JP7209589B2 - Power trading contract calculator - Google Patents

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Description

本発明は、電力取引の約定計算を行う電力取引約定計算装置に関し、特に、複数の価値を同時に約定させる取引における約定計算を行う技術に関する。 TECHNICAL FIELD The present invention relates to an electric power transaction contract calculation device that performs contract calculation for electric power trading, and more particularly to a technique for performing contract calculation in a transaction in which a plurality of values are contracted at the same time.

従来の卸電力市場における電力取引の約定計算としては、各種の制約条件（例えば、エリア間の連系線の潮流量の制約条件など）を満たしつつ、社会利益の最大化を図りながら、取引する電力量（ｋＷｈ）の約定量が最大化するように、約定量を計算する技術が知られている（例えば特許文献１）。また、各種の制約条件を満たしつつ、電力売買の総余剰が最大化するように、約定量を計算する技術もある（例えば特許文献２）。 As a contract calculation for electricity trading in the conventional wholesale electricity market, trade while maximizing social benefits while satisfying various constraints (for example, constraints on tidal flow of interconnection lines between areas). A technique for calculating a contracted amount so as to maximize the contracted amount of electric energy (kWh) is known (for example, Patent Document 1). There is also a technique of calculating contract amounts so as to maximize the total surplus of power trading while satisfying various constraints (for example, Patent Document 2).

約定計算の方式としては、入札量と入札価格とからなる入札データを集約し、シングルプライスオークション方式に基づいて、需要と供給とが一致する点で約定価格を決定する方法がある（例えば特許文献３）。 As a contract calculation method, there is a method of aggregating bid data consisting of bid volume and bid price, and determining a contract price at the point where supply and demand match based on a single price auction method (see, for example, Patent Document 3).

また、入札データに複数のエネルギー要因（単価、ＣＯ２排出原単位など）の相関関係を表す制約条件を含ませて、複数のエネルギー要因の制約を同時に満足するエネルギー取引となるように、約定計算を行う技術も提案されている（例えば特許文献４）。 In addition, bidding data includes constraint conditions that express the correlation of multiple energy factors (unit price, CO2 emission intensity, etc.), and contract calculations are performed so that energy transactions that simultaneously satisfy the constraints of multiple energy factors A technique has also been proposed (for example, Patent Document 4).

特開２００５－１３５１２２号公報JP 2005-135122 A 特開２００７－３１７０２９号公報JP 2007-317029 A 特開２０１５－１９７５号公報JP-A-2015-1975 特開２００５－２５８８８０号公報JP 2005-258880 A

上述のような約定計算処理は、卸電力市場を対象にしており、近い将来開設される予定の需給調整市場で約定の対象となる複数の価値、具体的には、需給調整力の単価（ΔｋＷ単価）および発動調整電力量の単価（ｋＷｈ単価）を同時に考慮することができないという問題点がある。 The contract calculation process described above targets the wholesale electricity market, and multiple values to be contracted in the supply and demand adjustment market scheduled to open in the near future. unit price) and the unit price of the activation adjustment power amount (kWh unit price) cannot be considered at the same time.

また、需給調整市場で取引される需給調整力（ΔｋＷ）の調達費用は、約定した段階で支払額が確定するが、発動調整電力量（ｋＷｈ）の運用費用は、約定した段階では支払いが確定せず、実際の発動調整電力量によって支払額が決まるため、ΔｋＷ単価とｋＷｈ単価とを同時に考慮して約定させることは容易ではなく、その手法も確立されていない。 In addition, the payment amount for the supply and demand adjustment capacity (ΔkW) traded in the supply and demand adjustment market is fixed at the contracted stage, but the payment for the operation cost of the triggered adjustment power amount (kWh) is fixed at the contracted stage. However, since the payment amount is determined by the actual amount of power to be activated and adjusted, it is not easy to make a contract considering both the ΔkW unit price and the kWh unit price at the same time, and the method for doing so has not been established.

本発明は以上のような課題を解決するためになされたものであり、複数の価値（単価）を同時に考慮して約定させる約定ロジックを備える電力取引約定計算装置を提供することを目的とする。 SUMMARY OF THE INVENTION The present invention has been made to solve the above problems, and an object of the present invention is to provide an electric power transaction contract calculation device having a contract logic that makes a contract while considering multiple values (unit prices) at the same time.

本発明に係る電力取引約定計算装置は、必要となる需給調整力の量の入札に対して、供出可能な前記需給調整力の量、前記需給調整力の希望単価および発動調整電力量の希望単価を応札する電力取引の約定計算を行う電力取引約定計算装置であって、必要となる前記需給調整力の量の入札データ、ならびに、供出可能な前記需給調整力の量、前記需給調整力の希望単価および発動調整電力量の希望単価の応札データとに基づいて、前記需給調整力の調達費用と前記発動調整電力量の運用費用との合計を表す目的関数を含む混合整数計画問題として最適化問題を定式化し、混合整数計画法を含む最適化手法により前記目的関数を最小化するように前記最適化問題を解くことによって、前記需給調整力の約定単価および前記発動調整電力量の約定単価を決定する複数価値約定計算実行部を備え、前記複数価値約定計算実行部は、前記発動調整電力量が確率変数で表された確率密度関数を用いて前記最適化問題を解くものである。
The power transaction contract calculation device according to the present invention, for a bid for the required amount of supply and demand adjustment capacity, provides the amount of the supply and demand adjustment capacity that can be supplied, the desired unit price of the supply and demand adjustment capacity, and the desired unit price of the activated adjustment power amount. comprising bidding data on the required amount of the supply and demand adjustment capacity, the amount of the supply and demand adjustment capacity that can be supplied, and the desired supply and demand adjustment capacity. An optimization problem as a mixed integer programming problem including an objective function representing the sum of the procurement cost of the supply and demand adjustment capacity and the operation cost of the adjustment power amount, based on the bid data of the unit price and the desired unit price of the power adjustment amount. and solve the optimization problem so as to minimize the objective function by an optimization method including mixed integer programming, thereby determining the contracted unit price of the supply and demand adjustment capacity and the contracted unit price of the triggered adjustment power amount. The multi-value contract calculation execution unit solves the optimization problem using a probability density function in which the activation adjustment power amount is represented by a random variable .

本発明に係る電力取引約定計算装置においては、複数価値約定計算実行部が、需給調整力の調達費用と発動調整電力量の運用費用との合計を表す目的関数を最小化する最適化問題を解くことによって、需給調整力の約定単価および発動調整電力量の約定単価を決定する。よって、需給調整力の単価と発動調整電力量の単価という複数の価値を同時に考慮して、それぞれを単一価格として約定させることができる。 In the power transaction contract calculation device according to the present invention, the multi-value contract calculation execution unit solves the optimization problem of minimizing the objective function representing the sum of the supply and demand adjustment capacity procurement cost and the activation adjustment power operation cost. By doing so, the contracted unit price of the supply and demand adjustment capacity and the contracted unit price of the activated adjustment power amount are determined. Therefore, multiple values such as the unit price of supply and demand adjustment capacity and the unit price of activated adjustment power can be considered at the same time, and each can be contracted as a single price.

需給調整市場における入札および応札の対象、ならびに各対象の決定タイミングを説明するための図である。FIG. 2 is a diagram for explaining targets for bidding and bidding in the supply and demand adjustment market, and timing for determining each target; 実施の形態１に係る電力取引約定計算システムの構成例を示す図である。1 is a diagram showing a configuration example of a power transaction contract calculation system according to Embodiment 1; FIG. 実施の形態１に係る電力取引約定計算装置の動作を示すフローチャートである。4 is a flow chart showing the operation of the power transaction contract calculation device according to Embodiment 1; 確率密度関数作成部で扱う切断正規分布の例を示す図である。It is a figure which shows the example of the truncated normal distribution handled by a probability density function preparation part. 実施の形態１における応札データの例である。It is an example of bidding data in Embodiment 1. FIG. 実施の形態１における応札者別の全体費用を示すグラフである。4 is a graph showing overall costs for each bidder in Embodiment 1. FIG. 実施の形態２における市場分断処理前の需給調整市場のエリアを概念的に示した図である。FIG. 11 is a diagram conceptually showing areas of a supply and demand adjustment market before market segmentation processing in Embodiment 2; 実施の形態２における市場分断処理後の需給調整市場のエリアを概念的に示した図である。FIG. 10 is a diagram conceptually showing areas of a supply and demand adjustment market after market segmentation processing according to Embodiment 2; 実施の形態２に係る電力取引約定計算装置の演算部の構成を示す図である。FIG. 10 is a diagram showing the configuration of a calculation unit of the power transaction contract calculation device according to Embodiment 2; 実施の形態２に係る電力取引約定計算装置の動作を示すフローチャートである。9 is a flow chart showing the operation of the power transaction contract calculation device according to Embodiment 2;

＜実施の形態１＞
太陽光発電や風力発電などの再生可能エネルギーの利用増加に伴い、将来的に需給調整力（単に「調整力」ということもある）が不足することが懸念されている。現在、送配電事業者は、需給調整力の調達を公募によって行っているが、需給調整力の確保を効率化することを目的に、２０２１年には需給調整市場が開設される予定である。 <Embodiment 1>
With the increasing use of renewable energy such as solar power and wind power, there is concern that the supply and demand adjustment capability (sometimes simply referred to as "adjustment capability") will become insufficient in the future. Currently, power transmission and distribution companies procure supply and demand adjustment capacity through public offerings, but a supply and demand adjustment market is scheduled to open in 2021 with the aim of improving the efficiency of securing supply and demand adjustment capacity.

需給調整市場は、電力の安定供給のために需給調整力を取引する市場である。需給調整市場においては、送配電事業者が、必要となる需給調整力の量（ΔｋＷ量：ｋＷを変化させる能力）を入札し、それに対して、発電事業者、ＶＰＰ（Virtual Power Plant）事業者、小売電気事業者など需給調整力を供出できる事業者（以下「調整力供出事業者」という）が、供出可能な需給調整力の量（ΔｋＷ量）、需給調整力の希望単価（ΔｋＷ単価（円／ΔｋＷ））、実際に需給調整力が発動されたときに取引される電力の量である発動調整電力量（ｋＷｈ量）の希望単価（ｋＷｈ単価（円／ｋＷｈ））を応札する（「入札」と言う場合もあるが、送配電事業者の入札と区別するために、ここでは「応札」と呼ぶこととする）、という仕組みが構築される見込みである。 The balancing market is a market that trades balancing capacity for the stable supply of electricity. In the supply and demand adjustment market, power transmission and distribution companies bid on the amount of supply and demand adjustment capacity required (ΔkW: the ability to change kW), and in response, power generation companies and VPP (Virtual Power Plant) companies , Electricity retailers and other business operators that can provide supply and demand adjustment capacity (hereinafter referred to as "adjustment capacity supply operators") specify the amount of supply and demand adjustment capacity that can be supplied (ΔkW amount), the desired unit price of supply and demand adjustment capacity (ΔkW unit price ( yen/ΔkW)), and the desired unit price (kWh unit price (yen/kWh)) of the activated adjustment power amount (kWh amount), which is the amount of electricity that will be traded when the supply and demand adjustment capacity is actually activated (“ It is sometimes called "bidding", but in order to distinguish it from the bidding of power transmission and distribution companies, it is called "bidding" here).

図１に示す表は、需給調整市場における、入札の対象、応札の対象、およびそれらの対象が決定するタイミングをまとめたものである。図１の表において、「○」は入札または応札の対象であることを表しており、「－」は非対象であることを表している。発動調整電力量（ｋＷｈ量）の応札は、特に量を指定する必要はないが、０～ΔｋＷ量の範囲で値が決定するため、図１では「（０～ΔｋＷ量）」と表記している。 The table shown in FIG. 1 summarizes the bid targets, the bid targets, and the timing at which these targets are determined in the supply and demand adjustment market. In the table of FIG. 1, "○" indicates that the item is subject to bidding or bidding, and "-" indicates that it is not subject to bidding. It is not necessary to specify the amount of the bid for the activation adjustment power amount (kWh amount), but since the value is determined in the range of 0 to ΔkW amount, it is written as "(0 to ΔkW amount)" in Fig. 1. there is

また、図１の表では、ΔｋＷ量、ΔｋＷ単価およびｋＷｈ単価の決定タイミングは「調達時」であり、これは、ΔｋＷ量、ΔｋＷ単価およびｋＷｈ単価が、調達時すなわち取引が成立するタイミングで決定することを意味する。また、ｋＷｈ量の決定タイミングは「運用時」であり、これは、ｋＷｈ量が、取引が成立した後の運用時すなわち需給調整力が発動されるタイミングで決定することを意味する。送配電事業者は、調整力供出事業者に対して、需給調整力（ΔｋＷ）の調達に対する費用（調達費用）と、需給調整力が発動されたときの発動調整電力量（ｋＷｈ）の運用に対する費用（運用費用）という２つの費用を、需給調整市場を介して支払うこととなる。 In the table of FIG. 1, the timing for determining the ΔkW amount, ΔkW unit price, and kWh unit price is “at the time of procurement”, which means that the ΔkW amount, ΔkW unit price, and kWh unit price are determined at the time of procurement, that is, at the timing when the transaction is concluded. means to Also, the timing for determining the kWh amount is "during operation", which means that the kWh amount is determined during operation after the transaction is established, that is, at the timing when the supply and demand adjustment power is activated. Transmission and distribution business operators pay the cost (procurement cost) for procurement of the supply and demand adjustment capacity (ΔkW) to the supply and demand adjustment capacity provider, and the operation of the activated adjustment power amount (kWh) when the supply and demand adjustment capacity is activated Two costs, costs (operating costs), will be paid through the balancing market.

調整力供出事業者が応札する需給調整力の量（ΔｋＷ量）の合計が、送配電事業者が入札する需給調整力の量（ΔｋＷ量）よりも大きい場合、何らかの約定ロジックにより落札者を決める必要がある。例えば、発動調整電力量の希望単価（円／ｋＷｈ）を一律とした場合、需給調整力の希望単価（円／ΔｋＷ）の安いものから約定させていけばよいが、実際は調整力供出事業者毎に発動調整電力量の希望単価（価値）は異なるため、単純に需給調整力の希望単価の安いものから約定させるのは必ずしも適切ではない。しかし、上述のように発動調整電力量は０から応札した需給調整力の量までの範囲には収まるものの、どの程度の値になるのかは、実際に需給調整力が発動されて需給調整力が運用される段階になるまで明らかにはならないため、一意に約定させることはできない。 If the total amount of supply and demand adjustment capacity (ΔkW amount) for which the supply of adjustment capacity bids is greater than the amount of supply and demand adjustment capacity (ΔkW amount) for which the transmission and distribution operator bids, the successful bidder will be determined by some contract logic. There is a need. For example, if the desired unit price (yen/kWh) for the amount of adjustment power to be activated is uniform, it would be good to contract the one with the lowest desired unit price (yen/ΔkW) for the supply and demand adjustment capacity. Since the desired unit price (value) of the amount of adjustment power to be triggered differs, it is not always appropriate to simply contract the lowest desired unit price of supply and demand adjustment capacity. However, as mentioned above, although the amount of activated power adjustment falls within the range from 0 to the amount of the supply and demand adjustment capacity that has been tendered, the extent of the value depends on the amount of supply and demand adjustment capacity that is actually activated and the supply and demand adjustment capacity increases. Since it is not revealed until the stage of operation, it cannot be contracted uniquely.

そこで、本実施の形態では、有用かつ妥当で理解の得られやすい約定の方法として、発動調整電力量の実績値や推測値に基づいて発動調整電力量がどの程度の値になるのかを表す確率密度関数を用いて、需給調整市場における取引を成立させる約定ロジックを導入し、当該約定ロジックを用いた約定計算を行う電力取引約定計算装置を提案する。 Therefore, in the present embodiment, as a useful, reasonable, and easy-to-understand contract method, the probability We propose an electricity transaction contract calculation device that introduces a contract logic for closing transactions in the supply and demand adjustment market using a density function, and performs contract calculation using the contract logic.

図２は、本発明の実施の形態１に係る電力取引約定計算システムの構成例を示した図である。図２に示すように、電力取引約定計算システム１は、電力取引約定計算装置２、通信ネットワーク３、複数台の入札者端末装置４および複数台の応札者端末装置５を備えている。 FIG. 2 is a diagram showing a configuration example of the power transaction contract calculation system according to Embodiment 1 of the present invention. As shown in FIG. 2 , the power transaction contract calculation system 1 includes a power transaction contract calculation device 2 , a communication network 3 , a plurality of bidder terminal devices 4 and a plurality of bidder terminal devices 5 .

入札者端末装置４は、需給調整市場の入札者である送配電事業者が自社の事務所等に備えたパソコン等の情報端末装置である。応札者端末装置５は、需給調整市場の応札者である調整力供出事業者が自社の事務所等に備えたパソコン等の情報端末装置である。入札者端末装置４および応札者端末装置５は、光回線やＬＡＮ（Local Area Network）等の通信ネットワーク３を介して電力取引約定計算装置２と相互にデータ通信を行うことができる。 The bidder terminal device 4 is an information terminal device such as a personal computer provided in the office of the power transmission and distribution business operator who is a bidder in the supply and demand adjustment market. The bidder terminal device 5 is an information terminal device, such as a personal computer, provided in the office or the like of the company, which is a bidder in the supply and demand adjustment market. The bidder terminal device 4 and the bidder terminal device 5 can perform data communication with the power contract calculation device 2 via a communication network 3 such as an optical line or LAN (Local Area Network).

電力取引約定計算装置２は、需給調整市場の運営者（例えば送配電事業者の代表者など）がその事務所等に備えたサーバ等の情報端末装置である。図２に示すように、電力取引約定計算装置２は、インターフェース部２１、記憶部２２、通信部２３および演算部２４を備えている。 The power transaction contract calculation device 2 is an information terminal device such as a server provided in an office or the like of an operator of the supply and demand adjustment market (for example, a representative of a power transmission and distribution business operator). As shown in FIG. 2 , the power transaction contract calculation device 2 includes an interface section 21 , a storage section 22 , a communication section 23 and a calculation section 24 .

通信部２３は、通信ネットワーク３を介して、入札者端末装置４および応札者端末装置５と相互にデータ通信を行う手段であり、例えば、スイッチングハブやルーター、パソコンやサーバが備える通信機能等で構成される。 The communication unit 23 is a means for mutual data communication with the bidder terminal device 4 and the bidder terminal device 5 via the communication network 3. For example, a switching hub, a router, a communication function provided in a personal computer or a server, etc. Configured.

インターフェース部２１は、入力部２１ａおよび出力部２１ｂを備えている。入力部２１ａは、需給調整市場の運営者が、取引に必要なデータをキーボードやマウスを使って入力するための手段である。出力部２１ｂは、取引における入札に関する情報、応札に関する情報および落札に関する情報を、ディスプレイ装置などに出力するための手段である。 The interface section 21 has an input section 21a and an output section 21b. The input unit 21a is means for the operator of the supply and demand adjustment market to input data necessary for transactions using a keyboard and a mouse. The output unit 21b is means for outputting information on bidding, information on bidding, and information on bidding in transactions to a display device or the like.

記憶部２２は、入札に関する情報（入札データ）、応札に関する情報（応札データ）、落札に関する情報（約定結果データ）、需給調整力の発動実績データなどを記憶する手段であり、例えば、ハードディスク等の記憶装置で構成される。入札データは、通信部２３が通信ネットワーク３を介して入札者端末装置４から受信したものである。応札データは、通信部２３が通信ネットワーク３を介して応札者端末装置５から受信したものである。約定結果データは、演算部２４が決定した約定結果のデータである。需給調整力の発動実績データは、例えば、送配電事業者が入札者端末装置４を用いて電力取引約定計算装置２へ送信したものでもよいし、需給調整市場の運営者がインターフェース部２１の入力部２１ａから入力されたものでもよい。あるいは、全国大で発動調整電力量を管理するような外部システム（不図示）から、通信部２３が発動実績データを取得してもよい。 The storage unit 22 is a means for storing information on bids (bid data), information on bids (bid data), information on successful bids (agreement result data), actual data on the execution of supply and demand adjustment capacity, and the like. Consists of a storage device. The bid data is received by the communication unit 23 from the bidder terminal device 4 via the communication network 3 . The bid data is received by the communication unit 23 from the bidder terminal device 5 via the communication network 3 . The contract result data is contract result data determined by the calculation unit 24 . For example, the power transmission and distribution business operator may use the bidder terminal device 4 to transmit the power transaction contract calculation device 2, or the supply and demand adjustment market operator may input it to the interface unit 21. It may be input from the unit 21a. Alternatively, the communication unit 23 may acquire the actual activation data from an external system (not shown) that manages the activation adjustment power amount nationwide.

なお、発動実績データには、発動された需給調整力の量（発動調整電力量）および発動された日時（調整力の受け渡し日時）のデータの他、発動された日時の特徴データ（季節、曜日、天気予報、予想気温、イベント情報（例えば、送配電事業者が管轄する地域での催しの有無やその規模など））が含まれていてもよい。 In addition to the data on the amount of supply and demand adjustment capacity that has been activated (activated adjustment power amount) and the date and time of activation (date and time of delivery of control capacity), the activation performance data includes characteristic data on the date and time of activation (season, day of the week, etc.) , weather forecast, expected temperature, and event information (for example, the presence or absence of an event in the area under the jurisdiction of the power transmission and distribution operator, the scale of the event, etc.)).

演算部２４は、確率密度関数作成部２４ａ、入札・応札データ集約部２４ｂ、複数価値約定計算実行部２４ｃおよび約定計算結果集約部２４ｄを備えている。演算部２４は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）やメモリ等からなる演算処理装置で構成されており、確率密度関数作成部２４ａ、入札・応札データ集約部２４ｂ、複数価値約定計算実行部２４ｃおよび約定計算結果集約部２４ｄの各機能は、ＣＰＵがメモリ等に記憶されたプログラムを実行することによって実現される。 The computing unit 24 includes a probability density function creating unit 24a, a bid/bid data aggregating unit 24b, a multi-value contract calculation executing unit 24c, and a contract calculation result aggregating unit 24d. The calculation unit 24 is composed of a CPU (Central Processing Unit), memory, etc., and includes a probability density function creation unit 24a, a bid/bid data aggregation unit 24b, a multi-value contract calculation execution unit 24c, and a contract calculation unit. Each function of the result aggregating unit 24d is implemented by the CPU executing a program stored in a memory or the like.

確率密度関数作成部２４ａは、発動調整電力量の発生確率を確率密度関数として定式化する演算を行う。記憶部２２に調整力の発動実績データが存在する場合、確率密度関数作成部２４ａは、その発動実績データに基づいて、発動調整電力量とその発生確率との関係を表す確率密度関数を算出する。確率密度関数の算出方法としては、例えば、発動実績データと近似関数との誤差の二乗の総和が最小となるように近似関数のパラメータを決定する最小二乗法などの近似法を用いることができる。近似関数としては、例えば平均をμ、標準偏差をσとする有界な定義域［Ａ，Ｂ］を持つ切断正規分布ＴＮ（μ，σ，Ａ，Ｂ）に従う関数を用いることができる。なお、近似法で用いられる発動実績データは、過去の全データである必要はなく、例えば、需要調整力の発動される日時の特徴データと類似する（類似度が一定値以上である）特徴データを持つ過去の日時を抽出し、抽出された過去の日時の発動実績データのみが用いられてもよい。 The probability density function creation unit 24a performs calculations to formulate the occurrence probability of the activation adjustment power amount as a probability density function. When the storage unit 22 has actual activation data of the control power, the probability density function creation unit 24a calculates a probability density function representing the relationship between the activation adjustment power amount and its occurrence probability based on the actual activation data. . As a method of calculating the probability density function, for example, an approximation method such as the least squares method that determines the parameters of the approximation function so that the sum of the squares of the errors between the activation record data and the approximation function is minimized can be used. As the approximation function, for example, a function following a truncated normal distribution TN(μ, σ, A, B) having a bounded domain [A, B] with μ as the mean and σ as the standard deviation can be used. Note that the actual activation data used in the approximation method does not need to be all past data. It is also possible to extract the past date and time with the , and use only the extracted activation record data of the past date and time.

記憶部２２に調整力の発動実績データが存在しない場合、確率密度関数作成部２４ａは、例えば、需給調整市場の運営者がインターフェース部２１の入力部２１ａを用いて設定した任意の関数を、確率密度関数として出力するものとする。例えば、平均をμ、標準偏差をσとする有界な定義域［Ａ，Ｂ］を持つ切断正規分布ＴＮ（μ，σ，Ａ，Ｂ）に従う関数を、確率密度関数として用いてもよい。 If the storage unit 22 does not contain data on the actual execution of the balancing power, the probability density function creation unit 24a, for example, stores an arbitrary function set by the operator of the supply and demand adjustment market using the input unit 21a of the interface unit 21 as a probability It shall be output as a density function. For example, a function following a truncated normal distribution TN(μ, σ, A, B) having a bounded domain [A, B] with mean μ and standard deviation σ may be used as the probability density function.

入札・応札データ集約部２４ｂは、送配電事業者からの入札データおよび調整力供出事業者からの応札データの集約を行う。具体的には、入札・応札データ集約部２４ｂは、入札データ（必要となる需給調整力の量（ΔｋＷ））を集約することで、全送配電事業者が必要とする需給調整力の量を合計する。また、入札・応札データ集約部２４ｂは、応札データ（供出可能な需給調整力の量（ΔｋＷ）、需給調整力の希望単価（円／ΔｋＷ）、発動調整電力量の希望単価（円／ｋＷｈ））を集約して、需給調整力の希望単価と供出可能な需給調整力の量との関係を表す供給カーブ（階段関数）を算出する。 The bid/bid data aggregating unit 24b aggregates bid data from power transmission and distribution companies and bid data from power supply companies. Specifically, the bid/bid data aggregating unit 24b aggregates the bid data (amount of supply and demand adjustment capacity required (ΔkW)) to calculate the amount of supply and demand adjustment capacity required by all power transmission and distribution companies. sum up. In addition, the bid/bid data aggregating unit 24b collects the bid data (amount of supply and demand adjustment capacity that can be supplied (ΔkW), desired unit price of supply and demand adjustment capacity (yen/ΔkW), desired unit price of activated adjustment power amount (yen/kWh) ) to calculate a supply curve (step function) representing the relationship between the desired unit price of supply and demand adjustment capacity and the amount of supply and demand adjustment capacity that can be supplied.

複数価値約定計算実行部２４ｃは、確率密度関数作成部２４ａが作成した発動調整電力量と発生確率との関係性を表す確率密度関数と、入札・応札データ集約部２４ｂが算出した必要となる需給調整力の量（合計）および需給調整力の希望単価と供出可能量との関係性を表す供給カーブ（階段関数）とを用いての約定計算を行う。すなわち、複数価値約定計算実行部２４ｃは、上記の確率密度関数、必要となる需給調整力の量および供給カーブに基づいて、需給調整力（ΔｋＷ）の調達費用と発動調整電力量（ｋＷｈ）の運用費用との２つの費用の合計が最小となるように、需給調整力の約定単価（円／ΔｋＷ）、調整力供出事業者毎の需給調整力の約定量（ΔｋＷ）、発動調整電力量の約定単価（円／ｋＷｈ）を決定する。 The multi-value contract calculation execution unit 24c calculates the probability density function representing the relationship between the activation adjustment electric energy generated by the probability density function generation unit 24a and the occurrence probability, and the required supply and demand calculated by the bid/bid data aggregation unit 24b. Contract calculation is performed using the amount of controllability (total) and a supply curve (step function) that represents the relationship between the desired unit price of supply and demand controllability and the supply capacity. That is, the multiple-value contract calculation execution unit 24c calculates the procurement cost of the supply and demand adjustment capacity (ΔkW) and the activation adjustment power amount (kWh) based on the above-mentioned probability density function, the required supply and demand adjustment capacity amount, and the supply curve. In order to minimize the total of the two costs, including operation costs, the contracted unit price of supply and demand adjustment capacity (yen/ΔkW), the contracted amount of supply and demand adjustment capacity for each supply of supply and demand adjustment capacity (ΔkW), and the amount of adjustment power to be activated Determine the contract unit price (yen/kWh).

約定計算結果集約部２４ｄは、複数価値約定計算実行部２４ｃが決定した最終的な約定結果を集約する。また、約定計算結果集約部２４ｄは、集約した約定結果を、約定結果データとして記憶部２２に保存するとともに、当該約定結果データを通信部２３および通信ネットワーク３を介して入札者端末装置４および応札者端末装置５に送信する。 The contract calculation result aggregation unit 24d aggregates the final contract results determined by the multi-value contract calculation execution unit 24c. In addition, the contract calculation result aggregating unit 24d stores the aggregated contract result as contract result data in the storage unit 22, and transmits the contract result data to the bidder terminal device 4 and the bidder via the communication unit 23 and the communication network 3. to the person's terminal device 5.

このように、電力取引約定計算装置２は、需要調整市場において、送配電事業者からの需要調整力の量の入札に対し、調整力供出事業者からの需要調整力の希望単価、発動調整電力量の希望単価および供出可能量の応札を、需給調整力の単価および発動調整電力量の単価という２つの価値を同時に考慮して、需給調整力の約定単価（円／ΔｋＷ）、調整力供出事業者毎の需給調整力の約定量（ΔｋＷ）、発動調整電力量の約定単価（円／ｋＷｈ）を決定することができる。 In this way, in the demand adjustment market, the power transaction contract calculation device 2, in response to bids for the amount of demand adjustment capacity from power transmission and distribution companies, Considering the two values, the unit price of supply and demand adjustment capacity and the unit price of activated adjustment power, at the same time, the contracted unit price of supply and demand adjustment capacity (yen/ΔkW), adjustment capacity supply business It is possible to determine the contracted amount (ΔkW) of supply and demand adjustment capacity for each customer and the contracted unit price (yen/kWh) of the activated adjustment power amount.

図３は、実施の形態１に係る電力取引約定計算装置２の動作を示すフローチャートである。以下、図３のフローチャートを参照しつつ、電力取引約定計算装置２の動作を説明する。 FIG. 3 is a flow chart showing the operation of the power transaction contract calculation device 2 according to the first embodiment. The operation of the power transaction contract calculation device 2 will be described below with reference to the flowchart of FIG.

まず、ステップＳ１において、電力取引約定計算装置２が、需給調整力の過去の発動実績データを収集して記憶部２２に保存する。電力取引約定計算装置２が収集する需給調整力の発動実績データは、例えば、送配電事業者が入札者端末装置４を用いて送信したものでもよいし、需給調整市場の運営者がインターフェース部２１の入力部２１ａから入力されたものでもよいし、通信部２３が外部システム（不図示）から取得したものでもよい。また、発動実績データには、需給調整力が発動された日時の特徴データ（季節、曜日、天気予報、予想気温、イベント情報（送配電事業者が管轄する地域での催しの有無や規模など））が含まれているものとする。 First, in step S<b>1 , the power transaction contract calculation device 2 collects past performance data of supply and demand adjustment capacity and stores it in the storage unit 22 . The actual data on the supply and demand adjustment capacity activation collected by the power transaction contract calculation device 2 may be, for example, data transmitted by the electricity transmission and distribution business operator using the bidder terminal device 4, or may be transmitted by the operator of the supply and demand adjustment market through the interface unit 21. may be input from the input unit 21a, or may be obtained by the communication unit 23 from an external system (not shown). In addition, the activation result data includes characteristic data of the date and time when the supply and demand adjustment capacity was activated (season, day of the week, weather forecast, expected temperature, event information (existence and scale of events in areas under the jurisdiction of power transmission and distribution companies, etc.) ) shall be included.

次に、ステップＳ２において、電力取引約定計算装置２が、送配電事業者からの需要調整力の量の入札、ならびに、調整力供出事業者からの需要調整力の希望単価、発動調整電力量の希望単価および供出可能量の応札を受け付ける。 Next, in step S2, the power transaction contract calculation device 2 bids for the amount of demand adjustment capacity from the power transmission and distribution business operators, the desired unit price of the demand adjustment capacity Bids are accepted for the desired unit price and the amount that can be supplied.

本実施の形態では、需給調整力の商品が、需給調整力が発動されてからの応動時間および需給調整力の供出の継続時間別に、予め用意されており、商品毎、および受け渡し日時毎に、予め定められた日時になると取引が開始されるものとする。取引の開始日時になると、送配電事業者は、入札者端末装置４を使って必要となる需給調整力の量を入札し、調整力供出事業者は、応札者端末装置５を使って供出可能な需給調整力の量、需給調整力の希望単価および発動調整電力量の希望単価を応札する。また、取引は、需給調整力の商品毎、およびその受け渡し日時毎に、予め定められた日時になると終了される。 In this embodiment, products with supply and demand adjustment capability are prepared in advance for each response time after the supply and demand adjustment capability is activated and for the duration of supply of supply and demand adjustment capability. It is assumed that the transaction is started at a predetermined date and time. When it comes to the start date and time of the transaction, the power transmission and distribution business operator uses the bidder terminal device 4 to bid for the required amount of supply and demand adjustment capacity, and the adjustment capacity supply business operator can supply it using the bidder terminal device 5. The amount of supply and demand adjustment capacity, the desired unit price for the supply and demand adjustment capacity, and the desired unit price for the activated adjustment power amount. In addition, the transaction is terminated at a predetermined date and time for each product with supply and demand adjustment capacity and for each delivery date and time.

取引が終了すると、ステップＳ３において、入札・応札データ集約部２４ｂが、入札された必要となる需給調整力の量を示す入札データを集約するとともに、応札された供出可能な需給調整力の量、需給調整力の希望単価および発動調整電力量の希望単価を示す応札データを集約する。そして、入札データおよび応札データの集約結果に基づいて、入札・応札データ集約部２４ｂは、必要となる需給調整力の量の合計と、需給調整力に関する供給カーブ（階段関数）とを算出する。また、入札・応札データ集約部２４ｂは、集約前の入札データおよび応札データ、ならびに、集約後の入札データおよび応札データを、記憶部２２に保存する。 When the transaction is completed, in step S3, the bid/bid data aggregating unit 24b aggregates the bidding data indicating the required amount of supply and demand adjustment capacity that has been bid, and the amount of supply and demand adjustment capacity that has been bid, The bid data indicating the desired unit price of the supply and demand adjustment capacity and the desired unit price of the activation adjustment power amount is aggregated. Then, based on the result of aggregation of the bid data and the bid data, the bid/bid data aggregation unit 24b calculates the total amount of required supply and demand adjustment capacity and a supply curve (step function) relating to the supply and demand adjustment capacity. In addition, the bid/bid data aggregating unit 24b stores in the storage unit 22 the bid data and bid data before aggregation and the bid data and bid data after aggregation.

次に、ステップＳ４において、確率密度関数作成部２４ａが、発動調整電力量の発生確率を表す確率密度関数を作成する。発動実績データが記憶部２２に存在する場合、確率密度関数作成部２４ａは、調整力の受け渡し日時と類似する特徴データを持つ過去の日時の発動実績データを、１サンプルあるいは複数サンプル抽出す。また、抽出した発動実績データを、横軸に発動調整電力量、縦軸に度数をとったグラフで表し、この分布を、例えば、平均をμ、標準偏差をσとする有界な定義域［Ａ，Ｂ］を持つ切断正規分布ＴＮ（μ，σ，Ａ，Ｂ）に従う関数に対して最小二乗法などの近似法を使って近似することで、切断正規分布ＴＮに従う関数のパラメータを決定し、確率密度関数を作成する。 Next, in step S4, the probability density function creation unit 24a creates a probability density function representing the probability of occurrence of the activation adjustment power amount. When the actual actuation data exists in the storage unit 22, the probability density function creating unit 24a extracts one sample or a plurality of samples of the actual actuation data of the past date and time having feature data similar to the delivery date and time of the control power. In addition, the extracted activation performance data is represented by a graph with the activation adjustment power amount on the horizontal axis and the frequency on the vertical axis, and this distribution is, for example, a bounded domain [ A, B] by approximating the function following the truncated normal distribution TN (μ, σ, A, B) using an approximation method such as the least squares method to determine the parameters of the function following the truncated normal distribution TN. , to create a probability density function.

一方、発動実績データが記憶部２２に存在しない場合や、調整力の受け渡し日時と類似する特徴データを持つ発動実績データが存在しない場合には、確率密度関数作成部２４ａは、例えば、需給調整市場の運営者により直接的に指定されたパラメータを用いて、切断正規分布ＴＮ（μ，σ，Ａ，Ｂ）に従う確率密度関数を作成する。 On the other hand, when there is no actual activation data in the storage unit 22, or when there is no actual activation data having feature data similar to the delivery date and time of the controllability, the probability density function creation unit 24a, for example, Create a probability density function following a truncated normal distribution TN(μ, σ, A, B) using the parameters specified directly by the operator of .

次に、ステップＳ５では、複数価値約定計算実行部２４ｃが、ステップＳ４で作成された確率密度関数と、ステップＳ３で算出された必要となる需給調整力の量の合計および供給カーブ（階段関数）とを用いて、需給調整力（ΔｋＷ）の調達費用と、発動調整電力量（ｋＷｈ）の運用費用の２つの費用の合計が最小となるように、需給調整力の約定単価（円／ΔｋＷ）、調整力供出事業者毎の需給調整力の約定量（ΔｋＷ）、発動調整電力量の約定単価（円／ｋＷｈ）を決定する。 Next, in step S5, the multiple-value contract calculation execution unit 24c calculates the sum of the probability density function created in step S4, the amount of required supply and demand adjustment capacity calculated in step S3, and the supply curve (step function) is used to minimize the sum of the procurement cost of the supply and demand adjustment capacity (ΔkW) and the operation cost of the triggered adjustment power amount (kWh), so that the contracted unit price of the supply and demand adjustment capacity (yen/ΔkW) , the contracted amount (ΔkW) of the supply and demand adjustment capacity for each control supply supplier, and the contracted unit price (yen/kWh) of the activated adjustment power amount.

本実施の形態では、複数価値約定計算実行部２４ｃが、これらの約定量および約定単価を決定する問題を最適化問題として定式化し、需給調整力の調達費用と発動調整電力量の運用費用との合計が最小となるように最適化問題を解くことで、それぞれの約定量および約定単価を決定する。 In the present embodiment, the multi-value contract calculation execution unit 24c formulates the problem of determining the contract amount and contract unit price as an optimization problem, By solving the optimization problem so that the total is minimized, each contract amount and contract unit price are determined.

本実施の形態における最適化問題は、最終的には、発動調整電力量を確率変数とする確率密度関数を用いた最適化問題として定式化されるが、ここでは、定式化の過程を段階的に説明するために、その元となる確定計画問題の定式化について説明する。確定計画問題は、例えば、以下の式（１ａ）～（１ｎ）のように定式化することができる。 The optimization problem in the present embodiment is finally formulated as an optimization problem using a probability density function with the activation adjustment power amount as a random variable. In order to explain it, we will explain the formulation of the fixed planning problem that is the basis of it. A fixed planning problem can be formulated as, for example, the following equations (1a) to (1n).

Figure 0007209589000001
Figure 0007209589000001

式（１ａ）～（１ｎ）で扱う記号のうち、定数を表すものを以下のように定義する。すなわち、Ｔを時間ｔの集合とする。ｄｔ ＋、ｄｔ －を時間ｔで必要となる需給調整力の量［ΔｋＷ］とする。ただし、＋は上げ調整力、－は下げ調整力を意味し、ｄｔ ＋、ｄｔ －は非負の実数とする。ｒｔを時間ｔでの発動調整電力量［ｋＷｈ］とする。ただし、ｒｔは、－ｄｔ －／２とｄｔ ＋／２との間の値をとるものとする。Ｉ＋、Ｉ－を応札ｉの集合とする。ｃｉを応札ｉの供出可能な需給調整力の量［ΔｋＷ］とする。ｐｉを応札ｉの需給調整力の単価［円／ΔｋＷ］とする。ｑｉを応札ｉの発動調整電力量の単価［円／ｋＷｈ］とする。ｃｉ、ｐｉ、ｑｉはいずれも非負の実数とする。ｂｉを応札ｉの開始時間とする。ｅｉを応札ｉの終了時間とする。ｂｉ、ｅｉは集合Ｔの要素である。応札ｉの開始時間と終了時間が同じ、すなわち、ｂｉ＝ｅｉである場合は、単断面（単時間）に対する応札であることを意味する。応札ｉの開始時刻と終了時刻が異なる、すなわちｂｉ＜ｅｉである場合は、連続する複数断面（複数商品）に対するブロック応札（連続する複数商品に対して、同じｃｉ、ｐｉ、ｑｉで応札すること）であることを意味する。Ｍｑを十分大きな数とする。具体的には、Ｍｑは集合Ｉ－の応札ｉのうち、ｑｉの最大値以上としておけばよい。 Of the symbols used in formulas (1a) to (1n), those representing constants are defined as follows. That is, let T be the set of times t. Let d t + , d t − be the amount of balancing power [ΔkW] required at time t. However, + means upward adjustability, - means downward adjustability, and d t + and d t − are non-negative real numbers. Let r t be the activation adjustment power amount [kWh] at time t. where r t takes a value between −d t − /2 and d t + /2. Let I + , I − be the set of bids i. Let c i be the amount of supply and demand adjustment capacity [ΔkW] available for bid i. Let pi be the unit price [yen/ΔkW] of the supply and demand adjustment capacity of bid i . Let qi be the unit price [yen/kWh] of the activation adjustment power amount of the bid i . All of c i , p i , and q i are non-negative real numbers. Let b i be the start time of bid i. Let ei be the end time of bid i . b i , e i are elements of the set T; If the start time and end time of bid i are the same, ie, b i =e i , it means that the bid is for a single section (single time). If the start time and end time of the bid i are different, i.e., bi < ei, block bids for multiple consecutive cross sections (multiple products) (same c i , p i , q to bid with i ). Let M q be a sufficiently large number. Specifically, M q may be set to be equal to or greater than the maximum value of q i among bids i in set I − .

また、式（１ａ）～（１ｎ）で扱う記号のうち、変数（最適化問題における決定変数）を表すものを以下のように定義する。ｘｉを０か１をとるバイナリ変数とし、１であれば応札ｉが一部あるいは全て落札され、０であれば応札ｉは落札されないことを表すものとする。ｙｉｔを応札ｉに対する時間ｔでの発動調整電力量［ｋＷｈ］とする。ｙｉｔは非負の実数とする。ｆを需給調整力の費用［円］とする。νを発動調整電力量の費用［円］とする。ｐｔ ＋、ｐｔ －を時間ｔの需給調整力の約定単価［円／ΔｋＷ］とする。ｑｔ ＋、ｑｔ －を時間ｔの発動調整電力量の約定単価［円／ｋＷｈ］とする。ｒｔ ＋、ｒｔ －を時間ｔでの発動調整電力量［ｋＷｈ］とする。ｐｔ ＋、ｐｔ －、ｑｔ ＋、ｑｔ －、ｒｔ ＋、ｒｔ －はいずれも非負の実数とする。 In addition, among the symbols used in formulas (1a) to (1n), those representing variables (decision variables in the optimization problem) are defined as follows. Let xi be a binary variable that takes 0 or 1, where 1 indicates that a part or all of bid i has been awarded, and 0 indicates that bid i has not been awarded. Let y it be the activated adjustment power amount [kWh] at time t for bid i. Let y it be a non-negative real number. Let f be the cost [yen] of supply and demand adjustment capacity. Let ν be the cost [yen] of the activation adjustment power amount. Let p t + and p t − be the contracted unit prices [yen/ΔkW] of supply and demand adjustment capacity at time t. Let q t + and q t − be the contracted unit price [yen/kWh] of the activation adjustment power amount at time t. Let r t + , r t - be the activation adjustment electric energy [kWh] at time t. All of p t + , p t − , q t + , q t − , r t + , and r t − are non-negative real numbers.

式（１ａ）は目的関数であり、需給調整力の調達費用と発動調整電力量の運用費用の合計を表しており、この費用の合計を最小化することをこの最適化問題の目的とする。式（１ｂ）は、需給調整力の調達に関する費用の計算式である。式（１ｃ）は、発動調整電力量の運用に関する費用の計算式である。式（１ｄ）は、発動調整電力量の計算式である。式（１ｅ）は、正の需給調整力の制約式である。式（１ｆ）は、負の需給調整力の制約式である。式（１ｇ）は、時間ｔにおける正の発動調整電力量の落札者への割当を表す制約式である。式（１ｈ）は、時間ｔにおける負の発動調整電力量の落札者への割当を表す制約式である。式（１ｉ）は、応札で指定した時間範囲外については、発動調整電力量を０とする制約式である。式（１ｊ）は、落札者以外の発動調整電力量を０とする制約式である。式（１ｋ）は上げ調整力に関して、落札者の需給調整力の希望単価の最大値で約定単価を決定するための制約式である。式（１ｌ）は下げ調整力に関して、落札者の需給調整力の希望単価の最大値で約定単価を決定するための制約式である。式（１ｍ）は上げ調整力に関して、落札者の発動調整電力量の希望単価の最大値で約定単価を決定するための制約式である。式（１ｎ）は下げ調整力に関して、落札者の発動調整電力量の希望単価の最大値で約定単価を決定するための制約式である。 Equation (1a) is an objective function, which represents the sum of procurement costs for supply and demand adjustment capacity and operation costs for activation adjustment power, and the objective of this optimization problem is to minimize the sum of these costs. Formula (1b) is a formula for calculating costs related to procurement of supply and demand adjustment capacity. Formula (1c) is a formula for calculating costs related to the operation of the activation adjustment power amount. Formula (1d) is a formula for calculating the activation adjustment power amount. Equation (1e) is a constraint equation for positive supply and demand adjustment capacity. Formula (1f) is a constraint formula for negative supply and demand adjustment capacity. Equation (1g) is a constraint that expresses the allocation of positive power adjustment amounts to successful bidders at time t. Equation (1h) is a constraint expression that represents the allocation of the negative actuation adjustment power amount to the winning bidder at time t. Formula (1i) is a constraint formula in which the activation adjustment power amount is set to 0 outside the time range specified by the bid. Formula (1j) is a constraint formula in which the amount of power to be actuated and adjusted for those other than the winning bidder is zero. Formula (1k) is a constraint formula for determining the agreed unit price with the maximum desired unit price of the supply and demand adjustment capacity of the successful bidder, regarding the adjustment capacity. Formula (1l) is a constraint formula for determining the contracted unit price with the maximum desired unit price of the supply and demand adjustment capacity of the successful bidder with respect to the downward adjustment capacity. Formula (1m) is a constraint formula for determining the agreed unit price with the maximum desired unit price of the bidder's desired unit price for the adjustment power amount to be activated. Formula (1n) is a constraint formula for determining the contract unit price with the maximum desired unit price of the bidder's activation adjustment power amount with respect to the downward adjustment power.

式（１ｇ）および式（１ｈ）は最適化計算の結果、Σｉ∈Ｉ＋ｙｉｔ＝ｒｔ ＋、Σｉ∈Ｉ－ｙｉｔ＝ｒｔ －となるので、ｙｉｔを上記の確定計画問題から除去すると、確定計画問題を以下の式（２ａ）～（２ｌ）のように変形することができる。 Equations (1g) and (1h) result in Σ i∈I+ y it =r t + and Σ i∈I− y it =r t − as a result of optimization calculation, so y it is the above fixed programming problem , the fixed planning problem can be transformed into equations (2a)-(2l) below.

Figure 0007209589000002
Figure 0007209589000002

式（２ｃ）におけるε＞０は、ｒｔ －＝０のときにｑｔ －＝０となることを防ぐために入れてある。式（２ｅ）および式（２ｆ）は、ｒｔ ＋、ｒｔ －が大きくなり、目的関数値が－∞になることを防ぐために入れてある。 ε>0 in equation (2c) is included to prevent q t − =0 when r t − =0. Equations (2e) and (2f) are included to prevent r t + and r t - from increasing and the objective function value to become -∞.

さらに、時間ｔにおいて、

Figure 0007209589000003
が成り立つ場合に、
Figure 0007209589000004
 が成り立つように需給調整力ｃｉ’≦ｃｉを配分すると仮定する。すると、需給調整力の費用ｆから決定変数ｘｉを除去でき、確定計画問題をさらに以下の式（３ａ）～（３ｌ）のように変形することができる。 Furthermore, at time t,
Figure 0007209589000003
 If
Figure 0007209589000004
 Suppose that the supply and demand adjustment capacity c i '≦c i is distributed so that Then, the decision variable x i can be removed from the supply and demand adjustment capacity cost f, and the fixed planning problem can be further transformed as shown in the following equations (3a) to (3l).

Figure 0007209589000005
Figure 0007209589000005

発動調整電力量ｒｔが確率変数ｒ～ ｔ（「～」はその前の文字に付されたチルダ記号を表している）であるとして、上記の確定計画問題を確率最適化問題に書き換える。ここでは、ｒ～ ｔ，ｔ∈Ｔが切断正規分布ＴＮ（μ，σ，Ａ，Ｂ）に従うとする。ＴＮ（μ，σ，Ａ，Ｂ）は、平均をμ、標準偏差をσとする有界な定義域［Ａ，Ｂ］をもつ正規分布である。図４に、切断正規分布の例を示す。 Let us rewrite the above deterministic programming problem into a stochastic optimization problem, assuming that the actuated adjustment power amount r t is a random variable r ∼ t (“ ∼ ” represents the tilde symbol attached to the preceding character). Here, let r ∼ t , t∈T follow a truncated normal distribution TN(μ, σ, A, B). TN(μ, σ, A, B) is a normal distribution with bounded domain [A, B] with mean μ and standard deviation σ. FIG. 4 shows an example of a truncated normal distribution.

標準正規分布Ｎ（０，１）の確率密度関数は、次のように与えられる。 The probability density function of the standard normal distribution N(0,1) is given as follows.

Figure 0007209589000006
Figure 0007209589000006

また、標準正規分布Ｎ（０，１）の累積分布関数は、次のように与えられる。 Also, the cumulative distribution function of the standard normal distribution N(0,1) is given as follows.

Figure 0007209589000007
Figure 0007209589000007

これらを用いると、切断正規分布ＴＮ（μ，σ，Ａ，Ｂ）の確率密度関数ψ（ｘ）は、次のように表される。 Using these, the probability density function ψ(x) of the truncated normal distribution TN(μ,σ,A,B) is expressed as follows.

Figure 0007209589000008
Figure 0007209589000008

本実施の形態の電力取引約定計算装置２においては、切断正規分布は各時間ｔ∈Ｔ毎に存在する。時間ｔに関する切断正規分布をＴＮｔ（μｔ，σｔ，Ａｔ，Ｂｔ）とする。上げ調整力、下げ調整力ともに発動しなければ、発動調整電力量は０となるので、パラメータのうち、平均μｔは０にするのが適当と考えられる。定義域の上下限値については、Ａｔ＝－ｄｔ －／２、Ｂｔ＝ｄｔ ＋／２となる。ただし、ｄｔ －≧０なので負号を付しており、ｒｔは３０分毎の電力量なので２で除している。よって、以下では、μｔ＝０、Ａｔ＝－ｄｔ －／２、Ｂｔ＝ｄｔ ＋／２とする。 In the power transaction contract calculation device 2 of the present embodiment, the truncated normal distribution exists at each time tεT. Let TN t (μ t ,σ t ,A t ,B t ) be the truncated normal distribution with respect to time t. If neither the increase control power nor the decrease control power is activated, the activated control power amount is 0, so it is considered appropriate to set the average μt to 0 among the parameters. The upper and lower limits of the domain are A t =−d t − /2 and B t =d t + /2. However, since d t − ≧0, a negative sign is given, and since r t is the electric power amount for every 30 minutes, it is divided by 2. Therefore, hereinafter μ t =0, A t =−d t − /2, and B t =d t + /2.

上記の式（３ａ）～（３ｌ）で表した最適化問題の実行可能解をｘ、時間ｔに関する部分解をｘｔとする。ｘを固定するとｐｔ ＋、ｐｔ －、ｑｔ ＋、ｑｔ －が決まるので、目的関数のうち需給調整力の費用ｆはｘの元で定数となり、発動調整電力量の費用νは発動調整電力量ｒｔに比例する。よって、時間ｔにおける全体費用（需給調整力の費用と発動調整電力量の費用と合計）は、実行可能解ｘｔ、発動調整電力量ｒｔの関数Ｆ（ｘｔ，ｒｔ）となり、次式で表される。 Let x be the feasible solution of the optimization problem represented by the above equations (3a) to (3l), and xt be the partial solution with respect to time t . If x is fixed, p t + , p t − , q t + , q t − are determined, so among the objective functions, the cost f of the supply and demand adjustment capacity becomes a constant under x, and the cost ν of the activation adjustment power amount is the activation It is proportional to the adjusted power amount rt . Therefore, the total cost at time t (the cost of supply and demand adjustment capacity and the cost of regulated electric energy) is a function F(x t , r t ) of the feasible solution x t and the regulated electric energy rt . is represented by the formula

Figure 0007209589000009
Figure 0007209589000009

ただし、ｒｔ＝ｒｔ ＋－ｒｔ －であり、ｒｔ≧０ならばｒｔ －＝０、ｒｔ≦０ならばｒｔ ＋＝０となる。 However, r t =r t + -r t - , r t - =0 if r t ≧0, and r t + =0 if r t ≦0.

発動調整電力量が平均０、標準偏差σｔの切断正規分布に従うとすると、実行可能解ｘに対する全体費用の期待値Ｅｘｒ［Ｆ（ｘ，ｒ～）］は次式で求められる。 Assuming that the activation adjustment power amount follows a truncated normal distribution with mean 0 and standard deviation σ t , the expected value Ex r [F(x, r )] of the total cost for the feasible solution x is obtained by the following equation.

Figure 0007209589000010
Figure 0007209589000010

ここで、Ｃｔ、Ｄｔは確率分布から計算可能なので定数となる。よって、発動調整電力量を切断正規分布に従う確率変数とし、全体費用の期待値を最小化する場合、上で定式化した確率最適化問題は、以下の式（６ａ）～式（６ｇ）のような確定混合整数計画問題（確定０－１整数計画問題）となる。 Here, C t and D t are constants because they can be calculated from the probability distribution. Therefore, when the activation adjustment power amount is a random variable that follows the cut-off normal distribution and the expected value of the overall cost is minimized, the stochastic optimization problem formulated above is as shown in the following equations (6a) to (6g). deterministic mixed integer programming problem (deterministic 0-1 integer programming problem).

Figure 0007209589000011
Figure 0007209589000011

複数価値約定計算実行部２４ｃは、式（６ａ）～（６ｇ）で表した最適化問題を、例えば、分枝限定法などの混合整数計画法により解く。最適化計算の結果、式（６ｂ）および式（６ｃ）に関して、いずれかの左辺と右辺の関係が等号とはならず左辺の方が右辺よりも大きくなる場合は、全落札者の需給調整力の約定量のうち、上げ調整力に関する需給調整力の希望単価の最も高い落札者ｉの約定量、あるいは、下げ調整力に関する需給調整力の希望単価の最も安い落札者ｉの約定量を、等号が成立するように、供出可能な需給調整力の量ｃｉから減少させて調整する。それ以外の落札者ｉの需給調整力の約定量は供出可能な需給調整力の量ｃｉと同じ値とする。 The multi-value contract calculation execution unit 24c solves the optimization problems represented by the formulas (6a) to (6g) by mixed integer programming such as the branch and bound method, for example. As a result of the optimization calculation, if the relationship between the left side and the right side of either formula (6b) or (6c) is not equal and the left side is larger than the right side, supply and demand adjustment for all successful bidders contracted amount of the highest bidder i with the highest desired unit price of supply and demand adjustment capacity regarding the upward adjustment capacity, or the contracted amount of the successful bidder i with the lowest desired unit price of the supply and demand adjustment capacity regarding the downward adjustment capacity, Adjust by decreasing the amount ci of supply and demand adjustment capacity that can be supplied so that the equal sign holds. The contracted amount of supply and demand adjustment capacity of the other successful bidder i shall be the same value as the amount ci of supply and demand adjustment capacity that can be supplied.

図３のフローチャートに戻り、ステップＳ６においては、約定計算結果集約部２４ｄが、複数価値約定計算実行部２４ｃによる最適化計算の結果である、落札の有無を表すｘｉ、需給調整力の約定量、上げ調整力の需給調整力の約定単価を表すｐｔ ＋、下げ調整力の需給調整力の約定単価を表すｐｔ －、上げ調整力の発動調整電力量の約定単価を表すｑｔ ＋、下げ調整力の発動調整電力量の約定単価を表すｑｔ －、式（６ａ）から得られる目的関数の値を、約定結果データとして記憶部２２に保存する。また、通信部２３は、当該約定結果データを、通信ネットワーク３を介して入札者端末装置４および応札者端末装置５へ送信する。 Returning to the flowchart of FIG. 3, in step S6, the contract calculation result aggregating unit 24d performs the optimization calculation by the multiple-value contract calculation executing unit 24c. , p t + representing the contracted unit price of the supply and demand adjustment capacity of the up adjustment capacity, pt − representing the contracted unit price of the supply and demand adjustment capacity of the down adjustment capacity, q t + representing the contracted unit price of the triggered adjustment power amount of the up adjustment capacity, The value of the objective function obtained from the expression (6a), q t − representing the contracted unit price of the adjustment power amount for which the downward adjustment power is activated, is stored in the storage unit 22 as contracted result data. The communication unit 23 also transmits the contract result data to the bidder terminal device 4 and the bidder terminal device 5 via the communication network 3 .

図５に、入札データを、上げ調整力の必要となる需給調整力の量ｄｔ ＋＝１０、下げ調整力の必要となる需給調整力の量ｄｔ －＝１０とした場合の、応札データの例を示す。図５の応札データは、３者の応札者（ａ，ｂ，ｃ）による上げ調整力の応札と、３者の応札者（ｄ，ｅ，ｆ）による下げ調整力の応札とを表している。ここでは説明を簡単にするために、全ての応札をｂｉ＝ｅｉ、すなわち単断面（単時間）での応札とし、入札量（ｄｔ ＋、ｄｔ －）と応札者ｉの応札量（ｃｉ）とを同じ値とした。 FIG. 5 shows the bidding data when the amount of supply and demand adjustment capacity d t + = 10 that requires upward adjustment capacity and the amount of supply and demand adjustment capacity that requires downward adjustment capacity d t - = 10. shows an example of The bid data in FIG. 5 represents bids for upward adjustment power by three bidders (a, b, c) and bids for downward adjustment power by three bidders (d, e, f). . Here, to simplify the explanation, all bids are assumed to be b i =e i , that is, bids in a single cross section (single time), and the bid volume (d t + , d t − ) and the bid volume of bidder i (c i ) was set to the same value.

図６は、上述した入札データと図５に示した応札データとに基づいて、応札者別の全体費用（需給調整力の費用と発動調整電力量の費用と合計）を示したグラフである。このグラフの横軸は発動調整電力量ｒ、縦軸は全体費用Ｆを表している。図６のように、上げ調整力に関しては、発動調整電力量が０から０．５までの範囲では応札者ａ、発動調整電力量が０．５から１．５までの範囲では応札者ｂ、発動調整電力量が１．５以上の範囲では応札者ｃ、がそれぞれ約定する場合に、全体費用が最も安くなる。また、下げ調整力に関して、発動調整電力量が－１．５以下の範囲では応札者ｆ、発動調整電力量が－１．５から－０．５までの範囲では応札者ｅ、発動調整電力量が－０．５から０までの範囲では応札者ｄ、がそれぞれ約定する場合に、全体費用が最も安くなる。 FIG. 6 is a graph showing the total cost (sum of supply and demand adjustment capacity cost and activation adjustment power cost) for each bidder based on the above-described bid data and the bid data shown in FIG. The horizontal axis of this graph represents the activation adjustment power amount r, and the vertical axis represents the total cost F. As shown in FIG. 6, with regard to the increase adjustment power, bidder a for the activation adjustment power amount in the range of 0 to 0.5, bidder b for the activation adjustment power amount in the range from 0.5 to 1.5, In the range where the activation adjustment power amount is 1.5 or more, the overall cost is the lowest when bidders c and each contract. In addition, regarding the downward adjustment power, bidder f for the range of -1.5 or less triggered adjustment power, bidder e for the range from -1.5 to -0.5, and bidder e for the adjustment power amount In the range of -0.5 to 0, the overall cost is the lowest when bidders d and d respectively contract.

この例において、μｔ＝０、Ａｔ＝－ｄｔ －／２、Ｂｔ＝ｄｔ ＋／２とする切断正規分布ＴＮｔ（μｔ，σｔ，Ａｔ，Ｂｔ）を、式（６ａ）～（６ｇ）で表した最適化問題に適用すると、σ＝１の場合、Ｃｔ＝－０．３９８、Ｄｔ＝０．３９８となり、上げ調整力に関しては、需給調整力の約定量は１０．０、需給調整力の約定単価は１０．０、発動調整電力量の約定単価は１１０．０となり、下げ調整力に関しては、需給調整力の約定量は１０．０、需給調整力の約定単価は１０．０、発動調整電力量の約定単価は７０．０となり、応札者ａと応札者ｄが落札することになる。また、σ＝１０の場合、Ｃｔ＝－１．２２３、Ｄｔ＝１．２２４となり、上げ調整力に関しては、需給調整力の約定量は１０．０、需給調整力の約定単価は１１．０、発動調整電力量の約定単価は９０．０となり、下げ調整力に関しては、需給調整力の約定量は１０．０、需給調整力の約定単価は１１．０、発動調整電力量の約定単価は９０．０となり、応札者ｂと応札者ｅが落札することになる。このように、切断正規分布のパラメータσを適切に設定することにより、全体費用を最小とする約定結果を得ることが可能となる。 In this example, a truncated normal distribution TN t (μ t ,σ t ,A t ,B t ) with μ t =0, A t =−d t − /2, B t =d t + /2 is represented by the formula When applied to the optimization problems represented by (6a) to (6g), when σ=1, C t =−0.398 and D t =0.398. The fixed amount is 10.0. The contracted unit price for is 10.0, and the contracted unit price for the activation adjustment power amount is 70.0. Also, when σ=10, C t =−1.223 and D t =1.224. 0, the contracted unit price of the triggered adjustment power amount is 90.0, and regarding the downward adjustment capacity, the contracted amount of the supply and demand adjustment capacity is 10.0, the contracted unit price of the supply and demand adjustment capacity is 11.0, and the contracted unit price of the triggered adjustment power amount is 90.0, and bidders b and e will win the bid. Thus, by appropriately setting the parameter σ of the truncated normal distribution, it is possible to obtain contract results that minimize the overall cost.

以上の構成および処理フローにより、これまで実現が困難であった、需給調整力の単価（ΔｋＷ単価）と発動調整電力量の単価（ｋＷｈ単価）という複数の価値を同時に考慮して双方を単一価格で約定させることが可能になる。 With the above configuration and processing flow, both of the unit prices of supply and demand adjustment capacity (ΔkW unit price) and the activation adjustment power unit price (kWh unit price), which have been difficult to realize, can be combined into a single unit. It is possible to make a contract at a price.

＜実施の形態２＞
電力取引約定計算システム１に、複数の送配電事業者が入札者として参入する場合、各送配電事業者は他の送配電事業者の管轄エリアに所属する調整力供出事業者から、需給調整力を調達することも可能である。ただし、通常、送配電事業者が管轄するエリアの間には連系線が存在する。連系線の空き容量に十分な余裕がある状況では、実施の形態１の複数価値約定計算実行部２４ｃは、最適化計算の実行において特に制約を受けない。しかし、連系線の空き容量に十分な余裕がない状況では、実施の形態１の複数価値約定計算実行部２４ｃは、複数価値約定計算実行部２４ｃは実行可能解を算出できない恐れがある。そこで、実施の形態２では、連系線の空き容量に十分な余裕がない状況でも、実行可能解が算出されるように、複数価値約定計算実行部２４ｃが最適化計算を実行する上での対策を施す。 <Embodiment 2>
When a plurality of power transmission and distribution business operators participate in the power transaction contract calculation system 1 as bidders, each power transmission and distribution business operator receives supply and demand adjustment capacity It is also possible to procure However, interconnection lines usually exist between areas under the jurisdiction of a power transmission and distribution operator. In a situation where there is sufficient spare capacity in the interconnection line, the multi-value contract calculation execution unit 24c of Embodiment 1 is not particularly restricted in execution of the optimization calculation. However, in a situation where there is not enough spare capacity in the interconnection line, the multi-value contract calculation execution unit 24c of Embodiment 1 may not be able to calculate a feasible solution. Therefore, in the second embodiment, the multi-value contract calculation execution unit 24c performs optimization calculation so that a feasible solution can be calculated even in a situation where there is not enough spare capacity in the interconnection line. Take countermeasures.

図７は、複数の送配電事業者が入札者として参入した電力取引約定計算システム１が管轄するエリア（すなわち、電力取引約定計算システム１による電力取引の対象となるエリア）を概念的に示す図である。電力取引約定計算システム１に複数の送配電事業者が参入した場合、電力取引約定計算システム１が管轄するエリアには、送配電事業者のそれぞれが管轄する複数のエリアが含まれ、各エリアの間に連結線が存在する。 FIG. 7 is a diagram conceptually showing an area under the jurisdiction of the power transaction contract calculation system 1 in which a plurality of power transmission and distribution companies have entered as bidders (that is, an area subject to power transactions by the power transaction contract calculation system 1). is. When a plurality of power transmission and distribution business operators participate in the power transaction contract calculation system 1, the area under the jurisdiction of the power transaction contract calculation system 1 includes a plurality of areas under the jurisdiction of each power transmission and distribution business operator. There is a connecting line between them.

実施の形態２では、各エリアに識別番号としてのエリア番号（例えば、１，２，３，・・・）を定め、入札者および応札者のそれぞれに、所属するエリアに対応するエリア番号を付与する。また、図７のように、エリアｍとエリアｎとの間の連系線を、連系線ｍｎと定義する（ｍ≠ｎ）。連系線ｍｎには、流れる方向があり、ここではエリアｍからエリアｎの方向を順方向、エリアｎからエリアｍの方向を逆方向とする。連系線ｍｎの空き容量は、順方向と逆方向のそれぞれに設定される。 In Embodiment 2, area numbers (for example, 1, 2, 3, . do. Also, as shown in FIG. 7, the interconnection line between area m and area n is defined as interconnection line mn (m≠n). The interconnecting line mn has a flow direction. Here, the direction from area m to area n is the forward direction, and the direction from area n to area m is the reverse direction. The free capacity of the interconnection line mn is set for each of the forward direction and the reverse direction.

連系線ｍｎの潮流量（エリア間で融通する需給調整力の量）は、当該連系線ｍｎに設定された空き容量を超えないように決定される必要がある。例えば、図７のように、連系線ｍｎの順方向（エリアｍからエリアｎの方向）の空き容量が１００［ＭＷ］である場合に、実施の形態１の複数価値約定計算実行部２４ｃの最適化計算により、連系線ｍｎの順方向の潮流量が１２０［ΔＭＷ］と算出されたとしても、実際にはそのような電気を流せないため、そのまま約定させることは適切でない。そこで、実施の形態２では、連系線ｍｎの潮流量の算出結果が、その連系線の空き容量を超過した場合に、図８のように電力取引約定計算システム１が管轄するエリアを、連系線ｍｎの部分で分断する「市場分断処理」を行う。 The power flow rate (amount of supply and demand adjustment capacity to be accommodated between areas) of the interconnection line mn must be determined so as not to exceed the free capacity set for the interconnection line mn. For example, as shown in FIG. 7, when the free capacity in the forward direction (direction from area m to area n) of interconnection line mn is 100 [MW], multi-value contract calculation execution unit 24c of Embodiment 1 Even if the forward power flow rate of the interconnection line mn is calculated as 120 [ΔMW] by the optimization calculation, it is not appropriate to contract as it is because such electricity cannot actually flow. Therefore, in the second embodiment, when the calculation result of the power flow rate of the interconnection line mn exceeds the free capacity of the interconnection line, the area under the jurisdiction of the power transaction contract calculation system 1 as shown in FIG. A “market segmentation process” is performed to segment the market at the interconnection line mn.

図９は、実施の形態２に係る電力取引約定計算装置２が備える演算部２４の構成を示す。図９の演算部２４は、図２に示した演算部２４の構成に対し、市場分断処理部２４ｅを追加したものである。演算部２４以外の電力取引約定計算装置２の構成は、図２に示したものと同様であるため、それらの図示および説明は省略する。 FIG. 9 shows the configuration of the calculation unit 24 included in the power transaction contract calculation device 2 according to the second embodiment. The calculation unit 24 of FIG. 9 is obtained by adding a market segmentation processing unit 24e to the configuration of the calculation unit 24 shown in FIG. The configuration of the power transaction contract calculation device 2 other than the calculation unit 24 is the same as that shown in FIG. 2, so illustration and description thereof will be omitted.

市場分断処理部２４ｅは、複数価値約定計算実行部２４ｃの最適化計算により算出された連系線の潮流量が、当該連系線の空き容量を超過しているかどうかを判定し、超過していれば、市場分断処理を行う。すなわち、市場分断処理部２４ｅは、算出された連系線の潮流量が当該連系線の空き容量を超過した場合に、電力取引の対象となるエリアを当該連系線の部分で分断し、当該連系線の潮流量を当該連系線の空き容量以下に設定した上で、分断されたエリアごとに改めて最適化問題を定式化する。 The market segmentation processing unit 24e determines whether or not the tidal flow of the interconnection line calculated by the optimization calculation of the multi-value contract calculation execution unit 24c exceeds the free capacity of the interconnection line. market fragmentation process. That is, when the calculated tidal flow of the interconnection line exceeds the free capacity of the interconnection line, the market segmentation processing unit 24e divides the target area for power trading at the interconnection line, After setting the tidal flow of the interconnection line to be equal to or less than the free capacity of the interconnection line, the optimization problem is newly formulated for each divided area.

例えば図７の例において、複数価値約定計算実行部２４ｃの最適化計算により算出された連系線ｍｎの順方向の潮流量が、その空き容量である１００［ΔＭＷ］を超過していた場合、市場分断処理部２４ｅは、図８のように、連系線ｍｎの順方向の潮流量をその空き容量に相当する１００［ΔＭＷ］とする（すなわち、エリアｍからエリアｎへ融通する需給調整力の量を１００［ΔＭＷ］に固定する）前提で、エリアｍとエリアｎとの間を分断し、分断されたエリアごとに改めて最適化問題を定式化する。この場合、エリアｍは見かけ上必要となる需給調整力の量が１００［ΔＭＷ］増え、エリアｎは見かけ上必要となる需給調整力の量が１００［ΔＭＷ］減ることになる。 For example, in the example of FIG. 7, if the forward power flow of the interconnection line mn calculated by the optimization calculation of the multi-value contract calculation execution unit 24c exceeds its free capacity of 100 [ΔMW], As shown in FIG. 8, the market segmentation processing unit 24e sets the forward tidal flow of the interconnecting line mn to 100 [ΔMW] corresponding to its free capacity (that is, the supply and demand adjustment power for interchanging from area m to area n. is fixed to 100 [ΔMW]), the area m and the area n are divided, and the optimization problem is newly formulated for each divided area. In this case, the apparently required supply and demand adjustment capacity for area m increases by 100 [ΔMW], and the apparent required supply and demand adjustment capacity for area n decreases by 100 [ΔMW].

市場分断処理が行われると、見かけ上、エリアｍを含むエリアグループと、エリアｎを含むエリアグループでそれぞれ市場が形成されることになる。市場分断処理が完了した後は、複数価値約定計算実行部２４ｃが、分断されたエリア毎に、改めて最適化計算を行う。 When the market segmentation process is performed, apparently the market is formed by an area group including area m and an area group including area n. After the market segmentation process is completed, the multi-value contract calculation execution unit 24c performs optimization calculation again for each segmented area.

図１０は、実施の形態２に係る電力取引約定計算装置２の動作を示すフローチャートである。図１０のフローは、実施の形態１で示した図３のフローに、ステップＳ７およびステップＳ８を追加したものである。そのためここでは、ステップＳ７およびステップＳ８に関連する処理についてのみ説明を行う。 FIG. 10 is a flow chart showing the operation of the power transaction contract calculation device 2 according to the second embodiment. The flow of FIG. 10 is obtained by adding steps S7 and S8 to the flow of FIG. 3 shown in the first embodiment. Therefore, only processing related to steps S7 and S8 will be described here.

実施の形態２では、ステップＳ５の約定計算（複数価値約定計算実行部２４ｃによる最適化計算）が完了すると、ステップＳ７が実行される。ステップＳ７においては、市場分断処理部２４ｅが、ステップＳ５で算出された連系線の潮流量が、当該連系線の空き容量を超過しているどうか判定する。算出された連系線の潮流量が空き容量を超過していなければ（ステップＳ７でＮＯ）、実施の形態１と同様にステップＳ６へ移行する。しかし、算出された連系線の潮流量が空き容量を超過していれば（ステップＳ７でＹＥＳ）、ステップＳ８へ移行する。 In the second embodiment, step S7 is executed when the contract calculation in step S5 (optimization calculation by the multi-value contract calculation executing unit 24c) is completed. In step S7, the market segmentation processing unit 24e determines whether or not the power flow of the interconnection line calculated in step S5 exceeds the free capacity of the interconnection line. If the calculated power flow rate of the interconnection line does not exceed the available capacity (NO in step S7), the process proceeds to step S6 as in the first embodiment. However, if the calculated tidal flow of the interconnection line exceeds the available capacity (YES in step S7), the process proceeds to step S8.

ステップＳ８においては、市場分断処理部２４ｅが、電力取引約定計算システム１が管轄するエリアを、算出された潮流量が空き容量を超過している連系線の部分で分断し、分断されたエリアごとに改めて最適化問題を定式化する、市場分断処理を行う。このとき、市場分断処理部２４ｅは、新たに作成する最適化問題において、分断されたエリア間の連系線の潮流量をその空き容量の値に設定する（すなわち、分断されたエリア間で融通する需給調整力の量を、連系線の空き容量の値に固定する）。 In step S8, the market division processing unit 24e divides the area under the jurisdiction of the power transaction contract calculation system 1 at the portion of the interconnection line where the calculated power flow exceeds the free capacity, and divides the divided area. Market segmentation processing is performed by formulating the optimization problem again every time. At this time, the market segmentation processing unit 24e sets the power flow of the interconnection line between the segmented areas to the value of the free capacity in the newly created optimization problem (that is, (fixing the amount of supply and demand balancing capacity to the value of the interconnector's free capacity).

ステップＳ８の市場分断処理が完了すると、ステップＳ３へ戻る。市場分断処理が行われた後においては、ステップＳ３では、入札・応札データ集約部２４ｂが、分断されたエリア毎に入札データと応札データを集約する。また、ステップＳ４では、確率密度関数作成部２４ａが、分断されたエリア毎に確率密度関数を作成する。さらに、ステップＳ５では、複数価値約定計算実行部２４ｃが、分断されたエリア毎に、最適化計算を実行する。 When the market segmentation process of step S8 is completed, the process returns to step S3. After the market segmentation process is performed, in step S3, the bid/bid data aggregating unit 24b aggregates the bid data and the bidding data for each segmented area. Further, in step S4, the probability density function creating unit 24a creates a probability density function for each divided area. Furthermore, in step S5, the multi-value contract calculation execution unit 24c executes optimization calculation for each divided area.

以上のように、実施の形態２に係る電力取引約定計算装置２によれば、複数の送配電事業者が管轄する各エリア間の連系線に十分な空き容量がない場合でも、市場分断処理を行うことで、需給調整力の単価（ΔｋＷ単価）および発動調整電力量の単価（ｋＷｈ単価）という複数の価値を同時に考慮して、双方を単一価格で約定させることができる。 As described above, according to the power transaction contract calculation device 2 according to the second embodiment, market segmentation processing is performed even when there is not enough free capacity in interconnection lines between areas under the jurisdiction of a plurality of power transmission and distribution companies. By doing so, it is possible to simultaneously consider multiple values such as the unit price of supply and demand adjustment capacity (ΔkW unit price) and the unit price of activated adjustment power (kWh unit price), and to contract both at a single price.

なお、本発明は、その発明の範囲内において、各実施の形態を自由に組み合わせたり、各実施の形態を適宜、変形、省略したりすることが可能である。 In addition, within the scope of the invention, each embodiment can be freely combined, and each embodiment can be appropriately modified or omitted.

１ 電力取引約定計算システム、２ 電力取引約定計算装置、２１ インターフェース部、２１ａ 入力部、２１ｂ 出力部、２２ 記憶部、２３ 通信部、２４ 演算部、２４ａ 確率密度関数作成部、２４ｂ 入札・応札データ集約部、２４ｃ 複数価値約定計算実行部、２４ｄ 約定計算結果集約部、２４ｅ 市場分断処理部、３ 通信ネットワーク、４ 入札者端末装置、５ 応札者端末装置。 1 power transaction contract calculation system, 2 power transaction contract calculation device, 21 interface unit, 21a input unit, 21b output unit, 22 storage unit, 23 communication unit, 24 calculation unit, 24a probability density function creation unit, 24b bid/bid data aggregating unit 24c multi-value contract calculation executing unit 24d contract calculation result aggregating unit 24e market segmentation processing unit 3 communication network 4 bidder terminal device 5 bidder terminal device;

Claims (6)

必要となる需給調整力の量の入札に対して、供出可能な前記需給調整力の量、前記需給調整力の希望単価および発動調整電力量の希望単価を応札する電力取引の約定計算を行う電力取引約定計算装置であって、
必要となる前記需給調整力の量の入札データ、ならびに、供出可能な前記需給調整力の量、前記需給調整力の希望単価および発動調整電力量の希望単価の応札データとに基づいて、前記需給調整力の調達費用と前記発動調整電力量の運用費用との合計を表す目的関数を含む混合整数計画問題として最適化問題を定式化し、混合整数計画法を含む最適化手法により前記目的関数を最小化するように前記最適化問題を解くことによって、前記需給調整力の約定単価および前記発動調整電力量の約定単価を決定する複数価値約定計算実行部を備え、
前記複数価値約定計算実行部は、前記発動調整電力量が確率変数で表された確率密度関数を用いて前記最適化問題を解く、
電力取引約定計算装置。 In response to a bid for the required amount of supply and demand adjustment capacity, bidding for the supply and demand adjustment capacity amount, the desired unit price for the supply and demand adjustment capacity, and the desired unit price for the activated adjustment power amount. A transaction computing device,
Based on the bid data of the required amount of the supply and demand adjustment capacity, and the bid data of the amount of the supply and demand adjustment capacity that can be supplied, the desired unit price of the supply and demand adjustment capacity, and the desired unit price of the activated adjustment power amount An optimization problem is formulated as a mixed integer programming problem including an objective function representing the sum of the procurement cost of control power and the operation cost of the triggered control power amount, and the objective function is minimized by an optimization method including mixed integer programming. a multi-value contract calculation execution unit that determines the contract unit price of the supply and demand adjustment capacity and the contract unit price of the triggered adjustment power amount by solving the optimization problem so that the optimization problem is equalized ;
The multi-value contract calculation execution unit solves the optimization problem using a probability density function in which the adjusted power amount to be activated is represented by a random variable,
Power trading commitment calculator. 前記確率密度関数を作成する確率密度関数作成部をさらに備える、
請求項１に記載の電力取引約定計算装置。 Further comprising a probability density function creation unit that creates the probability density function ,
10. The power contract calculation device of claim 1. 前記確率密度関数作成部は、前記発動調整電力量の実績データに基づいて前記確率密度関数を作成する、
請求項２に記載の電力取引約定計算装置。 The probability density function creation unit creates the probability density function based on the actual data of the adjustment power amount to be activated.
3. The power contract calculation device of claim 2. 前記確率密度関数作成部は、切断正規分布に従った前記確率密度関数を作成する、
請求項２または請求項３に記載の電力取引約定計算装置。 The probability density function creating unit creates the probability density function according to a truncated normal distribution.
4. A power contract calculation device according to claim 2 or claim 3. 前記複数価値約定計算実行部が前記最適化問題を解いた結果算出されたエリア間の連系線の潮流量が当該連系線の空き容量を超過した場合に、前記電力取引の対象となるエリアを当該連系線の部分で分断し、当該連系線の潮流量を当該連系線の空き容量以下に設定した上で、分断されたエリアごとに改めて最適化問題を定式化する市場分断処理を行う市場分断処理部をさらに備え、
前記複数価値約定計算実行部は、前記市場分断処理が行われた場合、混合整数計画法を含む最適化手法により分断されたエリア毎の前記最適化問題を解くことによって、前記需給調整力の約定単価および前記発動調整電力量の約定単価を決定する、
請求項１から請求項４のいずれか一項に記載の電力取引約定計算装置。 Areas subject to power trading when the tidal flow of interconnection lines between areas calculated as a result of solving the optimization problem by the multi-value contract calculation execution unit exceeds the free capacity of the interconnection lines is divided at the part of the interconnection line, the power flow of the interconnection line is set to be less than the free capacity of the interconnection line, and the optimization problem is formulated again for each divided area. It further comprises a market segmentation processing unit that performs
When the market segmentation process is performed, the multiple-value contract calculation execution unit solves the optimization problem for each segmented area by an optimization method including mixed integer programming, thereby performing contraction of the supply and demand adjustment capacity. Determining a unit price and a contracted unit price for the activated adjustment power amount;
5. A power deal calculation device according to any one of claims 1-4. 前記電力取引が行われる市場は、需給調整市場である、
請求項１から請求項５のいずれか一項に記載の電力取引約定計算装置。 The market in which the electricity trading is conducted is a supply and demand adjustment market,
6. A power deal calculation device according to any one of claims 1-5.
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