储能资产的固定与非固定电网接入估值：荷兰联合优化案例研究

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研究问题：在荷兰输电网（TSO）层面，对电池储能系统（BESS）采用非固定接入（Non-Firm Access, NFA）相较传统固定接入，在同时参与多个电力市场（日前 DA、一次调频 FCR、自动调频 aFRR）时，对年度净利润的影响。

方法：构建日前完美预见的递归线性规划联合优化模型（15 分钟粒度），显式约束 SoC 管理与（可为 0 的）吞吐成本；基于**10 MW/20 MWh（2h）**样机（并做 4h 敏感性）。

政策情景：

刚性接入（现行）：按 2024 费率收取 kW-contract €60,650/MW-年 + kW-max €6,910/MW-月。

非刚性接入（提案）：免 kW-contract；kW-max 按时段加权（折算约 €49,752/MW-年）；TSO 全年最多 15% 时间可限充/限放。

关键假设：FCR 年均对 SoC 中性；aFRR 的 SoC 由日内交易对冲；FCR 出力≤额定 30%，aFRR 可用≤80%（其中 60% 真正用于容量/能量，其余留给 SoC 管理）；DA 与 FCR 收入分别按 90%/70% 折减以贴近现实。

主要结果（2023 价格，2h 电池）：

固定：年循环 214.8 次；年净收入 €305,990/MW；扣除网费（€143,570/MW-年）后，年净利润 €162,420/MW。

非固定：年循环 346.9 次；年净收入 €272,712/MW；扣除加权 kW-max（€49,752/MW-年）与典型 15% 限电损失 ~€41,202/MW-年后，年净利润 €181,757/MW。

结论：虽然 NFA 收入较低（因受用电时段限制与可能限电），但网费大幅下降（约 65%）使其净利润更高。

收入结构：两情景中 aFRR 约占 65–70% 的年度收入；在 NFA 下，受限充影响，FCR/aFRR 容量受抑制，部分转向 DA 套利。

敏感性：

价格年份：2021、2023 年价下 NFA 更优；2022 年因 aFRR 容量价暴涨，固定更优。

时长（4h）：两情景利润均提高、固定增幅更大，NFA 优势收窄（但 2021/2023 多数仍优）。

限电日选择：若限电落在最赚钱的 55 天（最差情况），固定总是更优；若落在最不赚钱的 55 天（最好情况），NFA 优势扩大。

政策含义：NFA 可加快并网、缓解拥塞，且实证验证了 ~65% 网费降幅；但其经济性对价格周期与限电时点高度敏感，建议提供可预期的时段化费率与配套激励以对冲限电影响。

局限：日前完美预见、平衡市场激活/SoC 处理的简化、历史价格清洗、未建模小时级/方向性限电等，均可能使结果对现实有偏。

一句话结论：在荷兰多市场叠加与现实运营约束下，非固定并网通常因网费节省带来更高净利润；但收益对年度价格与限电安排非常敏感，项目与政策需联动评估与动态优化。