● Patrick Assirvaden soutient qu?avec les contrats signés entre le CEB et les Independent Power Producers (IPP), tous les risques sont pour le CEB et que toutes les garanties, tous les avantages et les profits sont pour vous?

Ce n?est pas exactement comme ça que sont les choses. Ces contrats sont des partenariats public-privé. C?est une pratique qui existe dans le monde entier. Il ne faut pas oublier que ces contrats ont quand même été le fait de négociations. C?est le CEB qui a soumis le premier draft du contrat, avec déjà une attribution des risques. Pour les conseiller, ils avaient retenu les services d?un cabinet d?avocats de renommée mondiale. Il y a des risques qui sont partagés. S?il est vrai que certains risques sont totalement pris par le CEB, d?autres risques sont totalement pris en charge par les producteurs que nous sommes.

● Quels sont ces risques que vous, producteurs, prenez à votre charge ?

Il y a d?abord un risque en ce qui concerne la construction de la centrale. Il y a des délais de construction. Nous devons les respecter car le planning national en matière de fourniture d?énergie en dépend. Si nous dépassons ces délais, nous devons nous acquitter d?importantes pénalités. Il y a également des dépenses supplémentaires qui viennent s?ajouter en période de construction. Il y a des choses qui sont imprévisibles et qui sont pour le producteur. Quand nous avons construit la centrale de Savannah, l?investissement total était de l?ordre de Rs 4 milliards, dont une partie importante en devises étrangères. Notamment en euros. Nous avons eu à trouver, pendant la période de construction, Rs 65 millions pour payer, entre autres, la turbine et la chaudière. A cette époque-là, il y avait une pénurie de devises sur le marché. Nous avons dû en acheter des banques. Certaines fois, les devises n?étaient pas disponibles, donc nous avons dû emprunter aux banques pour pouvoir payer les fournisseurs. Le surcoût pour cette opération s?est monté à Rs 120 millions. Nous avons assumé cette somme à 100 %. Ce ne sera jamais répercuté sur les tarifs. Jamais repassé au CEB. Pendant la période de construction, il y a aussi le prix des matériaux qui monte. Celui du fret également. Nous avons aussi des exigences de performance. Normalement, nous devons fournir 1 kilowattheure (kWh) d?énergie avec 539 grammes (g.) de charbon. Nous n?y sommes pas encore arrivés. Nous en sommes à 560 g. Cette surconsommation de charbon est à100 % pour nous. Jusqu?à présent, cette surconsommation nous a coûté Rs 25 millions. Nous devons également nous acquitter de pénalités si nous n?avons pas la performance requise au moment voulu.

?Quand on parle des risques de performance, il faut savoir que quand on s?engage sur 20 ans,(?) il y a des risques de détérioration du matériel et par conséquent, une baisse possible de performance.?

● Patrick Assirvaden dit que ces pénalités sont ?minimes? et ? en déphasage total avec les réalités économiques du jour ? ?

Ces pénalités ?minimes?, ont été négociées avec les techniciens du CEB. Des techniciens de haut calibre conseillés par des avocats de renommée mondiale? Les pénalités varient selon l?heure à laquelle la centrale sort du réseau. Ce sont des pénalités classiques pour ce genre de contrat là. De plus, en cas de panne, en sus des pénalités, nous devons réparer la centrale et retourner sur le réseau. Et nous ne sommes pas payés, car nous ne fournissons pas d?énergie. Pendant ce temps-là, les intérêts continuent à rouler à la banque. Quand on sait qu?il peut y avoir des délais de 18 mois pour certaines pièces et qu?une panne peut mener une entreprise à la faillite, c?est loin d?être ?minime?. Il ne faut pas négliger le fait que si nous descendions sous 8 000 heures de présence par an sur le réseau, le contrat peut-être résilié. Nous pouvons alors nous retrouver avec un investissement de Rs 4 milliards sur les bras, et plus de contrat. S?il n?y a pas de performance, il n?y a aucune garantie.

● Vous considérez normal que les risques d?une hausse du prix du charbon soient assumés par le CEB ?

Nous nous engageons sur 20 ans. Quand on sait que le charbon peut-être à 40 dollars une semaine et à 80 dollars la semaine suivante, il est impossible que nous prenions le risque associé au charbon sur notre dos. On ne peut pas estimer le marché sur 20 ans et venir intégrer ça? C?est inefficient. Le projet est financé à 20 % par des investisseurs et à 80 % par des banques internationales. Le projet n?est pas finançable s?il faut take on board ce risque-là sur 20 ans. C?est difficile à dire, mais quand ça monte comme ça, le CEB a la possibilité d?ajuster ses tarifs. Nous, qu?est-ce qu?on fait ? En six mois, nous pouvons faire faillite dans ces conditions-là... Quand on parle des risques de performance, il faut savoir que quand on s?engage sur 20 ans, après un certain temps, il y a des risques de détérioration du matériel et par conséquent, une baisse possible de performance.

Le CEB nous a passé, à juste titre, ce risque-là et nous l?assumons. C?est le genre de risque que nous pouvons assumer. Ce sont des risques qui sont des stimulateurs d?accroissement de performance. En prenant ce genre de risque à notre charge, nous nous devons d?être le plus performant possible.

● Quand Patrick Assirvaden dit qu?en 2003, l?implantation de la centrale thermique du Sud (CTDS) n?aurait pas dû se faire, vous répondez quoi ?

CTDS a été le premier contrat sujet à un appel d'offres pour la production d?électricité. Nous étions en concurrence avec d?autres. Des groupes sucriers, mais également des non-sucriers. Notre projet a été choisi après une analyse en toute transparence. CTDS était, et est, un projet beaucoup plus avantageux pour le CEB. Sinon, pourquoi aurions-nous été choisis ? Si le projet Suzor, qui fonctionnait à l?huile lourde, avait été choisi, le prix du kWh aurait été nettement supérieur à celui que CTDS fournit. CTDS fournit un des kWh les plus bas du marché : moins de Rs 3. Faire une centrale à charbon dans le sud n?est pas une aberration. Si nous avons pris la décision de nous implanter dans le sud, c?est pour que le réseau soit équilibré.

Dans le passé, avec la concentration dans le nord, il y avait plus de 10 % de perte sur le réseau. Maintenant que le réseau est équilibré, l?économie faite est nettement supérieure au coût du transport. D?autant plus qu?avec la réforme, St.-Aubin va fermer. Si nous avions fait une centrale bagasse-charbon, nous aurions fait certaines installations pour rien.

● On parle de profits astronomiques?

En 2007, c?est la première fois que les actionnaires de CTDS ont perçu des dividendes. Rs 50 millions. Il est toutefois vrai que si aujourd?hui les dividendes sont de l?ordre de 9,8 % sur la production, cela va s?améliorer dans le temps, pour tourner autour de 17 ou 18 %.

● Le président du CEB soutient qu?aucun sucrier n?est d?accord pour renégocier certaines clauses de ces contrats?

Pour ma part, personne ne m?a contacté en ce sens. Il y a une certaine flexibilité de notre part, mais nous ne pouvons pas revenir sur certaines clauses, comme celle du prix du charbon. Si nous devions prendre ce risque à notre charge, nous ne ferions pas le projet. De plus, si ces contrats étaient renégociés, cela mettrait à mal certains financements internationaux? Preuve de notre bonne foi : nous sommes en négociations avec la Banque mondiale pour obtenir des Carbon Credits. Carbon Credits auxquels nous avons droit parce que nous utilisons de la bagasse, une énergie renouvelable, à Savannah. Si nous l?obtenons, à peu près 2 millions de dollars, nous nous sommes engagés à remettre la quasi-totalité au CEB. Nous avons, avec le CEB, une relation commerciale basée sur le respect mutuel.