L’hydroélectricité est l’atout renouvelable du Cameroun pour l’acier ; le solaire et le stockage aident à la marge, mais ne peuvent garantir l’alimentation d’un FAE

8.1 Le réseau camerounais est déjà un atout bas carbone

La figure 8.1 compare l’intensité carbone moyenne de la production d’électricité en 2024 au Cameroun, chez ses voisins et dans les pays qui fournissent de l’acier à l’Afrique centrale ou qui lui font concurrence.

Sources : Our World in Data, intensité carbone de la production d’électricité, données Ember, consulté le 10 octobre 2026 [S10] ; origine des importations de billettes d’après UN Comtrade [S11].

Avec environ 226 g CO₂e/kWh, le réseau camerounais était en 2024 plus propre que la moyenne mondiale (environ 471 g), que la moyenne africaine (environ 544 g) et que les réseaux des principaux exportateurs d’acier vers la région : la Chine (environ 555 g), la Turquie (environ 470 g), l’Inde (environ 705 g) et l’Indonésie (environ 680 g), qui a fourni 78 % des importations camerounaises de billettes en 2023 [S10][S11]. Seuls quelques pays dotés de grands parcs hydroélectriques, comme l’Éthiopie et le Brésil, font nettement mieux.

Pour une aciérie consommant environ 0,96 MWh par tonne de produit, comme le ferait la phase 1 de RC-1 à sa valeur de planification [S07], les émissions indirectes (périmètre 2) seraient, selon ces intensités de réseau (dérivé ; environ 4 % de plus à la valeur haute de planification de 1,0 MWh/t) :

• d’environ 0,22 t de CO₂ par tonne au Cameroun ;
• d’environ 0,45 t à la moyenne mondiale ;
• d’environ 0,65 t en Indonésie.

Deux réserves s’imposent. Premièrement, la valeur de 226 g est une moyenne en cycle de vie, qui inclut les émissions de construction et d’exploitation des centrales hydroélectriques. En ne retenant que les émissions de combustion et les données de production 2025 du régulateur, l’intensité opérationnelle serait bien plus faible, environ 74 g/kWh en 2025 (estimation, dérivée à l’annexe A du livre blanc 06 en appliquant au mix de production de 2025 le taux d’émission de la production au gaz et au fioul implicite des données de 2024). Deuxièmement, les prêteurs et les comptables carbone utilisent souvent un facteur d’émission du réseau en marge combinée, qui donne plus de poids aux centrales thermiques appelées à la marge et aux capacités nouvelles ; le facteur harmonisé pour le Cameroun n’a pas pu être obtenu pour ce livre blanc (chapitre 11). La fourchette de planification retenue par Cameroon Steel est de 200 à 300 g/kWh, centrée sur 226 [S07].

8.2 La valeur carbone d’une électricité propre dépend de qui compte

L’avantage carbone du réseau camerounais est réel, mais sa valeur commerciale dépend de la règle appliquée.

À la frontière de l’UE, dans le cadre actuel du MACF, les émissions de l’électricité ne comptent pas pour l’acier. Le règlement MACF range le fer et l’acier parmi les marchandises pour lesquelles seules les émissions directes sont prises en compte [S46]. Pour une aciérie électrique, les émissions directes sont faibles (électrodes, carbone de charge, chaux et gaz éventuellement brûlé sur site), si bien que la charge MACF sur ses exportations serait faible quel que soit le réseau. Le réseau ne compte pour le MACF qu’au travers des précurseurs : le DRI produit au gaz porte ses propres émissions directes.

Pour les clients, les investisseurs et les normes, le périmètre 2 compte pleinement. Les acheteurs qui déclarent les émissions de leur propre chaîne d’approvisionnement (périmètre 3), et les normes d’acier à faibles émissions qui émergent, considèrent l’empreinte entière. Le seuil de l’AIE pour l’acier brut « à émissions quasi nulles » passe de 0,40 t CO₂e par tonne pour un acier entièrement issu du minerai à 0,05 t pour un acier entièrement issu de ferraille [S20]. Pour une charge comprenant environ 70 % de ferraille, comme prévu pour la phase 1 de RC-1 [S07], le seuil serait d’environ 0,155 t (dérivé). À la moyenne du réseau de 226 g/kWh, le périmètre 2 à lui seul (environ 0,22 t) dépasserait ce seuil ; avec un approvisionnement hydroélectrique contractualisé, déclaré selon la méthode fondée sur le marché, le périmètre 2 pourrait approcher zéro et l’usine pourrait approcher la bande des émissions quasi nulles.

C’est l’enseignement central en matière d’énergies renouvelables pour une aciérie électrique au Cameroun : un contrat hydroélectrique dédié vaut davantage que la moyenne du réseau, parce qu’il permet à l’usine de revendiquer l’attribut hydraulique que la moyenne du réseau dilue. C’est aussi pourquoi les règles de transit et de tarification des gros consommateurs exposées au chapitre 3 comptent pour la politique climatique autant que pour le prix.

8.3 Déclarer une électricité propre : deux méthodes, deux réponses

Les entreprises déclarent de deux manières les émissions de l’électricité qu’elles achètent. La méthode fondée sur la localisation applique le facteur d’émission moyen du réseau où l’électricité est consommée : pour une usine à Kribi, environ 226 g CO₂e/kWh selon la moyenne 2024 [S10]. La méthode fondée sur le marché applique le facteur d’émission de l’électricité que l’entreprise a contractée, à condition que le contrat emporte une revendication crédible des attributs d’une production déterminée, telle qu’une garantie d’origine émise par une centrale hydroélectrique.

Selon la méthode fondée sur la localisation, tous les usagers du réseau camerounais partagent la même moyenne, et une aciérie ne peut faire mieux que le réseau. Selon la méthode fondée sur le marché, une aciérie qui contractualise une production hydroélectrique peut déclarer des émissions de périmètre 2 proches de zéro, tandis que la moyenne du réseau augmente d’autant pour les autres usagers. C’est la seconde méthode que rechercheront la plupart des acheteurs d’acier à faibles émissions, mais elle exige deux éléments dont le Cameroun ne dispose pas encore : la faculté juridique de contracter avec un producteur déterminé, par le transit ou par une offre dédiée de l’opérateur, et un registre qui émet et annule les garanties, afin qu’une même production hydroélectrique ne soit pas revendiquée deux fois. Ces deux éléments font partie des recommandations du chapitre 10.

8.4 Une centrale solaire à Kribi produirait environ 1 335 kWh par kWc et par an

Le Centre commun de recherche de la Commission européenne publie pour l’Afrique un modèle solaire validé, PVGIS, fondé sur des données satellitaires de rayonnement. À Kribi, un champ fixe au silicium cristallin à son inclinaison optimale de 6 degrés, avec 14 % de pertes système, produirait environ 1 335 kWh par kWc et par an, soit un facteur de capacité d’environ 15 % [S19]. La production culmine de décembre à février, à environ 134 à 138 kWh par kWc et par mois, et tombe à environ 93 kWh en juin et juillet, lorsque la couverture nuageuse sur la côte est la plus dense (figure 8.2).

Source : JRC PVGIS v5.3, base de rayonnement PVGIS-SARAH3, climat 2005 à 2023, Kribi (2,94 N, 9,91 E), consulté le 10 octobre 2026 [S19].

Le solaire est désormais bon marché à construire. L’IRENA indique que les nouvelles centrales solaires de grande taille mises en service dans le monde en 2024 présentaient un coût actualisé moyen pondéré mondial de 0,043 USD/kWh, contre 0,034 USD pour l’éolien terrestre et 0,057 USD pour la nouvelle hydroélectricité [S104]. Au taux de planification de 600 FCFA par USD, 0,043 USD/kWh représente environ 26 FCFA/kWh (dérivé), moins que le prix de la tranche MT et bien moins que la moyenne reflétant les coûts du chapitre 3. Les coûts au Cameroun seraient supérieurs à la moyenne mondiale en raison des coûts de financement, de la logistique et du rendement plus faible, mais l’énergie solaire resterait compétitive avec l’énergie du réseau sur une base par kWh.

La production solaire du Cameroun s’est élevée à 67,2 GWh en 2025, soit 0,8 % de la production [S01] : la ressource est à peine exploitée.

8.5 Le solaire couvre le milieu de la journée, non le poste de nuit du four

La limite du solaire pour une aciérie tient à son profil, non à son coût. La figure 8.3 met en regard la production d’un parc de 50 MWc et une journée illustrative de charge de la phase 1.

Sources : profils journaliers JRC PVGIS v5.3 [S19] ; charge illustrative de la phase 1 d’après les références de RC-1 [S07].

Un parc de 50 MWc produirait environ 67 GWh par an, soit environ 22 % à 23 % des 289 à 302 GWh de la phase 1 (dérivé). Un jour de janvier, il couvrirait l’essentiel de la charge autour de midi ; un jour de juillet, au plus environ 20 MW ; et la nuit, rien. Il réduirait donc l’énergie achetée au réseau, mais non la capacité ferme que l’usine doit contractualiser, et il ne réduirait pas la puissance maximale appelée sur laquelle se fondent les primes fixes, puisque le four atteint ses pointes à toute heure.

La contribution du solaire peut être accrue de trois façons, dont aucune ne remplace une fourniture ferme :

• Les toitures et les terrains du site. Les halles des laminoirs et les magasins offrent de grandes toitures, et les toitures et aires de la phase 1 pourraient accueillir plusieurs MWc. Le solaire sur site évite les frais de transit et de transport, mais sa taille est limitée par la surface disponible.
• Le solaire hors site avec transit. Une centrale plus grande située ailleurs sur le réseau Sud pourrait alimenter l’aciérie par le réseau de la SONATREL, en vertu des dispositions de la loi n° 2011/022 relatives aux producteurs indépendants [S52], si des règles de transit et d’équilibrage sont en place (chapitre 3).
• La programmation des charges flexibles. Certaines charges auxiliaires, comme le traitement de l’eau et une partie de la production d’oxygène avec stockage liquide, peuvent être déplacées vers le milieu de la journée.

8.6 Les batteries servent la résilience et la qualité de l’électricité, non l’énergie en masse

Le stockage par batteries est devenu beaucoup moins cher : l’IRENA indique que le coût des projets de stockage par batteries a baissé de 93 % entre 2010 et 2024, pour atteindre environ 192 USD par kWh [S104]. Pour une aciérie, cela ouvre quatre usages, par ordre décroissant de valeur :

1. L’alimentation sans coupure des charges essentielles. Une batterie peut maintenir l’eau de refroidissement, les ponts roulants et l’aspiration des fumées pendant de brèves interruptions, le temps que les groupes de secours démarrent.
2. Le soutien rapide de la fréquence et de la tension. L’onduleur d’une batterie peut réagir en quelques millisecondes, aidant le réseau à absorber les échelons de charge du four et contribuant potentiellement à l’atténuation du papillotement lorsque son convertisseur est conçu pour agir comme un STATCOM.
3. L’écrêtement des pointes. En se déchargeant pendant les périodes de 15 minutes les plus chargées, une batterie peut réduire la puissance maximale facturée dans un tarif binôme (figure 3.2).
4. Le report de l’énergie solaire vers la soirée. C’est l’usage le moins économique pour un FAE. Porter la charge moyenne d’environ 36 à 38 MW de la phase 1 pendant une nuit de 12 heures exigerait plus de 400 MWh de stockage (dérivé), plusieurs fois la capacité nécessaire aux trois premiers usages.

Tableau 8.1 Options renouvelables et de stockage pour une aciérie électrique à Kribi

Sources : [S10][S01][S104][S19][S53][S05] ; analyse de Cameroon Steel. Valeurs des moteurs à gaz dérivées de la consommation de gaz et de la production 2025 de la centrale de Kribi et du facteur d’émission par défaut du GIEC pour le gaz naturel (annexe A).

8.7 L’hydroélectricité est l’énergie renouvelable qui compte, et un gros consommateur peut contribuer à la développer

Le potentiel hydroélectrique du Cameroun, d’environ 115 000 GWh par an dont seulement 4 % environ sont aménagés [S66], est le socle d’une stratégie industrielle bas carbone. Les projets de court terme sur le réseau Sud sont Kikot-Mbebe, 500 MW, dont la mise en service est attendue entre 2031 et 2033 [S68], et le projet de Grand Eweng, de 1 000 MW en première phase et jusqu’à 1 800 MW [S69]. L’expérience récente montre à la fois la valeur et la variabilité de l’hydroélectricité : Nachtigal a produit 28 % de moins que prévu en 2025 en raison des débits, tandis que Memve’ele a produit 129 % de plus que prévu [S01].

Un grand client industriel peut contribuer au financement de nouvelles centrales hydroélectriques. Un contrat d’enlèvement de long terme conclu avec un acheteur industriel solvable, payé en partie à des prix liés aux devises fortes si l’acheteur exporte, améliore la finançabilité d’une nouvelle centrale par rapport à des ventes au seul opérateur, dont les finances sont tendues. En retour, l’acheteur industriel obtient un prix de long terme et un attribut renouvelable qu’il peut déclarer. Pour que cela fonctionne, le contrat doit traiter la saisonnalité. Une usine à four unique, qui a besoin de la plupart des heures de l’année pour atteindre sa capacité nominale, ne peut pas absorber des effacements prolongés en saison sèche, puisque chaque heure perdue coûte à peu près une coulée d’environ 40 t (chapitre 9). L’approvisionnement hydroélectrique doit donc être garanti par une capacité au gaz, moyennant un prix, tandis que l’usine programme sa fusion autour de la pointe journalière.

8.8 Ce que contiendrait un contrat d’approvisionnement adossé à l’hydroélectricité

Un contrat de long terme adossé à l’hydroélectricité pour une aciérie électrique se distinguerait d’un contrat de fourniture ordinaire sur cinq points :

1. Le profil des volumes. La production hydroélectrique est saisonnière. Le contrat préciserait un volume en base pour la saison des pluies et un volume réduit et garanti pour la saison sèche, plutôt qu’un profil plat toute l’année.
2. La garantie de fourniture. L’écart entre la charge de l’aciérie et le volume hydraulique en période sèche serait couvert par une capacité garantie au gaz, tarifée séparément. La contribution de l’usine consiste à programmer sa fusion hors de la pointe journalière, non à accepter des effacements prolongés.
3. Le prix et l’indexation. Un prix de long terme lié au coût de la centrale hydroélectrique, avec une indexation transparente, donnerait à l’usine un coût prévisible et au projet hydroélectrique un revenu finançable.
4. Les attributs. Des garanties d’origine, émises et annulées par l’intermédiaire d’un registre, permettraient à l’aciérie de déclarer l’approvisionnement hydraulique selon la méthode fondée sur le marché et au projet hydroélectrique de prouver que sa production n’a pas été vendue deux fois.
5. Le transport et l’équilibrage. Un accord de transit avec la société de transport, et une règle d’équilibrage pour les heures où l’offre et la demande divergent.

Aucun de ces éléments n’est techniquement inhabituel. Ce qui manque au Cameroun, c’est le cadre publié dans lequel ils peuvent être négociés ; c’est pourquoi les recommandations de politique publique du chapitre 10 précèdent tout contrat particulier.

8.9 Le fer à l’hydrogène est une option de long terme liée à de nouvelles centrales hydroélectriques

Le lien le plus lointain entre énergies renouvelables et acier est l’hydrogène. La réduction directe à l’hydrogène nécessite environ 54 kg d’hydrogène par tonne de DRI, soit environ 2,4 à 2,8 MWh d’électricité par tonne pour la seule électrolyse (dérivé de [S93][S35]). Un module de 1 Mt/an à l’hydrogène aurait donc besoin de 2,4 à 2,8 TWh par an, environ un tiers de toute la production camerounaise de 2025. Cela n’est envisageable qu’avec de nouvelles centrales hydroélectriques de l’ampleur des grands projets de la Sanaga.

L’Afrique dispose d’un premier précédent. En Namibie, le projet HyIron Oshivela, inauguré le 11 avril 2025, associe 25 MW de solaire, une batterie de 13,4 MW et un électrolyseur de 12 MW pour produire du fer à l’hydrogène à l’échelle pilote, avec des plans d’extension par étapes [S105][S106]. Son échelle rappelle le chemin qui reste à parcourir : l’opportunité du Cameroun est de garder ouverte la voie de l’hydrogène, en choisissant des unités de réduction au gaz capables d’accepter un ajout d’hydrogène (chapitre 7) et en planifiant les grands aménagements hydroélectriques en pensant aux débouchés industriels.