JP4449597B2 - 発電設備に対する投資の効果を評価するための情報処理方法及び装置 - Google Patents

Description

本発明は、発電設備に対する投資の効果を評価するための情報処理技術に関する。

例えば特開２００２−３２８９８９号公報には、オーナーの施設維持管理に関するポリシーを反映した修繕改修の予算配分計画を決定するための技術が開示されている。すなわち、施設オーナーのポリシーに応じて設定された各評価項目についての重要度を記憶する重要度テーブルと、各施設の各修繕改修対象箇所の劣化度を記憶する優先度判定テーブルとが設けられ、各箇所について、重要度テーブルに記憶された重要度と、優先度判定テーブルに記憶された劣化度とに基づいて修繕改修の優先度が計算される。また、優先度判定テーブルには各対象箇所の修繕改修コストおよび予算仮配分を示すフラグが記録され、各施設について再取得現在価格と予算仮配分設定とに基づいて、現状および仮配分予算実行後のＦＣＩ指標値が計算され比較表示される。

また、特開２００３−２８４２６０号公報には、発電設備の改修又は更新時の設備投資による負担を軽減できる発電設備改修及び更新支援技術が開示されている。すなわち、発電設備に設けられてこの発電設備の発電状態に関するデータを監視する発電状態監視装置と、通信回線を介して受信したこの発電状態に関するデータに基づいて発電設備の改修または更新によって生じる発電電力の増加量を算出する発電電力増加量演算手段とを備える。これにより、算出された発電電力の増加量と売電料金に基づいて発電設備の改修または更新によって得られる増収金額を算出でき、この増収分を発電設備の改修または更新に関する費用の支払いに充当できるため、発電設備の改修または更新時の初期設備投資による負担を軽減できる、とされている。
特開２００２−３２８９８９号公報 特開２００３−２８４２６０号公報

上で述べた特許文献では、改修又は更新にかかる費用や発電電力の増加による増収金額についての考察はなされているが、設備投資の効果は、投資額や発電電力の増加だけでは適切に評価できない。

従って、本発明の目的は、発電設備に対する投資の効果を適切に評価するための情報処理技術を提供することである。

本発明の第１の態様に係る、発電設備に対する投資の効果を評価するための情報処理方法は、発電設備に対する投資効果を表し且つ経年変化する指標（例えば実施の形態では熱効率）の当該投資実施後の予定値と当該投資を行わなかった場合の推定値とに基づき、発電設備に対する投資効果を上記指標についての時間の巻き戻し分（例えば実施の形態におけるｄ）として特定し、当該巻き戻し分の時間データを投資効果データ格納部に格納するステップと、保守費モデル曲線データ格納部に格納された、モデル設備の保守費の経時変化を表す対数回帰曲線の回帰係数と、発電設備の特定時点（例えば実施の形態における現在年（処理実行時））における保守費と特定時点における上記対数回帰曲線の値との比と、投資効果データ格納部に格納された時間データと、推定年（例えば実施の形態における評価年）の時間データとを用いて、投資実施後の保守費の予定値と当該投資を行わなかった場合の保守費の予定値との推定年における差を算出し、保守費投資効果データ格納部に格納するステップとを含む。

このようにすれば、本発明の発明者が非自明に着想した、保守費が検討対象設備の運用開始から対数関数的に増加するという観点に従い、さらに発電設備に対する投資の効果の１つとして特定される時間の巻き戻し分を反映させて、発電設備に対する投資により変化する保守費を把握することができるようになる。すなわち、設備投資による保守費の増減を評価できるようになる。

また、本発明の第１の態様において、入力データ格納部に格納された上記発電設備の当初の出力電力の値と、発電設備に対する投資実施後の推定年における発電設備の出力電力の推定値との差に基づき、発電設備に対する投資が電力系統に与える影響を金額で算出し、系統影響金額データ格納部に格納する第１統計影響金額算出ステップをさらに含むようにしてもよい。例えば、１つの発電設備に対して設備投資を行う場合であっても、複数の発電設備を有する発電事業者は、電力系統に与える影響をも考慮しなければ、設備投資の効果を総合的に評価することにはならず、投資の部分的な最適化がなされる恐れがある。そこで、発電設備の当初の出力電力の値をベースにして、出力電力の増減に応じた、電力系統に対するコストの増減や収入の増減を考慮するものである。

さらに、本発明の第１の態様において、発電設備に対する投資実施後の推定年における発電設備の出力電力の推定値と発電設備に対する投資を行わなかった場合の推定年における発電設備の出力電力の推定値とを用いて、発電設備に対する投資効果として売電収入の差を算出し、売電収入投資効果データ格納部に格納するステップと、投資効果データ格納部に格納されたデータを用いて算出される、発電設備に対する投資実施後の推定年における発電設備の熱効率の推定値と、発電設備に対する投資を行わなかった場合の推定年における発電設備の熱効率の推定値と、発電設備に対する投資実施後の推定年における発電設備の出力電圧の推定値と、発電設備に対する投資を行わなかった場合の推定年における発電設備の出力電力の推定値とを用いて、発電設備に対する投資効果として燃料費の差を算出し、燃料費投資効果データ格納部に格納するステップと、入力データ格納部に格納された発電設備に対する投資額及び割引率と、保守費投資効果データ格納部に格納されたデータと、系統影響金額データ格納部に格納されたデータと、売電収入投資効果データ格納部に格納されたデータと、燃料費投資効果データ格納部に格納されたデータとを用いて、推定年における、発電設備に対する投資効果に係るキャッシュフローを所定のルールに従って算出し、キャッシュフローデータ格納部に格納するステップとをさらに含むようにしてもよい。

このように売電収入の増減及び燃料費の増減などを考慮に入れてキャッシュフローを算出することにより、発電設備に対する投資の効果を適切に評価できるようになる。

また、本発明の第１の態様において、保守費モデル曲線データ格納部に格納された、モデル設備の保守費の経時変化を表す対数回帰曲線の回帰係数と、発電設備に対する投資として新規発電設備に置き換えた場合における初期的な出力電力の値に基づき且つインフレーションが考慮された推定保守費と新規発電設備への置き換え時における対数回帰曲線の値との比とを用いて、新規発電設備に置き換えた後の推定年における第２の保守費を算出し、保守費投資効果データ格納部に格納するステップをさらに含むようにしてもよい。

発電設備には発電設備より寿命の長い送電設備が連結されており、旧発電設備が寿命を迎えた場合には当該旧発電設備のリプレイスを行う場合が多い。本発明では、発電設備のリプレイスについても考慮されており、リプレイスの場合における保守費を、本発明の発明者が非自明に着想した、保守費が運用開始から対数関数的に増加するという観点に従って算出することができるようになる。

また、本発明の第１の態様において、入力データ格納部に格納された発電設備の当初の出力電力の値と、新規発電設備に置き換えた場合における新規発電設備の出力電力の推定値との差に基づき、新規発電設備への置き換え投資が電力系統に与える影響を金額で算出し、第２の系統影響金額データとして系統影響金額データ格納部に格納する第２系統影響金額算出ステップをさらに含むようにしてもよい。発電設備のリプレイスの場合であっても、電力系統への影響を考慮することにより、より適切な投資効果の評価が可能となる。

さらに、本発明の第１の態様において、新規発電設備への置き換え投資後の推定年における新規発電設備の出力電力の推定値を用いて、新規発電設備への置き換え投資の効果として第２の売電収入を算出し、売電収入投資効果データ格納部に格納するステップと、新規発電設備への置き換え投資実施後の推定年における新規発電設備の熱効率の推定値と、新規発電設備への置き換え投資後の推定年における新規発電設備の出力電力の推定値とを用いて、新規発電設備への置き換え投資の効果として第２の燃料費を算出し、燃料費投資効果データ格納部に格納するステップと、入力データ格納部に格納された新規発電設備への置き換え投資の額及び割引率と、保守費投資効果データ格納部に格納された第２の保守費のデータと、系統影響金額データ格納部に格納された第２の系統影響金額データと、売電収入投資効果データ格納部に格納された第２の売電収入のデータと、燃料費投資効果データ格納部に格納された第２の燃料費のデータとを用いて、推定年における、発電設備に対する投資効果に係るキャッシュフローを所定のルールに従って算出し、キャッシュフローデータ格納部に格納するステップとをさらに含むようにしてもよい。

このようにリプレイスの場合にも、売電収入の増減及び燃料費の増減などを考慮に入れてキャッシュフローを算出することにより、発電設備に対する投資の効果を適切に評価できるようになる。

さらに、本発明の第１の態様において、入力データ格納部に格納された割引率によりキャッシュフローデータ格納部に格納された特定年におけるキャッシュフローの割戻し処理を実施し、処理結果を現在価値データ格納部に格納するステップをさらに含むようにしてもよい。キャッシュフローを所定の割引率で割り戻すことによって現在価値を求めれば、処理結果の比較を適切に行うことができるようになる。

また、本発明の第１の態様において、新規発電設備の予定稼動終了時期が、発電設備に対する投資効果の評価期間終了までに到達する場合、新規発電設備への置き換え投資実施後における新規発電設備の予定稼動期間における割戻し後のキャッシュフローを現在価値データ格納部から読み出し、読み出してデータを用いて等価年間経済価値（例えば実施の形態におけるＥＡＶ）を算出し、新規発電設備の予定稼動終了時期から評価期間終了までの割戻し後のキャッシュフローとして現在価値データ格納部に格納するステップをさらに含むようにしてもよい。例えば、改修時期、リプレイス時期を任意に指定できるとすると、評価期間中において早期にリプレイス後の発電設備が寿命を迎える場合もあれば、評価期間終了後にリプレイス後の発電設備が寿命を迎える場合も生じ得る。これらのケースを比較する際には、後者のキャッシュフローの方が多くなる場合が多い。従って、上で述べたように、等価経済価値を算出して、新規発電設備の予定稼動終了時期から評価期間終了までの割戻し後のキャッシュフローとして取り扱うことにすれば、ケース間の比較を適切に行うことができるようになる。

さらに、本発明の第１の態様において、発電設備に対する投資である既存発電設備への改修の時期と当該改修の効果を表すデータ（例えば出力電力や熱効率の予定値）、及び発電設備に対する投資である新規発電設備への置き換えの時期と当該新規発電設備への置き換え効果を表すデータ（例えば出力電力や熱効率の予定値）を含むケース・データの入力を促すステップをさらに含み、入力された上記ケース・データに従って、各上記ステップが実行され、さらに、現在価値データ格納部に格納されているデータを用いて、ケース・データに対応する割戻し後のキャッシュフローのデータを表示装置に表示するステップを含むようにしてもよい。このように複数のケースにつき処理を実施すれば、改修の時期やリプレイス時期等による設備投資パターンの優劣を評価できるようになる。

なお、本発明の第１の態様において、第１又は第２系統影響金額算出ステップにおいて、発電設備又は新規発電設備が、ベースプラントである場合と、アンシラリープラントである場合とに分けて、電力系統に与える影響を金額で算出するようにしてもよい。ベースプラントとアンシラリープラントでは、その役割、コスト並びに収入の算出形態が異なるためである。

本発明の第２の態様に係る情報処理方法は、入力データ格納部に格納された、新規発電設備に置き換えた場合における初期的な出力電力の値及びインフレーション率と、保守費モデル曲線データ格納部に格納された、モデル設備の保守費の経時変化を表す対数回帰曲線の回帰係数とを用いて、新規発電設備に置き換えた場合における初期的な出力電力の値に基づき且つインフレーションが考慮された推定保守費と新規発電設備への置き換え時における対数回帰曲線の値との比を算出し、記憶装置に格納するステップと、記憶装置に格納された比のデータと保守費モデル曲線データ格納部に格納された対数回帰曲線の回帰係数とを用いて、新規発電設備に置き換えた後の推定年における保守費を算出し、保守費投資効果データ格納部に格納するステップとを含む。

例えば発電設備の改修を行わずにリプレイスを行う場合もあるため、その際にも本発明の発明者が非自明に着想した、保守費が運用開始から対数関数的に増加するという観点に従い、リプレイスの効果を評価できるようになる。

また、本発明の第２の態様において、入力データ格納部に格納された発電設備の当初の出力電力の値と、新規発電設備に置き換えた場合における新規発電設備の出力電力の推定値との差に基づき、新規発電設備への置き換え投資が電力系統に与える影響を金額で算出し、系統影響金額データ格納部に格納する系統影響金額算出ステップをさらに含むようにしてもよい。電力系統に与える影響を考慮することにより、設備投資の部分最適化をさけることが可能になる。

また、本発明に係る方法をコンピュータに実行させるためのプログラムを作成することも可能であって、当該プログラムは、例えばフレキシブル・ディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、光磁気ディスク、半導体メモリ、ハードディスク等の記憶媒体又は記憶装置に格納される。プログラム等は、ネットワークを介してデジタル信号として配信される場合もある。また、処理途中のデータについては、コンピュータのメインメモリ等の記憶装置に一時保管される。

本発明によれば、発電設備に対する投資の効果を適切に評価することができるようになる。

図１（ａ）及び図１（ｂ）を用いて本発明の実施の形態の概要を説明する。図１（ａ）及び図１（ｂ）に示したグラフの横軸は時間［年］を表しており、縦軸はキャッシュフローを示している。発電設備に対する投資には、例えば、図１（ａ）に示すように、一旦改修を行った後に新規発電設備にリプレイスし、新規発電設備をその経済的な設備寿命まで使用するパターンと、図１（ｂ）に示すように、改修を行わずに既存発電設備をその経済的な設備寿命まで使用した後に新規発電設備にリプレイスし、新規発電設備をその経済的な設備寿命まで使用するパターンとがある。

より詳しくは、図１（ａ）に示すように、既存発電設備のキャッシュフロー曲線ａ1が下がってきて経済的な設備寿命のタイミングＴ2に到達する前のタイミングＴ1で一旦改修を行うことにより、キャッシュフローを曲線ｂ1に変更して、改修を行った既存発電設備の経済的な設備寿命をタイミングＴ3まで延長する。既存発電設備については、タイミングＴ3にて新規発電設備にリプレイスする。リプレイス後のキャッシュフローは曲線ｃ1に従う。そして、新規発電設備については、新規発電設備の経済的な設備寿命であるタイミングＴ4で運用を停止する。また、図１（ｂ）に示すように、このパターンでは、既存発電設備をその経済的な設備寿命（タイミングＴ2）を迎えるまで使用する。その際キャッシュフローは曲線ａ1に従って下がって行く。そしてタイミングＴ2において新規発電設備にリプレイスする。リプレイス後のキャッシュフローは曲線ｃ2に従う。そして、新規発電設備については、新規発電設備の経済的な設備寿命であるタイミングＴ6でその運用を停止する。なお評価期間は、タイミングＴ0からＴ5までである。

改修時期やリプレイスのタイミングはそれぞれ設定によって異なるので、新規発電設備の経済的な設備寿命も、設定によって異なることになる。例えば、図１（ａ）における新規発電設備の経済的な設備寿命であるタイミングＴ4と、図１（ｂ）における新規発電設備の経済的な設備寿命であるタイミングＴ6とは異なる。一般的に、新規発電設備の経済的な設備寿命が、評価終了タイミングＴ5に近い又は評価終了タイミングＴ5を超える方が、キャッシュフローは増加するため、キャッシュフローから計算されるネット現在価値（ＮＰＶ：Net Present Value）で各設定の比較を行うと、新規発電設備の経済的な設備寿命が遅いほど有利ということになってしまう。本実施の形態では、このような現象を避けるため、新規発電設備の経済的な設備寿命が評価終了タイミングＴ5より前である場合には、新規発電設備の経済的な設備寿命から評価終了タイミングＴ5までの期間に、新規発電設備により生み出されるキャッシュフローから算出される等価年間経済価値（Equivalent Annual Value）を割り当てるものとする。

従って、発電設備に対する投資の効果を評価するため、図１（ａ）のようなパターンについては、タイミングＴ1において改修を行うことによって増加したキャッシュフロー（エリアＡ）の現在価値と、新規発電設備によりもたらされるキャッシュフロー（エリアＢ）の現在価値と、タイミングＴ4から評価終了のタイミングＴ5までに割り当てられた等価年間経済価値（エリアＣ）との総和をＮＰＶとして計算する。なお、曲線ａ1と縦軸及び横軸とで囲まれるエリアのキャッシュフローについては、設備投資を行わずとも生じるので、サンクコスト（sunk cost）として本実施の形態では無視する。図１（ｂ）のようなパターンについては、タイミングＴ2からタイミングＴ6までに新規発電設備によりもたらされるキャッシュフロー（エリアＤ）の現在価値と、タイミングＴ6から評価終了のタイミングＴ5までに割り当てられた等価年間経済価値（エリアＥ）の総和をＮＰＶとして計算する。そして、図１（ａ）の場合のＮＰＶと図１（ｂ）の場合のＮＰＶを比較することにより、改修の有無及びタイミングや規模、新規発電設備の規模などの評価を行う。

なお、場合によっては改修及びリプレイスを行わずに設備を廃棄するようなパターンについても考慮することができる。さらに、経済的な設備寿命を決定するのは難しいため、予め設定するようにしてもよい。

以上のような評価を実施するための、本発明の一実施の形態に係る設備投資評価装置の機能ブロック図を図２に示す。設備投資評価装置１０は、入力部１と、入力部１により入力されたデータを格納する入力データ格納部３と、入力データ格納部３に格納されたデータを用いて以下で詳細に述べる処理を実施する処理部５と、処理部５の処理結果を表示装置等の出力装置に出力する出力部７とを有する。なお、設備投資評価装置１０は、以下ではスタンドアロンの装置を想定しているが、例えばウェブ（Ｗｅｂ）サーバとして実装して、複数の端末からの指示に応じて、以下で述べる設備投資評価処理を実施するようにしても良い。

入力部１により入力され、入力データ格納部３に格納されるデータは、改修コスト、延長後の設備寿命年、改修後出力、改修後熱効率、改修予定年、改修工事による発電停止時間、評価年数、シナリオ、現在年、プラントタイプ、運用開始年、改修前計画出力、現在出力、改修前計画熱効率、現在熱効率、キャパシティベース保守費、平均利用率、売電単価、アンシラリープラント用出力補償コスト単価、プラント内の代替供給コスト単価、燃料費、インフレ率、割引率、新規設備価格、新規ユニット計画出力、新規ユニット計画熱効率、リプレイス所用日数、新規ユニット固定費、残存価額率、アンシラリープラントの平均燃料単価、系統平均売電単価、新規ユニット稼動年数等である。

次に、処理部５及び出力部７の機能ブロック図を図３乃至図１８を用いて説明する。図３に、処理部５における前処理部の一部を示す。図３に示すように、時間パラメータ設定部５０１は、入力データ格納部３に含まれる改修予定年データ格納部３０１と延長後の設備寿命年データ格納部３０２と現在年データ格納部３０３と運用開始年データ格納部３０４と評価年数データ格納部３０５とシナリオデータ格納部３３４と新規ユニット稼動年数データ格納部３３３とを参照して、以下で述べる処理を行い、処理結果である時間パラメータを時間パラメータデータ格納部５０２に格納するようになっている。

図４に、処理部５における前処理部の一部を示す。図４に示すように、熱効率関数決定処理部５０３は、現在熱効率データ格納部３０６と改修前計画熱効率データ格納部３０７と時間パラメータデータ格納部５０２とを参照して、熱効率の対数回帰曲線における回帰係数を算出して、熱効率関数パラメータデータ格納部５０４に格納するようになっている。改修効果算出部５０５は、熱効率関数パラメータデータ格納部５０４と改修後熱効率データ格納部３０８と時間パラメータデータ格納部５０２とを参照して、改修効果に係るデータを生成し、改修効果データ格納部５０６に格納するようになっている。第１熱効率算出部５０７は、改修後熱効率データ格納部３０８と熱効率関数パラメータデータ格納部５０４と時間パラメータデータ格納部５０２と改修効果データ格納部５０６とを参照して、第１及び第２の熱効率を算出し、第１の熱効率を第１熱効率データ格納部５０９に、第２の熱効率を第２熱効率データ格納部５１０に格納するようになっている。第２熱効率算出部５０８は、熱効率関数パラメータデータ格納部５０４と時間パラメータデータ格納部５０２と新規ユニット計画熱効率データ格納部３０９とを参照して、第３の熱効率を算出し、第３熱効率データ格納部５１１に格納するようになっている。

図５に、処理部５における前処理部の一部を示す。図５に示すように、出力関数決定処理部５１２は、現在出力データ格納部３１０と改修前計画出力データ格納部３１１と時間パラメータデータ格納部５０２とを参照して、出力の対数回帰曲線における回帰係数を算出して、出力関数パラメータデータ格納部５１３に格納するようになっている。第１出力算出部５１４は、出力関数パラメータデータ格納部５１３と時間パラメータデータ格納部５０２と改修後出力データ格納部３１２と改修効果データ格納部５０６とを参照して、第１及び第２の出力を算出し、第１の出力を第１出力データ格納部５１６に、第２の出力を第２出力データ格納部５１７に格納するようになっている。第２出力算出部５１５は、時間パラメータデータ格納部５０２と新規ユニット計画出力データ格納部３１３と出力関数パラメータデータ格納部５１３とを参照して、第３の出力を算出し、第３出力データ格納部５１８に格納するようになっている。

図６に、処理部５における前処理部の一部を示す。図６に示すように、出力減少分算出部５１９は、改修前計画出力データ格納部３１１と第１出力データ格納部５１６と第３出力データ格納部５１８とを参照して、出力減少分を算出し、出力減少分データ格納部５２０に格納するようになっている。

図７に、処理部５における前処理部の一部を示す。図７に示すように、発電時間算出部５２１は、改修工事による発電停止時間データ格納部３１４と平均利用率データ格納部３１５とリプレイス所用日数データ格納部３１６とを参照して、発電時間を算出し、発電時間データ格納部５２２に格納するようになっている。

図８に、処理部５における主要処理部の一部を示す。図８に示すように、差計算部５２３は、第１出力データ格納部５１６と第２出力データ格納部５１７とを参照して、第１の出力と第２の出力との差を算出し、出力差データ格納部５５６に格納するようになっている。売電収入算出部５２４は、出力差データ格納部５５６と発電時間データ格納部５２２と売電単価データ格納部３１７と時間パラメータデータ格納部５０２と第３出力データ格納部５１８とを参照して、設備投資に係る売電収入を算出し、売電収入データ格納部５２５に格納するようになっている。

図９に、処理部５における主要処理部の一部を示す。図９に示すように、第１保守費算出部５２７は、保守費関数パラメータデータ格納部５２６とキャパシティベース保守費データ格納部３１８と改修効果データ格納部５０６と現在出力データ格納部３１０と時間パラメータデータ格納部５０２と参照して、第１及び第２の保守費を算出し、第１の保守費を第１保守費データ格納部５２８に、第２の保守費を第２保守費データ格納部５２９に格納するようになっている。差計算部５３０は、第１保守費データ格納部５２８と第２保守費データ格納部５２９とを参照して、第１の保守費と第２の保守費との差を算出し、第３保守費データ格納部５３１に格納するようになっている。また、第２保守費算出部５３２は、時間パラメータデータ格納部５０２と保守費関数パラメータデータ格納部５２６とキャパシティベース保守費データ格納部３１８と新規ユニット計画出力データ格納部３１３とインフレ率データ格納部３２０とを参照し、第３の保守費を算出し、第３保守費データ格納部５３１に格納するようになっている。

図１０に、処理部５における主要処理部の一部を示す。図１０に示すように、燃料費算出部５３３は、第１出力データ格納部５１６と第２出力データ格納部５１７と第３出力データ格納部５１８と第１熱効率データ格納部５０９と第２熱効率データ格納部５１０と第３熱効率データ格納部５１１と発電時間データ格納部５２２と燃料単価データ格納部３２１とを参照し、設備投資に係る燃料費を算出して、燃料費データ格納部５３４に格納するようになっている。

図１１に、処理部５における主要処理部の一部を示す。図１１に示すように、ベースプラント用出力補償コスト算出部５３５は、発電時間データ格納部５２２と出力減少分データ格納部５２０とアンシラリープラント用出力補償コスト単価データ格納部３２２とを参照して、ベースプラント用の出力補償コストを算出し、ベースプラント用出力補償コストデータ格納部５３６に格納するようになっている。

図１２に、処理部５における主要処理部の一部を示す。図１２に示すように、アンシラリープラント（Ancillary Plant）用出力補償コスト算出部５３７は、発電時間データ格納部５２２と出力減少分データ格納部５２０とプラント内の代替供給コスト単価データ格納部３２３とを参照し、アンシラリープラント用の出力補償コストを算出し、アンシラリープラント用出力補償コストデータ格納部５３８に格納するようになっている。

図１３に、処理部５における主要処理部の一部を示す。図１３に示すように、出力補償収入算出部５３９は、発電時間データ格納部５２２と出力減少分データ格納部５２０と系統平均売電単価データ格納部３２４とを参照し、出力補償収入を算出し、出力補償収入データ格納部５４０に格納するようになっている。

図１４に、処理部５における主要処理部の一部を示す。図１４に示すように、燃料費削減効果算出部５４１は、発電時間データ格納部５２２と出力減少分データ格納部５２０とアンシラリープラントの平均燃料単価データ格納部３２５とを参照し、燃料費削減効果を算出し、燃料費削減効果データ格納部５４２に格納するようになっている。

図１５に、処理部５における主要処理部の一部を示す。図１５に示すように、設備投資額決定処理部５４３は、改修コストデータ格納部３２６と新規設備価格データ格納部３２７と時間パラメータデータ格納部５０２とを参照して、設備投資額を決定し、設備投資額データ格納部５４５に格納するようになっている。また、減価償却費決定処理部５４４は、改修コストデータ格納部３２６と新規設備価格データ格納部３２７と時間パラメータデータ格納部５０２と残存価額率データ格納部３２８とを参照して、減価償却費及び設備残存価額を算出し、減価償却費データ格納部５４６と設備残存価額データ格納部５４７とに格納するようになっている。

図１６に、処理部５における主要処理部の一部を示す。図１６に示すように、キャッシュフロー算出部５４８は、設備投資額データ格納部５４５と売電収入データ格納部５２５と燃料費データ格納部５３４と出力補償収入データ格納部５４０と燃料費削減効果データ格納部５４２とアンシラリープラント用出力補償コストデータ格納部５３８とベースプラント用出力補償コストデータ格納部５３６と第３保守費データ格納部５３１と固定費データ格納部３２９と減価償却費データ格納部５４６と設備残存価額データ格納部５４７と法人税率データ格納部３３１とを参照して、設備投資に係る各年のキャッシュフローを算出し、キャッシュフローデータ格納部５４９に格納するようになっている。また、ＮＰＶ算出部５５０は、キャッシュフローデータ格納部５４９と割引率データ格納部３３０と時間パラメータデータ格納部５０２とを参照して、キャッシュフローを割引率にて割り引いてネット現在価格ＮＰＶを算出し、ＮＰＶデータ格納部５５１に格納するようになっている。

図１７に、処理部５における主要処理部の一部を示す。図１７に示すように、ＥＡＶ（Equivalent Annual Value）算出部５５２は、時間パラメータデータ格納部５０２とＮＰＶデータ格納部５５１と割引率データ格納部３３０とを参照し、ＥＡＶを算出して、ＥＡＶデータ格納部５５３及びＮＰＶデータ格納部５５１に格納するようになっている。

図１８に、処理部５における主要処理部の一部を示す。図１８に示すように、合計ＮＰＶ算出部５５４は、ＮＰＶデータ格納部５５１と時間パラメータデータ格納部５０２とを参照し、評価期間中のＮＰＶを合計して合計ＮＰＶを算出し、合計ＮＰＶデータ格納部５５５に格納するようになっている。

次に、図１９乃至図４３を用いて図２乃至図１８に示した設備投資評価装置１０の処理内容について説明する。まず、入力部１は、例えば表示装置に図２０乃至図２２に示すような画面を表示して、ユーザに対してデータの入力を促し、ユーザからのデータ入力を受け付け、入力データ格納部３に格納する（図１：ステップＳ１）。図２０の入力画面例では、（１）改修コスト、（２）延長後の設備寿命年、（３）改修後出力、（４）改修後熱効率、（５）改修予定年、（６）改修工事による発電停止時間、（７）評価年数、（８）設備投資のシナリオの入力欄が設けられている。（１）乃至（６）については、３つのケースそれぞれにつき入力欄が設けられており、（７）評価年数及び（８）シナリオについては、３つのケースに共通のデータ入力欄が設けられている。なお、（７）評価年数については、２０年と４０年とのいずれかを選択するようになっている。（８）シナリオは、（１）改修を実施するシナリオ１、（２）改修を実施しないシナリオ２、（３）改修を実施して設備を廃棄するシナリオ３等を選択するようになっている。なお、より多くのシナリオから選択するようにしても良いし、別の種類のシナリオ・セットを提示するようにしても良い。

図２１の入力画面例は、図２０と同一画面又は別画面でユーザに提示される。図２１の入力画面例では、（９）現在年、（１０）プラントタイプ、（１１）運用開始年、（１２）改修前計画出力、（１３）現在出力、（１４）改修前計画熱効率、（１５）現在熱効率、（１６）キャパシティベースの保守費、（１７）５年平均利用率、（１８）売電単価、（１９）アンシラリープラント用補修コスト単価の入力欄が設けられている。これらの情報は、全てのケースに共通の基礎情報であり、（９）乃至（１６）についてはさらに評価期間内において変化しないデータである。（１７）５年平均利用率については、５年毎に設定するように入力欄が設けられている。利用率の想定は非常に難しいため、５年毎に設定するようになっている。（１８）及び（１９）については、１０年毎に設定するように入力欄が設けられている。

図２２の入力画面例は、図２０と同一画面又は別画面でユーザに提示される。図２２の入力画面例では、（２０）プラント内代替供給コスト単価、（２１）燃料費、（２２）インフレ率、（２３）割引率、（２４）新設設備価格、（２５）新規ユニット計画出力、（２６）新規ユニット計画熱効率、（２７）リプレイス所用日数、（２８）新規ユニットの固定費、（２９）新規ユニットの残存価額率、（３０）アンシラリープラントの平均燃料単価、（３１）系統平均売価単価、（３２）新規ユニット稼動年数の入力欄が設けられている。これらの情報は、全てのケースに共通の基礎情報であり、（２０）乃至（２３）、（２８）、（３０）及び（３１）については、１０年毎に設定するように入力欄が設けられている。（２４）乃至（２７）、（２９）及び（３２）については、評価期間内において変化しないデータである。

ユーザは図２０乃至図２２の入力画面に評価を行う各ケースについてのデータ及び全ケースに共通のデータを入力し、入力部１は、入力を受け付けて、入力データ格納部３に入力データを格納する。

そして、時間パラメータ設定部５０１(図３）は、シナリオデータ格納部３３４と改修予定年データ格納部３０１と延長後の設備寿命年データ格納部３０２と現在年データ格納部３０３と運用開始年データ格納部３０４と評価年数データ格納部３０５と新規ユニット稼動年数データ格納部３３３とを参照して、各ケースについて以下の処理で用いる時間パラメータの設定処理を行い、設定された時間パラメータを時間パラメータデータ格納部５０２に格納する（ステップＳ３）。

ステップＳ１では、例えば西暦で年のデータが入力されるが、出力、熱効率、保守費については、運用開始年からの年数の関数であるため、換算が必要となる。また、例えば、図２０乃至図２２に示したケース１は、改修及びリプレイスを実施するシナリオに沿って設備投資が行われる場合を想定しており、改修予定年は「２００４」、延長後の設備寿命年は「２０１０」、現在年は「２００２」、運用開始年は「１９８０」であり、また全ケース共通であるが評価年数は「４０」、新規ユニット稼動年数は「２５」である。この場合を考えると、出力等のカーブの起点は、リプレイス前は「１９８０」、リプレイス後は「２０１０」である。さらに、リプレイス後の新規ユニットの稼動終了年は「２０３４」、評価終了年は「２０４１」である。

従って、出力等のカーブの起点からの年数を算出するための時間パラメータｓ＝１９７９（＝１９８０−１）、ｒ１＝２００９（＝２０１０−１）を設定する。また、現在年ｃ＝２００２、改修予定年ｋ＝２００４、リプレイス予定年ｒ２＝２０１０、既存発電設備の運用開始から現在年までの年数ｔ１＝２３（＝２００２−１９７９）、リプレイス後の新規ユニットの稼動終了年ｔ４＝２０３４（＝２００９＋２５）、既存発電設備の運用開始年からリプレイス年までの年数ｔ２＝３１（＝２０１０−１９７９）、既存発電設備の運用開始年から改修予定年までの年数ｔ５＝２５（＝２００４−１９７９）、評価終了年ｔ６＝２０４１、新規ユニット稼動年数ｐ＝２５等の時間パラメータを算出又は特定し、時間パラメータデータ格納部５０２に格納する。なお、全てのケースについての時間パラメータを、ケース毎に時間パラメータデータ格納部５０２に格納する。

なお、本ステップにおいて計算される時間パラメータについては、各処理において必要に応じて計算するようにしても良い。

次に、出力関数決定処理部５１２（図５）は、出力関数決定処理を実施する（ステップＳ５）。この処理については図２３を用いて説明する。出力関数決定処理部５１２は、現在出力データ格納部３１０から現在出力、改修前計画出力データ格納部３１１から改修前計画出力のデータを取得する（ステップＳ２１）。また、時間パラメータデータ格納部５０２を参照して、運用開始年から現在年までの年数ｔ１のデータを取得する（ステップＳ２３）。そして、運用開始年を１、その時の出力を改修前計画出力、現在年をｔ１、その時の出力を現在出力として対数回帰計算を実施し、出力関数ＯＰ(t)の回帰係数を算出し、出力関数パラメータデータ格納部５１３に格納する（ステップＳ２５）。

図２４に示すように、発電設備の出力は、年々対数関数的に減少して行く。標準的な出力関数ＯＰ(t)のカーブを別途得ることはできるが、運転状況などによって大きなばらつきがあることがわかっている。従って、本実施の形態ではステップＳ２５に示したように、２点のデータを用いて対数回帰計算を実施し、ａ_opｌｎ(t)＋ｂ_opと表される出力関数ＯＰ(t)の係数ａ_op及びｂ_opを算出して、以下の処理で用いることにする。

図１９の説明に戻って、次に熱効率関数決定処理部５０３（図４）は、熱効率関数決定処理を実施する（ステップＳ７）。この処理については図２５を用いて説明する。熱効率関数決定処理部５０３は、現在熱効率データ格納部３０６から現在熱効率、改修前計画熱効率データ格納部３０７から改修前計画熱効率データを取得する（ステップＳ３１）。また、時間パラメータデータ格納部５０２を参照して、運用開始年から現在年までの年数ｔ１のデータを取得する（ステップＳ３３）。そして、運用開始年を１、その時の熱効率を改修前計画熱効率、現在年をｔ１、その時の熱効率を現在熱効率として対数回帰計算を実施し、熱効率関数ＨＲ(t)の回帰係数を算出し、熱効率関数パラメータデータ格納部５０４に格納する（ステップＳ３５）。

図２６に示すように、発電設備の熱効率は年々対数関数的に増加して行く。標準的な熱効率関数ＨＲ(t)のカーブを別途得ることができるが、運転状況などによって大きなばらつきがある。従って、本実施の形態ではステップＳ３５に示したように、２点のデータを用いて対数回帰計算を実施し、ａ_hrｌｎ(t)＋ｂ_hrと表される熱効率関数ＨＲ(t)の係数ａ_hr及びｂ_hrを算出して、以下の処理で用いることとする。

次に、処理部５は、未処理ケースを１つ選択する（ステップＳ９）。そして、改修効果算出部５０５（図４）は、改修を実施する場合には、改修効果を算出する処理を実施する（ステップＳ１１）。この処理については図２７及び図２８を用いて説明する。まず図２７を用いて改修効果の概要について説明する。通常改修が行われると熱効率は改善される。すなわち熱効率は減少する。図２７に示すように、ｔ５（＝ｋ−ｓ）において改修が行われ、Ｃだけ熱効率が下がるとするならば、本改修は、熱効率については、熱効率関数ＨＲ(t)を時間ｄだけ右にシフトさせるだけの効果があったことになる。すなわち、改修後の熱効率関数は、ＨＲ(t-d)と表すことができ、時間ｄだけ巻き戻した分の効果があったと言える。そこで、改修効果としてｄを図２８の処理フローに従って算出することとする。

まず改修効果算出部５０５（図４）は、改修後熱効率データ格納部３０８から改修後熱効率を取得する（ステップＳ４１）。そして、熱効率関数パラメータデータ格納部５０４に格納された係数により特定される熱効率関数ＨＲ(t)に従って、改修後熱効率となる期間ｔ３を算出する（ステップＳ４３）。ａ_hrｌｎ（ｔ３）＋ｂ_hr＝改修後熱効率を展開すれば、ｔ３＝ｅｘｐ｛（改修後熱効率−ｂ_hr）／ａ_hr｝となり、ｔ３を得ることができる。最後に、時間パラメータデータ格納部５０２を参照し、改修効果ｄ＝ｔ５−ｔ３を計算して、計算結果を改修効果データ格納部５０６に格納する（ステップＳ４５）。

図１９の説明に戻って、次に、処理部５は、評価年ｅを現在年ｃに設定する（ステップＳ１３）。そして、ｅ＜ｋであるか判断する（ステップＳ１５）。すなわち、改修前であるか否かを判断する。改修前は、設備投資のインパクトはないので、評価年ｅを更新するだけである。なお、改修を行わないケースの場合、ｅ＜ｒ２であるか判断する。ステップＳ１５で改修前であると判断されると、ｅを１インクリメントして（ステップＳ１７）、ステップＳ１５に戻る。一方、ｅ＝ｋとなると、端子Ａを介して図２９の処理に移行する。

次に端子Ａ以降の処理を図２９乃至図４３を用いて説明する。図２９において、まず、処理部５は、ＮＰＶ計算処理を実施する（ステップＳ５１）。この処理については図３０を用いて説明する。

まず、設備投資額決定処理部５４３（図１５）は、改修コストデータ格納部３２６と新規設備価格データ格納部３２７とを参照して、評価年ｅの設備投資額を特定し、設備投資額データ格納部５４５に格納する（ステップＳ８１）。より具体的には、評価年ｅが改修予定年ｋであれば、改修コストデータ格納部３２６に格納されている改修コストを、設備投資額として特定する。また評価年ｅがリプレイス予定年ｒ２であれば、新規設備価格データ格納部３２７に格納されている新規設備価格を、設備投資額として特定する。

次に、売電収入算出部５２４等が売電収入算出処理を実施する（ステップＳ８３）。この処理については図３１を用いて説明する。

まず、評価年ｅ＜リプレイス予定年ｒ２である場合には（ステップＳ１０１：Ｙｅｓルート）、第１出力算出部５１４（図５）は、評価年ｅにおける改修後の出力推定値である第１の出力を算出する（ステップＳ１０３）。出力関数ＯＰ(t)において、ｔ＝評価年ｅ−ｓ−改修効果ｄとして算出する。出力の算出処理については図３２を用いて説明する。

図３２においても、評価年ｅ＜リプレイス予定年ｒ２である場合には（ステップＳ１２１：Ｙｅｓルート）、第１出力算出部５１４（図５）は、出力関数パラメータデータ格納部５１３に格納された出力関数ＯＰ(t)の係数を用いて出力を算出し、第１出力データ格納部５１６又は第２出力データ格納部５１７に格納する（ステップＳ１２３）。すなわち、出力＝ａ_opｌｎ（ｔ）＋ｂ_opを算出する。なお、改修後の出力推定値を算出した場合には、第１出力データ格納部５１６に格納し、改修前の出力推定値を算出した場合には、第２出力データ格納部５１７に格納する。

なお、ステップＳ１０３において図３２の処理が呼び出された場合には、ｔ＝評価年ｅ−ｓ−改修効果ｄとして出力を算出する。このように改修の効果を時間の巻き戻し分で反映させているが、改修効果ｄは熱効率について算出された時間の巻き戻し分であるため、出力については全く同じ改修効果ｄとならないかもしれない。場合によっては、熱効率の場合と同様に出力について改修効果を算出して、それを用いるようにしてもよい。また、評価年ｅ＝改修予定年ｋの場合には、改修後出力が改修後出力データ格納部３１２に格納されているので、その値を用いる。

一方、評価年ｅ≧リプレイス予定年ｒ２であれば（ステップＳ１２１：Ｎｏルート）、第２出力算出部５１５（図５）は、新規ユニット計画出力データ格納部３１３から新規ユニット計画出力を取得する（ステップＳ１２５）。そして、新規ユニット計画出力を用いて変更された、出力関数ＯＰ(t)の係数を用いて出力（第３の出力）を算出し、第３出力データ格納部５１８に格納する（ステップＳ１２７）。リプレイスにより導入された新規ユニットの出力関数ＯＰ(t)を求めなければならないが、リプレイスにより導入されるので使用環境については既存設備とほぼ同じであると考えられる。従って、既存設備の運用開始年ｓ＋１における出力（＝ａ_opｌｎ（ｓ＋１−ｓ）＋ｂ_op）に対する新規ユニット計画出力の比で、既存設備の出力関数ＯＰ(t)の係数ａ_op及びｂ_opを変更して、第３の出力を算出する。すなわち、新規ユニット計画出力／（ａ_opｌｎ（ｓ＋１−ｓ）＋ｂ_op）×（ａ_opｌｎ（ｔ）＋ｂ_op）にて計算する。

図３１の説明に戻って、第１出力算出部５１４は、出力関数パラメータデータ格納部５１３に格納された出力関数ＯＰ(t)の係数を用いて第２の出力を算出し、第２出力データ格納部５１７に格納する（ステップＳ１０５）。ここでは、ｔ＝評価年ｅ−ｓとして、改修を実施しなかった場合における評価年ｅの出力推定値を算出する。

そして、差計算部５２３は、｛（第１出力データ格納部５１６に格納された第１の出力）−（第２出力データ格納部５１７に格納された第２の出力）｝を算出し、その出力差を出力差データ格納部５５６に格納する（ステップＳ１０６）。

また、発電時間算出部５２１(図７）は、発電時間算出処理を実施する（ステップＳ１０７）。この処理については図３３を用いて説明する。発電時間算出部５２１（図７）は、まず評価年ｅ＝改修予定年ｋであるか判断する（ステップＳ１３１）。ｅ＝ｋであれば、改修工事による発電停止時間データ格納部３１４から改修工事による発電停止時間を、平均利用率データ格納部３１５から評価年ｅが該当する５年平均利用率を取得する（ステップＳ１３３）。そして、発電時間を、（８７６０−改修工事による発電停止時間）×５年平均利用率にて算出し、発電時間データ格納部５２２に格納する（ステップＳ１３５）。

一方、ｅ＝ｋではない場合、評価年ｅ＝リプレイス予定年ｒ２であるか判断する（ステップＳ１３７）。ｅ＝ｒ２であれば、リプレイス所用日数データ格納部３１６からリプレイス所用日数を、平均利用率データ格納部３１５から評価年ｅが該当する５年平均利用率を取得する（ステップＳ１３９）。そして、発電時間を、（８７６０−リプレイス所用日数×２４）×５年平均利用率にて算出し、発電時間データ格納部５２２に格納する（ステップＳ１４１）。

さらに、ｅ＝ｒ２ではない場合には、平均利用率データ格納部３１５から評価年ｅが該当する５年平均利用率を取得する（ステップＳ１４３）。そして、発電時間を、８７６０×５年平均利用率で算出する（ステップＳ１４５）。

図３１の処理に戻って、売電収入算出部５２４は、売電単価データ格納部３１７から売電単価を取得する（ステップＳ１０９）。そして、出力差データ格納部５５６に格納された出力差と、発電時間データ格納部５２２に格納された発電時間と、売電単価とにより、改修により生じた売電収入（＝出力差×発電時間×売電単価）を算出し、売電収入データ格納部５２５に格納する（ステップＳ１１１）。

一方、ｅ≧ｒ２であれば（ステップＳ１０１：Ｎｏルート）、第２出力算出部５１５（図５）は、ｔ＝評価年ｅ−ｒ１として第３の出力を算出して、第３出力データ格納部５１８に格納する（ステップＳ１１３）。ここでは図３２のステップＳ１２５及びＳ１２７が実行される。そして、発電時間算出部５２１が、発電時間を算出する（ステップＳ１１５）。ここでは図３３の処理が実行される。次に、売電単価データ格納部３１７から売電単価を取得する（ステップＳ１１７）。そして、売電収入算出部５２４は、第３出力データ格納部５１８に格納された第３の出力と、発電時間データ格納部５２２に格納された発電時間と、売電単価とにより売電収入（＝第３の出力×発電時間×売電単価）を算出し、売電収入データ格納部５２５に格納する（ステップＳ１１９）。

図３０の説明に戻って、次に燃料費算出部５３３等（図１０）が、燃料費算出処理を実施する（ステップＳ８５）。この処理については、図３４を用いて説明する。評価年ｅ＜リプレイス予定年ｒ２である場合には（ステップＳ１５０：Ｙｅｓルート）、第１熱効率算出部５０７は、熱効率関数パラメータデータ格納部５０４に格納されている熱効率関数ＨＲ(t)の係数を用いて、評価年ｅにおける改修後の熱効率推定値である第１の熱効率を算出し、第１熱効率データ格納部５０９に格納する（ステップＳ１５１）。すなわち、熱効率関数ＨＲ(t)においてｔ＝評価年ｅ−ｓ−改修効果ｄとして算出する。この処理については、図３５を用いて説明する。図３５においても、評価年ｅ＜リプレイス予定年ｒ２である場合には（ステップＳ１７１：Ｙｅｓルート）、第１熱効率算出部５０７（図４）は、熱効率関数パラメータデータ格納部５０４に格納されている熱効率関数ＨＲ(t)の係数を用いて、熱効率（＝ａ_hrｌｎ(t)＋ｂ_hr）を算出し、第１熱効率データ格納部５０９又は第２熱効率データ格納部５１０に格納する（ステップＳ１７３）。なお、改修効果ｄを用いる場合、すなわちｔ＝評価年ｅ−ｓ−改修効果ｄとして計算する場合には、第１の熱効率が算出されるので第１熱効率データ格納部５０９に格納し、改修効果ｄを用いない場合、すなわちｔ＝評価年ｅ−ｓとして計算する場合には、第２の熱効率が算出されるので第２熱効率データ格納部５１０に格納する。

一方、評価年ｅ≧リプレイス予定年ｒ２である場合には（ステップＳ１７１：Ｎｏルート）、第２熱効率算出部５０８は、新規ユニット計画熱効率データ格納部３０９から新規ユニット計画熱効率を取得する（ステップＳ１７５）。そして、新規ユニット計画熱効率を用いて変更された、熱効率関数ＨＲ(t)の係数を用いて出力（第３の熱効率）を算出し、第３熱効率データ格納部５１１に格納する（ステップＳ１７７）。リプレイスにより導入された新規ユニットの熱効率関数ＨＲを求めなければならないが、リプレイスにより導入されるので使用環境については既存設備とほぼ同じであると考えられる。従って、既存設備の運用開始年ｓ＋１における熱効率（＝ａ_hrｌｎ（ｓ＋１−ｓ）＋ｂ_hr）に対する新規ユニット計画熱効率の比で、既存設備の熱効率関数ＨＲ(t)の係数ａ_hr及びｂ_hrを変更して、第３の熱効率を算出する。すなわち、新規ユニット計画熱効率／（ａ_hrｌｎ（ｓ＋１−ｓ）＋ｂ_hr）×（ａ_hrｌｎ（ｔ）＋ｂ_hr）にて計算する。

図３４の説明に戻って、次に第１熱効率算出部５０７は、熱効率関数パラメータデータ格納部５０４に格納されている熱効率関数ＨＲ(t)の係数を用いて、改修を行わなかった場合における評価年ｅの熱効率推定値である第２の熱効率を算出し、第２熱効率データ格納部５１０に格納する（ステップＳ１５３）。すなわち、ｔ＝評価年ｅ−ｓとして算出する。ここでは図３５の処理を実行する。

また、第１出力算出部５１４は、出力関数パラメータデータ格納部５１３に格納された出力関数ＯＰ(t)の係数を用いて、評価年ｅにおける改修後の出力推定値である第１の出力を、ｔ＝評価年ｅ−ｓ−改修効果ｄとして算出し、第１出力データ格納部５１６に格納する（ステップＳ１５５）。ここでは図３２の処理を実施するか、図３０に示している各ステップの順番どおりに処理が実行される場合であればステップＳ８３の途中で算出された第１の出力をそのまま使用できるので、第１出力データ格納部５１６に格納されているデータを取得する。さらに、第１出力算出部５１４は、出力関数パラメータデータ格納部５１３に格納された出力関数ＯＰ(t)の係数を用いて、改修を行わなかった場合における評価年ｅの出力推定値である第２の出力を、ｔ＝評価年ｅ−ｓとして算出し、第２出力データ格納部５１７に格納する（ステップＳ１５７）。ここでは図３２の処理を実施するか、図３０に示している各ステップの順番どおりに処理が実行される場合であればステップＳ８３の途中で算出された第２の出力をそのまま使用できるので、第２出力データ格納部５１７に格納されているデータを取得する。

また、発電時間算出部５２１は、発電時間算出処理を実施し、発電時間データ格納部５２２に格納する（ステップＳ１５９）。ここでは図３３の処理を実行するか、図３０に示している各ステップの順番どおりに処理が実行される場合であればステップＳ８３の途中で算出された発電時間をそのまま使用できるので、発電時間データ格納部５２２に格納されているデータを取得する。

燃料費算出部５３３は、燃料単価データ格納部３２１に格納されている燃料単価を取得する（ステップＳ１６１）。そして、第１及び第２の出力、第１及び第２の熱効率、燃料単価及び発電時間により、改修により生じた燃料費（＝（（第１の出力×第１の熱効率）−（第２の出力×第２の熱効率））×発電時間×燃料単価）を算出し、燃料費データ格納部５３４に格納する（ステップＳ１６３）。

一方、評価年ｅ≧リプレイス予定年ｒ２である場合には（ステップＳ１５０：Ｎｏルート）、第２出力算出部５１５は、出力関数パラメータデータ格納部５１３に格納された出力関数ＯＰ(t)の係数を用いて、リプレイス後の出力推定値である第３の出力を算出し、第３出力データ格納部５１８に格納する（ステップＳ１６５）。ここでは図３２の処理を実行するか、図３０に示されている各ステップの順番どおりに処理が実行される場合であればステップＳ８３の途中で算出された第３の出力をそのまま使用できるので、第３出力データ格納部５１８に格納されているデータを取得する。

また、第２熱効率算出部５０８は、熱効率関数パラメータデータ格納部５０４に格納された熱効率関数ＨＲ(t)の係数を用いて、リプレイス後の熱効率推定値である第３の熱効率を算出し、第３熱効率データ格納部５１１に格納する（ステップＳ１６６）。ここでは図３５の処理を実行する。

また、発電時間算出部５２１は、発電時間算出処理を実施し、発電時間データ格納部５２２に格納する（ステップＳ１６７）。ここでは図３３の処理を実行するか、図３０に示している各ステップの順番どおりに処理が実行される場合であればステップＳ８３の途中で算出された発電時間をそのまま使用できるので、発電時間データ格納部５２２に格納されているデータを取得する。

燃料費算出部５３３は、燃料単価データ格納部３２１に格納されている燃料単価を取得する（ステップＳ１６８）。そして、第３の出力、第３の熱効率、燃料単価及び発電時間により、リプレイスにより生じた燃料費（＝第３の出力×第３の熱効率×発電時間×燃料単価）を算出し、燃料費データ格納部５３４に格納する（ステップＳ１６９）。

図３０の処理の説明に戻って、次に、保守費算出処理を実施する（ステップＳ８７）。この処理については図３６及び図３７を用いて説明する。

発電設備の保守費は、人件費を除く保守費であり、インフレ分を除くと、図３６に示すように、対数関数で表すことができることが、本発明の発明者により見出された。そこで、モデルケースについて保守費を算出するための経年劣化関数を得るため対数回帰計算を実施し、経年劣化関数の係数ａ_m及びｂ_mを算出しておく。この経年劣化関数の係数ａ_m及びｂ_mは、保守費関数パラメータデータ格納部５２６に格納されている。このようなモデルケースに対する経年劣化関数を、検討対象の発電設備に対する経年劣化関数に変換して使用する。すなわち、モデルケースの経年劣化関数の特定時点における値に対する特定時点の保守費（＝キャパシティベース保守費×出力）の比によって、相似変換する。

このような前提の下、図３７を用いて保守費算出処理を説明する。評価年ｅ＜リプレイス予定年ｒ２であれば（ステップＳ１８１：Ｙｅｓルート）、第１保守費算出部５２７（図９）は、キャパシティベース保守費データ格納部３１８に格納されたキャパシティベース保守費と、現在出力データ格納部３１０に格納された現在出力とを取得する（ステップＳ１８３）。また、保守費関数パラメータデータ格納部５２６に格納された経年劣化関数の係数を取得する（ステップＳ１８５）。そして、キャパシティベース保守費及び現在出力を用いて変更された経年劣化関数の係数を用いて、改修後の評価年ｅの保守費推定値である第１の保守費を算出し、第１保守費データ格納部５２８に格納する（ステップＳ１８７）。この際、ｔ＝評価年ｅ−ｓ−改修効果ｄとして、改修による時間巻き戻し分を反映させる。より具体的には、
｛（キャパシティベース保守費×現在出力）／（ａ_mｌｎ(ｔ１)＋ｂ_m）｝×（ａ_mｌｎ(ｅ−ｓ−ｄ)＋ｂ_m）
にて第１の保守費を算出する。なお、キャパシティベース保守費については、インフレーションを含まない数値であれば、既存発電設備の運用開始年からの累積インフレ率を乗じた値を用いる。

さらに、第１保守費算出部５２７は、キャパシティベース保守費及び現在出力を用いて変更された経年劣化関数の係数を用いて、改修を実施しない場合における評価年ｅの保守費推定値である第２の保守費を算出し、第２保守費データ格納部５２９に格納する（ステップＳ１８９）。この際、ｔ＝評価年ｅ−ｓとして算出する。より具体的には、
｛（キャパシティベース保守費×現在出力）／（ａ_mｌｎ(ｔ１)＋ｂ_m）｝×（ａ_mｌｎ(ｅ−ｓ)＋ｂ_m）
にて第２の保守費を算出する。

そして、差計算部５３０は、第１保守費データ格納部５２８に格納された第１の保守費と第２保守費データ格納部５２９に格納された第２の保守費との差を算出し、第３保守費データ格納部５３１に格納する（ステップＳ１９１）。これにより、改修により生じた保守費変化分を算出することができる。

一方、評価年ｅ≧リプレイス予定年ｒ２であれば（ステップＳ１８１：Ｎｏルート）、第２保守費算出部５３２は、キャパシティベース保守費データ格納部３１８に格納されたキャパシティベース保守費と、新規ユニット計画出力データ格納部３１３に格納された新規ユニット計画出力と、インフレ率データ格納部３２０に格納されたインフレ率と、時間パラメータデータ格納部５０２に格納されたｔ２を取得する（ステップＳ１９３）。また、保守費関数パラメータデータ格納部５２６に格納された経年劣化関数の係数を取得する（ステップＳ１９５）。そして、第２保守費算出部５３２は、キャパシティベース保守費、新規ユニット計画出力、インフレ率及びｔ２を用いて変更された経年劣化関数の係数を用いて、リプレイス後の評価年ｅにおける保守費の推定値である第３の保守費を算出し、第３保守費データ格納部５３１に格納する（ステップＳ１９７）。この際、ｔ＝評価年ｅ−ｒ１として算出する。より具体的には、
｛（キャパシティベース保守費×累積インフレ率×新規ユニット計画出力）／（ａ_mｌｎ(ｔ２)＋ｂ_m）｝×（ａ_mｌｎ(ｅ−ｒ１)＋ｂ_m）
にて第３の保守費を算出する。なお、累積インフレ率は、キャパシティベース保守費が現在のキャパシティベース保守費であれば、現在年からリプレイス予定年までの累積インフレ率であり、インフレーションが全く考慮されていない場合には、既存発電設備の運用開始年からリプレイス予定年までの累積インフレ率である。

図３０の説明に戻って、次に、出力補償コスト算出処理を実施する（ステップＳ８９）。この処理については、図３８を用いて説明する。

まず、出力減少分算出処理を実施する（ステップＳ２０１）。この処理については、図３９を用いて説明する。評価年ｅ＜リプレイス予定年ｒ２である場合（ステップＳ２３０：Ｙｅｓルート）、出力減少分算出部５１９（図６）は、改修前計画出力データ格納部３１１から改修前計画出力を取得する（ステップＳ２３１）。そして、第１出力算出部５１４は、出力関数パラメータデータ格納部５１３に格納された出力関数ＯＰ(t)の係数を用いて、評価年ｅにおける改修後の出力推定値である第１の出力を、ｔ＝評価年ｅ−ｓ−改修効果ｄとして算出し、第１出力データ格納部５１６に格納する（ステップＳ２３３）。ここでは図３２の処理を実施するか、図３０に示している各ステップの順番どおりに処理が実行される場合であればステップＳ８３の途中で算出された第１の出力をそのまま使用できるので、第１出力データ格納部５１６に格納されているデータを取得する。そして出力減少分算出部５１９は、（改修前計画出力−第１の出力）を算出し、出力減少分データ格納部５２０に格納する（ステップＳ２３５）。

一方、評価年ｅ≧リプレイス年ｒ２であれば（ステップＳ２３０：Ｎｏルート）、出力減少分算出部５１９は、改修前計画出力データ格納部３１１から改修前計画出力を取得する（ステップＳ２３７）。そして、第２出力算出部５１５は、出力関数パラメータデータ格納部５１３に格納された出力関数ＯＰ(t)の係数を用いて、リプレイス後の出力推定値である第３の出力を算出し、第３出力データ格納部５１８に格納する（ステップＳ２３８）。ここでは図３２の処理を実行するか、図３０に示されている各ステップの順番どおりに処理が実行される場合であればステップＳ８３の途中で算出された第３の出力をそのまま使用できるので、第３出力データ格納部５１８に格納されているデータを取得する。そして出力減少分算出部５１９は、（改修前計画出力−第３の出力）を算出し、出力減少分データ格納部５２０に格納する（ステップＳ２３９）。

なお、出力が減少すると出力減少分の符号は正であり、出力が増加すると出力減少分の符号は負である。

図３８の説明に戻って、次に、発電時間算出部５２１は、発電時間算出処理を実施し、発電時間データ格納部５２２に格納する（ステップＳ２０３）。ここでは図３３の処理を実行するか、図３０に示している各ステップの順番どおりに処理が実行される場合であればステップＳ８３の途中で算出された発電時間をそのまま使用できるので、発電時間データ格納部５２２に格納されているデータを取得する。

そしてプラントタイプがアンシラリープラントではなくベースプラントであれば（ステップＳ２０５：Ｎｏルート）、ベースプラント用出力補償コスト算出部５３５（図１１）は、アンシラリープラント用出力補償コスト単価データ格納部３２２に格納されたアンシラリープラント用出力補償コスト単価を取得する（ステップＳ２０７）。その後、発電時間、出力減少分及びアンシラリープラント用出力補償コスト単価を用いてベースプラント用出力補償コスト（＝発電時間×出力減少分×アンシラリープラント用出力補償コスト単価）を算出し、ベースプラント用出力補償コストデータ格納部５３６に格納する（ステップＳ２０９）。

電力系統全体で考えれば、ベースプラントの出力が減少すれば、出力減少分を他のアンシラリープラントにより代替供給する必要が生じる。このような計算を実施すれば、ベースプラントのための出力補償コストが算出できる。なお、出力減少分の符号が負、すなわち出力が増加している場合には、コストではなく収入となる。

また、燃料費削減効果算出部５４１（図１４）は、出力減少分データ格納部５２０に格納された出力減少分の符号にて出力が増加したか判断する（ステップＳ２１３）。増加していると判断された場合には、燃料費削減効果算出部５４１は、アンシラリープラントの平均燃料単価データ格納部３２５に格納されたアンシラリープラントの平均燃料単価を取得する（ステップＳ２１５）。そして、発電時間、出力増加分（−出力減少分）及びアンシラリープラントの平均燃料単価を用いて燃料費削減効果（＝発電時間×出力増加分×アンシラリープラントの平均燃料単価）を算出し、燃料費削減効果データ格納部５４２に格納する（ステップＳ２１７）。

通常ベースプラントの方がアンシラリープラントより効率が良いため、出力が増加するならばアンシラリープラントの発電出力を減少させることにより、燃料費を削減することができる。この削減分を燃料費削減効果として算出する。なお、燃料費削減効果については、リプレイス後の新規ユニットの場合のみ、すなわち評価年ｅ≧リプレイス予定年ｒ２である場合のみ計算するようにしても良い。

ステップＳ２１３において出力が減少していると判断された場合、及びステップＳ２１７の後にはステップＳ２２３に移行する。

一方、プラントタイプがベースプラントではなくアンシラリープラントである場合には（ステップＳ２０５：Ｙｅｓルート）、アンシラリープラント用出力補償コスト算出部５３７（図１２）は、プラント内の代替供給コスト単価データ格納部３２３に格納されているプラント内の代替供給コスト単価を取得する（ステップＳ２１９）。そして、発電時間、出力減少分及びプラント内の代替供給コスト単価を用いて、アンシラリープラント用出力補償コスト（＝発電時間×出力減少分×プラント内の代替供給コスト単価）を算出し、アンシラリープラント用出力補償コストデータ格納部５３８に格納する（ステップＳ２２１）。

このように、アンシラリープラントについては、元々プラント全体として出力調整幅を有しているため、出力減少分は、同一プラント内隣接ユニットによる代替供給が行われるとして、プラント内の代替供給コスト単価を用いて計算を行う。なお、プラント内の代替供給コスト単価は、別のプラントからの供給とは異なり、プラント維持にかかる固定費を除いた燃料費及び修繕費から決定される。また、出力減少分の符号が負、すなわち出力が増加している場合には、コストではなく収入となる。

次に、出力補償収入算出部５３９（図１３）は、系統平均売電単価データ格納部３２４に格納された系統平均売電単価を取得する（ステップＳ２２３）。そして、発電時間、出力減少分及び系統平均売電単価を用いて、出力補償収入（＝発電時間×出力減少分×系統平均売電単価）を算出し、出力補償収入データ格納部５４０に格納する（ステップＳ２２５）。

このように出力補償を実施する場合には、補償による売電収入も考慮する必要がある。本来別プラントの収入となるが、ここでは同一の発電事業者が運営するものとして、収入として加算するものである。なお、出力減少分の符号が負、すなわち出力増加の場合には、収入ではなくコストとなる。

図３０の処理の説明に戻って、処理部５は固定費特定処理を実施する（ステップＳ９１）。この処理については図４０を用いて説明する。固定費については、評価年ｅ≧リプレイス予定年ｒ２、すなわちリプレイス前についてはサンクコストとして考慮する必要がない。従って、評価年ｅ≧リプレイス予定年ｒ２である場合（ステップＳ２２７：Ｎｏルート）、処理部５は、入力データ格納部３に格納された新規ユニットの固定費データを、評価年ｅの固定費として特定し、固定費データ格納部３２９に格納する（ステップＳ２２９）。

また、図３０の処理の説明に戻って、減価償却費及び設備残存価額算出処理を実施する（ステップＳ９３）。この処理については図４１を用いて説明する。まず、減価償却費決定処理部５４４（図１５）は、評価年ｅ＜リプレイス予定年ｒ２であるか判断する（ステップＳ２４１）。評価年ｅ＜リプレイス予定年ｒ２であれば、評価年ｅ＝改修予定年ｋであるか判断する（ステップＳ２４３）。評価年ｅ＝改修予定年ｋであれば、減価償却費も設備残存価額も発生しないので、元の処理に戻る。一方、ｅ＝ｋでなければ、評価年ｅ＝リプレイス予定年の前年ｒ１であるか判断する（ステップＳ２４５）。ｅ＝ｒ１でなければ、減価償却費決定処理部５４４は、改修コストデータ格納部３２６に格納された改修コストから残存価額（＝改修コスト×残存価額率）を控除した金額の所定％（例えば１０％）を減価償却費として算出し、減価償却費データ格納部５４６に格納する（ステップＳ２４７）。

一方ｅ＝ｒ１である場合、減価償却費決定処理部５４４は、改修コスト×（１−残存価額率）から累積減価償却費（ステップＳ２４７において算出された減価償却費の合計）を差し引いた額を減価償却費として算出し、減価償却費データ格納部５４６に格納する（ステップＳ２４９）。そして、改修コスト×残存価額率を設備残存価額として算出し、設備残存価額データ格納部５４７に格納する（ステップＳ２５１）。

また、評価年ｅ≧リプレイス年ｒ２である場合には（ステップＳ２４１：Ｎｏルート）、減価償却費決定処理部５４４は、評価年ｅ＝リプレイス年ｒ２であるか判断する（ステップＳ２５３）。ｅ＝ｒ２であれば、減価償却費も設備残存価額も発生しないので、元の処理に戻る。一方、ｅ＝ｒ２ではない場合、評価年ｅ＝ｔ４であるか判断する（ステップＳ２５５）。ｅ＝ｔ４でない場合には、新規設備価格データ格納部３２７に格納された新規設備価格から残存価額（＝新規設備価格×残存価額率）を控除した額の所定％（例えば１０％）を減価償却費として算出し、減価償却費データ格納部５４６に格納する（ステップＳ２５７）。一方ｅ＝ｔ４である場合、新規設備価格データ格納部３２７に格納された新規設備価格×残存価額率を設備残存価額として算出し、設備残存価額データ格納部５４７に格納する（ステップＳ２５９）。本実施の形態では、新規ユニットの稼動年中に、新規設備価格から残存価額（＝新規設備価格×残存価額率）を控除した額全てが減価償却されることを前提としている。もし、ｅ＝ｔ４の時点で未減価償却分が存在する場合には、未減価償却分をそのまま減価償却費として計上する。

図３０の処理の説明に戻って、キャッシュフロー算出部５４８（図１６）は、固定費データ格納部３２９と、第３保守費データ格納部５３１と、ベースプラント用出力補償コストデータ格納部５３６と、アンシラリープラント用出力補償コストデータ格納部５３８と、燃料費削減効果データ格納部５４２と、出力補償収入データ格納部５４０と、燃料費データ格納部５３４と、売電収入データ格納部５２５と、設備投資額データ格納部５４５と、減価償却費データ格納部５４６と、設備残存価額データ格納部５４７と、法人税率データ格納部３３１とを参照して、評価年ｅのキャッシュフローを算出し、キャッシュフローデータ格納部５４９に格納する（ステップＳ９５）。具体的には、
（−設備投資額＋（売電収入−（燃料費＋保守費＋（ベースプラント用出力補償コスト又はアンシラリープラント用出力補償コスト）−出力補償収入−燃料費削減効果））−固定費−減価償却費＋設備残存価額）×（１−法人税率）＋減価償却費

次に、ＮＰＶ算出部５５０は、キャッシュフローデータ格納部５４９に格納されたキャッシュフローを、割引率データ格納部３３０に格納された割引率により現在価値に割り引き、ＮＰＶとしてＮＰＶデータ格納部５５１に格納する（ステップＳ９７）。具体的には、キャッシュフロー／（１＋割引率）^e-c+1で計算する。

以上で評価年ｅのＮＰＶが算出されたことになる。

図２９の処理の説明に戻って、ＥＡＶ算出部５５２（図１７）は、新規ユニット稼動終了年ｔ４≧評価終了年ｔ６であるか判断する（ステップＳ５３）。新規ユニット稼動終了年の後に評価終了年ｔ６を迎える場合には、ＥＡＶを算出する必要がある。ｔ４≧ｔ６であれば、ＥＡＶを算出する必要はない。従って、評価年ｅ≦評価終了年ｔ６であるか判断し（ステップＳ５５）、ｅ≦ｔ６であれば評価年ｅを１インクリメントして（ステップＳ５７）、ステップＳ５１に戻る。一方、評価年ｅ＞評価終了年ｔ６であればステップＳ６７に移行する。

ｔ４＜ｔ６、すなわち新規ユニット稼動終了年の後に評価終了年ｔ６を迎える場合には（ステップＳ５３：Ｎｏルート）、ＥＡＶを算出することになる。そこで、ＥＡＶ算出部５５２は、評価年ｅ＞新規ユニット稼動終了年ｔ４であるか判断する（ステップＳ６１）。ｅ≦ｔ４であれば、評価年ｅを１インクリメントして（ステップＳ５９）、ステップＳ５１に戻る。一方、ｅ＞ｔ４であれば、ＥＡＶ算出部５５２は、ＥＡＶ算出処理を実施する（ステップＳ６３）。この処理については、図４２を用いて説明する。ＥＡＶ算出部５５２は、ＮＰＶデータ格納部５５１を参照して、ｒ２年からｔ４年までのＮＰＶを合計し、メインメモリ等の記憶装置に格納する（ステップＳ２６１）。そして、割引率データ格納部３３０に格納された割引率ｒを用いて、ＥＡＶを算出し、ＥＡＶデータ格納部５５３に格納する（ステップＳ２６３）。具体的には、
合計ＮＰＶ／｛１／ｒ−１／ｒ／（１＋ｒ）^ｐ｝

図２９の処理の説明に戻って、（ｔ４＋１）年からｔ６年まで各年にＥＡＶを割り当て、ＮＰＶデータ格納部５５１に格納する（ステップＳ６５）。そして、ステップＳ６７に移行し、合計ＮＰＶ算出部５５４（図１８）は、ＮＰＶデータ格納部５５１に格納されているＮＰＶ（一部ＥＡＶの場合あり）を合計し、合計ＮＰＶデータ格納部５５５に格納する。

そして処理部５は、全てのケースについて処理したか判断する（ステップＳ６９）。もし、未処理のケースが存在している場合には端子Ｂを介して図１９のステップＳ９に戻る。一方、全てのケースについて処理が終了したと判断された場合には、出力部７は出力処理を実施する（ステップＳ７１）。出力部７は、合計ＮＰＶだけではなく、各種データ格納部に格納されているデータを、要求に応じて又は固定的に出力する。なお、必要であれば、統計処理やグラフ化処理を実施する。

例えば図４３のようなグラフを出力する場合もある。すなわち、横軸は年を、縦軸は金額を示す。折れ線グラフは収入を示しており、棒グラフは支出を示している。２００４年には改修を行って支出が多く、２０１０年にはリプレイスを行っているので支出が多くなっている。収入と支出の差がキャッシュフローとなる。

このようなグラフにしなくとも、評価期間中の各年につき、各種データの値の変化を数値そのものにより示すようにしても良い。また、表示装置だけではなく、例えばＣＳＶなどの形式のファイルを出力するような機能を有する場合もある。

以上述べたように、本実施の形態によれば、改修やリプレイスといった設備投資の効果を総合的にまた緻密に評価することができるようになる。また、電力系統への影響についても考慮しているため、部分最適化に陥らないような工夫もなされている。また、ＥＡＶを導入しているため、新規ユニットの稼動終了年のばらつきによる合計ＮＰＶへの影響を軽減しているため、より客観的に各ケースを評価することができるようになる。

以上本発明の一実施の形態について説明したが、本発明はこれに限定されるものではない。図２乃至図１８に示した機能ブロック図は、一例であって必ずしも実際のプログラムモジュールと対応しない。また、上の説明では、リプレイス後の新規ユニットの稼動終了年を入力するようにしているが、安全運転を継続するために必要な対策費がその後のキャッシュフローでまかなえるかどうかを表す経済的な設備寿命を自動的に計算して、その上で稼動終了年を設定するような構成であってもよい。

保守費についてはモデルケースの経年劣化関数を相似変換して用いる例を示したが、実際の保守費の履歴から経年劣化関数を特定するようにしてもよい。また、詳細な補修計画が入手可能な場合には、そのデータを用い、さらに不足分については回帰計算にて得られる経年劣化関数に従うようにしても良い。

また、改修を行わずリプレイスのみを実施するケースについては、改修に関連するデータを入力画面において入力しなければ、上で述べた処理において不要なステップをスキップして処理を実施する。

さらに処理フローにおいては、並列に実行することができるステップ、順番を入れ替えることができるステップも含まれている。すなわち、処理の内容が変化しない限りにおいて処理フローにおけるステップの順番を入れ替えるなどの変更を行うことも可能である。

なお、図２に示した設備投資評価装置１０は、コンピュータであって、当該コンピュータは図４４に示すような構成を有する。すなわち、メモリ２５０１とＣＰＵ２５０３とハードディスク・ドライブ（ＨＤＤ）２５０５と表示装置２５０９に接続される表示制御部２５０７とリムーバブル・ディスク２５１１用のドライブ装置２５１３と入力装置２５１５とネットワークに接続するための通信制御部２５１７とがバス２５１９で接続されている。オペレーティング・システム（ＯＳ）及び上で述べた処理を実施するアプリケーション・プログラムは、ＨＤＤ２５０５に格納されており、ＣＰＵ２５０３により実行される際にはＨＤＤ２５０５からメモリ２５０１に読み出される。必要に応じてＣＰＵ２５０３は、表示制御部２５０７、通信制御部２５１７、ドライブ装置２５１３を制御して、必要な動作を行わせる。また、処理途中のデータについては、メモリ２５０１に格納され、必要があればＨＤＤ２５０５に格納される。このようなコンピュータは、上で述べたＣＰＵ２５０３、メモリ２５０１などのハードウエアとＯＳ及び必要なアプリケーション・プログラムとが有機的に協働することにより、上で述べたような各種機能を実現する。

（ａ）及び（ｂ）は、本発明の実施の形態に係る概要を説明するための図である。 本発明の一実施の形態に係る設備投資評価装置の機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における前処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における前処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における前処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における前処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における前処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における主要処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における主要処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における主要処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における主要処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における主要処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における主要処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における主要処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における主要処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における主要処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における主要処理部の一部を示す機能ブロック図である。 設備投資評価装置の処理部における主要処理部の一部を示す機能ブロック図である。 メイン処理フローの一部を示す図である。 入力画面の一部を示す図である。 入力画面の一部を示す図である。 入力画面の一部を示す図である。 出力関数決定処理の処理フローを示す図である。 出力関数を説明するための図である。 熱効率関数決定処理の処理フローを示す図である。 熱効率関数を説明するための図である。 改修効果を説明するための図である。 改善効果算出処理の処理フローを示す図である。 メイン処理フローの一部を示す図である。 ＮＰＶ計算処理の処理フローを示す図である。 売電収入算出処理の処理フローを示す図である。 出力算出処理の処理フローを示す図である。 発電時間算出処理の処理フローを示す図である。 燃料費算出処理の処理フローを示す図である。 熱効率算出処理の処理フローを示す図である。 保守費の経年劣化関数を説明するための図である。 保守費算出処理の処理フローを示す図である。 出力補償コスト算出処理の処理フローを示す図である。 出力減少分算出処理の処理フローを示す図である。 固定費特定処理の処理フローを示す図である。 減価償却費及び設備残存価額算出処理の処理フローを示す図である。 ＥＡＶ算出処理の処理フローを示す図である。 出力データの一例を示す図である。 コンピュータの機能ブロック図を示す図である。

符号の説明

１０ 設備投資評価装置
１ 入力部
３ 入力データ格納部
５ 処理部
７ 出力部
３０１ 改修予定年データ格納部
３０２ 設備寿命年データ格納部
３０３ 現在年データ格納部
３０４ 運用開始年データ格納部
３０５ 評価年数データ格納部
３０６ 現在熱効率データ格納部
３０７ 改修前計画熱効率データ格納部
３０８ 改修後熱効率データ格納部
３０９ 新規ユニット計画熱効率データ格納部
３１０ 現在出力データ格納部
３１１ 改修前計画出力データ格納部
３１２ 改修後出力データ格納部
３１３ 新規ユニット計画出力データ格納部
３１４ 発電停止時間データ格納部
３１５ 平均利用率データ格納部
３１６ リプレイス所用日数データ格納部
３１７ 売電単価データ格納部
３１８ キャパシティベース保守費データ格納部
３２０ インフレ率データ格納部
３２１ 燃料単価データ格納部
３２２ アンシラリープラント用出力補償コスト単価データ格納部
３２３ 代替供給コスト単価データ格納部
３２４ 系統平均売電単価データ格納部
３２５ 平均燃料単価データ格納部
３２６ 改修コストデータ格納部
３２７ 新規設備価格データ格納部
３２８ 残存価額率データ格納部
３２９ 固定費データ格納部
３３０ 割引率データ格納部
３３１ 法人税率データ格納部
３３３ 新規ユニット稼動年数データ格納部
３３４ シナリオデータ格納部
５０１ 時間パラメータ設定部
５０２ 時間パラメータデータ格納部
５０３ 熱効率関数決定処理部
５０４ 熱効率関数パラメータデータ格納部
５０５ 改修効果算出部
５０６ 改修効果データ格納部
５０７ 第１熱効率算出部
５０８ 第２熱効率算出部
５０９ 第１熱効率データ格納部
５１０ 第２熱効率データ格納部
５１１ 第３熱効率データ格納部
５１２ 出力関数決定処理部
５１３ 出力関数パラメータデータ格納部
５１４ 第１出力算出部
５１５ 第２出力算出部
５１６ 第１出力データ格納部
５１７ 第２出力データ格納部
５１８ 第３出力データ格納部
５１９ 出力減少分算出部
５２０ 出力減少分データ格納部
５２１ 発電時間算出部
５２２ 発電時間データ格納部
５２３ 差計算部
５２４ 売電収入算出部
５２５ 売電収入データ格納部
５２６ 保守費関数パラメータデータ格納部
５２７ 第１保守費算出部
５２８ 第１保守費データ格納部
５２９ 第２保守費データ格納部
５３０ 差計算部
５３１ 第３保守費データ格納部
５３２ 第２保守費算出部
５３３ 燃料費算出部
５３４ 燃料費データ格納部
５３５ ベースプラント用出力補償コスト算出部
５３６ ベースプラント用出力補償コストデータ格納部
５３７ アンシラリープラント用出力補償コスト算出部
５３８ アンシラリープラント用出力補償コストデータ格納部
５３９ 出力補償収入算出部
５４０ 出力補償収入データ格納部
５４１ 燃料費削減効果算出部
５４２ 燃料費削減効果データ格納部
５４３ 設備投資額決定処理部
５４４ 減価償却費決定処理部
５４５ 設備投資額データ格納部
５４６ 減価償却費データ格納部
５４７ 設備残存価額データ格納部
５４８ キャッシュフロー算出部
５４９ キャッシュフローデータ格納部
５５０ ＮＰＶ算出部
５５１ ＮＰＶデータ格納部
５５２ ＥＡＶ算出部
５５３ ＥＡＶデータ格納部
５５４ 合計ＮＰＶ算出部
５５５ 合計ＮＰＶデータ格納部
５５６ 出力差データ格納部

Claims (14)

1. 発電設備に対する投資の効果を評価するための情報処理方法であって、
   前記発電設備に対して改修予定時期に行われる予定の改修によって改善された後の熱効率である改修後熱効率ηを格納する改修後効率データ格納部から前記改修後熱効率ηを読み出し、対数関数として定義されている、前記発電設備の熱効率関数の係数ａ _hr 及びｂ _hr を格納する熱効率関数パラメータデータ格納部から前記係数ａ _hr 及びｂ _hr を読み出し、前記発電設備の運用開始から当該発電設備の熱効率が前記改修後熱効率ηになるまでの期間t1を、t1＝ｅｘｐ｛（η−ｂ _hr ）／ａ _hr ｝により算出し、前記期間t1と前記発電設備の運用開始から前記改修予定時期までの期間t2との差として、前記発電設備に対する投資の効果を表す巻戻し時間ｄを算出し、投資効果データ格納部に格納するステップと、
   前記発電設備のモデル設備の保守費の経時変化を表しており且つ対数関数として定義されている保守費関数の係数ａ _m 及びｂ _m を格納する保守費関数パラメータデータ格納部から前記係数ａ _m 及びｂ _m を読み出し、前記発電設備の単位出力当りの保守費を表しているキャパシティベース保守費を格納するキャパシティベース保守費データ格納部から前記キャパシティベース保守費を読み出し、前記発電設備の現在の出力を表している現在出力を格納する現在出力データ格納部から前記現在出力を読み出し、前記投資効果データ格納部から前記巻戻し時間ｄを読み出し、前記発電設備の改修を行って前記巻戻し時間ｄを反映させた場合の保守費であって前記改修予定時期より後の年である評価年ｅにおける第１の推定保守費を、第１の推定保守費＝｛（キャパシティベース保守費×現在出力）／（ａ _m ｌｎ(前記発電設備の運用開始から現在までの期間t3)＋ｂ _m ）｝×（ａ _m ｌｎ(前記発電設備の運用開始から前記評価年ｅまでの期間−ｄ)＋ｂ _m ）により算出し、前記発電設備の改修を実施しない場合の保守費であって前記評価年ｅにおける第２の推定保守費を、第２の推定保守費＝｛（キャパシティベース保守費×現在出力）／（ａ _m ｌｎ(前記期間t3)＋ｂ _m ）｝×（ａ _m ｌｎ(前記発電設備の運用開始から前記評価年ｅまでの期間)＋ｂ _m ）により算出し、前記第１の推定保守費と前記第２の推定保守費との差を保守費投資効果データとして、保守費投資効果データ格納部に格納するステップと、
   を含み、コンピュータにより実行される情報処理方法。
2. 対数関数として定義されている前記発電設備の出力関数の係数ａ _op 及びｂ _op を格納する出力関数パラメータデータ格納部から出力関数の係数ａ _op 及びｂ _op を読み出し、前記投資効果データ格納部から前記巻戻し時間ｄを読み出し、前記評価年ｅにおける改修後の出力推定値である第１の出力を｛ａ _op ｌｎ（前記発電設備の運用開始から前記評価年ｅまでの期間−ｄ）＋ｂ _op ｝により算出し、出力データ格納部に格納するステップと、
   改修前計画出力を格納する改修前計画出力データ格納部から前記改修前計画出力を読み出し、前記出力データ格納部から前記第１の出力を読み出し、前記改修前計画出力と前記第１の出力との差である出力差を算出し、出力差データ格納部に格納するステップと、
   改修による発電停止時間を格納する発電停止時間格納部から前記改修による発電停止時間を読み出し、平均利用率を格納する平均利用率格納部から前記平均利用率を読み出し、発電時間を、年間の総時間数と前記改修による発電停止時間との差に前記平均利用率を掛けることにより算出し、発電時間データ格納部に格納するステップと、
   前記発電時間データ格納部から前記発電時間を読み出し、前記出力差データ格納部から前記出力差を読み出し、単価を格納する単価データ格納部から前記単価を読み出し、前記発電設備に対する投資が電力系統に与える影響を表す影響金額を（前記発電時間×前記出力差×前記単価）により算出し、影響金額データ格納部に格納する第１影響金額算出ステップと
   をさらに含む請求項１記載の情報処理方法。
3. 前記第１影響金額算出ステップにおいて、前記単価に補償コスト単価を設定して前記影響金額である補償コストを算出し、前記単価に平均燃料単価を設定して前記影響金額である燃料費削減効果を算出し、前記単価に系統平均売電単価を設定して前記影響金額である出力補償収入を算出し、
   前記出力関数パラメータデータ格納部から前記出力関数の係数ａ _op 及びｂ _op を読み出し、前記評価年ｅにおける改修を行わなかった場合の出力推定値である第２の出力を｛ａ _op ｌｎ（前記発電設備の運用開始から前記評価年ｅまでの期間）＋ｂ _op ｝により算出し、前記出力データ格納部に格納するステップと、
   前記出力データ格納部から前記第１及び第２の出力を読み出し、前記第１の出力と前記第２の出力との差である第２の出力差を算出し、第２出力差データ格納部に格納するステップと、
   前記第２出力差データ格納部から前記第２の出力差を読み出し、前記発電時間データ格納部から前記発電時間を読み出し、売電単価を格納する売電単価データ格納部から前記売電単価を読み出し、売電収入を（前記第２の出力差×前記発電時間×前記売電単価）として算出し、売電収入データ格納部に格納するステップと、
   前記評価年ｅにおける改修を行わなかった場合の熱効率推定値である第２の熱効率を（ａ _hr ｌｎ(前記発電設備の運用開始から前記評価年ｅまでの期間)＋ｂ _hr ）により算出し、前記熱効率格納部に格納するステップと、
   前記熱効率格納部から前記第１及び第２の熱効率を読み出し、前記出力データ格納部から前記第１及び第２の出力を読み出し、前記発電時間データ格納部から前記発電時間を読み出し、燃料単価を格納する燃料単価データ格納部から前記燃料単価を読み出し、改修により生じた燃料費を（（（前記第１の出力×前記第１の熱効率）−（前記第２の出力×前記第２の熱効率））×前記発電時間×前記燃料単価）により算出し、燃料費データ格納部に格納するステップと、
   設備投資額を格納する設備投資額データ格納部から前記設備投資額を読み出し、前記売電収入データ格納部から前記売電収入を読み出し、前記燃料費データ格納部から前記燃料費を読み出し、前記保守費投資効果データ格納部から前記保守費投資効果データを読み出し、前記影響金額データ格納部から前記補償コスト、前記出力補償収入及び前記燃料費削減効果を読み出し、固定費を格納する固定費データ格納部から前記固定費を読み出し、減価償却費を格納する減価償却費データ格納部から前記減価償却費を読み出し、設備残存価額を格納する設備残存価額データ格納部から前記設備残存価額を読み出し、法人税率を格納する法人税率データ格納部から前記法人税率を読み出し、前記評価年ｅのキャッシュフローを（（−前記設備投資額＋（前記売電収入−（前記燃料費＋前記保守費投資効果データ＋前記補償コスト−前記出力補償収入−前記燃料費削減効果））−前記固定費−前記減価償却費＋前記設備残存価額）×（１−前記法人税率）＋前記減価償却費）により算出し、キャッシュフローデータ格納部に格納するステップと、
   をさらに含む請求項２記載の情報処理方法。
4. インフレ率を格納するインフレ率データ格納部から前記インフレ率を読み出し、前記キャパシティベース保守費の現在年から新規発電設備への置き換え予定の年までの累積インフレ率を前記インフレ率から算出するステップと、
   前記キャパシティベース保守費データ格納部から前記キャパシティベース保守費を読み出し、前記新規発電設備に置き換えた場合の新規ユニット計画出力を格納する新規ユニット計画出力データ格納部から前記新規ユニット計画出力を読み出し、前記保守費関数パラメータデータ格納部から前記係数ａ _m 及びｂ _m を読み出し、前記新規発電設備に置き換えた場合の保守費であって前記新規発電設備への置き換え予定の年より後の年である評価年ｅ２における推定保守費を、｛（前記キャパシティベース保守費×前記累積インフレ率×前記新規ユニット計画出力））／（ａ _m ｌｎ(前記発電設備の運用開始年から前記新規発電設備への置き換え予定の年までの期間)＋ｂ _m ）｝×（ａ _m ｌｎ(前記新規発電設備への置き換え予定の年から前記評価年ｅ２までの期間)＋ｂ _m ）により算出し、保守費投資効果データ格納部に格納するステップと、
   をさらに含む請求項３記載の情報処理方法。
5. 前記発電停止時間格納部が置き換えによる発電停止時間をさらに格納しており、
   前記新規ユニット計画出力データ格納部から前記新規ユニット計画出力を読み出し、前記出力関数パラメータデータ格納部から出力関数の係数ａ _op 及びｂ _op を読み出し、前記新規発電設備に置き換えた場合の出力値であって前記評価年ｅ２における第３の出力を｛前記新規ユニット計画出力／（ａ _op ｌｎ（１）＋ｂ _op ）×（ａ _op ｌｎ（前記新規発電設備への置き換え予定の年から前記評価年ｅ２までの期間）＋ｂ _op ）｝により算出し、前記出力データ格納部に格納するステップと、
   改修前計画出力を格納する改修前計画出力データ格納部から前記改修前計画出力を読み出し、前記出力データ格納部から前記第３の出力を読み出し、前記改修前計画出力と前記第３の出力との差である第３の出力差を算出し、前記出力差データ格納部に格納するステップと、
   前記発電停止時間格納部から前記置き換えによる発電停止時間を読み出し、前記平均利用率格納部から前記平均利用率を読み出し、第２の発電時間を、前記年間の総時間数と前記置き換えによる発電停止時間との差に前記平均利用率を掛けることにより算出し、前記発電時間データ格納部に格納するステップと、
   前記発電時間データ格納部から前記第２の発電時間を読み出し、前記出力差データ格納部から前記第３の出力差を読み出し、前記単価データ格納部から前記単価を読み出し、前記新規発電設備への置き換えが電力系統に与える影響を表す第２の影響金額を（前記第２の発電時間×前記第３の出力差×前記単価）により算出し、前記影響金額データ格納部に格納する第２影響金額算出ステップと
   をさらに含む請求項４記載の情報処理方法。
6. 前記第２影響金額算出ステップにおいて、前記単価に前記補償コスト単価を設定して前記補償コストを算出し、前記単価に前記平均燃料単価を設定して前記燃料費削減効果を算出し、前記単価に前記系統平均売電単価を設定して前記出力補償収入を算出し、
   前記出力データ格納部から前記第３の出力を読み出し、前記発電時間データ格納部から前記第２の発電時間を読み出し、前記燃料単価データ格納部から前記燃料単価を読み出し、前記売電単価データ格納部から前記売電単価を読み出し、第２の売電収入を（前記第３の出力×前記発電時間×前記売電単価）として算出し、前記売電収入データ格納部に格納するステップと、
   前記新規発電設備に置き換えた場合の新規ユニット計画熱効率を格納する新規ユニット計画熱効率データ格納部から前記新規ユニット計画熱効率を読み出し、第３の熱効率を（新規ユニット計画熱効率／（ａ _hr ｌｎ（１）＋ｂ _hr ）×（ａ _hr ｌｎ（前記新規発電設備への置き換え予定の年から前記評価年ｅ２までの期間）＋ｂ _hr ））により算出し、前記熱効率格納部に格納するステップと、
   前記熱効率格納部から前記第３の熱効率を読み出し、前記出力データ格納部から前記第３の出力を読み出し、前記発電時間データ格納部から前記第２の発電時間を読み出し、前記燃料単価データ格納部から前記燃料単価を読み出し、前記新規発電設備に置き換えた場合の第２の燃料費を（第３の出力×第３の熱効率×第２の発電時間×燃料単価）により算出し、燃料費データ格納部に格納するステップと、
   前記設備投資額データ格納部から前記設備投資額を読み出し、前記売電収入データ格納部から前記第２の売電収入を読み出し、前記燃料費データ格納部から前記燃料費を読み出し、前記保守費投資効果データ格納部から前記推定保守費を読み出し、前記影響金額データ格納部から前記補償コスト、前記出力補償収入及び前記燃料費削減効果を読み出し、前記固定費データ格納部から前記固定費を読み出し、前記減価償却費データ格納部から前記減価償却費を読み出し、前記設備残存価額データ格納部から前記設備残存価額を読み出し、前記法人税率データ格納部から前記法人税率を読み出し、前記評価年ｅ２におけるキャッシュフローを（（−前記設備投資額＋（前記第２の売電収入−（前記第２の燃料費＋前記推定保守費＋前記補償コスト−前記出力補償収入−前記燃料費削減効果））−前記固定費−前記減価償却費＋前記設備残存価額）×（１−前記法人税率）＋前記減価償却費）により算出し、前記キャッシュフローデータ格納部に格納するステップと、
   をさらに含む請求項５記載の情報処理方法。
7. 割引率を格納する割引率データ格納部から前記割引率を読み出し、前記キャッシュフローデータ格納部から前記評価年ｅ又はｅ２におけるキャッシュフローを読み出し、前記キャッシュフローを前記割引率で割り引くことにより現在価値を算出し、現在価値データ格納部に格納する現在価値算出ステップ
   をさらに含む請求項６記載の情報処理方法。
8. 前記現在価値算出ステップにおいて前記キャッシュフローデータ格納部から前記評価年ｅ２を読み出し、
   前記新規発電設備の稼動終了年が前記新規発電設備に対する評価終了年よりも前の場合、前記置き換え予定の年から前記評価終了年までの各年について前記現在価値算出ステップを実施し、
   前記現在価値データ格納部から各前記現在価値を読み出し、新規発電設備の稼働年数を格納する時間パラメータデータ格納部から前記新規発電設備の稼働年数を読み出し、等価年間経済価値を｛前記現在価値の合計／（１／前記割引率−１／前記割引率／（１＋前記割引率） ^{前記新規発電設備の稼働年数} ）｝により算出し、前記現在価値データ格納部に格納するステップと、
   前記新規発電設備の稼動終了年の翌年から前記評価期間終了までの各年の現在価値として前記等価年間経済価値を前記現在価値データ格納部に格納するステップと
   をさらに含む請求項７記載の情報処理方法。
9. 前記第１又は第２影響金額算出ステップにおいて、前記発電設備又は前記新規発電設備が、ベースプラントである場合は、前記単価にアンシラリープラント用コスト単価を設定して前記影響金額であるベースプラント用補償コストを算出し、アンシラリープラントである場合は、前記単価にプラント内の代替供給コスト単価を設定して前記影響金額であるアンシラリープラント用補償コストを算出することを特徴とする請求項２又は５記載の情報処理方法。
10. 発電設備に対する投資の効果を評価するための情報処理方法であって、
    インフレ率を格納するインフレ率データ格納部から前記インフレ率を読み出し、前記発電設備の単位出力当りの保守費を表すキャパシティベース保守費の現在年から新規発電設備への置き換え予定の年までの累積インフレ率を前記インフレ率から算出するステップと、
    前記キャパシティベース保守費を格納するキャパシティベース保守費データ格納部から前記キャパシティベース保守費を読み出し、前記新規発電設備に置き換えた場合の新規ユニット計画出力を格納する新規ユニット計画出力データ格納部から前記新規ユニット計画出力を読み出し、前記発電設備のモデル設備の保守費の経時変化を表しており且つ対数関数として定義されている保守費関数の係数ａ _m 及びｂ _m を格納する保守費関数パラメータデータ格納部から前記係数ａ _m 及びｂ _m を読み出し、前記新規発電設備に置き換えた場合の保守費であって前記新規発電設備への置き換え予定の年より後の年である評価年ｅにおける推定保守費を、推定保守費＝｛（前記キャパシティベース保守費×前記累積インフレ率×前記新規ユニット計画出力））／（ａ _m ｌｎ(前記発電設備の運用開始年から前記新規発電設備への置き換え予定の年までの期間)＋ｂ _m ）｝×（ａ _m ｌｎ(前記新規発電設備への置き換え予定の年から前記評価年ｅまでの期間)＋ｂ _m ）により算出し、保守費投資効果データ格納部に格納するステップと、
    を含み、コンピュータに実行される情報処理方法。
11. 前記新規ユニット計画出力データ格納部から前記新規ユニット計画出力を読み出し、対数関数として定義されている前記発電設備の出力関数の係数ａ _op 及びｂ _op を格納する出力関数パラメータデータ格納部から前記出力関数の係数ａ _op 及びｂ _op を読み出し、前記新規発電設備に置き換えた場合の出力値であって前記評価年ｅにおける出力を｛前記新規ユニット計画出力／（ａ _op ｌｎ（１）＋ｂ _op ）×（ａ _op ｌｎ（前記新規発電設備への置き換え予定の年から前記評価年ｅまでの期間）＋ｂ _op ）｝により算出し、前記出力データ格納部に格納するステップと、
    改修前計画出力を格納する改修前計画出力データ格納部から前記改修前計画出力を読み出し、前記出力データ格納部から前記出力を読み出し、前記改修前計画出力と前記出力との差である出力差を算出し、出力差データ格納部に格納するステップと、
    置き換えによる発電停止時間を格納する発電停止時間格納部から前記置き換えによる発電停止時間を読み出し、前記平均利用率格納部から前記平均利用率を読み出し、発電時間を、前記年間の総時間数と前記置き換えによる発電停止時間との差に前記平均利用率を掛けることにより算出し、前記発電時間データ格納部に格納するステップと、
    前記発電時間データ格納部から前記発電時間を読み出し、前記出力差データ格納部から前記出力差を読み出し、前記単価データ格納部から前記単価を読み出し、前記新規発電設備への置き換えが電力系統に与える影響を表す影響金額を（前記発電時間×前記出力差×前記単価）により算出し、影響金額データ格納部に格納する影響金額算出ステップと
    をさらに含む請求項１０記載の情報処理方法。
12. 請求項１乃至１１のいずれか１つ記載の情報処理方法をコンピュータに実行させるためのプログラム。
13. 発電設備に対する投資の効果を評価するための情報処理装置であって、
    前記発電設備に対して改修予定時期に行われる予定の改修によって改善された後の熱効率である改修後熱効率ηを格納する改修後効率データ格納部から前記改修後熱効率ηを読み出し、対数関数として定義されている、前記発電設備の熱効率関数の係数ａ _hr 及びｂ _hr を格納する熱効率関数パラメータデータ格納部から前記係数ａ _hr 及びｂ _hr を読み出し、前記発電設備の運用開始から当該発電設備の熱効率が前記改修後熱効率ηになるまでの期間t1を、t1＝ｅｘｐ｛（η−ｂ _hr ）／ａ _hr ｝により算出し、前記期間t1と前記発電設備の運用開始から前記改修予定時期までの期間t2との差として、前記発電設備に対する投資の効果を表す巻戻し時間ｄを算出し、投資効果データ格納部に格納する手段と、
    前記発電設備のモデル設備の保守費の経時変化を表しており且つ対数関数として定義されている保守費関数の係数ａ _m 及びｂ _m を格納する保守費関数パラメータデータ格納部から前記係数ａ _m 及びｂ _m を読み出し、前記発電設備の単位出力当りの保守費を表しているキャパシティベース保守費を格納するキャパシティベース保守費データ格納部から前記キャパシティベース保守費を読み出し、前記発電設備の現在の出力を表している現在出力を格納する現在出力データ格納部から前記現在出力を読み出し、前記投資効果データ格納部から前記巻戻し時間ｄを読み出し、前記発電設備の改修を行って前記巻戻し時間ｄを反映させた場合の保守費であって前記改修予定時期より後の年である評価年ｅにおける第１の推定保守費を、第１の推定保守費＝｛（キャパシティベース保守費×現在出力）／（ａ _m ｌｎ(前記発電設備の運用開始から現在までの期間t3)＋ｂ _m ）｝×（ａ _m ｌｎ(前記発電設備の運用開始から前記評価年ｅまでの期間−ｄ)＋ｂ _m ）により算出し、前記発電設備の改修を実施しない場合の保守費であって前記評価年ｅにおける第２の推定保守費を、第２の推定保守費＝｛（キャパシティベース保守費×現在出力）／（ａ _m ｌｎ(前記期間t3)＋ｂ _m ）｝×（ａ _m ｌｎ(前記発電設備の運用開始から前記評価年ｅまでの期間)＋ｂ _m ）により算出し、前記第１の推定保守費と前記第２の推定保守費との差を保守費投資効果データとして、保守費投資効果データ格納部に格納する手段と、
    を有する情報処理装置。
14. 発電設備に対する投資の効果を評価するための情報処理装置であって、
    インフレ率を格納するインフレ率データ格納部から前記インフレ率を読み出し、前記発電設備の単位出力当りの保守費を表すキャパシティベース保守費の現在年から新規発電設備への置き換え予定の年までの累積インフレ率を前記インフレ率から算出する手段と、
    前記キャパシティベース保守費を格納するキャパシティベース保守費データ格納部から前記キャパシティベース保守費を読み出し、前記新規発電設備に置き換えた場合の新規ユニット計画出力を格納する新規ユニット計画出力データ格納部から前記新規ユニット計画出力を読み出し、前記発電設備のモデル設備の保守費の経時変化を表しており且つ対数関数として定義されている保守費関数の係数ａ _m 及びｂ _m を格納する保守費関数パラメータデータ格納部から前記係数ａ _m 及びｂ _m を読み出し、前記新規発電設備に置き換えた場合の保守費であって前記新規発電設備への置き換え予定の年より後の年である評価年ｅにおける推定保守費を、推定保守費＝｛（前記キャパシティベース保守費×前記累積インフレ率×前記新規ユニット計画出力））／（ａ _m ｌｎ(前記発電設備の運用開始年から前記新規発電設備への置き換え予定の年までの期間)＋ｂ _m ）｝×（ａ _m ｌｎ(前記新規発電設備への置き換え予定の年から前記評価年ｅまでの期間)＋ｂ _m ）により算出し、保守費投資効果データ格納部に格納する手段と、
    を有する情報処理装置。

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