Au Bénin, l’enjeu d’un nouveau parc solaire ne se mesure pas seulement en mégawatts. Il se joue aussi dans la capacité à transformer une annonce d’investissement en électricité fiable, mieux répartie entre les villes et les zones rurales.
Un accord encore au stade préliminaire
Le développeur émirati AMEA Power a signé un protocole d’accord avec le gouvernement béninois pour préparer un projet solaire de 100 mégawatts (MW), associé à un système de batteries. La signature a eu lieu le 23 octobre 2026, selon le média africain Afrive et une annonce de l’entreprise relayée par AMEA Power.
Le protocole a été signé par Hussain Al Nowais, président du groupe, et Olushegun Adjadi Bakari, ministre béninois du Tourisme et du Commerce extérieur. Le lieu du futur parc, le coût, le calendrier des travaux et la capacité des batteries ne sont pas encore connus. Cet accord ouvre donc une phase de préparation; il ne signifie pas que la centrale est financée ou en chantier.
Le stockage est un élément important du projet annoncé. Des batteries peuvent emmagasiner une partie de l’électricité produite pendant les heures ensoleillées, puis la restituer lorsque la production solaire baisse. Leur utilité réelle dépendra toutefois de leur puissance, de leur durée de stockage et de leur intégration au réseau national.
Un objectif national qui dépend aussi du réseau
Le Pacte national de l’énergie béninois fixe une cible de 30 % d’énergies renouvelables dans la production électrique en 2030, contre 16 % en 2024. Il prévoit également de mobiliser des investissements privés pour développer les capacités de production. Ces objectifs figurent dans le Pacte national de l’énergie du Bénin, élaboré dans le cadre de Mission 300.
Le document prévoit de renforcer les moyens de production, mais aussi le transport et la distribution. Il souligne que le stockage par batteries peut aider à gérer la variabilité des renouvelables. En 2024, le taux d’accès à l’électricité s’établissait à 42,6 % selon ce pacte, qui fixe une cible d’au moins 70 % des ménages d’ici 2030. L’accès ne dépend donc pas uniquement de nouvelles centrales : les lignes, les raccordements et la capacité des opérateurs à maintenir le service comptent aussi.
Cette distinction est déterminante pour les ménages et les petites entreprises. Une centrale raccordée au réseau national peut accroître l’offre globale, mais elle ne garantit pas à elle seule une desserte régulière dans les localités éloignées. Pour les activités informelles, les commerces et les services de proximité, la stabilité de l’alimentation et son coût sont aussi importants que la capacité installée.
Un développeur déjà présent dans la sous-région
Le Bénin ne serait pas le premier marché ouest-africain d’AMEA Power. Au Togo voisin, le groupe indique que le parc solaire Sheikh Mohammed Bin Zayed fonctionne à 70 MW, avec 4 mégawattheures (MWh) de stockage. Une extension à 100 MW et 14 MWh est annoncée par l’entreprise. Ces données sont détaillées sur la fiche du projet solaire de Blitta publiée par AMEA Power.
Cette expérience régionale offre un précédent technique pour associer panneaux photovoltaïques et batteries. Elle ne permet toutefois pas de présumer du calendrier ou des performances du projet béninois : chaque installation dépend des études, du financement, des accords d’achat d’électricité et des conditions de raccordement qui lui sont propres.
Le cadre béninois prévoit une place pour les investisseurs privés, sous la supervision des institutions nationales du secteur. La Banque mondiale indique que les pactes énergétiques africains visent aussi à développer l’intégration des systèmes électriques régionaux. Pour le Bénin, cette dimension passe notamment par les échanges d’électricité et les interconnexions avec les pays voisins, au sein d’un espace où la CEDEAO — la communauté économique des États d’Afrique de l’Ouest — soutient la coopération régionale.
Les prochaines étapes feront la différence
Pour que l’annonce devienne un apport concret, plusieurs jalons restent à franchir : préciser le site, conduire les études techniques et environnementales, structurer le financement, puis définir les modalités de vente et de raccordement de l’électricité. La capacité des batteries devra également être rendue publique pour évaluer leur rôle dans la fourniture après le coucher du soleil.
La portée du projet dépendra enfin de son calendrier face à l’échéance de 2030. Pour Porto-Novo, les opérateurs du réseau et les consommateurs, l’indicateur décisif ne sera pas seulement la puissance annoncée, mais la date de mise en service et l’électricité effectivement injectée. À l’échelle ouest-africaine, le dossier illustre une tendance plus large : attirer des capitaux privés tout en renforçant les réseaux nationaux et les échanges transfrontaliers.
