JP6862656B2 - Electric power transaction support device, electric power transaction support method and program - Google Patents

Electric power transaction support device, electric power transaction support method and program Download PDF

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本発明は、電力取引支援装置、電力取引支援方法及びプログラムに関する。 The present invention relates to a power trading support device, a power trading support method and a program.

従来、発電機を運用するための発電計画の作成を行う方法が知られている。 Conventionally, a method of creating a power generation plan for operating a generator has been known.

例えば、発電機を運用する際に修正が少ない発電計画を作成する方法が知られている。具体的には、まず、将来の一定期間において、電力需要を時系列で示す需要予測カーブを作成する。次に、需要予測カーブに基づいて、発電機を起動及び停止させる起動停止計画を複数作成する。続いて、複数の異なる需要予測カーブに対して、確率的な重みを持つ組を作成し、作成される組に基づいて、需要予測カーブが実現した場合において、各発電計画のそれぞれの修正量を評価する。その上で、発電計画のうち、修正量の平均値等が最小となる発電計画を選択することで、発電機を運用する際に修正が少ない発電計画を作成する方法が知られている(例えば、特許文献1)。 For example, there is known a method of creating a power generation plan with few modifications when operating a generator. Specifically, first, a demand forecast curve showing the power demand in chronological order is created in a certain period in the future. Next, based on the demand forecast curve, a plurality of start / stop plans for starting and stopping the generator are created. Next, a set with stochastic weights is created for a plurality of different demand forecast curves, and when the demand forecast curve is realized based on the created set, each correction amount of each power generation plan is set. evaluate. On that basis, there is known a method of creating a power generation plan with few corrections when operating a generator by selecting a power generation plan that minimizes the average value of the correction amount among the power generation plans (for example). , Patent Document 1).

また、再生可能エネルギーを利用する発電設備等を電力系統に連系させる場合において、発電電力の不確定性と、再生可能エネルギーを利用する発電設備以外の発電設備に係る運用コストとを考慮して発電計画を作成する方法が知られている。具体的には、まず、系統内において電力を消費する負荷設備が消費する負荷電力を予測する。次に、再生可能エネルギーを利用する発電設備から得られる再生エネルギー利用発電電力を予測する。続いて、負荷電力及び再生エネルギー利用発電電力のそれぞれの予測誤差を予測値及び実績値に基づいて算出する。その上で、算出される予測誤差を用いて、負荷設備に経時的に供給する電力を示す供給電力シナリオを作成する。これによって、作成される供給電力シナリオに基づいて、内燃力発電設備による発電計画を作成することで、発電電力の不確定性が考慮でき、かつ、運用コストを考慮した発電計画を具体的に作成する方法が知られている(例えば、特許文献2)。 In addition, when connecting power generation equipment that uses renewable energy to the power system, the uncertainty of the generated power and the operating cost of power generation equipment other than the power generation equipment that uses renewable energy are taken into consideration. There are known ways to create a power generation plan. Specifically, first, the load power consumed by the load equipment that consumes power in the system is predicted. Next, the power generated by renewable energy obtained from the power generation equipment that uses renewable energy is predicted. Subsequently, the respective prediction errors of the load power and the generated power using renewable energy are calculated based on the predicted value and the actual value. Then, using the calculated prediction error, a power supply scenario showing the power supplied to the load equipment over time is created. By creating a power generation plan with internal-combustion power generation equipment based on the power supply scenario created by this, the uncertainty of the generated power can be taken into consideration, and a power generation plan that takes into account the operating cost is concretely created. (For example, Patent Document 2).

他にも、電力取引市場における取引で、定量的な指標に基づいて取引を行うため、電力取引市場における電力取引を支援する方法が知られている。具体的には、まず、過去の気象実績データ及び過去の取引価格を示すデータ等の実績データと、将来の気象予測データ及び送電余力予測データ等の予測データを記憶する。次に、回帰式等を用いて予測市場価格を計算し、更に入札価格等を計算して定量的な指標に基づいて電力取引を行うようにする方法が知られている(例えば、特許文献3)。 In addition, there is known a method of supporting electric power trading in the electric power trading market because the transaction is carried out based on a quantitative index in the electric power trading market. Specifically, first, the actual data such as the past weather record data and the data showing the past transaction price, and the forecast data such as the future weather forecast data and the transmission reserve capacity forecast data are stored. Next, there is known a method of calculating a predicted market price using a regression equation or the like, and further calculating a bid price or the like so as to carry out electric power trading based on a quantitative index (for example, Patent Document 3). ).

特許第5248372号公報Japanese Patent No. 5248372 特開2011−130584号公報Japanese Unexamined Patent Publication No. 2011-130584 特許第4968599号公報Japanese Patent No. 4968599

しかしながら、従来の方法では、電力取引において、いわゆるインバランス料金(Imbalance Charges)(以下単に「インバランス料金」という。)等によるリスクが定量的に評価できない場合がある。 However, with the conventional method, there are cases where the risk due to so-called evaluation charges (hereinafter, simply referred to as “imbalance charges”) or the like cannot be quantitatively evaluated in electric power trading.

本発明の1つの側面は、このような問題に鑑みてなされたものであり、電力取引において、インバランス料金等によるリスクを定量的に評価することを目的とする。 One aspect of the present invention has been made in view of such a problem, and an object of the present invention is to quantitatively evaluate the risk due to imbalance charges and the like in electric power trading.

上述した課題を解決し、目的を達成するため、本発明の一実施形態における、電力取引市場における電力取引の電力量である発電量又は需要量の計画値、及び、需給計画を立案する電力取引支援装置が、前記電力取引する時点での電力取引の電力量の予測値から求まる電力量の確率分布を示すデータを入力する第1入力部と、インバランス料金単価に計画値及び実績値の差分を乗じて計算するインバランス料金と前記確率分布を乗じることでインバランス料金の期待値を前記計画値ごとに計算するリスク計算部と、前記計画値ごとに計算される前記期待値のうち、前記期待値の値が最も小さくなる値を選択してリスク最小となる前記計画値を計算するリスク最小化計算部と、前記リスク最小となる前記計画値を含む需給バランス制約条件及び各種機器の下記(2)式で定式化した制約条件と、発電を含む需給調整にかかるコストを最小化させる下記(1)式で定式化した目的関数を生成する最適需給計画問題作成部と、前記目的関数を計算し、最適な前記需給計画を求める最適需給計画計算部とを含む。

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In order to solve the above-mentioned problems and achieve the object, in one embodiment of the present invention, the planned value of the power generation amount or the demand amount, which is the power amount of the power transaction in the power transaction market, and the power transaction for formulating the supply and demand plan. The support device inputs data indicating the probability distribution of the electric power amount obtained from the predicted value of the electric power amount of the electric power transaction at the time of the electric power transaction, and the difference between the planned value and the actual value in the imbalance charge unit price. Of the risk calculation unit that calculates the expected value of the imbalance charge for each planned value by multiplying the imbalance charge calculated by multiplying and the probability distribution, and the expected value calculated for each planned value, the said The risk minimization calculation unit that selects the value with the smallest expected value and calculates the planned value that minimizes the risk, the supply-demand balance constraint conditions including the planned value that minimizes the risk, and the following of various devices ( The constraint conditions formulated by Eq. 2) and the optimal supply and demand planning problem creation unit that generates the objective function formulated by Eq. (1) below, which minimizes the cost of supply and demand adjustment including power generation, and the objective function are calculated. It also includes an optimal supply and demand plan calculation unit that obtains the optimum supply and demand plan.
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本発明によれば、電力取引において、インバランス料金等によるリスクが定量的に評価できる。 According to the present invention, in electric power trading, the risk due to imbalance charges and the like can be quantitatively evaluated.

本発明の一実施形態における電力取引支援装置の使用例を示す概要図である。It is a schematic diagram which shows the use example of the electric power transaction support apparatus in one Embodiment of this invention. 本発明の一実施形態における電力取引支援装置によって算出される予測値等の例を示す図である。It is a figure which shows the example of the predicted value and the like calculated by the electric power transaction support apparatus in one Embodiment of this invention. 本発明の一実施形態における電力取引支援装置のハードウェア構成の一例を示すブロック図である。It is a block diagram which shows an example of the hardware composition of the electric power transaction support apparatus in one Embodiment of this invention. 本発明の一実施形態における電力取引支援装置の機能構成の一例を示す機能ブロック図である。It is a functional block diagram which shows an example of the functional structure of the electric power transaction support device in one Embodiment of this invention. 本発明の一実施形態における電力取引支援装置による全体処理の一例を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows an example of the whole processing by the electric power transaction support apparatus in one Embodiment of this invention. 本発明の一実施形態における電力取引支援装置が用いる確率密度関数の一例を示す図である。It is a figure which shows an example of the probability density function used by the electric power transaction support apparatus in one Embodiment of this invention. 任意の計画値に対する、実績値とインバランス料金の関係の一例を示す図である。It is a figure which shows an example of the relationship between the actual value and the imbalance charge with respect to an arbitrary planned value. 任意の計画値に対する、実績値とインバランス料金×確率密度の関係の一例を示す図である。It is a figure which shows an example of the relationship of the actual value and the imbalance charge × probability density with respect to an arbitrary planned value. 本発明の一実施形態における電力取引支援装置によって計算されるインバランス料金の期待値の第2例を示す図である。It is a figure which shows the 2nd example of the expected value of the imbalance charge calculated by the electric power transaction support apparatus in one Embodiment of this invention. 本発明の一実施形態における電力取引支援装置によって計算されるインバランス料金の期待値の第3例を示す図である。It is a figure which shows the 3rd example of the expected value of the imbalance charge calculated by the electric power transaction support apparatus in one Embodiment of this invention. 本発明の一実施形態における電力取引支援装置によって計算されるインバランス料金の期待値の第4例を示す図である。It is a figure which shows the 4th example of the expected value of the imbalance charge calculated by the electric power transaction support apparatus in one Embodiment of this invention. 本発明の一実施形態における電力取引支援装置による全体処理において用いられる入力データの一例を示す図である。It is a figure which shows an example of the input data used in the whole processing by the electric power transaction support apparatus in one Embodiment of this invention. 本発明の一実施形態における電力取引支援装置による全体処理において時刻ごとに行われる計算の一例を示す図(その1)である。It is a figure (the 1) which shows an example of the calculation performed for each time in the whole processing by the electric power transaction support apparatus in one Embodiment of this invention. 本発明の一実施形態における電力取引支援装置による全体処理において時刻ごとに行われる計算の一例を示す図(その2)である。It is a figure (No. 2) which shows an example of the calculation performed at each time in the whole processing by the electric power transaction support apparatus in one Embodiment of this invention. 本発明の一実施形態における電力取引支援装置による全体処理において時刻ごとに行われる計算の一例を示す図(その3)である。It is a figure (the 3) which shows an example of the calculation performed at each time in the whole processing by the electric power transaction support apparatus in one Embodiment of this invention. 本発明の一実施形態における電力取引支援装置による全体処理において時刻ごとに行われた計算の計算結果の一例を示す図である。It is a figure which shows an example of the calculation result of the calculation performed for each time in the whole processing by the electric power transaction support apparatus in one Embodiment of this invention.

以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.

1.電力取引支援装置の使用例
2.電力取引支援装置のハードウェア構成例
3.電力取引支援装置の機能構成例
4.電力取引支援装置による全体処理例
≪ 1. 電力取引支援装置の使用例 ≫
図1は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置の使用例を示す概要図である。例えば、電力取引支援装置10は、図示するような構成において使用される。具体的には、電力系統PSでは、電力会社等の一般配送電事業者が有する送配電設備ETに対して、PPS(Power Producer and Supplier、特定規模電気事業者)が有する設備が接続される。例えば、PPS12は、発電設備PW、負荷設備LD及び蓄電設備STを有するとする。なお、送配電設備ETは、例えば、電力ケーブル等である。
1. 1. Example of using the power transaction support device 2. Hardware configuration example of power transaction support device 3. Functional configuration example of power transaction support device 4. Example of overall processing by electric power transaction support device ≪ 1. Example of using power transaction support device ≫
FIG. 1 is a schematic view showing an example of using the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention. For example, the electric power transaction support device 10 is used in the configuration as shown in the figure. Specifically, in the power system PS, the equipment of the PPS (Power Producer and Superior, a specific-scale electric power company) is connected to the power transmission and distribution equipment ET of a general distribution power company such as an electric power company. For example, it is assumed that the PPS 12 has a power generation facility PW, a load facility LD, and a power storage facility ST. The power transmission and distribution equipment ET is, for example, a power cable or the like.

この例では、PPS12は、送配電設備ETを介して、発電設備PWが発電する電力を他の設備等に送電する。また、このようにすると、PPS12は、電力市場に対して、発電設備PWが発電する電力を売る電力取引を行うことができる。 In this example, the PPS 12 transmits the electric power generated by the power generation equipment PW to other equipment or the like via the power transmission and distribution equipment ET. Further, in this way, the PPS 12 can carry out an electric power transaction for selling the electric power generated by the power generation facility PW to the electric power market.

一方で、PPS12は、送配電設備ETを介して、負荷設備LDが消費する電力を他の設備が発電する電力を受電する。また、このようにすると、PPS12は、電力市場から、負荷設備LDが消費する電力を買うことができる。なお、負荷設備LDは、例えば、ビル、住宅又は工場等である。 On the other hand, the PPS 12 receives the electric power generated by the other equipment from the electric power consumed by the load equipment LD via the power transmission and distribution equipment ET. Further, in this way, the PPS 12 can buy the electric power consumed by the load equipment LD from the electric power market. The load equipment LD is, for example, a building, a house, a factory, or the like.

また、蓄電設備STは、電力を充電及び放電する。 Further, the power storage equipment ST charges and discharges electric power.

なお、PPS12は、図示する設備を有する構成に限られない。例えば、PPS12は、他に設備を有してもよい。また、PPS12は、図示する設備のうち、いずれの設備を有さなくともよい。さらに、PPS12は、IPP(Independent Power Producer、独立系発電事業者)等でもよい。さらにまた、PPS及びIPPは、複数であってもよい。他にも、電力系統PSには、電力を消費、発電又は蓄電する設備が更に含まれてもよい。 The PPS 12 is not limited to the configuration having the equipment shown in the figure. For example, the PPS 12 may have other equipment. Further, the PPS 12 does not have to have any of the facilities shown in the figure. Further, the PPS 12 may be an IPP (Independent Power Producer) or the like. Furthermore, the number of PPS and IPP may be plural. In addition, the power system PS may further include equipment that consumes, generates, or stores electric power.

さらに、図示する例では、電力取引支援装置10及び監視制御システム11は、通信ネットワークCNを介して、電力系統PSに接続される。 Further, in the illustrated example, the power transaction support device 10 and the monitoring control system 11 are connected to the power system PS via the communication network CN.

監視制御システム11は、例えば、需要予測装置、発電予測装置、需給制御装置及びデータベースサーバ等によって構成される。そして、需要予測装置、発電予測装置及び需給制御装置は、例えば、「石橋直人・飯坂達也・大平涼子・中西要祐、「部分的最小二乗法を用いた日射量予測とその信頼区間の推定方法」、電気学会論文誌B、2012年、Vol.133、No.1、64−71頁」、「飯坂達也・神通川亨・近藤英幸・中西要祐・福山良和・森啓之、「風力発電方法とその信頼区間の推定手法」、電気学会論文誌C、2011年、Vol.131、No.10、1672−1678頁」及び「湯川哲也、沼一之、斉藤俊哉、高山信一、飯坂達也、松井哲郎「ニューラルネットワークを適用した電力需要予測システムの開発」、平成20年電気学会電力・エネルギー部門大会、2008年、01_1−2」等に示す方法によって予測値及び予測の幅等を算出する。 The monitoring and control system 11 is composed of, for example, a demand forecasting device, a power generation forecasting device, a supply and demand control device, a database server, and the like. The demand forecasting device, power generation forecasting device, and supply / demand control device include, for example, "Naoto Ishibashi, Tatsuya Iisaka, Ryoko Ohira, Yosuke Nakanishi," Solar radiation forecasting method using partial least squares method and estimation method of its confidence interval. , Institute of Electrical Engineers of Japan B, 2012, Vol. 133, No. 1, 64-71 ”,“ Tatsuya Iizaka, Toru Jinzugawa, Hideyuki Kondo, Yosuke Nakanishi, Yoshikazu Fukuyama, Hiroyuki Mori ”,“ Wind Power Generation Method and Estimating Method of Confidence Interval ”, IEEJ Transactions C, 2011 , Vol. 131, No. 10, 1672-1678 "and" Tetsuya Yukawa, Kazuyuki Numa, Toshiya Saito, Shinichi Takayama, Tatsuya Iisaka, Tetsuro Matsui "Development of Electricity Demand Forecasting System Applying Neural Networks", 2008 Electricity and Energy Society The forecast value and the range of forecasts are calculated by the method shown in "Section competition, 2008, 01_1-2".

図2は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置によって算出される予測値等の例を示す図である。例えば、監視制御システムは、需要予測装置、発電予測装置、需給制御装置及びデータベースサーバ等によって、図示するような予測値及び予測の幅等を算出する。具体的には、監視制御システムは、需要量又は発電量の予測値EX1を上記の方法等によって算出する。次に、監視制御システムは、時刻tにおける予測値EX1の確率分布PDを算出する。確率分布PDは、信頼区間等によって定まる。信頼区間は、あらかじめ設定される。例えば、監視制御システムは、確率分布PDにおいて、「3×σ(標準偏差)」となる信頼区間を算出する。このようにすると、予測上限値EX2及び予測下限値EX3が、それぞれ算出される。なお、信頼区間は、他の手法によって、定められてもよい。この予測上限値EX2及び予測下限値EX3によって示す範囲が、予測の幅となる。 FIG. 2 is a diagram showing an example of a predicted value or the like calculated by the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention. For example, the monitoring control system calculates the forecast value and the range of forecast as shown by the demand forecast device, the power generation forecast device, the supply and demand control device, the database server, and the like. Specifically, the monitoring and control system calculates the predicted value EX1 of the demand amount or the power generation amount by the above method or the like. Next, the monitoring control system calculates the probability distribution PD of the predicted value EX1 at time t. The probability distribution PD is determined by a confidence interval or the like. The confidence interval is preset. For example, the monitoring control system calculates a confidence interval of “3 × σ (standard deviation)” in the probability distribution PD. In this way, the predicted upper limit value EX2 and the predicted lower limit value EX3 are calculated, respectively. The confidence interval may be determined by another method. The range indicated by the prediction upper limit value EX2 and the prediction lower limit value EX3 is the width of the prediction.

図1に戻り、図示する例では、監視制御システム11は、通信ネットワークCNを介して、電力系統PSが有する各設備を監視制御する。具体的には、通信ネットワークCNを介して、電力系統PSに含まれる各設備から、監視制御システム11は、各設備の計測データを受信する。すなわち、監視制御システム11は、計測データ等の電力系統PSに係るデータを記憶する。さらに、監視制御システム11は、計算した計画値等に基づいて制御信号を各種設備に対して送信し、各種設備を制御する。 Returning to FIG. 1, in the illustrated example, the monitoring and control system 11 monitors and controls each facility of the power system PS via the communication network CN. Specifically, the monitoring control system 11 receives measurement data of each facility from each facility included in the power system PS via the communication network CN. That is, the monitoring control system 11 stores data related to the power system PS such as measurement data. Further, the monitoring control system 11 transmits a control signal to various facilities based on the calculated planned value and the like to control the various facilities.

また、図示する例では、電力取引支援装置10は、各設備を稼動及び停止させる計画を立案するのに必要な計測データ等を受信する。次に、電力取引支援装置10は、計測データ等の各種データ及び条件等に基づいて、需給計画を作成する。そして、電力取引支援装置10は、需給計画を示すデータを監視制御システム11に送信する。続いて、監視制御システム11は、電力系統PSが有する各設備を需給計画が示す計画値となるようにそれぞれ制御する。 Further, in the illustrated example, the electric power transaction support device 10 receives measurement data and the like necessary for making a plan for operating and stopping each facility. Next, the electric power transaction support device 10 creates a supply and demand plan based on various data such as measurement data and conditions. Then, the electric power transaction support device 10 transmits data indicating the supply and demand plan to the monitoring and control system 11. Subsequently, the monitoring and control system 11 controls each facility of the power system PS so as to have a planned value indicated by the supply and demand plan.

これまで、電力供給は、電力会社等による垂直一貫体制によって、地域ごとに独占され、電気料金は、いわゆる総括原価方式で算出されることが多かった。一方、これまでも、高圧の一部等は、自由化されていたが、今後は、電力の小売業等が完全に自由化される。このような状況の中で、新しく導入が見込まれる制度のひとつとして、「計画値同時同量制度」がある。 Until now, electricity supply has been monopolized by region by a vertically integrated system by electric power companies, etc., and electricity charges have often been calculated by the so-called total cost method. On the other hand, some of the high voltage has been liberalized so far, but in the future, the electricity retail business will be completely liberalized. Under these circumstances, one of the systems that is expected to be newly introduced is the "planned value simultaneous equal amount system".

従来では、同時間帯の発電量の実績値と、需要量の実績値とに差分がある場合には、差分に対するペナルティとして料金、いわゆるインバランス料金が徴収された。一方で、計画値同時同量制度では、同時間帯の発電量の計画値と実績値とに差分がある場合、また、同時間帯の需要量の計画値と実績値とに差分がある場合にインバランス料金が発生し、インバランス料金が徴収される。以下、電気事業を行う者が計画する発電量又は需要量をいずれも「計画値」という。計画値は、例えば、電力の受渡が行われる1日前までに、電気事業を行う者によって計画され、系統運用者等に提出される。そこで、本発明の一実施形態における電力取引支援装置は、計画値同時同量制度の下で行われる電力取引において、インバランス料金に係るリスクを計算し、電力取引を支援する。 In the past, if there was a difference between the actual value of power generation during the same time period and the actual value of demand, a fee, a so-called imbalance fee, was collected as a penalty for the difference. On the other hand, in the planned value simultaneous equal amount system, when there is a difference between the planned value and the actual value of the power generation amount in the same time zone, or when there is a difference between the planned value and the actual value of the demand amount in the same time zone. An imbalance fee will be charged and the imbalance fee will be collected. Hereinafter, the amount of power generation or the amount of demand planned by a person engaged in the electric power business is referred to as a "planned value". The planned value is, for example, planned by a person engaged in the electric power business and submitted to a grid operator or the like one day before the delivery of electric power. Therefore, the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention calculates the risk related to the imbalance charge in the electric power transaction performed under the planned value simultaneous equal amount system, and supports the electric power transaction.

≪ 2. 電力取引支援装置のハードウェア構成例 ≫
図3は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置のハードウェア構成の一例を示すブロック図である。具体的には、電力取引支援装置10は、CPU(Central Processing Unit)101と、記憶装置102と、ネットワークI/F(interface)103と、入力I/F104と、出力I/F105とを有する。つまり、電力取引支援装置10は、PC(Personal Computer)、サーバ又はワークステーション等の情報処理装置、すなわち、コンピュータである。
≪ 2. Hardware configuration example of power transaction support device ≫
FIG. 3 is a block diagram showing an example of the hardware configuration of the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention. Specifically, the power transaction support device 10 has a CPU (Central Processing Unit) 101, a storage device 102, a network I / F (interface) 103, an input I / F 104, and an output I / F 105. That is, the power transaction support device 10 is an information processing device such as a PC (Personal Computer), a server, or a workstation, that is, a computer.

CPU101は、電力取引支援装置10が行う各種処理及び各種制御を実現するための演算と各種データの加工とを行う演算装置である。さらに、CPU101は、電力取引支援装置10が有するハードウェアを制御する制御装置である。 The CPU 101 is an arithmetic unit that performs arithmetic operations and processing of various data for realizing various processes and various controls performed by the electric power transaction support device 10. Further, the CPU 101 is a control device that controls the hardware included in the power transaction support device 10.

記憶装置102は、電力取引支援装置10が使うデータ、プログラム及び設定値等を記憶する。また、記憶装置102は、いわゆるメモリ(memory)等である。なお、記憶装置102は、ハードディスク(harddisk)等の補助記憶装置等を有してもよい。 The storage device 102 stores data, programs, set values, and the like used by the power transaction support device 10. Further, the storage device 102 is a so-called memory or the like. The storage device 102 may have an auxiliary storage device such as a hard disk.

ネットワークI/F103は、LAN(Local Area Network)等のネットワークを介して接続される装置と各種データ等を送受信する。例えば、ネットワークI/F103は、NIC(Network Interface Controller)及びLANケーブルを接続させるコネクタ等である。なお、ネットワークI/F103は、ネットワークを利用するI/Fに限られず、ケーブル、無線又はコネクタ等によって外部装置と送受信するI/Fであってもよい。 The network I / F 103 transmits and receives various data and the like to and from a device connected via a network such as a LAN (Local Area Network). For example, the network I / F103 is a connector for connecting a NIC (Network Interface Controller) and a LAN cable. The network I / F 103 is not limited to the I / F that uses the network, and may be an I / F that transmits / receives to / from an external device by a cable, wireless, connector, or the like.

入力I/F104は、電力取引支援装置10を使うユーザとのインタフェースである。具体的には、入力I/F104は、ユーザが行う各種操作を入力する。例えば、入力I/F104は、キーボード等の入力装置及び入力装置を電力取引支援装置10に接続させるコネクタ等によって構成される。 The input I / F 104 is an interface with a user who uses the power transaction support device 10. Specifically, the input I / F 104 inputs various operations performed by the user. For example, the input I / F 104 is composed of an input device such as a keyboard and a connector for connecting the input device to the power transaction support device 10.

出力I/F105は、電力取引支援装置10を使うユーザとのインタフェースである。具体的には、出力I/F105は、電力取引支援装置10が行う各種処理の処理結果等をユーザに出力する。例えば、出力I/F105は、ディスプレイ等の出力装置及び出力装置を電力取引支援装置10に接続させるコネクタ等である。 The output I / F 105 is an interface with a user who uses the power transaction support device 10. Specifically, the output I / F 105 outputs the processing results of various processes performed by the electric power transaction support device 10 to the user. For example, the output I / F 105 is an output device such as a display and a connector for connecting the output device to the power transaction support device 10.

なお、電力取引支援装置10は、各ハードウェア資源による処理等を補助する補助装置を更に有する構成でもよい。また、電力取引支援装置10は、各種処理を並列、冗長又は分散して処理するため、装置を内部又は外部に更に有してもよい。さらに、電力取引支援装置10は、複数の情報処理装置で構成されてもよい。 The electric power transaction support device 10 may further include an auxiliary device that assists processing by each hardware resource. Further, since the power transaction support device 10 processes various processes in parallel, redundantly, or distributedly, the device may be further provided inside or outside. Further, the electric power transaction support device 10 may be composed of a plurality of information processing devices.

≪ 3. 電力取引支援装置の機能構成例 ≫
図4は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置の機能構成の一例を示す機能ブロック図である。具体的には、電力取引支援装置10は、入力部FN1と、出力部FN2と、通信部FN3と、データベースFN4と、制御部FN5と、計算部FN6とを含む。
≪ 3. Functional configuration example of electric power transaction support device ≫
FIG. 4 is a functional block diagram showing an example of the functional configuration of the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention. Specifically, the power transaction support device 10 includes an input unit FN1, an output unit FN2, a communication unit FN3, a database FN4, a control unit FN5, and a calculation unit FN6.

入力部FN1は、電力取引支援装置10に入力されるデータを制御部FN5に送る。なお、入力部FN1は、例えば、ネットワークI/F103(図3参照)又は入力I/F104(図3参照)等によって実現される。 The input unit FN1 sends the data input to the power transaction support device 10 to the control unit FN5. The input unit FN1 is realized by, for example, a network I / F103 (see FIG. 3) or an input I / F104 (see FIG. 3).

出力部FN2は、制御部FN5から送られる入力応答結果及び計算結果等のデータを出力する。なお、出力部FN2は、例えば、ネットワークI/F103又は出力I/F105(図3参照)等によって実現される。 The output unit FN2 outputs data such as an input response result and a calculation result sent from the control unit FN5. The output unit FN2 is realized by, for example, a network I / F103 or an output I / F105 (see FIG. 3).

入力部FN1及び出力部FN2は、ユーザインタフェースである。例えば、入力部FN1は、ユーザの入力操作を受け付ける操作入力手段で実現され、出力部FN2は、ユーザが出力を視認できるように、表示画面等を表示する出力手段で実現される。なお、入力部FN1及び出力部FN2は、入力装置と出力装置が一体となったいわゆるタッチパネル等で実現されてもよい。 The input unit FN1 and the output unit FN2 are user interfaces. For example, the input unit FN1 is realized by an operation input means that accepts a user's input operation, and the output unit FN2 is realized by an output means that displays a display screen or the like so that the user can visually recognize the output. The input unit FN1 and the output unit FN2 may be realized by a so-called touch panel or the like in which the input device and the output device are integrated.

通信部FN3は、所定の通信方式によって、電力取引支援装置10と、監視制御システム11(図1参照)との間等で通信を行う。すなわち、通信部FN3は、監視制御システム11等と、最適需給計画の生成に必要なデータ及び生成する最適需給計画に係るデータ等を送受信する。なお、通信部FN3は、例えば、ネットワークI/F103等によって実現される。 The communication unit FN3 communicates between the power transaction support device 10 and the monitoring control system 11 (see FIG. 1) by a predetermined communication method. That is, the communication unit FN3 transmits and receives data necessary for generating the optimum supply and demand plan and data related to the generated optimum supply and demand plan to and from the monitoring and control system 11 and the like. The communication unit FN3 is realized by, for example, a network I / F103 or the like.

データベースFN4は、電力取引支援装置10が入力部FN1又は通信部FN3によって取得又は計算部FN6等によって生成する実績データD1、予測データD2、設備データD3及び計画データD4等を記憶する。なお、データベースFN4は、例えば、記憶装置102(図3参照)等によって実現される。 The database FN4 stores actual data D1, prediction data D2, equipment data D3, plan data D4, etc. acquired by the power transaction support device 10 by the input unit FN1 or the communication unit FN3 or generated by the calculation unit FN6 or the like. The database FN4 is realized by, for example, a storage device 102 (see FIG. 3) or the like.

制御部FN5は、データ及び信号等を処理又は加工し、各部間でデータ等を送受信する。なお、制御部FN5は、例えば、CPU101(図3参照)等によって実現される。 The control unit FN5 processes or processes data, signals, etc., and transmits / receives data, etc. between the units. The control unit FN5 is realized by, for example, a CPU 101 (see FIG. 3) or the like.

計算部FN6は、例えば、データ読込部FN61、電力売買判定部FN62、リスク計算部FN63、リスク最小化計算部FN64、最適需給計画問題作成部FN65及び最適需給計画計算部FN66等を有する。また、計算部FN6によって計算が行われ、計画データ等が生成される。生成される計画データ等は、監視制御システム11等に送信される。なお、計算部FN6は、例えば、CPU101等によって実現される。 The calculation unit FN6 includes, for example, a data reading unit FN61, an electric power trading determination unit FN62, a risk calculation unit FN63, a risk minimization calculation unit FN64, an optimum supply and demand planning problem creation unit FN65, an optimum supply and demand planning calculation unit FN66, and the like. In addition, calculation is performed by the calculation unit FN6, and planning data and the like are generated. The generated plan data and the like are transmitted to the monitoring and control system 11 and the like. The calculation unit FN6 is realized by, for example, a CPU 101 or the like.

データ読込部FN61は、制御部FN5を介して、データベースFN4等に記憶される実績データD1、予測データD2、設備データD3及び計画データD4等を読み込み、計画データの生成に必要なデータを取得する。また、データ読込部FN61は、必要に応じてデータの加工及び処理を行い、各部にデータを送信する。 The data reading unit FN61 reads the actual data D1, the prediction data D2, the equipment data D3, the planning data D4, etc. stored in the database FN4 or the like via the control unit FN5, and acquires the data necessary for generating the planning data. .. Further, the data reading unit FN61 processes and processes the data as necessary, and transmits the data to each unit.

電力売買判定部FN62は、電力を売る、電力を買う又は両方を行うか否か、すなわち、電力取引を行うか否かを判定する。 The electric power trading determination unit FN62 determines whether to sell the electric power, buy the electric power, or both, that is, whether to carry out the electric power transaction.

リスク計算部FN63は、入力されるデータ等に基づいて、インバランス料金に係る値等のリスクを示す値を計算する。 The risk calculation unit FN63 calculates a value indicating a risk such as a value related to the imbalance charge based on the input data or the like.

リスク最小化計算部FN64は、リスク計算部FN63によって計算されるリスクを示す値が最小となる予測値を計算する。 The risk minimization calculation unit FN64 calculates a predicted value that minimizes the value indicating the risk calculated by the risk calculation unit FN63.

最適需給計画問題作成部FN65は、最適需給計画問題を作成する。 The optimum supply and demand planning problem creation unit FN65 creates an optimum supply and demand planning problem.

最適需給計画計算部FN66は、最適需給計画問題作成部FN65が作成する最適需給計画問題を計算し、最適解を計算する。 The optimum supply and demand plan calculation unit FN66 calculates the optimum supply and demand plan problem created by the optimum supply and demand plan problem creation unit FN65, and calculates the optimum solution.

≪ 4. 電力取引支援装置による全体処理例 ≫
図5は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置による全体処理の一例を示すフローチャートである。
≪ 4. Example of overall processing by electric power transaction support device ≫
FIG. 5 is a flowchart showing an example of overall processing by the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention.

≪ データの読込例(ステップS101) ≫
ステップS101では、電力取引支援装置は、データを読み込む。具体的には、ステップS101では、電力取引支援装置は、あらかじめ電力取引支援装置に入力される実績データD1(図4参照)、予測データD2(図4参照)、設備データD3(図4参照)及び計画データD4(図4参照)等のデータを読み込む。このように、各データを読み込むことによって、電力取引支援装置は、需要予測値、発電予測値及び設備特性等を把握する。なお、ステップS101では、電力取引支援装置は、後述する最適需給計画問題の作成に用いるデータを読み込む。また、電力取引支援装置は、読み込んだデータを加工してもよい。さらに、読み込まれたデータは、制御部FN5(図4参照)によって、各部に送信される。
<< Example of reading data (step S101) >>
In step S101, the power transaction support device reads the data. Specifically, in step S101, the power transaction support device is input to the power transaction support device in advance with actual data D1 (see FIG. 4), prediction data D2 (see FIG. 4), and equipment data D3 (see FIG. 4). And data such as plan data D4 (see FIG. 4) is read. By reading each data in this way, the electric power transaction support device grasps the demand forecast value, the power generation forecast value, the equipment characteristics, and the like. In step S101, the electric power transaction support device reads data used for creating the optimum supply and demand planning problem described later. Further, the electric power transaction support device may process the read data. Further, the read data is transmitted to each unit by the control unit FN5 (see FIG. 4).

≪ 初期化例(ステップS102) ≫
ステップS102では、電力取引支援装置は、初期化を行う。例えば、以下の計算は、時刻tごとに行われる例とする。この例では、計画の対象となる期間において、「t=1」が、最初の計画対象となる時間断面である。したがって、ステップS102では、電力取引支援装置は、初期値として「t=1」と設定する。なお、処理に用いられる値が他にもある場合には、電力取引支援装置は、時刻t以外の値について初期化を行ってもよい。
<< Initialization example (step S102) >>
In step S102, the power transaction support device initializes. For example, the following calculation is an example of being performed every time t. In this example, "t = 1" is the first time section to be planned in the period to be planned. Therefore, in step S102, the power transaction support device sets “t = 1” as the initial value. If there are other values used for processing, the power transaction support device may initialize the values other than the time t.

なお、時刻tによって定まる時間は、例えば、電力市場において取引が行われる単位であるのが望ましい。具体的には、時刻tによって定まる時間は、30分単位である。具体的には、時刻tは、例えば、「10:00乃至10:30」等のような時間を特定する。また、特定されるそれぞれの時間は、例えば、30分区切りであらかじめそれぞれ設定される。すなわち、この例では、30分単位で電力の売買が電力市場で行われる。そのため、計画等は、取引が行われる単位と一致した30分単位で作成されるのが望ましい。 It is desirable that the time determined by the time t is, for example, a unit in which transactions are conducted in the electric power market. Specifically, the time determined by the time t is in units of 30 minutes. Specifically, the time t specifies a time such as "10:00 to 10:30". In addition, each specified time is set in advance, for example, separated by 30 minutes. That is, in this example, electricity is bought and sold in the electricity market in units of 30 minutes. Therefore, it is desirable that the plan, etc. be created in units of 30 minutes, which is the same as the unit in which the transaction is conducted.

≪ 電力売買を行うか否かの判断例(ステップS103) ≫
ステップS103では、電力取引支援装置は、電力売買を行うか否かを判断する。具体的には、電力売買を行うか否かは、時刻tごとに、あらかじめユーザによる操作等によって入力される。したがって、ステップS103では、電力取引支援装置は、入力されるデータ等に基づいて、時刻tでは電力売買を行う計画となっているか否かを判定する。
≪Example of determining whether or not to buy or sell electric power (step S103) ≫
In step S103, the electric power transaction support device determines whether or not to buy or sell electric power. Specifically, whether or not to buy or sell electric power is input in advance by an operation or the like by the user at each time t. Therefore, in step S103, the electric power transaction support device determines whether or not it is planned to buy or sell electric power at time t based on the input data or the like.

次に、時刻tでは電力売買を行うと判定された場合には、電力取引支援装置は、行われる電力売買の種類が、電力を売る、電力を買う若しくは電力を売る及び電力を買うの両方を行うのうち、いずれであるかを判定し、判定結果を出力する。 Next, when it is determined that the electric power is to be bought and sold at time t, the electric power trading support device determines that the type of electric power trading to be performed is both selling electric power, buying electric power or selling electric power, and buying electric power. It is determined which of the operations is performed, and the determination result is output.

なお、電力売買を行う場合における電力売買の種類は、電力売買を行う時刻tごとに、あらかじめユーザによる操作等によって入力される。すなわち、ユーザは、「電力を売る」、「電力を買う」又は「両方」のうち、いずれかを選択して、電力売買を行うと設定する時刻tごとに、それぞれ設定する。 The type of electric power buying and selling in the case of electric power buying and selling is input in advance by an operation or the like by the user at each time t when the electric power is bought and sold. That is, the user selects either "sell electric power", "buy electric power", or "both" and sets each time t when the electric power is to be bought or sold.

また、判定条件は、上記以外の条件であってもよい。この場合には、判定条件は、運用者等があらかじめ設定する。 Further, the determination condition may be a condition other than the above. In this case, the determination condition is set in advance by the operator or the like.

次に、電力売買を行うと判断されると(ステップS103でYES)、電力取引支援装置は、ステップS104に進む。一方で、電力売買を行わないと判断されると(ステップS103でNO)、電力取引支援装置は、ステップS106に進む。 Next, when it is determined that the electric power is to be bought and sold (YES in step S103), the electric power transaction support device proceeds to step S104. On the other hand, if it is determined that the power trading is not performed (NO in step S103), the power trading support device proceeds to step S106.

≪ リスクの計算例(ステップS104) ≫
ステップS104では、電力取引支援装置は、リスクを計算する。この例では、リスクは、インバランス料金の期待値によって評価される。したがって、ステップS104では、電力取引支援装置は、インバランス料金の期待値を計算する。
<< Risk calculation example (step S104) >>
In step S104, the power trading support device calculates the risk. In this example, the risk is assessed by the expected value of the imbalance rate. Therefore, in step S104, the electric power transaction support device calculates the expected value of the imbalance charge.

インバランス料金の期待値は、予測により求まる発電量又は需要量の確率密度関数と、発電量又は需要量の計画値と発電量又は需要量の実績値の差分とインバランス料金単価より求まるインバランス料金より計算される。以下に各データについて説明する。 The expected value of the imbalance charge is the imbalance obtained from the probability density function of the power generation amount or the demand amount obtained by the prediction, the difference between the planned value of the power generation amount or the demand amount and the actual value of the power generation amount or the demand amount, and the imbalance charge unit price. Calculated from the price. Each data will be described below.

図6は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置が用いる確率密度関数の一例を示す図である。具体的には、図6は、いわゆる正規分布の確率密度関数の例である。また、図6において、横軸は、発電量か需要量のいずれかの電力量を示す。すなわち、送配電設備ET(図1参照)を介して他に送電する電力量又は送配電設備ETを介して他から送電される電力量である。また、縦軸は、各電力量となる頻度、すなわち、確率を示す。なお、確率は、正規分布以外の関数又は関数等以外の形式で入力されてもよい。 FIG. 6 is a diagram showing an example of a probability density function used by the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention. Specifically, FIG. 6 is an example of a so-called normal distribution probability density function. Further, in FIG. 6, the horizontal axis indicates the amount of electric power of either the amount of power generation or the amount of demand. That is, it is the amount of power transmitted to another through the power transmission and distribution equipment ET (see FIG. 1) or the amount of power transmitted from another through the power transmission and distribution equipment ET. The vertical axis indicates the frequency of each electric energy, that is, the probability. The probability may be input in a function other than the normal distribution or in a format other than the function or the like.

電力取引を行う場合には、まず、ステップS104では、電力取引支援装置は、時刻tにおける負荷を予測し、確率分布を求める。次に、電力取引支援装置は、発電する電力量を求める。この求められる電力量のうち、再生可能エネルギーによって発電される電力量は、気象条件等の影響を受けるため、電力取引支援装置は、予測し、確率分布を求める。一方、火力発電設備等の可制御発電設備では、発電する電力量が制御可能なため、電力量は、確定した値で算出される。続いて、電力取引支援装置は、予測される負荷の電力量から、発電する電力量を減算した値の確率密分布を求める。 When conducting electric power trading, first, in step S104, the electric power trading support device predicts the load at time t and obtains the probability distribution. Next, the electric power transaction support device obtains the amount of electric power to be generated. Of the required electric energy, the electric energy generated by renewable energy is affected by weather conditions and the like, so the electric power transaction support device predicts and obtains a probability distribution. On the other hand, in a controllable power generation facility such as a thermal power generation facility, the amount of power generated can be controlled, so the amount of power is calculated with a fixed value. Subsequently, the electric power transaction support device obtains a probability dense distribution of a value obtained by subtracting the amount of electric power to be generated from the amount of electric power of the predicted load.

図7は、任意の計画値に対する、実績値とインバランス料金の関係の一例を示す図である。この図では、計画値PVと、実績値とが一致し、差分がないと、インバランス料金は、発生しないため、「0」とする例である。一方で、計画値PVより実績値が多い又は少ないと、インバランス料金が発生する。インバランス料金は、図示するように、計画値PVと実績値との差分によって定まる。なお、インバランス料金は、図示するグラフ以外によって定まってもよい。例えば、制度によって、計画値と、実績値とが一致しなくても、誤差が十分に小さいと報奨金がもらえる場合がある。この場合には、制度にあわせて、各種設定がされてもよい。 FIG. 7 is a diagram showing an example of the relationship between the actual value and the imbalance charge with respect to an arbitrary planned value. In this figure, if the planned value PV and the actual value match and there is no difference, the imbalance charge does not occur, so it is set to “0”. On the other hand, if the actual value is more or less than the planned value PV, an imbalance charge will be incurred. As shown in the figure, the imbalance charge is determined by the difference between the planned value PV and the actual value. The imbalance charge may be determined by a graph other than the graph shown in the figure. For example, depending on the system, even if the planned value and the actual value do not match, a reward may be obtained if the error is sufficiently small. In this case, various settings may be made according to the system.

なお、図7に示すグラフは、例えば、過去の実績値又は予測値等によってあらかじめ定まる。すなわち、図7に示すグラフを示すデータが、電力取引支援装置にあらかじめ入力される。 The graph shown in FIG. 7 is determined in advance based on, for example, past actual values or predicted values. That is, the data showing the graph shown in FIG. 7 is input to the electric power transaction support device in advance.

また、発電量及び需要量が別々に計画される場合には、それぞれ別々にインバランス料金が特定される。なお、この場合は、例えば、電気を売る発電事業者及び電気を買う小売事業者の両方のライセンスを有する事業者の場合等である。このような事業者において、例えば、下記(表1)のような場合を例に説明する。 In addition, when the amount of power generation and the amount of demand are planned separately, the imbalance charge is specified separately for each. In this case, for example, the case is a business operator who has a license of both a power generation business operator who sells electricity and a retail business operator who buys electricity. In such a business operator, for example, the following cases (Table 1) will be described as an example.

Figure 0006862656
上記(表1)の場合には、「電力を売る」電力取引において、計画値と実績値との差分は、「110−100=10」である。そのため、「電力を売る」電力取引では、インバランス料金は、差分である「10」に対して発生する。同様に、「電力を買う」電力取引において、計画値と実績値との差分は、「110−100=10」である。そのため、「電力を買う」電力取引では、インバランス料金は、差分である「10」に対して発生する。このように、上記(表1)のような電力取引の場合には、「電力を売る」電力取引及び「電力を買う」電力取引において、それぞれインバランス料金が特定される。したがって、上記(表1)の例では、「10+10=20」の差分に対して、インバランス料金が発生する。
Figure 0006862656
In the case of the above (Table 1), the difference between the planned value and the actual value is "110-100 = 10" in the electric power transaction of "selling electric power". Therefore, in the electric power transaction of "selling electric power", the imbalance charge is generated for the difference "10". Similarly, in the "buy power" power transaction, the difference between the planned value and the actual value is "110-100 = 10". Therefore, in the "buy electricity" electricity transaction, the imbalance charge is generated for the difference "10". As described above, in the case of the electric power transaction as shown in the above (Table 1), the imbalance charge is specified in each of the "sell electric power" electric power transaction and the "buy electric power" electric power transaction. Therefore, in the above example (Table 1), an imbalance charge is incurred for the difference of "10 + 10 = 20".

図8は、任意の計画値に対する、実績値とインバランス料金×確率密度の関係の一例を示す図である。まず、電力取引支援装置は、電力量ごとに、図6が示す確率と、図7が示すインバランス料金とを乗算して、図8に示す各インバランス料金の期待値を計算する。次に、電力取引支援装置は、各インバランス料金の期待値を積算する。この積算による計算結果は、図8では、グラフが示す面積、すなわち、図内では、斜線部分の面積に相当する。この計算結果が、インバランス料金に係るリスクを示す。 FIG. 8 is a diagram showing an example of the relationship between the actual value and the imbalance charge × probability density with respect to an arbitrary planned value. First, the electric power transaction support device calculates the expected value of each imbalance charge shown in FIG. 8 by multiplying the probability shown in FIG. 6 by the imbalance charge shown in FIG. 7 for each electric energy amount. Next, the electric power transaction support device integrates the expected value of each imbalance charge. The calculation result by this integration corresponds to the area shown by the graph in FIG. 8, that is, the area of the shaded portion in the figure. The result of this calculation shows the risk related to the imbalance fee.

なお、インバランス料金に係るリスクは、図6乃至図8に示す方法によって計算される値に限られない。例えば、インバランス料金の期待値として積算される範囲が限定されてもよい。 The risk related to the imbalance charge is not limited to the value calculated by the method shown in FIGS. 6 to 8. For example, the range to be accumulated as the expected value of the imbalance charge may be limited.

図9は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置によって計算されるインバランス料金の期待値の第2例を示す図である。図示するように、インバランス料金に係るリスクは、確率が高い範囲等の所定の確率が起きる範囲に限定して計算されてもよい。なお、図9において、図9(A)が示す確率は、図6に示す正規分布の確率密度関数が用いられるとする。同様に、図9において、図9(B)が示すインバランス料金は、図7に示すグラフが用いられるとする。一方で、この例では、インバランス料金の期待値として積算される所定の範囲は、例えば、「±3σ(標準偏差の3倍)」の範囲とする例である。このようにすると、図9(C)に示すように、確率が高い範囲について、インバランス料金の期待値が積算される。すなわち、確率が低い範囲については、各インバランス料金の期待値は、切り捨てられる。 FIG. 9 is a diagram showing a second example of the expected value of the imbalance charge calculated by the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention. As shown in the figure, the risk related to the imbalance charge may be calculated only in the range where a predetermined probability occurs, such as the range where the probability is high. In FIG. 9, it is assumed that the probability density function of the normal distribution shown in FIG. 6 is used for the probability shown in FIG. 9 (A). Similarly, in FIG. 9, it is assumed that the graph shown in FIG. 7 is used for the imbalance charge shown in FIG. 9 (B). On the other hand, in this example, the predetermined range to be accumulated as the expected value of the imbalance charge is, for example, the range of "± 3σ (three times the standard deviation)". In this way, as shown in FIG. 9C, the expected value of the imbalance charge is accumulated in the range where the probability is high. That is, in the range where the probability is low, the expected value of each imbalance charge is rounded down.

「±3σ」の範囲は、正規分布において、「99.73%」の確率で起き、高い確率で起きる範囲の例である。なお、インバランス料金の期待値として積算される範囲は、「±3σ」に限られない。すなわち、インバランス料金の期待値として積算される範囲は、設定等によって、予測の信頼区間としてもよく、例えば、「±σ」、「±2σ」又は「±6σ」等でもよい。 The range of "± 3σ" is an example of a range that occurs with a probability of "99.73%" and a high probability in a normal distribution. The range to be accumulated as the expected value of the imbalance charge is not limited to "± 3σ". That is, the range to be integrated as the expected value of the imbalance charge may be a confidence interval of the prediction depending on the setting or the like, and may be, for example, “± σ”, “± 2σ”, “± 6σ”, or the like.

また発電量及び需要量の両方がそれぞれ計画される場合には、電力取引支援装置は、インバランス料金に係るリスクをそれぞれ別個に計算する。さらに、電力取引が行われない(図5に示すステップS104でNO)等の場合には、電力取引支援装置は、インバランス料金に係るリスクの計算等を省略してもよい。 In addition, when both the amount of power generation and the amount of demand are planned, the power transaction support device calculates the risk related to the imbalance charge separately. Further, when the electric power transaction is not performed (NO in step S104 shown in FIG. 5), the electric power transaction support device may omit the calculation of the risk related to the imbalance charge.

図10は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置によって計算されるインバランス料金の期待値の第3例を示す図である。図示するように、インバランス料金に係るリスクは、正規分布以外の確率密度関数が用いられて、計算されてもよい。すなわち、図10に示す例は、図10(A)に示す確率密度関数が用いられる例である。一方で、図10(B)に示すインバランス料金は、図7に示すグラフと同様に特定されるとする。この場合には、図10(A)に示す確率と、図10(B)に示すインバランス料金とが乗算され、図10(C)に示す各インバランス料金の期待値が計算される。この場合も、電力取引支援装置は、同様に、図10(C)に示す各インバランス料金の期待値を積算し、計算結果、すなわち、斜線部分の面積を求めて、インバランス料金に係るリスクを計算する。また、図10に示す場合であっても、図9と同様に、電力取引支援装置は、確率が高い範囲に限定してインバランス料金に係るリスクを計算してもよい。 FIG. 10 is a diagram showing a third example of the expected value of the imbalance charge calculated by the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention. As shown, the risk associated with imbalance charges may be calculated using a probability density function other than the normal distribution. That is, the example shown in FIG. 10 is an example in which the probability density function shown in FIG. 10 (A) is used. On the other hand, it is assumed that the imbalance charge shown in FIG. 10B is specified in the same manner as the graph shown in FIG. 7. In this case, the probability shown in FIG. 10 (A) is multiplied by the imbalance charge shown in FIG. 10 (B), and the expected value of each imbalance charge shown in FIG. 10 (C) is calculated. In this case as well, the electric power transaction support device similarly integrates the expected values of each imbalance charge shown in FIG. 10 (C), obtains the calculation result, that is, the area of the shaded area, and risks related to the imbalance charge. To calculate. Further, even in the case shown in FIG. 10, as in FIG. 9, the electric power transaction support device may calculate the risk related to the imbalance charge only in the range where the probability is high.

≪ リスクの最小化計算例(ステップS105) ≫
図5に戻り、ステップS105では、電力取引支援装置は、ステップS014で計算されるリスクに基づいて、リスクが最小となる計画値を抽出する計算を行う。
<< Risk minimization calculation example (step S105) >>
Returning to FIG. 5, in step S105, the electric power transaction support device performs a calculation to extract a planned value that minimizes the risk based on the risk calculated in step S014.

図11は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置によって計算されるインバランス料金の期待値の第4例を示す図である。図10と比較すると、図11では、計画値が第2計画値PV2となる点が異なる。すなわち、第2計画値PV2は、図10に示す計画値PVと異なる値である。また、計画値が第2計画値PV2となると、これに伴って、インバランス料金は、図11(B)に示すようになる。一方で、図11(A)に示す確率密度関数は、図10(A)と同様であるとする。この場合には、図11(A)に示す確率と、図11(B)に示すインバランス料金とが乗算され、図11(C)に示す各インバランス料金の期待値が計算される。 FIG. 11 is a diagram showing a fourth example of the expected value of the imbalance charge calculated by the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention. Compared with FIG. 10, FIG. 11 is different in that the planned value is the second planned value PV2. That is, the second planned value PV2 is a value different from the planned value PV shown in FIG. Further, when the planned value becomes the second planned value PV2, the imbalance charge becomes as shown in FIG. 11 (B) accordingly. On the other hand, it is assumed that the probability density function shown in FIG. 11 (A) is the same as that in FIG. 10 (A). In this case, the probability shown in FIG. 11A is multiplied by the imbalance charge shown in FIG. 11B, and the expected value of each imbalance charge shown in FIG. 11C is calculated.

そして、電力取引支援装置は、それぞれのインバランス料金に係るリスクを計算する。すなわち、この例では、電力取引支援装置は、図10(C)に示す斜線部分の面積及び図11(C)に示す斜線部分の面積をそれぞれ計算する。次に、ステップS106では、電力取引支援装置は、計画値に基づいて計算される複数の面積のうち、最も面積が小さくなる計画値を特定する。例えば、図10(C)及び図11(C)に示すそれぞれの斜線部分の面積は、比較すると、図11(C)の方が小さい。したがって、この例では、電力取引支援装置は、図11(C)に示す第2計画値PV2がリスクを最小化する計画値であると計算する。 Then, the electric power transaction support device calculates the risk related to each imbalance charge. That is, in this example, the electric power transaction support device calculates the area of the shaded portion shown in FIG. 10 (C) and the area of the shaded portion shown in FIG. 11 (C), respectively. Next, in step S106, the electric power transaction support device specifies the planned value having the smallest area among the plurality of areas calculated based on the planned value. For example, the areas of the shaded areas shown in FIGS. 10 (C) and 11 (C) are smaller in FIG. 11 (C) when compared. Therefore, in this example, the power transaction support device calculates that the second planned value PV2 shown in FIG. 11C is the planned value that minimizes the risk.

このように、図5に示すステップS105までが行われると、時刻ごとに、リスクが最小となる計画値が計算される。まず、発電量又は需要量を示すデータと、インバランス料金単価を示すデータとが入力される。なお、上記の説明では、時刻が変化しても、インバランス料金単価は、一定である例である。一方で、インバランス料金単価は、一定でなくともよい。インバランス料金単価を時刻ごとに一定とするか変動させるかは、制度等によって定まる。 In this way, when steps S105 shown in FIG. 5 are performed, the planned value that minimizes the risk is calculated for each time. First, data indicating the amount of power generation or demand and data indicating the imbalance charge unit price are input. In the above description, the imbalance charge unit price is constant even if the time changes. On the other hand, the imbalance charge unit price does not have to be constant. Whether the imbalance charge unit price is fixed or fluctuated for each time is determined by the system.

図12は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置による全体処理において用いられる入力データの一例を示す図である。例えば、図示するようなデータが、あらかじめ入力されてもよい。この例では、インバランス料金単価は、時刻tによって、変動するため、インバランス料金単価は、図示するデータに基づいて定まる。なお、インバランス料金は、「インバランス料金単価×(計画値及び実績値の差分)」で定まる。 FIG. 12 is a diagram showing an example of input data used in the overall processing by the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention. For example, data as shown in the figure may be input in advance. In this example, the imbalance charge unit price fluctuates depending on the time t, so the imbalance charge unit price is determined based on the illustrated data. The imbalance charge is determined by "imbalance charge unit price x (difference between planned value and actual value)".

図13は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置による全体処理において時刻ごとに行われる計算の一例を示す図(その1)である。 FIG. 13 is a diagram (No. 1) showing an example of calculation performed for each time in the entire processing by the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention.

図14は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置による全体処理において時刻ごとに行われる計算の一例を示す図(その2)である。 FIG. 14 is a diagram (No. 2) showing an example of calculation performed for each time in the entire processing by the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention.

図15は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置による全体処理において時刻ごとに行われる計算の一例を示す図(その3)である。 FIG. 15 is a diagram (No. 3) showing an example of calculation performed for each time in the entire processing by the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention.

図13乃至図15は、同一の時刻において、それぞれの計画値ごとに行われる計算の一例を示す。例えば、図9の場合とすると、「3σ」の範囲の計画値ごとに計算が行われる。この例では、あらかじめユーザが指定した値の刻みの計画値ごとに計算が行われる例である。このように計算が行われると、計画値ごとに、インバランス料金の期待値が計算される。 13 to 15 show an example of calculation performed for each planned value at the same time. For example, in the case of FIG. 9, the calculation is performed for each planned value in the range of “3σ”. In this example, the calculation is performed for each planned value in increments of a value specified by the user in advance. When the calculation is performed in this way, the expected value of the imbalance charge is calculated for each planned value.

図16は、本発明の一実施形態における電力取引支援装置による全体処理において時刻ごとに行われた計算の計算結果の一例を示す図である。なお、図では、横軸は、計画値を示し、図示する例では、5ケースの計画値について計算結果を示す。例えば、図示するように、計画値ごとにインバランス料金の期待値が計算される。次に、電力取引支援装置は、インバランス料金の期待値が最も小さくなる最小値RESを選択する。このようにすると、電力取引支援装置は、リスクが最小となる計画値を計算することができる。なお、最小値RESは、例えば、同様の方法によって、時刻ごとにそれぞれ計算される。 FIG. 16 is a diagram showing an example of the calculation result of the calculation performed for each time in the entire processing by the electric power transaction support device according to the embodiment of the present invention. In the figure, the horizontal axis indicates the planned value, and in the illustrated example, the calculation result is shown for the planned value of 5 cases. For example, as shown in the figure, the expected value of the imbalance charge is calculated for each planned value. Next, the electric power transaction support device selects the minimum value RES that has the smallest expected value of the imbalance charge. In this way, the power trading support device can calculate the planned value that minimizes the risk. The minimum value RES is calculated for each time by, for example, the same method.

≪ 次の時刻の設定例(ステップS106) ≫
図5に戻り、ステップS106では、電力取引支援装置は、次の計算対象となる時刻の設定を行う。具体的には、電力取引支援装置は、現在の時刻tに対して、次の時刻となるように「+1」とする等である。
<< Example of setting the next time (step S106) >>
Returning to FIG. 5, in step S106, the electric power transaction support device sets the time to be calculated next. Specifically, the electric power transaction support device sets "+1" to the current time t so that it will be the next time.

≪ 時刻tが計画時間より大きいか否かの判断例(ステップS107) ≫
ステップS107では、電力取引支援装置は、時刻tが計画時間より大きいか否か判断する。すなわち、ステップS107では、電力取引支援装置は、計画の対象となる時刻がすべて計算されたか否かを判断する。この例では、計画時間より時刻tが大きいと、電力取引支援装置は、計画の対象となる時刻がすべて計算されたと判断する。
<< Example of determining whether or not the time t is larger than the planned time (step S107) >>
In step S107, the electric power transaction support device determines whether or not the time t is larger than the planned time. That is, in step S107, the electric power transaction support device determines whether or not all the times subject to the plan have been calculated. In this example, if the time t is larger than the planned time, the electric power transaction support device determines that all the times to be planned have been calculated.

次に、計画時間より時刻tが大きいと判断されると(ステップS107でYES)、電力取引支援装置は、ステップS108に進む。一方で、計画時間より時刻tが大きくないと判断されると(ステップS107でNO)、電力取引支援装置は、ステップS103に進む。 Next, when it is determined that the time t is larger than the planned time (YES in step S107), the power transaction support device proceeds to step S108. On the other hand, if it is determined that the time t is not larger than the planned time (NO in step S107), the power transaction support device proceeds to step S103.

≪ 最適需給計画問題の生成例(ステップS108) ≫
ステップS108では、電力取引支援装置は、最適需給計画問題を生成する。具体的には、電力取引支援装置は、目的関数又は制約条件を以下の通り定式化する。目的関数は、所定の問題を定式化した関数である。例えば、目的関数は、発電にかかるコスト又は二酸化炭素の排出量が最小となる場合を最適化とし、定式化された関数である。以下、コストを最小化する目的関数を例に説明する。
<< Example of generating the optimal supply and demand planning problem (step S108) >>
In step S108, the power trading support device creates an optimal supply and demand planning problem. Specifically, the electric power transaction support device formulates the objective function or the constraint condition as follows. The objective function is a function that formulates a predetermined problem. For example, the objective function is a function formulated by optimizing the case where the cost of power generation or the emission of carbon dioxide is minimized. Hereinafter, an objective function that minimizes the cost will be described as an example.

コストを最小化する目的関数は、例えば、下記(1)式に示すように定式化される。なお、発生する二酸化酸素量を最小化させる場合には、下記(1)式は、二酸化炭素の排出量が最小となる場合を最適とする関数となる。 The objective function that minimizes the cost is formulated, for example, as shown in the following equation (1). In order to minimize the amount of oxygen dioxide generated, the following equation (1) is a function that optimizes the case where the amount of carbon dioxide emissions is minimized.

Figure 0006862656
上記(1)式では、「Object」は、発生する各コストを合計した総コストを示し、上記(1)式は、総コストを目的関数として定式化した需給計画問題の例である。また、上記(1)式では、発電設備番号iで特定される発電設備が、時刻tに、発電に用いる燃料を燃料消費量Fi,tとし、発電に用いられる単位当たりの燃料に対する従量コスト等の変動コストFCとする。さらに、上記(1)式では、発電設備番号iの発電設備を時刻tに起動する起動費等の固定コストをSUCとする。
Figure 0006862656
In the above equation (1), "Object" indicates the total cost of the total costs incurred, and the above equation (1) is an example of the supply and demand planning problem formulated with the total cost as the objective function. Further, in the above (1), power generation equipment specified by the power generation facility number i, at time t, the fuel used in the power generation fuel consumption F i, and t, metered cost for fuel per unit used in the power generation Etc., and the variable cost FC i . Further, in the above equation (1), a fixed cost such as a start-up cost for starting the power generation facility of the power generation facility number i at time t is defined as SUC i .

また、発電設備番号iは、起動する発電設備に対して設定され、「I」は、起動する発電設備の数を示す。同様に、時刻tは、発電設備を起動するに対して設定され、「T」は、発電設備を起動させる時刻の単位を合計した数を示す。 Further, the power generation facility number i is set for the power generation facility to be activated, and “I” indicates the number of power generation facilities to be activated. Similarly, the time t is set for starting the power generation facility, and "T" indicates the total number of units of the time for starting the power generation facility.

制約条件は、需給のバランスに係る制約及び各種設備の特性に応じた制約等に基づいて生成される実績データD1(図4参照)、予測データD2(図4参照)及び設備データD3(図4参照)等によって定まる。例えば、需給のバランスに係る制約を示す制約条件は、下記(2)式に示すように定式化される。 The constraint conditions are actual data D1 (see FIG. 4), forecast data D2 (see FIG. 4), and equipment data D3 (see FIG. 4) generated based on constraints related to the balance between supply and demand and constraints according to the characteristics of various facilities. See) etc. For example, the constraint condition indicating the constraint on the balance between supply and demand is formulated as shown in the following equation (2).

Figure 0006862656
上記(2)式によって、需給バランスの制約が設定される。
Figure 0006862656
The supply-demand balance constraint is set by the above equation (2).

他にも燃料の消費特性等の制約が設定される。また、制約条件は、設備については、設備データD3(図4参照)等によって定まる。例えば、可制御発電設備は、火力発電設備であるとする。この場合には、火力発電設備は、仕様等によって、定格発電量、発電上限値、発電下限値、発電変化量の上限値、予備力、燃料消費特性、使用燃料、最小連続停止時間、最小連続運転時間及び起動費等が定まる。以下、発電設備に係る制約条件の例を説明する。 Other restrictions such as fuel consumption characteristics are set. The constraint conditions are determined by the equipment data D3 (see FIG. 4) and the like for the equipment. For example, the controllable power generation facility is a thermal power generation facility. In this case, depending on the specifications, etc., the thermal power generation equipment has a rated power generation amount, a power generation upper limit value, a power generation lower limit value, a power generation change amount upper limit value, a reserve capacity, a fuel consumption characteristic, a fuel used, a minimum continuous stop time, and a minimum continuous period. The operating time and starting cost are fixed. An example of the constraint conditions related to the power generation facility will be described below.

下記(3)式は、火力発電設備の燃料費特性を示す式の一例である。すなわち、下記(3)式は、火力発電設備の燃料費特性に係る制約条件を定式化した例である。 Equation (3) below is an example of an equation showing the fuel cost characteristics of thermal power generation equipment. That is, the following equation (3) is an example of formulating the constraint conditions related to the fuel cost characteristics of the thermal power generation facility.

Figure 0006862656
上記(3)式では、上記(1)式及び上記(2)式と同じ変数は、同一の内容を示し、説明を省略する。また、上記(3)式では、af、及びcは、発電設備番号iで特定される発電設備の燃料消費の特性を示す係数である。さらに、上記(3)式では、変数ui,tは、発電設備番号iで特定される発電設備の時刻tにおける起動及び停止状態を示す変数であり、変数ui,tには、「0」又は「1」が入力される。なお、上記(3)式は、二次関数で火力発電設備の燃料費特性を表現する例であるが、火力発電設備の燃料費特性を示す式は、上記(3)式で示す式に限られず、線形の式等でもよい。
Figure 0006862656
In the above equation (3), the same variables as those in the above equation (1) and the above equation (2) show the same contents, and the description thereof will be omitted. Further, in the above equation (3), a f, b f and c f are coefficients indicating the characteristics of fuel consumption of the power generation facility specified by the power generation facility number i. Further, in the above equation (3), the variables u i and t are variables indicating the start and stop states of the power generation facility specified by the power generation facility number i at time t, and the variables u i and t are "0". "Or" 1 "is input. The above equation (3) is an example of expressing the fuel cost characteristic of the thermal power generation facility by a quadratic function, but the equation showing the fuel cost characteristic of the thermal power generation facility is limited to the equation shown by the above equation (3). Instead, it may be a linear equation or the like.

下記(4)式は、火力発電設備による発電に係る特性を示す式の一例である。すなわち、下記(4)式は、火力発電設備による発電に係る制約条件を定式化した例である。 The following equation (4) is an example of an equation showing the characteristics related to power generation by a thermal power generation facility. That is, the following equation (4) is an example of formulating the constraint conditions related to power generation by the thermal power generation facility.

Figure 0006862656
各発電設備による発電量は、上記(4)式によって定まる発電量の上限値と、発電量の下限値との間のいずれかの値となるように計画される。つまり、上記(4)式は、可制御発電設備による出力の上下限に係る制約条件を示す。
Figure 0006862656
The amount of power generated by each power generation facility is planned to be either a value between the upper limit of the amount of power generation determined by the above equation (4) and the lower limit of the amount of power generation. That is, the above equation (4) shows the constraint conditions relating to the upper and lower limits of the output of the controllable power generation equipment.

他にも、発電変化量に対して制約条件が設定されてもよい。下記(5)式は、火力発電設備の発電変化量に係る特性を示す式の一例である。火力発電設備の仕様等によって単位時間当たりの発電量の増加量(以下「上げ側」という。)と、単位時間当たりの発電量の減少量(以下「下げ側」という。)とは、それぞれ上限値が定まる。すなわち、下記(5)式は、上げ側の上限及び下げ側の上限の制約条件を定式化した例である。 In addition, constraint conditions may be set for the amount of change in power generation. The following equation (5) is an example of an equation showing the characteristics related to the amount of change in power generation of the thermal power generation facility. Depending on the specifications of thermal power generation equipment, the amount of increase in power generation per unit time (hereinafter referred to as the "upside") and the amount of decrease in the amount of power generation per unit time (hereinafter referred to as the "downside") are the upper limits. The value is fixed. That is, the following equation (5) is an example of formulating the constraint conditions of the upper limit on the raising side and the upper limit on the lowering side.

Figure 0006862656
すなわち、各発電設備による発電変化量は、上記(5)式によって定まる上げ側の上限値と、下げ側の下限値との間のいずれかの値となるようにそれぞれ計画される。
Figure 0006862656
That is, the amount of change in power generation by each power generation facility is planned to be either a value between the upper limit value on the raising side and the lower limit value on the lower side determined by the above equation (5).

また、最小連続停止時間又は最小連続運転時間のいずれか又は両方等の制約条件が設定されてもよい。下記(6)式は、火力発電設備の最小連続停止時間を示す式の一例である。すなわち、下記(6)式は、火力発電設備の最小連続停止時間に係る制約条件を定式化した例である。 In addition, constraints such as either or both of the minimum continuous stop time and the minimum continuous operation time may be set. Equation (6) below is an example of an equation showing the minimum continuous downtime of a thermal power generation facility. That is, the following equation (6) is an example of formulating the constraint conditions related to the minimum continuous stop time of the thermal power generation facility.

Figure 0006862656
すなわち、各発電設備が停止する時間は、上記(6)式によって定まる最小連続停止時間より長くなるようにそれぞれ計画される。
Figure 0006862656
That is, the stop time of each power generation facility is planned to be longer than the minimum continuous stop time determined by the above equation (6).

下記(7)式は、火力発電設備の最小連続運転時間を示す式の一例である。すなわち、下記(7)式は、火力発電設備の最小連続運転時間に係る制約条件を定式化した例である。 The following equation (7) is an example of an equation showing the minimum continuous operation time of the thermal power generation facility. That is, the following equation (7) is an example of formulating the constraint conditions related to the minimum continuous operation time of the thermal power generation facility.

Figure 0006862656
すなわち、各発電設備が発電する時間は、上記(7)式によって定まる最小連続運転時間より長くなるようにそれぞれ計画される。
Figure 0006862656
That is, the time for each power generation facility to generate power is planned to be longer than the minimum continuous operation time determined by the above equation (7).

≪ 最適需給計画問題の計算例(ステップS109) ≫
ステップS109では、電力取引支援装置は、最適需給計画問題を計算する。具体的には、ステップS109では、電力取引支援装置は、ステップS108で生成される最適需給計画問題等を線形計画法又は二次計画法等の最適化手法を用いて需給計画を立案し、出力する。
≪ Calculation example of optimal supply and demand planning problem (step S109) ≫
In step S109, the power trading support device calculates the optimal supply and demand planning problem. Specifically, in step S109, the electric power transaction support device formulates a supply and demand plan for the optimum supply and demand planning problem generated in step S108 by using an optimization method such as a linear programming method or a quadratic programming method, and outputs the supply and demand plan. To do.

なお、電力取引支援装置は、インバランス料金に係るリスクを計算するに限られない。例えば、まず、電力取引支援装置は、インバランス料金に係るリスクを計算する。次に、電力取引支援装置は、売却収益を計算する。そして、電力取引支援装置は、インバランス料金に係るリスクと、売却収益とを合わせた値を最大化するように計算してもよい。 The electric power transaction support device is not limited to calculating the risk related to the imbalance charge. For example, first, the electric power transaction support device calculates the risk related to the imbalance charge. Next, the power transaction support device calculates the sale revenue. Then, the electric power transaction support device may calculate so as to maximize the value obtained by combining the risk related to the imbalance charge and the sales profit.

また、電力量には、再生可能エネルギーによって発電される電力量が含まれるのが望ましい。再生可能エネルギーによって発電される電力量は、風力発電、太陽光発電又はこれらの組み合わせ等である。これらの電力量は、気象条件等によって電力量が左右されることが多く、不安定となる場合がある。すなわち、再生可能エネルギーによって発電される電力量は、可制御でない発電機等によって発電する電力である。そのため、このような電力量が対象となると、インバランス料金に係るリスクが重要となる。 Further, it is desirable that the amount of electric power includes the amount of electric power generated by renewable energy. The amount of power generated by renewable energy is wind power generation, solar power generation, or a combination thereof. These electric powers are often affected by weather conditions and the like, and may become unstable. That is, the amount of electric power generated by renewable energy is the electric power generated by an uncontrollable generator or the like. Therefore, when such an amount of electric power is targeted, the risk related to the imbalance charge becomes important.

≪ まとめ ≫
電力取引におけるインバランス料金の発生を抑制するため、電力取引支援装置は、発電力や需要量の予測から求まる確率密度と、インバランス料金単価からインバランス料金の期待値を計算する。なお、図6等の発電量や需要量となる確率は、第1入力部によって入力されるデータ等が示す確率密度関数等によって特定される。同様に、図7等のインバランス料金は、第2入力部によって入力されるデータ等が示す式等によって特定される。なお、第1入力部及び第2入力部は、入力I/F(図3参照)等によって実現される。
≪Summary≫
In order to suppress the occurrence of imbalance charges in electric power transactions, the electric power transaction support device calculates the expected value of imbalance charges from the probability density obtained from the prediction of power generation and demand, and the imbalance charge unit price. The probability of power generation and demand as shown in FIG. 6 is specified by a probability density function or the like indicated by data or the like input by the first input unit. Similarly, the imbalance charge shown in FIG. 7 or the like is specified by an equation or the like indicated by the data or the like input by the second input unit. The first input unit and the second input unit are realized by an input I / F (see FIG. 3) or the like.

これによって、電力取引支援装置は、電力取引において、インバランス料金等によるリスクが、図8等のように具体的に出力されるため、電気事業を行う者は、インバランス料金等によるリスクを定量的に評価できる。 As a result, the electric power transaction support device specifically outputs the risk due to the imbalance charge, etc. in the electric power transaction, as shown in FIG. 8, so that the person engaged in the electric power business quantifies the risk due to the imbalance charge, etc. Can be evaluated.

また、インバランス料金等によるリスクが出力されると、電力取引支援装置は、インバランス料金の期待値が最小となる計画値を計算できる。これによって求まる計画値から、電力取引支援装置が最適需給計画問題を計算すると、電力取引支援装置は、インバランス料金等によるリスクの低い最適需給計画を作成できる。 Further, when the risk due to the imbalance charge or the like is output, the electric power transaction support device can calculate the planned value that minimizes the expected value of the imbalance charge. When the electric power transaction support device calculates the optimum supply and demand planning problem from the planned value obtained by this, the electric power transaction support device can create an optimum supply and demand plan with low risk due to imbalance charges and the like.

なお、本発明の一実施形態に係る各処理の全部又は一部は、機械語、アセンブラ等の低水準言語、C言語、Java(登録商標)若しくはオブジェクト指向プログラミング言語等の高水準言語又はこれらを組み合わせて記述されるコンピュータに電力取引支援方法を実行させるためのプログラムによって実現されてもよい。すなわち、プログラムは、情報処理装置等のコンピュータに各処理を実行させるためのコンピュータプログラムである。 In addition, all or a part of each process according to one embodiment of the present invention is a low-level language such as machine language or assembler, a high-level language such as C language, Java (registered trademark) or an object-oriented programming language, or these. It may be realized by a program for causing a computer described in combination to execute a power transaction support method. That is, the program is a computer program for causing a computer such as an information processing device to execute each process.

また、プログラムは、ROM又はEEPROM(Electrically Erasable Programmable ROM)等のコンピュータが読み取り可能な記録媒体に格納して頒布することができる。さらに、記録媒体は、EPROM(Erasable Programmable ROM)、フラッシュメモリ、フレキシブルディスク、CD−ROM若しくはブルーレイディスク等の光ディスク、SD(登録商標)カード又はMO等でもよい。さらにまた、プログラムは、電気通信回線を通じて頒布することができる。 In addition, the program can be stored and distributed in a computer-readable recording medium such as ROM or EEPROM (Electrically Erasable Program ROM). Further, the recording medium may be an EPROM (Erasable Program ROM), a flash memory, a flexible disk, an optical disk such as a CD-ROM or a Blu-ray disc, an SD (registered trademark) card, an MO, or the like. Furthermore, the program can be distributed over telecommunications lines.

さらに、本発明の一実施形態に係る各処理の全部又は一部は、1以上の情報処理装置を含む電力取引支援システムによって、処理の全部又は一部が並行、分散、冗長又はこれらの組み合わせで処理されてもよい。 Further, all or part of each process according to one embodiment of the present invention may be all or part of the processes in parallel, distributed, redundant or a combination thereof by a power transaction support system including one or more information processing devices. It may be processed.

また、本発明の一実施形態に係る各処理は、図示した順序に限られない。例えば、各処理の一部又は全部は、異なる順序、並行、分散又は省略されて処理されてもよい。 Further, each process according to the embodiment of the present invention is not limited to the order shown in the figure. For example, some or all of each process may be processed in a different order, parallel, distributed or omitted.

以上、本発明の好ましい実施例について詳述したが、本発明は、上述の実施形態に限定されず、特許請求の範囲に記載された本発明の要旨の範囲内において、種々の変形又は変更が可能である。 Although the preferred embodiments of the present invention have been described in detail above, the present invention is not limited to the above-described embodiments, and various modifications or changes can be made within the scope of the gist of the present invention described in the claims. It is possible.

10 電力取引支援装置
PV 計画値
FN1 入力部
FN63 リスク計算部
FN64 リスク最小化計算部
FN65 最適需給計画問題作成部
FN66 最適需給計画計算部
10 Electric power transaction support device PV Plan value FN1 Input unit FN63 Risk calculation unit FN64 Risk minimization calculation unit FN65 Optimal supply and demand plan problem creation unit FN66 Optimal supply and demand plan calculation unit

Claims (5)

電力取引市場における電力取引の電力量である発電量又は需要量の計画値、及び、需給計画を立案する電力取引支援装置であって、
前記電力取引する時点での電力取引の電力量の予測値から求まる電力量の確率分布を示すデータを入力する第1入力部と、
インバランス料金単価に計画値及び実績値の差分を乗じて計算するインバランス料金と前記確率分布を乗じることでインバランス料金の期待値を前記計画値ごとに計算するリスク計算部と、
前記計画値ごとに計算される前記期待値のうち、前記期待値の値が最も小さくなる値を選択してリスク最小となる前記計画値を計算するリスク最小化計算部と、
前記リスク最小となる前記計画値を含む需給バランス制約条件及び各種機器の下記(2)式で定式化した制約条件と、発電を含む需給調整にかかるコストを最小化させる下記(1)式で定式化した目的関数を生成する最適需給計画問題作成部と、
Figure 0006862656

Figure 0006862656

前記目的関数を計算し、最適な前記需給計画を求める最適需給計画計算部とを含む電力取引支援装置。
It is an electric power trading support device that formulates a planned value of power generation amount or demand amount, which is the electric power amount of electric power trading in the electric power trading market, and a supply and demand plan.
The first input unit for inputting data showing the probability distribution of the electric energy obtained from the predicted value of the electric energy of the electric power transaction at the time of the electric power transaction, and
A risk calculation unit that calculates the expected value of the imbalance charge for each planned value by multiplying the imbalance charge unit price by the difference between the planned value and the actual value and the probability distribution.
Among the expected values calculated for each planned value, a risk minimization calculation unit that selects the value with the smallest expected value and calculates the planned value that minimizes the risk.
The supply-demand balance constraint condition including the planned value that minimizes the risk, the constraint condition formulated by the following equation (2) for various devices, and the following equation (1) that minimizes the cost of supply-demand adjustment including power generation. Optimal supply and demand planning problem creation department that generates the converted objective function,
Figure 0006862656

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An electric power transaction support device including an optimum supply and demand plan calculation unit that calculates the objective function and obtains the optimum supply and demand plan.
前記発電量には、再生可能エネルギーによって発電される電力量が含まれる請求項1に記載の電力取引支援装置。 The power transaction support device according to claim 1, wherein the power generation amount includes the amount of power generated by renewable energy. 前記リスク計算部は、前記インバランス料金の期待値を所定の確率が起きる範囲に限定して計算する請求項1又は2に記載の電力取引支援装置。 The electric power transaction support device according to claim 1 or 2, wherein the risk calculation unit calculates the expected value of the imbalance charge by limiting it to a range in which a predetermined probability occurs. 電力取引市場における電力取引の電力量である発電量又は需要量の計画値、及び、需給計画を立案する電力取引支援装置が行う電力取引支援方法であって、
前記電力取引支援装置が、前記電力取引する時点での電力取引の電力量の予測値から求まる電力量の確率分布を示すデータを入力する第1入力手順と、
前記電力取引支援装置が、インバランス料金単価に計画値及び実績値の差分を乗じて計算するインバランス料金と前記確率分布を乗じることでインバランス料金の期待値を前記計画値ごとに計算するリスク計算手順と、
前記電力取引支援装置が、前記計画値ごとに計算される前記期待値のうち、前記期待値の値が最も小さくなる値を選択してリスク最小となる前記計画値を計算するリスク最小化計算手順と、
前記電力取引支援装置が、前記リスク最小となる前記計画値を含む需給バランス制約条件及び各種機器の下記(2)式で定式化した制約条件と、発電を含む需給調整にかかるコストを最小化させる下記(1)式で定式化した目的関数を生成する最適需給計画問題作成手順と、
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前記電力取引支援装置が、前記目的関数を計算し、最適な前記需給計画を求める最適需給計画計算手順とを含む電力取引支援方法。
It is a power trading support method performed by a power trading support device that formulates a planned value of power generation amount or demand amount, which is the power amount of power trading in the power trading market, and a supply and demand plan.
The first input procedure in which the electric power transaction support device inputs data indicating a probability distribution of the electric energy obtained from the predicted value of the electric energy of the electric power transaction at the time of the electric power transaction, and
The risk that the power transaction support device calculates the expected value of the imbalance charge for each planned value by multiplying the imbalance charge calculated by multiplying the imbalance charge unit price by the difference between the planned value and the actual value and the probability distribution. Calculation procedure and
The risk minimization calculation procedure in which the power transaction support device selects the value having the smallest expected value among the expected values calculated for each planned value and calculates the planned value that minimizes the risk. When,
The electric power transaction support device minimizes the supply-demand balance constraint condition including the planned value that minimizes the risk, the constraint condition formulated by the following equation (2) for various devices, and the cost for supply-demand adjustment including power generation. The procedure for creating the optimal supply and demand planning problem to generate the objective function formulated by the following equation (1), and
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A power transaction support method including an optimum supply and demand plan calculation procedure in which the power transaction support device calculates the objective function and obtains the optimum supply and demand plan.
電力取引市場における電力取引の電力量である発電量又は需要量の計画値、及び、需給計画を立案するコンピュータに電力取引支援方法を実行させるためのプログラムであって、
前記コンピュータが、前記電力取引する時点での電力取引の電力量の予測値から求まる電力量の確率分布を示すデータを入力する第1入力手順と、
前記コンピュータが、インバランス料金単価に計画値及び実績値の差分を乗じて計算するインバランス料金と前記確率分布を乗じることでインバランス料金の期待値を前記計画値ごとに計算するリスク計算手順と、
前記コンピュータが、前記計画値ごとに計算される前記期待値のうち、前記期待値の値が最も小さくなる値を選択してリスク最小となる前記計画値を計算するリスク最小化計算手順と、
前記コンピュータが、前記リスク最小となる前記計画値を含む需給バランス制約条件及び各種機器の下記(2)式で定式化した制約条件と、発電を含む需給調整にかかるコストを最小化させる下記(1)式で定式化した目的関数を生成する最適需給計画問題作成手順と、
Figure 0006862656


Figure 0006862656


前記コンピュータが、前記目的関数を計算し、最適な前記需給計画を求める最適需給計画計算手順と
を実行させるためのプログラム。
It is a program for making a computer that formulates a planned value of power generation amount or demand amount, which is the amount of electric power of electric power trading in the electric power trading market, and a supply and demand plan execute an electric power trading support method.
The first input procedure in which the computer inputs data indicating the probability distribution of the electric energy obtained from the predicted value of the electric energy of the electric power transaction at the time of the electric power transaction, and
The risk calculation procedure in which the computer calculates the expected value of the imbalance charge for each planned value by multiplying the imbalance charge unit price by the difference between the planned value and the actual value and the probability distribution. ,
A risk minimization calculation procedure in which the computer selects the value with the smallest expected value from the expected values calculated for each planned value and calculates the planned value that minimizes the risk.
The computer minimizes the supply-demand balance constraint conditions including the planned value that minimizes the risk, the constraint conditions formulated by the following equation (2) for various devices, and the cost for supply-demand adjustment including power generation (1). ) The procedure for creating the optimal supply and demand planning problem to generate the objective function formulated by the formula, and
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A program for the computer to calculate the objective function and execute the optimum supply and demand plan calculation procedure for obtaining the optimum supply and demand plan.
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