JP6385857B2 - 電力管理装置及びその制御方法 - Google Patents

Description

本発明は、電力管理装置及びその制御方法に関するものである。

一般に、住宅用などで用いられている従量電灯契約においては、使用電力量に応じて電気料金の単価が異なる。従量電灯契約における電気料金の単価の一例を図７に示す。

図７に示す料金体系の例においては、最低月額料金が３４４円であり、１５ｋＷｈを超える電力量に対しては、以下のように３段階で電気料金の単価が定められている。
第１段階（１５ｋＷｈから１２０ｋＷｈまで） ：２０円／ｋＷｈ
第２段階（１２０ｋＷｈから３００ｋＷｈまで） ：２５円／ｋＷｈ
第３段階（３００ｋＷｈ超過分） ：３０円／ｋＷｈ

図８に、ある一般家庭が、図７に示した電気料金体系で１ヶ月に７００ｋＷｈの電力量を買電した場合の電気料金の例を示す。７００ｋＷｈの電力量を買電した場合、基本料金が３４４円、１５〜１２０ｋＷｈ分の料金が２１００円、１２０〜３００ｋＷｈ分の料金が４５００円、３００〜７００ｋＷｈ分の料金が１２０００円であり、合計で１８９４４円である。

一方、一般家庭において、近年、太陽光発電装置などの分散電源の設置が普及しつつあり、分散電源で発電した電力を系統（電力会社）に売電できる契約をしている場合もある。なお、売電できる電力は、現状、太陽光や風力等で発電された再生可能エネルギーである。発電電力を売電する場合の単価は、契約条件によって異なる。例えば、図８に示す例においては、余剰買取契約の場合の売電単価は３７円／ｋＷｈ、全量買取契約の場合の売電単価は３２円／ｋＷｈである。

図８に示す買電単価、売電単価の条件においては、余剰買取契約であるか全量買取契約であるかに関わらず、売電単価の方が、第１〜第３段階のいずれの買電単価よりも高い。したがって、太陽光発電装置などの分散電源による発電電力は、内部消費にまわして買電電力量を減らすよりも、売電して売電収入を得る方が経済効果が高い。なお、ここで、「経済効果が高い」とは、買電に対して支払う電気料金から売電収入を引いた金額の差分が大きいことをいうものとする。

買電単価や売電単価は、今後、買電単価が高くなり、売電単価が安くなる傾向となることが想定されている。図９に、今後想定される買電単価、売電単価の一例を示す。図９に示す例においては、余剰買取契約における売電単価は３０円／ｋＷｈであり、これは、第３段階の買電単価である３３円／ｋＷｈよりも安い。したがって、図９に示す料金体系の場合、第３段階においては、太陽光発電装置などの発電電力は、売電して売電収入を得るよりも、発電電力を内部消費にまわして買電する電力量を減らした方が経済効果が高い。

近年、一般家庭においてＨＥＭＳ（Home Energy Management System）などの電力管理装置の設置が普及しつつあり、ＨＥＭＳを用いた電気料金の低減方法が各種提案されている。例えば、特許文献１では、太陽電池の発電量、負荷の消費電力量、及び系統と売買する電気量に関する情報などを集約して、最適な料金プランを選択するために有用な情報を提供することなどが提案されている。

特開２００８−１５８７０１号公報

本発明の目的の１つは、売電単価と、段階毎の買電単価とを考慮して、経済効果が高くなるように分散電源の発電電力を利用することができる電力管理装置及びその制御方法を提供することにある。

本発明の実施形態に係る電力管理装置は、発電電力を、系統に逆潮流、又は、当該系統に接続された負荷に内部消費として供給可能な分散電源装置を制御する電力管理装置であって、前記系統に前記発電電力を売電する場合の売電単価、及び、前記系統からの電力の買電単価を記憶する記憶部と、所定期間における前記負荷の消費電力量の予測値である予測消費電力量を算出する消費電力演算部と、前記売電単価及び前記買電単価に基づいて前記所定期間における買電電力量の目標値を設定し、該買電電力量の目標値及び前記予測消費電力量に基づいて買電電力の削減目標量を算出する制御部とを備え、前記制御部は、前記削減目標量に基づいて、前記分散電源装置の発電電力を逆潮流させるか内部消費させるかを決定することを特徴とするものである。

また、本発明の実施形態に係る電力管理装置の制御方法は、発電電力を、系統に逆潮流、又は、当該系統に接続された負荷に内部消費として供給可能な分散電源装置を制御する電力管理装置の制御方法であって、前記系統に前記発電電力を売電する場合の売電単価、及び、前記系統からの電力の買電単価を記憶するステップと、所定期間における前記負荷の消費電力量の予測値である予測消費電力量を算出するステップと、前記売電単価及び前記買電単価に基づいて前記所定期間における買電電力量の目標値を設定するステップと、前記買電電力量の目標値及び前記予測消費電力量に基づいて買電電力の削減目標量を算出するステップと、前記削減目標量に基づいて、前記分散電源装置の発電電力を逆潮流させるか内部消費させるかを決定するステップとを含むものである。

本発明の実施形態に係る電力管理装置及びその制御方法によれば、売電単価と、段階毎の買電単価とを考慮して、経済効果が高くなるように分散電源の発電電力を利用することができる。

本発明の一実施形態に係る電力管理装置を含む電力管理システムの概略構成を示す図である。 買電電力の目標値を設定した様子の一例を示す図である。 １日当たりの削減目標量を算出する様子を説明する図である。 予測発電電力量が削減目標量を下回る場合の例を示す図である。 予測発電電力量が削減目標量を下回る場合の買電電力量の目標値の設定の一例を示す図である。 蓄電装置を充放電させる場合における予測発電電力量が削減目標量を下回る場合の買電電力量の目標値の設定の一例を示す図である。 従量電灯契約における電気料金の一例を示す図である。 一般家庭の一ヶ月の電気料金の一例を示す図である。 売電単価が下がった場合の電気料金の一例を示す図である。

以下、本発明の実施形態について、図面を参照して説明する。

図１は、本発明の一実施形態に係る電力管理装置１０を含む電力管理システム１の概略構成を示す図である。図１において、各機能ブロックを結ぶ実線は主に電力線を示し、破線は主に通信線又は信号線を示す。

電力管理システム１は、電力管理装置１０と、太陽光発電装置２０と、蓄電装置３０と、負荷４０と、ＨＰ（Heat Pump：ヒートポンプ）式給湯器５０とを備える。

電力管理装置１０は、太陽光発電装置２０から発電電力の情報を取得し、負荷４０及びＨＰ式給湯器５０から、それぞれ、負荷４０及びＨＰ式給湯器５０が消費する消費電力の情報を取得する。また、電力管理装置１０は、太陽光発電装置２０、蓄電装置３０、負荷４０及びＨＰ式給湯器５０の動作を制御する。電力管理装置１０は、太陽光発電装置２０、蓄電装置３０、負荷４０及びＨＰ式給湯器５０と、有線又は無線により接続して通信することが可能であり、通信プロトコルとしては、例えばＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅ（登録商標）などを用いることができる。なお、ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅはあくまで一例であって、他の通信プロトコルであってもよい。電力管理装置１０の構成及び機能の詳細については後述する。

太陽光発電装置２０は、太陽光のエネルギーから直流電力を発電し、直流電力を交流電力に変換する。太陽光発電装置２０は、交流電力に変換した発電電力を、内部消費として蓄電装置３０、負荷４０及びＨＰ式給湯器５０に供給することができる。また、太陽光発電装置２０は、発電電力を系統６０（電力会社）に逆潮流させて売電することもできる。なお、本実施形態においては、電力会社に対して売電する際の契約条件が「余剰買取」であるものとして説明するが、これは一例であり、契約条件は例えば「全量買取」であってもよい。「全量買取」契約の場合には、太陽光発電装置２０の発電電力を内部消費可能な負荷４０が少なくとも１つ接続されていればよい。発電電力を内部消費する機器としては、電力管理装置１０で電力を制御できる機器であれば利用可能である。このような機器としては、例えば電気自動車等が挙げられる。

蓄電装置３０は、太陽光発電装置２０と並列して系統６０に接続して用いられ、放電電力によって負荷４０及びＨＰ式給湯器５０に電力を供給することができる。また、蓄電装置３０は、系統６０又は太陽光発電装置２０から供給される電力により充電することができる。なお、蓄電装置３０を充電動作させている場合は、蓄電装置３０も負荷の一種とみなすことができるため、内部消費していると言える。

負荷４０は、例えば電気機器などである。負荷４０は任意の台数であってよい。

ＨＰ式給湯器５０は、電気を利用してお湯を沸かし、湧かしたお湯を貯湯しておくことができる。ＨＰ式給湯器５０は、太陽光発電装置２０の発電電力を逆潮流ではなく内部消費にまわしたい場合に発電電力の供給先として用い、昼間にお湯を沸かしておくというような使い方が可能である。なお、図１において、ＨＰ式給湯器５０は、この特性を強調するために負荷４０と分けて示しているが、ＨＰ式給湯器５０も負荷の一種である。

続いて、電力管理装置１０の構成及び機能の詳細について説明する。電力管理装置１０は、発電電力演算部１１、消費電力演算部１２、入力部１３、記憶部１４、表示部１５及び制御部１６を備える。

発電電力演算部１１は、太陽光発電装置２０から太陽光発電装置２０の発電電力量の情報を取得し、制御部１６を介して記憶部１４に記憶する。発電電力演算部１１は、取得した太陽光発電装置２０の発電電力量の情報に基づいて、所定の期間における太陽光発電装置２０の発電電力量を予測する。発電電力演算部１１は、例えば、太陽光発電装置２０の１ヶ月の発電電力量を予測する。予測した所定期間の発電電力量を、以後「予測発電電力量」とも称する。

消費電力演算部１２は、負荷４０及びＨＰ式給湯器５０から、それぞれ、負荷４０及びＨＰ式給湯器５０の消費電力の情報を取得し、制御部１６を介して記憶部１４に記憶する。消費電力演算部１２は、記憶部１４に記憶されている過去の消費電力量の実績値に基づいて、所定の期間における負荷４０及びＨＰ式給湯器５０の消費電力量の予測値を算出する。また、例えば、新築の家に電力管理装置１０、負荷４０、ＨＰ式給湯器５０などを新規に追加した場合には、実測値の情報が蓄積されるまでの間、正しい予測値の算出が困難であるが、この場合、消費電力演算得１２は、例えばＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅ対応の機器など通信で情報の取得が可能な機器については、製品の型式情報や仕様情報などを通信で取得する。通信での情報の取得ができない機器については、後述する入力部１３へのユーザの入力により、製品の型式情報や仕様情報などを取得する。また、入力部１３は、ユーザから負荷４０の使用状況（例えば、テレビを１日に３時間見るなど）の情報を受け付ける。消費電力演算部１２は、このようにして取得した定格消費電力などの仕様情報や、負荷４０の使用状況などに基づいて、負荷４０やＨＰ式給湯器５０の消費電力量の予測値を算出する。消費電力演算部１２は、例えば、負荷４０及びＨＰ式給湯器５０の１ヶ月の消費電力量の予測値を算出する。算出した所定期間の消費電力量の予測値を、以後「予測消費電力量」とも称する。

入力部１３は、各種インターフェースにより、ユーザからの入力を受け付ける。入力部１３は、例えば、従量電灯契約における買電単価、また、余剰買取契約における売電単価の入力を受け付ける。また、入力部１３は、電力会社の外部サーバなどから通信経路を介して、買電単価、売電単価及び過去の消費電力量の実績値などの情報を取得してもよい。

記憶部１４は、各種メモリ等で構成され、過去の太陽光発電装置２０の発電量の実績や、過去の負荷４０及びＨＰ式給湯器５０の消費電力量の実績値などを記憶している。また、記憶部１４は、従量電灯契約における買電単価、また、余剰買取契約における売電単価を記憶している。なお、買電単価および売電単価は、国策によって定期的に改定されるため、記憶部１４はインターネット等の通信手段を利用して最新の単価に更新できる機能を備えているとよい。

表示部１５は、買電電力の削減目標量などの各種情報を表示してユーザに提示する。なお、図１においては、表示部１５が電力管理装置１０に備えられている場合の例を示しているが、電力管理装置１０に各種情報を表示させることは必須ではない。例えば、制御部１６が、電力管理装置１０の外部の表示装置を制御して各種情報を表示させる構成であってもよい。

制御部１６は、電力管理装置１０全体を制御及び管理するものであり、例えばプロセッサにより構成することができる。

制御部１６は、記憶部１４から現状の契約条件における買電単価及び売電単価を読み出し、買電単価及び売電単価に基づいて、経済効果を高めることができる買電電力量の目標値を設定する。

例えば、図２に示す例においては、以下のように３段階で電気料金の買電単価が定められている。
第１段階（１５ｋＷｈから１２０ｋＷｈまで） ：２３円／ｋＷｈ
第２段階（１２０ｋＷｈから３００ｋＷｈまで） ：２９円／ｋＷｈ
第３段階（３００ｋＷｈ超過分） ：３３円／ｋＷｈ

また、図２に示す例においては、余剰買取の条件で売電の契約をしており、売電単価は３０円／ｋＷｈである。なお、図２に示す買電単価及び売電単価はあくまで説明のために具体的な数値を用いているものであり、単なる一例に過ぎない。以下の図面及び説明に用いる買電単価及び売電単価についても同様である。

図２に示す買電単価及び売電単価の例の場合、第３段階の買電単価は売電単価より高い。この場合、制御部１６は、第３段階においては、太陽光発電装置２０の発電電力を売電するのではなく、発電電力を内部消費として負荷４０やＨＰ式給湯器５０に供給して買電電力を減らす方が経済効果が高いと判定し、買電電力量が３００ｋＷｈを超えないように、３００ｋＷｈを１ヶ月の買電電力量の目標値として設定する。図２は、３００ｋＷｈの買電電力量の目標値を達成するために目標線も示している。

制御部１６は、記憶部１４に記憶されている過去の消費電力量の実績値などに基づいて、１ヶ月の予測消費電力量を算出する。制御部１６は、例えば、記憶部１４に前年の消費電力量の情報が記憶されている場合は、前年の対応月とその前後１ヶ月の３ヶ月分の消費電力量の平均値を算出して、予測消費電力量としてもよい。また、記憶部１４に前年の消費電力量の情報が記憶されていない場合などは、制御部１６は、直近の３ヶ月分の消費電力量の平均値を算出して、予測消費電力量としてもよい。なお、予測消費電力量の算出方法はこれらに限るものではなく、制御部１６は、種々の方法で１ヶ月の予測消費電力量を算出する。

図２に示す例においては、制御部１６が、予測消費電力量として７００ｋＷｈを算出したものとして説明する。なお、図２は、予測消費電力量が７００ｋＷｈである場合の予測線も示している。この場合、制御部１６は、
７００ｋＷｈ−３００ｋＷｈ＝４００ｋＷｈ
が、買電電力の削減目標量（以後、単に「削減目標量」とも称する）であると算出する。

制御部１６は、買電電力を削減目標量の分だけ低減できるように、太陽光発電装置２０の発電電力を売電にまわすのではなく負荷４０やＨＰ式給湯器５０に内部消費として供給するように制御する。例えば、制御部１６は、太陽光発電装置２０の発電電力を売電する代わりにＨＰ式給湯器５０に供給して、ＨＰ式給湯器５０に湯沸かし動作を実行させる。図２は、制御部１６が、目標線に沿って削減目標量を達成できるように、太陽光発電装置２０の発電電力を内部消費にまわす制御をした場合の実績線の例も示している。

制御部１６は、太陽光発電装置２０の発電電力を売電せず内部消費にまわす場合、太陽光発電装置２０の発電電力で蓄電装置３０を充電するように制御することもできる。蓄電装置３０に充電された電力は、その後、蓄電装置３０からの放電電力として負荷４０やＨＰ式給湯器５０に供給されるため、結果的に、その分だけ買電電力を低減することができる。

太陽光発電装置２０が発電可能な昼間に蓄電装置３０を充電することを可能とするためには、その前に蓄電装置３０を放電させておく必要がある。そのため、制御部１６は、太陽光発電装置２０の発電電力で蓄電装置３０を充電する場合、太陽光発電装置２０による発電が開始する前に、蓄電装置３０を放電させるように制御する。

上述した制御において、月の後半に蓄電装置３０を深い放電深度で用いて買電電力を集中的に低減させるより、月の初めから蓄電装置３０を浅い放電深度で、少しずつ買電電力を低減していった方が、蓄電装置３０の寿命を長くすることができる。特に、通常の家電製品は、比較的、消費電力量が小さいため、該消費電力量を大幅に増大させるのが難しい。よって、大容量の負荷４０を設けていない一般家庭の場合には、蓄電装置３０を浅い放電深度で少しずつ買電電力を低減させる設定のほうがよい。それゆえ、制御部１６は、月の初めに、１ヶ月の削減目標量を所定の日数（例えば、１ヶ月の日数）で割ることによって、１日当たりの削減目標量を算出して、月の初めから買電電力を削減するようにしてもよい。なお、所定の日数は１ヶ月の日数よりも短い日数（例えば２５日など）とし、晴天が少ない場合などの天候のリスクに対するマージンをとれるようにしてもよい。

図３を参照して、制御部１６が１日当たりの削減目標量を算出して、１日毎に、太陽光発電装置２０の発電電力を、算出した１日当たりの削減目標量の分だけ、売電から内部消費にまわす様子を示す。

制御部１６は、予測消費電力量（７００ｋＷｈ）から買電電力量の目標値（３００ｋＷｈ）を引いて削減目標量を４００ｋＷｈと算出する。続いて、制御部１６は、削減目標量を所定の日数（例えば、１ヶ月の日数）で割って、１日当たりの削減目標量を算出する。

制御部１６は、１日当たりの削減目標量の分だけ買電電力量を低減できるように、太陽光発電装置２０の発電電力を、売電電力ではなく内部消費にまわすように制御する。制御部１６が１日当たりの削減目標量の分だけ買電電力量を低減できている間は、図３に示すように、買電電力量は目標線に沿って積算されていく。よって、制御部１６は、１日当たりの削減目標量を達成できた場合には、太陽光発電装置２０の発電電力を売電電力にまわすように制御する。

一方、１日当たりの削減目標量の分を超えて買電電力量の削減を見込める場合に、制御部１６は、太陽光発電装置２０の発電電力を売電電力ではなく内部消費にまわすように制御してもよい。この際、追加で削減できた買電電力量を残りの日数で割った値を、１日当たりの削減目標量から減算し、その再計算した値を、翌日以降の新たな１日当たりの削減目標量として設定する。なお、上述の再計算した値については、翌日に適用するのではなく、数日経過後に再計算してから適用してもよい。また、制御部１６は、上述の減算分について、敢えて再計算に組み込まないように制御してもよい。これにより、より一層の省エネを目指すことができる。

なお、制御部１６は、買電電力量を低減する手段として、不要な負荷４０を停止したり、負荷４０にエアコンや冷蔵庫等がある場合は、エアコンや冷蔵庫等の温度緩和をしたりするように制御する手段を併用してもよい。

制御部１６は、１日当たりの削減目標量の買電電力を削減できなかった場合は、削減できなかった分の買電電力量を残りの日数で割った値を、１日当たりの削減目標量に加算し、その再計算した値を、翌日以降の新たな１日当たりの削減目標量として設定する。なお、上述の再計算した値については、翌日に適用するのではなく、数日経過後に再計算してから適用してもよい。

この際、制御部１６は、再計算した１日当たりの削減目標量が実現不可能な量であると判定した場合は、削減目標量を下方修正して低減し、実現可能な１日当たりの削減目標量を算出し直してもよい。また、制御部１６は、その日までに取得した当月分の消費電力量の実績値を用いて予測消費電力量を算出し直す。その後、制御部１６は、算出結果を用いて、１日当たりの削減目標量を再計算してもよい。

続いて図４を参照して、月間の予測発電電力量が、削減目標量に満たない場合の制御の一例を説明する。

制御部１６は、予測消費電力量（７００ｋＷｈ）から買電電力量の目標値（３００ｋＷｈ）を引いて削減目標量を４００ｋＷｈと算出する。

発電電力演算部１１は、月間の予測発電電力量を３００ｋＷｈと算出する。この場合、予測発電電力量が削減目標量より少ないため、制御部１６は、４００−３００＝１００ｋＷｈだけ、第３段階の買電単価で買電することになると予測する。

ここで、制御部１６は、予測発電電力量である３００ｋＷｈの価値を算出する。第３段階の買電単価は３３円／ｋＷｈであり、売電単価は３０円／ｋＷｈである。したがって、買電単価と売電単価で３円／ｋＷｈの差額があるので、制御部１６は、太陽光発電装置２０による３００ｋＷｈの発電電力を売電から内部消費にまわすことには、３００×３＝９００円の買電削減効果があると算出する。

また、制御部１６は、第３段階での買電予測量が１００ｋＷｈであるため、第３段階での買電料金は、１００×３３＝３３００円と予測できると算出する。制御部１６は、このうち９００円は太陽光発電装置２０の３００ｋＷｈの発電電力を、売電から内部消費にまわしたことにより相殺できていると判定し、３３００−９００＝２４００円を、節電等による削減目標の金額と算出する。制御部１６は、２４００／３３＝７３ｋＷｈをこの場合の節電等による削減目標量とする。制御部１６は、７３ｋＷｈを所定の日数で割って、１日当たりの節電等による消費電力削減量の目標値を算出する。制御部１６は、１日当たりの節電等による消費電力削減量の分だけ、不要な負荷４０を停止したり、負荷４０にエアコンや冷蔵庫等がある場合は、エアコンや冷蔵庫等の温度緩和をしたりするように制御することにより消費電力量を低減し、それにより買電電力量を低減する。

このように、制御部１６は、予測発電電力量が削減目標量を下回ると予測した場合、削減目標量を低減させる。これにより、実現可能な削減目標量に軌道修正することができる。また、削減目標量が達成できないことを情報として事前に通知することができる。

続いて図５を参照して、月間の予測発電電力量が削減目標量に満たない場合の買電電力量の目標値の設定の例を説明する。

第１段階及び第２段階においても売電できたとすると、第１段階及び第２段階のそれぞれにおいて、買電する場合と比較して以下の収入があると算出できる。
第１段階： （１２０−１５）×（３０−２３）＝７３５円
第２段階： （３００−１２０）×（３０−２９）＝１８０円

したがって、第１段階と第２段階では合計して、７３５＋１８０＝９１５円の収入があるものと算出できる。この金額は、第３段階の買電電力量に換算すると、９１５／３３＝２８ｋＷｈ分に相当する。

制御部１６は、上記の第３段階の買電電力量に相当する２８ｋＷｈの分は、買電電力量の目標値に上乗せしてもよいと判定し、買電電力量の目標値を３００ｋＷｈ＋２８ｋＷｈ＝３２８ｋＷｈとしてもよい。この場合、制御部１６は、削減目標量を、７００−３２８＝３７２ｋＷｈであると算出する。

続いて、図６を参照して、太陽光発電装置２０の発電電力を蓄電装置３０に充電することにより買電電力量を低減する場合において、月間の予測発電電力量が、削減目標量に満たない場合の買電電力量の目標値の設定の例を説明する。

この場合、制御部１６は、蓄電装置３０の充電効率及び放電効率を加味して算出を行う。例えば、充電効率を０．８５、放電効率を０．９とすると、制御部１６は、充放電効率として、０．８５×０．９＝０．７６５を考慮して算出を行う必要がある。

この場合、図５に示した場合よりも、第１段階及び第２段階においても売電できたとした場合に算出した収入は低減し、以下のように算出できる。
第１段階： ７３５×０．７６５＝５６２円
第２段階： １８０×０．７６５＝１３８円

したがって、第１段階と第２段階では合計して、５６２＋１３８＝７００円の収入があったと算出できる。この金額は、第３段階の買電電力量に換算すると、７００／３３＝２１ｋＷｈ分に相当する。

制御部１６は、上記の第３段階の買電電力量に相当する２１ｋＷｈの分は、買電電力量の目標値に上乗せしてもよいと判定し、買電電力の目標値を３００ｋＷｈ＋２１ｋＷｈ＝３２１ｋＷｈとしてもよい。この場合、制御部１６は、削減目標量を、７００−３２１＝３７９ｋＷｈであると算出する。

上述のように、蓄電装置３０の充放電効率を考慮すると、内部消費では蓄電装置３０に充電するよりも負荷４０で消費するほうが高い経済効果を得ることができる。よって、制御部１６は、太陽光発電装置２０の発電電力を蓄電装置３０よりも負荷４０又はＨＰ式給湯器５０に優先的に供給すればよい。

一方で、蓄電装置３０は、例えば電力会社からの発電電力抑制指令（太陽光発電装置２０からの出力抑制指令）によって、発電電力を逆潮流（売電）できない時間帯が生じた際に、負荷４０に供給できない余剰電力を用いて充電することができる。よって、制御部１６は、発電電力抑制指令がかかった場合に、上述のような余剰電力を蓄電装置３０に供給する。

なお、図６に示す例においては、内部消費にまわす電力を全て蓄電装置３０に充電するものとして計算したが、制御部１６は実情に合わせて、例えば、内部消費にまわす発電電力のうち５０％を蓄電装置３０に充電するものとして、削減目標量を算出してもよい。このように、蓄電装置３０の充放電効率を考慮して削減目標量の低減値を決定すれば、より正確な削減目標を算出できる。

このように、本実施形態によれば、制御部１６が、売電単価及び買電単価に基づいて所定期間における買電電力量の目標値を設定し、買電電力量の目標値及び負荷４０などの予測消費電力量に基づいて買電電力の削減目標量を算出し、削減目標量に基づいて、太陽光発電装置２０の発電電力を逆潮流させるか内部消費させるかを決定する。これにより、売電単価と、段階毎の買電単価とを考慮して、経済効果が高くなるように分散電源の発電電力を利用することができる。

本発明を諸図面や実施例に基づき説明してきたが、当業者であれば本開示に基づき種々の変形や修正を行うことが容易であることに注意されたい。従って、これらの変形や修正は本発明の範囲に含まれることに留意されたい。例えば、各構成部、各ステップなどに含まれる機能などは論理的に矛盾しないように再配置可能であり、複数の構成部やステップなどを１つに組み合わせたり、或いは分割したりすることが可能である。また、本発明について装置を中心に説明してきたが、本発明は装置が備えるプロセッサにより実行される方法、プログラム、又はプログラムを記録した記憶媒体としても実現し得るものであり、本発明の範囲にはこれらも包含されるものと理解されたい。

例えば、本実施形態においては、発電電力演算部１１、消費電力演算部１２、制御部１６を異なる機能ブロックとして説明したが、制御部１６が発電電力演算部１１及び消費電力演算部１２の機能を包含する構成であってもよい。

また、本実施形態においては、分散電源装置として太陽光発電装置２０の例を挙げて説明したが、系統６０に対して発電電力を逆潮流可能であり、また、負荷４０、ＨＰ式給湯器５０及び蓄電装置３０などに発電電力を供給可能な分散電源装置であれば、太陽光発電装置２０以外の分散電源装置であってもよい。

１ 電力管理システム
１０ 電力管理装置
１１ 発電電力演算部
１２ 消費電力演算部
１３ 入力部
１４ 記憶部
１５ 表示部
１６ 制御部
２０ 太陽光発電装置
３０ 蓄電装置
４０ 負荷
５０ ＨＰ式給湯器
６０ 系統

Claims (9)

1. 発電電力を、系統に逆潮流、又は、当該系統に接続された負荷に内部消費として供給可能な分散電源装置を制御する電力管理装置であって、
   前記系統に前記発電電力を売電する場合の売電単価、及び、前記系統からの電力の買電単価を記憶する記憶部と、
   所定期間における前記負荷の消費電力量の予測値である予測消費電力量を算出する消費電力演算部と、
   前記売電単価及び前記買電単価に基づいて前記所定期間における買電電力量の目標値を設定し、該買電電力量の目標値及び前記予測消費電力量に基づいて買電電力の削減目標量を算出する制御部とを備え、
   前記制御部は、前記削減目標量に基づいて、前記分散電源装置の発電電力を逆潮流させるか内部消費させるかを決定することを特徴とする電力管理装置。
2. 請求項１に記載の電力管理装置において、前記制御部は、前記削減目標量を前記所定期間の日数又は前記所定の期間よりも所定の日数だけ少ない日数で割り、買電電力の１日当たりの削減目標量を算出することを特徴とする電力管理装置。
3. 請求項２に記載の電力管理装置において、前記制御部は、前記１日当たりの削減目標量の買電電力を削減できなかった場合、削減できなかった分の買電電力量を残りの日数に割り振り、翌日以降の１日当たりの削減目標量を再計算することを特徴とする電力管理装置。
4. 請求項１から３のいずれか一項に記載の電力管理装置において、前記消費電力演算部は、前記負荷の過去の消費電力量の実績値に基づいて、前記予測消費電力量を算出することを特徴とする電力管理装置。
5. 請求項４に記載の電力管理装置において、前記消費電力演算部は、外部サーバから通信経路を介して前記負荷の前記過去の消費電力量の実績値を取得することを特徴とする電力管理装置。
6. 請求項１から５のいずれか一項に記載の電力管理装置において、さらに、前記所定期間における前記分散電源装置の発電電力量の予測値である予測発電電力量を算出する発電電力演算部を備え、前記制御部は、前記予測発電電力量が前記削減目標量を下回ると予測した場合、前記削減目標量を低減させることを特徴とする電力管理装置。
7. 請求項６に記載の電力管理装置において、前記制御部は、前記削減目標量を低減させる場合、前記売電単価が前記買電単価を上回る消費電力量の段階において売電することにより得られる利益を考慮して、前記削減目標量の低減値を決定することを特徴とする電力管理装置。
8. 請求項７に記載の電力管理装置において、前記負荷に蓄電装置を含む場合、前記制御部は、該蓄電装置の充電効率及び放電効率を考慮して、前記削減目標量の低減値を決定することを特徴とする電力管理装置。
9. 発電電力を、系統に逆潮流、又は、当該系統に接続された負荷に内部消費として供給可能な分散電源装置を制御する電力管理装置の制御方法であって、
   前記系統に前記発電電力を売電する場合の売電単価、及び、前記系統からの電力の買電単価を記憶するステップと、
   所定期間における前記負荷の消費電力量の予測値である予測消費電力量を算出するステップと、
   前記売電単価及び前記買電単価に基づいて前記所定期間における買電電力量の目標値を設定するステップと、
   前記買電電力量の目標値及び前記予測消費電力量に基づいて買電電力の削減目標量を算出するステップと、
   前記削減目標量に基づいて、前記分散電源装置の発電電力を逆潮流させるか内部消費させるかを決定するステップとを含む制御方法。

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