JP2015070744A - 電力管理装置、電力管理方法、プログラム - Google Patents

Abstract

【課題】蓄電設備の利用促進のための動機付けを与えることを可能にする。【解決手段】電力管理装置１０は、取得部１１と予測部１２と管理部１３と判断部１４とを備える。取得部１１は、受電電力の削減を要請する削減値および対象期間を含むＤＲ情報を取得する。予測部１２は、需要家１が備える電気負荷２が対象期間に消費する電力を第１の電力情報として予測する。管理部１３は、需要家１が備えかつ蓄電設備２１が含まれる電力供給設備２０から出力可能な電力を第２の電力情報として管理する。判断部１４は、第１の電力情報と第２の電力情報とから、対象期間における削減値を達成可能と判断した場合に、電力取引の市場に参加する条件が成立したと判断する。【選択図】図１

Description

本発明は、蓄電設備が出力する電力を管理する電力管理装置、この電力管理装置が用いる電力管理方法、電力管理装置を実現するプログラムに関する。

近年、需要家で使用する蓄電設備が提供されるようになってきている。一方、デマンドレスポンスのための調整予備力として、電力供給事業者と相対取引を行うか、電力市場において電力調整予備力の取引を行うことにより対価を得ることが可能なエネルギー管理システムが提案されている（たとえば、特許文献１参照）。

特許文献１には、発電装置の発電量、蓄電装置の放電量などを用いて、消費電力削減量を満足させるように、複数の需要家の削減スケジュールが生成される技術が記載されている。

特開２０１２−１６５５１３号公報

ところで、需要家において電気負荷への給電を可能とした蓄電装置（蓄電設備）は、導入時の費用が大きく、費用の大きさが蓄電設備の普及を妨げる一つの要因になっている。特許文献１に記載された技術は、デマンドレスポンスの要請に対する対価が得られるが、必ずしも蓄電設備の普及を促進するための十分な動機付けを与えることはできない。

本発明は、蓄電設備の利用促進のための動機付けを与えることを可能にした電力管理装置を提供することを目的とし、さらに電力管理装置が用いる電力管理方法および電力管理装置を実現するプログラムを提供することを目的とする。

本発明に係る電力管理装置は、受電電力の削減を要請する削減値および対象期間を含むＤＲ情報を取得する取得部と、需要家が備える電気負荷が前記対象期間に消費する電力を第１の電力情報として予測する予測部と、前記需要家が備えかつ蓄電設備が含まれる電力供給設備から出力可能な電力を第２の電力情報として管理する管理部と、前記第１の電力情報と前記第２の電力情報とから、前記対象期間における前記削減値を達成可能と判断した場合に、電力取引の市場に参加する条件が成立したと判断する判断部とを備えることを特徴とする。

この電力管理装置において、前記管理部は、前記蓄電設備の残容量を前記第２の電力情報として管理する構成であって、前記判断部は、前記対象期間において前記削減値を達成可能と判断した場合に、前記第２の電力情報に相当する電力から前記第１の電力情報に相当する電力を除いた電力を、前記電力取引における入札の対象とすることが好ましい。

この電力管理装置において、前記管理部は、前記対象期間の開始前に、前記対象期間の開始時点における前記蓄電設備の残容量を第２の電力情報として予測する構成であって、前記判断部は、前記第１の電力情報と前記第２の電力情報とから、前記対象期間における前記削減値を達成した場合について、前記対象期間の終了時点における前記蓄電設備の残容量を予測して求め、当該残容量が所定の基準値を超える場合に、当該第２の電力情報のうち前記基準値を超える電力を前記電力取引における入札の対象とすることがさらに好ましい。

この電力管理装置において、前記電力供給設備は、自然エネルギーを用いて発電し、かつ発電した電力を前記蓄電設備が出力する電力に優先して前記電気負荷に供給する発電設備を含み、前記管理部が管理する前記第２の電力情報は、前記発電設備が前記対象期間において発電する電力を含むことが好ましい。

この電力管理装置において、前記管理部は、前記対象期間の開始前に、前記対象期間の開始時点における前記蓄電設備の残容量と、前記発電設備が前記対象期間において発電する電力量との合計を前記第２の電力情報として管理する構成であって、前記判断部は、前記第１の電力情報と前記第２の電力情報とから、前記対象期間における前記削減値を達成した場合について、前記対象期間の終了時点における前記蓄電設備の残容量を予測して求め、当該残容量が所定の基準値を超える場合に、当該第２の電力情報のうち前記基準値を超える電力を前記電力取引における入札の対象とすることがさらに好ましい。

本発明に係る電力管理方法は、受電電力の削減を要請する削減値および対象期間を含むＤＲ情報を取得部が取得し、需要家が備える電気負荷が前記対象期間において消費する電力を予測部が第１の電力情報として予測し、前記第１の電力情報を用いることにより、前記対象期間において前記削減値を達成できると判断した場合に、電力取引の市場に参加する条件が成立したと判断部が判断することを特徴とする。

本発明に係るプログラムは、コンピュータを、上述したいずれかの電力管理装置として機能させるものである。

本発明の構成によれば、需要家が受電する電力の削減が要請されたときに、対象期間における電力の削減のために蓄電設備の電力を用いることを可能にし、かつ対象期間の終了時に蓄電設備に残される電力を、電力取引の市場に入札可能にしている。そのため、ＤＲ情報による受電電力の削減に寄与するために蓄電設備を用いながらも、電力取引の市場で取引する電力も蓄電設備から供給可能として、蓄電設備の導入によって需要家にもたらされる利益が向上するという利点がある。

実施形態１を示すブロック図である。 実施形態１において電力取引の対価の設定例を示す図である。 実施形態１における対価の設定例を示す図である。 実施形態１において電力取引の例を示す図である。 実施形態２を示すブロック図である。

（概要）
図１に示すように、以下に説明する電力管理装置１０は、取得部１１と予測部１２と管理部１３と判断部１４とを備える。取得部１１は、受電電力の削減を要請する削減値および対象期間を含むＤＲ（Demand Response）情報を取得する。予測部１２は、需要家１が備える電気負荷２が対象期間に消費する電力を第１の電力情報として予測する。管理部１３は、需要家１が備えかつ蓄電設備２１が含まれる電力供給設備２０から出力可能な電力を第２の電力情報として管理する。判断部１４は、第１の電力情報と第２の電力情報とから、対象期間における削減値を達成可能と判断した場合に、電力取引の市場に参加する条件が成立したと判断する。

管理部１３は、蓄電設備２１の残容量を第２の電力情報として管理する構成であることが望ましい。ここに、判断部１４は、対象期間において削減値を達成可能と判断した場合に、第２の電力情報に相当する電力から第１の電力情報に相当する電力を除いた電力を、電力取引における入札の対象とすることが望ましい。

さらに、管理部１３は、対象期間の開始前に、対象期間の開始時点における蓄電設備２１の残容量を第２の電力情報として予測する構成であってもよい。判断部１４は、第１の電力情報と第２の電力情報とから、対象期間における削減値を達成した場合について、対象期間の終了時点における蓄電設備２１の残容量を予測して求める。そして、判断部１４は、当該残容量が所定の基準値を超える場合に、当該第２の電力情報のうち基準値を超える電力を電力取引における入札の対象とすることが望ましい。

図５に示すように、電力供給設備２０は、自然エネルギーを用いて発電し、かつ発電した電力を蓄電設備２１が出力する電力に優先して電気負荷２に供給する発電設備（太陽光発電設備２２）を含むことが望ましい。この場合、管理部１３が管理する第２の電力情報は、発電設備が対象期間において発電する電力を含むことが好ましい。

さらに、管理部１３は、対象期間の開始前に、対象期間の開始時点における蓄電設備２１の残容量と、発電設備（太陽光発電設備２２）が対象期間において発電する電力量との合計を第２の電力情報として管理する構成であることが望ましい。判断部１４は、第１の電力情報と第２の電力情報とから、対象期間における削減値を達成した場合について、対象期間の終了時点における蓄電設備２１の残容量を予測して求める。そして、判断部１４は、当該残容量が所定の基準値を超える場合に、当該第２の電力情報のうち基準値を超える電力を電力取引における入札の対象とすることが望ましい。

以下に説明する電力管理方法は、３段階のステップを含む。第１のステップでは、受電電力の削減を要請する削減値および対象期間を含むＤＲ情報を取得部１１が取得する。第２のステップでは、需要家１が備える電気負荷２が対象期間において消費する電力を予測部１２が第１の電力情報として予測する。第３のステップでは、判断部１４が、第１の電力情報を用いることにより、対象期間において削減値を達成できると判断した場合に、電力取引の市場に参加する条件が成立したと判断する。

以下に説明するプログラムは、コンピュータを、上述した電力管理装置１０として機能させる。このプログラムは、インターネットのような電気通信回線を通して提供されるか、あるいは、コンピュータで読み取りが可能な記憶媒体により提供される。また、以下に説明する取引装置４０は、たとえば、電気事業者が運営するウェブサーバあるいはクラウドコンピュータシステムにより構築される。

したがって、電力管理装置１０は、プログラムに従って動作するプロセッサを主なハードウェア要素として備える。この種のプロセッサは、メモリと一体化されたマイコン、メモリとは独立した構成、複数個が連携する構成など、どのような形態であってもよい。

以下に説明する実施形態において、需要家１は蓄電設備２１を備える。蓄電設備２１は、蓄電池を備え、蓄電池の充電と放電とを行う電力変換器を備える。需要家１は、太陽電池を備える太陽光発電設備２２を備えていてもよい。蓄電設備２１のみが設けられる場合、蓄電設備２１に設けられた蓄電池の充電は電力系統３０から受電した電力により行われる。また、蓄電設備２１に加えて太陽光発電設備２２が設けられる場合、蓄電設備２１に設けられた蓄電池の充電は、電力系統３０から受電した電力だけではなく、太陽光発電設備２２が発電した電力によっても行われる。

蓄電設備２１が出力する電力は、需要家１が備える電気負荷２に供給される場合と、電力系統３０に供給される場合とがある。また、太陽光発電設備２２が発電した電力は、需要家１が備える電気負荷２に供給される場合と、蓄電設備２１の充電に用いられる場合と、電力系統３０に供給される場合とがある。蓄電設備２１と太陽光発電設備２２との電力の供給先は、以下に説明する種々の条件によって定められる。

蓄電設備２１は、需要家１において定位置に設置される据置型の構成のほか、可搬型であってもよく、さらに、電動車両（電気自動車、プラグインハイブリッド車など）に搭載された走行用の蓄電池を利用する構成であってもよい。蓄電設備２１に設けられた電力変換器は、蓄電池から出力される直流電力を、電力系統３０から受電する交流電力と等価な交流電力に変換する。蓄電設備２１は、蓄電池に代えて、大容量のキャパシタを備える構成、電力を他のエネルギーに変換して蓄える構成などでもよい。さらに、太陽光発電設備は、自然エネルギーを電力に変換する構成であれば、風力、水力、地熱などのエネルギーを利用する発電設備に代えることが可能である。

需要家１は、病院、ホテル、工場などの非住宅を想定する。また、需要家１は、集合住宅、オフィスビル、商業ビルなどであって、複数の需要家１が建物内に存在する場合でも、建物全体の電力をまとめて扱える場合には、以下に説明する技術を適用可能である。たとえば、個々の需要家１に分電盤が配置され、建物全体の配電を行う主分電盤が管理人室あるいは電気室などに配置されていてもよい。あるいは、建物において、高圧一括受電が行われる場合、高圧一括受電を行うための電力量計が計量装置として設置されるから、建物全体で受電した電力を計量可能である。さらに、戸建て住宅であっても、地域内の複数の需要家１を集合として一括して扱うことができる場合、それぞれの需要家１が備える蓄電設備２１の電力をまとめて扱う電力アグリゲータが存在すれば以下に説明する技術を採用可能である。

需要家１が病院、ホテル、工場、集合住宅、オフィスビル、商業ビルなどであれば、蓄電設備２１の電力容量は１００ｋＷｈ以上であり、１０００ｋＷｈを超える電力容量の蓄電設備２１が設置される場合もある。同様に、複数の戸建て住宅が集合している地域において、蓄電設備２１が共有される場合、大容量の蓄電設備２１を設置することが可能である。

複数の需要家１の集合が蓄電設備２１を共用する場合、電力系統３０を通して需要家１に電力を供給する電気事業者が集合内の需要家１を一括して１つの需要家１として扱えるように、複数の需要家１を統括するサービス事業者が存在することが望ましい。この種のサービス事業者は、発電事業を行う電気事業者の代行として複数の需要家１の集合に対してサービスを提供する。この種のサービス事業者は、たとえば、電力アグリゲータを含むデマンドレスポンス事業者が考えられる。

電気事業者は、一般電気事業者（いわゆる電力会社）のほか、卸供給事業者、特定電気事業者、特定規模電気事業者などから選択される電気事業者、発電事業を行わずに他社から電力を購入して需要家１に販売するサービス事業者であってもよい。

なお、需要家１が戸建て住宅の場合、蓄電設備２１の電力容量は１〜１０ｋＷｈ程度であるが、この程度の小規模の蓄電設備２１であっても、電力取引が可能である場合には、以下に説明する技術を採用可能である。

（実施形態１）
本実施形態は、図１に示すように、需要家１が、電力を消費する電気負荷２と、電力系統３０への電力供給を可能にした蓄電設備２１とを備える場合について説明する。すなわち、需要家１では、電力系統３０のほかには蓄電設備２１だけが電気負荷２に電力を供給する。需要家１の建物には分電盤３２が設置され、分電盤３２に電力系統３０と蓄電設備２１と電気負荷２とが接続される。

分電盤３２は、電力系統３０から受電する主幹回路（図示せず）と、主幹回路から複数系統に分岐された分岐回路（図示せず）とを形成する。つまり、分電盤３２は、電力系統３０から受電した電力を複数系統の電気負荷２に供給するように、電路を分岐させて分岐回路を形成し、分岐回路ごとに異常電流に対する保護を行う。

蓄電設備２１が備える蓄電池の充電および放電の期間および電力は制御部１６が制御する。蓄電設備２１が備える蓄電池の充電は、電力系統３０から受電した電力で行われる。蓄電設備２１は、蓄電設備２１に設けられた蓄電池（図示せず）の残容量（蓄電量）を計量する機能を有する。蓄電池の残容量は、リアルタイムで計量する必要はなく、少なくとも、蓄電池の充電あるいは放電を開始した時点の残容量が計量できればよい。また、充電あるいは放電を終了した時点の残容量が計量できればさらによい。

蓄電設備２１が出力する電力の供給先は、分電盤３２に内蔵した切替器（図示せず）を制御部１６が切り替えることにより選択される。すなわち、切替器は制御部１６に制御されることにより、蓄電設備２１から電気負荷２に電力を供給する第１の状態と、蓄電設備２１から電力系統３０に電力を供給する第２の状態とを選択する。制御部１６が第１の状態を選択した場合、需要家１の電気負荷２が要求する電力の少なくとも一部が蓄電設備２１の電力によって充足され、電力系統３０から受電する電力が低減される。一方、制御部１６が第２の状態を選択した場合、電力系統３０に対する電力の逆潮流が行われる。

分電盤３２には、主幹回路と複数系統の分岐回路とのそれぞれを通過した電力を計量する計量装置３１が付設される。計量装置３１は、分電盤３２の筐体に収納されるか、分電盤３２とは別の筐体に収納される。また、主幹回路を通過した電力の値は、需要家１に設置された電力量計（電力メータ）で計量された値でもよい。それぞれの分岐回路を通過した電力の値は、分電盤３２とは別に設けられる計測ユニットで計量された値でもよい。主幹回路を通過する電力については、電力系統３０から受電した電力と電力系統３０に逆潮流した電力とが個々に計量される。

計量装置３１は、着目する回路を通過する電流を計測する電流センサ（図示せず）と、着目する回路の線間の電圧値と電流センサが計測した電流値とを用いて電力を算出する算出部（図示せず）とを備えた電子式の電力計であることが望ましい。なお、本実施形態の計量装置３１は、分岐回路ごとに通過した電力を計量できなくてもよく、少なくとも電気負荷２が消費した総電力を計量できればよい。

ところで、本実施形態は、電力取引の市場が存在していることを想定している。電力管理装置１０は、需要家１が電力取引の市場において電力を販売するための必要条件を定めている。この必要条件は、電気事業者が需要家１に対して受電電力の調整を要請するためのＤＲ情報を用いて定められる。ここに、ＤＲ情報は、受電電力の削減の目標値である削減値、および受電電力の削減を要請する対象期間を含む情報を意味する。

ＤＲ情報は、通常は対象期間の開始前に需要家１に通知される。つまり、電気事業者の運営する管理装置（たとえば、ウェブサーバ）に、対象期間の前日あるいは当日の午前中などに、ＤＲ情報が登録される。管理装置は、インターネットあるいは移動体電話網のような電気通信回線ＮＴを通して、プッシュ型情報配信によりＤＲ情報を電力管理装置１０に通知することが望ましい。このように管理装置に登録されたＤＲ情報は、電気事業者が受電電力の削減を要請しようとする需要家１の電力管理装置１０に通知され、このＤＲ情報を取得部１１が取得する。

なお、本実施形態において、対象期間の開始時にＤＲ情報が需要家１に通知される場合も想定している。この場合、ＤＲ情報が電力管理装置１０に通知された直後に対象期間が開始される。言い換えると、事前に通知なく対象期間が開始されることになる。なお、ＤＲ情報は、人が電話あるいは電子メールを通して受け取り、取得部１１に与えるようにしてもよい。あるいはまた、管理装置が電話あるいは電子メールを通して通知するＤＲ情報を、人に代わって取得部１１が受け取る構成であってもよい。

ここに、本実施形態では、対象期間において電気負荷２は蓄電設備２１から電力を受電するという条件と、電力取引の市場において約定した場合に販売する電力は蓄電設備２１に蓄電されている電力であるという条件とが規定されている。

電気負荷２が対象期間に消費する電力は予測部１２が第１の電力情報として予測する。第１の電力情報は、対象期間における電力の推移であってもよいが、対象期間における時間経過に伴う電力の変化を予測することは容易ではない。以下では、第１の電力情報として、電気負荷２が対象期間に消費する電力量を用いる。

また、蓄電設備２１に蓄電されている電力を把握する必要があるから、管理部１３は、蓄電設備２１から出力可能な電力を第２の電力情報として管理する。第２の電力情報は、たとえば、取得部１１がＤＲ情報を取得した日時における蓄電設備２１の残容量が用いられる。あるいはまた、第２の電力情報は、対象期間の開始時点における蓄電設備２１の残容量であってもよい。対象期間の開始時点における残容量を第２の電力情報とする場合、ＤＲ情報が対象期間の開始前に通知されたときには、第２の電力情報は予測値になり、ＤＲ情報が対象期間の開始時点に通知されたときには、第２の電力情報は計測値になる。いずれにしても、管理部１３は、蓄電設備２１の残容量の現在値（計測値）を把握し、必要に応じて対象期間の開始時点における残容量を予測する。

予測部１２は、第１の電力情報を予測するために、需要家１の電気負荷２による消費電力の推移を電力の消費に影響を与える条件と併せて記憶した履歴情報、および予測を行う時点で消費されている電力の値を用いる。電力の消費に影響を与える条件は、少なくとも日時（季節および時間帯）を含み、平日と休日との別、気象条件（天候、気温など）などを含んでいれば、なお望ましい。これらの条件に対応した情報は、電力管理装置１０が内蔵する時計部（図示せず）、あるいは電気通信回線を通して容易に入手できる。

上述したように、予測部１２は、電気負荷２による消費電力に関する履歴情報を上述した条件とともに記憶している。そして、予測部１２は、取得部１１がＤＲ情報を取得すると、ＤＲ情報に含まれる対象期間の条件に類似した条件を履歴情報から抽出し、抽出した履歴情報に基づいて対象期間に消費される電力量を予測する。要するに、条件が類似していれば、電気負荷２による電力の消費量も類似しているという予想のもとに対象期間における電力量を予測する。なお、対象期間に消費される電力量の予測に有用な情報が他に得られている場合には、その情報を用いることにより予測の精度を高められる。

上述したように、取得部１１がＤＲ情報を対象期間の開始前に取得した場合、管理部１３は、対象期間の開始時点における蓄電設備２１の残容量を予測する。すなわち、管理部１３は、ＤＲ情報を取得部１１が取得すると、ＤＲ情報の取得時点から対象期間の開始時点までの期間における蓄電設備２１の充電および放電の計画を立案する。さらに、管理部１３は、この計画に基づいて、対象期間の開始時点における蓄電設備２１の残容量を予測する。

蓄電設備２１の充電および放電の計画は、蓄電設備２１の利用の目的によって異なる。蓄電設備２１は、電気料金の節約、使用する電力の平準化、使用する電力の最大値の抑制などの目的に用いられる。したがって、管理部１３は、需要家１が期待する蓄電設備２１の使用目的と、需要家１での電気負荷２の使用状況とを勘案して、充電および放電の計画を立案する。計画が作成されると、蓄電設備２１の充電に利用できる電力が定まるから、管理部１３は、ＤＲ情報を取得した時点から対象期間の開始までに充電できる電力量を見積もることが可能になる。

上述のようにして、対象期間に消費される電力量と、対象期間の開始時点における蓄電設備２１の残容量とがわかれば、対象期間における電力の削減値を考慮して、対象期間の終了時点における蓄電設備２１の残容量を見積もることが可能になる。削減値は、対象期間における電力量の削減率として与えられることが多いが、需要家１ごとに対象期間における電力量の削減量として与えられる可能性もある。

判断部１４は、第１の電力情報と第２の電力情報とＤＲ情報に含まれる削減値とから、当該削減値が達成可能か否かを判断する。たとえば、判断部１４は、蓄電設備２１の残容量について基準値を規定し、対象期間の終了時点における蓄電設備２１の残容量が基準値以上であると予測される場合に、ＤＲ情報に含まれる削減値を達成可能と判断する。そして、判断部１４は、対象期間における削減値を達成可能と判断した場合に、電力取引の市場に参加する条件が成立したと判断する。

電力取引の市場において取引の対象とする電力は、蓄電設備２１に蓄電されている電力であるから、判断部１４は、市場に参加する条件が成立すると、蓄電設備２１に蓄えられた電力を用いて市場に入札する。つまり、管理部１３が管理している第２の電力情報に相当する電力から、予測部１２が予測した第１の電力情報に相当する電力を除いた電力を、電力取引における入札の対象とする。

判断部１４は、後述する取引装置４０と電気通信回線ＮＴを通して通信し、電力取引の市場へ入札を行う。電力取引の市場に参加する条件が成立したと判断された場合、入札を行う電力量（売電量）は、対象期間の終了時点における蓄電設備２１の残容量のうち基準値を超える電力量を上限とする。基準値は、予測部１２および管理部１３の予測誤差に備えて設定されており、対象期間の終了時点での蓄電設備２１の残容量は、基準値分の余裕（マージン）を持つことになる。

蓄電設備２１に蓄えられた電力を、電力取引の市場で販売することができれば、蓄電設備２１の導入に要した費用の一部に充当することが可能になる。したがって、蓄電設備２１の導入費用を実質的に低減させたことになり、需要家１が蓄電設備２１を導入する動機付けになる。また、ＤＲ情報における削減値の達成によって金銭的なインセンティブを受けられる場合もあるから、このことも、需要家１が蓄電設備２１を導入する際の誘因になる。

ところで、判断部１４は、対象期間の終了時点の残容量が基準値以下である場合、電力取引の市場への参加を不可と判断する。対象期間の終了時点において蓄電設備２１の残容量が基準値に一致する場合は、対象期間において電気負荷２に電力を供給することが可能である。しかしながら、対象期間の終了時点において蓄電設備２１の残容量が基準値を下回る場合は、対象期間において削減値を達成するための電力が不足する可能性がある。

したがって、対象期間の終了時点において蓄電設備２１の残容量が基準値を下回る場合は、判断部１４は、対象期間において蓄電設備２１から電気負荷２への給電を禁止するか、蓄電設備２１から給電する電気負荷２の種類あるいは動作を制限することが望ましい。対象期間に蓄電設備２１から給電可能な電気負荷２は、電気負荷２の重要度または優先度などに応じて、あらかじめ定めておけばよい。この場合、予測部１２は、対象期間に給電する電気負荷２の種類あるいは動作を制限すると仮定して、電気負荷２が消費する電力量を予測することが望ましい。また、電気負荷２の種類あるいは動作を制限する場合に、電気負荷２の重要度または優先度などに応じて、制限の程度を複数段階に設定してあってもよい。

電力取引の市場に参加し、さらに電力取引で約定した場合、判断部１４は、制御部１６に対して、第２の状態（つまり、蓄電設備２１から電力系統３０に電力を供給する状態）を選択するように指示する。このように、判断部１４は、取引装置４０と通信することにより、電力取引の市場に参加し、電力取引で約定すれば、第２の状態を選択するように制御部１６に指示することにより、蓄電設備２１の電力を電力系統３０に供給する。

電力管理装置１０が取引装置４０に対して電力取引への参加を要求したとしても、取引条件が合致しない場合、あるいは他の売り手による取引条件が買い手にとって有利である場合など、電力取引が約定しない場合もある。判断部１４は、電力取引が約定しない場合には、蓄電設備２１から電力系統３０への給電を行わず、蓄電設備２１の電力を必要に応じて電気負荷２に供給するように制御部１６に指示する。つまり、判断部１４は、電力取引が約定すると制御部１６に第２の状態を選択するように指示し、電力取引が成立しなければ制御部１６に第１の状態を選択するように指示する。

ところで、判断部１４が電力取引の市場に入札するタイミングは、図２にｘ１〜ｘ４で示すように、対象期間Ｔ１に対して４つの時点が考えられる。ただし、対象期間Ｔ１の終了後に設定されるタイミングｘ４において電力取引の市場に参加する場合には、対象期間Ｔ１の終了時点ｔ２における蓄電設備２１の残容量が既知であるから、本実施形態の技術の対象外である。また、対象期間Ｔ１は、電力取引を実行する期間の前であっても、後であってもよく、電力取引を実行する期間と一部あるいは全部が重なっていてもよい。

図２において、タイミングｘ１はＤＲ情報を取得した時点ｔ０から対象期間Ｔ１の開始時点ｔ１までの期間に設定され、タイミングｘ２は対象期間Ｔ１の開始時点ｔ１であり、タイミングｘ３は対象期間Ｔ１に設定される。タイミングｘ１の場合、上述のように、対象期間Ｔ１の開始時点ｔ１までに蓄電設備２１の残容量を増やすことが可能である。これに対してタイミングｘ２あるいはタイミングｘ３の場合には、蓄電設備２１の残容量を増やすことはできない。したがって、管理部１３は、蓄電設備２１から引き渡された残容量に基づいて、対象期間Ｔ１の終了時点における蓄電設備２１の残容量を予測する。

このように、判断部１４は、ＤＲ情報を取得してから対象期間Ｔ１が終了するまでの期間であれば、対象期間Ｔ１の終了時点における蓄電設備２１の残容量を予測できる。したがって、判断部１４は、ＤＲ情報を取得した時点ｔ０から対象期間Ｔ１の終了時点ｔ２までの期間において、終了時点ｔ２において条件が成立すると予測できれば、いつでも蓄電設備２１に蓄電された電力を用いて、電力取引の市場に参加可能になる。

以下に、電力取引について簡単に説明する。電力取引は、電力の買い手が存在し、買い手の要求に応じられる売り手が存在する場合に成立する。電力取引は、電力の買い手および売り手が、取引条件を示して募集する。電力取引の市場を管理する装置は取引装置４０であって、買い手および売り手の端末装置がインターネットのような電気通信回線ＮＴを通して、取引装置４０に取引条件を示すことにより、電力取引が行われる。

取引装置４０は、買い手が示す取引条件と売り手が示す取引条件とから需要と供給の均衡点を探り、均衡点が得られた場合は電力取引を成立（約定）させ、均衡点が得られない場合は電力取引を不成立とする。取引条件は、電力の授受の実施期間、実施期間における電力（あるいは電力量）、電力の価格（単価あるいは総額）を含む。取引装置４０は、電力取引の結果を買い手および売り手の端末装置に通知し、電力取引が約定した場合、約定した取引条件も端末装置に通知する。本実施形態は、電力管理装置１０が端末装置に相当する。

ここでは、電力取引の例として、電力の売り手と買い手とが、それぞれ複数段階の取引条件を提示する場合を想定する。取引条件のうち実施期間については、買い手側が示す取引条件と売り手側が示す取引条件とに一部でも重複があれば、電力取引が可能になる。つまり、買い手側の要求する実施期間に対して売り手側が提供する実施期間が重複していれば電力取引は可能である。取引条件のうち電力および価格については、売り手と買い手との双方が、それぞれ複数種類の組み合わせを示す。取引装置４０は、売り手の取引条件と買い手の取引条件とにおいて、価格が一致する点を均衡点とする。

一般に、電力の買い手は、価格が低いほど多くの電力を買い取るように電力と価格との組み合わせを設定し、電力の売り手は、価格が高いほど多くの電力を売り渡すように電力と価格との組み合わせを設定する。したがって、電力の買い手が設定する価格の範囲と、電力の売り手が設定する価格の範囲とに重複する領域が存在していれば、取引装置４０は均衡点を見出すことが可能になる。

取引装置４０が行う電力取引の一例を図３に示す。図示例は、電力量と１ｋＷｈ当たりの電力の単価との組み合わせを用いて電力取引を行う例を示している。図３は、電力の買い手について、１時間当たりに買い取り可能な電力量と単価とが図４（ａ）の関係であり、電力の売り手について、１時間当たりに売り渡し可能な電力量と単価とが図４（ｂ）の関係である場合を想定している。

図４の例では、電力の買い手は、単価が７．００円以下であると、２８，０００ｋＷｈを買い取り可能であり、単価が８．５０円を超え９．００円以下であると、５，０００ｋＷｈを買い取り可能である。また、電力の買い手は、単価が９．００円を超えると、電力の買い取りを断念する。一方、電力の売り手は、単価が７．００円を超え７．２０円以下であると、７，０００ｋＷｈまで売り渡し可能であり、単価が９．００円を超えると、２５，０００ｋＷｈまで売り渡し可能である。また、電力の売り手は、単価が７．００円以下であると、電力の売り渡しを行わない。

以下では、図３に示す電力量と単価との関係を表すグラフのうち、買い手を表すグラフを需要線Ｌ１と呼び、売り手を表すグラフを供給線Ｌ２と呼ぶ。このグラフを用いると、買い手が要求する電力量と売り手が供給可能な取引電力量とが一致する点（均衡点）は、需要線Ｌ１と供給線Ｌ２との交点Ｐ１で表される。すなわち、図３に示す関係では、約定した電力量は１時間当たり１２，０００ｋＷｈであり、このときの１ｋＷｈ当たりの単価は８．１０円である。

このように、売り手と買い手との間で均衡点が得られると、取引装置４０は、売り手と買い手とに対して約定したことを、成立した条件とともに通知する。ここで、約定した電力量が買い手にとって不足している場合、不足分は別途に調達される。上述した例では、約定した電力量が１時間当たり１２，０００ｋＷｈであり、買い手は１時間当たり１３，０００ｋＷｈを必要としていれば、１０００ｋＷｈの不足が生じているから、この不足分は別に調達される。

上述した取引例は一例であり、実際にはさらに多数の参加者が存在することが想定されるから、約定を成立させる組み合わせは、膨大な数になる可能性がある。そのため、確率的アルゴリズムあるいは遺伝的アルゴリズムのように、比較的良好な解を有限時間で求めることが可能なアルゴリズムによって、適切な組み合わせを抽出することが望ましい。

また、上述した例では、需要線Ｌ１と供給線Ｌ２とが、ともに直線の組み合わせによる不連続線で表現されているが、滑らかに連続した曲線で表現されていてもよい。需要線Ｌ１と供給線Ｌ２との関係は、買い手と売り手とのそれぞれの環境条件に応じて様々に設定される。ここでの環境条件は、買い手あるいは売り手の資金力、電力需要の緊急度などを意味する。

上述した電力管理装置１０の構成例において、取得部１１、予測部１２、管理部１３、制御部１６は、需要家１に設けることが可能であり、また、制御部１６を除けば需要家１とは別に設けることも可能である。需要家１とは別にこれらの構成を設ける場合、電力管理装置１０は、ウェブサーバあるいはクラウドコンピュータシステムを用いて実現してもよい。

この場合、蓄電設備２１が計量した蓄電池の残容量を管理部１３に引き渡し、計量装置３１による電力の計量値を予測部１２に引き渡すために、需要家１に通信インターフェイス部を設けることが望ましい。また、制御部１６に判断部１４が約定したか否かを通知するために、需要家１に通信インターフェイス部を設けることが望ましい。

すなわち、需要家１に通信インターフェイス部が設けられることにより、取得部１１、予測部１２、管理部１３、判断部１４を、需要家１に設けなくとも、取引装置４０が提供するサービスを需要家１において享受することが可能になる。

なお、上述した実施形態において、蓄電設備２１は、需要家１に据え置かれる構成を想定しているが、蓄電設備２１の蓄電池は、電動車両に搭載された蓄電池であってもよい。蓄電設備２１から電気負荷２に電力を供給するか、電力系統３０に電力を供給するかを最終的に判断するには、他の条件が考慮される場合もある。

（実施形態２）
本実施形態は、図５に示すように、需要家１に、蓄電設備２１のほかに、電力供給設備２０として、太陽光発電設備２２が設置されている場合を例示する。太陽光発電設備２２は、蓄電設備２１のように充電を考慮する必要がない。その一方で、太陽光発電設備２２が発電する電力は一定ではなく、出力可能な電力は、太陽光発電設備２２を構成する太陽電池に入射する光の強度、光の入射角度、波長成分、温度などに依存して時々刻々変化する。また、太陽光発電設備２２は、定電圧を出力するのではなく出力電圧が、太陽光発電設備２２に接続された電路の線間電圧に追従するように構成されている。すなわち、太陽光発電設備２２は、電力系統３０から受電している間に発電する電力が変動した場合、太陽光発電設備２２から出力される電圧は電力系統３０の電圧に維持され、電流が電力の変動に追従して変動する。

太陽光発電設備２２が発電する電力は、天候、気温などに応じて予測される。本実施形態の管理部１３は、太陽光発電設備２２が発電する電力を予測する機能を有する。管理部１３は、太陽光発電設備２２が発電した電力を図示しないセンサ（計量装置３１と同様に電流および電圧を監視する）から取得し、取得した電力の推移を日時とともに記憶する機能を有する。管理部１３が記憶する情報は、太陽光発電設備２２が発電する電力量を予測するために用いるから、日時以外にも太陽光発電設備２２が発電する電力量に寄与する他の条件も記憶することが望ましい。この種の条件は、日照量、気温、季節などを含む。

管理部１３は、記憶している過去の電力の推移（履歴）と、天気予報（とくに、天候と気温）などの情報とに基づいて、対象期間において太陽光発電設備２２が発電する電力量を予測する。管理部１３が予測した電力量は、蓄電設備２１の残容量を予測する際に用いられる。ここに、管理部１３は、対象期間には、太陽光発電設備２２が発電する電力を蓄電設備２１から出力する電力に優先して電気負荷２に供給するという条件を付加して、対象期間の終了時点における蓄電設備２１の残容量を予測する。

すなわち、対象期間には、可能であれば太陽光発電設備２２が発電した電力を電気負荷２に供給し、電気負荷２が要求する電力量に対して、太陽光発電設備２２が発電する電力量が不足する場合に、蓄電設備２１が電気負荷２に給電するという条件が設定される。この条件のもとで、管理部１３は、対象期間の終了時点における蓄電設備２１の残容量を予測する。この構成によって、対象期間の終了時点における蓄電設備２１の残容量が実施形態１の構成よりも増加する可能性が高くなる。

上述した構成からわかるように、管理部１３は、対象期間の開始前に、対象期間の開始時点における蓄電設備２１の残容量と、太陽光発電設備２２が対象期間において発電する電力量との合計を第２の電力情報として管理していることになる。したがって、判断部１４は、第１の電力情報と第２の電力情報とから、対象期間における削減値を達成した場合について、対象期間の終了時点における蓄電設備２１の残容量を予測して求めることになる。

したがって、実施形態１の構成と比べると、電力取引の市場に参加する機会が増加し、また、電力取引において入札可能な電力量も増加する。言い換えると、電力取引によって得られる対価が増加し、蓄電設備２１および太陽光発電設備２２の導入に伴って生じた費用の回収期間を短縮することが可能になる。対象期間に太陽光発電設備２２が発電する電力量が電気負荷２の要求する電力量よりも多い場合であって、蓄電設備２１が満充電でなければ、太陽光発電設備２２が発電した電力量の余剰分を蓄電設備２１の充電に用いることが可能である。この場合、対象期間の終了時点における蓄電設備２１の残容量がさらに増加する。

本実施形態の他の構成および動作は実施形態１と同様である。本実施形態では、電力供給設備２０として蓄電設備２１だけではなく、太陽光発電設備２２を併用しているから、対象期間に利用できる電力が増加し、対象期間の終了時点における蓄電設備２１の残容量の増加が期待できる。つまり、電力取引の市場への参加が可能になる機会が増加する。しかも、太陽光発電設備２２は、自然エネルギーを用いて発電するから、発電に伴う費用が発生せず、電力取引が約定した場合の利益の増加が期待できる。なお、上述したように、本実施形態において、太陽光発電設備２２は、風力、水力、地熱などの自然エネルギーを用いて発電する他の発電設備に置き換えることが可能である。

上述した構成例は、電力取引の市場に参加するか否かが、ＤＲ情報で示された削減値を達成することを前提にして、蓄電設備２１の残容量をもとにして判断されている。これに対して、需要家１が得ることが予想される利益に基づいて電力取引の市場に参加するか否かを判断してもよい。この場合、ＤＲ情報に基づいて需要家１が受電する電力を削減する場合の利益と、ＤＲ情報を無視して蓄電設備２１に蓄電された電力を電力取引の市場に販売する場合の利益とが比較される。ここでは、対象期間においてＤＲ情報の削減値を達成する動作を第１の動作モードとし、対象期間において第２の電力情報に相当する電力を電力取引の市場に入札する動作を第２の動作モードとする。第１の動作モードと第２の動作モードとは、電力管理装置１０に設けられた選択部１５が選択する。

選択部１５は、第１の動作モードを選択した場合の利益（第１の利益）と第２の動作モードを選択した場合の利益（第２の利益）とを比較し、利益が大きいほうの動作を選択する。

第１の利益は、上述したようにＤＲ情報に応えて電力取引の市場に入札したときに得られると予測される利益であり、第１の利益には、ＤＲ情報の実施に対して電気事業者から需要家１に与えられる金銭的なインセンティブが含まれていてもよい。

一方、第２の利益には、対象期間において蓄電設備２１を需要家１が受電する電力の削減に用いることなく、電気負荷２で消費する電力を除いて電力取引の市場に販売すると仮定した場合に需要家１にもたらされる利益である。つまり、第２の利益は、第２の動作モードにおいて、電力取引の市場に電力を販売することによって得られる収益と、ＤＲ情報に応えずに受電する電力を削減しないことへのペナルティによって生じる損失との差引勘定によって求められる。

選択部１５は、求められた第１の利益と第２の利益とを比較し、第１の動作モードと第２の動作モードとのうち利益が大きいほうの動作モードを選択する。なお、電力取引の市場に入札した場合の収益は完全に予測できるわけではないが、約定する場合としない場合、買取価格が高い場合と低い場合などの条件を考慮して求めた期待値を用いればよい。

１ 需要家
２ 電気負荷
１０ 電力管理装置
１１ 取得部
１２ 予測部
１３ 管理部
１４ 判断部
１５ 選択部
１６ 制御部
２０ 電力供給設備
２１ 蓄電設備
２２ 太陽光発電設備

Claims (7)

1. 受電電力の削減を要請する削減値および対象期間を含むＤＲ情報を取得する取得部と、
   需要家が備える電気負荷が前記対象期間に消費する電力を第１の電力情報として予測する予測部と、
   前記需要家が備えかつ蓄電設備が含まれる電力供給設備から出力可能な電力を第２の電力情報として管理する管理部と、
   前記第１の電力情報と前記第２の電力情報とから、前記対象期間における前記削減値を達成可能と判断した場合に、電力取引の市場に参加する条件が成立したと判断する判断部とを備える
   ことを特徴とする電力管理装置。
2. 前記管理部は、前記蓄電設備の残容量を前記第２の電力情報として管理する構成であって、
   前記判断部は、
   前記対象期間において前記削減値を達成可能と判断した場合に、前記第２の電力情報に相当する電力から前記第１の電力情報に相当する電力を除いた電力を、前記電力取引における入札の対象とする
   請求項１記載の電力管理装置。
3. 前記管理部は、前記対象期間の開始前に、前記対象期間の開始時点における前記蓄電設備の残容量を第２の電力情報として予測する構成であって、
   前記判断部は、
   前記第１の電力情報と前記第２の電力情報とから、前記対象期間における前記削減値を達成した場合について、前記対象期間の終了時点における前記蓄電設備の残容量を予測して求め、当該残容量が所定の基準値を超える場合に、当該第２の電力情報のうち前記基準値を超える電力を前記電力取引における入札の対象とする
   請求項２記載の電力管理装置。
4. 前記電力供給設備は、自然エネルギーを用いて発電し、かつ発電した電力を前記蓄電設備が出力する電力に優先して前記電気負荷に供給する発電設備を含み、
   前記管理部が管理する前記第２の電力情報は、前記発電設備が前記対象期間において発電する電力を含む
   請求項１記載の電力管理装置。
5. 前記管理部は、前記対象期間の開始前に、前記対象期間の開始時点における前記蓄電設備の残容量と、前記発電設備が前記対象期間において発電する電力量との合計を前記第２の電力情報として管理する構成であって、
   前記判断部は、
   前記第１の電力情報と前記第２の電力情報とから、前記対象期間における前記削減値を達成した場合について、前記対象期間の終了時点における前記蓄電設備の残容量を予測して求め、当該残容量が所定の基準値を超える場合に、当該第２の電力情報のうち前記基準値を超える電力を前記電力取引における入札の対象とする
   請求項４記載の電力管理装置。
6. 受電電力の削減を要請する削減値および対象期間を含むＤＲ情報を取得部が取得し、
   需要家が備える電気負荷が前記対象期間において消費する電力を予測部が第１の電力情報として予測し、
   判断部が、前記第１の電力情報を用いることにより、前記対象期間において前記削減値を達成できると判断した場合に、電力取引の市場に参加する条件が成立したと判断する
   ことを特徴とする電力管理方法。
7. コンピュータを、請求項１〜５のいずれか１項に記載の電力管理装置として機能させるプログラム。

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