JP2022191478A - 電力管理装置及び電力管理方法 - Google Patents

Abstract

【課題】 電力系統の電力需給バランスを適切に調整することを可能とする電力管理装置及び電力管理方法を提供する。【解決手段】 電力管理装置は、発電装置の出力電力によって生じる余剰電力を用いて蓄電装置を充電する充電制御を実行する制御部を備える。前記制御部は、前記充電制御において、前記発電装置の余剰電力よりも小さい第１閾値以下に前記余剰電力を用いた前記蓄電装置の充電電力を制限する第１制御を実行する。【選択図】 図４

Description

本発明は、電力管理装置及び電力管理方法に関する。

近年、太陽光、風力、水力、地熱などの自然エネルギーを利用する発電装置が注目を集めている。さらに、施設に設けられる発電装置の出力電力を施設（例えば、負荷機器）で消費する仕組み（いわゆる自家消費）が知られている。自家消費電力は、施設に設けられる蓄電装置への充電電力を含む（例えば、特許文献１）。

さらに、発電装置の出力電力の予測値、負荷機器の消費電力の予測値、買電価格の予測値に基づいて、蓄電装置の充放電スケジュールを決定する技術も知られている（例えば、特許文献２、３）。

特開２０１７－１９１５２３号公報 特許第５６７２１８６号公報 特許第６３８６７４４号公報

ところで、固定買取価格（ＦＩＴ（Ｆｅｅｄ－ｉｎ Ｔａｒｉｆｆ））の終了に伴って自家消費の促進が注目を集めている。自家消費においては、発電装置の出力電力と負荷機器の消費電力との差異である余剰電力がある場合には、このような余剰電力によって蓄電装置の充電を優先的に行うことが好ましい。

一方で、電力系統の電力が逼迫する場合において、電力系統の需給バランスを調整するケース（例えば、ネガワット取引など）が考えられる。

しかしながら、このようなケースにおいて、蓄電装置が既に満充電となっていると、蓄電装置の充電電力の減少によって電力系統の電力需給バランスを適切に調整することができない事態が想定される。

そこで、本発明は、上述した課題を解決するためになされたものであり、電力系統の電力需給バランスを適切に調整することを可能とする電力管理装置及び電力管理方法を提供することを目的とする。

第１の特徴は、電力管理装置であって、発電装置の出力電力によって生じる余剰電力を用いて蓄電装置を充電する充電制御を実行する制御部を備え、前記制御部は、前記充電制御において、前記発電装置の余剰電力よりも小さい第１閾値以下に前記余剰電力を用いた前記蓄電装置の充電電力を制限する第１制御を実行する、ことを要旨とする。

第２の特徴は、電力管理方法であって、発電装置の出力電力によって生じる余剰電力を用いて蓄電装置を充電する充電制御を実行するステップと、前記充電制御において、前記発電装置の余剰電力よりも小さい第１閾値以下に前記余剰電力を用いた前記蓄電装置の充電電力を制限する第１制御を実行するステップと、を備える、ことを要旨とする。

本発明によれば、電力系統の電力需給バランスを適切に調整することを可能とする電力管理装置及び電力管理方法を提供することができる。

図１は、実施形態に係る電力管理システム１００を示す図である。 図２は、実施形態に係る施設３００を示す図である。 図３は、実施形態に係る電力管理サーバ２００を示す図である。 図４は、実施形態に係るローカル制御装置３６０を示す図である。 図５は、実施形態に係る充電制御を説明するための図である。 図６は、実施形態に係る充電制御を説明するための図である。 図７は、実施形態に係る充電制御を説明するための図である。 図８は、実施形態に係る放電制御を説明するための図である。 図９は、実施形態に係る放電制御を説明するための図である。 図１０は、実施形態に係る表示制御を説明するための図である。 図１１は、実施形態に係る表示制御を説明するための図である。 図１２は、実施形態に係る電力管理方法を示す図である。 図１３は、実施形態に係る電力管理方法を示す図である。

以下において、実施形態について図面を参照しながら説明する。なお、以下の図面の記載において、同一又は類似の部分には、同一又は類似の符号を付している。但し、図面は模式的なものである。

以下において、実施形態について図面を参照しながら説明する。なお、以下の図面の記載において、同一又は類似の部分には、同一又は類似の符号を付している。但し、図面は模式的なものである。

［実施形態］
（電力管理システム）
以下において、実施形態に係る電力管理システムについて説明する。

図１に示すように、電力管理システム１００は、電力管理サーバ２００と、施設３００と、電力会社４００と、を有する。図１では、施設３００として、施設３００Ａ～施設３００Ｃが例示されている。

各施設３００は、電力系統１１０に接続される。以下において、電力系統１１０から施設３００への電力の流れを潮流と称し、施設３００から電力系統１１０への電力の流れを逆潮流と称する。

電力管理サーバ２００、施設３００及び電力会社４００は、ネットワーク１２０に接続されている。ネットワーク１２０は、これらのエンティティ間の回線を提供すればよい。例えば、ネットワーク１２０は、インターネットである。ネットワーク１２０は、ＶＰＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｒｉｖａｔｅ Ｎｅｔｗｏｒｋ）などの専用回線を含んでもよい。

電力管理サーバ２００は、発電事業者、送配電事業者或いは小売事業者、リソースアグリゲータなどの事業者によって管理されるサーバである。リソースアグリゲータは、ＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ）において、電力系統１１０の電力需給バランスを調整する電力事業者であってもよい。電力需給バランスの調整は、電力系統１１０から施設３００に供給される潮流電力（施設３００の需要電力とも称する）の削減電力を価値と交換する取引（以下、ネガワット取引）を含んでもよい。電力需給バランスの調整は、施設３００から電力系統１１０に供給される逆潮流電力の増大電力を価値と交換する取引を含んでもよい。以下において、電力需給バランスの調整要請は節電要請と称されてもよい。リソースアグリゲータは、ＶＰＰにおいて、発電事業者、送配電事業者及び小売事業者などに逆潮流電力を提供する電力事業者であってもよい。

電力管理サーバ２００は、施設３００に設けられるローカル制御装置３６０に対して、施設３００に設けられる分散電源（例えば、太陽電池装置３１０、蓄電装置３２０又は燃料電池装置３３０）に対する制御を指示する制御メッセージを送信する。例えば、電力管理サーバ２００は、潮流電力の制御を要求する潮流制御メッセージ（例えば、ＤＲ；Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）を送信してもよく、逆潮流電力の制御を要求する逆潮流制御メッセージを送信してもよい。さらに、電力管理サーバ２００は、分散電源の動作状態を制御する電源制御メッセージを送信してもよい。潮流電力又は逆潮流電力の制御度合いは、絶対値（例えば、○○ｋＷ）で表されてもよく、相対値（例えば、○○％）で表されてもよい。或いは、潮流電力又は逆潮流電力の制御度合いは、２以上のレベルで表されてもよい。潮流電力又は逆潮流電力の制御度合いは、現在の電力需給バランスによって定められる電力料金（ＲＴＰ；Ｒｅａｌ Ｔｉｍｅ Ｐｒｉｃｉｎｇ）によって表されてもよく、過去の電力需給バランスによって定められる電力料金（ＴＯＵ；Ｔｉｍｅ Ｏｆ Ｕｓｅ）によって表されてもよい。

施設３００は、図２に示すように、太陽電池装置３１０と、蓄電装置３２０と、燃料電池装置３３０と、負荷機器３４０と、ローカル制御装置３６０と、電力計３８０と、電力計３９０と、を有する。

太陽電池装置３１０は、太陽光などの光に応じて発電を行う分散電源である。太陽電池装置３１０は、逆潮流が許容される分散電源の一例であってもよい。太陽電池装置３１０は、固定買取価格（ＦＩＴ（Ｆｅｅｄ－ｉｎ Ｔａｒｉｆｆ））が適用され得る分散電源の一例であってもよい。太陽電池装置３１０は、固定買取価格の適用期間が満了した分散電源であってもよい。例えば、太陽電池装置３１０は、ＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）及び太陽光パネルによって構成される。

ここで、太陽電池装置３１０から出力される電力は、太陽光などの光の受光量によって変動し得る。従って、太陽電池装置３１０の発電効率を考慮した場合には、太陽電池装置３１０から出力される電力は、太陽光パネルの受光量によって変動し得る可変電力である。

蓄電装置３２０は、電力の充電及び電力の放電を行う分散電源である。蓄電装置３２０は、逆潮流が許容されない分散電源の一例であってもよい。蓄電装置３２０は、固定買取価格が適用され得ない分散電源の一例であってもよい。例えば、蓄電装置３２０は、ＰＣＳ及び蓄電セルによって構成される。

燃料電池装置３３０は、燃料を用いて発電を行う分散電源である。燃料電池装置３３０は、逆潮流が許容されない分散電源の一例であってもよい。燃料電池装置３３０は、固定買取価格が適用されない分散電源の一例であってもよい。例えば、燃料電池装置３３０は、ＰＣＳ及び燃料電池セルによって構成される。

例えば、燃料電池装置３３０は、固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ：Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよく、固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ：Ｐｏｌｙｍｅｒ Ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよく、リン酸型燃料電池（ＰＡＦＣ：Ｐｈｏｓｐｈｏｒｉｃ Ａｃｉｄ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよく、溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ：Ｍｏｌｔｅｎ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよい。

実施形態において、太陽電池装置３１０、蓄電装置３２０及び燃料電池装置３３０は、ＶＰＰに用いられる調整電源であってもよい。調整電源は、施設３００に設けられる分散電源の中でＶＰＰに寄与する電源である。

負荷機器３４０は、電力を消費する機器である。例えば、負荷機器３４０は、空調機器、照明機器、ＡＶ（Ａｕｄｉｏ Ｖｉｓｕａｌ）機器などである。

ローカル制御装置３６０は、施設３００の電力を管理する装置（ＥＭＳ；Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）である。ローカル制御装置３６０は、太陽電池装置３１０の動作状態を制御してもよく、施設３００に設けられる蓄電装置３２０の動作状態を制御してもよく、施設３００に設けられる燃料電池装置３３０の動作状態を制御してもよい。ローカル制御装置３６０の詳細については後述する（図４を参照）。

実施形態において、電力管理サーバ２００とローカル制御装置３６０との間の通信は、第１プロトコルに従って行われる。一方で、ローカル制御装置３６０と分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電装置３２０又は燃料電池装置３３０）との間の通信は、第１プロトコルとは異なる第２プロトコルに従って行われる。例えば、第１プロトコルとしては、Ｏｐｅｎ ＡＤＲ（Ａｕｔｏｍａｔｅｄ Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）に準拠するプロトコル、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。例えば、第２プロトコルは、ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅ（登録商標）に準拠するプロトコル、ＳＥＰ（Ｓｍａｒｔ Ｅｎｅｒｇｙ Ｐｒｏｆｉｌｅ）２．０、ＫＮＸ、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。なお、第１プロトコルと第２プロトコルは異なっていればよく、例えば、両方が独自の専用プロトコルであっても異なる規則で作られたプロトコルであればよい。但し、第１プロトコル及び第２プロトコルは同一の規則で作られたプロトコルであってもよい。

電力計３８０は、電力系統１１０から施設３００への潮流電力及び施設３００から電力系統１１０への逆潮流電力を測定する基幹電力計の一例である。例えば、電力計３８０は、電力会社４００に帰属するスマートメータである。

ここで、電力計３８０は、単位時間（例えば、３０分）毎に、単位時間における潮流電力又は逆潮流電力の積算値を示す情報要素を含むメッセージをローカル制御装置３６０に送信する。電力計３８０は、自律的にメッセージを送信してもよく、ローカル制御装置３６０の要求に応じてメッセージを送信してもよい。電力計３８０は、単位時間毎に、単位時間における潮流電力又は逆潮流電力を示す情報要素を含むメッセージを電力管理サーバ２００に送信してもよい。

電力計３９０は、各分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電装置３２０及び燃料電池装置３３０）の電力を測定する個別電力計の一例である。電力計３９０は、分散電源のＰＣＳの出力端に設けられてもよく、分散電源の一部であると考えてもよい。図２では、電力計３９０として、電力計３９１と、電力計３９２と、電力計３９３と、が設けられる。電力計３９１は、太陽電池装置３１０の出力電力を測定する。電力計３９２は、蓄電装置３２０の放電電力を測定する。電力計３９２は、蓄電装置３２０の充電電力を測定してもよい。電力計３９３は、燃料電池装置３３０の個別出力電力を測定する。

ここで、電力計３９０は、単位時間よりも短い間隔（例えば、１分）で、分散電源の電力を示す情報要素を含むメッセージをローカル制御装置３６０に送信してもよい。調整電源の個別出力電力は、瞬時値によって表されてもよく、積算値によって表されてもよい。電力計３９０は、自律的にメッセージを送信してもよく、ローカル制御装置３６０の要求に応じてメッセージを送信してもよい。

図１に戻って、電力会社４００は、電力系統１１０などのインフラストラクチャーを提供するエンティティであり、例えば、発電事業者又は送配電事業者である。電力会社４００は、電力管理サーバ２００を管理するエンティティに対して、各種の業務を委託してもよい。

（電力管理サーバ）
以下において、実施形態に係る電力管理サーバについて説明する。図３に示すように、電力管理サーバ２００は、管理部２１０と、通信部２２０と、制御部２３０と、を有する。電力管理サーバ２００は、ＶＴＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｔｏｐ Ｎｏｄｅ）の一例であってもよい。

管理部２１０は、不揮発性メモリ又は／及びＨＤＤなどの記憶媒体によって構成されており、施設３００に関する情報を管理する。例えば、施設３００に関する情報は、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電装置３２０又は燃料電池装置３３０）の種別、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電装置３２０又は燃料電池装置３３０）のスペックなどである。スペックは、太陽電池装置３１０の定格発電電力、蓄電装置３２０の定格充電電力、蓄電装置３２０の定格充電電力、燃料電池装置３３０の定格出力電力を含んでもよい。スペックは、蓄電装置３２０の定格容量を含んでもよい。

通信部２２０は、通信モジュールによって構成されており、ネットワーク１２０を介してローカル制御装置３６０と通信を行う。通信モジュールは、ＩＥＥＥ８０２．１１ａ／ｂ／ｇ／ｎ、ＺｉｇＢｅｅ、Ｗｉ－ＳＵＮ、ＬＴＥ、５Ｇなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、ＩＥＥＥ８０２．３などの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。

上述したように、通信部２２０は、第１プロトコルに従って通信を行う。例えば、通信部２２０は、第１プロトコルに従って第１メッセージをローカル制御装置３６０に送信する。通信部２２０は、第１プロトコルに従って第１メッセージ応答をローカル制御装置３６０から受信する。

制御部２３０は、少なくとも１つのプロセッサを含んでもよい。少なくとも１つのプロセッサは、単一の集積回路（ＩＣ）によって構成されてもよく、通信可能に接続された複数の回路（集積回路及び又はディスクリート回路（ｄｉｓｃｒｅｔｅ ｃｉｒｃｕｉｔｓ）など）によって構成されてもよい。

制御部２３０は、電力管理サーバ２００に設けられる各構成を制御する。例えば、制御部２３０は、制御メッセージの送信によって、施設３００に設けられるローカル制御装置３６０に対して、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電装置３２０又は燃料電池装置３３０）に対する制御を指示する。制御メッセージは、上述したように、潮流制御メッセージであってもよく、逆潮流制御メッセージであってもよく、電源制御メッセージであってもよい。

（ローカル制御装置）
以下において、実施形態に係るローカル制御装置について説明する。図４に示すように、ローカル制御装置３６０は、第１通信部３６１と、第２通信部３６２と、制御部３６３とを有する。ローカル制御装置３６０は、ＶＥＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｅｎｄ Ｎｏｄｅ）の一例であってもよい。実施形態では、ローカル制御装置３６０は、電力管理装置の一例である。

第１通信部３６１は、通信モジュールによって構成されており、ネットワーク１２０を介して電力管理サーバ２００と通信を行う。通信モジュールは、ＩＥＥＥ８０２．１１ａ／ｂ／ｇ／ｎ、ＺｉｇＢｅｅ、Ｗｉ－ＳＵＮ、ＬＴＥ、５Ｇなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、ＩＥＥＥ８０２．３などの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。

上述したように、第１通信部３６１は、第１プロトコルに従って通信を行う。例えば、第１通信部３６１は、第１プロトコルに従って第１メッセージを電力管理サーバ２００から受信する。第１通信部３６１は、第１プロトコルに従って第１メッセージ応答を電力管理サーバ２００に送信する。

第２通信部３６２は、通信モジュールによって構成されており、分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電装置３２０又は燃料電池装置３３０）と通信を行う。通信モジュールは、ＩＥＥＥ８０２．１１ａ／ｂ／ｇ／ｎ、ＺｉｇＢｅｅ、Ｗｉ－ＳＵＮ、ＬＴＥ、５Ｇなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、ＩＥＥＥ８０２．３又は独自の専用プロトコルなどの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。

上述したように、第２通信部３６２は、第２プロトコルに従って通信を行う。例えば、第２通信部３６２は、第２プロトコルに従って第２メッセージを分散電源に送信する。第２通信部３６２は、第２プロトコルに従って第２メッセージ応答を分散電源から受信する。

例えば、第２通信部３６２は、潮流電力又は逆潮流電力を特定する情報要素を含むメッセージを電力計３８０から受信してもよい。第２通信部３６２は、各分散電源の電力を特定する情報要素を含むメッセージを電力計３９０から受信してもよい。

制御部３６３は、少なくとも１つのプロセッサを含んでもよい。少なくとも１つのプロセッサは、単一の集積回路（ＩＣ）によって構成されてもよく、通信可能に接続された複数の回路（集積回路及び又はディスクリート回路（ｄｉｓｃｒｅｔｅ ｃｉｒｃｕｉｔｓ）など）によって構成されてもよい。

制御部３６３は、ローカル制御装置３６０に設けられる各構成を制御する。具体的には、制御部３６３は、施設３００の電力を制御するために、第２メッセージの送信及び第２メッセージ応答の受信によって、分散電源の動作状態の設定を機器に指示する。制御部３６３は、施設３００の電力を管理するために、第２メッセージの送信及び第２メッセージ応答の受信によって分散電源の情報の報告を分散電源に指示してもよい。

実施形態では、制御部３６３は、発電装置の出力電力によって生じる余剰電力を用いて蓄電装置を充電する充電制御を実行する制御部を構成する。制御部３６３は、蓄電装置の放電制御を実行してもよい。

例えば、発電装置は、逆潮流が許容される太陽電池装置３１０であってもよい。蓄電装置は、余剰電力を用いて充電される蓄電装置３２０であってもよい。余剰電力は、太陽電池装置３１０の発電電力と施設３００の消費電力との差異であってもよい。施設３００の消費電力は、負荷機器３４０の消費電力であってもよい。燃料電池装置３３０が電力を出力している場合に、施設３００の消費電力は、負荷機器３４０の消費電力から燃料電池装置３３０の出力電力を除いた電力であってもよい。施設３００の消費電力は、施設３００に設けられる装置（例えば、太陽電池装置３１０、蓄電装置３２０、燃料電池装置３３０、負荷機器３４０、ローカル制御装置３６０、電力計３８０、電力計３９０）の消費電力の合計であってもよい。実施形態では、施設３００の消費電力は、蓄電装置３２０の充電電力を含まない。

以下においては、余剰電力は、施設３００から電力系統１１０への逆潮流電力として用いられてもよく、蓄電装置３２０の充電電力として用いられてもよい。

なお、施設３００の需要電力は、電力系統１１０から施設３００への潮流電力と同義であってもよい。蓄電装置３２０の充電が行われている場合に、施設３００の需要電力は、施設３００の消費電力と蓄電装置３２０の充電電力との合計であってもよい。蓄電装置３２０の放電が行われている場合に、施設３００の需要電力は、施設３００の消費電力から蓄電装置３２０の放電電力を除いた電力であってもよい。

以下においては、太陽電池装置３１０から電力が出力される第１所定期間（例えば、日の出から日の入りまで）において充電制御が実行され、太陽電池装置３１０から電力が出力されない第２所定期間（例えば、日の入りから日の出まで）において放電制御が実行されるケースについて例示する。さらに、太陽電池装置３１０に対する固定買取価格の適用期間が満了しており、太陽電池装置３１０の出力電力を施設３００で積極的に消費する利用シーン（自家消費）について主として説明する。
（充電制御）

以下において、蓄電装置３２０の充電制御について説明する。図５～図７では、第１所定期間の電力が例示されている。図５～図７では、単位時間（例えば、３０分）毎の電力が例示されている。図５～図７に示す単位時間毎の電力は予測値であってもよい。電力の予測値は、過去の電力と属性との相関関係の機械学習によって算出されてもよい。属性は、時間帯、曜日、季節、天候（日射量、気温、湿度など）を含んでもよい。機械学習に代えて、ＡＩ（Ａｒｔｉｆｉｃｉａｌ Ｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｃｅ）を用いた深層学習が用いられてもよい。

図５に示すように、余剰電力（下段を参照）は、太陽電池装置３１０の出力電力（上段を参照）と施設３００の消費電力（中段を参照）との差異である。施設３００の消費電力が太陽電池装置３１０の出力電力よりも大きい場合には、余剰電力はゼロであり、電力系統１１０から電力が供給される。

このようなケースにおいて、太陽電池装置３１０の出力電力は変動し得るため、自家消費を促進する場合には、余剰電力の全てを蓄電装置３２０の充電に用いることが考えられる。具体的には、図６に示すように、余剰電力を用いた蓄電装置３２０の充電電力を制限せずに、蓄電装置３２０の充電制御が実行されると考えられる。このような充電制御によれば、できるだけ早い時刻（図６では、時刻Ｔ１）において蓄電装置３２０の充電が完了する。言い換えると、太陽電池装置３１０の出力電力が自家消費に用いられない可能性を低減することができる。蓄電装置３２０の充電完了は、蓄電装置３２０の蓄電残量が上限閾値まで増大することであってもよい。上限閾値は、蓄電装置３２０が満充電であると判定される閾値であってもよい。

しかしながら、図６に示す充電制御を実行すると、時刻Ｔ１以降において蓄電装置３２０の充電が行われないため、蓄電装置３２０の充電電力の減少によって節電要請に応じることができない。

従って、実施形態では、図７に示すように、ローカル制御装置３６０（制御部３６３）は、充電制御において、余剰電力よりも小さい第１閾値以下に余剰電力を用いた蓄電装置３２０の充電電力を制限する第１制御を実行する。余剰電力から蓄電装置３２０の充電電力を除いた電力は電力系統１１０に対する逆潮流電力である。ここで、第１制御では、蓄電装置３２０の充電が行われるため、蓄電装置３２０の充電電力はゼロよりも大きいことに留意すべきである。

このような構成によれば、蓄電装置３２０の充電が完了する時刻が図６に示す時刻Ｔ１よりも後の時刻Ｔ２となる。すなわち、余剰電力を用いた蓄電装置３２０の充電電力の削減によって節電要請に応じることが可能な期間を延長することができる。上述したように、電力需給バランスの調整は、施設３００の需要電力の削減要請（例えば、ネガワット取引）を含んでもよく、施設３００の逆潮流電力の増大要請を含んでもよい。

ローカル制御装置３６０は、第１制御が適用される対象時間を含む第１所定期間において余剰電力を用いて蓄電装置３２０に充電される充電電力総量を特定し、特定された充電電力総量が確保されるように第１閾値を設定してもよい。

具体的には、ローカル制御装置３６０は、予測出力電力総量（図５の上段に示す出力電力の積算値）及び予測消費電力総量（図５の中段に示す消費電力の積算値）に基づいて予測余剰電力総量（図５の下段に示す余剰電力の積算値）を特定する。ローカル制御装置３６０は、予測余剰電力総量及び蓄電装置３２０の蓄電可能容量に基づいて、充電電力総量（図６の下段又は図７の下段に示す充電電力の積算値）を特定する。蓄電装置３２０の蓄電可能容量は、蓄電装置３２０の定格容量と第１所定期間の開始時点における蓄電装置３２０の蓄電残量との差異である。予測余剰電力総量が蓄電装置３２０の蓄電可能容量よりも大きい場合には、ローカル制御装置３６０は、蓄電装置３２０の蓄電可能容量を充電電力総量として用いる。一方で、予測余剰電力総量が蓄電装置３２０の蓄電可能容量よりも小さい場合には、ローカル制御装置３６０は、予測余剰電力総量を充電電力総量として用いる。

このような前提下において、ローカル制御装置３６０は、図７の下段に示す充電電力総量が図６の下段に示す充電電力総量と等しくなるように第１閾値を設定する。

このような構成によれば、第１所定期間の全体として、自家消費に用いられる太陽電池装置３１０の出力電力（すなわち、充電電力総量）が変わらないため、ユーザに不利益を与えることなく、自家消費を促進することができる。

ここで、第１制御が適用される対象時間は、１以上の単位時間を含んでもよい。第１制御が適用される対象時間は、単位時間とは無関係に定められてもよい。すなわち、第１制御が適用される対象時間は、任意の時間長を有していてもよい。

ローカル制御装置３６０は、第１制御が適用される対象時間において余剰電力の売電価格が所定価格よりも低くても第１制御を実行してもよい。所定価格は、電力系統１１０から供給される電力の買電価格に基づいて定められてもよい。例えば、所定価格は、買電価格と同じであってもよく、買電価格よりもオフセットだけ高い価格であってもよく、買電価格よりもオフセットだけ低い価格であってもよい。

すなわち、余剰電力の売電価格が所定価格よりも低い対象時間、すなわち、本来であれば自家消費を優先させるべきである対象時間において、第１制御の実行によって節電要請に応じることが可能な期間を延長してもよい。

蓄電装置３２０の定格容量は、太陽電池装置３１０から出力されると想定される時間を含む所定想定期間において太陽電池装置３１０から出力されると想定される想定出力電力総量よりも小さくてもよい。実施形態において、所定想定期間は第１所定期間と同じであってもよい。想定出力電力総量は、太陽電池装置３１０の導入後において変化し得る動的な値ではなく、太陽電池装置３１０の導入段階で定められる静的な値であってもよい。想定出力電力総量は、太陽電池装置３１０の定格出力電力に基づいて定められてもよい。想定出力電力総量は、太陽電池装置３１０の出力電力に影響を与える属性に基づいて定められてもよい。属性は、太陽電池装置３１０の設置場所、設置場所の想定日射量などを含んでもよい。このような条件下において、ローカル制御装置３６０は、充電制御において上述した第１制御を実行してもよい。

蓄電装置３２０の定格容量は、余剰電力が生じると想定される時間を含む所定想定期間において生じると想定される想定余剰電力総量よりも小さくてもよい。実施形態において、所定想定期間は第１所定期間と同じであってもよい。想定余剰電力総量は、太陽電池装置３１０の導入後において変化し得る動的な値ではなく、太陽電池装置３１０の導入段階で定められる静的な値であってもよい。想定余剰電力総量は、上述した想定出力電力総量及び施設３００の属性に基づいて定められてもよい。施設３００の属性は、施設３００のタイプ（例えば、商用施設、店舗、集合住宅、戸建住宅など）、第１所定期間における施設３００の想定消費電力などを含んでもよい。このような条件下において、ローカル制御装置３６０は、充電制御において上述した第１制御を実行してもよい。

ローカル制御装置３６０は、第１所定期間において生じると予測される予測余剰電力総量が蓄電装置３２０の定格容量よりも大きい場合に第１制御を実行してもよい。予測余剰電力総量は、太陽電池装置３１０の導入段階で定められる静的な値ではなく、太陽電池装置３１０の導入後において変化し得る動的な値であってもよい。予測余剰電力総量は、予測出力電力総量（図５の上段に示す出力電力の積算値）と予測消費電力総量（図５の中段に示す消費電力の積算値）との差異（図５の下段に示す余剰電力の積算値）であってもよい。言い換えると、第１所定期間において余剰電力の全てを蓄電装置３２０の充電に用いることができない場合に、ローカル制御装置３６０は、充電制御において上述した第１制御を実行してもよい。

ローカル制御装置３６０は、電力系統１１０から供給される電力を用いずに充電制御を実行してもよい。但し、第１所定期間において余剰電力の全てを蓄電装置３２０の充電に用いても、蓄電装置３２０の充電が完了しない場合には、ローカル制御装置３６０は、電力系統１１０から供給される電力を用いて充電制御を実行してもよい。

（放電制御）
以下において、蓄電装置３２０の放電制御について説明する。図８～図９では、第２所定期間の電力が例示されている。図８～図９では、単位時間（例えば、３０分）毎の電力が例示されている。図８～図９に示す単位時間毎の電力は予測値であってもよい。電力の予測値は、過去の電力と属性との相関関係の機械学習によって算出されてもよい。属性は、時間帯、曜日、季節を含んでもよい。機械学習に代えて、ＡＩを用いた深層学習が用いられてもよい。

このようなケースにおいて、自家消費を促進する場合には、上述した第１所定期間が開始するまでに、蓄電装置３２０の放電を完了することが好ましい。従って、施設３００の消費電力の全てを蓄電装置３２０の放電電力で賄うことが考えられる。具体的には、図８に示すように、蓄電装置３２０の放電電力を制限せずに、蓄電装置３２０の放電制御が実行されると考えられる。このような放電制御によれば、できるだけ早い時刻（図８では、時刻Ｔ３）において蓄電装置３２０の放電が完了する。言い換えると、第２所定期間において蓄電装置３２０の放電が完了しない可能性を低減することができる。蓄電装置３２０の放電完了は、蓄電装置３２０の蓄電残量が下限閾値まで減少することであってもよい。下限閾値は、蓄電装置３２０が残量切れと判定される閾値であってもよい。下限閾値は、ＢＣＰ（Ｂｕｓｉｎｅｓｓ ｃｏｎｔｉｎｕｉｔｙ ｐｌａｎ）で用いる蓄電残量が確保された閾値であってもよい。

しかしながら、図８に示す放電制御を実行すると、時刻Ｔ３以降において蓄電装置３２０の放電を行うことができないため、蓄電装置３２０の放電電力の増大によって節電要請に応じることができない。

従って、実施形態では、図９に示すように、ローカル制御装置３６０（制御部３６３）は、放電制御において、蓄電装置３２０の放電電力を第２閾値以下に制限する第２制御を実行する。ここで、第２制御では、蓄電装置３２０の放電が行われるため、蓄電装置３２０の放電電力はゼロよりも大きいことに留意すべきである。

このような構成によれば、蓄電装置３２０の放電が完了する時刻が図８に示す時刻Ｔ３よりも後の時刻Ｔ４となる。すなわち、蓄電装置３２０の放電電力の増大によって節電要請に応じることが可能な期間を延長することができる。

ローカル制御装置３６０は、第２所定期間の開始時点における蓄電装置３２０の蓄電残量に基づいて、第２所定期間において蓄電装置３２０から放電される放電電力総量を特定し、特定された放電電力総量が確保されるように第２閾値を設定してもよい。

例えば、ローカル制御装置３６０は、放電電力総量として蓄電装置３２０の蓄電残量を用いてもよい。このようなケースにおいて、第２所定期間において施設３００で消費される消費電力総量よりも蓄電装置３２０の蓄電残量が大きく、蓄電装置３２０の放電電力の逆潮流が許容されている場合には、ローカル制御装置３６０は、蓄電装置３２０の蓄電残量と消費電力総量との差異に相当する電力の逆潮流を実行してもよい。

ローカル制御装置３６０は、第２所定期間において施設３００で消費されると予測される予測消費電力総量に基づいて放電電力総量を特定してもよい。予測消費電力総量は、施設３００に設けられる装置（例えば、負荷機器３４０）の導入段階で定められる静的な値ではなく、施設３００に設けられる装置（例えば、負荷機器３４０）の導入後において変化し得る動的な値であってもよい。例えば、予測消費電力総量は、図８の上段又は図９の上段に示す消費電力の積算値である。例えば、蓄電装置３２０の蓄電残量が予測消費電力総量よりも小さい場合には、ローカル制御装置３６０は、放電電力総量として蓄電装置３２０の蓄電残量を用いてもよい。一方で、蓄電装置３２０の蓄電残量が予測消費電力総量よりも大きい場合には、ローカル制御装置３６０は、放電電力総量として予測消費電力総量を用いてもよい。

（表示制御）
以下において、第１制御を含む充電制御及び第２制御を含む放電制御において、ローカル制御装置３６０の表示制御の一例について説明する。ここで、表示制御とは、所定情報をディスプレイに表示する制御である。ディスプレイは、特に限定されるものではないが、ローカル制御装置３６０に設けられてもよく、ローカル制御装置３６０と通信可能なユーザ端末に設けられてもよい。ユーザ端末は、スマートフォンであってもよく、タブレット端末であってもよく、パーソナルコンピュータであってもよい。

第１に、第１制御を含む充電制御における表示制御の一例について説明する。ローカル制御装置３６０は、図１０に示す画像を表示する表示制御を実行する。

図１０に示すように、ローカル制御装置３６０は、充電電力総量が確保される旨及び第１制御の効果の少なくともいずれか１つを示す情報をユーザに通知する表示制御を実行してもよい。例えば、「充電完了時刻は××の予定です」の文字列は、充電電力総量が確保される旨を示す情報の一例である。「節電要請があった場合に、電気代が××円安くなります」の文字列は、第１制御の効果を示す情報の一例である。

ローカル制御装置３６０は、余剰電力を用いた蓄電装置３２０の充電が行われており、余剰電力の逆潮流が行われている旨を示す情報をユーザに通知する表示制御を実行してもよい。例えば、「充電電力＝××ｋＷ」は、余剰電力を用いた蓄電装置３２０の充電が行われている旨を示す情報の一例である。「売電電力＝××ｋＷ」は、余剰電力の逆潮流が行われている旨を示す情報の一例である。

ローカル制御装置３６０は、第１制御が行われているが、施設３００としてコストが最適化されている旨を示す情報をユーザに通知する表示制御を実行してもよい。例えば、「充電完了時刻は××の予定です」及び「節電要請があった場合に、電気代が××円安くなります」の文字列は、施設３００としてコストが最適化されている旨を示す情報の一例である。施設３００としてコストが最適化されている旨を示す情報は、これに限定されるものではなく、「電気代が最適化されています」といった文字列であってもよい。

第２に、第２制御を含む放電制御における表示制御の一例について説明する。ローカル制御装置３６０は、図１１に示す画像を表示する表示制御を実行する。

図１１に示すように、ローカル制御装置３６０は、放電電力総量が確保される旨及び第２制御の効果の少なくともいずれか１つを示す情報をユーザに通知する表示制御を実行してもよい。例えば、「放電完了時刻は××の予定です」の文字列は、放電電力総量が確保される旨を示す情報の一例である。「節電要請があった場合に、電気代が××円安くなります」の文字列は、第２制御の効果を示す情報の一例である。

ローカル制御装置３６０は、蓄電装置３２０の放電が行われている旨を示す情報をユーザに通知する表示制御を実行してもよい。例えば、「放電電力＝××ｋＷ」は、蓄電装置３２０の放電が行われている旨を示す情報の一例である。ローカル制御装置３６０は、電力系統１１０から電力が供給されている旨を示す情報をユーザに通知する表示制御を実行してもよい。例えば、「買電電力＝××ｋＷ」は、電力系統１１０から電力が供給されている旨を示す情報の一例である。

ローカル制御装置３６０は、第２制御が行われているが、施設３００としてコストが最適化されている旨を示す情報をユーザに通知する表示制御を実行してもよい。例えば、「放電完了時刻は××の予定です」及び「節電要請があった場合に、電気代が××円安くなります」の文字列は、施設３００としてコストが最適化されている旨を示す情報の一例である。施設３００としてコストが最適化されている旨を示す情報は、これに限定されるものではなく、「電気代が最適化されています」といった文字列であってもよい。

（電力管理方法）
以下において、実施形態に係る電力管理方法について説明する。

第１に、上述した第１制御を含む充電制御について説明する。

図１２に示すように、ステップＳ１１において、ローカル制御装置３６０は、充電電力総量を特定する。上述したように、充電電力総量は、予測余剰電力総量及び第１所定期間の開始時点における蓄電装置３２０の蓄電可能容量に基づいて特定される（図５及び図６を参照）。

ステップＳ１２において、ローカル制御装置３６０は、第１所定期間において充電電力総量が確保されるように第１閾値を設定する（図７の下段を参照）。

ステップＳ１３において、ローカル制御装置３６０は、上述した第１制御を含む充電計画を設定する（図７の下段を参照）。

ステップＳ１４において、ローカル制御装置３６０は、ステップＳ１３で設定された充電計画に基づいて、上述した第１制御を含む充電制御を実行する。

ステップＳ１５において、ローカル制御装置３６０は、上述した表示制御を実行する（図１０を参照）。

第２に、上述した第２制御を含む放電制御について説明する。

図１３に示すように、ステップＳ２１において、ローカル制御装置３６０は、放電電力総量を特定する。上述したように、放電電力総量は、予測消費電力総量及び第２所定期間の開始時点における蓄電装置３２０の蓄電残量に基づいて特定される（図８を参照）。

ステップＳ２２において、ローカル制御装置３６０は、第２所定期間において放電電力総量が確保されるように第２閾値を設定する（図９の下段を参照）。

ステップＳ２３において、ローカル制御装置３６０は、上述した第２制御を含む放電計画を設定する（図９の下段を参照）。

ステップＳ２４において、ローカル制御装置３６０は、ステップＳ２３で設定された放電計画に基づいて、上述した第１制御を含む放電制御を実行する。

ステップＳ２５において、ローカル制御装置３６０は、上述した表示制御を実行する（図１１を参照）。

（作用及び効果）
実施形態では、ローカル制御装置３６０は、充電制御において、余剰電力よりも小さい第１閾値以下に余剰電力を用いた蓄電装置３２０の充電電力を制限する第１制御を実行する。このような構成によれば、節電要請に応じることが可能な期間を延長することができる。ひいては、電力系統１１０の電力需給バランスを適切に調整することができる。

実施形態では、ローカル制御装置３６０は、第１制御が適用される対象時間を含む第１所定期間において余剰電力を用いて蓄電装置３２０に充電される充電電力総量を特定し、特定された充電電力総量が確保されるように第１閾値を設定してもよい。このような構成によれば、第１所定期間の全体として充電電力総量が変わらないため、ユーザに不利益を与えることなく、自家消費を適切に実行することができる。

実施形態では、ローカル制御装置３６０は、放電制御において、蓄電装置３２０の放電電力を第２閾値以下に制限する第２制御を実行してもよい。このような構成によれば、節電要請に応じることが可能な期間を延長することができる。ひいては、電力系統１１０の電力需給バランスを適切に調整することができる。

実施形態では、ローカル制御装置３６０は、第２所定期間において蓄電装置３２０から放電される放電電力総量を特定し、特定された放電電力総量が確保されるように第２閾値を設定してもよい。このような構成によれば、第１所定期間の開始時点において蓄電装置３２０の蓄電残量を適切に減少することができ、第１所定期間における蓄電装置３２０の蓄電可能容量を確保することができる。ひいては、第１所定期間において自家消費を適切に実行することができる。

［変更例１］
以下において、実施形態の変更例１について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について主として説明する。

上述した実施形態では、予測余剰電力総量の特定、充電電力総量の特定、第１閾値の設定、第１制御を含む充電制御をローカル制御装置３６０が実行するケースを例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。

例えば、予測余剰電力総量の特定は、電力管理サーバ２００によって実行されてもよい。このようなケースにおいて、予測余剰電力総量の特定に必要な情報は、ローカル制御装置３６０から電力管理サーバ２００に送信されてもよい。充電電力総量の特定は、電力管理サーバ２００によって実行されてもよい。このようなケースにおいて、充電電力総量の特定に必要な情報は、ローカル制御装置３６０から電力管理サーバ２００に送信されてもよい。第１閾値の設定は、電力管理サーバ２００によって実行されてもよい。このようなケースにおいて、第１閾値の設定に必要な情報は、ローカル制御装置３６０から電力管理サーバ２００に送信されてもよい。第１制御を含む充電制御は、電力管理サーバ２００によって実行されてもよい。すなわち、第１制御を含む充電制御は、ＶＰＰ制御の一部として実行されてもよい。

上述した実施形態では、放電電力総量の特定、第２閾値の設定、第２制御を含む放電制御をローカル制御装置３６０が実行するケースを例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。

例えば、放電電力総量の特定は、電力管理サーバ２００によって実行されてもよい。このようなケースにおいて、放電電力総量の特定に必要な情報は、ローカル制御装置３６０から電力管理サーバ２００に送信されてもよい。第２閾値の設定は、電力管理サーバ２００によって実行されてもよい。このようなケースにおいて、第２閾値の設定に必要な情報は、ローカル制御装置３６０から電力管理サーバ２００に送信されてもよい。第２制御を含む放電制御は、電力管理サーバ２００によって実行されてもよい。すなわち、第２制御を含む放電制御は、ＶＰＰ制御の一部として実行されてもよい。

［その他の実施形態］
本発明は上述した実施形態によって説明したが、この開示の一部をなす論述及び図面は、この発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替実施形態、実施例及び運用技術が明らかとなろう。

実施形態では、第１所定期間は、１日の中で太陽電池装置３１０から電力が出力される期間（例えば、日の出から日の入りまで）である。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。第１所定期間は、１日の中で太陽電池装置３１０から電力が出力される期間の少なくとも一部を含めばよい。第１所定期間は、１日の中で太陽電池装置３１０から電力が出力される期間に含まれる任意の期間であってもよい。或いは、第１所定期間は、６：００～１８：００又は１０：００～１４：００などのように固定的に定められた期間であってもよい。なお、１日の区切りは、０：００～２４：００に限られず、６：００～翌日６：００などのように任意の区切りであってもよい。

実施形態では、第２所定期間は、１日の中で太陽電池装置３１０から電力が出力されない期間（例えば、日の入りから日の出まで）である。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。第２所定期間は、１日の中で太陽電池装置３１０から電力が出力されない期間の少なくとも一部を含めばよい。第２所定期間は、１日の中で太陽電池装置３１０から電力が出力されない期間に含まれる任意の期間であってもよい。或いは、第２所定期間は、１８：００～翌日６：００又は２２：００～翌日２：００などのように固定的に定められた期間であってもよい。なお、１日の区切りは、０：００～２４：００に限られず、６：００～翌日６：００などのように任意の区切りであってもよい。

実施形態では、所定想定期間が第１所定期間と同じであるケースを例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。所定想定期間は第１所定期間と異なっていてもよい。例えば、第１所定期間が太陽電池装置３１０から電力が出力される期間よりも短い場合には、所定想定期間は第１所定期間よりも長くてもよい。例えば、所定想定期間は、太陽電池装置３１０から電力が出力されると想定される期間（例えば、日の出から日の入りまでの期間）であってもよい。或いは、所定想定期間は、余剰電力が生じると想定される期間であってもよい。所定想定期間は、連続的な期間の合計であってもよく、非連続的な期間の合計であってもよい。所定想定期間は１日であると考えてもよい。

実施形態では、逆潮流が許容される発電装置として太陽電池装置３１０を例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。逆潮流が許容される発電装置は、再生可能エネルギーを利用して電力を出力する分散電源を含んでもよい。このような分散電源は、風力発電装置、水力発電装置、地熱発電装置及びバイオマス発電装置の中から選択された１以上の分散電源を含んでもよい。なお、蓄電装置３２０の放電電力の逆潮流が許容されてもよく、燃料電池装置３３０の出力電力の逆潮流が許容されてもよい。

実施形態では特に触れていないが、蓄電装置３２０は、定置型の蓄電装置を含んでもよく、電気自動車に搭載される蓄電装置を含んでもよい。

実施形態では、ユーザに情報を通知する通知制御として表示制御を例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。通知制御は、音声によって情報を通知する音声出力制御を含んでもよい。

実施形態では、ローカル制御装置３６０が施設３００に設けられるケースについて例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。ローカル制御装置３６０は、ネットワーク１２０上に設けられるサーバなどによって実現されるクラウドサービスによって提供されてもよい。

実施形態では特に触れていないが、電力とは、瞬時値（ｋＷ）であってもよく、単位時間の積算値（ｋＷｈ）であってもよい。

１００…電力管理システム、１１０…電力系統、１２０…ネットワーク、２００…電力管理サーバ、２１０…管理部、２２０…通信部、２３０…制御部、３００…施設、３１０…太陽電池装置、３２０…蓄電装置、３３０…燃料電池装置、３４０…負荷機器、３６０…ローカル制御装置、３６１…第１通信部、３６２…第２通信部、３６３…制御部、３８０…電力計、３９０…電力計、電力計、３９２…電力計、３９３…電力計、４００…電力会社

Claims (15)

1. 発電装置の出力電力によって生じる余剰電力を用いて蓄電装置を充電する充電制御を実行する制御部を備え、
   前記制御部は、前記充電制御において、前記発電装置の余剰電力よりも小さい第１閾値以下に前記余剰電力を用いた前記蓄電装置の充電電力を制限する第１制御を実行し、
   前記制御部は、前記第１制御が適用される対象時間において前記余剰電力の売電価格が電力系統から供給される電力の買電価格以下であっても前記第１制御を実行し、
   前記制御部は、前記発電装置及び前記蓄電装置を有する施設の需要電力の削減要請に応じて、前記余剰電力を用いた前記蓄電装置の充電電力を減少する、電力管理装置。
2. 前記制御部は、前記対象時間を含む第１所定期間において前記余剰電力を用いて前記蓄電装置に充電される充電電力総量を特定し、特定された前記充電電力総量が確保されるように前記第１閾値を設定する、請求項１に記載の電力管理装置。
3. 前記制御部は、前記対象時間を含む第１所定期間において、前記発電装置の予測出力電力量及び前記蓄電装置が設けられる施設の予測消費電力総量に基づいて予測余剰電力総量を特定し、特定された前記予測余剰電力総量及び前記蓄電装置の蓄電可能量に基づいて充電電力総量を特定し、特定された前記充電電力総量が確保されるように第１閾値を設定する、請求項１に記載の電力管理装置。
4. 前記蓄電装置の定格容量は、前記発電装置から出力されると想定される時間を含む所定想定期間において前記発電装置から出力されると想定される想定出力電力総量よりも小さい、請求項２又は請求項３に記載の電力管理装置。
5. 前記蓄電装置の定格容量は、前記余剰電力が生じると想定される時間を含む所定想定期間において生じると想定される想定余剰電力総量よりも小さい、請求項２乃至請求項４のいずれか１項に記載の電力管理装置。
6. 前記制御部は、前記第１所定期間において生じると予測される予測余剰電力総量が前記蓄電装置の定格容量よりも大きい場合に前記第１制御を実行する、請求項２乃至請求項５のいずれか１項に記載の電力管理装置。
7. 前記制御部は、前記電力系統から供給される電力を用いずに前記充電制御を実行する、請求項１乃至請求項６のいずれか１項に記載の電力管理装置。
8. 前記制御部は、前記発電装置から電力が出力されない第２所定期間において前記蓄電装置の放電制御を実行し、
   前記制御部は、前記放電制御において、前記蓄電装置の放電電力を第２閾値以下に制限する第２制御を実行する、請求項１乃至請求項７のいずれか１項に記載の電力管理装置。
9. 前記制御部は、前記第２所定期間の開始時点における前記蓄電装置の蓄電残量に基づいて、前記第２所定期間において前記蓄電装置から放電される放電電力総量を特定し、特定された放電電力総量が確保されるように前記第２閾値を設定する、請求項８に記載の電力管理装置。
10. 前記制御部は、前記第２所定期間において、前記発電装置及び前記蓄電装置が設けられる施設で消費されると予測される予測消費電力総量に基づいて前記放電電力総量を特定する、請求項９に記載の電力管理装置。
11. 前記制御部は、前記充電電力総量が確保される旨及び前記第１制御の効果の少なくともいずれか１つを示す情報をユーザに通知する通知制御を実行する、請求項２、請求項３、請求項２又は請求項３を引用する請求項４乃至請求項１０のいずれか１項に記載の電力管理装置。
12. 前記制御部は、前記余剰電力を用いた前記蓄電装置の充電が行われており、前記余剰電力の逆潮流が行われている旨を示す情報をユーザに通知する通知制御を実行する、請求項１乃至請求項１１のいずれか１項に記載の電力管理装置。
13. 前記制御部は、前記第１制御が行われているが、前記発電装置及び前記蓄電装置が設けられる施設としてコストが最適化されている旨を示す情報をユーザに通知する通知制御を実行する、請求項１乃至請求項１２のいずれか１項に記載の電力管理装置。
14. 発電装置の出力電力によって生じる余剰電力を用いて蓄電装置を充電する充電制御を実行するステップＡと、
    前記充電制御において、前記発電装置の余剰電力よりも小さい第１閾値以下に前記余剰電力を用いた前記蓄電装置の充電電力を制限する第１制御を実行するステップＢと、
    前記発電装置及び前記蓄電装置を有する施設の需要電力の削減要請に応じて、前記余剰電力を用いた前記蓄電装置の充電電力を減少するステップＣと、を備え、
    前記ステップＢは、前記第１制御が適用される対象時間において前記余剰電力の売電価格が電力系統から供給される電力の買電価格以下であっても前記第１制御を実行するステップを含む、電力管理方法。
15. 前記余剰電力を用いた前記蓄電装置の充電が行われており、前記余剰電力の逆潮流が行われている旨を示す情報をユーザに通知する通知制御を実行するステップを備える、請求項１４に記載の電力管理方法。

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