尼日利亚电力系统结构与问题分析

一、尼日利亚供电现状

尼日利亚是非洲人口最多的国家，也是全球人口增长最快的国家之一。根据2025年数据，其总人口已超过2.2亿，占西非地区总人口的半数以上。截至2025年，全国电气化率约为62%，虽较前几年略有提升，但仍有约8400万人无法获得稳定电力供应，这一数字超过德国全国人口。从发电结构来看，尼日利亚总装机容量约为12,000兆瓦，但实际可稳定输出的电力仅维持在4,000至5,000兆瓦之间，远不能满足需求。能源结构以天然气为主，约占实际发电量的80%，水力发电贡献约15%，其余部分来自太阳能和柴油发电机等分散式电源。电网设施老化、天然气供应不稳定以及输电损耗高等问题，仍是制约其电力可靠性的主要瓶颈。

二、尼日利亚电力系统结构

尼日利亚的电力系统主要分为四个层级：发电公司(Generation company，Gencos)、尼日利亚大宗电力交易公司(Nigerian Bulk Electricity Trading Plc,NBET)、尼日利亚输电公司(Transmission Company of Nigeria,TCN)、配电公司(Distribution company,Discos)。系统架构如下图所示：

1.发电公司(Gencos)分为三类：独立电力公司(Independent Power Producers,IPPs )、国家综合电力项目(National Integrated Power Projects,NIPP )、后继发电公司(Successor Generation Companies).

IPPs：由私人资本投资和运营的发电企业，引入私人投资，增加电力供应，促进能源结构多样化（如太阳能等可再生能源）。

NIPP：作为政府主导的紧急项目，旨在快速增加发电容量，缓解全国性电荒。

Successor Gencos：尼日利亚政府通过私有化改革，将政府项目出售给私人投资者，是尼日利亚发电市场的主力供应商。

2.NBET：尼日利亚政府的国有企业，作为单一采购方，从供电公司买电。作为单一销售方向配电公司卖电。以政府背景为担保，维持尼日利亚电力市场的稳定交易。

3.TCN：尼日利亚政府控制的输电公司，作为Gencos与Discos之间的纽带。主营三个业务：TSP负责输电线路与变电站的建设与运维、MO负责执行电力市场规则、SO负责输电系统的安全运行。

4.Discos：共有11家配电公司覆盖尼日利亚六大区域，将电力出售给用户，完成最终交易。

三、尼日利亚电力问题分析

尼日利亚形成了“南重北轻、南气北水”的电力布局，这与当地的资源分布和产业需求相符。但该国电力供应困境的根源，表面是南北布局不均，深层次则源于三个系统性矛盾：一是发电侧“装得多、发得少”的产能闲置；二是输电网覆盖不足与输送瓶颈；三是关键性的电费回收难题，致使整个电力系统无法形成良性商业循环。

1.Gencos装机与发电容量失衡。

尼日利亚全国总装机容量约为13,500兆瓦，其中南部地区装机容量约为10,000兆瓦，约占全国总量的75%。尽管南部地区天然气储量极为丰富，但由于开采能力不足，大量天然气资源未能得到有效利用，甚至遭到浪费，导致实际供应能力受限。此外，天然气输送管网覆盖范围有限且维护不足，频繁发生供气中断问题。加之尼日利亚国内天然气定价机制使得本土气价低于出口价格，在资源竞争方面处于不利地位。多重因素共同导致南部地区实际可输送电力容量仅维持在约5,000兆瓦，远低于其装机容量，形成“身处宝山却挨饿”的局面。

北部地区虽蕴藏一定天然气资源，但缺乏将天然气输送至发电站的管网基础设施，致使发电厂面临“无气可用”的困境。该地区电力供应多依赖水力发电，在枯水期常出现供电短缺。与此同时，北部地区总装机容量整体偏低，进一步加剧了其缺电问题的严重性。尼日利亚电站分布图如下所示：

2.TCN输送与覆盖能力不足。

TCN的实际输电能力被限制在4,500至5,500兆瓦，这一瓶颈是导致“有电送不出”困境的直接原因。其根源在于基础设施的严重老化：主干电网仍依赖20世纪60年代殖民时期建设的132kV和330kV线路，这些设备已远低于现代标准，故障率远超国际安全阈值。这一输电瓶颈进一步加剧了区域间的发展不均衡。由于北部土地面积更广、人口定居点分散，本就面临电网覆盖不足的挑战；陈旧且有限的输电网络更无力延伸至边远地区，导致该区域成为全国电气化率最低、用电成本最高的地带，严重制约了当地居民生活与工矿企业的用电需求。尼日利亚输电线路分布如下图所示：

3.NBET与Gencos、Discos的电费回收难题。

尼日利亚电力行业深陷全链条债务危机的根源，在于配电环节存在严重的收入缺口。DisCos的综合收费效率长期徘徊在60%至70%之间，意味着约30%至40%的供电量无法转化为实际收入。其背后是多重因素共同作用的结果：居高不下的线损率（常超过40%）、估价电费引发的账单争议、供电不稳定导致的用户拒付。这种结构性亏损使DisCos无法向NBET足额支付购电款。NBET因资金回收受阻，随之积累起对GenCos的巨额债务，截至2023财年欠款规模已达数万亿奈拉。发电公司因现金流枯竭，进而无力向壳牌（Shell）、雪佛龙（Chevron）等上游天然气供应商支付气款。

气款拖欠严重抑制了供应商的供气意愿，导致发电厂频繁遭遇“气荒”而产能闲置。全国实际发电量远低于13,000兆瓦的装机容量。最终形成“低收费→欠电费→欠气费→少发电→收入再降低”的自我强化式恶性循环，持续侵蚀整个电力行业的财务基础与运营可持续性。

四、尼日利亚企业稳定用电的解决方案

尼日利亚电力系统面临多重结构性挑战，在此背景下，探索一种新型电力解决方案显得尤为迫切：在无电网覆盖区域，需降低对昂贵柴油发电的依赖；在已有电网区域，则需有效降低企业用电成本并提升供电可靠性。

风能发电虽为清洁能源，但其应用在尼日利亚面临明显局限：一方面，对风资源条件有较高要求；另一方面，风机设备体积庞大、重量沉重，在非洲当前的基础设施条件下，运输与安装难度较大，因此并不适合作为企业生产用电的主要解决方案。相比之下，太阳能光伏发电展现出显著优势。尼日利亚光照资源等级为A级（最高等级），为光伏发电提供了良好自然条件。同时，光伏组件具备体积小、重量轻、模块化强等特点，在运输、安装及系统容量配置方面具备优势。尼日利亚光照资源如下图所示：

离网式微电网作为一种灵活、可靠的能源解决方案，在尼日利亚不同用电场景下均表现出显著优势：在无电网覆盖区域，光储柴一体化微电网可根据企业不同时段用电需求，定制化设计微电网容量配置。通过光储联合供电满足企业85%以上的生产用电需求，大幅降低对柴油发电的依赖，在有效削减用电成本的同时显著减少温室气体排放，具备良好的环境友好性；而在已有电网覆盖但供电不稳定的区域，该系统可优先消纳光伏所发电能以降低企业购电成本，并利用储能在电网正常时存储冗余电力、在电网中断时迅速切换为备用电源，保障关键负荷的连续运行，其模块化、易扩展的特点也适应尼日利亚本地基础设施条件，能够快速部署为企业提供稳定、经济的电力保障。

五、结论

尼日利亚现有电力系统存在发电资源不足、输电网络覆盖与输送能力有限、配电公司收入短缺、电网升级改造成本高昂、现有电网难以承载波动性可再生能源并网，以及国家财政支持力度不足等。这些因素共同导致该国难以复制中国式的大规模集中式输配电网络建设模式，也无法有效满足当地企业的用电需求。为促进清洁能源发展，尼日利亚政府推出多项激励政策，包括对进口光伏组件、储能设备及相关材料免征进口关税与增值税以降低初始投资成本，并通过《尼日利亚可再生能源与能效政策》等法规，在项目审批和土地获取方面提供便利，这些措施共同为企业投资光伏微电网创造了有利条件，助力其实现能源成本可控与绿色转型的双重目标。

为应对尼日利亚电力短缺的困局，尼日利亚政府做出一系列政策改革，结果如何，又碰撞出什么火花？笔者将在下篇文章为各位做出解答。

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