JP2008021170A - 発電所の価値評価システムおよびそのプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】発電機が将来に生み出す収益を可能な限り簡便かつ精度よく推定し、地球温暖化ガスの経済的な価値を組み入れた評価を行う発電機の評価システムを提供すること。
【解決手段】新規の発電機を建設するか、または既存の発電機を改修するに際し、建設または改修の投資効果を評価する発電機の価値評価システムにおいて、将来の与えられた期間の電力需要を簡便かつ客観的に予測する期間需要予測手段１０１と、前記期間需要予測手段により予測された需要に基いて複数の発電機を割り当てる割当手段１０３と、電力価格を指定する価格指定手段１０６と、前記割当手段により割り当てられた発電機の減価償却費および前記価格指定手段により指定された電力価格に基いて投資の現在価値を定量的に評価する価値評価手段１０９とを備えたことを特徴とする発電機の価値評価システム。
【選択図】図１

Description

本発明は、発電所の価値評価システムに係わり、とくに発電機の投資効果を評価するために発電機の資産としての価値を評価するシステムに関する。

１９９７年１２月に開催された「気候変動枠組条約第３回締約国会議（ＣＯＰ３）」において、いわゆる京都議定書が採択され、地球温暖化ガスの排出量を削減するために幾つかの方法が提案された。そのうちの一つに、「排出量取引」制度がある。これは、地球温暖化ガス（例えば二酸化炭素）を排出することができる「枠」を、市場で取引する制度である。他方、将来は、地球温暖化ガスの排出に環境税がかけられる可能性もある。

このように、地球温暖化ガスの排出が経済的な影響を持つ以上、化石燃料を用いて発電を行う電力事業者が発電機の建設や改修を行う場合には、地球温暖化ガス排出量の影響を考慮しないわけにはいかない。すなわち、新しく建設する発電所の価値を評価する場合には、地球温暖化ガスの排出に伴う税金等のロスや旧式の発電機を更新することにより、地球温暖化ガスの排出量が低減することの経済的利益を考慮する必要がある。

発電機の投資効果を評価するための発電機の資産価値には、設備の価値だけでなく発電機を所有することによる無形の利益を含める。すなわち、その発電機を持つことにより他の発電機を廃棄することができる効果や、先に述べた温暖化ガスの排出量を低減できる効果等である。

発電機そのものの設備としての資産価値の評価には、従来から用いられているようなプロジェクトの現在価値を計算する評価方法が用いられる（特許文献１および同２参照）。

特許文献１は、建設する発電所の近辺地域の電力需要者に料金割引を与えることにより、資金調達を容易にするためのものである。また、特許文献２は、電力生産設備等において、短期的利益と中長期的利益とが相反しない運用成果を評価し、効率よく資産設備を運用するためのものである。これら特許文献１，２の開示内容は、何れも本発明とは目的も方法も異なる。

設備建設への投資効果を評価する提案としては、例えば、特許文献３および同４に示されるものがある。

特許文献３は、将来、装置が故障することを考慮して、設備投資の先送りに関する保守投資の戦略を定量的に評価するためのものである。また、特許文献４は、リスクを考慮して設備投資の是非を評価している。この特許文献４は、発電機への投資に限ったものではないが、実施例の一つとして火力発電所の建設における意思決定を示している。

そして、ある発電機の建設に伴い、他の発電機を廃止することを考慮しているが、これは外的な要因によるものであり、当該発明の本質ではない。事業者の全設備価値を評価するために、個々の設備の価値を合計することは、たとえ各設備の建設の意思決定が関連していても、各設備の価値を単独で評価することと本質的には同じである。したがって、これら特許文献３，４も、本発明とは目的も手段も異なる（特許文献５参照）。

そして、特許文献５も発電設備に限ったものではなく、一般的な設備において、原料価格や製品価格の変動を考慮して設備の操業方式を最適化するものである。この特許文献５では、一例として発電用燃料の貯蔵量等を用いた評価を行っている。

特許文献５で用いている解決策は、原材料のコストおよび販売価格を用いた一般的な方法であり、発電事業者が発電機の運転パターンを決定している方法にそのまま適用することは困難である。また、ある設備を建設することによって、他の設備の運転量が変わることを明示的には示しておらず、さらに排出量取引に関しても具体的には考慮されていない。

以上のように、従来の技術は、基本的にある発電機単独での価値評価である。

しかしながら、ある発電機を建設することは、他の発電機の停止または発電量の減少をもたらす。ある発電機を１台まるごと更新する場合には停止する発電機は容易に決まるが、新しい発電機を追加する場合には他の発電機の発電量が少しずつ変化する場合もある。このような場合、複数の発電機を考慮した投資価値を評価することは容易ではない。

電力需要が与えられた場合に、複数の発電機に対して運転パターンを決定する方法としては、いわゆる経済負荷配分の手法が用いられる。これは、各時刻において全ての発電機の発電量の総和が電力需要に等しくなる条件の下で、燃料コストが最小になるような組み合わせを求める方法である。場合によっては、各発電機の運転に伴う種々の制約も考慮される。このような計算は、短期間であればともかく、発電機の寿命にわたるような長期間の計算を実行することは現実的でないため、従来の発電設備の投資コストの評価においては実施されてこなかった。

しかしながら、後述するように地球温暖化ガスの排出量を考慮して投資コストを評価する場合には、このような計算が必要になると考えられる。
特開２００３−１７８１１７号公報 特開２００３−２８８４７４号公報 特開２００５−２０２６８５号公報 特開２００４−２５８８１６号公報 特開２００５−２１６１２５号公報

前述のように従来技術は、発電機の資産を単独の設備として評価するものである。しかしながら、ある発電機を建設することは他の発電機の発電量を減らすことであり、これらの効果を総合的に評価しなければ真の価値は評価できない。

一般的には、新規の発電機を建設したり、既存の発電機を改修したりして効率や出力を向上させることにより、自社の保有する全ての発電機の運転パターンが変化する。したがって、従来の方法では、発電機の新設や改修の投資効果を正確に評価することは困難である。

また、地球温暖化ガスの排出に伴う経済的な価値を考慮して投資効果を評価する場合、単独の発電機の建設を考慮すると、必ず温暖化ガスの排出が増大することになり、負の価値が創造される。

しかし、地球温暖化ガス排出量の少ない新しい発電機を建設することにより、他の地球温暖化ガス排出量の多い発電機を止めることができるならば、これは新しい発電機の価値に含めるべきである。発電機の改修においても、同様な場合がある。

この排出量取引以外にも、京都議定書で規定された仕組みとして、クリーン開発メカニズム（ＣＤＭ）や共同実施（ＪＩ）がある。前者は、先進国が途上国で温室効果ガス削減事業に投資し、削減分を目標達成に利用できる制度であり、後者は、先進国が他の先進国の温室効果ガス削減事業に投資し、削減分を目標達成に利用できる制度である。

発電事業においてこれらの仕組みを検討する場合には、何れの制度でも温室効果ガスの排出量が小さな発電機を建設したり、既存の発電機を改修したりして効率を向上させた場合の投資額と温室効果ガスの削減量との関係を可能な限り正確に評価する必要がある。

このような目的では、特に客観性が重要になる。特定の事業者の恣意的な計画ではなく、誰もが理解でき、少なくとも原理的に再現可能な方法で評価を行うことが必要である。

本発明は、上述の点を考慮してなされたもので、発電機が将来生み出す収益を可能な限り簡便かつ精度よく推定し、地球温暖化ガスの経済的な価値を組み入れた評価を行う発電機の評価システムを提供することを目的とする。

上記目的達成のため、本発明では、
新規の発電機を建設するか、または既存の発電機を改修するに際し、建設または改修の投資効果を評価する発電機の価値評価システムにおいて、
将来の所与の期間の電力需要を予測する期間需要予測手段と、
前記期間需要予測手段により予測された需要に基いて複数の発電機を割り当てる割当手段と、
電力価格を指定する価格指定手段と、
前記割当手段により割り当てられた発電機の減価償却費、および前記価格指定手段により指定された電力価格に基いて投資の現在価値を定量的に評価する価値評価手段と
を備えたことを特徴とする発電機の価値評価システム、
を提供するものである。

本発明は上述のように、発電機が将来生み出す収益を簡便かつ精度よく推定して、地球温暖化ガスの経済的な価値を組み入れた評価を行うようにしたため、この評価を利用して発電機の新設、改修を適切に行うことができる。

本発明は、発電機の価値評価に関するものであり、以下のような特徴がある。
（１）発電機単独ではなく、複数の発電機すなわち連系して運転される全ての発電機を同時に考慮する。
（２）ある発電機を新設（追加）した場合や、既存の発電機を改修して効率や出力が増加した場合には、与えられた総需要を満たすように他の発電機の発電量が自動的に調整される。
（３）他の発電機の発電量の調整方法は、発電事業者が通常行っている方法に準ずる。但し、計算時間や計算機の記憶容量等の制約から、目的達成のために妥当とみなせる範囲内で適当な近似を行う。妥当とみなせる範囲とは、現在の計算機環境で達成可能なレベルで、かつ投資効果評価の目的に合致する範囲である。
（４）上記のようにして計算された全発電機の発電量から、新設もしくは改修された発電機の寿命、減価償却期間または排出量取引等の取り決めにしたがって指定される期間にわたり、発電コスト、電力供給による売上げ、温暖化ガスの排出量を評価する。
（５）発電機を新設しなかった場合や、改修しなかった場合と、これらを実施した場合の、地球温暖化ガスの排出量の差異を計算し、指定された温暖化ガスの取引価格または削減コストを用いて温暖化ガスの削減による収入を該当する年度の当該発電機の収入に加える。その合計を、与えられた割引率にしたがって現在価値に換算し、当該発電機の投資価値を計算する。

以下に、本発明の具体的な実施形態を説明する。

実施形態１

図１は、本発明の実施形態１における機能をフローチャートとして示したものである。本発明では、発電機のデータ（ステップ１０４）の他に、予測手段による年間の総電力需要の予測値（ステップ１０１）を入力とする。発電機の減価償却期間は、通常は１５年であるが、このような長期にわたって予測可能な需要量としては、年間総需要を用いるのが簡便でありかつ合理的である。

各発電機の収益計算に必要な情報は、各発電機毎の年間発電量である。この値を得るためには、年平均の稼動率（＝年間発電量／定格出力／年間総時間）が判れば十分である。将来の年平均の稼働率は、定期点検や故障、発電機の運転計画に依存し、これを正確に予測することは簡単ではない。

したがって、この値をどのように近似するのが合理的かということが問題になる。実際の運用に忠実にしたがって発電量を計算することは、問題を複雑化するだけで必ずしも適当ではない。

例えば、初年度の稼働率として、各発電機の昨年度の稼働率の値を用いて近似することが考えられる。初年度の全発電機の運転計画が定まっている場合には、この値を用いることもできる。問題は、将来、需要が変化した場合に、稼働率を如何に予測するかということである。最も簡単な方法は、年間需要の増加（減少）に比例して各発電機の稼働率を増加（減少）させていくことである。

この図１に示した動作フローは、次の通りである。まずステップ１０１により与えられる年間総需要予測に基き、ステップ１０２で入力された年間稼働率から需要増加率を用いて割当手段がＥＬＤ計算を施し（ステップ１０３）、次いでステップ１０４で与えられた各発電機のデータ（燃料、効率、固定費）を用いて、各発電機の各年の発電量を計算している（ステップ１０５）。

ただし、需要の変化が小さい場合には問題が少ないと思われるが、需要の変化が大きい場合には問題がある。例えば、需要が２倍になった場合、ある発電機の稼働率を２倍にすると定格出力を越えてしまうという場合がある。この場合、稼働率が１００％を超える部分は、他の発電機に割り振る必要がある。一方、需要が減少する場合にも、各発電機の発電量を一律に低下させるよりも、何れかの発電機を停止させた方がよい場合もある。

このような場合に、需要を割り振る発電機や停止する発電機を決めるには、通常は経済負荷配分（ＥＬＤ：Ｅｃｏｎｏｍｉｃ Ｌｏａｄ Ｄｉｓｐａｔｃｈ）という方法が採られる。ＥＬＤでは、各発電機の燃料費を考慮して与えられた需要量を満足しつつ最も燃料コストが安くなるような発電機の組を求める。

ＥＬＤには、簡単なものから種々の運転上の制約を考慮した複雑なものまで存在するが、本発明では、各発電機の各年における年間稼働率を求めるために、ステップ１０３でＥＬＤ計算を行う。この目的のＥＬＤは、簡易なものでよい。

以下では、簡単な場合につき、ＥＬＤの方法を説明する。ＥＬＤは各時刻に対して計算されるが、各時刻の総需要（電力）がＰ_０であり、発電機がＮ台あって各発電機の発電量（電力）がＰ_ｉ（ｉ＝１，…，Ｎ）であるとする。また、各発電機の発電コストがｆ_１（Ｐ_１）， ｆ_２（Ｐ_２），…，ｆ_Ｎ（Ｐ_Ｎ）で表されるとする。この場合、ＥＬＤ問題は、下記式１により、

という条件の下で、下記式２により、

を最小化するＰ_ｉを決める問題になる。

この場合の最適解は、例えばラグランジュの未定乗数λを用いて下記式３により求まり、

に対して、下記式４により、

を連立して解けばよい。

したがって、最終的に、下記式５により、

が得られる。このλは、増分燃料費と呼ばれる。すなわち、発電機が多数あるときにも増分燃料費が等しくなるような運転を行えばよい訳である。

以上のモデルでは、各時刻を独立に計算するために、発電機が頻繁に動いたり停止したりする場合がある。実際には、以上に加えて、幾つかの制約を考慮する。すなわち、下記式６による最小停止時間制約（一度停止すると、次に稼動可能になるまでの時間τ_Ｄ，ｉ）、

下記式７による最小運転時間制約（一度運転すると、少なくとも運転を続けなければならない時間τ_Ｕ，ｉ）、

各発電機の運転可能な最大出力（Ｐ_{ＭＡＸ，ｉ}）や最小出力（Ｐ_{ＭＩＮ，ｉ}）に対する下記式８による制約、

下記式９に示す予備力に対する制約（起動している発電機の定格出力と発電量との差の合計が需要の所定割合 Ｒ 以上必要）、

等の制約を考慮してＥＬＤ計算を行う。さらに、停止している発電機が再起動した場合の起動にかかるコストが停止時間の関数になる場合もあり、これらの制約を全て満足して発電コストを最小にする最適解を求めることになる。

上記のような問題を解くためには、動的計画法やラグランジュ緩和法等の最適化法が用いられる。しかしながら、本発明では、年間の発電量の積分値が必要であるから、上記のような厳密なＥＬＤ計算を行う必要はない。制約条件をどの程度まで考慮するかは、問題の目的と規模とによる。

簡易にＥＬＤ計算を行うには、発電量が定格出力を超えた場合には、増分燃料費が最も安い発電機から順に発電量を割り振っていく方法もある。発電量が減少した場合にも各発電機の増分燃料費を計算しておき、増分燃料費の小さなものから優先的に運転するような方法をとる。

最終的に必要な量は、各発電機の１年間の平均稼働率または発電量である。また、定期点検や停止計画もあるため、あまり厳密な発電機の運転パターンを知る必要はない。但し、複数の発電機を考慮する以上、何らかのＥＬＤ計算は必要になる。

ＥＬＤは、各時刻毎の電力需要値に対して行うので、入力データとしては計算対象期間にわたり電力需要の時系列データが必要になる。すなわち、対象期間を１５年間とすると、下記式１０に示すように、およそ、
１５×３６５×２４＝１３１４００［回］ … （１０）
（ここで、２４は、毎日１時間ごとに２４の時刻で計算を行うことを指す。）
に対して計算を行う必要がある。１回（１時刻）当りの計算時間を１秒としても１３１４００秒＝２１９０分＝３６．５時間となるから、多くのパラメータ・サーベイを行うことを考えると現実的ではない。この問題に対する解決策は、後述する。

各発電機の稼働率（または発電量）が求まれば、燃料費や発電効率から発電コストを計算することは容易である。コストの計算では、固定費を考慮してもしなくてもよい。

本発明では、投資を行った場合と行わなかった場合との差を知ることが目的であるから、新規の投資に関連する減価償却費以外の固定費は、差をとれば差し引き０になる。

一方、売上げは、指定手段により電力の販売価格を入力し、それを発電量に掛けることで得られる。これは、図１のステップ１０６で、ステップ１０４により与えられた各発電機のデータ（燃料、効率、固定費）およびステップ１０７により与えられた燃料データ（熱量、価格、ＣＯ２排出係数）を用いて行われる。電力の販売価格には種々のメニューがあるが、本発明の目的のためには平均的な価格を用いることで十分である。

但し、収益の計算では、売上げおよび発電コスト以外に、温暖化ガス排出の効果を考慮する必要がある。以下では、温暖化ガスとして二酸化炭素（ＣＯ２）を例にとって計算方法を説明する。

個々の発電機の温暖化ガス排出量をＥ_ｉ、温暖化ガスの総排出量をＥ_ＴＯＴとする。一方、発電機毎に定まる単位発電量当りの排出量をｅ_ｉとすると、下記式１１による、

となる。ここで、ｅ_ｉは原単位と呼ばれ、発電機毎の発電効率η_ｉ［％］、燃料の種類によって決まる単位発熱量当りのＣＯ２発生量（ＣＯ２排出係数）ｒ_ｊ［ｋｇ−ＣＯ２／ＭＪ］から下記式１２で計算される。

ここで、ρは総合損失率であり、送電損失等を考慮する場合に用いるパラメータである。

古い発電機を改修して発電効率を向上させた場合に、η_ｉが向上して結果的に総排出量がＥ_ＴＯＴ’（Ｅ_ＴＯＴ’＜Ｅ_ＴＯＴ）に変化したとする。このとき、ＣＯ２排出に伴う単位コスト（排出枠を購入するコストまたはＣＯ２発生に掛けられる税金）をｐ_ＣＯ２とすると、この発電機の改修によって増大する収入は、下記式１３により
（Ｅ_ＴＯＴ−Ｅ_ＴＯＴ’）×ｐ_ＣＯ２ … （１３）
となる。電力需要が変わらない場合には、新しい発電機を建設した場合にも同様な議論が成立する。したがって、この収入の増大分を当該発電機の増分利益として加える必要がある。

評価手段による投資効率の評価（ステップ１０９）は、ＤＣＦ（Ｄｉｓｃｏｕｎｔｅｄ Ｃａｓｈ−Ｆｌｏｗ）分析法等を用いて計算される。ＤＣＦ（Ｄｉｓｃｏｕｎｔｅｄ Ｃａｓｈ−Ｆｌｏｗ）分析法は、事業の経済価値を分析する方法であるが、これは、将来の固定シナリオに対するキャッシュ・フローを金利分だけ現在価値ＮＰＶ（Ｎｅｔ Ｐｒｅｓｅｎｔ Ｖａｌｕｅ）から割引いたものである。

ＮＰＶは、事業の期待キャッシュ・フローの現在価値の総和から初期投資額を控除したものであり、現在価値ＮＰＶが正の場合には、投資を実行する価値があると考えられる。ＮＰＶを求めるには、下記式１４による。

ここで、ＣＦ_０は初期投資額、Ｔは事業の存続年数、ＣＦ_ｉはｉ期の税引き後の将来キャッシュ・フロー、ｒは割引率である。また、ＣＦｉとしては、通常は下記式１５によるフリー・キャッシュ・フローＦＣＦが用いられる。
ＦＣＦ＝ＮＯＰＡＴ＋減価償却費−設備投資額−運転資本増加額 … （１５）

ここで、ＮＯＰＡＴは、税引後営業利益 ＮＯＰＡＴ（Ｎｅｔ Ｏｐｅｒａｔｉｎｇ Ｐｒｏｆｉｔ Ａｆｔｅｒ Ｔａｘ）であり、下記式１６および１７で計算される。
ＮＯＰＡＴ＝ＥＢＩＴ×（１−実効税率） … （１６）
ＥＢＩＴ＝経常利益−受取利息＋支払利息 … （１７）
ここで、ＥＢＩＴは税引前利益（Ｅａｒｎｉｎｇ Ｂｅｆｏｒｅ Ｉｎｔｅｒｅｓｔｓ ＆ Ｔａｘ）である。

以下の実施例では簡単化のために、運転資本の増加額、経常利益から差し引く利息類は０とし、実効税率は法人税率とする。この場合、発電機の運転で得られる収益はＥＢＩＴであり、結果的にＦＣＦは、下記式１８により
ＦＣＦ＝ＥＢＩＴ×（１−法人税率）＋減価償却費−設備投資額 … （１８）
となる。

一方、ＮＰＶを０にするような割引率ｒを内部収益率ＩＲＲ（Ｉｎｔｅｒｎａｌ Ｒａｔｅ ｏｆ Ｒｅｔｕｒｎ）と呼び、ＩＲＲが資本調達コストを超える場合に投資を実行するという考え方もある。これらの指標は、目的に応じて使うことができる。なお、金利やキャッシュ・フローを計算するシナリオを固定的とせず、種々のシナリオを考慮してリスクを評価することも可能である。

経常利益は、売上高および発電原価から計算される粗利益と、固定費、営業外収益等とから計算される。売上高は、総発電量に平均電力販売価格の想定値（入力データ）を掛けて得られるが、発電原価は、各発電機の発電コストを合計したものである。１年間の総発電量（＝１年間の総電力需要）は入力データであるが、個々の発電機の発電量を計算するためには、前述のＥＬＤ（Ｅｃｏｎｏｍｉｃ Ｌｏａｄ Ｄｉｓｐａｔｃｈ）計算を行う必要がある。

この計算を行うには、１年間の総発電量を各時刻の発電量に割り振る必要がある。これには、典型的な年の各月の発電量を基に比例配分し、さらに各月の発電量を、典型的な年のその月の各日の発電量にしたがって比例配分し、さらに１日の発電量を２４時間に配分して、これらの合計が１年間の総電力需要になるようにすればよい。各月の総電力量から各日の、各時刻の１時間当りの発電量に割り振るためには、以下のような方法を用いる。

まず、各月から典型的な負荷パターンの曜日を抽出する。通常は平日と休日とに別けるだけで十分であるが、さらに土曜日を別けてもよい。次に、各月の平日、休日、土曜の日数を数えて、これが例えば、それぞれ２２日、４日、４日であったとすると、負荷パターンにこの重みを掛けて１月の総電力需要を配分する。このようにすると、１５年分の計算を、下記式１９により
１５×１２×３×２４＝１２９６０［回］ … （１９）
（ここで、１２は月数、３はパターン数を表す。）
分の計算で済ますことができる。これは、上記式１０の１３１４００［回］に比べて１／１０以下であるから、所要時間数も１／１０以下になる。そして、平日と休日のみの２分類にすれば、計算する基本的パターンが平日と休日との２パターンになるので、計算時間はさらに２／３に減る。

最終的に必要な量は、各発電機の１年間の合計の運転時間であるので、平日であれば曜日によって負荷パターンが多少違っても、１年分を平均すれば大きな違いはないと考えられる。また、これは結局、将来の需要の予測であるから、これ以上に細かく予測しても意味がないとも言える。

短期的な需要予測には、天候データを用いて重回帰分析を行うなど種々の方法があるが、このような方法は長期的な予測には向かない。さらに上述の方法は、入力データが明らかで四則演算のみで計算できるため、誰でも容易に再現でき、簡便かつ客観的な方法と言える。

実施形態１の表示例

図２は、発電機データの入力画面の一例を示す説明図である。発電機を新規に追加する場合には、このリストに新たなユニットを加える。また、追加投資額のカラムに追加投資の金額を入力する。

既存の発電機を改修する場合には、例えば発電効率を修正し、追加投資額を入力する。場合によっては、燃料の種類を変更することも考えられる。この場合には、燃料データ（図１参照）のデータベースから燃料の熱量や価格が自動的に読み込まれて、発電量や温暖化ガスの排出量が再評価される。

図３は、発電機の運転状況表示結果の一例を示す説明図である。この画面で期間指定プルダウン３０１の部分に期間を指定すると、発電機毎にその期間の全発電量、稼働率、売り上げ予測値、変動費、固定費、粗利等が表示される。最下段には、全ての発電機の合計値も表示されている。

図４は、各発電機の毎月の運転稼働率の表示例を示した説明図である。稼働率は、外部データからの読み込み、需要増に対応した比例計算、またはＥＬＤ計算から求められる。

図５は、各発電機の毎月の運転稼働率状況の表示例を示した説明図である。この表示例では、各発電機の運転状況が階調差を伴って表示されているが、色分けされて表示されてもよい。

図６は、各発電機の地球温暖化ガス排出状況の表示例を示した説明図である。この表示例では、期間指定プルダウン６０１に指定された期間における、各発電機毎の燃料種別、ＣＯ２排出係数、ＣＯ２排出量、等が表示されている。最下段には、合計のＣＯ２排出量が表示されている。

図７は、各発電機の収益状況の表示例を示す説明図である。この表示例では、７台の発電機の１台毎に各年度の収益が表示されている。表示されるデータは、下部のラジオボタン７０１で選択可能である。また、「詳細」ボタン７０２をクリックすると、次に説明する「詳細画面」が表示される。

図８は、発電機毎のキャッシュ・フローを表示する詳細表示例を示す説明図である。これは、本発明の実施例１による画面表示の例である。プルダウン８０１から各発電機を選択することにより、選択した発電機単独のキャッシュ・フローが表示される。

入力データの例

図９は、各年の年間需要の入力データの例を示す説明図である。例えば、１５年間の評価を行う場合、１年目から１５年目までの、各年または各年度の総需要を入力する。この図９では、各年の予想平均電力価格も入力されている。

図１０は、各月の総需要の相対値の入力データの例を示す説明図である。これは相対値であり、１年目から１５年目まで適用され、各年の各月における月間総需要の絶対値が計算される。

図１１は、各曜日の総需要の相対値の入力データの例を示す説明図である。各曜日毎に、２４時間の電力値が相対値で入力されている。各時刻の電力値の相対値は、図９および図１０のデータを用いて計算された該当する月の月間総需要の絶対値、図１１の各曜日の各時刻の相対値と、各曜日の回数から計算される。

他の表示例

図１２は、各月の曜日別の日数表示の例である。例えば、計算期間が１５年間であれば、１８０ヶ月分について、各月に平日、日曜、土曜、祝日が何回あるかを自動的に計算して表示する。

図１３は、各発電機の発電量を計算した例である。図の上部は電力需要の時系列データであり、図９ないし図１２のデータを基に計算されたものである。図１３の下部は、ＥＬＤ計算の結果であり、各発電機毎の発電量が図示されている。平日であれば全く同じパターンになるが、最終的には１年間の総発電量の積分値のみが用いられるので、個々の日のパターンはそれほど重要ではない。

さらに他の表示例

図１４は、本発明の他の画面表示の例を示している。この場合、結果を比較するために２ケースの計算を行っており、上部領域には各ケースの合計値が表示されている。また、下部領域は各ケースの内訳であり、上部領域で該当するケースを選択すると、そのケースの内訳が下部領域に表示される。

本発明の実施形態１における機能を示すフローチャート。 本発明の実施形態１における発電機データ入力画面の一表示例を示す説明図。 本発明の実施形態１における発電機の運転状況表示結果の一表示例を示す説明図。 本発明の実施形態１における各発電機の毎月の運転稼働率状況の一表示例を示す説明図。 本発明の実施形態１における各発電機の毎月の運転稼働率状況の一表示例を示す説明図。 本発明の実施形態１における各発電機の地球温暖化ガス排出状況の一表示例を示す説明図。 本発明の実施形態１における各発電機の収益状況の一表示例を示す説明図。 本発明の実施形態１における本発明の実施例１による画面表示例を示す説明図。 本発明の実施形態１における各年の年間需要の入力データの一例を示す説明図。 本発明の実施形態１における各月の総需要の相対値の入力データの一例を示す説明図。 本発明の実施形態１における各曜日の総需要の相対値の入力データの一例を示す説明図。 本発明の実施形態１における各月の曜日別の日数表示の一例を示す説明図。 本発明の実施形態１における各発電機の発電量を計算した一例を示す説明図。 本発明の実施形態２における画面表示の一例を示す説明図。

符号の説明

１０１：年間の総電力需要予測ステップ
１０２：各発電機の年平均稼働率の初期値入力ステップ
１０３：ＥＬＤ計算機能ステップ
１０４：発電機データ入力ステップ
１０５：各発電機の発電量計算ステップ
１０６：各発電機の発電コスト、売上げ計算ステップ
１０７：燃料データ入力ステップ
１０８：各発電機のキャッシュ・フロー計算ステップ
１０９：投資効率の評価ステップ
３０１：期間指定プルダウン
６０１：期間指定プルダウン
７０１：「表示データ選択」ラジオボタン
７０２：「詳細」ボタン
８０１：発電機選択プルダウン

Claims (8)

1. 新規の発電機を建設するか、または既存の発電機を改修するに際し、建設または改修の投資効果を評価する発電機の価値評価システムにおいて、
   将来の所与の期間の電力需要を予測する期間需要予測手段と、
   前記期間需要予測手段により予測された需要に基いて複数の発電機を割り当てる割当手段と、
   電力価格を指定する価格指定手段と、
   前記割当手段により割り当てられた発電機の減価償却費、および前記価格指定手段により指定された電力価格に基いて投資の現在価値を定量的に評価する価値評価手段と
   を備えたことを特徴とする発電機の価値評価システム。
2. 請求項１記載の発電機の価値評価システムにおいて、
   将来の所定期間の電力需要を予測するために、与えられた期間における各年の年間総需要を入力する年間需要入力手段と、
   各年の各月の月間総需要を入力する月間需要入力手段と、
   初年度の各発電機の年平均稼動率を入力する稼働率入力手段と、
   前記発電機それぞれの各年の年平均稼動率を計算する稼働率計算手段と
   を備えたことを特徴とする発電機の価値評価システム。
3. 請求項１記載の発電機の価値評価システムにおいて、
   将来の所定期間の電力需要を予測するために、与えられた期間における各年の年間総需要を入力する年間需要入力手段と、
   各年の各月の月間総需要を入力する月間需要入力手段と、
   １週間のうちの各曜日の負荷プロファイルの時系列データを入力する負荷データ入力手段と、
   前記年間総需要、月間総需要および時系列データから将来の所定期間における負荷プロファイルの時系列データを作成する帰還負荷データ作成手段と
   を備えたことを特徴とする発電機の価値評価システム。
4. 請求項１記載の発電機の価値評価システムにおいて、
   減価償却を行う期間の各年の固定コスト、変動コスト、電力販売収入、減価償却費を計算して、特定の発電機の生み出す将来の価値の現在値を計算して投資効果の指標とすることを特徴とする発電機の価値評価システム。
5. 請求項１記載の発電機の価値評価システムにおいて、
   与えられた発電機の将来の収益計算に排出権の売買に伴う収益を考慮して投資効果を評価することを特徴とする発電機の価値評価システム。
6. 請求項１記載の発電機の価値評価システムにおいて、
   投資価値の評価を行うために新たな発電機を追加して計算した結果や、特定の発電機のパラメータを変更して計算した結果を、比較可能な形式で並べて表示できることを特徴とする発電機の価値評価システム。
7. コンピュータを、請求項１ないし６の何れかに記載する発電機の価値評価システムとして動作させるプログラム。
8. コンピュータを、請求項１ないし６の何れかに記載する発電機の価値評価システムとして動作させるプログラムを登載した記憶装置。

Images