JP2024126693A - 電力管理装置 - Google Patents

Abstract

【課題】インバランス料金を抑制すること。【解決手段】電力の供給者から受けた電力を複数の需要家に供給する事業者の電力管理装置のプロセッサは、各時間帯のコマごとに需要家に供給する計画の合計の電力量である基準値を特定し（ステップＳ１１２）、基準値の電力量を供給者から受けるために、当該基準値を供給者に予め伝達し（ステップＳ１１３）、各コマにおいて、上げ／下げ可能量の範囲で、基準値に対する複数の需要家で使用される合計の電力量である実績値の差であるインバランス量が、インバランス量に対して事業者が供給者に支払うインバランス料金が発生しない０となることを目標に、電力需給の調整システムを制御し（ステップＳ１３２）、基準値の特定において、所定期間に含まれる少なくとも１つのコマにおける、インバランス量に対するインバランス料金が、最小となるように基準値を特定する（ステップＳ１１２）。【選択図】図２

Description

この開示は、電力管理装置に関し、特に、電力の供給者から受けた電力を複数の需要家に供給する事業者の電力管理装置に関する。

従来から、自己託送が行われている。自己託送とは、企業が工場などで自家発電した電力を、一般送配電事業者の送配電ネットワークを利用して、離れた場所にある自社事業所へ送電する際に、当該一般送配電事業者が提供する送電サービスである。自己託送では「計画値同時同量」ルールが適用され、発電・需要の双方において同時同量の義務がある。事前に策定した発電計画または需要計画と、実際の供給における発電実績または需要実績とを３０分単位で一致させる必要がある。計画と実績が一致しない場合は、その量に応じた「インバランス料金」を支払う必要がある（たとえば、特許文献１参照）。

同様に、小売電気事業者が需要家に供給するために、発電事業者および一般送配電事業者から小売電気事業者に供給される電力についても、３０分間のコマごとに小売電気事業者が供給を受ける計画の電力量の基準値と、実績値とを一致させる必要がある。この基準値と実績値との差であるインバランス量に応じてインバランス料金を一般送配電事業者に支払う必要がある。

特開２０２０－０５８１４１号公報

しかし、需要家の受電点以下に接続されている電動車両、蓄電装置または発電装置などのエネルギリソース（発電設備，蓄電設備，需要設備）であるＤＳＲ（Demand Side Resources）を、需要家が有する場合、電動車両または蓄電装置での充放電が増減したり、発電装置での発電が増減したりすることで、需要家に供給される電力量の計画が遵守できず、インバランス料金が発生し得る。

この開示は、上述した課題を解決するためになされたものであって、その目的は、インバランス料金を抑制することが可能な電力管理装置を提供することである。

この開示に係る電力管理装置は、電力の供給者から受けた電力を複数の需要家に供給する事業者の電力管理装置であって、電力の需給の調整システムを制御可能であり、所定プログラムを記憶するメモリと、所定プログラムを実行するプロセッサとを備える。プロセッサは、所定プログラムを実行することによって、各時間帯のコマごとに複数の需要家に供給する計画の合計の電力量である基準値を特定し、特定した基準値の電力量を供給者から受けるために、当該基準値に対応するコマの時間帯となる前に、当該基準値を供給者に予め伝達し、各コマにおいて、上げ可能量および下げ可能量の範囲で、基準値に対する複数の需要家で使用される合計の電力量である実績値の差であるインバランス量が、インバランス量に対して事業者が供給者に支払うインバランス料金が発生しない０となることを目標に調整システムを制御する。上げ可能量は、調整システムによって使用されることで実績値に加算することが可能な電力量であり、下げ可能量は、調整システムによる使用を減らしたり、調整システムから複数の需要家に供給したりすることで、実績値から減算することが可能な電力量である。プロセッサは、所定プログラムを実行することによって、基準値の特定において、所定期間に含まれる少なくとも１つのコマにおける、インバランス量に対するインバランス料金が、最小となるように基準値を特定する。

このような構成によれば、各時間帯のコマごとに複数の需要家に供給する計画の合計の電力量である基準値の特定において、所定期間に含まれる少なくとも１つのコマにおける、インバランス量に対するインバランス料金が、最小となるように基準値が特定される。その結果、インバランス料金を抑制することが可能な電力管理装置を提供することができる。

この実施の形態に係る電力管理システムの構成の概略を示すブロック図である。 この実施の形態における小売電気事業者サーバによって実行される基準値関連処理の流れを示すフローチャートである。 この実施の形態における基準値の特定を説明するための図である。

以下、本開示の実施の形態について、図面を参照しながら詳細に説明する。なお、図中同一または相当部分には同一符号を付してその説明は繰返さない。

図１は、この実施の形態に係る電力管理システム１の構成の概略を示すブロック図である。図１を参照して、矢印付きの太い実線は、電気の流れを示し、矢印付きの細い実線および破線は、データの流れを示す。電力管理システム１においては、発電事業者６０で発電された電力が、電力取引所４０（たとえば、日本卸電力取引所）での入札結果に応じた約定に基づいて、小売電気事業者１０（たとえば、地域電力会社、新電力）の小売先の需要家２０に、送配電事業者５０によって託送される。

発電事業者６０は、電力を発電する発電設備６１０と、発電事業を管理する発電事業者サーバ６００とを有する。送配電事業者５０は、電力を送配電する送配電設備５１０と、送配電事業を管理する送配電事業者サーバ５００とを有する。発電設備６１０および送配電設備５１０は、電力系統（電力網）を構成する。電力取引所４０は、電力の取引を管理する電力取引所サーバ４００を有する。小売電気事業者１０は、小売電気事業を管理する小売電気事業者サーバ１００を有する。

需要家２０は、受電点以下に接続されるエネルギリソースである需要設備、蓄電設備および発電設備の少なくともいずれかを含むＤＳＲ２１０と、ＤＳＲ２１０を管理するＨＥＭＳ（Home Energy Management System）２００とを有する。アグリゲータ３０は、アグリゲータサーバ３００を有する。アグリゲータサーバ３００は、ＤＳＲまたは電力系統に直接接続されるエネルギリソースである発電設備もしくは蓄電設備の少なくともいずれかを含むＤＥＲ（Distributed Energy Resources）３１０を制御したり管理したりする。

小売電気事業者サーバ１００は、プロセッサ１１０と、メモリ１２０と、入力部１３０と、出力部１４０と、補助記憶装置１６０と、通信部１９０とを含む。メモリ１２０は、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）およびフラッシュメモリなどを含み、小売電気事業者サーバ１００で実行されるプログラム等のソフトウェアおよび処理対象のデータ等を記憶する。補助記憶装置１６０は、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＳＤ（Solid State Drive）およびリムーバブルメディアドライブなどを含み、メモリ１２０を補助して、メモリ１２０と比較して大容量のデータを記憶し、小売電気事業者サーバ１００で実行されるプログラム等のソフトウェアおよび処理対象のデータ等を記憶する。入力部１３０は、キーボードおよびマウス等の入力デバイスを含み、ユーザによって入力デバイスから入力された情報をプロセッサ１１０に送信する。出力部１４０は、ディスプレイおよびスピーカ等の出力デバイスを含み、プロセッサ１１０から受信した情報を出力デバイスに出力する。通信部１９０は、他のサーバなどの外部装置とインターネット等の通信ネットワーク９００を経由して通信可能なデバイスであり、外部装置との間で所定の情報を送受信する。プロセッサ１１０は、メモリ１２０または補助記憶装置１６０に記憶されたプログラムにしたがって、入力部１３０もしくは通信部１９０からのデータまたはメモリ１２０もしくは補助記憶装置１６０に記憶されたデータを処理して、出力部１４０または通信部１９０に出力させたり、メモリ１２０または補助記憶装置１６０に記憶させたりする。

アグリゲータサーバ３００、電力取引所サーバ４００、送配電事業者サーバおよび発電事業者サーバ６００は、上述した小売電気事業者サーバ１００と同様の構成である。

ＨＥＭＳ２００は、アグリゲータサーバ３００または送配電事業者サーバ５００などの外部装置と通信ネットワーク９００を経由して通信可能であり、ＤＳＲ２１０での電力の需給を制御し、ＤＳＲ２１０と電力系統との間でやりとりされる電力量を測定するスマートメータから、測定された電力量を取得する。

なお、ＨＥＭＳ２００がスマートメータの機能を有するようにしてもよい。アグリゲータサーバ３００が、ＤＳＲ２１０を直接的または間接的に制御したり管理したりしてもよい。小売電気事業者サーバ１００が、ＤＥＲ３１０またはＤＳＲ２１０を直接的または間接的に制御したり管理したりしてもよい。

このような電力管理システム１において、小売電気事業者１０が需要家２０に供給するために、発電事業者６０および送配電事業者５０から小売電気事業者１０に供給される電力について、１日＝２４時間を４８個のコマに分割した３０分間のコマごとの電力取引所４０への入札により約定した、小売電気事業者１０が供給を受ける計画の電力量の基準値と、実際に送配電事業者５０から小売電気事業者１０に供給された実績値とを一致させる必要がある。この基準値と実績値との差が所定の許容範囲外となる場合、インバランス量に応じてインバランス料金を送配電事業者５０に支払う必要がある。

しかし、需要家２０の受電点以下に接続されている、走行用バッテリを有する電動車両（たとえば、ＢＥＶ（Battery Electric Vehicle）、ＰＨＥＶ（Plug-in Hybrid Electric Vehicle））、蓄電装置（たとえば、定置蓄電システム）または発電装置（たとえば、太陽光発電装置、燃料電池発電装置、エンジン発電装置）などのエネルギリソース（発電設備，蓄電設備，需要設備）であるＤＳＲ２１０を、需要家２０が有する場合、家庭のエアコンなどの電力需要がずれたり、電動車両または蓄電装置での充放電が増減したり、発電装置での発電が増減したりすることで、需要家２０に供給される電力量の計画が遵守できず、インバランス料金が発生し得る。

そこで、小売電気事業者サーバ１００のプロセッサ１１０は、各時間帯のコマごとに複数の需要家２０に供給する計画の合計の電力量である基準値を特定し、特定した基準値の電力量を送配電事業者５０から受けるために、当該基準値に対応するコマの時間帯となる前に、当該基準値を送配電事業者５０に予め伝達し、各コマにおいて、上げ可能量および下げ可能量の範囲で、基準値に対する複数の需要家２０で使用される合計の電力量である実績値の差であるインバランス量が、インバランス量に対して小売電気事業者１０が送配電事業者５０に支払うインバランス料金が発生しない０となることを目標にＤＥＲ３１０またはＤＳＲ２１０を制御する。上げ可能量は、ＤＥＲ３１０またはＤＳＲ２１０によって使用されることで実績値に加算することが可能な電力量であり、下げ可能量は、ＤＥＲ３１０またはＤＳＲ２１０による使用を減らしたり、ＤＥＲ３１０またはＤＳＲ２１０から複数の需要家２０に供給したりすることで、実績値から減算することが可能な電力量である。プロセッサ１１０は、基準値の特定において、所定期間に含まれる少なくとも１つのコマにおける、インバランス量に対するインバランス料金が、最小となるように基準値を特定する。

これにより、各時間帯のコマごとに複数の需要家２０に供給する計画の合計の電力量である基準値の特定において、所定期間に含まれる少なくとも１つのコマにおける、インバランス量に対するインバランス料金が、最小となるように基準値が特定される。その結果、インバランス料金を抑制することができる。

図２は、この実施の形態における小売電気事業者サーバ１００によって実行される基準値関連処理の流れを示すフローチャートである。図２を参照して、小売電気事業者サーバ１００のプロセッサ１１０は、現在時刻が基準値の設定タイミングとなったか否かを判断する（ステップＳ１１１）。設定タイミングは、たとえば、入札の締切り時刻の所定時間前などの特定時刻であり、一日前市場の場合、入札の締切り時刻である当該コマの前日の１０時の１時間前の９時であり、当日市場（時間前市場）の場合、入札の締切り時刻である各コマの開始時刻の１時間前である。

現在時刻が設定タイミングとなった（ステップＳ１１１でＹＥＳ）と判断した場合、プロセッサ１１０は、所定期間に含まれる少なくとも１つのコマで、インバランス量に対するインバランス料金が最小となるように、対象コマに需要家２０に供給する計画の合計の電力量である基準値を特定する（ステップＳ１１２）。

図３は、この実施の形態における基準値の特定を説明するための図である。図３を参照して、図３（Ａ）で示すように、各コマのＤＳＲの電力量の需要（ｋＪ）の予想の確率ｐの分布は、線Ｌ0で示されるように、たとえばガウス分布を示すと考えられる。通常は、確率分布において最も高い確率ｐに対応する電力量が計画の基準値（棒グラフで示される値）とされる。

各コマにおいて、需要家２０の受電端の合計の電力と基準値を比較して、小売電気事業者サーバ１００は、ＤＥＲ３１０またはＤＳＲ２１０に含まれる電動車両または蓄電設備を制御して、上げ可能量および下げ可能量の範囲で、使用される電力量を上げたり下げたりすることができる。上げ可能量は、ＤＥＲ３１０またはＤＳＲ２１０に含まれる電動車両または蓄電設備によって充電されることで、実際に使用される電力量（実績値）に加算することが可能な電力量である。下げ可能量は、ＤＥＲ３１０またはＤＳＲ２１０に含まれる電動車両または蓄電設備への充電を減らしたり電動車両または蓄電設備からの放電を増やしたりすることによって複数の需要家２０の需要設備に供給することで実績値から減算することが可能な電力量である。

この上げ可能量よりも需要家２０の需要設備および蓄電設備の需要が減ると、線Ｌ2で示すように、基準値から外れたインバランス量に応じたインバランス料金ｂが発生する。同様に、下げ可能量よりも需要設備および蓄電設備の需要が増えると、線Ｌ3で示すように、基準値から外れたインバランス量に応じたインバランス料金ｂが発生する。インバランス料金は、小売電気事業者１０から送配電事業者５０に支払われる。インバランス料金ｂと確率ｐとを掛けた値がインバランス料金ｂの期待値ｂ×ｐである。線Ｌ2，Ｌ3に対応する期待値ｂ×ｐは、それぞれ、面積Ａ2，Ａ3で示される。

図３（Ｂ）から図３（Ｄ）は、時刻ｔから所定期間（ここでは、４８時間）の各秒についての、ＤＥＲ３１０に含まれる需要設備および蓄電設備の需要（ｋＷ）の予想の確率ｐ、インバランス料金ｂおよびインバランス料金の期待値ｂ×ｐを示す。これらの期待値ｂ×ｐを時刻から所定期間について積算すると、当該基準値についての期待値ｂ×ｐが算出される。基準値を変化させると、上げまたは下げ可能量が変化するため、期待値ｂ×ｐが変化する。

基準値を変化させながら、上げおよび下げ可能量を特定し、この上げおよび下げ可能量に対する期待値を算出して、両者を合計することで、基準値に対応する期待値が算出される。ステップＳ１１２において、この期待値が最小となる基準値を特定する。

図２に戻って、小売電気事業者サーバ１００のプロセッサ１１０は、ステップＳ１１２で特定された基準値および単価を、電力取引所サーバ４００に入札する（ステップＳ１１３）。

基準値設定タイミングでない（ステップＳ１１１でＮＯ）と判断した場合、または、ステップＳ１１３の後、プロセッサ１１０は、電力取引所サーバ４００から約定結果が通知されたか否かを判断する（ステップＳ１２１）。約定結果が通知されてきた（ステップＳ１２１でＹＥＳ）と判断した場合、約定結果をメモリ１２０または補助記憶装置１６０に記憶させる（ステップＳ１２２）。

約定結果が通知されたタイミングでない（ステップＳ１２１でＮＯ）と判断した場合、または、ステップＳ１２２の後、プロセッサ１１０は、約定された電力の受渡時間となったか否かを判断する（ステップＳ１３１）。受渡時間となった（ステップＳ１３１でＹＥＳ）と判断した場合、プロセッサ１１０は、約定結果に基づき、当該対象コマに、送配電事業者５０から供給されてくる電力の需要家２０への供給を開始する（ステップＳ１３２）。この供給においては、プロセッサ１１０は、ＤＥＲ３１０またはＤＳＲ２１０を用いて、上げ可能量および下げ可能量の範囲で制御し、実績値を約定された基準値に一致させることを目標として、電力量の需要を制御する。ＤＳＲ２１０の制御は、小売電気事業者サーバ１００のプロセッサ１１０が直接的に、または、ＨＥＭＳ２００を介して間接的に、行うようにする。ＤＥＲ３１０の制御は、小売電気事業者サーバ１００のプロセッサ１１０が直接的に、または、アグリゲータサーバ３００を介して間接的に、行うようにする。

今回開示された実施の形態は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本開示の範囲は、上記した実施の形態の説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

１ 電力管理システム、１０ 小売電気事業者、２０ 需要家、３０ アグリゲータ、４０ 電力取引所、５０ 送配電事業者、６０ 発電事業者、１００ 小売電気事業者サーバ、１１０ プロセッサ、１２０ メモリ、１３０ 入力部、１４０ 出力部、１６０ 補助記憶装置、１９０ 通信部、２００ ＨＥＭＳ、２１０ ＤＳＲ、３００ アグリゲータサーバ、３１０ ＤＥＲ、４００ 電力取引所サーバ、５００ 送配電事業者サーバ、５１０ 送配電設備、６００ 発電事業者サーバ、６１０ 発電設備、９００ 通信ネットワーク。

Claims (1)

1. 電力の供給者から受けた電力を複数の需要家に供給する事業者の電力管理装置であって、
   前記電力管理装置は、
   電力の需給の調整システムを制御可能であり、
   所定プログラムを記憶するメモリと、
   前記所定プログラムを実行するプロセッサとを備え、
   前記プロセッサは、前記所定プログラムを実行することによって、
   各時間帯のコマごとに前記複数の需要家に供給する計画の合計の電力量である基準値を特定し、
   特定した前記基準値の電力量を前記供給者から受けるために、当該基準値に対応するコマの時間帯となる前に、当該基準値を前記供給者に予め伝達し、
   各コマにおいて、上げ可能量および下げ可能量の範囲で、前記基準値に対する前記複数の需要家で使用される合計の電力量である実績値の差であるインバランス量が、前記インバランス量に対して前記事業者が前記供給者に支払うインバランス料金が発生しない０となることを目標に前記調整システムを制御し、
   前記上げ可能量は、前記調整システムによって使用されることで前記実績値に加算することが可能な電力量であり、
   前記下げ可能量は、前記調整システムによる使用を減らしたり、前記調整システムから前記複数の需要家に供給したりすることで、前記実績値から減算することが可能な電力量であり、
   前記プロセッサは、前記所定プログラムを実行することによって、前記基準値の特定において、所定期間に含まれる少なくとも１つのコマにおける、前記インバランス量に対する前記インバランス料金が、最小となるように前記基準値を特定する、電力管理装置。
   

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