JP5363753B2

JP5363753B2 - 電力需給システム

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Publication number: JP5363753B2
Application number: JP2008076207A
Authority: JP
Inventors: 幹也石井; 国広仲尾
Original assignee: Osaka Gas Co Ltd
Current assignee: Osaka Gas Co Ltd
Priority date: 2008-03-24
Filing date: 2008-03-24
Publication date: 2013-12-11
Anticipated expiration: 2028-03-24
Also published as: JP2009232605A

Description

本発明は、自身の所有する発電設備から電力を調達して、その調達した電力を電力取引所にて売電可能であるような電気事業者を含んでなる電力需給システムに関する。

電気事業者が、自身の所有する発電設備から電力を調達して、その調達した電力を電力取引所にて売電可能であるような電力需給システムがある。電力の取引を行う取引所として設立された日本卸電力取引所（以下、「電力取引所」と記載する）では、電力の取引は、１０００ｋＷを１単位として行うように定められている。よって、売電可能な電力が１０００ｋＷに満たない場合にはその参入要件を満足できず、電力取引所での売電を行えない。

特許文献１には、発電装置の発電電力が上記参入要件を満たさない場合であっても、その発電電力を電力取引所で売電可能とするためのシステムが記載されている。具体的には、特許文献１に記載のシステムは、発電電力が上記参入要件を満たさないような発電装置を有する売電希望者を複数募集し、各売電希望者からの発電電力を集計することで、上記参入要件を見かけ上満たしたようにするものである。

特開２００６−２８５４５０号公報

上述したような発電装置には、売電を行ってもよいような発電装置もあるが、売電を行えないような発電装置もある。例えば、ガスエンジンコージェネレーションシステムなどの自家発電装置である発電装置を有していても、その発電装置からの売電が契約上許可されていない場合もある。そのような場合は、特許文献１に記載のシステムであっても、発電装置での発電電力を電力取引所で売電できない。

本発明は、上記の課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、電力需要者が有する中小規模の発電装置での発電電力を電力取引所で売電可能にする電力需給システムを提供する点にある。

上記目的を達成するための本発明に係る電力需給システムの特徴構成は、
電力を複数の電力需要者に供給する電気事業者を含んでなり、
前記複数の電力需要者のうちの少なくとも１つは発電装置を有する発電可能電力需要者であり、前記発電可能電力需要者に備えられる電力需要者システムは、前記発電可能電力需要者が有する前記発電装置で発生した電力を商用電力系統に逆潮流させないという条件下で当該発電可能電力需要者の電力負荷装置で消費する形態で前記発電装置の発電電力を制御し、
前記電気事業者は、入力装置と出力装置と制御装置と記憶装置と発電設備を有し、
前記電気事業者の前記発電設備が接続されている商用電力系統には、前記複数の電力需要者と、他の事業者の発電所とが接続され、
前記電気事業者の前記制御装置は、当該電気事業者の前記入力装置を用いて受信した又は当該電気事業者の前記記憶装置に記憶されている、前記複数の電力需要者の需要電力量に関する情報と、前記複数の電力需要者のうちの前記発電可能電力需要者の前記発電装置の発電電力単価に関する情報及び発電可能電力量に関する情報と、前記電気事業者の前記発電設備による発電電力単価に関する情報及び発電可能電力量に関する情報と、前記他の事業者の前記発電所からの調達電力単価に関する情報及び調達可能電力量に関する情報と、電力取引所での売買電力単価に関する情報及び売買可能電力量に関する情報と、に基づいて、前記複数の電力需要者に電力を供給するために要する総コストが最も小さくなるように、前記発電可能電力需要者が有する前記発電装置による発電電力量ｑ１、前記電気事業者の前記発電設備による発電電力量ｑ２、前記他の事業者の前記発電所からの調達電力量ｑ３、及び、前記電力取引所での売買電力量を導出する構成であって、
当該売買電力量の導出に当たり、前記電気事業者の前記制御装置は、前記発電可能電力需要者の前記発電装置の前記発電電力量ｑ１を当該発電可能電力需要者の電力負荷装置が消費して、当該消費を行なわない場合に前記発電可能電力需要者が受電する電力量ｑｂより前記消費する電力量ｑ１の分だけ減少したとして当該発電可能電力需要者が受電する電力量をｑｂ´＝ｑｂ−ｑ１として導出するとともに、前記電気事業者の前記出力装置が前記電力取引所の入力装置へ入札する前記売買電力量Ｑに、当該減少される分の電力量ｑ１を含んで導出する構成であり、
前記電気事業者の前記出力装置は、前記電気事業者の前記制御装置によって導出した、前記発電可能電力需要者が有する前記発電装置による発電電力量ｑ１、前記電気事業者の前記発電設備による発電電力量ｑ２、前記他の事業者の前記発電所からの調達電力量ｑ３、及び、前記電力取引所での売買電力量Ｑの導出結果に従って、前記発電可能電力需要者への発電要求を行い、及び、前記発電設備への発電要求を行い、及び、前記他の事業者への送電要求を行い、及び、前記電力取引所への前記売買電力量Ｑの入札を行い、
前記発電可能電力需要者は、当該発電可能電力需要者の入力装置で受信した前記発電可能電力需要者への前記発電要求に従って前記発電可能電力需要者の前記発電装置を運転するとともに、前記電力負荷装置が当該発電装置で発電される電力を消費し、
前記電気事業者の前記発電設備は、前記発電設備への前記発電要求に従って前記発電設備を運転し、
前記他の事業者は、当該他の事業者の入力装置で受信した前記他の事業者への前記送電要求に従って前記発電所から電力を送電する形態で、
前記電力取引所は、当該電力取引所の前記入力装置で受け付けた入札内容に応じた電力の売買を成立させる点にある。

上記特徴構成によれば、発電装置での発電電力を電力取引所で直接売電できない場合であっても、その発電電力によって、電力需要者自身の受電電力（＝需要電力−発電装置の発電電力）を減少させることができる。電気事業者は、その減少した分の受電電力を、本来はその電力需要者に電力を供給していた発電設備の余剰電力であるとして電力取引所で売電できる。このとき、発電設備で発電された電力を電力取引所で売電してはいるが、実際には発電装置での発電により生じた余剰電力分を売電しているので、本来は電力取引所への参入要件を満たさない発電装置の発電電力を電力取引所で売電したとみなすことができる。
従って、電力需要者が有する中小規模の発電装置での発電電力を電力取引所で売電可能にする電力需給システムを提供できる。

本発明に係る電力需給システムの別の特徴構成は、前記電気事業者の制御装置は、
前記発電可能電力需要者が有する前記発電装置の前記発電電力単価と、前記発電電力量と、信頼性が低いほど大きくなるように設定される前記発電装置の信頼性に関する係数とを乗算して、前記発電可能電力需要者の前記発電装置を発電運転させるために要する第１コストを導出し、
前記発電設備の前記調達電力単価と前記調達電力量とを乗算して第２コストを導出し、
前記他の事業者の前記調達電力単価と前記調達電力量とを乗算して第３コストを導出し、
前記電力取引所での前記売買電力単価と前記売買電力量とを乗算して第４コストを導出し、
前記第１コストと前記第２コストと前記第３コストと前記第４コストとの和から前記総コストを導出する点にある。

複数の電力需要者に電力を供給するために要する総コストが最も小さくなるように、発電可能電力需要者が有する発電装置による発電電力量を導出し、発電装置に対して発電指示を行ったとしても、故障などの理由により発電装置で発電される電力量が指示された発電電力量に満たない可能性もある。その場合、電力需給システムの全体から見ると、不足電力量が発生することになる。よって、その不足電力量を例えば電力会社（他の事業者）から調達するために余分のコストが発生し、その結果、上記総コストが正確でなくなる。
ところが、上記特徴構成によれば、発電可能電力需要者の発電装置を発電運転させるために要する第１コストを導出するとき、発電可能電力需要者が有する発電装置の発電電力単価と、発電電力量と、信頼性が低いほど大きくなるように設定される発電装置の信頼性に関する係数とが乗算される。つまり、上記係数を乗算することで、第１コストには、上述したような、追加で発生し得る余分のコストが予め含まれているので、上記総コストの正確性を確保できる。

本発明に係る電力需給システムの別の特徴構成は、前記信頼性に関する係数は、指示された発電電力量の、実際の発電電力量に対する比である前記発電装置の過去の発電実績に関する係数、耐用期間の、当該耐用期間と使用期間との差に対する比である前記発電装置の新しさに関する係数、又は、それらの係数の積である点にある。

上記特徴構成によれば、指示された発電電力量（Ｘ）の、実際の発電電力量（Ａ）に対する比（Ｘ／Ａ）を係数として用いる場合、要求通りの発電電力量を過去に供給できていないほどその係数は大きくなり、上記第１コストが大きな値になる。また、耐用期間（Ｙ）の、耐用期間（Ｙ）と使用期間（Ｂ）との差に対する比（Ｙ／（Ｙ−Ｂ））を係数として用いる場合、発電装置が古くなって故障の可能性が高くなるほどその係数は大きくなり、上記第１コストが大きな値になる。

以下に図面を参照して本発明に係る電力需給システムについて説明する。
図１は、電力需給システムの構成を説明するブロック図である。電力需給システム１００は、電気事業者１０を含んでなる。電気事業者１０は、自身の所有する発電設備１５及び他の事業者４０、５０の少なくとも一方から電力を調達して複数の電力需要者２０、３０に電力を供給可能であり、並びに、電力取引所６０にて電力の売買が可能である。電気事業者１０は、例えば、特定規模電気事業者である。他の事業者４０、５０は、一般電気事業者（電力会社）や、発電所４３を保有して、電気事業者１０と電力の供給契約を結んでいる企業（例えば、発電事業者）などである。電力会社５０の商用電力系統１には、これら電気事業者１０の発電設備１５、電力需要者２０、３０、事業者４０の発電所４３が接続されている。図１では電力取引所６０が商用電力系統１に接続されているように描いているが、実際は電力取引所６０で取引される電力の受給者が商用電力系統１に接続される。

複数の電力需要者２０、３０は、電気事業者１０と電力供給の契約を結んでいる。よって、電気事業者１０は、要求された需要電力量（電力需要者が消費する電力量）を複数の電力需要者２０、３０に対して各別に供給する必要がある。
本実施形態では、複数の電力需要者２０、３０は、電力負荷装置２２のみを有する電力需要者２０と、電力負荷装置３３及び自家発電装置３４（本発明の発電装置の一例）を有する発電可能電力需要者３０とを含む。本実施形態において、自家発電装置３４は、ガスエンジンコジェネレーションシステムや燃料電池などで構成される発電装置である。但し、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４は、発電電力の大きさの点で電力取引所６０の参入要件を満たしていないので、各発電可能電力需要者３０は電力取引所６０において売電を行うことはできないものとする。加えて、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４で発生した電力はその発電可能電力需要者３０のみで消費される必要がある。つまり、自家発電装置３４で発生した電力を商用電力系統１に逆潮流させないようになっているので、その点からも、各発電可能電力需要者３０は電力取引所６０において売電を行うことはできない。また、図１には、２つの電力需要者２０と２つの発電可能電力需要者３０とを示しているが、その数は適宜変更可能である。

図１に示す電気事業者１０、電力需要者２０、３０、本発明の他の事業者としての事業者４０及び電力取引所６０は、１台又は複数台のコンピュータによって構成された電気事業者システム、電力需要者システム、事業者システム及び電力取引所システムである。例えば、電気事業者１０は、入力装置１１、出力装置１２、制御装置１３、記憶装置１４を有する。電力需要者２０は出力装置２１及び電力負荷装置２２を有する。発電可能電力需要者３０は、入力装置３１、出力装置３２、電力負荷装置３３及び自家発電装置３４を有する。事業者４０は、入力装置４１及び出力装置４２を有すると共に、発電所４３を有している。電力取引所６０は、入力装置６１及び出力装置６２を有する。
電気事業者１０の入力装置１１及び出力装置１２は、電力需要者２０の出力装置２１、発電可能電力需要者３０の入力装置３１及び出力装置３２、事業者４０の入力装置４１及び出力装置４２、並びに、電力取引所６０の入力装置６１及び出力装置６２との間で通信回線（図示せず）を介して情報の送受信を行うことができるように構成されている。

電力需要者２０、３０の出力装置２１、３２は、電力需要量に関する情報を電気事業者１０に送信する。加えて、発電可能電力需要者３０の出力装置３２は、発電可能電力量に関する情報及び発電電力単価に関する情報も電気事業者１０に送信する。そして、電気事業者１０の入力装置１１は、複数の電力需要者２０、３０から電力需要量に関する情報を各別に受信し、発電可能電力需要者３０から発電可能電力量に関する情報及び発電電力単価に関する情報についても受信する。発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４が熱と電気とを併せて発生する熱電併給装置である場合、その発電電力単価は熱利用効率を考慮した上での単価を算出することが好ましい。

事業者４０の出力装置４２は、自身が所有する発電所４３を用いて調達する調達可能電力量に関する情報及び調達電力単価に関する情報を電気事業者１０に送信する。そして、電気事業者１０の入力装置１１は、事業者４０から上記調達可能電力量に関する情報及び上記調達電力単価に関する情報を受信する。

電力取引所６０の出力装置６２は、売買可能電力量に関する情報及び売買電力単価に関する情報を電気事業者１０に送信する。この情報の送信は、電力取引所６０の出力装置６２が定期的に行ってもよく、或いは、電力取引所６０の入力装置６１が、上記情報の送信要求を電気事業者１０の出力装置１２から受信したときに行ってもよい。そして、電気事業者１０の入力装置１１は、電力取引所６０から上記売買可能電力量に関する情報及び上記売買電力単価に関する情報を受信する。

電気事業者１０は、自身の発電設備１５による発電可能電力量に関する情報及び発電電力単価に関する情報を記憶装置１４に記憶している。また、電気事業者１０が受信すると説明した上記情報は、定期的に最新の情報で更新される（即ち、定期的に受信される）ことが好ましいが、電気事業者１０の記憶装置１４に予め記憶されている情報又は過去に電気事業者１０が受信して記憶装置１４に記憶した情報であってもよい。
また、電気事業者１０が電力会社５０（他の事業者）との間で電力の供給契約を結んでいれば、電気事業者１０は電力会社５０から購入した電力を電力需要者２０、３０に供給できる。よって、電気事業者１０は、電力会社５０からの調達電力単価に関する情報も取得可能であり、その情報は記憶装置１４に記憶されている。尚、電力会社５０からの調達可能電力量に制限はないものとする。

以上のように、電力需給システム１００において、電力需要者２０、３０に対する電力供給元として自家発電装置３４、電気事業者１０自身の発電設備１５、事業者４０（他の事業者）の発電所４３、電力会社５０（他の事業者）がある。そして、電気事業者１０は、各電力供給元から供給を受けることができる電力量（発電可能電力量、調達可能電力量）及びその電力単価に関する情報を有している。

電気事業者１０の制御装置１３は、各電力供給元から調達可能な電力量（上記発電可能電力量及び上記調達可能電力量）及び上記電力単価に関する情報を有することにより、複数の電力需要者２０、３０に電力を供給するために要する総コストが最も小さくなるような、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４による発電電力量、発電設備１５による発電電力量、他の事業者４０、５０からの調達電力量、並びに、電力取引所６０での売買電力量を導出できる。
具体的には、電気事業者１０の制御装置１３は、その電気事業者１０の入力装置１１を用いて受信した又はその電気事業者１０の記憶装置１４に記憶されている、複数の電力需要者２０、３０の需要電力量に関する情報と、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４の発電電力単価に関する情報及び発電可能電力量に関する情報と、発電設備１５による発電電力単価に関する情報及び発電可能電力量に関する情報と、他の事業者４０、５０からの調達電力単価に関する情報及び調達可能電力量に関する情報と、電力取引所６０での売買電力単価に関する情報及び売買可能電力量に関する情報と、に基づいて、複数の電力需要者２０、３０に電力を供給するために要する総コストが最も小さくなるように、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４による発電電力量、発電設備１５による発電電力量、他の事業者４０、５０からの調達電力量、及び、電力取引所６０での売買電力量を導出する。但し、売買電力量は電力取引所６０での取引単位の倍数である。

以下に、電気事業者１０の制御装置１３が行う、複数の電力需要者２０、３０に電力を供給するために要する上記総コストの導出方法について説明する。
電気事業者１０の制御装置１３は、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４の発電電力単価と、発電電力量と、信頼性が低いほど大きくなるように設定される自家発電装置３４の信頼性に関する係数とを乗算して、発電可能電力需要者３０の自家発電装置３４を発電運転させるために要する第１コストを導出する。

発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４の中には、商用目的で設置された発電所などと比べて故障や事故が発生した場合のバックアップ体制が充分ではない発電装置もあり、その場合にはその後の復旧が遅れる可能性がある。また、装置の保守点検も、商用目的で設置された発電所などと比べて充分ではない発電装置もある。そのため、電気事業者１０から発電可能電力需要者３０の自家発電装置３４に対してある発電電力量の発電指示を行ったとしても、自家発電装置３４で発電される電力量が指示された発電電力量に満たない可能性もある。その場合、電力需給システム１００の全体から見ると、不足電力量が発生することになる。そして、電気事業者１０は、その不足電力量を例えば電力会社５０から調達するために、余分のコストを払う必要がある。

よって、電気事業者１０は、自家発電装置３４を発電させる場合に考慮する上記第１コストに、不足電力量が発生する可能性（即ち、余分のコストが発生する可能性）を組み込むべく、信頼性が低いほど大きくなるように設定される自家発電装置３４の信頼性に関する係数を導入している。よって、同じ発電電力量で同じ発電電力単価であっても、信頼性の低い自家発電装置３４は上記第１コストが大きく導出される。
例えば、電気事業者１０の制御装置１３は、自家発電装置３４の信頼性に関する係数を、記憶装置１４に記憶されている自家発電装置３４の過去の発電実績に関する情報や新しさに関する情報などに基づいて導出する。

過去の発電実績に関する情報を考慮する場合の係数は、電気事業者１０からある発電電力量：Ｘを指示したときの実際の発電電力量：Ａから導出できる。つまり、この場合の上記係数は、指示された発電電力量：Ｘの、実際の発電電力量：Ａに対する比：Ｘ／Ａであり、実際の発電電力量が小さいほど（即ち、要求通りの発電電力量を過去に供給できていないほど）係数は大きくなる。
自家発電装置３４の新しさに関する情報を考慮する場合の係数は、自家発電装置３４の設定される耐用期間：Ｙと実際の使用期間：Ｂとから導出できる。つまり、この場合の上記係数は、耐用期間：Ｙの、耐用期間：Ｙと使用期間：Ｂとの差に対する比：Ｙ／（Ｙ−Ｂ）であり、実際の使用期間が長くなるほど（即ち、例えば、自家発電装置３４が古くなって故障の可能性が高くなるほど）係数は大きくなる。これら２つの係数の何れか一つが用いられてもよく、或いは、２つの係数の積が用いられてもよい。
また、他の信頼性に関する係数を用いてもよい。

また、電気事業者１０の制御装置１３は、発電設備１５の発電電力単価と発電電力量とを乗算して第２コストを導出し、他の事業者４０、５０の調達電力単価と調達電力量とを乗算して第３コストを導出し、電力取引所６０での売買電力単価と売買電力量とを乗算して第４コストを導出する。

そして、電気事業者１０の制御装置１３は、上記第１コストと上記第２コストと上記第３コストと上記第４コストとの和から総コストを導出する。
このように、電気事業者１０の制御装置１３は、複数の電力需要者２０、３０に電力を供給するために要する総コストが最も小さくなるような、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４による発電電力量、発電設備１５による発電電力量、他の事業者４０、５０からの調達電力量、及び、電力取引所６０での売買電力量を導出できる。そして、電気事業者１０の出力装置１２は、制御装置１３による、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４による発電電力量、発電設備１５による発電電力量、他の事業者４０からの調達電力量、電力取引所６０での売買電力量の導出結果に従って、発電可能電力需要者３０への発電要求、発電設備１５への発電要求、他の事業者４０への送電要求、及び、電力取引所６０への電力売買を行う。電力会社５０へは送電要求を行う必要はない。

発電可能電力需要者３０は、その入力装置３１で上記発電要求を受信すると、その発電要求に従って自家発電装置３４を運転させる。電気事業者１０自身は、上記発電要求に従って発電設備１５を運転させる。他の事業者４０は、その入力装置４１で上記送電要求を受信すると、その送電要求に従って発電所４３から電力を送電する。電力取引所６０は、その入力装置６１で上記入札を受け付けると、その入札内容に応じた電力の売買を成立させる。

以上のように、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４での発電電力を電力取引所６０で直接売電できない場合であっても、その発電電力によって、発電可能電力需要者３０自身の受電電力（＝需要電力−自家発電装置３４の発電電力）を減少させることができる。電気事業者１０は、その減少した分の受電電力を、本来はその発電可能電力需要者３０に電力を供給していた発電設備１５の余剰電力であるとして電力取引所６０で売電できる。このとき、発電設備１５で発電された電力を電力取引所６０で売電してはいるが、実際には自家発電装置３４での発電により生じた余剰電力分を売電しているので、本来は電力取引所６０への参入要件を満たさない自家発電装置３４の発電電力を電力取引所６０で売電したとみなすことができる。

＜別実施形態＞
＜１＞
上記実施形態において、電気事業者は、複数の事業者で構成されていてもよい。図２は、別実施形態の電力需給システム２００の構成を説明するブロック図である。以下に、電力需給システム２００の構成について説明するが、上述した電力需給システム１００と同様の構成については説明を省略する。

図２に示す電力需給システム２００は、第１電気事業者８０と第２電気事業者９０とを含んでなり、これら２つの電気事業者によって、上記実施形態における電気事業者１０の機能を担う。例えば、第１電気事業者８０が、電力取引所６０での電力売買を行うと共に、自身の所有する発電設備８５、及び、他の事業者４０、５０からの電力調達を管理する。また、第２電気事業者９０が、複数の電力需要者２０、３０への電力供給を担うと共に、自身の所有する発電設備９５、他の事業者７０、及び、第１電気事業者８０からの電力調達を管理する。

この場合、第１電気事業者８０の入力装置８１は、複数の電力需要者２０、３０の出力装置２１、３２から電力需要量に関する情報を各別に受信し、発電可能電力需要者３０の出力装置３２から発電可能電力量に関する情報及び発電電力単価に関する情報についても受信する。また、第１電気事業者８０の入力装置８１は、事業者４０、７０の出力装置４２、７２から各発電所４３、７３からの調達可能電力量に関する情報及び調達電力単価に関する情報を受信し、電力取引所６０の出力装置６２から売買可能電力量に関する情報及び売買電力単価に関する情報を受信し、第２電気事業者９０の出力装置９２から発電設備９５による発電可能電力量に関する情報及び発電電力単価に関する情報を受信する。また、第１電気事業者８０の入力装置８１は、電力会社５０から調達電力単価に関する情報を受信する。自身の所有する発電設備８５の発電可能電力量に関する情報及び発電電力単価に関する情報は、第１電気事業者８０の記憶装置８４に記憶されている。

第１電気事業者８０の制御装置８３は、その電気事業者８０の入力装置８１を用いて受信した又はその電気事業者８０の記憶装置８４に記憶されている、複数の電力需要者２０、３０の需要電力量に関する情報と、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４の発電電力単価に関する情報及び発電可能電力量に関する情報と、自身の所有する発電設備８５による発電電力単価に関する情報及び発電可能電力量に関する情報と、第２電気事業者９０が有する発電設備９５による発電電力単価に関する情報及び発電可能電力量に関する情報と、他の事業者４０、５０、７０からの調達電力単価に関する情報及び調達可能電力量に関する情報と、電力取引所６０での売買電力単価に関する情報及び売買可能電力量に関する情報と、に基づいて、複数の電力需要者２０、３０に電力を供給するために要する総コストが最も小さくなるように、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４による発電電力量、発電設備８５による発電電力量、発電設備９５による発電電力量、他の事業者４０、５０、７０からの調達電力量、及び、電力取引所６０での売買電力量を導出する。

第１電気事業者８０の出力装置８２は、電力取引所６０での電力売買を行うと共に、他の事業者４０、５０からの電力調達、及び、発電設備８５による発電を行うべく、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４による発電電力量、他の事業者４０からの調達電力量、発電設備８５による発電電力量、並びに、電力取引所６０での売買電力量の導出結果に従って、発電可能電力需要者３０への発電要求、他の事業者４０への送電要求、発電設備８５への発電要求、及び、電力取引所６０への電力売買の入札を行う。尚、電力会社５０へは送電要求を行う必要はない。
発電可能電力需要者３０は、その入力装置３１で上記発電要求を受信すると、その発電要求に従って自家発電装置３４を運転させる。事業者４０は、その入力装置４１で上記送電要求を受信すると、その送電要求に従って発電所４３から電力を送電する。発電設備８５は、その発電要求に従って発電運転を行う。電力取引所６０は、その入力装置６１で上記入札を受け付けると、その入札内容に応じた電力の売買を成立させる。
加えて、第１電気事業者８０の出力装置８２は、第２電気事業者９０に対して、発電設備９５による発電電力量、及び、他の事業者７０からの調達電力量の導出結果を送信する。

第２電気事業者９０の記憶装置９４は、入力装置９１で受信した発電設備９５による発電電力量及び他の事業者７０からの調達電力量の導出結果の情報を記憶する。そして、第２電気事業者９０の制御装置９３は、発電設備９５による発電電力量及び他の事業者７０からの調達電力量の導出結果に従って、発電設備９５への発電要求、及び、他の事業者７０への送電要求を行う。
第２電気事業者９０の発電設備９５は、その発電要求に従って発電運転する。事業者７０は、その入力装置７１で上記送電要求を受信すると、その送電要求に従って発電所７３から電力を送電する。

以上の結果、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４での発電電力を電力取引所６０で直接売電できない場合であっても、その発電電力によって、発電可能電力需要者３０自身の受電電力（＝需要電力−自家発電装置の発電電力）を減少させることができる。その結果、第２電気事業者９０は、その減少した分の受電電力を調達しなくてもよくなる、即ち、第１電気事業者８０は、その減少した分の受電電力を第２電気事業者９０に提供しなくてもよくなる。従って、第１電気事業者９０は、その減少した分の受電電力を、本来はその発電可能電力需要者３０に電力を供給していた発電設備８５の余剰電力であるとして電力取引所６０で売電できる。このとき、発電設備８５で発電された電力を電力取引所６０で売電してはいるが、実際には自家発電装置３４での発電により生じた余剰電力分を売電しているので、本来は電力取引所６０への参入要件を満たさない自家発電装置３４の発電電力を電力取引所６０で売電したとみなすことができる。

＜２＞
上記別実施形態では、第１電気事業者８０の制御装置８３が、複数の電力需要者２０、３０に電力を供給するために要する総コストが最も小さくなるように、発電可能電力需要者３０が有する自家発電装置３４による発電電力量、発電設備８５による発電電力量、発電設備９５による発電電力量、他の事業者４０、５０、７０からの調達電力量、及び、電力取引所６０での売買電力量を導出する例について説明したが、第１電気事業者８０と同様の構成である第２電気事業者９０の制御装置９３がそれらを導出するように改変してもよい。

＜３＞
上記電力需給システム１００、２００は、上述したように自家発電装置を運転することで生じた余剰電力を電力取引所で売電する場面において有用であるが、それ以外の場面においても有用である。例えば、事故や故障などの理由により、電気事業者が有する発電設備、他の事業者が有する発電所などの一部が運転できなくなり、その結果、電気事業者が有する発電設備、他の事業者が有する発電所などから電力需要者に対して供給可能な電力が減少することがある。そのような場面であっても、自家発電装置を運転することで、電気事業者から電力需要者に対して供給する必要のある電力（需要電力）を減少させることができる。また、上述した事故や故障が発生しなくても、自家発電装置の運転を積極的に行うことで、電気事業者から電力需要者に供給するべき電力を減少させることもできる。

また、上記実施形態及び上記別実施形態では、本発明の発電装置の具体例としてガスエンジンコージェネレーションシステムや燃料電池などで構成される自家発電装置を挙げたが、発電装置として別のものを用いることもできる。例えば、自家発電装置のような発電を実際に行う装置だけでなく、発電を行わない装置を仮想的な発電装置とみなして運用することもできる。仮想的な発電装置からの供給電力としては、例えば、蓄電装置からの放電電力、電力負荷装置の負荷遮断を行った場合の削減電力などが挙げられる。よって、仮想的な発電装置を運用することで、自家発電装置を発電運転させた場合と同様に、電力需要者の受電電力を減少させることができる。

本発明は、中小規模の自家発電装置での発電電力を電力取引所で売電可能にするシステムに利用可能である。

電力需給システムの構成を説明するブロック図別実施形態の電力需給システムの構成を説明するブロック図

符号の説明

１０電気事業者
２０電力需要者
３０電力需要者（発電可能電力需要者）
３４自家発電装置（発電装置）
４０事業者（他の事業者）
５０電力会社（他の事業者）
６０電力取引所

Claims

電力を複数の電力需要者に供給する電気事業者を含んでなり、
前記複数の電力需要者のうちの少なくとも１つは発電装置を有する発電可能電力需要者であり、前記発電可能電力需要者に備えられる電力需要者システムは、前記発電可能電力需要者が有する前記発電装置で発生した電力を商用電力系統に逆潮流させないという条件下で当該発電可能電力需要者の電力負荷装置で消費する形態で前記発電装置の発電電力を制御し、
前記電気事業者は、入力装置と出力装置と制御装置と記憶装置と発電設備を有し、
前記電気事業者の前記発電設備が接続されている商用電力系統には、前記複数の電力需要者と、他の事業者の発電所とが接続され、
前記電気事業者の前記制御装置は、当該電気事業者の前記入力装置を用いて受信した又は当該電気事業者の前記記憶装置に記憶されている、前記複数の電力需要者の需要電力量に関する情報と、前記複数の電力需要者のうちの前記発電可能電力需要者の前記発電装置の発電電力単価に関する情報及び発電可能電力量に関する情報と、前記電気事業者の前記発電設備による発電電力単価に関する情報及び発電可能電力量に関する情報と、前記他の事業者の前記発電所からの調達電力単価に関する情報及び調達可能電力量に関する情報と、電力取引所での売買電力単価に関する情報及び売買可能電力量に関する情報と、に基づいて、前記複数の電力需要者に電力を供給するために要する総コストが最も小さくなるように、前記発電可能電力需要者が有する前記発電装置による発電電力量ｑ１、前記電気事業者の前記発電設備による発電電力量ｑ２、前記他の事業者の前記発電所からの調達電力量ｑ３、及び、前記電力取引所での売買電力量を導出する構成であって、
当該売買電力量の導出に当たり、前記電気事業者の前記制御装置は、前記発電可能電力需要者の前記発電装置の前記発電電力量ｑ１を当該発電可能電力需要者の電力負荷装置が消費して、当該消費を行なわない場合に前記発電可能電力需要者が受電する電力量ｑｂより前記消費する電力量ｑ１の分だけ減少したとして当該発電可能電力需要者が受電する電力量をｑｂ´＝ｑｂ−ｑ１として導出するとともに、前記電気事業者の前記出力装置が前記電力取引所の入力装置へ入札する前記売買電力量Ｑに、当該減少される分の電力量ｑ１を含んで導出する構成であり、
前記電気事業者の前記出力装置は、前記電気事業者の前記制御装置によって導出した、前記発電可能電力需要者が有する前記発電装置による発電電力量ｑ１、前記電気事業者の前記発電設備による発電電力量ｑ２、前記他の事業者の前記発電所からの調達電力量ｑ３、及び、前記電力取引所での売買電力量Ｑの導出結果に従って、前記発電可能電力需要者への発電要求を行い、及び、前記発電設備への発電要求を行い、及び、前記他の事業者への送電要求を行い、及び、前記電力取引所への前記売買電力量Ｑの入札を行い、
前記発電可能電力需要者は、当該発電可能電力需要者の入力装置で受信した前記発電可能電力需要者への前記発電要求に従って前記発電可能電力需要者の前記発電装置を運転するとともに、前記電力負荷装置が当該発電装置で発電される電力を消費し、
前記電気事業者の前記発電設備は、前記発電設備への前記発電要求に従って前記発電設備を運転し、
前記他の事業者は、当該他の事業者の入力装置で受信した前記他の事業者への前記送電要求に従って前記発電所から電力を送電する形態で、
前記電力取引所は、当該電力取引所の前記入力装置で受け付けた入札内容に応じた電力の売買を成立させる電力需給システム。
前記電気事業者の前記制御装置は、
前記発電可能電力需要者の前記発電装置による前記発電電力単価と、前記発電装置による前記発電電力量と、信頼性が低いほど大きくなるように設定される前記発電装置の信頼性に関する係数とを乗算して、前記発電可能電力需要者の前記発電装置を発電運転させるために要する第１コストを導出し、
前記電気事業者の前記発電設備による前記発電電力単価と前記発電電力量とを乗算して第２コストを導出し、
前記他の事業者の前記発電所による前記調達電力単価と前記調達電力量とを乗算して第３コストを導出し、
前記電力取引所での前記売買電力単価と前記売買電力量とを乗算して第４コストを導出し、
前記第１コストと前記第２コストと前記第３コストと前記第４コストとの和から前記総コストを導出することを特徴とする請求項１に記載の電力需給システム。
前記信頼性に関する係数は、指示された発電電力量の、実際の発電電力量に対する比である前記発電装置の過去の発電実績に関する係数、耐用期間の、当該耐用期間と使用期間との差に対する比である前記発電装置の新しさに関する係数、又は、それらの係数の積である請求項２記載の電力需給システム。