知財求人 - 知財ポータルサイト「IP Force」
(19)【発行国】日本国特許庁(JP)
(12)【公報種別】公開特許公報(A)
(11)【公開番号】P2024179473
(43)【公開日】2024-12-26
(54)【発明の名称】電力需給管理システム及び電力需給管理方法
(51)【国際特許分類】
G06Q 50/06 20240101AFI20241219BHJP
【ＦＩ】
G06Q50/06
【審査請求】未請求
【請求項の数】16
【出願形態】ＯＬ
(21)【出願番号】P 2023098347
(22)【出願日】2023-06-15
(71)【出願人】
【識別番号】000005108
【氏名又は名称】株式会社日立製作所
(74)【代理人】
【識別番号】110000925
【氏名又は名称】弁理士法人信友国際特許事務所
(72)【発明者】
【氏名】曹 民圭
(72)【発明者】
【氏名】熊谷 正俊
(72)【発明者】
【氏名】鈴木 敏明
(72)【発明者】
【氏名】齋藤 直
(72)【発明者】
【氏名】タマヨ ルイス エフライン エドアルド
(72)【発明者】
【氏名】定江 和貴
【テーマコード（参考）】
5L049
5L050
【Ｆターム（参考）】
5L049CC06
5L050CC06
(57)【要約】
【課題】再エネ発電の不確実さを考慮してフレキシビリティを活用した電力調達を支援する。
【解決手段】電力供給事業者、発電事業者、需要家がネットワークで接続された電力需給管理システムであり、電力供給事業者のコンピュータ装置は、第三者認証機関により発行された時間属性有再エネ証書を管理し、需要家の再エネ需要の変動量を含む再エネ供給の予測値と、再エネ需要の予測値と、再エネ需要の再エネ希望比率と、再エネ需要のフレキシビリティを取得し、再エネ希望比率による再エネ需要電力量を算出する。そして、再エネ希望比率を充足するためのフレキシビリティを配分すると共に、再エネ安定分の電力量と再エネ不安定分の電力量を算出して、再エネ不安定分の電力量に対して、フレキシビリティを配分して安定化させる。
【選択図】 図２
【解決手段】電力供給事業者、発電事業者、需要家がネットワークで接続された電力需給管理システムであり、電力供給事業者のコンピュータ装置は、第三者認証機関により発行された時間属性有再エネ証書を管理し、需要家の再エネ需要の変動量を含む再エネ供給の予測値と、再エネ需要の予測値と、再エネ需要の再エネ希望比率と、再エネ需要のフレキシビリティを取得し、再エネ希望比率による再エネ需要電力量を算出する。そして、再エネ希望比率を充足するためのフレキシビリティを配分すると共に、再エネ安定分の電力量と再エネ不安定分の電力量を算出して、再エネ不安定分の電力量に対して、フレキシビリティを配分して安定化させる。
【選択図】 図２
【特許請求の範囲】
【請求項1】
電力供給事業者、発電事業者、需要家、及び第三者認証機関のそれぞれのコンピュータ装置がネットワークによって相互に接続され、前記電力供給事業者は、前記発電事業者と契約して前記需要家に、時間属性有再エネ証書とそれに紐づいた電力を供給する電力需給管理システムであって、
前記電力供給事業者のコンピュータ装置は、
前記発電事業者の再エネ供給の変動量を含む再エネ供給の予測値と、再エネ需要の再エネ需要電力量の予測値と、前記再エネ需要のフレキシビリティを取得し、
前記再エネ需要電力量の予測値を充足するためのフレキシビリティを配分する
電力需給管理システム。
前記電力供給事業者のコンピュータ装置は、
前記発電事業者の再エネ供給の変動量を含む再エネ供給の予測値と、再エネ需要の再エネ需要電力量の予測値と、前記再エネ需要のフレキシビリティを取得し、
前記再エネ需要電力量の予測値を充足するためのフレキシビリティを配分する
電力需給管理システム。
【請求項2】
前記電力供給事業者のコンピュータ装置は、
再エネ供給の予測値から再エネ安定分と再エネ不安定分を算出して、前記再エネ不安定分に対して、フレキシビリティを配分して安定化させる
請求項１に記載の電力需給管理システム。
再エネ供給の予測値から再エネ安定分と再エネ不安定分を算出して、前記再エネ不安定分に対して、フレキシビリティを配分して安定化させる
請求項１に記載の電力需給管理システム。
【請求項3】
前記発電事業者のコンピュータ装置は、供給管理部を有し、前記供給管理部により、発電量の予測値などの発電電力情報を、前記ネットワークを通じて電力供給事業者と共有し、
前記需要家のコンピュータ装置は、エネルギー管理システムを有し、前記エネルギー管理システムにより前記ネットワークを介して前記電力供給事業者及び前記発電事業者と需要情報を共有する、
請求項１に記載の電力需給管理システム。
前記需要家のコンピュータ装置は、エネルギー管理システムを有し、前記エネルギー管理システムにより前記ネットワークを介して前記電力供給事業者及び前記発電事業者と需要情報を共有する、
請求項１に記載の電力需給管理システム。
【請求項4】
前記電力供給事業者のコンピュータ装置は、
前記需要家から、需要予測値と時間属性有再エネ証書の充足が一定比率以上となる前記再エネ需要の再エネ希望比率を含む需要情報を取得する需要受信部と、
前記発電事業者からの再エネ供給データを受け付ける再エネ供給受信部と、
前記再エネ供給受信部が受け付けた前記再エネ供給データを基に、前記再エネ供給データの中の前記再エネ安定分の電力量と前記再エネ不安定分の電力量を分けて、再エネ供給データ量を計算する計画データ作成部と、を備える、
請求項２に記載の電力需給管理システム。
前記需要家から、需要予測値と時間属性有再エネ証書の充足が一定比率以上となる前記再エネ需要の再エネ希望比率を含む需要情報を取得する需要受信部と、
前記発電事業者からの再エネ供給データを受け付ける再エネ供給受信部と、
前記再エネ供給受信部が受け付けた前記再エネ供給データを基に、前記再エネ供給データの中の前記再エネ安定分の電力量と前記再エネ不安定分の電力量を分けて、再エネ供給データ量を計算する計画データ作成部と、を備える、
請求項２に記載の電力需給管理システム。
【請求項5】
前記計画データ作成部は、予測供給下限電力量より下回る供給可能電力量を、安定的に供給可能な電力量である前記再エネ安定分の電力量として計算し、予測供給下限電力と予測供給上限電力の間の予測電力量を不安定的に供給可能な前記再エネ不安定分の電力量として計算する
請求項４に記載の電力需給管理システム。
請求項４に記載の電力需給管理システム。
【請求項6】
さらに、前記電力供給事業者のコンピュータ装置は、前記需要家におけるフレキシビリティ種類として、パターン、上げ、下げ、充電、または放電の少なくとも一つを含むフレキシビリティ関連情報を取得するフレキシビリティ受信部と、
前記フレキシビリティ受信部で取得された前記フレキシビリティ関連情報の中に、需要家側のパターンフレキシビリティがある場合、前記需要受信部で取得された需要予測値と再エネ希望比率に基づいて、各時刻における再エネ需要電力量を算出するフレキシビリティ付き供給計画作成部を、備える
請求項４に記載の電力需給管理システム。
前記フレキシビリティ受信部で取得された前記フレキシビリティ関連情報の中に、需要家側のパターンフレキシビリティがある場合、前記需要受信部で取得された需要予測値と再エネ希望比率に基づいて、各時刻における再エネ需要電力量を算出するフレキシビリティ付き供給計画作成部を、備える
請求項４に記載の電力需給管理システム。
【請求項7】
前記フレキシビリティ付き供給計画作成部は、各時刻における再エネ需要電力量に基づいて、各時刻における需要家の再エネ需要電力量より前記再エネ安定分の電力量が多い場合は、再エネ需要電力量を限度として、前記再エネ安定分の電力量を配分する
請求項５または６に記載の電力需給管理システム。
請求項５または６に記載の電力需給管理システム。
【請求項8】
前記フレキシビリティ付き供給計画作成部は、需要家における再エネ需要電力量と再エネ供給電力量の差分を計算し、
需要家毎に、蓄電池による放電や、下げフレキシビリティで需要の下げの計画を作成することにより、再エネ需要電力量と再エネ供給電力量の差分を低減する
請求項５または６に記載の電力需給管理システム。
需要家毎に、蓄電池による放電や、下げフレキシビリティで需要の下げの計画を作成することにより、再エネ需要電力量と再エネ供給電力量の差分を低減する
請求項５または６に記載の電力需給管理システム。
【請求項9】
前記フレキシビリティ付き供給計画作成部は、電力の需要が多く供給が少ない場合には、下げのフレキシビリティを使うことで、需要家における前記再エネ需要電力量と前記再エネ供給電力量の差分を低減する
請求項８に記載の電力需給管理システム。
請求項８に記載の電力需給管理システム。
【請求項10】
前記フレキシビリティ付き供給計画作成部は、電力の需要が多く供給が少ない場合には、放電のフレキシビリティを使うことで、需要家における前記再エネ需要電力量と前記再エネ供給電力量の差分を低減する
請求項８に記載の電力需給管理システム。
請求項８に記載の電力需給管理システム。
【請求項11】
前記フレキシビリティ付き供給計画作成部は、前記フレキシビリティ受信部により取得された需要家の下げフレキシビリティと放電フレキシビリティの合計量の中で小さい方を限度として、蓄電池による放電または下げフレキシビリティの量を割り当てる
請求項９または１０に記載の電力需給管理システム。
請求項９または１０に記載の電力需給管理システム。
【請求項12】
前記フレキシビリティ付き供給計画作成部は、下げフレキシビリティまたは放電フレキシビリティを有する対象需要家に分配された再エネ供給電力量を減らし、減らした再エネ供給電力量分を前記再エネ供給電力量が不足している他の需要家に配分するとともに、前記再エネ供給電力量が不足している他の需要家が複数存在する場合は、減らした再エネ供給電力量分を、各需要家に均等に配分する
請求項１０に記載の電力需給管理システム。
請求項１０に記載の電力需給管理システム。
【請求項13】
前記電力供給事業者のコンピュータ装置は、
前記第三者認証機関を通じて再エネの供給量の認証を受け、前記第三者認証機関により発行された時間属性有再エネ証書を管理する
請求項１に記載の電力需給管理システム。
前記第三者認証機関を通じて再エネの供給量の認証を受け、前記第三者認証機関により発行された時間属性有再エネ証書を管理する
請求項１に記載の電力需給管理システム。
【請求項14】
前記電力供給事業者のコンピュータ装置は、
前記需要家から、需要予測値と時間属性有再エネ証書の充足が一定比率以上となる再エネ需要の再エネ希望比率を含む需要情報を取得し、
前記需要予測値及び前記再エネ希望比率から前記再エネ需要電力量を算出する
請求項１に記載の電力需給管理システム。
前記需要家から、需要予測値と時間属性有再エネ証書の充足が一定比率以上となる再エネ需要の再エネ希望比率を含む需要情報を取得し、
前記需要予測値及び前記再エネ希望比率から前記再エネ需要電力量を算出する
請求項１に記載の電力需給管理システム。
【請求項15】
前記電力供給事業者のコンピュータ装置は、
各需要家の有するフレキシビリティの量に基づき、再エネ不安定電力量を配分する
請求項２に記載の電力需給管理システム。
各需要家の有するフレキシビリティの量に基づき、再エネ不安定電力量を配分する
請求項２に記載の電力需給管理システム。
【請求項16】
電力供給事業者、発電事業者、需要家、及び第三者認証機関のそれぞれのコンピュータ装置がネットワークによって相互に接続され、前記電力供給事業者は、前記発電事業者と契約して前記需要家に、時間属性有再エネ証書とそれに紐づいた電力を供給する電力需給管理方法であって、
前記電力供給事業者のコンピュータ装置は、
前記第三者認証機関を通じて再エネの供給量の認証を受け、前記第三者認証機関により発行された時間属性有再エネ証書を管理し、
前記需要家の再エネ需要の変動量を含む再エネ供給の予測値と、前記再エネ需要の予測値と、前記再エネ需要の再エネ希望比率と、前記再エネ需要のフレキシビリティを取得し、
前記再エネ希望比率による再エネ需要電力量を算出し、
前記再エネ希望比率を充足するためのフレキシビリティを配分する
電力需給管理方法。
前記電力供給事業者のコンピュータ装置は、
前記第三者認証機関を通じて再エネの供給量の認証を受け、前記第三者認証機関により発行された時間属性有再エネ証書を管理し、
前記需要家の再エネ需要の変動量を含む再エネ供給の予測値と、前記再エネ需要の予測値と、前記再エネ需要の再エネ希望比率と、前記再エネ需要のフレキシビリティを取得し、
前記再エネ希望比率による再エネ需要電力量を算出し、
前記再エネ希望比率を充足するためのフレキシビリティを配分する
電力需給管理方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
本発明は、電力需給管理システム及び電力需給管理方法に関する。
【背景技術】
【0002】
近年、２４／７カーボンフリーエネルギーの動きが活発になっている。２４／７カーボンフリーエネルギーとは、需要家側が２４時間３６５日、ＣＯ２排出量ゼロの電力を使用するというものである。そのため、時間属性情報付きでＣＯ２排出量ゼロの電力の供給と使用を証明する仕組みが、独立した非営利の業界主導のイニシアチブなどで策定されている。このような独立した非営利のイニシアチブはEnergy Tagと呼ばれている。
その仕組みとしては、時間ごとのＣＯ２排出量ゼロの電力の発電量に合わせて証書を発行し、需要家側がその電力を使用することで証書が償却される。このような証書を時間属性有再エネ証書とよぶ。
その仕組みとしては、時間ごとのＣＯ２排出量ゼロの電力の発電量に合わせて証書を発行し、需要家側がその電力を使用することで証書が償却される。このような証書を時間属性有再エネ証書とよぶ。
【0003】
電力供給事業者または大口需要家は、一定比率以上の時間属性有再エネ証書の充足などの需要家側の再エネ希望比率に応じて、時間属性有再エネ証書と紐づいた電力を配分して供給する必要がある。
しかし、再エネ供給が限られている場合には、電力供給事業者は、すべての需要家の再エネ希望比率に対応することができない。そのため、電力供給事業者は、需要家側にデマンドレスポンスなどの実施を依頼し、需要家の再エネ希望比率を満たす仕組みを作る必要がある。
しかし、再エネ供給が限られている場合には、電力供給事業者は、すべての需要家の再エネ希望比率に対応することができない。そのため、電力供給事業者は、需要家側にデマンドレスポンスなどの実施を依頼し、需要家の再エネ希望比率を満たす仕組みを作る必要がある。
【0004】
特許文献１には、設定された需要電力量を時間情報有ＣＯ２フリー電力、もしくは時間情報無ＣＯ２フリー電力により充当できない場合に、電力供給事業者が電力需要家に対してデマンドレスポンス指令を行うＣＯ２フリー電力の配分方法が記載されている。
ここで、時間情報無ＣＯ２フリー電力とは、時間情報、すなわち単位時間毎の発電量を有しないために、単位時間毎の紐づけができない電力である。つまり、特定のＣＯ２フリー電力発電設備と時間単位ではなく、年単位以下での発電合計量が紐づけされたＣＯ２フリー電力をいう。
ここで、時間情報無ＣＯ２フリー電力とは、時間情報、すなわち単位時間毎の発電量を有しないために、単位時間毎の紐づけができない電力である。つまり、特定のＣＯ２フリー電力発電設備と時間単位ではなく、年単位以下での発電合計量が紐づけされたＣＯ２フリー電力をいう。
【先行技術文献】
【特許文献】
【0005】
【特許文献1】特開２０２１－１８９５１０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0006】
しかし、効率的に再エネを配分するためには、デマンドレスポンスはその量が限られるため、実際に再エネが発電された後、それに対応してフレキシビリティの発動を指令するだけでは十分ではなく、事前にデマンドレスポンスを含むフレキシビリティの発動を計画する必要がある。また、再エネは天候変動により供給量の変動もあるので、フレキシビリティを活用した安定的な時間属性有再エネ証書の分配が難しくなるという課題もある。
【0007】
本発明の目的は、上記課題に鑑み、需要家の再エネ電力需要のフレキシビリティを活用して、安定的に再エネ希望比率を達成することができる電力需給管理システム及び電力需給管理方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【0008】
上記課題を解決するために、例えば特許請求の範囲に記載の構成を採用する。
本願は、上記課題を解決する手段を複数含んでいるが、その一例を挙げるならば、本発明の電力需給管理システムは、電力供給事業者、発電事業者、需要家、及び第三者認証機関のそれぞれのコンピュータ装置がネットワークによって相互に接続され、電力供給事業者は、発電事業者と契約して需要家に、時間属性有再エネ証書とそれに紐づいた電力を供給する電力需給管理システムである。
電力供給事業者のコンピュータ装置は、発電事業者の再エネ供給の変動量を含む再エネ供給の予測値と、再エネ需要の再エネ需要電力量の予測値と、再エネ需要のフレキシビリティを取得し、再エネ需要電力量の予測値を充足するためのフレキシビリティを配分する。
本願は、上記課題を解決する手段を複数含んでいるが、その一例を挙げるならば、本発明の電力需給管理システムは、電力供給事業者、発電事業者、需要家、及び第三者認証機関のそれぞれのコンピュータ装置がネットワークによって相互に接続され、電力供給事業者は、発電事業者と契約して需要家に、時間属性有再エネ証書とそれに紐づいた電力を供給する電力需給管理システムである。
電力供給事業者のコンピュータ装置は、発電事業者の再エネ供給の変動量を含む再エネ供給の予測値と、再エネ需要の再エネ需要電力量の予測値と、再エネ需要のフレキシビリティを取得し、再エネ需要電力量の予測値を充足するためのフレキシビリティを配分する。
【発明の効果】
【0009】
本発明によれば、需要家はフレキシビリティを活用して、安定的に再エネ希望比率を達成することが可能な電力調達を実現することができる。
上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施の形態の説明により明らかにされる。
上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施の形態の説明により明らかにされる。
【図面の簡単な説明】
【0010】
【図1】本発明の第１の実施形態例に係る電力需給管理システムを構成する各事業者間の関係図である。
【図2】本発明の第１の実施形態例における電力供給事業者が備える電力需給計画システムの全体構成を示す図である。
【図3】本発明の第１の実施形態例における需要予測値の例を示す図である
【図4】本発明の第１の実施形態例における再エネ希望比率の例を示す図である。
【図5】本発明の第１の実施形態例における需要家１と需要家２からのフレキシビリティの情報の例を示す図である。
【図6】本発明の第１の実施形態例におけるフレキシビリティ種類としてのパターン例を示す図である。
【図7】本発明の第１の実施形態例におけるフレキシビリティ種類としての上げの例を示す図である。
【図8】本発明の第１の実施形態例におけるフレキシビリティ種類としての下げの例を示す図である。
【図9】本発明の第１の実施形態例におけるフレキシビリティ種類としての充電の例を示す図である。
【図10】本発明の第１の実施形態例におけるフレキシビリティ種類としての放電の例を示す図である。
【図11】本発明の第１の実施形態例における再エネ供給データの例を示す図である。
【図12】本発明の第１の実施形態例において、計画データ作成部で不安定な量を計算した例を示す図である。
【図13】本発明の第１の実施形態例において、フレキシビリティ付き供給計画作成部の処理の手順を示すフローチャートである。
【図14】本発明の第１の実施形態例における再エネ供給量の例を示す図である。
【図15】本発明の第１の実施形態例におけるフレキシビリティによる差分低減の例を示す図である。
【図16】本発明の第３の実施形態例における電力需給計画システム全体構成を示す図である。
【図18】本発明の第７の実施形態例において、フレキシビリティ付き供給計画作成部の処理の手順を示すフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【0011】
以下、図面を参照して、本発明を実施するための第１の形態例（以下、「本例」と称する）について説明する。
【0012】
＜第１の実施形態例＞
［関連事業者の関係］
図１は、本例の電力需給管理システムにおいて、想定される各事業者間の関係を示した図である。
図１に示すように、本例の電力需給管理システムは、電力供給事業者１、発電事業者１と発電事業者２（以下、「発電事業者１、２」）、需要家１と需要家２（以下、「需要家１、２」）及び第三者認証機関１１が通信ネットワーク９によって相互に接続されている。また、発電事業者１、２と需要家１、２は、電力ネットワーク１０により相互に接続されている。
電力供給事業者１は、電力需給計画システム４が搭載されたコンピュータ装置を備え、発電事業者１、２と契約して計画した時間属性有再エネ証書とそれに紐づいた電力を需要家１、２に供給する。
［関連事業者の関係］
図１は、本例の電力需給管理システムにおいて、想定される各事業者間の関係を示した図である。
図１に示すように、本例の電力需給管理システムは、電力供給事業者１、発電事業者１と発電事業者２（以下、「発電事業者１、２」）、需要家１と需要家２（以下、「需要家１、２」）及び第三者認証機関１１が通信ネットワーク９によって相互に接続されている。また、発電事業者１、２と需要家１、２は、電力ネットワーク１０により相互に接続されている。
電力供給事業者１は、電力需給計画システム４が搭載されたコンピュータ装置を備え、発電事業者１、２と契約して計画した時間属性有再エネ証書とそれに紐づいた電力を需要家１、２に供給する。
【0013】
また、電力供給事業者１は、第三者認証機関１１を通じて再エネの供給量の認証を受け、発行された時間属性有再エネ証書を管理する。
発電事業者１、２は、それぞれ供給管理部７、８を有し、この供給管理部７、８により、発電量の予測値などの発電電力情報を、通信ネットワーク９を通じて電力供給事業者１と共有する。
発電事業者１、２は、それぞれ供給管理部７、８を有し、この供給管理部７、８により、発電量の予測値などの発電電力情報を、通信ネットワーク９を通じて電力供給事業者１と共有する。
【0014】
需要家１、２は、それぞれＥＭＳ（Energy Management System）５、６を有し、通信ネットワーク９を介して電力供給事業者１及び発電事業者１、２と需要情報を共有する。需要家１、２が計画した時間属性有再エネ証書とそれに紐づいた電力は、電力ネットワーク１０を通じて、発電事業者１及び／または発電事業者２から需要家１、２に供給される。
【0015】
［電力需給計画システム４の構成］
図２は、電力供給事業者１のコンピュータ装置に搭載される電力需給計画システム４の構成を示す機能ブロック図である。
図２に示すように、電力需給計画システム４は、本例の電力需給管理システムにおいて、中心的な機能を実現するためのシステムであり、入力部１００及び計画部２００を備える。
図２は、電力供給事業者１のコンピュータ装置に搭載される電力需給計画システム４の構成を示す機能ブロック図である。
図２に示すように、電力需給計画システム４は、本例の電力需給管理システムにおいて、中心的な機能を実現するためのシステムであり、入力部１００及び計画部２００を備える。
【0016】
入力部１００は、需要受信部１１０、フレキシビリティ受信部１２０、及び再エネ供給受信部１３０を有する。また、計画部２００は、計画データ作成部２１０、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０、及び計画出力部２３０を有する。
ここでフレキシビリティとは、デマンドレスポンス、生産スケジュール調整による複数パターンの予測電力消費量、及び蓄電池による充放電も含む電力消費と供給を可能にする、電力の総需要に対する柔軟（フレキシブル）な供給能力を意味する。
ここでフレキシビリティとは、デマンドレスポンス、生産スケジュール調整による複数パターンの予測電力消費量、及び蓄電池による充放電も含む電力消費と供給を可能にする、電力の総需要に対する柔軟（フレキシブル）な供給能力を意味する。
【0017】
［需要受信部１１０］
電力需給計画システム４の需要受信部１１０は、需要家１、２から、需要予測値と再エネ希望比率などの需要情報を取得する。ここで、再エネ希望比率とは、時間属性有再エネ証書の充足の比率であり、需要情報には再エネ希望比率が一定比率以上となっているかどうかも含まれる。
また、時間属性有再エネ証書とは、一日２４時間の中の特定時間に電力供給網に電力を供給するという時間属性を有する再生可能エネルギー（再エネ）を第三者認証機関１１が証明した証書をいう。
電力需給計画システム４の需要受信部１１０は、需要家１、２から、需要予測値と再エネ希望比率などの需要情報を取得する。ここで、再エネ希望比率とは、時間属性有再エネ証書の充足の比率であり、需要情報には再エネ希望比率が一定比率以上となっているかどうかも含まれる。
また、時間属性有再エネ証書とは、一日２４時間の中の特定時間に電力供給網に電力を供給するという時間属性を有する再生可能エネルギー（再エネ）を第三者認証機関１１が証明した証書をいう。
【0018】
図３は、需要受信部１１０が取得する需要予測値の例を示している。図３に示すように、需要受信部１１０は、需要家ＩＤ、予測対象日、予測対象時刻、予測需要電力量を含む需要予測値を取得する。
図３に示す例では、需要家Ｄ０００１は、関東地域において、２０２１年１月１日の終日２４時間、０時３０分から３０分おきに１０ｋＷｈの電力を必要とすることを示している。
図３に示す例では、需要家Ｄ０００１は、関東地域において、２０２１年１月１日の終日２４時間、０時３０分から３０分おきに１０ｋＷｈの電力を必要とすることを示している。
【0019】
図４は、需要受信部１１０が取得する需要家からの再エネ希望比率の例を示す。図２で説明したように、需要受信部１１０は、時間属性有再エネ証書を活用するため、各需要家から、１日２４時間における各時刻別に設定される再エネ希望比率を取得する。
しかし、需要家によっては、図４に示すように、各時刻別に再エネ希望比率の値を設定しないで、１日における各時刻の再エネ希望比率の平均値を設定することもある。このため、再エネ希望比率は、必ずしも１日における各時刻別に設定した値に限定されない。
図４の例では、時間に関係なく、再エネ比率が５０％になっているが、これは１日２４時間における１時間当たりの平均値を表している。また、需要家から後述する再エネ需要電力量を取得した場合、再エネ希望比率の取得を省略してもよい。
しかし、需要家によっては、図４に示すように、各時刻別に再エネ希望比率の値を設定しないで、１日における各時刻の再エネ希望比率の平均値を設定することもある。このため、再エネ希望比率は、必ずしも１日における各時刻別に設定した値に限定されない。
図４の例では、時間に関係なく、再エネ比率が５０％になっているが、これは１日２４時間における１時間当たりの平均値を表している。また、需要家から後述する再エネ需要電力量を取得した場合、再エネ希望比率の取得を省略してもよい。
【0020】
［フレキシビリティ受信部１２０］
電力需給計画システム４のフレキシビリティ受信部１２０は、需要家１、２からフレキシビリティ関連情報を取得する。
図５は、需要家１、２からフレキシビリティ受信部１２０が取得するフレキシビリティに関連する情報を示す。
図５の例では、フレキシビリティ関連情報として、需要家ＩＤ、フレキシビリティＩＤ、及びフレキシビリティの種類（以下、「フレキシビリティ種類」という）が含まれている。
電力需給計画システム４のフレキシビリティ受信部１２０は、需要家１、２からフレキシビリティ関連情報を取得する。
図５は、需要家１、２からフレキシビリティ受信部１２０が取得するフレキシビリティに関連する情報を示す。
図５の例では、フレキシビリティ関連情報として、需要家ＩＤ、フレキシビリティＩＤ、及びフレキシビリティの種類（以下、「フレキシビリティ種類」という）が含まれている。
【0021】
図５に示すように、各需要家におけるフレキシビリティ種類として、パターン、上げ、下げ、充電、放電が定義される。そして、このフレキシビリティ種類に対応して、フレキシビリティＩＤとして、パターンがＦＰ、上げがＦＵ、下げがＦＤ、充電がＦＣＨ，放電がＦＤＣＨという記号が付けられている。
ここで、Ｐはパターン、Ｕはアップ（上げ）、Ｄはダウン（下げ）、ＣＨはチャージ（充電）、ＤＣＨはディスチャージ（放電）を示している。
ここで、Ｐはパターン、Ｕはアップ（上げ）、Ｄはダウン（下げ）、ＣＨはチャージ（充電）、ＤＣＨはディスチャージ（放電）を示している。
【0022】
パターンは、各需要家における生産計画調整で電力消費量を調整することにより計画される複数の需要予測値である。例えば、需要家が持つ工場などの場合、１日に複数の生産計画を生成する場合がある。各生産計画は異なるエネルギー需要に変換されるので、各需要家は複数の電力の需要パターンを持つことになる。
【0023】
これに対して、「上げ」と「下げ」は、特定時刻において電力の「上げ」または「下げ」を行うことで、デマンドレスポンスに対する電力需要の変更を行うことを意味する。
例えば、ある時刻で元の需要が１０ｋＷｈの場合、１ｋＷｈ分の電力を下げて９ｋＷｈにしたり、別の時刻では１ｋＷｈ分の電力を上げて１１ｋｗｈにしたりすることをいう。
また、「充電」と「放電」は、デマンドレスポンスに対して、供給電力を蓄電池などに充電したり、蓄電池から放電したりすることを意味する。
ここで、デマンドレスポンスとは、電力需要がピーク時に集中することが予想される場合などに、電力供給事業者が各需要家に対して、電力使用の削減などを呼び掛けることである。
例えば、ある時刻で元の需要が１０ｋＷｈの場合、１ｋＷｈ分の電力を下げて９ｋＷｈにしたり、別の時刻では１ｋＷｈ分の電力を上げて１１ｋｗｈにしたりすることをいう。
また、「充電」と「放電」は、デマンドレスポンスに対して、供給電力を蓄電池などに充電したり、蓄電池から放電したりすることを意味する。
ここで、デマンドレスポンスとは、電力需要がピーク時に集中することが予想される場合などに、電力供給事業者が各需要家に対して、電力使用の削減などを呼び掛けることである。
【0024】
図６は、フレキシビリティ種類がパターンの例を示す。図６に示すように、フレキシビリティ種類の一つであるパターンは、需要家ＩＤ、フレキシビリティＩＤ、フレキシビリティ種類、予測対象日、予測対象時刻、及び予測需要電力量（ｋＷｈ）の項目を含む。
【0025】
図６の例では、需要家ＩＤが「Ｄ０００１」の需要家は、フレキシビリティＩＤがＦＰ００１のパターンの場合、予測対象日２０２１年１月１日の１日２４時間において、予測対象時刻３０分毎に予測需要電力量を１５ｋＷｈに調整していることを示す。
また、同じ需要家Ｄ０００１のレキシビリティＩＤがＦＰ００２のパターンの場合、予測対象日２０２１年１月１日の１日２４時間において、予測対象時刻３０分毎に予測需要電力量を１０ｋＷｈに調整していることを示している。
また、同じ需要家Ｄ０００１のレキシビリティＩＤがＦＰ００２のパターンの場合、予測対象日２０２１年１月１日の１日２４時間において、予測対象時刻３０分毎に予測需要電力量を１０ｋＷｈに調整していることを示している。
【0026】
図７は、フレキシビリティ種類として、デマンドレスポンスに対する需要の「上げ」の例を示す。図７に示す「上げ」の例は、需要家ＩＤ、フレキシビリティＩＤ、フレキシビリティ種類、予測対象日、予測対象開始時刻、予測対象終了時刻、上げ電力量（ｋＷｈ）を含む。
図７の例では、需要家ＩＤが「Ｄ０００１」の需要家は、フレキシビリティＩＤがＦＵ００１の場合、予測対象日２０２１年１月１日の予測対象開始時刻が０時で予測対象終了時刻１時の１時間の間、上げ電力量を１ｋＷｈとすることを示す。
また、同じ需要家Ｄ０００１で、フレキシビリティＩＤがＦＰ００２の場合も、予測対象日２０２１年１月１日の予測対象開始時刻が３時で予測対象終了時刻が４時の１時間の間の上げ電力量が、同様に１ｋＷｈであることを示している。
図７の例では、需要家ＩＤが「Ｄ０００１」の需要家は、フレキシビリティＩＤがＦＵ００１の場合、予測対象日２０２１年１月１日の予測対象開始時刻が０時で予測対象終了時刻１時の１時間の間、上げ電力量を１ｋＷｈとすることを示す。
また、同じ需要家Ｄ０００１で、フレキシビリティＩＤがＦＰ００２の場合も、予測対象日２０２１年１月１日の予測対象開始時刻が３時で予測対象終了時刻が４時の１時間の間の上げ電力量が、同様に１ｋＷｈであることを示している。
【0027】
図８は、フレキシビリティ種類として、デマンドレスポンスに対する需要の「下げ」の例を示す。図８に示す「下げ」の例も、図７に示す「上げ」の例と同様に、需要家ＩＤ、フレキシビリティＩＤ、フレキシビリティ種類、予測対象日、予測対象開始時刻、予測対象終了時刻の項目を含み、上げ電力量（ｋＷｈ）の代わりに下げ電力量（ｋＷｈ）を含む。
【0028】
図８の例では、需要家ＩＤが「Ｄ０００１」の需要家は、フレキシビリティＩＤが「下げ」を意味するＦＤ００１の場合、予測対象日２０２１年１月１日の予測対象開始時刻が２時で予測対象終了時刻３時の１時間の間、下げ電力量を１ｋＷｈとすることを示す。また、同じ需要家Ｄ０００１で、フレキシビリティＩＤがＦＤ００２の場合、予測対象日２０２１年１月１日の予測対象開始時刻が５時で予測対象終了時刻が６時の１時間の下げ電力量が、同様に１ｋＷｈであることを示している。
【0029】
図９は、フレキシビリティ種類として、蓄電池などの「充電」の例を示す。図９に示すように、デマンドレスポンスへの対応が「充電」の場合、計画データ作成部２１０（図２参照）が作成する計画データは、フレキシビリティＩＤ、フレキシビリティ種類、予測対象日、予測対象開始時刻、予測対象終了時刻の他に、再エネ充電可能電力量（ｋＷｈ）を含む。
【0030】
図９に示す「充電」の例では、需要家ＩＤが「Ｄ０００１」の需要家は、フレキシビリティＩＤが「充電」を意味するＦＣＨ００１の場合、予測対象日２０２１年１月１日の予測対象開始時刻が２時で予測対象終了時刻３時の１時間の間、再エネ充電可能電力量を１ｋＷｈとすることを示す。また、同じ需要家Ｄ０００１で、フレキシビリティＩＤがＦＣＨ００２の場合、予測対象日２０２１年１月１日の予測対象開始時刻が５時で予測対象終了時刻が６時の１時間の間は、再エネ充電可能電力量を２ｋＷｈとすることを示している。
【0031】
なお、蓄電池に充電される電力には、再エネ由来電力と非再エネ由来電力が混在する場合がある。再エネ充電可能電力量は、再エネ専用の蓄電池または再エネと非再エネをカラーリングすることが可能な蓄電池の場合であれば特定できるので、その量によって再エネ充電可能電力量が分かる。
【0032】
図１０は、フレキシビリティ種類が蓄電池などの「放電」の例を示す。図１０に示すように、デマンドレスポンスへの対応が「放電」の場合、計画データ作成部２１０（図２参照）が作成する計画データは、需要家ＩＤ、フレキシビリティＩＤ、フレキシビリティ種類、予測対象日、予測対象開始時刻、予測対象終了時刻、再エネ放電可能量を含む。
【0033】
図１０に示す「放電」の例では、需要家ＩＤが「Ｄ０００１」の需要家は、フレキシビリティＩＤが「放電」を意味するＦＤＣＨ００１の場合、予測対象日２０２１年１月１日の予測対象開始時刻が６時で予測対象終了時刻７時の１時間の間、再エネ放電可能電力量を１ｋＷｈとすることを示す。また、同じ需要家Ｄ０００１で、フレキシビリティＩＤがＦＤＣＨ００２の場合、予測対象日２０２１年１月１日の予測対象開始時刻が８時で予測対象終了時刻が９時の１時間の間は、再エネ放電可能電力量を２ｋＷｈとすることを示している。
【0034】
［再エネ供給受信部１３０］
電力需給計画システム４の再エネ供給受信部１３０は、発電事業者１、２から再エネ供給データを取得する。図１１は、再エネ供給データの例であり、電力供給事業者の供給者ＩＤ、予測対象日、予測対象時刻、地域、予測供給電力量（ｋＷｈ）、予測供給下限電力量（ｋＷｈ）、予測供給上限電力量（ｋＷｈ）の情報を含む。ここで、もし電力供給事業者が予測供給下限電力量（ｋＷｈ）及び予測供給上限電力量（ｋＷｈ）を提供できない場合は、予測供給下限電力量（ｋＷｈ）と予測供給上限電力量（ｋＷｈ）の欄は、空欄となる。
電力需給計画システム４の再エネ供給受信部１３０は、発電事業者１、２から再エネ供給データを取得する。図１１は、再エネ供給データの例であり、電力供給事業者の供給者ＩＤ、予測対象日、予測対象時刻、地域、予測供給電力量（ｋＷｈ）、予測供給下限電力量（ｋＷｈ）、予測供給上限電力量（ｋＷｈ）の情報を含む。ここで、もし電力供給事業者が予測供給下限電力量（ｋＷｈ）及び予測供給上限電力量（ｋＷｈ）を提供できない場合は、予測供給下限電力量（ｋＷｈ）と予測供給上限電力量（ｋＷｈ）の欄は、空欄となる。
【0035】
図１１の例では、供給者ＩＤが「Ｓ０００１」の電力供給事業者は、地域が関東エリアで、予測対象日２０２１年１月１日の１日２４時間において、予測対象時刻３０分毎に予測供給電力量を１０ｋＷｈに調整している。
そして、電力供給事業者は、３０分毎の予測供給下限電力量を７～９ｋＷｈの範囲で設定し、３０分毎の予測供給上限電力量は１２～１５ｋＷｈの範囲で設定している。
そして、電力供給事業者は、３０分毎の予測供給下限電力量を７～９ｋＷｈの範囲で設定し、３０分毎の予測供給上限電力量は１２～１５ｋＷｈの範囲で設定している。
【0036】
［計画データ作成部２１０］
電力需給計画システム４の計画データ作成部２１０は、再エネ供給受信部１３０が受け付けた再エネ供給データを基に、どの程度、不安定な再エネ供給データ量があるかを計算する。
図１２は、計画データ作成部２１０で、再エネ供給データの中の不安定な再エネ供給データ量を計算した例を示す。図１２は、電力供給事業者の供給者ＩＤ、予測対象日、予測対象時刻、地域、予測安定供給電力量（ｋＷｈ）、予測不安定供給電力量（ｋＷｈ）、予測平均供給電力量（ｋＷｈ）の情報を含む。
電力需給計画システム４の計画データ作成部２１０は、再エネ供給受信部１３０が受け付けた再エネ供給データを基に、どの程度、不安定な再エネ供給データ量があるかを計算する。
図１２は、計画データ作成部２１０で、再エネ供給データの中の不安定な再エネ供給データ量を計算した例を示す。図１２は、電力供給事業者の供給者ＩＤ、予測対象日、予測対象時刻、地域、予測安定供給電力量（ｋＷｈ）、予測不安定供給電力量（ｋＷｈ）、予測平均供給電力量（ｋＷｈ）の情報を含む。
【0037】
図１２の例では、供給者ＩＤが「Ｓ０００１」の電力供給事業者は、地域が関東エリアで、予測対象日２０２１年１月１日の１日２４時間において、予測対象時刻３０分毎に予測安定供給電力量が７～９ｋＷｈ、予測不安定供給電力量が３～８ｋＷｈ、予測平均供給電力量が１０ｋＷｈに設定されている。
【0038】
計画データ作成部２１０は、図１１に示した予測供給下限電力量（ｋＷｈ）と予測供給上限電力量（ｋＷｈ）を用いて、再エネ供給データの中の不安定な電力量と安定な電力量を分けることができる。すなわち、計画データ作成部２１０は、予測供給下限電力量（ｋＷｈ）より下回る供給可能電力量に関しては、安定的に供給可能な電力量として計算する。
また、計画データ作成部２１０は、予測供給下限電力量（ｋＷｈ）と予測供給上限電力量（ｋＷｈ）の間の予測電力量は不安定的に供給可能な電力量として計算する。
また、計画データ作成部２１０は、予測供給下限電力量（ｋＷｈ）と予測供給上限電力量（ｋＷｈ）の間の予測電力量は不安定的に供給可能な電力量として計算する。
【0039】
再エネ安定供給電力量（ｋＷｈ）と再エネ不安定供給電力量（ｋＷｈ）を算出する別の方式としては、予測対象日が属する季節、予測対象日の晴れ、または曇りなどの天候情報などを用いて算出できる。さらに、これらの情報に、過去の供給の予測・実績履歴などを加えて算出することもできる。
例えば、計画データ作成部２１０は、予測対象日が属する季節または、予測対象日の晴れ、曇りなどの天候情報と一致する、過去の供給の予測・実績履歴を取得し、過去の供給の予測・実績の予測誤差を算出することができる。
例えば、計画データ作成部２１０は、予測対象日が属する季節または、予測対象日の晴れ、曇りなどの天候情報と一致する、過去の供給の予測・実績履歴を取得し、過去の供給の予測・実績の予測誤差を算出することができる。
【0040】
そして、計画データ作成部２１０は、予測誤差の確率分布を正規分布と仮定して、複数の予測誤差の標準偏差σを算出する。この予測誤差の標準偏差σは、予測不安定供給電力量に相当し、計画データ作成部２１０は、この標準偏差σから予測供給電力量を引き算することで、予測安定供給電力量を算出することができる。
または、計画データ作成部２１０は、標準偏差σに一定の係数を掛け算することで、予測供給電力量と予測不安定供給電力量の比率を変えることも考えられる。なお、標準偏差σに掛け算する係数を大きくすればするほど、予測安定供給電力量の確度が高まる。
または、計画データ作成部２１０は、標準偏差σに一定の係数を掛け算することで、予測供給電力量と予測不安定供給電力量の比率を変えることも考えられる。なお、標準偏差σに掛け算する係数を大きくすればするほど、予測安定供給電力量の確度が高まる。
【0041】
［フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０］
電力需給計画システム４のフレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、計画データ作成部２１０で作成されたデータと、入力部１００のフレキシビリティ受信部１２０で受信されたフレキシビリティ情報に基づいてフレキシビリティ付き供給計画を作成する。
電力需給計画システム４のフレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、計画データ作成部２１０で作成されたデータと、入力部１００のフレキシビリティ受信部１２０で受信されたフレキシビリティ情報に基づいてフレキシビリティ付き供給計画を作成する。
【0042】
以下、図１３を参照して、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０における処理の流れを説明する。図１３はフレキシビリティ付き供給計画作成部２２０における処理の流れを示すフローチャートである。
フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、フレキシビリティ受信部１２０で受信した需要家側のデータにパターンフレキシビリティがある場合、それに基づいて需要の組合せを作成し、それぞれの組合せに対して、以下に示す手順で計算を行う。
フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、フレキシビリティ受信部１２０で受信した需要家側のデータにパターンフレキシビリティがある場合、それに基づいて需要の組合せを作成し、それぞれの組合せに対して、以下に示す手順で計算を行う。
【0043】
まず、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、需要受信部１１０で取得された再エネ希望比率と需要予測値に基づいて、各時刻における再エネ需要電力量を算出する（Ｓ１００）。需要家から再エネ需要電力量を取得可能とした場合、算出を省略し、当該再エネ需要電力量を用いてもよい。
次に、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、再エネ供給受信部１３０で受信された再エネ予測供給電力量を各時刻における再エネ需要電力量に基づいて、計画データ作成部２１０で作成した再エネ予測値を配分する（Ｓ１０１）。
次に、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、再エネ供給受信部１３０で受信された再エネ予測供給電力量を各時刻における再エネ需要電力量に基づいて、計画データ作成部２１０で作成した再エネ予測値を配分する（Ｓ１０１）。
【0044】
また、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、各時刻における各需要家の再エネ需要に基づいて、計画データ作成部２１０で作成した再エネ安定分を配分する（Ｓ１０２）。ここで、各時刻における各需要家の再エネ需要電力量より再エネ安定分が多い場合は、再エネ需要電力量を限度として配分する。
【0045】
次に、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、各需要家の各時刻での再エネ需要電力量に基づいて、計画データ作成部２１０で作成した再エネ不安定分を配分する（Ｓ１０３）。
ここで、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、各時刻における各需要家の再エネ需要電力量より、計画データ作成部２１０で作成された再エネ安定分と再エネ不安定分の合計が多い場合は、再エネ需要電力量として配分された再エネ予測供給電力量の中で小さい方、つまり各需要家の再エネ需要電力量を限度として配分する。
ここで、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、各時刻における各需要家の再エネ需要電力量より、計画データ作成部２１０で作成された再エネ安定分と再エネ不安定分の合計が多い場合は、再エネ需要電力量として配分された再エネ予測供給電力量の中で小さい方、つまり各需要家の再エネ需要電力量を限度として配分する。
【0046】
次に、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、再エネ需要電力量と再エネ供給電力量の差分を計算する（Ｓ１０４）。なお、ステップＳ１０４では、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、各需要家における再エネ需要電力量と供給電力量の差分と、全需要家の総再エネ供給予測電力量と総再エネ需要予測電力量の差分を計算する。
【0047】
図１４は、図１３のステップＳ１０１からＳ１０３までの処理フローによって算出された再エネ供給電力量の例を示す。横軸は時間、縦軸は需要家が必要とする電力量である。
図１４は、各需要家における再エネ需要として再エネ安定分と再エネ不安定分が配分されていることがわかる。ここでは、再エネ安定分と再エネ不安定分を正方形の升の数で示し、各需要家（需要家１と需要家２）の再エネ需要電力量を太い実線で示している。
図１４は、各需要家における再エネ需要として再エネ安定分と再エネ不安定分が配分されていることがわかる。ここでは、再エネ安定分と再エネ不安定分を正方形の升の数で示し、各需要家（需要家１と需要家２）の再エネ需要電力量を太い実線で示している。
【0048】
図１４では、需要家１及び需要家２のいずれも、時刻ｔ２と時刻ｔ３において再エネの供給電力量が２升分不足している。そこで、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、総再エネ供給予測値と総再エネ需要予測値の差分を計算する。もし再エネ供給電力量が再エネ需要電力量より大きい場合は「＋」の値となり、再エネ供給電力量が再エネ需要電力量より小さい場合は「－」の値となる。
【0049】
図１４の左側に示す需要家１の総再エネ需要電力量は、升目の数で数えて「２４」になる。一方、総再エネ供給電力量は、再エネ安定分と再エネ不安定分の和になるので、再エネ安定分の升目数「１２」と再エネ不安定分の升目数「１０」を足して、総再エネ供給電力量の升目数は「２２」となる。そこで、総再エネ需要電力量「２４」と総再エネ供給電力量「２２」の差分をとると、再エネ供給量が「２」升だけ不足していることが分かる。
すなわち、図１４の例では、時刻ｔ２と時刻ｔ３では、需要家１の再エネ需要電力量に対する再エネ供給電力量の比率である再エネ希望比率が「２」だけ充足されていない。
すなわち、図１４の例では、時刻ｔ２と時刻ｔ３では、需要家１の再エネ需要電力量に対する再エネ供給電力量の比率である再エネ希望比率が「２」だけ充足されていない。
【0050】
図１４の右側に示す需要家２の総再エネ需要電力量は、升目の数で数えて「３０」になる。一方、総再エネ供給電力量は、再エネ安定分と再エネ不安定分の和になるので、再エネ安定分の升目数「１５」と再エネ不安定分の升目数「１３」を足して、総再エネ供給電力量の升目数は「２８」となる。そこで、総再エネ需要電力量「３０」と総再エネ供給電力量「２８」の差分をとると、需要家２も、再エネ供給電力量が「２」升だけ不足していることが分かる。
すなわち、図１４の例では、時刻ｔ２と時刻ｔ３では、需要家１及び需要家２のいずれも再エネ需要電力量に対する再エネ供給電力量の比率である再エネ希望比率が「２」だけ充足されていないことが分かる。
すなわち、図１４の例では、時刻ｔ２と時刻ｔ３では、需要家１及び需要家２のいずれも再エネ需要電力量に対する再エネ供給電力量の比率である再エネ希望比率が「２」だけ充足されていないことが分かる。
【0051】
次に、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、フレキシビリティによる各需要家の再エネ需要電力量と再エネ供給電力量の差分を低減する（Ｓ１０５）。具体的には、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、需要家毎に、蓄電池による放電や、下げフレキシビリティで需要の下げの計画を作成する。すなわち、蓄電池に蓄積された再エネ電力の放電を供給とみなせば、再エネ需要電力量と再エネ供給電力量の差分を低減できる。また、電力の需要が多く供給が少ない場合には、下げのフレキシビリティを使うことで、再エネ需要電力量と再エネ供給電力量の差分を低減することができる。
【0052】
このため、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、需要家毎に、各時刻における差分と、フレキシビリティ受信部１２０により定義された下げフレキシビリティと放電フレキシビリティの合計量の中で小さい方を限度として、蓄電池による放電や、下げフレキシビリティの量を割り当てる。ここでは、フレキシビリティ割当ての優先順位としては、下げフレキシビリティ、放電フレキシビリティとしている。
【0053】
図１５は、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０が行うステップＳ１０５の処理において、フレキシビリティにより差分を低減する例を示す。
図１５の左側の需要家１の場合は、自身の蓄電池による放電により、時刻ｔ２と時刻ｔ３において、升目２個分の再エネを補い、再エネ希望比率を充足させている。
一方、図１５の右側の需要家２の場合は、時刻ｔ２と時刻ｔ３において、下げフレキシビリティにより、総再エネ需要量を２升分下げることで再エネ希望比率を充足させている。
図１５の左側の需要家１の場合は、自身の蓄電池による放電により、時刻ｔ２と時刻ｔ３において、升目２個分の再エネを補い、再エネ希望比率を充足させている。
一方、図１５の右側の需要家２の場合は、時刻ｔ２と時刻ｔ３において、下げフレキシビリティにより、総再エネ需要量を２升分下げることで再エネ希望比率を充足させている。
【0054】
再び図１３に戻って説明を続ける。フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、ステップＳ１０４で計算した、需要家全体の総再エネ供給予測値と総再エネ需要予測値の差分を用いて、総際エネ需要電力量と総再エネ供給電力量の差分を低減する（Ｓ１０６）。
そして、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、蓄電池による放電や、下げフレキシビリティで需要の下げの計画を行う。
例えば、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、総再エネ供給予測値と総再エネ需要予測値の差分が「＋」の時刻においては、総再エネ供給予測値と総再エネ需要予測値の差分を限度として充電の計画を行う。
そして、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、蓄電池による放電や、下げフレキシビリティで需要の下げの計画を行う。
例えば、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、総再エネ供給予測値と総再エネ需要予測値の差分が「＋」の時刻においては、総再エネ供給予測値と総再エネ需要予測値の差分を限度として充電の計画を行う。
【0055】
仮に、需要家側に複数の充電フレキシビリティがある場合は、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、それぞれの対象需要家に均等に充電を割り当てる。
総再エネ供給予測値と総再エネ需要予測値の差分が「－」の場合は、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、フレキシビリティ受信部１２０により定義された下げフレキシビリティと放電フレキシビリティの電力量を限度として放電させる。
総再エネ供給予測値と総再エネ需要予測値の差分が「－」の場合は、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、フレキシビリティ受信部１２０により定義された下げフレキシビリティと放電フレキシビリティの電力量を限度として放電させる。
【0056】
ここで、フレキシビリティ割当の優先順位は、下げフレキシビリティ、放電フレキシビリティの順序とする。もし複数の下げフレキシビリティ、放電フレキシビリティがある場合には、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、これらのフレキシビリティを対象の需要家に均等に割り当てる。
【0057】
もし、ステップＳ１０５で計算した下げ電力量または放電電力量より、大きく下げたり放電したりする場合は、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、下げフレキシビリティまたは放電フレキシビリティを有する対象需要家に分配された再エネ電力量を減らす。そして、減らした再エネ電力量分を再エネ供給電力量が不足している他の需要家に配分する。さらに、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、再エネ供給電力量が不足している他の需要家が複数存在する場合は、減らした再エネ電力量分を、各需要家に均等に配分する。
【0058】
また、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、総再エネ供給予測値と総再エネ需要予測値の差分が「－」の場合は、需要家１のように、差分の再エネ需要電力量を放電により維持してもよいし、需要家２のように、再エネ需要電力量を下げて対応するようにしてもよい。
【0059】
仮に、計算した放電量より大きく放電する場合は、それは対象需要家に分配された再エネ電力量を実質的に減らすこととなるが、そのような場合、もし他の需要家で再エネ供給電力量が不足しているならば、減らした分の再エネ供給電力量をその需要家に分配することもできる。なお、ここで、充電と放電は同時にできないことに注意すべきである。
【0060】
次に、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、フレキシビリティによる再エネ変動電力量の安定化処理を行う（Ｓ１０７）。そして、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、総再エネ需要電力量に下げフレキシビリティがある場合、再エネ不安定分を限度として下げフレキシビリティを配分する。
なお、図１５の需要家１の例に示すように、蓄電池による放電が可能な場合は、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、蓄電池による放電を配分する。
なお、図１５の需要家１の例に示すように、蓄電池による放電が可能な場合は、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、蓄電池による放電を配分する。
【0061】
また、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、再エネ安定分の比率が高い時刻において、放電フレキシビリティを優先的に配分してもよい。さらに、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、充電に関して再エネ供給の不安定分の中で供給が計画されてない量があれば、その量を充電に使用してもよい。
【0062】
［計画出力部２３０］
電力需給計画システム４の計画出力部２３０は、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０で計画された一つ以上の計画に対して、需要者側の再エネ希望比率と一番近い計画を出力する。
計画出力部２３０は、その指標として各時刻の再エネ希望比率と、計画上での再エネ希望比率の比率を計算し、その比率の差を指標としてもよい。
電力需給計画システム４の計画出力部２３０は、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０で計画された一つ以上の計画に対して、需要者側の再エネ希望比率と一番近い計画を出力する。
計画出力部２３０は、その指標として各時刻の再エネ希望比率と、計画上での再エネ希望比率の比率を計算し、その比率の差を指標としてもよい。
【0063】
＜第２の実施形態例＞
第１の実施形態例では、入力部１００の需要受信部１１０は、需要家側から再エネ希望比率のみを取得した。これに対して、第２の実施形態例では、需要受信部１１０は、再エネ需要に対する安定分の比率を希望して需要家側から取得する。
その場合は、図１３のステップＳ１０２において、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、再エネ安定分の比率を充足するように、まず対象需要家に再エネ安定分を配分する。そして、計画出力部２３０は、この配分した再エネ安定分を指標として追加し、再エネ希望比率と再エネ安定分の比率の両方を充足する計画を出力する。
第１の実施形態例では、入力部１００の需要受信部１１０は、需要家側から再エネ希望比率のみを取得した。これに対して、第２の実施形態例では、需要受信部１１０は、再エネ需要に対する安定分の比率を希望して需要家側から取得する。
その場合は、図１３のステップＳ１０２において、フレキシビリティ付き供給計画作成部２２０は、再エネ安定分の比率を充足するように、まず対象需要家に再エネ安定分を配分する。そして、計画出力部２３０は、この配分した再エネ安定分を指標として追加し、再エネ希望比率と再エネ安定分の比率の両方を充足する計画を出力する。
【0064】
＜第３の実施形態例＞
図１６は、第３の実施形態例における電力需給計画システム４の構成を示す図である。
第３の実施形態例が第１の実施形態例と異なる点は、計画部２００に、充放電能力管理部２４０を設けた点である。
第１の実施形態例では、フレキシビリティ受信部１２０は、需要家のフレキシビリティとして充電と放電を分けて取得した。しかし、蓄電池の場合、需要家は、充電または放電の両方を可能な容量として、電力供給事業者に渡すこともある。その場合、電力需給計画システム４は、充電と放電の両方を同時に管理しなければならない。そのため、図１６に示す第３の実施形態例の電力需給計画システム４では、蓄電池の充電と放電の両方を管理するために、充放電能力管理部２４０が設けられている。
図１６は、第３の実施形態例における電力需給計画システム４の構成を示す図である。
第３の実施形態例が第１の実施形態例と異なる点は、計画部２００に、充放電能力管理部２４０を設けた点である。
第１の実施形態例では、フレキシビリティ受信部１２０は、需要家のフレキシビリティとして充電と放電を分けて取得した。しかし、蓄電池の場合、需要家は、充電または放電の両方を可能な容量として、電力供給事業者に渡すこともある。その場合、電力需給計画システム４は、充電と放電の両方を同時に管理しなければならない。そのため、図１６に示す第３の実施形態例の電力需給計画システム４では、蓄電池の充電と放電の両方を管理するために、充放電能力管理部２４０が設けられている。
【0065】
すなわち、図１３のステップS１０５において、まず時刻順に充放電計画を行う。第３の実施形態例においても、充電量と放電量の決定処理としては、第１の実施形態例で示したものと同じであるが、第３の実施形態例では、時系列的に充電量と放電量を計算して容量の上限に収まるか否かを計算する。
【0066】
例えば、Ｔ時刻での充電残量は、以下に示す式で計算される。すなわち、
（Ｔ時刻での充電残量）
＝（（Ｔ－１）時刻での充電残量）＋（充電効率×充電量）－（放電効率×放電量）
として計算する。
そして、Ｔ時刻での充電可能量は、（容量－充電残量）となり、Ｔ時刻での放電可能量は充電残量となる。
（Ｔ時刻での充電残量）
＝（（Ｔ－１）時刻での充電残量）＋（充電効率×充電量）－（放電効率×放電量）
として計算する。
そして、Ｔ時刻での充電可能量は、（容量－充電残量）となり、Ｔ時刻での放電可能量は充電残量となる。
【0067】
図１３のステップS１０６において、再エネ不安定分に関しては、実際に放電が必要かどうかは計画時点ではわからない。したがって、ステップS１０５で計画された充放電量を確定的充放電計画とし、ステップS１０６で計算される充放電量は、不確定的充放電量とする。ここで、確定的充放電計画は守る必要があるため、確定的充放電計画が維持できることを前提とし、充放電能力管理部２４０は、不確定的充放電のための充放電可能量を算出する。
上述したように、「不確定的充放電のための充電可能量」と「不確定的充放電のための放電可能量」は、計画時点では充電するか放電するかが分からない充放電可能量である。そこで、確定的充放電計画では、計画時点でどの程度の充放電可能量があるかを見積もるように計画している。
上述したように、「不確定的充放電のための充電可能量」と「不確定的充放電のための放電可能量」は、計画時点では充電するか放電するかが分からない充放電可能量である。そこで、確定的充放電計画では、計画時点でどの程度の充放電可能量があるかを見積もるように計画している。
【0068】
なお、不確定的充放電のための充電可能量としては、蓄電池の容量から次の時刻以降で一番近い計画が充電の場合には、蓄電池の容量から確定的充電量を減算した値を充電可能量とする。
また、蓄電池の容量から現時刻充電残量と、次の時刻以降における充電量の合計と、次の時刻以降で放電量の合計を減算した値を算出し、その中で小さいほうを充電可能量とする。
また、蓄電池の容量から現時刻充電残量と、次の時刻以降における充電量の合計と、次の時刻以降で放電量の合計を減算した値を算出し、その中で小さいほうを充電可能量とする。
【0069】
すなわち、不確定的充放電のための充電可能量は、
・（蓄電池容量）－（次の時刻以降で一番近い計画が充電の場合その確定的充電量）
・（蓄電池容量）－（現時刻充電残量）－（次の時刻以降での充電量の合計）－（次の時刻以降での放電量の合計）
の式により充電可能量を算出し、その中で小さいほうを充電可能量とする。
・（蓄電池容量）－（次の時刻以降で一番近い計画が充電の場合その確定的充電量）
・（蓄電池容量）－（現時刻充電残量）－（次の時刻以降での充電量の合計）－（次の時刻以降での放電量の合計）
の式により充電可能量を算出し、その中で小さいほうを充電可能量とする。
【0070】
また、不確定的充放電のための放電可能量は、
・（蓄電池容量）－（次の時刻以降で一番近い計画が放電の場合その確定的放電量）
・（現時刻充電残量）＋（次の時刻以降での充電量の合計）－（次の時刻以降での放電量の合計）
の式により放電可能量を算出し、その中で小さいほうを放電可能量とする。
図１３におけるステップＳ１０７の再エネ変動電力量の安定化処理は、上記の不確定的充放電のための充電可能電力量と不確定的充放電のための放電可能電力量を上限として行われる。
・（蓄電池容量）－（次の時刻以降で一番近い計画が放電の場合その確定的放電量）
・（現時刻充電残量）＋（次の時刻以降での充電量の合計）－（次の時刻以降での放電量の合計）
の式により放電可能量を算出し、その中で小さいほうを放電可能量とする。
図１３におけるステップＳ１０７の再エネ変動電力量の安定化処理は、上記の不確定的充放電のための充電可能電力量と不確定的充放電のための放電可能電力量を上限として行われる。
【0071】
＜第４の実施形態例＞
以上、第１の実施形態例から第３の実施形態例を時系列順で計画される処理として説明したが、第１の実施形態から第３の実施形態例を最適化問題として処理することも可能である。
以上、第１の実施形態例から第３の実施形態例を時系列順で計画される処理として説明したが、第１の実施形態から第３の実施形態例を最適化問題として処理することも可能である。
【0072】
＜第５の実施形態例＞
第１の実施形態例では、需要家がフレキシビリティを有する場合の処理について説明したが、電力供給事業者１が蓄電池を有する場合も考えられる。この場合、図１３におけるステップＳ１０５とステップＳ１０６の処理において、フレキシビリティ割当ての優先順位として、電力供給事業者１が有する蓄電池を最優先として処理を行うようにする。
第１の実施形態例では、需要家がフレキシビリティを有する場合の処理について説明したが、電力供給事業者１が蓄電池を有する場合も考えられる。この場合、図１３におけるステップＳ１０５とステップＳ１０６の処理において、フレキシビリティ割当ての優先順位として、電力供給事業者１が有する蓄電池を最優先として処理を行うようにする。
【0073】
＜第６の実施形態例＞
また、第１の実施形態例では、電力供給事業者１が電力需給計画を策定しているが、図１７に示すように、需要家が自ら有する複数のサイトを管理し、各サイトの再エネ希望比率を満足させるために、電力需給計画システムを運用することも考えられる。この場合、契約した発電事業者だけではなく、自家発電機（図１７参照）も電力供給の管理対象となる。
また、第１の実施形態例では、電力供給事業者１が電力需給計画を策定しているが、図１７に示すように、需要家が自ら有する複数のサイトを管理し、各サイトの再エネ希望比率を満足させるために、電力需給計画システムを運用することも考えられる。この場合、契約した発電事業者だけではなく、自家発電機（図１７参照）も電力供給の管理対象となる。
【0074】
＜第７の実施形態例＞
第1の実施形態例では再エネ安定分と再エネ不安定分を公平に各需要家に配分した。しかし、契約形態によっては、各需要家への配分を公平に行わなくてもよい場合がある。例えば、フレキシビリティが多い需要家は再エネ不安定分を多く供給することも考えられる。
図１８は、第７の実施形態例におけるフレキシビリティ付き供給計画作成部２２０における処理の流れを示すフローチャートである。
図１８において、ステップＳ１００～Ｓ１０３、ステップＳ１０４～Ｓ１０７は、図１３のフローチャートと同じであるから、説明は省略する。
第1の実施形態例では再エネ安定分と再エネ不安定分を公平に各需要家に配分した。しかし、契約形態によっては、各需要家への配分を公平に行わなくてもよい場合がある。例えば、フレキシビリティが多い需要家は再エネ不安定分を多く供給することも考えられる。
図１８は、第７の実施形態例におけるフレキシビリティ付き供給計画作成部２２０における処理の流れを示すフローチャートである。
図１８において、ステップＳ１００～Ｓ１０３、ステップＳ１０４～Ｓ１０７は、図１３のフローチャートと同じであるから、説明は省略する。
【0075】
図１８において、図１３のフローチャートと異なるところは、ステップＳ１０３の「再エネ変動分を配分」と、ステップＳ１０４の「再エネ需要電力量と供給電力量の差分を計算」の間に、ステップＳ１０３ａとして、「再エネ安定分と再エネ変動分の調整」という項目を加えた点である。
すなわち、第７の実施形態例では、図１３に示す第１の実施形態例のステップＳ１０２とＳ１０３で再エネ安定分と再エネ変動分を配分した後、ステップＳ１０３ａとして、配分した再エネ安定分と再エネ変動分の量を調整するようにした。
すなわち、第７の実施形態例では、図１３に示す第１の実施形態例のステップＳ１０２とＳ１０３で再エネ安定分と再エネ変動分を配分した後、ステップＳ１０３ａとして、配分した再エネ安定分と再エネ変動分の量を調整するようにした。
【0076】
すなわち、ステップＳ１０３ａでは、再エネ安定分が再エネ需要電力量を満たさない場合、再エネ不安定分に対処可能な需要家のフレキシビリティの量の大きさに応じて再エネ安定分と再エネ不安定分の量を調整するようにしている。つまり、ステップＳ１０３ａ
では、各需要家の各時刻においてステップＳ１０３で算出した再エネ不安定分と各需要家のフレキシビリティの量を比較する。そして、フレキシビリティの量が再エネ不安定分より大きい場合、再エネ不安定分をフレキシビリティの量を上限として増やすようにする。なお、その際に需要家が設定したフレキシビリティの量の中で一部の量を上限としてもよい。
では、各需要家の各時刻においてステップＳ１０３で算出した再エネ不安定分と各需要家のフレキシビリティの量を比較する。そして、フレキシビリティの量が再エネ不安定分より大きい場合、再エネ不安定分をフレキシビリティの量を上限として増やすようにする。なお、その際に需要家が設定したフレキシビリティの量の中で一部の量を上限としてもよい。
【0077】
この結果、需要家によっては再エネ不安定分が増えることで、再エネ安定分と再エネ不安定分の合計が再エネ需要電力量を超える場合がある。その場合、超えた再エネ安定分を他需要家に配分することができる。また、新たに再エネ安定分が配分された他需要家は、配分された新たな再エネ安定分を、その量と同等の再エネ不安定分と置き換えることができる。
以上のプロセスによって、フレキシビリティが多い需要家に再エネ不安定分を多く配分し、フレキシビリティが少ない他の需要家には再エネ安定分をより多く配分することが可能となる。
以上のプロセスによって、フレキシビリティが多い需要家に再エネ不安定分を多く配分し、フレキシビリティが少ない他の需要家には再エネ安定分をより多く配分することが可能となる。
【0078】
なお、本発明は前述した実施の形態例に限定されるものではなく、様々な応用例、変形例が含まれる。また、前述した実施の形態例は、本発明を分かりやすく説明するために説明したものであり、本発明は、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではなく、適宜、その他の構成にも応用することができる。
【符号の説明】
【0079】
４…電力需給計画システム、
１００…入力部、
１１０…需要受信部、
１２０…フレキシビリティ受信部、
１３０…再エネ供給受信部、
２００…計画部、
２１０…計画データ作成部、
２２０…フレキシビリティ付き供給計画作成部、
２３０…計画出力部、
２４０…充放電能力管理部
１００…入力部、
１１０…需要受信部、
１２０…フレキシビリティ受信部、
１３０…再エネ供給受信部、
２００…計画部、
２１０…計画データ作成部、
２２０…フレキシビリティ付き供給計画作成部、
２３０…計画出力部、
２４０…充放電能力管理部
【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】