JP5063146B2 - 電力取引予測システムおよび電力取引予測プログラム - Google Patents

Description

この発明は、電力取引を支援するシステムおよびプログラムに関し、特に、電力取引において期待できる電力売買量を予測する電力取引予測システムおよび電力取引予測プログラムに関する。

電力取引は、電力会社や特定規模電気事業者（ＰＰＳ：Ｐｏｗｅｒ Ｐｒｏｄｕｃｅｒ Ｓｕｐｐｌｉｅｒ）などの電力取引者が電力を売買する取引であり、翌日の電力の売買を扱う「１日前スポット市場」と、１ヶ月から１年先の電力の売買を扱う「先渡し市場」とがある。このような電力取引における売買の判断は、市場価格や自社の発電計画などに基づいて行う必要があり、適正な判断には時間と労力とを要する。このため、電力取引における入札計画を作成する電力売買計画作成装置が知られている（例えば、特許文献１参照。）。この装置は、供給が確定している電力需要に対して策定された発電計画と、取引担当者によって入力された電力取引の想定価格（相場観）とに基づいて、個々の取引（１日前スポット市場）の入札計画を作成するものである。
特開２００５−０５１８６６号公報

ところで、発電能力を有する電力会社などでは、１ヶ月や１年という期間における電力需給計画や燃料調達計画などを策定する必要がある。そのためには、当該期間において、電力取引でどのくらいの電力を売買できるかを予測し、その売買量を考慮して電力需給計画などを策定する必要がある。しかしながら、上記特許文献１に記載されたような装置では、個々の取引の入札計画を作成するのみであり、ある期間における自社の電力売買量を予測することができない。また、上記の装置では、想定価格が取引担当者の相場観によって入力されるため、想定価格にバラツキ、不安定性や個人差などが生じ、適正な入札計画を作成することができない。

そこでこの発明は、ある期間の電力取引において期待できる電力売買量を予測し、しかもより適正に予測することが可能な電力取引予測システムおよび電力取引予測プログラムを提供することを目的とする。

上記目的を達成するために請求項１に記載の発明は、電力取引において期待できる電力売買量を予測する電力取引予測システムであって、過去の各取引日の各単位時間における取引電力量や市場価格などを記憶する電力取引サーバと、電力会社に設置され、指定された期間の電力取引において期待できる電力売買量を予測する予測端末とが、通信可能に接続され、前記予測端末は、前記電力取引サーバに記憶された過去の市場価格に基づいて、前記指定された期間の至近過去の価格の上昇、下落傾向である価格トレンドを分析し、至近過去の市場価格に前記価格トレンドを考慮して、前記指定された期間における各単位時間の市場価格を想定する価格想定手段と、前記価格想定手段によって想定された各単位時間の市場価格と、前記電力会社の発電コストとを単位時間ごとに比較して、前記市場価格と前記発電コストとの差額が所定の最低売りマージン以上の場合には、売りフラグを立て、前記発電コストと前記市場価格との差額が所定の最低買いマージン以上の場合には、買いフラグを立てて、前記指定された期間における売りフラグの数と買いフラグの数とをカウントし、前記指定された期間において売電が有利な時間の割合である売電割合と、買電が有利な時間の割合である買電割合とを割り出す売買割合割出手段と、前記電力会社が過去の電力取引で成功した売買の取引成功率と、前記売買割合割出手段による売電割合と買電割合と、前記電力取引サーバに記憶された過去の取引電力量とに基づいて、前記指定された期間において期待できる売電力量と買電力量とを予測する売買量予測手段と、を備えることを特徴とする。
（作用）
価格想定手段によって各単位時間の市場価格が想定され、売買割合割出手段によって、市場価格と発電コストとが比較されて、売電が有利な時間の割合である売電割合と、買電が有利な時間の割合である買電割合とが割り出される。さらに、売買量予測手段によって、過去の電力取引で成功した売買の取引成功率と、売電割合と買電割合と、電力取引サーバに記憶された過去の取引電力量とに基づいて、指定された期間において期待できる売電力量と買電力量とが予測される。

請求項２に記載の発明は、請求項１に記載の電力取引予測システムにおいて、前記売買量予測手段は、前記指定された期間において期待できる総売電力量と総買電力量、および、前記指定された期間における各単位時間の売電力量と買電力量とを予測することを特徴とする。

請求項３に記載の発明は、請求項１または２のいずれか１項に記載の電力取引予測システムにおいて、どの発電ユニットをいつ起動、停止させるか、どのくらいの負荷で起動させるかなどの発電計画を策定する発電サーバと、前記予測端末とが通信可能に接続され、前記予測端末は、過去の実際の単位時間ごとの発電ユニットの運転条件などの発電条件とその発電コストを記憶したデータベースと、前記指定された期間における発電計画を前記発電サーバから受信し、この発電計画における単位時間ごとの発電条件と同一または近似の発電条件を前記データベースから検索して、検索した発電条件における発電コストに基づいて、前記指定された期間における各単位時間の発電コストを想定するコスト想定手段を備え、前記売買割合割出手段は、前記コスト想定手段による発電コストに基づいて、前記売電割合と前記買電割合とを割り出すことを特徴とする。

請求項４に記載の発明は、電力取引において期待できる電力売買量を予測する電力取引予測プログラムであって、コンピュータを、データベースに記憶された過去の各取引日の各単位時間における市場価格に基づいて、前記指定された期間の至近過去の価格の上昇、下落傾向である価格トレンドを分析し、至近過去の市場価格に前記価格トレンドを考慮して、前記指定された期間における各単位時間の市場価格を想定する価格想定手段と、前記価格想定手段によって想定された各単位時間の市場価格と、発電コストとを単位時間ごとに比較して、前記市場価格と前記発電コストとの差額が所定の最低売りマージン以上の場合には、売りフラグを立て、前記発電コストと前記市場価格との差額が所定の最低買いマージン以上の場合には、買いフラグを立てて、前記指定された期間における売りフラグの数と買いフラグの数とをカウントし、前記指定された期間において売電が有利な時間の割合である売電割合と、買電が有利な時間の割合である買電割合とを割り出す売買割合割出手段と、過去の電力取引で成功した売買の取引成功率と、前記売買割合割出手段による売電割合と買電割合と、データベースに記憶された過去の電力取引における取引電力量とに基づいて、前記指定された期間において期待できる売電力量と買電力量とを予測する売買量予測手段、として機能させるための電力取引予測プログラムである。

請求項１および４に記載の発明によれば、発電コストと想定される市場価格と過去の取引実績とに基づいて、指定された期間において期待できる売電力量と買電力量とが予測される。つまり、ある期間の電力取引において期待できる電力売買量が予測されるため、この電力売買量を考慮して、当該期間における電力需給計画や燃料調達計画などを適正に策定することが可能となる。

また、市場価格が過去の電力取引の市場価格に基づいて想定されるため、取引担当者の相場観による場合に比べて安定かつ適正な想定価格が得られる。しかも、指定した期間における各単位時間に対して発電コストと市場価格とを比較して、つまり、指定期間を細分化した時間単位ごとに比較して、電力売買量を予測する。これらの結果、より適正に電力売買量を予測することが可能となる。

請求項２に記載の発明によれば、指定された期間において期待できる総売電力量と総買電力量、および、指定された期間における各単位時間の売電力量と買電力量とが予測される。このため、総売買電力量に基づいて、ある期間全体における電力需給計画や燃料調達計画などを適正に策定できるとともに、当該期間のある時期における電力需給状況などを適正に予測し、詳細かつ適正な発電計画を立案することなどが可能となる。

さらに、請求項１および４に記載の発明によれば、指定された期間において電力の売買が有利な時間の割合である売電割合と買電割合と、過去の取引実績である取引電力量と取引成功率とに基づいて売電力量と買電力量とが予測されるため、より適正に電力売買量を予測することが可能となる。

請求項３に記載の発明によれば、発電計画から想定される発電コストに基づいて売電割合と買電割合とが予測されるため、最新かつ適正な発電計画に基づいて、より適正に電力売買量を予測することが可能となる。

さらに、請求項１および４に記載の発明によれば、最新の価格トレンドに基づいて、市場価格が想定されるため、より適正な市場価格を想定することが可能となり、この結果、より適正に電力売買量を予測することが可能となる。

以下、この発明を図示の実施の形態に基づいて説明する。

（実施の形態１）
図１は、この実施の形態に係る電力取引予測システム１の概略構成図である。この電力取引予測システム１は、電力取引において期待できる電力売買量を予測するシステムであって、発電サーバ２と電力取引サーバ３と予測端末４とが通信網Ｎを介して通信可能に接続されている。この実施の形態では、発電設備（発電能力）を有する電力会社Ａが電力取引者であり、電力会社Ａが自社の電力売買量を予測する場合について説明する。また、発電サーバ２は電力会社Ａの中央給電指令所に配設され、電力取引サーバ３は電子取引所に配設され、予測端末４は電力会社Ａの管理部署に配設されているとする。

発電サーバ２は、発電計画を策定するサーバである。すなわち、どの発電ユニットをいつ起動、停止させるか、どのくらいの負荷で起動させるかなどの発電計画を、過去の電力需給結果や天気予報（需給予測）、発電設備の作業計画などに基づいて策定するものである。

電力取引サーバ３は、過去の電力取引における取引実績を記憶するサーバである。すなわち、過去の各取引日の３０分ごと（各単位時間）における取引電力量や市場価格などを記憶するサーバであり、取引が成立するごとにデータが記憶されるようになっている。

予測端末４は、指定された期間の電力取引において期待できる電力売買量を予測するコンピュータであり、図２に示すように、コスト想定タスク（コスト想定手段）４１と、価格想定タスク（価格想定手段）４２と、売買割合割出タスク（処理手段、売買割合割出手段）４３と、取引量想定タスク（処理手段、取引量想定手段）４４と、売買量予測タスク（処理手段、売買量予測手段）４５と、データベース４６と、これらを制御などする制御タスク４７とを備えている。

コスト想定タスク４１は、指定された期間における各単位時間の発電コストを想定するタスクである。すなわち、指定された期間における発電計画を発電サーバ２から受信し、この発電計画に基づいて、当該期間における３０分ごとの発電コストを想定する。具体的には、この実施の形態では、過去の実際の３０分ごとの発電条件（発電ユニットの運転条件など）とその発電コストとがデータベース４６に記憶され、受信した発電計画における３０分ごとの発電条件と同一または近似の発電条件をデータベース４６から検索する。そして、検索した発電条件における発電コストを同一または近似の程度に応じて補正する。さらに、当該過去と指定された期間とを比べて、燃料価格の急騰などの発電コストを変動させる要因がある場合には、その要因に基づいて過去の発電コストを補正し、指定された期間における３０分ごとの発電コストを想定する。

価格想定タスク４２は、過去の電力取引における市場価格などに基づいて、指定された期間における３０分ごと（各単位時間）の市場価格を想定（予測）するタスクである。具体的には、図３に示すように、まず、電力取引サーバ３から過去の電力取引における取引実績を受信し（ステップＳ１）、図４に示すような市場価格の変動グラフを作成する（ステップＳ２）。ここで、縦軸の市場価格を、ピーク時間帯（例えば、１３時〜１６時）の価格であるピーク帯価格と、昼間帯（例えば、８時〜１３時、１６時〜２２時）の価格である昼間帯価格と、夜間帯（例えば、２２時〜翌８時）の価格である夜間帯価格とに分ける。また、横軸の期間は、１／３月を１旬としてグラフを作成する。

次に、作成した変動グラフに基づいて、至近過去の価格傾向を分析し（ステップＳ３）、第１の市場価格を想定する（ステップＳ４）。すなわち、指定された期間の至近過去（直前）の価格トレンド（上昇、下落傾向）を分析し、至近過去の市場価格に価格トレンドを考慮して第１の市場価格を想定する。続いて、指定された期間による需要傾向を分析し（ステップＳ５）、第２の市場価格を想定する（ステップＳ６）。すなわち、指定された期間の季節や気温などによる需要傾向と、この需要傾向による市場価格の傾向を分析し、この分析結果を考慮して第１の市場価格を補正し、第２の市場価格を想定する。例えば、図５に示すように、ピーク時間帯では、夏期の市場価格が最も高く、最高気温に依存する。昼間帯では、冬期の市場価格が最も高く、最高気温に依存する。夜間帯では、冬期の市場価格が最も高く、最低気温に依存する、という価格傾向が分析されると、この分析結果と指定された期間の季節や予測気温とに基づいて、第２の市場価格を想定する。

さらに、市場価格を変動させる要因がある場合（ステップＳ７で「Ｙ」の場合）には、その要因に応じて第２の市場価格を補正し、第３の市場価格を想定する（ステップＳ８）。すなわち、指定された期間において市場価格を押し下げる要因がある場合、例えば、燃料価格の下落や発電所の増加などが予測、予定される場合には、その要因による市場価格への影響の程度に応じて、第２の市場価格を下方修正する。同様に、指定された期間において市場価格を押し上げる要因がある場合、例えば、燃料価格の高騰や発電所、発電設備の停止などが予測、予定される場合には、市場価格への影響の程度に応じて、第２の市場価格を上方修正する。

売買割合割出タスク４３は、指定された期間において、売電が有利な時間がどのぐらいあるか、買電が有利な時間がどのぐらいあるかを割り出すタスクである。すなわち、コスト想定タスク４１によって想定された３０分ごと（各単位時間）の発電コストと、価格想定タスク４２によって想定された３０分ごとの市場価格とを比較して、売買が有利な時間を割り出す。そして、指定された期間において売電が有利な時間の割合である売電割合と、買電が有利な時間の割合である買電割合とを算出する（割り出す）。具体的には、まず、図６に示すように、各単位時間における最低売りマージンと最低買いマージンとを、過去の実績および取引費用など（取引リスク）に基づいて割り当てる。ここで、最低売りマージンとは、売電が有利と判断される市場価格と発電コストとの差額（市場価格−発電コスト）であり、最低買いマージンとは、買電が有利と判断される発電コストと市場価格との差額（発電コスト−市場価格）である。これにより、発電コストの変動によるリスクなどを回避、抑制できるようにするものである。

次に、各単位時間において、発電コストと市場価格とを比較し、市場価格と発電コストとの差額が最低売りマージン以上の場合には、売りフラグを立て、発電コストと市場価格との差額が最低買いマージン以上の場合には、買いフラグを立てる。続いて、指定された期間における売りフラグの数と買いフラグの数とをカウントする。そして、指定された期間における売電割合と買電割合とを算出する。ここで、この実施の形態では、指定された全期間における総売電割合と総買電割合、および、指定された期間における各日（各単位時間）の１日売電割合と１日買電割合とを算出する。具体的には、まず、指定された期間（日数）における単位時間（３０分）の総数である総商品数と、１日の単位時間の総数である１日商品数とを次式によって算出する。
総商品数＝２×２４時間×日数
１日商品数＝２×２４時間
続いて、売電割合と買電割合とを次式によって算出する。
総売電割合＝売りフラグの総数／総商品数
総買電割合＝買いフラグの総数／総商品数
１日売電割合＝当該日の売りフラグの数／１日商品数
１日買電割合＝当該日の買いフラグの数／１日商品数

取引量想定タスク４４は、過去の電力取引における取引電力量（電力売買量）に基づいて、指定された期間における取引電力量を想定するタスクである。すなわち、電力取引サーバ３から受信した取引実績の３０分ごとの取引電力量のなかから、至近過去で指定された期間と同期間の取引電力量を取得する。そして、取引電力量を変動させる要因がある場合には、その要因に応じて取得した取引電力量を補正し、取引電力量を想定する。すなわち、指定された期間において取引電力量を押し下げる要因がある場合には、その要因による取引電力量への影響の程度に応じて、取得した取引電力量を下方修正する。同様に、指定された期間において取引電力量を押し上げる要因がある場合には、取引電力量への影響の程度に応じて、取得した取引電力量を上方修正する。ここで、取引電力量の変動要因として、気候、気温などの自然条件の変化や、産業構造の変化あるいは景気の動向などが考慮される。さらに、この実施の形態では、想定した３０分ごとの取引電力量に基づいて、指定された全期間において想定される総取引電力量（以下、「全期間総取引量」という）と、指定された期間の各日（各単位時間）において想定される総取引電力量（以下、「１日総取引量」という）とを算出する。

売買量予測タスク４５は、指定された期間において期待できる売電力量（売電の電力量）と買電力量（買電の電力量）とを予測するタスクである。すなわち、データベース４６に、過去の電力取引において電力会社Ａが成功（成立）した売買の取引成功率が記憶され、この取引成功率と、売買割合割出タスク４３によって算出された売電割合と買電割合と、取引量想定タスク４４によって想定された取引電力量とに基づいて、売電力量と買電力量とを算出、予測する。ここで、過去と指定された期間とを比べて、取引成功率が変化する要因がある場合、例えば、電力取引者数の増減などがある場合には、その要因に応じて記憶された取引成功率を補正する。また、この実施の形態では、指定された全期間において期待できる総売電力量と総買電力量、および、指定された期間における各日（各単位時間）の売電力量と買電力量とを算出、予測するようになっている。

具体的には、総売電力量と総買電力量とを次の式によって算出する。
総売電力量＝全期間総取引量×総売電割合×売電の取引成功率
総買電力量＝全期間総取引量×総買電割合×買電の取引成功率
また、各日の売電力量である１日売電力量と、買電力量である１日買電力量とを次の式によって算出する。
１日売電力量＝当該日の１日総取引量×当該日の１日売電割合×売電の取引成功率
１日買電力量＝当該日の１日総取引量×当該日の１日買電割合×買電の取引成功率
次に、このような構成の電力取引予測システム１の処理動作を図７に示すフローチャートに基づいて説明する。

まず、電力会社Ａの管理担当者などが、期間を指定して予測端末４に電力売買量の予測指令をする（ステップＳ１１）と、コスト想定タスク４１が起動される（ステップＳ１２）。そして、上記のように、発電サーバ２から発電計画を受信して（ステップＳ１３）、指定された期間における３０分ごと（各単位時間）の発電コストが想定される。次に、価格想定タスク４２が起動され（ステップＳ１４）、上記のように、電力取引サーバ３から過去の取引実績を受信して（ステップＳ１５）、指定された期間における３０分ごとの市場価格が想定される。

続いて、売買割合割出タスク４３が起動され（ステップＳ１６）、上記のようにして、指定された期間における売電割合と買電割合とが算出される。さらに、取引量想定タスク４４が起動され（ステップＳ１７）、上記のようにして、指定された期間における取引電力量が想定される。次に、売買量予測タスク４５が起動され（ステップＳ１８）、指定された期間において期待できる総売電力量と総買電力量および、各日の１日売電力量と１日買電力量と（電力売買量）が算出、予測される。そして、この予測結果が予測端末４のメモリ（図示せず）に記憶される（ステップＳ１９）とともに、発電サーバ２に送信される（ステップＳ２０）。これにより、予測された電力売買量を発電計画に反映（フィードバック）させて、より適正な発電計画を策定するものである。

以上のように、この電力取引予測システム１によれば、指定した期間、つまり任意の期間の電力取引において期待できる電力売買量が予測されるため、この電力売買量を考慮して、当該期間における電力需給計画や燃料調達計画、発電設備の作業計画などを適正に策定することが可能となる。しかも、指定された期間において期待できる総売電力量と総買電力量および、各日の１日売電力量と１日買電力量とが予測される。このため、総売買電力量に基づいて、ある期間全体における電力需給計画や燃料調達計画などを適正に策定できる。とともに、１日売買電力量に基づいて、当該期間のある時期（日）における電力需給状況などを適正に予測し、詳細かつ適正な発電計画を立案することなどが可能となる。

また、コスト想定タスク４１では、発電計画に基づいて発電コストが想定されるため、最新かつ適正な発電計画に基づいて、より適正な発電コストが想定される。価格想定タスク４２では、取引担当者の相場観によらず、過去の市場価格に基づき、しかも、最新の価格トレンドや指定された期間の需要傾向などに基づいて市場価格が想定されるため、より適正かつ安定した市場価格が想定される。売買割合割出タスク４３では、マージン（リスク）を考慮して、３０分ごとの発電コストと市場価格とを比較して売買の是非を判断するため、より適正な売電割合と買電割合とが割り出される。取引量想定タスク４４では、過去の取引電力量や変動要因に基づいて取引電力量が想定されるため、より適正な取引電力量が想定される。そして、これらの結果、より適正な電力売買量を算出、予測することが可能となる。

（実施の形態２）
図８は、この実施の形態に係る電力取引予測プログラム５の概略構成ブロック図である。この電力取引予測プログラム５は、電力取引において期待できる電力売買量を予測する電力取引予測プログラムであって、コンピュータを、過去の電力取引における市場価格に基づいて、指定された期間における各単位時間の市場価格を想定する価格想定手段と、指定された期間における各単位時間の発電コストと、価格想定手段による市場価格とに基づいて、指定された期間において売電が有利な時間の割合である売電割合と、買電が有利な時間の割合である買電割合とを割り出す売買割合割出手段と、過去の電力取引における取引電力量に基づいて、指定された期間における取引電力量を想定する取引量想定手段と、売買割合割出手段による売電割合と買電割合と取引量想定手段による取引電力量と過去の取引成功率とに基づいて、指定された期間において期待できる売電力量と買電力量とを予測する売買量予測手段として機能させるためのプログラムである。

具体的には、価格想定手段としての価格想定タスク５１において、上記実施の形態１の価格想定タスク４２と同様に、過去の電力取引における市場価格などに基づいて市場価格を想定する。ここで、この実施の形態では、データベース５６に過去の電力取引における取引実績が記憶され、データベース５６から過去の市場価格を取得して市場価格を想定する。次に、売買割合割出手段（処理手段）としての売買割合割出タスク５２において、上記実施の形態１の売買割合割出タスク４３と同様に、指定された期間における売電割合と買電割合とを割り出す。ここで、この実施の形態では、データベース５６に、指定された期間における発電コストや発電条件（運転条件）と発電コストの関係などが記憶され、データベース５６から発電コストを取得して売電割合と買電割合とを割り出す。さらに、取引量想定手段（処理手段）としての取引量想定タスク５３において、上記実施の形態１の取引量想定タスク４４と同様に、指定された期間における取引電力量を想定する。ここで、この実施の形態では、データベース５６から過去の取引電力量を取得して取引電力量を想定する。そして、売買量予測手段（処理手段）としての売買量予測タスク５４において、上記実施の形態１の売買量予測タスク４５と同様に、指定された期間において期待できる売電力量と買電力量とを予測するものである。

このような電力取引予測プログラム５を管理部署や中央給電指令所のコンピュータなどにインストールすることで、任意の期間の電力取引において期待できる電力売買量を適正に予測することができる。しかも、中央給電指令所のコンピュータなどにインストールすればよいため、導入を容易かつ迅速に行え、また、異なる部署にて電力売買量を適正に予測することができる。

以上、この発明の実施の形態について説明したが、具体的な構成は、上記の実施の形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計の変更等があっても、この発明に含まれる。例えば、上記の実施の形態では、電力会社Ａの発電設備で発電する場合のコストを発電コストとしているが、電力取引者が発電設備を有していない場合には、定常的に外部から調達（購入）している電力のコスト（価格）を発電コストとしてもよい。すなわち、定常的に調達している電力の価格が電力取引における市場価格よりも高い場合には、電力取引で電力を買い、定常的に調達している電力の価格が電力取引における市場価格よりも安い場合には、電力取引で電力を売るようにしてもよい。

また、上記の実施の形態では、売電割合と買電割合とを割り出して売電力量と買電力量とを予測しているが、その他の手順によって売電力量と買電力量とを予測してもよい。例えば、売電が有利な単位時間における取引電力量から期待できる売電力量を直接割り出し、買電が有利な単位時間における取引電力量から期待できる買電力量を直接割り出す。そして、各売電力量と各買電力量とをそれぞれ積算して、指定された期間において期待できる売電力量と買電力量とを算出、予測するようにしてもよい。

さらに、実施の形態１において、タスク４１、４２において発電計画や取引実績を受信しているが、次のようにしてもよい。すなわち、発電計画や取引実績のデータを予め、さらには定期的に受信し、受信したデータをデータベース４６に記憶する。そして、各タスク４１〜４５において、必要に応じてデータベース４６からデータを取得するようにしてもよい。また、電力取引の取引実績を記憶するサーバ（電力取引サーバ３）を電力会社Ａ内に備え、このサーバと電力取引所のサーバとを通信可能に接続してもよい。

この発明の実施の形態１に係る電力取引予測システムの概略構成図である。 図１の電力取引予測システムの予測端末のタスク構成を示す構成ブロック図である。 図２の予測端末の価格想定タスクのフローチャートである。 図３の価格想定タスクによって作成された市場価格の変動グラフの一例を示す図である。 図３の価格想定タスクによって分析された市場価格と季節との関係の一例を示す図である。 図２の予測端末の売買割合割出タスクによる電力売買の是非判断の一例を示す図である。 図１の電力取引予測システムの処理動作を示すフローチャートである。 この発明の実施の形態２に係る電力取引予測プログラムの概略構成ブロック図である。

符号の説明

１ 電力取引予測システム
２ 発電サーバ
３ 電力取引サーバ
４ 予測端末
４１ コスト想定タスク（コスト想定手段）
４２ 価格想定タスク（価格想定手段）
４３ 売買割合割出タスク（処理手段、売買割合割出手段）
４４ 取引量想定タスク（処理手段、取引量想定手段）
４５ 売買量予測タスク（処理手段、売買量予測手段）
４６ データベース
４７ 制御タスク
５ 電力取引予測プログラム
Ａ 電力会社
Ｎ 通信網

Claims (4)

1. 電力取引において期待できる電力売買量を予測する電力取引予測システムであって、
   過去の各取引日の各単位時間における取引電力量や市場価格などを記憶する電力取引サーバと、
   電力会社に設置され、指定された期間の電力取引において期待できる電力売買量を予測する予測端末とが、通信可能に接続され、
   前記予測端末は、
   前記電力取引サーバに記憶された過去の市場価格に基づいて、前記指定された期間の至近過去の価格の上昇、下落傾向である価格トレンドを分析し、至近過去の市場価格に前記価格トレンドを考慮して、前記指定された期間における各単位時間の市場価格を想定する価格想定手段と、
   前記価格想定手段によって想定された各単位時間の市場価格と、前記電力会社の発電コストとを単位時間ごとに比較して、前記市場価格と前記発電コストとの差額が所定の最低売りマージン以上の場合には、売りフラグを立て、前記発電コストと前記市場価格との差額が所定の最低買いマージン以上の場合には、買いフラグを立てて、前記指定された期間における売りフラグの数と買いフラグの数とをカウントし、前記指定された期間において売電が有利な時間の割合である売電割合と、買電が有利な時間の割合である買電割合とを割り出す売買割合割出手段と、
   前記電力会社が過去の電力取引で成功した売買の取引成功率と、前記売買割合割出手段による売電割合と買電割合と、前記電力取引サーバに記憶された過去の取引電力量とに基づいて、前記指定された期間において期待できる売電力量と買電力量とを予測する売買量予測手段と、
   を備えることを特徴とする電力取引予測システム。
2. 前記売買量予測手段は、前記指定された期間において期待できる総売電力量と総買電力量、および、前記指定された期間における各単位時間の売電力量と買電力量とを予測することを特徴とする請求項１に記載の電力取引予測システム。
3. どの発電ユニットをいつ起動、停止させるか、どのくらいの負荷で起動させるかなどの発電計画を策定する発電サーバと、前記予測端末とが通信可能に接続され、
   前記予測端末は、
   過去の実際の単位時間ごとの発電ユニットの運転条件などの発電条件とその発電コストを記憶したデータベースと、
   前記指定された期間における発電計画を前記発電サーバから受信し、この発電計画における単位時間ごとの発電条件と同一または近似の発電条件を前記データベースから検索して、検索した発電条件における発電コストに基づいて、前記指定された期間における各単位時間の発電コストを想定するコスト想定手段を備え、
   前記売買割合割出手段は、前記コスト想定手段による発電コストに基づいて、前記売電割合と前記買電割合とを割り出すことを特徴とする請求項１または２のいずれか１項に記載の電力取引予測システム。
4. 電力取引において期待できる電力売買量を予測する電力取引予測プログラムであって、コンピュータを、
   データベースに記憶された過去の各取引日の各単位時間における市場価格に基づいて、前記指定された期間の至近過去の価格の上昇、下落傾向である価格トレンドを分析し、至近過去の市場価格に前記価格トレンドを考慮して、前記指定された期間における各単位時間の市場価格を想定する価格想定手段と、
   前記価格想定手段によって想定された各単位時間の市場価格と、発電コストとを単位時間ごとに比較して、前記市場価格と前記発電コストとの差額が所定の最低売りマージン以上の場合には、売りフラグを立て、前記発電コストと前記市場価格との差額が所定の最低買いマージン以上の場合には、買いフラグを立てて、前記指定された期間における売りフラグの数と買いフラグの数とをカウントし、前記指定された期間において売電が有利な時間の割合である売電割合と、買電が有利な時間の割合である買電割合とを割り出す売買割合割出手段と、
   過去の電力取引で成功した売買の取引成功率と、前記売買割合割出手段による売電割合と買電割合と、データベースに記憶された過去の電力取引における取引電力量とに基づいて、前記指定された期間において期待できる売電力量と買電力量とを予測する売買量予測手段、として機能させるための電力取引予測プログラム。
   

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