JP2021002956A

JP2021002956A - 電力管理装置および電力管理方法

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Publication number: JP2021002956A
Application number: JP2019116171A
Authority: JP
Inventors: 純一松崎; Junichi Matsuzaki; 章太上西; Shota Uenishi; 尚梅岡; Takashi Umeoka; 伸浩森; Nobuhiro Mori; 紗野花川上; Sayaka Kawakami; 弘嗣判谷; Hiroshi Hanya
Original assignee: Sekisui Chemical Co Ltd
Current assignee: Sekisui Chemical Co Ltd
Priority date: 2019-06-24
Filing date: 2019-06-24
Publication date: 2021-01-07
Anticipated expiration: 2039-06-24
Also published as: JP7319838B2

Abstract

【課題】基準値（ベースライン）と実績値との誤差を小さくする。【解決手段】本発明の一態様は、電力の需要の変化に係る要請に応じて１または複数の需要家施設における電力の需要を管理する装置であって、各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得する消費平均値取得部と、各前記需要家施設の位置に対応する当日の天候予測値を取得する天候予測値取得部と、前記天候予測値に基づき当日の各前記需要家施設の発電予測値を計算する発電予測値計算部と、前記消費平均値と前記発電予測値に基づき前記電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを計算するベースライン計算部とを備える電力管理装置である。【選択図】図２

Description

本発明は、電力管理装置および電力管理方法に関する。

バーチャルパワープラント（ＶＰＰ）とは、需要家側エネルギーリソース、電力系統に直接接続されている発電設備、蓄電設備の保有者もしくは第三者が、そのエネルギーリソースを制御することで、発電所と同等の機能を提供することであり、近年様々な検討が行われている（例えば特許文献１）。リソースの制御を行うにはまず、制御を行わない場合の需要家の受電点電力の基準値（ベースライン）が必要となる。これまではＨｉｇｈ４ＯＦ５手法といった過去５日間のうち需要が大きい４日間の平均値が用いられていたが（非特許文献１）、特に太陽光付き住宅のように需要が発電を下回る時間帯がある需要家では、平均に対し、天候の変化によるブレ幅が大きくなる場合があり、基準値として課題がある場合があった。

特開２０１９−６８５１２号公報

『経済産業省ホームお知らせニュースリリース「ネガワット取引に関するガイドライン」を改定しました〜スマートな節電を行える環境整備を進めます〜』、［ｏｎｌｉｎｅ］、平成２８年９月１日、経済産業省、［令和１年６月２０日検索］、インターネット〈URL：https://www.meti.go.jp/press/2016/09/20160901003/20160901003.html〉、〈URL：https://www.meti.go.jp/press/2016/09/20160901003/20160901003-1.pdf〉

本発明は、上記事情に鑑みてなされたものであり、基準値と実績値との誤差を小さくすることができる電力管理装置および電力管理方法を提供することを目的とする。

上記課題を解決するため、本発明の一態様は、電力の需要の変化に係る要請に応じて１または複数の需要家施設における電力の需要を管理する装置であって、各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得する消費平均値取得部と、各前記需要家施設の位置に対応する当日の天候予測値を取得する天候予測値取得部と、前記天候予測値に基づき当日の各前記需要家施設の発電予測値を計算する発電予測値計算部と、前記消費平均値と前記発電予測値に基づき前記電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを計算するベースライン計算部とを備える電力管理装置である。

また、本発明の一態様は、前記消費平均値取得部は、所定のエリアごとに当該エリアに位置する各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得し、前記天候予測値取得部は、前記エリアごとに当日の天候予測値を取得し、前記発電予測値計算部は、前記天候予測値に基づき前記エリアごとに当日の各前記需要家施設の単位当たり発電予測値を計算し、前記ベースライン計算部は、前記エリアごとの前記単位当たり発電予測値に基づき、各前記エリアを複数のグループにグループ分けし、各前記グループごとに前記ベースラインを計算する。

また、本発明の一態様は、前記ベースラインを基準として前記要請に応じて各前記需要家施設における電力の需要を管理する電力管理部をさらに備える。

また、本発明の一態様は、各前記需要家施設の少なくとも１つは蓄電設備を有し、前記電力管理部は、前記蓄電設備の充放電を指令することで、前記ベースラインを基準として前記要請に応じて各前記需要家施設における電力の需要を管理する。

また、本発明の一態様は、電力の需要の変化に係る要請に応じて１または複数の需要家施設における電力の需要を管理する方法であって、各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得するステップと、各前記需要家施設の位置に対応する当日の天候予測値を取得するステップと、前記天候予測値に基づき当日の各前記需要家施設の発電予測値を計算するステップと、前記消費平均値と前記発電予測値に基づき前記電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを計算して所定の記憶部に記憶するステップとを含む電力管理方法である。

本発明の各態様によれば、基準値（ベースライン）と実績値との誤差を小さくすることができる。

本発明の一実施形態に係る電力管理システムの構成例を示す模式図である。図１に示す電力管理装置１０と需要家施設２０の構成例を示すブロック図である。図２に示す制御装置１２の動作例を示すフローチャートである。図２に示す制御装置１２の動作例を説明するための図である。図２に示す制御装置１２の動作例を説明するための図である。図２に示す制御装置１２の動作例を説明するための図である。本発明の一実施形態に係る電力管理システムの構成例を示す模式図である。図２に示す制御装置１２の他の動作例を示すフローチャートである。図２に示す制御装置１２の他の動作例を説明するための図である。図２に示す制御装置１２の他の動作例を説明するための図である。図２に示す制御装置１２の他の動作例を説明するための図である。図２に示す制御装置１２の他の動作例を説明するための図である。

以下、図面を参照して本発明の実施形態について説明する。なお、各図において同一または対応する構成には同一の符号を用いて説明を適宜省略する。図１は、本発明の一実施形態に係る電力管理システムの構成例を示す模式図である。図１に示す電力管理システム１は、電力管理装置１０と、１または複数の需要家施設２０とを備える（図１では１つの需要家施設２０のみを示す。）。１または複数の需要家施設２０は、少なくとも一部が蓄電池２１（蓄電設備）を有する。

電力管理装置１０は、複数の需要家（複数の需要家施設２０）を束ねてＤＲ（ＤｅｍａｎｄＲｅｓｐｏｎｓｅ）、ＶＰＰ（ＶｉｒｔｕａｌＰｏｗｅｒＰｌａｎｔ）等による需要削減または需要増加（まとめて需要変化ともいう）を、例えば電気事業者等の親アグリゲータ（アグリゲーションコーディネータ）と取引する事業者（リソースアグリゲータ）が運用するサーバ等の１または複数のコンピュータである。すなわち、電力管理装置１０は、ＤＲ、ＶＰＰ等の電力の需要の変化に係る要請に応じて１または複数の需要家施設２０における電力の需要を管理する装置である。

図２は、図１に示す電力管理装置１０と需要家施設２０の構成例を示すブロック図である。図２に示す構成例において、需要家施設２０は、通信部２４、制御装置２２、分電盤２３、蓄電池２１、発電設備２５、電力負荷設備２６および電力メータ２８を備える。

通信部２４は、通信回線４０を介して、電力管理装置１０との間で所定の情報を送受信する。通信回線４０は、通信回線４３、インターネット等のネットワーク４１、および通信回線４２から構成されている。

制御装置２２は、需要家施設２０における電気設備（発電設備２５、蓄電池２１、電力負荷設備２６および通信部２４等）を制御する。また、制御装置２２は、電力メータ２８にて測定される需要電力の情報を入力し、入力された需要電力の情報を各種制御に利用することができる。

なお、本実施形態では、需要家施設２０が備える蓄電池２１、発電設備２５および電力負荷設備２６のうち、例えば制御装置２２を介して電力管理装置１０が管理可能なものを電力設備と呼ぶ。ここで、管理可能とは、電力管理装置１０が出力した所定の指令に基づき消費電力、発電電力や充放電電力を制御可能であること、または、少なくとも消費電力、発電電力や充放電電力を示す情報を電力管理装置１０が取得可能であることを意味する。なお、消費電力、発電電力や充放電電力を示す情報の取得は、１つの電力設備毎の取得であってもよいし、複数の電力設備毎の取得であってもよい。なお、本実施形態において、蓄電池２１の充電電力と放電電力は電力管理装置１０によって制御される。また、発電設備２５の一部または全部は、電力管理装置１０によって発電電力が制御可能であってもよい。また、電力負荷設備２６の一部または全部は、電力管理装置１０によって消費電力が制御可能であってもよい。

また、本実施形態では、電力設備の消費電力または充電電力を電力設備の入力電力と言い、電力設備の発電電力あるいは放電電力を電力設備の出力電力と言う。また、電力設備の電力の需要と発電とは、電力設備が、電力を消費すること、電力を充電すること、電力を発電すること、および、電力を放電することを含む。

制御装置２２は、電力管理装置１０から受信した指示に従い、需要家施設２０が備える電力設備の充放電電力、発電電力、消費電力等を制御したり、消費電力、発電電力や充放電電力を示す情報を収集したりする。その際、制御装置２２は、電力管理装置１０から受信した充放電指令に従い、蓄電池２１の充放電電力を制御する。

制御装置２２は、例えば次のようにして、需要家施設２０における電力関連の情報を収集する。制御装置２２は、電力メータ２８にて測定された需要電力の情報を収集することができる。また、制御装置２２は、発電設備２５が発電する電力、蓄電池２１の残容量（蓄電量；蓄積電力）や充放電電力、電力負荷設備２６等による負荷電力（消費電力）等を収集することができる。制御装置２２は、また、収集した発電電力、充放電電力、需要電力、発電電力等の情報を、例えば所定の時間間隔であるいは電力管理装置１０からの要求に応じて、通信部２４から電力管理装置１０へ送信する。

分電盤２３は、電力メータ２８経由で引込線７１から供給された電力を、蓄電池２１や電力負荷設備２６等に配線２７を介して分配して供給する。引込線７１は、一般送配電事業者側の配電系統の構成要素である。また、分電盤２３は、発電設備２５等から出力された電力を逆潮流のために電力メータ２８経由で引込線７１に出力させることができる。

蓄電池２１は、充電のために入力される電力を蓄積し、また、蓄積した電力を放電して出力する設備である。蓄電池２１は、例えば二次電池とインバータを備える。蓄電池２１は電力の蓄積（充電）と蓄積された電力の出力（放電）を行う。インバータは、二次電池に充電するための電力を交流から直流に変換し、二次電池から放電により出力される電力を直流から交流に変換する。つまり、インバータは、二次電池が入出力する電力の双方向変換を行う。蓄電池２１の充放電電力は制御装置２２によって制御される。

蓄電池２１は、分電盤２３を介して供給される商用電源の電力を入力して充電することができる。また、蓄電池２１は、発電設備２５により発電された電力を入力して充電することができる。また、蓄電池２１は、蓄積された電力を電力負荷設備２６の電源として供給することができる。また、蓄電池２１は、蓄積された電力を分電盤２３から電力メータ２８を経由して引込線７１に出力することで逆潮流させることができる。

発電設備２５は、例えば太陽光を受けて発電を行う設備である。発電設備２５は、例えば太陽電池とＰＣＳ（ＰｏｗｅｒＣｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇＳｙｓｔｅｍ）を備える。発電設備２５は、太陽光を受けて発電し、発電により得られた電力をＰＣＳにより交流に変換して出力する。

発電設備２５にて発電された電力は、電力負荷設備２６の電源として供給することができる。また、発電設備２５にて発電された電力は、蓄電池２１に充電することができる。また、発電設備２５にて発電された電力は、分電盤２３から電力メータ２８を経由して引込線７１に出力することで逆潮流させることができる。なお、発電設備２５と蓄電池２１は、電力変換回路等の構成を一体化したものであってもよい。

電力負荷設備２６は、需要家施設２０において自己の動作のために電力を消費する１または複数の所定の機器や設備等を一括して示したものである。なお、各需要家施設２０が備える負荷としての機器や設備等の種類および数等はそれぞれ異なっていても構わない。電力負荷設備２６は、分電盤２３から供給される商用電源を入力して動作することができる。また、電力負荷設備２６は、発電設備２５により発電された電力を入力して動作することができる。また、電力負荷設備２６は、蓄電池２１から出力された電力を入力して動作することができる。また、電力負荷設備２６は、貯湯式給湯器、蓄熱型空調機、衣類乾燥機、食器乾燥機、蓄電池（充電対象としての負荷）等、制御装置２２等によって消費電力をコントロールできる負荷を含んでいてもよい。

電力メータ２８は、需要電力（順潮流電力と逆潮流電力）を測定する。需要家施設２０において、引込線７１から分電盤２３に供給される電力が需要電力（順潮流電力）である。一方、蓄電池２１や発電設備２５から出力され、分電盤２３から電力メータ２８を経由して引込線７１に供給される電力が需要電力（逆潮流電力）である。電力メータ２８は、例えばスマートメータであり、ネットワーク４１等を経由して、所定の計量単位毎（例えば３０分毎）に測定した需要電力（および各電力量）の情報を電力管理装置１０や上位制御システム５０に送信する。

なお、需要家施設２０には、蓄電池２１と発電設備２５のいずれか一方を備えるものがあってよい。また、需要家施設２０には、蓄電池２１と発電設備２５のいずれも備えないものがあってよい。また、発電設備２５は、太陽電池を用いるものに限らず、風力発電、地熱発電等、他の再生可能エネルギを利用して発電を行う発電装置あるいはそれらの組み合わせであってもよい。

また、需要家施設２０が備える蓄電池２１や発電設備２５は、商用電源と系統連系されている。これにより、蓄電池２１または発電設備２５を備える需要家施設２０は、発電設備２５が発電して出力する電力または蓄電池２１が放電により出力する電力を商用電源の電力系統（配電網）に逆潮流させて、電力系統を通して売電することができる。

一方、電力管理装置１０は、通信部１１、制御装置１２、および記憶部１３を備える。制御装置１２は、例えば、ＣＰＵ（中央処理装置）、主記憶装置、補助記憶装置、入出力装置等のハードウェアと、ＣＰＵが実行する所定のプログラムとの組み合わせから構成することができる。制御装置１２は、ハードウェアとプログラム等のソフトウエアの組み合わせから構成される機能的構成要素として、電力管理部１２１、消費平均値取得部１２２、天候予測値取得部１２３、発電予測値計算部１２４、およびベースライン計算部１２５を備える。

本実施形態において、電力管理装置１０は、例えば計画値同時同量制度に対応させて、各需要家施設２０および需要家施設３０における電力の需要と発電を管理する。つまり、電力管理装置１０の運用者は、各需要家施設２０および需要家施設３０全体として、需要計画と発電計画を所定の計量単位時間（例えば、３０分）ごとに策定し、策定された需要計画と発電計画を一般送配電事業者に提出する。そのうえで、各需要家施設２０および需要家施設３０全体における需要と発電の実績が需要計画と発電計画に対して過不足（インバランス）を生じた場合には、電気事業者と一般送配電事業者との間でインバランスに対応する精算（インバランス精算）が行われる。

なお、本実施形態では、複数の需要家施設２０および需要家施設３０が有する複数の電力設備の電力の需要と発電の予測値の計量単位時間における平均値を、複数の電力設備の電力の需要と発電に係る基準値と呼ぶ。また、本実施形態においてこの基準値は、例えば、計画値同時同量制度におけるベースラインに対応する。ベースラインは、ＤＲの要請がなかった場合に想定される電力消費量であり、計画値同時同量制度のもとでは、発電計画と需要計画から求めることができる。あるいは、本実施形態において基準値は、発電電力の実績値と需要計画の実績値を基準として予測した値であってもよい。

また、電力管理装置１０は、電力会社等（アグリゲーションコーディネータ）が運用する上位制御システム５０（サーバ等のコンピュータ）から通信回線６０を介して受信した電力調整の要請（電力調整の依頼）や例えば予め自システムで定めた条件に基づき、基準値（ベースライン）を基準として所定の調整時間帯（調整時間）に複数の需要家施設２０における複数の電力設備の電力の需要と発電を所定量変化させる。

なお、本実施形態において、電力調整の要請は、電力管理装置１０が管理する複数の需要家施設２０全体としての需要削減の要請と需要増加の要請を含む。また、需要削減の要請は、潮流電力の削減の要請と、逆潮流電力の増加の要請を含む。また、電力調整の要請は、蓄電池２１における充放電電力、放電電力や充電電力の変化を直接指示する内容を含んでいてもよい。

なお、電力管理システム１は、例えばＴＥＭＳ（ＴｏｗｎＥｎｅｒｇｙＭａｎａｇｅｍｅｎｔＳｙｓｔｅｍ）やＣＥＭＳ（ＣｏｍｍｕｎｉｔｙＥｎｅｒｇｙＭａｎａｇｅｍｅｎｔＳｙｓｔｅｍ）等の電力管理システムに含まれる形態で（例えば一つの機能として）構成することができる。また、電力管理装置１０は、ＴＥＭＳやＣＥＭＳ等の電力管理システムにおける管理装置（管理サーバ）に含まれる形態で（例えば一つの機能として）構成することができる。ここで、ＴＥＭＳやＣＥＭＳは、例えば、所定の地域範囲における住宅、商業施設、産業施設等の複数の需要家施設２０における電力を一括して管理するシステムである。この場合、電力管理装置１０は、複数の需要家施設２０が有する複数の蓄電池２１の充放電電力の管理（予測や制御）のほか、例えば、発電設備の発電電力の管理（予測や制御）、負荷設備の消費電力の管理（予測や制御）を行う装置として構成することができる。また、電力管理装置１０が管理する需要家施設には、蓄電池を有していない需要家施設が含まれていてもよい。なお、本実施形態において、所定の地域範囲は、１つの地域範囲によって形成されていてもよいし、地理的に離散している複数の地域範囲によって形成されていてもよい。

本実施形態において、発電計画は、配電網に逆潮流させる電力についての各需要家施設２０全体としての計画値や、需要家施設２０の個別の計画値があり得る。また、需要計画は、配電網から順潮流で購入する電力についての各需要家施設２０全体としての計画値や、需要家施設２０の個別の計画値があり得る。

本実施形態が対応する計画値同時同量制度のもとでは、需要計画について実績が計画通りに達成されることが求められる。つまり、本実施形態が対応する計画値同時同量制度では、各需要家施設２０全体から逆潮流される電力の実績と各需要家施設２０全体として順潮流を受ける電力の実績が需要計画に対して過不足のないことが求められる。需要計画は、需要予測（消費予測と発電予測）に基づく計画である。なお、本実施形態において、発電電力とは発電設備２５が発電した電力と蓄電池２１が放電した電力を含む。

図２において、電力管理装置１０は、各需要家施設２０全体における電力設備を対象として電力制御を実行する。ここで、電力制御とは、需要計画、発電計画および電力調整計画の策定と、各計画に基づく目標値に対する実績値の管理を意味する。電力管理装置１０は、通信回線４０を介して需要家施設２０の各々と相互に通信が可能なように接続されている。これにより、電力管理装置１０は、需要家施設２０が備える電力設備の運転を制御することができる。また、電力管理装置１０は、通信回線６０を介して、上位制御システム５０と相互に通信が可能なように接続されている。また、電力管理装置１０は、通信回線４０を介して、サーバ７０から天候予測値を表す情報を取得することができるように接続されている。天候予測値は、所定のエリアごと（あるいはメッシュごと）の将来の一定期間の気象情報（天気（晴れ、雨、雪、曇り等）、日射量、気温、湿度）の予測値を含む。また、電力管理装置１０は、サーバ７０から過去の一定期間の気象情報を取得することができる。

通信部１１は、通信回線４０経由で需要家施設２０内の制御装置２２やサーバ７０と通信を行う。また、通信部１１は、通信回線６０経由で上位制御システム５０と通信を行う。なお、通信回線６０も、通信回線４０と同様、インターネット等のネットワーク４１を介して構成されるものであってもよい。

記憶部１３は、電力制御にあたって制御装置１２が利用する情報を記憶する。本実施形態の記憶部１３は、発電計画情報１３１、需要計画情報１３２、および需要家施設基本情報１３３を記憶する。また、記憶部１３は、需要実績情報１３４、発電実績情報１３５、ベースライン１３６およびテンプレート１３７を記憶する。また、記憶部１３は、発電計画情報１３１、需要計画情報１３２、需要家施設基本情報１３３等に基づいて算出された所定の値を記憶する。

発電計画情報１３１は、策定された発電計画による発電電力を示す情報である。発電計画情報１３１は、例えば、発電時における各需要家施設２０が備える各電力設備の電力の需要と発電の予測値、各電力設備の電力の需要と発電に係る調整可能量（基準値を基準に増加減可能であると予想される電力量）、各蓄電池２１の蓄電量等の情報を含む。需要計画情報１３２は、策定された需要計画による需要電力を示す情報である。需要計画情報１３２は、需要時における各需要家施設２０が備える各電力設備の電力の需要と発電の予測値、各電力設備の電力の需要と発電に係る調整可能量（基準値を基準に増加減可能であると予想される電力量）、各蓄電池２１の蓄電量等の情報を含む。需要家施設基本情報１３３は、各需要家施設２０についての基本的な情報を含む。例えば、１つの需要家施設２０に対応する需要家施設基本情報には、当該需要家施設２０を一意に示す需要家施設ＩＤ（識別符号）、経度および緯度や住所等の設置位置を示す情報、天候予測（天気予報）の複数のエリアのどこに含まれているのかを示す情報、需要家施設２０の契約電力の値、発電設備２５の定格出力の値や設置方向、蓄電池２１の定格電力（定格出力）の値（定格充放電電力の値、定格放電電力の値や定格充電電力の値）および容量、当該需要家施設２０が備える電力負荷設備２６に関する情報、当該需要家施設２０が備える通信部２４や制御装置２２のアドレス等の情報が含まれる。

需要実績情報１３４は、各需要家施設２０における需要電力（消費電力と発電電力）の実績値（計測値）を示す情報であり、過去数年分あるいは一年分の所定時間ごとの需要電力の計測値を含む。なお、本実施形態において、需要電力は、買電（順潮流）電力と売電（逆潮流）電力を含み、買電の場合が正の値、売電の場合が負の値で表される。

発電実績情報１３５、各需要家施設２０における発電電力（発電設備２５の発電電力）の計測値を示す情報であり、過去数年分あるいは一年分の所定時間ごとの発電電力の計測値を含む。

ベースライン１３６は、ベースライン計算部１２５が計算した需要家施設２０ごとのベースラインや複数の需要家施設２０からなる需要家グループ毎のベースラインを表す情報を含む。

テンプレート１３７は、発電予測値のパターンを表す情報を含む。発電予測値のパターンは、例えば１日の所定時間ごとの発電電力の予測値を表し、例えば、（晴れ、雨、曇り）×（中間期、夏、冬）の９通りの場合の発電電力の予測値のパターンを含む。この場合、テンプレート１３７は、天気の分類と、季節の分類とで分類された複数のパターンを含んでいる。

電力管理部１２１は、記憶部１３が記憶している発電計画情報１３１および需要計画情報１３２と、各需要家施設２０における電力の需要と発電の実績値（実測値）に基づき、各需要家施設２０における電力設備を制御する。また、電力管理部１２１は、アグリゲーションコーディネータである電力会社等が運用する上位制御システム５０からの所定の要請時間における電力調整の要請を通信部１１を介して受信する。所定の要請時間は、電力調整すなわち需要削減または需要増加が要請される時間であり、例えば、開始時刻と終了時刻または開始時刻と継続時間で定義される。電力調整の要請は、ＤＲによる要請に対応し、電力調整の要請時間と、需要削減または需要増加が要請される電力の値、電力量の値等を示す情報を含む。なお、制御装置１２は、電力調整計画において、要請時間を調整時間（調整時間帯）として扱う。電力管理部１２１は、ベースライン１３６を基準として電力の需要の変化に係る要請に応じて各需要家施設２０における電力の需要を管理する。

また、電力管理部１２１は、調整時間より短い所定の制御時間単位毎に、発電計画と需要計画と電力調整計画に基づき各需要家施設２０へ充放電指令を送信し、各蓄電池２１における充放電電力の制御を各需要家施設２０に対して指示する。ここで、充放電指令は、例えば、対象の制御時間単位を指示する情報と、当該制御時間単位における平均の放電電力の目標値または平均の充電電力の目標値を示す情報あるいは当該制御時間単位における放電電力量の目標値または充電電力量の目標値を示す情報等を含む。

消費平均値取得部１２２は、各需要家施設２０の過去の消費電力の平均値である消費平均値を取得する。天候予測値取得部１２３は、各需要家施設２０の位置に対応する当日の天候予測値を取得する。発電予測値計算部１２４は、天候予測値に基づき当日の各需要家施設２０の発電電力得の予測値である発電予測値を計算する。ベースライン計算部１２５は、消費平均値と発電予測値に基づき電力の需要の変化に係る基準となる値（基準値）であるベースラインを計算して、計算した結果を記憶部１３に記憶する。

なお、消費平均値取得部１２２は、所定のエリアごとに当該エリアに位置する各需要家施設２０の過去の消費平均値を取得することができる。また、天候予測値取得部１２３は、エリアごとに当日の天候予測値を取得することができる。また、発電予測値計算部１２４は、天候予測値に基づきエリアごとに当日の各需要家施設２０の単位当たり発電予測値を計算することができる。また、ベースライン計算部１２５は、エリアごとの単位当たり発電予測値に基づき、各エリアを複数のグループにグループ分けし、グループごとにベースラインを計算することができる。

本実施形態の電力管理装置１０は、需要家施設２０ごとに電力管理を行う場合（単体構成の場合）と複数の需要家施設２０からなるグループごとに電力管理を行う場合（群構成の場合）に対応する。また、本実施形態は、ベースラインの生成の仕方に一つの特徴を有する。そこで、以下、単体構成の場合と群構成の場合に分けて本実施形態におけるベースラインの生成の仕方について詳細に説明する。

（単体構成の場合）
単体構成の場合について、図３〜図６を参照して説明する。図３は、図２に示す制御装置１２の動作例（ベースライン計算例）を示すフローチャートである。図４〜図６は、図２に示す制御装置１２の動作例を説明するための図である。図４は、本実施形態による単体構成の場合のベースラインの計算例を示す。図５は、ベースラインと実績値の比較結果（当日が晴れの場合）を示す。図６は、ベースラインと実績値の比較結果（当日が曇りの場合）を示す

図３に示す処理は、需要家施設２０ごとに実行される。電力管理装置１０では、まず、消費平均値取得部１２２が、記憶部１３より消費平均値を入手する（ステップＳ１１）。ステップＳ１１において、消費平均値取得部１２２は、例えば、需要実績情報１３４と発電実績情報１３５を参照し、需要実績情報１３４と発電実績情報１３５の差分から消費電力を求め、次のような計算手法で消費平均値を入手する。消費平均値取得部１２２は、過去５日間の同一時刻の平均値を消費平均値とする。あるいは、消費平均値取得部１２２は、過去５日間の同一時刻のうち４番目までに需要の多いものの平均値を消費平均値とする。あるいは、消費平均値取得部１２２は、過去４週間の同一曜日の同一時刻の平均値を消費平均値とする。

次に、天候予測値取得部１２３が、サーバ７０から当日の天候予測値を入手する（ステップＳ１２）。

次に、発電予測値計算部１２４が、ステップＳ１２で入手された天候予測値に基づき当日の発電予測値を計算する（ステップＳ１３）。ステップＳ１３において、発電予測値計算部１２４は次にようにして天候予測値からの発電予測値を計算する。
（１）例えば、一般的に使われるメジャーで精度の高い公知の発電予測を使用して、発電予測値計算部１２４は、日射予測値、気温予測値、設置緯度経度、設置方位、傾斜角、容量から、発電量予測をする。（２）あるいは、発電予測値計算部１２４は、テンプレート１３７として記憶部１３に記憶されている（晴れ、雨、曇り）×（中間期、夏、冬）のそれぞれの場合の１日の発電テンプレートを用いて、天気予報に応じて発電予測値を決定する。

次に、ベースライン計算部１２５が、ステップＳ１１で取得された消費平均値と、ステップＳ１３で取得された発電予測値から、ベースラインを計算する（ステップＳ１４）。
ステップＳ１４においてベースライン計算部１２５は、消費平均値と発電予測値から例えば次のようにしてベースラインを計算する。すなわち、ベースライン計算部１２５は、３０分コマごとに次式を計算する。

ベースライン＝ｍａｘ（消費平均値−発電予測値，０）−ｍａｘ（発電予測値−消費平均値，０）

ここで、ｍａｘ（消費平均値−発電予測値，０）は買電電力に対応し、ｍａｘ（発電予測値−消費平均値，０）は売電電力に対応する。また、ｍａｘ（ａ，ｂ）は、ａとｂで大きい値をとる関数である。

図４は、ある需要家施設２０を対象としたシミュレーションにおいてベースライン（図４では基準値として示す）を算出した例を示す。前日〜５日前は、３０分ごとの需要電力の実績値である。基準値（参考値）は、３０分ごとに前日〜５日前までのうちで値の大きい４個の値を平均した値である。実績値（晴れ）は、当日が晴れであった場合の３０分ごとの需要電力の実績値である。実績値（曇り）は、当日が曇りであった場合の３０分ごとの需要電力の実績値である。基準値（晴れ）は、当日が晴れの予測である場合に発電予測を加味した３０分ごとの需要電力の基準値（ベースライン）である。基準値（曇り）は、当日が曇りの予測である場合に発電予測を加味した３０分ごとの需要電力の基準値（ベースライン）である。

図５は、当日が晴れである場合の実績値（図４の「実績値（晴れ）」）と、本実施形態によるベースライン（図４の「基準値（晴れ）」）と、天候による発電予測を加味しない場合のベースライン（図４の「基準値（参考値）」）を示す。図６は、当日が曇りである場合の実績値（図４の「実績値（曇り）」）と、本実施形態によるベースライン（図４の「基準値（曇り）」）と、天候による発電予測を加味しない場合のベースライン（図４の「基準値（参考値）」）を示す。図５（晴れ）と図６（曇り）の両方で、本実施形態によるベースラインと実績値の誤差は、天候による発電予測を加味しない場合のベースラインと実績値の誤差より小さい。日平均誤差率は、図５に示す晴れの場合、本実施形態が−１％に対し、天候による発電予測を加味しない場合は１４％である。また、日平均誤差率は、図６に示す曇りの場合、本実施形態が４％に対し、天候による発電予測を加味しない場合は−８１％である。

（群構成の場合）
次に、図７〜図１２を参照して、本実施形態の電力管理装置１０において、複数の需要家施設２０からなるグループごとに電力管理を行う場合について説明する。図７は、本発明の一実施形態に係る電力管理システムの構成例を示す模式図である。図８は、図２に示す制御装置１２の他の動作例を示すフローチャートである。図９〜図１０は、図２に示す制御装置１２の他の動作例を説明するための図である。

群構成の場合、電力管理装置１０は、図７に示すように、複数の需要家施設２０を複数のグループにグループ分けして、グループ単位でベースラインを決定し、電力調整の要請（ＤＲ等）に応じて各需要家施設２０の電力管理をグループ単位で実行する。

図８は、本実施形態による群構成の場合のベースラインの計算例を示す。電力管理装置１０では、まず、消費平均値取得部１２２が、記憶部１３よりエリアごとの需要家施設２０の消費平均値を入手する（ステップＳ２１）。ここでエリアは、例えば、図９に示すように、天候予測が行われる一定の範囲に対応し、地図上で区分された一定の領域である。ステップＳ２１において、消費平均値取得部１２２は、例えば、需要実績情報１３４と発電実績情報１３５と需要家施設基本情報１３３を参照し、需要実績情報１３４と発電実績情報１３５の差分から消費電力を求め、上述したステップＳ１１と同様な計算手法で消費平均値をエリアごとに（エリア全体の平均値を）入手する。

次に、天候予測値取得部１２３が、サーバ７０から当日のエリアごとの天候予測値を入手する（ステップＳ２２）。

次に、発電予測値計算部１２４が、ステップＳ２２で入手された天候予測値に基づき当日のエリアごと単位当たり発電予測値を、上述したステップＳ１２と同様な計算手法で計算する（ステップＳ２３）ここで、単位当たり発電予測値は、１つの需要家施設２０当たりの発電予測値であり、同一のエリアで１つの値をとる。

次に、ベースライン計算部１２５は、エリアごとの単位当たり発電予測値に基づき、各エリアを複数のグループに分ける（ステップＳ２４）。ステップＳ２４において、ベースライン計算部１２５は、例えば、単位当たり発電予測値が〇〇以上の各エリアをグループ１に、単位当たり発電予測値が〇〇以上〇〇未満の各エリアをグループ２に、そして、単位当たり発電予測値が〇〇以下の各エリアをグループ３に、グルーピングする。

そして、ベースライン計算部１２５は、グループごとの消費平均値と単位当たり発電予測値からグループごとのベースラインを計算する（ステップＳ２５）。

図１０は、晴れ予報エリアの需要家施設２０が属するグループの発電予測値と消費予測値とベースラインの例を示す。図１１は、曇り予報エリアの需要家施設２０が属するグループの発電予測値と消費予測値とベースラインの例を示す。また、図１２は、１６個の需要家施設２０に対するある時間断面におけるベースラインの算出例を示す。図１２の上側の図表は、需要家施設２０の番号と地域と天気予報とベースライン用グループと消費予測と発電予測と買電予測と売電予測と（買電−売電）とベースラインとを対応づけて示す。ベースラインの値は、グループごとに同一の値である。

以上のように、上記実施形態によれば、基準値と実績値の誤差が小さくなり、基準値からの制御が安定的に行うことができ、その制御に対するインセンティブも公平に与えることができるようになる。

また、又広範囲にわたる需要家施設を制御する場合、地域により天候状況が異なり、一つの基準値では対応できず、かと言って個々の需要家施設に対して基準値を設定すると計算負荷が膨大になる場合があるという課題があるが、天候予測によりグルーピングを行い、グループごとに基準値を決定することで、計算量の増加を抑えることができる。

以上、この発明の実施形態について図面を参照して説明してきたが、具体的な構成は上記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変更等も含まれる。

１：電力管理システム、１０：電力管理装置、２０：需要家施設、２１：蓄電池、１２：制御装置、１２１：電力管理部、１２２：消費平均値取得部、１２３：天候予測値取得部、１２４：発電予測値計算部、１２５：ベースライン計算部

Claims

電力の需要の変化に係る要請に応じて１または複数の需要家施設における電力の需要を管理する装置であって、
各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得する消費平均値取得部と、
各前記需要家施設の位置に対応する当日の天候予測値を取得する天候予測値取得部と、
前記天候予測値に基づき当日の各前記需要家施設の発電予測値を計算する発電予測値計算部と、
前記消費平均値と前記発電予測値に基づき前記電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを計算するベースライン計算部と
を備える電力管理装置。
前記消費平均値取得部は、所定のエリアごとに当該エリアに位置する各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得し、
前記天候予測値取得部は、前記エリアごとに当日の天候予測値を取得し、
前記発電予測値計算部は、前記天候予測値に基づき前記エリアごとに当日の各前記需要家施設の単位当たり発電予測値を計算し、
前記ベースライン計算部は、前記エリアごとの前記単位当たり発電予測値に基づき、各前記エリアを複数のグループにグループ分けし、各前記グループごとに前記ベースラインを計算する
請求項１に記載の電力管理装置。
前記ベースラインを基準として前記要請に応じて各前記需要家施設における電力の需要を管理する電力管理部を
さらに備える請求項１または２に記載の電力管理装置。
各前記需要家施設の少なくとも１つは蓄電設備を有し、
前記電力管理部は、前記蓄電設備の充放電を指令することで、前記ベースラインを基準として前記要請に応じて各前記需要家施設における電力の需要を管理する
請求項３に記載の電力管理装置。
電力の需要の変化に係る要請に応じて１または複数の需要家施設における電力の需要を管理する方法であって、
各前記需要家施設の過去の消費平均値を取得するステップと、
各前記需要家施設の位置に対応する当日の天候予測値を取得するステップと、
前記天候予測値に基づき当日の各前記需要家施設の発電予測値を計算するステップと、
前記消費平均値と前記発電予測値に基づき前記電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを計算して所定の記憶部に記憶するステップと
を含む電力管理方法。