JP2017127085A - 電力デマンドレスポンス管理装置、電力デマンドレスポンス管理方法および電力デマンドレスポンス管理システムならびに電力需要管理装置。 - Google Patents

Abstract

【課題】送配電事業者よりの節電要請を受信した電力デマンドレスポンス管理装置が、当該要請に適した節電要請先を選択することで、電力供給の逼迫時、発電量を増やさず地域電力量のバランス維持に寄与する。
【解決手段】送配電事業者は、節電要請を電力デマンドレスポンス管理装置に送信する。電力デマンドレスポンス管理装置は、節電要請先選定処理を行い、選定された節電要請先（単数若しくは複数）に対して節電要請を送信する。電力デマンドレスポンス管理装置から節電要請を受信した需要家は、自己の管理設備である機器に制御指示を行い、制御指示を受信した機器は、当該指示に基づき節電を実施する。節電実施の後、需要家は電力検針値を収集し、検針値を電力デマンドレスポンス管理装置に送信する。電力デマンドレスポンス管理装置は、需要家より受信した検針値を送配電事業者に送信する。
【選択図】図１７

Description

本発明は、電力デマンドレスポンス管理技術に関する。

近年は、地球環境の保護の観点から再生可能エネルギの利用が期待されている。一方、電力料金の内外格差を是正すると共に、電力需給の逼迫を回避するために、電力市場の自由化が求められている。このため、太陽光発電装置、風力発電装置などの電源で作った電力を需要家に小売りする電力小売業者などが出現している。

ところで、電力需要家に安定した電力を供給するためには、送配電網の電圧および周波数などが適切な範囲に収まるように制御する必要がある。電力需給を調整するために蓄電装置を用いることは知られている（特許文献１〜３）。

なお、移動体通信の基地局での電力制御は知られているが（特許文献４，５）、基地局内部での送信電力の調整に関するもので、送配電網の安定化に寄与するものではない。

特開２０１２−２３９４８号公報 特開平９−１３０８４６号公報 特開２００２−３３００９５号公報 特開２００７−３１１９５０号公報 特開２０１０−２３９４０７号公報

自由な電力市場の進展につれて多くの電力小売業者が出現すると、需給見込みの誤りなどによって電力需給に変動が発生するため、電力品質が低下したり、余剰電力が無駄になったりするおそれがある。また、デマンドレスポンス（Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ 以下ＤＲと称する）において、需要卸市場価格の高騰時または系統信頼性の低下時に、需要家側が電力の使用を抑制するよう、電力会社あるいは電力ＤＲアグリゲータ（以下アグリゲータと称する）から節電（電力消費抑制）を要請されたり、需要家側の企業内で電力需要を抑制したりするようなケースもある。さらには、地域によっては再生可能エネルギが増加し、その地域の電力供給が過剰になり、需給のバランスをとるために需要家に充電などの電力消費を促すことも考えられる。
より具体的に説明すると、ＤＲとは、電力需要のピークや電力需給のバランスに対応して需要家が行った充放電に対するインセンティブ（協力金）や電力価格の変更を電力（送配電）事業者やアグリゲータから需要家に通知し、需要家に電力消費を控えさせたり、余剰電力を吸収させたりする手法である。

現在は、節電量に応じた協力金が支払われるＤＲサービスとして、電力会社と契約している大口需要家に対して、電話やメールで電力使用の削減を依頼することが行われているが、今後は対象が一般家庭などの需要家に拡大すると考えられている。
そうなった場合、送配電事業者が多数需要家との節電契約または充放電契約、節電要請または充放電要請を行うことが実質的に困難となるため、送配電事業者の代わりに、それを生業とするアグリゲータが存在する。
アグリゲータとは、複数の需要家（一般家庭、工場、通信事業者など）を束ねて、協力金の支払いなどによって電力の消費パターンを制御することによる需要抑制量または充放電量を送配電事業者と取引をする事業者のことである。

そこで、本発明の目的は、送配電事業者よりの節電要請または充放電要請を受信したアグリゲータが運用・保守を行う電力デマンドレスポンス管理装置が、当該要請に適した要請先を選択することで、電力供給の地域電力量のバランス維持に寄与する電力デマンドレスポンス管理装置、常時作動する所定の設備に設けられる蓄電装置を利用することで電力需給を安定化できるようにした電力需要管理装置および、電力デマンドレスポンス管理方法ないしシステムを提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明の電力デマンドレスポンス管理装置は、第一の充放電要請を受信する充放電要請受信部と、第一の充放電要請に含まれる情報に基づき、配下の複数の需要家のうち充放電要請を送信する一以上の需要家を選定する需要家選定部と、需要家選定処理部にて選定した需要家に第二の充放電要請を送信する充放電要請送信部と、第二の充放電要請の反応時間の終了後、第二の充放電要請を送信した需要家から反応時間の充放電量に関する情報を収集して各需要家の充放電量を算出し、算出した各需要家の充放電量を送配電事業者若しくは電力取引所宛てに送信する充放電量計算部と、を備えるようにしたものである。

また、本発明の電力デマンドレスポンス管理システムは、第一の充放電要請を受信し、
充放電要請に基づき、配下の複数の需要家のうち充放電要請を送信する一以上の需要家を選定し、選定した需要家に第二の充放電要請を送信するとともに、第二の充放電要請の反応時間の終了後、第二の充放電要請を送信した需要家から反応時間の電力消費に関する情報を収集して各需要家の充放電量を算出し、算出した各需要家の充放電量を送配電事業者若しくは電力取引所宛てに送信する電力デマンドレスポンス管理装置と、電力デマンドレスポンス管理装置より第二の充放電要請を受信し、自己の管理設備である機器に付帯する蓄電装置の充放電を実施し、第二の充放電要請の反応時間の終了後、第二の充放電要請の反応時間の電力消費に関する情報を電力デマンドレスポンス管理装置に送信するようにしたものである。

また、本発明の。管理装置は、第一のネットワークを介して充放電要請を受信し、該充放電要請に基づいて、第二のネットワークを介して接続される一以上の蓄電池の充放電制御を行う管理装置であって、充放電要請に基づき前記一以上の蓄電池の充放電制御を行う充放電制御部と、充放電要請に基づく充放電の終了後に前記蓄電池から充放電要請に対する充放電履歴情報を取得して管理する充放電履歴情報管理部と、蓄電池から取得した充放電履歴情報を蓄電池毎に格納する充放電履歴管理テーブルと、充放電履歴情報を前記第一のネットワークを介して送信する送信部とを有するようにしたものである。

本発明によれば、送配電事業者の充放電要請に応じて、アグリゲータ（電力デマンドレスポンス管理装置）が実際に充放電を行う需要家を適切に選定することで、電力の消費パターンを変化させ、効率的な電力システムを提供することができる。

また、アグリゲータ配下の需要家のひとつに電力需要管理装置を置くので、常時作動する所定の設備に設けられる蓄電装置に充放電させることができるため、電力の需給状態の調整の自由度が格段に向上する。

電力需要管理装置を含む電力管理システムの全体概要を示す説明図。 電力小売事業の概略を示す説明図。 電力需要管理装置の構成図。 基地局管理テーブルおよびＥＳＳ管理テーブルの構成図。 選択基準管理テーブルの構成図。 基地局の構成図。 所定時間内で電力の需給を均衡させる様子を示す説明図。 電力供給の計画値と電力需要値とに差が生じる様子を示すグラフ。 充放電の基準値を満充電量よりも低く設定する様子を示す説明図。 電力需要を管理する処理を示すフローチャート。 放電指示処理を示すフローチャート。 充電指示処理を示すフローチャート。 充放電制御の指示に使用するデータの構成例。 蓄電装置（ＥＳＳ）での充放電処理を示すフローチャート。 第２実施例に係る電力需要管理方法を示すフローチャート。 第３実施例に係るインセンティブ型ＤＲ方法を示すフローチャート。 アグリゲータ（電力デマンドレスポンス管理装置）２の構成例。 アグリゲータ２により実行される節電要請先選定処理フローチャート。 需要家選択基準管理テーブルＴ１４の例。 需要家管理テーブルＴ１５の例。 電力需要管理装置１により実行される、電力需要制御処理フローチャート。 第４実施例に係る電力管理システムの構成例。 第４実施例に係る基地局管理テーブルおよびＥＳＳ管理テーブルの構成図。 第４実施例に係る選択基準管理テーブルの構成図。

以下、図面に基づいて、本発明の実施の形態を説明する。以下に述べるように、本実施形態では、需要家の電力需要（消費電力量）を効率的に管理する。需要家には、一般需要家３（１）〜３（３）のほかに、基地局４（１），４（２）を含めることもできる。本実施形態に係る電力需要管理装置１は、一つまたは複数の電力小売業者２（１），２（２）に対して、電力需要を管理するためのサービスを提供する。

電力小売業者には、一般的に、電力系統の安定に参画する責任がある。このため、電力小売業者は、電力の調達量と実際の販売量（需要量）を均衡させる。もしも、電力の需要量の方が調達した電力量（電力供給量）よりも大きい場合、足りない電力を発電所から新たに購入しなくてはならない。この場合、電力小売業者には、その需給見通しの甘さに対して、例えばペナルティ料金が課せられる。電力小売業者が電力市場から購入した電力の料金は、通常料金よりも高い割増料金となる場合がある。

上記とは逆にもしも、電力の需要量の方が調達した電力量よりも少ない場合、余剰電力が生じる。送配電事業者がその余剰電力を安価または無料で引き取るとすると、電力小売業者には経済的損失が発生し、事業の安定性にも影響を与えかねない。

ところで一方、移動体通信の基地局は、需要家の存在するところには必ずと言っていいほど設置されており、全国各地域を網羅している。さらに基地局は、保守点検時を除いて２４時間３６５日の連続稼働するものであり、かつ、通信機能をユーザへ提供するために種々の電気的負荷４２（１），４２（２）を作動させている。

そこで、本実施形態では、基地局４（１），４（２）の有する上記の性質に着目し、蓄電装置４３（１），４３（２）を設ける。電力需要管理装置１は、調達した電力供給量が需要量に足りないと判定した場合、蓄電装置４３（１），４３（２）から電気的負荷４２（１），４２（２）へ電力を供給させる。蓄電装置の電力を使用する分だけ、基地局は電力系統ＰＬから電力を購入する必要がなくなるため、電力需要が低下する。従って、電力不足が解消または軽減する。

これに対し、電力需要管理装置１は、調達した電力供給量が需要量を上回ると判定した場合、余剰電力を利用して蓄電装置４３（１），４３（２）へ充電する。そして、上述の通り、蓄電装置４３（１），４３（２）に蓄えた電力を、電力不足時に使用する。

このように本実施形態の電力需要管理装置１は、基地局４（１），４（２）が蓄電装置を備えているという性質を利用して、電力需給の均衡を図ることができる。電力小売業者２（１），２（２）は、自前の蓄電システムを用意する必要がなく、電力需要管理装置１のサービスを利用するだけで効率的に電力を小売することができる。なお、電力小売事業者が電力販売予定量に責任を持ち、発電事業者が発電予定量に責任を持つという、いわゆる計画値同時同量の考え方がある。計画値同時同量の考え方が導入された場合でも、これらの予定量に対して余剰や不足が発生した場合は、インバランスの発生についての対価を支払うことになる。このため、経済性損失を低減する手法として、本実施形態を利用可能である。

本説明における電力需要管理装置１は需要家３のひとつである通信事業者の設備でもよく、アグリゲータや電力小売業者の設備でもよく、所有者は問わない。

図１〜図１４を用いて第１実施例を説明する。図１は、電力管理システムの全体概要を示す構成説明図である。電力管理システムは、例えば、電力需要管理装置１と、一つまたは複数の小売業者２（１），２（２）と、複数の需要家３（１）〜３（３）と、一つまたは複数の移動体通信の基地局４（１），４（２）とを備える。電力小売業者２（１），２（２）は、発電事業者５（１），５（２）の発電した電力を送配電事業者６を介して、需要家３（１）〜３（３）や基地局４（１），４（２）へ供給する。

ここで、電力小売業者２（１），２（２）、需要家３（１）〜３（３）、発電事業者５（１），５（２）、送配電事業者６は、その文脈に応じて、自然人または法人等として扱う場合もあるし、装置等として扱う場合もある。

例えば、電力小売業者２（１），２（２）は、電力取引所や発電事業者５（１），５（２）で調達した電力を需要家３（１）〜３（３）へ販売する法人である。しかし、実際の電力小売に伴う情報処理は、電力小売業者２（１），２（２）が運用するコンピュータにより実行される。また例えば、需要家３（１）〜３（３）は、電気を消費する自然人または法人等であるが、実際に電力を使用するのは家庭電化製品やエレベータなどの電気的負荷である。

また、発電事業者５（１），５（２）は、発電装置を管理し運用する法人であるが、実際に電力を供給するのは発電装置である。従って、発電装置５（１），５（２）または発電所５（１），５（２）と呼ぶこともできる。

また、送配電事業者６は、発電事業者５（１），５（２）の発電した電力を需要家３（１）〜３（３）や基地局４（１），４（２）へ送配電する法人である。しかし、電力の送配電に伴う情報処理は、送配電事業者６の運用するコンピュータシステムで行う。

なお、以下では、特に区別しない場合、符号に添えたかっこ付き数字を取り除いて説明する場合がある。例えば、電力小売業者２（１），２（２）を電力小売業者２と、需要家３（１）〜３（３）を需要家３と、基地局４（１），４（２）を基地局４と、発電事業者５（１），５（２）を発電事業者５と、表現する。後述する他の構成についても同様に、特に区別しない場合はかっこ付き数字を省略することとする。

電力需要管理装置１は、電力小売業者２に対して、需要調整サービスを提供するシステムである。電力需要管理装置１は、電力小売業者２からの要求（節電要請および充放電要請を含む）に応じて、電力系統ＰＬに接続された需要家３および基地局４の電力需要を調整する。その詳細は後述するが、電力需要管理装置１は、需要家３での電力需要が、計画値ＷＰを中心とする上限値ＨＬと下限値ＬＬの範囲に収まるように、基地局４の蓄電装置４３の充放電を制御する。

電力需要管理装置１の内部構成は後述し、先に通信接続の構成を説明する。電力需要管理装置１は、通信ネットワークＣＮ１を介して電力小売業者２のシステムに通信可能に接続されており、通信ネットワークＣＮ２を介して基地局４のスマートメータ４１に通信可能に接続されている。さらに、電力需要管理装置１は、通信ネットワークＣＮ３を介して、基地局４に設置された蓄電装置４３とも通信可能に接続されている。

電力小売業者２は、電力取引市場や発電事業者５（１），５（２）で調達した電力を需要家３（１）〜３（３）へ販売する。そのビジネス形態については後述する。

需要家３は、例えば、個人住宅、集合住宅、商業施設、ビルディング、ホテル、病院、工場、遊園地などである。需要家３は、例えば照明装置、冷蔵庫、洗濯機、空調装置、エレベータ、エスカレータ、自動ドア、電動モータ、音響装置などの各種電気的負荷を備えている。基地局４も電力を消費する需要家の一種であるため、基地局４と特に区別する場合は、一般需要家３と呼ぶ。

ここで、需要家３に設置されるスマートメータ３１は、需要家３の消費電力を所定時間ごとに検針し、送配電事業者６のシステムへ送信する。送配電事業者６のシステムは、通信ネットワークＣＮ４を介して電力小売業者２のシステムに接続されており、需要家３の消費電力に関する情報を通信ネットワークＣＮ４を介して電力小売業者２のシステムへ送信する。なお、需要家３のスマートメータ３１が電力小売業者２のシステムへ直接的に検針値を送信できる場合は、そのようにしてもよい。図１では、電力小売業者２のシステムが需要家３のスマートメータ３１から直接検針値を読み取れるかのように示すが、その構成に限らない。

基地局４は、「所定の設備」の例である。基地局４は、電気的負荷４２と蓄電装置４３を有する。蓄電装置４３を以下、ＥＳＳ（Energy Storage System）４３と呼ぶ。基地局４の構成は後述する。

発電事業者５は、例えば、太陽光発電装置、風力発電装置、太陽熱発電装置、潮力発電装置、ガスタービン発電装置、地熱発電装置などを用いて発電する。発電事業者５は、火力発電所、水力発電所、原子力発電所を用いることもできる。発電事業者５のシステムは、一つまたは複数の電力小売業者２のシステムと通信ネットワークＣＮ５を介して通信可能に接続されている。

送配電事業者６は、発電事業者５から独立した事業主体であり、電力系統ＰＬを構成する送配電網を通じて、需要家３や基地局４へ電力を供給する。送配電事業者６のシステムは、通信ネットワークＣＮ４を介して、電力小売業者２のシステムと通信可能に接続されている。

通信ネットワークＣＮ１〜ＣＮ５は、それぞれの目的に応じた通信方式を採用することができる。例えば、無線通信、有線通信のいずれでもよい。また、公衆回線、専用線、ＬＡＮ（Local Area Network）、インターネットなどの中から適切なものを使用することができる。

図２は、電力小売業者２のビジネス形態の概略を示す。電力取引所７は、電力の売買を仲介する。発電事業者５のシステムは、電力取引所７のシステムに対して、電力の売り注文を出す。電力小売業者２のシステムは、電力取引所７のシステムに対して、電力の買い注文を出す。この売買によって、電力小売業者２と発電事業者５の間に卸売り契約が成立する。

電力小売業者２は、複数の需要家３と電力売買の小売契約を結ぶことができる。電力小売業者２と小売契約を結んだ複数の需要家３は、需要家グループＵＧを構成する。電力小売業者２は、基地局４を運営する通信事業者との間で、ＥＳＳ４３の使用に関する契約を結ぶこともできる。ＥＳＳ４３の使用契約とは、需要家グループにおける電力需給を均衡させるためにＥＳＳ４３を使用することについての契約である。ここでは、電力小売業者２が通信事業者と直接的に使用契約を結ぶ場合を述べるが、電力需要管理装置１の運営者を介して電力小売業者２と通信事業者とが使用契約を結んでもよい。

電力小売業者２は、使用契約と関係して、または使用契約とは無関係に、通信事業者との間で電力小売契約を結ぶこともできる。電力小売業者２と通信事業者とが直接または関節に小売契約を結んだ場合、その通信事業者の管理する基地局４は、需要家として需要家グループＵＧに加わる。

図３は、電力需要管理装置１の構成例を示す。電力需要管理装置１は、例えば、マイクロプロセッサ（図中ＣＰＵ）１１と、メモリ１２と、記憶装置１３と、通信インターフェース部１４〜１６と、ユーザインターフェース部（図中ＵＩ）１７とを備える。

マイクロプロセッサ１１は、記憶装置１３に格納されているコンピュータプログラムＰ１１〜Ｐ１５と管理テーブルＴ１１〜Ｔ１３とを用いて、後述のように、電力需給を調整する機能を実現する。メモリ１２は、コンピュータプログラムや変数、中間演算結果などの格納場所としてマイクロプロセッサ１１に使用される。なお、図３では、オペレーティングシステム、デバイスドライバなどのコンピュータプログラムは省略している。

通信インターフェース部１４〜１６は、外部の装置と通信するための装置である。第１の通信インターフェース部１４は、通信ネットワークＣＮ１を介して、電力小売業者２のシステムや情報サーバ８と通信する。情報サーバ８とは、例えば、気象情報、災害情報などを配信するサーバである。

第２の通信インターフェース部１５は、通信ネットワークＣＮ２を介して、基地局４のスマートメータ４１と通信し、検針値を取得する。第３の通信インターフェース部１６は、通信ネットワークＣＮ３を介して、ＥＳＳ４３と通信する。

情報収集部Ｐ１１は、外部から各種の情報を収集する機能である。情報収集部Ｐ１１は、スマートメータ４１から検針値を、ＥＳＳ４３から充放電の結果を、取得する。情報収集部Ｐ１１は、電力小売業者２のシステムから、需要家３に設置されたスマートメータ３１の検針値、計画する電力供給量などを取得する。さらに、情報収集部Ｐ１１は、情報サーバ８から気象情報などを取得する。

電力需要予測部Ｐ１２は、需要家グループＵＧ内の各需要家３（および基地局４）の電力消費量の瞬時値に基づいて、現在よりも先の所定の制御区間における電力需要を予測する機能である。

充放電制御部Ｐ１３は、電力需要予測部Ｐ１２の予測結果と、電力小売業者２のシステムから取得する電力供給量の計画値とを比較し、両者の差異を算出する。そして、充放電制御部Ｐ１３は、算出した差異を低減または解消すべく、ＥＳＳ４３に充電するか、またはＥＳＳ４３から放電させるかを決定する。充放電制御部Ｐ１３の決定は、制御指示を伝えるためのデータに格納されて、通信インターフェース部１６から所定のＥＳＳ４３へ送信される。

実績確認部Ｐ１４は、ＥＳＳ４３の充放電により、需要家グループＵＧでの電力需給の結果を確認する。実績確認部Ｐ１４は、例えば、電力小売業者２のシステムおよび基地局４のスマートメータ４１から取得する情報に基づいて、需給調整の結果を確認することができる。

履歴管理部Ｐ１５は、例えば、ＥＳＳ４３の充放電の履歴、基地局４の作動状態、需要家グループＵＧの電力需給状態などを管理する。管理テーブルＴ１１〜Ｔ１３については図を改めて後述する。

図４は、基地局管理テーブルＴ１１およびＥＳＳ管理テーブルＴ１２の例を示す。基地局管理テーブルＴ１１から先に説明する。

基地局管理テーブルＴ１１は、基地局４を管理するためのテーブルであり、例えば、基地局ＩＤ Ｃ１１０、タイプＣ１１１、位置Ｃ１１２、トラヒック量Ｃ１１３、停電回数Ｃ１１４、周囲環境の予測Ｃ１１５、基本消費電力Ｃ１１６を対応付けて管理する。

基地局ＩＤ Ｃ１１０は、各基地局４を識別するための情報である。タイプＣ１１１は、基地局４のタイプを示す。基地局のタイプには、例えば、マクロセル、マイクロセル、ピコセル、スモールセル、フェムトセルがある。位置Ｃ１１２は、基地局４の設置場所を特定する情報である。位置情報は、例えば市街地図上での住所でもよいし、緯度・経度でもよい。

トラヒック量Ｃ１１３は、基地局４を流れる通信量である。トラヒック量は、所定時間ごとに計測して記録することができる。停電回数Ｃ１１４は、基地局４が停電した回数を示す。周囲環境の予測Ｃ１１５は、例えば、天気や温度などの基地局４の周囲環境が悪化するか否かを予測した情報である。周囲環境の予測処理は、例えば、履歴管理部Ｐ１５で実行してもよいし、他のコンピュータプログラムで実行してもよい。台風が近づいてきたり、温度が急激に低下したりする基地局４のＥＳＳ４３を、需給調整用ＥＳＳとして選択しないためである。基本消費電力Ｃ１１６は、例えば、基地局４で消費する電力の基準値である。基本消費電力の値は、基地局４のタイプＣ１１１によりおおむね定まる。

ＥＳＳ管理テーブルＴ１２を説明する。ＥＳＳ４３を管理するテーブルＴ１２は、例えば、基地局ＩＤ Ｃ１２０、ＥＳＳ ＩＤ Ｃ１２１、状態Ｃ１２２、容量Ｃ１２３、ＳＯＣ（State of charge） Ｃ１２４、充放電回数Ｃ１２５、温度Ｃ１２６、ＢＣＰ状態Ｃ１２７を対応付けて管理する。

基地局ＩＤ Ｃ１２０は、各基地局４を識別する情報であり、基地局管理テーブルＴ１１の基地局ＩＤ Ｃ１１０と共通の値が使用される。ＥＳＳ ＩＤ Ｃ１２１は、ＥＳＳ４３を識別する情報である。ＥＳＳ ＩＤ Ｃ１２１の下にさらに、モジュールやセル、バンクなどの単位で蓄電池を識別するための情報を設けてもよい。

状態Ｃ１２２は、ＥＳＳ４３の状態を示す。ＥＳＳの状態には、例えば、通常（充電も放電もしていない状態）、充電中、放電中、停電中などがある。容量Ｃ１２３は、ＥＳＳ４３の定格容量である。ＳＯＣ Ｃ１２４は、ＥＳＳ４３の残容量である。

充放電回数Ｃ１２５は、充放電の回数の積算値である。温度Ｃ１２６は、ＥＳＳ４３の温度である。基地局４内の温度をＥＳＳ４３の温度として使用してもよい。ＢＣＰ状態Ｃ１２７は、ＢＣＰ用蓄電池４４（図６参照）の状態を示す。ＢＣＰとは、Business continuity planningの略であり、ＢＣＰ用蓄電池４４とは、停電時などでも、基地局としての機能を継続するために使用する電力を蓄える装置である。もちろんＢＣＰ用蓄電池をＥＳＳ４３で賄っても構わない。つまり、ＥＳＳ４３の蓄電量の一部を、停電時などに基地局４の機能を維持するために用いる構成としてもよい。

図５は、選択基準管理テーブルＴ１３の例を示す。選択基準とは、各ＥＳＳ４３の中から、電力の需給ギャップを埋めるために使用する所定のＥＳＳ４３を選択するための基準である。電力需要管理装置１の充放電制御部Ｐ１３は、管理テーブルＴ１３に登録されている各選択基準の中から少なくとも一つの選択基準を用いて、充放電させるＥＳＳ４３を選択する。

以下、選択基準の例を説明する。第１の選択基準は、基地局４の停電回数の統計値に基づいてＥＳＳ４３を選択する。第１の選択基準では、停電回数が所定の停電基準値よりも少ない基地局４を選択したり、または、停電回数が所定の停電基準値よりも多い基地局４を選択対象から除外したりする。

第２の選択基準は、ＳＯＣに基づいてＥＳＳ４３を選択する。第２の選択基準では、所定の放電基準値よりも大きいＳＯＣを有するＥＳＳ４３を放電対象として選択したり、所定の充電基準値よりも小さいＳＯＣを有するＥＳＳ４３を充電対象として選択する。逆に、第２の選択基準では、所定の放電基準値よりも小さいＳＯＣを有するＥＳＳ４３を放電対象から除外したり、所定の充電基準値よりも大きいＳＯＣを有するＥＳＳ４３を充電対象から除外したりすることもできる。

第３の選択基準は、劣化状態に基づいてＥＳＳ４３を選択する。劣化状態は、例えば充放電回数から求めることができる。第３の選択基準では、所定の充放電基準値よりも少ない充放電回数のＥＳＳ４３を選択したり、逆に、所定の充放電基準値よりも多い充放電回数のＥＳＳ４３を選択対象から除外したりする。劣化状態は、ＥＳＳ４３の充放電特性の変化から求めることもできる。

第４の選択基準は、基地局４の周囲環境に基づいてＥＳＳ４３を選択する。第４の選択基準では、例えば、台風が近づいている地域のＥＳＳ、気温が所定温度以下に低下している地域のＥＳＳ、災害発生地域のＥＳＳを選択対象から除外する。

第５の選択基準は、ＥＳＳ４３と同じ基地局４に設置されているＢＣＰ用蓄電池４４の作動状態に基づいて、ＥＳＳ４３を選択する。第５の選択基準では、ＢＣＰ用蓄電池４４へ充電している場合、ＥＳＳ４３を充電対象から除外する。ＢＣＰ用蓄電池４４への充電中にＥＳＳ４３まで充電を開始すると、その基地局４へ電力系統ＰＬから供給される電力量が増大し、契約値を超えたり、受電設備に負担がかかったりするためである。

図６は、基地局４の構成例を示す。基地局４は、例えば、基地局装置４２Ａ、ＥＳＳ４３、空調装置４２Ｂ、監視装置４２Ｃ、ＢＣＰ用蓄電池４４などを備える。なお、図６では、ＢＣＰ用蓄電池４４とＥＳＳ４３を別々に設ける場合を示しているが、これに限らず、ＥＳＳ４３がＢＣＰ用蓄電池の代わりを務める構成でもよい。この場合、別体のＢＣＰ用蓄電池４４を基地局４内に設ける必要がない。

基地局装置４２Ａは、空調装置４２Ｂおよび監視装置４２Ｃと共に、電気的負荷の例を示している。図１で負荷４２と示した内容の一例が、基地局装置４２Ａ、空調装置４２Ｂ、監視装置４２Ｃである。

基地局装置４２Ａは、例えば、増幅装置４２１、変復調装置４２２、呼処理装置４２３、基地局制御装置４２４などを備える。空調装置４２Ｂは、基地局４の中を所定の温度および湿度に保つための環境維持装置である。監視装置４２Ｃは、基地局４の内部または周辺に異常が生じたりしていないかを遠隔監視するための保安装置である。これら各装置４２Ａ〜４２Ｃは、保守点検時などの特別な場合を除いて、基本的に２４時間３６５日稼働し、その稼働に応じて電力を消費する。なお、基地局４は、上述の装置４２Ａ〜４２Ｃ以外の電気的負荷を備えてもよい。

ＥＳＳ４３は、需要家グループＵＧ内の電力需給を調整するために基地局４内に設置された蓄電装置（蓄電システム）である。ＥＳＳ４３は、例えば、蓄電池４３１と、制御部４３２と、通信部４３３を備える。

蓄電池４３１は、多数のバッテリセルを直列または並列に接続することで構成されており、電力系統ＰＬからの電力を蓄積したり、蓄積した電力を各装置４２Ａ〜４２Ｃへ供給したりする。蓄電池４３１には、例えば、リチウムイオンバッテリのように大容量かつ高性能の蓄電池が使用される。

蓄電池４３１に複数のバンク４３１を設定し、バンクごとに分けて使用することもできる。図６では、一例として３つのバンク４３１Ａ〜４３１Ｃを挙げる。バンク数は２でも４以上でもよい。区別しない場合はバンク４３１と呼ぶ。例えば、バンク４３１Ａの充放電能力は、ある電力小売業者２の需要家グループＵＧに割り当て、バンク４３１Ｂの充放電能力は、それとは異なる電力小売業者２の需要家グループＵＧに割り当てることができる。これにより、同一のＥＳＳ４３を、それぞれ異なる電力小売業者２が使用することができる。さらに、各電力小売業者２をランク分けし、ランクの高い電力小売業者２には多くのバンク４３１を割り当て、ランクの低い電力小売業者２には少ないバンク４３１を割り当てることもできる。

ＢＣＰ用蓄電池４４は、上述のように、基地局４の機能を継続して提供するための電力を貯蔵する。ＢＣＰ用蓄電池４４には、例えば、鉛蓄電池のように安価な蓄電池が使用される。ＢＣＰ用蓄電池４４の作動を制御するコントローラ４４１は、常時一定値以上のＳＯＣを維持するように、ＢＣＰ用蓄電池４４のＳＯＣを制御する。そして、コントローラ４４１は、基地局４が停電したことを検知すると、ＢＣＰ用蓄電池４４を放電させて、各装置４２Ａ〜４２Ｃへ非常用電力を供給する。

ＥＳＳ４３の制御部４３２は、コントローラ４４１を通じて、ＢＣＰ用蓄電池４４の状態（例えば通常、充電中、放電中）を取得し、その取得した情報を電力需要管理装置１へ送信する。

図７は、所定時間ＳＴ内で電力の需給を均衡させる様子を示す。例えば、電力小売業者２は、３０分間程度の所定時間ＳＴ内で、電力の供給と需要とを均衡させるという責任を負う場合がある。同一時間ＳＴ内で、電力供給量（計画値）と電力需要量とを等しくさせるという責任は、例えば、同時同量の原則と呼ばれる。

図８は、図１でも言及した通り、需要家グループでの電力需要を、電力供給の計画値ＷＰを中心とする上限値ＨＬと下限値ＬＬの範囲に収まるように、制御する様子を示す。上限値ＨＬは例えば３％であり、下限値ＬＬは例えば−３％である。以下、ＷＰを電力供給量、計画した供給量などと呼ぶ場合がある。

契約の内容によるが、計画した供給量ＷＰから下限値ＬＬ以下、余剰電力が生じた場合、その余剰電力は無料で送配電事業者６が引き取る場合がある。計画した供給量ＷＰ（以下、計画値とも呼ぶ）から上限値ＨＬ以上の電力不足が生じた場合、電力小売業者２にはペナルティが課せられる。ペナルティとしては、不足した電力を調達するための費用を通常費用よりも高くすることなどが考えられる。

図９は、ＥＳＳ４３のＳＯＣを制御する様子を示す。本実施例のＥＳＳ４３は、所定の最低充電量Ｃｃ％だけは充電でき、かつ、所定の最低放電量Ｃｄ％だけは放電できるように、ＳＯＣの基準値ＣＳ％を設定している。

最低充電量Ｃｃ％は保証充電量と呼ぶこともでき、例えば、所定係数Ｋ１に最大充電可能量Ｃｍａｘ（Ｃｍａｘ＝１００％−ＣＳ％）を乗じた値として算出できる（Ｃｃ＝Ｋ１・Ｃｍａｘ）。ここで、所定係数Ｋ１は、仕様上の制約で、例えば０．９程度に設定される場合がある。

最低放電量Ｃｄ％は、保証放電量と呼ぶこともでき、例えば、所定係数Ｋ２に最大放電可能量Ｄｍａｘ（Ｄｍａｘ＝ＣＳ％）を乗じた値として算出できる（Ｃｄ＝Ｋ２・Ｄｍａｘ）。所定係数Ｋ２も、仕様上の制約で、例えば０．９程度に設定される場合がある。

本実施例のＥＳＳ４３では、充電終了時のＳＯＣは、（ＣＳ＋Ｃｃ）％となる。放電終了時のＳＯＣは、（ＣＳ−Ｃｄ）％となる。このように、ＥＳＳ４３のＳＯＣを中間程度の値（例えば４０〜６０％）を基準として制御することで、常にある程度の電力を充電したり放電したりすることができる。従って、ＥＳＳ４３を需要家グループＵＧでの電力需給の調整に使用することができる。

図１０は、電力需要管理装置１により実行される、電力需要を管理する処理を示すフローチャートである。

電力需要管理装置１は、需給調整対象の需要家グループＵＧ内の各需要家３および基地局４の瞬時電力値（例えば１分値）を取得する（Ｓ１０）。電力需要管理装置１が各需要家３のスマートメータ３１から瞬時電力値を直接取得できない場合は、電力小売会社から需要家３のスマートメータ３１の検針値を間接的に取得する。電力需要管理装置１が各需要家３の瞬時電力値を直接、間接いずれも取得出来ない場合は、ステップＳ１０では、各需要家３の瞬時電力値を検針値（３０分値）の履歴から推定することができる。

電力需要管理装置１は、ステップＳ１０で取得した瞬時電力値に基づいて、次の需給調整対象時間ＳＴ（例えば３０分値）における電力需要を予測する（Ｓ１１）。電力需要の変化にはパターンがあるため、今の瞬時電力値（推定値を含んでもよい）に基づいて、将来の電力需要を予測することができる。予測アルゴリズムは一次直線の外挿補間等でよい。

電力需要管理装置１は、予測した電力需要ＷＥと電力小売業者２が計画している電力供給量ＷＰとの差が所定の閾値Ｔｈ１以上であるか判定する（Ｓ１２）。電力需要管理装置１は、電力需要ＷＥと計画供給量ＷＰの差が閾値Ｔｈ１以上であると判定すると（Ｓ１２：ＹＥＳ）、所定のＥＳＳ４３から基地局４内の負荷４２へ電力を供給させるための放電指示処理を実行する（Ｓ１３）。閾値Ｔｈ１は、所定のＥＳＳ４３から放電を開始させるための放電開始用閾値である。放電指示処理については図１１で後述する。

電力需要管理装置１は、予測した電力需要ＷＥと計画供給量ＷＰの差が閾値Ｔｈ１以上ではない場合（Ｓ１２：ＮＯ）、その差（＝ＷＥ−ＷＰ）が他の閾値Ｔｈ２未満であるか判定する（Ｓ１４）。電力需要管理装置１は、その差（＝ＷＥ−ＷＰ）が閾値Ｔｈ２未満であると判定すると（Ｓ１４：ＹＥＳ）、電力系統ＰＬからの電力で所定のＥＳＳ４３を充電させるための充電指示処理を実行する（Ｓ１５）。他の閾値Ｔｈ２は、所定のＥＳＳ４３への充電を開始させるための充電開始用閾値である。充電指示処理については図１２で後述する。

所定のＥＳＳ４３による放電処理または充電処理が終了すると、電力需要管理装置１は、各スマートメータ３１、４１が検針する時刻かどうかを確認する（Ｓ１６）。例えば、時刻ｔ＝０分、ｔ＝３０分。そして、電力需要管理装置１は、時刻ｔが各スマートメータ３１、４１が検針する時刻ｔと判定したときに、各スマートメータ３１，４１の検針値（例えば、３０分値）を取得し、需給調整後の実績値ＷＲを算出する（Ｓ１７）。

上述のように、電力需要管理装置１が需要家３のスマートメータ３１の検針値を直接取得できない場合は、電力小売会社から需要家３のスマートメータ３１の検針値を間接的に取得する。

電力需要管理装置１は、ＥＳＳ４３の充放電により達成した電力需要の実績値ＷＲと、計画供給量ＷＰの差が修正用閾値Ｔｈ３以上であるか判定する（Ｓ１８）。その差（＝ＷＲ−ＷＰ）が修正用閾値Ｔｈ３以上の場合（Ｓ１８：ＹＥＳ）、電力需要管理装置１は、需給調整用の係数を修正する（Ｓ１９）。

ここで、需給調整用の係数としては、例えば、放電開始用閾値Ｔｈ１、充電開始用閾値Ｔｈ２である。さらに、放電開始時刻と放電終了時刻の時間差、充電開始時刻と充電終了時刻の時間差なども、ステップＳ１９の対象とする係数に加えてもよい。つまり、ステップＳ１９では、ＥＳＳ４３による電力需給調整が十分に働いていない場合に、需給調整に使用する係数を修正する。例えば、放電開始のタイミングを早めることで電力不足をさらに抑制したり、充電を終了するまでの時間を短縮することで余剰電力をさらに多く吸収したりする。ステップＳ１９では、ステップ１１における電力需要ＷＥを予測する予測アルゴリズムを変更してもよい。

図１１は、放電指示処理を示すフローチャートである。電力需要管理装置１は、各ＥＳＳ４３の中から、放電対象のＥＳＳ４３を選択する（Ｓ３０）。放電対象として選択されるＥＳＳ４３が「所定の蓄電装置（ＥＳＳ）」に対応する。電力需要管理装置１は、図５に示した選択基準の一つまたは複数を用いて、放電対象のＥＳＳ４３を選択することができる。

電力需要管理装置１は、放電対象のＥＳＳ４３から放電させる電力量である放電指示値を算出する（Ｓ３１）。さらに、電力需要管理装置１は、放電対象のＥＳＳ４３から基地局４内の電気的負荷４２Ａ〜４２Ｃへ電力を供給させるための放電タイミングを決定する（Ｓ３２）。放電指示値と放電タイミングは、電力不足が上限値ＨＬを上回らないように設定される。

電力需要管理装置１は、放電指示用のデータ（図１３で後述）を生成し、放電対象のＥＳＳ４３へ送信する（Ｓ３３）。放電対象のＥＳＳ４３が放電して、基地局４の負荷４２（例えば４２Ａ〜４２Ｃ）に電力を供給すれば、その分だけ基地局４は電力系統７から電気を購入する必要がないため、全体としての電力需要が低減する。

図１２は、充電指示処理を示すフローチャートである。電力需要管理装置１は、各ＥＳＳ４３の中から、充電対象のＥＳＳ４３を選択する（Ｓ４０）。充電対象として選択されるＥＳＳ４３が「所定の蓄電装置（ＥＳＳ）」に対応する。電力需要管理装置１は、図５に示した選択基準の一つまたは複数を用いて、充電対象のＥＳＳ４３を選択する。

ここで、充電対象のＥＳＳ４３は、複数選択されるのが好ましい。できるだけ多くのＥＳＳ４３で分散して余剰電力を吸収すれば、一台あたりのＥＳＳ４３への充電量を少なくできる。これにより、電力系統ＰＬから基地局４へ多量の電力が流入するのを防止でき、受電設備に過大な負担がかかるのを防止できる。同様の理由で、ＢＣＰ用蓄電池４４への充電が行われていないＥＳＳ４３を充電対象として選択するのが好ましい。

なお、放電対象のＥＳＳ４３も複数選択するのが好ましいが、その数は充電対象ＥＳＳ４３よりも少なくてもよい。

電力需要管理装置１は、充電対象のＥＳＳ４３に充電させる電力量である充電指示値を算出する（Ｓ４１）。さらに、電力需要管理装置１は、充電対象のＥＳＳ４３へ充電するための充電タイミングを決定する（Ｓ４２）。充電指示値と充電タイミングは、余剰電力が下限値ＬＬを下回らないように設定される。

電力需要管理装置１は、充電指示用のデータ（図１３で後述）を生成し、充電対象のＥＳＳ４３へ送信する（Ｓ４３）。

図１３は、放電指示または充電指示に使用するデータＤ１の構成例を示す。指示用データＤ１は、例えば、基地局ＩＤ ＤＦ１０、ＥＳＳ ＩＤ ＤＦ１１、充放電の区別ＤＦ１２、目標電力量ＤＦ１３、開始時刻ＤＦ１４、終了時刻ＤＦ１５を含むことができる。

基地局ＩＤ ＤＦ１０は、指示用データの宛先であるＥＳＳ４３を有する基地局４を特定する情報である。ＥＳＳ ＩＤ ＤＦ１１は、指示先のＥＳＳ４３を特定する情報である。充放電の区別ＤＦ１２は、この指示用データが充電を指示するのか、それとも放電を指示するのかを区別するための情報である。

目標電力量ＤＦ１３は、目標の充電量、または目標の放電量を示す。開始時刻ＤＦ１４は、充電または放電を開始する時刻である。終了時刻ＤＦ１５は、充電または放電を終了する時刻である。

充放電の実行時期を指定するのは、複数のＥＳＳ４３を使用して電力需給を調整する場合に、タイミングを合わせるためである。例えば、電力需要管理装置１とＥＳＳ４３とを繋ぐ通信ネットワークＣＮ３に遅延が生じた場合、選択した各ＥＳＳ４３の充放電開始時期が異なり、所望の効果を奏しない可能性がある。つまり、各ＥＳＳ４３が指定した時刻で動作すれば、余剰電力や電力不足を十分に抑制できるが、各ＥＳＳ４３の動作時期がずれると、抑制できないおそれがある。

そこで、本実施例では、所定のＥＳＳ４３に対し、実行時刻を指定して充放電を指示している。これにより、充放電を実際に必要とする時刻よりも前に、所定のＥＳＳ４３に対して指示を与えておくことができる。なお、例えば一定値以上の通信品質が保たれているような場合、充放電の実行時刻を指定せずに、充放電を必要とするタイミングで所定のＥＳＳ４３へ指示してもよい。

図１４は、ＥＳＳ４３の充放電処理を示すフローチャートである。電力需要管理装置１により選択されたＥＳＳ４３は、電力需要管理装置１からの指示用データＤ１を受信すると（Ｓ５０）、制御部４３２内の記憶領域に一時保存する。

ＥＳＳ４３は、指示用データＤ１で指定された開始時刻が到来したか監視しており（Ｓ５１）、開始時刻になると（Ｓ５１：ＹＥＳ）、指示用データＤ１で指示された内容に従って、充電または放電する（Ｓ５２）。

ＥＳＳ４３は、指示用データＤ１で指定された終了時刻が到来したか監視しており（Ｓ５３）、終了時刻になると（Ｓ５３：ＹＥＳ）、ステップＳ５２の結果を電力需要管理装置１へ送信する（Ｓ５４）。例えば、指示された充電または放電を正常に終了した場合、ＥＳＳ４３は、ＡＣＫを電力需要管理装置１へ送信する。正常に終了しなかった場合、ＥＳＳ４３は、ＮＡＫを電力需要管理装置１へ送信する。

このように構成される本実施例によれば以下の作用効果を奏する。本実施例の電力需要管理装置１は、基地局４の性質を利用して、需要家グループＵＧ内での電力需給の均衡を図ることができる。従って、電力小売業者２は、自前の蓄電システムを用意する必要がなく、電力需要管理装置１のサービスを利用するだけで、効率的に電力を小売することができる。

特定の電気的負荷に対応付けられていない蓄電システムを設けて、電力需給の均衡を図る場合、いったん満充電になった蓄電システムには、それ以上充電することができないため、余剰電力を抑制できず、無駄にしてしまうおそれがある。また、蓄電システムを設置するための土地や建物も必要になるため、投資コストが大きい。

電気自動車のバッテリを用いて電力需給の均衡を図る場合も、停止中の電気自動車に電気的負荷が接続されているとは限らない。もしも、停車中の電気自動車が電的負荷に接続可能であるとしても、充電するための空き容量を用意できるほど消費電力が大きいとは限らない。

逆に、電気自動車は、目的地まで走行するための手段であるから、車載バッテリには走行という目的を達成するために必要な電力を常に残しておく必要がある。停車中の電気自動車が消費電力の大きい電気的負荷に接続されると、必要なときに走行することができず、電気自動車としての目的を達成できない。

停車中の電気自動車は、走行に備えて十分に充電されていることが望ましいため、余剰電力を吸収する余地が少ない。同様に、走行に備えて十分に充電されていることが望ましいため、電力不足解消のために多量の電力を放電させるのは難しい。

そもそも電気自動車は、自由に走行できるため、停車位置もまちまちであり、その時々の使用目的も異なるため、安定した蓄電システムとして期待することはできない。

これに対し、本実施例では、常時稼働する特定の電気的負荷４２Ａ〜４２Ｃに対応付けられるＥＳＳ４３を用いるため、常に充電可能であり、余剰電力の抑制に使用することができる。そして、蓄えた余剰電力を使って、電力不足に対応できる。

また、基地局４は、需要家３の存在するところであればどこにでも存在するため、必要な場所にＥＳＳ４３を設置しやすい。ＥＳＳ４３を設置するための土地や建物を確保する必要はない。従って、投資コストを低減できる。

通信事業者にとっては、基地局４内の空いた空間を利用してＥＳＳ４３を設置することができ、ＥＳＳ４３を介して各負荷４２Ａ〜４２Ｃへ電力を供給することで、ＥＳＳ４３をＢＣＰ用蓄電池４３の代わりに、または既存のＢＣＰ用蓄電池４３の補強用に、使用することができる。

本実施例では、充放電を複数のＥＳＳ４３に分散して実行させると共に、各ＥＳＳ４３には実行時期を指定して充放電を指示する。従って、特定の少数のＥＳＳ４３を偏って使用するのを抑制し、かつ、決まった時間に充放電を行うことができる。この結果、複数のＥＳＳ４３を用いて効果的に電力需給の差を抑制できる。

図１５を用いて、第２実施例を説明する。本実施例は、第１実施例の変形例に該当するため、第１実施例との差異を中心に説明する。本実施例では、電力需要管理装置１が各ＥＳＳ４３に需給調整への参加の是非を問合せ、参加可能と回答したＥＳＳ４３の中から選択基準に従ってＥＳＳ４３を選択する。

図１５は、本実施例に係る電力需要管理方法を示すフローチャートである。電力需要管理装置１は、需要家グループＵＧ内の各需要家３および基地局４３から瞬時電力値を取得する（Ｓ６０）。

電力需要管理装置１は、電力需要ＷＥを予測する（Ｓ６１）。電力需要管理装置１は、充電させるのか放電させるのかを判別し、さらに、電力の需給調整に必要な充電量または放電量を算出する（Ｓ６２）。

電力需要管理装置１は、その管理下にあるＥＳＳ４３の中から、候補となるＥＳＳ４３を抽出する（Ｓ６３）。例えば、電力需要管理装置１は、各ＥＳＳ４３のうち、通常状態にあるＥＳＳ４３を候補として選択する。

電力需要管理装置１は、候補の各ＥＳＳ４３に対し、電力需給の調整に参加できるかを問い合わせる（Ｓ６４）。各ＥＳＳ４３は、その問合せに対して参加の可否を判定し、その結果を返信する（Ｓ６５，Ｓ６６）。

電力需要管理装置１は、問合せ先からの返信を受信すると（Ｓ６７）、参加可能と回答したＥＳＳ４３の中から、充放電対象のＥＳＳ４３を決定する（Ｓ６８）。電力需要管理装置１は、決定したＥＳＳ４３に対して指示用データＤ１を送信し、充電または放電を指示する（Ｓ６９）。指示用データＤ１を受信した各ＥＳＳ４３は、その指示内容に従って充電または放電を行い、その結果を返信する。

電力需要管理装置１は、充電または放電の結果を各ＥＳＳ４３から受信すると（Ｓ７１）、第１実施例で述べたように、検針値を収集して実績値を確認したり、係数を修正したりする（Ｓ７２）。

このように構成される本実施例も第１実施例と同様の作用効果を奏する。さらに本実施例では、充放電対象のＥＳＳ４３を決定するに際して、電力需要管理装置１と各ＥＳＳ４３とが処理を分担するため、電力需要管理装置１の処理負荷を軽減できる。

図１６ないし図２１を用いて、第３実施例を説明する。本実施例は、システムの構成的には第１実施例の変形例に該当するため、第１実施例との差分を中心に説明する。本実施例では、需要家の電力使用の抑制量に応じてインセンティブが支払われるインセンティブ型デマンドレスポンス（ＤＲ）をベースとしている。

図１６は、本実施例に係るインセンティブ型ＤＲ方法を示すフローチャートである。
システム構成は図１とほぼ同じであるが、ＤＲ事業者であるアグリゲータが存在する。このアグリゲータは図１の電力小売業者２、特定の需要家３若しくはＤＲ事業を生業とする専門の事業者が行ってもよいが、本説明においては電力小売業者２がアグリゲータの役割を果たすものとして説明を行う。
インセンティブ型ＤＲの仕組みは以下の通り。送配電事業者６よりの節電要請（電力消費抑制要請）を受信したアグリゲータ２（アグリゲータは複数存在してもよい）は、配下の複数の需要家３に対して節電要請を行う。この要請において節約できた電力量に対して、送配電事業者６がアグリゲータ２にインセンティブ、すなわち協力金を支払い、需要家３はアグリゲータ２より協力金の一部を得るものである。

まず、送配電事業者６よりの節電要請（電力消費抑制要請）が、アグリゲータ２に送信される（Ｓ１００）。節電要請を受信したアグリゲータ２は、図１８にて後述する節電要請先選定処理を行い（Ｓ１０１）、当該選定処理によって選定された節電要請先（単数若しくは複数）に対して節電要請を送信する（Ｓ１０２）。
アグリゲータ２よりの節電要請を受信した需要家３（ＳＭ３１を含む、ＨＥＭＳ／ＢＥＭＳなど）は、自身の設備である機器に制御指示（Ｓ１０３）を行い、制御指示を受信した各需要家３の機器３−１は、当該指示に基づき節電を実施する（電源ｏｆｆ、温度、光度調整など）（Ｓ１０４）。

節電実施の後、需要家３が電力検針値を収集し、そのデータをアグリゲータ２に送信する（Ｓ１０５）。
Ｓ１０１による節電要請は、一般家庭などの需要家宛てと同じタイミング、若しくは、選択的に需要家３のひとつである電力需要管理装置１に送信される。節電要請１０２が電力需要管理装置１に伝達されると、電力需要管理装置１は図２１にて後述する電力需要制御（Ｓ１０６）を行う。

電力需要制御処理実施の後、電力需要管理装置１が電力検針値を収集し、そのデータをアグリゲータ２に送信する（Ｓ１０７）。
アグリゲータ２は、Ｓ１０５やＳ１０７により受信した検針値を集計し、検針値に基づいて算出したＤＲ実施時間中の電力消費量とベースラインとに基づいてＤＲ実施時間中に節約できた電力量を算出し、送配電事業者６に送信する（Ｓ１０８）。
送配電事業者６は、節約できた発電量に応じて、所定の協力金をアグリゲータ２に支払い（Ｓ１０９）、アグリゲータ２は節電量に応じ按分し需要家に支払う（Ｓ１１０）。

本説明における電力需要管理装置１は需要家３のひとつである通信事業者の設備、商業施設でもよく、アグリゲータや電力小売業者の設備でもよく、所有者は問わない。

図１７は、アグリゲータ（電力デマンドレスポンス管理装置）２の構成例を示す。
アグリゲータ２は、例えば、マイクロプロセッサ（図中ＣＰＵ）２００と、メモリ２０１と、記憶装置２０４と、通信インターフェース部２０３（１）〜２０３（４）と、ユーザインターフェース部（図中ＵＩ）２０２とを備える。
マイクロプロセッサ２００は、記憶装置２０４に格納されているコンピュータプログラムＰ２１０〜Ｐ２１２と管理テーブルＴ１４〜Ｔ１５とを用いて、後述のように、送配電事業者６より行われる節電要請に基づき、節電要請先を選択する機能などを実現する。メモリ２０１は、コンピュータプログラムや変数、中間演算結果などの格納場所としてマイクロプロセッサ２００に使用される。

なお、図１７では、オペレーティングシステム、デバイスドライバなどのコンピュータプログラムは省略している。
通信インターフェース部２０３は、外部の装置と通信するための装置である。第１の通信インターフェース部２０３（１）は、通信ネットワークＣＮ１を介して、電力需要管理装置１と通信する。
第２の通信インターフェース部２０３（２）は、需要家３のスマートメータ（ＳＭ）３１と通信し、検針値を取得する。
第３の通信インターフェース部２０３（３）は、通信ネットワークＣＮ４を介して、送配電事業者６と、第４の通信インターフェース部２０３（４）は、通信ネットワークＣＮ５を介して、発電事業者５と通信する。
電力売買処理部Ｐ２１０は、図２の説明の通り送配電事業者６との卸売契約や需要家３との小売契約に基づき、電力の売買を行う機能である。
節電要請処理部Ｐ２１１は、送配電事業者６からの節電要請を受信し（節電要請受信部Ｐ２１１ａ）、その要請を解析し、要請に応じた節電要請先（需要家３や電力需要管理装置１）を選定し（需要家選定部Ｐ２１１ｂ）、選定した先に節電要請を送信する（節電要請受信部Ｐ２１１ｃ）機能である。
検針処理部Ｐ２１２は、節電要請先の節電状況を把握するための需要家３のベースラインを保持するとともに電力量使用実績値を収集及び集計し、送配電事業者６に送信する機能である。ベースラインを求めるために、アグリゲータは、電力会社から各需要家の検針値を取得し、取得した検針値に基づいて決められた方法で各需要家のベースラインを算出する。

図示しない送配電事業者６からの協力金支払いに関する機能は、各需要家の節電量に応じて行うのものとする（電力売買処理部Ｐ２１０にて処理してもよい）。
管理テーブルＴ１４〜Ｔ１５については図を改めて後述する。

図１８は、アグリゲータ２により実行される節電要請先選定処理を示すフローチャートである。
アグリゲータ２は、送配電事業者６より節電要請を受信する（Ｓ１１０）と、節電要請の電力量や節電要請の時間帯（○○時○○分より○○分間、又は ○○時○○分より□□時□□分迄など）の情報に基づき、配下の需要家３のうち節電要請の依頼先の選定（Ｓ１１１）を後述する図１９及び図２０の情報を用いて行う。

アグリゲータ２は、Ｓ１１１の選定の結果、送配電事業者６の節電要請に応じられるか否かの判定（Ｓ１１２）を行い、要請に応じられない場合は送配電事業者６に「要請に応じられない」旨を、若しくは「要請に応じられる電力量、時間帯情報」を送信する（Ｓ１１６）。
Ｓ１１２の判断は、契約にもとづき予め節電量や時間帯情報が登録されているような場合は、送配電事業者６がアグリゲータ２の節電可能な能力を認識しているので、アグリゲータ２の能力以上の要請がないという前提であれば省略してもよい。
但し、緊急事態（契約において節電可能な量や時間帯でないにもかかわらず、送配電事業者６の電力供給が逼迫した時など）を想定するような場合は、アグリゲータ２が送信する「要請に応じられる電力量、時間帯情報」は有用であり、可能な限りの節電が可能となる。

アグリゲータ２は、Ｓ１１２により送配電事業者６の節電要請に応じられる場合は、選定した需要家３宛てに節電要請を送信する（Ｓ１１３）。
その後、所定の時間経過後に、前記選定した需要家の検針値を収集してベースラインに基づいて、節約できた発電量を算出し（Ｓ１１４）、送配電事業者６（電力取引所の場合もあり）へ節約できた発電量を送信する（Ｓ１１５）。
図示してはいないが、アグリゲータ２は、Ｓ１１２において、節電要請に応じられる場合に、送配電事業者６へ「要請に応じられる」旨を送信してもよい。

次に、送配電事業者６からの節電要請に基づき、節電を行わせる需要家３を選定する方法（図１８のＳ１１１）を図１９及び図２０を用いて詳細に説明する。
図１９は、需要家選択基準管理テーブルＴ１４の例を示す。選択基準とは、各需要家３の中から、節電要請に応じられる需要家３を選択するための基準である。
需要家選択基準管理テーブルＴ１４に登録されている各選択基準の中から少なくとも一つの選択基準を用いて需要家３を選択する。

以下、選択基準の例を説明する。第１の選択基準は、アグリゲータ２と需要家３との間での節電契約（時間帯（分単位、時間単位）毎の節電可能容量、日時毎の節電可能容量（電力量）など）であり、アグリゲータ２は、送配電事業者６よりの節電要請に応じるため、複数の需要家３の節電契約情報に基づいて節電要請をまかなえる分の需要家を選定する。
第２の選択基準は、予め設定された優先順位であり、アグリゲータ２は予め設定された優先順位に基づいて需要家３を選定する。選定する需要家３は要請された節電量に応じて単数でも複数でもよい。例えば、優先順位付けを第一の節電契約料金（第一の節電契約ランク）により行い、ランクの高い需要家３に優先的に節電要請を行うことが可能となる。
第３の選択基準は、過去のデマンドレスポンスの対応状況（対応率）であり、アグリゲータ２は、過去のデマンドレスポンスの対応状況（対応率）に基づいて需要家３を選定する（対応率の高い需要家３より順に選定する）。この基準は、第１、第２の選択基準の登録がなされていない場合に有効な基準であるが、第１、第２の選択基準との組み合わせでもよい。
例えば、第２の選択基準により特定の需要家３を選定し、要請不足分を第３の選択基準を用いて、他の需要家３を選定するなどの処理ができる。
その他の選定基準は、運用に応じて適宜追加可能としている。例えば、即時性（１〜２分後など）を求める節電要請向けの優先順位などを追加してもよい。即時性を求める節電要請の場合には協力金の支払い金額の高騰が予想（ペナルティ額も高騰）されるので、第二の節電契約料金（第二の節電契約ランク）により、優先的に節電要請に応じることのできるサービスメニューとすることもできる。

図２０は、需要家管理テーブルＴ１５の例を示す。
需要家管理テーブルＴ１５は、需要家３を管理するためのテーブルであり、例えば、需要家ＩＤ Ｃ１５０、契約電力量Ｃ１５１、契約節電量Ｃ１５２、契約節電時間帯Ｃ１５３、ＤＲ要請対応率Ｃ１５４、優先順位Ｃ１５５、その他Ｃ１５６を対応付けて管理する。
需要家ＩＤ Ｃ１５０は、各需要家３を識別するための情報である。後に続く契約電力量Ｃ１５１、契約節電量Ｃ１５２、契約節電時間帯Ｃ１５３、ＤＲ要請対応率Ｃ１５４、優先順位Ｃ１５５は、需要家ＩＤ Ｃ１５０毎に登録されており、例えば、ひとつの需要家ＩＤに契約節電時間帯Ｃ１３５情報が複数登録あれば、需要家ＩＤの段は複数段登録される。（需要家管理テーブルＴ１５を、需要家ＩＤ毎に複数設けてもよい。）契約電力量Ｃ１５１は、需要家３が日常使用する契約アンペア（Ａ）数の情報であり、契約電力量が大きな需要家３にターゲットを絞り（契約電力量が大きいと節電可能電力量も大きいと推定できる場合）節電要請を行う場合に利用する。契約節電量Ｃ１５２は、契約時に予め登録した節電可能な電力量情報である。契約節電時間帯Ｃ１５３は、契約時に予め登録した節電可能な時間帯情報である。（Ｃ１５３とＣ１５２とは組み合わせ自由であり、複数の登録が可能）ＤＲ要請対応率Ｃ１５４は、過去の統計情報であり、アグリゲータ２よりの節電要請への対応率の情報であり、季節、日にち、時間帯毎に格納してある。優先順位Ｃ１５５は、アグリゲータ２が独自に節電要請順位を決めた順位情報である。
その他Ｃ１５６は、需要家３が実際に使用している電力量などでよく、契約電力量Ｃ１５１との差分（Ｃ１５１−Ｃ１５６）で、節電要請先を決める値に使用してもよい。

図２１は、電力需要管理装置１により実行される、電力需要制御処理を示すフローチャートである。
電力需要管理装置１は、需給調整対象の需要家グループＵＧ内の各需要家３および基地局４の瞬時電力値（例えば１分値）を取得する（Ｓ１２０）。電力需要管理装置１が各需要家３のスマートメータ３１から瞬時電力値を直接取得できない場合は、電力小売会社から需要家３のスマートメータ３１の検針値を間接的に取得する。電力需要管理装置１が各需要家３の瞬時電力値を直接、間接いずれも取得出来ない場合は、ステップＳ１２０では、各需要家３の瞬時電力値を検針値（３０分値）の履歴から推定することができる。
電力需要管理装置１は、ステップＳ１２０で取得した瞬時電力値に基づいて、次の需給調整対象時間ＳＴ（例えば３０分値）における電力需要を予測する（Ｓ１２１）。電力需要の変化にはパターンがあるため、今の瞬時電力値（推定値を含んでもよい）に基づいて、将来の電力需要を予測することができる。予測アルゴリズムは一次直線の外挿補間等でよい。

次に電力需要管理装置１は、アグリゲータ２より送信されてきた節電要請値ＷＸの有無を確認し（Ｓ１２２）、節電要請を受信していなければＳ１２０に遷移する。Ｓ１２２において節電要請を受信した場合は、予測した電力需要ＷＥとアグリゲータ２より送信されてきた節電要請値ＷＸを比較し、アグリゲータ２の節電要請値ＷＸとの差が所定の閾値Ｔｈ４以上であるか判定する（Ｓ１２３）。
電力需要管理装置１は、節電要請値ＷＸと電力需要ＷＥとの差が閾値Ｔｈ４以上であると判定すると（Ｓ１２３：ＹＥＳ）、所定のＥＳＳ４３から基地局４内の負荷４２へ電力を供給させるための放電指示処理を実行する（Ｓ１２５）。この放電処理により節電要請値の確保を行うものである。閾値Ｔｈ４は、所定のＥＳＳ４３から放電を開始させるための放電開始用閾値である。放電指示処理については図１１の処理と類似するが、節電要請値ＷＸを考慮している点が異なる。

電力需要管理装置１は、節電要請値ＷＸを考慮し、各ＥＳＳ４３の中から、放電対象のＥＳＳ４３を選択する。電力需要管理装置１は、図５に示した選択基準の一つまたは複数を用いて、放電対象のＥＳＳ４３を選択することができる。
電力需要管理装置１は、放電対象のＥＳＳ４３から放電させる電力量である放電指示値を算出する。さらに、電力需要管理装置１は、放電対象のＥＳＳ４３から基地局４内の電気的負荷４２Ａ〜４２Ｃへ電力を供給させるための放電タイミングを決定する。放電指示値と放電タイミングは、契約条件や節電要請に基づき行われる。電力不足が上限値ＨＬを上回らないように設定されるのはいうまでもない。

また、上記はＥＳＳ４３の選定について述べたが、ＥＳＳ４３内の蓄電池４３１に複数のバンク４３１を設定し、バンクを指定して選択してもよい。
図６で示したように、バンク４３１Ａ〜４３１Ｃの３つ（複数）のバンクを設定し、例えば、バンク４３１Ａの放電能力は、あるアグリゲータ２に割り当て、バンク４３１Ｂの放電能力は、それとは異なるアグリゲータ２に割り当てることができる。これにより、同一のＥＳＳ４３を、それぞれ異なるアグリゲータ２が使用することができるようになる。
Ｓ１２３の判定においてＮＯの場合は、Ｓ１２０へ遷移する。
通常状態においてＳ１２３において、ＮＯの判定を行うことがない。その理由としては、電力需要管理装置１がアグリゲータ２と契約の際に最低限確保できる節電用量を把握していることと、多数のＥＳＳ４３を備えていることがあげられる。
仮に、Ｓ１２３において、ＮＯの判定をするような事態に陥った場合（節電要請に応じられない場合）はアグリゲータ２に「要請に応じられない」旨を、若しくは「要請に応じられる電力量、時間帯情報」を送信すればよい。

所定のＥＳＳ４３による放電処理が終了すると、電力需要管理装置１は、各スマートメータ３１、４１が検針する時刻かどうかを確認する（Ｓ１２６）。例えば、時刻ｔ＝０分、ｔ＝３０分。そして、電力需要管理装置１は、時刻ｔが各スマートメータ３１、４１が検針する時刻ｔと判定したときに、各スマートメータ３１，４１の検針値（例えば、３０分値）を取得し、需給調整後の実績値ＷＲを算出し（Ｓ１２７）、その後、実績値ＷＲをアグリゲータ２へ送信する。
また、ＥＳＳ４３の充電処理について述べると、電力需要管理装置１は、自身が管理する基地局やＥＳＳ４３の状況、能力をＴ１１，Ｔ１２で管理しているので、アグリゲータ２との契約時に、契約節電量Ｃ１５２、契約節電時間帯Ｃ１５３を適切に登録できるので、節電要請時間内に充電の必要となるＥＳＳ４３を選択するようなことはない。

本実施例においては、電力小売業者２がアグリゲータ（電力デマンドレスポンス管理装置）の役割をすることで説明を行ったが、電力小売業者２とアグリゲータは別事業体（別業種）でもよく、電力小売業者２より節電要請を受信する構成としても、効果的にはなんら変わるものではない。

更に、電力需要管理装置が移動体通信の基地局に設けられている蓄電装置や２４時間営業を行っている商業施設（たとえばコンビニエンスストア）を用いることで、時間帯を問わずに多量の電力を吸収することができ、電力系統の安定に効果的に寄与することができる。

次に、図２２ないし図２４を用いて、第４実施例を説明する。
本実施例は、第３実施例の変形例である。第１ないし第３実施例においては、アグリゲータは、需要家のスマートメータの検針値を取得し、取得したスマートメータの検針値と、充放電指示の履歴に基づいて蓄電池の充放電量を推定していた。本実施例では、ＥＳＳは、蓄電池の充放電を制御する構成を有していることから、実際の充放電量に基づいて、インセンティブ型デマンドレスポンス（ＤＲ）対する充放電量を計算する。本実施例のＤＲは、節電だけでなく、電力供給が過剰になった場合の余剰電力の吸収を依頼する充電要請も含まれる。そのため、本実施例においては、図１７に示すアグリゲータ（電力デマンドレスポンス管理装置）２の節電要請処理部P211、節電要請受信部P211a 、節電要請送信部P211は、それぞれ節電要請に加え、充放電要請の処理および送受信を行う機能も有するものとする。

以下、第４実施例を、第３実施例との差分を中心に説明する。
図２２に本実施例の電力管理システムの一部の構成を示す。
本実施例においては、電力管理システムに需要家エネルギ管理装置９を有する点を特徴とする。需要家エネルギ管理装置９は、電力需要管理装置１に需要家のエネルギを管理するためのコンピュータプログラムおよびテーブルを追加したものである。

需要家エネルギ管理装置９の記憶装置９０４に格納されているコンピュータプログラムおよび管理テーブルのうち、コンピュータプログラムＰ１１〜１５と管理テーブルＴ１１〜１３は、第１ないし第３実施例で説明したものである。需要家エネルギ管理装置９のマイクロプロセッサ９００は、これらのコンピュータプログラムＰ１１〜１５と管理テーブルＴ１１〜１３とを用いて、アグリゲータ２からの要請に応じて需要家の設備が有するＥＳＳ４３０の電力需要を調整する。本実施例においては、需要家エネルギ管理装置９に、コンピュータプログラム充放電履歴管理部Ｐ９１０と、拠点管理テーブルＴ１６と、充放電履歴管理テーブルＴ１７を追加している。

ＥＳＳ４３０は、第１実施例の図６に示したＥＳＳ４３の構成に加え、充放電履歴管理部（ＥＳＳ）４３４と、記憶装置４３５と、記憶装置４３５に格納した充放電履歴管理テーブル（ＥＳＳ）Ｔ１８を有する。
図２２には、ＥＳＳはひとつしか図示していないが、需要家エネルギ管理装置９は、通信インターフェース９０３を介して複数のＥＳＳと接続されていてもよい。

次に第４実施例におけるインセンティブ型ＤＲ時の動作を説明する。以下の説明におけるインセンティブ型ＤＲは、節電要請も含め充放電要請のＤＲとして説明する。
送配電事業者６よりの充放電要請を受信したアグリゲータ２は、実施例３で説明した充放電要請先選定処理を行う。充放電要請先（単数若しくは複数）のひとつとして、需要家エネルギ管理装置９を選択したアグリゲータ２は、需要家エネルギ管理装置９に充放電要請を送信する。アグリゲータ２よりの充放電要請を受信した需要家エネルギ管理装置９は、自身の設備が有するＥＳＳ４３０に充放電の指示を行う。

ＥＳＳ４３０が、需要家エネルギ管理装置９から充放電指示を受信すると、充放電履歴管理部（ＥＳＳ）４３４が、当該指示に基づきＥＳＳ４３０の蓄電池４３１を充放電する。充放電履歴管理部（ＥＳＳ）４３４は、蓄電池の充電量および放電量を管理し、その履歴情報を時刻情報と対応づけて充放電履歴管理テーブル（ＥＳＳ）Ｔ１８に格納している。充放電履歴管理テーブル（ＥＳＳ）Ｔ１８の格納情報については図示しないが、充放電履歴管理部（ＥＳＳ）４３４が、蓄電池４３１の放電量、蓄電量、ＳＯＣを管理しており、それらの情報を時刻情報と対応づけて充放電履歴管理テーブル（ＥＳＳ）Ｔ１８に格納する。需要家エネルギ管理装置９から受信した充放電指示には、少なくとも充放電量または充放電持続時間が指定されており、充放電履歴管理部（ＥＳＳ）４３４は、指示された充放電量または充放電持続時間充放電を行う。指示された充放電量または充放電持続時間充放電を行った後、充放電履歴管理部（ＥＳＳ）４３４は、充放電履歴情報を、通信部４３３を介して需要家エネルギ管理装置９に送信する。充放電履歴情報は、予め決められたタイミングで、またはアグリゲータ２や需要家エネルギ管理装置９から要求があった場合に送信してもよい。

需要家エネルギ管理装置９の充放電履歴管理部Ｐ９１０は、ＥＳＳ４３０から充放電履歴情報を受信すると、充放電履歴管理テーブルＴ１７に格納する。需要家エネルギ管理装置９が複数のＥＳＳ４３０を管理下に有している場合には、充放電履歴管理部Ｐ９１０は、複数のＥＳＳ４３０からそれぞれ充放電履歴情報を受信し、充放電履歴管理テーブルＴ１７に、ＥＳＳ毎に設備（例えば基地局）ＩＤなどの情報と関係づけて、充放電履歴情報を格納する。需要家エネルギ管理装置９は、各ＥＳＳから収集した充放電履歴情報に基づいて、各ＥＳＳの実際の充放電量を算出し、ネットワークを介してアグリゲータ２に送信する。

需要家エネルギ管理装置９の拠点管理テーブルＴ１６は、ＥＳＳが現在位置する拠点の情報（例えば基地局ＩＤ）をＥＳＳＩＤと対応づけて管理するテーブルである。ＥＳＳが位置する拠点の情報は、需要家エネルギ管理装置９の管理者が作成し、ＥＳＳの設置拠点を変更した場合には、この管理者がテーブルを更新する。

図２３は、本実施例における基地局管理テーブルおよびＥＳＳ管理テーブルの構成を説明する図である。
本実施例において、需要家エネルギ管理装置９が有する基地局管理テーブルＴ１１は、実施例１で説明した電力需要管理装置１の基地局管理テーブルＴ１１と同様である。ＥＳＳ管理テーブルＴ１２‘は、本実施例では、ＥＳＳ４３０が移動の可能性があるため、ＥＳＳＩＤ Ｃ１２１を基準とし、ＥＳＳＩＤに、該当ＥＳＳが設置されている基地局のＩＤＣ１２０、その他ＥＳＳの属性情報を対応付けて格納する。ＥＳＳ４３０を移動し、別の基地局に設置した場合には、ＥＳＳＩＤに対応付けられている基地局ＩＤが更新される。

図２４は、本実施例における選択基準管理テーブルの構成図の構成を説明する図である。
本実施例においては、ＥＳＳの移動により、ＥＳＳＩＤと基地局ＩＤの対応付けが変化するため、予め選択基準毎に、どちらのＩＤを基準として、基地局管理テーブルやＥＳＳ管理テーブルの情報を参照するかの情報をテーブルに対応づけておく。

本実施例では、ＥＳＳの充放電履歴管理部が蓄電池の充電量および放電量の履歴を管理し、その充放電履歴情報を需要家エネルギ管理装置９に送信するため、需要家エネルギ管理装置９が充放電要請に対し実際にＥＳＳが充放電した電力量を把握することができる。そのため、スマートメータの検針値とベースラインから節電量を推定する方法よりも、正確に実際に節約できた電力量を求めることができる。

また、本実施例では、需要家エネルギ管理装置９において、ＥＳＳの拠点を管理しているため、図２２に示すように、ＥＳＳ４３０ＡをＡ地区からＢ地区に移した場合には、需要家エネルギ管理装置９の拠点管理テーブルＴ１６のＥＳＳ４３０Ａに対応づけられた拠点情報もＡ地区からＢ地区に更新され、ＥＳＳ４３０Ａの充放電履歴情報他の情報も引き継がれ、Ｂ地区のＥＳＳ４３０Ａの情報として引き続き管理される。

以上説明した実施例によれば、インセンティブ型ＤＲの場合に、蓄電池の実際の充電量および放電量に基づいて、協力金を按分することができる。
また、ＥＳＳとＥＳＳが存在する拠点を対応づけて管理していることで、特定の地域で再生可能エネルギが増加した場合に、アグリゲータが地域を特定した充電要請を行い、需要家エネルギ管理装置が、充電要請に含まれる地域を特定する情報に基づいて、特定の地域のＥＳＳに対して充電を指示することが可能となる。

１：電力需要管理装置、２：電力小売業者（若しくは、アグリゲータ：電力デマンドレスポンス管理装置）、３：需要家、３−１：需要家の機器、４：基地局、５：発電事業者、６：送配電事業者、９：需要家エネルギ管理装置、３１，４１：スマートメータ、４２：電気的負荷、４３：ＥＳＳ、ＣＮ１〜ＣＮ５：通信ネットワーク、ＰＬ：電力系統

Claims (17)

1. 第一の充放電要請を受信する充放電要請受信部と、
   前記第一の充放電要請に含まれる情報に基づき、配下の複数の需要家のうち充放電要請を送信する一以上の需要家を選定する需要家選定部と、
   前記需要家選定処理部にて選定した需要家に第二の充放電要請を送信する充放電要請送信部と、
   前記第二の充放電要請の反応時間の終了後、前記第二の充放電要請を送信した需要家から反応時間の充放電量に関する情報を収集して各需要家の充放電量を算出し、算出した各需要家の充放電量を送配電事業者若しくは電力取引所宛てに送信する充放電量計算部と、
   を備えたことを特徴とする電力デマンドレスポンス管理装置。
2. 請求項１に記載の電力デマンドレスポンス管理装置であって、
   予め需要家の選択基準に関する情報が登録された需要家選択基準管理テーブルを有し、
   前記需要家選択基準管理テーブルに登録された選択基準に関する情報に基づいて、前記第二の充放電要請を送信する需要家を選定することを特徴とする電力デマンドレスポンス管理装置。
3. 請求項２に記載の電力デマンドレスポンス管理装置であって、
   前記選択基準に関する情報は、前記複数の需要家が予め時間帯毎の充放電可能量を登録したものであり、
   前記需要家選定部は、前記各需要家の時間帯毎の充放電可能量を参照して第一の節電要請を満たすように一以上の需要家を選択し、選択した一以上の需要家に前記第二の節電要請を送信することを特徴とする電力デマンドレスポンス装置。
4. 請求項２に記載の電力デマンドレスポンス管理装置であって、
   前記選択基準に関する情報として、予め前記複数の需要家に対して第二の充放電要請を送信する優先順位を設定しておき、
   前記需要家選定部は、前記優先順位に従って第一の充放電要請を満たすように一以上の需要家を選択し、選択した一以上の需要家に前記第二の充放電要請を送信することを特徴とする電力デマンドレスポンス装置。
5. 請求項２に記載の電力デマンドレスポンス管理装置であって、
   前記選択基準に関する情報として、過去の第二の充放電要請に対する対応の有無および有の場合には充放電量を格納しておき、
   前記需要家選定部は、前記過去の第二の充放電要請に対する対応の有無および充放電量に従って第一の充放電要請を満たすように一以上の需要家を選択し、選択した一以上の需要家に前記第二の充放電要請を送信することを特徴とする電力デマンドレスポンス装置。
6. 第一の充放電要請を受信するステップと、
   前記第一の充放電要請に含まれる情報に基づき、配下の複数の需要家のうち第二の充放電要請を送信する需要家を選定するステップと、
   前記需要家選定処理部にて選定した需要家に第二の充放電要請を送信するステップと、
   前記充放電要請の反応時間の終了後、前記第二の充放電要請を送信した需要家のから反応時間の電力消費に関する情報を収集して各需要家の充放電量を算出し、算出した需要家の充放電量を、送配電事業者若しくは電力取引所宛てに送信するステップと、
   を備えたことを特徴とする電力デマンドレスポンス管理方法。
7. 請求項６に記載の電力デマンドレスポンス管理方法であって、
   予め需要家の選択基準に関する情報を需要家選択基準管理テーブルに登録しておき、
   前記需要家を選定するステップにおいては、前記需要家選択基準管理テーブルに登録された選択基準に関する情報に基づいて、前記第二の充放電要請を送信する需要家を選定することを特徴とする電力デマンドレスポンス管理方法。
8. 請求項７に記載の電力デマンドレスポンス管理方法であって、
   前記選択基準に関する情報は、前記複数の需要家が予め時間帯毎の充放電可能量を登録したものであり、
   前記需要家を選定するステップにおいては、前記各需要家の時間帯毎の充放電可能量を参照して第一の充放電要請を満たすように一以上の需要家を選択し、選択した一以上の需要家に前記第二の充放電要請を送信することを特徴とする電力デマンドレスポンス管理方法。
9. 請求項７に記載の電力デマンドレスポンス管理方法であって、
   前記選択基準に関する情報として、予め前記複数の需要家に対して第二の充放電要請を送信する優先順位を設定しておき、
   前記需要家を選定するステップにおいては、前記優先順位に従って第一の充放電要請を満たすように一以上の需要家を選択し、選択した一以上の需要家に前記第二の充放電要請を送信することを特徴とする電力デマンドレスポンス管理方法。
10. 請求項７に記載の電力デマンドレスポンス管理方法であって、
    前記選択基準に関する情報として、過去の第二の充放電要請に対する対応の有無および有の場合には充放電量を格納しておき、
    前記需要家を選定するステップにおいては、前記過去の第二の充放電要請に対する対応の有無および充放電量に従って第一の充放電要請を満たすように一以上の需要家を選択し、選択した一以上の需要家に前記第二の充放電要請を送信することを特徴とする電力デマンドレスポンス管理方法。
11. 第一の充放電要請を受信し、
    前記充放電要請に基づき、配下の複数の需要家のうち充放電要請を送信する一以上の需要家を選定し、選定した需要家に第二の充放電要請を送信するとともに、前記第二の充放電要請の反応時間の終了後、前記第二の充放電要請を送信した需要家から反応時間の電力消費に関する情報を収集して各需要家の充放電量を算出し、算出した各需要家の充放電量を送配電事業者若しくは電力取引所宛てに送信する電力デマンドレスポンス管理装置と、
    前記電力デマンドレスポンス管理装置より第二の充放電要請を受信し、自己の管理設備である機器に付帯する蓄電装置の充放電を実施し、前記第二の充放電要請の反応時間の終了後、前記第二の充放電要請の反応時間の電力消費に関する情報を前記電力デマンドレスポンス管理装置に送信する需要家とを含むことを特徴とする電力デマンドレスポンス管理システム。
12. 請求項１１に記載の電力デマンドレスポンス管理システムであって、
    前記需要家は、該需要家の消費電力を検針するスマートメータを備え、
    前記電力デマンドレスポンス管理装置は、第二の充放電要請の反応時間の終了後、反応時間の電力消費に関する情報として、前記需要家のスマートメータの検針値を収集し、予め電力デマンドレスポンス管理装置内に保持していたベースラインと、前記検針値に基づいて、各需要家の充放電量を算出し、算出した各需要家の充放電量を送配電事業者若しくは電力取引所宛てに送信することを特徴とする電力デマンドレスポンス管理システム。
13. 請求項１１に記載の電力デマンドレスポンス管理システムであって、
    前記需要家は、該需要家の電力需給を調整するための蓄電装置と、該蓄電装置の充放電履歴を管理する充放電履歴管理部と、該充放電履歴情報を保持する充放電履歴管理テーブルを有し、
    前記需要家は、第二の充放電要請の反応時間の終了後、反応時間の電力消費に関する情報として、前記需要家の蓄電装置の充放電履歴情報を前記電力デマンドレスポンス管理装置に送信し、
    電力デマンドレスポンス管理装置は、各需要家が前記反応時間に充放電した充放電量を送配電事業者若しくは電力取引所宛てに送信することを特徴とする電力デマンドレスポンス管理システム。
14. 請求項１３に記載の電力デマンドレスポンス管理システムであって、
    前記需要家は、前記各蓄電装置から収集した充放電履歴情報を前記蓄電装置の識別子および前記蓄電装置が設置されている拠点の情報と対応づけて格納することを特徴とする電力デマンドレスポンス管理システム。
15. 請求項１４に記載の電力デマンドレスポンス管理システムであって、
    前記第一の充放電要請は、地域情報を含むものであり、前記電力デマンドレスポンス管理装置は、前記第二の充放電要請に前記地域情報を含めて選択した需要家に送信し、
    前記需要家は、前記拠点の情報に基づいて、前記第二の充放電要請に含まれる地域情報に対応する拠点の蓄電装置の充放電を制御することを特徴とする電力デマンドレスポンス管理システム。
16. 第一のネットワークを介して充放電要請を受信し、該充放電要請に基づいて、第二のネットワークを介して接続される一以上の蓄電池の充放電制御を行う管理装置であって、
    前記充放電要請に基づき前記一以上の蓄電池の充放電制御を行う充放電制御部と、
    前記充放電要請に基づく充放電の終了後に前記蓄電池から前記充放電要請に対する充放電履歴情報を取得して管理する充放電履歴情報管理部と、
    前記蓄電池から取得した充放電履歴情報を前記蓄電池毎に格納する充放電履歴管理テーブルと、
    前記充放電履歴情報を前記第一のネットワークを介して送信する送信部とを有することを特徴とする管理装置。
17. 請求項１６に記載の管理装置であって、
    前記蓄電池と該蓄電池が設置されている地域を対応づけて管理する拠点管理テーブルをさらに有し、
    また、前記第一のネットワークを介して受信する充放電要請は、地域情報を含み、
    前記充放電制御部は、前記拠点管理テーブルを参照して前記充放電要請に含まれる地域情報に基づいて、充放電制御対象の蓄電池を選択することを特徴とする管理装置。

Images