電力市場価格予測方法
【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。
【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。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
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。
【背景技術】
【0002】
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)。
【0003】
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。
【0004】
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。
【先行技術文献】
【特許文献】
【0005】
【特許文献1】特開2006−53839号公報
【特許文献2】特開2004−252967号公報
【特許文献3】特開2007−122592号公報
【特許文献4】特開2008−21170号公報
【特許文献5】特開2006−244202号公報
【非特許文献】
【0006】
【非特許文献1】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
【非特許文献2】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
【0007】
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。
【0008】
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。
【0009】
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。
【0010】
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。
【0011】
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。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0012】
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。
【0013】
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。
【0014】
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。
【0015】
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。
【課題を解決するための手段】
【0016】
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。
【数1】
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。
【図面の簡単な説明】
【0017】
【図1】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。
【図2】A火力発電所の諸元を示す。
【図3】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。
【図4】DubaiとJCCの相関図を示す。
【図5】Dubaiと一ヶ月後のJCCの相関図を示す。
【図6】2007年9月1日時点で同21日のJCCを予測した結果を示す。
【図7】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。
【図8】JCCとC重油交渉価格の相関図を示す。
【図9】A火力発電所の2007年度VOM算出結果を示す。
【図10】B火力発電所の諸元を示す。
【図11】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。
【図12】NEWCの1〜3月平均値と石炭輸入価格の相関図を示す。
【図13】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。
【図14】B火力発電所の2007年度VOM算出結果を示す。
【図15】C火力発電所の諸元を示す。
【図16】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。
【図17】2ヶ月前のJCCとLNG輸入価格の相関図を示す。
【図18】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。
【図19】C火力発電所の2007年度VOM算出結果を示す。
【図20】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。
【図21】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。
【図22】A火力発電所の平成15年度発電・補修計画を示す。
【図23】A火力発電所の2000〜2003年度の発電可能容量実績を示す。
【図24】最高気温予測値と最大電力需要の相関図を示す。
【図25】D原子力発電所の2001〜2006年度の発電可能容量実績を示す。
【図26】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。
【図27】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。
【図28】供給スタックモデルの変化の一例を示す。
【図29】供給スタックモデルの変化の他の例を示す。
【発明を実施するための形態】
【0018】
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。
【0019】
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。
【0020】
【数2】
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。
【0021】
(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。
【0022】
(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。
【0023】
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。
【0024】
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。
【0025】
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。
【0026】
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。
【0027】
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。
【0028】
(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。
【0029】
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。
【0030】
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。
【0031】
(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。
【0032】
【数3】
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。
【0033】
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」)
【0034】
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。
【0035】
(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)
【0036】
(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。
【0037】
(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。
【0038】
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。
【0039】
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。
【0040】
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。
【0041】
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。
【0042】
(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。
【0043】
(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)
【0044】
(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。
【0045】
(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。
【0046】
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。
【0047】
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。
【0048】
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。
【0049】
(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。
【0050】
(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。
【0051】
(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)
【0052】
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。
【0053】
(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。
【0054】
(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。
【0055】
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))
【0056】
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。
【0057】
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。
【0058】
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。
【0059】
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。
【0060】
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。
【0061】
【数4】
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。
【0062】
(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」)
【0063】
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。
【0064】
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。
【0065】
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。
【0066】
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。
【0067】
(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」)
【0068】
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。
【0069】
(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。
【0070】
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。
【技術分野】
【0001】
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。
【背景技術】
【0002】
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)。
【0003】
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。
【0004】
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。
【先行技術文献】
【特許文献】
【0005】
【特許文献1】特開2006−53839号公報
【特許文献2】特開2004−252967号公報
【特許文献3】特開2007−122592号公報
【特許文献4】特開2008−21170号公報
【特許文献5】特開2006−244202号公報
【非特許文献】
【0006】
【非特許文献1】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
【非特許文献2】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
【0007】
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。
【0008】
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。
【0009】
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。
【0010】
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。
【0011】
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。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0012】
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。
【0013】
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。
【0014】
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。
【0015】
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。
【課題を解決するための手段】
【0016】
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。
【数1】
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。
【図面の簡単な説明】
【0017】
【図1】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。
【図2】A火力発電所の諸元を示す。
【図3】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。
【図4】DubaiとJCCの相関図を示す。
【図5】Dubaiと一ヶ月後のJCCの相関図を示す。
【図6】2007年9月1日時点で同21日のJCCを予測した結果を示す。
【図7】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。
【図8】JCCとC重油交渉価格の相関図を示す。
【図9】A火力発電所の2007年度VOM算出結果を示す。
【図10】B火力発電所の諸元を示す。
【図11】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。
【図12】NEWCの1〜3月平均値と石炭輸入価格の相関図を示す。
【図13】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。
【図14】B火力発電所の2007年度VOM算出結果を示す。
【図15】C火力発電所の諸元を示す。
【図16】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。
【図17】2ヶ月前のJCCとLNG輸入価格の相関図を示す。
【図18】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。
【図19】C火力発電所の2007年度VOM算出結果を示す。
【図20】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。
【図21】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。
【図22】A火力発電所の平成15年度発電・補修計画を示す。
【図23】A火力発電所の2000〜2003年度の発電可能容量実績を示す。
【図24】最高気温予測値と最大電力需要の相関図を示す。
【図25】D原子力発電所の2001〜2006年度の発電可能容量実績を示す。
【図26】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。
【図27】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。
【図28】供給スタックモデルの変化の一例を示す。
【図29】供給スタックモデルの変化の他の例を示す。
【発明を実施するための形態】
【0018】
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。
【0019】
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。
【0020】
【数2】
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。
【0021】
(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。
【0022】
(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。
【0023】
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。
【0024】
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。
【0025】
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。
【0026】
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。
【0027】
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。
【0028】
(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。
【0029】
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。
【0030】
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。
【0031】
(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。
【0032】
【数3】
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。
【0033】
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」)
【0034】
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。
【0035】
(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)
【0036】
(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。
【0037】
(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。
【0038】
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。
【0039】
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。
【0040】
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。
【0041】
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。
【0042】
(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。
【0043】
(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)
【0044】
(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。
【0045】
(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。
【0046】
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。
【0047】
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。
【0048】
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。
【0049】
(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。
【0050】
(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。
【0051】
(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)
【0052】
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。
【0053】
(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。
【0054】
(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。
【0055】
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))
【0056】
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。
【0057】
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。
【0058】
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。
【0059】
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。
【0060】
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。
【0061】
【数4】
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。
【0062】
(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」)
【0063】
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。
【0064】
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。
【0065】
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。
【0066】
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。
【0067】
(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」)
【0068】
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。
【0069】
(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。
【0070】
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。
【特許請求の範囲】
【請求項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。
【数1】
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。
【請求項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。
【請求項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。
【請求項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。
【請求項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。
【数1】
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。
【請求項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。
【請求項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。
【請求項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。
【図1】
【図2】
【図3】
【図4】
【図5】
【図6】
【図7】
【図8】
【図9】
【図10】
【図11】
【図12】
【図13】
【図14】
【図15】
【図16】
【図17】
【図18】
【図19】
【図20】
【図21】
【図22】
【図23】
【図24】
【図25】
【図26】
【図27】
【図28】
【図29】
【図2】
【図3】
【図4】
【図5】
【図6】
【図7】
【図8】
【図9】
【図10】
【図11】
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【図13】
【図14】
【図15】
【図16】
【図17】
【図18】
【図19】
【図20】
【図21】
【図22】
【図23】
【図24】
【図25】
【図26】
【図27】
【図28】
【図29】
【公開番号】特開2010−224832(P2010−224832A)
【公開日】平成22年10月7日(2010.10.7)
【国際特許分類】
【出願番号】特願2009−70948(P2009−70948)
【出願日】平成21年3月23日(2009.3.23)
【新規性喪失の例外の表示】特許法第30条第1項適用申請有り 2008年9月24日付け社団法人 電気学会 電力・エネルギー部門発行の「平成20年 電気学会 電力・エネルギー部門大会 論文集」に掲載された「ハイブリッド・ファンダメンタル・モデルによる電力価格の推定」にて発表
【出願人】(000222037)東北電力株式会社 (228)
【出願人】(592001975)伊藤忠テクノソリューションズ株式会社 (20)
【公開日】平成22年10月7日(2010.10.7)
【国際特許分類】
【出願日】平成21年3月23日(2009.3.23)
【新規性喪失の例外の表示】特許法第30条第1項適用申請有り 2008年9月24日付け社団法人 電気学会 電力・エネルギー部門発行の「平成20年 電気学会 電力・エネルギー部門大会 論文集」に掲載された「ハイブリッド・ファンダメンタル・モデルによる電力価格の推定」にて発表
【出願人】(000222037)東北電力株式会社 (228)
【出願人】(592001975)伊藤忠テクノソリューションズ株式会社 (20)
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