Projet de turbines à gaz du CEB : le choix du partenaire divise le gouvernement

Le projet de turbines à gaz (Combined Cycle Gas Turbine) du Central Electricity Board (CEB) pour la production de 80MW d’électricité piétine. L’Hôtel du gouvernement serait divisé quant à l’option de privilégier dans le cadre de l’acquisition de ces turbines. En attendant, la pression énergétique sur le CEB s’accentue. 

Le Premier ministre, Pravind Jugnauth, et le Premier ministre adjoint, Ivan Collendavelloo, ne sont pas sur la même longueur d’onde au sujet du mode de partenariat pour le Central Electricity Board (CEB) pour le projet des turbines à gaz. C’est ce qu’indique une source à l’Hôtel du gouvernement. D’un côté, il y a ceux qui estiment qu’il y a un besoin pressant pour l’acquisition de ces turbines à gaz et que le CEB doit poursuivre avec les procédures d’acquisition déjà enclenchées. De l’autre, il y a ceux qui contemplent l’option G2G, soit en sollicitant un pays étranger pour l’implémentation du projet. Le pays choisi pourra aussi être appelé à fournir du Gaz Naturel Liquéfié (LNG) sur une durée déterminée  

En attendant, le CEB se retrouve suspendu à une décision du ministère des Finances. Ce dernier doit donner son aval pour que le CEB puisse contracter un emprunt dans le cadre du financement de ce projet, dont le coût total est estimé à quelque Rs 7 milliards. En fait, pour la phase 1 du projet des turbines à gaz, environ Rs 4 milliards seront nécessaires. Le CEB, selon nos informations, est disposé à débourser jusqu’à Rs 2,8 milliards dans le cadre de la première phase. Pour ce qui est des Rs 1,2 milliard restantes, le CEB envisage de contracter un emprunt. Or, cet emprunt doit obtenir l’aval des Finances, selon une circulaire émanant de ce ministère. 

Sauf que, selon un membre du Conseil d’administration du CEB, les Finances feraient la sourde oreille. « Le CEB a formulé une demande auprès de ce ministère afin d’obtenir son approbation pour l’emprunt, comme indiqué dans la circulaire. Cette demande a été suivie de plusieurs rappels, dont le dernier remonte à un peu plus d’un mois. Mais c’est silence radio », fait ressortir notre interlocuteur.  

Aucune indication claire n’a été donnée par le ministère au CEB pour que l’organisme puisse décider de la marche à suivre. Il prend en exemple le cas de CT Power, un Independent Power Producer (IPP) qui proposait de produire 100MW d’électricité à partir du charbon à Pointe-aux-Caves à Albion. Au final, dit-il, le gouvernement avait, en 2015, décidé de faire une croix dessus car le projet s’était heurté à de vives contestations de la part de la société civile, notamment pour la pollution que ce projet aurait engendrée. « Au moins là, il était clair pour tout le monde que le projet de CT Power avait été enterré. Mais dans le cas de la turbine à gaz, ils ne disent pas oui, et ne disent pas non, non plus. Ce qui laisse planer le doute, sachant que la turbine à gaz est un projet sur lequel le Conseil d’administration travaille depuis trois ans déjà. There is ‘no clear strategic & policy decision’ », souligne-t-il.   

Pression énergétique

En attendant, la pression énergétique sur le CEB s’accentue. Selon un ingénieur de l’organisme, celui-ci doit aujourd’hui composer avec deux défis majeurs. Primo, une demande croissante de l’ordre de 2 % à 3 % chaque année. 

« La production énergétique, combinant celle du CEB et des IPPs, tourne autour de  550MW alors que la consommation a presque atteint les 500 MW. Ce qui laisse une marge de 10 % pour pouvoir faire face à une éventuelle panne ou encore pour assurer la maintenance des centrales », dit-il. À cela, notre interlocuteur indique qu’il faut ajouter les gros projets en chantier, notamment le Metro Express qui nécessitera 11MW une fois qu’il sera pleinement opérationnel et l’avènement des Smart Cities, entre autres. 

Secundo, le CEB doit faire face à un vieillissement de ces centrales. « Une centrale est conçue avec une durée de vie de 20 ans. Avec une bonne maintenance, nous pouvons la repousser jusqu’à 25, voire 30 ans. Sauf que plusieurs de ces centrales entament leur fin de vie », dit-il. L’ingénieur avance que Fort George, qui génère 130 MW, compte 25 années au compteur et trois autres turbines sont âgées de plus de 30 ans et il faut, selon l'interlocuteur les remplacer. 

Ce qui accentue, selon l’ingénieur, le risque de panne de ces machines. « Il y a bien des générateurs mais les pannes sont quasi quotidiennes. Si plusieurs de ces machines venaient à tomber en panne simultanément, ce sera un problème », explique-t-il. Il veut toutefois pas se montrer alarmant et balaie d’un revers de main toute spéculation autour d’un risque de black-out.