Production électrique

Compagnie Thermique Sud (Ctds)

Maurice ne peut plus raconter son électricité sans les IPP : dans le Sud, la structure issue de la Compagnie Thermique du Sud (CTDS) — aujourd’hui ramassée sous le parapluie Omnicane et avec la minorité Albioma — tient un bloc de 35 MW au bord de la mer de Chine.

**« Saint-Aubin : 35 MW où Maurice voit son charbon d’entrecoupe. »**

À propos de Compagnie Thermique Sud (Ctds)

1. Modèle économique

CTDS est avant tout un producteur indépendant sur contrat : l’électricité est vendue au Central Electricity Board via un Power Purchase Agreement — le Global Energy Monitor rappelle la signature octobre 2005 après désignation de CTDS en mai 2003. La logique industrielle est celle d’une thermique charbon/bagasse en cogénération : la rémunération dépend du régime tarifaire négocié avec le CEB ; Business Magazine précise que, pour CTDS et Savannah, le panier n’est pas un « take-or-pay » classique mais un « part tariff model » — alors que d’autres IPP restent sur des achats obligateurs plus rigides.

Côté chiffrage exploitable, la fiche implantation Saint-Aubin d’Albioma affiche 35 MW installés et 196 GWh produits en 2022 ; le projet historique est chiffré à ≈50 M$ sur Power Technology. Chiffre d’affaires consolidé de CTDS seul, marge nette et bilan complet : non trouvés dans les bases publiques usuelles au moment de la rédaction — on reste sur une structure de holding industrielle (Omnicane / véhicules « Thermal Energy ») plutôt que sur une « corporate » cotée dédiée.

2. Impact réel

L’impact climat se lit à deux échelles. Localement, la centrale brûle la bagasse quand la canne le permet et bascule sur le charbon hors saison — schéma classique des îles sucrières, décrit côté Albioma sur la page Saint-Aubin. Nationalement, le mix reste très fossile : Business Magazine — article décembre 2020 mais toujours cité dans les débats de politique énergétique — table sur une part de bagasse à 17 % en 2025 (contre 16 % en 2010) et un charbon à 43 % « actuellement » dans le texte, avec annonce de légère baisse. Les IPP y sont dits porter ≈60 % des besoins. Autrement dit : la « couleur carbone » de CTDS n’est pas un détail de gouvernance locale ; elle s’inscrit dans une économie insulaire encore très charbon-dépendante, en dehors du périmètre PPE français ou des fiches ADEME hexagonales.

3. Innovations / partenariats

Le « tech story » n’est pas la rupture digitale mais la turbine au bon carburant : la fiche projet Power Technology positionne l’actif comme CHP charbon/biomasse (35 MW, mise en service 2005). Partenariat structurant : la présence Albioma (héritière de Séchilienne-SIDEC, 25 % dans la narration historique de Power Technology) rattache Saint-Aubin à la feuille de route biomasse du groupe — en tension avec la réalité charbon d’inter-saison. Côté gouvernance capitalistique récente, Global Energy Monitor décrit désormais Omnicane Thermal Energy Operations (OTEO) Saint-Aubin Ltd comme opérateur détenu conjointement par OTEO, Albioma et le Sugar Investment Trust — la cartographie ayant bougé depuis le consortium CTDS des années 2000.

4. Greenwashing / zones grises

Première zone grise chiffrée : la part charbon du bouquet national (43 % « actuellement » dans Business Magazine, objectif 2025 pour la bagasse à 17 %) crée un décalage brutal avec le storytelling « renouvelable » des groupes partenaires : on parle biomasse résiduelle saisonnière, pas d’une découverte du zéro fossile. Deuxième tension documentée : Mauritius Times (« CEB’s red alert », 2025) fustige l’opacité des IPP, les marges peu lisibles et le take-or-pay — régime dont CTDS se démarque sur le papier, mais l’article montre la défiance systémique envers le modèle IPP tout court. Troisième signal daté 2026 : The Meridian décrit une pression sur les stocks de fioul lourd (HFO) et une fenêtre jusqu’à avril 2026 — rappelant que la vulnérabilité énergétique mauricienne est logistique et géopolitique, pas seulement « bas-carbone vs charbon ».

5. Positionnement stratégique

Le Saint-Aubin n’est pas un actif périphérique : c’est un Maillon Sud dans un réseau où les producteurs privés pèsent massivement (Business Magazine, ~60 %). Global Energy Monitor note que le PPA devait expirer en 2025 ; le même suivi public rapporte, sur base Omnicane 2024 puis mi-2025, des négociations de prolongation « bien avancées » avec accord formel attendu dans les mois suivants — autant de lignes rouges pour tarif biomasse vs charbon, clause de pass-through, et durée dans un pays sous stress combustible (The Meridian). La « priorité » annoncée par Omnicane (conversion biomasse) est reprise par GEM (avril 2024, propos du PDG) ; la question est qui paie la capex de la conversion et comment le CEB répercute la facture.

Verdict WattsElse

CTDS n’est pas une énigme comptable ; c’est un contrat et une chaudière : tant que l’île importe charbon pour tenir l’hiver canne, Saint-Aubin demeure le symptôme d’un système IPP-central où Albioma vend le futur vert et Maurice vit encore le gris — avec, au milieu, le CEB pris entre pression tarifaire et horloge des approvisionnements de 2026.

Sources : gem.wiki · business-magazine.mu · albioma.com · power-technology.com · mauritiustimes.com · themeridian.info

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