尼日利亚作为非洲第一大经济体，常住人口约 2.3亿，是非洲人口最多的国家，同时也是非洲最大产油国，在区域能源市场中占据核心地位。然而这个能源大国却深陷电力困局——全国仅60.5%人口通电，人均用电量不足全球均值4%，频繁的停电迫使93%家庭依赖柴油发电机，年耗油140亿升，造成超百亿美元经济负担。

这种“产油富裕却电力匮乏”的能源悖论，正在催生“光伏+储能”离网革命——它既解决了千万家庭用电刚需，更孕育着非洲能源转型的百亿级市场机遇。对中国储能企业而言，这一市场机遇显得尤为宝贵：当前国内光伏储能市场竞争日趋激烈，中国企业凭借技术、成本、交付速度与规模化方面的全球竞争优势，正积极开拓海外市场，尼日利亚等非洲国家的市场需求，成为中国企业出海的重要动力。

「朗新研究院」聚焦全球能源数字化转型，依托海外多市场的实践经验，特推出《尼日利亚光伏储能市场观察》系列，系列内容分上下两篇，将深入分析尼日利亚面临的电力困局，探寻尼日利亚光储市场的发展机遇。

今天先刊发系列上篇，欢迎各位读者交流观点、留言探讨。

尼日利亚电力供需面临系统性困局

作为非洲最大产油国，尼日利亚却深陷电力困境——全国仅60.5%人口通电，人均用电量不足全球均值4%，频繁的停电迫使93%家庭依赖柴油发电机，年耗油140亿升造成超百亿美元经济负担。到底是什么造成了尼日利亚用电如此难呢？

根本原因在于尼日利亚电力系统“发电-输电-配电”三大环节严重脱节，尼日利亚装机12.5GW，实际可发电容量5.3GW，实际输电能力维持在3.8-5.3GW区间，而实际配电容量更显薄弱，仅2.7-3.8GW，形成“发得少、送得少、用得少”的恶性循环。

图1  2024年尼日利亚电力系统发输配数据一览（图中实际输电、配电容量值为2024年峰值）

图片来源：尼日利亚电力供应行业统计数据（NESISTAT）

（一）可用发电能力不足

尼日利亚面临严重的电力供应缺口，实际发电能力远不能满足日益增长的用电需求。据尼日利亚电力监管委员会（NERC）2024年报数据，2024年四季度全国发电站可用装机容量仅为5.3GW，即使全力运行也难以满足需求。这一困境源于多重结构性矛盾：

首先，该国总装机容量约12.5GW中，天然气发电占比近80%，水力发电占20%，新能源贡献微乎其微；其次，发电设备严重老化，加上天然气出口限制导致燃料供应不稳定，致使实际发电容量仅达装机容量的40%。供需失衡的根源不仅在于发电效率低下，更暴露了能源结构单一与基础设施薄弱的系统性风险。

图2  2024年Q3-Q4发电公司可用装机容量、日均发电量、季度总发电量

图片来源：尼日利亚电力监管委员会NERC2024年报

（二）输电网络覆盖不足与人为损毁双重制约

尼日利亚电力输送体系也对发电能力形成制约，形成“发的少，送的少”的困局。

尼日利亚电网系统面临严重的输电能力不足问题，TCN官网数据显示实际输电能力仅为3.8-5.3GW，远不能满足国家电力需求，这一瓶颈背后暴露的是深层次的电网基础设施危机。主要现象表现为输电能力严重受限、电网运行稳定性极差以及跨区域电力输送经常被迫限输，其根本原因在于基础设施严重老化和人为破坏问题突出。

具体而言，尼日利亚仍在使用20世纪60年代殖民时期建设的132kV/330kV主干网，变电站设备平均服役40年且故障率超国际标准6倍，原为500万人设计的电网现需服务2.2亿人口；同时，据TCN年度运维报告/国际能源署尼日利亚电网安全评估，2022年记录输电设施盗窃案件284起（75%为塔材/地线盗窃），尼日尔三角洲地区年均发生50+起武装袭击输电塔事件，导致即便330kV干线具备输送能力也常因安全风险限输。

图3 尼日利亚当前发电输电网概况

图片来源：TCN官网

（三）配电系统容量不足且运营效率低下

尼日利亚全国有11家配电公司DisCos，理论配电能力约7-8GW，但因电网老化，实际可调度配电能力仅2.5-3.8GW，相当于输电能力的76-87%，局部地区（如北部）配电效率甚至不足设计容量的50%。

图4  尼11家配电公司经营版图

图片来源：NERC官网

配电网络陈旧导致供电可靠性极差。主要表现为配电线路中超过60%的设施已超期服役30年以上，仍普遍采用20世纪80年代的铝芯电缆和油浸式变压器，直接造成主要城市日均停电8～12小时，故障平均修复时间达72小时，远超国际标准（＜4小时），导致企业用户被迫依赖柴油发电机。

商业化运营水平低下也加剧了供电困局。据NERC2024四季度报告称，尼日利亚综合损耗率ACT&C长期维持在25-30%（技术损耗15%+非技术损耗10-15%），部分农村地区甚至超50%，远超国际标准（发达国家<8%）。偷电、计量误差及线路漏电等问题交织，导致电费收缴率仅60%，每年给配电公司DisCos造成约18亿美元的收入损失，使其缺乏资金升级设备、提升服务，陷入“服务质量下降-缴费意愿降低”的恶性循环。

图5  尼日利亚11家配电公司（DisCos）在2024年第三季度（G3）和第四季度（Q4）的ATC&C（AggregateTechnical,Commercial&Collection）综合损耗率，即综合技术线损、商业线损及电费回收损耗。

图片来源：尼日利亚电力监管委员会NERC2024年报

综上，尼日利亚“发电-输电-配电”的系统性困局造成了2.2亿人口的用电短缺。而要通过重构输配体系来释放发电潜力，则需要巨额资金投入，据世界银行2023年评估《World Bank Nigeria Power Sector Diagnostic》，尼日利亚电力基建投资至少需要400亿美元。为此，尼日利亚亟需探寻破局路径，解决电力困局。

光伏储能成为破局关键

在此背景下，光伏与储能已成为破解尼日利亚能源困局的核心路径。从发展条件来看，尼日利亚在推进光伏储能发展领域具备显著优势，具体体现在资源禀赋、技术经济性及政策支持三大维度。

（一）资源禀赋：具备光伏发展良好基础

尼日利亚位于非洲西部，横跨热带和副热带地区，太阳能资源丰富，平均每年有1,885个小时的日照时间，平均每天日照时间为5小时9分钟。良好的光照条件使得尼日利亚光伏发电潜力大，每千瓦光伏板最高输出可达4.79kWh/天，平均发电能力4.29kWh/天。

图6  尼日利亚太阳能资源地图

图片来源：Solarresourcemap © 2021SolarGIS

（二）技术经济性：具备低成本、高效益的优势

在技术经济性方面，光伏、储能展现出显著的低发电成本优势。随着全球光伏组件价格下降带来的规模效应，尼日利亚光伏度电成本已降至$0.06–0.13/kWh（不含储能），含储能系统约$0.15–0.25/kWh，显著低于柴油发电（$0.40–0.70/kWh）和小型燃气发电（$0.15–0.30/kWh）。

除成本优势外，光伏储能还具备快速部署与模块化优势。针对尼日利亚电网覆盖率不足的现状，光伏系统，尤其是离网和户用系统可快速部署实现电力供应，无需依赖大规模的基建投资。同时，在偏远地区，“光伏+储能”模块化的特点使其灵活配置可扩展，采用标准化接口（如DC/AC耦合、通信协议），支持光伏组件、储能电池（如磷酸铁锂、液流电池）和逆变器的快速接入，无需复杂系统重构。

（三）政策支持：全方位驱动光伏储能发展

近年来，尼日利亚聚焦于光伏储能市场，出台了一系列政策措施。2022年尼日利亚启动能源转型计划，从国家顶层战略层面，明确全面淘汰柴油/汽油发电机，重点发展太阳能光伏+储能解决方案，同步推进集中式与分布式可再生能源系统。

在战略落地执行上，尼日利亚于2023年取消了化石燃料补贴，促使油价暴涨175%，直接刺激工商业分布式光伏、家庭储能市场需求激增。同时，为强化可再生能源和储能项目的资金保障，尼日利亚双管齐下，一方面引入上网电价补贴（FiT）和电力采购协议（PPA），为可再生能源项目提供长达15-20年的固定价格购电保障；另一方面通过国际融资渠道寻求资金支持，2023年获得一笔7.5亿美元的世行资金用于支持能源转型计划，非洲开发银行也将5亿美元专项资金转投电网级储能建设。此外，市场准入方面，尼日利亚出台《2023电力法》取消光伏组件进口税，吸引私营部门参与光伏系统的开发。

综上，尼日利亚在光伏储能领域展现出巨大的发展潜力，其战略价值不仅体现在能源转型层面，更将成为破解电力困局的关键支点。一方面可以摆脱对燃气柴油的依赖，有效规避油价波动、管道设施遭破坏等风险；另一方面可以在电网基础设施薄弱的现实下，为偏远地区提供电力供应，弥补全国电网覆盖缺口，降低对传统输电网络的依赖。

不过，当前尼日利亚光伏储能市场在快速发展中也面临诸多瓶颈，如尼日利亚缺乏全国性光照数据，传统选址依赖经验，导致光伏项目发电效率差异大（部分地区系统利用率不足60%）；且由于农村分散，光伏硬件设施人工运维成本占项目总成本30%以上，设备故障响应慢，导致用户信任度低……这些痛点制约着行业规模化，亟需系统化管理工具打通全产业链。

蓝图既明，实践在即。深入剖析当前尼日利亚光伏储能市场的竞争格局，识别产业链各环节的关键玩家及其竞合态势，并精准洞察其中蕴含的具体市场机遇，同样至关重要。本周四（9月4日），我们将刊发《尼日利亚光伏储能市场观察》系列下篇，聚焦于此，一探尼日利亚光伏储能市场鏖战正酣的现状与未来可期的蓝海，期待您的关注！