特許 7631103 電力需給調整装置、電力需給調整方法、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】2025-02-07

(45)【発行日】2025-02-18

(54)【発明の名称】電力需給調整装置、電力需給調整方法、および、プログラム

(51)【国際特許分類】

   G06Q 50/06 20240101AFI20250210BHJP

【ＦＩ】

G06Q50/06

【請求項の数】 8

(21)【出願番号】P 2021090333

(22)【出願日】2021-05-28

(65)【公開番号】P2022182649

(43)【公開日】2022-12-08

【審査請求日】2024-01-19

(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】下尾 高廣

(72)【発明者】

【氏名】本宮 拓也

(72)【発明者】

【氏名】大場 健史

(72)【発明者】

【氏名】松崎 倫宏

(72)【発明者】

【氏名】犬飼 道彦

(72)【発明者】

【氏名】志賀 慶明

【審査官】小原 正信

(56)【参考文献】

【文献】特開２０２１－０４７５１９（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１６－１１０２５５（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１７－１８２６９８（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１６－２０７０７０（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１７－１２６１８３（ＪＰ，Ａ）

(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)

Ｇ０６Ｑ １０／００－９９／００

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

発電ＢＧ（Balancing Group）の発電計画と販売計画を策定する発電ＢＧ計画部と、
前記発電ＢＧと電力取引の相対契約をしている需要ＢＧの需要計画と調達計画を策定する需要ＢＧ計画部と、
電力取引市場での電力取引の単価である電力市場取引単価を予測して電力市場取引単価予測値を出力する電力市場取引単価予測部と、を備え
前記発電ＢＧ計画部は、前記電力市場取引単価予測値に応じて前記販売計画における前記電力取引市場への電力販売量と前記需要ＢＧへの電力販売量を調整し、
前記需要ＢＧ計画部は、前記販売計画における前記需要ＢＧへの電力販売量の調整に応じて前記需要計画と前記調達計画を調整する、電力需給調整装置。

【請求項2】

前記販売計画の調整により得られる利益の前記発電ＢＧと前記需要ＢＧへの配分を算出する利益配分算出部を、さらに備える、請求項１に記載の電力需給調整装置。

【請求項3】

前記需要ＢＧ計画部による前記需要計画と前記調達計画の調整に対するインセンティブ額を算出するインセンティブ算出部を、さらに備える、請求項１に記載の電力需給調整装置。

【請求項4】

前記発電ＢＧ計画部は、
前記発電ＢＧの電源の出力のコスト単価である発電ＢＧ単価のメリットオーダーに基づいて、出力を調整する前記電源の優先順位を決定し、
前記需要ＢＧ計画部は、
前記需要ＢＧの需要リソースの前記需要計画と前記調達計画の調整に係るコスト単価である需要ＢＧ調整単価のメリットオーダーに基づいて、需要を調整する前記需要リソースの優先順位を決定し、
前記発電ＢＧ計画部は、
出力を調整する前記電源の優先順位、および、需要を調整する前記需要リソースの優先順位に基づいて、前記販売計画における前記電力取引市場への電力販売量を決定する、請求項１に記載の電力需給調整装置。

【請求項5】

前記発電ＢＧ計画部は、
前記電力取引市場のゲートクローズ後における前記発電ＢＧの電源の出力の変動による発電インバランスのリスクを予測し、前記発電インバランスのリスクに基づいて損益の期待値を発電インバランス損益期待値として算出し、前記発電ＢＧ単価に前記発電インバランス損益期待値を反映し、
前記需要ＢＧ計画部は、
前記ゲートクローズ後において前記需要計画の前記需要リソースの調整が計画通り履行されないことによる需要インバランスのリスクを予測し、前記需要インバランスのリスクに基づいて損益の期待値を需要インバランス損益期待値として算出し、前記需要ＢＧ調整単価に前記需要インバランス損益期待値を反映する、請求項４に記載の電力需給調整装置。

【請求項6】

前記発電ＢＧ単価と、前記需要ＢＧ調整単価と、前記発電ＢＧ単価のメリットオーダーと、前記需要ＢＧ調整単価のメリットオーダーと、前記電源の前記発電インバランス損益期待値と、前記需要リソースの前記需要インバランス損益期待値と、前記需要リソースの調整が計画通り履行されない場合のペナルティと、前記販売計画の調整により獲得が見込まれる利益と、を表示部に表示させる表示制御部を、さらに備える、請求項５に記載の電力需給調整装置。

【請求項7】

発電ＢＧ計画部が、発電ＢＧの発電計画と販売計画を策定する発電ＢＧ計画ステップと、
需要ＢＧ計画部が、前記発電ＢＧと電力取引の相対契約をしている需要ＢＧの需要計画と調達計画を策定する需要ＢＧ計画ステップと、
電力市場取引単価予測部が、電力取引市場での電力取引の単価である電力市場取引単価を予測して電力市場取引単価予測値を出力する電力市場取引単価予測ステップと、を含み、
前記発電ＢＧ計画ステップにおいて、前記発電ＢＧ計画部は、前記電力市場取引単価予測値に応じて前記販売計画における前記電力取引市場への電力販売量と前記需要ＢＧへの電力販売量を調整し、
前記需要ＢＧ計画ステップにおいて、前記需要ＢＧ計画部は、前記販売計画における前記需要ＢＧへの電力販売量の調整に応じて前記需要計画と前記調達計画を調整する、電力需給調整方法。

【請求項8】

コンピュータに、
発電ＢＧの発電計画と販売計画を策定する発電ＢＧ計画ステップと、
前記発電ＢＧと電力取引の相対契約をしている需要ＢＧの需要計画と調達計画を策定する需要ＢＧ計画ステップと、
電力取引市場での電力取引の単価である電力市場取引単価を予測して電力市場取引単価予測値を出力する電力市場取引単価予測ステップと、を実行させるための電力需給調整方法であって、
前記発電ＢＧ計画ステップは、前記電力市場取引単価予測値に応じて前記販売計画における前記電力取引市場への電力販売量と前記需要ＢＧへの電力販売量を調整し、
前記需要ＢＧ計画ステップは、前記販売計画における前記需要ＢＧへの電力販売量の調整に応じて前記需要計画と前記調達計画を調整する、プログラム。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、電力需給調整装置、電力需給調整方法、および、プログラムに関する。

【背景技術】

【0002】

近年、電力取引に関し、インバランス（計画と実績の差異）の精算を実施する事業者の集団として、バランシンググループ（Balancing Group：以下「ＢＧ」とも称する。）が活用されている。ＢＧには、発電事業者による発電ＢＧと需要家（例えば、小売電気事業者など）による需要ＢＧがある。

【0003】

発電ＢＧは、全体で電力の同時同量に取り組むため、インバランスが生じるリスクを抑えることができる。また、発電ＢＧは、発電電力を、相対契約相手の需要ＢＧと、ＪＥＰＸ（Japan Electric Power Exchange：日本卸電力取引所）と、に売ることができる。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0004】

【文献】特開２０２１－４７５１９号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0005】

例えば、ＪＥＰＸでの電力取引価格が上昇すると、発電ＢＧとしては、相対契約相手の需要ＢＧに売る電力を減らして、ＪＥＰＸで売る電力を増やしたい場合がある。しかしながら、これまでの電力取引の相対契約では、単位期間中に取引する電力の量は固定になっていることが一般的なので、そのような販売先ごとの電力取引量の変更はできない。また、需要ＢＧとしても、発電ＢＧから買う電力が減ると電力が不足するので、何かのメリット等がないとそのような対応をする動機付けがないことになる。

【0006】

そこで、本発明の実施形態の課題は、発電ＢＧと需要ＢＧの電力取引に関して売買電力量を柔軟に変更可能とする相対契約に合わせて電力需給を適切に調整可能な電力需給調整装置、電力需給調整方法、および、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】

実施形態の電力需給調整装置は、発電ＢＧ（Balancing Group）の発電計画と販売計画を策定する発電ＢＧ計画部と、前記発電ＢＧと電力取引の相対契約をしている需要ＢＧの需要計画と調達計画を策定する需要ＢＧ計画部と、電力取引市場での電力取引の単価である電力市場取引単価を予測して電力市場取引単価予測値を出力する電力市場取引単価予測部と、を備える。前記発電ＢＧ計画部は、前記電力市場取引単価予測値に応じて前記販売計画における前記電力取引市場への電力販売量と前記需要ＢＧへの電力販売量を調整し、前記需要ＢＧ計画部は、前記販売計画における前記需要ＢＧへの電力販売量の調整に応じて前記需要計画と前記調達計画を調整する。

【図面の簡単な説明】

【0008】

【図1】図１は、実施形態の電力システムの全体の概要を模式的に示すブロック図である。

【図2】図２は、実施形態における発電と需要の各計画の第１の変更例を模式的に示す図である。

【図3】図３は、実施形態における発電と需要の各計画の第２の変更例を模式的に示す図である。

【図4】図４は、実施形態の情報処理装置の機能構成を示すブロック図である。

【図5】図５は、実施形態における第１の目的関数例の説明図である。

【図6】図６は、実施形態における第２の目的関数例の説明図である。

【図7】図７は、実施形態における需要インバランスリスクの評価と需要ＢＧ調達単価への反映の説明図である。

【図8】図８は、実施形態における発電インバランスリスクの評価と電源出力調整単価への反映の説明図である。

【図9】図９は、実施形態の情報処理装置による処理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】

【0009】

以下、図面を参照して本実施形態の電力需給調整装置、電力需給調整方法、および、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、ＤＲに応じなかった需要家や小売事業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、それらが有る場合の金額の算出法などはそのときの制度によって異なる可能性がある。

【0012】

まず、図１を参照して、実施形態の電力システムＳの全体の概要について説明する。図１は、実施形態の電力システムＳの全体の概要を模式的に示すブロック図である。電力システムＳは、系統運用者システム１と、市場取引システム２（電力取引市場）と、発電ＢＧ３と、需要ＢＧ４と、を備える。

【0013】

系統運用者システム１は、電力系統を運用して商用電力を供給する系統運用者によって使用されるシステムである。

【0014】

市場取引システム２は、例えば、ＪＥＰＸによって使用される電力市場取引システムである。以下では、市場取引システム２を「ＪＥＰＸ」と称する場合がある。

【0015】

発電ＢＧ３は、発電事業者３１（３１ａ、３１ｂ）によるＢＧである。なお、発電事業者Ａ３１ａ、Ｂ３１ｂを区別しないときは、単に発電事業者３１と記載する。他の構成についても同様である。

【0016】

発電事業者３１は、再エネ発電リソース３１１（以下、単に「再エネ」とも称する。）と、可調整電源リソース３１２（以下、「調整電源」または「電源」とも称する。）と、を備える。再エネ発電リソース３１１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。なお、再エネ発電リソース３１１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。したがって、今後、再エネ発電リソース３１１の活用が進むと考えられる。

【0017】

可調整電源リソース３１２は、例えば、非再生可能エネルギー（火力、原子力等）を用いた発電リソースである。

【0018】

需要ＢＧ４は、需要家４１（例えば小売電気事業者など）によるＢＧである。需要家４１は、負荷４１１と、蓄電池４１２と、再エネ発電リソース４１３と、を備える。

【0019】

負荷４１１は、電力を消費する装置や機器である。

【0020】

蓄電池４１２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４１３は、再生可能エネルギーを用いた発電リソースである。

【0022】

そして、発電ＢＧ３と需要ＢＧ４の間で、電力取引の相対契約が結ばれる。発電ＢＧ３は、発電電力を、相対契約相手の需要ＢＧ４と、市場取引システム２と、に売ることができる。

【0023】

そして、例えば、市場取引システム２での電力取引価格が上昇すると、発電ＢＧ３としては、相対契約相手の需要ＢＧ４に売る電力を減らして、市場取引システム２で売る電力を増やしたい場合がある。

【0024】

しかしながら、これまでの電力取引の相対契約では、単位期間中に取引する電力量は固定になっていることが一般的なので、そのような販売先ごとの電力量の変更はできない。また、需要ＢＧ４としても、発電ＢＧ３から買う電力が減ると電力が不足するので、何かのメリット等がないとそのような対応をする動機付けがないことになる。

【0025】

そこで、まず、発電ＢＧ３と需要ＢＧ４の電力取引に関して、売買電力量を柔軟に変更可能とする相対契約を考える。そして、そのような相対契約に合わせて、例えば、発電ＢＧ３が需要ＢＧ４に売る電力を減らして市場取引システム２で売る電力を増やし、それによって獲得した利益を発電ＢＧ３と需要ＢＧ４でシェアすることにすれば、発電ＢＧ３だけでなく需要ＢＧ４にとってもメリットとなる。このように、売買電力量を柔軟に変更可能とする相対契約に合わせて電力需給を適切に調整可能な技術について、以下に説明する。

【0026】

図２を参照して、実施形態における発電と需要の各計画の第１の変更例について説明する。図２は、実施形態における発電と需要の各計画の第１の変更例を模式的に示す図である。

【0027】

図２（ａ）は、電力需給の調整前の状態を示す。図２（ａ１）に示すように、発電ＢＧ３に関して、発電計画と販売計画が策定される。この例では、発電計画における発電電力には、再エネＢＧ（再エネＢＧによる発電電力）と火力ＢＧ（火力ＢＧによる発電電力）がある。

【0028】

また、販売計画における販売先には、相対小売ＢＧ（需要ＢＧ４）とＪＥＰＸ（市場取引システム２）がある。

【0029】

また、図２（ａ２）に示すように、需要ＢＧ４に関して、需要計画と調達計画が策定される。この例では、需要計画における需要ＢＧ（需要ＢＧによる需要電力）に対応して、調達計画における調達先として発電ＢＧ３（相対調達）が決定される。

【0030】

ここで、時間前市場において、ＪＥＰＸ（市場取引システム２）での電力取引価格の上昇が見込まれるとする。その場合、図２（ｂ１）に示すように、発電ＢＧ３は、販売計画において、相対小売ＢＧを減らして、ＪＥＰＸを増やしたい。また、売買電力量を柔軟に変更可能とする相対契約なので、図２（ｂ２）に示すように、需要ＢＧ４の需要計画において下げＤＲによって需要を減らし、それに合わせて、調達計画における相対調達も減らすことができる。

【0031】

また、下げＤＲが失敗した場合を考える。なお、下げＤＲの失敗としては、例えば、以下の（１）～（３）の３つが挙げられる。
（１）発電ＢＧ３が需要ＢＧ４に下げＤＲを依頼したが、需要ＢＧ４が拒否した。
（２）需要ＢＧ４が下げＤＲを受諾したが、その配下の需要家４１が拒否した。
（３）需要ＢＧ４も需要家４１も下げＤＲを受諾したが、需要家４１が実際に消費電力を抑えられなかった。

【0032】

そして、下げＤＲの失敗のリスクを評価（予測）する場合、（１）、（２）、（３）で計算方法が異なりえる。また、発電ＢＧ３と需要ＢＧ４が異なるプレイヤーの場合、（１）～（３）のいずれも起こりえる。また、発電ＢＧ３と需要ＢＧ４が同じプレイヤーの場合、（１）は起こらず、（２）と（３）は起こりえる。

【0033】

そして、図２（ｃ１）に示すように、発電ＢＧ３において、発電実績は図２（ｂ１）の発電計画を実現したものとなり、販売実績も図２（ｂ１）の販売計画を実現したものとなったとする。

【0034】

一方、図２（ｃ２）に示すように、ゲートクローズ（Gate Close：以下「ＧＣ」とも称する。）後に、需要ＢＧ４において、需要実績と調達実績のいずれもそれぞれ図２（ｂ２）の需要計画と調達計画を実現しておらず、需要インバランスとして清算する必要がある。

【0035】

そして、例えば、需要インバランスが低額であって、需要インバランスによる損失を考慮しても、発電ＢＧ３における電力の販売先ごとの販売量の変更により獲得した利益によって、総合的に利益が出ていればよいと考えられる。したがって、事前にそのような予測ができるのであれば、発電ＢＧ３における電力の販売先ごとの販売量を変更すべきであるという判断を下せる。

【0036】

なお、需要ＢＧ４は、不足した電力をＪＥＰＸから買うという選択肢もとりえる。

【0037】

次に、図３は、実施形態における発電と需要の各計画の第２の変更例を模式的に示す図である。図２では下げＤＲの失敗時について説明したが、図３では再エネによる発電量が予定よりも少なかった場合について説明する。図３（ａ）（ｂ）は、図２（ａ）（ｂ）と同様である。

【0038】

また、図３（ｃ２）に示すように、需要ＢＧ４における需要計画と調達計画のいずれもそれぞれ図３（ｂ２）と同様である。

【0039】

そして、図３（ｃ１）に示すように、ＧＣ後に、発電ＢＧ３において、発電実績が図３（ｂ１）の発電計画を実現していない。つまり、火力ＢＧは計画と実績が同じであるが、再エネＢＧの実績が計画より少ない。この場合、発電電力の不足分について、以下の（１１）、（１２）の対応が考えられる。

【0040】

（１１）発電ＢＧ３内の他の電源で持ち替え（代替発電）
（１２）発電インバランスとして清算

【0041】

そして、例えば、（１１）または（１２）の実行による費用増加を考慮しても、発電ＢＧ３における電力の販売先ごとの販売量の変更により獲得した利益によって、総合的に利益が出ていればよいと考えられる。したがって、事前にそのような予測ができるのであれば、発電ＢＧ３における電力の販売先ごとの販売量を変更すべきであるという判断を下せる。

【0042】

なお、ここまで、ＪＥＰＸでの電力取引価格の上昇が見込まれて下げＤＲを行う場合について説明したが、逆に、ＪＥＰＸでの電力取引価格の下降が見込まれて上げＤＲを行う場合についても同様である。

【0043】

時間前市場で電力取引市場価格が上がる場合と下がる場合について、発電ＢＧ３における、取引戦略と、ＧＣ後のリスクと、対処法と、についてまとめると、以下の通りである。

【0044】

（時間前市場で電力取引市場価格が上がる場合）
（取引戦略１）下げＤＲでＪＥＰＸ売電量増加
（ＧＣ後のリスク１）下げＤＲ失敗
（対処法１）下げＤＲ失敗リスクを評価し、下げＤＲ量を調整
（対処法２）需要インバランス受け入れ（対処法１不実施）

【0045】

（ＧＣ後のリスク２）再エネ出力の減少、増加
（対処法１）下げＤＲ（計画）を増加、減少
（対処法２）調整電源で持替（計画）
（対処法３）調整電源で持替（制御）
（対処法４）発電インバランス受け入れ（対処法１～３不実施）

【0046】

（取引戦略２）調整電源出力増でＪＥＰＸ売電量増加
（ＧＣ後のリスク）再エネ出力の減少、増加
（対処法１）調整電源で持替（計画）
（対処法２）調整電源で持替（制御）
（対処法３）発電インバランス受け入れ（対処法１、２不実施）

【0047】

（時間前市場で電力取引市場価格が下がる場合）
（取引戦略１）上げＤＲでＪＥＰＸ売電量減少
（ＧＣ後のリスク１）上げＤＲ失敗
（対処法１）上げＤＲ失敗リスクを評価し、上げＤＲ量を調整
（対処法２）需要インバランス受け入れ（対処法１不実施）

【0048】

（ＧＣ後のリスク２）再エネ出力の減少、増加
（対処法１）上げＤＲ（計画）を減少、増加
（対処法２）調整電源で持替（計画）
（対処法３）調整電源で持替（制御）
（対処法４）発電インバランス受け入れ（対処法１～３不実施）

【0049】

（取引戦略２）調整電源出力減でＪＥＰＸ売電量減少
（ＧＣ後のリスク）再エネ出力の減少、増加
（対処法１）調整電源で持替（計画）
（対処法２）調整電源で持替（制御）
（対処法３）発電インバランス受け入れ（対処法１、２不実施）

【0050】

次に、図４を参照して、実施形態の情報処理装置５（電力需給調整装置）について説明する。図４は、実施形態の情報処理装置５の機能構成を示すブロック図である。情報処理装置５は、例えば、ＰＣ（Personal Computer）である。

【0051】

情報処理装置５は、記憶部５１と、入力部５２と、表示部５３と、通信部５４と、処理部５５と、を備える。

【0052】

記憶部５１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５１は、例えば、各種設定値、各種パラメータ、所定の目的関数、各種演算結果等を記憶する。記憶部５１は、ＤＢ（Data Base）５１１を備える。

【0053】

ＤＢ５１１には、例えば、発電ＢＧ単価（電源出力調整単価）、電源出力変化可能幅、需要調整可能幅、需要ＢＧ調整単価（対需要家・対需要ＢＧ）（「需要調整単価」とも称する。）、電力市場取引単価（または予測値）、発電／需要インバランス単価（または予測値）等の情報が格納される（詳細は後述）。

【0054】

入力部５２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。

【0055】

表示部５３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。

【0056】

通信部５４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。

【0057】

処理部５５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５５は、例えば、機能部として、取得部５５１と、再エネ発電量予測部５５２と、電力市場取引単価予測部５５３と、インバランス単価予測部５５４と、発電ＢＧ計画部５５５と、需要ＢＧ計画部５５６と、インセンティブ算出部５５７と、利益配分算出部５５８と、表示制御部５５９と、を備える。

【0058】

取得部５５１は、系統運用者システム１、市場取引システム２、発電ＢＧ３、需要ＢＧ４、ＤＢ５１１などから各種情報を取得する。

【0059】

再エネ発電量予測部５５２は、過去のデータ、気象データなどに基づいて、再エネ発電リソース３１１や再エネ発電リソース４１３による発電量を予測する。

【0060】

電力市場取引単価予測部５５３は、市場取引システム２での電力取引の単価である電力市場取引単価を予測して電力市場取引単価予測値を出力する。

【0061】

インバランス単価予測部５５４は、発電インバランス単価と需要インバランス単価を予測する。

【0062】

発電ＢＧ計画部５５５は、発電ＢＧ３の発電計画と販売計画を策定する。発電ＢＧ計画部５５５は、電力市場取引単価予測値に応じて販売計画における市場取引システム２への電力販売量と需要ＢＧ４への電力販売量を調整する。

【0063】

発電ＢＧ計画部５５５は、発電ＢＧ３の電源（可調整電源リソース３１２）の出力のコスト単価である発電ＢＧ単価のメリットオーダーに基づいて、出力を調整する電源の優先順位を決定する。

【0064】

発電ＢＧ計画部５５５は、出力を調整する電源の優先順位、および、需要を調整する需要リソースの優先順位（需要ＢＧ計画部５５６によって決定）に基づいて、販売計画における市場取引システム２への電力販売量を決定する。

【0065】

発電ＢＧ計画部５５５は、市場取引システム２のＧＣ後における発電ＢＧ３の電源の出力の変動による発電インバランスのリスクを予測し、発電インバランスのリスクに基づいて損益の期待値を発電インバランス損益期待値として算出し、発電ＢＧ単価に発電インバランス損益期待値を反映する。

【0066】

需要ＢＧ計画部５５６は、発電ＢＧ３と電力取引の相対契約をしている需要ＢＧ４の需要計画と調達計画を策定する。需要ＢＧ計画部５５６は、販売計画における需要ＢＧ３への電力販売量の調整に応じて需要計画と調達計画を調整する。

【0067】

需要ＢＧ計画部５５６は、需要ＢＧ３の需要リソース（負荷４１１、蓄電池４１２など）の需要計画と調達計画の調整に係るコスト単価である需要ＢＧ調整単価のメリットオーダーに基づいて、需要を調整する需要リソースの優先順位を決定する。

【0068】

需要ＢＧ計画部５５６は、ＧＣ後において需要計画の需要リソースの調整が計画通り履行されないことによる需要インバランスのリスクを予測し、需要インバランスのリスクに基づいて損益の期待値を需要インバランス損益期待値として算出し、需要ＢＧ調整単価に需要インバランス損益期待値を反映する。

【0069】

インセンティブ算出部５５７は、需要ＢＧ計画部５５６による需要計画と調達計画の調整に対するインセンティブ額を算出する。

【0070】

利益配分算出部５５８は、販売計画の調整により得られる利益の発電ＢＧ３と需要ＢＧ４への配分を算出する。

【0071】

表示制御部５５９は、各種情報を表示部５３に表示する。表示制御部５５９は、例えば、発電ＢＧ単価と、需要ＢＧ調整単価と、発電ＢＧ単価のメリットオーダーと、需要ＢＧ調整単価のメリットオーダーと、電源の発電インバランス損益期待値と、需要リソースの需要インバランス損益期待値と、需要リソースの調整が計画通り履行されない場合のペナルティと、販売計画の調整により獲得が見込まれる利益と、を表示部５３に表示させる。

【0072】

ここで、図５は、実施形態における第１の目的関数例の説明図である。第１の目的関数例を用いた処理は、例えば、発電ＢＧ計画部５５５が需要ＢＧ計画部５５６などと連携することによって行われる。ここでは、連携ＢＧ（発電ＢＧ３と需要ＢＧ４）における利益の最大化を図る。したがって、発電ＢＧ３と需要ＢＧ４の間の取引である相対売電収益と需要調整コスト（ＢＧ間）は考慮しない。また、発電インバランスと需要インバランスは送配電事業者９に対して支払う。そして、以下の目的関数Ｆ１の最大化を考える。

【0073】

目的関数Ｆ１
＝「市場取引システム２（ＪＥＰＸ）からの売電収益（＝市場取引量×市場取引単価）」
－「発電コスト（＝発電ＢＧ単価×発電量）」
－「需要調整コスト（対需要家）（＝需要家調整単価×需要調整量）」
－「発電インバランス（予測値）」
－「需要インバランス（予測値）」

【0074】

この目的関数Ｆ１の値を最大化させる計算を行い、各パラメータ（電力の市場取引量、発電量、需要調整量など）を決定する。

【0075】

なお、発電インバランス（予測値）（発電インバランス損益期待値）は発電ＢＧ単価に、需要インバランス（予測値）（需要インバランス損益期待値）は需要ＢＧ調整単価に織り込む（反映する）ことで、インバランスを考慮したメリットオーダーで扱う。

【0076】

次に、図６は、実施形態における第２の目的関数例の説明図である。第２の目的関数例を用いた処理は、例えば、発電ＢＧ計画部５５５によって行われる。ここでは、発電ＢＧ３における利益の最大化を図る。そして、以下の目的関数Ｆ２の最大化を考える。

【0077】

目的関数Ｆ２
＝「市場取引システム２（ＪＥＰＸ）からの売電収益（＝市場取引量×市場取引単価）」
＋「相対売電収益」
－「需要調整コスト（ＢＧ間）（＝需要ＢＧ調整単価×需要調整量）」
－「発電コスト（＝発電ＢＧ単価×発電量）」
－「発電インバランス（予測値）」

【0078】

この目的関数Ｆ２の値を最大化させる計算を行い、各パラメータ（電力の市場取引量、発電量、需要調整量など）を決定する。

【0079】

なお、発電インバランス（予測値）（発電インバランス損益期待値）は発電ＢＧ単価に織り込む（反映する）ことで、インバランスを考慮したメリットオーダーで扱う。

【0080】

次に、図７は、実施形態における需要インバランスリスクの評価と需要ＢＧ調達単価への反映の説明図である。

【0081】

まず、図７（ａ）は、ＤＲ量αと、αに対するインバランスの期待値βの特性情報を示す。この特性情報は、例えば、需要リソースの特性等に基づいて作成される。

【0082】

また、図７（ｂ）は、ＤＲ量αと、需要調整単価の特性情報を示す。インバランスを考慮しない場合の特性が線Ｌ２である。そして、インバランスを考慮した場合の特性が線Ｌ１である。具体的には、まず、インバランス単価予測値γを取得し、インバランス損益期待値であるβ×γのαに対する特性を、需要調整単価の特性に重畳することで、線Ｌ１が得られる。

【0083】

そして、図７（ｃ）は、計画段階の最適値を示す。この場合、図７（ｃ２）にＤＲ量αが示されている。また、図７（ｄ）は、ＤＲ失敗時の期待値を示す。この場合、図７（ｃ２）にインバランス期待値βが示されている。

【0084】

このようにして、需要インバランスリスクの評価を需要ＢＧ調達単価に反映することができる。

【0085】

次に、図８は、実施形態における発電インバランスリスクの評価と電源出力調整単価への反映の説明図である。

【0086】

まず、図８（ａ）は、再エネ出力の予測誤差リスク（下落リスク）と、不足インバランスリスク（上げ余力不足）の特性情報を示す。なお、グラフの左側のように、上げ余力内に出力誤差が収まる場合は、インバランスはゼロとなる。また、図８（ｂ）は、調整電源出力と上げ余力の特性情報を示す。

【0087】

そして、図８（ｃ）は、計画段階の最適値を示す。図８（ｃ１）では、図７（ｃ１）の場合と比べて、ＪＥＰＸでの電力取引単価が高いため、発電計画で火力ＢＧを符号Ｓの分だけ増やし、それに伴って、販売計画でＪＥＰＸが符号Ｔの分だけ増えている。

【0088】

また、図８（ｄ）は、再エネ出力が予測値よりも低下する場合を示す。この場合、図８（ｄ１）示すように、図８（ｃ１）ですでに火力ＢＧが出力可能範囲の上限に達しているため、ＧＣ後の再エネ出力低下に火力ＢＧの増加によって対応できす、符号Ｕに示すインバランスが発生する。

【0089】

このように、調整電源出力で決まる上げ余力と、再エネ出力予測誤差リスクから、不足インバランスリスクを算出し、インバランス単価を乗じて発電ＢＧ単価に加算して反映する。

【0090】

次に、図９を参照して、実施形態の情報処理装置５による処理について説明する。図９は、実施形態の情報処理装置５による処理を示すフローチャートである。なお、以下において、本実施形態に特有の処理以外の処理（例えば、需給調整前の発電計画、販売計画、需要計画、調達計画の策定等）については、説明がなくても従来と同様の処理が行われるものとする。

【0091】

まず、ステップＳ１において、再エネ発電量予測部５５２は、過去のデータ、気象データなどに基づいて、再エネ発電リソース３１１や再エネ発電リソース４１３による発電量を予測する。

【0092】

次に、ステップＳ２において、電力市場取引単価予測部５５３は、電力市場取引単価を予測して電力市場取引単価予測値を出力する。

【0093】

次に、ステップＳ３において、取得部５５１は、ＤＢ５１１から電源出力調整単価情報を取得する。

【0094】

次に、ステップＳ４において、取得部５５１は、ＤＢ５１１から電源出力変化可能幅情報を取得する。

【0095】

次に、ステップＳ５において、取得部５５１は、ＤＢ５１１から需要調整単価情報を取得する。

【0096】

次に、ステップＳ６において、取得部５５１は、ＤＢ５１１から需要調整可能幅情報を取得する。

【0097】

次に、ステップＳ７において、取得部５５１は、ＤＢ５１１から需要調整インセンティブ単価情報を取得する。

【0098】

次に、ステップＳ８において、インバランス単価予測部５５４は、発電インバランス単価と需要インバランス単価を予測する。

【0099】

次に、ステップＳ９において、発電ＢＧ計画部５５５は、発電ＢＧ３の電源（可調整電源リソース３１２）の出力のコスト単価である発電ＢＧ単価のメリットオーダーに基づいて、出力を調整する電源の優先順位と調整量を決定する。

【0100】

次に、ステップＳ１０において、需要ＢＧ計画部５５６は、需要ＢＧ３の需要リソース（負荷４１１、蓄電池４１２など）の需要計画と調達計画の調整に係るコスト単価である需要ＢＧ調整単価のメリットオーダーに基づいて、需要を調整する需要リソースの優先順位と調整量を決定する。

【0101】

次に、ステップＳ１１において、発電ＢＧ計画部５５５は、発電インバランスのリスクに基づいて発電インバランス損益期待値を算出し、電力出力調整単価情報（発電ＢＧ単価）に発電インバランス損益期待値を反映する。

【0102】

次に、ステップＳ１２において、需要ＢＧ計画部５５６は、需要インバランスのリスクに基づいて需要インバランス損益期待値を算出し、需要調整単価情報に需要インバランス損益期待値を反映する。

【0103】

次に、ステップＳ１３において、発電ＢＧ計画部５５５は、目的関数（Ｆ１、Ｆ２）の値を最大化させる計算を行い、各パラメータ（電力の市場取引量、発電量、需要調整量など）を決定する。

【0104】

次に、ステップＳ１４において、表示制御部５５９は、例えば、発電ＢＧ３の電源の発電ＢＧ単価と、需要ＢＧ４の需要リソースの需要ＢＧ調整単価と、発電ＢＧ単価のメリットオーダーと、需要ＢＧ調整単価のメリットオーダーと、電源の発電インバランス損益期待値と需要リソースの需要インバランス損益期待値と、需要リソースの調整が計画通り履行されない場合のペナルティと、販売計画の調整により獲得が見込まれる利益と、を表示部５３に表示させる。

【0105】

このように、本実施形態の情報処理装置５によれば、発電ＢＧ３と需要ＢＧ４の電力取引に関して売買電力量を柔軟に変更可能とする相対契約を前提として、その相対契約に合わせて電力需給を適切に調整することができる。したがって、そのような相対契約の促進に寄与する。

【0106】

また、販売計画の調整により得られる利益の発電ＢＧ３と需要ＢＧ４への配分を算出し、利益を発電ＢＧ３と需要ＢＧ４でシェアすることで、発電ＢＧ３だけでなく需要ＢＧ４の側にも需給調整によるメリットが生じる。

【0107】

また、需要計画と調達計画の調整に対するインセンティブ額を算出し、インセンティブ付与を実施することで、ＤＲに応じた需要家も恩恵を受けることができる。また、販売計画の調整により得られる利益を原資としてインセンティブを支払うことができる。

【0108】

また、発電ＢＧ単価のメリットオーダーに基づいて出力を調整する電源の優先順位を決定し、さらに、需要ＢＧ調整単価のメリットオーダーに基づいて需要を調整する需要リソースの優先順位を決定し、それらに基づくことで、販売計画における電力取引市場への電力販売量をより適切に決定することができる。

【0109】

また、発電インバランスのリスクに基づいて算出した発電インバランス損益期待値を発電ＢＧ単価に反映し、需要インバランスのリスクに基づいて算出した需要インバランス損益期待値を需要ＢＧ調整単価に反映することで、簡潔かつ高精度な目的関数を実現することができる。また、ＧＣ後の再エネ出力やＤＲ実現の不確実性によるインバランスリスクを適切に反映した演算結果を得ることができる。

【0110】

また、需給調整に関する各種情報（発電ＢＧ単価およびメリットオーダー、需要ＢＧ調整単価およびメリットオーダー、発電インバランス損益期待値、需要インバランス損益期待値、需要リソースの調整が計画通り履行されない場合のペナルティ、販売計画の調整により獲得が見込まれる利益など）を表示させることで、ユーザによる検討材料とすることができる。

【0111】

本実施形態の情報処理装置５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。

【0112】

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。

【0113】

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。

【0114】

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、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。

【0115】

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。

【0116】

また、電力システムＳに、電力系統の需給バランスを調整するアグリゲータが存在していてもよい。その場合、例えば、アグリゲータは、複数の発電ＢＧ３と複数の需要ＢＧ４をまとめた大きな単位で、電力系統の需給バランスを調整する。

【0117】

また、上述の実施形態における各処理のすべてを行う必要は必ずしもない。例えば、インセンティブの算出処理をオプション扱いにして、行わないことがあってもよい。

【0118】

また、目的関数は、すべての金銭の出入りを反映したものであってもよいし、あるいは、基準となる場面からの金銭の出入りの変化分だけを扱ったものでもよい。

【符号の説明】

【0119】

１…系統運用者、２…市場取引システム、３…発電ＢＧ、４…需要ＢＧ、５…情報処理装置、９…送配電事業者、３１…発電事業者、４１…需要家、５１…記憶部、５２…入力部、５３…表示部、５４…通信部、５５…処理部、３１１…再エネ発電リソース、３１２…可調整電源リソース、４１１…負荷、４１２…蓄電池、４１３…再エネ発電リソース、５５１…取得部、５５２…再エネ発電量予測部、５５３…電力市場取引単価予測部、５５４…インバランス単価予測部、５５５…発電ＢＧ計画部、５５６…需要ＢＧ計画部、５５７…インセンティブ算出部、５５８…利益配分算出部、５５９…表示制御部、Ｓ…電力システム

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】

【図8】

【図9】