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研究問題：在荷蘭輸電網（TSO）層面，對電池儲能系統(tǒng)（BESS）采用非固定接入（Non-Firm Access, NFA）相較傳統(tǒng)固定接入，在同時參與多個電力市場（日前 DA、一次調頻 FCR、自動調頻 aFRR）時，對年度凈利潤的影響。
方法：構建日前完美預見的遞歸線性規(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（并做 4h 敏感性）。
政策情景：
剛性接入（現(xiàn)行）：按 2024 費率收取 kW-contract €60,650/MW-年 + kW-max €6,910/MW-月。
非剛性接入（提案）：免 kW-contract；kW-max 按時段加權（折算約 €49,752/MW-年）；TSO 全年最多 15% 時間可限充/限放。
關鍵假設：FCR 年均對 SoC 中性；aFRR 的 SoC 由日內交易對沖；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。
主要結果（2023 價格，2h 電池）：
固定：年循環(huán) 214.8 次；年凈收入 €305,990/MW；扣除網費（€143,570/MW-年）后，年凈利潤 €162,420/MW。
非固定：年循環(huán) 346.9 次；年凈收入 €272,712/MW；扣除加權 kW-max（€49,752/MW-年）與典型 15% 限電損失 ~€41,202/MW-年后，年凈利潤 €181,757/MW。
結論：雖然 NFA 收入較低（因受用電時段限制與可能限電），但網費大幅下降（約 65%）使其凈利潤更高。
收入結構：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，部分轉向 DA 套利。
敏感性：
價格年份：2021、2023 年價下 NFA 更優(yōu)；2022 年因 aFRR 容量價暴漲，固定更優(yōu)。
時長（4h）：兩情景利潤均提高、固定增幅更大，NFA 優(yōu)勢收窄（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)勢擴大。
政策含義：NFA 可加快并網、緩解擁塞，且實證驗證了 ~65% 網費降幅；但其經濟性對價格周期與限電時點高度敏感，建議提供可預期的時段化費率與配套激勵以對沖限電影響。
局限：日前完美預見、平衡市場激活/SoC 處理的簡化、歷史價格清洗、未建模小時級/方向性限電等，均可能使結果對現(xiàn)實有偏。
一句話結論：在荷蘭多市場疊加與現(xiàn)實運營約束下，非固定并網通常因網費節(jié)省帶來更高凈利潤；但收益對年度價格與限電安排非常敏感，項目與政策需聯(lián)動評估與動態(tài)優(yōu)化。
