JP2013192364A

JP2013192364A - コミュニティエネルギー管理システムおよびコミュニティエネルギー管理方法

Info

Publication number: JP2013192364A
Application number: JP2012056720A
Authority: JP
Inventors: Masahiko Tanimoto; 昌彦谷本; Satoko Sakagami; 聡子坂上; Masaki Inomoto; 正樹井野本
Original assignee: Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2012-03-14
Filing date: 2012-03-14
Publication date: 2013-09-26

Abstract

【課題】気象条件などによってコミュニティ内の需要が変動した場合でも、コミュニティ全体のエネルギーを適切に管理することができるコミュニティエネルギー管理システムおよびコミュニティエネルギー管理方法を提供する。
【解決手段】気象情報設定部１１によって、気象予測情報を設定する。その気象予測情報の変化に基づいて、自然エネルギー変化推定部１５によって、需要家６０の自然エネルギー源における自然エネルギーの変化量を推定する。推定された自然エネルギーの変化量に基づいて、需要家目標値設定部１６によって、各需要家６０におけるエネルギーの目標値を算出し、その目標値を達成するように、需要家通信部１２を介して、各需要家６０に指令する。
【選択図】図１

Description

本発明は、地域または需要家の集合であるコミュニティを管理対象とするコミュニティエネルギー管理システムおよびコミュニティエネルギー管理方法に関する。

地域または需要家の集合であるコミュニティを管理対象とするコミュニティエネルギー管理方法として、たとえば特許文献１には、複数の分散電源と複数の負荷によって構成され、特定地域のエネルギー供給を計画および制御するマイクログリッドと呼ばれる小規模電力供給網についての発電制御方法が開示されている。特許文献１に開示される発電制御方法では、気象予測を含めた電熱需要量の予測を基にして発電機運用計画を作成し、作成した発電機運用計画に従って発電機制御を行う。

特許第４６９２４６９号公報

特許文献１に開示される発電制御方法では、気象情報を利用した発電機制御において、天候の時間的なずれまたは予報の外れが発生したときに、発電機運用計画を変更することなく、発電機運用計画の逸脱を減らすようにしている。

しかし、特許文献１に開示される発電制御方法では、現在時点のずれに対して、発電機運用計画の時間変更を行うのみであり、将来時点での需要のずれを予測した制御は行っていない。したがって、たとえば気象条件の変化によってコミュニティ内の需要が変動した場合、発電機運用計画から大きく逸脱してしまい、コミュニティ全体のエネルギーの適切な管理ができないという問題がある。

本発明の目的は、気象条件などによってコミュニティ内の需要が変動した場合でも、コミュニティ全体のエネルギーを適切に管理することができるコミュニティエネルギー管理システムおよびコミュニティエネルギー管理方法を提供することである。

本発明のコミュニティエネルギー管理システムは、将来の気象条件を表す気象予測情報を設定する気象情報設定部と、需要家のエネルギーを管理する需要家エネルギー管理システムとの通信を行う需要家通信部と、需要家で構成されるコミュニティ全体のエネルギーの需給計画を立案するエネルギー計画設定部と、前記コミュニティ全体のエネルギーの状態を監視するコミュニティエネルギー監視部と、前記気象情報設定部によって設定される気象予測情報の変化に基づいて、需要家が保有する自然エネルギー源における自然エネルギーの変化量を推定する変化推定部と、前記変化推定部によって推定される前記自然エネルギーの変化量に基づいて、各需要家におけるエネルギーの目標値を算出し、前記目標値を達成するように各前記需要家に指令する需要家目標値設定部とを備えることを特徴とする。

本発明のコミュニティエネルギー管理方法は、将来の気象条件を表す気象予測情報を設定する気象情報設定ステップと、需要家のエネルギーを管理する需要家エネルギー管理システムとの通信を行う需要家通信ステップと、需要家で構成されるコミュニティ全体のエネルギーの需給計画を立案するエネルギー計画設定ステップと、前記コミュニティ全体のエネルギーの状態を監視するコミュニティエネルギー監視ステップと、前記気象情報設定ステップで設定される気象予測情報の変化に基づいて、需要家が保有する自然エネルギー源における自然エネルギーの変化量を推定する変化推定ステップと、前記変化推定ステップで推定される前記自然エネルギーの変化量に基づいて、各需要家におけるエネルギーの目標値を算出し、前記目標値を達成するように各前記需要家に指令する需要家目標値設定ステップとを備えることを特徴とする。

本発明のコミュニティエネルギー管理システムによれば、気象情報設定部によって設定される気象予測情報の変化に基づいて、変化推定部によって、需要家が保有する自然エネルギー源における自然エネルギーの変化量が推定される。推定された自然エネルギーの変化量に基づいて、需要家目標値設定部によって、各需要家におけるエネルギーの目標値が算出され、その目標値を達成するように各需要家が指令される。これによって、気象条件などによってコミュニティ内の需要が変動した場合でも、コミュニティ全体のエネルギーを適切に管理することができる。したがって、たとえば、コミュニティ全体の省エネルギー化および省二酸化炭素（ＣＯ_２）化、ならびにピークカットなどを目的とした需要家の制御を精度良く実現することができる。

本発明のコミュニティエネルギー管理方法によれば、気象情報設定ステップで設定される気象予測情報の変化に基づいて、変化推定ステップにおいて、需要家が保有する自然エネルギー源における自然エネルギーの変化量が推定される。推定された自然エネルギーの変化量に基づいて、需要家目標値設定ステップにおいて、各需要家におけるエネルギーの目標値が算出され、その目標値を達成するように各需要家が指令される。これによって、気象条件などによってコミュニティ内の需要が変動した場合でも、コミュニティ全体のエネルギーを適切に管理することができる。したがって、たとえば、コミュニティ全体の省エネルギー化および省ＣＯ_２化、ならびにピークカットなどを目的とした需要家の制御を精度良く実現することができる。

本発明の第１の実施の形態であるコミュニティエネルギー管理システム１を含むエネルギー管理システム１００の構成を示すブロック図である。コミュニティエネルギー管理システム１におけるコミュニティエネルギー計画処理の処理手順を示すフローチャートである。コミュニティエネルギー管理システム１におけるコミュニティエネルギー制御処理の処理手順を示すフローチャートである。報酬関数の一例を示す図である。本発明の第１の実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム１における需要家目標値計算処理の処理手順を示すフローチャートである。気象予測の変化を示すグラフである。太陽電池出力の予測の変化量を示すグラフである。本発明の第２の実施の形態であるコミュニティエネルギー管理システム２を含むエネルギー管理システム１０１の構成を示すブロック図である。本発明の第２の実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム２における需要家目標値計算処理の処理手順を示すフローチャートである。本発明の第３の実施の形態であるコミュニティエネルギー管理システム３を含むエネルギー管理システム１０２の構成を示すブロック図である。コミュニティエネルギー管理システム３におけるコミュニティエネルギー計画処理の処理手順を示すフローチャートである。本発明の第３の実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム３におけるコミュニティエネルギー制御処理の処理手順を示すフローチャートである。本発明の第３の実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム３における需要家目標値計算処理の処理手順を示すフローチャートである。

＜第１の実施の形態＞
図１は、本発明の第１の実施の形態であるコミュニティエネルギー管理システム１を含むエネルギー管理システム１００の構成を示すブロック図である。エネルギー管理システム１００は、コミュニティエネルギー管理システム１と、コミュニティ５０と、電力系統５１とを備えて構成される。コミュニティ５０は、複数の需要家６０を備える。本発明の他の実施の形態であるコミュニティエネルギー管理方法は、コミュニティエネルギー管理システム１によって実現される。

コミュニティエネルギー管理システム１は、エネルギー管理装置１０、入力装置３１、表示装置３２およびデータベース３３を備えて構成される。エネルギー管理装置１０は、気象情報設定部１１、需要家通信部１２、エネルギー計画設定部１３、コミュニティエネルギー監視部１４、自然エネルギー変化推定部１５および需要家目標値設定部１６を備える。

エネルギー管理装置１０を構成する気象情報設定部１１、需要家通信部１２、エネルギー計画設定部１３、コミュニティエネルギー監視部１４、自然エネルギー変化推定部１５および需要家目標値設定部１６と、入力装置３１と、表示装置３２と、データベース３３とは、バス３４を介して接続されている。エネルギー管理装置１０、入力装置３１、表示装置３２およびデータベース３３は、バス３４を介して、情報の送受を行う。

コミュニティエネルギー管理システム１は、複数の需要家６０のエネルギーを管理する。ここで、需要家６０は、個々の住宅でもよいし、集合住宅または地域内の住宅の集合体を一つの単位としてもよい。また需要家６０は、オフィスビル、工場、ホテル、駅、病院または電気自動車向け充電ステーションなどの施設でもよい。需要家６０は、これらの単位ごとにエネルギーを管理する需要家エネルギー管理システム６１を保有しているものとする。

需要家６０の集合をコミュニティ５０とする。コミュニティ５０は、ある地域内の全ての需要家６０の集合としてもよいし、コミュニティエネルギー管理システム１を運用する事業者との契約を締結した需要家６０の集合としてもよい。コミュニティ５０に所属する全ての需要家６０は、電気事業者の配電線または自営線などによって接続されていてもよいし、離れた地点に分散していてもよい。

需要家６０は、需要家エネルギー管理システム６１、メータ６２および制御対象物６３を備えて構成される。制御対象物６３は、発電設備６４、電力貯蔵設備６５および負荷６６を含む。図１では、理解を容易にするために、１つの需要家６０についてのみ、制御対象物６３を構成する発電設備６４、電力貯蔵設備６５および負荷６６を図示し、他の需要家６０については、発電設備６４、電力貯蔵設備６５および負荷６６の図示を省略している。

需要家エネルギー管理システム６１は、需要家６０が所有する制御対象物６３を制御する機能を有する。具体的には、需要家エネルギー管理システム６１は、発電設備６４を制御する機能、電力貯蔵設備６５を制御する機能、および負荷６６を制御する機能の少なくともいずれか１つを有する。

また、需要家エネルギー管理システム６１は、需要家６０におけるエネルギーの発生量および消費量を計測する計測機能、需要家６０におけるエネルギーの発生および消費の計画を作成する計画機能、需要家６０にエネルギーに関する情報（以下「エネルギー情報」という場合がある）を提示するための表示機能、ならびにコミュニティエネルギー管理システム１との通信機能を有する。

需要家６０側の発電設備６４は、太陽電池、風力発電機、燃料電池、ディーゼル発電機などの発電設備である。発電設備６４は、これらのいずれか１つでもよいし、複数の組み合わせでもよい。

電力貯蔵設備６５は、一時的に電力を貯蔵し、需要家６０の需要に対して電力を供給することができる設備である。電力貯蔵設備６５は、たとえば蓄電池または電気自動車である。電力貯蔵設備６５は、これらのいずれか１つでもよいし、複数の組み合わせでもよい。

負荷６６は、たとえば、給湯器、空調機器、映像音響機器、照明器具などの家電製品である。負荷６６を制御する機能は、前述の家電製品の電源スイッチの入り切り、電力消費量を変更するためのモード切り替え、または設定変更などを行う機能である。

需要家エネルギー管理システム６１による負荷６６の制御は、必ずしも機械による制御である必要はなく、たとえばコミュニティエネルギー管理システム１から与えられる目標値を表示して、使用者に電源スイッチの入り切り、またはエネルギーの消費量を制御させることによって実現されてもよい。

需要家エネルギー管理システム６１の計測機能は、需要家６０内の発電設備６４で発電された発電量、電力貯蔵設備６５への蓄電量、電力貯蔵設備６５からの放電量、需要家６０内の負荷６６による電力負荷、および需要家６０に接続される電力系統５１からの受電量などの計測値を、発電設備６４、電力貯蔵設備６５および負荷６６に設けられる不図示の各計測器から受け取る機能である。

需要家エネルギー管理システム６１の計画機能は、予め定められた期間において、想定される需要に対して、所望の効果が得られるような発電設備６４および電力貯蔵設備６５の運用計画、ならびに負荷６６の調整計画を作成する機能である。需要家エネルギー管理システム６１は、計画機能を用いて、たとえばコストを最小にするような発電設備６４および電力貯蔵設備６５の運用計画、ならびに負荷６６の調整計画を作成する。

コミュニティエネルギー管理システム１は、需要家６０の集合であるコミュニティ５０を管理対象とする。コミュニティエネルギー管理システム１は、コミュニティ５０内の個別の需要家６０に目標値を送信し、需要家６０の発電設備６４および電力貯蔵設備６５の制御、ならびに負荷６６における需要を、コミュニティ５０に貢献するように誘導する。これによって、コミュニティエネルギー管理システム１は、自然エネルギーを活用しつつ、たとえば、コミュニティ５０全体の省二酸化炭素（ＣＯ_２）化、省エネルギー化、省コスト化およびピーク電力需要の低減を図る。

本実施の形態では、コミュニティエネルギー管理システム１は、気象予測情報を用いて、気象条件によって変化する将来の需要変動を予測し、将来時点のエネルギー量に対する計画制御を行うことによって、コミュニティ５０全体のエネルギーの管理を実現する。以下、具体的に説明する。

エネルギー管理装置１０の気象情報設定部１１は、気象情報を取得する。需要家通信部１２は、各需要家６０に設置される需要家エネルギー管理システム６１との間で通信を行う。需要家通信部１２は、各需要家エネルギー管理システム６１と、通信線によって接続されている。図１では、通信線を破線で示している。通信線は、有線でもよいし、無線でもよい。

エネルギー計画設定部１３は、各需要家６０およびコミュニティ５０のエネルギー計画を生成する。コミュニティエネルギー監視部１４は、コミュニティ５０全体のエネルギーの状態を監視する。自然エネルギー変化推定部１５は、気象条件の変化による需要家６０の自然エネルギー出力の変化を推定する。需要家目標値設定部１６は、各需要家６０に指令する制御情報を生成する。

入力装置３１には、エネルギー管理装置１０の各部に設定するデータが入力される。表示装置３２は、入力装置３１に入力されたデータ、およびエネルギー管理装置１０によって得られたデータを表示する。データベース３３は、入力装置３１に入力されたデータ、およびエネルギー管理装置１０によって得られたデータを蓄積する。

本実施の形態では、コミュニティエネルギー管理システム１が、３０分ごとに１日間、すなわち１日を４８分割した各時間帯に対して、コミュニティ５０内のエネルギーを制御する場合を例として示す。この時間刻みは、各需要家エネルギー管理システム６１で適宜変更してもよい。

各需要家６０におけるエネルギーの需要は、需要家エネルギー管理システム６１の計測機能によって、各時間帯で、接続される電力系統５１から受電する電力量、または電力系統５１へ送電する電力量として把握することができる。以下の説明では、各時間帯で、接続される電力系統５１から受電する電力量、または電力系統５１へ送電する電力量を、「送受電電力量」という場合がある。また、コミュニティ５０のエネルギー需要として、コミュニティ５０全体として電力系統５１から受電する電力量、または電力系統５１へ送電する電力量を、「コミュニティ送受電電力量」という場合がある。

コミュニティ５０における需要家６０の制御においては、発電機を制御する場合に比べて、指令に対する応答が速くない。したがって、ある時間帯の需要家６０のエネルギー需要、具体的には送受電電力量を制御する場合には、一定時間前に目標値を需要家６０もしくは需要家エネルギー管理システム６１に送信しておく必要がある。

たとえば、午後１２時から午後１２時３０分までの間のコミュニティ５０の電力量を制御する場合には、予め、たとえば２時間前に、需要家６０もしくは需要家エネルギー管理システム６１にそれぞれの目標値を事前送信しておく必要がある。目標値などを含む指令を事前送信する時間は、需要家６０が保有する機器および需要家エネルギー管理システム６１の応答性能などに依存するので、コミュニティエネルギー管理システム１に対して一意に決められる。

気象情報設定部１１は、コミュニティ５０の将来の気象の予測を示す気象予測情報を設定し、その予測を実行した時刻（以下「予測実行時刻」という場合がある）とともにデータベース３３に保存する。

ここで、気象予測情報は、日射量、風量、および気温などの気象の予測値を示す情報である。気象予測情報は、気象情報サービスなどの外部サービスから、不図示の通信手段を用いて取得される。気象予測情報は、たとえば、気象情報サービスなどの外部サービスが気象予測情報を更新するタイミングに合わせて取得される。制御を行うのに十分な精度が得られるのであれば、外部サービスによらずに、コミュニティエネルギー管理システム１内で計測した計測値に基づいて予測した結果を、気象予測情報として設定してもよい。

需要家通信部１２は、以下の３つの機能を有する。需要家通信部１２の１つ目の機能は、各需要家エネルギー管理システム６１から、各需要家６０の将来の需要の予測を示す需要予測情報を受け取る機能である。需要予測情報は、たとえば、午後６時の時点での翌日の午前０時からの１日分の４８点のデータ、および午前８時の時点での午前９時から同日の午後１２時、すなわち２４時までの１６時間分の３２点のデータなどである。需要家通信部１２は、予め定められたタイミングで、予め定められた時間帯に対する需要予測情報を受信し、データベース３３に保存する。需要予測情報は、具体的には、需要家６０の送受電電力量の予測値である。

需要家通信部１２は、需要家６０が、太陽電池または風力発電機などの自然エネルギー源を保有する場合には、需要予測情報に加えて、それら自然エネルギー源の自然エネルギーの出力予測値を示す自然エネルギー出力予測情報も受信する。需要家通信部１２は、受信した自然エネルギー出力予測情報をデータベース３３に保存する。

需要家通信部１２は、自然エネルギー出力予測情報を受信できない場合には、需要予測情報を受信した時点での気象予測情報と、データベース３３に保存されている需要家６０の保有設備のモデルデータ、たとえば日射量を変数とする出力の関数とを用いて、自然エネルギー源の出力予測計算を行う。需要家通信部１２は、出力予測計算によって得られた結果を自然エネルギー出力予測情報としてデータベース３３に保存する。

また需要家通信部１２は、通信障害または需要家エネルギー管理システム６１の障害などによって、需要家６０の需要予測情報を受信できない場合には、データベース３３に蓄積された過去の実績から、需要家６０の需要予測情報を生成し、データベース３３に保存する。需要家通信部１２は、たとえば、データベース３３に蓄積された過去の実績から、最も気象条件が似た日を抽出する方法、または同時期のデータの平均値をとる方法によって、需要家６０の需要予測情報を生成する。

需要家通信部１２の２つ目の機能は、各需要家エネルギー管理システム６１から、各需要家６０の現在のエネルギー情報（以下「現在エネルギー情報」という場合がある）を受け取る機能である。具体的には、需要家通信部１２は、現在エネルギー情報として、現在時刻において取得されている需要家６０の送受電電力量を受け取り、データベース３３に保存する。需要家６０の送受電電力量は、予め定める計測周期で、各需要家６０が計測したものである。需要家６０の送受電電力量の値は、電力系統５１から受電する方向を正とする。

需要家通信部１２の３つ目の機能は、各需要家６０に対して設定される後述の計画値および目標値、ならびに報酬関数および報酬値を、該当する需要家６０の需要家エネルギー管理システム６１に送信する機能である。

エネルギー計画設定部１３は、需要家通信部１２で受信した各需要家６０の需要予測情報および自然エネルギー出力予測情報を時刻ごとに集計し、コミュニティ５０全体の将来の需要の予測値である需要予測を求める。

またエネルギー計画設定部１３は、予め設定しておいたコミュニティ５０のエネルギー目標に従って、コミュニティ５０全体の需要計画を決定し、前記需要予測との誤差分を各需要家６０に配分し、各需要家６０の時間帯ごとの計画値を設定する。

たとえば、コミュニティ５０の、ある時間帯のエネルギー消費の総量、すなわちコミュニティ送受電電力量を、予め定める閾値以下に抑える場合、エネルギー計画設定部１３は、この時間帯のコミュニティ送受電電力量の予測値が閾値を超過していれば、その超過分を各需要家６０に減ずるように配分し、計画値として設定する。

また、たとえば、コミュニティ５０の省エネルギー化を図る場合には、エネルギー計画設定部１３は、対象とする時間帯に対するコミュニティ送受電電力量の予測値を計算し、各需要家６０の時間帯ごとの計画値を、たとえば元の予測値からの変化量の二乗和が最も小さくなるように最適化計算を行うことなどによって、設定する。

またエネルギー計画設定部１３は、需要家６０が予測した需要予測と、計算した計画値とに応じて、たとえば後述する図４に示すような、コミュニティ５０への協力に応じる代償としての予測補正に対する報酬関数を設定してもよい。この報酬は、金銭または金銭の等価物でもよいが、それに限るものではない。エネルギー計画設定部１３は、各需要家６０の計画値および報酬関数を、需要家通信部１２を介して、各需要家６０、具体的には各需要家６０の需要家エネルギー管理システム６１に送信する。

コミュニティエネルギー監視部１４は、需要家通信部１２で受信した各需要家６０の現在エネルギー情報を合算し、コミュニティ送受電電力量の現在の実績値（以下「現在実績値」という場合がある）を計算する。需要家６０が送電線などで電力系統５１に物理的に接続されており、不図示の計測器によってコミュニティ５０全体の需要量、すなわちコミュニティ５０が接続する電力系統５１との間の送受電電力量が計測できる場合には、各需要家６０の現在エネルギー情報の合算によって現在実績値を計算せずに、計測器の計測値を現在実績値として用いてもよい。

自然エネルギー変化推定部１５は、気象条件の変化に伴う、各需要家６０の自然エネルギー出力の変化量を推定する。気象条件が変化することによって、気象予測も変化するので、計画立案時点と現在時点とにおいてそれぞれ気象予測情報を用いて計算された需要家６０の自然エネルギーの出力の推定値を比較することによって、自然エネルギー出力の変化量を計算することができる。

需要家目標値設定部１６は、コミュニティ５０のエネルギーがエネルギー計画設定部１３で設定された計画値となるように、各需要家６０に対して目標値を設定する。

図２は、コミュニティエネルギー管理システム１におけるコミュニティエネルギー計画処理の処理手順を示すフローチャートである。図２に示すフローチャートの各処理は、エネルギー管理装置１０によって実行される。図２に示すフローチャートの処理は、エネルギー管理装置１０の電源が投入されるか、または予め定める時刻になると開始され、ステップＳＴ１１に移行する。

ステップＳＴ１１において、気象情報設定部１１は、気象情報サービスなどの外部サービスから、不図示の通信手段を介して気象予測情報を受信する。気象予測情報を受信すると、ステップＳＴ１２に移行する。

ステップＳＴ１２において、需要家通信部１２は、需要予測情報を受信する。本実施の形態では、需要家通信部１２は、需要予測情報とともに、自然エネルギー出力予測情報を受信する。需要予測情報を受信すると、ステップＳＴ１３に移行する。

ステップＳＴ１３において、エネルギー計画設定部１３は、ステップＳＴ１２で需要家通信部１２が受信した各需要家６０の需要予測情報および自然エネルギー出力予測情報を時刻ごとに集計し、コミュニティ５０全体の将来の需要予測（以下「コミュニティ需要予測」という場合がある）を計算する。コミュニティ需要予測を計算すると、ステップＳＴ１４に移行する。

ステップＳＴ１４において、エネルギー計画設定部１３は、予め設定しておいたコミュニティ５０のエネルギー目標に従って、コミュニティ５０全体の需要計画（以下「コミュニティ需要計画」という場合がある）を計算する。コミュニティ需要計画を計算すると、ステップＳＴ１５に移行する。

ステップＳＴ１５において、需要家通信部１２は、各需要家６０の需要計画を需要家エネルギー管理システム６１に送信する。ステップＳＴ１５の処理が終了すると、全ての処理手順を終了する。

図３は、コミュニティエネルギー管理システム１におけるコミュニティエネルギー制御処理の処理手順を示すフローチャートである。図３に示すフローチャートの各処理は、エネルギー管理装置１０によって実行される。図３に示すフローチャートの処理は、エネルギー管理装置１０の電源が投入されると開始され、ステップＳＴ２１に移行する。

ステップＳＴ２１において、気象情報設定部１１は、現時点が、気象予測情報を取得するタイミング（以下「気象情報取得タイミング」という場合がある）であるか否かを判断する。ステップＳＴ２１において、気象情報取得タイミングであると判断された場合は、ステップＳＴ２２に移行し、気象情報取得タイミングでないと判断された場合は、ステップＳＴ２３に移行する。

ステップＳＴ２２において、気象情報設定部１１は、気象情報サービスなどの外部サービスから、不図示の通信手段を介して気象予測情報を受信する。気象予測情報を受信すると、ステップＳＴ２３に移行する。

ステップＳＴ２３において、需要家通信部１２は、各需要家６０の需要家エネルギー管理システム６１から、各需要家６０の需要実績を受信する。各需要家６０の需要実績を受信すると、ステップＳＴ２４に移行する。

ステップＳＴ２４において、コミュニティエネルギー監視部１４は、ステップＳＴ２３で需要家通信部１２が受信した各需要家６０の需要実績に基づいて、コミュニティ送受電電力量の現在実績値（以下「コミュニティ現在実績値」という場合がある）を計算する。コミュニティ現在実績値を計算すると、ステップＳＴ２５に移行する。

ステップＳＴ２５において、自然エネルギー変化推定部１５は、現時点が、制御タイミングであるか否かを判断する。ステップＳＴ２５において、制御タイミングであると判断された場合は、ステップＳＴ２６に移行し、制御タイミングではないと判断された場合は、ステップＳＴ２１に戻る。

ステップＳＴ２６において、自然エネルギー変化推定部１５は、気象条件の変化に伴う、各需要家６０の需要変化（以下「需要家需要変化」という場合がある）を計算する。具体的には、自然エネルギー変化推定部１５は、需要家需要変化として、各需要家６０の自然エネルギー出力の変化量を計算する。需要家需要変化の計算をすると、ステップＳＴ２７に移行する。

ステップＳＴ２７において、需要家目標値設定部１６は、コミュニティ５０のエネルギーがエネルギー計画設定部１３で設定された計画値となるように、各需要家６０に対する目標値（以下「需要家目標値」という場合がある）を計算する。需要家目標値を計算すると、ステップＳＴ２８に移行する。

ステップＳＴ２８において、需要家通信部１２は、ステップＳＴ２７で計算した需要家目標値を、対応する需要家６０の需要家エネルギー管理システム６１に送信する。ステップＳＴ２８の処理が終了すると、ステップＳＴ２１に戻る。

図４は、報酬関数の一例を示す図である。図４において、横軸は、計画値に対する実績値の誤差ｘを示し、縦軸は、評価値Ｆ（ｘ）を示す。報酬関数は、たとえば図４に示すように、第１象限では傾きａ３の直線で表され、第２象限では傾きａ２の直線で表され、第３象限では傾きａ１の直線で表され、第４象限では傾きａ４の直線で表される。エネルギー計画設定部１３は、たとえば図４に示すような報酬関数を設定し、需要家通信部１２を介して、各需要家６０の需要家エネルギー管理システム６１に送信する。

図５は、本発明の第１の実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム１における需要家目標値計算処理の処理手順を示すフローチャートである。図５に示すフローチャートの各処理は、エネルギー管理装置１０によって実行される。図５に示す処理のうち、ステップＳＴ３Ａの自然エネルギー変化推定処理は、自然エネルギー変化推定部１５によって実行され、ステップＳＴ３Ｂの需要家目標値設定処理は、需要家目標値設定部１６によって実行される。図５に示すフローチャートの処理は、エネルギー管理装置１０の電源が投入されるか、または予め定める時刻になると開始され、ステップＳＴ３１に移行する。

本実施の形態では、需要家６０が自然エネルギー源として、太陽電池を備える場合の需要家目標値計算処理について説明する。図６は、気象予測の変化を示すグラフである。図７は、太陽電池出力の予測の変化量を示すグラフである。図６および図７の横軸は、時刻を示す。図６の縦軸は、日射量を示す。図７の縦軸は、太陽電池出力を示す。本実施の形態では、現在時点が午前１０時であり、２時間先の午前１２時の需要家目標値を設定する場合を一例として説明する。

ステップＳＴ３Ａにおいて、自然エネルギー変化推定部１５は、自然エネルギー推定処理を行う。ステップＳＴ３Ａの自然エネルギー推定処理は、ステップＳＴ３１とステップＳＴ３２とを備える。

ステップＳＴ３１において、自然エネルギー変化推定部１５は、需要家６０が計画策定した時点、または需要家エネルギー管理システム６０が計画を受信した時点、すなわち前述の図２のステップＳＴ１５の処理が終了した時点（以下、まとめて「計画立案時点」という場合がある）における気象予測情報と現在時点の気象予測情報とを比較する。計画立案時点は、たとえば図６における前日１８時である。計画立案時点の気象予測情報は、たとえば図６において参照符号「７１」で示される曲線で表される。現在時点の気象予測情報は、現在時点で取得されている最新の気象予測情報であり、たとえば図６において参照符号「７２」で示される曲線で表される。気象予測情報を比較すると、ステップＳＴ３２に移行する。

ステップＳＴ３２において、自然エネルギー変化推定部１５は、ステップＳＴ３１の気象予測情報の比較結果を用いて、需要家６０における自然エネルギーの変化量（以下「需要家自然エネルギー変化量」という場合がある）を計算する。

図７において、計画立案時点の出力予測情報、具体的には太陽電池出力の予測値は、たとえば参照符号「８１」で示される曲線で表される。現在時点の出力予測情報、具体的には太陽電池出力の予測値は、たとえば図７において参照符号「８２」で示される曲線で表される。たとえば、自然エネルギー変化推定部１５は、図６に示す日射量の予測量の変化および天候予報の変化、たとえば晴れから曇りへの変化に基づいて、図７に示す需要家６０の太陽電池出力の変化量ｄを計算する。

需要家６０に備えられる自然エネルギー源が風力発電機である場合には、ステップＳＴ３２において、自然エネルギー変化推定部１５は、たとえば、風力予測の変化に基づいて、風力発電機の出力変化量を計算する。日射量、天候予報および風力予測と、太陽電池出力および風力発電機出力との関係は、予めその特性データおよび実績データなどからモデル化して、データベース３３に保存しておく。需要家自然エネルギー変化量を計算すると、ステップＳＴ３Ｂ、具体的にはステップＳＴ３３に移行する。

ステップＳＴ３Ｂにおいて、需要家目標値設定部１６は、需要家目標値設定処理を行う。ステップＳＴ３Ｂの需要家目標値設定処理は、ステップＳＴ３３〜ステップＳＴ３７を備える。

ステップＳＴ３３において、需要家目標値設定部１６は、コミュニティ５０内の需要家６０の出力変化量を加算することによって、コミュニティ５０内の最新の予測値（以下「コミュニティ最新予測値」という場合がある）を計算する。需要家目標値設定部１６は、たとえば、コミュニティ５０内の太陽電池出力または風力発電機出力などの自然エネルギーの出力の変化量を、コミュニティ最新予測値として計算する。コミュニティ５０最新予測値を計算すると、ステップＳＴ３４に移行する。

ステップＳＴ３４において、需要家目標値設定部１６は、エネルギー計画設定部１３で計算された当該時点の各需要家６０の計画値を、対応する各需要家６０の目標値に設定する。各需要家６０の計画値を目標値に設定すると、ステップＳＴ３５に移行する。

ステップＳＴ３５において、需要家目標値設定部１６は、ステップＳＴ３３で計算したコミュニティ最新予測値が、予め定められた閾値よりも大きいか否かを判断する。コミュニティ最新予測値は、前述のようにコミュニティ５０内の需要家６０の出力変化量を加算した値であるので、自然エネルギーによるコミュニティ５０の需要の変化量（以下「予測ずれ量」という場合がある）に相当する。したがって、ステップＳＴ３５において、需要家目標値設定部１６は、予測ずれ量が閾値よりも大きいか否かを判断することになる。

ステップＳＴ３５において、予測ずれ量が閾値よりも大きいと判断された場合は、ステップＳＴ３６に移行し、予測ずれ量が閾値以下であると判断された場合は、ステップＳＴ３８に移行する。

ステップＳＴ３６において、需要家目標値設定部１６は、コミュニティ５０の需要計画の補正量（以下「コミュニティ計画補正量」という場合がある）を計算する。たとえば、コミュニティ送受電電力量を閾値以下に抑える場合、需要家目標値設定部１６は、その閾値の超過分を、コミュニティ５０内に配分する量（以下「コミュニティ内配分量」という場合がある）を計算し、これをコミュニティ計画補正量とする。コミュニティ計画補正量を計算すると、ステップＳＴ３７に移行する。

ステップＳＴ３７において、需要家目標値設定部１６は、ステップＳＴ３６で計算されたコミュニティ計画補正量であるコミュニティ内配分量を、各需要家６０に配分し、各需要家目標値として新たに計算する。計算された値を「需要家目標値配分」という場合がある。すなわち需要家目標値設定部１６は、ステップＳＴ３７において、需要家目標値配分を計算し、新たな需要家目標値として設定する。需要家目標値設定部１６は、コミュニティ内配分量を、たとえば、元の需要家目標値に対する変化量の比が一定になるように配分してもよいし、需要家６０ごとに過去のコミュニティ５０に対する協力度合いを示す協力度を別途計算しておき、その協力度に基づいて配分してもよい。また、ここで、この再配分に対して需要家６０が応じるための報酬関数を別途設定してもよい。需要家目標値配分を計算すると、ステップＳＴ３８に移行する。

ステップＳＴ３８において、需要家目標値設定部１６は、新たに設定された需要家目標値を各需要家６０の需要家エネルギー管理システム６１に送信する。ステップＳＴ３７において報酬関数が設定される場合には、ステップＳＴ３８において需要家目標値設定部１６は、新たに設定された需要家目標値と報酬関数とを、各需要家６０の需要家エネルギー管理システム６１に送信する。需要家目標値を送信すると、全ての処理手順を終了する。

以上のように本実施のコミュニティエネルギー管理システム１によれば、気象情報設定部１１によって設定される気象予測情報の変化に基づいて、自然エネルギー変化推定部１５によって、需要家６０が保有する自然エネルギー源における自然エネルギーの変化量が推定される。推定された自然エネルギーの変化量に基づいて、需要家目標値設定部１６によって、各需要家６０におけるエネルギーの目標値が算出され、その目標値を達成するように各需要家６０が指令される。

すなわち本実施の形態では、自然エネルギー変化推定部１５によって、気象予測の変化に応じて需要家６０の自然エネルギーの出力の変化量を推定し、需要家目標値設定部１６によって、需要家６０に送信する目標値を更新する。これによって、最新の気象予測情報を用いて、当初の需要家６０の計画を補正しつつ、コミュニティ５０のエネルギー消費を制御および管理することができる。

したがって、気象条件などによってコミュニティ５０内の需要が変動した場合でも、コミュニティ５０全体のエネルギーを適切に管理することができる。これによって、たとえば、コミュニティ５０全体の省エネルギー化および省ＣＯ_２化、ならびにピークカットなどを目的とした需要家６０の制御を精度良く実現することができる。

前述のステップＳＴ３２およびステップＳＴ３３では、気象状況の変化による各需要家６０の自然エネルギー出力の変化量をそれぞれ計算し、それらを合算してコミュニティ５０の自然エネルギー出力の変化量を推定したが、各需要家６０の自然エネルギー出力を合算しておき、その合算値に対して気象予測情報を用いた出力変化量の推定を行うようにしてもよい。

また本実施の形態においては、自然エネルギー変化推定部１５および需要家目標値設定部１６における需要家６０の需要変化推定および目標値計算を、予め定められた時刻に実行するようにしているが、コミュニティエネルギー監視部１４で計算するコミュニティの送受電電力量の現在実績値が計画値と乖離した時点で計算してもよいし、現在時点の気象状況が気象予測と乖離したと判断した時点で計算してもよい。

＜第２の実施の形態＞
図８は、本発明の第２の実施の形態であるコミュニティエネルギー管理システム２を含むエネルギー管理システム１０１の構成を示すブロック図である。本実施の形態のエネルギー管理システム１０１は、前述の第１の実施の形態のエネルギー管理システム１００と構成が類似している。したがって本実施の形態では、第１の実施の形態と異なる部分を説明し、第１の実施の形態と同一の部分には同一の参照符号を付して、共通する説明を省略する。

本実施の形態におけるコミュニティエネルギー管理システム２は、前述の第１の実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム１と同様、コミュニティ５０内の需要家６０に対して、目標値を送信してコミュニティ５０のエネルギーを管理する。コミュニティエネルギー管理システム２のエネルギー管理装置２０は、コミュニティエネルギー管理システム１の自然エネルギー変化推定部１５に代えて、需要変化推定部１７を備えて構成される。

需要変化推定部１７は、需要家６０の自然エネルギーの出力の変化量を推定するとともに、気象条件、カレンダー情報、および日時情報に応じて、需要家６０のエネルギー消費量を推定する。すなわち、需要変化推定部１７は、前述の実施の第１の形態における自然エネルギー変化推定部１５としての機能に加えて、需要家６０の需要変化量を推定する機能をさらに備える。

具体的には、需要変化推定部１７は、データベース３３に蓄積された各需要家６０のエネルギー消費の実績値を用いて、日時、気象条件、たとえば気温を検索条件として、同様の条件となるデータを抽出し、需要家６０のエネルギー消費量を推定する。ここで、抽出するデータは、複数抽出して平均値を用いて推定してもよいし、最も当てはまるデータを推定値としてもよい。また、これまでの実績データから、需要実績モデル式を作成し、作成したモデル式に当てはめて求めた値を推定値としてもよい。

需要変化推定部１７は、計画立案時点での気象条件における需要家６０のエネルギー消費量、および最新予測の気象条件における需要家６０のエネルギー消費量のそれぞれの推定値を比較することによって、気象条件変化に伴う、需要家６０のエネルギー消費量の変化量を推定する。

図９は、本発明の第２の実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム２における需要家目標値計算処理の処理手順を示すフローチャートである。図９に示すフローチャートは、図５に示すフローチャートと類似しているので、同一のステップについては同一のステップ番号を付して、共通する説明を省略する。

図９に示すフローチャートの各処理は、エネルギー管理装置１０によって実行される。図９に示す処理のうち、ステップＳＴ４Ａの需要家需要変化推定処理は、需要変化推定部１７によって実行され、ステップＳＴ３Ｂの需要家目標値設定処理は、需要家目標値設定部１６によって実行される。図９に示すフローチャートの処理は、エネルギー管理装置１０の電源が投入されるか、または予め定める時刻になると開始され、ステップＳＴ３１に移行する。

ステップＳＴ３１において、需要変化推定部１７は、需要家６０が計画策定した時点または計画を受信した時点、すなわち図２のステップＳＴ１５の処理が終了した時点における気象予測情報と現在時点の気象予測情報とを比較する。気象予測情報を比較すると、ステップＳＴ３２に移行する。

ステップＳＴ３２において、需要変化推定部１７は、気象予測情報を用いて、需要家６０の自然エネルギーの変化量を計算する。需要家６０の自然エネルギーの変化量を計算すると、ステップＳＴ４１に移行する。

ステップＳＴ４１において、需要変化推定部１７は、需要家６０のエネルギー消費量の推定量（以下「需要家エネルギー消費推定量」という場合がある）を計算する。需要家エネルギー消費推定量を計算すると、ステップＳＴ３３に移行する。

このように本実施の形態では、自然エネルギーの変化と需要家６０のエネルギー消費の変化との両方の推定量を用いて、コミュニティ５０内の需要の最新予測値を計算する。以降の処理は、第１の実施の形態同様に行い、各需要家６０の目標値を計算し、各需要家６０の需要家エネルギー管理システム６１に送信する。

以上のように本実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム２によれば、需要変化推定部１７によって、気象予測の変化に応じて、需要家６０の需要の変化を推定する。これによって、自然エネルギーの変化だけでなく、需要家６０のエネルギー消費の変化を考慮して、コミュニティ５０内の需要の最新予測値を計算することができる。したがって、需要家６０の計画を最新の気象情報に対応して補正しつつ、コミュニティ５０のエネルギー消費をより適切に制御および管理することができる。

＜第３の実施の形態＞
図１０は、本発明の第３の実施の形態であるコミュニティエネルギー管理システム３を含むエネルギー管理システム１０２の構成を示すブロック図である。本実施の形態のエネルギー管理システム１０２は、前述の第１の実施の形態のエネルギー管理システム１００と構成が類似している。したがって本実施の形態では、第１の実施の形態と異なる部分を説明し、第１の実施の形態と同一の部分には同一の参照符号を付して、共通する説明を省略する。

本実施の形態におけるコミュニティエネルギー管理システム３は、前述の第１の実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム１と同様、コミュニティ５０内の需要家６０に対して、目標値を送信してコミュニティ５０のエネルギーを管理する。コミュニティエネルギー管理システム３は、電力系統５１に接続されたコミュニティ発電設備４１を備える。

また、エネルギー管理装置３０は、コミュニティ設備監視制御部１８、エネルギー計画設定部２３および需要家目標値設定部２６を備えて構成される。コミュニティ設備監視制御部１８は、コミュニティ発電設備４１を監視し、制御する。コミュニティ発電設備４１は、たとえば太陽電池および風力発電機などである。コミュニティ発電設備４１は、コミュニティエネルギー管理システム３に複数台備えられてもよい。

エネルギー計画設定部２３は、第１の実施の形態のエネルギー計画設定部１３と同様に、需要家６０の需要予測に基づいて、コミュニティ５０内の需要計画、すなわち電力系統５１からのコミュニティ５０全体での送受電電力量を計算する。これに加えて、エネルギー計画設定部２３は、受信した気象予測に基づいて、コミュニティ発電設備４１の発電計画を決定する。コミュニティ発電設備４１の発電計画は、たとえば、コミュニティ発電設備４１が太陽電池の場合は、気象予測による日射量予測データに基づいて、コミュニティ発電設備４１の日射量と出力との関係モデルから出力値を予測し、発電計画とする。コミュニティの需要計画は、このコミュニティ発電計画を考慮して計算される。

コミュニティ設備監視制御部１８は、コミュニティ発電設備４１と接続されており、コミュニティ発電設備４１のエネルギーリアルタイム情報を予め定める周期で受け取る。

需要家目標値設定部２６は、コミュニティ５０のエネルギーがエネルギー計画設定部２３で設定された計画値となるように、各需要家６０に対して目標値を設定する。

図１１は、コミュニティエネルギー管理システム３におけるコミュニティエネルギー計画処理の処理手順を示すフローチャートである。図１１に示すフローチャートは、図２に示すフローチャートと類似しているので、同一のステップについては同一のステップ番号を付して、共通する説明を省略する。

ステップＳＴ１１において、気象情報設定部１１が気象予測情報を受信すると、ステップＳＴ５１に移行する。

ステップＳＴ５１において、エネルギー計画設定部２３は、ステップＳＴ１１で受信した気象予測に基づいて、コミュニティ発電設備４１の発電計画を立案する。コミュニティ発電設備４１の発電計画を立案すると、ステップＳＴ１３に移行する。

図１２は、本発明の第３の実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム３におけるコミュニティエネルギー制御処理の処理手順を示すフローチャートである。図１２に示すフローチャートは、図３に示すフローチャートと類似しているので、同一のステップについては同一のステップ番号を付して、共通する説明を省略する。

ステップＳＴ６１において、コミュニティ設備監視制御部１８は、コミュニティ発電設備４１の発電実績、具体的にはエネルギーリアルタイム情報を予め定める周期で受信する。コミュニティ発電設備４１のエネルギーリアルタイム情報を受信すると、ステップＳＴ２１に移行する。

前述の図３に示すステップＳＴ２１〜ステップＳＴ２６と同様の処理をした後は、ステップＳＴ２７に移行する。ステップＳＴ２７において、需要家目標値設定部２６は、前述の第１の実施の形態と同様に、コミュニティ５０のエネルギーが、エネルギー計画設定部２３で設定された計画値となるように、各需要家６０に対して目標値を計算する。需要家６０の目標値を計算すると、ステップＳＴ２８に移行する。

図１３は、本発明の第３の実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム３における需要家目標値計算処理の処理手順を示すフローチャートである。図１３に示すフローチャートは、図５に示すフローチャートと類似しているので、同一のステップについては同一のステップ番号を付して、共通する説明を省略する。

図１３に示すフローチャートの各処理は、エネルギー管理装置１０によって実行される。図１３に示す処理のうち、ステップＳＴ３Ａの自然エネルギー変化推定処理は、自然エネルギー変化推定部１５によって実行され、ステップＳＴ５Ｂの需要家目標値設定処理は、需要家目標値設定部１６によって実行される。図１３に示すフローチャートの処理は、エネルギー管理装置１０の電源が投入されるか、または予め定める時刻になると開始され、ステップＳＴ３１に移行する。

本実施の形態では、ステップＳＴ３２において、自然エネルギー変化推定部１５が、気象予測情報を用いて、需要家６０の自然エネルギーの変化量を計算すると、ステップＳＴ７１に移行する。

ステップＳＴ７１において、需要家目標値設定部２６は、気象予測の変化に基づいて、コミュニティ発電設備４１の出力の変化量を推定し、コミュニティ発電設備４１の出力の予測値（以下「発電設備予測値」という場合がある）を計算する。以降の処理は、第１の実施の形態同様に行い、各需要家６０の目標値を計算し、各需要家６０の需要家エネルギー管理システム６１に送信する。

以上のように本実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム３によれば、コミュニティ設備監視制御部１８によって、気象予測の変化に基づいて、コミュニティ５０内の発電設備６４の出力変化を推定する。そして、需要家目標値設定部２６によって、気象予測情報の変化に応じて、需要家６０の需要変化とともにコミュニティ内の発電量の変化を考慮して各需要家６０に目標値を制御指令する。したがって、需要家６０の計画を最新の気象情報に対応して補正しつつ、コミュニティ５０のエネルギー消費をより適切に制御および管理することができる。

本実施の形態では、第１の実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム１を基本として説明したが、第２の実施の形態のコミュニティエネルギー管理システム２と同様に、需要変化推定部１７を備えるように構成し、需要家６０の需要変化にも対応しつつ、コミュニティ５０のエネルギー管理を行うようにしてもよい。

１，２，３コミュニティエネルギー管理システム、１０エネルギー管理装置、１１気象情報設定部、１２需要家通信部、１３，２３エネルギー計画設定部、１４，２４コミュニティエネルギー監視部、１５自然エネルギー変化推定部、１６，２６需要家目標値設定部、１７需要変化推定部、１８コミュニティ設備監視制御部、３１入力装置、３２表示装置、３３データベース、４１コミュニティ発電設備、６０需要家、６１需要家エネルギー管理システム、６２メータ、６３制御対象物、６４発電設備、６５電力貯蔵設備、６６負荷。

Claims

将来の気象条件を表す気象予測情報を設定する気象情報設定部と、
需要家のエネルギーを管理する需要家エネルギー管理システムとの通信を行う需要家通信部と、
需要家で構成されるコミュニティ全体のエネルギーの需給計画を立案するエネルギー計画設定部と、
前記コミュニティ全体のエネルギーの状態を監視するコミュニティエネルギー監視部と、
前記気象情報設定部によって設定される気象予測情報の変化に基づいて、需要家が保有する自然エネルギー源における自然エネルギーの変化量を推定する変化推定部と、
前記変化推定部によって推定される前記自然エネルギーの変化量に基づいて、各需要家におけるエネルギーの目標値を算出し、前記目標値を達成するように各前記需要家に指令する需要家目標値設定部とを備えることを特徴とするコミュニティエネルギー管理システム。
前記変化推定部は、前記気象情報設定部によって設定される気象予測情報の変化に基づいて、需要家の需要変化量を推定する機能をさらに備えることを特徴とする請求項１に記載のコミュニティエネルギー管理システム。
前記コミュニティ内の発電設備を監視するコミュニティ設備監視制御部を備え、
前記需要家目標値設定部は、前記気象予測情報の変化に応じて、需要家の需要変化とともにコミュニティ内の発電量の変化を考慮して各需要家に目標値を制御指令することを特徴とする請求項１または２に記載のコミュニティエネルギー管理システム。
将来の気象条件を表す気象予測情報を設定する気象情報設定ステップと、
需要家のエネルギーを管理する需要家エネルギー管理システムとの通信を行う需要家通信ステップと、
需要家で構成されるコミュニティ全体のエネルギーの需給計画を立案するエネルギー計画設定ステップと、
前記コミュニティ全体のエネルギーの状態を監視するコミュニティエネルギー監視ステップと、
前記気象情報設定ステップで設定される気象予測情報の変化に基づいて、需要家が保有する自然エネルギー源における自然エネルギーの変化量を推定する変化推定ステップと、
前記変化推定ステップで推定される前記自然エネルギーの変化量に基づいて、各需要家におけるエネルギーの目標値を算出し、前記目標値を達成するように各前記需要家に指令する需要家目標値設定ステップとを備えることを特徴とするコミュニティエネルギー管理方法。
前記変化推定ステップでは、前記自然エネルギーの変化量を推定するとともに、前記気象情報設定ステップで設定される気象予測情報の変化に基づいて、需要家の需要変化量を推定することを特徴とする請求項４に記載のコミュニティエネルギー管理方法。
前記コミュニティ内の発電設備を監視するコミュニティ設備監視制御ステップを備え、
前記需要家目標値設定ステップでは、前記気象予測情報の変化に応じて、需要家の需要変化とともにコミュニティ内の発電量の変化を考慮して各需要家に目標値を制御指令することを特徴とする請求項４または５に記載のコミュニティエネルギー管理方法。