JP2012055078A - エネルギマネジメントシステムおよびエネルギマネジメント方法 - Google Patents

Abstract

【課題】コミュニティ内の自然エネルギによる発電の余剰電力を蓄熱運転で吸収して低減でき、さらに、蓄熱運転における系統電力の使用量と電気料金の少なくとも一方を、起動時の効率低下を反映して軽減できるエネルギマネジメントシステムおよびエネルギマネジメント方法を提供することを課題とする。
【解決手段】ＰＶ設備１ａと電気給湯器１ｂの少なくとも１つを備える需要家１からなり、電力系統１００から系統電力が需要家１に供給されるコミュニティ１０の電気給湯器１ｂを制御するコミュニティＥＭＳ２とする。そして、ＰＶ設備１ａの余剰電力を予測する余剰電力予測部と、余剰電力と系統電力を利用するように電気給湯器１ｂの蓄熱運転パターンを作成する地産地消計画部と、を備え、系統電力の使用量と、系統電力の使用量に応じて課せられる電気料金と、の少なくとも一方が軽減するように蓄熱運転パターンを作成することを特徴とする。
【選択図】図１

Description

本発明は、需要家が集合して形成されるコミュニティのエネルギ管理をするエネルギマネジメントシステムおよびエネルギマネジメント方法に関する。

近年、電力を消費する需要家において、太陽光発電（以下「ＰＶ」という）の導入が進み、電力会社から供給される系統電力と需要家端で発電されるＰＶ電力を併用する形態が増えている。今後、ＰＶの導入量の地域による偏りや、ＰＶ発電量の、気象の影響による変動によって、配電系統の潮流状況が地域や時間で変化することが想定され、特に、ＰＶ発電量が多い地域や時間帯には、需要家端から配電系統への逆潮流が発生することが考えられる。そして、配電系統の電圧制御や系統全体の需給バランス制御に影響を与えることなどが懸念されている。
その対策の１つの方法として、需要家端に設置されている電気給湯器の蓄熱運転の時間帯を調整することが検討されている。つまり、電気給湯器は、通常、夜間の割安な電気を活用して温水を貯湯タンクに貯め、翌日の昼間に温水を利用するように運転されるが、翌日の昼間のＰＶ発電量が多いと予測される場合には、前日夜間の蓄熱運転を抑制して翌日の蓄熱可能量を増大させておき、翌日昼間のＰＶ発電量が多い時間帯にあわせて蓄熱運転することで電力需要を増大させ、前記した配電系統における逆潮流や、系統全体の供給力の増大を低減することが検討されている（例えば、非特許文献１参照）。

この方法の特徴は以下にある。
つまり、昼間のＰＶで発生する逆潮流によって配電系統の電圧が上昇すると、ＰＶの電圧上昇抑制機能によってＰＶ発電量が自動的に抑制されるが、その抑制分を電気給湯器の蓄熱運転で有効活用できる。
また、一般的に、需要家における温水需要量は、昼間のＰＶされる時間帯以降にも十分な量があり、前記したように蓄熱運転の時間帯を前日夜間から昼間のＰＶする時間帯にずらしても、温水が不足するということはなく、需要家の利便性を損なわない。
また、温水利用のために既に設置されている電気給湯器を利用することができ、初期費用を抑えることができる。

「需要家機器との連携制御を用いた太陽光発電逆潮流抑制方式 −予測の不確実性を考慮したヒートポンプ式給湯機の運用計画法−」、浅利（電中研）他、電気学会Ｂ部門大会論文集、２００９／０８。

非特許文献１に記載される技術によると、ＰＶで発電された電力の逆潮流の抑制および貯湯式の電気給湯器の湯切れ防止を実現しながら、需要家の電気代の低減を図ることができる。
しかしながら、電気給湯器の蓄熱運転パターンがエネルギ効率に与える影響は考慮されていない。例えば、ヒートポンプ式電気給湯器において、ヒートポンプのエネルギ効率が外気温から受ける影響、蓄熱運転起動時に定格のエネルギ効率での運転となるまでに時間がかかることの影響、温水生成後に貯湯タンクに貯めておく時間に応じて生じる放熱ロスの影響、などについて考慮されていない。そして、エネルギ効率が低いと、同じ温水需要をまかなうのに必要な電力が増えることになる。

また、電気給湯器の蓄熱運転にＰＶ発電量のみで不足する場合、系統電力を利用することになる。このとき、系統電力の従量単価が時間帯によって異なるように設定されていると、蓄熱運転で利用する系統電力のトータル電力量が同じであっても、蓄熱運転する時間帯によって、系統電力の使用量に応じた課金量（電気料金）が変化する。仮に、従量単価の高い時間帯に蓄熱運転すると系統電力の電気料金が高くなる。

そこで本発明は、コミュニティ内の自然エネルギによる発電の余剰電力を蓄熱運転で吸収して低減でき、さらに、蓄熱運転における系統電力の使用量と電気料金の少なくとも一方を軽減できるエネルギマネジメントシステムおよびエネルギマネジメント方法を提供することを課題とする。

前記課題を解決するため、本発明は、自然エネルギによる発電の余剰電力を予測する手段と、予測された余剰電力を利用し、必要に応じて系統電力を利用するように蓄熱機器の蓄熱運転の運転パターンを作成する手段と、を有するエネルギマネジメントシステムとする。そして、余剰電力を低減するとともに、系統電力の使用量と系統電力の使用量に応じて課せられる電気料金との少なくとも一方が軽減するように運転パターンを作成することを特徴とする。
また、本発明のエネルギマネジメントシステムは、蓄熱機器の効率を考慮して運転パターンを作成することを特徴とする。
また、本発明は、コミュニティに備わる蓄熱機器を蓄熱運転するときのエネルギマネジメント方法とする。そして、少なくとも自然エネルギによる電力供給量と蓄熱機器の電力需要量とに基づいて自然エネルギによる余剰電力を予測するステップ、および系統電力の使用量と系統電力の使用量に応じて課せられる電気料金との少なくとも一方が軽減するように、予測した余剰電力を使用する運転パターンを作成するステップ、を含むことを特徴とする。

本発明に係るエネルギマネジメントシステムおよびエネルギマネジメント方法によれば、コミュニティ内の自然エネルギによる発電の余剰電力を蓄熱運転で吸収して低減でき、さらに、蓄熱運転における系統電力の使用量と電気料金の少なくとも一方を軽減できる。
また、蓄熱機器の効率を考慮して、蓄熱運転における系統電力の使用量と電気料金の少なくとも一方を軽減できる。

コミュニティの一構成例を示す図である。 需要家端末の機能ブロックの一構成例を示す図である。 （ａ）は、コミュニティＥＭＳの機能ブロック図、（ｂ）は、需給予測テーブルデータの一例を示す図である。 コミュニティＥＭＳがエネルギ管理プログラムを実行するフローチャートである。 （ａ）は、外気温Ｔｅｍｐと蓄熱運転電力量Ｐ_ｅｃの関係の一例を示すグラフ、（ｂ）は、外気温Ｔｅｍｐと供給熱量ＳＨＷ_ｅｃの関係の一例を示すグラフ、（ｃ）は、外気温Ｔｅｍｐと放熱ロス率ＬＲ_ｅｃの関係の一例を示すグラフである。 蓄熱運転パターンの一例を示す図である。

以下、本発明の実施形態について、適宜図を参照して詳細に説明する。
図１に示すように、複数の需要家１（図１には４つの需要家１を図示）が集合して１つのコミュニティ１０が形成され、コミュニティ１０のエネルギ管理をするコミュニティＥＭＳ（エネルギマネジメントシステム）２が備わっている。
なお、需要家１として、一般家庭、ビル、工場、店舗、学校等が想定されている。

コミュニティ１０には、電力会社が運営する電力系統１００から電力が供給される。電力系統１００は、図示しない変圧器などを備える配電線３を含んで構成され、配電線３によって各需要家１に電力が供給される。このように電力系統１００から需要家１に供給される電力を系統電力と称する。

なお、図１は説明を簡単にするため、４件の需要家１が配電線３に整然と接続した状態を図示しているが、実際にはより複雑な構成となる場合がある。

また、本実施形態に係る需要家１には、太陽光発電設備１ａ、電気給湯器１ｂ、エアコンなどの電力負荷機器１ｃ等が備わっている。以下、太陽光発電設備１ａ、電気給湯器１ｂ、エアコンなどの電力負荷機器１ｃをまとめて需要家機器と称する。また、太陽光発電を「ＰＶ」、太陽光発電設備１ａを「ＰＶ設備」、太陽光発電設備１ａで発電された電力を「ＰＶ電力」と称する。
ＰＶ設備１ａは、自然エネルギである太陽光を受光して電力に変換する発電設備であるが、これを以下、需要家１における第１電力供給源とする。ＰＶ設備１ａで発電された電力（ＰＶ電力）は、主にそのＰＶ設備１ａが備わる需要家１に供給されて消費される。消費されない余剰電力（以下、ＰＶ余剰電力と称する）が発生する場合は、電力系統１００に逆潮流することになる。

なお、本実施形態において、電力系統１００は、ＰＶ設備１ａ（第１電力供給源）と異なる電力供給源になるが、これを以下、需要家１における第２電力供給源と称する。

また、前記したように電力系統１００は電力会社によって運営され、電力系統１００から需要家１に供給される系統電力は使用量に応じて課金される。これに対し、当該需要家１が所有するＰＶ設備１ａで発電されるＰＶ電力は、使用量に応じた課金量（電気料金）が発生しない電力である。

電気給湯器１ｂは、図示しない貯湯タンクに温水を熱量として蓄える蓄熱式の給湯器（蓄熱機器）であり、例えば電力で駆動するヒートポンプユニットで温水を沸き上げるように構成されて電力負荷機器となる。その他、電気ヒータで温水を沸き上げる電気給湯器１ｂが備わる場合もある。

電力負荷機器１ｃは、電力を消費して負荷となる機器であり、例えば、エアコン等の家電製品がある。

需要家端末１ｄは、需要家１毎に備わって当該需要家１に備わる需要家機器（ＰＶ設備１ａ、電気給湯器１ｂ、電力負荷機器１ｃ等）の状態を監視してコミュニティＥＭＳ２に通知するとともに、コミュニティＥＭＳ２からの指令にしたがって各機器を制御する。
例えば、需要家端末１ｄは、コミュニティＥＭＳ２からの指令に基づいて電気給湯器１ｂの蓄熱運転を起動する。

需要家端末１ｄは、例えば図２に示すように構成される。
入出力部１１ａは、図示しないキーボード、モニタ等を含んで構成され、例えば、需要家１（図１参照）の管理者の操作によって需要家端末１ｄにデータを入力したり、状況を表示するインターフェースである。
また、コミュニティＥＭＳ通信部１１ｂは、コミュニティＥＭＳ２（図１参照）とネットワーク等を介して接続され、コミュニティＥＭＳ２とデータ通信するインタフェースである。

地産地消制御部１１ｃは、入出力部１１ａを介して需要家１（図１参照）の管理者等から地産地消起動信号が入力された場合や、コミュニティＥＭＳ通信部１１ｂを介してコミュニティＥＭＳ２（図１参照）からの指令（地産地消起動指令など）を受信した場合に、需要家機器通信部１１ｄを介して需要家機器のそれぞれに制御信号を送信して制御する。地産地消起動信号や地産地消起動指令は、需要家機器の制御を直接起動する制御信号であってもよいし、需要家に需要家機器の制御の起動を促すための情報信号（例えば、料金情報）であってもよい。後者の場合、コミュニティ１０（図１参照）の管理者等が情報信号を確認して需要家機器の制御を起動する構成であってもよいし、需要家機器の制御を起動する諸条件（例えば、料金情報の内容毎に、需要家機器の制御内容を対応付ける条件）をテーブルデータとして需要家端末１ｄに格納し、地産地消起動信号や地産地消起動指令が当該テーブルデータに格納された諸条件と一致したときに、当該テーブルデータに従って需要家機器の制御が起動する構成であってもよい。

需要家機器通信部１１ｄは、需要家１に備わる需要家機器（ＰＶ設備１ａ、電気給湯器１ｂおよびその他の電力負荷機器１ｃ）のそれぞれと、例えばＬＡＮ（Local Area Network）などを介して接続され、各需要家機器との間でデータ通信するインタフェースである。

電気給湯器状態監視部１１ｅは、需要家機器通信部１１ｄを介して、電気給湯器１ｂの状態（例えば蓄熱運転電力量、蓄熱残量、加熱量、給水温度など）を電気給湯器１ｂの制御部（図示せず）から取得し、取得した電気給湯器１ｂの状態データを、コミュニティＥＭＳ通信部１１ｂを介してコミュニティＥＭＳ２（図１参照）に送信する。ここで、蓄熱運転電力量は、電気給湯器１ｂが蓄熱運転するときに消費される電力量（蓄熱運転しないときは「０」とする）であり、蓄熱残量は、電気給湯器１ｂの貯湯タンク（図示せず）内に蓄えられる温水が持つ熱量を、水温が「０℃」の場合を基準として算出した値である。また、加熱量は、貯湯タンク内の温水が電気給湯器１ｂの加熱部（例えば、ヒートポンプ式電気給湯器の場合は、ヒートポンプ）によって加熱される際に得る熱量であり、給水温度は、電気給湯器１ｂに外部から補給される水の温度である。

電気給湯器蓄熱制御部１１ｆは、電気給湯器１ｂの蓄熱運転を制御する機能ブロックであり、例えば、地産地消制御部１１ｃからの指令に基づいて、需要家機器通信部１１ｄを介して、電気給湯器１ｂの制御部に蓄熱運転起動信号や蓄熱運転停止信号を送信して、電気給湯器１ｂの蓄熱運転の状態を調節（制御）する。
電力需要状態監視部１１ｇは、需要家１における電力需要量を計測し、計測した結果をコミュニティＥＭＳ通信部１１ｂを介してコミュニティＥＭＳ２（図１参照）に送信する。電力需要量を計測する方法として、例えば、電力系統１００（図１参照）から需要家１に系統電力が供給される受電点における電力を計測する方法や、需要家１に備わる電気給湯器１ｂやその他の電力負荷機器１ｃにおける消費電力を、需要家機器通信部１１ｄを介して各機器の制御部から収集し、合算する方法などが考えられる。
ＰＶ状態監視部１１ｈは、ＰＶ設備１ａの発電量（ＰＶ発電量）を、需要家機器通信部１１ｄを介して、ＰＶ設備１ａの制御部（図示せず）から取得し、取得したＰＶ発電量をコミュニティＥＭＳ通信部１１ｂを介してコミュニティＥＭＳ２に送信する。

コミュニティ１０（図１参照）に備わる全ての需要家端末１ｄは、例えばコミュニティ１０内に構築されるネットワーク（広域ＬＡＮなど）を介してコミュニティＥＭＳ２（図１参照）に接続される。

コミュニティＥＭＳ２（図１参照）は、図示しないコンピュータが所定のプログラムを実行して、接続される１つもしくは複数の需要家端末１ｄ（図１参照）を協調制御し、コミュニティ１０（図１参照）のエネルギ管理をする制御装置であり、例えば図３の（ａ）に示すように、入出力部２０、地産地消計画部２１、需給予測部２２、需要家端末通信部２３、および需要家データ管理部２４を含んで構成される。また、需要家データ管理部２４は、機器仕様データ２４ａ、需要家実績データ２４ｂ、需給予測テーブルデータ２４ｃを含んで構成される。以下、コミュニティ１０のエネルギ管理をするためにコミュニティＥＭＳ２が実行するプログラムをエネルギ管理プログラムと称する。

入出力部２０は、図示しないキーボード、ＨＤＤユニット、モニタ等を含んで構成され、例えばコミュニティ１０（図１参照）の管理者の操作によってコミュニティＥＭＳ２にデータを入出力するインターフェースである。
また、需要家端末通信部２３は、需要家端末１ｄのコミュニティＥＭＳ通信部１１ｂ（図２参照）とネットワーク等を介して接続され、需要家端末１ｄとデータ通信するインターフェースである。

需給予測部２２は、気象状態管理部２２ａ、ＰＶ発電量予測部２２ｂ、電力需要予測部２２ｃ、温水需要予測部２２ｄ、および余剰電力予測部２２ｅを含んで構成され、コミュニティ１０（図１参照）におけるＰＶ余剰電力を予測する。以下、予測されたＰＶ余剰電力をＰＶ余剰電力予測値と称する。

気象状態管理部２２ａは、例えば天気予報のサイトから、現在から未来に至る所定の時刻毎の天気、外気温、日射強度などの予測値のデータを取り込み、それらを管理する。

本実施形態における所定の時刻は、０時から２４時（詳細には２３時５９分）までの各時刻における０分と３０分（０時０分、０時３０分、１時０分、・・・、２３時００分、２３時３０分）であり、以下、管理対象時刻と称する。そして、気象状態管理部２２ａは、外気温予測値や日射強度予測値（気象状況）の管理対象時刻毎（つまり、３０分毎）の時間的変化を取得し、管理するものである。
なお、管理対象時刻は、３０分間隔での設定に限定されるものではなく、３０分より長い間隔での設定であってもよいし、３０分より短い間隔での設定であってもよい。
また、管理対象時刻の時間帯は、０時から２４時に限定するものではなく、他の時間帯（例えば２３時から翌日の２３時）であってもよい。

ＰＶ発電量予測部２２ｂは、各需要家１（図１参照）の各管理対象時刻におけるＰＶ発電量予測値を算出する。つまり、電力予測部としてＰＶ設備１ａ（図１参照）の電力供給量を予測する。
例えば、当該需要家１の「日射強度−ＰＶ発電量特性データ」を機器仕様データ２４ａから取得し、さらに、当該管理対象時刻の日射強度予測値データを気象予測データとして気象状態管理部２２ａから取得する。そして、取得した「日射強度−ＰＶ発電量特性データ」を参照し、当該日射強度予測値に対応するＰＶ発電量特性データを求める。
そして、ＰＶ発電量予測部２２ｂは、さらに、需要家１毎のＰＶ発電量予測値を全ての需要家１について合算した値を、コミュニティ１０（図１参照）におけるＰＶ発電量予測値（電力供給量の予測値）とする。

この構成によってＰＶ発電量予測部２２ｂは、気象状況の予測（日射強度予測値）を示す気象予測データに基づいたＰＶ発電量予測値の時間的変化を予測でき、コミュニティ１０（図１参照）におけるＰＶ電力の供給量の時間的変化を予測することができる。
なお、日射強度−ＰＶ発電量特性データは、日射強度に対してＰＶ発電量を対応付けるデータであって、ＰＶ設備１ａ（図１参照）の仕様として予め設定され、機器仕様データ２４ａとして需要家データ管理部２４に蓄積される。

電力需要予測部２２ｃは、各需要家１（図１参照）の各管理対象時刻毎の電力需要量予測値を算出する。例えば、管理対象時刻の各時刻におけるコミュニティ１０（図１参照）の電力需要量の過去実績の平均値を、コミュニティ１０における当該時刻の電力需要量予測値とする。

温水需要予測部２２ｄは、各需要家１（図１参照）の各管理対象時刻の温水需要量予測値を算出する。例えば、管理対象時刻の各時刻における温水需要量の過去実績の平均値を当該時刻の温水需要量予測値とする。
なお、温水需要量予測値を予測する方法は前記した方法のほか、例えば、過去の日間温水需要量（１日当たりの温水需要量）の実績データのうちの、一定期間の平均値か、または、実績データのうちの翌日の区分（例えば、平日、休日の区分）が一致する日のみの平均値をもって、翌日の日間温水需要量予測値とし、その１／４８の値を管理対象時刻毎の温水需要量予測値とする方法でもよい。

余剰電力予測部２２ｅは、管理対象時刻の各時刻のコミュニティ１０（図１参照）におけるＰＶ余剰電力予測値を出力する。例えば、余剰電力予測部２２ｅは、電力需要予測部２２ｃが算出する当該時刻のコミュニティ１０における電力需要予測値を、ＰＶ発電量予測部２２ｂが算出する当該時刻のコミュニティ１０におけるＰＶ発電量予測値から減算した値を当該時刻のコミュニティ１０におけるＰＶ余剰電力予測値とする。

このように需給予測部２２は、余剰電力予測部２２ｅでコミュニティ１０（図１参照）におけるＰＶ余剰電力予測値の時間的変化を予測する。

なお、余剰電力予測部２２ｅは、電力需要予測部２２ｃが予測する電力需要予測値とＰＶ発電量予測部２２ｂ（電力予測部）が予測するＰＶ発電量予測値の替わりに、例えばコミュニティ１０（図１参照）の管理者が、入出力部２０（図３の（ａ）参照）から入力する、電力需要予測値に相当するデータやＰＶ発電量予測値に相当するデータを利用してＰＶ余剰電力予測値を算出（予測）する構成としてもよい。
また、この構成の場合、電力需要予測部２２ｃ、ＰＶ発電量予測部２２ｂが備わらない需給予測部２２としてもよい。

また、需給予測部２２は、管理対象時刻の各時刻毎に日射強度予測値、ＰＶ発電量予測値、電力需要予測値、温水需要量予測値、およびＰＶ余剰電力予測値を取得して管理対象時刻毎に時系列に配列し、需給予測テーブルデータ２４ｃとして需要家データ管理部２４に蓄積する。需給予測テーブルデータ２４ｃは、例えば図３の（ｂ）に示すように構成される。
なお、図３の（ｂ）に示す需給予測テーブルデータ２４ｃの項目となるデータは、コミュニティ１０（図１参照）を形成する全ての需要家１（図１参照）について合計した値を示す。
需給予測部２２は、管理対象時刻毎に当該時刻以降の需給予測テーブルデータ２４ｃを作成する。例えば需給予測部２２は、０時には０時から２４時までの２４時間を対象とする需給予測テーブルデータ２４ｃを作成して需要家データ管理部２４に蓄積する。さらに、需給予測部２２は、０時３０分には０時３０分から２４時までの２３．５時間を対象とする需給予測テーブルデータ２４ｃを作成して需要家データ管理部２４に蓄積する。
このように需給予測部２２は、１日に３０分間隔で４８回に亘って４８パターンの需給予測テーブルデータ２４ｃを作成する。

なお、管理対象時刻が２３時から翌日の２３時の場合、需給予測部２２は、２３時には２３時から翌日の２３時までの２４時間を対象とする需給予測テーブルデータ２４ｃを作成し、２３時３０分には２３時３０分から翌日の２３時までの２３．５時間を対象とする需給予測テーブルデータ２４ｃを作成する。このように、需給予測部２２は、設定される管理対象時刻に応じて需給予測テーブルデータ２４ｃを作成する。

需要家データ管理部２４は、コミュニティＥＭＳ２がコミュニティ１０（図１参照）のエネルギ管理をするのに必要なデータを蓄積するとともに必要に応じてデータを引き出し可能な記憶装置であり、需給予測部２２が作成する需給予測テーブルデータ２４ｃの他、機器仕様データ２４ａ、需要家実績データ２４ｂ、電気料金単価データを蓄積し管理する。需要家実績データ２４ｂは、需要家データ管理部２４が管理対象時刻毎に、需要家端末通信部２３を介して、コミュニティ１０（図１参照）内の各需要家１の需要家端末１ｄ（図１参照）から現在状態データを取得して蓄積する。

機器仕様データ２４ａは、全ての需要家１（図１参照）に備わる需要家機器（ＰＶ設備１ａ、電気給湯器１ｂ、電力負荷機器１ｃ等）の仕様に関するデータであり、例えばＰＶ設備１ａ（図１参照）の仕様を示すデータとして、前記した「日射強度−ＰＶ発電量特性データ」が含まれる。
その他、機器仕様データ２４ａとして、例えば、電気給湯器１ｂ（図１参照）については、蓄熱運転時の消費電力や蓄熱運転の平均ＣＯＰ（Coefficient of Performance：エネルギ消費効率）のデータ、また、電気給湯器１ｂ（図１参照）の蓄熱運転時の電力消費量、供給熱量、ＣＯＰの、外気温による変化や起動時の変化に関する特性を表すデータ等を管理する。

電気給湯器１ｂ（図１参照）のＣＯＰは、電気給湯器１ｂが蓄熱運転するときのエネルギ効率を示す値で、一定時間の蓄熱運転における出力エネルギ総量の入力エネルギ総量に対する比率として算出される。そして、平均ＣＯＰは、予め設定したいくつかの条件下でのＣＯＰの平均値とする。

需要家実績データ２４ｂは、需要家需給状態データと需要家蓄熱機器状態データを含んで構成される。需要家需給状態データは、コミュニティ１０（図１参照）内の各需要家１（図１参照）の各管理対象時刻毎の電力需要量、ＰＶ発電量、温水需要量、加熱量およびこれら各値（各管理対象時刻毎の電力需要量、ＰＶ発電量、温水需要量、加熱量）のコミュニティ１０内でのトータル（合計）を含んで構成される。
需要家蓄熱機器状態データは、コミュニティ１０内の各需要家１の各管理対象時刻毎の電気給湯器１ｂ（図１参照）の状態量（蓄熱運転電力量、加熱量、給水温度、外気温など）、および、コミュニティ１０内のトータルの蓄熱運転電力量、加熱量のデータを含んで構成される。
コミュニティ１０内での、電力需要量、ＰＶ発電量、温水需要量、蓄熱運転電力量、加熱量のトータル（合計）は、それぞれ需要家データ管理部２４が、各管理対象時刻毎にコミュニティ１０内の各需要家１から収集した電力需要量、ＰＶ発電量、温水需要量、加熱量をコミュニティ１０内の各需要家１について合算して算出する。

電気料金単価データは、系統電力の各管理対象時刻毎の従量単価を示すデータである。従量単価とは、使用した電力量の単位量（例えば、１ｋＷｈなど）当たりの単価である。電気料金単価データは、コミュニティ１０（図１参照）の管理者等が、入出力部２０を介して適宜更新する。

地産地消計画部２１は、ＰＶ発電量予測値やＰＶ余剰電力予測値や電気料金単価データなどに基づいて、電気給湯器１ｂが蓄熱運転するときの運転パターン（蓄熱運転パターン）を決定（作成）する。なお、地産地消計画部２１が蓄熱運転パターンを作成する詳細は後記する。

図３の（ａ）に示すように構成されるコミュニティＥＭＳ２は、前記した管理対象時刻になると、コミュニティ１０（図１参照）のエネルギ管理をするエネルギ管理プログラムを実行するように構成される。エネルギ管理プログラムは、需要家データ管理部２４、需給予測部２２、気象状態管理部２２ａ、ＰＶ発電量予測部２２ｂ、電力需要予測部２２ｃ、温水需要予測部２２ｄ、余剰電力予測部２２ｅの各部の処理を起動し、その後、地産地消計画部２１の処理を起動して蓄熱運転パターンを作成する。そして、地産地消計画部２１での処理で作成された蓄熱運転パターンに基づいて、コミュニティ１０（図１参照）内の各需要家１の需要家端末１ｄ（図１参照）に対して、各需要家１の電気給湯器１ｂ（図１参照）への地産地消起動指令となる電気給湯器制御信号を送信する。

図４に示すように、コミュニティＥＭＳ２（図１参照）は、エネルギ管理プログラムを実行すると、前記したように需給予測部２２、需要家データ管理部２４、地産地消計画部２１の各部の処理を起動し、第１のステップとしてＰＶ発電量予測値を求める。つまり、電力供給量を予測する。
そして、コミュニティＥＭＳ２は、第２のステップとして、コミュニティ１０（図１参照）における電力需要量予測値を求める。つまり、電力需要量を予測する。
さらに、コミュニティＥＭＳ２は、第３のステップとして、ＰＶ発電量予測値から電力需要量予測値を減算してコミュニティ１０におけるＰＶ余剰電力予測値を求める。つまり、電力供給量の予測値と電力需要量の予測値に基づいてコミュニティ１０における余剰電力を予測し、第４のステップとして蓄熱運転パターンを作成する。
そして、コミュニティＥＭＳ２は、地産地消計画部２１で作成された蓄熱運転パターンに基づいて各需要家１の需要家端末１ｄ（図１参照）に対して、地産地消起動指令（電気給湯器制御信号）を送信する。

各需要家１の需要家端末１ｄ（図２参照）では、地産地消制御部１１ｃ（図２参照）がコミュニティＥＭＳ通信部１１ｂ（図２参照）を介して地産地消起動指令（電気給湯器制御信号）を受信すると、その信号に基づいて電気給湯器１ｂ（図２参照）の蓄熱運転の起動指令を電気給湯器蓄熱制御部１１ｆ（図２参照）に送信する。蓄熱運転の起動指令を受信した電気給湯器蓄熱制御部１１ｆは、需要家機器通信部１１ｄを介して電気給湯器１ｂに制御信号（蓄熱運転起動信号や蓄熱運転停止信号）を送信し、電気給湯器１ｂの蓄熱運転を制御する。

以下に、コミュニティＥＭＳ２の地産地消計画部２１が蓄熱運転パターンを作成する手順（第４のステップ）を説明する（適宜図１〜図３参照）。

地産地消計画部２１は、下記の要件１〜５を想定して蓄熱運転パターンを作成するように構成される。
要件１：蓄熱運転によって、ＰＶ余剰電力をできるだけ多く吸収して低減する。
要件２：蓄熱に必要な電力のうち、ＰＶ余剰電力で不足する分は系統電力を利用する。
要件３：蓄熱運転に要する系統電力の電気料金をできるだけ低く抑える。
要件４：コミュニティ内の蓄熱運転に要する電力の消費量を低く抑える。
要件５：湯切れを回避する。

地産地消計画部２１は、上記の要件を想定してコミュニティ１０の管理者等が事前に選択して設定する下記の２つの目的関数（第１目的関数Ｆ１、第２目的関数Ｆ２）のうちの１つの目的関数の値をできるだけ大きくするように、蓄熱運転パターンを作成する。
Ｆ１：Ｗ１×ΣＵ_ｅｐ［ｔｉ］−
Ｗ２×｛Σ（Ｐ_ｅｃ［ｔｉ］−
Ｍｉｎ（ＥＰ_ｐｖ［ｔｉ］，Ｐ_ｅｃ［ｔｉ］））×
ｒａｔｅ［ｔｉ］｝→最大化
Ｆ２：Ｗ１×ΣＵ_ｅｐ［ｔｉ］−
Ｗ３×｛Σ（Ｐ_ｅｃ［ｔｉ］−
Ｍｉｎ（ＥＰ_ｐｖ［ｔｉ］，Ｐ_ｅｃ［ｔｉ］））｝→最大化

ｔｉはｉ番目の管理対象時刻を示すパラメータである。
本実施形態における管理対象時刻は、前記したように０時０分から２３時３０分までの３０分間隔で設定されるため、例えばｔ０は０時０分、ｔ１は０時３０分、ｔ２は１時０分を示し、２３時３０分はｔ４７で示される。
また、第１目的関数Ｆ１および第２目的関数Ｆ２の１つめの記号Σは、全ての管理対象時刻について合計することを示し、第１目的関数Ｆ１および第２目的関数Ｆ２の２つ目の記号Σは、コミュニティ１０内の全ての需要家１と全ての管理対象時刻について合計することを示す。

Ｐ_ｅｃは蓄熱運転するときに電気給湯器１ｂで消費する電力消費量（蓄熱運転電力量）で、外気温Ｔｅｍｐをパラメータとする蓄熱運転電力量の特性関数ＦＰ_ｅｃに、蓄熱運転の状態を示す蓄熱運転状態変数Ｓ_ｅｃと蓄熱運転の起動時の蓄熱運転電力量への影響を反映するための係数ｋ１_ｅｃを乗算した値として定義される。つまり、蓄熱運転電力量Ｐ_ｅｃは次式（１）で示される。
Ｐ_ｅｃ＝ＦＰ_ｅｃ（Ｔｅｍｐ）×Ｓ_ｅｃ×ｋ１_ｅｃ ・・・（１）

蓄熱運転状態変数Ｓ_ｅｃは、需要家１毎に、電気給湯器１ｂの蓄熱運転の状態を示す変数で、例えば、蓄熱運転中を「１」、蓄熱運転停止中を「０」で示す。このように蓄熱運転停止中を「０」で示すことによって、蓄熱運転停止中における蓄熱運転電力量Ｐ_ｅｃをゼロに設定できる。
また、蓄熱運転電力量の特性関数ＦＰ_ｅｃは、外気温Ｔｅｍｐに対して蓄熱運転電力量Ｐ_ｅｃを対応付ける特性関数であり、本実施形態においては、電気給湯器１ｂの効率を示す第１の効率特性とする。

例えば、コミュニティ１０（図１参照）の管理者等が事前に設定するか、あるいは、図５の（ａ）に示すように、過去の運転実績データや実験データに対して、最小二乗法等で近似して求めてもよい。そして、例えば機器仕様データ２４ａ（図３の（ａ）参照）として需要家データ管理部２４（図３の（ａ）参照）に記憶しておけば、特性関数ＦＰ_ｅｃ（第１の効率特性）は需要家データ管理部２４で管理され、例えば、地産地消計画部２１（図３の（ａ）参照）等は、必要に応じて特性関数ＦＰ_ｅｃを参照できる。そして、特性関数ＦＰ_ｅｃを利用して、外気温Ｔｅｍｐの変化に応じて変化する蓄熱運転電力量Ｐ_ｅｃの変化を予測できる。

係数ｋ１_ｅｃは、蓄熱運転の起動時の蓄熱運転電力量への影響を反映するための係数であり、例えば、次式（２）は、蓄熱運転起動時に蓄熱運転電力量が少なめになることを表現する。
ｋ１_ｅｃ［ｔｉ］＝（Ｓ_ｅｃ［ｔｉ］＋
Ｓ_ｅｃ［ｔｉ−１］）／２ ・・・（２）
ここで、係数ｋ１_ｅｃ［ｔｉ］は管理対象時刻ｔｉにおける値であり、Ｓ_ｅｃ［ｔｉ−１］は管理対象時刻（ｔｉ−１）の蓄熱運転状態であり、Ｓ_ｅｃ［ｔｉ］は、管理対象時刻ｔｉの蓄熱運転状態である。

なお、現在時刻が０時０分で「ｔ０」の場合、「ｔｉ−１」のデータは、例えば前日の２３時３０分、つまり、前日の「ｔ４７」のデータとしてもよいし、予め設定される初期値としてもよい。

Ｕ_ｅｐはコミュニティ１０内全体でのＰＶ余剰電力吸収量（ＰＶ余剰電力の使用量）で、各需要家１のＰＶ余剰電力ＥＰ_ｐｖのコミュニティ１０内の合計値と、各需要家１の蓄熱運転電力量Ｐ_ｅｃのコミュニティ１０内の合計値の小さい値として定義する。
つまり、ＰＶ余剰電力吸収量Ｕ_ｅｐは次式（３）で示される。式（３）における２つの記号Σは、ともに、コミュニティ１０内の全需要家１に亘って合計することを示す。
Ｕ_ｅｐ＝Ｍｉｎ（ΣＥＰ_ｐｖ，ΣＰ_ｅｃ） ・・・（３）

ｒａｔｅは系統電力の単位電力当たりの電気料金（従量単価）であり、系統電力の使用量に応じた電気料金に変換するための係数である。

以上のことから、第１目的関数Ｆ１および第２目的関数Ｆ２に示されるΣＵ_ｅｐ［ｔｉ］は、全ての電気給湯器１ｂで全ての管理対象時刻におけるＰＶ余剰電力吸収量の総和を示す。
また、第１目的関数Ｆ１に示されるΣ（Ｐ_ｅｃ［ｔｉ］−Ｍｉｎ（ＥＰ_ｐｖ［ｔｉ］，Ｐ_ｅｃ［ｔｉ］））×ｒａｔｅ［ｔｉ］は、蓄熱運転する電気給湯器１ｂで消費する電力量のうち、ＰＶ余剰電力吸収量で不足する分に系統電力を充当した場合に要する電気料金を、全ての電気給湯器１ｂおよび全ての管理対象時刻に亘って合計した値を示す。
また、第２目的関数Ｆ２に示されるΣ（Ｐ_ｅｃ［ｔｉ］−Ｍｉｎ（ＥＰ_ｐｖ［ｔｉ］，Ｐ_ｅｃ［ｔｉ］））は、蓄熱運転する電気給湯器１ｂで消費する電力量のうち、ＰＶ余剰電力吸収量で不足する分に系統電力を充当した電力需要量（以下、「系統電力消費量」と称する）を、全ての電気給湯器１ｂおよび全ての管理対象時刻に亘って合計した値を示す。

第１目的関数Ｆ１および第２目的関数Ｆ２に示されるＷ１、第１目的関数Ｆ１に示されるＷ２、第２目的関数Ｆ２に示されるＷ３は、それぞれ、ＰＶ余剰電力吸収量、電気料金、系統電力消費量の重み付けを決定する重み係数であり、それぞれ、「０」もしくは正の値をとるものとする。

また、地産地消計画部２１が蓄熱運転パターンを作成するときの制約条件として、電気給湯器１ｂの温水を溜める貯湯タンクの蓄熱残量（ＲＨＷ_ｅｃ）が、規定最小量（ＲＨＷ_ｅｃ_ｍｉｎ）と規定最大量（ＲＨＷ_ｅｃ_ｍａｘ）の間にあるようにする。つまり、次式（４）の関係となる。
ＲＨＷ_ｅｃ_ｍｉｎ≦ＲＨＷ_ｅｃ≦ＲＨＷ_ｅｃ_ｍａｘ ・・・（４）

蓄熱残量の規定最小量（ＲＨＷ_ｅｃ_ｍｉｎ）と規定最大量（ＲＨＷ_ｅｃ_ｍａｘ）は、電気給湯器１ｂの仕様として予め与えられる値であり、機器仕様データ２４ａとして需要家データ管理部２４に蓄積される。

本実施形態において、管理対象時刻ｔｉにおける蓄熱残量ＲＨＷ_ｅｃ［ｔｉ］は、（ｉ−１）番目の管理対象時刻（ｔｉ−１）における蓄熱残量ＲＨＷ_ｅｃ［ｔｉ−１］に、蓄熱運転で電気給湯器１ｂに供給される供給熱量ＳＨＷ_ｅｃ［ｔｉ−１］が加算された熱量から、温水需要量ＤＨＷ_ｅｃ［ｔｉ−１］と、蓄熱残量ＲＨＷ_ｅｃ［ｔｉ−１］と放熱ロス率ＬＲ_ｅｃ［ｔｉ−１］の積と、を減算した熱量として示される。
つまり、蓄熱残量ＲＨＷ_ｅｃ［ｔｉ］は次式（５）で示される。
ＲＨＷ_ｅｃ［ｔｉ］＝ＲＨＷ_ｅｃ［ｔｉ−１］＋
ＳＨＷ_ｅｃ［ｔｉ−１］−ＤＨＷ_ｅｃ［ｔｉ−１］−
ＲＨＷ_ｅｃ［ｔｉ−１］×ＬＲ_ｅｃ［ｔｉ−１］ ・・・（５）

蓄熱運転で供給される供給熱量ＳＨＷ_ｅｃ［ｔｉ］は、外気温Ｔｅｍｐ［ｔｉ］をパラメータとする特性関数ＦＳＨＷ_ｅｃに、蓄熱運転状態変数Ｓ_ｅｃ［ｔｉ］と蓄熱運転の起動時の影響を反映するための係数ｋ２_ｅｃ［ｔｉ］を乗算して算出される。
つまり、供給熱量ＳＨＷ_ｅｃ［ｔｉ］は、次式（６）で示される。
ＳＨＷ_ｅｃ［ｔｉ］＝
ＦＳＨＷ_ｅｃ（Ｔｅｍｐ［ｔｉ］）×
Ｓ_ｅｃ［ｔｉ］×ｋ２_ｅｃ［ｔｉ］ ・・・（６）
また、特性関数ＦＳＨＷ_ｅｃは、蓄熱運転電力量の特性関数ＦＰ_ｅｃと同様、外気温Ｔｅｍｐに対して供給熱量ＳＨＷ_ｅｃを対応付ける特性関数であり、本実施形態においては、電気給湯器１ｂの効率を示す第２の効率特性とする。

例えば、コミュニティ１０（図１参照）の管理者等が事前に設定するか、図５の（ｂ）に示すように、過去の運転実績データや実験データに対して、最小二乗法等で近似して求めてもよい。そして、例えば機器仕様データ２４ａ（図３の（ａ）参照）として需要家データ管理部２４（図３の（ａ）参照）に記憶しておけば、特性関数ＦＳＨＷ_ｅｃ（第２の効率特性）は需要家データ管理部２４で管理され、例えば、地産地消計画部２１（図３の（ａ）参照）等は、必要に応じて特性関数ＦＳＨＷ_ｅｃを参照できる。そして、特性関数ＦＳＨＷ_ｅｃを利用して、外気温Ｔｅｍｐの変化に応じて変化する供給熱量ＳＨＷ_ｅｃの変化を予測できる。

係数ｋ２_ｅｃは、蓄熱運転の起動時の供給熱量に与える影響を反映するための係数であり、例えば、次式（７）は、蓄熱運転起動時に供給熱量が少なめになることを表現する。
ｋ２_ｅｃ［ｔｉ］＝
（（Ｓ_ｅｃ［ｔｉ−１］＋Ｓ_ｅｃ［ｔｉ］）／２)×
（（Ｓ_ｅｃ［ｔｉ−１］＋Ｓ_ｅｃ［ｔｉ］）／２） ・・・（７）
ここで、係数ｋ２_ｅｃ［ｔｉ］は管理対象時刻ｔｉにおける値である。

例えば、管理対象時刻（ｔｉ−１）とｔｉの間で電気給湯器１ｂの蓄熱運転が起動した場合、係数ｋ１_ｅｃ［ｔｉ］は０．５、係数ｋ２_ｅｃ［ｔｉ］は０．２５となり、蓄熱運転の起動時の効率低下の影響を、効率が１／２に低下するとして考慮することができる。

このように、係数ｋ１_ｅｃ［ｔｉ］と係数ｋ２_ｅｃ［ｔｉ］を組み込むことによって、地産地消計画部２１が蓄熱運転パターンを作成する際に最大化を図る目的関数に、蓄熱運転の起動時に発生する蓄熱運転の効率低下が反映され、地産地消計画部２１は、蓄熱運転の起動時に発生する効率低下を好適に抑制するように蓄熱運転パターンを作成できる。

また、貯湯タンクの放熱ロス率ＬＲ_ｅｃは、外気温Ｔｅｍｐをパラメータとする特性関数ＦＬＲ_ｅｃで定義する。つまり、放熱ロス率ＬＲ_ｅｃは、次式（８）で示される。
ＬＲ_ｅｃ［ｔｉ］＝ＦＬＲ_ｅｃ（Ｔｅｍｐ［ｔｉ］） ・・・（８）
また、特性関数ＦＬＲ_ｅｃは、外気温Ｔｅｍｐに対して放熱ロス率ＬＲ_ｅｃを対応付ける特性関数であり、本実施形態においては、電気給湯器１ｂの効率を示す第３の効率特性とする。

例えば、コミュニティ１０（図１参照）の管理者等が事前に設定するか、図５の（ｃ）に示すように、過去の運転実績データや実験データに基づいて、最小二乗法等で近似して求めてもよい。そして、例えば機器仕様データ２４ａ（図３の（ａ）参照）として需要家データ管理部２４（図３の（ａ）参照）に記憶しておけば、特性関数ＦＬＲ_ｅｃ（第３の効率特性）は需要家データ管理部２４で管理され、例えば、地産地消計画部２１（図３の（ａ）参照）等は、必要に応じて特性関数ＦＬＲ_ｅｃを参照できる。そして、特性関数ＦＬＲ_ｅｃを利用して、外気温Ｔｅｍｐの変化に応じて変化する放熱ロス率ＬＲ_ｅｃの変化を予測できる。

なお、貯湯タンクの蓄熱残量ＲＨＷ_ｅｃ［ｔｉ］の定義式に含まれる、ＲＨＷ_ｅｃ［ｔｉ−１］×ＬＲ_ｅｃ［ｔｉ−１］の項は、貯湯タンクの放熱ロス率ＬＲ_ｅｃ［ｔｉ−１］が乗算された項であり、電気給湯器１ｂの放熱ロスによる蓄熱残量の減少を反映する項になる。これによって、地産地消計画部２１が最大化を図る目的関数に、電気給湯器１ｂの放熱ロスと、外気温による放熱ロスの違いが反映され、地産地消計画部２１は、電気給湯器１ｂの放熱ロスを好適に抑制するように蓄熱運転パターンを作成できる。

地産地消計画部２１は、前記した２つの目的関数（第１目的関数Ｆ１、第２目的関数Ｆ２）のうちの事前に設定された目的関数の値ができるだけ大きくなるように、かつ、前記した制約条件を満たすように、蓄熱運転状態変数Ｓ_ｅｃ、すなわち、蓄熱運転パターンを求める。

第１目的関数Ｆ１や第２目的関数Ｆ２は、コミュニティ１０（図１参照）に備わる全ての電気給湯器１ｂ（図１参照）について合計した状態（蓄熱運転電力量、ＰＶ余剰電力吸収量、電気料金、系統電力消費量）を示す目的関数であり、地産地消計画部２１は、設定された目的関数の値をできるだけ大きくすることで、コミュニティ１０の全ての電気給湯器１ｂの蓄熱運転パターンを作成することになる。

地産地消計画部２１が目的関数Ｆ１、Ｆ２をできるだけ大きくする蓄熱運転パターンを求める解法は限定するものではないが、例えば、蓄熱運転パターンの候補を乱数を用いて多数生成し、各候補についての制約条件を満たしているか否かを判定し、制約条件を満たしている候補について目的関数Ｆ１もしくはＦ２を計算し、その値が最大となる候補を選択して、これを解として出力する構成とすることができる。

このようにして、地産地消計画部２１は、前記した要件１〜５を満たす蓄熱運転パターンを作成する。図６は、その蓄熱運転パターンのイメージを図示したものである。
縦軸が電力量であり、横軸が時間である。図６に細い実線で示す曲線ａは、ＰＶ発電量の予測値を示す曲線であり、一点鎖線で示す曲線ｃは、電力需要量の予測値を示す曲線である。そして、図６に太い実線で示す曲線ｂは、ＰＶ余剰電力の予測値を示す曲線である。

そして、蓄熱運転パターンは図６に破線で示すように決定される。つまり、昼間時間帯となる７時から２３時までの間でＰＶ発電量ａが多く電力需要量ｃが少ない時間帯、すなわち、ＰＶ余剰電力ｂが大きな時間に電気給湯器１ｂ（図１参照）を蓄熱運転するように蓄熱運転パターンｄが作成される。このことによって、電気給湯器１ｂの蓄熱運転でＰＶ余剰電力を吸収することができるとともに、系統電力を極力使用することなく蓄熱運転できる。
したがって、ＰＶ余剰電力を最大限に使用（吸収）することができるとともに、系統電力消費量および電気料金を低く抑えることができる。

なお、図６に示す蓄熱運転パターンｄは、コミュニティ１０（図１参照）に備わる全ての電気給湯器１ｂ（図１参照）の合計した蓄熱運転電力量を示すパターンであり、全ての電気給湯器１ｂが同じタイミングで蓄熱運転する状態を示している。
例えば、全ての電気給湯器１ｂに必要な蓄熱運転の時間が異なる場合、蓄熱運転パターンの蓄熱運転を示す部分には、蓄熱運転電力量が階段状に示されることになる。

また、コミュニティＥＭＳ２の入出力部２０（図３の（ａ）参照）にモニタ等のデータ表示装置を備えるものとし、例えば下記の第１データ〜第８データの少なくとも１つを表示する構成としてもよい。
第１データ：需要家毎の蓄熱運転状態を示すデータ。
第２データ：需要家毎の蓄熱運転電力量を示すデータ。
第３データ：需要家毎の蓄熱運転熱供給量を示すデータ。
第４データ：地域内余剰電力吸収量を示す日間データ。
第５データ：地域内課金量を示す日間データ。
第６データ：地域内蓄熱運転電力量を示す日間データ。
第７データ：日間蓄熱運転電力量のリソース内訳を示すデータ。
第８データ：需要家毎の電気料金を示すデータ。

需要家毎の蓄熱運転状態を示すデータ（第１データ）は、蓄熱運転の状態を需要家１毎に示すデータであって、蓄熱運転状態変数（Ｓ_ｅｃ）である。そして、蓄熱運転状態変数（Ｓ_ｅｃ）の、例えば、管理対象時刻毎の時間的変化を需要家１の電気給湯器１ｂ（図１参照）毎に、例えば、横軸に管理対象時刻をとり、縦軸に蓄熱運転状態変数値をとるトレンドグラフとして、入出力部２０（図３の（ａ）参照）に表示する。

需要家毎の蓄熱運転電力量を示すデータ（第２データ）は、電気給湯器１ｂ（図１参照）の蓄熱運転に要する電力量を需要家１（図１参照）毎に示すデータであって、需要家１毎の蓄熱運転電力量（Ｐ_ｅｃ[ｔｉ]）である。そして、蓄熱運転電力量（Ｐ_ｅｃ[ｔｉ]）の、例えば、管理対象時刻毎の時間的変化を需要家１の電気給湯器１ｂ（図１参照）毎に、例えば、横軸に管理対象時刻をとり、縦軸に蓄熱運転電力量をとるトレンドグラフとして、入出力部２０（図３の（ａ）参照）に表示する。

需要家毎の蓄熱運転熱供給量を示すデータ（第３データ）は、蓄熱運転で電気給湯器１ｂ（図１参照）に蓄えられる熱量を需要家１（図１参照）毎に示すデータであって、需要家１毎の蓄熱運転による供給熱量（ＳＨＷ_ｅｃ［ｔｉ］）である。そして、蓄熱運転による供給熱量（ＳＨＷ_ｅｃ［ｔｉ］）の、例えば、管理対象時刻毎の時間的変化を需要家１の電気給湯器１ｂ（図１参照）毎に、例えば、横軸に管理対象時刻をとり、縦軸に供給熱量をとるトレンドグラフとして、入出力部２０（図３の（ａ）参照）に表示する。

地域内余剰電力吸収量を示す日間データ（第４データ）は、ＰＶ余剰電力の使用量をコミュニティ１０（図１参照）内で合算した値であり、需要家１（図１参照）毎のＰＶ余剰電力吸収量（Ｕ_ｅｐ［ｔｉ］）を全ての需要家１について、且つ、全ての管理対象時刻について合算して得られる。このように得られたデータの、例えば、当日の計画値と過去実績とを入出力部２０（図３の（ａ）参照）に表示する。
なお、当日の計画値は、例えば、コミュニティＥＭＳ２の地産地消計画部２１（図３の（ａ）参照）が第１目的関数Ｆ１や第２目的関数Ｆ２を設定するときに算出する各値に基づいて予測する値であり、過去実績は、例えば前日までの実績値の平均値を示す値とする。

地域内課金量を示す日間データ（第５データ）は、電気給湯器１ｂ（図１参照）の蓄熱運転における課金量をコミュニティ１０（図１参照）内で合算した値であり、蓄熱運転電力量（Ｐ_ｅｃ[ｔｉ]）からＰＶ余剰電力吸収量（Ｕ_ｅｐ［ｔｉ］）を減算した値に従量単価ｒａｔｅ［ｔｉ］を乗算した値を、全ての需要家１（図１参照）について、且つ、全ての管理対象時刻について合算して得られる。このように得られたデータの、例えば、当日の計画値と過去実績とを入出力部２０（図３の（ａ）参照）に表示する。

地域内蓄熱運転電力量を示す日間データ（第６データ）は、電気給湯器１ｂ（図１参照）の蓄熱運転における電力の使用量をコミュニティ１０内で合算した値であり、需要家１（図１参照）毎の蓄熱運転電力量（Ｐ_ｅｃ[ｔｉ]）を全ての需要家１について、且つ、全ての管理対象時刻について合算して得られる。このように得られたデータの、例えば、当日の計画値と過去実績とを入出力部２０（図３の（ａ）参照）に表示する。

日間蓄熱運転電力量のリソース内訳を示すデータ（第７データ）は、日間蓄熱運転電力量の自ＰＶ電力分、地域内他ＰＶ電力分、および系統電力分の内訳、つまり、蓄熱運転に使用する電力の電力供給源の内訳を示すデータである。
自ＰＶ電力分は、１つの需要家１（図１参照）のＰＶ余剰電力（ＥＰ_ｐｖ）を当該需要家１における蓄熱運転電力量（Ｐ_ｅｃ［ｔｉ］）に充当した電力量を、コミュニティ１０（図１参照）の全需要家１について合計した電力量とする。
地域内他ＰＶ電力分は、各管理対象時刻毎にコミュニティ１０（図１参照）内のＰＶ発電量の合計値と、コミュニティ１０内の蓄熱運転電力量の合計値のうちで小さい値を求め、それを日間の全ての管理対象時刻について合計し、そこから自ＰＶ電力分の電力量を引いて得られる電力量とする。
また、系統電力分は、自ＰＶ電力分と地域内他ＰＶ電力分以外に、コミュニティ１０内で電気給湯器１ｂの蓄熱運転に要する電力値とする。
このように定義される自ＰＶ電力分、地域内他ＰＶ電力分、および系統電力分の、例えば、管理対象時刻毎の時間的変化を、例えば、横軸に管理対象時刻をとり、縦軸に各電力量をとるトレンドグラフとして、入出力部２０（図３の（ａ）参照）に表示する。

需要家毎の電気料金を示すデータ（第８データ）は、電気給湯器１ｂ（図１参照）の蓄熱運転における電力の使用量に応じた課金量を需要家１（図１参照）毎に示すデータで、電気給湯器１ｂの蓄熱運転における系統電力の使用量に従量単価ｒａｔｅ［ｔｉ］を乗算した電気料金（実質電気料金）と、他の需要家１のＰＶ余剰電力（ＥＰ_ｐｖ）を使用した場合には、その使用量に所定の係数ｒａｔｅ２を乗算して算出する、ＰＶ余剰電力の電気料金に相当する値（電気料金相当値）と、の合算（実質電気料金＋電気料金相当値）で得られるデータとする。
この場合の係数ｒａｔｅ２は、需要家１に発生するＰＶ余剰電力を他の需要家１が使用したときに使用量に応じて課金されるとみなした場合に、ＰＶ余剰電力の使用量を電気料金に相当する値（電気料金相当値）に換算するための係数である。
このように算出される、需要家毎の電気料金（実質電気料金＋電気料金相当値）を示すデータの、例えば、当日の計画値と過去実績とを入出力部２０（図３の（ａ）参照）に表示する。

このように、第１データ〜第８データの少なくとも１つを入出力部２０（図３の（ａ）参照）に表示する構成によって、例えばコミュニティ１０（図１参照）の管理者は、各需要家１（図１参照）の状態、およびコミュニティ１０全体の状態を詳細に確認できる。

以上のように本実施形態に係るコミュニティＥＭＳ２（図１参照）は、電気給湯器１ｂ（図１参照）の蓄熱運転について、ＰＶ余剰電力を優先的に使用して系統電力の使用量と電気料金の少なくとも一方を低く抑えるように蓄熱運転パターンを作成する。そして、作成した蓄熱運転パターンにしたがって電気給湯器１ｂを蓄熱運転する。この構成によって、ＰＶ余剰電力を最大限に使用（吸収）できるとともに、系統電力の使用量と、系統電力の使用量に応じた課金量（電気料金）と、の少なくとも一方を低く抑えることができる。
以上のように、本実施形態に係るコミュニティＥＭＳ２（図１参照）によれば、地域（コミュニティ１０（図１参照））内のＰＶ余剰電力を、その地域内の電気給湯器１ｂ（図１参照）の蓄熱運転で吸収して電力系統へのインパクトを低減し、さらに、その際の地域内の電気給湯器１ｂの蓄熱運転のエネルギ効率を向上させ、また、地域内の系統電力使用量または系統電力利用料金（電気料金）の少なくとも一方を低減できる。

なお、本発明は、発明の趣旨を逸脱しない範囲で適宜設計変更可能である。例えば、図１に示すコミュニティ１０を形成する需要家１が図示しない蓄電池を備える構成であってもよい。この場合、ＰＶ余剰電力を蓄電池に蓄電し、蓄電池に蓄電される電力も活用して蓄熱運転する構成とすることができる。この構成によると、さらに系統電力消費量を削減することができる。

また、図１に示すコミュニティ１０の全ての需要家１にＰＶ設備１ａが備わっているが、ＰＶ設備１ａの備わらない需要家１が含まれるコミュニティ１０であってもよい。

また、自然エネルギを電力に変換する第１電力供給源として、太陽エネルギを電力に変換するＰＶ設備１ａ（図１参照）の替わりに、例えば、風力を電力に変換する風力発電設備（図示せず）を備える構成であってもよい。この場合、需給予測テーブルデータ２４ｃ（図３の（ｂ）参照）が風向および風力の予測値を有し、コミュニティＥＭＳ２（図１参照）は、風向および風力の予測値に基づいて発電量を予測する構成とすれば、ＰＶ設備１ａを備える本実施形態の構成と同等の効果を得ることができる。つまり、第１電力供給源は、自然エネルギを電力に変換する電力供給源（発電設備）であれば、ＰＶ設備１ａに限定しなくてもよい。

１ 需要家
２ コミュニティＥＭＳ（エネルギマネジメントシステム）
１ａ 太陽光発電設備（ＰＶ設備、第１電力供給源）
１ｂ 電気給湯器（蓄熱機器）
１０ コミュニティ
２０ 入出力部（データ表示装置）
２１ 地産地消計画部（パターン作成部）
２２ａ 気象状態管理部
２２ｂ ＰＶ発電量予測部（電力予測部）
２２ｃ 電力需要予測部
２２ｅ 余剰電力予測部
１００ 電力系統（第２電力供給源）
Ｆ１ 第１目的関数
Ｆ２ 第２目的関数

Claims (9)

1. 自然エネルギを電力に変換する第１電力供給源と、電力で駆動する蓄熱機器と、の少なくとも１つを備える需要家を１つ以上含んで構成され、前記第１電力供給源と異なる第２電力供給源から系統電力が前記需要家に供給されるコミュニティに備わる前記蓄熱機器の蓄熱運転を、運転パターンにしたがって制御するエネルギマネジメントシステムであって、
   前記第１電力供給源から供給される電力の余剰電力を利用し、かつ、必要に応じて前記系統電力を利用して前記蓄熱機器を蓄熱運転するように前記運転パターンを作成する地産地消計画を備え、
   前記地産地消計画部は、前記余剰電力を低減するとともに、前記系統電力の使用量と、前記系統電力の使用量に応じて課せられる電気料金と、の少なくとも一方が軽減するように前記運転パターンを作成することを特徴とするエネルギマネジメントシステム。
2. 前記第１電力供給源から供給される電力の余剰電力を予測する余剰電力予測部を備えることを特徴とする請求項１のエネルギマネジメントシステム。
3. 前記余剰電力予測部は、前記第１電力供給源の電力供給量の予測と、前記コミュニティにおける電力需要量の予測と、の少なくとも１つに基づいて、前記電力の余剰電力を予測することを特徴とする請求項２に記載のエネルギマネジメントシステム。
4. 前記第１電力供給源の電力供給量を予測する電力予測部と、前記電力需要量を予測する電力需要予測部と、の少なくとも一方を備えることを特徴とする請求項１乃至請求項３のいずれか１項に記載のエネルギマネジメントシステム。
5. 前記電力予測部は、前記コミュニティの気象状況を予測した気象予測データに基づいて前記第１電力供給源の電力供給量を予測することを特徴とする請求項４に記載のエネルギマネジメントシステム。
6. 前記蓄熱機器が蓄熱運転するときの電力消費量を外気温に対して対応付ける第１の効率特性と、前記蓄熱装置が蓄熱運転するときに供給される供給熱量を外気温に対して対応付ける第２の効率特性と、前記蓄熱機器の放熱ロス率を外気温に対して対応付ける第３の効率特性と、の少なくとも１つがデータ管理部で管理され、
   前記地産地消計画部は、
   外気温の変化に応じて変化する前記電力消費量の、前記第１の効率特性を用いるとともに起動時に発生する効率低下を反映した予測と、
   外気温の変化に応じて変化する前記供給熱量の、前記第２の効率特性を用いるとともに起動時に発生する効率低下を反映した予測と、
   外気温の変化に応じて変化する前記放熱ロス率の、前記第３の効率特性を用いた予測と、の少なくとも１つを実行し、
   前記電力消費量の変化と、前記供給熱量の変化と、前記放熱ロス率の変化と、の少なくとも１つに応じて変化する前記系統電力の使用量が軽減するように前記運転パターンを作成することを特徴とする請求項１乃至請求項５のいずれか１項に記載のエネルギマネジメントシステム。
7. 前記蓄熱運転の状態を前記需要家毎に示す第１データと、
   前記蓄熱運転に要する電力量を前記需要家毎に示す第２データと、
   前記蓄熱運転で前記蓄熱機器に蓄えられる熱量を前記需要家毎に示す第３データと、
   前記余剰電力の使用量を前記コミュニティ内で合算した第４データと、
   前記蓄熱運転における課金量を前記コミュニティ内で合算した第５データと、
   前記蓄熱運転における電力の使用量を前記コミュニティ内で合算した第６データと、
   前記蓄熱運転に使用する電力の電力供給源の内訳を示す第７データと、
   前記蓄熱運転における課金量を前記需要家毎に示す第８データと、の少なくとも１つを表示するデータ表示装置を備えることを特徴とする請求項１乃至請求項６のいずれか１項に記載のエネルギマネジメントシステム。
8. 前記自然エネルギは太陽エネルギであって、
   前記第１電力供給源は、太陽電池で太陽光を電力に変換する太陽光発電設備であることを特徴とする請求項１乃至請求項７のいずれか１項に記載のエネルギマネジメントシステム。
9. 自然エネルギを電力に変換する第１電力供給源と、電力で駆動する蓄熱機器と、の少なくとも１つを備える需要家を１つ以上含んで構成され、前記第１電力供給源と異なる第２電力供給源から系統電力が前記需要家に供給されるコミュニティに備わる前記蓄熱機器を蓄熱運転するときのエネルギマネジメント方法であって、
   前記第１電力供給源の電力供給量を予測する第１のステップと、
   前記コミュニティにおける電力需要量を予測する第２のステップと、
   前記電力供給量の予測値と前記電力需要量の予測値に基づいて前記第１電力供給源から供給される電力の余剰電力を予測する第３のステップと、
   前記蓄熱機器の運転パターンを作成する第４のステップと、を含み、
   前記第４のステップは、
   前記蓄熱運転するときに前記蓄熱機器で消費する電力消費量の変化を外気温の変化に応じて予測するステップと、
   前記蓄熱運転で前記蓄熱機器に供給される供給熱量の変化を外気温の変化に応じて予測するステップと、
   前記蓄熱機器の放熱ロスの変化を外気温の変化に応じて予測するステップと、
   前記電力消費量の変化に応じて変化する目的関数を、前記供給熱量の変化および前記放熱ロスの変化に応じて変化する制約条件を満たすように解くステップと、を含み、
   前記系統電力の使用量と、前記系統電力の使用量に応じて課せられる電気料金と、の少なくとも一方が軽減するように、予測した前記余剰電力を使用する前記運転パターンを作成するステップであることを特徴とするエネルギマネジメント方法。

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