JP2008108085A - スポット価格予測システム，スポット取引支援システム及びスポット価格予測・取引支援システム - Google Patents

Abstract

【課題】
大型発電所の「計画外停止」が起こった際には、スポット価格が「通常時」とは異なる傾向である点を考慮して、精度良いスポット価格の予測を行う。スポット市場から電力を購入する際のコストは、スポット価格（約定価格）だけでは決まらず、実際には（トータルコストとして）、「スポット約定価格＋（約定した相手のエリアにより異なる）電力会社間の託送料金」が必要となることを考慮し、取引所での入札支援を行う。
【解決手段】
（１−１）発電設備計画外停止情報入力手段、（１−２）スポット価格予測切り替え手段、（１−３）通常時スポット価格予測手段、（１−４）計画外停止時スポット価格予測手段、（１−５）スポット価格予測結果出力手段。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力自由化で出現した電力取引市場（スポット市場）で電力取引を行い、収益（利益）を向上するための支援システムに関する。スポット市場価格を精度良く予測するとともに、取引相手の電力会社（供給エリア）により異なる託送料金を考慮して、取引にかかるコストや、自社発電にかかるコストも含めた収益（利益）をも向上できる、電力取引支援システムに関する。

日本では、２００５年に卸電力取引市場（ＪＥＰＸ）が開設した。それに伴い、電力会社や特定規模電気事業者などの事業者は、取引所での入札を計画するための支援システムが必要となった。

卸電力取引市場における翌日の電力スポット価格を予測するための技術としては、特許文献１（特開２００６−１７２２４６号）が公開されている。これは、気象データ・連系線の空き容量と過去のスポット価格データの関連を回帰分析し、得られた近似式(回帰式)によりスポット市場価格を予測する技術である。

取引所での入札を、収益を向上するように入札計画を作成するための支援技術として、特許文献２（特開２００６−２６００８７号）、および、特許文献３（特開２００６−
２６００８８号）が公開されている。特許文献２、および、特許文献３では、シミュレーションにより、スポット市場の約定結果を予測し、入札計画の支援を行う技術である。

特開２００６−１７２２４６号公報 特開２００６−２６００８７号公報 特開２００６−２６００８８号公報

電力取引市場（スポット市場）を利用して、収益を向上しようとした場合、入札の計画を行うには、スポット価格を精度よく予測する必要がある。２００５年の卸電力取引所
（ＪＥＰＸ）開設以来のスポット価格動向を調査すると、例えば、「原子力発電所の計画外停止」が発生したような時には、スポット価格が高騰し、取引量も増加している傾向がある。「計画外停止」が起こった場合には、計画的に決めた「定期点検」時などとは異なり、例えば、他の電力会社から予め相対で、必要となる電力をリーズナブルな価格で譲り受けるようなことが難しい。そのため、「計画外停止」が起こった事業者は、高額であっても、「スポット市場」から購入せざるを得ない事情があるものと思われる。また、豊富な予備力がある事業者も、他社で「計画外停止」が起こっているとの情報を得た場合には、通常時よりも高い値段でも約定すると見込んで、通常時よりも大きな利益を上乗せして、スポット市場へ「入札（売り）」をすることが考えられる。

公開されている「スポット価格予測技術」においては、このような、大型発電所の「計画外停止」が起こった際には、スポット価格が「通常時」とは異なる傾向となる点を考慮し、「通常時」と「計画外停止」の場合では異なる予測方法（予測方式・パラメータ・分類方法等）を用いてスポット価格を予測する点については、考慮されていなかった。

また、実際にスポット市場を利用して電力を購入する場合には、電力のスポット価格以外に、電力を託送してもらうための料金（託送料金）も支払う必要がある。取引所を介した電力の売買では、取引相手を選ぶことはできない。にもかかわらず、（自分の意思にかかわらず）約定した相手（買う相手）の距離・供給エリア等により、必要となる電力会社間の託送料金が異なることがある。図９を用いて説明する。

図９は、一般電気事業者の供給エリアと、託送コスト上昇にかかわる周波数変換所の例を示す。同じ周波数エリア(東日本エリア(５０Ｈｚ)、または、西日本エリア(６０Ｈｚ))内であれば、周波数の変換を行わずに、電力を送ることができる。例えば、東日本エリア（９０１）の東北電力エリアと東京電力エリアは、互いに隣接しており、周波数も同じ
５０Ｈｚである。従って、周波数変換所（ＦＣ）（９０３）は通らずに、電力を送ることができる。また、互いに隣接したエリアのため、送電距離は短くて済む。周波数変換所
（ＦＣ）を経由せず、距離も短いので、託送コストは低い金額となる。一方で、例えば、図９の例で、東京電力エリアの電力会社が、例えば、九州電力の供給エリア（６０Ｈｚ）で発電した電力を購入すると仮定する。このケースでは、九州電力エリア（６０Ｈｚ）→中国電力エリア（６０Ｈｚ）→関西電力エリア（６０Ｈｚ）→中部電力エリア(６０Ｈｚ)→周波数変換所（ＦＣ）→東京電力エリア（５０Ｈｚ）と、周波数変換所（ＦＣ）を経由して電力を送ってもらうことになる。周波数変換所（ＦＣ）を経由する場合、そのための（高額な）料金が必要となる。また、長い距離に渡って送電する場合、送電中に送電ロスが発生するためこれを補償するためのコストがかかる。そのため、託送コストは高い金額となってしまう。

スポット市場から電力を購入する際のコストは、スポット価格（約定価格）だけでは決まらず、実際には（トータルコストとして）、「スポット約定価格＋（約定した相手のエリアにより異なる）電力会社間の託送料金」が必要となる。しかし、公開されている、取引所での入札を、「収益を向上するように入札計画を作成するための支援技術」においては、実際に約定した相手（買う相手）の事業者の供給エリアが異なることにより、電力会社間の託送料金が異なるため、スポット市場から電力を購入する際に実際にかかるトータルコスト（「スポット約定価格＋（約定した相手の供給エリアにより異なる）電力会社間の託送料金」）を考慮して、最適な入札計画作成（入札方法策定）の支援を行う技術は、存在していなかった。

本発明は、上記の点を鑑みてなされたものであり、本発明の第１の目的は、「通常時」と発電設備の「計画外停止時」では、スポット価格予測方法を変えて行うことにより、スポット価格予測の精度を向上できるものである。

また、本発明の第２の目的は、スポット市場から電力を購入する際には、実際には、トータルコストとして、「スポット価格＋（約定した相手の供給エリアにより異なる）電力会社間の託送料金」がかかることを考慮し、約定する（売ってもらう）可能性が高い相手を予測し、その相手の供給エリア・距離による託送料金の金額も考慮して、入札（買い）を行うのが得策かどうか評価できる、スポット市場入札支援システムに関するものである。

本発明の第１の目的を達成するには、次の手段が必要となる。
（１−１）発電設備計画外停止情報入力手段
（１−２）スポット価格予測切り替え手段
（１−３）通常時スポット価格予測手段
（１−４）計画外停止時スポット価格予測手段
（１−５）スポット価格予測結果出力手段
本発明の第２の目的を達成するには、次の手段が必要となる。
（２−１）スポット価格予測手段（上記（１−１）〜（１−４）でもよい）
（２−２）スポット市場売り手予測手段
（２−３）需要予測手段
（２−４）発電コスト算出手段
（２−５）電力間託送コスト算出手段
（２−６）（コスト）最適化手段
（２−７）入札方法出力手段

本発明によれば、「通常時」と発電設備の「計画外停止時」では異なる傾向があるスポット価格を、スポット価格予測手段（手法・パラメータ等）を変えて行うことにより、スポット価格予測の精度を向上することができる。また、本発明によれば、スポット市場から電力を購入する際に、実際には、トータルとして、「スポット価格＋（約定した相手の供給エリアにより異なる）電力会社間の託送料金」がかかることを考慮し、約定する（売ってもらう）可能性が高い相手を予測し、その相手の供給エリアによる託送料金の金額も考慮して、入札（買い）を行うのが得策かどうか評価できるため、スポット市場から電力を購入する際に実際に必要となるトータルのコストを削減することが可能となる。

以下、図面を用いて、本発明の実施の一形態について詳しく説明する。

図１に、本発明の機能ブロック図を示す。本発明の機能ブロックは、発電設備計画外停止情報入力手段１０１,価格予測切り替え手段１０２,通常時スポット価格予測手段１０３，計画外停止時スポット価格予測手段１０４，スポット価格予測結果出力手段１０５，入札方法策定手段１０６，スポット市場売り手予測手段１０７，需要予測手段１０８，発電コスト算出手段１０９，電力間託送コスト算出手段１１０，（コスト）最適化手段１１１，入札方法出力手段１１２からなる。

発電設備計画外停止情報入力手段１０１は、発電設備（他社・自社のいずれか、または、両方）が、計画外の停止状態にあるか否か、あるいは、計画外停止中の発電設備の出力（ｋＷ）を入力するための手段である。発電設備の計画外停止情報は、本システムの使用者が入力してもよいし、インターネットなど、ネットワークを介して情報を入力（取得）してもよい。

価格予測切り替え手段１０２は、発電設備計画外停止情報入力手段１０１により入力された情報（発電設備（他社・自社のいずれか、または、両方）が、計画外の停止状態にあるか否か、あるいは、計画外停止中の発電設備の出力（ｋＷ）がしきい値よりも大きいか、小さいか）により、通常時スポット価格予測手段１０３でスポット価格の予測を行うか、計画外停止時スポット価格予測手段１０４でスポット価格の予測を行うかを決定（切り替え）する。

通常時スポット価格予測手段１０３は、通常、発電計画に含めている発電設備の「計画外停止」（他社・自社のいずれか、または、両方）など、通常と異なる需給状況が発生していない場合に、スポット価格を予測するための手段である。

計画外停止時スポット価格予測手段１０４は、通常、発電計画に含めている発電設備の「計画外停止」（他社・自社のいずれか、または、両方）など、通常と異なる需給状況が発生している場合に、スポット価格を予測するための手段である。

スポット価格予測結果出力手段１０５は、本システムにより予測したスポット価格を出力し、本システムの使用者等に提示するための手段である。スポット価格予測結果の出力は、ディスプレイやプリンター等により出力したり、それ以外にも、インターネットを介して出力したり、ネットワークを介して他のシステムに出力したりしても良い。

入札方法策定手段１０６は、電力取引（買い）を行う際、スポット価格(電力購入単価)以外に、実際には、約定した（買う）相手の電力会社の供給エリアにより異なる託送コストが必要となることを考慮し、入札方法を策定するための手段である。入札方法策定手段１０６は、１０１〜１０４の手段により予測したスポット価格の予測結果（スポット価格予測結果出力手段１０５の出力結果）、および、スポット市場売り手予測手段１０７により予測されたスポット市場売り手（約定相手），需要予測手段１０８により予測された電力需要，発電コスト算出手段１０９により算出される発電にかかるコスト、電力間託送コスト算出手段１１０により算出された（スポット市場売り手（約定予測相手）により異なる）電力会社間の託送コスト情報に基づき、（コスト）最適化手段１１１を用いて最適な入札方法を策定する。そして、入札方法出力手段１１２により、入札方法を出力する。

スポット市場売り手予測手段１０７は、スポット市場の売り手を予測し、入札を行った場合、どの相手（電力会社）と約定する可能性が高いか、約定相手を予測する手段である。

需要予測手段１０８は、電力需要（ここでは自社電力需要）を予測する手段である。

発電コスト算出手段１０９は、発電にかかるコスト(ここでは自社発電にかかるコスト)を算出する手段である。

電力間託送コスト算出手段１１０は、スポット市場売り手（約定予測相手）により異なる電力間の託送コストを算出する。

（コスト）最適化手段１１１は、最適化を行う手段である。(コスト)最適化手段１１１は、コスト最小，ＣＯ₂ 排出量最小など、目的となる値を最小（小さい）、あるいは、最大（大きい）等とするよう、制約条件を満たしながら値を決定する手段である。ここでは、１０１〜１０４の手段により予測したスポット価格の予測結果（スポット価格予測結果出力手段１０５の出力結果）、および、スポット市場売り手予測手段１０７により予測されたスポット市場売り手（約定相手）、需要予測手段１０８より予測された電力需要、発電コスト算出手段１０９により算出される発電にかかるコスト、電力間託送コスト算出手段１１０により算出された（スポット市場売り手（約定予測相手）により異なる）電力間の託送コスト情報に基づき、入札の条件（入札価格・入札量（売り・買い））を最適化する。なお、最適化は、線形計画法やそれ以外の数理計画法などの一般的な最適化手法、あるいは、シミュレーション等で行えばよい。

通常時スポット価格予測手段１０３、および、計画外停止時スポット価格予測手段104実現方法の一例として、回帰分析を用いる方法を紹介する。図１５〜図１８は、回帰分析を利用した予測手段（予測式）設定の例を示す。

図１５は、昼間、気温により電力需要が変動するケースの例である。一般に、需要が多い時には、スポット価格も高い傾向がある。また、電力会社の発電設備に「計画外停止」が発生した場合には、「通常時」よりもスポット価格が高騰する。そこで、まずは、過去のスポット価格データを、「通常時」と主要な発電設備に計画外の停止が起こった「計画外停止時」に分類する(図では、白丸「通常時」と黒丸「計画外停止時」のデータに分類)。そして、この例では、価格変動の一要因となる「気温」を説明変数とした回帰分析を行い、「通常時」「計画外停止時」の各々のスポット価格予測式を設定する。以上により、通常時スポット価格予測手段１０３、および、計画外停止時スポット価格予測手段104が実現できる。

図１６ケースは、夜間など、気温により電力需要が殆ど変動しないデータの例である。この場合、「気温」を説明変数とした回帰分析を行うと、説明変数Ｘの係数ａＵは、０や０に近い値となる。

図１７は、図１５と同様のケースだが、スポット価格予測式を「計画外停止時」の中でも、「小規模な計画外停止発生時（規模≦Ｔｈ）」「大規模な計画外停止発生時（規模＞Ｔｈ）」で予測式（パラメータ）を分ける場合の例である。「計画外停止」の規模(ＭＷ)により、その規模がしきい値（Ｔｈ）より大きいか、それ以下かにより予めスポット価格のデータを分類し、各々のデータを回帰分析し、予測式（パラメータ）を設定すればよい。なお、図１７の例では、「計画外停止時」を規模に応じて２つ(「大規模」「小規模」)に分けているが、分類の数は、２つに限らない複数でもよい。

なお、「通常時」と「計画外停止時」を分ける際にも、ごく小さな発電設備の計画外停止が起こっても、それは「計画外停止時」とは見なさず、「通常時」として取り扱うことにしても良い。その場合、例えば、計画外停止中の発電設備の出力（複数あれば合計でもよい）がしきい値よりも小さければ「通常時」、大きければ「計画外停止時」と判定することができる。

図２０の例では、しきい値を４つ（Ｔｈ１〜Ｔｈ４）設け、計画外停止の規模を「通常時（なし）」「小規模」「中規模」「大規模」の４つに分類している。また、図２１の例では、他社の発電設備と自社の発電設備を、それぞれ、別のしきい値（Ｔｈ１〜Ｔｈ４、および、Ｔｈ５〜Ｔｈ８）を使って、計画外停止の規模を「通常時（なし）」「小規模」「中規模」「大規模」の４つに、他社・自社それぞれ分類している。一般には、他社は複数あるため、自社（一社）の場合としきい値を分けてもよい。

図１８は、スポット価格予測式の説明変数の一つとして、「計画外停止」に関係する量を含むことにより、（予測式は一つであっても）、通常時スポット価格予測手段１０３、および、計画外停止時スポット価格予測手段１０４を実現した例である。この予測式では、「計画外停止時」の計画外停止の規模を、予測式に折り込むことが可能である。図の例では、スポット価格の予測式（Ｙ＝ａ１＊Ｘ１＋ａ２＊Ｘ２＋ａ３＊Ｘ３＋・・・＋ｂ）の中に計画外停止に関する変数（Ｘｉ，・・・）（計画外停止量（ＭＷ），計画外停止量の累乗，計画外停止量を含む値・式などの一つ、あるいは、複数）を含めることにより、「通常時」と「計画外停止時」で異なる通常時スポット価格予測手段１０３、および、計画外停止時スポット価格予測手段１０４を実現できる。

図１５〜図１８は、回帰分析を利用したスポット価格予測方法の例を示したが、回帰分析以外の予測方法を用いても、「通常時」「計画外停止時」で異なるパラメータや分類などを用いて、通常時スポット価格予測手段１０３、および、計画外停止時スポット価格予測手段１０４を実現してもよい。

なお、価格予測切り替え手段１０２は、発電設備（他社・自社のいずれか、または、両方）が、計画外の停止状態にあるか否かの情報に基づき、通常時スポット価格予測手段
１０３でスポット価格の予測を行うか、計画外停止時スポット価格予測手段１０４でスポット価格の予測を行うかを決定（切り替え）する以外にも、例えば、供給エリアが「東日本」であるか、あるいは、「西日本」であるか。供給エリアが、どの一般電気事業者の供給区域であるか、などの情報により、複数用意された価格予測手段の切り替えを行ってもよい。

通常時スポット価格予測手段１０３、および、計画外停止時スポット価格予測手段104は、同一の予測方式で、そのパラメータに「計画外停止」に関する情報（例えば、「計画外停止」状況にある発電設備の発電容量、あるいは、発電予定量（計画量）など）を含むことにより、通常時スポット価格予測手段１０３と計画外停止時スポット価格予測手段
１０４を実現しても良い（図１８）。

スポット価格予測結果出力手段１０５によるスポット価格予測結果の出力は、必ずしも必要ではない。すなわち、スポット価格予測結果は、本システム内で、最適入札方法策定手段１０６が利用し、入札方法出力手段１１２による入札方法の出力をユーザに提示してもよい。

図８は、本システムのハードウェア構成を示す。本システムのハードウェアは、入力装置８０１，出力装置８０２，通信装置８０３，ＣＰＵ８０４,ＲＡＭ８０５,ＲＯＭ８０６から構成される。本システムは、ＲＡＭ８０５やＲＯＭ８０６に格納されたプログラムをＣＰＵ８０４が読み出すことにより、実行される。データの入力は、キーボード・音声入力等の入力装置８０１により、または、ネットワークを経由して（通信装置８０３を使って）行われる。データの出力は、ディスプレイ・プリンタ等の出力装置８０２により、または、ネットワークを経由して（通信装置８０３を使って）行われる。

なお、詳しい処理フローについては、図２を用いて説明する。

図２は、本発明の一実施例の処理フローを示す。はじめに、発電設備の「計画外停止」情報を入力する（２０１）。もし、発電設備の「計画外停止」がある場合には（２０２）、計画外停止時スポット価格予測により、スポット価格を予測する（２０２−１）。もし、発電設備の「計画外停止」が無い場合には（２０２）、通常時スポット価格予測により、スポット価格を予測する（２０２−２）。そして、スポット価格の予測結果を出力する（２０３）。次に、スポット市場の売り手（約定相手）を予測する（２０４）。そして、自社の需要を予測する（２０５）。また、自社の発電設備による発電コストを算出する
（２０６）。次に、約定した（売り手）により異なる、電力会社間の託送コストを算出する（２０７）。そして、自社の需要を満たすには、自社の発電設備のいずれを使用するのが良いか、また、スポット市場からどのくらいの量を購入するのが良いか、約定相手により異なる託送コストを考慮しても、スポット市場から購入するのが良いか。例えば、発電＋電力購入にかかるコストが最小となるように、前記情報の最適化を行う（２０８）。そして、最適化により求められた、発電＋電力購入にかかるコストを小さくするような入札方法を出力する（２０９）。

ところで、発電設備の「計画外停止」情報の入力（２０１）は、キーボードなどでシステムの使用者等が入力しても良いし、例えば、ネットワークを介して入力したり、インターネット上から情報を取得してくるなどの方法でも良い。発電設備の「計画外停止」情報の例としては、例えば、原子力発電所の稼動状況が公開されているので、その情報を入力、あるいは、取得しても良い。他にも、水力発電所の状況（発電に利用可能な水の量）、火力発電所の故障情報などを入力しても良い。「計画外停止」情報の例としては、どの発電設備（どこの電力会社の発電設備）が計画外に停止しているのか、発電に使用している量は何ＭＷなのか、いつからいつまで計画外の停止が続く予定なのか、などの情報がある。

発電＋電力購入にかかるコストが最小となるような最適化（２０８）では、電力購入にかかるコストは、電力量に対する料金に加え、託送にかかる料金（買う（約定）相手により異なる料金）を加えたコストを基準にしてもよい。

以上、図１，図２を用いて、本発明の機能ブロック、および、処理フローを説明した。次に、図３，図４を用いて、本発明の一機能である、スポット市場売り手予測手段の構成を詳しく説明した、機能ブロック、および、処理フローを説明する。

図３は、本システムの一実施例の機能ブロックを示す。機能ブロックは、発電設備計画外停止情報入力手段１０１，価格予測切り替え手段１０２，通常時スポット価格予測手段１０３，計画外停止時スポット価格予測手段１０４，スポット価格予測結果出力手段105，入札方法策定手段１０６，スポット市場売り手予測手段３０１，約定結果情報３０２，需要予測手段３０３，燃料価格情報入力手段３０４，発電設備（使用燃料）情報３０５，発電コスト算出手段３０６，電力間託送コスト算出手段１１０，（コスト）最適化手段
１１１，入札方法出力手段１１２からなる。

発電設備計画外停止情報入力手段１０１は、発電設備（自社・他社を含む）が、計画外の停止状態にあるか否かを入力するための手段である。発電設備の計画外停止情報は、本システムの使用者が入力してもよいし、インターネットなど、ネットワークを介して情報を入力（取得）してもよい。

価格予測切り替え手段１０２は、発電設備計画外停止情報入力手段１０１により入力された情報（発電設備（自社・他社を含む）が、計画外の停止状態にあるか否か）により、通常時スポット価格予測手段１０３でスポット価格の予測を行うか、計画外停止時スポット価格予測手段１０４でスポット価格の予測を行うかを決定（切り替え）する。

通常時スポット価格予測手段１０３は、通常、発電計画に含めている発電設備の「計画外停止」（自社・他社を含む、あるいは、いずれか）など、通常と異なる需給状況が発生していない場合に、スポット価格を予測するための手段である。

計画外停止時スポット価格予測手段１０４は、通常、発電計画に含めている発電設備の「計画外停止」（自社・他社を含む、あるいは、いずれか）など、通常と異なる需給状況が発生している場合に、スポット価格を予測するための手段である。

入札方法策定手段１０６は、電力取引（買い）を行う際、スポット価格(電力購入単価)以外に、実際には、約定した（買う）相手の電力会社の供給エリアにより異なる託送コストが必要となることを考慮し、入札方法を策定するための手段である。入札方法策定手段１０６は、１０１〜１０４の手段により予測したスポット価格の予測結果（スポット価格予測結果出力手段１０５の出力結果）、および、スポット市場売り手予測手段３０１より予測されたスポット市場売り手（約定相手），需要予測手段（３０３より予測された自社の電力需要，発電コスト算出手段３０６により算出される自社の発電にかかるコスト，電力間託送コスト算出手段１１０により算出された（スポット市場売り手（約定予測相手）により異なる）電力間の託送コスト情報に基づき、（コスト）最適化手段１１１を用いて最適な入札方法を策定する。そして、入札方法出力手段１１２により、入札方法を出力する。

なお、スポット市場売り手予測手段３０１は、過去に約定した結果の情報（買った相手の情報）３０２から、約定する可能性が高い相手（売り手）を予測する。あるいは、需要予測手段３０３により求めた他社の需要予測結果、燃料価格情報３０４，発電設備（使用燃料）情報３０５，発電コスト算出手段３０６を用いて求めた他社の発電コスト情報から求められる大量の売りを行う可能性が高い相手の情報等から、約定する可能性が高い相手（売り手）を予測する。

需要予測手段３０３は、電力需要（ここでは自社電力需要、および、他の電力会社の需要）を予測する。

発電コスト算出手段１０９は、発電にかかるコスト(ここでは自社発電にかかるコスト)を算出する。

電力間託送コスト算出手段１１０は、スポット市場売り手（約定予測相手）により異なる電力間の託送コストを算出する。

（コスト）最適化手段１１１は、最適化を行う手段である。(コスト)最適化手段１１１は、コスト最小，ＣＯ₂ 排出量最小など、目的となる値を最小（小さい）、あるいは、最大（大きい）等とするよう、制約条件を満たしながら値を決定する手段である。ここでは、１０１〜１０４の手段により予測したスポット価格の予測結果（スポット価格予測結果出力手段１０５の出力結果）、および、スポット市場売り手予測手段１０７により予測されたスポット市場売り手（約定相手）、需要予測手段１０８より予測された電力需要、発電コスト算出手段１０９により算出される発電にかかるコスト、電力間託送コスト算出手段１１０により算出された（スポット市場売り手（約定予測相手）により異なる）電力間の託送コスト情報に基づき、入札の条件（入札価格・入札量（売り・買い）を最適化する。

なお、価格予測切り替え手段１０２は、発電設備（自社・他社を含む）が、計画外の停止状態にあるか否かの情報に基づき、通常時スポット価格予測手段１０３でスポット価格の予測を行うか、計画外停止時スポット価格予測手段１０４でスポット価格の予測を行うかを決定（切り替え）する以外にも、例えば、供給エリアが「東日本」であるか、あるいは、「西日本」であるか。供給エリアが、どの一般電気事業者の供給区域であるか、などにより、複数（あるいは単数）用意された価格予測手段の切り替えを行ってもよい。

通常時スポット価格予測手段１０３、および、計画外停止時スポット価格予測手段104は、同一の予測方式で、そのパラメータに「計画外停止」に関する情報（例えば、「計画外停止」状況にある発電設備の発電容量、あるいは、発電予定量（計画量）など）を含むことにより、通常時スポット価格予測手段１０３と計画外停止時スポット価格予測手段
１０４を実現しても良い。

スポット価格予測結果出力手段１０５によるスポット価格予測結果の出力は、入札方法出力手段１１２による入札方法の出力を（目的に）システムを利用する場合には、必ずしも必要ではない。

なお、詳しい処理フローについては、図４を用いて説明する。

図４は、本発明の処理フローを示す。はじめに、発電設備の「計画外停止」情報を入力する（２０１）。もし、発電設備の「計画外停止」がある場合には（２０２）、計画外停止時スポット価格予測により、スポット価格を予測する（２０２−１）。もし、発電設備の「計画外停止」が無い場合には（２０２）、通常時スポット価格予測により、スポット価格を予測する(２０２−２)。次に、スポット市場の売り手（約定相手）を、Ｃａｓｅ１〜Ｃａｓｅ３などの手法のいずれか、あるいは、複数を利用して予測する（４０１）。予測手法１（Ｃａｓｅ１）の場合、過去の約定結果の情報を利用して売り手を予測する
（４０１−１）。予測手法２（Ｃａｓｅ２）の場合、燃料価格の情報と、他社の保有する発電設備の情報（発電設備の容量（発電利用量）や使用する燃料などの情報）を利用して売り手を予測する（４０１−２）。予測手法３（Ｃａｓｅ３）の場合、スポット価格の予測結果、他社の需要予測結果、他社の発電にかかるなどの情報を利用して、売り手を予測する（４０１−３）。そして、自社の需要を予測する（４０２）。また、自社の発電設備による発電コストを算出する（４０３）。次に、約定した（売り手）により異なる、電力会社間の託送コストを算出する（２０７）。そして、自社の需要を満たすには、自社の発電設備のいずれを使用するのが良いか、また、スポット市場からどのくらいの量を購入するのが良いか、約定相手により異なる託送コストを考慮しても、スポット市場から購入するのが良いか。例えば、発電＋電力購入にかかるコストが最小となるように、前記情報の最適化を行う（２０８）。そして、最適化により求められた、発電＋電力購入にかかるコストを小さくするような入札方法を出力する（２０９）。

４０１−１の予測手法１（Ｃａｓｅ１）の場合、過去の約定結果の情報を利用して売り手を予測する。例えば、（約定システムのセッティングによるが）前日と同じ相手と約定する（売り手となる）可能性が高いと予測する、あるいは、その逆に、前日と同じ相手とは約定しない（売り手とならない）可能性が高いと予測する、あるいは、過去の一定期間内で約定した割合の多い相手と約定する（売り手となる）可能性が高いと予測する、などが考えられる。

４０１−２の予測手法２（Ｃａｓｅ２）の場合、燃料価格の情報と、他社の保有する発電設備の情報（発電設備の容量（発電利用量）や使用する燃料などの情報）を利用して売り手を予測する。例としては、現在、燃料の価格情報と、発電設備の容量（発電利用量）とその設備の使用する燃料の情報から、現在、価格の安い燃料を使用する発電設備が多い電力会社と約定する可能性が高い（売り手となる可能性が高い）、現在、価格の高い燃料を使用する発電設備が多い電力会社と約定する可能性は低い(売り手となる可能性は低い)と予測することができる。

４０１−３の予測手法３（Ｃａｓｅ３）の場合、スポット価格の予測結果、他社の需要予測結果、他社の発電にかかるコストなどの情報を利用して、売り手を予測するが、この方法は複雑なので、後に、図５〜図７を用いて、詳しく説明する。

ところで、発電設備の「計画外停止」情報の入力（２０１）は、キーボードなどでシステムの使用者等が入力しても良いし、例えば、ネットワークを介して入力したり、インターネット上から情報を取得してくるなどの方法でも良い。発電設備の「計画外停止」情報の例としては、例えば、原子力発電所の稼動状況が公開されているので、その情報を入力、あるいは、取得しても良い。他にも、水力発電所の状況（発電に利用可能な水の量）,火力発電所の故障情報などを入力しても良い。「計画外停止」情報の例としては、どの発電設備（どこの電力会社の発電設備）が計画外に停止しているのか、発電に使用している量は何ＭＷなのか、いつからいつまで計画外の停止が続く予定なのか、などの情報がある。

発電＋電力購入にかかるコストが最小となるような最適化（２０８）では、電力購入にかかるコストは、電力量に対する料金に加え、託送にかかる料金（買う（約定）相手により異なる料金）を加えたコストを基準にしてもよい。

スポット市場の売り手予測（４０１）では、スポット市場の売り手（約定相手）の約定確率も求められる。例えば、Ｃａｓｅ１では、過去の約定頻度情報を利用するなどにより、約定確率が求められる。入札方法を策定する際には、契約相手の約定確率と、約定相手との託送料金の情報を利用し、契約相手の約定確率と託送料金を掛けた総和（託送料金の期待値）を計算し、託送料金の期待値を使って入札方法を策定（最適化）してもよい。

それでは、次に、図５〜図７を用いて、４０１−３の予測手法３（Ｃａｓｅ３）のスポット市場の売り手予測方法について詳しく説明する。

図５は、４０１−３の予測手法３（Ｃａｓｅ３）のスポット市場の売り手予測手法（スポット価格予測結果，需要予測結果，発電コストから売り手を予測する手法）の処理フローを示す。順を追って処理について説明する。まず、スポット価格の予測結果を取得する（４０２−３−１）。この例では、処理２０１〜２０２により予測したスポット価格の予測結果を取得することとするが、他のシステムで予測したスポット価格予測結果でもよい。次に、他社（電力会社，ＰＰＳ，（ＩＰＰ）等、スポット市場で取引をする会社）の需要を予測する（４０２−３−２）。次に、他社の設備情報と燃料価格情報から、他社の発電コスト（発電コストステップグラフ）を予測する（４０２−３−３）。（設備情報の例は図６に、発電コストステップグラフの例は図７，図１０，図１１，図１２に示す）。そして、発電コストステップグラフ，スポット価格予測結果，他社の需要予測結果から、他社の売り量（買い量）を予測する（４０２−３−４）。そして、他社の売り量（買い量）の予測結果から、売り手（約定相手）を予測する（４０２−３−５）。

図６は、発電設備情報の一例を示す。発電設備情報には、その会社が保有する（あるいは、その時点で使用可能な）発電設備とその発電設備の使用燃料，発電容量，燃料消費特性（効率）などの情報が含まれる（発電容量は、その発電設備の定格容量，運用上の容量，その時点で発電できる容量，発電計画している容量などのいずれか、または、複数でもよい）。図６には、ある電力会社の発電設備情報の例を示す。図の例では、原子力発電所，水力発電所，火力発電設備１（燃料：石炭），火力発電設備２（燃料：ＬＮＧ），火力発電設備３（燃料：Ｃ重油），火力発電設備４（燃料：Ａ重油）の６つの発電設備が、稼動できる状況にあることを示している。そして、各設備の容量が、その時点で出力できる容量は、原子力発電所：Ａ１（ＭＷ），水力発電所：Ｈ１（ＭＷ），火力発電設備１（燃料：石炭）：Ｇ１（ＭＷ），火力発電設備２（燃料：ＬＮＧ）：Ｇ２（ＭＷ），火力発電設備３（燃料：Ｃ重油）：Ｇ３（ＭＷ），火力発電設備４（燃料：Ａ重油）：Ｇ４(ＭＷ)である。また、各々の発電効率は、原子力発電所：ＧＥ１，水力発電所：ＧＥ２，火力発電設備１（燃料：石炭）：ＧＥ３，火力発電設備２（燃料：ＬＮＧ）：ＧＥ４，火力発電設備３（燃料：Ｃ重油）：ＧＥ５，火力発電設備４（燃料：Ａ重油）：ＧＥ６であることを示す。発電設備により、同じ量のエネルギーを投入した場合でも、生成される電力量に違いがある。そこで、発電にかかるコスト（円／ｋＷｈ）を求めるには、各々の発電設備の効率を利用する以外にも、燃料消費特性などの情報を利用することもできる（発電設備情報には、発電効率、あるいは、燃料消費特性の情報いずれか、または、両方が含まれていてもよい）。

図１３，図１４に、発電設備の燃料消費特性の例を示す。

図１３のグラフは、横軸に発電設備の出力（ＭＷ）を、縦軸にその出力の時に消費する燃料の量（Ｋｃａｌ）を示す。ここでは、燃料消費量をＫｃａｌで表しているが、燃料の使用量（例えば、ＬＮＧ・石炭の量はトン（ｔ）で、重油の量はリットル（Ｌ，ｋＬ）等で表された情報でも良い。 一般に、発電効率は、最低出力などの少ない出力の時には悪く、出力が一定以上の方が良い傾向がある。図１３のグラフでも、横軸の発電設備の出力、縦軸のその出力の時に消費する燃料量の関係を表すラインは、原点を通っておらず（正の値であり）、発電量が少ない場合には、効率が悪いことを示している（この傾向は、発電設備の種類や特性により異なる）。

図１４のグラフは、発電設備の出力（横軸）と、その出力の時に単位電力量（ｋＷｈ）を発電するために必要となる燃料の量（Ｋｃａｌ／ｋＷｈ）（縦軸）の関係を示す。図の例では、最低出力ＧＭｉｎ（ＭＷ）の時は、ｋＷｈあたりの発電にかかる燃料消費量
（Ｋｃａｌ／ｋＷｈ）が大きい。そして、出力が大きい（Ｇ１（ＭＷ））時には、ｋＷｈあたりの発電にかかる燃料消費量（Ｋｃａｌ／ｋＷｈ）は小さくなる。一般的には、このように、発電設備の出力により、発電にかかる燃料消費量は変化する。

処理４０２−３−３では、図６に示すような発電設備情報と、燃料価格の情報を用いて、発電コストステップグラフを作成する。

図７に、発電コストステップグラフの例を示す。発電コストステップグラフは、横軸に電力会社の発電量（ＭＷ）を、縦軸にその電力会社の発電設備を稼動して発電する場合に、ｋＷｈあたりいくらのコストがかかるか（円／ｋＷｈ）を示す。図１３，図１４で示したように、ｋＷｈあたりの発電にかかる燃料消費量（Ｋｃａｌ／ｋＷｈ）は、発電設備の出力により変化する。また、起動時に必要となる燃料なども考慮すれば、ｋＷｈあたりいくらのコストがかかるかというのは、（発電設備の出力に加え）、何時間、連続して運転するかによっても変化する。しかし、ここでは、システムの方式の説明のため、簡易的に標準的な発電出力・運転時間の場合の燃料消費量を基準としたケースにかかる発電コスト（円／ｋＷｈ）で説明する。図７のケースでは、発電コスト（円／ｋＷｈ）は、（その時点の燃料価格によると）、原子力＜水力＜火力１（燃料：石炭）＜火力２(燃料：ＬＮＧ)＜火力３（燃料：Ｃ重油）＜火力４（燃料：Ａ重油）の順に安い。そして、各々の発電コスト（円／ｋＷｈ）は、原子力：Ｃ１（円／ｋＷｈ），水力：Ｃ２（円／ｋＷｈ），火力１（燃料：石炭）：Ｃ３（円／ｋＷｈ），火力２（燃料：ＬＮＧ）：Ｃ４（円／ｋＷｈ），火力３（燃料：Ｃ重油）：Ｃ５（円／ｋＷｈ），火力４（燃料：Ａ重油）：Ｃ６（円／ｋＷｈ）であるとする。 また、各々の発電可能出力（ＭＷ）は、原子力：Ａ１（ＭＷ），水力：Ｈ１（ＭＷ），火力１（燃料：石炭）：Ｇ１（ＭＷ），火力２（燃料：ＬＮＧ）：Ｇ２（ＭＷ），火力３（燃料：Ｃ重油）：Ｇ３（ＭＷ），火力４（燃料：Ａ重油）：
Ｇ４（ＭＷ）であるとする。すると、これらの設備を組合せた発電出力は、発電コストの安い方から原子力のみ発電した場合Ａ１（ＭＷ），原子力＋水力ではＴＨ１＝Ａ１＋Ｈ１（ＭＷ），原子力＋水力＋火力１（燃料：石炭）＝ＴＧ１＝Ａ１＋Ｈ１＋Ｇ１（ＭＷ）・・・となる。ここで、図７を用いて、スポット価格予測値（ＣＦ（円／ｋＷＨ））、および、需要予測値（ＴＤＦ（ＭＷ））が与えられた時に、このような発電コストステップグラフとなる電力会社の売り量（ＳＡ）の求め方を説明する。図７のケースでは、需要予測値（ＴＤＦ）を満たすためには、自社の発電設備を火力２（燃料：ＬＮＧ）まで稼動させる必要がある（原子力＋水力＋火力１＋火力２）。このケースでは、スポット価格予測値（ＣＦ（円／ｋＷｈ））が、火力２にかかる発電コスト（Ｃ４（円／ｋＷｈ））よりも高いので、火力２まで発電した時の発電出力（ＴＧ２（ＭＷ））から、自社で必要な需要量（ＴＤＦ）を差し引いた残り（ＴＧ２−ＴＤＦ（ＭＷ））については、スポット市場で販売すれば（約定すれば）、スポット市場で約定した価格−Ｃ４（円／ｋＷｈ）の利益を得ることができる。従って、この会社は、ＴＧ２−ＴＤＦ（ＭＷ）分の売りを行うと予測することができる。但し、需要予測値（ＴＤＦ）の決め方は、需要予測値そのものを用いる以外にも、需要の変動を考慮し、例えば、数％の需要変動（増大）を見越して設定した値と考えることもできる。この場合、需要が予測値から外れて増大した場合に、火力２までの稼動を検討していたのに、自社の需要と売る約束量を満たすために、急遽、火力３を稼動しなければならない、といった事態を回避することができる。

日本では、電力会社（一般電気事業者）が、電力需要の最終供給責任を負っているため、自社の供給エリアに必要となる需要を（効率よく、低い発電コストで発電するために）満たすために必要となる発電設備（この例では、火力２まで（原子力＋水力＋火力１＋火力２））を稼動させるという方針を決定し、その中で余剰分があり、スポット価格予測値よりも安いコストで発電可能なら、その分を販売する。

図１１は、スポット価格予測値が、自社の需要予測値を満たすために必要となる発電設備（火力３）よりも安いケースの例を示す。このケースでは、電力会社（一般電気事業者）は電力需要の最終供給責任を負っているため、自社エリアの当日の需要を満たすために、まず、需要予測値（ＴＤＦ(ＭＷ)）を満たすために必要な火力３までは、稼動させるという方針を決定する。しかし、火力３を稼動する場合の発電コスト（Ｃ５(円／ｋＷｈ)）よりも、スポット価格予測値（ＣＦ（円／ｋＷｈ））の方が安いため、火力３の発電量
（出力）は絞ることにする。最大で、ＴＤＦ（ＭＷ）−ＴＧ２（ＭＷ）の分をスポット市場で購入すると予測される。但し、当日、需要が予測値よりも減少する可能性もあるため、購入分は、ＴＤＦ（ＭＷ）−ＴＧ２（ＭＷ）よりも数％少ない値と予測するという方法も考えられる。

図７，図１１は、他社（一般電気事業者）は、電力需要の最終供給責任を負っているという条件の下で、スポット市場での売り量・買い量を予測する方法を示した。

次に、図１０，図１２を用いて、電力需要の最終供給責任を負っていない事業者についての、スポット市場での売り量・買い量を予測する方法を示す。

図１２は、スポット価格予測値（ＣＦ），需要予測値（ＴＤＦ）とも、図１１と同じケースの例を示す。ここで異なっているのは、電力需要の最終供給責任を負っていない、つまり、当日の実際の需要を、必要とあれば、全て自社の発電設備で供給する義務は無いという前提条件が異なる。その場合は、自社の需要（予測値）を満たすのに必要な発電設備（この例では（原子力＋水力＋火力１＋火力２＋火力３））のうち、スポット価格の予測値よりも高い発電コストがかかる火力２、および、火力３は稼動せず、(ＴＤＦ−ＴＧ１)（ＭＷ）はスポット市場で買う計画を行うと予測される。

図１０は、スポット価格予測値（ＣＦ），需要予測値（ＴＤＦ）とも図７と同じで、自社の電力需要の最終供給責任を果たすため以外にも、利益を追求して発電設備を稼動させられるケースの例である。その場合は、自社の需要予測値（ＴＤＦ）を満たすのに必要な発電設備（この例では火力２まで（原子力＋水力＋火力１＋火力２））の発電コスト
（Ｃ４）よりも、スポット価格の予測値（ＣＦ）が高い。さらに、スポット価格の予測値（ＣＦ）は、火力３の発電コスト（Ｃ５）よりも高い。従って、（ＴＧ３−ＴＤＦ）
（ＭＷ）については、スポット市場で売れれば利益が出るため、スポット市場で売ると予測される。

以上のような方法で、他社、各々のスポット市場での売り量の予測が得られ、売りを行うと予測される会社が１社ならば、その会社が売り手であると予測できる。もし、複数の会社が売りを行う（売り手となる）と予測される場合、売り量の比率が多い会社と約定する可能性が高いと予測することができる。売り手の予測ができれば、電力を購入するために必要となるトータルコスト（スポット価格＋託送コスト）が見積もれるため、トータルコストを考えた上で、買い入札を行った方が得策か、あるいは、自社の発電設備で発電した方が得策か、比較評価した結果をもとに、入札価格・入札量の支援を行うことができる。

図１９は、本システムの入力画面の例である。スポット価格の予測に必要な情報を入力できるようになっている。発電設備の計画外停止情報を、他社発電設備の計画外停止・自社発電設備の計画外停止に項目分けして入力するようになっている。計画外停止がある場合には、スポット価格が通常時よりも上昇するため、スポット価格予測方法を変えて行う。また、自社の発電設備に計画外停止があり、その発電設備がよく利用する（発電コストが安い）設備だった場合には、その設備を除いた設備で発電を行うため、自社発電で必要となるコストが通常より高くなる。通常と異なる発電ステップグラフを用いて、自社需要を満たすために必要となる電力のうち、スポット市場で購入した方が安い分については、（一般電気事業者ならば、最終供給責任を考慮した上で）、スポット市場で購入することもできる。

図２０は、スポット価格予測結果の出力画面の例である。各時刻（商品）毎のスポット価格の予測値の他、各商品（時刻）毎にメニューを選択し、過去、どの範囲で価格が変動したか、変動（分布）を表示することもできる。また、システムが発電設備の計画外停止の規模をどのように判定したか、判定結果（中規模）が表示されている。また、計画外停止出力の規模を判定するしきい値を表示している。

図２１は、スポット市場入札方法出力画面の例である。入札方法出力画面では、約定相手予測結果と託送料金（約定相手・約定確率・託送料金・託送料金の期待値など）、および、各時刻（商品）毎の入札方法（入札計画）（入札価格・入札量）（各々、１つ、または、複数）などの情報を表示することができる。

以上により、本発明を実施することができる。

本発明の一実施例の機能ブロック図。 本発明の一実施例の処理フロー図。 本発明の一実施例の機能ブロック図。 本発明の一実施例の処理フロー図。 本発明の一実施例のスポット市場売り手予測部の処理フロー図。 本発明の一実施例の発電設備情報の例。 本発明の一実施例の発電コストステップグラフの例。 本発明の一実施例の装置構成の例。 一般電気事業者の供給エリアと託送コスト上昇にかかわる周波数変換所の例。 本発明の一実施例の発電コストステップグラフの例。 本発明の一実施例の発電コストステップグラフの例。 本発明の一実施例の発電コストステップグラフの例。 発電設備の燃料消費特性グラフの一例。 発電設備の燃料消費特性グラフの一例。 スポット価格予測式（計画外停止時・通常時）の一例。 スポット価格予測式（計画外停止時・通常時）の一例。 スポット価格予測式（計画外停止時・通常時）の一例。 スポット価格予測式（計画外停止時・通常時）の一例。 本発明の一実施例の計画外停止情報入力画面の例。 本発明の一実施例のスポット価格予測結果画面の例。 本発明の一実施例のスポット市場入札方法出力画面の例。

符号の説明

１０１ 発電設備計画外停止情報入力手段
１０２ スポット価格予測切り替え手段
１０３ 通常時スポット価格予測
１０４ 計画外停止時スポット価格予測手段
１０５ スポット価格予測結果出力手段
１０６ 入札方法策定手段
１０７ スポット市場売り手予測手段
１０８ 需要予測手段
１０９ 発電コスト算出手段
１１０ 電力間託送コスト算出手段
１１１ 最適化手段
１１２ 入札方法出力手段

Claims (3)

1. スポット市場取引参加者の発電設備に計画外の停止があるか否か、あるいは、計画外停止の出力のいずれか、または両方を入力する、発電設備計画外停止情報入力手段と、前記発電設備計画外停止情報入力手段から入力された情報に基づきスポット価格予測手段を切り替える、スポット価格予測切り替え手段と、スポット市場取引参加者の発電設備に計画外の停止が起こっていない、もしくは、計画外停止の出力が基準値よりも少ない場合にスポット価格を予測する、通常時スポット価格予測手段と、スポット市場取引参加者の発電設備に計画外の停止が起こっている、もしくは、計画外停止の出力が基準値よりも大きい場合にスポット価格を予測する、計画外停止時スポット価格予測手段と、前記スポット価格予測手段（通常時スポット価格予測手段，計画外停止時スポット価格予測手段のいずれか、もしくは両方）により予測されたスポット価格予測結果を出力する、スポット価格予測結果出力手段を備えたことを特徴とする、スポット価格予測システム。
2. スポット価格を予測するスポット価格予測手段と、スポット市場の売り手を予測するスポット市場売り手予測手段と、需要を予測する需要予測手段と、発電コストを算出する発電コスト算出手段と、電力会社間の託送コスト算出する電力間託送コスト算出手段と、発電設備を稼動することにより生成される電力と、スポット市場取引により得られる電力の組合せ、および、量で、コスト最小、もしくは、ＣＯ₂ 排出量最小など、最適な組合せ、および、量で電力を得るための最適化手段と、前記最適化手段で求めた結果に基づき入札方法を出力する入札方法出力手段を備えたことを特徴とする、スポット取引支援システム。
3. スポット市場取引参加者の発電設備に計画外の停止があるか否か、あるいは、計画外停止の出力のいずれか、または両方を入力する、発電設備計画外停止情報入力手段と、前記発電設備計画外停止情報入力手段から入力された情報に基づきスポット価格予測手段を切り替える、スポット価格予測切り替え手段と、スポット市場取引参加者の発電設備に計画外の停止が起こっていない、もしくは、計画外停止の出力が基準値よりも少ない場合にスポット価格を予測する、通常時スポット価格予測手段と、スポット市場取引参加者の発電設備に計画外の停止が起こっている、もしくは、計画外停止の出力が基準値よりも大きい場合にスポット価格を予測する、計画外停止時スポット価格予測手段と、スポット市場の売り手を予測するスポット市場売り手予測手段と、需要を予測する需要予測手段と、発電コストを算出する発電コスト算出手段と、電力会社間の託送コスト算出する電力間託送コスト算出手段と、発電設備を稼動することにより生成される電力と、スポット市場取引により得られる電力の組合せ、および、量で、コスト最小、もしくは、ＣＯ₂ 排出量最小など、最適な組合せ、および、量で電力を得るための最適化手段と、前記最適化手段で求めた結果に基づき入札方法を出力する入札方法出力手段を備えたことを特徴とする、スポット価格予測・取引支援システム。
   

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