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电池与储能计算器

抽水蓄能计算器

把水库库容、水头和机组效率换算成储能 MWh、往返效率、放电时长、水位降深、峰谷套利收入和平准化储能成本。

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计算结果

这对水库可储存 2.4 GWh 可输出电量（300 MW 下 7.9 小时），往返效率 75.7%，属于典型的日调节时长。每立方米水储存 0.95 kWh，所以水头和库容同样重要。仅靠峰谷套利覆盖不了平准化成本（119 对 110 €/MWh）；实际电站还有容量和辅助服务收入。
每个完整循环输出的电量
2.4GWh
抽上去需要 3,147 MWh
往返效率
75.7%
发电 87.5% · 抽水 86.6%
放电时间
7.9h
300 MW，流量 87 m³/s
充电时间
10.5h
抽水功率 300 MW
重力势能（理想值）
2,725MWh
ρ·g·V·H，未计损失
水库降深
6.3m
占水头 1.6%；低于约 15% 时功率基本稳定
奥运泳池
1,000
每 m³ 水 0.95 kWh
每年套利利润
€36,164,992
300 次循环 · 价差 65 €/MWh
LCOS（含充电成本）
119€/MWh
仅资本 + 运维 60 €/MWh
静态回收期
18 年 11 个月
投资 600 百万€
折合储能电池集装箱
611
按每个公用事业级电池集装箱约 3.9 MWh 计
抽水用电的去向
同样库容在其他水头下的可输出电量

实际抽水蓄能电站对照（近似值）

电站功率（MW）储能量（GWh）水头（m）小时
你的方案3002.384007.9
英国 Dinorwig1,728~9~500~5
德国 Goldisthal1,060~8.5~300~8
美国 Bath County~3,000~24~380~8–11
英国 Cruachan440~7~365~16
  • 水头随水库蓄放水变化；本模型采用平均水头。降深相对水头较大时，放电末期功率和效率都会下降。
  • 未考虑蒸发、渗漏和生态流量限制。收入只计峰谷套利；辅助服务（调频、惯量、备用）的收入往往还能再多一倍。

这个抽水蓄能计算器是怎么算的

抽水蓄能电站（PSH）相当于一块巨大的充电电池，由一高一低、海拔不同的两座水库组成。电价便宜或电力过剩时，水泵把水抽到上水库；需要用电时，再把水放下来，经过水轮机流回下水库发电。它储存的是水的重力势能，所以库容和**高差（水头）**同样重要。

计算器根据可用库容、毛水头和机组额定参数，算出：

  • 理想重力势能，以及扣除水力、水轮机、发电机和变压器损耗后实际送出的电量；
  • 把水抽回上水库所需的电量，由此得到往返效率；
  • 按水轮机和水泵功率计算的发电小时数和抽水小时数，以及流量；
  • 上水库的水位消落，以及换算成奥运泳池的直观对比；
  • 套利收入、简单回收期和平准化储能成本（LCOS），其中循环次数以充放电时间在物理上允许的上限为准。

计算公式

E_ideal (MWh) = ρ × g × V × H / 3.6×10⁹ E_out = E_ideal × (1 − h_loss) × η_turbine × η_generator × η_transformer E_in = E_ideal × (1 + h_loss) / (η_pump × η_motor × η_transformer) Round-trip efficiency = E_out / E_in Discharge hours = E_out / P_turbine Charge hours = E_in / P_pump LCOS = (Capex × CRF + fixed O&M + cost of charging energy) / annual MWh delivered

ρ = 1,000 kg/m³，g = 9.81 m/s²，V 单位为 m³，H 单位为 m，h_loss 为水力损失占水头的比例（单程）。

计算示例：300 MW、8 小时电站

默认参数描述的是：上水库可用水量 250 万 m³（相当于 1,000 个奥运泳池），比下水库高 400 m，可逆式机组 300 MW：

  • 理想储能：1,000 × 9.81 × 2.5×10⁶ × 400 / 3.6×10⁹ ≈ 2,725 MWh；
  • 单程水力损失 3%，水轮机效率 92%，水泵 91%，电动发电机 98.5%，变压器 99.5%，可送出 2,380 MWh，重新蓄满需要 3,150 MWh，往返效率约 76%；
  • 满功率可发电 7.9 小时，抽水需要 10.5 小时；面积 40 公顷的上水库水位下降约 6 m，相对水头来说很小；
  • 折算下来，每立方米水约值 0.95 kWh 的送出电量。

按 45 €/MWh 买电、110 €/MWh 卖电，每年 300 个循环，套利毛利约 3,600 万欧元。资本支出按 2,000 €/kW（6 亿欧元）计算，简单回收期约 19 年；计入充电电费后的 LCOS（约 119 €/MWh）略高于卖电价格。这很正常，并不说明项目不可行。真实电站还有容量电费和电网辅助服务收入（备用、调频、惯量、黑启动），这个简化的套利视角没有计入。

怎么看计算结果

  • 每循环送出电量是在并网点处计量的可用储能容量，也就是电站一次放电真正能卖给电网的电量。
  • **往返效率：**每送出 1 MWh，要花 1/RTE MWh 的电来充。效率为 76% 时，光是弥补损耗，买卖价差就要超过卖电价格的 24% 左右。
  • 发电时长决定电站能卖哪些服务。每日循环需要 4–10 小时；按周调节或跨季节转移电量，需要的时长要长得多。
  • **水位消落：**如果水位下降幅度相对水头很大，发电末期的水头就更低，功率和效率也随之下降。
  • **LCOS 与纯资本成本对比：**两者的差额就是你为充电电量付的钱。

典型数值

参数 典型范围
毛水头 100–800 m（最佳 300–700 m）
往返效率 70–82%
发电时长 6–12 h（部分 > 20 h）
机组规模 每台可逆式机组 100–400 MW
资本支出 每 kW 1,500–3,500
设计寿命 50–100 年
响应时间 从停机状态约 1–2 分钟；旋转备用状态几秒

知名案例：Dinorwig（英国，约 1.7 GW，约 9 GWh，水头约 500 m）、Goldisthal（德国，约 1.06 GW，约 8.5 GWh，约 300 m）和 Bath County（美国，约 3 GW，世界最大的抽水蓄能电站之一）。

使用建议

  • **水头比库容更值钱。**储存的电量和水头成正比。大坝、隧洞直径和水量都不变，水头翻倍，电量就翻倍，所以高水头场址每 MWh 便宜得多。
  • **找现成的水库。**利用已有的天然湖泊或废弃矿坑作为其中一座水库，再配一座新建水库，能降低成本和环境影响。
  • **功率和电量分开配置。**水轮机决定 MW，水库决定 MWh；增加库容往往比增加机组便宜。
  • 变速机组抽水时也能调节功率，能从电网辅助服务中多赚钱。
  • 可以用 LCOE 计算器和其他方案对比，用能量单位换算器换算单位。

局限

模型采用单一的平均水头；实际水头会随水库蓄水和放水而变化。蒸发、渗漏、生态流量要求、爬坡限制和停机都没有建模。收入只计算固定价差下的电能套利；循环次数受充放电时间限制，但不受市场实际情况限制，实际电站很少每天都完成一次完整循环。资本成本高度取决于具体场址，大头花在隧洞和大坝上，也受地质条件左右。

方法与假设

储能量：E = ρ · g · V · H（J）÷ 3.6×10⁹ = MWh，ρ = 1,000 kg/m³，g = 9.81 m/s²。发电输出 E ·（1 − h损失）· η水轮机 · η发电机 · η变压器；抽水需要 E ·（1 + h损失）÷（η水泵 · η电动机 · η变压器）。往返效率 = 发电量 ÷ 抽水用电量（一般为 70–82%）。放电时长 = 输出 MWh ÷ 水轮机 MW。LCOS =（投资 × CRF + 固定运维 + 充电成本）÷ 每年输出 MWh。

常见问题

抽水蓄能能储存多少电？
E = ρ × g × V × H × η。1 立方米水抬高 100 m，不计损耗可储存 0.27 kWh；抬高 400 m 约为 1.1 kWh，其中大约 0.95 kWh 能以电能形式回收。所以一座库容 250 万 m³、水头 400 m 的水库，每个循环能发出约 2.4 GWh。
抽水蓄能的往返效率是多少？
采用可逆式水泵水轮机的现代电站一般为 70–82%；老电站更接近 65–75%。损耗来自水泵和电动机（约 9–12%）、水轮机和发电机（8–10%）、隧洞和压力管道中的摩擦（单程各 2–5%）以及变压器。
抽水蓄能电站能连续发电多久？
多数电站按满功率 6–12 小时设计，有的超过 20 小时。持续时间 = 储存电量 ÷ 水轮机功率，所以同样的上下水库，既可以建成短时大功率电站，也可以建成长时小功率电站。
抽水蓄能要花多少钱？
储能时长 6–12 小时的电站，资本成本一般为每 kW 1,500–3,500（欧元或美元），折合每 kWh 储能容量约 150–400。时长较长时，每 kWh 比电池便宜得多，但项目要建好几年，还需要合适的场址。寿命 50–100 年很正常。
抽水蓄能比电池更好吗？
如果要长时储能（6 小时以上）、规模很大、服役几十年，抽水蓄能通常每 kWh 更便宜，而且不会因循环而衰减。时长短（1–4 小时）、要求快速响应、需要模块化部署，或者场址没有合适地形时，电池更有优势。
全球储能中有多少是抽水蓄能？
按储能电量算，全球已装机的电力储能仍然绝大部分是抽水蓄能（功率容量约 180–200 GW），不过在新增装机中，电池的增速要快得多。

资料来源与参考

  1. IEA — Hydropower Special Market Report (2021)
  2. International Hydropower Association — Pumped storage hydropower
  3. Blakers, A., Stocks, M., Lu, B., Cheng, C. (2021). A review of pumped hydro energy storage. Progress in Energy 3(2)
  4. Mongird, K. et al. (2020). Energy Storage Grand Challenge Cost and Performance Assessment. PNNL / US DOE

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