Le fer vert : une option de long terme pour l’Afrique centrale, conditionnée par le minerai, l’électricité et le gaz

6.1 C’est dans la production de fer que se trouve le carbone

Dans la filière haut fourneau, la quasi-totalité du CO₂ de l’acier provient de la transformation du minerai en fer ; la conversion du fer en acier et le laminage y ajoutent relativement peu. Dans une aciérie électrique qui achète du DRI, le même carbone apparaît en amont, dans le four à cuve du fournisseur. Le chapitre 4 a montré que les unités de fer importées constituent le premier poste de l’empreinte de RC-1. Abaisser la teneur en carbone du fer, quel que soit son lieu de production, est donc la tâche centrale de la décarbonation de l’acier.

Deux technologies dominent les projets. La réduction directe au gaz, selon les procédés MIDREX ou Energiron, produit déjà environ les deux tiers du DRI mondial ; le reste est produit principalement dans des fours rotatifs au charbon en Inde [S13]. Les mêmes fours à cuve peuvent être conçus pour fonctionner avec une part croissante d’hydrogène, jusqu’à 100 %, car le gaz réducteur qu’ils tirent du gaz naturel est déjà un mélange d’hydrogène et de monoxyde de carbone [S15][S17]. L’hydrogène réduit l’oxyde de fer en fer et en vapeur d’eau au lieu de CO₂.

6.2 D’abord le gaz, ensuite l’hydrogène

La figure 6.1 situe sur une même échelle les intensités publiées des filières à partir du minerai. La moyenne de worldsteel pour la filière DRI-FAE au gaz est de 1,47 t CO₂ par tonne [S01]. Energiron indique que son procédé au gaz naturel émet environ 53 % de moins que la filière haut fourneau et, à 100 % d’hydrogène, environ 86 % de moins [S15] ; appliqués à la moyenne haut fourneau de worldsteel, ces pourcentages correspondent à environ 1,10 t et 0,33 t par tonne (dérivé). Le projet de Saarstahl et Dillinger en Allemagne prévoit que sa filière DRI-FAE au gaz émettra 1,098 t CO₂e par tonne et, avec de l’hydrogène et de l’électricité verts, 0,339 t [S18].

Source : worldsteel [S01] ; Innovation Centre for Industrial Transformation de la Commission européenne, pages Energiron et POWER4STEEL [S15][S18] ; seuil « quasi zéro » de l’AIE [S06] ; modèle WP06 [S90]. Valeurs Energiron dérivées en appliquant les pourcentages annoncés à la moyenne haut fourneau de worldsteel.

Les besoins en énergie et en matières sont bien documentés :

• Gaz naturel. Un four à cuve moderne consomme environ 9,2 à 10 GJ de gaz naturel par tonne de DRI ; l’égyptien Suez Steel a fait état d’une consommation soutenue de 9,2 GJ par tonne en 2026 [S16][S15]. Un module de DRI de 1 Mt/an nécessiterait donc environ 9,2 à 10 PJ de gaz par an, soit environ 11 % à 12 % de la production camerounaise de gaz de 2025, 75,5 milliards de pieds cubes (dérivé) [S83].
• Hydrogène. La réduction intégrale à l’hydrogène exige environ 54 kg d’hydrogène par tonne de DRI [S17]. Avec des rendements d’électrolyseur d’environ 45 à 52 MWh par tonne d’hydrogène [S05], cela représente environ 2,4 à 2,8 MWh d’électricité par tonne de DRI pour le seul hydrogène (dérivé).
• Minerai. Les fours à cuve au gaz comme à l’hydrogène exigent des boulettes de qualité DR, riches en fer et pauvres en silice et en alumine, car, contrairement au haut fourneau, le four à cuve n’élimine pas la gangue sous forme de laitier avant la fusion ; la gangue passe dans le FAE, dont elle accroît la consommation d’énergie et le volume de laitier.

Le coût de la filière hydrogène dépend avant tout de l’électricité. L’AIE estime que le DRI à l’hydrogène exige une électricité inférieure à environ 35 USD par MWh pour concurrencer le DRI au gaz équipé du captage du carbone [S05]. L’analyse antérieure de l’Energy Transitions Commission concluait qu’une électricité inférieure à environ 40 USD par MWh est nécessaire pour que le DRI à l’hydrogène l’emporte sur le captage du carbone appliqué à un haut fourneau neuf, et que la décarbonation complète de l’acier coûte environ 60 USD par tonne de CO₂, soit environ 115 USD par tonne d’acier, coût ramené à environ 25 USD par tonne de CO₂ et 50 USD par tonne d’acier là où une électricité renouvelable très bon marché est disponible [S09].

6.3 La question de la qualité du minerai

Le minerai de fer de qualité DR est rare. L’Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) relevait en 2022 qu’un minerai de qualité DR contient idéalement 67 % de fer ou plus, et que seulement environ 3 % du commerce maritime de minerai de fer présentait une teneur en fer supérieure à 66 % [S75]. Agora Industry avertissait en 2023 que, faute de mesures urgentes, la demande de minerai de qualité DR dépasserait largement l’offre d’ici 2030 [S11]. L’évaluation 2026 de l’IEEFA prévoit une croissance du marché du minerai à haute teneur, à mesure que de nouvelles mines et unités d’enrichissement entrent en service [S76], mais cette rareté est une caractéristique structurelle de la transition : le minerai de fer que le monde extrait aujourd’hui a été choisi pour les hauts fourneaux, qui tolèrent davantage de gangue.

Le Cameroun est un producteur potentiel de minerai de premier plan. Global Energy Monitor recense au Cameroun 64 Mt/an de capacités minières de fer en développement, soit environ 9 % du total mondial [S14]. Le gisement de Mbalam, dont le permis d’exploitation est détenu par Cameroon Mining Company, société sœur de Cameroon Steel, a été présenté lors de la pose de la première pierre du complexe sidérurgique de Kribi comme renfermant plus de 2 milliards de tonnes de minerai, dont 517 Mt de minerai à enfournement direct titrant plus de 62,3 % de fer [S72] ; la déclaration de réserves publiée selon le code JORC en 2015 donne 62,2 % de fer pour ces mêmes 517 Mt (livre blanc 03, chapitre 4). C’est une teneur honorable pour l’alimentation des hauts fourneaux et de l’agglomération. Ce n’est pas une qualité DR. Les formations ferrifères rubanées à plus faible teneur (itabirites), beaucoup plus abondantes et qui constituent l’essentiel de ces ressources, devraient être broyées, concentrées et bouletées pour atteindre la spécification DR.

Tableau 6.1 Qualité du minerai de fer et filière de réduction directe

Source : comme indiqué. Les procédés de concentration sont décrits de manière générique et ne constituent pas une conception de projet.

C’est l’inconnue la plus importante de l’option fer vert. Si le minerai camerounais peut être enrichi de manière économique en concentré de qualité DR et bouleté, le pays pourrait un jour approvisionner sa propre aciérie et exporter des unités de fer à faible teneur en carbone. Dans le cas contraire, un module camerounais de réduction directe dépendrait de boulettes de qualité DR importées, en concurrence pour un produit rare. Le chapitre 10 recommande de mener sans tarder une étude de concentration et de bouletage pour trancher cette question avant d’engager du foncier, du gaz ou de l’électricité au profit du module de réserve.

6.4 Le DRI africain reste à ce jour une affaire nord-africaine

L’Afrique a produit environ 16 Mt de DRI en 2025, pour l’essentiel en Afrique du Nord : l’Algérie 6,70 Mt, l’Égypte 6,06 Mt et la Libye 1,75 Mt selon les statistiques d’usines de Midrex, toutes au gaz [S13][S03]. Selon ces mêmes statistiques, l’Afrique subsaharienne en a produit 0,09 Mt, et ses unités au gaz, dont celle de Delta Steel au Nigeria (1,02 Mt/an) et celle de Saldanha en Afrique du Sud (0,80 Mt/an), étaient à l’arrêt fin 2025 [S13]. worldsteel, dont les chiffres incluent des estimations pour des usines hors de ce recensement, évalue la production de l’Ouganda, du Kenya et de la Tanzanie à environ 2,7 Mt [S03] ; les deux séries n’ont pas la même couverture, et aucune ne fait apparaître d’unité au gaz en fonctionnement au sud du Sahara. La figure 6.2 illustre ce contraste.

Source : Midrex Technologies, 2025 World Direct Reduction Statistics [S13] ; estimation pour l’Afrique de l’Est : worldsteel, World Steel in Figures 2026 [S03].

La première usine africaine de fer vert se trouve en Namibie. Le projet HyIron Oshivela, inauguré en avril 2025 avec un soutien européen, associe énergie solaire, batteries et électrolyseur pour produire du DRI à l’hydrogène dans une unité pilote d’environ 15 000 t par an, avec un projet d’extension par étapes [S77][S78]. Il est modeste, mais il montre que la technologie peut être déployée sur le continent et que des partenaires européens sont prêts à la cofinancer.

6.5 Ce que disent les études sur le potentiel africain du fer vert

Un ensemble d’analyses récentes soutient que la production de fer se relocalisera en partie là où se rencontrent minerai et énergie propre bon marché. Le tableau 6.2 résume les études les plus pertinentes pour l’Afrique centrale.

Tableau 6.2 Études sélectionnées sur le fer vert et la transition de l’acier

Source : comme indiqué.

Lues ensemble, ces études conduisent à trois conclusions pour l’Afrique centrale. L’opportunité est réelle : les importateurs paieront pour un fer à faible teneur en carbone, et paieront davantage à mesure que les prix du carbone et les mécanismes aux frontières se durciront. Les gagnants seront les sites qui associent minerai de qualité DR, électricité propre garantie à bas coût et accès portuaire, et non l’un seulement de ces trois atouts. Enfin, l’horizon est lointain : la plupart des études situent le commerce du fer vert à grande échelle dans les années 2030 et 2040.

6.6 Quelle électricité l’hydrogène exigerait-il au Cameroun ?

La figure 6.3 rapporte l’électricité nécessaire à la réduction à l’hydrogène au système électrique camerounais. Couvrir à l’hydrogène les besoins en unités de fer de RC-1 en configuration complète, environ 0,36 Mt de DRI par an, exigerait environ 0,9 à 1,0 TWh d’électricité par an pour la seule électrolyse. Un module de taille industrielle de 1 Mt/an en exigerait environ 2,4 à 2,8 TWh. À titre de comparaison, Nachtigal, la plus grande centrale hydroélectrique du Cameroun, a injecté 3,6 TWh sur les douze mois à mai 2026 [S52], et l’ensemble du pays a produit 8,12 TWh en 2025 [S50].

Source : besoin en hydrogène [S17] ; rendement des électrolyseurs [S05] ; production de Nachtigal [S52] ; production nationale [S50] ; potentiel hydroélectrique [S53]. Dérivé par Cameroon Steel (annexe A).

La ressource existe : le potentiel hydroélectrique du Cameroun est estimé à environ 115 TWh par an, dont seulement 4 % environ sont aménagés [S53]. La contrainte tient au coût et à la garantie de fourniture. Au prix d’achat d’environ 43,93 FCFA par kWh indiqué pour la centrale de Memve’ele [S50][S103], soit environ 73 USD par MWh à un taux de planification de 600 FCFA pour un dollar (dérivé), l’hydroélectricité nouvelle se situe bien au-dessus des 35 à 40 USD par MWh que l’AIE et l’ETC jugent compétitifs pour le fer à l’hydrogène [S05][S09]. L’hydroélectricité ancienne vendue dans le cadre de contrats historiques est moins chère, mais sa production est engagée. Le fer à l’hydrogène au Cameroun exigerait donc soit une hydroélectricité nouvelle à très bas coût, soit un prix du carbone ou une prime qui comble l’écart, soit les deux.

6.7 Le gaz : une transition dont la disponibilité vient de changer

Un module de réduction directe au gaz, conçu pour accepter ultérieurement de l’hydrogène, constitue la première étape naturelle du fer issu du minerai en Afrique centrale, comme il l’a été en Afrique du Nord. Le gaz camerounais provient principalement du champ de Sanaga Sud, près de Kribi. En 2025, environ 95 % de la production nationale de gaz a été vendue pour alimenter l’unité flottante de liquéfaction Hilli Episeyo [S83] ; l’affrètement de celle-ci a pris fin et elle a quitté le Cameroun en juillet 2026 [S84]. Du gaz se trouve ainsi libéré à court terme, mais le champ est mature, ses réserves restantes ne sont pas certifiées publiquement, et la ressource plus importante de Yoyo-Yolanda n’a fait l’objet d’aucune décision finale d’investissement [S85]. Un module de réduction directe exigerait, avant de pouvoir être conçu, un contrat d’approvisionnement de long terme adossé à un audit des réserves.

6.8 Une trajectoire par étapes et sous conditions

La figure 6.4 présente l’évolution possible des unités de fer de RC-1. Chaque étape est optionnelle et conditionnelle ; aucune ne constitue un engagement du présent livre blanc.

Source : configuration de référence RC-1 de Cameroon Steel (estimation de planification), module de réserve [S90] ; analyse du présent chapitre.

1. Dès la première coulée (visée au second semestre 2030) : ferraille et DRI/HBI importés certifiés. La phase 1 fond de la ferraille et achète du DRI ou du HBI sur le marché international, avec une intensité carbone vérifiée et un plafond contractuel pour chaque cargaison. C’est là que se trouvent les gains les plus importants à court terme (chapitre 4).
2. Plus tard, après les phases principales : un module national au gaz. Si un concentré de qualité DR et un contrat de gaz sont sécurisés, un four à cuve dimensionné pour les besoins de RC-1 (environ 0,36 Mt de DRI par an à 1 Mt/an), ou plus grand, remplacerait les importations. Le plan directeur de RC-1 réserve du foncier pour un module de réduction directe et un parc à boulettes. Au gaz, ses émissions passeraient de l’amont au périmètre 1 de Cameroon Steel, à une intensité comparable à celle du DRI importé qu’il remplace ; le gain porterait sur la valeur ajoutée et la sécurité d’approvisionnement, pas encore sur le carbone.
3. Avec l’essor de l’hydroélectricité : le mélange d’hydrogène. Les fours à cuve peuvent accepter une part croissante d’hydrogène dans le gaz réducteur. Chaque étape exigerait des électrolyseurs et une électricité garantie, et réduirait les émissions du module en proportion.
4. À long terme : DRI à l’hydrogène et HBI vert. Avec une forte part d’hydrogène, le module pourrait produire du fer à quelques dixièmes de tonne de CO₂ par tonne, pour les fours de RC-1 et pour l’exportation sous forme de HBI vers des marchés où le MACF et les acheteurs récompensent le bas carbone. Dans le cadre du MACF, le DRI et le HBI sont des marchandises couvertes, tarifées sur leurs émissions directes dès l’origine (chapitre 5).

Tableau 6.3 Éléments probants requis avant chaque étape

Source : analyse de Cameroon Steel. Les calendriers sont indicatifs.

Le plan de développement de KPIZ S.A. range déjà la sidérurgie liée aux exportations minérales parmi les filières de la zone [S74], et le Code minier camerounais de 2023 prévoit la transformation locale d’une partie de la production minière [S86]. Une trajectoire progressive vers le fer vert s’inscrirait dans ces deux cadres, tout en subordonnant chaque investissement aux éléments probants qui le justifient.