L’industrie sidérurgique marocaine, pilier de l’infrastructure nationale et des filières manufacturières en expansion rapide, fait face à un défi structurel imminent : la pénurie de ferraille de qualité. Les aciéristes du Royaume, qui produisent leur acier brut en four à arc électrique (EAF) à partir de ferraille importée, dépendent pour plus des deux tiers de leur approvisionnement de l’Europe et des États-Unis. Or, à l’heure actuelle, ces marchés se resserrent, à mesure que les grands partenaires commerciaux du Maroc verrouillent leurs propres réserves de ferraille pour tenir leurs objectifs climatiques : la transition des hauts-fourneaux vers les fours électriques en Europe accentuera encore, selon le Rapport, la contrainte pesant sur la disponibilité de ferraille de haute qualité pour l’industrie marocaine. Face à cette vulnérabilité, le Rapport de l’Organisation des Nations unies pour le développement industriel (ONUDI) explore une alternative : mobiliser les ressources exceptionnelles du Royaume en vent et en soleil pour produire, sur site, du fer réduit directement à l’hydrogène vert (H₂-DRI), une matière première capable de se substituer à la ferraille importée.
Contrairement à d’autres pays de la région du Moyen-Orient/Afrique du Nord (MENA), qui ont pu recourir à la réduction directe au gaz naturel (NG-DRI), le Maroc ne dispose pas des ressources gazières nécessaires pour emprunter cette voie – ce qui fait de la filière hydrogène la seule option de réduction directe bas carbone disponible localement.
Jorf Lasfar, site retenu pour sa maturité industrielle
Le choix du site a fait l’objet d’un processus de sélection comparant les clusters de Casablanca, Nador et Jorf Lasfar, selon des critères techniques, environnementaux et sociaux – disponibilité foncière, infrastructures, réduction du risque de déplacement de populations. Jorf Lasfar est arrivé en tête : le complexe est adossé à un port en eau profonde permettant l’importation de minerai de fer et l’exportation d’acier fini ou de fer briqueté à chaud (HBI), dispose de connexions directes au réseau électrique haute tension, d’un accès illimité à l’eau de mer pour le dessalement et le refroidissement industriel, et offre des opportunités immédiates de mutualisation des utilités avec des groupes industriels voisins comme l’OCP. Un producteur d’acier déjà implanté sur le site (Sonasid), exploitant un four à arc électrique moderne et hautement automatisé d’une capacité nominale de 800.000 tonnes par an, a été désigné comme partenaire industriel de référence pour l’étude de pré-faisabilité. Le Rapport souligne que cette entreprise dispose de réserves foncières sur son site actuel, permettant d’y construire l’électrolyseur et l’usine de réduction directe sans acquisition de terrain ni déplacement physique ou économique de populations locales – un critère qui a pesé dans son choix comme partenaire de référence, aux côtés de sa santé financière et de l’agilité de sa structure de gouvernance.
Deux filières technologiques, un choix pour la phase pilote
Le Rapport distingue deux voies technologiques pour la réduction directe à l’hydrogène. La première, le four à cuve verticale, est une technologie mature qui constitue la référence industrielle actuelle : elle nécessite des débits élevés – de 1 à 2 millions de tonnes par an – pour être économiquement viable, ainsi que des pellets de minerai de fer de haute qualité, vendus avec une prime de prix significative. Le Rapport cite l’exemple d’une usine commerciale de 2 millions de tonnes que l’entreprise suédoise Stegra doit mettre en service en 2027 à Boden, dans le nord de la Suède, dotée de 700 mégawatts (MW) d’électrolyseurs. La seconde filière, plus récente, repose sur un four rotatif chauffé électriquement. Moins mature (niveau de maturité technologique plus faible), elle offre en contrepartie une modularité intéressante : déploiement possible à plus petite échelle (100.000 à 200.000 tonnes par an), coûts d’investissement significativement inférieurs, et surtout capacité à utiliser des fines de minerai de fer moins coûteuses, sans recourir à la pelletisation. Sa réactivité thermique en fait une technologie particulièrement adaptée au couplage avec des énergies renouvelables intermittentes. Le Rapport cite une unité de démonstration hors réseau opérée depuis mai 2025 en Namibie par l’entreprise allemande Hyiron d’une capacité de 15.000 tonnes par an. L’étude de pré-faisabilité s’est concentrée sur le four à cuve verticale pour Jorf Lasfar, en raison de sa maturité commerciale supérieure, tout en identifiant le four rotatif comme une filière complémentaire à évaluer dans de futures phases, notamment pour son moindre coût d’entrée.
Un dimensionnement calé sur la capacité existante
L’usine de réduction directe (DRP) a été dimensionnée à 800.000 tonnes par an, pour correspondre exactement à la capacité en acier liquide du four à arc électrique existant. Dans le scénario opérationnel recommandé, le four fonctionne avec une moyenne annuelle de 50% de H₂-DRI et 50% de ferraille, tandis que les 400.000 tonnes de DRI produites en excédent sont briquetées à chaud (HBI) et exportées vers les aciéries européennes – une stratégie de couverture pour les producteurs locaux, qui leur ouvre également de nouvelles opportunités commerciales. L’intégration du DRI réduit à l’hydrogène dans le four électrique existant pose des défis opérationnels spécifiques : ce DRI étant exempt de carbone, les opérateurs devront injecter du biochar durable pour assurer la moussée du laitier et l’apport d’énergie chimique nécessaire. La gangue présente dans le DRI augmente, par ailleurs, les volumes de laitier et la demande de fusion électrique – un effet que le chargement à chaud du DRI, directement depuis l’usine de réduction adjacente à environ 700 °C, permettrait d’atténuer techniquement.
Les besoins en hydrogène, en électricité et en eau
Réduire une tonne d’oxyde de fer nécessite environ 54 kg d’hydrogène. Produire 800.000 tonnes de DRI par an implique donc un approvisionnement continu de 42.000 tonnes d’hydrogène par an, recirculation et pertes du réacteur comprises. Pour satisfaire cette demande, une installation dédiée d’électrolyse de l’eau de 250 MW est nécessaire, aux niveaux d’efficacité actuels des électrolyseurs (65% en tenant compte de la dégradation). L’hydrogène, utilisé comme agent réducteur, doit être chauffé à la température de réaction de 900°C au moyen de réchauffeurs électriques. L’ensemble électrolyseur, four à arc électrique et systèmes auxiliaires de l’usine de réduction directe requiert 2.631 GWh (gigawattheures) d’énergie annuelle. Pour garantir un approvisionnement décarboné toute l’année, le dimensionnement des actifs renouvelables en amont nécessite 1.150 MW de capacité co-localisée, répartis entre 638 MW d’éolien terrestre et 513 MW de solaire photovoltaïque, équilibrés par des contrats d’achat d’électricité verte (PPA). Le rapport précise que ces valeurs ne sont pas encore optimisées pour l’exploitation du site et qu’une évaluation détaillée, intégrant stockage électrique et stockage d’hydrogène, sera nécessaire dans les phases suivantes du projet. Le Maroc étant un pays en situation de stress hydrique, l’approvisionnement en eau du site a fait l’objet d’une étude de faisabilité dédiée pour une unité de dessalement d’eau de mer. Le scénario de base retient un approvisionnement soit par l’unité de dessalement voisine de l’OCP, soit par une installation dédiée d’osmose inverse sur le littoral. Le Rapport identifie des configurations alternatives prometteuses : réutiliser l’eau produite comme sous-produit de la réduction du minerai de fer comme alimentation de l’électrolyseur, ou valoriser la chaleur perdue des électrolyseurs de 250 MW pour alimenter le procédé de dessalement – des pistes de circularité qui pourraient réduire sensiblement les besoins en eau d’appoint et en énergie.
Un coût de production encore supérieur à l’acier conventionnel
La dépense d’investissement intégrée pour construire l’usine de réduction directe, l’électrolyseur et les capacités éoliennes et solaires à l’échelle industrielle est estimée à 2,47 milliards de dollars. Dans les conditions de marché actuelles, cette intensité capitalistique élevée se traduit par un coût actualisé de l’acier (LCOS) d’environ 861 euros la tonne – sensiblement supérieur à celui de la filière conventionnelle ferraille-four électrique. L’acier vert marocain n’est donc pas encore compétitif sur le marché domestique et devrait, dans un premier temps, cibler les zones d’exportation où s’applique une tarification carbone active. Le projet atteindrait le seuil de rentabilité commerciale face à la filière classique fonte-convertisseur à oxygène (BF-BOS) à un prix du carbone de 137 euros la tonne de CO₂. Une analyse de sensibilité montre qu’une contraction de 15% à 20% du capex total – portée par la baisse des coûts des générateurs renouvelables et des électrolyseurs — se traduirait par une baisse de 5% à 7% du coût actualisé de l’acier.
Des gains d’émissions significatifs, mais un potentiel encore inexploité
Une analyse de cycle de vie «du berceau à la sortie d’usine», conduite selon les normes ISO 14040/44, a comparé quatre scénarios : la filière actuelle ferraille-four électrique, la réduction directe au gaz naturel, la filière ferraille-four électrique alimentée en électricité renouvelable, et le scénario du projet combinant 50% H₂-DRI et 50% ferraille. Il en ressort que faire basculer le four électrique existant vers une électricité 100% renouvelable pourrait, à lui seul, réduire les émissions d’environ 42%. Le scénario du projet atteint des émissions inférieures d’environ 20% à la filière ferraille actuelle, et inférieures de près de 80% à la moyenne mondiale de la filière fonte-convertisseur, qui reste la voie de production dominante des produits semi-finis (billettes, etc.) importés par les aciéristes marocains pour compléter la ferraille. L’analyse pointe toutefois que la production de pellets de minerai de fer constitue la plus grande part de l’empreinte carbone résiduelle du projet – des réductions supplémentaires seraient possibles si les opérations de pelletisation basculaient elles aussi vers des combustibles renouvelables, ou si des technologies s’affranchissant des pellets, comme le four rotatif ou les réacteurs à lit fluidisé, étaient déployées. L’usage de minerai de fer domestique plutôt qu’importé, qui réduirait les émissions liées au transport, est identifié comme une piste à évaluer dans de futures études. Sur le plan réglementaire, le Rapport relève des lacunes significatives : absence de cadre de Permitting spécifique à l’hydrogène, couverture incomplète des études d’impact environnemental et social, absence de régulation de l’usage des eaux non conventionnelles, et absence de mécanismes de certification de l’hydrogène alignés sur les exigences européennes.
Volet social : dessalement, biodiversité et normes internationales
Le filtrage environnemental, social et sécurité (ESS) a identifié des impacts potentiels liés à la biodiversité et aux milieux marins – notamment via les systèmes de dessalement et de refroidissement –, à la production de déchets, à la santé et à la sécurité des communautés, à l’afflux de main-d’œuvre, à l’usage des sols et aux effets cumulés dans les zones industrielles. Le Rapport souligne en contrepartie les bénéfices sociétaux potentiels du système de dessalement pour les communautés locales, susceptible d’améliorer l’accès à l’eau douce pour la consommation humaine et l’agriculture. L’impact sur les milieux marins pourrait être réduit par l’adoption de principes de rejet liquide nul et la réutilisation de l’eau produite en sous-produit du réacteur pour l’électrolyse. Les phases suivantes du projet devront se conformer aux normes de performance de la Société financière internationale (IFC), déjà utilisées comme critère de sélection du site dans la présente étude, avec notamment une étude d’impact environnemental et social détaillée, une consultation des parties prenantes, un état des lieux de référence et un plan de gestion de la biodiversité.
Une Feuille de route en cinq priorités
Le Rapport conclut sur des recommandations opérationnelles à court et moyen terme pour améliorer la compétitivité de la filière :
• Piloter la substitution de ferraille par du HBI dans le four électrique existant, pour évaluer les impacts sur la consommation électrique, les volumes de laitier et la sensibilité à la teneur en gangue et au taux de métallisation.
• Développer une usine de démonstration fondée sur la technologie du four rotatif, comme point d’entrée à moindre coût d’investissement vers la filière H₂-DRI.
• Approfondir l’analyse des tendances du marché mondial de la ferraille, notamment européen, pour mieux cerner la disponibilité future du gisement, la volatilité des prix et la valeur stratégique d’une production domestique de DRI/HBI.
• Intégrer dès la conception des critères de production d’hydrogène propre, en coordination avec les travaux nationaux de certification et de normalisation, en anticipation des règles d’accès au marché européen.
• Conduire une étude d’optimisation intégrée de l’infrastructure énergétique, couvrant production renouvelable, production d’hydrogène et solutions de stockage, pour identifier la configuration au moindre coût, tant pour la filière four à cuve verticale que pour la filière four rotatif.