Décarboner vite, rester compétitif, ne pas perdre la souveraineté

Le projet de four électrique à Dunkerque permet une baisse très significative des émissions directes du site. En ordre de grandeur, on passe d’environ 10 Mt CO₂ par an à 3 à 3,5 Mt CO₂ par an. La réduction brute est donc de l’ordre de 6,5 à 7 Mt CO₂ par an. À l’échelle française, cela représente environ 1,2 à 1,5 % des émissions nationales. Ce n’est pas un ajustement marginal, c’est l’un des rares leviers industriels capables, à lui seul, de déplacer un chiffre national.

La question suivante vient immédiatement, d’où viennent encore ces 3 à 3,5 Mt CO₂ par an si l’outil est électrique. Elles proviennent principalement de trois sources. D’abord de l’amont, le DRI importé produit au gaz naturel lorsque l’intrant est carboné, soit un ordre de grandeur de 1,5 à 2,6 Mt CO₂ par an selon volumes et intensité. Ensuite des émissions résiduelles du procédé, électrodes graphite, additions métallurgiques, combustibles auxiliaires et opérations associées, typiquement de l’ordre de 0,5 à 1 Mt CO₂ par an. Enfin d’une partie de l’énergie et des opérations qui restent exposées à des facteurs externes selon les configurations réelles. Le four électrique ne supprime donc pas la question carbone, il la déplace de l’atelier vers l’amont et les intrants.

Ce basculement explique aussi pourquoi la solution DRI hydrogène plus four électrique, souvent présentée comme l’objectif final, n’a pas été retenue à ce stade. Les écarts sont trop importants pour être relativisés. Le différentiel d’investissement est de l’ordre de 4 à 5 Md€ pour une configuration complète H₂ DRI, contre environ 1,7 Md€ pour le projet actuel. Le différentiel énergétique est encore plus marqué, la solution H₂ DRI exigerait environ 8,5 à 10 TWh par an d’électricité, quand la configuration EAF actuelle se situe plutôt autour de 0,6 à 0,8 TWh par an. Le rapport est de 1 à 3 sur le capex, et presque de 1 à 12 sur l’électricité.

À ce niveau, ce n’est pas une question de maturité ou de prudence, c’est une question d’accessibilité. Avec une électricité autour de 100 € par MWh, l’hydrogène électrolysé se situe en 2025 dans une zone de coût prohibitive, typiquement 8 à 10 € par kg, avec un objectif 2030 plutôt dans la bande 5 à 6,5 € par kg. Le gaz naturel équivalent énergétique revient autour de 1,5 € par kg. Pour l’acier, cela se traduit par un surcoût potentiel de 150 à 250 € par tonne, impossible à absorber sans mécanisme massif et durable de soutien public. On peut toujours affirmer qu’avec des subventions très importantes tout devient possible, techniquement peut-être, budgétairement et politiquement c’est une autre équation.

Il faut également regarder l’échelle physique. Dunkerque seul aurait besoin d’environ 130 à 150 kt d’hydrogène par an dans un scénario H₂ DRI intégré. La production française visée à l’horizon 2030 est de l’ordre de 600 kt par an pour tous les usages confondus. Dunkerque absorberait à elle seule 20 à 25 % de la production nationale cible. L’écart entre ambition théorique et disponibilité réelle est donc considérable.

À cela s’ajoute une contrainte de calendrier. Le mécanisme carbone aux frontières, CBAM, démarre en 2026 en phase transitoire, puis la taxation devient progressive à partir de 2029. Attendre 2035 en espérant que l’hydrogène devienne compétitif aurait exposé Dunkerque à un choc compétitif dès le début des années 2030. La logique du projet actuel est simple, réduire rapidement les émissions directes et la vulnérabilité réglementaire, même si la trajectoire n’est pas encore zéro carbone.

Une réduction carbone massive, mais un choix contraint

Le passage au four électrique change la dépendance énergétique. Le charbon à coke recule, mais l’électricité devient le paramètre central. Dans une sidérurgie électrifiée, quelques dizaines d’euros par mégawattheure font la différence entre un site compétitif et un site fragile.

La comparaison européenne est structurante. En ordre de grandeur sur 2023 et 2024, les électro intensifs se situent autour de 55 à 70 € par MWh en Suède, quand la France se situe plutôt entre 85 et 110 € par MWh. Sur 600 à 800 GWh par an, l’écart représente 18 à 32 M€ par an en situation normale, et peut monter beaucoup plus haut en période de tension. Ce n’est pas seulement un sujet de coût, c’est un sujet de visibilité. Sans prix long terme sécurisé, l’outil industriel devient une exposition directe au marché électrique européen.

Deuxième contrainte, la ferraille. Elle est souvent présentée comme la réponse évidente. Elle l’est jusqu’à un certain point. En volume, la France dispose d’un gisement de 12 à 15 Mt par an, dont 10 à 11 Mt sont déjà consommées. La marge exportée est de 2 à 4 Mt. Si la sidérurgie française augmente fortement sa part d’EAF d’ici 2035, le besoin peut atteindre 13 à 15 Mt par an. L’équilibre devient très tendu.

Mais la vraie limite est métallurgique. La ferraille obsolète contient du cuivre et de l’étain, typiquement Cu 0,20 à 0,35 % et Sn 0,02 à 0,05 %, quand certains aciers automobiles exigent Cu inférieur à 0,10 % et Sn inférieur à 0,015 %. Produire ces qualités avec 100 % de ferraille est physiquement impossible. La dilution par DRI ou fonte propre est structurellement nécessaire. La limite théorique de recyclage de l’acier pour certains marchés se situe autour de 85 à 90 %. Le DRI n’est donc pas un choix secondaire, c’est un pilier technique.

Cette nécessité a toutefois un coût croissant. Le CBAM taxera progressivement le DRI produit au gaz. À partir de 2029, avec un prix carbone européen pouvant évoluer vers 100 à 120 € par tonne de CO₂, un DRI émettant 1,0 à 1,3 tonne de CO₂ par tonne supportera une taxe de 100 à 156 € par tonne. Sur 1,5 à 2 Mt importées annuellement, cela représente 150 à 230 M€ par an de surcoût additionnel. Le modèle hybride actuel peut donc être économiquement stable jusqu’en 2030 environ, mais il se dégrade progressivement ensuite sans accès à du DRI bas carbone.

Sur la dépendance géopolitique, il faut être précis. On passe d’une dépendance au charbon à coke, marché relativement diversifié mais volatil, à une dépendance au DRI gaz produit par un nombre plus restreint d’acteurs. Le risque ne disparaît pas, il change de nature. Moins d’exposition directe aux chocs d’approvisionnement fossile, mais davantage de concentration sur un nombre limité de fournisseurs, avec une exposition persistante aux tensions régionales.

Enfin, le réseau électrique représente un verrou physique. Deux fours électriques mobilisent des puissances crêtes de plusieurs centaines de mégawatts, impliquent des renforcements de postes 400 sur 225 kV, des adaptations de lignes et des délais administratifs et techniques de plusieurs années. Dans un territoire où s’ajoutent d’autres usages industriels et énergétiques, l’ajustement doit être finement coordonné.

La technologie EAF est maîtrisée. Mais les limites physiques, la disponibilité des intrants et les paramètres énergétiques transforment ce qui semble être une solution technique simple en un équilibre économique et logistique précaire à moyen terme.

Trois trajectoires crédibles à horizon 2040

À partir de 2035, la question devient moins comment réduire les émissions directes que comment éviter un déclassement compétitif dans un marché européen qui se décarbone rapidement.

Premier scénario, la rupture volontariste. La probabilité à horizon 2035 reste faible, elle devient moyenne vers 2040 si une réforme profonde est engagée et tenue dans la durée. Il suppose une électricité industrielle durablement compétitive, un prix inférieur à 80 € par MWh, une baisse réelle du coût de l’hydrogène et des infrastructures disponibles. Dans ce scénario, Dunkerque pourrait basculer vers du DRI bas carbone, réduire ses émissions globales vers 85 à 90 %, et redevenir une référence industrielle bas carbone intégrée. C’est possible, mais ce n’est pas la trajectoire spontanée, c’est une trajectoire construite politiquement.

Deuxième scénario, la continuité contrainte. Sa probabilité est élevée à court et moyen terme. Le site reste en EAF hybride, avec une part majoritaire de ferraille et un DRI importé progressivement moins carboné, et il tient grâce à un empilement de mécanismes, protection CBAM sur les produits finis, dispositifs publics et optimisation de la chaîne d’approvisionnement. La décarbonation reste solide sur le scope 1, correcte sur le scope 2, mais le scope 3 demeure un point de tension. Ce scénario n’est pas un échec, il permet de tenir le calendrier 2030, mais il maintient une dépendance aux mécanismes publics et laisse la souveraineté industrielle partielle.

Troisième scénario, le décrochage compétitif par statu quo énergétique. Sa probabilité reste limitée à court terme, mais elle augmente si aucune réforme structurelle n’intervient. Il survient si l’électricité française reste durablement chère, si l’hydrogène reste trop coûteux, et si les producteurs nordiques parviennent à industrialiser un modèle intégré plus compétitif. Le risque n’est pas une fermeture brutale, le risque est un déclassement progressif, perte des segments premium, contraction des volumes, fragilisation économique.

Le point de référence concret est H2 Green Steel en Suède. Ce projet vise un modèle DRI hydrogène intégré plus four électrique, avec une électricité structurellement moins chère et une intensité carbone visée très basse. Si ce type de projet atteint ses objectifs de coût et de volume d’ici 2030 ou 2035, il fixera un standard de compétitivité bas carbone sur lequel une configuration EAF hybride aura du mal à s’aligner sur les marchés premium, sauf conversion ultérieure vers du DRI bas carbone.

Conclusion

Le projet EAF de Dunkerque est rationnel à court terme. Il réduit fortement les émissions directes, répond à l’urgence réglementaire et évite de parier dès maintenant sur une économie hydrogène qui n’existe pas encore à l’échelle nécessaire.

Mais il repose sur cinq conditions non négociables si l’on veut éviter un modèle fragile à moyen terme, un prix d’électricité industrielle durablement compétitif, des mécanismes de soutien carbone pérennes, une livraison à temps des infrastructures réseau, un accès sécurisé à du DRI progressivement décarboné, et un effort réel de R&D sur la qualité de la ferraille.

Sans ces piliers, l’EAF hybride devient un équilibre précaire, décarboné en scope 1, mais vulnérable sur la compétitivité et la souveraineté.

Ne pas réformer le marché électrique industriel français, c’est accepter que la décarbonation se fasse ailleurs en Europe. Dunkerque aura réduit ses émissions directes. Mais les aciers bas carbone les plus compétitifs seront produits en Suède, en Espagne ou dans les régions européennes où l’électricité est structurellement moins chère. Le climat aura gagné. L’industrie française, peut-être pas.