JP2016174486A - 電力管理システム、電力管理方法及びプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】分散蓄電池として自身の蓄電池の電力量の一部をコミュニティ内の共用分電力量として提供すると設定している場合にも、必要に応じて自身の蓄電池の充放電の制御を、予め設定されている共用分電力量を含めて行うことができる電力管理システムを提供する。【解決手段】本発明の電力管理システムは、系統電源に接続され、電気設備の１つとして蓄電池を備える複数の需要家施設を含む電力管理地域内の需要家施設の電力管理を行う電力管理システムであり、蓄電池の最大蓄電容量と、電力管理地域内で共用の電力量として提供する共用分電力量との比である共有使用比率と、共用分電力量を共用として提供するかの可否を示すフラグとが需要家施設毎に示された蓄電池管理テーブルが記憶された記憶部と、蓄電池管理テーブルを参照し、需要家施設の各々のフラグに基づき、系統電源に対して逆潮流できる電力を求めるデマンド処理部とを備える。【選択図】図１

Description

本発明は、電力管理システム、電力管理方法及びプログラムに関する。

近年、太陽光発電などの再生可能エネルギー（自然エネルギー）を利用した発電装置と蓄電池と備えた電力管理システムが知られている（例えば、特許文献１参照）。
また、電力管理システムとして、蓄電池の蓄電量を考慮しつつ、予測される発電電力と予測される消費電力とに基づいて、蓄電池に対する充放電を制御し、電力（エネルギー）の有効活用が行われている（例えば、特許文献２参照）。
また、電力管理システムとして、複数の需要家施設からなるコミュニティ（集合体）において電力管理を行うものも知られている（例えば、特許文献３参照）。この電力管理システムは、コミュニティに属する複数の需要家施設の統合的な電力管理を行う、例えばＴＥＭＳ（Town Energy Management System）やＣＥＭＳ（Community Energy Management System）などと呼ばれているシステムに対応する。

各需要家施設に設けられている蓄電池に蓄電される蓄電電力を効率的に使用する手法として、地域における需要家施設に設けられた蓄電池、すなわち分散された蓄電池を管理して、電力の運用が効率的に行われている。ここで、蓄電池における蓄電電力の運用として、複数の需要家施設のなかから、蓄電池の充電あるいは放電を行う需要家施設を選択し、選択した需要家施設の蓄電池に対する充放電の制御を行うことが行われる。

上述した特許文献１には、需要家施設内の電力分配機がコミュニティを管理するサーバから系統電源から供給される時間毎の電気料金を示す料金情報を受けて、この料金情報に基づいて設定されたルール（例えば、電気料金の金額に対応して、電気料金が安いときに買電により蓄電、電気料金が高いときに蓄電池から放電するなどのルール）に従って、電力の方向（系統電源に対する受電あるいは逆潮流）を切り替える制御が行われている。

また、地域における各需要家施設の蓄電池の容量の一部を、コミュニティ内の分散蓄電池として一体に管理し、この分散蓄電池に蓄電される蓄電電力を効率的に運用するように、各需要家施設の蓄電池の充放電の制御を行う方法もある（例えば、特許文献４参照）。
すなわち、同一のコミュニティ内あるいはコミュニティ外部において、電力が不足する需要家施設がある場合、このコミュニティ内の分散蓄電池を放電して、電力が不足した需要家施設、あるいは、コミュニティ外部に対して電力を供給する、すなわち系統電源に対して電力を逆潮流する運用も行われる。

この電力不足は緊急に発生することもあり、予め分散蓄電池として、各需要家施設の蓄電池の電池容量の一部を共用の電力量として置くことは、電力管理システムが管理する上で都合が良い。分散蓄電池が普段から効率的に、電力管理システムにより共通に運用される運転が成されていれば、緊急のデマンドにも対応することが可能である。このため、他の需要家施設から電力を高料金で買い取ることができる環境を構成することにより、緊急時において、余剰電力を有する需要家施設の蓄電池から逆潮流させることは経済的にも、蓄電池の電池容量の一部を分散蓄電池として提供している需要家施設に有利である。

特許第５５７６２１８号公報 特開２０１３−２１５０９２号公報 特開２０１２−０５５０７８号公報 特開２０１３−０５９２４１号公報

しかしながら、特許文献４における各需要家施設における分散蓄電池の共用管理を実行した場合、コミュニティ全体における蓄電池の使用効率を向上させることはできるが、各需要家施設において自由に蓄電池の状態を制御することはできない。例えば、需要家施設において計画外の消費電力が頻繁に発生した場合、分散蓄電池として提供した蓄電電力量が自由に使用できないため、分散蓄電池として蓄電池の電池容量の一部を提供しているがために、逆に蓄電池の残量が自身の必要とする電力量に満たない時間帯が発生する。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、分散蓄電池として自身の蓄電池の電力量の一部をコミュニティ内の共用分電力量として提供すると設定している場合にも、必要に応じて自身の蓄電池の充放電の制御を、予め設定されている共用分電力量を含めて行うことができる電力管理システム、電力管理方法及びプログラムを提供することを目的とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、系統電源に接続され、電気設備の１つとして蓄電池を備える複数の需要家施設を含む電力管理地域内の需要家施設の電力管理を行う電力管理システムであり、前記蓄電池の最大蓄電容量と、前記電力管理地域内で共用の電力量として提供する共用分電力量との比である共有使用比率と、前記共用分電力量を共用として提供するかの可否を示すフラグとが前記需要家施設毎に示された蓄電池管理テーブルが記憶された記憶部と、前記蓄電池管理テーブルを参照し、前記需要家施設の各々の前記フラグに基づき、系統電源に対して逆潮流できる電力を求めるデマンド処理部とを備えることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記デマンド処理部が、前記蓄電池管理テーブルを参照し、前記フラグが前記共用分電力量の提供を可とする需要家施設を抽出し、抽出された全ての前記需要家施設の前記共用分電力量を加算し、加算結果として前記電力管理地域における逆潮流可能な電力量である提供可能電力量を求めることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記デマンド処理部が、前記需要家施設毎の前記共用分電力量を前記提供可能電力量で除算し、除算結果を前記デマンド電力を供給する際における前記需要家施設の提供可能電力量比率とすることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記デマンド処理部が、提供可能電力量とデマンド電力量とを比較し、提供可能電力量がデマンド電力量以上の場合、前記需要家施設の各々の前記提供可能電力量比率を前記デマンド電力量に対して乗算し、乗算結果として前記需要家施設それぞれの逆潮流する電力量である振分デマンド電力量を求め、一方、提供可能電力量がデマンド電力量未満の場合、前記需要家施設の各々の前記提供可能電力量比率を前記提供可能電力量に対して乗算し、乗算結果として前記需要家施設のそれぞれの前記振分デマンド電力量を求めることを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、需要予測及び発電予測から前記需要家施設の前記蓄電池の充放電の計画である蓄電計画を生成する蓄電計画導出部をさらに備え、前記蓄電計画導出部が、前記需要予測に対して前記振分デマンド電力量を加算し、前記蓄電計画を生成することを特徴とする。

本発明の電力管理システムの一態様は、前記蓄電計画導出部が、ＳＯＣが予め設定した数値に到達すると、前記蓄電池の放電を停止する蓄電計画を生成することを特徴とする。

本発明の電力管理方法の一態様は、系統電源に接続され、電気設備の１つとして蓄電池を備える複数の需要家施設を含む電力管理地域内の需要家施設の電力管理を行う電力管理方法であり、前記蓄電池の最大蓄電容量と、前記電力管理地域内で共用の電力量として提供する共用分電力量との比である共有使用比率と、前記共用分電力量を共用として提供するかの可否を示すフラグとが前記需要家施設毎に示された蓄電池管理テーブルを参照し、前記需要家施設の各々の前記フラグに基づき、系統電源に対して逆潮流できる電力を求めるデマンド処理過程、を含むことを特徴とする。

本発明のログラムの一態様は、系統電源に接続され、電気設備の１つとして蓄電池を備える複数の需要家施設を含む電力管理地域内の需要家施設の電力管理を行う電力管理システムの動作をコンピュータに実行させるプログラムであり、コンピュータを、前記蓄電池の最大蓄電容量と、前記電力管理地域内で共用の電力量として提供する共用分電力量との比である共有使用比率と、前記共用分電力量を共用として提供するかの可否を示すフラグとが前記需要家施設毎に示された蓄電池管理テーブルを参照し、前記需要家施設の各々の前記フラグに基づき、系統電源に対して逆潮流できる電力を求めるデマンド処理手段、として機能させるためのプログラムである。

本発明によれば、分散蓄電池として自身の蓄電池の電力量の一部をコミュニティ内の共用分電力量として提供すると設定している場合にも、必要に応じて自身の蓄電池の充放電の制御を、予め設定されている共用分電力量を含めて行うことができる電力管理システム、電力管理方法及びプログラムを提供することができる。

本発明の第１の実施形態による電力管理システムの構成例を示す図である。 第１の実施形態の需要家施設Ｈ内の設備の構成例を示す図である。 第１の実施形態の操作端末１０の構成例を示す図である。 表示画面の一例を示す図である。 第１の実施形態の上位サーバ２００の構成例を示す図である。 受信情報記憶部２３０に記憶されている蓄電池管理テーブルの構成を示す図である。 共有使用比率を説明する図である。 設備情報記憶部２４０に記憶されている各種設備の情報を示す図である。 各需要家施設Ｈの各々における蓄電池３０の共有使用比率（％）と自家使用比率（％）とを示す図である。 電力料金２３２である料金レベルテーブルの一例を示す図である。 需要家施設Ｈに対して蓄電計画導出部２１６が導出する通常時の蓄電計画ＬＮを示す図である。 需要家施設Ｈに対して蓄電計画導出部２１６が導出する緊急時の蓄電計画ＬＮを示す図である。 他の需要家施設Ｈに対して蓄電計画導出部２１６が導出する緊急時の蓄電計画ＬＮを示す図である。 第１の実施形態の電力管理システム１により行われる処理の一例を示すフローチャートである。 第２の実施形態の電力管理システム１Ａの構成例を示す図である。 第２の実施形態の需要家施設Ｈ内の設備の構成例を示す図である。 第２の実施形態の操作端末１０の構成例を示す図である。

＜第１の実施形態＞
以下、図面を参照して、本発明の第１の実施形態について説明する。図１は、本発明の第１の実施形態による電力管理システムの構成例を示す図である。本実施形態における電力管理システムは、例えば、電力管理のコミュニティである所定の地域範囲（電力管理地域）における複数の需要家に対応する住宅、商業施設、産業施設などの需要家施設における電力を一括して管理するものである。このような電力管理システムは、例えば、すでに述べたＴＥＭＳやＣＥＭＳなどに対応する。

電力管理システム１は、複数の需要家施設Ｈ−１〜Ｈ−ｎのそれぞれに設けられた操作端末１０−１〜１０−ｎが、ＷＡＮ（Wide Area Network）やＬＡＮ（Local Area Network）などのネットワークＮＷを介して上位サーバ２００と通信を行う。この通信は、例えば双方向に行われる。需要家施設Ｈ−１〜Ｈ−ｎは、例えば、戸建ての住宅や、マンション等の集合住宅、その他の住居、あるいは事業所、工場、商業施設などを含む。
各需要家施設Ｈ−１〜Ｈ−ｎには、操作端末１０−１〜１０−ｎと通信を行う蓄電池システム３０−１〜３０−ｎがそれぞれ備えられている。蓄電池システム３０−１〜３０−ｎには、例えば、リチウムイオン電池、鉛蓄電池、ニッケル水素電池等の二次電池が含まれる。

また、需要家施設Ｈ−１〜Ｈ−ｎには、さらに太陽光発電システムＳＰが備えられていてもよい。以下、需要家施設Ｈ−１〜Ｈ−ｎ、操作端末１０−１〜１０−ｎ、および蓄電池システム３０−１〜３０−ｎを特に区別しない場合、それぞれを単に「需要家施設Ｈ」、「操作端末１０」、「蓄電池システム３０」と記載する。

本実施形態の電力管理システムは、図１において電力管理地域として示す一定範囲の地域（電力管理地域）、あるいは電力管理のコミュニティにおける複数の需要家施設Ｈごとに備えられる電気設備を対象として電力管理を行う。
需要家施設Ｈは、例えば、住宅、商業施設、あるいは産業施設などに該当する。また、電力管理地域１が、例えば１つまたは複数の集合住宅に対応し、需要家施設Ｈのそれぞれが集合住宅における各戸であるような態様でもよい。

また、各需要家施設Ｈの位置は、電力管理システムが管理する構成となっていれば、同様に管理されている他の需要家施設と同一地域に限定されなくとも良い。すなわち、電力管理システムは、自身の管理下の需要家施設Ｈとして登録され、後述するネットワークＮＷを利用して管理する情報の送受信が行うことができれば、異なる地域（例えば、北海道、本州、九州、四国などの各地域）において登録された複数の需要家施設Ｈの集合体でも良い。この場合、共通の系統電源（不図示）は、需要家施設Ｈの各々に接続される地域における電源線の集合体であるコミュニティとなる。

図１に示す電力管理地域における複数の需要家施設Ｈにおいては、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置である太陽電池を備える需要家施設Ｈが含まれる。また、電力管理地域１における複数の需要家施設Ｈにおいては、電気設備の１つとして蓄電池を備える需要家施設Ｈが含まれる。このような需要家施設Ｈのうちには、太陽電池と蓄電池の両者を備える需要家施設Ｈが有ってもよいし、太陽電池システムＳＰと蓄電池３０のいずれか一方を備える需要家施設Ｈが有ってもよい。

電力管理地域１における各需要家施設Ｈには、共通の系統電源と接続されることで、商用電源が分岐して供給される。各需要家施設Ｈは、系統電源から供給される電力を負荷に供給することができる。これにより、負荷としての各種の電気設備（機器）が稼働される。
また、太陽電池ＳＰを備える需要家施設Ｈは、太陽電池の発電電力あるいは蓄電池の蓄電電力を系統電源に出力する（逆潮流する）ことができる。
また、蓄電池３０を備える需要家施設Ｈにおいては、系統電源から電力供給を受けて蓄電池に蓄電（充電）させることができる。また、蓄電池と太陽電池を備える需要家施設Ｈにおいては、系統電源から電力供給を受けて蓄電池に蓄電するだけでなく、太陽電池の発電電力を蓄電池に充電させることができる。

また、本実施形態の電力管理システムにおいては、上位サーバ２００が備えられる。
上位サーバ２００は、電力管理地域１に属する各需要家施設Ｈにおける電気設備を対象として電力制御を実行する。このために、図１における電力管理装置２００は、ネットワークＮＷを介して需要家施設Ｈの各々と相互通信可能なように接続される。これにより、上位サーバ２００は、各需要家施設Ｈにおける電気設備を制御することができる。
また、上位サーバ２００は、後述する電力情報提供者３００から各種情報を受信し、これに応じた情報を操作端末１０に送信する。また、上位サーバ２００は、操作端末１０から送信された各種情報を電力情報提供者３００へ送信する。

電力情報提供者３００とは、例えば、電力プロバイダや電力会社等である。電力情報提供者３００は、時間に応じて電力使用の料金が変動する情報（以下、「電力料金」と称する）と、需要家施設Ｈごとの発電電力および消費電力と、電力を逆潮流することを要請するデマンド、需要家施設Ｈが使用する需要電力の増大また減少を要請するデマンド（また、「デマンド情報」と称することもある）と、太陽光の日射に関する情報（以下、「日射情報」と称する）等を上位サーバ２００に送信する。本実施形態におけるデマンド情報は、主として逆潮流を要請するデマンドであり、逆潮流する電力量であるデマンド電力量と、デマンド電力の逆潮流を開始する時刻と終了する時刻との時間情報を含む。すなわち、上位サーバ２００がデマンド情報を受信した時刻から、一定の期間後に要請が開始されるように設定されている。また、電力情報提供者は１つである必要はなく、例えば「日射情報」は、気象情報を専門として配信している事業者であってもよく、電気料金の配信とデマンドの配信も別の提供者であってもよい。電力需要の状況も電力会社からの配信ではなく、電力メータ情報を専門として収集し配信する事業者から受け取ることもできる。

図２は、第１の実施形態の需要家施設Ｈ内の設備の構成例を示す図である。図中に示す破線および実線の矢印は、それぞれ通信線、電力線を表す。
需要家施設Ｈ内には、上述した操作端末１０と、蓄電池システム３０と、太陽光発電システムＳＰとのほかに、例えば、分電盤５０と、需要家施設Ｈおよび系統電源電力ＣＰ間の電力を測定する電力メータ７０と、家電設備あるいは工場設備等の需要設備６０が備えられている。需要設備６０には、蓄電池システム３０により放電された電力、太陽光発電システムＳＰによって発電された電力、および系統電源電力ＣＰの電力が、分電盤５０を介して供給される。

図３は、第１の実施形態の操作端末１０の構成例を示す図である。操作端末１０は、第１通信インターフェース１２に接続された第１通信部１４と、制御部１６と、第２通信インターフェース２０に接続された第２通信部１８と、記憶部２２とが内部バスＩＢを介して通信可能なように接続されている。制御部１６は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）などのプロセッサである。また、記憶部２２は、ＲＡＭ（Random Access Memory）やフラッシュメモリ、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）などの記憶装置を含む。

第１通信インターフェース１２は、ネットワークＮＷを介して上位サーバ２００と通信を行うためのインターフェースであり、第２通信インターフェース２０は、需要家施設Ｈ内の設備と通信を行うためのインターフェースである。第２通信インターフェース２０は、例えば、ユーザの入力を受け付ける入力部と、ユーザに対して各種情報を表示する表示部との双方を備えるタッチパネル等のユーザインターフェースに接続される。

第１通信部１４は、第１通信インターフェース１２を介して上位サーバ２００と各種情報の送受信を行い、第２通信部１８は、第２通信インターフェース２０を介して需要家施設Ｈ内の設備と各種情報の送受信を行う。また、第１通信部１４および第２通信部１８は、受信した情報を記憶部２２に記憶させる。なお、これら通信部は、両機能を備えた一体の機能部であってもよい。

制御部１６は、第１通信部１４および第２通信部１８によって受信された情報に基づいて、第２通信インターフェース２０を介してユーザに表示させる表示画面を制御する。制御部１６は、「選択部」の一例である。なお、制御部１６は、表示画面の操作やボタン入力等の代わりに、ユーザから音声等による指示を受け付けてもよい。また、制御部１６は、表示画面をユーザに表示させる代わりに、表示画面上の情報を音声等で通知してもよい。

図４は、表示画面の一例を示す図である。表示画面には、例えば、現在時刻、「共通部分提供？」等の蓄電池３０において予め設定されている共用分電力量を分散蓄電池として提供させるデマンドを受諾するか否かの選択項目と、共用分電力量の提供を開始する時刻と、共用分電力量の供給を終了する時刻と、「蓄電池電力供給」のような蓄電池３０の共用分電力量の提供を示すデマンドの名称とが含まれる。
制御部１６は、例えば、第１通信部１４によって蓄電池３０の共用分電力量の提供を要請するデマンドが受信されていた場合、「蓄電池電力供給」という表示画面を表示させる。この表示画面には、初期状態として、デマンドを受諾するという意味で「はい」という選択に予め選択項目が設定されている。このように、初期状態においてデマンドを受諾する状態を表示することで、この画面は、デマンドを受諾する操作を誘導する態様で表示されるものである。これによって、電力管理システム１は、デマンドを受諾してもらう方向にユーザを誘導し、電力管理地域内における不足電力量、あるいは電力管理地域の外部の不足電力量に対して電力の充足に寄与することができる。なお、初期状態は、「はい」、または「いいえ」のいずれか一方を選択可能なように予め設定しておいてもよいし、「はい」および「いいえ」の両方を選択可能なように予め設定しておいてもよい。

制御部１６は、上位サーバ２００からデマンド情報を受信した時刻に表示画面を表示させ、デマンドを終了する時刻まで当該表示画面を表示し続けるように制御する。制御部１６は、表示画面を表示させ始めた時刻からデマンドを開始する時刻までの期間に、ユーザによって選択項目が変更された場合、当該デマンドが受諾されなかったと判定する。
この結果、電力管理システム１は、ユーザに対して、後述する上位サーバ２００が作成した蓄電池運用計画ＬＮに基づいた蓄電池３０の運用を行わせる。

また、制御部１６は、表示画面を表示させ始めた時刻からデマンドを開始する時刻までの期間に、ユーザによって選択項目が変更されない場合、当該デマンドが受諾されたと判定する。この結果、電力管理システム１は、ユーザに対して、後述する蓄電計画ＬＮ２に基づいた電力の使用を行わせる。すなわち、ユーザは、受諾したデマンドに基づいた電力の使用を行うことになる。

制御部１６は、上位サーバ２００の作成した蓄電計画に基づいて、蓄電池システム３０を制御しつつ、太陽光発電システムＳＰ、需要設備６０等の需要家施設Ｈ内の他の設備を制御する。制御部１６は、例えば、蓄電計画に基づいて蓄電池システム３０を作動させ、この作動によって変動した電力量分を他の設備が消費（発電）するように制御する。

制御部１６は、蓄電計画に基づいて、例えば、電気料金が高い場合、或いは節電を要請するデマンドが受諾された場合、蓄電池システム３０を放電させ、この放電によって生じた余剰電力を需要設備６０に供給するように各設備を制御する。この際、制御部１６は、需要設備６０によって消費される電力量が小さくなるように需要設備６０の運転を制御すると好適である。制御部１６は、例えば、エアコンの風量や温度等の設定を変更したり、照明機器を停止したりする。

また、制御部１６は、蓄電計画に基づいて、例えば、電気料金が安い場合、或いは電力の積極的な利用を要請するデマンドが受諾された場合、蓄電池システム３０を充電させるように制御する。これによって、電気料金が高い場合、或いは節電を要請するデマンドが受諾した場合に、ユーザは、蓄電池システム３０に蓄電された電力を使用することにより、需要電力量を抑えることができる。

また、制御部１６は、デマンドを開始してから終了するまでの期間に、選択項目の変更を受け付けるように表示画面を制御してもよい。電力管理システム１は、例えば、ユーザによって、デマンドを開始する前に、選択項目が「いいえ」に変更され、デマンドを開始してから終了するまでの期間に、選択項目が「はい」に変更された場合、共用分電力量に達していなくとも、この変更された時刻からデマンドを終了する時刻までの期間に、逆潮流を行う放電を蓄電池３０に対して行わせない。

また、制御部１６は、デマンドが終了するまで、選択項目の状態が保持されるように記憶部２２を制御する。また、制御部１６は、デマンドが終了した後、ユーザによって変更された選択項目を初期状態にリセットするように制御する。

また、制御部１６は、ユーザによって選択されたデマンドの受諾の可否を示す情報を、デマンド情報の送信元である電力情報提供者３００に通知する手段を有しても良い。これによって、電力情報提供者３００は、より正確な逆潮流される電力の供給量を導出することができ、供給電力に対する需要電力のひっ迫の程度をより正確に把握することができる。

図５は、第１の実施形態の上位サーバ２００の構成例を示す図である。上位サーバ２００は、例えば、送信部２１０と、受信部２１２と、デマンド処理部２１４と、蓄電計画導出部２１６と、送信情報記憶部２２０と、受信情報記憶部２３０と、設備情報記憶部２４０とを備える。情報処理部２１４および蓄電計画導出部２１６は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）などのプロセッサである。また、送信情報記憶部２２０、受信情報記憶部２３０、および設備情報記憶部２４０は、ＲＡＭ（Random Access Memory）やフラッシュメモリ、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）などの記憶装置を含む。以下、各記憶部の説明を先に行う。

送信情報記憶部２２０は、蓄電計画２２１と、発電予測２２２と、需要予測２２３とを含む情報を記憶する。計画情報２２１とは、需要家施設Ｈが電力を使用する際に参照する情報である。本実施形態の電力管理システム１において、需要家施設Ｈの電力の使用は、蓄電池３０に対する電力の充放電の計画である蓄電計画を含む計画情報２２１に基づいて行われる。

また、発電予測２２２とは、予め算出された太陽光発電システムＳＰの所定時間ごと（例えば３０分）における発電電力を示す情報である。また、需要予測２２３は、需要家施設Ｈにおいて、所定時間ごとに消費が予測される電力を示す情報である。

受信情報記憶部２３０は、デマンド情報２３１と、電力料金２３２と、発電電力２３３と、消費電力２３４と、余剰電力２３５と、蓄電池管理テーブル２３６とを含む情報を記憶する。発電電力２３３および消費電力２３４は、それぞれ、所定時間（例えば、デマンド時限の３０分）ごとの太陽光発電システムＳＰの発電量と、所定時間ごとに需要家施設Ｈにおいて消費された電力とを示す情報である。デマンド情報２３１は、電力供給を要求するデマンド、すなわち系統電源に対して電力（後述するデマンド電力量の電力）を逆潮流することを要求するデマンドを含んでいる。このデマンド情報２３１は、後述する蓄電計画導出部２１６が蓄電計画を生成する処理を行う段階より前のタイミングにおいて供給される。また、デマンド情報２３１は、デマンド電力を供給する時間範囲の時間情報も含んでいる。

余剰電力２３５は、例えば、発電電力２３３が示す電力から消費電力２３４が示す電力を減算した情報として算出される。余剰電力２３５は、例えば、ある期間において発電電力２３２が発電電力２３３以上の場合、当該期間の電力の差がゼロ、または負値として算出される。すなわち、当該期間における余剰電力２３５は、発電電力２３２が発電電力２３３以上の場合、電力に余剰がないことを示す情報として受信情報記憶部２３０に記憶される。一方、当該期間における余剰電力２３５は、発電電力２３２が発電電力２３３未満の場合、電力に余剰があることを示す情報として受信情報記憶部２３０に記憶される。

蓄電池管理テーブルは、上位サーバ２００が電力管理を行う電力管理地域に属する需要家施設Ｈの各々の需要家施設識別情報とともに、この需要家施設識別情報が示す需要家施設Ｈの蓄電池３０の最大蓄電電力（ＳＯＣ（State Of Charge）１００％）に対する共有使用比率（あるいは共用分電力量）と、この需要家施設識別情報が示す需要家施設Ｈのデマンド要求に対する可否を示す要求可否フラグとが記憶されている。

図６は、受信情報記憶部２３０に記憶されている蓄電池管理テーブルの構成を示す図である。この図６において、蓄電池管理テーブルは、需要家施設Ｈ毎に、需要家施設Ｈを識別する需要家施設識別情報と、この需要家施設識別情報が示す需要家施設の共有使用比率と、要求可否フラグとが組として、受信情報記憶部２３０に書き込まれて記憶されている。共有使用比率は需要家施設毎に任意に変更することができる。また、要求可否フラグは、上位サーバ２００からの電力供給（逆潮流）を要求するデマンドを受けるか受けないかを示すフラグであり、デマンドを受ける場合には可を示すフラグ、一方デマンドを受けない場合には否を示すフラグが受信部２１２によって書き込まれる。

図７は、共有使用比率を説明する図である。図７においては、一例として、共有使用比率を０．４とし、自家使用比率を０．６とした場合を示している。すなわち、共有使用比率を０．４である場合、蓄電池３０の最大蓄電電力（蓄電池３０の電池容量であり、最大の蓄電電力量）の４０％の蓄電電力量を電力管理地域で共用する共用分電力量として提供し、残りの蓄電池３０の最大蓄電電力の蓄電電力の６０％を自家用分電力量として使用することを示している。

図１に戻り、設備情報記憶部２４０は、蓄電池の定義として、蓄電設備情報２４１と、発電設備情報２４２とを含む情報を記憶する。蓄電設備情報２４１には、蓄電池３０の蓄電池容量（最大蓄電電力、ｋＷｈ）、上限ＳＯＣ（上限の充電率）、下限ＳＯＣ（下限の充電率）、充放電時のロスである充電損失（％）、放電電時のロスである放電損失（％）、最大放電電力（ｋＷ）等の諸元を示す情報が含まれる。

発電設備情報２４２には、太陽光発電システムＳＰにおける発電設備の定義として、インバータ容量（ｋＷ）、変換効率（％）、発電面積（ｍ^２）、経度、緯度、設置角等の諸元を示す情報が含まれる。インバータ容量は、インバータの出力できる電力の最大容量を示している。発電面積は、太陽電池の光エネルギーを吸収する面の面積を示している。経度及び緯度は、太陽光発電システムが設置されている位置を示す位置情報である。設置角は、太陽電池の光エネルギーを吸収する面が向いている方向を示している。

また、需要設備情報として、需要家施設Ｈが一般家庭や商業施設である場合、需要設備６０のエアコン、電気温水器、ＩＨ（Induction Heating）ヒータ、電子レンジ、洗濯機、掃除機、照明等の消費電力を示す情報も設備情報記憶部２４０に書き込まれて記憶されている。また、需要設備情報として、需要家施設Ｈが工場や事業所などである場合、空調設備、生産設備、照明等の消費電力を示す情報も設備情報記憶部２４０に書き込まれて記憶されている。

図８は、設備情報記憶部２４０に記憶されている各種設備の情報を示す図である。この設備の情報は、需要家施設Ｈ毎に、需要家施設識別情報とともに、設備情報記憶部２４０に書き込まれて記憶されている。
図８（ａ）は、設備としての蓄電池の定義を示す蓄電設備情報２４１の構成例を示している。蓄電池の定義として、電池容量として１２ｋＷｈ、上限ＳＯＣとして１００％、下限ＳＯＣとして０％、充電損失として１０％、放電損失として１０％、最大放電電力として３ｋＷが示されている。電池容量は、蓄電池３０の蓄電が可能である最大の蓄電電力量を示している。上限ＳＯＣは、電池容量における蓄電が可能な最大の充電率を示している。下限ＳＯＣは、電池容量における放電が可能な最低の充電率を示している。充電損失は、充電に用いた総電力量から蓄電池に充電する際に失われる電力量の割合を示している。放電損失は、蓄電池から放電した総電力量から放電する際に失われる電力量の割合を示している。最大放電電力は、単位時間当たりに蓄電池から放電できる電力量を示している。

図８（ｂ）は、設備としての太陽光発電システムの定義を示す発電設備情報２４２の構成例を示している。太陽光発電システムの定義として、インバータ容量として６ｋＷ、変換効率１５％、発電面積２０ｍ^２、経度としてｘｘｘ、緯度としてｘｘｘ、設置角としてｘｘｘが示されている。インバータ容量は、インバータの出力できる電力の最大容量を示している。変換効率は、太陽電池に照射した光エネルギーを電気エネルギーに変換する効率を示している。発電面積は、太陽電池の光エネルギーを吸収する面の面積を示している。経度及び緯度は、太陽光発電システムが設置されている位置を示す位置情報である。設置角は、太陽電池の光エネルギーを吸収する面が向いている方向を示している。

図１に戻り、送信部２１０は、送信情報記憶部２２０に記憶された情報を、各需要家施設Ｈの操作端末１０および電力情報提供者３００に送信する。受信部２１２は、操作端末１０および電力情報提供者３００から送信された情報を受信し、受信情報記憶部２３０に記憶させる。

デマンド処理部２１４は、例えば、予め取得された日射情報と発電設備情報２４２に基づいて発電予測２２２を算出する。同様に、デマンド処理部２１４は、例えば、過去１週間内の所定時間ごとに、各需要家施設Ｈ内で消費された電力を算出し、算出した電力の平均値を需要予測２２３として算出する。
また、デマンド処理部２１４は、電力情報提供者３００から送信されるデマンド２３１である電力供給（系統電源への逆潮流）として要求されるデマンド電力量を、蓄電地３０が設けられた需要家施設Ｈに対して振り分ける処理を行う。

ここで、デマンド処理部２１４は、受信情報記憶部２３０の蓄電池管理テーブル２３６と、設備情報記憶部２４０の蓄電設備情報２４１とを参照し、デマンド電力量の振分先及び振り分ける電力量である振分デマンド電力量とを求める。すなわち、デマンド処理部２１４は、受信情報記憶部２３０の蓄電池管理テーブル２３６における可否フラグが可となっている共有分電力量を提供することを受け入れた需要家施設Ｈの需要家施設識別情報を読み出し、デマンド電力量の振分先としての需要家施設Ｈを検出する。

デマンド処理部２１４は、検出した需要家施設Ｈの各々の共有使用比率を、受信情報記憶部２３０の蓄電池管理テーブル２３６から読み出す。また、デマンド処理部２１４は、設備情報記憶部２４０の蓄電設備情報から、検出された需要家施設Ｈの蓄電池３０の電池容量を読み出す。これにより、デマンド処理部２１４は、需要家施設Ｈ毎に電池容量と共有使用比率とを乗算し、逆潮流を可とする需要家施設Ｈ毎の共用分電力量を求める。デマンド処理部２１４は、逆潮流を可とする需要家施設Ｈ全ての共用分電力量を積算し、提供可能電力量を求める。

そして、デマンド処理部２１４は、需要家施設Ｈの共用分電力量を提供可能電力量により除算し、除算結果として各需要家施設Ｈの各々の提供可能電力量比率を求める。デマンド処理部２１４は、提供可能電力量とデマンド電力量とを比較し、提供可能電力量がデマンド電力量以上の場合、各需要家施設Ｈの振分デマンド電力量を求める。すなわち、デマンド処理部２１４は、求めたそれぞれの需要家施設Ｈの提供可能電力量比率を、デマンド電力量に対して乗算し、乗算結果として各需要家施設Ｈの振分デマンド電力量を求める。

一方、デマンド処理部２１４は、提供可能電力量とデマンド電力量とを比較し、提供可能電力量がデマンド電力量未満の場合、デマンド電力量を全て供給することが出来ないことを示す情報と、供給できる電力量である提供可能電力量とを、送信部２１０から電力情報提供者３００に対して送信する。そして、電力情報提供者３００から提供可能電力量の提供を受信部２１２を介して依頼されると、デマンド処理部２１４は、求めたそれぞれの需要家施設Ｈの提供可能電力量比率を、提供可能電力量に対して乗算し、乗算結果として各需要家施設Ｈの振分デマンド電力量を求める。

蓄電計画導出部２１６は、逆潮流を否とする需要家施設Ｈの各々に対して、電力料金２３２と、情報処理部２１４により算出された発電予測２２２および需要予測２２３との計画導出情報に基づいて蓄電計画を導出する。また、蓄電計画導出部２１６は、逆潮流を可とする需要家施設Ｈの各々に対して、振分デマンド電力量と、この振分デマンド電力量を逆潮流する時間と、電力料金２３２と、情報処理部２１４により算出された発電予測２２２および需要予測２２３との計画導出情報に基づいて蓄電計画を導出する。このとき、蓄電計画導出部２１６は、需要予測２２３に対して、振分デマンド電力量を逆潮流する時間において加算し、振分デマンド電力量を含む需要予測２２３を求めて、蓄電計画を導出する。この蓄電計画とは、蓄電池システム３０が充放電を行うのか、または停止するのかを所定時間ごとに決定したものである。以下、図を参照して蓄電計画の導出方法について説明する。

図９は、各需要家施設Ｈの各々における蓄電池３０の共有使用比率（％）と自家使用比率（％）とを示す図である。例えば、上位サーバ２００が電力管理する電力管理地域に需要家施設Ｈ−１から需要家施設Ｈ−１０の１０個の蓄電池３０を備える需要家施設Ｈがある場合を示している。需要家施設Ｈ−１から需要家施設Ｈ−１０の各々において、蓄電池３０の電池容量に対する共有使用比率と自家使用比率とが各需要家施設Ｈにより設定されている。

図１０は、電力料金２３２である料金レベルテーブルの一例を示す図である。料金レベルテーブルには、時間帯とその時間帯の料金と、料金のレベルを示す料金レベルとが対応して、送信情報記憶部２２０に書き込んで記憶されている。本実施形態においては、料金レベルが、電気料金が高くなるほど、料金レベルが大きくなるように定義されている。
電力料金２３２は、例えば、料金に応じた料金レベルが設定される。本実施形態の料金レベルは、１０（円/ｋＷ）以下の場合、０に設定され、１０〜１５（円/ｋＷ）の場合、１に設定され、１５〜２０（円/ｋＷ）の場合、２に設定され、２０〜３０（円/ｋＷ）の場合、３に設定される。これら料金レベルの設定は、予め電力情報提供者３００側で実施されてもよいし、上位サーバ２００側（情報処理部２１４、蓄電計画導出部２１６）で実施してもよい。

図１１は、需要家施設Ｈに対して蓄電計画導出部２１６が導出する通常時の蓄電計画ＬＮを示す図である。通常時は、逆潮流の振分デマンド電力量を含めた蓄電計画を行っていない状態を示している。図１１において、横軸は時間を示し、左の縦軸は蓄電池３０のＳＯＣを示し、右側の縦軸は逆潮流の電力量（振分デマンド電力量）を示している。上述したように、逆潮流を行っていないため、逆潮流の電流量は０ｋＷである。また、この図１１は、デマンド電力の供出が要請され、需要家施設Ｈが供出を否とした場合の蓄電計画の導出の様子を示す図である。蓄電計画導出部２１６は、以下の処理により蓄電計画を作成する。

蓄電計画導出部２１６は、所定時間ごとに蓄電池３０に充放電を行わせるか否かを割り当てる。まず、蓄電計画導出部２１６は、最大の料金レベル（レベル３）が設定された期間において、優先的に放電が行われるように蓄電池３０に対して放電を割り当てる。次に、蓄電計画導出部２１６は、最低の料金レベルの１レベル下の料金レベル（レベル０）が設定された期間において、蓄電池のＳＯＣが閾値（０％）以上の場合、充電が行われるように蓄電池３０の充電を割り当てる。以下、蓄電計画導出部２１６は、１日における時間が終了するまで上述した処理を繰り返す。

図１１に示す例において、蓄電計画導出部２１６は、料金レベルが０である２３時から翌日の３時までの期間に充電を行って、蓄電池３０のＳＯＣを１００とする。料金レベルが３である１０時から２２時までの期間において、蓄電池システム３０を所定の放電量で放電させる計画を生成する。これにより、電気料金が高い時間帯に放電することにより、系統電源からの買電などによる電気量を低減させ、実質的な電気料金を低くすることにより、経済的効果を生じさせる。図１１においては、消費電力を一定として示している。

しかしながら、蓄電計画導出部２１６は、需要予測及び発電予測により、蓄電池３０の蓄電電力の電力量（ＳＯＣ）を予測して蓄電計画を生成する。ここで、蓄電計画において、放電が終了する２２時に、ＳＯＣが３０％となっている。これは、予め蓄電計画を生成する際に、停電などの非常用としての下限のＳＯＣ、すなわち蓄電池３０からの放電を停止するＳＯＣの設定値を需要家施設Ｈの各々が予め設定するように構成しても良い。そして、この非常用のＳＯＣの設定が行われた場合、ＳＯＣが非常用の設定値となった時点で放電が停止される蓄電計画が生成される。一方、非常用のＳＯＣの設定が行われ無い場合、ＳＯＣが０％まで放電される蓄電計画が生成される。そして、蓄電計画導出部２１６は、上記の蓄電池システム３０の蓄電計画ＬＮを導出後に、蓄電計画ＬＮを計画情報２２１として、送信情報記憶部２２０に書き込んで記憶させる。

図１２は、需要家施設Ｈに対して蓄電計画導出部２１６が導出する緊急時の蓄電計画ＬＮを示す図である。緊急時は、逆潮流の振分デマンド電力量を含めた蓄電計画を行っている状態を示している。図１２において、横軸は時間を示し、左の縦軸は蓄電池３０のＳＯＣを示し、右側の縦軸は逆潮流の電力量（振分デマンド電力量）を示している。上述したように、逆潮流を行っているため、逆潮流の曲線ＬＯが１０時から１２時まで電流量は２ｋＷである。また、この図１２は、デマンド電力の供出が要請され、需要家施設Ｈが供出を可とした場合の蓄電計画の導出の様子を示す図である。蓄電計画導出部２１６は、以下の処理により蓄電計画を作成する。

蓄電計画導出部２１６は、デマンドが需要家施設Ｈのユーザによって受諾された場合、以下の処理を行う。
蓄電計画導出部２１６は、６時から２２時が料金レベルが深夜の最低料金（料金レベル０）より高いので、この６時から２２時までの間において、蓄電池３０に対して放電を行わせる計画を生成する。蓄電計画導出部２１６は、受信情報記憶部２３０における電力料金２３２の料金テーブルを参照するとともに、振分デマンド電力量と、振分デマンド電力量を供給する時間とから蓄電計画を生成する。振分デマンド電力量を供給する時間が１０時から１２時であるが、２ｋＷで２時間供給すると供給する電力量が４ｋＷｈとなり、振分デマンド電力量として４ｋＷｈを供給したことになる。

この需要家施設Ｈにおける共用分電力量が４ｋＷｈであるため、１２時で逆潮流が終了される。１２時から１３時までの間で供給するデマンド電力は他の需要家施設Ｈに振り分けられる。この図１２においては、需要家施設Ｈの蓄電池３０の最大放電電力が３ｋＷであるため、系統電源への逆潮流を差し引いた１ｋＷは自身の需要電力である。蓄電計画において、系統電源への逆潮流する振分デマンド電力量は、自身の需要電力に対して加算されている。この振分デマンド電力量を含んだ需要電力が最大放電電力の範囲内となるように、蓄電計画導出部２１６により蓄電計画は生成される。

そして、蓄電計画導出部２１６は、上記の蓄電池システム３０の蓄電計画ＬＮを導出後に、蓄電計画ＬＮを計画情報２２１として、送信情報記憶部２２０に書き込んで記憶させる。
また、ここで、蓄電計画において、放電が終了する２２時に、ＳＯＣが２０％となっている。図１１でも示したように、これは予め停電などの非常用として、放電を停止するＳＯＣを予め蓄電計画を生成する際に、各需要家施設Ｈ毎に設定するように構成しても良い。

図１３は、他の需要家施設Ｈに対して蓄電計画導出部２１６が導出する緊急時の蓄電計画ＬＮを示す図である。緊急時は、逆潮流の振分デマンド電力量を含めた蓄電計画を行っている状態を示している。図１３において、横軸は時間を示し、左の縦軸は蓄電池３０のＳＯＣを示し、右側の縦軸は逆潮流の電力量（振分デマンド電力量）を示している。上述したように、逆潮流を行っているため、逆潮流の曲線ＬＯが１０時から１３時まで電流量は２ｋＷである。また、この図１３は、デマンド電力の供出が要請され、需要家施設Ｈが供出を可とした場合の蓄電計画の導出の様子を示す図である。蓄電計画導出部２１６は、以下の処理により蓄電計画を作成する。

蓄電計画導出部２１６は、デマンドが需要家施設Ｈのユーザによって受諾された場合、以下の処理を行う。
蓄電計画導出部２１６は、６時から１５時が料金レベルが深夜の最低料金（料金レベル０）より高いので、この６時から１５時までの間において、蓄電池３０に対して放電を行わせる計画を生成する。蓄電計画導出部２１６は、受信情報記憶部２３０における電力料金２３２の料金テーブルを参照するとともに、振分デマンド電力量と、振分デマンド電力量を供給する時間とから蓄電計画を生成する。振分デマンド電力量を供給する時間が１０時から１３時であるが、２ｋＷで３時間供給すると供給する電力量が６ｋＷｈとなり、振分デマンド電力量として６ｋＷｈを供給したことになる。

この需要家施設Ｈにおける共用分電力量が６ｋＷｈであるため、１３時で逆潮流が終了される。１３時から１４時までは自身の需要の電力量としてのみ放電が行われる。この図１３においては、需要家施設Ｈの蓄電池３０の最大放電電力が３ｋＷであるため、系統電源への逆潮流の電力量の２ｋＷを差し引いた１ｋＷは自身の需要電力である。蓄電計画において、系統電源への逆潮流する振分デマンド電力量は、自身の需要電力に対して加算されている。この振分デマンド電力量を含んだ需要電力が最大放電電力の範囲内となるように、蓄電計画導出部２１６により蓄電計画は生成される。

そして、蓄電計画導出部２１６は、上記の蓄電池システム３０の蓄電計画ＬＮを導出後に、蓄電計画ＬＮを計画情報２２１として、送信情報記憶部２２０に書き込んで記憶させる。
また、ここで、蓄電計画において、放電が終了する２２時に、ＳＯＣが２０％となっている。図１１でも示したように、これは予め停電などの非常用として、放電を停止するＳＯＣを予め蓄電計画を生成する際に、各需要家施設Ｈ毎に設定するように構成しても良い。

図１４は、第１の実施形態の電力管理システム１により行われる処理の一例を示すフローチャートである。本フローチャートは、例えば、蓄電計画が実施される前日など、蓄電計画が実施されるより前の時間に実行され、蓄電計画が生成される。
ステップＳ１：
デマンド処理部２１４は、例えば、予め取得された日射情報と発電設備情報２４２に基づいて発電予測２２２を算出する。また、デマンド処理部２１４は、例えば、過去１週間内の所定時間ごとに、各需要家施設Ｈ内で消費された電力を算出し、算出した電力の平均値を需要予測２２３として算出する。

ステップＳ２：
デマンド処理部２１４は、受信情報記憶部２３０を参照して、デマンド情報の入力が有ったか否かの判定を行う。このとき、デマンド処理部２１４は、デマンド情報の入力が有った場合、処理をステップＳ３へ進める。一方、デマンド処理部２１４は、デマンド情報の入力が無い場合、処理をステップＳ９へ進める。

ステップＳ３：
デマンド処理部２１４は、受信情報記憶部２３０からデマンド２３１を読み出す。デマンド２３１は、デマンド電力量と、このデマンド電力量を供給する時間帯との情報を含んでいる。

ステップＳ４：
デマンド処理部２１４は、受信情報記憶部２３０の蓄電池管理テーブル２３６を参照し、可否フラグが可となっている共有分電力量を提供することを受け入れた需要家施設Ｈの需要家施設識別情報を抽出する。そして、デマンド処理部２１４は、抽出した需要家施設Ｈをデマンド電力量の振分先とする。

ステップＳ５：
デマンド処理部２１４は、検出した需要家施設Ｈの各々の共有使用比率を、受信情報記憶部２３０の蓄電池管理テーブル２３６から読み出とともに、設備情報記憶部２４０の蓄電設備情報から、検出された需要家施設Ｈの蓄電池３０の電池容量を読み出す。
そして、デマンド処理部２１４は、需要家施設Ｈ毎に電池容量と共有使用比率とを乗算し、逆潮流を可とする需要家施設Ｈ毎の共用分電力量を求め、逆潮流を可とする需要家施設Ｈ全ての共用分電力量を積算して提供可能電力量を求める。

ステップＳ６：
デマンド処理部２１４は、提供可能電力量からデマンド電力量を減算して差分を求める。すなわち、デマンド処理部２１４は、提供可能電力量とデマンド電力量との電力量の大小の比較を行う。

ステップＳ７：
デマンド処理部２１４は、差分が０以上か否かの判定を行う。このとき、デマンド処理部２１４は、差分が０以上の場合、処理をステップＳ８へ進める。一方、デマンド処理部２１４は、差分が０未満の場合、処理をステップＳ１１へ進める。

ステップＳ８：
デマンド処理部２１４は、需要家施設Ｈの共用分電力量を提供可能電力量により除算し、除算結果として各需要家施設Ｈの各々の提供可能電力量比率を求める。
そして、デマンド処理部２１４は、差分が０以上の場合、求めたそれぞれの需要家施設Ｈの提供可能電力量比率を、デマンド電力量に対して乗算し、乗算結果として各需要家施設Ｈの振分デマンド電力量を求める。デマンド処理部２１４は、求めた振分デマンド電力量を、需要予測における対応する時間の需要予測２２３に対して加算し、新たな需要予測を求める。

ステップＳ９：
蓄電計画導出部２１６は、逆潮流を否とする需要家施設Ｈの各々に対して、電力料金２３２と、情報処理部２１４により算出された発電予測２２２および需要予測２２３との計画導出情報に基づいて蓄電計画を導出する。
そして、蓄電計画導出部２１６は、送信情報記憶部２２０において、求めた蓄電計画を計画情報２２１として書き込んで記憶させる。この計画情報２２１には、振分デマンド電力量に対応する電力を逆潮流させる時間が含まれている。

ステップＳ１０：
送信部２１０は、予め設定された所定の時間に、計画情報２２１を各需要家施設Ｈの各々に対して送信する。
各需要家施設Ｈの制御部１６は、計画情報２２１に基づき、蓄電池３０の充放電制御を行い、逆潮流する時間において、系統電源に対して振分デマンド電力量に対応した電力を逆潮流させる。

ステップＳ１１：
デマンド処理部２１４は、差分が０未満の場合、デマンド電力量を全て供給することが出来ないことを示す情報と、供給できる電力量である提供可能電力量とを、送信部２１０から電力情報提供者３００に対して送信する。
そして、デマンド処理部２１４は、上述した送信に対して、電力情報供給者３００から提供が必要とする回答の有無を確認する。このとき、デマンド処理部２１４は、電力情報供給者３００から提供が必要とする回答が有った場合、処理をステップＳ１２へ進める。一方、デマンド処理部２１４は、電力情報供給者３００から提供が必要とする回答が無い場合、処理をステップＳ９へ進める。

ステップＳ１２：
デマンド処理部２１４は、需要家施設Ｈの共用分電力量を提供可能電力量により除算し、除算結果として各需要家施設Ｈの各々の提供可能電力量比率を求める。
そして、デマンド処理部２１４は、求めたそれぞれの需要家施設Ｈの提供可能電力量比率を、提供可能電力量に対して乗算し、乗算結果として各需要家施設Ｈの振分デマンド電力量を求める。デマンド処理部２１４は、求めた振分デマンド電力量を、需要予測における対応する時間の需要予測２２３に対して加算し、新たな需要予測を求める。

上述した構成により、本実施形態は、電力管理地域（コミュニティ）内で共用とする共用分電力量（分散蓄電池）を提供するための共有使用比率を設定していたとしても、デマンド要求に応えるか否かを需要家施設毎に設定することが可能なため、需要家施設自身の都合により、容易に共用分電力量を提供するか否かの選択を行うことができる。これにより、本実施形態によれば、分散蓄電池として自身の蓄電池の電池容量の一部を電力管理地域の共用の電力量として提供する状態にあっても、必要に応じて自身の需要に対応した蓄電池３０の充放電の蓄電計画を得ることができる。

＜第２の実施形態＞
以下、第２の実施形態の電力管理システム１Ａについて説明する。第２の実施形態の電力管理システム１Ａでは、電力情報提供者３００から送信されるデマンド情報の代わりに、上位サーバ２００が独自にデマンド情報を導出する点で、第１の実施形態と相違する。従って、第２の実施形態の構成及び動作については、相違点を中心に説明し、共通する部分についての説明は省略する。

図１５は、第２の実施形態の電力管理システム１Ａの構成例を示す図である。上位サーバ２００は、各需要家施設Ｈの操作端末１０から発電電力および消費電力を取得する。また、上位サーバ２００は、ネットワークＮＷを介して、他の記憶装置内に記憶された電力料金と日射情報とを取得する。この電力料金は、例えば、当該需要家施設Ｈと契約していない他の地域の電力プロバイダ等の電力料金である。また、日射情報は、例えば、インターネット上に散見される天気情報に含まれる情報である。また、上位サーバ２００は、電力会社が公開する電力の情報（例えば電力需給のひっ迫情報等）に基づいて、系統電源に対して逆流させるデマンド電力量及びデマンド電力量を系統電源に逆潮流させる時間を含むデマンド情報を導出する。

図１６は、第２の実施形態の需要家施設Ｈ内の設備の構成例を示す図である。各需要家施設Ｈには、それぞれ電力モニタ９０が備えられている。電力モニタ９０は、分電盤５０に供給される電力を監視する。

図１７は、第２の実施形態の操作端末１０の構成例を示す図である。本実施形態における操作端末１０は、電力収集部２４を備えている。第２通信部１８は、例えば、電力モニタ９０によって監視（測定）された分電盤５０に供給される電力と、電力メータ７０によって測定された系統電源電力ＣＰから供給される電力との情報を、第２通信インターフェース２０を介して受信する。電力収集部２４は、第２通信部１８により受信されたこれら電力の情報に基づいて、需要家施設Ｈの発電電力および消費電力を算出する。これによって、第２の実施形態の電力管理システム１は、電力情報提供者３００から計画導出情報を取得せずに、蓄電計画を導出することができる。この結果、第２の実施形態の電力管理システム１は、上述した第１の実施形態と同様に、利用者の利便性を向上させることができる。

以下に、その他の実施例（変形例）について記載する。
制御部１６は、初期状態を変更することが可能な項目を含む表示画面を表示させてもよい。これによって、予め設定される選択項目がユーザの任意によって変更可能になる。ユーザは、例えば、選択項目の初期状態を「いいえ（受諾しない）」に変更してもよい。これによって、電力管理システム１は、ユーザの使用様態に応じた電力管理を行うことができる。

また、制御部１６は、当該デマンドから所定回数（例えば３回）のデマンドを受信するまでの間、選択項目の設定が保持されるように制御してもよい。また、制御部１６は、ユーザの指定の期間（例えば１か月）、選択項目の設定が保持されるように制御してもよい。

また、制御部１６は、第２通信インターフェース２０がスマートフォンやパソコン等と接続されている場合、メールやウェブページ等の情報を送信するように制御してもよい。
この場合の情報には、例えば、「系統電源への逆潮流によって電力を供給して下さい」、「１２時から電気料金が高くなります」、「１３時まで節電しましょう」のような、デマンドに応じた電力使用を促す内容の文章が含まれる。また、デマンドの受諾の可否は、当該メールへの返信、或いはウェブページ内での選択項目のクリック等によって行われると好適である。また、制御部１６は、発光ダイオード等による光の点滅、スピーカによるアラーム音等でデマンドの通知を行ってもよい。この場合、デマンドの種類（増大または減少）に応じた光色や音色で、デマンドを通知すると好適である。

上述した構成により、本実施形態は、電力管理地域（コミュニティ）内で共用とする共用分電力量（分散蓄電池）を提供するための共有使用比率を設定していたとしても、デマンド要求に応えるか否かを需要家施設毎に設定することが可能なため、需要家施設自身の都合により、容易に共用分電力量を提供するか否かの選択を行うことができる。これにより、本実施形態によれば、分散蓄電池として自身の蓄電池の電池容量の一部を電力管理地域の共用の電力量として提供する状態にあっても、必要に応じて自身の需要に対応した蓄電池３０の充放電の蓄電計画を得ることができる。

また、本実施形態によれば、電力管理地域内において電力が不足することが予想される需要家施設Ｈが前日までに上位サーバ２００に対して、不足する電力量と時間とをデマンド要求として出力しておくことにより、上位サーバが電力管理地域内における需要家施設に対してもデマンド電力を、各需要家施設の共用分電力量から系統電源への逆潮流という形態で供給することが可能となる。

また、図５における電力管理装置２００の電力の管理機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより蓄電池の充電及び放電の管理を行ってもよい。なお、ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。

また、「コンピュータシステム」は、ＷＷＷシステムを利用している場合であれば、ホームページ提供環境（あるいは表示環境）も含むものとする。
また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ−ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリのように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また上記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良く、さらに前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるものであっても良い。

以上、この発明の実施形態を図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。

１，１Ａ…電力管理システム、Ｈ、Ｈ-１〜Ｈ-ｎ…需要家施設、１０、１０-１〜１０-ｎ…操作端末、１２…第１通信インターフェース、１４…第１通信部、１６…制御部、１８…第２通信部、２０…第２通信インターフェース、２２…記憶部、３０、３０-１〜３０-ｎ…蓄電池システム、５０…分電盤、６０…需要設備、７０…電力メータ、ＣＰ…系統電源電力、ＳＰ…太陽光発電システム、ＮＷ…ネットワーク、２００…上位サーバ、２１０…送信部、２１２…受信部、２１４…デマンド処理部、２１６…蓄電計画導出部、２２０…送信情報記憶部、２３０…受信情報記憶部、２４０…設備情報記憶部、３００…電力情報提供者

Claims (8)

1. 系統電源に接続され、電気設備の１つとして蓄電池を備える複数の需要家施設を含む電力管理地域内の需要家施設の電力管理を行う電力管理システムであり、
   前記蓄電池の最大蓄電容量と、前記電力管理地域内で共用の電力量として提供する共用分電力量との比である共有使用比率と、前記共用分電力量を共用として提供するかの可否を示すフラグとが前記需要家施設毎に示された蓄電池管理テーブルが記憶された記憶部と、
   前記蓄電池管理テーブルを参照し、前記需要家施設の各々の前記フラグに基づき、系統電源に対して逆潮流できる電力を求めるデマンド処理部と
   を備えることを特徴とする電力管理システム。
2. 前記デマンド処理部が、前記蓄電池管理テーブルを参照し、前記フラグが前記共用分電力量の提供を可とする需要家施設を抽出し、抽出された全ての前記需要家施設の前記共用分電力量を加算し、加算結果として前記電力管理地域における逆潮流可能な電力量である提供可能電力量を求める
   ことを特徴とする請求項１に記載の電力管理システム。
3. 前記デマンド処理部が、前記需要家施設毎の前記共用分電力量を前記提供可能電力量で除算し、除算結果を前記デマンド電力を供給する際における前記需要家施設の提供可能電力量比率とする
   ことを特徴とする請求項２に記載の電力管理システム。
4. 前記デマンド処理部が、提供可能電力量とデマンド電力量とを比較し、提供可能電力量がデマンド電力量以上の場合、前記需要家施設の各々の前記提供可能電力量比率を前記デマンド電力量に対して乗算し、乗算結果として前記需要家施設それぞれの逆潮流する電力量である振分デマンド電力量を求め、一方、提供可能電力量がデマンド電力量未満の場合、前記需要家施設の各々の前記提供可能電力量比率を前記提供可能電力量に対して乗算し、乗算結果として前記需要家施設のそれぞれの前記振分デマンド電力量を求める
   ことを特徴とする請求項３に記載の電力管理システム。
5. 需要予測及び発電予測から前記需要家施設の前記蓄電池の充放電の計画である蓄電計画を生成する蓄電計画導出部をさらに備え、
   前記蓄電計画導出部が、前記需要予測に対して前記振分デマンド電力量を加算し、前記蓄電計画を生成することを特徴とする請求項４に記載の電力管理システム。
6. 前記蓄電計画導出部が、ＳＯＣが予め設定した数値に到達すると、前記蓄電池の放電を停止する蓄電計画を生成する
   ことを特徴とする請求項５に記載の電力管理システム。
7. 系統電源に接続され、電気設備の１つとして蓄電池を備える複数の需要家施設を含む電力管理地域内の需要家施設の電力管理を行う電力管理方法であり、
   前記蓄電池の最大蓄電容量と、前記電力管理地域内で共用の電力量として提供する共用分電力量との比である共有使用比率と、前記共用分電力量を共用として提供するかの可否を示すフラグとが前記需要家施設毎に示された蓄電池管理テーブルを参照し、前記需要家施設の各々の前記フラグに基づき、系統電源に対して逆潮流できる電力を求めるデマンド処理過程、
   を含むことを特徴とする電力管理方法。
8. 系統電源に接続され、電気設備の１つとして蓄電池を備える複数の需要家施設を含む電力管理地域内の需要家施設の電力管理を行う電力管理システムの動作をコンピュータに実行させるプログラムであり、
   コンピュータを、
   前記蓄電池の最大蓄電容量と、前記電力管理地域内で共用の電力量として提供する共用分電力量との比である共有使用比率と、前記共用分電力量を共用として提供するかの可否を示すフラグとが前記需要家施設毎に示された蓄電池管理テーブルを参照し、前記需要家施設の各々の前記フラグに基づき、系統電源に対して逆潮流できる電力を求めるデマンド処理手段、
   として機能させるためのプログラム。

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