Quand l’électricité manque, les entreprises béninoises doivent parfois payer deux fois : d’abord leur approvisionnement habituel, puis le carburant des groupes électrogènes. Les coupures d’octobre 2026 ont remis en lumière un défi de fond : produire davantage au Bénin ne suffit pas si le réseau et les combustibles restent vulnérables.
Une dépendance régionale qui se fait sentir jusque dans les ateliers
Le Bénin est relié au réseau électrique ouest-africain et achète une part importante de l’électricité consommée. Les importations représentaient environ 60 % de son approvisionnement électrique en 2024, selon les données citées dans le Pacte national de l’énergie. Cette interconnexion permet de compléter la production locale, mais expose le pays aux difficultés rencontrées chez ses fournisseurs, notamment au Ghana et au Nigeria.
Le 19 octobre 2026, la Société béninoise de production d’électricité (SBPE) et la Société béninoise d’énergie électrique (SBEE) ont attribué des perturbations à des limitations d’approvisionnement venant de ces deux pays. Ce communiqué, relayé par le quotidien béninois Le Matinal, décrit une contrainte régionale, pas seulement un problème de production nationale.
La fragilité touche aussi les entreprises. L’enquête 2024 de la Banque mondiale indique que 86,15 % des entreprises interrogées au Bénin ont connu des coupures. Ce chiffre mesure la part des entreprises affectées, et non la durée ou la fréquence des interruptions. Pour les commerces, les unités de transformation et les services, les arrêts peuvent désorganiser la production et renchérir les coûts.
Une étude publiée en 2025 par Clean Air Task Force estime que les dispositifs de secours — groupes électrogènes, stabilisateurs et autres solutions — représentaient 44 % des dépenses d’électricité des entreprises étudiées. Son calcul repose toutefois sur des données de 2015 : il éclaire le poids potentiel de ces équipements, sans constituer une mesure des dépenses actuelles de toutes les entreprises béninoises.
Des capacités nouvelles, mais des projets à concrétiser
Depuis 2016, l’État a relancé les investissements dans la production nationale. La centrale thermique de Maria-Gléta 2, d’une puissance de 127 mégawatts, et la centrale solaire d’Illoulofin, près de Pobè, ont renforcé l’offre. Mais la capacité installée ne garantit pas, à elle seule, une alimentation continue : il faut aussi du combustible disponible, des moyens de transport et un réseau capable d’acheminer l’électricité.
Le solaire doit prendre une place plus importante. Le 27 octobre 2026, le développeur émirati AMEA Power a signé un protocole d’accord pour étudier une centrale de 100 MW associée à des batteries. À ce stade, ni le coût ni le calendrier n’ont été rendus publics. Un protocole marque une étape de préparation, pas une centrale déjà financée ou en construction, comme le souligne le média béninois La Marina BJ.
Un autre projet a franchi une étape financière : le 29 octobre, des partenaires ont annoncé 30 millions d’euros de financement pour quatre centrales solaires à Natitingou, Djougou, Parakou et Bohicon. Le développeur AXIAN Energy évoque une capacité cumulée de 62 MWc — le mégawatt-crête mesure la puissance maximale nominale des panneaux. La mise en service est visée pour 2028. Le projet répartit les installations entre le nord et le centre du pays, mais son apport réel dépendra du respect du calendrier et du raccordement au réseau. Les détails figurent dans la documentation du groupe AXIAN et dans les documents nationaux de planification.
Les autorités envisagent aussi l’hydroélectricité, notamment avec le projet de Dogo-Bis sur l’Ouémé, ainsi que les aménagements de Vossa et de Bétérou. Ces projets peuvent diversifier les sources, mais ils restent soumis aux études, au financement et aux délais de construction. La SBPE les présente parmi les projets suivis par l’entreprise publique.
Le gaz et le réseau, deux maillons décisifs
La diversification ne concerne pas seulement les centrales. Une partie de la production thermique dépend du gaz importé. Le Pacte national de l’énergie relève que les approvisionnements gaziers de la SBPE ont diminué en moyenne de 12 % par an entre 2021 et 2024, tandis que le recours au fioul lourd augmentait. Le gazoduc ouest-africain et les futurs équipements de réception de gaz naturel liquéfié pourraient soutenir les centrales, mais maintiendraient une dépendance aux combustibles et aux infrastructures transfrontalières.
Le transport de l’électricité est un autre point sensible. En 2024, environ 24,6 % de l’électricité injectée dans le réseau était perdue en chemin ou n’était pas correctement comptabilisée et facturée, selon le Pacte. Réduire ces pertes peut accroître l’électricité effectivement disponible sans construire immédiatement autant de nouvelles centrales. Cela suppose des investissements dans les lignes, les postes et la gestion du réseau.
Le stockage compte également. Le solaire produit surtout pendant la journée ; des batteries peuvent déplacer une partie de cette énergie vers les heures où la demande reste forte après le coucher du soleil. Le Pacte prévoit notamment des capacités de stockage, tandis que l’installation d’Illoulofin ne dispose pas encore de batteries intégrées. La capacité annoncée et la date de mise en service devront donc être suivies séparément.
Un enjeu béninois qui dépasse les frontières
La question concerne autant les ménages que les entreprises. L’extension de l’accès à l’électricité, notamment dans les zones moins bien desservies, exige des réseaux locaux fiables. Dans les villes, les interruptions pèsent sur les activités commerciales et industrielles ; ailleurs, l’enjeu est aussi celui du raccordement et de la continuité du service. Le Pacte associé à Mission 300, initiative de la Banque mondiale et de la Banque africaine de développement, vise environ 928 000 ménages supplémentaires desservis d’ici 2030.
Pour le Bénin, membre de la CEDEAO — l’organisation régionale de coopération en Afrique de l’Ouest —, l’interconnexion reste utile, mais elle ne peut remplacer une production disponible et un réseau robuste. La trajectoire annoncée combine donc centrales solaires, hydroélectricité, gaz, stockage et renforcement des lignes. Le test sera concret : les projets annoncés seront-ils livrés à temps, et les gains atteindront-ils aussi les entreprises et les localités éloignées de Porto-Novo et de Cotonou ?
Les prochaines échéances de construction et de raccordement permettront de mesurer si cette stratégie réduit effectivement les achats extérieurs et les coupures. Pour les Béninois, la réussite ne se lira pas seulement en mégawatts installés, mais dans la régularité du courant et le coût de l’électricité.
