Trois États conviennent de centraliser les importations de charbon via CIL

Economie

Répondant à la lettre du ministère de l’Énergie (MoP) adressée à tous les producteurs d’énergie thermique leur demandant d’indiquer leurs besoins en matière d’importation de charbon pour le mélange, trois États – Gujarat, Madhya Pradesh et Andhra Pradesh – ont jusqu’à présent donné leur approbation.

L’approbation vient au verso de la lettre du MoP à tous les États ainsi qu’aux producteurs d’électricité indépendants (IPP) le 28 mai indiquant que Coal India importerait du charbon pour le mélanger sur une base de gouvernement à gouvernement (G2G) et fournirait aux centrales thermiques de les producteurs d’État et les producteurs d’électricité indépendants (IPP) sur la facturation composite avec le charbon domestique.

Le ministère avait également conseillé aux producteurs d’évaluer leurs besoins en charbon importé pour l’ensemble de l’exercice 2022-23 et de l’informer d’urgence. Il a également indiqué que les appels d’offres en cours par les producteurs d’État et les IPP pour l’importation de charbon pourraient être suspendus en attendant la découverte des prix par CIL via la route G2G afin de se procurer du charbon au moins taux possible.

S’adressant à FE, un responsable a déclaré que le ministère attendrait quelques jours après la date limite de mardi pour que les autres États répondent, après quoi Coal India commencerait le processus d’approvisionnement en charbon. « Nous attendrons quelques jours que les autres États compilent leurs exigences et nous recontactent », a-t-il déclaré, ajoutant que si CIL prend des dispositions pour importer le carburant, il n’est pas obligatoire pour les États d’accepter ce processus. « Les États sont libres d’importer eux-mêmes du charbon, s’ils le souhaitent. La raison pour laquelle le CIL a été enrôlé était que de nombreux États ont suggéré que l’importation de charbon n’était pas leur domaine d’expertise et que de multiples appels d’offres d’importation de charbon par les États conduiraient à une confusion. Ils avaient cherché un approvisionnement centralisé via Coal India », a-t-il déclaré.

Cependant, bien que ce processus ait définitivement soulagé les États, certains comme l’Uttar Pradesh et le Rajasthan ne sont toujours pas en mesure de répondre à l’appel, car la clause stipulant que l’approvisionnement se fera à prix coûtant majoré avec un frais administratifs, semble prohibitif pour eux.

« Bien que l’achat de charbon importé auprès de CIL nous enlèvera beaucoup de charge sur la fin des processus, car cela signifierait que nous n’avons pas à entrer dans l’appel d’offres, la négociation et d’autres détails, il reste encore la question de savoir qui paiera le prix. facture sur le coût supplémentaire que le charbon importé entraînerait », a déclaré un responsable de l’Uttar Pradesh sous couvert d’anonymat, ajoutant qu’à moins que le gouvernement ne décide de donner un laissez-passer, l’Uttar Pradesh Power Corporation (UPPCL) ne serait pas en mesure de donner un laissez-passer. le feu vert pour l’importation de charbon, qui est au moins cinq fois plus cher que le charbon domestique, pour ses producteurs. « La seule autre alternative pour les États-Unis serait de subir des coupures de courant planifiées », a-t-il déclaré.

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Le ministre en chef du Rajasthan, Ashok Gehlot, s’était également récemment adressé à Twitter pour dire que l’importation de charbon entraînerait un fardeau supplémentaire d’environ 1 736 crores de roupies. Il avait également exhorté le Centre à renoncer à la directive de mélange obligatoire de 10 %.

Pendant ce temps, l’organisme de recherche indépendant Center for Research on Energy and Clean Air (CREA) a rapporté que l’Inde semble se précipiter vers une autre crise énergétique en juillet-août en raison d’une demande d’électricité plus élevée et d’un stock de charbon inférieur à ce qu’il faut dans les centrales thermiques. « Si les stocks de charbon ne sont pas reconstitués à des niveaux adéquats avant la mousson de cette année, le pays pourrait se diriger vers une nouvelle crise énergétique en juillet-août 2022 », indique le rapport.

Selon un rapport quotidien sur le charbon de la Central Electricity Authority (CEA), sur un total de 173 centrales thermiques dans le pays, pas moins de 101 centrales avaient des stocks critiques au 30 mai. Parmi celles qui avaient des stocks de charbon inférieurs aux normes, 35 appartenaient à aux services publics d’État, neuf à NTPC et à ses coentreprises et 40 à des IPP. Neuf autres appartenaient à des centrales à charbon importées, tandis que huit centrales ne sont actuellement pas en activité.

Selon les données de Power System Operator Corporation (POSOCO), la demande de puissance maximale satisfaite le 30 mai était de 201,79,20 GW, la demande maximale provenant des régions du nord et de l’ouest, avec respectivement 63215 MW et 63920 MW, suivie de la région de l’est. à 3042 MW et 24418 MW de la région sud. Le ministère de l’électricité prévoit un pic de demande encore plus important en août 2022 à 215 GW.

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