喀麦隆水电主导的电网可为低碳钢铁供电，前提是大用户获得稳定供电、明确电价和天然气

主要结论

1. 能源决定电炉钢的竞争力。按电炉每吨钢水450千瓦时的规划值计算，RC-1一期每吨棒材和线材约耗电0.96兆瓦时；按炉料中含30%直接还原铁时约490千瓦时的规划上限值计算，约为1.0兆瓦时。按喀麦隆现有各项电价基准计算，电费为每吨30至170美元，差距约140美元，约相当于钢筋出口价格（2026年10月3日为离岸价620至630美元/吨）的五分之一 [S07][S09]。
2. 电网以水电为主、碳排放低。2025年喀麦隆8119.9吉瓦时发电量中，水电占89.6% [S01]。2024年电网排放因子约为226克二氧化碳当量/千瓦时，不到世界平均水平（471克）的一半，约为印度尼西亚（680克）的三分之一；而2023年喀麦隆进口钢坯的78%来自印度尼西亚 [S10][S11]。
3. 装机容量不等于稳定供电。2025年喀麦隆装机容量为2033兆瓦，高峰负荷为1278兆瓦 [S01]，但在400千伏纳赫蒂加尔（Nachtigal）送出线路建成之前，仍有150兆瓦工业需求无法满足，该线路目前预计于2026年11月完工 [S02]。克里比燃气电厂的运行率约为30%，纳赫蒂加尔水电站因来水原因发电量比计划低28% [S01]。
4. 大用户没有公开电价。受监管电价仅覆盖10兆瓦以下用户 [S03]。2025年存量高压合同平均电价为18.4中非法郎/千瓦时，2026年最高中压档综合电价约为43.7中非法郎/千瓦时，监管机构核定的成本反映平均电价为105.46中非法郎/千瓦时 [S01][S03][S04]。在计入供电稳定性成本之前，面向高压基荷稳定供电的成本电价约为系统平均水平的一半（推算）。
5. 电价结构与电价水平同样重要。在容量电费加电量电费的两部制电价下，具有RC-1一期负荷特性的电弧炉负荷，每千瓦时电价比同等电量的平稳负荷高约32%（据 [S03] 推算）。需量计量周期、避开高峰的可调度负荷的激励以及无功电量规则都必须明确。
6. 电弧炉需要坚强的接入点和自备补偿装置。按简化筛查估算，配备30至33兆伏安级变压器的电弧炉在接入点需要约4000至7000兆伏安的短路容量，才能将闪变控制在高压规划水平以内；配置静止无功补偿器（SVC）时约需2000至3500兆伏安（推算；输入数据见 [S12][S13]）。30千伏馈线强度不足，需要一个专用225千伏间隔。
7. 克里比新建225千伏供电可满足一期需求。由克里比燃气电厂至港区的42公里225千伏双回线路以及港区225/30千伏变电站（3×60兆伏安），首期可供100兆瓦，后期可达330至400兆瓦，计划于2026年底投运 [S14][S15]。首期100兆瓦由港区平台全体用户共享。一期最大需量55兆伏安，将占用其中约一半；100万吨/年的全部工程约需160兆伏安，有赖于后期扩容 [S07]。
8. FLNG撤离改变了天然气供需格局。2025年喀麦隆755亿立方英尺天然气中约95%用于液化天然气 [S05]。该装置已于2026年7月撤离 [S16]，克里比合理的国内用气合计约为每年200至360亿立方英尺（推算）。决定性的未知数是萨纳加南（Sanaga Sud）气田的剩余认证储量，该数据尚未公开 [S17]。
9. 直接还原用气成本可以承受，但尚无可融资的供气条件。100万吨/年直接还原铁模块每年约需84至91亿立方英尺天然气，接近克里比电厂2025年用气量的两倍。按2025年电力行业约3.2美元/千立方英尺、工业约5.0至5.6美元/千立方英尺的价格 [S05]，每吨直接还原铁的燃气成本为27至51美元，而2026年3月热压块铁（HBI）成交价为每吨340至370美元 [S18]（推算）。储量、价格公式和直接还原级球团是制约因素。
10. 对钢铁而言，关键的可再生能源是水电而非光伏。克里比的光伏电站每千瓦峰值容量年发电约1335千瓦时 [S19]；50兆瓦峰值容量可满足一期约23%的用电量，但无法覆盖夜间负荷。按市场法申报的合同水电供应，可使范围二排放接近于零，使工厂接近低排放钢铁的门槛（据 [S20] 推算）。