JP2018173678A - 支援装置、支援システム、支援方法及びプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】電力コストが異なる複数の需要家が利用する電力を入札する際に、複数の需要家全体の利益を考慮した推奨入札価格を設定することができる支援装置、支援システム、支援方法及びプログラムを提供する。【解決手段】支援装置１００は、複数の需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストとを取得する条件取得部１１１と、前記電力コストに基づいて、複数の想定入札価格のそれぞれに対する第一のコスト優位性を前記需要家別に計算するとともに、前記希望購入量と、前記第一のコスト優位性とに基づいて、前記想定入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を前記需要家別に計算する予測値計算部１１２と、前記需要家の前記予測値に基づいて推奨入札価格を設定する入札価格設定部１１３と、を備える。【選択図】図１

Description

本発明は、支援装置、支援システム、支援方法及びプログラムに関する。

需要家が必要な電力を調達する手段として、契約した価格で電力の供給を行う電気事業者から買電する方法、需要家が有する発電設備、コジェネレーションシステムを利用して電力を得る方法がある。

また、近年、卸電力市場において電力の売買を行う電力取引が拡大している。例えば、電力取引の方法として、スポット市場では、電力供給者（売り手）が希望の売電価格及び売電量を指定して売り入札を行うとともに、需要家（買い手）が希望の買電価格及び買電量を指定して買い入札を行うシングルプライスオークション方式が採用されている。スポット市場とは、翌日に発電又は販売する電気を前日までに入札し、売買を成立（マッチング）させる市場である。当該方式では、売り手側及び買い手側の条件が一致する約定価格及び約定量を求め、約定価格以下の売電価格で入札した売り手と、約定価格以上の買電価格で入札した買い手との間で、当該約定価格にて電力の売買を行う取引が成立する。

シングルプライスオークション方式における電力取引では、入札時に指定する買電価格が高い方が約定する可能性が高くなる。一方で、需要家は、電気事業者、発電設備等から電力を調達するよりも利益が大きくなるように、安い買電価格で約定することを希望する。このため、需要家は、利益が大きく、且つ、約定確率が高い買電価格で約定できるように、電力取引における入札価格を決定する必要がある。
このような入札パターンの決定を支援するシステムとして、例えば特許文献１には、約定の成否による利益と入札価格による約定確率とを考慮して、許容リスク以下で利益が最大となる入札価格を決定する支援システムが記載されている。

特開２００７−４６４６号公報

複数の事業所を有する需要家は、上述のような電力取引において、事業所別に入札を行うのではなく、複数の事業所が要する電力を一括して入札する場合がある。
電気事業者との契約価格、発電設備による発電コスト、コジェネレーションシステムの利用コスト等（以下、電力コスト）は、事業所の所在地、所有する設備に応じて異なる場合がある。従って、利益が最大となる入札価格は、事業所別の電力コストに応じて変化する。
しかしながら、従来の支援システムでは、需要家の電力コストは一定であることが前提であり、異なる電力コストを有する複数の事業所（需要家）の電力を一括して購入する際の入札価格を決定することができない。

本発明は、このような課題に鑑みてなされたものであって、電力コストが異なる複数の需要家が利用する電力を入札する際に、複数の需要家全体の利益を考慮した推奨入札価格を設定することができる支援装置、支援システム、支援方法及びプログラムを提供する。

上記課題を解決するため、本発明は以下の手段を採用している。
本発明の第一の態様によれば、複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援装置（１００）は、前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストとを取得する条件取得部（１１１）と、前記電力コストに基づいて、複数の想定入札価格のそれぞれに対する第一のコスト優位性を前記需要家別に計算するとともに、前記希望購入量と、前記第一のコスト優位性とに基づいて、前記想定入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を前記需要家別に計算する予測値計算部（１１２）と、前記需要家の前記予測値に基づいて推奨入札価格を設定する入札価格設定部（１１３）と、を備える。
このようにすることで、支援装置は、複数の需要家のそれぞれにおける電力コストが異なる場合であっても、需要家のそれぞれにおける利益の予測値を計算するとともに、需要家の利益の予測値に基づいて、複数の需要家全体における利益を考慮した想定入札価格を推奨入札価格として設定することができる。
すなわち、複数の需要家の要する電力を一括して入札する場合において、従来は、複数の需要家のそれぞれにおける電力コストを考慮した合理的な入札価格の設定を行うことができなかった。結果として、複数の需要家全体の利益の観点からは不利な買電価格で約定して利益を減らし、または合理的でない入札価格により約定が出来ず必要な電力を確保できない場合があった。
本発明の第一の態様によれば、複数の需要家のそれぞれにおける電力コストと、複数の需要家全体の利益の両者を考慮した合理的な推奨入札価格を設定することができる。

本発明の第二の態様によれば、第一の態様に記載の支援装置において、前記条件取得部は、前記需要家のそれぞれの希望入札価格と、当該希望入札価格に対する第二のコスト優位性とを取得し、前記希望入札価格と、前記第二のコスト優位性とに基づいて前記電力コストを計算して取得する。
このようにすることで、条件取得部は、需要家のそれぞれの希望入札価格と希望入札価格に対する第二のコスト優位性とに基づいて、需要家のそれぞれにおける電力コストを計算して推測することができる。これにより、支援装置では、需要家のそれぞれから取得した希望入札価格とは異なる想定入札価格についても利益の予測値を計算して、推奨入札価格を決定することができる。

本発明の第三の態様によれば、第一または第二の態様に記載の支援装置において、前記入札価格設定部は、前記需要家の前記予測値を合計した値が最大となる想定入札価格を、前記推奨入札価格として設定する。
このようにすることで、入札価格設定部は、複数の需要家のそれぞれが異なる希望購入量及び第一のコスト優位性を有していても、需要家全体における利益が最大となる推奨入札価格を精度よく予測して設定することができる。

本発明の第四の態様によれば、第一から第三の何れか一の態様に記載の支援装置において、前記予測値計算部は、前記希望購入量に前記第一のコスト優位性を乗じ、さらに前記想定入札価格のそれぞれに対する係数を乗じて前記予測値を計算する。
また、本発明の第五の態様によれば、第四の態様に記載の支援装置において、前記予測値計算部は、前記係数として、過去の約定実績に基づく約定確率、又は、重み係数を用いる。
このようにすることで、予測値計算部は、過去の約定実績に基づく係数を用いることにより、予測値の精度を向上させることができる。

本発明の第六の態様によれば、複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援装置（１００）は、前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストと、約定不成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて発生する損失額とを取得する条件取得部（１１１）と、前記希望購入量及び前記電力コストに基づいて、約定成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて得られる利益額を想定入札価格別に計算する利益計算部（１１４）と、前記需要家の前記利益額と、前記需要家の前記損失額とに基づいて推奨入札価格を設定する入札価格設定部（１１３）と、を備える。
通常、入札価格が高いほど約定確率が高くなるが、入札価格を高くし過ぎると複数の需要家全体における利益がマイナスとなり、入札価格を低くし過ぎると約定不成立となり損失が発生する可能性がある。しかしながら、支援装置は、上述のような構成を有することにより、需要家全体における利益を確保しつつ、約定不成立による損失が発生するリスク、及び、複数の需要家全体における利益がマイナスとなるような高額な入札価格が設定されてしまうリスクを低減させることができる。

本発明の第七の態様によれば、複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援装置（１００）は、前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストと、約定不成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて発生する損失額とを取得する条件取得部（１１１）と、前記電力コストに基づいて、複数の想定入札価格のそれぞれに対する第一のコスト優位性を前記需要家別に計算するとともに、前記希望購入量と、前記第一のコスト優位性とに基づいて、前記想定入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を前記需要家別に計算する予測値計算部（１１２）と、前記希望購入量及び前記電力コストに基づいて、約定成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて得られる利益額を想定入札価格別に計算する利益計算部（１１４）と、前記予測値と、前記利益額と、前記損失額とに基づいて複数の推奨入札価格を決定する入札決定部（１１３）と、を備える。前記入札決定部は、複数の前記需要家を、前記損失額に基づいて、約定不成立の場合に損失が発生しない第一のグループと、損失が発生する第二のグループとに分類し、前記第一のグループに含まれる全ての前記需要家の前記予測値に基づいて第一の推奨入札価格を設定し、前記第二のグループに含まれる前記需要家の前記利益額と、前記需要家の前記損失額とに基づいて前記推奨入札価格を設定する。
このようにすることで、支援装置は、損失の有無に応じて需要家を第一のグループと第二のグループとに分類し、約定不成立により損失が生じない第一のグループにおいては最大の利益を得られる推奨入札価格を設定し、約定不成立により損失が生じる第二のグループにおいては損失が生じるリスクを低減可能な推奨入札価格を設定することができる。このようにグループ別に異なる推奨入札価格を設定することにより、約定不成立により損失が生じる需要家と、損失が生じない需要家とが混在する場合であっても、第一のグループにおいては利益額が減少するリスクを低下させ、第二のグループにおいては約定不成立によるデメリットが生じるリスクを低下させることにより、需要家全体のリスクを最小化することができる。

本発明の第八の態様によれば、第六の態様に記載の支援装置において、前記入札価格設定部は、前記需要家の前記利益額の合計が、前記需要家の前記損失額の合計よりも大きくなる想定入札価格のうち、約定確率が最も高い想定入札価格を、前記推奨入札価格として設定する。
このようにすることで、入札価格設定部は、利益がマイナスとなるような高額な約定価格で約定されてしまうこと、及び、約定が成立しないことにより損失が発生してしまうリスクを最小限にすることができる。

本発明の第九の態様によれば、第七の態様に記載の支援装置において、前記予測値計算部は、前記希望購入量に前記第一のコスト優位性を乗じ、さらに前記想定入札価格のそれぞれに対する係数を乗じて前記予測値を計算し、前記入札価格設定部は、前記第二のグループに含まれる前記需要家の前記利益額の合計が、前記需要家の前記損失額の合計よりも大きくなる想定入札価格のうち、約定確率が最も高い想定入札価格を、前記第二の推奨入札価格として設定する。
このようにすることで、入札価格設定部は、利益がマイナスとなるような高額な約定価格で約定されてしまうこと、及び、約定が成立しないことにより損失が発生してしまうリスクを最小限にすることができる。

本発明の第十の態様によれば、支援システム（１）は、第一から第九の何れか一の態様に記載の支援装置（１００）と、過去の約定実績に基づいて、想定入札価格のそれぞれに対する約定確率を予測する予測システム（１３）と、を備える。

本発明の第十一の態様によれば、複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援方法は、前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストとを取得する条件取得ステップと、前記電力コストに基づいて、複数の想定入札価格のそれぞれに対する第一のコスト優位性を前記需要家別に計算するとともに、前記希望購入量と、前記第一のコスト優位性とに基づいて、前記想定入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を前記需要家別に計算する予測値計算ステップと、前記需要家の前記予測値に基づいて推奨入札価格を設定する入札価格設定ステップと、を有する。

本発明の第十二の態様によれば、複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援方法は、前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストと、約定不成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて発生する損失額とを取得する条件取得ステップと、前記希望購入量及び前記電力コストに基づいて、約定成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて得られる利益額を想定入札価格別に計算する利益計算ステップと、前記需要家の前記利益額と、前記需要家の前記損失額とに基づいて推奨入札価格を設定する入札価格設定ステップと、を有する。

本発明の第十三の態様によれば、複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援方法は、前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストと、約定不成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて発生する損失額とを取得する条件取得ステップと、前記電力コストに基づいて、複数の想定入札価格のそれぞれに対する第一のコスト優位性を前記需要家別に計算するとともに、前記希望購入量と、前記第一のコスト優位性とに基づいて、前記想定入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を前記需要家別に計算する予測値計算ステップと、前記希望購入量及び前記電力コストに基づいて、約定成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて得られる利益額を想定入札価格別に計算する利益計算ステップと、前記予測値と、前記利益額と、前記損失額とに基づいて複数の推奨入札価格を決定する入札価格設定ステップと、を有する。前記入札価格設定ステップは、複数の前記需要家を、前記損失額に基づいて、約定不成立の場合に損失が発生しない第一のグループと、損失が発生する第二のグループとに分類し、前記第一のグループに含まれる前記需要家の前記予測値に基づいて第一の推奨入札価格を設定し、前記第二のグループに含まれる前記需要家の前記利益額と、前記需要家の前記損失額とに基づいて前記推奨入札価格を設定する。

本発明の第十四の態様によれば、プログラムは、複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援装置（１００）のコンピュータを、前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストとを取得する条件取得部（１１１）、前記電力コストに基づいて、複数の想定入札価格のそれぞれに対する第一のコスト優位性を前記需要家別に計算するとともに、前記希望購入量と、前記第一のコスト優位性とに基づいて、前記想定入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を前記需要家別に計算する予測値計算部（１１２）、前記需要家の前記予測値に基づいて推奨入札価格を設定する入札価格設定部（１１３）、として機能させる。

本発明の第十五の態様によれば、プログラムは、複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援装置のコンピュータを、前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストと、約定不成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて発生する損失額とを取得する条件取得部（１１１）、前記希望購入量及び前記電力コストに基づいて、約定成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて得られる利益額を想定入札価格別に計算する利益計算部（１１４）、前記需要家の前記利益額と、前記需要家の前記損失額とに基づいて推奨入札価格を設定する入札価格設定部（１１３）、として機能させる。

本発明の第十六の態様によれば、プログラムは、複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援装置のコンピュータを、前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストと、約定不成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて発生する損失額とを取得する条件取得部（１１１）、前記電力コストに基づいて、複数の想定入札価格のそれぞれに対する第一のコスト優位性を前記需要家別に計算するとともに、前記希望購入量と、前記第一のコスト優位性とに基づいて、前記想定入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を前記需要家別に計算する予測値計算部（１１２）、前記希望購入量及び前記電力コストに基づいて、約定成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて得られる利益額を想定入札価格別に計算する利益計算部（１１４）、前記予測値と、前記利益額と、前記損失額とに基づいて複数の推奨入札価格を設定する入札価格設定部（１１３）、として機能させる。前記入札価格設定部は、複数の前記需要家を、前記損失額に基づいて、約定不成立の場合に損失が発生しない第一のグループと、損失が発生する第二のグループとに分類し、前記第一のグループに含まれる前記需要家の前記予測値に基づいて第一の推奨入札価格を設定し、前記第二のグループに含まれる前記需要家の前記利益額と、前記需要家の前記損失額とに基づいて前記推奨入札価格を設定する。

本発明の第十七の態様によれば、支援システム（１）は、第一から第九の何れか一の態様に記載の支援装置（１００）と、前記推奨入札価格に基づき入札価格を決定し、入札を実行する入札実行部（１１５）と、を備える。
これにより、前記複数の需要家全体の利益を考慮した前記推奨入札価格に基づいた、合理的な入札価格による入札を実行することができる。

本発明の第十八の態様によれば、第十七の態様に記載の支援システムは、前記入札実行部による入札の実行により約定した電力量と、前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量に基づいて、前記需要家のそれぞれに配分する電力量を決定する配分決定部（１４）と、前記配分する電力量に基づいて、配電を行う電力配分部（１５）と、さらにを備える。
これにより、前記複数の需要家の要する電力を、前記複数の需要家全体の利益を考慮した買電価格により、配電することができる。

本発明に係る支援装置、支援システム、支援方法及びプログラムによれば、電力コストが異なる複数の需要家が利用する電力を入札する際に、複数の需要家全体の利益を考慮した推奨入札価格を設定することができる。

第１の実施形態に係る支援システムの機能構成を示す図である。 第１の実施形態に係る希望条件の例を示す図である。 第１の実施形態に係る入札条件の例を示す図である。 第１の実施形態に係る約定確率の例を示す図である。 第１の実施形態に係る係数の例を示す図である。 第１の実施形態に係る支援装置の処理フローを示す図である。 第１の実施形態に係る予測値の例を示す図である。 第１の実施形態に係る支援装置のハードウェア構成を示す図である。 第２の実施形態に係る支援システムの機能構成を示す図である。 第２の実施形態に係る支援装置の処理フローを示す図である。 第２の実施形態に係る入札条件の例を示す図である。 第２の実施形態に係る利益及びデメリットの例を示す図である。 その他の実施形態に係る支援システムの機能構成を示す図である。

＜第１の実施形態＞
以下、本発明の第１の実施形態に係る支援システム１について、図１〜図８を参照しながら説明する。

（支援システムの機能構成）
図１は、第１の実施形態に係る支援システムの機能構成を示す図である。
図１に示すように、本実施形態に係る支援システム１は、複数の事業所（需要家）Ａ１、Ａ２、…、Ａｎと、本部Ｈとを有している。なお、以下の説明において、複数の事業所Ａ１、Ａ２、…、Ａｎにおいて共通の内容について記載する場合、複数の事業所を総称して事業所Ａとも記載する。
本部Ｈは、複数の事業所Ａの代表として電力取引市場２０に入札を行う部門である。なお、電力取引市場２０はスポット市場に限られず、他の電力市場も含んでもよい。また、本部Ｈは、事業所Ａのそれぞれから電力の入札に関する希望条件（希望入札価格、希望電力量、希望入札価格で購入した場合に削減できるコスト等）を収集して、入札計画（入札価格、入札量）を策定する。事業所Ａのそれぞれは、本部Ｈが策定した入札計画に基づいて発電計及び需要計画を策定する。また、本部Ｈは、電力の約定後、発電及び需要計画に基づいて、事業所Ａのそれぞれに配分する電力量（配分量）を決定する配分決定部１４と、配分決定部１４により決定された配分量に基づいて、事業所Ａのそれぞれに配電を行う電力配分部１５とを有している。また、事業所Ａは、本部Ｈの配分決定部１４が決定した配分量に応じて発電及び需要計画を修正し、修正後の計画に基づいて発電及び消費を行う。

本実施形態に係る支援システム１は、本部Ｈにおいて入札計画を策定する際の支援を行うためのシステムである。支援システム１は、本部Ｈに設けられた予測システム１３及び支援装置１００と、複数の事業所Ａのそれぞれに設けられた条件設定部１２とを有している。なお、他の実施形態においては、予測システム１３及び支援装置１００は、複数の事業所Ａの何れかに設けられていてもよい。
予測システム１３は、過去に電力取引市場２０における約定実績、即ち、電力が売買された価格（約定価格）及び量（約定量）に基づいて、将来の取引における入札価格に応じた約定確率を予測する。約定確率は、入札価格の関数であり、ある入札価格において約定が成立する確率を示す値である。予測システム１３は、電力取引市場２０における約定実績を逐次収集するとともに、入札価格別の約定確率を予測したテーブルを時間帯ごとに作成して、確率記憶部１３０に記録する。なお、予測システム１３は、過去の約定実績を確率記憶部１３０に蓄積してもよい。
支援装置１００は、電力取引市場２０において、複数の事業所Ａが要する電力を一括して購入（入札）するための支援を行う装置である。支援装置１００は、事業所Ａのそれぞれから電力の入札に関する希望条件を収集し、これら条件に基づいて、事業所Ａ全ての電力を一括して入札する際の推奨入札価格を設定する。そして、本部Ｈにおいて入札を実行するための操作を行う操作者は、推奨入札価格に基づいて実際の入札価格を決定するとともに、入札実行部１１５を介して電力取引市場２０への入札（買い入札）を行う。
なお、本実施形態において、電力取引市場２０は、１日を所定の取引時間単位（例えば３０分単位）で分割し、各時間帯（毎時０分〜３０分、３０分〜６０分）における電力を売買する。従って、支援装置１００は、時間帯別に推奨入札価格を決定して入札を行うものとする。
条件設定部１２は、事業所Ａのそれぞれにおける電力の入札に関する希望条件を本部Ｈの支援装置１００へ送信するための装置である。

支援装置１００は、ＣＰＵ１１０と、条件記憶部１２０と、確率記憶部１３０とを有している。また、ＣＰＵ１１０は、条件取得部１１１と、予測値計算部１１２と、入札決定部（入札価格設定部）１１３とを有している。

図２は、第１の実施形態に係る希望条件の例を示す図である。
条件取得部１１１は、事業所Ａのそれぞれから電力の入札に関する希望条件Ｄ１（図２）を取得する。
希望条件Ｄ１は、図２に示すように、希望購入量と、希望入札価格と、希望入札価格に対するコスト優位性（第二のコスト優位性）とを含む。
希望購入量は、事業所Ａが電力取引市場２０から購入したい電力量を示す情報であり、本実施形態では１時間当たりの電力量（ＭＷｈ）を示す。
希望入札価格は、事業所Ａが電力取引市場２０において入札したい価格を示す情報であり、本実施形態では１ｋＷｈ当たりの電力の購入価格（円／ｋＷｈ）を示す。
希望入札価格に対するコスト優位性は、事業所Ａが電力取引市場２０から希望入札価格で電力を購入した場合、電力取引市場２０以外から電力を調達する場合と比較していくら利益が生じるかを示す情報であり、本実施形態では１ｋＷｈ当たりの利益（円／ｋＷｈ）を示す。
事業所Ａが電力取引市場２０以外から電力を調達する方法として、例えば、電気事業者から契約した価格で電力を購入する方法、事業所Ａに設けられた発電設備、コジェネレーションシステムを利用して電力を調達する方法がある。各事業所Ａにおける電力事業者との契約内容、各種設備（発電設備及びコジェネレーションシステム）の有無及び性能に応じて、事業所Ａのそれぞれにおいて電力取引市場２０以外から調達可能な電力量及び調達にかかるコストが異なる。また、電力取引市場２０から電力を購入する場合、送電のための契約料、購入した電力量に応じた手数料が発生する。
事業所Ａの条件設定部１２は、このような事業所Ａのそれぞれにおける状況に基づいて、電力取引市場２０における希望条件Ｄ１を時間帯別に設定して、支援装置１００へ送信する。

また、条件取得部１１１は、事業所Ａから取得した希望入札価格と希望入札価格に対するコスト優位性とに基づいて、事業所Ａが電力取引市場２０以外から電力を調達するために発生する１時間当たりのコスト（円／ｋＷｈ）を示す「電力コスト」を計算して取得する。例えば、図２に示すように、事業所Ａ１の希望入札価格が「１０円」であり、当該希望入札価格に対するコスト優位性が「２円」である場合、条件取得部１１１は、これらを合計した「１２円」を電力コストとして取得する。
図３は、第１の実施形態に係る入札条件の例を示す図である。
条件取得部１１１は、このように取得した希望購入量と、希望入札価格と、希望入札価格に対するコスト優位性と、電力コストとを、事業所別の入札条件Ｄ２（図３）として条件記憶部１２０に記憶する。
また、条件取得部１１１は、条件記憶部１２０から入札条件Ｄ２を読み出して予測値計算部１１２に出力する。

予測値計算部１１２は、条件取得部１１１から取得した入札条件Ｄ２（電力コスト）に基づいて、複数の入札価格（想定入札価格）のそれぞれに対するコスト優位性（第一のコスト優位性）を事業所別に計算する。また、予測値計算部１１２は、条件取得部１１１から取得した希望購入量と、入札価格に対するコスト優位性とに基づいて、複数の入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を事業所別に計算する。予測値は、値が大きいほど高い利益が見込めることを表す。
入札価格に対するコスト優位性は、入札価格と電力コストとの関数であり、ある入札価格で約定した場合、電力コストに対しいくらの利益が発生するかを表す。
具体的には、予測値計算部１１２は、希望購入量に入札価格に対するコスト優位性を乗じ、さらに入札価格のそれぞれに対する係数を乗じて、予測値を計算する。また、予測値計算部１１２は、係数として、過去の約定実績に基づく約定確率、又は、重み係数を用いる。
図４は、第１の実施形態に係る約定確率の例を示す図である。
図５は、第１の実施形態に係る係数の例を示す図である。
約定確率は入札価格の関数である。例えば、予測値計算部１１２は、確率記憶部１３０に記憶された過去の約定実績に基づいて計算した約定確率（図４）を係数として用いる。なお、図４の例では、約定確率が１円単位で設定されている例について記載しているが、これに限られることはなく、０．０１円単位で設定されていてもよい。
また、予測値計算部１１２は、図５に示すように、予測値計算部１１２は、過去の約定価格の正規分布に基づいて重み付けを与えた重み係数αを設定してもよい。例えば、予測値計算部１１２は、所定確率（例えば９５％）以上で約定すると想定される範囲に含まれる価格に対して重み係数α１を設定し、その他の範囲に含まれる価格に対して重み係数α２、α３、…を設定するようにしてもよい。
更に、確率記憶部１３０には、約定確率のテーブル及び係数表が予め記憶されており、予測値計算部１１２は、当該テーブル及び係数表から約定確率及び重み係数αを参照するようにしてもよい。

入札決定部（入札価格設定部）１１３は、事業所Ａの予測値に基づいて推奨入札価格を設定する。
具体的には、入札決定部１１３は、全ての事業所Ａの予測値を合計した値が最大となる入札価格を、推奨入札価格として設定する。
本部Ｈの操作者は、入札決定部１１３が設定した推奨入札価格を参考に、入札価格を決定する。そして、操作者は入札実行部１１５を操作して入札価格を指定するとともに、入札の実行を指示する。そうすると、入札実行部１１５は、操作者の指示に基づいて、電力取引市場２０への入札を行う。また、入札実行部１１５は、推奨入札価格に基づいて自動的に入札価格を決定するとともに、電力取引市場２０へ入札を行うようにしてもよい。

条件記憶部１２０には、条件取得部１１１が取得した入札条件Ｄ２（図３）が、事業所別及び時間帯別に記憶されている。
確率記憶部１３０には、時間帯別及び入札価格別の約定確率を表すテーブル（図４）及び係数表が予め記憶されている。また、確率記憶部１３０には、過去の約定実績が蓄積されていてもよい。

（支援装置の処理フロー）
図６は、第１の実施形態に係る支援装置の処理フローを示す図である。
以下、図６を参照して、支援装置１００が時間帯別の推奨入札価格を決定し、入札を実行する処理の詳細について説明する。なお、ここでは説明を簡略化するために入札価格を１円単位で決定する例について説明するが、実際には０．０１円単位で決定することが可能である。
まず、図６に示すように、条件取得部１１１は、時間帯別及び事業所別の入札条件Ｄ２を収集する（ステップＳ１００）。
具体的には、条件取得部１１１は、事業所Ａのそれぞれから、各時間帯における希望購入量と、希望入札価格と、希望入札価格に対するコスト優位性（第二のコスト優位性）とを含む希望条件Ｄ１を取得する。
また、条件取得部１１１は、希望入札価格と希望入札価格に対するコスト優位性とに基づいて、各事業所Ａの電力コストを計算して取得する。
条件取得部１１１は、このように取得した希望購入量と、希望入札価格と、希望入札価格に対するコスト優位性と、電力コストとを、事業所別及び時間帯別の入札条件Ｄ２（図３）として条件記憶部１２０に記憶して収集する。

次に、条件取得部１１１は、処理の対象となる時間帯（以下、対象時間帯）における事業所別の入札条件Ｄ２（図３）を読み出して、予測値計算部１１２へ出力する（ステップＳ１０１）。例えば、対象時間帯が１０：００〜１０：３０である場合、条件取得部１１１は、１０：００〜１０：３０における事業所別の入札条件Ｄ２を読み出す。

次に、予測値計算部１１２は、複数の入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を事業所別に計算する（ステップＳ１０２）。
具体的には、予測値計算部１１２は、事業所Ａの希望購入量（Power）と、入札価格に対するコスト優位性（Cost Benefit）と、係数（Probability）とを以下の式（１）に代入して、入札価格に対する利益の予測値（Expectation）を計算する。
Expectation＝Power×Cost Benefit×Probability ・・・（１）
入札価格に対するコスト優位性は、入札価格と電力コストとの関数であり、電力コストから入札価格を減じた値で示される。
また、予測値計算部１１２は、確率記憶部１３０に蓄積されている過去の約定実績に基づいて、入札価格のそれぞれに対する係数を計算する。ここでは、係数とは、過去の約定実績に基づいて計算された約定確率（図４）、又は、過去の約定価格の正規分布に基づいて重み付けを与えた重み係数α（図５）である。また、予測値計算部１１２は、確率記憶部１３０に予め記憶されたテーブル及び係数表を参照して、入札価格のそれぞれに対する係数を得てもよい。
例えば、対象時間帯（１０：００〜１０：３０）において、入札価格が「１４円」のとき、事業所Ａ１の希望購入量は「３０ＭＷｈ」、入札価格に対するコスト優位性は「−２円／ｋＷｈ」（電力コスト「１２円」−入札価格「１４円」）、約定確率は「１」となる。従って、入札価格が「１４円」のときの事業所Ａ１の予測値は、「−６０（３０ＭＷｈ×−２円／ｋＷｈ×１）」である。また、入札価格が「１０円」のとき、事業所Ａ１の希望購入量は「３０ＭＷｈ」、入札価格に対するコスト優位性は「２円／ｋＷｈ」（電力コスト「１２円」−入札価格「１０円」）、約定確率は「０．６」となる。従って、入札価格が「１０円」のときの事業所Ａ１の予測値は、「３６（３０ＭＷｈ×２円／ｋＷｈ×０．６）」である。
なお、予測値計算部１１２は、約定確率が「０」となる入札価格が複数ある場合、これらのうち最も高い入札価格のみを計算の対象としてもよい。図４の例では、入札価格が「４円」以下の場合、約定確率Ｐが「０」となるため、予測値計算部１１２は、「４円」未満の入札価格については予測値の計算を行わない。これにより、約定する可能性がない入札価格に対する予測値の計算処理を削減することができる。
予測値計算部１１２は、このような処理を繰り返し、計算の対象となる入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を、事業所別に計算する。

次に、入札決定部１１３は、対象時間帯（１０：００〜１０：３０）における推奨入札価格を決定する（ステップＳ１０３）。
具体的には、入札決定部１１３は、事業所Ａ１〜Ａｎのそれぞれの希望購入量（Power n）と、入札価格に対するコスト優位性（Cost Benefit n）と、係数（Probability）とを以下の式（２）に代入して、入札価格別に全ての事業所Ａの予測値を合計した値のうち、最大の値（maxExpectation）を求める。

そして、入札決定部１１３は、全ての事業所Ａの予測値を合計した値が最大となる入札価格を、対象時間帯における推奨入札価格として設定する。
図７は、第１の実施形態に係る予測値の例を示す図である。
例えば、対象時間帯における入札価格のそれぞれに対する全事業所の予測値の合計が、図７に示すような値であるとする。この場合、入札決定部１１３は、入札価格が９円のときに全ての事業所Ａの予測値の合計が最大となるので、推奨入札価格は「９円」であると設定する。入札決定部１１３は、設定された推奨入札価格を入札実行部１１５に出力する。本実施形態では、入札実行部１１５の図示しない表示装置に出力する。

次に、本部Ｈの操作者は、表示装置に表示された推奨入札価格を参考に、入札価格を決定する。本実施形態では、入札価格は基本的に推奨入札価格と同額である。そして、操作者は入札実行部１１５を操作して入札価格を指定するとともに、入札の実行を指示する。そうすると、入札実行部１１５は、操作者の指示に基づいて、電力取引市場２０への入札を実行する（ステップＳ１０４）。また、入札実行部１１５は、推奨入札価格に基づいて自動的に入札価格を決定して操作者に表示してもよい。また、入札実行部１１５は、推奨入札価格に基づいて自動的に入札価格を決定するとともに、電力取引市場２０へ入札を行うようにしてもよい。
具体的には、入札実行部１１５は、入札条件Ｄ２より、事業所Ａのそれぞれの希望購入量を合計して、対象時間帯における総購入量を決定する。そして、入札実行部１１５は、対象時間帯と、決定された入札価格と、総購入量とを指定して、入札を実行する。
支援装置１００は、他の時間帯についても、上述と同様の処理を実行して推奨入札価格を設定する。そして、入札実行部１１５は、操作者の操作に基づいて、又は、時間帯別に設定された推奨入札価格に基づいて自動的に入札を実行する。

（支援装置のハードウェア構成）
図７は、第１の実施形態に係る支援装置のハードウェア構成を示す図である。
以下、図７を参照して、本実施形態に係る支援装置１００のハードウェア構成について説明する。

コンピュータ９００は、ＣＰＵ９０１、主記憶装置９０２、補助記憶装置９０３、入出力インタフェース９０４、通信インタフェース９０５を備える。
上述の支援装置１００は、少なくとも一つのコンピュータ９００に実装される。なお、コンピュータ９００は、本実施形態では、本部Ｈに設けられているが、これに限られることはない。他の実施形態においては、コンピュータ９００は、複数の事業所Aの何れかに設けられていてもよい。また、コンピュータ９００は携帯端末であってもよいし、クラウド上のコンピュータであってもよい。
そして、上述した支援装置１００の各部の動作は、プログラム（アプリケーション）の形式でコンピュータ９００が有する補助記憶装置９０３に記憶されている。なお、支援装置１００の各部に相当するプログラムは、例えば、クラウド上の複数のコンピュータ９００の補助記憶装置９０３に、それぞれ分散されて記憶されていてもよい。
ＣＰＵ９０１（ＣＰＵ１１０）は、プログラムを補助記憶装置９０３から読み出して主記憶装置９０２に展開し、当該プログラムに従って上記処理を実行する。また、ＣＰＵ９０１は、プログラムに従って、条件記憶部１２０及び確率記憶部１３０に対応する記憶領域を主記憶装置９０２に確保する。また、ＣＰＵ９０１は、プログラムに従って、処理中のデータを記憶する記憶領域を補助記憶装置９０３に確保する。
なお、コンピュータ９００は、入出力インタフェース９０４を介して、外部記憶装置９１０と接続されており、上記条件記憶部１２０及び確率記憶部１３０は、外部記憶装置９１０に確保されてもよい。また、コンピュータ９００は、通信インタフェース９０５を介して、外部記憶装置９２０と接続されており、上記条件記憶部１２０及び確率記憶部１３０は、外部記憶装置９２０に確保されてもよい。

なお、少なくとも一つの実施形態において、補助記憶装置９０３は、一時的でない有形の媒体の一例である。一時的でない有形の媒体の他の例としては、入出力インタフェース９０４を介して接続される磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤ−ＲＯＭ、半導体メモリ等が挙げられる。また、このプログラムが通信回線によってコンピュータ９００に配信される場合、配信を受けたコンピュータ９００が当該プログラムを主記憶装置９０２に展開し、上記処理を実行しても良い。

また、当該プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良い。さらに、当該プログラムは、前述した機能を補助記憶装置９０３に既に記憶されている他のプログラムとの組み合わせで実現するもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であっても良い。

（作用効果）
以上のように、本実施形態に係る支援装置１００は、事業所Ａのそれぞれの電力の希望購入量と、事業所Ａのそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストとを取得する条件取得部１１１と、電力コストに基づいて、複数の入札価格のそれぞれに対するコスト優位性（第一のコスト優位性）を事業所別に計算するとともに、希望購入量と、入札価格に対するコスト優位性とに基づいて、入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を事業所別に計算する予測値計算部１１２と、全ての事業所Ａの予測値に基づいて推奨入札価格を設定する入札決定部（入札価格設定部）１１３と、を備える。
このようにすることで、支援装置１００は、複数の事業所Ａのそれぞれにおける電力コストが異なる場合であっても、事業所Ａのそれぞれにおける利益の予測値を計算するとともに、全ての事業所Ａの利益の予測値に基づいて、複数の事業所Ａ全体における利益が最大となる入札価格を推奨入札価格として決定することができる。
すなわち、複数の事業所Ａの要する電力を一括して入札する場合において、従来は、複数の事業所Ａのそれぞれにおける電力コストを考慮した合理的な入札価格の設定を行うことができなかった。結果として、複数の事業所Ａ全体の利益の観点からは不利な買電価格で約定して利益を減らし、または合理的でない入札価格により約定が出来ず必要な電力を確保できない場合があった。
しかしながら、上述の支援装置１００によれば、複数の事業所Ａのそれぞれにおける電力コストと、複数の事業所Ａ全体の利益の両者を考慮した合理的な推奨入札価格を設定することができる。

また、条件取得部１１１は、事業所Ａのそれぞれの希望入札価格と、当該希望入札価格に対するコスト優位性（第二のコスト優位性）とを事業所Ａのそれぞれに設けられた条件設定部１２から取得し、希望入札価格と、希望入札価格に対するコスト優位性とに基づいて、事業所Ａのそれぞれにおける電力コストを計算して取得する。
このようにすることで、条件取得部１１１は、事業所Ａのそれぞれの希望入札価格及び希望入札価格に対するコスト優位性とに基づいて、事業所Ａのそれぞれにおける電力コストを計算して推測することができる。これにより、支援装置１００では、事業所Ａのそれぞれから取得した希望入札価格とは異なる入札価格についても利益の予測値を計算して、推奨入札価格を決定することができる。

また、入札決定部１１３は、事業所Ａの予測値を合計した値が最大となる想定入札価格を、推奨入札価格として設定する。
このようにすることで、入札決定部１１３は、複数の事業所Ａのそれぞれが異なる希望購入量及び想定入札価格に対するコスト優位性を有していても、事業所Ａ全体における利益が最大となる推奨入札価格を予測して設定することができる。

また、予測値計算部１１２は、希望購入量に想定入札価格に対するコスト優位性を乗じ、さらに想定入札価格のそれぞれに対する係数を乗じて前記予測値を計算する。
なお、予測値計算部１１２は、係数として、過去の約定実績に基づく約定確率、又は、重み係数αを用いる。
このようにすることで、予測値計算部１１２は、過去の約定実績に基づく係数を用いることにより、予測値の精度を向上させることができる。

＜第２の実施形態＞
次に、本発明の第２の実施形態に係る支援システム１について、図９〜図１２を参照して説明する。
電気事業者からの電力の供給量がピークとなる時間帯において、事業所Ａのそれぞれにおいて電気事業者から購入する電力量が一定量（契約電力）を超えないように、ピークカットを求められる。このとき、契約電力を超過した事業所Ａには、超過量に応じた割増料金等のペナルティが課せられる場合がある。
このため、ピークカットが求められる時間帯では、事業所Ａのそれぞれにおいて、不足分の電力を電力取引市場２０から購入することが考えられる。しかしながら、電力取引市場２０において約定が成立しなかった場合、即ち、電力取引市場２０から電力を購入できなかった場合、ピークカットが達成できずにペナルティが課せられてデメリット（損失）が生じる可能性がある。
このため、本実施形態に係る支援装置１００は、約定不成立によりデメリットが発生するリスクを低減させつつ、事業所Ａ全体において利益を得ることができる推奨入札価格を決定する。

（支援システムの機能構成）
図９は、第２の実施形態に係る支援システムの機能構成を示す図である。
以下、図９を参照して、本実施形態に係る支援システム１の機能構成について説明する。なお、第１の実施形態と共通の構成要素には同一の符号を付して詳細説明を省略する。
支援装置１００の条件取得部１１１は、事業所Ａのそれぞれから、希望購入量、希望入札価格、及び希望入札価格に対するコスト優位性に加え、約定不成立の場合のデメリットを取得する。
デメリットは、ある時間帯において希望購入量の電力を電力取引市場２０から購入できなかった場合に発生する損失額（千円単位）を示す。デメリットは、例えば、事業所Aが計画した電力の購入ができずに、その結果、ピークカットが達成できずに化せられるペナルティ額である。
また、条件取得部１１１は、第１の実施形態と同様に事業所別の電力コストを計算して取得するとともに、希望購入量と、希望入札価格と、希望入札価格に対するコスト優位性と、電力コストと、デメリットとを、事業所別及び時間帯別の入札条件Ｄ２として条件記憶部１２０に記憶する。

また、本実施形態に係る支援装置１００は、予測値計算部１１２に代えて、利益計算部１１４を有している。
利益計算部１１４は、入札条件Ｄ２に含まれる希望購入量及び電力コストに基づいて、約定成立の場合に事業所Ａのそれぞれにおいて得られる利益額を、入札価格別に計算する。
利益計算部１１４における処理の詳細については後述する。

支援装置１００の入札決定部１１３は、利益計算部１１４が計算した利益額と、入札条件Ｄ２に含まれるデメリットとに基づいて、推奨入札価格を決定する。
入札決定部１１３における処理の詳細については後述する。

（支援装置の処理フロー）
図１０は、第２の実施形態に係る支援装置の処理フローを示す図である。
以下、図１０を参照して、支援装置１００が時間帯別の推奨入札価格を決定し、入札を実行する処理の詳細について説明する。
まず、図１０に示すように、条件取得部１１１は、時間帯別及び事業所別の入札条件Ｄ２を収集する（ステップＳ２００）。
具体的には、条件取得部１１１は、事業所Ａのそれぞれから、各時間帯における希望購入量と、希望入札価格と、希望入札価格に対するコスト優位性（第二のコスト優位性）と、デメリットとを含む希望条件Ｄ１を取得する。
また、条件取得部１１１は、希望入札価格と希望入札価格に対するコスト優位性とに基づいて、各事業所Ａの電力コストを計算して取得する。
図１１は、第２の実施形態に係る入札条件の例を示す図である。
条件取得部１１１は、図１１に示すように、このように取得した希望購入量と、希望入札価格と、希望入札価格に対するコスト優位性と、デメリットと、電力コストとを、事業所別及び時間帯別の入札条件Ｄ２として条件記憶部１２０に記憶して収集する。

次に、条件取得部１１１は、対象時間帯における事業所別の入札条件Ｄ２を読み出して、予測値計算部１１２へ出力する（ステップＳ２０１）。例えば、対象時間帯が１０：００〜１０：３０である場合、条件取得部１１１は、１０：００〜１０：３０における事業所別の入札条件Ｄ２（図１１）を読み出す。

次に、利益計算部１１４は、約定成立の場合に事業所Ａのそれぞれにおいて得られる利益額を入札価格別に計算する（ステップＳ２０２）。
具体的には、利益計算部１１４は、事業所Ａのそれぞれの希望購入量と、入札価格に対するコスト優位性とを乗じた利益額を、入札価格別に計算する。
例えば、図１１に示すように、事業所Ａ１における希望購入量「３０ＭＷｈ」を入札価格「１０円」で約定した場合、入札価格に対するコスト優位性は「１円（電力コスト「１１円」−入札価格「１０円」）」であり、利益額は「３０百万円（３０ＭＷｈ×１円）」である。

次に、入札決定部１１３は、利益計算部１１４が計算した入札価格別及び事業所別の利益額と、入札条件Ｄ２に含まれるデメリットとに基づいて、推奨入札価格を決定する（ステップＳ２０３）。
具体的には、まず、利益計算部１１４は、対象時間帯における全ての事業所Ａのデメリットの合計を計算する。例えば、図１１の例では、対象時間帯（１０：００〜１０：３０）における事業所Ａ１、Ａ２、…、Ａｎにおけるデメリットは、それぞれ「−１０（千円）」、「−２０（千円）」、…、「０（千円）」である。利益計算部１１４は、これらのデメリットを全て合計して、デメリットの合計（図１１の例では「−３０（千円）」）を求める。なお、事業所Ａのそれぞれにおけるデメリットの値（損失額）は、入札価格に関わらず一定である。即ち、図１１の例では、対象時間帯（１０：００〜１０：３０）において約定不成立となった場合、入札価格に関わらず事業所Ａ全体において、「−３０千円」のデメリットが生じる。
また、入札決定部１１３は、全ての事業所Ａにおける入札価格別の利益額の合計（利益総額）を計算する。このとき、入札決定部１１３は、事業所Ａ１〜Ａｎのそれぞれの希望購入量（Power n）と、入札価格に対するコスト優位性（Cost Benefit n）とを以下の式（３）に代入して全ての事業所Ａにおける利益総額（Total Profit）を計算する。なお、入札価格に対するコスト優位性は、第１の実施形態と同様に、入札価格と電力コストとの関数であり、電力コストから入札価格を減じた値で示される。

そして、入札決定部１１３は、全ての事業所Ａにおける利益総額がデメリットの合計よりも大きくなる入札価格のうち、約定確率が最も高い入札価格を推奨入札価格として決定する。
図１２は、第２の実施形態に係る利益及びデメリットの例を示す図である。
例えば、入札価格別の利益総額及び約定確率と、デメリットの合計とが、図１２に示すような値であるとする。
入札決定部１１３は、これらの値を参照し、約定確率が最も高く、且つ、約定しなかった場合(デメリットの合計)と比較して、収益がよいものを、推奨入札価格として設定する。
図１２の例では、約定確率が最も高く、且つ、デメリットの合計よりも利益総額が大きい入札価格は「１２円（約定確率０．８）」であるので、入札決定部１１３は、「１２円」を推奨入札価格として設定し、入札実行部１１５に出力する。

次に、入札実行部１１５は、決定した推奨入札価格に基づいて、電力取引市場２０への入札を実行する（ステップＳ２０４）。
具体的には、入札実行部１１５は、入札条件Ｄ２より、事業所Ａのそれぞれの希望購入量を合計して、対象時間帯における総購入量を決定する。そして、入札実行部１１５は、対象時間帯と、推奨入札価格に基づいた入札価格と、総購入量とを指定して、入札を実行する。
支援装置１００は、他の時間帯についても、上述と同様の処理を実行して推奨入札価格を決定する。
また、入札決定部１１３は、第１の実施形態に係る支援システム１と同様に、推奨入札価格を入札実行部１１５に出力し、本社Ｈの操作者の操作に基づいて、または自動的に入札を実行してもよい。

（作用効果）
以上のように、本実施形態に係る支援装置１００は、事業所Ａのそれぞれの電力の希望購入量と、事業所Ａのそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストと、約定不成立の場合に事業所Ａのそれぞれにおいて発生するデメリット（損失額）とを取得する条件取得部１１１と、希望購入量及び電力コストに基づいて、約定成立の場合に事業所Ａのそれぞれにおいて得られる利益額を想定入札価格別に計算する利益計算部１１４と、事業所Ａの利益額と、事業所Ａのデメリットとに基づいて推奨入札価格を設定する入札決定部（入札価格設定部）１１３と、を備える。
通常、入札価格が高いほど約定確率が高くなるが、入札価格を高くし過ぎると複数の事業所Ａ全体における利益がマイナスとなり、入札価格を低くし過ぎると約定不成立となりデメリット（損失）が発生する可能性がある。しかしながら、本実施形態に係る支援装置１００は、上述のような構成を有することにより、事業所Ａ全体における利益を確保しつつ、約定不成立によるデメリットが発生するリスク、及び、複数の事業所Ａ全体における利益がマイナスとなるような高額な入札価格が決定されてしまうリスクを低減させることができる。

また、入札決定部１１３は、事業所Ａの利益額の合計が、事業所Ａの損失額の合計よりも大きくなる想定入札価格のうち、約定確率が最も高い想定入札価格を、推奨入札価格として設定する。
このようにすることで、入札決定部１１３は、利益がマイナスとなるような高額な約定価格で約定されてしまうこと、及び、約定が成立しないことにより損失が発生してしまうリスクを最小限にすることができる。

＜その他の実施形態＞
なお、上述の第２の実施形態において、入札決定部１１３は、利益総額がデメリットの合計よりも大きくなる入札価格のうち、約定確率が最も高い入札価格を推奨入札価格として決定する態様について説明したが、これに限られることはない。他の変形例においては、利益計算部１１４は、約定不成立によりデメリットが発生する事業所Ａにおける推奨入札価格と、約定不成立によりデメリットが発生しない事業所Ａにおける推奨入札価格とを、別々に決定するようにしてもよい。

図１３は、その他の実施形態に係る支援システムの機能構成を示す図である。
図１３に示すように、支援装置１００は、第１の実施形態における予測値計算部１１２と、第２の実施形態における利益計算部１１４との双方を有していてもよい。
例えば、図１１の例では、約定不成立の場合、事業所Ａｎではデメリットは発生しないが、事業所Ａ１及び事業所Ａ２においてデメリットが発生する。このため、入札決定部１１３は、事業所Ａのそれぞれを、約定不成立の場合にデメリットが発生しない第一のグループと、デメリットが発生する第二のグループとに分類する。
第一のグループ（事業所Ａｎ）では、最も利益が期待できる入札価格を選択することが望ましい。このため、入札決定部１１３は、第１の実施形態と同様に、第一のグループに含まれる全ての事業所Ａ（Ａｎ）の予測値の合計が最大となる入札価格を推奨入札価格として決定する。
一方、第二のグループ（事業所Ａ１及びＡ２）では、約定不成立となるとデメリットが発生するため、デメリットの合計よりも利益が多く、且つ、約定確率が高い入札価格を選択することが望ましい。このため、入札決定部１１３は、第２の実施形態と同様に、第二のグループに含まれる全ての事業所Ａ（Ａ１及びＡ２）の利益額の合計（利益総額）がデメリットの合計よりも大きくなる入札価格のうち、約定確率が最も高い入札価格を推奨入札価格として決定する。
このようにすることで、支援装置１００は、デメリットの有無に応じて事業所を第一のグループと第二のグループとに分類し、約定不成立によりデメリットが生じない第一のグループにおいては最大の利益を得られる推奨入札価格を決定し、約定不成立によりデメリットが生じる第二のグループにおいてはデメリットが生じるリスクを低減可能な推奨入札価格を決定することができる。このようにグループ別に異なる推奨入札価格を設定することにより、約定不成立によりデメリットが生じる事業所と、デメリットが生じない事業所とが混在する場合であっても、第一のグループにおいては利益額が減少するリスクを低下させ、第二のグループにおいては約定不成立によるデメリットが生じるリスクを低下させることにより、事業所全体のリスクを最小化することができる。

以上、本発明の実施形態について詳細に説明したが、本発明の技術的思想を逸脱しない限り、これらに限定されることはなく、多少の設計変更等も可能である。
例えば、上述の各実施形態において、支援装置１００の条件取得部１１１は、事業所Ａのそれぞれから希望購入量と、希望入札価格と、希望入札価格に対するコスト優位性とを含む希望条件Ｄ１を取得する態様について説明したが、これに限られることはない。
他の実施形態においては、条件取得部１１１は、事業所Ａのそれぞれから希望購入量と、電力コストとを含む希望条件Ｄ１を取得するようにしてもよい。この場合、条件取得部１１１において電力コストを計算する処理を省略することができる。これにより、支援装置１００における処理の簡略化及び高速化を実現することが可能である。

また、上述の各実施形態における支援装置１００は、事業所Ａが設けられているエリア別に、異なる推奨入札価格を決定するようにしてもよい。この場合、条件取得部１１１は、入札条件Ｄ２にそれぞれの事業所Ａが設けられているエリアを示す情報をさらに追加する。また、入札決定部１１３は、確率記憶部１３０に記憶されたエリア別の約定確率に基づいて、推奨入札価格を決定する。
このようにすることで、支援装置１００は、エリアにより約定価格が相違する場合であっても、エリアごとに推奨入札価格を決定することができる。

また、上述の各実施形態では、条件取得部１１１が事業所Ａのそれぞれから希望条件Ｄ１を一つずつ取得する例について説明したが、これに限られることはない。
例えば、電気事業者から電力を購入する場合、購入した電力量に応じた従量料金と、月毎の契約料金とが必要となる。ある事業所Ａ１において、電気事業者の従量料金が「１３円／ｋＷｈ」、契約料金が「１５００円／ｋＷｈ」であるとする。また、当該事業所Ａ１において、発電設備による発電コストが「１８円／ｋＷｈ」であるとする。
このとき、事業所Ａ１では、例えば電力取引市場２０から「１２円／ｋＷｈ」で電力を購入できれば、発電設備で発電コストよりも「３円／ｋＷｈ」のコスト優位性、電気事業者の従量料金よりも「１円／ｋＷｈ」のコスト優位性が生じる。
一方、事業所Ａ１では、例えば５ＭＷｈの電力を電力取引市場２０から購入した場合、電気事業者の月毎の契約料金を削減することができるとする。この場合、事業所Ａ１において、電力取引市場２０から「２０円／ｋＷｈ」で電力を購入したとしても、従量料金に対するデメリット（７円／ｋＷｈ×５ＭＷｈ×３０日＝１．０５百万円）よりも、契約料金（５ＭＷ×１５００円＝７．５百万円）を削減したことによるコスト優位性の方が大きい。
このように、事業所Ａ１の条件設定部１２は、希望購入量及び希望入札価格が異なる複数の希望条件Ｄ１（例えば希望購入量「１ＭＷｈ」及び希望入札価格「１２円」の第一の希望条件と、希望購入量「５ＭＷｈ」及び希望入札価格「２０円」の第二の希望条件との二つの希望条件）を支援装置１００へ送信する。
支援装置１００は、このように事業所Ａ１から複数の希望条件Ｄ１を取得した場合、異なる事業所からの希望条件であると仮定して、推奨入札価格を決定する処理を行ってもよい。これにより、支援装置１００は、事業所Ａ全体における利益をさらに向上させることができる。

また、上述の各実施形態では、複数の事業所Ａのそれぞれが需要家である態様について説明したが、これに限られることはない。他の実施形態においては、複数の会社のそれぞれが需要家であってもよい。

また、上述の各実施形態では、支援システム１が電力取引市場２０への買い入札を行う際の入札価格の設定を支援する態様について説明したが、これに限られることはない。他の実施形態では、支援システム１は、電力取引市場２０への売り入札を行う際の入札価格の設定を支援するようにしてもよい。

１ 支援システム
１２ 条件設定部
１３ 予測システム
１４ 配分決定部
１５ 電力配分部
２０ 電力取引市場
１００ 支援装置
１１１ 条件取得部
１１２ 予測値計算部
１１３ 入札決定部
１１４ 利益計算部
１１５ 入札実行部
１２０ 条件記憶部
１３０ 確率記憶部

Claims (18)

1. 複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援装置であって、
   前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストとを取得する条件取得部と、
   前記電力コストに基づいて、複数の想定入札価格のそれぞれに対する第一のコスト優位性を前記需要家別に計算するとともに、前記希望購入量と、前記第一のコスト優位性とに基づいて、前記想定入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を前記需要家別に計算する予測値計算部と、
   前記需要家の前記予測値に基づいて推奨入札価格を設定する入札価格設定部と、
   を備える支援装置。
2. 前記条件取得部は、
   前記需要家のそれぞれの希望入札価格と、当該希望入札価格に対する第二のコスト優位性とを取得し、
   前記希望入札価格と、前記第二のコスト優位性とに基づいて前記電力コストを計算して取得する、
   請求項１に記載の支援装置。
3. 前記入札価格設定部は、前記需要家の前記予測値を合計した値が最大となる想定入札価格を、前記推奨入札価格として設定する、
   請求項１又は２に記載の支援装置。
4. 前記予測値計算部は、前記希望購入量に前記第一のコスト優位性を乗じ、さらに前記想定入札価格のそれぞれに対する係数を乗じて前記予測値を計算する、
   請求項１から３の何れか一項に記載の支援装置。
5. 前記予測値計算部は、前記係数として、過去の約定実績に基づく約定確率、又は、重み係数を用いる、
   請求項４に記載の支援装置。
6. 複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援装置であって、
   前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストと、約定不成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて発生する損失額とを取得する条件取得部と、
   前記希望購入量及び前記電力コストに基づいて、約定成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて得られる利益額を想定入札価格別に計算する利益計算部と、
   前記需要家の前記利益額と、前記需要家の前記損失額とに基づいて推奨入札価格を設定する入札価格設定部と、
   を備える支援装置。
7. 複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援装置であって、
   前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストと、約定不成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて発生する損失額とを取得する条件取得部と、
   前記電力コストに基づいて、複数の想定入札価格のそれぞれに対する第一のコスト優位性を前記需要家別に計算するとともに、前記希望購入量と、前記第一のコスト優位性とに基づいて、前記想定入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を前記需要家別に計算する予測値計算部と、
   前記希望購入量及び前記電力コストに基づいて、約定成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて得られる利益額を想定入札価格別に計算する利益計算部と、
   前記予測値と、前記利益額と、前記損失額とに基づいて複数の推奨入札価格を設定する入札価格設定部と、
   を備え、
   前記入札価格設定部は、
   複数の前記需要家を、前記損失額に基づいて、約定不成立の場合に損失が発生しない第一のグループと、損失が発生する第二のグループとに分類し、
   前記第一のグループに含まれる前記需要家の前記予測値に基づいて第一の推奨入札価格を設定し、
   前記第二のグループに含まれる前記需要家の前記利益額と、前記需要家の前記損失額とに基づいて第二の推奨入札価格を設定する、
   支援装置。
8. 前記入札価格設定部は、前記需要家の前記利益額の合計が、前記需要家の前記損失額の合計よりも大きくなる想定入札価格のうち、約定確率が最も高い想定入札価格を、前記推奨入札価格として設定する、
   請求項６に記載の支援装置。
9. 前記予測値計算部は、前記希望購入量に前記第一のコスト優位性を乗じ、さらに前記想定入札価格のそれぞれに対する係数を乗じて前記予測値を計算し、
   前記入札価格設定部は、前記第二のグループに含まれる前記需要家の前記利益額の合計が、前記需要家の前記損失額の合計よりも大きくなる想定入札価格のうち、約定確率が最も高い想定入札価格を、前記第二の推奨入札価格として設定する、
   請求項７に記載の支援装置。
10. 請求項１から９の何れか一項に記載の支援装置と、
    過去の約定実績に基づいて、想定入札価格のそれぞれに対する約定確率を予測する予測システムと、
    を備える支援システム。
11. 複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援方法であって、
    前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストとを取得する条件取得ステップと、
    前記電力コストに基づいて、複数の想定入札価格のそれぞれに対する第一のコスト優位性を前記需要家別に計算するとともに、前記希望購入量と、前記第一のコスト優位性とに基づいて、前記想定入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を前記需要家別に計算する予測値計算ステップと、
    前記需要家の前記予測値に基づいて推奨入札価格を設定する入札価格設定ステップと、
    を有する支援方法。
12. 複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援方法であって、
    前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストと、約定不成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて発生する損失額とを取得する条件取得ステップと、
    前記希望購入量及び前記電力コストに基づいて、約定成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて得られる利益額を想定入札価格別に計算する利益計算ステップと、
    前記需要家の前記利益額と、前記需要家の前記損失額とに基づいて推奨入札価格を設定する入札価格設定ステップと、
    を有する支援方法。
13. 複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援方法であって、
    前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストと、約定不成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて発生する損失額とを取得する条件取得ステップと、
    前記電力コストに基づいて、複数の想定入札価格のそれぞれに対する第一のコスト優位性を前記需要家別に計算するとともに、前記希望購入量と、前記第一のコスト優位性とに基づいて、前記想定入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を前記需要家別に計算する予測値計算ステップと、
    前記希望購入量及び前記電力コストに基づいて、約定成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて得られる利益額を想定入札価格別に計算する利益計算ステップと、
    前記予測値と、前記利益額と、前記損失額とに基づいて複数の推奨入札価格を設定する入札価格設定ステップと、
    を有し、
    前記入札価格設定ステップは、
    複数の前記需要家を、前記損失額に基づいて、約定不成立の場合に損失が発生しない第一のグループと、損失が発生する第二のグループとに分類し、
    前記第一のグループに含まれる前記需要家の前記予測値に基づいて第一の推奨入札価格を設定し、
    前記第二のグループに含まれる前記需要家の前記利益額と、前記需要家の前記損失額とに基づいて第二の推奨入札価格を設定する、
    支援方法。
14. 複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援装置のコンピュータを、
    前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストとを取得する条件取得部、
    前記電力コストに基づいて、複数の想定入札価格のそれぞれに対する第一のコスト優位性を前記需要家別に計算するとともに、前記希望購入量と、前記第一のコスト優位性とに基づいて、前記想定入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を前記需要家別に計算する予測値計算部、
    前記需要家の前記予測値に基づいて推奨入札価格を設定する入札価格設定部、
    として機能させるプログラム。
15. 複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援装置のコンピュータを、
    前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストと、約定不成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて発生する損失額とを取得する条件取得部、
    前記希望購入量及び前記電力コストに基づいて、約定成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて得られる利益額を想定入札価格別に計算する利益計算部、
    前記需要家の前記利益額と、前記需要家の前記損失額とに基づいて推奨入札価格を設定する入札価格設定部、
    として機能させるプログラム。
16. 複数の需要家が利用する電力を入札する際に、入札価格の決定を支援する支援装置のコンピュータを、
    前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量と、前記需要家のそれぞれにおいて電力を調達するためにかかる電力コストと、約定不成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて発生する損失額とを取得する条件取得部、
    前記電力コストに基づいて、複数の想定入札価格のそれぞれに対する第一のコスト優位性を前記需要家別に計算するとともに、前記希望購入量と、前記第一のコスト優位性とに基づいて、前記想定入札価格のそれぞれに対する利益の予測値を前記需要家別に計算する予測値計算部、
    前記希望購入量及び前記電力コストに基づいて、約定成立の場合に前記需要家のそれぞれにおいて得られる利益額を想定入札価格別に計算する利益計算部、
    前記予測値と、前記利益額と、前記損失額とに基づいて複数の推奨入札価格を設定する入札価格設定部、
    として機能させるプログラムであって、
    前記入札価格設定部は、
    複数の前記需要家を、前記損失額に基づいて、約定不成立の場合に損失が発生しない第一のグループと、損失が発生する第二のグループとに分類し、
    前記第一のグループに含まれる前記需要家の前記予測値に基づいて第一の推奨入札価格を設定し、
    前記第二のグループに含まれる前記需要家の前記利益額と、前記需要家の前記損失額とに基づいて第二の推奨入札価格を設定する、
    プログラム。
17. 請求項１から９の何れか一項に記載の支援装置と、
    前記推奨入札価格に基づき、入札価格を決定し、入札を実行する入札実行部と、
    を備える支援システム。
18. 前記入札実行部による入札の実行により約定した電力量と、前記需要家のそれぞれの電力の希望購入量に基づいて、前記需要家のそれぞれに配分する電力量を決定する配分決定部と、
    前記配分する電力量に基づいて、配電を行う電力配分部と、
    をさらに備える請求項１７に記載の支援システム。

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