Méthode, hypothèses et calculs

A.1 Statuts des données

Chaque chiffre de ce livre blanc porte l’un de quatre statuts, indiqué par une pastille sur chaque illustration :

• Sourcé : lu dans une source publiée recensée à l’annexe C.
• Dérivé : calcul de Cameroon Steel à partir de données sourcées ou prévisionnelles, présenté dans cette annexe.
• Hypothèse : une hypothèse de planification explicite, assortie d’une fourchette.
• Illustratif : un scénario ou une représentation du fonctionnement d’un phénomène, et non une prévision.

Trois autres termes qualifient uniquement les valeurs de RC-1, jamais un chiffre sourcé : prévu (une valeur de la configuration de référence), indicatif (une phase ultérieure ou une valeur restant à étudier) et objectif (une date de calendrier).

Les chiffres du projet proviennent de la configuration de référence RC-1 de Cameroon Steel (estimation de planification), édition du 10 octobre 2026, telle que révisée à cette date (RC-1.1) [S07]. Ce sont des valeurs prévisionnelles ou indicatives dérivées de références publiées, qui seront remplacées par des garanties de fournisseurs lors de l’ingénierie d’avant-projet. Elles ne constituent pas des engagements.

A.2 Conventions et facteurs de conversion

• Monnaie. Le franc CFA (FCFA, XAF) est arrimé à l’euro à 655,957 FCFA pour un euro. Le cours du dollar US est flottant ; ce livre blanc utilise un taux de planification de 600 FCFA par USD (fourchette de 560 à 650) [S07], sauf lorsqu’une source indique son propre taux. Les comptes 2025 de la SNH utilisent des taux trimestriels allant de 624,9 à 561,0 FCFA par USD [S05].
• Volumes et énergie du gaz. 1 Mscf (millier de pieds cubes standard) est pris égal à 1,037 MMBtu, soit environ 1,094 GJ sur la base du pouvoir calorifique supérieur ; 1 bcf vaut donc environ 1,094 PJ. 1 m3 vaut 35,315 pieds cubes standard, si bien que 1 Mscf vaut 28,317 m3. Avec ces facteurs, 9,2 à 10 PJ correspondent à une fourchette de 8,4 à 9,1 bcf [S39][S41].
• Électricité. 1 MWh vaut 3,6 GJ d’énergie finale. worldsteel compte chaque MWh pour environ 9,8 GJ d’énergie primaire [S35].
• Tonnes. Les produits finis sont les barres, le fil machine et les profilés ; l’acier liquide est l’acier coulé du four ; la charge métallique est la ferraille plus le DRI ou le HBI. La production nominale est la capacité de conception ; la production soutenue attendue est la fourchette de planification d’une année de régime (270 000 à 300 000 t en phase 1).
• Heures de fonctionnement. Les charges moyennes correspondent à l’énergie annuelle divisée par 8 000 heures de fonctionnement par an, comme dans RC-1 [S07].

A.3 Hypothèses et fourchettes

Tableau A.1 Hypothèses utilisées dans ce livre blanc, avec leurs fourchettes et leur statut

Source : comme indiqué.

A.4 Calculs

Bilans de RC-1. L’acier liquide est égal aux produits finis divisés par le rendement de coulée et de laminage (0,94) ; la charge métallique est égale à l’acier liquide divisé par le rendement métallique (0,88) ; la quantité de DRI ou de HBI est égale à la charge métallique multipliée par 30 %. L’électricité est égale à l’acier liquide multiplié par (450 + 70) kWh/t, plus 300 kWh/t sur les 300 000 t des laminoirs de la phase 1, plus 110 kWh/t sur l’ensemble des produits finis. Pour la phase 1, on obtient 319 149 t d’acier liquide et 288 957 MWh ; pour l’usine complète, 1 063 830 t et 753 191 MWh [S07]. À la valeur haute de planification, le four consomme 40 kWh de plus par tonne d’acier liquide : 301 723 MWh en phase 1, 442 872 MWh pour les phases 1 et 2 et 795 745 MWh à la configuration complète, soit 37,7, 55,4 et 99,5 MW sur 8 000 heures (dérivé). Le gaz de réchauffage représente 1,3 GJ/t sur les produits des phases 2 et 3 : 260 000 GJ pour 200 000 t et 910 000 GJ pour 700 000 t.

Coût de l’électricité par tonne (tableau 1.2). Le coût par tonne est égal à l’intensité électrique (0,963 MWh/t en phase 1 ; 0,753 MWh/t à la configuration complète) multipliée par le prix en FCFA/kWh et par 1 000, puis converti à 600 FCFA par USD. Par exemple, 0,963 × 43,7 × 1 000 = 42 091 FCFA/t, soit 70,2 USD/t. À la valeur haute de planification, 1,006 MWh/t, tous les coûts sont supérieurs de 4,4 %.

Prix tout compris en moyenne tension (figures 3.1 et 3.2). Prix tout compris = (prime fixe mensuelle par kW / heures d’utilisation de la puissance souscrite + terme d’énergie) × 1,1 au cube, où 1,1 au cube (1,331) applique les trois hausses annuelles de 10 % des tranches de 3 à 10 MW en 2024, 2025 et 2026 [S03]. À 650 heures par mois dans la tranche de 9 à 10 MW : (15 500 / 650 + 9) × 1,331 = 43,7 FCFA/kWh. Pour la phase 1 de RC-1 : 288 957 MWh / (55 MVA × 0,95) = 5 530 heures par an, soit 461 heures par mois, ce qui donne 56,7 FCFA/kWh. À 301 723 MWh : 5 775 heures par an, soit 481 par mois, ce qui donne 54,8 FCFA/kWh, 28 % au-dessus des 42,9 de la charge plate.

Prix haute tension historique. 17,80 milliards de FCFA / 969,03 GWh = 18,4 FCFA/kWh [S01].

Tarif de transport. Pour une charge de 100 MW à 80 % de facteur de charge (700 800 MWh par an) : (16,18 millions de FCFA × 100 + 0,41 FCFA × 700,8 millions de kWh + 4,48 millions de FCFA) / 700,8 millions de kWh = 2,7 FCFA/kWh [S53].

Centrale à gaz de Kribi. Facteur de capacité = 559,67 GWh / (216 MW × 8 760 h) = 29,6 %. Consommation de gaz = 4,92 bcf / 559,67 GWh = 8,79 Mscf par MWh, soit environ 9,6 GJ par MWh, pour un rendement électrique d’environ 37 %. À 80 % de facteur de capacité : 216 × 0,8 × 8 760 = 1 514 GWh, nécessitant 13,3 bcf ; à 330 MW, 20,3 bcf. Coût du combustible par kWh à 3,2 USD/Mscf : 8,79 × 3,2 / 1 000 = 0,028 USD, soit environ 17 FCFA ; à 5,6 USD/Mscf, environ 30 FCFA. Émissions : 9,6 GJ/MWh × 0,0561 = 0,54 t CO₂/MWh [S05][S01].

Intensité du réseau limitée à la combustion, 2025 (chapitre 8). Environ 74 g/kWh, estimation reprise du livre blanc 06 (chapitre 3 et annexe A), afin que la série publie une seule valeur, avec une seule dérivation. Le taux d’émission de la production au gaz et au fioul implicite des données de 2024, environ 771 g/kWh, est appliqué à la production au gaz et au fioul déclarée par le régulateur pour 2025 (559,7 + 153,9 + 66,7 = 780,3 GWh) [S01], soit environ 602 kt de CO₂ ; rapporté à la production totale de 8 119,9 GWh, cela donne environ 74 g/kWh. L’hydroélectricité et le solaire sont comptés pour zéro sur cette base. L’écart avec la moyenne en cycle de vie de 226 g/kWh pour 2024 [S10] tient à la fois à la base (combustion ou cycle de vie) et à l’année et à la source des données (chapitre 2).

Gaz pour la réduction directe (figure 7.1). Gaz en bcf = capacité du module en Mt × GJ par tonne / 1,094. Pour 1 Mt : 9,2 / 1,094 = 8,4 bcf ; 10 / 1,094 = 9,1 bcf ; 23 à 25 MMscf par jour sur 365 jours. Sur vingt ans : 168 à 183 bcf. Coût du gaz par tonne de DRI = prix du gaz × GJ par tonne / 1,094 ; à 5,6 USD/Mscf : 47 à 51 USD/t.

Bilan gazier (figure 6.1). Usages intérieurs possibles : la centrale de Kribi à son appel de 2025 (4,92 bcf), à un facteur de capacité de 80 % (13,3 bcf) et étendue à 330 MW (20,3 bcf) ; l’acheteur industriel au double de son achat semestriel (6,2 bcf) ; le réchauffage de RC-1 à la configuration complète (910 000 GJ / 1,094 = 0,83 bcf) ; un module DRI de 1 Mt/an (8,4 à 9,1 bcf). Sans DRI : 13,3 + 6,2 + 0,8 = 20,3 bcf. Avec la centrale à 330 MW et le DRI : 20,3 + 6,2 + 0,8 + 9,1 = 36,5 bcf.

Alimentation cumulée du FLNG (chapitre 6). L’exploitation de juin 2018 à juillet 2026 représente environ huit ans [S88][S16]. Pour 60 à 72 bcf par an, l’alimentation cumulée serait d’environ 490 à 580 bcf, du même ordre que l’affectation de 500 bcf [S84]. Il s’agit d’une approximation à remplacer par les relevés de production de la SNH.

Taxe spéciale sur les produits pétroliers. 70 FCFA/m3 × 28,317 m3/Mscf = 1 982 FCFA/Mscf, soit 3,2 USD à 625 FCFA par USD et 3,5 USD à 561 [S87][S05].

Évaluation préliminaire du papillotement (figure 4.3). Pst99 = Kst × SccF / SccPCC est une relation simplifiée d’évaluation préliminaire propre au présent livre blanc, et non un calcul tiré d’une norme ; la fourchette de Kst, de 48 à 85, est celle de l’UIE, citée dans [S12]. La SccF est prise à environ deux fois la puissance d’un transformateur de la classe 30 à 33 MVA. La puissance de court-circuit nécessaire au PCC est la SccF multipliée par Kst et divisée par le niveau de planification de 0,8 : environ 4 000 MVA pour Kst 48 et environ 7 000 MVA pour Kst 85. Avec un SVC divisant le papillotement par deux [S12] : environ 2 000 à 3 500 MVA. Les résultats sont donnés avec un chiffre significatif ; la figure 4.3 et son tableau de l’annexe D sont établis à partir de ces résultats arrondis. Plusieurs fours identiques se combinent selon une loi cubique [S13] : deux fours produisent 2 à la puissance un tiers, soit environ 1,3 fois le papillotement d’un seul.

Niveau de court-circuit en 30 kV. La contribution d’un transformateur à un défaut sur son secondaire est approximativement égale à sa puissance divisée par son impédance en valeur réduite. Trois transformateurs de 60 MVA à 12 % donnent 3 × 60 / 0,12 = 1 500 MVA ; à 18 %, 1 000 MVA. Une source 225 kV de puissance finie abaisse encore ces valeurs.

Solaire (chapitre 8). PVGIS v5.3 PVcalc pour 2,94 N, 9,91 E, silicium cristallin, 1 kWc, 14 % de pertes système, inclinaison optimale (6 degrés), base de rayonnement PVGIS-SARAH3 pour 2005 à 2023 : 1 334,7 kWh par kWc et par an [S19]. Facteur de capacité = 1 334,7 / 8 760 = 15,2 %. Un parc de 50 MWc : 50 × 1 334,7 = 66,7 GWh par an, soit 23 % des 289 GWh de la phase 1 et 22 % de 302 GWh. Les profils journaliers utilisent l’irradiance moyenne horaire de PVGIS DRcalc pour janvier et juillet, décalée du temps universel coordonné à l’heure d’Afrique de l’Ouest, multipliée par 50 MW pour 1 000 W/m2 et par un ratio de performance de 0,80.

Périmètre 2 et seuil des émissions quasi nulles. Périmètre 2 par tonne = 0,963 MWh/t × facteur du réseau. Le seuil de l’AIE pour les émissions quasi nulles est de 0,40 - 0,35 × part de ferraille, en t CO₂e par tonne [S20] ; pour une part de ferraille de 70 % (253 868 t de ferraille sur 362 669 t de charges métalliques en phase 1 [S07]), il est de 0,155 t.

Profils de charge illustratifs (figures 4.1 et 9.2). Chaque coulée suit une séquence fixe : perçage (4 minutes, 20 MW en moyenne), fusion (16 minutes, 27 MW), rechargement (3 minutes, hors tension), perçage (4 minutes, 20 MW), fusion (12 minutes, 27 MW), affinage (8 minutes, 24 MW) et vidange et préparation (13 minutes, hors tension), avec une variation aléatoire de 35 % pendant le perçage, de 14 % pendant la fusion et de 4 % pendant l’affinage (germe aléatoire fixe), et une puissance active plafonnée à 30 MW, soit à peu près ce que fournit un transformateur de la classe 30 à 33 MVA avec une surcharge de courte durée. L’énergie moyenne par coulée est d’environ 18 MWh, soit environ 450 kWh par tonne pour une coulée d’environ 40 t, ce qui est cohérent avec la valeur de planification de RC-1. Les charges stables sont de 11,25 MW pour le chauffage par induction (300 kWh/t × 37,5 t/h), de 4,13 MW pour le laminage (110 kWh/t × 37,5 t/h) et de 1,3 MW pour les auxiliaires, plus une impulsion de 4,5 MW du four-poche pendant 20 minutes par heure. Les profils montrent la nature de la charge et ne sont pas des prévisions.

Valeur haute de planification du four (chapitre 1). 450 kWh/t, lus comme une valeur pour une charge entièrement composée de ferraille, plus 14,5 kWh/t par tranche de 10 points de DRI ou de HBI dans la charge [S39] : 450 + 3 × 14,5 = 493,5 kWh/t aux 30 % de RC-1, retenus comme valeur haute de planification d’environ 490 kWh/t (comme dans le livre blanc 03) ; 522,5 kWh/t à 50 %.

Charge programmable et coût des effacements (chapitre 9). Environ 8 000 coulées d’environ 40 t à la capacité nominale exigent environ 7 300 à 7 900 heures de four, à environ 55 à 59 minutes de coulée à coulée (450 à 490 kWh/t), sur les 8 760 heures de l’année (livre blanc 03, chapitre 5 et annexe A). Aux 7 000 à 7 700 heures d’exploitation qui donnent la production soutenue attendue, le four n’est pas appelé à fonctionner pendant les 1 060 à 1 760 heures restantes des 8 760 de l’année, soit trois à cinq heures par jour. Au-delà de ces heures, une heure d’effacement coûte environ une coulée (environ 40 t) : 100 heures coûtent environ 4 000 t d’acier liquide, soit environ 1,25 % de 319 149 t. Retirer 20 à 30 MW de la pointe représente 1,6 % à 2,3 % de la pointe 2025 de 1 278 MW [S01].

Métalliques et trafic portuaire entrant de la phase 1 (chapitre 7). La ferraille d’origine nationale est prévue à 30 000 t par an (0 à 60 000 t), dans la limite de la seule étude nationale chiffrée des gisements de ferraille, 53 000 à 61 833 t par an en 2006 [S98] ; le reste des 253 868 t de ferraille et les 108 801 t de DRI ou de HBI sont importés, ce qui, avec environ 6 % de consommables, donne environ 351 000 t par an de trafic portuaire entrant à la capacité nominale [S07].

Fourchette d’électricité de la phase 1 (chapitre 9). Cas bas : 319 149 t × (347 + 50) kWh/t + 300 000 t × (150 + 70) kWh/t = 192,7 GWh. Cas haut : 319 149 t × (500 + 100) + 300 000 t × (400 + 140) = 353,5 GWh.

A.5 Cartes

Les cartes ont été dessinées par Cameroon Steel à partir des données d’OpenStreetMap (© contributeurs d’OpenStreetMap, licence Open Database License), extraites par l’API Overpass le 24 juillet 2026 (côte, routes et occupation du sol autour de Kribi) et le 10 octobre 2026 (lignes, postes et centrales électriques du sud du Cameroun) [S60], ainsi que des frontières nationales de Natural Earth. OpenStreetMap est une base de données collaborative : ce n’est pas un relevé complet ni faisant autorité du réseau, et la ligne 400 kV de Nachtigal, par exemple, n’était pas cartographiée au moment de l’extraction. Le tracé de la nouvelle ligne 225 kV entre la centrale à gaz de Kribi et le port est dessiné de façon schématique entre ses extrémités publiées, et la position du poste du port est indicative. Aucune limite de site n’est représentée.

A.6 Contrôles de qualité

Avant publication, le texte a été vérifié quant à la cohérence entre chaque chiffre cité dans le texte, dans les tableaux et dans les données des graphiques ; quant aux unités, aux années et aux sources de chaque chiffre ; et quant à l’absence d’informations confidentielles ou commercialement sensibles. Les images générées portent la mention « Vue d’illustration » et ne sont pas des photographies d’un quelconque projet.