JP7345287B2 - Power trading contract processing device and power trading contract processing method - Google Patents
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Description
本発明は、需給調整市場における入札の約定処理を行う電力取引約定処理装置および電力取引約定処理方法に関する。 The present invention relates to a power transaction contract processing device and a power transaction contract processing method that perform bidding contract processing in a supply and demand adjustment market.
2016年に電力小売全面自由化が始まり、卸電力取引市場における取引量は増加の一途をたどっている。このような市場における電力の取引は、コンピュータにより行われており、取引に参加する各電力事業者はインターネットなどを介して入札を行う。電力取引では、価格、取引量などを考慮して約定処理を行う必要がある。特許文献1には、電力取引所のスポット市場において、連系線空き容量の制約とともに、直流連系設備の送電量制約を考慮して、取引総余剰を最大化する取引を求める電力取引の約定処理方法が開示されている。特許文献1に記載の方法では、目的関数と、制約条件を設定して、設定された目的関数および制約条件に基づいて、組合せ最適化問題を解くことにより、売買約定量、連系線送電量および約定価格を決定している。
Full liberalization of the electricity retail market began in 2016, and the volume of transactions in the wholesale electricity trading market has continued to increase. Electric power transactions in such markets are conducted by computers, and each electric power company participating in the transactions makes a bid via the Internet or the like. In electricity trading, it is necessary to perform execution processing taking into consideration factors such as price and trading volume.
一方、2021年には、需給調整市場が開場される予定である。需給調整市場では、電力システムで発生する需要と供給の差すなわちインバランスを相殺するために必要な調整力が取引される。需給調整市場では、発電事業者、デマンドレスポンス事業者などの入札者が、調整力の入札を行い、調整力の調達者である送配電事業者が、入札された札のなかから約定する札を選択することになる。 Meanwhile, a supply and demand adjustment market is scheduled to open in 2021. In the supply and demand adjustment market, the adjustment power necessary to offset the difference between supply and demand, or imbalance, that occurs in the electric power system is traded. In the supply and demand adjustment market, bidders such as power generation companies and demand response companies make bids for adjustment capacity, and transmission and distribution companies, which are the procurers of adjustment capacity, choose the bids they want to execute from among the bids. You will have to choose.
2021年の需給調整市場の開場の時点では入札者はΔkW価格と呼ばれる調整力の価格で入札を行うことになる。したがって、入札した価格の安いものから約定されることになる。そして、実際の運用で発生するコスト、すなわち実際に電力の調整が行われた場合のコストは、この調整に使用された電力量と単価とに基づいて実費で精算が行われる予定である。実費で精算される際の単価は、kWh価格とも呼ばれる。したがって、送配電事業者は、調達力を確保するためのコストと、実際の運用実績に基づく実費での精算によるコストとの両方を負担する必要がある。 When the supply and demand adjustment market opens in 2021, bidders will place bids at the adjustment power price called the ΔkW price. Therefore, the bid will be executed starting from the lowest bid price. The cost that occurs in actual operation, that is, the cost when power is actually adjusted, is scheduled to be settled at actual cost based on the amount of power used for this adjustment and the unit price. The unit price when settled at actual cost is also called kWh price. Therefore, power transmission and distribution companies need to bear both the cost of securing procurement power and the cost of settling the costs based on actual operating results.
ここで、将来的には、ΔkW価格とkWh価格を入札時に指定し、送配電事業者は、その両方の価格を考慮して約定を決定することになる予定である。上記特許文献1に記載の方法では、入札される価格の種類としては1種類しか考慮されておらず、ΔkW価格とkWh価格の両方を考慮する場合には、特許文献1に記載の方法を適用することができない。ΔkW価格とkWh価格の両方を考慮する場合、両者の間に比例関係がある場合には、ΔkW価格が安い入札を約定させれば、トータルのコストが安くなる。しかしながら、ΔkW価格とkWh価格はそれぞれ入札者が任意に決めることができるため、ΔkW価格とkWh価格が比例するとは限らない。
Here, in the future, it is planned that the ΔkW price and the kWh price will be specified at the time of bidding, and the power transmission and distribution business will decide on a contract by considering both prices. The method described in
例えば、入札者Aと入札者Bが入札しており、ΔkW価格は入札者Aの方が安いが、kWh価格は入札者Bの方が安い場合、どちらの入札者の入札を約定させた方がトータルのコストが安いかは、ΔkW価格とkWh価格だけでなく、実際に調整に用いられる電力量に依存する。しかしながら、実際に調整に用いられる電力量が不確定であることから、入札者Aと入札者Bのどちらの入札者の入札を約定させた方がトータルのコストが安いかは不確定である。したがって、ΔkW価格とkWh価格の両方を考慮して約定させる最適な入札の組み合わせを求めることは、容易ではない。このため、ΔkW価格とkWh価格の両方を考慮して、約定する入札の適切な組み合わせを選択することが可能な装置が望まれる。 For example, if bidder A and bidder B are bidding, and bidder A's ΔkW price is lower, but bidder B's kWh price is lower, which bidder's bid is executed? Whether the total cost is low depends not only on the ΔkW price and the kWh price, but also on the amount of electricity actually used for adjustment. However, since the amount of electricity actually used for adjustment is uncertain, it is uncertain whether the total cost will be lower if the bid of bidder A or bidder B is agreed to. Therefore, it is not easy to find the optimal combination of bids that will be executed by considering both the ΔkW price and the kWh price. For this reason, a device is desired that can select an appropriate combination of bids to be executed, taking into account both the ΔkW price and the kWh price.
本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、ΔkW価格とkWh価格の両方を考慮して、約定する入札の適切な組み合わせを選択することが可能な電力取引約定処理装置を得ることを目的とする。 The present invention has been made in view of the above, and aims to provide an electricity transaction contract processing device that is capable of selecting an appropriate combination of bids to be contracted by considering both the ΔkW price and the kWh price. purpose.
上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明にかかる電力取引約定処理装置は、電力の調整力の単価を示す第1の価格と実際に電力の調整が行われる際に精算に用いられる単価である第2の価格とを含む入札データを取得する取得部、を備える。また、電力取引約定処理装置は、電力の調整力を調達する調達者が確保する調整力の量を示す確保量と、第1の価格と、第2の価格と、kWh発動量である調整量の関数であって実際に該調整量の調整が行われる確率を示す確率密度関数と、に基づいて、調達者が確保量の調整力の調達に要する第1のコストと実際に調整が行われる際の精算に要する第2のコストとの合計のコストの期待値を、各入札データに対応する調整力の約定量の関数として求め期待値に基づいて、約定する入札データを決定する約定札決定部、を備え、約定量は、第1の価格に約定量を乗ずることで、調整力に要するコストが算出される量である。 In order to solve the above-mentioned problems and achieve the purpose, the power transaction contract processing device according to the present invention has a first price indicating the unit price of power adjustment power and a price that is calculated when the power adjustment is actually performed. and an acquisition unit that acquires bid data including a second price that is a unit price to be used. In addition, the power transaction contract processing device includes a secured amount indicating the amount of regulating power secured by the purchaser who procures the regulating power of electricity, a first price, a second price, and an adjusted amount which is the kWh activation amount. A probability density function that is a function of and indicates the probability that the adjustment amount will actually be adjusted; The expected value of the total cost including the second cost required for settlement at the time of settlement is calculated as a function of the contract amount of the adjustment power corresponding to each bid data, and based on the expected value, the bid data to be contracted is determined. The contracted amount is the amount by which the cost required for adjustment power is calculated by multiplying the first price by the contracted amount .
本発明によれば、ΔkW価格とkWh価格の両方を考慮して、約定する入札の適切な組み合わせを選択することができるという効果を奏する。 According to the present invention, an effect is achieved in that an appropriate combination of bids to be executed can be selected in consideration of both the ΔkW price and the kWh price.
以下に、本発明の実施の形態にかかる電力取引約定処理装置および電力取引約定処理方法を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。 DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS Below, a power trade agreement processing device and a power trade agreement processing method according to an embodiment of the present invention will be described in detail based on the drawings. Note that the present invention is not limited to this embodiment.
実施の形態1.
図1は、本発明の実施の形態1にかかる電力取引約定処理装置の構成例を示す図である。本実施の形態の電力取引約定処理装置1は、電力の調整力を取引する市場において、入札された札の約定処理を行う装置である。電力の調整力を取引する市場としては、日本における需給調整市場が例示される。以下、電力の調整力を取引する市場として日本における需給調整市場を例に挙げて説明するが、電力の調整力を取引する市場は、需給調整市場に限定されない。調整力とは、送配電事業者が、電力系統の安定化のために、需要量または供給量を増加させる必要が生じた場合に備えて確保する能力であって、需給の調整のための能力である。調整力は、例えば、発電事業者、デマンドレスポンス事業者などから提供される。調整力は、ΔkWとも呼ばれる。需給調整市場では、入札者である発電事業者、デマンドレスポンス事業者などが入札し、送配電事業者の要求に応じて約定する札が決定される。本実施の形態の電力取引約定処理装置1は、需給調整市場における入札を受け付け、約定する札を決定する約定処理を実施する。
FIG. 1 is a diagram illustrating a configuration example of a power transaction contract processing device according to
図1に示すように、本実施の形態の電力取引約定処理装置1は、通信ネットワーク5を介して、中央給電指令所2-1,2-2、広域機関システム3および気象予報システム4にそれぞれ接続される。また、電力取引約定処理装置1は、通信ネットワーク8を介して、調達者端末装置6-1,6-2および入札者端末装置7-1~7-3にそれぞれ接続される。なお、図1では、通信ネットワーク5と通信ネットワーク8とを別に示しているが、通信ネットワーク5と通信ネットワーク8とは同一ネットワークであってもよい。
As shown in FIG. 1, the power transaction
中央給電指令所2-1,2-2は、電力系統の安定化のために、電力の需給を監視し、需給の状態に応じて、発電機の制御などを行うシステムである。中央給電指令所2-1,2-2を個別に区別せずに示すときは、以下、中央給電指令所2と呼ぶ。中央給電指令所2は、送配電事業者により管理されている。なお、一般に、中央給電指令所には、電力の需給を監視するコンピュータシステム以外の設備も含まれるが、ここでは、中央給電指令所に設置される、電力の需給を監視するコンピュータシステムを中央給電指令所2と呼ぶこととする。一般に各送配電事業者は1つ以上の中央給電指令所2を有する。なお、図1では、中央給電指令所2を2つ図示しているが、中央給電指令所2の数は図1に示した例に限定されない。中央給電指令所2は、電力系統の状態を示す系統データを、例えば定期的に電力取引約定処理装置1へ送信する。系統データには、時刻ごとの、送配電事業者によって電力の調整が行われた際に実際に用いられた電力量(以下、kWh発動量ともいう)を示すデータが含まれる。系統データに、kWh発動量自体が含まれていてもよいし、kWh発動量を推定するための情報が含まれていてもよい。また、系統データには、発電機の点検情報など電力の安定供給に関する情報が含まれていてもよい。
The central power dispatch center 2-1, 2-2 is a system that monitors the supply and demand of electricity and controls generators and the like according to the state of supply and demand in order to stabilize the power system. When the central power dispatch center 2-1 and 2-2 are shown without being distinguished individually, they will be referred to as the central
広域機関システム3は、電力広域的運営推進機関(以下、広域機関と呼ぶ)により、管理されるシステムであり、各連系線の空容量を管理する。電力会社により管轄制御される地域をまたいで電力の送電を行う際には、地域間を結ぶ連系線が用いられる。地域間の電力の取引が行われる場合には、連系線の空容量が考慮される必要がある。 The wide area organization system 3 is a system managed by the electricity wide area operation promotion organization (hereinafter referred to as the wide area organization), and manages the free capacity of each interconnection line. When transmitting power across regions controlled by a power company, interconnection lines are used to connect the regions. When electricity is traded between regions, the free capacity of interconnection lines needs to be taken into account.
気象予報システム4は、気象予報サービスを提供する事業者、または気象予報の情報を取得して利用者に提供する事業者により管理されるシステムであり、気象の観測結果、気象の予報情報などを含む気象データを配信する。気象予報システム4は、気象データを例えば定期的に配信する。 The weather forecast system 4 is a system managed by a business that provides weather forecast services or a business that acquires weather forecast information and provides it to users. Distribute weather data including: The weather forecast system 4 distributes weather data, for example, periodically.
調達者端末装置6-1,6-2は、調整力の調達者である送配電事業者により運用される端末である。調達者端末装置6-1,6-2を個別に区別せずに示すときは、以下、調達者端末装置6と呼ぶ。調達者端末装置6は、調整力の調達に必要な情報の入力を調達者から受付け、受け付けた情報を調達データとして電力取引約定処理装置1へ送信する。調達データには、調達者を示す識別情報と、調達が必要な調整力の量である確保量を決定するための設定情報と、が含まれる。確保量は、電力の調整力を調達する調達者が確保する調整力の量である。確保量を決定するための設定情報は、例えば、どの程度の確率まで考慮して確保量を決定するかを示す情報であり、kWh発動量に関しての、後述する考慮すべき最大の累積発動確率である。累積発動確率については後述する。なお、確保量を決定するための設定情報は、確保量自体を示す情報であってもよい。調整力は、予定された需給量と実際の需給量が異なる場合に備えるためのものであるが、予定された需給量と実際の需給量が、電力が不足する方向に不一致となるのか、電力が余る方向に不一致となるのかは不確定である。このため、送配電事業者は、電力の不足が生じる場合と、電力の余剰が不足する場合とに備えて、電力を増やす方向の調整力である上げ調整力と、電力を減らす方向の調整力である下げ調整力との両方を確保する必要がある。このため、確保量は、上げ調整力と下げ調整力のそれぞれについて定められる。
The purchaser terminal devices 6-1 and 6-2 are terminals operated by power transmission and distribution companies that are purchasers of adjustment power. When the procurer terminal devices 6-1 and 6-2 are shown without being individually distinguished, they will be referred to as procurer terminal devices 6 hereinafter. The purchaser terminal device 6 receives input of information necessary for procurement of adjustment power from the purchaser, and transmits the received information to the power transaction
入札者端末装置7-1~7-3は、調整力を送配電事業者に提供可能な入札者により運用される端末である。入札者端末装置7-1~7-3を個別に区別せずに示すときは、以下、入札者端末装置7と呼ぶ。入札者端末装置7は、入札者から、調整力の入札のために必要な情報の入力を受け付け、受け付けた情報を入札データとして電力取引約定処理装置1へ送信する。なお、図1では、調達者端末装置6を2つ、入札者端末装置7を3つ図示しているが、調達者端末装置6および入札者端末装置7の数は、図1に示した例に限定されない。
The bidder terminal devices 7-1 to 7-3 are terminals operated by bidders that can provide adjustment power to power transmission and distribution companies. When the bidder terminal devices 7-1 to 7-3 are shown without being individually distinguished, they will be referred to as bidder terminal devices 7 hereinafter. The bidder terminal device 7 receives input of information necessary for bidding on adjustment power from a bidder, and transmits the received information to the power transaction
本実施の形態の電力取引約定処理装置1は、図1に示すように、第1通信部11、データ記憶部12、処理管理部13、演算部14、入札データ記憶部15および第2通信部16を備える。演算部14は、諸元データ集約部21、約定計算部22および結果データ集約部23を備える。約定計算部22は、確率密度関数推定部31、累積分布関数算出部32、ΔkW約定量決定部33および約定札決定部34を備える。約定札決定部34は、組合せ探索部35を備える。
As shown in FIG. 1, the power trade
第1通信部11は、通信ネットワーク5を介して、中央給電指令所2-1,2-2、広域機関システム3および気象予報システム4のそれぞれとの間の通信を行う。第1通信部11は、中央給電指令所2-1,2-2から、系統データを取得してデータ記憶部12へ格納する。第1通信部11は、気象予報システム4から気象データを取得してデータ記憶部12へ格納する。データ記憶部12は、系統データおよび気象データを記憶する。
The first communication unit 11 communicates with each of the central power dispatch center 2-1, 2-2, the wide area organization system 3, and the weather forecast system 4 via the communication network 5. The first communication unit 11 acquires system data from the central power dispatch center 2-1, 2-2 and stores it in the
第2通信部16は、通信ネットワーク8を介して、調達者端末装置6および入札者端末装置7のそれぞれとの間の通信を行う。第2通信部16は、調達者端末装置6から、調達データを受信して入札データ記憶部15に格納する。第2通信部16は入札者端末装置7から、入札データを受信して入札データ記憶部15に格納する。すなわち、第2通信部16は、入札データを取得する取得部である。入札データ記憶部15は、調達データおよび入札データを記憶する。
The second communication unit 16 communicates with each of the procurer terminal device 6 and the bidder terminal device 7 via the
処理管理部13は、電力取引約定処理装置1における電力取引約定処理の全体を管理する。演算部14は、電力取引約定処理を実施する。演算部14における処理の詳細は後述する。
The processing management unit 13 manages the entire power trade contract processing in the power trade
ここで、電力取引約定処理装置1のハードウェア構成について説明する。本実施の形態の電力取引約定処理装置1は、コンピュータシステム上で、電力取引約定処理装置1における処理が記述されたプログラムである電力取引約定処理プログラムが実行されることにより、コンピュータシステムが電力取引約定処理装置1として機能する。図2は、本実施の形態の電力取引約定処理装置1を実現するコンピュータシステムの構成例を示す図である。図2に示すように、このコンピュータシステムは、制御部101と入力部102と記憶部103と表示部104と通信部105と出力部106とを備え、これらはシステムバス107を介して接続されている。
Here, the hardware configuration of the power transaction
図2において、制御部101は、例えば、CPU(Central Processing Unit)等のプロセッサであり、本実施の形態の電力取引約定処理装置1における処理が記述された電力取引約定処理プログラムを実行する。入力部102は、たとえばキーボード、マウスなどで構成され、コンピュータシステムの使用者が、各種情報の入力を行うために使用する。記憶部103は、RAM(Random Access Memory),ROM(Read Only Memory)などの各種メモリおよびハードディスクなどのストレージデバイスを含み、上記制御部101が実行すべきプログラム、処理の過程で得られた必要なデータ、などを記憶する。また、記憶部103は、プログラムの一時的な記憶領域としても使用される。表示部104は、ディスプレイ、LCD(液晶表示パネル)などで構成され、コンピュータシステムの使用者に対して各種画面を表示する。通信部105は、通信処理を実施する受信機および送信機である。出力部106は、プリンタなどである。なお、図2は、一例であり、コンピュータシステムの構成は図2の例に限定されない。
In FIG. 2, the control unit 101 is, for example, a processor such as a CPU (Central Processing Unit), and executes a power trade contract processing program in which processing in the power trade
ここで、本実施の形態の電力取引約定処理プログラムが実行可能な状態になるまでのコンピュータシステムの動作例について説明する。上述した構成をとるコンピュータシステムには、たとえば、図示しないCD(Compact Disc)-ROMまたはDVD(Digital Versatile Disc)-ROMドライブにセットされたCD-ROMまたはDVD-ROMから、電力取引約定処理プログラムが記憶部103にインストールされる。そして、電力取引約定処理プログラムの実行時に、記憶部103から読み出された電力取引約定処理プログラムが記憶部103に格納される。この状態で、制御部101は、記憶部103に格納されたプログラムに従って、本実施の形態の電力取引約定処理装置1としての処理を実行する。
Here, an example of the operation of the computer system until the power transaction contract processing program of this embodiment becomes executable will be described. In a computer system having the above-mentioned configuration, for example, an electricity transaction contract processing program is loaded from a CD-ROM or DVD-ROM set in a CD-ROM or DVD-ROM (not shown) drive. It is installed in the storage unit 103. Then, when the power trade contract processing program is executed, the power trade contract processing program read from the storage unit 103 is stored in the storage unit 103. In this state, the control unit 101 executes processing as the power transaction
なお、上記の説明においては、CD-ROMまたはDVD-ROMを記録媒体として、電力取引約定処理装置1における処理を記述したプログラムを提供しているが、これに限らず、コンピュータシステムの構成、提供するプログラムの容量などに応じて、たとえば、通信部105を経由してインターネットなどの伝送媒体により提供されたプログラムを用いることとしてもよい。
In the above description, a CD-ROM or a DVD-ROM is used as a recording medium to provide a program that describes the processing in the power transaction
図1に示した処理管理部13および演算部14は、図2の制御部101により実現される。また、データ記憶部12および入札データ記憶部15は、記憶部103により実現される。図1に示した第1通信部11および第2通信部16は、図2に示した通信部105により実現される。
The processing management section 13 and calculation section 14 shown in FIG. 1 are realized by the control section 101 shown in FIG. Further, the
図1に示した中央給電指令所2-1,2-2、広域機関システム3、気象予報システム4、調達者端末装置6-1,6-2および入札者端末装置7-1~7-3についても、電力取引約定処理装置1と同様に、コンピュータシステムにより実現される。
The central power dispatch center 2-1, 2-2, wide area agency system 3, weather forecast system 4, procurer terminal devices 6-1, 6-2, and bidder terminal devices 7-1 to 7-3 shown in FIG. Similarly to the power transaction
次に、本実施の形態の動作について説明する。電力取引約定処理装置1による約定処理は、定められた期間ごとに行われる。定められた期間は、例えば4時間であるが、これに限定されない。電力取引約定処理装置1は、定められた期間を単位として、入札されている札すなわち受信した入札データと、調達者端末装置6から受信した調達データとに基づいて、約定する札を決定する。
Next, the operation of this embodiment will be explained. Contract processing by the power transaction
各入札者端末装置7は、入札者から入力された情報に基づいて入札データを生成し、入札データを電力取引約定処理装置1へ送信する。入札データは上述したように、電力取引約定処理装置1の入札データ記憶部15に格納される。図3は、本実施の形態の入札データの構成例を示す図である。図3に示すように、入札データは、入札する事業者を示す情報(図3では事業者と記載)、調整力価格、調整力最大値および調整発動時の価格を含む。調整力価格は、調整力の単価でありΔkW価格とも呼ばれる。第1の価格であるΔkW価格に、約定量を乗ずることにより調整力に要するコストが算出される。調整力最大値は、入札者に提供可能な調整力の最大値である。なお、入札データには、上げ調整力、下げ調整力のどちらに対応した入札であるかを示す情報が含まれる。例えば、調整力最大値の正負符号により示されてもよいし、上げ調整力、下げ調整力のどちらであるかを示す情報が入札データに付加されていてもよい。第2の価格である調整発動時の価格は、実際の需給時に調整力が用いられたすなわち電力量の調整が行われたときの精算に使用される単価である。このように、入札データは、電力の調整力の価格を示す第1の価格と実際に電力の調整が行われる際に精算に用いられる単価である第2の価格とを含む。以下、電力量の調整が実際に行われること、すなわち調整が発動することをkWh発動とも呼ぶ。調整発動時の価格を、kWh価格と呼ぶ。kWh発動時には、調整に用いられた電力量にkWh価格を乗じた費用が、送配電事業者から入札者へ支払われることになる。なお、入札データの構成は図3の例に限定されず、図3に示したデータ以外が含まれていてもよい。
Each bidder terminal device 7 generates bid data based on information input by the bidder, and transmits the bid data to the power transaction
各調達者端末装置6は、調達者から入力された情報に基づいて調達データを生成し、調達データを電力取引約定処理装置1へ送信する。調達データは上述したように、電力取引約定処理装置1の入札データ記憶部15に格納される。調達者端末装置6は、定められた期間ごとに調達データを送信してもよいし、定められた期間とは同期せずに、調達データが変更されるときに調達データを送信するようにしてもよい。
Each procurer terminal device 6 generates procurement data based on information input from the procurer, and transmits the procurement data to the power transaction
図4は、本実施の形態の電力取引約定処理手順の一例を示すフローチャートである。電力取引約定処理装置1は、各調達者の上げ調整力、下げ調整力のそれぞれの調達力ごとに、図4に示した電力取引約定処理を実施する。図4に示すように、電力取引約定処理装置1は、入札データ、調達データ、系統データおよび気象データを取得する(ステップS1)。詳細には、演算部14の諸元データ集約部21が、データ記憶部12から系統データおよび気象データを読み出す。また、演算部14の諸元データ集約部21は、入札データ記憶部15から、約定処理の対象の調達者に対応する調達データを読み出し、約定処理の対象の調整力の方向に対応する入札データを読み出す。そして、諸元データ集約部21は、読み出した系統データおよび気象データを約定計算部22の確率密度関数推定部31へ渡し、読み出した調達データおよび入札データを、ΔkW約定量決定部33へ渡す。
FIG. 4 is a flowchart illustrating an example of the power transaction contract processing procedure according to the present embodiment. The power trade
ここで、入札者は上述した通り、調整力の最大値を指定するが、約定するときには、調達者がその入札者から調達する調整力が最大値以下となる範囲で約定量として決定される。したがって、約定量は調整力が最大値より少ない場合もある。調整力に要するコストは、約定する入札が決まれば、すなわち約定量が決まれば決まる。これに対し、実際に調整に電力が使用される際に要するコストは、kWh価格×調整に用いられた電力量となり、約定量が決まったとしても確定はせず、実際に調整に用いられた電力量に依存する。このように、調整力に要するコストと電力が使用される際に要するコストは性質が異なるため、入札者は、様々な要素を考慮してΔkW価格とkWh価格を決定する可能性がある。このため、ΔkW価格とkWh価格が比例するとは限らず、ΔkW価格を高めに設定する入札者もいればkWh価格を高めに設定する入札者もいる可能性がある。そこで、本実施の形態の電力取引約定処理装置1は、ΔkW価格とkWh価格の両方を考慮して、総コストの期待値を抑制するように、約定する入札を決定する。
Here, as described above, the bidder specifies the maximum value of the adjustment power, but when making a contract, the contract amount is determined within the range in which the adjustment power that the purchaser procures from the bidder is equal to or less than the maximum value. Therefore, the contract amount may have less adjustment power than the maximum value. The cost required for adjustment power is determined once the bid to be executed is determined, that is, once the contract amount is determined. On the other hand, the cost required when electricity is actually used for adjustment is the kWh price x amount of electricity used for adjustment, and even if the contracted amount is decided, it is not finalized and the cost is the amount actually used for adjustment. Depends on the amount of electricity. As described above, since the cost required for regulating power and the cost required when electricity is used are different in nature, bidders may decide the ΔkW price and the kWh price by considering various factors. For this reason, the ΔkW price and the kWh price are not necessarily proportional, and there is a possibility that some bidders set the ΔkW price higher, and some bidders set the kWh price higher. Therefore, the power transaction
次に、電力取引約定処理装置1は、系統データの過去の実績から確率密度関数を算出する(ステップS2)。詳細には、約定計算部22の確率密度関数推定部31が、一定期間分の系統データを用いて、kWh発動量ごとの度数分布を求め、度数分布に基づいてkWh発動量の確率密度関数を算出する。このとき、確率密度関数推定部31は、系統データの時刻に基づいて、該時刻に対応する気象データの観測結果を参照して、系統データをグループ分けし、グループごとに確率密度関数を求める。
Next, the power transaction
確率密度関数推定部31は、例えば、晴れ、曇り、雨といった天気によってグループ分けを行ってもよいし、気温によりグループ分けを行ってもよい。なお、一般に、調達者ごとに管理する地域が異なるので、確率密度関数推定部31は、約定処理の対象の調達者に対応する地域の気象データを参照してグループ分けを行う。また、確率密度関数推定部31は、時刻に基づいて、季節、月単位などでグループ分けを行ってもよいし、平日と土日祝日とでグループを分けてもよいし、曜日ごとにグループ分けを行ってもよい。また、電力取引約定処理装置1が、発電機ごとの稼動状態なども系統データとして取得することとし、確率密度関数推定部31は、発電機の稼動状態に応じてグループ分けを行ってもよい。確率密度関数推定部31は、以上例示した項目を組み合わせてグループ分けを行ってもよい。一般に、細かく条件を設定してグループ分けを行うほど、予測の精度は向上するが同一グループに属するデータは少なくなるので、これらを考慮して、適宜グループ分けを行う。なお、このグループ分けは行わずに一定期間の全てのデータを用いて確率密度関数を求めても良い。グループ分けを行う場合、確率密度関数推定部31は、約定処理の対象となる期間の時刻に基づいて、系統データのうち、約定処理の対象となる期間が属するグループのデータを用いて確率密度関数を算出する。
The probability density
図5は、本実施の形態の確率密度関数推定部31が算出する度数分布の一例を示す図である。図5では、横軸はkWh発動量を示し、縦軸は、度数、すなわち発動の回数を示す。図5に示した破線の丸は、確率密度関数推定部31が系統データに基づいて算出した発動の回数を示している。図5では、1MWhを単位として、発動の回数を求めている。例えば、図5の一番左の破線の丸は、kWh発動量が0MWh以上1MWh以下であった回数を示し、左から2番目の破線の丸は、kWh発動量が1MWhより多く2MWh以下であった回数を示す。なお、発動の回数を算出する単位は1MWhに限定されない。
FIG. 5 is a diagram showing an example of the frequency distribution calculated by the probability density
図6は、本実施の形態の確率密度関数推定部31が算出する確率密度関数の一例を示す図である。確率密度関数推定部31は、図5に例示した度数分布のデータから確率密度関数f(x)を算出する。xは、kWh発動量である。例えば、確率密度関数推定部31は、図5に例示した度数分布に基づいて、最小二乗法など任意の近似式の算出方法を用いて度数分布をxの関数で表す。算出された関数は、度数を示すものであるため、この関数の値を、図5に示した発動の回数の総数で割り100を掛けることにより、確率を%で示した値に変換される。確率密度関数推定部31は、例えば、このようにして、確率密度関数f(x)を算出することができる。図6に示すように、xが3MWhの場合にf(x)は20%となる。これは、20%の確率で、3MWhの発動、すなわち調整量が3MWhの調整が行われることを示す。
FIG. 6 is a diagram showing an example of a probability density function calculated by the probability density
なお、ステップS2の処理は、別のシステムで算出されてもよい。この場合、電力取引約定処理装置1は、別のシステムから確率密度関数を取得する。また、ステップS2の処理は、約定処理と同期して実施されなくてもよい。例えば、確率密度関数推定部31は、約定処理のタイミングとは独立して決定された任意のタイミングで、グループごとに、確率密度関数を求めておき、グループごとの確率密度関数をデータ記憶部12に格納しておいてもよい。この場合、約定処理では、ステップS1の後、確率密度関数推定部31は、約定処理の対象となる調達者および時刻に対応するグループの確率密度関数を読み出せばよい。
Note that the processing in step S2 may be calculated by another system. In this case, the power trade
図4の説明に戻り、ステップS2の後、電力取引約定処理装置1は、確率密度関数を累積分布関数に変換する(ステップS3)。詳細には、約定計算部22の累積分布関数算出部32が、ステップS2で算出した確率密度関数f(x)を0からxまで積分した値を求めることにより累積分布関数F(x)を算出する。
Returning to the explanation of FIG. 4, after step S2, the power trade
図7は、本実施の形態の累積分布関数算出部32が算出する累積分布関数の一例を示す図である。累積分布関数F(x)は、kWh発動量すなわち調整量に関する関数であって該調整量以下の調整が実際に行われる確率である累積発動確率を示す関数である。図6に示した確率密度関数f(x)は、kWh発動量がxの値になる確率を示すが、累積分布関数F(x)は、kWh発動量がx以下となる確率を示す。図7に示すように、xが3MWhの場合にF(x)は50%となる。これは、50%の確率で、3MWh以下の発動、すなわち調整量が3MWh以下の調整が行われることを示す。
FIG. 7 is a diagram showing an example of a cumulative distribution function calculated by the cumulative distribution
図4の説明に戻り、ステップS3の後、電力取引約定処理装置1は、考慮すべき最大の累積発動確率から約定するΔkW量を算出する(ステップS4)。約定するΔkW量は、調達者が確保する調整力の総和であり、上述した確保量である。考慮すべき最大の累積発動確率は、上述したように、調達データに、確保量を決定するための設定情報として格納される。すなわち、考慮すべき最大の累積発動確率は、調達者により入力された値である。例えば、電力取引約定処理装置1の処理管理部13は、第2通信部16を介して、調達者端末装置6に、考慮すべき最大の累積発動確率の入力を受け付ける画面を表示するための情報を送信することにより、調達者端末装置6に、最大の累積発動確率の入力を受け付ける画面を表示させる。
Returning to the explanation of FIG. 4, after step S3, the power trading
図8は、本実施の形態の考慮すべき最大の累積発動確率の入力を受け付ける画面の一例を示す図である。調達者は、調達者端末装置6を操作することにより、考慮すべき最大の累積発動確率を入力し、調達者端末装置6は、考慮すべき最大の累積発動確率を事業者の識別情報とともに調達データとして電力取引約定処理装置1へ送信する。
FIG. 8 is a diagram showing an example of a screen that accepts input of the maximum cumulative activation probability to be considered in this embodiment. The purchaser inputs the maximum cumulative activation probability to be considered by operating the purchaser terminal device 6, and the purchaser terminal device 6 inputs the maximum cumulative activation probability to be considered together with the identification information of the business operator. It is transmitted as data to the power transaction
ここで、ステップS4の処理の詳細について説明する。ステップS4では、ΔkW約定量決定部33が、ステップS3で算出された累積発動確率を基に、考慮すべき最大の累積発動確率に対応するkWh発動量を算出し、算出したkWh発動量を、約定するΔkW量とする。例えば、ΔkW約定量決定部33は、図7に示すように、考慮すべき最大の累積発動確率がR%であった場合、F(x)がR%となるxを算出し、算出したxを約定するΔkW量とする。このように、確保量である約定するΔkW量は、調達者から指定された考慮すべき最大の累積発動確率と累積分布関数とに基づいて決定される。
Here, details of the process in step S4 will be explained. In step S4, the ΔkW contract
なお、ここでは、確保量を決定するための設定情報が、考慮すべき最大の累積発動確率である例を説明したが、これに限らず、確保量を決定するための設定情報は確保量自体を示す情報であってもよい。このように、確保量、すなわち約定するΔkW量は、上述した累積発動確率に基づいて算出されるものでなくてもよい。 In addition, here we have explained an example in which the setting information for determining the secured amount is the maximum cumulative activation probability to be considered, but the setting information for determining the secured amount is not limited to this, but the setting information for determining the secured amount may be the secured amount itself. It may also be information indicating. In this way, the amount secured, that is, the amount of ΔkW to be contracted, does not have to be calculated based on the cumulative activation probability described above.
図4の説明に戻り、ステップS4の後、電力取引約定処理装置1は、コストの期待値が最小となるコスト関数を導出する(ステップS5)。詳細には、約定札決定部34の組合せ探索部35が、約定するΔkW量と、入札データと、確率密度関数f(x)と、を用いて、コストの期待値が最小となるコスト関数g(x)を算出する。なお、以下では、各入札データに対応する入札を、単に入札とも呼ぶ。コスト関数g(x)は、約定する候補となる入札の組み合わせと各入札に対応する約定量とに応じて決まる関数であり、kWh発動量ごとの、調達者が負担する総コストを示す関数である。
Returning to the explanation of FIG. 4, after step S4, the power trade
確率密度関数f(x)としては、上述したステップS2で算出した確率密度関数f(x)を用いることができる。なお、確率密度関数f(x)は、ステップS2で算出した確率密度関数f(x)、すなわち過去の実績から算出された確率密度関数f(x)に限定されず、例えば、調達者により与えられるなど、電力取引約定処理装置1の外部から与えられた関数を用いてもよい。図9および図10は、外部から与えられた本実施の形態の確率密度関数f(x)の例を示す図である。図9に示した例では、kWh発動量によらずフラットな形状となっており、図10に示した例では、kWh発動量が少ない確率が高くなっている。図10に示したような形状は、実際の調整が生じる可能性が低いことを意味し、電力の需給の予測が正確に行われていることを示す。確率密度関数f(x)の決定方法は、調達者ごとに異なっていてもよい。すなわち、ある調達者に関しては、過去の実績に基づく確率密度関数f(x)を用い、別の調達者に関しては、調達者から指定された確率密度関数f(x)を用いるなど、確率密度関数f(x)の決定方法が混在していてもよい。
As the probability density function f(x), the probability density function f(x) calculated in step S2 described above can be used. Note that the probability density function f(x) is not limited to the probability density function f(x) calculated in step S2, that is, the probability density function f(x) calculated from past performance, but, for example, the probability density function f(x) given by the procurer. It is also possible to use a function given from outside the power transaction
次に、コスト関数g(x)を、数式を用いて説明する。各入札データに対応するコストは、以下の式(1)で示すことができる。ここで、nは、入札の番号である入札番号であり、anは入札番号nの入札のkWh価格であり、xnは入札番号nの入札のkWh発動量であり、bnは入札番号nの入札のΔkW価格であり、ynは入札番号nの入札の約定量である。Pnは、入札番号nの入札が約定した場合に調達者が入札番号nの入札の入札者に支払うコストである。なお、各入札に関して、kWh発動量は約定量を超えてはいけないことから、yn≧xnである。 Next, the cost function g(x) will be explained using a mathematical formula. The cost corresponding to each bid data can be expressed by the following equation (1). Here, n is the bid number, which is the number of bids, a n is the kWh price of the bid with bid number n, x n is the kWh activation amount of the bid with bid number n, and b n is the bid number. It is the ΔkW price of the bid of n, and y n is the contracted amount of the bid of bid number n. P n is the cost that the procurer pays to the bidder of bid number n when the bid of bid number n is contracted. Note that for each bid, the kWh activation amount must not exceed the contracted amount, so y n ≧ x n .
したがって、コスト関数g(x)は、以下の式(2)で表すことができる。Yは、上述した確保量、すなわち約定させるΔkW量である。xは、調達者が発動させるkWh発動量の総量であり、図6に示したxである。式(2)においてbnを含む項は、調達者が確保量の調整力の調達に要する第1のコストであり、anを含む項は、実際に調整が行われる際の精算に要する第2のコストである。 Therefore, the cost function g(x) can be expressed by the following equation (2). Y is the above-mentioned secured amount, that is, the contracted ΔkW amount. x is the total amount of kWh activated by the procurer, and is x shown in FIG. In equation (2), the term including b n is the first cost required for the procurer to procure the ability to adjust the amount secured, and the term including a n is the first cost required for settlement when the adjustment is actually performed. The cost is 2.
ここで、目的は調達者が負担するコストの最小化であるため、入札番号1,2,…は、anの低い順に番号が振られているとする。すなわち、anは、kWh発動時の単価の安い順に並べられているとする。これは、kWh発動時には単価の安い順に発動が行われて精算されるため、単価の安い順に並べることにより、入札番号の順に発動されるという前提で計算することができるためである。このとき、以下の式(3)が成り立つ。これは、入札番号n-1のkWh価格は入札番号nのkWh価格より高いため、入札番号n-1のkWh発動量xn-1が上限すなわち調整力の約定量であるyn-1に達していない場合には、入札番号nのkWh発動量を増加させるより入札番号n-1のkWh発動量の増加を優先させるべきだからである。したがって、入札番号n-1のkWh発動量xn-1が約定量であるyn-1より少ない場合には、xnは0になる。
Here, since the purpose is to minimize the cost borne by the procurer, it is assumed that
図11は、本実施の形態のコスト関数g(x)の一例を示す図である。図11の横軸は、kWh発動量x、すなわち約定する候補となる各入札に対応するkWh発動量の総量である。コスト関数g(x)は、kWh発動時に調整量が使用される入札ごとに、単価が変わるので、図11に示すように、折れ線状の形状となっている。例えば、kWh発動量xがy1以下であれば、入札番号が1の入札に対応する入札者だけkWh発動として実際の調整で使用すれば済む。このため、kWh発動量xがy1以下の部分では、ΔkWの調達に要するコストの総和と、入札番号が1の入札のkWh価格とkWh発動量xとを乗算したコストと、を足したものがコスト関数g(x)となる。kWh発動量xがy1を超えると、次に、入札番号が1の入札のkWh価格が適用されるため、コスト関数g(x)の傾きは、kWh発動量xがy1以下の場合の傾きから変化することになる。
FIG. 11 is a diagram showing an example of the cost function g(x) of this embodiment. The horizontal axis in FIG. 11 is the kWh activation amount x, that is, the total amount of kWh activation corresponding to each bid that is a candidate for execution. The cost function g(x) has a polygonal line shape as shown in FIG. 11 because the unit price changes for each bid in which the adjustment amount is used when kWh is activated. For example, if the kWh activation amount x is less than or equal to y1 , only the bidder corresponding to the bid with the
一方、コストの期待値は、f(x)g(x)を0からYまで積分したものとなるので、コストの期待値の最小値は、以下の式(4)で表すことができる。式(4)に示すコストの期待値は、入札データに対応する調整力の約定量の関数となる。 On the other hand, since the expected cost value is obtained by integrating f(x)g(x) from 0 to Y, the minimum value of the expected cost value can be expressed by the following equation (4). The expected cost value shown in equation (4) is a function of the contracted amount of adjustment power corresponding to the bidding data.
したがって、式(4)を最小にするように、y1,y2,…を決定すればよい。式(4)を最小にするy1,y2,…の決定方法は、各入札に対応する約定量を順次変更して、総当たり方式で計算を行って算出する方法であってもよいし、二分探索木を用いた探索など計算量を削減する方法を用いてもよい。なお、ここでは、式(4)を最小にするy1,y2,…を決定するようにしたが、最小でなくてもコストを抑制することができればよいので、例えばコストに閾値を定めて、閾値以下となった時点で、y1,y2,…の探索をやめて、コストが閾値以下となるy1,y2,…を決定してもよい。 Therefore, y 1 , y 2 , . . . may be determined so as to minimize Equation (4). The method for determining y 1 , y 2 , ... that minimizes Equation (4) may be to sequentially change the contract amount corresponding to each bid and perform calculations using a round-robin method. , a method to reduce the amount of calculation, such as a search using a binary search tree, may be used. Note that here, we decided to determine y 1 , y 2 , ... that minimizes Equation (4), but even if it is not the minimum, it is sufficient if the cost can be suppressed, so for example, by setting a threshold value for the cost, , the search for y 1 , y 2 , . . . may be stopped and y 1 , y 2 , . . . whose cost is below the threshold value may be determined.
約定札決定部34の組合せ探索部35は、コストの期待値を最小にするy1,y2,…を決定すると、決定した結果に基づいて、約定量が0でない入札を約定する札と決定し、約定した札と対応する約定量とを約定結果として、結果データ集約部23へ出力する。
After determining y 1 , y 2 , . . . that minimizes the expected value of cost, the
以上のように、約定札決定部34は、確保量と、ΔkW価格と、kWh価格と、確率密度関数と、に基づいて、調達者が確保量の調整力の調達に要する第1のコストと実際に調整が行われる際の精算に要する第2のコストとの合計のコストの期待値を、各入札データに対応する約定量の関数として求める。そして、約定札決定部34は、期待値に基づいて、約定する入札データを決定する。
As described above, the contract
図4の説明に戻り、ステップS5の後、結果データ集約部23は、約定結果を約定結果データとして入札データ記憶部15へ格納し、約定処理の終了を処理管理部13へ通知する(ステップS6)。以上で、本実施の形態の約定処理が終了する。
Returning to the explanation of FIG. 4, after step S5, the result
なお、約定処理の終了後、処理管理部13は、入札データ記憶部15から約定結果データを読み出して、第2通信部16を介して、約定結果データに対応する調達者端末装置6および入札者端末装置7へ約定結果データを送信する。 After the contract processing is completed, the processing management section 13 reads the contract result data from the bidding data storage section 15 and transmits the contract result data to the procurer terminal device 6 and the bidder corresponding to the contract result data via the second communication section 16. The contract result data is transmitted to the terminal device 7.
また、第1通信部11は、広域機関システム3から、連系線の空容量を示す情報を取得し、データ記憶部12に記憶し、組合せ探索部35は、データ記憶部12からこの情報を読み出すことにより、さらに、連系線の空容量を考慮して、約定させる札を選択してもよい。例えば、組合せ探索部35は、上述した方法により、コストの期待値を最小にする約定結果を求めた後、地域間をまたぐ入札に関して、この入札を約定させることにより連系線の空容量を超えると判断し、連系線の空容量を超える場合には、該当する入札を除いて、再度、上述した方法により、コストの期待値を最小にする約定結果を求める。これらの処理を繰り返すことにより、組合せ探索部35は、連系線の空容量を超えない範囲で、コストの期待値を最小にする約定結果を求めることができる。
In addition, the first communication unit 11 acquires information indicating the free capacity of interconnection lines from the wide area organization system 3 and stores it in the
また、入札に最小約定量の制約が加わる場合にも本実施の形態の約定処理方法を適用することができる。ただし、最小約定量の制約が加わると、コストの期待値を最小にするy1,y2,…を決定することが困難になるので、組合せ探索部35は、分枝限定法などにより組み合わせを探索し、約定を決定する。
Further, the contract processing method of this embodiment can be applied even when a minimum contract amount is imposed on the bid. However, if a minimum contract quantity constraint is added, it becomes difficult to determine y 1 , y 2 , etc. that minimize the expected value of cost, so the
また、第1通信部11は、広域機関システム3、中央給電指令所2などから、電力系統の電圧、安定度など電力系統の安定供給に関する指標を受信してデータ記憶部12に記憶し、組合せ探索部35が、これらの情報を用いて、電力系統の安定供給に関する指標がすべて一定基準値以上となるように約定する組み合わせを決定してもよい。約定札決定部34は、さらに電力系統の安定供給に関する指標に基づいて、約定する入札データを決定してもよい。また、これらの安定供給に関する指標は確率を含んでも良く、組合せ探索部35は、重大事故が一定確率以下となるような約定の組み合わせを決定してもよい。電力系統の安定供給に関する指標を考慮する場合は、組合せ探索部35は、制約条件に上記指標が一定基準値以上となることを追加して組み合わせを探索すればよい。これにより、指標が一定基準値に満たない組み合わせを除外することができる。例えば、約定した調整力が特定の地域に偏っており、これにより電圧などの指標が基準値指標を満たないことも考えられる。制約条件に安定供給に関する指標が一定基準値以上となることを含めておけば、指標が基準値を満たさない組み合わせが選択されるのを避けることができる。
The first communication unit 11 also receives indicators related to stable supply of the power system, such as the voltage and stability of the power system, from the wide-area system 3, the central
以上のように、本実施の形態の電力取引約定処理装置1は、電力の調整力を調達する調達者が確保する調整力の量を示す確保量と、各入札のΔkW価格およびkWh価格と、調整量ごとの実際に調整が行われる確率を示す確率密度関数と、に基づいて、調整力の調達に要するコストと精算に要するコストとの合計の期待値を、各入札の約定量の関数として求める。そして、電力取引約定処理装置1は、求めた期待値を最小とするように、約定する入札を決定するようにした。このため、ΔkW価格とkWh価格の両方を考慮して、約定する入札の適切な組み合わせを選択することができる。
As described above, the power transaction
実施の形態2.
次に、実施の形態2の電力取引約定処理方法について説明する。本実施の形態の電力取引約定処理装置1の構成は実施の形態1と同様である。実施の形態1と同様の機能を有する構成要素は同一の符号を付して説明し、実施の形態1と重複する説明を省略する。以下、実施の形態1と異なる点を中心に説明する。
Next, a power transaction contract processing method according to the second embodiment will be explained. The configuration of the power transaction
電力系統を安定させるためには、送配電事業者は、調整力として、応答(応答速度)、上げ調整力、下げ調整力等が異なる様々な種類のものを調達しておき、実際に生じる変動に合わせて適切な調整力を発動させる必要がある。一般的に必要とされる調整力として、EDC(経済負荷配分制御)上げ、EDC下げ、LFC(負荷周波数制御)上げ、LFC下げ、GF(ガバナフリー)と呼ばれる種類の調整力が挙げられる。 In order to stabilize the power system, power transmission and distribution companies must procure various types of adjustment power with different response (response speed), up adjustment power, down adjustment power, etc. It is necessary to exercise appropriate adjustment power according to the situation. Generally required adjustment forces include a type of adjustment power called EDC (Economic Load Distribution Control) increase, EDC decrease, LFC (Load Frequency Control) increase, LFC decrease, and GF (Governor Free).
図12は、本実施の形態の複数の種類の調整力の特徴を示す概念図である。図12の横軸は応答速度を示し、縦方向は調整力の方向を示す。したがって、送配電事業者は、種類ごとにそれぞれ必要な調整力を、実施の形態1で述べた方法により確保することができる。一方、各種類の調整力は、異なる送配電事業者が管轄するエリア間で融通することが可能である。しかしながら、連系線の容量等の電気的な制約により、すべての種類の調整力を融通することは難しいことがある。 FIG. 12 is a conceptual diagram showing characteristics of a plurality of types of adjustment forces according to the present embodiment. The horizontal axis in FIG. 12 indicates the response speed, and the vertical direction indicates the direction of the adjustment force. Therefore, the power transmission and distribution company can secure the adjustment power required for each type by the method described in the first embodiment. On the other hand, each type of adjustment power can be shared between areas under the jurisdiction of different power transmission and distribution companies. However, due to electrical constraints such as the capacity of interconnection lines, it may be difficult to accommodate all types of adjustment forces.
したがって、連系線を使って融通されるべき調整力は、異なる送配電事業者が管轄する地域間で価格差が最も大きく、かつ発動確率が高い調整力、すなわちコスト改善の期待値が最も高い調整力である。したがって、電気的な制約を考慮しつつ、全種類の調整力の調達コストの合計の期待値が最小となるような組み合わせを導出すればよい。すなわち、入札データに、種類の異なる複数の調整力の入札データが含まれ、連系線を用いて調整力が提供される入札データが含まれる場合、約定札決定部34は、連系線の容量と、全ての種類の調整力の合計のコストの総計の期待値とに基づいて、約定する入札データを決定する。例えば、約定札決定部34は、以下の条件を制約条件に加えて組み合わせを探索する。
・各地域で約定量が必要量を上回ること。
・各地域間は連系線により約定量を融通することが出来ること。
・融通量が連系線の空容量を超過しないこと。
Therefore, the adjustment power that should be accommodated using interconnection lines is the adjustment power that has the largest price difference between regions under the jurisdiction of different power transmission and distribution companies and has a high probability of activation, that is, the adjustment power that has the highest expected value of cost improvement. It is the ability to adjust. Therefore, it is sufficient to derive a combination that minimizes the expected value of the total procurement cost of all types of adjustment forces while taking electrical constraints into consideration. That is, when the bid data includes bid data of a plurality of different types of adjustment power, and includes bid data in which adjustment power is provided using an interconnection line, the contracted
・The contract amount exceeds the required amount in each region.
・It is possible to accommodate the contracted amount between each region through interconnection lines.
- The amount of interchange shall not exceed the free capacity of the interconnection line.
図13は、本実施の形態において、地域間での複数の種類の調整力の融通を説明するための図である。送配電事業者aが地域Aを管轄し、送配電事業者bが地域Bを管轄しているとする。地域Aと地域Bとは連系線で接続されている。このとき、送配電事業者aおよび送配電事業者bは、それぞれEDC上げ、EDC下げ、LFC上げ、LFC下げ、GFの各調整力を確保する必要がある。送配電事業者aは、EDC上げ、EDC下げ、LFC上げ、LFC下げ、GFの必要量が50,30,10,8,2であり、送配電事業者bは、EDC上げ、EDC下げ、LFC上げ、LFC下げ、GFの必要量が30,20,6,5,1であったとする。この場合、地域Aにおける入札の調整力が全ての種類に関して、地域Bより安かったとしても、連系線の空容量の制約により、送配電事業者bが全ての種類の調整力を地域Aにおける入札で賄うことは困難である。したがって、コストの改善の効果が高い調整力を優先して地域Aから地域Bへ融通する。すなわち、連系線の空容量の制約を満たす範囲で、複数の種類の調整力の調達のためのコストの期待値が最小となるように約定する札を選択すればよい。 FIG. 13 is a diagram for explaining accommodation of a plurality of types of adjustment power between regions in this embodiment. It is assumed that power transmission and distribution company a has jurisdiction over region A, and power transmission and distribution company b has jurisdiction over region B. Region A and region B are connected by an interconnection line. At this time, the power transmission and distribution company a and the power transmission and distribution company b need to ensure respective adjustment capabilities for raising EDC, lowering EDC, raising LFC, lowering LFC, and GF. Transmission and distribution company a has EDC increase, EDC decrease, LFC increase, LFC decrease, and the required amount of GF is 50, 30, 10, 8, 2, and power transmission and distribution company b has EDC increase, EDC decrease, LFC Suppose that the required amounts of GF are 30, 20, 6, 5, and 1. In this case, even if the adjustment power of bids in region A is lower than that of region B for all types, transmission/distribution company It is difficult to finance through bidding. Therefore, priority is given to adjustment power that is highly effective in improving costs, and transfers are made from region A to region B. That is, it is only necessary to select a contract so that the expected value of the cost for procuring a plurality of types of adjustment power is minimized within a range that satisfies the constraints on the free capacity of interconnection lines.
以上のように、本実施の形態では、複数の種類の調整力のうちコスト改善の効果の高いものを優先して地域間で融通するようにした。これにより、本実施の形態では、連系線の空容量の制約を考慮した上でコスト削減効果の高い約定結果を算出することができる。 As described above, in this embodiment, among the plurality of types of adjustment forces, those with the highest cost improvement effect are prioritized and accommodated between regions. As a result, in this embodiment, it is possible to calculate a contract result that is highly effective in reducing costs, taking into consideration the constraints of the free capacity of interconnection lines.
以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。 The configurations shown in the embodiments described above are examples of the contents of the present invention, and can be combined with other known techniques, and the configurations can be modified without departing from the gist of the present invention. It is also possible to omit or change parts.
1 電力取引約定処理装置、2-1,2-2 中央給電指令所、3 広域機関システム、4 気象予報システム、5,8 通信ネットワーク、6-1,6-2 調達者端末装置、7-1~7-3 入札者端末装置、11 第1通信部、12 データ記憶部、13 処理管理部、14 演算部、15 入札データ記憶部、16 第2通信部、21 諸元データ集約部、22 約定計算部、23 結果データ集約部、31 確率密度関数推定部、32 累積分布関数算出部、33 ΔkW約定量決定部、34 約定札決定部、35 組合せ探索部。 1 Power transaction contract processing device, 2-1, 2-2 Central power dispatch center, 3 Wide area agency system, 4 Weather forecast system, 5, 8 Communication network, 6-1, 6-2 Procurer terminal device, 7-1 ~7-3 Bidder terminal device, 11 first communication unit, 12 data storage unit, 13 processing management unit, 14 calculation unit, 15 bid data storage unit, 16 second communication unit, 21 specification data aggregation unit, 22 contract calculation unit, 23 result data aggregation unit, 31 probability density function estimation unit, 32 cumulative distribution function calculation unit, 33 ΔkW contract amount determination unit, 34 contract bid determination unit, 35 combination search unit.
Claims (7)
電力の調整力を調達する調達者が確保する調整力の量を示す確保量と、前記第1の価格と、前記第2の価格と、kWh発動量である調整量の関数であって実際に該調整量の調整が行われる確率を示す確率密度関数と、に基づいて、前記調達者が前記確保量の調整力の調達に要する第1のコストと実際に調整が行われる際の精算に要する第2のコストとの合計のコストの期待値を、各入札データに対応する調整力の約定量の関数として求め前記期待値に基づいて、約定する入札データを決定する約定札決定部と、
を備え、
前記約定量は、前記第1の価格に前記約定量を乗ずることで、調整力に要するコストが算出される量であることを特徴とする電力取引約定処理装置。 an acquisition unit that acquires bid data including a first price indicating a unit price of power adjustment power and a second price that is a unit price used for settlement when power adjustment is actually performed;
It is a function of the amount secured indicating the amount of adjustment power secured by the purchaser who procures the adjustment power of electricity, the first price, the second price, and the adjustment amount which is the kWh activation amount, and is actually and a probability density function indicating the probability that the adjustment amount will be adjusted. a contracted bid determining unit that determines the expected value of the total cost including the second cost as a function of the contracted amount of adjustment power corresponding to each bid data and determines the bid data to be contracted based on the expected value;
Equipped with
The power transaction contract processing device is characterized in that the contracted amount is an amount by which a cost required for adjustment power is calculated by multiplying the first price by the contracted amount.
を備え、
前記確保量は、前記調達者から指定された考慮すべき最大の累積発動確率と前記累積分布関数とに基づいて決定されることを特徴とする請求項1に記載の電力取引約定処理装置。 Based on the probability density function, a cumulative distribution function for determining a cumulative distribution function, which is a function related to the adjustment amount, which is the kWh activation amount, and which is a function indicating the cumulative activation probability, which is the probability that an adjustment equal to or less than the adjustment amount will actually be performed. calculation section,
Equipped with
2. The power transaction contract processing device according to claim 1, wherein the secured amount is determined based on the maximum cumulative activation probability to be considered specified by the purchaser and the cumulative distribution function.
前記約定札決定部は、連系線の容量と、全ての種類の調整力の前記合計のコストの総計の期待値とに基づいて、約定する入札データを決定することを特徴とする請求項1から5のいずれか1つに記載の電力取引約定処理装置。 The bid data includes bid data of a plurality of different types of adjustment power, and includes bid data in which adjustment power is provided using an interconnection line,
2. The contract bid determining unit determines bid data to contract based on the capacity of the interconnection line and the expected value of the total cost of all types of adjustment power. 5. The power transaction contract processing device according to any one of 5 to 5.
電力の調整力の単価を示す第1の価格と実際に電力の調整が行われる際に精算に用いられる単価である第2の価格とを含む入札データを取得する取得ステップと、
電力の調整力を調達する調達者が確保する調整力の量を示す確保量と、前記第1の価格と、前記第2の価格と、kWh発動量である調整量の関数であって実際に該調整量の調整が行われる確率を示す確率密度関数と、に基づいて、前記調達者が前記確保量の調整力の調達に要する第1のコストと実際に調整が行われる際の精算に要する第2のコストとの合計のコストの期待値を、各入札データに対応する調整力の約定量の関数として求め前記期待値に基づいて、約定する入札データを決定する約定札決定ステップと、
を含み、
前記約定量は、前記第1の価格に前記約定量を乗ずることで、調整力に要するコストが算出される量であることを特徴とする電力取引約定処理方法。 The power transaction contract processing device
an acquisition step of acquiring bid data including a first price indicating a unit price of power adjustment power and a second price that is a unit price used for settlement when power adjustment is actually performed;
It is a function of the amount secured indicating the amount of adjustment power secured by the purchaser who procures the adjustment power of electricity, the first price, the second price, and the adjustment amount which is the kWh activation amount, and is actually and a probability density function indicating the probability that the adjustment amount will be adjusted. a contracted bid determining step of determining the expected value of the total cost including the second cost as a function of the contracted amount of adjustment power corresponding to each bid data, and determining the bid data to be contracted based on the expected value;
including;
The power transaction contract processing method is characterized in that the contracted amount is an amount by which a cost required for adjustment power is calculated by multiplying the first price by the contracted amount.
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