(57)【要約】【課題】  電力会社の需給調整の調整力に依存することなく、風力発電のような自然変動電源を商用系統に連系し、経済的に運転できる方法及びシステムを提供する。【解決手段】  需要家６の需要に関する情報を収集する手段６２と、自然変動電源４を有する発電事業者の発電量（電力）に関する情報を収集する手段４２を有し、通信ネットワーク２を介して需給調整センタ３に情報を収集する。監視制御装置３１は、これらの情報から、需要と自然変動電源４を含めた供給との需給バランスをとるために、調整用発電装置５の出力を演算し、設定する。その制御値を、通信ネットワーク２を介して調整用発電装置５に送信し、制御装置５３で発電量を制御する。【選択図】図１
2006204081.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の需要家の負荷と、自然変動電源と、調整用発電装置を電力系統で結び、その需要と供給を調整する分散電源の需給調整システムにおいて、
前記需要家の需要に関する情報を収集する手段と、前記自然変動電源の発電量に関する情報を収集する手段と、これらの収集された情報から、前記需要と前記自然変動電源を含めた供給との需給バランスをとるように、前記調整用発電装置の出力を設定する需給調整手段と、その出力制御値を前記調整用発電装置に送信する通信手段とを備えることを特徴とする分散型電源の需給調整システム。
【請求項２】
複数の需要家の負荷と、自然変動電源と、調整用発電装置を電力系統で結び、その需要と供給を調整する分散電源の需給調整システムにおいて、
前記需要家の需要に関する情報を収集する手段と、前記自然変動電源の発電量に関する情報を収集する手段と、これらの収集された情報から、前記需要と前記自然変動電源を含めた供給との需給バランスをとるように、前記調整用発電装置の出力を設定する需給調整手段と、その出力制御値を前記調整用発電装置に送信する通信手段と、該通信手段を介して前記需給調整手段に接続される電力貯蔵装置とを備えていることを特徴とする分散型電源の需給調整システム。
【請求項３】
請求項１又は２において、前記需給調整手段は制御対象となる時刻における需要の予測と前記自然変動電源による発電電力予測値から、前記調整用発電装置での最適な発電量を算出し、その指令値を前記調整用発電装置の制御装置に送り、前記調整用発電装置の出力を制御してなることを特徴とする分散型電源の需給調整システム。
【請求項４】
前記電力貯蔵装置は、電気自動車又は燃料電池車であることを特徴とする分散型電源の需給調整システム。
【請求項５】
複数の需要家の負荷と、自然変動電源と、調整用発電装置を電力系統で結び、その需要と供給を調整する分散電源の需給調整方法において、
前記需要家の需要に関する情報と、前記自然変動電源の発電量に関する情報を収集し、これらの収集された情報から、前記需要と優先する前記自然変動電源を含めた供給との需給バランスをとるように前記調整用発電装置の発電量を設定し、その出力制御値を前記調整用発電装置の制御装置に送信し、前記調整用発電装置の出力を制御することを特徴とする分散型電源の需給調整方法。
【請求項６】
請求項５において、前記調整用発電装置の発電量は制御対象となる時刻における需要の予測と前記自然変動電源による発電電力予測値に基づいて算出することを特徴とする分散型電源の需給調整方法。
【請求項７】
請求項５において、前記自然変動電源の発電電力の変動に応じて、前記電力系統に接続されている電力貯蔵装置から電力を供給することを特徴とする分散型電源の需給調整方法。
【請求項８】
複数の需要家の負荷と、自然変動電源および調整用発電装置を有する分散電源を電力系統に接続すると共に、これらの負荷や電源と需給調整センタを通信ネットワークで結び、需給の調整を行う分散電源の需給調整サービスにおいて、
前記需給調整センタは、前記自然変動電源による電力量と前記調整用発電装置による電力量の対価として各需要家の電力料金を課金し、
前記自然変動電源は前記需給調整センタに対し、需要家に供給した電力量料金から前記需給調整センタのサービス料を差し引いた料金を課金し、前記調整用発電装置は前記需給調整センタに対し、前記調整用発電装置が需要家に供給した電力量料金と前記調整用発電装置の機会損失額の和から、前記需給調整センタによる前記調整用発電装置の需給調整サービス料を差し引いて課金することを特徴とする分散電源の需給調整サービス。
【請求項９】
請求項８において、前記需給調整センタは前記電力系統に接続されている一般電力会社に対し、前記需要家，前記自然変動電源及び前記調整用発電装置の接続供給料を支払うことを特徴とする分散電源の需給調整サービス。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は分散型電源による需給調整方法，システムおよびサービスに係り、特に、自然エネルギー電源を含む分散型電源により、需要に対して電力を供給するものに好適な分散型電源による需給調整方法，システムおよびサービスに関する。
【背景技術】
【０００２】
ＣＯ2 排出削減等、地球環境への関心の高まりから、風力発電や太陽光発電などの分散型電源の導入が望まれている。特に、大容量化が比較的容易な風力発電は、環境に優しいエネルギー源として期待されている。また、２００３年４月から、ＲＰＳ法（電気事業者による新エネルギー等の利用に関する特別措置法）が施行され、政策の点からも、新エネルギーを導入する環境が整備されてきている。
【０００３】
しかし、風力発電は風の強弱により発電出力が変化すること、太陽光発電は雲の動きなどにより発電出力が大きく変化することが知られている。風力発電や太陽光発電のように、自然条件により発電出力が変動する発電装置を、自然変動電源と呼ぶことがある。
【０００４】
自然変動電源を系統に連系して運用する場合、自然変動電源を含めた、需給調整や系統の電圧等の管理を行う必要があり、連系系統への影響が懸念される。非特許文献１に記載のように、自然変動電源を系統に連系する場合の電力安定化（発電出力変動を補償する）のため、２次電池，フライホイール，キャパシターの利用などが検討されている。
【０００５】
また、特許文献１には、自然変動電源（自然エネルギー電源）を積極的に利用して需要家に電力を供給するための工夫がなされており、需要の変動と自然変動電源の出力変動に対して、気象予測情報を利用し、発電業者（電力会社）からの買電量を決定する電力供給システムが提案されている。
【０００６】
また、特定規模電気事業者と呼ばれる、分散型電源から電力を提供できる事業者が、予め契約した需要家に対して、一般電気事業者（電力会社）の所有する送配電系統を経由して送電することも行われている。この場合、一般電気事業者は接続供給約款に従い、分散型電源を有する事業者に対し接続供給サービスを行う。
【０００７】
【特許文献１】特開２００２−２６２４５８号公報
【非特許文献１】「風力発電システムの導入促進に関する提言」（（財）新エネルギー財団、新エネルギー会議、平成１４年）
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
例えば、風力発電は風の強弱により発電出力が変化する。需給のバランスをとるためには、需要の変動に加え、出力制御がほとんどできない風力発電の出力変動に対して、制御可能な電源の確保が必要となる。電力会社が発電事業者を対象として、入札等を行い、予め購入量を決めておく。この購入量に起因する変動に対し、電力会社の発電出力が制御可能な電源を用意し、最終的な需給調整（周波数調整）を行っている。
【０００９】
系統に連系される風力発電の容量を大幅に増やすためには、需給調整（周波数調整）の調整力を維持する必要があり、現行の形態では、電力会社の調整設備を増強する必要があるが、電力会社の経営の観点からは増強には限界がある。
【００１０】
自然変動電源（自然エネルギー電源）を利用する際、需要の変動と自然変動電源の出力変動を、電力会社からの買電量で調整したのでは、自然変動電源導入に伴い、電力会社の調整設備の負担が増大する問題を本質的に解決することはできない。
【００１１】
本発明の目的は、上記従来技術の問題点に鑑み、電力会社の需給調整の調整力に依存することなく、風力発電のような自然変動電源を商用系統に連系し、経済的に運転できる分散電源の需給調整方法及びシステムを提供することにある。さらに、本発明を運用する際のサービスと課金に係るビジネスモデルを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１２】
本発明は、前記課題を解決するために、予め契約した需要家に対し電力を供給し、需給バランスをとるための調整力を有する電気事業者（特定規模電気事業者）と、風力発電等の自然変動電源を有する発電事業者を組合せる分散型電源による需給調整システムを構築する。
【００１３】
本発明は、複数の需要家の負荷と、自然変動電源と、調整用発電装置を電力系統で結び、その需要と供給を調整する分散電源の需給調整システムにおいて、前記需要家の需要に関する情報を収集する手段と、前記自然変動電源の発電量に関する情報を収集する手段と、これらの収集された情報から、前記需要と前記自然変動電源を含めた供給との需給バランスをとるように、前記調整用発電装置の出力を設定する需給調整手段と、その出力制御値を前記調整用発電装置に送信する通信手段を備えることを特徴とする。
【００１４】
前記需給調整手段は、制御対象となる時刻における需要の予測と前記自然変動電源による発電電力予測値から、前記調整用発電装置での最適な発電量を算出し、その指令値を前記調整用発電装置の制御装置に送り、前記調整用発電装置の出力を制御してなることを特徴とする。
【００１５】
本発明は、複数の需要家の負荷と、自然変動電源および調整用発電装置を有する分散電源を電力系統に接続すると共に、これらの負荷や電源と需給調整センタを通信ネットワークで結び、需給の調整を行う分散電源の需給調整サービスにおいて、前記需給調整センタは、前記自然変動電源による電力量と前記調整用発電装置による電力量の対価として各需要家の電力料金を課金し、前記自然変動電源は前記需給調整センタに対し、需要家に供給した電力量料金から前記需給調整センタのサービス料を差し引いた料金を課金し、前記調整用発電装置は前記需給調整センタに対し、前記調整用発電装置が需要家に供給した電力量料金と前記調整用発電装置の機会損失額の和から、前記需給センタによる前記調整用発電装置の需給調整サービス料を差し引いて課金することを特徴とする。
【００１６】
ここで、分散型電源による需給調整システムを運用するに際しては、分散型電源による需給調整システムを管理するサービス提供業者と、契約需要家、および自然変動電源を有する発電事業者，制御可能な発電装置を有する発電事業者との間で契約を締結し、契約に従って運用することができる。
【００１７】
この場合、契約需要家を契約者Ａ，自然変動電源を有する発電事業者を契約者Ｂ，制御可能な発電装置を有する発電事業者を契約者Ｃ，サービス提供業者を契約者Ｄとすると、契約者Ａは、契約者Ｂ，契約者Ｃと分散型電源による需給調整サービスに関する契約を締結する。契約者Ａについては、最大受電電力，料金等を、契約者Ｂおよび契約者Ｃ，需給調整サービス側の最大購入電力，料金，附帯条件等を予め定めておく。一方、契約者Ｄは、送配電系統を有する一般電気事業者（電力会社）と接続供給約款に基づく契約を締結し、所定の料金を支払う。
【００１８】
一方、契約者Ｄは、契約者Ａに電力を供給し、この対価として、契約者Ａは契約者Ｄに電気料金を支払う。契約者Ｂは電力を供給する対価として、契約者Ｄから電力代金を得るが、契約者Ｄの需給調整サービスにより始めて可能になるものであり、需給調整サービス料金を差し引いた電力代金を得ることになる。なお、契約者Ｂは、ＲＰＳ法のクレジット
（売買可能証書）を提供することが可能で、これに相当する対価も契約者Ｄから得ることができる。契約者Ｃは、制御可能な発電装置により、電力を供給することの対価として、契約者Ｄから電力代金を得る。この電力代金には、供給電力量に相当する金額に加え、需給調整に伴う対価（機会損失など）が含まれる。
【００１９】
このサービスを実施する際、契約者Ｄは、契約者Ａ，契約者Ｂ，契約者Ｃから情報を集めるための情報収集装置，通信装置，制御装置，需給調整センタにおける情報処理装置などを、サービス事業者自身の資産を用いるか、第３者の資産をリースすることにより運用するかを選択できる。また、情報収集装置，通信装置，制御装置などの一部が、契約者Ａ，契約者Ｂ、あるいは契約者Ｃの資産であり、それをリースすることにより運用することも可能である。
【００２０】
分散型電源による需給調整サービスにより、需給調整システムを具体的に運用するに際しては、契約者Ｂにおいて、自然変動電源の計測値に基づき、系統側への電力潮流を予測し、契約者Ｄが所有する需給制御センタにその情報を送る。契約者Ａは、定期的に電力需要の情報を需給制御センタに送る。契約者Ｃは定期的に設備稼働状況や運転上の制約等についての情報を需給制御センタに送る。
【００２１】
需給制御センタでは、各契約者から集まる情報に基づき、至近の需要を予測するとともに、契約者Ｃが所有する制御可能な発電装置の出力を決定し、それを契約者Ｃに発電指令値として送る。契約者Ｃは前記発電指令に基づき、発電を行う。
【発明の効果】
【００２２】
本発明の分散型電源による需給調整方法およびシステムによれば、発電出力の変動が大きい自然変動電源を、電力会社の需給調整力に依存することなく、商用系統に連系して運用することができ、需要家には必要な電力が供給される。また、制御可能な発電装置については、燃料を節約でき、コストの削減が可能となる。なお、自然変動電源により発電した電力量については、ＲＰＳ法のクレジットを得ることができるため、余剰時のクレジットの売却も含め、経済的メリットが得られる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２３】
自然変動電源を商用系統に連系し、経済的に運転できる分散電源の需給調整を簡単な構成で実現した。
【実施例１】
【００２４】
図１は本発明の一実施例を示し、分散型電源による需給調整システムの構成図である。契約者Ａの需要家構内６には、負荷装置６３があり開閉装置６０を経て、送配電系統１に接続されている。該当する需要家が受電した電力は、電力計測装置６１で計測され、その情報は需要家端末６２から通信網２を経て、需給調整センタ３にある監視制御装置３１に送られる。
【００２５】
契約者Ｂの発電事業者構内（発電サイト）４には、自然変動電源（風力発電等）４５，変換装置４４，逆変換装置４３，２次電池装置４６が設置され、送配電系統１，１１に接続されている。発電サイトＩ，III は自然変動電源で発電され、送配電系統１１側に送られる電力は、電力計測装置４１で計測され、発電装置端末４２から通信網２を経て、需給調整センタ３にある監視制御装置３１に送られる。なお、発電装置端末４２では、収集された情報を基に送配電系統１，１１との連系点での電力変動を低減するために、２次電池装置４６の制御指令値を算出し、２次電池装置４６に指令値を送る。これと共に、至近の制御タイミングにおける送配電系統側に送られる電力の予測値を算出し、需給調整センタ３にある監視制御装置３１に送る。
【００２６】
本実施例では、発電サイトII，III は隣接して立地し、発電サイトIIは２次電池装置の設置を行わず、隣接する発電サイトIII の２次電池装置４６で、電力変動の補償をするようにしている。
【００２７】
契約者Ｃの発電事業者構内５には、制御可能な発電装置５４が設けられ、系統連系・開閉装置５０を経て送配電系統１に接続されている。送配電系統１側に送られる電力は、電力計測装置５１で計測され、発電装置端末５２から通信網２を経て、需給調整センタ３にある監視制御装置３１に送られる。発電装置端末５２では、需給調整センタ３にある監視制御装置３１から送られる発電指令値に基づき、各発電装置の発電出力を決定し、それを制御装置５３に送り発電出力を制御する。
【００２８】
契約者Ｄの需給調整センタ３は、契約者Ａ，契約者Ｂ，契約者Ｃから送られた需要と供給に関する情報から、制御可能な発電装置の発電量を決定すると共に、料金の課金（契約者Ａ）と、発電事業者（契約者Ｂ，Ｃ）への支払を行う。
【００２９】
本需給調整サービスは、契約者Ｄと一般電気事業者との契約に基づき行われるものである。通常は、契約者Ｄによる契約者Ａ，Ｂ，Ｃ間のサービスであるが、契約者Ｃ等の事故時などに、一般電気事業者からの支援サービスが必要になる。すなわち、最終的な需給調整は、一般電気事業者の所有する発電所７の発電機７３により、需要の変動に合わせ発電所７から変電設備７７を経て送配電系統１に送られる電力を調整することにより実現される。この場合、契約者Ｄから一般電気事業者への支払いが行われる。
【００３０】
次に、図２，図３を用いて、契約者Ｄが所有する需給調整センタ３の働きについて説明する。
【００３１】
図２は、需給調整センタ３に設置される監視制御装置のブロック構成図である。該図において、監視制御装置３１は、演算処理装置２３２，各需要家や発電事業者との情報の授受を行う通信装置２３１，表示装置２３４，オペレータが条件設定等を行うための入力装置２３３を有している。さらに、需要予測や制御可能発電設備の発電出力指令値を算出するために、必要な情報を一定期間保存しておく一時保存用記憶装置２７１，需要データベース（ＤＢ）２７２，気象情報データベース２７３，運転状態データベース２７４，メンテナンス情報データベース２７５，コスト情報データベース２７６を有している。
【００３２】
図３は、表示装置２３４で表示される監視制御画面の例である。表示装置２３４は発電装置稼動状況や需要予測，機器異常表示などを行う。
【００３３】
需要については、需要家３５１毎に、現在の需要３５２，制御対象となる直近の時刻における需要の予測値３５３が表示される。
【００３４】
自然変動電源については、発電装置３５４毎に、現在の発電電力３５５，制御対象となる直近の時刻における発電電力の予測値３５６が表示される。制御可能な発電装置については、発電装置３５７の現在の発電電力３５８，制御対象となる直近の時刻における発電電力指令値３５９が表示される。
【００３５】
グラフ３６１は、需要と供給のバランスをとるために必要な制御可能な発電装置の発電電力量目標（細い実線）と実際の発電電力（太い実線）を表示している。その他、需要と供給の偏差３６２，発電電力量の計画値からの偏差３６３，全購入電力量が表示される。さらに、メッセージ欄３６５には、機器異常情報，メンテナンス情報等が表示される。
【００３６】
図４は、監視制御装置における処理フローである。このフローは、制御可能な発電装置５４の制御周期の１周期分であり、実際の運転にあたっては、この処理が繰り返される。
【００３７】
まず、各需要家から需要データを取得する（１２０１）。次に、制御可能な発電装置による制御時（Ｘ分後）の需要を予測する（１２０２）。また、自然変動電源における、制御時（Ｘ分後）の発電電力予測値を取得する（１２０３）。
【００３８】
これらの情報を基に、制御可能な電源装置の出力ＰＧＩを（１）式で求める(１２０４)。
【００３９】
ＰＧＩ＝（ＰＤＩ＋ＰＤII＋ＰＤIII）−（ＰＷＩ＋ＰＷII＋ＰＷIII）    …（１）
ここで、ＰＤＩ，ＰＤII，ＰＤIIIは需要家Ｉ，II，IIIでの需要予測値、ＰＷＩ，ＰＷII，ＰＷIIIは自然変動電源をもつ発電サイトＩ，II，IIIにおける発電電力予測値である。
【００４０】
次に、目標とする評価時間内の電力量偏差を０に近づける処理を行う（１２０５）場合、制御可能な発電装置の出力に補正（Δ）を加える（１２０６）。すなわち、（２）式で、ＰＧＩを求める。
【００４１】
ＰＧＩ＝（ＰＤＩ＋ＰＤII＋ＰＤIII）−（ＰＷＩ＋ＰＷII＋ＰＷIII）＋Δ…（２）
本実施例では、４台の発電装置５４でＰＧＩを供給する。最新のメンテナンス情報
（１２０８）に基づき、制御可能発電装置の運転制約（出力範囲，計画停止等）を更新し（１２０７）、それらを拘束条件として、最適化計算（１２０９）を行い、個々の発電装置の発電出力を決定し（１２０９）、指令値として制御装置に送信する（１２１０）。
【００４２】
次に、自然変動電源用発電装置端末について説明する。ここでは、２次電池装置が設けられている自然変動電源のシステムを取り上げるが、２次電池装置を持たない自然変動電源のシステムでの運用も可能である。その場合は、充電／放電電力制御指令値作成機能，電池残量計測機能等は省略できる。
【００４３】
図５は、自然変動電源の発電装置端末のブロック構成図である。発電装置端末４２は、表示装置６３１，演算処理装置６３３，オペレータによる設定を行うための入力装置632，計測データを演算処理に必要なデータにするための信号変換装置６３６，演算結果を制御装置６３７に送るための出力装置６３５を有している。さらに、サイト運転に係る情報を記録するサイト運転情報データベース（ＤＢ）６３４を備えている。
【００４４】
信号変換装置６３６には、逆変換装置４５の出力電力，２次電池装置の充電／放電電力，電池残量等の計測値が入力される。制御装置６３７から、充電／放電電力を制御するための指令値が、２次電池装置４６に送られる。
【００４５】
図６は、自然変動電源の発電装置端末における処理フローである。このフローは、制御可能な発電装置の制御周期の１周期分であり、実際の運転にあたっては、この処理が繰り返される。
【００４６】
サイト運転情報データベース６３４のデータや監視制御装置３１（需給調整センタ）内の一時保存用ファイル２７１に格納した最新の計測データから、自然変動電源の出力のトレンド、２次電池装置残量実測値を取得する（１２０１）。上記トレンドから、制御可能な電源について制御を行う時刻（Ｘ分後）における自然変動電源の出力予測処理を行う
（１２０２）。
【００４７】
２次電池残量の実測値が、予め定めた計画値と大幅に異なる場合（１２０３）、発電サイトの出力予測値に基づく出力目標値を、２次電池残量の実測値が計画値に近づくように補正する（１２０５）。実測値と計画値の差が許容の範囲であれば、出力予測値を出力目標値とする（１２０４）。
【００４８】
次に、上記目標値に合わせて、２次電池装置を運転し（１２０６）、発電サイトの出力目標値を需給調整センタに送信する（１２０７）。さらに、発電サイトの出力，２次電池残量を計測し（１２０８）、一時保存用ファイル，サイト運転情報データベース６３４に格納する（１２０９）。
【００４９】
図７は、自然変動電源用発電装置端末による制御の例を示す説明図である。この例は風力発電装置に適用したもので、同図（ａ）は、２次電池による出力調整を行わない場合、同図（ｂ）は、２次電池により出力調整を行った場合である。図中、細い実線は出力の時間変動を、太い実線は単位時間（ここでは、１分）での平均出力を表わす。
【００５０】
（ａ）の場合は、２次電池装置を設けないため、設備コストが低くなるが、出力変動が大きく、制御可能発電装置による需給調整の負担が大きくなる。（ｂ）の場合は、出力の変動幅を小さくすることができ、制御可能発電装置による需給調整の負担を軽減できる。反面、２次電池装置を設けることによる、設備コストの上昇は避けられない。
【００５１】
従って、需要変動や自然変動電源の出力変動の大きさや変動周期を考慮し、２次電池装置を設けないシステム、短時間の変動のみを補償する小容量の２次電池装置を設けるシステム、等々の中から、最適なシステム構成を選択するのが望ましい。
【００５２】
これまでは、制御可能な発電装置を有する発電サイトが１個所である場合を説明してきたが、制御可能な発電装置を有する発電サイトが２箇所以上でも同様である。各発電サイトが協調して、需給調整を行っても良い。すなわち、需給調整センタでは、各発電サイトの特徴（発電コスト，部分負荷効率等）を考慮して、各サイトの発電出力を配分することにより、経済的運用が可能になる。
【００５３】
次に各契約者間のサービス提供と料金決済の方法について説明する。図８は各契約者間のサービス提供と課金の処理を示す説明図である。なお、図８のサービス及び課金は、図１に示した通信網２を介して行われるものである。したがって、以下では、図８における契約者Ａは需要家端末６２、契約者Ｂは発電装置端末４２、契約者Ｃは発電装置端末５２、契約者Ｄは需給調整センタ３の監視制御装置３１の機能として読み代える。もちろん、各契約者がサービスと課金のために、それぞれ専用の端末を設けて処理するようにしてもよい。
【００５４】
契約者Ｄは、契約者Ｂに包括的需給調整サービス（ａ）を提供する（８０１）。すなわち、契約者Ａに供給義務をもつ契約者Ｄは、電力供給可能な、契約者Ｂ，契約者Ｃの内、契約者Ｂの自然変動電源による電力を優先して契約者Ａに供給する。
【００５５】
契約者Ｂにより発電された電力は、電力会社の接続供給サービス（ｂ，ｃ）により、契約者Ａまで、電力託送がなされる（８０２，８０３）。すなわち、契約者Ｂから契約者Ａに電力（ｄ）が供給されることになる（８０４）。
【００５６】
また、契約者Ｄは、ＲＰＳ法におけるクレジット（ｅ）を得ることができる（８０５）。クレジットの一部は自らが電力事業を行うのに必要となるが、余剰が生じた場合は、相対取引あるいは市場を通じて売却（ｆ）が可能であり、売却したクレジットに相当する代金を得ることができる（８０６，８０７）。
【００５７】
契約者Ｄから契約者Ｂへは、電力量及びクレジットの代金から需給調整サービスの代金を差引いた金額を支払うことになる（８０８）。
【００５８】
本電力供給形態における需給調整は、契約者Ｃの発電装置によりなされる。契約者Ｃにより発電された電力は、電力会社の接続供給サービス（ｇ，ｈ）により、契約者Ａまで、電力託送がなされる（８０９，８１０）。契約者Ｄは、電力会社から提供される接続供給サービスに対して、接続供給料金を支払う（８１１）。接続供給料金は、電力会社の接続供給ｂ，接続供給ｃ，接続供給ｇ，接続供給ｈに対する対価である。
【００５９】
需要と供給のバランスを取るため、契約者Ｄの需給調整センタでは、各契約者のサイトから収集した計測値等に基づき、制御可能な発電装置による発電量を決定し、契約者Ｃに、出力指令（ｉ）を送る（８１２）。この指令ｉに従い、発電された電力（ｊ）が契約者Ｃから契約者Ａに供給されることになる（８１３）。
【００６０】
契約者Ｂによる発電が優先されるため、契約者Ｃは、出力指令に基づく発電を行うことにより、機会損失（ｋ）となる場合がある（８１４）。つまり、契約者Ａの需要に対し、契約者Ｂと契約者Ｃが電力を供給できる場合、契約者Ｂによる電力供給が優先されるため、契約者Ｃから契約者Ａの電力供給は、契約者Ｃの能力を下回る、すなわち、電力供給の機会を失い、損失となる。ただし、その場合は、契約者Ｃの燃料費は低減できるので、その差額が、機会損失評価額になる。
【００６１】
従って、契約者Ｄから契約者Ｃへは、電力量代金及び機会損失評価額から出力指令値提供サービス（需給調整サービス）の代金を差引いた金額（ｊ＋ｋ−ｉ）を支払うことになる（８１５）。
【００６２】
契約者Ａから契約者Ｄへは、契約者Ｂからの電力（ｄ）および契約者Ｃからの電力(ｊ)に相当する電力料金を支払うことになる（８１６）。
【実施例２】
【００６３】
図９は、本発明のその他の実施例を示すシステム構成図である。本実施例は、図１の実施例とほぼ同様であるが、発電サイトIIが連系されている送配電系統１１から電圧変換装置９１で降圧した低圧配電線１５に、個人需要家である複数の個人住宅９３が接続されており、電気自動車９５が接続されている。さらに、需要家IIの駐車場に停止している複数の電気自動車９５が構内低圧配電線１６に接続されている。電気自動車９５は、通信網２を介して需給調整センタ３に接続される。
【００６４】
契約者Ｄは、電気自動車９５を所有する個人住宅９３，駐車場に電気自動車を駐車できる需要家IIに対して、電気自動車の２次電池の利用について予め契約を結んでおき、需給調整センタ３の指令により２次電池の充放電を行う。実際には、契約を結んだ需要家の全ての電気自動車９５が、常に、需給調整に使用できるとは限らない。従って、需給調整センタ３では、契約を結んだ需要家の中から、その時点で２次電池の充放電が可能な電気自動車９５に対し充放電の出力を設定する。
【００６５】
契約者Ｄは、前記充放電量に基づき、個人住宅９３および需要家IIと需要家IIの駐車場で充放電に協力した電気自動車９５の所有者に実績補償を行う。
【００６６】
図１０は、ハイブリッド形電気自動車（以下、ＨＥＶと呼ぶ）の構成の一例を示す模式図である。駆動部分は、エンジン２０３０，燃料タンク２０３３，発電機２０３１，２次電池２０３２，モータ２０３４などから構成される。発電機２０３１で発生した電気は整流器２０３６で直流にし、２次電池２０３２に蓄えられる。出力が必要になれば、２次電池２０３２の電気を、インバータ２０３７により交流に変換し、電動機２０３４に供給し、車輪２０３５の駆動力を得る。制御に必要な情報は、通信線２０４０により、コントローラ２０３８に集められる。
【００６７】
需要家IIの構内において、負荷装置６５に電力を供給するため、接続部２０４１と構内低圧配電線１６を連結するためのフレキシブル電力線２０４２が設けられている。また、ＨＥＶの状態情報を需給調整センタ３に送り、同センタ３からの運転指令をコントローラ２０３８に伝えるための、送受信装置２０４３が設けられ、その間は無線によって通信が行われる。なお、通信に関しては、有線を用いる通信でも、電力線搬送を用いた通信でも良い。
【００６８】
需給調整センタ３からの運転指令がコントローラ２０３８に送信される。ＨＥＶから構内低圧配電線１６に送電される場合は、構内低圧配電線１６の電気的特性（電圧の大きさ，位相など）に関する計測が行われ、コントローラ２０３８に伝達される。コントローラ２０３８では、インバータ２０３７で発生させる電力の出力を制御するための制御信号とともに、電圧の大きさと位相とを、構内低圧配電線１６に合わせる（同期）ことにより、複数のＨＥＶから構内低圧配電線１６への送電が可能になる。また、個人住宅９３に停車している電気自動車９５からも、上記と同様に、低圧配電線１５への送電が可能になる。なお、ここでは、ＨＥＶを例に取って説明したが、２次電池に充電された電力のみで走る電気自動車や燃料電池車などでも同様である。
【００６９】
多数の電気自動車の２次電池を利用することにより、風力発電電力の変動に伴う、需要と供給のバランスを取ることが可能になる。一般に２次電池は設備コストが高いため、短周期（例えば秒程度）の負荷や発電電力の変動のみを吸収するのに用いられることが多いが、本実施例によれば、数時間程度の需給アンバランスを２次電池で吸収することも可能である。
【００７０】
以上説明したように、本実施形態によれば、契約者Ａは、低コストの電力を得るとともに、環境貢献に対する満足が得られる。契約者Ｂは、電力会社による入札枠（少なくなっている）に制約されずに自然変動電源による発電事業を行い、売電とＲＰＳ法クレジット売却によるメリットが得られる。契約者Ｃは、発電した電力を、需給調整に伴う評価分だけ高く売ることができる。契約者Ｄは、自然変動電源による相対的に安い電力を使って、電力供給事業を行うことができる。
【００７１】
これにより、事業継続に必要なＲＰＳ法クレジットの取得が容易になるので、社会全体としては、自然変動電源を促進し、化石燃料消費量やＣＯ2 排出量の削減が可能となるといったメリットがある。
【００７２】
なお、上記の実施例では、人為的には制御ができない自然変動電源について述べてきた。しかし、燃料供給の点から、制御が困難な発電装置についても、発電装置の出力変動を発電サイトによる補償を行い、比較的周期が長い負荷および発電装置の変動に対しては、制御可能な発電装置で追従することにより、需給調整が可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００７３】
【図１】本発明の分散電源の需給調整システムの一実施例を示す構成図。
【図２】本発明の一実施例に採用される監視制御装置のブロック構成図。
【図３】監視制御装置における監視画面の説明図。
【図４】本発明の一実施例による需給調整システムの処理フロー図。
【図５】本発明の一実施例による自然変動電源用発電装置端末のブロック構成図。
【図６】本発明の一実施例による自然変動電源用発電装置端末の処理フロー図。
【図７】自然変動電源用発電装置の制御の効果を示す説明図。
【図８】各契約者間のサービス提供と課金の方法を示す説明図。
【図９】本発明の分散電源の需給調整システムの他の実施例を示す構成図。
【図１０】図９に示す実施例における電力貯蔵に利用する電気自動車の構成図。
【符号の説明】
【００７４】
１，１１…送配電系統、２…通信網、３…需給調整センタ、４，５…発電事業者構内、６…需要家構内、７…発電所、１５…低圧配電線、１６…構内低圧配電線、３１…監視制御装置、４１，５１…電力計測装置、４２，５２…発電装置端末、４６…２次電池装置、５３…制御装置、５４…発電装置、６１…電力計測装置、６２…需要家端末、６３…負荷装置、７３…発電機、７７…変電設備、９３…個人住宅、９５…電気自動車。
【図１】
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【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】
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【図９】
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【図１０】
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