(57)【要約】【課題】意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することができる監視システムを得ること。【解決手段】送配電事業者との間で供給に関する契約を締結している小売電気事業者の需要計画を管理する計画管理部２と、需要計画における需要量の計画値である計画需要量と、小売電気事業者と契約している需要家を示す情報と、需要家ごとの電力量の計量結果とに基づいて、インバランス量を算出するインバランス計算部６と、インバランス量に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出する条件判定部７と、を備える。【選択図】図１
2020149355.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
送配電事業者との間で供給に関する契約を締結している小売電気事業者の需要計画を管理する計画管理部と、
前記需要計画における需要量の計画値である計画需要量と、前記小売電気事業者と契約している需要家を示す情報と、前記需要家ごとの電力量の計量結果とに基づいて、インバランス量を算出するインバランス計算部と、
前記インバランス量に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者である不正事業者候補を抽出する条件判定部と、
を備えることを特徴とする監視システム。
【請求項２】
前記条件判定部は、前記小売電気事業者と契約している前記需要家の電力量の計量結果の総和を実績需要量として算出し、前記計画需要量の絶対値から前記実績需要量の絶対値を減じた値を前記実績需要量の絶対値で割った値であるインバランス率を算出し、前記インバランス率が第１の閾値以上であるか否かに基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することを特徴とする請求項１に記載の監視システム。
【請求項３】
前記条件判定部は、電力市場で取引される電力の価格である電力市場価格がインバランス料金の単価より高い時間帯における前記インバランス率が、第２の閾値以上であるか否かに基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することを特徴とする請求項２に記載の監視システム。
【請求項４】
前記不正事業者候補を表示する表示処理部、を備えることを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載の監視システム。
【請求項５】
前記不正事業者候補を帳票として出力する帳票出力部、を備えることを特徴とする請求項１から４のいずれか１つに記載の監視システム。
【請求項６】
前記不正事業者候補を、前記インバランス量の計算の対象となった時間を示す情報とともに記憶するデータベース、
を備えることを特徴とする請求項１から５のいずれか１つに記載の監視システム。
【請求項７】
前記条件判定部は、前記小売電気事業者と契約している前記需要家の電力量の計量結果の総和を実績需要量として算出し、前記計画需要量の絶対値から前記実績需要量の絶対値を減じた値を前記実績需要量の絶対値で割った値であるインバランス率を算出し、前記インバランス率と電力市場で取引される電力の価格である電力市場価格との相関係数を算出し、前記相関係数に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することを特徴とする請求項１から６のいずれか１つに記載の監視システム。
【請求項８】
前記送配電事業者との間で複数の小売電気事業者で需要バランシンググループを構成する代表契約が締結されている場合、前記計画管理部は、前記需要バランシンググループを構成する前記小売電気事業者単位の需要計画を管理し、前記インバランス計算部は、前記小売電気事業者単位の需要計画を用いて前記インバランス量を算出することを特徴とする請求項１から７のいずれか１つに記載の監視システム。
【請求項９】
前記計画管理部は、前記送配電事業者との間で発電バランシンググループを単位として発電に関する契約を締結している発電事業者の発電計画をさらに管理し、
前記インバランス計算部は、前記発電バランシンググループごとの発電計画における発電量の計画値である計画発電量と、前記発電バランシンググループの属する前記発電事業者を示す情報と、前記発電バランシンググループに属する発電場所を示す情報と、前記発電場所ごとの電力量の計量結果とに基づいて、インバランス量を算出し、
前記条件判定部は、前記インバランス量に基づいて、前記不正事業者候補として、意図的なインバランスを発生させていると推定される発電事業者をさらに抽出することを特徴とする請求項１から８のいずれか１つに記載の監視システム。
【請求項１０】
前記計画管理部は、前記送配電事業者との間で需要抑制バランシンググループを単位として需要抑制に関する契約を締結している需要抑制事業者の需要抑制計画をさらに管理し、
前記インバランス計算部は、前記需要抑制バランシンググループごとの需要抑制計画における需要抑制量の計画値である計画需要抑制量と、前記需要抑制バランシンググループの属する前記需要抑制事業者を示す情報と、前記需要抑制バランシンググループに属する需要場所を示す情報と、前記需要場所ごとの需要抑制量の計量結果とに基づいて、インバランス量を算出し、
前記条件判定部は、前記インバランス量に基づいて、前記不正事業者候補として、意図的なインバランスを発生させていると推定される需要抑制事業者をさらに抽出することを特徴とする請求項１から９のいずれか１つに記載の監視システム。
【請求項１１】
電力の同時同量を監視する監視システムにおける電力同時同量監視方法であって、
送配電事業者との間で供給に関する契約を締結している小売電気事業者の需要計画を管理する第１のステップと、
前記需要計画における需要量の計画値である計画需要量と、前記小売電気事業者と契約している需要家を示す情報と、前記需要家ごとの電力量の計量結果とに基づいて、インバランス量を算出する第２のステップと、
前記インバランス量に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者である不正事業者候補を抽出する第３のステップと、
を含むことを特徴する電力同時同量監視方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力の同時同量を監視する監視システムおよび電力同時同量監視方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力は、容易に貯蔵できないことから、需要量と供給量とを一致させることが望ましい。このため、従来は小売電気事業者に対して、同事業者が契約する需要家の実際の需要量と同事業者が調達する実際の発電量とを一致させる、すなわち実需給を一致させることを義務付ける実同時同量の制度が採用されていた。実需給を一致させることの困難さが電力小売事業の新規参入の障壁となっていたことから、２０１６年度の電力小売全面自由化以降、計画値で需要量と供給量を一致させかつ計画と実績を一致させるよう義務付ける計画値同時同量の制度に移行された。計画と実績の差であるインバランスが発生して電力の不足が生じる場合には、小売電気事業者は、ペナルティとして送配電事業者にインバランス料金を支払うことになる。
【０００３】
特許文献１には、インバランスが発生したことにより小売電気事業者が送配電事業者に支払うインバランス料金を計算する装置が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００７−２９９１８０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
小売電気事業者は、計画値同時同量の制度に従うために、正確に実需要を予測するとともに需要計画に応じた電力を調達できることを目指すことになる。このため、小売電気事業者は、天気予報に基づいた需要予測、電力取引市場からの効果的な調達などを検討している。
【０００６】
一方で、インバランス料金が予見できることを利用して、仮にインバランスが発生することがわかっていても、電力市場からの調達に係るコストがインバランス料金を上回る場合に、あえて電力調達を怠るような小売電気事業者が存在し得る。このような小売電気事業者は、自社の経済性を優先して同時同量達成の義務を果たさず、意図的なインバランスを発生させている。意図的なインバランスの発生は、系統運用の観点から、余計な需給の調整コストを発生させており、電力システムの系統運用の健全性を阻害している。また、意図的なインバランスを発生させる不正な小売電気事業者を放置すると、同時同量達成の義務を果たしている他の小売電気事業者との間で公平性が保てなくなる。このため、不正な小売電気事業者に対して改善を指導することができるように、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することが望まれる。
【０００７】
特許文献１に記載の技術では、効率的にインバランス料金を計算することはできるが、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することができない。
【０００８】
本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することができる監視システムを得ることを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明にかかる監視システムは、送配電事業者との間で供給に関する契約を締結している小売電気事業者の需要計画を管理する計画管理部と、需要計画における需要量の計画値である計画需要量と、小売電気事業者と契約している需要家を示す情報と、需要家ごとの電力量の計量結果とに基づいて、インバランス量を算出するインバランス計算部と、を備える。監視システムは、さらに、インバランス量に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者である不正事業者候補を抽出する条件判定部、を備える。
【発明の効果】
【００１０】
本発明によれば、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することができるという効果を奏する。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】実施の形態１にかかる監視システムの機能構成例を示す図
【図２】実施の形態１の監視システムの監視対象の需要バランシンググループの構成例を示す図
【図３】実施の形態１の監視システムを実現するコンピュータシステムの構成例を示す図
【図４】実施の形態１における監視システムの電力需給監視処理手順の一例を示すフローチャート
【図５】実施の形態１の抽出事業者リストの画面表示の一例を示す図
【図６】実施の形態２にかかる監視システムの機能構成例を示す図
【図７】実施の形態２のデータベースに格納される判定結果情報の一例を示す図
【図８】実施の形態３の電力市場価格とインバランス発生率とを時系列で示したグラフの一例を示す図
【図９】実施の形態３の電力市場価格とインバランス発生率の相関の一例を示す図
【図１０】実施の形態４の監視システムの処理対象となる代表契約の需要バランシンググループの構成例を示す図
【図１１】実施の形態５の監視システムの処理対象となる発電バランシンググループの構成例を示す図
【図１２】実施の形態５の１か所の発電場所が複数の発電バランシンググループに属する例を示す図
【図１３】実施の形態６の監視システムの処理対象となる需要抑制バランシンググループの構成例を示す図
【図１４】実施の形態６の１か所の需要場所が複数の需要抑制バランシンググループに属する例を示す図
【発明を実施するための形態】
【００１２】
以下に、本発明の実施の形態にかかる監視システムおよび電力同時同量監視方法を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。
【００１３】
実施の形態１．
図１は、本発明の実施の形態１にかかる監視システムの機能構成例を示す図である。実施の形態１の監視システム１００は、例えば、送配電事業者により設定されて運用され、電力の同時同量、すなわち電力の需給バランスを監視する。なお、監視システム１００の設置者および運用者は送配電事業者に限定されず、他の事業者、組織、機関などによって設置および運用の少なくも一方が実施されてもよい。監視システム１００は、広域的運営推進機関（以下、広域機関と呼ぶ）により設置され管理される広域機関システム２００と通信回線を介して接続される。また、監視システム１００は、スマートメーターなどの電力量計により計量された３０分単位の電力量（以下３０分電力量と呼ぶ）を管理するメーターデータ管理システム（ＭＤＭＳ：Meter  Data  Management  System）３００と通信回線を介して接続される。メーターデータ管理システム３００は、一般には送配電事業者により設置され管理される。さらに、監視システム１００は、日本卸電力取引所（ＪＥＰＸ：Japan  Electric  Power  Exchange）をはじめとした電力取引所により設置され管理される電力取引システム４００と通信回線を介して接続される。
【００１４】
小売電気事業者は、広域機関に需要計画を提出する。この需要計画は、例えば、一日前に小売電気事業者から広域機関へ提出される。需要計画には、３０分単位の需要の計画値が含まれている。広域機関システム２００は、各小売電気事業者の需要計画を管理している。広域機関システム２００は、スイッチング支援システムと呼ばれるシステムを含み、複数のシステムで構成されていてもよい。小売電気事業者と需要家との契約に関する契約情報である第１の契約情報を管理している。広域機関システム２００は、各小売電気事業者から提出された需要計画を管理する。また、広域機関システム２００は、インバランス単価を管理する。インバランス単価は、電力計画と需要の実績値との差であるインバランスが生じて送配電事業者が小売電気事業者へ電力を託送するときに支払うインバランス料金の単位電力量当たりの単価である。
【００１５】
電力取引システム４００は、電力の取引を管理する。例えば、ＪＥＰＸでは、翌日に受け渡す電力について、１日を３０分単位の４８個の取引枠に分割し、それぞれの取引枠で取引される電力を商品として取扱って、取引が行われる。なお、ここでは、電力取引所としてＪＥＰＸにおける電力取引を例に挙げたが、電力取引所はＪＥＰＸに限定されず、取引の例も上述した例に限定されない。電力取引システム４００は、電力の取引の約定結果などに基づいて、電力市場価格を管理する。
【００１６】
送配電事業者は、自身の管理する送配電系統から小売電気事業者へ送電するための託送契約を、小売電気事業者と結んでいる。託送契約は、小売電気事業者を単位として契約することも可能であるが、需要バランシンググループと呼ばれる単位で託送契約を結ぶことも可能である。すなわち、需要バランシンググループとは、１つまたは複数の小売電気事業者と送配電事業者が１つの託送契約を結ぶ際の１つの託送契約に対応するグループである。ここでは、託送契約は、需要バランシンググループ単位で結ばれているとする。小売電気事業者は、需要計画と実際の需要量の差であるインバランスが発生して電力の不足が生じる場合には、ペナルティとして送配電事業者にインバランス料金を支払う。このとき、需要バランシンググループ単位で託送契約を結んでいる場合には、インバランスは需要バランシンググループ単位で計算される。すなわち、同一需要バランシンググループに属する小売電気事業者の需要計画である需要の計画値の合計と、同一需要バランシンググループに属する小売電気事業者の需要の実績値の合計との差がインバランスとなる。
【００１７】
図２は、実施の形態１の監視システム１００の監視対象の需要バランシンググループの構成例を示す図である。図２に示した例では、１つの需要バランシンググループは１つの小売電気事業者で構成されている。図２にＬと示した丸は、需要家を示す。小売電気事業者は複数の需要家と契約している。
【００１８】
図１の説明に戻る。実施の形態１の監視システム１００は、需要計画を広域機関システム２００から取得し、需要の実績値である３０分電力量をメーターデータ管理システム３００から取得し、電力市場価格を電力取引システム４００から取得する。そして、監視システム１００は、需要計画および３０分電力量に基づいて、インバランス発生確率を求め、インバランス発生確率に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出する。以下、監視システム１００が上述した処理により抽出した、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を、不正事業者候補とも呼ぶ。
【００１９】
図１に示すように、実施の形態１の監視システム１００は、契約マスタ管理部１、計画管理部２、実績管理部３、インバランス単価管理部４、電力市場価格管理部５、インバランス計算部６、条件判定部７、表示処理部８および帳票出力部９を備える。
【００２０】
監視システム１００の契約マスタ管理部１は、広域機関システム２００から小売電気事業者と需要家との契約に関する契約情報である第１の契約情報を取得し、第１の契約情報を管理する。第１の契約情報は、小売電気事業者の識別情報である事業者コードと、小売電気事業者と契約している需要家の識別情報とを含む。第１の契約情報には、事業者名が含まれていてもよい。また、契約マスタ管理部１は、小売電気事業者と送配電事業者の託送契約の契約情報である第２の契約情報を管理する。第２の契約情報は、需要バランシンググループごとの、需要バランシンググループに属する小売電気事業者を示す識別情報（事業者コード）と、託送契約の契約期間とを含む。契約期間は、インバランスの精算を行う期間である。第２の契約情報は、送配電事業者により管理されているため、送配電事業者の運用者により監視システム１００に入力されるかまたは第２の契約情報を管理している図示しない別の装置から送信される。
【００２１】
計画管理部２は、広域機関システム２００から、需要バランシンググループごとに、需要バランシンググループを代表する小売電気事業者から提出された、該需要バランシンググループの需要計画を取得して管理する。なお、本実施の形態では、１つの需要バランシンググループは１つの小売電気事業者で構成されているため、需要バランシンググループは１つの小売電気事業者の需要計画である。すなわち、本実施の形態では、計画管理部２は、送配電事業者との間で供給に関する契約を締結している小売電気事業者の需要計画を管理する。実績管理部３は、メーターデータ管理システム３００から各需要家の電力量の計量結果である３０分電力量を取得し、３０分単位の時間帯を示す時刻情報と該時間帯に対応する３０分電力量とを需要家の識別情報と対応付けて実績情報として管理する。インバランス単価管理部４は、広域機関システム２００からインバランス単価を取得して管理する。電力市場価格管理部５は、電力取引システム４００から電力市場価格を取得して管理する。
【００２２】
インバランス計算部６は、インバランス量に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者である不正事業者候補を抽出する。詳細には、インバランス計算部６は、契約マスタ管理部１から第１の契約情報および第２の契約情報を取得し、計画管理部２から各需要バランシンググループの需要計画を取得し、実績管理部３から実績情報を取得する。第１の契約情報および第２の契約情報、需要計画および実績情報に基づいて、各需要バランシンググループのインバランス量を計算する。すなわち、インバランス計算部６は、需要計画における需要量の計画値である計画需要量と、小売電気事業者と契約している需要家を示す情報と、需要家ごとの電力量の計量結果とに基づいて、インバランス量を算出する。条件判定部７は、インバランス計算部６からインバランス量を取得し、インバランス単価管理部４からインバランス単価を取得し、電力市場価格管理部５から電力市場価格を取得する。条件判定部７は、インバランス量、インバランス単価および電力市場価格を元に、予め定めた条件に合致する小売電気事業者を抽出する。表示処理部８は、条件判定部７により抽出された小売電気事業者を画面に表示する。帳票出力部９は、条件判定部７により抽出された小売電気事業者を帳票として出力する。
【００２３】
次に、本実施の形態の監視システム１００を実現するハードウェアについて説明する。本実施の形態の監視システム１００は、コンピュータシステムにより実現される。コンピュータシステム上で、監視システム１００における処理が記述されたプログラムである監視プログラムが実行されることにより、コンピュータシステムが監視システム１００として機能する。図３は、実施の形態１の監視システム１００を実現するコンピュータシステムの構成例を示す図である。図３に示すように、このコンピュータシステムは、制御部１０１と入力部１０２と記憶部１０３と表示部１０４と通信部１０５と出力部１０６とを備え、これらはシステムバス１０７を介して接続されている。
【００２４】
図３において、制御部１０１は、例えば、ＣＰＵ（Central  Processing  Unit）等であり、本実施の形態の監視システム１００における処理が記述された監視プログラムを実行する。入力部１０２は、たとえばキーボード、マウスなどで構成され、コンピュータシステムの使用者が、各種情報の入力を行うために使用する。記憶部１０３は、ＲＡＭ（Random  Access  Memory），ＲＯＭ（Read  Only  Memory）などの各種メモリおよびハードディスクなどのストレージデバイスを含み、上記制御部１０１が実行すべきプログラム、処理の過程で得られた必要なデータ、などを記憶する。また、記憶部１０３は、プログラムの一時的な記憶領域としても使用される。表示部１０４は、ＬＣＤ（液晶表示パネル）などで構成され、コンピュータシステムの使用者に対して各種画面を表示する。通信部１０５は、通信処理を実施する受信機および送信機である。出力部１０６は、プリンタなどである。なお、図３は、一例であり、コンピュータシステムの構成は図３の例に限定されない。
【００２５】
ここで、本実施の形態の監視プログラムが実行可能な状態になるまでのコンピュータシステムの動作例について説明する。上述した構成をとるコンピュータシステムには、たとえば、図示しないＣＤ（Compact  Disc）−ＲＯＭまたはＤＶＤ（Digital  Versatile  Disc）−ＲＯＭドライブにセットされたＣＤ−ＲＯＭまたはＤＶＤ−ＲＯＭから、監視プログラムが記憶部１０３にインストールされる。そして、監視プログラムの実行時に、記憶部１０３から読み出された監視プログラムが記憶部１０３に格納される。この状態で、制御部１０１は、記憶部１０３に格納されたプログラムに従って、本実施の形態の監視システム１００としての処理を実行する。
【００２６】
なお、上記の説明においては、ＣＤ−ＲＯＭまたはＤＶＤ−ＲＯＭを記録媒体として、監視システム１００における処理を記述したプログラムを提供しているが、これに限らず、コンピュータシステムの構成、提供するプログラムの容量などに応じて、たとえば、通信部１０５を経由してインターネットなどの伝送媒体により提供されたプログラムを用いることとしてもよい。
【００２７】
図１に示した契約マスタ管理部１、計画管理部２、実績管理部３、インバランス単価管理部４、電力市場価格管理部５、インバランス計算部６、条件判定部７は、図３の制御部１０１および記憶部１０３により実現される。また、契約マスタ管理部１、計画管理部２、実績管理部３、インバランス単価管理部４および電力市場価格管理部５の実現には通信部１０５も用いられる。図１に示した表示処理部８は、図３に示した表示部１０４により実現される。図１に示した帳票出力部９は、図３に示した出力部１０６により実現される。なお、監視システム１００は、複数のコンピュータシステムにより実現されてもよい。
【００２８】
次に、本実施の形態の監視システム１００の動作について説明する。図４は、実施の形態１における監視システム１００の電力需給監視処理手順の一例を示すフローチャートである。図４では、１つの需要バランシンググループに関する処理を示しており、監視システム１００は、監視対象の需要バランシンググループごとに図４に示した処理を実施する。なお、ここでは、上述したとおり、１つの需要バランシンググループが１つの小売電気事業者で構成されているとする。
【００２９】
図４に示すように、インバランス計算部６は、計画管理部２から取得した需要計画と、実績管理部３から取得した実績情報を用いて、処理対象の需要バランシンググループのインバランス量を算出する（ステップＳ１）。具体的には、インバランス計算部６は、契約マスタ管理部１から第２の契約情報を取得して、処理対象の需要バランシンググループに属する小売電気事業者の事業者コードを取得する。なお、事業者コードの替わりに事業者名などの識別情報が用いられてもよい。インバランス計算部６は、契約マスタ管理部１から第１の契約情報を取得して、処理対象の需要バランシンググループに属する小売電気事業者と契約している需要家の識別情報を、第１の契約情報から取得する。そして、インバランス計算部６は、需要家の識別情報に対応する実績情報を実績管理部３から取得する。インバランス計算部６は、実績情報に基づいて、小売電気事業者と契約している需要家の３０分電力量の総和を、需要の実績値である実績需要量として算出する。インバランス計算部６は、３０分単位で、「計画需要量−実績需要量」を、インバランス量として算出する。インバランス量は、電気が余る場合に正の値、電気が不足する場合に負の値となるように定義されるため、需要の計算においては、インバランス量は「計画需要量−実績需要量」として計算する。なお、実績需要量および計画需要量は、送電線におけるロスの補正がされた送電端の値とする。インバランス計算部６は、算出したインバランス量を、事業者コード、事業者名といった小売電気事業者の識別情報とともに、条件判定部７へ出力する。
【００３０】
条件判定部７は、インバランス量に基づいて、インバランス量の相対的な値としてインバランス発生率を３０分単位で算出する（ステップＳ２）。具体的には、インバランス計算部６は、インバランス量を実績需要量で割ることによりインバランス発生率を算出する。すなわち、インバランス発生率＝インバランス量／実績需要量、である。
【００３１】
条件判定部７は、インバランス発生率が閾値（第１の閾値）以上であるか否かを判断する（ステップＳ３）。インバランス発生率が第１の閾値以上であるか否かの判断は、具体的には、３０分単位の各時間帯のうち１つの時間帯でもインバランス発生率が第１の閾値以上であれば、ステップＳ３でＹｅｓと判定してもよいし、３０分単位の各時間帯のインバランス発生確率の一定期間内の平均値、中央値または分散が第１の閾値以上であればステップＳ３でＹｅｓと判定するようにしてもよい。また、第１の閾値については、運用者が設定するようにしてもよいし、機械学習等の技術などにより過去の情報を用いて算出された値でもよい。
【００３２】
インバランス発生率が第１の閾値以上の場合（ステップＳ３  Ｙｅｓ）、条件判定部７は、処理対象の小売電気事業者を、不正事業者候補として抽出し、抽出事業者リストに登録する（ステップＳ６）。具体的には、条件判定部７は、不正事業者候補と判定された不正事業者候補の事業者コード、事業者名といった識別情報を、ステップＳ３でＹｅｓと判定されたことを示す情報とともに、抽出事業者リストに追加する。条件判定部７は、抽出事業者リストを保持する。
【００３３】
インバランス発生率が第１の閾値未満の場合（ステップＳ３  Ｎｏ）、条件判定部７は、電力市場価格＞インバランス単価を満たす時間帯でのインバランス発生率が閾値（第２の閾値）以上かどうかを判断する（ステップＳ４）。これは、電力市場価格＞インバランス単価を満たす時間帯では、電力市場から電気を調達するよりも、インバランスを発生させてインバランス料金を送配電事業者に支払った方が経済的であると小売電気事業者が考える可能性があるためである。電力市場価格＞インバランス単価を満たす時間帯が複数ある場合には、ステップＳ３と同様に、１つの時間帯でもインバランス発生率が第２の閾値以上であれば、ステップＳ４でＹｅｓと判定してもよいし、各時間帯のインバランス発生確率の一定期間内の平均値、中央値または分散が第２の閾値以上であればステップＳ４でＹｅｓと判定するようにしてもよい。ここでの第２の閾値も運用者が設定するようにしてもよいし、機械学習等の技術などにより過去の情報を用いて算出された値でもよい。
【００３４】
電力市場価格＞インバランス単価を満たす時間帯でのインバランス発生率が第２の閾値以上の場合（ステップＳ４  Ｙｅｓ）、条件判定部７は、ステップＳ６の処理へ進む。具体的には、条件判定部７は、ステップＳ４でＹｅｓとなってステップＳ６の処理を行う場合には、不正事業者候補と判定された不正事業者候補の事業者コード、事業者名といった識別情報を、ステップＳ４でＹｅｓと判定されたことを示す情報とともに、抽出事業者リストに追加する。電力市場価格＞インバランス単価を満たす時間帯でのインバランス発生率が第２の閾値未満の場合（ステップＳ４  Ｎｏ）、処理対象の小売電気事業者は、問題なし、すなわち不正事業者候補ではない、と判定する（ステップＳ５）。なお、以上の例では、ステップＳ３とステップＳ４の両方の判定を行ったが、いずれか一方のみを行うようにしてもよい。
【００３５】
以上により抽出された不正事業者候補を示す抽出事業者リストは、表示処理部８により画面表示される。また、帳票出力部９による帳票として出力される。図５は、実施の形態１の抽出事業者リストの画面表示の一例を示す図である。図５では、小売電気事業者を示す事業者コードと、小売電気事業者の名称である事業者名と、インバランス発生率と、合致条件とが表示されている。インバランス発生率については、ステップＳ３またはステップＳ４でＹｅｓと判定されたときの判定に用いられたインバランス発生率である。合致条件は、どの条件に合致したことにより抽出されたかを示し、ステップＳ３でＹｅｓと判定された場合は条件＃１、ステップＳ４でＹｅｓと判定された場合には条件＃２となる。
【００３６】
以上説明したように、本実施の形態１においては、インバランス量からインバランス発生率を算出し、インバランス発生率が閾値以上であるかを、全時間帯、あるいは電力市場価格＞インバランス単価の時間帯で比較する。これにより、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することができる。
【００３７】
実施の形態２．
図６は、実施の形態２にかかる監視システムの機能構成例を示す図である。実施の形態２の監視システム１００ａの構成は、実施の形態１の監視システム１００にデータベース１０が追加されている以外は、実施の形態１の監視システム１００と同様である。実施の形態１と同様の機能を有する構成要素は実施の形態１と同一の符号を付して重複する説明を省略する。以下、実施の形態１と異なる点を中心に説明する。
【００３８】
実施の形態２の監視システム１００ａは、実施の形態１の条件判定部７におけるステップＳ３，Ｓ４の判定で、Ｙｅｓと判定された小売電気事業者に関する情報を、判定結果情報としてデータベース１０に格納する。運用者は、監視システム１００ａを用いてデータベース１０に格納された情報の履歴を表示したり帳票に出力したりすることにより、継続的に不正事業者候補と判定されている小売電気事業者を判別することができる。これにより、短期的に不正事業者候補と判定された場合には、意図的ではなく条件にたまたま一致して不正事業者候補と判定される可能もあり、また意図的であったとしても一時的であれば悪質な度合いは低い。これに対し、長期間にわたって継続的に不正事業者候補と判定された場合には、悪質な度合いが高く、該当する小売電気事業者について優先的に調査、改善指導などを行うことが望ましい。
【００３９】
図７は、実施の形態２のデータベース１０に格納される判定結果情報の一例を示す図である。一般に、インバランスの精算は月ごとに実施されることから、条件判定部７は、実施の形態１で述べた抽出事業者リストとして格納する情報に、対象月を示す情報を付加して判定結果情報としてデータベース１０に格納する。すなわち、データベース１０は、不正事業者候補を、インバランス量の計算の対象となった時間を示す情報とともに記憶する。なお、データベース１０は、図３に示した記憶部１０３により実現される。
【００４０】
データベース１０に格納される判定結果情報は、表示処理部８により、画面表示される。また、データベース１０に格納される判定結果情報は、帳票出力部９による帳票として出力される。
【００４１】
以上説明したように、実施の形態２においては、実施の形態１の電力同時同量監視システムに対して継続的にデータを保持するデータベースを備えることで、条件を継続的に満たしている小売電気事業者を抽出し、出力することを実現する。
【００４２】
実施の形態３．
次に、本発明にかかる実施の形態３の監視システム１００について説明する。実施の形態３の監視システム１００の構成は、実施の形態１の監視システム１００と同様であるが、条件判定部７の処理が一部実施の形態１と異なる。他の構成要素については、実施の形態１と同様である。
【００４３】
本実施の形態では、条件判定部７が、インバランス発生率と電力市場価格の傾向を分析し、分析結果を用いて、意図的にインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出する。
【００４４】
図８は、実施の形態３の電力市場価格とインバランス発生率とを時系列で示したグラフの一例を示す図である。図８では、横軸は時間を示し、縦軸は電力市場価格またはインバランス発生率を示している。図８に示した実線は、電力市場価格を示し、破線はインバランス発生率を示している。図８に示すように、実施の形態１で述べたとおり、電力市場価格＞インバランス単価の時間帯では、小売電気事業者にとっては、電力市場から電気を調達するよりも、インバランスを発生させてインバランス料金を送配電事業者に支払った方が、コストがかからない。このため、意図的にインバランスを発生させる小売電気事業者に関しては、電力市場価格が高騰するにつれて、インバランス発生率が上昇すると予測される。即ち、意図的にインバランスを発生させる小売電気事業者に関しては、電力市場価格とインバランス発生率には相関が生まれる。
【００４５】
図９は、実施の形態３の電力市場価格とインバランス発生率の相関の一例を示す図である。図９に示した黒丸の各点は、３０分単位の各時間帯に対応する電力市場価格とインバランス発生率を１組とするデータを示している。図９では、横軸は電力市場価格を示し、縦軸はインバランス発生率を示している。図９に示した直線は、３０分単位の各時間帯に対応する電力市場価格とインバランス発生率から算出した回帰直線を示している。上述したとおり、電力市場価格が高騰するにつれてインバランス発生率が上昇するのであれば、正の相関となる。実施の形態３ではこの相関に着目し、電力市場価格とインバランス発生率の相関係数を算出し、条件判定部７は、相関係数が閾値以上であれば、不正事業者候補と判定し、抽出事業者リストに登録する。
【００４６】
条件判定部７は、図４に示したステップＳ３およびステップＳ４の替わりに、上述した相関係数を用いた判定を行ってもよいし、ステップＳ３またはステップＳ４の替わりに、上述した相関係数を用いた判定を行ってもよい。また、図４に示したステップＳ３およびステップＳ４に加えて、上述した相関係数を用いた判定を行ってもよい。なお、実施の形態３の監視システム１００が、実施の形態２と同様に、データベース１０を備え、抽出事業者リストと対象月とを判定結果情報として、データベース１０に格納するようにしてもよい。
【００４７】
以上説明したように、実施の形態３においては、監視システム１００の条件判定部７が、インバランス率と電力市場価格との相関係数を算出し、相関係数に基づいて、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出する。これにより、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することができる。  
【００４８】
実施の形態４．
次に、本発明にかかる実施の形態４の監視システム１００について説明する。実施の形態４の監視システム１００の構成は、実施の形態１の監視システム１００と同様である。本実施の形態では、各部が行う処理の一部が異なる。以下、実施の形態１と異なる点を中心に説明する。
【００４９】
実施の形態１では、１つの需要バランシンググループは１つの小売電気事業者で構成される例を説明したが、複数の小売電気事業者が１つの需要バランシンググループを形成する代表契約と呼ばれるスキームが用いられる場合もある。本実施の形態では、代表契約のスキームが用いられる場合にも、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出できる方法について説明する。
【００５０】
図１０は、実施の形態４の監視システム１００の処理対象となる代表契約の需要バランシンググループの構成例を示す図である。図１０に示すように、代表契約の需要バランシンググループでは、複数の小売電気事業者で需要バランシンググループが形成される。代表契約の需要バランシンググループでは、複数の小売電気事業者のなかの１つの小売電気事業者が代表となり、他の小売電気事業者は子となる。代表契約では、複数の小売電気事業者で需要バランシンググループを構成するため、実施の形態１で述べた方法では、どの小売電気事業者が不正であるかまでは特定ができない。そこで、実施の形態４では、計画管理部２は、広域機関システム２００から、需要バランシンググループごとの需要計画だけでなく、小売電気事業者ごとの需要計画も取得する。広域機関には、需要バランシンググループごとの需要計画とともに需要バランシンググループに属する小売電気事業者ごとの内訳である各小売電気事業者の需要計画も一緒に提出される。したがって、広域機関システム２００は、需要バランシンググループごとの需要計画だけでなく各小売電気事業者の需要計画も保持している。
【００５１】
実施の形態４の監視システム１００は、図４に示したステップＳ１において、小売電気事業者ごとに、３０分の時間帯ごとの需要の計画値と需要の実績値の差であるインバランス量を算出する。そして、ステップＳ２以降の処理についても、小売電気事業者ごとに実施する。以上述べた以外の本実施の形態の動作は実施の形態１と同様である。なお、実施の形態４の監視システム１００が、実施の形態２と同様に、データベース１０を備え、抽出事業者リストと対象月とを判定結果情報として、データベース１０に格納するようにしてもよい。また、実施の形態３で述べた監視システム１００が、本実施の形態と同様に、小売電気事業者ごとの需要計画を取得して、小売電気事業者ごとにインバランス発生率を求め、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出するようにしてもよい。
【００５２】
以上説明したように、実施の形態４においては、送配電事業者との間で複数の小売電気事業者で需要バランシンググループを構成する代表契約が締結されている場合、計画管理部２は、需要バランシンググループを構成する小売電気事業者単位の需要計画を管理し、インバランス計算部６は、小売電気事業者単位の需要計画を用いてインバランス量を算出する。これにより、代表契約の場合であっても、意図的なインバランスを発生させていると推定される小売電気事業者を抽出することができる。
【００５３】
実施の形態５．
次に、本発明にかかる実施の形態５の監視システム１００について説明する。実施の形態５の監視システム１００の構成は、実施の形態１の監視システム１００と同様である。本実施の形態では、各部が行う処理の一部が異なる。以下、実施の形態１と異なる点を中心に説明する。
【００５４】
実施の形態５では、需要バランシンググループではなく、発電バランシンググループについてもインバランスを監視し、意図的なインバランスを発生させていると推定される発電事業者を抽出する。
【００５５】
図１１は、実施の形態５の監視システム１００の処理対象となる発電バランシンググループの構成例を示す図である。図１１では、１か所の発電場所、すなわち１か所の発電場所における発電設備をＧと記載した丸で示している。発電バランシンググループは、１つまたは複数の発電場所で構成され、１つの発電量調整供給契約を結ぶグループである。各発電バランシンググループには、発電計画と発電量の実績値とを一致させることが求められる。小売電気事業者と異なり、発電事業者は、図１１に示すように、自身の管理する発電場所を複数の発電バランシンググループに分け、発電バランシンググループごとの発電量調整供給契約を結ぶことができる。
【００５６】
図１２は、実施の形態５の１か所の発電場所が複数の発電バランシンググループに属する例を示す図である。図１２に示すように、１か所の発電場所が、互い異なる発電事業者に対応する複数の発電バランシンググループに属することもある。
【００５７】
発電事業者は、何らかの理由で発電量の実績値が計画値に対して足らなくなることがあれば、電力取引市場から電気を調達する必要がある。そのため、発電事業者は、電力市場価格がインバランスによるペナルティ料金より高い場合には、小売電気事業者と同様に意図的なインバランスを発生させる可能性がある。
【００５８】
本実施の形態では、契約マスタ管理部１は、実施の形態１で述べた情報に加えて、さらに、発電量調整供給契約に関する第３の契約情報を広域機関システム２００から取得する。第３の契約情報は、送配電事業者と発電事業者の間の契約と、発電事業者と発電者との契約に基づく内容を含む。第３の契約情報は、発電バランシンググループを識別する情報と、発電バランシンググループに対応する発電事業者を識別する情報と、発電バランシンググループに属する発電場所を識別する情報とを含む。計画管理部２は、実施の形態１で述べた情報に加えて、さらに、発電バランシンググループの発電計画を取得する。実績管理部３は、実施の形態１で述べた情報に加えて、さらに、例えば、メーターデータ管理システム３００から、発電場所ごとの発電量の計量値を取得する。なお、発電量の取得方法はメーターデータ管理システム３００から取得する方法に限定されず、計量された値を他の経路で取得する方法であってもよいし、どのような方法であってもよい。
【００５９】
インバランス計算部６は、発電バランシンググループごとに、発電計画と発電量の計量値すなわち実績値とに基づいて、発電バランシンググループごとのインバランス量を計算する。詳細には、インバランス計算部６は、発電バランシンググループに属する発電場所の発電量の計量値の総和を実績発電量として求める。インバランス計算部６は、実績発電量（絶対値）から計画発電量（絶対値）を減ずることでインバランス量を計算する。条件判定部７は、インバランス量を実績発電量（絶対値）で割ることにより、インバランス発生率を算出する。このとき、図１２に例示するように１つの発電場所が複数の発電バランシンググループに属する場合には、該発電場所の発電量の計量値である実績値を、発電バランシンググループごとの発電計画に基づいて按分することにより、仕訳する。そして、インバランス計算部６は、発電バランシンググループごとに、以下の式（１）によりインバランス量を計算する。
インバランス量＝仕訳された発電量−計画発電量  ・・・（１）
【００６０】
条件判定部７は、インバランス量を仕訳された発電量で割ることにより、インバランス発生率を算出する。そして、発電バランシンググループごとに実施の形態１と同様にステップＳ３，Ｓ４の判定を行うことにより、Ｙｅｓと判定された発電バランシンググループに対応する発電事業者を、意図的なインバランスを発生させていると推定される発電事業者として抽出して抽出事業者リストに登録する。以上述べた以外の本実施の形態の動作は実施の形態１と同様である。なお、以上の説明では、実施の形態１の監視システム１００が、発電バランシンググループについても監視する例を説明したが、実施の形態２から実施の形態４で述べた監視システム１００，１００ａが、同様に発電バランシンググループについても監視するようにしてもよい。また、このときの意図的なインバランスを発生させていると推定される発電事業者の抽出のための、インバランス率を用いた判定方法は、実施の形態３と同様に相関係数を用いるものであってもよい。
【００６１】
以上説明したように、実施の形態５においては、需要バランシンググループではなく、発電バランシンググループのインバランスを監視することで、意図的なインバランスを発生させていると推定される発電事業者を抽出することができる。
【００６２】
実施の形態６．
次に、本発明にかかる実施の形態６の監視システム１００について説明する。実施の形態６の監視システム１００の構成は、実施の形態１の監視システム１００と同様である。本実施の形態では、各部が行う処理の一部が異なる。以下、実施の形態１と異なる点を中心に説明する。
【００６３】
実施の形態６では、需要バランシンググループではなく、需要抑制バランシンググループについてもインバランスを監視し、意図的なインバランスを発生させていると推定される需要抑制事業者を抽出する。需要抑制バランシンググループは、送配電事業者が、需要抑制事業者の節電した電力を発電した電力として扱って小売電気事業者などへ供給する契約を結ぶ際の単位となるグループである。
【００６４】
図１３は、実施の形態６の監視システム１００の処理対象となる需要抑制バランシンググループの構成例を示す図である。図１３では、１か所の需要場所、すなわち１か所の需要場所における需要設備をＤと記載した丸で示している。需要抑制バランシンググループは、１つまたは複数の需要場所で構成され、１つの需要抑制量調整供給を結ぶグループである。各需要抑制バランシンググループには、需要抑制計画と需要抑制量の実績値とを一致させることが求められる。小売電気事業者と異なり、需要抑制事業者は、図１３に示すように、自身の管理する需要場所を複数の需要抑制バランシンググループに分け、需要抑制バランシンググループごとの需要抑制量調整供給を結ぶことができる。
【００６５】
図１４は、実施の形態６の１か所の需要場所が複数の需要抑制バランシンググループに属する例を示す図である。図１４に示すように、１か所の需要場所が、互い異なる需要抑制事業者に対応する複数の需要抑制バランシンググループに属することもある。
【００６６】
需要抑制事業者も、小売電気事業者と同様に、何らかの理由で需要抑制ができないことがあれば、電力取引市場から電気を調達する必要がある。そのため、需要抑制事業者は、電力市場価格がインバランスによるペナルティ料金より高い場合には、小売電気事業者と同様に意図的なインバランスを発生させる可能性がある。
【００６７】
本実施の形態では、契約マスタ管理部１は、実施の形態１で述べた情報に加えて、さらに、需要抑制量調整供給に関する第４の契約情報を広域機関システム２００から取得する。第４の契約情報は、送配電事業者と需要抑制事業者の間の契約と、需要抑制事業者と需要家との契約との内容に基づく内容を含む。第４の契約情報は、需要抑制バランシンググループを識別する情報と、需要抑制バランシンググループに対応する需要抑制事業者を識別する情報と、需要抑制バランシンググループに属する需要場所を識別する情報とを含む。計画管理部２は、実施の形態１で述べた情報に加えて、さらに、需要抑制バランシンググループの需要抑制計画を取得する。実績管理部３は、実施の形態１で述べた情報に加えて、さらに、需要抑制量の実績値を取得する。例えば、実績管理部３は、広域機関システム２００から取得したベースラインから需要の実績値を差し引くことで需要抑制量の実績値を取得する。なお、需要抑制量の実績値の取得方法はこの例に限定されずどのような方法であってもよい。
【００６８】
インバランス計算部６は、需要抑制バランシンググループごとに、需要抑制計画と需要抑制量の計量値すなわち実績値とに基づいて、需要抑制バランシンググループごとのインバランス量を計算する。詳細には、インバランス計算部６は、需要抑制バランシンググループに属する需要場所の需要抑制量の計量値の総和を実績需要抑制量として求める。インバランス計算部６は、需要抑制量の実績値である実績需要抑制量（絶対値）から需要抑制量の計画値である計画需要抑制量（絶対値）を減ずることでインバランス量を計算する。条件判定部７は、インバランス量を実績需要抑制量で割ることにより、インバランス発生率を算出する。このとき、図１２に例示するように１つの需要場所が複数の需要抑制バランシンググループに属する場合には、該需要場所の需要抑制量の計量値である実績値を、需要抑制バランシンググループごとの需要抑制計画に基づいて按分することにより、仕訳する。そして、インバランス計算部６は、需要抑制バランシンググループごとに、以下の式（２）によりインバランス量を計算する。
インバランス量＝仕訳された需要抑制量−需要抑制計画における計画値  ・・・（２）
【００６９】
条件判定部７は、インバランス量を仕訳された需要抑制量で割ることにより、インバランス発生率を算出する。そして、需要抑制バランシンググループごとに実施の形態１と同様にステップＳ３，Ｓ４の判定を行うことにより、Ｙｅｓと判定された需要抑制バランシンググループに対応する需要抑制事業者を、意図的なインバランスを発生させていると推定される需要抑制事業者として抽出して抽出事業者リストに登録する。以上述べた以外の本実施の形態の動作は実施の形態１と同様である。なお、以上の説明では、実施の形態１の監視システム１００が、需要抑制バランシンググループについても監視する例を説明したが、実施の形態２から実施の形態５で述べた監視システム１００，１００ａが、同様に需要抑制バランシンググループについても監視するようにしてもよい。また、このときの意図的なインバランスを発生させていると推定される需要抑事業者の抽出のための、インバランス率を用いた判定方法は、実施の形態３と同様に相関係数を用いるものであってもよい。
【００７０】
以上説明したように、実施の形態６においては、需要バランシンググループではなく、需要抑制バランシンググループのインバランスを監視することで、意図的なインバランスを発生させていると推定される需要抑制事業者を抽出することができる。
【００７１】
以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。
【符号の説明】
【００７２】
１  契約マスタ管理部、２  計画管理部、３  実績管理部、４  インバランス単価管理部、５  電力市場価格管理部、６  インバランス計算部、７  条件判定部、８  表示処理部、９  帳票出力部、１０  データベース、１００，１００ａ  監視システム、２００  広域機関システム、３００  メーターデータ管理システム、４００  電力取引システム。
【図１】
2020149355.tif 000003
【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
2020149355.tif 000010
【図９】
2020149355.tif 000011
【図１０】
2020149355.tif 000012
【図１１】
2020149355.tif 000013
【図１２】
2020149355.tif 000014
【図１３】
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【図１４】
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