特許 7516577 アグリゲータ装置、電力調整方法及びプログラム

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】特許公報(B2)

(11)【特許番号】

(24)【登録日】2024-07-05

(45)【発行日】2024-07-16

(54)【発明の名称】アグリゲータ装置、電力調整方法及びプログラム

(51)【国際特許分類】

   H02J 3/00 20060101AFI20240708BHJP

   H02J 13/00 20060101ALI20240708BHJP

   H02J 3/38 20060101ALI20240708BHJP

   H02J 3/14 20060101ALI20240708BHJP

   G06Q 50/06 20240101ALI20240708BHJP

【ＦＩ】

H02J3/00 170

H02J13/00 301A

H02J3/38 120

H02J3/14

H02J3/00 180

H02J13/00 311T

G06Q50/06

【請求項の数】 15

(21)【出願番号】P 2022581156

(86)(22)【出願日】2021-02-15

(86)【国際出願番号】 JP2021005538

(87)【国際公開番号】W WO2022172454

(87)【国際公開日】2022-08-18

【審査請求日】2023-05-29

(73)【特許権者】

【識別番号】000003078

【氏名又は名称】株式会社東芝

(73)【特許権者】

【識別番号】317015294

【氏名又は名称】東芝エネルギーシステムズ株式会社

(74)【代理人】

【識別番号】110002147

【氏名又は名称】弁理士法人酒井国際特許事務所

(72)【発明者】

【氏名】本宮 拓也

(72)【発明者】

【氏名】犬飼 道彦

(72)【発明者】

【氏名】下尾 高廣

(72)【発明者】

【氏名】松崎 倫宏

【審査官】田中 慎太郎

(56)【参考文献】

【文献】国際公開第２０１６／１３９７８１（ＷＯ，Ａ１）

【文献】特開２０１９－１９３４０２（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１７－１１９８８（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１６－３８７９５（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１８－３６９６１（ＪＰ，Ａ）

(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)

Ｈ０２Ｊ ３／００

Ｈ０２Ｊ １３／００

Ｈ０２Ｊ ３／３８

Ｈ０２Ｊ ３／１４

Ｇ０６Ｑ ５０／０６

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

電力系統を運用する系統事業者から、発電抑制指令を取得するとともに、
電力負荷を所有する需要家から、電力の需要量を増加させる上げＤＲ（Demand Response）の可能量である上げＤＲ可能量を取得する取得部と、
発電リソースのうち電力市場価格よりも高値の買取価格で買取りされる制度が適用される再エネ発電リソースを所有する発電リソース所有者ごとに対して指示する発電抑制量と、前記需要家ごとに対して指示する上げＤＲ量と、を決定する際に、
少なくとも、前記再エネ発電リソースによる発電予測量と、前記買取価格の予測値と、前記再エネ発電リソースによる発電抑制によって減少する発電コストと、前記発電抑制にともなって前記再エネ発電リソースを停止してから再起動させる場合のコストである起動停止コストと、前記上げＤＲ可能量と、前記上げＤＲを実施する前記需要家に対して支払うインセンティブと、前記発電抑制指令を未達成時に支払うペナルティと、に基づいて、利益に関する所定条件を満たすように、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する演算部と、
前記演算部によって決定された前記発電抑制量に基づく制御指令を前記発電リソース所有者に送信するとともに、前記演算部によって決定された前記上げＤＲ量に基づく制御指令を前記需要家に送信する送信制御部と、を備えるアグリゲータ装置。

【請求項2】

前記演算部は、さらに前記発電抑制指令を達成時に受け取るインセンティブに基づいて、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する、請求項１に記載のアグリゲータ装置。

【請求項3】

前記上げＤＲを実施した場合に前記需要家において増加する電気料金をアグリゲータが負担する場合、
前記演算部は、さらに前記電気料金の増加額に基づいて、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する、請求項１に記載のアグリゲータ装置。

【請求項4】

前記取得部は、前記需要家から、前記再エネ発電リソースの発電抑制可能量を取得し、
前記演算部は、さらに前記再エネ発電リソースの前記発電抑制可能量に基づいて、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する、請求項１に記載のアグリゲータ装置。

【請求項5】

前記発電リソースは、前記制度が適用されない非再エネ発電リソースを含み、
前記演算部は、さらに前記非再エネ発電リソースの発電コスト、発電抑制可能量、発電抑制にともなって前記非再エネ発電リソースを停止してから再起動させる場合のコストである起動停止コストに基づいて、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する、請求項１に記載のアグリゲータ装置。

【請求項6】

前記発電抑制指令に応じて再エネ発電量を抑制した場合に補償金の受け取りがある場合に、
前記演算部は、さらに前記補償金の予測額に基づいて、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する、請求項１に記載のアグリゲータ装置。

【請求項7】

前記演算部は、さらに予め定められた前記上げＤＲ可能量ごとのキャンセルのしやすさの情報に基づいて、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する、請求項１に記載のアグリゲータ装置。

【請求項8】

前記演算部は、前記上げＤＲ可能量ごとのキャンセルのしやすさの情報として、前記上げＤＲの変更に対応するのに必要なリードタイム情報に基づいて、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する、請求項７に記載のアグリゲータ装置。

【請求項9】

前記演算部は、前記発電予測量の下振れリスクを評価し、さらに前記下振れリスクに基づいて、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する、請求項１に記載のアグリゲータ装置。

【請求項10】

前記演算部は、前記買取価格の予測値の信頼性を評価し、さらに前記信頼性に基づいて、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する、請求項１に記載のアグリゲータ装置。

【請求項11】

前記演算部は、前記発電抑制指令の対象となる時間帯で電力需要増加させることにともなって他の時間帯における電力需要減少による電気料金減少予測額を算出し、さらに前記電気料金減少予測額に基づいて、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する、請求項１に記載のアグリゲータ装置。

【請求項12】

前記上げＤＲの計画単位時間が、前記発電抑制指令の対象となる時間帯より短く、
前記演算部は、さらに前記上げＤＲの計画単位時間ごとの前記上げＤＲ可能量と下げ調整単価とに基づいて、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する、請求項１に記載のアグリゲータ装置。

【請求項13】

前記上げＤＲ可能量は、少なくとも、前記電力負荷の上げＤＲ可能量と、前記電力負荷を所有する前記需要家ごとの電力売買契約に基づく電力使用量の上限値と、に基づいて決定される、請求項１に記載のアグリゲータ装置。

【請求項14】

電力系統を運用する系統事業者から、発電抑制指令を取得するとともに、
電力負荷を所有する需要家から、電力の需要量を増加させる上げＤＲの可能量である上げＤＲ可能量を取得する取得ステップと、
発電リソースのうち電力市場価格よりも高値の買取価格で買取りされる制度が適用される再エネ発電リソースを所有する発電リソース所有者ごとに対して指示する発電抑制量と、前記需要家ごとに対して指示する上げＤＲ量と、を決定する際に、
少なくとも、前記再エネ発電リソースによる発電予測量と、前記買取価格の予測値と、前記再エネ発電リソースによる発電抑制によって減少する発電コストと、前記発電抑制にともなって前記再エネ発電リソースを停止してから再起動させる場合のコストである起動停止コストと、前記上げＤＲ可能量と、前記上げＤＲを実施する前記需要家に対して支払うインセンティブと、前記発電抑制指令を未達成時に支払うペナルティと、に基づいて、利益に関する所定条件を満たすように、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する演算ステップと、
前記演算ステップによって決定された前記発電抑制量に基づく制御指令を前記発電リソース所有者に送信するとともに、前記演算ステップによって決定された前記上げＤＲ量に基づく制御指令を前記需要家に送信する送信制御ステップと、を含む電力調整方法。

【請求項15】

コンピュータを、
電力系統を運用する系統事業者から、発電抑制指令を取得するとともに、
電力負荷を所有する需要家から、電力の需要量を増加させる上げＤＲの可能量である上げＤＲ可能量を取得する取得部と、
発電リソースのうち電力市場価格よりも高値の買取価格で買取りされる制度が適用される再エネ発電リソースを所有する発電リソース所有者ごとに対して指示する発電抑制量と、前記需要家ごとに対して指示する上げＤＲ量と、を決定する際に、
少なくとも、前記再エネ発電リソースによる発電予測量と、前記買取価格の予測値と、前記再エネ発電リソースによる発電抑制によって減少する発電コストと、前記発電抑制にともなって前記再エネ発電リソースを停止してから再起動させる場合のコストである起動停止コストと、前記上げＤＲ可能量と、前記上げＤＲを実施する前記需要家に対して支払うインセンティブと、前記発電抑制指令を未達成時に支払うペナルティと、に基づいて、利益に関する所定条件を満たすように、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する演算部と、
前記演算部によって決定された前記発電抑制量に基づく制御指令を前記発電リソース所有者に送信するとともに、前記演算部によって決定された前記上げＤＲ量に基づく制御指令を前記需要家に送信する送信制御部と、して機能させるためのプログラム。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、アグリゲータ装置、電力調整方法及びプログラムに関する。

【背景技術】

【0002】

電力系統において、電力の需要と供給のバランス（以下、需給バランスともいう。）が崩れる可能性がある。例えば、電力系統に再エネ（再生可能エネルギー）発電リソース（太陽光発電装置等）が大量に接続されている場合、火力発電機など、従来需給調整の役割を担ってきた同期発電機の稼働率が相対的に低下するため、需給バランスが崩れる可能性が高くなりやすい。

【0003】

その一例として、需給調整可能な同期発電機の稼働台数と出力を最小限に抑えたとしてもなお大量接続された再エネの出力により系統全体の電力供給が電力需要より過多となるケースがあるが、その場合に需給バランスを維持する方法として、例えば、系統事業者が再エネ発電リソース所有者に対して発電抑制を要請する方法がある。発電抑制をすることで、需給バランスを維持できる。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0004】

【文献】特開２０１８－１５２９６２号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0005】

しかしながら、再エネ発電リソース所有者に対して発電抑制を実施すると、売電による利益の面で好ましくない場合がある。また、電力供給が電力需要より多い場合、再エネ発電リソース所有者に対して発電抑制を実施する以外に、電力需要を増やすという対応法もある。

【0006】

そこで、本発明の実施形態の課題は、電力供給が電力需要より多い場合に、需給のバランスを維持するとともに利益面を改善することができるアグリゲータ装置、電力調整方法及びプログラムを提供することである。

【課題を解決するための手段】

【0007】

実施形態のアグリゲータ装置は、電力系統を運用する系統事業者から、発電抑制指令を取得するとともに、電力負荷を所有する需要家から、電力の需要量を増加させる上げＤＲの可能量である上げＤＲ可能量を取得する取得部と、発電リソースのうち電力市場価格よりも高値の買取価格で買取りされる制度が適用される再エネ発電リソースを所有する発電リソース所有者ごとに対して指示する発電抑制量と、前記需要家ごとに対して指示する上げＤＲ量と、を決定する際に、少なくとも、前記再エネ発電リソースによる発電予測量と、前記買取価格の予測値と、前記再エネ発電リソースによる発電抑制によって減少する発電コストと、前記発電抑制にともなって前記再エネ発電リソースを停止してから再起動させる場合のコストである起動停止コストと、前記上げＤＲ可能量と、前記上げＤＲを実施する前記需要家に対して支払うインセンティブと、前記発電抑制指令を未達成時に支払うペナルティと、に基づいて、利益に関する所定条件を満たすように、前記発電抑制量と前記上げＤＲ量とを決定する演算部と、前記演算部によって決定された前記発電抑制量に基づく制御指令を前記発電リソース所有者に送信するとともに、前記演算部によって決定された前記上げＤＲ量に基づく制御指令を前記需要家に送信する送信制御部と、を備える。

【図面の簡単な説明】

【0008】

【図1】図１は、実施形態の電力調整システムの概要構成を示すブロック図である。

【図2】図２は、実施形態における上げＤＲ関連情報を示す図である。

【図3】図３は、実施形態における発電予測量の確率密度関数を示すグラフである。

【図4】図４は、実施形態における電力市場価値の予測値の確率密度関数を示すグラフである。

【図5】図５は、実施形態における負荷関連情報を示す図である。

【図6】図６は、実施形態における需要家関連情報を示す図である。

【図7】図７は、実施形態の電力調整システムにおける各構成の処理の流れを示すシーケンス図である。

【発明を実施するための形態】

【0009】

以下、図面を参照して本実施形態のアグリゲータ装置を含む電力調整システム、電力調整方法及びプログラムについて説明する。なお、以下の説明において、「系統」は電力系統を意味する。また、「需要家」は電力需要家を意味する。また、「負荷」は電力負荷を意味する。

【0010】

また、ＤＲ（Demand Response）とは、電力の需給バランスをとるために、需要家による電力消費量を調整することをいう。そして、需要家の電力消費量の低減によって電力需要を引き下げるＤＲを「下げＤＲ」と称する。また、需要家の電力消費量の増加によって電力需要を引き上げるＤＲを「上げＤＲ」と称する。また、ＤＲに応じた需要家に与えられる報奨（例えば金銭）を、インセンティブと称する。

【0011】

また、発電抑制に応じなかった発電リソース所有者に課せられる弁済金を「ペナルティ」と称する。なお、インセンティブ、ペナルティの有無や有る場合の金額の算出法などはそのときの制度次第である。

【0012】

また、再エネ発電リソースによって生成された電力は、ＦＩＴ（Feed-in Tariff）制度やＦＩＰ（Feed-in-Premium）制度などによって、電力市場価格よりも高値の買取価格で買取りされる場合が多い。買取価格と電力市場価格との差額は、例えば、いわゆる、プレミアムや環境価値価格などである。そして、制度次第で、当該差額は、発電計画提出後に発電抑制指令が出された場合、抑制した電力分については補償金として支払われる可能性がある。また、その補償金が支払われる場合、差額の満額のときだけでなく一部のときもありえる。以下では、その補償金についても考慮する。

【0013】

図１は、実施形態の電力調整システムＳの概要構成を示すブロック図である。電力調整システムＳは、系統事業者システム１と、発電事業者システム２と、需要家システム３と、アグリゲータ装置４と、を備える。

【0014】

系統事業者システム１は、電力系統を運用して商用電力を供給する系統事業者によって運用されるシステムである。系統事業者システム１は、例えば、電力系統において電力供給が電力需要より多い場合、需給バランスを維持するために、アグリゲータ装置４に対して発電抑制を要請する。

【0015】

発電事業者システム２は、発電電力を供給する発電事業者（発電リソース所有者）によって運用されるシステムである。発電事業者システム２は、再エネ発電リソース２１と、非再エネ発電リソース２２と、を備える。

【0016】

再エネ発電リソース２１は、再生可能エネルギー（太陽光、風力、バイオマス、水力、地熱等）を用いた発電リソースである。また、再エネ発電リソース２１は、電力市場価格よりも高値の買取価格で買取りされる制度（以下、「買取制度」ともいう。）が適用される。

【0017】

非再エネ発電リソース２２は、非再生可能エネルギー（原子力、石油などの同期発電機など）に加え、ＦＩＴやＦＩＰが適用されない、あるいはプレミアムを付した買取期間が終了した再生可能エネルギーを含んでもよい。非再エネ発電リソース２２は、買取制度が適用されない。

【0018】

需要家システム３は、複数の需要家（発電リソース所有者）それぞれによって運用されるシステムである。需要家システム３は、電力負荷３１と、蓄電池３２と、再エネ発電リソース３３と、を備える。

【0019】

電力負荷３１は、電力を消費する装置や機器である。

【0020】

蓄電池３２は、充放電を繰り返して使用できる電池で、二次電池やバッテリともいう。

【0021】

再エネ発電リソース３３は、再生可能エネルギーを用いた発電リソースである。再エネ発電リソース３３は、買取制度が適用される。

【0022】

アグリゲータ装置４は、アグリゲータによって運用される装置（例えば、ＰＣ（Personal Computer））である。アグリゲータ装置４は、例えば、需要家の電力消費量予測や再エネ発電リソース２１や再エネ発電リソース３３の発電量予測等に基づいて、需要家の受電電力のピーク低減や消費電力の時間シフト等を行い、需要家の電気料金を低減させるとともに、需給バランス維持に貢献する。

【0023】

つまり、アグリゲータは、電力系統の需給バランス維持の責任を負う。一方で、発電抑制指令に応じて発電量を抑制した場合、売電量が低下して利益が減少する。しかし、発電抑制指令を無視した場合は、系統事業者からペナルティを課せられる制度となる可能性もある。

【0024】

そこで、発電量過多が予測されるときに需給バランスを維持する場合に、発電量の抑制だけではなく電力需要を増大させることも考えることが好ましい。加えて、再エネ発電リソースによる発電電力はＦＩＴ制度やＦＩＰ制度により電力市場価格よりも高値で買取りされる。

【0025】

したがって、アグリゲータは、発電量過多が予測される場合に、管下の契約者（需要家、再エネ発電事業者）の再エネ発電量を抑制させるだけではなく、電力需要を増大させることにより、電力系統の需給バランス維持に貢献しつつ、大まかには『発電抑制指令に応じず発電した再エネ売電額―電力需要増大による買電額』を利益とする機会がある。

【0026】

そこで、以下において、電力供給が電力需要より多い場合に、需給バランスを維持するとともに利益面を改善する技術について説明する。

【0027】

アグリゲータ装置４は、処理部４１と、記憶部４２と、入力部４３と、表示部４４と、通信部４５と、を備える。

【0028】

記憶部４２は、例えばＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、ＳＳＤ（Solid State Drive）、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）等によって実現され、各種情報を記憶する。記憶部４２は、例えば、演算用データ４２１と、目的関数４２２と、演算結果４２３と、を記憶する。

【0029】

演算用データ４２１は、演算部４１２によって算出された各種データや、外部装置（系統事業者システム１、発電事業者システム２、需要家システム３等。以下同様）から取得したデータで、例えば、以下の（１）～（１５）のデータである。

【0030】

（１）再エネ発電リソース（再エネ発電リソース２１、３３）による発電予測量（例えば演算部４１２によって算出）
（２）再エネ発電リソースによる発電電力の買取価格の予測値（例えば外部装置から取得）

【0031】

（３）再エネ発電リソースによる発電抑制によって減少する発電コスト（例えば、演算部４１２によって再エネ発電リソースの種類（太陽光発電装置、バイオマス発電装置など）ごとに所定の計算式により算出）
（４）発電抑制にともなって再エネ発電リソースを停止してから再起動させる場合のコストである起動停止コスト（例えば再エネ発電リソースの種類（太陽光発電装置、バイオマス発電装置など）ごとに予め用意したデータ）

【0032】

（５）電力の需要量を増加させる上げＤＲの可能量である上げＤＲ可能量（例えば、需要家システム３から取得。需要家システム３では、例えば、電力負荷３１の上げＤＲ可能量と、電力売買契約に基づく電力使用量の上限値と、に基づいて決定。また、例えば、蓄電池３２の充電可能な残量や、ヒートポンプの蓄熱可能な残量や、工場の生産ライン等の増産可能量などによって決定）
（６）上げＤＲを実施する需要家に対して支払うインセンティブ（例えば演算部４１２によって所定の計算式と上げＤＲ量に基づいて算出）

【0033】

（７）発電抑制指令を未達成時に支払うペナルティ（例えば演算部４１２によって所定の計算式により算出）（以下、「未達ペナルティ」ともいう。）
（８）上げＤＲを実施した場合に需要家において増加する電気料金をアグリゲータが負担する場合の電気料金の増加額（例えば演算部４１２により算出）

【0034】

（９）再エネ発電リソースの発電抑制可能量（例えば発電事業者システム２や需要家システム３から取得。例えば、再エネ発電リソースの出力変化速度や最大出力、最低出力等の特性を鑑みて設定される）
（１０）非再エネ発電リソースの発電コスト、発電抑制可能量（例えば発電事業者システム２から取得。例えば、非再エネ発電リソースの出力変化速度や最大出力、最低出力等の特性を鑑みて設定される）、および非再エネ発電リソースを停止してから再起動させる場合のコストである起動停止コスト
（１１）発電抑制指令に応じて再エネ発電量を抑制した場合に補償金の受け取りがある場合の補償金の予測額（例えば演算部４１２により算出）

【0035】

（１２）上げＤＲ可能量ごとのキャンセルのしやすさの情報（例えば、上げＤＲの変更に対応するのに必要なリードタイム情報）（詳細は後述（図２））
（１３）発電予測量の下振れリスク（詳細は後述（図３））
（１４）買取価格の予測値の信頼性（詳細は後述（図４））

【0036】

（１５）発電抑制指令の対象となる時間帯で電力需要増加させることにともなって他の時間帯における電力需要減少による電気料金減少予測額（例えば演算部４１２により算出）

【0037】

目的関数４２２は、演算部４１２が発電事業者システム２や需要家システム３ごとに対して指示する発電抑制量と、需要家システム３ごとに対して指示する上げＤＲ量と、を決定する際に使用する目的関数である（詳細は後述）。

【0038】

また、演算用データ４２１は、図２～図６に示す各情報も含む（詳細は後述）。

【0039】

演算結果４２３は、演算部４１２によって実行された発電抑制量と上げＤＲ量の最適配分計算等の演算の結果である。

【0040】

処理部４１は、例えばＣＰＵ（Central Processing Unit）によって実現され、各種演算処理を実行する。処理部４１は、例えば、機能部として、取得部４１１と、演算部４１２と、送信制御部４１３と、表示制御部４１４と、を備える。

【0041】

取得部４１１は、系統事業者システム１、発電事業者システム２、需要家システム３などから各種情報を取得する。取得部４１１は、例えば、系統事業者システム１から発電抑制指令を取得する。また、取得部４１１は、発電事業者システム２から各発電リソースの発電量の変化可能量を取得する。また、取得部４１１は、需要家システム３から、上げＤＲ可能量を取得する。

【0042】

演算部４１２は、各種演算を実行する。演算部４１２は、例えば、発電事業者システム２や需要家システム３ごとに対して指示する発電抑制量と、需要家システム３ごとに対して指示する上げＤＲ量と、を決定する。その際に、演算部４１２は、少なくとも、再エネ発電リソース（再エネ発電リソース２１、３３）による発電予測量と、前記買取価格の予測値と、再エネ発電リソースによる発電抑制によって減少する発電コストと、起動停止コストと、上げＤＲ可能量と、上げＤＲを実施する需要家に対して支払うインセンティブと、発電抑制指令を未達成時に支払うペナルティと、に基づいて、利益に関する所定条件を満たすように、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定する。以下では、利益に関する所定条件を満たす場合の一例として、利益を最大化する場合について説明する。

【0043】

また、上げＤＲを実施した場合に需要家において増加する電気料金をアグリゲータが負担する場合、演算部４１２は、さらに電気料金の増加額に基づいて、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定するようにしてもよい。

【0044】

また、例えば、取得部４１１は、需要家システム３から再エネ発電リソース３３の発電抑制可能量を取得したり、発電事業者システム２から再エネ発電リソース２１の発電抑制可能量を取得したりしてもよい。その場合、演算部４１２は、さらに再エネ発電リソース２１、３３の発電抑制可能量に基づいて、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定するようにしてもよい。

【0045】

また、演算部４１２は、さらに発電事業者システム２の非再エネ発電リソース２２の発電コスト、発電抑制可能量に基づいて、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定するようにしてもよい。

【0046】

また、発電抑制指令に応じて再エネ発電量を抑制した場合に補償金の受け取りがある場合に、演算部４１２は、さらに補償金の予測額に基づいて、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定するようにしてもよい。

【0047】

また、演算部４１２は、さらに予め定められた上げＤＲ可能量ごとのキャンセルのしやすさの情報に基づいて、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定するようにしてもよい。その場合、例えば、演算部４１２は、上げＤＲ可能量ごとのキャンセルのしやすさの情報として、上げＤＲの変更に対応するのに必要なリードタイム情報に基づいて、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定する。

【0048】

この点について、図２を参照して説明する。図２は、実施形態における上げＤＲ関連情報を示す図である。負荷１～３のそれぞれに対して、上げＤＲ変更所要時間と上げＤＲ実施優先度が対応付けられている。上げＤＲ変更所要時間は、上げＤＲがキャンセルされた場合にどれくらい前までにわかれば対応できるのかを示す時間（リードタイム情報）である。例えば、一般に、負荷が蓄電池３２の場合は上げＤＲ変更所要時間は短く、負荷が工場の生産ラインの場合は上げＤＲ変更所要時間は長い。

【0049】

したがって、一例として、上げＤＲ変更所要時間が短いほど、上げＤＲ実施優先度を高く設定しておくことが好ましい。つまり、実施予定の上げＤＲがキャンセルになる場合があるので、上げＤＲ変更所要時間が短くて上げＤＲ実施優先度が高い電力負荷３１から順番に上げＤＲの実施予定を設定することで、実施予定の上げＤＲのキャンセル時にも柔軟に対応できる。

【0050】

また、例えば、複数の負荷の上げＤＲのコストが同じ場合に、上げＤＲ変更所要時間が短い負荷を優先するようにしてもよい。また、下げＤＲ変更所要時間も合わせて設定する場合、上げＤＲ変更所要時間と下げＤＲ変更所要時間を別々に設定してもよい。また、上げＤＲ変更所要時間が所定時間以下の負荷のみを上げＤＲの対象としてもよい。

【0051】

図１に戻って、演算部４１２は、再エネ発電リソースによる発電予測量の下振れリスクを評価し、さらにその下振れリスクに基づいて、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定するようにしてもよい。ここで、図３は、実施形態における発電予測量の確率密度関数を示すグラフである。図３に示すように、発電予測量は、最尤値を有する確率密度関数として表すことができる。つまり、発電予測量は、各種要因に基づいて下振れリスクを含んでいる。

【0052】

したがって、発電予測量の下振れリスクも考慮して、発電抑制量と上げＤＲ量とを戦略的に決定するのが有効である。例えば、発電予測量の下振れリスクが高い場合（例えば天気が悪い場合の太陽光発電量）は、上げＤＲ量を小さく抑えたり、上げＤＲイベント自体をキャンセルしたりすることが有効な場合がある。

【0053】

図１に戻って、演算部４１２は、前記買取価格の予測値の信頼性を評価し、さらにその信頼性に基づいて、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定するようにしてもよい。なお、買取価格の予測値は、電力市場価格の予測値に基づいて決定できるので、買取価格の予測値の信頼性を評価することと、電力市場価格の予測値の信頼性を評価することは同等である。

【0054】

ここで、図４は、実施形態における電力市場価値の予測値の確率密度関数を示すグラフである。図４に示すように、電力市場価値の予測値は、最尤値を有する確率密度関数として表すことができる。

【0055】

そして、例えば、上げＤＲを実施した場合に需要家において増加する電気料金をアグリゲータが負担するという条件がないと、以下の状況を想定できる。例えば、上げＤＲ量を大きくした場合、実際の電力市場価格（買取価格）が上振れすると利益が増加する要因となりえるが、実際の電力市場価格（買取価格）が下振れすると、利益が減少する要因となりえる。

【0056】

また、例えば、発電抑制量を大きくした場合、実際の電力市場価格（買取価格）が下振れすると利益が増加する要因(発電抑制による損失を抑制できる)となりえるが、実際の電力市場価格（買取価格）が上振れすると利益が減少する要因(発電抑制による損失が増大する)となりえる。

【0057】

したがって、利益減少のリスクを抑えたり、利益増加の可能性を増やしたり、その両方を考慮した期待値計算を行ったりなど、様々な戦略で、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定することができる。

【0058】

図１に戻って、演算部４１２は、発電抑制指令の対象となる時間帯で電力需要増加させることにともなって他の時間帯における電力需要減少による電気料金減少予測額を算出し、さらにその電気料金減少予測額に基づいて、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定するようにしてもよい。つまり、上げＤＲは電力需要の前倒し（ピークシフト）の場合もあるので、後の時間の電力使用量（電気料金）が減少することも考慮することが有効である。

【0059】

また、上げＤＲの計画単位時間が、発電抑制指令の対象となる時間帯より短い場合が考えられる。その場合、演算部４１２は、さらに上げＤＲの計画単位時間ごとの上げＤＲ可能量と下げ調整単価とに基づいて、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定するようにしてもよい。

【0060】

ここで、図５は、実施形態における負荷関連情報を示す図である。負荷関連情報では、負荷ごとに、３０分単位の時間と、上げＤＲ可能量と、Ｖ２単価（下げ調整単価）（またはＦ２コスト）と、が対応付けられている。このように、上げＤＲは３０分を１コマとして計画、実施する。一方、発電抑制指令はもっと長い時間単位で計画、実施する。

【0061】

また、上述のように、上げＤＲ可能量は、例えば、電力負荷の上げＤＲ可能量と、電力負荷３１を所有する需要家ごとの電力売買契約に基づく電力使用量の上限値と、に基づいて決定される。ここで、図６は、実施形態における需要家関連情報を示す図である。需要家関連情報では、需要家ごとに、保有負荷と、契約電力（上限）（電力売買契約に基づく電力使用量の上限値）と、が対応付けられている。

【0062】

例えば、上げＤＲ量を決定するときに、この契約電力（上限）を超えないようにしてもよい。その場合、契約電力（上限）を制約条件とする。また、この契約電力（上限）を超えたときのペナルティを考慮してもよい。その場合、そのペナルティも目的関数に入れる。

【0063】

図１に戻って、例えば、演算部４１２は、以下の式（１）のような目的関数Ｆ１を最小化することで、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定する。

【0064】

Ｆ１＝Σ｛発電抑制量・（発電単価＋プレミアム（差額例）単価）－発電コスト＋起動停止コスト｝
＋Σ（上げＤＲインセンティブ＋電気料金増加額（アグリゲータ負担時））
＋未達ペナルティ ・・・式（１）

【0065】

なお、比較のために、従来の発電抑制だけの場合の目的関数Ｆ２の例は、例えば、以下の式（２）の通りである。

【0066】

Ｆ２＝Σ｛発電抑制量・（発電単価＋プレミアム（差額例）単価）－発電コスト＋起動停止コスト｝
＋未達ペナルティ ・・・式（２）

【0067】

そして、目的関数Ｆ１の場合、設計変数は、発電抑制量と上げＤＲ量である。また、Ｂ＝Ｆ２－Ｆ１とすると、Ｂが正の場合、従来技術よりも利益が大きいことになる。また、そのＢを、上げＤＲインセンティブの原資とすることができる。

【0068】

なお、この目的関数Ｆ１を最小化する計算を行う際、上述の（１）～（１５）のデータや、図２～図６に示す情報を適宜使用することができる。

【0069】

送信制御部４１３は、各種情報を外部装置に送信する制御を行う。送信制御部４１３は、例えば、演算部４１２によって決定された発電抑制量に基づく制御指令を発電リソース所有者（発電事業者システム２、需要家システム３）に送信する。また、送信制御部４１３は、演算部４１２によって決定された上げＤＲ量に基づく制御指令を需要家システム３に送信する。

【0070】

表示制御部４１４は、各種情報を表示部４４に表示する。

【0071】

入力部４３は、オペレータが各種操作入力を行う手段で、例えば、マウス、キーボード、タッチパネル等である。

【0072】

表示部４４は、情報を表示する手段で、例えば、ＬＣＤ（Liquid Crystal Display）、タッチパネル等である。

【0073】

通信部４５は、外部装置と通信を行うための通信インターフェースである。

【0074】

次に、図７を参照して、実施形態の電力調整システムＳにおける各構成の処理の流れについて説明する。図７は、実施形態の電力調整システムＳにおける各構成の処理の流れを示すシーケンス図である。

【0075】

まず、ステップＳ１において、系統事業者システム１は、アグリゲータ装置４に発電抑制指令を送信する。

【0076】

これを受けて、ステップＳ２において、アグリゲータ装置４の送信制御部４１３は、発電事業者システム２と需要家システム３に情報送信指令を送信する。発電事業者システム２には、例えば、各発電リソース（再エネ発電リソース２１、非再エネ発電リソース２２）の発電量の変化可能量の送信指令を送信する。また、需要家システム３には、例えば、上げＤＲ可能量の送信指令を送信する。

【0077】

これを受けて、ステップＳ３において、発電事業者システム２は、アグリゲータ装置４に、各発電リソース（再エネ発電リソース２１、非再エネ発電リソース２２）の発電量の変化可能量を送信する。

【0078】

また、ステップＳ４において、需要家システム３は、アグリゲータ装置４に、上げＤＲ可能量を送信する。

【0079】

次に、ステップＳ５において、アグリゲータ装置４は、各パラメータ（例えば、上述の（１）～（１５）のデータや図２～図６の情報）について、処理部４１の演算部４１２によって計算を行って得たり、処理部４１の取得部４１１によって外部装置から取得したりする。

【0080】

次に、アグリゲータ装置４の演算部４１２は、発電抑制量と上げＤＲ量の配分最適化計算を行う。つまり、演算部４１２は、上述の（１）～（１５）のデータや図２～図６の情報等を用いて、上述の式（１）のような目的関数Ｆ１を最小化する計算を行うことで、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定する。

【0081】

次に、ステップＳ７において、アグリゲータ装置４の送信制御部４１３は、発電事業者システム２と需要家システム３に制御指令を送信する。例えば、ステップＳ６で決定された発電抑制量に基づく制御指令を、発電事業者システム２と需要家システム３に送信する。また、ステップＳ６で決定された上げＤＲ量に基づく制御指令を、需要家システム３に送信する。

【0082】

これを受けて、ステップＳ８において、発電事業者システム２は、発電抑制量に基づく制御指令を用いて、再エネ発電リソース２１による発電抑制制御を実施する。

【0083】

また、ステップＳ９において、需要家システム３は、発電抑制量に基づく制御指令を用いて、再エネ発電リソース３３による発電抑制制御を実施する。また、需要家システム３は、上げＤＲ量に基づく制御指令を用いて、電力負荷３１や蓄電池３２の電力使用制御を実施する。

【0084】

次に、ステップＳ１０において、アグリゲータ装置４では、取得部４１１が外部装置から電力系統の電力使用実績等を収集し、演算部４１２がその電力使用実績等に基づいて精算処理等を実施する。

【0085】

このようにして、本実施形態の電力調整システムＳによれば、電力供給が電力需要より多い場合に、アグリゲータ装置４によって、上述の（１）～（１５）のデータや図２～図６の情報等を用いて、上述の式（１）のような目的関数Ｆ１を最小化する計算を行う。これにより、発電抑制量と上げＤＲ量の最適配分を決定し、需給のバランスの維持に貢献するとともに利益面を改善することができる。

【0086】

また、例えば、発電抑制指令を未達成時に支払うペナルティがある場合は、そのペナルティも考慮することができる。

【0087】

また、上げＤＲを実施した場合に需要家において増加する電気料金をアグリゲータが負担する場合には、その電気料金の増加額も考慮することができる。

【0088】

また、再エネ発電リソースだけでなく、非再エネ発電リソースの発電コストや発電抑制可能量、起動停止コストも考慮することができる。

【0089】

また、発電抑制指令に応じて再エネ発電量を抑制した場合に補償金の受け取りがある場合、その補償金の予測額も考慮することができる。

【0090】

また、上げＤＲ可能量ごとのキャンセルのしやすさの情報も考慮すれば、実施予定の上げＤＲのキャンセルにも柔軟に対応できる。

【0091】

また、例えば、再エネ発電リソース２１や再エネ発電リソース３３が太陽光発電装置の場合、天候等に応じた発電予測量の下振れリスクも考慮して、上げＤＲ量を小さく抑えたり、上げＤＲイベント自体をキャンセルしたりすることで、発電量の低下に予め備えることができる。

【0092】

また、前記買取価格（電力市場価格）の予測値の信頼性も考慮すれば、利益減少のリスクを抑えたり、利益増加の可能性を増やしたり、その両方を考慮した期待値計算を行ったりなど、様々な戦略で、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定することができる。

【0093】

また、発電抑制指令の対象となる時間帯で電力需要増加させることにともなって他の時間帯における電力需要減少による電気料金減少予測額も考慮すれば、上げＤＲが電力需要の前倒し（ピークシフト）であるという実態に即して発電抑制量と上げＤＲ量とをより適切に決定することができる。

【0094】

本実施形態のアグリゲータ装置４で実行されるプログラムは、インストール可能な形式又は実行可能な形式のファイルでＣＤ－ＲＯＭ、フレキシブルディスク（FD）、ＣＤ－Ｒ、ＤＶＤ（Digital Versatile Disk）等のコンピュータで読み取り可能な記録媒体に記録されて提供されるようにしてもよい。

【0095】

また、当該プログラムを、インターネット等のネットワークに接続されたコンピュータ上に格納し、ネットワーク経由でダウンロードさせることにより提供するように構成しても良い。また、当該プログラムをインターネット等のネットワーク経由で提供又は配布するように構成しても良い。

【0096】

また、当該プログラムを、ＲＯＭ等に予め組み込んで提供するように構成してもよい。

【0097】

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

【0098】

例えば、上述の実施形態では、利益に関する所定条件を満たす場合の一例として、利益を最大化する場合について説明したが、これに限定されない。ほかに、利益が所定額以上となる場合等の他の条件であってもよい。

【0099】

また、アグリゲータ装置４と接続される各発電事業者システム２、各需要家システム３の全てが、実施形態において示した構成を全て有するものに限ったものではない。例えば、再エネ発電リソース２１のみを有する発電事業者システム２や、再エネ発電リソース３３を有さない需要家システム３なども含み得る。

【0100】

また、非再エネ発電リソースとしてコージェネレーション（熱電併給）システムを用いてもよい。

【0101】

また、発電抑制指令を達成時にインセンティブを受け取るという制度がある場合、アグリゲータ装置４の演算部４１２は、さらに発電抑制指令を達成時に受け取るインセンティブに基づいて、発電抑制量と上げＤＲ量とを決定するようにしてもよい。

【符号の説明】

【0102】

１…系統事業者システム、２…発電事業者システム、３…需要家システム、４…アグリゲータ装置、２１…再エネ発電リソース、２２…非再エネ発電リソース、３１…電力負荷、３２…蓄電池、３３…再エネ発電リソース、４１…処理部、４２…記憶部、４３…入力部、４４…表示部、４５…通信部、４１１…取得部、４１２…演算部、４１３…送信制御部、４１４…表示制御部、４２１…演算用データ、４２２…目的関数、４２３…演算結果、Ｓ…電力調整システム

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】