JP2020141508A - 送電制御方法、送電管理システム及びプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】電力融通サービスを利用する需要家の需要に応じて自家用発電設備の発電量を制御し、発電された電気を電力系統経由で該当する需要家に送電する。【解決手段】通信網に接続された端末で実行される送電制御方法は、電力融通サービスを利用する各需要家が電力系統から受電する電気の量を個別に予測する処理と、各需要家の自家用発電設備で発電され、電力系統に送電される電気の量を、予測された電気の量に応じて制御する処理とを含む。【選択図】図７

Description

本発明は、送電制御方法、送電管理システム及びプログラムに関する。

電気事業者の電力系統に対して電力を逆潮させることなく、分散電源が設置された需要家から他の需要家に電力を融通する技術がある（特許文献１参照）。その際、分散電源の供給可能電力以下の受電権利を融通先の他の需要家に譲渡する。
分散電源を備えた顧客を含むグループ毎に消費電力の合計値を求め、グループ内の消費電力の合計値に応じて分散電源の供給電力を増減する技術がある（特許文献２参照）。

特許第６２４６４１２号 特許第６３０３０５４号

分散電源は、発電された電気の全量を設置先で消費することを前提とする。特に、発電時の熱の利用も可能なコージェネレーションシステムは、発電だけの場合に比して総合エネルギー効率（１次エネルギー効率）が高くなる。
しかし、設置先の需要量が分散電源の発電出力より少ない場合、発電出力を下げる必要がある。その際、発電出力を制御せずに余剰電力を逆潮して電力会社に買い取ってもらう方法もある。

設置先の他にも工場等を保有する需要家の場合には、分散電源で発電された余剰電力を一般電気事業者の送配電ネットワークを使用して、同一の需要家が別の場所に設けた工場等に送電することができる。このような送電は、自己託送と呼ばれる。
現在、自己託送の多くは、設置先における電力需要の超過分（すなわち余剰電力）を自身の別の工場等に送電する目的で利用されている。このため、分散電源を設置する工場等を有しない需要家による利用は進んでいない。また、現在の自己託送の多くは、余剰電力の有効活用を目的とする。

本発明は、電力融通サービスを利用する需要家の需要に応じて自家用発電設備の発電量を制御し、発電された電気を電力系統経由で該当する需要家に送電することを目的とする。

請求項１に記載の発明は、通信網に接続された端末で実行される電力送電制御方法であって、電力融通サービスを利用する各需要家が電力系統から受電する電気の量を個別に予測する処理と、前記各需要家の自家用発電設備で発電され、電力系統に送電される電気の量を、予測された電気の量に応じて制御する処理とを有する送電制御方法である。
請求項２に記載の発明は、前記各需要家が電力系統から受電する電気の量の変動を、予め定めた時間単位で個別に予測する、請求項１に記載の送電制御方法である。
請求項３に記載の発明は、前記各需要家が受電した電気の量を測定する電力計の測定値に基づいて、電力系統から受電される電気の量を予測する、請求項２に記載の送電制御方法である。
請求項４に記載の発明は、前記自家用発電設備は、分散電源である、請求項１に記載の送電制御方法である。
請求項５に記載の発明は、前記分散電源は、燃料電池である、請求項４に記載の送電制御方法である。
請求項６に記載の発明は、前記各需要家が電力系統から受電する電気の量の予測値が、前記自家用発電設備が発電可能な上限量を超える場合、上限量での発電を当該自家用発電設備に指示する、請求項１に記載の送電制御方法である。
請求項７に記載の発明は、前記自家用発電設備で発電して外部に送電した電気の量を予め定めた時間単位で計測し、計測された電気の量と、電力融通サービスを利用する前記各需要家が受電した電気の量とが異なる場合、それぞれの値を個別に記憶する、請求項１に記載の送電制御方法である。
請求項８に記載の発明は、前記自家用発電設備で発電して外部に送電する電気の量が、当該自家用発電設備から発電される電気の全量である、請求項１に記載の送電制御方法である。
請求項９に記載の発明は、前記自家用発電設備が電力融通サービスを利用する複数の需要家によって共用される場合、当該自家用発電設備が発電する電気の量を、当該複数の需要家間で予め定めた各需要家の分配割合を満たす範囲で制御する、請求項１に記載の送電制御方法である。
請求項１０に記載の発明は、前記分配割合は、予め定めた時間単位で変化する、請求項９に記載の送電制御方法である。
請求項１１に記載の発明は、電力融通サービスを利用する前記各需要家が受電する電気を発電するために前記自家用発電設備が消費する燃料に関する費用と発電された電気を電力系統経由で送電するための費用との合計が、小売電気事業者から電気を購入する場合の費用より低い場合に、当該自家用発電設備で電気を発電して当該各需要家に送電させる処理を更に有する、請求項１に記載の送電制御方法である。
請求項１２に記載の発明は、電力融通サービスを利用する前記各需要家が前記自家用発電設備を利用する費用、当該自家用発電設備の保守に要する費用、当該自家用発電設備が消費した燃料の料金、発電された電気を電力系統経由で送電するための費用を用いて、電力融通サービスを利用する料金を計算する処理を更に有する、請求項１に記載の送電制御方法である。
請求項１３に記載の発明は、前記自家用発電設備の余剰電力分は、電力融通サービスを利用して受電する権利として取引される、請求項１に記載の送電制御方法である。
請求項１４に記載の発明は、電力融通サービスを利用する各需要家が電力系統から受電する電気の量を個別に予測する予測部と、前記各需要家の自家用発電設備で発電され、電力系統に送電される電気の量を、予測された電気の量に応じて制御する制御部とを有する送電管理システムである。
請求項１５に記載の発明は、通信網に接続された端末に、電力融通サービスを利用する各需要家が電力系統から受電する電気の量を個別に予測する機能と、前記各需要家の自家用発電設備で発電され、電力系統に送電される電気の量を、予測された電気の量に応じて制御する機能とを実行させるプログラムである。

請求項１記載の発明によれば、電力融通サービスを利用する需要家の需要に応じて自家用発電設備の発電量を制御し、発電された電気を電力系統経由で該当する需要家に送電できる。
請求項２記載の発明によれば、実際の需要に応じた量の電気を発電して送電できる。
請求項３記載の発明によれば、需要の予測の精度を高めることができる。
請求項４記載の発明によれば、設置場所の自由度を高めることができる。
請求項５記載の発明によれば、環境負荷を低減できる。
請求項６記載の発明によれば、発電を継続できる。
請求項７記載の発明によれば、自家用発電設備から送電した電気の量とそれ以外の電気の量を区別できる。
請求項８記載の発明によれば、発電場所での消費を前提としない電力融通サービスを実現できる。
請求項９記載の発明によれば、自家用発電設備を単独で利用する場合に比して発電効率を高めることができる。
請求項１０記載の発明によれば、各需要家の需要の変動に対応できる。
請求項１１記載の発明によれば、総支払額を低減できる。
請求項１２記載の発明によれば、自家用発電設備を活用した電気融通サービスの利用を手軽に開始できる。
請求項１３記載の発明によれば、余剰電力を活用した電力融通サービスを実現できる。
請求項１４記載の発明によれば、電力融通サービスを利用する需要家の需要に応じて自家用発電設備の発電量を制御し、発電された電気を電力系統経由で該当する需要家に送電できる。
請求項１５記載の発明によれば、電力融通サービスを利用する需要家の需要に応じて自家用発電設備の発電量を制御し、発電された電気を電力系統経由で該当する需要家に送電できる。

実施の形態１で想定する電力融通サービスの利用形態を説明する図である。 実施の形態１で想定する電力システムの構成例を示す図である。 実施の形態１で使用する管理サーバの機能上の構成を示す図である。 需要家の受電実績データの一例を示す図である。 実施の形態１で使用する発電用データベースのデータ構造例を示す図である。 実施の形態１で使用する料金管理用データベースのデータ構造例を示す図である。 実施の形態１に示す電力システムで実行される処理動作の一例を示す図である。 実施の形態２で想定する電力融通サービスの利用形態を説明する図である。 実施の形態２で想定する電力システムの構成例を示す図である。 実施の形態２で使用する管理サーバの機能上の構成を示す図である。 複数の需要家間で事前に定められた分配割合の例を説明する図である。 実施の形態２に示す電力システムで実行される処理動作の一例を示す図である。

以下、図面を参照して、本発明の実施の形態を説明する。

＜実施の形態１＞
＜利用形態＞
図１は、実施の形態１で想定する電力融通サービスの利用形態を説明する図である。
本実施の形態は、１台の自家用発電設備で発電された電気の全量を、電気融通サービスを利用する需要家であって、自家用発電設備に対して一対一に関連付けられた１名の需要家に送電する利用の形態を想定する。
図１の場合、電気融通サービスの利用者は、需要家Ａ、需要家Ｂ、需要家Ｃの３名である。需要家Ａ、Ｂ、Ｃは、個人でも事業者でもよく、営利非営利も問わない。また、需要家Ａ、Ｂ、Ｃは、電気融通サービスの利用者である点で共通するだけであり、資本関係、業務上の提携関係、人的な関係等は問わない。

図１の場合、１つの土地２０を３つの区画２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃに区分し、それぞれに需要家Ａ用の自家用発電設備３０Ａ、需要家Ｂ用の自家用発電設備３０Ｂ、需要家Ｃ用の自家用発電設備３０Ｃを設けている。
本実施の形態の場合、自家用発電設備３０Ａで発電された電気の全量は、電力系統１０を通じて、需要家Ａの需要地４０Ａに送電される。自家用発電設備３０Ｂで発電された電気の全量は、電力系統１０を通じて、需要家Ｂの需要地４０Ｂに送電される。自家用発電設備３０Ｃで発電された電気の全量は、電力系統１０を通じて、需要家Ｃの需要地４０Ｃに送電される。
土地２０と需要地４０Ａ、土地２０と需要地４０Ｂ、土地２０と需要地４０Ｃは物理的に離れている。需要地４０Ａ、４０Ｂ、４０Ｃは異なる場所に存在する場合を想定するが、例えば同じ建物の異なるフロアに存在する場合や同じ敷地内の異なる区画に存在してもよい。

本実施の形態の場合、区画２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃの所有者は、それぞれ需要家Ａ、Ｂ、Ｃでもよいが、必ずしも所有者である必要はない。例えば土地２０の所有者は、電力融通サービスの提供者、電力融通サービスの提供者に土地２０を貸与する事業者、小売電気事業者等の第三者でもよい。
図１の場合、１つの土地２０が３つの区画２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃに区分され、それぞれに自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃが設けられているが、区分の数は３つに限らない。例えば区分の数は１つでもよいし、２つでもよいし、４つ以上でも構わない。
区分の数が１つの場合には、１名の需要家のみが関連付けられる。この場合、自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃは、それぞれ異なる土地２０に配置される。もっとも、１つの土地２０に複数台の自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃが設置されていれば、複数台の自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃが分散的に設置されている場合に比して保守作業の効率性が高くなる。
また、図１の場合には、１名の需要家に対して自家用発電設備が１台設けられているが、１名の需要家に対して複数台の自家用発電設備が設けられてもよい。

本実施の形態における電力融通サービスの場合、区画２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃに設けられた自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃは、需要地４０Ａ、４０Ｂ、４０Ｃで受電される電気の発電専用に用いられる点に特徴がある。すなわち、区画２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃ内での電力の消費は想定しないか、消費されても無視できる場合を想定する。
本実施の形態における自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃには、例えば水力発電装置、火力発電装置、自然エネルギー発電装置、燃料電池等が含まれる。この種の電源は、分散電源とも呼ばれる。また、自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃは、発生した電力を貯める蓄電システムでも良い。
もっとも、本実施の形態の場合、自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃとして、発電量を制御可能な電源を想定する。この種の電源には、例えば石油、ガスなどの燃料の燃焼により発電する電源がある。また、この種の電源には、例えば水素、アルコールなどの燃料と空気中の酸素等との反応により発電する電源がある。換言すると、本実施の形態では、自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃは、燃料を用いて発電する、自然環境とは無関係に発電出力の大きさを制御可能な電源を使用する。

本実施の形態の場合、自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃは、契約期間の間、電力融通サービスの利用者である需要家Ａ、Ｂ、Ｃの設備として管理される。需要家Ａ、Ｂ、Ｃが電力融通サービスの利用に際して支払う料金は、例えば自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃの利用に要する費用、自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃの保守に要する費用、発電に要した燃料費、発電された電気を電力系統１０経由で送電するための送電費等に基づいて算出される。
自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃの利用に要する費用には、例えば区画２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃの賃料や自家用発電設備３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃのリース代金等が含まれる。もっとも、前述した費目の全てが利用料金の明細書に記載されるとは限らない。
本実施の形態における電力系統１０には、一般電気事業者の送配電ネットワークが含まれている。具体的には、送電線、配電線、引込線、自営線などの電力設備が含まれる。

＜システム構成＞
図２は、実施の形態１で想定する電力システム１の構成例を示す図である。本実施の形態では、説明を簡単にするため、需要家Ａについて説明する。
図２に示す電力システム１は、電力系統１０と、需要家Ａに対応する区画２０Ａ側の設備と、需要家Ａに対応する需要地４０Ａ側の設備と、これらの設備を接続するインターネット５０と、電力融通サービスを提供する事業者の管理サーバ６０とで構成されている。
図２の場合、区画２０Ａには、自家用発電設備３０Ａ、需要地４０Ａに送電される電気の量を計測する電気メーター３１、インターネット５０を経由して管理サーバ６０と通信する端末３２が設けられている。ここでのインターネット５０は通信網の一形態である。

端末３２は、ＩｏＴ（Internet of Things）機器としての自家用発電設備３０Ａ、電気メーター３１その他と通信するアクセスポイント、ルータ、コンピュータ端末等であってもよい。
端末３２は、電力系統１０への逆潮により送電される電気の量、発電に伴い自家用発電設備３０Ａで消費された燃料の量などの情報を管理サーバ６０に送信すると共に、管理サーバ６０から指示された電気を発電するように自家用発電設備３０Ａを制御する機能を有している。
なお、燃料を用いて発電する場合は、使用した燃料量を測定し、その量に応じた発電量を予め算出しておき、発電量に変換しても良い。

これらの機能は、例えば組み込みソフトウェアの実行により、又は、基本ソフトウェアで実行されるアプリケーションの実行により実現される。本実施の形態における端末３２は、通信に必要な機能に加え、コンピュータとしての構成を有している。すなわち、端末３２は、プログラム（基本ソフトウェアを含む）の実行を通じて装置全体を制御するＣＰＵ（Central Processing Unit）と、ＢＩＯＳ（Basic Input Output System）等を記憶するＲＯＭ（Read Only Memory）と、プログラムの実行領域として使用されるＲＡＭ（Random Access Memory）と、不揮発性の記憶装置等を有している。不揮発性の記憶装置には、例えば半導体メモリ、ハードディスク装置を使用する。

電気メーター３１は、電力系統１０に逆潮される電気の量を計測する電力計である。電気メーター３１は、測定機能と通信機能を内蔵するスマートメーターでもよい。電気メーター３１がスマートメーターである場合、電気メーター３１が端末３２の機能を兼用してもよい。
また、区画２０Ａには、自家用発電設備３０Ａで消費される燃料（例えばガス）の流量を測定する不図示のメーターも設けられる。流量の測定値より、発電に伴い消費された燃料の量を算出することができる。算出された燃料の量は、端末３２から管理サーバ６０に通知される。

需要家Ａに対応する需要地４０Ａには、電力線を通じて電力系統１０に接続される電気使用機器４１と、電力系統１０から受電する電力の量を測定する電気メーター４２と、インターネット５０を通じて管理サーバ６０に接続される端末４３とが設置されている。
ここでの電気使用機器４１は、需要地４０Ａ内に敷設された配線を通じて電気を受電する機器であれば任意である。電気メーター４２は、電力系統１０から受電された電気の量を計測する電力計である。電気メーター４２は、測定機能と通信機能を内蔵するスマートメーターでもよい。
端末４３は、電気使用機器４１、電気メーター４２その他の機器と通信するアクセスポイント、ルータ、コンピュータ端末等であり、電気メーター４２で測定された電気の量（すなわち受電量）等を管理サーバ６０に通知する機能を有している。電気メーター４２がスマートメーターである場合、電気メーター４２が端末４３の機能を兼用してもよい。

管理サーバ６０は、需要家Ａについて収集された受電実績データに基づいて次の予測期間の受電量を予測し、予測された受電量に相当する電力の発生を対応する自家用発電設備３０Ａに指示する機能を提供するコンピュータ端末である。ここでの管理サーバ６０は、送電管理システムの一例である。
本実施の形態の場合、送電管理システムとしての管理機能は、単一の管理サーバ６０に集約されているが、一部の機能が需要家Ａ側の端末４３に搭載されてもよいし、インターネット５０上の他のサーバに搭載されてもよい。すなわち、送電管理システムとしての管理機能は、インターネット上の複数の端末に分散されていてもよい。

本実施の形態の場合、管理サーバ６０の管理主体として、需要家Ａが供給契約を結んでいる小売電気事業者を想定する。もっとも、管理サーバ６０の管理主体は、小売電気事業者などと連携して電力融通サービスを提供する事業者又は組織でもよい。
コンピュータ端末としての管理サーバ６０は、プログラム（基本ソフトウェアを含む）の実行を通じて装置全体を制御するＣＰＵと、ＢＩＯＳ等を記憶するＲＯＭと、プログラムの実行領域として使用されるＲＡＭと、不揮発性の記憶装置としてのハードディスク装置等を有している。

図３は、実施の形態１で使用する管理サーバ６０の機能上の構成を示す図である。
図３に示す機能構成は、ＣＰＵによるプログラムの実行を通じて実現される。なお、管理サーバ６０は、電力融通サービスの管理機能の専用装置である必要はない。
図３に示すように、管理サーバ６０は、電力融通サービスを利用する需要家別に受電実績データを取得する受電実績取得部６１１と、受電実績データに基づいて需要家別に次の予測期間に受電する電気の量（すなわち受電量）を予測する受電量予測部６１２と、予測された受電量に基づいて対応する需要家に対応付けられた自家用発電設備３０Ａの発電量を制御する発電量制御部６１３、需要家毎の利用料金を計算する利用料金計算部６１４等の機能を有している。
なお、図３に示す管理サーバ６０には、需要家毎に取得された受電実績データを格納する受電実績データベース（ＤＢ）６１５、各需要家に対応する自家用発電設備３０Ａ（図１参照）の発電制御に使用するデータを格納する発電用データベース（ＤＢ）６１６、各需要家の利用料金の計算に必要な情報を格納する料金管理用データベース（ＤＢ）６１７が格納されている。

受電実績取得部６１１は、電気融通サービスの利用者である需要家の受電実績データを端末４３や需要家が契約する小売電気事業者等から取得する。なお、電気融通サービスの提供者と需要家が契約する小売電気事業者等が異なる場合には、電気融通サービスの提供者による受電実績データの利用について需要家による事前の許可が求められる。
図４は、需要家Ａの受電実績データの一例を示す図である。横軸は時間であり、縦軸は受電量である。本実施の形態の場合、需要家Ａは平日に業務系の業務を行う事業者であり、９時から１８時までを業務時間とし、１２時から１３時を昼休みとしている。なお、業務時間外における受電量は、業務時間中に比して格段に少ないものとする。
図４に示すように、受電実績データは、予め定めた時間単位（例えば３０分）毎の集計値として与えられる。受電実績データは、平日に限らず、休日、１週間、月単位、四半期単位など、受電量の予測の精度を高める期間で取得してもよい。また、受電実績データとして、同種の事業者や同規模の事業者における受電量の情報等を参照してもよい。さらに、天候などの外的要因から受電量を予測しても良い。図４に示す受電実績データは、受電実績データベース６１５に格納されている。

図３の説明に戻る。
受電量予測部６１２は、受電実績データベース６１５に格納されている受電実績データに基づいて、各需要家が需要地で受電する電力量を予測する。予測期間は、例えば現在時刻の次に開始される測定期間である。予測された受電量は、例えば発電用データベース（ＤＢ）６１６に格納される。
受電量予測部６１２は、予め定めたプログラムで規定された処理や計算により受電量を予測してもよいし、受電実績データと対象期間における受電量の予測値との関係を学習した学習モデルに受電実績データを与えることにより受電量の予測値を出力してもよい。なお、学習モデルは、教師データを与える手法を用いて生成してもよいし、望ましい結果に報酬を与える強化学習の手法で生成してもよい。

発電量制御部６１３は、発電用データベース６１６を使用して、自家用発電設備３０Ａ（図１参照）の発電量を制御する。発電用データベース６１６に記録されるデータは、発電量の制御だけでなく、利用料金の計算にも使用される。
図５は、実施の形態１で使用する発電用データベース６１６のデータ構造例を示す図である。図５に示すデータ構造は一例であり、記載された項目は必須ではなく、他の項目の格納も任意である。
図５に示す発電用データベース６１６には、サービス利用者である需要家に関する情報が記録されている。例えば各需要家に対応付けられた自家用発電設備の識別子（発電設備ＩＤ）、種別、最大発電量（発電可能な上限量）、予測値としての受電量、実績値としての送電量、実績値としての受電量等が記録される。

発電設備ＩＤ（IDentifier）は、例えば電力融通サービスの管理者が使用する管理用の番号でもよいし、製品番号でもよい。種別は、自家用発電設備による発電の手法に関する情報である。図５の場合、需要家Ａと需要家Ｂに対応付けられた自家用発電設備は燃料電池であり、需要家Ｃに対応付けられた自家用発電設備は内燃力発電機である。
燃料を用いて発電する自家用発電設備の場合、最大発電量は、性能上の最大発電量（すなわち定格出力）である。一方、太陽光発電設備のように発電量が自然環境の影響を受ける場合、最大発電量は、各時点で発電可能な電力量の最大値（上限量）である。
予測値としての受電量には、受電量予測部６１２による予測値が格納される。実績値としての送電量には、自家用発電設備３０Ａから電力系統１０に逆潮された電気の量（具体的には、電気メーター３１（図２参照）によって測定された電気の量）が格納される。実績値としての受電量には、需要地で受電された電気の量（具体的には、電気メーター４２（図２参照）によって測定された電気の量）が格納される。
発電量制御部６１３は、原則として、受電量の予測値に一致するように、自家用発電設備３０Ａ（図２参照）の発電量を指示する。ただし、受電量の予測値が自家用発電設備３０Ａ（図２参照）における最大発電量を越える場合には、最大発電量での発電を指示する。

図３の説明に戻る。
利用料金計算部６１４は、料金管理用データベース６１７を使用して、電力融通サービスの利用料金を計算する。
図６は、実施の形態１で使用する料金管理用データベース６１７のデータ構造例を示す図である。図６に示すデータ構造は一例であり、記載された項目は必須ではなく、他の項目の格納も任意である。
図６に示す料金管理用データベース６１７には、サービス利用者たる需要家毎にサービス料金の内訳と合計金額の情報が記録されている。図６の場合、サービス料金の内訳として、各需要家に対応付けられた自家用発電設備の利用費用、保守費用、燃料費、送電費が示されている。

自家用発電設備の利用費用には、例えば区画２０Ａの賃料、自家用発電設備３０Ａのリース代金等が含まれる。また、保守費用には、例えば自家用発電設備３０Ａの定期的な点検費用や修理費用が含まれる。これらの費用は、固定料金でもよいし、作業の都度に発生する従量制でもよいし、固定料金と従量制を組み合わせた複合的な料金体系でもよい。なお、自家用発電設備３０Ａの種別によっても異なる可能性がある。燃料費は、発電に要した燃料の費用である。燃料費は、発電量に比例する。燃料費は時価でもよいし、事前に定めた固定値でもよい。送電費は、自家用発電設備３０Ａで発電された電気を電力系統１０経由で需要地４０Ａに送電するために必要とされる料金である。この他、計画された発電量と実際の送電量とが異なる場合に支払うインバランス料金が含まれてもよい。利用料金計算部６１４は、これらの料金の合計金額を計算する。

＜電力システムの処理動作＞
図７は、実施の形態１に示す電力システム１で実行される処理動作の一例を示す図である。なお、図中の記号Ｓはステップを示す。ここでの処理動作は、送電制御方法の一形態である。
本実施の形態の場合、需要家Ａに対応する需要地４０Ａ側の端末４３が管理サーバ６０に対して受電量を通知する（ステップ１）。この通知は、例えば３０分毎に実行される。
管理サーバ６０は、通知を受けた受電量を記録する（ステップ２）。本実施の形態の場合、通知を受けた受電量は、受電実績データベース６１５（図３参照）や発電用データベース６１６（図３参照）に記録される。

一方、需要家Ａの自家用発電設備３０Ａ（図２参照）が設置されている区画２０Ａ（図２参照）の端末３２（図２参照）は、管理サーバ６０に対して送電量を通知する（ステップ３）。ここでの送電量は、電気メーター３１（図２参照）の測定値であり、自家用発電設備３０Ａの発電量と基本的に同じである。
需要家Ａについて受電量の実績値と送電量の実績値が得られると、管理サーバ６０は、受電量と送電量が異なるか否かを判定する（ステップ４）。受電量と送電量の不一致は、予測に対して受電量が少ない場合や予測に対して受電量が多い場合に発生する。
ステップ４で肯定結果が得られた場合、管理サーバ６０は、送電量を記録する（ステップ５）。ここでの記録は、自家用発電設備３０Ａから受電した電力分と小売電気事業者から購入した電力分を区別するために実行される。
ステップ４で否定結果が得られた場合、管理サーバ６０は、送電量を記録しない。送電量は受電量と同じであり、受電量はステップ２で記録済みである。

次に、管理サーバ６０は、次の予測期間に対応する受電量を予測する（ステップ６）。本実施の形態の場合、管理サーバ６０は、最新の受電実績データも含め、次の期間の受電量を予測する。
受電量が予測されると、管理サーバ６０は、予測値が最大発電量より大きいか否かを判定する（ステップ７）。
ステップ７で肯定結果が得られた場合（すなわち、予測値が最大発電量より大きい場合）、管理サーバ６０は、予測値として自家用発電設備３０Ａの最大発電量を設定する（ステップ８）。ここでの最大発電量は、判定時点における最大発電量である。

ステップ８の後、又は、ステップ７で否定結果が得られた場合（すなわち、予測値が最大発電量より小さい場合）、管理サーバ６０は、予測値に基づいて、自家用発電設備３０Ａによる発電に伴い発生する燃料費の予測値と送電費の予測値の合計金額が、小売電気事業者から電気を購入する場合の電気代より小さいか否かを判定する（ステップ９）。
ここでの電気代は、判定の時間帯において、電気の購入先である小売電気事業者が適用する料金表に基づいて計算される。なお、太陽光発電設備のように燃料を必要としない自家用発電設備３０Ａの場合には、送電費の予測値と電気を購入する場合の電気代とが比較される。
本実施の形態では、従量的に変動する燃料費と送電費の合計金額を比較の対象としているが、自家用発電設備３０Ａの利用費用や保守費用の時間割り分も合計金額に含めてもよい。

ステップ９で否定結果が得られた場合（小売電気事業者から電気を購入した方が安い場合）、管理サーバ６０は、端末３２に対して発電及び送電の停止を指示する。なお、太陽光発電設備のように燃料を必要としない自家用発電設備３０Ａの場合には、送電の停止を指示する。
ステップ９で肯定結果が得られた場合、管理サーバ６０は、予測値での発電を指示する（ステップ１０）。
管理サーバ６０から発電量の指示を受信した端末３２は、指示に従って、自家用発電設備３０Ａの発電量を設定する（ステップ１１）。

＜実施の形態２＞
＜利用形態＞
図８は、実施の形態２で想定する電力融通サービスの利用形態を説明する図である。図８には、図１との対応部分に対応する符号を付して示している。
本実施の形態は、１台の分散電源を複数の需要家で共用する場合に対応する。図８の場合は、土地２０に設置された１台の自家用発電設備３０を需要家Ａ、Ｂ、Ｃの３名で共用している。

＜システム構成＞
図９は、実施の形態２で想定する電力システム１Ａの構成例を示す図である。図９には、図２との対応部分に対応する符号を付して示している。
図９に示す電力システム１Ａは、電力系統１０と、自家用発電設備３０が設けられている土地２０側の設備と、需要家Ａに対応する需要地４０Ａ側の設備と、需要家Ｂに対応する需要地４０Ｂ側の設備と、需要家Ｃに対応する需要地４０Ｃ側の設備と、これらの設備を接続するインターネット５０と、電力融通サービスを提供する事業者の管理サーバ６０Ａとで構成されている。

本実施の形態に特有の部分は管理サーバ６０Ａである。図１０は、実施の形態２で使用する管理サーバ６０Ａの機能上の構成を示す図である。図１０には、図３との対応部分に対応する符号を付して示す。
本実施の形態における管理サーバ６０Ａには、複数の需要家間で事前に定められた分配割合の情報を格納する分配割合データベース（ＤＢ）６１８が新たに設けられる点で、実施の形態１における管理サーバ６０（図３参照）と相違する。また、本実施の形態における発電量制御部６１３Ａには、複数の需要家間で事前に定められた分配割合に応じて発電量を制御する機能が設けられる点でも相違する。

図１１は、複数の需要家間で事前に定められた分配割合の例を説明する図である。図１１の場合、分配割合は、４つの時間帯毎に定められている。
例えば０時〜６時の時間帯の場合、需要家Ａには最大発電量（定格出力）の２０％が割り当てられ、需要家ＢとＣには最大発電量（定格出力）の４０％がそれぞれ割り当てられている。
また例えば６時〜１２時の時間帯の場合、需要家Ａには最大発電量（定格出力）の８０％が割り当てられ、需要家ＢとＣには最大発電量（定格出力）の１０％がそれぞれ割り当てられている。
また例えば１２時〜１８時の時間帯の場合、需要家Ａには最大発電量（定格出力）の６０％が割り当てられ、需要家Ｂには最大発電量（定格出力）の３０％が割り当てられ、需要家Ｃには最大発電量（定格出力）の１０％が割り当てられている。
また例えば１８時〜２４時の時間帯の場合、需要家ＡとＣには最大発電量（定格出力）の３０％がそれぞれ割り当てられ、需要家Ｂには最大発電量（定格出力）の４０％が割り当てられている。
図１１では、相対的に日中に受電量が多い需要家Ａと、相対的に夜間に受電量が多い需要家Ｂ、Ｃとを組み合わせることで、自家用発電設備３０の一日の発電量の変動を少なくしている。

言うまでもなく、図１１に示す分配割合は一例であり、予め定めた時間単位としての時間幅も６時間に限らない。例えば１５分単位や３０分単位で分配割合を設定してもよいし、１時間単位や２時間単位で分配割合を設定してもよい。また、一日中、同じ分配割合でもよい。
本実施の形態の場合、各需要家に対する送電量は、分配割合で定められた電力量（割当発電量）の範囲で制御される。もっとも、各需要家の受電量の総和が自家用発電設備３０の最大発電量を越えない場合（すなわち、分配可能な発電余力がある場合）には、余力分の電気を分配割合により制限を受けた需要家に個別に割り当ててもよい。

本実施の形態のように、１台の自家用発電設備３０を複数の需要家で共用する場合には、自家用発電設備３０を単独の需要家で利用する場合に比して発電量が多くなる。発電量が増加すると、自家用発電設備３０の負荷率が上昇する。多くの場合、自家用発電設備３０の発電効率は、負荷率の上昇に伴って高くなる。従って、１台の自家用発電設備３０を複数の需要家で共用することで、自家用発電設備３０を単独の需要家で利用する場合に比して発電効率を高めることができる。発電効率が高まると、同じ量の電気を発電する場合でも、発電時に消費される燃料が少なく済み、燃料費の負担を低減できる。

＜電力システムの処理動作＞
図１２は、実施の形態２に示す電力システム１Ａで実行される処理動作の一例を示す図である。図１２には、図７との対応部分に対応する符号を付して示している。なお、図中の記号Ｓはステップを示す。ここでの処理動作は、送電制御方法の一形態である。
本実施の形態の場合、需要家Ａに対応する需要地４０Ａ側の端末４３が管理サーバ６０Ａに対して受電量を通知し（ステップ１Ａ）、需要家Ｂに対応する需要地４０Ｂ側の端末４３が管理サーバ６０Ａに対して受電量を通知し（ステップ１Ｂ）、需要家Ｃに対応する需要地４０Ｃ側の端末４３が管理サーバ６０Ａに対して受電量を通知する（ステップ１Ｃ）。ここでの通知も、例えば３０分毎に実行される。
管理サーバ６０Ａは、通知を受けた受電量を需要家別に記録する（ステップ２１）。本実施の形態の場合も、通知を受けた受電量は、受電実績データベース６１５（図３参照）や発電用データベース６１６（図３参照）に記録される。

一方、自家用発電設備３０（図９参照）が設置されている土地２０（図９参照）の端末３２（図９参照）は、管理サーバ６０に対して送電量の総和を通知する（ステップ３１）。送電量の総和は、電気メーター３１（図２参照）で測定された値であり、自家用発電設備３０の発電量と基本的に同じである。
本実施の形態の場合、管理サーバ６０Ａは、需要家別に、受電量の実績値と送電量の実績値が異なるか否かを判定する（ステップ４１）。ここでの送電量は、先の予測期間に決定された送電量である。
管理サーバ６０Ａは、ステップ４１で肯定結果が得られた需要家について、該当する需要家別の送電量を記録する（ステップ５１）。一方、管理サーバ６０Ａは、ステップ４１で否定結果が得られた需要家について、送電量を記録しない。

次に、管理サーバ６０Ａは、次の予測期間の受電量を需要家別に予測する（ステップ６１）。本実施の形態の場合、管理サーバ６０Ａは、最新の受電実績データも含め、次の予測期間の受電量を予測する。
受電量が予測されると、管理サーバ６０Ａは、各需要家の予測値が各需要家に割り当てられている割当発電量より大きいか否かを判定する（ステップ７１）。
ステップ７１で肯定結果が得られた需要家（すなわち、予測値が割当発電量より大きい需要家）に対し、管理サーバ６０Ａは、予測値として割当発電量を設定する（ステップ８１）。なお、割当発電量は、判定時における最大発電量に基づいて定まる。
ステップ７１で否定結果が得られた場合、又は、ステップ８１の後、管理サーバ６０Ａは、予測値に基づいて自家用発電設備３０が発電する場合に発生する燃料費の予測値と送電費の予測値の合計金額が、小売電気事業者から電気を購入する場合の電気代より小さいか否かを需要家別に判定する（ステップ９１）。

管理サーバ６０Ａは、ステップ９１で否定結果が得られた需要家（小売電気事業者から電気を購入した方が安い需要家）の予測値を０に設定する（ステップ１２１）。因みに、ステップ９１で肯定結果が得られた需要家の予測値はそのままである。
次に、管理サーバ６０Ａは、各需要家の予測値の総和による発電を端末３２に指示する（ステップ１０１）。
管理サーバ６０Ａから発電量の指示を受信した端末３２は、指示に従って、自家用発電設備３０の発電量の総和を設定する（ステップ１１１）。

＜他の実施形態＞
以上、本発明の実施の形態について説明したが、本発明の技術的範囲は上述の実施の形態に記載の範囲に限定されない。前述した実施の形態に、種々の変更又は改良を加えたものも、本発明の技術的範囲に含まれることは、特許請求の範囲の記載から明らかである。

前述の実施の形態２においては、１台の自家用発電設備３０を共用する３名の需要家Ａ、Ｂ、Ｃが予め定められている前提であったが、需要家の組み合わせは固定でなくてもよい。例えば時間帯毎に需要家の組み合わせが変更されてもよい。例えば０時〜６時の時間帯は需要家Ａ、Ｂ、Ｃの組み合わせであるが、６時〜１２時の時間帯は需要家Ａ、Ｄの組み合わせでもよい。このように、組み合わせる需要家や組み合わせる人数も任意でよい。
もっとも、需要家の組み合わせと分配割合は、自家用発電設備３０による発電量（すなわち送電量）の変動が少なくなるように定めることが望ましい。組み合わせと分配割合の決定に際しては、例えば自家用発電設備３０の種別、最大発電量、需要家の受電パターンや受電量等を参照する。
この際、対応関係を機械学習した学習モデルに自家用発電設備３０の種別、最大発電量、需要家の受電パターンや受電量等を与え、自家用発電設備３０に割り当てる需要家の組み合わせや分配割合を決定してもよい。なお、機械学習では、事前に教師データを与える手法を用いてもよいが、強化学習のように教師データを用いない学習を採用してもよい。

前述の実施の形態においては、特定の自家用発電設備３０に対応付けられる需要家又は需要家の組み合わせが契約期間の間固定であるが、特定の自家用発電設備３０に対応付けられる需要家又は需要家の組み合わせは、電力融通サービスを提供する事業者の判定処理を通じて切り替えられてもよい。例えば自家用発電設備３０に故障が発生した場合には、契約で定めた送電が継続されるように、自家用発電設備３０と需要家の対応関係を変更してもよい。
前述の実施の形態においては、自家用発電設備の発電量を、需要家が電力系統から受電する電力量の予測値に基づいて制御しているが、自家用発電設備の発電能力に対して需要が少ない場合には、余剰電力の一部又は全部を、電力融通サービスを利用して受電する権利として不特定の第三者に提供してもよい。具体的には、余剰電力に関する情報を不特定の第三者に開示し、電力を必要とする第三者に余剰電力を受電する権利、又は、余剰能力の範囲で発電する権利として販売する。ここでの権利の取引は、売買に限らず、貸借でもよい。

１、１Ａ…電力システム、１０…電力系統、２０…土地、２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃ…区画、３０、３０Ａ、３０Ｂ、３０Ｃ…自家用発電設備、３１、４２…電気メーター、３２、４３…端末、４０Ａ、４０Ｂ、４０Ｃ…需要地、４１…電気使用機器、５０…インターネット、６０、６０Ａ…管理サーバ、６１１…受電実績取得部、６１２…受電量予測部、６１３、６１３Ａ…発電量制御部、６１４…利用料金計算部、６１５…受電実績データベース、６１６…発電用データベース、６１７…料金管理用データベース、６１８…分配割合データベース

Claims (15)

1. 通信網に接続された端末で実行される電力送電制御方法であって、
   電力融通サービスを利用する各需要家が電力系統から受電する電気の量を個別に予測する処理と、
   前記各需要家の自家用発電設備で発電され、電力系統に送電される電気の量を、予測された電気の量に応じて制御する処理と
   を有する送電制御方法。
2. 前記各需要家が電力系統から受電する電気の量の変動を、予め定めた時間単位で個別に予測する、請求項１に記載の送電制御方法。
3. 前記各需要家が受電した電気の量を測定する電力計の測定値に基づいて、電力系統から受電される電気の量を予測する、請求項２に記載の送電制御方法。
4. 前記自家用発電設備は、分散電源である、請求項１に記載の送電制御方法。
5. 前記分散電源は、燃料電池である、請求項４に記載の送電制御方法。
6. 前記各需要家が電力系統から受電する電気の量の予測値が、前記自家用発電設備が発電可能な上限量を超える場合、上限量での発電を当該自家用発電設備に指示する、請求項１に記載の送電制御方法。
7. 前記自家用発電設備で発電して外部に送電した電気の量を予め定めた時間単位で計測し、計測された電気の量と、電力融通サービスを利用する前記各需要家が受電した電気の量とが異なる場合、それぞれの値を個別に記憶する、請求項１に記載の送電制御方法。
8. 前記自家用発電設備で発電して外部に送電する電気の量が、当該自家用発電設備から発電される電気の全量である、請求項１に記載の送電制御方法。
9. 前記自家用発電設備が電力融通サービスを利用する複数の需要家によって共用される場合、当該自家用発電設備が発電する電気の量を、当該複数の需要家間で予め定めた各需要家の分配割合を満たす範囲で制御する、請求項１に記載の送電制御方法。
10. 前記分配割合は、予め定めた時間単位で変化する、請求項９に記載の送電制御方法。
11. 電力融通サービスを利用する前記各需要家が受電する電気を発電するために前記自家用発電設備が消費する燃料に関する費用と発電された電気を電力系統経由で送電するための費用との合計が、小売電気事業者から電気を購入する場合の費用より低い場合に、当該自家用発電設備で電気を発電して当該各需要家に送電させる処理を更に有する、請求項１に記載の送電制御方法。
12. 電力融通サービスを利用する前記各需要家が前記自家用発電設備を利用する費用、当該自家用発電設備の保守に要する費用、当該自家用発電設備が消費した燃料の料金、発電された電気を電力系統経由で送電するための費用を用いて、電力融通サービスを利用する料金を計算する処理を更に有する、請求項１に記載の送電制御方法。
13. 前記自家用発電設備の余剰電力分は、電力融通サービスを利用して受電する権利として取引される、請求項１に記載の送電制御方法。
14. 電力融通サービスを利用する各需要家が電力系統から受電する電気の量を個別に予測する予測部と、
    前記各需要家の自家用発電設備で発電され、電力系統に送電される電気の量を、予測された電気の量に応じて制御する制御部と
    を有する送電管理システム。
15. 通信網に接続された端末に、
    電力融通サービスを利用する各需要家が電力系統から受電する電気の量を個別に予測する機能と、
    前記各需要家の自家用発電設備で発電され、電力系統に送電される電気の量を、予測された電気の量に応じて制御する機能と
    を実行させるプログラム。