(57)【要約】【課題】発電機の所有の有無にかかわらず一般的に与えられた需要に対応する電力商品を適正に価格決定可能な電力取引システム、電力取引方法、および電力取引プログラムを提供すること。【解決手段】相対の取引先との間で予定されている電力売買の時系列データを取得する第１のデータ取得部と、電力市場において取引されている電力商品の時系列データおよび価格データを取得する第２のデータ取得部と、取得された電力売買時系列データに取得された電力商品時系列データを割り当て処理して、予定されている電力売買の電力合計量と割り当てられた電力商品の電力合計量との差が最小となるようにする割り当て処理部と、割り当てられた電力商品の価格データに基づき相対の取引先に提示する電力価格を決定する価格決定部とを具備する。【選択図】図４
2006099432.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
相対の取引先との間で予定されている電力売買の時系列データを取得する第１のデータ取得部と、
電力市場において取引されている電力商品の時系列データおよび価格データを取得する第２のデータ取得部と、
前記取得された電力売買時系列データに前記取得された電力商品時系列データを割り当て処理して、前記予定されている電力売買の電力合計量と前記割り当てられた電力商品の電力合計量との差が最小となるようにする割り当て処理部と、
前記割り当てられた電力商品の価格データに基づき前記相対の取引先に提示する電力価格を決定する価格決定部と
を具備することを特徴とする電力取引システム。
【請求項２】
前記割り当て処理部により割り当てられた電力商品と前記予定されている電力売買との差分に相当する電力を所定の発電機で発電するときの発電コストを計算する発電コスト計算部と、
前記計算で得られる発電コストを含む総コストが最小になるように、前記割り当てられた電力商品の電力量を加減して前記取得された電力売買時系列データに再割り当て処理するとともに、前記所定の発電機による発電量を計算する再割り当て処理部とをさらに具備し、
前記価格決定部が、前記再割り当てされた電力商品の価格データと前記計算された発電量に相当するスポット商品または先渡し商品の価格データとに基づいて前記相対の取引先に提示する電力価格を決定する機能をさらに有すること
を特徴とする請求項１記載の電力取引システム。
【請求項３】
前記割り当て処理部が、前記取得された電力売買時系列データに優先的に所定の発電機による発電量を割り当てた後に前記取得された電力商品時系列データを割り当て処理して、前記予定されている電力売買の電力合計量から前記発電機による前記発電量を除いた部分と前記割り当てられた電力商品の電力合計量との差が最小となるようにする機能をさらに有することを特徴とする請求項１記載の電力取引システム。
【請求項４】
前記割り当て処理部が、前記取得された電力売買時系列データに、前記取得された電力商品時系列データであってスポット商品に関するものでない時系列データを割り当て処理する機能をさらに有し、
前記割り当て処理部により割り当てられたスポット商品を除く電力商品と前記予定されている電力売買との差分に相当する電力にスポット商品を割り当てて、該スポット商品の購入量を算出するスポット商品購入量算出部と、
前記算出で得られるスポット商品購入量または該購入による予測購入価格合計が最小となるように、前記割り当てられた電力商品の電力量を加減して前記取得された電力売買時系列データに再割り当て処理する再割り当て処理部とをさらに具備し、
前記価格決定部が、前記再割り当てされた電力商品の価格データに基づき前記相対の取引先に提示する電力価格を決定する機能をさらに有すること
を特徴とする請求項１記載の電力取引システム。
【請求項５】
前記再割り当て処理部が、前記スポット商品の予測購入価格として、該スポット商品の価格変動をモンテカルロ法またはツリー法でモデル化して求めた各時刻における電力価格を用いることを特徴とする請求項４記載の電力取引システム。
【請求項６】
過去の一定期間のスポット価格変動を分析し該分析により与えられる収益の不確実性をリスク相当価格として算出するリスク相当価格計算部をさらに具備し、
前記価格決定部が、該算出されたリスク相当額と前記再割り当てされた電力商品の価格データとに基づいて前記相対の取引先に提示する電力価格を決定する機能をさらに有することを特徴とする請求項４記載の電力取引システム。
【請求項７】
前記割り当て部において、前記割り当て処理に用いられる電力商品時系列データが、該電力商品時系列データの最大量制約を有して前記取得された電力売買時系列データに割り当て処理されることを特徴とする請求項１記載の電力取引システム。
【請求項８】
前記割り当て処理部が、前記取得された電力売買時系列データに、前記取得された電力商品時系列データであってスポット商品に関するものでない時系列データを割り当て処理する場合に、同じ期間内で組み合わせ可能な複数の電力商品時系列データがあるときには、前記スポット商品購入量算出部の算出によるスポット商品の購入量をより小さくし得る組み合わせを前記割り当て処理に用いることを特徴とする請求項４記載の電力取引システム。
【請求項９】
前記取得された電力売買時系列データをグラフ化して表示部に表示することを促し、さらに、前記割り当て処理された電力商品時系列データを前記表示部における前記グラフに重畳して表示することを促す表示制御部をさらに具備することを特徴とする請求項１記載の電力取引システム。
【請求項１０】
前記取得された電力売買時系列データをグラフ化して表示部に表示することを促し、さらに、前記割り当て処理された電力商品時系列データを前記表示部における前記グラフに重畳して表示することを促し、さらに、前記再割り当て処理された電力商品時系列データを前記グラフに重畳して表示することを促す表示制御部をさらに具備することを特徴とする請求項４記載の電力取引システム。
【請求項１１】
前記取得された電力商品時系列データを、名称、現在の取引価格、取引量とともに表示部に表示することを促す第２の表示制御部をさらに具備することを特徴とする請求項１０記載の電力取引システム。
【請求項１２】
前記表示部上に、需要、発電、相対契約での電力買い取引、相対契約での電力売り取引、相対契約売買の差し引き合計、市場での先渡し商品の買い取引、市場での先渡し商品の売り取引、市場での先渡し商品の差し引き合計、スポット市場での買い取引、スポット市場での売り取引、スポット市場での差し引き合計、ならびに合計販売電力および合計購入電力について、それぞれ、電力量、平均単価、合計取引価格を、与えられた期間の合計値として表示することを促す第３の表示制御部をさらに具備することを特徴とする請求項１１記載の電力取引システム。
【請求項１３】
相対の取引先との間で予定されている電力売買の時系列データを取得するステップと、
電力市場において取引されている電力商品の時系列データおよび価格データを取得するステップと、
前記取得された電力売買時系列データに前記取得された電力商品時系列データを割り当て処理して、前記予定されている電力売買の電力合計量と前記割り当てられた電力商品の電力合計量との差が最小となるようにするステップと、
前記割り当てられた電力商品の価格データに基づき前記相対の取引先に提示する電力価格を決定するステップと
を具備することを特徴とする電力取引方法。
【請求項１４】
相対の取引先との間で予定されている電力売買の時系列データを取得するステップと、
電力市場において取引されている電力商品の時系列データおよび価格データを取得するステップと、
前記取得された電力売買時系列データに前記取得された電力商品時系列データを割り当て処理して、前記予定されている電力売買の電力合計量と前記割り当てられた電力商品の電力合計量との差が最小となるようにするステップと、
前記割り当てられた電力商品の価格データに基づき前記相対の取引先に提示する電力価格を決定するステップと
をコンピュータに実行させる電力取引プログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力商品を取引するときに用いることができる電力取引システム、電力取引方法、および電力取引プログラムに係り、特に、取引する電力を適正に価格付けすることに適する電力取引システム、電力取引方法、および電力取引プログラムに関する。
【背景技術】
【０００２】
一般の商品取引システムは、取引を行おうとする者（トレーダー）が希望する取引を入力・編集し、取引を実施し、取引結果を取得し、保存・管理するための取引支援機能と、取引結果を分析して将来の取引計画を作成するための戦略支援機能とからなる。戦略支援機能として、リスク評価を行ないリスクをヘッジ（防御）をするための取引（ヘッジ取引）を立案し、自社のリスク量を適切に管理するための機能がある。戦略支援のもう一つの重要な目的は、どの商品を、いつ、どれだけ、どんな価格で売買すればよいかという指標を与えることである。一般に後者は前者に比べて格段に困難であり、トレーダーの勘や経験に頼ることが多い。
【０００３】
電力取引システムも基本的に同様であるが、商品としての電力の特徴から他の商品取引システムと異なる点も多い。電力は送電線を通じて引き渡され、その過程は電気的法則を満足する必要がある。しかも生産と消費が同時になされることから買いと売りのバランスを考慮しながら取引を行うことが必要になる。さらに、電力商品は保存が困難であることから価格変動も大きく、特にリスク・ヘッジには困難を伴う。このため他の商品取引システムをそのまま使うことはできない。
【０００４】
電力取引が自由化されると、これから取引する電力商品の価格（ｋＷｈ当たりの単価）をいかにして決めるかという問題も生ずる。一般に、電力取引には市場外での個別の取引（相対取引）と電力取引市場における市場取引がある。取引市場で取引される商品は定型化されており、市場外で取引（相対取引）される商品には種々の形態がある。市場外での取引には、卸電力の取引と小売の取引がある。
【０００５】
もし、これから取引する商品が市場で取引されている商品と全く同じ形態であれば、市場商品を参考に価格を決めることができる。しかし、特に、小売契約の場合には、消費量が受渡し日にならないと分からなかったり、１日や１週間の消費（購入）パターンが存在したりするため、取引市場で扱われている商品や卸電力取引の商品と形態に大きな差がある。このため、小売契約においてはその価格をどのように決めるかという課題がある。また、卸電力の相対取引でも必ずしも同じ商品が市場で取引されているとは限らず、同様な課題がある。
【０００６】
市場あるいは相対での取引において価格を決定する方法は、価格付け（プライシング）と呼ばれる技術であるが、この目的での戦略支援はこれまでほとんど提案されていない。
【０００７】
電力という商品は、需要と供給のバランスが重要であるため、場合によっては発電機の運転計画や送電の方法を考慮する必要があり、取引方法が複雑になる。このため、従来の電力取引システムでは、発電機の運転方法や、電子取引への適用等、取引支援を主としたものが多く、戦略支援といえるものはほとんどなかった。数少ない戦略支援の例としては、電力価格を評価するために燃料費と燃料先物取引を用いたもの（下記特許文献１）や、電力取引のリスク・ヘッジを行うために電力売買権（いわゆるオプション）を用いたもの（下記特許文献２）、損失が指定された確率に収まるように最低許容価格を決定するもの（下記特許文献３）がある。
【０００８】
特許文献１による電力価格設定方法は、従来からあるコストベースの電力価格評価方法を燃料価格の変動を考慮して改良したものである。特許文献２は電力売買権を売買することでリスク・ヘッジを考慮した電力取引を行うというものであるが、自らリスクを取るわけではない。電力商品に価格付けをするということは場合によってはリスクを取るということを意味し、リスク・ヘッジとは考え方が異なる。また、電力売買権の取引による戦略は、現状では電力売買権が広く取引されておらず現実的ではない。
【０００９】
特許文献３は商品を電力に限っていはいないが、電力に当てはめると、需要が変動した場合に発電コスト等を考慮して損失が一定確率以下になるような電力価格を求めるものである。この場合、販売者が与えた確率で価格が決まるため、どのような確率を与えた場合に適正な価格であるかを評価することが困難であるという問題があった。さらにこの場合にはリスクを許容値以下にすることを目的としているためにリスクを引き受けた場合に比べて価格が割高になるという問題もある。
【００１０】
以上述べたように、電力取引システムの重要な機能として、売買したい商品の価格を決定する機能がある。これは一般に価格付け（プライシング）と呼ばれる技術である。価格付けが可能になれば、商品銘柄や売買量、売買時期を変えて価格付けを実施し、その結果として得られる収益を比較することにより、どの商品を、いつ、どの程度の量、いかなる価格で売買すればよいかという基本的かつ有益な情報が得られることになる。
【００１１】
従来技術としては、前述の特許文献１のような電力価格設定方法がある。これはコストベースの電力価格評価方法を燃料価格の変動を考慮して改良したものである。したがって、発電機を所有する事業者以外には適用されにくいという問題がある。電力を販売したいと考えている事業者が必ずしも発電機を所有しているとは限らない。何らかの事情で過去に他の事業者から電力（の先渡し契約）を購入して保持しており、これを今後販売したい場合もあるからである。一般に、市場取引される電力商品の価格と燃料市場における燃料価格には強い相関があるが、もちろん完全には一致していない。したがって、燃料価格を用いて電力の販売価格を計算することは必ずしも適切ではない。生産コストを個々の事業者の事情に応じて燃料価格から計算することは構わないが、この価格（に利益を加えたもの）を販売価格とすると本来得られるべき利益が得られない可能性がある。
【００１２】
もし電力販売価格を燃料価格から計算するならば、電力価格が燃料の種類に依存することになる。市場で販売される電気の価格は購入する側から見れば燃料の種類によらないはずである。また、電力を販売する側ではなく購入する側から見れば燃料価格から適正な購入価格を評価することは困難である。したがって、燃料価格を用いないで販売価格を決めることが望ましい。
【００１３】
通常、市場では一物一価の原則が成立する。すなわち、同じ条件の商品の価格は一つに定まる。そうでなければ安い方で買って高い方で売れば容易に利益が得られることになる。このような取引を裁定取引と言い、活発に取引される市場（流動性が大きな市場）では裁定取引が生じないように自然に価格が決まる。電力市場においても電力価格は裁定取引が生じないように市場原理によって自動的に決まると考えられる。
【００１４】
電力という商品は誰から買っても品質の差はないと考えてよいので、基本的に発電する手段によって電力価格が異なるということはない。生産コストはもちろん異なる。しかし取引先に提示する電力価格も市場に出す電力価格も条件が同じであれば同じはずである。市場価格は取引先を含めて誰もが知ることができるので、取引先に提示された価格が市場価格と異なる場合、取引先はその価格差をもって損得を判断できることになる。
【００１５】
もちろん、一時的な取引ではなく将来にわたって安定的に供給するという約束があれば市場価格と異なることはあり得る。この場合には、あいまいな約束ではなく、「今後の何年間、継続して電力を供給する」という約束にかかる権利料として別途に評価すべきである。また取引先との親密度や依存関係によって価格が異なることもあり得るが、これは本発明で提案する価格付け方法とは別の意味合いのものであり、他の方法で評価して加味すればよい。
【００１６】
トレーダーにとって、電力価格は電力商品の現在あるいは過去のデータのみから評価できることが望ましい。もちろん、発電機によって発電された電力と市場から調達された電力とを組み合わせて販売する場合には発電コストを考慮する必要がある。しかしながら、この場合でも販売される電力の価格は発電機を用いていることに依存しないはずである。購入する側から見れば、その電力が市場から調達されて転売された電力であるか、発電機によって発電された電力であるかに関係なく、一物一価の原則から価格は同じはずだからである。
【００１７】
上に述べたように、市場で扱われている商品の価格を用いて自らが取引しようとしている電力商品の価格を決定することが重要である。例えば、市場で扱われている先渡し商品（あるいはその組み合わせ）と価格付けを行いたい対象の商品とが完全に一致すれば、市場で扱われている先渡し商品の価格（の合計）が価格評価対象の商品の適正な価格になる。これは通常の時価評価の方法と同様である。また。金融工学的に複製（一定の公式で変換）される場合にも同様な議論が可能である。しかし、一般には電力販売契約は需要家ごとに異なる需要パターンを持っており、必ずしも市場商品を組み合わせて構成することはできない。
【００１８】
市場で扱われている商品の価格を用いる際には、取引当日の価格ではなく受渡し日の価格を用いる必要がある。電力価格は、季節によっておおよそ価格の高低が予測できる場合がある。例えは来年の８月の電力を売買することを考える。このとき、来年８月の電力価格が３月の電力価格よりかなり高くなっていたとする。電力の場合、３月の電気を買って保存しておいて８月に販売することは事実上不可能であるため３月の価格と８月の価格の関連はあまりない。本発明で評価するのは来年８月の電力価格であり、３月の価格はあまり参考にならない。変動を評価するのは、来年８月の電力価格が、今日、明日、明後日、そして来年の８月までにどのように変化するかということである。
【００１９】
来年８月の電力価格が明日になると高くなるか、安くなるかは誰にも分からない。明日になれば価格が上昇することが分かっていれば、来年８月の電気を今日買って明日売れば利益を得ることができる。来年８月の電力価格を今日決めるということは、このようなリスクを敢えて取ることに相当する。このため、リスクを取った分の正統な対価を請求することは当然の権利である。本願における価格付けには、このようなリスクの対価を含む場合がある。
【００２０】
上述のように、プライシングをすることはリスクを敢えて取ることである。したがって、その対価を受け取るべきであり、電力価格の評価はリスクを考慮することによってなされる。さもなければ、長期的には大きな損失を被ることになる。具体的には、取引したい商品の価格が変動する（リスクがある）ことを考慮して、取引によって得られる利益の期待値を評価し、その他のコスト等を考慮して価格を決める必要がある。もちろん、実際の市場価格は意に反して高騰したり暴落したりする場合がある。したがって、適正な価格付けを行ったからといって常に利益が得られることを保証する訳ではない。しかし、多数の取引を行った場合、統計的に収支が０になるように理論的に計算された価格であるという意味である。収支が０であるから、利益の期待値は付加的に計算された利益率によって決まる。
【特許文献１】特開２００３−６３７４号公報
【特許文献２】特開２００３−２８１２３１号公報
【特許文献３】特開２００４−１７１１８０号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【００２１】
以上述べたように、電力取引システムの重要な機能のひとつに、売買したい商品の価格を決定する機能がある。そこで、与えられた電力取引の適正な価格を決定することは本願における大目的になる。より具体的なレベルとして、電力という商品では誰から買っても品質の差はないと考えてよいので、発電する手段によっては基本的に電力価格が異ならないことを踏まえ、適切な販売あるいは購入価格を決めることが必要である。これは、トレーダーにとって電力価格は電力商品の現在あるいは過去のデータのみから評価可能であることが望ましいこととも関連する。
【００２２】
また、一般に電力販売契約は、需要家ごとに異なる需要パターンを持っており、必ずしも市場商品を組み合わせて構成することはできない。そこで、市場商品と異なるパターンの商品に関しても価格付け可能なことが望まれる。
【００２３】
本発明は、上記の事情を考慮してなされたもので、発電機の所有の有無にかかわらず一般的に与えられた需要に対応する電力商品を適正に価格決定可能な電力取引システム、電力取引方法、および電力取引プログラムを提供することを目的とする。ここで、価格が適正な取引には、リスク・ヘッジのための取引ではなく、リスクに相当する正当な対価を評価した電力価格による取引を含む。
【課題を解決するための手段】
【００２４】
上記の課題を解決するため、本発明に係る電力取引システムは、相対の取引先との間で予定されている電力売買の時系列データを取得する第１のデータ取得部と、電力市場において取引されている電力商品の時系列データおよび価格データを取得する第２のデータ取得部と、前記取得された電力売買時系列データに前記取得された電力商品時系列データを割り当て処理して、前記予定されている電力売買の電力合計量と前記割り当てられた電力商品の電力合計量との差が最小となるようにする割り当て処理部と、前記割り当てられた電力商品の価格データに基づき前記相対の取引先に提示する電力価格を決定する価格決定部とを具備することを特徴とする。
【００２５】
すなわち、割り当て処理部において、予定されている電力売買の電力合計量と割り当てられた電力商品の電力合計量との差が最小になるように電力商品を割り当てするので、その差分を埋める比較的小さな電力を補うことで一般的に与えられた需要電力に対応することができる。価格決定は割り当てられた電力商品の価格データに基づいているので、適正な価格となる。
【００２６】
また、本発明に係る電力取引方法は、相対の取引先との間で予定されている電力売買の時系列データを取得するステップと、電力市場において取引されている電力商品の時系列データおよび価格データを取得するステップと、前記取得された電力売買時系列データに前記取得された電力商品時系列データを割り当て処理して、前記予定されている電力売買の電力合計量と前記割り当てられた電力商品の電力合計量との差が最小となるようにするステップと、前記割り当てられた電力商品の価格データに基づき前記相対の取引先に提示する電力価格を決定するステップとを具備することを特徴とする。この方法は、上記の電力取引システムに対応する方法である。
【００２７】
また、本発明に係る電力取引プログラムは、相対の取引先との間で予定されている電力売買の時系列データを取得するステップと、電力市場において取引されている電力商品の時系列データおよび価格データを取得するステップと、前記取得された電力売買時系列データに前記取得された電力商品時系列データを割り当て処理して、前記予定されている電力売買の電力合計量と前記割り当てられた電力商品の電力合計量との差が最小となるようにするステップと、前記割り当てられた電力商品の価格データに基づき前記相対の取引先に提示する電力価格を決定するステップとをコンピュータに実行させる。このコンピュータプログラムは、上記の電力取引方法をコンピュータ上で実現するプログラムである。
【発明の効果】
【００２８】
本発明によれば、電力商品を取引するときに用いることができる電力取引システム、電力取引方法、および電力取引プログラムにおいて、発電機の所有の有無にかかわらず、一般的に与えられた需要に対応する電力商品を適正に価格付けすることができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２９】
まず、本発明に係る電力取引システムが有する好適な実施態様について順次説明する。
【００３０】
本発明のひとつの実施態様として、本発明に係る電力取引システムにおいて、割り当て処理部により割り当てられた電力商品と前記予定されている電力売買との差分に相当する電力を所定の発電機で発電するときの発電コストを計算する発電コスト計算部と、前記計算で得られる発電コストを含む総コストが最小になるように、前記割り当てられた電力商品の電力量を加減して前記取得された電力売買時系列データに再割り当て処理するとともに、前記所定の発電機による発電量を計算する再割り当て処理部とをさらに具備し、前記価格決定部が、前記再割り当てされた電力商品の価格データと前記計算された発電量に相当するスポット商品または先渡し商品の価格データとに基づいて前記相対の取引先に提示する電力価格を決定する機能をさらに有する、としてもよい。これは、割り当て処理部により割り当てられた電力商品と予定されている電力売買との差分に相当する電力を所定の（例えば自己所有の）発電機で補い供給する場合である。
【００３１】
また、実施態様として、前記割り当て処理部は、前記取得された電力売買時系列データに優先的に所定の発電機による発電量を割り当てた後に前記取得された電力商品時系列データを割り当て処理して、前記予定されている電力売買の電力合計量から前記発電機による前記発電量を除いた部分と前記割り当てられた電力商品の電力合計量との差が最小となるようにする機能をさらに有する、としてもよい。これは、所定の（例えば自己所有の）発電機による発電を優先し、その後に、予定されている電力売買の電力合計量と割り当てられた電力商品の電力合計量との差が最小になるように電力商品を割り当てる場合である。
【００３２】
また、実施態様として、前記割り当て処理部は、前記取得された電力売買時系列データに、前記取得された電力商品時系列データであってスポット商品に関するものでない時系列データを割り当て処理する機能をさらに有し、前記割り当て処理部により割り当てられたスポット商品を除く電力商品と前記予定されている電力売買との差分に相当する電力にスポット商品を割り当てて、該スポット商品の購入量を算出するスポット商品購入量算出部と、前記算出で得られるスポット商品購入量または該購入による予測購入価格合計が最小となるように、前記割り当てられた電力商品の電力量を加減して前記取得された電力売買時系列データに再割り当て処理する再割り当て処理部とをさらに具備し、前記価格決定部が、前記再割り当てされた電力商品の価格データに基づき前記相対の取引先に提示する電力価格を決定する機能をさらに有する、としてもよい。これは、予定されている電力売買の電力合計量と割り当てられた電力商品の電力合計量との差分をスポット商品の購入で補うものである。なお、「購入」は買いが正数として売りが負数で表わされる売り買いを含む概念である。
【００３３】
ここで、前記再割り当て処理部は、前記スポット商品の予測購入価格として、該スポット商品の価格変動をモンテカルロ法またはツリー法でモデル化して求めた各時刻における電力価格を用いる、とすることができる。スポット商品の価格予測をするための一手段である。
【００３４】
また、ここで、過去の一定期間のスポット価格変動を分析し該分析により与えられる収益の不確実性をリスク相当価格として算出するリスク相当価格計算部をさらに具備し、前記価格決定部が、該算出されたリスク相当額と前記再割り当てされた電力商品の価格データとに基づいて前記相対の取引先に提示する電力価格を決定する機能をさらに有する、としてもよい。スポット価格変動の不確実性からリスク相当価格を得てこれを電力価格に含ませることにより、リスクに相当する正当な対価を評価した電力価格による取引が可能になる。
【００３５】
ここで、前記リスク相当価格計算部は、前記リスク相当価格を算出するのに、ヨーロピアン・オプションまたはスパーク・スプレッド・オプションのプレミアム価格の計算式を用いる、とすることができる。リスク相当価格を算出する一例である。
【００３６】
また、ここで、前記リスク相当価格計算部は、前記リスク相当価格を算出するのに、モンテカルロ法またはツリー法を用いる、とすることができる。リスク相当価格を算出する別の例である。
【００３７】
また、ここで、前記リスク相当価格計算部は、前記リスク相当価格を算出するのに、幾何ブラウン運動モデル、平均回帰モデル、ジャンプ・モデル、ジャンプ拡散モデル、平均回帰ジャンプ拡散モデル、または金融ボルツマン・モデルを電力価格の変動モデルとして用いる、とすることができる。リスク相当価格を算出するさらに別の例である。
【００３８】
また、前記割り当て処理部は、前記取得された電力売買時系列データに、前記取得された電力商品時系列データであってスポット商品に関するものでない時系列データを割り当て処理する場合に、同じ期間内で組み合わせ可能な複数の電力商品時系列データがあるときには、前記スポット商品購入量算出部の算出によるスポット商品の購入量をより小さくし得る組み合わせを前記割り当て処理に用いる、としてもよい。これは、割り当て処理部により割り当てられた電力商品と予定されている電力売買との差分とをなるべく小さくするためである。
【００３９】
また、実施態様として、前記割り当て部において、前記割り当て処理に用いられる電力商品時系列データが、該電力商品時系列データの最大量制約を有して前記取得された電力売買時系列データに割り当て処理される、としてもよい。電力商品時系列データに最大量制約がある場合に対応するためである。
【００４０】
また、実施態様として、前記取得された電力売買時系列データをグラフ化して表示部に表示することを促し、さらに、前記割り当て処理された電力商品時系列データを前記表示部における前記グラフに重畳して表示することを促す表示制御部をさらに具備するようにしてもよい。
【００４１】
または、前記取得された電力売買時系列データをグラフ化して表示部に表示することを促し、さらに、前記割り当て処理された電力商品時系列データを前記表示部における前記グラフに重畳して表示することを促し、さらに、前記再割り当て処理された電力商品時系列データを前記グラフに重畳して表示することを促す表示制御部をさらに具備するようにしてもよい。いずれの表示制御部によっても、グラフ化による表示によりユーザにとって視覚的な把握が容易になる。
【００４２】
ここで、前記取得された電力商品時系列データを、名称、現在の取引価格、取引量とともに表示部に表示することを促す第２の表示制御部をさらに具備するようにしてもよい。ユーザへの便宜のためである。
【００４３】
また、ここで、前記表示部上に、需要、発電、相対契約での電力買い取引、相対契約での電力売り取引、相対契約売買の差し引き合計、市場での先渡し商品の買い取引、市場での先渡し商品の売り取引、市場での先渡し商品の差し引き合計、スポット市場での買い取引、スポット市場での売り取引、スポット市場での差し引き合計、ならびに合計販売電力および合計購入電力について、それぞれ、電力量、平均単価、合計取引価格を、与えられた期間の合計値として表示することを促す第３の表示制御部をさらに具備するようにしてもよい。これもユーザへの便宜のためである。
【００４４】
以上を踏まえ、以下では本発明の実施形態を図面を参照しながら説明する。以下で説明する実施形態は、大別すると次のいずれかである。第１に、与えられた需要に対して適切に市場商品を割り当てることによって電力価格を評価（決定）できる電力取引システムである。第２に、市場商品としての先渡し商品だけでは与えられた需要に完全に割り当てることができない場合にもリスクを考慮して電力価格を評価（決定）できる電力取引システムである。さらに、第３に、発電設備を所有する場合には、発電量を最適化し、市場取引と組み合わせて生産コストを最小に保ちつつ、電力価格を評価できる電力取引システムである。
【００４５】
まず、比較例として、需要に対する電力単価を求める例（一般例）について図１を参照して説明する。図１は、需要に対する電力単価を求める例を説明するための図である。ここでは簡単のために、ある業者が市場から買ってきた商品と自社の発電機による発電を組み合わせて、ある需要家に電力を販売する場合を考える。
【００４６】
一般に、最終需要家が消費する電力は、図１（ａ）中に示す需要曲線７１に示したように時間の関数になっている。横軸は時間であるが、１日の間の変化であっても１年の間の変化であってもよい。ここでは、説明の都合で１箇月の変化とする。
【００４７】
この需要電力の合計が、Ａ［ｋＷｈ］であったとする。ここで「単価（￥／ｋＷｈ）いくらで販売すればよいか？」という問題を考える。通常は発電コストと利益率から計算するしかなかった。しかし、市場で電力が売買されている場合には多少事情が異なる。すなわち、市場価格と矛盾がないように価格を決める必要があるわけである。発電コストがいくらであろうとも、市場価格より高ければ誰も買ってくれないし、市場価格より安ければ結果的に損をすることになるからである。
【００４８】
全く同じ形態の商品が市場で取引されていれば、その価格を参考に単価を決めることができる。しかしながら、市場で取引されている商品は、例えば、図１（ｂ）中に示した先渡し商品７２のように１箇月間、一定の電力で受渡しをするようなブロック型の商品である場合が多い。この商品の価格をｂ￥／ｋＷｈとする。この商品を買ってきて取引先に販売することを考えるが、需要曲線が全く平坦でブロック型で近似できれば、この単価に利益率を掛けて売ればよい。しかし、一般には需要曲線はフラットでないため、需要曲線との差（インバランス部分）が生じる。
【００４９】
もし、発電機を所有していれば、この部分は自社で発電を行い、市場商品と組み合わせて売ればよい。このとき、発電量にマイナスの値はないので、図１（ｂ）中に示した例えば細線７４あるいは点線７５のような購入量との組み合わせになる。組み合わせ方は種々あるが、発電コストよりも市場価格が安ければ図１（ｂ）中の細線７４のように先渡し商品の量を可能な限り大きくすることになる。市場商品の価格が発電コストより高ければ、発電機の最大容量まで発電し、残りを市場から買うことになる。このとき、自社の発電機の設備容量がＤ［ｋＷ］であれば、先渡し商品７３の購入量は図１（ｂ）中の点線７５のレベルになる。時刻によっては自社の発電機を止めることになり、設備が無駄になるが、ピーク時に合わせて先渡し商品を購入する必要があるのでやむを得ない。この場合、発電機の運転効率が悪いのでかなりコストが高くなる場合がある。
【００５０】
いずれにしても、このときの先渡し商品の購入量をＢ［ｋＷｈ］、価格をｂ［￥／ｋＷｈ］とする。さらに、自社で発電した量をＣ［ｋＷｈ］とし、このコストをｃ［￥／ｋＷｈ］とする。もちろん、Ｂ＋Ｃ＝Ａである。この場合に、コストベースの販売価格は利益率をgとして
【数１】
2006099432.tif 000003
となる。この価格は発電コストｃを含んでいるので、上述の議論によって販売価格としては必ずしも適切とはいえない。
【００５１】
スポット市場での電力の売買を考慮すると他の組合せも考えられる。以下で考慮するスポット市場とは翌日に受け渡される電力が３０分あるいは１時間単位で売買される市場であり、前日市場とも呼ばれる。場合によっては当日に売買される場合もあり、この場合はリアルタイム市場と呼ばれる。いずれの場合にも時間的に細かく売買量を決めることができること、相対取引を契約する時点では購入できず、前日あるいは当日にならなければ価格が不明であるという点では同じである。なお、市場に出される商品の量が十分なければ希望の量を売買できない可能性もあるが、ここではその可能性は考慮に入れない。
【００５２】
図１（ｃ）はスポット商品と先渡し商品を組み合わせて需要曲線７１を満たした場合を示している。この場合、先渡し商品の購入量を決める方法が問題になる。まず最初に、スポット市場での価格が分かっており、しかも評価対象の契約の受渡し期間中に一定であると仮定した場合の例を説明する。もし、スポット価格が先渡し商品の価格より安ければ、先渡し商品の購入量を０にして全てをスポット市場で購入すればよい。逆にスポット市場の電力価格が先渡し商品の価格より高い場合には、可能な限り先渡し商品を買い、残りをスポット市場で買うことが合理的である。スポット市場の価格は分からないのが普通であるが、状況によっては予測できることもあるため上記の方法を採用することが適当な場合もある。
【００５３】
実際にはスポット価格は分からないのが普通である。分からない場合には先渡し価格と等しいと考えるのが自然である。ここでは、以下、簡単のために金利を０と仮定する。この場合、先渡し商品の量がいずれであっても全購入価格は変わらない。しかし、リスクを考慮すると事情が異なる。スポット商品の購入予定価格には不確実性があり、これは期待値と変動幅によって議論をする必要がある。変動幅の定義はいろいろ考えられるが一例としては標準偏差を用いることができる。
【００５４】
スポット価格の予測値を先渡し価格と等しいと仮定することは自然であるが、実際にはスポット価格がいくらになるかは分からない。この場合に最も適切な購入量の決定方法として、スポット商品の売買量の期間中の合計が０になるように先渡し商品の購入量を決めることが考えられる。このようにすると、スポット価格がいくらになってもスポット市場での売買金額はキャンセルし、全購入価格は一定になる。電力取引を事業として考えた場合、全購入価格の期待値が同じであれば、不確実性があるよりはない方が望ましい。
【００５５】
図１（ｃ）では、先渡し商品の購入量はＢ＊［ｋＷｈ］であり、スポット市場で売る電気の量と買う電気の量が等しくなるように先渡し商品の購入量を決めている。スポット市場での電力価格が一定であると仮定すると、その値がいくらであっても売りと買いでキャンセルしスポット市場での売買代金はかからない（売買手数料は無視する）。したがって、調達コストは、ｂＢ＊［￥］になる。ここでもちろん、Ｂ＊＝Ｂ＋Ｃ＝Ａである。この結果、販売価格は
【数２】
2006099432.tif 000004
となる。これは、式１において、ｃ＝ｂとしたときに得られる結果に一致する。この式には燃料価格ｃは含まれていない。市場での商品が自由に得られるとすれば、式２の価格が全ての市場参加者に共通の価格になるはずである。したがって、実際の調達コストが式１の値であっても、式２の販売価格の方がより適切である。
【００５６】
以上の説明では、スポット価格に不確実性はあるが、受渡し期間中は一定であるという仮定を設けていた。この仮定は通常は正しくない。スポット価格は毎時、毎日変化する。このような変動はリスクとなる。市場から調達して小売として販売する側にとっては、販売価格を市場価格に連動させないかぎり、何らかの価格を決めて販売する必要がある。一般に、最終消費者は電力価格が変動することを好まないので、固定価格で販売するのが普通である。したがって、スポット価格が変動することによるリスクは販売側が取ることになる。この場合、リスクを取った分だけ価格を上乗せ（プレミアムをつける）ことは自然である。電力を購入する側も、価格変動リスクをヘッジしてもらうのであるから、プレミアムを支払うことに異議はないであろう。
【００５７】
次に、このプレミアムの評価（決定）方法を説明する。このとき、スポット価格が現在の価格に比べて増加するか減少するかは分からないとする。実際には季節によって期待される価格の水準があるが、ここでは簡単のため季節変化は除外して不規則な変動成分だけを考える。したがって、スポット価格の予測はできず、全くランダムに変化すると考える。
【００５８】
スポット価格の変動に対するリスクをヘッジする簡単な方法は、スポット商品の先物を買うことである。残念ながら現在のところそのような商品が販売される予定はない。しかしながら、そのような商品が存在したと仮定して、その商品の価格考えることでリスク相当額を評価することができる。一般に、先物商品の価格は、現在のスポット価格と満期までの保管コスト、金利、保有収益等から計算される。季節により生産量や消費量の差がなく、保管が容易な商品では先物価格はスポット価格とほぼ等しくなる。しかし、電力の場合、保管することが非常に困難あるいは高価であり事実上不可能と考えてよい。したがって、保管コストをもとにした従来の先物理論で価格を評価することはできない。
【００５９】
これに対する代替手段は電力価格の予測モデルを使うことである。これは１日、１週間、あるいは１年間の季節性による電力価格の周期性をモデル化し、電力価格に見られる価格変動を確率微分方程式によって記述し、解析的手段あるいはモンテカルロ法によってスポット価格の時系列データを必要な期間作成する方法である。このような時系列データを多数作成し、これらに対してそれぞれ全購入価格を計算し、その平均値を購入価格の期待値、標準偏差（あるいはそれに比例した量）をリスクとみなす方法である。この場合、購入価格ではあるが、市場商品をもとにして算定しているのでコストベースの価格とは本質的に異なる。この価格に適当な利益率を掛けたものを販売価格とみなすことができる。
【００６０】
以上の議論では、スポット市場での取引量が十分に多く、商品が自由に売買できると仮定していた。実際のスポット市場では、希望しただけの商品を買うことができるかどうか分からない。このような場合でも確実にリスクをヘッジする他の方法は発電機を持つことである。スポットの先物価格を評価するときに保管コストに加えて保有収益（持っていることによる価値）を考慮する方法があるが、これを詳細に検討すれば該当する時期に発電所を使わせてもらう権利に相当する額になると考えられる。
【００６１】
以上のように、スポット価格の価格変動リスクを確実にヘッジする現実的な方法は発電機を所有することである。発電所を使わせてもらう権利は期間を区切って発電所を所有することに等しい。実際、電力は貯蔵することが困難であるため、金融派生商品が存在しない場合のリスク・ヘッジ手段としては発電機の所有以外の方法では困難である。したがって、発電機の所有にかかるコストから、リスクを取ることに対するプレミアムを計算する方法が考えられる。
【００６２】
しかし、このために発電機の建設費などを計算することは現実的ではない。特定の期間の特定の運転方法に関するコストを評価することは困難である。この場合、発電機と等価な市場商品を考えればよい。発電機を所有している事業者は、希望する時期に、燃料費相当の対価を払って電気を買う権利を持っていることに相当すると考えることができる。このような権利は一般に「コール・オプション」と呼ばれている。
【００６３】
オプションとは将来の決められた時点（満期）においてあらかじめ定められた価格（行使価格）で対象商品を買う権利（コール・オプション）あるいは売る権利（プット・オプション）である。これは権利であって義務ではないので、利益が得られる場合のみ権利行使を行うことができる。このような都合の良い権利は当然に無料ではない。一定の価格で取引される。この権利料をプレミアムという。例えば、買う権利（コール）の場合、将来の取引時点での市場価格が行使価格以下であれば権利行使をせずに市場から買えばよい。この場合、プレミアム料は無駄になるが、これはリスクをヘッジしたことに対するコストと考えるべきである。
【００６４】
上述の発電機の例では、発電を行う時期が満期、燃料価格が行使価格に相当する。純粋な発電機は満期を自由に選べる「アメリカン・オプション」に相当するが、相対契約に用いる場合には、満期は電気を受け渡す日に定められてしまうので、満期が定められた「ヨーロピアン・オプション」に相当することになる。
【００６５】
発電機を持っていると、燃料代を支払うことで希望する時期に電気を生産する（買う）ことができる。したがって、発電機の所有は特定の価格で電気を買う権利を持っていることに等しい。あくまで権利であり、燃料代は支払わなければならない。このことから、コール・オプションの権利料からスポット価格の変動リスクに相当する代価を評価できることになる。燃料費も時間的に変動する可能性があるが、ここでは一定であると仮定する。燃料費が変動する場合には「スパーク・スプレッド・オプション」を用いる必要があるが、これに関しては後述する。
【００６６】
このとき、行使価格はいくらに設定すべきであろうか。発電機の価値を評価する場合には、行使価格は燃料コストと考えるのが普通である。しかし、これは大幅にイン・ザ・マネーになった（利益が出る）状態であり、これから計算されるオプション・プレミアムには本源的価値（リスクに関係なく行使価格とスポット価格の差による価値）が含まれているため過大評価になる。これはリスク相当部分ではなく適切な生産手段を選択したことによる生産コストと販売価格の差による価値である。ただし、この価値も一定ではなくスポット価格の変動（電力価格の取引水準）によって変わる。本源的価値は必ず回収できるので買い手に請求する必要はない。スポット価格が行使価格（契約時点での電力価格）に等しいか高いとき、本源的価値は０になる。
【００６７】
一方、時間的な価値の部分が実際のリスク負担量に相当すると考えられる。これは権利行使（電力の受渡し）までの時間が長ければ長いほどリスクが大きくなることを意味している。したがって、行使価格を現在のスポット価格に設定することでオプション理論を用いて簡易的にリスクに相当する価値を評価（決定）することができる。ただし、行使価格の設定はトレーダーの相場観によって調整することを排除するものではない。将来的にスポット価格が変化すると予想しているのであればその価格を用いることも考えられる。
【００６８】
以上に述べたようなリスク評価方法は、市場で扱われている商品、それらの流動性、相場の状況等に応じて適切に選択する必要がある。全く不明の場合には最も保守的な方法であるオプション理論による方法を採用することが推奨される。
【００６９】
以下ではオプション理論に基づいてリスク・プレミアムを評価する方法を詳しく説明する。ここでは、例としてスポット購入分を発電でまかなったと仮定してスポット購入に関するリスク・プレミアムを計算する方法を示す。この場合の発電の価値は一般にコール・オプションの計算式で計算できる。スポットでの売電に伴うリスクに関しても基本的には同様であるのでプット・オプションの価値をもって計算する。
【００７０】
コール・オプションおよびプット・オプションの理論価格は下記の式３〜式６のように金融証券分野で使われるブラック・ショールズ公式で与えられている。すなわち、コール・オプションのプレミアム（権利料）ｃは、契約時のスポット価格をＳ、行使価格をＫ（Ｋ円で買う権利）、非危険利子率をｒ、価格の変動率（ボラティリティ）をσ、行使期間（契約時から電力受け渡しまでの時間）をτとすると以下のように表される。
【数３】
2006099432.tif 000005
【数４】
2006099432.tif 000006
【数５】
2006099432.tif 000007
ここで、Ｎ（ｄ）は標準正規分布の累積分布関数である。
【００７１】
一方、プット・オプションの価格ｐは
【数６】
2006099432.tif 000008
で表される。以上の式で未知のパラメータはボラティリティσであるが、これは過去の市場価格の変動から計算される。ボラティリティσは以下の式７〜式９によって計算される。
【数７】
2006099432.tif 000009
【数８】
2006099432.tif 000010
【数９】
2006099432.tif 000011
ここで、τは年単位で表した収益評価間隔、Ｓｉはi番目の評価日の価格であり、ｎはデータ数である。τとしては、１日、１週間等を用いることができる。例えば、１週間単位の周期性を簡便に除去したい場合にτとして１週間（７／３６５）を用いる。なお、ボラティリティσの値は過去の価格データに加えてトレーダーの相場観で調整することも可能である。
【００７２】
燃料費の変動を考慮した場合、オプションの原資産に相当するのはスポット価格と燃料価格の差（スパーク・スプレッド）であると考えることができる。通常の株式では価格が負になることはないが、スパーク・スプレッドは正にも負にもなりえる。この場合、上記の公式はスパーク・スプレッド・オプションの公式を用いて修正が必要である。
【００７３】
スパーク・スプレッド・オプションとは、スプレッド・オプション（二つの資産の価格差を原資産とするオプション）の一種で、電力価格と燃料（天然ガス）価格の差を用いて計算される。電力価格や天然ガス価格は負にはならないと仮定して幾何ブラウン運動モデルを用いるのが普通であるが、スプレッドは負にもなりえるので値が正であることを前提としたモデルは正しくない場合がある。この場合、オプション価格ｃｓｓの評価には、以下の式１０〜式１３を用いることができる。
【数１０】
2006099432.tif 000012
【数１１】
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【数１２】
2006099432.tif 000014
【数１３】
2006099432.tif 000015
ここで、Ｈはヒートレート(ｍｍＢＴＵ／ＭＷｈ)、ＦＥは電力価格、ＦＧはガス価格、添え字のｔとＴは評価日および満期日を表し、σＥとσＧは電力価格とガス価格のボラティリティ、ρは電力価格とガス価格の相関係数である。Ｋは発電にかかわるその他のコストである。
【００７４】
リスク評価を行う場合、契約条件によっては複雑な条件設定が必要になる場合もある。典型的には市場価格が契約価格と大きく乖離した場合に一定の金額を返還するような特約が考えられる。このような特約があるかないかで電力を販売する場合のリスクも当然に異なる。電力市場における価格が大きく低下した場合や、競合他社が値下げを行った場合に何らかの条件のもとで価格を修正するような特約は十分に考えられる取引である。このような複雑な取引では簡単な公式でオプション・プレミアムを計算することはできず、モンテカルロ法等による数値計算が用いられる。
【００７５】
式３〜式６の公式は電力価格の変動が幾何ブラウン運動モデルに従うとして算出されたものである。簡便な公式としては便利であるが、さらに複雑な価格変動モデルを採用することも可能である。
【００７６】
価格変動モデルとしては、平均回帰性を考慮したモデルや、電力価格にしばしば見られるスパイク状の価格変動を考慮したモデル（ジャンプ・モデル）、これらの組み合わせによる平均回帰ジャンプ拡散モデル等を用いることができる。平均回帰ジャンプ拡散モデルは
【数１４】
2006099432.tif 000016
のように表される。ここで、Ｓは電力価格（あるいはその対数）、κは平均回帰の速度であり、αはＳが回帰するレベル、σはボラティリティ、ｄＷはウィーナー過程である。右辺の第３項のＡはジャンプのサイズであり、ｄｑはポアソン過程である。期待値を一定にするために、平均回帰レベルαの代わりにジャンプ確率Φとドリフト率μを用いて、μ−ΦＡを用いる場合もある。さらに、電力価格の変動モデルとしては、特開２００３−３３１１２８公報にあるような金融ボルツマン・モデルを採用することもできる。
【００７７】
実際に商品価格を計算する場合には、市場商品の購入量を調節してコール・オプションとプット・オプションの仮想的な購入量を計算し、オプションのプレミアムの合計が最小になるように市場商品の購入量を決める。実際にこれらのオプションを購入できるかどうかは問題ではない。リスクに相当するコストを評価するためにオプション価格を計算する訳である。プレミアムの合計が最小のときにリスクが最小になる。具体的なオプション価格をもとにリスクを定量的に評価することではじめてリスクを最小にすることができる。もちろん、オプション市場ができれば、これらのオプションを購入してリスクを転嫁できる。この時のコストと自分がリスクを取る場合の適正価格は同じはずである。したがって、オプション価格が需要家に代わってリスクを取ることに対する適切な代償であると考えることができる。
【００７８】
次に、本発明の実施形態に係る電力取引システムについて図２を参照して説明する。図２は、本発明の一実施形態に係る電力取引システム５０の概略構成を示すブロック構成図である。
【００７９】
この電力取引システム５０は、図１に示すように、電力トレーダーが電力取引を入力するための電力取引処理部１、これと直接あるいは間接的に接続された電力価格評価部２、電力取引処理部１に直結あるいは社内ネットワーク５１を介して接続された電力市場データベース３、相対契約データベース４、発電計画データベース５を有する。
【００８０】
ここで、電力市場データベース３には自社データおよび自社以外の公開されている市場データが保存されており、少なくとも現在売買可能な商品の情報や電力価格変動を評価可能な過去の価格データが保存されている。相対契約データベース４には自社で実施された過去の取引結果や今後実施する予定の取引データが保存されており、必要に応じて評価すべき契約の情報を読み込むことができる。発電計画データベース５には自社の発電機の発電計画データが保存されている。
【００８１】
この電力取引システム５０はさらにインターネット６０あるいは電話回線を介して、外部の電力取引所６あるいは取引先システム７と連携されている場合もある。
【００８２】
図３は、図２中に示した電力取引処理部１の機能を示す機能ブロック図である。電力取引処理部１は、少なくとも、相対契約データを表示する機能８、市場データを表示する機能９、発電計画を表示する機能１０、取引条件を入力・編集する機能１１、取引条件を保存する機能１２を有し、これらが取引データを管理する機能１３によって相互にデータ送信ができるように結合されている。取引データを管理する機能１３は、将来の取引の価値を電力価格評価部２の結果に基づいて評価する機能１４を通じて電力価格評価部２へと連携されており、上記のデータを用いて評価対象の適切な契約価格を評価（決定）することができる。また、取引データを管理する機能１３は、相手先に契約条件を送信する機能１５や、過去の取引の収益を評価する機能１６を有する場合もある。
【００８３】
図４は、図２中に示した電力価格評価部２の機能例を示す機能ブロック図である。すでに説明した考え方による処理（の一部）を行うための機能を備えている。
【００８４】
図４に示すように、電力価格評価部２は、電力取引処理部１から価格評価対象の取引の指定情報を受け取り（ブロック１７）、評価対象の相対契約条件を読み込む機能１８（第１のデータ取得部）によって評価対象取引をシステム内で定義する。この情報をもとに、関連する市場データを収集する機能１９（第２のデータ取得部）、関連する発電機の情報を収集する機能２０が必要なデータを収集する。これらをもとに需給インバランス計算する機能２１が取引期間の各時刻において現状で予想される需給インバランスを計算する。
【００８５】
この結果、過不足がある場合には、定型商品を需要に割り当てる機能２２（割り当て処理部；また場合により発電コスト計算部、再割り当て処理部としても機能する）が定型商品を可能な限り割り当てる。この場合の割り当て方法は後述する。この結果、相対契約の電力価格を評価する機能２３（価格決定部）が相対契約の価格を評価する。さらに電力取引処理部１からの要請で、価格を提示する機能２４により、電力取引処理部へのインターフェース２５を通じて電力取引処理部１に評価により得られた相対契約の電力価格の価格情報が送られる。
【００８６】
以下ではまず、発電機の発電量を考慮して、需要プロファイルに市場商品を割り当てる方法を説明する。市場商品としては、一例として、１箇月単位のベース商品とピーク商品を考える。ベース商品とは１箇月間一定の電力で電気を売買する商品であり、ピーク商品とはピーク時間帯のみ一定の電力で電気を売買する商品である。ピーク時間帯とは、例えば、平日の午前８時から午後１０時までであるが、これは必ずしもこの時間である必要はなく、他の時間であっても本実施形態の効果に変わりはない。また、以下の説明では簡単のために商品のタイプを１種類あるいは２種類に限っているが、タイプ数が増えてもかまわない。
【００８７】
発電機を需要に割り当てる場合には一定の制約が存在する。図５は、需要プロファイルに電力商品を割り当てる例を説明するための図である。ここでは、一例として需要家に電気を売る場合にそれに必要な電気を市場から調達するか自社で発電することによってまかなう場合の例で説明する。
【００８８】
図５（ａ）は、需要プロファイルにベース商品とピーク商品を割り当て、残りを自社の発電で調達する例である。この場合、ベース商品の購入量は需要曲線７１が最小になる点Ａの電力よりも小さくなければならない。一方、ピーク商品の購入量は、ピーク商品を単独で購入したときに需要曲線７１を上回らない最大の点Ｂからベース商品の購入量を差し引いた量よりも小さくなければならない。発電機の発電量は負にはできないので、この図のような割り当てになる。実際の割当量は、この範囲内で総コストが最小あるいは総利益が最大になるように市場商品の購入量を調整する。
【００８９】
ここで、割当量を計算する場合には発電コストを用いるが、販売価格を計算する場合には、発電機で発電する部分の電力価格として発電コストではなくスポット価格あるいは先渡し価格を用いる。リスクのない場合には、スポット価格あるいは先渡し価格のいずれを用いても構わない。実務的には安い方を用いることになる。この場合にはリスクを考慮していないので最新のスポット価格を用いる。なお、受渡し時期におけるスポット価格がフォワード価格等を用いて予測可能であれば、その値を用いる。リスクを考慮すれば、なるべくリスクのない先渡し取引で近似できる部分を大きくし、残りの部分にはリスクのあるスポット価格を適用することになる。本来はリスク量に応じてこれらの価格は市場で適正に決まっているはずであるのでどちらを用いても構わないが、実務上は自社に都合の良い（リスクが小さいか、利益が大きい）方を選択して構わない。最終的にリスク量を考慮して決定された価格は同じレベルになるはずである。これは、前述した実施態様のひとつである。
【００９０】
図５（ｂ）は、発電を主に割り当て、残りをピーク商品とスポット商品で調達する例である。単純に計算すると、図５（ａ）と図５（ｂ）のいずれの方法を採用するかで販売価格は違うのが普通である。電力を販売する場合、当然自社の都合のよい方法で販売すればよい。この場合、競争相手がいなければ利益の大きな方で販売し、競争が激しければ価格の安い方で販売することになる。この価格で商品が売れれば、それが結局市場価格になる。この場合、ベース商品の価格が発電コストに近づいていき、結局はいずれの方法でも同じ価格になるはずである。そうだからといって、単純に現在の市場価格を販売価格として採用するべきではない。全ての市場参加者が合理的な範囲で市場商品を組み込んで販売価格を決める努力を行なうことで市場メカニズムが働くわけである。これは前述した実施態様の別のひとつである。
【００９１】
図５における説明を前提として、図６は、図２中に示した電力価格評価部の別の機能例（電力価格評価部２Ａ）を示す機能ブロック図である。図６において、図４に示した機能ブロックと同一または同一相当のものには同一符号を付してある。この図６に示す場合は、自社の発電機の発電量を調整する機能１０２を含んでいる。また、定型商品を需要に割り当てる機能２２は、以下の説明から分かるがスポット商品購入量算出部としても機能する。
【００９２】
発電機を持っている場合、販売価格はともかく調達コストに関しては発電機を活用して最小化することは当然のことである。したがって、発電機の発電量を決める場合には発電コストと市場調達コストの合計を最小にするように決める。さらに、市場調達部分にリスクが存在する場合にはリスク・プレミアムも加えた合計が最小になるようにするべきである。ここでのリスク・プレミアムは販売価格に転嫁するリスク・プレミアムではなく、自社で取る正味のリスク量である。このリスク量は当然に少ないに越したことはない。そこで、図４に示した場合との相違は、発電機の発電量を調整する機能１０２があり、コスト最小あるいは利益最大になる発電量を探す機能（ブロック１０１によるループ）を備えていることである。他は図４とほぼ同様であるが、定型商品を割り当てる機能２２は、スポット商品購入量算出部としても機能している。この場合にも最終的に決まった発電割り当てにおいて発電コストに相当する部分にはスポット価格を用いる。定型的な商品（ピーク商品およびベース商品）以外の部分にはスポット商品を用いる以外の方法はない。
【００９３】
以上に述べた方法では、スポット商品の購入量が非常に大きくなる可能性がある。スポット商品の価格が変動すること（リスク）を考えると、これは必ずしも望ましくない。したがって実際にはスポット商品のリスクを考慮して割り当てを行なう必要がある。
【００９４】
そこで次にリスクを考慮して定型商品を需要に割り当てる方法について詳しく説明する。前述のように、市場では多種類のブロック型商品が扱われている場合があるが、一例として、ピーク商品（平日の昼間だけの商品）とベース商品（１箇月間ずっと一定電力で供給する商品）が扱われている場合について図７、図８を参照して説明する。以下ではまずリスクを考慮しない場合について説明し、その後でリスクを考慮した場合の説明を行う。
【００９５】
図７は、ピーク時間帯とオフピーク時間帯とを考慮して需要プロファイルに出力商品を割り当てる例を示す説明図である。図７（ａ）は、発電機を用いないで市場商品だけを需要プロファイルに割り当てた例である。ベース商品８１とピーク商品８２を割り当てた残りの部分はスポット商品８３を売買して埋め合わせることを想定しているが、この場合、スポット商品の合計の売買量が０になるように割り当てを行っている。これは、前述した実施態様のさらに別のひとつである。
【００９６】
以上のような割り当て方法は常に存在することを示すことができる。これを説明したものが、図７（ｂ）と図７（ｃ）である。図７（ｂ）では、まず、横軸の時間を調整してピーク時間帯をずらし、オフ・ピーク時間帯（ピーク時間帯以外の部分）を１箇所に集めている。このようにしておき、オフ・ピーク時間帯だけに注目してベース商品を割り当てる。次に、ピーク時間帯の残りの電力需要に対してスポットでの売買が０になるようにピーク商品を割り当てる。このようにすることで、ベース商品とピーク商品を組み合わせて購入し、任意の需要プロファイルを満足させて、かつ、スポット市場からの購入を正味で０にすることができる。
【００９７】
図７（ｃ）は需要プロファイルが異なる場合の割り当て例である。この場合には、ピーク時間帯においてベース商品の購入が過剰であるため、ピーク電力（ピーク商品８２Ａ）を売ることによって条件を満たしている。
【００９８】
このようにして市場商品を任意の需要プロファイルを持つ小売需要に割り当てることにより小売需要に対する価格を評価（決定）することができる。図７では、１日の需要に対してピーク時間帯とオフ・ピーク時間帯を例にとって説明した。これが１箇月あるいは１年の需要の場合には、ピーク時間帯とオフ・ピーク時間帯が交互に、また、祝日の存在のために不規則に並ぶことになる。しかしながら、上述のようにオフ・ピーク時間帯を最初に合わせて割り当てることにより同様な方法が適用可能である。図８は、このような例を示す、ピーク時間帯とオフピーク時間帯とを考慮して需要プロファイルに出力商品を割り当てる別の例を示す説明図である。図５（ｂ）に示したように発電機と市場商品を組合わせる場合にも、最大発電量以上の部分に関しては図７、図８のような方法を用いることができる。
【００９９】
実際のシステムでは、スポット価格変動によるリスクを評価して割り当てを行う方が好ましい。このために、スポット価格が変動した場合に収益を計算する方法を以下で説明する。
【０１００】
スポット価格の計算には理論モデルを用いることもできるが一般的には計算機によりモンテカルロ法やツリー法を用いてスポット価格の時系列データを作成し、スポット購入価格を計算する。図９はその実行例を示すものであり、スポット商品の価格の将来変動をモンテカルロ法を用いて生成した例を示す図およびその結果から求めた相対契約の収益分布例を示す図である。
【０１０１】
図９（ａ）では、幾何ブラウン運動モデルによって多数のスポット価格の時系列データを作成している。幾何ブラウン運動モデルは、電力価格の対数がランダムに変動すると仮定したモデルであり、株式価格等の変動予測に使われるモデルである。スポット価格データの作成方法としては幾何ブラウン運動モデルに限るわけではなく、例えば式１４で述べた平均回帰ジャンプ拡散モデル等を用いることもできるが、ここでは幾何ブラウンモデルを例にとって説明する。
【０１０２】
将来のスポット価格の時系列データは、乱数を用いることにより同じ入力パラメータ（ボラティリティ、本日価格、金利、等）に対して複数作成することができる。コンピュータを用いて時系列データを多数作成し、さらに需要家への電力販売価格を仮定すると、与えられた需要量、発電量、市場商品売買量、スポット商品売買量から、以下のようにして収益を計算することができる。（ここでは簡単のために金利は無視している。金利を考慮する場合には、それぞれの売上、コストに関して、入出金が発生する時点から金利で割り引いて現在の価値を計算して合計を求める。）
収益［ｉ］＝（売上−発電コスト−先渡し売買コスト−スポット売買コスト［ｉ］）
（１５）
売上＝需要量×電力価格                                                （１６）
【０１０３】
ここで、［ｉ］は時系列データの番号である。発電コストは発電機データを用いて計算し、先渡しやスポットは売りと買いから正味のコストを合算して求めている。売上は式１６から求まるが、式１６の電力価格は仮のパラメータとして仮定したものである。式１５において、不確実な部分はスポット売買コストの部分だけであり、スポット価格が決まれば収益が決まる。
【０１０４】
収益は１つのスポット時系列データに対して１つ定まるが、多数の時系列データに対して計算することで、ある分布をもった収益データの組として得ることができる。これの度数分布グラフで表したものが図９（ｂ）である。この場合、ｉ＝２００の時系列データに対して計算し、合計２００の収益値の度数分布を計算している。図中の曲線はこれを正規分布でフィッティングした結果である。なお、この図では正規分布の面積が１になるように規格化し確率密度関数（ＰＤＦ：probability density function）として表示している。この結果から、収益の期待値やばらつき（分散）を計算することができる。この収益の広がり（ばらつき）がリスクに相当し、具体的には、与えられた確率（例えば９５％）に対応する確率密度関数の標準偏差（金額単位）をリスクと定義する。
【０１０５】
この収益の期待値が０になるような電力（販売）価格を計算することで、市場価格から逆算される価格を評価することができる。なお、式１５には収益計算に利益率が考慮されていないが、上記の方法で適正な電力価格を評価した後に、適切な利益を加えて最終的な小売価格を決めることになる。
【０１０６】
なお、以上の場合で、リスク値が大きすぎる場合には、先渡し商品の売買量（あるいは発電量）を調整して、スポットでの売買量を減らし、リスク値が満足する値になるように割り当てを変更する。
【０１０７】
以上図９を参照した説明は、前述した実施態様のさらに別のひとつに相当する。
【０１０８】
次に、さらに別の場合について、図１０、図１１を参照して説明する。図１０は、図２中に示した電力価格評価部のさらに別の機能例（電力価格評価部２Ｂ）を示す機能ブロック図であり、図１１は、図１０中に示した各機能ブロックによるデータの流れを示す説明図である。図１０において、図４に示した機能ブロックと同一または同一相当のものには同一符号を付してある。
【０１０９】
図１０に示す場合は、スポット価格が変動、すなわちリスクを考慮した場合の電力価格評価部（電力価格評価部２Ｂ）となっている。そこで、リスク評価機能１０３が付加されている。このリスク評価機能１０３はスポット購入によって生じるリスクを評価するために必要な情報の収集を行う。それらの情報を元にリスクに相当する価格計算機能１０４（リスク相当価格計算部）がリスク・プレミアムを評価する。具体的な計算方法の例は式３〜式６に示されたものであるが、これより他の方法を用いることもできる。その他の機能は図４に示した場合とほぼ同様である。
【０１１０】
図１１は、図１０に示す電力価格評価部２Ｂの機能をデータの流れという観点から書き直したものと言える。図１１における需給インバランス計算部２１Ｐ、定型商品割り当て部２２Ｐ、リスク相当価格計算部１０４Ｐは、それぞれ、図１０中の“Ｐ”を伴わない同符号のものに相当する。データ流れとして、取引先の需要データ１１１と自社の発電計画１１２からインバランス計算部２１Ｐによって購入あるいは販売が必要なインバランス電力量を計算する。一方、市場商品データベース１１３から現在売買されている市場商品のデータを取得し、定型商品割り当て部２２Ｐを用いて商品の割り当てを行う。最終的なインバランス量１１６に関してはスポットで購入することになるが、そのスポット価格データ１１５およびリスク評価パラメータ１１７によりリスク相当価格１１９をリスク相当価格計算部１０４Ｐを用いて計算する。最終価格１２は、定型商品価格１１４、発電コスト１２０、リスク相当価格１１９、その他コスト１１８から決まる。
【０１１１】
図１２は、図１０中に示した「リスク相当価格を計算する機能１０４」の処理フロー例を示す流れ図であり、総コストが最小になるように定型商品の購入量を決定する場合の計算方法を示している。定型商品（先渡し商品）の売買量を与えてリスク・プレミアムを含めた総コストを計算し、これは最小になるように定型商品の購入量を調整し、最終的に得られた調達コストから販売価格を計算する。
【０１１２】
まず、期間内に必要な電力量の計算を行い（ステップＳ２００）、定型商品購入量の初期値を入力する（ステップＳ２０１）。そして、これらの計算値および初期値から、リスク評価パラメータ２０２の指定のもとスポット購入必要量を計算して求め（ステップＳ２０３）かつそのときのリスクプレミアムをすでに説明した手法により求める（ステップＳ２０４）。次に、この求められたリスクプレミアムを含んで総コストを計算し（ステップＳ２０５）、これが最小になっているかどうか探索するため、定型商品の購入量を変更し（ステップＳ２０７）、ステップＳ２０３に戻って以下同様に処理する。
【０１１３】
この処理のループを何度か続けてステップＳ２０６で総コストが最小であるときが分かれば、そのときの値として、定型商品購入量および定型商品購入コストが決定する（ステップＳ２０８、Ｓ２０９）。
【０１１４】
図１３は、図１０中に示した「リスク相当価格を計算する機能１０４」の別の処理フロー例を示す流れ図であり、リスクが最小になるように定型商品の購入量を決定する場合の計算方法を示している。図１３において、図１２中に示したステップと同一または同一相当のものには同一符号を付してある。図１２との相違は、総コストではなくリスクが最小になるように定型商品の売買量を決めていることである。
【０１１５】
このため、総コスト最小の判断ステップＳ２０６に代えてリスク最小の判断ステップＳ２１０が設けられ、上記説明の処理ループによる探索の結果この判断ステップＳ２１０でリスク最小であるときが分かれば、そのときの値として、定型商品購入量、リスク商品購入量、定型商品購入コスト、リスク商品購入コストがそれぞれ決まる（ステップＳ２１１、Ｓ２１２）。これにより総コストが計算される（ステップＳ２１３）。
【０１１６】
図１４は、図１３に示した流れ図の要部の処理例をより具体的に示す流れ図であり、図１３におけるステップＳ２００からステップＳ２１０までの処理に相当している。この図１３に示す例は、前述の式３を用いオプション価格によってリスク相当価格を計算する（ステップＳ３０７）。
【０１１７】
まず、契約期間（ｉ＝１〜Ｎ）の設定を行い（ステップＳ３０１）、各ｉに対応して電力供給プロファイルＬｉを読み込む（ステップＳ３０２）。これにより、電力平均値Ａ０をＡ０＝ΣＬｉ／Ｎとして算出し（ステップＳ３０３）、続いて、定型商品購入量Ａの初期値にＡ０を設定しリスク相当価格Ｃの初期値に０を設定する（ステップＳ３０４）。
【０１１８】
次に、各ｉをループ変数として以下の処理を行う。はじめにスポット購入相当量ｓｉ＝Ｌｉ−Ａを求め（ステップＳ３０６）、リスク評価パラメータの設定３０８による設定値のもと、リスク・プレミアムＲｉを求める（ステップＳ３０７）。この計算は前述の式３による。次に、リスク相当コストをＣｉ＝Ｒｉ×ｓｉとして算出し（ステップＳ３０９）、この算出されたＣｉをリスク相当価格Ｃに積算する（ステップＳ３１０）。そして、ｉがＮになるまで更新して（ステップＳ３１１、Ｓ３１２）同様にステップＳ３０６からを実行する。
【０１１９】
ｉがＮになったときに、ある定型商品購入量Ａに対するリスク相当額Ｃが求まる。そこで、定型商品購入量Ａを変更して（ステップＳ３１４）さらに上記の処理ループを実行してリスク相当額Ｃの探索を行う（ステップＳ３１３）。この結果、判断ステップＳ３１３でリスクが最小となるあるＡのときが分かればそれで終了である。
【０１２０】
図１５は、本発明の一実施形態に係る電力取引システムにおける、需要プロファイルへの電力商品の割り当て表示の一例を示す図である。割り当ては市場取引商品の受渡し期間（送電開始から終了まで）ごとになされる。ここでは図中のドットパターン部分と両方向斜線部分の面積が等しくなるように、１１月を受渡し期間とする市場商品が割り当てられている。この割り当て法を等面積法と呼ぶ。このような割り当て図は、次に述べる電力取引システムにおける表示画面上の市場商品リスト表示領域５０１に表示される。
【０１２１】
次に、本発明の一実施形態に係る電力取引システムにおける表示画面について図１６ないし図２３を参照して説明する。図１６ないし図２３において、同一相当の領域には共通する符号を付す。図１６は、本発明の一実施形態に係る電力取引システムの表示画面（起動時）の一例を示す図である。図中の符号５０１は、需要プロファイル表示領域であり、相対契約の需要プロファイルおよび市場商品のプロファイルが表示され得る。
【０１２２】
図１７は、図１６に示した表示画面に需要プロファイルを表示させた段階を示す図である。図の需要プロファイル表示領域５０１に需要プロファイルが実線で表示されている。
【０１２３】
図１８は、図１７に示した表示画面に電力商品のリスト（電力商品時系列データ）をさらに表示させた段階を示す図である。符号５１１は市場商品リスト表示領域、符号５１２は市場商品受渡し期間（開始）表示領域、符号５１３は市場商品受渡し期間（終了）表示領域、符号５１４は市場商品価格表示領域、符号５１５は商品取引可能フラグ表示領域であり、これらの領域に現在取引可能な商品がリストとして、名称、現在の取引価格、取引量とともに表示されている。
【０１２４】
図１９は、図１８に示した表示画面において電力商品の割り当てを行い、その結果を表示させた段階を示す図である。この場合、初期値として等面積法によって商品が割り当てられている。したがって、リスクに関しては考慮されていない。しかしながら、この結果を電力販売価格として採用することもあり得る。この表示段階では、符号５３１の領域（購入コスト表示領域）に商品タイプごとに売買量が示されており、これらに基づく販売単価も表示されている。また、符号５３２の領域（売上および販売価格表示領域）には、これに基づく売上および販売価格などが表示されている。
【０１２５】
なお、購入コスト表示領域５３１ならびに売上および販売価格表示領域５３２は、一般的には、需要、発電、相対契約での電力買い取引、相対契約での電力売り取引、相対契約売買の差し引き合計、市場での先渡し商品の買い取引、市場での先渡し商品の売り取引、市場での先渡し商品の差し引き合計、スポット市場での買い取引、スポット市場での売り取引、スポット市場での差し引き合計、ならびに合計販売電力および合計購入電力について、それぞれ、電力量、平均単価、合計取引価格を、与えれれた期間の合計値として表示するとよい。
【０１２６】
図１９の表示に対して、リスクを考慮する場合には、過去のデータの分析結果あるいはトレーダーの相場観に基づいてボラティリティを入力する必要がある。図２０は、図１９に示した表示画面から選択して表示する、ボラティリティなどを入力するダイアログボックスの例を示す図である。
【０１２７】
ボラティリティを入力パラメータとすると、ボラティリティによって販売価格が異なることになる。これは、一物一価の原則に反することになるが、原理的にはボラティリティは過去のデータから決まる値である。また、ボラティリティをトレーダーが微調整するのはトレーダーの裁量範囲内のことである。現実には市場価格が割高だと感じているトレーダーと割安だと感じているトレーダーが存在するから取引が成立するわけである。こういった市場価格の不確実性をボラティリティという１つのパラメータで表現する方法は、実務上の有益性もある手法である。
【０１２８】
図２０に示すダイアログボックスにおいて、採用する価格変動モデルを符号５５２の領域（計算方法指定領域）から選び、符号５５１の最適化実行ボタンを押すことによって再割り当てがなされリスクを考慮した契約価格が計算される。図２１は、図１９に示した表示画面において最適化計算を行い、その結果を表示させた段階を示す図であり、リスクを考慮しての再割り当ての結果が表示されている。
【０１２９】
図１８の示す表示状態において、場合によっては、市場商品で購入ができないものがあるかもしれない。この場合には、購入可能な商品の選択肢に制約を加えることもできる。図２２は、図１８に示した表示画面において電力商品に制約を加え、その後の処理を経て得られた表示例を示す図であり、市場商品リスト表示領域５１１のチェックボックスを空白にすることによって売買不可能な商品が指定されている。より具体的には、商品リスト表示領域５１１の上から２番目の商品のチェックがはずされており、この商品に関しては割り当てがなされない。
【０１３０】
図２３は、図１７に示した表示画面において需要プロファイルを売買の混在と設定し、その後の処理を経て得られた表示例を示す図である。この場合、需要プロファイル表示領域５０１に表示された需要プロファイルが正負の値をとっている様子がわかる。ここで、正の値が電力の販売に対応し、負の値が電力の購入に相当する。
【０１３１】
図１７ないし図２３に示すような表示画面は、図２中に示した電力価格評価部２（または２Ａ、２Ｂ）が所定の表示制御部を有することで実現される。
【図面の簡単な説明】
【０１３２】
【図１】需要に対する電力単価を求める例を説明するための図。
【図２】本発明の一実施形態に係る電力取引システム５０の概略構成を示すブロック構成図。
【図３】図２中に示した電力取引処理部１の機能を示す機能ブロック図。
【図４】図２中に示した電力価格評価部の機能例を示す機能ブロック図。
【図５】需要プロファイルに電力商品を割り当てる例を説明するための図。
【図６】図２中に示した電力価格評価部の別の機能例を示す機能ブロック図。
【図７】ピーク時間帯とオフピーク時間帯とを考慮して需要プロファイルに出力商品を割り当てる例を示す説明図。
【図８】ピーク時間帯とオフピーク時間帯とを考慮して需要プロファイルに出力商品を割り当てる別の例を示す説明図。
【図９】スポット商品の価格の将来変動をモンテカルロ法を用いて生成した例を示す図およびその結果から求めた相対契約の収益分布例を示す図。
【図１０】図２中に示した電力価格評価部のさらに別の機能例を示す機能ブロック図。
【図１１】図１０中に示した各機能ブロックによるデータの流れを示す説明図。
【図１２】図１０中に示した「リスク相当価格を計算する機能」の処理フロー例を示す流れ図。
【図１３】図１０中に示した「リスク相当価格を計算する機能」の別の処理フロー例を示す流れ図。
【図１４】図１３に示した流れ図の要部の処理例をより具体的に示す流れ図。
【図１５】本発明の一実施形態に係る電力取引システムにおける、需要プロファイルへの電力商品の割り当て表示の一例を示す図。
【図１６】本発明の一実施形態に係る電力取引システムの表示画面（起動時）の一例を示す図。
【図１７】図１６に示した表示画面に需要プロファイルを表示させた段階を示す図。
【図１８】図１７に示した表示画面に電力商品のリストをさらに表示させた段階を示す図。
【図１９】図１８に示した表示画面において電力商品の割り当てを行い、その結果を表示させた段階を示す図。
【図２０】図１９に示した表示画面から選択して表示する、ボラティリティなどを入力するダイアログの例を示す図。
【図２１】図１９に示した表示画面において最適化計算を行い、その結果を表示させた段階を示す図。
【図２２】図１８に示した表示画面において電力商品に制約を加え、その後の処理を経て得られた表示例を示す図。
【図２３】図１７に示した表示画面において需要プロファイルを売買の混在と設定し、その後の処理を経て得られた表示例を示す図。
【符号の説明】
【０１３３】
１…電力取引処理部、２，２Ａ，２Ｂ…電力価格評価部、３…電力市場データベース、４…相対契約データベース、５…発電計画データベース、６…電力取引所、７…取引先システム、２１Ｐ…需給インバランス計算部、２２Ｐ…定型商品割り当て部、１０４Ｐ…リスク相当額計算部、５０…電力取引システム、５１…社内ネットワーク、６０…インターネット、８１…ベース商品、８２，８２Ａ…ピーク商品、８３…スポット商品、５０１…需要プロファイル表示領域、５１１…市場商品リスト表示領域、５１２…市場商品受渡し期間（開始）表示領域、５１３…市場商品受渡し期間（終了）表示領域、５１４…市場商品価格表示領域、５１５…市場商品取引可能フラグ表示領域、５３１…購入コスト表示領域、５３２…売上および販売価格表示領域、５５１…最適化実行ボタン、５５２…計算方法指定領域。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
2006099432.tif 000021
【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
2006099432.tif 000026
【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
2006099432.tif 000029
【図１４】
2006099432.tif 000030
【図１５】
2006099432.tif 000031
【図１６】
2006099432.tif 000032
【図１７】
2006099432.tif 000033
【図１８】
2006099432.tif 000034
【図１９】
2006099432.tif 000035
【図２０】
2006099432.tif 000036
【図２１】
2006099432.tif 000037
【図２２】
2006099432.tif 000038
【図２３】
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