Le réseau hydroélectrique du Cameroun peut alimenter un acier bas carbone si les gros consommateurs obtiennent une fourniture ferme, des tarifs clairs et du gaz

Conclusions principales

1. L’énergie détermine la compétitivité de l’acier électrique. La phase 1 de RC-1 consommerait environ 0,96 MWh d’électricité par tonne de barres et de fil machine à la valeur de planification de 450 kWh par tonne d’acier liquide au four, et environ 1,0 MWh à la valeur haute de planification d’environ 490 kWh, avec 30 % de fer de réduction directe dans la charge. Aux références de prix observées au Cameroun, cela représente 30 à 170 USD par tonne, soit un écart d’environ 140 USD, équivalent à près d’un cinquième du prix à l’exportation du rond à béton (620 à 630 USD FOB le 3 octobre 2026) [S07][S09].
2. Le réseau est bas carbone et repose sur l’hydroélectricité. L’hydroélectricité a produit 89,6 % des 8 119,9 GWh du Cameroun en 2025 [S01]. Avec environ 226 g CO₂e/kWh en 2024, le réseau émet moins de la moitié de la moyenne mondiale (471 g) et environ un tiers du réseau indonésien (680 g), alors que l’Indonésie était l’origine de 78 % des importations camerounaises de billettes en 2023 [S10][S11].
3. La capacité n’est pas une fourniture ferme. Le Cameroun disposait de 2 033 MW installés pour une pointe de 1 278 MW en 2025 [S01], et pourtant 150 MW de demande industrielle restent non servis jusqu’à l’achèvement de la ligne d’évacuation 400 kV de Nachtigal, désormais attendu en novembre 2026 [S02]. La centrale à gaz de Kribi a fonctionné à environ 30 % de sa capacité, et Nachtigal a produit 28 % de moins que prévu en raison de l’hydrologie [S01].
4. Il n’existe aucun tarif publié pour les gros consommateurs. Les tarifs réglementés s’arrêtent à 10 MW [S03]. Les contrats HT historiques ont été facturés en moyenne 18,4 FCFA/kWh en 2025, la tranche MT la plus élevée coûte environ 43,7 FCFA/kWh tout compris en 2026, et la moyenne reflétant les coûts calculée par le régulateur s’établit à 105,46 FCFA/kWh [S01][S03][S04]. Un prix fondé sur les coûts pour une fourniture HT ferme en base se situerait à environ la moitié de la moyenne du système, avant le coût de la fermeté (dérivé).
5. La structure tarifaire compte autant que le niveau. Avec un tarif binôme (prime fixe et terme d’énergie), une charge de FAE ayant le profil de la phase 1 de RC-1 paierait environ 32 % de plus par kWh qu’une charge plate consommant la même énergie (dérivé de [S03]). Les pas de mesure, la rémunération de la charge programmée hors des pointes et les règles relatives à l’énergie réactive doivent être explicites.
6. Un FAE exige un raccordement robuste et sa propre compensation. Une évaluation préliminaire simplifiée indique qu’un four équipé d’un transformateur de la classe 30 à 33 MVA requiert environ 4 000 à 7 000 MVA de puissance de court-circuit au point de raccordement pour maintenir le papillotement (flicker) sous le niveau de planification HT, ou environ 2 000 à 3 500 MVA avec un compensateur statique de puissance réactive (SVC) (dérivé ; données d’entrée de [S12][S13]). Un départ 30 kV serait trop faible ; une travée 225 kV dédiée est nécessaire.
7. La nouvelle alimentation 225 kV de Kribi peut porter la phase 1. La ligne à double terne de 42 km partant de la centrale à gaz de Kribi et le poste 225/30 kV (3 × 60 MVA) du port offriront d’abord 100 MW, puis 330 à 400 MW, avec une mise en service prévue fin 2026 [S14][S15]. Les 100 premiers MW sont partagés par tous les usagers de la plateforme portuaire. La phase 1, avec 55 MVA de puissance maximale appelée, en prendrait environ la moitié ; l’usine de 1 Mt/an, à environ 160 MVA, nécessite l’étape ultérieure [S07].
8. Le départ du FLNG a modifié l’équilibre gazier. Environ 95 % des 75,5 bcf de gaz du Cameroun sont allés au GNL en 2025 [S05]. L’unité étant partie depuis juillet 2026 [S16], les usages intérieurs plausibles à Kribi atteignent environ 20 à 36 bcf par an (dérivé). L’inconnue déterminante est la réserve certifiée restante du champ de Sanaga Sud, qui n’est pas publique [S17].
9. Le gaz pour la réduction directe est abordable, mais pas encore disponible à des conditions finançables. Un module DRI de 1 Mt/an aurait besoin d’environ 8,4 à 9,1 bcf par an, près du double de ce qu’a consommé la centrale de Kribi en 2025. Aux prix de 2025, d’environ 3,2 USD/Mscf (secteur électrique) et 5,0 à 5,6 USD/Mscf (industrie) [S05], le gaz coûterait 27 à 51 USD par tonne de DRI, contre 340 à 370 USD la tonne pour le fer briqueté à chaud (HBI) négocié en mars 2026 [S18] (dérivé). Les réserves, une formule de prix et des boulettes de qualité DR sont les contraintes.
10. Pour l’acier, l’énergie renouvelable qui compte est l’hydroélectricité, non le solaire. Une centrale solaire à Kribi produirait environ 1 335 kWh par kWc et par an [S19] ; 50 MWc couvriraient environ 23 % de l’électricité de la phase 1, mais rien de sa charge nocturne. Un approvisionnement hydroélectrique contractualisé, déclaré selon la méthode fondée sur le marché, pourrait ramener les émissions de périmètre 2 près de zéro et rapprocher l’usine des seuils de l’acier à faibles émissions (dérivé de [S20]).