特許 7531549 分散リソース市場取引装置、分散リソース市場取引方法、およびプログラム

(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】2024-08-01

(45)【発行日】2024-08-09

(54)【発明の名称】分散リソース市場取引装置、分散リソース市場取引方法、およびプログラム

(51)【国際特許分類】

   G06Q 50/06 20240101AFI20240802BHJP

   G06Q 40/04 20120101ALI20240802BHJP

   H02J 3/00 20060101ALI20240802BHJP

   H02J 13/00 20060101ALI20240802BHJP

【ＦＩ】

G06Q50/06

G06Q40/04

H02J3/00 170

H02J3/00 180

H02J13/00 301A

H02J13/00 311R

【請求項の数】 6

(21)【出願番号】P 2022105710

(22)【出願日】2022-06-30

(65)【公開番号】P2024005507

(43)【公開日】2024-01-17

【審査請求日】2023-05-31

(73)【特許権者】

【識別番号】000006208

【氏名又は名称】三菱重工業株式会社

(73)【特許権者】

【識別番号】000003687

【氏名又は名称】東京電力ホールディングス株式会社

(74)【代理人】

【識別番号】100149548

【弁理士】

【氏名又は名称】松沼 泰史

(74)【代理人】

【識別番号】100162868

【弁理士】

【氏名又は名称】伊藤 英輔

(74)【代理人】

【識別番号】100161702

【弁理士】

【氏名又は名称】橋本 宏之

(74)【代理人】

【識別番号】100189348

【弁理士】

【氏名又は名称】古都 智

(74)【代理人】

【識別番号】100196689

【弁理士】

【氏名又は名称】鎌田 康一郎

(72)【発明者】

【氏名】江口 富士雄

(72)【発明者】

【氏名】井上 学

(72)【発明者】

【氏名】上浦 将来

(72)【発明者】

【氏名】山内 恒樹

(72)【発明者】

【氏名】名嘉 丈博

(72)【発明者】

【氏名】篠田 尚信

(72)【発明者】

【氏名】小林 直樹

(72)【発明者】

【氏名】櫛田 和貴

(72)【発明者】

【氏名】西澤 研

(72)【発明者】

【氏名】渡辺 雅人

(72)【発明者】

【氏名】原 ルミ子

【審査官】田付 徳雄

(56)【参考文献】

【文献】特開２００９－０３０４７６（ＪＰ，Ａ）

【文献】米国特許出願公開第２０１８／００２４５１４（ＵＳ，Ａ１）

【文献】米国特許出願公開第２０１５／０２４２７８５（ＵＳ，Ａ１）

【文献】米国特許第１１１６３９２５（ＵＳ，Ｂ１）

(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)

Ｇ０６Ｑ １０／００ － ９９／００

Ｈ０２Ｊ ３／００

Ｈ０２Ｊ １３／００

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

配電系統の結線情報、および、当該配電系統を構成する設備の仕様情報を含む配電系統情報に基づいて、配電系統モデルを作成する系統モデル作成部と、
分散リソースを所有または管理する市場参加者における前記分散リソースが接続された地点情報を含む分散リソース情報を取得して登録する登録処理部と、
前記配電系統が混雑すると判断した場合に、新たな配電設備の増強、または系統混雑緩和に必要な電力を供出できる分散リソース設備の調達の有無を定めたシナリオに沿った条件で、前記登録された市場参加者の分散リソースによる運転を前記配電系統モデルに適用して、前記配電系統の時間帯別・地点別の潮流・電圧計算を行い、前記配電系統を構成する設備の制約条件を満たすか否かを判定し、
その判定の結果、前記制約条件を満たす場合は前記シナリオに基づき運転スケジュールである最適運転スケジュールを導出し、
前記制約条件を満たさない場合は前記シナリオとは異なる新たなシナリオに沿った条件で前記潮流・電圧計算及び前記判定を行い、前記新たなシナリオに基づき前記最適運転スケジュールを導出するシミュレーション部と、
を備える分散リソース市場取引装置。

【請求項2】

前記シナリオに沿った条件は、前記配電系統が混雑すると判断した場合に、前記登録された分散リソース以外に分散リソースを当該配電系統に導入しないことを含む、
請求項１に記載の分散リソース市場取引装置。

【請求項3】

前記新たな配電設備の増強又は前記系統混雑緩和に必要な電力を供出できる分散リソース設備の調達のコストの評価を行うコスト評価部をさらに備え、
前記コスト評価部は、前記新たな配電設備の増強と前記系統混雑緩和に必要な電力を供出できる分散リソース設備の調達を比較し低コストの方を選択する、
請求項１に記載の分散リソース市場取引装置。

【請求項4】

前記シミュレーション部における最適運転スケジュールは、前記配電系統の混雑する地点における分散リソースの最適運転スケジュールである、
請求項１から３の何れか一に記載の分散リソース市場取引装置。

【請求項5】

分散リソース市場取引装置が、配電系統の結線情報、および、当該配電系統を構成する設備の仕様情報を含む配電系統情報に基づいて、配電系統モデルを作成するステップと、 前記分散リソース市場取引装置が、分散リソースを所有または管理する市場参加者における前記分散リソースが接続された地点情報を含む分散リソース情報を取得して登録するステップと、
前記分散リソース市場取引装置が、前記配電系統が混雑すると判断した場合に、新たな配電設備の増強、または系統混雑緩和に必要な電力を供出できる分散リソース設備の調達の有無を定めたシナリオに沿った条件で、前記登録された市場参加者の分散リソースによる運転を前記配電系統モデルに適用して、前記配電系統の時間帯別・地点別の潮流・電圧計算を行い、前記配電系統を構成する設備の制約条件を満たすか否かを判定し、
その判定の結果、前記制約条件を満たす場合は前記シナリオに基づき運転スケジュールである最適運転スケジュールを導出し、
前記制約条件を満たさない場合は前記シナリオとは異なる新たなシナリオに沿った条件で前記潮流・電圧計算及び前記判定を行い、前記新たなシナリオに基づき前記最適運転スケジュールを導出するステップと、
を備える分散リソース市場取引方法。

【請求項6】

コンピュータに、
配電系統の結線情報、および、当該配電系統を構成する設備の仕様情報を含む配電系統情報に基づいて、配電系統モデルを作成するステップと、
分散リソースを所有または管理する市場参加者における前記分散リソースが接続された地点情報を含む分散リソース情報を取得して登録するステップと、
前記配電系統が混雑すると判断した場合に、新たな配電設備の増強、または系統混雑緩和に必要な電力を供出できる分散リソース設備の調達の有無を定めたシナリオに沿った条件で、前記登録された市場参加者の分散リソースによる運転を前記配電系統モデルに適用して、前記配電系統の時間帯別・地点別の潮流・電圧計算を行い、前記配電系統を構成する設備の制約条件を満たすか否かを判定し、
その判定の結果、前記制約条件を満たす場合は前記シナリオに基づき運転スケジュールである最適運転スケジュールを導出し、
前記制約条件を満たさない場合は前記シナリオとは異なる新たなシナリオに沿った条件で前記潮流・電圧計算及び前記判定を行い、前記新たなシナリオに基づき前記最適運転スケジュールを導出するステップと、
を備えるプログラム。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本開示は、分散リソース市場取引装置、分散リソース市場取引方法、およびプログラムに関する。

【背景技術】

【0002】

ＰＶ（太陽光パネル）等の再生可能エネルギー電源、ＥＶ充電器等の負荷機器、蓄電池等の分散リソース（分散電源）の低価格化により、配電領域での分散リソースの導入が進んでいる。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0003】

【文献】特開２０１６－０８２８６９号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0004】

配電領域に多数の分散リソースが導入されると、配電系統レベルの局所で、系統混雑、電圧バイオレーション等の制約の発生が予想される。そうすると、これらに対処するための配電系統増強投資が増し、それが電力料金へ反映されることで電力料金の高騰を招く可能性がある。

【0005】

また、分散リソースの運転適正化に必要となる、電源設備を管理、モニターする仕組みがない。

【0006】

また、配電系統運用者（ＤＳＯ）が何かしらの方法で制約解消に資する設備を調達し、予想される配電系統制約の解消を図る可能性はあるが、それを経済的に行うための仕組みがない。

【0007】

また、配電設備の更新は、経過年に関する基準値に達したものや、現地点検にて基準を満たさないものに対して行われてきたが、基本的には従来仕様の継続、または、増強を前提としており、より経済的な代替手段の検討を支援するシステムがない。

【0008】

加えて、上記配電系統制約や、配電設備の状態を把握し、それらの解消に適切な設備の開発、製造、配置、運用を支援する仕組みがない。

【0009】

本開示の目的は、中長期的な計画において、配電系統の設備増強投資を行うか否かの判断を適切に行うことができる分散リソース市場取引装置、分散リソース市場取引方法、およびプログラムを提供することにある。

【課題を解決するための手段】

【0010】

本開示の一態様に係る分散リソース市場取引装置は、配電系統の結線情報、および、当該配電系統を構成する設備の仕様情報を含む配電系統情報に基づいて、配電系統モデルを作成する系統モデル作成部と、分散リソースを所有または管理する市場参加者における前記分散リソースが接続された地点情報を含む分散リソース情報を取得して登録する登録処理部と、与えられたＮＷＡシナリオに沿った条件で、前記登録された市場参加者の分散リソースによる運転を前記配電系統モデルに適用して、前記配電系統の時間帯別・地点別の潮流・電圧計算を行い、前記配電系統を構成する設備の制約条件を満たす運転スケジュールである最適運転スケジュールを導出するシミュレーション部と、を備える。

【発明の効果】

【0011】

上述の各態様によれば、中長期的な計画において、配電系統の設備増強投資を行うか否かの判断を適切に行うことができる。

【図面の簡単な説明】

【0012】

【図1】第１の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの機能構成を示す図である。

【図2】第１の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの処理フロー（前日市場）を示す図である。

【図3】第１の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの処理フロー（リアルタイム市場）を示す図である。

【図4】第１の実施形態に係る経済最適化系統シミュレーション部１３による、ＤＬＭＰの見える化に関する効果のイメージ図である。

【図5】第２の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの処理フロー（中長期計画）を示す図である。

【図6】第３の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの処理フロー（リアルタイム市場）を示す図である。

【図7】第４の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの処理フローを示す図である。

【発明を実施するための形態】

【0013】

＜第１の実施形態＞
以下、図１～図５を参照しながら、第１の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームについて詳しく説明する。

【0014】

（分散リソース市場取引プラットフォームの機能構成）
図１は、第１の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの機能構成を示す図である。

【0015】

図１に示すように、分散リソース市場取引プラットフォーム１（分散リソース市場取引装置）は、市場運営者Ａ（ＤＭＯオペレータ）によって運営される電力取引市場に利用されるシステムである。この電力取引市場では、ある配電系統を管理する配電系統運用者Ｂ（ＤＳＯ）と、市場参加者Ｃとの間で取引が行われる。市場参加者Ｃは、当該配電系統に連系される分散リソース（ＤＥＲ）の所有者、または、複数の分散リソースを束ねて管理するアグリゲータ等である。

【0016】

市場参加者端末装置２は、アグリゲータなどの市場参加者の各々が利用する端末装置である。

【0017】

ＤＳＯシステム３は、配電系統運用者Ｂが運用する関連システムである。

【0018】

ＤＥＲＭＳ４（ＤＥＲＭＳ；Distributed Energy Resource Management Systems）は、対象の配電系統に連系される分散リソースを管理するシステムであって、各分散リソースの遠隔操作や運転情報の取得を行う。

【0019】

前日市場＆リアルタイム市場５は、ＪＥＰＸ等の市場価格を提供する。

【0020】

ＡＤＭＳ６（ＡＤＭＳ；配電中給システム）は、対象の配電系統におけるフィーダごとの計測情報や、当該配電系統に設けられた開閉器の開閉状態を提供する。

【0021】

決済システム７は、配電系統運用者Ｂと市場参加者Ｃとの間での電力市場取引に基づく決済処理を行う。

【0022】

次に、図１に示す分散リソース市場取引プラットフォーム１の機能について詳しく説明する。

【0023】

図１に示すように、分散リソース市場取引プラットフォーム１は、系統モデル作成部１０と、登録処理部１１と、電力需給予測部１２と、経済最適化系統シミュレーション部１３（シミュレーション部）と、市場取引部１４と、通知部１５を備える。

【0024】

系統モデル作成部１０は、電力市場取引の対象とする配電系統のモデル（系統モデル）を作成する。より具体的には、系統モデル作成部１０は、対象配電系統の結線情報、および、当該配電系統を構成する設備の仕様情報を含む配電系統情報に基づいて、配電系統モデルを作成する。

【0025】

登録処理部１１は、市場参加者の情報を受け付けて参加者登録を行う。

【0026】

電力需給予測部１２は、将来（本実施形態においては翌日および当日）の電力需要の簡易予測を行う。

【0027】

経済最適化系統シミュレーション部１３は、市場参加者Ｃから提供される入札情報（希望運転スケジュール）に基づく運転を配電系統モデルに適用し、当該配電系統の時間帯別・地点別の潮流・電圧計算（シミュレーション）を行う。経済最適化系統シミュレーション部１３は、このようなシミュレーションを、複数の入札情報の組み合わせに対して行い、配電系統の制約条件を満たし、なおかつ、経済的に最適化された運転スケジュール（最適運転スケジュール）を導出する。
「制約条件」とは、配電系統を構成する設備の仕様に由来して満たすべき条件であって、例えば、当該配電系統を構成する配電線、変圧器や各種電圧調整設備における送電電力および電圧の上限値などである。

【0028】

市場取引部１４は、分散リソースを管理する複数の市場参加者Ｃから、当該分散リソースの希望運転スケジュールと希望価格とを含む入札情報を取得する。

【0029】

通知部１５は、最適運転スケジュールを配電系統運用者Ｂおよび市場参加者Ｃに通知する。

【0030】

（分散リソース市場取引プラットフォームの処理フロー）
図２、図３は、第１の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの処理フローを示す図である。ここで、図２は、前日市場における処理フローであり、図３は、リアルタイム市場における処理フローである。

【0031】

（前日市場）
図２を参照しながら、前日市場での処理フローについて説明する。

【0032】

まず、分散リソース市場取引プラットフォーム１の登録処理部１１は、参加者登録を行う（ステップＳ１０）。なお、この参加者登録は、本プラットフォームを利用するために、各市場参加者Ｃに対して行われる処理である。参加者登録の際には、市場参加者Ｃは、参加者情報と、所有または管理する分散リソースの情報（ＤＥＲ情報）とを提供する。分散リソースの情報には、タイプ（太陽光パネル、蓄電池、ＥＶ充電設備、等）、系統連系点、定格出力などが含まれる。

【0033】

分散リソース市場取引プラットフォーム１の電力需給予測部１２は、翌日の電力需給予測を行う（ステップＳ１１）。ここで、ＤＳＯシステム３（図１）は、自身の配電系統におけるフィーダ電流、スマートメータデータ、ＤＳＯエリアに入る発電計画値を提供する。また、ＤＳＯシステム３は、外部より取り込む情報として、短期気象予測、再エネ変動予測、ＪＥＰＸ価格を提供する。
電力需給予測部１２は、これらの情報に基づいて、翌日における時間帯別の電力需要予測、ＰＶ発電量予測およびＪＥＰＸ価格予測を経済最適化系統シミュレーション部１３に出力する。

【0034】

分散リソース市場取引プラットフォーム１の経済最適化系統シミュレーション部１３は、（後述する市場取引部１４を通じて、）各市場参加者Ｃからの入札情報を受け付ける。入札情報とは、市場参加者Ｃが、各々が所有する分散リソースの希望運転スケジュールと、希望価格とを含む情報である。具体的には、時間帯別ノード別受電点電力（需要抑制量）３０分値、時間帯別ノード別価格、時間帯別ノード別予備力（需要抑制量）３０分値、時間帯別ノード別待機価格が含まれる。

【0035】

経済最適化系統シミュレーション部１３は、事前に、系統モデル作成部１０によって作成された系統モデルを有している。

【0036】

経済最適化系統シミュレーション部１３は、ステップＳ１１で求められた翌日の電力需要予測と、複数の市場参加者Ｃそれぞれから受け付けた入札情報とを取得する。そして、経済最適化系統シミュレーション部１３は、市場参加者Ｃから取得した入札情報の希望運転スケジュールに基づく運転を、系統モデル作成部１０によって作成された配電系統モデルに適用し、当該配電系統の時間帯別・地点別の潮流・電圧計算（シミュレーション）を行う（ステップＳ１２）。経済最適化系統シミュレーション部１３は、複数の入札情報の組み合わせについてこのようなシミュレーションを繰り返し行い、配電系統を構成する設備の制約条件を満たす組み合わせを見つける。また、経済最適化系統シミュレーション部１３は、制約条件を満たす組み合わせの候補が複数ある場合には、電力価格がより安くなる候補を選択する。以上の処理により、翌日の電力需要に対応するマッチング（入札者の選出）がなされ、最適運転スケジュールが導出されることとなる。この最適運転スケジュールは、配電設備の制約条件を満たしつつ、翌日の電力需給予測を満足する需給量が得られる運転スケジュールとなり、なおかつ、電力価格が最も安くなる運転スケジュールとなる。

【0037】

なお、ステップＳ１２における入札情報の取得は、分散リソース市場取引プラットフォーム１の市場取引部１４によって行われる。市場取引部１４の機能については以下のとおりである。
まず初めに、配電系統運用者Ｂ（ＤＳＯ）が、制約解消のためのＢｉｄを入力する。Ｂｉｄには地点、日時、持続時間、要求出力等の情報を入力できる欄があり、当該Ｂｉｄ内容が地図を含めた画面上に公開される。ＤＥＲを登録している応札者である市場参加者Ｃがその内容を確認できる。市場参加者Ｃは、公開されたＢｉｄ内容に応じてＯｆｆｅｒ（入札情報）を決定し、入力する。Ｏｆｆｅｒには、出力、応動時間等の設備情報に加え、希望価格を入力する欄がある。

【0038】

続いて、経済最適化系統シミュレーション部１３は、マッチング（入札情報）に応じたＤＬＭＰ（Distribution locational marginal price；配電地点別限界価格）を計算するとともに、最適運転スケジュールの解析結果をＤＳＯシステム３に出力する。最適運転スケジュールの解析結果は、例えば、時間帯別ノード別受電点電力（需要抑制量）３０分値、時間帯別価格３０分値などが含まれる。

【0039】

経済最適化系統シミュレーション部１３は、ＤＬＭＰの見える化に関する処理を行う（ステップＳ１３ａ）。この処理により、マッチング後における地点別の電力価格が一般に公開される。この処理では、例えば、対象範囲の地図に、配電系統の模式図と、当該配電系統の地点ごとの電力価格を重ねて表示する。ＤＬＭＰの計算手法および“見える化”によって得られる効果については後述する。

【0040】

分散リソース市場取引プラットフォーム１の市場取引部１４は、マッチング（経済最適化シミュレーション）によって選出された市場参加者Ｃに対し、コミットメント確認処理を行う（ステップＳ１３ｂ）。

【0041】

続いて、配電系統運用者Ｂは、ＤＳＯシステム３を通じて解析結果を確認し、結果の承認処理を行う（ステップＳ１４ａ）。結果の承認を受け付けた分散リソース市場取引プラットフォーム１（市場取引部１４）は、市場参加者Ｃに対し応札結果の連絡を行う（ステップＳ１４ｂ）。

【0042】

市場取引部１４は、応札結果に基づき、決済処理を行い（ステップＳ１５）、インボイスを発行する（ステップＳ１６）。
一方、ＤＳＯシステム３は、市場参加者Ｃ（アグリゲータ等）へのディスパッチ連絡準備を行い（ステップＳ１７）、続いて、決済指示を行う（ステップＳ１８）。市場参加者Ｃは、端末装置２を通じて決済額の受領を確認する（ステップＳ１９）。
ここでＤＳＯシステム３のディスパッチ機能について説明する。ディスパッチ機能は、締結された分散リソース稼働契約を遂行する機能であり、稼働時間になると、当該分散リソースに待機指令が出される。配電系統運用者Ｂ（ＤＳＯ）が、その分散リソースの稼働が必要と判断した場合は、分散リソースに稼働指令が出される。配電系統運用者Ｂ（ＤＳＯ）からの停止判断か、契約終了時間がきたときには、停止指令が出される。当システム上で、すべての契約に対する分散リソースの状態をモニターすることができ、契約の遂行状況を確認できる。

【0043】

（リアルタイム市場）
次に、図３を参照しながら、リアルタイム市場での処理フローについて説明する。

【0044】

分散リソース市場取引プラットフォーム１の電力需給予測部１２は、当日の電力需給予測を行う（ステップＳ２０）。ここで、ＤＳＯシステム３（図１）は、自身の配電系統におけるフィーダ電流、スマートメータデータ、ＤＳＯエリアに入る発電計画値を提供する。また、ＤＳＯシステム３は、外部より取り込む情報として、短期気象予測、再エネ変動予測、ＪＥＰＸ価格を提供する。
電力需給予測部１２は、これらの情報に基づいて、当日における時間帯別の電力需要予測、ＰＶ発電量予測およびＪＥＰＸ価格予測を経済最適化系統シミュレーション部１３に出力する。なお、ここでの予測結果は、前日市場で行った予測よりも精度が高いものとなる。

【0045】

経済最適化系統シミュレーション部１３は、ステップＳ２０で求められた当日の電力需要予測と、複数の市場参加者Ｃそれぞれから受け付けた入札情報とを取得する。そして、経済最適化系統シミュレーション部１３は、市場参加者Ｃから取得した入札情報の希望運転スケジュールに基づく運転を、系統モデル作成部１０によって作成された配電系統モデルに適用し、当該配電系統の時間帯別・地点別の潮流・電圧計算（シミュレーション）を行う（ステップＳ２１）。経済最適化系統シミュレーション部１３は、複数の入札情報の組み合わせについてこのようなシミュレーションを繰り返し行い、配電系統を構成する設備の制約条件を満たす組み合わせを見つける。また、経済最適化系統シミュレーション部１３は、制約条件を満たす組み合わせの候補が複数ある場合には、電力価格がより安くなる候補を選択する。以上の処理により、当日の電力需要に対応するマッチング（入札者の選出）がなされ、最適運転スケジュールが導出されることとなる。この最適運転スケジュールは、原則として、配電設備の制約条件を満たしつつ、当日の電力需給予測を満足する需給量が得られる運転スケジュールとなり、なおかつ、電力価格が最も安くなる運転スケジュールとなる。
しかし、リアルタイム市場では、系統制約違反を解消する解がない場合が想定される。

【0046】

そこで、経済最適化系統シミュレーション部１３は、系統制約違反を解消する解がないか否かを判定する（ステップＳ２３）。系統制約違反を解消する解があった場合（ステップＳ２３；ＮＯ）、市場取引部１４は、ＤＳＯシステム３からの解析結果の承認を受けて、応札結果連絡を行う（ステップＳ２４）。
一方、系統制約違反を解消する解がなかった場合（ステップＳ２３；ＹＥＳ）、経済最適化系統シミュレーション部１３は、発電抑制／需要抑制案を策定する（ステップＳ２５）。続いて、通知部１５は、ステップＳ２５で策定された発電抑制／需要抑制案を、ＤＳＯシステム３（ＤＳＯ用簡易指令システム）へ提案する（ステップＳ２６）。この提案内容には、応札結果、発電抑制／需要抑制提案が含まれる。
ＤＳＯシステム３（ＤＳＯ用簡易指令システム）は、この発電抑制／需要抑制提案に応じて、市場参加者Ｃ（アグリゲータ等）へのディスパッチ連絡を行う（ステップＳ２８）。市場参加者Ｃが所有、管理するＤＥＲ設備（分散リソース）は、ＤＳＯシステム３から受信するディスパッチ指令に従って受電または給電の動作を行う（ステップＳ２８）。これにより、対象の配電系統における系統制約違反が解消されることとなる。

【0047】

（作用、効果）
以上、第１の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォーム１によれば、経済最適化系統シミュレーション部１３が、配電系統の設備の制約条件を満たすような最適運転スケジュールを導出するので、配電系統運用者Ｂは、配電系統設備の設備増強投資を抑えることができる。

【0048】

例えば、配電系統内における、あるフィーダに連系された工場設備にて大きな電力需要が予測されたとする。このとき、何らの手当てをしない場合、その大きな電力需要を満たすべく、配電系統の上流から送電される電力が過多となり、当該配電系統設備の所定箇所で制約違反（容量オーバー）が発生することが想定される。この場合において、本実施形態に係る経済最適化系統シミュレーション部１３は、工場設備と同じフィーダに連系された分散リソースからの入札を積極的に採用するようにマッチングし、これらの運転スケジュールを導出する。このようにすることで、分散リソースと工場設備との間での電力需給が、同一のフィーダ内で完結する。したがって、配電系統の上流から送電される電力は小さくなり、（配電系統設備に何らの設備増強投資を行わずとも、）配電系統設備の所定箇所における制約条件を満たしながら、全体の電力需給を満足する運転が可能となる。

【0049】

また、第１の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォーム１は、将来（翌日、当日）の電力需給予測を行う電力需給予測部１２をさらに備える。そして、経済最適化系統シミュレーション部１３は、最適運転スケジュールとして、当該電力需給予測に適応可能な運転スケジュールを導出する。
このようにすることで、経済最適化系統シミュレーションにおいて、翌日または当日の電力需要と電力供給とを精度よくバランスするようにマッチングさせることができる。

【0050】

また、第１の実施形態に係る経済最適化系統シミュレーション部１３は、さらに、最適運転スケジュールとして、電力価格が最も安くなるような運転スケジュールを導出する。
このようにすることで、電力需給でやり取りされる金額が低減される。

【0051】

また、第１の実施形態に係る経済最適化系統シミュレーション部１３は、さらに、配電系統の制約条件を満たす解がなかった場合、発電抑制／需要抑制案を策定する。
このようにすることで、配電系統の制約条件が満たされるように、適切にディスパッチ指令が発行されることとなる。

【0052】

また、第１の実施形態に係る経済最適化系統シミュレーション部１３は、配電地点別限界価格（ＤＬＭＰ）の見える化に関する処理を行う。
この処理の作用、効果については、図４を参照しながら説明する。

【0053】

図４は、第１の実施形態に係る経済最適化系統シミュレーション部１３による、ＤＬＭＰの見える化に関する効果のイメージ図である。図４には、電力取引の対象となる配電系統Ｋを模式的に図示している。例として、配電系統Ｋは、フィーダＦ２１、Ｆ２２、Ｆ２３、Ｆ２４を有しているものとする。

【0054】

配電系統Ｋの受電点には、上流から送電される電力の電力価格（２０円）が表示される。この電力価格（２０円）は、上流の発電設備におけるエネルギーコスト（発電コスト）に基づいて定まる価格であり、配電系統Ｋ内の各所（ノード）における電力価格の基準となる。

【0055】

例えば、フィーダＦ２３のノードＡでは、電圧違反、系統混雑（熱容量超過）に係る制約を受けない。この場合、経済最適化系統シミュレーション部１３によるマッチングの結果、ノードＡでの電力価格は受電点と同じ（２０円）となる。

【0056】

フィーダＦ２１のノードＢでは、ＰＶ発電による供給が過剰となっており、系統混雑により配電設備の制約（容量３ＭＷ）を受ける状況にある。この場合、経済最適化系統シミュレーション部１３の経済最適化シミュレーションにより、ノードＢに連系される多数の候補（入札）の中から、配電設備の制約（容量３ＭＷ）を超えない範囲で、最も安い価格を提示した市場参加者Ｃの入札が採用されることとなる。その結果、ノードＢでは、電力価格が受電点よりも低い価格（１０．５円）となる。

【0057】

フィーダＦ２４のノードＣでは、系統末端にてＥＶ充電器による電力消費が過大となっている。そのため、ここでは電圧が下がり勝手となり、電圧の制約条件（例えば、基準電圧６．６ｋＶの－２％以上を維持すること）が満たされないことが想定される。この場合、ノードＣの周辺には少数の候補（入札）しかなく、予測された電力需要に対して、少ない候補の中からマッチングされることとなる。その結果、電力価格が受電点よりも高い価格（３０．３円）となる。

【0058】

フィーダＦ２２のノードＤでは、系統末端にてＰＶ発電機による電力供給が過大となっている。そのため、ここでは電圧が上がり勝手となり、電圧の制約条件（たとえば、基準電圧６．６ｋＶの＋２％以下を維持すること）が満たされないことが想定される。この場合、ノードＤの周辺には多数の候補（入札）があり、予測された電力需要に対して、多数の候補の中からマッチングされることとなる。その結果、電力価格が受電点よりも安い価格（８．７円）となる。

【0059】

配電地点別限界価格の見える化処理では、以上のようにして決定される各ノードＡ～Ｄの価格が一般に公開される。そうすると、この価格を見たＤＥＲ保有者や電力需要家は、それぞれにとって経済的に有利になるような行動をとるようになる。例えば、ノードＢに連系される工場設備のオーナーは、電力価格が安いことを受けて、電力需要を増やすことを検討するようになる。また、例えば、ＥＶの利用者は、電力価格が高いノードＣで放電し、電力価格が安いノードＤで充電するようになる。

【0060】

このように、経済最適化シミュレーションの結果として計算されるＤＬＭＰは、供給過多のノードほど価格が下落するようになる。そうすると、この情報が公開（見える化）されることで、そのノードでの負荷設備の導入・使用、および、発電設備の使用抑制が促される。
同様に、経済最適化シミュレーションの結果として計算されるＤＬＭＰは、需要過多のノードほど価格が高騰するようになる。そうすると、そのノードでの発電設備の導入・使用、および、負荷設備の使用抑制が促される。
このように、ＤＬＭＰの見える化により、ＤＥＲ所有者や電力需要家の行動変容が促され、配電系統の制約条件に対する課題が緩和されるようになる。

【0061】

＜第２の実施形態＞
次に、図５を参照しながら、第２の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームについて詳しく説明する。
なお、第２の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの機能構成については、第１の実施形態（図１）と同様であるため説明を省略する。

【0062】

（中長期計画）
図５は、第２の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの処理フロー（中長期計画）を示す図である。

【0063】

図５を参照しながら、中長期計画の処理フローについて説明する。
まず、分散リソース市場取引プラットフォーム１の登録処理部１１は、参加者登録を行う（ステップＳ３０）。ここでは、登録処理部１１は、主に、参加者情報、分散リソースの各種情報（ＤＥＲ情報）を受け付ける。市場運営者Ａは、参加者・ＤＥＲ認証、与信チェック、稼働／容量確認を行う。これらに問題が無ければ、市場運営者Ａは、市場参加者Ｃとの間で基本契約を行い（ステップＳ３１）、登録処理部１１を通じて分散リソース市場取引プラットフォーム１に参加者登録を行う（ステップＳ３２）。

【0064】

一方、分散リソース市場取引プラットフォーム１の系統モデル作成部１０は、中長期計画の検討対象エリアとして選定された配電系統の情報（受配電系統の単結図、配電線の線種/回線数/亘長、変圧器や各種電圧調整設備の仕様等）を受け付けて、当該配電系統の系統モデルを作成する（ステップＳ３３）。また、ここでは、配電系統運用者Ｂから、配電系統の中長期系統計画の情報が提供される。したがって、ここで作成される配電系統モデルは、中長期的な将来の仕様等が織り込まれたものとなる。

【0065】

次に、分散リソース市場取引プラットフォーム１の電力需給予測部１２は、電力の中長期的な需給予測を行う（ステップＳ３４）。ここで、電力需給予測部１２は、ＤＳＯシステム３から、フィーダ電流、スマートメータデータ、ＤＳＯエリアに入る発電計画値、最エネ接続計画などの情報を受け付ける。また、電力需給予測部１２は、外部より取り込む情報として、長期気象予測、ＪＰＥＸ価格、電化促進計画、ＥＶ需要予測などを取り込む。電力需給予測部１２は、これらの情報に基づいて、電力の中長期的な需給予測を行う。

【0066】

電力需給予測部１２は、予測誤差の推定を行い（ステップＳ３５）、ステップＳ３４で求めた需要予測、ＰＶ発電量予測、ＪＥＰＸ価格予測等と、ステップＳ３５で求めた、需要予測誤差、ＰＶ発電量予測誤差等を出力する。ＮＷＡシナリオ策定を行う（ステップＳ３６）。
ここでＮＷＡ（Non-Wire Alternatives）シナリオ策定とは、配電系統が混雑している、或いは、今後混雑が予想されて、送配電設備への新たな設備増強投資が必要となることが想定される際に、その域内の分散リソース（ＤＥＲ）等を活用することで、新たな投資を回避するシナリオを策定することである。
このステップＳ３６で定められるＮＷＡ策定シナリオは、ステップＳ３０で受け付けた参加ＤＥＲのみを用いて設備増強投資を行わないシナリオとされる。

【0067】

経済最適化系統シミュレーション部１３は、ステップＳ３６のＮＷＡシナリオに従う条件（つまり、参加ＤＥＲのみが連系されている条件）で、経済最適化系統シミュレーションを行う（ステップＳ３７）。ここでは、ステップＳ３３で作成された中長期的な計画が織り込まれた将来の配電系統と、ステップＳ３４で計算された中長期的な電力需給予測とに基づいたシミュレーションが行われる。

【0068】

経済最適化系統シミュレーション部１３は、ステップＳ３７のシミュレーションの結果、系統制約違反を解消する解が無いか否かを判定する（ステップＳ３８）。系統制約違反を解消する解がある場合（ステップＳ３８；ＮＯ）、ステップＳ３６で策定したＮＷＡシナリオ（つまり、参加ＤＥＲのみを活用し、設備増強投資は行わないシナリオ）は、中長期計画として、支障が無いものと判断される。したがって、中長期計画の処理フローは終了する。

【0069】

系統制約違反を解消する解がない場合（ステップＳ３８；ＹＥＳ）、再度、ＮＷＡシナリオを策定する（ステップＳ３９）。ここでのシナリオは、配電設備の増強、或いは、配電系統運用者Ｂ（ＤＳＯ）が新たなＤＥＲ設備を調達することも含めたシナリオを策定する。

【0070】

経済最適化系統シミュレーション部１３は、ステップＳ３９で策定されたＮＷＡシナリオに従う条件（つまり、新たな配電設備の増強、または、ＤＥＲ設備の調達がなされた条件）で、経済最適化系統シミュレーションを行う（ステップＳ４０）。

【0071】

経済最適化系統シミュレーション部１３は、ステップＳ４０のシミュレーションの結果、系統制約違反を解消する解が無いか否かを判定する（ステップＳ４１）。系統制約違反を解消する解がない場合（ステップＳ４１；ＹＥＳ）、ステップＳ３９に戻り、新たなＮＷＡシナリオを策定する。
系統制約違反を解消する解があった場合（ステップＳ４１；ＮＯ）、解が見つかったＮＷＡシナリオの比較を行う（ステップＳ４２）。ここで、市場運営者Ａ（ＤＭＯ）は、新たなＤＥＲ設備を調達するシナリオと、配電系統の設備増強を行うシナリオとを比較し、それぞれのコスト評価を行う（ステップＳ４３）。

【0072】

ステップＳ４３のコスト評価の結果に基づいて、市場運営者Ａ（ＤＭＯ）は、ＤＥＲ調達費と系統増強費のどちらが安いかを判定する（ステップＳ４４）。「ＤＥＲ調達費＞系統増強費」となっている場合（ステップＳ４４；ＮＯ）、市場運営者Ａは、配電系統運用者Ｂに対し、ＮＷＡシナリオに基づく系統増強を提案する（ステップＳ４５ｂ）。「ＤＥＲ調達費＜系統増強費」となっている場合（ステップＳ４４；ＹＥＳ）、市場運営者Ａは、配電系統運用者Ｂに対し、ＮＷＡシナリオに基づくＤＥＲ調達を提案する（ステップＳ４５ｂ）。

【0073】

以上の通り、第２の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォーム１は、対象配電系統の結線情報、および、当該配電系統を構成する設備の仕様情報を含む配電系統情報に基づいて、配電系統モデルを作成する系統モデル作成部と、分散リソース（ＤＥＲ）を所有または管理する参加者からの分散リソース情報（ＤＥＲ情報）を取得して登録する登録処理部と、与えられたＮＷＡシナリオに沿った条件で、前記参加者の分散リソースによる運転を前記配電系統モデルに適用して、配電系統の時間帯別・地点別の潮流・電圧計算を行い、配電系統を構成する設備の制約条件を満たす運転スケジュールである最適運転スケジュールを導出するシミュレーション部と、を備える。

【0074】

以上の構成によれば、分散リソース市場取引プラットフォーム１は、配電系統運用者Ｂ（ＤＳＯ）に対し、中長期的な計画において、配電系統の設備増強投資を行うか否かの判断を適切に行うことができる。

【0075】

また、本実施形態におけるＮＷＡシナリオに沿った条件は、配電系統が混雑すると判断した場合に、登録された分散リソース以外に分散リソースを当該配電系統に導入しないことを含む。
また、本実施形態におけるＮＷＡシナリオに沿った条件は、配電系統が混雑すると判断した場合に、新たな配電設備の増強、または、新たな分散リソース設備の調達がなされることを含む。この場合、分散リソース市場取引プラットフォーム１は、増強又は前記調達のコストの評価を行うコスト評価機能（コスト評価部）をさらに備えていてもよい。このコスト評価機能は、新たな配電設備の増強と前記新たな分散リソース設備の調達を比較し低コストの方を選択する。
また、経済最適化系統シミュレーション部１３における最適運転スケジュールは、配電系統の混雑する地点における分散リソースの最適運転スケジュールである。

【0076】

＜第３の実施形態＞
次に、図６を参照しながら、第３の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームについて詳しく説明する。
なお、第３の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの機能構成については、第１の実施形態（図１）と同様であるため説明を省略する。

【0077】

図６は、第３の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの処理フロー（リアルタイム市場）を示す図である。
図６では、第１の実施形態の処理（図３）と同一の処理については同一の符号を付して説明を省略する。また、図６では、市場参加者（アグリゲータ等）の端末装置の処理については記載を省略している。

【0078】

第３の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォーム１は、災害時等の緊急対応として、適切な電力配電の提案や緊急電源の確保を行う機能を有する点で第１の実施形態と異なる。

【0079】

具体的には、経済最適化系統シミュレーション部１３は、経済最適化シミュレーション（ステップＳ２１Ａ）において、配電系統運用者Ｂ（ＤＳＯ）が所有する分散リソース（ＤＥＲ）設備に関する情報提供を受け付ける。配電系統運用者Ｂが所有する分散リソースは、緊急時にのみ、制約条件を満たす目的で用いられる設備（予備力）である。予備力に関する情報には、例えば、図６に示すような時間帯別ノード別予備力（需要抑制量）、時間帯別ノード別待機価格が含まれる。

【0080】

なお、通常時においては、経済最適化系統シミュレーション部１３は、予備力（ＤＳＯ所有の分散リソース）を使用しない前提で経済最適化系統シミュレーションを行う（第１の実施形態のステップＳ２１（図３）と同じ）。しかし、災害発生により配電系統の一部設備が損傷した場合においては、この予備力を含めて経済最適化系統シミュレーションを行う（ステップＳ２１Ａ）。

【0081】

なお、ＤＳＯシステム３の配電中給システム（ＡＤＭＳ）は、常時、配電系統の各所を監視している（ステップＳ５０）。そして、災害発生等に起因して一部設備が損傷し、過負荷が発生した場合には（ステップＳ５１；ＹＥＳ）、直ちに緊急制御を行う（ステップＳ５２）。この緊急制御では、発電抑制や予備力ＤＥＲ制御が行われる。

【0082】

ステップＳ５２では、まず、市場運営者Ａ（ＤＭＯ）の分散リソース市場取引プラットフォーム１に向けて緊急制御の通知がなされる。分散リソース市場取引プラットフォーム１の経済最適化系統シミュレーション部１３は、現時点（災害発生時）におけるスマートメータデータやフィーダ電流、および、ＤＳＯ所有ＤＥＲ設備を考慮して経済最適化系統シミュレーションを行う（ステップＳ２１Ａ）。この処理により、災害発生時点における配電系統の制約条件を満たすような、ＤＳＯ所有ＤＥＲ設備の最適運転スケジュールが導出される。この最適運転スケジュールは、ＤＳＯ用簡易指令システムに送信される。
ＤＳＯ用簡易指令システムは、ステップＳ２１Ａで求められた最適運転スケジュール（つまり、災害による過負荷発生を解消するための運転スケジュール）に基づいて、ＤＳＯ所有ＤＥＲ設備へのディスパッチ指令を行う（ステップＳ５３）。これにより、ステップＳ５２の緊急制御がなされることとなる。

【0083】

以上の通り、第３の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォーム１は、配電系統の結線情報、および、当該配電系統を構成する設備の仕様情報を含む配電系統情報に基づいて、配電系統モデルを作成する系統モデル作成部１０と、前記配電系統に接続される分散リソースを管理する複数の市場参加者から、当該分散リソースの希望運転スケジュールと希望価格とを含む入札情報を取得する市場取引部１４と、取得された前記入札情報の希望運転スケジュールに基づく運転を前記配電系統モデルに適用して前記配電系統の時間帯別・地点別の潮流・電圧計算を行い、前記配電系統を構成する設備の制約条件を満たす前記運転スケジュールである最適運転スケジュールを導出するシミュレーション部１３と、前記最適運転スケジュールを市場参加者に通知する通知部１５と、を備える。
そして、本実施形態に係る経済最適化系統シミュレーション部１３は、さらに、配電系統運用者Ｂが所有する予備力に関する情報を受け付けるとともに、緊急対応時には、当該予備力を含めて前記最適運転スケジュールを導出することを特徴とする。

【0084】

このようにすることで、災害発生等の緊急対応時には、配電設備の損傷等に起因して過負荷が発生したとしても、配電系統運用者Ｂが所有するＤＥＲ設備（予備力）を含めて、このような過負荷を解消するような運転スケジュール（最適運転スケジュール）が導出されることとなる。

【0085】

第３の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォーム１は、更に、次のような機能を備えていてもよい。

【0086】

即ち、災害発生時には一部の配線が切断されたり、設備が損傷したりするなどした結果、下流への給電を維持するため、当初の単結図とは異なる結線状態となることが想定される。その場合、系統モデル作成部１０は、緊急対応時に、配電系統の各所に設置された開閉器の状態（ＯＮ／ＯＦＦ状態）を受信して、災害発生後の単結図に合う新たな配電系統モデルを作成するようにしてもよい。この場合、経済最適化系統シミュレーション部１３は、系統モデル作成部１０によって新たに作成された（災害発生後の）配電系統モデルを用い、必要に応じて市場参加者Ｃが応札した受電点電力に加え、市場参加者Ｃ又は配電系統運用者Ｂが所有する予備力をも勘案して経済最適化系統シミュレーションを行う。
このようにすることで、災害の発生によって配電系統の結線状態が変化した場合であっても、系統制約の発生を回避し、正しく経済最適化系統シミュレーションを行うことができる。

【0087】

＜第４の実施形態＞
次に、図７を参照しながら、第４の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームについて詳しく説明する。
なお、第４の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの機能構成については、第１の実施形態（図１）と同様であるため説明を省略する。

【0088】

第１の実施形態において、経済最適化系統シミュレーション部１３の経済最適化シミュレーションにおいて、ＤＬＭＰは、配電系統設備の制約条件（電圧違反、系統混雑）に基づくマッチングにて算出されるものとして説明した（図４等を参照）。
一方、本実施形態においては、経済最適化系統シミュレーション部１３は、ＤＬＭＰを、配電系統設備の制約条件に加え、環境価値およびレジリエンス価値を考慮して算出することを特徴とする。具体的には、図７に示す処理フローを実行する。

【0089】

（分散リソース市場取引プラットフォームの処理フロー）
図７は、第４の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォームの処理フローを示す図である。図７に示す処理フローは、経済最適化系統シミュレーション部１３によるＤＬＭＰの計算過程を示している。

【0090】

まず、経済最適化系統シミュレーション部１３は、電圧違反、系統混雑に基づくＤＬＭＰの算出処理を行う（ステップＳ６０）。この処理は、第１の実施形態（図４）で説明した通りのものである。

【0091】

次に、経済最適化系統シミュレーション部１３は、環境価値に基づくＤＬＭＰの算出処理を行う（ステップＳ６１）。ここでは、ステップＳ６０で求めたＤＬＭＰに対し、環境価値分を加える。

【0092】

即ち、ステップＳ６１のＤＬＭＰ算出では、環境負荷の小さい発電設備の収入が増えるようにする。環境価値分は、例えば、以下のようにして決める。

【0093】

（１）発電量当たりのＣＯ２排出量が小さいほど環境価値が大きくなるように設定する。これにより再エネ電源は価値が最大になり、効率の良い発電設備の価値も高くなる。
（２）環境価値を加える前のＤＬＭＰが小さい地点の増加幅は小さく、高い地点の増加幅は大きくすることで、もともとＤＬＭＰが持っている系統制約緩和のための設備導入誘導効果を促進する価格設定にする。

【0094】

次に、経済最適化系統シミュレーション部１３は、レジリエンス価値に基づくＤＬＭＰの算出処理を行う（ステップＳ６２）。ここでは、ステップＳ６１で求めたＤＬＭＰに対し、さらに、レジリエンス価値分を加える。

【0095】

即ち、ステップＳ６１のＤＬＭＰ算出では、停電発生時の影響が大きい負荷設備が接続しているノードに近い発電設備が接続しているノードのＤＬＭＰに、レジリエンス価値分を加える。その可能性の高い発電設備にインセンティブを与える。レジリエンス価値分は、例えば、以下のようにして決める。

【0096】

（１）停電発生時の影響が大きい負荷設備を選定する。例えば、以下のようにランク付けしてもよい。
病院、警察、消防署等 ＞ 街灯、学校 ＞ 住宅密集地
（２）災害発生時に、対象負荷設備を含めた地域を独立グリッドとして運用可能な場合（給電ルートが確保されている場合）、その範囲内にある発電設備にはレジリエンス価値を与える。
（３）対象負荷設備からの距離が近い発電設備に、レジリエンス価値を高く設定してもよい。
（４）ローカルに連系する分散リソース（ＤＥＲ）が独立して運転できる継続時間が長いときは、レジリエンス価値を高く設定する。

【0097】

なお、上述の実施形態においては、環境価値に基づくＤＬＭＰ算出（ステップＳ６１）と、レジリエンス価値に基づくＤＬＭＰ算出（ステップＳ６２）との両方を実行するものとして説明したが、他の実施形態においてはこの態様に限定されない。
他の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォーム１は、環境価値に基づくＤＬＭＰ算出（ステップＳ６１）、レジリエンス価値に基づくＤＬＭＰ算出（ステップＳ６２）のいずれか一方のみを行うものとしてもよい。

【0098】

（作用、効果）
以上の通り、第４の実施形態に係る分散リソース市場取引プラットフォーム１は、環境価値に基づくＤＬＭＰ算出、および、レジリエンス価値に基づくＤＬＭＰ算出の少なくともいずれか一方を行うものとする。
環境価値に基づくＤＬＭＰが算出されることで、対象の配電系統において、環境負荷の小さい設備が導入されることを促すことができる。また、レジリエンス価値に基づいてＤＬＭＰが算出されることで、広域の停電が発生した時に、重要負荷設備に電力を供給できるよう促すことができる。

【0099】

上述の実施形態においては、分散リソース市場取引プラットフォーム１が実行する各種処理の過程は、プログラムの形式でコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記憶されており、このプログラムをコンピュータが読み出して実行することによって上記各種処理が行われる。また、コンピュータ読み取り可能な記録媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ、ＤＶＤ－ＲＯＭ、半導体メモリ等をいう。また、このコンピュータプログラムを通信回線によってコンピュータに配信し、この配信を受けたコンピュータが当該プログラムを実行するようにしてもよい。

【0100】

上記プログラムは、上述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。更に、上述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。

【0101】

また、上述の実施形態においては、分散リソース市場取引プラットフォーム１は、内部にＣＰＵを具備し、当該ＣＰＵがプログラムに従って上記処理を実行する態様の他、ハードウェアのみで実現することとしてもよいし、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）などのカスタムＬＳＩで実現することとしてもよい。

【0102】

以上のとおり、本開示に係るいくつかの実施形態を説明したが、これら全ての実施形態は、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を意図していない。これらの実施形態は、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。これらの実施形態及びその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許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。

【0103】

＜付記＞
各実施形態に記載の分散リソース市場取引装置、分散リソース市場取引方法およびプログラムは、例えば以下のように把握される。

【0104】

（１）第１の態様において、分散リソース市場取引プラットフォーム１（分散リソース市場取引装置）は、配電系統の結線情報、および、当該配電系統を構成する設備の仕様情報を含む配電系統情報に基づいて、配電系統モデルを作成する系統モデル作成部１０と、分散リソースを所有または管理する市場参加者における前記分散リソースが接続された地点情報を含む分散リソース情報を取得して登録する登録処理部１１と、与えられたＮＷＡシナリオに沿った条件で、前記登録された市場参加者の分散リソースによる運転を前記配電系統モデルに適用して、前記配電系統の時間帯別・地点別の潮流・電圧計算を行い、前記配電系統を構成する設備の制約条件を満たす運転スケジュールである最適運転スケジュールを導出する経済最適化系統シミュレーション部１３（シミュレーション部）と、を備える。

【0105】

（２）第２の態様において、（１）の分散リソース市場取引プラットフォーム１の前記ＮＷＡシナリオに沿った条件は、前記配電系統が混雑すると判断した場合に、前記登録された分散リソース以外に分散リソースを当該配電系統に導入しないことを含む。

【0106】

（３）第３の態様において、（１）の分散リソース市場取引プラットフォーム１の前記ＮＷＡシナリオに沿った条件は、前記配電系統が混雑すると判断した場合に、新たな配電設備の増強、または、新たな分散リソース設備の調達がなされることを含み、前記増強又は前記調達のコストの評価を行うコスト評価部をさらに備え、前記コスト評価部は、前記新たな配電設備の増強と前記新たな分散リソース設備の調達を比較し低コストの方を選択する。

【0107】

（４）第４の態様において、（１）～（３）の分散リソース市場取引プラットフォーム１の前記経済最適化系統シミュレーション部１３における最適運転スケジュールは、前記配電系統の混雑する地点における分散リソースの最適運転スケジュールである。

【符号の説明】

【0108】

１ 分散リソース市場取引プラットフォーム
１０ 系統モデル作成部
１１ 登録処理部
１２ 電力需給予測部
１３ 経済最適化系統シミュレーション部
１４ 市場取引部
１５ 通知部
２ 市場参加者端末装置
３ ＤＳＯシステム
４ ＤＥＲＭＳ
５ 前日市場＆リアルタイム市場
６ ＡＤＭＳ
７ 決済システム

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】