你在非洲做工程或投资的朋友，大概率听过这样一句话”非洲储能要爆发了”
这话说了三年，到底爆没爆？
2024年，非洲全大陆新增储能装机约1,600 MWh——听起来不少，但有意思的地方在于，挪威开发商Scatec在南非的肯哈特光储项目一个项目就贡献了其中的1,140 MWh，占当年全非洲新增的近七成。非洲储能市场从2017年的31 MWh增长至2024年的超过1,600 MWh，这场增长本质上是南非一个国家在拉动数字。
放眼未来管道，格局更清晰。截至2025年6月，全非洲公用事业级储能开发管道约18 GWh，南非一个国家就占了11 GWh，超过六成，其管道包括4个已投运系统、7个在建、另有19个项目处于开发阶段。埃及和摩洛哥各约3 GWh，是第二梯队；尼日利亚、塞内加尔、加纳、刚果（金）等国的管道项目规模均在3 GWh以下。 真正有钱拿的生意，在矿业工商业场景。
文末我会给出一张矿业储能项目评估的关键维度清单，供你对照自己手头的项目用。（低调的编者按：18 GWh的管道，听起来挺唬人，但这个数字里有多少是PPT项目？）
▌数字背后的真实结构
非洲太阳能行业协会（AFSIA）2025年初发布的数据显示，非洲全大陆目前有约18 GWh的电池储能项目处于开发阶段。这个数字被很多媒体解读为”市场爆发信号”。
但”开发阶段”是个非常宽泛的说法——它包括了完成融资关闭的项目，也包括拿了一块地、找了开发商、还没签电网采购协议的项目。实际上，18 GWh管道中，真正锁定了电网采购协议或完成融资关闭的，估计不超过三分之一。
南非是非洲储能的绝对主场。全大陆约11 GWh的储备项目管道，南非一个国家就占了绝大部分，其中包括4个已运营系统、7个在建、另有19个处于开发阶段。这种集中度不是因为南非特别有钱，而是因为它是目前非洲唯一一个有完整电网采购框架、独立电力生产商可以签长期合同的国家。
2025年6月，Globeleq与非洲彩虹能源的红沙储能项目完成商业关闭，153 MW/612 MWh，这是非洲目前最大的独立储能电站项目。
说白了，南非之所以能成为非洲储能的发动机，靠的是制度——有政策框架让投资方看得到回报路径。
加纳正在跟上。它启动了200 MW的竞争性招标。埃及、摩洛哥各有约3 GWh的储备项目，摩洛哥还在利用自由贸易协定的制造业优势，试图在本土建设电池产能，直供欧洲市场。
这些国家的共同特征是：有相对清晰的招标机制和外汇兑换通道。 没有这两条，再大的市场需求，对外资开发商也是看得见、拿不到。
▌矿业储能：最真实的付款方
翻译一下就是：公用事业并网项目适合有耐心等政策周期的开发商，而矿业工商业储能，是现在就可以谈、可以收钱的生意。
非洲金矿、铜矿、钴矿的运营商有一个共同的痛点——供电。
在刚果（金）东部的偏远矿区，柴油发电机是主要电源，度电成本普遍在0.30—0.50美元之间。储能调度成本约为33美元/MWh，加上光伏发电成本，全天可调度电力的综合度电成本约76美元/MWh，远低于非洲大多数国家的柴油发电成本。差价之大，让替换柴油发电机成为目前非洲储能最通畅的商业逻辑。
以一个1 MW/2 MWh的金矿项目为例核算：初始建设成本约35—45万美元/MWh，在纯离网金矿场景下回本期2.5—3.5年，内部收益率达到15%—25%（10—15年全生命周期，无杠杆）。这个回报率，放到任何市场都不难看。
关键就在这儿：矿主是有美元收入的，不依赖当地电网，也不需要等政府招标。他们要的是你能不能把系统装好、能不能保证全年可用率。
▌中企在非洲储能处于什么位置
中国企业在非洲储能的角色，目前是技术和硬件无可替代，但项目开发深度不够。
宁德时代截至2025年底全球储能出货超256 GWh，非洲出货超过5 GWh，项目50余个。阳光电源在南非等市场深度参与了多个工商业储能系统部署，与当地分销商Herholdt’s Group签署了1,155 MWh的分阶段工商业储能协议。中国能建今年2月中标埃及Benban奈菲尔提蒂500 MW/1,000 MWh独立储能项目EPC总包，这是目前非洲最大的独立储能电站。
从供应链角度看，中企的优势是结构性的。中国储能电池和储能系统在全球市场的份额分别达到90%和70%。这意味着非洲市场的储能项目，无论最终以哪国开发商的名义落地，设备链条基本都绕不开中国供应商。
但问题也在这里。中企在非洲的储能布局，大多停留在设备供应层面，项目开发端严重缺位。地源、融资关系、当地监管通道——这些决定项目能不能落地的东西，掌握在挪威Scatec、法国电力等欧洲开发商手中。
这种分工的结果是：中企拿到了设备订单，但毛利的上限被压在了设备供应商这一层。要往项目开发端走，需要的是本地化合作伙伴和本地融资关系。
▌主要风险，说清楚
你得把以下几条风险放在最前面评估，不要等到项目进场之后才发现。
汇率与资金回收：尼日利亚、埃塞俄比亚、加纳等国的本币兑美元汇率波动剧烈。工程合同签订时约定的本币结算额，可能因汇率贬值导致实际美元收入大幅缩水。刚果（金）东部矿区虽然用美元结算，但资金跨境汇回依然面临繁琐的外汇管理程序。
安全成本：刚果（金）东部的武装冲突使矿区项目的安保与保险成本居高不下。部分区域的安保费用可以达到项目总成本的5%—8%，这个数字会直接压缩IRR。
本地化合规：南非的本地化采购要求（B-BBEE政策）意味着你的项目必须引入本地股东或本地分包商。加纳的新矿业法规也在提高本土参与比例的要求。合规成本是真实的，提前建立本地合作关系比拿到项目之后再补课要便宜得多。
电网消纳：南非以外的市场，老旧输配电网是限制公用事业级储能项目的硬约束。你在技术上做得再好，如果电网侧无法消纳，项目就会搁置。这也是为什么矿业离网场景更容易落地——它根本不依赖国家电网。
▌方向
对大多数没有项目开发能力的中国企业来说，非洲储能现阶段的合理进入路径是：把精力放在矿业工商业储能的设备供应和系统集成，找到已有地源和融资的本地或欧洲开发商作为合作方，不要试图独立从头开发一个公用事业并网项目。
南非是优先市场，制度框架最清晰。加纳是值得跟进的第二市场，招标机制正在建立。埃及和摩洛哥的公用事业项目，适合已有当地关系网络的承包商，不适合从零开始进入。
矿业储能的核心门槛，说到底只有两个：有没有矿主的直接渠道，有没有能在当地做全生命周期运维的团队。技术门槛，对中企来说反而是最不缺的一块。
文末兑现：以下是矿业储能项目评估的核心维度清单。
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矿主的美元现金流来源是否稳定（避开已出现流动性危机的矿企）；
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项目所在地的安保评级（建议参照非洲安全研究所的国别安全风险评分）；
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系统运维团队是否本地化（纯依赖中国工程师驻场的方案，长期成本极高）；
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外汇出口路径是否提前锁定（优先考虑可使用美元离岸账户结算的项目结构）。
参考来源
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张泰伦｜好望观察创始人