JP2005198423A - エネルギーマネージメントシステム、エネルギーマネージメント方法及びエネルギーマネージメント用プログラム - Google Patents

Abstract

【課題】 分散電源を有する需要家を含む需要家グループ全体にとって利益となるように、需要家グループの電力需要をコントロール可能なエネルギーマネージメント技術を提供する。
【解決手段】 電気事業者２から電力の供給を受ける電力需要設備Ａａ，Ａｂを有する複数の需要家Ａ，Ｂについて、分散電源Ａｂを有する少なくとも１つの需要家Ａを含む需要家グループ３にまとめたグループデータと、需要家グループ３の電力需要設備Ａａ，Ｂａの電力需要データとを格納するグループ別データベース１４０と、電力需要データに基づいて、需要家グループ３の分散電源Ａｂに対する発電出力指令値を算出する出力指令値算出部１１３と、発電出力指令値に基づいて分散電源Ａｂの発電出力を制御して、電気事業者２に対する需要家グループ３の電力需要が低減されるように、需要家グループ３において電力需要の上限とすべき契約電力量を格納する電気事業者ＤＢ１５０を有する。
【選択図】 図１

Description

本発明は、例えば、電気事業者等から電力の供給を受けている需要家の電力消費パターンをコントロールするエネルギーマネージメントシステム、エネルギーマネージメント方法及びエネルギーマネージメント用プログラムに関する。

一般に、電力の需要設備を有する需要家は、電気を供給する電気事業者と契約を結び、その契約に従って、電気事業者の発変電設備から、自己の電力需要設備への電気の供給を受ける。この場合、通常の需要家は、自己の電力需要設備における年間の最大消費電力量から、電気事業者との契約電力量を決定し、その契約電力量を超過しないように、電力需要設備を運用する必要がある。また、その契約においては、契約電力量からの消費電力量の超過があった場合に、ペナルティの支払いが義務付けられており、需要家が、何等かの事情により契約電力量を超過してしまった際には、その契約内容に従ってペナルティを支払う必要がある。

ところで、近年の電力自由化の流れにより、従来の大規模発電所のように需要地に一方向に供給される電源とは異なり、燃料電池、ガスエンジン、ガスタービン、マイクロガスタービン、ディーゼルエンジン等を利用した発電システム及びこれらを利用したコージェネレーションシステムのように、需要地側に分散的に配置される電源を需要家が自ら所有しているケースが増えている。このように、分散電源を所有する需要家は、自己の保有する分散電源の発電能力、発電コストと自己の電力需要量、電気事業者から購入する電力コスト等を比較し、自己の分散電源の運転計画及び電気事業者との契約電力量を決定する。そして、この場合に、エネルギーコストが最小となるように、分散電源を運用する最適運用計画作成支援システムなどがすでに提案されている。
特開２００３−３２８８７号公報

ところで、従来の電気事業者は、個々の需要家毎に、独立した電力供給契約を行なってきた。しかし、電力自由化により、一般電気事業者だけでなく、特定規模電気事業者（ＰＰＳ）や特定電気事業者などによっても、電力の供給を行うことが可能となってきている。その結果、地理的に離れた複数の需要家をまとめた需要家グループを構成し、この需要家グループ単位で電力供給契約を結ぶことが可能となった。

一般に、複数の需要家をグループ化する効果として、電力需要のピーク時における負荷の減少があげられる。これは、次のような理由による。すなわち、ある需要家グループに属する需要家のそれぞれの電力使用のピーク時刻が異なっている場合、需要家ごとのピーク負荷の合計よりも、需要家グループのピーク負荷の方が小さくなる。その結果、需要家グループで契約した需要家は、個々に契約するよりも、契約電力を小さくすることができ、基本料金を削減することができる。このようなグループ化による料金の低減と電力需給バランスの均衡を図るシステムが、従来から提案されている（特許文献１参照）

但し、地域的に離れた需要家をまとめてグループを構成する場合、どの需要家とグループを組むのが契約電力削減に効果的かを決定することが困難であった。また、需要家グループを構成した場合に、契約電力をどの程度にするかを決定することが困難であった。さらに、上述のような従来の分散電源の運転支援システムでは、分散電源を所有している需要家の電力需要のみを参照して、分散電源の運用最適化を実行しているため、需要家グループを構成した場合に、需要家グループの全体需要に従った運用計画の算出を行なうことはできなかった。

さらに、近年、電力の供給事業を営む者にとって、社会的に非常に重要性が高い問題が、環境への影響である。特に、地球温暖化を防ぐ目的から、ＣＯ_２の排出量に関しては、国家的規模でその規制が図られるようになっている。現在、分散電源として利用されている比較的小規模の発電システムの中には、燃料電池、太陽電池、風力発電等、ＣＯ_２の排出量の少ない環境にやさしいシステムも含まれており、また、上記例で挙げたガスエンジン、ガスタービン等は天然ガスの利用により通常火力発電よりもＣＯ_２の排出単価が低くなるため、これらを積極的に活用していくことが、単なるコスト面での改善に留まらず、国民全体の利益に繋がるといえる。

本発明は、上記のような事情に鑑みてなされたものであり、その主たる目的は、分散電源を有する需要家を含む需要家グループ全体にとって利益となるように、需要家グループの電力需要をコントロール可能なエネルギーマネージメントシステム、エネルギーマネージメント方法及びエネルギーマネージメント用プログラムを提供することである。

本発明の他の目的は、電気事業者が安価に、環境にやさしい電力が調達できるように、有益な情報を提供できるエネルギーマネージメントシステム、エネルギーマネージメント方法及びエネルギーマネージメント用プログラムを提供することである。

上記のような目的を達するため、本発明のエネルギーマネージメントシステムは、電力供給設備から電力の供給を受ける電力需要設備を管理若しくは所有する複数の需要家について、分散電源を所有若しくは管理する少なくとも１つの需要家を含む需要家グループにまとめたグループデータを格納するグループデータ格納部と、前記需要家グループについて、その電力需要設備の電力需要データを格納する電力需要データ格納部と、前記電力需要データに基づいて、当該需要家グループの分散電源に対する発電出力指令値を算出する出力指令値算出部とを有することを特徴とする。

以上のような本発明では、分散電源を有する需要家を含む複数の需要家によって需要家グループを構成し、それぞれの需要家グループの電力需要データに基づいて当該分散電源の発電出力を制御することにより、あらかじめ締結された契約電力量を守るように、安価に電力の供給を受けることができるように、環境への影響が少なくなるように若しくは不測の事態に対処できるように、需要家グループ全体の電力需要をコントロールすることができる。

以上のような本発明によれば、分散電源を有する需要家を含む需要家グループ全体にとって利益となるように、需要家グループの電力需要をコントロール可能なエネルギーマネージメントシステム、エネルギーマネージメント方法及びエネルギーマネージメント用プログラムを提供することができる。

以下、本発明を実施するための最良の形態（実施形態）について、図面を参照して詳細に説明する。
［１．実施形態の構成］
［１−１．全体構成］
まず、図１に示すように、電気事業者２の電力供給設備（発電所２１０、変電施設２２０、送電網２３０、配電網２４０等）から、電力の供給を受ける施設（電気需要設備Ａａ，Ｂａ）を有する需要家Ａ，Ｂが存在し、この需要家Ａ，Ｂによって需要家グループ３が構成されるものとする。また、この需要家グループ３における需要家Ａは、分散電源Ａｂを所有若しくは管理している。

これを前提にして、本実施形態のエネルギーマネージメントシステム１は、電気事業者２側及び需要家グループ３側に設置された設備及び施設を制御するコンピュータ（制御装置）Ｐ２，Ｐ３に、通信ネットワークＮを介して接続されることにより、各種データを送受信可能に設けられている。このエネルギーマネージメントシステム１は、主として、需要家グループ３の電気需要設備Ａａ，Ｂａにおける電力需要データに基づいて、分散電源Ａｂの発電出力指令値を決定し、この発電出力指令値を、需要家グループ３のコンピュータＰ３に送信することにより、需要家グループ３全体の電力需要量（電気事業者２から購入する電力量）を制御するシステムである。

なお、このようなエネルギーマネージメントシステム１の運用形態としては、電気事業者２と需要家グループ３の両者から独立した組織若しくは個人が運用する形態、電気事業者２がその内部で運用する形態、需要家グループ３がその内部で運用する形態等が考えられるが、そのいずれであってもよい。

［１−２．エネルギーマネージメントシステムの構成］
より詳細には、エネルギーマネージメントシステム１は、コンピュータのハードウェアを物理的に活用することで、図２に示した仮想的機能ブロックを実現するものであり、かかるプログラム及びプログラムを記録したハードディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤ−ＲＯＭその他の種々の記録媒体は単独でも本発明の一態様である。なお、エネルギーマネージメントシステム１における通常の入出力装置等（キーボード、マウス、ディスプレイ、入出力用端末等）については説明を省略する。また、エネルギーマネージメントシステム１は、特定の１台のコンピュータによって実現されるものには限定されず、通信用、データベース用、その他のデータ処理用等の複数のサーバ装置により構成したり、各機能ブロックに応じて複数台のコンピュータで処理を分散させる等により、複数台が連繋して処理を行うシステムとして構成することもできる。

すなわち、エネルギーマネージメントシステム１は、データ入力部１００、算出部１１０、グループ化処理部１２０、需要家データベース（ＤＢ）１３０、グループ別データベース（ＤＢ）１４０、電気事業者データベース（ＤＢ）１５０、出力指令値記憶部１６０、データ出力部１７０及び通信制御部１８０等を有している。なお、各データベースや記憶部は、メモリ、ハードディスク等を含むコンピュータにおける所定の記憶領域に実現されるものであってもよいし、上記のように別途設けられたデータベースサーバにより実現してもよい。

また、図２は、エネルギーマネージメントシステム１において利用されるデータを、理解しやすいように仮想的に図示したものに過ぎない。従って、需要家ＤＢ１３０、グループ別ＤＢ１４０及び電気事業者ＤＢ１５０において、互いにデータの共有・重複があってもよい。そのデータ構造も自由であり、正規化の程度、グループ化の手法等も、周知のあらゆる手法を適用可能である。互いのデータ項目をキーによって関連付ける等によりデータの冗長性を排除してもよいし、互いのデータ項目の重複を許容して検索処理の高速化を図ってもよい。

データ入力部１００は、通信制御部１８０における受信信号から、エネルギーマネージメントシステム１における各種の処理に必要なデータを入力する手段であり、必要なデータを抽出するデータ抽出部１０１、あらかじめ締結された契約電力量から需要電力が超過したことを判定する超過判定部１０２、分散電源Ａｂの運用データからその異常を判定する異常判定部１０３等を有している。

算出部１１０は、エネルギーマネージメントシステム１に必要な各種のデータを算出する手段であり、適切な契約電力量を算出する電力量算出部１１１、電力需要の予測値を算出する需要予測算出部１１２、分散電源Ａｂの出力指令値を算出する出力指令値算出部１１３、出力指令値算出部１１３による算出の周期を設定する周期設定部１１４、各種データに基づいて、電力料金を算出する料金算出部１１５、需要家Ａの分散電源Ａｂの運営による契約電力低減の寄与度を算出する寄与度算出部１１６、電力の調達パターンを作成する調達パターン作成部１１７、電力料金の削減パターンを作成する削減パターン作成部１１８、環境に与える影響の少ないグリーン電力量の割合を決定するグリーン電力量決定部１１９等を有している。

グループ化処理部１２０は、各需要家Ａ，Ｂにおける需要予測及び契約電力量等に基づいて、年間の電力コストが最小となる需要家Ａ，Ｂの組み合せを決定し、グループ化する手段である。なお、このとき、各グループには、分散電源を所有する需要家が必ず含まれるようにする。

需要家ＤＢ１３０は、需要家Ａ，Ｂに関する各種データを格納する手段であり、このデータには、各需要家Ａ，Ｂを識別するための名称、住所、電話番号等の基本的な属性を含む需要家データ、データ入力部１００から入力され、蓄積される各需要家Ａ，Ｂの電力需要に関する電力需要データ、需要家Ａが持つ分散電源Ａｂの種類、環境への影響度、発電コスト、発電効率及び運用データ等を含む分散電源データ、需要家Ａが分散電源Ａｂの運用により、契約電力低減に貢献している度合いに関する寄与度データ等が含まれている。

グループ別ＤＢ１４０は、需要家グループ３に関する各種データを格納する手段であり、このデータには、需要家グループを識別する基本情報（名称、記号等）、一つの需要家グループにどのような需要家が含まれるか（例えば、需要家グループ３に需要家Ａ，Ｂが含まれている）等に関するグループデータ、データ入力部１００から入力され、蓄積される需要家グループ３の電力需要に関する電力需要データ、需要家グループ３の電力需要が契約電力量から超過した場合のペナルティに関するペナルティデータ、需要家グループ３の電力需要予測に関する需要予測データ等が含まれている。

電気事業者ＤＢ１５０は、電気事業者２に関する各種データを格納する手段であり、電気事業者２を識別する基本情報（名称、住所、電話番号等）を含む事業者データ、電気事業者２が供給する電力の契約電力量単価、従量料金単価、集計期間、契約電力超過時のペナルティ、契約電力超過判定の時間間隔、発電設備データ（種類、環境への影響度、発電コスト、発電効率及び運用データ等）などを含む電気供給メニュー、上記の電気供給メニューに基づいて、需要家グループ３が電気事業者２から電力の供給を受けるために締結した契約内容に関する契約データ、需要家グループ３若しくは電気事業者２が電力を調達する調達先の種類及びその割合（分散電源の割合、コストの少ない事業者の割合、環境に影響の少ない電源・発電所の割合等）に関する調達パターン、電力需要の削減のために電気事業者２が需要家グループ３に提供する情報に関する削減パターン等が含まれている。

出力指令値記憶部１６０は、出力指令値算出部１１３において算出された分散電源Ａｂに対する発電出力指令値を格納する手段である。データ出力部１７０は、需要家ＤＢ１３０、グループ別ＤＢ１４０、電気事業者ＤＢ１５０、出力指令値記憶部１６０に格納されたデータ、算出部１１０における算出結果等を、適宜出力する手段である。通信制御部１８０は、ルーターその他のネットワーク接続機器（図示せず）との連繋により、通信ネットワークＮとの接続の維持若しくは接続の確立・切断を行い、後述する電気事業者２側のコンピュータＰ２、需要家Ａ，Ｂ側のコンピュータＰ３とのデータの送受信、通信ネットワークＮに応じた経路情報に基づく経路制御等を行う手段である。

なお、需要家ＤＢ１３０、グループ別ＤＢ１４０、電気事業者ＤＢ１５０における各種データの全部若しくは一部は、電気事業者２のコンピュータＰ２及び需要家グループ３のコンピュータＰ３において格納、管理されているデータを通信制御部１８０が受信して、データ抽出部１０１によって抽出されたものを使用することができる。つまり、需要家ＤＢ１３０、グループ別ＤＢ１４０、電気事業者ＤＢ１５０の一部若しくは全部を、エネルギーマネージメントシステム１側で実現することにより統一的に管理できるようにしてもよいし、電気事業者２や需要家グループ３側のデータベースを活用することにより、エネルギーマネージメントシステム１側に必要な記憶領域を節約してもよい。

［１−３．電気事業者側の施設・設備］
電気事業者２は、需要家に電気を供給する事業者である。この電気事業者２は、図１に示すように、火力、水力、原子力等の発電所２１０、変電施設２２０、送電網２３０及び配電網２４０等から成る電力系統を所有若しくは管理しており、各発電所２１０及び変電施設２２０等には、各施設を制御する制御システム（制御用コンピュータ）が設置されている。これらの制御システムは、通信ネットワークＮを介して中央処理システム（コンピュータＰ２）に接続され、これにより、通信ネットワークＮを介して、各施設の運用を管理することができる。なお、電気事業者２は、説明の簡略化のために１つとしているが、電力の供給者として多数の電気事業者２が存在していてもよい。また、電気事業者２は、例えば、一般電気事業者、特定電気事業者、特定規模電気事業者などであるが、複数の需要家をまとめた需要家グループ３に対して、電力供給契約を締結することが可能な者であれば、どのような者であってもよい。従って、電気事業者２は、必ずしも上記の全ての施設を所有している必要はない。また、電気事業者２に対して電力を供給する電気事業者２も含まれる。

［１−４．需要家グループの施設・設備］
需要家グループ３は、図１に示すように、上記のような電力系統を通じて、電気事業者２から電力供給サービスを受ける需要家Ａ，Ｂを、まとめてグループ化したものであり、需要家Ａ，Ｂは、それぞれ電力の供給を受ける工場、オフィスビル、集合住宅、病院等の電力需要設備Ａａ，Ｂａを所有している。また、需要家Ａは、燃料電池発電システム、ガスタービン発電システム、ガスエンジン発電システム、ディーゼルエンジン発電システム、太陽光発電システム、風力発電システム等の分散電源Ａｂを所有しており、需要家Ｂは分散電源を所有していない。そして、これらの電力需要設備Ａａ，Ｂａ及び分散電源Ａｂを制御及び管理するコンピュータＰ３が、通信ネットワークＮに接続されている。分散電源Ａｂは、コンピュータＰ３によって出力制御され、電力需要設備Ａａにも、需要家Ａ以外にも電力を供給可能に構成されている。なお、本実施形態における需要家グループ３は、説明を簡単にするために設定した一例に過ぎず、２以上の需要家から構成されていればよく、そのうちの２つ以上の需要家が分散電源を所有していても何ら問題はない。

［１−５．通信ネットワークの構成］
上記の通り、コンピュータＰ１〜Ｐ３間では、定期的に若しくはお互いの要求に応じて、通信ネットワークＮを介して、必要なデータを送受信することができる。この通信ネットワークＮは、有線若しくは無線のあらゆる伝送路、伝送媒体を適用可能であり、どのようなＬＡＮやＷＡＮを経由するか若しくは経由しないかは問わない。通信プロトコルについても、現在又は将来において利用可能なあらゆるものを適用可能である。特に、エネルギーマネージメントシステム１、電気事業者２及び需要家グループ３のそれぞれの内部で若しくは相互間で専用回線を利用するか、公衆回線網を利用するかは自由である。データの暗号化、回線の二重化等、安全性、信頼性の確保のためにどのような対策を採用するかも自由である。

［２．実施形態の作用］
以上のような本実施形態のエネルギーマネージメントシステム１における各種処理の手順を説明する。
［２−１．一般的な契約の態様］
まず、一般的に、各需要家Ａ，Ｂが電気事業者２から電気の供給を受ける場合には、単位時間に、それぞれの需要家Ａ，Ｂの電力需要設備Ａａ，Ｂａが利用できる電力の最大値（契約電力）を取り決める。そして、需要家Ａ，Ｂは、この契約電力の大きさにより決定される基本料金と、実際に使用した電力量から決定される従量料金を電気事業者２に支払うことになる。電気事業者２との契約形態や、需要家Ａ，Ｂの需要パターンにより差異はあるが、一般的には、電気事業者２に支払う電力コストに占める基本料金の割合は３０％前後であるため、基本料金を低減すれば、電力コスト削減効果は非常に高くなることがわかる。

ここで、出力制御可能な分散電源Ａｂを所有している需要家Ａの場合には、この分散電源Ａｂを利用することによって、自己の電力需要設備Ａａの電力需要パターンをコントロールすることができ、最大の消費電力量を抑えることで、契約電力を低減できる。しかしながら、需要家Ｂのように、分散電源などの電力発生装置を所有していない者は、自己の電力需要設備Ｂａの電力需要パターンを任意にコントロールすることができない。このため、省エネを推進したり、工場などにおいて生産スケジュールを変更するなど、実際の電気使用者である設備運用者に対して協力を得るといった方法をとるしかない。

［２−２．本実施形態に対応する契約の態様］
これに対して、本実施形態においては、需要家Ａ，Ｂは、需要家グループ３として電気事業者２と電力供給契約を結ぶ。この契約内容は、電気事業者２及び需要家グループ３側のコンピュータＰ２，Ｐ３のデータベースに格納されるともに、エネルギーマネージメントシステム１側において受信され、電気事業者ＤＢ１５０に格納される。かかる需要家グループ３毎の契約の場合、個々の需要家Ａ，Ｂの最大電力ではなく、需要家グループ３の最大電力に基づいて、契約電力を算出する。例えば、需要家Ａの電力需要２１と需要家Ｂの電力需要２２が、図３に示すようになっている場合、需要家グループ３の電力需要は、電力需要２１と電力需要２２の合成需要２３となる。そして、需要家Ａと需要家Ｂでは、１日の中で電力需要が最大となる時刻が異なるため、以下のような関係が成立する。
合成需要の最大値＜Ａ需要家の最大需要＋Ｂ需要家の最大需要

その結果、需要家Ａ，Ｂが、一つの需要家グループ３として電力の契約をする場合には、需要家グループ３の契約電力の量は、需要家Ａ，Ｂが個別に契約する場合の契約電力量の総和よりも小さくなる。つまり、複数の需要家Ａ，Ｂをグループ化した需要家グループ３として契約することにより、契約電力の低減による基本料金削減の効果を得ることができる。但し、どの程度の削減効果が得られるかは、需要家グループ３を構成する個々の需要家Ａ，Ｂの電力需要パターンに依存する。

本実施形態においては、さらに、需要家グループ３内に必ず分散電源Ａｂを所有する需要家Ａを組み入れることにより、契約電力の低減による基本料金削減効果を確実に得られるようにする。より具体的には、各需要家Ａ，Ｂの過去の電力需要データ若しくはこれから需要予測算出部１１２により算出される需要予測に基づいて、グループ化処理部１２０が、分散電源Ａｂの運用により電力量を低減できる需要家Ａ，Ｂをグループ化する。このようにグループ化される需要家Ａ，Ｂに関しては、地域的な限定、組織的な関連、規模等の条件付けをすることもできるが、かかる条件を付けずに、遠隔地等にある需要家Ａ，Ｂ同士を組み合せることもできる。このグループ化に関するデータは、グループ別ＤＢ１４０に格納される。

例えば、図４に示すように、分散電源Ａｂを所有する需要家Ａは、当然に自己の電力需要２１を低減できる（２４参照）が、一定期間における需要家Ａ，Ｂの電力需要のピークが異なっている場合や、ある時期にある量の分散電源Ａｂの発電出力２５が見込める場合には、需要家Ｂとグループ化してその需要家グループ３として契約することにより、需要家グループ３としての電力需要２６を、需要家Ａ，Ｂの合成需要２３よりも低減させることができる。

さらに、電力量算出部１１１は、需要家Ａ，Ｂの過去の電力需要データ若しくは上記のような電力需要２６と、分散電源Ａｂの発電コストデータ、電気事業者２の電気供給メニュー（契約電力単価、従量料金単価、契約電力超過時のペナルティー等）に基づいて、年間の電力コストが最小となるように、需要家グループ３の契約電力の量を決定する。このように決定されたグループ化及び契約電力量に関するデータは、需要家グループ３及び電気事業者２のコンピュータＰ３，Ｐ２に送信され、これに従って、需要家グループ３は電気事業者２との契約を行なう。そして、需要家グループ３若しくは電気事業者２から契約内容に関するデータを受信したエネルギーマネージメントシステム１においては、その契約内容に関するデータを、電気事業者ＤＢ１５０に格納する。

［２−３．分散電源出力の制御］
以上のように分散電源Ａｂを含む形でグループ化がなされる結果、分散電源Ａｂの実際の運用を制御すれば、需要家グループ３全体の電力需要の最大値を積極的にコントロールして、電力料金の削減を実現することができる。これを、図５のフローチャートに従って説明する。すなわち、契約締結後、コンピュータＰ３においては、需要家Ａ，Ｂの電気需要設備Ａａ，Ｂａにおける現在の電力需要データが計測され、通信ネットワークＮに送信される。エネルギーマネージメントシステム１においては、通信制御部１８０において受信したデータから（ステップ５０１）、データ抽出部１０１によって電力需要データが抽出され、個々の需要家Ａ，Ｂの電力需要として需要家ＤＢ１３０に累積して格納されるとともに、グループ別ＤＢ１４０に、需要家グループ３の電力需要として累積して格納される（ステップ５０２）。

出力指令値算出部１１３は、電気事業者ＤＢ１５０における契約データを参照し、需要家グループ３の電力需要が、契約電力量を超過しないように、分散電源Ａｂへの発電出力指令値を算出する（ステップ５０３）。この発電出力指令値は、出力指令値記憶部１６０に格納されるとともに（ステップ５０４）、データ出力部１７０によって出力され（ステップ５０５）、通信制御部１８０及び通信ネットワークＮを介して、需要家ＡのコンピュータＰ３（分散電源Ａｂの制御装置）へ送信される（ステップ５０６）。これを受信したコンピュータＰ３は、その発電出力指令値に基づいて、需要家Ａにおける分散電源Ａｂの出力を制御する。

このような出力指令値算出部１１３による発電出力指令値の算出例を説明する。まず、通常、電気事業者２は、電気供給メニュー等において定められている時間間隔で、需要家Ａ，Ｂが利用した電力量が契約電力を超過しているか否かを判定し、電力料金の課金を行なう。現在は、３０分単位で行われるのが一般的であり、３０分ごとの電力消費積算値で契約電力超過が発生していないかを判断する。つまり、瞬間的な微小な契約電力超過はペナルティにならないが、３０分の積算値での契約電力超過は、ペナルティが発生して、割り増しの料金が課金される。多くの場合、基本料金が５０％割り増しとなる。

これに対処するため、本実施形態においては、図６のフローチャートに示すように、出力指令値を算出することにより、契約電力の超過を防止する。すなわち、周期設定部１１４は、電力供給メニュー及びこれに基づく契約において定められた時間間隔若しくは時間単位（例えば、３０分）よりも短い周期（例えば、５分）をメモリ等に設定する（ステップ６０１）。この設定は、入力装置から入力された値に基づいて設定される等のように、管理者の所望の値で設定されるようにしてもよいし、上記時間間隔を所定の値で割る等により、自動的に設定されるようにしてもよい。一般的な時間間隔が、例えば、「３０分」のように固定的に定められている場合には、周期も「５分」のようにデフォルトで設定されていてもよい。

そして、通信ネットワークＮを介して受信する需要家グループ３の電力需要が、グループ別の電力需要データとして積算され、グループ別ＤＢ１４０に格納される（ステップ６０２）。超過判定部１０２は、設定された周期が到来する毎に（ステップ６０３）、このような需要家グループ３の電力需要積算値と契約電力量に基づいて、契約電力を超過しているか否かを判定する（ステップ６０４）。そして、超過すると判定された場合には、その超過の程度に応じた評価値に従って、出力指令値算出部１１３が、上記時間間隔（例えば、３０分）の積算での電力消費が契約電力を超過しないように、分散電源Ａｂの出力指令値を算出する（ステップ６０５）。算出された出力指令値は、上記のように出力、送信される（ステップ６０６）。

また、何らかの不測の事態によって、上記の時間間隔である３０分を超えて（ステップ６０７）、需要家グループ３の電力消費量がその契約電力量を超過していると、超過判定部１０２が判定した場合には（ステップ６０８）、超過日だけでなくその月の基本料金全体にペナルティが発生するので、出力指令値算出部１１３は、超過発生日以降、当該月内（集計期間内）は、超過した電力量を契約電力量とみなして（ステップ６０９）、分散電源Ａｂの出力指令値を算出する（ステップ６１０）。算出された出力指令値は、上記のように出力、送信される（ステップ６１１）。このように、エネルギーマネージメントシステム１では、契約電力超過が発生した場合、超過によるペナルティを考慮した分散電源Ａｂの運用を行なう。

［２−４．契約電力量の再算出］
また、エネルギーマネージメントシステム１における電力量算出部１１１は、電気事業者との契約を決定する場合に、契約電力超過の条件を含めて最適な契約電力を決定する。これは、以下のような関係が成立する場合も考えられるからである。
契約電力超過によるペナルティ額＜契約電力低減による基本料金削減額

つまり、契約電力を低減して基本料金を削減しても、これを超過する場合が多いと、却って負担額が高料金となるため、契約電力の低減幅を縮小して、超過する可能性を減少させてペナルティ額を減らした方が、料金低減効果が高くなる場合もある。このため、グループ別ＤＢ１４０には、グループ別電力需要データとともに、ペナルティが課された超過履歴と、そのペナルティの額等をペナルティデータとして記録しておき、このペナルティデータと電気供給メニューに基づいて、電力量算出部１１１が、最適な契約電力量を算出するようにする。

このような処理の一例を、図７のフローチャートを参照して説明する。すなわち、上記のように、電気事業者２と需要家グループ３との間で、電力量別の複数の基本料金のうち、特定の電力量に基づく契約を締結し、この契約電力量が、電気事業者ＤＢに契約データとして格納される（ステップ７０１）。この契約データに基づいて、現実に一定期間運営することにより、各グループ別の電力需要データが受信され、グループ別ＤＢ１４０に格納される（ステップ７０２）。そして、超過判定部１０２により、グループ毎にペナルティとなる超過があったと判定された場合には（ステップ７０３）、その超過履歴とその額もペナルティデータとしてグループ別ＤＢに蓄積される（ステップ７０４）。

契約において定められた料金の精算期間が到来した場合には（ステップ７０５）、料金算出部１１５は、当該契約と、その期間内に蓄積されたグループ別の電力需要データ、ペナルティデータに基づいて、基本料金及び従量料金とペナルティ額の合計を算出する（ステップ７０６）。需要家グループ３の当該期間の支払いは、これに基づいて行われる。そして、料金算出部１１５は、ペナルティがある場合には（ステップ７０７）、当該契約と異なる契約電力量とした場合の基本料金及び従量料金とペナルティ額を、当該電力需要データに基づいて算出する（ステップ７０８）。電力量算出部１１１は、実績料金と、他基準による料金とを比較して、他基準による料金が低額となる場合には（ステップ７０９）、その基準に対応する電力量を算出する（ステップ７１０）。この電力量は、需要家グループ３及び電気事業者２に出力・送信される（ステップ７１１）。新たに算出された電力量に基づく契約がなされ、これを受信・格納した場合には（ステップ７０１）、以後、新しい契約内容に基づいて、ステップ７０２〜７１１の処理が行われる。

［２−５．電力需要予測の算出］
また、電気事業者２は、自己が発電設備を所有し発電を行なう場合もあるが、それ以外に、自己以外の電気事業者２（例えば、発電事業者、電力市場等）から電力を購入し、自己が契約する需要家Ａ，Ｂに電力を供給する場合もある。供給する電力の価格を安価にするには、電気事業者２が契約している需要家Ａ，Ｂの需要量に合わせた自己の設備からの電力供給と、他からの電力の調達を実行する必要がある。

そこで、エネルギーマネージメントシステム１においては、図８に示すような処理に従って、電気事業者２を支援する情報を提供する。すなわち、上記のように、電気事業者２が、需要家グループ３との契約に従って電力供給を行うことにより、需要家グループ３の電力需要データが受信され、グループ別ＤＢ１４０に格納される（ステップ８０１）。このように蓄積された過去の電力需要に基づいて、需要予測算出部１１２が、需要家グループ３の電力需要予測を算出する（ステップ８０２）。このグループ別の需要予測データは、グループ別ＤＢ１４０に格納される（ステップ８０３）。

そして、電気事業者２が他の電気事業者から電力供給を受けている場合には（ステップ８０４）、調達パターン作成部１１７が、各電気事業者２の電気供給メニューに基づいて、その時点で最も安価な電力の調達パターン（他の電気事業者２の供給割合等）を算出する（ステップ８０５）。例えば、調達先αと調達先βがあり、調達先αの電力単価が安い場合には、調達先αからの調達量が最大となるように算出する。このように算出された調達パターンは、電気事業者ＤＢ１５０に格納される（ステップ８０６）。

さらに、かかる需要予測データ及び調達パターンは、データ出力部１７０により通信制御部１８０に出力され（ステップ８０７）、通信制御部１８０によって電気事業者２のコンピュータＰ２へ送信されるので（ステップ８０８）、電気事業者２が発電・電力調達をより安価に行なうための支援情報として利用することができる。なお、需要家グループ３が、契約電力を超過した電力利用を予定しているなどの運用情報も含めて、電気事業者２へ通知してもよい。

［２−６．電力需要の調整］
上記の通り、電気事業者２は、自己で発電を行なうか外部から調達するかによって、必要な電力を確保する。そのため、確保できる電力には限界があり、また、時間帯や調達量により確保した電力の単価が異なる。電気事業者２は多数の需要家と電力供給の契約を結んでおり、全需要家の合成需要量に従い電力の調達を行なう。しかし、調達コストの観点から考えると、需要家の合成需要量を若干変更することで、調達コストを低減できる場合がある。

そこで、エネルギーマネージメントシステム１においては、以下のような処理を行う。すなわち、図９に示すように、電気事業者２が、需要家グループ３との契約に従って電力供給を行うことにより、各需要家グループ３の電力需要データが受信され、グループ別ＤＢ１４０に格納される（ステップ９０１）。削減パターン作成部１１８は、上述の調達パターンを参照して（ステップ９０２）、蓄積されたグループ別の電力需要データに基づいて、電力需要を削減すれば、安価な調達先に限定する等によって料金低減が実現できる場合には（ステップ９０３）、これに応じた削減パターンを作成する（ステップ９０４）。

例えば、需要家グループ３におけるある時刻の合成需要が１０，０００ｋＷであるとする。このとき、電気事業者２による電力の調達先として、調達先αと調達先βがあり、調達の電力単価は調達先αが安い。調達先αから調達できる電力は９，５００ｋＷが上限となっているとすると、合成需要を満たすためには電力単価が高い調達先βからも電力を購入する必要がある。しかし、需要家グループ３の電力需要を調整することが可能ならば、需要家グループ３若しくは各需要家Ａ，Ｂに依頼して、５００ｋＷの需要を低減することで、電気事業者２は調達先αからのみ電力を調達し、その結果、需要家グループ３に安価に電力を供給することができる。

このように作成された削減パターンは、電気事業者ＤＢ１５０に格納されるとともに、データ出力部１７０によって出力することにより、需要家グループ３のコンピュータＰ３に送信される（ステップ９０５）。そして、この削減パターンに基づく契約が需要家グループ３と電気事業者２との間でなされた旨の情報を受信した場合、若しくは需要家グループ３のコンピュータＰ３において、あらかじめ設定された削減可能な範囲内であると判定され、その削減が許容される旨の情報を受信した場合には、出力指令値算出部１１３は、需要家グループ３の電力需要が、指定された削減パターンに従うように、分散電源Ａｂへの発電出力指令値を算出し（ステップ９０６）、この発電出力指令値が、需要家ＡのコンピュータＰ３（分散電源の制御装置）へ出力・送信される（ステップ９０７）。従って、需要家グループ３は、電気事業者２とより安価な電力供給契約を結び、これに基づいて電力供給を受けることができる。

［２−７．環境への影響の加味］
現在、環境に対する規制が強化され、特に、二酸化炭素（ＣＯ_２）の排出量に対する削減義務や努力目標が設定されるようになっている。一般に、電気利用者は省エネルギーを促進し、電力消費量を削減することでＣＯ_２排出量の削減を実現しているが、購入した電力のＣＯ_２排出量を求めるための排出単価は、その電力がどのような装置で発電されたかにより決定される。例えば、重油を利用したディーゼル発電ではＣＯ_２の排出単価は火力との相違は少ないが、ガスエンジン発電、ガスタービン発電は天然ガスの利用により火力よりもＣＯ_２の排出単価は低くなり、燃料電池発電は天然ガス改質により水素を取り出す場合であっても火力に比べたＣＯ_２の排出単価は著しく低く、太陽光発電や風力発電の場合にはＣＯ_２排出単価はほぼ０である。このため、同じ電力消費量（需要量）であれば、ＣＯ_２の排出単価が小さいグリーン電力の割合が多ければ多い程、環境に与える影響を低減できることになる。

そこで、エネルギーマネージメントシステム１においては、図１０に示すような処理に従って、ＣＯ_２排出量の削減に寄与する。すなわち、上記のように、電気事業者２が、需要家グループ３との契約に従って電力供給を行うことにより、各需要家グループ３の電力需要データが受信され、グループ別ＤＢ１４０に格納される（ステップ１００１）。グリーン電力量決定部１１９は、電気事業者ＤＢ１５０の電気供給メニュー（発電設備の種類、環境への影響度等）を参照して（ステップ１００２）、蓄積されたグループ別の電力需要データに基づいて、ＣＯ_２排出量が低い電源の割合が多くなるように、電力の調達パターンを作成する（ステップ１００３）。

例えば、需要家グループ３において、ある時刻の合成需要が１０，０００ｋＷである場合に、電気事業者２が燃料電池発電システムによる２００Ｗの電力供給が可能であれば、２００Ｗ分は、その燃料電池発電システムから供給を受けるように調達パターンを作成する。分散電源Ａｂがグリーン電力である場合に、その供給割合が多くなるように調達パターンを作成してもよい。ＣＯ_２削減目標をクリアするために必要となる目標値を設定し、かかる目標値に適合するように、調達パターンを作成してもよい。この調達パターンは、電気事業者ＤＢ１５０に記憶されるとともに、データ出力部１７０により通信制御部１８０に出力され、通信制御部１８０によって電気事業者２のコンピュータＰ２へ送信される（ステップ１００４）。

このように、電気事業者２に対して、環境への影響が少ない電力の調達パターンに基づいた電力供給契約を、需要家グループ３と締結するように促す。かかる調達パターンを需要家グループ３にも送信することにより、契約締結がスムーズにいくようにしてもよい。電気事業者２が過去に購入した電力の調達先及びその電力量を記録しておき、グリーン電力を供給する調達先の電力量の割合が増えるように、調達パターンを作成してもよい。以上のように、本実施形態によれば、電気事業者２による発電・電力調達を、環境に影響のないクリーンなものから優先的に選択して行うための支援情報を提供することができる。

［２−８．負担の公平な分配］
また、本実施形態は、需要家グループ３を形成する個々の需要家Ａ，Ｂが、電気事業者２から供給を受けた電力量と、分散電源Ａｂの運転履歴・運転コストから、個々の需要家Ａ，Ｂに対して公平な電力料金を算出する機能を有する。すなわち、需要家グループ３は電気事業者２と電力供給にかかわる契約を結んだ場合、電気事業者２からの基本料金請求先は需要家グループ３となる。そして、この基本料金を、需要家Ａ，Ｂごとの電力需要に応じた料金に分割し、それぞれの需要家Ａ，Ｂから集金しなくてはならない。

しかし、分散電源Ａｂを所有し、運用している需要家Ａは、需要家グループ３全体の電力需要を低減し、電力料金を削減することにより、需要家グループ３全体への貢献をしている。そのため、需要家グループ３の基本料金を、各需要家Ａ，Ｂの消費電力量の比で分割するといった単純な方法で算定すると、不公平となってしまう。

そこで、エネルギーマネージメントシステム１は、以下のような処理を行う。すなわち、上記のように、電気事業者２が、需要家グループ３との契約に従って電力供給を行うことにより、各需要家グループ３の電力需要データが受信され、グループ別のＤＢ１４０に格納される（ステップ１１０１）。そして、需要家グループ３を構成する需要家の電力需要データ及び分散電源データに基づいて、寄与度算出部１１６が、分散電源Ａｂの運用による契約電力低減の寄与度を算出する（ステップ１１０２）。例えば、出力指令値記憶部１６０に記憶された分散電源の出力指令値や、実際に分散電源Ａｂから受信され格納された運用データに基づいて、需要家グループ３の電力需要に占める分散電源の供給電力の割合を求め、その割合によって寄与度を算出してもよい。

そして、料金算出部１１５は、分散電源Ａｂを所有する需要家が、本来払わなければならない基本料金から、この寄与度に従った額を控除する（ステップ１１０３）。但し、この控除された基本料金部分は、分散電源Ａｂを所有していない需要家Ｂに負担してもらうように、料金を算出する（ステップ１１０４）。また、このように算出された料金に関するデータは、データ出力部１７０によって出力され、需要家グループ３（需要家Ａ，Ｂ）及び電気事業者２に送信される（ステップ１１０５）。以上のように、本実施形態では、需要家Ａ，Ｂをグループ化したことによる恩恵を全需要家Ａ，Ｂが平等に得られるように、電力コストの分配を行う。

［２−９．不測の事態への対応］
さらに、本実施形態は、需要家グループ３内の分散電源Ａｂに故障等が発生し予定していた発電出力が得られない場合には、分散電源Ａｂの運用スケジュールを再計画する機能を有する。すなわち、図１２に示すように、電気事業者２が、需要家グループ３との契約に従って電力供給を行うことにより、各需要家グループ３の分散電源Ａｂの運用データが受信され、需要家ＤＢ１３０に格納される（ステップ１２０１）。そして、異常判定部１０３が、過去の運用データ若しくはあらかじめ設定されたしきい値等との比較に基づいて、分散電源Ａｂに異常が発生したと判定した場合には（ステップ１２０２）、調達パターン作成部１１７は、料金算出部１１５により算出されるペナルティ料金が最小となるように、調達パターンを再作成する（ステップ１２０３）。このように作成された調達パターンは、データ出力部１７０によって出力され、需要家及び電気事業者に送信される（ステップ１２０４）。

また、出力指令値算出部１１３は、分散電源Ａｂへの発電出力指令値を算出し（ステップ１２０５）、この発電出力指令値は、需要家ＡのコンピュータＰ３（分散電源の制御装置）へ出力され送信される（ステップ１２０６）。従って、分散電源Ａｂの予期しない異常により、予定していた発電電力が得られない場合であっても、残った分散電源Ａｂの発電余力および電気事業者２へのペナルティを条件にして、ペナルティ額が最小となるように分散電源Ａｂの運転計画を再計算し、その再計算された運転計画に基づく需要家グループ３の電力需要を、電気事業者２へ連絡し、電気事業者２の電力追加調達を支援することができる。

［実施形態の効果］
以上のような本実施形態によれば、分散電源Ａｂを有する需要家Ａが含まれるように、且つ電力需要低減により電力料金の削減が可能となるように、需要家Ａ，Ｂをグループ化し、この需要家グループ３毎に、電気事業者２と電力供給契約を締結するように促すことができるので、需要家Ａ，Ｂごとの個別の契約や、分散電源Ａｂを考慮しない単なるグループ化とは異なり、確実な電力需要低減効果が得られる。つまり、需要家グループ３内に分散電源Ａｂを所有する需要家Ａが存在する場合、需要家グループ３全体のピーク負荷が減少するように分散電源Ａｂを運用することで、契約電力を低減させることができ、基本料金削減が可能となる。

また、電力需要データに基づいて、あらかじめ契約で定めた電力需要を守るように、需要家Ａの分散電源Ａｂに対する発電出力指令値を算出し、これにより分散電源Ａｂを制御できるので、契約電力超過によるペナルティを防止して、電力料金の低減を図ることができる。特に、電気事業者２が超過を判定する時間間隔よりも短い周期で、電力需要の超過を判定し、分散電源Ａｂをコントロールすることにより、より確実に契約電力からの超過を防止できる。

また、不測の事態によって、需要家グループ３の契約電力量からの超過が発生してしまった場合には、超過して電力量を基準契約電力量とみなして、ペナルティを考慮した効率のよい運用を行うことができ、ペナルティを支払うことによる損失を低減できる。需要家グループ３の電力需要実績が、ペナルティ額を支払うよりも、契約電力量を高く設定する方が料金を削減できる場合には、そのような電力量を算出し、これによる契約を促すことができるので、料金削減効果が高まる。

また、電気事業者２の電力の調達コストが低くなるように、調達パターンを作成するので、電気事業者２は効率のよい電力の調達を行うことができ、需要家グループ３も低廉な料金によるサービスを受けることができる。これは、電力市場、燃料価格の変動が生じても、これに応じた契約量の見直しを可能とする。そして、調達パターンを需要家グループ３にも送信し、これを活用して需要家グループ３が電力買入予定データを作成して電気事業者２に送信すれば、電気事業者２は、経済的発電計画をたてる基礎データとすることができる。また、契約電力量を削減すれば、調達コストが削減可能となる削減パターンを作成するので、この削減パターンに基づいて、削減した電力量に基づく契約を締結することにより、電気事業者２及び需要家グループ３のコスト削減に寄与する。

また、環境に影響の少ないグリーン電力が優先的に選択されるように調達パターンを作成するので、ＣＯ_２排出量の低減等に積極的に貢献できる。また、分散電源Ａｂを有する需要家Ａの電力料金低減への寄与度を加味して電力料金の負担を算出するので、需要家グループ３内における不平等感を排除され、エネルギーマネージメントシステム１への参加促進に繋がる。また、分散電源Ａｂに異常が発生し、予定していた発電出力が得られない場合には、これに応じてコストが最小となるように、調達パターン及び分散電源出力指令を作成し、出力することができるので、不測の事態における損失を最小限に抑えることができる。

［他の実施形態］
本発明は、上記のような実施形態に限定されるものではない。電力需要設備、発電所、分散電源の規模、数、種類等は現在及び将来において利用可能なあらゆる設備を適用可能である。各種電源の電力コストは、例えば、買入コスト＋燃料コストにより算出できるが、かかる算出方法には限定されない。また、各種電源の効率（燃料−出力特性）をオンラインで計測し、これを活用して運転計画を作成することもできる。

また、本発明における分散電源は、出力制御が可能なものであればよく、現在又は将来において利用可能なあらゆる発電設備を適用できる。そして、グリーン電力は、環境への影響が少ない電力を広く含むものであり、その影響度や、グリーン電力か否かの基準等も、自由に設定可能である。例えば、風力発電、太陽光発電、バイオマス発電、水力発電、地熱発電等の化石燃料を使用しない電力ばかりでなく、天然ガスを利用するガスエンジン、ガスタービン、燃料電池等も、グリーン電力に含めてもよい。また、基準として、発電種類に応じたＣＯ_２排出コストを基準としたり、発電種類によらず、発電規模に応じたＣＯ_２排出量を基準としたり、システムで管理している発電設備同士の比較で特定のものを選択したり、これらの組み合わせを基準としたりすることも可能である。さらに、これらの基準を数値化する等、処理に適した情報形式に変換することも自由である。

なお、出力制御の観点からすると、現在の太陽電池発電、風力発電は出力が天候に左右されるため、これらを分散電源として採用しても、需要に合わせた制御ができない可能性がある。従って、分散電源としては、ガスタービン、ガスエンジン、ディーゼルエンジン、燃料電池等が適しているといえる。しかし、キャパシタ等、何らかの蓄電装置と併用すれば、天候に左右されなくなり、発電設備の種類によらずに容易に出力制御が可能となるため、コストとの勘案で、太陽電池発電、風力発電等の利用も十分に考えられる。以上のことから、分散電源としては、運用条件、コスト重視、発電容量、環境重視など、種々の観点から、その運用者にとって最も適したものを採用すればよい。

また、需要家、需要家グループ、電気事業者の数や組織形態等も、上記の実施形態で例示したものには限定されず、自由である。そして、エネルギーマネージメントシステムの機能の一部を、需要家グループ、電気事業者が行ってもよい。さらに、需要家グループ若しくは電気事業者側が行う処理を、エネルギーマネージメントシステムが行ってもよい。例えば、エネルギーマネージメントシステムを構成するコンピュータが、ネットワークを介して、課金、支払い、引き落とし等の処理を行うことにより、その費用収集業務を、電気事業者に代わって行なうことも可能である。

本発明のエネルギーマネージメントシステムを含むネットワーク構成例を示すの概略図。 本発明のエネルギーマネージメントシステムの一実施形態を示す機能ブロック図。 分散電源を考慮せずに需要家グループを構成した場合の電力需要合成例を示す説明図。 本発明の実施形態における需要家グループの電力需要合成例を示す説明図。 本発明の実施形態における分散電源出力の制御手順を示すフローチャート。 本発明の実施形態における契約電力量の再算出手順を示すフローチャート。 本発明の実施形態における契約電力量の再算出手順を示すフローチャート。 本発明の実施形態における電力需要予測の算出手順を示すフローチャート。 本発明の実施形態における電力需要の調整手順を示すフローチャート。 本発明の実施形態における環境影響度の低減手順を示すフローチャート。 本発明の実施形態における料金負担の分配手順を示すフローチャート。 本発明の実施形態における分散電源の異常時の処理手順を示すフローチャート。

符号の説明

１…エネルギーマネージメントシステム
２…電気事業者
３…需要家グループ
１３…分散電源
２１，２２，２６…電力需要
２３…合成需要
２５…発電出力
１００…データ入力部
１０１…データ抽出部
１０２…超過判定部
１０３…異常判定部
１１０…算出部
１１１…電力量算出部
１１２…需要予測算出部
１１３…出力指令値算出部
１１４…周期設定部
１１５…料金算出部
１１６…寄与度算出部
１１７…調達パターン作成部
１１８…削減パターン作成部
１１９…グリーン電力量決定部
１２０…グループ化処理部
１３０…需要家ＤＢ
１４０…グループ別ＤＢ
１５０…電気事業者ＤＢ
１６０…出力指令値記憶部
１７０…データ出力部
１８０…通信制御部
２１０…発電所
２２０…変電施設
２３０…送電網
２４０…配電網
Ａ，Ｂ…需要家
Ａａ，Ｂａ…電気需要設備
Ａｂ…分散電源
Ｎ…通信ネットワーク
Ｐ２，Ｐ３…コンピュータ

Claims (12)

1. 電力供給設備から電力の供給を受ける電力需要設備を管理若しくは所有する複数の需要家について、分散電源を所有若しくは管理する少なくとも１つの需要家を含む需要家グループにまとめたグループデータを格納するグループデータ格納部と、
   前記需要家グループについて、その電力需要設備の電力需要データを格納する電力需要データ格納部と、
   前記電力需要データに基づいて、前記需要家グループの分散電源に対する発電出力指令値を算出する出力指令値算出部と、
   を有することを特徴とするエネルギーマネージメントシステム。
2. 前記出力指令値算出部による発電出力指令値の算出の基準として、前記電力供給設備に対する前記需要家グループの電力需要の上限とすべき基準電力量を格納する基準電力量格納部を有することを特徴とする請求項１記載のエネルギーマネージメントシステム。
3. 前記需要家グループの電力需要が前記基準電力量を超えたか否かを判定する超過判定部と、
   前記電力供給設備を所有若しくは管理する事業者が前記基準電力量からの電力需要の超過を判定する時間単位において、前記需要家グループの電力需要が前記基準電力量を超過しないように、前記超過判定部による判定及び前記出力値算出部による算出の周期として、前記時間単位よりも短い周期を設定する周期設定部と、
   を有することを特徴とする請求項２記載のエネルギーマネージメントシステム。
4. 前記電力供給設備を所有若しくは管理する事業者が、供給した電力量に対応する料金支払いの集計期間を記憶する集計期間記憶部と、
   前記時間単位を超えて前記超過判定部により超過が判定された場合に、前記集計期間中における基準電力量を再算出する電力量算出部と、
   を有することを特徴とする請求項３記載のエネルギーマネージメントシステム。
5. 前記基準電力量を低減することにより、前記需要家グループに供給される電力の調達コストが削減可能となるパターンを作成する削減パターン作成部を有することを特徴とする請求項２〜４のいずれか１項に記載のエネルギーマネージメントシステム。
6. 前記電力需要データに基づいて、前記需要家グループの電力需要予測を算出する需要予測算出部を有することを特徴とする請求項１〜５のいずれか１項に記載のエネルギーマネージメントシステム。
7. 前記電力供給設備及び前記分散電源からの電力の調達コストを格納する調達コスト格納部と、
   前記電力需要データ及び前記調達コストに基づいて、前記需要家グループへ供給する電力の調達パターンを作成する調達パターン作成部と、
   を有することを特徴とする請求項１〜６のいずれか１項に記載のエネルギーマネージメントシステム。
8. 前記電力供給設備及び前記分散電源の環境への影響度を格納する影響度格納部と、
   前記影響度に応じて、前記電力需要設備に対する供給電力のうち、環境への影響の少ないグリーン電力の割合を決定するグリーン電力量決定部と、
   を有することを特徴とする請求項１〜７のいずれか１項に記載のエネルギーマネージメントシステム。
9. 前記需要家グループ内において、前記分散電源を所有若しくは管理する需要家の電力料金低減への寄与度を算出する寄与度算出部と、
   前記寄与度に基づいて、前記需要家グループ内における各需要家の電力料金の負担を算出する料金算出部と、
   を有することを特徴とする請求項１〜８のいずれか１項に記載のエネルギーマネージメントシステム。
10. 前記分散電源の運用データを格納する運用データ格納部と、
    前記運用データに基づいて、前記分散電源の異常を判定する異常判定部と、
    を有することを特徴とする請求項１〜９のいずれか１項に記載のエネルギーマネージメントシステム。
11. コンピュータ又は電子回路が、
    電力供給設備から電力の供給を受ける電力需要設備を管理若しくは所有する複数の需要家について、分散電源を所有若しくは管理する少なくとも１つの需要家を含む需要家グループにまとめたグループデータを格納するステップと、
    前記需要家グループについて、その電力需要設備の電力需要データを格納するステップと、
    前記電力需要データに基づいて、前記需要家グループの分散電源に対する発電出力指令値を算出するステップとを含むことを特徴とするエネルギーマネージメント方法。
12. コンピュータを制御することにより、
    電力供給設備から電力の供給を受ける電力需要設備を管理若しくは所有する複数の需要家について、分散電源を所有若しくは管理する少なくとも１つの需要家を含む需要家グループにまとめたグループデータを格納させ、
    前記需要家グループについて、その電力需要設備の電力需要データを格納させ、
    前記電力需要データに基づいて、前記需要家グループの分散電源に対する発電出力指令値を算出させることを特徴とするエネルギーマネージメント用プログラム。

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