JP7391444B1 - 情報処理装置、情報処理方法及びプログラム - Google Patents

Abstract

電力の需給や自家消費を含めて総合的に収益を最大化すること。実施形態のサービス提供者サーバ１は、売買価格取得部１０１、売買価格予測部１０２、ユーザ消費予測部１０３、電力利用決定部１０４及び制御部１０５を備える。電力利用決定部１０４は、売買価格取得部１０１により取得される現在売買価格、ユーザ消費予測部１０３により予測される自家消費予測量、及び売買価格予測部１０２により予測される予測売買価格、並びに、ユーザの収益の最大化を目的とする所定のルールに基づいて、ユーザの電力の利用形態を決定する。制御部１０５は、決定された利用形態に基づいて、ユーザの電力の利用を制御する。これにより上記課題を解決する。

Description

本発明は、情報処理装置、情報処理方法及びプログラムに関する。

従来、スポット価格、調整力価格、調整力発動割合、燃料価格などに基づいて、損益を最小化するように発電機運転計画と需給調整市場での取引計画を作成する第１従来技術がある（例えば、特許文献１参照）。
また、卸電力市場と需給調整市場の双方を対象として収益の期待値を算出し、各市場への入札量を決定する第２従来技術がある（例えば、特許文献２参照）。

特開２０２１－１３６８３２号公報 特開２０２１－１７４３４４号公報

しかしながら、上述の第１従来技術及び第２従来技術を含め従来の技術は、発電した電力を全て販売することを前提として収益の最大化を図るものであり、電力の需給や自家消費を含めて総合的に収益を最大化する技術は存在しなかった。

本発明は、このような状況に鑑みてなされたものであり、電力の需給や自家消費を含めて総合的に収益を最大化することを目的とする。

上記目的を達成するため、本発明の一態様の情報処理装置は、
複数の電力売買市場の夫々毎に、ユーザが電力を売買する際の現在の価格を、現在売買価格として取得する売買価格取得手段と、
複数の電力売買市場の夫々毎に、将来の所定時間帯に電力を前記ユーザが売買する際の価格を、予測売買価格として予測する売買価格予測手段と、
将来の所定時間帯に前記ユーザが消費する電力量を、自家消費予測量として予測するユーザ消費予測手段と、
前記現在売買価格、前記自家消費予測量、及び前記予測売買価格、並びに、前記ユーザの収益の最大化を目的とする所定のルールに基づいて、前記ユーザの電力の利用形態を決定する電力利用決定手段と、
決定された前記利用形態に基づいて、前記ユーザの電力の利用を制御する制御手段と、
を備える。

また、本発明の一態様の情報処理方法及びプログラムは、上述の本発明の一態様の情報処理装置に対応する方法及びプログラムである。

本発明によれば、電力の需給や自家消費を含めて総合的に収益を最大化することができる。

本発明の情報処理装置の一実施形態が適用される本サービスの概要を示す図である。 図１の本サービスを提供するための情報処理システムであって、本発明の情報処理装置の一実施形態を含む情報処理システムの全体構成を示すブロック図である。 図２の情報処理システムのうち、本発明の情報処理装置の一実施形態のサービス提供者サーバのハードウェアの構成を示すブロック図である。 図３のハードウェアを有するサービス提供者サーバの構成機能的構成のうち、電力の取引に関する処理を実行するための機能的構成を示す機能ブロック図である。 図２の情報処理システムのスポット市場における電力の卸売価格の１日の推移の一例を示す図である。 図４のサービス提供者サーバが、図５のスポット市場を含む市場分析を通し最適運用を実施するためのフローチャートである。 図４のサービス提供者サーバが、図６のフローチャートの処理を遂行するための時系列予測モデルのアルゴリズム構造の一例を示す図である。 図４のサービス提供者サーバによる１週間の運用形態の例を示す図である。 図４のサービス提供者サーバによる運用形態の他の例であり、ユーザが自家消費を優先させる運用を実施する場合の例を示す図である。 本発明の情報処理装置を含む情報処理システムの第２実施形態が適用される第２サービスの概要を示す図である。 第２実施形態のサービス提供者サーバによる１週間の運用形態の例を示す図である。 第２実施形態のサービス提供者サーバによる１週間の運用形態の他の例であり、ユーザが自家消費を優先させる運用を実施する場合の例を示す図である。

以下、本発明の実施形態について、図面を用いて説明する。
まず、図１を参照して本発明の情報処理装置の一実施形態を含む情報処理システムにより提供される第１サービスを説明する。
図１は、本発明の情報処理装置の一実施形態が適用される第１サービスの概要を示す図である。

第１サービスは、図１に示すように、サービス提供者ＳＡから、ｍ（ｍは１以上の整数値）のユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々に提供される。ユーザＵ１乃至Ｕｍは、電力を需要して事業等を行っている者（電力需要者）である。この電力は、後述する電力供給者から供給されるものの他、ユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々により消費されたり、自家発電される再生可能エネルギーも含んでいる。
即ち、第１サービスにおいては、電力供給者として、バランシング・グループを持つ電力会社ＤＫ１と、小売電気事業者ＤＫ２と、ｎ（ｎはｍとは独立した１以上の整数値）の電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｎと、ユーザＵ１乃至Ｕｍと、が存在する。
第１サービスは、このような電力供給者と、電力需要者であるユーザＵ１乃至Ｕｍとの間をサービス提供者ＳＡが仲介し、電力の「消費」、「売買」、「蓄積」、「需給調整」を組み合わせて、電力生産、消費及び電力取引（売買）におけるユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々の収益を最大化するサービスである。

サービス提供者ＳＡは、ユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々の電力生産及び電力取引の仲介をする。そこで、サービス提供者ＳＡは、電力を蓄積する蓄電装置ＴＤを有している。蓄電装置ＴＤは、電力の取引で生じるタイムラグを吸収するためのものである。蓄電装置ＴＤを活用することで、電力を発電した時点と自家消費または売電する時点をずらすことが可能となり、結果として、収益性を向上させることができる。
蓄電装置ＴＤは、例えば蓄電池、水素やアンモニア等の化学物質への変換装置、電気自動車のバッテリ等である。
この例では、蓄電装置ＴＤを１つだけ例示しているが、複数の蓄電装置ＴＤが分散して配置されていてもよく、また蓄電装置ＴＤを第三者が管理主体として管理していてもよい。つまり蓄電装置ＴＤの数や配置、さらには管理主体は問わない。

ユーザＵｋ（ｋは１乃至ｍのうち任意の整数値）は、上述のように電力需要者であり、電力供給者から供給される電力を需要して、自己の事業等を営んでいる。
ただし、ユーザＵ１乃至Ｕｍのうち少なくとも一部は、再生可能エネルギーを生産可能な設備や蓄電装置ＴＫ等を有しており、電力供給者としての一面もある。再生可能エネルギーは、例えば太陽光発電、風力発電、バイオマス発電、水力発電、地熱発電、波力発電、揚水発電等がある。
具体的には、ユーザＵ１は、再生可能エネルギーの一例として、例えば太陽光発電をするために、ユーザ発電システムＵＧＳを有している。ユーザ発電システムＵＧＳは、ソーラー発電装置ＳＯ、蓄電装置ＴＫ、制御装置ＣＯ等を含んでいる。
ユーザ発電システムＵＧＳでは、ソーラー発電装置ＳＯにより発電された電力は、蓄電装置ＴＫに蓄電される。
制御装置ＣＯは、サービス提供者ＳＡからの指示に基づいて、ソーラー発電装置ＳＯにより発電された電力や一時的な蓄電装置ＴＫに蓄電された電力を、サービス提供者ＳＡを通じて他者（例えば電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｎ、これらの市場を介さない電力会社（供給ＢＧ）ＤＫ１、電力会社（小売電気事業者）ＤＫ２や他のユーザＵｐ（ｐは２乃至ｍのうちを任意の整数値））に販売するか、ユーザＵ１内の負荷ＦＫで消費するかといった電力利用を制御する。ここで、負荷ＦＫは、ユーザＵ１の事業等を営むための設備（例えば工場）である。即ち、負荷ＦＫで電力を消費することは、ユーザＵ１にとって自家消費であることを意味している。

サービス提供者ＳＡは、図２に示すサービス提供者サーバ１により提供される電力販売プラットフォームを用いて仲介する。電力販売プラットフォームは、ＡＩ（Ａｒｔｉｆｉｃｉａｌ Ｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｃｅ）を活用し各ユーザＵ１乃至Ｕｍの発電方法毎に３０分毎の予測発電量を算出し、電力会社（供給ＢＧ）ＤＫ１や電力会社（小売電気事業者）ＤＫ２に提供する。
また、電力販売プラットフォームは、ユーザＵｋが発電した電力を各所に最適に販売できるプラットフォームを提供し、販売すべきか調達すべきかを判断し、自動で対応する。
電力販売プラットフォームは、電力市場（先渡市場）ＤＳ１、電力市場（スポット市場）ＤＳ２、電力市場（時間前市場）ＤＳ３、電力市場（先物市場）ＤＳ４、電力市場（需給調整市場）ＤＳ５等を含む電力市場ＤＳｎの動向に基づいて、仕入れ価格と販売価格の差による利益が最も高くなる売買を行う。例えば、電力販売プラットフォームは、安価な電力を購入して蓄電装置ＴＤに貯めておき、価格が高騰したときに販売する等の処理を実行する。

具体的には、サービス提供者ＳＡは、複数の電力売買市場ＤＳ１乃至ＤＳｎの夫々毎に、ユーザＵｋが電力を売買する際の現在の価格を、現在売買価格として取得する。
また、サービス提供者ＳＡは、将来の所定時間帯にユーザＵｋが消費する電力量を、自家消費予測量として予測する。
さらに、サービス提供者ＳＡは、複数の電力売買市場ＤＳｎの夫々毎に、将来の所定時間帯に電力をユーザＵｋが売買する際の価格を、予測売買価格として予測する。
サービス提供者ＳＡは、現在売買価格、自家消費予測量、及び予測売買価格、並びに、ユーザＵｋの収益の最大化を目的とする所定のルールに基づいて、ユーザＵｋの電力の利用形態を決定し、決定した利用形態に基づいて、ユーザＵｋの電力の利用を制御する。

ここで、ユーザＵｋの電力の利用とは、例えば、ソーラー発電装置ＳＯにより発電された電力の自家設備の負荷ＦＫでの「消費」、ソーラー発電装置ＳＯにより発電された電力の販売と他からの電力の買取を含む電力の取引（「売買」）、蓄電装置ＴＫでの電力の「蓄積」等が含まれる。

所定のルールとは、現在の価格と、将来の価格及び自家消費量の変動に基づき、電力の「消費」、「売買」、「蓄積」、「需給調整」を組み合わせ、ユーザＵｋの収益を最大化するルールである。例えば、価格が安い段階で電力を仕入れて蓄積しておき、これを自家消費や販売に使う。自己の発電量も収益の最大化につながる場合には販売するといったルールが、所定のルールの一例である。また例えば、販売の際には、最高価格で販売するだけではなく、取引コスト（購入価格、土地使用代、自然放電、系統に載せて電力を送電する託送コスト等）やインバランスコストを考慮するといったルールも、所定のルールの別の例である。
この結果、ユーザＵｋにとって電力売買による収益の最大化を図ることができる。

続いて、図２を参照して本発明の情報処理装置の一実施形態に係るサービス提供者サーバを含む、情報処理システムについて説明する。
図２は、図１の本サービスを提供するための情報処理システムであって、本発明の情報処理装置の一実施形態を含む情報処理システムの全体構成を示すブロック図である。

図２に示す情報処理システムは、サービス提供者ＳＡが管理するサービス提供者サーバ１と、電力会社サーバ（供給ＢＧ）２－１及び電力会社サーバ（小売電気事業者）２－２と、電力市場サーバ３－１乃至３－ｎと、発電設備市場サーバ（容量市場）４と、ユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々が所持及び管理するユーザ発電システムＵＧＳ－１乃至ＵＧＳ－ｍの夫々と、を含むように構成されている。

サービス提供者サーバ１と、電力会社サーバ（供給ＢＧ）２－１及び電力会社サーバ（小売電気事業者）２－２と、電力市場サーバ３－１乃至３－ｎと、発電設備市場サーバ（容量市場）４と、ユーザ発電システムＵＧＳ－１乃至ＵＧＳ－ｍとは、インターネット（Ｉｎｔｅｒｎｅｔ）等のネットワークＮＷを介して相互に接続されている。

ユーザ発電システムＵＧＳ－１乃至ＵＧＳ－ｍの夫々は、例えばソーラー発電装置ＳＯ、蓄電装置ＴＫ、制御装置ＣＯ等で構成され、ユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々により運用管理される。また、ユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々が電力販売プラットフォームの利用契約をサービス提供者ＳＡと結ぶことで、サービス提供者サーバ１から制御装置ＣＯへの指示による電力の需給制御（生産した電力を販売するか自家消費させるか等）及び需給調整が可能である。

電力会社サーバ（供給ＢＧ）２－１は、サービス提供者サーバ１からの発電量の予測結果を受けて需給調整を行うものであり、電力会社ＤＫ１の担当者により操作される。
電力会社サーバ（小売電気事業者）２－２は、サービス提供者サーバ１からの需要量の予測結果を受けて需給調整を行うものであり、電力会社ＤＫ２の担当者により操作される。
電力会社サーバ（供給ＢＧ）２－１及び電力会社サーバ（小売電気事業者）２－２は、サービス提供者サーバ１とのやり取りにより、ユーザ発電システムＵＧＳ－１乃至ＵＧＳ－ｍで生産された電力を（電力市場Ｄ１乃至ＤＳｎを介さずに）売買する。
電力市場サーバ３－１乃至３－ｎは、例えば先渡市場、スポット市場、時間前市場、先物市場、需給調整市場等、エネルギーとしての電力を取引する場を提供する。
発電設備市場サーバ（容量市場）４は、発電設備の電力供給力を取引する場を提供する。
電力市場は、電力量ｋＷｈの取引市場ＤＳ１乃至ＤＳｎである（図１参照）。容量市場は、供給力ｋＷの取引市場である。（図１参照）

具体的には、電力市場サーバ（先渡市場）３－１は、電力市場（先渡市場）ＤＳ１をインターネット上に提供する。電力市場（先渡市場）ＤＳ１では、実需給の３日前までに取引が行われる。
電力市場サーバ３－２（スポット市場）は、電力市場（スポット市場）ＤＳ２をインターネット上に提供する。電力市場（スポット市場）ＤＳ２では、実需給の前日までに取引が行われる。
電力市場サーバ３－３（時間前市場）は、電力市場（時間前市場）ＤＳ３をインターネット上に提供する。電力市場（時間前市場）ＤＳ３では、当日の発電不調や発電・需給調整の場として、実需給の１時間前までに取引が行われる。
電力市場サーバ３－４（先物市場）は、電力市場（先物市場）ＤＳ４をインターネット上に提供する。電力市場（先物市場）ＤＳ４では、将来的な価格変動リスクをヘッジするため、最長１５ヶ月先までの先物取引が行われる。
電力市場サーバ３－５（需給調整市場）は、電力市場（需給調整市場）ＤＳ５をインターネット上に提供する。電力市場（需給調整市場）ＤＳ５では、電力供給区域の周波数制御・需給バランス調整を行うために必要となる調整力の取引が行われる。
発電設備市場サーバ（容量市場）４は、発電設備市場（容量市場）ＨＳをインターネット上に提供する。発電設備市場（容量市場）ＨＳでは、電力の安定供給を確保するために必要となる将来必要な供給力の取引が行われる。

なお、以下、ユーザ発電システムＵＧＳ－１乃至ＵＧＳ－ｍの夫々を個々に区別する必要がない場合、これらをまとめて「ユーザ発電システムＵＧＳ」と呼ぶ。また、電力市場サーバ３－１乃至３－ｎの夫々を個々に区別する必要がない場合、これらをまとめて「電力市場サーバ３」と呼ぶ。

サービス提供者サーバ１は、ユーザ発電システムＵＧＳの動作を管理する。サービス提供者サーバ１は、ユーザ発電システムＵＧＳ、電力会社サーバ（供給ＢＧ）２－１及び電力会社サーバ２－２（小売電気事業者）に上述の機能を提供すべく、各種各様な処理を実行する。
また、サービス提供者サーバ１は、電力販売プラットフォーム上で、電力会社サーバ（供給ＢＧ）２－１及び電力会社サーバ２－２（小売電気事業者）、電力市場サーバ３に対して、ユーザ発電システムＵＧＳ側で販売されることになった電力の売買処理を実行する。

図３は、図２の情報処理システムのうち、本発明の情報処理装置の一実施形態のサービス提供者サーバのハードウェアの構成を示すブロック図である。

サービス提供者サーバ１は、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）１１と、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）１２と、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｙ）１３と、バス１４と、入出力インターフェース１５と、出力部１６と、入力部１７と、記憶部１８と、通信部１９と、ドライブ２０と、を備えている。

ＣＰＵ１１は、ＲＯＭ１２に記録されているプログラム、又は記憶部１８からＲＡＭ１３にロードされたプログラムに従って各種の処理を実行する。
ＲＡＭ１３には、ＣＰＵ１１が各種の処理を実行する上において必要なデータ等も適宜記憶される。

ＣＰＵ１１、ＲＯＭ１２及びＲＡＭ１３は、バス１４を介して相互に接続されている。このバス１４にはまた、入出力インターフェース１５も接続されている。入出力インターフェース１５には、出力部１６、入力部１７、記憶部１８、通信部１９及びドライブ２０が接続されている。

出力部１６は、液晶等のディスプレイにより構成され、各種画像を表示する。
入力部１７は、各種ハードウェア釦等で構成され、操作者の指示操作に応じて各種情報を入力する。

記憶部１８は、ＤＲＡＭ（Ｄｙｎａｍｉｃ Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）等で構成され、各種データを記憶する。
通信部１９は、インターネットを含むネットワークＮＷを介して他の装置（図２に示したユーザ発電システムＵＧＳ、電力会社サーバ２、電力市場サーバ３、発電設備市場サーバ４等）との間で行う通信を制御する。

ドライブ２０は、必要に応じて設けられる。ドライブ２０には、磁気ディスク、光ディスク、光磁気ディスク、或いは半導体メモリ等よりなる、リムーバブルメディア２１が適宜装着される。ドライブ２０によってリムーバブルメディア２１から読み出されたプログラムは、必要に応じて記憶部１８にインストールされる。また、リムーバブルメディア２１は、記憶部１８に記憶されている各種データも、記憶部１８と同様に記憶することができる。

このような図３のサービス提供者サーバ１の各種ハードウェアと各種ソフトウェアとの協働により、サービス提供者サーバ１で後述する各種処理の実行が可能になる。その結果、サービス提供者ＳＡは、ユーザＵ１乃至Ｕｍに対し、後述する各種サービスを提供することができる。

図４を参照して図２の情報処理システムのサービス提供者サーバの機能的構成について説明する。
図４は、図３のハードウェアを有するサービス提供者サーバの構成機能的構成のうち、電力の取引に関する処理を実行するための機能的構成を示す機能ブロック図である。

図４に示すように、サービス提供者サーバ１の記憶部１８の一領域には、電力情報ＤＢ２０１と、ユーザ情報ＤＢ２０２と、が設けられている。

電力情報ＤＢ２０１には、電力会社サーバ２や電力市場サーバ３、発電設備市場サーバ４等から得られた電力及び供給力の需給及び売買に関する情報が記憶されている。例えば各電力市場ＤＳｎにおける過去の所定時間帯の電力の売買価格（過去の売買実績の情報等）が記憶されている。
この他、電力情報ＤＢ２０１には、先渡市場の価格データとしての価格シナリオデータ、スポット市場の価格データとしての価格シナリオデータ、時間前市場のデータとしての価格シナリオデータ、先物市場の価格データとしての価格シナリオデータ、需給調整市場の価格データとしての価格シナリオデータ、容量市場の価格データとしての価格シナリオデータ、インバランスコストの価格データとしての価格シナリオデータ、発電機データ、燃料価格データ等が記憶されている。

ユーザ情報ＤＢ２０２には、ユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々の情報が記憶されている他、ユーザＵ１乃至Ｕｍの電力に関する取引コストの情報が取引コスト情報として格納されている。
具体的には、ユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々の情報としては、ユーザＵ１乃至Ｕｍ毎の取引コスト情報が記憶されている。取引コスト情報には、例えばユーザＵ１等であれば、ユーザＵ１が電力の売買で生じる取引コストの他、蓄積装置ＴＫの購入価格、土地使用代、系統に載せて電力を送電する託送コスト等が含まれる。

また、図４に示すように、サービス提供者サーバ１のＣＰＵ１１においては、電力売買に関する処理が実行される場合に、売買価格取得部１０１、売買価格予測部１０２、ユーザ消費予測部１０３、電力利用決定部１０４、制御部１０５、発電量取得部１０６等が機能する。
売買価格取得部１０１は、複数の電力売買市場ＤＳｎの夫々毎に、ユーザＵ１乃至Ｕｍが電力を売買する際の現在の価格を、現在売買価格として取得する。
具体的には、売買価格取得部１０１は、複数の電力売買市場ＤＳｎの夫々から、ユーザＵ１乃至Ｕｍが電力を売買する際の現在の価格を、電力売買市場ＤＳｎ毎に現在売買価格として取得する。

売買価格予測部１０２は、複数の電力売買市場ＤＳｎの夫々毎に、将来の所定時間帯に電力をユーザＵ１乃至Ｕｍが売買する際の価格を、予測売買価格として予測する。
具体的には、売買価格予測部１０２は、電力情報ＤＢ２０１を参照して、電力情報ＤＢ２０１に蓄積されている電力売買市場ＤＳｎ毎の過去の所定時間帯の電力の売買価格に基づいて、電力売買市場ＤＳｎの夫々毎に、将来の所定時間帯に電力をユーザＵ１乃至Ｕｍが売買する際の価格を、予測売買価格として予測する。

ユーザ消費予測部１０３は、将来の所定時間帯にユーザＵ１乃至Ｕｍが消費する電力量を、自家消費予測量として予測する。
具体的には、ユーザ消費予測部１０３は、ユーザ情報ＤＢ２０２を参照して、ユーザ情報ＤＢ２０２に蓄積されているユーザの過去の電力量消費実績から将来の所定時間帯にユーザＵ１乃至Ｕｍが消費する電力量を、自家消費予測量として予測する。
また、ユーザ消費予測部１０３は、ユーザＵ１乃至Ｕｍの操業計画及び将来の天候の予測結果を考慮して、自家消費予測量を予測する。
さらに、ユーザ消費予測部１０３は、制御部１０５からの蓄積依頼、ユーザの操業計画、及び将来の天候の予測結果に基づいて、自家消費予測量を予測する。

電力利用決定部１０４は、現在売買価格、自家消費予測量、及び予測売買価格、並びに、ユーザＵ１乃至Ｕｍの収益の最大化を目的とする所定のルールに基づいて、ユーザＵ１乃至Ｕｍの電力の利用形態を決定する。
さらに、電力利用決定部１０４は、ユーザＵ１乃至Ｕｍの電力に関する取引コストに関する情報が取引コスト情報として格納されているユーザ情報ＤＢ２０２にアクセスして、上記に当該取引コスト情報を加味した上で利用形態を決定する。
具体的には、電力利用決定部１０４は、売買価格取得部１０１により取得された現在売買価格と、ユーザ消費予測部１０３により予測された自家消費予測量と、売買価格予測部１０２により予測された予測売買価格と、所定のルールと、ユーザ情報ＤＢ２０２の取引コスト情報とに基づいて、利用形態を決定する。
ここで、所定のルールは、例えばユーザＵ１乃至Ｕｍによる発電設備及び蓄電設備の購入価格及び耐用年数に基づき、当該購入価格と同額の収益の獲得を最優先するというルールを含む。

利用形態は、蓄電装置ＴＤ等の所定の電力蓄積手段に対して、当該蓄電装置ＴＤの充電率を推定し充電可能な空き容量に対して、ユーザＵ１乃至Ｕｍ及び複数の電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｎを含む電力提供源から提供される電力を蓄積し、ユーザＵ１乃至Ｕｍ及び複数の電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｎを含む電力提供先に対して電力を放電して提供する蓄電設備を利用する形態を含む。
また、利用形態は、所定の電力売買市場ＤＳ１乃至ＤＳｎにおいて、現在の売買価格が予め設定した第１価格のときに電力を仕入れて蓄電装置ＴＤに蓄積しておき、予測売買価格が第１価格より高価な第２価格のときに蓄電装置ＴＤから放電した電力を、ユーザＵ１乃至Ｕｍの自家消費又は複数の電力売買市場ＤＳ１乃至ＤＳｎの少なくとも一部に対する販売に利用する形態を含む。

この他、電力利用決定部１０４は、ユーザＵ１乃至Ｕｍの複数の拠点（１つ１つの工場）毎の夫々の収益の最大化を目的とする第１ルールと、当該複数の拠点をまとめたグループとしての収益の最大化を目的とする第２ルールのうち何れかを所定のルールとして採用して、利用形態を決定する。
電力利用決定部１０４は、ユーザＵ１乃至Ｕｍによる発電設備（この実施形態ではソーラー発電装置ＳＯ等）及び蓄電設備（例えば蓄電装置ＴＫ等）の購入価格及び耐用年数に基づき、当該購入価格と同額の収益の獲得を最優先するというルールを所定のルールとして採用して、利用形態を決定する。
さらに、電力利用決定部１０４は、制御部１０５からの蓄積依頼に応じた電力蓄積設備（例えば蓄電装置ＴＫ等）の充電率や、初期容量からの容量低下状況（蓄電性能の劣化状況）を鑑みた使用可能電池容量に基づいて、利用形態を決定する。

制御部１０５は、電力利用決定部１０４により決定された利用形態に基づいて、ユーザＵ１乃至Ｕｍの電力の利用を制御する。
具体的には、制御部１０５は、電力の蓄積が可能な電力蓄積設備（例えば蓄電装置ＴＤ等）として登録されているものの中から１以上に対して蓄積依頼を出力する制御を、ユーザＵ１乃至Ｕｍの電力の利用の制御の少なくとも一部として実行する。

発電量取得部１０６は、ユーザＵ１乃至Ｕｍが所有する発電設備（例えばソーラー発電装置ＳＯ等）により将来の所定時間帯に発電される発電量の予測結果をサービス提供者サーバ１の図示せぬ機能ブロック又は図示せぬ他の情報処理装置から取得し、当該予測結果に基づいて、売買価格予測部１０２による予測売買価格の予測、及び、電力利用決定部１０４による利用形態の決定に夫々用いる指標としての予測発電量を算出する。
即ち、売買価格予測部１０２は、過去の所定時間帯の電力の売買価格に加えてさらに予測発電量を用いることで、より精度を高めて、予測売買価格を予測することができる。また、電力利用決定部１０４は、現在売買価格、自家消費予測量、及び予測売買価格、並びに、ユーザＵ１乃至Ｕｍの収益の最大化を目的とする所定のルールに加えてさらに予測発電量を用いることで、より精度を高めて、電力の利用形態を決定することができる。
このように、「予測発電量」とは、「予測結果」そのものではなく、予測結果を加工（予測結果に基づいて算出）して得られる指標の名称である。
具体的には例えば、予測発電量は、次のようにして算出される。
即ち、発電量取得部１０６は、予測結果に対して、「予測発電量の予測の信頼区間幅の広さ」及び「インバランスコストの発生可能性」に基づいた安全係数を乗算した値を「予測発電量」として算出することができる。
ここで、予測発電量の予測の信頼区間幅の広さとは、例えば予測の信頼度（精度）が高い時間帯であれば予測発電量の予測値に対して±１０％の信頼区間幅、また予測の信頼度（精度）が低い時間帯であれば予測発電量の予測値に対して±３０％の信頼区間幅等とされる。ここに示した数値は一例であり、他の数値であってもよい。また、インバランスコストには、例えば罰金や罰則（ペナルティ）等が含まれる。

以上説明したように、本実施形態の情報処理システムによれば、複数の電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｎにおける電力の現在売買価格、電力の自家消費予測量、電力の予測売買価格に基づき、収益を最大化するように電力の利用形態を決定するので、ユーザＵ１乃至Ｕｍは、ソーラー発電装置ＳＯによる自家発電の消費や他からの購入及び販売を含む電力の需給（売買及び需給調整）による総合的な収益の最大化を図ることができる。

続いて、図５乃至図７を参照して本実施形態の情報処理システムの動作を説明する。
本実施形態の情報処理システムは、上述したように、ユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々の電力を制御することで、ユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々の電力の需給（売買及び需給調整）による総合的な収益の最大化を図ることができる。ただし、以下では説明の便宜上、ユーザＵ１の電力の制御を例として具体例を説明していく。
図５は、図２の情報処理システムのスポット市場における電力の卸売価格の１日の推移の一例を示す図である。
図１に示したユーザＵ１が、例えば倉庫業を営む会社であり、倉庫に例えば図１に示した発電設備（生産能力１ＭＷ等のソーラー発電装置ＳＯ等）を設置したものとする。
１ＭＷの場合の発電量は、１３１４０００ｋＷｈ程度と見込まれる。
（１０００ＫＷ×２４時間×３６５日×１５％＝１３１４０００ｋＷｈ（／年））
ユーザＵ１では、過去の実績として年間５０００００ｋＷｈの電力使用量しかないため、自家消費だけでは発電電力を使い切れず、約８１４０００ｋＷｈ分については他の使い方をする必要がある。
そこで、電力料金が安いときに仕入れ、蓄電も実施し、高いときに販売する形態で電力を利用することとし、１３１４０００ｋＷｈ（／年）全体の電力運用を実施することにした。

電力卸売市場における価格は１日の中でも大きく変化する。
ある年（例えば２０２２年等）のある日（例えば１月２日等）のスポット市場において、図５に示すような電力市場価格の推移があったものとする。このスポット市場では、７円／ｋＷｈから２０円／ｋＷｈまでのボラティリティ（値動きの幅）が存在する。この場合、ユーザＵ１としては、下記の２つの選択肢がある。
１つの選択肢は、事前に蓄電等がなされていない場合、８：００～１５：３０は自家消費するより蓄電させ、その間、自社は電力会社からの固定価格での電力を活用させる。
他の選択肢は、８：００～１５：３０は自家消費し、１６時以降の価格帯で売電する。

以下、図６のフローチャートと図７を参照して情報処理システムの動作を説明する。
図６は、図４のサービス提供者サーバが、図５のスポット市場を含む市場分析を通し最適運用を実施するためのフローチャートである。
図７は、図４のサービス提供者サーバが、図６のフローチャートの処理を遂行するための時系列予測モデルのアルゴリズム構造の一例を示す図である。
図６に示すように、ステップＳ１０１において、電力利用決定部１０４は、自家消費固定買取価格と、供給ＢＧによる固定買取価格と、小売電気事業者による固定買取価格とが入力されると、ステップＳ１０２において、時系列予測モデル（ディープラーニング）を活用し、自家消費固定買取価格と、供給ＢＧによる固定買取価格と、小売電気事業者による固定買取価格と、先渡市場価格、スポット市場価格、時間前市場価格、先物市場価格、需給調整市場価格等の電力市場価格の推移を分析することで、今後の市場価格の推移に応じた電力の利用形態を決定する。
時間前市場は、価格優先・時刻優先で、個人の入札を付け合わせ随時取引を成立させるザラバ形式かつ１時間後の電力の売買ができるため、スポット市場と比較して臨機応変に取引しやすいという特徴がある。
一方、スポット市場の場合、実需給の３日前～実需給の前日１０時の間に入札を実施する必要があるため、これまでの全市場における時系列予測や外部環境による変動要素（ＬＮＧ価格等）を鑑みていくらの入札価格にするべきかを判断する必要がある。
また、スポット市場は、シングルプライスオークション形式・３０分単位で価格決定がなされるため、必要電力量に対して過大な売電をしすぎると需給バランスを保てず、価格下落を引き起こすリスクもある。この辺りを正確に分析して今後の市場価格の推移を予測する必要がある。

続いて、ステップＳ１０３において、電力利用決定部１０４は、時系列予測モデル（ディープラーニング）を活用し、ユーザＵ１が保有するソーラー発電装置ＳＯ、及びユーザＵ１以外のユーザＵ２乃至Ｕｍが保有する発電設備による発電量予測量を分析し、また各々のユーザが保有する負荷ＦＫによる自家消費予測量を予測し分析することで、今後の市場価格の推移に合わせ利用形態を決定すべき電力量の総量を把握する。

そして、ステップＳ１０４において、電力利用決定部１０４は、時系列予測モデル（ディープラーニング）を活用し、サービス提供者ＳＡの取扱総電力量を売電した場合の市場価格へのインパクトを分析する。

ステップＳ１０５において、電力利用決定部１０４は、サービス提供者ＳＡがサービスを提供するユーザＵ１乃至Ｕｍが保有する発電設備からの発電量予測や自家消費需要予測も鑑み、ユーザＵ１乃至Ｕｍにおける自家消費／売電／蓄電／需給調整の中から、その時々に応じた電力の適切な利用形態を夫々決定する。

上記図６の処理に活用される時系列予測モデルは、一例として、例えば図７に示すように、参照情報が夫々入力される入力層と、２層の中間層と、中間層による学習結果を出力する出力層とにより構成される。複数の中間層を用いることで深層学習が可能である。

毎日の単位で最適化させて取引させるケースもあるが、例えば水曜日は価格が上がりやすい、日曜日は下がりやすい（工場稼働がないため）等の特徴も存在する。そのため、１日単位運用だけではなく、３日・１週間・２週間・１ヶ月・３ヶ月といった形で、各レンジの中で最適運用を目指す方式を取れる可能性もあり、期間毎に大きく運用方針が異なることが予想される（特に蓄電装置の使い方等）。この点についても、この情報処理システムでは、期間設定に応じた最適運用を選択することができる。

ここで、ユーザＵ１は、１３１４０００ｋＷｈ（／年）のうち、１週間単位での最適運用として、自家消費と市場売電を組み合わせて運用するという形で、本サービスを利用するものとする。

この結果、電力利用決定部１０４により決定された図８、図９に示すような１週間の運用形態に基づいて、ユーザＵ１の電力の利用が制御される。
図８は、図４のサービス提供者サーバによる１週間の運用形態の例を示す図である。
図９は、図４のサービス提供者サーバによる運用形態の他の例であり、ユーザが自家消費を優先させる運用を実施する場合の例を示す図である。

例えば図８の例によれば、例えば月曜日を見ると、天候が晴でユーザＵ１の発電量は、３６００ｋＷｈであったものとする。
天候が晴の場合、電力市場価格が低いため、電力利用決定部１０４は、相対売電量１５円／ｋＷｈで６００ｋＷｈのみ売電し、残分３０００ｋＷｈは自家消費するという利用形態（運用形態）を決定した。その結果、ユーザＵ１においては、発電量が３６００ｋＷｈ、自家消費が３０００ｋＷｈ、相対売電量が６００ｋＷｈ、収益が９０００円となった。
以下、火曜日から日曜日までの運用形態は、図８に示す通りになる。
この結果、月曜日から日曜日までのユーザＵ１の１週間の収益は、３１５０００円となる。

また、ユーザＵ１が、仮に自家消費を優先させる運用を実施する場合は、図９に示すような１週間の運用形態になる。但しユーザＵ１が、３０００ｋＷｈ／Ｄａｙを利用する企業規模と想定した場合である。
この場合の図９の例によれば、例えば火曜日を見ると、天候が晴でユーザＵ１の発電量は、３６００ｋＷｈであったものとする。
この場合、電力利用決定部１０４は、ユーザＵ１の発電量３６００ｋＷｈのうち３０００ｋＷｈを自家消費し、余った６００ｋＷｈをスポット市場価格２０円／ｋＷｈの際に売電するという利用形態（運用形態）を決定した。その結果、ユーザＵ１においては、発電量が３６００ｋＷｈ、自家消費が３０００ｋＷｈ、市場売電が６００ｋＷｈとなり、その日の収益が１２０００円となった。
その他、月曜日から日曜日までの運用形態は、図９に示す通りになり、結果として、自家消費を優先させる運用の場合、月曜日から日曜日までのユーザＵ１の１週間の収益は、１２９０００円となる。

次に、図１０乃至図１２を参照して本発明の情報処理装置の一実施形態を含む情報処理システムにより提供される第２サービスを説明する。
図１０は、本発明の情報処理装置の一実施形態が適用される第２サービスの概要を示す図である。なお、第２サービスを実現するシステム構成やサービス提供者サーバ１のハードウェア構成、さらにはサービス提供者サーバ１の機能的構成（各機能ブロック間の関係等）は、第１実施形態と同様であるものとし、その説明は省力する。

第２サービスは、図１０に示すように、サービス提供者ＳＡから、ｍ（ｍは１以上の整数値）のユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々に提供される。この第２サービスでは、ユーザＵ１乃至Ｕｍは、電力を供給する事業等を行っている者（電力供給者）である。この電力は、後述する電力供給者から供給されるものの他、ユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々により発電される再生可能エネルギーも含んでいる。
即ち、第２サービスにおいては、電力供給者として、バランシング・グループを持つ電力会社ＤＫ１と、電力小売事業者ＤＫ２と、ｎ（ｎはｍとは独立した１以上の整数値）の電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｎ、並びにユーザＵ１乃至Ｕｍとが存在する。

第２サービスは、このような電力供給者であり電力需要者であるユーザＵ１乃至Ｕｍとの間をサービス提供者ＳＡが仲介し、電力の「消費」、「売買」、「蓄積」、「需給調整」を組み合わせて、電力生産、消費及び電力取引（売買）におけるユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々の収益を最大化するサービスである。

サービス提供者ＳＡは、ユーザＵ１乃至Ｕｍの夫々の電力生産及び電力取引の仲介をする。そこで、サービス提供者ＳＡは、電力を蓄積する蓄電装置ＴＤを有している。蓄電装置ＴＤは、電力の取引で生じるタイムラグを吸収するためのものである。蓄電装置ＴＤを活用することで、電力を発電した時点と自家消費または売電する時点をずらすことが可能となり、結果として、収益性を向上させることができる。
蓄電装置ＴＤは、例えば蓄電池、水素やアンモニア等の化学物質への変換装置、電気自動車のバッテリ等である。
この例では、蓄電装置ＴＤを１つだけ例示しているが、複数の蓄電装置ＴＤが分散して配置されていてもよく、また蓄電装置ＴＤを第三者が管理主体として管理していてもよい。つまり蓄電装置ＴＤの数や配置、さらには管理主体は問わない。

ユーザＵｋ（ｋは１乃至ｍのうち任意の整数値）は、上述のように電力供給者であり、電力需要者から需要される電力を供給して、自己の事業等を営んでいる。
ただし、ユーザＵ１乃至Ｕｍのうち少なくとも一部は、再生可能エネルギーを消費する設備及び蓄電設備を有している。
再生可能エネルギー生産可能な設備は、例えば太陽光発電、風力発電、バイオマス発電、水力発電、地熱発電、波力発電、揚水発電等の設備がある。

具体的には例えばユーザＵ１は、再生可能エネルギー発電をするために、ユーザ発電システムＵＧＳ１を有する。ユーザ発電システムＵＧＳ１は、ソーラー発電装置ＳＯ１、蓄電装置ＴＫ１、制御装置ＣＯ１等を有する。
また、例えばユーザＵ２は、再生可能エネルギー発電をするために、ユーザ発電システムＵＧＳ２を有する。ユーザ発電システムＵＧＳ２は、ソーラー発電装置ＳＯ２、蓄電装置ＴＫ２、制御装置ＣＯ２等を有する。

例えばユーザ発電システムＵＧＳ１では、ソーラー発電装置ＳＯ１により発電された電力は、蓄電装置ＴＫ１に蓄電される、又はサービス提供者ＳＡを通じて他者（例えば電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｎ、これらの市場を介さない電力会社ＤＫ１やＤＫ２、他のユーザＵｐ（ｐは２乃至ｍのうちを任意の整数値））に販売するか、ユーザＵ１１内の負荷ＦＫ１で消費する。なお、ユーザ発電システムＵＧＳ１以外のユーザ発電システム（ユーザ発電システムＵＳＧ２以降）についても同様である。

制御装置ＣＯ１は、サービス提供者ＳＡからの指示に基づいて、ソーラー発電装置ＳＯ１により発電された電力、又は蓄電装置ＴＫ１に蓄電された電力を、サービス提供者ＳＡを通じて他者（例えば電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｎ、これらの市場を介さない電力会社（供給ＢＧ）ＤＫ１や電力会社（小売電気事業者）ＤＫ２、他のユーザＵｐ（ｐは２乃至ｍのうちを任意の整数値））に販売するか、ユーザＵ１１内の負荷ＦＫ１で消費するかといった電力利用を制御する。

ここで、負荷ＦＫ１、ＦＫ２は、ユーザＵ１１、Ｕ２の事業等を営むための設備（例えば工場）である。即ち、ユーザＵ１１内の負荷ＦＫ１で電力を消費することは、ユーザＵ１にとって最終需要家であるユーザＵ１１にＰＰＡ（Ｐｏｗｅｒ Ｐｕｒｃｈａｓｅ Ａｇｒｅｅｍｅｎｔ）サービスを提供していることを意味する。またユーザＵ２内の負荷ＦＫ２で電力を消費することは、ユーザＵ２にとって自家消費であることを意味する。

なお、ＰＰＡサービスとは、サービスを展開する事業者が顧客の屋根等に、ソーラー発電装置等を設置して、顧客が初期投資なしで、二酸化炭素排出ゼロの電気を利用できるというものである。

続いて、図５、図１０を参照して第２実施形態の情報処理システムの動作を説明する。
なお、第２実施形態における基本的な動作は、図６に示した第１実施形態の動作のフローチャートと同じでありその説明は省略する。

毎日の単位で最適化させて取引させるケースもあるが、例えば水曜日は価格が上がりやすい、日曜日は下がりやすい（工場稼働がないため）等の特徴も存在する。そのため、１日単位運用だけではなく、３日・１週間・２週間・１ヶ月・３ヶ月といった形で、各レンジの中で最適運用を目指す方式を取る可能性もあり、期間毎に大きく運用方針が異なることが予想される（特に蓄電装置の使い方等）。この点についても、この情報処理システムでは、期間設定に応じた最適運用を選択することができる。

ここで、ユーザＵ１は、１３１４０００ｋＷｈ（／年）のうち、１週間単位での最適運用として、自家消費と市場売電を組み合わせて運用するという形で、第２サービスを利用するものとする。

この結果、電力利用決定部１０４により決定された図１１、図１２に示すような１週間の運用形態に基づいて、ユーザＵ１の電力の利用が制御される。
図１１は、第２実施形態のサービス提供者サーバによる１週間の運用形態の例を示す図である。図１２は、第２実施形態のサービス提供者サーバによる１週間の運用形態の他の例であり、ユーザＵ１が自家消費を優先させる運用を実施する場合の例を示す図である。

例えば図１１の例の例えば月曜日を見ると、天候が晴でユーザＵ１の発電量は、３６００ｋＷｈであったものとする。
期間単位で最適運用する場合、電力利用決定部１０４は、３０００ｋＷｈをＰＰＡサービス単価１７円で売電（図１１の表では自家消費量に計上）し、残分６００ｋＷｈを相対売電量１５円／ｋＷｈで売電するという利用形態（運用形態）を決定した。その結果、ユーザＵ１においては、発電量が３６００ｋＷｈ、ＰＰＡサービス売電量が３０００ｋＷｈ、相対売電量が６００ｋＷｈとなり、これらから、収益は６００００円となった。
以下、火曜日から日曜日までの運用形態は、図１１に示す通りになる。
この結果、月曜日から日曜日までのユーザＵ１の１週間の収益は、４０３４００円となる。

また、ユーザＵ１が、仮に自家消費を優先させて期間単位で最適運用する場合、図１２に示すような１週間の運用形態になる。但しユーザＵ１が、３０００ｋＷｈ／Ｄａｙを利用する企業規模と想定した場合である。
図１２の例の例えば土曜日を見ると、電力利用決定部１０４は、土曜日は、工場稼働が無いため、ユーティリティ設備分で１００ｋＷｈのみＰＰＡサービス単価１７円で売電し、残分３５００ｋＷｈのうち２０００ｋＷｈを相対１５円／ｋＷｈで売電し、残りの１５００ｋＷｈをスポット市場価格１０円／ｋＷｈの際に売電するという利用形態（運用形態）を決定した。その結果、ユーザＵ１においては、発電量が３６００ｋＷｈ、ＰＰＡサービス売電量が１００ｋＷｈ、相対売電量が２０００ｋＷｈ、市場売電量が１５００ｋＷｈとなり、これらの収益が４６７００円となった。他の曜日の運用形態は、図１２に示す通りになる。
この結果、月曜日から日曜日までのユーザＵ１の１週間の収益は、３５３４００円となる。

以上、本発明の一実施形態について説明したが、本発明は、上述の実施形態に限定されるものではなく、本発明の目的を達成できる範囲での変形、改良等は本発明に含まれるものである。

上述した実施形態では、ソーラー発電装置ＳＯを例示したが、他の発電装置であってもよく、再生可能エネルギーを生産する装置であれば足りる。
上述した実施形態では、売買価格取得部１０１は、電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｎの夫々毎に、ユーザＵ１乃至Ｕｍが電力を売買する際の現在の価格を、現在売買価格として取得したが、これ以外の電力市場から現在売買価格を取得してもよく、複数の電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｎの夫々毎に、ユーザＵ１乃至Ｕｍが電力を売買する際の現在の価格を、現在売買価格として取得すれば足りる。

上述した実施形態では、売買価格予測部１０２は、複数の電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｎの夫々毎に、将来の所定時間帯に電力をユーザＵ１乃至Ｕｍが売買する際の価格を、予測売買価格として予測したが、これ以外の電力市場の予測売買価格を予測してもよく、複数の電力売買市場の夫々毎に、将来の所定時間帯に電力をユーザが売買する際の価格を、予測売買価格として予測すれば足りる。

上述した実施形態では、電力利用決定部１０４は、現在売買価格、自家消費予測量、及び予測売買価格、並びに、ユーザＵ１乃至Ｕｍの収益の最大化を目的とする所定のルールに基づいて、ユーザＵ１乃至Ｕｍの電力の利用形態を決定したが、これ以外のルール（例えば電力の自家消費を最大にして他からの電力の購入を最小に抑えるようなルール等）やルール以外のパラメータや条件を用いてユーザＵ１乃至Ｕｍの電力の利用形態を決定してもよい。

また例えば、上述した一連の処理は、ハードウェアにより実行させることもできるし、ソフトウェアにより実行させることもできる。
換言すると、図４のサービス提供者サーバの機能的構成は例示に過ぎず、特に限定されない。
即ち、上述した一連の処理を全体として実行できる機能が情報処理システムに備えられていれば足り、この機能を実現するためにどのような機能ブロックを用いるのかは特に図４の例に限定されない。また、サービス提供者サーバの機能ブロック及びデータベースの存在場所も、図４に特に限定されず、任意でよい。例えば、各種処理の実行に必要となる機能ブロック及びデータベースの少なくとも一部を、他の情報処理装置（サーバ）に移譲させてもよい。逆に他の情報処理装置（サーバ）の機能ブロック及びデータベースをサービス提供者サーバ等に移譲させてもよい。
また、１つの機能ブロックは、ハードウェア単体で構成してもよいし、ソフトウェア単体で構成してもよいし、それらの組み合わせで構成してもよい。

一連の処理をソフトウェアにより実行させる場合には、そのソフトウェアを構成するプログラムが、コンピュータ等にネットワークや記録媒体からインストールされる。
コンピュータは、専用のハードウェアに組み込まれているコンピュータであってもよい。
また、コンピュータは、各種のプログラムをインストールすることで、各種の機能を実行することが可能なコンピュータ、例えばサーバの他汎用のスマートフォンやパーソナルコンピュータであってもよい。

このようなプログラムを含む記録媒体は、ユーザＵ１乃至Ｕｍ等にプログラムを提供するために装置本体とは別に配布される図示せぬリムーバブルメディアにより構成されるだけでなく、装置本体に予め組み込まれた状態でユーザＵ１乃至Ｕｍ等に提供される記録媒体等で構成される。

なお、本明細書において、記録媒体に記録されるプログラムを記述するステップは、その順序に沿って時系列的に行われる処理はもちろん、必ずしも時系列的に処理されなくとも、並列的あるいは個別に実行される処理をも含むものである。
また、本明細書において、システムの用語は、複数の装置や複数の手段等より構成される全体的な装置を意味するものとする。

以上を換言すると、本発明が適用される情報処理装置は、次のような構成を有していれば足り、各種各様な実施の形態を取ることができる。
即ち、本発明が適用される情報処理装置（例えば図４のサービス提供者サーバ１等）は、
複数の電力売買市場（例えば図１の電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｍ等）の夫々毎に、ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）が電力を売買する際の現在の価格を、現在売買価格として取得する売買価格取得手段（例えば図４の売買価格取得部１０１等）と、
前記複数の電力売買市場の夫々毎に、将来の所定時間帯に電力を前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）が売買する際の価格を、予測売買価格として予測する売買価格予測手段（例えば図４の売買価格予測部１０２等）と、
将来の所定時間帯に前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）が消費する電力量を、自家消費予測量として予測するユーザ消費予測手段（例えば図４のユーザ消費予測部１０３等）と、
前記現在売買価格、前記自家消費予測量、及び前記予測売買価格、並びに、前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）の収益の最大化を目的とする所定のルールに基づいて、前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）の電力の利用形態を決定する電力利用決定手段（例えば図４の電力利用決定部１０４等）と、
決定された前記利用形態に基づいて、前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）の電力の利用を制御する（例えば図７や図８の備考のように制御する）制御手段（例えば図４の制御部１０５等）と、
を備える。
これにより、ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）は、電力の需給や自家消費を含めて総合的に収益を最大化することができる。

前記電力利用決定手段（例えば図４の電力利用決定部１０４等）は、
前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）の電力に関する取引コストの情報が取引コスト情報として格納されている取引コストＤＢ（例えば図４のユーザ情報ＤＢ２０２等）にアクセスして、
さらに当該取引コスト情報に基づいて、前記利用形態を決定する。
このように、取引コスト情報を考慮して利用形態を決定することにより、収益の算出精度を向上することができる。

前記利用形態は、
所定の電力蓄積手段（例えば図４の蓄積装置ＴＤ等）に対して、前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）及び前記複数の電力売買市場（例えば図１の電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｎ等）を含む電力提供源から提供される電力を蓄積し、前記ユーザ及び前記複数の電力市場を含む電力提供先に対して電力を放電して提供する蓄電設備を利用する形態を含む。
このように所定の電力蓄積手段（例えば図４の蓄積装置ＴＤ等）を利用することで、電力を発電した時点と自家消費または売電する時点をずらすことが可能となり、結果として、収益性を向上させることができる。

前記利用形態は、
所定の電力売買市場（例えば図１の電力市場（スポット市場）ＤＳ２等）において、前記現在売買価格が第１価格のときに前記電力を仕入れて前記蓄電装置（例えば図１の蓄電装置ＴＤ等）に蓄積しておき、前記予測売買価格が前記第１価格より高価な第２価格のときに前記蓄電装置（例えば図１の蓄電装置ＴＤ等）から放電した電力を、前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）の自家消費又は前記複数の電力売買市場の少なくとも一部に対する販売に利用する形態を含む。
このように、予め第１価格と第２価格とを設定し、２つの価格で挟まれた価格帯で電力を取引することで、その価格帯での安定的な収益を確保することができる。

前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）が所有する発電設備により将来の所定時間帯に発電される発電量の予測結果を取得し、当該予測結果に基づいて、前記売買価格予測手段（例えば図４の売買価格予測部１０２等）による前記予測売買価格の予測、及び、前記電力利用決定手段（例えば図４の電力利用決定部１０４等）による前記利用形態の決定に夫々用いる指標としての予測発電量を算出する発電量取得手段（例えば図４の発電量取得部１０６等）、
をさらに備える。
このように、ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）が所有する発電設備により将来の所定時間帯に発電される発電量の予測結果に基づいて算出される予測発電量を用いて、予測売買価格の予測、及び電力利用形態を決定することで、総合的な収益最大化の精度を向上することができる。

前記発電量予測手段（例えば図４の発電量取得部１０６等）は、前記予測結果に対して、前記予測発電量の予測の信頼区間幅の広さ（例えば予測の信頼度（精度）が高い時間帯であれば予測発電量の予測値に対して±１０％の信頼区間幅や予測の信頼度（精度）が低い時間帯であれば予測発電量の予測値に対して±３０％の信頼区間幅等）、及びインバランスコスト（例えば罰金やペナルティ等）の発生可能性に基づいた安全係数を乗算した値を前記予測発電量として算出する。
これにより、インバランスコストを発生させないための安全性を考慮した予測発電量を得ることができる。

前記電力利用決定手段（例えば図４の電力利用決定部１０４等）は、前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）の複数の拠点（工場１つ１つ）毎の夫々の収益の最大化を目的とする第１ルールと、当該複数の拠点をまとめたグループとしての収益の最大化を目的とする第２ルールのうち何れかを前記所定のルールとして採用して、前記利用形態を決定する。
これにより、複数の拠点（工場１つ１つ）毎の夫々の収益を最大化することと、当該複数の拠点をまとめたグループとしての収益を最大化することのうち、その時に必要な目的の方の利用形態を選択することができる。

前記ユーザ消費予測手段（例えば図４のユーザ消費予測部１０３等）は、前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）の操業計画及び将来の天候の予測結果を考慮して、前記自家消費予測量を予測する。
これにより、予測する自家消費予測量に、実際のユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）の操業計画及び将来の天候の予測結果が考慮されるので、自家消費予測量を高精度に予測することができる。

前記電力利用決定手段は、
前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）による発電設備及び蓄電設備の購入価格及び耐用年数に基づき、当該購入価格と同額の収益の獲得を最優先するというルールを前記所定のルールとして採用して、前記利用形態を決定する。
このように、ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）による発電設備（例えば図１のソーラー発電装置ＳＯ等）及び蓄電設備（例えば図１の蓄電装置ＴＫ等）の購入価格及び耐用年数に基づき、当該購入価格と同額の収益の獲得を最優先するというルールを所定のルールとして採用することで、発電設備（例えば図１のソーラー発電装置ＳＯ等）及び蓄電設備（例えば図１の蓄電装置ＴＫ等）の減価償却を優先的に行うことができる。

前記制御手段（例えば図４の制御部１０５等）は、
電力の蓄積が可能な電力蓄積設備（例えば図１の蓄電装置ＴＤ等）として登録されているものの中から１以上に対して蓄積依頼を出力する制御を、前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）の電力の利用の制御の少なくとも一部として実行し、
前記電力利用決定手段（例えば図４の電力利用決定部１０４等）は、前記蓄積依頼に応じた電力蓄積設備（例えば図１の蓄電装置ＴＤ等）の蓄電状況（例えば充電率および初期容量からの容量低下状況を鑑みた使用可能電池容量等）にさらに基づいて、前記利用形態を決定し、
前記ユーザ消費予測手段（例えば図４のユーザ消費予測部１０３等）は、前記蓄積依頼、前記ユーザの操業計画、及び将来の天候の予測結果に基づいて、前記自家消費予測量を予測する。
これにより、蓄積依頼に応じた電力蓄積設備（例えば図１の蓄電装置ＴＤ等）の蓄電状況を考慮して収益を最大化することができる。

情報処理装置（例えば図４のサービス提供者サーバ１等）が実行する情報処理方法において、
複数の電力売買市場（例えば図１の電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｍ等）の夫々毎に、ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）が電力を売買する際の現在の価格を、現在売買価格として取得する売買価格取得ステップと、
前記複数の電力売買市場（例えば図１の電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｍ等）の夫々毎に、将来の所定時間帯に電力を前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）が売買する際の価格を、予測売買価格として予測する売買価格予測ステップと、
将来の所定時間帯に前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）が消費する電力量を、自家消費予測量として予測するユーザ消費予測ステップと、
前記現在売買価格、前記自家消費予測量、及び前記予測売買価格、並びに、前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）の収益の最大化を目的とする所定のルールに基づいて、前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）の電力の利用形態を決定する電力利用決定ステップと、
決定された前記利用形態に基づいて、前記ユーザの電力の利用を制御（例えば図７や図８の備考のように制御）する制御ステップと、
を含む。
これにより、ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）は、電力の需給や自家消費を含めて総合的に収益を最大化することができる。

コンピュータに、
複数の電力売買市場（例えば図１の電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｍ等）の夫々毎に、ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）が電力を売買する際の現在の価格を、現在売買価格として取得する売買価格取得ステップと、
前記複数の電力売買市場（例えば図１の電力市場ＤＳ１乃至ＤＳｍ等）の夫々毎に、将来の所定時間帯に電力を前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）が売買する際の価格を、予測売買価格として予測する売買価格予測ステップと、
将来の所定時間帯に前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）が消費する電力量を、自家消費予測量として予測するユーザ消費予測ステップと、
前記現在売買価格、前記自家消費予測量、及び前記予測売買価格、並びに、前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）の収益の最大化を目的とする所定のルールに基づいて、前記ユーザの電力の利用形態を決定する電力利用決定ステップと、
決定された前記利用形態に基づいて、前記ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）の電力の利用を制御（例えば図７や図８の備考のように制御）する制御ステップと、
を含む制御処理を実行させる。
これにより、ユーザ（例えば図１のユーザＵ１乃至Ｕｍ等）は、電力の需給や自家消費を含めて総合的に収益を最大化することができる。

１・・・サービス提供者サーバ、２・・・電力会社サーバ２、３－ｎ・・・電力市場サーバ、１１・・・ＣＰＵ、１２・・・ＲＯＭ、１３・・・ＲＡＭ、１４・・・バス、１５・・・入出力インターフェース、１６・・・出力部、１７・・・入力部、１８・・・記憶部、１９・・・通信部、１０１・・・売買価格取得部、１０２・・・売買価格予測部、１０３・・・ユーザ消費予測部、１０４・・・電力利用決定部、１０５・・・制御部、１０６・・・発電量取得部、２０１・・・電力情報ＤＢ、２０２・・・ユーザ情報ＤＢ

Claims (10)

1. 複数の電力売買市場の夫々毎に、ユーザが電力を売買する際の現在の価格を、現在売買価格として取得する売買価格取得手段と、
   前記複数の電力売買市場の夫々毎に、将来の所定時間帯に電力を前記ユーザが売買する際の価格を、予測売買価格として予測する売買価格予測手段と、
   将来の所定時間帯に前記ユーザが消費する電力量を、自家消費予測量として予測するユーザ消費予測手段と、
   前記現在売買価格、前記自家消費予測量、及び前記予測売買価格、並びに、前記ユーザの収益の最大化を目的とする所定のルールに基づいて、前記ユーザの電力の利用形態を決定する電力利用決定手段と、
   決定された前記利用形態に基づいて、前記ユーザの電力の利用を制御する制御手段と、
   前記ユーザが所有する発電設備により将来の所定時間帯に発電される発電量の予測結果を取得し、当該予測結果に基づいて、前記売買価格予測手段による前記予測売買価格の予測、及び、前記電力利用決定手段による前記利用形態の決定に夫々用いる指標としての前記予測発電量を算出する発電量予測手段と、
   を備え、
   前記発電量予測手段は、前記予測結果に対して、前記予測発電量の予測の信頼区間幅の広さ、及びインバランスコストの発生可能性に基づいた安全係数を乗算した値を前記予測発電量として算出する、
   情報処理装置。
2. 前記電力利用決定手段は、
   前記ユーザの電力に関する取引コストの情報が取引コスト情報として格納されている取引コストＤＢにアクセスして、
   さらに当該取引コストに基づいて、前記利用形態を決定する、
   請求項１に記載の情報処理装置。
3. 前記利用形態は、
   所定の電力蓄積手段に対して、前記ユーザ及び前記複数の電力売買市場を含む電力提供源から提供される電力を蓄積し、前記ユーザ及び前記複数の電力売買市場を含む電力提供先に対して電力を放電して提供する蓄電設備を利用する形態を含む、
   請求項１又は２に記載の情報処理装置。
4. 前記利用形態は、
   所定の電力売買市場において、前記現在売買価格が第１価格のときに前記電力を仕入れて前記蓄電設備に蓄積しておき、前記予測売買価格が前記第１価格より高価な第２価格のときに前記蓄電設備から放電した電力を、前記ユーザの自家消費又は前記複数の電力売買市場の少なくとも一部に対する販売に利用する形態を含む、
   請求項３に記載の情報処理装置。
5. 前記電力利用決定手段は、前記ユーザの複数の拠点毎の夫々の収益の最大化を目的とする第１ルールと、当該複数の拠点をまとめたグループとしての収益の最大化を目的とする第２ルールのうち何れかを前記所定のルールとして採用して、前記利用形態を決定する、
   請求項１に記載の情報処理装置。
6. 前記ユーザ消費予測手段は、前記ユーザの操業計画及び将来の天候の予測結果を考慮して、前記自家消費予測量を予測する、
   請求項１に記載の情報処理装置。
7. 前記電力利用決定手段は、
   前記ユーザによる発電設備及び蓄電設備の購入価格及び耐用年数に基づき、当該購入価格と同額の収益の獲得を最優先するというルールを前記所定のルールとして採用して、前記利用形態を決定する、
   請求項１に記載の情報処理装置。
8. 前記制御手段は、
   電力の蓄積が可能な電力蓄積設備として登録されているものの中から１以上に対して蓄積依頼を出力する制御を、前記ユーザの電力の利用の制御の少なくとも一部として実行し、
   前記電力利用決定手段は、前記蓄積依頼に応じた電力蓄積設備の蓄電状況にさらに基づいて、前記利用形態を決定し、
   前記ユーザ消費予測手段は、前記蓄積依頼、前記ユーザの操業計画、及び将来の天候の予測結果に基づいて、前記自家消費予測量を予測する、
   請求項１に記載の情報処理装置。
9. 情報処理装置が実行する情報処理方法において、
   複数の電力売買市場の夫々毎に、ユーザが電力を売買する際の現在の価格を、現在売買価格として取得する売買価格取得ステップと、
   前記複数の電力売買市場の夫々毎に、将来の所定時間帯に電力を前記ユーザが売買する際の価格を、予測売買価格として予測する売買価格予測ステップと、
   将来の所定時間帯に前記ユーザが消費する電力量を、自家消費予測量として予測するユーザ消費予測ステップと、
   前記現在売買価格、前記自家消費予測量、及び前記予測売買価格、並びに、前記ユーザの収益の最大化を目的とする所定のルールに基づいて、前記ユーザの電力の利用形態を決定する電力利用決定ステップと、
   前記ユーザが所有する発電設備により将来の所定時間帯に発電される発電量の予測結果を取得し、当該予測結果に基づいて、前記売買価格予測ステップによる前記予測売買価格の予測、及び、前記電力利用決定ステップによる前記利用形態の決定に夫々用いる指標としての前記予測発電量を算出する発電量予測ステップと、
   決定された前記利用形態に基づいて、前記ユーザの電力の利用を制御する制御ステップと、
   を含み、
   前記発電量予測ステップは、前記予測結果に対して、前記予測発電量の予測の信頼区間幅の広さ、及びインバランスコストの発生可能性に基づいた安全係数を乗算した値を前記予測発電量として算出するステップを含む、
   情報処理方法。
10. コンピュータに、
    複数の電力売買市場の夫々毎に、ユーザが電力を売買する際の現在の価格を、現在売買価格として取得する売買価格取得ステップと、
    前記複数の電力売買市場の夫々毎に、将来の所定時間帯に電力を前記ユーザが売買する際の価格を、予測売買価格として予測する売買価格予測ステップと、
    将来の所定時間帯に前記ユーザが消費する電力量を、自家消費予測量として予測するユーザ消費予測ステップと、
    前記現在売買価格、前記自家消費予測量、及び前記予測売買価格、並びに、前記ユーザの収益の最大化を目的とする所定のルールに基づいて、前記ユーザの電力の利用形態を決定する電力利用決定ステップと、
    前記ユーザが所有する発電設備により将来の所定時間帯に発電される発電量の予測結果を取得し、当該予測結果に基づいて、前記売買価格予測ステップによる前記予測売買価格の予測、及び、前記電力利用決定ステップによる前記利用形態の決定に夫々用いる指標としての前記予測発電量を算出する発電量予測ステップと、
    決定された前記利用形態に基づいて、前記ユーザの電力の利用を制御する制御ステップと、
    を含む制御処理を実行させ、
    前記発電量予測ステップとして、前記予測結果に対して、前記予測発電量の予測の信頼区間幅の広さ、及びインバランスコストの発生可能性に基づいた安全係数を乗算した値を前記予測発電量として算出するステップを含む制御処理を実行させる、
    プログラム。

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