JP2017146761A - 需給調整装置 - Google Patents

Abstract

【課題】エネルギー供給者にとって経済的に最適となるようなＤＲによる調整電力量、市場調達量および市場販売量が決定できる需給調整装置を提供する。
【解決手段】デマンドレスポンスの対価としてのインセンティブに対する需要家が実施すると見込まれる需要家調整応答量によって表される需要調整応答特性を設定する需要調整応答特性設定部と、デマンドレスポンスを実施した場合に電力取引市場での価格と比較して利益の改善効果を計算するデマンドレスポンス代替効果計算部と、需要調整応答特性と利益の改善効果に基づいて、デマンドレスポンスを実施することによるインセンティブに対する利益を算出するデマンドレスポンスメリット計算部と、インセンティブに対する利益のうち、最大の利益を与えるインセンティブに基づいて需要家調整指令量を算出するデマンドレスポンス指令量計算部とを備え、需要家調整指令量に基づいて電力の市場売買量を決定する。
【選択図】図３

Description

本発明はエネルギー供給者が電力需給の調整を行うための需給調整装置に関する。

電力を需要家へ安定供給するためには、需要と供給の量が高い精度でバランスを取らなければならない。従来は需要の変動に合わせて発電機に代表されるエネルギー供給力の調整により、電力会社に代表されるエネルギー供給者は需要と供給のバランスを取ってきた。

近年では、発電機の他にも電力取引市場でのスポット取引による調達および需要家に対価を支払い、需要自体の調整を実施するデマンドレスポンス(ＤＲ：Demand Response）による需給バランスの維持なども採ることができる。また、近い将来には１時間前電力取引市場も開設される見込みであり、取引機会が増加することで電力価格が変動しやすくなる可能性がある。従って、エネルギー供給者にとって、経済的に需給のバランスを採る方法は従来と比較して困難になることが予想される。

特許文献１においては、例えば図１に開示されるように、市場取引の代わりにＤＲで需要調整を実施した場合の利益を計算し、利益が最大となるように調整を行う需要調整策定装置が開示されている。

特開２０１５−１２６６９３号公報

特許文献１では、エネルギー供給者が需要家へ供給する電力を確保する際に、市場取引による調達にかかるコストおよび収益と、ＤＲ実施にかかるコストおよび収益に基づいて、ＤＲによる調整電力量および市場調達量を決定している。

しかしながら、特許文献１のような需要調整策定装置では、必ずしもエネルギー供給者にとって経済的に最適となるような調整電力量および市場調達量が決定できないという可能性があった。

本発明は上記のような問題を解決するためになされたものであり、エネルギー供給者にとって経済的に最適となるようなＤＲによる調整電力量および市場調達量が決定でき、また市場販売量が決定できる需給調整装置を提供することを目的とする。

本発明に係る需給調整装置は、電力の需要家に対価を支払い電力需要を調整するデマンドレスポンスを電力需給の調整に用いる需給調整装置であって、前記デマンドレスポンスの対価としてのインセンティブに対する前記需要家が実施すると見込まれる需要家調整応答量によって表される需要調整応答特性を設定する需要調整応答特性設定部と、前記デマンドレスポンスを実施した場合に電力取引市場での価格と比較して利益の改善効果を計算するデマンドレスポンス代替効果計算部と、前記需要調整応答特性と前記利益の改善効果に基づいて、前記デマンドレスポンスを実施することによる前記インセンティブに対する利益を算出するデマンドレスポンスメリット計算部と、前記インセンティブに対する前記利益のうち、最大の利益を与える前記インセンティブに基づいて需要家調整指令量を算出するデマンドレスポンス指令量計算部とを備え、前記需要家調整指令量に基づいて電力の市場売買量を決定する。

本発明に係る需給調整装置によれば、エネルギー供給者にとって経済的に最適となるようなデマンドレスポンスによる調整電力量、市場調達量および市場販売量が決定できる。

市場販売を考慮して需給調整する場合を説明する図である。 市場販売を考慮せず需給調整する場合を説明する図である。 本発明に係る実施の形態１の需給調整装置の構成を示す機能ブロック図である。 本発明に係る実施の形態１のハードウェアの構成を示す図である。 本発明に係る実施の形態１の需給調整装置１００の動作を説明するフローチャートである。 需要調整応答特性の一例を示す図である。 インセンティブに対する利益改善効果の一例を示す図である。 利益改善幅の一例を示す図である。 本発明に係る実施の形態１の需給調整装置の構成を示す機能ブロック図である。 本発明に係る実施の形態２の需給調整装置の動作を説明するフローチャートである。 利益改善幅の一例を示す図である。

＜はじめに＞
本発明の特長の１つは、市場価格を考慮した電力の販売を行うことで、エネルギー供給者にとって経済的に最適となるようなＤＲによる調整電力量および市場販売量の決定を行うことにある。以下、この特長について図１を用いて説明する。

図１の上側には、電力需要の時間変化を表すグラフを示しており、横軸に時刻を示し、縦軸に電力需要量を示している。また、図１の下側には、電力の市場価格（購入および販売の予測値）の時間変化を表すグラフを示しており、横軸に時刻を示し、縦軸に電力の市場価格を示している。

図１の上側のグラフにおいては、電力の需要予測を曲線Ｐ１として示し、確保済み供給電力を曲線Ｐ２として示しており、曲線Ｐ１と曲線Ｐ２との差が電力供給の不足量を示している。例えば、現在時刻ｔでは需要予測に対して供給電力は確保済みであるものの、将来時刻ｔ＋６では需要予測に対して供給電力が確保されないことが推測される。従って、将来時刻ｔ＋６では、電力市場での取引およびＤＲの実施により供給電力を確保する必要が生じる。

ここで、図１の下側のグラフに示されるように、電力の市場価格の予測値は、将来時刻ｔ＋６では高騰している。従って、供給力不足分量以上にＤＲを実施することで供給力余剰を生み出し、供給力余剰を市場へ販売することで、ＤＲコストが増大しても高騰した価格による市場販売により利益が得られるため、ＤＲの実施に際しては、電力供給の不足量以上のＤＲを実施することで、エネルギー供給者にとって経済的に最適な結果が得られることとなる。

このように各時点での市場販売を考慮することで、エネルギー供給者にとって利益の最適化を行うことができるが、市場販売を考慮しない場合は利益を最適化することができない。市場販売を考慮せずに電力の市場販売を行う場合について図２を用いて説明する。

図２の上側には、電力需要の時間変化を表すグラフを示しており、横軸に時刻を示し、縦軸に電力需要量を示している。また、図２の下側には、電力の市場価格（購入および販売の予測値）の時間変化を表すグラフを示しており、横軸に時刻を示し、縦軸に電力の市場価格を示している。

図２の上側のグラフにおいては電力の需要予測を曲線Ｐ１として示し、確保済み供給電力を曲線Ｐ２として示しており、これらは、図１において示した曲線と同じであり、現在時刻ｔでは需要予測に対して供給電力は確保済みであるものの、将来時刻ｔ＋６では需要予測に対して供給電力が確保されないので、電力市場での取引およびＤＲの実施により供給電力を確保する。しかし、電力供給の不足量分だけを電力市場での取引およびＤＲの実施により確保すると、図２の下側のグラフに示されるように、電力の市場価格は、将来時刻ｔ＋６では高騰しているので、電力供給の不足量をＤＲで低減できたとしても、市場調達によるコストの増大が避けられず、利益が最適でないことになる。

以下に説明する実施の形態１および２では、電力会社および電力小売事業者などに代表されるエネルギー供給者が、自社が契約している需要家に電力を供給する際に、自社にとって経済的に最適となるように市場販売を考慮して電力市場での取引およびＤＲの実施を行う。

＜実施の形態１＞
＜装置構成＞
以下、本発明に係る実施の形態１について、図３〜図８を用いて説明する。図３は、本発明に係る実施の形態１の需給調整装置１００の構成を示す機能ブロック図である。

図３に示すように需給調整装置１００は、市場情報受信部１０、需要調整応答特性設定部１１、調達分ＤＲ代替効果計算部１２、販売分ＤＲ代替効果計算部１３、調達分ＤＲメリット計算部１４、販売分ＤＲメリット計算部１５、ＤＲ指令量計算部１６および市場売買量計算部１７を備えている。

市場情報受信部１０は、電力取引市場における電力の取引情報を受信する。取引情報としては、例えば電力の受け渡し時間ごとの電力調達価格、電力販売価格およびこれらの数量（電力量）などである。

需要調整応答特性設定部１１は、エネルギー供給者が需要家にＤＲの対価として支払うインセンティブに対して需要家が実施すると見込まれるＤＲ量（需要家調整応答量）で規定される需要調整応答特性を設定する。

調達分ＤＲ代替効果計算部１２は、市場情報受信部１０から電力の取引情報を受け、当該取引情報に基づいて供給力の不足分を市場から全て調達すると仮定した場合に対して、ＤＲを実施した場合における利益の改善度合いを計算する。

販売分ＤＲ代替効果計算部１３は、市場情報受信部１０から電力の取引情報を受け、当該取引情報に基づいて供給力の余剰分を市場に全て放出すると仮定した場合に対して、ＤＲを実施した場合における利益の改善度合いを計算する。

調達分ＤＲメリット計算部１４は、需要調整応答特性設定部１１で設定された需要調整応答特性と、調達分ＤＲ代替効果計算部１２での計算結果に基づいて、不足分の供給力をＤＲで確保した場合における利益改善額を算出する。

販売分ＤＲメリット計算部１５は、需要調整応答特性設定部１１で設定された需要調整応答特性と、販売分ＤＲ代替効果計算部１３での計算結果に基づいて、ＤＲで余剰となった供給力を市場へ販売した場合における利益改善額を算出する。

そして、ＤＲ指令量計算部１６は、調達分ＤＲメリット計算部１４および販売分ＤＲメリット計算部１５でそれぞれ算出した利益改善額に基づいて需要家へのＤＲ指令量（需要家調整指令量）を算出し、市場売買量計算部１７は算出されたＤＲ指令量に基づいて市場売買量（市場調達量または市場販売量）を算出する。

図４は、図３に示した需給調整装置１００を実現するハードウェアの構成を示すハードウェア構成図である。図４に示すように需給調整装置１００は、例えばＰＣ（パーソナルコンピュータ）３１によって実現されるが、コンピュータシステムであればＰＣに限定されるものではない。

ＰＣ３１は、演算を行う中央演算処理装置（ＣＰＵ：Central Processing Unit）３２と、情報を記憶するハードディスク装置やフラッシュメモリなどの記憶装置３３と、キーボードやマウスなど、ＰＣ３１に対して入力を行う入力装置３４と、入出力インターフェース３５とを備えている。入出力インターフェース３５は、需要家および電力取引市場などの外部との間での情報の授受のための情報ネットワーク（図示せず）に接続されている。なお、当該情報ネットワークについてはその種類等を限定しないが、例えば光ファイバー網や電話回線等を用いたインターネット回線であっても良いし、近距離無線等で構築された専用のネットワークであっても良い。また、ＰＣ３１には液晶ディスプレイなども接続されるが、図示は省略する。

図３に示した需給調整装置１００において、市場情報受信部１０は入出力インターフェース３５で実現され、需要調整応答特性設定部１１、調達分ＤＲ代替効果計算部１２、販売分ＤＲ代替効果計算部１３、調達分ＤＲメリット計算部１４、販売分ＤＲメリット計算部１５、ＤＲ指令量計算部１６および市場売買量計算部１７は、記憶装置３３に格納されＣＰＵ３２で展開されるソフトウェアプログラムで実現される。そして、展開されたソフトウェアプログラムに対して、エネルギー供給者が入力装置３４を介してコマンドを入力するなどの操作を行うことで、需給調整装置１００が機能する。

＜動作＞
次に、図３を参照しつつ、図５に示すフローチャートを用いて、需給調整装置１００の動作フローを説明する。まず、市場情報受信部１０において、電力取引市場の情報を受信する（ステップＳ１０１）。電力取引市場としては、例えば実需給の１時間前まで取引が可能な１時間前市場が想定される。１時間前市場は２０１６年以降に開設される予定であり、１時間前市場が、取引の開始時間から終了時間まで連続して取引が行われるザラバ取引である場合、受信する市場情報としては、受け渡し時間ごとに設定される電力売買価格とその数量となるが、市場参加者により受け渡し時刻ごとに電力に様々な価格が設定されて取引されるため、電力売買価格は絶えず変動することとなる。このため、市場情報受信部１０は定常的に市場情報を受信するように構成される。

次に、需要調整応答特性設定部１１において、エネルギー供給者が需要家に支払うインセンティブに対して需要家が応答すると見込まれるＤＲ量（需要家調整応答量）によって表される需要調整応答特性を設定する（ステップＳ１０２）。ここで、需要調整応答特性の一例を図６に示す。

図６においては、横軸にインセンティブ（￥／ｋＷｈ）を示し、縦軸に需要家ＤＲ応答量（ｋＷｈ）を示しており、特性Ｔ１は線形特性を示している。なお、当該特性は線形に限定されず、非線形でも良く、不連続な特性でも良い。多くの場合はインセンティブが増加するにつれてＤＲ量も増加する関係となる。

特性の算出方法としては、例えば過去に支払ったインセンティブに対するそのときのＤＲ量の情報を蓄積し、これらから回帰分析などを利用して特性を算出しても良いし、その他の手法を用いても良い。なお、需要調整応答特性設定部１１における特性の設定は、エネルギー供給者が入力装置３４を介してＰＣ３１に対して特性の設定を指示するコマンドを入力することで開始され、エネルギー供給者は、ＤＲを依頼する需要家を指定する、あるいは過去にＤＲを依頼した全ての需要家を対象とするなどの選択を行うことで、特性が算出される。

線形特性を示す場合は、特性を示す係数をａとすると、インセンティブとＤＲ量は下記の数式（１）で表される。

次に、調達分と販売分のＤＲ代替効果を算出する（ステップＳ１０３）。ＤＲ代替効果は、ＤＲを実施した場合に現在の市場価格と比較してどれだけ利益が改善するかを示す数値であり、インセンティブに対する利益改善効果の特性の一例を図７に示す。図７においては、横軸にインセンティブ（￥／ｋＷｈ）を示し、縦軸に利益改善効果（￥／ｋＷｈ）を示しており、調達分のＤＲ代替効果は調達領域における特性Ｔ１１として示され、販売分のＤＲ代替効果は販売領域における特性Ｔ１２として示されている。

調達分ＤＲ代替効果計算部１２では、市場調達を全てＤＲで代替することによるＤＲ量あたりの利益（利益改善単価）を算出して調達分のＤＲ代替効果（利益改善効果）とする。利益改善単価は以下の数式（２）で表され、市場価格が高いほどＤＲによる利益改善単価は高く、またＤＲに伴うインセンティブが安いほど利益改善単価は高い。

調達分のＤＲ代替効果の算出において、数式（２）の市場価格は市場調達価格を意味し、小売価格はエネルギー供給者が需要家に電力の小売りを実施する際の価格を意味しており、数式（２）で表される調達分のＤＲ代替効果は、電力の供給力の不足分を市場から全て調達すると仮定した場合に対して、ＤＲを実施した場合における利益の改善度合いを示している。なお、「改善度合い」と呼称しているが比率ではなく、単位電力量当たりの利益（￥／ｋＷｈ）として表している。

ここで、インセンティブが増加するほどＤＲ量も増加するため、市場調達を代替する電力量も同様に増加するが、市場調達を代替可能な最大のＤＲ量は、その時点での電力供給の不足量または売り注文の合計電力量のうち小さい方である。従って、この電力量をＸｂｕｙ＿ｍａｘ（ｋＷｈ）と表すと、調達分のＤＲ代替効果において、インセンティブＸは以下の数式（３）で示される範囲を持つことになる。

また、販売分ＤＲ代替効果計算部１３では、ＤＲの実施により生まれる余剰供給力を全て市場販売することで発生する利益に関して、ＤＲ量あたりの利益（利益改善単価）を算出して販売分のＤＲ代替効果（利益改善効果）とする。利益改善単価は上述した数式（２）で表され、市場価格が高いほどＤＲによる利益改善単価は高く、またＤＲに伴うインセンティブが安いほど利益改善単価は高い。

販売分のＤＲ代替効果の算出において、数式（２）の市場価格は市場販売価格を意味し、小売価格はエネルギー供給者が需要家に電力の小売りを実施する際の価格を意味しており、数式（２）で表される販売分のＤＲ代替効果は、電力の供給力の余剰分を市場に全て放出すると仮定した場合に対して、ＤＲを実施した場合における利益の改善度合いを示している。なお、「改善度合い」と呼称しているが比率ではなく、単位電力量当たりの利益（￥／ｋＷｈ）として表している。

ここで、インセンティブが増加するほどＤＲ量も増加するため、市場販売可能な電力量も同様に増加するが、市場販売可能な最大の電力量は、買い注文が出ている電力量の合計電力量までである。従って、最大電力販売可能量をＸｓｅｌｌ＿ｍａｘ［ｋＷｈ］と表すと、販売分のＤＲ代替効果において、インセンティブＸは以下の数式（４）で示される範囲を持つことになる。

次に、調達分と販売分のＤＲメリットを算出する（ステップＳ１０４）。すなわち、ＤＲメリットの算出では、ステップＳ１０２で設定した需要調整応答特性と、ステップＳ１０３で算出したＤＲ代替効果に基づいて、ＤＲを実施することによる利益を算出する。

より具体的には、調達分ＤＲメリット計算部１４では、数式（１）で表される需要調整応答特性と、調達分ＤＲ代替効果計算部１２で算出した調達分のＤＲ代替効果（数式（２））を掛け合わせることにより、インセンティブに対して、市場調達をせずにＤＲを実施することによる利益を算出する。

すなわち、数式（１）と数式（２）を掛け合わせた場合の左辺は以下の数式（５）で表され、利益改善幅（￥）を示す。

また、数式（１）と数式（２）を掛け合わせた場合の右辺は以下の数式（６）で表され、インセンティブを変数とした利益改善幅を示す数式となる。ここで、インセンティブＸは数式（３）に示した範囲を持つ。

上記数式（５）と数式（６）により表される以下の数式（７）によって、図８の調達領域で示されるように、インセンティブに対して、市場調達をせずにＤＲを実施することによる利益を算出することができる。

ここで、図８は利益改善幅の一例を示す図であり、横軸にインセンティブ（￥／ｋＷｈ）を示し、縦軸に利益改善幅（￥）を示しており、上述した調達分ＤＲ代替効果計算部１２で算出した調達分のＤＲ代替効果を考慮した領域を調達領域として表し、後に説明する販売分ＤＲ代替効果計算部１３で算出した販売分のＤＲ代替効果を考慮した領域を販売領域として表している。

一方、販売分ＤＲメリット計算部１５では、数式（１）で表される需要調整応答特性と、販売分ＤＲ代替効果計算部１３で算出した販売分のＤＲ代替効果（数式（２））を掛け合わせることにより、インセンティブに対して、ＤＲの実施により生まれる余剰供給力を全て市場販売することによる利益を算出する。

すなわち、数式（１）と数式（２）を掛け合わせた場合の左辺は以下の数式（８）で表され、利益改善幅（￥）を示す。

また、数式（１）と数式（２）を掛け合わせた場合の右辺は以下の数式（９）で表され、インセンティブを変数とした利益改善幅を示す数式となる。ここで、インセンティブＸは数式（４）に示した範囲を持つ。

上記数式（８）と数式（９）により表される以下の数式（１０）によって、図８の販売領域で示されるように、インセンティブに対して、ＤＲの実施により生まれる余剰供給力を全て市場販売することによる利益を算出することができる。

なお、余剰供給力を発生させるには電力供給の不足を解消してなお一定量以上のＤＲ量が必要であるが、ＤＲにより余剰供給力を発生させて、それを市場で販売することでエネルギー供給者にとって経済的に最適な結果が得られることとなる。

ここで、図８においては、実線で表される曲線Ｐ１０の他に、破線で示される曲線Ｐ１１およびＰ１２も併せて示されている。販売領域の破線で表される曲線Ｐ１１は、調達領域の曲線Ｐ１０から連続する曲線であるが、これは数式（３）で表されるインセンティブＸの範囲が規定されない場合の、インセンティブに対する利益改善幅を表しており、数式（７）で規定される二次曲線である。現実的に調達可能なのは調達領域(数式（３）で規定される範囲)内の実線で表される曲線であり、販売領域の曲線Ｐ１１は計算に利用できないという意味で破線で示されている。

また、調達領域の破線で表される曲線Ｐ１２は、販売領域の曲線Ｐ１０に連続する曲線であるが、これは数式（４）で表されるインセンティブＸの範囲が規定されない場合の、インセンティブに対する利益改善幅を表しており、数式（１０）で規定される二次曲線である。現実的に販売可能なのは販売領域(数式（４）で規定される範囲)内の実線で表される曲線であり、調達領域の曲線Ｐ１２は計算に利用できないという意味で破線で示されている。

このように、図８における曲線Ｐ１０は、２種類の二次曲線を合成して得られているので、調達領域と販売領域との境界が不連続な形状となっている。

ここで、図５に示すフローチャートに戻り、ステップＳ１０５においてＤＲ指令量を算出する。すなわち、ＤＲ指令量計算部１６では数式（７）および数式（１０）を併せて考慮することにより、図８に曲線Ｐ１０で示されるようなインセンティブに対する利益改善幅を算出する。

より具体的には、数式（１）がインセンティブに対して増加する関数であり、数式（２）がインセンティブに対して減少する関数であれば、それらの積で規定される利益改善幅はインセンティブの変化に対して上に凸のような軌跡となる。市場価格は離散的に変化し、また各市場価格に対して売買可能な電力量が存在するが、調達領域と販売領域を併せて考慮すると、ある市場価格および売買数量における利益改善幅が最も大きいインセンティブが一意に算出できる。それが、例えば、図８における曲線Ｐ１０の最大値ＭＸに対応するインセンティブであり、このインセンティブを数式（１）に代入すれば、利益改善幅が最も大きい、すなわち最適な利益を得ることができるＤＲ指令量を算出できる。

ステップＳ１０５でＤＲ指令量を算出した後は、市場売買量計算部１７において、電力供給の不足量に対してＤＲ指令量を差し引くことで、市場売買量（市場調達量または市場販売量）を決定する（ステップＳ１０６）。

そして、需給調整装置１００は、決定した市場売買量に基づいて、需要家および電力取引市場などに対して、ＤＲの要請および電力取引市場との間での電力の売買を行う。

＜効果＞
以上説明したように、実施の形態１の需給調整装置１００では、電力を市場調達または販売した場合の両ケースにおける経済的メリットを比較することで、電力の市場調達だけでなく市場販売も考慮したＤＲ量を決定でき、経済的に最適な電力の市場調達量および販売量を算出できる。

＜実施の形態２＞
以上説明した本発明に係る実施の形態１の需給調整装置１００では、ＤＲ指令量の決定および電力取引市場での電力の売買量を決定しようとしている現在の電力取引市場での電力売買価格の情報を取得し、その情報に基づいてＤＲ指令量の決定および電力取引市場での電力の売買量を決定した。しかしながら電力取引市場での電力売買価格は、他の参入者同士の取引により常に変動し、例えば１時間前市場なら実需給の１時間前まで取引可能であるため、どの時点での取引がエネルギー供給者にとって最も経済的であるかが不透明となる可能性がある。

そこで、本発明に係る実施の形態２では、電力会社および電力小売事業者などに代表されるエネルギー供給者が、自社が契約している需要家に電力を供給する際に、市場価格予測を実施した上でＤＲ指令量および電力取引市場での電力の売買量を決定することで、エネルギー供給者にとって最も経済的なＤＲ指令量および電力取引市場での電力の売買量を決定できる構成を採るものとする。

＜装置構成＞
以下、本発明に係る実施の形態２について、図９〜図１１を用いて説明する。図９は、本発明に係る実施の形態２の需給調整装置２００の構成を示す機能ブロック図である。なお、図９においては、図３に示した実施の形態１の需給調整装置１００と同一の構成については同一の符号を付し、重複する説明は省略する。

図９に示すように需給調整装置２００は、市場情報受信部１０、需要調整応答特性設定部１１、調達分ＤＲ代替効果計算部１２、販売分ＤＲ代替効果計算部１３、調達分ＤＲメリット計算部１４、販売分ＤＲメリット計算部１５、ＤＲ指令量計算部１６、市場売買量計算部１７、市場情報記憶部２１および市場情報予測部２２を備えている。

市場情報記憶部２１は、市場情報受信部１０で受信した市場情報を記憶し、市場情報予測部２２は、市場情報記憶部２１に記憶された市場情報に基づいて、電力取引市場での電力売買価格を予測する。

なお、図９に示した需給調整装置２００を実現するハードウェアの構成は、需給調整装置１００と同様に、例えば、図４に示したＰＣ３１によって実現され、市場情報受信部１０は入出力インターフェース３５で実現され、需要調整応答特性設定部１１、調達分ＤＲ代替効果計算部１２、販売分ＤＲ代替効果計算部１３、調達分ＤＲメリット計算部１４、販売分ＤＲメリット計算部１５、ＤＲ指令量計算部１６、市場売買量計算部１７および市場情報予測部２２は、記憶装置３３に格納されＣＰＵ３２で展開されるソフトウェアプログラムで実現される。また、市場情報記憶部２１は記憶装置３３によって実現される。

次に、図９を参照しつつ、図１０に示すフローチャートを用いて、需給調整装置２００の動作フローを説明する。まず、市場情報受信部１０において、電力取引市場の情報を受信する（ステップＳ２０１）。電力取引市場としては、例えば実需給の１時間前まで取引が可能な１時間前市場が想定される。１時間前市場は２０１６年から開設される予定であり、１時間前市場が、取引の開始時間から終了時間まで連続して取引が行われるザラバ取引である場合、受信する市場情報としては、受け渡し時間ごとに設定される電力売買価格とその数量となるが、市場参加者により受け渡し時刻ごとに電力に様々な価格が設定されて取引されるため、電力売買価格は絶えず変動することとなる。このため、市場情報受信部１０は定常的に市場情報を受信するように構成され、受信した市場情報は、市場情報記憶部２１に記憶され、データベースが構築される。

次に、市場情報予測部２２において、取引しようとしている時間帯の電力の取引時間終了までの市場価格変動を予測する（ステップＳ２０２）。市場価格予測方法としては、市場情報記憶部２１に蓄積したデータに基づいて、例えば、当日の市場価格変動の実績値と比較して、価格変動が類似している日の価格を参照して予測値としたり、過去の同時刻における取引価格を複数参照して、それら価格の最大値、最小値および価格分布などを予測価格が取り得る変動幅として算出したりすることが考えられる。前者の場合は時系列の価格の変動の中での最大値の一点が予測値となり、後者の場合は例えば変動の上端および下端を予測値とする。

次に、需要調整応答特性設定部１１において、エネルギー供給者が需要家へ支払うインセンティブに対して需要家が応答するＤＲ量（需要家ＤＲ応答量）によって表される特性（需要調整応答特性）を設定する（ステップＳ２０３）。これは、例えば、図６に示したような線形特性となるが、非線形でも良く、不連続な特性でも良い。多くの場合はインセンティブが増加するにつれてＤＲ量も増加する関係となる。特性の算出方法としては実施の形態１においてステップＳ１０２（図５）で説明した通りである。

線形特性を示す場合は、特性を示す係数をａとすると、インセンティブとＤＲ量は先に説明した数式（１）で表される。

次に、調達分と販売分のＤＲ代替効果を算出する（ステップＳ２０４）。ＤＲ代替効果は、ＤＲを実施した場合に現在の市場価格と比較してどれだけ利益が改善するかを示す数値であり、インセンティブに対する利益改善効果の特性の一例は図７に示した通りである。

調達分ＤＲ代替効果計算部１２では、市場調達をＤＲで代替することによる単位ＤＲ量あたりの利益の改善単価（￥／ｋＷｈ）を算出して調達分のＤＲ代替効果とする。利益の改善単価は以下に示す数式（１１）で表され、市場価格予測が高いほどＤＲによる利益改善単価は高く、またＤＲに伴うインセンティブが安いほど利益改善単価は高い。なお、市場価格予測が変動幅を持つ場合には、例えば幅の上端と下端の市場価格のそれぞれに対して、利益の改善単価が算出される。

調達分のＤＲ代替効果の算出において、市場価格予測は市場調達価格予測を意味し、小売価格はエネルギー供給者が需要家に電力の小売りを実施する際の価格を意味しており、数式（１１）で表される調達分のＤＲ代替効果は、電力の供給力の不足分を市場から全て調達すると仮定した場合に対して、ＤＲを実施した場合における利益の改善度合いを示している。なお、「改善度合い」と呼称しているが比率ではなく、単位電力量当たりの利益（￥／ｋＷｈ）として表している。

ここで、インセンティブが増加するほどＤＲ量も増加するため、市場調達を代替する電力量も同様に増加するが、市場調達を代替可能な最大のＤＲ量は、その時点での電力供給の不足量または売り注文の合計電力量のうち小さい方である。従って、この電力量をＸｂｕｙ＿ｍａｘ（ｋＷｈ）と表すと、調達分のＤＲ代替効果において、インセンティブＸは先に説明した数式（３）で示される範囲を持つことになる。

また、販売分ＤＲ代替効果計算部１３では、ＤＲの実施により生まれる余剰供給力を全て市場販売することで発生する利益に関して、単位ＤＲ量あたりの利益の改善単価を算出して販売分のＤＲ代替効果とする。利益の改善単価は上述した数式（１１）で表され、市場価格が高いほどＤＲによる利益改善単価は高く、またＤＲに伴うインセンティブが安いほど利益改善単価は高い。なお、市場価格予測が変動幅を持つ場合には、例えば幅の上端と下端の市場価格それぞれに対して、利益の改善単価が算出される。

販売分のＤＲ代替効果の算出において、市場価格は市場販売価格予測を意味し、小売価格はエネルギー供給者が需要家に電力の小売りを実施する際の価格を意味しており、数式（１１）で表される調達分のＤＲ代替効果は、電力の供給力の不足分を市場から全て調達すると仮定した場合に対して、ＤＲを実施した場合における利益の改善度合いを示している。なお、「改善度合い」と呼称しているが比率ではなく、単位電力量当たりの利益（￥／ｋＷｈ）として表している。

ここで、インセンティブが増加するほどＤＲ量も増加するため、市場販売可能な電力量も同様に増加するが、市場販売可能な最大の電力量は、買い注文が出ている電力量の合計電力量までである。また余剰供給力を発生させるには電力供給の不足を解消してなお一定量以上のＤＲ量が必要である。

従って、最大電力販売可能量をＸｓｅｌｌ＿ｍａｘ［ｋＷｈ］と表すと、販売分のＤＲ代替効果において、インセンティブＸは先に説明した数式（４）で示される範囲を持つことになる。

次に、調達分と販売分のＤＲメリットを算出する（ステップＳ２０５）。すなわち、ＤＲメリットの算出では、ステップＳ２０３で設定した需要調整応答特性と、ステップＳ２０４で算出したＤＲ代替効果に基づいて、ＤＲを実施することによる利益を算出する。

より具体的には、調達分ＤＲメリット計算部１４では、数式（１）で表される需要調整応答特性と、調達分ＤＲ代替効果計算部１２で算出した調達分のＤＲ代替効果（数式（１１））を掛け合わせることにより、インセンティブに対して、市場調達をせずにＤＲを実施することによる利益を算出する。

すなわち、数式（１）と数式（１１）を掛け合わせた場合の左辺は先に説明した数式（５）で表され、利益改善幅（￥）を示す。

また、数式（１）と数式（１１）を掛け合わせた場合の右辺は以下の数式（１２）で表され、インセンティブを変数とした利益改善幅を示す数式となる。ここで、インセンティブＸは数式（３）に示した範囲を持つ。

数式（５）と数式（１２）により表される以下の数式（１３）によって、図１１の調達領域で示されるように、インセンティブに対して、市場調達をせずにＤＲを実施することによる利益を算出することができる。

ここで、図１１は利益改善幅の一例を示す図であり、横軸にインセンティブ（￥／ｋＷｈ）を示し、縦軸に利益改善幅（￥）を示しており、上述した調達分ＤＲ代替効果計算部１２で算出した調達分のＤＲ代替効果を考慮した領域を調達領域として表し、後に説明する販売分ＤＲ代替効果計算部１３で算出した販売分のＤＲ代替効果を考慮した領域を販売領域として表している。

図１１において、市場調達価格予測が変動幅を持つ場合は、上端および下端の市場調達価格予測に対して、図１１において実線で示される曲線Ｐ２０およびＰ２１の調達領域での曲線のように利益が算出され、利益に幅が出る。このため、利益がこの範囲内に収まるように市場調達量および販売量を決定することで、大きな損失を受けることを防止できる。

一方、市場調達価格予測が一点である場合は、図１１において破線で示される曲線Ｐ２２の調達領域での曲線のように利益が算出される。このため、市場調達量および販売量をピンポイントで決定することができる。

一方、販売分ＤＲメリット計算部１５では、数式（１）で表される需要調整応答特性と、販売分ＤＲ代替効果計算部１３で算出した販売分のＤＲ代替効果（数式（１１））を掛け合わせることにより、インセンティブに対して、ＤＲの実施により生まれる余剰供給力を全て市場販売することによる利益を算出する。

すなわち、数式（１）と数式（１１）を掛け合わせた場合の左辺は先に説明した数式（８）で表され、利益改善幅（￥）を示す。

また、数式（１）と数式（１１）を掛け合わせた場合の右辺は以下の数式（１４）で表され、インセンティブを変数とした利益改善幅を示す数式となる。ここで、インセンティブＸは数式（４）に示した範囲を持つ。

数式（８）と数式（１４）により表される以下の数式（１５）によって、図１１の販売領域で示されるように、インセンティブに対して、ＤＲの実施により生まれる余剰供給力を全て市場販売することによる利益を算出することができる。

図１１において、市場販売価格予測が変動幅を持つ場合は、上端および下端の市場販売価格予測に対して、図１１において実線で示される曲線Ｐ２０およびＰ２１の販売領域での曲線のように利益が算出され、利益に幅が出る。一方、市場販売価格予測が一点である場合は、図１１において破線で示される曲線Ｐ２２の販売領域での曲線のように利益が算出される。

ここで、図１０に示すフローチャートに戻り、ステップＳ２０６においてＤＲ指令量を算出する。すなわち、ＤＲ指令量計算部１６では数式（１３）および数式（１５）を併せて考慮することにより、図１１に曲線Ｐ２０〜２２で示されるようなインセンティブに対する利益改善幅を算出する。

より具体的には、数式（１）がインセンティブに対して増加する関数であり、数式（１１）がインセンティブに対して減少する関数であれば、それらの積で規定される利益改善幅はインセンティブの変化に対して上に凸のような軌跡となる。市場価格は離散的に変化し、また各市場価格に対して売買可能な電力量が存在するが、調達領域と販売領域を併せて考慮すると、ある市場価格および売買数量における利益改善幅が最も大きいインセンティブが一意に算出できる。このインセンティブを数式（１）に代入すれば、利益改善幅が最も大きい、すなわち最適な利益を得ることができるＤＲ指令量を算出できる。

また予測値が幅を持つ場合は、市場価格の変動に対して利益改善幅がどれだけ変動するかをエネルギー供給者は把握可能であるため、エネルギー供給者が許容可能な範囲で利益を確保できるタイミングでインセンティブを決定し、また電力市場での取引を実施することで、一定以上の利益を確保することが可能となる。

ステップＳ２０６でＤＲ指令量を算出した後は、市場売買量計算部１７において、電力供給の不足量に対してＤＲ指令量を差し引くことで、市場売買量（市場調達量または市場販売量）を決定する（ステップＳ２０７）。

そして、需給調整装置２００は、決定した市場売買量に基づいて、需要家および電力取引市場などに対して、ＤＲの要請および電力取引市場との間での電力の売買を行う。

＜効果＞
以上説明したように、実施の形態２の需給調整装置２００では、電力取引市場での電力の市場価格予測を実施した上でＤＲ指令量および電力取引市場での電力の売買量を決定するので、エネルギー供給者にとって最も経済的なＤＲ指令量および電力取引市場での電力の売買量を決定できる。

なお、本発明は、その発明の範囲内において、各実施の形態を自由に組み合わせたり、各実施の形態を適宜、変形、省略することが可能である。

１１ 需要調整応答特性設定部、１２ 調達分ＤＲ代替効果計算部、１３ 販売分ＤＲ代替効果計算部、１４ 調達分ＤＲメリット計算部、１５ 販売分ＤＲメリット計算部、１６ ＤＲ指令量計算部、２２ 市場情報予測部。

Claims (6)

1. 電力の需要家に対価を支払い電力需要を調整するデマンドレスポンスを電力需給の調整に用いる需給調整装置であって、
   前記デマンドレスポンスの対価としてのインセンティブに対する前記需要家が実施すると見込まれる需要家調整応答量によって表される需要調整応答特性を設定する需要調整応答特性設定部と、
   前記デマンドレスポンスを実施した場合に電力取引市場での価格と比較して利益の改善効果を計算するデマンドレスポンス代替効果計算部と、
   前記需要調整応答特性と前記利益の改善効果に基づいて、前記デマンドレスポンスを実施することによる前記インセンティブに対する利益を算出するデマンドレスポンスメリット計算部と、
   前記インセンティブに対する前記利益のうち、最大の利益を与える前記インセンティブに基づいて需要家調整指令量を算出するデマンドレスポンス指令量計算部と、を備え、
   前記需要家調整指令量に基づいて電力の市場売買量を決定する、需給調整装置。
2. 前記デマンドレスポンス代替効果計算部は、
   電力の需要予測が、確保済みの電力の供給力を上回る場合に、不足分の電力を前記デマンドレスポンスで代替することにより得られる第１の利益についての単位電力量あたりの値を算出して、調達分の利益改善効果とする調達分のデマンドレスポンス代替効果計算部と、
   前記デマンドレスポンスの実施により生まれる電力の余剰供給力を前記電力取引市場で販売することで発生する第２の利益についての単位電力量あたりの値を算出して、販売分の利益改善効果とする販売分デマンドレスポンス代替効果計算部と、を有し、
   前記デマンドレスポンスメリット計算部は、
   前記需要調整応答特性と前記調達分の利益改善効果とに基づいて、前記インセンティブに対する前記第１の利益を算出する調達分デマンドレスポンスメリット計算部と、
   前記需要調整応答特性と前記販売分の利益改善効果とに基づいて、前記インセンティブに対する前記第２の利益を算出する販売分デマンドレスポンスメリット計算部と、を有し、
   前記デマンドレスポンス指令量計算部は、
   前記インセンティブに対する前記第１および第２の利益を比較し、前記最大の利益を与える前記インセンティブに基づいて前記需要家調整指令量を算出する、請求項１記載の需給調整装置。
3. 前記需給調整装置は、
   前記電力取引市場における過去の市場価格の情報に基づいて、将来の市場価格を予測する市場情報予測部をさらに備え、
   前記デマンドレスポンス代替効果計算部は、
   前記将来の市場価格と比較して前記デマンドレスポンスを実施する場合の前記利益の改善効果を計算する、請求項１記載の需給調整装置。
4. 前記市場情報予測部は、
   前記デマンドレスポンスを実施する日の市場価格変動の実績値と比較して、価格変動が類似している日の前記過去の市場に基づいて前記将来の市場価格を予測する、請求項３記載の需給調整装置。
5. 前記市場情報予測部は、
   前記デマンドレスポンスを実施する時刻と同時刻における複数の前記過去の市場価格に基づいて、それらの最大値と最小値および価格分布の何れかに基づいて前記将来の市場価格が変動幅を有するものとして予測する、請求項３記載の需給調整装置。
6. 前記デマンドレスポンスは、
   前記不足分の電力を上回るように前記需要家調整応答量を設定する、請求項２記載の需給調整装置。

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