JP2010224832A - 電力市場価格予測方法 - Google Patents

Abstract

【課題】電力の市場価格をより正確に予測する方法を提供する。
【解決手段】電力市場価格予測方法であって、複数の火力発電所のそれぞれの発電容量と発電コストとの供給スタック予測モデルを作成するステップと、各火力発電所毎の運転・停止パターンに基づいて発電容量を補正するステップと、補正した発電容量に基づいて供給スタック予測モデルを補正するステップと、過去の最大電力需要データと最高気温予測値データとから最大電力需要曲線を作成するステップと、過去の実績データから予測日の原子力発電等の出力値を算出するステップと、最大電力需要曲線と該予測日の最高気温値との交点から、該予測日の最大電力需要値を算出するステップと、該最大電力需要値から原子力発電等の出力値を減じて該予測日の最大火力需要値を算出するステップと、該最大火力需要値と補正後の供給スタック予測モデルとの交点から、予測日の電力市場価格を予測するステップとを含む。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力市場価格を、複数の火力発電所の発電コスト算出値及び運転・停止パターンから求める供給スタック予測モデルと、電力需要予測値から原子力発電出力値及び水力発電出力値を減じた火力需要予測値との交点から予測する電力価格予測方法に関するものである。

電気事業自由化の進展に伴い、電力取引市場が活性化してきている。しかし、電力は大規模に貯蔵することが困難であるため、市場参加者は、電力価格が安い時に買っておく、もしくは高い時に売っておく、という手段を講じることができず、絶えず価格変動リスクに晒されていることになる。したがって、電力市場価格を正確に予測し、先渡取引などにより価格変動リスクをヘッジすることが強く求められている。このような背景から、電力市場価格を予測する様々な方法が提案されている（例えば、特許文献１から５を参照）。

一般的に、電力市場価格の変動要因を供給(売り手)側、需要(買い手)側で各々説明すると、供給側は、発電所の原料である燃料の価格変動、発電所の停止、需要側は景気動向や気象条件が考えられる。燃料価格が高騰すれば電力市場価格も増加する。なんらかの原因で発電コストの安価な発電所が停止した場合、電力需要を満たすために発電コストがより高価な発電所で電力供給がまかなわれるため、電力市場価格が増加する。夏季に気温が著しく上昇、もしくは冬季に気温が著しく低下すれば電力需要が高騰し、電力市場価格も増加する。これに対し、燃料価格の低下、冷夏、暖冬などは電力市場価格の低下をもたらす。

このような燃料価格や気候等の変動に影響され易い電力市場価格を予測する方法の一例として、概念的な供給スタックモデル（例えば、非特許文献1、２）を用いたものがある。以下、供給スタックモデルを用いた電力市場価格の予測の概念について説明する。

特開２００６−５３８３９号公報 特開２００４−２５２９６７号公報 特開２００７−１２２５９２号公報 特開２００８−２１１７０号公報 特開２００６−２４４２０２号公報

土方 薫 著、「電力デリバティブ」、シグマベイスキャピタル株式会社 発行、２００４年９月 アレキサンダー・アイデランド 他著、「電力取引の金融工学」、株式会社エネルギーフォーラム 発行、２００４年１１月

図２７は、供給スタックモデルの一般的な例を示す。この供給スタックモデルは、横軸に発電容量、縦軸に発電コストをとって、原子力発電所、水力発電所、火力発電所等の各発電所における発電コストを安い順に並べたものである。火力発電所には、石炭火力発電所、ＬＮＧ（液化天然ガス）火力発電所および石油火力発電所が含まれる。

この供給スタックモデルでは、需要と供給の原則から、ある時点での電力需要Ｄと供給スタックとの交点により与えられる縦軸の値Ｐが、電力取引市場における市場価格になると考えられる。

図２８は、供給スタックの変化の一例を示す。ある時点での供給スタックが図中の実線で示されているとする。この状態から例えば原子力発電所が何らかの理由で停止すると、当該電子力発電所の発電容量分が供給スタックから除かれる。よって、供給スタック全体が図中の点線で示されるように左に移動する。このときの電力需要Ｄに対する電力市場価格は、供給スタックが実線であった場合の値Ｐから、点線である場合の値Ｐ´に増加する。

図２９は、供給スタックの変化の他の例を示す。ある時点での供給スタックが図中の実線で示されているとする。この状態から例えば火力発電所の燃料である石炭、ＬＮＧ、石油等の価格が高騰した場合には、火力発電所の発電コストが増加ので、供給スタックにおける火力発電所に対応する部分が図中の一点鎖線で示されるように上に移動する。このときの電力需要Ｄに対する電力市場価格は、供給スタックが実線であった場合の値Ｐから、一点鎖線である場合の値Ｐ´´に増加することになる。

上記図２７から図２９の供給スタックモデルは、原子力発電所の停止および原油価格の高騰が重なった２００７年度に、電気事業者の収益が大幅に悪化したこと、すなわち主たる営業費用である発電コストが主たる営業収入である電気料金（電力消費者から徴収される固定額）を上回ったこと、を適切に説明することができる。

しかしながら、このような供給スタックモデルは、概念的には知られているとはいえ、その関数形及び数値を決める具体的な手法やその時間的な変化を予測する手法はこれまで確立されていないのが実情である。また、電力需要について一日のうちの電力需要最大値の予測は既知であったが、どのような電力需要をもって供給スタックとの交点を求めるべきかについては具体的な手法がない。従って、供給スタックモデルを使って電力市場価格を予測することが困難であるために、これまで行われていないのが実情である。

また、上記図２７に示すような供給スタックモデルは、概念的に原子力発電所、水力発電所、火力発電所等の各発電所における発電コストを安い順に並べたものであるが、原子力発電所は、発電している限り一定出力で運転されるので、電力取引の約定量に応じて任意に出力を増加および減少させることができない。同様に、貯水池式、揚水式を除く流れ込み式の水力発電所も、河川流量に応じて出力が決まるために、電力取引の約定量に応じて任意に出力を増加および減少させることができないという性質のものである。

さらに、貯水池式、揚水式の水力発電所は、任意に出力を増加および減少させることができるものの、電気事業者が電力需要を満たすために計画的に使用されるために、電力取引の原資として使用されることはほとんどないというものである。

本発明者らは、以上のような各種発電所の性質を検討した結果、電力取引の約定量に応じて、任意に出力を増減することができる火力発電所こそが電力取引の原資として使用される発電手段のほとんど全てを占めることを知見し、本発明に至ったものである。

本発明の電力市場価格予測方法は、複数の火力発電所それぞれの発電コストを下記数式１により算出しその結果に基づいて発電容量と発電コストとの供給スタック予測モデルを作成するステップと、
複数の火力発電所それぞれの運転・停止パターンに基づいて各火力発電所毎の発電容量を補正するステップと、
該各火力発電所毎に補正した発電容量に基づいて前記供給スタック予測モデルを補正するステップと、
過去の最大電力需要データと最高気温予測値データとから最大電力需要と最高気温予測値との相関性を示す最大電力需要曲線を作成するステップと、
過去の実績データから予測日の原子力発電及び水力発電の出力値を算出するステップと、
前記最大電力需要曲線と公表された数週間後の最高気温予測データから得られる該予測日の最高気温値との交点から、該予測日の最大電力需要値を算出するステップと、
該最大電力需要値から前記原子力発電及び水力発電の出力値を減じて該予測日の最大火力需要値を算出するステップと、
該最大火力需要値と前記補正後の供給スタック予測モデルとの交点から、予測日の電力市場価格を予測するステップとを含むものである。

ここで、ｋは燃料種別を示す指標、Ｕは燃料価格の予測値、ｍは燃料の混合割合、ＨＶは単位量当りの燃料から得られる熱量である単位発熱量（ｋＪ／ｕｎｉｔ）、ηは火力発電所において燃料の熱量を電力量に変換する熱効率、ＶＯＭはその火力発電所を運転するために必要な運用コストと維持コストである。

供給スタックモデルを用いて、電力市場価格を予測するブロック図を示す。 Ａ火力発電所の諸元を示す。 ロイターから入手したＤｕｂａｉ原油原物価格データと、財務省「貿易統計」から入手したＪＣＣデータの抜粋を示す。 ＤｕｂａｉとＪＣＣの相関図を示す。 Ｄｕｂａｉと一ヶ月後のＪＣＣの相関図を示す。 ２００７年９月１日時点で同２１日のＪＣＣを予測した結果を示す。 財務省「貿易統計」から入手したＪＣＣデータと、「電気新聞」から入手したＣ重油交渉価格データの抜粋を示す。 ＪＣＣとＣ重油交渉価格の相関図を示す。 Ａ火力発電所の２００７年度ＶＯＭ算出結果を示す。 Ｂ火力発電所の諸元を示す。 ロイターから入手したＮＥＷＣデータと、財務省「貿易統計」から入手した石炭輸入価格データの抜粋を示す。 ＮＥＷＣの１〜３月平均値と石炭輸入価格の相関図を示す。 ２００７年９月１日時点で同２１日の石炭輸入価格を予測した結果を示す。 Ｂ火力発電所の２００７年度ＶＯＭ算出結果を示す。 Ｃ火力発電所の諸元を示す。 財務省「貿易統計」から入手したＪＣＣデータならびにＬＮＧ輸入価格データの抜粋を示す。 ２ヶ月前のＪＣＣとＬＮＧ輸入価格の相関図を示す。 ２００７年９月１日時点で同２１日のＬＮＧ輸入価格を予測した結果を示す。 Ｃ火力発電所の２００７年度ＶＯＭ算出結果を示す。 Ａ火力発電所乃至Ｃ火力発電所の発電コストを算出した結果を示す。 ２００７年９月１日時点で同２１日の供給スタックモデルを予測した結果を示す。 Ａ火力発電所の平成１５年度発電・補修計画を示す。 Ａ火力発電所の２０００〜２００３年度の発電可能容量実績を示す。 最高気温予測値と最大電力需要の相関図を示す。 Ｄ原子力発電所の２００１〜２００６年度の発電可能容量実績を示す。 １９９７〜２００６年度の水力発電の月間発電量の平均値を求めた結果を示す。 供給スタックモデルにおける供給スタックの一例を示す。 供給スタックモデルの変化の一例を示す。 供給スタックモデルの変化の他の例を示す。

図１に示すように、本発明の実施形態においては、複数の火力発電所のそれぞれの発電容量と発電コストとの供給スタック予測モデルを作成し、各火力発電所毎の運転・停止パターンに基づいて発電容量を補正し、補正した発電容量に基づいて供給スタック予測モデルを補正する。また、過去の最大電力需要データと最高気温予測値データとから最大電力需要曲線を作成し、過去の実績データから予測日の原子力発電等の出力値を算出し、最大電力需要曲線と該予測日の最高気温値との交点から、該予測日の最大電力需要値を算出し、該最大電力需要値から原子力発電等の出力値を減じて該予測日の最大火力需要値を算出する。さらに、該最大火力需要値と補正後の供給スタック予測モデルとの交点から、予測日の電力市場価格を予測する。以下、詳細に説明する。

先ず、全国に設置されている各火力発電所毎にその発電コストＷを、下記数式２に基づいて算出する。

ここで、ｋは燃料種別を示す指標であり、原油、Ｃ重油、石炭、ＬＮＧの４種類である。Ｕは燃料価格である。ｍは複数の燃料が使用される場合の混合割合を示す。ＨＶは、単位量当りの燃料から得られる熱量である単位発熱量（ｋＪ／ｕｎｉｔ）を示す。ηは、火力発電所において燃料の熱量を電力量に変換する効率である熱効率を示す。ＶＯＭは、その火力発電所を運転するために必要な費用から燃料費を除いた運用、維持コストである。なお数式２は、必ずしも全国の火力発電所について用いなくてもよく、複数の火力発電所について用いられればよいが、より正確な予測のためには全国の火力発電所について用いられることが好ましい。

（Ａ火力発電所の場合）
本実施形態では、発電コストの算出を複数の火力発電所毎に行うので、先ずＡ火力発電所の場合についてその発電コストの算出手法を以下に説明する。上記数式２の燃料種別ｋ、単位発熱量ＨＶ、熱効率ηの諸元は、複数の火力発電所毎に公知であるから、その値をそのまま使用する。図２にＡ火力発電所の場合の公知の諸元を示す。Ａ火力発電所の発電コストを算出する場合に、図２の諸元から得られない値としては、原油価格（Ｕ１）、Ｃ重油価格（Ｕ２）、ＶＯＭであるから、次に、これら値の算出手法について具体的に説明する。

（原油価格（Ｕ１）の算出）
Ａ火力発電所で使用される原油の価格については、諸元からその詳細は不明である。そこで、本実施形態では、この原油が中東産の原油の場合には、原油の日本への輸入価格（財務省が毎月発表する「貿易統計」の原油の平均輸入価格：ＪＣＣ）と中東産の原油の現物価格（Ｄｕｂａｉ）との相関図からこれらの間の相関式を求め、Ｄｕｂａｉの現物価格からＪＣＣの原油価格を算出する。

ＤｕｂａｉとＪＣＣの相関図は、図３に示す情報提供会社ロイターが提供するＤｕｂａｉの「原油現物価格データ」と、財務省の「貿易統計」から得られるＪＣＣデータに基づいて作成することができる。２００５年〜２００６年度の２ヵ年度のデータを使用して作成した相関図を図４に示す。この相関図から相関式を求めることで、例えばＤｕｂａｉの現物価格が６０（米国ドル／バレル）の時、ＪＣＣが約４５（円／リットル）という原油価格（Ｕ１）を算出することができる。

この原油価格ＪＣＣは、Ａ火力発電所に限らず、中東産の原油を使用するすべての火力発電所で同じであるといえるから、本実施形態においては、中東産の原油を使用する火力発電所の原油価格は、一律このＪＣＣの値とする。

なお、原油価格は、産地で購買されてから日本に輸入されるまで所定のタイムラグ、例えば約１ヶ月のタイムラグがあることから、ＪＣＣの原油価格は、購入時点より１ヵ月後の価格とすることが好ましい。１ヶ月のタイムラグで図６を補正した相関図を図５に示す。この図５に基づいて相関式を求める方がより実勢にあった値となる。すなわち、ある予測日における電力価格を予測する場合には、当該予測日よりも所定のタイムラグ分だけ以前の日における価格を用いることが好ましい。

ＪＣＣとの相関を求める現物価格は、Ｄｕｂａｉの他に、ＷＴＩ（米国テキサス州を中心に産出される原油の現物価格）や、Ｂｒｅｎｔ（英国北海産出される原油の現物価格）の場合があるが、これら原油の場合でも、同様の手法によりＪＣＣとの相関式を求めて原油価格を算出することになる。

以上の手法により、ＤｕｂａｉとＪＣＣの相関図から相関式を求め、２００７年９月１日を現在とし、この日より２０日後の２００７年９月２１日の原油価格ＪＣＣを算出した結果を図６に示す。この結果によれば、２００７年９月２１日のＡ火力発電所の原油価格ＪＣＣは、４９．５（円／リットル）と算出することができる。

（Ｃ重油価格（Ｕ２）の算出）
次に、Ａ火力発電所で使用されるＣ重油価格（Ｕ２）についても、原油の場合と同様に、その詳細が不明である。そこで、Ｃ重油価格（Ｕ２）については、東京電力と新日本石油が四半期に一度、「電気新聞」に発表するＣ重油交渉価格を使用する。

Ｃ重油交渉価格とＪＣＣとの相関図は、図７に示す「電気新聞」に記載されたＣ重油交渉価格データと、財務省の「貿易統計」から得られるＪＣＣデータに基づいて作成することができる。２００１年度〜２００６年度の２ヵ年度のデータを使用して作成した相関図を図８に示す。この相関図から相関式を求めることで、Ｃ重油価格を算出することができる。すなわち、２００７年９月１日を現在とし、この日より２０日後の２００７年９月２１日の原油価格ＪＣＣを、上述のように、既に４９．５円／リットル）と算出しているから、このＪＣＣを図９の相関式に挿入して、２００７年９月２１日のＣ重油交渉価格を、０．９１×４９．５＋１１＝５６．０（円／リットル）と算出することができる。

このＣ重油価格（Ｕ２）は、Ａ火力発電所に限らず、Ｃ重油を使用するすべての火力発電所で同じであるといえるから、本実施形態においては、Ｃ重油を使用する火力発電所のＣ重油価格は、一律このＣ重油交渉価格とする。

（ＶＯＭの算出）
Ａ火力発電所のＶＯＭは、本実施形態では、Ａ火力発電所が属する電気事業者が金融庁に提出する「損益計算書」に記載されている電気事業営業費用明細表における汽力発電費から燃料費を除いた費用を、その電気事業者が所有する全ての火力発電所の運用、維持コストとみなし、次の数式３に基づいて算出する。

ただし、Ｖは汽力発電費、Ｆは燃料費、ＣＴは当該電気事業者のすべての火力発電所の設備容量、ＣはＡ火力発電所の設備容量、ＥはＡ火力発電所の年間発電量である。

Ａ火力発電所について、その２００７年度ＶＯＭを上記数式３に基づいて算出した結果を図９に示す。この結果によれば、Ａ火力発電所のＶＯＭは、２．２６（円／ｋＷｈ）と算出することができる。
（非特許文献３：経済産業省資源エネルギー庁電力・ガス事業部 編、「平成１５年度 電力需給の概要」）

なお、本実施形態では、運用、維持コストを設備容量比で按分することにより、より規模の大きい発電所に大きい運用、維持コストを分配し、年度の途中で発電所設備容量の変更があった場合にも按分比を補正できるようにしたものである。

（発電コストの算出）
以上の手法により算出した原油価格（Ｕ１）、Ｃ重油価格（Ｕ２）、ＶＯＭの結果を数式２に代入すれば、Ａ火力発電所の発電コストＷＡは、下記に示すとおり、１３．５８（円／ｋWh）と算出することができる。
ＷＡ = {(ｍ１・Ｕ１／ＨＶ１) + (ｍ２・Ｕ２／ＨＶ２)}／(η／3600) + ＶＯＭ
= {(0．25・48．2／46050) + (0．75・54．9／41915)}／(0．3956／3600) + 2．26
= 13．58 (円/kWh)

（Ｂ火力発電所の場合）
次に、Ｂ火力発電所の発電コストの算出手法を以下説明する。Ｂ火力発電所の場合は、図１０の公知の諸元によれば、使用燃料が石炭であるから、この石炭価格（Ｕ３）の算出手法について、以下に説明する。

（石炭価格（Ｕ３）の算出）
Ｂ火力発電所で使用される石炭価格についても、その詳細は不明である。そこで、石炭の日本への輸入価格とオーストラリアのニューカッスル港で荷積みされる石炭の現物価格「ＮＥＷＣ」との相関図から求めた相関式に基づいて石炭価格（Ｕ３）を算出する。

石炭の場合、ほとんどが１年以上の長期契約にもとづく購入となっており、年度末の現物価格から次年度以降の価格を契約する場合が多いため、１〜３月の石炭の現物価格の平均値が次年度1年間の石炭の輸入価格と関係があるとみなすことができる。
そこで、石炭価格（Ｕ３）とＮＥＷＣとの相関図は、図１１に示す情報提供会社ロイターが提供する「ＮＥＷＣデータ」と、財務省の「貿易統計」から得られる石炭の輸入価格データに基づいて作成することができる。

２００１年度〜２００６年度の５ヵ年度のデータに基づいて、ＮＥＷＣの1〜３月の平均値と石炭輸入価格との相関図を作成した結果を図１２に示す。この相関図から相関式を求めることで、石炭価格Ｕ３を算出することができる。

例えば、２００７年９月１日を現在とし、この日より２０日後の２００７年９月２１日の石炭価格Ｕ３を算出する場合、図１３に示すとおり、ＮＥＷＣが５２．９６（米ドル／トン）の時、２００７年９月２１日のＢ火力発電所の石炭価格（Ｕ３）は、７３９５（円／トン）（７．４０円／kg）と算出することができる。

この石炭価格（Ｕ３）は、Ｂ火力発電所に限らず、石炭を使用するすべての火力発電所で同じであるといえるから、本実施形態においては、石炭を使用する火力発電所の石炭価格は、一律この石炭価格とする。

（ＶＯＭの算出）
Ｂ火力発電所のＶＯＭも、Ａ火力発電所の場合と同様に、その公知の諸元から上記数式３に基づいて算出することができる。図１４に示す結果によれば、Ｂ火力発電所のＶＯＭは、１．８０（円／ｋＷｈ）と算出することができる。

（発電コストの算出）
以上の手法により算出した石炭価格（Ｕ３）、ＶＯＭの結果を数式２に代入すれば、Ｂ火力発電所の発電コストＷＢは、下記に示すとおり、４．０６（円／kWh）と算出することができる。
ＷＢ = (ｍ３・Ｕ３／ＨＶ３)／(η／3600) ＋ ＶＯＭ
= (1.00・7．40／27920)／(0．4225／3600) ＋ 1．80
= 4．06 (円/kWh)

（Ｃ火力発電所の場合）
次に、Ｃ火力発電所の発電コストの算出手法を以下説明する。Ｃ火力発電所の場合は、図１５の公知の諸元によれば、使用燃料がＬＮＧ及びＣ重油であるから、このＬＮＧ価格（Ｕ４）の算出手法について、以下に説明する。

（ＬＮＧ価格（Ｕ４）の算出）
Ｃ火力発電所で使用されるＬＮＧ価格についても、その詳細は不明であるが、ＬＮＧ価格は、一般に約２ヶ月前の原油の輸入価格平均値（ＪＣＣ）と関連付けて決定されることが知られている。そこで、ＬＮＧ価格（Ｕ４）は、２ヶ月前のＪＣＣとＬＮＧの日本への輸入価格（財務省が毎月発表する貿易統計のＬＮＧの平均輸入価格）との相関図から求めた相関式に基づいて算出する。

このＬＮＧ価格（Ｕ４）と２ヶ月前のＪＣＣとの相関図は、図１６に示す財務省「貿易統計」ら得られる「ＬＮＧ輸入価格データ」とＪＣＣデータに基づいて作成することができる。図１７にその相関図を示す。この相関図から相関式を求めることで、ＬＮＧ価格Ｕ４を算出することができる。

例えば、２００７年９月１日を現在とし、この日より２０日後の２００７年９月２１日のＬＮＧ輸入価格を算出する場合、図１８に示すとおり、２ヶ月前のＪＣＣが５１．６０（円／リットル）の時、２００７年９月２１日のＣ火力発電所のＬＮＧ価格は、４５．４（円／ｋｇ）と算出することができる。

このＬＮＧ価格（Ｕ４）は、Ｃ火力発電所に限らず、ＬＮＧを使用するすべての火力発電所で同じであるといえるから、本実施形態においては、ＬＮＧを使用する火力発電所のＬＮＧ価格は、一律このＬＮＧ輸入価格とする。

（Ｃ重油価格（Ｕ２）の算出）
Ｃ火力発電所のＣ重油価格は、上述したとおり、Ｃ重油を使用するすべての火力発電所で同じであるから、２００７年９月１日を現在とし、この日より２０日後の２００７年９月２１日のＡ火力発電所のＣ重油価格と同じ５６．０（円／リットル）である。

（ＶＯＭの算出）
Ｃ火力発電所のＶＯＭも、Ａ火力発電所の場合と同様に、その公知の諸元から上記数式３に基づいて算出することができる。図１９に示す結果によれば、Ｃ火力発電所のＶＯＭは、４．４１（円／ｋＷｈ）と算出することができる。

（発電コストの算出）
以上の手法により算出したＬＮＧ価格（Ｕ４）、Ｃ重油価格（Ｕ２）、ＶＯＭを上記数式２に代入すれば、Ｃ火力発電所の発電コストＷＣは、下記に示すとおり、１４．６７（円／kWh）と算出することができる。
ＷＣ = {(ｍ２・Ｕ２／ＨＶ２) + (ｍ４・Ｕ４／ＨＶ４)}／(η／3600) + ＶＯＭ
= {(0．01・54．9／41915) + (0．99・45．4／43800)}／(0．3647／3600) + 4．41
= 14．67 (円/kWh)

以上の手法により、Ａ火力発電所乃至Ｃ火力発電所の発電コストを算出した結果を図２０に示す。

（供給スタック予測モデルの作成）
このような発電コストの算出手法を沖縄を除く複数の火力発電所毎にそれぞれ実施して、各火力発電所の発電コストを算出する。そして、この発電コストの算出値を昇順に並べたものを縦軸に、各火力発電所の容量の累積和を横軸にプロットすることにより、図２１に点線で示すような、２００７年９月１日を現在としこの日より２０日後の２００７年９月２１日の供給スタック予測モデルを作成することができる。

（運転・停止パターンの算出）
ところで、全国の火力発電所では、そのすべてが同時に運転・稼動停止することはほとんどなく、現実的にはあるパターンで運転・停止を繰り返すことになる。火力発電所の運転・停止を決める定期点検の周期は、一般に４年間で１パターンのサイクルで繰り返されるのが通常である。
本実施形態では、上記供給スタック予測モデルは、全国の火力発電所が１００％稼動することを前提に作成しているから、各火力発電所の実際の運転・停止のパターンで補正する必要がある。

図２１において実線で示すモデルが補正後の供給スタック予測モデルである。ここで、この補正手法について、具体的に説明する。
下記非特許文献４には、全国の火力発電所の発電機毎、年度毎に、いつからいつまで定期点検のために停止するか、という発電・補修データが公開されている。発電機が定期点検により停止している期間中、その発電機は運転できないため、当該火力発電所の発電容量は、停止している発電機の容量分、減じられることになる。その減じられた発電容量をもって、前記供給スタック予測モデルを補正することにより、実際の運転・停止のパターンが反映された供給スタック予測モデルを作成することができる。
（非特許文献４：経済産業省資源エネルギー庁電力・ガス事業部編、「電力需給の概要」（平成１５年度までの各年度））

Ａ火力発電所の発電・補修データの例を図２２に示す。なお、ボイラーおよびタービンの番号は、発電機番号と読み替えても構わない。たとえば、発電機番号３（設備容量６００ＭＷ）は、２００３年５月５日から同７月４日まで停止している。同図より、２００３年４月１日は、発電機番号４（設備容量６００ＭＷ）が停止中なので、Ａ発電所の発電可能容量は４４００―６００＝３８００（ＭＷ）であることが判る。同様に、２００３年１１月１日は、発電機番号２（設備容量６００ＭＷ）と発電機番号５が停止中なので、Ａ発電所の発電可能容量は４４００―６００―１０００＝２８００（ＭＷ）であることが判る。

このような発電可能容量の算出を、１日ごと４年間実施した結果が図２３である。ここで、２００７年９月２１日のＡ発電所の発電可能容量を求めたい場合は、各年度の９月２１日の発電可能容量の平均をとり、（３８００＋４４００＋４４００＋３４００）／４＝４０００（ＭＷ）とする。２００７年９月２１日の供給スタックモデルを作成する際、Ａ火力発電所の設備容量を４０００（ＭＷ）とすることにより、Ａ火力発電所の運転・停止パターンを反映させることができる。

このような運転・停止パターンの算出を複数の火力発電所毎に行い、この結果を反映して前記供給スタック予測モデルを補正したものが図２１の実線で示す供給スタック予測モデルである。

一方、電力需要の予測手法は、次のように行う。
（最大電力需要の算出）
最大電力需要は、気温との相関性が大きいと言われているため、過去の最大電力需要データと過去に公表された「気温予測値データ」とから最大電力需要曲線（相関式）を求め、それに予測しようとする日に対応する公表されたの「気温予測値データ」を挿入することにより、当該予測日の最大電力需要を算出することができる。そして、この最大電力需要曲線である相関式は、気象業務支援センターが発行しているＣＤ−ＲＯＭの「最高気温予測データ」と電気新聞に記載された「最大電力需要データ」に基づいて作成することができる。なお、気象予測値データは気象庁が発表したものに限られず、他の予報機関により公表されたものを用いてもよい。

図２４には、気象庁が発表した２００２年４月１日〜２００７年３月３１日までの最高気温予測値データ（沖縄を除く都道府県庁所在地平均）と、同期間の最大電力需要データ（９電力合計値）から作成した相関図が図示されている。この相関図に基づいて最大電力需要曲線である２次関数を求めた結果が下記数式４である。この数式４の２次関数に、例えば、２００７年９月１日時点から２０日後の予測日９月２１日の気象庁発表の最高気温予測値であるＴｍａｘ＝２９．５（℃）を代入して最大電力需要予測値Ｄｍａｘを求めると、１４１．８（ＧＷ）となる。

このように求めた最大電力需要予測値には、原子力発電及び水力発電が担う需要が含まれているから、本実施形態では、これら原子力発電及び水力発電の過去の出力値を減じて火力需要予測とするが、この原子力発電及び水力発電のそれぞれの出力値は、次のように求める。

（原子力発電出力値の算出）
全国の原子力発電所では、そのすべてが同時に運転・稼動停止することはほとんどなく、現実的にはあるパターンで運転・停止を繰り返すことになる。原子力発電所の運転・停止を決める定期点検の周期は、一般に前回定期点検終了後１３ヵ月後に次の定期点検が開始される、というパターンのサイクルで繰り返されるのが通常である。そこで、本実施形態では、過去の最新の定期点検終了日から起算して１３ヶ月後に次の定期点検が開始されるものとし、その定期点検による停止日数は、過去の停止日数の平均値とする。
そして、下記非特許文献５には、全国の原子力発電所の発電機毎、年度毎に、いつからいつまで定期点検のために停止したか、という停止実績データが公開されているから、この停止実績データから、Ａ火力発電所の場合と同様に、Ｄ原子力発電所の過去の発電可能容量の実績値を求めたのが図２５である。なお、Ｄ原子力発電所は、８９０ＭＷの発電機２台からなる設備容量合計が１７８０ＭＷの発電所である。
（非特許文献５：有限責任中間法人日本原子力技術協会ホームページ「原子力発電所の運転状況」）

同図から２００７年度のＤ原子力発電所の出力を算出する手法を以下に説明する。２００６年度末までの発電機番号１の最新の停止実績は、２００５年１２月１３日から２００６年３月１日までである。したがって、２００６年３月１日から起算して１３ヵ月後、すなわち２００７年４月１日に次の定期点検が開始されるものとし。その停止期間は、過去の停止日数の平均値である７２日間として、２００７年７月１２日までとする。

発電機番号２についても同様に停止期間を求める。２００６年度末までの発電機番号２の最新の停止実績は、２００６年４月２日から同５月２２日までである。したがって、２００６年５月２２日から起算して１３ヵ月後、すなわち２００７年６月２２日に次の定期点検が開始されるものとし。その停止期間は、過去の停止日数の平均値である６４日間として、２００７年８月２５日までとする。

前記の発電機番号１と発電機番号２の停止を重ね合わせ、Ｄ原子力発電所の２００７年度の発電可能容量を求めると、４月１日から６月２１日まで発電機番号１が停止しているため、１７９０−８９０＝８９０（ＭＷ)、６月２２日から７月１２日まで発電機番号１および２が停止しているため、１７９０−８９０−８９０＝０（ＭＷ)、7月１３日から８月２５日まで発電機番号２が停止しているため、１７９０−８９０＝８９０（ＭＷ）、８月２６日から翌年３月３１日までは停止がないため、１７９０（ＭＷ）となる。

このようなＤ原子力発電所の出力値の算出を、全国に設けられた原子力発電所毎に行って、原子力発電所の出力値を得ることができる。この手法により２００７年９月２１日の原子力出力値を算出した結果は、３７（ＧＷ）であった。

（水力発電出力値の算出）
水力発電所の出力は、春先の豊水期の高出力とそれ以外の渇水期の低出力を１年周期で繰り返すため、ある月の出力が過去の同じ月の出力と同等になるとして算出する。
非特許文献６のデータから、１９９７〜２００６年度の水力発電の月間発電量の平均値を求めた結果を図２６に示す。２００７年９月の月間発電量は、同図の９月平均値５８４０（ＧＷｈ）と同等になるとし、これを暦時間数(３０×２４＝７２０時間)で除すことにより、５８４０／７２０＝８．１１１（ＧＷ）となる。
（非特許文献６：経済産業省資源エネルギー庁ホームページ「電力調査統計」）

以上の手法により、原子力出力値及び水力発電出力値を算出し、この結果を前記最大電力需要予測値から減ずると、２００７年９月２１日の最大火力需要は、１４１．８−３７−８．１１１＝９６．７（ＧＷ）と求めることができる。

（電力市場価格の予測）
本実施形態の予測方法では、このような手法よって得られた火力需要予測値９６．７（ＧＷ）を図２１の供給スタック予測モデルの発電容量とするものであるから、この火力需要予測値と供給スタック予測モデルとの交点から発電コスト１６．５（円／ｋＷｈ）を予測することができる。
したがって、このような電力市場価格は、当該日である２００７年９月２１日の最大価格予測値ということができる。

以上の実施の形態では、２００７年９月１日を現在としこの日より２０日後の気温予測値を使用して２００７年９月２１日の電力市場価格を予測するものであるが、例えば３０日後の気温予測値を使用すれば、３０日後の予測をも行うことができる。

Claims (4)

1. 複数の火力発電所のそれぞれの発電コストを下記数式１により算出しその結果に基づいて発電容量と発電コストとの供給スタック予測モデルを作成するステップと、
   複数の火力発電所のそれぞれの運転・停止パターンに基づいて各火力発電所毎の発電容量を補正するステップと、
   該各火力発電所毎に補正した発電容量に基づいて前記供給スタック予測モデルを補正するステップと、
   過去の最大電力需要データと最高気温予測値データとから最大電力需要と最高気温予測値との相関性を示す最大電力需要を作成するステップと、
   過去の実績データから予測日の原子力発電及び水力発電の出力値を算出するステップと、
   前記最大電力需要と公表された数週間後の最高気温予測データから得られる該予測日の最高気温値との交点から、該予測日の最大電力需要値を算出するステップと、
   該最大電力需要値から前記原子力発電及び水力発電の出力値を減じて該予測日の最大火力需要値を算出するステップと、
   該最大火力需要値と前記補正後の供給スタック予測モデルとの交点から、予測日の電力市場価格を予測するステップと、
   を含むことを特徴とする電力市場価格予測方法。
   

   

   ここで、ｋは燃料種別を示す指標、Ｕは燃料価格の予測値、ｍは燃料の混合割合、ＨＶは単位量当りの燃料から得られる熱量である単位発熱量（ｋＪ／ｕｎｉｔ）、ηは火力発電所において燃料の熱量を電力量に変換する熱効率、ＶＯＭはその火力発電所を運転するために必要な運用コストと維持コストである。
2. 前記供給スタック予測モデルを作成するステップにおいて、前記数式１における燃料価格の予測値は、燃料の産油地の現物価格と燃料価格の実測値との相関から算出される請求項１に記載の電力市場価格予測方法。
3. 前記供給スタック予測モデルを作成するステップにおいて、前記数式１における燃料価格の予測値は、前記予測日よりも所定のタイムラグ分だけ以前の日における予測値が用いられる請求項２に記載の電力市場価格予測方法。
4. 前記供給スタック予測モデルを作成するステップにおいて、前記発電コストは、複数の火力発電所が属する電気事業者から提出される損益計算書から算出された運用、維持コストを、前記電気事業者に属する前記複数の火力発電所の設備容量比で按分することにより算出される請求項１から３のいずれかに記載の電力市場価格予測方法。

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