JP2008059125A - System, method, and program for analyzing profit and loss of electrical business - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、電気事業における将来の損益の変動リスクに対して要因ごとの影響を分析する電気事業損益分析システム、方法、およびプログラムに関し、特にリスクを低減する手法に関するものである。 The present invention relates to an electric power business profit / loss analysis system, method, and program for analyzing the influence of each factor on the risk of fluctuation of future profit / loss in the electric power business, and more particularly to a technique for reducing the risk.
電気事業者が事業を遂行する場合に、その事業計画に対する損益は燃料価格や為替、需要の大きさ等のリスク要因に影響を受けるため、これを分析することが必要となる。 When an electric utility carries out a business, profits and losses for the business plan are affected by risk factors such as fuel prices, exchange rates, and the magnitude of demand, so it is necessary to analyze this.
リスク量の把握を行う従来の技術として、サービス事業に対してモンテカルロシミュレーションを用いたリスク指標を算出する方法(例えば特許文献1)がある。 As a conventional technique for grasping a risk amount, there is a method (for example, Patent Document 1) of calculating a risk index using a Monte Carlo simulation for a service business.
電気事業者が事業を遂行する場合に、その事業計画に対し、損益は燃料価格や為替、需要の大きさ等のリスク要因に影響を受けて変動する。経営の計画や管理を行う上では、これらのリスク要因による影響を把握するとともに、その影響度合いを定量的に分析することが必要となる。リスク量を把握するために、リスク要因の関連性をモデル化し、モンテカルロシミュレーションによって確率的にそのリスク量を計算する方法があるが、単にリスク量を計算しただけでは、リスクの大きさを把握できても、リスクを低減するための方策を具体的に明示することはできないという問題点があった。 When an electric utility carries out a business, the profit and loss will fluctuate with respect to the business plan, affected by risk factors such as fuel prices, exchange rates, and the magnitude of demand. In carrying out management planning and management, it is necessary to grasp the impact of these risk factors and to quantitatively analyze the impact. In order to grasp the risk amount, there is a method of modeling the relevance of the risk factors and calculating the risk amount stochastically by Monte Carlo simulation, but simply calculating the risk amount can grasp the magnitude of the risk. However, there is a problem that it is not possible to clearly specify a policy for reducing the risk.
例えば、上記特許文献1においては、収入を増減させる事象および支出を増減させる事象の確率分布とパラメータとを用いて損益の確率分布を算出する手段およびあらかじめ設定した目標値との比較による判定手段について記載されているが、ここで算出された損益や判定結果からリスクを低減するための方策を具体的に明示する手法は開示されていない。
For example, in the above-mentioned
本発明は以上の問題点を解決するためになされたものであり、リスクを低減するための方策を具体的に明示することが可能な電気事業損益分析システム、方法、およびプログラムを提供することを目的とする。 The present invention has been made to solve the above problems, and provides an electric power business profit and loss analysis system, method, and program capable of specifically specifying a measure for reducing the risk. Objective.
本発明に係る電気事業損益分析システムは、電気事業に係る損益をコンピュータにより分析する電気事業損益分析システムであって、電気事業に係る損益をモンテカルロシミュレーションにより所定の試行回数算出する損益算出手段と、前記損益算出手段で算出された前記損益を統計処理することにより統計データまたはリスク指標データを含む第1データを算出する第1データ算出手段と、前記第1データ算出手段で算出された前記第1データに所定の派生商品を適用することにより統計データまたはリスク指標データを含む第2データを算出する第2データ算出手段とを備える。 The electric power business profit / loss analysis system according to the present invention is an electric power business profit / loss analysis system for analyzing the profit / loss related to the electric business by a computer, and profit / loss calculation means for calculating the profit / loss related to the electric business by a predetermined number of trials by Monte Carlo simulation, First data calculating means for calculating first data including statistical data or risk index data by statistically processing the profit / loss calculated by the profit / loss calculating means; and the first data calculated by the first data calculating means. Second data calculating means for calculating second data including statistical data or risk index data by applying a predetermined derivative product to the data.
本発明に係る電気事業損益分析システムは、損益に基づき算出された統計データまたはリスク指標データに派生商品を適用させるので、リスクを低減するための方策を具体的に明示することができる。 Since the electric power business profit / loss analysis system according to the present invention allows derivative products to be applied to statistical data or risk index data calculated based on profit / loss, a policy for reducing risk can be specifically specified.
<実施の形態1>
図1は本発明の実施の形態1に係る電気事業損益分析システム1の構成図である。電気事業損益分析システム1は、電気事業に係る損益をコンピュータにより分析する電気事業損益分析システムであって、損益のリスクを計算するためのパラメータを設定するパラメータ設定部2と、設定されたパラメータに基づき電気事業に係る損益を計算するシミュレーションを制御するシミュレーション制御部3と、損益を計算する損益計算部4と、損益計算部4で計算された損益からリスク量を計算し、異なるパラメータ設定で計算された場合のリスク量との比較を行う結果比較処理部5と、計算結果を表示する結果表示部6と、パラメータ設定部2で設定されたパラメータ、損益計算部4で計算された損益データ、および結果比較処理部5で計算された損益比較結果などを格納するデータ格納部7とから構成されている。
<
FIG. 1 is a configuration diagram of an electric power business profit /
パラメータ設定部2は、本システムの利用者が外部からデータを入力するためのキーボードやマウス等の入力装置および設定画面を表示するためのディスプレイモニタ等の表示装置により構成される。
The
また、シミュレーション制御部3、損益計算部4および結果比較処理部5は、コンピュータの記憶装置に記憶され読み込んだプログラムに従って処理を行う中央演算処理装置から構成される。
The
また、結果表示部6は、損益リスク分析結果を表示するためのディスプレイモニタ等の表示装置により構成される。
The
データ格納部7は、パラメータ設定部2で設定されたパラメータデータと、損益計算部4、結果比較処理部5、および結果表示部6に必要となるデータとが保存されており、必要に応じてデータが読み出されるデータベースから構成され、コンピュータの記憶装置に記憶されている。
The data storage unit 7 stores parameter data set by the
データ格納部7は、想定需要テーブル701と、発電設備テーブル702と、発電設備制約テーブル703と、需要家テーブル704と、価格モデルパラメータテーブル705と、燃料取引契約テーブル706と、派生商品契約テーブル707と、燃料制約テーブル708と、シミュレーションパラメータテーブル709と、派生商品契約ポートフォリオテーブル710と、損益計算結果テーブル711とからなる。なお、本明細書において、派生商品とは、市場価格の変動に対するリスクヘッジのためのデリバティブ等を指すものとする。 The data storage unit 7 includes an assumed demand table 701, a power generation facility table 702, a power generation facility constraint table 703, a customer table 704, a price model parameter table 705, a fuel transaction contract table 706, and a derivative product contract table 707. And a fuel constraint table 708, a simulation parameter table 709, a derivative product contract portfolio table 710, and a profit / loss calculation result table 711. In this specification, derivative products refer to derivatives for risk hedging against fluctuations in market prices.
想定需要テーブル701は、シミュレーション対象の各時間帯に対して、対象とする発電設備全体で供給する電力需要の時系列データを格納する。 The assumed demand table 701 stores time-series data of power demand supplied by the entire target power generation facility for each simulation target time zone.
発電設備テーブル702には、各発電機の想定需要に対する発電計画を立案するために必要とする発電機の出力上下限値、出力変化速度、燃料種別、起動費、最小起動時間、最小停止時間、熱消費量曲線係数、起動停止回数上限値、および故障発生モデルパラメータなどからなる発電機データが発電機ごとに格納される。なお、これらのパラメータは期間ごと(例えば1ヶ月ごと)に別の値を格納してもよい。 In the power generation equipment table 702, output upper and lower limit values, output change speed, fuel type, start-up cost, minimum start-up time, minimum stop time required for making a power generation plan for the assumed demand of each generator, Generator data including a heat consumption curve coefficient, a startup / stop count upper limit value, a failure occurrence model parameter, and the like is stored for each generator. In addition, you may store another value for these parameters for every period (for example, every month).
発電設備制約テーブル703は、本システムの使用者による計算条件として任意に設定する、各発電機の起動停止状態、固定出力値、メンテナンス作業状態、作業時出力上限値、および固定単価などからなる発電設備制約データを発電機ごとに、対象期間を指定して格納する。 The power generation facility constraint table 703 is a power generation including a start / stop state of each generator, a fixed output value, a maintenance work state, an output upper limit value at work, a fixed unit price, etc., arbitrarily set as calculation conditions by a user of this system. The facility constraint data is stored for each generator by specifying the target period.
ここで発電設備テーブル702および発電設備制約テーブル703に登録されるデータの発電機については、例えば火力発電機や揚水発電機といった発電機の種別に応じて、必要となる項目のみ定義される。 Here, as to the data generator registered in the power generation equipment table 702 and the power generation equipment restriction table 703, only necessary items are defined according to the type of the power generator such as a thermal power generator or a pumped-storage generator.
需要家テーブル704は、需要家の契約電力、契約電力あたり基本料金、使用電力量あたりの従量料金、および総需要に対する需要比率などからなる需要家データを格納する。 The customer table 704 stores customer data including customer contract power, basic charge per contract power, pay-per-use charge per used electric power, demand ratio with respect to total demand, and the like.
価格モデルパラメータテーブル705は、燃料市場の種別(例えばドバイ、WTIなど)に応じた燃料市場価格モデルや為替モデル、電力市場価格モデルのパラメータを格納する。これらの価格モデルについては、さまざまな方式が考えられるが、例えば、為替モデルとして、GBM(Geometric Brownian Motion)モデルを用いた場合は、式(1)のような確率微分方程式となる。式(1)においては、価格Pの対数関数Π=lnPは、トレンド項μと、ボラティリティσと、平均0で分散dtである正規乱数Wとで定められ、トレンド項μとボラティリティσとがパラメータとして格納される。 The price model parameter table 705 stores parameters of a fuel market price model, a currency exchange model, and a power market price model according to the type of fuel market (for example, Dubai, WTI, etc.). Various methods are conceivable for these price models. For example, when a GBM (Geometric Brownian Motion) model is used as the exchange model, a stochastic differential equation such as Equation (1) is obtained. In the equation (1), the logarithmic function 価 格 = lnP of the price P is determined by the trend term μ, the volatility σ, and the normal random number W having an average of 0 and the variance dt, and the trend term μ and the volatility σ are parameters. Is stored as
また、市場価格を変数とするフォーミュラにより決定される通関統計価格のフォーミュラパラメータについても価格モデルパラメータテーブル705に格納する。例えば原油の通関統計価格JCCをドバイおよびミナスの燃料市場価格の1次結合により、式(2)のようなフォーミュラで定義する。式(2)においては、時点kの原油の通関統計価格JCC(k)は、時点(k−i)のドバイ原油価格Dubai(k−i)と、時点(k−i)のミナス原油価格Minas(k−i)と、時点(k−i)のドバイの重み係数aiと、時点(k−i)のミナスの重み係数biと、全体係数Aと、全体定数Bとで定められ、重み係数ai,biと全体係数Aと全体定数Bとがパラメータとして格納される。 Further, formula parameters for customs statistical prices determined by formulas using market prices as variables are also stored in the price model parameter table 705. For example, the customs statistics price JCC of crude oil is defined by a formula as shown in Equation (2) by a linear combination of fuel market prices in Dubai and Minas. In Equation (2), the customs statistical price JCC (k) of crude oil at time k is the Dubai crude price Dubai (ki) at time (ki) and Minas crude oil price Minas at time (ki). (k-i) and a Dubai weighting coefficients a i of the time (k-i), a weight coefficient b i of Minas point (k-i), and total coefficient a, defined by a whole constant B, The weight coefficients a i and b i , the overall coefficient A, and the overall constant B are stored as parameters.
これらのパラメータについては、過去の市場の価格データを用いて統計的に解析して決定するが、システム利用者が意図的に変更してもよい。 These parameters are determined by statistical analysis using past market price data, but may be changed intentionally by the system user.
なお、ここでは、市場価格モデルとして、GBMモデルを例示したが、本発明における市場価格モデルは、このモデル式に依存するものではない。また、通関統計フォーミュラについても式(2)に例示した式の形態に依存するものではない。例えば、市場間の価格の動きに相関がある場合には、複数の市場価格間の相関を考慮したモデルを用いることも可能である。 Here, the GBM model is exemplified as the market price model, but the market price model in the present invention does not depend on this model formula. Further, the customs statistics formula does not depend on the form of the formula exemplified in Formula (2). For example, when there is a correlation in price movement between markets, it is possible to use a model that takes into account the correlation between a plurality of market prices.
燃料取引契約テーブル706は、発電に用いる燃料の調達契約に係る燃料調達単価パラメータを格納する。例えば、ある燃料の調達単価が、複数の契約によって、式(3)のように市場Xおよび市場Yの価格に連動するように定義された場合、契約iの重みパラメータwi,ai,bi,ci,diがパラメータとして格納される。式(3)においては、時点kの燃料調達単価P(k)は、時点kの燃料市場Xの価格X(k)と、時点kの燃料市場Yの価格Y(k)と、時点kの為替レートTTM(k)と、契約iの重みパラメータwi,ai,bi,ci,diとで定められる。 The fuel transaction contract table 706 stores fuel procurement unit price parameters related to a procurement contract for fuel used for power generation. For example, when the procurement unit price of a certain fuel is defined by a plurality of contracts so as to be linked to the prices of the market X and the market Y as shown in the equation (3), the weight parameters w i , a i , b of the contract i i , c i and d i are stored as parameters. In equation (3), the fuel procurement unit price P (k) at time k is the price X (k) of the fuel market X at time k, the price Y (k) of the fuel market Y at time k, and It is determined by the exchange rate TTM (k) and the weight parameters w i , a i , b i , c i , d i of the contract i.
なお、この調達価格を計算する数式はこの形態に依存するものではなく、また、燃料種別に応じて、異なった形式をとってもよい。 It should be noted that the mathematical formula for calculating the procurement price does not depend on this form, and may take a different form depending on the fuel type.
派生商品契約テーブル707は、契約を締結した派生商品に関する派生商品契約パラメータを格納する。図2は派生商品契約テーブルの一例である。図2では、契約種「燃料N1」,「燃料N2」に関して、それぞれ商品WTI,Dubaiが対象として設定されている。 The derived product contract table 707 stores derived product contract parameters related to the derived products for which the contract is concluded. FIG. 2 is an example of a derivative product contract table. In FIG. 2, for the contract types “fuel N1” and “fuel N2”, products WTI and Dubai are set as targets, respectively.
燃料制約テーブル708は、所定の燃料(例えばLNG)を使用する発電機の、任意に設定した期間とその期間における総燃料消費量とを制約値として格納する。 The fuel constraint table 708 stores an arbitrarily set period and the total fuel consumption during the period of a generator using a predetermined fuel (for example, LNG) as a constraint value.
シミュレーションパラメータテーブル709は、損益計算モンテカルロシミュレーションの試行回数およびシミュレーション対象期間などのシミュレーションを行う上でのシステム使用者の設定項目を格納する。 The simulation parameter table 709 stores setting items of the system user for performing simulation such as the number of trials of profit / loss calculation Monte Carlo simulation and the simulation target period.
派生商品契約ポートフォリオテーブル710は、派生商品契約テーブル707に登録されている各派生商品契約に対して本システムの利用者が設定したポートフォリオに基づくフラグを格納する。図3は派生商品契約ポートフォリオテーブルの一例である。図3では、3種類のポートフォリオP1〜P3が、燃料N1〜N5および為替K1〜K3に関して評価されている。図3に示されるように、ポートフォリオP1は燃料N1〜N5および為替K1〜K3全てに関してフラグが「真」であり、ポートフォリオP2は燃料N1〜N5および為替K1〜K3全てに関してフラグが「偽」であり、ポートフォリオP3は燃料N1,N3〜N5および為替K1,K3に関してのみフラグが「真」である。 The derivative product contract portfolio table 710 stores a flag based on the portfolio set by the user of this system for each derivative product contract registered in the derivative product contract table 707. FIG. 3 is an example of a derivative product contract portfolio table. In FIG. 3, three types of portfolios P1 to P3 are evaluated with respect to fuels N1 to N5 and exchange rates K1 to K3. As shown in FIG. 3, portfolio P1 is flagged “true” for all fuels N1-N5 and exchanges K1-K3, and portfolio P2 is flagged “false” for all fuels N1-N5 and exchanges K1-K3. Yes, the portfolio P3 has the flag “true” only for the fuels N1, N3 to N5 and the exchange rates K1, K3.
損益計算結果テーブル711は、損益計算モンテカルロシミュレーションの各試行において計算された事業損益、その内訳(例えば、発電コスト、電力料金収入、派生商品収益)、およびデータ分析に必要となる統計データ(例えば、燃料調達年間平均価格)を格納する。 The profit / loss calculation result table 711 includes business profit / loss calculated in each trial of the profit / loss calculation Monte Carlo simulation, its breakdown (for example, power generation cost, power charge revenue, derivative product revenue), and statistical data required for data analysis (for example, Stores annual average price of fuel procurement.
パラメータ設定部2は、シミュレーションパラメータ設定部201と、派生商品契約ポートフォリオ設定部202とからなる。
The
シミュレーションパラメータ設定部201は、損益計算モンテカルロシミュレーションの試行回数およびシミュレーション対象期間などのシミュレーションを行うパラメータを本システムの利用者がデータ入力し、シミュレーションパラメータテーブル709に登録するためのものである。
The simulation
派生商品契約ポートフォリオ設定部202は、派生商品契約テーブル707に登録されている各派生商品契約に対して、本システムの利用者が契約を想定するポートフォリオを作成し、これを入力した結果を派生商品契約ポートフォリオテーブル710に登録する。
The derivative product contract
シミュレーション制御部3は、シミュレーションパラメータテーブル709に格納されたシミュレーション回数を読み出し、この回数だけ損益計算の試行を繰り返す。また、各試行に対して用いる乱数を生成する。
The
損益計算部4は、想定需要生成部401と、想定価格データ生成部402と、発電機出力・コスト計算処理部403と、電力料金収入計算部404と、派生商品契約収益計算部405と、損益計算処理部406とからなり、損益をモンテカルロシミュレーションにより推計し算出する部分(損益算出手段)である。モンテカルロシミュレーションの具体的な手順については後述する。
The profit /
想定需要生成部401は、損益計算の各試行において、シミュレーション対象期間の想定需要データを生成し、想定需要テーブル701に登録する。
The assumed
このとき、気温に対する相関を考慮しない場合には、例えば、式(4)に示されるようなモデルを用いて、時点kの電力需要P(k)を、時点kの想定計画需要Q(k)と正規乱数εと係数a,bi,c,dとを用いて定めることができる。なお、過去の需要の実績や、別途作成される計画需要データを付加して用いてもよい。 At this time, when the correlation with the temperature is not considered, for example, the power demand P (k) at the time point k is changed to the estimated planned demand Q (k) at the time point k using a model as shown in the equation (4). And normal random number ε and coefficients a, b i , c, d. In addition, you may add and use the track record of the past demand, and the plan demand data created separately.
想定価格データ生成部402は、損益計算の各試行において、価格モデルパラメータテーブル705に格納された価格モデルパラメータとシミュレーション制御部3で生成された乱数とを用いて、シミュレーション対象期間の燃料、為替、および電力の市場価格データを生成する。また、この市場価格データと燃料取引契約テーブル706に格納された燃料調達単価パラメータとを用いて、シミュレーション対象期間の燃料調達単価データを生成する。なお、価格モデルによる市場価格計算において、過去の市場価格実績データを用いる場合は、記憶媒体により保存されているデータを用いてもよいし、インターネットや通信回線から読み込まれるデータを用いてもよい。
The assumed price
発電機出力・コスト計算処理部403は、損益計算の各試行において、シミュレーション対象期間における各時間帯の発電機の出力を、発電機の制約(例えば発電機の出力上下限制約や最小起動時間制約、作業状態など)や燃料制約を満たしつつ、燃料調達価格を参照して発電コストの総量が最小となるように決定するとともに、この発電コストを計算する。計算処理は、例えば一般電気事業者の中央給電指令所で用いられている発電計画計算と同様に数理計画手法を用いて模擬する。
The generator output / cost
電力料金収入計算部404は、損益計算の各試行において、需要家からの電力料金収入を計算する。
The power charge
派生商品契約収益計算部405は、損益計算の各試行において、派生商品契約テーブル707に格納された派生商品契約データを読み出し、契約ごとの収益を計算する。例えば燃料市場価格や為替に対する派生商品の場合は、想定価格データ生成部402で生成した市場価格データを用いて計算する。
The derived product contract
損益計算処理部406は、損益計算の各試行において、電力料金収入計算部404で生成された電力料金収入に派生商品契約収益計算部405で生成された全派生商品契約の収益を加算し、発電機出力・コスト計算処理部403で生成された発電コストを減算して、事業の損益を計算し、この事業損益、発電コスト、電力料金収入、および各派生商品の契約収益といった内訳を損益計算結果テーブル711に登録する。
In each trial of profit / loss calculation, the profit / loss
結果比較処理部5は、損益確率分布計算部501と、派生商品比較計算部502とからなる。
The result
損益確率分布計算部501は、損益計算結果テーブル711に登録された各試行の事業損益データの度数分布に対して統計処理を行い、その統計データまたはリスク指標データを含む第1データを算出する(第1データ算出手段)。リスク指標データは、例えば、事業損益の度数分布を正規化した確率分布における95%や99%となる損益値として定義する。また、計算する統計データは、例えば、損益の平均値や、中央値、分散、標準偏差、歪度、尖度、パーセンタイル値、平均値に対する95%値の割合(リスクオンリターン)、などである。
The profit / loss probability
派生商品比較計算部502は、派生商品契約ポートフォリオテーブル710に登録された派生商品ポートフォリオの収益を、各試行に対して計算し、そのポートフォリオに応じた事業全体の損益を計算する。そして、これにより得られた全試行の損益データの度数分布に対して統計処理を行い、その統計データまたはリスク指標データを含む第2データを算出する(第2データ算出手段)。ここで算出される第2データは、損益確率分布計算部501で算出された第1データと同様の形式を有するが、フラグが「真」となっている派生商品が適用されている分だけ内容が異なる。
The derived product
結果表示部6は、損益確率分布計算部501と派生商品比較計算部502とで計算された度数分布もしくは確率分布、統計データ、リスク指標を画面に表示する。また、例えば、燃料や為替の平均市場価格と損益との相関図や、シミュレーション対象期間の需要量と損益との相関図などの結果分析画面を表示する。
The
次に、図1の電気事業損益分析システム1で損益リスク分析を行うプログラムを実行する手順を説明する。図4は損益リスク分析を行うコンピュータに実行させるモンテカルロシミュレーションの処理フローチャートの一例であり、これを用いて損益リスク分析を行うプログラムを実行する手順を説明する(すなわち、このプログラムは、本発明に係る電気事業損益分析方法における各前記工程をコンピュータに実行させるためのものである)。
Next, a procedure for executing a program for performing profit / loss risk analysis in the electricity business profit /
ステップS100においては、データの初期化処理を行う。すなわち、モンテカルロシミュレーションの試行回数が0に設定される。 In step S100, data initialization processing is performed. That is, the number of trials of Monte Carlo simulation is set to zero.
ステップS101においては、モンテカルロシミュレーションで用いる乱数を生成する処理を行う。 In step S101, a process for generating a random number used in the Monte Carlo simulation is performed.
ステップS102においては、想定需要を計算する処理を行う。例えば、システム利用者があらかじめ準備しておいた需要データに対して、乱数により摂動を加えて想定需要データを作成してもよい。あるいは、別途準備された計画需要データと過去の需要実績データとに対して統計的なモデルと乱数とを用いて想定需要データを作成してもよい。想定需要データは想定需要テーブル701に登録する。 In step S102, a process for calculating an assumed demand is performed. For example, the assumed demand data may be created by adding perturbation with random numbers to the demand data prepared in advance by the system user. Alternatively, the assumed demand data may be created using a statistical model and random numbers with respect to separately prepared planned demand data and past demand record data. The assumed demand data is registered in the assumed demand table 701.
ステップS103においては、燃料、為替、および電力市場などの、損益に影響を与える市場の将来の価格を計算する処理を行う。この計算では、あらかじめ設定した価格モデルと乱数とが用いられる。 In step S103, processing is performed to calculate future prices in markets that affect profit and loss, such as fuel, currency exchange, and power markets. In this calculation, a preset price model and a random number are used.
ステップS104においては、ステップS103で計算した市場の将来価格を用いて、燃料調達単価を計算する。このとき、時点kの燃料調達単価としては、時点kより過去の時点のデータ(例えば時点(k−1)や時点(k−2)などの市場価格のデータ)を用いることもある。 In step S104, the unit price of fuel procurement is calculated using the future market price calculated in step S103. At this time, as the fuel procurement unit price at the time point k, data at a time point before the time point k (for example, market price data such as the time point (k-1) and the time point (k-2)) may be used.
ステップS105においては、ステップS102で算出した想定需要とステップS104で算出した燃料調達単価とを用いて、各時点の発電機の起動停止状態および発電機出力を総発電コストが最小となるように計算する処理を行う。この発電計画計算に用いる発電設備データおよび発電設備制約データとしては、それぞれ、発電設備テーブル702および発電設備制約テーブル703に格納されているものを読み出して用いる。また、シミュレーション対象期間における需要データは、想定需要テーブル701に登録された想定需要を用いるが、あらかじめ各時間帯の出力が決定されている発電機がある場合は、この出力分の需要を差し引いた後で計算しても良い。また、水力発電機のように、天候などの制御できない要因によって発電量が変化するような場合を扱うために、例えば過去の発電実績データや出水率データなどを元に乱数を用いて発電量を決定し、この出力分の需要を差し引いて計算してもよい。また、発電機の故障モデルを別途用意して、発電機の故障期間を、乱数を用いて設定し、この期間は発電機が停止するものとして、計算してもよい。また、電力市場取引による電力の調達や販売がある場合は、あらかじめ設定した取引量に応じて想定需要を調整し、発電計画計算を行うとともに、市場取引による収入(損失)を、ステップS103で生成した電力市場価格データと取引量とから計算し、発電コストから減算(加算)する。 In step S105, using the estimated demand calculated in step S102 and the fuel procurement unit price calculated in step S104, the generator start / stop state and generator output at each time point are calculated so that the total power generation cost is minimized. Perform the process. As the power generation facility data and the power generation facility constraint data used for the power generation plan calculation, data stored in the power generation facility table 702 and the power generation facility constraint table 703 are read and used, respectively. The demand data for the simulation target period uses the assumed demand registered in the assumed demand table 701. If there is a generator whose output is determined in advance for each time period, the demand for this output is subtracted. It may be calculated later. In addition, in order to handle the case where the power generation amount changes due to uncontrollable factors such as weather, such as a hydroelectric generator, for example, the power generation amount is calculated using random numbers based on past power generation result data or water discharge rate data. It may be determined and calculated by subtracting the demand for this output. Alternatively, a generator failure model may be prepared separately, and the generator failure period may be set using a random number, and this period may be calculated assuming that the generator stops. In addition, when there is power procurement or sales through power market transactions, the estimated demand is adjusted according to a preset transaction volume, power generation plan calculation is performed, and income (loss) from market transactions is generated in step S103. Calculated from the electricity market price data and the transaction volume, and subtracted (added) from the power generation cost.
なお、発電計画計算で用いる各発電機の出力−燃料費特性が燃料価格によって変化する場合は、各時間帯に対して、ステップS104で生成した燃料調達単価データと、発電設備固有の熱消費量曲線係数とから計算する。 In addition, when the output-fuel cost characteristic of each generator used in the power generation plan calculation changes depending on the fuel price, the fuel procurement unit price data generated in step S104 and the heat consumption specific to the power generation equipment are obtained for each time zone. Calculate from the curve coefficient.
ステップS106においては、ステップS102で算出した想定需要から需要家の需要を計算し、料金収入を計算する。このとき、需要家の料金単価などのデータは、需要家テーブル704から読み出す。また、各需要家の使用電力量については、想定需要テーブル701から各時点の想定需要データを読み出して、あらかじめ設定した比率で按分することで計算し、これに応じた電力料金収入を計算する。ただし、このとき、電力系統における送電ロスを考慮し、想定需要データをあらかじめ設定した比率に応じて減じる処理などを行ってもよい。また、燃料費調整制度のように、燃料の市場価格(通関統計価格)によって、電力料金が変わる場合は、ステップS103で計算する将来の通関統計価格を用いて需要家テーブル704から読み出した料金単価データを調整して計算を行ってもよい。 In step S106, the demand of the consumer is calculated from the assumed demand calculated in step S102, and the fee income is calculated. At this time, data such as the unit price of the consumer is read from the consumer table 704. Further, the amount of electric power used by each consumer is calculated by reading the estimated demand data at each time point from the estimated demand table 701 and apportioning it at a preset ratio, and the power rate revenue corresponding to this is calculated. However, at this time, in consideration of power transmission loss in the power system, a process of reducing the assumed demand data according to a preset ratio may be performed. Also, as in the fuel cost adjustment system, when the electricity rate changes depending on the market price of fuel (customs statistics price), the unit price read from the customer table 704 using the future customs statistics price calculated in step S103. The calculation may be performed by adjusting the data.
ステップS107においては、派生商品契約に係る収益を計算する処理が行われる。例えば燃料市場価格や為替に対する派生商品の場合は、ステップS103で算出した市場価格データを用いて計算する。 In step S107, a process for calculating the profit related to the derivative product contract is performed. For example, in the case of a derivative product corresponding to the fuel market price or the exchange rate, the market price data calculated in step S103 is used.
ステップS108においては、ステップS105で算出した発電コストとステップS106で算出した電力料金収入とステップS107で算出した派生商品収益とから事業の損益を計算し、損益計算結果テーブル711にその損益および内訳を登録する処理を行う。 In step S108, the profit / loss of the business is calculated from the power generation cost calculated in step S105, the power charge revenue calculated in step S106, and the derived product revenue calculated in step S107, and the profit / loss and breakdown are calculated in the profit / loss calculation result table 711. Perform the registration process.
ステップS109においては、ステップS102〜S108の処理があらかじめ設定された試行回数だけ繰り返されたがどうかを判定する。上記の試行回数だけ繰り返されていない場合にはステップS102へ進み、上記の試行回数だけ繰り返されている場合にはステップS110へ進む。 In step S109, it is determined whether or not the processing in steps S102 to S108 has been repeated for a preset number of trials. If the number of trials has not been repeated, the process proceeds to step S102. If the number of trials has been repeated, the process proceeds to step S110.
なお、ステップS102〜S108の処理にはステップS101で生成された乱数を用いているため、想定需要や市場価格は各試行により異なり、これによって最終的な損益も各試行に対して異なる値が算出される。例えば試行回数が5000回であれば、5000通りの損益が計算されることになるし、試行回数が1回であれば、1通りのみの損益が計算される。 In addition, since the random numbers generated in step S101 are used for the processing in steps S102 to S108, the assumed demand and the market price are different for each trial, and thereby the final profit / loss is also different for each trial. Is done. For example, if the number of trials is 5000, 5000 types of profits / losses are calculated, and if the number of trials is 1, only one type of profit / loss is calculated.
ステップS110においては、上記の試行回数だけ繰り返して得られた損益データに対して、その損益の度数分布を計算し、これを試行回数で除して正規化することにより、各損益の確率分布を求める。また、この度数分布の統計量を計算する。 In step S110, the profit and loss data obtained by repeating the number of trials is calculated for the profit and loss frequency distribution, and is divided by the number of trials to normalize the profit and loss probability distribution. Ask. In addition, the statistics of the frequency distribution are calculated.
ステップS111においては、派生商品契約ポートフォリオテーブル710から読み出した派生商品ポートフォリオデータに基づきフラグが「真」である派生商品収益を考慮することにより、派生商品契約状態が異なる場合の損益を計算する。ステップS110と同様に、この損益の度数分布を計算し、これを試行回数で除して正規化することにより、各損益の確率分布を求めるとともに、この度数分布の統計量を計算する。 In step S111, the profit / loss in the case where the derivative product contract state is different is calculated by considering the derivative product revenue whose flag is “true” based on the derivative product portfolio data read from the derivative product contract portfolio table 710. Similar to step S110, the frequency distribution of this profit / loss is calculated, and the probability distribution of each profit / loss is obtained by dividing this by the number of trials, and the statistics of this frequency distribution are calculated.
すなわち、ステップS101〜S109は本発明に係る損益算出工程として機能し、ステップS110は本発明に係る第1データ算出工程として機能し、ステップS111は本発明に係る第2データ算出工程として機能するものである。 That is, steps S101 to S109 function as a profit and loss calculation process according to the present invention, step S110 functions as a first data calculation process according to the present invention, and step S111 functions as a second data calculation process according to the present invention. It is.
ステップS112においては、ステップS110およびステップS111で計算した、それぞれの度数分布グラフやこれらの統計量の比較表および差分値を画面に出力する。また、市場価格と損益との相関図などの統計データについても画面出力してもよい。図5には統計データ表示の例が、図6には図5に対応する度数分布グラフが、それぞれ示されている。図6に示される度数分布グラフにおいては、横軸には損益(単位:億円)が、縦軸には試行回数(単位:回)が、それぞれ示されている。 In step S112, each frequency distribution graph calculated in step S110 and step S111, a comparison table of these statistics, and a difference value are output to the screen. Further, statistical data such as a correlation diagram between market prices and profit / loss may be output on the screen. FIG. 5 shows an example of statistical data display, and FIG. 6 shows a frequency distribution graph corresponding to FIG. In the frequency distribution graph shown in FIG. 6, the horizontal axis indicates profit and loss (unit: billion yen), and the vertical axis indicates the number of trials (unit: times).
図7〜8は、派生商品ポートフォリオの違いによる損益の統計データ比較表および度数分布比較図の例である。図7には統計データ比較表が、図8には図7に対応する度数分布比較図が、それぞれ示されている。図7〜8においては、派生商品を契約しない場合と、第1の派生商品の組合せを契約した場合(ポートフォリオP1)と、第2の派生商品の組合せを契約した場合(ポートフォリオP2)とが示されている。図7〜8においては、第2の派生商品の組合せを契約した場合が最も分散が小さくなり、損益が安定していることが分かる。 FIGS. 7 to 8 are examples of a statistical data comparison table of profit and loss and a frequency distribution comparison chart due to differences in derivative product portfolios. FIG. 7 shows a statistical data comparison table, and FIG. 8 shows a frequency distribution comparison chart corresponding to FIG. 7 to 8 show a case where no derivative product is contracted, a case where a combination of the first derivative products is contracted (portfolio P1), and a case where a combination of the second derivative products is contracted (portfolio P2). Has been. 7 to 8, it can be seen that the variance is the smallest when the combination of the second derivative products is contracted, and the profit and loss is stable.
図9は、ステップS104で算出した燃料調達単価の平均値と損益との相関図を表示した例である。図9においては、1個の点が1回の試行に対応している。 FIG. 9 is an example in which a correlation diagram between the average value of the fuel procurement unit price calculated in step S104 and the profit and loss is displayed. In FIG. 9, one point corresponds to one trial.
なお、図1において、シミュレーション制御部3と損益計算部4と結果比較処理部5とで処理を行うプログラムを記録媒体に記憶させて保存する、または伝送媒体を介して読み込み保存することにより、システム操作者は随時、安定して処理を呼び出すことが可能となり、繰り返し使用することができるようになる。
In FIG. 1, the program executed by the
また、このプログラムは記録媒体に格納されており、記録媒体は、例えば、ハードディスク、CD−ROM、MOなどコンピュータ読取可能な媒体であればよい。 The program is stored in a recording medium, and the recording medium may be a computer-readable medium such as a hard disk, a CD-ROM, or an MO.
このように、本実施の形態に係る電気事業損益分析システム、方法、およびプログラムは、想定需要や市場価格が変動した場合の損益の平均値やボラティリティ、リスク量を計算するとともに、本システムの利用者が想定した派生商品契約を締結する場合としない場合とでリスク量や損益の平均値がどのように変化するかを容易に把握することができる。例えば、ある派生商品契約の組合せによって、リスク量を小さくできることが分かれば、当該契約を締結するなどの経営判断に資することができる。これにより、リスクを低減することができる。 As described above, the electricity business profit and loss analysis system, method, and program according to the present embodiment calculate the average value and volatility of the profit and loss when the assumed demand and market price fluctuate, and the amount of risk. It is possible to easily grasp how the risk amount and the average value of profit and loss change depending on whether or not the derivative product contract assumed by the person is concluded. For example, if it is found that the risk amount can be reduced by a combination of a certain derivative product contract, it can contribute to management judgment such as conclusion of the contract. Thereby, a risk can be reduced.
<実施の形態2>
図10は本発明の実施の形態2に係る電気事業損益分析システム1aの構成図である。図10の電気事業損益分析システム1aは、実施の形態1に係る図1の電気事業損益分析システム1において、損益計算部4に将来気温生成部407を追加する(損益計算部4a)とともにデータ格納部7に気温モデルパラメータテーブル712および需要予測モデルパラメータテーブル713を追加した(データ格納部7a)ものである。追加された将来気温生成部407と気温モデルパラメータテーブル712と需要予測モデルパラメータテーブル713とは、周知の手法に基づき、想定需要を需要地などの気温と相関を持つモデルを用いて計算する機能を有するものである。図10においては、図1と同様の部分には同じ符号を付しており、ここでの詳細な説明は省略する。
<
FIG. 10 is a configuration diagram of the electric power business profit / loss analysis system 1a according to
データ格納部7aにおいて、気温モデルパラメータテーブル712は、需要家が存在する地域の気温を予測するモデルのパラメータを格納する。
In the
需要予測モデルパラメータテーブル713は、想定需要値を計算するモデルのパラメータを格納する。 The demand prediction model parameter table 713 stores parameters of a model for calculating an assumed demand value.
本実施の形態では、将来の予測気温データを算出するため、派生商品契約テーブル707に気温を対象とした派生商品契約を設定することができる。 In the present embodiment, in order to calculate predicted future temperature data, a derivative product contract for the temperature can be set in the derivative product contract table 707.
また、パラメータ設定部2の派生商品契約ポートフォリオ設定部202においても、気温を対象とした派生商品契約も加えたポートフォリオを設定する。
The derived product contract
損益計算部4aにおいて、将来気温生成部407は、気温モデルパラメータテーブル712に格納された気温予測モデルパラメータとシミュレーション制御部3で生成された乱数とを用いて、シミュレーション対象期間の需要家が存在する地域の将来気温データを左算出し生成する(将来気温データ算出手段)。
In the profit /
このとき、例えば、式(5)に示されるようなモデル(B.Dischelにより提案されたもの)を用いて、時点kの気温T(k)を、時点kの平年気温Θ(k)と正規乱数εと係数a,bとを用いて定めることができる。 At this time, for example, using a model shown in Equation (5) (proposed by B.Dischel), the temperature T (k) at the time point k is normalized with the normal temperature Θ (k) at the time point k. It can be determined using the random number ε and the coefficients a and b.
また、実施の形態1に係る式(4)を、例えば、式(6)に示されるように変形することにより、時点kの電力需要P(k)を、気温に対する相関を考慮して定めることができる。
Further, by transforming Equation (4) according to
想定需要生成部401は、将来気温生成部407で計算された気温と需要予測モデルパラメータテーブル713に格納された需要予測モデルパラメータとシミュレーション制御部3で生成された乱数とを用いて、シミュレーション対象期間の想定需要を計算する。なお、過去の需要の実績や、別途作成される計画需要データを付加して用いてもよい。
The assumed
派生商品契約テーブル707に気温を対象とした派生商品契約を設定した場合には、派生商品契約収益計算部405では、将来気温生成部407で生成された気温データを元に、当該派生商品の収益を計算する。
When the derivative product contract for the temperature is set in the derivative product contract table 707, the derivative product contract
よって、損益計算処理部406において算出される事業損益は気温変動による想定需要の変化とともに、気温を対象とした派生商品契約による収益も考慮できることになる。
Accordingly, the business profit / loss calculated in the profit / loss
次に、図11を用いて、図10の電気事業損益分析システム1aで損益リスク分析プログラムを実行する手順を説明する。なお、図11は、実施の形態1に係る図4において、ステップS101〜S102間に気温モデルを用いて将来気温を生成するステップS101−1を追加するとともに、ステップS102,S107,S111に代えて、それぞれ、ステップS102−1,S107−1,S111−1を行うものである。図11においては、図4と同様のステップには同じ符号を付しており、ここでの詳細な説明は省略する。
Next, a procedure for executing the profit / loss risk analysis program in the electric utility profit / loss analysis system 1a of FIG. 10 will be described with reference to FIG. In addition, FIG. 11 adds step S101-1 which produces | generates future temperature using an air temperature model between step S101-S102 in FIG. 4 which concerns on
ステップS101−1においては、需要家の存在する将来の気温を計算する処理を行う。あらかじめ設定された気温モデル式に対して気温モデルパラメータテーブル712から気温モデルパラメータを読み込み、気温モデルを設定し、過去の気温実績データおよび乱数を用いて将来気温データを計算する。 In step S101-1, a process of calculating the future temperature at which the customer exists is performed. A temperature model parameter is read from the temperature model parameter table 712 for a preset temperature model formula, a temperature model is set, and future temperature data is calculated using past temperature record data and random numbers.
すなわち、ステップS101−1は、本発明に係る将来気温データ算出工程として機能するものである。 That is, step S101-1 functions as a future air temperature data calculation step according to the present invention.
ステップS102−1においては、想定需要を計算する処理を行う。あらかじめ設定された需要予測モデル式に対して、需要予測モデルパラメータテーブル713から需要予測モデルパラメータを読み込み、ステップS101−1で算出した気温データと乱数とを用いて想定需要データを生成し想定需要テーブル701に登録する。なお、需要予測モデルには過去の需要実績や別途作成された計画需要データなど、気温データ以外のデータを含んでもよい。 In step S102-1, a process for calculating an assumed demand is performed. A demand forecast model parameter is read from the demand forecast model parameter table 713 with respect to a preset demand forecast model formula, and assumed demand data is generated using the temperature data and random numbers calculated in step S101-1, and the assumed demand table. 701 is registered. Note that the demand prediction model may include data other than temperature data, such as past demand records and planned demand data created separately.
ステップS107−1においては、実施の形態1に記載のように燃料や為替を原商品とする派生商品だけでなく、気温を対象とした派生商品の収益についても計算する。 In step S107-1, not only the derivative products whose original products are fuel and currency exchange as described in the first embodiment, but also the profits of the derivative products targeted at the temperature are calculated.
ステップS111−1においては、派生商品契約ポートフォリオテーブル710から読み出した派生商品ポートフォリオデータに基づき派生商品契約状態が異なる場合の損益を計算するが、これについても、実施の形態1に記載のように燃料や為替を原商品とする派生商品だけでなく、気温を対象とした派生商品もポートフォリオに加えて計算する。 In step S111-1, the profit / loss when the derivative product contract state is different is calculated based on the derivative product portfolio data read from the derivative product contract portfolio table 710. This is also the fuel as described in the first embodiment. In addition to derivative products based on currency and exchange rates, derivative products targeting temperature are added to the portfolio.
このように、本実施の形態に係る電気事業損益分析システム、方法およびプログラムは、将来の気温変動リスクに対して、損益の平均値やボラティリティ、リスク量を計算することができる。また、気温を対象とした派生商品に対するリスクヘッジ効果についても容易に把握することができ、このような派生商品契約をどのように組み合わせて締結すればよいかといった経営判断に資することができる。すなわち、実施の形態1と比べて、気温による影響も考慮して全体のリスクを低減することができる。 As described above, the electric power business profit / loss analysis system, method, and program according to the present embodiment can calculate the average value, volatility, and risk amount of profit / loss for the future temperature fluctuation risk. In addition, it is possible to easily grasp the risk hedging effect on the derivative products targeting the temperature, and it is possible to contribute to the management judgment such as how to combine such derivative product contracts. That is, compared to the first embodiment, the overall risk can be reduced in consideration of the influence of the temperature.
<実施の形態3>
図12は本発明の実施の形態3に係る電気事業損益分析システム1bの構成図である。図12の電気事業損益分析システム1bは、実施の形態2に係る図10の電気事業損益分析システム1aにおいて、損益計算部4に需要離脱量生成部408を追加した(損益計算部4b)ものである。追加された需要離脱量生成部408は、損益に対して影響を及ぼす需要家の離脱を模擬する機能を有するものである。図12においては、図10と同様の部分には同じ符号を付しており、ここでの詳細な説明は省略する。
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FIG. 12 is a configuration diagram of the electric power business profit / loss analysis system 1b according to
需要離脱量生成部408は、周知の手法に基づき、需要家に対して、あらかじめ設定された離脱モデルを用いて需要離脱量を算出し生成する(需要離脱量算出手段)。例えば価格差に応じて需要家が離脱する割合(離脱率)を計算する数式モデルを定義し、システム利用者が入力した価格差データに対して、各需要家の離脱率を計算し、想定需要テーブル701に登録された想定需要値を元に、各需要家の需要離脱量を算出する。この需要離脱量によって、想定需要テーブル701に登録された想定需要値を更新するとともに、各需要家の離脱後の需要を計算する。この需要離脱によって、発電機出力・コスト計算処理部403で算出される発電コストが変わる。さらに、電力料金収入計算部404において算出される電力料金収入も変化し、最終的に事業損益の値に影響が及ぶ。
The demand detachment
例えば、式(7)に示されるようなモデル(ロジスティック曲線)を用いて、離脱率Yを、価格差x(ユーザ設定)と係数a,b,cとを用いて定めることができる。 For example, using a model (logistic curve) as shown in Equation (7), the departure rate Y can be determined using the price difference x (user setting) and the coefficients a, b, and c.
なお、この離脱モデルパラメータは、データ格納部7の需要家テーブル704に追加して定義する。 The departure model parameter is defined by being added to the customer table 704 of the data storage unit 7.
次に、図13を用いて、図12の電気事業損益分析システム1bで損益リスク分析プログラムを実行する手順を説明する。なお、図13は、実施の形態2に係る図11において、ステップS102−1〜S103間に離脱モデルを用いて需要家離脱を模擬し想定需要を更新するステップS102−2を追加するとともに、ステップS106に代えてステップS106−1を行うものである。図13においては、図11と同様のステップには同じ符号を付しており、ここでの詳細な説明は省略する。 Next, a procedure for executing the profit / loss risk analysis program in the electric utility profit / loss analysis system 1b of FIG. 12 will be described with reference to FIG. In addition, FIG. 13 adds step S102-2 which simulates a customer detachment | leave and updates an estimated demand between steps S102-1 to S103 in FIG. Step S106-1 is performed instead of S106. In FIG. 13, the same steps as those in FIG. 11 are denoted by the same reference numerals, and detailed description thereof is omitted here.
ステップS102−2においては、需要家の離脱量を計算する処理を行う。あらかじめ設定された離脱モデル式に対して需要家テーブル704から離脱モデルパラメータを読み込み、システム利用者が設定したこの離脱モデルの変数値、例えば価格差データを用いて、各需要家の離脱率を計算する。この離脱率に基づいて、各需要家の離脱量が算出され、想定需要テーブル701に登録された想定需要値を更新する。 In step S102-2, processing for calculating the amount of withdrawal of the customer is performed. The departure model parameter is read from the customer table 704 with respect to a preset departure model formula, and the departure rate of each customer is calculated using the variable value of this departure model set by the system user, for example, price difference data. To do. Based on this withdrawal rate, the amount of withdrawal for each customer is calculated, and the assumed demand value registered in the assumed demand table 701 is updated.
すなわち、ステップS102−2は、本発明に係る需要離脱量算出工程として機能するものである。 That is, step S102-2 functions as a demand withdrawal amount calculation step according to the present invention.
ステップS106−1においては、実施の形態1で記載したステップS106と同様に各需要家の需要を計算し、料金収入を計算するが、このとき、ステップS102−2で計算した各需要家の離脱量についても追加して用いることがステップS106と異なる。 In step S106-1, the demand of each customer is calculated and the fee income is calculated in the same manner as in step S106 described in the first embodiment. At this time, the withdrawal of each consumer calculated in step S102-2 is calculated. It is different from step S106 that the amount is additionally used.
なお、上述においては、需要家の離脱量を算出する機能を、実施の形態2に対して追加する場合について説明したが、これに限らず、あるいは、実施の形態1に対して追加してもよい。 In the above description, the case where the function for calculating the amount of withdrawal of the customer is added to the second embodiment has been described. However, the present invention is not limited to this and may be added to the first embodiment. Good.
このように、本実施の形態に係る電気事業損益分析システム、方法、およびプログラムは、需要家の離脱にともなうリスクに対して、損益の平均値やボラティリティ、リスク量を計算することができる。従って、収益向上およびリスクヘッジのために需要家に対する電力価格設定をどのようにするかといった経営判断に資することができる。すなわち、実施の形態1〜2と比べて、需要家の離脱による影響も考慮して全体のリスクを低減することができる。 Thus, the electric power business profit / loss analysis system, method, and program according to the present embodiment can calculate the average value, volatility, and risk amount of profit / loss with respect to the risk associated with the withdrawal of the customer. Therefore, it is possible to contribute to a management decision such as how to set a power price for a consumer for profit improvement and risk hedging. That is, as compared with the first and second embodiments, the overall risk can be reduced in consideration of the influence of the withdrawal of the customer.
<実施の形態4>
図14は本発明の実施の形態4に係る電気事業損益分析システム1cの構成図である。図14の電気事業損益分析システム1cは、実施の形態3に係る図12の電気事業損益分析システム1bにおいて、パラメータ設定部2に比較パラメータ設定部203を追加する(パラメータ設定部2a)とともに、データ格納部7aに比較パラメータ設定テーブル714を追加しさらに損益計算結果テーブル711に代えて損益計算結果テーブル711aを設けた(データ格納部7b)ものである。追加された比較パラメータ設定部203および比較パラメータ設定テーブル714は、リスク要因のデータを変更できる機能とこの変更に伴う損益やリスク量の差分を観測する機能とを有するものである。図14においては、図12と同様の部分には同じ符号を付しており、ここでの詳細な説明は省略する。
<
FIG. 14 is a configuration diagram of an electric power business profit / loss analysis system 1c according to
データ格納部7bにおいて、比較パラメータ設定テーブル714は、システム使用者が分析を行うリスク要因の変更量を格納する。例えば、燃料市場Xの価格や為替のボラティリティの感度を分析するために、分析シミュレーションにおいて変更する量を格納する。
In the
また、損益計算結果テーブル711aは、複数(上記の比較パラメータの種類分)の損益計算結果テーブル711からなり、選択された比較パラメータに対応する損益計算結果テーブル711に損益の計算結果を登録する。 The profit / loss calculation result table 711a includes a plurality of profit / loss calculation result tables 711 (for the types of comparison parameters described above), and registers the profit / loss calculation results in the profit / loss calculation result table 711 corresponding to the selected comparison parameter.
パラメータ設定部2aにおいて、比較パラメータ設定部203は、本システムの利用者が、分析を行うリスク要因の変更量をデータ入力し、比較パラメータ設定テーブル714に登録するためのものである(パラメータ変更手段)。
In the parameter setting unit 2a, the comparison
シミュレーション制御部3は、実施の形態1に記載した機能(シミュレーションパラメータテーブル709に格納されたシミュレーション回数を読み出し、この回数だけ損益計算の試行を繰り返す機能、および各試行に対して用いる乱数を生成する機能)に加え、比較パラメータ設定テーブル714に設定された変更パラメータの種類数を読み取り、この回数だけ、損益のモンテカルロシミュレーションを繰り返す機能を持つ。例えば、燃料市場XおよびYの価格を1ドルずつ変更するように、比較パラメータ設定テーブル714に設定されている場合は、燃料市場Xの価格を1ドル変更する場合と燃料市場Yの価格を1ドル変更する場合とのそれぞれについて、設定された試行回数のモンテカルロシミュレーションを実施する。
The
損益計算部4bの処理においては、シミュレーション制御部3が変更指示を行うパラメータの種類に応じて、生成するデータに変更を加える。例えば、8月の気温を1度変更するようなパラメータが設定されている場合には、将来気温生成部407において生成する将来気温データの8月のデータを1度変更する。これにより、気温に影響を受ける想定需要の値が変化するので、料金収入や発電コスト、気温を対象とした派生商品収益が変化し、最終的に損益が変化することになる。
In the process of the profit /
同様に、燃料市場Xの価格のボラティリティを1%大きくするように設定されている場合には、想定価格データ生成部402において燃料市場Xの価格モデルのボラティリティ項のデータを1%大きくして、市場価格を生成する。これにより、燃料Xの価格によって影響されるその他の燃料価格などが変化し、発電コストや派生商品収益が変化し、最終的に、損益が変化することになる。
Similarly, when the volatility of the price of the fuel market X is set to be increased by 1%, the assumed price
また、損益計算処理部406においては、比較パラメータごとに分類して損益計算結果テーブル711に算出された損益を登録する。
The profit / loss
結果表示部6では、実施の形態1で示した表示内容に加え、比較パラメータの変更による損益の期待値やリスク量の変化についても表示する。
In addition to the display contents shown in the first embodiment, the
次に、図15を用いて、図14の電気事業損益分析システム1cで損益リスク分析プログラムを実行する手順を説明する。なお、図15は、実施の形態3に係る図13において、ステップS101,S101−1間およびステップS109,S110に、それぞれ、比較すべきパラメータを選択するためのステップS101−2および選択されたパラメータごとにデータを変更して繰り返して計算するためのステップS109−1を追加するとともに、ステップS101−1,S102−2,S103,S105,S108,S110,S112に代えて、それぞれ、ステップS101−3,S102−3,S103−1,S105−1,S108−1,S110−1,S112−1を行うものである。図15においては、図13と同様のステップには同じ符号を付しており、ここでの詳細な説明は省略する。 Next, the procedure for executing the profit / loss risk analysis program in the electric utility profit / loss analysis system 1c of FIG. 14 will be described with reference to FIG. FIG. 15 shows step S101-2 for selecting a parameter to be compared and selected parameter in steps S101 and S101-1, and in steps S109 and S110 in FIG. 13 according to the third embodiment. Step S109-1 for changing the data every time and repeatedly calculating is added, and step S101-3 is performed instead of steps S101-1, S102-2, S103, S105, S108, S110, and S112, respectively. , S102-3, S103-1, S105-1, S108-1, S110-1, and S112-1. In FIG. 15, the same steps as those in FIG. 13 are denoted by the same reference numerals, and detailed description thereof is omitted here.
なお、図15では、各比較パラメータに関するループ(ステップS101−2〜S109−1)が、モンテカルロシミュレーションの各試行ループ(ステップS101−3〜S109)の外側になっているが、あるいは、モンテカルロシミュレーションに関するループの内側で、各比較パラメータに対する試行を行ってもよく、これらの順序については、試行回数やパラメータの種類数などに応じて適宜変更してもよい。 In FIG. 15, the loop (steps S101-2 to S109-1) relating to each comparison parameter is outside the respective trial loops (steps S101-3 to S109) of the Monte Carlo simulation, or alternatively, relating to the Monte Carlo simulation. Trials for each comparison parameter may be performed inside the loop, and the order of these may be appropriately changed according to the number of trials, the number of parameter types, and the like.
ステップS101−2においては、リスク要因が変化した場合を分析するためのパラメータを選択する処理を行う。比較パラメータ設定テーブル714に設定された比較パラメータを読み込み、比較パラメータのそれぞれについて、モンテカルロシミュレーションを繰返し実施するために、そのモンテカルロシミュレーションにおいて、どの比較パラメータを変更するのか選択し、このシミュレーションの制御を行う。 In step S101-2, a process for selecting a parameter for analyzing a case where the risk factor has changed is performed. In order to repeatedly execute the Monte Carlo simulation for each of the comparison parameters, the comparison parameter set in the comparison parameter setting table 714 is selected. In this Monte Carlo simulation, which comparison parameter is to be changed is selected and the simulation is controlled. .
ステップS101−3においては、実施の形態2で示したステップS101−1と同様の処理を行うが、比較パラメータの項目として気温のデータが選択された場合に、生成される気温データについて、この比較パラメータで設定された値だけ変更することが異なる。 In step S101-3, the same processing as in step S101-1 shown in the second embodiment is performed. However, when temperature data is selected as the item of the comparison parameter, this comparison is performed on the generated temperature data. It is different that only the value set by the parameter is changed.
ステップS102−3においては、実施の形態3で示したステップS102−2と同様の処理を行うが、比較パラメータの項目として、例えば価格差のデータが選択された場合に、価格差のデータをシステム使用者が設定したデータから当該比較パラメータの値だけ変更して、離脱量を計算することが異なる。 In step S102-3, the same processing as in step S102-2 shown in the third embodiment is performed. However, for example, when price difference data is selected as a comparison parameter item, the price difference data is stored in the system. The difference is that the amount of withdrawal is calculated by changing only the value of the comparison parameter from the data set by the user.
ステップS103−1においては、実施の形態1で示したステップS103と同様の処理を行うが、比較パラメータの項目として、例えば燃料市場Xのボラティリティのような、将来の市場価格のデータに影響を与えるパラメータが選択された場合に、生成される市場価格のデータをこの比較パラメータで設定された値だけ変更したり、あるいは、市場価格モデルのボラティリティのデータを変更して市場価格を生成したりする処理を有することが異なる。 In step S103-1, the same process as in step S103 shown in the first embodiment is performed, but the data of the future market price, such as the volatility of the fuel market X, is affected as an item of the comparison parameter. When the parameter is selected, the process of changing the generated market price data by the value set by this comparison parameter, or changing the market price model volatility data to generate the market price It is different to have.
ステップS105−1においては、実施の形態1で示したステップS105と同様の処理を行うが、比較パラメータの項目として、例えば、発電機の故障確率や水力発電機の出力を決定する変数値のような発電機の出力配分に影響を及ぼすようなパラメータが選択された場合に、この比較パラメータで設定された値だけこれらの値を変更して発電計画計算を行い、発電機出力や発電コストを計算することが異なる。 In step S105-1, the same processing as in step S105 shown in the first embodiment is performed. However, as a comparison parameter item, for example, a failure value of the generator or a variable value that determines the output of the hydroelectric generator is used. When parameters that affect the output distribution of various generators are selected, the power generation plan calculation is performed by changing these values by the values set in this comparison parameter, and the generator output and power generation cost are calculated. Different to do.
なお、ここでは、比較パラメータとして、将来の気温や離脱に影響を与える価格差や市場価格などのパラメータを例にとり記載したが、例えば、派生商品契約の契約内容や電力料金単価のパラメータなどそれ以外のリスク要因に関するパラメータ変更についての分析についても可能である。 Note that here, as comparative parameters, parameters such as price differences and market prices that affect future temperatures and withdrawals have been described as examples. It is also possible to analyze parameter changes related to risk factors.
ステップS108−1においては、実施の形態1で示したステップS108と同様の処理を行うが、選択されている比較パラメータに応じて、準備されたその比較パラメータ用の損益計算結果テーブル711に損益結果を登録することが異なる。 In step S108-1, the same processing as in step S108 shown in the first embodiment is performed, but the profit / loss result is stored in the prepared profit / loss calculation result table 711 for the comparison parameter in accordance with the selected comparison parameter. It is different to register.
ステップS109−1においては、ステップS101−2〜S109の処理が全ての比較対照について(すなわち全ての比較パラメータについて)実施されたどうかを判定する。全ての比較対照について実施されていない場合にはステップS101−2へ進み、全ての比較対照について実施されている場合にはステップS110−1へ進む。 In step S109-1, it is determined whether or not the processing of steps S101-2 to S109 has been performed for all comparison controls (that is, for all comparison parameters). If not performed for all comparison controls, the process proceeds to step S101-2, and if performed for all comparison controls, the process proceeds to step S110-1.
ステップS110−1においては、実施の形態1で示したステップS110と同様の処理を行うが、比較パラメータごとに損益結果に対する統計処理を行うことが異なる。 In step S110-1, processing similar to that in step S110 described in the first embodiment is performed, but statistical processing for the profit / loss result is different for each comparison parameter.
ステップS112−1においては、実施の形態1で示したステップS112と同様の処理を行うが、さらに比較パラメータ変更による損益平均値やリスク量の変化量を表示する機能を有することが異なる。 In step S112-1, the same process as in step S112 shown in the first embodiment is performed, except that it further has a function of displaying a profit / loss average value and a change amount of the risk amount due to the comparison parameter change.
例えば、図16に示すような統計データおよび図17に示すようなトルネードグラフにより当該比較パラメータのそれぞれの変化に対する、損益平均値変化量を表示する。図17は図16に対応しており、比較パラメータが気温、為替、燃料、および出水率である場合について損益平均値変化量が示されている。 For example, the average amount of change in profit / loss for each change of the comparison parameter is displayed by statistical data as shown in FIG. 16 and a tornado graph as shown in FIG. FIG. 17 corresponds to FIG. 16 and shows the average amount of change in profit and loss when the comparison parameters are temperature, exchange rate, fuel, and water discharge rate.
なお、上述においては、パラメータの値を変更しつつ前記モンテカルロシミュレーションを繰り返し実行する機能を、実施の形態3に対して追加する場合について説明したが、これに限らず、あるいは、実施の形態1〜2に対して追加してもよい。 In the above description, the case where the function of repeatedly executing the Monte Carlo simulation while changing the parameter value is added to the third embodiment has been described. However, the present invention is not limited to this. 2 may be added.
このように、本実施の形態に係る電気事業損益分析システム、方法、およびプログラムは、本システムの利用者が設定したモデルのパラメータ変化量に対する損益やリスク量の変化を計算できるため、各リスク要因の変化による損益への影響度を明確に把握することができる。また、これにより、事業リスクを低減するためにどのリスク要因に着目するのがよいか、あるいは、派生商品の契約内容をどうすればよいかといった経営判断に資することができる。すなわち、実施の形態1〜3と比べて、リスクの低減に有効な要因を把握できるため、効率的にリスクを低減することができる。 As described above, the electric power business profit / loss analysis system, method, and program according to the present embodiment can calculate the profit / loss and the risk amount change with respect to the parameter change amount of the model set by the user of the system. It is possible to clearly grasp the impact on profit and loss due to changes in In addition, this can contribute to management decisions such as which risk factors to focus on in order to reduce business risk, or what to do with the contract contents of derivative products. That is, as compared with the first to third embodiments, since the factors effective in reducing the risk can be grasped, the risk can be efficiently reduced.
<実施の形態5>
実施の形態1で上述したように、価格モデルパラメータテーブル705としては、複数の市場価格間の相関を考慮したモデルを用いることも可能である。従って、実施の形態1〜4においては、このようなモデルを用いた場合には、例えばある市場Xの価格変動と市場Yの価格変動とに相関がある場合、比較パラメータとして、例えば市場Xの価格を1円上げると、その相関が模擬されているために、市場Yの価格もそれにしたがって変化することになる。しかしながら、将来の市場動向においては、過去と同様に市場間の相関が維持されるとは限らないため、ある市場価格のみ価格が変わるような特殊な状態については模擬することができない。
<
As described above in the first embodiment, as the price model parameter table 705, a model that takes into account the correlation between a plurality of market prices can be used. Therefore, in the first to fourth embodiments, when such a model is used, for example, when there is a correlation between the price fluctuation of a certain market X and the price fluctuation of the market Y, as a comparison parameter, for example, When the price is increased by 1 yen, the correlation is simulated, so the price of the market Y also changes accordingly. However, in the future market trend, the correlation between markets is not always maintained as in the past, so it is not possible to simulate a special state in which the price changes only at a certain market price.
図18は本発明の実施の形態4に係る電気事業損益分析システム1dの構成図である。図18の電気事業損益分析システム1dは、実施の形態4に係る図14の電気事業損益分析システム1cにおいて、損益計算部4bで想定価格データ生成部402に代えて想定価格データ生成部402aを設けた(損益計算部4c)ものである。図18においては、図14と同様の部分には同じ符号を付しており、ここでの詳細な説明は省略する。
FIG. 18 is a configuration diagram of an electric power business profit /
想定価格データ生成部402aは、想定価格データ生成部402と同様に、損益計算の各試行において、価格モデルパラメータテーブル705に格納された価格モデルパラメータとシミュレーション制御部3で生成された乱数とを用いて、シミュレーション対象期間の燃料、為替、および電力の市場価格データを生成するとともに、この市場価格データと燃料取引契約テーブル706に格納された燃料調達単価パラメータとを用いて、シミュレーション対象期間の燃料調達単価データを生成するものであるが、次の点が想定価格データ生成部402とは異なっている。すなわち、想定価格データ生成部402aは、価格モデルパラメータテーブル705が複数の市場価格間の相関を考慮したモデルを用いるものである場合には、相関を考慮して将来の市場価格データを生成した後、比較パラメータ設定テーブル714に登録されたデータや、あるいは、別途その市場価格のシナリオとして準備されたデータで更新することにより補正する(補正手段)。
As with the assumed price
次に、図19を用いて、図18の電気事業損益分析システム1dで損益リスク分析プログラムを実行する手順を説明する。なお、図19は、実施の形態4に係る図15において、ステップS103−1に代えてステップS103−2を行うものである。図19においては、図15と同様のステップには同じ符号を付しており、ここでの詳細な説明は省略する。
Next, a procedure for executing the profit / loss risk analysis program in the electric utility profit /
ステップS103−2においては、実施の形態4で示したステップS103−1と同様に、あらかじめ設定した価格モデル(価格モデルパラメータテーブル705)と乱数とを用いて市場の将来の価格を計算する処理を行うが、相関を考慮して将来の市場価格データを生成した後、上述したような補正を行うことが異なる。 In step S103-2, similarly to step S103-1 shown in the fourth embodiment, a process of calculating the future price of the market using a preset price model (price model parameter table 705) and a random number is performed. However, after the future market price data is generated in consideration of the correlation, the correction as described above is different.
なお、上述においては、相関の変化に応じて補正を行う機能を、実施の形態4に対して追加する場合について説明したが、これに限らず、あるいは、実施の形態1〜3に対して追加してもよい。 In the above description, the case where the function of performing correction according to the change in correlation is added to the fourth embodiment has been described. However, the present invention is not limited to this and is added to the first to third embodiments. May be.
このように、本実施の形態に係る電気事業損益分析システム、方法、およびプログラムは、相関を仮定したモデルを用いてシミュレーションを行う場合に、その相関が崩れるような特殊ケースについても、本システムの利用者によりその市場価格の相関状態が変わった場合を容易に設定することが可能となる。従って、実施の形態1〜4の効果に加えて、市場構造の変化による損益やリスク量への影響度を把握することができるという効果を奏する。 As described above, the electric power business profit and loss analysis system, method, and program according to the present embodiment can be applied to the special case where the correlation is lost when the simulation is performed using the model assuming the correlation. It is possible to easily set the case where the correlation state of the market price is changed by the user. Therefore, in addition to the effects of the first to fourth embodiments, there is an effect that the degree of influence on the profit and loss and the risk amount due to the change in the market structure can be grasped.
<実施の形態6>
図20は本発明の実施の形態6に係る電気事業損益分析システム1eの構成図である。図20の電気事業損益分析システム1eは、実施の形態3に係る図12の電気事業損益分析システム1bにおいて、パラメータ設定部2から派生商品契約ポートフォリオ設定部202を省く(パラメータ設定部2b)とともに、データ格納部7aから派生商品契約ポートフォリオテーブル710を省き(データ格納部7c)、さらに結果比較処理部5に代えて有効フロンティア計算部8を設けたものである。設けられた有効フロンティア計算部8は、リスクと損益との関係から最適な派生商品ポートフォリオを算出する機能を有するものである。図20においては、図12と同様の部分には同じ符号を付しており、ここでの詳細な説明は省略する。
<
FIG. 20 is a configuration diagram of an electric power business profit /
有効フロンティア計算部8は、システム使用者が派生商品契約テーブル707に設定した派生商品契約について、派生商品契約のすべての組合せについての、リスク量および損益の平均値と損益の分布のボラティリティとを、損益計算部4において損益計算結果テーブル711に格納した計算結果データを用いて算出する。
The effective frontier calculation unit 8 calculates the risk amount and the average value of profit and loss and the volatility of the profit and loss distribution for all combinations of the derivative product contracts for the derivative product contracts set in the derivative product contract table 707 by the system user. The profit /
結果表示部6では、損益分布のボラティリティに対する損益平均値およびリスク量に対する損益平均値の関係を表示する。ボラティリティもしくはリスク量が小さいほど、また、損益平均値が大きいほど、良いポートフォリオといえることから、これらを多目的最適化問題とした場合のパレート最適解の解集合、すなわち有効フロンティアを表示し、そのポートフォリオリストをシステム使用者に呈示する。
The
次に、図21を用いて、図20の電気事業損益分析システム1eで損益リスク分析プログラムを実行する手順を説明する。なお、図21は、実施の形態3に係る図13において、ステップS110,S111−1間およびステップS111−1,S112間に、それぞれ、ステップS110−2およびステップS111−3を追加するとともに、ステップS111−1,S112に代えて、それぞれ、ステップS111−2,S112−1を行うものである。図21においては、図13と同様のステップには同じ符号を付しており、ここでの詳細な説明は省略する。
Next, a procedure for executing the profit / loss risk analysis program in the electric utility profit /
ステップS110−2においては、派生商品の組合せを順に生成する。例えば契約を締結すべき派生商品として、燃料を原商品とした派生商品Aと為替を原商品とした派生商品Bと気温を対象とした派生商品Cとがある場合、(A,B,C)=(×、×、×),(×、×、○),(×、○、×),(×、○、○),(○、×、×),(○、×、○),(○、○、×),(○、○、○)の8種類の組合せを順に生成する(○はその契約を締結し、その収益が損益計算に加わることを表す)。 In step S110-2, combinations of derived products are generated in order. For example, if there are derivative products A that are based on fuel, derivative products B that are based on foreign exchange, and derivative products C that are based on temperature, the derivative products that should be concluded are (A, B, C) = (×, ×, ×), (×, ×, ○), (×, ○, ×), (×, ○, ○), (○, ×, ×), (○, ×, ○), ( Eight types of combinations (○, ○, ×), (○, ○, ○) are generated in order (○ indicates that the contract is concluded and the profit is added to the profit and loss calculation).
ステップS111−2においては、ステップS110−2で生成した派生商品の組合せによる収益を、モンテカルロシミュレーションの各試行に対して計算し、その損益の度数分布や統計量、リスク量をステップS111−1と同様に計算する(なお、ステップS110−2においては、派生商品のN個の契約に対して、2のN乗個のポートフォリオが生成されるので、そのそれぞれに対して、ステップS111−2の処理を繰り返すことになる)。 In step S111-2, the profit from the combination of the derivative products generated in step S110-2 is calculated for each trial of the Monte Carlo simulation, and the frequency distribution, statistics, and risk amount of the profit and loss are calculated as in step S111-1. Calculate in the same manner (in step S110-2, 2 N power portfolios are generated for N contracts of derivative products, and therefore the processing of step S111-2 is performed for each of them. Will be repeated).
ステップS111−3においては、ステップS110−2〜S111−2の処理が全てのポートフォリオの組み合わせについて(すなわち2のN乗回)実施されたどうかを判定する。全てのポートフォリオの組み合わせについて実施されていない場合にはステップS110−2へ進み、全てのポートフォリオの組み合わせについて実施されている場合にはステップS112−1へ進む。 In step S111-3, it is determined whether or not the processing of steps S110-2 to S111-2 has been performed for all portfolio combinations (that is, N times 2). If not implemented for all portfolio combinations, the process proceeds to step S110-2, and if implemented for all portfolio combinations, the process proceeds to step S112-1.
ステップS112−1においては、実施の形態1で示したステップS112と同様の処理を行うが、さらに、ステップS110−2で計算した損益分布のボラティリティと平均値、および、リスク量と損益の平均値の関連図を示すことが異なる。例えば図22に示すようなグラフにより、これらのデータの関連を示すとともに、ボラティリティの最小化と損益平均値の最大化とを目的関数としたパレート解のポートフォリオを表示する。 In step S112-1, the same processing as in step S112 shown in the first embodiment is performed, but further, the volatility and average value of the profit and loss distribution calculated in step S110-2, and the average value of risk amount and profit and loss It is different to show the related diagram For example, a graph as shown in FIG. 22 shows the relationship between these data, and displays a Pareto solution portfolio with objective functions of minimizing volatility and maximizing average profit and loss.
なお、上述においては、第1データに複数種類の派生商品を適用することにより複数種類の第2データを算出する機能を、実施の形態3に対して追加する場合について説明したが、これに限らず、あるいは、実施の形態1〜2,4〜5に対して追加してもよい。 In the above description, a case has been described in which the function of calculating a plurality of types of second data by applying a plurality of types of derived products to the first data is added to the third embodiment. Or may be added to the first to second and fourth to fifth embodiments.
このように、本実施の形態に係る電気事業損益分析システム、方法およびプログラムは、本システムの利用者が、損益の期待値と将来の不確実性のバランスを考慮し、想定される派生商品の契約をどのように締結すれば最適な選択ができるかといった経営判断に資することができる。すなわち、実施の形態1〜5と比べて、さらにリスクを低減するための方策を得ることができる。 As described above, the electric power business profit and loss analysis system, method, and program according to the present embodiment allow the user of this system to take into account the expected derivative product in consideration of the balance between the expected value of profit and loss and the future uncertainty. This can contribute to management decisions such as how to make a contract and make the best choice. That is, a measure for further reducing the risk can be obtained as compared with the first to fifth embodiments.
1 電気事業損益分析システム、2 パラメータ設定部、3 シミュレーション制御部、4 損益計算部、5 結果比較処理部、6 結果表示部、7 データ格納部、8 有効フロンティア計算部、201 シミュレーションパラメータ設定部、202 派生商品契約ポートフォリオ設定部、401 想定需要生成部、402 想定価格データ生成部、403 発電機出力・コスト計算処理部、404 電力料金収入計算部、405 派生商品契約収益計算部、406 損益計算処理部、407 将来気温生成部、408 需要離脱量生成部、501 損益確率分布計算部、502 派生商品比較計算部、701 想定需要テーブル、702 発電設備テーブル、703 発電設備制約テーブル、704 需要家テーブル、705 価格モデルパラメータテーブル、706 燃料取引契約テーブル、707 派生商品契約テーブル、708 燃料制約テーブル、709 シミュレーションパラメータテーブル、710 派生商品契約ポートフォリオテーブル、711 損益計算結果テーブル、712 気温モデルパラメータテーブル、713 需要予測モデルパラメータテーブル、714 比較パラメータ設定テーブル。
DESCRIPTION OF
Claims (13)
電気事業に係る損益をモンテカルロシミュレーションにより所定の試行回数算出する損益算出手段と、
前記損益算出手段で算出された前記損益を統計処理することにより統計データまたはリスク指標データを含む第1データを算出する第1データ算出手段と、
前記第1データ算出手段で算出された前記第1データに所定の派生商品を適用することにより統計データまたはリスク指標データを含む第2データを算出する第2データ算出手段と
を備える電気事業損益分析システム。 An electricity business profit and loss analysis system for analyzing profits and losses related to the electricity business using a computer,
Profit and loss calculation means for calculating a predetermined number of trials and gains related to the electric power business by Monte Carlo simulation,
First data calculation means for calculating first data including statistical data or risk index data by statistically processing the profit / loss calculated by the profit / loss calculation means;
Electricity business profit / loss analysis comprising: second data calculating means for calculating second data including statistical data or risk index data by applying predetermined derivative products to the first data calculated by the first data calculating means system.
前記損益算出手段は、将来の気温データを算出する将来気温データ算出手段を有する
電気事業損益分析システム。 An electricity business profit and loss analysis system according to claim 1,
The profit / loss calculation means includes a future temperature data calculation means for calculating future temperature data.
前記損益算出手段は、需要家の離脱量を算出する需要離脱量算出手段を有する
電気事業損益分析システム。 An electric power business profit and loss analysis system according to claim 1 or claim 2,
The profit / loss calculation means comprises an electricity business profit / loss analysis system having demand withdrawal amount calculation means for calculating a customer withdrawal amount.
パラメータの値を変更しつつ前記モンテカルロシミュレーションを繰り返し実行することにより複数種類の前記損益を算出するためのパラメータ変更手段
をさらに備える電気事業損益分析システム。 An electric power business profit and loss analysis system according to any one of claims 1 to 3,
An electric utility profit / loss analysis system further comprising parameter changing means for calculating a plurality of types of profit / loss by repeatedly executing the Monte Carlo simulation while changing parameter values.
複数の市場における燃料価格の相関を考慮したモデルに基づき前記損益を算出するために前記モデルのパラメータを格納する価格モデルパラメータテーブル
をさらに備え、
前記損益算出手段は、前記モデルに基づき算出された前記損益を前記相関の変化に応じて補正する
を有する電気事業損益分析システム。 An electric power business profit and loss analysis system according to any one of claims 1 to 4,
A price model parameter table that stores parameters of the model to calculate the profit and loss based on a model that takes into account the correlation of fuel prices in multiple markets;
The profit / loss calculation system according to claim 1, wherein the profit / loss calculation means includes correcting the profit / loss calculated based on the model according to the change in the correlation.
前記第2データ算出手段は、前記第1データに複数種類の前記所定の派生商品を適用することにより複数種類の前記第2データを算出する
電気事業損益分析システム。 An electric power business profit and loss analysis system according to any one of claims 1 to 5,
The electric data profit and loss analysis system, wherein the second data calculating means calculates a plurality of types of the second data by applying a plurality of types of the predetermined derivative products to the first data.
電気事業に係る損益をモンテカルロシミュレーションにより所定の試行回数算出する損益算出工程と、
前記損益算出工程で算出された前記損益を統計処理することにより統計データまたはリスク指標データを含む第1データを算出する第1データ算出工程と、
前記第1データ算出工程で算出された前記第1データに所定の派生商品を適用することにより統計データまたはリスク指標データを含む第2データを算出する第2データ算出工程と
を備える電気事業損益分析方法。 Electricity business profit / loss analysis method for analyzing profit / loss related to electricity business by computer,
A profit and loss calculation process for calculating profit and loss related to the electric power business by a predetermined number of trials by Monte Carlo simulation,
A first data calculating step of calculating first data including statistical data or risk index data by statistically processing the profit and loss calculated in the profit and loss calculating step;
A second data calculation step of calculating second data including statistical data or risk index data by applying a predetermined derivative product to the first data calculated in the first data calculation step; Method.
前記損益算出工程は、将来の気温データを算出する将来気温データ算出工程を有する
電気事業損益分析方法。 The electric power business profit and loss analysis method according to claim 7,
The profit / loss calculation step is an electric business profit / loss analysis method including a future temperature data calculation step of calculating future temperature data.
前記損益算出工程は、需要家の離脱量を算出する需要離脱量算出工程を有する
電気事業損益分析方法。 The electric power business profit and loss analysis method according to claim 7 or claim 8,
The profit / loss calculation step is an electricity business profit / loss analysis method including a demand withdrawal amount calculation step of calculating a customer withdrawal amount.
前記損益算出工程は、パラメータの値を変更しつつ前記モンテカルロシミュレーションを繰り返し実行することにより複数種類の前記損益を算出する工程を有する
電気事業損益分析方法。 An electricity business profit and loss analysis method according to any one of claims 7 to 9,
The profit / loss calculation step includes a step of calculating a plurality of types of profit / loss by repeatedly executing the Monte Carlo simulation while changing a parameter value.
前記損益算出工程は、
複数の市場における燃料価格の相関を考慮したモデルに基づき前記損益を算出する工程と、
前記モデルに基づき算出された前記損益を前記相関の変化に応じて補正する工程と
を有する電気事業損益分析方法。 An electricity business profit and loss analysis method according to any one of claims 7 to 10,
The profit / loss calculation step includes:
Calculating the profit and loss based on a model that takes into account the correlation of fuel prices in multiple markets;
And correcting the profit and loss calculated based on the model according to the change in the correlation.
前記第2データ算出工程は、前記第1データに複数種類の前記所定の派生商品を順次適用することにより複数種類の前記第2データを順次算出する工程を有する
電気事業損益分析方法。 An electricity business profit and loss analysis method according to any one of claims 7 to 11,
The electric data profit and loss analysis method, wherein the second data calculation step includes a step of sequentially calculating a plurality of types of the second data by sequentially applying a plurality of types of the predetermined derivative products to the first data.
13. An electric power business profit / loss analysis program for causing a computer to execute each step in the electric power business profit / loss analysis method according to claim 7.
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