JP2021136832A

JP2021136832A - 電力需給計画作成装置及び電力需給計画作成方法

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Publication number: JP2021136832A
Application number: JP2020033530A
Authority: JP
Inventors: 健人内藤; Kento Naito; 聖一北村; Seiichi Kitamura
Original assignee: Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2020-02-28
Filing date: 2020-02-28
Publication date: 2021-09-13
Anticipated expiration: 2040-02-28
Also published as: JP7154244B2

Abstract

【課題】調整力の取引計画を作成可能な技術を提供することを目的とする。【解決手段】電力需給計画作成装置は、計画作成部を備える。計画作成部は、スポット価格シナリオデータ、調整力価格シナリオデータ、調整力発動割合シナリオデータ、発電機データ、及び、燃料価格データに基づいて、電気事業の損失から電気事業の収益を引いた損益を表す目的関数の最適化問題であって目的関数が表す損益を最小化する最適化問題を解くことにより、発電機運転計画と、スポット市場及び需給調整市場での取引計画とを作成する。【選択図】図１

Description

本開示は、電力需給計画作成装置及び電力需給計画作成方法に関する。

日本では近年、電力自由化が推進されており、２０２０年には発電事業と送電事業とを分離する発送電分離の実施が予定されている。２０２１年には需給調整市場が開設される予定であり、従来、電力会社の発電部門と送配電部門とが一体的に確保していた発電機の調整力は、需給調整市場で取引されることになる。ここで、調整力とは、変動する電力需要に対して需給一致及び周波数調整を図るために予め確保される発電機の余力である。発電事業者は、自社が保有する発電機の余力を調整力として送配電事業者に売ることができるが、その分だけ調整力を目的としない電力として取引する機会を失うことになる。したがって、電力取引の機会損失を見込んで、最経済となるように調整力及び電力の取引を行うことが、発電事業者の収益増加にとって重要となる。収益は、調整力及び電力の価格に大きく依存することから、収益の変動リスクも考慮して取引計画と発電機運転計画とを作成することが必要である。

特許文献１には、電力需要予測値及び電力市場価格予測値の確率分布からリスクを考慮して、運転効率や運用経済性を最適に維持する発電機運転計画及び電力取引計画を作成する技術が提案されている。

特許文献２には、収益の変動リスクとなる要因として、降水量、日射量、電力取引価格などを考慮して、発電機運転計画及び電力取引計画を作成する技術が提案されている。

特開２００５−４４３５号公報特開２０１６−２０７０７０号公報

しかしながら、これらの技術は、調整力の取引を計画しないという問題があった。

そこで、本開示は、上記のような問題点を鑑みてなされたものであり、調整力の取引計画を作成可能な技術を提供することを目的とする。

本開示に係る電力需給計画作成装置は、スポット市場で取り引きされる電力の将来の約定価格を時系列で表す１以上のスポット価格シナリオデータと、需給調整市場で取り引きされる調整力の将来の約定価格を時系列で表す１以上の調整力価格シナリオデータと、前記調整力の将来の発動割合を時系列で表す１以上の調整力発動割合シナリオデータと、前記電力及び前記調整力を生成する発電機の仕様を表す発電機データと、前記発電機の将来の燃料価格を時系列で表す１以上の燃料価格データとを取得する取得部と、前記取得部で取得された前記スポット価格シナリオデータ、前記調整力価格シナリオデータ、前記調整力発動割合シナリオデータ、前記発電機データ、及び、前記燃料価格データに基づいて、電気事業の損失から前記電気事業の収益を引いた損益を表す目的関数の最適化問題であって前記目的関数が表す前記損益を最小化する最適化問題を解くことにより、発電機運転計画と、前記スポット市場及び前記需給調整市場での取引計画とを作成する計画作成部とを備える。

本開示によれば、スポット価格シナリオデータ、調整力価格シナリオデータ、調整力発動割合シナリオデータ、発電機データ、及び、燃料価格データに基づいて、目的関数が表す損益を最小化する最適化問題を解くことにより、発電機運転計画と、スポット市場及び需給調整市場での取引計画とを作成する。このような構成によれば、調整力の取引計画を作成することができる。

実施の形態１に係る電力需給計画作成装置の概略構成図である。実施の形態１に係るスポット価格シナリオデータを説明するための図である。実施の形態１に係る電力需給計画作成装置のデータフローを示す概略構成図である。実施の形態１に係る発電機運転計画を説明するための説明図である。実施の形態１に係る電力の取引計画と調整力の取引計画とを説明するための説明図である。実施の形態１に係る電力の取引計画と調整力の取引計画との関係を説明するための説明図である。実施の形態１に係る電力需給計画作成装置のハードウェアを示す概略構成図である。実施の形態１に係る電力需給計画作成装置の処理手順の一例を示すフローチャートである。実施の形態１に係る電力需給計画作成装置の処理手順の一例を示すフローチャートである。実施の形態２に係る電力需給計画作成装置の概略構成図である。実施の形態２に係る電力需給計画作成装置で用いるＶａＲを説明するための説明図である。実施の形態２に係る電力需給計画作成装置のデータフローを示す概略構成図である。実施の形態２に係るスポット価格シナリオデータを説明するための図である。実施の形態２に係る電力需給計画作成装置の処理手順の一例を示すフローチャートである。実施の形態２に係る電力需給計画作成装置の処理手順の一例を示すフローチャートである。実施の形態３に係る電力需給計画作成装置の概略構成図である。実施の形態３に係る電力需給計画作成装置のデータフローを示す概略構成図である。実施の形態３に係る電力需給計画作成装置の処理手順の一例を示すフローチャートである。実施の形態４に係る電力需給計画作成装置の概略構成図である。実施の形態４に係る電力需給計画作成装置のデータフローを示す概略構成図である。実施の形態５に係る電力需給計画作成装置の概略構成図である。実施の形態５に係る電力需給計画作成装置のデータフローを示す概略構成図である。実施の形態６に係る電力需給計画作成装置の概略構成図である。実施の形態６に係る電力需給計画作成装置のデータフローを示す概略構成図である。実施の形態６に係る電力需給計画作成装置の処理手順の一例を示すフローチャートである。

＜実施の形態１＞
図１は、本実施の形態１に係る電力需給計画作成装置の概略構成図である。図１に示すように、電力需給計画作成装置１００は、演算に必要なデータを取得するデータ取得部１１と、演算に必要なデータ及び演算結果を格納するデータ格納部１２と、電気事業の損益を表す目的関数の最適化問題を解くことにより発電機運転計画とスポット市場（電力）及び需給調整市場（調整力）での取引計画とを作成する計画作成部１６と、計画作成部１６で作成された発電機運転計画及び取引計画を出力する計画出力部１７とを備える。

ここで電気事業の損益は、発電コストと、電力の取引による収益と、調整力の取引による収益と、調整力の発動による発電コストとを合わせた収支である。具体的には、電気事業の損益は、電気事業の損失（コスト）から電気事業の収益を引いて得られた値であり、電気事業の損益の正の値は全体として損失であることを表し、当該損益の負の値は全体として収益であることを表す。なお本実施の形態１では、発電コストは、計画期間に亘って、計画の対象となるすべての発電機が発電するのに必要なコストの総額を意味する。

取得部であるデータ取得部１１は、スポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、及び、燃料価格データ１１５を取得し、各データをデータ格納部１２に格納する。

スポット価格シナリオデータ１２１は、図２に示すように、スポット市場で取り引きされると想定される将来の電力の約定価格を時系列で表すデータである。スポット価格シナリオデータ１２１は、市場で公開されている最新の約定価格の実績値を元に設定されてもよいし、ユーザ自身が入札履歴などを参考にして求めた想定値を元に設定されてもよい。

調整力価格シナリオデータ１２２は、需給調整市場で取り引きされると想定される将来の調整力の約定価格を時系列で表すデータである。調整力価格シナリオデータ１２２は、市場で公開されている最新の約定価格の実績値を元に設定されてもよいし、ユーザ自身が入札履歴などを参考にして求めた想定値を元に設定されてもよい。

調整力発動割合シナリオデータ１２３は、想定される将来の調整力の発動割合（発電割合）を時系列で表すデータである。調整力発動割合シナリオデータ１２３は、市場で公開されている最新の約定量及び発動量の実績値を元に設定されてもよいし、ユーザ自身が入札履歴及び発動実績などを参考にして求めた想定値を元に設定されてもよい。

発電機データ１１４は、電力及び調整力を生成する発電機の仕様を表すデータである。発電機データ１１４は、例えば発電機の出力上下限値、出力変化速度、燃料種別、起動費、最小運転時刻、最小停止時刻、燃料消費の特性、燃料消費量曲線係数、起動停止回数上限値、故障発生モデルパラメータなどを含む。

燃料価格データ１１５は、発電機の想定される将来の単位量あたりの燃料価格ひいてはその変動を時系列で表すデータである。燃料価格データ１１５は、例えば過去の燃料価格の推移に基づいて算出される。燃料は、例えば石炭、ＬＮＧ、石油などを含む。

図３は、本実施の形態１に係る電力需給計画作成装置１００のデータフローを示す概略構成図である。

計画作成部１６は、データ取得部１１で取得されたスポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、及び、燃料価格データ１１５に基づいて、電気事業の損益を表す目的関数及びその制約条件を定式化する。そして、計画作成部１６は、目的関数が表す損益を最小化する最適化問題を解くことで発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。

発電機運転計画は起動停止計画データ１２４及び発電量計画データ１２５として算出され、電力の取引計画は電力取引計画データ１２６として算出され、調整力の取引計画は調整力取引計画データ１２７として算出される。

起動停止計画データ１２４は、計画期間における発電機の起動または停止の状態を時系列で表すデータである。また発電量計画データ１２５は、計画期間における発電機で発電される発電量を時系列で表すデータである。電力取引計画データ１２６及び調整力取引計画データ１２７は、計画期間における入札価格を時系列で表すデータである。

次に、計画作成部１６による、発電機運転計画、並びに、電力及び調整力の取引計画の最適化問題の演算の一例について説明する。

計画作成部１６は、目的関数が表す損益を最小化する最適化問題を解く。具体的には、「計画期間の各時刻において発電機の出力の合計を電力の取引量に一致させる制約条件」、及び「発電機の出力の余力の合計を調整力の取引量以上とする制約条件」の下で、目的関数が表す損益を最小化する最適化問題を解く。これにより、電気事業全体としての損失が最小化され、電気事業全体としての収益が最大化される。計画作成部１６は、電気事業の損益が最小化されたときの起動停止計画データ１２４、発電量計画データ１２５、電力取引計画データ１２６、及び、調整力取引計画データ１２７を求める。

計画作成部１６は、このような最適化問題を、例えば混合整数二次計画問題として定式化して、分枝限定法などによって解く。この解法は、特許文献１に開示されるなど公知であるため、この解法の具体的な説明は省略する。最適化問題の定式化の一例を式（１）〜式（４）に示す。式（１）は、目的関数が表す損益を最小化する最適化問題を示す。式（２）〜式（４）のそれぞれは、目的関数の制約条件を示す。

ここで、Ｆは電気事業の損益、ｔは時刻、ｇは発電機番号である。∀は「全ての」を表す記号である。Ｑ_ｋｗｈ（ｔ）は時刻ｔにおける電力の取引量を示す変数であり、最適化問題を解くことによって求めるべき数である。Ｖ_ｋｗｈ（ｔ）は時刻ｔにおける電力の価格を示す変数であり、スポット価格シナリオデータ１２１に含まれる。Ｑ_Δｋｗ（ｔ）は時刻ｔにおける調整力の取引量を示す変数であり、最適化問題を解くことによって求めるべき数である。Ｖ_Δｋｗ（ｔ）は時刻ｔにおける調整力のΔｋｗ価格を示す変数であり、調整力価格シナリオデータ１２２に含まれる。Ｒ_{ｕｓｅｄΔｋｗ}（ｔ）は時刻ｔにおける調整力の発動割合を示す変数であり、調整力発動割合シナリオデータ１２３に含まれる。Ｖ_{ｕｓｅｄΔｋｗ}（ｔ）は時刻ｔにおける調整力のｋｗｈ価格を示す変数であり、調整力価格シナリオデータ１２２に含まれる。

Ｅは時刻ｔにおける発電機番号ｇの発電機の発電コストの関数である。ｘ（ｇ，ｔ）は時刻ｔにおける発電機番号ｇの発電機の発電量を示す変数であり、最適化問題を解くことによって求めるべき数である。ｕ（ｇ，ｔ）は時刻ｔにおける発電機番号ｇの発電機の起動停止状態を示す変数であり、最適化問題を解くことによって求めるべき数である。ｕ（ｇ，ｔ）として、停止が「０」、起動が「１」で表される。ｙ（ｇ，ｔ）は時刻ｔにおける発電機番号ｇの発電機の余力であり、発電機データ１１４に含まれる。

式（２）の右辺に示すように、損益は、第１項の発電コストから第２項の電力の取引による収益と第３項の調整力の取引による収益とを引き、調整力の発動による第４項の発電コストを足したものになる。つまり本実施の形態１では、電気事業の損益は、計画期間に亘って必要とする発電コストと、計画期間に亘って行われるスポット市場での電力の取引、及び、計画期間に亘って行われる需給調整市場での調整力の取引による売電金額とを合わせた収支を含む。

ここで、式（２）の右辺の時刻ｔにおける発電機番号ｇの発電機の発電コストの関数Ｅは、例えば式（５）のように表される。

ｆｕｅｌ（ｇ，ｔ）は時刻ｔにおける発電機番号ｇの発電機の燃料価格であり、燃料価格データ１１５に含まれる。ａ（ｇ）、ｂ（ｇ）、ｃ（ｇ）は、発電機番号ｇの発電機の燃料消費の特性を示す係数であり、発電機データ１１４に含まれる。ｄ（ｇ）は発電機番号ｇの発電機の起動費であり、発電機データ１１４に含まれる。

式（５）に示すように、ある時刻における各発電機の発電コストは、例えば、燃料価格と発電量との積に、各発電機の起動費を加算した値として表される。なお、式（５）において発電量を二次関数で表す例を示したが、これに限らず線形の式であってもよい。

式（３）は、各時刻において、全ての発電機が発電する発電量を電力の取引量と調整力の発動量との和に等しくする制約条件を示す。

式（４）は、各時刻において、全ての発電機の余力を調整力の取引量以上にする制約条件を示す。調整力の取引には上げ調整力商品の取引と下げ調整力商品の取引とがある。上げ調整力商品について取引する場合は、発電機の余力ｙは上げ余力であり、発電機の出力上限と発電機出力との差として計算できる。また、下げ調整力商品について取引する場合は、発電機の余力ｙは下げ余力であり、発電機出力と発電機の出力下限との差として計算できる。

計画作成部１６は、上記式以外に制約条件を追加してもよい。例えば、最小運転時刻制約、最小停止時刻制約、変化速度制約、燃料消費量制約、潮流制約などの制約条件を追加してもよい。また計画の対象となる発電機に起動停止を素早く変更できない発電機がある場合には、当該発電機が起動停止となるように制約条件を追加してもよい。また、上げ調整力商品と下げ調整力商品とを共に取引してもよいし、異なる種類の上げ調整力商品または下げ調整力商品を取引してもよい。この場合、それぞれの商品を異なる変数として定義し、上げ余力が上げ調整力の取引量の総和以上となる制約条件と、下げ余力が下げ調整力の取引量の総和以上となる制約条件とを追加し、各商品の取引及び調整力の発動による利益を目的関数に含めればよい。

このように計画作成部１６は、最適化問題を解くことにより、電気事業の損益が最小となるときの起動停止計画データ１２４、発電量計画データ１２５、電力取引計画データ１２６、調整力取引計画データ１２７を、ｕ（ｇ，ｔ）、ｘ（ｇ，ｔ）、Ｑ_ｋｗｈ（ｔ）、Ｑ_Δｋｗ（ｔ）としてそれぞれ得ることができる。

起動停止計画データ１２４、発電量計画データ１２５、電力取引計画データ１２６、調整力取引計画データ１２７は、計画出力部１７に出力され、例えばグラフや表として表示される。

図４は、本実施の形態１に係る電力需給計画作成装置１００の発電機運転計画を説明するための説明図である。横軸は時刻、縦軸は発電量を示す。発電機運転計画では、例えば、発電機番号ｇ１、ｇ２、・・・、ｇ６の発電機が発電する発電量の推移が示される。

図５は、本実施の形態１に係る電力需給計画作成装置１００の電力の取引計画と調整力の取引計画とを説明するための説明図である。横軸は時刻、縦軸は取引量を示す。これらの取引計画では、例えば、発電機番号ｇ１、ｇ２、・・・、ｇ６の発電機の運転により得られる電力及び調整力の取引量の推移が示される。

図６は、本実施の形態１に係る電力需給計画作成装置１００の電力の取引計画と調整力の取引計画との関係を説明するための説明図である。ここでは、図５の発電機番号ｇ３の発電機の一部の期間での取引分を例示している。発電機の出力を電力として取引し、電力の取引により生まれた発電機の余力の一部または全部を調整力として取引する。具体的には、発電機の出力と出力上限との差の一部または全部、及び、発電機の出力と出力下限との差の一部または全部を、それぞれ上げ調整力及び下げ調整力として取引する。

図７は、本実施の形態１に係る電力需給計画作成装置１００のハードウェアを示す概略構成図である。電力需給計画作成装置１００は、例えばＰＣ（ＰｅｒｓｏｎａｌＣｏｍｐｕｔｅｒ）１０を用いて構成される。ＰＣ１０は、ＣＰＵ（ＣｅｎｔｒａｌＰｒｏｃｅｓｓｉｎｇＵｎｉｔ）１、主記憶装置２、補助記憶装置３、外部記憶装置４、入力装置５及び出力装置６を備える。なお、外部記憶装置４は、ネットワーク７を介して接続されていてもよい。

主記憶装置２は、例えばＤＲＡＭ（ＤｙｎａｍｉｃＲａｎｄｏｍＡｃｃｅｓｓＭｅｍｏｒｙ）などのメモリ装置である。補助記憶装置３は、例えば磁気ディスクである。外部記憶装置４は、ＣＤ（ＣｏｍｐａｃｔＤｉｓｃ）−Ｒ、ＤＶＤ（ＤｉｇｉｔａｌＶｅｒｓａｔｉｌｅＤｉｓｃ）−Ｒなどの光学ディスク、またはＵＳＢ（ＵｎｉｖｅｒｓａｌＳｅｒｉａｌＢｕｓ）メモリ、ＳＤ（ＳｅｃｕｒｅＤｉｇｉｔａｌ）カードなどのフラッシュメモリ記憶装置などである。入力装置５は、例えばマウス、キーボードである。出力装置６は、例えばディスプレイ、プリンタである。ネットワーク７は、例えば光通信機器で構成される。

次に、本実施の形態１に係る電力需給計画作成装置１００を用いた電力需給計画作成方法について説明する。

図８は、本実施の形態１に係る電力需給計画作成装置１００の処理手順の一例を示すフローチャートである。

ステップＳ１００では、データ取得部１１は、スポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５を取得し、各データをデータ格納部１２に格納する。

ステップＳ１０４では、計画作成部１６は、データ格納部１２に格納されたスポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５に基づいて、発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。

具体的には、計画作成部１６は、スポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５に基づいて、電気事業の損益を表す目的関数及びその制約条件を定式化する。そして、計画作成部１６は、目的関数が表す損益を最小化する最適化問題を解くことで発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。なお、発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画の、より具体的な説明については、後で別のフローチャートを用いて説明する。

計画作成部１６は、発電機運転計画として得られた起動停止計画データ１２４及び発電量計画データ１２５と、電力の取引計画として得られた電力取引計画データ１２６と、調整力の取引計画として得られた調整力取引計画データ１２７とをデータ格納部１２に格納する。

ステップＳ１０５では、計画出力部１７は、起動停止計画データ１２４、発電量計画データ１２５、電力取引計画データ１２６、調整力取引計画データ１２７をデータ格納部１２から取得し、発電機運転計画、電力の取引計画、及び、調整力の取引計画として出力装置６に出力する。出力装置６は、例えば、これら計画をプリントまたはディスプレイに表示してユーザに示す。

図９は、本実施の形態１における電力需給計画作成装置１００のステップＳ１０４の最適化処理の一例を示すフローチャートである。

ステップＳ１０４１では、計画作成部１６は、損益を最小化することを式（１）に示すように定式化する。

ステップＳ１０４２では、計画作成部１６は、最適化問題の制約条件を式（２）〜式（４）に示すように定式化する。また、式（２）について各発電機の発電コストを式（５）のように定式化する。

そして、計画作成部１６は、データ格納部１２から、スポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５を取得し、式（２）〜式（５）のパラメータとして設定する。例えば、計画作成部１６は、発電機データ１１４の起動費及び燃料消費の特性と、燃料価格データ１１５の燃料価格とを、式（５）のパラメータとして設定する。また、計画作成部１６は、スポット価格シナリオデータ１２１のスポット価格と、調整力価格シナリオデータ１２２のΔｋＷ価格及びｋＷｈ価格と、調整力発動割合シナリオデータ１２３の発動割合とを、式（２）のパラメータとして設定する。

ステップＳ１４０３では、計画作成部１６は、制約条件を満たすように、目的関数が表す損益を最小化する最適化問題を解く。式（３）により、電力の取引のための電力が確保され、式（４）により調整力の取引のための調整力が確保される。そして、計画作成部１６は、損益が最小となったときの変数ｕ（ｇ，ｔ）、ｘ（ｇ，ｔ）、Ｑ_ｋｗｈ（ｔ）、Ｑ_Δｋｗ（ｔ）を、起動停止計画データ１２４、発電量計画データ１２５、電力取引計画データ１２６、調整力取引計画データ１２７としてそれぞれデータ格納部１２に格納する。

＜実施の形態１のまとめ＞
上述のとおり、本実施の形態１に係る電力需給計画作成装置及び電力需給計画作成方法では、損益を最小化する最適化問題を解くことで、発電機運転計画及び電力の取引計画に加えて調整力の取引計画を作成できる。このため、発電事業者の収益の評価の改善に寄与できる。

例えば、ある時刻における１台の発電機の計画を考える。ここでは、発電機の最大出力が５００［ＭＷｈ］、発電機の発電単価が９［円／ｋＷｈ］、電力の価格が１０［円／ｋＷｈ］、上げ調整力の価格が５［円／ｋＷ］、上げ調整力の発動に対する価格が８［円／ｋＷｈ］、調整力の発動割合が４０％である場合を想定する。

このとき、取引の計画について、電力しか考慮しない場合は、発電単価９［円／ｋＷｈ］よりも電力の価格１０［円／ｋＷｈ］が高いため、可能な限り発電することが得である。この場合、電力の取引の収支が５００００００円（＝５００［ＭＷｈ］×１０［円／ｋＷｈ］）となり、発電コストが４５０００００円（＝５００［ＭＷｈ］×９［円／ｋＷｈ］）となるため、５０００００円の黒字となる。

一方、電力に加えて調整力の取引を考慮する場合として、上記５００［ＭＷｈ］のうち例えば電力を１００［ＭＷｈ］で、調整力を４００［ＭＷ］で取引する場合を想定する。この場合、電力の取引の収支が１００００００円（＝１００［ＭＷｈ］×１０［円／ｋＷｈ］）、調整力の取引の収支が３２８００００円（＝４００［ＭＷ］×５［円／ｋＷ］＋４００［ＭＷ］×４０［％］×８［円／ｋＷｈ］）となる。そして、発電コストが２３４００００円（＝（電力の取引量（１００［ＭＷｈ］）＋調整力の発動量（４００［ＭＷ］×４０［％］））×９［円／ｋＷｈ］）となる。このため、１９４００００円の黒字となり、電力のみの取引と比較して収益が１４４００００円改善する。

なお、ここでは取引量を仮定した例について説明した。本実施の形態１では、取引量の制約を考慮するだけでなく、発電機の運転制約も考慮した上で、電気事業全体としての損失が最小となるように（電気事業全体としての利益が最大となるように）、電力及び調整力の取引量を決定することができる。

＜実施の形態２＞
図１０は、本実施の形態２に係る電力需給計画作成装置１００の概略構成図である。以下では、実施の形態１と同様である点の説明を省略し、異なる点を中心に説明する。

図１０の電力需給計画作成装置１００の構成は、図１の電力需給計画作成装置１００の構成に、スポット価格予測部１３、調整力価格予測部１４、及び、調整力発動割合予測部１５を取得部として加えた構成と同様である。

スポット価格予測部１３は、スポット市場で取り引きされる電力の約定価格の実績値を時系列で表すスポット市場取引実績データ１１１に基づいて、それぞれが当該電力の約定価格のシナリオを表す複数のスポット価格シナリオデータ１２１を予測する。調整力価格予測部１４は、需給調整市場で取り引きされる調整力の約定価格の実績値を時系列で表す需給調整市場取引実績データ１１２に基づいて、それぞれが当該調整力の約定価格のシナリオを表す複数の調整力価格シナリオデータ１２２を予測する。調整力発動割合予測部１５は、需給調整市場取引実績データ１１２と、上記調整力の発動量の実績値を時系列で表す調整力発動量実績データ１１３とに基づいて、それぞれが発動割合のシナリオを表す複数の調整力発動割合シナリオデータ１２３を予測する。

なお、複数のスポット価格シナリオデータ１２１のそれぞれは、実施の形態１で説明したスポット価格シナリオデータ１２１と同様である。複数の調整力価格シナリオデータ１２２のそれぞれは、実施の形態１で説明した調整力価格シナリオデータ１２２と同様である。複数の調整力発動割合シナリオデータ１２３のそれぞれは、実施の形態１で説明した調整力発動割合シナリオデータ１２３と同様である。

本実施の形態２における電気事業の損益は、実施の形態１と同様に、発電コストと、電力の取引による収益と、調整力の取引による収益と、調整力の発動による発電コストとを合わせた収支である。発電コストは、計画期間に亘って、計画の対象となるすべての発電機が発電するのに必要なコストの総額を意味する。

取得部であるデータ取得部１１は、スポット市場取引実績データ１１１、需給調整市場取引実績データ１１２、調整力発動量実績データ１１３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５、及び、信頼水準データ１１６を取得し、各データをデータ格納部１２に格納する。

スポット市場取引実績データ１１１は、スポット市場で取り引きされる電力の約定価格の実績値を時系列で表すデータである。スポット市場取引実績データ１１１は、市場で公開されている約定価格の実績値を元に設定されてもよいし、ユーザ自身が入札履歴などを参考にして求めた想定値を元に設定されてもよい。

需給調整市場取引実績データ１１２は、需給調整市場で取り引きされる調整力の約定価格の実績値と総約定量の実績値とを時系列で表すデータである。調整力の約定価格は、調整力の確保に対する価格であるΔｋＷ価格と、調整力の発動に対する価格であるｋＷｈ価格とを含む。需給調整市場取引実績データ１１２は、市場で公開されている約定価格の実績値と総約定量を元に設定されてもよいし、ユーザ自身が入札履歴などを参考にして求めた想定値を元に設定されてもよい。

調整力発動量実績データ１１３は、調整力の発動量の実績値を時系列で表すデータである。調整力発動量実績データ１１３は、市場で公開されている発動量の実績値を元に設定されてもよいし、ユーザ自身が発動量の履歴などを参考にして求めた想定値を元に設定されてもよい。発電機データ１１４及び燃料価格データ１１５は、実施の形態１で説明した発電機データ１１４及び燃料価格データ１１５と同様である。

信頼水準データ１１６は、電力需給計画作成装置１００で作成される計画で発生し得る電気事業の損益のリスクに対して、ユーザがリスクを許容できない度合い、つまりユーザがリスクを避けたい度合いを反映した値であり、０〜１００％の値が設定される。換言すれば、信頼水準データ１１６は、電気事業の損益に関するリスク指標の信頼水準を表す。本実施の形態２において、信頼水準データ１１６が表すリスク指標は、ＶａＲ（ＶａｌｕｅａｔＲｉｓｋ）である。ここでＶａＲとは、一定の確率、すなわち一定の信頼水準で発生し得る最大の損益（損失）である。ユーザのリスクに対する許容度が大きくなれば、リスクを避けたい度合いを反映する信頼水準は小さい値に設定され、ユーザのリスクに対する許容度が小さくなれば、信頼水準は大きい値に設定される。

図１１は、本実施の形態２に係る電力需給計画作成装置１００で用いるＶａＲを説明するための説明図である。図１１において、横軸は電気事業の損益、縦軸は発電コストの度数を示す。複数のスポット価格シナリオデータ１２１が表す複数のスポット価格シナリオと、複数の調整力価格シナリオデータ１２２が表す複数の調整力価格シナリオと、複数の調整力発動割合シナリオデータ１２３が表す調整量発動割合シナリオとの全組合せに対してそれぞれ損益を算出した場合、発電コストは、図１１に示すような頻度分布で表される。

ＶａＲは、頻度分布において小さい発電コストから累積された度数の全度数に対する比率がα％となる発電コスト区間で発生し得る最大の発電コストである。換言すれば、ＶａＲは、信頼水準αのパーセント点に対応する発電コストである。例えば、信頼水準９０％のＶａＲが１億円とすると、発電コストは９０％の確率で１億円以内に収まることを意味する。ユーザは、電力需給計画作成装置１００の各種予測に基づいて作成される発電機運転計画の発電コストが頻度分布をもつことを想定して予め信頼水準を電力需給計画作成装置１００に入力する。

図１２は、本実施の形態２に係る電力需給計画作成装置のデータフローを示す概略構成図である。

スポット価格予測部１３は、スポット市場取引実績データ１１１に基づいて、複数のスポット価格シナリオデータ１２１を作成する。スポット価格シナリオデータ１２１は、想定される将来の電力の約定価格を時系列で表すデータである。図１３は、本実施の形態２に係る電力需給計画作成装置１００の複数のスポット価格シナリオデータ１２１、つまり複数の電力需要のシナリオを説明するための説明図である。

スポット価格予測部１３は、例えば最尤推定により時系列モデルのモデルパラメータを算出した後、当該モデルパラメータにモンテカルロ法を用いて、モンテカルロ法の試行回数分のスポット価格シナリオデータ１２１−１〜１２１−ｎを作成する。時系列モデルは自己回帰和分移動平均またはベクトル自己回帰モデルを用いてもよいし、その他のモデルを用いてもよい。また、スポット価格予測部１３は、例えばスポット市場取引実績データ１１１を曜日や季節でクラスタリングしてスポット価格シナリオデータ１２１を作成してもよい。

調整力価格予測部１４は、需給調整市場取引実績データ１１２に基づいて、複数の調整力価格シナリオデータ１２２を作成する。調整力価格シナリオデータ１２２は、想定される将来の調整力の約定価格を時系列で表すデータである。調整力の約定価格は、ΔｋＷ価格とｋＷｈ価格とを含む。調整力価格予測部１４は、スポット価格予測部１３と同様に、例えばモンテカルロ法やクラスタリングにより調整力価格シナリオデータ１２２を作成する。

調整力発動割合予測部１５は、需給調整市場取引実績データ１１２と調整力発動量実績データ１１３とに基づいて、複数の調整力発動割合シナリオデータ１２３を作成する。調整力発動割合シナリオデータ１２３は、想定される将来の調整力発動割合を時系列で表すデータである。調整力発動割合予測部１５は、需給調整市場の総約定量に占める調整力の発動量の割合を算出した後、スポット価格予測部１３と同様に、例えばモンテカルロ法やクラスタリングにより調整力発動割合シナリオデータ１２３を作成する。

計画作成部１６は、スポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５、及び、信頼水準データ１１６に基づいて、目的関数及びその制約条件を定式化し、最適化問題を解くことで発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。

起動停止計画データ１２４は、計画期間における発電機の起動または停止の状態を時系列で表すデータである。また発電量計画データ１２５は、計画期間における発電機で発電される発電量を時系列で表すデータである。これら起動停止計画データ１２４及び発電量計画データ１２５は、スポット価格シナリオ、調整力価格シナリオ、及び、調整力発動割合シナリオに依存する。ただし、発電機が起動停止を素早く変更できない場合などには、起動停止計画データ１２４は、スポット価格シナリオ、調整力価格シナリオ、及び、調整力発動割合シナリオの全てに依存しなくてもよい。

電力取引計画データ１２６及び調整力取引計画データ１２７は、計画期間における入札価格を時系列で表すデータであり、スポット価格シナリオ、調整力価格シナリオ、調整力発動割合シナリオそれぞれに依存する。

次に、計画作成部１６が演算する発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画の最適化問題の一例について説明する。なお、本実施の形態２では、目的関数が表す損益が、各種予測への信頼水準αに基づく損益のＶａＲである場合について説明する。この場合、計画作成部１６は、信頼水準αに基づく損益のＶａＲを表す目的関数の最適化問題として、ＶａＲを最小化する最適化問題を解く。具体的には、「スポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、及び、調整力発動割合シナリオデータ１２３の各シナリオにおける発電コストがＶａＲ以下となる比率を信頼水準データ１１６の信頼水準α以上にする制約条件」、「計画期間の各時刻において発電機の出力の合計を電力の取引量に一致させる制約条件」、及び「発電機の出力の余力の合計を調整力の取引量以上とする制約条件」の下で、目的関数が表す信頼水準αに基づく損益のＶａＲを最小化する最適化問題を解く。そして、計画作成部１６は、ＶａＲが最小化されたときの起動停止計画データ１２４、発電量計画データ１２５、電力取引計画データ１２６、調整力取引計画データ１２７を求める。

計画作成部１６は、このような最適化問題を、例えば混合整数二次計画問題として定式化して、分枝限定法などによって解く。最適化問題の定式化の一例を式（６）〜式（１０）に示す。式（６）は、目的関数が表す損益のＶａＲを最小化する最適化問題を示す。式（７）〜式（１０）のそれぞれは、目的関数の制約条件を示す。

ここで、Ｆは電気事業の損益のＶａＲ、ｔは時刻、ｓはシナリオ、ｇは発電機番号である。シナリオは、スポット価格シナリオ、調整力価格シナリオ、調整力発動割合シナリオの全ての組合せである。Ｍは非常に大きな数字であり、例えば信頼水準が１００％であるときに最適化問題を解いたときのＦが、ユーザが許容できる最大の損益となるように設定される。ｎ（ｓ）は補助変数であり、例えばバイナリ変数である。

Ｑ_ｋｗｈ（ｔ，ｓ）は時刻ｔ、シナリオｓにおける電力の取引量を示す変数であり、最適化問題を解くことによって求めるべき数である。Ｖ_ｋｗｈ（ｔ，ｓ）は時刻ｔ、シナリオｓにおける電力の価格を示す変数であり、スポット価格シナリオデータ１２１に含まれる。Ｑ_Δｋｗ（ｔ，ｓ）は時刻ｔ、シナリオｓにおける調整力の取引量を示す変数であり、最適化問題を解くことによって求めるべき数である。Ｖ_Δｋｗ（ｔ，ｓ）は時刻ｔ、シナリオｓにおける調整力のΔｋｗ価格を示す変数であり、調整力価格シナリオデータ１２２に含まれる。Ｒ_{ｕｓｅｄΔｋｗ}（ｔ，ｓ）は時刻ｔ、シナリオｓにおける調整力の発動割合を示す変数であり、調整力発動割合シナリオデータ１２３に含まれる。Ｖ_{ｕｓｅｄΔｋｗ}（ｔ，ｓ）は時刻ｔ、シナリオｓにおける調整力のｋｗｈ価格を示す変数であり、調整力価格シナリオデータ１２２に含まれる。

Ｅは時刻ｔ、シナリオｓにおける発電機番号ｇの発電機の発電コストの関数である。ｘ（ｇ，ｔ，ｓ）は時刻ｔ、シナリオｓにおける発電機番号ｇの発電機の発電量を示す変数であり、最適化問題を解くことによって求めるべき数である。ｕ（ｇ，ｔ，ｓ）は時刻ｔ、シナリオｓにおける発電機番号ｇの発電機の起動停止状態を示す変数であり、最適化問題を解くことによって求めるべき数である。ｕ（ｇ，ｔ，ｓ）として、停止が「０」、起動が「１」で表される。αは信頼水準であり、｜Ｓ｜はシナリオの総数である。ｙ（ｇ，ｔ，ｓ）は時刻ｔ、シナリオｓにおける発電機番号ｇの発電機の余力であり、発電機データ１１４に含まれる。

式（７）の右辺に示すように、損益は、第１項の発電コストから第２項の電力の取引による収益と第３項の調整力の取引による収益とを引き、調整力の発動による第４項の発電コストを足したものになる。式（７）の補助変数ｎ（ｓ）により、各シナリオにおける損益がＶａＲ以下となるか否かが判定される。補助変数ｎ（ｓ）が０であれば各シナリオにおける損益はＶａＲより小さく、補助変数ｎ（ｓ）が１であれば各シナリオにおける損益はＶａＲよりも大きいことを意味する。

ここで、式（７）の右辺の時刻ｔ、シナリオｓにおける発電機番号ｇの発電機の発電コストの関数Ｅは、例えば式（１１）のように表される。

式（１１）に示すように、ある時刻における各発電機の発電コストは、例えば、燃料価格と発電量との積に、各発電機の起動費を加算した値として表される。なお、式（１１）において発電量を二次関数で表す例を示したが、これに限らず線形の式であってもよい。

式（８）の左辺は、式（７）の補助変数ｎ（ｓ）の合計をシナリオの数で割った値を示す。式（８）は、電力需要の各シナリオにおける発電コストがＶａＲ以下となる確率を信頼水準α以上にする制約条件を示す。

式（９）は、各時刻、各シナリオにおいて、全ての発電機が発電する発電量を電力の取引量と調整力の発動量との和に等しくする制約条件を示す。

式（１０）は、各時刻、各シナリオにおいて、全ての発電機の余力を調整力の取引量以上にする制約条件を示す。調整力の取引には上げ調整力商品の取引と下げ調整力商品の取引とがある。上げ調整力商品について取引する場合は、発電機の余力ｙは上げ余力であり、発電機の出力上限と発電機出力との差として計算できる。また、下げ調整力商品について取引する場合は、発電機の余力ｙは下げ余力であり、発電機出力と発電機の出力下限との差として計算できる。

計画作成部１６は、上記式以外に制約条件を追加してもよい。例えば、最小運転時刻制約、最小停止時刻制約、変化速度制約、燃料消費量制約、潮流制約などの制約条件を追加してもよい。また計画の対象となる発電機に起動停止を素早く変更できない発電機がある場合は、当該発電機に対して全シナリオでの起動停止が同一となるように制約条件を追加してもよい。また、上げ調整力商品と下げ調整力商品とを共に取引してもよいし、異なる種類の上げ調整力商品または下げ調整力商品を取引してもよい。この場合、それぞれの商品を異なる変数として定義し、上げ余力が上げ調整力の取引量の総和以上となる制約条件と、下げ余力が下げ調整力の取引量の総和以上となる制約条件とを追加し、各商品の取引及び調整力の発動による利益を目的関数に含めればよい。

このように計画作成部１６は、最適化問題を解くことにより、信頼水準αに基づく損益のＶａＲが最小となるときの起動停止計画データ１２４、発電量計画データ１２５、電力取引計画データ１２６、調整力取引計画データ１２７を、ｕ（ｇ，ｔ，ｓ）、ｘ（ｇ，ｔ，ｓ）、Ｑ_ｋｗｈ（ｔ，ｓ）、Ｑ_Δｋｗ（ｔ，ｓ）としてそれぞれ得ることができる。

図４は、本実施の形態２に係る電力需給計画作成装置１００の発電機運転計画を説明するための説明図である。横軸は時刻、縦軸は発電量を示す。発電機運転計画では、例えば、発電機番号ｇ１、ｇ２、・・・、ｇ６の発電機が発電する発電量の推移が示される。

図５は、本実施の形態２に係る電力需給計画作成装置１００の電力の取引計画と調整力の取引計画とを説明するための説明図である。横軸は時刻、縦軸は取引量を示す。これらの取引計画では、例えば、発電機番号ｇ１、ｇ２、・・・、ｇ６の発電機の運転により得られる電力及び調整力の取引量の推移が示される。

図６は、本実施の形態２に係る電力需給計画作成装置１００の電力の取引計画と調整力の取引計画との関係を説明するための説明図である。ここでは、図５の発電機番号ｇ３の発電機の一部の期間での取引分を例示している。発電機の出力を電力として取引し、電力の取引により生まれた発電機の余力の一部または全部を調整力として取引する。具体的には、発電機の出力と出力上限との差の一部または全部、及び、発電機の出力と出力下限との差の一部または全部を、それぞれ上げ調整力及び下げ調整力として取引する。

図７は、本実施の形態２に係る電力需給計画作成装置１００の概略構成図である。電力需給計画作成装置１００は、例えばＰＣ１０を用いて構成される。ＰＣ１０は、ＣＰＵ１、主記憶装置２、補助記憶装置３、外部記憶装置４、入力装置５及び出力装置６を備える。外部記憶装置４は、ネットワーク７を介して接続されていてもよい。

主記憶装置２は、例えばＤＲＡＭなどのメモリ装置である。補助記憶装置３は、例えば磁気ディスクである。外部記憶装置４は、ＣＤ−Ｒ、ＤＶＤ−Ｒなどの光学ディスク、またはＵＳＢメモリ、ＳＤカードなどのフラッシュメモリ記憶装置などである。入力装置５は、例えばマウス、キーボードである。出力装置６は、例えばディスプレイ、プリンタである。ネットワーク７は、例えば光通信機器で構成される。

次に、本実施の形態２に係る電力需給計画作成装置１００を用いた電力需給計画作成方法について説明する。

図１４は、本実施の形態２に係る電力需給計画作成装置１００の処理手順の一例を示すフローチャートである。なお、図１４の実施の形態２のフローチャートは、図８の実施の形態１のフローチャートに、ステップＳ１０１，Ｓ１０２，Ｓ１０３を追加したものとほぼ同様である。

ステップＳ１００では、データ取得部１１は、スポット市場取引実績データ１１１、需給調整市場取引実績データ１１２、調整力発動量実績データ１１３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５、信頼水準データ１１６を取得し、各データをデータ格納部１２に格納する。データ取得部１１は、入力装置５を介して各データを取得してもよいし、外部記憶装置４に記憶されたデータを、ネットワーク７を介して取得してもよい。また各データが予めデータ格納部１２に格納されている場合は、本処理を省略してもよい。

ステップＳ１０１では、スポット価格予測部１３は、データ格納部１２からスポット市場取引実績データ１１１を取得し、そのスポット市場取引実績データ１１１に基づいて、電力の約定価格の変動を示すスポット価格シナリオデータ１２１を複数作成する。スポット価格予測部１３は、作成された複数のスポット価格シナリオデータ１２１をデータ格納部１２に格納する。

ステップＳ１０２では、調整力価格予測部１４は、データ格納部１２から需給調整市場取引実績データ１１２を取得し、その需給調整市場取引実績データ１１２に基づいて、調整力の約定価格の変動を示す調整力価格シナリオデータ１２２を複数作成する。調整力価格予測部１４は、作成された複数の調整力価格シナリオデータ１２２をデータ格納部１２に格納する。

ステップＳ１０３では、調整力発動割合予測部１５は、データ格納部１２から需給調整市場取引実績データ１１２及び調整力発動量実績データ１１３を取得し、その需給調整市場取引実績データ１１２及び調整力発動量実績データ１１３に基づいて、調整力の発動割合の変動を示す調整力発動割合シナリオデータ１２３を複数作成する。調整力発動割合予測部１５は、作成された複数の調整力発動割合シナリオデータ１２３をデータ格納部１２に格納する。

ステップＳ１０４では、計画作成部１６は、データ格納部１２に格納されたスポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５及び信頼水準データ１１６に基づいて、発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。

具体的には、計画作成部１６は、スポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５及び信頼水準データ１１６に基づいて、損益のＶａＲを表す目的関数及びその制約条件を定式化する。そして、計画作成部１６は、目的関数が表す損益のＶａＲを最小化する最適化問題を解くことで発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。なお、発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画の、より具体的な説明については、後で別のフローチャートを用いて説明する。

図１５は、本実施の形態２における電力需給計画作成装置１００のステップＳ１０４の最適化処理の一例を示すフローチャートである。

ステップＳ１０４６では、計画作成部１６は、信頼水準αに基づく損益のＶａＲを最小化することを式（６）に示すように定式化する。

ステップＳ１０４１では、計画作成部１６は、最適化問題の制約条件を式（７）〜式（１０）に示すように定式化する。また、式（７）について各発電機の発電コストを式（１１）のように定式化する。

計画作成部１６は、データ格納部１２から、スポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５及び信頼水準データ１１６を取得し、式（７）〜式（１１）のパラメータとして設定する。例えば、計画作成部１６は、発電機データ１１４の起動費及び燃料消費の特性と、燃料価格データ１１５の燃料価格とを、式（１１）のパラメータとして設定する。また、計画作成部１６は、スポット価格シナリオデータ１２１のスポット価格と、調整力価格シナリオデータ１２２のΔｋＷ価格及びｋＷｈ価格と、調整力発動割合シナリオデータ１２３の発動割合とを、式（７）にパラメータとして設定する。

ステップＳ１４０２では、計画作成部１６は、制約条件を満たすように、目的関数が表す損益のＶａＲを最小化する最適化問題を解く。式（７）により、電力の価格、調整力の価格、調整力の発動割合の各シナリオにおける損益が、損益のＶａＲ以上であるか否かが判定され、各シナリオにおける損益が損益のＶａＲ以下となる解が選択される。また、式（８）により、各シナリオにおける損益がＶａＲ以下となる比率が信頼水準以上となる。また、式（９）により、電力の取引のための電力が確保され、式（１０）により調整力の取引のための調整力が確保される。そして、計画作成部１６は、ＶａＲが最小となったときの変数ｕ（ｇ，ｔ，ｓ）、ｘ（ｇ，ｔ，ｓ）、Ｑ_ｋｗｈ（ｔ，ｓ）、Ｑ_Δｋｗ（ｔ，ｓ）を、起動停止計画データ１２４、発電量計画データ１２５、電力取引計画データ１２６、調整力取引計画データ１２７としてそれぞれデータ格納部１２に格納する。

＜実施の形態２のまとめ＞
上述のとおり、本実施の形態２に係る電力需給計画作成装置及び電力需給計画作成方法では、信頼水準データ１１６の信頼水準α％のパーセント点に対応する損益のＶａＲを目的関数として用いる。そして、電力の価格、調整力の価格、調整力の発動割合の各シナリオにおける損益がＶａＲ以下となる比率が信頼水準α％以上となる制約条件下でＶａＲを最小化する最適化問題を解く。これにより、ユーザがリスクを許容できない度合いを反映しつつ、信頼水準α％で発生する最大の損益が最も小さくなるように最適化された計画を作成できる。

例えば、信頼水準を１００％などの大きい値に設定してＶａＲが最小となる計画を作成した場合、電気事業全体の損失は大きいが、当該損失が想定損失以上となるのでリスクの小さい発電機運転計画、電力の取引計画、調整力の取引計画を作成することができる。言い換えると、電気事業全体の収益は小さいが、当該収益が想定収益以下となるのでリスクの小さい計画を作成することができる。

例えば、ある時刻における１台の発電機の計画を考える。ここでは説明を簡単にするため、電力価格のシナリオのみを考え、電力価格が６［円／ｋＷｈ］となるシナリオが１０ケース、１０［円／ｋＷｈ］となるシナリオが７０ケース、１４［円／ｋＷｈ］となるシナリオが２０ケースあるとする。また、信頼水準は８０％であるとする。実施の形態１と同様に、発電機の最大出力が５００［ＭＷｈ］、発電機の発電単価が９［円／ｋＷｈ］、上げ調整力の価格が５［円／ｋＷ］、上げ調整力の発動に対する価格が８［円／ｋＷｈ］、調整力の発動割合が４０％である場合を想定する。

このとき、例えば電力を１００［ＭＷｈ］で、調整力を４００［ＭＷ］で取引するとすれば、実施の形態１と同様の計算により、収益は１０ケースで１５４００００円、７０ケースで１９４００００円、２０ケースで２３４００００円となる。このとき、信頼水準８０％に基づく損益のＶａＲは、損益（損失）が大きい方から数えて８０％の値となるので、１９４００００円となる。

一方で、例えば電力を５０［ＭＷｈ］で取引し、調整力を５００［ＭＷ］で取引するとすれば、実施の形態１と同様の計算により、収益は１０ケースで１９２００００円、７０ケースで２１２００００円、２０ケースで２３２００００円となる。このとき、信頼水準８０％に基づく損益のＶａＲは、２１２００００円となるため、電力を１００［ＭＷｈ］で、調整力を４００［ＭＷ］で取引するケースに比べて収益を改善しつつ、リスクを回避する取引が実現される。

なお、ここでは取引量を仮定して例について説明した。本実施の形態２では、取引量の制約及び発電機の運転制約を考慮した上で、信頼水準α％のパーセント点に対応する損益のＶａＲが最小となるように、電力及び調整力の取引量を決定することができる。

また信頼水準を例えば１０％などの小さな値を設定して損益のＶａＲが最小となる計画を作成した場合、損益が想定損益以上となるリスクは大きいが、損益の小さい発電機運転計画、電力の取引計画、調整力の取引計画を作成することができる。言い換えると、電気事業全体の収益が想定収益以下となるリスクは大きいが、当該収益の大きい計画を作成することができる。なお、仮に調整力よりも電力のほうが期待される価格が高いならば、電力の取引量を多くすればよい。

また信頼水準を５０％と設定して損益のＶａＲが最小となる計画を作成した場合、リスク指標として期待値を用いた場合と比べて、確率の低い極端なシナリオや外れ値の影響を低減することができる。ここで本実施の形態２と異なり、リスク指標として期待値を用いる構成では、スポット価格の高騰を期待して発電量を増やすような計画が作成される可能性がある。このような場合には、損益が悪化する確率が大きくなり、ユーザのキャッシュフローに悪影響を与えてしまうことがある。これに対して、信頼水準５０％の損益のＶａＲは、電力の価格、調整力の価格、調整力の発動割合のシナリオに基づいて想定される損益の確率分布の中央値である。中央値は、生起確率の低い極端なシナリオの影響を受けにくい。このため本実施の形態２によれば、リスク指標として期待値を用いた構成よりも、電気事業者のキャッシュフローに悪影響を与えにくい発電機運転計画、電力の取引計画、調整力の取引計画が得られる。

またスポット価格予測部１３、調整力価格予測部１４、及び、調整力発動割合予測部１５が、想定される様々な電力の価格、調整力の価格、調整力の発動割合のシナリオを作成する。これにより、これらの変動に起因する損益の変動に対応した発電機運転計画、電力の取引計画、調整力の取引計画を作成できる。また、ＶａＲは、信頼水準という単一のパラメータを用いて表される。このため、リスクと損益とのトレードオフ関係を有する複数の項目のそれぞれにパラメータを設定して重み付けする手法と比べ、ユーザの経験や試行錯誤による繰り返し計算を抑制でき、ユーザの意思決定を容易にする計画を作成することが可能になる。

＜実施の形態３＞
図１６は、本実施の形態３に係る電力需給計画作成装置１００の概略構成図である。以下では、実施の形態２と同様である点の説明を省略し、異なる点を中心に説明する。

図１６の電力需給計画作成装置１００の構成は、図１０の電力需給計画作成装置１００の構成に、需要予測部１８を加えた構成と同様である。本実施の形態３では、発電された電力量の一部を、取引所を介さずに小売事業者に相対取引で売却する場合を想定して、電気事業の損益のＶａＲが最小となるときの発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。本実施の形態３において、電気事業の損益は、発電コストと、電力取引による買電金額などの損失と、電力取引による売電金額の収益とを計画期間を通じて合わせた収支である。

データ取得部１１は、スポット市場取引実績データ１１１、需給調整市場取引実績データ１１２、調整力発動量実績データ１１３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５、信頼水準データ１１６に加えて、相対取引データ１１７、需要実績データ１１８をさらに取得する。

図１７は、本実施の形態３に係る電力需給計画作成装置１００のデータフローを示す概略構成図である。相対取引データ１１７は、計画作成部１６での演算に用いられる。需要実績データ１１８は、需要予測部１８での需要シナリオデータ１２８の演算に用いられる。需要シナリオデータ１２８は、計画作成部１６での演算に用いられる。

相対取引データ１１７は、小売事業者との相対契約についてのデータであり、小売事業者への売電価格である。

需要実績データ１１８は、小売事業者へ売った電力量（以下「需要」と記すこともある）の時系列データである。需要実績データ１１８は、過去の契約における需要を元に設定されてもよいし、でんき予報などから取得したエリア需要を元に設定されてもよい。

需要予測部１８は、需要実績データ１１８に基づいて、複数の需要シナリオデータ１２８を作成する。需要シナリオデータ１２８は、想定される将来の需要を時系列で表すデータである。

需要予測部１８は、例えば最尤推定により時系列モデルのモデルパラメータを算出した後、当該モデルパラメータにモンテカルロ法を用いて、モンテカルロ法の試行回数分の需要シナリオデータ１２８を作成する。時系列モデルは自己回帰和分移動平均またはベクトル自己回帰モデルを用いてもよいし、その他のモデルを用いてもよい。また、需要予測部１８は、例えば需要実績データ１１８を曜日や季節でクラスタリングして需要シナリオデータ１２８を作成してもよい。

計画作成部１６は、スポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５及び信頼水準データ１１６、相対取引データ１１７、及び、需要シナリオデータ１２８に基づいて、目的関数及びその制約条件を定式化し、最適化問題を解くことで発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。

次に、計画作成部１６が演算する各種計画の最適化問題の一例ついて説明する。本実施の形態３では、計画作成部１６は、実施の形態２の式（７）を式（１２）に、式（９）を式（１３）に変更した最適化問題を解く。

ここで、Ｄ（ｔ，ｓ）は時刻ｔ、シナリオｓにおける需要であり、需要シナリオデータ１２８に含まれる。Ｐは小売事業者への売電価格であり、相対取引データ１１７に含まれる。本実施の形態３が実施の形態２と異なる点は、発電事業者の損益に相対取引による収支が加わる点、及び、電力量のつりあいの式に需要が含まれる点である。

式（１２）の右辺は損益であり、発電コストから電力の取引による収益と調整力の取引による収益と相対取引による収益とを引き、調整力の発動による収益を足したものになる。つまり、本実施の形態３における電気事業の損益は、計画期間に亘って必要とする発電コストと、計画期間に亘って行われるスポット市場での電力の取引、計画期間に亘って行われる需給調整市場での調整力の取引、及び、計画期間の電力の相対取引による売電金額とを合わせた収支を含む。

式（１２）の補助変数ｎ（ｓ）により、各シナリオにおける損益がＶａＲ以下となるか否かが判定される。補助変数ｎ（ｓ）が０であれば各シナリオにおける損益はＶａＲより小さく、補助変数ｎ（ｓ）が１であれば各シナリオにおける損益はＶａＲよりも大きいことを意味する。

式（１３）は、各時刻、各シナリオにおいて、全ての発電機が発電する発電量を電力の取引量と調整力の発動量と需要との和に等しくする制約条件を示す。

次に、本実施の形態３に係る電力需給計画作成装置１００を用いた電力需給計画作成方法について説明する。

図１８は、本実施の形態３に係る電力需給計画作成装置１００の処理手順の一例を示すフローチャートである。なお、図１８の実施の形態３のフローチャートは、以下で説明するように、図１４の実施の形態２のフローチャートに対して、ステップＳ１００、Ｓ１０６、Ｓ１０４が異なる。

データ取得ステップであるステップＳ１００では、データ取得部１１は、スポット市場取引実績データ１１１、需給調整市場取引実績データ１１２、調整力発動量実績データ１１３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５、信頼水準データ１１６に加えて、相対取引データ１１７、需要実績データ１１８をデータ格納部１２に格納する。

需要予測ステップであるステップＳ１０６では、需要予測部１８は、データ格納部１２から需要実績データ１１８を取得し、その需要実績データ１１８に基づいて、需要の変動を示す需要シナリオデータ１２８を複数作成する。需要予測部１８は、作成された複数の需要シナリオデータ１２８をデータ格納部１２に格納する。

計画作成ステップであるステップＳ１０４では、計画作成部１６は、データ格納部１２に格納されたスポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５、信頼水準データ１１６、相対取引データ１１７、及び、需要シナリオデータ１２８に基づいて、発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。

＜実施の形態３のまとめ＞
上述のとおり、本実施の形態３に係る電力需給計画作成装置及び電力需給計画作成方法では、信頼水準データ１１６の信頼水準α％のパーセント点に対応する損益のＶａＲを目的関数として用いる。そして、電力の価格、調整力の価格、調整力の発動割合、需要の各シナリオにおける損益がＶａＲ以下となる比率が信頼水準α％以上となる制約条件下でＶａＲを最小化する最適化問題を解く。これにより、ユーザがリスクを許容できない度合いを反映しつつ、信頼水準α％で発生する最大の損益が最も小さくなるように最適化された計画を作成できる。

また、需要予測部１８が、想定される様々な需要のシナリオを作成するので、需要の変動に起因する損益の変動に対応した発電機運転計画、電力の取引計画、調整力の取引計画を作成できる。需要の変動は、例えば気温の上下に伴う冷暖房需要の変化などによって引き起こされる。このため、例えば、猛暑等により需要の増加が予想されるときは、信頼水準などの信頼区間を大きく設定することで、発電機の出力を増加させて下げ調整力を売るといったリスク回避可能な計画を作成できる。

＜実施の形態４＞
図１９は、本実施の形態４に係る電力需給計画作成装置１００の概略構成図である。以下では、実施の形態２と同様である点の説明を省略し、異なる点を中心に説明する。

本実施の形態４では、発電された電力量の一部を先渡取引で売却する場合を想定して、電気事業の損益のＶａＲが最小となるときの発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。

データ取得部１１は、スポット市場取引実績データ１１１、需給調整市場取引実績データ１１２、調整力発動量実績データ１１３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５、信頼水準データ１１６に加えて、先渡市場データ１１９をさらに取得する。

図２０は、本実施の形態４に係る電力需給計画作成装置１００のデータフローを示す概略構成図である。先渡市場データ１１９は、計画作成部１６での演算に用いられる。

先渡市場データ１１９は、先渡市場の入札のうち、まだ約定していない買い入札のデータであり、入札価格及び入札量のデータを含む。先渡市場データ１１９は、先渡市場の板情報を元に設定されてもよいし、予想される買い入札のデータを元に設定されてもよい。

次に、計画作成部１６が演算する各種計画の最適化問題の一例ついて説明する。本実施の形態４では、計画作成部１６は、実施の形態２の式（７）を式（１４）に、式（９）を式（１５）に変更した最適化問題を解く。

ここで、Ｑ_{ｆｏｒｗａｒｄ}（ｔ，ｎ）は、先渡市場でまだ約定していない買い入札に通し番号を付けたときのｎ番目の入札の時刻ｔでの入札量であり、先渡市場データ１１９に含まれる。Ｖ_{ｆｏｒｗａｒｄ}（ｎ）は、ｎ番目の入札の入札価格であり、先渡市場データ１１９に含まれる。Ｂ_{ｆｏｒｗａｒｄ}（ｎ）は、最適化問題を解くことによって求めるべきバイナリ変数であり、ｎ番目の買い入札に対して売り入札をするなら１、そうでないなら０となる。本実施の形態４が実施の形態２と異なる点は、発電事業者の損益に先渡取引による収支が加わる点、及び、電力量のつりあいの式に先渡契約が含まれる点である。

式（１４）の右辺は損益であり、発電コストから電力の取引による収益と調整力の取引による収益と先渡取引による収益とを引き、調整力の発動による収益を足したものになる。つまり、本実施の形態４における電気事業の損益は、計画期間に亘って必要とする発電コストと、計画期間に亘って行われるスポット市場での電力の取引、計画期間に亘って行われる需給調整市場での調整力の取引、及び、計画期間の先渡市場での電力の取引による売電金額とを合わせた収支を含む。

式（１４）の補助変数ｎ（ｓ）により、各シナリオにおける損益がＶａＲ以下となるか否かが判定される。補助変数ｎ（ｓ）が０であれば各シナリオにおける損益はＶａＲより小さく、補助変数ｎ（ｓ）が１であれば各シナリオにおける損益はＶａＲよりも大きいことを意味する。

式（１５）は、各時刻、各シナリオにおいて、全ての発電機が発電する発電量をスポット市場での取引量と調整力の発動量と先渡市場での取引量との和に等しくする制約条件を示す。

次に、本実施の形態４に係る電力需給計画作成装置１００を用いた電力需給計画作成方法について説明する。

本実施の形態４の処理手順を示すフローチャートは実施の形態２のフローチャート（図１４）とほぼ同様である。ただし、両者の間には、以下で説明するように、データ取得ステップであるステップＳ１００、計画作成ステップであるステップＳ１０４で取得及び格納するデータに違いがある。

データ取得ステップであるステップＳ１００では、データ取得部１１は、スポット市場取引実績データ１１１、需給調整市場取引実績データ１１２、調整力発動量実績データ１１３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５、信頼水準データ１１６に加えて、先渡市場データ１１９をデータ格納部１２に格納する。

計画作成ステップであるステップＳ１０４では、計画作成部１６は、データ格納部１２に格納されたスポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５、信頼水準データ１１６、及び、先渡市場データ１１９に基づいて、発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。

具体的には、計画作成部１６は、最適化問題を解き、ＶａＲが最小となったときの変数ｕ（ｇ，ｔ，ｓ）、ｘ（ｇ，ｔ，ｓ）、Ｑ_ｋｗｈ（ｔ，ｓ）、Ｑ_Δｋｗ（ｔ，ｓ）、Ｂ_{ｆｏｒｗａｒｄ}（ｎ）を、起動停止計画データ１２４、発電量計画データ１２５、電力取引計画データ１２６、調整力取引計画データ１２７、先渡取引計画データ１２９としてそれぞれデータ格納部１２に格納する。

＜実施の形態４のまとめ＞
上述のとおり、本実施の形態４に係る電力需給計画作成装置及び電力需給計画作成方法では、信頼水準データ１１６の信頼水準α％のパーセント点に対応する損益のＶａＲを目的関数として用いる。そして、電力の価格、調整力の価格、調整力の発動割合の各シナリオにおける損益がＶａＲ以下となる比率が信頼水準α％以上となる制約条件下でＶａＲを最小化する最適化問題を解く。これにより、ユーザがリスクを許容できない度合いを反映しつつ、信頼水準α％で発生する最大の損益が最も小さくなるように最適化された計画を作成できる。

また、先渡市場データ１１９に基づいて、計画作成部１６で取引を定式化し、計画を作成することにより、損益の変動を先渡市場での取引によって軽減する発電機運転計画、電力の取引計画、調整力の取引計画を作成できる。このため、例えば、スポット価格の予測の不確実さが大きい場合には、信頼水準などの信頼区間を大きく設定することで、先渡市場での取引を増やし、スポット市場での取引量を減らすといったリスク回避可能な計画を作成できる。

＜実施の形態５＞
図２１は、本実施の形態５に係る電力需給計画作成装置１００の概略構成図である。以下では、実施の形態２と同様である点の説明を省略し、異なる点を中心に説明する。

本実施の形態５では、電気事業の損益のＶａＲが最小となるときの発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。金融派生商品である先物取引を運用することにより、電力取引により生じる損益のばらつきを抑えることを想定する。

データ取得部１１は、スポット市場取引実績データ１１１、需給調整市場取引実績データ１１２、調整力発動量実績データ１１３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５、信頼水準データ１１６に加えて、先物市場データ１２０をさらに取得する。

図２２は、本実施の形態５に係る電力需給計画作成装置１００のデータフローを示す概略構成図である。先物市場データ１２０は、計画作成部１６での演算に用いられる。

先物市場データ１２０は、先物市場の入札のうち、まだ約定していない買い入札のデータ及び最終決済価格のデータであり、入札価格及び入札量のデータと最終決済価格のデータとを含む。先物市場データ１２０は、先物市場の板情報を元に設定されてもよいし、予想される買い入札のデータを元に設定されてもよい。

なお、最終決済価格のデータは、差金決済の清算に用いられるデータである、先月のスポット取引市場の月間平均価格を元に設定されてもよいし、スポット価格の変動のトレンドを考慮して運用者が予測した値を元に設定されてもよい。

以下では、計画作成部１６が演算する各種計画の最適化問題の一例ついて説明する。本実施の形態５では、計画作成部１６は、実施の形態２の式（７）を式（１６）に変更した最適化問題を解く。

ここで、Ｑ_{ｆｕｔｕｒｅ}（ｍ）は、先物市場でまだ約定していない買い入札に通し番号を付けたときのｍ番目の入札の入札量であり、先物市場データ１２０に含まれる。Ｖ_{ｆｕｔｕｒｅ}（ｍ）は、ｍ番目の入札の入札価格であり、先物市場データ１２０に含まれる。Ｖ_{ｆｉｎａｌ}は最終決済価格であり、先物市場データ１２０に含まれる。Ｂ_{ｆｕｔｕｒｅ}（ｍ）は、最適化問題を解くことによって求めるべきバイナリ変数であり、ｍ番目の買い入札に対して売り入札をするなら１、そうでないなら０となる。本実施の形態５が、実施の形態２と異なる点は、発電事業者の損益に先物取引による収支が加わる点である。

式（１６）の右辺は損益であり、発電コストから電力の取引による収益と調整力の取引による収益と先物取引による収益とを引き、調整力の発動による収益を足したものになる。つまり、本実施の形態５における電気事業の損益は、計画期間に亘って必要とする発電コストと、計画期間に亘って行われるスポット市場での電力の取引、及び、計画期間に亘って行われる需給調整市場での調整力の取引による売電金額と、計画期間の先物市場での電力の取引による売電金額及び差金決済額とを合わせた収支を含む。

式（１６）の補助変数ｎ（ｓ）により、各シナリオにおける損益がＶａＲ以下となるか否かが判定される。補助変数ｎ（ｓ）が０であれば各シナリオにおける損益はＶａＲより小さく、補助変数ｎ（ｓ）が１であれば各シナリオにおける損益はＶａＲよりも大きいことを意味する。

次に、本実施の形態５に係る電力需給計画作成装置１００を用いた電力需給計画作成方法について説明する。

本実施の形態５の処理手順を示すフローチャートは実施の形態２のフローチャート（図１４）とほぼ同様である。ただし、両者の間には、以下で説明するように、データ取得ステップであるステップＳ１００、計画作成ステップであるステップＳ１０４で取得及び格納するデータに違いがある。

データ取得ステップであるステップＳ１００では、データ取得部１１は、スポット市場取引実績データ１１１、需給調整市場取引実績データ１１２、調整力発動量実績データ１１３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５、信頼水準データ１１６に加えて、先物市場データ１２０をデータ格納部１２に格納する。

計画作成ステップであるステップＳ１０４では、計画作成部１６は、データ格納部１２に格納されたスポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、燃料価格データ１１５、信頼水準データ１１６、及び、先物市場データ１２０に基づいて、発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。

具体的には、計画作成部１６は、最適化問題を解き、ＶａＲが最小となったときの変数ｕ（ｇ，ｔ，ｓ）、ｘ（ｇ，ｔ，ｓ）、Ｑ_ｋｗｈ（ｔ，ｓ）、Ｑ_Δｋｗ（ｔ，ｓ）、Ｂ_{ｆｕｔｕｒｅ}（ｍ）を、起動停止計画データ１２４、発電量計画データ１２５、電力取引計画データ１２６、調整力取引計画データ１２７、先物取引計画データ１３０としてそれぞれデータ格納部１２に格納する。

＜実施の形態５のまとめ＞
上述のとおり、本実施の形態５に係る電力需給計画作成装置及び電力需給計画作成方法では、信頼水準データ１１６の信頼水準α％のパーセント点に対応する損益のＶａＲを目的関数として用いる。そして、電力の価格、調整力の価格、調整力の発動割合の各シナリオにおける損益がＶａＲ以下となる比率が信頼水準α％以上となる制約条件下でＶａＲを最小化する最適化問題を解く。これにより、ユーザがリスクを許容できない度合いを反映しつつ、信頼水準α％で発生する最大の損益が最も小さくなるように最適化された計画を作成できる。

また、先物市場データ１２０に基づいて、計画作成部１６で取引を定式化し、計画を作成することにより、損益の変動を先物市場での取引によって軽減する発電機運転計画、電力の取引計画、調整力の取引計画を作成できる。このため、例えば、スポット価格の予測の不確実さが大きい場合には、信頼水準などの信頼区間を大きく設定することで、先物市場での取引を増やし、スポット市場での取引による価格の変動を相殺するといったリスク回避可能な計画を作成できる。

＜実施の形態６＞
図２３は、本実施の形態６に係る電力需給計画作成装置１００の概略構成図である。以下では、実施の形態２と同様である点の説明を省略し、異なる点を中心に説明する。

図２３の電力需給計画作成装置１００の構成は、図１０の電力需給計画作成装置１００の構成に、燃料価格予測部１９を加えた構成と同様である。本実施の形態６では、為替の変動などに伴う燃料価格の変動を想定して、電気事業の損益のＶａＲが最小となるときの発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。

データ取得部１１は、スポット市場取引実績データ１１１、需給調整市場取引実績データ１１２、調整力発動量実績データ１１３、発電機データ１１４、信頼水準データ１１６を取得する。また、データ取得部１１は、燃料価格データ１１５の代わりに燃料価格実績データ１３１を取得する。

図２４は、本実施の形態６に係る電力需給計画作成装置１００のデータフローを示す概略構成図である。燃料価格実績データ１３１は、燃料価格予測部１９での燃料価格シナリオデータ１３２の演算に用いられる。燃料価格シナリオデータ１３２は計画作成部１６での演算に用いられる。

燃料価格実績データ１３１は、燃料価格の実績値を時系列で表すデータである。燃料価格実績データ１３１は、過去の一定期間における燃料価格の平均値を元に設定されてもよいし、為替の変動を考慮した予測値を元に設定されてもよい。燃料価格実績データ１３１は、燃料種別ごと（石炭、石油、ＬＮＧなど）のデータであってもよいし、発電機別のデータであってもよい。

燃料価格シナリオデータ１３２は、燃料価格のシナリオを表すデータである。

燃料価格予測部１９は、例えば最尤推定により時系列モデルのモデルパラメータを算出した後、当該モデルパラメータにモンテカルロ法を用いて、モンテカルロ法の試行回数分の燃料価格シナリオデータ１３２を作成する。時系列モデルは自己回帰和分移動平均またはベクトル自己回帰モデルを用いてもよいし、その他のモデルを用いてもよい。

次に、計画作成部１６が演算する各種計画の最適化問題の一例ついて説明する。本実施の形態６では、計画作成部１６は、実施の形態２の式（７）を式（１７）に、式（１１）を式（１８）に変更した最適化問題を解く。

ここで、ｆｕｅｌ（ｓ，ｇ，ｔ）は、時刻ｔ、シナリオｓにおける発電機番号ｇの燃料価格であり、燃料価格シナリオデータ１３２に含まれる。実施の形態２と異なる点は、発電機のコスト（Ｅ）及び燃料価格（ｆｕｅｌ）がシナリオｓ別になる点である。

次に、本実施の形態６に係る電力需給計画作成装置１００を用いた電力需給計画作成方法について説明する。

図２５は、本実施の形態６に係る電力需給計画作成装置１００の処理手順の一例を示すフローチャートである。なお、図２５の実施の形態６のフローチャートは、以下で説明するように、図１４の実施の形態２のフローチャートに対して、ステップＳ１００、Ｓ１０７、Ｓ１０４が異なる。

データ取得ステップであるステップＳ１００では、データ取得部１１は、スポット市場取引実績データ１１１、需給調整市場取引実績データ１１２、調整力発動量実績データ１１３、発電機データ１１４、信頼水準データ１１６、及び、燃料価格実績データ１３１をデータ格納部１２に格納する。

燃料価格予測ステップであるステップＳ１０７では、燃料価格予測部１９は、データ格納部１２から燃料価格実績データ１３１を取得し、その燃料価格実績データ１３１に基づいて、燃料価格の変動を示す燃料価格シナリオデータ１３２を複数作成する。燃料価格予測部１９は、作成された複数の燃料価格シナリオデータ１３２をデータ格納部１２に格納する。

計画作成ステップであるステップＳ１０４では、計画作成部１６は、データ格納部１２に格納されたスポット価格シナリオデータ１２１、調整力価格シナリオデータ１２２、調整力発動割合シナリオデータ１２３、発電機データ１１４、信頼水準データ１１６、及び、燃料価格シナリオデータ１３２に基づいて、発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成する。

＜実施の形態６のまとめ＞
上述のとおり、本実施の形態６に係る電力需給計画作成装置及び電力需給計画作成方法では、信頼水準データ１１６の信頼水準α％のパーセント点に対応する損益のＶａＲを目的関数として用いる。そして、電力の価格、調整力の価格、調整力の発動割合、燃料価格の各シナリオにおける損益がＶａＲ以下となる比率が信頼水準α％以上となる制約条件下でＶａＲを最小化する最適化問題を解く。これにより、ユーザがリスクを許容できない度合いを反映しつつ、信頼水準α％で発生する最大の損益が最も小さくなるように最適化された計画を作成できる。

また、燃料価格シナリオデータ１３２に基づいて、計画作成部１６で計画を作成することにより、燃料価格の変動に起因する発電コストの変動を考慮した発電機運転計画、電力の取引計画、調整力の取引計画を作成できる。このため、例えば、燃料価格の変動が大きい場合には、信頼水準などの信頼区間を大きく設定することで、スポット市場での電力の取引を減らし、需給調整市場での調整力の取引を増やすといったリスク回避可能な計画を作成できる。

＜変形例＞
以上の説明では、電気事業の損益は、電気事業の損失（コスト）から電気事業の収益を引いて得られた値であったが、電気事業の収益から電気事業の損失（コスト）を引いて得られた値であってもよい。この場合、計画作成部１６は、計画作成部１６は、目的関数が表す損益を最大化する最適化問題を解くことで発電機運転計画並びに電力及び調整力の取引計画を作成すればよい。

なお、各実施の形態及び各変形例を自由に組み合わせたり、各実施の形態及び各変形例を適宜、変形、省略したりすることが可能である。

１１データ取得部、１３スポット価格予測部、１４調整力価格予測部、１５調整力発動割合予測部、１６計画作成部、１９燃料価格予測部、１００電力需給計画作成装置。

Claims

スポット市場で取り引きされる電力の将来の約定価格を時系列で表す１以上のスポット価格シナリオデータと、需給調整市場で取り引きされる調整力の将来の約定価格を時系列で表す１以上の調整力価格シナリオデータと、前記調整力の将来の発動割合を時系列で表す１以上の調整力発動割合シナリオデータと、前記電力及び前記調整力を生成する発電機の仕様を表す発電機データと、前記発電機の将来の燃料価格を時系列で表す１以上の燃料価格データとを取得する取得部と、
前記取得部で取得された前記スポット価格シナリオデータ、前記調整力価格シナリオデータ、前記調整力発動割合シナリオデータ、前記発電機データ、及び、前記燃料価格データに基づいて、電気事業の損失から前記電気事業の収益を引いた損益を表す目的関数の最適化問題であって前記目的関数が表す前記損益を最小化する最適化問題を解くことにより、発電機運転計画と、前記スポット市場及び前記需給調整市場での取引計画とを作成する計画作成部と
を備える、電力需給計画作成装置。
請求項１に記載の電力需給計画作成装置であって、
前記電気事業の前記損益は、
計画期間に亘る発電コストと、前記計画期間に亘って行われる前記スポット市場での電力の取引、及び、前記計画期間に亘って行われる前記需給調整市場での調整力の取引による売電金額とを合わせた収支を含む、電力需給計画作成装置。
請求項１または請求項２に記載の電力需給計画作成装置であって、
前記取得部は、
前記スポット市場で取り引きされる電力の約定価格の実績値を時系列で表すスポット市場取引実績データに基づいて前記１以上のスポット価格シナリオデータを予測し、
前記需給調整市場で取り引きされる調整力の約定価格の実績値を時系列で表す需給調整市場取引実績データに基づいて前記１以上の調整力価格シナリオデータを予測し、
前記需給調整市場取引実績データと、前記調整力の発動量の実績値を時系列で表す調整力発動量実績データとに基づいて前記１以上の調整力発動割合シナリオデータを予測する、電力需給計画作成装置。
請求項３に記載の電力需給計画作成装置であって、
前記１以上のスポット価格シナリオデータは、複数のスポット価格シナリオデータであり、
前記１以上の調整力価格シナリオデータは、複数の調整力価格シナリオデータであり、
前記１以上の調整力発動割合シナリオデータは、複数の調整力発動割合シナリオデータであり、
前記目的関数が表す前記損益は、
前記取得部の予測への信頼水準に基づく前記損益のＶａＲ（ＶａｌｕｅａｔＲｉｓｋ）である、電力需給計画作成装置。
請求項１から請求項４のうちのいずれか１項に記載の電力需給計画作成装置であって、
前記電気事業の前記損益は、
計画期間に亘る発電コストと、前記計画期間に亘って行われる前記スポット市場での電力の取引、前記計画期間に亘って行われる前記需給調整市場での調整力の取引、及び、前記計画期間の電力の相対取引による売電金額とを合わせた収支を含む、電力需給計画作成装置。
請求項１から請求項４のうちのいずれか１項に記載の電力需給計画作成装置であって、
前記電気事業の前記損益は、
計画期間に亘る発電コストと、前記計画期間に亘って行われる前記スポット市場での電力の取引、前記計画期間に亘って行われる前記需給調整市場での調整力の取引、及び、前記計画期間の先渡市場での電力の取引による売電金額とを合わせた収支を含む、電力需給計画作成装置。
請求項１から請求項４のうちのいずれか１項に記載の電力需給計画作成装置であって、
前記電気事業の前記損益は、
計画期間に亘る発電コストと、前記計画期間に亘って行われる前記スポット市場での電力の取引、及び、前記計画期間に亘って行われる前記需給調整市場での調整力の取引による売電金額と、前記計画期間の先物市場での電力の取引による売電金額及び差金決済額とを合わせた収支を含む、電力需給計画作成装置。
請求項１から請求項４のうちのいずれか１項に記載の電力需給計画作成装置であって、
前記取得部は、
前記発電機の燃料価格の実績値を時系列で表す燃料価格実績データに基づいて、前記１以上の燃料価格データである複数の燃料価格シナリオデータを予測し、
前記目的関数が表す前記損益は、
前記取得部の予測への信頼水準に基づく前記損益のＶａＲ（ＶａｌｕｅａｔＲｉｓｋ）である、電力需給計画作成装置。
スポット市場で取り引きされる電力の将来の約定価格を時系列で表す１以上のスポット価格シナリオデータと、需給調整市場で取り引きされる調整力の将来の約定価格を時系列で表す１以上の調整力価格シナリオデータと、前記調整力の将来の発動割合を時系列で表す１以上の調整力発動割合シナリオデータと、前記電力及び前記調整力を生成する発電機の仕様を表す発電機データと、前記発電機の将来の燃料価格を時系列で表す１以上の燃料価格データとを取得する取得部と、
前記取得部で取得された前記スポット価格シナリオデータ、前記調整力価格シナリオデータ、前記調整力発動割合シナリオデータ、前記発電機データ、及び、前記燃料価格データに基づいて、電気事業の収益から前記電気事業の損失を引いた損益を表す目的関数の最適化問題であって前記目的関数が表す前記損益を最大化する最適化問題を解くことにより、発電機運転計画と、前記スポット市場及び前記需給調整市場での取引計画とを作成する計画作成部と
を備える、電力需給計画作成装置。
スポット市場で取り引きされる電力の将来の約定価格を時系列で表す１以上のスポット価格シナリオデータと、需給調整市場で取り引きされる調整力の将来の約定価格を時系列で表す１以上の調整力価格シナリオデータと、前記調整力の将来の発動割合を時系列で表す１以上の調整力発動割合シナリオデータと、前記電力及び前記調整力を生成する発電機の仕様を表す発電機データと、前記発電機の将来の燃料価格を時系列で表す１以上の燃料価格データとを取得し、
取得された前記スポット価格シナリオデータ、前記調整力価格シナリオデータ、前記調整力発動割合シナリオデータ、前記発電機データ、及び、前記燃料価格データに基づいて、電気事業の損失から前記電気事業の収益を引いた損益を表す目的関数の最適化問題であって前記目的関数が表す前記損益を最小化する最適化問題を解くことにより、発電機運転計画と、前記スポット市場及び前記需給調整市場での取引計画とを作成する、電力需給計画作成方法。