JP6581036B2 - 電力管理装置および電力管理方法 - Google Patents

Description

本発明は、電力関連設備を有する電力管理領域での電力需要および電力供給を管理する電力管理装置に関する。

電力関連設備を有する電力管理領域での電力需要および電力供給を管理する電力管理装置が知られている（特許文献１）。電力関連設備としては、電力を消費する電力負荷設備が挙げられる。

ところで、電力小売り自由化が開始されることで、従来の電力会社に加えて他の電力供給事業者からも電力調達が可能となるとともに、これまでよりも安価な種々の電力調達方法が利用可能になる。

例えば、翌日、翌々日などに使用する電力を取引するスポット取引で電力を調達する電力調達方法においては、まず、第１電力需要予測に基づいてスポット取引を行い所定の電力量を調達し、その後、取引対象日の前日などに第２電力需要予測を行う。このとき、第１電力需要予測に対して第２電力需要予測が上回る場合は、調達済み電力量と第２電力需要予測との差分にあたる電力量を演算し、その電力量に相当する電力需要を減らすように電力負荷装置に対する制御指令を発行することで、調達済み電力量と実際の電力需要との差分を縮小できる。つまり、電力負荷装置に対する制御指令を発行して電力需要を低減することで、調達済み電力量を変更することなく、調達済み電力量と実際の電力需要との差分を縮小できる。

特開２０１３−１０６３８１号公報

しかし、上記の電力管理装置においては、調達済み電力量と実際の電力需要との差分を縮小するために要する費用は考慮されていないため、電力管理領域での電力需要および電力供給を管理するための費用が高くなる可能性がある。

例えば、スポット取引での電力調達方法においては、翌日の需要予測値を前日までに報告することが義務付けられており、需要予測値の報告以降は需要予測値と実際の電力需要との差分が予測された場合、差分を減らすための取引を市場取引で行う必要がある。この場合、売り入札量と買い入札量のバランスによっては市場価格が高騰して、差分を減少するための調達価格が高くなるリスクが発生する。さらに、１時間前には市場取引が終了されるため、需要予測値と実際の電力需要との差分を縮小できずに需要調整が実現できない場合には、ペナルティ費用が発生するリスクがある。

このため、需要予測値と実際の電力需要との乖離が大きい場合には、高額な調達価格が発生するリスクやペナルティ費用が発生するリスクが大きくなるため、電力管理領域での電力需要および電力供給を管理するための費用が高騰する可能性がある。

そこで、本発明は、電力管理領域での電力需要および電力供給を管理するための費用の高騰を抑制できる電力管理装置および電力管理方法を提供することを目的とする。

本発明の第１の局面は、電力関連設備を有する電力管理領域での電力需要および電力供給を管理する電力管理装置であって、計画値演算部と、許容範囲演算部と、調整方法決定部と、指令出力部と、を備える。

電力関連設備には、電力を消費する電力負荷設備と、発電を行う発電設備と、電力の蓄電および放電を行う蓄電設備と、のうち少なくとも１つが含まれている。
計画値演算部は、電力管理領域での未来の電力需要の計画値を、予め定められた計画値基本情報に基づいて演算する。

許容範囲演算部は、増加許容量と減少許容量とを演算し、計画値を基準として増加許容量および減少許容量を用いて定められる電力需要の変動許容範囲を演算する。なお、増加許容量は、電力関連設備の作動状態の変更によって増加可能な電力需要の最大量である。また、減少許容量は、電力関連設備の作動状態の変更によって減少可能な電力需要の最大量である。

調整方法決定部は、電力管理領域での実際の電力消費量である実消費量と変動許容範囲との比較結果に基づいて、複数の費用調整方法の中から実行する方法（調整実施方法）を少なくとも１つ決定する。なお、調整実施方法とは、変動許容範囲と実消費量との差によって生じる費用を低減するために実際に実行する方法である。

指令出力部は、調整実施方法を実行するための調整実行指令を出力する。
複数の費用調整方法には、実消費量を変動許容範囲に近づけるための消費量変更方法と、実消費量が変動許容範囲から逸脱した場合に課せられるペナルティ費用を容認するペナルティ容認方法と、が少なくとも含まれている。

調整方法決定部は、複数の費用調整方法のそれぞれを実行する際の費用を演算し、複数の費用調整方法のうち費用が最も低い方法を調整実施方法に決定する。
このような電力管理装置は、複数の費用調整方法の中から、費用が最も低いものを調整実施方法として決定することで、電力需要の管理に要する費用を低減できる。つまり、消費量変更方法の費用とペナルティ容認方法の費用との比較結果に基づいて、費用の小さい方法を調整実施方法として決定することで、調整実施方法の実行に要する費用を低減できる。

よって、この電力管理装置によれば、電力管理領域での電力需要および電力供給を管理するための費用の高騰を抑制できる。
なお、「電力管理領域」は、例えば、電力供給を受けて電力を消費する主体（需要家など）が存在する領域（地域）、あるいは、そのような主体が複数集まって形成される領域（地域）を意味している。電力管理領域としては、例えば、ビルが存在する領域、工場が存在する領域、マンションが存在する領域、複数の一般家庭が集まって形成される領域などが挙げられる。「予め定められた計画値基本情報」は、例えば、電力管理領域での過去の電力消費量の実績などが挙げられる。また、指令出力部は、調整実行指令を電力関連設備に対して直接出力しても良いし、電力関連設備を制御する機器に対して調整実行指令を出力してもよい。

次に、上述の電力管理装置においては、複数の費用調整方法には、消費量減少方法と消費量増加方法とが少なくとも含まれていてもよい。調整方法決定部は、実消費量が変動許容範囲よりも大きい場合には、消費量減少方法を実行する際の費用を少なくとも演算し、実消費量が変動許容範囲よりも小さい場合には、消費量増加方法を実行する際の費用を少
なくとも演算するように構成してもよい。なお、消費量減少方法は、電力関連設備の電力消費量を減少させる費用調整方法であり、消費量増加方法は、電力関連設備の電力消費量を増加させる費用調整方法である。

このような電力管理装置は、実消費量が変動許容範囲を逸脱している場合の消費量変更方法として、消費量減少方法のみならず、消費量増加方法も選択できるように構成されている。これにより、消費量減少方法に限定された費用調整方法に比べて、多様な費用調整方法を調整実施方法として採用でき、調整実施方法の選択肢が広がるため、実消費量を変動許容範囲に近づけることの実現可能性が高まる。

また、消費量減少方法のみが採用可能な構成に比べて、消費量減少方法および消費量増加方法の２つを採用可能な構成であれば、変動許容範囲が拡大されるため、実消費量を変動許容範囲に近づけることが容易となる。このように、実消費量を変動許容範囲に近づけることが容易になることで、実消費量が変動許容範囲を逸脱することで生じるデメリットを低減できる。デメリット低減の事例としては、ペナルティ費用の低減のみならず、電力系統の不安定化の抑制などが挙げられる。

次に、上述の電力管理装置においては、複数の費用調整方法には、電力市場への電力の売り注文を行う売電注文方法と、電力市場からの電力の買い注文を行う買電注文方法と、が少なくとも含まれていてもよい。調整方法決定部は、実消費量が変動許容範囲よりも大きい場合には、買電注文方法を実行する際の費用を少なくとも演算し、実消費量が変動許容範囲よりも小さい場合には、売電注文方法を実行する際の費用を少なくとも演算するように構成されてもよい。

このような電力管理装置は、実消費量が変動許容範囲よりも大きい場合の調整実施方法として、売電注文方法や買電注文方法を選択できることで、より選択肢が広がるため、費用を低減できる可能性が高くなる。また、実消費量と変動許容範囲との差が大きすぎて、電力関連設備の作動状態の変更のみでは実消費量を変動許容範囲に収束できない場合には、売電注文方法または買電注文方法を利用することで、実消費量を変動許容範囲に収束できる可能性を高められる。

なお、調整方法決定部は、売電注文方法を実行する際の費用または買電注文方法を実行する際の費用の演算時には、電力の市場価格として、リアルタイムで更新される市場価格を用いてもよいし、あるいは、予め定められた固定値（過去一定期間の平均値など）を用いてもよい。

次に、上述の電力管理装置においては、蓄電設備として、充放電の運用周期が異なる複数の蓄電設備が含まれており、消費量変更方法を実行する際の費用の演算に用いる単位電力量あたりの単価は、運用周期が異なる蓄電設備のそれぞれで異なる値に設定されている構成であってもよい。

つまり、同じ蓄電設備であっても充放電の運用周期が異なると単価が異なる値となる場合があるため、この電力管理装置であれば、そのような事情を加味しつつ消費量変更方法の実行に要する費用を演算できるため、費用の算出精度が向上する。これにより、この電力管理装置は、消費量変更方法の実行に要する費用の低減を、より精度よく実現できる。

次に、上述の電力管理装置においては、計画値基本情報には、天気予報、カレンダー情報、過去の電力消費量の実績データ、電力関連設備の増設情報・減設情報のうち少なくとも１つが含まれる構成であってもよい。

これらの情報に基づいて電力消費量の計画値を演算することで、計画値の演算精度を向上できる。
例えば、天気予報から得られる情報（予想気温、降水確率、予想風速、日照時間など）は、電力消費量の予測因子として利用できる。例えば、予想気温や降水確率に基づいて冷暖房設備の稼働率を予測することで、電力消費量の変動傾向を予測できる。また、予想風速に基づいて風力発電量の変動傾向を予測できる。さらに、日照時間に基づいて太陽光発電の発電量の変動傾向を予測できる。カレンダー情報を用いることで、平日か休日（祝日）かの違いや季節の違いなどに基づいて、電力消費量の変動傾向を予測できる。過去の電力消費量の実績データを用いることで、前年の同時期における電力消費量に基づいて、電力消費量の変動傾向を予測できる。需要家における電力関連設備の増設情報・減設情報を用いることで、電力関連設備の増設・減設による電力消費量の増加・低減に起因する電力消費量の変動傾向を予測できる。

次に、本発明の他の局面は、電力関連設備を有する電力管理領域での電力需要および電力供給を管理する電力管理方法であって、計画値演算ステップと、許容範囲演算ステップと、調整方法決定ステップと、指令出力ステップと、を備える。

電力関連設備には、少なくとも、電力を消費する電力負荷設備と、発電を行う発電設備と、電力の蓄電および放電を行う蓄電設備と、が含まれている。
計画値演算ステップは、電力管理領域での未来の電力需要の計画値を、予め定められた計画値基本情報に基づいて演算するステップである。

許容範囲演算ステップは、増加許容量と減少許容量とを演算し、計画値を基準として増加許容量および減少許容量を用いて定められる電力需要の変動許容範囲を演算するステップである。なお、増加許容量は、電力関連設備の作動状態の変更によって増加可能な電力需要の最大量である。減少許容量は、電力関連設備の作動状態の変更によって減少可能な電力需要の最大量である。

調整方法決定ステップは、電力管理領域での実際の電力消費量である実消費量と変動許容範囲との比較結果に基づいて、複数の費用調整方法の中から変動許容範囲と実消費量との差によって生じる費用を低減するために実行する調整実施方法を少なくとも１つ決定するステップである。

指令出力ステップは、調整実施方法を実行するための調整実行指令を出力するステップである。
複数の費用調整方法には、実消費量を変動許容範囲に近づけるための消費量変更方法と、実消費量が変動許容範囲から逸脱した場合に課せられるペナルティ費用を容認するペナルティ容認方法と、が少なくとも含まれている。

調整方法決定ステップでは、複数の費用調整方法のそれぞれを実行する際の費用を演算し、複数の費用調整方法のうち費用が最も低い方法を前記調整実施方法に決定する。
このような電力管理方法は、複数の費用調整方法の中から、費用が最も低いものを調整実施方法として決定することで、電力需要の管理に要する費用を低減できる。つまり、消費量変更方法の費用とペナルティ容認方法の費用との比較結果に基づいて、費用の最も低い方法を調整実施方法として決定することで、調整実施方法の実行に要する費用を低減できる。

よって、この電力管理方法によれば、電力管理領域での電力需要および電力供給を管理するための費用の高騰を抑制できる。

本発明の電力管理装置および電力管理方法によれば、電力管理領域での電力需要および電力供給を管理するための費用の高騰を抑制できる。

第１実施形態の電力管理装置を備える電力管理システムの概略構成を示した説明図である。 電力管理装置の各機能を表した機能ブロック図である。 電力管理装置で実行される電力調整処理の処理内容を表すフローチャートである。 電力計画値、電力消費量（実消費量）、許容範囲（許容上限値、許容下限値）のそれぞれの波形の一例を表す説明図である。

以下、本発明が適用された実施形態について、図面を用いて説明する。
なお、本発明は、以下の実施形態に何ら限定されるものではなく、本発明の技術的範囲に属する限り種々の形態を採り得ることはいうまでもない。

［１．第１実施形態］
［１−１．全体構成］
図１は、第１実施形態の電力管理装置１１ａを備える電力管理システム１の概略構成を示した説明図である。

電力管理システム１は、小売事業者１１に設置される電力管理装置１１ａと、需要家１５に設置される各種設備（需要設備１５ａ、発電設備１５ｂ、蓄電設備１５ｃ）と、を有して構成される。なお、電力管理装置１１ａは、小売事業者ではなく、アグリゲータに設置される形態であってもよい。また、小売事業者は、小売事業に加えて、アグリゲータとしての事業も併せて実施する者であってもよい。

電力管理装置１１ａは、複数の需要家１５での電力需要および電力供給を管理する。また、電力管理装置１１ａは、系統運用者１３に備えられる装置（図示省略）と、複数の需要家１５に備えられる各種設備と、情報提供主体１７に備えられる装置（図示省略）と、の間で各種情報の送受信が可能に構成されている。

系統運用者１３は、自身が有する発電設備（火力発電所、水力発電所、風力発電所、原子力発電所、太陽光発電所、地熱発電所、燃料電池など）での現在発電電力量や、発電設備で予定している未来の発電電力量（予定発電電力量）や、過去の実績発電電力量などに関する情報を、小売事業者１１（電力管理装置１１ａ）に対して送信することができる。また、系統運用者１３は、発電設備で発電した電力を小売事業者１１や複数の需要家１５などに対して供給するとともに、電力供給に対する対価を小売事業者１１や複数の需要家１５などから受け取る。

複数の需要家１５は、それぞれ、需要設備１５ａ、発電設備１５ｂ、蓄電設備１５ｃのうち少なくとも１つを備えている。需要設備１５ａは、電力を消費する設備であり、例えば、照明器具、冷暖房器具、映像音響器具などが挙げられる。発電設備１５ｂは、小規模の発電設備であり、例えば、小型風力発電設備、太陽光発電設備などが挙げられる。蓄電設備１５ｃは、充放電可能に構成されるとともに電力を蓄積可能に構成された設備であり、例えば、二次電池等を備える蓄電池などが挙げられる。

複数の需要家１５は、それぞれ、自身が有する各種設備での現在電力消費量に関する情
報や各種設備での未来の電力消費量（予測電力消費量）や、過去の実績電力消費量に関する情報などを、小売事業者１１（電力管理装置１１ａ）に対して送信することができる。

情報提供主体１７は、電力管理装置１１ａでの各種処理に用いられる各種情報を小売事業者１１（電力管理装置１１ａ）に対して送信することができる。情報提供主体１７としては、例えば、発電予測会社１７ａ、ＪＥＰＸ１７ｂ（日本卸電力取引所１７ｂ）、気象情報会社１７ｃなどが挙げられる。発電予測会社１７ａは、所定エリアにおける未来の発電電力量を予測し、予測した発電電力量に関する情報などを、小売事業者１１（電力管理装置１１ａ）に対して送信することができる。ＪＥＰＸ１７ｂは、スポット市場における取引価格（電力売値および電力買値）に関する情報などを、小売事業者１１（電力管理装置１１ａ）に対して送信することができる。気象情報会社１７ｃは、所定エリアにおける未来の気象情報（予想気温、降水確率、予想風速など）を、小売事業者１１（電力管理装置１１ａ）に対して送信することができる。

［１−２．電力管理装置］
電力管理装置１１ａは、図示は省略するが、演算部（ＣＰＵなど）、記録部（ハードディスク装置、メモリ（ＲＡＭ、ＲＯＭなど）など）、通信部，インターフェース部などを備える。電力管理装置１１ａは、例えば、コンピュータを用いて構成することが可能である。

演算部は、予め定められたプログラムに基づいて各種データを用いた演算処理を実行する。記憶部は、各種演算処理に用いる初期データ、演算処理内容を示すプログラムなどを記憶する。メモリは、演算部で実行されるプログラムおよびデータを一時的に記憶する。通信部は、電力管理装置１１ａに接続される外部機器との間で各種データや指令信号などの送受信を行う。インターフェース部は、周辺機器（入力装置，出力装置，記憶装置など。図示省略。）との間でデータ入出力を行う。

電力管理装置１１ａは、各種処理を実行するように構成されており、少なくとも、複数の需要家１５での電力需要および電力供給を管理するための処理を実行する。
具体的には、電力管理装置１１ａは、複数の需要家１５での電力需要予測処理として、年間需要予測処理（第０次電力需要予測）、月間・週間需要予測処理（第１次電力需要予測）、翌日需要予測処理（第２次電力需要予測）を実施する。

年間需要予測処理（第０次電力需要予測）は、過去の実績情報をベースとして所定の予測演算処理により１年単位の需要を予測する処理である。過去の実績情報としては、例えば、過去の電力消費量の実績データに基づいて作製された需要モデル（需要曲線など）が挙げられる。月間・週間需要予測処理（第１次電力需要予測）は、年間需要予測結果（第０次電力需要予測結果）をベースとして、天気予報やイベント情報などの月間・週間情報を反映することにより、１ヶ月単位の需要および２週間単位の需要を予測する処理である。なお、月間・週間需要予測処理（第１次電力需要予測）では、まず、月間需要予測を実施し、その後、月間需要予測結果をベースとして、週間需要予測を実施して、週間需要予測結果を得る。翌日需要予測処理（第２次電力需要予測）は、月間・週間需要予測結果（第１次電力需要予測結果）をベースとして、ネガワットリソースの在庫情報、ポジワットリソースの在庫情報、市場価格情報を加味することにより１日単位の需要を予測する処理である。

なお、年間需要予測処理（第０次電力需要予測）に用いる「過去の実績情報」、および月間・週間需要予測処理（第１次電力需要予測）に用いる「月間・週間情報」は、「予め定められた計画値基本情報」の一例に相当する。

電力管理装置１１ａは、上述のような電力需要予測処理を実行すると共に、得られた電力需要予測結果に基づいて必要な電力量を調達する処理を実行する。具体的には、電力管理装置１１ａは、まず、月間・週間需要予測結果（第１次電力需要予測結果）に基づいて、予測期間において必要となる電力量を調達する処理を実行する。このときの調達方法としては、例えば、スポット市場での取引などが挙げられる。

その後、翌日需要予測処理（第２次電力需要予測）を実行して、さらに、翌日需要予測結果（第２次電力需要予測結果）および第１次電力需要予測結果（換言すれば、調達済み電力量）を用いて未来の「電力計画値」を演算する処理（計画値演算処理）を実行する。

計画値演算処理では、第２次電力需要予測結果と調達済み電力量とに差分が生じていない場合には、「調達済み電力量」を「電力計画値」として設定する。また、第２次電力需要予測結果と調達済み電力量とに差分が生じている場合には、その差分を縮小するための調整処理を実行し、調整処理後の「調達済み電力量」を「電力計画値」として設定する。このときの調整方法としては、例えば、複数の需要家１５における各種設備に対するデマンドレスポンスの発行や、スポット市場での取引などが挙げられる。

なお、電力計画値は、取引対象日（０時から２４時までの２４時間）の電力需要の計画値であり、取引対象日の前日の１２時（正午）に決定されるとともに、記録部などに記録（保存）される。この電力計画値は、所定の管理機関に対して報告される。

電力管理装置１１ａは、取引対象日の１時間前（換言すれば、取引対象日の前日の２３時）になると、電力調整処理を開始する。電力調整処理は、複数の需要家１５での実際の電力消費量である実消費量（実績値ともいう。）と、電力計画値と、変動許容範囲と、を用いて、複数の需要家１５での電力需要および電力供給を調整する処理である。

なお、変動許容範囲は、電力計画値を基準として、複数の需要家１５における各種設備の電力消費量および電力蓄積量の変更により増減可能な電力の範囲である。
図２は、電力管理装置１１ａの各機能を表した機能ブロック図であり、図３は、電力管理装置１１ａで実行される電力調整処理の処理内容を表すフローチャートである。図４は、電力計画値、電力消費量（実消費量）、許容範囲（許容上限値、許容下限値）のそれぞれの波形の一例を表す説明図である。

電力管理装置１１ａは、電力調整処理を実行する際の機能ブロックとして、情報受信部３１と、状態検出部３３と、記録部３５と、計画値演算部３７と、許容範囲演算部３９と、調整方法決定部４１と、指令出力部４３と、を備える。電力管理装置１１ａは、ユーザーインターフェースとしての外部入力装置１１ｂと接続されている。使用者は、外部入力装置１１ｂを操作することで、電力管理装置１１ａに対して各種情報（ユーザ入力値、設定値、発電単価、蓄電デバイス単価など）を入力することができる。また、電力管理装置１１ａは、図示しない表示装置（モニタ）、印刷装置、音声出力装置などに接続されている。

電力管理装置１１ａで電力調整処理が開始されると、Ｓ１１０（Ｓはステップを表す）では、情報取得および情報記録を行う。具体的には、系統運用者１３や情報提供主体１７（発電予測会社１７ａ、ＪＥＰＸ１７ｂ（日本卸電力取引所１７ｂ）、気象情報会社１７ｃなど）などの外部から、予定発電量、発電予測情報、電力取引の市場価格、気象情報などの各種情報を取得するとともに、取得した情報を記録部３５（ハードディスク装置、ＲＡＭなど）に記録（保存）する。

このようにして記録された情報は、電力調整処理の実行周期毎（本実施形態では、２４
時間毎）に更新されることになり、電力管理装置１１ａでの各種処理（例えば、年間需要予測処理、月間・週間需要予測処理、翌日需要予測処理など）で利用できる。

なお、Ｓ１１０では、外部入力装置１１ｂを介してユーザ（使用者）から入力された情報（例えば、電力需要の目標値など）についても、取得および記録（保存）する処理を必要に応じて実行しても良い。また、情報取得のタイミングは、２４時間毎に限定されることはなく、２４時間よりも短い時間間隔（例えば、１時間毎、３時間毎、６時間毎、１２時間毎など）で情報取得を実施してもよい。さらに、全ての情報を同一の時間間隔で取得する形態に限られることはなく、情報の種類に応じて取得タイミングを異なる時間間隔に設定してもよい。

次のＳ１２０では、取引対象日の前日の正午に記録された電力計画値を読み込む処理を実行する。
次のＳ１３０では、カウンタ変数ｎを初期化（１を設定。ｎ＝１）する。

次のＳ１４０では、データ取得時期であるか否かを判定し、肯定判定する場合にはＳ１５０に移行し、否定判定する場合には同ステップを繰り返し実行することで待機する。なお、本実施形態では、データ取得時期は、毎時０分と毎時３０分に設定されており、後述するＳ２７０で肯定判定されるまで、３０分毎にＳ１４０で肯定判定される。

Ｓ１４０で肯定判定されてＳ１５０に移行すると、Ｓ１５０では、複数の需要家１５での実消費量（実績値）に関する情報を取得すると共に、取得した情報を記録部３５（ハードディスク装置、ＲＡＭなど）に記録（保存）する。つまり、この電力調整処理では、後述するＳ２７０で肯定判定されるまで、３０分毎にＳ１４０で肯定判定されるとともに、Ｓ１５０でのデータ取得が実行される。

次のＳ１６０では、Ｓ１２０で取得した電力計画値と実績値とが一致しているか否かを判定しており、肯定判定する場合（一致する場合）にはＳ２７０に移行し、否定判定する場合（一致しない場合）にはＳ１７０に移行する。

なお、図４では、ｍ月（ｄ−１）日１２時からｍ月（ｄ＋１）日１２時までの電力計画値および許容範囲（許容上限値、許容下限値）の一例が記載されると共に、ｍ月（ｄ−１）日における実績値の一例が記載されている。図４では、電力計画値および実績値が一致している事例を表している。

Ｓ１６０で否定判定されてＳ１７０に移行すると、Ｓ１７０では、電力計画値を基準として電力需要の変動許容範囲を演算するとともに、演算結果（変動許容範囲）を記録部３５（ハードディスク装置、ＲＡＭなど）に記録（保存）する。

具体的には、まず、複数の需要家１５における各種設備の作動状態の変更によって増加可能な電力需要（ネガワットリソース）の最大量である増加許容量Ｗ１と、複数の需要家１５における各種設備の作動状態の変更によって減少可能な電力需要（ポジワットリソース）の最大量である減少許容量Ｗ２と、を演算する。電力計画値（波形）を基準として増加許容量Ｗ１を加算した値が許容上限値（波形）であり、電力計画値（波形）を基準として減少許容量Ｗ２を減算した値が許容下限値（波形）である。このようにして得られた許容上限値および許容下限値に基づいて定められる範囲が、複数の需要家１５における各種設備の作動状態の変更によって調整可能な電力需要の許容範囲（電力需要の変動許容範囲）となる。

次のＳ１８０では、実績値（実使用量）が変動許容範囲内であるか否かを判定しており
、肯定判定する場合（実績値が変動許容範囲内である場合）にはＳ２３０に移行し、否定判定する場合（実績値が変動許容範囲に含まれない場合）にはＳ１９０に移行する。

Ｓ１８０で否定判定されてＳ１９０に移行すると、Ｓ１９０では、複数の需要家１５における電力需要（電力消費量）の変更または調達電力量の変更に伴う変更コストＣ１を演算する。

電力需要（電力消費量）の変更方法としては、例えば、複数の需要家１５での実消費量を変動許容範囲に近づけるために、複数の需要家１５における各種設備の作動状態を変更して、電力需要を増加または低減する方法が挙げられる。このとき、電力需要を増加する方法としては、需要設備１５ａでの電力消費量を増加する方法、発電設備１５ｂでの発電量を低減する方法、蓄電設備１５ｃに電力を充電する方法などがある。また、電力需要を低減する方法としては、需要設備１５ａでの電力消費量を低減する方法、発電設備１５ｂでの発電量を増加する方法、蓄電設備１５ｃの電力を放電する方法などがある。

各種設備の作動状態の変更に際しては、変更要求に対する対価の支払い費用が発生する。複数の需要家１５では、それぞれ、蓄電設備１５ｃとして、充放電の運用周期が異なる複数の蓄電設備１５ｃを備えている。Ｓ１９０では、蓄電設備１５ｃを放電または充電する際の費用の演算にあたり、演算に用いる単位電力量あたりの単価は、運用周期が異なる蓄電設備１５ｃのそれぞれで異なる値に設定されている。

調達電力量の変更方法としては、例えば、複数の需要家１５での実消費量を変動許容範囲に近づけるために、電力市場での取引または他の電力小売業者との取引により、調達電力量を増加または低減する方法が挙げられる。電力市場での取引または他の電力小売業者との取引に際しては、取引に対する対価支払いや取引手数料などの費用が発生する。取引方法の具体例としては、例えば、電力市場への電力の売り注文を行う売電注文方法（需要家１５から他者への電力を販売する方法）、電力市場からの電力の買い注文を行う買電注文方法（需要家１５が他者から電力を購入する方法）が挙げられる。実消費量が変動許容範囲よりも大きい場合には、買電注文方法を実行する際の費用を演算してもよく、実消費量が変動許容範囲よりも小さい場合には、売電注文方法を実行する際の費用を演算してもよい。

なお、このような取引対象日の当日における「変更要求に対する対価」や「取引に対する対価」は、取引対象日の前日までの対価に比べて高額になることが一般的である。
Ｓ１９０では、実績値が変動許容範囲を上回る場合には、電力需要の低減および調達電力量の増加のうち少なくとも一方を行う場合に必要となる対価の合計値を変更コストＣ１として演算し、実績値が変動許容範囲を下回る場合には、電力需要の増加または調達電力量の低減を行う場合に必要となる対価の合計値を変更コストＣ１として演算する。

次のＳ２００では、実績値（実使用量）が変動許容範囲から逸脱した場合に課せられるペナルティ費用Ｐ１を演算する。
実績値（実使用量）が電力計画値とは異なる値となる場合には、電力小売業者は、実績値と電力計画値との差分値に応じて定められるペナルティ費用を負担する必要がある。実績値（実使用量）が変動許容範囲から逸脱した場合には、実績値（実使用量）が電力計画値とは異なることから、実績値と電力計画値との差分値に応じて定められるペナルティ費用Ｐ１を演算する。

次のＳ２１０では、変更コストＣ１がペナルティ費用Ｐ１よりも小さいか否かを判定し、肯定判定する場合（Ｃ１＜Ｐ１の場合）にはＳ２３０に移行し、否定判定する場合（Ｃ≧Ｐ１）の場合にはＳ２２０に移行する。

Ｓ１８０で肯定判定されるか、Ｓ２１０で肯定判定されてＳ２３０に移行すると、Ｓ２３０では、電力計画値が実績値よりも小さいか否かを判定し、肯定判定する場合にはＳ２４０に移行し、否定判定する場合にはＳ２５０に移行する。

Ｓ２３０で肯定判定されてＳ２４０に移行すると、Ｓ２４０では、複数の需要家１５での電力消費量を減少させるための方法を決定する。
具体的には、複数の需要家１５における各種設備の作動状態の変更によって、複数の需要家１５での電力消費量を減少させる方法を決定する。なお、Ｓ１８０で否定判定された場合には、Ｓ１９０での変更コストＣ１の演算に用いた「電力需要（電力消費量）の変更または調達電力量の変更」についても、複数の需要家１５での電力消費量を減少させる方法として採用してもよい。例えば、電力消費量を減少させる方法としては、需要設備１５ａでの電力消費量を低減する方法、発電設備１５ｂでの発電量を増加する方法、蓄電設備１５ｃの電力を放電する方法、電力市場での買電注文方法などが挙げられる。

このような方法は、電力計画値と実消費量との差によって生じる費用を低減する方法であり、また、変動許容範囲と実消費量との差によって生じる費用を低減する方法にもなりうる。

Ｓ２３０で否定判定されてＳ２５０に移行すると、Ｓ２５０では、複数の需要家１５での電力消費量を増加させるための方法を決定する。
具体的には、複数の需要家１５における各種設備の作動状態の変更によって、複数の需要家１５での電力消費量を増加させる方法を決定する。なお、Ｓ１８０で否定判定された場合には、Ｓ１９０での変更コストＣ１の演算に用いた「電力需要（電力消費量）の変更または調達電力量の変更」についても、複数の需要家１５での電力消費量を増加させる方法として採用する。例えば、電力消費量を増加させる方法としては、需要設備１５ａでの電力消費量を増加する方法、発電設備１５ｂでの発電量を低減する方法、蓄電設備１５ｃに電力を充電する方法、電力市場での売電注文方法などが挙げられる。

このような方法は、電力計画値と実消費量との差によって生じる費用を低減する方法であり、また、変動許容範囲と実消費量との差によって生じる費用を低減するために実行する方法にもなりうる。

Ｓ２１０で否定判定されてＳ２２０に移行すると、Ｓ２２０では、ペナルティ費用Ｐ１が発生する方法を容認する。つまり、電力需要（電力消費量）の変更または調達電力量の変更のいずれも実行せずに、実績値（実使用量）が電力計画値とは異なる値となる方法を採用することを決定する。

Ｓ２２０，Ｓ２４０，Ｓ２５０のいずれかが終了してＳ２６０に移行すると、Ｓ２６０では、Ｓ２２０，Ｓ２４０，Ｓ２５０のいずれかで決定された方法を実行するための調整実行指令を出力するとともに、指令内容を記録部３５に記録する。

このときの指令内容としては、例えば、デマンドレスポンス（ＤＲ）、ペナルティ費用の支払い、調整用電源への指令、ＪＥＰＸでの電力売買指令、各種設備への放電指令・充電指令などが挙げられる。

次のＳ２７０では、カウンタ変数ｎが予め定められた実行回数Ｎａ（本実施形態では４８回）を超えたか否かを判定しており、肯定判定すると本処理を終了し、否定判定するとＳ２１０に移行する。Ｓ２７０では、３０分ごとに実施されるデータ取得（Ｓ１５０）が実行回数Ｎａにわたり実行されたか否か（換言すれば、２４時間が経過したか否か）を判
定している。

Ｓ２７０で否定判定されてＳ２１０に移行すると、Ｓ２１０では、カウンタ変数ｎを１加算する（ｎ＝ｎ＋１）。
Ｓ２１０が終了すると、再びＳ１４０に移行する。

このような処理内容の電力調整処理では、取引対象日（２４時間）に３０分毎に、実績値（実使用量）と電力計画値との比較（Ｓ１６０）や、実績値（実使用量）と変動許容範囲との比較（Ｓ１８０）や、変更コストＣ１とペナルティ費用Ｐ１との比較（Ｓ２１０）を実行する。そして、それらの比較結果に基づいて、実績値と電力計画値との差を小さくする方法（Ｓ２４０，Ｓ２５０）や、複数の費用調整方法の中から変動許容範囲と実消費量との差によって生じる費用を低減するための方法（Ｓ２２０、Ｓ２４０、Ｓ２５０）を決定する。そして、決定した方法を実行するための調整実行指令を出力することで、複数の需要家１５での電力需要および電力供給を調整する。

電力管理装置１１ａは、電力調整処理のＳ１１０を実行する機能が情報受信部３１に相当し、Ｓ１５０を実行する機能が状態検出部３３に相当し、Ｓ１１０、Ｓ１５０、Ｓ１７０、Ｓ２６０を実行する機能が記録部３５に相当し、電力需要予測処理を実行する機能が計画値演算部３７に相当する。また、Ｓ１７０を実行する機能が許容範囲演算部３９に相当し、Ｓ１８０〜Ｓ２５０を実行する機能が調整方法決定部４１に相当し、Ｓ２６０を実行する機能が指令出力部４３に相当する。

［１−３．効果］
以上説明したように、本実施形態の電力管理装置１１ａは、計画値演算処理を実行することで、電力需要予測処理により得られた需要予測結果（翌日需要予測結果（第２次電力需要予測結果）および第１次電力需要予測結果（換言すれば、調達済み電力量））を用いて未来の「電力計画値」を演算する。

次に、電力管理装置１１ａは、電力調整処理のＳ１７０を実行することで、増加許容量Ｗ１と減少許容量Ｗ２とを演算し、電力計画値を基準として増加許容量Ｗ１および減少許容量Ｗ２を用いて定められる電力需要の変動許容範囲（＝Ｗ１＋Ｗ２）を演算する。

次に、電力管理装置１１ａは、電力調整処理のＳ１８０〜Ｓ２５０を実行することで、複数の需要家１５での実際の電力消費量である実消費量（実績値）と変動許容範囲との比較結果に基づいて、複数の費用調整方法（複数の需要家１５における電力需要（電力消費量）の変更、調達電力量の変更など）の中から実行する方法（調整実施方法）を少なくとも１つ決定する。なお、調整実施方法は、変動許容範囲と実消費量との差によって生じる費用を低減するために実行する方法（Ｓ２２０，Ｓ２４０，Ｓ２５０）である。

複数の費用調整方法には、実消費量を変動許容範囲に近づけるための消費量変更方法（Ｓ１９０）と、実消費量が変動許容範囲から逸脱した場合に課せられるペナルティ費用を容認するペナルティ容認方法（Ｓ２００）と、が少なくとも含まれている。

つまり、電力管理装置１１ａは、電力調整処理のＳ１８０〜Ｓ２５０を実行することで、複数の費用調整方法のそれぞれを実行する際の費用を演算し（Ｓ１９０，Ｓ２００）、複数の費用調整方法のうち費用が最も低い方法を調整実施方法に決定する（Ｓ２１０〜Ｓ２５０）。

そして、電力管理装置１１ａは、電力調整処理の２６０を実行することで、調整実施方法を実行するための調整実行指令を出力する。
このような電力管理装置１１ａは、複数の費用調整方法の中から、費用が最も低いものを調整実施方法として決定することで、電力需要の管理に要する費用を低減できる。つまり、消費量変更方法の費用（Ｓ１９０）とペナルティ容認方法の費用（Ｓ２００）との比較結果（Ｓ２１０）に基づいて、費用の小さい方法を調整実施方法（Ｓ２２０，Ｓ２４０，Ｓ２５０）として決定することで、調整実施方法の実行に要する費用を低減できる。

よって、この電力管理装置１１ａによれば、複数の需要家１５での電力需要および電力供給を管理するための費用の高騰を抑制できる。
また、電力管理装置１１ａにおいては、複数の費用調整方法に、消費量減少方法（Ｓ１９０，Ｓ２４０）と消費量増加方法（Ｓ１９０，Ｓ２５０）と、が少なくとも含まれている。消費量減少方法は、例えば、複数の需要家１５における各種設備の作動状態を変更して、電力需要（電力消費量）を低減する方法であり、消費量増加方法は、例えば、複数の需要家１５における各種設備の作動状態を変更して、電力需要（電力消費量）を増加する方法である。Ｓ１９０では、実消費量が変動許容範囲よりも大きい場合には、消費量減少方法を実行する際の費用を少なくとも演算し、実消費量が変動許容範囲よりも小さい場合には、消費量増加方法を実行する際の費用を少なくとも演算する。

つまり、電力管理装置１１ａは、実消費量が変動許容範囲を逸脱している場合の消費量変更方法として、消費量減少方法のみならず、消費量増加方法も選択できるように構成されている。これにより、消費量減少方法に限定された費用調整方法に比べて、電力管理装置１１ａは、多様な費用調整方法を調整実施方法として採用でき、調整実施方法の選択肢が広がるため、実消費量を変動許容範囲に近づけることの実現可能性が高まる。

また、電力管理装置１１ａは、消費量減少方法および消費量増加方法の２つを採用可能な構成であるため、消費量減少方法のみが採用可能な構成に比べて、変動許容範囲が拡大されるため、実消費量を変動許容範囲に近づけることが容易となる。このように、電力管理装置１１ａは、実消費量を変動許容範囲に近づけることが容易になることで、実消費量が変動許容範囲を逸脱することで生じるデメリットを低減できる。

次に、電力管理装置１１ａにおいては、Ｓ１９０で用いる複数の費用調整方法に、電力市場への電力の売り注文を行う売電注文方法と、電力市場からの電力の買い注文を行う買電注文方法と、が少なくとも含まれている。Ｓ１９０では、実消費量が変動許容範囲よりも大きい場合には、買電注文方法を実行する際の費用を少なくとも演算し、実消費量が変動許容範囲よりも小さい場合には、売電注文方法を実行する際の費用を少なくとも演算するように構成されている。

この電力管理装置１１ａは、実消費量が変動許容範囲よりも大きい場合の調整実施方法として、売電注文方法や買電注文方法を選択できることで、より選択肢が広がるため、費用を低減できる可能性が高くなる。また、実消費量と変動許容範囲との差が大きすぎて、電力関連設備（需要設備１５ａ、発電設備１５ｂ、蓄電設備１５ｃ）の作動状態の変更のみでは実消費量を変動許容範囲に収束できない場合には、電力管理装置１１ａは、売電注文方法または買電注文方法を利用することで、実消費量を変動許容範囲に収束できる可能性を高められる。

次に、電力管理装置１１ａは、Ｓ１９０において、蓄電設備１５ｃを放電または充電する際の費用の演算にあたり、演算に用いる単位電力量あたりの単価は、運用周期が異なる蓄電設備１５ｃのそれぞれで異なる値に設定されている。

つまり、同じ蓄電設備であっても充放電の運用周期が異なると単価が異なる値となる場合があるため、この電力管理装置１１ａであれば、そのような事情を加味しつつ消費量変
更方法の実行に要する費用を演算できるため、費用の算出精度が向上する。これにより、電力管理装置１１ａは、消費量変更方法の実行に要する費用の低減を、より精度よく実現できる。

次に、電力管理装置１１ａは、電力計画値の演算に用いる「計画値基本情報」として、年間需要予測処理（第０次電力需要予測）に用いる「過去の実績情報」、および月間・週間需要予測処理（第１次電力需要予測）に用いる「月間・週間情報」（天気予報やイベント情報など）を少なくとも利用するように構成されている。

過去の実績情報（過去の電力消費量の実績データ）を用いることで、前年の同時期における電力消費量に基づいて、電力消費量の変動傾向を予測できる。天気予報から得られる情報（予想気温、降水確率、予想風速、日照時間など）は、電力消費量の予測因子として利用できる。例えば、予想気温や降水確率に基づいて冷暖房設備の稼働率を予測することで、電力消費量の変動傾向を予測できる。また、予想風速に基づいて風力発電量の変動傾向を予測できる。さらに、日照時間に基づいて太陽光発電の発電量の変動傾向を予測できる。

［１−４．文言の対応関係］
ここで、文言の対応関係について説明する。
電力管理装置１１ａが電力管理装置の一例に相当し、複数の需要家１５が電力管理領域の一例に相当し、需要設備１５ａ、発電設備１５ｂ、蓄電設備１５ｃが電力関連設備の一例に相当し、需要設備１５ａが電力負荷設備の一例に相当し、発電設備１５ｂ発電設備の一例に相当し、蓄電設備１５ｃが蓄電設備の一例に相当する。

電力需要予測処理を実行する電力管理装置１１ａ（計画値演算部３７）が計画値演算部の一例に相当し、Ｓ１７０を実行する電力管理装置１１ａ（許容範囲演算部３９）が許容範囲演算部の一例に相当し、Ｓ１８０〜Ｓ２５０を実行する電力管理装置１１ａ（調整方法決定部４１）が調整方法決定部の一例に相当し、Ｓ２６０を実行する電力管理装置１１ａ（指令出力部４３）が指令出力部の一例に相当する。

［２．他の実施形態］
以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は上記実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲において、様々な態様にて実施することが可能である。

例えば、Ｓ２００での処理内容は、Ｓ１５０で取得した実績値と電力計画値との差分値に基づいてペナルティ費用Ｐ１を演算する方法のみに限られることはない。一例としては、ペナルティ費用Ｐ１を演算するにあたり、複数の需要家１５における電力需要（電力消費量）を変更したときの未来の実績値（実使用量）を試算し、その試算値（未来の実績値）と電力計画値との差分値に基づいて、ペナルティ費用Ｐ１を演算してもよい。このようにして得られるペナルティ費用Ｐ１は、Ｓ１５０で取得した実績値と電力計画値との差分値に基づき演算したペナルティ費用Ｐ１に比べて、費用を低減できる可能性が高い。この場合、未来の実績値を試算する際の前提となった「複数の需要家１５における電力需要（電力消費量）の変更方法」での費用を、ペナルティ費用Ｐ１に加算してもよい。そして、Ｓ２２０では、前提となる「複数の需要家１５における電力需要（電力消費量）の変更」と「ペナルティ費用Ｐ１の発生容認」とを併用する方法を採用することを決定してもよい。このような併用方法が採用可能となることで、費用調整方法の選択肢がさらに広がる。

次に、電力管理装置１１ａにおける調整実行処理の出力形態は、調整実行指令を電力関連設備に対して直接出力する形態であっても良いし、電力関連設備を制御する制御機器を
介して間接的に電力関連設備に対して調整実行指令を出力する形態であってもよい。

次に、電力管理装置１１ａは、売電注文方法を実行する際の費用または買電注文方法を実行する際の費用の演算時には、電力の市場価格として、リアルタイムで更新される市場価格を用いてもよいし、あるいは、予め定められた固定値（過去一定期間の平均値など）を用いてもよい。

次に、計画値基本情報は、天気予報または過去の電力消費量の実績データに限られることはなく、他の情報（カレンダー情報、電力関連設備の増設情報・減設情報など）であってもよい。カレンダー情報を用いることで、平日か休日（祝日）かの違いや季節の違いなどに基づいて、電力消費量の変動傾向を予測できる。需要家１５における電力関連設備の増設情報・減設情報を用いることで、電力関連設備の増設・減設による電力消費量の増加・低減に起因する電力消費量の変動傾向を予測できる。

次に、蓄電設備を放電または充電する際の費用の演算にあたり、演算に用いる単位電力量あたりの単価は、運用周期が異なる蓄電設備のそれぞれで異なる値に設定する形態に限られることはない。例えば、同一の蓄電設備において、時間帯毎（昼間と夜間、平日と休祝日、季節毎など）に単価を異なる値に設定してもよい。このよう時間帯毎の単価に違いに基づいて、費用低減を実現してもよい。

１…電力管理システム、１１…小売事業者、１１ａ…電力管理装置、１１ｂ…外部入力装置、１３…系統運用者、１５…需要家、１５ａ…需要設備、１５ｂ…発電設備、１５ｃ…蓄電設備、１７…情報提供主体、３１…情報受信部、３３…状態検出部、３５…記録部、３７…計画値演算部、３９…許容範囲演算部、４１…調整方法決定部、４３…指令出力部。

Claims (6)

1. 電力関連設備を有する電力管理領域での電力需要および電力供給を管理する電力管理装置であって、
   前記電力関連設備には、電力を消費する電力負荷設備と、発電を行う発電設備と、電力の蓄電および放電を行う蓄電設備と、のうち少なくとも１つが含まれており、
   前記電力管理領域での未来の電力需要の計画値を、予め定められた計画値基本情報に基づいて演算する計画値演算部と、
   前記電力関連設備の作動状態の変更によって増加可能な電力需要の最大量である増加許容量と、前記電力関連設備の作動状態の変更によって減少可能な電力需要の最大量である減少許容量と、を演算し、前記計画値を基準として前記増加許容量および前記減少許容量を用いて定められる前記電力需要の変動許容範囲を演算する許容範囲演算部と、
   前記電力管理領域での実際の電力消費量である実消費量と前記変動許容範囲との比較結果に基づいて、複数の費用調整方法の中から前記変動許容範囲と前記実消費量との差によって生じる費用を低減するために実行する調整実施方法を少なくとも１つ決定する調整方法決定部と、
   前記調整実施方法を実行するための調整実行指令を出力する指令出力部と、
   を備えており、
   前記複数の費用調整方法には、前記実消費量を前記変動許容範囲に近づけるための消費量変更方法と、前記実消費量が前記変動許容範囲から逸脱した場合に課せられるペナルティ費用を容認するペナルティ容認方法と、が少なくとも含まれており、
   前記調整方法決定部は、前記複数の費用調整方法のそれぞれを実行する際の費用を演算し、前記複数の費用調整方法のうち前記費用が最も低い方法を前記調整実施方法に決定する、
   電力管理装置。
2. 前記複数の費用調整方法には、前記電力関連設備の電力消費量を減少させる消費量減少方法と、前記電力関連設備の電力消費量を増加させる消費量増加方法と、が少なくとも含まれており、
   前記調整方法決定部は、前記実消費量が前記変動許容範囲よりも大きい場合には、前記消費量減少方法を実行する際の費用を少なくとも演算し、前記実消費量が前記変動許容範囲よりも小さい場合には、前記消費量増加方法を実行する際の費用を少なくとも演算する、
   請求項１に記載の電力管理装置。
3. 前記複数の費用調整方法には、電力市場への電力の売り注文を行う売電注文方法と、電力市場からの電力の買い注文を行う買電注文方法と、が少なくとも含まれており、
   前記調整方法決定部は、前記実消費量が前記変動許容範囲よりも大きい場合には、前記買電注文方法を実行する際の費用を少なくとも演算し、前記実消費量が前記変動許容範囲よりも小さい場合には、前記売電注文方法を実行する際の費用を少なくとも演算する、
   請求項１または請求項２に記載の電力管理装置。
4. 前記蓄電設備として、充放電の運用周期が異なる複数の蓄電設備が含まれており、
   前記消費量変更方法を実行する際の前記費用の演算に用いる単位電力量あたりの単価は、運用周期が異なる前記蓄電設備のそれぞれで異なる値に設定されている、
   請求項１から請求項３のうちいずれか一項に記載の電力管理装置。
5. 前記計画値基本情報には、天気予報、カレンダー情報、過去の電力消費量の実績データ、前記電力関連設備の増設情報・減設情報のうち少なくとも１つが含まれる、
   請求項１から請求項４のうちいずれか一項に記載の電力管理装置。
6. 電力関連設備を有する電力管理領域での電力需要および電力供給を管理する電力管理方法であって、
   前記電力関連設備には、少なくとも、電力を消費する電力負荷設備と、発電を行う発電設備と、電力の蓄電および放電を行う蓄電設備と、が含まれており、
   前記電力管理領域での未来の電力需要の計画値を、予め定められた計画値基本情報に基づいて演算する計画値演算ステップと、
   前記電力関連設備の作動状態の変更によって増加可能な電力需要の最大量である増加許容量と、前記電力関連設備の作動状態の変更によって減少可能な電力需要の最大量である減少許容量と、を演算し、前記計画値を基準として前記増加許容量および前記減少許容量を用いて定められる前記電力需要の変動許容範囲を演算する許容範囲演算ステップと、
   前記電力管理領域での実際の電力消費量である実消費量と前記変動許容範囲との比較結果に基づいて、複数の費用調整方法の中から前記変動許容範囲と前記実消費量との差によって生じる費用を低減するために実行する調整実施方法を少なくとも１つ決定する調整方法決定ステップと、
   前記調整実施方法を実行するための調整実行指令を出力する指令出力ステップと、
   を備えており、
   前記複数の費用調整方法には、前記実消費量を前記変動許容範囲に近づけるための消費量変更方法と、前記実消費量が前記変動許容範囲から逸脱した場合に課せられるペナルティ費用を容認するペナルティ容認方法と、が少なくとも含まれており、
   前記調整方法決定ステップでは、前記複数の費用調整方法のそれぞれを実行する際の費用を演算し、前記複数の費用調整方法のうち前記費用が最も低い方法を前記調整実施方法に決定する、
   電力管理方法。