Des développeurs ont été présélectionnés pour construire deux projets de producteur indépendant d’électricité (IPP solaire) associant solaire photovoltaïque et stockage par batteries en Côte d’Ivoire, selon Africa Energy (numéro du 1er octobre 2026). L’étape marque l’avancement de l’appel d’offres international lancé par l’État ivoirien pour les sites de Dabakala, dans le nord-est, et de Niakaramandougou, dans le centre.
Chaque projet représente 100 MWp de solaire et 33 MWh de stockage, soit 200 MWp et 66 MWh pour les deux.
Une présélection annoncée le 1er octobre 2026
La présélection est l’étape qui sépare le dépôt des candidatures de la remise des offres financières détaillées. Elle réduit la liste des candidats à ceux dont la capacité technique et financière est jugée suffisante pour construire et exploiter un actif de 100 MWp avec stockage.
CI-Énergies a publié la liste des candidats retenus à l’issue de la phase de présélection pour les deux centrales, chacune associant 100 MWc de photovoltaïque et 100 MWh de stockage par batteries, à Dabakala et à Niakaramandougou.
Le périmètre confié aux futurs producteurs indépendants est complet : conception, financement, construction, exploitation et maintenance. Fait notable, les deux avis alignent exactement les mêmes huit noms, de sorte que chaque candidat présélectionné pourra se positionner sur l’un comme sur l’autre site.
La liste mêle des acteurs du Golfe et du continent (ACWA Power, AMEA Power, Infinity Power, le groupement AXIAN Energy/INFRACO AFRICA) et des opérateurs européens, dont Qair, ERANOVE, Taranis France et le groupement EDF Renouvelable/Aeolus. Les deux tableaux ci-dessous reprennent, site par site, l’identité et le siège de chacun.
Le pays a déjà mené un processus comparable pour les centrales de Laboa et de Touba (60 MWp au total, programme Scaling Solar de la Banque mondiale), pour lesquelles dix candidats avaient été présélectionnés en avril 2024. Ce précédent montre que les présélections ivoiriennes peuvent attirer un large champ de développeurs internationaux.
Les deux projets : 100 MWp et 33 MWh chacun
Les projets IPP solaire de Dabakala, dans le nord-est du pays, et celui de Niakaramandougou, dans le centre, ont chacun une puissance de 100 MWp associée à un système de batteries de 33 MWh. Le rapport entre capacité de stockage et puissance solaire reste modeste : 33 MWh pour 100 MWp représentent environ vingt minutes de la puissance crête, ce qui indique un stockage de lissage et de soutien du réseau plutôt qu’un décalage massif de la production vers la soirée.
Ce dimensionnement répond à un besoin de stabilité du réseau plus qu’à une logique de déplacement de l’énergie. Dans un système électrique où le thermique pèse encore près de 69 % de la production, la batterie permet d’absorber les variations de la production solaire et de limiter le recours aux centrales à gaz pour la régulation.
L’implantation dans le nord-est et le centre du pays répartit la production solaire en dehors du sud côtier, où se concentre la demande, et contribue à équilibrer les flux sur le réseau de transport, dont la longueur est passée de 4 422 km à 7 553 km.
Le cadre contractuel : IPP et PPA de 25 ans
Les projets sont ouverts à des développeurs privés internationaux et locaux dans le cadre d’une sélection concurrentielle. Les candidats retenus signeront un PPA (Power Purchase Agreement, contrat d’achat d’électricité) de 25 ans avec l’acheteur public. Cette durée est conforme aux standards des IPP solaires financés par des institutions de financement du développement.
Le recours à des IPP, plutôt qu’à des centrales publiques, permet à l’État de financer des capacités nouvelles sans alourdir sa dette. Il suppose en contrepartie un cadre de paiement crédible de l’acheteur, point sur lequel les prêteurs porteront leur attention lors du financial close.
Le contexte : 45 % de renouvelables en 2030
Les deux projets s’inscrivent dans le Pacte national énergie, qui vise 45 % d’énergies renouvelables dans le mix électrique d’ici 2030. En 2023, la capacité installée du pays atteignait environ 2 907 MW, dont près de 69 % de thermique, et l’accès à l’électricité s’élevait à 72,4 % de la population.
Avec 200 MWp, les deux sites représentent près de 7 % de la capacité installée de 2023, un poids significatif pour un seul appel d’offres. Ils s’ajoutent aux projets déjà engagés, dont Ferké Solar (52 MWc, inauguré en 2026) et le Plan d’urgence énergie 2026-2030, qui prévoit 925 MW de solaire.
Une procédure plus longue que prévu
Les deux appels d’offres ont été lancés en 2025, avec une date limite de dépôt des candidatures fixée au 25 juillet 2025 selon SolarQuarter. La présélection n’est annoncée qu’en octobre 2026, soit environ quinze mois après cette échéance.
Ce délai est typique des appels d’offres d’IPP en Afrique de l’Ouest, où l’évaluation des candidatures, la négociation des documents contractuels et la validation par les bailleurs prennent plusieurs mois. Il rappelle que l’annonce d’un appel d’offres et la mise en service d’une centrale sont séparées par plusieurs années.
Le calendrier de la phase suivante n’est pas public. Si la remise des offres finales intervient début 2027 et que la signature des PPA suit dans l’année, une mise en service avant 2029 resterait ambitieuse.
Ce que la présélection signifie pour le marché ivoirien
Pour les développeurs, l’appel d’offres confirme que la Côte d’Ivoire reste l’un des marchés les plus actifs d’Afrique de l’Ouest francophone pour le solaire couplé au stockage. Pour l’État, il constitue un test de sa capacité à attirer des offres compétitives sans garantie souveraine étendue.
Les indicateurs à surveiller sont la liste des candidats retenus, le calendrier de remise des offres, le tarif proposé et la structure de financement. Ces éléments diront si les deux projets suivent la trajectoire des IPP déjà en service ou si les délais continuent de s’allonger.