Électricité: comment éviter le black-out
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La production d’électricité augmente année après année. Une situation qui, selon les observateurs, pourrait donner lieu à un black-out, notamment s’il y a une forte hausse de la demande émanant des industries. Les autorités soutiennent toutefois que nous avons un filet de protection jusqu’en 2016.
En 2012, la quantité d’électricité produite par le Central Electricity Board (CEB) et les producteurs indépendants (IPP) a crû de 2,4 %, passant de 2 730 GWh en 2011 à 2 796 GWh en 2012. La demande d’électricité de pointe (Peak Power Demand) a atteint 430,1 MW en 2012 contre 412,5 MW en 2011, ce qui représente une hausse de 4,3 %. Quant à la vente de l’électricité par le CEB, elle a connu une hausse de 3 %, passant de 2 228 GWh en 2011 à 2 294 GWh en 2012.
En novembre dernier, le ministre de l’Énergie, Rashid Beebeejaun, annonçait à l’Assemblée nationale que la demande de pointe en 2013 serait de 447 MW et de 461 MW en 2014. « La capacité effective de production pour 2013 et 2014 est de 565 MW. Avec une prévision de 447 MW en 2013 et 461 MW en 2014, la ‘Safety Reserve Capacity Margin’ (RCM) est de 118 MW et de 104 MW respectivement. Cela prend en compte une réduction de 60 MW sur la maintenance et de 37 MW en cas de panne sur la plus grande machine », avait-il déclaré.
Menace imminente ?
Une réponse qui fâche l’Opposition parlementaire. Pour Joe Lesjongard, président de la commission énergétique du MMM, le risque d’un black-out est bien réel pour Maurice. Une situation qui pourrait surgir à tout moment. La centrale au charbon de CT Power annoncée en 2015-2016 devait à l’origine fournir le réseau du CEB à partir de cette année, soutient-il. Avons-nous vraiment d’un filet de protection ? se demande-t-il.
« Nous sommes en train de pallier ce manque en augmentant la production de la centrale de Fort Georges. Nous n’avons pas vraiment de réserves. Les chiffres du CEB prennent en considération la performance de la centrale de Saint-Louis, dont les cinq moteurs Pielstick ont dépassé leur durée de vie normale et peuvent lâcher prise à tout moment », prévient le parlementaire.
En effet, dans son Integrated Electricity Plan (IEP) 2013-2022, le CEB souligne que ces moteurs « have exceeded, by far, their normal operating life. These engines not only run inefficiently, but are also becoming problematic for the CEB in terms of environmental compliance ».
Plan de développement du CEB
Déjà en juillet 2010, Rashid Beebeejaun soulignait ce fait à l’Assemblée nationale. Il insistait toutefois qu’il n’y a pas de risque d’un manque dans la capacité éner-gétique avant 2016 : « The Pielstick engines at the St Louis power station will be decommissioned as they have already exceeded their economic life. With the current planning strategy of the CEB, there is no risk of any power shortage up to 2016. This takes into account current ongoing projects at Fort Victoria Power Station as well as the CT Power project. »
De l’avis de Joe Lesjongard, si nous n’avons pas eu de crise énergétique jusqu’ici c’est parce que les secteurs économiques ne tournent pas à plein régime. « Le CEB est mandaté par la loi à fournir de l’électricité au coût le plus bas. On se retrouve toutefois dans une situation de crise. Notre seule chance c’est que la croissance baisse. Notre économie opère en dessous de la moyenne. Nous sommes très mal barrés si nous enregistrons une augmentation de croissance importante ou si des investisseurs choisissent Maurice pour mettre en place rapidement des projets importants », observe-t-il.
Pour le secrétaire parlementaire privé et ex-président du CEB, Patrick Assirvaden, la question d’un black-out ne se pose pas, même en cas d’un développement économique accéléré. « Quand le projet Jin Fei et celui du village intégré à Highlands devaient prendre forme, il avait été convenu que le CEB allait mettre en place certaines mesures pour pouvoir assurer la fourniture. Le CEB a un plan de développement », souligne-t-il.
S’agissant de la question des réserves, il soutient que non seulement nous en avons suffisamment, mais nous avons aussi la capacité de les augmenter. « Ces réserves prennent en considération le déve-loppement futur du pays et sont amplement suffisantes pour aller au-delà de 2015-2016. La question de black-out ne se pose pas en termes de production. Elle se pose plutôt sur les incidents techniques sur le réseau », ajoute Patrick Assirvaden.
Pour Yan Hookoomsing, membre de la National Energy Commission, le vrai black-out est sur les faits. « L’Integrated Electricity Plan du CEB fait mention des moteurs Pielstick, mais rien n’est dit sur les moteurs Suzler de la centrale de Fort Georges qui ont connu des problèmes récemment, alors que le rapport prend en considération l’horizon 2022. Il y a nécessité de commanditer un rapport rédigé par un ingénieur indépendant sur la manière dont fonctionnent toutes les centrales du CEB », insiste-t-il.
Le rapport de la National Energy Commission remet en question la méthodologie consistant à calculer la Reserve Capacity Margin (RCM) sur la base de trois périodes: la saison hivernale de pointe (juin à octobre), la saison estivale de pointe (novembre-décembre) et la saison « off-crop » qui s’étend de janvier à mai. Le IEP, quant à lui, préconise un calcul uniforme sur toute l’année.
Yan Hookoomsing estime qu’un RCM de -0,5 % est toujours dans les normes. Réaliser un gros pourcentage loin de cette moyenne impliquerait un déficit ou un excédent de production qui suggère le gaspillage.
Afin d’optimiser la production, la NEC recommande que pendant la saison « off-crop », la maintenance soit calculée sur une moyenne de 90 MW au lieu de 60 MW, et l’hydroélectricité à 35 MW au lieu de 25 MW. « Ce qui nous donne une RCM de - 4,1 %en 2014, -7,1 % en 2015 et -14,8 % en 2016, sans prendre en considération la venue de CT Power. Avec le modèle IEP, qui prend en compte 50 MW et 100 MW en 2015 et 2016 respectivement venant de CT Power, nous nous retrouvons avec une RCM de 0 % en 2014, 4 % en 2015 et 5 % en 2016 », souligne Yan Hookoomsing.
Pour la période de pointe hivernale, la NEC recommande une maintenance moyenne de 50 MW au lieu de 60 MW et l’hydroélectricité à 15 MW au lieu de 25 MW. Ces mesures ramènent le RCM – sans compter CT Power – à 5,6 % en 2014, 2,5 % en 2015 et -6,2 % en 2016. Alors que le modèle de l’IEP fait état d’une RCM de -8 % en 2014, -6 % en 2015 et -4 % en 2016.
« Pour l’année 2014 et 2015, le modèle IEP démontre un manque critique en énergie, malgré les 50 MW additionnels venant de CT Power. Par contre, le modèle NEC parvient à pallier ce manque cela même sans CT Power », souligne le rapport.
S’agissant de la période de pointe estivale, la NEC propose une maintenance à 15 MW au lieu de 60 MW et l’hydroélectricité à 15 MW au lieu de 25 MW. Ce qui ramènerait la RCM à 2 % en 2014, -1 % en 2015 et -9 % en 2016.
Les chiffres de l’IEP montrent une RCM de -8% en 2014, -6 % en 2015 et -4 % en 2016 malgré la venue de CT Power. « Le modèle NEC souligne, quant à lui, le risque d’un black-out seulement en 2016. Afin d’éviter cela, la NEC recommande la mise en application de plusieurs mesures sur la période 2014-2016, ce qui ramènerait la RCM à -0,6 %, 2,2% et -0,4 % en 2014, 2015 et 2016 respectivement », observe Yan Hookoomsing.
Certaines des mesures préconisées par la Commission comprennent la revue du système de maintenance, l’optimisation de la production des IPP afin d’assurer une transition vers la biomasse, l’amendement de la législation pour permettre aux Small/medium-scale green electricity produ-cers de vendre à leur clientèle et la mise en application de plusieurs projets sous l’Energy Efficiency and Demand-side Management pendant les trois prochaines années. Au total, ces mesures permettront d’économiser au moins 30 MW d’électricité.
