JP3778899B2 - 給電計画システム - Google Patents
給電計画システム Download PDFInfo
- Publication number
- JP3778899B2 JP3778899B2 JP2003063983A JP2003063983A JP3778899B2 JP 3778899 B2 JP3778899 B2 JP 3778899B2 JP 2003063983 A JP2003063983 A JP 2003063983A JP 2003063983 A JP2003063983 A JP 2003063983A JP 3778899 B2 JP3778899 B2 JP 3778899B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power
- amount
- power supply
- demand
- planned
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
- Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
- Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
- Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications
Landscapes
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、特定需要予測モデルを用いて予測した来期における需要部の受電量である来期予測受電量に基づいて、前記来期における前記需要部への給電量である計画給電量を決定する計画給電量決定手段を備えた給電計画システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
電力市場の部分自由化により、特定規模電気事業者は、自由化対象の大口の需要家（特定規模需要家：原則使用規模２，０００ＫＷ以上で２０ＫＶ特別高圧送電線から受電する需要家）に小売託送することが可能となった。
【０００３】
よって、需要家における電力調達形態としては、従来からある一般電気事業者（以下、「電力会社」と呼ぶ。）及び新規参入した特定規模電気事業者の何れか一方から電力を調達する形態のほかに、例えば、需要家の受電量の一部分を、上記特定規模電気事業者から託送される比較的安価な電力により補い、需要家の受電量に対する前記特定規模電気事業者の給電量の不足分を、上記電力会社から給電される電力により補うという部分供給形態を採用することが可能である。
【０００４】
後者の部分供給形態では、需要家に対する特定規模電気事業者からの給電量を事前に決定する必要がある。即ち、上記部分供給形態における電力小売託送のルールでは、特定規模電気事業者は、電力託送実施日の前日の正午までに、電力託送実施日の０時から２４時までの給電量に関する給電計画を、送電線を運営管理する電力会社等に申告する必要がある。したがって、特定規模電気事業者は、電力託送実施日の前日の正午までの適当な時期に、電力託送実施日において需要家に託送する計画給電量を決定し、電力託送実施日において、前日に決定した計画給電量の電力を需要家に託送する必要がある。
【０００５】
上記計画給電量を決定するための給電計画システムは、電力託送実施日の０時から２４時までにおける需要家（需要部）の受電量である予測受電量を、所定の需要予測モデルを用いて予測し、このように予測した予測受電量に基づいて、電力託送実施日において需要家に対して給電する計画給電量を決定する計画給電量決定手段として機能するコンピュータで構成される。
【０００６】
尚、上記需要予測モデルとは、翌日等の予測対象時期における需要家の受電量を予測するための関数や計算式を示し、この需要予測モデルと、それに加えて、予測対象時期の季節、月、曜日、最高気温、最低気温等の説明変数とを用いて、予測対象時期における需要家の予測受電量やその誤差幅（最大値及び最小値等）を導出することができる。
【０００７】
従来の給電計画システムの計画給電量決定手段は、上記需要予測モデルを用いて予測した電力託送実施日の予測受電量が、電力託送実施日における実際の受電量であると仮定し、所定の時間帯毎等に設定されている上記特定規模電気事業者の電力価格と上記電力会社の電力価格とを比較して、電力託送実施日における各時間帯の電力の調達先が上記電力価格が安い方となるように、電力託送実施日における特定規模電気事業者からの計画給電量を決定するように構成される場合がある。そして、このように計画給電量を決定することで、電力託送実施日における需要家の電力調達コストが見かけ上最小化されることになる。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】
しかし、上記のように需要予測モデルにより予測した電力託送実施日の予測受電量は、予測誤差を含んだものであるため、電力託送実施日における実際の受電量に対して乖離が生じることがある。
【０００９】
したがって、電力託送実施日において、上記実際の受電量が上記予測受電量よりも大きくなった場合には、その誤差分の電力を、電力会社から比較的高い電力価格で調達する必要があり、上記特定規模電気事業者から電力を調達する場合に対する電力価格差により、上記予測受電量が正確であったときよりも電力調達コストが増加することがある。逆に、上記実際の受電量が上記予測受電量よりも小さくなった場合でも、需要家はその差分の電力に対する料金を、実際には受電していないにも関わらず特定規模電気事業者に支払うこととなるため、上記予測受電量が正確であったときよりも電力調達コストが増加することがある。
【００１０】
したがって、本発明は、上記の事情に鑑みてなされたものであり、電力調達コストの増加リスクができるだけ最小となるように、給電計画を行うことができる給電計画システムを実現することを目的とする。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
この目的を達成するための本発明に係る給電計画システムの特徴構成は、特定需要予測モデルを用いて予測した来期における需要部の受電量である来期予測受電量に基づいて、前記来期における前記需要部への給電量である計画給電量を決定する計画給電量決定手段を備えた給電計画システムであって、
前記特定需要予測モデルを用いて予測した既往期における前記需要部の受電量である既往期予測受電量と、前記既往期における前記需要部の実際の受電量である既往期実受電量とを比較して、前記特定需要予測モデルの予測精度を導出する予測精度導出手段を備え、
前記計画給電量決定手段が、前記特定需要予測モデルにより予測した前記来期予測受電量と、前記特定需要予測モデルの予測精度と、前記来期における前記需要部の受電量に対する前記計画給電量の過不足分についての電力価格情報とを用いて、前記過不足に起因するリスク量についての計量を行い、前記リスク量が最適となるように計画給電量を決定する点にある。
尚、本願において、所定の電力託送実施期間（現状では１日（０時から２４時まで））毎に電力託送を実施するものとし、過去の電力託送実施期間を既往期と呼び、次の電力託送実施期間を来期と呼ぶ。
【００１２】
即ち、上記特徴構成の給電計画システムによれば、上記予測精度導出手段により、需要部の既往期に対して特定需要予測モデルを用いた需要予測を行い、その既往期の実際の既往期実受電量に対する既往期予測受電量の偏差である予測誤差、又は、複数の既往期について求めた複数の上記予測誤差から求めた予測誤差の確率分布、又は、複数の上記予測誤差の平均、標準偏差、歪度、尖度等のモーメント等を、上記特定需要予測モデルの需要部に対応した予測精度として導出することができる。
【００１３】
よって、上記来期予測受電量と上記予測精度とから認識される来期予測受電量の確率分布を、来期における需要部の受電量の確率分布と仮定し、上記電力価格情報に基づいて、来期における需要部の受電量に対する計画給電量の過不足に起因する電力調達コスト等に関するリスク量を把握することができる。
【００１４】
したがって、上記計画給電量決定手段により、上記リスク量についての解析又はシミュレーション等による計量を行うことで、上記リスク量が最小又は所定の範囲内等の最適な状態となるように計画給電量を決定することができる。
【００１５】
本発明に係る給電計画システムの更なる特徴構成は、前記計画給電量決定手段が、所定の確率で発生し得る最大リスク量が許容値以下となる範囲内で前記需要部における電力調達コストが最小となるように前記計画給電量を決定する点にある。
【００１６】
即ち、上記特徴構成の給電計画システムによれば、上記所定の確率で発生し得る最大リスク量を導出し、その最大リスク量が所定の許容値以下となる制約条件下において、上記電力調達コストが最小となるように計画給電量を決定することで、来期における電力調達コストが許容以上に増加する可能性をできるだけ小さくすることができる。
【００１７】
本発明に係る給電計画システムの更なる特徴構成は、前記来期における前記需要部の受電量に対する前記計画給電量の過不足により発生する電力調達コストの増加リスクに関する量である点にある。
【００１８】
即ち、上記特徴構成の給電計画システムによれば、計画受電量が来期における需要部の受電量と一致した場合の電力調達コストを基準に、計画受電量の過不足により需要部において余計に支払われる電力調達コストの増加分を示す上記増加リスクに関する量をリスク量とし、そのリスク量が最小又は所定の範囲内となるなどの最適な状態となるように、計画給電量を決定することで、来期における電力調達コストの増加リスクを最小又は所定の範囲内とするように給電計画を行うことができる。
【００１９】
本発明に係る給電計画システムの更なる特徴構成は、前記予測精度導出手段が、複数種の需要予測モデルの前記予測精度を夫々導出し、前記予測精度が最適となる需要予測モデルを前記特定需要予測モデルとして選定する点にある。
【００２０】
即ち、上記特徴構成の給電計画システムによれば、複数種の需要予測モデルを用いた需要予測を行うことができる場合において、上記予測精度導出手段により、上記複数種の需要予測モデルの内、予測精度が最適である需要予測モデルを、特定需要予測モデルとして選定することで、需要家の来期予測受電量を需要家に対応して正確に予測することができる。
【００２１】
【発明の実施の形態】
本発明に係る給電計画システムの実施の形態について、図面に基づいて説明する。
図１は、特定規模電気事業者（以下、「ＰＰＳ」（Power Producer and Supplier）と呼ぶ。）２０が管理する発電設備２１が発電した電力を、需要家１０（需要部の一例）の電力負荷１１へ、電力会社５０が運営管理する送電線５５を利用して託送する電力小売託送事業において、需要家１０の実際の実受電量の一部分を、上記ＰＰＳ２０の発電設備２１から給電される比較的安価な電力により補い、需要家１０の実受電量に対する上記ＰＰＳ２０からの実給電量の不足分に相当するインバランス電力を、上記電力会社５０の発電所５１からの給電により補うという部分供給形態の様子を示した概略構成図である。
図２は、本発明に係る給電計画システム（以下、本システムと略称する。）３１の概略構成及び外部通信状態を示す図である。
尚、上記インバランス電力は、電力会社５０ではなく、他の電気事業者から需要家１０に給電するように構成しても構わない。
【００２２】
そして、上記部分供給形態の電力小売託送事業において、上記ＰＰＳ２０は、電力託送実施日において需要家１０に給電する計画給電量を決定するための本システム３１を用い、電力託送実施日の前日の正午までに、翌日の電力託送実施日の０時から２４時まで（以下、「来期」と呼ぶ。）の給電量である計画給電量を決定し、その計画給電量に関する給電計画を電力会社５０に申告する。そして、上記ＰＰＳ２０は、来期において前日に決定した計画給電量に対して同時同量を達成するように発電設備２１を運転制御し、送電線５５を介して需要家１０の電力負荷１１に給電する。
【００２３】
一方、電力会社５０は、送電線５５の系統安定性を確保するように、発電所５１から送電線５５への給電量を調整することで、需要家１０の実受電量に対するＰＰＳ２０からの給電量の不足分に相当するインバランス電力を、需要家１０の電力需要に追従して給電することになる。
【００２４】
また、通常、上記ＰＰＳ２０から需要家１０へ給電される電力の価格（以下、「ＰＰＳ電力価格」と呼ぶ。）は、上記電力会社５０から需要家１０へ給電されるインバランス電力の価格（以下、「インバランス電力価格」と呼ぶ。）よりも安く設定されており、この価格差が、需要家１０に対して、電力調達先を既存の電力会社５０から新規参入のＰＰＳ２０に切り替えるインセンティブとして働く。
【００２５】
本システム３１は、図１及び図２に示すように、需要家１０側に設置された需要家端末１３及び電力会社５０側に設置された電力会社受付端末５２等との間で、インターネットやプライベートネットワーク等の公知の通信ネットワーク６０を介して通信可能に構成されており、更に、各種データを格納した複数のデータベース（以下、ＤＢと略称する。）が割り当てられた不揮発性の記憶装置３２、及び、発電設備２１の給電制御を行うための給電制御部３３との間で通信線を介して通信可能に構成されている。
尚、本システム３１は、所定のコンピュータプログラムを実行することにより各種手段として機能するコンピュータシステムで構成されている。
【００２６】
また、上記記憶装置３２には、需要家１０の過去の電力託送実施日（以下、「既往期」と呼ぶ。）における各需要家１０の実際の単位時間毎の受電量（以下、「既往期実受電量」と呼ぶ。）等を格納した受電情報ＤＢ３２ａと、ＰＰＳ２０が管理する発電設備２１の既往期における実際の単位時間毎の給電量（以下、「既往期実給電量」と呼ぶ。）等を格納した給電情報ＤＢ３２ｂと、需要家１０の電力託送実施日における受電量を予測するための複数種の需要予測モデル等を格納した需要予測モデルＤＢ３２ｃと、上記受電量を予測するために用いる説明変数となる各電力託送実施日の日付、季節、曜日、最高気温、最低気温等の説明変数等を格納した予測用説明変数ＤＢ３２ｄとが割り当てられている。
【００２７】
上記需要予測モデルＤＢ３２ｃに格納されている複数種の需要予測モデルとは、予測対象日における需要家１０の予測受電量を予測するための回帰分析の種類等の関数や計算式を示し、この需要予測モデルと、それに加えて、予測説明変数ＤＢ３２ｄに格納されている予測対象日の説明変数とを用いて、予測対象日における需要家１０の予測受電量やその誤差幅（最大値及び最小値等）を導出することができる。
【００２８】
ＰＰＳ２０が発電設備２１において発電した電力を需要家１０に託送する場合において、需要家１０側の送電線５５から分岐した電力線上には検針メータ１２が設置され、一方、ＰＰＳ２０側の送電線５５への電力線上には計測メータ２２が設置される。
【００２９】
需要家１０側に設置されている検針メータ１２は、送電線５５から電力負荷１１への受電量の積算値を計測するように構成されている。
【００３０】
需要家１０側に設置された需要家端末１３は、通信ネットワーク６０に接続された通信部１３ａを有するコンピュータからなり、更に、検針メータ１２により単位時間毎の受電量を計測し、その単位時間毎の受電量に関する検針データを本システム３１に送信する受電量送信手段１３ｂとして機能するように構成されている。
【００３１】
一方、電力会社５０側に設置された電力会社受付端末５２は、通信ネットワーク６０に接続された通信部５２ａを有するコンピュータからなり、更に、電力託送実施日の前日の正午までに、ＰＰＳ２０側から送信されてきた電力託送実施日の計画給電量に関する給電計画を受信して、送電線５５を利用した電力託送の実施の申請を受け付ける給電計画受付手段５２ｂとして機能し、このように受け付けたＰＰＳ２０の給電計画は、電力託送実施日における各ＰＰＳ２０の実給電量及び需要家１０の実受電量の監視及びインバランス電力の料金清算等に用いられる。
【００３２】
ＰＰＳ２０側に設置された本システム３１は、計測メータ２２により単位時間毎の給電量を計測し、その単位時間毎の給電量に関する計測データを上記給電情報ＤＢ３２ｂに格納するように構成されている。
【００３３】
また、本システム３１には、電力託送実施日において、発電設備２１から送電線５５への実給電量を計測メータ２２で計測しながら、その実給電量が電力託送実施日の前日に予め決定した計画給電量となるように、発電設備２１の出力制御を行う給電制御部３３が接続されている。
【００３４】
本システム３１は、上記需要家端末１３及び電力会社受付端末５２等との間で所定のデータについて送受信可能な通信部３１ａと共に、所定のプログラムを実行することにより、後述の検針手段３１ｂ、受電量予測手段３１ｃ、予測精度導出手段３１ｄ、及び、計画給電量決定手段３１ｅとして機能するように構成されている。
【００３５】
本システム３１に構成された検針手段３１ｂは、通信部３１ａで受信した需要家１０の単位時間毎の受電量に関する検針データを受電情報ＤＢ３２ａに登録するように構成されている。尚、上記需要家１０に需要家端末１３が設けられていない場合には、需要家１０の検針メータ１２を目視等で検針して検針データを入手し、その検針データを手入力で上記受電情報ＤＢ３２ａに登録しても構わない。
【００３６】
また、本システム３１は、受電量予測手段３１ｃ、予測精度導出手段３１ｄ、及び、計画給電量決定手段３１ｅを働かせて、図３の給電計画の処理フロー図に示すように、上記需要予測モデルＤＢ３２ｃに格納されている複数種の需要予測モデルから需要家１０の受電量を予測するのに適した特定需要予測モデルを選定し、その特定需要予測モデルの予測精度を導出する予測精度導出処理、その特定需要予測モデルを用いて来期の需要家１０の受電量を予測する需要予測処理、及び、その需要予測処理の結果に基づいて来期の計画給電量を決定する計画給電量決定処理を順に実行して給電計画を行うように構成されている。
【００３７】
以下に、本システム３１に構成された各手段の詳細構成と共に、上記各処理の詳細について説明する。
【００３８】
本システム３１に構成された受電量予測手段３１ｃは、来期又は既往期を予測対象日として、その予測対象日の単位時間毎の受電量（以下、「予測受電量」と呼ぶ。）を導出する、所謂需要予測処理を実行可能に構成されている。
【００３９】
即ち、上記受電量予測手段３１ｃにより実行される需要予測処理においては、図４の需要予測処理の処理フロー図に示すように、予測用説明変数ＤＢ３２ｄから予測対象日の説明変数を抽出し（ステップ２０１）、その抽出した説明変数と需要予測モデルとを用いて、需要家１０の予測対象日の予測受電量を導出する（ステップ２０２）。
【００４０】
上記ステップ２０２において、詳しくは、受電情報ＤＢ３２ａから、需要家１０の複数の既往期実受電量を抽出し、その複数の既往期実受電量を正規化し、その正規化パターンの平均値等が、需要家１０の受電量のパターンであると同定する。
【００４１】
一方、需要予測モデルＤＢ３２ｃから需要予測モデルを抽出し、上記抽出した説明変数について特定需要予測モデルが示す適切な回帰分析等を行って、予測対象日における需要家１０の受電量の最大値及び最小値を求める。
【００４２】
そして、上記のように求めた需要家１０の受電量のパターンと上記予測対象日における受電量の最大値及び最小値とから、需要家１０の予測対象日における予測受電量が導出される。
尚、前述の図３のステップ２００に示す、来期に対する需要予測処理は、上記需要予測処理において予測対象日を来期に設定して実行される。
【００４３】
本システム３１に構成された予測精度導出手段３１ｄは、前述の図３のステップ１００に示す予測精度導出処理を実行するに、図５の需要予測処理の処理フロー図に示すように、先ず、需要予測モデルＤＢ３２ｃに格納されている複数種の需要予測モデルの１つを、需要家１０の需要予測をするための需要予測モデルに設定し（ステップ１０１）、過去１ヶ月等の一定期間内の複数の既往期を予測対象として、その設定した需要予測モデルにより、その複数の既往期の予測受電量（以下、「既往期予測受電量」と呼ぶ。）を導出する（ステップ１０２）と共に、上記受電情報ＤＢ３２ａからその複数の既往期の実受電量（以下、「既往期実受電量」と呼ぶ。）を抽出する（ステップ１０３）。そして、上記既往期予測受電量と上記既往期実受電量とを比較して、上記需要予測手段３１ｃで用いた特定需要予測モデルの予測精度を導出する（ステップ１０４）ように構成されている。
【００４４】
詳しくは、予測精度導出手段３１ｄは、上記特定需要予測モデルの予測精度を、予測誤差の相対的な大きさとして計量する。
予測誤差とは、ある時刻の実受電量を基準とした予測受電量の乖離を表すものである。ここで、実受電量をＤｒ、予測受電量をＤｐとすると、予測誤差としては、下記の数１に示す対数予測誤差ＬＰＶを用いることができる。
【００４５】
【数１】
ＬＰＶ＝｛ｌｎ（Ｄｐ／Ｄｒ）｝×１００（％）
【００４６】
そして、上記予測誤差を過去の一定期間収集して、そのばらつきをヒストグラムへプロットし、それを代表的な確率密度関数にあてはめて、上記予測誤差の確率密度関数を求めることができ、上記予測精度導出手段３１ｄは、上記予測誤差の確率密度関数を、需要予測モデルの需要家１０に対する予測精度として導出するのである。
【００４７】
また、需要予測モデルＤＢ３２ｃに、上記需要家１０の需要家属性区分に対応した需要予測モデルが複数種格納されている場合には、上記予測精度導出処理において、その複数種の需要予測モデルの夫々の需要家１０に対する予測精度を夫々導出し、夫々の予測精度を比較して、需要家１０の予測受電量を導出するのに最も適した需要予測モデルを、後述の給電計画に用いる特定需要家モデルとして決定する（ステップ１０５）。
【００４８】
本システム３１に構成された計画給電量決定手段３１ｅは、上記受電量予測手段３１ｃを働かせて、需要家１０の来期の予測受電量（以下、「来期予測受電量」と呼ぶ。）を導出し、その来期予測受電量に基づいて、来期において需要部に対して給電する計画給電量を決定する所謂図３のステップ３００に示す計画給電量決定処理を実行するように構成されている。
【００４９】
詳しくは、上記計画給電量決定手段３１ｅが上記計画給電量決定処理を実行するに、図６の計画給電量決定処理の処理フロー図に示すように、先ず、ＰＰＳ電力価格及びインバランス電力価格とに関する情報を、入力部からの入力情報又はインターネット上に公開された情報から取得する（ステップ３０１）。
【００５０】
そして、上記需要予測処理を行って導出した上記来期予測受電量と、上記予測精度導出処理を行って導出した特定需要予測モデルの予測精度と、上記のように取得したＰＰＳ電力価格及びインバランス電力価格とを用いて、来期における需要家１０の実受電量（以下、「来期実受電量」と呼ぶ。）に対する計画給電量の過不足に起因する電力調達コストの増加等のリスク量を記述する数学モデルのパラメータの同定を行い（ステップ３０２）、そのリスク量が最小又は所定の範囲内等の最適な状態となるように計画給電量を決定する（ステップ３０３）。
【００５１】
例えば、上記ステップ３０２において、上記リスク量の計量を行うに、ＰＰＳ電力価格及びインバランス電力価格に基づいて、適切な電力調達（即ち、計画給電量が来期実受電量と一致する電力調達）を行った場合の支払い料金（電力調達コスト）をベーシスとして、実際の電力調達で発生する電力調達コスト差をベーシスリスクとし、このベーシスリスクが、来期実受電量に対する計画給電量の過不足により発生する電力調達コストの増加リスクに関する量といえる。
来期実受電量をＤＮｒ、予測受電量をＤＮｐ、ＰＰＳ電力価格をＰｐｐｓ、インバランス電力価格をＰｉｍｂとすると、来期実受電量が来期予測受電量よりも大きかったときのベーシスリスクＢＲｏ、及び、来期実受電量が来期予測受電量よりも小さかったときのベーシスリスクＢＲｕは、下記の数２に示すようになる。
【００５２】
【数２】
ＢＲｏ＝（ＤＮｒ−ＤＮｐ）×（Ｐｉｍｂ−Ｐｐｐｓ）
ＢＲｕ＝（ＤＮｐ−ＤＮｒ）×Ｐｐｐｓ
【００５３】
即ち、上記のように規定されるベーシスリスクは、需要家１０の来期予測受電量の予測に用いる特定需要予測モデルの予測誤差の確率密度関数として求められる予測精度に起因するものであるので、上記ステップ３０２において、上記ベーシスリスクの期待値が、電力託送実施日の前日に計画給電量を決定する場合に生じるリスク量として認識することができる。
【００５４】
よって、計画給電量決定手段３１ｅは、上記ステップ３０２において、上記ベーシスリスクを特定需要予測モデルの予測精度に起因する確率過程として計量し、それを解析又はシミュレーションして、上記ステップ３０３において、上記ベーシスリスクの期待値であるリスク量が最小化するような給電量を求め、それを計画給電量に決定する。また、本システム３１は、計画給電量決定手段３１ｅで決定した計画給電量に関する給電計画を作成し、それを前述の電力会社受付端末５２側に送信して、電力託送実施日における電力託送実施を申請する。
【００５５】
そして、ＰＰＳ２０は、上記のような給電計画を実行して計画給電量を決定することで、来期における電力調達コストの増加リスクができるだけ小さくなるように、給電計画を行うことができる。
【００５６】
さらに、上記ステップ３０３において、来期における電力調達コストが許容以上に増加する可能性をできるだけ小さくするために、上記計画給電量決定手段３１ｅは、５％等の所定の確率で発生し得る最大のリスク量（以下、「５％ＶａＲ値」と呼ぶ。）が許容値以下となる制約条件を設定し、上記制約条件の範囲内で、電力調達コストを最小化する計画給電量を決定するように構成することもできる。尚、上記制約条件の範囲内で電力調達コストを最小化する計画給電量を導出できない場合には、上記制約条件等を緩和するように構成しても構わない。
【００５７】
上記実施の形態では、来期実受電量が来期予測受電量と一致する適切な電力調達を行った場合の電力調達コストをベーシスとして、来期実受電量の来期予測受電量の過不足により発生する電力調達コスト差をベーシスリスクとして、そのベーシスリスクの期待値であるリスク量の最小化を目的とした給電計画を行ったが、別に、来期実需電量に対する来期予測受電量の過剰によるリスクを考慮する必要が無ければ、来期における電力調達コストそのものの期待値をリスク量として取り扱い、そのリスク量の最小化を目的とした給電計画を行っても構わない。
【００５８】
尚、本システム３１を構成するコンピュータシステム等の数量及び相互間の接続状態、及び、記憶装置３２に割り当てた各種データベースの数及び格納する情報の種別等は、上記実施の形態で説明したもので限定されず、あらゆる形態を採用することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】電力事業における電力の部分供給の様子を示した概略構成図
【図２】給電計画システムの概略構成図
【図３】給電計画処理フロー図
【図４】需要予測処理フロー図
【図５】需要予測処理フロー図
【図６】計画給電量決定処理フロー図
【符号の説明】
１０：需要家
１１：電力負荷
１２：検針メータ
１３：需要家端末
１３ａ：通信部
１３ｂ：受電量送信手段
２０：特定規模電気事業者（ＰＰＳ）
２１：発電設備
２２：計測メータ
３１：給電計画システム（本システム）
３１ｂ：検針手段
３１ｃ：受電量予測手段
３１ｄ：予測精度導出手段
３１ｅ：計画給電量決定手段
３２：記憶装置
３２ａ：受電情報ＤＢ
３２ｂ：給電情報ＤＢ
３２ｃ：需要予測モデルＤＢ
３２ｄ：予測用説明変数ＤＢ
３３：給電制御部
５０：電力会社
５１：発電所
５２：電力会社受付端末
５２ａ：通信部
５２ｂ：給電計画受付手段
５５：送電線
６０：通信ネットワーク
【発明の属する技術分野】
本発明は、特定需要予測モデルを用いて予測した来期における需要部の受電量である来期予測受電量に基づいて、前記来期における前記需要部への給電量である計画給電量を決定する計画給電量決定手段を備えた給電計画システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
電力市場の部分自由化により、特定規模電気事業者は、自由化対象の大口の需要家（特定規模需要家：原則使用規模２，０００ＫＷ以上で２０ＫＶ特別高圧送電線から受電する需要家）に小売託送することが可能となった。
【０００３】
よって、需要家における電力調達形態としては、従来からある一般電気事業者（以下、「電力会社」と呼ぶ。）及び新規参入した特定規模電気事業者の何れか一方から電力を調達する形態のほかに、例えば、需要家の受電量の一部分を、上記特定規模電気事業者から託送される比較的安価な電力により補い、需要家の受電量に対する前記特定規模電気事業者の給電量の不足分を、上記電力会社から給電される電力により補うという部分供給形態を採用することが可能である。
【０００４】
後者の部分供給形態では、需要家に対する特定規模電気事業者からの給電量を事前に決定する必要がある。即ち、上記部分供給形態における電力小売託送のルールでは、特定規模電気事業者は、電力託送実施日の前日の正午までに、電力託送実施日の０時から２４時までの給電量に関する給電計画を、送電線を運営管理する電力会社等に申告する必要がある。したがって、特定規模電気事業者は、電力託送実施日の前日の正午までの適当な時期に、電力託送実施日において需要家に託送する計画給電量を決定し、電力託送実施日において、前日に決定した計画給電量の電力を需要家に託送する必要がある。
【０００５】
上記計画給電量を決定するための給電計画システムは、電力託送実施日の０時から２４時までにおける需要家（需要部）の受電量である予測受電量を、所定の需要予測モデルを用いて予測し、このように予測した予測受電量に基づいて、電力託送実施日において需要家に対して給電する計画給電量を決定する計画給電量決定手段として機能するコンピュータで構成される。
【０００６】
尚、上記需要予測モデルとは、翌日等の予測対象時期における需要家の受電量を予測するための関数や計算式を示し、この需要予測モデルと、それに加えて、予測対象時期の季節、月、曜日、最高気温、最低気温等の説明変数とを用いて、予測対象時期における需要家の予測受電量やその誤差幅（最大値及び最小値等）を導出することができる。
【０００７】
従来の給電計画システムの計画給電量決定手段は、上記需要予測モデルを用いて予測した電力託送実施日の予測受電量が、電力託送実施日における実際の受電量であると仮定し、所定の時間帯毎等に設定されている上記特定規模電気事業者の電力価格と上記電力会社の電力価格とを比較して、電力託送実施日における各時間帯の電力の調達先が上記電力価格が安い方となるように、電力託送実施日における特定規模電気事業者からの計画給電量を決定するように構成される場合がある。そして、このように計画給電量を決定することで、電力託送実施日における需要家の電力調達コストが見かけ上最小化されることになる。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】
しかし、上記のように需要予測モデルにより予測した電力託送実施日の予測受電量は、予測誤差を含んだものであるため、電力託送実施日における実際の受電量に対して乖離が生じることがある。
【０００９】
したがって、電力託送実施日において、上記実際の受電量が上記予測受電量よりも大きくなった場合には、その誤差分の電力を、電力会社から比較的高い電力価格で調達する必要があり、上記特定規模電気事業者から電力を調達する場合に対する電力価格差により、上記予測受電量が正確であったときよりも電力調達コストが増加することがある。逆に、上記実際の受電量が上記予測受電量よりも小さくなった場合でも、需要家はその差分の電力に対する料金を、実際には受電していないにも関わらず特定規模電気事業者に支払うこととなるため、上記予測受電量が正確であったときよりも電力調達コストが増加することがある。
【００１０】
したがって、本発明は、上記の事情に鑑みてなされたものであり、電力調達コストの増加リスクができるだけ最小となるように、給電計画を行うことができる給電計画システムを実現することを目的とする。
【００１１】
【課題を解決するための手段】
この目的を達成するための本発明に係る給電計画システムの特徴構成は、特定需要予測モデルを用いて予測した来期における需要部の受電量である来期予測受電量に基づいて、前記来期における前記需要部への給電量である計画給電量を決定する計画給電量決定手段を備えた給電計画システムであって、
前記特定需要予測モデルを用いて予測した既往期における前記需要部の受電量である既往期予測受電量と、前記既往期における前記需要部の実際の受電量である既往期実受電量とを比較して、前記特定需要予測モデルの予測精度を導出する予測精度導出手段を備え、
前記計画給電量決定手段が、前記特定需要予測モデルにより予測した前記来期予測受電量と、前記特定需要予測モデルの予測精度と、前記来期における前記需要部の受電量に対する前記計画給電量の過不足分についての電力価格情報とを用いて、前記過不足に起因するリスク量についての計量を行い、前記リスク量が最適となるように計画給電量を決定する点にある。
尚、本願において、所定の電力託送実施期間（現状では１日（０時から２４時まで））毎に電力託送を実施するものとし、過去の電力託送実施期間を既往期と呼び、次の電力託送実施期間を来期と呼ぶ。
【００１２】
即ち、上記特徴構成の給電計画システムによれば、上記予測精度導出手段により、需要部の既往期に対して特定需要予測モデルを用いた需要予測を行い、その既往期の実際の既往期実受電量に対する既往期予測受電量の偏差である予測誤差、又は、複数の既往期について求めた複数の上記予測誤差から求めた予測誤差の確率分布、又は、複数の上記予測誤差の平均、標準偏差、歪度、尖度等のモーメント等を、上記特定需要予測モデルの需要部に対応した予測精度として導出することができる。
【００１３】
よって、上記来期予測受電量と上記予測精度とから認識される来期予測受電量の確率分布を、来期における需要部の受電量の確率分布と仮定し、上記電力価格情報に基づいて、来期における需要部の受電量に対する計画給電量の過不足に起因する電力調達コスト等に関するリスク量を把握することができる。
【００１４】
したがって、上記計画給電量決定手段により、上記リスク量についての解析又はシミュレーション等による計量を行うことで、上記リスク量が最小又は所定の範囲内等の最適な状態となるように計画給電量を決定することができる。
【００１５】
本発明に係る給電計画システムの更なる特徴構成は、前記計画給電量決定手段が、所定の確率で発生し得る最大リスク量が許容値以下となる範囲内で前記需要部における電力調達コストが最小となるように前記計画給電量を決定する点にある。
【００１６】
即ち、上記特徴構成の給電計画システムによれば、上記所定の確率で発生し得る最大リスク量を導出し、その最大リスク量が所定の許容値以下となる制約条件下において、上記電力調達コストが最小となるように計画給電量を決定することで、来期における電力調達コストが許容以上に増加する可能性をできるだけ小さくすることができる。
【００１７】
本発明に係る給電計画システムの更なる特徴構成は、前記来期における前記需要部の受電量に対する前記計画給電量の過不足により発生する電力調達コストの増加リスクに関する量である点にある。
【００１８】
即ち、上記特徴構成の給電計画システムによれば、計画受電量が来期における需要部の受電量と一致した場合の電力調達コストを基準に、計画受電量の過不足により需要部において余計に支払われる電力調達コストの増加分を示す上記増加リスクに関する量をリスク量とし、そのリスク量が最小又は所定の範囲内となるなどの最適な状態となるように、計画給電量を決定することで、来期における電力調達コストの増加リスクを最小又は所定の範囲内とするように給電計画を行うことができる。
【００１９】
本発明に係る給電計画システムの更なる特徴構成は、前記予測精度導出手段が、複数種の需要予測モデルの前記予測精度を夫々導出し、前記予測精度が最適となる需要予測モデルを前記特定需要予測モデルとして選定する点にある。
【００２０】
即ち、上記特徴構成の給電計画システムによれば、複数種の需要予測モデルを用いた需要予測を行うことができる場合において、上記予測精度導出手段により、上記複数種の需要予測モデルの内、予測精度が最適である需要予測モデルを、特定需要予測モデルとして選定することで、需要家の来期予測受電量を需要家に対応して正確に予測することができる。
【００２１】
【発明の実施の形態】
本発明に係る給電計画システムの実施の形態について、図面に基づいて説明する。
図１は、特定規模電気事業者（以下、「ＰＰＳ」（Power Producer and Supplier）と呼ぶ。）２０が管理する発電設備２１が発電した電力を、需要家１０（需要部の一例）の電力負荷１１へ、電力会社５０が運営管理する送電線５５を利用して託送する電力小売託送事業において、需要家１０の実際の実受電量の一部分を、上記ＰＰＳ２０の発電設備２１から給電される比較的安価な電力により補い、需要家１０の実受電量に対する上記ＰＰＳ２０からの実給電量の不足分に相当するインバランス電力を、上記電力会社５０の発電所５１からの給電により補うという部分供給形態の様子を示した概略構成図である。
図２は、本発明に係る給電計画システム（以下、本システムと略称する。）３１の概略構成及び外部通信状態を示す図である。
尚、上記インバランス電力は、電力会社５０ではなく、他の電気事業者から需要家１０に給電するように構成しても構わない。
【００２２】
そして、上記部分供給形態の電力小売託送事業において、上記ＰＰＳ２０は、電力託送実施日において需要家１０に給電する計画給電量を決定するための本システム３１を用い、電力託送実施日の前日の正午までに、翌日の電力託送実施日の０時から２４時まで（以下、「来期」と呼ぶ。）の給電量である計画給電量を決定し、その計画給電量に関する給電計画を電力会社５０に申告する。そして、上記ＰＰＳ２０は、来期において前日に決定した計画給電量に対して同時同量を達成するように発電設備２１を運転制御し、送電線５５を介して需要家１０の電力負荷１１に給電する。
【００２３】
一方、電力会社５０は、送電線５５の系統安定性を確保するように、発電所５１から送電線５５への給電量を調整することで、需要家１０の実受電量に対するＰＰＳ２０からの給電量の不足分に相当するインバランス電力を、需要家１０の電力需要に追従して給電することになる。
【００２４】
また、通常、上記ＰＰＳ２０から需要家１０へ給電される電力の価格（以下、「ＰＰＳ電力価格」と呼ぶ。）は、上記電力会社５０から需要家１０へ給電されるインバランス電力の価格（以下、「インバランス電力価格」と呼ぶ。）よりも安く設定されており、この価格差が、需要家１０に対して、電力調達先を既存の電力会社５０から新規参入のＰＰＳ２０に切り替えるインセンティブとして働く。
【００２５】
本システム３１は、図１及び図２に示すように、需要家１０側に設置された需要家端末１３及び電力会社５０側に設置された電力会社受付端末５２等との間で、インターネットやプライベートネットワーク等の公知の通信ネットワーク６０を介して通信可能に構成されており、更に、各種データを格納した複数のデータベース（以下、ＤＢと略称する。）が割り当てられた不揮発性の記憶装置３２、及び、発電設備２１の給電制御を行うための給電制御部３３との間で通信線を介して通信可能に構成されている。
尚、本システム３１は、所定のコンピュータプログラムを実行することにより各種手段として機能するコンピュータシステムで構成されている。
【００２６】
また、上記記憶装置３２には、需要家１０の過去の電力託送実施日（以下、「既往期」と呼ぶ。）における各需要家１０の実際の単位時間毎の受電量（以下、「既往期実受電量」と呼ぶ。）等を格納した受電情報ＤＢ３２ａと、ＰＰＳ２０が管理する発電設備２１の既往期における実際の単位時間毎の給電量（以下、「既往期実給電量」と呼ぶ。）等を格納した給電情報ＤＢ３２ｂと、需要家１０の電力託送実施日における受電量を予測するための複数種の需要予測モデル等を格納した需要予測モデルＤＢ３２ｃと、上記受電量を予測するために用いる説明変数となる各電力託送実施日の日付、季節、曜日、最高気温、最低気温等の説明変数等を格納した予測用説明変数ＤＢ３２ｄとが割り当てられている。
【００２７】
上記需要予測モデルＤＢ３２ｃに格納されている複数種の需要予測モデルとは、予測対象日における需要家１０の予測受電量を予測するための回帰分析の種類等の関数や計算式を示し、この需要予測モデルと、それに加えて、予測説明変数ＤＢ３２ｄに格納されている予測対象日の説明変数とを用いて、予測対象日における需要家１０の予測受電量やその誤差幅（最大値及び最小値等）を導出することができる。
【００２８】
ＰＰＳ２０が発電設備２１において発電した電力を需要家１０に託送する場合において、需要家１０側の送電線５５から分岐した電力線上には検針メータ１２が設置され、一方、ＰＰＳ２０側の送電線５５への電力線上には計測メータ２２が設置される。
【００２９】
需要家１０側に設置されている検針メータ１２は、送電線５５から電力負荷１１への受電量の積算値を計測するように構成されている。
【００３０】
需要家１０側に設置された需要家端末１３は、通信ネットワーク６０に接続された通信部１３ａを有するコンピュータからなり、更に、検針メータ１２により単位時間毎の受電量を計測し、その単位時間毎の受電量に関する検針データを本システム３１に送信する受電量送信手段１３ｂとして機能するように構成されている。
【００３１】
一方、電力会社５０側に設置された電力会社受付端末５２は、通信ネットワーク６０に接続された通信部５２ａを有するコンピュータからなり、更に、電力託送実施日の前日の正午までに、ＰＰＳ２０側から送信されてきた電力託送実施日の計画給電量に関する給電計画を受信して、送電線５５を利用した電力託送の実施の申請を受け付ける給電計画受付手段５２ｂとして機能し、このように受け付けたＰＰＳ２０の給電計画は、電力託送実施日における各ＰＰＳ２０の実給電量及び需要家１０の実受電量の監視及びインバランス電力の料金清算等に用いられる。
【００３２】
ＰＰＳ２０側に設置された本システム３１は、計測メータ２２により単位時間毎の給電量を計測し、その単位時間毎の給電量に関する計測データを上記給電情報ＤＢ３２ｂに格納するように構成されている。
【００３３】
また、本システム３１には、電力託送実施日において、発電設備２１から送電線５５への実給電量を計測メータ２２で計測しながら、その実給電量が電力託送実施日の前日に予め決定した計画給電量となるように、発電設備２１の出力制御を行う給電制御部３３が接続されている。
【００３４】
本システム３１は、上記需要家端末１３及び電力会社受付端末５２等との間で所定のデータについて送受信可能な通信部３１ａと共に、所定のプログラムを実行することにより、後述の検針手段３１ｂ、受電量予測手段３１ｃ、予測精度導出手段３１ｄ、及び、計画給電量決定手段３１ｅとして機能するように構成されている。
【００３５】
本システム３１に構成された検針手段３１ｂは、通信部３１ａで受信した需要家１０の単位時間毎の受電量に関する検針データを受電情報ＤＢ３２ａに登録するように構成されている。尚、上記需要家１０に需要家端末１３が設けられていない場合には、需要家１０の検針メータ１２を目視等で検針して検針データを入手し、その検針データを手入力で上記受電情報ＤＢ３２ａに登録しても構わない。
【００３６】
また、本システム３１は、受電量予測手段３１ｃ、予測精度導出手段３１ｄ、及び、計画給電量決定手段３１ｅを働かせて、図３の給電計画の処理フロー図に示すように、上記需要予測モデルＤＢ３２ｃに格納されている複数種の需要予測モデルから需要家１０の受電量を予測するのに適した特定需要予測モデルを選定し、その特定需要予測モデルの予測精度を導出する予測精度導出処理、その特定需要予測モデルを用いて来期の需要家１０の受電量を予測する需要予測処理、及び、その需要予測処理の結果に基づいて来期の計画給電量を決定する計画給電量決定処理を順に実行して給電計画を行うように構成されている。
【００３７】
以下に、本システム３１に構成された各手段の詳細構成と共に、上記各処理の詳細について説明する。
【００３８】
本システム３１に構成された受電量予測手段３１ｃは、来期又は既往期を予測対象日として、その予測対象日の単位時間毎の受電量（以下、「予測受電量」と呼ぶ。）を導出する、所謂需要予測処理を実行可能に構成されている。
【００３９】
即ち、上記受電量予測手段３１ｃにより実行される需要予測処理においては、図４の需要予測処理の処理フロー図に示すように、予測用説明変数ＤＢ３２ｄから予測対象日の説明変数を抽出し（ステップ２０１）、その抽出した説明変数と需要予測モデルとを用いて、需要家１０の予測対象日の予測受電量を導出する（ステップ２０２）。
【００４０】
上記ステップ２０２において、詳しくは、受電情報ＤＢ３２ａから、需要家１０の複数の既往期実受電量を抽出し、その複数の既往期実受電量を正規化し、その正規化パターンの平均値等が、需要家１０の受電量のパターンであると同定する。
【００４１】
一方、需要予測モデルＤＢ３２ｃから需要予測モデルを抽出し、上記抽出した説明変数について特定需要予測モデルが示す適切な回帰分析等を行って、予測対象日における需要家１０の受電量の最大値及び最小値を求める。
【００４２】
そして、上記のように求めた需要家１０の受電量のパターンと上記予測対象日における受電量の最大値及び最小値とから、需要家１０の予測対象日における予測受電量が導出される。
尚、前述の図３のステップ２００に示す、来期に対する需要予測処理は、上記需要予測処理において予測対象日を来期に設定して実行される。
【００４３】
本システム３１に構成された予測精度導出手段３１ｄは、前述の図３のステップ１００に示す予測精度導出処理を実行するに、図５の需要予測処理の処理フロー図に示すように、先ず、需要予測モデルＤＢ３２ｃに格納されている複数種の需要予測モデルの１つを、需要家１０の需要予測をするための需要予測モデルに設定し（ステップ１０１）、過去１ヶ月等の一定期間内の複数の既往期を予測対象として、その設定した需要予測モデルにより、その複数の既往期の予測受電量（以下、「既往期予測受電量」と呼ぶ。）を導出する（ステップ１０２）と共に、上記受電情報ＤＢ３２ａからその複数の既往期の実受電量（以下、「既往期実受電量」と呼ぶ。）を抽出する（ステップ１０３）。そして、上記既往期予測受電量と上記既往期実受電量とを比較して、上記需要予測手段３１ｃで用いた特定需要予測モデルの予測精度を導出する（ステップ１０４）ように構成されている。
【００４４】
詳しくは、予測精度導出手段３１ｄは、上記特定需要予測モデルの予測精度を、予測誤差の相対的な大きさとして計量する。
予測誤差とは、ある時刻の実受電量を基準とした予測受電量の乖離を表すものである。ここで、実受電量をＤｒ、予測受電量をＤｐとすると、予測誤差としては、下記の数１に示す対数予測誤差ＬＰＶを用いることができる。
【００４５】
【数１】
ＬＰＶ＝｛ｌｎ（Ｄｐ／Ｄｒ）｝×１００（％）
【００４６】
そして、上記予測誤差を過去の一定期間収集して、そのばらつきをヒストグラムへプロットし、それを代表的な確率密度関数にあてはめて、上記予測誤差の確率密度関数を求めることができ、上記予測精度導出手段３１ｄは、上記予測誤差の確率密度関数を、需要予測モデルの需要家１０に対する予測精度として導出するのである。
【００４７】
また、需要予測モデルＤＢ３２ｃに、上記需要家１０の需要家属性区分に対応した需要予測モデルが複数種格納されている場合には、上記予測精度導出処理において、その複数種の需要予測モデルの夫々の需要家１０に対する予測精度を夫々導出し、夫々の予測精度を比較して、需要家１０の予測受電量を導出するのに最も適した需要予測モデルを、後述の給電計画に用いる特定需要家モデルとして決定する（ステップ１０５）。
【００４８】
本システム３１に構成された計画給電量決定手段３１ｅは、上記受電量予測手段３１ｃを働かせて、需要家１０の来期の予測受電量（以下、「来期予測受電量」と呼ぶ。）を導出し、その来期予測受電量に基づいて、来期において需要部に対して給電する計画給電量を決定する所謂図３のステップ３００に示す計画給電量決定処理を実行するように構成されている。
【００４９】
詳しくは、上記計画給電量決定手段３１ｅが上記計画給電量決定処理を実行するに、図６の計画給電量決定処理の処理フロー図に示すように、先ず、ＰＰＳ電力価格及びインバランス電力価格とに関する情報を、入力部からの入力情報又はインターネット上に公開された情報から取得する（ステップ３０１）。
【００５０】
そして、上記需要予測処理を行って導出した上記来期予測受電量と、上記予測精度導出処理を行って導出した特定需要予測モデルの予測精度と、上記のように取得したＰＰＳ電力価格及びインバランス電力価格とを用いて、来期における需要家１０の実受電量（以下、「来期実受電量」と呼ぶ。）に対する計画給電量の過不足に起因する電力調達コストの増加等のリスク量を記述する数学モデルのパラメータの同定を行い（ステップ３０２）、そのリスク量が最小又は所定の範囲内等の最適な状態となるように計画給電量を決定する（ステップ３０３）。
【００５１】
例えば、上記ステップ３０２において、上記リスク量の計量を行うに、ＰＰＳ電力価格及びインバランス電力価格に基づいて、適切な電力調達（即ち、計画給電量が来期実受電量と一致する電力調達）を行った場合の支払い料金（電力調達コスト）をベーシスとして、実際の電力調達で発生する電力調達コスト差をベーシスリスクとし、このベーシスリスクが、来期実受電量に対する計画給電量の過不足により発生する電力調達コストの増加リスクに関する量といえる。
来期実受電量をＤＮｒ、予測受電量をＤＮｐ、ＰＰＳ電力価格をＰｐｐｓ、インバランス電力価格をＰｉｍｂとすると、来期実受電量が来期予測受電量よりも大きかったときのベーシスリスクＢＲｏ、及び、来期実受電量が来期予測受電量よりも小さかったときのベーシスリスクＢＲｕは、下記の数２に示すようになる。
【００５２】
【数２】
ＢＲｏ＝（ＤＮｒ−ＤＮｐ）×（Ｐｉｍｂ−Ｐｐｐｓ）
ＢＲｕ＝（ＤＮｐ−ＤＮｒ）×Ｐｐｐｓ
【００５３】
即ち、上記のように規定されるベーシスリスクは、需要家１０の来期予測受電量の予測に用いる特定需要予測モデルの予測誤差の確率密度関数として求められる予測精度に起因するものであるので、上記ステップ３０２において、上記ベーシスリスクの期待値が、電力託送実施日の前日に計画給電量を決定する場合に生じるリスク量として認識することができる。
【００５４】
よって、計画給電量決定手段３１ｅは、上記ステップ３０２において、上記ベーシスリスクを特定需要予測モデルの予測精度に起因する確率過程として計量し、それを解析又はシミュレーションして、上記ステップ３０３において、上記ベーシスリスクの期待値であるリスク量が最小化するような給電量を求め、それを計画給電量に決定する。また、本システム３１は、計画給電量決定手段３１ｅで決定した計画給電量に関する給電計画を作成し、それを前述の電力会社受付端末５２側に送信して、電力託送実施日における電力託送実施を申請する。
【００５５】
そして、ＰＰＳ２０は、上記のような給電計画を実行して計画給電量を決定することで、来期における電力調達コストの増加リスクができるだけ小さくなるように、給電計画を行うことができる。
【００５６】
さらに、上記ステップ３０３において、来期における電力調達コストが許容以上に増加する可能性をできるだけ小さくするために、上記計画給電量決定手段３１ｅは、５％等の所定の確率で発生し得る最大のリスク量（以下、「５％ＶａＲ値」と呼ぶ。）が許容値以下となる制約条件を設定し、上記制約条件の範囲内で、電力調達コストを最小化する計画給電量を決定するように構成することもできる。尚、上記制約条件の範囲内で電力調達コストを最小化する計画給電量を導出できない場合には、上記制約条件等を緩和するように構成しても構わない。
【００５７】
上記実施の形態では、来期実受電量が来期予測受電量と一致する適切な電力調達を行った場合の電力調達コストをベーシスとして、来期実受電量の来期予測受電量の過不足により発生する電力調達コスト差をベーシスリスクとして、そのベーシスリスクの期待値であるリスク量の最小化を目的とした給電計画を行ったが、別に、来期実需電量に対する来期予測受電量の過剰によるリスクを考慮する必要が無ければ、来期における電力調達コストそのものの期待値をリスク量として取り扱い、そのリスク量の最小化を目的とした給電計画を行っても構わない。
【００５８】
尚、本システム３１を構成するコンピュータシステム等の数量及び相互間の接続状態、及び、記憶装置３２に割り当てた各種データベースの数及び格納する情報の種別等は、上記実施の形態で説明したもので限定されず、あらゆる形態を採用することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】電力事業における電力の部分供給の様子を示した概略構成図
【図２】給電計画システムの概略構成図
【図３】給電計画処理フロー図
【図４】需要予測処理フロー図
【図５】需要予測処理フロー図
【図６】計画給電量決定処理フロー図
【符号の説明】
１０：需要家
１１：電力負荷
１２：検針メータ
１３：需要家端末
１３ａ：通信部
１３ｂ：受電量送信手段
２０：特定規模電気事業者（ＰＰＳ）
２１：発電設備
２２：計測メータ
３１：給電計画システム（本システム）
３１ｂ：検針手段
３１ｃ：受電量予測手段
３１ｄ：予測精度導出手段
３１ｅ：計画給電量決定手段
３２：記憶装置
３２ａ：受電情報ＤＢ
３２ｂ：給電情報ＤＢ
３２ｃ：需要予測モデルＤＢ
３２ｄ：予測用説明変数ＤＢ
３３：給電制御部
５０：電力会社
５１：発電所
５２：電力会社受付端末
５２ａ：通信部
５２ｂ：給電計画受付手段
５５：送電線
６０：通信ネットワーク
Claims (4)
- 特定需要予測モデルを用いて予測した来期における需要部の受電量である来期予測受電量に基づいて、前記来期における前記需要部への給電量である計画給電量を決定する計画給電量決定手段を備えた給電計画システムであって、
前記特定需要予測モデルを用いて予測した既往期における前記需要部の受電量である既往期予測受電量と、前記既往期における前記需要部の実際の受電量である既往期実受電量とを比較して、前記特定需要予測モデルの予測精度を導出する予測精度導出手段を備え、
前記計画給電量決定手段が、前記特定需要予測モデルにより予測した前記来期予測受電量と、前記特定需要予測モデルの予測精度と、前記来期における前記需要部の受電量に対する前記計画給電量の過不足分についての電力価格情報とを用いて、前記過不足に起因するリスク量についての計量を行い、前記リスク量が最適となるように計画給電量を決定する給電計画システム。 - 前記計画給電量決定手段が、所定の確率で発生し得る最大リスク量が許容値以下となる範囲内で前記需要部における電力調達コストが最小となるように前記計画給電量を決定する請求項１に記載の給電計画システム。
- 前記リスク量が、前記来期における前記需要部の受電量に対する前記計画給電量の過不足により発生する電力調達コストの増加リスクに関する量である請求項１又は２に記載の給電計画システム。
- 前記予測精度導出手段が、複数種の需要予測モデルの前記予測精度を夫々導出し、前記予測精度が最適となる需要予測モデルを前記特定需要予測モデルとして選定する請求項１から３の何れか１項に記載の給電計画システム。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2003063983A JP3778899B2 (ja) | 2003-03-10 | 2003-03-10 | 給電計画システム |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2003063983A JP3778899B2 (ja) | 2003-03-10 | 2003-03-10 | 給電計画システム |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2004274915A JP2004274915A (ja) | 2004-09-30 |
| JP3778899B2 true JP3778899B2 (ja) | 2006-05-24 |
Family
ID=33125423
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2003063983A Expired - Fee Related JP3778899B2 (ja) | 2003-03-10 | 2003-03-10 | 給電計画システム |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP3778899B2 (ja) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP3994910B2 (ja) * | 2003-05-08 | 2007-10-24 | 株式会社日立製作所 | 電力売買支援システム |
| JP4154373B2 (ja) * | 2004-08-06 | 2008-09-24 | 株式会社日立製作所 | 電力供給事業リスク管理支援システム |
| JP2008295193A (ja) * | 2007-05-24 | 2008-12-04 | Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> | 電力デマンド制御装置、システム、および方法 |
| JP5834832B2 (ja) * | 2011-11-29 | 2015-12-24 | 富士通株式会社 | 電力制御支援プログラム、電力制御支援装置および電力制御支援方法 |
| JP6373645B2 (ja) * | 2014-06-04 | 2018-08-15 | 株式会社Ｎｔｔファシリティーズ | 電力管理装置 |
| JP6086561B1 (ja) * | 2015-12-29 | 2017-03-01 | 株式会社Ｌｏｏｏｐ | 部分供給制御装置、部分供給方法および部分供給用プログラム |
| JP6697358B2 (ja) * | 2016-09-16 | 2020-05-20 | 株式会社東芝 | 情報処理装置、情報処理システム、情報処理方法及びプログラム |
| JP6936117B2 (ja) * | 2017-11-10 | 2021-09-15 | 株式会社日立製作所 | 電力計画装置、電力需給制御システム、および、電力計画方法 |
| JP6554696B1 (ja) * | 2018-02-13 | 2019-08-07 | 株式会社ＡＭＧ Ｓｏｌｕｔｉｏｎ | 電力需要予測システム、電力需要予測方法、及びプログラム |
| JP7229901B2 (ja) * | 2019-11-27 | 2023-02-28 | 京セラ株式会社 | 自己託送システム及び自己託送方法 |
| CN111160663B (zh) * | 2019-12-31 | 2024-04-02 | 深圳集智数字科技有限公司 | 一种预测方法及装置 |
| CN112686463A (zh) * | 2021-01-07 | 2021-04-20 | 合肥阳光新能源科技有限公司 | 一种需量数据处理方法、装置及电子设备 |
| CN117410981B (zh) * | 2023-11-01 | 2024-05-17 | 中嘉能(广东)能源有限公司 | 一种基于大数据的多区域电力能源智能调度方法及系统 |
-
2003
- 2003-03-10 JP JP2003063983A patent/JP3778899B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2004274915A (ja) | 2004-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7089125B2 (en) | Distributed asset optimization (DAO) system and method | |
| Correa-Florez et al. | Robust optimization for day-ahead market participation of smart-home aggregators | |
| US7409303B2 (en) | Identifying energy drivers in an energy management system | |
| JP3631967B2 (ja) | 余剰電力管理システムおよびその制御方法 | |
| JP3778899B2 (ja) | 給電計画システム | |
| US20100217550A1 (en) | System and method for electric grid utilization and optimization | |
| Ghasemi et al. | CVaR-based retail electricity pricing in day-ahead scheduling of microgrids | |
| US20110040666A1 (en) | Dynamic pricing system and method for complex energy securities | |
| US20050004858A1 (en) | Energy advisory and transaction management services for self-serving retail electricity providers | |
| JP7203063B2 (ja) | 情報処理装置、情報処理方法、及びそのプログラム | |
| JP2002123578A (ja) | 電力小売システム | |
| CN114254839A (zh) | 一种基于自适应算法的电能计量器具需求预测方法 | |
| JP3966236B2 (ja) | 発電設備の運転計画方法及び発電設備の運転計画システム | |
| US11592886B2 (en) | Assessment of energy consumption of computer networks and use thereof | |
| JP2015153346A (ja) | 小口電力の集約売買支援システムおよび小口電力の集約売買支援方法 | |
| Koreneff et al. | Electricity spot price forecasting as a part of energy management in de-regulated power market | |
| JP6117984B1 (ja) | 需給管理装置、需給管理方法及び需給管理プログラム | |
| JP3880471B2 (ja) | 発電計画方法 | |
| JP3883498B2 (ja) | インバランス電力取引支援システム | |
| Kirsch et al. | Developing marginal costs for real-time pricing | |
| JP2005224023A (ja) | 需給電力量算出方法及び装置 | |
| Homer et al. | Electric distribution system planning with DERs-High-level assessment of tools and methods | |
| JP2019046467A (ja) | 電力取引支援装置及び電力取引支援方法 | |
| Good et al. | Business cases | |
| Christen et al. | Technical Validation of the RLS Smart Grid Approach to Increase Power Grid Capacity without Physical Grid Expansion. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20060203 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20060216 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20060228 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120310 Year of fee payment: 6 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20120310 Year of fee payment: 6 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150310 Year of fee payment: 9 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |