JP2018023220A - 電力管理システム - Google Patents

Abstract

【課題】配電系統から供給される供給電力と、需要家が使用する消費電力と、の間で差が生じるのを抑止する。【解決手段】実施形態の電力管理システムは、配電系統から供給される電力を消費する総需要家群に含まれている、蓄電池が設けられた需要家群を示した第１の需要家群の蓄電池を制御することで、電力の需要調整を行う電力管理システムにおいて、算出部と、送信部と、を備える。算出部は、電力の売買が行われる単位時間で配電系統から調達された供給電力と、当該単位時間で総需要家群により消費されると予測される総需要予測電力量と、の差分電力量に基づいて、当該単位時間を所定の数で分割した分割時間毎に、第１の需要家群に対する充放電の指令値を算出する。送信部は、第１の需要家群に対して、充放電の指令値を送信する。【選択図】図３

Description

本発明の実施形態は、電力管理システムに関する。

従来の電力システムでは、発電量を調整することで、需要に応じた電力を得ていた。例えば、需要に変化が生じる場合に、当該変化に追従して発電量を制御していた。このため、需要と供給のバランス差によるロスや、需要自体を調整できないことによるロスが発生していた。また、需要と供給との間で効率の良い制御が行えていないという問題があった。

これに対して、近年、スマートグリッドという技術が提案されている。当該技術の概念では、発電設備から、末端の電力機器までを、ネットワークで接続することで、従来型の中央制御では達成するのが難しかった、需要と供給との間の効率的な制御を実現することができる。

さらに、供給が需要を上回っている時間帯に生じた余剰電力を、需要が供給を上回っている時間帯に利用するために、巨大な定置型の蓄電システムを準備することが提案されている。

特開２０１５−１４９３５号公報

しかしながら、従来技術においては、巨大な定置型の蓄電システムを準備する場合には、当該蓄電システムを設置する用地等が必要となる。このため、需要家毎に家庭レベルの蓄電池を配置して、当該蓄電池の充放電で、定置型の蓄電システムと同様に同時同量制御を達成できれば好ましい。

実施形態の電力管理システムは、配電系統から供給される電力を消費する総需要家群に含まれている、蓄電池が設けられた需要家群を示した第１の需要家群の蓄電池を制御することで、電力の需要調整を行う電力管理システムにおいて、算出部と、送信部と、を備える。算出部は、電力の売買が行われる単位時間で配電系統から調達された供給電力と、当該単位時間で総需要家群により消費されると予測される総需要予測電力量と、の差分電力量に基づいて、当該単位時間を所定の数で分割した分割時間毎に、第１の需要家群に対する充放電の指令値を算出する。送信部は、第１の需要家群に対して、充放電の指令値を送信する。

図１は、第１の実施形態の電力需給管理システムの構成例を示した図である。 図２は、第１の実施形態の第１の需要家の構成を例示した図である。 図３は、第１の実施形態の需給管理サーバの構成を例示した図である。 図４は、第１の実施形態の発電システムから需要家群に供給される時間帯毎の電力量を示した図である。 図５は、第１の実施形態の需要予測処理部が、需要予測用情報記憶部及び需要家毎蓄電情報記憶部に基づいて取得した、電力の使用量の短期予測結果を示した図である。 図６は、第１の実施形態の需要家群が実際に使用した電力量と、発電システムから供給される電力量と、の差分を示した図である。 図７は、第１の実施形態の電力の需要管理手法を説明した図である。 図８は、第１の実施形態の充放電指示のタイミングを例示した図である。 図９は、変形例１の充放電指示のタイミングを例示した図である。 図１０は、変形例２の充放電指示のタイミングを例示した図である。 図１１は、第１の実施形態の需要家群の各々が、需給管理サーバに対して送信する計測データを含む通知メッセージを例示した図である。 図１２は、第１の実施形態の需給管理サーバと、蓄電池を備えた第１の需要家と、の間で行われる通信を示したシーケンス図である。 図１３は、変形例４の算出部が、充放電指示を行う際に割り当てる分割インバランスを例示した図である。 図１４は、第２の実施形態の需給管理サーバの構成を例示した図である。 図１５は、第２の実施形態のグループデータ記憶部に格納されている需要家管理テーブルを例示した図である。 図１６は、第２の実施形態のグループデータ記憶部に格納されている、予測電力量算出手法管理テーブルを例示した図である。 図１７は、第２の実施形態の需給管理サーバと、蓄電池を備えた複数の需要家と、の間で行われる通信を示したシーケンス図である。

本実施形態では電力管理システムを、電力需給管理システムに適用した例について説明するが、他のシステム等に用いても良い。

（第１の実施形態）
図１は、第１の実施形態の電力需給管理システムの構成例を示した図である。図１に示される例では、電力自由化時の電力システム全体を示している。

図１に示されるように、電力需給管理システムは、需給管理サーバ１００と、メータ管理サーバ１０３と、発電システム１０４と、蓄電池を設けた需要家群１０１と、蓄電池を設けていない需要家群１０２と、を備えている。

本実施形態の電力需給管理システムは、発電システム１０４を含む配電系統から供給される電力を消費する総需要家群に含まれている、需要家群１０１の蓄電池１２１を制御することで、電力の需要調整を行う。

図１に示されるように、発電システム１０４から、電力系統ネットワーク１５２を介して需要家群１０１、１０２に電力が供給されている。本実施形態においては、スマートメータ１１１、１１２は、全ての需要家に配置される。このため、蓄電池を設けられたか否かにかかわらず、需要家の消費電力を計測できる。

蓄電池を設けていない需要家群１０２の消費電力は、需要家１０２＿１、１０２＿２、…、１０２＿ｍ毎に設けられているスマートメータ１１２＿１、１１２＿２、…、１１２＿ｍ（以下、スマートメータ１１２とする。）毎に計測されている。

蓄電池を設けた需要家群１０１の消費電力は、需要家群１０１の各々に設けられているスマートメータ１１１＿１、１１１＿２、１１１＿３、…、１１１＿ｎ（以下、スマートメータ１１１とする。）毎に計測されている。

スマートメータ１１２及びスマートメータ１１１で計測された電力は、３０分毎にＡＭＩ網（スマートメータ網）１５３を介して、配電事業者のメータ管理サーバ１０３に通知される。

一般的な電力小売事業者は、３０分毎に計測されたスマートメータ１１１、１１２のデータを、電力システム事業者間ネットワーク１５４を介して、配電事業者から取得できる。本実施形態では、配電事業者のメータ管理サーバ１０３が収集したデータが、電力システム事業者間ネットワーク１５４を介して小売事業者の需給管理サーバ１００に送信される。

ところで、現行のルールでは、最新のデータを入手するためには３０分必要とされている。スマートメータ１１１、１１２からの３０分毎の通知を考慮すると、最大６０分前の計測データまでの入手が可能となる。

さらに、需要家群１０１は、第１の需要家１０１＿１、第２の需要家１０１＿２、第３の需要家１０１＿３、…、第ｎの需要家１０１＿ｎ（ｎは自然数とする）毎に設けられている蓄電池１２１＿１、１２１＿２、１２１＿３、…、１２１＿ｎ（以下、蓄電池１２１とする。）毎に、公衆ネットワーク（例えば、インターネット通信網）１５１を介して、蓄電池１２１の詳細な情報（例えばＳＯＣ）を、小売事業者の需給管理サーバ１００に通知する。

つまり、蓄電池１２１を所有する需要家群１０１では、需要家群１０２と同様にスマートメータ１１１による計測・通知が行われると同時に、公衆ネットワーク１５１を介して、蓄電池１２１の充放電状況と、需要家の消費電力情報を周期的に、小売事業者の需給管理サーバ１００に通知する。本実施形態においては、例として通知する周期が５分単位とするが、５分単位に制限するものではなく、実施態様に応じて、適切な周期が設定されるものとする。

これに従って、電力小売事業者の需給管理サーバ１００は、配電事業者のメータ管理サーバ１０３からの３０分単位の計測データ、公衆ネットワーク１５１を介した需要家群１０１の蓄電池１２１に関する５分単位の詳細な計測データを受信する。

また、電力小売事業者の需給管理サーバ１００は、電力システム事業者間ネットワーク１５４を介して、発電システム１０４を有している発電事業者との間で、需要家に供給する電力を調達するための通信を行う。

そして、本実施形態の需給管理サーバ１００は、スマートメータ１１１、１１２による３０分単位の計測と、蓄電池を備えた需要家群１０１からの５分単位の詳細な計測データと、に基づいた、処理を行うことができる。

処理の一例としては、電力小売事業者の需給管理サーバ１００は、発電システム１０４から供給される電力量と、受信した計測データ及び蓄電池１２１に関する詳細な情報に基づいた需要家群１０１、１０２で使用される電力量の予測と、に基づいて、需要家群１０１の蓄電池１２１の充放電制御を行うことで、同時同量制御を実現する。

図２は、第１の需要家１０１＿１の構成を例示した図である。図２に示されるように、配電線２０１を介して、負荷２０４と、蓄電池システム２００と、が接続されている。第１の需要家１０１＿１は、例えば家庭や企業の敷地内に設けられた設備とする。図２に示す例では、第１の需要家１０１＿１の構成について説明するが、第２の需要家１０１＿２、…、第ｎの需要家１０１＿ｎも同様の構成として説明を省略する。

本実施形態の第１の需要家１０１＿１は、電力系統ネットワーク１５２を介して、発電システム１０４から電力が供給される。発電システム１０４から出力された電力は、配電線２０１を介して、蓄電池システム２００や負荷２０４に供給される。

スマートメータ１１１＿１は、発電システム１０４から供給される電力を計測する。さらに、スマートメータ１１１＿１は、第１の需要家１０１＿１内で使用される電力を計測すると共に、ＨＥＭＳ（Home Energy Management System）等を通じて、第１の需要家１０１＿１内における電気使用状況を把握する。そして、スマートメータ１１１＿１は、第１の需要家１０１＿１の電力の計測結果を計測データ（当該電力使用状況も含む）として、ＡＭＩ網（スマートメータ網）１５３を介して、配電事業者のメータ管理サーバ１０３に３０分毎に通知する。

負荷２０４は、家庭や企業の敷地内に設けられた家電製品などの電力を消費する機器であれば良い。

電力センサ２０２は、蓄電池１２１＿１と、負荷２０４と、の間の電力を計測する。電力センサ２０２は、電力の計測結果を、制御部２１１に出力する。

蓄電池システム２００は、制御部２１１と、蓄電池１２１＿１と、ＰＣＳ２１３と、通信部２１２と、を備えている。

ＰＣＳ２１３は、蓄電池１２１＿１の直流電力と、配電線２０１を流れる交流電力と、を相互に変換する制御を行う。

そして、蓄電池１２１＿１から放電された電力は、ＰＣＳ２１３で交流電力に変換された後、負荷２０４等に供給される。

通信部２１２は、公衆ネットワーク１５１を介して接続された他の通信装置との間で情報を送受信する。例えば、通信部２１２は、需給管理サーバ１００に対して、蓄電池システム２００に関する詳細な計測データを、５分ごとに送信する。詳細な計測データは、蓄電池１２１＿１の充放電を行うために必要な情報であって、蓄電池１２１＿１のＳＯＣを含んだ情報の他に、電力センサ２０２やスマートメータ１１１＿１により計測された、蓄電池１２１＿１と、負荷２０４と、による消費電力を示した消費電力情報が含まれている。

制御部２１１は、蓄電池システム２００全体を制御する。例えば、制御部２１１は、通信部２１２が需給管理サーバ１００から受信した充放電制御の指示（充放電計画）に基づいて、蓄電池１２１＿１の充放電を制御する。

制御部２１１は、通信部２１２を介して、需給管理サーバ１００との通信が可能である。これにより、例えば、制御部２１１は、需給管理サーバ１００の指示により動作することができる。

蓄電池１２１＿１が充電を行った場合、スマートメータ１１１＿１は、第１の需要家１０１＿１内の負荷２０４が消費する電力量に、蓄電池１２１＿１が充電する電力量を加算した電力量を、第１の需要家１０１＿１で使用された消費電力量として計測する。そして、スマートメータ１１１＿１は、計測結果を、メータ管理サーバ１０３に送信する。

制御部２１１は、一般的な電力システムのルールである需要家からの逆潮流を抑止する制御も行っている。逆潮流とは需要家から系統側に電力が流れることであり、需要家内の負荷２０４の消費電力よりも、蓄電池１２１＿１から放電される電力が大きくなった場合に発生する。逆潮流電力もスマートメータ１１１＿１で計測されている。このため、発生した逆潮流電力量に応じた金額で電力を販売することが出来るが、蓄電池からの電力による逆潮流は通常禁止されている。

そこで、本実施形態では、蓄電池からの電力による逆潮流を制限した例について説明する。なお、蓄電池が電力を供給する事業者の制御下に置かれることを前提とすれば、むしろ天候により常時不安定な太陽光発電電力や風力発電電力を一旦蓄電池に蓄積し、系統全体の安定に即したタイミングで放電し逆潮流させる方が安定的なシステム運用が可能であると考えられる。換言すれば、本実施形態では、逆潮流の制約がある場合について説明するが、逆潮流の制約が無い環境においても効果的な蓄電池の充放電を行うことが出来るものとする。

次に、需給管理サーバ１００について説明する。図３は、本実施形態の需給管理サーバ１００の構成を例示した図である。図３に示されるように、需給管理サーバ１００は、メイン処理部３０１と、メータ情報記憶部３０２と、需要家毎蓄電情報記憶部３０３と、通信Ｉ／Ｆ３０４と、需要予測処理部３０５と、需要予測用情報記憶部３０６と、を備えている。

通信Ｉ／Ｆ３０４は、公衆ネットワーク１５１と接続するための通信Ｉ／Ｆとする。

需要予測用情報記憶部３０６は、需要家が使用する電力を予測するために必要な、天気、温度や季節などの情報を記憶する。当該情報は、天気等を提供しているサーバ等から取得するが、どのように取得しても良い。

メータ情報記憶部３０２は、需要家群１０１、１０２の需要家各々に設けられたスマートメータ１１１、１１２による計測データを記憶する。

本実施形態のメータ情報記憶部３０２は、スマートメータ１１１、１１２から収集した３０分単位の計測データ（例えば電力測定値を含む）を記憶している。なお、記憶される計測データは、メータ管理サーバ１０３から電力システム事業者間ネットワーク１５４を介して得られるものであるが、メータ管理サーバ１０３かスマートメータ１１１、１１２から収集し小売事業者に配布されるまでに遅延が生じる。このため、メータ情報記憶部３０２は、最新のデータでも６０分前のデータとなる。

需要家毎蓄電情報記憶部３０３は、需要家群１０１の各々に設けられた蓄電池システム２００や消費電力に関する詳細な計測データを記憶する。計測データとしては、例えば、蓄電池１２１のＳＯＣ（充電容量）や、消費電力量を示す情報が含まれている。需要家毎蓄電情報記憶部３０３は、（後述する）受信処理部３１１が受信する間隔毎に更新される。本実施形態では、受信処理部３１１が需要家毎に５分間隔で受信し、更新される例とするが、受信間隔を制限するものではない。

電力需要データは、需要家が負荷２０４で消費されている電力量に、蓄電池１２１で充放電されている電力量を加算した値が含まれている。なお、本実施形態では、蓄電池１２１の充電容量が定められているため、受信したＳＯＣから、充電量を特定できる。さらには、前回の充電量との違いから充電量の増減等を特定できる。

メイン処理部３０１は、受信処理部３１１と、送信処理部３１２と、算出部３１３と、を備えており、需給管理サーバ１００全体の処理を行う。メイン処理部３０１は、需給管理の基本的な処理を行う。

受信処理部３１１は、公衆ネットワーク１５１や電力システム事業者間ネットワーク１５４を介して接続された通信装置から、様々な情報を受信する。例えば、受信処理部３１１は、メータ管理サーバ１０３から、需要家群１０１、１０２の需要家毎に設けられたスマートメータ１１１、１１２による計測データを受信する。そして、受信処理部３１１は、受信した計測データを、メータ情報記憶部３０２に記憶する。

他の例としては、受信処理部３１１は、発電システム１０４（電力供給システム）から供給される電力を消費する需要家群１０１の各々から、当該需要家に設けられた蓄電池システム２００や消費電力量に関する詳細な計測データを受信する。

需要予測処理部３０５は、需要予測用情報記憶部３０６を参照して、発電システム１０４（電力供給システム）から供給される電力を消費する需要家群１０１、１０２の各々の需要家が、電力の売買が行われる単位時間（以降、管理時間と称す）毎に消費されると予測される電力量を推測する。さらに、需要予測処理部３０５は、全需要家の総需要予測電力量を推測する。

本実施形態では、需要予測処理部３０５により予測される電力量の推測手法は、どのような手法を用いても良く、例えば、ＳＯＣなどの各種パラメータを用いて需要家毎の電力の使用量をシミュレートすることで、電力の予測情報を算出しても良い。なお、予測は長期的な予測から、１時間先の短期予測まで、随時変動する需要家の需要実績値、気温などの環境情報を計算し、常に最新の予測値を算出するようにしてもよい。

これにより需要予測処理部３０５は、全ての需要家の各々で使用される電力量の需要予測を行うと共に、全ての需要家群１０１、１０２で使用される電力量を示した総需要予測電力量を推測する。

算出部３１３は、需要予測処理部３０５が推測した電力量の予測情報に基づいて、需要家群１０１の各々に配置されている蓄電池１２１の充放電計画を立て、当該計画に従って蓄電池１２１の充放電制御を指示する。当該指示は、送信処理部３１２により通信Ｉ／Ｆ３０４を介して送信される。

算出部３１３は、管理時間毎に、発電システム１０４から事前に調達した供給電力量と、需要予測処理部３０５により予測された当該管理時間で総需要家群が消費する総需要予測電力量と、を比較する。そして、算出部３１３は、比較結果に応じて、供給電力量と、総需要電力量と、の差分電力であるインバランスを解消する、換言すれば同時同量制御となるように、需要家群１０１に設けられた蓄電池１２１の充放電制御を行う。

本実施形態の算出部３１３は、管理時間で配電系統から調達された供給電力と、管理時間で総需要家群（需要家群１０１、１０２）により消費されると予測される総需要予測電力量と、のインバランスに基づいて、当該管理時間を‘６’で分割した分割時間毎に、蓄電池１２１が設けられた需要家群１０１に対する充放電の指令値を算出する。なお、本実施形態は、予測データが送信される時間間隔である５分に合うように、管理時間を‘６’で分割する例について説明するが、‘６’に制限するものではなく、実施態様に応じて適切な数（所定の数）で管理時間を分割すれば良い。

算出部３１３は、総需要予測電力量が供給電力量を上回ることが予測された場合に、需要家群１０１の各蓄電池から放電するための放電指令値を算出する。また、算出部３１３は、総需要予測電力量が供給電力量を下回ることが予測された場合に、需要家群１０１の各蓄電池への充電するための充電指令値を算出する。

図４は、発電システム１０４から需要家群１０１、１０２に供給される時間帯（Ａ〜Ｅ）毎の電力量を示した図である。図４で示される例では、１日前に発電事業者から調達された電力量５０１が、発電システム１０４から需要家群１０１、１０２に供給される電力量として示されている。調達された電力量５０１は、発電システム１０４から電力が供給される対象となる需要家群１０１、１０２の総需要量の予測値に基づいて算出され、購入されている。

しかしながら、長期予測通りに需要家群１０１、１０２が電力を使用するとは限らない。

図５は、需要予測処理部３０５が、需要予測用情報記憶部３０６及び需要家毎蓄電情報記憶部３０３に基づいて取得した、電力の使用量の短期予測結果を示した図である。図５に示される例では、点線が図４で示した調達された、時間帯（Ａ〜Ｅ）毎の電力量５０１を示している。当該電力量のずれは、直近の気温等や直近の需要実績の変化等を考慮した結果、短期予測が長期予測と比べて精度が高くなるために生じる。

そして、電力量６０１が、短期予測の結果、調達された電力量より下回る場合に生じている余剰電力量を示している。電力量６０２は、短期予測の結果、調達された電力量を上回る場合に生じている不足電力量を示している。

ところで、運用の方法にもよるが、１時間前に短期予測を行うことで、不足電力を追加調達し、余剰電力を他者に販売することで、短期市場において調整を行うことが可能である。短期市場は、電力自由化の新たな制度として運用が開始される予定であり、需給に応じた価格市場になる。通常直近の売買は計画的な売買に比べて価格的に不利になるが、こうした措置を行わなかった場合、現行のルールでは、余剰電力は無償で没収、不足電力は後日ペナルティ電力として請求されることとなる。このため、短期市場での調整も含め、効率的な調整が必要となる。

これに対して、本実施形態の需給管理サーバ１００は、短期予測の結果生じた余剰電力を、需要家群１０１に設けられた蓄電池１２１に充電する制御を行い、短期予測の結果生じた不足電力を、需要家群１０１に設けられた蓄電池１２１から放電する制御を行うこととした。

これにより、短期市場を利用せず、且つ巨大な定置型の蓄電システムを設けることなく、需要家群１０１に設けられた蓄電池１２１の充放電制御を行うことで、同時同量を達成できる。

さらに、需要家群１０１に設けられた蓄電池１２１から放電された電力を利用する際、定置型の蓄電システムとは異なり、他の需要家に当該電力を供給することは、ノイズ等や規則の関係から好ましくない。

そこで、本実施形態の需給管理サーバ１００は、需要家が消費すると予測される電力量を考慮して、蓄電池１２１から放電する電力を調整する。

図６は、需要家群１０１、１０２が実際に使用した電力量と、発電システム１０４から供給される電力量と、の差分を示した図である。図６で示される例では、太線７０３が、実際に使用された、時間帯（Ａ〜Ｅ）毎の電力量を示している。そして、図５で示された短期予測からさらに生じた余剰電力量７０１と、短期予測からさらに生じた不足電力量７０２と、が示されている。余剰電力量７０１及び不足電力量７０２も同様に、需給管理サーバ１００による、蓄電池１２１の充放電制御で調整される。

このように、本実施形態においては、放電すべき電力量、充電すべき電力量は、総需要予測電力量と供給電力量との差分であるインバランス（差分電力量）である。

本実施形態の算出部３１３は、インバランスを、需要家群１０１に分散的に配置された蓄電池１２１に分配して、充放電制御を行う。

ところで、需給管理サーバ１００が、各蓄電池１２１への充放電指示を行う際、例えば空き容量の少ない蓄電池１２１を備えた需要家に容量以上の電力の充電を指示したり、消費電力量が少ない需要家に充電を指示した場合には、充電指示した電力量に対応する、放電ができない場合がある。例えば、消費電力量が少ない需要家の蓄電池１２１に充電されていても、当該需要家で消費しなければ、逆潮流の関係から、他の需要家で消費できないためである。

その結果、消費電力量が多い需要家の蓄電池１２１に充電されなかった場合に、放電指示に対応した放電量を放電できないと、放電指示が未達となり、インバランスの解消にずれが生じる。

同様に、指示した充放電量よりも大きな電力量が充放電可能であった場合も、無駄な電力の蓄積となり、インバランスの解消にずれが生じる要因となる。

そこで、本実施形態では、蓄電池１２１が設けられた需要家群１０１の消費電力量や、蓄電池１２１の状態(ＳＯＣ)に基づいて、充放電制御を行うこととした。

充放電制御を行った場合でも残ったインバランス（差分電力量）は、余剰となった場合には調達電力の無駄となり、不足となった場合には後日調整電力量として清算が行われる。このため、電力の小売事業者のコストが増加する。

インバランスは、電力の売買が行われる単位時間である管理時間単位(日本国内の場合３０分)で評価が行われる。このため、管理時間単位で、総需要予測電力量と供給電力量との差分がゼロになることが好ましい。そこで、本実施形態では、管理時間を‘６’（所定の数）で分割した分割時間毎に、充放電制御を行うこととした。

図７は、本実施形態の電力の需要管理手法を説明した図である。図７に示されるように、算出部３１３は、供給電力量から総需要予測電力量を減算したインバランスＩ（差分電力量）を、‘６’で分割して、第１の分割インバランスｉ１〜第６の分割インバランスｉ６を算出する。

そして、算出部３１３は、分割時間毎に、当該分割時間に対応する分割インバランス（第１の分割インバランスｉ１〜第６の分割インバランスｉ６）を、蓄電池１２１を備えた需要家群１０１（第１の需要家１０１＿１〜第ｎの需要家１０１＿ｎ）に割り当て、充放電指示を行う。本実施形態では、管理時間（３０分）で生じるインバランスを、６回の充放電指示で制御する。

本実施形態では、インバランスの電力量を、５分ごとに均等に分割する例について説明する。例えば、管理時間（３０分）内に予測されるインバランス電力量が、６００ｋＷｈ余剰であった場合に、一回毎に１００ｋＷｈの電力量を、蓄電池１２１に充電させる処理を行うことになる。さらに、制御部２１１は、１００ｋＷｈの電力量を、需要家群１０１（第１の需要家１０１＿１〜第ｎの需要家１０１＿ｎ）に割り当てる。その際に、需要家への割り当ては、各々の需要家の需要実績、需要予測、蓄電池の充電状態(ＳＯＣ)等に基づいて行われる。これより無駄のない充電制御を実現できる。

図８は、本実施形態の充放電指示のタイミングを例示した図である。本実施形態では、図８に示されるように、管理時間（３０分）を、６で均等に分割した分割時間（５分）毎に、充放電の指示が行われる例とする。つまり、０分に第１の充放電指示８０１が行われ、５分に第２の充放電指示８０２が行われ、１０分に第３の充放電指示８０３が行われ、１５分に第４の充放電指示８０４が行われ、２０分に第５の充放電指示８０５が行われ、２５分に第６の充放電指示８０６が行われる。

また、本実施形態は、管理時間（３０分）を６（所定の数）で均等に分割する手法に制限するものではなく、例えば、管理時間の前半に充放電の指示の回数を多くしても良い。

図９は、変形例１の充放電指示のタイミングを例示した図である。変形例１では、図９に示されるように、管理時間（３０分）を、前半に充放電指示を多くした例とする。つまり、０分に第１の充放電指示９０１が行われ、３分に第２の充放電指示９０２が行われ、６分に第３の充放電指示９０３が行われ、１１分に第４の充放電指示９０４が行われ、１８分に第５の充放電指示９０５が行われ、２９分に第６の充放電指示９０６が行われる。このように、管理時間内で時間の経過と共に間隔が長くなるように分割された時間を、分割時間としてもよい。

他の例としては、管理時間の後半に充放電の指示の回数を多くしても良い。図１０は、変形例２の充放電指示のタイミングを例示した図である。変形例２では、図１０に示されるように、管理時間（３０分）を、後半に充放電指示を多くした例とする。つまり、０分に第１の充放電指示１００１が行われ、１０分に第２の充放電指示１００２が行われ、１７分に第３の充放電指示１００３が行われ、２２分に第４の充放電指示１００４が行われ、２６分に第５の充放電指示１００５が行われ、２９分に第６の充放電指示１００６が行われる。このように、管理時間内で時間の経過と共に間隔が短くなるように分割された時間を、分割時間としても良い。

また、インバランスが充電か放電かに応じて、指示を行うタイミングを変更しても良い。一般的にインバランスは余剰するよりも不足した場合のコストが大きいことを考慮して、インバランスが余剰時の充電指示は後半に集中したタイミングで実施し、インバランスが不足時の放電指示は前半に集中したタイミングで実施することが考えられる。これにより、インバランスによる電力量の不足が抑止されるように、充放電制御が行われることになる。

第１の実施形態に戻り、算出部３１３は、インバランスＩを６（所定の数）で分割し、第１の分割インバランスｉ１、第２の分割インバランスｉ１２、第３の分割インバランスｉ３、第４の分割インバランスｉ４、第５の分割インバランスｉ５、第６の分割インバランスｉ６を生成する。なお、本実施形態では、インバランスＩを６で均等に分割する例について説明するが、重み付けを行っても良い。

そして、算出部３１３は、第１の分割インバランスｉ１を、管理時間に含まれる最初の分割時間（５分）における第１の充放電指示値ｉ１ｒの合計として割り当てた上で、第１の充放電指示値ｉ１ｒの合計を、当該需要家群１０１の各々に分ける。そして、送信処理部３１２が、需要家群１０１の各々に対して、需要家毎の充放電指令値として送信する。

本実施形態の受信処理部３１１は、５分（分割時間）毎に、当該需要家群１０１から、各需要家で消費される消費電力量と、ＳＯＣなどの充放電量を特定可能な値と、を含んだ詳細な計測データを受信する。

これにより、算出部３１３は、最初の分割時間に、需要家群１０１が行った充放電量ａ１を推測できる。そして、算出部３１３は、充放電量ａ１に基づいて、充放電指示値ｉ１ｒの合計のうち、充放電されなかった未達分の電力量ｒ１を算出する。本実施形態では、下記の（１）式から算出できる。

ｒ１＝ｉ１ｒ−ａ１…（１）

そして、算出部３１３は、未達分の電力量ｒ１を、次の分割時間における、充放電指令値の合計に含める。例えば、算出部３１３は、未達分の電力量ｒ１を、第２の分割インバランスｉ２に加算して、第２の充放電指示値ｉ２ｒの合計を算出する。本実施形態では、下記の（２）式を用いる。

ｉ２ｒ＝ｒ１＋ｉ２…（２）

算出部３１３は、算出した第２の充放電指示値ｉ２ｒの合計を、当該需要家群１０１の各々に分ける。そして、送信処理部３１２が、需要家群１０１の各々に対して、需要家毎の充放電指令値として送信する。

本実施形態の算出部３１３は、上述した制御を繰り返すことで、管理時間（３０分）において、第１の充放電指示値ｉ１ｒ〜第６の充放電指示値ｉ６ｒに従った充放電制御を実現できる。

つまり、算出部３１３は、需要家群１０１の各々から受信した５分単位で詳細な計測データに基づいて、実際の充放電量ａ１〜ａ６を算出できる。そして、算出部３１３は、実際の充放電量ａ１〜ａ６から、充放電指示値に対応した、未達分の電力量ｒ１〜ｒ６を算出できる。本実施形態では、下記の（３）式から算出できる。

ｒｘ＝ｉｘｒ−ａx…（３）
なお、ｘ＝１〜６とする。

そして、算出部３１３は、未達分の電力量ｒ１〜ｒ５と、分割インバランスｉ２〜ｉ６と、に基づいて、充放電指示値ｉ２ｒ〜ｉ６ｒを算出する。本実施形態では、下記の（４）式から算出できる。

ｉｘｒ＝ｒ（ｘ-1）＋ｉｘ…（４）
なお、ｘ＝２〜６とする。

本実施形態の算出部３１３は、５分単位で受信する需要家群１０１の計測データに基づいて、充放電制御を行うことで、管理時間単位におけるインバランスが生じるのを抑止することができる。

本実施形態では、総需要予測電力量と、需要家群１０１、１０２が実際に消費する消費電力量と、が一致する場合について説明した。しかしながら、実際には、一時間前の短期予測でも、実際の消費電力量との間に差が生じる。

ところで、需要電力量の予測は、実行時により近くなればなるほど、精度が向上する傾向にある。

そこで、変形例３では、需要予測処理部３０５が、蓄電池１２１を備えた需要家群１０１から５分単位で受信する計測データに基づいて、５分単位で全体の需要家群１０１、１０２の総需要予測電力量を算出する。

本実施形態では、短期予測（例えば一時間前）における、管理時間（３０分）単位の需要家群１０１、１０２の総需要予測電力量Ｃとし、管理時間（３０分）単位の蓄電池１２１を備えた需要家群１０１の需要予測電力量Ｃｂとする。換言すれば、スマートメータ１１１から収集したデータに基づいて、総需要予測電力量Ｃと、需要予測電力量Ｃｂと、を導出できる。

例えば、全ての需要家群１０１、１０２で１００００軒とし、そのうち蓄電池１２１を備えた需要家群が１０００軒とする。１０００軒については、５分単位で計測データが随時収集可能である。このため、本変形例では、１０００軒の需要家群１０１の需要予測電力量Ｃｂから、１００００軒の需要家群１０１、１０２の総需要予測電力量Ｃを補正する。これは１０００軒の需要家群１０１の電力量の増減と、１００００軒の需要家群１０１、１０２の電力量の増減と、は連動しているという想定に基づくものである。

需要予測処理部３０５は、蓄電池１２１を備えた需要家群１０１から５分単位で受信する計測データに含まれている消費電力量に基づいて統計的・確率的計算を行い、５分毎に、需要家群１０１の需要予測電力量Ｃｂｘ（ｘ＝１〜６）を推定する。

その後、需要予測処理部３０５は、５分毎に、需要家群１０１の需要予測電力量Ｃｂｘから、総需要家群（需要家群１０１、１０２）の５分単位の総需要予測電力量Ｃｘを算出する。本実施形態では、下記の（５）式を用いて算出する。

Ｃｘ＝Ｃ×（Ｃｂｘ／Ｃｂ）…（５）

本変形例においては、管理時間あたりの供給電力量Ｐとする。この場合、５分単位で分割された供給電力量は、（Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３、Ｐ４、Ｐ５、Ｐ６）と示すことができる。

そこで、算出部３１３は、５分単位の分割インバランスＩｘ（ｘ＝１〜６）を、以下の式（６）から算出する。

Ｉｘ＝Ｐｘ−Ｃｘ…（６）
なお、ｘ＝１〜６とする。

本実施形態では、時間の経過と共に得られた計測データに基づいて総需要予測電力量Ｃｘを算出し、当該総需要予測電力量Ｃｘに基づいた分割インバランスＩｘを算出することとした。

そして、算出部３１３は、分割時間毎に分割された供給電力量Ｐｘと、分割時間毎の総需要予測電力量Ｃｘと、に基づいて算出された分割インバランスＩｘから、需要家群１０１の充放電指令値を算出する。充放電指令値の算出手法は、第１の実施形態と同様とする。そして、送信処理部３１２が、該分割インバランスＩｘを解消するような充放電指示値を出力することで、インバランスの解消の精度をより一層向上させることができる。

ところで、需給管理サーバ１００においては、スマートメータ１１１、１１２から得られる情報には、一時間の遅延が生じている。このため、スマートメータ１１１、１１２から得られる情報に基づいて、需要予測電力量を推測する場合に、１時間前の全需要家の情報に基づいて行うことになる。

これに対して、本変形例では、１時間前に収集したデータに基づいた、需要予測電力量Ｃｂｘを、５分単位で収集することが可能な、蓄電池１２１を備えた需要家群１０１の計測データに基づいて補正を行うことで、５分単位の需要家群１０１、１０２の総需要予測電力量Ｃｘを算出することとした。

５分毎に計測される、実際の充放電量ａ１〜ａ６から、充放電量の累積値Ａｘを以下の式（７）で導出できる。

Ａｘ＝Ａ(ｘ−１)＋ａｘ…（７）
なお、ｘ＝１〜６とし、Ａ０＝０とする。

そして、算出部３１３は、前回の累積値Ａ(ｘ−１)と、式（６）で算出された分割インバランスＩｘと、に基づいて、充放電指令値を算出する。式（８）は、充放電指示値ｉｘｒの算出式を例示したものである。

ｉｘｒ＝Ｄ（ｘ，Ｉｘ，Ａ(ｘ−１)）…（８）

式（８）で示した関数Ｄは、充放電タイミング回数ｘ、補正した分割インバランスＩｘ、前回までに実行された累積値Ａ(ｘ−１)から、ｘ回目の充放電指示値ｉｘｒを算出する関数である。

本変形例は、関数Ｄを制限するものではないが、例えば、式（９）として示しても良い。

Ｄ＝（Ｉｘ−Ａ(ｘ−１)−１）／（６−ｘ＋１）…（９）

本実施形態に戻り、需給管理サーバ１００は、蓄電池１２１を備えた需要家群１０１から、計測データを受信することで、充放電するための制御を行う。次に、需要家群１０１が、需給管理サーバ１００に対して、５分ごとに送信する計測データについて説明する。

図１１は、需要家群１０１の各々が、需給管理サーバ１００に対して送信する計測データを含む通知メッセージを例示した図である。図１１に示されるように、通知メッセージには、宛先情報と、送信元アドレスと、時刻と、充電量情報（ＳＯＣ含む）と、消費電力量情報と、が含まれている。

宛先情報は、需給管理サーバ１００を示すアドレス情報とする。当該宛先情報により、公衆ネットワーク１５１を介して、需給管理サーバ１００に転送される。

送信元アドレスは、蓄電池１２１を示すアドレス情報（例えばＩＰアドレス）とする。需給管理サーバ１００は、アドレス情報等で蓄電池１２１を管理している。そして、需給管理サーバ１００は、必要に応じて必要な蓄電池１２１に対して、当該アドレス情報を送信先として指定することで通信を行う。

時刻は、管理時間内で計測を行ったタイミングを示した時刻とする。充電量情報は、蓄電池１２１の充電量に関する情報であり、例えばＳＯＣが含まれている。これにより蓄電池１２１の空き容量、充電容量の他に、どの程度充電や放電が可能かを認識することができる。

消費電力量情報は、需要家内に設けられた計測器（例えばスマートメータ１１１）によって計測された消費電力量とする。需給管理サーバ１００は、消費電力量情報を受信することで、当該需要家のこれからの需要電力量を５分間隔でより詳細に予測することができる。

換言すれば、需給管理サーバ１００は、計測データを含んだ通知メッセージを５分単位で受信することで、総需要予測電力量の推測精度を向上させ、インバランス解消のための充放電指示を実現できる。

図１２は、本実施形態の需給管理サーバ１００と、蓄電池１２１＿１を備えた第１の需要家１０１＿１と、の間で行われる通信を示したシーケンス図である。図１２で示される例では、管理時間（３０分）に５分ごとに６回の充放電指示が行われるが、１０分〜２５までに行われる処理は、他の時間帯と同様の処理が行われるものとして、説明を省略する。

まず、需給管理サーバ１００の需要予測処理部３０５は、管理時間内の全需要家の総需要予測電力量を推測する（Ｓ１２０１）。

次に、算出部３１３は、供給電力量と総需要予測電力量との差分であるインバランスを算出する（Ｓ１２０２）。

算出部３１３は、インバランスのうち１回目分の分割インバランスに基づいて、蓄電池１２１を備えた需要家群１０１の各々に対する１回目（０分〜５分までの）の充放電指示値を算出する（Ｓ１２０３）。

送信処理部３１２は、１回目（０分〜５分までの）の充放電指示値を、（第１の需要家１０１＿１を含んだ）需要家群１０１の各々に送信する（Ｓ１２１１）。

第１の需要家１０１＿１は、１回目の充放電指示に従って充放電制御を行う（Ｓ１２１２）。そして、第１の需要家１０１＿１は、充放電の結果である充電量情報と、負荷２０４等で使用された消費電力量情報と、を含んだ（図１１で示した）通知メッセージを送信する（Ｓ１２１３）。なお、Ｓ１２１２〜Ｓ１２１３の処理は、需要家群１０１の他の需要家も行うものとする。これにより、需給管理サーバ１００の算出部３１３は、受信した充放電の結果である充電量情報と、消費電力量情報とに基づいて、充電指示値に対応する未達分の電力量を推定できる。

そして、算出部３１３は、２回目分の分割インバランスと、未達分と推測される電力量に基づいて、需要家群１０１の各々に対する２回目（５分〜１０分までの）の充放電指示値を算出する（Ｓ１２１４）。

そして、送信処理部３１２は、２回目（５分〜１０分までの）の充放電指示値を、（第１の需要家１０１＿１を含んだ）需要家群１０１の各々に送信する（Ｓ１２２１）。

第１の需要家１０１＿１は、２回目の充放電指示に従って充放電制御を行う（Ｓ１２２２）。そして、第１の需要家１０１＿１は、充放電の結果である充電量情報と、負荷２０４等で使用された消費電力量情報と、を含んだ通知メッセージを送信する（Ｓ１２２３）。

そして、算出部３１３は、３回目分の分割インバランスと２回目の未達分の電力量に基づいて、需要家群１０１の各々に対する３回目（１０分〜１５分までの）の充放電指示値を算出する（Ｓ１２２４）。

このような制御を、１０分から２５分までの間も同様の行われるものとする。

そして、管理時間のうち２５分経過した後、送信処理部３１２は、６回目（２５分〜３０分までの）の充放電指示値を、（第１の需要家１０１＿１を含んだ）需要家群１０１の各々に送信する（Ｓ１２６１）。

第１の需要家１０１＿１は、６回目の充放電指示に従って充放電制御を行う（Ｓ１２６２）。そして、第１の需要家１０１＿１は、充放電の結果である充電量情報と、負荷２０４等で使用された消費電力量情報と、を含んだ通知メッセージを送信する（Ｓ１２６３）。

上述した処理手順によって、５分単位で充放電制御を行うことで、インバランスの抑止精度を向上させることができる。これにより、調達電力の無駄や、新たな電力の清算を抑止できる。

上述した実施形態では、インバランスを５分ごとの均等に分割する例について説明したが、インバランスを５分ごとに均等に分割する例に制限するものではない。そこで変形例４では、算出部３１３が、インバランスに重みを付けて割り当てる例について説明する。

図１３は、変形例４の算出部３１３が、充放電指示を行う際に割り当てる分割インバランスを例示した図である。図１３に示される例では、インバランス電力量が６００ｋＷｈ発生すると予測した例とする。このような場合に、算出部３１３は、６回の充放電指示を行うタイミングに合わせて、１５０ｋＷｈ（第１の分割インバランスｉ１１）、１２０ｋＷｈ（第２の分割インバランスｉ１２）、１１０ｋＷｈ（第３の分割インバランスｉ１３）、９０ｋＷｈ（第４の分割インバランスｉ１４）、８０ｋＷｈ（第５の分割インバランスｉ１５）、５０ｋＷｈ（第６の分割インバランスｉ１６）の電力の充放電量を割り当てる。

このように、本変形例の算出部３１３は、インバランス電力量を、６（所定の数）で分割した電力量より大きい第１の分割インバランスｉ１１を、管理時間に含まれる最初の分割時間における、需要家群１０１の合計の充放電の指令値として割り当てる。その後、変形例４の算出部３１３は、受信処理部３１１が受信した需要家群１０１の充放電量から特定される、当該充放電の指令値の合計のうち充放電されなかった未達分の電力量を、第１の分割インバランスｉ１１より少ない第２の分割インバランスｉ１２に加算した電力量を、次の分割時間における、需要家群１０１の充放電の指令値の合計として割り当てる。本変形例では、当該処理を繰り返す。

図１３に示されるように、前半に多めのインバランスを割り当て、後半に少なめのインバランスを割り当てることで、後半は、未達電力量の調整に専念できるため、インバランスの調整を容易に実現できる。

また、本変形例では、インバランスのうち１／４を第１の分割インバランスｉ１１に割り当てる例について説明したが、１／４に制限するものではなく、１／６（所定の数）より大きければ良い。例えば、インバランス全てを第１の分割インバランスｉ１１に割り当てても良い。

また、図１３で示した例では、５分ごとに充放電指示を行う例について説明したが、図９や図１０で示したように、充放電指示を行うタイミングをばらけさせても良い。

（第２の実施形態）
第１の実施形態では、需要家に応じた需要パターンを考慮しない例について説明した。第２の実施形態では、需要家の電力の需要パターンに応じて、グループ分けを行った例について説明する。

図１４は、第２の実施形態の需給管理サーバ１３００の構成を例示した図である。図１４に示される例では、需給管理サーバ１３００は、第１の実施形態の需給管理サーバ１００と比べて、グループデータ記憶部１３０１が追加されるとともに、第１の実施形態のメイン処理部３０１と処理が異なるメイン処理部１３０２を備え、第１の実施形態の需要予測処理部３０５と処理が異なる需要予測処理部１３０３を備えた例とする。本実施形態においては、第１の実施形態と同様の構成については同一の符号を割り当て、説明を省略する。

グループデータ記憶部１３０１は、需要家のグループに関する情報を記憶する。図１５は、本実施形態のグループデータ記憶部１３０１に格納されている需要家管理テーブルを例示した図である。図１５に示されるように、需要家管理テーブルは、需要家識別情報と、グループと、蓄電池の有無と、を対応付けて記憶している。本実施形態の需要家管理テーブルには、全需要家の情報が蓄積されている。

需要家識別情報は、需要家を識別可能な情報であれば良い。グループは、当該需要家が属している需要パターンを示している。需要パターンとは、当該需要家の電力の利用のパターンであって、例えば、時間帯毎の電力の利用傾向に応じて分けられたグループなどが考えられる。さらには、月の需要量に応じて分けられたグループ等を含んでも良い。

本実施形態では、需要家管理テーブルを保持することで、グループ毎に、蓄電池１２１を備えた需要家群１０１と、蓄電池１２１を備えていない需要家群１０２とを、識別することができる。

図１６は、本実施形態のグループデータ記憶部１３０１に格納されている、予測電力量算出手法管理テーブルを例示した図である。図１６に示されるように、予測電力量算出手法管理テーブルは、グループと、予測電力量算出手法と、を対応付けて記憶している。

予測電力量算出手法とは、当該グループに属している、蓄電池１２１を備えた需要家群１０１から受信した、消費電力量に基づいて、需要予測電力量を算出する手法が定義されている。このように、本実施形態では、需要パターンが異なるグループ毎に需要予測電力量を算出することで、インバランスの算出精度を向上させることができる。

さらに、本実施形態のグループデータ記憶部１３０１は、充放電指令値を算出するための充電制御手法に対応する計算アルゴリズムを記憶している。本実施形態では、グループ毎に充電制御手法が特定された際に、当該充電制御手法に対応する計算アルゴリズムを用いることで、充放電指令値を算出する。

本実施形態では、全体需要家をグループＡ、グループＢ、グループＣの３つのグループに分けた場合について説明する。

このような場合に、需要予測処理部１３０３は、総需要家群のうち電力の消費パターンに応じたグループ毎の需要予測電力量として、グループＡの需要予測電力量ＣＡ、グループＢの需要予測電力量ＣＢ、グループＣの需要予測電力量ＣＣを算出する。グループ毎の需要予測電力量の算出手法としては、グループ毎の需要パターンを考慮していれば、どのような算出手法を用いても良い。

さらに、需要予測処理部１３０３は、単位時間において、グループＡで蓄電池１２１を所有する需要家群１０１の需要予測電力量ＣＡｂ、グループＢで蓄電池１２１を所有する需要家群の需要予測電力量ＣＢｂ、グループＣで蓄電池１２１を所有する需要家群の需要予測電力量ＣＣｂ、を算出する。

そして、需要予測処理部１３０３は、グループＡに属する、蓄電池１２１を備える需要家群１０１から５分ごとに送信される計測データに、グループデータ記憶部１３０１に記憶されているグループＡの予測電力量算出手法を適用する。これにより、需要予測処理部１３０３は、蓄電池１２１を備える需要家群の５分間における需要予測電力量ＣＡｂｘを算出する。

さらに、需要予測処理部１３０３は、グループＡの需要予測電力量ＣＡ、グループＡの蓄電池１２１を備えた需要家群１０１の需要予測電力量ＣＡｂ、及び、グループＡの蓄電池１２１を備えた需要家群の５分単位（ｘ回目）で補正された需要予測電力量ＣＡｂｘに基づいて、グループＡ全体の５分単位（ｘ回目）で補正された需要予測電力量ＣＡｘを算出する。当該算出には、式（１０）を用いる。

ＣＡｘ＝ＣＡ×（ＣＡｂｘ／ＣＡｂ）…（１０）
なお、ｘ＝１〜６とする。

需要予測処理部１３０３は、同様の手法で、グループＢ全体の５分単位（ｘ回目）で補正された需要予測電力量ＣＢｘと、グループＣ全体の５分単位（ｘ回目）で補正された需要予測電力量ＣＣｘと、を算出する。

そして、需要予測処理部１３０３は、グループＡ全体の５分単位の需要予測電力量ＣＡｘと、グループＢ全体の５分単位の需要予測電力量ＣＢｘと、グループＣ全体の５分単位の需要予測電力量ＣＣｘと、の合計から、全ての需要家群１０１、１０２の総需要予測電力量Ｃｘを算出する。本実施形態では、以下に示す式（１１）を用いる。

Ｃｘ＝ＣＡｘ＋ＣＢｘ＋ＣＣｘ…（１１）

本実施形態では、上述した手法で、５分単位での全ての需要家群１０１、１０２の総需要予測電力量Ｃｘを算出することで、インバランスの算出精度が向上するため、当該インバランスを効率的に抑止することが可能となる。

また、第１の実施形態では、需要家毎に充放電指令値を送信する例について説明した。しかしながら、需要家毎に充放電指令値を算出し、需要家毎に異なる充放電指令値を送信する場合、需給管理サーバ１００の処理負担が大きい。そこで、本実施形態では、充放電指令値を、各需要家が算出する例とする。

メイン処理部１３０２は、受信処理部３１１と、送信処理部１３１２と、算出部１３１１と、を備えている。

算出部１３１１は、受信した計測データに含まれている充電量情報に基づいて、グループ毎に、需要家群の充放電量を算出する。さらに、算出部１３１１は、蓄電池１２１を備えた全ての需要家群の合計充電量を算出する。

その後、算出部１３１１は、供給電力量と、全需要家の総需要予測電力量Ｃｘと、から、インバランスを算出する。

そして、算出部１３１１は、算出されたインバランスに基づいて、グループ毎に、充電制御手法（例えば充放電モード）を特定する。本実施形態では、例えば、供給電力のほうが、総需要予測電力量より大きい場合に、これ以降電力を使用すると予測されるグループについては、充電量が大きくなるような充電制御手法を特定し、電力を使用しないと予測されるグループについては、充電量があまり変わらない充電制御手法を特定する。このように、算出部１３１１は、グループに応じた充放電制御手法を特定する。

そして、送信処理部１３１２は、グループ毎に特定された充放電制御手法（充放電モード）に対応する計算アルゴリズムを、各需要家にブロードキャストする。

これにより、各需要家は、受信した充放電制御手法に対応する計算アルゴリズムを用いて、現在の状況（充電量、需要予測電力量）に応じた、充放電指令値を算出し、当該充放電指令値に従って充放電制御を行う。

図１７は、本実施形態の需給管理サーバ１３００と、蓄電池１２１＿１、１２１＿２、１２１＿２を備えた複数の需要家１０１＿１、１０１＿２、１０１＿３と、の間で行われる通信を示したシーケンス図である。本実施形態においては、管理時間を分割した分割時間（５分）毎に図１７に示す処理を行うこととする。

第１の需要家１０１＿１は、充放電の結果である充電量情報と、負荷２０４等で使用された消費電力量情報と、を含んだ通知メッセージを送信する（Ｓ１７０１）。

第２の需要家１０１＿２は、充放電の結果である充電量情報と、負荷２０４等で使用された消費電力量情報と、を含んだ通知メッセージを送信する（Ｓ１７０２）。

第３の需要家１０１＿３は、充放電の結果である充電量情報と、負荷２０４等で使用された消費電力量情報と、を含んだ通知メッセージを送信する（Ｓ１７０３）。

次に、需要予測処理部１３０３は、受信した消費電力量情報に基づいて、管理時間を分割した分割時間内の全需要家の総需要予測電力量を算出する（Ｓ１７０４）。

さらには、算出部１３１１は、受信した充電量情報に基づいて、グループ毎の需要家群の充放電量を算出した後、蓄電池を備えた全ての需要家群の合計充電量を算出する（Ｓ１７０５）。

そして、算出部１３１１は、グループ毎に、充放電制御手法を特定する（Ｓ１７０６）。

そして、送信処理部１３１２は、グループ毎の充放電制御手法に対応する計算アルゴリズムと、合計充電量と、総需要予測電力量と、をブロードキャストする（Ｓ１７０７）。

そして、各需要家は、当該需要家に割り当てられたグループに対応する充放電制御手法に対応する計算アルゴリズムを用いて、合計充電量と総需要予測電力量に応じた充放電制御を行う。

つまり、本実施形態の需要家は、自グループ用に定められた充放電制御手法に対応する計算アルゴリズムを特定した後、当該計算アルゴリズムに、合計充電量と総需要予測電力量とを引数として受け渡すことで、充放電指令値を導出できる。そして、本実施形態の需要家は、当該充放電指示値になるように充放電制御を行う。これにより、各自インバランスを解消するための充放電制御を実現できる。

つまり、第１の実施形態の需給管理サーバ１００で行っていた充放電指令値の特定処理を、蓄電池１２１を備えた需要家群１０１が各自充放電指令値の特定処理を行うことで、需給管理サーバ１００の制御負担を軽減できる。

本実施形態では、需給管理サーバ１３００は、予測したインバランスを解消するための充放電の制御を実現できる。

本実施形態では、グループ毎に計算アルゴリズム（充放電制御手法）を変更する例について説明したが、このような手法に制限するものではない。例えば、グループにかかわらず、各需要家が、需要量、充電量から、充放電の割付け量を特定し、当該割り付け量になるように充放電制御しても良い。

本実施形態では、各需要家にグループ毎に計算アルゴリズム（充放電制御手法）を送信する例について説明したが、このような手法に制限するものではなく、例えば第１の実施形態と同様に、需要家群１０１に対して充放電の指令値を送信しても良い。

本実施形態においては、需要パターンが異なるグループ毎に需要電力量を予測することで、より高い精度でインバランスとなる電力量を算出できる。さらには、グループ毎に応じた充放電制御を行うことで、未達の電力量が生じるのを抑止し、インバランスの抑止を高い精度で実現できる。

上述した実施形態及び変形例においては、管理時間を分割した分割時間毎に、各需要家から受信した計測データに基づいて、需要予測電力量を算出し、当該需要予測電力量を考慮して充放電制御を行うことで、インバランスを抑止する精度を向上させることができる。

本発明のいくつかの実施形態及び変形例を説明したが、これらの実施形態及び変形例は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態及び変形例は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

１００…需給管理サーバ、１０１、１０２…需要家群、１０３…メータ管理サーバ、１０４…発電システム、１１１、１１２…スマートメータ、１２１…蓄電池、１５１…公衆ネットワーク、１５２…電力系統ネットワーク、１５４…電力システム事業者間ネットワーク、２００…蓄電池システム、２０１…配電線、２０２…電力センサ、２０４…負荷、２１１…制御部、２１２…通信部、３０１…メイン処理部、３０２…メータ情報記憶部、３０３…需要家毎蓄電情報記憶部、３０４…通信Ｉ／Ｆ、３０５…需要予測処理部、３０６…需要予測用情報記憶部、３１１…受信処理部、３１２…送信処理部、３１３…算出部、１３００…需給管理サーバ、１３０１…グループデータ記憶部、１３０２…メイン処理部、１３０３…需要予測処理部、１３１１…算出部、１３１２…送信処理部。

Claims (8)

1. 配電系統から供給される電力を消費する総需要家群に含まれている、蓄電池が設けられた需要家群を示した第１の需要家群の蓄電池を制御することで、電力の需要調整を行う電力管理システムにおいて、
   電力の売買が行われる単位時間で配電系統から調達された供給電力と、当該単位時間で前記総需要家群により消費されると予測される総需要予測電力量と、の差分電力量に基づいて、当該単位時間を所定の数で分割した分割時間毎に、前記第１の需要家群に対する充放電の指令値を算出する算出部と、
   前記第１の需要家群に対して、前記充放電の指令値を送信する送信部と、
   を備える電力管理システム。
2. 前記分割時間毎に、前記第１の需要家群から、各需要家で消費される消費電力量を受信する受信部と、
   前記受信部が受信する、前記第１の需要家群の前記消費電力量に基づいて、前記分割時間毎に、前記総需要家群により消費されると予測される総需要予測電力量を算出する予測処理部と、をさらに備え、
   前記算出部は、さらに、前記分割時間毎に分割された前記供給電力と、前記分割時間毎の総需要予測電力量と、に基づいて、前記充放電の指令値を算出する、
   請求項１に記載の電力管理システム。
3. 前記算出部は、前記分割時間として、前記単位時間を前記所定の数で均等に分割された時間、前記単位時間内で時間の経過と共に間隔が長くなるように分割された時間、及び、前記単位時間を時間の経過と共に間隔が短くなるように分割された時間、のうちいずれか一つを用いる、
   請求項１又は２に記載の電力管理システム。
4. 前記算出部は、前記差分電力量を前記所定の数で分割した分割電力量を、当該分割時間毎の前記第１の需要家群に対する充放電の指令値の合計として算出する、
   請求項１乃至３のいずれか一つに記載の電力管理システム。
5. 前記分割時間毎に、前記第１の需要家群から、前記蓄電池の充放電量を受信する受信部をさらに備え、
   前記算出部は、前記差分電力量に含まれる電力量を、前記単位時間に含まれる最初の分割時間における、前記第１の需要家群の充放電の指令値の合計として割り当てた後、前記受信部が受信した前記第１の需要家群の前記充放電量から特定される、当該充放電の指令値の合計のうち充放電されなかった未達分の電力量を、次の分割時間における、前記第１の需要家群の充放電の指令値の合計に含める、
   請求項１乃至４のいずれか一つに記載の電力管理システム。
6. 前記分割時間毎に、前記第１の需要家群から、前記蓄電池の充放電量を受信する受信部をさらに備え、
   前記算出部は、前記差分電力量を前記所定の数で分割した電力量より大きい第１の電力量を、当該単位時間に含まれる最初の分割時間における、前記第１の需要家群の合計の充放電の指令値として割り当てた後、前記受信部が受信した前記第１の需要家群の前記充放電量から特定される、当該充放電の指令値の合計のうち充放電されなかった未達分の電力量を、前記第１の電力量より少ない第２の電力量に加算した電力量を、次の分割時間における、前記第１の需要家群の充放電の指令値の合計として割り当てる、
   請求項１乃至４のいずれか一つに記載の電力管理システム。
7. 前記総需要家群のうち電力の消費パターンに応じたグループ毎に、前記単位時間で消費されると予測される需要予測電力量を算出し、グループ毎に算出された当該需要予測電力量の合計を、前記総需要予測電力量として算出する予測処理部を、さらに備える、
   請求項１に記載の電力管理システム。
8. 前記総需要家群のうち電力の消費パターンに応じたグループ毎に、前記単位時間で消費されると予測される需要予測電力量を算出し、グループ毎に算出された当該需要予測電力量の合計を、前記総需要予測電力量として算出する予測処理部を、さらに備える、
   請求項１に記載の電力管理システム。