JP2005135266A - 電力取引支援システム - Google Patents

Abstract

【課題】 本発明は、電気事業者から複数の需要家へ電力を供給する電気事業において、電力需要形態の変更に柔軟に対応可能で、電気事業者と需要家との間の電力取引を双方の経済性を最適化するように支援することができる電力取引支援システムを実現することを目的とする。
【解決手段】 各需要家１から、予定受電量と希望電力単価とに関する受電情報を夫々取得する手段３２と、複数の受電情報を、希望電力単価が高い予定受電量の受電を優先する形態で集計して、複数の需要家１における総予定受電量と希望電力単価との関係を示す受電曲線を導出する手段３４と、受電曲線と、電気事業者における給電可能量と設定電力単価との関係を示す給電曲線との均衡点を導出する手段３５と、受電曲線における均衡点の位置から、各受電情報における予定受電量の受電の可否を決定する手段３７とを備える。
【選択図】 図１

Description

本発明は、電気事業者から複数の需要家へ電力を供給する電気事業における電力取引を支援する電力取引支援システムに関する。

電力を消費する需要家は、従来から電気事業に携わる電力会社や電力市場自由化により電気事業に新規参入した特定規模電気事業者等の電気事業者から電力を受電するにあたり、需要家の最大受電量の規模に応じて契約受電容量を決定し、電気事業者との間で電力の需給契約を締結する。また、この需給契約においては、上記契約受電容量が大きいほど、需要家が電気事業者へ支払う基本料金が高く設定されている。

また、需要家は、コージェネレーションシステムや自家発電機等のように、需要家の電力需要量の一部を発電可能な分散電源を設置することで、電気事業者との間で締結する契約受電容量をできるだけ小さくして、上記基本料金等を節約することができる。

このように需要家に設置される分散電源は、通常、需要家の電力需要量が予め設定された量を超えた場合に、電気事業者からの受電量を一定に維持する形態、又は、分散電源による発電量を一定に維持する形態で、運用される。分散電源をこのように運用するのは、需要家の受電量がある一定量を越えないことを狙ったものである。このように需要家は、分散電源を設置することにより、上記基本料金を低減し、更には、需要家の受電量が上記契約受電容量を越えることにより需要家に課せられるペナルティの発生を防ぐことができる。

しかし、このような分散電源の運用は、主に需要家の経済性向上を目的としているため、電気事業者において需要家に供給するための電力を発電又は調達するための電源又は市場等の給電部の運用が、個々の分散電源の運用によって必ずしも最適化されるとは限らない。例えば、電気事業者が比較的安く電力を発電又は調達できるときに、需要家において分散電源が運転されて需要家の受電量が小さかったり、逆に、電気事業者が比較的高く電力を発電又は調達しなければならないときに、需要家において分散電源が運転されずに需要家の受電量が大きかったりすると、電気事業者側の経済性が低下し、更には、需要家においても分散電源の運用による経済性向上の効果が見込めない場合がある。

そこで、電気事業者及び需要家の双方の経済性を最適化するための手法として、分散電源等の運転計画を所定の最適化計画問題を解くことにより立案し、その運転計画に従って分散電源を制御する手法が考えられている（例えば、特許文献１を参照。）。
この手法は、電気事業者が所有する複数の電源の運用を最適化するための手法を、分散電源等へも拡張するという考え方に基づくものである。尚、このような電源についての最適化計画問題は、各電源の発電量と発電コストとの関係を数理モデルで記述し、更に、各電源の発電量の上下限や時間あたりの発電量変化幅に制約を与え、電力を複数の電源からなる電源群により需要と同量の電力を発電するために必要な総発電コストを最小化するときの、発電する電源の組合せ、及び、各電源の発電量の配分等の解を求めるものである。

特開平１０−１９８６４８号公報

しかし、需要家が運用する分散電源は、電気事業者が運用する電源と異なり、小規模のものが多く存在しており、更に、設置から廃止までのリードタイムが短いという性質を有する。
そして、この分散電源の運転計画を前述の最適化計画問題を解くことにより立案する手法においては、分散電源が多く存在することから、その複雑な最適化計画問題を解析的に解くことが困難となって計算に要する時間が甚大となり、更に、分散電源のリードタイムが短いことから、分散電源の設置又は廃止による需要家の電力需要形態が変更する毎に、最適化計画問題の記述を更新するという煩雑な作業が必要となる。

また、分散電源を所有しない需要家についても、例えば電気温水器等の電気機器の運転時間帯を、電力単価が安い時間帯に設定することで、需要家の経済性を向上する場合があるが、前述の分散電源を同様に、電気事業者の経済性を考慮しながら、このような電気機器運転時間設定が行われることが望まれる。

本発明は、上記の課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、電気事業者から複数の需要家へ電力を供給する電気事業において、需要家における電力需要形態の変更に柔軟に対応可能で、電力単価によって分散電源や電気機器等の運転を判断して経済性を向上するような需要家（以下、価格感度保有需要家と呼ぶ。）が多く存在した場合でも、電気事業者と需要家との間の電力取引を双方の経済性を最適化するように簡単かつ迅速に支援することができる電力取引支援システムを実現することを目的とする。

上記目的を達成するための本発明に係る電力取引支援システムは、電気事業者から複数の需要家へ電力を供給する電気事業における電力取引を支援する電力取引支援システムであって、その第１特徴構成は、前記各需要家から、予定受電量と希望電力単価とに関する受電情報を夫々取得する受電情報取得手段と、
前記受電情報取得手段で取得した複数の前記受電情報を、前記希望電力単価が高い予定受電量の受電を優先する形態で集計して、前記複数の需要家における総予定受電量と希望電力単価との関係を示す受電曲線を導出する受電曲線導出手段と、
前記受電曲線導出手段で導出した前記受電曲線と、前記電気事業者における給電可能量と設定電力単価との関係を示す給電曲線との均衡点を導出する均衡点導出手段と、
前記受電曲線における前記均衡点の位置から、前記各受電情報における前記予定受電量の受電の可否を決定する受電計画手段とを備えた点にある。

上記第１特徴構成によれば、価格感度保有需要家が多く存在した場合でも、電気事業者と価格感度保有需要家との間の電力取引を双方の経済性を最適化するように電力取引を簡単かつ迅速に支援することができ、更に、需要家における上記分散電源や電気機器等の追加又は廃止等の電力負荷形態の変更に柔軟に対応可能となる。

即ち、上記受電情報取得手段により、例えば各需要家側に設置された通信端末との間で通信を行って、各需要家から、需要家が受電を予定している電力の予定受電量と、その予定受電量の電力を受電するにあたり需要家の経済性が考慮されるように設定された希望電力単価とに関する受電情報を取得し、上記受電曲線導出手段により、取得した複数の受電情報を、希望電力単価が高い予定受電量の受電の優先する形態、即ち、希望電力単価の高い順に複数の予定受電量を加算する形態で集計して、複数の需要家における総予定受電量と複数の需要家において経済性が考慮された希望電力単価との関係を示す受電曲線を導出することができ、需要家における電力負荷形態が変更された場合でも、簡単且つ迅速に適切な受電曲線を導出することができる。

また、電気事業者における給電可能量と設定電力単価との関係を示す給電曲線を予め導出又は記憶しておき、上記均衡点導出手段により、上記受電曲線と上記給電曲線との均衡点を導出することで、この導出した均衡点は、電力事業者と価格感度保有需要家との双方における経済性の向上を考慮することができるときの、電力事業者から複数の需要家へ供給される電力の電力量及び電力単価を表すものとなる。従って、この均衡点に基づいて、電気事業者が供給する電力量及びその電力単価を決定することができる。

更に、上記受電曲線は、複数の受電情報を希望電力単価が高い予定受電量の受電を優先する形態で集計したものであるため、上記受電計画手段により、上記均衡点における電力単価以上の希望電力単価を設定した予定受電量については受電を許可し、上記均衡点における電力単価よりも低い希望電力単価を設定した予定受電量については受電を許可しない形態で、各受電情報における予定受電量の受電の可否を決定することができ、各需要家は、この決定結果に基づいて、受電が許可された予定受電量を受電したり、受電が許可されなかった予定受電量を補うように分散電源を運転したり電気機器の運転を停止することができる。

本発明に係る電力取引支援システムの第２特徴構成は、上記第１特徴構成に加えて、前記電気事業者が、前記需要家に電力を供給する給電部を複数有し、
前記各給電部における給電可能量と設定電力単価とを、前記設定電力単価が安い給電可能量の給電を優先する形態で集計して、前記複数の給電部における総給電可能量と設定電力単価との関係を示す曲線を前記給電曲線として導出する給電曲線導出手段を備えた点にある。

上記第２特徴構成によれば、電気事業者が複数の給電部から複数の需要家に電力を供給する場合については、上記給電曲線導出手段により、給電部が給電可能な給電可能量と、その給電量の電力を給電するにあたり給電部の経済性を考慮して設定された設定電力単価とを、例えば予め各給電部側に設置された通信端末との間で通信を行って取得又は記憶しておき、各給電部の給電可能量と設定電力単価とを、設定電力単価が低い給電可能量の給電を優先する形態、即ち、希望電力単価の低い順に複数の給電可能量を加算する形態で集計して、複数の給電部における総給電可能量と設定電力単価との関係を示す給電曲線を導出することができる。従って、給電部の数や各給電量の給電可能量及び設定電力単価等の電力供給形態が変更された場合でも、簡単かつ迅速に適切な給電曲線を導出することができる。

本発明に係る電力取引支援システムの第３特徴構成は、上記第２特徴構成に加えて、前記給電曲線における前記均衡点の位置から、前記各給電部における給電量を決定する給電計画手段とを備えた点にある。

上記第３特徴構成によれば、電気事業者が複数の給電部から複数の需要家に電力を供給し、上記給電曲線導出手段により給電曲線を導出する場合について、上記給電曲線は、各給電部の給電可能量と設定電力単価とを設定電力単価が低い給電可能量の給電を優先する形態で集計したものであるため、上記給電計画手段により、上記均衡点における電力単価以下の設定電力単価を設定した給電可能量については給電し、上記均衡点における電力単価よりも高い設定電力単価を設定した予定受電量については給電しない形態で、各給電部における給電量を決定することができる。

本発明に係る電力取引支援システムの第４特徴構成は、上記第１から第３の何れかの特徴構成に加えて、前記受電情報取得手段が、前記希望電力単価が最大に設定された必須予定受電量と、前記需要家が前記予定受電量の電力を受電しなかった場合のエネルギコストを基準に前記希望電力単価が設定された調整予定受電量とを含む情報を前記受電情報として取得可能に構成されている点にある。

上記第４特徴構成によれば、上記受電情報取得手段により希望電力単価が最大に設定された必須予定受電量を受電情報として取得することにより、上記均衡点導出手段は、この必須予定受電量の受電を最優先して、需要家が必ず必須受電量の電力を受電できるように、上記均衡点を導出することができる。

更に、上記受電情報取得手段は、上記必須予定受電量のほかに、需要家がその予定受電量を補うために必要なエネルギコストを基準に希望電力単価が設定された調整予定受電量を受電情報として取得することにより、上記均衡点導出手段は、この調整予定受電量については、電力単価がその希望電力単価以下の場合のみ受電して、需要家の経済性を向上するように、上記均衡点を導出することができる。

本発明に係る電力取引支援システムの第５特徴構成は、上記第４の特徴構成に加えて、前記調整予定受電量が前記需要家が所有する分散電源の発電量に相当するものであり、前記調整予定受電量に対して前記分散電源の発電コストを基準に前記希望電力単価が設定されている点にある。

上記第５特徴構成によれば、上記受電情報取得手段が上記必須予定受電量と上記調整予定受電量とを受電情報として取得可能な場合に、その調整予定受電量を、需要家が所有する分散電源の発電量に相当するものとし、その調整予定受電量の受電が不許可となった場合には、分散電源を運転して調整予定受電量を補うことができる。
また、このように調整予定受電量を分散電源の発電量に相当するものとする場合には、その調整予定受電量に対する希望電力単価を、分散電源の発電コストを基準に設定することで、その調整予定受電量を電力単価がその希望電力単価以下である場合にのみ受電し、電力単価がその希望電力単価よりも高い場合には、調整予定受電量の電力を分散電源の発電により電力単価よりも安く補うことができる。

本発明に係る電力取引支援システムの第６特徴構成は、上記第５の特徴構成に加えて、前記受電計画手段が、前記調整予定受電量の受電の可否を、前記分散電源の運転可否判断のための情報として、前記需要家側に通知するように構成されている点にある。

上記第６特徴構成によれば、上記受電情報取得手段が、需要家が所有する分散電源の発電量に相当する調整予定受電量を受電情報として取得可能な場合に、上記受電計画手段が、その調整予定受電量の受電の可否を、分散電源の可否判断のための情報として、例えば分散電源を所有する需要家側に設置された分散電源の制御装置との間で通信を行って、需要家側に通知することで、その通知された情報に基づいて簡単に分散電源の運転を制御することができる。

本発明に係る電力取引支援システムの実施の形態について、図面に基づいて説明する。
図１は、特定規模電気事業者（以下、ＰＰＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｐｒｏｄｕｃｅｒ ａｎｄ Ｓｕｐｐｌｉｅｒ）と呼ぶ。）１０が運用する給電部１１から、電力会社が運営管理する送電線２０を利用して、複数の需要家１へ電力を託送する電力事業の様子を示した説明図である。

電力取引支援システムは、ＰＰＳ１０又はＰＰＳ１０以外の第三者によって運用される需給電管理装置３０により構成され、上記電気事業における給電部１１から需要家１へ供給する電力量及びその電力単価を決定する形態で電力取引を支援するように構成されている。

需要家１は、夫々、需要家１の生活に合わせて電力を消費する電灯や電気機器等の電力負荷２を有し、更に、需要家１としては、都市ガス等の燃料を消費して電力負荷２の電力需要量の一部を発電可能なコージェネレーションシステム等の分散電源３を有する需要家１ａや、電気温水器等のように上記電力負荷２とは別に運転時間が特定されず送電線２０から受電した電力を消費して湯水等の別のエネルギを発生する調整電力負荷４を有する需要家１ｂや、上記電力負荷２のみを有する需要家１ｃなどが存在する。

各需要家１には、電力負荷２の電力需要量を管理するためのコンピュータからなる需要管理装置５が設置されており、この需要管理装置５は、過去に計測された電力負荷２の電力需要量の実績から、来期（例えば、翌日）の電力負荷２の電力需要量を、回帰分析等の統計的手法を用いて予測可能に構成されており、そのために必要な電力需要量を計測するための計測手段、計測した電力需要量を逐次記憶する記憶手段、来期の電力需要量の予測のための解析処理等を行うための演算手段等を備える。
また、需要管理装置５は、インターネット等の公知の通信ネットワーク７に接続され、需給電管理装置３０等の外部のコンピュータとの間で通信可能に構成されている。
尚、来期の電力負荷２の電力需要量の予測手法は、上記のような予測手法に限定されず、公知のあらゆる予測手法を用いることができる。

更に、需要家１ａに設置されている需要管理装置５ａは、詳細については後述するが、需給電管理装置３０から需要家１ａの来期の受電計画を受信し、その受電計画に基づいて分散電源３の運転計画を作成し、その運転計画に基づいて分散電源３の起動・停止を切り替えるように構成されている。

また、需要管理装置５ａは、分散電源３が発電可能な発電可能量及び単位発電量あたりの発電コストを管理するようにも構成されている。
即ち、需要管理装置５ａは、分散電源３を運転した際の発電量及び燃料消費量を監視すると共に、分散電源３が消費する燃料単価を管理するように構成されている。尚、この燃料単価が定期的に更新される場合には、需要管理装置５ａは、燃料供給業者等がインターネット網等の通信ネットワーク７を介して公開する燃料単価を取得するように構成し、管理する燃料単価を最新のものに更新することができる。
そして、需要管理装置５ａは、上記の分散電源３の発電量から上記発電可能量を導出すると共に、その発電量と燃料消費量と燃料単価とから、分散電源３が発電する際の単位発電量あたりの発電コストを導出し管理するように構成されている。
尚、この発電コストは、需要家１が分散電源３により電力需要の一部を補い、分散電源３の発電量に相当する電力を送電線２０から受電しなかった場合に発生するエネルギコストであるといえる。

需要家１ｂに設置されている需要管理装置５ｂは、詳細については後述するが、需給電管理装置３０から需要家１ｂの来期の受電計画を受信し、その受電計画に基づいて調整電力負荷４の運転計画を作成し、その運転計画に基づいて調整電力負荷４の起動・停止を切り替えるように構成されている。

また、需要管理装置５ｂは、調整電力負荷４が消費する電力消費量、及び、調整電力負荷４の運転しなかった場合に発生するエネルギコストを管理するように構成されている。
即ち、需要管理装置５ｂは、調整電力負荷４を運転した際の電力消費量及びエネルギ発生量を監視すると共に、上記調整電力負荷４を運転せずに、湯水等のエネルギをガス給湯器等の別の手段で発生させた場合に必要な燃料コスト等のエネルギコストを導出し管理するように構成されている。
尚、このエネルギコストは、調整電力負荷４を運転せずに、調整電力負荷４が消費する電力を送電線２０から受電しなかった場合に発生するエネルギコストであるといえる。

これまで説明してきた需要管理装置５は、来期に受電を予定している予定受電量と、その予定受電量の電力に対して希望する希望電力単価とに関する受電情報を生成し、その受電情報を、通信ネットワーク７を介して、需給電管理装置３０に送信するように構成されており、その受電情報の生成方法について説明を加える。

分散電源３を有する需要家１ａの需要管理装置５ａは、予測した来期の電力需要量から分散電源３の発電可能量を差し引いた電力量を、分散電源３を運転しても必ず受電しなければならない必須予定受電量とし、分散電源３の発電量に相当する電力量を受電できなくても分散電源３の発電により補うことができる調整予定電力量とした受電情報を生成する。即ち、この受電情報においては、図２に示すように、ＰＰＳ１０から受電する電力の電力単価が高くても必須予定電力量の電力は必ず受電しなければならないことから、必須予定受電量に対する希望電力単価が最大に設定され、一方、ＰＰＳ１０から受電する電力の電力単価が分散電源３の発電コストを超えるときに分散電源３を運転しないと需要家１ａの経済性が低下することから、分散電源３の発電量に相当する調整予定受電量に対する希望電力単価が分散電源３の発電コストを基準にした値に設定されている。

調整電力負荷４を有する需要家１ｂの需要管理装置５ｂは、予測した来期の電力需要量から調整電力負荷４の電力消費量を差し引いた電力量を調整電力負荷４の運転に拘わらず必ず受電しなければならない必須予定受電量とし、調整電力負荷４の電力消費量に相当する電力量を、調整電力負荷４を運転した場合に必要となる調整予定電力量とした受電情報を生成する。即ち、この受電情報においては、前述の需要管理装置５ａで生成した受電情報と同様に、ＰＰＳ１０から受電する電力の電力単価が高くても必須予定受電量の電力は必ず受電しなければならないことから、必須予定受電量に対する希望電力単価が最大に設定され、一方、ＰＰＳ１０から受電する電力の電力単価が調整電力負荷４を運転しなかった場合に発生するエネルギコストを超えるときに調整電力負荷４を運転すると需要家１ａの経済性が低下することから、調整電力負荷４の消費電力に相当する調整予定受電量に対する希望電力単価がそのエネルギコストを基準にした値に設定されている。

即ち、上記需要家１ａ及び需要家１ｂは、電力単価によって分散電源３や調整電力負荷４の運転を判断して経済性を向上しようとする価格感度保有需要家であると言える。

電力負荷２のみを有する需要家１ｃ側に設置されている需要管理装置５ｃについては、予測した来期の電力需要量の全てを必須予定受電量とした受電情報を生成し、その受電情報において、ＰＰＳ１０から受電する電力の電力単価が高くても必須予定受電量の電力は必ず受電しなければならないことから、その必須予定受電量に対する希望電力単価を最大に設定する。

ＰＰＳ１０は、給電部１１としての、自ら所有する複数の電源１１ａ，１１ｂと、電力調達可能な別の電力市場１１ｃとから、送電線２０を介して複数の需要家１へ電力を託送する。
尚、電力市場１１ｃとは、ＰＰＳ１０が電力市場取引で調達した電力供給元を示している。

このようなＰＰＳ１０側には、給電部１１における給電を管理するためのコンピュータからなる給電管理装置１５が設置されており、この給電管理装置１５は、インターネット等の公知の通信ネットワーク８に接続され、需給電管理装置３０等の外部のコンピュータとの間で通信可能に構成されている。

給電管理装置１５は、詳細については後述するが、需給電管理装置３０から夫々の給電部１１の来期の給電計画を受信し、その給電計画に基づいて夫々の給電部１１の給電量、即ち、電源１１ａ，１１ｂの発電量、及び、電力市場１１ｃにおける電力調達量を計画するように構成されている。

給電管理装置１５は、各給電部１１が給電可能な給電可能量及び単位給電量あたりの給電コストを管理するようにも構成されている。
即ち、給電管理装置１５は、給電部１１としての電源１１ａ，１１ｂにおける給電量及び燃料消費量を監視すると共に、電源１１ａ，１１ｂが消費する燃料単価を管理するように構成されている。尚、この燃料単価が定期的に更新される場合には、給電管理装置１５は、燃料供給業者等が通信ネットワーク８等を介して公開する燃料単価を自動的に取得するように構成し、管理する燃料単価を最新のものに更新することができる。
そして、給電管理装置１５は、上記の電源１１ａ，１１ｂの給電量から上記給電可能量を導出すると共に、その給電量と燃料消費量と燃料単価とから、電源１１ａ，１１ｂが給電する際の単位給電量あたりの給電コストを導出する。

更に、給電管理装置１５は、給電部１１としての電力市場１１ｃにおける給電可能量及びその電力を発電又は調達した際の電力調達コストを監視するように構成されている。

給電管理装置１５は、各給電部１１について、来期に給電が可能な給電可能量と、その給電可能量に対して設定する設定電力単価とに関する給電情報を生成し、その給電情報を、通信ネットワーク８を介して、需給電管理装置３０に送信するように構成されている。
尚、電源１１ａ，１１ｂの給電可能量についての給電情報においては、その給電コストを基準に設定電力単価が設定され、電力市場１１ｃの給電可能量についての給電情報においては、その調達コストを基準に設定電力単価が設定される。

そして、需給電管理装置３０は、上記各需要管理装置５から受信した受電情報、及び、給電管理装置１５から受信した給電情報を用いて、来期において、電気事業者と需要家との間の電力取引を双方の経済性を最適化するように支援するべく、来期の各給電部１１の給電量、来期の各需要家１の受電量、及び、来期の電力単価を決定するように構成されており、その特徴構成について、以下に説明する。

需給電管理装置３０は、コンピュータからなり、インターネット等の公知の通信ネットワーク７，８に接続され、需要管理装置５や給電管理装置１５等の外部のコンピュータとの間で通信可能に構成されている。

また、需給管理装置３０は、所定のコンピュータプログラムを実行することにより、給電情報取得手段３１、受電情報取得手段３２、給電曲線導出手段３３、受電曲線導出手段３４、均衡点導出手段３５、給電計画手段３６、受電計画手段３７等の各手段として機能して、電力取引支援処理を実行するように構成されており、その各手段の構成を電力取引支援処理の処理フローに沿って説明する。

尚、この電力取引支援処理は、翌日等の来期におけるＰＰＳ１０及び需要家１の双方の経済性を最適化するように、各給電部１１の来期における給電量に関する給電計画と、各需要家１１の来期における受電量に関する受電計画とを決定し、更に、その来期におけるＰＰＳ１０から各需要家１へ給電する電力の電力単価を決定する処理である。

電力取引支援処理において、受電情報取得手段３２により、各需要家１における前述の複数の受電情報が取得され、受電曲線導出手段３４により、受電情報取得手段３２で取得した複数の受電情報が、希望電力単価が高い予定受電量の受電を優先する形態で集計されて、複数の需要家１における総予定受電量と希望電力単価との関係を示す受電曲線が導出される。

即ち、受電情報取得手段３２は、前記各需要家１における前述の予定受電量と希望電力単価とに関する受電情報を夫々取得するために、各需要管理装置５との間で通信を行って、各受電管理装置５が生成し送信した受電情報を受信するように構成されている。

また、受電曲線導出手段３４は、図３に示すように、希望電力単価が最大に設定された必須予定受電量を、最優先して予定受電量が低い側から加算し、次に、希望電力単価の高い順に調整予定受電量を加算していく形態で、複数の受電情報を集計して受電曲線を生成するように構成されている。即ち、このように生成された受電曲線は、予定受電量が増加するにしたがって希望電力単価が減少するものとなる。

一方、電力取引支援処理において、給電情報取得手段３１により、各給電部１１における前述の複数の給電情報が取得され、給電曲線導出手段３３により、給電情報取得手段３１で取得した複数の給電情報が、設定電力単価が低い給電可能量の給電を優先する形態で集計されて、複数の給電部１１における総給電可能量と設定電力単価との関係を示す給電曲線が導出される。

即ち、給電情報取得手段３１は、各給電部１１における前述の給電可能量と設定電力単価とに関する給電情報を取得するために、給電管理装置１５との間で通信を行って、給電管理装置１５が生成し送信した給電情報を受信するように構成されている。

また、給電曲線導出手段３３は、図４に示すように、各給電部１１における給電可能量を、設定電力単価の低い順に給電可能量を加算していく形態で、複数の給電情報を集計して給電曲線を生成するように構成されている。即ち、このように生成された給電曲線は、給電可能量が増加するにしたがって設定電力単価が増加するものとなる。
尚、ある給電量範囲において、各給電部１１の最小給電量等の都合で、設定電力単価が比較的高い給電部１１による給電を行う必要がある場合には、この給電曲線は、その給電量範囲において局所的に設定電力単価が高くなることがある。

そして、電力取引支援処理において、均衡点導出手段３５により、受電曲線導出手段３４で導出した受電曲線と、給電曲線導出手段３３で導出した給電曲線との均衡点が導出される。
即ち、均衡点導出手段３５は、図５に示すように、受電曲線及び給電曲線とを重ね合わせ、その交点を上記均衡点として導出するように構成されている。

電力取引支援処理において、このように均衡点が導出されると、受電計画手段３７により、受電曲線における均衡点の位置から、各受電情報における予定受電量の受電の可否が決定される。
即ち、受電計画手段３７は、上記均衡点における電力単価以上の希望電力単価を設定した予定受電量については受電を許可し、上記均衡点における電力単価よりも低い希望電力単価を設定した予定受電量については受電を許可しない形態で、各受電情報における予定受電量の受電の可否を決定し、更に、その決定結果に基づいて、来期において受電が許可された受電量と均衡点における電力単価とに関する受電計画を需要家１毎に生成し、その生成した受電計画を、各需要管理装置５側に送信するように構成されている。

また、このように各受電情報における予定受電量の受電の可否を決定すると、必須予定受電量については、希望電力単価が最大に設定されていることから、常に受電が許可される。一方、調整予定受電量については、夫々に設定された希望電力単価が均衡点における電力単価以上である調整予定受電量（例えば、図５において、ａ，ｂで示された調整予定受電量）のみ受電が許可され、夫々に設定された希望電力単価が均衡点における電力単価未満である調整予定受電量（例えば、図５において、ｃ，ｄで示された調整予定受電量）の受電が許可されないことになる。

また、上記のように受電計画を受信した需要管理装置５は、来期において、その決定された受電量の電力を送電線２０から受電するように、その受電計画に基づいて分散電源３又は調整電力負荷４の運転計画を作成する。
即ち、需要管理装置５は、上記受電計画を参照して、来期において調整予定受電量の希望電力単価以下の電力単価での受電が許可されたか否かを判断し、受電が許可された場合には分散電源３又は調整電力負荷４の来期における運転を禁止し、逆に、受電が許可されなかった場合には、分散電源３又は調整電力負荷４の来期における運転を許可するように分散電源３又は調整電力負荷４の運転計画を作成するように構成されている。

一方、電力取引支援処理において、このように均衡点が導出されると、給電計画手段３６により、給電曲線における均衡点の位置から、各給電情報における給電可能量の給電の可否が決定される。
即ち、給電計画手段３６は、上記均衡点における電力単価以下の設定電力単価を設定した給電可能量については給電を許可し、上記均衡点における電力単価よりも高い設定電力単価を設定した給電可能量については給電を許可しない形態で、各給電情報における給電可能量の給電の可否を決定し、更に、その決定結果に基づいて、来期において給電が許可された給電量に関する給電計画を給電部１１毎に生成し、その生成した給電計画を、給電管理装置１５側に送信するように構成されている。

また、このように各給電情報における給電可能量の給電の可否を決定すると、給電可能量については、夫々に設定された設定電力単価が均衡点における電力単価以下である給電可能量（例えば、図５において、Ａ，Ｂで示された給電可能量）の給電が許可され、夫々に設定された設定電力単価が均衡点における電力単価よりも大きい給電可能量（例えば、図５において、Ｃ，Ｄで示された給電可能量）の給電が許可されないことになる。

また、上記のように給電計画を受信した給電管理装置１５は、来期において、その決定された給電量の電力を送電線２０に給電するように、その給電計画に基づいて夫々の給電部１１の給電量、即ち、電源１１ａ，１１ｂの発電量、及び、電力市場１１ｃにおける電力調達量を計画する。

即ち、給電管理装置１５は、上記給電計画を参照して、来期において給電可能量の設定電力単価以上の電力単価での給電が許可されたか否かを判断し、給電が許可された給電部１１については来期において給電させ、逆に、受電が許可されなかった給電部１１については来期において給電させないように構成されている。

更に、需給電管理装置３０は、上記均衡点における電力単価を、来期においてＰＰＳ１０から需要家１へ供給される電力の電力単価として決定し、その電力単価を給電管理装置１５及び需要管理装置５側に通知するように構成されており、来期において各需要家１がＰＰＳ１０に支払う電力料金は、その電力単価を用いて精算される。

以上のように、電力取引支援処理により導出した受電計画に基づいて各需要家１の分散電源３又は調整電力負荷４の運転を計画し、同じく、電力取引支援処理により導出した給電計画に基づいてＰＰＳ１０の各給電部１１の給電を計画することで、ＰＰＳ１０から需要家１へ供給される電力は、ＰＰＳ１０において設定した設定電力単価以下の電力単価で給電され、需要家１において希望した希望電力単価以下で受電されることになり、ＰＰＳ１０及び需要家１の双方の経済性が最適なものに確保されることになる。

尚、上記電力取引支援処理は、３０分等の短時間単位で実行しても構わない。即ち、短時間単位の受電情報及び給電情報を取得して、短時間単位の受電計画及び給電計画を生成することができる。また、この短時間単位の電力取引支援処理を、例えば、１日分まとめて実行しても構わない。

尚、ＰＰＳ１０が上記需給電管理装置３０を運用する場合には、この需給電管理装置３０を給電管理装置１５と共通のコンピュータで構成しても構わない。

更に、需給電管理装置３０が機能する各種手段のうち、一部を、給電管理装置１５又は需要管理装置５が備えるように構成しても構わない。例えば、給電情報取得手段３１、給電曲線導出手段３３、及び、給電計画手段３６等を、給電管理装置１５側に備えたり、受電計画手段３７を各需要管理措置５側に備えることができる。

電力取引支援システムの概略構成及び電力事業の様子を示した概略構成図 受電情報を示す図 受電曲線を示す図 給電曲線を示す図 均衡点の導出方法を示す図

符号の説明

１，１ａ，１ｂ，１ｃ：需要家
２：電力負荷
３：分散電源
４：調整電力負荷
５，５ａ，５ｂ，５ｃ：需要管理装置
７，８：通信ネットワーク
１０：ＰＰＳ（電気事業者）
２０：送電線
１１：給電部
１１ａ，１１ｂ：電源
１１ｃ：電力市場
１５：給電管理装置
３０：需給電管理装置（電力取引支援システム）
３１：給電情報取得手段
３２：受電情報取得手段
３３：給電曲線導出手段
３４：受電曲線導出手段
３５：均衡点導出手段
３６：給電計画手段
３７：受電計画手段

Claims (6)

1. 電気事業者から複数の需要家へ電力を供給する電気事業における電力取引を支援する電力取引支援システムであって、
   前記各需要家から、予定受電量と希望電力単価とに関する受電情報を夫々取得する受電情報取得手段と、
   前記受電情報取得手段で取得した複数の前記受電情報を、前記希望電力単価が高い予定受電量の受電を優先する形態で集計して、前記複数の需要家における総予定受電量と希望電力単価との関係を示す受電曲線を導出する受電曲線導出手段と、
   前記受電曲線導出手段で導出した前記受電曲線と、前記電気事業者における給電可能量と設定電力単価との関係を示す給電曲線との均衡点を導出する均衡点導出手段と、
   前記受電曲線における前記均衡点の位置から、前記各受電情報における前記予定受電量の受電の可否を決定する受電計画手段とを備えた電力取引支援システム。
2. 前記電気事業者が、前記需要家に電力を供給する給電部を複数有し、
   前記各給電部における給電可能量と設定電力単価とを、前記設定電力単価が安い給電可能量の給電を優先する形態で集計して、前記複数の給電部における総給電可能量と設定電力単価との関係を示す曲線を前記給電曲線として導出する給電曲線導出手段を備えた請求項１に記載の電力取引支援システム。
3. 前記給電曲線における前記均衡点の位置から、前記各給電部における給電量を決定する給電計画手段とを備えた請求項２に記載の電力取引支援システム。
4. 前記受電情報取得手段が、前記希望電力単価が最大に設定された必須予定受電量と、前記需要家が前記予定受電量の電力を受電しなかった場合のエネルギコストを基準に前記希望電力単価が設定された調整予定受電量とを含む情報を前記受電情報として取得可能に構成されている請求項１から３の何れか１項に記載の電力取引支援システム。
5. 前記調整予定受電量が前記需要家が所有する分散電源の発電量に相当するものであり、前記調整予定受電量に対して前記分散電源の発電コストを基準に前記希望電力単価が設定されている請求項４に記載の電力取引支援システム。
6. 前記受電計画手段が、前記調整予定受電量の受電の可否を、前記分散電源の運転可否判断のための情報として、前記需要家側に通知するように構成されている請求項５に記載の電力取引支援システム。

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