中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：
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研究問題：在荷蘭輸電網(wǎng)（TSO）層面，對(duì)電池儲(chǔ)能系統(tǒng)（BESS）采用非固定接入（Non-Firm Access, NFA）相較傳統(tǒng)固定接入，在同時(shí)參與多個(gè)電力市場(chǎng)（日前 DA、一次調(diào)頻 FCR、自動(dòng)調(diào)頻 aFRR）時(shí)，對(duì)年度凈利潤(rùn)的影響。
方法：構(gòu)建日前完美預(yù)見的遞歸線性規(guī)劃聯(lián)合優(yōu)化模型（15 分鐘粒度），顯式約束 SoC 管理與（可為 0 的）吞吐成本；基于**10 MW/20 MWh（2h）**樣機(jī)（并做 4h 敏感性）。
政策情景：
剛性接入（現(xiàn)行）：按 2024 費(fèi)率收取 kW-contract €60,650/MW-年 + kW-max €6,910/MW-月。
非剛性接入（提案）：免 kW-contract；kW-max 按時(shí)段加權(quán)（折算約 €49,752/MW-年）；TSO 全年最多 15% 時(shí)間可限充/限放。
關(guān)鍵假設(shè)：FCR 年均對(duì) SoC 中性；aFRR 的 SoC 由日內(nèi)交易對(duì)沖；FCR 出力≤額定 30%，aFRR 可用≤80%（其中 60% 真正用于容量/能量，其余留給 SoC 管理）；DA 與 FCR 收入分別按 90%/70% 折減以貼近現(xiàn)實(shí)。
主要結(jié)果（2023 價(jià)格，2h 電池）：
固定：年循環(huán) 214.8 次；年凈收入 €305,990/MW；扣除網(wǎng)費(fèi)（€143,570/MW-年）后，年凈利潤(rùn) €162,420/MW。
非固定：年循環(huán) 346.9 次；年凈收入 €272,712/MW；扣除加權(quán) kW-max（€49,752/MW-年）與典型 15% 限電損失 ~€41,202/MW-年后，年凈利潤(rùn) €181,757/MW。
結(jié)論：雖然 NFA 收入較低（因受用電時(shí)段限制與可能限電），但網(wǎng)費(fèi)大幅下降（約 65%）使其凈利潤(rùn)更高。
收入結(jié)構(gòu)：兩情景中 aFRR 約占 65–70% 的年度收入；在 NFA 下，受限充影響，F(xiàn)CR/aFRR 容量受抑制，部分轉(zhuǎn)向 DA 套利。
敏感性：
價(jià)格年份：2021、2023 年價(jià)下 NFA 更優(yōu)；2022 年因 aFRR 容量?jī)r(jià)暴漲，固定更優(yōu)。
時(shí)長(zhǎng)（4h）：兩情景利潤(rùn)均提高、固定增幅更大，NFA 優(yōu)勢(shì)收窄（但 2021/2023 多數(shù)仍優(yōu)）。
限電日選擇：若限電落在最賺錢的 55 天（最差情況），固定總是更優(yōu)；若落在最不賺錢的 55 天（最好情況），NFA 優(yōu)勢(shì)擴(kuò)大。
政策含義：NFA 可加快并網(wǎng)、緩解擁塞，且實(shí)證驗(yàn)證了 ~65% 網(wǎng)費(fèi)降幅；但其經(jīng)濟(jì)性對(duì)價(jià)格周期與限電時(shí)點(diǎn)高度敏感，建議提供可預(yù)期的時(shí)段化費(fèi)率與配套激勵(lì)以對(duì)沖限電影響。
局限：日前完美預(yù)見、平衡市場(chǎng)激活/SoC 處理的簡(jiǎn)化、歷史價(jià)格清洗、未建模小時(shí)級(jí)/方向性限電等，均可能使結(jié)果對(duì)現(xiàn)實(shí)有偏。
一句話結(jié)論：在荷蘭多市場(chǎng)疊加與現(xiàn)實(shí)運(yùn)營(yíng)約束下，非固定并網(wǎng)通常因網(wǎng)費(fèi)節(jié)省帶來更高凈利潤(rùn)；但收益對(duì)年度價(jià)格與限電安排非常敏感，項(xiàng)目與政策需聯(lián)動(dòng)評(píng)估與動(dòng)態(tài)優(yōu)化。
