JP2019205304A - 電力取引システムおよびその方法 - Google Patents

Abstract

【課題】売電可能電力が蓄電されたことを条件に、取引市場と電力取引を実行する電力取引システムおよびその方法を提供する。【解決手段】施設１００において、電力を発電する発電手段１０４と、発電手段の発電による電力を蓄電する蓄電手段１０２と、取引市場１４０と情報の送受信を行って電力取引を行う電力取引手段１２０と、を備える。電力取引手段は、蓄電手段に売電可能電力が蓄電されたことを条件に、少なくとも売電可能電力の一部を取引市場に入札する。【選択図】図１

Description

本発明は、電力取引システムおよびその方法に関する。

需要家にも供給者になるプロシューマと呼ばれる事業者間の一対一取引に関しては、特開2017-153274号広報（特許文献１）に記載のように予測に基づく技術がある。この広報には、「必要電力量情報取得部は、第１の需要家が所定時間帯に必要とする電力量に関する情報を取得する。需要家情報取得部は、第２の需要家が所有する発電装置および蓄電池、第２の需要家の消費電力量に関する情報を取得する。余剰電力推定部は、需要家情報取得部において取得された第２の需要家の所定時間帯における発電装置の発電量および蓄電池の蓄電量、消費電力量に関する情報に基づいて、第２の需要家において供給可能な余剰電力量を推定する。マッチング部は、余剰電力推定部において推定された第２の需要家から供給可能な余剰電力量と、必要電力量情報取得部において取得された第１の需要家の必要電力量に関する情報とを照合して、取引が成立する第１の需要家と第２の需要家の組合せを検出する。」という記載がある。

特開2017-153274号公報

大規模な電源設備を用いて、需要にあわせて電力供給を行う旧来の電力システムでは、需要は予測により求め、これに見合った発電設備を、経済性を考慮して運用する形であったが、特許文献１のようにプロシューマによる供給を考える場合には、供給可能な余剰電力量も予測（特許文献１では、「推定」という表現を用いる場合が多い）する必要がある。

特に、太陽光発電、太陽熱発電あるいは風力発電や水力発電、潮流など海洋現象を利用した発電設備などの自然変動電源を発電設備とするプロシューマ（このような自然変動電源と、ガスエンジン発電設備などの制御可能な分散電源との組み合わせも含む場合もある）の場合、不確実性を持つ発電量を予測した上で、自身の需要についても予測し、これらの差分である余剰電力を予測する必要がある。

従来のように系統全体（あるいは一部）の需要を予測する場合は、個々の需要家の需要量に、日間変動などがあっても、全体の需要は、平準化効果やならし効果、あるいは大群化効果などと呼ばれる現象により、需要全体に占める変動割合が小さくなることが知られており、予測のリスク（予測が大きく外れる可能性）は低かった。自然変動電源の発電量についても、同様な効果が期待できる。

一方、個々のプロシューマの発電量や需要については、このような統計的な誤差抑制効果は期待できない。系統全体の需要を予測する場合と異なり、行動計画などの将来需要に関する因子について、ここに情報を取得して予測に反映することは可能であるが、いずれにせよ、予測に基づいて取引を行う必要がある点は変わらない。

本発明の目的は、売電可能電力が蓄電されたことを条件に、取引市場と電力取引を実行することにある。

前記課題を解決するために、本発明は、電力を発電する発電手段と、前記発電手段の発電による前記電力を蓄電する蓄電手段と、取引市場と情報の送受信を行って電力取引を行う電力取引手段と、を備え、前記電力取引手段は、前記蓄電手段に売電可能電力が蓄電されたことを条件に、少なくとも前記売電可能電力の一部を前記取引市場に入札することを特徴とする。

本発明によれば、売電可能電力が蓄電されたことを条件に、取引市場と電力取引を実行することができ、結果として、予測することなく電力の取引を行うことができる。

本発明の実施例１の構成図。 本発明の実施例１における取引処理の流れを示すシーケンス図。 本発明の実施例２の構成図。 本発明の実施例２における取引処理の流れを示すシーケンス図。 本発明の実施例３の構成図。 本発明の実施例５の構成図。 本発明の実施例６の構成図。 取引記録管理手段による取引記録の例を示す構成図。 部分約定がある場合の取引記録管理手段の取引記録の例を示す構成図。 取引記録管理手段の分析手順の例を表すフローチャート。 取引記録管理手段の実行結果の説明図。 取引記録管理手段の分析結果の表示画面の例を示す構成図。 取引記録管理手段で用いる約定率時間カーブの説明図。 取引記録管理手段における設備容量感度の評価方法を示すフローチャート。 取引記録管理遮断における価格感度の評価方法を示すフローチャート。 取引記録管理手段の価格感度評価対象とする時間帯選択のための画面例を示す構成図。

以下、実施例を図面を用いて説明する。

図１は、第一の実施例の構成図である。プロシューマの施設１００は、負荷電力量計１０１、蓄電設備１０２、蓄電設備連系ＰＣＳ（Power Conditioning System）１０３、発電設備１０４、発電設備連系ＰＣＳ１０５、負荷設備１０６、電力取引手段１２０を備え、施設内配電線１１１、配電用変圧器１１０などを通じて電力系統と連系している。施設内配電線１１１には、負荷電力量計１０１、負荷設備１０６、蓄電設備連系ＰＣＳ１０３、発電設備連系ＰＣＳ１０５が接続されている。蓄電設備１０２は、例えば、蓄電池を有し、発電設備１０４で発電された電力や電力系統からの電力を蓄電する蓄電手段として構成される。蓄電設備連系ＰＣＳ１０３は、蓄電池に蓄電された直流電力を交流電力に変換するか、施設内配電線１１１からの交流電力を直流電力に変換する系統連系用インバータで構成される。発電設備１０４は、例えば、自然エネルギーで発電する発電機を有し、発電機により電力を発電する発電手段として構成される。発電設備連系ＰＣＳ１０５は、発電設備１０４の発電機で発電された直流電力を交流電力に変換する系統連系用インバータで構成される。

負荷電力量計１０１は、蓄電設備１０２の負荷となる負荷設備１０６全体の消費電力（消費電力量）を計測し、計測結果を示す計測信号（消費電力量を負荷量とする計測信号）１２１を電力取引手段１２０に出力する負荷検出手段として構成される。発電設備連系ＰＣＳ１０５は、発電設備１０４の発電電力量を示す発電量を計測する発電量計測手段としての機能を有し、系統連系用インバータによる供給電力量（発電電力量）を示す計測信号１２２を電力取引手段１２０に出力する。電力取引手段１２０は、例えば、ネットワークを介して接続される取引市場１４０から電力取引結果を示す約定結果１２５の情報を受信した場合、受信した情報と、計測信号１２１及び計測信号１２２を基に蓄電設備連系ＰＣＳ１０３の系統連系用インバータを制御するための指令１２３を生成し、生成した指令１２３を蓄電設備連系ＰＣＳ１０３の系統連系用インバータに出力する。蓄電設備連系ＰＣＳ１０３は、蓄電設備（蓄電手段）１０２を制御対象として制御する蓄電制御手段としての機能を有し、指令１２３を基に蓄電設備１０２に蓄電される電力の蓄電量を制御する。

電力取引手段１２０は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、入力装置、出力装置、通信装置および記憶装置を備えたコンピュータ装置で構成される。この際、電力取引手段１２０は、ある時間帯の発電電力量と負荷電力量との差分（余剰電力量）から、それ以前に約定して、当該時間帯に供給することが決まった電力（約定電力量）を差し引いた分を計算し、計算結果に従って蓄電設備連系ＰＣＳ１０３の系統連系用インバータを制御するための指令（第１の蓄電指令）１２３を蓄電設備連系ＰＣＳ１０３の系統連系用インバータに出力する。さらに、電力取引手段１２０は、指令１２３で蓄電設備連系ＰＣＳ１０３の系統連系用インバータが制御された結果、蓄電設備１２０に蓄電された電力量であって、当該時間帯の終了時点で当該時間帯に蓄電した電力量を、終了した時間帯の次の時間帯以降の何れか一つの時間帯で供給可能な取引量（売電量）として取引市場１４０に売り入札１２４を実行する。即ち、電力取引手段１２０は、取引市場１４０と情報の送受信を行って電力取引を行う場合、蓄電設備１０２に売電可能電力が蓄電されたことを条件に、少なくとも売電可能電力の一部を取引市場１４０に入札する。

取引市場１４０には、買い入札１３０なども入札される。取引市場１４０においては、売り入札１２４と買い入札１３０の単価と量、時間帯などの条件に基づいてマッチングが実施される。同じ時間帯の売り入札１２４の単価より高い単価の買い入札１３０があれば、マッチングする。売り入札１２４の量と買い入札１３０の量の内、少ない方が約定電力量となる。例えば、売り入札１２４の量が買い入札１３０の量よりも少ない場合、売り入札１２４の量が約定電力量となり、買い入札１３０の量が売り入札１２４の量よりも少ない場合、買い入札１３０の量が約定電力量となる。取引市場１４０で約定電力量が決定されると、約定電力量を示す約定結果１２５が、取引市場１４０から電力取引手段１２０に約定時点で通知される。

取引に伴う電力供給量や発電量の計画と実績１５０は、電力取引手段１２０から送電事業者ないし配電事業者などの系統運用事業者に送付され、インバランスの清算などに利用される。

以下、図２のシーケンス図を用いて、電力取引手段１２０を中心とした取引処理の流れを説明する。

シーケンス図の縦線の時間軸２９１〜２９７は、図１で示した主要構成要素の処理（ないし状態）の時間的な流れを表し、上から下に向かって時間が進むことを表す。ここに示す構成要素は、左から、負荷電力量計１０１、蓄電設備１０２、蓄電設備連系ＰＣＳ１０３、発電設備連系ＰＣＳ１０５、電力取引手段１２０、取引市場１４０、他プロシューマ（取引市場１４０にアクセスする他のプロシューマ）である。

各構成要素の時間軸２９１〜２９７の間に示した横方向の矢印、例えば、矢印２１１（ａ）は、矢印の根元側から先端に向けた通信や制御のトランザクションを表す。各時間軸は、破線２８１、２８２、２８３、２８４で示すように、取引市場１４０の取引単位（商品）に対応するような白抜き両端矢印で示す時間帯２１０、２２０、２３０に区切って考えることができ、各時間帯２１０、２２０、２３０では、同様な処理（各構成要素間のトランザクション）が実施される。なお、ここで考える取引市場１４０は、日本卸電力取引所のような２０１７年時点で、日本において存在する市場だけを意図するわけではなく、２０１７年時点で、世界レベルの先進的トライアルが散見されるようになったローカルなエネルギーマーケットあるいはエネルギー取引の場も含んでいる。

各時間軸２９１〜２９７とも、各々の時間帯２１０、２２０、２３０に関して、途中で部分的に途切れた形で示したが、これは、省略を意図する。途切れた部分より下側にも、同様な通信シーケンス（一連の一定の順序に従う複数のトランザクション）がある場合は、途切れた部分でも同様のシーケンスが続くことを意味する。たとえば、トランザクション２１１（ａ）、２１２（ａ）、２１３（ａ）、２１４（ａ）は一連のシーケンスである。（ａ）や（ｂ）、（ｃ）によって、シーケンスの違いを示した。一方、トランザクション２２７、２２５、２２６は、それが属する時間帯２１０においては、時間軸の途切れ前後に同様な繰り返しは示していない。これは、これらのシーケンスが時間帯内で一度だけ実行されること表す。

施設１００内におけるトランザクションのうち、時間帯２１０のトランザクション２１１（ａ）〜２１４（ｂ）は二桁目を「１」に、時間帯２２０のトランザクション２２１（ａ）〜２２４（ｃ）は二桁目を「２」に、時間帯２３０のトランザクション２３１（ａ）〜２３４（ｂ）は二桁目を「３」として区別して示した。各時間帯内のシーケンスについては、前述のように、数値の後に（ａ）、（ｂ）、（ｃ）などの記号を付けて示した。

時間帯２１０、２２０、２３０内で繰り返されるトランザクションについても、基本的には一定の期間毎に繰り返し実施する。

以下、そのシーケンスについて、時間帯２１０を例に説明する。
負荷電力量計１０１は、時間帯２１０の長さより短い一定周期で負荷（負荷設備１０６）の消費電力量（負荷電力量）を計測し、計測結果を電力取引手段１２０へトランザクション２１１（ａ）として通知する。また、発電設備連系ＰＣＳ１０５は、負荷電力量計１０１と同じ周期で、発電設備１０４の発電実績値を示す発電電力量を電力取引手段１２０へトランザクション２１２（ａ）として通知する。電力取引手段１２０は、これらのトランザクション２１１（ａ）、２１２（ａ）と、時間帯２１０の前の時間帯（対応する白抜き両端矢印は図面に不記載）に受信した取引市場１４０からの約定通知のトランザクション２１６に基づいて、蓄電設備１０２の蓄電池の蓄電量又は放電量を計算し、計算結果に従った指令１２３を生成し、生成した指令１２３を蓄電設備連系ＰＣＳ１０３へトランザクション２１３（ａ）として通知する。蓄電設備連系ＰＣＳ１０３は、この指令１２３に基づいて、蓄電池を制御（蓄電量又は発電量を制御）する。この指令１２３に基づく制御指令を、トランザクション２１４（ａ）として示した。このような一連のシーケンスの周期の一例を、時間帯２２０における周期（短周期）２２８（ａ）として示している。

電力取引手段１２０と取引市場１４０および他プロシューマとの通信トランザクションに関して、次に説明する。

時間帯２１０を例に説明する。負荷電力量計１０１からのトランザクション２１１（ａ）、２１１（ｂ）で当該時間帯２１０における消費電力量（負荷電力量）が分かり、発電設備連系ＰＣＳ１０５からのトランザクション２１２（ａ）、２１２（ｂ）で当該時間帯２１０における発電電力量が分かるので、電力取引手段１２０は、消費電力量と発電電力量とを基に売電可能電力量を計算し、計算で得られた売電可能電力量の情報を取引市場１４０に売り入札のトランザクション２３７として、時間帯２２０で通知する。時間帯２１０が終了しないと、その時間帯２１０での負荷設備１０６の消費電力量（電力消費量）や発電設備１０４の発電量（発電電力量）が確定しないので、売り入札トランザクション２３７は、次の時間帯２２０の中で実施される。また、取引の約定にも時間がかかるので、売電は、時間帯２３０以降に実施されることなる。他のプロシューマから取引市場１４０へのアクセスをトランザクション２２５、２３５、２４５として示す。これらのトランザクションの一部が買い入札１３０であり、この買い入札１３０には、前述した売り入札のトランザクション２３７が、売電を対象とする時間帯、たとえば時間帯２３０に対する買い入札１３０も含まれる。

取引市場１４０では、同一時間帯に対する売り入札１２４と買い入札１３０のマッチングを行い、価格面や量で条件が合うものを約定させる。厳密には価格だけでなく、電力系統の制約も考慮する必要があるが、ここでは詳述しない。電力系統の制約を考慮してマッチングを行ってもよい。

取引市場１４０におけるマッチングが実施され、条件が合致する売り入札１２４と買い入札１３０が見つかると、これらの入札は約定する。約定結果は、例えば、時間帯２２０におけるトランザクション２３６として、取引市場１４０からプロシューマの電力取引手段１２０に通知される。このトランザクション２３６は、少なくとも約定した取引電力量を含む。この場合、トランザクション２３６における取引電力量は、時間帯２１０で決定した売電可能電力量か、それを下回る値となる。

次に、時間帯２２０で他プロシューマから取引市場１４０に通知されたトランザクション２３５が、時間帯２３０の電力取引であるとして、この取引結果を踏まえた、時間帯２３０における蓄電設備連系ＰＣＳ１０３の制御について、改めて説明する。

時間帯２２０において、電力取引手段１２０には、負荷電力量計１０１からのトランザクション２２１（ａ）で消費電力量（負荷電力量）と、発電設備連系ＰＣＳ１０５からのトランザクション２２２（ａ）で発電実績を示す発電電力量が、周期２２８（ａ）で示したような短周期で通知される。電力取引手段１２０は、消費電力量と発電電力量とを基に売電可能電力量を計算し、計算で得られた売電可能電力量の情報を取引市場１４０に売り入札のトランザクション２３７として通知する。トランザクション２３７の結果として、取引市場１４０から、約定結果のトランザクション２３６が電力取引手段１２０に通知された場合、電力取引手段１２０は、トランザクション２３６に記載された約定量（約定電力量）を周期２２８（ａ）の長さに対するＷｈ値に換算し、換算した約定量を求める。

この後、電力取引手段１２０は、発電電力量と消費電力量との差を余剰電力（余剰電力量）として算出し、算出した余剰電力から、時間帯２３０に対して約定している売電量（換算した約定量）を差し引いた分を蓄電量又は放電量として算出し、算出結果を含む指令（第１の蓄電指令）１２３をトランザクション２２３（ｂ）として蓄電設備連系ＰＣＳ１０３に通知する。蓄電設備連系ＰＣＳ１０３は、指令１２３を基に生成された制御指令をトランザクション２２４（ｂ）として蓄電設備１０２に通知する。これにより、蓄電設備１０２の蓄電池は、余剰電力から、時間帯２３０に対して約定している売電量（換算した約定量）を差し引いた分（蓄電量又は放電量）を蓄電又は放電することができる。

なお、この売電量は、予め余剰電力として蓄電設備１０２に貯蔵されたものである。また、ここに示したように、時間帯２１０での余剰電力を時間帯２２０で取引し、時間帯２３０で売電（供給）するといった、連続したサイクルで実施している限り、蓄電電力の自然放電分を考慮して、売る量を、余剰としてためた量より一定程度少なくするといった工夫は必要だが、その範囲では、売る量が不足し、約定した分を売ることが出来ないということは発生しない。なお、蓄電設備連系ＰＣＳ１０３の故障などは、この限りではない。

また、時間帯２３０における余剰電力は、時間帯２３０に対する約定量（本説明では、トランザクション２３６に記載）にはよらないため、前述の制御により、時間帯２３０で貯める蓄電量とは一致せず、時間帯２３０の売電量と蓄電量の和となる。

また、はじめに説明した時間帯２１０における蓄電設備連系ＰＣＳ１０３の制御においても、それより以前に入札し、時間帯２１０の売電量として約定した、例えばトランザクション２１６に記載の売電量を考慮した制御を行っていると考える。その時間帯２１０の次の時間帯２２０に実施する入札では、時間帯２１０での発電量（発電電力量）と消費電力量との差を入札する。先の取引を説明した時間帯２２０においても、トランザクション２２６で約定した売電量に基づく蓄電設備連系ＰＣＳ１０３の制御と、これを考慮しない入札のトランザクション２４７を実施する。

これらの関係を数１および数２に示す。

負荷（負荷設備１０６の消費電力量）や発電量（発電設備１０４の発電電力量）は、時間に対して連続的に変化するが、ここでは非常に短い時間間隔ｔを考え、その間の状態（電圧、電流）は一定であるとして説明する。ｔは、そのような微小時間帯を表わす。Ｔは、前述した時間帯２１０、２２０、２３０の終了時刻を表す。積分区間に記載したΔＴは、時間帯２１０、２２０、２３０の期間長を表し、Δｔは、周期（期間）２２８（ａ）で示した消費電力量や発電量（発電電力量）の計測周期の期間長を表す。Ｒ（ｔ）は、微小時間帯ｔにおける発電量、Ｌ（ｔ）は、微小時間帯ｔにおける負荷（負荷設備１０６）の電力消費量（消費電力量）、Ｂ（ｔ）は、微少時間ｔにおける蓄電量（蓄電池の蓄電量）、Ｃ（Ｔ）は、終了時刻がＴとなる約定時間帯における約定電力量（約定量）を表す。ΔＴは、そのような約定時間帯の時間長を表す。

数１の右辺は、発電量Ｒ（ｔ）と負荷（消費電力量）Ｌ（ｔ）との差分から、さらに約定分Ｃ（Ｔ）/ΔＴを差し引いた値を、各微小時間帯ｔにおいて蓄電設備１０２に充電、ないし蓄電設備１０２から放電させるように制御することを意味している。

数２の右辺は、時間帯Ｔ（時刻Ｔ−ΔＴからＴまで）における余剰電力量を表し、左辺は、これに基づいて実施する売り入札１２４の最大入札量を表す。前述のように売り入札１２４が確定するためには時間が掛かる一方、数２の右辺が確定するのは、時間帯Ｔの終了時刻としてのＴである。これは、時間帯Ｔ＋１の開始時刻でもあるため、時間帯Ｔ＋１に対して売り出すことはできず、少なくとも時間帯Ｔ＋２以降に対する売りとなることから、数２の左辺は、Ｓ（Ｔ＋２）としている。

本実施例によれば、売電可能電力が蓄電されたことを条件に、取引市場と電力取引を実行することができる。具体的には、少し前の時間帯（２００）の取引（トランザクション２１６）に基づいて決定した当該時間帯における約定電力量（トランザクション２１６）に基づく売電と、再生エネルギー装置（発電設備１０４）による発電量（発電電力量）と負荷（負荷設備１０６の消費電力量）との差分を示す余剰電力量から、約定売電量（約定電力量）を差し引いた値の蓄電とを同時に実施し、当該時間帯における余剰分である余剰電力量(売電分を除く、すなわち、当該時間帯での蓄電設備１０２の蓄電量ではない)を売り入札の最大入札量（数２）とする取引処理を実施することにより、予測なしに電力を連続で取引することができる。また、ここで示した時間帯２１０、２２０、２３０の長さを、蓄電設備１０２の運用可能容量の少なさに応じて、例えば１分とか３０秒といったように短い時間間隔に設定すれば、規模が小さい蓄電設備や、鉛蓄電池のように基本的に満蓄に近いＳｏＣ（State of Charge）でしか運用できない蓄電池であっても、取引に利用することが出来る。また、設定時間毎の蓄電実績を基に逐次入札量を決定しているので、予測不確実性のリスクを回避することができる。

本発明の実施例２に関して、図３を用いて説明する。本実施例において、図１との差異がない部分に関しては、図１と同じ符号を用いた。本実施例は、電力取引手段１２０の代わりに、電力取引手段３２０を用い、蓄電設備連系ＰＣＳ１０３の代わりに、直流電力を直流電力に変換する直流変換器３０３を配置し、発電設備連系ＰＣＳ１０５の代わりに、発電・蓄電設備連系ＰＣＳ３０５を配置し、発電・蓄電設備連系ＰＣＳ３０５の直流側に直流変換器３０３を介して蓄電設備１０２を接続し、蓄電設備１０２を連系させる構成である。本実施例の電力取引手段３２０は、蓄電設備連系用の直流変換器３０３と連系して、実施例１と同様に事前に約定した電力の売電と、発電設備１０４の発電量と負荷設備１０６の負荷量（消費電力量）との差分を算定し、算定した差分で取引市場１４０との取引を実施する。

発電・蓄電設備連系用ＰＣＳ３０５は、発電設備１０４で生成された直流電力を交流電力に変換し、交流電力を施設内配電線１１１に出力する。この際、発電・蓄電設備連系用ＰＣＳ３０５は、発電設備側の直流部分の電圧や電流を検出するセンサ３０２を用いて、直流から交流へ変換する際の電流と電圧の位相差ないし電圧を制御し、発電設備１０４で生成された電力が施設内配電線１１１に流れるように制御する。なお、センサ３０２の情報を、発電設備１０４の最大電力追従制御器（不図示）に送り、系統電圧が高い場合の発電抑制を行う情報として用いることもできる。

蓄電設備連系用の直流変換器３０３は、取引市場１４０での約定結果１２５に記載の約定期間Ｔにおける約定量（約定電力量）Ｃ（Ｔ）を示す指令（第２の蓄電指令）３２３を電力取引手段３２０から受信した場合、数３に示すように、当該期間における連系点３５１の潮流を計測する受電電力量計３５０における電力Ｍ（ｔ）の時間帯Ｔにおける積算値が、取引量（約定量）Ｃ（Ｔ）と一致するように、その出力電圧を制御する。時間帯Ｔが終了し、時間帯Ｔ＋１になった時点で、時間帯Ｔにおける蓄電量Ｂ（Ｔ）−Ｂ（Ｔ−１）が、蓄電設備１０２の蓄電量として確定するので、直流変換器３０３は、蓄電設備１０２の蓄電量が確定したことを示す監視結果３６０を電力取引手段３２０に出力する。すなわち、直流変換器３０３は、蓄電設備１０２を制御対象として制御し、電力取引手段３２０から、約定量（約定電力量）Ｃ（Ｔ）を制御量とする指令３２３を受信した場合、指令３２３を基に蓄電設備１０２に蓄電される電力の蓄電量を制御する蓄電制御手段としての機能を有すると共に、蓄電設備１０２の蓄電状態を監視し、監視結果３６０を電力取引手段３２０に出力する蓄電状態監視手段としての機能を有する。また、受電電力量計３５０は、負荷設備１０６に接続される施設内配電線１１１と電力系統とを結ぶ連系点３５１における受電電力量を計測する受電電力量計測手段として構成される。

電力取引手段３２０は、蓄電設備１０２の蓄電量が確定したことを条件に、数４に示すように、時間帯Ｔ＋２以降の売り入札量として、時間帯Ｔにおける蓄電量に時間帯Ｔにおける取引量（過去に約定した約定電力量）Ｃ（Ｔ）を加えた値（時間帯Ｔにおける蓄電量と時間帯Ｔにおける取引量Ｃ（Ｔ）との和を示す電力量）を取引市場１４０に対して入札する。

このようにすることで、実施例１の場合に対し、負荷（負荷設備１０６の消費電力量）の計測を行わなくて済むメリットがある。

以下、図４に示すシーケンス図を用いて、本実施例における電力取引手段３２０を中心とした取引処理の流れを説明する。

基本的に図２と同様であるが、電力取引手段３２０より左側に示す取引が図２との差異がある部分であり、そこを中心に説明する。基本的に図２から変更がない部分の符号は、図２に記載の符号を用いた。

時間帯２２０に着目して説明する。直前の時間帯２１０で実施された売り入札（トランザクション２２７）や買い入札（トランザクション２２５）に基づき、売り入札（トランザクション２２７）の入札が成立すると、約定結果のトランザクション２２６としての売電量（約定電力量に相当する電力量）Ｃ（Ｔ）が、取引市場１４０から電力取引手段３２０に通知される。ここで、Ｔは時間帯２２０の開始時刻とする。この結果に基づいて、電力取引手段３２０は、蓄電設備連系用直流変換器３０３に指令３２３のトランザクション４３２を発行する。指令３２３で、Ｃ（Ｔ）そのものを通知しても良いし、Ｃ（Ｔ）／ΔＴを通知してもよい。

一方、蓄電設備連系用直流変換器３０３は、時間帯２２０の間、例えば周期４２８（ａ）のように一定周期で、受電電力量計３５０の計測値３０１を取得（トランザクション４２１（ａ））する。事前に取得した当該時間帯２２０の売電量Ｃ（Ｔ）と、この計測値（トランザクション４２１（ａ）での計測値）を用いて、ΔＴの期間での売電量（数３の右辺）がＣ（Ｔ）と成るように、蓄電設備１０２の蓄電量を制御する（トランザクション４２４（ａ））。

なお、発電・蓄電設備連系ＰＣＳ３０５から受電電力量計３５０への一点鎖線で示すトランザクション４２２（ａ）、４２２（ｂ）、４２２（ｃ）は、発電・蓄電設備連系ＰＣＳ３０５の動作によって受電電力量が変わることを示している。発電・蓄電設備連系ＰＣＳ３０５は、発電設備１０４の出力側の状態をセンサ３０２で取得し、発電設備１０４が発電した電力をすべて施設内配電線１１１へ流すように制御しているため、この電力量と負荷設備１０６の消費する電力により受電電力が変化し、受電電力量計３５０の出力が影響される。このような影響は、通信トランザクションとは異なるため、ここでは一点鎖線で他のトランザクションとは区別して示した。

また、蓄電設備連系用直流変換器３０３は、Ｃ（Ｔ）／ΔＴを取得して、受電電力量計３５０の計測値（トランザクション４２１（ａ））が常にＣ（Ｔ）／ΔＴとなるように、蓄電設備１０２の蓄電量を制御しても良い。具体的な制御に関しては、例えば、後者の場合、フィードバック制御のような方法を用いることができる。前者の場合も同様にフィードバック制御を用いることができるが、一定の期間での積分値が目標値と許容範囲内の誤差で一致するように制御すればよいので、フィードフォワード制御のような方法を用いることもできる。

電力取引の単位となる時間帯２１０、２２０、２３０の時間長（ΔＴとする）に比べて制御の周期である時間帯４２８（ａ）などの時間長（ｄｔとする）が十分短ければ、直前の受電電力量計３５０の計測値Ｍ（ｔ−１）と、その時間帯での売電量Ｃ（Ｔ）・ｄｔ／ΔＴとの差分を一サンプル遅れの制御周期の時間帯で蓄電するようにしても良い。

なお、Ｍ（ｔ）は、受電電力量なので、売電しているときは負の値となる。一方、Ｃ（Ｔ）は売電電力量なので、売電しているときが正となる。したがって、これらの差分は、売電の場合を正として表現する場合、−Ｍ（ｔ−１）−Ｃ（Ｔ）ｄｔ／ΔＴとして計算される。

この値を次の制御周期での蓄電量Ｂ（ｔ）とすると、ｄｔ時間分の誤差はのこるが、おおよそ数３のような運転を行うことが出来る。

このような受電電力量計３５０による計測値の取得（トランザクション４２１（ａ）、４２１（ｂ）、４２１（ｃ））から蓄電設備１０２の制御（トランザクション４２４（ａ）、４２４（ｂ）、４２４（ｃ））を一定周期で繰り返すことで、時間帯２２０における受電電力量計３５０の計測による受電電力量が売電量（売電電力）と一致するように制御される。この制御に基づく時間帯２２０での蓄電量は、次の時間帯２３０の開始直後に電力取引手段３２０と取引市場１４０との間で取引され、約定結果がトランザクション２４６として通知され、時間帯２２０で説明したのと同様に、時間帯２４０（図中には示さないが、時間帯２３０の次の時間帯）で処理される。

本実施例によれば、実施例１と同様の効果を奏することができると共に、負荷（負荷設備１０６の消費電力量（負荷量）を計測する負荷電力量計１０１が不要となるので、電力取引システム全体のコスト低減を図ることができる。

次に、本発明の第３の実施例について、図５を用いて説明する。本実施例は、電力取引手段３２０の代わりに、電力取引手段５２０を配置し、負荷設備１０６と施設内配電線１１１との間に、負荷抑制手段５２２を配置したものであり、基本的な構成は図３に示した実施例２の構成と同じであるが、電力取引手段５２０の処理は、実施例２の電力取引手段３２０とは異なる。すなわち、電力取引手段５２０は、約定結果１２５を基に負荷抑制指令５２１を生成し、生成した負荷抑制指令５２１を負荷抑制手段５２２に出力する。負荷抑制手段５２２は、負荷抑制指令５２１に基づいて、負荷（負荷設備１０６）の消費電力量を抑制する制御として、負荷（負荷設備１０６）を遮断する制御を実行する。

なお、図５では、負荷設備１０６に属するすべての負荷が遮断されるように示しているが、本実施例では、そのような構成以外に、一部の負荷だけを遮断できるようにしても良い。また、負荷抑制指令５２１としては、負荷を遮断するだけでなく、負荷設備１０６に属する空調器の設定温度や換気用ファンの換気量など、負荷設備１０６の消費電力量を軽減する指令信号でも良い。

本実施例における電力取引手段５２０は、実施例１の数２や実施例２の数４のように、時間帯Ｔにおいて蓄電した蓄電量（電力量）を、時間帯Ｔ＋２（以降）の入札量（最大入札量）Ｓ（Ｔ＋２）とするのではなく、数５に示すとおり、その時点のＳｏＣ値（蓄電池の充電状態を示す値）であるＳｏＣ（Ｔ）と、運用上の最小ＳｏＣ値であるＳｏＣ（ｍｉｎ）との差と、蓄電設備１０２の性能を表すＣ値であるＣとの内、小さい方とＲの積として決定する。

ここで、Ｒは発電設備１０４の設備容量を表す。このようにすると、時間帯Ｔに発電した電力に限らず、それ以前に蓄電しておいた電力も取引することが可能となる。また、このように過去に貯めた電力を、予測外れのリスクなく取引することができれば、価格的に有利な時間帯で電力を取引することも可能となる。

なお、このように複数の時間帯で蓄積した電力（蓄電量）を取引市場１４０で取引する場合、一取引時間帯（時間長ΔＴ）での取引電力量が多くなるため、負荷（負荷設備１０６）の電力消費が多い場合に、約定した電力を供給できない可能性が高くなる。そこで、取引時間帯における蓄電池の制御を数３に基づいて、実施例２と同様に実施した場合で、特に、当該時間帯の間のΔＴ時間の間、一定の電力供給を行うように制御する場合、すなわちＣ（Ｔ）／ΔＴで平準化して電力供給を行う場合、当該時間帯に発電設備１０４による発電も負荷設備１０６による負荷もないとした場合のＳｏＣの変化は、例えば定電力で放電する場合、直線でＳｏＣ（Ｔ）から約定した取引量Ｃ（Ｔ）に対して、Ｃ（Ｔ）／Ｒだけ低いＳｏＣまで直線的に変化することが想定できる。

このような想定曲線に対して、実際の制御でＳｏＣ値が早く下回る場合や、一定以上に大きく下回る場合には、電力取引手段５２０から負荷抑制手段５２２に負荷抑制指令５２１を出力し、負荷抑制手段５２２を用いて、負荷（負荷設備１０６）を抑制するようにしても良い。このようにすることで、一時間帯に大きな電力を取引する場合でも、約定した電力供給を確実化できる。なお、補足となるが、Ｂ（ｔ）とＳｏＣ（ｔ）の間には、数８のような関係が成りたつ。

本実施例は、図３に示した実施例２の構成を前提に説明したが、図１に示す実施例１の構成に適用することもできる。数５に示したように、取引に入札する量（入札量）Ｓ（Ｔ＋２）は、ＳｏＣと蓄電設備１０２の性能を表すＣ値、定格容量Ｒによって決まるので、実施例１の構成であっても、実施例２の構成の場合と同様にして決定可能である。また、取引で約定した電力を、放電する際の取引時間帯内でのＳｏＣの変化の想定も同様に実施可能である。実施例１の構成の場合、蓄電設備１０２に対する制御は、数３に代わって数１に従って行うことになるが、実施例２の構成を前提とした場合と同様に、ＳｏＣ（ｔ）をチェックして、計画より一定以上ＳｏＣ（ｔ）が下回るような場合に、負荷抑制手段５２２を用いて負荷を抑制するように構成することができる。このように、本実施例は実施例１の構成に対しても適用でき、同様の効果を得ることが出来る。

本実施例によれば、実施例１と同様の効果を奏することができると共に、過去に蓄電した分を含む余剰電力を売電（入札）することができる。

次に、本発明の第４の実施例について説明する。本実施例は、基本的な構成や処理は図３および図４で説明した実施例２と同様である。ここでは、Ｄ（Ｔ）を時間帯Ｔにおける計画蓄電量とする。時間帯Ｔにおける蓄電池に対する制御を、数３に従って実施し、時間帯Ｔ＋２への入札を数６に従って実施するようにする。このようにすることで、計画した蓄電量は取引に出さないとか、過去に蓄電した分も合わせて取引に出すといった運用が可能となる。本実施例についても、実施例２の構成を前提に説明したが、実施例１の構成に対しても適用可能である。なおこの場合、入札量Ｓ（Ｔ＋２）は、数６に代わって数７に基づいて決定すればよい。

本実施例によれば、計画した蓄電量は取引の対象にしないが、過去に蓄電した分を含む余剰電力は売電の対象とする、といった運用が可能となる。

次に、本発明の実施例５について図６を用いて説明する。本実施例は、電力取引手段３２０の代わりに、電力取引手段６２０を配置し、負荷として、負荷設備１０６の他に、施設内配電線１１１に接続された予備負荷６０６を配置したものであり、基本的な構成や処理は、図３および図４に示した実施例２と同様である。本実施例では、蓄電設備１０２の一部に、鉛蓄電池のようなサイクル運転に適さない蓄電設備やキャパシタのような容量の小さな蓄電設備を利用している。

本実施例の電力取引手段６２０は、蓄電設備１０２のＳｏＣを常時監視し、監視結果３６０を取り込み、ＳｏＣの値が所定値（設定値）を上回る場合に、予備負荷起動指令６２１を生成し、生成した予備負荷起動指令６２１を予備負荷６０６に出力し、予備負荷６０６を駆動（起動）する。このように構成することで、基本的に満充電に近い状態でしか運用できないＢＣＰ（Business Continuity Plan）用の蓄電設備１０２や簡易型のハイブリッド車に搭載されるような小容量のキャパシタなどの蓄電設備１０２を電力取引に利用することが出来る。

なお、予備負荷６０６を予備負荷起動指令６２１で制御する代わりに、ＳｏＣの値が所定値を上回る場合に、発電設備１０４を制御して発電を抑制するように構成しても同様な効果を得ることができる。

本実施例についても、実施例３ならびに実施例４と同様に、実施例１の構成に対しても適用することが出来る。

本実施例によれば、蓄電設備１０２の蓄電量が設定値（所定値）を上回る場合、予備負荷６０６が起動されるので、小容量のキャパシタや鉛蓄電池等で構成される蓄電設備１０２の蓄電電力を電力取引に利用することができる。

次に、本発明の実施例６について図７を用いて説明する。本実施例は、電力取引手段３２０の代わりに、電力取引手段７２０を配置すると共に、施設１００内に、取引記録管理手段７１０、取引管理画面７１１、取引管理用入力手段７１２、取引履歴記憶手段７３０を配置したものであり、基本的な構成や処理は、図３および図４に示した実施例２と同様である。なお、本実施例は、基本的には実施例２の構成を前提にしたものであるが、実施例３〜実施例５の場合と同様、実施例１の構成に対しても同様に適用可能である。また、取引記録管理手段７１０、取引管理画面７１１、取引管理用入力手段７１２、取引履歴記憶手段７３０は、例えば、ＣＰＵ、入力装置、出力装置（表示装置）、通信装置および記憶装置（一次記憶装置）を備えたコンピュータ装置で構成される。この際、取引記録管理手段７１０は、ＣＰＵで、取引管理画面７１１は、表示装置（表示手段）で、取引管理用入力手段７１２は、マウスやキーボード等の入力装置で、取引履歴記憶手段７３０は、記憶装置で構成される。

本実施例の電力取引手段７２０は、実施例１〜実施例５のいずれに対しても適用でき、取引実績を示す入札量Ｓ（Ｔ）と取引量（約定電力量に相当する電力量）Ｃ（Ｔ）の組に関する情報を取引記録管理手段７１０に通知する。これは、取引成立の都度、すなわち、入札量Ｓ（Ｔ）が約定して取引量Ｃ（Ｔ）が確定した段階でも良いし、入札および約定のそれぞれのタイミングで通知しても良い。電力取引手段７２０自体に記録手段を設け、毎月１日の深夜０時に通知といったバッチ処理的な通知を行う方法でもよい。

取引記録管理手段７１０は、電力取引手段７２０から通知を受けた場合、通知に付加された取引記録の情報を取引履歴記憶手段７３０に保存する。取引記録の例を図８に示す。

図８において、入札レコード８００は、入札時刻８０１、入札対象時間帯８０２、入札量８０３、入札価格８０４、約定量８０５、約定価格８０６、状態８０７などの属性を持つ。入札価格８０４は、言い値の場合があるので、入札段階で決めないこともあるが、少なくともそれ以外は、何らかの具体的な数値が設定される。なお状態８０７としては、入札されて約定を待っている状態（図８ではこのような状態として「入札」と記載）や、約定した状態（図示しないが、例えば「約定」）、入札したが、入札者の都合で取り下げた状態(図示しないが、たとえば「取下」)、落札者が現れないまま、指定した入札対象時間帯への入札締め切り時間が過ぎてしまった状態（図示しないが、「売残」）などの状態がある。

また、図８では、入札時刻８０１や入札対象時間帯８０２を「時：分：秒」や「時：分-時：分」のような形式で示しているが、時間帯の幅が取引市場１４０の制約などで決まっている場合、「時：分」だけで時間帯を表すことができるので、「時：分」のような表現で開始時刻乃至終了時刻だけを記録するようにしても良い。また、時間帯として、「開始時刻」と「終了時刻」を別の属性として記録するような構成としても良い。また、時刻に関して、「時：分」乃至「時：分：秒」のような形で例示しているが、年月日まで含む形式や、更に祝祭日、学校休日、ブラックフライデイーや独身の日（１１月１１日）などの特異日情報のようなものを持たせるようにしても良い。実績１５０が確定した段階で、降水量や日射量、気温などの情報を付加するようにしても良い。

約定した場合、電力取引手段７２０から取引記録管理手段７１０に通知される約定量８０５や約定価格８０６の情報が対象となるレコードにセットされる。

本実施例の取引市場１４０は、必ずしも現状の卸電力市場を対象にするものではないため、量に対する部分約定や時間帯に関する部分約定と言った状況も想定される。このような場合に対応する取引記録の例を図９に示す。

図９において、入札レコード９００は、入札を一意に識別する一意ＩＤ９０８を持つと共に、約定に関する情報を持たない点を除くと、図８に示した例と同様の情報を持つ。入札時刻９０１の情報だけで入札を一意に識別できるのであれば、本実施例のように特別なＩＤ属性としての一意ＩＤ９０８を設ける必要はない。また部分約定に対応するため、約定に関する情報を別のレコードとし、別のレコードを入札レコード９００と紐付けて記憶する必要がある。図９では、このような一例として、２つの実績レコード９２０、９２１が紐付いている例を示している。

約定情報に関わる実績レコード９２０、９２１は、対象となる入札を識別する入札一意ＩＤ９１８、複数になる可能性のある約定レコードを識別するための応札一意ＩＤ９２８、落札対象となっている時間帯を表す落札対象時間帯９１２、当該約定レコードで約定した量や価格を示す約定量９０５、約定価格９０６の情報を持つ。

取引市場１４０の約定メカニズムについては、詳しく言及しないが、ザラ場方式の場合、実績レコード（約定レコード）９２０、９２１の約定量９０５の合計が、入札レコード９００の入札量９０３を下回る範囲で、応札価格が入札価格９０４を上回り、応札時間帯が、入札対象時間帯９０２に含まれるような応札があれば、順次約定する。実績レコード（約定レコード）９２０、９２１の約定価格９０６は、約定した応札の応札価格が設定され、約定量９０５は、約定した応札の応札量が設定される。

このような取引とそれに基づく情報（図８や図９に示した約定量８０５、９０５や約定価格８０６、９０６、落札対象時間帯９１２）の決定は、取引市場１４０のような不特定多数の取引を仲介する場において実施できるだけでなく、相対取引のような１：１の取引や、従来からの商取引のような信用システムを用いずに相対取引を行うビットコインのような（厳密には、その技術的な基板となるブロックチェーン）技術を用いた取引（Ｐ２Ｐ取引）においても実施できる。なお、このような広義の取引市場１４０は、ここで説明する実施例６に限らず、実施例１〜実施例５においても適用できる。

取引記録管理手段７１０は、図８乃至図９で示すような取引結果の情報を取引履歴記憶手段７３０に記録する。また、毎日深夜０：００分であるとかいった定時の分析指令や、施設１００のユーザが、取引管理用画面７１１および取引管理用入力手段７１２を通じて実施する随時の分析指令に応じて、履歴データを分析し、分析結果を取引管理用画面７１１に表示するような処理を行う。

図１０は、取引記録管理手段による分析の手順を示すフローチャートの一例である。取引記録管理手段７１０は、ステップ１００１で、前述した分析指令に対応する処理を開始する。ステップ１００２からステップ１００３は、対象期間の入札すべてに対する繰り返し処理であり、取引記録管理手段７１０は、まずステップ１００２で、対象期間の入札をすべて処理したか否かを判定し、肯定の判定結果を得た場合、ステップ１００４の処理に移行し、否定の判定結果を得た場合、ステップ１００３の処理に移行する。ここで云う対象期間は、分析の対象期間を表し、例えば、直近の１年間とか、一月と言った期間を指す。図８に示した入札レコード８００の入札対象時間帯８０２に記録された時間帯や図９に示した入札レコード９００の入札対象時間帯９０２に記録された時間帯が、その対象期間に含まれる場合、入札レコード８００、９００の情報が、入札の対象となる。

取引記録管理手段７１０は、ステップ１００３では、入札レコード８００又は９００に対する約定実績を収集し、収集した約定実績を基に入札量と約定量（合計約定量）との比（約定率）を計算する。例えば、図８に示した形式の場合、取引記録管理手段７１０は、入札レコード８００に記録され約定量８０５や状態８０７に記録された情報を用いて、入札量８０３と約定量８０５との比（約定率）を計算する。図９に示した形式の場合、取引記録管理手段７１０は、入札に紐付いた実績レコード（応札レコード）９２０、９２１の情報を検索し、その約定量９０５の情報を合算して合計約定量を計算し、入札量９０３と合計約定量との比（約定率）を計算する。取引記録管理手段７１０は、各結果を入札レコード８００、９００の入札対象時間帯８０２、９０２の情報と紐付けて一次記憶装置などに記録する。対象期間のすべての入札レコード８００、９００の処理が終了すると、取引記録管理手段７１０は、ステップ１００４の処理を実行する。なお、入札レコード８００の状態８０７に「入札」や「売残」が記録されている場合、約定していないため、図８の例では、約定量８０５には「ＮＵＬＬ」の情報が記録されているが、計算上は、約定量８０５をゼロとして扱う。

取引記録管理手段７１０は、ステップ１００４では、ステップ１００３の結果をあらかじめ定めた時間帯に分割してグループ化する。ここで言う時間帯は、例えば、取引を行う時間帯（発電設備１０４が、太陽光発電であれば、季節にもよるが、夏場なら朝６：００から夕方１８：００などの時間帯、発電設備１０４が、風力発電や水力発電、地熱や、温泉水、バイオガスなどを利用した場合であれば、２４時間）であり、この時間帯を１５分単位で分割してグループ化する。また、グループ化された時間帯を、更に、週日や祝祭日などの条件を加えて分類しても良い。グループ化された時間帯に、降水量や日射量などの情報も加え、降水量０〜２ｍｍで平日１５：００から１５:１５と云うように、気象情報を離散化した区分や日種に時間帯を組み合わせるようにしても良い。

ステップ１００５からステップ１００７は、ステップ１００４で説明した各時間帯に対する繰り返し処理であり、取引記録管理手段７１０は、ステップ１００５では、各時間帯についてすべて処理したか否かを判定し、肯定の判定結果を得た場合、ステップ１００８の処理に移行し、否定の判定結果を得た場合、ステップ１００６の処理に移行する。取引記録管理手段７１０は、ステップ１００６では、各時間帯に含まれる約定率の計算結果を、所定の約定率区分でグループ化（グルーピング）する。約定率区分は、例えば、（０、０．０５）、（０．０５、０．１）、・・・と云った一定幅での分割などである。

取引記録管理手段７１０は、ステップ１００６の後のステップ１００７では、当該時間帯の全レコードに占める当該グループのレコードの割合（当該約定率区分の発生率）を計算し、時間帯、約定率区分、発生率の組の情報を、計算結果の情報として一時記憶装置などに記録し、ステップ１００５の処理に戻り、ステップ１００５からステップ１００７の処理を繰り返す。計算結果の一例を図１１に示す。

図１１において、横軸は約定率であり、縦軸は、発生率である。時間帯１１０３は、他の時間帯１１０２、１１０１と比べて、約定率は低いが発生率は高い傾向を示している。時間帯１１０２は、時間帯１１０３よりも発生率は低く、約定率は高い傾向を示している。時間帯１１０１は、時間帯１１０２よりも、約定率が低いときには発生率も低く、約定率が高いときには発生率が高い傾向を例示している。

取引記録管理手段７１０は、ステップ１００８では、各時間帯に対して計算した約定率区分とその発生率から、０：００から２４：００に向けて、各時間帯の約定率期待値や約定率分散を計算し、計算結果をカーブフィッティング（時間方向で約定率期待値や約定率分散に対するカーブフィッティング）する。特にフィッティング方法に対する限定はなく、隣り合う時間帯での約定率期待値や約定率分散を折れ線でつなぐようなフィッティングでも良い。本実施例では、約定率期待値に関するカーブを約定率時間カーブと呼び、約定率分散に関するカーブを約定率分散時間カーブと呼ぶ。

ステップ１００９の説明を補足するため、約定率時間カーブのイメージを図１３に示す。図１３（ａ）、（ｂ）の横軸は、時刻であり、縦軸は、目標約定率である。図１３（ａ）に示す約定率時間カーブ１３０１、１３０２と、図１３（ｂ）に示す約定率時間カーブ１３０３は、約定率の時間依存性がある３類型を示し、図１３（ｂ）に示す約定率時間カーブ１３０４、１３０５は、時間依存性が比較的低い類型を示す。

取引記録管理手段７１０は、ステップ１００９では、ステップ１００８の結果を分析する。すなわち、約定率期待値の時間変化カーブ（約定率時間カーブ）と約定率＝ａとなる直線をａ＝（０，１）で走査し、各ａに対して、約定率時間カーブの値がａを超える時間を計算する。具体的には、取引記録管理手段７１０は、目標約定率ａ（０＜ａ＜１）を設定し、すべての時間帯（ｘ軸）に対して、値がａとなる直線（例えば、直線１３１０）を考え、この直線１３１０と、ステップ１００８で導出した約定率時間カーブ、例えば、約定率時間カーブ１３０１との交点１３１１、１３１２を算出し、隣り合う２つの交点１３１１、１３１２の時間軸の値の差１３１３を用いて、約定率時間カーブ１３０１が、目標約定率ａより大きくなる時間の長さを算出し、算出結果の情報を一次記憶装置に記録する。

取引記録管理手段７１０は、ステップ１０１０では、ステップ１００９の処理結果を基に、各約定率＞ａとなる時間とaの関係をデータ化し、データ化された情報を、グラフの読み方の解説と共に取引管理用画面７１１上に表示し、その後、ステップ１０１１でこのルーチンでの処理を終了する。

取引管理用画面７１１の表示例を図１２に示す。取引管理用画面７１１の表示部１２０１は、評価結果表示部１２０２と、解説表示部１２０３、１２０４で構成される。評価結果表示部１２０２の縦軸は、ステップ１００９で記憶した結果（目標約定率ａより約定率時間カーブの値が大きくなる時間の長さ）を取引対象期間長（例えば発電設備１０４が太陽光なら日照のある時間帯、風車等であれば、２４時間）で正規化したものであり、図１２では、「約定率＞ａとなる時間の発生率」として示した。評価結果表示部１２０２の横軸は、目標約定率ａである。評価結果表示部１２０２には、評価結果が形状（特性）１２６０で表示される。

解説表示部１２０３、１２０４には、それぞれ典型的な評価結果が形状（特性）１２７０、１２８０、１２９０で表示される。また、解説表示部１２０３、１２０４には、より具体的な評価の実施に興味がある場合には、その実行を指令できるように、詳細評価の実施ボタンとなる容量感度解析ボタン１２３１または価格感度解析ボタン１２４１が組み込まれた状態で表示される。

解説表示部１２０３に表示される形状１２７０は、評価結果が四角に近い状態を示す。約定率が１に近い時間帯が取引対象期間に対して大きな割合を占める場合、すなわち、図１３（ｂ）に示した約定率時間カーブ１３０４のようなケースでは、四角の高さが１に近くなる。約定率が時間帯の一部であれば、図１３（ｂ）に示す約定率時間カーブ１３０３のように、横長の四角に近くなる。図１３（ｂ）に示す約定率時間カーブ１３０５のように、約定率がすべての時間帯で低い場合は、解説表示部１２０４に表示される典型結果の形状１２８０のように、目標約定率ａに対する立ち上がりが、ａ＝０に近くなる。

評価結果の形状が、真四角に近い場合は、対象とするすべての時間帯で、市場のニーズに対して値ごろ感のある価格と量で入札していることを示しており、より多くの入札でも売れる可能性があることを示している。

評価結果の形状が、横長な四角の場合は、対象とする特定の時間帯で値ごろ感のある入札が出来ていることを示しており、特定の時間帯に向けて、実施例３や実施例４で示した纏め売りをすることで、売り上げを高めることができることを示している。

また、評価結果が、台形となる形状１２８０や三角形に近い形状の場合は、約定率時間カーブが、図１３（ａ）に示す約定率時間カーブ１３０１や１３０２のような形状であることに対応し、価格設定が市場価格より高めで、約定できない時間帯があることを示している。また、評価結果が、形状１２９０で例示したように、台形のような形で上辺部分が１よりも低い場合は、約定率時間カーブが、図１３（ａ）に示す約定率時間カーブ１３０６のような形状であることに対応し、市場自体の需要が特定の時間対帯に限られることを示していることや、価格設定自体も不適切である可能性がある事を示している。

このようなガイダンス情報に基づいてユーザが改善に興味を持った場合に、そのための感度解析を行うように指示を与える画面上のボタンが、容量感度解析ボタン１２３１と価格感度解析ボタン１２４１である。なお、本発明では、再生可能エネルギーなど、限界費用が限りなくゼロに近い発電設備の利用を想定し、安く売っても損失がないという前提で説明しているため、約定率が高いことを良い状態として説明しているが、このような最適性の判断基準は、ユーザの考え方に依存する。限界費用がゼロに近くない発電設備の場合は、限界費用以下で売れば損がでるため、約定率が高いことが最適であるわけではないし、利益率を重視する場合も、同様である。従って、本実施例においては、この部分に関して、ガイダンスに留めているが、以下で説明するような感度解析処理を自動で実行するようにしても良い。

次に、図１４を用いて、設備の容量に対する感度の解析方法を説明する。なお、以下の説明の理解を助ける観点から断っておくが、ここで示す処理は複数の日数を掛けて実施する処理である。

取引記録管理手段７１０は、設備（蓄電設備１０２）の容量に対する感度の解析処理を開始し（ステップ１４０１）、はじめに評価対象とする時間帯を設定して対象時間帯を更新し（ステップ１４０２）、すべての時間帯に対して処理したか否かを判定する（ステップ１４０３）。取引記録管理手段７１０は、ステップ１４０３で肯定の判定結果を得た場合、ステップ１４０７の処理に移行し、ステップ１４０３で否定の判定結果を得た場合には、ステップ１４０４の処理に移行する。

取引記録管理手段７１０は、ステップ１４０４では、対象時間帯の直前の時間帯のＳｏＣが運用上の上限値になるように、蓄電計画Ｄ（Ｔ）を設定し、蓄電設備１０２を運転し、ステップ１４０５の処理に移行する。この際、取引記録管理手段７１０は、実施例４に示す方法で運用を行う。

次に、取引記録管理手段７１０は、ステップ１４０５では、実施例３で説明した方法により、対象時間帯に放電可能な全量を市場（取引市場１４０）に入札し、ステップ１４０６の処理に移行する。

取引記録管理手段７１０は、ステップ１４０６では、この入札に対する結果（約定せず売れ残る場合も含む）を基に約定率（約定率実績）を計算し、その結果を示す情報を一次記憶装置に記録し、ステップ１４０２に戻り、ステップ１４０２〜ステップ１４０６の処理を繰り返す。

次に、取引記録管理手段７１０は、ステップ１４０３ですべての時間帯に対して処理を終了したと判定した場合、ステップ１４０２〜ステップ１４０６の結果を用いて約定率時間カーブのデータを作成する（ステップ１４０７）。この結果は必ずしもユーザに提示する必要があるわけではないため、ここでは約定率時間カーブのデータとして説明するが、結果を表示するようにしても良い。

次に、取引記録管理手段７１０は、約定率時間カーブと約定率＝ａとなる直線をａ＝（０，１）で走査し、各ａに対して、約定率時間カーブの値がａを超える時間を計算する（ステップ１４０８）。すなわち、取引記録管理手段７１０は、ステップ１４０８では、約定率時間カーブデータに対して目標約定率を０から１の範囲で走査し、約定率時間カーブの約定率が、各目標約定率を上回る時間の長さを計算する。各目標約定率に対する時間長は、取引対象となる全時間長（取引対象期間）に対する割合である発生率としても良い。この処理については、図１０のステップ１００９の説明と同様に実施することができる。

次に、取引記録管理手段７１０は、ステップ１４０９では、目標約定率の定義域である０から１を３分割ないし４分割し、各区間に対して、約定率が目標約定率を上回る時間の発生率の平均値を求め、これらの最大値と最小値を探索する（ステップ１４０９）。この後、取引記録管理手段７１０は、最大値と最小値の比率を求め、これが所定値（例えば、８０％）より大きいか否かを判定する（ステップ１４１０）。この処理は、図１２の評価結果表示部１２０２と解説表示部１２０３、および１２０４に表示される形状が、四角に近いか三角に近いかを判定する処理の一実施例であり、必ずしも区間分割して最大値と最小値の比を求めるような実施例の処理の方法に限定される必要はない。また、区間の分割数についても、３乃至４を例示したが、このような値に限定されるものではない。

取引記録管理手段７１０は、ステップ１４１０で否定の判定結果を得た場合、すなわち、ステップ１４１０で比率が所定値より小さいと判定した場合、図１３（ａ）に示す約定率時間カーブ１３０１、１３０２、１３０６のように、時間依存性が強いことに対応するめ、蓄電や発電のための設備容量の変更に関するガイダンスの提示を実施せず、ステップ１４１４の処理に移行し、このルーチンでの処理を終了する。終了にあたって、設備容量のガイダンスが難しいといった結果を表示するようにしても良い。

一方、取引記録管理手段７１０は、ステップ１４１０で肯定の判定結果を得た場合、すなわち、ステップ１４１０で比率が所定値より大きいと判定した場合、ステップ１４０９で得た各区分の発生率の平均値を求め、これを取引対象期間の時間長を用いて時間に換算する（ステップ１４１１）。

次、取引記録管理手段７１０は、ステップ１４１１で換算した結果とステップ１４０２〜１４０６で用いた各時間帯の長さのとの比を計算する（ステップ１４１２）。これにより、どれくらいの取引対象期間を構成する各取引時間帯の何コマ程度で蓄電設備１０２のフル容量での取引が出来るかが計算できる。

最後に、取引記録管理手段７１０は、ステップ１４１２で得た比の値と現状の蓄電設備容量の積を計算し、計算結果を取引管理用画面７１１に表示し（ステップ１４１３）、その後、ステップ１４１４に移行し、このルーチンでの処理を終了する。

ステップ１４１３では、例えば、このような処理を行うことで、取引対象期間（例えば、２４時間や日中の１２時間など）で一定の約定率が期待できる量の取引の入札が可能となる設備容量を概算して示すことができる。

次に、図１５のフローチャートを用いて、価格に対する感度の解析方法を説明する。取引記録管理手段７１０は、価格に対する感度の解析方法の処理を開始し（ステップ１５０１）、まず、対象時間帯に対する過去の入札実績の平均値（平均入札量）を計算する（ステップ１５０２）。なお、対象時間帯は、例えば図１６に示すようなインタフェース画面で設定する。

インタフェース画面１６００には、約定率時間カーブ１６１０や、取引対象期間を構成する取引対処の時間帯、例えば、時間帯１６２０が表示されると共に、各時間帯の境界線を示す破線１６３０が表示される。対象時間帯を設定する場合、マウスソール１６０１の移動に応じ、それが指し示す時間帯１６２０が強調表示され、マウスのクリックで対象時間帯が決定される。

これは一例であり、例えば、取引対象期間を構成する各時間帯での平均約定率が所定値以下となる時間帯を取引対象として、自動的に図１５で示すような処理を実施するようにしても良い。

次に、取引記録管理手段７１０は、現状の単価を基準に、例えば、０．９倍から０．５倍まで０．１ステップで、単価を更新し、評価する単価を決定する（ステップ１５０３）。

次に、取引記録管理手段７１０は、すべての評価対象単価で評価を実施したか否かを判定し（ステップ１５０４）、ステップ１５０４で肯定の判定結果を得た場合、ステップ１５０７の処理に移行し、ステップ１５０４で否定の判定結果を得た場合、評価対象時間帯について評価対象単価で入札する（ステップ１５０５）。例えば、未評価の評価対象価格があれば、ステップ１５０２で計算した平均入札量で評価対象価格での入札を行う。また、発電量や負荷（消費電力量）によらずに、入札量を一定にするため、実施例３で示した方法での運用を前提に入札する。

次に、取引記録管理手段７１０は、各評価価格に対する取引結果から、価格に対する約定率実績値を計算し、計算結果を示す情報を一時記憶装置に記録し（ステップ１５０６）、その後、ステップ１５０３に戻り、ステップ１５０３〜ステップ１５０６の処理を繰り返す。

一方、取引記録管理手段７１０は、ステップ１５０４で、すべての評価対象単価で評価を実施したと判定した場合、すなわち、すべての評価価格に対する評価が完了した時点で、評価対象価格と約定率の関係をカーブフィッティングする（ステップ１５０７）。

次に、取引記録管理手段７１０は、ステップ１５０７での処理結果に基づき約定率が所定値以上となる最大価格を計算し、計算結果を取引管理用画面７１１を介してユーザに提示し（ステップ１５０８）、ユーザからの価格設定の許諾又は拒否を示す情報を入力し（ステップ１５０９）、許諾か拒否かを判定する（ステップ１５１０）。

次に、取引記録管理手段７１０は、ステップ１５１０で否定の判定結果を得た場合、ステップ１５１２に移行し、このルーチンでの処理を終了し、ステップ１５１０で肯定の判定結果を得た場合、すなわち、許諾の場合、評価対象時間帯の取引の単価（基準単価）をこの値に更新し（ステップ１５１１）、この後、このルーチンでの処理を終了する（ステップ１５１２）。

なお、発明の効果という点では、ステップ１５０８〜ステップ１５１０のユーザへの提示や承認入力の受付は必ずしも必須ではないが、一般に取引単価のような金銭に係る処理では、ユーザの承認を求める場合が多い考えられることから、本実施例のステップとして記載した。

このようにすることで、取引価格を自動的に改善することが出来る。なお、ステップ１５０８で所定の約定率以上になる価格が無かった場合は、ステップ１５０３で設定する単価評価範囲をより安い価格まで設定して再評価するようにしても良い。或いはこの時間の取引を実施しないようにしても良い。

本実施例によれば、取引による約定結果を分析し、入札量と約定量との比を示す約定比を基に取引量を向上できる設備容量又は設備価格（取引市場との取引量に関連する蓄電手段の設備容量又設備価格）を示す情報を取引管理用画面（表示手段）上に表示するようにしたので、取引量を向上できる設備容量又は設備価格をユーザに提示することができる。

なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。

また、上記の各構成、機能等は、それらの一部又は全部を、例えば、集積回路で設計する等によりハードウェアで実現してもよい。また、上記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、メモリや、ハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）等の記録装置、または、ＩＣ（Integrated Circuit）カード、ＳＤ（Secure Digital）メモリカード、ＤＶＤ（Digital Versatile Disc）等の記録媒体に記録して置くことができる。

１００・・・施設、１０１・・・負荷電力量計、１０２・・・蓄電設備、１０３・・・蓄電設備連系ＰＣＳ、１０４・・・発電設備、１０５・・・発電設備連系ＰＣＳ、１０６・・・負荷設備、１１１・・・施設内配電線、１２０、３２０、５２０、６２０、７２０・・・電力取引手段、１４０・・・取引市場、３０３・・・直流変換器

Claims (11)

1. 電力を発電する発電手段と、
   前記発電手段の発電による前記電力を蓄電する蓄電手段と、
   取引市場と情報の送受信を行って電力取引を行う電力取引手段と、を備え、
   前記電力取引手段は、
   前記蓄電手段に売電可能電力が蓄電されたことを条件に、少なくとも前記売電可能電力の一部を前記取引市場に入札することを特徴とする電力取引システム。
2. 請求項１に記載の電力取引システムにおいて、
   前記蓄電手段を制御対象として制御する蓄電制御手段と、
   前記発電手段の発電電力量を示す発電量を計測する発電量計測手段と、
   前記蓄電手段の蓄電による前記電力を消費する負荷の消費電力量を計測し、計測結果を負荷量として前記電力取引手段に出力する負荷検出手段と、を更に備え、
   前記電力取引手段は、
   前記取引市場との取引の前に、過去の入札の約定結果を示す約定電力量の情報を前記取引市場から受信した場合、前記発電量計測手段の計測による前記発電量と前記負荷検出手段の検出による前記負荷量との差である余剰電力量から、前記約定電力量を差し引いた分を前記蓄電制御手段に対する制御量とする第１の蓄電指令を前記蓄電制御手段に出力し、その後、前記蓄電制御手段による制御が実行されたことを条件に、前記余剰電力量で前記取引市場に入札し、
   前記蓄電制御手段は、
   前記第１の蓄電指令を基に前記蓄電手段に蓄電される前記電力の蓄電量を制御することを特徴とする電力取引システム。
3. 請求項１に記載の電力取引システムにおいて、
   前記蓄電手段を制御対象として制御する蓄電制御手段を更に備え、
   前記電力取引手段は、
   前記取引市場との取引の前に、過去の入札の約定結果を示す約定電力量の情報を前記取引市場から受信した場合、前記約定電力量を前記蓄電制御手段に対する制御量とする第２の蓄電指令を前記蓄電制御手段に出力し、その後、前記蓄電制御手段による制御が実行されたことを条件に、前記蓄電制御手段の制御によって前記蓄電手段に蓄電される蓄電量と前記約定電力量との和を示す電力量で前記取引市場に入札し、
   前記蓄電制御手段は、
   前記第２の蓄電指令を基に前記蓄電手段に蓄電される前記電力の蓄電量を制御することを特徴とする電力取引システム。
4. 請求項１に記載の電力取引システムにおいて、
   前記蓄電手段を制御対象として制御する蓄電制御手段を更に備え、
   前記電力取引手段は、
   前記取引市場との取引の前に、過去の入札の約定結果を示す約定電力量の情報を前記取引市場から受信した場合、前記約定電力量を前記蓄電制御手段に対する制御量とする第２の蓄電指令を前記蓄電制御手段に出力し、その後、前記蓄電制御手段による制御が実行されたことを条件に、前記蓄電手段に蓄電される前記電力の蓄電量と前記蓄電手段の運用上の蓄電量との差と、前記蓄電手段の性能を示す値のうち小さい方と前記蓄電手段の定格容量との積を示す電力量で前記取引市場に入札し、
   前記蓄電制御手段は、
   前記第２の蓄電指令を基に前記蓄電手段に蓄電される前記電力の蓄電量を制御することを特徴とする電力取引システム。
5. 請求項１に記載の電力取引システムにおいて、
   前記蓄電手段を制御対象として制御する蓄電制御手段を更に備え、
   前記電力取引手段は、
   前記取引市場との取引の前に、過去の入札の約定結果を示す約定電力量の情報を前記取引市場から受信した場合、前記約定電力量を前記蓄電制御手段に対する制御量とする第２の蓄電指令を前記蓄電制御手段に出力し、その後、前記蓄電制御手段による制御が実行されたことを条件に、前記蓄電手段に蓄電される前記電力の蓄電量と前記約定電力量との和から計画蓄電量を差し引いた電力量で前記取引市場に入札し、
   前記蓄電制御手段は、
   前記第２の蓄電指令を基に前記蓄電手段に蓄電される前記電力の蓄電量を制御することを特徴とする電力取引システム。
6. 請求項１に記載の電力取引システムにおいて、
   前記蓄電手段を制御対象として制御する蓄電制御手段と、
   前記発電手段の発電電力量を示す発電量を計測する発電量計測手段と、
   前記蓄電手段の蓄電による前記電力を消費する負荷の消費電力量を計測し、計測結果を負荷量として前記電力取引手段に出力する負荷検出手段と、を更に備え、
   前記電力取引手段は、
   前記取引市場との取引の前に、過去の入札の約定結果を示す約定電力量の情報を前記取引市場から受信した場合、前記約定電力量を前記蓄電制御手段に対する制御量とする第２の蓄電指令を前記蓄電制御手段に出力し、その後、前記蓄電制御手段による制御が実行されたことを条件に、前記発電量計測手段の計測による前記発電量と前記負荷検出手段の検出による前記負荷量との差である余剰電力量から計画蓄電量を差し引いた電力量で前記取引市場に入札し、
   前記蓄電制御手段は、
   前記第２の蓄電指令を基に前記蓄電手段に蓄電される前記電力の蓄電量を制御することを特徴とする電力取引システム。
7. 請求項３〜６のうちいずれか１項に記載の電力取引システムにおいて、
   前記蓄電手段の蓄電による前記電力を消費する負荷に接続される配電線と電力系統とを結ぶ連系点における受電電力量を計測する受電電力量計測手段を更に備え、
   前記蓄電制御手段は、
   前記第２の蓄電指令を基に前記受電電力量計測手段の計測結果と前記約定電力量とを一致させる制御を実行することを特徴とする電力取引システム。
8. 請求項３〜６のうちいずれか１項に記載の電力取引システムにおいて、
   前記蓄電手段の蓄電状態を監視し、監視結果を前記電力取引手段に出力する蓄電状態監視手段と、
   前記電力取引手段からの負荷抑制指令を基に前記蓄電手段の蓄電による前記電力を消費する負荷の消費電力量を抑制する負荷抑制手段と、を更に備え、
   前記電力取引手段は、
   前記蓄電状態監視手段の監視結果から前記蓄電手段の蓄電状態が設定値を下回った場合、前記負荷抑制手段に対して前記負荷抑制指令を出力することを特徴とする電力取引システム。
9. 請求項３〜６のうちいずれか１項に記載の電力取引システムにおいて、
   前記電力取引手段からの予備負荷起動指令を基に前記蓄電手段の蓄電による前記電力を消費する予備負荷と、
   前記蓄電手段の蓄電状態を監視し、監視結果を前記電力取引手段に出力する蓄電状態監視手段と、を更に備え、
   前記電力取引手段は、
   前記蓄電状態監視手段の監視結果から前記蓄電手段の蓄電状態が設定値を上回る場合、前記予備負荷に対して前記予備負荷起動指令を出力することを特徴とする電力取引システム。
10. 請求項３〜６のうちいずれか１項に記載の電力取引システムにおいて、
    前記電力取引手段と情報の送受信を行う取引記録管理手段と、
    前記取引記録管理手段の管理対象となる情報を表示する表示手段とを更に備え、
    前記取引記録管理手段は、
    前記電力取引手段の生成による情報であって、前記取引市場に対する前記入札に用いた入札量と、前記取引市場で約定した前記約定電力量を示す約定量との比を算出し、算出結果を基に前記取引市場との取引量に関連する前記蓄電手段の設備容量又設備価格を示す情報を前記表示手段に表示することを特徴とする電力取引システム。
11. 電力を発電する発電手段と、
    前記発電手段の発電による前記電力を蓄電する蓄電手段と、
    取引市場と情報の送受信を行って電力取引を行う電力取引手段と、を備えた電力取引システムにおける方法であって、
    前記電力取引手段が、前記蓄電手段に売電可能電力が蓄電されたことを条件に、少なくとも前記売電可能電力の一部を前記取引市場に入札するステップを含むことを特徴とする電力取引方法。

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