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De la ressource minérale à la valeur industrielle

Livre blanc 05 · Annexe D · Édition française

Tableaux de données

Cette annexe présente les valeurs représentées dans chaque graphique de ce livre blanc, avec leurs unités, leur statut et leurs sources, afin que les lecteurs puissent vérifier ou réutiliser les chiffres sans les graphiques. Les mêmes valeurs sont publiées sous forme de fichiers de données avec l’édition web, et les graphiques en sont générés par script (annexe A). Les schémas sont résumés plutôt que présentés en tableaux. Les statuts suivent la convention de l’annexe A : sourcé, dérivé, hypothèse ou illustratif.

Lecture
13 min
Longueur
2 931 mots
Édition du
10 octobre 2026
Dans ce chapitre (11)
  1. D.1 Synthèse
  2. D.2 Chapitre 1, l’énergie dans l’économie de l’acier
  3. D.3 Chapitre 2, le système électrique camerounais
  4. D.4 Chapitre 3, tarifs et contractualisation
  5. D.5 Chapitre 4, qualité de l’électricité pour les FAE
  6. D.6 Chapitre 5, les infrastructures électriques de Kribi
  7. D.7 Chapitre 6, le gaz naturel
  8. D.8 Chapitre 7, le gaz pour la réduction directe
  9. D.9 Chapitre 8, énergies renouvelables et stockage
  10. D.10 Chapitre 9, un plan énergétique pour une aciérie électrique
  11. D.11 Chapitre 10, recommandations de politique publique

D.1 Synthèse

Tableau D.1 Données de la figure ES.1 : La phase 1 tient dans les 100 premiers MW, partagés, du poste du port ; 1 Mt/an exige son étape ultérieure (statut : dérivé)

Élément Valeur Unité Statut
RC-1, phase 1 (0,3 Mt/an), charge moyenne 36,1 à 37,7 MW prévu (dérivé)
RC-1, phase 1, puissance maximale appelée 55 (45 à 65) MVA hypothèse
RC-1, phases 1 et 2 (0,5 Mt/an), charge moyenne 52,7 à 55,4 MW prévu (dérivé)
RC-1, configuration complète (1 Mt/an), charge moyenne 94,1 à 99,5 MW prévu (dérivé)
RC-1, configuration complète, puissance maximale appelée 160 (130 à 190) MVA hypothèse
Poste du port, première étape, partagée par toute la plateforme portuaire 100 MW sourcé
Poste du port, étape ultérieure 330 à 400 MW sourcé
Centrale à gaz de Kribi, puissance installée 216 MW sourcé
Centrale à gaz de Kribi, production moyenne 2025 63,9 MW dérivé
Demande industrielle non servie au Cameroun, octobre 2026 150 MW sourcé

Sources : configuration de référence RC-1 de Cameroon Steel (estimation de planification) [S07], charges moyennes pour 450 à 490 kWh/t au four ; PAK [S14][S15] ; ARSEL 2025 [S01] ; Business in Cameroon, 9 octobre 2026 [S02].

D.2 Chapitre 1, l’énergie dans l’économie de l’acier

Tableau D.2 Données de la figure 1.1 : L’acier électrique à base de ferraille consomme 10 % à 40 % de l’énergie des filières au minerai (statut : sourcé)

Filière worldsteel, données 2024 (GJ/t d’acier brut) AIE 2019, énergie finale (GJ/t)
Haut fourneau-convertisseur (HF-BOF) 23,88 21,4
Réduction directe au gaz et four à arc électrique (DRI-FAE) 23,30 17,1
Ferraille et four à arc électrique (FAE à ferraille) 9,84 2,1

Sources : worldsteel [S34] ; AIE [S35].

Tableau D.3 Données de la figure 1.2 : La fusion est le premier poste d’électricité : 350 à 500 kWh par tonne d’acier liquide dans un four moderne (statut : sourcé)

Étape du procédé Bas Haut Valeur de planification RC-1 Unité Fondement
Fusion au FAE, référence de la SFI 347 500 450 (haute 490) kWh/t liquide SFI 2007
Fusion au FAE, aciéries de l’UE observées 404 748 s.o. kWh/t liquide BREF UE 2013
FAE à chargement continu de ferraille (une usine) 321 321 s.o. kWh/t liquide ICIT (Commission européenne)
Surconsommation du FAE à 100 % de DRI dans la charge 0 145 s.o. kWh/t liquide dérivé
Four-poche, coulée continue et auxiliaires 50 100 70 kWh/t liquide hypothèse
Chauffage des billettes par induction (phase 1) 150 400 300 kWh/t de billette hypothèse
Laminage (barres, fil machine, profilés) 70 140 110 kWh/t de produit SFI 2007
Électricité d’une unité de réduction directe 60 73 s.o. kWh/t de DRI Energiron

Sources : [S36][S37][S38][S39][S07] ; valeur haute dérivée (annexe A).

D.3 Chapitre 2, le système électrique camerounais

Tableau D.4 Données de la figure 2.1 : L’hydroélectricité a fourni les neuf dixièmes de l’électricité du Cameroun en 2025 (statut : sourcé)

Source GWh, 2025 Part ( %)
Hydroélectricité 7 272,4 89,6
Gaz naturel 559,7 6,9
Fioul léger 153,9 1,9
Solaire 67,2 0,8
Fioul lourd 66,7 0,8
Total 8 119,9 100,0

Source : ARSEL 2025 [S01].

Tableau D.5 Données de la figure 2.2 : Le Cameroun dispose de 755 MW de capacité au-delà de sa pointe, mais 150 MW de demande industrielle ne sont pas servis (statut : sourcé)

Élément Valeur Unité Statut
Puissance installée, 2025 2 033 MW sourcé
dont hydroélectricité (69,5 % de la puissance) 1 413 MW dérivé
Pointe de la demande, 2025 1 278 MW sourcé
Demande industrielle non servie, octobre 2026 150 MW sourcé
Nachtigal, hydro (420 MW) : prévu 2025 2 875,9 GWh dérivé
Memve’ele, hydro (211 MW) : prévu 2025 243,2 GWh dérivé
Kribi, gaz (216 MW) : prévu 2025 1 031,2 GWh sourcé
Nachtigal, hydro (420 MW) : réalisé 2025 2 070,7 GWh sourcé
Memve’ele, hydro (211 MW) : réalisé 2025 557,0 GWh sourcé
Kribi, gaz (216 MW) : réalisé 2025 559,7 GWh sourcé

Sources : ARSEL 2025 [S01] ; décision prévisionnelle 2025 de l’ARSEL [S63] ; Business in Cameroon [S02].

Tableau D.6 Données de la figure 2.3 : Kribi se trouve à l’extrémité sud du réseau Sud, à dominante hydroélectrique (statut : sourcé)

Centrale ou élément Type (attribut OSM) Puissance (MW) ou nombre
Song Loulou hydraulique 384
Edéa hydraulique 276
Nachtigal hydraulique 420
Memve’ele hydraulique 211
Centrale à gaz de Kribi (KPDC) gaz 216
Dibamba fioul 86
Limbé fioul 85
Logbaba gaz 30
Tronçons de ligne haute tension cartographiés (225 ou 220 kV) 54
Autres tronçons de ligne cartographiés 61

Source : contributeurs d’OpenStreetMap, extraction du 10 octobre 2026 [S60].

D.4 Chapitre 3, tarifs et contractualisation

Tableau D.7 Données de la figure 3.1 : Aucun prix n’est publié pour une charge de 50 MW : les références vont de 18 à 105 FCFA/kWh (statut : dérivé)

Référence FCFA/kWh USD/kWh à 600 FCFA Statut
Tarif de transport seul, 100 MW à 80 % de facteur de charge (2025) 2,70 0,005 dérivé
Contrats HT historiques, moyenne réalisée (2025) 18,40 0,031 dérivé
Tranche MT de 9 à 10 MW, plus de 400 h/mois, tout compris (2026) 43,70 0,073 dérivé
Memve’ele (hydro), prix d’achat payé par l’opérateur 43,93 0,073 sourcé
Clients MT, moyenne réalisée (2025) 85,70 0,143 dérivé
Moyenne reflétant les coûts, régulateur (2025) 105,46 0,176 sourcé

Sources : [S01][S03][S04][S53].

Tableau D.8 Données de la figure 3.2 : Avec un tarif binôme, une charge à fortes pointes paie environ un tiers de plus par kWh (statut : dérivé)

Heures par mois à la puissance souscrite FCFA/kWh tout compris, 2026 Remarque
200 139,0
300 98,9
400 78,8
401 63,4
461 56,7 Profil RC-1 phase 1
500 53,2
600 46,4
667 42,9 charge plate, 8 000 h/an
720 40,6

Sources : grilles tarifaires MT de l’ARSEL, tranche de 9 à 10 MW, revalorisée de 1,331 jusqu’en 2026 [S03] ; configuration de référence RC-1 de Cameroon Steel (estimation de planification) [S07] ; dérivé.

D.5 Chapitre 4, qualité de l’électricité pour les FAE

Tableau D.9 Données de la figure 4.1 : Un FAE appelle sa puissance par à-coups violents, surtout pendant le perçage (statut : illustratif)

Phase Début (min) Fin (min) Puissance moyenne (MW) Variation aléatoire
perçage 0 4 20 35 %
fusion 4 20 27 14 %
rechargement 20 23 0 0 %
perçage 23 27 20 35 %
fusion 27 39 27 14 %
affinage 39 47 24 4 %
vidange et préparation 47 60 0 0 %
Énergie par coulée 17,86 MWh

Source : illustration de Cameroon Steel à partir des valeurs de RC-1 [S07].

Tableau D.10 Données de la figure 4.2 : Le FAE et son compensateur partagent un même jeu de barres, derrière un solide raccordement 225 kV (statut : illustratif)

Élément du schéma Résumé
Tensions Point de couplage commun à 225 kV ; jeu de barres de l’usine à 33 kV
Départs représentés FAE de la classe 40 t (transformateur de la classe 30 à 33 MVA) ; four-poche ; SVC ou STATCOM et filtres ; redresseurs et onduleurs ; transformateurs auxiliaires

Source : configuration de référence RC-1 de Cameroon Steel (estimation de planification) [S07] ; schéma illustratif.

Tableau D.11 Données de la figure 4.3 : Un four de la classe 30 à 33 MVA exige un raccordement de 2 000 à 7 000 MVA pour respecter les limites de papillotement (statut : dérivé)

Puissance de court-circuit au PCC (MVA) Pst99, sans compensation Pst99, avec SVC (facteur 0,5)
500 6,4 à 11 3,2 à 5,6
1 000 3,2 à 5,6 1,6 à 2,8
1 500 2,1 à 3,7 1,1 à 1,9
2 000 1,6 à 2,8 0,8 à 1,4
3 000 1,1 à 1,9 0,53 à 0,93
4 000 0,8 à 1,4 0,4 à 0,7
5 000 0,64 à 1,1 0,32 à 0,56
6 000 0,53 à 0,93 0,27 à 0,47
8 000 0,4 à 0,7 0,2 à 0,35

Sources : relation simplifiée d’évaluation préliminaire (annexe A) ; Kst de 48 à 85 selon l’UIE, citée dans [S12] ; SccF d’environ deux fois la puissance d’un transformateur de la classe 30 à 33 MVA (hypothèse) ; niveau de planification 0,8 [S13] ; dérivé de l’exigence arrondie à un chiffre significatif (Pst99 = 0,8 × exigence / puissance de court-circuit).

D.6 Chapitre 5, les infrastructures électriques de Kribi

Tableau D.12 Données de la figure 5.1 : Une ligne 225 kV dédiée apportera une fourniture ferme sur 42 km, de la centrale à gaz de Kribi au port (statut : sourcé)

Élément Valeur
Ligne 225 kV, de la centrale à gaz de Kribi au port 42 km, double terne
Poste du port 225/30 kV, 3 x 60 MVA
Capacité, première étape 100 MW
Capacité, étape ultérieure 330 à 400 MW
Centrale à gaz de Kribi 216 MW, 13 moteurs bicombustibles

Sources : PAK [S14][S15] ; Engineering News [S64] ; OpenStreetMap [S60].

Tableau D.13 Données de la figure 5.2 : Un raccordement 225 kV dédié protège le réseau partagé de la zone des perturbations du four (statut : illustratif)

Option Caractéristiques présentées
A. Départ moyenne tension PCC à 30 kV, partagé avec les autres occupants de la zone ; faible puissance de court-circuit : le papillotement se propage aux voisins ; consomme une part des 100 premiers MW
B. Travée 225 kV dédiée PCC à 225 kV : puissance de court-circuit la plus élevée ; SVC/STATCOM et filtres propres ; adapté à la phase 1 ; extensible
C. Option B avec secours ferme au gaz Couvre les déficits hydrauliques et les indisponibilités de ligne ; allocation de gaz nécessaire ; coût par kWh plus élevé ; meilleure fiabilité

Sources : analyse de Cameroon Steel ; PAK [S14].

D.7 Chapitre 6, le gaz naturel

Tableau D.14 Données de la figure 6.1 : Le départ du Hilli retire un acheteur de 72 bcf/an ; les usages plausibles à Kribi totalisent environ 20 à 36 bcf/an (statut : dérivé)

Élément bcf par an Statut
Production des champs, 2025 75,5 sourcé
Ventes 2025 : alimentation GNL (FLNG Hilli) 71,6 sourcé
Ventes 2025 : centrale de Kribi 4,9 sourcé
Ventes 2025 : acheteur industriel, Kribi (juillet à décembre 2025) 3,1 sourcé
Usage possible : centrale de Kribi, appel 2025 4,9 sourcé
Usage possible : centrale de Kribi, 216 MW à 80 % 13,3 dérivé
Usage possible : centrale de Kribi, licence de 330 MW 20,3 dérivé
Usage possible : acheteur industriel, annualisé 6,2 dérivé
Usage possible : réchauffage RC-1 à 1 Mt/an 0,8 dérivé
Usage possible : module DRI au gaz de 1 Mt/an 8,4 à 9,1 dérivé
Total des usages possibles sans DRI 20,3 dérivé
Total avec la centrale à 330 MW et 1 Mt/an de DRI 36,5 dérivé

Sources : SNH 2025 [S05] ; ARSEL 2025 [S01] ; configuration de référence RC-1 de Cameroon Steel (estimation de planification) [S07] ; [S39][S41] ; dérivé.

Tableau D.15 Données de la figure 6.2 : En 2025, le gaz destiné au secteur électrique s’est vendu environ 3,2 USD/Mscf, et l’industrie a payé environ 5,0 à 5,6 USD (statut : dérivé)

Acheteur ou élément Bas (USD/Mscf) Haut (USD/Mscf) Valeur SNH (USD/Mscf)
Centrale de Kribi (KPDC) 2,90 3,30 3,2
Acheteur industriel à Kribi 5,00 5,60 5,6
Gaz pour le GNL, part de l’État vendue à l’acheteur 7,64 8,97 s.o.
Taxe spéciale sur les produits pétroliers, 70 FCFA/m3 (si appliquée) 3,20 3,50 s.o.

Sources : SNH 2025 [S05][S92] ; [S87] ; conversions dérivées.

D.8 Chapitre 7, le gaz pour la réduction directe

Tableau D.16 Données de la figure 7.1 : Une unité DRI de 1 Mt/an brûlerait environ 9 bcf par an, près du double de la consommation de la centrale de Kribi en 2025 (statut : dérivé)

Usage bcf par an Part de la production 2025 Statut
Centrale de Kribi, consommation réelle 2025 4,9 sourcé
Module DRI de 0,25 Mt/an 2,1 à 2,3 2,8 % à 3,0 % dérivé
Module DRI de 0,5 Mt/an 4,2 à 4,6 5,6 % à 6,1 % dérivé
Module DRI de 1,0 Mt/an 8,4 à 9,1 11,1 % à 12,1 % dérivé
Module DRI de 2,5 Mt/an 21,0 à 22,9 27,9 % à 30,3 % dérivé

Sources : [S39][S41][S94][S05] ; dérivé.

Tableau D.17 Données de la figure 7.2 : Aux prix camerounais du gaz, le combustible coûte 27 à 51 USD par tonne de DRI (statut : dérivé)

Prix du gaz (USD/Mscf) ou référence Coût du gaz (USD par t de DRI)
2,00 17 à 18
3,20 27 à 29
4,00 34 à 37
5,60 47 à 51
7,00 59 à 64
8,97 75 à 82
10,00 84 à 91
12,00 101 à 110
HBI négocié, CFR Italie, mars 2026 340 à 370 (prix par tonne)
Fonte brute brésilienne, FOB, septembre 2026 445 (prix par tonne)

Sources : [S05][S39][S41][S18][S99] ; dérivé.

D.9 Chapitre 8, énergies renouvelables et stockage

Tableau D.18 Données de la figure 8.1 : Par kWh, le réseau camerounais émet moitié moins que la moyenne mondiale et trois fois moins que celui de l’Indonésie (statut : sourcé)

Pays ou région g CO₂e/kWh, 2024
Éthiopie 23
Brésil 106
Union européenne 211
Cameroun 226
Côte d’Ivoire 405
Turquie 470
Monde 471
Nigeria 496
Gabon 523
Afrique 544
Chine 555
Égypte 574
Algérie 633
Indonésie 680
Inde 705
Afrique du Sud 717

Source : Our World in Data, données Ember [S10].

Tableau D.19 Données de la figure 8.2 : Une centrale solaire à Kribi produirait environ 1 335 kWh par kWc et par an, soit un facteur de capacité de 15 % (statut : sourcé)

Mois kWh par kWc
janvier 138,2
février 124,9
mars 124,2
avril 113,3
mai 105,3
juin 93,1
juillet 93,1
août 98,7
septembre 96,8
octobre 102,3
novembre 111,0
décembre 133,7
Année 1 334,7

Source : JRC PVGIS v5.3 [S19] ; facteur de capacité de 15,2 % ; inclinaison optimale de 6 degrés.

Tableau D.20 Données de la figure 8.3 : Un parc solaire de 50 MWc ne couvrirait la charge de la phase 1 qu’autour de midi (statut : illustratif)

Heure (heure d’Afrique de l’Ouest) Charge de la phase 1, illustrative (MW) Solaire 50 MWc, janvier (MW) Solaire 50 MWc, juillet (MW)
00:00 36,4 0,0 0,0
01:00 36,6 0,0 0,0
02:00 36,6 0,0 0,0
03:00 37,1 0,0 0,0
04:00 36,2 0,0 0,0
05:00 36,2 0,0 0,0
06:00 36,6 0,0 0,0
07:00 36,8 2,4 3,0
08:00 36,9 9,8 8,4
09:00 34,8 18,5 13,8
10:00 35,5 24,9 18,1
11:00 36,6 28,7 18,9
12:00 36,1 30,8 19,9
13:00 35,8 32,3 20,8
14:00 36,0 29,7 20,0
15:00 36,8 24,5 16,6
16:00 36,0 16,7 12,8
17:00 35,4 8,7 7,5
18:00 35,4 1,1 1,5
19:00 35,6 0,0 0,0
20:00 35,7 0,0 0,0
21:00 35,8 0,0 0,0
22:00 34,6 0,0 0,0
23:00 36,1 0,0 0,0

Sources : [S19] ; configuration de référence RC-1 de Cameroon Steel (estimation de planification) [S07] ; illustratif.

D.10 Chapitre 9, un plan énergétique pour une aciérie électrique

Tableau D.21 Données de la figure 9.1 : La demande d’électricité passe de 0,29 TWh en phase 1 à 0,75 TWh à 1 Mt/an ; la fusion représente la moitié aux deux tiers du total (statut : dérivé)

Usage final (MWh par an) Phase 1 Phases 1 et 2 Configuration complète
Fusion au FAE 143 617 239 362 478 723
Four-poche, coulée continue et auxiliaires 22 340 37 234 74 468
Chauffage des billettes par induction (laminoirs de la phase 1) 90 000 90 000 90 000
Laminage 33 000 55 000 110 000
Total 288 957 421 596 753 192
Total à la valeur haute d’environ 490 kWh/t au four 301 723 442 872 795 745

Source : configuration de référence RC-1 de Cameroon Steel (estimation de planification) [S07] ; dérivé.

Tableau D.22 Données de la figure 9.2 : La charge de la phase 1 oscillerait entre environ 16 et 51 MW au sein de chaque heure (statut : illustratif)

Période de la journée illustrative Moyenne des moyennes sur 15 minutes (MW) Moyenne sur 15 minutes la plus haute (MW) Moyenne sur 15 minutes la plus basse (MW)
0 h à 6 h, exploitation normale 36,6 47,3 20,1
6 h à 8 h, changement de cylindres 21,9 33,0 4,9
8 h à 13 h, exploitation normale 36,0 47,2 16,6
13 h à 14 h 30, maintenance du four 20,0 26,0 16,8
14 h 30 à 24 h, exploitation normale 36,0 44,4 18,1
Valeurs à la minute, heures normales 36,2 51,4 (99e centile) 16,4 (5e centile)

Source : illustration de Cameroon Steel à partir des références de RC-1 [S07] ; puissance active du four plafonnée à environ 30 MW ; il ne s’agit pas d’une prévision.

D.11 Chapitre 10, recommandations de politique publique

Tableau D.23 Données de la figure 10.1 : Les jalons énergétiques que le Cameroun et une aciérie électrique doivent tenir, de 2026 à 2036 (statut : illustratif)

Groupe Jalon Année(s) Statut
Réseau Ligne d’évacuation 400 kV de Nachtigal attendue 2026 sourcé
Réseau Ligne 225 kV KPDC-port et poste attendus 2026 sourcé
Réseau Kikot-Mbebe, hydro 500 MW attendue 2031 à 2033 sourcé
Gaz Le FLNG Hilli quitte Kribi 2026 sourcé
Gaz Allocation de gaz à l’industrie de Kribi (recommandé) 2027 recommandé
Carbone Vente des certificats MACF de l’UE 2027 sourcé
Carbone Suppression progressive des quotas gratuits de l’UE 2026 à 2033 sourcé
Règles Cadre tarifaire des gros consommateurs et transit (recommandé) 2027 recommandé
Règles Code de réseau pour charges fluctuantes (recommandé) 2027 recommandé
RC-1 Contrats d’énergie et d’utilités ; certificat environnemental 2027 à 2028 objectif
RC-1 Travaux de la phase 1 dès le 1er trimestre 2029 2029 à 2030 objectif
RC-1 Première coulée au 2e semestre 2030 ; montée en cadence 2030 à 2031 objectif
RC-1 Phase 2 (profilés) 2032 à 2034 indicatif
RC-1 Phase 3, module DRI ensuite Après 2034 (tracé 2035 à 2036) indicatif

Sources : [S02][S14][S68][S16][S108][S109][S07].

Sources citées dans ce chapitre

Les repères entre crochets renvoient à ces sources ; la liste complète figure en annexe. Liste complète des sources

  1. S07Configuration de référence RC-1 de Cameroon Steel (estimation de planification), édition du 10 octobre 2026 (RC-1.1) : phases, références avec fourchettes, bilans et calendrier indicatifs. Cameroon Steel, 10 oct. 2026.Cité par titre et date
  2. S14Kribi franchit la ligne électrique 225 kV. PAK, 6 août 2025.Cité par titre et date
  3. S15Énergie et infrastructures : un nouvel élan pour la compétitivité du Port de Kribi. PAK, 19 août 2026.Cité par titre et date
  4. S01Rapport d’activités 2025 de l’ARSEL. ARSEL (régulateur de l’électricité), 7 sept. 2026.arsel-cm.org/wp-content/uploads/2026/09/Rapport-ARSEL-2025.pdf
  5. S02Nachtigal power line delays leave 150 MW of industrial demand unmet. Business in Cameroon, 9 oct. 2026.businessincameroon.com/public-management/0910-16939-nachtigal-power-li…
  6. S34Sustainability Indicators 2025 report. worldsteel, nov. 2025 (mise à jour févr. 2026).worldsteel.org/zh-hans/wider-sustainability/sustainability-indicators/…
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  25. S18European buyers uninterested in BPI and HBI purchases, prices up nominally due to freight. SteelOrbis, 16 mars 2026.steelorbis.com/steel-prices/steel-prices-market-analyses/scrap-and-raw…
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  30. S16Le navire usine quitte le Cameroun, le gaz s’arrête. Camer.be, 9 juil. 2026.camer.be/93911/12:1/le-navire-usine-quitte-le-cameroun-le-gaz-sarrete-…
  31. S108EU adopts CBAM Omnibus Regulation. EY, 22 oct. 2025.ey.com/en_gl/technical/tax-alerts/eu-adopts-cbam-omnibus-regulation
  32. S109Directive (EU) 2023/959 (révision du SEQE-UE). EUR-Lex (JO L 130), 16 mai 2023.eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:32023L0959

Citer ce chapitre

Cameroon Steel (2026). 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. Livre blanc 05, annexe D : Tableaux de données. CS-WP-05. https://www.cameroon-steel.com/fr/bibliotheque/energy-for-industry/annex-data/