La liaison 225 kV rend l’industrie lourde possible à Kribi ; une deuxième étape rend un pôle industriel possible

4.1 Le réseau camerounais : une hydroélectricité abondante, des marges de puissance garantie étroites

Le système électrique camerounais, ses tarifs et son coût de fourniture sont analysés au livre blanc 05, chapitres 2 et 3 ; le présent chapitre s’en tient à ce qui compte pour l’industrie lourde à Kribi. Selon l’ARSEL, le régulateur du secteur de l’électricité, le système disposait en 2025 d’une puissance installée de 2 033 MW pour une pointe de demande de 1 278 MW [S60]. L’hydroélectricité a fourni environ 90 % des 8 120 GWh produits cette année-là, le gaz environ 7 %, le fioul et le solaire le reste (figure 4.1) [S60]. Le dernier facteur d’émission publié pour le réseau est plus ancien : environ 226 g de CO₂ par kWh pour 2024, année où la même base de données d’Ember attribue à l’hydroélectricité environ 72 % de la production [S78][S169]. Aucun facteur d’émission n’a encore été publié pour 2025 ; les livres blancs de la série conservent 226 g comme valeur de planification prudente.

Source : ARSEL, Rapport d’activités 2025, 7 septembre 2026 [S60].

La marge de capacité d’environ 755 MW qui apparaît sur le papier surestime ce sur quoi l’industrie peut compter. La production hydroélectrique dépend du débit des cours d’eau et de la gestion des retenues, et les nouvelles centrales dépendent de lignes de transport dont la construction a pris du retard sur celle des moyens de production. En octobre 2026, Business in Cameroon indiquait qu’environ 150 MW de demande industrielle restaient insatisfaits en raison du retard de la ligne 400 kV destinée à évacuer l’énergie de la centrale hydroélectrique de Nachtigal, d’une puissance de 420 MW, dont l’achèvement est désormais attendu en novembre 2026 [S61]. Le rapport 2025 de l’ARSEL fait état d’une durée moyenne d’interruption d’environ 148 heures par client, et six clients seulement sont alimentés en haute tension dans l’ensemble du pays [S60].

Pour un investisseur sidérurgique, l’enseignement est que la capacité nationale est nécessaire mais non suffisante. Ce qui compte, c’est une puissance garantie livrée au point de raccordement de l’usine, avec redondance, à une tension et avec une puissance de court-circuit que le four peut exploiter.

4.2 Kribi dispose d’une centrale à gaz située entre 30 et 40 km au nord, mais sa production est injectée sur le réseau

La centrale à gaz de Kribi, exploitée par la Kribi Power Development Corporation (KPDC), a une puissance installée de 216 MW et est en service depuis 2013 [S64]. Elle a été développée par Globeleq, avec l’État comme associé minoritaire et des garanties du Groupe de la Banque mondiale [S64]. Située à Mpolongwe, au nord de la ville de Kribi, à environ 35 km du port à vol d’oiseau (figure 2.1), elle brûle du gaz provenant de champs en mer exploités avec la SNH, la société nationale des hydrocarbures [S67].

Le bilan de la centrale au cours des dernières années montre que proximité ne vaut pas disponibilité. Elle a été à l’arrêt de septembre 2024 à février 2025, sur fond de litige portant sur environ 137 milliards de FCFA de factures impayées [S71]. En 2025, elle a livré environ 560 GWh pour environ 1 031 GWh prévus, ce qui correspond à un facteur de charge d’environ 30 % [S60]. En août 2026, Forbes Afrique rapportait que l’État exerçait son droit de préemption pour acquérir les participations de Globeleq dans les centrales de Kribi et de Dibamba [S66]. Une extension prévue de 114 MW, qui porterait la centrale à sa puissance autorisée de 330 MW, a été étudiée en 2020 avec l’appui de la BAD, mais n’a pas été réalisée [S65]. Enfin, la production de la centrale est injectée sur le Réseau interconnecté Sud : en mai 2025, seuls quelque 13 MW de production thermique locale étaient, selon les informations publiées, disponibles pour la zone portuaire [S20].

L’approvisionnement en gaz évolue. En 2025, le gaz camerounais provenait presque entièrement du système Sanaga Sud, au large de Kribi, et environ 95 % alimentaient l’unité flottante de liquéfaction Hilli Episeyo, tandis que KPDC en achetait environ 4,9 milliards de pieds cubes (bcf) [S67]. L’unité a quitté le Cameroun en juillet 2026, au terme de son contrat d’affrètement [S68]. Ce départ libère du gaz pour la production d’électricité et l’industrie à Kribi, mais les volumes disponibles et leur durée dépendent de réserves qui ne sont pas certifiées publiquement, et le gisement plus important de Yoyo-Yolanda n’a pas atteint le stade de la décision finale d’investissement [S69]. Le bilan gazier après ce départ est analysé au livre blanc 05, chapitre 6.

4.3 La ligne 225 kV KPDC-port et le poste de transformation

Le projet qui change la donne est une ligne 225 kV à double terne de 42 km reliant la centrale de KPDC à un nouveau poste 225/30 kV au port, équipé de trois transformateurs de 60 MVA [S25]. Les travaux ont été lancés le 6 août 2025 pour un coût d’environ 35 milliards de FCFA, et la mise en service est prévue fin 2026 [S25]. Selon le PAK, le poste mettra immédiatement environ 100 MW à la disposition du port et de sa zone, puis 330 à 400 MW dans une étape ultérieure, et l’alimentation bénéficiera d’une redondance N-2 grâce au Réseau interconnecté Sud, qui relie les centrales hydroélectriques de Memve’ele, Nachtigal, Song Loulou et Édéa ainsi que KPDC [S25]. Le ministre de l’Eau et de l’Énergie a inspecté le poste et la ligne le 19 août 2026 [S26], et une mission du ministère chargé de la planification a désigné en avril 2026 le poste comme un investissement public déterminant pour le développement industriel de la zone [S49]. Cette alimentation est examinée du point de vue d’une aciérie au livre blanc 05, chapitre 5.

Sources : PAK, 6 août 2025 et 19 août 2026 [S25][S26] ; les éléments propres à l’occupant sont des hypothèses de Cameroon Steel.

Deux caractéristiques de la conception méritent d’être soulignées. La tension de distribution de 30 kV convient bien à la logistique, à l’industrie légère et à l’industrie moyenne, ainsi qu’aux 20 ha de parcelles viabilisées en préparation à Mboro [S18]. Un FAE de la taille de ceux qu’utilisent les usines modernes de produits longs est toutefois normalement raccordé à un jeu de barres haute tension par son propre transformateur de four ; un occupant sidérurgique voudra donc disposer soit de sa propre travée 225 kV au poste, soit d’un départ dédié de forte capacité. Par ailleurs, ce sont les deux voies d’alimentation, directement depuis KPDC et depuis le réseau national, qui rendent la fourniture garantie. La valeur de la ligne pour l’industrie lourde suppose que les deux voies soient disponibles à la capacité dont les occupants ont besoin, y compris lorsque KPDC est hors service.

4.4 Les besoins d’un occupant sidérurgique : quantité, garantie de fourniture, qualité

La figure 4.3 compare les étapes d’alimentation annoncées pour la zone à la demande indicative d’une aciérie électrique de produits longs. Une première phase de 0,3 Mt/an appellerait une puissance moyenne d’environ 36 MW, avec un appel de puissance maximal de 45 à 65 MVA ; à 1 Mt/an, la moyenne atteint environ 94 MW et l’appel de puissance maximal 130 à 190 MVA [S112]. La première étape, de 100 MW, peut absorber une première phase tout en laissant une marge pour d’autres occupants. Elle ne peut pas absorber à la fois une aciérie de pleine taille et les autres industries de la zone. La deuxième étape, de 330 à 400 MW, le peut.

Garantie de fourniture. Une aciérie ne peut tolérer des interruptions fréquentes : une coupure imprévue en cours de coulée fige l’acier dans les poches et les répartiteurs, endommage les réfractaires et coûte un poste de production. À Kribi, la garantie de fourniture dépendra de la disponibilité de KPDC, du secours N-2 assuré par le réseau et des règles d’exploitation du poste. Ailleurs, les grands occupants sidérurgiques s’assurent une fourniture garantie en combinant une puissance garantie contractuelle, une seconde source d’alimentation et, lorsque le réseau est faible, une production captive. En contrepartie, une aciérie peut offrir au réseau une charge programmable : les fusions peuvent être placées en dehors des pointes dans le cadre d’un accord de programmation. Il ne s’agit pas d’une charge interruptible, car une coulée ne peut être arrêtée en cours sans perte.

Sources : Investir au Cameroun, 20 mai 2025 [S20] ; PAK, 6 août 2025 [S25] ; MIGA, 2014 [S64] ; chiffres de planification indicatifs de Cameroon Steel [S112].

Qualité de l’énergie. Un FAE compte parmi les charges les plus perturbatrices qu’un réseau puisse accueillir. L’arc entre les électrodes et la ferraille fluctue rapidement, ce qui provoque un papillotement (flicker) de la tension, des harmoniques, un déséquilibre entre phases et de fortes variations de puissance réactive. Les normes internationales fixent des niveaux de planification du flicker pour les réseaux de moyenne, haute et très haute tension, et encadrent la manière dont un gestionnaire de réseau attribue des limites d’émission à une installation fluctuante telle qu’un four [S74]. L’intensité du flicker causé par un four dépend de la puissance de court-circuit du réseau au point de raccordement : une note technique consacrée au flicker des fours a établi que, pour un four unique d’environ 80 MVA, le flicker deviendrait gênant pour une puissance de court-circuit d’environ 14 000 MVA et pourrait rester perceptible même à 25 000 MVA [S72]. Les réseaux d’Afrique centrale sont bien plus faibles ; une aciérie à Kribi aura donc besoin, à son propre raccordement, d’une compensation dynamique, au moyen d’un compensateur statique de puissance réactive (SVC) ou d’un STATCOM. Une installation de référence en Amérique du Nord a recouru à un SVC de 0 à 80 Mvar pour une aciérie équipée d’un FAE et d’un four-poche, afin de réduire le flicker, de corriger le facteur de puissance, de filtrer les harmoniques et de maintenir l’usine dans le respect des normes de qualité de l’énergie du distributeur [S73].

La conclusion pratique est que la zone a besoin d’un code de qualité de l’énergie applicable aux occupants industriels lourds avant le raccordement du premier four : des puissances de court-circuit publiées aux jeux de barres 225 kV et 30 kV, des limites d’émission de flicker et d’harmoniques attribuées à chaque occupant, et l’obligation de prévoir des équipements de compensation dimensionnés par une étude de raccordement. Faute d’un tel code, le premier four raccordé épuisera la marge de tolérance du réseau et n’en laissera aucune au deuxième.

4.5 Prix : aucun tarif réglementé au-delà de 10 MW

L’électricité constitue généralement, après la charge métallique, le premier coût de transformation d’une aciérie électrique ; le tarif compte donc autant que la capacité. À la valeur de planification de 450 kWh par tonne d’acier liquide, ou d’environ 490 kWh/t avec 30 % de DRI ou de HBI dans la charge, un écart de 10 FCFA par kWh modifie le coût d’une tonne d’acier liquide d’environ 4 500 à 4 900 FCFA pour la seule fusion [S112]. Le Cameroun ne dispose d’aucun tarif réglementé publié pour les charges supérieures à 10 MW ; les gros consommateurs négocient des contrats bilatéraux en haute tension [S60]. Les références existantes sont très éloignées les unes des autres (tableau 4.1) ; le livre blanc 05, chapitre 3, les analyse en détail.

Tableau 4.1 dérivéRéférences de prix de l’électricité pour un grand consommateur industriel au Cameroun

Source : sources indiquées ; calculs à l’annexe A. Au taux de planification 2026 de 600 FCFA pour un dollar US, 44 FCFA/kWh correspondent à environ 0,073 USD par kWh.

L’écart entre les contrats industriels historiques et la moyenne reflétant les coûts retenue par le régulateur montre le risque qui pèse sur chacune des parties. Un investisseur sidérurgique a besoin d’un prix suffisamment bas et stable pour concurrencer les billettes et les produits importés (la comparaison indicative des coûts établie pour la série figure au livre blanc 04, section 8.6) ; l’électricien et l’État ont besoin d’un prix qui couvre le coût de la fourniture, y compris les investissements gaziers et hydroélectriques dont dépend la garantie de fourniture. Une structure que les prêteurs peuvent financer associerait un contrat de long terme assorti d’une prime de capacité qui récompense un facteur de charge élevé, d’une formule d’indexation transparente et de mécanismes de sécurisation des paiements qui protègent le producteur, de sorte que le prix convenu la première année soit encore honoré la dixième.

4.6 Planifier la charge de la zone, et non celle d’un seul occupant

La question décisive en matière de planification est celle de la charge cumulée. KPIZ est conçue pour accueillir plusieurs industries lourdes : ciment, raffinage, pétrochimie, métallurgie et transformation du bois, ainsi que la logistique. Un scénario illustratif, dans lequel les occupants sidérurgiques et métallurgiques se développent aux côtés des autres usagers, est présenté au chapitre 10 (figure 10.2). Il ne s’agit pas d’une prévision, mais ce scénario montre la nature du problème : dans toute trajectoire plausible où la sidérurgie joue le rôle d’industrie d’ancrage, la première étape de 100 MW est entièrement utilisée vers 2032, et la deuxième étape doit être en service à cette date.

Trois actions en découlent. Premièrement, le calendrier et le financement de la deuxième étape, qui portera la puissance disponible de 100 MW à 330 à 400 MW, devraient être arrêtés dès maintenant, avec les renforcements du réseau de transport qu’elle requiert. Deuxièmement, la zone devrait prévoir une seconde source 225 kV alimentant le poste du port, afin que la sécurité N-2 ne dépende pas d’une seule ligne. Troisièmement, l’utilisation du gaz de Kribi devrait être planifiée en tenant compte des besoins de l’industrie, qu’il s’agisse d’alimenter une extension de KPDC, une production captive dans la zone ou la réduction directe, car le départ de l’unité flottante de liquéfaction a, pour la première fois, rendu ce choix possible.