QPA方法通过构建智能配电网评价体系进行效益分析，其构建逻辑如图1所示^[5]。

图  1  智能电网效益评价体系构建逻辑

Figure 1.  Logic of benefit evaluation system for smart grid

如图1所示，QPA方法通过分析智能配电网设备资产构成，将各类智能电网资产的成本、功能和效益进行映射，并最终按照子系统和整体项目的内部运作机制和外部市场机制对智能配电网进行成本效益分析，最后采用经济评价方法对效益进行评价。其资产功能效益分类如图2所示。

图  2  智能配电网资产功能效益分类

Figure 2.  Smart distribution network asset function classification

QPA方法仅分析智能配电网设备增量效益，效益为含智能设备的配电网和传统电网的效益差值，导致QPA分析方法对于新建的智能配电网效益适用性不强。

2）效益评价未区分相关方，无法给各方做决策。

QPA分析对象为项目综合效益，涵盖了用户，电网，政府等多方，但项目实际成本承担集中在在用户侧投资和政府补贴，但效益测算未区分相关方，因此，利益相关方效益无法直观看出，无法为各方提供项目的投资决策依据。

3）未区分当期可实现收益和远期潜在收益，对投资方决策造成影响。

可见，必须针对性地进行改进，提出改进的项目综合效益评价方法，从而满足实际工程需要。

对项目的增量部分与整体部分进行综合分析。其中，增量部分可采用QPA方法，而整体分析则根据项目覆盖区域，考虑配电网发输配售的总投资及效益，特别是针对新建的分布式能源模块和售电模块，基于智能设备（系统）效益与项目整体效益，以确定项目智能投资匹配度，以达到项目最大经济效益。

以增量和整体效益进行对比分析，若增量效益大于整体效益，则说明输配领域经济效益较好，而发、售领域经济效益较差；若增量效益小于整体效益，则说明发、售领域效益较好，而输配领域效益较差，通过效益差别情况，合理调整发、输、配、售各个模块的投资规模。整体思路如图3所示。

图  3  增量与整体结合分析方法

Figure 3.  Incremental and integral analysis methods

分布式综合能源项目的相关方通常涉及对用户、投资方及社会的效益。其中，不同相关方的效益往往包括显性效益（如获得货币经济收益）和潜在收益（如节省投资）。因此，必须根据分析不同相关方的交叉补贴情况，分析各自的显性收益和潜在收益，从而得出各相关方的综合效益情况。

以光伏发电为例，其成本和效益分解如表1~表2所示。

改进的QPA分析方法既可对单模块效益进行分析，也可对多个模块组成的智能电网系统进行分析。多模块智能电网综合效益评价并非简单相加的关系，其中投资可按单个项目投资进行累加，效益分析部分需根据不同模块组合的投资运营模式，调整经济效益评价的取数标准，其基本思路如图4所示。

图  4  项目群综合效益分析

Figure 4.  Comprehensive benefit analysis of the project group

以深圳大鹏新区某分布式储能工程投资为例对改进QPA方法进行验证。该工程建设规模如表3所示。

采用改进QPA方法，分别对分布式储能，分布式光伏和充电桩效益进行分解。基于项目的运营模式，储能、光伏和充电桩的投资方均为电网公司

利用储能微电网，在谷时和平时充电、高峰放电。假设储能低充高放有以下三种场景：

a)场景A：用电量大季节满充满放，谷期满充，峰期放电100%，平段满充，峰期放电100%。

b)情景B：用电量中等季节谷期满充，峰期放电70%，平段补电40%。

c)情景C：用电量小季节谷期满充，峰期放电50%，平段补电0%。

考虑到年度4%的容量衰减，2018-2028年合计收益260万元，分年度情况如下表所示。

由于储能建设，供电区域可靠性增加，停电时间减少，可靠性供电收益一方面考虑多供电量带来的输配电效益，另一方面考虑多供电量带来的储能收益，可分别由下式得出：

式中：B_G为电网侧可靠性收益；B_u为用户侧可靠性收益；∆Q为增供电量；P1为输配电价；∆P为低充高放电价差；GDP为单位电量GDP。

储能项目投产后，年停电时间减少22 h/户，供电区域平均负荷为120 kW，因此多供电量为1.32 MWh。

储能项目在低谷充电，高峰放电，可降低最高负荷40 kW，深圳地区平均单位容量成本为4 500元/kW，电网一次性投资减少约为36.00万元。摊分到10年约为3.6万元/年。

由于用户位于线路末端，为提高用户供电可靠性，按常规完善配电网架的技术方案需投资1 400万元。通过分布式储能系统在外部电网故障时为用户提供应急电源，相当于减少可靠性线路投资1 400万元，考虑线路折旧年限为30年，项目周期内可靠性线路投减少46.67万元/年。

可根据储能系统充电量、售电量计算充电点损耗增加电网收益，如下式所示：

式中：Q1和Q2分别为储能充电量和储能售电量。

本工程中，储能系统的年度充放电量分别为505 MWh和555 MWh，因此2018-2028年充放电损耗增加电网收益为0.893万元。

项目通过光伏发电上网，按照全额上网模式，光伏上网电价0.75元/kWh（根据《国家能源局关于2018年光伏发电有关事项的通知（发改价格规〔2017〕2196号）》）、太阳辐射量指标3.91（kWh·m^-²·d^-1)计算，安装容量7 kWp，年均发电量为5.74 MWh，则光伏发电收益为0.430 5 万元/年。

光伏发电可减少二氧化碳，氮氧化物等污染物的排放，结合深圳地区碳排放交易价格以及广东省排污费的收取发文，最终确定为0.041 7元/kWh。则光伏清洁效益为0.024万元/年。

光伏就近发电减少电网投资，光伏供电容量为7 kW，发电高峰与用电高峰基本重合，因此假设降低最高负荷7 kW，深圳地区平均单位容量成本为4 500元/kW，电网一次性投资减少约为3.15万元。摊分到25年约为0.216万元/年。

充电桩盈利模式为从大电网购电，峰谷平时期按比例售电，收取充电服务费，承担充放电损耗，如下表所示。单天收益为13.575 3元，年收益为0.495 5万元/年。

假设后续充电桩有广告收入，车位共享等增值服务收入，假设单桩年度增值服务为0.1万元/年，则充电桩增值服务收益为0.5万元/年。

深圳地区充电桩政府将给予一定的投资补贴，按照功率补贴，即按照所建设充电桩功率大小的不同给予不同的补贴额的方式。按照项目折旧年限以递延收益计入，则2018—2028年充电桩补贴递延收益0.21万元。

项目全投资税后内部收益率为5.90%，净现值为-24.05万元，投资回收期为8.57年；资本金税后内部收益率为7.85%，净现值为6.67万元，投资回收期为9.99年，达到了7%以上的基准收益率，项目财务效益较好。

目前我国智能配电网已进入全面发展阶段，经济与技术的协调发展成为电网公司推广示范项目重点关注的领域，尤其分布式综合能源项目，由于设备造价较高，对项目投资方的经济效益分析是此类项目得以实施和推广的关键。

由于此类项目往往涉及多个投资方以及用户、社会公众等不同相关方利益，因此，传统QPA方法不区分效益相关方、无法区分当期可实现收益和远期潜在收益等问题，严重阻碍其实用化。此外，燃气式冷热电三联供系统、相变储能系统逐步得到广泛应用，传统QPA方法也无法评估其综合效益。

本文所提出的改进QPA方法，通过分析智能配电网项目设备资产构成，将各类智能电网资产的成本、功能、效益、相关方进行映射，并将效益和成本按照相关方和兑现周期进行分类，不仅能够涵盖更多样化的智能电网项目元素，且能够将项目综合效益细化为不同相关方、不同兑现周期的综合效益。基于实际算例的计算分析表明，本文所提出的改进QPA方法准确有效，全面克服了传统方法的应用局限，为项目投资运营模式及技术方案的决策提供方法支持。