JP6758881B2 - 電力需給管理支援システム、電力需給管理支援方法および電力需給管理支援プログラム - Google Patents

Description

本発明の実施形態は２０１６年４月以降の電力市場において、新電力事業者が電力業務を行うために必要な機能を有する電力需給管理支援システム、電力需給管理支援方法および電力需給管理支援プログラムに関する。

電力は、供給されるのと同じタイミングと量で消費されるという特性を有する。そのため、電力を供給する一般電気事業者、新電力事業者等は、予め電力需要量を予測し、その予測に応じて供給量の調整を行い、電力需要量と電力供給量を一致させる同時同量（一般電気事業者はリアルタイムの同時同量、新電力事業者は30分同時同量）を達成する必要がある。同時同量が未達の場合、電力需要量と電力供給量とにギャップが生じる。例えば、電力需要量が電力供給量を上回ると、電圧が低くなり周波数が不安定になる。そのため、一般電気事業者は、当日の需要の変化を監視し、配下の発電所の運転を制御することで、同時同量を達成する。

また、配下に大きな発電所をもたない、若しくは小さな規模の発電所しか持たない事業者等では、発電所の運転だけでは同時同量を達成することが難しい。このような事業所の場合には、他の事業者やJapan Electric Power eXchange（以降ＪＥＰＸと称す）等と取引をする形で電力の安定供給を実現する。例えば、電力供給量が不足する場合にはJEPXから電力を買い取り、逆に過剰となった場合には他の事業者やＪＥＰＸに対して売却を行う。なお、新電力事業者が同時同量を達成出来なかった（インバランスが発生した）場合、一般電気事業者より電力が不足していればインバランス費用により不足分を補填してもらい、電力が余剰していればインバランス費用により買い取られる。そのため、新電力事業者等は、同時同量を達成するために、電力需要量の予測を正確に行うこと、および必要な電力需要量を調達することが求められる。

特開２００６−３０１７００公報（第２２頁、図７）

しかしながら、電力需要量は、季節、気象、イベントの有無などにより、大きく変動する。そのため、実際の電力需要を正確に予測することは困難であり、予測した電力需要量と実際の電力需要量との間に差分（インバランス）が発生する可能性がある。

本発明の実施形態は、上記のような従来技術の問題点を解決するために提案されたものであり、新電力事業者が電力の小売りを実施する際に発生するインバランスを算出し、発生したインバランスの解消の支援を行う電電力需給管理支援システム、電力需給管理支援方法および電力需給管理支援プログラムに関する。

上記目的を達成するために、本発明の実施形態による電力需給管理支援システムは、所定時間帯の予測需要電力量を２つの異なる時刻において予測する電力予測部と、前記異なる時刻のうちの最新の時刻の第１の需要電力量の予測を行う需要電力量予測部と、前記異なる時刻のうちの前記最新の時刻よりも過去の時刻の第２の需要電力量を予測する供給電力量算出部と、前記電力供給量と前記第１の需要電力量とのギャップを算出する差分電力量算出部と、前記ギャップを解消するための処理を行うギャップ解消部と、を有し、前記ギャップ解消部は、前記ギャップに合わせて、電力の販売入札を行う入札部であり、前記入札部は、予め設定された時間内に入札が成立しない場合に、入札金額を変更して再度入札を行い、入札が成立しない旨をオペレータに報知するアラームを発生させるアラーム発生部により、入札が成立しない旨を報知する前記アラームが発生された場合、オペレータによるマニュアル動作にて電力の販売入札を行うことが可能であることを特徴とする。
また、本発明の実施形態による電力需給管理支援システムは、所定時間帯の予測需要電力量を２つの異なる時刻において予測する電力予測部と、前記異なる時刻のうちの最新の時刻の第１の需要電力量の予測を行う需要電力量予測部と、前記異なる時刻のうちの前記最新の時刻よりも過去の時刻の第２の需要電力量を予測する供給電力量算出部と、前記第２の需要電力量と前記第１の需要電力量とのギャップを算出する差分電力量算出部と、前記ギャップを解消するための処理を行うギャップ解消部と、を有し、前記ギャップ解消部は、前記ギャップに合わせて発電所の発電量を調整する発電量制御部と、前記ギャップに合わせて需要電力量の削減を指示する需要電力量削減部と、複数種類の解消方法のコストをそれぞれ算出するコスト算出部と、前記コストが最も安価な解消方法を選択するギャップ解消方法選択部と、を備え、前記発電量制御部は、前記ギャップを加味して電力を配分する配分計算部を備え、前記配分計算部で計算された配分に基づいて発電量を制御し、前記コスト算出部は、入札によるコストと、発電量調整のコストを算出し、前記ギャップ解消方法選択部は、インバランス解消方法の選択を行う際の条件を記憶する選択条件記憶部を有し、前記選択条件記憶部に記憶された条件を優先的に選択した上で、前記コストが最も安価な解消方法を選択し、前記ギャップ解消部は、前記条件によってギャップの解消を行ったうえで、入札コストが発電コストより安価な場合には、入札によりギャップを解消し、発電コストが入札コストより安価な場合には、発電によりギャップを解消すること、を特徴する。

また、上記目的を達成するための電力需給管理支援方法や電力需給管理支援システム用プログラムもその一態様である。

本発明の第１実施形態にかかる電力取引市場の概念を示す図 本発明の第１実施形態にかかる電力需給管理支援システムの構成を示す図 本発明の第１実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムのフローを示す図 本発明の第２実施形態にかかる電力需給管理支援システムの構成を示す図 本発明の第２実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムのフローを示す図 本発明の第２実施形態の変形例１の構成を示すブロック図 本発明の第２実施形態の変形例２の構成を示すブロック図 本発明の第３実施形態にかかる電力需給管理支援システムの構成を示す図 本発明の第３実施形態の自社発電設備ＤＢの一例を示す図 本発明の第３実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムのフローを示す図 本発明の第３実施形態の変形例１にかかる電力需給管理支援システムの構成を示す図 本発明の第３実施形態の変形例１の相対電源ＤＢの一例を示す図 本発明の第４実施形態にかかる電力需給管理支援システムの構成を示す図 本発明の第４実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムのフローを示す図 本発明の第５実施形態にかかる電力需給管理支援システムの構成を示す図 本発明の第５実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムのフローを示す図 本発明の他の実施形態にかかる電力需給管理支援システムの構成を示す図 本発明の他の実施形態にかかる電力取引市場の概念を示す図

［第１実施形態］
以下、図面を参照して本発明の実施形態を説明する。

電力需給管理支援システム１０１は、電力市場の自由化に伴い電力の販売を行うことができるようになった電力供給事業者（以降「新電力事業者」と呼ぶ）に設置される。本実施形態では、新電力事業者は、自社の発電設備を備えるものとする。新電力事業者の内、小売事業を実施する事業者は、電力広域的運営推進機関に対して電力供給日の前日までに、電力供給日の予測需要電力量と電力調達計画を提出する。

電力供給日には、電力需給管理支援システム１０１は、当日の電力需要量から電力供給直前に、電力供給を行う所定時間帯の予測電力需要量の予測を行う。そして、所定時間帯における前日の予測需要電力量と、電力供給直前の予測需要電力量とのギャップであるインバランスの算出を行う。電力需給管理支援システム１０１は、算出した所定時間帯のインバランスを解消の支援を行う。ここで、所定時間帯の間隔は３０分とする。

［構成］
最初に電力需給管理支援システム１０１の構成について図１を参照して説明する。

電力需給管理支援システム１０１は、電力広域的運営推進機関１２１、気象情報会社１２２、自社発電設備１２３、相対契約電源１２４、他の小売電気事業者１２５、電力取引サイト（ＪＥＰＸ）１２６、一般送配電事業者１３０、と接続する。

電力広域的運営推進機関１２１は、所属する電力供給事業者の電気の需給状況の監視を行う。新電力事業者も電力広域的運営推進機関１２１に所属する。新電力事業者は電力広域的運営推進機関１２１に対して、電力供給日の前日までに、電力供給日の予測需要電力量と電力調達計画を提出する。

気象情報会社１２２は、天候、温度（最高気温、最低気温を含む）、降水量、積雪量、湿度、気圧、風向、風速、日照時間等の現在および予報にかかる気象情報をインターネットや、通信回線等を用いて新電力事業者に設置された電力需給管理支援システム１０１に対し通知する。また、気象情報会社１２２が決められた場所に保存した気象情報をインターネットや、通信回線等を用いて電力需給管理支援システム１０１が取りに行く。新電力事業者に設置された電力需給管理支援システム１０１は、気象情報会社１２２の気象情報に基づき電力需給量を予測する。

自社発電設備１２３は、新電力事業者が所有する発電設備又は蓄電設備であり、例えば自社用バックアップ電源装置、太陽光発電装置、風力発電装置、燃料電池、火力発電装置、蓄電池などが該当する。自社発電設備１２３は、電力供給日の電力調達計画に応じて、発電を行う。自社発電設備１２３が発電した電力は、一般送配電事業者１３０の送配電ネットワークを介して需要家１３１〜１３６へ供給される。

相対契約による電力供給事業者１２４は、新電力事業者と専用契約（相対契約という）している電力供給事業者である。相対契約による電力供給事業者１２４は、当該事業者が所有する発電設備又は蓄電設備により電力供給を行う。新電力事業者は、相対契約による電力供給事業者１２４が発電した電力を相対契約に基づく単価で買い取る。そして、相対契約による電力供給事業者１２４が発電した電力は、一般送配電事業者１３０を介して新電力事業者と契約した需要家１３１〜１３６へ供給される。

他の小売電気事業者１２５は、新電力事業者と同様に、需要家に対して電力の供給を行う事業者である。電力需給管理支援システム１０１は、他の小売電気事業者１２５と通信を行い、他の小売電気事業者１２５の電気の需給状況を監視する。そして、新電力事業者の電力供給が不足した場合には、他の小売電気事業者１２５へ余剰電力の買い取り依頼をし、新電力事業者の電力供給が過剰となった場合には、他の小売電気事業者１２５へ余剰電力の転売依頼をする。

電力取引サイト１２６は、電力の取引を行うサイトである。電力取引サイト１２６では、所属する電力供給事業者間で電力の取引を行う。電力取引サイト１２６は、新電力事業者からの電力の販売にかかる入札を受け付け電力の売買の仲介を行うためのサイトであり、ＪＥＰＸ１２６のようなインターネットに接続されたＷＥＢサイトや、通信にて電力の売買を仲介する電力取引仲介場などが該当する。新電力事業者の電力供給が不足した場合には、電力取引サイト１２６を介して電力を買い取り、新電力事業者の電力供給が過剰となった場合には、電力取引サイト１２６を介して余剰電力を転売する。

一般送配電事業者１３０は、新電力事業者との託送契約に基づいて、新電力会社が自社発電設備１２３、相対契約による電力供給事業者１２４、他の小売電気事業者１２５、又は電力取引サイト１２６より調達した電力を新電力事業者と契約した需要家１３１〜１３６に対して、送電する。一般送配電事業者１３０は、電圧階級に応じた送配電ネットワークを利用して、電力を送電しても良い。例えば、特高／高圧レベルと、低圧レベルとに分けて送電を行う。ここで、契約電力が特高／高圧の需要家を特高／高圧需要家１３１〜１３３、契約電力が低圧の需要家を低圧需要家１３４〜１３６とする。特高／高圧の需要家１３１〜１３３は、特高または高圧で受電した電力を使用する電力需要家であり、工場、ビル等がこれに該当する。特高／高圧需要家１３１〜１３３にて使用された電力は、通信機能付き電力量計（いわゆるスマートメータ）にて測定され、単位時間毎（例えば３０分毎）の使用電力量として、一定のタイミングで、一般送配電事業者１３０が収集する。低圧需要家１３４〜１３６は、低圧で受電した電力を使用する電力需要家であり、一般家庭等がこれに該当する。低圧需要家１３４〜１３６にて使用された電力は、通信機能付き電力量計（いわゆるスマートメータ）にて測定され、単位時間毎（例えば３０分毎）の使用電力量として、一定のタイミングで一般送配電事業者１３０が収集する。また、一般送配電事業者は、各需要家１３１〜１３６の需要量の実績を３０毎の実績データとして収集する。各需要家１３１〜１３６の実績データは、需給管理システムが取得する。または顧客情報管理システム部が取得する場合もある。

（電力需給管理支援システム１０１の構成）
次に、電力需給管理支援システム１０１の構成について図２を参照して説明する。電力需給管理支援システム１０１は、所定時間帯におけるインバランスの算出及び解消を行う。電力需給管理支援システム１０１は一例として、操作部２０１、表示部２０２、記憶部２０３、第１の通信部２０４、第２の通信部２０５、第３の通信部２０６、情報取得部２０７、前日電力予測部２０８、直前電力予測部２０９、差分電力量算出部２１０、報知部２１１、制御部２００からなるものとする。

図２において、ブロックにて表現されている情報取得部２０７、前日電力予測部２０９、直前電力予測部２０９、差分電力量算出部２１０、報知部２１１は、ＣＰＵである制御部２００により実現されていてもよい。それだけでなく、各々コンピュータのような個別のハードウェアにて実現されていてもよいし、コンピュータプログラムとしてパーソナルコンピュータ等に実装されているものであってもよい。

操作部２０１は、パーソナルコンピュータのキーボード等により構成され、オペレータの操作によりコマンド等が入力されるのに使用される。操作部２０１は、オペレータの手動によるインバランス解消処理等、オペレータの作業が必要な場合に使用される。

表示部２０２は、液晶表示器等により構成され、オペレータの作業が必要な場合に、使用されオペレータの指示に対応したデータ等の表示を行う。また、インバランスが発生した際に、後述する報知部によるアラートが表示される。

記憶部２０３は、不揮発性のＲＡＭのような半導体メモリ等により構成され、電力調達計画等を記憶する。電力調達計画は、電力供給日の所定時間帯を含む各時間帯における予測需要電力量、および電源毎の供給電力量に関するデータである。当該電力調達計画は、事前の電力調達計画として例えば前日の２４：００までに算出される。

情報取得部２０７は、以下の(a)〜(b)の情報を取得する。
(a) 需要家１３１〜１３６の実績データ。
(b) 第1の通信部２０４を介した気象情報会社１２２からの気象情報。

情報取得部２０７は、実績データ取得部１０２と接続される。情報取得部２０７は、実績データ取得部１０２と接続され、実績データ取得部１０２が収集した需要家１３１〜１３６の実績データを取得する。実績データは、前日または前々日における所定時間帯の予測需要電力量と、所定時間の直前における所定時間帯の予測需要電力量の予測に用いることができる。

実績データ取得部１０２は、新電力事業者と契約した需要家１３１〜１３６の３０分毎の実績データを取得する。実績データ取得部１０２は、需要家１３１〜１３６に対して実際に送配電を行う一般送配電事業者とネットワークを介して接続され、一般送配電事業者１３０から伝送される３０毎の実績データを取得する。実績データ取得部１０２は、取得した実績データを実績データ用ＤＢ１０２ａに記憶する。実績データ用ＤＢ１０２ａは、対象となる需要家１３１〜１３６を契約電力の区分に応じてグループ分けし、需要家１３１〜１３６毎の実績データだけでなく、契約電力の区分に応じたグループにおける実績データを算出し、記憶しても良い。

第１の通信部２０４は、インターネット、携帯電話回線、電話回線、有線および無線の専用通信に対応したインタフェース回路等により構成され、気象情報会社１２２との通信を行う。電力需給管理支援システム１０１は、第１の通信部２０４により、気象情報を気象情報会社１２２から取得し、前日または前々日における所定時間帯の予測需要電力量と、所定時間の直前における所定時間帯の予測需要電力量の予測に用いることができる。

前日電力予測部２０８は、情報取得部２０７により取得された需要家１３１〜１３６の実績データと気象情報に基づいて所定時間帯の需要電力予測を行う。前日電力予測部２０８での予測は、所定時間帯の前日行われる。前日電力予測部２０８では、所定時間帯の需要電力予測だけでなく、所定時間帯を含む日の需要電力予測をしても良い。所定時間帯を含む日の需要電力予測をした場合は、その１日分の需要電力予測を基に所定時間帯を含む日の電力調達計画を作成する。作成した所定時間帯を含む日の電力調達計画は、事前の電力調達計画として、第２の通信部２０５に伝送される。

第２の通信部２０５は、インターネット、携帯電話回線、電話回線、有線および無線の専用通信に対応したインタフェース回路等により構成され、電力広域的運営推進機関１２１との通信を行う。電力需給管理支援システム１０１は、第２の通信部２０５により、電力広域的運営推進機関１２１に対して所定時間帯を含む電力供給日の電力調達計画を提出する。

直前電力予測部２０９は、情報取得部２０７により取得された需要家１３１〜１３６の実績データと気象情報に基づいて所定時間帯の需要電力予測を行う。直前電力予測部２０９は、所定時間帯の直前に、所定時間帯の予測を行う。ここで、所定時間帯の直前とは、例えば、所定時間帯の開始時刻の１時間半前である。所定時間帯の開始時刻の１時間前には、ＪＥＰＸ１２６での所定時刻における電力の入札が締め切られる。そのため、入札処理等に係る時間を勘案し、所定時間帯の直前である１時間半前に電力需要の予測を行う。

差分電力量算出部２１０は、所定時間帯の電力供給量と、所定時間帯の直前の予測需要電力量に関するデータ（以降「同時同量データ」と呼ぶ）から、インバランスの有無を算出する。所定時間帯の電力供給量は、前日電力予測部２０８で予測した所定時間帯の電力需要量を基に算出したものである。インバランスの有無は、所定時間帯の電力供給量に対する所定時間帯の直前の予測需要電力量の誤差率で算出する。誤差率αは、以下の式（１）で算出する。
［式１］

差分電力量算出部２１０は、例えば、誤差率αが３％以上の場合にはインバランスがあると判定し、３％未満の場合にはインバランス無し、と判定する。所定時間帯の電力供給量は、例えば、前日の２４：００までに作成した電力調達計画で計画した電力供給量である。また、電力調達計画を提出後に修正した場合には、最新の所定時間帯の電力供給量を用いても良い。

報知部２１１は、差分電力量算出部２１０においてインバランスが有ると判定された場合にて、ユーザーに対して報知を行う。報知部２１１による報知の方法としては、表示部２０２対してインバランスの発生を知らせるアラート表示指示を出力する。

電力需給管理支援システム１０１は、インバランスが有ると判定された場合に、ユーザーからのインバランス解消処理を受け付ける。インバランス解消処理は、操作部２０１を介して、電力需給管理支援システム１０１に対して入力される。インバランス解消処理とは、自社発電設備に対する発電量の増加／減少の指示、相対契約による電力供給事業者１２４に対する発電量の増加／減少の要請、ＪＥＰＸ１２６を介した電力の調達／余剰販売、他小売電気事業者の余剰電力の購入／余剰分の転売の依頼である。

第３の通信部２０６は、インターネット、携帯電話回線、電話回線、有線および無線の専用通信に対応したインタフェース回路等により構成され、自社発電設備１２３、相対契約による電力供給事業者１２４、ＪＥＰＸ１２６、他の小売電気事業者との通信を行う。電力需給管理支援システム１０１は、第３の通信部２０６を介して、自社発電設備、相対契約による電力供給事業者１２４、ＪＥＰＸ１２６、または、他小売電気事業者へインバランス解消処理を伝送する。

［電力需給管理支援システムの制御動作］
次に、本実施形態の動作を図３に示すプログラムのフロー図に基づき説明する。図３に示すプログラムは、本実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムであり、電力需給管理支援システム１０１の制御部２００に格納されている。

所定時間帯を含む日の前日に、電力予測部２０９は、情報取得部２０７により取得された情報に基づいて所定時間帯の需要電力予測を行う（Ｓ１０１）。所定時間帯を含む日の前日であれば、時間帯は問わない。例えば、事業者は、電力供給を実施する前日に、当日の発電及び送電計画を含む電力調達計画に、所定時間における需要電力予測を行うが、この需要電力予測を流用しても良い。

次に、所定時間帯の直前に需要電力予測を行う（Ｓ１０２）。例えば、電力販売の入札は、電力が使用される時刻の１時間より前であるとＪＥＰＸ１２６との間で事前に取り決めがなされている場合、販売対象となる電力が使用される時間帯の１時間前までに入札を完了しなくてはならない。入札処理等の時間を勘案し、所定時間帯の１時間半前に需要電力予測を行っても良い。

次に、差分電力量の算出を行う（Ｓ１０３）。差分電力量の算出は、所定時間帯の電力供給量に対する所定時間帯の直前の予測需要電力量の誤差率αの値を基に算出する。算出した誤差率αが３％以上の場合には、インバランスがあると判定する（Ｓ１０４のＹＥＳ）。そして、表示部２０２にアラートを表示させる（Ｓ１０５）。一方、算出した誤差率αが３％未満の場合にはインバランス無し、と判定する（Ｓ１０４のＮＯ）。

［効果］
以上のように、電力需給管理支援システム１０１は、所定時間帯の予測需要電力量を２つの異なる時刻で予測する前日電力予測部２０８と直前電力予測部２０９とを備える。そして、所定時間帯の電力供給量と、予測需要電力量とのギャップであるインバランスがあるかどうかの判定を行う。インバランスが発生する場合には、アラートを出力することで、ユーザーによるインバランスの解消を支援する。

このような電力需給管理支援システム１０１では、所定時間帯における前日に予測した需要電力量に基づいた供給電力量と、実際の需要電力量との間にギャップがあったとしても、所定時間帯の直前に需要電力量を予測することで、そのギャップであるインバランスを算出することができる。そして、インバランスの解消の支援を行う。つまり、逐次監視しなくても、ユーザーはインバランスの発生を知ることが可能となる。また、インバランスを解消する処理としてアラートよるユーザーへの報知という方法を採用することで、ユーザーのニーズに対応したシステムとなる。すなわち、報知を受けたユーザーは、インバランスを解消するために、状況に応じて自社発電設備に対する発電量の増加／減少の指示、相対契約による電力供給事業者１２４に対する発電量の増加／減少の要請、ＪＥＰＸ１２６を介した電力の調達／余剰販売、他の小売電気事業者１２５の余剰電力の購入／余剰分の転売の依頼などの選択肢を採用することが可能となる。

本実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。例えば、次の（１）〜（６）の様々な形態で実施されることが可能である。

（１）本実施形態の電力需給管理支援システム１０１は、自社発電設備１２３、相対契約電源１２４、他の小売電気事業者１２５、ＪＥＰＸ１２６と接続され、各々を介して電力の補填／余剰電力の削減を可能とした。しかしながら、電力需給管理支援システム１０１は、必ずしも、自社発電設備１２３、相対契約電源１２４、他の小売電気事業者１２５、ＪＥＰＸ１２６の全てと接続されていなくても良く、いずれかと接続されていればよい。その場合においても、インバランスを算出した場合に、アラートを出力することで、ユーザーによるインバランスの解消を支援することが可能となる。

（２）本実施形態の情報取得部２０７は、一般送配電事業者１３０から伝送される３０毎の実績データを取得した。一般送配電事業者１３０において、特高／高圧需要家１３１〜１３３の実績データと低圧需要家１３４〜１３６の実績データとの送信時間に差を付ける場合がある。これは、特高／高圧需要家１３１〜１３３の実績データと低圧需要家１３４〜１３６の実績データの収集方法やデータ量の違いに起因する。低圧需要家１３４〜１３６の使用電力量にかかるデータは、多くの中継箇所を経由するため、特高／高圧需要家１３１〜１３３の使用電力量にかかるデータに比べ、一般送配電事業者１３０までにデータが到着するのに時間を要するものとなっている。この様な場合には、実績データ収集部１０２は、特高／高圧需要家１３１〜１３３の実績データと低圧需要家１３４〜１３６の実績データとの時間軸を揃えて、実績データ用ＤＢに記憶する。これにより、直前電力予測部２０９では、時間軸を揃えた特高／高圧需要家１３１〜１３３の実績データと低圧需要家１３４〜１３６の実績データとにより、所定時間帯の電力需要量の予測を行うことが可能となる。受信した実績データの時間軸がずれていた場合にでも、時間軸を揃えたデータを用いて予測を行っているので、より正確に使用される電力の傾向を知ることができ、予測需要電力量の予測精度を上げることができる。

（３）本実施形態では、実績データ取得部１０２が一般送配電事業者１３０から需要家１３１〜１３６の電力の実績データを取得した。しかしながら、実績データは、一般送配電事業者１３０から直接取得しなくても良い。例えば、顧客情報管理システム（ＣＩＳ）から実績データを取得することもできる。顧客情報管理システム（ＣＩＳ）は、一般送配電事業者１３０から実績データを取得し、新電力事業者と契約した需要家の管理、需要家の実績データの取りまとめを行う。顧客情報管理システム（ＣＩＳ）から実績データを取得した場合においても、インバランスを算出した場合にアラートを出力することで、ユーザーによるインバランスの解消を支援することが可能となる。

（４）本実施形態では、前日電力予測部２０８において、所定時間帯の前日に所定時間帯における需要電力量の予測を行った。しかしながら、前日電力予測部２０８で予測する時刻は、所定時間帯の前日の時刻に限らず、例えば、前々日や１週間前でも良い。本実施形態では、前々日や１週間前に行った所定時間帯の予測電力需要量に基づいて送電を行った場合にでも、所定時間帯の直前における予測電力需要量に基づいてインバランスの発生を算出することができる。そして、算出結果に基づいてインバランスの解消の支援を行うことができ、本実施形態と同様の効果を奏することが可能となる。

（５）さらに、前日電力予測部２０８において予測する時刻は、直前電力予測部２０９において予測する時刻より過去であれば、所定時間帯を含む日の当日でも良い。この場合おいても、前日電力予測部２０８が予測した予測需要量に基づいて送電を行い、所定時間帯の直前における予測電力需要量に基づいてインバランスの発生を算出する。そして、算出結果に基づいてインバランスの解消の支援を行うことができ、本実施形態と同様の効果を奏することが可能となる。

（６）本実施形態では、直前電力予測部２０９において、所定時間の１時間半前に需要電力量の予測を行った。しかしながら、直前電力予測部２０９で予測する時刻は、所定時間帯の１時間半前に限らない。現状、ＪＥＰＸ１２６では、所定時間帯の開始時刻の１時間前に所定時刻における電力の入札が締め切られる。電力の入札の締め切り時間が３０分となった場合には、変更した締切時間に合わせて需要電力量の予測を行っても良い。さらに、インバランスの解消するためにＪＥＰＸ１２６での電力の取引を利用しない場合には、ＪＥＰＸ１２６での電力の入札の締め切り時間を考慮する必要はない。

［第２実施形態］
以下、図面を参照して本発明の第２実施形態を説明する。第２実施形態における電力需給管理支援システム１０１は、ＪＥＰＸ１２６と接続される。電力需給管理支援システム１０１インバランスを算出した場合の解消方法として、ＪＥＰＸ１２６を介した電力の補填／余剰電力の削減により、電力供給量の調整を可能とする。

２０１６年４月に電力の小売り全面自由化を迎え、それに伴ってＪＥＰＸ１２６にて開設している４時間前市場が廃止され、新たに１時間前市場が開設された。この１時間前市場はザラバ方式であることから市場に出ている札を見ながら必要に応じて入札するといった作業が必要となる。本実施形態では、インバランスの解消の為に、ザラバ方式を採用するＪＥＰＸ１２６を利用した電力供給量の調整を可能とする。

［構成］
図４に示すように、第２実施形態における電力需給管理支援システム１０１は、第１実施形態の電力需給管理支援システム１０１の報知部２１１に代えて、入札部２１２を備える。また、情報取得部２０７は、以下の(a)〜(c)の情報を取得する。
(a) 実績データ取得部１０２が取得した需要家１３１〜１３６の実績データ。
(b) 第1の通信部２０４を介した気象情報会社１２２からの気象情報。
(c) ＪＥＰＸ１２６からの入札実績／入札の札情報

入札部２１２は、差分電力量算出部２１０において所定時間帯にインバランスが有ると判定された場合に、インバランスの解消を目的として入札を実施する。入札部２１２は、供給電力量が不足することでインバランスが発生する場合には、インバランスを解消するために必要な量の買い入札を実施する。一方、供給電力量が過剰となりインバランス発生した場合には、インバランスを解消するために必要な量の売り入札を実施する。入札部２１２は、入札量算出部２１２ａ、札情報取得部２１２ｂ、入札実施部２１２ｃを備える。

入札量算出部２１２ａは、インバランスを解消するために必要な入札量の算出を行う。入札量は、所定時間帯の電力供給量と所定時間帯の直前の予測需要電力量との差分により算出する。例えば、所定時間帯１２：００〜１２：３０における電力供給量がＷＴ２５（ｋＷｈ）＝４０００ｋＷｈであり、所定時間帯１２：００〜１２：３０の直前の予測需要電力量がＷＰ２８（ｋＷｈ）＝５０００ｋＷｈであるとする。入札量算出部２１２ａは、所定時間帯１２：００〜１２：３０における電力供給量と、直前の予測需要電力量との差であるＷＤＥＦ２５（ｋＷｈ）＝１０００ｋＷｈを算出する。入札量算出部２１２ａは、インバランスを解消するためには買い入札量として１０００ｋＷｈが必要であると算出する。

札情報取得部２１２ｂは、ザラバ方式を採用するＪＥＰＸ１２６の入札の札情報を取得する。ザラバ方式では、最も低い値段の売り入札と最も高い値段の買い入札とが、値段的に合致する場合に合致した値段で売買取引を行う方式である。札情報取得部２１２ｂは、情報取得部２０７を通じてＪＥＰＸ１２６の買い入札／売り入札の札情報の取得を行う。札情報の取得は、数秒から数分間隔の定周期で行う。

入札実施部２１２ｃは、入札量算出部２１２ａで算出した入札量の買い入札／売り入札を実施する。入札価格は、予め設定した価格でも良いし、入札量を算出した時点におけるＪＥＰＸ１２６における札情報に応じ設定した価格でも良い。例えば、買い入札の場合には最安値の売り札と同額を入札価格とし、売り入札の場合には最高値の買い入札と同額を入札価格としても良い。既に、板にある札の価格を入札価格とすることで、確実に約定を行うことが可能となる。入札実施部２１２ｃが出力した入札／売り入札は、第３の通信部を介して、ＪＥＰＸ１２６に対して伝送される。

［電力需給管理支援システム１０１の制御動作］
次に、本実施形態の動作を図５に示すプログラムのフロー図に基づき説明する。図５に示すプログラムは、本実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムであり、電力需給管理支援システム１０１の制御部２００に格納されている。

例えば、１４：００〜１４：３０の間に供給される供給電力の補填や、余剰電力の削減は、ＪＥＰＸ１２６を通じて行うものとする。ＪＥＰＸ１２６では、１４：００〜１４：３０における電力の入札は、１３：００に締め切られる。そのため、直前需要電力予測部２０９では、１時間半前に１４：００〜１４：３０の間の電力需要の予測を行うものとする。

１４：００〜１４：３０に供給される供給電力量は、前日に前日電力予測部２０８により予測された１４：００〜１４：３０の予測電力需要量より算出される（Ｓ２０１）。そして、１４：００の１時間３０分前である１２：３０には、１４：００〜１４：３０の予測電力需要の予測が行われる（Ｓ２０２）。次に、１４：００〜１４：３０における供給電力量と予測電力量との値を基に誤差率αを算出し、インバランスの有無の算出を行う（Ｓ２０３，Ｓ２０４）。

インバランスがあると判定された場合には、入札量算出部２１２ａが、インバランスを解消するために必要な入札量の算出を行う（Ｓ２０５）。例えば、インバランスを解消するためには買い入札量として１０００ｋＷｈが必要と算出する。入札実施部２１２ｃは、１２：３０時点のＪＥＰＸ１２６での１４：００〜１４：３０における札情報を取得（Ｓ２０６）する。１２：３０時点で、１４：００〜１４：３０の最安値の売り札として価格１０．１８で４０００ｋＷｈである場合には、１０００ｋＷｈを価格１０．１８で買う入札を実施する（Ｓ２０８）。

［効果］
以上のように、電力需給管理支援システム１０１は、インバランスが発生した場合には、ＪＥＰＸ１２６に対して入札を実施することで、インバランスの解消を支援する。つまり、インバランスを解消するための電力の補填／余剰電力の削減を、ＪＥＰＸ１２６において電力の売買により行う。これにより、新電力事業者が電力を小売りする際の電力供給量の調整を行う。本実施形態では、インバランスの算出からインバランスを解消するための入札の実施までを、自動で行うことが可能である。そのため、オペレータの作業を軽減することができる。

本実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。例えば、次の（１）〜（４）の様々な形態で実施されることが可能である。

（１）本実施形態では、入札実施部２１２ｃが実施する入札の価格を、予め設定した価格または入札量を算出した時点におけるＪＥＰＸ１２６における札情報に応じ設定した価格としたが、これに限らない。例えば、所定時間帯を含む日の類似日の入札実績データより予測した入札価格を用いても良い。また、所定時間帯の札情報だけでなく約定結果を収集し、約定結果より最適な入札価格を設定しても良い。

（２）本実施形態では、入札実施部２１２ｃが実施する入札する回数を１回としたか、これに限らない。例えば、図６に示すように、再度の入札の実施を行う再入札実施部２１２ｄを設けることもできる。再入札実施部２１２ｄは、予め設定された時間内に入札部２１２が実施した入札が成立しない場合には、再度の入札の実施を行う。再入札実施部２１２ｄにおける再入札の場合には、入札実施部２１２ｃが設定した入札価格で再入札を実施しても良いし、新たな再入札価格を設定しても良い。予め設定された時間内に入札が成立しない場合の再入札も自動で行うため、オペレータの作業負担を軽減することができる。また、再入札時の価格を変更することで契約が成立する可能性を高めることができる。

（３）また、図７に示すように、入札部２１２に入札監視部２１２ｅ、アラーム発生部２１２ｆを設けることも可能である。入札監視部２１２ｅは、入札実施部２１２ｃや再入札実施部２１２ｄの入札結果の監視を行う。そして、予め設定された時間内に入札が成立しない場合には、入札不成立と判定する。アラーム発生部２１２ｆは、入札不成立の判定がなされた場合に、ユーザーに対する注意喚起を促すアラームを発生させる。アラーム発生部２１２ｆによるアラームは、アラームの発生と共に表示部２０２に表示される「アラーム停止」ボタンが押されるまで連続出力される。予め設定された時間内に入札が成立しない場合に、入札が成立しない旨をオペレータに報知するアラームを発生するアラーム発生部２１２ｆを具備しているので、オペレータは入札が成立しない旨を知ることができる。

（４）さらに、図７に示すように、入札部２１２に入札方法切替部２１２ｇ、手動入札実施部２１２ｈを設けることも可能である。入札方法切替部２１２ｇは、入札監視部２１２ｅにおいて入札不成立と判定された場合に、入札方法を自動入札から手動入札への切替えを行う。自動入札とは、入札実施部２１２ｃや再入札実施部２１２ｄによる入札方法であり、手動入札とはユーザーが入札量及び入札価格の設定を行う入札方法である。手動入札実施部２１２ｈは、ユーザーが操作部２０１を使用して入力した入札量及び入札価格で入札を実施する。予め設定された時間内に自動入札による入札が成立しない場合に、オペレータによるマニュアル動作にて電力の販売入札を行うことが可能であるので、フレキシブルな電力販売の入札を行うことができる。

［第３実施形態］
以下、図面を参照して本発明の第３実施形態を説明する。第３実施形態における電力需給管理支援システム１０１は、自家発電設備と接続される。自家発電設備として発電所ａ〜ｅの５つの発電所を有する。電力需給管理支援システム１０１は、インバランスを算出した場合の解消方法として、自家発電設備による電力の補填／余剰電力の削減により、電力供給量の調整を可能とする。

［構成］
図８に示すように、第３実施形態における電力需給管理支援システム１０１は、第１実施形態の電力需給管理支援システム１０１の報知部２１１に代えて、自社発電量調整部２１３を備える。

自社発電量調整部２１３は、差分電力量算出部２０８において所定時間帯にインバランスが有ると判定された場合に、インバランスの解消を目的として自社発電設備１２３における発電量の調整を行う。自社発電量調整部２１３は、調整量算出部２１３ａ、配分計算部２１３ｂ及び自社発電設備ＤＢ２１３ｃを備える。

調整量算出部２１３ａは、インバランスを解消するために必要な電力量である調整量の算出を行う。調整量算出部２１３ａは、供給電力量が不足することでインバランスが発生する場合には、不足する供給電力量を調整量として算出する。一方、供給電力量が過剰となりインバランス発生する場合には、余剰となる供給電力量を調整量として算出を行う。調整量算出部２１３ａで算出した調整量は、自社発電設備全体で調整すべき量である。例えば、所定時間帯１２：００〜１２：３０における電力供給量がＷＴ２５（ｋＷｈ）＝４０００ｋＷｈであり、所定時間帯１２：００〜１２：３０の直前の予測需要電力量がＷＰ２８（ｋＷｈ）＝５０００ｋＷｈであるとする。自社発電量調整部２１３は、所定時間帯１２：００〜１２：３０における電力供給量と、直前の予測需要電力量との差であるＷＤＥＦ２５（ｋＷｈ）＝１０００ｋＷｈを算出する。自社発電量調整部２１３は調整量を＋１０００ｋＷｈとする。これは、インバランスを解消するために、自社発電機設備１２３全体で発電量を調整し、１０００ｋＷｈ増加させる必要があることを示す。

配分計算部２１３ｂは、自社発電量調整部２１３で算出した調整量を自社発電機設備に配分する。調整量の配分は、配分計算部２１３ｂが備える自社発電設備ＤＢ２１３ｃに基づいて行う。自社発電設備ＤＢ２１３ｃは、自家発電設備である発電所Ａ〜Ｅについての所定時間帯における発電可能量、予定発電量、所定時間帯の発電コストが記憶される。図９は、その一例を示す。図９に示す、発電可能量は、所定時間帯１２：００〜１２：３０に出力可能な電力量である。予定発電量は、電力調達計画に基づいた所定時間帯１２：００〜１２：３０で予定された発電量である。電力調達計画の所定時間帯１２：００〜１２：３０における電力供給量がＷＴ２５（ｋＷｈ）＝４０００ｋＷｈである場合、予定発電量は、発電所Ａで７２０ｋＷｈ、発電所Ｂで６４０ｋＷｈ、発電所Ｃで１０４０ｋＷｈ、発電所Ｄで１４４０ｋＷｈ、発電所Ｅで１６０ｋＷｈであり、発電所Ａ〜Ｅで合計４０００ｋＷｈとなる。発電コストは、所定時間帯１２：００〜１２：３０における各発電所における発電コストであり、Ｐ_１＜Ｐ_２＜Ｐ_３＜Ｐ_４＜Ｐ_５とする。配分計算部２１３ｂは、自社発電設備ＤＢ２１３ｃを参照し、自社発電量調整部２１３で算出した調整量を自社発電機設備に配分する。任意の方法により配分が可能であるが、発電コストが安い発電所から優先的に調整量を配分しても良い。最も優先的に発電所Ｄ、発電所Ｅ、発電所Ｃ・・・の順に調整量を配分する。調整量が＋１０００ｋＷｈである場合、発電所Ｄに対する調整量を＋１６０ｋＷｈ、発電所Ｅに対する調整量を＋４０ｋＷｈ、発電所Ｃに対する調整量を７４０ｋＷｈと配分する。配分計算部２１３ｂは、配分した発電所Ａ〜Ｃに対する調整量は、第３の通信部２０６を介して各発電所に対して伝送される。各発電所では、所定時間になったら調整量を加えた予定発電量の発電を実施する。

［電力需給管理支援システム１０１の制御動作］
次に、本実施形態の動作を図１０に示すプログラムのフロー図に基づき説明する。図１０に示すプログラムは、本実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムであり、電力需給管理支援システム１０１の制御部２００に格納されている。

例えば、時間帯１２：００〜１２：３０の自家発電設備による電力の補填／余剰電力を行うための調整量の伝送は、電力供給が開始される１５分前である１１：４５に実施されるものとする。つまり、１１：４５になると、各発電所に対して調整量が伝送される。また、直前需要電力予測部では、１１：３０に１２：００〜１２：３０の間の電力需要の予測を行うものとする。

１２：００〜１２：３０に供給される供給電力量は、前日に前日電力予測部２０９により予測された１２：００〜１２：３０の予測電力需要量より算出される（Ｓ３０１）。そして、１２：００の３０分前である１１：３０には、１２：００〜１２：３０の予測電力需要の予測が行われる（Ｓ３０２）。次に、１２：００〜１２：３０における供給電力量と予測電力量との値を基に誤差率αを算出し、インバランスの有無の算出を行う（Ｓ３０３，Ｓ３０４）。

インバランスがあると判定された場合には、自社発電量調整部２１３がインバランスを解消するために必要な調整量の算出を行う（Ｓ３０５）。例えば、インバランスを解消するためには調整量＋１０００ｋＷｈが必要と算出する。配分計算部２１３ｂは、算出した調整量を基に発電所Ｄに対する調整量を＋１６０ｋＷｈ、発電所Ｅに対する調整量を＋４０ｋＷｈ、発電所Ｃに対する調整量を７４０ｋＷｈと配分する（Ｓ３０６）。配分計算部２１３ｂは、配分した発電所ａ〜ｃに対する調整量は、第３の通信部を介して各発電所に対して伝送される。

［効果］
以上のように、電力需給管理支援システム１０１は、インバランスが発生した場合には、自家発電設備による電力の補填／余剰電力の削減することで、インバランスの解消を支援する。つまり、インバランスを解消するための電力の補填／余剰電力の削減を、家発電設備による供給量を増減させることで行う。これにより、新電力事業者が電力を小売りする際の電力供給量の調整を行う。本実施形態では、インバランスの算出からインバランスを解消するための調整値の配分までは、自動で行うことが可能である。そのため、オペレータの作業を軽減することができる。

本実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。本実施形態では、調整量を発電コストが安い発電所を優先して配分したがこれに限らない。例えば、環境への影響を考慮した配分方法を採用しても良い。この場合には、再生可能エネルギーを利用した発電所に対して優先的に、調整量を配分することもできる。

［変形例１］
本実施形態では、電力需給管理支援システム１０１と接続する自社発電設備１２３の発電量を調整することで、電力供給量の調整しインバランスの解消を図った。本変形例は、電力需給管理支援システム１０１は、自社発電設備１２３に代えて相対契約電源１２４と接続する。電力需給管理支援システム１０１は、相対契約による電力供給事業者１２４に対して発電量の増加の要請／発電量の減少の要請をすることで、電力供給量を調整しインバランスの解消を図る。

図１１に示すように、本変形例における電力需給管理支援システム１０１は、第３実施形態の電力需給管理支援システム１０１の自社発電設備ＤＢ２１３ｃに代えて相対電源ＤＢ２１４ｃを備える。相対電源ＤＢ２１４ｃは、相対電源である発電所Ｆ〜Ｈについての所定時間帯における発電可能量、予定発電量、所定時間帯の発電コストが記憶される。図１２は、その一例を示す。図１２に示す、発電可能量は、所定時間帯１２：００〜１２：３０に出力可能な電力量である。予定発電量は、電力調達計画に基づいた所定時間帯１２：００〜１２：３０で予定された発電量である。電力調達計画の所定時間帯１２：００〜１２：３０における電力供給量がＷＴ２５（ｋＷｈ）＝４０００ｋＷｈである場合、予定発電量は、発電所Ｅで２０００ｋＷｈ、発電所Ｆで１５００ｋＷｈ、発電所Ｇで５００ｋＷｈ、発電所Ｅ〜Ｇで合計４０００ｋＷｈとなる。発電コストは、所定時間帯１２：００〜１２：３０における各発電所における発電コストであり、Ｐ_６＜Ｐ_７＜Ｐ_８とする。

調整量算出部２１４ａは、インバランスを解消するために必要な電力量である調整量の算出を行う。例えば、調整量＋１０００ｋＷｈを算出する。配分計算部２１３ｂは、相対発電量調整部２１４で算出した調整量を相対電源に対して配分する。調整量の配分は、配分計算部が備える相対電源ＤＢ２１４ｃに基づいて行う。例えば、発電コストが安い相対電源から優先的に焚き増しの要請を行っても良い。この場合、相対電源Ｅに対して１０００ｋＷｈの焚き増しの要請を行う。

以上のような変形例１においては、電力需給管理支援システム１０１は、インバランスが発生した場合には、相対電源に対して電力の補填／余剰電力を要請することで、インバランスの解消を支援する。つまり、インバランスを解消するための電力の補填／余剰電力の削減を、相対電源からの供給量の増減により行う。これにより、新電力事業者が電力を小売りする際の電力供給量の調整を行う。本実施形態では、インバランスの算出からインバランスを解消するための調整値の配分までは、自動で行うことが可能である。そのため、オペレータの作業を軽減することができる。

［第４実施形態］
以下、図１３を参照して本発明の第４実施形態を説明する。電力需給管理支援システム１０１は、インバランスを算出した場合の解消方法として、第１〜第３実施形態のように電力供給量を調整するのではなく、電力需要量を調整することで、インバランスの解消を図る。

［構成］
図１３に示すように、第４実施形態における電力需給管理支援システム１０１は、第１実施形態の電力需給管理支援システム１０１の報知部２１１に代えて、デマンドレスポンス要求部２１５を備える。

デマンドレスポンス要求部２１５は、差分電力量算出部２０８において所定時間帯にインバランスが有ると判定された場合に、インバランスの解消を目的として需要家１３１〜１３６に対して需要量の削減要求を行う。デマンドレスポンス要求部２１５は、調整量算出部２１５ａ、及びデマンドレスポンス実施部２１５ｂを備える。

調整量算出部２１５ａは、需要電力量が大きくインバランスが発生する場合には、供給量に対して過剰となる需要電力量を調整値として算出する。例えば、所定時間帯１８：００〜１８：３０における電力供給量がＷＴ２５（ｋＷｈ）＝４０００ｋＷｈであり、所定時間帯１８：００〜１８：３０の直前の予測需要電力量がＷＰ２８（ｋＷｈ）＝５０００ｋＷｈであるとする。発電量調整部は、所定時間帯１８：００〜１８：３０における電力供給量と、直前の予測需要電力量との差であるＷＤＥＦ２５（ｋＷｈ）＝１０００ｋＷｈを算出する。発電量調整部は、調整量を１０００ｋＷｈとする。これは、インバランスを解消するために、デマンドレスポンスを実施することで、需要電力量を１０００ｋＷｈ減少させる必要があることを示す。

デマンドレスポンス実施部２１５ｂは、調整量算出部２１５ａで算出した調整量に基づいて対象となる需要家１３１〜１３６に対して所定時間帯のデマンドレスポンスを要求する。デマンドレスポンスの要求は、第３の通信部を介して各需要家に対して伝送される。各需要家では、所定時間になったらデマンドレスポンスの要求に応じ需要量の削減を行う。

［電力需給管理支援システム１０１の制御動作］
次に、本実施形態の動作を図１４に示すプログラムのフロー図に基づき説明する。図１４に示すプログラムは、本実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムであり、電力需給管理支援システム１０１の制御部２００に格納されている。

例えば、１８：００〜１８：３０に供給される供給電力量は、前日に前日電力予測部２０９により予測された１８：００〜１８：３０の間の予測電力需要量より算出される（Ｓ４０１）。そして、１８：００の１時間３０分前である１６：３０には、１８：００〜１８：３０の予測電力需要の予測が行われる（Ｓ４０２）。次に、１８：００〜１８：３０における供給電力量と予測電力量との値を基に誤差率αを算出し、インバランスの有無の算出を行う（Ｓ４０３，Ｓ４０４）。

インバランスがあると判定された場合には、発電量調整部がインバランスを解消するために必要な調整量の算出を行う（Ｓ４０５）。例えば、インバランスを解消するためには１０００ｋＷｈの需要量の削減が必要と算出されたとする。デマンドレスポンス実施部２１５ｂは、対象となる需要家に対して、１０００ｋＷｈの需要量の削減の要求を行う（Ｓ４０６）。

［効果］
以上のように、電力需給管理支援システム１０１は、インバランスが発生した場合には、デマンドレスポンスを要求することで電力需要量を調整し、インバランスの解消を支援する。本実施形態では、インバランスの算出からインバランスを解消するために必要な削減すべき需要量の算出、さらにデマンドレスポンスの要求まで自動で行うことが可能である。そのため、オペレータの作業を軽減することができる。

本実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。例えば、需要量の削減のみでインバランスを解消することが不可能な場合には、そのことをオペレータに報知する報知部を更に設けても良い。また、デマンドレスポンスを需要家に対して一律に要求するのではなく、優先度に応じて要求しても良い。例えば、時間帯ごとに需要家の優先度を変更することで、効率の良く需要量の削減を実施することが可能となる。

［第５実施形態］
以下、図面を参照して本発明の第５実施形態を説明する。第５実施形態における電力需給管理支援システム１０１は、自社発電設備１２３、相対契約電源１２４、ＪＥＰＸ１２６と接続する。電力需給管理支援システム１０１がインバランスを算出した場合の解消方法として、自社発電設備１２３、相対契約電源１２４、他の小売電気事業者１２５、ＪＥＰＸ１２６を介して、電力の補填／余剰電力の削減により、電力供給量の調整を可能とする。また、電力需給管理支援システム１０１は、デマンドレスポンスにより需要家に対して需要量の削減要求を行い、電力需要量の調整を可能とする。

［構成］
図１５に示すように、第５実施形態における電力需給管理支援システム１０１は、第１実施形態の電力需給管理支援システム１０１の報知部２１１に代えて、入札部２１２、自社発電量調整部２１３、相対発電量調整部２１４、デマンドレスポンス要求部２１５を備える。更に、コスト計算部２１６、ギャップ解消方法選択部２１７を新たに備える。また、情報取得部２０７は、以下の(a)〜(c)の情報を取得する。
(a) 実績データ取得部１０２が取得した需要家１３１〜１３６の実績データ。
(b) 第1の通信部２０４を介した気象情報会社１２２からの気象情報。
(c) ＪＥＰＸ１２６からの入札実績／入札の札情報

コスト計算部２１６は、入札部２１２、自社発電量調整部２１３、相対発電量調整部２１４、デマンドレスポンス要求部２１５と接続する。コスト計算部２１６は、所定時間帯にインバランスが有ると判定された場合に、以下のインバランス解消方法(I)〜(IV)を実施した際のコストを計算する。
(I) 入札部２１２によるＪＥＰＸ１２６を介した電力の調達／余剰販売
(II) 自社発電量調整部２１３による自社発電設備に対する発電量の増加／減少の指示
(III) 相対発電量調整部２１４による相対契約による電力供給事業者１２４に対する発電量の増加／減少の要請
(IV) デマンドレスポンス要求部２１５による需要量の削減要請

ギャップ解消方法選択部２１７は、コスト計算部２１６が計算したインバランス解消方法(I)〜(IV)のコストに基づいて、実施するインバランス解消方法の選択を行う。インバランス解消方法の選択は、最もコストが安い方法を採用しても良い。

［電力需給管理支援システム１０１の制御動作］
次に、本実施形態の動作を図１６に示すプログラムのフロー図に基づき説明する。図１６に示すプログラムは、本実施形態にかかる電力需給管理支援システム用プログラムであり、電力需給管理支援システム１０１の制御部２００に格納されている。

１８：００〜１８：３０に供給される供給電力量は、前日に前日電力予測部２０９により予測された１８：００〜１８：３０の間の予測電力需要量より算出される（Ｓ５０１）。そして、１８：００の１時間３０分前である１６：３０には、１８：００〜１８：３０の予測電力需要の予測が行われる（Ｓ５０２）。次に、１８：００〜１８：３０における供給電力量と予測電力量との値を基に誤差率αを算出し、インバランスの有無の算出を行う（Ｓ５０３，Ｓ５０４）。

インバランスがあると判定された場合には、コスト算出部によりインバランス解消方法(I)〜(IV)のコストの算出を行う（Ｓ５０５）。例えば、インバランス解消方法のうち入札部２１２によるＪＥＰＸ１２６を介した電力の調達／余剰販売のコストが最も安かったとする。ギャップ解消方法選択部２１７は、最もコストが安かったＪＥＰＸ１２６を介した入札を行うことで、インバランスの解消を図る（Ｓ５０６）。一方、インバランス解消方法のうち自社発電量調整部２１３による自社発電設備に対する発電量の増加／減少の指示のコストが最も安かったとする。その場合には、ギャップ解消方法選択部２１７は、最もコストが安かった自社発電設備に対する発電量の増加／減少の指示を行うことで、インバランスの解消を図る。

［効果］
以上のように、電力需給管理支援システム１０１は、インバランスが発生した場合には、インバランスを解消するために採りうる方法のコストを算出し、最も安価な方法の選択を行う。本実施形態では、インバランスの算出からインバランスを解消するための最も安価な方法の選択、実施までを自動で行うことが可能である。そのため、オペレータの作業を軽減することができる。

本実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。例えば、次の（１）〜（２）の様々な形態で実施されることが可能である。

（１）本実施形態では、ギャップ解消方法選択部２１７は、コスト計算部２１６が計算したインバランス解消方法(I)〜(IV)のうち１つのインバランス解消方法を選択したがこれに限らない。例えば、コストが低いインバランス解消方法を２つ選択しても良い。インバランスが大きい場合に、１つのインバランス解消方法では電力供給量の調整を行えない場合がある。その場合には、複数の解消方法を選択することで、大きなインバランスに対しても対応することが可能となる。

（２）本実施形態では、ギャップ解消方法選択部２１７は、コスト計算部２１６が計算したインバランス解消方法(I)〜(IV)のうち最も安価なインバランス解消方法を選択したがこれに限らない。例えば、ギャップ解消方法選択部２１７と接続する選択条件記憶部を更に設けても良い。選択条件記憶部は、ギャップ解消方法選択部２１７がインバランス解消方法の選択を行う際に、考慮すべき条件を記憶する。ギャップ解消方法選択部２１７では、インバランス解消方法の選択を行う場合には、選択条件記憶部に記憶された条件に基づいて、インバランス解消方法の選択を行う。例えば、インバランスが発生した際に、相対契約電源から５００ｋＷｈ分は優先的に購入しなければならない契約があるとする。この場合には、選択条件記憶部に最優先として「相対契約電源から３００ｋＷｈ分の購入」を記憶させる。ギャップ解消方法選択部２１７は、インバランスが発生し、１０００ｋＷｈの供給量を増加させる必要がある場合には、３００ｋＷｈ分は相対契約電源から購入する。そして、残り７００ｋＷｈ分に関しては、コスト計算部２１６が算出した最も安価なインバランス解消方法を採用しても良い。

［他の実施形態］
いくつかの複数の実施形態を説明したが、これらの実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。

例えば、次の（１）〜（４）の様々な形態で実施されることが可能である。

（１）各実施形態の構成に加えて、新たに電力調達計画を作成する電力調達計画作成部を設けることもできる。図１７は、第１実施形態の電力需給管理支援システム１０１の構成に、電力調達計画作成部２１８を追加した例である。電力調達計画作成部２１８は、所定時間帯にインバランスを解消した処理を実施した場合、変更後の供給電力量に基づいた電力調達計画の作成を行う。この実施形態によれば、電力需給管理支援システムによれば、インバランス解消処理を実施し、予め提出した所定時間帯の供給電力量が変更された場合に、電力調達計画を作成するので、オペレータの作業負担を軽減することができる。

（２）各実施形態の構成に加えて、新たに実績データの補完を行う実績データ補完部を設けることもできる。図１８は、第１実施形態の電力需給管理支援システム１０１の構成に、実績データ補完部１０３を追加した例である。実績データ補完部１０３は、実績データ収集部１０２が収集した実績データにデータ欠損がある場合は、その補完を行う。実績データの補完は、３月２１日の１８：００〜１８：３０に実績データの欠損があった場合には、３月２０日の１８：００〜１８：３０の実績データで補填する。また、３月２１日の１７：３０〜１８：００の実績データで補填しても良い。

（３）各実施形態では、情報取得部が気象情報会社１２２より入手した気象情報に基づいて、電力供給直前に、電力供給を行う所定時間帯の予測電力需要量の予測を行う。情報取得部１０２は、天候、温度（最高気温、最低気温を含む）、降水量、積雪量、湿度、気圧、風向、風速、日照時間等の気象情報を、気象情報会社１２２からインターネット回線や電話回線等を用い取得する。直前電力予測部２０９は、この気象情報を踏まえて所定時間帯の電力需要量の算出を行う。電力の需要は、気象情報に大きく左右される。そのため、その予想に気象情報を用いることで、気象情報を用いない場合と比較して予測の精度を向上させることが可能となる。

（４）また、各実施形態における直前における所定時間帯の予測需要電力量は、契約電力の区分に応じ電力需要家のグループ毎に、実績データの補完を行うとした。例えば、契約電力が低い低圧電力需要家１３４〜１３６の実績データの補完方法として、そのグループへの供給電力量ΣＷ_Ｌと、需要家グループの数ｎ、データ欠損した需要家グループの数ｘを用いる。補完した低圧需要家グループの重要電力量は、以下の式２で表される。
［式２］

一方、契約電力が高い（特高・高圧（大口））の高圧需要家グループ１３１〜１３３の実績データの補完方法として、欠損以外の高圧需要家グループ内の個別需要家データの和が、需要予測電力量を超えている場合、その値で補完し、需要予測電力量を超えていない場合、需要予測電力量で補完しても良い。

１０１…電力需給管理支援システム
１０２…実績データ取得部
１０２ａ…実績データ用ＤＢ
１０３…実績データ補完部
１２１…電力広域的運営推進機関
１２２…気象情報会社
１２３…自社発電設備
１２４…相対契約電源
１２５…小売電気事業者
１２６…ＪＥＰＸ
１３０…一般送配電事業者
１３１〜１３３…特高／高圧需要家
１３４〜１３６…低圧需要家
２００…制御部
２０７…情報取得部
２０８…前日電力予測部
２０９…直前電力予測部
２１０…差分電力量算出部
２１１…報知部
２１２…入札部
２１２ｅ…入札監視部
２１２ｇ…入札方法切替部
２１２ｄ…再入札実施部
２１３…自社発電量調整部
２１３ａ…調整量算出部
２１３ｂ…配分計算部
２１３ｃ…自社発電設備ＤＢ
２１４…相対発電量調整部
２１４ｃ…相対電源ＤＢ
２１５…デマンドレスポンス要求部
２１５ａ…調整量算出部
２１５ｂ…デマンドレスポンス実施部
２１６…コスト計算部
２１７…ギャップ解消方法選択部
２１８…電力調達計画作成部

Claims (13)

1. 所定時間帯の予測需要電力量を２つの異なる時刻において予測する電力予測部と、
   前記異なる時刻のうちの最新の時刻の第１の需要電力量の予測を行う需要電力量予測部と、
   前記異なる時刻のうちの前記最新の時刻よりも過去の時刻の第２の需要電力量を予測する供給電力量算出部と、
   前記第２の需要電力量と前記第１の需要電力量とのギャップを算出する差分電力量算出部と、
   前記ギャップを解消するための処理を行うギャップ解消部と、
   を有し、
   前記ギャップ解消部は、
   前記ギャップに合わせて、電力の販売入札を行う入札部であり、
   前記入札部は、
   予め設定された時間内に入札が成立しない場合に、入札金額を変更して再度入札を行い、
   入札が成立しない旨をオペレータに報知するアラームを発生させるアラーム発生部により、入札が成立しない旨を報知する前記アラームが発生された場合、オペレータによるマニュアル動作にて電力の販売入札を行うことが可能であることを特徴とする電力需給管理支援システム。
2. 所定時間帯の予測需要電力量を２つの異なる時刻において予測する電力予測部と、
   前記異なる時刻のうちの最新の時刻の第１の需要電力量の予測を行う需要電力量予測部と、
   前記異なる時刻のうちの前記最新の時刻よりも過去の時刻の第２の需要電力量を予測する供給電力量算出部と、
   前記第２の需要電力量と前記第１の需要電力量とのギャップを算出する差分電力量算出部と、
   前記ギャップを解消するための処理を行うギャップ解消部と、
   を有し、
   前記ギャップ解消部は、
   前記ギャップに合わせて発電所の発電量を調整する発電量制御部と、
   前記ギャップに合わせて需要電力量の削減を指示する需要電力量削減部と、
   複数種類の解消方法のコストをそれぞれ算出するコスト算出部と、
   前記コストが最も安価な解消方法を選択するギャップ解消方法選択部と、
   を備え、
   前記発電量制御部は、前記ギャップを加味して電力を配分する配分計算部を備え、前記配分計算部で計算された配分に基づいて発電量を制御し、
   前記コスト算出部は、入札によるコストと、発電量調整のコストを算出し、
   前記ギャップ解消方法選択部は、インバランス解消方法の選択を行う際の条件を記憶する選択条件記憶部を有し、前記選択条件記憶部に記憶された条件を優先的に選択した上で、前記コストが最も安価な解消方法を選択し、
   前記ギャップ解消部は、前記条件によってギャップの解消を行ったうえで、
   入札コストが発電コストより安価な場合には、入札によりギャップを解消し、
   発電コストが入札コストより安価な場合には、発電によりギャップを解消すること、
   を特徴とする電力需給管理支援システム。
3. 前記最新の時刻は、前記ギャップを解消する直前であり、
   前記最新の時刻よりも過去の時刻は、前記ギャップを解消する日の前日あるいは前々日であることを特徴とする請求項１又は２に記載の電力需給管理支援システム。
4. 気象情報を取得する情報取得部をさらに備え、
   前記電力予測部は、前記気象情報に基づいて前記所定時間帯の予測需要電力量の予測を行うことを特徴とする請求項１乃至３のいずれかに記載の電力需給管理支援システム。
5. 前記最新の時刻における予測需要電力量は、
   契約電力の区分に応じ電力需要家をグループ分けし、
   それぞれのグループにおける予測需要電力量を合算したことを特徴とする請求項１乃至４のいずれかに記載の電力需給管理支援システム。
6. 前記グループにおける予測需要電力量は、
   高圧電力需要家の使用電力量および低圧電力需要家の使用電力量の時間軸を揃えて算出されたものであることを特徴とする請求項５に記載の電力需給管理支援システム。
7. 前記最新の時刻における需要電力量のデータにデータ欠損がある場合は、
   実績データの補完を行う実績データ補完部を設けることを特徴とする請求項１乃至６のいずれかに記載の電力需給管理支援システム。
8. 実績データ補完部は、
   過去の時刻における需要電力量に基づいた予測値を需要電力量のデータとして用いることを特徴とする請求項７に記載の電力需給管理支援システム。
9. 実績データ補完部は、
   過去の時刻における需要電力量のデータを前記最新の時刻における需要電力量のデータとすることを特徴とする請求項８に記載の電力需給管理支援システム。
10. 実績データ補完部は、
    前記契約電力の区分に応じた電力需要家のグループ毎に、実績データの補完の方法を選択することを特徴とする請求項５又は６に記載の電力需給管理支援システム。
11. 前記ギャップを解消するための処理を実施した所定時間帯の供給電力量に基づき、電力調達計画を作成する電力調達計画作成部を、更に備えることを特徴とする請求項１乃至１０のいずれかに記載の電力需給管理支援システム。
12. コンピュータは、
    所定時間帯の予測需要電力量を２つの異なる時刻において予測する電力予測ステップと、
    前記異なる時刻のうちの最新の時刻の第１の需要電力量の予測を行う需要電力量予測ステップと、
    前記異なる時刻のうちの前記最新の時刻よりも過去の時刻の第２の需要電力量を予測する供給電力量算出ステップと、
    前記第２の需要電力量と前記第１の需要電力量とのギャップを算出する差分電力量算出ステップと、
    前記ギャップを解消するための処理を行うギャップ解消ステップと、
    を有し、
    前記ギャップ解消ステップは、
    前記ギャップに合わせて、電力の販売入札を行う入札ステップであり、
    前記入札ステップは、
    予め設定された時間内に入札が成立しない場合に、入札金額を変更して再度入札を行い、
    入札が成立しない旨をオペレータに報知するアラームを発生させるアラーム発生部により、入札が成立しない旨を報知する前記アラームが発生された場合、オペレータによるマニュアル動作にて電力の販売入札を行うことが可能であることを特徴とする電力需給管理支援方法。
13. コンピュータを、
    所定時間帯の予測需要電力量を２つの異なる時刻において予測する電力予測ステップと、
    前記異なる時刻のうちの最新の時刻の第１の需要電力量の予測を行う需要電力量予測ステップと、
    前記異なる時刻のうちの前記最新の時刻よりも過去の時刻の第２の需要電力量を予測する供給電力量算出ステップと、
    前記第２の需要電力量と前記第１の需要電力量とのギャップを算出する差分電力量算出ステップと、
    前記ギャップを解消するための処理を行うギャップ解消ステップと、
    として機能させ、
    前記ギャップ解消ステップは、
    前記ギャップに合わせて、電力の販売入札を行う入札ステップであり、
    前記入札ステップは、
    予め設定された時間内に入札が成立しない場合に、入札金額を変更して再度入札を行い、
    入札が成立しない旨をオペレータに報知するアラームを発生させるアラーム発生部により、入札が成立しない旨を報知する前記アラームが発生された場合、オペレータによるマニュアル動作にて電力の販売入札を行うことが可能であることを特徴とする電力需給管理支援プログラム。
    

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