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Production de l’électricité : la fiabilité du charbon remise en question

Shamshir Mukoon, directeur par intérim du CEB rappelle que la tendance est de privilgier le Gaz Naturel Liquéfié.

C’est la grise mine pour la production de l’électricité à partir du charbon qui connaît quelques difficultés. Or, cette source d’énergie constitue environ 40% de notre production totale. 

Ce sont les ‘Independent Power Producers’ (IPP) qui utilisent essentiellement cette source d’énergie pour la production de l’électricité. Tout en soulignant que ses confrères et lui contribuent à hauteur de 55% dans la production énergétique, un IPP explique : « Nous combinons l’utilisation de la bagasse et du charbon pour faire tourner nos centrales. Pendant six mois, ces centrales fonctionnent à la bagasse, soit durant la période de coupe. Les six mois restants, pour que les centrales ne restent pas inactives, elles roulent au charbon. » 

Sauf que ces IPP se retrouveraient confrontés à au moins deux défis majeurs. Le premier concerne l’importation du charbon. « Ceux dont les centrales roulent aussi au charbon éprouvent de plus en plus de difficultés à trouver une compagnie d’assurance qui voudrait bien prendre en charge le transport du charbon par voie maritime car il y a, à l’international, une sorte d’embargo sur le charbon », indique-t-il. 

Hausse inédite dans la demande

Ensuite, ces IPP peineraient à trouver le financement nécessaire pour effectuer des investissements. « Des banques ne veulent plus financer des projets pour la production énergétique où l’utilisation du charbon est nécessaire. Ce qui fait que des sociétés qui veulent entreprendre des investissements additionnels ou des sociétés qui veulent se lancer dans cette voie, peinent à le faire car elles n’arrivent pas à obtenir le financement nécessaire pour l’implémentation de projets de ce type. » 

Toutefois, force est de constater que la production de l’électricité à partir du charbon contribue à hauteur d’environ 40% dans le bouquet énergétique au même titre que le diésel. Il y a aussi deux autres éléments qu’il faut aussi tenir compte. Le Central Electricity Board (CEB) se retrouve confronté à une hausse inédite dans la demande. La barre des 500 mégawatts a été franchie pour atteindre 507,2 mégawatts en décembre dernier.

«Vers le Gaz Naturel Liquéfié»

Pour sa part, Shamshir Mukoon, directeur par intérim du CEB, souligne : « Certes, la capacité de production actuelle est de 610 mégawatts. Il faut cependant prendre en considération que toute machine mécanique et électrique a une probabilité de panne. Sans compter qu’il faut aussi prévoir la maintenance de ces machines. Il faut donc savoir comment jongler avec tout cela tout en répondant à la demande des abonnés. » 

Aussi, il y a la volonté de ce gouvernement d’augmenter la part des énergies renouvelables à 35% dans le bouquet énergétique. Shamshir Mukoon ajoute : « Il faut donc remplacer la capacité de charbon qui est en train de ‘phase out’, trouver une alternative plus propre tout en offrant une capacité de production ferme. La politique internationale tend à pousser vers le Gaz Naturel Liquéfié. Il faudra faire d’importants investissements, mais on ne fait pas d’omelette sans casser des œufs. » 

Ce qui ramène une nouvelle fois le projet de turbine à gaz sur le tapis. « Le Combined Cycle Gas Turbine a une efficience de 60% comparativement à une turbine à charbon dont l’efficience est de 35%. Le Liquified Natural Gas (LNG) est plus sûr et propre », soutient-il.

Contrats des IPP revus : Vers une baisse des tarifs ?

Actuellement, le CEB revoit les contrats qui le lient avec les IPP. Le CEB mise sur un prix d’achat plus bas. Ce qui pourrait avoir un impact sur le tarif de l’électricité.

Le CEB a renouvelé son contrat avec Alteo pour trois années supplémentaires (2018- 2021). S’ensuivra celui de Terragen qui expire cette année. En 2025, ce sera au tour de CTDS (Saint-Aubin), puis d’Omnicane en 2027. « Dans le passé, nous avons signé un contrat à durée déterminée avec les IPP, précise Shamshir Mukoon, le directeur par intérim du CEB. D’où ces négociations au fur et à mesure que ces contrats arrivent à terme. » Il explique que le CEB table sur un prix d’achat plus bas que celui convenu au départ. « Au début, nous devions tenir compte du montant des investissements effectués par ces IPP. Des dépenses conséquentes qu’ils ne doivent plus entreprendre à ce stade. C’est du moins une raison d’estimer que le prix d’achat doit être plus bas. » 

Est-ce que les abonnés du CEB bénéficieront de cette baisse à travers des tarifs revus à la baisse ? Shamshir Mukoon répond que cela relève de la prérogative de l’‘Utility Regulatory Authority’ qui, tenant compte de tous les paramètres nécessaires, fera une recommandation en ce sens ou pas.

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