La réalisation d’une centrale électrique privée suppose l’articulation de plusieurs contrats : convention de concession ou autorisation, contrat d’achat d’électricité, accord de raccordement, contrat de transport, contrats EPC et O&M, financement et garanties. Au centre du montage se trouve le contrat d’achat d’électricité, ou Power Purchase Agreement — PPA. Sa qualité conditionne largement la capacité du producteur à lever des financements. Une centrale techniquement viable peut rester difficilement finançable si l’acheteur n’est pas suffisamment solvable, si le tarif est fragile, si les risques de réseau ne sont pas attribués ou si l’indemnisation en cas de résiliation demeure incertaine. Au Bénin, la loi n° 2020-05 du 1er avril 2020 portant Code de l’électricité, le décret n° 2023-047 du 8 février 2023 désignant la SBPE comme acheteur principal et le décret n° 2024-1395 du 11 décembre 2024 relatif à la vente d’électricité constituent le socle du dispositif. Les sources officielles accessibles au 21 août 2026 ne permettent toutefois pas de retrouver publiquement certains instruments opérationnels, notamment le seuil de puissance séparant autorisation et concession, le modèle de PPA approuvé par l’ARE, le code réseau, le barème général des frais d’accès et les mécanismes détaillés de garantie de paiement de la SBPE. Il ne peut être affirmé que ces instruments n’existent pas ; leur absence des sources publiques consultées crée néanmoins une difficulté pour les investisseurs et leurs prêteurs.

1. Qu’est-ce qu’un producteur indépendant ?

Le Code définit le producteur indépendant comme le titulaire d’un titre d’exploitation produisant de l’électricité pour la vendre, sans exercer simultanément les fonctions de transport ou de distribution sur le réseau concerné.

Il se distingue de l’autoproducteur, qui produit principalement pour ses propres besoins et ne vend qu’un éventuel surplus ; du revendeur, qui achète l’électricité pour la commercialiser ; du gestionnaire de réseau ; et du client éligible, autorisé à acheter directement auprès d’un producteur ou d’un revendeur.

L’article 24 qualifie de service public la production destinée aux besoins du public. Par exception, la production exclusivement destinée à des clients éligibles ou à l’exportation ne constitue pas une mission de service public. Cette distinction détermine le titre applicable et, éventuellement, le régime de la convention conclue avec l’État.

2. Autorisation ou concession : le titre dépend du projet

L’article 34 soumet à autorisation les activités de production destinées au public lorsqu’elles se situent sous un seuil réglementaire. La production exclusivement destinée à un client éligible est également soumise à autorisation, quelle que soit la puissance.

L’article 35 soumet la production destinée au public, au-dessus du seuil réglementaire, à une convention de délégation de service public accordée par le ministère chargé de l’Énergie, après avis conforme de l’ARE.

Le texte fixant le seuil séparant, pour les producteurs indépendants, l’autorisation de la concession n’a pas été retrouvé dans les sources officielles consultées. Les seuils applicables à l’autoproduction ne devraient pas être transposés automatiquement.

Avant d’engager les dépenses de développement, le porteur devrait obtenir une confirmation écrite sur la qualification de la centrale, le titre requis, l’autorité compétente, la procédure de sélection, la durée, le cahier des charges et les redevances. L’article 36 exige que l’autorisation précise son objet, sa durée et les conditions techniques, environnementales et de sécurité.

3. À qui le producteur peut-il vendre ?

L’article 26 du Code et l’article 5 du décret n° 2024-1395 permettent au producteur indépendant de vendre à l’acheteur principal de l’État, à un revendeur ou à un client éligible. L’exportation reste possible sous réserve d’un contrat approuvé par l’ARE et des règles du marché régional de la CEDEAO.

Le décret n° 2023-047 désigne la Société béninoise de Production d’Électricité — SBPE — comme acheteur principal. Elle assure notamment l’équilibre entre l’offre et la demande, approvisionne les délégataires des réseaux de distribution et les grands clients, participe aux échanges régionaux et suit les engagements financiers liés aux producteurs.

La SBPE doit mettre en place, avec l’appui du ministère chargé des Finances, des mécanismes de garantie de paiement. Le texte ne précise cependant pas publiquement leur forme systématique : compte séquestre, lettre de crédit, garantie de l’État, fonds de liquidité ou autre mécanisme.

4. Le PPA n’est pas le titre d’exploitation

Le titre d’exploitation donne le droit de construire ou d’exploiter la centrale dans les conditions fixées par l’administration. Le PPA organise la vente de l’énergie ou de la capacité entre le producteur et l’acheteur.

Un PPA négocié ne dispense donc pas d’obtenir le titre de production, les droits fonciers, le certificat de conformité environnementale, les permis et autorisations techniques, l’accord de raccordement et les autorisations relatives à la source d’énergie primaire.

Inversement, l’octroi d’une concession produit un effet important : selon l’article 37, il engage l’acheteur principal à conclure un contrat d’achat. Le tarif, les volumes, les garanties, le calendrier et les conséquences d’une résiliation restent néanmoins à négocier et à approuver.

5. Le PPA doit être soumis à l’ARE

L’article 2 du décret n° 2024-1395 prévoit que toute vente par un producteur indépendant fait l’objet d’un contrat d’achat approuvé par l’ARE. L’article 6 précise que les ventes à la SBPE ou aux clients éligibles sont organisées sur la base d’un modèle de PPA approuvé par l’ARE.

L’ARE dispose de quinze jours calendaires pour rendre son avis. En cas de silence, une relance par lettre recommandée est nécessaire ; quinze jours après cette relance, l’avis est réputé favorable. Pour un projet financé, les parties devraient néanmoins rechercher une décision écrite.

Le modèle de PPA approuvé n’a pas été retrouvé dans la documenthèque publique consultée. L’article 7 exige en outre que la demande d’approbation soit accompagnée du contrat d’accès au réseau national de transport ou de distribution. PPA, accès au réseau et raccordement doivent donc progresser parallèlement.

6. Le prix dépend de l’identité de l’acheteur

Les ventes destinées aux besoins du public entrent dans le champ de la réglementation tarifaire. Les articles 68 et 69 imposent des tarifs transparents, non discriminatoires et fondés sur les coûts justifiés, avec un taux de rentabilité permettant d’attirer les capitaux nécessaires.

Les ventes directes à un client éligible ne sont pas assujetties à cette réglementation en vertu de l’article 71. Leur prix peut être négocié, mais le contrat doit être communiqué à l’ARE.

La clause tarifaire d’un projet financé doit traiter le tarif d’énergie et, le cas échéant, de capacité, l’indexation, la devise, le risque de change, les taxes, les pertes, le changement de loi, l’indisponibilité du réseau et l’énergie réputée livrée.

7. L’exclusion des marchés publics n’écarte pas la transparence

Les articles 26 et 37 prévoient que l’acquisition d’électricité auprès d’un producteur indépendant et le PPA ne sont pas soumis à la réglementation des marchés publics.

Cette exclusion vise le contrat d’achat lui-même. Elle ne signifie pas nécessairement que l’octroi de la concession, la sélection du projet ou les autres conventions publiques puissent être conclus sans procédure appropriée. L’ARE doit vérifier le caractère transparent du processus d’acquisition et la compétitivité du prix.

L’article 38 impose aux soumissionnaires d’indiquer la part du projet réservée aux PME nationales, qui ne peut être inférieure à 15 %, ainsi que leurs engagements de transfert de technologie et de compétences. Le contenu local doit être intégré aux contrats EPC, O&M et de sous-traitance.

8. L’accès au réseau doit être sécurisé avant la clôture financière

L’article 29 garantit un droit d’accès aux réseaux publics pour exécuter les PPA et les contrats d’exportation. Le gestionnaire ne peut refuser que pour des motifs tenant notamment à la sécurité, à la sûreté, à la qualité ou au bon fonctionnement du réseau ; le refus doit être motivé et notifié à l’ARE.

Le décret impose des conditions d’accès non discriminatoires, un accord technique préalable, la synchronisation, le comptage au point d’injection et la fixation par l’ARE des frais de transport ou de distribution.

Lorsque la SBPE est l’acheteur, elle finance l’extension nécessaire du réseau ; lorsque l’électricité est destinée à un client éligible, celui-ci en supporte le financement. Le code réseau, le barème général des frais et les contrats types d’accès n’ont pas été retrouvés dans les documents publics examinés, sans qu’il puisse être conclu à leur inexistence.

  • Étude de raccordement définitive
  • Calendrier de construction des ouvrages
  • Répartition précise des coûts
  • Engagements sur la disponibilité du réseau
  • Indemnisation des retards
  • Concordance entre PPA, accès au réseau et transport

9. Les clauses déterminantes pour la bancabilité

Un PPA bancable ne se réduit pas à un prix et une durée. Il doit attribuer les risques de façon suffisamment prévisible pour permettre le remboursement de la dette.

Les clauses déterminantes concernent les conditions préalables, la construction et la mise en service, les obligations d’achat, le take-or-pay, l’énergie réputée livrée, la performance, le comptage, la devise, la sécurité de paiement, la force majeure, le changement de loi, la résiliation et les droits des prêteurs.

Les prêteurs doivent bénéficier d’une notification préalable, d’un délai de remédiation, d’un accord direct et, lorsque le montage le permet, d’un droit de substitution. La société de projet et les sûretés relèvent largement du droit OHADA, qui ne remplace toutefois ni le Code de l’électricité ni les décisions du régulateur.

10. Dimension CEDEAO et exportation

L’article 31 impose aux acteurs de respecter les règles du marché régional de l’électricité de la CEDEAO. La SBPE doit notamment s’assurer que les contrats relevant du marché régional et approuvés par l’Autorité régionale de régulation sont enregistrés auprès de l’Opérateur du Système-Marché.

Un projet d’exportation doit coordonner le titre béninois de production, le contrat d’exportation, les capacités d’interconnexion, les règles du West African Power Pool, les autorisations du pays de destination, les mécanismes de transit, les pertes, les congestions, le change et le rapatriement des paiements.

L’OHADA et l’UEMOA peuvent intervenir sur les sociétés, financements, sûretés, fiscalité ou mouvements financiers ; la régulation technique du commerce régional relève principalement du cadre CEDEAO.

11. Comparaison avec le droit français et européen

En France, l’exploitation d’une nouvelle installation est en principe soumise à autorisation en vertu de l’article L.311-1 du Code de l’énergie. Les installations situées sous les seuils de l’article R.311-2 sont réputées autorisées ; le seuil atteint notamment 50 MW pour le solaire et l’éolien terrestre.

Le marché français ne repose pas sur un acheteur principal unique. Le producteur peut vendre sur le marché, à un fournisseur, dans un mécanisme public de soutien ou directement à un consommateur. Depuis le 1er juillet 2023, le producteur concluant un PPA avec un consommateur final doit disposer de l’autorisation prévue par l’article L.333-1 ou désigner un opérateur autorisé.

Au niveau européen, l’article 8 de la directive (UE) 2019/944 impose des procédures d’autorisation objectives, transparentes et non discriminatoires. La directive (UE) 2018/2001 définit les accords d’achat d’énergie renouvelable et demande aux États d’en réduire les obstacles.

La différence principale tient à la structure du marché : le Bénin conserve un acheteur principal chargé de l’équilibre sectoriel, tandis que la France et l’Union européenne reposent davantage sur la concurrence entre fournisseurs et acheteurs.

12. Propositions d’amélioration du cadre béninois

La sécurité juridique et la bancabilité des projets seraient renforcées par les mesures suivantes.

  • Publier le seuil séparant autorisation et concession
  • Mettre en ligne le modèle de PPA approuvé par l’ARE
  • Publier le code réseau et les contrats types d’accès
  • Clarifier le régime des ventes aux revendeurs
  • Coordonner les procédures entre ministère, ARE, SBPE et gestionnaires
  • Publier un calendrier de développement et d’attribution des capacités
  • Rendre publics les mécanismes standards de garantie de paiement
  • Préciser le régime de l’énergie réputée livrée et de l’écrêtement
  • Élaborer des accords directs types protégeant les prêteurs
  • Articuler plus précisément PPA national et exportation régionale
À retenir

Le cadre béninois permet d’identifier les principaux acteurs et relations contractuelles nécessaires à un projet de production indépendante. Le producteur peut vendre à la SBPE, à un revendeur ou à un client éligible, mais il doit obtenir le titre approprié, sécuriser le raccordement et faire approuver son PPA par l’ARE. La bancabilité dépend surtout de la cohérence entre la concession ou l’autorisation, le PPA, les accords de réseau, les garanties de paiement et les documents de financement. Le risque principal n’est pas seulement celui d’un contrat incomplet : il réside dans un ensemble de contrats qui attribueraient différemment le même risque ou dont les dates, conditions préalables et mécanismes de résiliation ne seraient pas alignés. H.I. AVOCAT accompagne les porteurs de projets, acheteurs et financeurs dans la qualification réglementaire, l’audit des titres, la négociation du PPA, la structuration OHADA de la société de projet, la mise en place des sûretés et la coordination des documents de financement. Cette publication fournit une information juridique générale et ne remplace pas une consultation fondée sur les caractéristiques d’un projet déterminé.

Sources

Cette publication présente une information générale et ne constitue pas une consultation juridique. Chaque situation doit faire l’objet d’une analyse individualisée.