JP2023086617A - 電力制御システム及び電力制御機器 - Google Patents

Abstract

【課題】電気事業者による電力指令を満たしつつ、発電する電力の自己託送を実現する電力制御システム及び電力制御機器を提供する。
【解決手段】電力制御システム１Ａは、第１拠点の電力需要を算出する需要算出部５０Ａと、電力需要及び第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量を算出する同時同量算出部６０Ａと、電気事業者による電力指令を満たすとともに、電力需要に基づいて、第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように、発電部が出力する電力を制御する出力制御部７０Ａと、を備える。
【選択図】図１

Description

本開示は、電力制御システム及び電力制御機器に関する。

従来、発電施設から出力される電力を、第三者エンティティによって管理される電力系統を介して、発電施設から需要施設に対して送電する仕組みとして、自己託送が知られている。自己託送を行うシステムにおいて、自己託送の電力を適切に把握する技術が提案されている（例えば、特許文献１参照）。

太陽光発電を行う場合、例えば発電量が多い時又は電力需要が少ない時期などには、電力系統に供給される電力が電気事業者の接続可能量を超えないように、発電の出力を抑制する必要がある（出力制御）。また、電力需要が多い時期などに太陽光発電が更に加わることにより、電力線が過熱すること防ぐため、出力制御が必要になることもある。電気事業者から電力に関する指令（電力指令）が発せられる場合、発電設備において、電力指令を満たすように電力の出力制御を行うことが求められる。出力制御において、出力制御の指令値及び異常検出結果に基づいて、電力指令の値を算出してパワーコンディショナに送信する技術が提案されている（例えば、特許文献２参照）。

特開２０２１－５２５５７号公報 特開２０１７－２２９２１３号広報

上述したようなシステムにおいて、電気事業者による電力指令を満たしつつ、発電する電力の自己託送を好適に実現することが望まれている。

本開示の目的は、電気事業者による電力指令を満たしつつ、発電する電力の自己託送を実現し得る電力制御システム及び電力制御機器を提供することにある。

一実施形態に係る電力制御システムは、
第１拠点の電力需要を算出する需要算出部と、
前記電力需要及び前記第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量を算出する同時同量算出部と、
電気事業者による電力指令を満たすとともに、前記電力需要に基づいて、前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように、前記発電部が出力する電力を制御する出力制御部と、
を備える。

また、一実施形態に係る電力制御システムは、
第１拠点の電力需要を算出する需要算出部と、
前記電力需要及び前記第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量を算出する同時同量算出部と、
電気事業者による電力指令を満たすとともに、前記電力需要に基づいて、前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように、前記第１拠点の蓄電池の充電及び放電の少なくとも一方を制御する出力制御部と、
を備える。

また、一実施形態に係る電力制御機器は、
第１拠点の電力需要を算出する需要算出部と、
前記電力需要及び前記第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量を算出する同時同量算出部と、
電気事業者による電力指令を満たすとともに、前記電力需要に基づいて、前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように、前記発電部が出力する電力を制御する出力制御部と、
を備える。

また、一実施形態に係る電力制御機器は、
第１拠点の電力需要を算出する需要算出部と、
前記電力需要及び前記第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量を算出する同時同量算出部と、
電気事業者による電力指令を満たすとともに、前記電力需要に基づいて、前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように、前記第１拠点の蓄電池の充電及び放電の少なくとも一方を制御する出力制御部と、
を備える。

一実施形態によれば、電気事業者による電力指令を満たしつつ、発電する電力の自己託送を実現し得る電力制御システム及び電力制御機器を提供することができる。

一実施形態に係る電力制御システムの構成例を示す図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明するフローチャートである。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明する図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明する図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明する図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明する図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明する図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明する図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明する図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明する図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明する図である。

本開示において、電力制御システム及び／又は電力制御機器は、電力によって動作するシステム及び／又は機器としてよい。また、電力制御システム及び／又は電力制御機器は、電力を制御する機能を含むものとしてよい。電力制御システム及び／又は電力制御機器の機能は、電力を制御する機能に限定されず、他の機能を有してもよい。

また、本開示において、「自己託送」とは、例えば、経済産業省の外局である資源エネルギー庁によって制定された「自己託送に係る指針」（平成２６年４月１日施行）に規定されたものとしてよい。すなわち、自己託送とは、自家用発電設備を設置する者が、当該自家用発電設備を用いて発電した電力を一般電気事業者が維持し、及び運用する送配電ネットワークを介して、当該自家用発電設備を設置する者の別の場所にある工場等に送電する際に、当該一般電気事業者が提供する送電サービスのこととしてよい。

以下、一実施形態に係る電力制御システムについて、図面を参照して説明する。

図１は、一実施形態に係る電力制御システムの構成例を示す図である。図１に示すように、一実施形態において、電力制御システム１Ａは第１拠点に設置されるシステムとしてよく、電力制御システム１Ｂは第２拠点に設置されるシステムとしてよい。以下、電力制御システム１Ａと電力制御システム１Ｂとを特に区別しない場合、単に「電力制御システム１」と総称する。

図１において、第１拠点は、図１の上側に示す一点鎖線よりも上の領域に模式的に示される拠点とし、第２拠点は、図１の下側に示す一点鎖線よりも下の領域に模式的に示される拠点とする。第１拠点及び／又は第２拠点は、例えば、いわゆる野立て太陽光発電を行う場所、各事業者の事業所又は営業所、工場、及び集合住宅など、電力の発電及び／又は消費が想定される任意の地点としてよい。また、図１において、第１拠点と第２拠点との間の領域は、例えば第１拠点又は第２拠点以外の他の拠点としてもよいし、第１拠点及び／又は第２拠点の一部としてもよいし、任意の拠点としてよい。

図１において、送電及び／又は受電の際の経路、すなわち電力の経路を、主として実線により示す。一方、図１において、情報の送信及び／又は受信の際の経路、すなわち電気信号の経路を、主として破線により示す。

また、図１に示す各機能部同士は、適宜、有線及び無線の少なくとも一方により接続されてよい。図１において、各機能部同士の間を有線及び無線の少なくとも一方により接続する通信インタフェース及び各種の中継器（中継機）などは、図示を省略してある。また、各機能部は、各種の情報及び／又はプログラムなどを記憶する例えば半導体メモリなどの記憶部を、適宜備えてもよい。図１において、半導体メモリなどの記憶部は、図示を省略してある。

図１に示すように、第１拠点の電力制御システム１Ａは、発電部１０Ａ、電力調整部２０Ａ、負荷３０Ａ、スマートメータ４０Ａ、需要算出部５０Ａ、同時同量算出部６０Ａ、及び出力制御部７０Ａを含んで構成されてよい。電力制御システム１Ａは、前述の機能部の一部を含まなくてもよいし、前述の機能部以外の他の機能部を含んでもよい。

また、図１に示すように、第２拠点の電力制御システム１Ｂは、発電部１０Ｂ、電力調整部２０Ｂ、負荷３０Ｂ、スマートメータ４０Ｂ、需要算出部５０Ｂ、同時同量算出部６０Ｂ、及び出力制御部７０Ｂを含んで構成されてよい。電力制御システム１Ｂは、前述の機能部の一部を含まなくてもよいし、前述の機能部以外の他の機能部を含んでもよい。

以下、発電部１０Ａと発電部１０Ｂとを特に区別しない場合、単に「発電部１０」と記す。また、他の機能部についても同様に、電力制御システム１Ａの機能部と電力制御システム１Ｂの機能部とを特に区別しない場合、単に当該機能部の参照番号を記す（すなわちＡ又はＢのような記号を省略する）。例えば、電力調整部２０Ａと電力調整部２０Ｂとを特に区別しない場合、単に「電力調整部２０」と記す。

電力制御システム１Ａの機能部に対応する電力制御システム１Ｂの各機能部は、それぞれ電力制御システム１Ａの機能部と同じ構成又は同様の構成としてもよいし、異なる構成としてもよい。以下、説明の簡略化のために、電力制御システム１Ａの機能部に対応する電力制御システム１Ｂの各機能部は、それぞれ電力制御システム１Ａの機能部と同じものとして説明する。

以下、特に明記しない限り、基本的に、電力制御システム１Ａについて、より詳細に説明する。しかしながら、電力制御システム１Ｂについても、電力制御システム１Ａと同様又は類似の主旨に基づく説明が適用可能なものとしてもよい。

発電部１０は、例えば太陽電池を備えることにより太陽光発電などのような発電を行う機能部としてよい。発電部１０は、発電した電力を外部に出力可能なものとしてよい。発電部１０は、発電部１０が発電して外部に出力する電力を制御するパワーコンディショナ（以下、ＰＣＳ(Power Conditioning Subsystem)とも記す）などを適宜含んでもよい。以下、発電部１０は、太陽光発電を行うものとして説明する。しかしながら、一実施例において、発電部１０が行う発電は、太陽光発電に限定されない。例えば、発電部１０は、風力発電、水力発電、火力発電、燃料電池による発電、又はプラグインハイブリッド車による発電などを行うものとしてもよい。一実施形態において、発電部１０は、電力系統に逆潮流することができる電力を発電してよい。発電部１０は、既知の各種技術により構成することができる。したがって、発電部１０のより詳細な説明は省略する。

発電部１０が発電する電力は、（発電部１０が備えるＰＣＳを経て）スマートメータ４０に供給されてよい。このため、図１に示すように、発電部１０は、スマートメータ４０と電力ラインによって接続されてよい。発電部１０からスマートメータ４０に供給される電力は、電力系統に逆潮流する電力としてもよい。また、このようにして逆潮流する電力は、自己託送の電力として利用されてもよい。また、発電部１０からスマートメータ４０に供給される電力は、電力系統によって余剰インバランスの電力として買電されてもよい。発電部１０は、出力制御部７０から送信される出力制御値（例えば％）に基づいて、出力する電力を制御してよい。また、発電部１０が発電する電力の情報（出力される電力量など）は、需要算出部５０に送信されてよい。

電力調整部２０Ａは、第１拠点における電力を調整する機能としてよい。また、電力調整部２０Ｂは、第２拠点における電力を調整する機能としてよい。電力調整部２０は、電力を外部に出力可能にする機能、及び、外部から電力を入力可能にする機能の少なくとも一方を備えてよい。具体的には、電力調整部２０は、例えば蓄電池を備えてよい。電力調整部２０は、電力調整部２０が出力する電力及び電力調整部２０に入力される電力の少なくとも一方を制御するＰＣＳなどを適宜含んでもよい。すなわち、この場合、電力調整部２０のＰＣＳは、電力調整部２０の蓄電池が放電する電力及び当該蓄電池に充電される電力の少なくとも一方を制御してよい。電力調整部２０が充放電する電力によって、電力制御システム１は、後述する計画値の同時同量を達成するための調整力を得ることができる。

電力調整部２０は、例えば定置型の蓄電池を備えてもよいし、例えばＥＶなどのような電気自動車又はプラグインハイブリッド車などの蓄電池（バッテリ）を備えてもよい。電力調整部２０は、既知の各種技術により構成することができる。したがって、電力調整部２０のより詳細な説明は省略する。

電力調整部２０が放電する電力は、（電力調整部２０が備えるＰＣＳを経て）スマートメータ４０に供給されてよい。また、電力調整部２０は、発電部１０から（電力調整部２０が備えるＰＣＳを経て）供給される電力を充電してよい。このため、図１に示すように、電力調整部２０は、スマートメータ４０と電力ラインによって接続されてよい。電力調整部２０は、出力制御部７０から送信される調整値（例えば％）に基づいて、充放電する電力を制御してよい。また、電力調整部２０は、電力系統から供給される電力の充電ができないように制御されてよい。

電力調整部２０は、発電部１０が発電する電力の少なくとも一部を充電してもよい。

負荷３０Ａは、第１拠点において電力を消費する各種機器としてよい。また、負荷３０Ｂは、第２拠点において電力を消費する各種機器としてよい。負荷３０は、任意の電子機器により構成されるものとしてよい。

負荷３０は、発電部１０が発電する電力の少なくとも一部を消費してもよい。また、負荷３０は、電力調整部２０が放電する電力の少なくとも一部を消費してもよい。また、負荷３０は、系統電力から買電した電力の少なくとも一部を消費してもよい。図１に示すように、負荷３０は、発電部１０、電力調整部２０、及びスマートメータ４０と、電力ラインによって接続されてよい。

スマートメータ４０は、電力の情報をデジタルで計測するとともに、計測された情報を通信する機能を備える機能部としてよい。ここで、電力の情報とは、例えば、買電する電力量、逆潮流する電力量、及び／又は、電力に関連する時刻などの情報としてもよい。図１に示すように、スマートメータ４０は、発電部１０、電力調整部２０、及び負荷３０と、電力ラインによって接続されてよい。スマートメータ４０は、既知の各種技術により構成することができる。したがって、スマートメータ４０のより詳細な説明は省略する。

図１に示すように、第１拠点のスマートメータ４０Ａと、第２拠点のスマートメータ４０Ｂとは、電力ライン（電力系統）によって接続されてよい。このように、スマートメータ４０同士が電力ラインによって接続されることにより、一方の拠点から他方の拠点に電力の自己託送を行うことができる。図１において、第１拠点の発電部１０Ａが発電する電力を、第２拠点の負荷３０Ｂに自己託送してもよい。また、図１において、第２拠点の発電部１０Ｂが発電する電力を、第１拠点の負荷３０Ａに自己託送してもよい。このように双方向の自己託送を実現する場合、自己託送の方向を判断する機能部（以下、「判断部」と記す）を設けてもよい。このような判断部は、電力制御システム１Ａの一部として第１拠点に設けてもよいし、電力制御システム１Ｂの一部として第２拠点に設けてもよいし、第１拠点又は第２拠点とは異なる場所に設けてもよい。

スマートメータ４０Ａは、需要算出部５０及び出力制御部７０に通信可能に接続されてよい。スマートメータ４０Ａは、第１拠点において買電及び／又は逆潮流する電力の情報（例えば電力量）を、需要算出部５０に送信してよい。また、スマートメータ４０は、発電部１０が発電する電力のうち逆潮流する電力の情報（例えば電力量）を、出力制御部７０に送信してよい。また、スマートメータ４０は、発電部１０が発電する電力のうち逆潮流する電力として自己託送する電力の情報（例えば電力量）を、出力制御部７０に送信してもよい。

需要算出部５０、同時同量算出部６０、及び出力制御部７０は、それぞれ、電力制御システム１の動作を制御するコントローラとしてよい。このコントローラは、種々の機能を実行するための制御及び処理能力を提供するために、例えば、ＣＰＵ(Central Processing Unit)又はＤＳＰ(Digital Signal Processor)のような、少なくとも１つのプロセッサを含んでよい。コントローラは、１つのプロセッサで実現してよいし、複数のプロセッサで実現してよい。コントローラは、単一の集積回路として実現されてよい。プロセッサは、通信可能に接続された複数の集積回路及びディスクリート回路として実現されてよい。コントローラは、ＣＰＵ又はＤＳＰ、及び当該ＣＰＵ又はＤＳＰで実行されるプログラムのようなソフトウェアとして構成されてよい。コントローラにおいて実行されるプログラム及びコントローラにおいて実行された処理の結果などは、それぞれ任意の記憶部に記憶されてよい。

需要算出部５０、同時同量算出部６０、及び出力制御部７０は、それぞれ別個の機能部としてもよいし、少なくとも一部が併合した機能部としてもよいし、全てが併合した機能部としてもよい。需要算出部５０、同時同量算出部６０、及び出力制御部７０は、それぞれハードウェア資源として構成されてもよいし、ソフトウェアとして構成されてもよいし、ソフトウェアとハードウェア資源とが協働することによって構築されてもよい。需要算出部５０、同時同量算出部６０、及び出力制御部７０のそれぞれの機能については、さらに後述する。

電力サーバ２００は、例えば電力会社のような電気事業者の各種情報を配信するサーバとしてよい。一実施形態において、電力サーバ２００は、第１拠点及び／又は第２拠点のような各拠点に対し、電力に関する指令（電力指令）を送信してよい。ここで、電力指令とは、電力系統において電力の需要と供給のバランスが取れなくなるような場合に、発電による電力の出力の制御（例えば抑制など）を求めるような指令としてよい。また、このような電力指令は、例えば電力制御システム１における任意の機器によって、電力サーバ２００から取得されてもよい。電力サーバ２００は、例えば、電力制御システム１の同時同量算出部６０及び／又は出力制御部７０などに、電力指令を送信してよい。また、電力サーバ２００は、例えば、電力指令を、出力制御部７０を経由して、同時同量算出部６０に送信してよい。また、電力制御システム１の同時同量算出部６０及び／又は出力制御部７０などが、電力サーバ２００から電力指令を取得してもよい。このため、電力サーバ２００は、電力制御システム１の同時同量算出部６０及び／又は出力制御部７０などに通信可能に接続されてよい。

一実施形態において、電力サーバ２００は、同時同量算出部６０及び／又は出力制御部７０などに、発電の抑制量（例えば％）の値を含む電力指令を送信してよい。また、一実施形態において、電力サーバ２００は、所定の１日における電力指令を、当該所定の１日の前日までに送信してもよいし、当該所定の１日の当日に送信してもよい。

電力サーバ２００は、例えば通常のクライアントサーバシステムに用いられるようなサーバ（コンピュータ）としてよい。サーバとして使用されるコンピュータは、既知の各種技術により構成することができる。したがって、サーバとして使用されるコンピュータのより詳細な説明は省略する。

広域機関サーバ３００は、例えば電力広域的運営推進機関（Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators, JAPAN：ＯＣＣＴＯ）のような機関が運営及び／又は利用するサーバ（コンピュータ）などの電子機器としてよい。電力広域的運営推進機関は、電気事業法（昭和３９年７月１１日法律第１７０号）に基づき、日本の電気事業の広域的運営を推進することを目的として設立された団体である。日本の全ての電気事業者が機関の会員となることを義務付けられている。機関は、会員各社の電気の需給状況を監視し、需給状況が悪化した会員に対する電力の融通を他の会員に指示する。広域機関サーバ３００は、例えば通常のクライアントサーバシステムに用いられるようなサーバ（コンピュータ）としてよい。

一実施形態において、例えば第１拠点の電力制御システム１Ａ及び／又は第２拠点の電力制御システム１Ｂのような各拠点の電力制御システムは、各拠点の発電計画を立案（生成）して、その発電計画を広域機関サーバ３００に送信するものとしてよい。ここで、「発電計画」とは、例えば、発電施設（例えば第１拠点）から需要施設（例えば第２拠点）に対して送電する、所定の時間区分毎の電力量の計画値としてよい。例えば、一実施形態において、電力制御システム１の同時同量算出部６０は、広域機関サーバ３００に通信可能に接続されてよい。一実施形態において、電力制御システム１の同時同量算出部６０は、立案された電力制御システム１の発電計画を、広域機関サーバ３００に送信してよい。
例えば、一実施形態において、電力制御システム１の同時同量算出部６０は、立案された電力制御システム１の所定の１日の発電計画を、当該所定の１日の前日まで（例えば当該所定の１日の前日の正午まで）に、広域機関サーバ３００に送信してよい。

気象サーバ４００は、各種気象情報（気象データ）などを配信するサーバとしてよい。気象サーバ４００は、例えば気象庁のような行政機関によって運営されるサーバとしてもよいし、民間の情報提供会社などによって運営されるサーバとしてもよい。一実施形態において、気象サーバ４００は、例えば第１拠点の電力制御システム１Ａ及び／又は第２拠点の電力制御システム１Ｂのような各拠点の電力制御システムに、各種の気象情報（気象データ）を配信してよい。また、各種の気象情報（気象データ）は、例えば電力制御システム１における任意の機器によって、気象サーバ４００から取得されてもよい。各種の気象情報（気象データ）は、例えば、所定の地点における、所定の時刻又は所定の時間区分の天候、気温、湿度、日照時間、日射量、雲量、降水量、及び／又は積雪量などの少なくともいずれかを含むものとしてよい。

一実施形態において、電力制御システム１の需要算出部５０及び同時同量算出部６０は、気象サーバ４００に通信可能に接続されてよい。一実施形態において、気象サーバ４００は、電力制御システム１の需要算出部５０及び／又は同時同量算出部６０に、各種の気象情報を送信してよい。気象サーバ４００は、例えば通常のクライアントサーバシステムに用いられるようなサーバ（コンピュータ）としてよい。

一実施形態において、気象サーバ４００は、実際の各種気象データを配信するのみならず、例えば各種気象データの予測を配信してもよい。また、一実施形態において、気象サーバ４００は、各種気象データの予測として、例えば前日の予測又は数時間前の予測のような所定時間前の予測データ、当日の予測データ、及び、以後の予測のような所定時間後の予測データなど、各種の予測を配信してもよい。

次に、一実施形態に係る電力制御システム１において特徴的な機能を果たす、需要算出部５０、同時同量算出部６０、及び出力制御部７０のそれぞれについて、より詳細に説明する。

需要算出部５０は、電力制御システム１における電力の需要を算出する。一実施形態において、需要算出部５０Ａは、電力制御システム１Ａにおける電力の需要、例えば負荷３０Ａに供給する電力の需要を算出する。一実施形態において、需要算出部５０は、電力制御システム１における実際の電力需要（電力需要の実績値）のみならず、電力制御システム１における電力の予測値も算出してよい。

一実施形態において、需要算出部５０は、発電部１０から送信される情報、電力調整部２０から送信される情報、及びスマートメータ４０から送信される情報に基づいて、電力需要の実績値を算出してよい。この場合、発電部１０から送信される情報は、発電部１０の発電により実際に出力される電力量などのデータとしてよい。発電部１０から送信される情報は、例えば発電部１０のＰＣＳから送信されたものとしてよい。また、電力調整部２０から送信される情報は、電力調整部２０の充放電により実際に充放電される電力量などのデータとしてよい。電力調整部２０から送信される情報は、例えば電力調整部２０のＰＣＳから送信されたものとしてよい。また、スマートメータ４０から送信される情報は、各拠点の電力制御システム１において実際に逆潮流及び／又は買電する電力のデータとしてよい。

一実施形態において、需要算出部５０は、例えば次の式（１）に基づいて、電力需要の実績値を算出してよい。
（電力需要）＝（発電部１０の出力電力）＋（電力調整部２０の充放電電力）－（売電電力）＋（買電電力） （１）
式（１）において、電力調整部２０の充放電電力は、放電はプラスの電力とし、充電はマイナスの電力とする。このようにして算出された電力需要の実績値は、需要算出部５０が備える記憶部などの任意の記憶部に記憶されてよい。

また、一実施形態において、需要算出部５０は、上述のように、気象サーバ４００から、例えば気温及び／又は湿度などの気象データを受信してよい。また、需要算出部５０は、例えば気象サーバ４００から受信した気象データを、需要算出部５０が備える記憶部などの任意の記憶部に記憶してよい。

一実施形態において、需要算出部５０は、例えば上述の気象データなどに基づいて、電力需要の予測値を算出してよい。この場合、需要算出部５０は、電力需要の予測値を、例えば、記憶部に記憶された過去の電力需要の実績値と気象データとの関係をモデル化して、重回帰分析などによって算出してよい。また、一実施形態において、需要算出部５０は、電力需要の予測値として、例えば前日の予測又は数時間前の予測のような所定時間前の予測データ、及び当日の予測データなど、各種の電力需要の予測を算出してもよい。このようにして需要算出部５０によって算出された電力需要の予測値は、同時同量算出部６０に供給されてよい。

このように、一実施形態において、需要算出部５０Ａは、第１拠点の電力需要を算出してよい。

同時同量算出部６０は、同時同量を満たす発電計画を生成する。ここで、同時同量とは、自己託送元の電力の逆潮流よりも自己託送先の電力の需要（買電）が大きいことを前提に、発電計画と発電の実績とが、同じ時点で同じ量になっていることとしてよい。一実施形態において、同時同量算出部６０は、需要算出部５０から供給される電力需要の予測値に基づいて、逆潮流電力の予測値を算出してもよい。

上述のように、同時同量算出部６０は、需要算出部５０から電力需要の予測値を受信してよい。同時同量算出部６０は、電力需要の予測値として、例えば前日の予測又は数時間前の予測のような所定時間前の予測データ、及び当日の予測データなど、各種の電力需要の予測を受信してもよい。

また、同時同量算出部６０は、気象サーバ４００から、例えば日射量などを含む気象データを受信してよい。特に、同時同量算出部６０は、気象サーバ４００から、各種気象データの予測を受信してもよい。上述のように、同時同量算出部６０は、気象サーバ４００から、例えば前日の予測又は数時間前の予測のような所定時間前の予測データ、当日の予測データ、及び、以後の予測のような所定時間後の予測データなど、各種の予測を受信してもよい。

一実施形態において、同時同量算出部６０は、気象サーバ４００から受信する気象データなどに基づいて、発電部１０による発電量の予測を算出してよい。この場合、同時同量算出部６０は、例えば次の式（２）に基づいて、発電部１０による発電量の予測を算出してよい。
（発電部１０の発電量）＝（日射量）×（係数） （２）
ここで、日本産業規格（ＪＩＳ）による「太陽光発電システムの発電電力量推定方法」（ＪＩＳ Ｃ８９０７：２００５）において、各種のパラメータから太陽光発電システムが発電する電力量を推定する式が規定されている。一実施形態において、その式を使用しても構わない。これらは、ＪＩＳ Ｃ８９０７：２００５において規定されているため、より詳細な説明は省略する。

また、一実施形態において、同時同量算出部６０は、例えば、次の式（３）に基づいて電力制御システム１が設置された拠点における逆潮流電力を算出してよい。ここで、逆潮流する電力が発生するのは、発電する電力が電力需要の電力よりも大きくなる場合である。このため、式（３）に基づいて逆潮流電力を算出するのは、例えば発電する電力が需要電力よりも大きくなる場合としてよい。
（逆潮流電力）＝（発電部１０の発電）－（電力需要） （３）
同時同量算出部６０は、この算出結果に基づき、その拠点における発電計画として生成してよい。例えば、この算出結果をそのまま発電計画として生成してもよいし、この算出結果にある係数を掛けた値を発電計画として生成してもよい。一実施形態において、同時同量算出部６０は、このようにして生成された逆潮流電力の発電計画を、例えば出力制御部７０及び／又は広域機関サーバ３００に送信してよい。一実施形態において、同時同量算出部６０は、生成された逆潮流電力の発電計画として、例えば前日の発電計画又は数時間前の発電計画のような所定時間前の発電、及び当日の発電計画などを、出力制御部７０に送信してよい。

さらに、一実施形態において、同時同量算出部６０は、電力サーバ２００から送信される電力指令を受信してよい。一実施形態において、同時同量算出部６０は、発電の抑制量（例えば％）の値を含む電力指令を、電力サーバ２００から受信してよい。また、一実施形態において、同時同量算出部６０は、電力サーバ２００から送信される電力指令として、所定の１日の前日までに送信される電力指令を受信してもよいし、当該所定の１日の当日に送信される電力指令を受信してもよい。この場合、同時同量算出部６０は、電力サーバ２００から送信される電力指令を加味した上で生成された逆潮流電力の発電計画を、出力制御部７０に送信してよい。

このように、同時同量算出部６０は、その拠点における電力需要及び日射量などの入力に基づいて、その拠点における発電計画を生成してよい。このようにして生成された発電計画は、同時同量算出部６０が備える記憶部などの任意の記憶部に記憶されてよい。また、同時同量算出部６０は、このようにして生成された発電計画を、広域機関サーバ３００に提出（送信）してよい。また、同時同量算出部６０は、上述のようにして生成された発電計画を、出力制御部７０に送信してよい。

上述のように、同時同量算出部６０は、需要算出部５０から供給される電力需要の予測値に基づいて、逆潮流電力の予測値を算出してよい。この場合、同時同量算出部６０は、発電を合理的に予測した発電計画を、広域機関サーバ３００及び／又は出力制御部７０に事前に登録してよい。そして、同時同量算出部６０は、発電計画と、当日の発電の実績とを、例えば３０分単位（３０分の時間区分）で一致させてよい（同時同量）。ここで、発電計画とは、電力系統に逆潮流する電力量としてよい。

一実施形態において、同時同量算出部６０は、例えば以下の式（４）に基づいて、発電計画の電力量を算出してよい。
（発電計画の電力量）＝（発電部１０の出力電力量）－（負荷３０の消費電力量） （４）
すなわち、発電計画の電力量とは、（発電部１０の発電量（ＰＣＳから出力される発電量））－（その拠点において自家消費する電力量）として算出することができる。
ここで、その拠点において自家消費する電力量は、発電部１０の発電量（ＰＣＳから出力される発電量）、及びその拠点における電力需要から算出することができる。また、発電部１０の発電量（ＰＣＳから出力される発電量）は、日射量などのデータから算出することができる。

このように、一実施形態において、例えば同時同量算出部６０Ａは、第１拠点の電力需要及び記第１拠点の発電部１０Ａが発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量を算出してよい。

出力制御部７０は、発電部１０の発電による電力の出力を制御する。この場合、出力制御部７０は、例えば発電部１０が備えるＰＣＳを制御することにより、発電部１０から出力される電力の出力を制御してよい。また、出力制御部７０は、電力調整部２０に入力される電力及び／又は電力調整部２０から出力される電力を制御してもよい。この場合も、出力制御部７０は、例えば電力調整部２０が備えるＰＣＳを制御することにより、電力調整部２０が放電する電力及び／又は電力調整部２０に充電される電力を制御してよい。

一実施形態において、出力制御部７０は、同時同量算出部６０から受信する発電計画及び／又は電力サーバ２００から受信する電力指令に基づいて、発電部１０の発電による電力の出力を制御してよい。また、出力制御部７０は、同時同量算出部６０から受信する発電計画及び／又は電力サーバ２００から受信する電力指令に基づいて、電力調整部２０に入力される電力及び／又は電力調整部２０から出力される電力を制御してよい。

この場合、出力制御部７０は、同時同量算出部６０から送信される逆潮流電力の発電計画を受信してよい。ここで、出力制御部７０が同時同量算出部６０から受信する発電計画は、例えば前日の発電計画又は数時間前の発電計画のような所定時間前の発電、及び当日の発電計画などとしてよい。

また、出力制御部７０は、電力サーバ２００から送信される電力指令を受信してよい。一実施形態において、出力制御部７０は、発電の抑制量（例えば％）の値を含む電力指令を、電力サーバ２００から受信してよい。また、一実施形態において、出力制御部７０は、電力サーバ２００から送信される電力指令として、所定の１日の前日までに送信される電力指令を受信してもよいし、当該所定の１日の当日に送信される電力指令を受信してもよい。

さらに、一実施形態において、出力制御部７０は、スマートメータ４０から送信される電力の情報を受信してよい。ここで、スマートメータ４０から送信される電力の情報とは、発電部１０が発電する電力のうち逆潮流する電力の情報（例えば電力量）としてよい。また、スマートメータ４０から送信される電力の情報とは、発電部１０が発電する電力のうち逆潮流する電力として自己託送する電力の情報（例えば電力量）としてもよい。

出力制御部７０は、以上のように受信した情報の入力に基づいて、発電部１０から出力される電力の出力を制御してよい。例えば、出力制御部７０は、発電部１０が出力する電力を制御する際に、電気事業者による電力指令が満たされるようにしてよい。さらに、例えば、出力制御部７０は、発電部１０が出力する電力を制御する際に、電力制御システム１が設置された拠点における電力需要に基づいて、当該拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるようにしてよい。

このように、例えば出力制御部７０Ａは、電気事業者による電力指令を満たすとともに、電力需要に基づいて、第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように、発電部１０が出力する電力を制御してよい。

また、出力制御部７０は、前述のように受信した情報の入力に基づいて、電力調整部２０に入力される電力及び／又は電力調整部２０から出力される電力を制御してもよい。例えば、出力制御部７０は、電力調整部２０に入力される電力及び／又は電力調整部２０から出力される電力を制御する際に、電気事業者による電力指令が満たされるようにしてよい。さらに、例えば、出力制御部７０は、電力調整部２０に入力される電力を制御する際に、電力制御システム１が設置された拠点における電力需要に基づいて、当該拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるようにしてよい。また、例えば、出力制御部７０は、電力調整部２０から出力される電力を制御する際に、電力制御システム１が設置された拠点における電力需要に基づいて、当該拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるようにしてよい。

このように、例えば出力制御部７０Ａは、電気事業者による電力指令を満たすとともに、電力需要に基づいて、第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように、第１拠点の蓄電池の充電及び放電の少なくとも一方を制御してもよい。

出力制御部７０は、発電部１０によって出力される電力を制御するための出力制御値（例えば％）を発電部１０に送信してよい。このようにして、出力制御部７０は、発電部１０に出力制御値を設定してよい。また、電力調整部２０は、電力調整部２０に入力される電力及び／又は電力調整部２０から出力される電力を調整するための調整値（例えば％）を電力調整部２０に送信してよい。このようにして、出力制御部７０は、電力調整部２０に調整値を設定してよい。

出力制御部７０が発電部１０及び／又は電力調整部２０を制御する際、電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差がゼロになるようにするのが理想である。つまり、出力制御部７０が制御を行う際、電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績とが同じ時点で同じ量になるようにするのが理想である（同時同量）。ようするに、自己託送として逆潮流させる電力の計画が、自己託送として実際に逆潮流させる電力に等しくようにするのが望ましい。しかしながら、例えば発電計画（予定）に対して実際の発電（実績）が同じにならないような状況も想定される。したがって、一実施形態において、出力制御部７０が制御を行う際、電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が少しでも低減されるようにしてよい。電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績とが完全に一致しない場合、その差をインバランス料金として精算してもよい。

次に、図１に示した電力制御システム１Ａ及び電力制御システム１Ｂを利用する自己託送について、さらに説明する。

以下、例として、第１拠点の電力制御システム１Ａ及び第２拠点の電力制御システム１Ｂともに、ある会社Ｘ（以下、適宜、Ｘ社と記す）が所有及び／又は管理する設備であるものとして説明する。ここで、Ｘ社は、自社以外の他社、例えば自社と親密な関係がある共同で設立した組合などとしてもよい。特に、第１拠点の電力制御システム１Ａは、例として、Ｘ社が所有及び／又は管理する太陽光発電設備を含むものとする。また、第２拠点の電力制御システム１Ｂは、例として、Ｘ社が所有及び／又は管理する生産工場設備を含むものとする。そして、第１拠点の電力制御システム１Ａ（例えば発電部１０Ａ）において発電された電力が、電力系統に逆潮流されて第２拠点に送電され、電力制御システム１Ｂ（例えば負荷３０Ｂ）において消費される状況（自己託送）について説明する。この場合、発電部１０Ａを有する第１拠点と、負荷３０Ｂを有する第２拠点とは、異なる受電場所とする。一実施形態において、自己託送を実現するに際し、出力抑制を加味しつつ、発電の計画値同時同量の算出を試みる。

自己託送において、発電の計画値同時同量の条件として、電力系統に逆潮流する電力量の計画（予定）と、実際に逆潮流する電力量（実績）とが、（極力）一致することが求められる。すなわち、図１において、スマートメータ４０から出力制御部７０に送信される情報であって、発電部１０が発電する電力のうち逆潮流する電力の情報（例えば電力量）の計画（予定）と、実際に逆潮流する電力量（実績）とが、（極力）一致することが求められる。

例えば、生成した発電計画の電力量（予定）よりも、実際に発電した電力量（実績）が少なくなる場合、その差として足りない電力量は、不足インバランスとなる。この場合、電力系統に逆潮流する電力量の計画（予定）と、実際に逆潮流する電力量（実績）とが一致するという条件は満たされない（発電インバランス）。一方、例えば、生成した発電計画の電力量（予定）よりも、実際に発電した電力量（実績）が多くなる場合、その差のとして余る電力量は、余剰インバランスとなる。この場合も、電力系統に逆潮流する電力量の計画（予定）と、実際に逆潮流する電力量（実績）とが一致するという条件は満たされない（発電インバランス）。したがって、一実施形態に係る電力制御システム１は、このような発電インバランスが低減されるように電力を制御する。

図２は、第１拠点の電力制御システム１Ａによる動作を説明するフローチャートである。以下、図２を参照して、電力制御システム１Ａ及び電力制御システム１Ｂによる自己託送を実現するに際し、出力抑制を加味しつつ、発電の計画値同時同量を行う動作を、さらに説明する。

図２に示す動作は、例えば１日の２４時間を３０分単位で区分した時限ごとに行うものとしてよい。すなわち、図２に示す動作は、１日の２４時間において最大４８回行われるものとしてよい。

最初に、例として、電力制御システム１Ａが電力制御を行う日（当日）の前日１２時に行う動作について説明する。この場合、図２に示す動作は、当日１日の３０分の時限ごとに区分された合計４８コマを対象としてよい。

図２に示す動作が開始すると、第１拠点の電力制御システム１Ａの需要算出部５０Ａは、第１拠点における初期の電力需要の算出を行う（ステップＳ１１）。ここで、第１拠点における初期の電力需要とは、例えば負荷３０Ａによる初期の電力需要としてよい。ステップＳ１１において、需要算出部５０Ａは、スマートメータ４０から受信する電力の情報、及び気象サーバ２００から受信する初期の気象データに基づいて、第１拠点における初期の電力需要の算出を行ってよい。ステップＳ１１において需要算出部５０Ａが算出した第１拠点における初期の電力需要の情報は、同時同量算出部６０Ａに送信されてよい。

次に、同時同量算出部６０Ａは、第１拠点における初期の発電計画の生成を行う（ステップＳ１３）。ステップＳ１３において、同時同量算出部６０Ａは、需要算出部５０Ａから受信した第１拠点における初期の電力需要の情報、及び気象サーバ２００から受信する初期の気象データに基づいて、第１拠点における初期の発電計画の生成を行ってよい。ステップＳ１３において生成された初期の発電計画は、広域機関サーバ３００及び出力制御部７０Ａに送信されてよい。

次に、出力制御部７０Ａは、例えば発電部１０による発電電力の出力を制御する処理を、例えば内部などの任意の記憶部に記憶してよい（ステップＳ１５）。ステップＳ１５において、出力制御部７０Ａは、同時同量算出部６０Ａから受信した初期の発電計画に基づいて、発電部１０による発電電力の出力を制御してよい。ステップＳ１５において、出力制御部７０Ａは、初期の出力制御値を、発電部１０に送信してよい。これにより、発電部１０は、初期の出力制御値に基づいて、出力を制御することができる。

次に、例として、電力制御システム１Ａが電力制御を行う日（当日）の前日であって当日までに行う動作について説明する。この場合、図２に示す動作は、当日１日の３０分の時限ごとに区分された合計４８コマを対象としてよい。

図２に示す動作が開始すると、第１拠点の電力制御システム１Ａの需要算出部５０Ａは、第１拠点における更新された電力需要の算出を行う（ステップＳ１１）。ここで、第１拠点における更新された電力需要とは、例えば負荷３０Ａによる更新された電力需要としてよい。ステップＳ１１において、需要算出部５０Ａは、スマートメータ４０から受信する電力の情報、及び気象サーバ２００から受信する更新された気象データに基づいて、第１拠点における更新された電力需要の算出を行ってよい。ステップＳ１１において需要算出部５０Ａが算出した第１拠点における更新された電力需要の情報は、同時同量算出部６０Ａに送信されてよい。

次に、同時同量算出部６０Ａは、第１拠点における同時同量の算出及び更新された発電計画の生成を行う（ステップＳ１３）。ステップＳ１３において、同時同量算出部６０Ａは、需要算出部５０Ａから受信した第１拠点における更新された電力需要の情報、及び気象サーバ２００から受信する更新された気象データに基づいて、第１拠点における同時同量の算出及び更新された発電計画の生成を行ってよい。ステップＳ１３において生成された更新された発電計画は、広域機関サーバ３００及び出力制御部７０Ａに送信されてよい。

次に、出力制御部７０Ａは、例えば発電部１０による発電電力の更新された出力を制御してよい（ステップＳ１５）。ステップＳ１５において、出力制御部７０Ａは、同時同量算出部６０Ａから受信した更新された発電計画、及び電力サーバ２００から受信した、更新された電力指令値に基づいて、発電部１０による発電電力の更新された出力を制御してよい。ステップＳ１５において、出力制御部７０Ａは、更新された出力制御値を、発電部１０に送信してよい。これにより、発電部１０は、更新された出力制御値に基づいて、出力を制御することができる。

次に、例として、電力制御システム１Ａが電力制御を行う日（当日）の１時間前に行う動作について説明する。この場合、図２に示す動作は、当日の１時間以上後の３０分の時限を対象としてよい。

図２に示す動作が開始すると、第１拠点の電力制御システム１Ａの需要算出部５０Ａは、第１拠点における最終の電力需要の算出を行う（ステップＳ１１）。ここで、第１拠点における最終の電力需要とは、例えば負荷３０Ａによる最終の電力需要としてよい。ステップＳ１１において、需要算出部５０Ａは、スマートメータ４０から受信する電力の情報、及び気象サーバ２００から受信する最終の気象データに基づいて、第１拠点における最終の電力需要の算出を行ってよい。ステップＳ１１において需要算出部５０Ａが算出した第１拠点における最終の電力需要の情報は、同時同量算出部６０Ａに送信されてよい。

次に、同時同量算出部６０Ａは、第１拠点における同時同量の算出及び最終の発電計画の生成を行う（ステップＳ１３）。ステップＳ１３において、同時同量算出部６０Ａは、需要算出部５０Ａから受信した第１拠点における最終の電力需要の情報、及び気象サーバ２００から受信する最終の気象データに基づいて、第１拠点における同時同量の算出及び最終の発電計画の生成を行ってよい。ステップＳ１３において生成された最終の発電計画は、広域機関サーバ３００及び出力制御部７０Ａに送信されてよい。

次に、出力制御部７０Ａは、例えば発電部１０による発電電力のさらに更新された出力を制御してよい（ステップＳ１５）。ステップＳ１５において、出力制御部７０Ａは、同時同量算出部６０Ａから受信した最終の発電計画、及び電力サーバ２００から受信した更新された電力指令値に基づいて、発電部１０による発電電力のさらに更新された出力を制御してよい。ステップＳ１５において、出力制御部７０Ａは、さらに更新された出力制御値を、発電部１０に送信してよい。これにより、発電部１０は、さらに更新された出力制御値に基づいて、出力を制御することができる。

次に、例として、電力制御システム１Ａが電力制御を行う日（当日）の０時間前に行う動作について説明する。この場合、図２に示す動作は、当日の０時間前の３０分の時限を対象としてよい。

図２に示す動作が開始すると、第１拠点の電力制御システム１Ａの需要算出部５０Ａは、第１拠点における最終の電力需要の算出を行う（ステップＳ１１）。ここで、第１拠点における最終の電力需要とは、例えば負荷３０Ａによる最終の電力需要としてよい。ステップＳ１１において、需要算出部５０Ａは、スマートメータ４０から受信する電力の情報、及び気象サーバ２００から受信する最終の気象データに基づいて、第１拠点における最終の電力需要の算出を行ってよい。ステップＳ１１において需要算出部５０Ａが算出した第１拠点における最終の電力需要の情報は、同時同量算出部６０Ａに送信されてよい。この動作は、上述した、電力制御システム１Ａが電力制御を行う日（当日）の１時間前に行う動作におけるステップＳ１１の動作に加えて、さらに実行してもよい。

次に、同時同量算出部６０Ａは、第１拠点における同時同量の算出及び最終の発電計画の生成を行う（ステップＳ１３）。ステップＳ１３において、同時同量算出部６０Ａは、需要算出部５０Ａから受信した第１拠点における最終の電力需要の情報、及び気象サーバ２００から受信する最終の気象データに基づいて、第１拠点における同時同量の算出及び最終の発電計画の生成を行ってよい。ステップＳ１３において生成された最終の発電計画は、広域機関サーバ３００及び出力制御部７０Ａに送信されてよい。この動作は、上述した、電力制御システム１Ａが電力制御を行う日（当日）の１時間前に行う動作におけるステップＳ１３の動作に加えて、さらに実行してもよい。

次に、出力制御部７０Ａは、例えば発電部１０による発電電力の最終の出力を制御してよい（ステップＳ１５）。ステップＳ１５において、出力制御部７０Ａは、同時同量算出部６０Ａから受信した最終の発電計画、及び電力サーバ２００から受信した最終の電力指令値に基づいて、発電部１０による発電電力の最終の出力を制御してよい。ステップＳ１５において、出力制御部７０Ａは、最終の出力制御値を、発電部１０に送信してよい。これにより、発電部１０は、最終の出力制御値に基づいて、出力を制御することができる。この動作は、上述した、電力制御システム１Ａが電力制御を行う日（当日）の１時間前に行う動作におけるステップＳ１５の動作に加えて、さらに実行してもよい。

次に、図３～図６を参照して、電力制御システム１Ａによる電力制御について、具体的な例を挙げて、さらに説明する。

図３～図６は、横軸が時間を示し、縦軸が発電容量比を示している。図３～図６において、横軸は、１日の２４時間を３０分単位で区分（４８区分）した様子を示している。図３～図６における横軸は、午前０時から開始し、午後２３時５９分で終了するものとしてよい。図３～図６において、縦軸の発電容量比は、単位を例えば［％］としてよい。ここで、発電容量比［％］は、例えば発電部１０Ａの場合、発電部１０Ａが備える太陽電池の容量、及び発電部１０Ａが備えるＰＣＳの容量の小さいほうの容量を１００として換算したものとしてよい。

図３は、発電計画が生成された時点において、電力サーバ２００から受信した電力指令の電力の予定よりも、需要算出部５０Ａが算出した電力需要の電力の予定の方が大きい場合について示してある。図３において、発電部１０Ａが発電する電力の予定（発電の予定）を曲線により示してある。図３に示すように、発電部１０Ａの発電の予想（発電の予定）は、午前０時の開始時点ではほぼゼロであり、グラフ中央の正午にピークを迎え、午後２３時５９分の終了時点で再びほぼゼロとなっている。

図３に示すような場合、出力制御部７０Ａは、発電部１０Ａが発電する電力の予定（発電の予定）が、電力需要の電力の予定を超える領域を、出力制御の対象とする（出力制御値の予定）。すなわち、この場合、電力指令の電力の予定を超える領域であっても、電力需要の電力の予定を超えない領域は、出力制御の対象としない。

図４は、図３に示すような発電計画（予定）が生成されたが、実際の電力需要が予定よりも少なかった場合について示してある。図４に示す発電部１０Ａが発電する電力の実績（実際の発電）は、図３に示す発電の予定とほぼ同じであったとする。また、図４に示す電力サーバ２００から受信した実際の電力指令の電力も、図３に示す電力指令の電力の予定とほぼ同じであったとする。一方、図４に示すように、実際の電力需要の電力は、図３に示した電力需要の予定の電力よりも少なく、図４に示す実際の電力指令の電力よりも少なかったとする。

図４に示すような場合、出力制御部７０Ａは、発電部１０Ａが実際に発電する電力（実際の発電）が、実際の電力指令を超える領域を、出力制御の対象とする（実際の出力制御値）。しかしながら、このような場合、発電部１０Ａが実際に発電する電力（実際の発電）が実際の電力需要の電力を超える領域は、出力制御の対象とならない。すなわち、この場合、実際の電力需要の電力を超える領域であって、実際の電力指令の電力の予定を超えない領域は、逆潮流する電力（実際の逆潮流）になる。

図３に示したように、発電計画（予定）が生成された時点においては、逆潮流する電力を発生していなかった。したがって、図４に示すように実際の逆潮流が生じることになると、発電のインバランスが生じるため、望ましくない。したがって、出力制御部７０Ａは、図４に示したような状況が生じないように、発電部１０及び／又は電力調整部２０を制御する。

図５は、電力制御システム１Ａにおいて図４に示すような状況が発生しそうな場合に、実際に出力制御部７０Ａが実行する動作の例を説明する図である。図４においては、発電部１０Ａが実際に発電する電力（実際の発電）が実際の電力需要の電力を超える領域を出力制御の対象にしないと、発電のインバランスが生じる。そこで、出力制御部７０Ａは、図５に示すように、実際の出力制御として、発電部１０Ａが実際に発電する電力（実際の発電）が実際の電力需要の電力を超える領域を出力制御の対象にする（実際の出力制御値）。このように制御すれば、電力制御システム１Ａにおいて、発電計画（予定）が生成された時点と同様に、逆潮流する電力は発生しない。

図６は、電力制御システム１Ａにおいて図４に示すような状況が発生しそうな場合に、実際に出力制御部７０Ａが実行する動作の他の例を説明する図である。図４においては、発電部１０Ａが実際に発電する電力（実際の発電）が実際の電力需要の電力を超える領域を出力制御の対象にしないと、系統電力に逆潮流する電力が生じる（実際の逆潮流）。そこで、出力制御部７０Ａは、図４において実際の逆潮流として示した電力量を、図６に示すように、電力調整部２０Ａの蓄電池に充電してよい（実際の調整値）。このように制御しても、電力制御システム１Ａにおいて、発電計画（予定）が生成された時点と同様に、逆潮流する電力は発生しない。

このように、一実施形態に係る電力制御システム１によれば、電気事業者による電力指令を満たしつつ、発電する電力の自己託送を実現し得る。

次に、図７～図１１を参照して、電力制御システム１Ａによる電力制御について、他の具体的な例を挙げて、さらに説明する。

図７～図１１は、図３～図６と同様に、横軸が時間を示し、縦軸が発電容量比を示している。

図７は、発電計画が生成された時点において、需要算出部５０Ａが算出した電力需要の電力の予定よりも、電力サーバ２００から受信した電力指令の電力の予定の方が大きい場合について示してある。図７においても、図３と同様に、発電部１０Ａが発電する電力の予定（発電の予定）を曲線により示してある。

図７に示すような場合、出力制御部７０Ａは、発電部１０Ａが発電する電力の予定（発電の予定）が、電力指令の電力の予定を超える領域を、出力制御の対象とする（出力制御値の予定）。すなわち、この場合、電力需要の電力の予定を超える領域であっても、電力指令の電力の予定を超えない領域は、出力制御の対象としない。このような場合、発電部１０Ａが発電する電力の予定（発電の予定）が、電力需要の電力の予定を超える領域であって、電力需要の電力の予定を超えない領域は、電力を逆潮流することができる（逆潮流の予定）。

図８は、図７に示すような発電計画（予定）が生成されたが、実際の電力需要が予定よりも多かった場合について示してある。図８に示す発電部１０Ａが発電する電力の実績（実際の発電）は、図７に示す発電の予定とほぼ同じであったとする。また、図８に示す電力サーバ２００から受信した実際の電力指令の電力も、図７に示す電力指令の電力の予定とほぼ同じであったとする。一方、図８に示すように、実際の電力需要の電力は、図７に示した電力需要の予定の電力よりも多くなったが、図８に示す実際の電力指令の電力よりは少なかったとする。

図８に示すような場合、出力制御部７０Ａは、発電部１０Ａが実際に発電する電力（実際の発電）が実際の電力指令を超える領域を、出力制御の対象とする（実際の出力制御値）。このような場合、実際の電力需要の電力を超える領域であって、実際の電力指令の電力の予定を超えない領域は、逆潮流する電力（実際の逆潮流）になる。しかしながら、この場合、図８に示す逆潮流する電力（実際の逆潮流）の電力量は、図７に示した逆潮流する電力（逆潮流の予定）の電力量よりも少なくなってしまう。したがって、図８に示すように実際の逆潮流が生じることになると、インバランスが生じるため、望ましくない。このため、出力制御部７０Ａは、図８に示したような状況が生じないように、発電部１０及び／又は電力調整部２０を制御する。

図９は、電力制御システム１Ａにおいて図８に示すような状況が発生しそうな場合に、実際に出力制御部７０Ａが実行する動作の例を説明する図である。図８においては、逆潮流する電力（実際の逆潮流）を増大させないと、インバランスが生じる。そこで、出力制御部７０Ａは、図９に示すように、逆潮流する電力（実際の逆潮流）では不足する電力量を、電力調整部２０Ａが放電する電力で補う（実際の調整値）。すなわち、出力制御部７０Ａは、電力調整部２０Ａが放電する電力（実際の調整値）を、逆潮流する電力（実際の逆潮流）に加算するように制御する。このように制御すれば、電力制御システム１Ａにおいて、発電計画（予定）が生成された時点（図７）と同じ量の逆潮流する電力を発生させることができる（図９）。

このように、一実施形態に係る電力制御システム１によれば、電気事業者による電力指令を満たしつつ、発電する電力の自己託送を実現し得る。

図１０は、図７に示すような発電計画（予定）が生成されたが、実際の電力需要が予定よりも少なかった場合について示してある。図１０に示す発電部１０Ａが発電する電力の実績（実際の発電）は、図７に示す発電の予定とほぼ同じであったとする。また、図１０に示す電力サーバ２００から受信した実際の電力指令の電力も、図７に示す電力指令の電力の予定とほぼ同じであったとする。一方、図１０に示すように、実際の電力需要の電力は、図７に示した電力需要の予定の電力よりも少なくなったとする。

図１０に示すような場合、出力制御部７０Ａは、発電部１０Ａが実際に発電する電力（実際の発電）が実際の電力指令を超える領域を、出力制御の対象とする（実際の出力制御値）。このような場合、実際の電力需要の電力を超える領域であって、実際の電力指令の電力の予定を超えない領域は、逆潮流する電力（実際の逆潮流）になる。しかしながら、この場合、図１０に示す逆潮流する電力（実際の逆潮流）の電力量は、図７に示した逆潮流する電力（逆潮流の予定）の電力量よりも多くなってしまう。したがって、図１０に示すように実際の逆潮流が生じることになると、インバランスが生じるため、望ましくない。このため、出力制御部７０Ａは、図１０に示したような状況が生じないように、発電部１０及び／又は電力調整部２０を制御する。

図１１は、電力制御システム１Ａにおいて図１０に示すような状況が発生しそうな場合に、実際に出力制御部７０Ａが実行する動作の例を説明する図である。図１０においては、逆潮流する電力（実際の逆潮流）を低減させないと、インバランスが生じる。そこで、出力制御部７０Ａは、図１０に示す逆潮流する電力（実際の逆潮流）のうち余剰の電力量を、図１１に示すように電力調整部２０Ａに充電する（実際の調整値）。すなわち、出力制御部７０Ａは、逆潮流する電力（実際の逆潮流）の一部を、電力調整部２０Ａに充電する（実際の調整値）するように制御する。このように制御すれば、電力制御システム１Ａにおいて、発電計画（予定）が生成された時点（図７）と同じ量の逆潮流する電力を発生させることができる（図１１）。

このように、一実施形態に係る電力制御システム１によれば、電気事業者による電力指令を満たしつつ、発電する電力の自己託送を実現し得る。

上述のように、生成した発電計画の電力量（予定）と、実際に発電した電力量（実績）とが一致しない場合、不足インバランス又は余剰インバランスが生じる。このような場合、電力系統に逆潮流する電力量の計画（予定）と、実際に逆潮流する電力量（実績）とが一致するという条件は満たされない（発電インバランス）。余剰インバランスついての対策としては、発電の出力制御により発電実績を低減することができる。このため、発電の出力制御により、余剰インバランスをゼロにし得る。しかしながら、発電の出力制御によっては、不足インバランスをゼロにすることは困難である。このため、発電計画において、発電計画の電力量を予め小さくすることも考えられる。
しかしながら、このようにすると、小さくした電力量（インバランス分）が出力制御されることになり、無駄が生じる。

そこで、ＰＣＳの定格出力電力を上回る太陽光パネルを接続する、いわゆる過積載により、ＰＣＳの定格出力を発電実績とすることで、不足インバランスを生じにくくしてもよい。また、このようにすることで、余剰インバランスの出力制御も生じにくくすることができる。さらに、ＰＣＳの定格出力電力を小さくすることにより、ＰＣＳのコストを低減することも期待できる。過積載の状態を実現することにより、発電の計画値同時同量を好適に実行することで、インバランスを抑え、利益を拡大し得る。また、一実施形態に係る電力制御システム１によれば、電力調整部２０において電力を調整することができる。このため、電力調整部２０において電力を調整することにより、インバランスを調整することができる。

上述した実施形態のように、自己託送において、第１拠点と第２拠点とは異なる拠点としてよい。一実施形態において、同時同量算出部６０は、電力需要及び第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって第２拠点に供給される電力量を算出してよい。また、一実施形態において、出力制御部７０は、電気事業者による電力指令を満たすとともに、電力需要に基づいて、第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって第２拠点に供給される電力量の予定と実績との差が低減されるように制御を行ってよい。

上述の実施形態は代表的な例として説明したが、本開示の趣旨及び範囲内で、多くの変更及び置換が可能であることは当業者に明らかである。したがって、本開示は、上述の実施形態によって制限するものと解するべきではなく、特許請求の範囲から逸脱することなく、種々の変形及び変更が可能である。例えば、実施形態の構成図に記載の複数の構成ブロックを１つに組み合わせたり、あるいは１つの構成ブロックを分割したりすることが可能である。

上述した実施形態は、電力制御システム１Ａ及び／又は電力制御システム１Ｂのようなシステムとしての実施のみに限定されない。例えば、上述した実施形態は、電力制御システム１Ａ及び／又は電力制御システム１Ｂのようなシステムの少なくとも一部を構成する機器（例えば電力制御機器など）として実施してもよい。

上述した実施形態は、第１拠点の電力制御システム１Ａ及び第２拠点の電力制御システム１Ｂのようなシステムとしての実施について説明した。しかしながら、一実施形態に係るシステムは、第１拠点の電力制御システム１Ａ及び第２拠点の電力制御システム１Ｂのみならず、さらに第３拠点の電力制御システム１Ｃを含んでもよいし、それ以上の電力制御システムを含んでもよい。この場合、例えば同時同量算出部６０Ａは、第１拠点の電力需要及び第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって第１拠点と異なる複数の拠点に供給される電力量を算出してもよい。また、出力制御部７０Ａは、電気事業者による電力指令を満たすとともに、電力需要に基づいて、第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって第１拠点と異なる複数の拠点に供給される電力量の予定と実績との差が低減されるように制御を行ってもよい。

上述した実施形態は、第１拠点の発電部１０Ａが発電する電力を、第２拠点の負荷３０Ｂに自己託送する態様を想定して説明した。しかしながら、上述したように、一実施形態において、第２拠点の発電部１０Ｂが発電する電力を、第１拠点の負荷３０Ａに自己託送してもよい。この場合、同時同量算出部６０Ａは、第２拠点の電力需要及び第２拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において第２拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって第１拠点に供給される電力量を算出してもよい。また、出力制御部７０Ａは、電気事業者による電力指令を満たすとともに、第２拠点の電力需要に基づいて、第２拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって第１拠点に供給される電力量の予定と実績との差が低減されるように制御を行ってもよい。

上述した実施形態において、電力制御システム１のようなシステムは、太陽光発電などを行う発電部１０を含むものとしてもよい。この場合、例えば、電力制御システム１Ａは、第１拠点に設置された発電部１０Ａを含むものとし、電力制御システム１Ｂは、第２拠点に設置された発電部１０Ｂを含むものとしてもよい。一方、電力制御システム１のようなシステムは、太陽光発電などを行う発電部１０を制御するシステムとして、発電部１０を含まないものとしてもよい。

また、上述した実施形態は、例えば、上述したシステム又は機器の制御方法として実施してもよい。また、上述した実施形態は、例えば、上述したシステム又は機器のコンピュータにおいて実行されるプログラムとして実施してもよい。さらに、上述した実施形態は、例えば、上述したシステム又は機器のコンピュータにおいて実行されるプログラムを記録した記録媒体、すなわちコンピュータ読み取り可能な記録媒体として実施してもよい。

１ 電力制御システム
１０ 発電部
２０ 電力調整部
３０ 負荷
４０ スマートメータ
５０ 需要算出部
６０ 同時同量算出部
７０ 出力制御部
２００ 電力サーバ
３００ 広域機関サーバ
４００ 気象サーバ

Claims (11)

1. 第１拠点の電力需要を算出する需要算出部と、
   前記電力需要及び前記第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量を算出する同時同量算出部と、
   電気事業者による電力指令を満たすとともに、前記電力需要に基づいて、前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように、前記発電部が出力する電力を制御する出力制御部と、
   を備える、電力制御システム。
2. 第１拠点の電力需要を算出する需要算出部と、
   前記電力需要及び前記第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量を算出する同時同量算出部と、
   電気事業者による電力指令を満たすとともに、前記電力需要に基づいて、前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように、前記第１拠点の蓄電池の充電及び放電の少なくとも一方を制御する出力制御部と、
   を備える、電力制御システム。
3. 前記発電部をさらに備え、
   前記発電部は、前記第１拠点に設置される、請求項１又は２に記載の電力制御システム。
4. 前記同時同量算出部は、前記電力需要及び前記第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって前記第１拠点と異なる第２拠点に供給される電力量を算出する、請求項１から３のいずれかに記載の電力制御システム。
5. 前記出力制御部は、電気事業者による電力指令を満たすとともに、前記電力需要に基づいて、前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって前記第１拠点と異なる第２拠点に供給される電力量の予定と実績との差が低減されるように制御を行う、請求項１から４のいずれかに記載の電力制御システム。
6. 前記同時同量算出部は、前記第１拠点と異なる第２拠点の電力需要及び前記第２拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において前記第２拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって前記第１拠点に供給される電力量を算出する、請求項１から３のいずれかに記載の電力制御システム。
7. 前記出力制御部は、電気事業者による電力指令を満たすとともに、前記第１拠点と異なる第２拠点の電力需要に基づいて、前記第２拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって第１拠点に供給される電力量の予定と実績との差が低減されるように制御を行う、請求項１から３のいずれか又は請求項６に記載の電力制御システム。
8. 前記同時同量算出部は、前記電力需要及び前記第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって前記第１拠点と異なる複数の拠点に供給される電力量を算出する、請求項１から３のいずれかに記載の電力制御システム。
9. 前記出力制御部は、電気事業者による電力指令を満たすとともに、前記電力需要に基づいて、前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって前記第１拠点と異なる複数の拠点に供給される電力量の予定と実績との差が低減されるように制御を行う、請求項１から３のいずれか又は請求項８に記載の電力制御システム。
10. 第１拠点の電力需要を算出する需要算出部と、
    前記電力需要及び前記第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量を算出する同時同量算出部と、
    電気事業者による電力指令を満たすとともに、前記電力需要に基づいて、前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように、前記発電部が出力する電力を制御する出力制御部と、
    を備える、電力制御機器。
11. 第１拠点の電力需要を算出する需要算出部と、
    前記電力需要及び前記第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量を算出する同時同量算出部と、
    電気事業者による電力指令を満たすとともに、前記電力需要に基づいて、前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように、前記第１拠点の蓄電池の充電及び放電の少なくとも一方を制御する出力制御部と、
    を備える、電力制御機器。

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