JP2020149355A - Monitoring system, and method of monitoring simultaneous balancing of electric power supply and demand - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、電力の同時同量を監視する監視システムおよび電力同時同量監視方法に関する。 The present invention relates to a monitoring system for monitoring the simultaneous equal amount of electric power and a method for monitoring the simultaneous equal amount of electric power.
電力は、容易に貯蔵できないことから、需要量と供給量とを一致させることが望ましい。このため、従来は小売電気事業者に対して、同事業者が契約する需要家の実際の需要量と同事業者が調達する実際の発電量とを一致させる、すなわち実需給を一致させることを義務付ける実同時同量の制度が採用されていた。実需給を一致させることの困難さが電力小売事業の新規参入の障壁となっていたことから、２０１６年度の電力小売全面自由化以降、計画値で需要量と供給量を一致させかつ計画と実績を一致させるよう義務付ける計画値同時同量の制度に移行された。計画と実績の差であるインバランスが発生して電力の不足が生じる場合には、小売電気事業者は、ペナルティとして送配電事業者にインバランス料金を支払うことになる。 Since electric power cannot be easily stored, it is desirable to match the demand amount with the supply amount. For this reason, in the past, retail electricity companies were obliged to match the actual demand of consumers contracted by the company with the actual power generation amount procured by the company, that is, to match the actual supply and demand. The same amount system was adopted at the same time. Since it was difficult to match the actual supply and demand as a barrier to new entry into the electricity retail business, since the full liberalization of the electricity retail in 2016, the plan and supply amount have been matched with the planned value, and the plan and the actual result. It was shifted to a system of the same amount of planned values that obliges them to match. If an imbalance occurs, which is the difference between the plan and the actual result, and a power shortage occurs, the retail electric power company will pay the power transmission and distribution company an imbalance fee as a penalty.
特許文献１には、インバランスが発生したことにより小売電気事業者が送配電事業者に支払うインバランス料金を計算する装置が開示されている。 Patent Document 1 discloses an apparatus for calculating an imbalance charge paid by a retail electric power operator to a power transmission and distribution business operator due to an imbalance.
小売電気事業者は、計画値同時同量の制度に従うために、正確に実需要を予測するとともに需要計画に応じた電力を調達できることを目指すことになる。このため、小売電気事業者は、天気予報に基づいた需要予測、電力取引市場からの効果的な調達などを検討している。 In order to comply with the system of the same amount of planned values at the same time, retail electric power companies will aim to be able to accurately forecast actual demand and procure electric power according to the demand plan. For this reason, retail electricity companies are considering demand forecasts based on weather forecasts and effective procurement from the electricity trading market.
一方で、インバランス料金が予見できることを利用して、仮にインバランスが発生することがわかっていても、電力市場からの調達に係るコストがインバランス料金を上回る場合に、あえて電力調達を怠るような小売電気事業者が存在し得る。このような小売電気事業者は、自社の経済性を優先して同時同量達成の義務を果たさず、意図的なインバランスを発生させている。意図的なインバランスの発生は、系統運用の観点から、余計な需給の調整コストを発生させており、電力システムの系統運用の健全性を阻害している。また、意図的なインバランスを発生させる不正な小売電気事業者を放置すると、同時同量達成の義務を果たしている他の小売電気事業者との間で公平性が保てなくなる。このため、不正な小売電気事業者に対して改善を指導することができるように、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することが望まれる。 On the other hand, by utilizing the fact that the imbalance charge can be predicted, even if it is known that imbalance will occur, if the cost of procuring from the electricity market exceeds the imbalance charge, dare to neglect to procure electricity. There can be a good retail electricity company. Such retail electric power companies do not fulfill their obligation to achieve the same amount at the same time by giving priority to their own economic efficiency, and cause intentional imbalance. The intentional imbalance causes extra cost of adjusting supply and demand from the viewpoint of grid operation, which hinders the soundness of grid operation of the electric power system. In addition, if a fraudulent retail electricity company that causes intentional imbalance is left unattended, fairness cannot be maintained with other retail electricity companies that are fulfilling the obligation to achieve the same amount at the same time. For this reason, it is desirable to extract retail electric power companies that are presumed to have intentionally imbalanced so that they can instruct fraudulent retail electric power companies to make improvements.
特許文献１に記載の技術では、効率的にインバランス料金を計算することはできるが、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することができない。 With the technique described in Patent Document 1, the imbalance charge can be calculated efficiently, but it is not possible to extract a retail electric power company that is presumed to cause an intentional imbalance.
本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することができる監視システムを得ることを目的とする。 The present invention has been made in view of the above, and an object of the present invention is to obtain a monitoring system capable of extracting retail electric utilities that are presumed to have caused an intentional imbalance.
上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明にかかる監視システムは、送配電事業者との間で供給に関する契約を締結している小売電気事業者の需要計画を管理する計画管理部と、需要計画における需要量の計画値である計画需要量と、小売電気事業者と契約している需要家を示す情報と、需要家ごとの電力量の計量結果とに基づいて、インバランス量を算出するインバランス計算部と、を備える。監視システムは、さらに、インバランス量に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者である不正事業者候補を抽出する条件判定部、を備える。 In order to solve the above-mentioned problems and achieve the object, the monitoring system according to the present invention manages the demand plan of the retail electric power company that has concluded a supply contract with the power transmission and distribution business operator. Imbalance based on the planned demand amount, which is the planned value of the demand amount in the demand plan, the information indicating the customers who have contracts with the retail electric power company, and the measurement result of the electric energy amount for each customer. It is provided with an imbalance calculation unit for calculating the amount. The monitoring system further includes a condition determination unit that extracts candidates for fraudulent business operators who are retail electric power companies that are presumed to generate intentional imbalances based on the amount of imbalance.
本発明によれば、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することができるという効果を奏する。 According to the present invention, it is possible to extract a retail electric power company that is presumed to generate an intentional imbalance.
以下に、本発明の実施の形態にかかる監視システムおよび電力同時同量監視方法を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。 Hereinafter, the monitoring system and the simultaneous power equal amount monitoring method according to the embodiment of the present invention will be described in detail with reference to the drawings. The present invention is not limited to this embodiment.
実施の形態１．
図１は、本発明の実施の形態１にかかる監視システムの機能構成例を示す図である。実施の形態１の監視システム１００は、例えば、送配電事業者により設定されて運用され、電力の同時同量、すなわち電力の需給バランスを監視する。なお、監視システム１００の設置者および運用者は送配電事業者に限定されず、他の事業者、組織、機関などによって設置および運用の少なくも一方が実施されてもよい。監視システム１００は、広域的運営推進機関（以下、広域機関と呼ぶ）により設置され管理される広域機関システム２００と通信回線を介して接続される。また、監視システム１００は、スマートメーターなどの電力量計により計量された３０分単位の電力量（以下３０分電力量と呼ぶ）を管理するメーターデータ管理システム（ＭＤＭＳ：Meter Data Management System）３００と通信回線を介して接続される。メーターデータ管理システム３００は、一般には送配電事業者により設置され管理される。さらに、監視システム１００は、日本卸電力取引所（ＪＥＰＸ：Japan Electric Power Exchange）をはじめとした電力取引所により設置され管理される電力取引システム４００と通信回線を介して接続される。
Embodiment 1.
FIG. 1 is a diagram showing a functional configuration example of the monitoring system according to the first embodiment of the present invention. The monitoring system 100 of the first embodiment is set and operated by, for example, a power transmission and distribution operator, and monitors the simultaneous equal amount of electric power, that is, the balance between supply and demand of electric power. The installer and operator of the monitoring system 100 are not limited to the power transmission and distribution operator, and at least one of the installation and operation may be carried out by another operator, organization, institution, or the like. The monitoring system 100 is connected to the OCCTO
小売電気事業者は、広域機関に需要計画を提出する。この需要計画は、例えば、一日前に小売電気事業者から広域機関へ提出される。需要計画には、３０分単位の需要の計画値が含まれている。広域機関システム２００は、各小売電気事業者の需要計画を管理している。広域機関システム２００は、スイッチング支援システムと呼ばれるシステムを含み、複数のシステムで構成されていてもよい。小売電気事業者と需要家との契約に関する契約情報である第１の契約情報を管理している。広域機関システム２００は、各小売電気事業者から提出された需要計画を管理する。また、広域機関システム２００は、インバランス単価を管理する。インバランス単価は、電力計画と需要の実績値との差であるインバランスが生じて送配電事業者が小売電気事業者へ電力を託送するときに支払うインバランス料金の単位電力量当たりの単価である。
The retail electricity company submits a demand plan to a wide-area organization. This demand plan is submitted, for example, by a retail electric utility to a wide-area organization one day in advance. The demand plan includes planned values for demand in units of 30 minutes. The OCCTO
電力取引システム４００は、電力の取引を管理する。例えば、ＪＥＰＸでは、翌日に受け渡す電力について、１日を３０分単位の４８個の取引枠に分割し、それぞれの取引枠で取引される電力を商品として取扱って、取引が行われる。なお、ここでは、電力取引所としてＪＥＰＸにおける電力取引を例に挙げたが、電力取引所はＪＥＰＸに限定されず、取引の例も上述した例に限定されない。電力取引システム４００は、電力の取引の約定結果などに基づいて、電力市場価格を管理する。
The electric
送配電事業者は、自身の管理する送配電系統から小売電気事業者へ送電するための託送契約を、小売電気事業者と結んでいる。託送契約は、小売電気事業者を単位として契約することも可能であるが、需要バランシンググループと呼ばれる単位で託送契約を結ぶことも可能である。すなわち、需要バランシンググループとは、１つまたは複数の小売電気事業者と送配電事業者が１つの託送契約を結ぶ際の１つの託送契約に対応するグループである。ここでは、託送契約は、需要バランシンググループ単位で結ばれているとする。小売電気事業者は、需要計画と実際の需要量の差であるインバランスが発生して電力の不足が生じる場合には、ペナルティとして送配電事業者にインバランス料金を支払う。このとき、需要バランシンググループ単位で託送契約を結んでいる場合には、インバランスは需要バランシンググループ単位で計算される。すなわち、同一需要バランシンググループに属する小売電気事業者の需要計画である需要の計画値の合計と、同一需要バランシンググループに属する小売電気事業者の需要の実績値の合計との差がインバランスとなる。 The power transmission and distribution company has a consignment contract with the retail electricity company to transmit power from the power transmission and distribution system it manages to the retail electricity company. The consignment contract can be made in units of retail electric power companies, but it is also possible to conclude a consignment contract in units called demand balancing groups. That is, the demand balancing group is a group corresponding to one consignment contract when one or a plurality of retail electric power companies and a power transmission and distribution business conclude one consignment contract. Here, it is assumed that the consignment contract is concluded for each demand balancing group. The retail electric power company pays the power transmission and distribution company an imbalance fee as a penalty when an imbalance occurs, which is the difference between the demand plan and the actual demand amount, and a power shortage occurs. At this time, if a consignment contract is concluded for each demand balancing group, the imbalance is calculated for each demand balancing group. That is, the difference between the total of the planned demand values, which is the demand plan of the retail electric power companies belonging to the same demand balancing group, and the total of the actual demand values of the retail electric power companies belonging to the same demand balancing group is imbalanced. ..
図２は、実施の形態１の監視システム１００の監視対象の需要バランシンググループの構成例を示す図である。図２に示した例では、１つの需要バランシンググループは１つの小売電気事業者で構成されている。図２にＬと示した丸は、需要家を示す。小売電気事業者は複数の需要家と契約している。 FIG. 2 is a diagram showing a configuration example of a demand balancing group to be monitored by the monitoring system 100 of the first embodiment. In the example shown in FIG. 2, one demand balancing group is composed of one retail electric power company. Circles indicated by L in FIG. 2 indicate consumers. Retail electricity companies have contracts with multiple consumers.
図１の説明に戻る。実施の形態１の監視システム１００は、需要計画を広域機関システム２００から取得し、需要の実績値である３０分電力量をメーターデータ管理システム３００から取得し、電力市場価格を電力取引システム４００から取得する。そして、監視システム１００は、需要計画および３０分電力量に基づいて、インバランス発生確率を求め、インバランス発生確率に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出する。以下、監視システム１００が上述した処理により抽出した、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を、不正事業者候補とも呼ぶ。
Returning to the description of FIG. The monitoring system 100 of the first embodiment acquires the demand plan from the wide
図１に示すように、実施の形態１の監視システム１００は、契約マスタ管理部１、計画管理部２、実績管理部３、インバランス単価管理部４、電力市場価格管理部５、インバランス計算部６、条件判定部７、表示処理部８および帳票出力部９を備える。
As shown in FIG. 1, the monitoring system 100 of the first embodiment has a contract master management unit 1, a plan management unit 2, a performance management unit 3, an imbalance unit
監視システム１００の契約マスタ管理部１は、広域機関システム２００から小売電気事業者と需要家との契約に関する契約情報である第１の契約情報を取得し、第１の契約情報を管理する。第１の契約情報は、小売電気事業者の識別情報である事業者コードと、小売電気事業者と契約している需要家の識別情報とを含む。第１の契約情報には、事業者名が含まれていてもよい。また、契約マスタ管理部１は、小売電気事業者と送配電事業者の託送契約の契約情報である第２の契約情報を管理する。第２の契約情報は、需要バランシンググループごとの、需要バランシンググループに属する小売電気事業者を示す識別情報（事業者コード）と、託送契約の契約期間とを含む。契約期間は、インバランスの精算を行う期間である。第２の契約情報は、送配電事業者により管理されているため、送配電事業者の運用者により監視システム１００に入力されるかまたは第２の契約情報を管理している図示しない別の装置から送信される。
The contract master management unit 1 of the monitoring system 100 acquires the first contract information which is the contract information regarding the contract between the retail electric power company and the customer from the wide
計画管理部２は、広域機関システム２００から、需要バランシンググループごとに、需要バランシンググループを代表する小売電気事業者から提出された、該需要バランシンググループの需要計画を取得して管理する。なお、本実施の形態では、１つの需要バランシンググループは１つの小売電気事業者で構成されているため、需要バランシンググループは１つの小売電気事業者の需要計画である。すなわち、本実施の形態では、計画管理部２は、送配電事業者との間で供給に関する契約を締結している小売電気事業者の需要計画を管理する。実績管理部３は、メーターデータ管理システム３００から各需要家の電力量の計量結果である３０分電力量を取得し、３０分単位の時間帯を示す時刻情報と該時間帯に対応する３０分電力量とを需要家の識別情報と対応付けて実績情報として管理する。インバランス単価管理部４は、広域機関システム２００からインバランス単価を取得して管理する。電力市場価格管理部５は、電力取引システム４００から電力市場価格を取得して管理する。
The plan management unit 2 acquires and manages the demand plan of the demand balancing group submitted by the retail electric power company representing the demand balancing group for each demand balancing group from the
インバランス計算部６は、インバランス量に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者である不正事業者候補を抽出する。詳細には、インバランス計算部６は、契約マスタ管理部１から第１の契約情報および第２の契約情報を取得し、計画管理部２から各需要バランシンググループの需要計画を取得し、実績管理部３から実績情報を取得する。第１の契約情報および第２の契約情報、需要計画および実績情報に基づいて、各需要バランシンググループのインバランス量を計算する。すなわち、インバランス計算部６は、需要計画における需要量の計画値である計画需要量と、小売電気事業者と契約している需要家を示す情報と、需要家ごとの電力量の計量結果とに基づいて、インバランス量を算出する。条件判定部７は、インバランス計算部６からインバランス量を取得し、インバランス単価管理部４からインバランス単価を取得し、電力市場価格管理部５から電力市場価格を取得する。条件判定部７は、インバランス量、インバランス単価および電力市場価格を元に、予め定めた条件に合致する小売電気事業者を抽出する。表示処理部８は、条件判定部７により抽出された小売電気事業者を画面に表示する。帳票出力部９は、条件判定部７により抽出された小売電気事業者を帳票として出力する。
The imbalance calculation unit 6 extracts a fraudulent business candidate who is a retail electric power company presumed to generate an intentional imbalance based on the imbalance amount. Specifically, the imbalance calculation unit 6 acquires the first contract information and the second contract information from the contract master management unit 1, acquires the demand plan of each demand balancing group from the plan management unit 2, and manages the results. Acquire performance information from department 3. The imbalance amount of each demand balancing group is calculated based on the first contract information and the second contract information, the demand plan and the actual information. That is, the imbalance calculation unit 6 includes the planned demand amount, which is the planned value of the demand amount in the demand plan, the information indicating the customer who has a contract with the retail electric power company, and the measurement result of the electric energy amount for each customer. The imbalance amount is calculated based on. The condition determination unit 7 acquires the imbalance amount from the imbalance calculation unit 6, acquires the imbalance unit price from the imbalance unit
次に、本実施の形態の監視システム１００を実現するハードウェアについて説明する。本実施の形態の監視システム１００は、コンピュータシステムにより実現される。コンピュータシステム上で、監視システム１００における処理が記述されたプログラムである監視プログラムが実行されることにより、コンピュータシステムが監視システム１００として機能する。図３は、実施の形態１の監視システム１００を実現するコンピュータシステムの構成例を示す図である。図３に示すように、このコンピュータシステムは、制御部１０１と入力部１０２と記憶部１０３と表示部１０４と通信部１０５と出力部１０６とを備え、これらはシステムバス１０７を介して接続されている。
Next, the hardware that realizes the monitoring system 100 of the present embodiment will be described. The monitoring system 100 of the present embodiment is realized by a computer system. The computer system functions as the monitoring system 100 by executing the monitoring program, which is a program in which the processing in the monitoring system 100 is described, on the computer system. FIG. 3 is a diagram showing a configuration example of a computer system that realizes the monitoring system 100 of the first embodiment. As shown in FIG. 3, this computer system includes a control unit 101, an input unit 102, a storage unit 103, a display unit 104, a
図３において、制御部１０１は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等であり、本実施の形態の監視システム１００における処理が記述された監視プログラムを実行する。入力部１０２は、たとえばキーボード、マウスなどで構成され、コンピュータシステムの使用者が、各種情報の入力を行うために使用する。記憶部１０３は、ＲＡＭ（Random Access Memory），ＲＯＭ（Read Only Memory）などの各種メモリおよびハードディスクなどのストレージデバイスを含み、上記制御部１０１が実行すべきプログラム、処理の過程で得られた必要なデータ、などを記憶する。また、記憶部１０３は、プログラムの一時的な記憶領域としても使用される。表示部１０４は、ＬＣＤ（液晶表示パネル）などで構成され、コンピュータシステムの使用者に対して各種画面を表示する。通信部１０５は、通信処理を実施する受信機および送信機である。出力部１０６は、プリンタなどである。なお、図３は、一例であり、コンピュータシステムの構成は図３の例に限定されない。
In FIG. 3, the control unit 101 is, for example, a CPU (Central Processing Unit) or the like, and executes a monitoring program in which processing in the monitoring system 100 of the present embodiment is described. The input unit 102 is composed of, for example, a keyboard, a mouse, or the like, and is used by a user of a computer system to input various information. The storage unit 103 includes various memories such as RAM (Random Access Memory) and ROM (Read Only Memory) and a storage device such as a hard disk, and is a necessary program obtained in the process of a program and processing to be executed by the control unit 101. Memorize data, etc. The storage unit 103 is also used as a temporary storage area for the program. The display unit 104 is composed of an LCD (liquid crystal display panel) or the like, and displays various screens to a user of a computer system. The
ここで、本実施の形態の監視プログラムが実行可能な状態になるまでのコンピュータシステムの動作例について説明する。上述した構成をとるコンピュータシステムには、たとえば、図示しないＣＤ（Compact Disc）−ＲＯＭまたはＤＶＤ（Digital Versatile Disc）−ＲＯＭドライブにセットされたＣＤ−ＲＯＭまたはＤＶＤ−ＲＯＭから、監視プログラムが記憶部１０３にインストールされる。そして、監視プログラムの実行時に、記憶部１０３から読み出された監視プログラムが記憶部１０３に格納される。この状態で、制御部１０１は、記憶部１０３に格納されたプログラムに従って、本実施の形態の監視システム１００としての処理を実行する。 Here, an operation example of the computer system until the monitoring program of the present embodiment becomes executable will be described. In the computer system having the above-described configuration, for example, a monitoring program is stored in a storage unit 103 from a CD-ROM or DVD-ROM set in a CD (Compact Disc) -ROM or DVD (Digital Versatile Disc) -ROM drive (not shown). Will be installed on. Then, when the monitoring program is executed, the monitoring program read from the storage unit 103 is stored in the storage unit 103. In this state, the control unit 101 executes the process as the monitoring system 100 of the present embodiment according to the program stored in the storage unit 103.
なお、上記の説明においては、ＣＤ−ＲＯＭまたはＤＶＤ−ＲＯＭを記録媒体として、監視システム１００における処理を記述したプログラムを提供しているが、これに限らず、コンピュータシステムの構成、提供するプログラムの容量などに応じて、たとえば、通信部１０５を経由してインターネットなどの伝送媒体により提供されたプログラムを用いることとしてもよい。
In the above description, a program describing processing in the monitoring system 100 is provided using a CD-ROM or a DVD-ROM as a recording medium, but the present invention is not limited to this, and the configuration of the computer system and the provided program are not limited to this. Depending on the capacity and the like, for example, a program provided by a transmission medium such as the Internet via the
図１に示した契約マスタ管理部１、計画管理部２、実績管理部３、インバランス単価管理部４、電力市場価格管理部５、インバランス計算部６、条件判定部７は、図３の制御部１０１および記憶部１０３により実現される。また、契約マスタ管理部１、計画管理部２、実績管理部３、インバランス単価管理部４および電力市場価格管理部５の実現には通信部１０５も用いられる。図１に示した表示処理部８は、図３に示した表示部１０４により実現される。図１に示した帳票出力部９は、図３に示した出力部１０６により実現される。なお、監視システム１００は、複数のコンピュータシステムにより実現されてもよい。
The contract master management unit 1, the plan management unit 2, the performance management unit 3, the imbalance unit
次に、本実施の形態の監視システム１００の動作について説明する。図４は、実施の形態１における監視システム１００の電力需給監視処理手順の一例を示すフローチャートである。図４では、１つの需要バランシンググループに関する処理を示しており、監視システム１００は、監視対象の需要バランシンググループごとに図４に示した処理を実施する。なお、ここでは、上述したとおり、１つの需要バランシンググループが１つの小売電気事業者で構成されているとする。 Next, the operation of the monitoring system 100 of the present embodiment will be described. FIG. 4 is a flowchart showing an example of the power supply / demand monitoring processing procedure of the monitoring system 100 according to the first embodiment. FIG. 4 shows processing related to one demand balancing group, and the monitoring system 100 executes the processing shown in FIG. 4 for each demand balancing group to be monitored. Here, as described above, it is assumed that one demand balancing group is composed of one retail electric power company.
図４に示すように、インバランス計算部６は、計画管理部２から取得した需要計画と、実績管理部３から取得した実績情報を用いて、処理対象の需要バランシンググループのインバランス量を算出する（ステップＳ１）。具体的には、インバランス計算部６は、契約マスタ管理部１から第２の契約情報を取得して、処理対象の需要バランシンググループに属する小売電気事業者の事業者コードを取得する。なお、事業者コードの替わりに事業者名などの識別情報が用いられてもよい。インバランス計算部６は、契約マスタ管理部１から第１の契約情報を取得して、処理対象の需要バランシンググループに属する小売電気事業者と契約している需要家の識別情報を、第１の契約情報から取得する。そして、インバランス計算部６は、需要家の識別情報に対応する実績情報を実績管理部３から取得する。インバランス計算部６は、実績情報に基づいて、小売電気事業者と契約している需要家の３０分電力量の総和を、需要の実績値である実績需要量として算出する。インバランス計算部６は、３０分単位で、「計画需要量−実績需要量」を、インバランス量として算出する。インバランス量は、電気が余る場合に正の値、電気が不足する場合に負の値となるように定義されるため、需要の計算においては、インバランス量は「計画需要量−実績需要量」として計算する。なお、実績需要量および計画需要量は、送電線におけるロスの補正がされた送電端の値とする。インバランス計算部６は、算出したインバランス量を、事業者コード、事業者名といった小売電気事業者の識別情報とともに、条件判定部７へ出力する。 As shown in FIG. 4, the imbalance calculation unit 6 calculates the imbalance amount of the demand balancing group to be processed by using the demand plan acquired from the plan management unit 2 and the actual information acquired from the actual result management unit 3. (Step S1). Specifically, the imbalance calculation unit 6 acquires the second contract information from the contract master management unit 1 and acquires the business code of the retail electric power company belonging to the demand balancing group to be processed. In addition, identification information such as a business name may be used instead of the business code. The imbalance calculation unit 6 acquires the first contract information from the contract master management unit 1 and uses the first identification information of the customer who has a contract with the retail electric power company belonging to the demand balancing group to be processed. Obtained from contract information. Then, the imbalance calculation unit 6 acquires the performance information corresponding to the identification information of the customer from the performance management unit 3. The imbalance calculation unit 6 calculates the total amount of 30-minute electric energy of the customer who has a contract with the retail electric power company as the actual demand amount, which is the actual value of the demand, based on the actual result information. The imbalance calculation unit 6 calculates "planned demand amount-actual demand amount" as an imbalance amount in units of 30 minutes. Since the imbalance amount is defined to be a positive value when there is surplus electricity and a negative value when there is insufficient electricity, the imbalance amount is defined as "planned demand amount-actual demand amount" in the calculation of demand. Is calculated as. The actual demand and the planned demand shall be the values at the transmission end where the loss on the transmission line is corrected. The imbalance calculation unit 6 outputs the calculated imbalance amount to the condition determination unit 7 together with the identification information of the retail electric power company such as the business code and the business name.
条件判定部７は、インバランス量に基づいて、インバランス量の相対的な値としてインバランス発生率を３０分単位で算出する（ステップＳ２）。具体的には、インバランス計算部６は、インバランス量を実績需要量で割ることによりインバランス発生率を算出する。すなわち、インバランス発生率＝インバランス量／実績需要量、である。 The condition determination unit 7 calculates the imbalance occurrence rate in units of 30 minutes as a relative value of the imbalance amount based on the imbalance amount (step S2). Specifically, the imbalance calculation unit 6 calculates the imbalance occurrence rate by dividing the imbalance amount by the actual demand amount. That is, the imbalance occurrence rate = imbalance amount / actual demand amount.
条件判定部７は、インバランス発生率が閾値（第１の閾値）以上であるか否かを判断する（ステップＳ３）。インバランス発生率が第１の閾値以上であるか否かの判断は、具体的には、３０分単位の各時間帯のうち１つの時間帯でもインバランス発生率が第１の閾値以上であれば、ステップＳ３でＹｅｓと判定してもよいし、３０分単位の各時間帯のインバランス発生確率の一定期間内の平均値、中央値または分散が第１の閾値以上であればステップＳ３でＹｅｓと判定するようにしてもよい。また、第１の閾値については、運用者が設定するようにしてもよいし、機械学習等の技術などにより過去の情報を用いて算出された値でもよい。 The condition determination unit 7 determines whether or not the imbalance occurrence rate is equal to or higher than the threshold value (first threshold value) (step S3). Whether or not the imbalance occurrence rate is equal to or higher than the first threshold value is specifically determined so that the imbalance occurrence rate is equal to or higher than the first threshold value even in one of the 30-minute unit time zones. For example, it may be determined as Yes in step S3, or if the average value, median value, or variance within a certain period of the imbalance occurrence probability in each time zone in 30-minute units is equal to or higher than the first threshold value, in step S3. It may be determined as Yes. Further, the first threshold value may be set by the operator, or may be a value calculated by using past information by a technique such as machine learning.
インバランス発生率が第１の閾値以上の場合（ステップＳ３ Ｙｅｓ）、条件判定部７は、処理対象の小売電気事業者を、不正事業者候補として抽出し、抽出事業者リストに登録する（ステップＳ６）。具体的には、条件判定部７は、不正事業者候補と判定された不正事業者候補の事業者コード、事業者名といった識別情報を、ステップＳ３でＹｅｓと判定されたことを示す情報とともに、抽出事業者リストに追加する。条件判定部７は、抽出事業者リストを保持する。 When the imbalance occurrence rate is equal to or higher than the first threshold value (step S3 Yes), the condition determination unit 7 extracts the retail electric power business to be processed as a fraudulent business candidate and registers it in the extraction business list (step). S6). Specifically, the condition determination unit 7 sets the identification information such as the business code and the business name of the fraudulent business candidate determined to be the fraudulent business candidate together with the information indicating that the business code is determined to be Yes in step S3. Add to the extraction company list. The condition determination unit 7 holds a list of extraction companies.
インバランス発生率が第１の閾値未満の場合（ステップＳ３ Ｎｏ）、条件判定部７は、電力市場価格＞インバランス単価を満たす時間帯でのインバランス発生率が閾値（第２の閾値）以上かどうかを判断する（ステップＳ４）。これは、電力市場価格＞インバランス単価を満たす時間帯では、電力市場から電気を調達するよりも、インバランスを発生させてインバランス料金を送配電事業者に支払った方が経済的であると小売電気事業者が考える可能性があるためである。電力市場価格＞インバランス単価を満たす時間帯が複数ある場合には、ステップＳ３と同様に、１つの時間帯でもインバランス発生率が第２の閾値以上であれば、ステップＳ４でＹｅｓと判定してもよいし、各時間帯のインバランス発生確率の一定期間内の平均値、中央値または分散が第２の閾値以上であればステップＳ４でＹｅｓと判定するようにしてもよい。ここでの第２の閾値も運用者が設定するようにしてもよいし、機械学習等の技術などにより過去の情報を用いて算出された値でもよい。 When the imbalance occurrence rate is less than the first threshold value (step S3 No), the condition determination unit 7 determines that the imbalance occurrence rate in the time zone when the electricity market price> the imbalance unit price is satisfied is equal to or higher than the threshold value (second threshold value). Whether or not it is determined (step S4). This is because it is more economical to generate imbalance and pay the imbalance fee to the transmission and distribution business operator than to procure electricity from the electricity market during the time when the electricity market price> imbalance unit price is satisfied. This is because retail electricity companies may think about it. When there are a plurality of time zones that satisfy the electricity market price> imbalance unit price, as in step S3, if the imbalance occurrence rate is equal to or higher than the second threshold value even in one time zone, it is determined as Yes in step S4. Alternatively, if the average value, the median value, or the variance of the imbalance occurrence probability in each time zone within a certain period is equal to or higher than the second threshold value, it may be determined as Yes in step S4. The second threshold value here may also be set by the operator, or may be a value calculated using past information by a technique such as machine learning.
電力市場価格＞インバランス単価を満たす時間帯でのインバランス発生率が第２の閾値以上の場合（ステップＳ４ Ｙｅｓ）、条件判定部７は、ステップＳ６の処理へ進む。具体的には、条件判定部７は、ステップＳ４でＹｅｓとなってステップＳ６の処理を行う場合には、不正事業者候補と判定された不正事業者候補の事業者コード、事業者名といった識別情報を、ステップＳ４でＹｅｓと判定されたことを示す情報とともに、抽出事業者リストに追加する。電力市場価格＞インバランス単価を満たす時間帯でのインバランス発生率が第２の閾値未満の場合（ステップＳ４ Ｎｏ）、処理対象の小売電気事業者は、問題なし、すなわち不正事業者候補ではない、と判定する（ステップＳ５）。なお、以上の例では、ステップＳ３とステップＳ４の両方の判定を行ったが、いずれか一方のみを行うようにしてもよい。 When the imbalance occurrence rate in the time zone satisfying the electricity market price> imbalance unit price is equal to or greater than the second threshold value (step S4 Yes), the condition determination unit 7 proceeds to the process of step S6. Specifically, when the condition determination unit 7 becomes Yes in step S4 and performs the process of step S6, the condition determination unit 7 identifies the business code and business name of the fraudulent business candidate determined to be a fraudulent business candidate. The information is added to the extraction company list together with the information indicating that the determination is Yes in step S4. When the imbalance occurrence rate in the time zone when the electricity market price> imbalance unit price is satisfied is less than the second threshold value (step S4 No), the retail electric power company to be processed has no problem, that is, it is not a fraudulent business candidate. , (Step S5). In the above example, both the determination in step S3 and the determination in step S4 are performed, but only one of them may be determined.
以上により抽出された不正事業者候補を示す抽出事業者リストは、表示処理部８により画面表示される。また、帳票出力部９による帳票として出力される。図５は、実施の形態１の抽出事業者リストの画面表示の一例を示す図である。図５では、小売電気事業者を示す事業者コードと、小売電気事業者の名称である事業者名と、インバランス発生率と、合致条件とが表示されている。インバランス発生率については、ステップＳ３またはステップＳ４でＹｅｓと判定されたときの判定に用いられたインバランス発生率である。合致条件は、どの条件に合致したことにより抽出されたかを示し、ステップＳ３でＹｅｓと判定された場合は条件＃１、ステップＳ４でＹｅｓと判定された場合には条件＃２となる。
The extraction business operator list showing the fraudulent business operator candidates extracted as described above is displayed on the screen by the
以上説明したように、本実施の形態１においては、インバランス量からインバランス発生率を算出し、インバランス発生率が閾値以上であるかを、全時間帯、あるいは電力市場価格＞インバランス単価の時間帯で比較する。これにより、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することができる。 As described above, in the first embodiment, the imbalance occurrence rate is calculated from the imbalance amount, and whether the imbalance occurrence rate is equal to or higher than the threshold value is determined by all time zones or the electricity market price> imbalance unit price. Compare by time zone. As a result, it is possible to extract retail electric power companies that are presumed to cause intentional imbalance.
実施の形態２．
図６は、実施の形態２にかかる監視システムの機能構成例を示す図である。実施の形態２の監視システム１００ａの構成は、実施の形態１の監視システム１００にデータベース１０が追加されている以外は、実施の形態１の監視システム１００と同様である。実施の形態１と同様の機能を有する構成要素は実施の形態１と同一の符号を付して重複する説明を省略する。以下、実施の形態１と異なる点を中心に説明する。
Embodiment 2.
FIG. 6 is a diagram showing a functional configuration example of the monitoring system according to the second embodiment. The configuration of the monitoring system 100a of the second embodiment is the same as that of the monitoring system 100 of the first embodiment except that the
実施の形態２の監視システム１００ａは、実施の形態１の条件判定部７におけるステップＳ３，Ｓ４の判定で、Ｙｅｓと判定された小売電気事業者に関する情報を、判定結果情報としてデータベース１０に格納する。運用者は、監視システム１００ａを用いてデータベース１０に格納された情報の履歴を表示したり帳票に出力したりすることにより、継続的に不正事業者候補と判定されている小売電気事業者を判別することができる。これにより、短期的に不正事業者候補と判定された場合には、意図的ではなく条件にたまたま一致して不正事業者候補と判定される可能もあり、また意図的であったとしても一時的であれば悪質な度合いは低い。これに対し、長期間にわたって継続的に不正事業者候補と判定された場合には、悪質な度合いが高く、該当する小売電気事業者について優先的に調査、改善指導などを行うことが望ましい。
The monitoring system 100a of the second embodiment stores the information about the retail electric power company determined to be Yes in the determination of steps S3 and S4 in the condition determination unit 7 of the first embodiment in the
図７は、実施の形態２のデータベース１０に格納される判定結果情報の一例を示す図である。一般に、インバランスの精算は月ごとに実施されることから、条件判定部７は、実施の形態１で述べた抽出事業者リストとして格納する情報に、対象月を示す情報を付加して判定結果情報としてデータベース１０に格納する。すなわち、データベース１０は、不正事業者候補を、インバランス量の計算の対象となった時間を示す情報とともに記憶する。なお、データベース１０は、図３に示した記憶部１０３により実現される。
FIG. 7 is a diagram showing an example of determination result information stored in the
データベース１０に格納される判定結果情報は、表示処理部８により、画面表示される。また、データベース１０に格納される判定結果情報は、帳票出力部９による帳票として出力される。
The determination result information stored in the
以上説明したように、実施の形態２においては、実施の形態１の電力同時同量監視システムに対して継続的にデータを保持するデータベースを備えることで、条件を継続的に満たしている小売電気事業者を抽出し、出力することを実現する。 As described above, in the second embodiment, the retail electricity that continuously satisfies the condition by providing the database that continuously holds the data for the simultaneous electric power equal amount monitoring system of the first embodiment. It is possible to extract and output the business operator.
実施の形態３．
次に、本発明にかかる実施の形態３の監視システム１００について説明する。実施の形態３の監視システム１００の構成は、実施の形態１の監視システム１００と同様であるが、条件判定部７の処理が一部実施の形態１と異なる。他の構成要素については、実施の形態１と同様である。
Embodiment 3.
Next, the monitoring system 100 of the third embodiment according to the present invention will be described. The configuration of the monitoring system 100 of the third embodiment is the same as that of the monitoring system 100 of the first embodiment, but the processing of the condition determination unit 7 is partially different from that of the first embodiment. The other components are the same as those in the first embodiment.
本実施の形態では、条件判定部７が、インバランス発生率と電力市場価格の傾向を分析し、分析結果を用いて、意図的にインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出する。 In the present embodiment, the condition determination unit 7 analyzes the imbalance occurrence rate and the tendency of the electricity market price, and uses the analysis result to presume that the imbalance is intentionally generated by the retail electric power company. Is extracted.
図８は、実施の形態３の電力市場価格とインバランス発生率とを時系列で示したグラフの一例を示す図である。図８では、横軸は時間を示し、縦軸は電力市場価格またはインバランス発生率を示している。図８に示した実線は、電力市場価格を示し、破線はインバランス発生率を示している。図８に示すように、実施の形態１で述べたとおり、電力市場価格＞インバランス単価の時間帯では、小売電気事業者にとっては、電力市場から電気を調達するよりも、インバランスを発生させてインバランス料金を送配電事業者に支払った方が、コストがかからない。このため、意図的にインバランスを発生させる小売電気事業者に関しては、電力市場価格が高騰するにつれて、インバランス発生率が上昇すると予測される。即ち、意図的にインバランスを発生させる小売電気事業者に関しては、電力市場価格とインバランス発生率には相関が生まれる。 FIG. 8 is a diagram showing an example of a graph showing the electricity market price and the imbalance occurrence rate of the third embodiment in time series. In FIG. 8, the horizontal axis represents time and the vertical axis represents electricity market price or imbalance occurrence rate. The solid line shown in FIG. 8 shows the electricity market price, and the broken line shows the imbalance occurrence rate. As shown in FIG. 8, as described in the first embodiment, in the time zone where the electricity market price> the imbalance unit price, the retail electric power company generates an imbalance rather than procuring electricity from the electricity market. It is less costly to pay the imbalance fee to the power transmission and distribution operator. Therefore, for retail electric power companies that intentionally generate imbalances, it is predicted that the imbalance occurrence rate will increase as the electricity market price soars. That is, for retail electric power companies that intentionally generate imbalances, there is a correlation between the electricity market price and the imbalance occurrence rate.
図９は、実施の形態３の電力市場価格とインバランス発生率の相関の一例を示す図である。図９に示した黒丸の各点は、３０分単位の各時間帯に対応する電力市場価格とインバランス発生率を１組とするデータを示している。図９では、横軸は電力市場価格を示し、縦軸はインバランス発生率を示している。図９に示した直線は、３０分単位の各時間帯に対応する電力市場価格とインバランス発生率から算出した回帰直線を示している。上述したとおり、電力市場価格が高騰するにつれてインバランス発生率が上昇するのであれば、正の相関となる。実施の形態３ではこの相関に着目し、電力市場価格とインバランス発生率の相関係数を算出し、条件判定部７は、相関係数が閾値以上であれば、不正事業者候補と判定し、抽出事業者リストに登録する。 FIG. 9 is a diagram showing an example of the correlation between the electricity market price and the imbalance occurrence rate of the third embodiment. Each point of the black circle shown in FIG. 9 shows data in which the electricity market price and the imbalance occurrence rate corresponding to each time zone in 30-minute units are set as one set. In FIG. 9, the horizontal axis shows the electricity market price, and the vertical axis shows the imbalance occurrence rate. The straight line shown in FIG. 9 shows a regression line calculated from the electricity market price and the imbalance occurrence rate corresponding to each time zone in 30-minute units. As mentioned above, if the imbalance rate rises as the electricity market price rises, there is a positive correlation. In the third embodiment, paying attention to this correlation, the correlation coefficient between the electricity market price and the imbalance occurrence rate is calculated, and if the correlation coefficient is equal to or more than the threshold value, the condition determination unit 7 determines that the candidate is a fraudulent business operator. , Register in the extraction company list.
条件判定部７は、図４に示したステップＳ３およびステップＳ４の替わりに、上述した相関係数を用いた判定を行ってもよいし、ステップＳ３またはステップＳ４の替わりに、上述した相関係数を用いた判定を行ってもよい。また、図４に示したステップＳ３およびステップＳ４に加えて、上述した相関係数を用いた判定を行ってもよい。なお、実施の形態３の監視システム１００が、実施の形態２と同様に、データベース１０を備え、抽出事業者リストと対象月とを判定結果情報として、データベース１０に格納するようにしてもよい。
The condition determination unit 7 may make a determination using the above-mentioned correlation coefficient instead of step S3 and step S4 shown in FIG. 4, or may perform the determination using the above-mentioned correlation coefficient instead of step S3 or step S4. You may make a judgment using. Further, in addition to steps S3 and S4 shown in FIG. 4, a determination using the above-mentioned correlation coefficient may be performed. As in the second embodiment, the monitoring system 100 of the third embodiment may include the
以上説明したように、実施の形態３においては、監視システム１００の条件判定部７が、インバランス率と電力市場価格との相関係数を算出し、相関係数に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出する。これにより、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することができる。 As described above, in the third embodiment, the condition determination unit 7 of the monitoring system 100 calculates the correlation coefficient between the imbalance rate and the electricity market price, and intentionally inserts the value based on the correlation coefficient. Extract retail electricity companies that are presumed to be creating a balance. As a result, it is possible to extract retail electric power companies that are presumed to cause intentional imbalance.
実施の形態４．
次に、本発明にかかる実施の形態４の監視システム１００について説明する。実施の形態４の監視システム１００の構成は、実施の形態１の監視システム１００と同様である。本実施の形態では、各部が行う処理の一部が異なる。以下、実施の形態１と異なる点を中心に説明する。
Next, the monitoring system 100 of the fourth embodiment according to the present invention will be described. The configuration of the monitoring system 100 of the fourth embodiment is the same as that of the monitoring system 100 of the first embodiment. In the present embodiment, a part of the processing performed by each part is different. Hereinafter, the points different from those of the first embodiment will be mainly described.
実施の形態１では、１つの需要バランシンググループは１つの小売電気事業者で構成される例を説明したが、複数の小売電気事業者が１つの需要バランシンググループを形成する代表契約と呼ばれるスキームが用いられる場合もある。本実施の形態では、代表契約のスキームが用いられる場合にも、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出できる方法について説明する。 In the first embodiment, an example in which one demand balancing group is composed of one retail electric utility is described, but a scheme called a representative contract in which a plurality of retail electric utilities form one demand balancing group is used. In some cases. In the present embodiment, a method of extracting a retail electric power company that is presumed to cause an intentional imbalance even when the scheme of the representative contract is used will be described.
図１０は、実施の形態４の監視システム１００の処理対象となる代表契約の需要バランシンググループの構成例を示す図である。図１０に示すように、代表契約の需要バランシンググループでは、複数の小売電気事業者で需要バランシンググループが形成される。代表契約の需要バランシンググループでは、複数の小売電気事業者のなかの１つの小売電気事業者が代表となり、他の小売電気事業者は子となる。代表契約では、複数の小売電気事業者で需要バランシンググループを構成するため、実施の形態１で述べた方法では、どの小売電気事業者が不正であるかまでは特定ができない。そこで、実施の形態４では、計画管理部２は、広域機関システム２００から、需要バランシンググループごとの需要計画だけでなく、小売電気事業者ごとの需要計画も取得する。広域機関には、需要バランシンググループごとの需要計画とともに需要バランシンググループに属する小売電気事業者ごとの内訳である各小売電気事業者の需要計画も一緒に提出される。したがって、広域機関システム２００は、需要バランシンググループごとの需要計画だけでなく各小売電気事業者の需要計画も保持している。
FIG. 10 is a diagram showing a configuration example of a demand balancing group of a representative contract to be processed by the monitoring system 100 of the fourth embodiment. As shown in FIG. 10, in the demand balancing group of the representative contract, a demand balancing group is formed by a plurality of retail electric utilities. In the demand balancing group of the representative contract, one retail electric power company among multiple retail electric power companies is the representative, and the other retail electric power companies are children. In the representative contract, since a demand balancing group is formed by a plurality of retail electric power companies, it is not possible to specify which retail electric power company is fraudulent by the method described in the first embodiment. Therefore, in the fourth embodiment, the plan management unit 2 acquires not only the demand plan for each demand balancing group but also the demand plan for each retail electric power company from the wide
実施の形態４の監視システム１００は、図４に示したステップＳ１において、小売電気事業者ごとに、３０分の時間帯ごとの需要の計画値と需要の実績値の差であるインバランス量を算出する。そして、ステップＳ２以降の処理についても、小売電気事業者ごとに実施する。以上述べた以外の本実施の形態の動作は実施の形態１と同様である。なお、実施の形態４の監視システム１００が、実施の形態２と同様に、データベース１０を備え、抽出事業者リストと対象月とを判定結果情報として、データベース１０に格納するようにしてもよい。また、実施の形態３で述べた監視システム１００が、本実施の形態と同様に、小売電気事業者ごとの需要計画を取得して、小売電気事業者ごとにインバランス発生率を求め、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出するようにしてもよい。
In step S1 shown in FIG. 4, the monitoring system 100 of the fourth embodiment determines the imbalance amount, which is the difference between the planned value of demand and the actual value of demand for each 30-minute time zone, for each retail electric power company. calculate. Then, the processing after step S2 is also carried out for each retail electric power company. The operations of the present embodiment other than those described above are the same as those of the first embodiment. As in the second embodiment, the monitoring system 100 of the fourth embodiment may include the
以上説明したように、実施の形態４においては、送配電事業者との間で複数の小売電気事業者で需要バランシンググループを構成する代表契約が締結されている場合、計画管理部２は、需要バランシンググループを構成する小売電気事業者単位の需要計画を管理し、インバランス計算部６は、小売電気事業者単位の需要計画を用いてインバランス量を算出する。これにより、代表契約の場合であっても、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することができる。 As described above, in the fourth embodiment, when a representative contract forming a demand balancing group is concluded between the power transmission and distribution business operator and a plurality of retail electric power companies, the plan management unit 2 requests the demand. The imbalance calculation unit 6 manages the demand plan for each retail electric power company that constitutes the balancing group, and calculates the imbalance amount using the demand plan for each retail electric power company. As a result, even in the case of a representative contract, it is possible to extract retail electric power companies that are presumed to have caused an intentional imbalance.
実施の形態５．
次に、本発明にかかる実施の形態５の監視システム１００について説明する。実施の形態５の監視システム１００の構成は、実施の形態１の監視システム１００と同様である。本実施の形態では、各部が行う処理の一部が異なる。以下、実施の形態１と異なる点を中心に説明する。
Next, the monitoring system 100 of the fifth embodiment according to the present invention will be described. The configuration of the monitoring system 100 of the fifth embodiment is the same as that of the monitoring system 100 of the first embodiment. In the present embodiment, a part of the processing performed by each part is different. Hereinafter, the points different from those of the first embodiment will be mainly described.
実施の形態５では、需要バランシンググループではなく、発電バランシンググループについてもインバランスを監視し、意図的なインバランスを発生させていると推定される発電事業者を抽出する。 In the fifth embodiment, the imbalance is monitored not only for the demand balancing group but also for the power generation balancing group, and the power generation companies that are presumed to generate the intentional imbalance are extracted.
図１１は、実施の形態５の監視システム１００の処理対象となる発電バランシンググループの構成例を示す図である。図１１では、１か所の発電場所、すなわち１か所の発電場所における発電設備をＧと記載した丸で示している。発電バランシンググループは、１つまたは複数の発電場所で構成され、１つの発電量調整供給契約を結ぶグループである。各発電バランシンググループには、発電計画と発電量の実績値とを一致させることが求められる。小売電気事業者と異なり、発電事業者は、図１１に示すように、自身の管理する発電場所を複数の発電バランシンググループに分け、発電バランシンググループごとの発電量調整供給契約を結ぶことができる。 FIG. 11 is a diagram showing a configuration example of a power generation balancing group to be processed by the monitoring system 100 of the fifth embodiment. In FIG. 11, power generation facilities at one power generation location, that is, one power generation location, are indicated by circles marked with G. A power generation balancing group is a group consisting of one or more power generation sites and concluding one power generation adjustment supply contract. Each power generation balancing group is required to match the power generation plan with the actual value of power generation. Unlike the retail electric power company, as shown in FIG. 11, the power generation company can divide the power generation location managed by itself into a plurality of power generation balancing groups and conclude a power generation amount adjustment supply contract for each power generation balancing group.
図１２は、実施の形態５の１か所の発電場所が複数の発電バランシンググループに属する例を示す図である。図１２に示すように、１か所の発電場所が、互い異なる発電事業者に対応する複数の発電バランシンググループに属することもある。 FIG. 12 is a diagram showing an example in which one power generation location of the fifth embodiment belongs to a plurality of power generation balancing groups. As shown in FIG. 12, one power generation site may belong to a plurality of power generation balancing groups corresponding to different power generation companies.
発電事業者は、何らかの理由で発電量の実績値が計画値に対して足らなくなることがあれば、電力取引市場から電気を調達する必要がある。そのため、発電事業者は、電力市場価格がインバランスによるペナルティ料金より高い場合には、小売電気事業者と同様に意図的なインバランスを発生させる可能性がある。 If for some reason the actual value of power generation falls short of the planned value, the power generation company needs to procure electricity from the electricity trading market. Therefore, if the electricity market price is higher than the penalty fee due to the imbalance, the power generation company may generate an intentional imbalance like the retail electric power company.
本実施の形態では、契約マスタ管理部１は、実施の形態１で述べた情報に加えて、さらに、発電量調整供給契約に関する第３の契約情報を広域機関システム２００から取得する。第３の契約情報は、送配電事業者と発電事業者の間の契約と、発電事業者と発電者との契約に基づく内容を含む。第３の契約情報は、発電バランシンググループを識別する情報と、発電バランシンググループに対応する発電事業者を識別する情報と、発電バランシンググループに属する発電場所を識別する情報とを含む。計画管理部２は、実施の形態１で述べた情報に加えて、さらに、発電バランシンググループの発電計画を取得する。実績管理部３は、実施の形態１で述べた情報に加えて、さらに、例えば、メーターデータ管理システム３００から、発電場所ごとの発電量の計量値を取得する。なお、発電量の取得方法はメーターデータ管理システム３００から取得する方法に限定されず、計量された値を他の経路で取得する方法であってもよいし、どのような方法であってもよい。
In the present embodiment, the contract master management unit 1 further acquires a third contract information regarding the power generation amount adjustment supply contract from the
インバランス計算部６は、発電バランシンググループごとに、発電計画と発電量の計量値すなわち実績値とに基づいて、発電バランシンググループごとのインバランス量を計算する。詳細には、インバランス計算部６は、発電バランシンググループに属する発電場所の発電量の計量値の総和を実績発電量として求める。インバランス計算部６は、実績発電量（絶対値）から計画発電量（絶対値）を減ずることでインバランス量を計算する。条件判定部７は、インバランス量を実績発電量（絶対値）で割ることにより、インバランス発生率を算出する。このとき、図１２に例示するように１つの発電場所が複数の発電バランシンググループに属する場合には、該発電場所の発電量の計量値である実績値を、発電バランシンググループごとの発電計画に基づいて按分することにより、仕訳する。そして、インバランス計算部６は、発電バランシンググループごとに、以下の式（１）によりインバランス量を計算する。
インバランス量＝仕訳された発電量−計画発電量 ・・・（１）
The imbalance calculation unit 6 calculates the imbalance amount for each power generation balancing group based on the power generation plan and the measured value, that is, the actual value of the power generation amount. Specifically, the imbalance calculation unit 6 obtains the sum of the measured values of the power generation amount of the power generation location belonging to the power generation balancing group as the actual power generation amount. The imbalance calculation unit 6 calculates the imbalance amount by subtracting the planned power generation amount (absolute value) from the actual power generation amount (absolute value). The condition determination unit 7 calculates the imbalance occurrence rate by dividing the imbalance amount by the actual power generation amount (absolute value). At this time, when one power generation location belongs to a plurality of power generation balancing groups as illustrated in FIG. 12, the actual value which is the measured value of the power generation amount of the power generation location is based on the power generation plan for each power generation balancing group. Journalize by apportioning. Then, the imbalance calculation unit 6 calculates the imbalance amount for each power generation balancing group by the following equation (1).
Imbalance amount = journalized power generation amount-planned power generation amount ... (1)
条件判定部７は、インバランス量を仕訳された発電量で割ることにより、インバランス発生率を算出する。そして、発電バランシンググループごとに実施の形態１と同様にステップＳ３，Ｓ４の判定を行うことにより、Ｙｅｓと判定された発電バランシンググループに対応する発電事業者を、意図的なインバランスを発生させていると推定される発電事業者として抽出して抽出事業者リストに登録する。以上述べた以外の本実施の形態の動作は実施の形態１と同様である。なお、以上の説明では、実施の形態１の監視システム１００が、発電バランシンググループについても監視する例を説明したが、実施の形態２から実施の形態４で述べた監視システム１００，１００ａが、同様に発電バランシンググループについても監視するようにしてもよい。また、このときの意図的なインバランスを発生させていると推定される発電事業者の抽出のための、インバランス率を用いた判定方法は、実施の形態３と同様に相関係数を用いるものであってもよい。 The condition determination unit 7 calculates the imbalance occurrence rate by dividing the imbalance amount by the journalized power generation amount. Then, by performing the determinations in steps S3 and S4 for each power generation balancing group in the same manner as in the first embodiment, the power generation companies corresponding to the power generation balancing group determined to be Yes are generated an intentional imbalance. Extract as a power generation company that is presumed to exist and register it in the extraction company list. The operations of the present embodiment other than those described above are the same as those of the first embodiment. In the above description, the monitoring system 100 of the first embodiment also monitors the power generation balancing group, but the monitoring systems 100 and 100a described in the second to fourth embodiments are the same. The power generation balancing group may also be monitored. Further, the determination method using the imbalance rate for extracting the power generation company presumed to generate the intentional imbalance at this time uses the correlation coefficient as in the third embodiment. It may be a thing.
以上説明したように、実施の形態５においては、需要バランシンググループではなく、発電バランシンググループのインバランスを監視することで、意図的なインバランスを発生させていると推定される発電事業者を抽出することができる。 As described above, in the fifth embodiment, by monitoring the imbalance of the power generation balancing group instead of the demand balancing group, the power generation companies that are presumed to generate the intentional imbalance are extracted. can do.
実施の形態６．
次に、本発明にかかる実施の形態６の監視システム１００について説明する。実施の形態６の監視システム１００の構成は、実施の形態１の監視システム１００と同様である。本実施の形態では、各部が行う処理の一部が異なる。以下、実施の形態１と異なる点を中心に説明する。
Embodiment 6.
Next, the monitoring system 100 of the sixth embodiment according to the present invention will be described. The configuration of the monitoring system 100 of the sixth embodiment is the same as that of the monitoring system 100 of the first embodiment. In the present embodiment, a part of the processing performed by each part is different. Hereinafter, the points different from those of the first embodiment will be mainly described.
実施の形態６では、需要バランシンググループではなく、需要抑制バランシンググループについてもインバランスを監視し、意図的なインバランスを発生させていると推定される需要抑制事業者を抽出する。需要抑制バランシンググループは、送配電事業者が、需要抑制事業者の節電した電力を発電した電力として扱って小売電気事業者などへ供給する契約を結ぶ際の単位となるグループである。 In the sixth embodiment, the imbalance is monitored not only for the demand balancing group but also for the demand restraining balancing group, and the demand restraining business operators that are presumed to generate intentional imbalance are extracted. The demand restraint balancing group is a group that is a unit when a power transmission and distribution business operator treats the power saved by the demand restraint business operator as generated power and concludes a contract to supply it to a retail electric power business operator or the like.
図１３は、実施の形態６の監視システム１００の処理対象となる需要抑制バランシンググループの構成例を示す図である。図１３では、１か所の需要場所、すなわち１か所の需要場所における需要設備をＤと記載した丸で示している。需要抑制バランシンググループは、１つまたは複数の需要場所で構成され、１つの需要抑制量調整供給を結ぶグループである。各需要抑制バランシンググループには、需要抑制計画と需要抑制量の実績値とを一致させることが求められる。小売電気事業者と異なり、需要抑制事業者は、図１３に示すように、自身の管理する需要場所を複数の需要抑制バランシンググループに分け、需要抑制バランシンググループごとの需要抑制量調整供給を結ぶことができる。 FIG. 13 is a diagram showing a configuration example of a demand suppression balancing group to be processed by the monitoring system 100 of the sixth embodiment. In FIG. 13, demand equipment at one demand location, that is, one demand location is indicated by a circle marked with D. The demand restraint balancing group is a group composed of one or more demand locations and connecting one demand restraint amount adjustment supply. Each demand restraint balancing group is required to match the demand restraint plan with the actual value of the demand restraint amount. Unlike retail electricity companies, as shown in Fig. 13, demand control companies divide the demand locations they manage into multiple demand control balancing groups and connect supply and demand adjustments for each demand control balancing group. Can be done.
図１４は、実施の形態６の１か所の需要場所が複数の需要抑制バランシンググループに属する例を示す図である。図１４に示すように、１か所の需要場所が、互い異なる需要抑制事業者に対応する複数の需要抑制バランシンググループに属することもある。 FIG. 14 is a diagram showing an example in which one demand location of the sixth embodiment belongs to a plurality of demand suppression balancing groups. As shown in FIG. 14, one demand location may belong to a plurality of demand restraint balancing groups corresponding to different demand restraint operators.
需要抑制事業者も、小売電気事業者と同様に、何らかの理由で需要抑制ができないことがあれば、電力取引市場から電気を調達する必要がある。そのため、需要抑制事業者は、電力市場価格がインバランスによるペナルティ料金より高い場合には、小売電気事業者と同様に意図的なインバランスを発生させる可能性がある。 Like retail electricity companies, demand restraint companies also need to procure electricity from the electricity trading market if demand cannot be suppressed for some reason. Therefore, if the electricity market price is higher than the penalty fee due to the imbalance, the demand restraint company may cause an intentional imbalance like the retail electricity company.
本実施の形態では、契約マスタ管理部１は、実施の形態１で述べた情報に加えて、さらに、需要抑制量調整供給に関する第４の契約情報を広域機関システム２００から取得する。第４の契約情報は、送配電事業者と需要抑制事業者の間の契約と、需要抑制事業者と需要家との契約との内容に基づく内容を含む。第４の契約情報は、需要抑制バランシンググループを識別する情報と、需要抑制バランシンググループに対応する需要抑制事業者を識別する情報と、需要抑制バランシンググループに属する需要場所を識別する情報とを含む。計画管理部２は、実施の形態１で述べた情報に加えて、さらに、需要抑制バランシンググループの需要抑制計画を取得する。実績管理部３は、実施の形態１で述べた情報に加えて、さらに、需要抑制量の実績値を取得する。例えば、実績管理部３は、広域機関システム２００から取得したベースラインから需要の実績値を差し引くことで需要抑制量の実績値を取得する。なお、需要抑制量の実績値の取得方法はこの例に限定されずどのような方法であってもよい。
In the present embodiment, the contract master management unit 1 further acquires the fourth contract information regarding the demand suppression amount adjustment supply from the
インバランス計算部６は、需要抑制バランシンググループごとに、需要抑制計画と需要抑制量の計量値すなわち実績値とに基づいて、需要抑制バランシンググループごとのインバランス量を計算する。詳細には、インバランス計算部６は、需要抑制バランシンググループに属する需要場所の需要抑制量の計量値の総和を実績需要抑制量として求める。インバランス計算部６は、需要抑制量の実績値である実績需要抑制量（絶対値）から需要抑制量の計画値である計画需要抑制量（絶対値）を減ずることでインバランス量を計算する。条件判定部７は、インバランス量を実績需要抑制量で割ることにより、インバランス発生率を算出する。このとき、図１２に例示するように１つの需要場所が複数の需要抑制バランシンググループに属する場合には、該需要場所の需要抑制量の計量値である実績値を、需要抑制バランシンググループごとの需要抑制計画に基づいて按分することにより、仕訳する。そして、インバランス計算部６は、需要抑制バランシンググループごとに、以下の式（２）によりインバランス量を計算する。
インバランス量＝仕訳された需要抑制量−需要抑制計画における計画値 ・・・（２）
The imbalance calculation unit 6 calculates the imbalance amount for each demand restraint balancing group based on the demand restraint plan and the measured value, that is, the actual value of the demand restraint amount. Specifically, the imbalance calculation unit 6 obtains the sum of the measured values of the demand restraint amounts of the demand locations belonging to the demand restraint balancing group as the actual demand restraint amount. The imbalance calculation unit 6 calculates the imbalance amount by subtracting the planned demand restraint amount (absolute value) which is the planned value of the demand restraint amount from the actual demand restraint amount (absolute value) which is the actual value of the demand restraint amount. .. The condition determination unit 7 calculates the imbalance occurrence rate by dividing the imbalance amount by the actual demand suppression amount. At this time, when one demand place belongs to a plurality of demand restraint balancing groups as illustrated in FIG. 12, the actual value which is the measured value of the demand restraint amount of the demand place is the demand for each demand restraint balancing group. Journalize by apportioning based on the restraint plan. Then, the imbalance calculation unit 6 calculates the imbalance amount by the following equation (2) for each demand suppression balancing group.
Imbalance amount = journalized demand restraint amount-planned value in the demand restraint plan ... (2)
条件判定部７は、インバランス量を仕訳された需要抑制量で割ることにより、インバランス発生率を算出する。そして、需要抑制バランシンググループごとに実施の形態１と同様にステップＳ３，Ｓ４の判定を行うことにより、Ｙｅｓと判定された需要抑制バランシンググループに対応する需要抑制事業者を、意図的なインバランスを発生させていると推定される需要抑制事業者として抽出して抽出事業者リストに登録する。以上述べた以外の本実施の形態の動作は実施の形態１と同様である。なお、以上の説明では、実施の形態１の監視システム１００が、需要抑制バランシンググループについても監視する例を説明したが、実施の形態２から実施の形態５で述べた監視システム１００，１００ａが、同様に需要抑制バランシンググループについても監視するようにしてもよい。また、このときの意図的なインバランスを発生させていると推定される需要抑事業者の抽出のための、インバランス率を用いた判定方法は、実施の形態３と同様に相関係数を用いるものであってもよい。 The condition determination unit 7 calculates the imbalance occurrence rate by dividing the imbalance amount by the journalized demand suppression amount. Then, by performing the determination of steps S3 and S4 for each demand suppression balancing group in the same manner as in the first embodiment, the demand suppression business operator corresponding to the demand suppression balancing group determined to be Yes is intentionally imbalanced. Extract as a demand suppression business that is presumed to be generated and register it in the extraction business list. The operations of the present embodiment other than those described above are the same as those of the first embodiment. In the above description, the monitoring system 100 of the first embodiment also monitors the demand suppression balancing group, but the monitoring systems 100 and 100a described in the second to fifth embodiments are described. Similarly, the demand restraint balancing group may be monitored. Further, the determination method using the imbalance rate for extracting the demand suppression business operator presumed to generate the intentional imbalance at this time uses the correlation coefficient as in the third embodiment. It may be used.
以上説明したように、実施の形態６においては、需要バランシンググループではなく、需要抑制バランシンググループのインバランスを監視することで、意図的なインバランスを発生させていると推定される需要抑制事業者を抽出することができる。 As described above, in the sixth embodiment, the demand suppression business operator presumed to generate an intentional imbalance by monitoring the imbalance of the demand suppression balancing group instead of the demand balancing group. Can be extracted.
以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。 The configuration shown in the above-described embodiment shows an example of the content of the present invention, can be combined with another known technique, and is one of the configurations without departing from the gist of the present invention. It is also possible to omit or change the part.
１ 契約マスタ管理部、２ 計画管理部、３ 実績管理部、４ インバランス単価管理部、５ 電力市場価格管理部、６ インバランス計算部、７ 条件判定部、８ 表示処理部、９ 帳票出力部、１０ データベース、１００，１００ａ 監視システム、２００ 広域機関システム、３００ メーターデータ管理システム、４００ 電力取引システム。
1 Contract master management department, 2 Planning management department, 3 Performance management department, 4 Imbalance unit price management department, 5 Electricity market price management department, 6 Imbalance calculation department, 7 Condition judgment department, 8 Display processing department, 9
Claims (11)
前記需要計画における需要量の計画値である計画需要量と、前記小売電気事業者と契約している需要家を示す情報と、前記需要家ごとの電力量の計量結果とに基づいて、インバランス量を算出するインバランス計算部と、
前記インバランス量に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者である不正事業者候補を抽出する条件判定部と、
を備えることを特徴とする監視システム。 The Planning and Management Department, which manages the demand plans of retail electricity companies that have contracts for supply with power transmission and distribution companies,
Imbalance based on the planned demand amount, which is the planned value of the demand amount in the demand plan, the information indicating the customer contracted with the retail electric power company, and the measurement result of the electric energy amount for each customer. Imbalance calculation unit that calculates the amount,
Based on the imbalance amount, a condition determination unit that extracts fraudulent business candidates that are retail electric power companies that are presumed to generate intentional imbalance, and
A monitoring system characterized by being equipped with.
を備えることを特徴とする請求項１から５のいずれか１つに記載の監視システム。 A database that stores the fraudulent business candidate together with information indicating the time during which the imbalance amount is calculated.
The monitoring system according to any one of claims 1 to 5, wherein the monitoring system comprises.
前記インバランス計算部は、前記発電バランシンググループごとの発電計画における発電量の計画値である計画発電量と、前記発電バランシンググループの属する前記発電事業者を示す情報と、前記発電バランシンググループに属する発電場所を示す情報と、前記発電場所ごとの電力量の計量結果とに基づいて、インバランス量を算出し、
前記条件判定部は、前記インバランス量に基づいて、前記不正事業者候補として、意図的なインバランスを発生させていると推定される発電事業者をさらに抽出することを特徴とする請求項１から８のいずれか１つに記載の監視システム。 The plan management department further manages the power generation plans of the power generation companies that have concluded a power generation contract with the power transmission and distribution company in units of the power generation balancing group.
The imbalance calculation unit includes planned power generation amount, which is a planned value of power generation amount in the power generation plan for each power generation balancing group, information indicating the power generation company to which the power generation balancing group belongs, and power generation belonging to the power generation balancing group. The imbalance amount is calculated based on the information indicating the location and the measurement result of the electric energy amount for each power generation location.
Claim 1 is characterized in that the condition determination unit further extracts a power generation company presumed to generate an intentional imbalance as the fraudulent business candidate based on the imbalance amount. The monitoring system according to any one of 8 to 8.
前記インバランス計算部は、前記需要抑制バランシンググループごとの需要抑制計画における需要抑制量の計画値である計画需要抑制量と、前記需要抑制バランシンググループの属する前記需要抑制事業者を示す情報と、前記需要抑制バランシンググループに属する需要場所を示す情報と、前記需要場所ごとの需要抑制量の計量結果とに基づいて、インバランス量を算出し、
前記条件判定部は、前記インバランス量に基づいて、前記不正事業者候補として、意図的なインバランスを発生させていると推定される需要抑制事業者をさらに抽出することを特徴とする請求項１から９のいずれか１つに記載の監視システム。 The plan management department further manages the demand restraint plan of the demand restraint business operator who has concluded a demand restraint contract with the power transmission and distribution operator in units of the demand restraint balancing group.
The imbalance calculation unit includes information indicating the planned demand restraint amount, which is the planned value of the demand restraint amount in the demand restraint plan for each demand restraint balancing group, the demand restraint business operator to which the demand restraint balancing group belongs, and the above. The imbalance amount is calculated based on the information indicating the demand locations belonging to the demand suppression balancing group and the measurement result of the demand suppression amount for each demand location.
The claim is characterized in that the condition determination unit further extracts a demand suppression business operator that is presumed to generate an intentional imbalance as the fraudulent business operator candidate based on the imbalance amount. The monitoring system according to any one of 1 to 9.
送配電事業者との間で供給に関する契約を締結している小売電気事業者の需要計画を管理する第１のステップと、
前記需要計画における需要量の計画値である計画需要量と、前記小売電気事業者と契約している需要家を示す情報と、前記需要家ごとの電力量の計量結果とに基づいて、インバランス量を算出する第２のステップと、
前記インバランス量に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者である不正事業者候補を抽出する第３のステップと、
を含むことを特徴する電力同時同量監視方法。 It is a method of monitoring the same amount of power in a monitoring system that monitors the same amount of power at the same time.
The first step in managing the demand plan of a retail electricity company that has a supply contract with a power transmission and distribution company,
Imbalance based on the planned demand amount, which is the planned value of the demand amount in the demand plan, the information indicating the customer contracted with the retail electric power company, and the measurement result of the electric energy amount for each customer. The second step to calculate the amount and
Based on the imbalance amount, the third step of extracting fraudulent business candidates who are retail electric power companies presumed to generate intentional imbalance, and
A method for simultaneously monitoring the same amount of power, which comprises.
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