Techno-Economic Analysis of Hybrid Renewable Energy Systems in the Sokoto Region of Nigeria = 나이지리아 소코토 지역의 하이브리드 재생에너지 시스템에 대한 기술경제성 분석

다국어 초록 (Multilingual Abstract)

The persistent energy access gap, particularly in rural regions, requires a rapid and long-term shift away from centralized, unreliable grid infrastructure and expensive, polluting diesel generation toward decentralized renewable energy solutions. Nigeria, Africa’s most populous country, has one of the world’s largest energy access deficits, with an estimated 86 to 88.5 million people without grid electricity and a highly unreliable national grid, compelling households and businesses to rely on expensive fossil-fuel generators. This reliance on diesel and petrol, which account for approximately 72% of Nigeria’s energy mix, not only imposes a severe strain on the economy, with generator-supplied electricity in rural areas costing approximately NGN750 per kilowatt-hour, but also contributes considerably to environmental degradation.
This study conducts a thorough techno-economic analysis of a purely renewable Hybrid Renewable Energy System (HRES) to provide a robust, site-specific electrification blueprint for the Kadassaka, Kaddi, and Illela axis in the Gada Local Government Area of the Sokoto region, Northwestern Nigeria. The Sokoto region is well-suited for renewable energy deployment, with excellent solar irradiation (3.3–7.0 kWh/m²/day) and moderate wind potential. The combination of Solar Photovoltaics (PV), Wind Turbines, and Battery Energy Storage Systems (BESS) yields highly efficient, renewable HRES configurations. The fundamental issue addressed is the lack of contemporary, site-specific, and financially robust techno-economic analyses that justify investment in 100% renewable Solar+Wind+BESS HRES tailored to the unique load profiles of these remote communities.
The main objectives of this study were threefold: 1) To optimize the sizing of a Solar Photovoltaic (PV), Wind Turbines, and Battery Energy Storage System (BESS) configuration for reliable power supply using the Hybrid Optimization of Multiple Energy Resources (HOMER Pro) simulation software; 2) To assess the system’s cost-effectiveness using key financial metrics, including Net Present Cost (NPC), Levelized Cost of Energy (LCOE), and simple payback period; and 3) To recommend strategic pathways for scaling hybrid renewable energy adoption across rural Nigeria in line with the national Energy Transition Plan (ETP).
The study region, which includes the Kadassaka, Kaddi, and Illela communities, has a high energy demand, with a total daily power consumption of 43,806.67 kWh and a peak load of 7,715.95 kW. The HOMER Pro simulation evaluated three system architectures: a fully renewable HRES (Case 2), a PV+Diesel hybrid (Case 1), and a diesel-only microgrid. The optimization process identified the HRES configuration as the most economically and technically viable solution for minimizing the Cost of Electricity (LCOE).
The optimal Hybrid Renewable Energy System (HRES) configuration, which integrates Photovoltaic (PV), Wind, and a Battery Energy Storage System (BESS), is sized with a 12,500 kW Flat-Plate PV Array costing $12.5 Million, two Wind Turbine units providing 3,000 kW for $6.0 Million, and a 46,772 kWh LiFe4813N Battery Storage system representing the largest investment ($23.4 Million, alongside a 7,234 kW System Converter costing $1.81 Million, resulting in a Total Initial Capital expenditure of $43.71 Million.
The techno-economic analysis demonstrated the overwhelming financial superiority of the optimal HRES over fossil fuel-dependent alternatives. The optimal Hybrid Renewable Energy System (HRES) configuration (PV+Wind+BESS) outperforms the PV+Diesel (Case 1) and Diesel-Only (Case 3) scenarios in terms of financial and performance metrics, with a significantly lower Net Present Cost (NPC) of $55.99 Million and a Levelized Cost of Energy (LCOE) of only $0.245/kWh, compared to the Diesel-Only case’s NPC of $189.77 Million and LCOE of $0.8299/kWh. Furthermore, the optimal HRES achieves a 100% Renewable Fraction and a System Autonomy of 20.5 hours, while the Diesel-Only case has a 0% Renewable Fraction and both non-HRES cases have “Low” System Autonomy; the HRES also has a short Simple Payback Period of 2.77 years and a high Internal Rate of Return (IRR) of 36.5%, which do not apply to the other two cases.
The optimal HRES achieved a remarkable 67% reduction in LCOE and a 92% reduction in Annual O&M expenses when compared to the PV+Diesel scenario, proving that a purely renewable system is the most cost-effective long-term solution. The system’s 100% renewable fraction and 20.5 hours of system autonomy ensured a reliable, grid-independent power supply. Furthermore, the complete elimination of diesel consumption results in a significant reduction of approximately 7,540 metric tons of CO₂ annually, compared with similar-sized diesel systems. The rapid, simple payback period of 2.77 years and the high Internal Rate of Return of 36.5% make the project an exceptionally appealing investment, even when considering multi-year economic factors such as inflation and component deterioration over the project’s lifespan.
Finally, this paper presents a concrete data-driven framework that validates the techno-economic viability of large-scale, purely renewable HRES in rural Northwestern Nigeria. The findings strongly recommend deploying the optimized PV+Wind+BESS system as a superior choice for fossil-fuel-based microgrids. To facilitate the scaling of hybrid renewable energy adoption, policy recommendations should prioritize de-risking private investment, streamlining regulatory processes for mini-grid development, and building local capacities for system operation and maintenance, thereby providing a clear roadmap for achieving universal energy access in accordance with Nigeria’s national energy goals.

국문 초록 (Abstract)

특히 농촌 지역에서 지속적으로 존재하는 에너지 접근성 격차는 중앙집중식이며 신뢰성이 낮은 전력망 인프라와 비용이 높고 오염을 유발하는 디젤 발전에서 벗어나, 분산형 재생에너지 솔루션으로의 신속하면서도 장기적인 전환을 요구한다. 아프리카에서 인구가 가장 많은 국가인 나이지리아는 세계 최대 수준의 에너지 접근성 부족 문제를 겪고 있으며, 약 8,600만~8,850만 명이 전력망 전기에 접근하지 못하고 있다. 또한 국가 전력망의 신뢰성이 매우 낮아 가계와 기업은 고비용의 화석연료 발전기에 의존할 수밖에 없는 상황이다. 나이지리아 에너지 믹스의 약 72%를 차지하는 디젤 및 휘발유에 대한 이러한 의존은 농촌 지역에서 발전기 기반 전력 비용이 kWh당 약 750 나이라(NGN)에 달하는 심각한 경제적 부담을 초래할 뿐만 아니라, 환경 훼손에도 상당히 기여하고 있다.
본 연구는 나이지리아 북서부 소코토(Sokoto) 지역의 가다(Gada) 지방자치구에 위치한 카다사카(Kadassaka), 카디(Kaddi), 일렐라(Illela) 지역을 대상으로, 순수 재생에너지 기반 하이브리드 재생에너지 시스템(Hybrid Renewable Energy System, HRES)에 대한 정밀한 기술·경제성 분석을 수행하여 지역 맞춤형 전력화(electrification) 청사진을 제시한다. 소코토 지역은 우수한 태양복사량(3.3–7.0 kWh/m²/일)과 중간 수준의 풍력 잠재력을 보유하고 있어 재생에너지 도입에 매우 적합하다. 태양광 발전(PV), 풍력 터빈, 배터리 에너지 저장 시스템(BESS)의 결합은 고효율의 재생에너지 기반 HRES 구성을 가능하게 한다. 본 연구가 다루는 핵심 문제는, 이들 외딴 지역의 고유한 부하 특성에 맞춘 100% 재생에너지 태양광+풍력+BESS HRES에 대한 투자 타당성을 입증할 수 있는 최신의 지역 맞춤형이며 재무적으로 견고한 기술·경제성 분석이 부족하다는 점이다.
본 연구의 주요 목적은 다음의 세 가지로 구성된다. (1) HOMER Pro 시뮬레이션 소프트웨어를 활용하여 안정적인 전력 공급을 위한 태양광(PV), 풍력 터빈, 배터리 에너지 저장 시스템(BESS)의 최적 용량을 산정하고, (2) 순현재가치(Net Present Cost, NPC), 균등화 발전비용(Levelized Cost of Energy, LCOE), 단순 회수기간(Simple Payback Period) 등 핵심 재무 지표를 통해 시스템의 비용 효율성을 평가하며, (3) 나이지리아 국가 에너지 전환 계획(Energy Transition Plan, ETP)에 부합하도록 농촌 지역 전반에 하이브리드 재생에너지 확산을 위한 전략적 경로를 제안하는 것이다.
카다사카, 카디, 일렐라 지역을 포함하는 연구 대상 지역은 높은 에너지 수요를 보이며, 총 일일 전력 소비량은 43,806.67 kWh, 최대 부하는 7,715.95 kW에 달한다. HOMER Pro 시뮬레이션을 통해 세 가지 시스템 구조가 평가되었다. 즉, 완전 재생에너지 기반 HRES(Case 2), 태양광+디젤 하이브리드 시스템(Case 1), 그리고 디젤 전용 마이크로그리드이다. 최적화 결과, HRES 구성이 균등화 발전비용(LCOE)을 최소화하는 측면에서 경제적·기술적으로 가장 타당한 대안으로 도출되었다.
최적의 하이브리드 재생에너지 시스템(HRES)은 태양광(PV), 풍력, 배터리 에너지 저장 시스템(BESS)을 통합한 구성으로, 12,500 kW 규모의 평판형 태양광 어레이(비용 1,250만 달러), 총 3,000 kW를 공급하는 풍력 터빈 2기(비용 600만 달러), 그리고 46,772 kWh 규모의 LiFe4813N 배터리 저장 시스템(최대 투자 항목으로 2,340만 달러), 여기에 7,234 kW 시스템 컨버터(181만 달러)를 포함한다. 이로 인해 총 초기 자본비용은 4,371만 달러에 이른다.
기술·경제성 분석 결과, 최적 HRES는 화석연료 의존 대안 대비 압도적인 재무적 우수성을 입증하였다.최적 HRES(PV+풍력+BESS)는 태양광+디젤(Case 1) 및 디젤 전용(Case 3) 시나리오보다 모든 재무 및 성능 지표에서 우수하며, 순현재가치(NPC)는 5,599만 달러,균등화 발전비용(LCOE)은 0.245달러/kWh로 나타났다. 이는 디젤 전용 시스템의 NPC 1억 8,977만 달러 및 LCOE 0.8299달러/kWh와 비교할 때 현저히 낮은 수치이다. 또한 최적 HRES는 재생에너지 비율 100%와 20.5시간의 시스템 자율성을 달성한 반면, 디젤 전용 시스템은 재생에너지 비율이 0%이며, 비-HRES 사례들은 모두 낮은 시스템 자율성을 보였다. 아울러 HRES는 2.77년의 짧은 단순 회수기간과 36.5%의 높은 내부수익률(IRR)을 달성하였는데, 이는 다른 두 사례에는 적용되지 않는다.
최적 HRES는 태양광+디젤 시나리오 대비 LCOE를 67%, 연간 운영·유지비(O&M)를 92% 절감하는 성과를 달성하여, 순수 재생에너지 시스템이 장기적으로 가장 비용 효율적인 해법임을 입증하였다. 100% 재생에너지 비율과 20.5시간의 시스템 자율성은 전력망에 독립적인 안정적 전력 공급을 보장한다. 또한 디젤 소비의 완전한 제거를 통해, 유사 규모의 디젤 시스템 대비 연간 약 7,540톤의 이산화탄소(CO₂) 배출을 감축할 수 있다. 2.77년의 빠른 회수기간과 36.5%의 높은 내부수익률은 인플레이션 및 설비 열화와 같은 다년간의 경제적 요인을 고려하더라도 본 사업을 매우 매력적인 투자 대상으로 만든다.
마지막으로, 본 논문은 나이지리아 북서부 농촌 지역에서 대규모 순수 재생에너지 HRES의 기술·경제적 타당성을 검증하는 구체적이고 데이터 기반의 분석 프레임워크를 제시한다. 연구 결과는 화석연료 기반 마이크로그리드 대비 최적화된 태양광+풍력+BESS 시스템의 도입을 강력히 권고한다. 하이브리드 재생에너지 확산을 촉진하기 위해서는 민간 투자 위험 완화, 미니그리드 개발을 위한 규제 절차 간소화, 그리고 시스템 운영·유지를 위한 지역 역량 강화에 정책적 우선순위를 두어야 하며, 이는 나이지리아의 국가 에너지 목표에 부합하는 보편적 에너지 접근 달성을 위한 명확한 로드맵을 제공할 것이다.

목차 (Table of Contents)

• CHAPTER I INTRODUCTION 1
• 1.1. Background 1
• 1.2. Global Status of Hybrid Renewable Energy Systems 2
• 1.3. Nigeria’s Status 3
• 1.4. Problem Statement 4
• 1.5. Research Questions 5
• 1.6. Research Objectives 5
• 1.7. Scope of the Study 5
• 1.8. Thesis Structure 6
• CHAPTER II STATUS OF THE ELECTRICITY SECTOR IN NIGERIA 9
• 2.1. Policy and Institutional Structure of the Electricity Sector in Nigeria 9
• 2.2. Current Electricity Status in Nigeria 12
• 2.2.1. Access and Reliability 12
• 2.2.2. Commercial Performance and Customer Metrics 13
• 2.3. Load Profiles 14
• 2.3.1. Modeling Approaches and Importance 14
• 2.3.2. Load Profiling Characteristics in Nigeria 15
• 2.4. Solar and Wind Power Generation in Nigeria 16
• 2.4.1 Solar Power Potential and Projects 17
• 2.4.2. Wind Power Potential and Projects 17
• 2.5. Solar Power, Wind Power, and Battery Energy Storage Technologies in Nigeria 18
• 2.5.1. Solar and Wind Technology Application 18
• 2.5.2. Battery Energy Storage System (BESS) 19
• 2.5. Chapter Summary 20
• CHAPTER III LITERATURE REVIEW 21
• 3.1. General Review 21
• 3.1.1. Overview of Hybrid Renewable Energy Systems (HRES) 21
• 3.1.2. Importance of HRES in Nigeria, particularly in the Sokoto Region 21
• 3.1.3. Challenges and Opportunities of HRES Deployment 22
• 3.2. Review of Power Conversion Technologies for Hybrid Renewable Energy Systems. 23
• 3.2.1. Types of Power Converters Used in HRES (e.g., DC-DC, AC-DC) 23
• 3.2.2. Converter Topologies and Control Strategies 23
• 3.2.3. Emerging Trends and Advancements in Power Conversion Technologies 24
• 3.3. Review of Battery Energy Storage System 24
• 3.3.1. Importance of Energy Storage in HRES 24
• 3.3.2. Types of Battery Technologies Used (e.g., lead-acid, lithium-ion) 25
• 3.3.3. Battery Management Systems and Control Strategies 26
• 3.4. Techno-Economic Analysis of Hybrid Renewable Energy Systems Power Generation 26
• 3.4.1. Technical Aspects of HRES Power Generation (e.g., capacity, efficiency) 26
• 3.4.2. Economic Aspect of HRES Power Generation (e.g., LCOE, CAPEX, OPEX) 27
• 3.4.3. Methodologies for Techno-Economic Analysis 28
• 3.5. Review of Comparative Analysis of HRES (Solar+Wind+BESS) vs Diesel-only microgrid and Grid Extension 29
• 3.5.1. Comparison of HRES (Solar+Wind+BESS) with Diesel-only Microgrids 29
• 3.5.2. Comparison of HRES (Solar+Wind+BESS) with Grid Extension 29
• 3.5.3. Key Findings and Implications 30
• 3.6. Relevant Previous Studies 30
• 3.6.1. Overview of Previous Studies on HRES in Nigeria and Similar Contexts 30
• 3.6.2. Wider Nigerian/Sub-Saharan African Context 31
• 3.6.3. Key Findings, Methodologies, and Limitations 31
• 3.7. Research Implications and Gaps 32
• 3.7.1. Implications of Previous Studies for this Research. 32
• 3.7.2. Gaps in Current Research and How My Study Addresses Them 33
• 3.8. Chapter Summary 34
• 3.8.1. Recap of Key Findings from the Literature Review 34
• 3.8.2. How the Literature Review Informs Your Research Objectives and Methodology 34
• CHAPTER IV METHODOLOGY AND DATA 36
• 4.1. Study Area Characterized and Site Selection 36
• 4.1.1. Geographical Location and Socio-Economic Rationale 36
• Source: Adapted from Global Solar Atlas and Global Wind Atlas (Zuffinetti & Meunier, 2024; Vano et al., 2025). 38
• 4.1.2. Identification of Targeted Communities and Coordinates 38
• 4.2. Data Collection and Resource Assessment 38
• 4.2.1. Meteorological Resource Data Acquisition 38
• 4.2.2. Data Source and Integration 38
• 4.2.3. Solar Energy Potential 39
• 4.2.4. Wind Energy Potential 40
• 4.2.5. Load Profile Development and Modeling 41
• 4.2.6. Demand Quantification 41
• 4.2.7. Hourly and Seasonal Variability Modeling 43
• 4.3. Simulation and Optimization Framework 45
• 4.3.1. Type of Algorithm Used in this Study 45
• 4.3.2. Chronological Simulation Model 45
• 4.3.3. Optimization Objective Function 46
• 4.3.4. Levelized Cost of Energy (LCOE) 47
• 4.3.5. Dispatch Strategy 47
• 4.3.6. Optimization Workflow 48
• 4.3.7. Methodological Appropriateness 48
• 4.3.8. Selection and Justification of HOMER Pro Optimization Software 48
• 4.3.9. The HOMER Pro Technical Simulation Framework 49
• 4.3.10. Optimal System Sizing Principle 49
• 4.4. Hybrid Energy System (HES) Component Modeling and Input Parameters 50
• 4.4.1. Component Design Ranges and Search Space Definition 50
• 4.4.2. Technical Parameters for System Components 51
• 4.4.3. Economic Input Parameters 51
• 4.5. Scenario Definition for Comparative Analysis 52
• 4.5.1. Scenario 1: PV + Diesel (Higher Cost Hybrid) 52
• 4.5.2. Scenario 2: PV + Wind + BESS (Optimal HRES) 53
• 4.5.3. Scenario 3: Diesel-Only (Base Model) 54
• 4.6. Techno-Economic and Environmental Performance Metrics 55
• 4.6.1. Life-Cycle Cost Analysis Metrics 55
• 4.6.2. Energy Cost and Operational Metrics 56
• 4.6.3. Financial Viability Metrics 56
• 4.6.4. System Reliability and Environmental Metrics 57
• 4.7. Chapter Summary 58
• CHAPTER V ANALYSIS AND RESULT 61
• 5.1. Introduction 61
• 5.2. Optimal System Configuration and Sizing 61
• 5.3. Economic Performance Comparison 62
• 5.3.1. Net Present Cost (NPC) and Levelized Cost of Energy (LCOE) 63
• 5.3.2. Annual Operating Cost and Financial Indicators 63
• 5.4. Technical Performance and System Operation (PV+Wind+BESS) 63
• 5.4.1. Electrical Production and Renewable Penetration 64
• 5.4.2. PV and Wind Turbine Performance 65
• 5.4.3. Battery Energy Storage System (BESS) Performance 66
• 5.4.4. System Converter Performance 67
• 5.5. Technical Performance and System Operation (PV+Diesel Hybrid – Case 1) 68
• 5.5.1. Electrical Production and Renewable Fraction 68
• 5.5.2. Environmental Impact 69
• 5.6. Technical Performance and System Operation (Diesel-Only Microgrid – Case 3) 69
• 5.6.1. Electrical Production and Fuel Consumption 69
• 5.6.2. Environmental Impact 70
• 5.7. Comparative Summary and Discussion 71
• 5.8. Chapter Summary 73
• CHAPTER VI CONCLUSION AND POLICY IMPLICATIONS 74
• 6.1. Overall Conclusion 74
• 6.2. Cost Implications 75
• 6.3. Policy Implications 76
• 6.4. Limitations and Further Research 78
• BIBLIOGRAPHY 80
• Appendix 92