JP5977151B2 - 制御方法、制御プログラム、および制御装置 - Google Patents

Description

本発明は、発電出力を制御する技術に関する。

近年、太陽光や風力などの再生可能エネルギーを利用した発電設備（以下「再生可能エネルギー発電設備」という）の普及が進みつつある。しかし、太陽光発電設備や風力発電設備の発電出力は、天気などの環境に左右される。

一方で、商用系統（すなわち大規模電力会社の電力網）では、電力の需要と供給のバランスをとることで周波数変動を抑えるように、各種の調整が行われる。したがって、再生可能エネルギー発電設備を商用系統に接続すること（いわゆる系統連系）は、商用系統に対して調整のための負担をかけることになる。特に、多数の再生可能エネルギー発電設備が商用系統に接続される場合、再生可能エネルギー発電設備の出力変動が、商用系統の調整能力を超えてしまうおそれがあり、その結果、許容範囲外の周波数変動を招くおそれがある。

したがって、再生可能エネルギー発電設備による発電出力の変動の影響を軽減すること（換言すれば、商用系統における調整の負担を軽減すること）は、今後重要性を増すものと予測される。そして、再生可能エネルギー発電設備等の分散型発電設備と商用系統との系統連系に関しては、様々な技術が提案されている。

例えば、下記特許文献１では、系統電源に連系される、次のような自家発電システムが提案されている。当該自家発電システムは、蓄電池設備と自家発電設備を統合して制御することを可能とすることを目的とし、以下の構成要素を有する。

・発電量を制御可能な自家発電設備
・充放電可能な蓄電池および充放電電流を制御する出力制御手段からなる蓄電池設備
・連系線の潮流を検出する連系線潮流検出部
・蓄電池設備の充放電電力を検出する蓄電池設備出力検出部
・自家発電設備出力制御手段
上記蓄電池設備は、連系線潮流の変動に基づいて、連系線潮流が連系線潮流設定値となるように蓄電池出力を制御する。また、上記自家発電設備は、連系線潮流と蓄電池出力の和の値が連系線潮流設定値となるように、自家発電設備の出力を制御する。

また、例えば下記特許文献２では、分散型電源の選択や構成の決定段階から、各分散型電源の性能に見合った運転が実現できるように考慮することで、発電と負荷とのバランスを一致させることができるマイクログリッドシステムの構築方法も提案されている。

具体的には、複数種類の分散型電源を統合的に制御して運用するネットワークを構築して特定エリアに電力を供給するマイクログリッドシステムの構築方法が提案されている。当該方法は、次のような工程を有する。
・特定エリアの負荷変動を計測して、その計測データを周波数解析する工程
・各分散型電源の各々の周波数応答特性を基に、各分散型電源がそれぞれ担当する分担周波数を決定し、分担周波数に基づいて負荷変動の周波数解析結果を各分散型電源に割り当て、各分散型電源の容量を求める工程

また、例えば下記特許文献３では、次のような分散型電源の制御方法も提案されている。当該制御方法によれば、マイクログリッド内に存在する最も負荷追従性能の良い分散型電源１台にのみ、自律的な高速の負荷追従運転を行わせることで、通信網を経由した制御システムによる負荷追従運転を行うことができる。

具体的には、負荷変動に対する追従性能が異なる複数種類の分散型電源のうち、最も負荷追従性能の良い分散型電源は、自律運転により運転制御を行う。他方、最も負荷追従性能の良い分散型電源以外の分散型電源は、通信網を経由して接続される制御システムにより、運転制御を行う。

さらに、例えば下記特許文献４では、各分散型電源の運転制御を実施する際に高精度な負荷追従運転を実現することを目的として、次のような分散型電源システムも提案されている。具体的には、負荷変動に対する追従性能が異なる複数の分散型電源を統合的に制御して商用系統への負担を軽減するために、商用系統との接続点近傍に、負荷追従性能の最も高い分散型電源が接続される。そして、当該分散型電源システムは、接続点の二次側位置の電力を計測する電力計測手段と、電力計測手段による計測電力値に基づいて、負荷追従性能の最も高い分散型電源の出力電力を制御する制御手段とを有する。

特開２００８−６７４８４号公報 特開２００８−６７５４４号公報 特開２００９−２７８６１号公報 特開２０１０−１１００８８号公報

再生可能エネルギー発電設備による発電出力の変動が商用電力系統に与える影響を軽減するためには、当該変動を打ち消すように出力を変化させることが可能な他の分散型電源を併用する手法がとられてもよい。しかしながら、例えば個々の再生可能エネルギー発電設備ごとに変動の補完のための分散型電源を設けることは、例えば、金銭コスト、設置場所、保守管理の手間など、様々な意味において非効率的である。

そこで本発明は、１つの側面では、再生可能エネルギー発電設備による発電出力の変動が電力系統に与える影響を、効率よく軽減することを目的とする。

一態様における制御方法によれば、コンピュータが、電力系統に接続された１台以上の再生可能エネルギー発電設備から前記電力系統に供給される電力の総和の、時刻に応じた変動を監視する。

そして、前記制御方法によれば、前記コンピュータが、前記電力系統に接続された複数の補完発電設備それぞれに発電させる電力を決定する。当該決定は、前記複数の補完発電設備それぞれについての、当該補完発電設備が発電出力を変化させる能力に関する特性を示す、１つ以上の特性値と、前記変動とに基づいて、前記変動の少なくとも一部を打ち消すように、行われる。

さらに、前記制御方法によれば、前記コンピュータが、前記複数の補完発電設備それぞれに、決定した前記電力で発電するよう、命令する。前記制御方法によれば、前記コンピュータは、前記複数の補完発電設備それぞれに発電させる前記電力の決定と命令を繰り返す。

上記制御方法によれば、各補完発電設備が発電出力を変化させる能力を有効に活用することができ、それにより、再生可能エネルギー発電設備による発電出力の変動が電力系統に与える影響を、効率よく軽減することができる。

第１実施形態と第２実施形態に共通のシステム構成図である。 制御装置のブロック構成と、制御装置が利用する特性値の例を示す図である。 再生可能エネルギー発電設備による発電出力の変動とその補完について模式的に説明する図である。 第１実施形態の制御方法について模式的に説明する図である。 第１実施形態における決定部の詳細を例示する図である。 第１実施形態の制御方法のフローチャートである。 第２実施形態の制御方法について模式的に説明する図である。 第２実施形態における決定部の詳細を例示する図である。 第２実施形態の制御方法のフローチャートである。

以下、実施形態について、図面を参照しながら詳細に説明する。具体的には、まず第１実施形態と第２実施形態の共通点について図１〜３を参照して説明する。その後、図４〜６を参照して第１実施形態について説明し、図７〜９を参照して第２実施形態について説明する。最後にその他の実施形態について説明し、各種実施形態の効果についてまとめて説明する。

図１は、第１実施形態と第２実施形態に共通のシステム構成図である。図１（ａ）は主に電力系統に関する観点からシステム構成を示すものであり、図１（ｂ）は主にデータの送受信と制御の観点からシステム構成を示すものである。

図１（ａ）において、電力系統１は、商用電力系統である。すなわち、電力系統１は、大規模電力会社の電力網であり、「大規模電力系統」とも言われる。つまり、電力系統１には、大規模電力会社の不図示の発電施設（例えば、原子力発電所、火力発電所、水力発電所など）によって発電された電力も供給される。

例えば、東日本における電力系統１からは、５０Ｈｚの周波数で、各電力需要家（例えば、一般家庭、オフィス、工場等）に電力が供給される。各電力需要家は、電力系統１に対する負荷としてはたらく。図１（ａ）では、各電力需要家の図示も省略されている。

電力系統１に対する負荷は随時変動する。そこで、周波数の変動を許容範囲内（例えば±０．２Ｈｚの範囲内）に抑えるために、大規模電力会社側では、随時、電力系統１に供給する電力の調整が行われる。周波数の変動は、例えば、工場で使われるモータの回転数をはじめとして多方面に影響するため、ものづくりの精度を保つためには、周波数の変動を抑えることが有益である。そして、周波数の変動を抑えるためには、電力の需要と供給のバランスをとればよい。そのため、上記のとおり、大規模電力会社側では、随時、電力系統１に供給する電力の調整が行われる。

電力系統１へ供給する電力の調整のためには、様々な手法が組み合わされる。負荷変動は様々な周波数成分を含むため、多くの場合、周波数帯域に応じて異なる調整手法が採用される。

例えば、ＧＦ（Governor Free：ガバナフリー）制御は、発電機が回転数の変動を感知し、回転数を制御することで出力を制御する手法である。ＧＦ制御は、短周期の変動（例えば、１分未満の周期の変動）を対象とする。

また、ＬＦＣ（Load Frequency Control：負荷周波数制御）は、主に１分〜２０分程度（場合によっては５分〜２０分程度）の中期的な周期の変動を対象とする。ＬＦＣは、需給不均衡を解消するために、発電設備の出力を制御する方法である。ＬＦＣのためには、具体的には火力発電所の出力が調整されることが多い。なぜなら、火力発電所の出力は、例えば原子力発電所の出力と比べると、調整が容易だからである。

なお、火力発電所の発電機が出力を変化させる応答速度は、それほど速くはない。よって、火力発電所の出力を変更する調整方法は、例えば１分未満といったごく短周期の変動を補償するのには向かない。しかし、例えば１分〜２０分程度の中周期の変動に対しては、火力発電所の発電機の応答速度でも十分に追従可能である。よって、ＬＦＣでは火力発電所の出力が調整されることが多い。

さらに長周期の変動（例えば、２０分から６０分程度の周期の変動）に対しては、ＥＤＣ（Economic Dispatching Control：経済負荷配分制御）による調整が行われる。大まかな傾向として、長周期の変動ほど、変動の振幅も大きい。そのため、長周期の変動に対しては、経済効率（例えば火力発電における燃料費など）が考慮されることが好ましい。ＥＤＣは、各発電設備の経済効率を考慮に入れて各発電設備の出力を決定する手法である。

ところで、図１（ａ）に示すように、電力系統１には、大規模電力会社の不図示の発電施設だけでなく、さらに、以下の発電設備も接続される。
・１台以上の再生可能エネルギー発電設備
・上記１台以上の再生可能エネルギー発電設備の発電出力の変動を補完するための、複数台の発電設備（以下「補完発電設備」ともいう）
以下では説明の便宜上、再生可能エネルギー発電設備として、図１（ａ）のように太陽光発電設備２が使われる場合について具体的に説明する。しかし、再生可能エネルギー発電設備の種類は限定されない。

実施形態に応じて、他の種類の再生可能エネルギー発電設備が使われてもよい。また、複数種類の再生可能エネルギー発電設備が電力系統１に接続されていてもよい。例えば、風力、波力、潮汐力、地熱、太陽熱、温度差、バイオマスなどを利用する、各種の再生可能エネルギー発電設備が利用可能である。

再生可能エネルギー発電設備の発電出力は、天気などの環境に左右される。例えば、太陽光発電設備の出力は、夜間はゼロになるし、昼間でも日射に左右される。また、風力発電設備の出力は風速に左右される。

また、以下では説明の便宜上、補完発電設備として、図１（ａ）のようにガスエンジン発電設備３（図中では「ＧＥ」と略す）が使われる場合について具体的に説明する。しかし、補完発電設備の種類は限定されない。

実施形態に応じて、他の種類の補完発電設備が使われてもよい。また、複数種類の補完発電設備が電力系統１に接続されていてもよい。例えば、ガスエンジン発電設備、ガスタービン発電設備、ディーゼルエンジン発電設備、燃料電池などの、各種の燃料発電設備が利用可能である。これらの発電設備が発電を行う仕組みは公知なので、説明を省略する。

なお、図１（ａ）には４台の太陽光発電設備２と２台のガスエンジン発電設備３が例示されているが、再生可能エネルギー発電設備の数は任意であり、補完発電設備の数も２以上であれば任意である。図１（ｂ）では紙幅の都合上、図１（ａ）の４台の太陽光発電設備２のうち３台のみが図示されている。

ところで、太陽光発電設備２から電力系統１へと供給される電力は、天気などに応じて時刻とともに変動する。そこで、制御装置１０が、その変動を監視する。
具体的には、制御装置１０は、各太陽光発電設備２から、当該太陽光発電設備２が電力系統１に供給する電力に関する情報を収集する。情報の収集は、通信ネットワーク４を介してほぼリアルタイムに行われる。

そして、制御装置１０は、収集した情報に基づいて上記変動を監視し、監視結果に応じて、各ガスエンジン発電設備３に発電させる電力を決定する。この決定の具体的方法は、第１実施形態と第２実施形態で異なるので、詳しいことは後述する。

制御装置１０は、決定した電力を各ガスエンジン発電設備３に通知する。つまり、制御装置１０は、決定した電力で発電するよう、各ガスエンジン発電設備３に対して、通信ネットワーク４を介して命令し、それにより各ガスエンジン発電設備３の発電出力を制御する。

通信ネットワーク４は、具体的には、例えば、インターネット、ＬＡＮ（Local Area Network）、ＷＡＮ（Wide Area Network）、またはそれらの適宜の組み合わせでもよい。あるいは、通信ネットワーク４は、３ＧＰＰ（3rd Generation Partnership Project）またはＬＴＥ（Long Term Evolution）などの通信規格にしたがった、モバイル通信ネットワークであってもよい。なお、通信ネットワーク４は、有線ネットワークでもよいし、無線ネットワークでもよいし、双方の組み合わせであってもよい。

なお、各太陽光発電設備２は、発電した電力の全てを電力系統１に供給してもよいし、一部のみを電力系統１に供給してもよい。同様に、各ガスエンジン発電設備３は、発電した電力の全てを電力系統１に供給してもよいし、一部のみを電力系統１に供給してもよい。

例えば、ある企業の工場内に設置されたガスエンジン発電設備３は、当該工場に一部の電力を供給するとともに、残りの電力を電力系統１に供給してもよい。いずれにせよ、電力系統１には、各太陽光発電設備２と各ガスエンジン発電設備３が系統連系している。

ところで、図１（ｂ）は、図１（ａ）とは別の観点からシステム構成を示す図である。
図１（ｂ）に例示するように、各太陽光発電設備２は、例えば、太陽光パネル２ａとインバータ２ｂを有する。インバータ２ｂは、太陽光発電用インバータであり、ＰＶセル（photovoltaic cell：光電池セル）の可変ＤＣ（direct current：直流）出力を、５０Ｈｚや６０Ｈｚなどの所定周波数のＡＣ（alternating current：交流）電流に変換して出力する。インバータ２ｂからの出力の少なくとも一部が、電力系統１に供給される。

各太陽光発電設備２は、データ送信装置５を内蔵していてもよい。あるいは、外付けのデータ送信装置５が太陽光発電設備２に接続されていてもよい。いずれにしろ、図１（ｂ）に示すように、データ送信装置５は、通信ネットワーク４に接続される。

データ送信装置５は、インバータ２ｂから電力系統１に供給される電力を計測し、通信ネットワーク４を介して計測結果を制御装置１０に宛てて送信する。例えば、データ送信装置５は、所定の間隔（例えば１秒間隔）で計測を行い、計測のたびに計測結果を送信することが好ましい。

なお、データ送信装置５は、電力を計測するために電流計および電圧計を有してもよい。また、データ送信装置５は、通信ネットワーク４の種類に応じた適宜の通信規格にしたがった通信回路を有する。上記計測結果は、通信ネットワーク４で使われる通信プロトコルなどに応じた適宜のフォーマットで、制御装置１０に送信される。

さて、制御装置１０は、データ送受信装置６を内蔵していてもよい。あるいは、外付けのデータ送受信装置６が制御装置１０に接続されていてもよい。いずれにしろ、図１（ｂ）に示すように、データ送受信装置６も通信ネットワーク４に接続される。

したがって、制御装置１０は、各太陽光発電設備２のデータ送信装置５から送信された計測結果を、通信ネットワーク４とデータ送受信装置６を介して受信することができる。よって、各データ送信装置５が計測を行う間隔を予め適切に設定しておく（例えば１秒程度の短めの間隔に設定しておく）ことにより、各太陽光発電設備２から電力系統１への供給電力を、ほぼリアルタイムに制御装置１０が監視することが可能となる。

第１〜第２実施形態において制御装置１０は、具体的には、各太陽光発電設備２から電力系統１へ供給される電力を示す情報を各太陽光発電設備２から収集する。そして、制御装置１０は、収集した情報に基づいて、全ての太陽光発電設備２から電力系統１へ供給される電力の総和を算出し、算出した総和の変動を監視する。制御装置１０は、変動に基づいて、各ガスエンジン発電設備３に発電させる電力を決定し、各ガスエンジン発電設備３に対して、決定した電力で発電するよう命令する。つまり、制御装置１０は、データ送受信装置６と通信ネットワーク４を介して、各ガスエンジン発電設備３に命令を送信する。

詳しくは後述するが、制御装置１０は、太陽光発電設備２から電力系統１に供給される電力の総和の変動を補完するように、各ガスエンジン発電設備３の発電出力を決定する。換言すれば、制御装置１０は、太陽光発電設備２から電力系統１に供給される電力の総和の変動の少なくとも一部を打ち消すように、各ガスエンジン発電設備３に対して、当該ガスエンジン発電設備３から電力系統１に供給する電力を変更するよう命令する。

なお、「変動の少なくとも一部を打ち消す」ことは、より具体的には、「変動に含まれる複数の周波数成分のうち、少なくとも一部の周波数帯域に含まれる成分については、当該成分による変動を打ち消す」ことであってもよい。あるいは、「変動の少なくとも一部を打ち消す」ことは、例えば変動が大きい場合などにおいて、「大きさの面で、変動の全部ではなく一部だけを打ち消す」ことであってもよい。

例えば、太陽光発電設備２から電力系統１に供給される電力の総和の変動には、複数の周波数成分が含まれるが、これらの複数の周波数成分のうちの、ある１つの周波数成分の振幅が大きい場合があり得る。あるいは、２つ以上の周波数成分の合成波の振幅が大きい場合もあり得る。いずれにせよ、振幅が大きい場合などには、その振幅の一部に当たる部分だけでも打ち消すように、制御装置１０が、各ガスエンジン発電設備３に発電させる電力を決定してもよい。

また、ガスエンジン発電設備３ごとに、その発電出力を変化させる能力（例えば変化の大きさや速さなど）は様々である。よって、制御装置１０は、各ガスエンジン発電設備３の能力に応じて、各ガスエンジン発電設備３の発電出力を決定する。

各ガスエンジン発電設備３は、データ受信装置７を内蔵していてもよい。あるいは、外付けのデータ受信装置７がガスエンジン発電設備３に接続されていてもよい。いずれにしろ、図１（ｂ）に示すように、データ受信装置７は、通信ネットワーク４に接続されるものであり、通信ネットワーク４の種類に応じた適宜の通信規格にしたがった受信装置である。

よって、ガスエンジン発電設備３は、通信ネットワーク４とデータ受信装置７を介して、制御装置１０からの命令を受信することができる。ガスエンジン発電設備３は、受信した命令にしたがって、発電出力を変化させる。換言すれば、ガスエンジン発電設備３は、受信した命令にしたがって、電力系統１に供給する電力を変化させる。

その結果、太陽光発電設備２の発電出力の変動は、少なくとも部分的には打ち消される。したがって、太陽光発電設備２の発電出力の変動が電力系統１に与える影響は軽減される。つまり、電力系統１を運営する大規模電力会社側での調整（例えば、ＬＦＣにより火力発電所の出力を変更する調整）の負担が軽減される。

続いて、図２を参照して、制御装置１０のブロック構成と、制御装置１０が利用する特性値の例について説明する。図１の制御装置１０は、より具体的には、図２（ａ）に示すように、監視部１１と特性値記憶部１２と決定部１３と命令部１４を有する。

監視部１１は、電力系統１に接続された１台以上の再生可能エネルギー発電設備（例えば、図１（ａ）の例では４台の太陽光発電設備２）から電力系統１に供給される電力の総和の、時刻に応じた変動を監視する。監視部１１は、具体的には、図１（ｂ）を参照して説明したように、各太陽光発電設備２のデータ送信装置５から送信される情報を、通信ネットワーク４とデータ送受信装置６を介して繰り返し受信することで、上記変動を監視する。

第１〜第２実施形態では、各太陽光発電設備２のデータ送信装置５と、制御装置１０は、不図示の時計を有する。そして、各データ送信装置５と制御装置１０の時計は、例えばＮＴＰ（Network Time Protocol）またはＳＮＴＰ（Simple Network Time Protocol）などの適宜のプロトコルにしたがって、適宜時刻合わせされる。

例えば、各データ送信装置５は、インバータ２ｂから電力系統１へ供給される電力を所定のスケジュールにしたがって計測し、計測時刻を示すタイムスタンプを計測結果に付けて、タイムスタンプ付きの計測結果を制御装置１０に宛てて送信する。例えば、各データ送信装置５が毎秒ちょうどに計測を行う場合、「２０１２年１１月２０日９時３１分２６．０秒」、「２０１２年１１月２０日９時３１分２７．０秒」などといったタイムスタンプが、それぞれの計測結果に付けられる。

監視部１１は、同じタイムスタンプが付いた計測結果同士を加算することにより、当該タイムスタンプが示す時刻において全ての太陽光発電設備２から電力系統１へ供給される電力の総和を求める。監視部１１は、通信ネットワーク４を介した通信にかかる遅延時間に応じて、適宜のスケジュールにしたがって、加算を実行する。

通信ネットワーク４を介した通信にかかる遅延時間は、予備実験により予め計測されてもよい。説明の便宜上、例えば、予備実験から「通信遅延時間は概ね１．５秒以内である」と判明したものとする。

この場合、監視部１１は、例えば、２０１２年１１月２０日９時３１分２７．５秒になったら、各データ送信装置５から受信した２０１２年１１月２０日９時３１分２６．０秒のタイムスタンプ付きの計測結果同士を加算してもよい。同様に、監視部１１は、例えば、２０１２年１１月２０日９時３１分２８．５秒になったら、各データ送信装置５から受信した２０１２年１１月２０日９時３１分２７．０秒のタイムスタンプ付きの計測結果同士を加算してもよい。

つまり、監視部１１は、通信遅延に応じた所定時間（上記の例では１．５秒）だけ現在時刻よりも前の時刻を示すタイムスタンプが付いた計測結果同士を加算する処理を、各データ送信装置５による計測の間隔と同じ所定の間隔で、実行してもよい。すると、監視部１１は、加算の結果として、通信遅延に応じた所定時間だけ現在時刻よりも前の時刻における、全ての太陽光発電設備２から電力系統１へ供給される電力の総和を認識することができる。監視部１１は、所定の間隔で上記のごとき加算を繰り返すことにより、太陽光発電設備２から電力系統１へ供給される電力の、時刻に応じた変動を監視することができる。

実施形態に応じて、監視部１１が加算を実行するスケジュールは適宜決められてよい。また、複数の太陽光発電設備２のデータ送信装置５がそれぞれ付けるタイムスタンプ同士の間の許容誤差などが、実施形態に応じて適宜決められていてもよい。通信障害などの理由で、あるデータ送信装置５から情報が受信されない場合には、適宜の代替値（例えば、直近の所定回数の計測結果から外挿される値）が利用されてもよい。例えば外挿を可能とするために、各計測結果には、タイムスタンプだけでなく、太陽光発電設備２を識別する識別情報が付けられていてもよいし、制御装置１０は、各太陽光発電設備２について、直近の所定回数分の計測結果を保存していてもよい。いずれにしろ、監視部１１は、各データ送信装置５から受信した情報を合成することにより、全ての太陽光発電設備２から電力系統１へ供給される電力の総和を認識することができ、その総和の変動を監視することができる。

なお、監視部１１による上記のごとき認識および監視は、上記のとおり、通信ネットワーク４を介した通信に起因する遅延をともなう。しかし、この通信遅延の影響は、無視して差し支えない。なぜなら、詳しくは図３とともに後述するように、太陽光発電設備２から電力系統１へ供給される電力の変動に含まれる周波数成分のうち、通信遅延と同程度の短い周期の成分は、制御装置１０による補完制御の対象外だからである。換言すれば、制御装置１０による補完制御の対象になる変動の成分の周期は、通信遅延と比べて十分に長いので、通信遅延の影響は無視して差し支えない。

さて、特性値記憶部１２は、電力系統１に接続された複数の補完発電設備（例えば、図１（ａ）の例では２台のガスエンジン発電設備３）それぞれについての、１つ以上の特性値を記憶する。各特性値は、当該補完発電設備が発電出力を変化させる能力に関する特性を示す。

より具体的には、当該補完発電設備が発電出力を変化させることが可能な変化の幅を示す特性値が使われてもよいし、当該補完発電設備が発電出力を変化させることが可能な速度を示す特性値が使われてもよいし、両者が使われてもよい。

例えば、特性値記憶部１２は、各ガスエンジン発電設備３についての特性値として、当該ガスエンジン発電設備３の定格出力を示す定格出力値と、ガスエンジン発電設備３に発電させる電力の基準値を記憶していてもよい。特性値記憶部１２は、各ガスエンジン発電設備３についての特性値として、上記定格出力値と上記基準値との差である変動最大値を記憶していてもよい。

または、特性値記憶部１２は、各ガスエンジン発電設備３についての特性値として、当該ガスエンジン発電設備３が上記基準値から上記定格出力値へと発電出力を上昇させる際の、発電出力が変化する速度の平均値（例えば「１０ｋＷ／秒」など）を記憶してもよい。発電出力が変化する速度は、ガスエンジン発電設備３の応答性能を示す。

より具体的には、例えば、特性値記憶部１２には、図２（ｂ）に示す特性値テーブル１５ａ〜１５ｃのようなテーブル形式で、各ガスエンジン発電設備３の１つ以上の特性値が記憶されていてもよい。

特性値テーブル１５ａの各エントリは、１台のガスエンジン発電設備３に対応し、当該ガスエンジン発電設備３を識別する識別番号と、当該ガスエンジン発電設備３の変動最大値を含む。特性値テーブル１５ａは、全部で２台のガスエンジン発電設備３が電力系統１に接続されて制御装置１０により制御される例に対応する。図２（ｂ）によれば、これら２台のガスエンジン発電設備３の識別番号は１番と２番であり、２台それぞれの変動最大値は、４０ｋＷと１０ｋＷである。

特性値テーブル１５ｂの各エントリは、１台のガスエンジン発電設備３に対応し、当該ガスエンジン発電設備３を識別する識別番号と、当該ガスエンジン発電設備３の応答性能値を含む。図２（ｂ）の例では、応答性能値は「高」、「中」、「低」のように離散的に表されている。特性値テーブル１５ｂは、全部で３台のガスエンジン発電設備３が電力系統１に接続されて制御装置１０により制御される例に対応する。図２（ｂ）によれば、これら３台のガスエンジン発電設備３の識別番号は１１〜１３番であり、３台それぞれの応答性能値は、それぞれ「高」、「低」、「中」である。

例えば、「３ｋＷ／秒未満は『低』、３ｋＷ／秒以上５ｋＷ／秒未満は『中』、５ｋＷ／秒以上は『高』」などと、予め基準が決められていてもよい。そして、各ガスエンジン発電設備３について、予め、例えば基準値から定格出力値へと当該ガスエンジン発電設備３が発電出力を上昇させる際の、発電出力の変化速度が計測されてもよい。特性値テーブル１５ｂには、計測された変化速度を上記基準に当てはめた結果が、上記のように「高」、「中」、または「低」という応答性能値として記憶されていてもよい。

特性値テーブル１５ｃのエントリは、１台のガスエンジン発電設備３に対応し、当該ガスエンジン発電設備３を識別する識別番号と、当該ガスエンジン発電設備３の変動最大値と、当該ガスエンジン発電設備３の応答性能値を含む。特性値テーブル１５ｃは、全部で５台のガスエンジン発電設備３が電力系統１に接続されて制御装置１０により制御される例に対応する。図２（ｂ）によれば、これら５台のガスエンジン発電設備３の識別番号は２１〜２５番であり、５台それぞれの変動最大値は、１０ｋＷ、４０ｋＷ、３０ｋＷ、２５ｋＷ、１５ｋＷであり、５台それぞれの応答性能値は、「高」、「低」、「中」、「中」、「高」である。

ここで図２（ａ）の説明に戻る。決定部１３は、電力系統１に接続された複数の補完発電設備それぞれに発電させる電力を決定する。この決定は、特性値記憶部１２に記憶されている特性値と、監視部１１により監視される上記の変動とに基づいて行われる。また、決定部１３は、上記の変動の少なくとも一部を打ち消すように、各補完発電設備に発電させる電力を決定する。

そして、命令部１４は、複数の補完発電設備それぞれに、決定部１３が決定した電力で発電するよう、命令する。命令部１４は、具体的にはデータ送受信装置６を介して命令を送信する。

ところで、制御装置１０は、例えば汎用的なコンピュータであってもよい。つまり、制御装置１０は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）などのプロセッサと、ＤＲＡＭ（Dynamic Random Access Memory）などのメモリと、不揮発性記憶装置を有するコンピュータであってもよい。不揮発性記憶装置は、具体的には、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＳＤ（Solid-State Drive）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、またはその組み合わせであってもよい。

コンピュータは、例えば、起動時にＲＴＣ（Real Time Clock）を参照して現在時刻を認識し、認識した時刻に基づきＣＰＵの内部クロックを設定し、その後は内部クロックが刻む時刻を現在時刻として認識してもよい。コンピュータは、上記のとおりＮＴＰまたはＳＮＴＰなどの適宜のプロトコルにしたがって、現在時刻を適宜補正することができる。

データ送受信装置６は、例えば、制御装置１０としてのコンピュータに内蔵されるオンボード型のＬＡＮインタフェイス回路であってもよいし、外付けのＮＩＣ（Network Interface Card）であってもよい。いずれにせよ、データ送受信装置６は、通信ネットワーク４の種類に応じた適宜の通信規格にしたがった通信装置である。

制御装置１０が汎用的なコンピュータである場合、ＣＰＵなどのプロセッサがプログラムを実行することにより、コンピュータは制御装置１０として動作する。プロセッサが実行するプログラムは、例えば、コンピュータが有する不揮発性記憶装置に予めインストールされていてもよい。プログラムは、通信ネットワーク４を介してコンピュータにダウンロードされ、不揮発性記憶装置に記憶されてもよい。

あるいは、プログラムは、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体に記憶されて提供されてもよい。コンピュータは、記憶媒体の駆動装置を内蔵していてもよいし、外付けの駆動装置と接続されてもよい。いずれにしろ、コンピュータは、駆動装置を介して記憶媒体からプログラムを読み取り、プログラムを実行することができる。記憶媒体としては、ＣＤ（Compact Disc）やＤＶＤ（Digital Versatile Disk）などの光ディスク、光磁気ディスク、磁気ディスク、半導体メモリカードなどが利用可能である。

制御装置１０が以上のようなコンピュータである場合、監視部１１は、データ送受信装置６から受信される情報を使いながらプログラムを実行するプロセッサにより実現されてもよい。データ送受信装置６から受信された情報は、監視部１１が加算を実行するまで（あるいは、通信障害に起因するデータ欠損とその際の外挿に備えるために、さらに所定期間だけ）、コンピュータのメモリまたは不揮発的記憶装置に、一時的に記憶される。

特性値記憶部１２は、コンピュータが有する不揮発的記憶装置、メモリ、またはその組み合わせにより実現されてもよい。実施形態によっては、特性値記憶部１２が制御装置１０の外部にあってもよい。

決定部１３は、プログラムを実行するプロセッサにより実現されてもよい。そして、命令部１４は、プログラムを実行してデータ送受信装置６に命令を送信させるプロセッサによって実現されてもよい。

もちろん、実施形態によっては、汎用的なコンピュータの代わりに（または汎用的なコンピュータとともに）、ＡＳＩＣ（Application-Specific Integrated Circuit）などの専用のハードウェア回路が、制御装置１０を実現するために用いられてもよい。

図３は、再生可能エネルギー発電設備による発電出力の変動とその補完について模式的に説明する図である。図３のグラフの横軸は時間、縦軸は電力である。
図３の線２０は、制御装置１０が電力の変動を監視する対象に含まれる全ての再生可能エネルギー発電設備から電力系統１に供給される電力の総和を示す。当該総和は時刻とともに変動するが、変動には様々な周波数成分が含まれる。実際の変動は線２０よりも複雑であるが、説明の便宜上、監視対象の全ての再生可能エネルギー発電設備から電力系統１に供給される電力の総和が線２０のように変動するものとする。

線２１は、上記総和の変動に含まれる周波数成分のうち、決められた閾値未満の低い周波数の成分による変動を示す。具体的には、線２１が示す変動は、大規模電力会社がＥＤＣによって対処する対象であるような、長周期の変動（例えば、周期が約２０分以上の変動）である。

ところで、紙幅の都合上、図１（ａ）と図１（ｂ）にはわずかな台数の太陽光発電設備２しか例示されていないが、電力系統１には、多数の再生可能エネルギー発電設備が連系されていてよい。大まかな傾向としては、電力系統１に連系される再生可能エネルギー発電設備の台数が増えるほど、全ての再生可能エネルギー発電設備から電力系統１に供給される電力の総和においては、短周期（例えば１分未満の周期）の変動の成分が小さくなる。なぜなら、個々の再生可能エネルギー発電設備の出力における短周期の変動同士が打ち消しあうからである。このような打ち消し合いを「均し（ならし）効果」ともいう。

大まかな傾向としては、均し効果は、ある程度地理的に離れた所に個々の再生可能エネルギー発電設備が設置されている方が、より顕著に現れる。なぜなら、地理的に離れた場所同士の環境はある程度異なり、再生可能エネルギー発電設備の出力は天気などの環境に依存するからである。例えば、数十ｋｍ以上離れて設置された複数の太陽光発電設備２が利用されてもよい。

図３の線２０は、均し効果によって短周期の変動がほとんど打ち消されている例を示す。つまり、全ての再生可能エネルギー発電設備から電力系統１に供給される電力の総和の変動（すなわち線２０が示す変動）の大部分は、線２１が示す長周期の変動と、ＬＦＣの対象となるような中周期（例えば、１〜２０分程度の周期）の変動である。

発電設備の応答速度という観点から見れば、これらの長周期および中周期の変動は、火力発電所の出力変化によって追従することが可能な速さでもあり、ガスエンジン発電設備３などの分散型の発電設備の出力変化によって追従することが可能な速さでもある。均し効果により、ガスエンジン発電設備３の応答速度では追従しにくいようなごく短周期の変動の成分が小さくなるので、ガスエンジン発電設備３の出力制御による補完が容易となる。

ところで、制御装置１０は、線２０が示す変動を補完するために、上記のとおり各ガスエンジン発電設備３の出力を制御する。補完は、換言すれば補償であり、変動を打ち消すことを意味する。

しかし、制御装置１０は、必ずしも、線２０が示す変動の全てを補完するようにガスエンジン発電設備３の出力を制御する必要はない。制御装置１０は、線２０が示す変動の少なくとも一部を打ち消すように、各ガスエンジン発電設備３の出力を制御するだけでもよい。なお、「変動の少なくとも一部」とは、「周波数帯域と振幅の一方または双方の観点から見て、変動全体のうちの少なくとも一部」という意味である。

具体的には、第１〜第２実施形態では、制御装置１０は、全ての再生可能エネルギー発電設備から電力系統１に供給される電力の総和の変動のうち、中周期の変動を打ち消すための制御を行い、短周期と長周期については特に制御しない。理由は以下の二つである。

第一に、全ての再生可能エネルギー発電設備から電力系統１に供給される電力の総和の変動のうちの短周期の成分の大きさは、均し効果によって、小さく抑えられるからである。小幅な変動に対処するために大規模電力会社側にかかる負担は小さいので、短周期（例えば１分未満程度の周期）の変動は、あまり問題ではない。

また、多くのガスエンジン発電設備３の応答速度は、短周期の変動に追従するには不十分である。よって、第１〜第２実施形態では、短周期の変動は、制御装置１０による補完制御の対象外である。

第二に、長周期の変動ほど（換言すれば低周波数の変動ほど）変動の振幅が大きい傾向があり、かつ、長周期の変動には大規模電力会社のＥＤＣによる調整能力で十分に対処可能だからである。

もちろん、複数のガスエンジン発電設備３がそれぞれ発電出力を変えることのできる変動幅の総和が十分に大きければ、線２０が示す変動を全て打ち消す（つまり線２０と線２２の差を全て打ち消す）ような補完も可能である。そして、実施形態によっては、そのような補完が行われてもよい。

しかしながら、複数のガスエンジン発電設備３がそれぞれ発電出力を変えることのできる変動幅の総和を十分に大きくするためには、例えば、非常に多数のガスエンジン発電設備３が必要になる可能性がある。あるいは、大きな変動幅を確保するために、個々のガスエンジン発電設備３を、定格出力に比べてかなり低いレベルで運転することが求められる可能性もある。

一方で、補完発電設備として使われるガスエンジン発電設備３は、必ずしも、太陽光発電設備２から電力系統１に供給される電力の変動を補完することを主目的として設置されているとは限らない。例えば、あるガスエンジン発電設備３が、もともとは工場内のコージェネレーション用に設置されている場合もあり得る。この場合、ガスエンジン発電設備３の所有者は、「ガスエンジン発電設備３の発電能力を、なるべく有効に、本来の目的（例えば工場内での使用）のために使いたい」と考えるであろう。

例えば、ガスエンジン発電設備３の所有者は、ある程度のインセンティブと引き換えに、「太陽光発電設備２から電力系統１に供給される電力の変動の補完のために、ガスエンジン発電設備３の余剰発電能力を提供するのは構わない」と考えるかもしれない。しかし、一方で、太陽光発電設備２に起因する大きな変動を補完するために、ガスエンジン発電設備３の普段の出力を過度に下げておかなくてはならないのなら、ガスエンジン発電設備３の所有者にとっては、不経済を押し付けられることになる。よって、ガスエンジン発電設備３の所有者は、「そういう不経済を押し付けられたくないから、補完発電設備としてガスエンジン発電設備３の利用を許すのは嫌だ」と考えるかもしれない。

つまり、全ての再生可能エネルギー発電設備から電力系統１に供給される電力の総和の変動を全て打ち消すような補完を実現するには、現実的には、いくつかの障害がある。具体的には、非常に多数のガスエンジン発電設備３を確保するための各種コストや、ガスエンジン発電設備３の所有者に対して強いる不経済などが、障害となり得る。

そして、そのような障害をあえて苦労して克服しなくても、「再生可能エネルギー発電設備の増加にともなって大規模電力会社にかかる調整の負担を軽減する」という目的自体は、達成可能である。なぜなら、長周期の変動（例えば、２０分〜６０分程度、あるいはそれ以上の周期の変動）に対しては、大規模電力会社は、例えば適宜の火力発電所の運転を止めるなどして、ＥＤＣによる調整を行うことが多く、ＥＤＣによる調整能力は十分にあるからである。今後の再生可能エネルギー発電設備の普及とともに懸念されるのは、むしろ、「ＬＦＣによる調整の対象となるような中周期の変動が、大規模電力会社の調整能力を超えてしまう」という事態である。

よって、あえて苦労して障害を克服してまで、変動幅の大きな長周期の変動の補完を実現する必要性は、あまり高くないのである。むしろ、上記のように懸念される事態を防ぐためには、ＬＦＣによる調整の対象となるような中周期（例えば、１〜２０分程度の周期）の変動を補完することが有効である。

そして、大まかな傾向としては、長周期の変動に比べれば中周期の変動の振幅は小さいことがほとんどである。よって、中周期の変動を補完するためには、上記のごとき障害（例えば、非常に多数のガスエンジン発電設備３を確保するためのコストや、ガスエンジン発電設備３の所有者に対して強いる過度の不経済など）は、あまり心配する必要がない。つまり、長周期の変動を補完の対象外とし、中周期の変動を補完の対象とすることには、「実現のための障害が少ないので現実的である」という利点もあるし、「電力会社の調整負担を軽減する効果に実効性がある」という利点もある。

よって、第１〜第２実施形態の制御装置１０は、全ての再生可能エネルギー発電設備から電力系統１に供給される電力の総和の変動のうちの中周期の変動を打ち消すための制御を行い、短周期と長周期については特に制御しない。中周期の変動の成分は、図３の例では、全ての再生可能エネルギー発電設備から電力系統１に供給される電力の総和の変動を示す線２０と、長周期の変動を示す線２１との差に相当する。

例えば、上向き矢印２３は、補完の対象たる中周期の変動の成分が正の場合に対応する。この場合、制御装置１０は、上向き矢印２３が示す正の成分を打ち消すように、少なくとも１台のガスエンジン発電設備３の出力を下げる制御を行う。

逆に、下向き矢印２４は、補完の対象たる中周期の変動の成分が負の場合に対応する。この場合、制御装置１０は、下向き矢印２４が示す負の成分を打ち消すように、少なくとも１台のガスエンジン発電設備３の出力を上げる制御を行う。

続いて、図４〜６を参照して第１実施形態について説明する。第１実施形態では、図２に関して説明した特性値として、特性値テーブル１５ａに例示した変動最大値が使われる。

具体的には、決定部１３は、太陽光発電設備２から電力系統１に供給される電力の変動のうちの少なくとも一部を打ち消すための値を、各ガスエンジン発電設備３の変動最大値に応じて、制御対象に含まれる全てのガスエンジン発電設備３間に案分（すなわち比例配分）する。そして、決定部１３は、案分した値に基づいて、各ガスエンジン発電設備３に発電させる電力を決定する。

さて、図４は、第１実施形態の制御方法について模式的に説明する図である。図４（ａ）〜（ｃ）のグラフも、図３と同様、横軸が時間、縦軸が電力を示す。
図４（ａ）の線３０は、全ての太陽光発電設備２から電力系統１に供給される電力の変動から、補完の対象外の低周波成分を取り除いた残りの変動を示す。つまり、線３０は、図３の線２０と線２１の差に対応する。よって、線３０を上下反転させた線３１は、太陽光発電設備２からの出力に起因する変動を打ち消すために、制御装置１０が複数のガスエンジン発電設備３の出力に生じさせようとする変化を示す。

より具体的には、第１実施形態では、各ガスエンジン発電設備３について、制御装置１０は、当該ガスエンジン発電設備３の発電出力の基準値を予め認識する。以下では、この基準値を「ベース出力値」ともいう。第１実施形態では、説明の簡単化のため、ベース出力値がガスエンジン発電設備３ごとに決められた定数値であるものとする。

よって、制御装置１０は、各ガスエンジン発電設備３のベース出力値を予め記憶装置に記憶し、認識することができる。例えば、制御装置１０がコンピュータである場合、ベース出力値は、コンピュータが有する不揮発性記憶装置（例えばＨＤＤやＳＳＤなど）に記憶されてもよい。

図４（ａ）の線３１は、より具体的には、制御装置１０が出力を制御する対象の全てのガスエンジン発電設備３のベース出力値の総和を基準として、全てのガスエンジン発電設備３の発電出力をどのように変化させるかを示す。

ここで、説明の便宜上、例えば図１（ａ）のように２台のガスエンジン発電設備３が電力系統１に連系されており、制御装置１０がこれら２台のガスエンジン発電設備３の出力を制御するものとする。また、これら２台のガスエンジン発電設備３の特性値が、図２（ｂ）の特性値テーブル１５ａに示すとおりであるとする。

この場合、図２（ｂ）によれば、１番のガスエンジン発電設備３の変動最大値は４０ｋＷであり、２番のガスエンジン発電設備３の変動最大値は１０ｋＷである。すなわち、図２（ｂ）の特性値テーブル１５ａは、以下のことを表す。

・１番のガスエンジン発電設備３は、ベース出力値を中心として±４０ｋＷの範囲で出力を変化させることができる。
・２番のガスエンジン発電設備３は、ベース出力値を中心として±１０ｋＷの範囲で出力を変化させることができる。

この場合、決定部１３は、特性値記憶部１２に記憶された特性値テーブル１５ａを参照して各ガスエンジン発電設備３の変動最大値を読み出す。そして、線３０が示す変動を打ち消すための値（すなわち線３１により示される値）を、変動最大値に応じて２台のガスエンジン発電設備３の間で案分（つまり比例配分）する。図４（ｂ）は、以上のような案分を示す。

図４（ｂ）には、図４（ａ）の線３１が参考用に点線で示されており、さらに、１番と２番のガスエンジン発電設備３にそれぞれ対応する線３２と線３３が示されている。また、図４（ｂ）では線３１〜３３が重なりあっているので、理解の助けとするために、図４（ｃ）では線３２と線３３を離して図示してある。

線３２は、１番のガスエンジン発電設備３のベース出力値を基準として、１番のガスエンジン発電設備３の発電出力をどのように変化させるかを示す。線３２が示す変動は、線３１が示す変動の４／５（＝４０／（１０＋４０））である。

同様に、図４（ｂ）の線３３は、２番のガスエンジン発電設備３のベース出力値を基準として、２番のガスエンジン発電設備３の発電出力を、どのように変化させるかを示す。線３３が示す変動は、線３１が示す変動の１／５（＝１０／（１０＋４０））である。

さて、続いて、図４に模式的に示した案分制御について、図５と図６を参照してさらに詳しく説明する。図５は、第１実施形態における決定部１３の詳細を例示する図である。図５に示す決定部４０は、決定部１３の例の一つであり、より具体的には、制御装置１０が出力を制御する対象のガスエンジン発電設備３が２台である場合の、決定部１３の例である。

決定部４０は、ローパスフィルタ４１と、減算部４２と、ＰＩＤコントローラ（proportional-integral-derivative controller）４３を有する。また、決定部４０は、１台目のガスエンジン発電設備３に対応する乗算部４４ａおよび加算部４５ａを有し、さらに、２台目のガスエンジン発電設備３に対応する乗算部４４ｂおよび加算部４５ｂを有する。

決定部４０への入力は、図５では「ＰＶ発電出力値」と書かれている（「ＰＶ」はphotovoltaicの略である）。具体的には、ＰＶ発電出力値は、監視部１１による監視結果であり、図３の線２０に対応する。つまり、ＰＶ発電出力値は、各データ送信装置５から同じタイムスタンプ付きで送信されてきた計測結果の総和である。例えば上記の例のように１秒間隔で各データ送信装置５が計測を行う場合、監視部１１から決定部４０に入力されるＰＶ発電出力値も、１秒間隔で更新される。

図５に示すように、ＰＶ発電出力値はローパスフィルタ４１に入力される。ローパスフィルタ４１は、具体的には、ＥＤＣの対象となるような長周期の成分（つまり低周波数の成分）を通過させる。例えば、ＰＶ発電出力値が図３の線２０のように変化する場合、ローパスフィルタ４１の出力は、図３の線２１のように変化する。

ローパスフィルタ４１のカットオフ周波数は、制御装置１０による補完制御の対象として予め決められた周波数帯域の下限値に設定されてもよい。例えば、図３に関して説明したように、補完制御の対象が１〜２０分程度の周期の成分である場合、２０分周期の波の周波数は１／１２００Ｈｚであるから、ローパスフィルタ４１のカットオフ周波数が１／１２００Ｈｚと設定されてもよい。なお、ローパスフィルタ４１の具体的詳細は、実施形態に応じて適宜決められてよく、例えば、１次遅れ系のローパスフィルタが使われてもよい。

また、ＰＶ発電出力値は、減算部４２にも入力される。そして、減算部４２には、ローパスフィルタ４１からの出力も、入力される。減算部４２は、ローパスフィルタ４１からの出力から、ＰＶ発電出力値を減じて、得られた差を出力する。例えば、ＰＶ発電出力値が図３の線２０のように変化する場合、減算部４２の出力は、上向き矢印２３に対応する時点では、上向き矢印２３の大きさを持った負の値である。また、下向き矢印２４に対応する時点では、減算部４２の出力は、下向き矢印２４の大きさを持った正の値である。つまり、減算部４２の出力は、図４（ａ）の線３１に対応する。

そして、減算部４２からの出力は、ＰＩＤコントローラ４３に入力される。第１実施形態では、ＰＩＤコントローラ４３は、入力値をそのまま出力する。よって、ＰＩＤコントローラ４３は省略されてもよいが、制御の柔軟性を高めるために、図５のようにＰＩＤコントローラ４３が使われてもよい。例えば、ＰＩＤコントローラ４３に設定される各種ゲインの値が、実施形態に応じて適宜調整されてもよい。

ＰＩＤコントローラ４３からの出力は、乗算部４４ａと４４ｂの双方に入力される。上記のとおり第１実施形態では、ＰＩＤコントローラ４３は入力値をそのまま出力するので、乗算部４４ａと４４ｂへの入力も、図４（ａ）の線３１に対応する。

図５には、１番目のガスエンジン発電設備３の変動最大値がＡであり、２番目のガスエンジン発電設備３の変動最大値がＢである場合が例示されている。例えば、図２（ｂ）の特性値テーブル１５ａの例では、Ａ＝４０ｋＷ、Ｂ＝１０ｋＷである。

図５に示すように、乗算部４４ａは、入力値にＡ／（Ａ＋Ｂ）を乗じ、乗算結果を出力する。また、乗算部４４ｂは、入力値にＢ／（Ａ＋Ｂ）を乗じ、乗算結果を出力する。つまり、乗算部４４ａの出力は図４（ｂ）の線３２に対応し、乗算部４４ｂの出力は図４（ｂ）の線３３に対応する。乗算部４４ａと４４ｂにより、ＰＩＤコントローラ４３の出力値は、２台のガスエンジン発電設備３の間で、それぞれの変動最大値に応じて案分される。

さて、乗算部４４ａの出力は、加算部４５ａに入力される。加算部４５ａには、１台目のガスエンジン発電設備３のベース出力値も入力される。加算部４５ａは２つの入力値を加算し、得られた和を図２（ａ）の命令部１４に出力する。命令部１４は、データ送受信装置６と通信ネットワーク４を介して、１台目のガスエンジン発電設備３に対して、指定した値で発電するように命令するが、ここで指定される値として、加算部４５ａからの出力値が使われる。以下では、加算部４５ａの出力値を「出力指令値」ともいう。

同様に、乗算部４４ｂの出力は、加算部４５ｂに入力される。加算部４５ｂには、２台目のガスエンジン発電設備３のベース出力値も入力される。加算部４５ｂは２つの入力値を加算し、得られた和（すなわち２台目のガスエンジン発電設備３用の出力指令値）を命令部１４に出力する。

なお、図５には、図示の便宜上、制御装置１０による制御対象のガスエンジン発電設備３が２台の場合が例示されているが、制御装置１０による制御対象のガスエンジン発電設備３の台数は、２以上であれば任意である。どの台数に対応する決定部１３の構成も、図５から明らかに理解されるであろう。

また、第１実施形態では、制御装置１０は、具体的にはコンピュータにより実現される。よって、図５に示す各構成要素は、プログラムを実行するＣＰＵにより実現される。例えば、公知の数値解析ソフトウェアのライブラリモジュールをＣＰＵが実行することによって、ローパスフィルタ４１やＰＩＤコントローラ４３が実現されてもよい。減算部４２、乗算部４４ａ、乗算部４４ｂ、加算部４５ａ、および加算部４５ｂも、プログラムを実行するＣＰＵにより実現される。

なお、乗算部４４ａは、特性値記憶部１２を参照することによって、入力値に乗じる乗数Ａ／（Ａ＋Ｂ）を決定する。同様に、乗算部４４ｂも、特性値記憶部１２を参照することによって、入力値に乗じる乗数Ｂ／（Ａ＋Ｂ）を決定する。

また、加算部４５ａと４５ｂにそれぞれ入力されるベース出力値も、上記のとおり予め制御装置１０に記憶されている。例えば、制御装置１０を実現するコンピュータが有するＨＤＤまたはＳＳＤに、２台のガスエンジン発電設備３それぞれのベース出力値が記憶されていてもよい。

この場合、加算部４５ａは、ＨＤＤまたはＳＳＤからベース出力値を読み取り、読み取ったベース出力値を乗算部４４ａからの出力値に足す。同様に、加算部４５ｂも、ＨＤＤまたはＳＳＤからベース出力値を読み取り、読み取ったベース出力値を乗算部４４ｂからの出力値に足す。

さて、図６は、第１実施形態の制御方法のフローチャートである。第１実施形態では、制御装置１０が所定の間隔で（すなわち、図１（ｂ）の各データ送信装置５が太陽光発電設備２の発電出力に関する情報を送信する間隔と同じ間隔で）、図６の処理を実行する。

例えば、図２（ａ）に関して説明した例では、所定の間隔が１秒間隔である。よって、この場合、監視部１１は、通信遅延に応じた所定時間（例えば１．５秒）だけ現在時刻よりも前の時刻を示すタイムスタンプが付いた計測結果同士を加算することでＰＶ発電出力値を得て、ＰＶ発電出力値を決定部１３に入力する。つまり、この場合、決定部１３には１秒間隔で次々とＰＶ発電出力値が入力され、新たなＰＶ発電出力値が決定部１３に入力されるたびに、図６の処理が行われる。

以下では、制御装置１０が出力を制御する対象のガスエンジン発電設備３の台数をｎとする。図１（ａ）と図１（ｂ）はｎ＝２の例に対応し、図２（ｂ）の特性値テーブル１５ａもｎ＝２の例に対応する。また、図４と図５もｎ＝２の例に対応する。しかし、ｎは２以上の任意の整数でよい。

また、以下では、全ての太陽光発電設備２から電力系統１へと供給される電力の総和をＰ［ｋＷ］とする。この供給電力Ｐは、図５のＰＶ発電出力値のことであり、例えば図３の線２０により示されるように、時刻とともに変動する。

ところで、図３に関して説明したように、第１実施形態における制御装置１０による補完制御の目標は、線２０のような変動と線２１のような変動の差を補完する（すなわち打ち消す）ことである。そこで、以下では、線２１で表されるような低周波成分を「目標値」とも言い、目標値をＱ［ｋＷ］とする。

また、以下では、全ての太陽光発電設備２から電力系統１への出力Ｐと目標値Ｑとの差をΔＰ［ｋＷ］とする。差ΔＰは式（１）のように表すことができる。例えば図３において、上向き矢印２３は、差ΔＰが正の場合を例示しており、下向き矢印２４は、差ΔＰが負の場合を例示している。

ΔＰ＝Ｐ−Ｑ （１）
さて、図６の処理が開始されると、まずステップＳ１０で、決定部１３が追加出力値ΔＥを決定する。追加出力値ΔＥは、全ての太陽光発電設備２から電力系統１への出力Ｐと目標値Ｑとの差ΔＰを打ち消すために、ｎ台のガスエンジン発電設備３に追加的に出力させる電力を示す。つまり、追加出力値ΔＥは、式（２）のように表される。

ΔＥ＝−ΔＰ （２）
なお、ここで「ｎ台のガスエンジン発電設備３に追加的に出力させる」とは、ｎ台のガスエンジン発電設備３に、各ベース出力値を基準としてさらに出力させることを意味するが、追加出力値ΔＥは、正の場合もあり得るし、負の場合もあり得る。つまり、追加出力値ΔＥが負の場合は、各ガスエンジン発電設備３の出力をベース出力値よりも下げることを意味する。

なお、図５は上記のとおりｎ＝２の場合の例を示す。図５において、ＰＶ発電出力値が上記の出力Ｐに相当し、ローパスフィルタ４１の出力が目標値Ｑに相当する。したがって、減算部４２の出力が追加出力値ΔＥに相当する。図５のＰＩＤコントローラ４３は入力値をそのまま出力するので、ＰＩＤコントローラ４３の出力も追加出力値ΔＥに相当する。

続いて、ステップＳ１１で決定部１３は、追加出力値ΔＥを、各ガスエンジン発電設備３の変動最大値にしたがって、ｎ台のガスエンジン発電設備３に案分する。案分により、決定部１３は、１≦ｊ≦ｎなる各ｊについて、ｊ番目のガスエンジン発電設備３の追加出力値ΔＥ_ｊを決定する。

以下では、ｊ番目のガスエンジン発電設備３の変動最大値をＣ_ｊ［ｋＷ］とする。
また、例えば、図２（ｂ）の特性値テーブル１５ａはｎ＝２の場合に対応し、特性値テーブル１５ａではＣ_１＝４０、Ｃ_２＝１０である。図５もｎ＝２の場合に対応し、図５の例ではＣ_１＝Ａ、Ｃ_２＝Ｂである。

ステップＳ１１での案分は、式（３）のように表される。例えば図５の例では、ステップＳ１１の案分は乗算部４４ａと４４ｂにより実行される。乗算部４４ａの出力が追加出力値ΔＥ_１であり、乗算部４４ｂの出力が追加出力値ΔＥ_２である。

次に、ステップＳ１２で決定部１３は、１≦ｊ≦ｎなる各ｊについて出力指令値を決定し、各出力指令値を命令部１４に出力する。以下では、ｊ番目のガスエンジン発電設備３のベース出力値と出力指令値を、それぞれＢ_ｊとＥ_ｊとする。明らかに、０＜Ｃ_ｊ＜Ｂ_ｊである。

ステップＳ１２で決定部１３は、具体的には、１≦ｊ≦ｎなる各ｊについて、追加出力値ΔＥ_ｊとベース出力値Ｂ_ｊを足すことにより、出力指令値Ｅ_ｊを決定する。つまり、出力指令値Ｅ_ｊは式（４）のように表される。

Ｅ_ｊ＝ΔＥ_ｊ＋Ｂ_ｊ （４）
ステップＳ１２での出力指令値Ｅ_ｊの決定は、例えば図５の例では、加算部４５ａと４５ｂにより実行される。加算部４５ａの出力が出力指令値Ｅ_１であり、加算部４５ｂの出力が出力指令値Ｅ_２である。

最後に、ステップＳ１３で命令部１４は、１≦ｊ≦ｎなる各ｊについて、ｊ番目のガスエンジン発電設備３に対して、出力指令値Ｅ_ｊで運転するよう、命令する。ステップＳ１３での命令は、データ送受信装置６、通信ネットワーク４、および各データ受信装置７を介して、各ガスエンジン発電設備３に受信される。

そして、各ガスエンジン発電設備３は、受信した命令にしたがって、発電出力を変化させる。その結果、ＰＶ発電出力値Ｐの変動のうちの中周期成分が補完されるので、大規模電力会社にかかる調整の負担が軽減される。

また、補完にあたっては、各ガスエンジン発電設備３の変動最大値が考慮されるので、各ガスエンジン発電設備３の能力に応じた効率的な補完が可能である。そして、「個々の太陽光発電設備２ごとにガスエンジン発電設備３を設ける必要がない」という点でも、第１実施形態の補完は効率的である。

なお、第１実施形態によれば、大規模電力会社にかかる調整の負担が軽減されるため、大規模電力会社は、たとえ電力系統１に連系される太陽光発電設備２が増加しても、その増加に応じて調整能力を増強するための過度の設備投資などをする必要はない。したがって、第１実施形態は、再生可能エネルギー発電設備の普及を推進するうえでも有益である。

続いて、図７〜９を参照して第２実施形態について説明する。第２実施形態では、図２に関して説明した特性値として、特性値テーブル１５ｂに例示した応答性能値が使われる。

具体的には、制御装置１０の決定部１３は、太陽光発電設備２から電力系統１に供給される電力の総和の変動に含まれる複数の周波数成分のうち、所定個数の周波数帯域の成分それぞれについて、以下のような処理を行う。すなわち、決定部１３は、当該周波数帯域の成分による変動に追従することが可能な速度を応答性能値が示している補完発電設備に発電させる電力を、当該周波数帯域の成分による変動の少なくとも一部を打ち消すための値に基づいて、決定する。

さて、図７は、第２実施形態の制御方法について模式的に説明する図である。図７（ａ）〜（ｃ）のグラフも、図３と同様、横軸が時間、縦軸が電力を示す。
図７（ａ）の線５０は、全ての太陽光発電設備２から電力系統１に供給される電力の変動から、補完の対象外の低周波成分を取り除いた残りの変動を示す。つまり、線５０は、図３の線２０と線２１の差に対応し、式（１）の差ΔＰに相当する。よって、線５０を上下反転させた線５１は、太陽光発電設備２からの出力に起因する変動を打ち消すために、制御装置１０が複数のガスエンジン発電設備３の出力に生じさせようとする変化を示し、式（２）の追加出力値ΔＥに相当する。

より具体的には、第２実施形態においても第１実施形態と同様に、制御装置１０は、各ガスエンジン発電設備３のベース出力値を予め認識する。第２実施形態でも説明の簡単化のため、ベース出力値がガスエンジン発電設備３ごとに決められた定数値であるものとする。

図７（ａ）の線５１は、より具体的には、制御装置１０が出力を制御する対象の全てのガスエンジン発電設備３のベース出力値の総和を基準として、全てのガスエンジン発電設備３の発電出力をどのように変化させるかを示す。

ここで、説明の便宜上、例えば図１（ａ）のように２台のガスエンジン発電設備３が電力系統１に連系されており、制御装置１０がこれら２台のガスエンジン発電設備３の出力を制御するものとする。そして、２台のガスエンジン発電設備３の応答性能は互いに異なっているものとする。具体的には、１台目のガスエンジン発電設備３の応答速度は遅く、２台目のガスエンジン発電設備３の応答速度は速いものとする。

この場合、決定部１３は、特性値記憶部１２を参照して各ガスエンジン発電設備３の応答性能値を読み出す。そして、線５０が示す変動に含まれる周波数成分のうち、相対的に低い周波数帯域の成分による変動の少なくとも一部を打ち消すための値に基づいて、決定部１３は、応答速度が遅い方の（つまり１台目の）ガスエンジン発電設備３に発電させる電力を決定する。同様に、線５０が示す変動に含まれる周波数成分のうち、相対的に高い周波数帯域の成分による変動の少なくとも一部を打ち消すための値に基づいて、決定部１３は、応答速度が速い方の（つまり２台目の）ガスエンジン発電設備３に発電させる電力を決定する。

図７（ｂ）には、図７（ａ）の線５１が参考用に点線で示されている。また、図７（ｂ）の線５２は、線５０が示す変動に含まれる周波数成分のうち、相対的に低い周波数帯域の成分による変動を打ち消すための値を示す。そして、図７（ｂ）の線５３は、線５０が示す変動に含まれる周波数成分のうち、相対的に高い周波数帯域の成分による変動を打ち消すための値を示す。線５１が示す値は、線５２が示す値と線５３が示す値の和である。

線５２は、「応答速度の遅い方の（つまり１台目の）ガスエンジン発電設備３の発電出力をどのように変化させるか」ということを示す。これは、相対的に低い周波数帯域の成分による比較的緩やかな変動にならば、応答速度が遅い１台目のガスエンジン発電設備３であっても、追従してゆくことが可能だからである。線５２は、１台目のガスエンジン発電設備３による追従の様子を示しているとも言える。

逆に、線５３は、「応答速度の速い方の（つまり２台目の）ガスエンジン発電設備３の発電出力をどのように変化させるか」ということを示す。これは、相対的に高い周波数帯域の成分による比較的急な変動にも、応答速度の速い２台目のガスエンジン発電設備３ならば追従してゆくことが可能だからである。線５３は、２台目のガスエンジン発電設備３による追従の様子を示しているとも言える。

つまり、第２実施形態では、各ガスエンジン発電設備３の応答速度に応じて、「どのガスエンジン発電設備３にどの周波数帯域の成分の変動を補完させるか」という分担が決められており、応答速度に応じた効率的な補完が行われる。

なお、図７（ｂ）では線５１〜５３が重なりあっているので、理解の助けとするために、図７（ｃ）では線５２と線５３を離して図示してある。
線５２は、１台目のガスエンジン発電設備３のベース出力値を基準として、１台目のガスエンジン発電設備３の発電出力をどのように変化させるかを示す。線５２は、線５１が示す変化のうち、相対的に低い周波数帯域の成分を示す。

同様に、線５３は、２台目のガスエンジン発電設備３のベース出力値を基準として、２台目のガスエンジン発電設備３の発電出力をどのように変化させるかを示す。線５３は、線５１が示す変化のうち、相対的に高い周波数帯域の成分を示す。

さて、続いて、図７に模式的に示した制御について、図８と図９を参照してさらに詳しく説明する。図８は、第２実施形態における決定部１３の詳細を例示する図である。図８に示す決定部６０は、決定部１３の例の一つであり、より具体的には、制御装置１０が出力を制御する対象のガスエンジン発電設備３が３台であり、かつ、３台の応答性能が互いに異なる場合の、決定部１３の例である。

決定部６０は、バンドパスフィルタ６１ａ〜６１ｃと、符号反転部６２ａ〜６２ｃと、ＰＩＤコントローラ６３ａ〜６３ｃと、加算部６４ａ〜６４ｃを有する。決定部６０への入力は、第１実施形態と同様に、ＰＶ発電出力値である。上記のとおり、ＰＶ発電出力値は、監視部１１による監視結果であり、図３の線２０に対応する。

バンドパスフィルタ６１ａの通過帯域は、制御装置１０による補完制御の対象として予め決められた周波数帯域を、上記３台のガスエンジン発電設備３それぞれの応答速度に応じて適宜３つに分割した周波数帯域のうち、最も低い周波数帯域である。換言すれば、バンドパスフィルタ６１ａの通過帯域は、３台中で最も応答速度の遅いガスエンジン発電設備３が追従可能な程度の比較的緩やかな変化に対応する、相対的に低い周波数帯域である。

逆に、バンドパスフィルタ６１ｃの通過帯域は、上記の３つに分割した周波数帯域のうち、最も高い周波数帯域である。換言すれば、バンドパスフィルタ６１ｃの通過帯域は、３台中で最も応答速度の速いガスエンジン発電設備３にとっては追従可能な（しかし、残りの２台にとっては追従不能または追従困難であるような）比較的急な変化に対応する、相対的に高い周波数帯域である。

そして、バンドパスフィルタ６１ｂの通過帯域は、上記の３つに分割した周波数帯域のうち、真ん中の周波数帯域である。換言すれば、バンドパスフィルタ６１ｂの通過帯域は、３台中で応答速度が２番目のガスエンジン発電設備３が追従可能な（しかし、最も応答速度が遅いガスエンジン発電設備３にとっては追従不能または追従困難であるような）変化に対応する、中程度の周波数帯域である。

例えば、図３に関して説明したように、制御装置１０による補完制御の対象は、大規模電力会社が火力発電所について行うＬＦＣによる調整の対象と同様の、１〜２０分程度の周期の成分であってもよい。つまり、１／１２００〜１／６０Ｈｚという周波数帯域が、補完制御の対象として予め決められていてもよい。この場合、バンドパスフィルタ６１ａ〜６１ｃそれぞれの通過帯域は、１／１２００〜１／６０Ｈｚという周波数帯域を３つに分割した各帯域である。

なお、制御装置１０による制御の対象である上記３台のガスエンジン発電設備３それぞれの応答速度は、仕様から判明する場合もあり得るし、予備実験の結果として判明する場合もあり得る。いずれにせよ、応答速度を表す特性値が、例えば図２（ｂ）の特性値テーブル１５ｂのように、予め特性値記憶部１２に記憶される。

また、ガスエンジン発電設備３の応答速度と、その応答速度で追従することが可能な変動の周波数との関係も、予めシミュレーションまたは予備実験などから判明しているものとする。バンドパスフィルタ６１ａ〜６１ｃそれぞれの通過帯域は、シミュレーションまたは予備実験などから判明する当該関係に基づいて定められる。

さて、図８に示すとおり、決定部６０に入力されたＰＶ発電出力値は、具体的には、バンドパスフィルタ６１ａ〜６１ｃの各々に入力される。そして、バンドパスフィルタ６１ａの出力は符号反転部６２ａに入力され、バンドパスフィルタ６１ｂの出力は符号反転部６２ｂに入力され、バンドパスフィルタ６１ｃの出力は符号反転部６２ｃに入力される。

符号反転部６２ａは、バンドパスフィルタ６１ａから入力された値の正負の符号を反転させて、符号反転後の値をＰＩＤコントローラ６３ａに出力する。同様に、符号反転部６２ｂは、バンドパスフィルタ６１ｂから入力された値の正負の符号を反転させて、符号反転後の値をＰＩＤコントローラ６３ｂに出力する。また、符号反転部６２ｃは、バンドパスフィルタ６１ｃから入力された値の正負の符号を反転させて、符号反転後の値をＰＩＤコントローラ６３ｃに出力する。

第２実施形態のＰＩＤコントローラ６３ａ〜６３ｃも、第１実施形態のＰＩＤコントローラ４３と同様に、それぞれ、入力値をそのまま出力する。よって、ＰＩＤコントローラ６３ａ〜６３ｃは省略されてもよいが、制御の柔軟性を高めるために、図８のようにＰＩＤコントローラ６３ａ〜６３ｃが使われてもよい。例えば、ＰＩＤコントローラ６３ａ〜６３ｃに設定される各種ゲインの値が、実施形態に応じて適宜調整されてもよい。

ＰＩＤコントローラ６３ａからの出力は、加算部６４ａに入力される。加算部６４ａには、３台のガスエンジン発電設備３のうち、応答速度が最も遅いガスエンジン発電設備３のベース出力値も入力される。加算部６４ａは、２つの入力値を加算し、得られた和（すなわち出力指令値）を図２（ａ）の命令部１４に出力する。

同様に、ＰＩＤコントローラ６３ｂからの出力は、加算部６４ｂに入力される。加算部６４ｂには、３台のガスエンジン発電設備３のうちで応答速度が２番目に速いガスエンジン発電設備３のベース出力値も入力される。加算部６４ｂは、２つの入力値を加算し、得られた和（すなわち出力指令値）を図２（ａ）の命令部１４に出力する。

また、ＰＩＤコントローラ６３ｃからの出力は、加算部６４ｃに入力される。加算部６４ｃには、３台のガスエンジン発電設備３のうちで応答速度が最も速いガスエンジン発電設備３のベース出力値も入力される。加算部６４ｃは、２つの入力値を加算し、得られた和（すなわち出力指令値）を図２（ａ）の命令部１４に出力する。

なお、図８には、図示の便宜上、制御装置１０による制御対象のガスエンジン発電設備３が３台の場合が例示されている。しかし、制御装置１０による制御対象のガスエンジン発電設備３の台数は、２以上であれば任意である。どの台数に対応する決定部１３の構成も、図８から明らかに理解されるであろう。

また、第２実施形態では、制御装置１０は、具体的にはコンピュータにより実現される。よって、図８に示す各構成要素は、プログラムを実行するＣＰＵにより実現される。例えば、公知の数値解析ソフトウェアのライブラリモジュールをＣＰＵが実行することによって、バンドパスフィルタ６１ａ〜６１ｃやＰＩＤコントローラ６３ａ〜６３ｃが実現されてもよい。符号反転部６２ａ〜６２ｃおよび加算部６４ａ〜６４ｃも、プログラムを実行するＣＰＵにより実現される。

加算部６４ａ〜６４ｃにそれぞれ入力されるベース出力値も、上記のとおり予め制御装置１０に記憶されている。例えば、制御装置１０を実現するコンピュータが有するＨＤＤまたはＳＳＤに、３台のガスエンジン発電設備３それぞれのベース出力値が記憶されていてもよい。

この場合、加算部６４ａは、ＨＤＤまたはＳＳＤからベース出力値を読み取り、読み取ったベース出力値を、ＰＩＤコントローラ６３ａからの出力値に足す。同様に、加算部６４ｂは、ＨＤＤまたはＳＳＤからベース出力値を読み取り、読み取ったベース出力値を、ＰＩＤコントローラ６３ｂからの出力値に足す。また、加算部６４ｃは、ＨＤＤまたはＳＳＤからベース出力値を読み取り、読み取ったベース出力値を、ＰＩＤコントローラ６３ｃからの出力値に足す。

さて、図９は、第２実施形態の制御方法のフローチャートである。第１実施形態と同様に、第２実施形態においても、制御装置１０は所定の間隔で（すなわち、図１（ｂ）の各データ送信装置５が太陽光発電設備２の発電出力に関する情報を送信する間隔と同じ間隔で）、図９の処理を実行する。

例えば、図２（ａ）に関して説明した例では、所定の間隔が１秒間隔である。よって、この場合、監視部１１は、通信遅延に応じた所定時間（例えば１．５秒）だけ現在時刻よりも前の時刻を示すタイムスタンプが付いた計測結果同士を加算することでＰＶ発電出力値を得て、ＰＶ発電出力値を決定部１３に入力する。つまり、この場合、決定部１３には１秒間隔で次々とＰＶ発電出力値が入力され、新たなＰＶ発電出力値が決定部１３に入力されるたびに、図９の処理が行われる。

以下、図９の説明においては、図６の説明と同様の、「ｎ」および「Ｐ」なる記号を用いる。すなわち、ｎは、制御装置１０が出力を制御する対象のガスエンジン発電設備３の台数である。Ｐは、全ての太陽光発電設備２から電力系統１へと供給される電力の総和（すなわち図８のＰＶ発電出力値）である。

説明の簡単化のため、ｎ台のガスエンジン発電設備３それぞれの応答速度が互いにある程度異なるものとする。例えば、図２（ｂ）の特性値テーブル１５ｂは、ｎ＝３であり、かつ、３台のガスエンジン発電設備３それぞれの応答速度が、互いにある程度異なる場合に対応する。図８も、そのような場合に対応する。しかし、もちろんｎは２以上の任意の整数でよい。

さて、図９の処理が開始されると、まずステップＳ２０で、決定部１３が、１≦ｊ≦ｎなる各ｊについて、以下の処理を行う。すなわち、決定部１３は、全ての太陽光発電設備２から電力系統１への出力を示す値Ｐをｊ番目のバンドパスフィルタに入力することにより、全ての太陽光発電設備２から電力系統１への出力の変動のうち、ｊ番目の変化速度に対応する成分を求める。

以下では、ｊ番目の変化速度に対応する成分をＰ_ｊとする。成分Ｐ_ｊは、換言すれば、ＰＶ発電出力値Ｐの変動に含まれる種々の周波数成分のうち、制御装置１０による補完制御の対象の範囲をｎ個に分割した周波数帯域のうち、ｊ番目の周波数帯域に対応する成分である。

例えば、図８の例ではｎ＝３である。図８の例では、ＰＶ発電出力値Ｐが、３つのバンドパスフィルタ６１ａ〜６１ｃにそれぞれ入力される。
図８の例では、ＰＶ発電出力値Ｐの変動のうち、最も遅い変化速度（つまり１番目の変化速度）に対応する成分Ｐ_１が、バンドパスフィルタ６１ａの出力としてステップＳ２０で得られる。つまり、成分Ｐ_１は、３台のガスエンジン発電設備３のうちで最も応答速度が遅いガスエンジン発電設備３でも追従可能な、比較的遅い変化速度に対応する成分である。換言すれば、成分Ｐ_１は、ＰＶ発電出力値Ｐの変動のうち、バンドパスフィルタ６１ａの通過帯域に含まれる周波数成分である。

また、ＰＶ発電出力値Ｐの変動のうち、２番目に遅い変化速度に対応する成分Ｐ_２が、バンドパスフィルタ６１ｂの出力としてステップＳ２０で得られる。つまり、成分Ｐ_２は、３台のガスエンジン発電設備３のうちで応答速度が２番目に遅いガスエンジン発電設備３でも追従可能な変化速度に対応する成分である。換言すれば、成分Ｐ_２は、ＰＶ発電出力値Ｐの変動のうち、バンドパスフィルタ６１ｂの通過帯域に含まれる周波数成分である。

そして、ＰＶ発電出力値Ｐの変動のうち、最も速い変化速度（つまり３番目の変化速度）に対応する成分Ｐ_３が、バンドパスフィルタ６１ｃの出力としてステップＳ２０で得られる。つまり、成分Ｐ_３は、３台のガスエンジン発電設備３のうちで最も応答速度が速いガスエンジン発電設備３ならば追従可能な、比較的速い変化速度に対応する成分である。換言すれば、成分Ｐ３は、ＰＶ発電出力値Ｐの変動のうち、バンドパスフィルタ６１ｃの通過帯域に含まれる周波数成分である。

なお、上記のとおり第２実施形態においても、制御装置１０による補完制御の対象は、例えば１〜２０分程度の中周期の変動である。つまり、図３に関して説明したように、線２１が示すような長周期の変動は補完制御の対象外である。よって、ステップＳ２０で得られる上記のｎ個の成分Ｐ_１〜Ｐ_ｎの和は、全ての太陽光発電設備２から電力系統１への出力Ｐと目標値Ｑとの差ΔＰ（式（１）参照）に等しいと見なせる。すなわち、「制御装置１０による補完制御の対象外の短周期の変動は、均し効果によってほとんど打ち消されている」と見なせるため、式（５）の等号が成り立つと見なせる。

さて、以上のようにしてｎ個の成分Ｐ_１〜Ｐ_ｎが得られると、次に、ステップＳ２１で決定部１３は、１≦ｊ≦ｎなる各ｊについて、成分Ｐ_ｊを打ち消すための追加出力値ΔＥ_ｊを、式（６）のように決定する。

ΔＥ_ｊ＝−Ｐ_ｊ （６）
例えば、図８の例では、ｎ＝３であり、ステップＳ２１における追加出力値ΔＥ_１〜ΔＥ_３の決定は、３つの符号反転部６２ａ〜６２ｃにより行われる。つまり、符号反転部６２ａは、成分Ｐ_１の値を入力として受け取って追加出力値ΔＥ_１を出力する。同様に、符号反転部６２ｂは、成分Ｐ_２の値を入力として受け取って追加出力値ΔＥ_２を出力する。また、符号反転部６２ｃは、成分Ｐ_３の値を入力として受け取って追加出力値ΔＥ_３を出力する。

また、図８の例では、ＰＩＤコントローラ６３ａ〜６３ｃは、いずれも、入力された値をそのまま出力する。よって、ＰＩＤコントローラ６３ａ〜６３ｃの出力は、それぞれ、追加出力値ΔＥ_１、ΔＥ_２、ΔＥ_３である。

なお、以上の説明から明らかなように、決定部１３の具体的構成は、必ずしも図８のような構成である必要はない。
例えば、決定部１３は、図５と同様のローパスフィルタ４１と減算部４２を有していてもよく、ｎ＝３の場合、ローパスフィルタとバンドバスフィルタとハイパスフィルタを有していてもよい。

この場合、減算部４２からの出力である追加出力値ΔＥが、ローパスフィルタとバンドバスフィルタとハイパスフィルタに入力される。したがって、これら３つのフィルタのカットオフ周波数が適宜定められていれば、ローパスフィルタからは上記と同様の追加出力値ΔＥ_１が出力され、バンドバスフィルタからは上記と同様の追加出力値ΔＥ_２が出力され、ハイパスフィルタからは上記と同様の追加出力値ΔＥ_３が出力される。このように決定部１３が構成される場合、符号反転部６２ａ〜６２ｃは省略される。

さて、続くステップＳ２２〜Ｓ２３は、図６のステップＳ１２〜Ｓ１３と同様である。具体的には、ステップＳ２２では、決定部１３は、１≦ｊ≦ｎなる各ｊについて出力指令値Ｅ_ｊを決定し、出力指令値Ｅ_ｊを命令部１４に出力する。つまり、決定部１３は、以下に再掲する式（４）に示すごとく、追加出力値ΔＥ_ｊとベース出力値Ｂ_ｊを足すことにより、出力指令値Ｅ_ｊを決定する。

Ｅ_ｊ＝ΔＥ_ｊ＋Ｂ_ｊ （４）
ステップＳ２２での出力指令値Ｅ_ｊの決定は、例えば図８の例では、加算部６４ａ〜６４ｃにより実行される。加算部６４ａ、６４ｂ、６４ｃからは、それぞれ、出力指令値Ｅ_１、Ｅ_２、Ｅ_３が出力される。

最後に、ステップＳ２３で命令部１４は、１≦ｊ≦ｎなる各ｊについて、ｊ番目のガスエンジン発電設備３に対して、出力指令値Ｅ_ｊで運転するよう、命令する。ステップＳ２３での命令は、データ送受信装置６、通信ネットワーク４、および各データ受信装置７を介して、各ガスエンジン発電設備３に受信される。

そして、各ガスエンジン発電設備３は、受信した命令にしたがって、発電出力を変化させる。その結果、ＰＶ発電出力値Ｐの変動のうちの中周期成分が補完されるので、大規模電力会社にかかる調整の負担が軽減される。調整負担を軽減する効果は、再生可能エネルギー発電設備の普及を推進するうえで有益である。

また、第２実施形態の補完にあたっては、各ガスエンジン発電設備３の応答速度が考慮されるので、各ガスエンジン発電設備３の能力に応じた効率的な補完が可能である。つまり、第２実施形態によれば、「応答速度の遅いガスエンジン発電設備３の出力を変化させたが、結果的には急な変動に追従しきれず、所望の補完が達成されなかった」などといった事態が防止され、補完の確実性が向上する。

さらに、第１実施形態と同様に第２実施形態でも、複数のガスエンジン発電設備３に対する群制御が行われる。そのため、第２実施形態にも、もちろん、「個々の太陽光発電設備２ごとにガスエンジン発電設備３を設ける必要がない」という意味での「効率の良さ」という利点がある。

ところで、本発明は上記の第１〜第２実施形態に限られるものではない。上記の説明においてもいくつかの変形について説明したが、上記実施形態は、さらに例えば下記の観点から様々に変形することもでき、各種の変形は、相互に矛盾しない限り、任意に組み合わせることが可能である。

第１実施形態の案分制御と第２実施形態の周波数帯域別制御を組み合わせる実施形態も可能である。この場合、具体的には、図２（ｂ）の特性値テーブル１５ｃに例示するように、各ガスエンジン発電設備３の特性値として、変動最大値と応答性能値の双方が使われる。

例えば、特性値テーブル１５ｃは、補完発電設備として全部で５台のガスエンジン発電設備３が使われる場合に対応する。特性値テーブル１５ｃの例では、ガスエンジン発電設備３の応答性能は、「高」・「中」・「低」の３つのレベルに分類される。そして、応答性能値が「高」のガスエンジン発電設備３が２台あり、応答性能値が「中」のガスエンジン発電設備３が２台あり、応答性能値が「低」のガスエンジン発電設備３が１台ある。

ここで、補完発電設備の台数をｎとし、応答性能のレベル数をｒとする。第２実施形態ではｎ＝ｒであるが、特性値テーブル１５ｃの例ではｎ＝５、ｒ＝３である。このようにｒ＜ｎの場合、決定部１３は、ｒ種類のバンドパスフィルタを含み、図９の処理は次のように変更される。

まず、決定部１３は、１≦ｊ≦ｒなる各ｊについて、ＰＶ発電出力値Ｐをｊ番目のバンドパスフィルタに入力することにより、ＰＶ発電出力値Ｐの変動のうち、ｊ番目の変化速度に対応する成分Ｐ_ｊを求める。１≦ｊ≦ｒなる各ｊについての成分Ｐ_ｊの総和は、全ての太陽光発電設備２から電力系統１への出力Ｐと目標値Ｑとの差ΔＰ（式（１）参照）に等しいと見なせる。このように各成分Ｐ_ｊを求める処理は、ステップＳ２０と類似である。

次に、決定部１３は、１≦ｊ≦ｒなる各ｊについて、成分Ｐ_ｊを打ち消すための追加出力値ΔＥ_ｊを決定する。追加出力値ΔＥ_ｊは、具体的には、以下に再掲する式（６）のとおりである。この追加出力値ΔＥ_ｊは、応答性能値別の追加出力値を示す。

ΔＥ_ｊ＝−Ｐ_ｊ （６）
例えば、特性値テーブル１５ｃに示すような５台のガスエンジン発電設備３が使われるとする。この場合、決定部１３内の１番目の符号反転部が、決定部１３内の１番目のバンドパスフィルタの出力の正負の符号を反転させることで、追加出力値ΔＥ_１を求める。追加出力値ΔＥ_１は、ＰＶ発電出力値Ｐの変動に含まれる成分のうち、最も遅い変化速度（つまり１番目の変化速度）に対応する成分Ｐ_１を打ち消すための値である。

同様に、２番目の符号反転部が、２番目のバンドパスフィルタの出力の正負の符号を反転させることで、追加出力値ΔＥ_２を求める。追加出力値ΔＥ_２は、ＰＶ発電出力値Ｐの変動に含まれる成分のうち、２番目に遅い変化速度に対応する成分Ｐ_２を打ち消すための値である。

また、３番目の符号反転部が、３番目のバンドパスフィルタの出力の正負の符号を反転させることで、追加出力値ΔＥ_３を求める。追加出力値ΔＥ_３は、ＰＶ発電出力値Ｐの変動に含まれる成分のうち、最も速い変化速度（つまり３番目の変化速度）に対応する成分Ｐ_３を打ち消すための値である。

なお、第２実施形態と同様に、ＰＩＤコントローラが使われてもよい。つまり、決定部１３はｒ個のＰＩＤコントローラを含んでいてもよい。そして、１≦ｊ≦ｒなる各ｊについて、ｊ番目の符号反転部から出力された追加出力値ΔＥ_ｊは、ｊ番目のＰＩＤコントローラに入力されてもよい。

各ＰＩＤコントローラは、第２実施形態のＰＩＤコントローラ６３ａ〜６３ｃと同様に、入力された値をそのまま出力してもよい。もちろん、入力値と異なる値が出力されるように、各ＰＩＤコントローラの各種ゲインの値が調整されていてもよい。以下では説明の簡単化のため、第２実施形態と同様に、ｊ番目のＰＩＤコントローラの出力が、ｊ番目の符号反転部から出力された追加出力値ΔＥ_ｊそのものであるとする。

以上のような追加出力値ΔＥ_１〜ΔＥ_ｒの決定は、図９のステップＳ２１と類似である。
ところで、以下では説明の便宜上、ｊ番目の応答性能値を持つガスエンジン発電設備３の台数を、ｎ_ｊとする。台数ｎ_１〜ｎ_ｒの総和はｎである。例えば、特性値テーブル１５ｃの例では、「低」という１番目の応答性能値を持つガスエンジン発電設備３は１台なので、ｎ_１＝１である。一方、「中」という２番目の応答性能値を持つガスエンジン発電設備３は２台なので、ｎ_２＝２であり、「高」という３番目の応答性能値を持つガスエンジン発電設備３は２台なので、ｎ_３＝２である。

決定部１３は、１≦ｊ≦ｒなる各ｊについて、追加出力値ΔＥ_ｊを、ｊ番目の応答性能値を持つｎ_ｊ台のガスエンジン発電設備３の間で、各ガスエンジン発電設備３の変動最大値にしたがって案分する。ここで、ｎ_ｊ台のガスエンジン発電設備３のうちのｋ台目のものの変動最大値および追加出力値をＣ_ｊ，ｋおよびΔＥ_ｊ，ｋとする。すると、ｊ番目の応答性能値を持つｎ_ｊ台のガスエンジン発電設備３のうちのｋ台目のガスエンジン発電設備３に対応する追加出力値ΔＥ_ｊ，ｋは、式（７）のとおりである。

例えば、１≦ｊ≦ｒなる各ｊについて、決定部１３は、ｊ番目のＰＩＤコントローラからの出力をそれぞれ受け取るｎ_ｊ個の乗算部を含んでいてもよい。そして、ｎ_ｊ個の乗算部により、ｎ_ｊ個の追加出力値ΔＥ_ｊ，１〜ΔＥ_ｊ，ｎｊが求められてもよい。以上のような案分は、図６のステップＳ１１と類似である。

例えば、特性値テーブル１５ｃの例では、「低」という１番目の応答性能値を持つガスエンジン発電設備３は１台なので、当該ガスエンジン発電設備３に対する出力指令値は式（８）のとおりである。

ΔＥ_１，１＝ΔＥ_１×４０／４０＝ΔＥ_１ （８）
そして、特性値テーブル１５ｃの例では、「中」という２番目の応答性能値を持つガスエンジン発電設備３は２台あり、これら２台の変動最大値はそれぞれ３０ｋＷと２５ｋＷである。よって、これら２台のガスエンジン発電設備３に対する出力指令値は式（９）と（１０）のとおりである。

ΔＥ_２，１＝ΔＥ_２×３０／（３０＋２５） （９）
ΔＥ_２，２＝ΔＥ_２×２５／（３０＋２５） （１０）
また、特性値テーブル１５ｃの例では、「高」という３番目の応答性能値を持つガスエンジン発電設備３は２台あり、これら２台の変動最大値はそれぞれ１０ｋＷと１５ｋＷである。よって、これら２台のガスエンジン発電設備３に対する出力指令値は式（１１）と（１２）のとおりである。

ΔＥ_３，１＝ΔＥ_３×１０／（１０＋１５） （１１）
ΔＥ_３，２＝ΔＥ_３×１５／（１０＋１５） （１２）
そして、全てのガスエンジン発電設備３についてそれぞれ追加出力値ΔＥ_ｊ，ｋが得られると、次に、決定部１３は、追加出力値ΔＥ_ｊ，ｋとベース出力値から、出力指令値を計算する。以下では、ｊ番目の応答性能値を持つｎ_ｊ台のガスエンジン発電設備３のうちのｋ台目のガスエンジン発電設備３のベース出力値と出力指令値を、それぞれＢ_ｊ，ｋとＥ_ｊ，ｋとする。決定部１３は、具体的には式（１３）にしたがって、各ガスエンジン発電設備３の出力指令値を決定する。

Ｅ_ｊ，ｋ＝ΔＥ_ｊ，ｋ＋Ｂ_ｊ，ｋ （１３）
例えば、決定部１３は、追加出力値ΔＥ_ｊ，ｋとベース出力値Ｂ_ｊ，ｋを足すための加算部を、各ｊとｋの組に対応して有していてもよい。以上のような出力指令値Ｅ_ｊ，ｋの決定は、図６のステップＳ１２や図９のステップＳ２２と類似である。決定部１３は、決定した各出力指令値Ｅ_ｊ，ｋを命令部１４に出力する。

最後に、命令部１４は、各ガスエンジン発電設備３に対して、決定部１３により決定された出力指令値Ｅ_ｊ，ｋで運転するよう、命令する（１≦ｊ≦ｒ；１≦ｋ≦ｎ_ｊ）。この命令は、データ送受信装置６、通信ネットワーク４、および各データ受信装置７を介して、各ガスエンジン発電設備３に受信される。以上のような命令の送信は、図６のステップＳ１３や図９のステップＳ２３と類似である。

以上説明したように、第１実施形態と第２実施形態を組み合わせた実施形態も可能である。また、第２の実施形態に第１実施形態のような案分制御を組み合わせる代わりに、次のように第２実施形態を変形することも可能である。すなわち、決定部１３は、式（７）のような比例配分を行う代わりに、式（１４）にしたがって、応答性能値別の追加出力値ΔＥ_ｊをｎ_ｊ台のガスエンジン発電設備３の間で等分してもよい。この場合、ｎ_ｊ個の乗算部の代わりに、決定部１３は、１つの除算部を含んでいてもよい。

ΔＥ_ｊ，ｋ＝ΔＥ_ｊ／ｎ_ｊ （１４）
ところで、ここまでの説明は、暗黙裡に「全ての太陽光発電設備２から電力系統１へ供給される電力Ｐと目標値Ｑの差ΔＰは、制御装置１０による制御対象のｎ台の補完発電設備の出力を変化させることで補完しきることが可能である」ということを前提としている。この前提条件は、十分な台数のガスエンジン発電設備３があれば、実質的には満たされることが保証されるであろう。

しかし、必ず前提条件が成り立つとは限らない。そこで、上記の各実施形態は、適宜変形されてもよい。具体的には、ｎ台の補完発電設備の出力を変化させることで補完可能な範囲内で、差ΔＰの全部ではなく一部のみが補完されてもよい。なお、差ΔＰの少なくとも一部を補完することは、換言すれば、電力Ｐの変動の少なくとも一部を打ち消すことでもある。上記の各実施形態は、詳しくは、以下のように変形されてもよい。

例えば、第１実施形態では、前提条件は式（１５）のように表すことができる（式（２）と（３）も参照されたい）。

式（１５）の前提条件が満たされることが保証されない場合、第１実施形態は次のように変形されてもよい。すなわち、決定部１３は、図６のステップＳ１０の前に、まず、式（１５）の条件が満たされるか否かを判断する。そして、式（１５）の条件が満たされる場合、決定部１３は、図６のステップＳ１０のとおりに追加出力値ΔＥを決定する。逆に、式（１５）の条件が満たされない場合、決定部１３は、次のように追加出力値ΔＥを決定する。

・ＰＶ発電出力値Ｐと目標値Ｑとの差ΔＰが、変動最大値Ｃ_１〜Ｃ_ｎの総和より大きな正の値の場合、決定部１３は、変動最大値Ｃ_１〜Ｃ_ｎの総和の正負の符号を反転させた負数を、追加出力値ΔＥとする。

・ＰＶ発電出力値Ｐと目標値Ｑとの差ΔＰが負であり、その絶対値｜ΔＰ｜が変動最大値Ｃ_１〜Ｃ_ｎの総和より大きい場合、決定部１３は、変動最大値Ｃ_１〜Ｃ_ｎの総和を、追加出力値ΔＥとする。

例えば以上のようにして決定部１３が追加出力値ΔＥを決定することにより、「各ガスエンジン発電設備３に対して変動最大値Ｃ_ｊの範囲を超える出力変更の命令が下される」といった事態は防止される。

また、第２実施形態での前提条件は、１≦ｊ≦ｎなる各ｊについて式（１６）のように表すことができる（式（６）も参照されたい）。
｜Ｐ_ｊ｜＝｜ΔＥ_ｊ｜≦Ｃ_ｊ （１６）
なお、第２実施形態の説明において参照した特性値テーブル１５ｂは変動最大値Ｃ_ｊを含まず、第２実施形態では上記のとおり変動最大値Ｃ_ｊが補完制御に使われない。このように第２実施形態において変動最大値Ｃ_ｊを度外視することができる理由は、式（１６）の前提条件が満たされるためである。

１≦ｊ≦ｎなる各ｊについて式（１６）の前提条件が満たされることが保証されない場合、決定部１３は、第２実施形態の図９のステップＳ２１のように追加出力値ΔＥ_ｊを決定する代わりに、次のようにして追加出力値ΔＥ_ｊを決定すればよい。

・｜Ｐ_ｊ｜≦Ｃ_ｊのとき、ΔＥ_ｊ＝−Ｐ_ｊ
・Ｃ_ｊ＜Ｐ_ｊのとき、ΔＥ_ｊ＝−Ｃ_ｊ
・Ｐ_ｊ＜−Ｃ_ｊのとき、ΔＥ_ｊ＝Ｃ_ｊ
例えば、図８の符号反転部６２ａ〜６２ｃのそれぞれは、以上のようにして追加出力値ΔＥ_ｊを決定するモジュールに置き換えられてもよい。以上のようにして決定部１３が追加出力値ΔＥ_ｊを決定することにより、「各ガスエンジン発電設備３に対して変動最大値Ｃ_ｊの範囲を超える出力変更の命令が下される」といった事態は防止される。

そして、第１実施形態と第２実施形態を組み合わせた上記の実施形態での前提条件は、１≦ｊ≦ｒなる各ｊについて式（１７）のように表すことができる（式（６）と（７）も参照されたい）。

式（１７）の前提条件が満たされることが保証されない場合、決定部１３は、次のようにして追加出力値ΔＥ_ｊ，ｋを決定してもよい。

すなわち、決定部１３は、１≦ｊ≦ｒなる各ｊについて、まず「式（６）のように定義される追加出力値ΔＥ_ｊが、式（１７）の条件を満たすか否か」を判断する。そして、式（１７）の条件が満たされる場合、決定部１３は、当該ｊに関しては、上記のとおり式（７）により追加出力値ΔＥ_ｊ，ｋを決定する（１≦ｋ≦ｎ_ｊ）。逆に、式（１７）の条件が満たされないようなｊに関しては、決定部１３は、次のように追加出力値ΔＥ_ｊ，ｋを決定する（１≦ｋ≦ｎ_ｊ）。

・成分Ｐ_ｊが、変動最大値Ｃ_ｊ，ｋの総和（１≦ｋ≦ｎ_ｊ）より大きな正の値の場合、決定部１３は、変動最大値Ｃ_ｊ，ｋの総和の正負の符号を反転させた負数を、応答性能値別の追加出力値ΔＥ_ｊとする。そして、決定部１３は、このようにして決めた追加出力値ΔＥ_ｊを使って、式（７）の比例配分により、各追加出力値ΔＥ_ｊ，ｋを決定する（１≦ｋ≦ｎ_ｊ）。

・成分Ｐ_ｊが負であり、その絶対値｜Ｐ_ｊ｜が変動最大値Ｃ_ｊ，ｋの総和（１≦ｋ≦ｎ_ｊ）より大きい場合、決定部１３は、変動最大値Ｃ_ｊ，ｋの総和を、応答性能値別の追加出力値ΔＥ_ｊとする。そして、決定部１３は、このようにして決めた追加出力値ΔＥ_ｊを使って、式（７）の比例配分により、各追加出力値ΔＥ_ｊ，ｋを決定する（１≦ｋ≦ｎ_ｊ）。

また、特性値記憶部１２が記憶するデータという観点からも、様々な変形が可能である。例えば、図２（ｂ）には特性値テーブル１５ａ〜１５ｃが例示されているが、実施形態によっては、特性値記憶部１２にテーブル以外のデータ形式で特性値が記憶されていてもよい。

特性値記憶部１２は、特性値として変動最大値そのものを記憶してもよいし、変動最大値そのものの代わりに、ベース出力値と定格出力値を記憶してもよい。決定部１３は、定格出力値からベース出力値を引くことで、変動最大値を認識することができる。

また、実施形態によっては、特性値記憶部１２は、１台のガスエンジン発電設備３につき１つの変動最大値を記憶する代わりに、次の２種類の変動最大値をガスエンジン発電設備３ごとに記憶してもよい。

・ベース出力値を基準として、正の方向にガスエンジン発電設備３が出力を変化させることの可能な変動幅（以下「正の方向の変動最大値」という）
・ベース出力値を基準として、負の方向にガスエンジン発電設備３が出力を変化させることの可能な変動幅（以下「負の方向の変動最大値」という）
このように正と負の両方向の変動最大値を特性値記憶部１２が記憶している場合、ＰＶ発電出力値Ｐが目標値Ｑより大きければ、決定部１３は、負の方向の変動最大値に基づいて、各ガスエンジン発電設備３の出力を制御する。逆に、ＰＶ発電出力値Ｐが目標値Ｑより小さければ、決定部１３は、正の方向の変動最大値に基づいて、各ガスエンジン発電設備３の出力を制御する。

また、理解を容易にするために、図２（ｂ）では、応答性能値が「高」・「中」・「低」と表現されているが、応答性能値が具体的にどのような値で表現されるかは実施形態に応じて任意であり、応答性能のレベル数ｒも、実施形態に応じて任意である。

例えば、各補完発電設備の応答性能値は、補完発電設備の応答速度の数値そのものであってもよいし、応答速度を上記のように「高」・「中」・「低」などと離散化した値であってもよい。あるいは、各補完発電設備の応答性能値は、当該補完発電設備の応答速度で追従することの可能な変動のうち、最も速い変動の周波数で表されてもよい。

例えば、全部でｒ個のバンドパスフィルタが使われる実施形態において、あるガスエンジン発電設備３の応答性能値がｆ［Ｈｚ］と表されているとする。この場合、当該ガスエンジン発電設備３への出力指令値は、ｒ個のバンドパスフィルタのうちで、ｆ［Ｈｚ］を通過帯域の中に含むバンドパスフィルタからの出力に基づいて決められる。

なお、応答性能値の計測の仕方や、各応答性能値とフィルタとの間の対応関係は、実施形態に応じて適宜決められてよい。例えば、応答性能値は、補完発電設備が、例えば以下のように第１の所定の値から第２の所定の値まで出力を変化させる際の、平均応答速度または応答時間によって計測されてもよい。
・ベース出力値から定格出力値まで
・ゼロから定格出力値まで
・定格出力値に対する第１の所定の割合から、定格出力値に対する第２の所定の割合まで（例えば「定格出力値の８０％から９５％まで」など）

なお、第２実施形態や、第１実施形態と第２実施形態を組み合わせた実施形態における周波数帯域別制御は、次のように変形されてもよい。すなわち、各ガスエンジン発電設備３は、当該ガスエンジン発電設備３が本来担当する周波数帯域よりも低い周波数帯域の変動の成分を補完するために利用されることがあってもよい。

例えば、上記の式（１６）が成立しない場合や、式（１７）が成立しない場合があり得る。つまり、ある周波数帯域の成分を、当該周波数帯域を担当するガスエンジン発電設備３の出力変化だけでは補完しきれない場合があり得る。その場合に、たまたま、当該周波数帯域よりも高周波の１つ以上の周波数帯域を担当する１台以上のガスエンジン発電設備３に、出力を変化させる余地がまだ残っていることがあり得る。このとき、本来の担当のガスエンジン発電設備３だけでは補完しきれない成分を補完するのに、より高周波の周波数帯域を担当するガスエンジン発電設備３が使われてもよい。

例えば、応答性能値が「高」・「中」・「低」という３つのレベルで表される場合に、「低」に対応する成分Ｐ_１の大きさが大きく、応答性能値が「低」のガスエンジン発電設備３の出力を変化させるだけでは成分Ｐ_１を補完しきれない場合があり得る。この場合、応答性能値が「高」のガスエンジン発電設備３に、「高」に対応する成分Ｐ_３を補完してもまだなお出力を変化させる余地が残っていれば、当該ガスエンジン発電設備３は、成分Ｐ_１の残りの部分を補完するのに利用されてもよい。

つまり、決定部１３は、成分Ｐ_３を補完するための追加出力値と、成分Ｐ_１のうちの残りの部分を補完するための追加出力値とに基づいて、応答性能値が「高」のガスエンジン発電設備３の出力指令値を決定してもよい。応答性能値が「中」のガスエンジン発電設備３も、同様に、「中」に対応する成分Ｐ_２を補完してもまだなお出力を変化させる余裕があれば、成分Ｐ_１の残りの部分を補完するのに利用されてもよい。

なお、ガスエンジン発電設備３が、本来担当する周波数帯域よりも低周波の変動の補完にも流用可能な理由は、以下のとおりである。
ＰＶ発電出力値の変動に含まれる成分を補完するために、制御装置１０が出力指令値を変化させても、出力指令値を受け取ったガスエンジン発電設備３が、当該ガスエンジン発電設備３自身の出力を指定された出力指令値まで変化させるには、何らかの時間がかかる。そして、その時間は、当該ガスエンジン発電設備３の応答速度に依存する。したがって、応答速度の遅いガスエンジン発電設備３では、出力指令値に応じた出力の変化が、補完対象たる速い変化に追いつかない（つまり、補完対象の成分のうちの一部しか補完することができない）可能性がある。第２実施形態などの周波数帯域別制御は、このような可能性を低減するための制御方法である。

しかし、以上の考察を別の観点から捉えなおしてみると、次のように言える。
すなわち、応答速度の速いガスエンジン発電設備３では、出力指令値を受信してからの実際の出力の変化が速く、その速さは、たとえ補完対象の変化が速い変化であっても追従可能な程である。よって、応答速度の速いガスエンジン発電設備３では、当然、補完対象の変化が遅い変化であっても、その変化に追従することが可能である。

つまり、応答速度が速いガスエンジン発電設備３は、速い変化成分の補完に利用可能なだけでなく、当然、遅い変化成分の補完にも利用可能である。この性質を利用して、上記のように、本来の担当のガスエンジン発電設備３だけでは補完しきれない成分を補完するのに、より高周波の周波数帯域を担当するガスエンジン発電設備３が使われてもよい。

ところで、個々の太陽光発電設備２は、発電した全ての電力を電力系統１に供給するとは限らない。同様に、個々のガスエンジン発電設備３は、発電した全ての電力を電力系統１に供給するとは限らない。しかし、上記で説明した制御装置１０による様々な制御は、いずれも、太陽光発電設備２やガスエンジン発電設備３が発電した全ての電力を電力系統１に供給するか否かによらずに適用可能な制御である。

上記の各実施形態の説明から分かるように、制御装置１０が、ガスエンジン発電設備３の発電出力の制御によって補完しようとする変動は、太陽光発電設備２により発電される電力のうちで電力系統１へ供給される電力についての変動である。１つまたは複数の太陽光発電設備２が、電力系統１以外の供給先へも電力を供給していても、制御装置１０による制御方法には特に影響しない。

また、上記の各実施形態の説明から分かるように、制御装置１０は、各ガスエンジン発電設備３に対して、当該ガスエンジン発電設備３が電力系統１に供給する電力について予め取り決められた範囲内で、当該ガスエンジン発電設備３に対して出力を変化させるよう命令する。各ガスエンジン発電設備３の出力自体は、当該ガスエンジン発電設備３が電力系統１に供給する電力と、ガスエンジン発電設備３が電力系統１以外の供給先に供給する電力との総和である。

例えば、定格出力値の７０％の電力を電力系統１以外の供給先に供給するガスエンジン発電設備３について、「ベース出力値が定格出力値の８５％であり、変動最大値が定格出力値の１５％である」と予め取り決められていてもよい。同様に、定格出力値の５０％の電力を電力系統１以外の供給先に供給するガスエンジン発電設備３については、「ベース出力値が定格出力値の７５％であり、変動最大値が定格出力値の２５％である」と予め取り決められていてもよい。

例えば、各ガスエンジン発電設備３のベース出力値は、各ガスエンジン発電設備３に応じた固定値でもよい。しかし、少なくとも１台のガスエンジン発電設備３のベース出力値が、当該ガスエンジン発電設備３から制御装置１０へ通信ネットワーク４を介して通知される可変値であってもよい。通知は、定期的に行われてもよいし、不定期に行われてもよい。

例えば、工場に設置されたガスエンジン発電設備３は、工場の稼働状況に合わせて、ベース出力値を適宜の間隔で変更してもよい。変更の間隔は、例えば、「１日１回」、「１時間に１回」、などの定期的な間隔でもよいし、不定期の間隔でもよい。ガスエンジン発電設備３は、ベース出力値の変更のたびに、ベース出力値を制御装置１０に通知してもよい。その場合、ガスエンジン発電設備３には、図１（ｂ）のデータ受信装置７の代わりに、送信機能を有するデータ送受信装置が、内蔵または接続される。

なお、ガスエンジン発電設備３の仕様または経済上の理由などから、一定以上の出力（例えば定格出力値の５０％以上の出力）を維持して運転することが要求される場合もあり得る。この場合、ベース出力値から変動最大値を引いた値が、維持したい一定の出力値以上となるように、ガスエンジン発電設備３のベース出力値が適宜定められることが望ましい。

また、各ガスエンジン発電設備３のベース出力値は、ガスエンジン発電設備３の所有者側の事情だけでなく、天気や全般的な電力需要などの要因に応じて、適宜の間隔で（例えば１日１回、あるいは不定期に）変更されてもよい。

例えば、「電力系統１を運用する電力会社の管内のほとんどの地域において、一日中晴れが続く」という予報が出されているような日には、全ての太陽光発電設備２から電力系統１に供給される電力の変動は、ごく緩やかであると予測される。つまり、そのような日には、全ての太陽光発電設備２から電力系統１に供給される電力の変動は、太陽が昇って沈むのに伴う、ごく緩やかな変動成分がほとんどを占めると予測される。このような日には、電力会社のＥＤＣとＬＦＣによる調整能力だけでも十分であろう。

他方、天気がころころ変わる日には、全ての太陽光発電設備２から電力系統１に供給される電力の変動は、激しくなりがちである。すると、その変動は、電力会社のＬＦＣによる調整能力を超えてしまう懸念がある。特に、ゴールデンウィークなどの閑散期には、全般的な電力需要が低いため、電力会社も火力発電所のベース出力をかなり下げている可能性がある。この場合、火力発電所は火力最低出力を維持するため、太陽光発電設備２からの供給電力の上振れに対する電力会社の調整能力が低くなっているので、上記懸念は特に危惧されるところである。

よって、例えば、閑散期で天気の移り変わりが激しいようなときには、変動最大値が大きめになるように、一部または全部のガスエンジン発電設備３のベース出力値が変更されてもよい。もちろん、閑散期で天気の移り変わりが激しいようなときでも対処可能な程度に十分な台数のガスエンジン発電設備３が既に電力系統１に接続されている場合は、特に天気や電力需要に応じてベース出力値が変更されなくても構わない。

ところで、実施形態によっては、制御装置１０は、出力指令値の代わりに追加出力値を各ガスエンジン発電設備３に通知してもよい。つまり、決定部１３は追加出力値を命令部１４に出力してもよく、命令部１４は追加出力値を各ガスエンジン発電設備３に通知してもよい。この場合、各ガスエンジン発電設備３は、通知された追加出力値と、当該ガスエンジン発電設備３自体のベース出力値とを足すことにより、発電出力を何ｋＷに変化させればよいのかを決定し、決定にしたがって発電出力を変化させる。

制御装置１０が追加出力値を各ガスエンジン発電設備３に通知する場合、「制御装置１０は、各ガスエンジン発電設備３に対して、当該ガスエンジン発電設備３の発電出力を間接的に命令している」と見なせる。つまり、追加出力値と出力指令値のどちらを制御装置１０がガスエンジン発電設備３に通知しようとも、制御装置１０が発電出力をガスエンジン発電設備３に命令する点は変わらない。

また、制御装置１０がガスエンジン発電設備３に対して当該ガスエンジン発電設備３の発電出力を指定することは、別の観点から換言すれば、当該ガスエンジン発電設備３が電力系統１へ供給する電力を指定することである。

例えば、あるガスエンジン発電設備３の定格出力が３７０ｋＷであり、当該ガスエンジン発電設備３は、工場内での使用などの何らかの目的のために、３３０ｋＷの電力を電力系統１以外に供給するものとする。当該ガスエンジン発電設備３のベース出力値は、例えば３５０ｋＷと定められていてもよい。この場合、制御装置１０の命令部１４が当該ガスエンジン発電設備３に対して「３６０ｋＷで発電せよ」と命じることは、「３０ｋＷの電力を電力系統１に供給せよ」と命じることと同じ意味を持つ。

例えば以上の例からも分かるように、制御装置１０がガスエンジン発電設備３に対して発電出力を指定することは、換言すれば、当該ガスエンジン発電設備３が電力系統１へ供給する電力を間接的に指定することだと言える。

以上、様々な実施形態について説明したが、いずれの実施形態でも、再生可能エネルギー発電設備による発電出力の変動が商用電力系統に与える影響を、効率よく軽減することができる。したがって、各実施形態によれば、大規模電力会社の負担を軽減することができ、再生可能エネルギー発電設備と商用電力系統の系統連系における問題を小さくすることができるので、結果として、再生可能エネルギー発電設備の普及にも資する。これらの効果について詳しく述べると以下のとおりである。

太陽光発電設備２などの各種の再生可能エネルギー発電設備の発電出力は、上述のとおり、天気などの環境に応じて変化する。しかし、「再生可能エネルギー発電設備の出力の変動に起因して、電力系統１の周波数の変動が許容範囲を超えてしまう」といった事態を防ぐための調整を、電力会社にばかり求めるのは、現実的には難しい。

なぜなら、今後ますます再生可能エネルギー発電設備の普及が進むと予測され、より多くの再生可能エネルギー発電設備が電力系統１に系統連系されれば、その分だけ、電力系統１が被る変動の振幅も大きくなるからである。大きな変動の全てを電力会社が補完（つまり補償）しきることは、例えば発電所の運用コストなどの面から、現実的には困難である。

一方、個々の再生可能エネルギー発電設備の所有者が、当該再生可能エネルギー発電設備の出力変動を補完して、連系線潮流を一定の値に保つことも、現実的には困難である。なぜなら、そのような補完のために、個々の再生可能エネルギー発電設備の所有者が、蓄電池設備や自家発電設備等を設置および運用するには、費用・設置場所・保守管理の手間など、種々のコストがかかるからである。再生可能エネルギー発電設備の所有者の中には、そのようなコストを負担することが難しい小規模事業者や一般家庭なども含まれる。

しかも、個々の再生可能エネルギー発電設備に対応して、当該再生可能エネルギー発電設備の出力変動を補完するための蓄電池設備や自家発電設備等を設けることには、無駄も多い。なぜなら、均し効果によって複数の再生可能エネルギー発電設備の出力の合計においては互いに打ち消されてしまうような変動までも、個々の蓄電池設備や自家発電設備等で補完することになるからである。

このように、個々の再生可能エネルギー発電設備の出力変動を個別に補完する方法は、種々のコストも大きく、しかも非効率的である。
一方で、最近では、再生可能エネルギー発電設備だけでなく、ガスエンジン発電設備、ガスタービン発電設備、ディーゼルエンジン発電設備、燃料電池などの、各種の分散型電源の普及も進みつつある。これらの分散型電源をビル内等の自家発電設備として採用することは、災害時の電源確保などの観点から、好ましいからである。そのため、分散型電源を用いた電力供給システムは、今後ますます広く普及してゆくものと予測される。

ここで、各再生可能エネルギー発電設備の所有者と、ガスエンジン発電設備などの各分散型電源の所有者は、必ずしも同じではない。しかし、例えば、各再生可能エネルギー発電設備の所有者と制御装置１０の所有者の間で適宜の契約を結ぶとともに、各分散型電源の所有者と制御装置１０の所有者の間で適宜の契約を結ぶことで、例えば図１のようなシステムを構築することが可能である。つまり、各分散型電源は、例えば適宜の契約のもとでは、補完発電設備（すなわち、再生可能エネルギー発電設備の出力変動の少なくとも一部を補完するために、出力を変化させることのできる発電設備）として、利用可能となる。

そして、例えば図１のように複数の再生可能エネルギー発電設備と複数の補完発電設備が電力系統１に接続されるシステムにおいては、以下のように様々な利点がある。
・個々の再生可能エネルギー発電設備の所有者にとっては、上記のごとき種々のコストがかからないので、メリットがある。仮に上記のような契約にともなって多少の金銭コストが生じるとしても、個別に蓄電池設備や自家発電設備等を設置および管理するよりは、低コストで済むであろう。

・個々の再生可能エネルギー発電設備から電力系統１に供給される電力の変動同士の一部は打ち消し合うので、補完の対象となる変動は、ある程度限定される。したがって、効率の良い補完が可能となる。

・個々の補完発電設備の所有者にとっては、余剰発電能力の範囲内で、電力系統１に電力を供給すればよいし、その範囲内での電力の調整さえ受容すればよい。つまり、分散型発電設備の所有者が当該分散型発電設備を補完発電設備として提供するにあたっての障害が小さい。障害が小さければ、多くの所有者たちが、所有する分散型発電設備を補完発電設備として提供する契約に同意する見込みも高まる。

・その結果として、システムに多数の補完発電設備が接続されることになれば、たとえ個々の補完発電設備の変動最大値が小さくても、多数の再生可能エネルギー発電設備に起因する大幅な変動にも対処可能となる。つまり、上記の各実施形態では、複数の補完発電設備を利用した群制御が行われるので、いわば「ちりも積もれば山となる」方式で、多数の再生可能エネルギー発電設備に起因する大幅な変動にも対処可能となる。

・たとえ電力系統１に接続される再生可能エネルギー発電設備の台数がシステムの運用開始後に増えたとしても、それに応じて補完発電設備の台数を適宜増やすことにより、再生可能エネルギー発電設備の増加に応じて大きくなった変動を補完することが可能である。換言すれば、上記の各実施形態によれば、スケーラブルで柔軟性のあるシステムが提供される。

・各補完発電設備が発電出力を変化させる能力（例えば、変動最大値や応答性能値で表される能力）を有効活用することで、多様な変動に効率よく対処することが可能である。例えば、上記のようなスケーラビリティがあるので、適宜の台数の補完発電設備を利用することで、多様な振幅の変動に対処可能である。また、応答性能値を使った実施形態においては、補完対象の中周期（例えば１分〜２０分程度の周期）の変動の中でも様々な周期の（つまり様々な周波数の）変動に対して、それぞれ適した補完発電設備を利用することで、一層効率の良い補完が可能となる。

・再生可能エネルギー発電設備の出力変動による電力系統１への影響を、低コストで効率良く抑制することができる。つまり、上記各実施形態によれば、再生可能エネルギー発電設備の出力変動は、補完によって、大規模電力会社側の調整能力の範囲内に十分収まるレベルにまで抑えられる。その結果、大規模電力会社の調整負担を軽減することができ、再生可能エネルギー発電設備と商用電力系統の系統連系における問題を小さくすることができるので、再生可能エネルギー発電設備の普及にも資する。

なお、電力系統１に接続される再生可能エネルギー発電設備が仮に１台であったとしても、複数の補完発電設備によって補完を行うことの利点は得られる。つまり、「個々の補完発電設備が電力系統１に提供する電力を変化させるそれぞれの能力を活かして、電力会社側の調整の負担を軽減し、効率の良い補完を実現する」という利点は変わらない。

１ 電力系統
２ 太陽光発電設備
２ａ 太陽光パネル
２ｂ インバータ
３ ガスエンジン発電設備（ＧＥ）
４ 通信ネットワーク
５ データ送信装置
６ データ送受信装置
７ データ受信装置
１０ 制御装置
１１ 監視部
１２ 特性値記憶部
１３、４０、６０ 決定部
１４ 命令部
１５ａ〜１５ｃ 特性値テーブル
２０〜２２、３０〜３３、５０〜５３ 線
２３、２４ 矢印
４１ ローパスフィルタ
４２ 減算部
４３、６３ａ〜６３ｃ ＰＩＤコントローラ
４４ａ〜４４ｂ 乗算部
４５ａ〜４５ｂ、６４ａ〜６４ｃ 加算部
６１ａ〜６１ｃ バンドパスフィルタ
６２ａ〜６２ｃ 符号反転部

Claims (10)

1. コンピュータが、
   電力系統に接続された１台以上の再生可能エネルギー発電設備から前記電力系統に供給される電力の総和の、時刻に応じた変動を監視し、
   前記電力系統に接続された複数の補完発電設備それぞれに発電させる電力を、前記複数の補完発電設備それぞれについての、当該補完発電設備が発電出力を変化させる能力に関する特性を示す、１つ以上の特性値であって、当該補完発電設備が前記発電出力を変化させることが可能な速度を表す応答性能値を含む前記１つ以上の特性値に応じて、前記複数の補完発電設備それぞれの発電電力により前記変動の少なくとも一部を打ち消すように決定することであって、
   前記変動に含まれる複数の周波数成分のうち、所定個数の周波数帯域の成分それぞれについて、前記複数の補完発電設備のうちで当該周波数帯域の成分による変動に追従することが可能な速度を前記応答性能値が示している補完発電設備に発電させる前記電力を、当該周波数帯域の成分による変動の少なくとも一部を打ち消すための値に基づいて、決定し、
   前記複数の補完発電設備のうち、決定した前記電力よりも大きな電力を出力可能な補完発電設備に発電させる前記電力を、当該補完発電設備が対応する周波数帯域よりも低い周波数帯域による変動のうち、当該低い周波数帯域に対応する補完発電設備に対して決定された電力では打ち消されない残部の少なくとも一部を打ち消す値に基づいて、更に決定し、
   前記複数の補完発電設備それぞれに、決定した前記電力で発電するよう、命令し、
   前記複数の補完発電設備それぞれに発電させる前記電力の決定と命令を繰り返す
   ことを特徴とする制御方法。
2. 各補完発電設備についての前記１つ以上の特性値は、
   当該補完発電設備の定格出力を示す定格出力値と、当該補完発電設備に発電させる電力の基準値を含むか、または、
   前記定格出力値と前記基準値との差である変動最大値を含み、
   前記変動の少なくとも一部を打ち消すための値を、前記１つ以上の特性値に含まれる前記定格出力値と前記基準値との差である各補完発電設備の変動最大値又は前記１つ以上の特性値に含まれる各補完発電設備の前記変動最大値に応じて前記複数の補完発電設備に案分した値に基づいて、前記コンピュータは、各補完発電設備に発電させる前記電力を決定する
   ことを特徴とする請求項１に記載の制御方法。
3. 前記コンピュータは、前記所定個数の周波数帯域の成分のそれぞれを、ローパスフィルタ、ハイパスフィルタ、またはバンドパスフィルタにより抽出する
   ことを特徴とする請求項１に記載の制御方法。
4. 前記所定個数の周波数帯域の成分のうちのある周波数帯域の成分による変動に追従することが可能な速度を前記応答性能値が示している補完発電設備が２台以上あるとき、前記ある周波数帯域の成分による変動の少なくとも一部を打ち消すための値を、前記２台以上の補完発電設備に分配した値に基づいて、前記コンピュータは、前記２台以上の補完発電設備それぞれに発電させる前記電力を決定する
   ことを特徴とする請求項１又は３に記載の制御方法。
5. 各補完発電設備についての前記１つ以上の特性値は、
   当該補完発電設備の定格出力を示す定格出力値と、当該補完発電設備に発電させる電力の基準値をさらに含むか、または、
   前記定格出力値と前記基準値との差である変動最大値をさらに含み、
   前記コンピュータは、前記ある周波数帯域の成分による変動の少なくとも一部を打ち消すための前記値を、前記２台以上の補完発電設備それぞれの前記変動最大値に応じて前記２台以上の補完発電設備に案分した値に基づいて、前記２台以上の補完発電設備それぞれに発電させる前記電力を決定する
   ことを特徴とする請求項４に記載の制御方法。
6. 前記変動に含まれる周波数成分のうち、決められた閾値未満の低い周波数の成分による変動を除外した、残りの変動に基づいて、前記コンピュータが前記複数の補完発電設備それぞれに発電させる前記電力を決定する
   ことを特徴とする請求項１から５のいずれか１項に記載の制御方法。
7. 前記複数の補完発電設備それぞれが、ガスエンジン、ガスタービン、ディーゼルエンジン、または燃料電池である
   ことを特徴とする請求項１から６のいずれか１項に記載の制御方法。
8. 前記コンピュータは、
   通信ネットワークを介して、前記１台以上の再生可能エネルギー発電設備のそれぞれから、当該再生可能エネルギー発電設備から前記電力系統へと供給される電力を示す情報を繰り返し受信することで、前記変動を監視し、
   前記通信ネットワークを介して、前記複数の補完発電設備それぞれに対して、決定した前記電力を通知する
   ことを特徴とする請求項１から７のいずれか１項に記載の制御方法。
9. コンピュータに、
   電力系統に接続された１台以上の再生可能エネルギー発電設備から前記電力系統に供給される電力の総和の、時刻に応じた変動を監視し、
   前記電力系統に接続された複数の補完発電設備それぞれに発電させる電力を、前記複数の補完発電設備それぞれについての、当該補完発電設備が発電出力を変化させる能力に関する特性を示す、１つ以上の特性値であって、当該補完発電設備が前記発電出力を変化させることが可能な速度を表す応答性能値を含む前記１つ以上の特性値に応じて、前記複数の補完発電設備それぞれの発電電力により前記変動の少なくとも一部を打ち消すように決定することであって、
   前記変動に含まれる複数の周波数成分のうち、所定個数の周波数帯域の成分それぞれについて、前記複数の補完発電設備のうちで当該周波数帯域の成分による変動に追従することが可能な速度を前記応答性能値が示している補完発電設備に発電させる前記電力を、当該周波数帯域の成分による変動の少なくとも一部を打ち消すための値に基づいて、決定し、
   前記複数の補完発電設備のうち、決定した前記電力よりも大きな電力を出力可能な補完発電設備に発電させる前記電力を、当該補完発電設備が対応する周波数帯域よりも低い周波数帯域による変動のうち、当該低い周波数帯域に対応する補完発電設備に対して決定された電力では打ち消されない残部の少なくとも一部を打ち消す値に基づいて、更に決定し、
   前記複数の補完発電設備それぞれに、決定した前記電力で発電するよう、命令し、
   前記複数の補完発電設備それぞれに発電させる前記電力の決定と命令を繰り返す
   処理を実行させることを特徴とする制御プログラム。
10. 電力系統に接続された１台以上の再生可能エネルギー発電設備から前記電力系統に供給される電力の総和の、時刻に応じた変動を監視する監視部と、
    前記電力系統に接続された複数の補完発電設備それぞれに発電させる電力を、前記複数の補完発電設備それぞれについての、当該補完発電設備が発電出力を変化させる能力に関する特性を示す、１つ以上の特性値であって、当該補完発電設備が前記発電出力を変化させることが可能な速度を表す応答性能値を含む前記１つ以上の特性値に応じて、前記複数の補完発電設備それぞれの発電電力により前記変動の少なくとも一部を打ち消すように決定することであって、
    前記変動に含まれる複数の周波数成分のうち、所定個数の周波数帯域の成分それぞれについて、前記複数の補完発電設備のうちで当該周波数帯域の成分による変動に追従することが可能な速度を前記応答性能値が示している補完発電設備に発電させる前記電力を、当該周波数帯域の成分による変動の少なくとも一部を打ち消すための値に基づいて、決定し、
    前記複数の補完発電設備のうち、決定した前記電力よりも大きな電力を出力可能な補完発電設備に発電させる前記電力を、当該補完発電設備が対応する周波数帯域よりも低い周波数帯域による変動のうち、当該低い周波数帯域に対応する補完発電設備に対して決定された電力では打ち消されない残部の少なくとも一部を打ち消す値に基づいて、更に決定する
    決定部と、
    前記複数の補完発電設備それぞれに、決定した前記電力で発電するよう、命令する命令部
    を備える制御装置。