Cinq règles, et non des subventions, prépareraient le système énergétique camerounais à l’industrie lourde

10.1 Des règles plutôt que des accords au cas par cas

Les chapitres précédents font apparaître une constante. Le Cameroun dispose des ingrédients physiques d’une plateforme d’industrie lourde bas carbone : un réseau hydroélectrique à environ 226 g CO₂e/kWh [S10], une nouvelle alimentation 225 kV de la Zone industrialo-portuaire de Kribi [S14], un champ gazier voisin du port qui vient de perdre son acheteur à l’exportation [S05][S16], et environ 115 TWh par an de potentiel hydroélectrique non aménagé [S66]. Ce qui lui manque, ce sont des règles publiées pour les transactions qui transforment ces ingrédients en une offre dans laquelle on peut investir.

Aujourd’hui, un gros consommateur négocie le prix de son électricité sans tarif publié [S01], son raccordement sans code publié pour les charges fluctuantes, son gaz sans règles d’allocation publiées, et son accès aux producteurs indépendants sans règles publiées de transit et d’équilibrage. Chaque négociation est faite sur mesure, lente et révisable, et les prêteurs la décotent en conséquence. Le différend tarifaire de 2023 entre les producteurs d’acier et le régulateur [S44][S45] et la révision par le régulateur, en 2025, de certains contrats haute tension [S01] montrent le coût de cette incertitude.

Les recommandations ci-dessous sont donc conçues comme des règles publiques, et non comme des concessions accordées à un projet. Elles s’appuient sur les éléments des chapitres 1 à 9 et sont résumées au tableau 10.1.

10.2 Publier un cadre tarifaire pour les gros consommateurs au-delà de 10 MW

Quoi. L’ARSEL, avec le ministère de l’Eau et de l’Énergie (MINEE), devrait publier un cadre tarifaire pour les clients de plus de 10 MW raccordés en 90 kV ou en 225 kV, qui prolonge la logique de la grille MT existante [S54][S03] plutôt que de la remplacer. Ses principes devraient être les suivants :

• Le coût du service en haute tension. Le prix devrait refléter le coût de desserte d’un client haute tension à fort facteur de charge : énergie, transport, pertes et coût de la fermeté, sans les coûts de distribution et de basse tension inclus dans la moyenne du système de 105 FCFA/kWh [S04]. La décomposition indicative du chapitre 3 suggère que ce coût représente environ la moitié de la moyenne du système avant tarification de la fermeté.
• Une structure binôme avec des régimes d’utilisation. Une prime fixe assise sur une puissance maximale appelée mesurée sur 15 minutes et un terme d’énergie, avec des régimes qui récompensent une forte utilisation, comme le fait déjà la grille MT au-delà de 400 heures par mois [S03].
• Une rémunération de la charge programmée. Des prix de l’énergie modulés selon l’horaire, ou une prime fixe mesurée à la pointe du système, qui rémunèrent la charge déplacée hors de la pointe, tout délestage d’urgence étant plafonné en heures et en nombre d’événements par an et indemnisé au-delà du plafond.
• Des règles explicites pour l’énergie réactive qui récompensent la compensation locale.
• Une indexation par formule. Des ajustements annuels liés à des indices publiés (prix d’achat de l’hydroélectricité, prix du gaz, inflation), en lieu et place de révisions discrétionnaires.
• Des durées longues. Des contrats de 10 à 20 ans, afin que les prêteurs puissent les adosser à la dette.
• Une trajectoire de transition pour les contrats historiques. Les six contrats haute tension historiques, à environ 18,4 FCFA/kWh [S01], devraient converger vers le cadre sur une période publiée, afin que les utilisateurs nouveaux et existants se concurrencent à armes égales.

Pourquoi. Ce cadre donnerait à chaque gros consommateur une base publiée pour son plan d’affaires, à l’opérateur une base de principe pour sa tarification, et aux prêteurs un cadre qu’ils peuvent analyser.

10.3 Adopter un code de réseau pour les charges fluctuantes

Quoi. L’ARSEL et la SONATREL devraient publier, ou confirmer et compléter, le chapitre du code de raccordement consacré à la qualité de l’électricité pour les grandes charges fluctuantes telles que les FAE, les laminoirs et les gros moteurs. Le site de l’ARSEL mentionne un code de raccordement parmi ses textes réglementaires, mais son contenu n’a pas pu être vérifié pour ce livre blanc [S71]. Le code devrait :

• adopter l’approche de répartition des émissions de l’IEC TR 61000-3-7 pour le papillotement, avec par défaut les niveaux de planification de Pst 0,8 et Plt 0,6 en haute tension [S13], ainsi qu’une norme reconnue pour les harmoniques, telle que l’IEEE Std 519-2022 [S73] ;
• obliger le gestionnaire du réseau de transport à publier les niveaux de court-circuit minimaux et maximaux aux nœuds 90 kV et 225 kV, afin que les investisseurs puissent présélectionner les sites ;
• imposer une étude de raccordement pour toute charge au-delà d’un seuil, l’usine payant sa compensation et le gestionnaire de réseau fournissant la robustesse du raccordement ;
• imposer une surveillance permanente de la qualité de l’électricité au point de couplage commun, avec des données partagées entre l’usine et le gestionnaire, ainsi que des essais de mise en service avant la réception.

Pourquoi. Des obligations claires protègent les autres usagers des perturbations et protègent l’aciérie d’exigences illimitées. Le Cameroun dispose déjà d’un précédent national dont il peut tirer les leçons : le raccordement haute tension du FAE de Prometal à Douala [S42][S01].

10.4 Créer un cadre d’allocation et de prix du gaz destiné au marché intérieur

Quoi. La SNH, les ministères chargés des hydrocarbures et de l’énergie, et les partenaires amont devraient remplacer le dispositif de l’époque du FLNG par un cadre national comprenant :

• un audit indépendant des réserves restantes de Sanaga Sud et d’Ebome, publié sous forme de synthèse avec un profil de production disponible [S17][S84] ;
• un ordre de priorité et des volumes indicatifs pour la production d’électricité (y compris la capacité garantie pour l’industrie), la chaleur industrielle et les usages chimiques comme la réduction directe ;
• des formules de prix par catégorie d’utilisateurs, suffisamment élevées pour soutenir l’investissement amont et suffisamment prévisibles pour le financement industriel, en partant des prix de référence de 2025, d’environ 3,2 USD/Mscf pour l’électricité et 5,0 à 5,6 USD/Mscf pour l’industrie [S05] ;
• une clarification fiscale sur l’application au gaz industriel de la taxe spéciale sur les produits pétroliers de 70 FCFA/m3, et sur son taux [S87] ;
• la responsabilité de l’infrastructure d’un gazoduc entre les installations de réception de la centrale à gaz de Kribi et la Zone industrialo-portuaire ;
• des clauses contractuelles types, et une règle fixant la manière dont les nouvelles découvertes, comme Yoyo-Yolanda [S17], sont intégrées au système national.

Pourquoi. Le gaz est la seule source nationale d’électricité thermique garantie et la seule voie de court terme pour produire du fer à partir du minerai camerounais. Sans règles d’allocation publiées, ni un contrat de capacité garantie ni une unité de réduction directe ne peuvent être financés.

10.5 Rendre effectifs le transit et l’accès des tiers au réseau

Quoi. La loi n° 2011/022 autorise déjà les producteurs indépendants à vendre à des clients éligibles à des prix négociés [S52], et la SONATREL publie un tarif de transport [S53]. Les pièces manquantes sont opérationnelles :

• la publication du code du marché et des règles d’équilibrage : comment la consommation d’un gros consommateur est rapprochée des injections de son producteur, comment les écarts sont réglés et à quel prix ;
• un tarif de secours et d’appoint pour les périodes où le producteur contractant est indisponible ;
• un dispositif de garanties d’origine, afin que l’hydroélectricité ou le solaire fournis sous contrat puissent être revendiqués selon la méthode fondée sur le marché pour le périmètre 2 ;
• la publication du seuil d’éligibilité des clients autorisés à contracter directement.

Pourquoi. Le transit permettrait aux gros consommateurs de contracter directement avec de nouveaux projets hydroélectriques et solaires, améliorant leur finançabilité et permettant à l’industrie de revendiquer l’attribut bas carbone dont le chapitre 8 montre qu’il vaut davantage que la moyenne du réseau.

10.6 Planifier les postes, la capacité garantie et l’hydroélectricité autour des zones industrielles

Quoi. Le PAK, KPIZ S.A., la SONATREL, l’opérateur, la SNH et le MINEE devraient planifier l’approvisionnement énergétique de la Zone industrialo-portuaire de Kribi comme un programme unique :

• un registre de la demande des occupants potentiels, avec des charges phasées, actualisé chaque année, pour dimensionner l’étape ultérieure du poste du port, de 330 à 400 MW [S14] ;
• une réservation de capacité adossée à des jalons de projet et à une redevance de réservation, afin que les gros consommateurs puissent financer leurs usines et que la zone puisse planifier son extension ;
• des frais de raccordement limités aux ouvrages propres, afin que chaque occupant paie ses ouvrages dédiés et contribue aux ouvrages partagés par les tarifs réglementés ;
• une capacité garantie à Kribi, par l’extension de la centrale à gaz de Kribi dans la limite de sa licence de 330 MW [S21][S22] ou par de nouvelles capacités, une fois le gaz alloué ;
• des débouchés industriels pour les nouvelles centrales hydroélectriques, comme Kikot-Mbebe [S68], afin que les gros consommateurs contribuent au financement de la capacité bas carbone qu’ils consommeront.

Pourquoi. Cette planification alignerait le calendrier de l’approvisionnement énergétique de la zone sur les investissements de ses occupants et éviterait la situation, visible aujourd’hui à l’échelle nationale, d’une demande industrielle en attente de lignes de transport [S02].

Tableau 10.1 Recommandations de politique publique, responsabilités et calendrier

Source : recommandations de Cameroon Steel, fondées sur les éléments des chapitres 1 à 9. Le calendrier est indicatif.

La sixième ligne du tableau est une demande transversale. Plusieurs des lacunes de connaissance de ce livre blanc (chapitre 11) portent sur des données publiques de base : les niveaux de court-circuit aux principaux nœuds, un bilan gazier national rapproché et un facteur d’émission du réseau harmonisé. Les publier chaque année coûterait peu et aiderait tous les investisseurs.

10.7 Le séquencement des cinq mesures

Les cinq mesures n’ont pas à s’attendre les unes les autres, mais certaines sont nécessaires plus tôt que d’autres.

D’abord, d’ici 2027 : le cadre tarifaire et le code de réseau. Ce sont les deux règles dont une aciérie électrique de première phase a besoin avant de pouvoir signer un contrat de fourniture et spécifier sa compensation. Toutes deux relèvent des pouvoirs actuels du régulateur, toutes deux peuvent s’appuyer sur des textes existants (la grille tarifaire MT [S54][S03] et le code de raccordement mentionné sur le site du régulateur [S71]), et toutes deux profiteraient immédiatement à tous les gros consommateurs.

En parallèle, dès 2027 : l’audit des réserves de gaz. L’audit est la condition préalable de tout le reste en matière de gaz, de l’électricité garantie à Kribi à toute unité de réduction directe. Il prend du temps et devrait donc commencer le plus tôt possible après le départ du FLNG, même si la première phase d’une aciérie électrique n’a pas besoin de gaz.

D’ici 2028 : le transit, l’équilibrage et les garanties d’origine ; le cadre d’allocation du gaz. Ces règles comptent pour la deuxième phase d’une aciérie électrique et pour les premiers contrats entre utilisateurs industriels et nouveaux producteurs hydroélectriques ou solaires. Elles exigent davantage de concertation, car elles touchent au revenu de l’opérateur et à l’économie des partenaires amont.

En continu : la planification intégrée de la zone de Kribi. Le registre de la demande, la réservation de capacité et la politique des frais de raccordement devraient démarrer avec la mise en service de la ligne 225 kV fin 2026 [S14] et être actualisés chaque année.

Aucune de ces mesures n’engage de fonds publics au profit d’un projet particulier. Chacune précise comment les coûts et les risques sont répartis entre l’État, l’opérateur, la société de transport, le secteur gazier et les utilisateurs, ce que les investisseurs et les prêteurs ont précisément besoin de voir.

10.8 Les jalons à venir

La figure 10.1 situe ces recommandations au regard des jalons publics déjà programmés et des objectifs indicatifs de RC-1.

Sources : Business in Cameroon, 9 octobre 2026 [S02] ; PAK, 6 août 2025 [S14] ; Kikot-Mbebe [S68] ; départ du FLNG [S16] ; MACF [S108][S109] ; configuration de référence RC-1 de Cameroon Steel (estimation de planification), calendrier indicatif [S07].

Le séquencement est favorable si les deux prochaines années sont bien employées. Les jalons du réseau et du port interviennent fin 2026 et début 2027. Les mesures de politique publique proposées ici pourraient être en place d’ici 2028. La phase 1 d’une aciérie électrique vise un démarrage des travaux au premier trimestre 2029, après son certificat de conformité environnementale, une première coulée au second semestre 2030 et une montée en cadence en 2031 [S07]. L’allocation gratuite de quotas de l’Union européenne à ses propres sidérurgistes tombe à zéro d’ici 2034 [S109], date à laquelle l’acier bas carbone aura le plus de valeur.

10.9 Ce que les gros consommateurs peuvent offrir en retour

Les règles fonctionnent mieux lorsque les obligations sont réciproques. En échange d’un cadre publié, une aciérie électrique et les autres gros consommateurs peuvent apporter au système énergétique :

• une demande de long terme à fort facteur de charge qui améliore l’utilisation des nouvelles capacités de transport et de production ;
• un investissement dans leur propre compensation et leurs ouvrages dédiés, afin que le réseau partagé ne supporte pas leurs perturbations ;
• une charge programmable, par une fusion calée autour de la pointe du système et une maintenance programmée, représentant environ 1,6 % à 2,3 % de la pointe nationale pour une seule usine de la taille de la première phase de RC-1 (chapitre 9) ;
• un débouché d’ancrage pour les nouvelles centrales hydroélectriques, par des contrats de long terme qui améliorent la finançabilité de projets comme Kikot-Mbebe ;
• de la transparence, par le partage des données de qualité de l’électricité et la publication d’indicateurs d’énergie et d’émissions.