JP2015230544A - 電力管理装置 - Google Patents

Abstract

【課題】ペナルティ支払いの可能性がある再生可能エネルギに基づく電力の利用を容易とする電力管理装置を提供する。【解決手段】再生可能エネルギ発電設備３０から調達する電力値と、他の発電設備５０から調達する電力値との比率を定める電力管理装置１であって、再生可能エネルギ発電設備３０から調達する電力値の比率の関数であって、再生可能エネルギ発電設備３０から調達する電力値に第１価格係数を乗じた値、および、他の発電設備５０から調達する電力値に第２価格係数を乗じた値の和の関数である調達関数と、再生可能エネルギ発電設備３０から調達する予め計画された電力値から、再生可能エネルギ発電設備３０から調達した実際の電力値を引いた差の電力値に第３価格係数を乗じた関数であるインバランス関数と、に基づいて、再生可能エネルギ発電設備３０から調達する電力値の比率を求める演算部１１が設けられていることを特徴とする。【選択図】図１

Description

本発明は、電力管理装置に関する。

電力小売自由化が始まったことにより、従来の電力会社の他にも特定規模電力事業者からも電力を調達することが可能となり、これまでよりも安価な種々の電力調達方法が提案されている（例えば、特許文献１参照。）。特許文献１では、天候や気温などの情報および発電機の特性情報に基づいて発電可能な量を予測するとともに、電力の需要量を予測し、両者の予測値に基づいて外部から調達する電力量を算出することにより、安価に電力を調達する技術が開示されている。

特開２００６−０５０８３４号公報

近年の環境保護意識の高まりにより、再生可能エネルギを用いた発電の促進が政策により図られている。例えば、再生可能エネルギを用いた発電に対して固定買い取り制度を設ける等により、再生可能エネルギに基づく電力（「グリーンパワー」とも表記する。）の普及が図られている。

このような再生可能エネルギに基づく電力を利用することにより、安価に電力の調達を図ることも可能となる。例えば、太陽光発電により供給される電力を用いることにより、従来の電力会社から供給される電力や、特定規模電力事業者から供給される電力を用いる場合と比較して、安価に電力の調達を図ることができる。

しかしながら、太陽光発電により供給される電力は、天候によって供給可能な電力量が大きく変動することが知られている。例えば、太陽光発電により供給される電力が急減した場合、従来の電力会社等から不足する電力を調達することになる。このように電力を調達する場合、電力会社等にペナルティ（割増料金）を支払う必要があり、安価な電力調達に反して調達費用が嵩むおそれがあった。

特許文献１に記載されているように、天候の情報や発電機の情報に基づいて、発電可能な電力量を予測することにより、上述のようなペナルティの発生を予防する種々の方法も提案されている。しかしながら、ペナルティを支払う可能性は依然として存在しており、太陽光発電により供給される電力の利用には困難が伴うという問題があった。

本発明は、上記の課題を解決するためになされたものであって、ペナルティ支払いの可能性がある再生可能エネルギに基づく電力の利用を容易とする電力管理装置を提供することを目的とする。

上記目的を達成するために、本発明は、以下の手段を提供する。
本発明の電力管理装置は、再生可能エネルギに基づいて電力を供給する発電設備であって、気象条件によって発電する電力の値が変動する再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値と、他の発電設備から調達する電力値との比率を定める電力管理装置であって、前記再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値の比率の関数であって、前記再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値に第１価格係数を乗じた値、および、前記他の発電設備から調達する電力値に第２価格係数を乗じた値の和の関数である調達関数と、前記再生可能エネルギ発電設備から調達する予め計画された電力値から、前記再生可能エネルギ発電設備から調達した実際の電力値を引いた差の電力値に第３価格係数を乗じた関数であるインバランス関数と、に基づいて、前記再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値の比率を求める演算部が設けられていることを特徴とする。

本発明の電力管理装置によれば、調達関数とインバランス関数とに基づいて再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値の比率を求めるため、電力を調達する際の総合的なコストの抑制を図りやすくなる。

一般的に、第１価格係数は、再生可能エネルギ発電設備を推進する政策上の理由などから、第２価格係数よりも値が小さく設定されている。また、第３価格係数は、当日に調達される電力に係る係数であるため、第１価格係数、第２価格係数よりも値が大きい。そのため、再生可能エネルギ発電設備から調達する電力の比率を増やすことにより、電力を調達する際のコストを抑えることができる。しかしながら、再生可能エネルギ発電設備は計画通りに発電を行えず、発電する電力値が計画の値を下回る場合がある。この場合には、不足する電力を当日に調達することとなり、結果として電力を調達する際のコストが増大するおそれがある。

そこで、調達関数およびインバランス関数に基づくことにより、再生可能エネルギ発電設備における発電電力が計画値を下回る場合も考慮した再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値の比率を求めることが可能となり、電力を調達する際の総合的なコストの抑制を図りやすくなる。

上記発明においては、前記第１価格係数、前記第２価格係数、および前記第３価格係数が記憶される記憶部と、外部から前記第１価格係数、前記第２価格係数、および前記第３価格係数の少なくとも１つを取得する取得部と、が更に設けられ、前記記憶部に記憶された前記第１価格係数、前記第２価格係数、および前記第３価格係数の少なくとも１つは、前記取得部から前記第１価格係数、前記第２価格係数、および前記第３価格係数の少なくとも１つと置き換えられることが好ましい。

このように取得部を設けて第１価格係数、第２価格係数、および第３価格係数の少なくとも１つを外部から取得することにより、第１価格係数、第２価格係数、および第３価格係数の少なくとも１つが変動する場合であっても対応することができる。

上記発明において前記記憶部には、前記第３価格係数または前記インバランス関数を補正する補正係数が更に記憶され、前記演算部は、前記補正係数により補正された前記第３価格係数を用いた前記インバランス関数、または、前記補正係数により補正されたインバランス関数に基づき、前記再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値の比率を求めることが好ましい。

このように第３価格係数またはインバランス関数を補正係数により補正することにより、インバランス関数を修正することが可能となる。言い換えると、インバランスリスク回避の程度を調節することができる。

上記発明においては、前記補正係数を入力する入力部が更に設けられていることが好ましい。
このように入力部から補正係数を入力することにより、例えば、再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値の比率を管理する管理者が、所望の補正係数を入力することができる。言い換えると、管理者の意図を反映した補正係数を入力することができ、例えば、インバランスリスクを承知の上で再生可能エネルギの比率を高めることを意図した補正係数、または、インバランスリスクをできる限り避けることを意図した補正係数を入力することができる。

上記発明において前記補正係数は、前記再生可能エネルギ発電設備が発電する電力値のばらつきに関する確率分布に基づいて定まる係数であることが好ましい。
このように再生可能エネルギ発電設備が発電する電力値のばらつきに関する確率分布に基づいて定まる補正係数を用いることにより、再生可能エネルギ発電設備に応じたインバランスリスクの回避が可能となり、電力を調達する際の総合的なコストの抑制をさらに図りやすくなる。

本発明の電力管理装置によれば、調達関数とインバランス関数とに基づいて再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値の比率を求めるため、ペナルティ支払いの可能性がある再生可能エネルギに基づく電力の利用を容易とすることができるという効果を奏する。

本発明の一実施形態である電力管理装置の構成を説明する摸式図である。 図１の演算部における発電量を推定するモデルを説明する模式図である。 演算部による推定された発電量を説明するグラフである。 図４（ａ）は、調達コスト、インバランスリスクのコスト、および総合コストの関係を示すグラフであり、図４（ｂ）は、補正係数によりインバランスリスクおよび総合コストが修正された状態を示すグラフである。

この発明の一実施形態に係る電力管理装置について、図１から図４を参照しながら説明する。
本実施形態では、再生可能エネルギに基づいて電力を供給する再生可能エネルギ発電設備が太陽光発電設備３０であり、他の発電設備が電力会社５０であり、電力管理装置１は、負荷設備４０が太陽光発電設備３０から調達する電力量の比率を求めるとともに、調達する電力量を管理するものである例に適用して説明する。

なお、再生可能エネルギに基づいて電力を供給する発電設備は、上述のように太陽光発電設備３０であってもよいし、風力発電設備であってもよいし、気象条件によって発電する電力が変動する発電設備であればよく、その種類を特に限定するものではない。また、他の発電設備は、上述のように電力会社５０であってもよいし、特定規模電気事業者であってもよく、特に限定するものではない。

電力管理装置１は、図１に示すように、負荷設備４０が太陽光発電設備３０から調達する電力量と、電力会社５０から調達する電力量との比率を求めるものであり、太陽光発電設備３０から調達する電力量および電力会社５０から調達する電力量を管理するものである。

電力管理装置１は、ＣＰＵ（中央演算処理ユニット）、ＲＯＭ、ＲＡＭ、ハードディスク、入出力インタフェース等を有するコンピュータシステムである。ＲＯＭ等に記憶されている制御プログラムは、ＣＰＵを演算部１１として機能させるものであり、入出力インタフェース等を取得部１２、出力部１３および入力部１４として機能させるものであり、ハードディスク等を記憶部１５として機能させるものである。

取得部１２は、電力市場（外部）５５のサーバから電力の売買価格に関する情報を取得するものである。取得部１２により取得される電力の売買各に関する情報としては、単位電力量当たりの買電価格である、第１価格係数Ｃ１、第２価格係数Ｃ２、第３価格係数Ｃ３を例示することができる。

ここで、第１価格係数Ｃ１は、太陽光発電設備３０から電力を調達する際に用いられる単位電力量当たりの買電価格である。第２価格係数Ｃ２は、予め立てられた需給計画に基づいて電力会社５０から電力を調達する際に用いられる単位電力量当たりの買電価格である。

第３価格係数Ｃ３は、電力会社５０から電力を調達する際に用いられる単位電力量当たりの買電価格であり、例えば、需給計画に基づいて太陽光発電設備３０から調達する予定であった電力量から、実際に太陽光発電設備３０から調達した電力量の差である不足電力量を補うために、電力会社５０から電力を調達する際に用いられる単位電力量当たりの買電価格である。

さらに、取得部１２は、インターネット等の情報通信網２を介して気象サーバ２０から気象条件に関する気象情報を取得するものである。取得部１２により取得される気象情報としては、太陽光発電設備３０が設置位置を含む地域についての天気予報文字データや、ＧＰＶデータ（Ｇｒｉｄ Ｐｏｉｎｔ Ｖａｌｕｅ データ）や、衛星画像や、天空画像などを例示することができる。

記憶部１５は、取得部１２により取得された第１価格係数Ｃ１、第２価格係数Ｃ２、および第３価格係数Ｃ３を記憶するものである。なお、本実施形態では、第１価格係数Ｃ１、第２価格係数Ｃ２、および第３価格係数Ｃ３は、取得部１２により取得されて記憶部１５に記憶される例に適用して説明するが、第１価格係数Ｃ１、第２価格係数Ｃ２、および第３価格係数Ｃ３の少なくとも１つが取得部１２により取得されて記憶部１５に記憶され、残りの係数は予め記憶部１５に記憶されていてもよく、特に限定するものではない。

また、記憶部１５に記憶されている第１価格係数Ｃ１、第２価格係数Ｃ２、および第３価格係数Ｃ３は、取得部１２により定期的に取得された第１価格係数Ｃ１、第２価格係数Ｃ２、および第３価格係数Ｃ３によって繰り返し更新されてもよい。

さらに記憶部１５は、所定の気象情報において太陽光発電設備３０が発電する電力量を表す設備情報のデータベース、および、所定の気象条件において太陽光発電設備３０が発電する電力値の確率を表す発電情報のデータベースが記憶されるものでもある。

設備情報は、例えば所定の日射量が得られた場合に太陽光発電設備３０が発電する発電量と当該日射量との対応関係を示す情報であり、太陽光発電設備３０ごとに固有な情報である。発電情報は、例えば同一の日射量が得られた場合であっても、太陽光発電設備３０に生じる発電量のばらつきを表すものであり、ばらついたそれぞれの発電量が出現する確率を示す情報である。発電情報は、予め推定されたものを用いてもよいし、太陽光発電設備３０を運用することにより蓄積される発電実績に基づいて逐次更新されるものであってもよい。

入力部１４は、電力管理装置１の管理者が、所望の補正係数を入力するものである。補正係数は、第３価格係数、または後述するインバランス関数を補正する係数であり、負荷設備４０が太陽光発電設備３０から調達する電力量の比率を調整するものである。

演算部１１は、太陽光発電設備３０から調達する電力量の比率である再生エネルギ比率ＲＬを求めるものである。再生エネルギ比率ＲＬを求める演算処理の詳細な内容については後述する。

出力部１３は、太陽光発電設備３０に対して調達する電力量である電力量Ｐ１を通知し、電力会社５０へ調達する電力量である電力量Ｐ２を通知するものである。出力部１３はインターネット等の情報通信網を介して太陽光発電設備３０および電力会社５０に接続されていてもよいし、専用回線を介して接続されていてもよく、特に制御信号を伝達する伝達手段の形式を限定するものではない。

次に、上記の構成からなる電力管理装置１における電力量の管理方法について図２から図４を参照しながら説明する。
まず、電力管理装置１は取得部１２を用いて気象サーバ２０から、数値気象モデル、衛星画像、および天空画像を取得する。数値気象モデルは、天気予報文字データおよびＧＰＶデータを含むものである。さらに取得部１２は、太陽光発電設備３０に設置されている日射量を測定する日射センサから日射データを取得する。

演算部１１は、図２に示すように間接予測、または、直接予測により太陽光発電設備３０により発電される発電量を予測する演算を行う。まず、間接予測による演算について説明する。演算部１１は、取得した数値気象モデル、衛星画像、天空画像および日射データと、推定変換モデルＣＭ１と、に基づいて、今後の日射を予測する演算を行う。

その後、演算部１１は、記憶部１５から設備情報および発電情報を取得し、取得した設備情報および発電情報と、求められた日射予測と、推定変換モデルＣＭ２と、に基づいて太陽光発電設備３０により発電される発電量の予測を行う。

直接予測による演算の場合、演算部１１は、今後の日射予測を算出することなく、直接、太陽光発電設備３０により発電される発電量の予測を行う。具体的には、取得した数値気象モデル、衛星画像、天空画像および日射データと、推定変換モデルＣＭ１と、設備情報および発電情報と、推定変換モデルＣＭ２と、に基づいて太陽光発電設備３０により発電される発電量の予測を行う。

次に、演算部１１により予測される発電量について図３を参照しながら説明する。図３は横軸が時間の経過を示し、縦軸が太陽光発電設備３０による発電された電力値、または、太陽光発電設備３０から調達される電力値を示している。そのため、電力量は図３において面積として示される。

演算部１１が、数値気象モデル、衛星画像、天空画像および日射データや、設備情報などに基づいて推定する太陽光発電設備３０により発電される電力値の予測値は、例えば、図３の曲線ＦＣで示すようになる。また、太陽光発電設備３０が発電できる電力値の理論的な最大値は、例えば、図３の曲線ＭＸで示すようになる。

演算部１１が、数値気象モデル、衛星画像、天空画像および日射データや、発電情報などに基づいて算出する太陽光発電設備３０により発電される電力値のバラツキの範囲は、例えば、図３の領域ＶＢで示すようになる。領域ＶＢの上限は上述の曲線ＭＸであり、下限は曲線ＭＮである。曲線ＭＮは、例えば、電力値のバラツキの範囲において最も値が低い電力値を示すものである。

領域ＶＢは、言い換えると、太陽光発電設備３０により発電される電力値が出現する確率分布を示すものでもある。確率分布は、予測値である曲線ＦＣの近傍に係る電力値の出現確率が最も高く、曲線ＦＣから図３の上方向や下方向に離れるに伴い、その位置に係る電力値の出現確率が低下する分布となっている。

その一方で、図３の横軸と曲線ＭＮとに挟まれる領域ＲＢは、太陽光発電設備３０により発電される電力値のバラツキの影響を受ける可能性が低いことを示す領域であり、領域ＲＢに含まれる電力値を供給できる信頼度が、所定の信頼度よりも高いことを示す領域である。また、領域ＶＢは、電力値を供給できる信頼度が、所定の信頼度以下であることを示す領域である。なお所定の信頼度は、予め定められた値であってもよいし、太陽光発電設備３０の運用実績に基づいて値を新たに設定するものであってもよく、その数値を特に限定するものではない。

演算部１１は、上述のように説明した発電量の予測に基づいて、負荷設備４０が太陽光発電設備３０から調達する電力量Ｐ１の計画を作成する。具体的には、図３に示すように、太陽光発電設備３０において発電が行われる期間を均等な長さの複数の期間に分割して、それぞれの期間において調達する電力量Ｐ１を求める例に適用して説明する。複数の期間の長さとしては、３０分などの分単位で区切られる長さであってもよいし、１時間などの時間単位で区切られる長さであってもよい。

演算部１１は更に、負荷設備４０が要求する電力量の総量、および太陽光発電設備３０から調達する電力量Ｐ１の計画に基づいて、電力会社５０から調達する電力量Ｐ２の計画を作成する。電力量Ｐ１の計画および電力量Ｐ２の計画を含めて需給計画とも表記する。

なお、太陽光発電設備３０から調達する電力量Ｐ１は、気象条件などの変化が要因となって実際に調達される電力量Ｐ１と計画の電力量Ｐ１との間に差ＰＤが、当日になって発生する場合がある。この場合、電力管理装置１は、差ＰＤに相当する電力を電力会社５０から負荷設備４０に供給する制御を行うことになる。

演算部１１は、太陽光発電設備３０から調達する電力量の比率（以下「再生エネルギ比率」とも表記する。）の関数であり、電力調達のコストを求める調達関数およびインバランス関数に基づいて、電力調達のコストを低減する再生エネルギ比率を定める演算処理を行う。

ここで、調達関数は、太陽光発電設備３０から調達する電力量Ｐ１に第１価格係数Ｃ１を乗じた値と、電力会社５０から調達する電力量Ｐ２に第２価格係数Ｃ２を乗じた値の和で表される関数である。インバランス関数は、差ＰＤに第３価格係数Ｃ３を乗じて表される関数である。

調達関数により求められる電力の調達コストは、図４（ａ）における曲線Ｌ１で示すように、太陽光発電設備３０から調達する電力量Ｐ１の比率（再生エネルギ比率）が高くなるに伴い低くなる。

その一方で、インバランス関数により求められるインバランスリスクのコストは、曲線Ｌ２で示すように、再生エネルギ比率が高くなるに伴い高くなる。このように、再生エネルギ比率を高めることは、太陽光発電設備３０から調達する電力量Ｐ１が増大することを意味する。電力量Ｐ１が増大すると、図３に示すように、増大した電力量P1が調達される信頼度が低下して差ＰＤが発生する確率、言い換えるとインバランスリスクが発生する確率が高くなる。

演算部１１は、調達関数により求められる電力の調達コスト、および、インバランス関数により求められるインバランスリスクのコストの和である総合コスト（図４（ａ）の曲線Ｌ３）が最も低くなる再生エネルギ比率ＲＬを求める演算処理を行う。

また、入力部１４から補正係数が入力されている場合には、演算部１１は、補正係数を考慮したインバランス関数を用いて総合コストが最も低くなる再生エネルギ比率ＲＬを求める演算処理を行う。補正係数を考慮したインバランス関数としては、第３価格係数Ｃ３に補正係数を乗じた係数を用いたものや、第３価格係数Ｃ３から補正係数を減算した係数を用いたものや、差ＰＤに第３価格係数Ｃ３を乗じた後に補正係数を減算したものを例示することができる。

補正係数を考慮したインバランス関数により求められるインバランスリスクのコストは、例えば、図４（ｂ）の曲線Ｌ２に示すように、コストが低くなるように移動する。すると、調達関数により求められる電力の調達コスト、および、インバランス関数により求められるインバランスリスクのコストの和である総合コストも、図４（ｂ）の曲線Ｌ３に示すように移動する。その結果、総合コストが最も低くなる再生エネルギ比率ＲＬは、太陽光発電設備３０から調達する電力量Ｐ１の比率が高くなる方向（図４（ｂ）の右方向）へ移動する。

上述では、再生エネルギ比率ＲＬの値が大きくなる補正係数が入力された例に適用して説明したが、逆に、再生エネルギ比率ＲＬの値が小さくなる補正係数を入力することも可能である。この場合、インバランスリスクのコスト（曲線Ｌ２）はコストが高くなる方向に移動し、総合コスト（曲線Ｌ２）もコストが高くなる方向に移動する。

再生エネルギ比率ＲＬが求められると、演算部１１は、出力部１３を介して太陽光発電設備３０および電力会社５０へ調達する電力量である電力量Ｐ１および電力量Ｐ２を、それぞれ出力する処理を行う。

上記の構成の電力管理装置１によれば、調達関数とインバランス関数とに基づいて太陽光発電設備３０から調達する電力量の比率を求めるため、電力を調達する際の総合的なコストの抑制を図りやすくなる。

一般的に、第１価格係数Ｃ１は、太陽光発電設備３０を推進する政策上の理由などから、第２価格係数Ｃ２よりも値が小さく設定されている。また、第３価格係数Ｃ３は、当日に調達される電力に係る係数であるため、第１価格係数Ｃ１、第２価格係数Ｃ２よりも値が大きい。そのため、太陽光発電設備３０から調達する電力量の比率を増やすことにより、電力を調達する際のコストを抑えることができる。しかしながら、太陽光発電設備３０は計画通りに発電を行えず、発電する電力量が計画の値を下回る場合がある。この場合には、不足する電力を当日に調達することとなり、結果として電力を調達する際のコストが増大するおそれがある。

そこで、調達関数およびインバランス関数に基づくことにより、太陽光発電設備３０における発電電力が計画値を下回る場合も考慮した太陽光発電設備３０から調達する電力量の比率を求めることが可能となる。その結果、電力を調達する際の総合的なコストの抑制を図りやすくなり、ペナルティ支払いの可能性がある太陽光発電設備３０に基づく電力の利用を容易とすることができる。

取得部１２を設けて第１価格係数Ｃ１、第２価格係数Ｃ２、および第３価格係数Ｃ３を電力市場５５から取得することにより、第１価格係数Ｃ１、第２価格係数Ｃ２、および第３価格係数Ｃ３が変動する場合であっても対応することができる。

第３価格係数Ｃ３またはインバランス関数を補正係数により補正することにより、インバランス関数を修正することが可能となる。言い換えると、インバランスリスク回避の程度を調節することができる。

入力部１４から補正係数を入力することにより、例えば、太陽光発電設備３０から調達する電力量の比率を管理する管理者が、所望の補正係数を入力することができる。言い換えると、管理者の意図を反映した補正係数を入力することができ、例えば、インバランスリスクを承知の上で太陽光発電設備３０から調達する電力量の比率を高めることを意図した補正係数、または、インバランスリスクをできる限り避けることを意図した補正係数を入力することができる。

太陽光発電設備３０が発電する電力量のばらつきに関する確率分布に基づいて定まる補正係数を用いることにより、太陽光発電設備３０に応じたインバランスリスクの回避が可能となり、電力を調達する際の総合的なコストの抑制をさらに図りやすくなる。

なお、本発明の技術範囲は上記実施形態に限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲において種々の変更を加えることが可能である。例えば、上記の実施の形態においては、電力管理装置１と負荷設備４０とが別々に設置され、かつ、情報通信網２などを介して接続されている例に適用して説明したが、電力管理装置１と負荷設備４０とが別々に設置されているものに限られることなく、両者が一体に設置されているものにも適用することができる。

１…電力管理装置、１１…演算部、１２…取得部、１４…入力部、１５…記憶部、３０…太陽光発電設備（再生可能エネルギ発電設備）、５０…電力会社（他の発電設備）、５５…電力市場（外部）、Ｃ１…第１価格係数、Ｃ２…第２価格係数、Ｃ３…第３価格係数

Claims (5)

1. 再生可能エネルギに基づいて電力を供給する発電設備であって、気象条件によって発電する電力の値が変動する再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値と、他の発電設備から調達する電力値との比率を定める電力管理装置であって、
   前記再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値の比率の関数であって、
   前記再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値に第１価格係数を乗じた値、および、前記他の発電設備から調達する電力値に第２価格係数を乗じた値の和の関数である調達関数と、
   前記再生可能エネルギ発電設備から調達する予め計画された電力値から、前記再生可能エネルギ発電設備から調達した実際の電力値を引いた差の電力値に第３価格係数を乗じた関数であるインバランス関数と、
   に基づいて、前記再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値の比率を求める演算部が設けられていることを特徴とする電力管理装置。
2. 前記第１価格係数、前記第２価格係数、および前記第３価格係数が記憶される記憶部と、
   外部から前記第１価格係数、前記第２価格係数、および前記第３価格係数の少なくとも１つを取得する取得部と、が更に設けられ、
   前記記憶部に記憶された前記第１価格係数、前記第２価格係数、および前記第３価格係数の少なくとも１つは、前記取得部から前記第１価格係数、前記第２価格係数、および前記第３価格係数の少なくとも１つと置き換えられることを特徴とする請求項１記載の電力管理装置。
3. 前記記憶部には、前記第３価格係数または前記インバランス関数を補正する補正係数が更に記憶され、
   前記演算部は、前記補正係数により補正された前記第３価格係数を用いた前記インバランス関数、または、前記補正係数により補正されたインバランス関数に基づき、前記再生可能エネルギ発電設備から調達する電力値の比率を求めることを特徴とする請求項２記載の電力管理装置。
4. 前記補正係数を入力する入力部が更に設けられていることを特徴とする請求項３記載の電力管理装置。
5. 前記補正係数は、前記再生可能エネルギ発電設備が発電する電力値のばらつきに関する確率分布に基づいて定まる係数であることを特徴とする請求項３記載の電力管理装置。

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