(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力需要家の負荷へ電力を供給するため、夫々異なるノードにつながる複数の発電設備に対して制御指令を出力する電力託送制御システムにおいて、
前記各発電設備のノード位置情報を記憶する手段と、
前記各発電設備の出力情報を入力する手段と、
電力需要家の負荷の消費電力情報を入力する手段と、
前記各発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、
前記電力需要家の消費電力情報を用いて、前記発電設備の出力すべき合計値を演算すると共に、前記電力安定度情報をもとに前記発電設備ごとに出力すべき値を求める手段と、
該手段により求めた前記各発電設備の出力すべき値に基づいて、前記各発電設備に対して制御指令を出力する手段と、
を備えたことを特徴とする電力託送制御システム。
【請求項２】
電力需要家の負荷へ電力を供給するため、発電設備に対して制御指令を出力する電力託送制御システムにおいて、
前記発電設備のノード位置情報、運転計画情報および応答性能情報を記憶する手段と、
前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、
前記記憶している発電設備のノード位置情報と前記入力した電力安定度情報をもとに対応する発電設備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変更するように制御する手段と、
を備えたことを特徴とする電力託送制御システム。
【請求項３】
電力需要家の負荷の電力情報を収集する需要家用監視制御端末と、夫々異なるノードにつながる複数の発電設備に対して制御指令を出力する発電事業者用監視制御端末と、前記各監視制御端末とネットワークを介してつながるサーバ装置とを有する電力託送制御システムにおいて、
前記需要家用監視制御端末は、電力情報を収集して前記サーバ装置へ送信する手段を備え、
前記発電事業者用監視制御端末は、発電設備の運転計画情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、発電設備の出力情報を入力して前記サーバ装置へ送信する手段と、を備え、
前記サーバ装置は、各発電設備の運転計画情報と前記発電設備の接続されているノード位置情報を記憶する手段と、前記需用家用監視制御端末からの電力情報を受信する手段と、前記発電事業者用監視制御端末から送られてくる発電設備の出力情報を受信する手段と、前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記受信した発電設備の出力情報と需用家用監視制御端末からの電力情報、および、前記入力した電力安定度情報と前記記憶しているノード位置情報をもとに発電設備ごとの運転計画を変更する手段と、運転計画を変更すべき発電事業者用監視制御端末に対して前記運転計画の変更指令を送信する手段と、を備え、
前記発電事業者用監視制御端末では、前記サーバ装置から送られてくる運転計画の変更指令を受信して、該端末の記憶している運転計画情報を変更することを特徴とする電力託送制御システム。
【請求項４】
発電設備に対して制御指令を出力する発電事業者用監視制御端末と、前記各監視制御端末とネットワークを介してつながるサーバ装置とを有する電力託送制御システムにおいて、
前記発電事業者用監視制御端末は、発電設備の運転計画情報と応答性能情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、前記サーバ装置より電力安定度情報を受信する手段と、この受信した電力安定度情報をもとに発電設備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変更するように制御する手段と、
を備えたことを特徴とする電力託送制御システム。
【請求項５】
請求項３または４記載の電力託送制御システムにおいて、前記サーバ装置に各ノードの送電線アクセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶する手段を設け、前記電力安定度情報として送電線アクセスコスト情報を入力し、この送電線アクセスコスト情報と前記記憶しているノーダルコスト係数情報を用いて該当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御指令を出力することを特徴とする電力託送制御システム。
【請求項６】
請求項３または４記載の電力託送制御システムにおいて、前記サーバ装置に各ノードの送電線アクセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶する手段と、前記電力安定度情報として発電出力変更要求情報を入力し、該情報をもとに、該当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、前記ノーダルコスト係数情報をもとに、送電線アクセスコストを演算して該演算結果を出力する手段と、を備えたことを特徴とする電力託送制御システム。
【請求項７】
コンピュータネットワークを通して電力販売希望者および電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法において、
電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を受信する段階と、
電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信する段階と、
所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、一般電気事業者に通知する第１の調整段階と、
電力販売希望者または電力購入希望者に対して前記第１の調整段階で求めた組み合わせに基づく売電許可情報または買電許可情報を通知する段階と、
一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受信する段階と、
前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再調整する第２の調整段階と、
この第２の調整段階で一般電気事業者の電力供給要求を満足する場合は、この段階による組み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望者に対して、売電変更情報または買電変更情報を通知すると共に一般電気事業者に対して電力供給可能情報を通知し、一方、一般電気事業者の電力供給要求を満足しない場合は、一般電気事業者に電力供給不能情報を通知する段階と、
を備えたことを特徴とする電力取引方法。
【請求項８】
コンピュータネットワークを通して電力販売希望者および電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法において、
電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を受信する段階と、
電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信する段階と、
所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、一般電気事業者に通知する第１の調整段階と、
一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受信する段階と、
前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再調整する第２の調整段階と、
前記第１の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売希望者の売電可能量と前記第２の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売希望者の売電可能量との間で差が生ずる場合は，当該差分に基づく価格を算出する段階と、
一般電気事業者に対して前記算出した価格情報と電力供給可能量情報とを提示する段階と、
一般電気事業者より決定情報を入力する段階と、
当該決定情報に基づき、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再々調整する第３の調整段階と、
一般電気事業者から電力供給情報の受信の無い場合は前記第１の調整段階による組み合わせに基づき、あるいは、一般電気事業者から電力供給情報の受信のある場合は前記第３の調整段階による組み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望者に対して、売電許可情報または買電許可情報を通知する段階と、
を備えたことを特徴とする電力取引方法。
【請求項９】
請求項７または８記載の電力取引方法において、前記所定の条件は、前記電力販売希望者または前記電力購入希望者が複数の一般電気事業者の送配電系統に接続している場合は、同一一般事業者における売買取引量の合計が最大になるように電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを調整することを特徴とする電力取引方法。
【請求項１０】
請求項７または８記載の電力取引方法において、一般電気事業者からの電力供給要求情報は、送電線アクセスコストとして受信することを特徴とする電力取引方法。
【発明の詳細な説明】
【発明の属する技術分野】
本発明は、コンピュータネットワークを介して、電力販売希望者および電力購入希望者からの売電および買電を行う場合の電力託送制御システムおよび電力取引方法に関する。
【従来の技術】
電力料金を世界水準に向けて低減させるため、わが国においても、２０００年３月より２万ボルト以上の大口需要家を対象にした部分的な電力取引の自由化を開始した。これに伴い、特定規模電気事業者即ち大口需要家に対して電気を小売供給するいわゆる電力小売事業者（ＰＰＳ）が競争的電力市場において取引を行うようになってきた。
この競争的電力市場においては、事業者の経営に貢献することを目的に各市場参加者（ｐｌａｙｅｒ）が電力市場に参加しており、電力品質の重要性に鑑みれば、これら市場参加者には健全な電力系統の運用のために供給信頼度の維持に対する配慮が当然求められるべきである。
しかしながら、電力小売事業者の発電設備は後述する諸般の事情から、供給信頼度維持（アンシラリー）のための制御には用いられていないのが実情である。
【発明が解決すべき課題】
電力会社にとっては、市場参加者（ｐｌａｙｅｒ）が増えた分、供給信頼度維持のための設備の保有・維持管理の負担が大きくなり、この結果、従前の電力取引規制時代に比べて、必然的に託送単価を高くせざるを得ないという問題が生じている。
この託送単価の上昇を抑制するために、電力会社が電力小売事業者の発電設備を直接制御するという考え方もあるが、この場合、電力小売事業者の独自性が失われることになり市場の活性化を期待することはできなくなる。一方、電力小売事業者には、顧客の電力需要家の電力消費量と所定時間内の発電量が一致するように発電設備を制御するよう義務付けられており、この制約のもとで発電設備をさらに供給信頼度維持のために制御するのは容易ではないという問題がある。
（発明の目的）
本発明の目的は、上記事情に鑑み、電力のリアルタイム・トレーディングを実現し、電力小売事業者等の電力取引の独自性を損なわずにそれらの発電設備を用いて、供給信頼度維持のための制御を可能とする電力託送制御システムおよび電力取引方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
上記の課題を解決するため、請求項１に記載の発明は、電力需要家の負荷へ電力を供給するため、夫々異なるノードにつながる複数の発電設備に対して制御指令を出力する電力託送制御システムにおいて、前記各発電設備のノード位置情報を記憶する手段と、前記各発電設備の出力情報を入力する手段と、電力需要家の負荷の消費電力情報を入力する手段と、前記各発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記電力需要家の消費電力情報を用いて、前記発電設備の出力すべき合計値を演算すると共に、前記電力安定度情報をもとに前記発電設備ごとに出力すべき値を求める手段と、該手段により求めた前記各発電設備の出力すべき値に基づいて、前記各発電設備に対して制御指令を出力する手段とを備えている。
また、請求項２記載の発明は、電力需要家の負荷へ電力を供給するため、発電設備に対して制御指令を出力する電力託送制御システムにおいて、前記発電設備のノード位置情報、運転計画情報および応答性能情報を記憶する手段と、前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記記憶している発電設備のノード位置情報と前記入力した電力安定度情報をもとに対応する発電設備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変更するように制御する手段とを備えている。
また、請求項３に記載の発明は、電力需要家の負荷の電力情報を収集する需要家用監視制御端末と、夫々異なるノードにつながる複数の発電設備に対して制御指令を出力する発電事業者用監視制御端末と、前記各監視制御端末とネットワークを介してつながるサーバ装置とを有する電力託送制御システムにおいて、前記需要家用監視制御端末は、電力情報を収集して前記サーバ装置へ送信する手段を備え、前記発電事業者用監視制御端末は、発電設備の運転計画情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、発電設備の出力情報を入力して前記サーバ装置へ送信する手段とを備え、前記サーバ装置は、各発電設備の運転計画情報と前記発電設備の接続されているノード位置情報を記憶する手段と、前記需要家用監視制御端末からの電力情報を受信する手段と、前記発電事業者用監視制御端末から送られてくる発電設備の出力情報を受信する手段と、前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記受信した発電設備の出力情報と需要家用監視制御端末からの電力情報、および、前記入力した電力安定度情報と前記記憶しているノード位置情報をもとに発電設備ごとの運転計画を変更する手段と、運転計画を変更すべき発電事業者用監視制御端末に対して前記運転計画の変更指令を送信する手段と、を備え、前記発電事業者用監視制御端末では、前記サーバ装置から送られてくる運転計画の変更指令を受信して、該端末の記憶している運転計画情報を変更することを特徴とする。
また、請求項４に記載の発明は、発電設備に対して制御指令を出力する発電事業者用監視制御端末と、前記各監視制御端末とネットワークを介してつながるサーバ装置とを有する電力託送制御システムにおいて、前記発電事業者用監視制御端末は、発電設備の運転計画情報と応答性能情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、前記サーバ装置より電力安定度情報を受信する手段と、この受信した電力安定度情報をもとに発電設備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変更するように制御する手段とを備えている。
また、請求項５記載の発明は、請求項３または４記載の電力託送制御システムにおいて、前記サーバ装置に各ノードの送電線アクセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶する手段を設け、前記電力安定度情報として送電線アクセスコスト情報を入力し、この送電線アクセスコスト情報と前記記憶しているノーダルコスト係数情報を用いて該当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御指令を出力することを特徴とする。
また、請求項６記載の発明は、請求項３または４記載の電力託送制御システムにおいて、前記サーバ装置に各ノードの送電線アクセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶する手段と、前記電力安定度情報として発電出力変更要求情報を入力し、該情報をもとに、該当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、前記ノーダルコスト係数情報をもとに、送電線アクセスコストを演算して該演算結果を出力する手段と、を備えたことを特徴とする電力託送制御システム。
また、請求項７記載の発明は、コンピュータネットワークを通して電力販売希望者および電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法において、電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を受信する段階と、電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信する段階と、所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、一般電気事業者に通知する第１の調整段階と、電力販売希望者または電力購入希望者に対して前記第１の調整段階で求めた組み合わせに基づく売電許可情報または買電許可情報を通知する段階と、一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受信する段階と、前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再調整する第２の調整段階と、この第２の調整段階で一般電気事業者の電力供給要求を満足する場合は、この段階による組み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望者に対して、売電変更情報または買電変更情報を通知すると共に一般電気事業者に対して電力供給可能情報を通知し、一方、一般電気事業者の電力供給要求を満足しない場合は、一般電気事業者に電力供給不能情報を通知する段階とを備えた電力取引方法である。
更に、請求項８記載の発明は、コンピュータネットワークを通して電力販売希望者および電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法において、電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を受信する段階と、電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信する段階と、所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、一般電気事業者に通知する第１の調整段階と、一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受信する段階と、前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再調整する第２の調整段階と、前記第１の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売希望者の売電可能量と前記第２の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売希望者の売電可能量との間で差が生ずる場合は，当該差分に基づく価格を算出する段階と、一般電気事業者に対して前記算出した価格情報と電力供給可能量情報とを提示する段階と、一般電気事業者より決定情報を入力する段階と、当該決定情報に基づき、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再々調整する第３の調整段階と、一般電気事業者から電力供給情報の受信の無い場合は前記第１の調整段階による組み合わせに基づき、あるいは、一般電気事業者から電力供給情報の受信のある場合は前記第３の調整段階による組み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望者に対して、売電許可情報または買電許可情報を通知する段階とを備えた電力取引方法である。
また更に、請求項９に記載の発明は、請求項７または８記載の電力取引方法において、前記所定の条件は、前記電力販売希望者または前記電力購入希望者が複数の一般電気事業者の送配電系統に接続している場合は、同一一般事業者における売買取引量の合計が最大になるように電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを調整することを特徴とする電力取引方法である。
また更に、請求項１０に記載の発明は、請求項７または８記載の電力取引方法において、一般電気事業者からの電力供給要求情報は、送電線アクセスコストとして受信することを特徴とする電力取引方法である。
【発明の実施の形態】
（第１の実施の形態）
以下、発明の実施の形態について図面を参照して説明する。
図１は、本発明のシステムの全体構成を示す図である。図において、Ｇ１、Ｇ２はそれぞれ同一または異なる一般電気事業者（電力会社ＥＰＣＯ）の比較的大容量の発電設備であり、これらの発電設備Ｇ１、Ｇ２の間には、複数のノードＮ１，Ｎ２…Ｎ８およびブランチＢ１，Ｂ２、…Ｂ５から成る電力系統が介在しており、ノードに接続される各需要家の電力消費の状況によっては、発電設備Ｇ１から発電設備Ｇ２に向けて潮流が流れるようにあるいは逆の向きに潮流が流れるように図示しない発電設備制御装置を制御しなければならないが、ブランチＢ３に流れる潮流ＰＦを制御する際の電力託送制御および電力取引方法が本発明の主旨であり、これについての詳細は後述することとする。
本発明で言う、ノードとは発電設備または負荷等の電力設備と送配電線との接続位置であり、例えば母線もこれに該当する。また、ブランチとは各ノード間を連係する送配電線である。
本例の場合、複数のノードうち前記発電設備Ｇ１およびＧ２に比較的近いノードＮ３およびＮ６に、それぞれ前記電力会社から電力供給を受ける一般需要家Ｌ５、Ｌ６を接続すると共にブランチＢ６、Ｂ９も接続している。そして一方のブランチＢ６に発電設備Ｇ３を、他方のブランチＢ９に発電設備Ｇ４をそれぞれ接続している。
なお、前記発電設備Ｇ３およびＧ４は、それぞれ前記電力会社ＥＰＣＯに所属する電力安定化用電源であり、Ｎ９、Ｎ１０、Ｎ１５、Ｎ１６はそれぞれの発電設備端の近傍のノードである。一方、前記ノードＮ３およびＮ６の間に位置するノードＮ４およびＮ５には、電力小売業者が所有する発電設備Ｇ２１およびＧ３１を接続すると共に、この電力小売業者と契約した電力量の供給を受ける大口需要家Ｌ２２、Ｌ３２を接続する。
また、図中Ｔ２４およびＴ３４は、前記大口需要家Ｌ２２、Ｌ３２に設置した主に監視用として用いる情報端末であり、Ｔ２３およびＴ３３は前記電力小売業者の発電設備Ｇ２１およびＧ３１に設置した主に制御用として用いる情報端末である。
これらについては図２で詳細に説明する。なお、前記ネットワークＮＷ１には前記電力小売事業者（ＰＰＳ）のサーバＳ（以降、ＰＰＳサーバＳという）が接続され、このＰＰＳサーバＳには、伝送路を通して前記電力会社ＥＰＣＯから前記発電設備Ｇ２１，Ｇ３１に対する発電指令ΔＰＧ２１、ΔＰＧ３１が送られてくるようになっている。なお、この発電指令ΔＰＧ２１、ΔＰＧ３１は当然のことではあるが、発電出力の増減方向ならびに大きさを備えている。図１のブランチＢ３に流れている電力潮流ＰＦをゼロ方向に制御する場合、前記発電指令は図示の通り−ΔＰＧ２１、ΔＰＧ３１である。
図２において、図１の情報端末Ｔ２３、Ｔ２４およびＰＰＳサーバＳを詳細にして示す図である。これら各情報端末Ｔ２３、Ｔ２４は、単に主な用途が異なるのみで、ハードウェア構成は実質的に同一ある。すなわち、それぞれの端末には内部に入出力手段、演算手段、記憶手段および伝送手段を備えている。
ここで、需要家用情報端末Ｔ２４は前記大口電力需要家で消費する電力量を入力し、所定の演算を行った後、ネットワークＮＷ１を介して前記ＰＰＳサーバＳに送信するという監視の目的に使用される。
一方、発電事業者用情報端末Ｔ２３は、発電設備Ｇ２１の運転計画情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備Ｇ２１に対して制御指令を出力する手段と、発電設備Ｇ２１の出力情報を入力し、所定の演算を行った後、ネットワークＮＷ１を介して前記ＰＰＳサーバＳに送信するという発電設備Ｇ２１に対する監視制御の目的に使用される。
端末Ｔ３３と発電設備Ｇ３１，端末Ｔ３４と大口電力需要家Ｌ３２の関係についても同様であるので、説明を省略する。
ＰＰＳサーバＳについては、前記情報端末と同様入出力手段、演算手段、記憶手段および伝送手段等のハードウェアで構成されているが、電力会社より安定度情報をもらい、複数の発電設備間Ｇ２１，Ｇ３１間の出力調整を行うように、ソフトウェアによる以下の手段を備えている。すなわち、ＰＰＳサーバＳは、前記各発電設備のノード位置情報を記憶する手段と、前記各発電設備の出力情報を入力する手段と、電力需要家の負荷の消費電力情報を入力する手段と、前記各発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記電力需要家の消費電力情報を用いて、前記発電設備の出力すべき合計値を演算すると共に、前記電力安定度情報をもとに前記発電設備ごとに出力すべき値を求める手段と、該手段により求めた前記各発電設備の出力すべき値に基づいて、前記各発電設備に対して制御指令を出力する手段とを達成している。
なお、前記「ノード位置情報」とは、電力設備が送配電系統と接続する位置に関する情報を意味し、電力託送業者と一般電気事業者との間で送配電系統への電力設備の接続地点を特定することのできる情報であれば十分である。したがって、系統図をもとに付された番号、記号や共通に使用されている電力設備の名称なども含む。
「電力託送業者」は、一般電気事業者（いわゆる１０電力会社）の送配電系統を使用して電力需要家へ電力を供給する業者で、特定規模電気事業者（ＰＰＳ）を含む。
図３は、前記ＰＰＳサーバＳ１、Ｓ２と電力会社との間に、ネットワークＮＷおよびエナジーネットサーバＥＮＳを介在させた場合の例を示す。ここで、エナジーネットは、複数のＰＰＳ間の電力融通のための情報提供等を行うシステムあるいはサービス業者という意味で用いる。エナジーネットサーバＥＮＳを介在させた場合、電力会社ＥＰＣＯは個々の電力小売業者に発電指令を出す必要はなく、トータルの発電指令を出すだけで良い。個々電力小売業者に発電指令はエナジーネットサーバＥＮＳが出力する。したがって、図３の例では、図２におけるＰＰＳサーバＳの機能をエナジーネットサーバＥＮＳが負う。なお、本発明においては、前記ＰＰＳサーバＳあるいはエナジーネットサーバＥＮＳを総称して、以下単にサーバ装置と呼ぶことにする。
（第２の実施の形態）
本実施の形態は、ＩＰＰ，電力託送業者、時間により調整を行うことにより、電力需要家の負荷へ電力を供給する発電設備に対して、制御指令を出力する電力託送制御システムに係るものである。
このため、本実施の形態の電力託送制御システムは、前記発電設備のノード位置情報、運転計画情報および応答性能情報を記憶する手段と、前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記記憶している発電設備のノード位置情報と前記入力した電力安定度情報をもとに対応する発電設備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変更するように制御する手段とを備えるようにしている。
これを、図４で示した電力会社と発電事業者の発電機の出力を表した図を用いて説明すると、ある発電設備の当初の運転計画は、直線ＡＤＧの一定出力であり、また、この発電設備の応答性能は、出力減少方向はθ１、出力上昇方向はθ２であるとする。これらの情報を電力託送制御システムの記憶装置（手段）に保存すると共に、電力会社へも通知しておく。なお、応答性能に関する情報としては、制御指令の出力時点から、出力変化開始までの遅延時間も含めても良い。本実施の形態では、当該発電設備の遅延時間は極めて小さいものとして扱う。
電力託送支援システムは、電力会社からの電力安定度情報をもとに、出力を減少させ、かつ、同時同量制御間隔において、当初の運転計画の発電量を満足するように、出力を復帰させる。すなわち、当初計画に対して減少分（面積ＡＢＣＤ）と増加分（ＤＥＦＧ）の面積が等しくなるように運転調整をする。一方、電力会社の発電設備は、発電事業者の発電設備が出力上昇に転じる時点Ｃでは下降を開始する。
例えば、同時同量制御間隔を３０分単位としたとき、電力会社の発電設備の応答性能が、発電事業者の発電設備の応答性能よりも１０分程度の遅れ（同時同量間隔の１／２程度の遅れ）ならば、発電事業者の発電設備を電力安定化制御に使用しつつ同時同量制御も達成できる。
このように本実施形態によれば、発電事業者の発電設備を電力安定化制御に用いることにより、早く制御を開始することができ、電力会社は、このための応答性のよい設備を敢えて保有する必要が無くなり、保守管理の手間費用を削減することができる。
（第３の実施の形態）
本実施形態は、端末にて運転計画、サーバ装置により運転変更計画を指示するようにしたものである。このため、本実施形態は、図１において、電力需要家の負荷の電力情報を収集する需要家用監視制御端末Ｔ２４、Ｔ３４と、夫々異なるノードにつながる複数の発電設備Ｇ１、Ｇ２に対して制御指令を出力する発電事業者用監視制御端末Ｔ２３、Ｔ３３と、前記各監視制御端末とネットワークＮＷ１を介してつながるサーバ装置Ｓとを有する電力託送制御システムにおいて、前記需要家用監視制御端末は、電力情報を収集して前記サーバ装置Ｓへ送信する手段を備え、前記発電事業者用監視制御端末は、発電設備の運転計画情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、発電設備の出力情報を入力して前記サーバ装置へ送信する手段と、を備え、前記サーバ装置は、各発電設備の運転計画情報と前記発電設備の接続されているノード位置情報を記憶する手段と、前記需要家用監視制御端末からの電力情報を受信する手段と、前記発電事業者用監視制御端末から送られてくる発電設備の出力情報を受信する手段と、前記発電設備のつながるノードの電力安定度情報を入力する手段と、前記受信した発電設備の出力情報と需要家用監視制御端末からの電力情報、および、前記入力した電力安定度情報と前記記憶しているノード位置情報をもとに発電設備ごとの運転計画を変更する手段と、運転計画を変更すべき発電事業者用監視制御端末に対して前記運転計画の変更指令を送信する手段とを備え、前記発電事業者用監視制御端末では、前記サーバ装置から送られてくる運転計画の変更指令を受信して、該端末の記憶している運転計画情報を変更することができるようにした。なお、需要家用監視制御端末で収集した電力情報を発電事業者用監視制御端末に送り、発電事業者用監視制御端末で出力調整するようにしても良い。
（第４の実施の形態）
本実施形態は、図１において、端末Ｔ２３、Ｔ３３にて運転計画を行い、サーバ装置Ｓより運転計画変更指示を行うようにした電力託送制御システムであって、発電設備に対して制御指令を出力する発電事業者用監視制御端末と、前記各監視制御端末Ｔ２３、Ｔ３３とネットワークＮＷ１を介してつながるサーバ装置Ｓとを有する。
前記発電事業者用監視制御端末Ｔ２３、Ｔ３３は、発電設備Ｇ１、Ｇ２の運転計画情報と応答性能情報を記憶する手段と、この運転計画情報に基づき発電設備Ｇ１、Ｇ２に対して制御指令を出力する手段と、前記サーバ装置より電力安定度情報を受信する手段と、この受信した電力安定度情報をもとに発電設備の出力を電力安定方向へ制御すると共に、前記記憶している応答性能情報をもとに所定時間の発電量が運転計画と概略等しくなるように、発電設備の出力を変更するように制御する手段とを備えている。
（第５の実施の形態）
本実施の形態は、図１から図３において、サーバ装置にノーダルコスト係数や、電力安定化情報として送電線アクセスコスト情報を入力するようにした電力託送制御システムである。
本実施の形態は、前記サーバ装置Ｓに各ノードの送電線アクセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶手段により記憶させ、前記電力安定度情報として送電線アクセスコスト情報を入力し、この送電線アクセスコスト情報と前記記憶しているノーダルコスト係数情報を用いて演算手段により該当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御指令を出力するようにしたものである。
以下、本実施の形態の概念から説明する。
前述した競争的な電力市場が形成されて行く中で、市場のモデルとして議論されてきたモデルは、Ｐｏｏｌ  ＭｏｄｅｌとＢｉｌａｔｅｒａｌ  Ｍｏｄｅｌに大別される。この発明の実施の形態では、発電会社ＥＰＣＯと需要家間の託送サービス業者（仲介者）を介在させた取引を前提としたＰｏｏｌ  Ｍｏｄｅｌに基づき、系統安定化制御システムの提供情報をノーダルプライスに反映させる方法を考察したものである。
既に説明した図１には、電力需要の多くを賄いかつ送電網を所有する電力会社ＥＰＣＯと、託送サービスを行いう仲介者でもあるＰＰＳ、複数の発電事業者Ｇ２１、Ｇ３１および大口需要家Ｌ２２，Ｌ３２が示されている。送電網に供給信頼度上の問題がない範囲では、託送サービス業者（ＰＰＳ）を仲介してＰｏｏｌ内の以下の式（１）の均衡条件で決まる発電業者と需要家間の電力売買取引が行われると想定する。
【数１】
0004050021.tif 000002
ここで
ＰＯｉ：発電事業者ｉの有効電力Ａｃｔｉｖｅ  Ｐｏｗｅｒ  Ｏｕｔｐｕｔ  ｏｆ  Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ  ｉ
ＣＯｉ：発電事業者ｉのコスト関数Ｃｏｓｔ  ｆｕｎｃｔｉｏｎ  ｏｆ  Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ  ｉ
ＰＬｊ：Ａｃｔｉｖｅ  Ｐｏｗｅｒ  Ｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ  ｏｆ  Ｃｕｓｔｏｍｅｒ  ｊ
ＣＬｊ：Ｃｏｓｔ  ｆｕｎｃｔｉｏｎ  ｏｆ  Ｃｕｓｔｏｍｅｒ  ｊ
λ：ｔｈｅ  ｐｒｉｃｅ  ｏｆ  ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ  ｉｎ  ｔｈｅ  ｍａｒｋｅｔ  ｍｅｄｉａｔｅｄ  ｂｙ  ｔｈｅ  ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙ  ｒｅｔａｉｌｅｒ
託送料金は、託送サービス業者（ＰＰＳ）から電力会社ＥＰＣＯに支払われるが、電力会社ＥＰＣＯ側で決めた送電線アクセスコストは、送電地点によらず一律の値であるとする。電力会社の発電機および発電業者の発電機を含む送電網のｎ−１  ｓｅｃｕｒｉｔｙ  ｃｒｉｔｅｒｉｏｎに基づく過渡安定度面の供給信頼度は、電力会社が所有する安定化制御システムにより評価される。以下では、評価の結果、供給信頼度の問題が発見された場合を考える。
安定化制御システムにおいては、系統の単一事故時の安定性維持、あるいは安定度余裕度の確保のための予防制御の一手段として、供給信頼度向上のために望ましい発電機出力の振替が提示される。発電事業者の発電機が出力調整の対象に選ばれた時には、発電事業者の発電機を出力指令により直接制御するのではなく、価格シグナルとして発電地点ごとの送電線アクセスコストの変化分を市場に提示する。提示された変化分が市場に作用することで、託送サービス事業者（ＰＰＳ）を介して間接的にＰｏｏｌ  Ｍａｒｋｅｔにおけるノーダルコスト発電地点ごとに変化し、結果的に望ましい発電機出力の再配分が促されることが期待できる。
但し、この発電機の出力調整（振替）においては、需要家へは一切影響を与えないことを前提として、需要家の消費量の変更や契約売電料金の変更を要求しないことにする。これは、（１）式で示す平衡点から、現在の発電出力において発電地点ｉのノーダルプライスρｉを以下の式（２）ように変化させること、および発電調整後の新しい平衡点においては、結果的にノーダルプライスが平常時から変化しないことに相当する。
【数２】
0004050021.tif 000003
ここで
ΔＴＲＣｉ：発電地点ｉの送電線アクセスコストの増分
次に、過渡安定度の評価とＧＥＮＥＲＡＴＩＯＮ  ＲＥＳＨＥＤＵＬＩＮＧについて説明する。
日本国内で実用化されている過渡安定度制御システムの中央演算装置では、ｎ−１  Ｓｅｃｕｒｉｔｙ  Ｃｒｉｔｅｒｉｏｎに基づく想定故障ごとのスクリーニング演算および詳細安定度計算が行われている。ここでは、中央演算装置から得られる情報としてスクリーニング演算の以下の式（３）で求められる加速エネルギー指標に注目した。
【数３】
0004050021.tif 000004
ここで、
ＰＯｉ：故障発生直前の発電機ｉの有効出力
Ｐｆｉ：故障発生時点の発電機ｉの有効出力
Ｍｉ：発電機ｉの慣性定数
ΔＴ：故障継続時間
上記式（３）式の第１項は、全発電機の加速エネルギーの総和を表す。第２項は慣性中心の加速エネルギーである。従って、ＡＥは事故継続中に各発電機に蓄積された加速エネルギーのアンバランス量の総和を表す。
事前の詳細安定度計算によるケーススタディーの結果に基づき、ＡＥ値の閾値が求まる。ＡＥ値が増加して閾値に近づく程、安定度余裕が少なくなる。また、ＡＥ値が閾値を超えると不安定になる。従って、発電機出力の持ち替えにより、ＡＥ値を下げることができれば、不安定ケースを安定化したり、安定度余裕度を増やしたりできることになる。
ここで問題になるのは、どの発電機出力を増やし、どの発電機出力を減らせばＡＥ値を下げられるかを見つけだす方法である。一般に過渡安定度は、発電機の運転状態と送電網の潮流混雑度に関わる非線形性な振る舞いを示すが、送電網の超高圧基幹送電線の潮流混雑度に相関がある場合が多い。そこで、以下に示す手順を用いて、ＡＥ値を下げるための発電調整の方向を、送電線混雑度緩和を目的としたＤＣ計算による感度計算にから定め、次に必要な発電調整量を求める。
Ｓｔｅｐ１：送電容量限界に最も近い基幹送電ルートの送電線混雑度緩和のための発電地点ｉの感度ＳｉをＤＣ計算により計算する。
Ｓｔｅｐ２：感度Ｓｉの符号に応じて発電機出力を増減させることでＡＥ値を下げること目的に、出力調整可能な発電地点ｉの出力増分ΔＰＧｉに対するＡＥの減少分（−ΔＡＥ）を求める。  このとき、需給バランス条件として（−ΔＰＧｉ）を感度ＳｊがＳｉと符号が異なる発電機ｊに配分してから、ＡＥを次式（４）で計算する。
【数４】
0004050021.tif 000005
ここで、
0004050021.tif 000006
ｊ∈｛∀（Ｓｉ＊Ｓｊ＜０）｝
Ｓｔｅｐ３：ＡＥの減少分（−ΔＡＥ）がＡＥ閾値を下回るか、または必要な安定度余裕度を満たす大きさとなるまで、Ｓｔｅｐ１、Ｓｔｅｐ２を繰り返す。
Ｓｔｅｐ４：Ｓｔｅｐ３の条件が満たされた時点の各発電機の出力調整量ΔＰＧｉを発電出力の振替結果とする。
次に、ノーダルプライスについて説明する。
発電地点ｉの送電線アクセスコストの増分ΔＴＲＣｉを含めた発電機のコストＣｉを、次式（５）の通り２次関数で表すものとする。
【数５】
0004050021.tif 000007
ここに、供給信頼度上の問題がない場合はΔＴＲＣｉ＝０とし、供給信頼度対策が必要な時点でΔＴＲＣｉ≠０を与えることにする。発電地点ｉのノーダルプライスρｉは、次式（６）で表される。
【数６】
0004050021.tif 000008
（２）式と（５）式を比べると、供給信頼度上の問題がない時点の平衡点では、次式（７）である。
【数７】
0004050021.tif 000009
供給信頼度上の問題発生時は、その対策としてΔＴＲＣｉ≠０を与えることで供給信頼度対策として発電調整ΔＰＧｉが行われて、新たな平衡点に到達する。
このとき、市場の売電コストを変動させない条件を加えると、新たな平衡点において、次式（８）が求められ、したがって、ΔＴＲＣｉは、ΔＰＧｉから次式（９）で求められる。
【数８】
0004050021.tif 000010
（第６の実施の形態）
本実施の形態は、サーバ装置にノーダルコスト係数や、電力安定化情報として発電設備の出力変化要求情報を入力するようにした電力託送制御システムである。本実施の形態は、図１ないし図３において、サーバ装置Ｓに各ノードの送電線アクセスコストと発電設備出力との関係を表したノーダルコスト係数情報を記憶する手段と、前記電力安定度情報として発電出力変更要求情報を入力し、これらの情報をもとに、該当する発電設備の発電出力を演算し、この演算結果に基づき発電設備に対して制御指令を出力する手段と、前記ノーダルコスト係数情報をもとに、送電線アクセスコストを演算して該演算結果を出力する手段とを備えている。
（第７の実施の形態）；（請求項７）対応
本実施の形態は、コンピュータネットワークを通して発電事業者に代表される電力販売希望者および需要家に代表される電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法に関するものである。
この方法を達成するために、本実施の形態では、図５および図６で示すように、電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を受信する段階と、電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信する段階と、所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、電力会社に代表される一般電気事業者に通知する第１の調整段階と、電力販売希望者または電力購入希望者に対して前記第１の調整段階で求めた組み合わせに基づく売電許可情報または買電許可情報を通知する段階と、一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受信する段階と、前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再調整する第２の調整段階と、この第２の調整段階で一般電気事業者の電力供給要求を満足する場合は、この段階による組み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望者に対して、売電変更情報または買電変更情報を通知すると共に一般電気事業者に対して電力供給可能情報を通知し、一方、一般電気事業者の電力供給要求を満足しない場合は、一般電気事業者に電力供給不能情報を通知する段階とを備えるようにしている。
なお、前記一般電気事業者からの電力供給要求情報は、送電線アクセスコストとして受信する。
（第８の実施の形態）
本実施の形態は、コンピュータネットワークを通して発電事業者に代表される電力販売希望者および需要家に代表される電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法に関するものである。
この方法を達成するために、本実施の形態では、図５および図６で示すように、電力販売希望者より売電量、売電期間、売電価格に関する情報を含む売電要求情報を受信する段階と、電力購入希望者より買電量、買電期間、買電価格に関する情報を含む買電要求情報を受信する段階と、所定の条件で、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを決定し、一般電気事業者に通知する第１の調整段階と、一般電気事業者からノードごとの電力供給要求情報を受信する段階と、前記電力供給要求情報をもとに電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再調整する第２の調整段階と、前記第１の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売希望者の売電可能量と前記第２の調整段階で求めた組み合わせによる電力販売希望者の売電可能量との間で差が生ずる場合は，当該差分に基づく価格を算出する段階と、一般電気事業者に対して前記算出した価格情報と電力供給可能量情報とを提示する段階と、一般電気事業者より決定情報を入力する段階と、当該決定情報に基づき、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを再々調整する第３の調整段階と、一般電気事業者から電力供給情報の受信の無い場合は前記第１の調整段階による組み合わせに基づき、あるいは、一般電気事業者から電力供給情報の受信のある場合は前記第３の調整段階による組み合わせに基づき、電力販売希望者または電力購入希望者に対して、売電許可情報または買電許可情報を通知する段階とを備えている。
なお、前記一般電気事業者からの電力供給要求情報は、前述した第７の実施形態同様、送電線アクセスコストとして受信する。また、ＰＰＳ内の発電事業者と電力需要家のほか、ＰＰＳ自体、一般電気事業者も含まれる。
（第９の実施の形態）
本実施の形態は、コンピュータネットワークを通して発電事業者に代表される電力販売希望者および需要家に代表される電力購入希望者からの売電および買電に関する要求情報を調整する電力取引方法に関するものである。
この方法を達成するために、本実施の形態では、前記電力販売希望者または前記電力購入希望者が複数の一般電気事業者の送配電系統に接続している場合は、同一の一般事業者における売買取引量の合計が最大になるように、電力販売希望者と電力購入希望者の組み合わせを調整することを特徴とする電力取引方法である。
図５、図６は、電力託送制御による電力取引の処理プロセスを説明するためのフローチャートを示す。
図５において、ステップ１で発電事業者は、売電量・期間・単価の希望をＰＰＳに提出し、需要者は買電量・期間・単価の希望をＰＰＳに提出する。なお、ここで言う需要者とは大口需要者および一般需要者を含むものとする。次にステップ２において、ＰＰＳが自ＰＰＳ内で行う発電事業者・需要家の組み合わせを仮決定する。
ステップ３において、ＰＰＳは更に、残りの発電事業者・需要家の希望をエナジーネットに連絡する。ステップ４において、発電事業者・需要家の希望のミスマッチを解消する商品（電力）及びその価格（リスクプレミアム）を決定する＜基本メニューの考え方は、ＰＰＳに事前連絡すること＞。
ステップ５において、発電事業者と需要家との組み合わせの仮決めを行う＜基本的には、安い発電事業者と高い需要家を結びつける。送電線アクセスコストや地域振替コスト等、コスト評価方法のバリエーションが考えられる＞。
ステップ６において、エナジーネットは系統情報を電力会社から入手し、ステップ７において系統運用上の潮流混雑・安定度を検討する。ステップ７において、エナジーネットが系統運用上の潮流混雑・安定度の検討を採用できない（ＮＯ）場合、ステップ５に戻り、系統運用上の潮流混雑・安定度の検討を採用できる（ＹＥＳ）場合は、テップステップ８に進み、発電事業者・需要家組み合わせ量・期間・単価決定し、ステップ９に進む。
図６において、ステップ９では、上記をＰＰＳに、量を電力会社に連絡する。ステップ１０において、電力会社は、系統運用上の潮流混雑・安定度を検討する。このステップ１０において、検討結果を採用できない場合は、エナジーネットに給電指令を出すと共にステップ８に戻り、一方採用できる場合（ＹＥＳ）はステップ１１へ進む。ステップ１１において上記検討結果を系統運用計画に反映し、エナジーネットに連絡する。ステップ１２において、エナジーネットは電力会社の検討結果をＰＰＳに連絡する。
ステップ１３において、ＰＰＳは、最終結果を発電事業者・需要家に連絡する。その後、ステップ１４において、需要者は電力を消費し、ＰＰＳ、エナジーネットおよび電力会社はそれぞれ消費電力を監視する。
ステップ１５において、ＰＰＳは対象需要家の消費電力に合わせて３０分同時同量を達成するべく発電事業者に発電指令を出す。
ステップ１６において、発電事業者はＰＰＳからの発電指令に合わせて発電し、ＰＰＳ、エナジーネットおよび電力会社はそれぞれ発電電力を監視する。
ステップ１７において、エナジーネットは、全体での３０分同時同量監視し、必要に応じてＰＰＳ又は自発電所に発電指令を出力する。
以上述べたステップ１からステップ１７までの一連の処理を通して、発電事業者、需要家、ＰＰＳ、エナジーネット、及び電力会社間のキャッシュフローおよび取引による効果は図７に示すようになる。
先ず、キャッシュフローについて考察してみる。発電事業者は、電力を売ったことにより売電料金をＰＰＳから受取り、需要家は、ＰＰＳへ電力購買料金を支払い、ＰＰＳは発電事業者に売電料金を支払い、需要家から売電料金を受領し、エナジーネットに対して託送料金を支払い（但し、送電線アクセスコストについては調整済み）、エナジーネットに対してはリスクプレミアムを支払う。
エナジーネットは、電力会社に託送料金（但し、送電線アクセスコストについては調整済み）を支払い、ＰＰＳからリスクプレミアムを受領する。そして電力会社は、エナジーネットから託送料金を受領する。
次に、各者の取引による効果について考察すると以下の通りである。
発電事業者にとって、予定外電力やピーク電力を安く買える可能性（メリット１）があり、給電指令を受ける可能性が低くなる（メリット２）。更に短時間単位での対応が可能になるためメリット１が増幅される（メリット３）。
需要家にとってみれば、予定外売電可能電力やピーク電力を高く売れる可能性があり（メリット１）、給電指令を受ける可能性が低くなる（メリット２）。更に、短時間単位での対応が可能になるためメリット１が増幅される（メリット３）。
また、ＰＰＳにとっては、取引電力の増加（メリット１）、給電指令を受ける可能性が低くなる（メリット２）。短時間単位での対応が可能になるためメリット１が増幅される（メリット３）。
エナジーネットにとっては、発電事業者・需要家のニーズ発生頻度が大きくなるので、少ないプレーヤ数で取引市場が成り立つ（メリット３）。
最後に、電力会社にとっては、ある程度のアンシラリー機能やピーク電源機能を分担してもらえる（メリット１）、系統運用上問題の少ない発電事業者と需要家との組み合わせが選定される（メリット２）。短時間単位での対応が可能になるためメリット１が増幅される（メリット３）。
また、以上述べたステップ１からステップ１７までの一連の処理をすることによって、発電事業者の評価単価をできるだけ下げるために、同一地域内での発電事業者と需要家との組み合わせを指向するため、送電ロスが少なくなるという、技術的な効果を奏することができる。
次に示す図８は、実需のみに関する市場価格決定メカニズムを示す図である。Ｄｉは需要者、Ｓｊは供給者、ＥＮはエナジーネットを意味する。
この図からは、繰返しごとの市場価格Ｐｎｔ０＋Δに見合った電力量Ｑｎｔ０＋Δが、入札価格の低い順にマッチングしていく様子がわかる。
Ｎ回目までの間に需給マッチングできなかった需要・供給量残量については、ｎ＋１回目の新価格で再度入札を行う。これを、ｔ０−Δ−δ迄繰返し需給のマッチングを行う。これにより、システム余裕時間δを活用して残った需給のミスマッチ分を解消する。ｔ０＋Δ−δとｔ０＋Δの間にＥＮは最終調整を行う。入札された全電力量でマッチングされていない量について、最後のバランスプライスで需要側に配分し、計画段階での同時同量を確保する。
更に、図９は、金融市場価格決定メカニズム（潜在能力のオプション化）を示す図である。なお、ここでは、ＰＰＳが２社あり、一方は供給者（ＰＰＳＡ）、他方が需要者（ＰＰＳＢ）となった場合を示す。
需要者（ＰＰＳＢ）は管内の販売先の需要が十分見込まれるが、自らの供給電力量が不足している場合、この不足分について他のＰＰＳＡがオプション販売している余裕電力をオプション購入し、自らの需要家に販売する。
【発明の効果】
以上述べたように本発明によれば、発電事業者にとって、予定外電力やピーク電力を安く買える可能性があり、給電指令を受ける可能性が低くなる。更に短時間単位での対応が可能になるため、予定外電力やピーク電力を更に安く買える可能性がある。需要家にとってみれば、予定外売電可能電力やピーク電力を高く売れる可能性があり、給電指令を受ける可能性が低くなる。更に、短時間単位での対応が可能になるため、予定外売電可能電力やピーク電力を更に高く売れる可能性がある。また、ＰＰＳにとっては、取引電力の増加、給電指令を受ける可能性が低くなる。短時間単位での対応が可能になるため、更なる取引電力の増加が期待できる。エナジーネットにとっては、発電事業者・需要家のニーズ発生頻度が大きくなるので、少ないプレーヤ数で取引市場が成り立つ。電力会社にとっては、ある程度のアンシラリー機能やピーク電源機能を分担してもらえ、系統運用上問題の少ない発電事業者と需要家との組み合わせが選定される。
なお、発電事業者の評価単価をできるだけ下げるために、同一地域内での発電事業者と需要家との組み合わせを指向するため、送電ロスが少なくなるという技術的な効果を奏することもできる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明のシステムの全体構成を示す図。
【図２】端末およびＰＰＳサーバを詳細にして示す図。
【図３】ＰＰＳサーバと電力会社との間にエナジーネットのサーバを介在させた場合の構成図。
【図４】  電力会社と発電事業者の発電機の出力を表した図。
【図５】電力取引のフローチャート。
【図６】電力取引のフローチャート。
【図７】電力取引による各プレーヤの効果を示す図。
【図８】実需のみに関する市場価格決定メカニズムを示す図。
【図９】金融市場価格決定メカニズムを示す図。
【符号の説明】
Ｇ１，Ｇ２…発電設備、Ｂ１〜Ｂ９…ブランチ、Ｎ１〜Ｎ１６…ノード、Ｔ２３、Ｔ２４、Ｔ３３，Ｔ３４…情報端末、Ｌ５、Ｌ６、Ｌ２２、Ｌ２３、…需要家、ＮＷ，ＮＷ１，ＮＷ２…ネットワーク、Ｓ、Ｓ１，Ｓ２，ＥＮＳ…サーバ装置、ＥＰＣＯ…電力会社。
【図１】
0004050021.tif 000011
【図２】
0004050021.tif 000012
【図３】
0004050021.tif 000013
【図４】
0004050021.tif 000014
【図５】
0004050021.tif 000015
【図６】
0004050021.tif 000016
【図７】
0004050021.tif 000017
【図８】
0004050021.tif 000018
【図９】
0004050021.tif 000019