(57)【要約】【課題】電気事業者と発電所間の電力取引において、事業者の収益を最大化する優先順位を決定する手段を提供すること。                                                  【解決手段】電気事業者の顧客の電力使用量集計情報３１３、電気事業者自身で供給可能な電力情報３１４、発電所への予測指令量を格納した指令実績情報３１５、気象情報３１６、カレンダー情報３１７及び電力取引契約料金情報３１８を格納した記憶部３０４と、記憶部から気象情報及びカレンダー情報と指令実績情報との因果関係を表す関係式を推定する関係式推定部３０９と、気象情報及びカレンダー情報を関係式に代入することにより、任意の日付の予測送配電指令量を算出する送配電指令量予測部３１０と、電力取引契約料金情報３１８及び予測送配電指令量を用いて、発電所の期待収益を計算し、当該期待収益が最大となるように送配電優先順位を決定する優先順位決定部３１１とを備える電力量算出装置。【選択図】図３
2007295683.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力の小売事業者の予定された電力需要量に基づいて、前記小売事業者への送配電の優先順位である送配電優先順位を決定し、この決定した優先順位を用いて電力量を算出する電力量算出装置であって、
前記電力量算出装置は、
前記小売事業者の顧客である電力需要家の電力使用量を前記小売事業者ごとに集計した集計データと、前記小売事業者自身で供給可能な電力情報とから算出した前記発電所への送配電指令実績を前記小売事業者ごとに有する指令実績情報を格納し、過去の気象実績と将来の気象予報との情報を有する気象情報を格納し、曜日や祝日の情報を有するカレンダー情報を格納し、さらに前記発電所と前記小売事業者との間で予め決定された電力取引契約料金情報を格納した記憶部と、
前記記憶部から、前記指令実績情報、前記気象情報及び、前記カレンダー情報を読み込み、前記気象情報及び前記カレンダー情報と、前記指令実績情報との因果関係を表す関係式を推定する関係式推定部と、
前記記憶部から前記気象情報、及び、前記カレンダー情報を読み込み、前記関係式推定部が推定した前記関係式に代入することにより、任意の日付における予測送配電指令量を算出する送配電指令量予測部と、
前記電力取引契約料金情報及び、前記予測送配電指令量を用いて、前記発電所の期待収益を計算し、当該期待収益が最大となるように前記送配電優先順位を決定する優先順位決定部とを備えること、
を特徴とする電力量算出装置。
【請求項２】
電力の小売事業者の予定された電力需要量に基づいて、発電所の発電量を算出する電力量算出装置であって、
前記電力量算出装置には、前記小売事業者の顧客である電力需要家の電力使用量を計測する電力量計が接続され、
前記電力量算出装置は、
前記小売事業者自身で供給可能な電力量情報を格納し、前記小売事業者が、前記発電所から前記電力需要家に電力を送配電する送配電事業者に通知した単位時間ごとの契約取引量を格納し、さらに前記送配電事業者が前記発電所から前記電力需要家に電力を送配電する送配電優先順位を格納した記憶部と、
前記電力量計から取得した前記電力使用量を前記小売事業者ごとに集計する電力量集計部と、
前記電力量集計部が集計した集計データから単位時間あたりの前記小売事業者の予測需要量を算出し、その結果から前記電力量情報を差引くことで、前記小売事業者が当日に必要となった送配電指令量を前記小売事業者ごとに算出する送配電指令量決定部と、
前記契約取引量、前記送配電優先順位及び前記送配電指令量決定部が算出した前記小売事業者ごとの送配電指令量を用いて、前記発電所の発電量を算出する発電量算出部とを備えること、
を特徴とする電力量算出装置。
【請求項３】
前記送配電指令量予測部は、
前記記憶部から、前記気象情報及び、前記カレンダー情報を読み込み、前記関係式推定部が推定した前記関係式に代入することにより、任意の日付における予測送配電指令量の確率分布を算出し、
前記優先順位決定部は、
前記電力取引契約料金情報及び、前記算出した確率分布を用いて、前記発電所の期待収益を計算し、当該期待収益が最大となるように前記送配電優先順位を決定すること、
を特徴とする請求項１記載の電力量算出装置。
【請求項４】
前記優先順位決定部は、
前記電力取引契約料金情報及び、前記送配電指令量予測部で算出した送配電指令量により、前記発電所及び前記小売事業者全体の期待収益を計算し、当該期待収益が最大となるように前記送配電優先順位を決定すること、
を特徴とする請求項１記載の電力量算出装置。
【請求項５】
前記優先順位決定部は、
前記電力取引契約料金情報及び、前記算出した確率分布を用いて、前記発電所及び小売事業者全体の期待収益を計算し、当該期待収益が最大となるように前記送配電優先順位を決定すること、
を特徴とする請求項３記載の電力量算出装置。
【請求項６】
電力の小売事業者の予定された電力需要量に基づいて、前記小売事業者への送配電の優先順位である送配電優先順位を決定し、この決定した優先順位を用いて電力量を算出する電力量算出装置において実行される電力量算出方法であって、
前記電力量算出装置が、
前記小売事業者の顧客である電力需要家の電力使用量を前記小売事業者ごとに集計した集計データと、前記小売事業者自身で供給可能な電力情報とから算出した前記発電所への送配電指令実績を前記小売事業者ごとに有する指令実績情報を読み込み、過去の気象実績と将来の気象予報との情報を有する気象情報を読み込み、さらに曜日や祝日の情報を有するカレンダー情報を読み込み、前記気象情報及び前記カレンダー情報と、前記指令実績情報との因果関係を表す関係式を推定し、
前記気象情報及び、前記カレンダー情報を読み込み、前記推定した関係式に代入することにより、任意の日付における予測送配電指令量を算出し、
前記発電所と前記小売事業者との間で予め決定された電力取引契約料金情報及び、前記予測送配電指令量を用いて、前記発電所の期待収益を計算し、当該期待収益が最大となるように前記送配電優先順位を決定することを、
特徴とする電力量算出方法。
【請求項７】
電力の小売事業者の予定された電力需要量に基づいて、発電所の発電量を算出し、前記小売事業者の顧客である電力需要家の電力使用量を計測する電力量計が接続された電力量算出装置において実行される電力量算出方法であって、
前記電力量算出装置は、
前記電力量計から取得した前記電力使用量を前記小売事業者ごとに集計し、
前記集計した集計データから単位時間あたりの前記小売事業者の予測需要量を算出し、その結果から前記小売事業者自身で供給可能な電力量情報を差引くことで、前記小売事業者が当日に必要となった送配電指令量を前記小売事業者ごとに算出し、
前記小売事業者が、前記発電所から前記電力需要家に電力を送配電する送配電事業者に通知した単位時間ごとの契約取引量、前記送配電事業者が前記発電所から前記電力需要家に電力を送配電する送配電優先順位、及び、前記送配電指令量を用いて、前記発電所の発電量を算出すること、
を特徴とする電力量算出方法。
【請求項８】
前記電力量算出装置は、
前記気象情報及び、前記カレンダー情報を読み込み、前記推定した関係式に代入することにより、任意の日付における予測送配電指令量の確率分布を算出し、
前記電力取引契約料金情報及び、前記算出した確率分布を用いて、前記発電所の期待収益を計算し、当該期待収益が最大となるように前記送配電優先順位を決定すること、
を特徴とする請求項６記載の電力量算出方法。
【請求項９】
前記電力量算出装置は、
前記電力取引契約料金情報及び、前記予測送配電指令量により、前記発電所及び前記小売事業者全体の期待収益を計算し、当該期待収益が最大となるように前記送配電優先順位を決定すること、
を特徴とする請求項６記載の電力量算出方法。
【請求項１０】
前記電力量算出装置は、
前記電力取引契約料金情報及び、前記算出した確率分布を用いて、前記発電所及び小売事業者全体の期待収益を計算し、当該期待収益が最大となるように前記送配電優先順位を決定すること、
を特徴とする請求項８記載の電力量算出方法。
【請求項１１】
請求項６ないし請求項１０のいずれか１項に記載の電力量算出方法を、コンピュータに実行させるための電力量算出プログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力量算出装置及び電力量算出方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
わが国で、段階的な電力自由化により、電力会社（一般電気事業者）が独占的に行ってきた発電事業、送配電事業、小売事業のうち、発電事業と小売事業において新規参入が可能となった。発電事業に参入した事業者（以下、発電事業者）は、自社で発電した電力を電力会社（一般電気事業者）やＰＰＳ（Power Producer ＆ Supplier：特定規模電気事業者）などに卸売りする。小売事業に参入したＰＰＳは、発電事業者など他社から購入した電力もしくは自社で発電した電力を、顧客である電力需要家に小売する。但し、発電所から顧客までの送配電については、自社で設備を持つよりは、送配電を行う事業者（以下、送配電事業者）に託送料金を支払い委託する方が一般的である。尚、ここでの送配電事業者とは、電力会社が送配電事業を独占的に行う状況では、電力会社の送配電部門を指す。
【０００３】
小売事業を行うＰＰＳは、需要と供給の同時同量を達成する義務を負うが、この義務に反し、供給が需要を下回る場合は、送配電事業者が不足分だけ補給する。従って、ＰＰＳと契約する需要家が不利益を被ることはない。
しかし、ＰＰＳには送配電事業者が補った電力の対価を支払う義務が生じ、その対価が非常に高いため、供給不足を繰り返すとＰＰＳの収益を圧迫する。また、送配電事業者にとっても、予定外におきるＰＰＳの供給不足は、需要家への安定供給を脅かす原因となる。そのため、ＰＰＳは、予定以上の電力供給が必要となったときは、早急に供給量を増加させ、供給不足を起こさないよう予備力を確保する必要があり、その場合には、通常時は部分負荷運転または発電せず待機する発電設備を備えている。
【０００４】
部分負荷運転によるコスト高を緩和するためには、複数の需要家や電気事業者で発電設備を共同利用する方法（特許文献１）がある。すなわち、特許文献１では、自家発電設備を有する電力需要家を含む複数の電力需要家により電力供給ネットワークを構成し、各発電設備の発電能力と各需要家の計画需要に基づき、供給電力コストが最小となる発電計画及び送配電計画を策定・実行する方法及びシステムが開示されている。
【０００５】
【特許文献１】特開２００４−２４８３４０号公報（段落００５１〜段落００５５、図８）
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかし、部分負荷運転や待機運転を行うと、小売できないため得られる発電収入が少なく、収入に対する固定費等コストの割合が高くなる。さらに、一般に発電設備がフル出力のとき最も発電単価が安く、負荷が小さいほど発電単価が高くなる。
すなわち、ＰＰＳが供給不足による収益減少を避けるためには予備力の確保が必要であるが、予備力確保にも大きなコストがかかる。
【０００７】
ここで、現在の運用では、発電事業者と複数の電気事業者（ＰＰＳを含む）が電力取引を行う場合、定められた日時まで（例えば前日正午）に、電気事業者から送配電事業者に、発電事業者との取引内容（単位時間毎の受渡し量と優先順位）を通知し、送配電事業者がそれに基づいて、当日各電力事業者に電力を受け渡すこととなっている。発電所の発電能力と電気事業者の電力需要に基づいて発電計画及び送配電計画を策定し、それに基づいて発電及び送配電を行おうとした場合でも、この運用では受け渡す時点での、電気事業者の需要量の下方修正ができないため、電気事業者が受渡し量を多く通知したり、需要予測が過少方向にはずれた場合は、需要家に供給する電力が不足し、電気事業者が送配電事業者に割高な電力の対価を支払うことによって電力を供給してもらうこととなる。また、発電所が指令どおりに発電できない場合に電気事業者の供給力不足への対応もできないものである。
【０００８】
特許文献１における特許請求の範囲によると、「各自家発電設備の計画単位時間毎における発電能力、及び各需要家より作成される計画単位時間毎における電力需要に基づいて、各需要家への供給電力コストが最小となる発電計画及び送配電計画を策定し、それにより発電及び送配電をなすこと」とあり、「需要家に電力会社やその他の電気事業者が含まれて」いてもよいとされているが、前記運用の下では、受け渡す時点での発電能力及び電力需要に基づいていないため、自家発電事業者と需要家との間で、需要家が受渡し量を多く通知したり、需要予測が過少方向にはずれた場合は、需要家に供給する電力が不足し、自家発電事業者が送配電事業者に割高な電力の対価を支払うことによって電力を供給してもらうこととなる。また、自家発電所が指令どおりに発電できない場合の需要家に対する供給力不足への対応もできないものである。
従って、発電能力と電力需要とに基づいて発電計画及び送配電計画を立て、計画どおりに発電した場合でも、送配電事業者への定められた日時まで（例えば前日正午）の通知内容によっては、各電気事業者への送配電と電力需要との間に差がでる可能性がある。
【０００９】
以下、現在の運用における課題について詳細に説明を行う。
ここでは、発電所Ｇ（発電事業者含む）が電気事業者Ａと電気事業者Ｂに対して、ある日の１３時から１３時半についての電力取引を行う場合を例にあげる。なお、電気事業者から送配電事業者への通知を行う期限である定められた日時を前日正午とする。
【００１０】
まず、発電所と電気事業者とが、電力受渡し前日の正午までに下記の取引内容を確定させ、送配電事業者に通知した場合を仮定する。
電気事業者Ａ：発電所Ｇから優先順位１位で５０ＭＷｈ購入
電気事業者Ｂ：発電所Ｇから優先順位２位で５０ＭＷｈ購入
なお、優先順位とは、発電所が発電した電力を送配電事業者が電気事業者の顧客へ送配電する際の、当該電力を優先的に送配電する順位であり、電気事業者に付けられ、発電所が決定する。
この場合、当日１３時から１３時半に発電所が１００ＭＷｈ発電すれば、電気事業者Ａ及び電気事業者Ｂは、その時間帯において５０ＭＷｈずつ受取ることができる。しかし、発電所の当日の発電量が指令どおりに発電できず８０ＭＷｈであれば、電気事業者Ａは契約どおり５０ＭＷｈ受取ることができるが、電気事業者Ｂが受取ることができるのは３０ＭＷｈのみとなる。さらに、当日の発電量が４０ＭＷｈならば、電気事業者Ａは４０ＭＷｈ、電気事業者Ｂは０ＭＷｈとなる。供給電力が不足すれば、送配電事業者が不足分を補給することとなり、電気事業者は対価を支払う義務が生じることとなる。
【００１１】
一方、当日１３時から１３時半に発電所が１００ＭＷｈ発電すれば、電気事業者Ｂの当日の１３時から１３時半の実際の需要量が３０ＭＷｈとなった場合は、電気事業者Ｂは、２０ＭＷｈを過剰に電力を購入することとなる。
【００１２】
このように、送配電事業者は、発電所と電気事業者が前日までに取引量を決定する前提で、送配電のサービスを供給している。そこで、送配電事業者のサービスの内容を変えることなく、発電所と電気事業者が、各電気事業者のリアルタイムな需要変動に応じて取引を行う方法を説明するとともに、それに伴う課題について詳細に説明を行う。
【００１３】
発電所と電気事業者とが電力受渡し前日の正午までに前記と同様の取引内容を確定させ、送配電事業者に通知した場合に、当日１３時から１３時半にリアルタイムに発電所Ｇと電気事業者との間で、下記のように取引量を下方修正したとする。
電気事業者Ａ：発電所Ｇから優先順位１位で５０ＭＷｈ購入
電気事業者Ｂ：発電所Ｇから優先順位２位で１０ＭＷｈ購入
この場合は、発電所Ｇは６０ＭＷｈ発電すれば、電気事業者Ａは５０ＭＷｈ、電気事業者Ｂは１０ＭＷｈの電力を受取ることができ、余剰電力は発生しない。
【００１４】
一方、下記のように取引量を下方修正したとする。
電気事業者Ａ：発電所Ｇから優先順位１位で３０ＭＷｈ購入
電気事業者Ｂ：発電所Ｇから優先順位２位で１０ＭＷｈ購入
この場合は、発電所Ｇは６０ＭＷｈ発電すれば、電気事業者Ａは３０ＭＷｈ、電気事業者Ｂは１０ＭＷｈの電力を受取ることができる。ここで、電気事業者Ａと電気事業者Ｂが受取る電力量の和（４０ＭＷｈ）と発電所Ｇの発電量（６０ＭＷｈ）に差があるが、これは、送配電事業者は前日の通知どおり電気事業者Ａに５０ＭＷｈ受け渡したが、電気事業者Ａは、需給のバランス上、３０ＭＷｈしか必要ないため、送配電事業者が余剰電力２０ＭＷｈを引き取ったためである。この場合は、発電所Ｇは、需要量の４０ＭＷｈに対して実際には６０ＭＷｈ発電する必要が生じ、電気事業者の電力需要以上に発電をすることとなる。従って、このように優先順位を誤ると、発電所Ｇは、電気事業者の電力需要以上の発電コストを消費することとなるとともに、当該余剰電力分、発電所Ｇは収益が減少することとなる。
同様に、発電所Ｇが４０ＭＷｈしか発電できない場合は、電気事業者Ａは３０ＭＷｈ、電気事業者Ｂは０ＭＷｈの電力を受け取り、電気事業者Ａの余剰電力１０ＭＷｈは送配電事業者が引き取ることとなる。この場合、送配電事業者は、前日に優先順位１位の電気事業者Ａに５０ＭＷｈ受け渡すという通知を受けているため、発電所Ｇが５０ＭＷｈ以上発電しなければ、優先順位２位以降の電気事業者に電力を受け渡すことはできず、電気事業者Ｂは電力を受取ることができない。
【００１５】
従って、発電所と電気事業者が、各電気事業者のリアルタイムな需要変動に応じて取引を行うためには、発電所の発電能力及び電気事業者の電力需要だけでなく、送配電事業者に通知した優先順位を考慮して発電所の発電量を計画する必要がある。
【００１６】
そこで、本発明は、電気事業者と発電所との間のリアルタイム取引のための発電所の発電量を算出する手段及び、事業者の収益を最大化する優先順位を決定する手段を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１７】
本発明は、予め電気事業者が送配電事業者に通知した単位時間ごとの契約取引量、送配電優先順位及び各電気事業者ごとのリアルタイムな送配電指令量を予測することにより、発電所の発電量を決定することを特徴とする。
さらに、過去の気象実績及びカレンダー情報と、前記送配電指令量なる送配電指令実績との因果関係を表す関係式を推定し、将来の気象情報及びカレンダー情報を前記関係式に代入することにより、将来の送配電指令量を予測し、発電所の期待収益が最大となるように前記優先順位を決定することを特徴とする。
なお、電気事業者にはＰＰＳが含まれていてもよい。また、発電所の所有者は、電気事業者でもよい。さらに、需要家には電気事業者を含んでもよい。
【発明の効果】
【００１８】
本発明によれば、電気事業者と発電所との間のリアルタイム取引のための発電所の発電量を算出することができる。また、事業者の収益を最大化する優先順位を決定することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１９】
以下、本発明に係る電力量算出装置及び電力量算出方法の一実施形態について、図面を参照しながら説明する。
【００２０】
図１は、本実施形態の電力量算出装置及び電力量算出方法を適用した電力量算出システムの構成を示す図である。
図１に示すように、本電力量算出システム１において、発電所１０１の操作室１０２に設置された電力量算出サーバ１０３は、電気事業者Ａが管理する電気事業者Ａサーバ１０６及び電気事業者Ｂが管理する電気事業者Ｂサーバ１０７と通信線を介して接続されている。また、電気事業者Ａサーバ１０６及び電気事業者Ｂサーバ１０７は、送配電事業者が管理する送配電事業者サーバ１１３と通信線を介して接続されている。
【００２１】
また、発電所１０１に設置された発電機Ｇ１０４は、操作室１０２に設置された図示しない発電指令装置からの発電指令によって発電し、発電機Ｇ１０４が発電した電力は、送配電事業者が管理する送配電網１０８を介して、需要家ｕ１〜ｕ４に送電される。送配電網１０８の各送配電線には電力量計１０５，１０９，１１０，１１１，１１２が設置され、これらの電力量計１０５，１０９，１１０，１１１，１１２がそれぞれ計測した電力量は、通信線を介して前記の各サーバに送信される。
【００２２】
ここで、需要家ｕ１及び需要家ｕ２は、電気事業者Ａの顧客であり、需要家ｕ１及び需要家ｕ２に送電される電力は電力量計１０９，１１０により計測され、電気事業者Ａサーバ１０６及び送配電事業者サーバ１１３に送信され、電気事業者Ａサーバ１０６を介してさらに電力量算出サーバ１０３に送信される。また、需要家ｕ３及び需要家ｕ４は、電気事業者Ｂの顧客であり、需要家ｕ３及び需要家ｕ４に送電される電力は電力量計１１１，１１２により計測され、電気事業者Ｂサーバ１０７及び送配電事業者サーバ１１３に送信され、電気事業者Ｂサーバ１０７を介してさらに電力量算出サーバ１０３に送信される。ここで、電力量算出サーバ１０３は、特許請求の範囲に記載の電力量算出装置に相当する。
なお、図１では、例として電気事業者２件の場合を示しているが、件数はこれに限定されず３件以上でもよい。
【００２３】
図２は、本実施形態の電力量算出装置及び電力量算出方法を適用した電力量算出システムの発電所、送配電事業者及び電気事業者のタイムスケジュールの一例である。図１を参照しつつ、図２に添って説明する。
まず、電気事業者が電気事業者サーバ１０６，１０７を用いて、次の日に必要な３０分単位の電力需要である送配電量（契約取引量）を発電所１０１に配置する電力量算出サーバ１０３に指令する（Ｓ２０１）。これを受信した電力量算出サーバ１０３は、送配電優先順位を決定し（Ｓ２０２）、当該優先順位を電気事業者サーバ１０６，１０７に通知する（Ｓ２０３）。この優先順位を受信すると、電気事業者は、電気事業者サーバ１０６，１０７を用いて、発電所１０１との契約内容である当該優先順位及び契約取引量を送配電事業者に係る送配電事業者サーバ１１３に通知する（Ｓ２０４）。ここでは、発電所１０１との契約内容を送配電事業者サーバ１１３に通知する期限を、電力受渡し前日の正午としている。
【００２４】
次に、電気事業者が、たとえば、当日１３時から１３時半についての、電力取引を発電所１０１に配置された発電事業者と行う場合で、電気事業者の必要な電力需要量が、前日契約した契約取引量よりも少ない量で良い場合は、電気事業者サーバ１０６，１０７を用いて、当該電力需要量を発電所１０１に配置する電力量算出サーバ１０３に通知する（Ｓ２０５）。
この通知を受信した電力量算出サーバ１０３は、当日１３時から１３時半についての発電量を後記するように算出し（Ｓ２０６）、発電機Ｇ１０４の発電出力を調整し、算出した発電量を送配電事業者に送配電線を介して託送し（Ｓ２０７）、送配電事業者は、当該電力を前記送配電指令どおりに電気事業者の顧客である需要家ｕ１〜ｕ４へ託送する（Ｓ２０８）。
【００２５】
次に、図３は、図１の電力量算出サーバ１０３の機能構成例を示すブロック図である。
電力量算出サーバ１０３はＣＰＵ３０１、メモリ３０２、入出力インターフェース装置３０３、記憶装置３０４、通信装置３０５とを含んで構成される。メモリ３０２には、処理部１として電力量集計部３０６、送配電指令量決定部３０７及び発電量算出部３０８が、処理部２として関係式推定部３０９、送配電指令量予測部３１０及び優先順位決定部３１１が、それぞれプログラムとしてロードされており、ＣＰＵ３０１によって実行される。なお、各機能部の動作については後記する。記憶装置３０４には送配電情報格納テーブル３１２、需要実績テーブル３１３、供給可能量テーブル３１４、送配電指令量テーブル３１５、気象情報格納テーブル３１６、カレンダー格納テーブル３１７、契約料金テーブル３１８が格納されている。ここで、記憶装置３０４は、特許請求の範囲に記載の記憶部に相当する。
前記各テーブルは、通信装置３０５により接続されたデータベースサーバによって管理され、電力量算出サーバ１０３は、前記通信装置３０５を介して読み書きすることとしてもよい。以下、各テーブルに格納されるデータについて説明する。
【００２６】
図４は、需要実績テーブルを示すテーブル構成図である。需要実績テーブル３１３は、後記（図１２参照）するように、各需要家が計測単位時間ごとに使用した電力量を電気事業者ごとに集計した需要実績を格納している。なお、本実施形態においては、計測単位時間を５分とする。
需要実績テーブル３１３は、電力の使用日付、発電所１０１と電力取引を行っている電気事業者、集計開始時刻、集計終了時刻、及び、計測単位時間ごとに使用した電気事業者ごとの電力量を対応付けたレコードとして管理する。
なお、需要実績テーブル３１３に格納したレコードは、特許請求の範囲に記載の集計データに相当する。
【００２７】
図５は、供給可能量テーブルを示すテーブル構成図である。供給可能量テーブル３１４は、電気事業者ごとに供給可能な単位時間あたりの電力量を格納している。ここで「供給可能な電力量」とは、電気事業者が発電所１０１を除く自身の発電設備も含めた発電所から調達できる電力量を意味する。
供給可能量テーブル３１４は、供給可能な日付、発電所１０１と電力取引を行っている電気事業者、電力の供給可能な開始時刻と終了時刻、及び、開始時刻と終了時刻の間に供給可能な電力量を対応付けたレコードを管理する。なお、本実施形態においては、単位時間を３０分とする。
また、電気事業者は、発電所１０１に対して、送配電指令をする時点（図２参照）より前に、開始時刻から終了時刻に供給可能な電力量の値を送信し、発電所１０１の電力量算出サーバ１０３のメモリ３０２（図３参照）にロードされているプログラム（図示せず）が、当該データを受信し、供給可能量テーブル３１４に登録する。
なお、供給可能量テーブル３１４に格納したレコードは、特許請求の範囲に記載の電力情報に相当する。
【００２８】
図６は、送配電指令量テーブルを示すテーブル構成図である。送配電指令量テーブル３１５は、単位時間ごとに電気事業者ごとに、後記する送配電指令量を格納している。
送配電指令量テーブル３１５は、送配電指令をする日付、発電所１０１と電力取引を行っている電気事業者及び単位時間あたりの送配電指令量を対応付けたレコードを管理する。なお、送配電指令量テーブル３１５に格納したレコードは、特許請求の範囲に記載の指令実績情報に相当する。
【００２９】
図７は、送配電情報格納テーブルを示すテーブル構成図である。送配電情報格納テーブル３１２は、電気事業者が予め送配電事業者に通知（図２参照）した内容、すなわち、発電所１０１と電気事業者との間の単位時間あたりの契約取引量と送配電優先順位とを格納している。
送配電情報格納テーブル３１２は、送配電する日付、電力の供給開始時刻と終了時刻、発電所１０１と電力取引を行っている電気事業者、契約取引量、及び、送配電優先順位を対応付けたレコードを管理する。
なお、送配電情報格納テーブル３１２には、発電所１０１を管理する発電事業者が、電力量算出サーバ１０３を用いて送配電優先順位を決定（図２参照）した後に、プログラム（図示せず）が登録する。
【００３０】
図８は、気象情報格納テーブルを示すテーブル構成図である。
気象情報格納テーブル３１６は、各地の日単位の過去の気象情報と予測気象情報を格納している。
気象情報格納テーブル３１６は、気象情報の日付、気象情報の場所、気象情報の実績値（最高気温、最低気温、天気）、及び、気象情報の予報値（最高気温、最低気温、天気）を対応付けたレコードを管理する。なお、気象情報格納テーブル３１６に格納したレコードは、特許請求の範囲に記載の気象情報に相当する。
また、気象情報格納テーブル３１６には、プログラム（図示せず）が、毎日定められた時間に当日の実績値を登録し、当日以降の日付には予報値のみのデータを登録する。
【００３１】
図９は、カレンダー格納テーブルを示すテーブル構成図である。カレンダー格納テーブル３１７は、過去、現在、将来についての曜日及び祝日の情報を格納している。
カレンダー格納テーブル３１７は、日付、日付に対する曜日及び日付が祝日か否かを対応付けたレコードを管理する。
また、カレンダー格納テーブル３１７は、予め格納されたテーブルである。なお、カレンダーテーブル３１７に格納したレコードは、特許請求の範囲に記載のカレンダー情報に相当する。
【００３２】
図１０は、契約料金テーブルを示すテーブル構成図である。
契約料金テーブル３１８は、発電所１０１と電気事業者との間の電気事業者ごとの契約料金の情報を格納している。
契約料金テーブル３１８は、発電所１０１と電力取引を行っている電気事業者、従量料金、固定料金及び買取料金を対応付けたレコードを管理する。
ここで、従量料金とは、発電所から電力の供給を受けるときの単価であり、固定料金とは、発電所から電力の供給を受けるときの固定で定まる料金であり、買取料金とは、電気事業者が需要以上の供給を受けた際に電力を発電所から買い取るときの単価である。
また、契約料金テーブル３１８には、電気事業者と発電所１０１との電力取引の契約が決定された際に、発電事業所が、電力量算出サーバ１０３に当該データを格納する。なお、契約料金テーブル３１８に格納したレコードは、特許請求の範囲に記載の電力取引契約料金情報に相当する。
【００３３】
図１１は、本実施形態を適用した電力量算出システム１において、発電所１０１と複数の電気事業者とのリアルタイムな電力取引を実現するために必要な手順のフローを示した図である。図１を参照しつつ、図１１に添って、本実施形態における手順の説明する。
【００３４】
電力量計測手順Ｓ１１０１では、電力量算出サーバ１０３が、電力量計１０９、１１０、１１１、１１２において計測した、需要家ｕ１、ｕ２、ｕ３、ｕ４の電力使用量を、前記計測単位時間ごとに受信する。
【００３５】
電力量集計手順Ｓ１１０２では、後記（図１２参照）するように、電力量算出サーバ１０３が、各需要家の計測単位時間ごとの電力使用量を、電気事業者ごとに集計する。すなわち、電力量算出サーバ１０３は、電気事業者Ａの需要家ｕ１及び需要家ｕ２の計測単位時間の電力使用量及び電気事業者Ｂの需要家ｕ３及び需要家ｕ４の計測単位時間の電力使用量を通信線を介して受信し、電気事業者Ａ及び電気事業者Ｂごとに集計し、需要実績テーブル３１３（図３、図４参照）に登録する。
【００３６】
送配電指令量決定手順Ｓ１１０３では、後記（図１３参照）するように、電力量算出サーバ１０３が、電気事業者ごとに、電力量集計手順Ｓ１１０２で登録された需要実績テーブル３１３をもとに、至近の単位時間あたりの予測需要量を算出し、同じ時間帯の当該電気事業者が発電所１０１以外で供給可能な電力量を、予め登録されている供給可能量テーブル３１４（図３、図５参照）から読み込み、当日に必要となった電力量、すなわち、電気事業者から発電所１０１への送配電指令となる送配電指令量を決定する。
たとえば、本実施形態においては、単位時間を３０分としたとき、１３：００から１３：３０の送配電指令を１３：１０に行う場合、１３：１０現在の需要実績から１３：００から１３：３０の予測需要量を算出し、送配電指令量を決定することとなる。
【００３７】
発電量算出手順Ｓ１１０４では、後記（図１４参照）するように、電力量算出サーバ１０３が、前記送配電指令量と、前記至近の単位時間あたりの電気事業者ごとに予め登録されている送配電情報格納テーブル３１２（図３、図７参照）から読み出した発電所１０１との契約取引量及び送配電優先順位から発電所１０１が発電すべき電力量を算出する。そして、発電所１０１の操作室１０２では、算出した発電量に基づいて図示しない発電指令装置から発電機Ｇ１０４に発電指令信号を送信して発電を実行する。
【００３８】
次に、図１２は、図１１に示した電力量計測手順Ｓ１１０１及び電力量集計手順Ｓ１１０２において、電力量算出サーバ１０３が、各需要家の計測単位時間ごとの電力使用量を、電気事業者ごとに集計する場合の処理フローの例を示した図である。図１及び図３を参照しつつ、図１２に添って、本実施形態に係る電力量集計処理の説明をする。
【００３９】
まず、電力量算出サーバ１０３の電力量集計部３０６は、各需要家ｕ１〜ｕ４の計測単位時間ごとの電力量データを、電力量計１０９〜１１２と接続された通信線を介して、各需要家単位で受信する（Ｓ１２０１）。このとき受信した通信データには、たとえば、電力を使用した需要家の識別番号、当該需要家の電力使用量及び計測時間（例．１３：００〜１３：０５）が付随してもよい。
【００４０】
次に、電力量集計部３０６は、前記受信した各需要家の計測単位時間ごとの電力量を、電気事業者ごとに集計する（Ｓ１２０２）。このとき、たとえば、電力量算出サーバ１０３の記憶装置３０４に電気事業者と、その顧客である需要家との対応テーブル（図示せず）が格納され、当該テーブルを参照することにより、電気事業者ごとに電力量を集計することができる。
【００４１】
そして、電力量集計部３０６は、Ｓ１２０２で集計した電気事業者ごとの計測単位時間の集計値を需要実績テーブル３１３に登録する（Ｓ１２０３）。
【００４２】
次に、図１３は、図１１に示した送配電指令量決定手順Ｓ１１０３において、電力量算出サーバ１０３が、電気事業者から発電所１０１へのリアルタイムな１３：００〜１３：３０の３０分の送配電指令となる送配電指令量を決定する場合の処理フローの例を示した図である。図１及び図３を参照しつつ、図１３に添って、本実施形態に係る送配電指令量決定処理の説明をする。
【００４３】
まず、電力量算出サーバ１０３の送配電指令量決定部３０７は、電気事業者ごとの需要実績である電力量を需要実績テーブル３１３から読み込む（Ｓ１３０１）。図１３では、たとえば、電気事業者Ａの１３：００〜１３：３０の発電所１０１への送配電指令を１３：１０に行う場合、１３：１０現在に手元にあるデータである１３：００〜１３：０５及び１３：０５〜１３：１０の需要実績データ（電力量）を需要実績テーブル３１３から読み込む。
【００４４】
次に、送配電指令量決定部３０７は、Ｓ１３０１で読み込んだ需要実績データをもとに、至近の単位時間あたり需要量を予測する（Ｓ１３０２）。図１３では、たとえば、電気事業者Ａの１３：００〜１３：０５と１３：０５〜１３：１０の計１０分間における需要量の和を算出し、３倍したものを３０分間の予測需要量とする。
【００４５】
次に、送配電指令量決定部３０７は、電気事業者ごとの供給可能量データ（電力量）を供給可能量テーブル３１４から読み込む（Ｓ１３０３）。図１３では、たとえば、電気事業者Ａの１３：００〜１３：３０における供給可能量を供給可能量テーブル３１４から読み込む。
【００４６】
次に、送配電指令量決定部３０７は、Ｓ１３０２で算出した予測需要量とＳ１３０３で読み込んだ供給可能量とから、当日に必要となった電力量、すなわち、電気事業者から発電所１０１への送配電指令となる送配電指令量を算出する（Ｓ１３０４）。ここで、送配電指令量は、予測需要量から供給可能量を引いた値である。
【００４７】
そして、送配電指令量決定部３０７は、Ｓ１３０４で算出した電気事業者ごとの至近の単位時間あたりの送配電指令量を送配電指令量テーブル３１５に登録する（Ｓ１３０５）。
【００４８】
なお、前記予測需要量の算出は、５分間分の需要実績データを６倍したり、１５分間分の需要実績データを２倍して求めることも可能である。
【００４９】
次に、図１４は、図１１に示した発電量算出手順Ｓ１１０４において、電力量算出サーバ１０３が、送配電指令量決定処理で算出した電気事業者ごとの至近の単位時間あたりの送配電指令量に基づいた、発電所１０１の発電量を算出する場合の処理フローの例を示した図である。図１及び図３を参照しつつ、図１４に添って、本実施形態に係る発電量算出処理の説明をする。
【００５０】
まず、電力量算出サーバ１０３の発電量算出部３０８は、予め電気事業者が送配電事業者に通知した契約取引量（図２参照）及び送配電優先順位を送配電情報格納テーブル３１２から読み込む（Ｓ１４０１）。図１４では、至近の単位時間である３０分の１３：００〜１３：３０の電気事業者ごとの契約取引量及び送配電優先順位をメモリ３０２に読み込む。
【００５１】
次に、発電量算出部３０８は、図１３に示した手順で格納された送配電指令量テーブル３１５から電気事業者ごとの送配電指令量を読み込む（Ｓ１４０２）。図１４では、至近の単位時間である３０分の１３：００〜１３：３０の電気事業者ごとの送配電指令量をメモリ３０２に読み込んだデータである。
【００５２】
そして、発電量算出部３０８は、電気事業者ごとにＳ１４０１で読み込んだ契約取引量及び送配電優先順位とＳ１４０２で読み込んだ送配電指令量とにより、発電所１０１が発電すべき電力量を算出する（Ｓ１４０３）。たとえば、図１４では、ＭＡＸ（２０００、１４１０）＋ＭＩＮ（１５００、９００）＝２９００ｋＷｈが１３：００〜１３：３０において発電所１０１が発電すべき発電量を示している。ここで、第１項ＭＡＸ（２０００、１４１０）は、送配電優先順位第１位の電気事業者Ａが送配電事業者に前日正午までに通知（図２参照）した契約取引量２０００ｋＷｈと、電気事業者Ａから発電所１０１へのリアルタイムな送配電指令量１４１０ｋＷｈのうち、最大の値をとるという意味であり、ＭＡＸ（２０００、１４１０）＝２０００ｋＷｈとなる。また、第２項ＭＩＮ（１５００、９００）は、送配電優先順位第２位の電気事業者Ｂが送配電事業者に前日正午までに通知した契約取引量１５００ｋＷｈと、電気事業者Ｂから発電所１０１へのリアルタイムな送配電指令量９００ｋＷｈのうち、最小の値をとるという意味であり、ＭＩＮ（１５００、９００）＝９００ｋＷｈとなる。
なお、電気事業者が３事業者以上である場合も下記の式により同様に算出することができる。
【００５３】
【数１】
2007295683.tif 000003
【００５４】
以上、図１３、図１４に示した処理を単位時間ごとに繰り返すことで、優先順位を考慮した最適な発電量をリアルタイムに算出することができ、発電所の過剰な発電によるコストを抑制することができる。
【００５５】
次に、発電所と複数の電気事業者との送配電優先順位の決定をするための一実施形態について、図面を参照しながら説明する。
【００５６】
図１５は、電力量算出サーバ１０３が、送配電優先順位を決定する場合の処理フローの例を示した図である。図１及び図３を参照しつつ、図１５に添って、本実施形態に係る送配電優先順位決定処理を説明する。
【００５７】
まず、電力量算出サーバ１０３の関係式推定部３０９は、送配電優先順位を決定する当日の日付を取得する（Ｓ１５０１）。たとえば、電気事業者が、単位時間あたりの電力需要である送配電量（契約取引量）を電力量算出サーバ１０３に送信し、当該電力量算出サーバ１０３のプログラム（図示せず）が送配電情報格納テーブル３１２に登録した後に、当日の日付をＡＰＩ（Application  Program  Interface）を用いて取得する。
なお、本実施形態においては、単位時間を３０分とする。
【００５８】
次に、関係式推定部３０９は、Ｓ１５０１で取得した当日の日付より過去の日付について、送配電指令量テーブル３１５からは電気事業者ごとの３０分単位の４８時点すなわち２４時間分の送配電指令量を、気象情報格納テーブル３１６からは気象実績値を、及び、カレンダー格納テーブル３１７からは曜日と祝日からなるカレンダー情報をそれぞれ読み込む（Ｓ１５０２）。
【００５９】
次に、関係式推定部３０９は、Ｓ１５０２で読み込んだデータから、気象実績値及びカレンダー情報と、３０分単位４８時点の送配電指令量との因果関係を表す関係式を、それぞれ推定する（Ｓ１５０３）。
関係式の例としては、下記のような重回帰モデルを用いて導出した数式が挙げられ、この数式の中で係数ａ，ｂ，ｃ，・・・、ｋは最小二乗法により推定する。重回帰モデルやその係数の指定方法については、「永田靖、棟近雅彦  著：多変量解析法入門、サイエンス社（２００１．０４．１０）」に記載された手順等を用いることができる。
指令量＝ａ＊最高気温＋ｂ＊最低気温＋（ｃ（月曜）、ｄ（火曜）、ｅ（水曜）、ｆ（木曜）、ｇ(土曜)、ｈ（休日））＋（ｉ（晴）、ｊ（雨））＋ｋ
【００６０】
次に電力量算出サーバ１０３の送配電指令量予測部３１０は、送配電指令量を予測する日付について、気象情報格納テーブル３１６からは気象予報値（最高気温、最低気温、天気）を、カレンダー格納テーブル３１７からは曜日と祝日からなるカレンダー情報のデータをそれぞれ読み込む（Ｓ１５０４）。
【００６１】
次に、送配電指令量予測部３１０は、Ｓ１５０３で推定した４８時点分の関係式に、Ｓ１５０４で読み込んだ送配電指令量を予測する日付についてのデータを当該関係式に代入することにより、予測日の３０分単位４８時点分の予測送配電指令量を算出する（Ｓ１５０５）。
【００６２】
なお、予測送配電指令量の算出において、Ｓ１５０３で推定した関係式に、前記気象予報値及び当日以降のカレンダー情報を代入し、過去の予測送配電指令量の統計値を用いた確率分布を求め、予測送配電指令量として算出してもよい。たとえば、図１７の１７０１は、電気事業者Ａの確率分布の例であり、１７０２は、電気事業者Ｂの確率分布の例である。
【００６３】
そして、電力量算出サーバ１０３の優先順位決定部３１１は、Ｓ１５０５で算出された予測日の４８時点分の送配電指令量から電気事業者ごとの送配電優先順位を決定する（Ｓ１５０６）。
【００６４】
ここで、図１６は、電力量算出サーバ１０３が、前記予測送配電指令量から送配電優先順位を決定する処理（Ｓ１５０６）の詳細なフローの例を示した図である。図１及び図３を参照しつつ、図１６に添って、本実施形態に係る送配電優先順位を決定する処理（Ｓ１５０６）を詳細に説明する。
【００６５】
まず、電力量算出サーバ１０３の優先順位決定部３１１は、前記予測日について、送配電情報格納テーブル３１２から電気事業者ごとの４８時点分の契約取引量を読み込む（Ｓ１６０１）。
【００６６】
優先順位決定部３１１は、契約料金テーブル３１８から電気事業者ごとに契約料金（従量料金、固定料金及び買取料金）を読み込む（Ｓ１６０２）。
【００６７】
ここで、電気事業者が発電所との間で買取契約する場合の効果について説明する。すなわち、以下の場合に電気事業者が発電所との間で買取契約をすることにより、発電所は収益を上げることができるとともに、電気事業者はコストを削減することができる。
たとえば、発電所１０１と電気事業者が、電力受渡し前日の正午までに下記の取引内容を確定させ、送配電事業者に通知したとする。
電気事業者Ａ：発電所１０１から優先順位１位で５０ＭＷｈ購入
電気事業者Ｂ：発電所１０１から優先順位２位で５０ＭＷｈ購入
この場合、当日１３時から１３時半にリアルタイムに、発電所１０１と電気事業者との間で、下記のように取引量を下方修正すると仮定する。
電気事業者Ａ：発電所１０１から優先順位１位で３０ＭＷｈ購入
電気事業者Ｂ：発電所１０１から優先順位２位で１０ＭＷｈ購入
発電所１０１は、６０ＭＷｈ発電し、送配電事業者は、当日１３時から１３時半に契約どおり、電気事業者Ａには５０ＭＷｈ受け渡すが、電気事業者Ｂには１０ＭＷｈ受け渡すこととなる。このとき、電気事業者Ａの余剰の２０ＭＷｈは送配電事業者に一般的には引き取られる。しかし、電気事業者Ａが自社の発電所の出力を２０ＭＷｈ下げれば、電気事業者Ａに５０ＭＷｈ受け渡され、発電所１０１の収益は、２０ＭＷｈ多く電力が売れた分だけ上がる。また、電気事業社Ａにとっても、予定以上に購入する電力の単価が、自社の発電コストより安ければ、コストを削減することができる。なお、買取契約していない場合は、買取料金は０円として計算される。
【００６８】
前記のような事例を踏まえて、優先順位決定部３１１は、電気事業者ごとの、Ｓ１６０１で読み込んだ前記予測日の４８時点分の契約取引量、Ｓ１６０２で読み込んだ契約料金、及び、前記予測日の３０分単位の４８時点分の送配電指令量予測値に基づいて、発電所１０１の期待収益が最も高くなるような送配電優先順位を決定する（Ｓ１６０３）。たとえば、電気事業者Ａと電気事業者Ｂのうち、電気事業者Ａの送配電優先順位が１位の場合と電気事業者Ｂの送配電優先順位が１位の場合について、それぞれ４８時点分の期待収益を計算し、大きい方を選択する。計算式は、下記の例がある。なお、式の中の送配電優先順位Ｎ位はＮ位と、電気事業者は事業者と省略して記載する。
【００６９】
（１）送配電優先順位２位の電気事業者の予測送配電指令量＞０の場合、
期待収益＝
［１位の事業者の従量料金］＊［１位の事業者の予測送配電指令量］
＋［２位の事業者の従量料金]＊［２位の事業者の予測送配電指令量］
＋［１位の事業者の買取料金］
＊（［１位の事業者の契約取引量］−［１位の事業者の予測送配電指令量］）
−［発電コスト］
＊（［１位の事業者の契約取引量］＋［２位の事業者の予測送配電指令量］）
（２）送配電優先順位２位の電気事業者の予測送配電指令量＝０の場合、
期待収益＝
（［１位の事業者の従量料金］−［発電コスト］）
＊  ［１位の事業者の予測送配電指令量］
【００７０】
従って、３電気事業者以上（Ｎ＞２）の場合は、下記の式となる。
【００７１】
【数２】
2007295683.tif 000004
（３）送配電優先順位１位以外の電気事業者の予測送配電指令量＝０の場合、
期待収益＝
（［１位の事業者の従量料金］−［発電コスト］）
＊［１位の事業者の予測送配電指令量］
【００７２】
また、送配電優先順位の決定において、発電所１０１だけでなく、電気事業者をも含めた全体収益が最も高くなるような送配電優先順位を決定してもよい。たとえば、電気事業者の自社発電コストよりも買取料金が安い場合に電気事業者が得する金額と、発電量に応じて発電所１０１に生じるコストのみを考慮すると、計算式は、下記の例がある。
電気事業者が２社の場合は以下のとおりである。
（１）送配電優先順位２位の電気事業者の予測送配電指令量＞０の場合、
（［１位の事業者の自社発電単価］−［１位の事業者の買取料金］）
＊（［１位の事業者の契約取引量］−［１位の事業者の予測送配電指令量］）
−［発電コスト］
＊（［１位の事業者の契約取引量］＋［２位の事業者の予測送配電指令量］）
（２）送配電優先順位２位の電気事業者の予測送配電指令量＝０の場合、
−[発電コスト]＊［1位の事業者の予測送配電指令量］
電気事業者が３社以上の場合は以下のとおりである。
【００７３】
【数３】
2007295683.tif 000005
（３）送配電優先順位１位以外の電気事業者の予測送配電指令量＝０の場合、
−［発電コスト］＊［1位の事業者の予測送配電指令量］
【００７４】
優先順位決定部３１１は、Ｓ１６０３で決定した電気事業者ごとの４８時点分の送配電優先順位を送配電情報格納テーブル３１２に更新する（Ｓ１６０４）。
【００７５】
以上、図１５、図１６に示した処理を行うと、発電所１０１の期待収益、さらに、発電所１０１及び電気事業者の全体収益を最大化することができる。
【００７６】
なお、本実施形態に係る送配電優先順位の決定を前記リアルタイム取引において利用することもできる。
【図面の簡単な説明】
【００７７】
【図１】本実施形態を適用した電力量算出システムの構成の例を示した図である。
【図２】本実施形態を適用した電力量算出システムの電気事業者、送配電事業者及び発電所のタイムスケジュールの例を示した図である。
【図３】本発明の実施形態に係る電力量算出サーバの機能構成の例を示した図である。
【図４】本発明の実施形態に係る電力量算出サーバが備える需要実績テーブルの構成の例を示した図である。
【図５】本発明の実施形態に係る電力量算出サーバが備える供給可能量テーブルの構成の例を示した図である。
【図６】本発明の実施形態に係る電力量算出サーバが備える送配電指令量テーブルの構成の例を示した図である。
【図７】本発明の実施形態に係る電力量算出サーバが備える送配電情報格納テーブルの構成の例を示した図である。
【図８】本発明の実施形態に係る電力量算出サーバが備える気象情報格納テーブルの構成の例を示した図である。
【図９】本発明の実施形態に係る電力量算出サーバが備えるカレンダー格納テーブルの構成の例を示した図である。
【図１０】本発明の実施形態に係る電力量算出サーバが備える契約料金テーブルの構成の例を示した図である。
【図１１】本発明の実施形態において発電所と複数の電気事業者とのリアルタイムな電力取引を実現するために必要な手順のフローの例を示した図である。
【図１２】本発明の実施形態に係る電力量算出サーバの電力量集計部の処理フローの例を示した図である。
【図１３】本発明の実施形態に係る電力量算出サーバの送配電指令量決定部の処理フローの例を示した図である。
【図１４】本発明の実施形態に係る電力量算出サーバの発電量算出部の処理フローの例を示した図である。
【図１５】本発明の実施形態に係る電力量算出サーバの送配電優先順位を決定するための処理部２の処理フローの例を示した図である。
【図１６】本発明の実施形態に係る電力量算出サーバの処理部２の優先順位決定部の処理フローの例を示した図である。
【図１７】本発明の実施形態に係る予測送配電指令量の確率分布の例を示した図である。
【符号の説明】
【００７８】
１０１  発電所
１０３  電力量算出サーバ
３０４  記憶装置
３０６  電力量集計部
３０７  送配電指令量決定部
３０８  発電量算出部
３０９  関係式推定部
３１０  送配電指令量予測部
３１１  優先順位決定部
３１２  送配電情報格納テーブル
３１３  需要実績テーブル
３１４  供給可能量テーブル
３１５  送配電指令量テーブル
３１６  気象情報格納テーブル
３１７  カレンダー格納テーブル
３１８  契約料金テーブル
【図１】
2007295683.tif 000006
【図２】
2007295683.tif 000007
【図３】
2007295683.tif 000008
【図４】
2007295683.tif 000009
【図５】
2007295683.tif 000010
【図６】
2007295683.tif 000011
【図７】
2007295683.tif 000012
【図８】
2007295683.tif 000013
【図９】
2007295683.tif 000014
【図１０】
2007295683.tif 000015
【図１１】
2007295683.tif 000016
【図１２】
2007295683.tif 000017
【図１３】
2007295683.tif 000018
【図１４】
2007295683.tif 000019
【図１５】
2007295683.tif 000020
【図１６】
2007295683.tif 000021
【図１７】
2007295683.tif 000022