JP7345331B2 - Bidding plan determining device and bidding plan determining method - Google Patents
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Description
本発明は、電力取引市場における入札の計画を策定する入札計画決定装置および入札計画決定方法に関する。 The present invention relates to a bidding plan determining device and a bidding plan determining method for formulating a bidding plan in an electric power trading market.
発電設備を有し、発電設備によって発電した電力を供給する発電事業者は、一般に、市場取引とは別に、小売契約、相対契約などの契約により電力を供給している。発電事業者が小売契約、相対契約などの契約により供給する電力量を、以下、需要量と呼ぶこととする。 Power generation companies that have power generation facilities and supply the electricity generated by the power generation facilities generally supply electricity through contracts such as retail contracts and bilateral contracts, in addition to market transactions. The amount of electricity supplied by a power generation company under a contract such as a retail contract or a bilateral contract is hereinafter referred to as demand amount.
電力小売全面自由化が始まり、日本卸電力取引所（ＪＥＰＸ：Japan Electric Power Exchange）を通じた電力の取引が行われている。日本卸電力取引所における取引には、スポット市場とも呼ばれる一日前市場と、当日市場とも呼ばれる時間前市場と、の２種類がある。日本卸電力取引所における上記取引は、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。発電事業者は、電力取引市場における取引に参加する場合、需要量、発電に要するコスト、発電機の最大出力および市場価格などを考慮して、発電計画と入札計画を策定することになる。 Full liberalization of the electricity retail market has begun, and electricity trading is taking place through the Japan Electric Power Exchange (JEPX). There are two types of transactions on the Japan Electric Power Exchange: the day-ahead market, also called the spot market, and the day-ahead market, also called the same-day market. The above-mentioned transactions at the Japan Electric Power Exchange are conducted by computer, and each electric power company participating in the transaction makes a bid via the Internet or the like. When power generation companies participate in transactions in the power trading market, they must formulate power generation plans and bidding plans by taking into account the demand, the cost required for power generation, the maximum output of the generator, the market price, etc.
上述したスポット市場および時間前市場は、エネルギー市場と呼ばれ、電力量を売買する市場である。電力取引市場として、エネルギー市場に加えて、２０２１年には、調整力を売買する需給調整市場と呼ばれる調整力市場が開設される予定である。調整力は、計画値からの変動などが生じた場合に電力の同時同量を実現するための調整を行う能力である。この調整は送配電事業者により行われる。送配電事業者は、電力の不足と余剰のどちらが生じても調整できるように、不足が生じたときに調整できる能力である上げ調整力、余剰が生じたときに調整できる下げ調整力との両方を確保する。 The above-mentioned spot market and hourly market are called energy markets, and are markets for buying and selling electric power. In addition to the energy market, a regulating power market called the supply and demand adjustment market, which will buy and sell regulating power, is scheduled to be opened as an electricity trading market in 2021. Adjustment power is the ability to make adjustments to achieve the same amount of power at the same time when a change from the planned value occurs. This adjustment is carried out by transmission and distribution utilities. In order to be able to adjust whether electricity is in short supply or surplus, power transmission and distribution companies have both upward adjustment capacity, which is the ability to adjust when a shortage occurs, and downward adjustment capacity, which is the ability to adjust when a surplus occurs. ensure that
今後、発電事業者は、需給調整市場における取引にも参加することが予想される。したがって、需給調整市場における入札を考慮して発電計画および入札計画を作成する技術が望まれる。調整力に類似する予備力の対価を考慮して発電計画を策定する発電設備運用装置が特許文献１に開示されている。予備力は、発電余力と上げ調整力と足した能力である。特許文献１に記載の発電設備運用装置は、発電計画立案後に、予備力を市場へ入札して約定した場合に得られる価値と、予備力を市場へ入札することによる機会損失の価値と、を算出し、前者の価値が後者の価値以上となるときに予備力を市場へ入札する。そして、特許文献１に記載の発電設備運用装置は、前者の価値が後者の価値未満の場合には、予備力の分発電量を増やすように発電計画を変更する。
In the future, power generation companies are expected to participate in transactions in the supply and demand adjustment market. Therefore, a technique for creating a power generation plan and a bidding plan in consideration of bidding in the supply and demand adjustment market is desired.
上述した特許文献１に記載の手順の場合、発電計画を先に策定してから予備力を求めているので、入札する予備力は発電計画の策定時に決められる。したがって、特許文献１に記載の方法を、需給調整市場への入札に適用した場合、入札する調整力は発電計画の策定時に決められる。しかしながら、エネルギー市場と需給調整市場の各市場価格によっては、発電計画における発電量を需要量より低く抑えておくことにより上げ調整力を需給調整市場に入札し、発電量が需要量に比べて不足する分はエネルギー市場で入札により調達した方が、トータルの利益が大きくなる可能性もある。また、発電機の最大出力に対して余裕のある状態の時間帯では、発電事業者は、発電量の計画値を増やし、増やした分の発電量をスポット市場で入札することもできるし、発電量の計画値は増やさずに調整力として需給調整市場に入札することもできる。さらには、発電量の計画値を増やしてスポット市場で入札した場合、需給調整市場で下げ調整力を入札することも可能である。
In the case of the procedure described in
上記のように、エネルギー市場の入札計画、需給調整市場の入札計画および発電計画は互いに影響しあうため、発電計画を先に策定する特許文献１に記載の手順では、エネルギー市場と需給調整市場の両方を考慮した適切な入札計画が策定できない。 As mentioned above, the bidding plan in the energy market, the bidding plan in the supply and demand adjustment market, and the power generation plan influence each other. It is not possible to formulate an appropriate bidding plan that takes both factors into consideration.
本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、エネルギー市場と調整力市場の両方を考慮した適切な入札計画を策定することができる入札計画決定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 an object of the present invention is to obtain a bidding plan determining device that can formulate an appropriate bidding plan that takes into account both the energy market and the regulating power market.
上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明にかかる入札計画決定装置は、１つ以上のエネルギー市場における約定価格を予測する第１予測部と、１つ以上の調整力市場における約定価格を予測する第２予測部と、電力の同時同量を実現するための調整を行う能力である調整力の発動量を予測する第３予測部と、を備える。また、入札計画決定装置は、発電事業者の利益を示す関数であって、１つ以上のエネルギー市場における売買により得られる利益である第１の利益の総和と、１つ以上の調整力市場における売買により得られる利益である第２の利益の総和と、発電機の燃料コストと、発電機の停止および起動に要するコストと、に基づいて決定される目的関数に、第１予測部、第２予測部および第３予測部による予測結果を反映する定式化部、を備える。さらに、入札計画決定装置は、目的関数と、発電機の運転制約条件を含む制約条件とを用いて、目的関数を最大化する、発電機の出力、１つ以上のエネルギー市場における売買量および１つ以上の調整力市場における販売量を計算し、計算結果に基づいて発電計画、１つ以上のエネルギー市場における入札計画および１つ以上の調整力市場における入札計画を決定する計画決定部、を備え、エネルギー市場は、電力量を取引する市場であり、調整力市場は、調整力を取引する市場である。 In order to solve the above-mentioned problems and achieve the objectives, a bidding plan determining device according to the present invention includes a first prediction unit that predicts a contract price in one or more energy markets, and a first prediction unit that predicts a contract price in one or more energy markets. It includes a second prediction unit that predicts the contract price, and a third prediction unit that predicts the activation amount of adjustment power, which is the ability to make adjustments to realize the same amount of power at the same time . In addition, the bidding plan determining device calculates the total sum of first profits, which is a function indicating the profit of the power generation business and is the profit obtained from buying and selling in one or more energy markets, and the sum of first profits in one or more adjustment power markets. The first prediction unit, the second prediction unit, A formulation unit that reflects prediction results by the prediction unit and the third prediction unit is provided. Further, the bidding plan determining device uses an objective function and constraints including operating constraints of the generator to maximize the objective function, the output of the generator, the buying and selling volume in one or more energy markets, and a plan determining unit that calculates sales volumes in the one or more regulating power markets and determines a power generation plan, a bidding plan in the one or more energy markets, and a bidding plan in the one or more regulating power markets based on the calculation results; The energy market is a market for trading electric power, and the regulating power market is a market for trading regulating power .
本発明によれば、エネルギー市場と調整力市場の両方を考慮した適切な入札計画を策定することができるという効果を奏する。 According to the present invention, it is possible to formulate an appropriate bidding plan that takes into account both the energy market and the regulating power market.
以下に、本発明の実施の形態にかかる入札計画決定装置および入札計画決定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 bidding plan determining device and a bidding plan determining 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にかかる入札計画決定装置の構成例を示す図である。本発明の実施の入札計画決定装置１は、発電事業者により管理され、発電事業者が利益を得られるように、発電計画と、電力取引市場における入札計画とを決定する。図１に示すように、入札計画決定装置１は、第１電力取引システム２、第２電力取引システム３および電力管理システム４と通信により接続可能である。
FIG. 1 is a diagram showing a configuration example of a bidding plan determining device according to
第１電力取引システム２は、例えば、日本卸電力取引所などの、エネルギー市場の取引を管理する電力取引システムである。第１電力取引システム２は、スポット市場とも呼ばれる一日前市場と、当日市場とも呼ばれる時間前市場と、の２種類の取引を管理する。第１電力取引システム２は、取引に参加する各電力事業者の入札端末などから売り入札と買い入札を受け付け、約定する札を決定し、約定結果を対応する電力事業者へ対応する入札端末などへ送信する。売り入札、買い入札には、売買の対象となる時間帯と注文量と入札価格が含まれる。エネルギー市場では、商品は売買の対象となる各時間帯におけるエネルギーである。
The first
第２電力取引システム３は、調整力市場である需給調整市場の取引を管理する電力取引システムである。第２電力取引システム３は、取引に参加する各電力事業者からの入札を受け付け、約定する札を決定し、約定結果を対応する電力事業者へ送信する。需給調整市場は、調整力を取引する市場である。送配電事業者が、電力の不足と余剰のどちらが生じても調整できるように、確保する電力の調整の能力であり、不足が生じたときに調整できる能力である上げ調整力、余剰が生じたときに調整できる下げ調整力との両方がある。送配電事業者は入札端末などを用いて、調整力を購入するため買い入札を入札し、調整力を提供可能な電気事業者は入札端末などを用いて、調整力を売るための売り入札を入札する。第２電力取引システム３は、約定する札を決定し、約定結果を対応する事業者へ送信する。売り入札、買い入札には、売買の対象となる時間帯と注文量と入札価格が含まれる。需給調整市場では、商品は売買の対象となる各時間帯における調整力である。なお、商品の単位となる時間単位は、エネルギー市場と需給調整市場とで異なっていてよいし、同じであってもよい。現状では、スポット市場は、商品は３０分単位であり、需給調整市場では４時間単位となることが予定されているため、以下では、これらの時間単位を例に説明するが、時間単位がこれらの数値と異なっている場合にも、本実施の形態の入札計画決定方法を適用可能である。
The second
需給調整市場は、上述したように調整力を商品として扱う市場であり、調整力自体が売買される。したがって、実際に、対応する時間帯で調整力を用いた電力の調整が行われるかどうかにかかわらず、約定した場合には、約定した調整力に対応する金額が送配電事業者から調整力の提供者に支払われることになる。また、実際に、対応する時間帯で調整力が用いられた場合には、調整に使用された電力量に応じた金額が送配電事業者から調整力の提供者に支払われる。以下、調整力が用いられることを、調整力の発動とも呼び、調整力の発動時に、調整に用いられた電力量、すなわち調整力の発動量を、調整力発動量とも呼ぶ。入札者は、調整力自体の価格と、調整力の発動時の精算時に用いる単価と、を入札で指定する。 As mentioned above, the supply and demand adjustment market is a market that treats adjustment power as a commodity, and the adjustment power itself is bought and sold. Therefore, regardless of whether power is actually adjusted using the adjustment power in the corresponding time period, if a contract is made, the amount corresponding to the contracted adjustment power will be sent to the power transmission and distribution company from the power transmission and distribution company. will be paid to the provider. Further, when the regulating power is actually used in the corresponding time period, the power transmission and distribution company pays the provider of the regulating power an amount corresponding to the amount of power used for the regulating power. Hereinafter, the use of the adjustment force will also be referred to as the activation of the adjustment force, and the amount of electric power used for adjustment when the adjustment force is activated, that is, the amount of activation of the adjustment force, will also be referred to as the amount of activation of the adjustment force. The bidder specifies the price of the adjustment power itself and the unit price to be used at the time of settlement when the adjustment power is activated in a bid.
電力管理システム４は、相対契約、小売契約といった契約により、発電事業者が電力を供給する供給相手の需要量の実績を管理する。電力管理システム４は、需要量を、例えば、過去の需要量、天候、気温などに応じて予測し、予測した結果を需要予測情報として入札計画決定装置１へ送信する。電力管理システム４は、供給相手の調整力発動量の実績も管理している。電力管理システム４は、発電事業者が管理する各発電機に関する運転制約条件を含む情報である発電機情報を管理する。運転制約条件は、各発電機の運転に関する制約条件であり、出力の上下限、出力の変化速度の上下限、最小運転時間、最小停止時間などを含む。なお、相対契約、小売契約といった契約を締結していない発電事業者の場合には需要量は０となる。
The
なお、図１では、入札計画決定装置１が、第１電力取引システム２、第２電力取引システム３および電力管理システム４と直接通信を行う例を示した。この例に限らず、入札計画決定装置１は、第１電力取引システム２、第２電力取引システム３および電力管理システム４から得らえる各情報を他の装置を介して取得してもよい。例えば、入札を行う入札端末が、第１電力取引システム２からエネルギー市場価格を取得し、入札計画決定装置１が入札端末からエネルギー市場価格を取得してもよい。
Note that FIG. 1 shows an example in which the bidding
次に、入札計画決定装置１の構成を説明する。入札計画決定装置１は、図１に示すように、第１予測部１１、第２予測部１２、第３予測部１３、第１記録部１４、第２記録部１５、第３記録部１６、定式化部１７、優先度決定部１８、計画決定部１９および通信部２０を備える。
Next, the configuration of the bidding
通信部２０は、第１電力取引システム２、第２電力取引システム３および電力管理システム４との間で通信を行う。通信部２０は、第１電力取引システム２から、スポット市場価格および時間前市場価格を取得し、第１記録部１４へ記録する。スポット市場価格は、スポット市場における約定価格であり、時間前市場価格は時間前市場における約定価格である。また、通信部２０は、第２電力取引システム３から、需給調整市場における約定価格である調整力市場価格を取得し、第２記録部１５へ記録する。また、通信部２０は、電力管理システム４から、調整力発動量、需要予測情報および発電機情報を取得し、第３記録部１６へ記録する。
The communication unit 20 communicates with the first
第１記録部１４は、スポット市場価格および時間前市場価格を記憶する。第２記録部１５は、調整力市場価格を記憶する。第３記録部１６は、調整力発動量、需要予測情報および発電機情報を記憶する。
The
第１予測部１１は、第１記録部１４に記憶されているスポット市場価格に基づいてスポット市場における約定価格を予測し、第１記録部１４に記憶されている時間前市場価格に基づいて時間前市場価格における約定価格を予測する。すなわち、第１予測部１１は、１つ以上のエネルギー市場における約定価格を予測する。第２予測部１２は、第２記録部１５に記憶されている調整力市場価格に基づいて需給調整市場における約定価格を予測する。すなわち、第２予測部１２は、１つ以上の調整力市場における約定価格を予測する。
The first prediction unit 11 predicts the contract price in the spot market based on the spot market price stored in the
第３予測部１３は、第３記録部１６に記憶されている調整力発動量を用いて調整力発動量を予測する。定式化部１７は、第１予測部１１、第２予測部１２および第３予測部１３によりそれぞれ予測された予測値と、第３記録部１６に記憶されている需要予測情報および発電機情報とに基づいて、入札計画と発電計画とを最適化するための目的関数と制約条件とを定式化する。入札計画と発電計画とを最適化するための目的関数と制約条件については後述する。優先度決定部１８は、スポット市場価格、時間前市場価格および調整力市場の優先度を決定し、定式化部１７により定式化された算出式に優先度を反映する。なお、優先度決定部１８による優先度の決定と優先度の反映は行われなくても良い。計画決定部１９は、優先度が反映された後の算出式を求解することにより、発電計画および入札計画を決定する。
The third prediction unit 13 predicts the adjustment force activation amount using the adjustment force activation amount stored in the third recording unit 16. The
ここで、入札計画決定装置１のハードウェア構成について説明する。本実施の形態の入札計画決定装置１は、コンピュータシステム上で、入札計画決定装置１における処理が記述されたプログラムである入札計画決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入札計画決定装置１として機能する。図２は、本実施の形態の入札計画決定装置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 bidding
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、本実施の形態の入札計画決定装置１における処理が記述された入札計画決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 bidding plan determination processing program in which the processing in the bidding
ここで、本実施の形態の入札計画決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、入札計画決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、入札計画決定処理プログラムの実行時に、記憶部１０３から読み出された入札計画決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、本実施の形態の入札計画決定装置１としての処理を実行する。
Here, an example of the operation of the computer system until the bidding plan determination processing program of this embodiment becomes executable will be described. In the computer system having the above-mentioned configuration, for example, a bidding plan determination 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 bidding plan determining processing program is executed, the bidding plan determining 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 bidding
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、入札計画決定装置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 addition, in the above description, a CD-ROM or DVD-ROM is used as a recording medium to provide a program that describes the processing in the bidding
図１に示した第１予測部１１、第２予測部１２、第３予測部１３、定式化部１７、優先度決定部１８および計画決定部１９は、図２の制御部１０１により実現される。また、第１記録部１４、第２記録部１５および第３記録部１６は、記憶部１０３により実現される。図１に示した通信部２０は、図２に示した通信部１０５により実現される。
The first prediction unit 11, second prediction unit 12, third prediction unit 13,
次に、エネルギー市場の例であるスポット市場および時間前市場と、調整力市場の例である需給調整市場とについて説明する。図３は、本実施の形態で想定する各市場の開場時間および閉場時間を示す概念図である。図３では、実需給開始の時間が同じ商品に対する各市場の開場時間および閉場時間を模式的に示している。時間ｔｃ１は、スポット市場の閉場時間を示し、時間ｔｃ２は、需給調整市場の閉場時間を示し、時間ｔｃ３は、時間前市場の閉場時間を示す。 Next, a spot market and an advance market, which are examples of energy markets, and a supply and demand adjustment market, which is an example of an adjustment market, will be explained. FIG. 3 is a conceptual diagram showing the opening and closing times of each market assumed in this embodiment. FIG. 3 schematically shows the opening and closing times of each market for products with the same actual supply and demand start time. Time t c1 indicates the closing time of the spot market, time t c2 indicates the closing time of the supply and demand adjustment market, and time t c3 indicates the closing time of the pre-hour market.
現在、スポット市場は、翌日に受け渡す３０分単位の４８個の取引枠のそれぞれについて入札を受付け、１０時までに受け付けた入札に基づいて、翌日の１日分の約定価格および約定量がまとめて決定される。時間前市場では、３０分単位の商品の対応する時間帯の１時間前まで入札を受付け、商品ごとにザラ場取引が行われる。調整力市場では、４時間を単位とする商品の入札が、前日の１４時まで受け付けられる。したがって、例えば、実需給開始が５月２日の１２：００の商品に関しては、時間ｔｃ１は５月１日の１０：００であり、時間ｔｃ２は５月１日の１４：００であり、時間ｔｃ３は５月２日の１１：００である。このように、同一時間帯の商品に関する開場時間および閉場時間が、市場ごとに異なっている。なお、ここで述べた閉場時間は一例であり、閉場時間が上述した値以外の場合にも本実施の形態の入札計画決定方法を適用可能である。 Currently, the spot market accepts bids for each of 48 30-minute trading slots to be delivered the next day, and the contract price and contract amount for the next day are summarized based on bids received by 10:00. Determined by In the pre-hour market, bids are accepted for products in 30-minute increments up to one hour before the corresponding time slot, and each product is traded on a regular basis. In the Adjustment Power Market, bids for products in units of four hours are accepted until 2:00 p.m. on the previous day. Therefore, for example, for a product whose actual supply and demand starts at 12:00 on May 2nd, the time t c1 is 10:00 on May 1st, and the time t c2 is 14:00 on May 1st. , time t c3 is 11:00 on May 2nd. In this way, the opening and closing times for products in the same time period vary from market to market. Note that the closing time described here is just an example, and the bidding plan determining method of this embodiment can be applied to cases where the closing time is other than the above-mentioned value.
図４は、本実施の形態の発電事業者が取りうる対応の例を示す図である。調整力の量である調整量は、発電機の出力と発電機の出力上限との関係、および発電機の出力と発電機の出力下限との関係で決定される。図４の（１）は、エネルギー市場での取引は行わずに調整力市場だけの取引を行うケースを示している。図４において、矢印は、相対契約、需要量に相当する発電量を示している。なお、ここでいう需要量は、小売契約といった契約により発電事業者が電力を供給する供給相手の需要量である。また、図４において、斜線でハッチングした部分は発電機の出力を示しており、横線でハッチングした部分はエネルギー市場で販売する電力（図４ではエネルギー販売と略す）を示し、縦線でハッチングした部分はエネルギー市場で購入する電力（図４ではエネルギー購入と略す）を示す。図４に示した各矩形は、左半分が発電計画における電力を示し、右半分がエネルギー市場での購入または販売を考慮した電力の内訳を示す。 FIG. 4 is a diagram illustrating an example of a response that the power generation company according to the present embodiment can take. The adjustment amount, which is the amount of adjustment force, is determined by the relationship between the output of the generator and the upper limit of output of the generator, and the relationship between the output of the generator and the lower limit of output of the generator. (1) in FIG. 4 shows a case where transactions are not conducted in the energy market but only in the adjustment power market. In FIG. 4, the arrow indicates the amount of power generation corresponding to the relative contract and demand amount. Note that the demand amount here is the demand amount of the supply partner to which the power generation company supplies electricity under a contract such as a retail contract. In addition, in Figure 4, the hatched area indicates the output of the generator, and the area hatched with horizontal lines indicates the electricity sold in the energy market (abbreviated as energy sales in Figure 4). The part indicates the electricity purchased in the energy market (abbreviated as energy purchase in FIG. 4). In each rectangle shown in FIG. 4, the left half shows the power in the power generation plan, and the right half shows the breakdown of the power considering purchase or sale in the energy market.
図４の（１）では、調整力市場だけの取引を考慮しているので、需要量に対応する分の発電を行っている。図４の（１）に示したとおり、このときの発電機の出力は、発電機の出力下限より高く、発電機の出力上限より低い。このため、上げ調整力と下げ調整力の両方の入札が可能である。 In (1) of FIG. 4, since transactions only in the adjustment power market are considered, power is generated in an amount corresponding to the demand amount. As shown in (1) of FIG. 4, the output of the generator at this time is higher than the lower output limit of the generator and lower than the upper limit of output of the generator. Therefore, it is possible to bid for both upward adjustment force and downward adjustment force.
図４の（２）～（５）は、エネルギー市場の取引と調整力市場の取引の両方を考慮しているケースである。図４の（２）では、発電機の出力上限で発電を行い、需要量分より多く発電した分をエネルギー市場で販売する。図４の（２）では、発電機の出力上限で発電を行っているので、上げ調整力は無いので、需給調整市場では下げ調整力のみを販売可能である。図４の（３）では、発電機の出力下限で発電を行い、需要量に足りない分をエネルギー市場で購入する。図４の（３）では、発電機の出力下限で発電を行っているので、下げ調整力は無いので、需給調整市場では上げ調整力のみを販売可能である。 (2) to (5) in Figure 4 are cases in which both energy market transactions and adjustment power market transactions are considered. In (2) of FIG. 4, power is generated at the upper limit of the output of the generator, and the amount of power generated in excess of the demand amount is sold on the energy market. In (2) of FIG. 4, since power is generated at the upper limit of the output of the generator, there is no upward adjustment power, so only the downward adjustment power can be sold in the supply and demand adjustment market. In (3) of FIG. 4, power is generated at the lower output limit of the generator, and the amount insufficient to meet the demand is purchased on the energy market. In (3) of FIG. 4, since power is generated at the lower output limit of the generator, there is no downward adjustment power, so only the upward adjustment power can be sold in the supply and demand adjustment market.
図４の（４）では、発電機を停止させ、需要量分をエネルギー市場で購入する。図４の（４）では、発電機を停止させるので、上げ調整力も下げ調整力もないので、調整力市場で調整力を販売することはできない。図４の（５）では、需要量分より多く出力上限より少ない出力で発電を行い、需要量分より多く発電した分をエネルギー市場で販売する。図４の（５）では、上げ調整力と下げ調整力の両方を需給調整市場で販売可能である。 In (4) of FIG. 4, the generator is stopped and the required amount is purchased on the energy market. In (4) of FIG. 4, since the generator is stopped, there is no upward adjustment force or downward adjustment force, so the adjustment force cannot be sold in the adjustment force market. In (5) of FIG. 4, power is generated at an output greater than the demand amount and less than the output upper limit, and the amount of power generated in excess of the demand amount is sold in the energy market. In (5) of Figure 4, both upward adjustment power and downward adjustment power can be sold in the supply and demand adjustment market.
このように、発電計画、エネルギー市場での売買および調整力市場での売買は、互いに関連している。発電事業者は、図４に例示したように、様々な選択肢のなかから、対応を決定することになる。エネルギー市場価格、調整力市場価格は、時々刻々と変化する。したがって、発電計画をはじめに決め、次に、エネルギー市場での入札計画を決め、次にエネルギー市場での入札を決めるといったように、順番に各計画を決定する手順では、利益を最大化することは困難である。また、発電機には発電機の種類により様々な運転制約条件があり、かつ発電量とエネルギー市場での購入量または販売量との合計は需給量と一致している必要があり、入札計画を先に決定してから発電計画を決定することも難しい。したがって、本実施の形態では、発電事業者が得る利益を目的関数として定式化し、発電機の運転制約条件などを制約条件として、目的関数を最大化するように、発電計画、エネルギー市場での入札計画および調整力市場での入札計画を同時に決定する。これにより、本実施の形態では、エネルギー市場と需給調整市場の両方を考慮した適切な入札計画を策定することができる。 In this way, power generation planning, buying and selling in the energy market, and buying and selling in the adjustment power market are interrelated. The power generation company will decide on a response from among various options, as illustrated in FIG. Energy market prices and adjustment power market prices change from moment to moment. Therefore, it is not possible to maximize profits by determining each plan in sequence, such as first determining a power generation plan, then determining a bidding plan in the energy market, and then determining a bidding plan in the energy market. Have difficulty. In addition, generators have various operational constraints depending on the type of generator, and the total of the amount of power generated and the amount purchased or sold in the energy market must match the amount of supply and demand, so bidding plans are It is also difficult to decide on a power generation plan after making a decision first. Therefore, in this embodiment, the profit obtained by the power generation company is formulated as an objective function, and power generation planning and bidding in the energy market are carried out in such a way as to maximize the objective function with constraints such as generator operation constraints. Planning and Coordination Power Simultaneously determine bidding plans in the market. As a result, in this embodiment, it is possible to formulate an appropriate bidding plan that takes into account both the energy market and the supply and demand adjustment market.
次に、本実施の形態の動作について説明する。図５は、本実施の形態の入札計画決定処理手順の一例を示すフローチャートである。図５に示すように、入札計画決定装置１の第１予測部１１が、入札計画および発電計画の策定の対象となる将来の時間帯における、エネルギー市場価格を予測する（ステップＳ１）。第１予測部１１は、エネルギー市場価格の予測値を定式化部１７へ出力する。以下、入札計画および発電計画の策定の対象となる将来の時間帯を、処理対象時間帯とも呼ぶ。第１予測部１１が予測する際の予測方法は、例えば、第１記録部１４に格納されているスポット市場価格のうち過去の同じ曜日かつ同じ時刻のスポット市場価格の平均値を求め、平均値を予測値とする方法があるが、これに限らずどのような方法でもよい。時間前市場価格の予測方法についても同様である。なお、ここでは、スポット市場と時間前市場の両方を考慮する例を説明するが、考慮するエネルギー市場はスポット市場のみであってもよい。
Next, the operation of this embodiment will be explained. FIG. 5 is a flowchart showing an example of the bidding plan determination processing procedure of this embodiment. As shown in FIG. 5, the first prediction unit 11 of the bidding
次に、入札計画決定装置１の第２予測部１２が、処理対象時間帯における、調整力市場価格を予測する（ステップＳ２）。なお、調整力市場は複数あってもよい。第２予測部１２は、調整力市場価格の予測値を定式化部１７へ出力する。第２予測部１２が予測する際の予測方法は、例えば、第２記録部１５に格納されている調整力市場価格のうち過去の同じ曜日かつ同じ時刻の調整力市場価格の平均値を求め、平均値を予測値とする方法があるが、これに限らずどのような方法でもよい。
Next, the second prediction unit 12 of the bidding
次に、入札計画決定装置１の第３予測部１３が、処理対象時間帯における、調整力発動量を予測する（ステップＳ３）。第３予測部１３は、調整力発動量の予測値を定式化部１７へ出力する。第３予測部１３が予測する際の予測方法は、例えば、第３記録部１６に格納されている調整力発動量のうち過去の同じ曜日かつ同じ時刻の調整力発動量の平均値を求め、平均値を予測値とする方法があるが、これに限らずどのような方法でもよい。
Next, the third prediction unit 13 of the bidding
次に、定式化部１７は、入札および発電計画問題の定式化、すなわち入札計画および発電計画の最適化を行うための定式化を行う（ステップＳ４）。詳細には、例えば、以下の式（１）に示す目的関数Ｆ（ｐ）と、以下の式（２）～式（８）に示す制約条件における各定数を設定する。なお、ｐは発電機が起動状態の時の出力である。目的関数Ｆ（ｐ）は、発電事業者の利益を示す関数であって、発電機の出力、１つ以上のエネルギー市場における売買量および１つ以上の調整力市場における販売量の関数である。また、以下の式（１）～式（８）は、発電機が火力発電機であるとした場合の定式化の例である。
Next, the
ｔは、処理対象時間帯の開始時刻からの経過時間を示す整数であり、処理対象時間帯の開始時刻をｔ＝０とする。Ｔは、処理対象時間帯の長さを示す整数である。なお、ｔは、定められた時間ステップΔを単位とするとき、Δ単位で何番目であるかを示す整数である。すなわち、Δ×ｔが処理対象時間帯の開始時刻からの経過時間を示す。Ｔの値はどのように設定してもよいが、例えば一週間程度の長さに相当する値である。 t is an integer indicating the elapsed time from the start time of the time period to be processed, and the start time of the time period to be processed is set to t=0. T is an integer indicating the length of the processing target time period. Note that t is an integer indicating the number in units of Δ when a predetermined time step Δ is used as a unit. That is, Δ×t indicates the elapsed time from the start time of the processing target time period. Although the value of T may be set in any way, it is, for example, a value corresponding to a length of about one week.
式（１）の右辺の［］内の第１項はエネルギー市場により得る利益を示す。Ｅｅｍ，ｔは、経過時間ｔに対応する時刻の電力を商品としたときのエネルギー市場における売買量を示す。Ｅｅｍ，ｔは、正の値のときは買いを示し、負の値のときは売りを示す。ＥＭ（Ｅｅｍ，ｔ）は、経過時間ｔに対応する時刻の電力を商品としたときの、エネルギー市場の取引による利益である。例えば、スポット市場の場合には、ＥＭ（Ｅｅｍ，ｔ）は、スポット市場の約定価格の予測値と、Ｅｅｍ，ｔとに基づいて算出される。なお、スポット市場の約定価格は、１ｋＷｈあたりの単価であるとする。ｅｍは、エネルギー市場の種類に対応する数値であり、例えば、スポット市場と時間前市場の両方を考慮する場合には、ｅｍ＝０がスポット市場、ｅｍ＝１が時間前市場といったようにそれぞれの市場にｅｍの値を対応させておく。したがって、経過時間ｔに対応する時刻の電力を商品としたときの、エネルギー市場の各市場における利益を足したものが、第１項となる。 The first term in [ ] on the right side of equation (1) indicates the profit obtained from the energy market. E em,t indicates the amount of buying and selling in the energy market when electricity at the time corresponding to the elapsed time t is used as a commodity. When E em,t has a positive value, it indicates buying, and when it has a negative value, it indicates selling. EM (E em,t ) is the profit from trading in the energy market when the electricity at the time corresponding to the elapsed time t is used as a commodity. For example, in the case of the spot market, EM (E em,t ) is calculated based on the predicted value of the contract price in the spot market and E em,t . It is assumed that the contract price in the spot market is the unit price per 1 kWh. em is a numerical value corresponding to the type of energy market. For example, when considering both the spot market and the pre-hour market, em=0 is the spot market, em=1 is the pre-hour market, etc. Let the value of em correspond to the market. Therefore, the first term is the sum of the profits in each market of the energy market when electricity at the time corresponding to the elapsed time t is used as a commodity.
式（１）の右辺の［］内の第２項は需給調整市場により得る利益を示す。なお、第２項目はΣ内で２つの項が加算されており、Σ内の第１項は上げ調整力による利益を示し、Σ内の第１項は下げ調整力による利益を示す。Ａｕｐ，ａｍ，ｔは、経過時間ｔに対応する時刻の電力を商品としたときの需給調整市場における上げ調整力の売買量を示す。Ａｄｏｗｎ，ａｍ，ｔは、経過時間ｔに対応する時刻の電力を商品としたときの需給調整市場における下げ調整力の売買量を示す。ＡＭｕｐ（Ａｕｐ，ａｍ，ｔ）は、経過時間ｔに対応する時刻の電力を商品としたときの、需給調整市場の取引による上げ調整力に関する利益である。 The second term in parentheses on the right side of equation (1) indicates the profit obtained from the supply and demand adjustment market. Note that, in the second item, two terms are added within Σ, the first term within Σ indicates the profit due to the upward adjustment power, and the first term within Σ indicates the profit due to the downward adjustment force. A up, am, t indicates the amount of buying and selling of upward adjustment power in the supply and demand adjustment market when electricity at the time corresponding to the elapsed time t is used as a commodity. A down, am, t indicates the buying and selling volume of downward adjustment power in the supply and demand adjustment market when electricity at the time corresponding to the elapsed time t is used as a commodity. AMup (A up, am, t ) is the profit related to the upward adjustment power through transactions in the supply and demand adjustment market when electricity at the time corresponding to the elapsed time t is used as a commodity.
需給調整市場の売買による利益は、調整力自体が約定したことにより得られる調整力の約定量すなわち販売量に応じた利益と、調整力発動時に得られる調整力発動量に応じた利益とがある。これら２つの利益の計算のための単価は、調整力市場の約定価格の予測値として算出される。したがって、例えば、ＡＭｕｐ（Ａｕｐ，ａｍ，ｔ）は、需給調整市場の約定価格の予測値と、Ａｕｐ，ａｍ，ｔと、調整力発動量の予測値とに基づいて算出される。ＡＭｄｏｗｎ（Ａｄｏｗｎ，ａｍ，ｔ）は、経過時間ｔに対応する時刻の電力を商品としたときの、需給調整市場の取引による下げ調整力に関する利益である。例えば、ＡＭｄｏｗｎ（Ａｄｏｗｎ，ａｍ，ｔ）は、需給調整市場の約定価格の予測値と、Ａｄｏｗｎ，ａｍ，ｔと、調整力発動量の予測値とに基づいて算出される。ａｍは、需給調整市場の種類に対応する数値である。需給調整市場の種類が複数存在するときには、各需給調整市場における利益が加算される。 Profits from buying and selling in the supply and demand adjustment market consist of profits that are based on the amount of adjustment power that is contracted, that is, sales volume, obtained when adjustment power itself is executed, and profits that are obtained when adjustment power is activated that are proportional to the amount of activation of adjustment power. . The unit price for calculating these two profits is calculated as a predicted value of the contract price in the adjustment power market. Therefore, for example, AMup (A up, am, t ) is calculated based on the predicted value of the contract price in the supply and demand adjustment market, A up, am, t , and the predicted value of the adjustment force activation amount. AMdown (A down, am, t ) is the profit related to the downward adjustment power through transactions in the supply and demand adjustment market when electricity at the time corresponding to the elapsed time t is used as a commodity. For example, AMdown (A down, am, t ) is calculated based on the predicted value of the contract price in the supply and demand adjustment market, A down, am, t , and the predicted value of the adjustment force activation amount. am is a numerical value corresponding to the type of supply and demand adjustment market. When there are multiple types of supply and demand adjustment markets, the profits in each supply and demand adjustment market are added.
式（１）の右辺の［］内の第３項は、小売契約、相対契約など、上述したエネルギー市場および需給調整市場による取引以外の契約により得る利益を示す。Ｄｓ，ｔは、経過時間ｔに対応する時刻の、小売契約、相対契約などの契約の相手先に供給する需要電力である。需要電力は、需要量予測情報に基づいて算出される。Ｓ（Ｄｓ，ｔ）は、小売契約、相対契約など契約の相手先ごとの利益である。小売契約、相対契約などの契約は、約款により電力料金の計算方法は定められているので、Ｓ（Ｄｓ，ｔ）は、約款にしたがって計算が行われる。ｓは、各契約に対応する数値である。 The third term in parentheses on the right side of equation (1) indicates profits obtained from contracts other than transactions in the energy market and supply and demand adjustment market described above, such as retail contracts and bilateral contracts. D s,t is the demand power to be supplied to a contract partner such as a retail contract or a bilateral contract at a time corresponding to the elapsed time t. Demand power is calculated based on demand forecast information. S (D s,t ) is the profit of each party to a contract such as a retail contract or a bilateral contract. In contracts such as retail contracts and bilateral contracts, the method of calculating the electricity rate is determined by the terms and conditions, so S(D s,t ) is calculated according to the terms and conditions. s is a numerical value corresponding to each contract.
式（１）の右辺の［］内の第４項は、発電機の燃料コストを示す。ｐｇ，ｔは、経過時間ｔに対応する時刻の、発電機の出力である。ｇは各発電機を示す数値であり、ｆ（ｐｇ，ｔ）は、発電機ごとの燃料コストを示す。燃料コストは、あらかじめ定められた燃料の単価と、ｐｇ，ｔに基づいて算出される。なお、燃料の単価はユーザからの入力などにより変更可能である。 The fourth term in [ ] on the right side of equation (1) indicates the fuel cost of the generator. p g,t is the output of the generator at the time corresponding to the elapsed time t. g is a numerical value indicating each generator, and f(p g,t ) indicates the fuel cost for each generator. The fuel cost is calculated based on a predetermined fuel unit price and p g,t . Note that the unit price of fuel can be changed by input from the user.
式（１）の右辺の［］内の第５項は、発電機の起動停止コストを示す。ｕｇ，ｔは、発電機ごとの、経過時間ｔに対応する時刻の発電機の状態を示す。発電機が起動しているときはｕｇ，ｔは１であり、発電機が停止しているときはｕｇ，ｔは０である。Ｕ（ｕｇ，ｔ）は、発電機ごとの起動停止コストを示す。起動停止コストは、ｕｇ，ｔが０から１に変化したときに、すなわち、ｕｇ，ｔが１であり、ｕｇ，ｔ－１が０となるときに、それまでの停止時間に応じてあらかじめ定められた関数によって起動費が決定し、それ以外のときには０である。 The fifth term in square brackets on the right side of equation (1) indicates the cost for starting and stopping the generator. u g,t indicates the state of the generator at the time corresponding to the elapsed time t for each generator. When the generator is started, u g,t is 1, and when the generator is stopped, u g,t is 0. U ( ug,t ) indicates the starting/stopping cost for each generator. The startup/stopping cost is calculated according to the stopping time up to that point when u g,t changes from 0 to 1, that is, when u g,t is 1 and u g,t-1 becomes 0. The startup cost is determined by a predetermined function, and is 0 otherwise.
以上のように、目的関数は、１つ以上のエネルギー市場における売買により得られる利益である第１の利益の総和と、１つ以上の調整力市場における売買により得られる利益である第２の利益の総和と、発電機の燃料コストと、発電機の停止および起動に要するコストと、に基づいて決定される。なお、式（１）では、目的関数に、発電計画、および入札計画に依存しない項である、小売契約、相対契約などの契約による利益も含めて記載しているが、小売契約、相対契約などの契約が無い場合にはこの項を含めなくてもよい。 As described above, the objective function is the sum of the first profit, which is the profit obtained from buying and selling in one or more energy markets, and the second profit, which is the profit obtained from buying and selling in one or more adjustment power markets. , the fuel cost of the generator, and the cost required for stopping and starting the generator. Note that in equation (1), the objective function includes profits from contracts such as retail contracts and bilateral contracts, which are terms that do not depend on power generation plans and bidding plans. If there is no contract, this section does not need to be included.
式（２）は、電力需要と電力供給量を一致させる制約条件を示す。すなわち、発電機による発電量と、エネルギー市場における売買量との合計が、需要量Ｄｔに一致するという条件である。 Equation (2) indicates a constraint condition for matching power demand and power supply amount. That is, the condition is that the sum of the amount of power generated by the generator and the amount of buying and selling in the energy market matches the amount of demand Dt .
式（３）は、上げ調整力の販売量が、発電機の最大の上げ調整力の総和以下であるという制約条件である。ｐｍａｘ，ｇは、各発電機の出力上限を示す。各発電機の最大の上げ調整力は、ｐｍａｘ，ｇから、経過時間ｔに対応する時刻の発電機の出力であるｐｇ，ｔを減じたものである。 Equation (3) is a constraint condition that the sales amount of the raising adjustment power is less than or equal to the sum of the maximum raising adjustment power of the generator. p max,g indicates the output upper limit of each generator. The maximum upward adjustment force of each generator is p max,g minus p g ,t , which is the output of the generator at the time corresponding to the elapsed time t.
式（４）は、下げ調整力の販売量が、発電機の最大の下げ調整力の総和以下であるという制約条件である。ｐｍｉｎ，ｇは、各発電機の出力下限を示す。各発電機の最大の下げ調整力は、ｐｇ，ｔからｐｍｉｎ，ｇを減じたものである。 Equation (4) is a constraint condition that the sales amount of the downward adjustment force is less than or equal to the sum of the maximum downward adjustment forces of the generators. p min,g indicates the output lower limit of each generator. The maximum downregulation force for each generator is p g,t minus p min,g .
式（５）は、各発電機の出力が、各発電機の出力の上下限の範囲内にあるという制約条件である。式（６）は、各発電機の出力の変化速度が、各発電機の出力の変化速度の上下限の範囲内にあるという制約条件である。－ｐｃｈａｎｇｅ，ｇ，ｔは発電機の出力の変化速度の下限を示し、ｐｃｈａｎｇｅ，ｇ，ｔは発電機の出力の変化速度の上限を示す。 Equation (5) is a constraint condition that the output of each generator is within the upper and lower limits of the output of each generator. Equation (6) is a constraint that the rate of change in the output of each generator is within the upper and lower limits of the rate of change in the output of each generator. -p change,g,t indicates the lower limit of the rate of change in the output of the generator, and p change,g,t indicates the upper limit of the rate of change in the output of the generator.
式（７）は、各発電機の連続時間が最小運転時間以上であるという制約条件である。なお、連続運転の期間、すなわちｕｇ，ｔが１になってからｕｇ，ｔが１から０となるまでの期間のそれぞれについて、連続運転時間が最小運転時間以上となるようにする必要があるので、式（７）は、それぞれの連続運転の期間に関して課される制約である。Ｕｍｉｎ＿ｏｐｅｒａｔｉｏｎ，ｇは、各発電機の最小運転時間をΔの単位で離散化した整数である。 Equation (7) is a constraint that the continuous time of each generator is equal to or longer than the minimum operating time. In addition, for each continuous operation period, that is, the period from when u g,t becomes 1 until u g,t changes from 1 to 0, it is necessary to ensure that the continuous operation time is equal to or longer than the minimum operation time. Therefore, equation (7) is a constraint imposed on the duration of each continuous operation. U min_operation,g is an integer obtained by discretizing the minimum operating time of each generator in units of Δ.
式（８）は、各発電機の連続停止時間が最小停止時間以上であるという制約条件である。なお、連続停止の期間、すなわちｕｇ，ｔが０になってからｕｇ，ｔが０から１となるまでの期間のそれぞれについて、連続停止時間が最小停止時間以上となるようにする必要があるので、式（８）は、それぞれの連続停止の期間に関して課される制約である。Ｕｍｉｎ＿ｓｔｏｐ，ｇは、各発電機の最小停止時間をΔの単位で離散化した整数である。 Equation (8) is a constraint that the continuous stop time of each generator is equal to or longer than the minimum stop time. Note that for each continuous stop period, that is, the period from when u g,t becomes 0 until when u g,t changes from 0 to 1, it is necessary to ensure that the continuous stop time is equal to or longer than the minimum stop time. Therefore, equation (8) is a constraint imposed on the duration of each consecutive stop. U min_stop,g is an integer obtained by discretizing the minimum stop time of each generator in units of Δ.
なお、定式化部１７における定式化とは、実際に立式することではなく、上記（１）および式（２）に示す計算式のうち、最適化の解として得られる発電機の出力および各市場における売買量以外の値を決定することにより、具体的な計算式を決定することである。すなわち、定式化部１７は、取得した各情報から計算に必要な情報を抽出して抽出した情報をプログラム内に設定するなどの動作を行うことである。例えば、定式化部１７は、式（１）に示す目的関数に、第１予測部１１、第２予測部１２および第３予測部１３による予測結果を反映する。第３記録部１６に記憶されている発電機情報から発電機の出力の上限を抽出して読み出し、読み出した値を上記式（３）の制約条件の計算に反映したり、第１予測部１１から取得した予測値を式（１）のエネルギー市場における価格として反映したりする。
Note that the formulation in the
図４の説明に戻り、ステップＳ４の後、計画決定部１９は定式化された結果を用いて、入札および発電計画問題の求解を実施する（ステップＳ５）。すなわち、計画決定部１９は、目的関数と、発電機の運転制約条件を含む制約条件とを用いて、目的関数を最大化する、発電機の出力、１つ以上のエネルギー市場における売買量および１つ以上の調整力市場における販売量を計算する。入札および発電計画問題の求解、すなわち上述した目的関数を最大化するように最適化問題を解く方法は、混合整数二次計画問題の解法として知られる任意の方法を用いることができる。
Returning to the explanation of FIG. 4, after step S4, the
上述した最適化問題を解くことにより、各発電機の出力、エネルギー市場、需給調整市場における売買量が決定される。したがって、計画決定部１９は、最適化問題の解に基づいて発電計画、１つ以上のエネルギー市場における入札計画および１つ以上の調整力市場における入札計画を決定する。以上で、入札計画決定処理が終了する。
By solving the above-mentioned optimization problem, the output of each generator and the trading volume in the energy market and the supply and demand adjustment market are determined. Therefore, the
また、上記の定式化では、優先度を設定しない例を説明したが、優先度決定部１８が優先度を設定する場合には、ステップＳ４で、優先度決定部１８が、上述した各式に優先度を設定する。そして、計画決定部１９は、優先度が設定された後の計算式にしたがって求解を実施する。優先度決定部１８が、上述した各式に優先度を設定した後の目的関数Ｆ（ｐ）は以下の式（９）で表される。ωｅｍは、エネルギー市場に対応する重みであり、ωａｍは需給調整市場に対応する重みである。式（９）に示すように、優先度決定部１８は、各市場に対応する優先度を重みの値の違いにより設定する。重みの値が大きいほど優先度が高いことを示す。ωｅｍ，ωａｍは、それぞれか１以上である。なお、エネルギー市場が複数種類存在する場合には、これらの種類ごとに重みの値を変えてもよい。例えば、時間前市場よりスポット市場を優先する場合には、スポット市場に対応する重みを時間前市場に対応する重みより大きな値とする。同様に、需給調整市場が複数種類存在する場合には、これらの種類ごとに重みの値を変えてもよい。すなわち、１つ以上のエネルギー市場に対応する１つ以上の第１の利益と、１つ以上の調整力市場に対応する１つ以上の第２の利益とに、それぞれ優先度に応じた重みが乗算される。
Further, in the above formulation, an example in which no priority is set has been described, but when the priority determination unit 18 sets a priority, in step S4, the priority determination unit 18 uses each of the above-mentioned formulas. Set priorities. Then, the
なお、以上の定式化では、発電機が火力発電機であるとして説明したが、発電機に火力発電機以外が含まれる場合もある。一例として発電事業者が管理する発電機に、火力発電機に加えて揚水発電機が含まれる場合の定式化について説明する。以下の式（１０）～式（２１）は、発電機に揚水発電機が含まれる場合の目的関数Ｆ（ｐ）と制約条件を示す。 Note that in the above formulation, the generator is a thermal power generator, but the generator may include other than a thermal power generator. As an example, a formulation will be described in which the generators managed by a power generation company include a pumped storage generator in addition to a thermal power generator. Equations (10) to (21) below indicate the objective function F(p) and constraint conditions when the generator includes a pumped storage power generator.
上記式（１０）は式（１）と同様である。式（１１）～式（２１）のうち式（１２）～式（１７）は、式（３）～式（８）と同様であるため説明を省略する。式（１１）は、電力需要と電力供給量を一致させる制約条件を示す。発電機として揚水発電機を含む場合、発電機による発電量と、エネルギー市場における売買量との合計が、需要量Ｄｔに一致するという条件である。式（１１）の右辺の第１項と第２項は、式（２）と同様であり、式（１１）では、さらに第３項に揚水発電機による発電出力が加わっている。ｐｈｙｄｒｏ，ｔは、経過時間ｔに対応する時刻の揚水発電機による発電出力を示す。ｈｙｄｒｏは各揚水発電機を示す数値である。揚水発電機は、揚水するときには、揚水のために電力を消費するのでｐｈｙｄｒｏ，ｔは負の値となり、発電するときにはｐｈｙｄｒｏ，ｔが正の値となる。このように、需要量と供給量を一致させる条件の計算において、供給量に、揚水発電機による発電量を、揚水時には負の値とし発電時には正の値として含める。したがって、揚水発電機が発電するときには、需給一致のための火力発電機による発電が減り、燃料コストが減ってコスト減となり、揚水発電機が揚水するときには、需給一致のための火力発電機による発電が増え、燃料コストが増えてコスト増となる。 The above formula (10) is similar to formula (1). Among formulas (11) to (21), formulas (12) to (17) are the same as formulas (3) to (8), so their explanations will be omitted. Equation (11) represents a constraint condition for matching power demand and power supply amount. When a pumped storage power generator is included as a generator, the condition is that the sum of the amount of power generated by the generator and the amount of buying and selling in the energy market matches the amount of demand Dt . The first and second terms on the right side of Equation (11) are the same as Equation (2), and in Equation (11), the power generation output by the pumped storage power generator is further added to the third term. p hydro,t indicates the power generation output by the pumped storage power generator at the time corresponding to the elapsed time t. Hydro is a numerical value indicating each pumped storage power generator. When a pumped storage generator pumps water, it consumes electric power for pumping water, so p hydro,t takes a negative value, and when it generates electricity, p hydro,t takes a positive value. In this manner, in calculating the conditions for matching demand and supply, the amount of power generated by the pumped storage generator is included in the supply, as a negative value when pumping water and a positive value when generating power. Therefore, when pumped storage generators generate electricity, the amount of power generated by thermal power generators to match supply and demand is reduced, reducing fuel costs and costs. increases, fuel costs increase, and costs increase.
式（１８）は、揚水発電機の揚水時の出力の上下限の制約を示す。ｐｕｐ＿ｍｉｎ，ｈｙｄｒｏ，ｔは揚水時の出力の下限を示し、ｐｕｐ＿ｍａｘ，ｈｙｄｒｏ，ｔは揚水時の出力の上限を示す。式（１９）は、揚水発電機の発電時の出力の上下限の制約を示す。ｐｄｏｗｎ＿ｍｉｎ，ｈｙｄｒｏ，ｔは発電時の出力の下限を示し、ｐｄｏｗｎ＿ｍａｘ，ｈｙｄｒｏ，ｔは発電時の出力の上限を示す。 Equation (18) shows constraints on the upper and lower limits of the output of the pumped storage generator during pumping. p up_min, hydro, t indicates the lower limit of the output during pumping, and p up_max, hydro, t indicates the upper limit of the output during pumping. Equation (19) shows constraints on the upper and lower limits of the output of the pumped storage generator during power generation. p down_min, hydro, t indicates the lower limit of the output during power generation, and p down_max, hydro, t indicates the upper limit of the output during power generation.
式（２０）は、池ごとの水位の上下限の制約を示す。揚水発電では、揚水を行うときおよび発電するときに、池の水位が変化するが、水位にも上下限がある。Ｓｐｏｎｄ，ｔは、池の経過時間ｔに対応する時刻の水位を示す。Ｓｌｅｖｅｌ＿ｍｉｎ，ｐｏｎｄは、水位の下限を示し、Ｓｌｅｖｅｌ＿ｍａｘ，ｐｏｎｄは、水位の上限を示す。式（２１）は、池の水位と揚水発電機の発電量との関係を示す。各時刻の水位は、前の時刻の水位と揚水発電量の関数Ｓで決定し、この中で揚水効率も考慮する。 Equation (20) indicates constraints on the upper and lower limits of the water level for each pond. In pumped storage power generation, the water level in the pond changes when pumping water and generating electricity, but the water level also has upper and lower limits. S pond,t indicates the water level of the pond at the time corresponding to the elapsed time t. S level_min,pond indicates the lower limit of the water level, and S level_max,pond indicates the upper limit of the water level. Equation (21) shows the relationship between the water level of the pond and the amount of power generated by the pumped storage generator. The water level at each time is determined by a function S of the water level at the previous time and the amount of pumped storage power generation, and pumping efficiency is also taken into account.
火力発電機、揚水発電機に限らず、他の発電機を含む場合も、発電機の種類に応じて各式は適宜変更される。 Not only thermal power generators and pumped storage power generators, but also when other power generators are included, each formula is changed as appropriate depending on the type of generator.
また、エネルギー市場および需給調整市場以外の電力取引市場における取引が考慮されてもよい。例えば、エネルギー市場および需給調整市場に加えて、慣性力市場における取引を考慮した場合の定式化の例を式（２２）～式（３０）に示す。慣性力は、発電機が、瞬時的な電圧の過不足を吸収する能力である。なお、慣性力市場における取引を考慮する場合には、入札計画決定装置１は、慣性力市場の約定価格を予測する第４の予測部を備える。
Furthermore, transactions in power trading markets other than the energy market and the supply and demand adjustment market may be considered. For example, formulas (22) to (30) are examples of formulations in which transactions in the inertia market are considered in addition to the energy market and the supply and demand adjustment market. Inertia is the ability of a generator to absorb instantaneous voltage excesses or deficiencies. Note that when considering transactions in the inertial force market, the bidding
式（２２）に示した目的関数は、式（１）に、［］内の第３項が追加されたものとなる。式（２２）の第３項は、慣性力市場により得る利益を示す。なお、第２項はΣ内で２つの項が加算されており、Σ内の第１項は上げ調整力による利益を示し、Σ内の第１項は下げ調整力による利益を示す。Ｍｓｕｍ，ｍ，ｔは、経過時間ｔに対応する時刻の慣性力を商品としたときの慣性力市場における売買量を示す。Ｉｎ（Ｍｓｕｍ，ｍ，ｔ）は、慣性力市場の約定価格の予測値と、Ｍｓｕｍ，ｍ，ｔとに基づいて算出される。ｍは、慣性力市場が複数種類存在するときの各慣性力市場を示す数値である。慣性力市場の種類が複数存在するときには、各慣性力市場における利益が加算される。 The objective function shown in equation (22) is obtained by adding the third term in brackets to equation (1). The third term in equation (22) represents the profit gained from the inertia market. Note that the second term is the sum of two terms within Σ, the first term within Σ indicates the profit due to the upward adjustment force, and the first term within Σ indicates the profit due to the downward adjustment force. M sum,m,t represents the buying and selling volume in the inertial force market when the inertial force at the time corresponding to the elapsed time t is used as a commodity. In(M sum, m, t ) is calculated based on the predicted value of the contract price in the inertial force market and M sum, m, t . m is a numerical value indicating each inertial force market when there are multiple types of inertial force markets. When there are multiple types of inertial force markets, the profits in each inertial force market are added up.
式（２３）～式（２９）は、式（２）～式（８）と同様であるため説明を省略する。式（３０）は、慣性力市場へ販売する販売量が慣性力の総和以下であるという制約を示す。ここでは、発電機として火力発電機を想定している。火力発電機は、運転していれば慣性力を有する。したがって、各発電機の有する慣性力Ｍｇ，ｔと、各発電機の状態を示すｕｇ，ｔとを乗算した結果の総和が、慣性力の総和となる。このように、定式化した後に、解を求めることで、慣性力市場を考慮した場合にも同様に、利益を最大化するように、発電機の出力と各市場における売買量とを同時に算出することができる。 Equations (23) to (29) are similar to equations (2) to (8), so their explanations will be omitted. Equation (30) indicates a constraint that the amount of sales to the inertial force market is less than or equal to the sum of inertial forces. Here, a thermal power generator is assumed as the generator. A thermal power generator has inertia when it is in operation. Therefore, the sum of the results of multiplying the inertia force M g,t of each generator by u g,t indicating the state of each generator is the sum of the inertia forces. In this way, by formulating and finding a solution, the output of the generator and the trading volume in each market can be calculated at the same time to maximize profit, even when considering the inertia market. be able to.
以上説明したように、本実施の形態では、エネルギー市場および需給調整市場の各市場における約定価格を予測するとともに調整力発動量を予測し、これらの予測結果と発電機の運転制約条件とを用いて、発電事業者が得る利益を最大化するように、発電機の出力と各市場における売買量とを同時に算出するようにした。このため、エネルギー市場と調整力の両方を考慮した適切な入札計画を策定することができる。 As explained above, in this embodiment, the contract price in each market of the energy market and the supply and demand adjustment market is predicted, and the adjustment force activation amount is predicted, and these prediction results and the generator operation constraint conditions are used to predict the contract price in each market. In order to maximize profits for power generation companies, the generator output and the trading volume in each market are calculated at the same time. Therefore, it is possible to formulate an appropriate bidding plan that takes into account both the energy market and adjustment power.
実施の形態２．
図６は、本発明の実施の形態２にかかる入札計画決定装置の構成例を示す図である。本実施の形態の入札計画決定装置１ａは、実施の形態１の入札計画決定装置１と同様に、第１電力取引システム２、第２電力取引システム３および電力管理システム４と通信により接続可能である。
FIG. 6 is a diagram showing a configuration example of a bidding plan determining device according to
入札計画決定装置１ａは、実施の形態１の入札計画決定装置１に第４記録部２１および約定結果取得部２２を追加し、定式化部１７および計画決定部１９の入出力と動作が、一部異なる以外は、実施の形態１の入札計画決定装置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、実施の形態１と同一の符号を付して、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。入札計画決定装置１ａのハードウェア構成は実施の形態１の入札計画決定装置１と同様であり、例えば、図２に示すコンピュータシステムにより実現される。第４記録部２１は図２の記憶部１０３により実現され、約定結果取得部２２は、図２の制御部１０１により実現される。
The bidding plan determining device 1a adds a fourth recording section 21 and a contract result acquiring section 22 to the bidding
図７は、本実施の形態の入札計画決定処理手順の一例を示すフローチャートである。ステップＳ１～ステップＳ５は、実施の形態１と同様である。すなわち、入札計画決定装置１ａは、実施の形態１の入札計画決定装置１と同様に、発電計画、および各市場における入札計画を作成する。計画決定部１９は発電計画を発電計画情報として第４記録部２１に記録する。そして、入札計画決定装置１ａは、約定結果を定式化に反映する（ステップＳ６）。
FIG. 7 is a flowchart illustrating an example of the bidding plan determination processing procedure of this embodiment. Steps S1 to S5 are the same as in the first embodiment. That is, the bidding plan determining device 1a creates a power generation plan and a bidding plan for each market, similar to the bidding
詳細には、約定結果取得部２２が、第１電力取引システム２および第２電力取引システム３から、通信部２０を介して、それぞれエネルギー市場および需給調整市場における約定結果を取得し、約定結果を定式化部１７へ出力する。定式化部１７は、第４記録部２１に記憶されている発電計画情報と、約定結果とに基づいて、ステップＳ４で定式化した計算式のうち確定した部分を確定値で更新する。例えば、スポット市場の約定結果が得られた場合、式（１）の右辺の［］内の第１項のうちスポット市場により得られる利益は確定する。また、上記式（２）右辺の第２項の一部も確定する。例えば、ｔ＝０に対応するスポット市場における約定量が１０ＭＷであり、ｔ＝１に対応するスポット市場における約定量が４０ＭＷであるとし、ｅｍ＝０がスポット市場に対応するとした場合、式（２）のうち、ｔ＝０，１に対応する式は以下の式（３１）、式（３２）となる。他の時間についても同様である。
Specifically, the contract result acquisition unit 22 acquires contract results in the energy market and the supply and demand adjustment market from the first
ステップＳ６の後、入札計画決定装置１ａは、再計画を行う（ステップＳ７）。これにより、本実施の形態の入札計画決定処理が終了する。ステップＳ７では、詳細には、計画決定部１９は、ステップＳ６で定式化された結果を用いて、入札および発電計画問題の求解を実施する。計画決定部１９は、最適化問題の解に基づいて、発電計画、および各市場における入札計画を再計画することができる。なお、入札計画決定装置１ａは、スポット市場の約定結果に加えて調整力市場の約定結果が得られた後に、同様に約定結果を反映して、計画を行ってもよい。すなわち、入札計画決定装置１ａは、１つ以上のエネルギー市場および１つ以上の調整力市場のうち少なくとも１つの市場における約定結果を反映した目的関数と制約条件とに基づいて、発電機の出力と、約定結果が確定していない市場の売買量とを計算し、計算結果に基づいて発電計画、約定結果が確定していない市場の入札計画を再決定する。
After step S6, the bidding plan determining device 1a re-plans (step S7). This completes the bidding plan determination process of this embodiment. In step S7, in detail, the
図８は、本実施の形態の入札計画決定装置１ａにおける再計画の効果を説明するための図である。図８の１段目に示すように、翌日の発電計画および入札計画を決定するために、翌日に対しての前日に相当する日（以下、当日と呼ぶ）の８：００に、翌日の１０：００から１６：００を処理対象時間帯として、ステップＳ１～ステップＳ５に示した処理すなわち初回の計画を求めるための処理を開始する。図８の２段目に示すように、当日の９：００に、初回の計画を求めるための処理が終了し、翌日の発電計画、各市場における入札計画が決定される。図８の右側に示した図は発電機の起動と停止を示しており、横軸は時刻を示す。図８に示した例では、２段目に示すように、翌日の１０：００に発電機が起動される。なお、発電機は起動されてから、所望の出力となるまでにはある程度の時間を要するため停止と起動の中間状態にある時間帯は、起動の準備に要する時間に相当する。また、同様に、発電機は停止を指示してから完全に停止するまでにはある程度の時間を要する。図８の２段目に示した例では、さらに矢印で示した１０：００から１６：００までの期間に、スポット市場において電力を販売するとともに調整力市場で下げ調整力を販売する入札計画となっている。 FIG. 8 is a diagram for explaining the effect of replanning in the bidding plan determining device 1a of this embodiment. As shown in the first row of Figure 8, in order to determine the next day's power generation plan and bidding plan, at 8:00 a. :00 to 16:00 is set as the time period to be processed, and the processing shown in steps S1 to S5, that is, the processing for obtaining the initial plan, is started. As shown in the second row of FIG. 8, at 9:00 on the same day, the process for obtaining the first plan is completed, and the next day's power generation plan and bidding plan in each market are determined. The diagram shown on the right side of FIG. 8 shows starting and stopping of the generator, and the horizontal axis shows time. In the example shown in FIG. 8, the generator is started at 10:00 the next day, as shown in the second row. It should be noted that since it takes a certain amount of time for the generator to reach the desired output after it is started, the time period in the intermediate state between stopping and starting corresponds to the time required for preparing for starting. Similarly, it takes a certain amount of time for the generator to completely stop after being instructed to stop. In the example shown in the second row of Figure 8, there is a bidding plan in which electricity is sold in the spot market and down adjustment power is sold in the adjustment power market during the period from 10:00 to 16:00, which is indicated by the arrow. It has become.
図８の３段目は、当日の１３：００にスポット市場の約定結果が得られた後の状態を示している。図８の３段目に示したとおり、約定結果では、１０：００から１３：００の期間しか約定できず、１３：００から１６：００までは約定できていない。このとき、発電事業者は、１３：００から１６：００までの時間帯に関して、以下の（ａ），（ｂ），（ｃ）などの対応をとることができる。
（ａ）発電計画は変更せずに、需給調整市場での下げ調整力の販売と時間前市場で電力の販売との両方を実施する。
（ｂ）発電計画は変更せずに、需給調整市場での上げ調整力の販売と時間前市場で電力の販売との両方を実施する。
（ｃ）１３：００以降は発電機を停止させる。
The third row of FIG. 8 shows the state after the spot market execution result is obtained at 13:00 on the day. As shown in the third row of FIG. 8, the execution results show that executions can only be executed from 10:00 to 13:00, and cannot be executed from 13:00 to 16:00. At this time, the power generation company can take measures such as (a), (b), and (c) below regarding the time period from 13:00 to 16:00.
(a) Without changing the power generation plan, sell both downward adjustment power in the supply and demand adjustment market and sell electricity in the advance market.
(b) Without changing the power generation plan, sell both the upward adjustment power in the supply and demand adjustment market and the sale of electricity in the advance market.
(c) The generator will be stopped after 13:00.
上記の（ａ），（ｂ），（ｃ）は一例であり、他にも取りうる対応は考えられる。このように、スポット市場の約定結果が得られた後にも、発電事業者が取りうる対応は多様であり、どのような対応を行うと利益が最大化するかを発電事業者がすぐに把握することは難しい。このため、入札計画決定装置１ａは、上述したように、約定結果を反映して再計画を実施する。これにより、約定結果を反映した後に、利益が最大化となるよう発電計画と入札計画を再計画することができる。 The above (a), (b), and (c) are just examples, and other possible measures are conceivable. In this way, even after the contract results of the spot market are obtained, there are a variety of responses that power generation companies can take, and power generation companies can quickly understand what kind of response will maximize profits. That's difficult. Therefore, the bidding plan determining device 1a re-plans by reflecting the contract results, as described above. This allows the power generation plan and bidding plan to be replanned to maximize profits after reflecting the contract results.
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.
１，１ａ 入札計画決定装置、２ 第１電力取引システム、３ 第２電力取引システム、４ 電力管理システム、１１ 第１予測部、１２ 第２予測部、１３ 第３予測部、１４ 第１記録部、１５ 第２記録部、１６ 第３記録部、１７ 定式化部、１８ 優先度決定部、１９ 計画決定部、２０ 通信部、２１ 第４記録部、２２ 約定結果取得部。
Claims (5)
１つ以上の調整力市場における約定価格を予測する第２予測部と、
電力の同時同量を実現するための調整を行う能力である調整力の発動量を予測する第３予測部と、
発電事業者の利益を示す関数であって、前記１つ以上のエネルギー市場における売買により得られる利益である第１の利益の総和と、１つ以上の調整力市場における売買により得られる利益である第２の利益の総和と、発電機の燃料コストと、前記発電機の停止および起動に要するコストと、に基づいて決定される目的関数に、前記第１予測部、前記第２予測部および前記第３予測部による予測結果を反映する定式化部と、
前記目的関数と、前記発電機の運転制約条件を含む制約条件とを用いて、前記目的関数を最大化する、発電機の出力、前記１つ以上のエネルギー市場における売買量および前記１つ以上の調整力市場における販売量を計算し、計算結果に基づいて発電計画、前記１つ以上のエネルギー市場における入札計画および前記１つ以上の調整力市場における入札計画を決定する計画決定部と、
を備え、
前記エネルギー市場は、電力量を取引する市場であり、
前記調整力市場は、前記調整力を取引する市場であることを特徴とする入札計画決定装置。 a first prediction unit that predicts contract prices in one or more energy markets;
a second prediction unit that predicts a contract price in one or more adjustment power markets;
a third prediction unit that predicts the activation amount of adjustment power, which is the ability to perform adjustment to realize the same amount of power at the same time ;
A function indicating the profit of the power generation business, which is the sum of the first profit, which is the profit obtained by buying and selling in the one or more energy markets, and the profit obtained by buying and selling in the one or more adjustment power markets. The first prediction unit, the second prediction unit, and the a formulation unit that reflects the prediction result by the third prediction unit;
Maximize the objective function using the objective function and constraints including operational constraints of the generator, the output of the generator, the trading volume in the one or more energy markets, and the one or more energy markets. a plan determining unit that calculates the sales volume in the regulating power market and determines a power generation plan, a bidding plan in the one or more energy markets, and a bidding plan in the one or more regulating power markets based on the calculation results;
Equipped with
The energy market is a market for trading electric power,
A bidding plan determining device , wherein the adjustment power market is a market for trading the adjustment power .
前記目的関数は、前記重みが乗算された前記第１の利益の総和と、前記重みが乗算された前記第２の利益の総和と、前記発電機の燃料コストと、前記発電機の停止および起動に要するコストと、に基づいて決定されることを特徴とする請求項１に記載の入札計画決定装置。 one or more of the first interests corresponding to the one or more energy markets and one or more of the second interests corresponding to the one or more adjustment power markets, each according to a priority. The weights are multiplied,
The objective function is the sum of the first profits multiplied by the weights, the sum of the second profits multiplied by the weights, the fuel cost of the generator, and stopping and starting the generator. 2. The bidding plan determining device according to claim 1 , wherein the bidding plan is determined based on the cost required for.
ことを特徴とする請求項１または２に記載の入札計画決定装置。 The generator includes a pumped storage generator, the constraint condition includes a condition for matching the demand amount and the supply amount, and in calculating the condition for matching the demand amount and the supply amount, the pumped storage power generator is added to the supply amount. The amount of power generated by the pump is included as a negative value when pumping and as a positive value when generating electricity.
The bidding plan determining device according to claim 1 or 2 , characterized in that:
１つ以上のエネルギー市場における約定価格を予測する第１予測ステップと、
１つ以上の調整力市場における約定価格を予測する第２予測ステップと、
電力の同時同量を実現するための調整を行う能力である調整力の発動量を予測する第３予測ステップと、
発電事業者の利益を示す関数であって、前記１つ以上のエネルギー市場における売買により得られる利益である第１の利益の総和と、１つ以上の調整力市場における売買により得られる利益である第２の利益の総和と、発電機の燃料コストと、前記発電機の停止および起動に要するコストと、に基づいて決定される目的関数に、前記第１予測ステップ、前記第２予測ステップおよび前記第３予測ステップによる予測結果を反映する定式化ステップと、
前記目的関数と、前記発電機の運転制約条件を含む制約条件とを用いて、前記目的関数を最大化する、発電機の出力、前記１つ以上のエネルギー市場における売買量および前記１つ以上の調整力市場における販売量を計算し、計算結果に基づいて発電計画、前記１つ以上のエネルギー市場における入札計画および前記１つ以上の調整力市場における入札計画を決定する計画決定ステップと、
を含み、
前記エネルギー市場は、電力量を取引する市場であり、
前記調整力市場は、前記調整力を取引する市場であることを特徴とする入札計画決定方法。 The bidding plan decision device is
a first prediction step of predicting contract prices in one or more energy markets;
a second prediction step of predicting a contract price in one or more adjustment power markets;
a third prediction step of predicting the activation amount of adjustment power, which is the ability to perform adjustment to realize the same amount of power at the same time ;
A function indicating the profit of the power generation business, which is the sum of the first profit, which is the profit obtained by buying and selling in the one or more energy markets, and the profit obtained by buying and selling in the one or more adjustment power markets. The first prediction step, the second prediction step and the objective function determined based on the sum of the second profits, the fuel cost of the generator, and the cost required to stop and start the generator. a formulation step that reflects the prediction result from the third prediction step;
Maximize the objective function using the objective function and constraints including operational constraints of the generator, the output of the generator, the trading volume in the one or more energy markets, and the one or more energy markets. a plan determining step of calculating the sales volume in the regulating power market and determining a power generation plan, a bidding plan in the one or more energy markets, and a bidding plan in the one or more regulating power markets based on the calculation results;
including;
The energy market is a market for trading electric power,
The bidding plan determining method is characterized in that the adjustment power market is a market for trading the adjustment power .
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| 倉橋 節也 Setsuya KURAHASHI，電力取引における先物市場の影響予測モデル Artificial Electricity Futures Market to Predict an Impact on Power Trading，ＳＩＧ－ＢＩ 人工知能学会：経営課題にＡＩを！ビジネス・インフォマティクス研究会 第７回研究会 ［ｏｎｌｉｎｅ］ JSAI Special Interest Group on Business Informatics(SIG-BI)，日本，人工知能学会 |
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| JP2021047519A (en) | 2021-03-25 |
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