JP2016208801A - 電力管理装置及び電力変換装置 - Google Patents

Abstract

【課題】翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得した場合に、実際の出力抑制の実行の有無に関わらず、経済的損失を低減する。
【解決手段】本発明に係る電力管理装置１０は、分散電源２０が発電した直流電力を交流電力に変換して、系統６０に逆潮流、又は、負荷４０に供給可能な電力変換装置３０と、蓄電装置５０とを制御し、翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得する通信部１１と、系統６０への売電単価と系統６０からの割安の買電単価及び割高の買電単価とを記憶する記憶部１２と、出力抑制情報を取得すると、出力抑制の実行の有無に関わらず経済的損失が所定範囲内に収まるように、割安の買電単価で買電して蓄電装置５０を充電する所定の充電量を算出する制御部１５とを備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力管理装置及び電力変換装置に関するものである。

太陽光発電装置または蓄電装置のような分散電源を系統に連系させて制御する分散電源システムが知られている（例えば、特許文献１参照）。

分散電源で発電した電力には、系統（電力会社）に逆潮流させて売電することができるものがある。例えば、太陽光や風力等で発電された再生可能エネルギーが、現状、売電できる発電電力である。

ところで、２０１５年４月から、電力会社は、新規に系統接続される太陽光発電装置に対し、発電電力の系統への逆潮流の出力がほぼゼロになるように太陽光発電装置の出力を抑制する指令をすることが可能となる予定である。このような出力抑制の指令を、電力会社は、１０ｋＷ未満の設備に対しては、年間最大で３６０時間まで行うことができる予定である。

出力抑制を行う場合、電力会社は、翌日に出力抑制が実行されることを予告する「出力抑制情報」を、電力会社のサーバ上に開示する予定である。一般家庭などに対しては、電力会社のサーバから出力抑制情報を取得した配信サービス会社の配信サーバが、出力抑制情報を配信することが想定されている。

特開２０１１−１０１５２３号公報

例えば、太陽光発電装置と蓄電装置を系統に連系させている電力システムにおいて、出力抑制情報を取得した場合、出力抑制が実行される時間帯の前に蓄電装置を空にしておけば、出力抑制当日における太陽光発電装置の余剰電力で蓄電装置を充電することが可能となる。これにより、出力抑制によって売電できなくなった太陽光発電装置の余剰電力を無駄にせずに済む。

しかしながら、出力抑制が実際に実行されるか否かは当日の状況によって決定されるため、出力抑制情報を取得しても、その翌日に必ずしも出力抑制が実行されるとは限らない。そのため、出力抑制情報を取得して蓄電装置を空にしておいても、実際には出力抑制が実行されない場合もある。この場合、太陽光発電装置の余剰電力は蓄電装置の充電に使うより売電した方が得であるため売電するが、そうすると蓄電装置を割安の買電単価で充電できていない状態で、太陽光発電装置の発電電力が負荷の消費電力を下回る時間帯に至ってしまう。この場合、割安の買電単価で充電した蓄電装置からではなく、割高の買電単価で買電して系統から負荷に給電することになるので、経済的損失が発生してしまう。

なお、ここで「経済的損失」が発生するとは、実際に支払金が発生することを意味するものではなく、出力抑制がない場合を基準として、売電収入が低減したり、買電による支払いが増加したりすることを意味するものとする。

かかる点に鑑みてなされた本発明の目的は、翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得した場合に、実際の出力抑制の実行の有無に関わらず、経済的損失を低減することができる電力管理装置及び電力変換装置を提供することにある。

本発明の実施形態に係る電力管理装置は、分散電源が発電した直流電力を交流電力に変換して、系統に逆潮流、又は、該系統に接続された負荷に供給可能な電力変換装置と、該系統に接続された蓄電装置とを制御する電力管理装置であって、翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得する通信部と、前記系統への売電単価と、前記系統からの割安の買電単価及び割高の買電単価とを記憶する記憶部と、前記出力抑制情報を取得すると、前記出力抑制の実行の有無に関わらず経済的損失が所定範囲内に収まるように、前記割安の買電単価で買電して前記蓄電装置を充電する際の所定の充電量を算出する制御部とを備えるものである。

また、本発明の実施形態に係る電力管理装置は、分散電源が発電した直流電力を交流電力に変換して、系統に逆潮流、又は、該系統に接続された負荷に供給可能な電力変換装置と、該系統に接続されたＨＰ式給湯装置とを制御する電力管理装置であって、翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得する通信部と、前記系統への売電単価と、前記系統からの割安の買電単価及び割高の買電単価とを記憶する記憶部と、前記出力抑制情報を取得すると、前記出力抑制の実行の有無に関わらず経済的損失が所定範囲内に収まるように、前記割安の買電単価で買電して前記ＨＰ式給湯装置を湯沸かしする際の所定の湯沸かし量を算出する制御部とを備えるものである。

また、本発明の実施形態に係る電力変換装置は、系統に接続された蓄電装置を制御する電力変換装置であって、分散電源が発電した直流電力を交流電力に変換して、前記系統に逆潮流、又は、前記系統に接続された負荷に供給可能な電力変換部と、翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得する通信部と、前記系統への売電単価と、前記系統からの割安の買電単価及び割高の買電単価とを記憶する記憶部と、前記出力抑制情報を取得すると、前記出力抑制の実行の有無に関わらず経済的損失が所定範囲内に収まるように、前記割安の買電単価で買電して前記蓄電装置を充電する際の所定の充電量を算出する制御部とを備えるものである。

また、本発明の実施形態に係る電力変換装置は、系統に接続されたＨＰ式給湯装置を制御する電力変換装置であって、分散電源が発電した直流電力を交流電力に変換して、前記系統に逆潮流、又は、前記系統に接続された負荷に供給可能な電力変換部と、翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得する通信部と、前記系統への売電単価と、前記系統からの割安の買電単価及び割高の買電単価とを記憶する記憶部と、前記出力抑制情報を取得すると、前記出力抑制の実行の有無に関わらず経済的損失が所定範囲内に収まるように、前記割安の買電単価で買電して前記ＨＰ式給湯装置を湯沸かしする際の所定の湯沸かし量を算出する制御部とを備えるものである。

本発明の実施形態に係る電力管理装置及び電力変換装置によれば、翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得した場合に、実際の出力抑制の実行の有無に関わらず、経済的損失を低減することができる。

本発明の第１実施形態に係る電力制御システムの概略構成を示す図である。 従来の蓄電装置の充放電の様子の一例を示す図である。 出力抑制情報を取得し、出力抑制が実行された場合における蓄電装置の充放電の様子の一例を示す図である。 出力抑制情報を取得し、出力抑制が実行されなかった場合における蓄電装置の充放電の様子の一例を示す図である。 出力抑制情報を取得し、出力抑制が実行された場合における蓄電装置の充放電の様子の他の例を示す図である。 図１に示す電力制御システムにおいて、出力抑制情報を取得し、出力抑制が実行された場合における蓄電装置の充放電の様子の一例を示す図である。 図１に示す電力制御システムにおいて、出力抑制情報を取得し、出力抑制が実行されなかった場合における蓄電装置の充放電の様子の一例を示す図である。 出力抑制の実施率と経済的損失との対応を示す表の一例である。 図１に示す電力管理装置の動作の一例を示すフローチャートである。 本発明の第２実施形態に係る電力制御システムの概略構成を示す図である。 本発明の第３実施形態に係る電力制御システムの概略構成を示す図である。 ＨＰ式給湯装置における従来の湯沸かしの様子の一例を示す図である。 出力抑制情報を取得し、出力抑制が実行された場合におけるＨＰ式給湯装置の湯沸かしの様子の一例を示す図である。 出力抑制情報を取得し、出力抑制が実行されなかった場合におけるＨＰ式給湯装置の湯沸かしの様子の一例を示す図である。 出力抑制情報を取得し、出力抑制が実行された場合におけるＨＰ式給湯装置の湯沸かしの様子の他の例を示す図である。 図１１に示す電力制御システムにおいて、出力抑制情報を取得し、出力抑制が実行された場合におけるＨＰ式給湯装置の湯沸かしの様子の一例を示す図である。 図１１に示す電力制御システムにおいて、出力抑制情報を取得し、出力抑制が実行されなかった場合におけるＨＰ式給湯装置の湯沸かしの様子の一例を示す図である。 図１１に示す電力管理装置の動作の一例を示すフローチャートである。 本発明の第４実施形態に係る電力制御システムの概略構成を示す図である。

以下、本発明の実施形態について、図面を参照して説明する。

［第１実施形態］
図１は、本発明の第１実施形態に係る電力制御システム１の概略構成を示す図である。図１において、各機能ブロックを結ぶ実線は主に電力線を示し、破線は主に通信線又は信号線を示す。

電力制御システム１は、電力管理装置１０と、太陽光発電装置２０と、電力変換装置３０と、負荷４０と、蓄電装置５０とを備える。

電力管理装置１０は、図示しない配信サーバから出力抑制情報を取得すると、出力抑制が実行される前に割安の買電単価で充電しておく蓄電装置５０の所定の充電量を算出する。なお、本明細書の第１実施形態から第４実施形態の説明においては、電力制御システムの所有者である一般家庭などは、時間帯別電灯契約をしているものとし、昼間時間帯及び夜間時間帯における買電単価、ならびに、系統６０（電力会社）への売電単価は以下のようになっているものとする。
昼間時間帯（７：００〜２３：００）買電単価： ３０円／ｋＷｈ
夜間時間帯（２３：００〜７：００）買電単価： １１円／ｋＷｈ）
売電単価： ３５円／ｋＷｈ
上記のように、通常、昼間時間帯は割高の買電単価であり、夜間時間帯は割安の買電単価である。なお、上記単価は、説明のための一例として用いているものであり、これに限定されるものではない。

ここで、配信サーバは、電力会社のサーバから出力抑制情報を取得しているものとする。なお、電力管理装置１０は、配信サーバからではなく電力会社のサーバから直接出力抑制情報を取得してもよい。また、「出力抑制情報」は、翌日に出力抑制が実行されることを予告する情報であるが、出力抑制が予告された当日に実際に出力抑制が実行されるとは限らない。実際に出力抑制が実行される場合は、電力会社のサーバに、出力抑制を指令する「出力抑制信号」が、出力抑制の開始３０分前までに公開されるので、電力管理装置１０は配信サーバから出力抑制信号を取得する。なお、出力抑制信号についても、電力管理装置１０は、配信サーバからではなく電力会社のサーバから直接取得してもよい。

電力管理装置１０は、出力抑制当日に配信サーバから出力抑制信号を取得すると、太陽光発電装置２０による発電電力を系統６０に逆潮流させないように電力変換装置３０を制御する。

電力管理装置１０の構成及び機能の詳細については後述する。

太陽光発電装置２０は、太陽光のエネルギーから直流電力を発電し、電力変換装置３０に供給する。なお、太陽光発電装置２０は、分散電源の一例として示したものであり、電力会社との契約条件によっては、他の種類の分散電源、例えば風力発電装置等であってもよい。

電力変換装置３０は、太陽光発電装置２０から供給される直流電力を交流電力に変換し、負荷４０に供給する。また、電力変換装置３０は、負荷４０に供給しても余った余剰電力を系統６０（電力会社）に逆潮流させて売電する。また、電力変換装置３０は、負荷４０に供給しても余った余剰電力を、蓄電装置５０に充電する。

負荷４０は、系統６０に接続された例えば電気機器などである。図１においては２台の負荷４０が系統６０に接続されている様子を示しているが、負荷４０は任意の台数であってもよい。

蓄電装置５０は、系統６０に接続して用いられ、放電電力によって負荷４０に電力を供給することができる。また、蓄電装置５０は、太陽光発電装置２０から電力変換装置３０を介して供給される電力又は系統６０から供給される電力によって充電することができる。なお、蓄電装置５０を充電動作させている場合は、蓄電装置５０も負荷の一種とみなすことができる。

（従来の蓄電装置の制御）
ここで、第１実施形態に係る電力管理装置１０の構成及び機能の詳細について説明する前に、図２〜図５を参照して、従来の蓄電装置の制御について説明する。

図２は、出力抑制がない２日間における電力量の時間依存を示したグラフである。図２において、蓄電装置の定格容量は７．２ｋＷｈであり、１００％を放電する制御をしているものとする。なお、以後の他の図の説明においても、蓄電装置の定格容量は７．２ｋＷｈであるものとする。

図２に示すように、通常、２３時〜７時までの夜間時間帯の間に割安の買電単価で蓄電装置を７．２ｋＷｈ分だけ充電する。また、太陽光発電装置の発電電力が負荷の消費電力を上回っている間は、余剰電力を逆潮流させて売電する。図２に示す例においては、７時〜１６時までの時間帯で、太陽光発電装置の発電電力は１９．２ｋＷｈであり、負荷の消費電力は１１ｋＷｈである。そのため、余剰電力は１９．２−１１＝８．２ｋＷｈであり、８．２ｋＷｈが余剰電力として売電される。

また、太陽光発電装置の発電電力が負荷の消費電力を下回るようになると、蓄電装置に割安の買電単価で充電しておいた電力を負荷に給電する。図２に示す例においては、１６時〜２３時までの間に、蓄電装置に充電していた７．２ｋＷｈの電力を負荷に給電している。

なお、図２に示す例においては、１９時〜２３時において、蓄電装置の給電電力を負荷の消費電力が上回っているため、不足分を割高の買電単価で買電している。

図３は、出力抑制情報を取得した場合における、出力抑制情報取得日と、出力抑制が予告された当日との２日間における電力量の時間依存を示したグラフである。

出力抑制を指令する出力抑制信号を取得した場合、出力抑制を指定されている時間帯においては、太陽光発電装置の発電電力が負荷の消費電力を上回っていても系統に逆潮流させて売電することができない。この場合、余剰電力を何らかの負荷に供給できないと、余剰電力が無駄になってしまう。図３に示す例においては、それを防ぐため、出力抑制情報を取得した日の２３時から翌日の７時までの間に割安の買電単価で蓄電装置を充電することをやめて蓄電装置を空にしておき、出力抑制当日の余剰電力によって蓄電装置を充電している。

図３に示す例においては、出力抑制当日の９時〜１４時までの間が出力抑制時間となっており、この時間帯の余剰電力の７．２ｋＷｈ分で蓄電装置を充電している。これにより、余剰電力のうち７．２ｋＷｈ分は無駄にすることなく有効に活用することができる。８．２ｋＷｈが余剰電力であったとすると、８．２−７．２＝１．０ｋＷｈ分は無駄となってしまうが、８．２ｋＷｈ全てを無駄にするよりは遙かに余剰電力を有効に活用することができる。

図３に示す例においては、出力抑制当日の余剰電力で蓄電装置に充電した７．２ｋＷｈの電力によって、１６時〜２３時までの間に負荷に給電している。

図３は、出力抑制情報を取得した翌日に、実際に出力抑制が実行されたため、蓄電装置を空にしておいたことによって余剰電力を有効に活用して蓄電装置を充電することができたケースである。しかしながら、出力抑制情報を取得しても、翌日に出力抑制が実行されない場合もある。図４は、そのような状況を示した図である。

図４に示す例においては、出力抑制情報を取得したため、図３に示した場合と同様に、出力抑制情報を取得した日の２３時から翌日の７時までの間に蓄電装置を充電することをやめて蓄電装置を空にしている。

しかしながら、図４に示す例においては、出力抑制情報を取得した翌日に、実際には出力抑制が実行されなかった。そのため、太陽光発電装置の発電電力が負荷の消費電力を上回った余剰電力は、系統に逆潮流させて売電している。その結果、蓄電装置が空の状態で、太陽光発電電力が負荷の消費電力を下回る１６時以降の時間を迎えるため、昼間時間帯の割高の買電単価で買電をすることとなってしまい、割安単価で蓄電装置を充電して負荷に電力を供給することによる経済的効果が得られなくなる。

なお、図４に示すような出力抑制が実行されなかったケースにおいては、余剰電力を系統に売電する代わりに蓄電装置に充電することも考えられる。しかしながら、売電単価は３５円／ｋＷｈで、昼間時間帯の買電単価３０円／ｋＷｈを上回っているため、出力抑制が実行されなかった場合は、余剰電力を、蓄電装置の充電よりは売電にまわした方が、経済的損失が小さくなると判定し、売電優先の制御を選択する。

図５は、出力抑制情報を取得したものの、実際には出力抑制が実行されないと予測して、蓄電装置を空にしておかなかった場合を示す図である。

図５に示す例においては、出力抑制が実行されないと予測し、出力抑制情報を取得した日の２３時から翌日の７時までの夜間時間帯の間に割安の買電単価で蓄電装置を７．２ｋＷｈ分だけ充電している。

しかしながら、図５に示す例においては、出力抑制当日の９時〜１４時の間において出力抑制が実行されたため、この間の余剰電力８．２ｋＷｈは売電できなかった。また、蓄電装置は容量である７．２ｋＷｈが充電されてしまっているため、余剰電力で蓄電装置を充電することもできず、余剰電力が無駄になってしまっている。

このように、出力抑制は、出力抑制情報を取得した翌日に必ずしも実行されるわけではないため、出力抑制が実際に実行されるか否かの予測が外れると、経済的損失が大きくなってしまう。本発明は、出力抑制が実際に実行されるか否かに関わらず、経済的損失を低減することを目的とするものである。

（電力管理装置の構成及び機能）
ここで図１を再び参照し、電力管理装置１０の構成及び機能について説明する。電力管理装置１０は、通信部１１、記憶部１２、発電電力取得部１３、消費電力取得部１４及び制御部１５を備える。

通信部１１は、インターネットなどのネットワークを介して配信サーバと通信可能であり、配信サーバから、翌日に出力抑制が実行されることを予告する「出力抑制情報」を取得する。また、通信部１１は、配信サーバから、出力抑制を指令する「出力抑制信号」を取得する。なお、出力抑制情報及び出力抑制信号の送信元は配信サーバに限定されるものではなく、通信部１１は、電力会社のサーバなどからネットワークを介して出力抑制情報及び出力抑制信号を取得してもよい。

記憶部１２は、各種メモリ等で構成されている。記憶部１２は、過去の太陽光発電装置２０の発電量の実績値や、過去の負荷４０の消費電力量の実績値などを記憶している。また、記憶部１２は、過去に実行された出力抑制の時間帯の実績値を記憶している。また、記憶部１２は、時間帯別電灯契約における昼間時間帯及び夜間時間帯における買電単価、また、売電単価を記憶している。なお、買電単価及び売電単価は、国策によって定期的に改定されるため、記憶部１２は、インターネット等の通信手段を利用して情報を定期的に取得し、最新の買電単価及び売電単価に情報を定期的に更新していることが好ましい。また、記憶部１２は、出力抑制を実行する時間帯を予測する際に使用する値として、固定の時間帯を記憶していてもよい。

発電電力取得部１３は、太陽光発電装置２０から太陽光発電装置２０の発電電力量の情報を取得し、制御部１５を介して記憶部１２に記憶する。

消費電力取得部１４は、負荷４０から消費電力の情報を取得し、制御部１５を介して記憶部１２に記憶する。

制御部１５は、電力管理装置１０全体を制御及び管理するものであり、例えばプロセッサにより構成することができる。

制御部１５は、通信部１１を介して、翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得すると、翌日の太陽光発電装置２０の発電電力量を時刻ごとに予測する。制御部１５は、様々な方法によって翌日の太陽光発電装置２０の発電電力量を予測することができる。例えば、制御部１５は、出力抑制情報を取得した日の太陽光発電装置２０の発電電力量に基づいて、翌日の太陽光発電装置２０の発電電力量を予測してもよい。また、制御部１５は、気象庁などの天気情報を提供しているサーバから、翌日の日射量予測の情報を取得して、その情報に基づいて、翌日の太陽光発電装置２０の発電電力量を予測してもよい。

制御部１５は、通信部１１を介して、翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得すると、翌日の負荷４０の消費電力量を時刻ごとに予測する。制御部１５は、様々な方法によって翌日の負荷４０の消費電力量を予測することができる。例えば、制御部１５は、出力抑制情報を取得した日の負荷４０の消費電力量に基づいて、翌日の負荷４０の消費電力量を予測してもよい。また、制御部１５は、負荷４０の消費電力量の１ヶ月の平均値などに基づいて、翌日の負荷４０の消費電力量を予測してもよい。

制御部１５は、通信部１１を介して、翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得すると、翌日のどの時間帯に出力抑制が実行されるかを予測する。制御部１５は、様々な方法によって翌日のどの時間帯に出力抑制が実行されるかを予測することができる。例えば、制御部１５は、翌日の時刻ごとの太陽光発電装置２０の発電電力量の予測値に基づいて、出力抑制が実行される時間帯を予測してもよい。また、制御部１５は、前回出力抑制が実行された時間帯に基づいて、翌日のどの時間帯に出力抑制が実行されるかを予測してもよい。また、制御部１５は、固定の時間帯を、翌日の出力抑制が実行される時間帯の予測値として用いてもよい。また、出力抑制情報に実施時刻の情報が含まれていれば、その時間帯を予測値として用いてもよい。

制御部１５は、通信部１１を介して、翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得すると、翌日の発電電力量、翌日の消費電力量、及び、翌日の出力抑制時間帯の予測値に基づいて、各条件での経済的損失を算出する。ここで、各条件とは、例えば以下の４通りである。
条件１：出力抑制が実行され、蓄電装置５０を空にしていた場合
条件２：出力抑制が実行され、蓄電装置５０をフル充電していた場合
条件３：出力抑制が実行されず、蓄電装置５０を空にしていた場合
条件４：出力抑制が実行されず、蓄電装置５０をフル充電していた場合

制御部１５は、上記の各条件における経済的損失の値に基づいて、出力抑制情報を取得後、出力抑制が実行される前に、割安単価で蓄電装置５０を充電しておく際の、所定の充電量を算出する。この際、制御部１５は、記憶部１２に記憶されている買電単価（昼間時間帯及び夜間時間帯）、売電単価を参照する。

制御部１５は、出力抑制が実際に実行されるか否かに関わらず、経済的損失が所定範囲内に収まるように、蓄電装置５０の所定の充電量を算出する。なお、経済的損失の所定範囲は予め任意の値を設定しておくことができる。

制御部１５は、所定の充電量を算出する際、蓄電装置５０の入力定格値も考慮する。制御部１５は、余剰電力で蓄電装置５０を充電する際、入力定格値の範囲内で蓄電装置５０を充電できるように、所定の充電量を小さくし過ぎないように算出する。

なお、制御部１５は、蓄電装置５０の充放電効率（通常、０．８８３程度）も考慮して、所定の充電量を算出してもよい。

制御部１５は、通信部１１を介して、出力抑制を指令する出力抑制信号を取得すると、出力抑制信号によって指定された時間帯は系統６０に太陽光発電装置２０の発電電力を逆潮流させないように電力変換装置３０を制御する。例えば、９時〜１４時の時間帯において出力抑制することを指令する出力抑制信号を取得した場合、制御部１５は、９時〜１４時の間は系統６０に太陽光発電装置２０の発電電力を逆潮流させないように電力変換装置３０を制御する。この際、制御部１５は、図示しない電流センサによって系統６０への逆潮流電流を取得し、逆潮流電流がゼロになるように電力変換装置３０を制御する。

図６及び図７を参照して、出力抑制情報を取得して、制御部１５が、所定の充電量として２．８ｋＷｈで蓄電装置５０を充電した場合の例を示す。

図６は、出力抑制情報を取得した翌日に、実際に出力抑制が実行された場合の例を示す図である。

この場合、出力抑制が指定された９時〜１４時の時間帯においては、太陽光発電装置２０の発電電力が負荷４０の消費電力を上回っていても系統６０に逆潮流させて売電することができないため、制御部１５は、系統６０に逆潮流させないように電力変換装置３０を制御する。

また、この際、蓄電装置５０は、容量の７．２ｋＷｈに対し、２．８ｋＷｈしか充電されていないため、あと４．４ｋＷｈの充電が可能である。したがって、制御部１５は、出力抑制が実行されている９時〜１４時の間の余剰電力で、蓄電装置５０を充電するように制御する。これにより、９時〜１４時の間における８．２ｋＷｈの余剰電力のうち、４．４ｋＷｈは有効利用することが可能となる。８．２ｋＷｈが余剰電力であったとすると、８．２−４．４＝３．８ｋＷｈ分は無駄となってしまうが、８．２ｋＷｈ全てを無駄にするよりは余剰電力を有効に活用することができる。このように、余剰電力の一部を有効利用できるため経済的損失を低減することができる。

図６に示す例においては、出力抑制の前に夜間時間帯の割安の買電単価で蓄電装置５０に充電した２．８ｋＷｈと、出力抑制当日の余剰電力で蓄電装置５０に充電した４．４ｋＷｈの合計電力である７．２ｋＷｈによって、１６時〜２３時までの間に負荷４０に給電する。これにより、１６時〜２３時までの間に昼間時間帯の割高の買電単価で電力を購入する量を減らして、経済的損失を小さくすることができる。

図７は、出力抑制情報を取得した翌日に、実際には出力抑制が実行されなかった場合の例を示す図である。

この場合、太陽光発電装置２０の発電電力が負荷４０の消費電力を上回っている時間帯においては、余剰電力を、系統６０に逆潮流させて売電することができるため、制御部１５は、系統６０に逆潮流させて売電するように電力変換装置３０を制御する。

この場合、余剰電力は蓄電装置５０への充電ではなく売電に利用するため、蓄電装置５０の充電量は２．８ｋＷｈのままである。

図７に示す例においては、出力抑制の前に夜間時間帯の割安の買電単価で蓄電装置５０に充電した２．８ｋＷｈでは、１６時〜２３時までの間に負荷に給電するための電力量が不足しているため、割高の昼間時間帯の単価で４．４ｋＷｈ分だけ買電する。しかしながら、蓄電装置５０を空にしている場合に比べれば、割高の買電単価で買電する電力量を、７．２ｋＷｈから４．４ｋＷｈまで低減することができ、その分だけ、経済的損失を小さくすることができる。

図６及び図７に示す例においては、所定の充電量として２．８ｋＷｈ分だけ蓄電装置５０を充電する場合を一例として示したが、所定の充電量を増減することによって、出力抑制あり／出力抑制なしのそれぞれの場合における経済的損失をコントロールすることができる。

例えば、所定の充電量を増やせば、出力抑制がなかった場合の経済的損失を低減することができるが、出力抑制があった場合の経済的損失は増加する。また、所定の充電量を減らせば、出力抑制があった場合の経済的損失を低減することができるが、出力抑制がなかった場合の経済的損失は増加する。

なお、図６及び図７に示すように、フル充電でなくても所定量だけ蓄電装置５０を充電するように制御することは、非常時への備えともなるので、この観点からも好ましい。

制御部１５は、出力抑制情報を取得した場合に実際に出力抑制が実行される確率（以下「抑制実施率」と称する）に基づいて、経済的損失を算出することができる。この抑制実施率は、電力会社が最大３６０時間の出力抑制が実施可能な規制下において、１日当りの抑制時間から全体の日数（回数）を算出している。本例においては、１日当りの出力抑制が最大６時間までであると仮定して６０日（回）とした。図８に、抑制実施率と経済的損失との対応を示す表の一例を示す。なお、図８に示す金額は、出力抑制情報を６０日（６０回）取得した場合の、経済的損失の合計値を示したものである。例えば、抑制実施率９０％の欄には、出力抑制情報を６０日取得したうちの９０％（５４日）で出力抑制が実行され、出力抑制情報を６０日取得したうちの１０％（６日）で出力抑制が実行されなかった場合の経済的損失の合計値が示されている。なお、抑制実施率は実施時間と非実施時間のように時間単位としてもよい。

図８に示す例においては、出力抑制情報を取得後、出力抑制の実行前に、蓄電装置５０を空にしておいた場合と、２．８ｋＷｈ充電しておいた場合との２通りの場合の経済的損失を示している。

なお、図８に示す例においては、前提として、蓄電装置５０の定格容量は７．２ｋＷｈであり、抑制当日における太陽光発電装置２０の発電電力の余剰分は８．２ｋＷｈとしている。

例えば、蓄電装置５０を空にし、抑制実施率が１００％である場合、抑制ありの場合の経済的損失は１２４６８円となっている。これは、以下のように算出している。

まず、１日分の経済的損失を算出する。
出力抑制により余剰電力を売電できなくなった損失が、
８．２［ｋＷｈ］×３５［円／ｋＷｈ］＝２８７［円］
である。また、割安の単価で買電して蓄電装置５０を充電することをせず、余剰電力により充電したので、これにより買電せずに済んだ分が、
７．２［ｋＷｈ］×１１［円／ｋＷｈ］＝７９．２［円］
である。したがって、１日あたりの経済的損失は、
２８７−７９．２＝２０７．８［円］
である。これが、６０日分であるので、
２０７．８［円］×６０＝１２４６８［円］
である。

また、例えば、蓄電装置５０を空にし、抑制実施率が０％である場合、抑制なしの場合の経済的損失は８２０８円となっている。これは、以下のように算出している。

まず、１日分の経済的損失を算出する。
余剰電力は売電できるので、売電量の減少による経済的損失は発生しない。ただし、蓄電装置５０が充電できなかったので、蓄電装置５０を割安の単価１１［円／ｋＷｈ］で買電して充電して負荷４０に給電することにより、割高の単価３０［円／ｋＷｈ］で負荷４０に供給するための電力を買電せずに済むという効果が得られなかった。これによる経済的損失が、
７．２［ｋＷｈ］×（３０−１１）［円／ｋＷｈ］＝１３６．８［円］
である。したがって、１日あたりの経済的損失は、１３６．８［円］であり、これが、６０日分であるので、
１３６．８［円］×６０＝８２０８［円］
である。

抑制実施率が１０〜９０％における損失は、抑制ありの金額と抑制なしの金額を、その比率で乗算して足しあわして算出している。例えば、抑制実施率が８０％の場合、
１２４６８［円］×０．８＋８２０８［円］×（１−０．８）＝１１６１６［円］
である。

また、例えば、蓄電装置５０を２．８ｋＷｈ充電し（４．４ｋＷｈが空き）、抑制実施率が１００％である場合、抑制ありの場合の経済的損失は１４３１６円となっている。これは、以下のように算出している。

まず、１日分の経済的損失を算出する。
出力抑制により余剰電力を売電できなくなった損失が、
８．２［ｋＷｈ］×３５［円／ｋＷｈ］＝２８７［円］
である。また、また、４．４ｋＷｈ分については、割安の単価で買電して蓄電装置５０を充電することをせず、余剰電力により充電したので、これにより買電せずに済んだ分が、
４．４［ｋＷｈ］×１１［円／ｋＷｈ］＝４８．４［円］
である。したがって、１日あたりの経済的損失は、
２８７−４８．４＝２３８．６［円］
である。これが、６０日分であるので、
２３８．６［円］×６０＝１４３１６［円］
である。

また、例えば、蓄電装置５０を２．８ｋＷｈ充電し（４．４ｋＷｈが空き）、抑制実施率が０％である場合、抑制なしの場合の経済的損失は５０１６円となっている。これは、以下のように算出している。

まず、１日分の経済的損失を算出する。
余剰電力は売電できるので、売電量の減少による経済的損失は発生しない。ただし、蓄電装置５０の４．４ｋＷｈ分が空きとなっているので、蓄電装置５０を割安の単価１１［円／ｋＷｈ］で買電して充電して負荷４０に給電することにより、割高の単価３０［円／ｋＷｈ］で負荷４０に供給するための電力を買電せずに済むという効果が、４．４［ｋＷｈ］分だけ得られなかった。これによる経済的損失が、
４．４［ｋＷｈ］×（３０−１１）［ｋＷｈ／円］＝８３．６［円］
である。したがって、１日あたりの経済的損失は、８３．６［円］であり、これが、６０日分であるので、
８３．６［円］×６０＝５０１６［円］
である。

抑制実施率が１０〜９０％における損失は、抑制ありの金額と抑制なしの金額を、その比率で乗算して足しあわして算出している。例えば、抑制実施率が８０％の場合、
１４３１６［円］×０．８＋５０１６［円］×（１−０．８）＝１２４５６［円］
である。

図８に示すように、抑制実施率が高い場合は、蓄電装置５０を空にしておく方が経済的損失は小さいが、抑制実施率が低い場合は、蓄電装置５０を２．８ｋＷｈ分だけ充電しておく方が経済的損失は小さい。図８に示す例では、抑制実施率が６０％以下になると、蓄電装置５０を空にしておくよりも、２．８ｋＷｈ分だけ充電しておく方が経済的損失は小さい。

制御部１５は、図８に示すような値を算出することで、それまでの抑制実施率の実績により、どのように蓄電装置５０を充電させておくことによって、経済的損失を所定範囲内に収めることができるか算出することができる。制御部１５は、この算出結果によって、それまでの抑制実施率の実績に基づいて、蓄電装置５０の所定の充電量を決定することができる。

制御部１５は、抑制実施率が高い場合は所定の充電量を小さくし、抑制実施率が低い場合は所定の充電量を大きくするように制御することにより、経済的損失を低減することができる。

なお、上述の例では、所定の６０日間において算出された抑制実施率を参照して充電量を制御していたが、これに限られない。例えば、ユーザーが適宜設定する日数に基づいて、出力制御情報が取得された日の前日までの出力抑制情報の回数に対して実際に出力抑制が実行された回数の割合で算出すればよい。すなわち、抑制実施率とは、過去において出力抑制情報を取得した日に対して、出力抑制が実行された日の割合（出力抑制の実行の有無）に相当する。また、抑制実施率は、出力抑制が実施される同じ年内のデータを参照してもよいし、１年前のデータなどを参照して１日当りの抑制実施時間の平均日数（回数）を参照してもよい。

図９に示すフローチャートを参照して、第１実施形態に係る電力管理装置１０の動作の一例について説明する。

制御部１５は、翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得すると（ステップＳ１０１）、翌日の太陽光発電装置２０の発電電力量を時刻ごとに予測する（ステップＳ１０２）。また、制御部１５は、翌日の負荷４０の消費電力量を時刻ごとに予測する（ステップＳ１０３）。また、制御部１５は、翌日のどの時間帯に出力抑制が実行されるかを予測する（ステップＳ１０４）。なお、ステップＳ１０２〜Ｓ１０４の処理の順番はこの順番に限らず任意の順番で実行してよい。

続いて、制御部１５は、翌日の発電電力量、翌日の消費電力量、及び、翌日の出力抑制時間帯の予測値に基づいて、各条件での経済的損失を算出する（ステップＳ１０５）。ここで、各条件とは、例えば以下の４通りである。
条件１：出力抑制が実行され、蓄電装置５０を空にしていた場合
条件２：出力抑制が実行され、蓄電装置５０をフル充電していた場合
条件３：出力抑制が実行されず、蓄電装置５０を空にしていた場合
条件４：出力抑制が実行されず、蓄電装置５０をフル充電していた場合

制御部１５は、ステップＳ１０５で算出した各条件における経済的損失の値に基づいて、出力抑制が実行される前に、割安単価で蓄電装置５０を充電しておく際の、所定の充電量を算出する（ステップＳ１０６）。

制御部１５は、ステップＳ１０６で算出した所定の充電量で出力抑制が実行される前に蓄電装置５０を充電した場合、出力抑制の実行の有無に関わらず経済的損失が所定の範囲内となるか否かを判定する（ステップＳ１０７）。

経済的損失が所定の範囲内にならないと判定した場合（ステップＳ１０７：Ｎｏ）、制御部１５は、ステップ１０６に戻り、蓄電装置５０の所定の充電量を再度算出する。

経済的損失が所定の範囲内になると判定した場合（ステップＳ１０７：Ｙｅｓ）、制御部１５は、蓄電装置５０を所定の充電量で充電するように制御する（ステップＳ１０８）。

制御部１５は、出力抑制情報を取得した翌日に、出力抑制を指令する出力抑制信号を取得した場合、すなわち出力抑制が実行された場合（ステップＳ１０９：Ｙｅｓ）、系統６０に逆潮流させないように電力変換装置３０を制御し、蓄電装置５０がフル充電状態になるまで、余剰電力で蓄電装置５０を充電する（ステップＳ１１０）。

制御部１５は、出力抑制情報を取得した翌日に、出力抑制を指令する出力抑制信号を取得しなかった場合、すなわち出力抑制が実行されなかった場合（ステップＳ１０９：Ｎｏ）、太陽光発電装置２０の発電電力の余剰電力を、系統６０に逆潮流させて売電する（ステップＳ１１１）。

このように、本実施形態によれば、電力管理装置１０の制御部１５は、出力抑制情報を取得すると、出力抑制の実行の有無に関わらず経済的損失が所定範囲内に収まるように、割安の買電単価で買電して蓄電装置５０を充電する際の所定の充電量を算出する。これにより、出力抑制情報を取得した場合に、実際の出力抑制の実行の有無に関わらず、経済的損失を低減することができる。

また、制御部１５は、翌日の負荷４０の消費電力量の予測値と、翌日の太陽光発電装置２０の発電電力量の予測値と、翌日の出力抑制が実行される時間帯の予測値と、売電単価と、割安の買電単価と、割高の買電単価とに基づいて、出力抑制前に充電する蓄電装置５０の所定の充電量を算出する。これにより、出力抑制情報を取得した場合に、実際の出力抑制の実行の有無に関わらず、高い精度で経済的損失を低減することができる。

［第２実施形態］
図１０は、本発明の第２実施形態に係る電力制御システム２の概略構成を示す図である。図１０において、各機能ブロックを結ぶ実線は主に電力線を示し、破線は主に通信線又は信号線を示す。

電力制御システム２は、太陽光発電装置２０と、負荷４０と、蓄電装置５０と、電力変換装置７０とを備える。

電力変換装置７０は、通信部７１、記憶部７２、発電電力取得部７３、消費電力取得部７４、制御部７５及び電力変換部７６を備える。

第２実施形態は、電力変換装置７０が、自身の内部に、通信部７１、記憶部７２、発電電力取得部７３、消費電力取得部７４及び制御部７５を備えるという点で、第１実施形態の構成と相違する。第２実施形態の通信部７１、記憶部７２、発電電力取得部７３、消費電力取得部７４及び制御部７５は、第１実施形態の通信部１１、記憶部１２、発電電力取得部１３、消費電力取得部１４及び制御部１５と、それぞれ対応し、同様の機能を有するものであるため説明を省略する。

また第２実施形態の電力変換部７６は、第１実施形態の電力変換装置３０と同様の機能を有するものであるため説明を省略する。

［第３実施形態］
図１１は、本発明の第３実施形態に係る電力制御システム３の概略構成を示す図である。図１１において、各機能ブロックを結ぶ実線は主に電力線を示し、破線は主に通信線又は信号線を示す。

電力制御システム３は、電力管理装置１０と、太陽光発電装置２０と、電力変換装置３０と、負荷４０と、ＨＰ（Heat Pump：ヒートポンプ）式給湯装置８０とを備える。

第３実施形態に係る電力制御システム３は、特に、蓄電装置５０の代わりにＨＰ式給湯装置８０を備えるという点で、第１実施形態に係る電力制御システム１と相違する。第３実施形態においては、第１実施形態と相違する部分について主に説明し、第１実施形態と共通又は類似する内容については、適宜、説明を省略する。

ＨＰ式給湯装置８０は、系統６０に接続して用いられ、電気を利用してお湯を沸かし、沸かしたお湯を貯湯しておくことができるものである。ＨＰ式給湯装置８０は、湯沸かしする時間をある程度自由に選択することができるため、通常、経済的効果が高くなる時間帯において湯沸かしが実行される。なお、図１１において、ＨＰ式給湯装置８０は、負荷４０と分けて示しているが、ＨＰ式給湯装置８０も負荷の一種である。

（従来のＨＰ式給湯装置の制御）
ここで、第３実施形態に係る電力管理装置１０の構成及び機能の詳細について説明する前に、図１２〜図１５を参照して、従来のＨＰ式給湯装置の制御について説明する。

図１２は、出力抑制がない２日間における電力量の時間依存を示したグラフである。図１２において、ＨＰ式給湯装置は、１６．８ｋＷｈの電力で全量を湯沸かしできるものとする。なお、以後の他の図の説明においても、ＨＰ式給湯装置は、１６．８ｋＷｈの電力で全量を湯沸かしできるものとする。

図１２に示すように、通常、２３時〜７時までの夜間時間帯の間に割安の買電単価でＨＰ式給湯装置を１６．８ｋＷｈ分だけ湯沸かしする。また、太陽光発電装置の発電電力が負荷の消費電力を上回っている間は、余剰電力を逆潮流させて売電する。図１２に示す例においては、７時〜１６時までの時間帯で、太陽光発電装置の発電電力は１９．２ｋＷｈであり、負荷４０の消費電力は１１ｋＷｈである。そのため、余剰電力は１９．２−１１＝８．２ｋＷｈであり、８．２ｋＷｈが余剰電力として売電される。

図１３は、出力抑制情報を取得した場合における、出力抑制情報取得日と、出力抑制が予告された当日との２日間における電力量の時間依存を示したグラフである。

出力抑制を指令する出力抑制信号を取得した場合、出力抑制を指定されている時間帯においては、太陽光発電装置の発電電力が負荷の消費電力を上回っていても系統に逆潮流させて売電することができない。この場合、余剰電力を何らかの負荷に供給できないと、余剰電力が無駄になってしまう。図１３に示す例においては、それを防ぐため、出力抑制情報を取得した日の２３時から翌日の７時までの間の電力で、ＨＰ式給湯装置の全量を湯沸かしすることをやめて、出力抑制当日の余剰電力によって、残りの分を湯沸かししている。

図１３に示す例においては、出力抑制当日の９時〜１４時までの間が出力抑制時間となっており、この時間帯の余剰電力の７．２ｋＷｈ分でＨＰ式給湯装置の湯沸かしをしている。これにより、余剰電力のうち７．２ｋＷｈ分は無駄にすることなく有効に活用することができる。８．２ｋＷｈが余剰電力であったとすると、８．２−７．２＝１．０ｋＷｈ分は無駄となってしまうが、８．２ｋＷｈ全てを無駄にするよりは遙かに余剰電力を有効に活用することができる。

図１３は、出力抑制情報を取得した翌日に、実際に出力抑制が実行されたため、余剰電力を有効に活用してＨＰ式給湯装置の湯沸かしをすることができたケースである。しかしながら、出力抑制情報を取得しても、翌日に出力抑制が実行されない場合もある。図１４は、そのような状況を示した図である。

図１４に示す例においては、出力抑制情報を取得したため、図１３に示した場合と同様に、出力抑制情報を取得した日の２３時から翌日の７時までの間の電力でＨＰ式給湯装置の全量を湯沸かしすることをやめている。

しかしながら、図１４に示す例においては、出力抑制情報を取得した翌日に、実際には出力抑制が実行されなかった。そのため、太陽光発電装置の発電電力が負荷の消費電力を上回った余剰電力は、系統に逆潮流させて売電している。その結果、ＨＰ式給湯装置の全量が湯沸かしできていない状態で、太陽光発電電力が負荷の消費電力を下回る１６時以降の時間を迎えるため、昼間時間帯の割高の買電単価で買電して、残りの分を湯沸かしすることとなってしまっている。

なお、図１４に示すような出力抑制が実行されなかったケースにおいては、余剰電力を系統に売電する代わりにＨＰ式給湯装置の湯沸かしをすることも考えられる。しかしながら、売電単価は３５円／ｋＷｈで、昼間時間帯の買電単価３０円／ｋＷｈを上回っているため、出力抑制が実行されなかった場合は、余剰電力を、ＨＰ式給湯装置の湯沸かしよりは売電にまわした方が、経済的損失が小さくなると判定し、売電優先の制御を選択する。

図１５は、出力抑制情報を取得したものの、実際には出力抑制が実行されないと予測して、出力抑制前にＨＰ式給湯装置の全量を湯沸かししておいた場合を示す図である。

図１５に示す例においては、出力抑制が実行されないと予測し、出力抑制情報を取得した日の２３時から翌日の７時までの夜間時間帯の間に割安の買電単価で、ＨＰ式給湯装置の全量を湯沸かししている。

しかしながら、図１５に示す例においては、出力抑制当日の９時〜１４時の間において出力抑制が実行されたため、この間の余剰電力８．２ｋＷｈは売電できなかった。また、ＨＰ式給湯装置は、全量が湯沸かしされてしまっているため、余剰電力でＨＰ式給湯装置を湯沸かしすることもできず、余剰電力が無駄になってしまっている。

（電力管理装置の構成及び機能）
ここで図１１を再び参照し、電力管理装置１０の構成及び機能について説明する。電力管理装置１０は、通信部１１、記憶部１２、発電電力取得部１３、消費電力取得部１４及び制御部１５を備える。

制御部１５は、通信部１１を介して、翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得すると、翌日の発電電力量、翌日の消費電力量、及び、翌日の出力抑制時間帯の予測値に基づいて、各条件での経済的損失を算出する。ここで、各条件とは、例えば以下の４通りである。
条件１：出力抑制が実行され、ＨＰ式給湯装置８０の湯沸かしを最小限にしていた場合
条件２：出力抑制が実行され、ＨＰ式給湯装置８０の全量を湯沸かししていた場合
条件３：出力抑制が実行されず、ＨＰ式給湯装置８０の湯沸かしを最小限にしていた場合
条件４：出力抑制が実行されず、ＨＰ式給湯装置８０の全量を湯沸かししていた場合
ここで、ＨＰ式給湯装置８０の湯沸かしを「最小限」にするとは、例えば、図１３に示した程度に湯沸かしした状態である（９．６ｋＷｈの電力で湯沸かし）。なお、太陽光発電装置２０の発電電力が１６．８ｋＷｈ以上得られる場合や、ＨＰ式給湯装置８０内に湯量・熱量が十分残っている場合には、湯沸しを全くしない選択も可能である。

制御部１５は、上記の各条件における経済的損失の値に基づいて、出力抑制情報を取得後、出力抑制が実行される前に、割安単価でＨＰ式給湯装置８０を湯沸かししておく際の、所定の湯沸かし量を算出する。この際、制御部１５は、記憶部１２に記憶されている買電単価（昼間時間帯及び夜間時間帯）、売電単価を参照する。

制御部１５は、出力抑制が実際に実行されるか否かに関わらず、経済的損失が所定範囲内に収まるように、ＨＰ式給湯装置８０の湯沸かし量を算出する。なお、経済的損失の所定範囲は予め任意の値を設定しておくことができる。

図１６及び図１７を参照して、出力抑制情報を取得して、制御部１５が、所定の湯沸かし量として１２．４ｋＷｈ分だけＨＰ式給湯装置８０を湯沸かしした場合の例を示す。

図１６は、出力抑制情報を取得した翌日に、実際に出力抑制が実行された場合の例を示す図である。

この場合、出力抑制が指定された９時〜１４時の時間帯においては、太陽光発電装置２０の発電電力が負荷４０の消費電力を上回っていても系統６０に逆潮流させて売電することができないため、制御部１５は、系統６０に逆潮流させないように電力変換装置３０を制御する。

また、この際、ＨＰ式給湯装置８０は、湯沸かしに１２．４ｋＷｈの電力しか用いられていないため、あと４．４ｋＷｈ分の電力を湯沸かしに利用可能である。したがって、制御部１５は、出力抑制が実行されている９時〜１４時の間の余剰電力で、ＨＰ式給湯装置８０を湯沸かしするように制御する。これにより、９時〜１４時の間における８．２ｋＷｈの余剰電力のうち、４．４ｋＷｈは有効利用することが可能となる。８．２ｋＷｈが余剰電力であったとすると、８．２−４．４＝３．８ｋＷｈ分は無駄となってしまうが、８．２ｋＷｈ全てを無駄にするよりは余剰電力を有効に活用することができる。このように、余剰電力の一部を有効利用できるため経済的損失を低減することができる。

図１７は、出力抑制情報を取得した翌日に、実際には出力抑制が実行されなかった場合の例を示す図である。

この場合、太陽光発電装置２０の発電電力が負荷４０の消費電力を上回っている時間帯においては、余剰電力を、系統６０に逆潮流させて売電することができるため、制御部１５は、系統６０に逆潮流させて売電するように電力変換装置３０を制御する。

この場合、余剰電力はＨＰ式給湯装置８０の湯沸かしではなく売電に利用するため、ＨＰ式給湯装置８０は全量が湯沸かしされた状態となっていない。

図１７に示す例においては、出力抑制の前に夜間時間帯の割安の買電単価でＨＰ式給湯装置８０を湯沸かしした１２．４ｋＷｈでは、全量を湯沸かしできていないため、割高の昼間時間帯の単価で４．４ｋＷｈ分だけ買電して湯沸かししている。しかしながら、ＨＰ式給湯装置８０を９．６ｋＷｈ分だけ湯沸かししていた場合に比べれば、割高の買電単価で買電する電力量を、７．２ｋＷｈから４．４ｋＷｈまで低減することができ、その分だけ、経済的損失を小さくすることができる。

図１６及び図１７に示す例においては、所定の湯沸かし量として１２．４ｋＷｈ分だけＨＰ式給湯装置８０を湯沸かしする場合を一例として示したが、所定の湯沸かし量を増減することによって、出力抑制あり／出力抑制なしのそれぞれの場合における経済的損失をコントロールすることができる。

例えば、所定の湯沸かし量を増やせば、出力抑制がなかった場合の経済的損失を低減することができるが、出力抑制があった場合の経済的損失は増加する。また、所定の湯沸かし量を減らせば、出力抑制があった場合の経済的損失を低減することができるが、出力抑制がなかった場合の経済的損失は増加する。

図１８に示すフローチャートを参照して、第３実施形態に係る電力管理装置１０の動作の一例について説明する。

ステップＳ２０１〜Ｓ２０４は、図９に示したステップＳ１０１〜Ｓ１０４までの処理と同様の処理であるため説明を省略する。

制御部１５は、翌日の発電電力量、翌日の消費電力量、及び、翌日の出力抑制時間帯の予測値に基づいて、各条件での経済的損失を算出する（ステップＳ２０５）。ここで、各条件とは、例えば以下の４通りである。
条件１：出力抑制が実行され、ＨＰ式給湯装置８０の湯沸かしを最小限にしていた場合
条件２：出力抑制が実行され、ＨＰ式給湯装置８０の全量を湯沸かししていた場合
条件３：出力抑制が実行されず、ＨＰ式給湯装置８０の湯沸かしを最小限にしていた場合
条件４：出力抑制が実行されず、ＨＰ式給湯装置８０の全量を湯沸かししていた場合

制御部１５は、ステップＳ２０５で算出した各条件における経済的損失の値に基づいて、出力抑制が実行される前に、割安単価でＨＰ式給湯装置８０を湯沸かししておく際の、所定の湯沸かし量を算出する（ステップＳ２０６）。

制御部１５は、ステップＳ２０６で算出した所定の湯沸かし量で出力抑制が実行される前にＨＰ式給湯装置８０を湯沸かしした場合、出力抑制の実行の有無に関わらず経済的損失が所定の範囲内となるか否かを判定する（ステップＳ２０７）。

経済的損失が所定の範囲内にならないと判定した場合（ステップＳ２０７：Ｎｏ）、制御部１５は、ステップ２０６に戻り、ＨＰ式給湯装置８０の所定の湯沸かし量を再度算出する。

経済的損失が所定の範囲内になると判定した場合（ステップＳ２０７：Ｙｅｓ）、制御部１５は、ＨＰ式給湯装置８０を所定の湯沸かし量で湯沸かしするように制御する（ステップＳ２０８）。

制御部１５は、出力抑制情報を取得した翌日に、出力抑制を指令する出力抑制信号を取得した場合、すなわち出力抑制が実行された場合（ステップＳ２０９：Ｙｅｓ）、系統６０に逆潮流させないように電力変換装置３０を制御し、ＨＰ式給湯装置８０の全量を湯沸かしできるまで、余剰電力でＨＰ式給湯装置８０を湯沸かしする（ステップＳ２１０）。

制御部１５は、出力抑制情報を取得した翌日に、出力抑制を指令する出力抑制信号を取得しなかった場合、すなわち出力抑制が実行されなかった場合（ステップＳ２０９：Ｎｏ）、太陽光発電装置２０の発電電力の余剰電力を、系統６０に逆潮流させて売電する（ステップＳ２１１）。

このように、本実施形態によれば、電力管理装置１０の制御部１５は、出力抑制情報を取得すると、出力抑制の実行の有無に関わらず経済的損失が所定範囲内に収まるように、割安の買電単価で買電してＨＰ式給湯装置８０を湯沸かしする際の所定の湯沸かし量を算出する。これにより、出力抑制情報を取得した場合に、実際の出力抑制の実行の有無に関わらず、経済的損失を低減することができる。

また、制御部１５は、翌日の負荷４０の消費電力量の予測値と、翌日の太陽光発電装置２０の発電電力量の予測値と、翌日の出力抑制が実行される時間帯の予測値と、売電単価と、割安の買電単価と、割高の買電単価とに基づいて、所定の湯沸かし量を算出する。これにより、出力抑制情報を取得した場合に、実際の出力抑制の実行の有無に関わらず、高い精度で経済的損失を低減することができる。

［第４実施形態］
図１９は、本発明の第４実施形態に係る電力制御システム４の概略構成を示す図である。図１９において、各機能ブロックを結ぶ実線は主に電力線を示し、破線は主に通信線又は信号線を示す。

電力制御システム４は、太陽光発電装置２０と、負荷４０と、電力変換装置７０と、ＨＰ式給湯装置８０とを備える。

第４実施形態は、電力変換装置７０が、自身の内部に、通信部７１、記憶部７２、発電電力取得部７３、消費電力取得部７４及び制御部７５を備えるという点で、第３実施形態の構成と相違する。第４実施形態の通信部７１、記憶部７２、発電電力取得部７３、消費電力取得部７４及び制御部７５は、第３実施形態の通信部１１、記憶部１２、発電電力取得部１３、消費電力取得部１４及び制御部１５と、それぞれ対応し、同様の機能を有するものであるため説明を省略する。

また第４実施形態の電力変換部７６は、第３実施形態の電力変換装置３０と同様の機能を有するものであるため説明を省略する。

本発明を諸図面や実施例に基づき説明してきたが、当業者であれば本開示に基づき種々の変形や修正を行うことが容易であることに注意されたい。従って、これらの変形や修正は本発明の範囲に含まれることに留意されたい。例えば、各構成部、各ステップなどに含まれる機能などは論理的に矛盾しないように再配置可能であり、複数の構成部やステップなどを１つに組み合わせたり、或いは分割したりすることが可能である。また、本発明について装置を中心に説明してきたが、本発明は装置の各構成部が実行するステップを含む方法としても実現し得るものである。また、本発明について装置を中心に説明してきたが、本発明は装置が備えるプロセッサにより実行される方法、プログラム、又はプログラムを記録した記憶媒体としても実現し得るものであり、本発明の範囲にはこれらも包含されるものと理解されたい。

１、２、３、４ 電力制御システム
１０ 電力管理装置
１１ 通信部
１２ 記憶部
１３ 発電電力取得部
１４ 消費電力取得部
１５ 制御部
２０ 太陽光発電装置
３０ 電力変換装置
４０ 負荷
５０ 蓄電装置
６０ 系統
７０ 電力変換装置
７１ 通信部
７２ 記憶部
７３ 発電電力取得部
７４ 消費電力取得部
７５ 制御部
７６ 電力変換部
８０ ＨＰ式給湯装置

Claims (10)

1. 分散電源が発電した直流電力を交流電力に変換して、系統に逆潮流、又は、該系統に接続された負荷に供給可能な電力変換装置と、該系統に接続された蓄電装置とを制御する電力管理装置であって、
   翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得する通信部と、
   前記系統への売電単価と、前記系統からの割安の買電単価及び割高の買電単価とを記憶する記憶部と、
   前記出力抑制情報を取得すると、前記出力抑制の実行の有無に関わらず経済的損失が所定範囲内に収まるように、前記割安の買電単価で買電して前記蓄電装置を充電する際の所定の充電量を算出する制御部とを備える電力管理装置。
2. 請求項１に記載の電力管理装置において、前記制御部は、翌日の前記負荷の消費電力量の予測値と、翌日の前記分散電源の発電電力量の予測値と、翌日の出力抑制が実行される時間帯の予測値と、前記売電単価と、前記割安の買電単価と、前記割高の買電単価とに基づいて、前記所定の充電量を算出することを特徴とする電力管理装置。
3. 請求項２に記載の電力管理装置において、前記制御部は、過去の前記出力抑制の実行の有無から算出される前記出力抑制の実施率も参照して、前記所定の充電量を算出することを特徴とする電力管理装置。
4. 分散電源が発電した直流電力を交流電力に変換して、系統に逆潮流、又は、該系統に接続された負荷に供給可能な電力変換装置と、該系統に接続されたＨＰ式給湯装置とを制御する電力管理装置であって、
   翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得する通信部と、
   前記系統への売電単価と、前記系統からの割安の買電単価及び割高の買電単価とを記憶する記憶部と、
   前記出力抑制情報を取得すると、前記出力抑制の実行の有無に関わらず経済的損失が所定範囲内に収まるように、前記割安の買電単価で買電して前記ＨＰ式給湯装置を湯沸かしする際の所定の湯沸かし量を算出する制御部とを備える電力管理装置。
5. 請求項４に記載の電力管理装置において、前記制御部は、翌日の前記負荷の消費電力量の予測値と、翌日の前記分散電源の発電電力量の予測値と、翌日の出力抑制が実行される時間帯の予測値と、前記売電単価と、前記割安の買電単価と、前記割高の買電単価とに基づいて、前記所定の湯沸かし量を算出することを特徴とする電力管理装置。
6. 系統に接続された蓄電装置を制御する電力変換装置であって、
   分散電源が発電した直流電力を交流電力に変換して、前記系統に逆潮流、又は、前記系統に接続された負荷に供給可能な電力変換部と、
   翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得する通信部と、
   前記系統への売電単価と、前記系統からの割安の買電単価及び割高の買電単価とを記憶する記憶部と、
   前記出力抑制情報を取得すると、前記出力抑制の実行の有無に関わらず経済的損失が所定範囲内に収まるように、前記割安の買電単価で買電して前記蓄電装置を充電する際の所定の充電量を算出する制御部とを備える電力変換装置。
7. 請求項６に記載の電力変換装置において、前記制御部は、翌日の前記負荷の消費電力量の予測値と、翌日の前記分散電源の発電電力量の予測値と、翌日の出力抑制が実行される時間帯の予測値と、前記売電単価と、前記割安の買電単価と、前記割高の買電単価とに基づいて、前記所定の充電量を算出することを特徴とする電力変換装置。
8. 請求項７に記載の電力変換装置において、前記制御部は、過去の前記出力抑制の実行の有無から算出される前記出力抑制の実施率も参照して、前記所定の充電量を算出することを特徴とする電力変換装置。
9. 系統に接続されたＨＰ式給湯装置を制御する電力変換装置であって、
   分散電源が発電した直流電力を交流電力に変換して、前記系統に逆潮流、又は、前記系統に接続された負荷に供給可能な電力変換部と、
   翌日に出力抑制が実行されることを予告する出力抑制情報を取得する通信部と、
   前記系統への売電単価と、前記系統からの割安の買電単価及び割高の買電単価とを記憶する記憶部と、
   前記出力抑制情報を取得すると、前記出力抑制の実行の有無に関わらず経済的損失が所定範囲内に収まるように、前記割安の買電単価で買電して前記ＨＰ式給湯装置を湯沸かしする際の所定の湯沸かし量を算出する制御部とを備える電力変換装置。
10. 請求項９に記載の電力変換装置において、前記制御部は、翌日の前記負荷の消費電力量の予測値と、翌日の前記分散電源の発電電力量の予測値と、翌日の出力抑制が実行される時間帯の予測値と、前記売電単価と、前記割安の買電単価と、前記割高の買電単価とに基づいて、前記所定の湯沸かし量を算出することを特徴とする電力変換装置。
    

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