JP4722794B2 - 電気事業損益分析システム - Google Patents

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に関し、特にリスクを低減する手法に関するものである。

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。

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。

特開２００２−２５９６５５号公報

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。

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。

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を提供することを目的とする。

本発明に係る電気事業損益分析システムは、入力装置及び表示装置を用いてパラメータを設定するパラメータ設定部と、前記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と、損益計算部で計算された損益データからリスク量を計算して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い損益比較結果を得る結果比較処理部と、前記損益比較結果を表示装置に表示する結果表示部と、設定された前記パラメータ、前記損益計算部で計算された前記損益データ、及び前記結果比較処理部で計算された前記損益比較結果を記憶装置に格納するデータ格納部とを備え、前記データ格納部に格納された前記パラメータ、前記損益データ及び前記損益比較結果は必要に応じて前記シミュレーション制御部、前記結果比較処理部及び前記結果表示部に読み出される、電気事業損益分析システムであって、前記損益計算部は、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をおこない、損益計算の各試行でシミュレーション対象期間の想定需要データを生成する想定需要生成部、及び損益計算の各試行で各時点の前記想定需要データを用いて予め設定した比率で按分した各需要家の使用電力量から電力料金収入を計算する電力料金収入計算部を備えたことを特徴とする。

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。

＜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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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ａ_iと、時点（ｋ−ｉ）のミナスの重み係数ｂ_iと、全体係数Ａと、全体定数Ｂとで定められ、重み係数ａ_i，ｂ_i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。

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。

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。

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ｗ_i，ａ_i，ｂ_i，ｃ_i，ｄ_i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ｗ_i，ａ_i，ｂ_i，ｃ_i，ｄ_iとで定められる。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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，ｂ_i，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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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）。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

＜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。

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。

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。

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。

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。

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）。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

＜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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

＜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。

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。

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。

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）。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

＜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。

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。

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）。

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。

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。

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。

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。

＜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。

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。

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。

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。

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）。

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）。

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。

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。

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。

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。

実施の形態１による電気事業損益分析システムを示すシステム構成図である。 実施の形態１による派生商品契約テーブルの例を示す図である。 実施の形態１による派生商品契約ポートフォリオテーブルの例を示す図である。 実施の形態１による電気事業損益分析方法を示すフローチャートである。 実施の形態１による電気事業損益分析プログラムの出力であり、統計データ表示の例を示す図である。 実施の形態１による電気事業損益分析プログラムの出力であり、損益の度数分布の例を示すグラフである。 実施の形態１による電気事業損益分析プログラムの出力であり、派生商品ポートフォリオに基づく損益の統計データの比較表示の例を示す図である。 実施の形態１による電気事業損益分析プログラムの出力であり、派生商品ポートフォリオに基づく損益の度数分布の比較表示の例を示すグラフである。 実施の形態１による電気事業損益分析プログラムの出力であり、燃料調達価格と損益の相関の例を示すグラフである。 実施の形態２による電気事業損益分析システムを示すシステム構成図である。 実施の形態２による電気事業損益分析方法を示すフローチャートである。 実施の形態３による電気事業損益分析システムを示すシステム構成図である。 実施の形態３による電気事業損益分析方法を示すフローチャートである。 実施の形態４による電気事業損益分析システムを示すシステム構成図である。 実施の形態４による電気事業損益分析方法を示すフローチャートである。 実施の形態４による電気事業損益分析プログラムの損益平均値変化の表示画面例を示す図である。 実施の形態４による電気事業損益分析プログラムの損益平均値変化の表示画面例を示すグラフである。 実施の形態５による電気事業損益分析システムを示すシステム構成図である。 実施の形態５による電気事業損益分析方法を示すフローチャートである。 実施の形態６による電気事業損益分析システムを示すシステム構成図である。 実施の形態６による電気事業損益分析方法を示すフローチャートである。 実施の形態６による電気事業損益分析プログラムの損益のボラティリティおよび平均値の関連図の表示画面例を示すグラフである。

符号の説明

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。

Claims (4)

1. 入力装置及び表示装置を用いてパラメータを設定するパラメータ設定部と、
   前記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と、
   損益計算部で計算された損益データからリスク量を計算して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い損益比較結果を得る結果比較処理部と、
   前記損益比較結果を表示装置に表示する結果表示部と、
   設定された前記パラメータ、前記損益計算部で計算された前記損益データ、及び前記結果比較処理部で計算された前記損益比較結果を記憶装置に格納するデータ格納部とを備え、前記データ格納部に格納された前記パラメータ、前記損益データ及び前記損益比較結果は必要に応じて前記シミュレーション制御部、前記結果比較処理部及び前記結果表示部に読み出される、電気事業損益分析システムであって、
   前記損益計算部は、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をおこない、損益計算の各試行でシミュレーション対象期間の想定需要データを生成する想定需要生成部、及び損益計算の各試行で各時点の前記想定需要データを用いて予め設定した比率で按分した各需要家の使用電力量から電力料金収入を計算する電力料金収入計算部を備えたことを特徴とする、
   電気事業損益分析システム。
2. 請求項１記載の電気事業損益分析システムであって、
   前記結果比較処理部は、複数の派生商品を用いてボラティリティまたはリスク量を算出し、
   前記結果表示部は、前記ボラティリティまたはリスク量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ことを特徴とする、
   電気事業損益分析システム。
3. 請求項１又は請求項２に記載の電気事業損益分析システムであって、
   電力料金収入を計算する際の前記想定需要データは、電力系統における送電ロスを考慮した比率で減じる処理をおこなって得られることを特徴とする、
   電気事業損益分析システム。
4. 請求項１ないし請求項３のうち、いずれか１項に記載の電気事業損益分析システムであって、
   前記パラメータは、少なくとも需要家テーブルとして需要家の契約電力、契約電力あたり基本料金、使用電力量あたりの従量料金、及び総需要に対する需要比率を含んだことを特徴とする、
   電気事業損益分析システム。

Images