JP6437139B2 - 電力管理装置、サーバ、電力管理システム、電力管理方法、及び、プログラム - Google Patents

Description

本発明は、電力管理装置、サーバ、電力管理システム、電力管理方法、及び、プログラムに関する。

需要家への電力の販売及び需給を管理する電力の小売事業者は、予め定められた単位時間あたりの電力の需要量及び供給量を同量となるように調整する必要がある。しかし、小規模の小売事業者ほどその調整が難しい。特に、需要家が一般家庭向の場合には、小売事業者は、電力の需要と供給を調整するために、各需要家の宅内における電力の需要を予測する必要がある。電力の需要を予測する方法として、例えば、特許文献１は、電力供給者のサーバが電力利用者の端末から、家族構成、家族各員のスケジュール、設備機器のデータに基づいて設備機器の利用時間を取得し、その利用者の宅内における電力需要量を予測する方法を開示している。

特開２００３−１２５５３５号公報

上記の特許文献１に記載されているように、各需要家の宅内の電力消費を予測するために、電力供給者は、リアルタイムな消費電力情報だけでなく、各需要家の宅内に住む家族のスケジュールや機器の制御スケジュール、太陽光発電設備や蓄電池がある家庭ではそれらの電力情報及び制御情報といった、多岐にわたる情報を収集する必要がある。そのため、消費電力の予測のために収集すべきデータ量が大きく、電力供給者と需要家との間の通信ネットワークの負荷が大きくなる。

本発明は、上記問題に鑑みてなされたものであり、電力供給者のサーバと需要家の電力管理装置との間のネットワークの負荷を低減することが可能な電力管理装置、サーバ、電力管理システム、電力管理方法、及び、プログラムを提供することを目的とする。

上記目的を達成するために、本発明に係る電力管理装置は、
少なくとも１つの他の電力管理装置と通信可能に接続されたサーバと通信可能に接続された電力管理装置であって、
電気機器が消費した電力の履歴に基づいて、将来の指定された期間内において前記電気機器が消費する電力の複数の予測値と、それぞれの予測値の前記履歴における発生頻度とを取得する予測手段と、
前記複数の予測値と前記発生頻度とを、前記サーバに送信する予測情報送信手段と、
前記サーバにより、前記電力管理装置と、前記少なくとも１つの他の電力管理装置とのそれぞれから送信された前記複数の予測値及び前記発生頻度に基づいて生成された、前記期間内に前記電気機器が消費する電力を削減する要求を前記サーバから受信する要求受信手段と、
を備える。

本発明では、電力管理装置は、消費電力の履歴に基づいて取得された複数の予測値とその発生頻度とを、サーバに送信する。従って、電力供給者のサーバと需要家の電力管理装置との間のネットワークの負荷を低減することができる。

実施形態１に係る電力管理システムの構成を示す図である。 実施形態１に係る需要家電力管理システムの構成を示す図である。 電力管理装置のハードウェア構成を示す図である。 電力管理装置の機能構成を示す図である。 予測対象時間を説明するための図である。 複数の予測値の取得方法を説明するための図である。 サーバのハードウェア構成を示す図である。 サーバの機能構成を示す図である。 調達目標量の決定方法を説明するための図である。 予測対象時間における総需要量の発生頻度の分布を示す図ある。 予測対象時間における総需要量の発生頻度の分布を示す図である。 超過料金の最大値及び平均値、並びに余剰料金の最大値及び平均値を示す図である。 予測処理を示すフローチャートである。 予測補正処理を示すフローチャートである。 削減要求生成処理を示すフローチャートである。 電力削減処理を示すフローチャートである。 実施形態２に係る電力管理システムの構成を示す図である。 アグリゲータサーバのハードウェア構成を示す図である。

（実施形態１）
まず、図１を参照して、実施形態１に係る電力管理システム１０について説明する。電力管理システム１０は、複数の需要家に供給される電力を制御するシステムである。図１に示すように、電力管理システム１０は、需要家電力管理システム１と、需要家電力管理システム１とネットワーク３を介して通信可能に接続されているサーバ２と、を含む。

需要家電力管理システム１は、需要家の宅内に設置された電気機器３００（図２参照）により消費される電力量を監視し、電気機器３００を制御する。具体的には、需要家電力管理システム１は、ネットワーク３を介して、需要家の宅内で消費される電力の予測情報をサーバ２に送信する。また、需要家電力管理システム１は、サーバ２から送信された電力削減要求に基づいて、消費電力が削減されるように電気機器３００を制御する。なお、本実施形態において、１人の需要家が１つの需要家電力管理システム１を有するものとする。

サーバ２は、需要家全体における電力の需要と供給を管理する。具体的には、サーバ２は、各需要家電力管理システム１からネットワーク３を介して受信した予測情報に基づいて、需要家電力管理システム１全体での消費電力量を予測する。そして、サーバ２は、予測された消費電力量が発電事業者及び電力卸売市場から調達可能な電力量よりも大きい場合、消費電力を削減する旨の電力削減要求を需要家電力管理システム１に送信する。なお、本実施形態において、サーバ２は、発電事業者から電力を調達し、需要家にその電力を販売する小売電気事業者により管理される。また、小売電気事業者が電力を販売する需要家の数は任意である。すなわち、サーバ２が予測情報を受信し、制御情報を送信する需要家電力管理システム１の数は任意である。

ネットワーク３は、需要家電力管理システム１とサーバ２と通信可能に接続する。ネットワーク３は、典型的には、インターネットである。

次に、需要家電力管理システム１の構成について図２を用いて説明する。需要家電力管理システム１は、電力管理装置１００と、電力計測装置２００と、電気機器３００と、自立切替盤４００と、発電設備５００と、蓄電設備６００と、端末装置７００とを含む。本実施形態において、需要家電力管理システム１に含まれる各装置は、需要家の宅内に設置される。

電力管理装置１００は、需要家の宅内に設置される電気機器３００を制御・監視する。電力管理装置１００は、例えば、ＨＥＭＳ（Home Energy Management System）におけるＨＥＭＳコントローラである。電力管理装置１００は、需要家電力管理システム１に含まれる各装置と通信可能に接続されている。また、電力管理装置１００は、ネットワーク３を介してサーバ２と通信可能に接続されている。

本実施形態において、電力管理装置１００は、電気機器３００の消費電力の履歴に基づいて、需要家宅内の将来の消費電力予測値を複数取得し、取得された予測値をその発生頻度とともにサーバ２に送信する。また、電力管理装置１００は、サーバ２から電気機器３００の消費電力を削減する旨の指示を受信すると、電気機器３００の消費電力量が削減されるように、電気機器３００を制御する。

電力計測装置２００は、宅内の電力線に流れる電流の値と電力線間の電圧の値とを計測し、この電力線を介して供給される電力の値を計測する。また、電力計測装置２００は、計測された電力の値に基づいて、単位時間（例えば、１分間や３０分間）における電力量、基準時刻からの電力量の積算値を算出する。電力計測装置２００は、計測や算出により取得された物理量を示す情報を電力情報として記憶する。電力計測装置２００は、記憶された電力情報を、適宜、電力管理装置１００に送信する。電力計測装置２００は、例えば、電流検出センサ、電圧検出センサ、フラッシュメモリ、通信インターフェースを備える。

本実施形態において、単位時間が、Ｘ時０分０秒〜Ｘ時３０分０秒（Ｘ時３０分０秒は含まれない）、Ｘ時３０分０秒〜Ｘ＋１時０分０秒（Ｘ＋１時０分０秒は含まれない）のように区切られる３０分間である例について説明する。電力計測装置２００は、３０分間あたりの平均電力値を電力情報として、電力管理装置１００に３０分毎に送信する。

電気機器３００は、宅内電力線に接続され、外部の商用電源、発電設備５００、または蓄電設備６００から供給された電力を利用して動作する。電気機器３００は、具体的には、空気調和機、電気調理器、テレビ、換気設備、給湯設備、床暖房設備を含む。ただし、電気機器３００は、これらの例に限られず、宅内電力線から供給される電力によって動作し、電力管理装置１００によって制御可能な機器であればよい。

自立切替盤４００は、宅内電力線と外部の商用電源との間の接続を制御する。具体的には、自立切替盤４００によって宅内電力線が商用電源と繋げられているとき、商用電源は宅内電力線に電力を供給する。さらに、発電設備５００によって発電された電力を、商用電源に供給する、すなわち売電することも可能である。一方、自立切替盤４００によって宅内電力線が商用電源から切り離されているとき、宅内電力線は商用電源から電力を供給されない。代わりに、発電設備５００によって発電された電力、または蓄電設備６００に蓄電された電力が、宅内電力線を介して宅内の装置に供給される。

発電設備５００は、例えば、太陽光のエネルギーを電気エネルギーに変換する発電パネルから構成される。発電設備５００により生成された電力は、宅内電力線または蓄電設備６００に供給される。

蓄電設備６００は、例えば、定置型の蓄電池から構成される。蓄電設備６００は、商用電源から供給された電力、または発電設備５００により生成された電力を蓄える。

端末装置７００は、例えば、パーソナルコンピュータ、スマートフォン、携帯電話、タブレット端末である。端末装置７００は、電力制管理装置１００から報知された情報を表示可能である。また、端末装置７００は、電力管理装置１００への指示を入力可能である。

次に、図３を参照して、電力管理装置１００のハードウェア構成について説明する。

図３に示すように、電力管理装置１００は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）１１、ＲＯＭ（Read Only Memory）１２、ＲＡＭ（Random Access Memory）１３、通信インターフェース１４、タッチスクリーン１５、及びメモリ１６を備える。電力管理装置１００が備える各構成要素は、バスを介して相互に接続される。

ＣＰＵ１１は、電力管理装置１００の全体の動作を制御する。なお、ＣＰＵ１１は、ＲＯＭ１２に格納されているプログラムに従って動作し、ＲＡＭ１３をワークエリアとして使用する。ＲＯＭ１２には、電力管理装置１００の全体の動作を制御するためのプログラムやデータが記憶される。ＲＡＭ１３は、ＣＰＵ１１のワークエリアとして機能する。つまり、ＣＰＵ１１は、ＲＡＭ１３にプログラムやデータを一時的に書き込み、これらのプログラムやデータを適宜参照する。

通信インターフェース１４は、電力管理装置１００を、需要家電力管理システム１に含まれる電力計測装置２００、電気機器３００、自立切替盤４００、発電設備５００、蓄電設備６００、及び端末装置７００と通信可能に接続する。また、通信インターフェース１４は、電力管理装置１００を、ネットワーク３と通信可能に接続する。通信インターフェース１４は、例えば、ＮＩＣ（Network Interface Card）から構成される。

タッチスクリーン１５は、ユーザによりなされたタッチ操作を検知し、検知の結果を示す信号をＣＰＵ１１に供給する。また、タッチスクリーン１５は、ＣＰＵ１１から供給された画像信号に基づく画像を表示する。このように、タッチスクリーン１５は、電力管理装置１００のユーザインターフェースとして機能する。

メモリ１６は、フラッシュメモリやハードディスクといった、各種の情報を記憶する不揮発性メモリである。メモリ１６は、例えば、電力管理装置１００を制御する各種のプログラム、電力計測装置２００から受信した電力情報、電気機器３００の運転状態を示すデータ、オペレーティングシステム（ＯＳ）、画像データ、音声データ、テキストデータを記憶する。

次に、図４を参照して、電力管理装置１００の基本的な機能について説明する。電力管理装置１００は、機能的には、電力情報受信部１０１、電力履歴記憶部１０２、スケジュール記憶部１０３、予測部１０４、予測情報送信部１０５、要求受信部１０６、制御部１０７、報知部１０８を備える。

電力情報受信部１０１は、電力計測装置２００から、３０分間あたりの平均電力値を電力情報として受信する。電力情報受信部１０１は、通信インターフェース１４の機能により実現される。

電力履歴記憶部１０２は、電力情報受信部１０１が受信した電力情報を、その電力情報に含まれる電力値の計測時間、及びその計測時間において動作している電気機器３００と対応付けて記憶する。電力履歴記憶部１０２は、メモリ１６の機能により実現される。

スケジュール記憶部１０３は、電気機器３００の動作スケジュールを記憶する。具体的には、スケジュール記憶部１０３は、時刻と、その時刻に動作させる電気機器３００とを対応付けて記憶する。スケジュール記憶部１０３に記憶される電気機器３００の動作スケジュールは、例えば、ユーザによりタッチスクリーン１５又は端末装置７００を介して設定される。制御部１０７は、スケジュール記憶部１０３に記憶された動作スケジュールに基づいて電気機器３００を制御する。スケジュール記憶部１０３は、メモリ１６の機能により実現される。

予測部１０４は、現在時刻が含まれる単位時間の開始時刻から３０分後、６０分後、９０分後、１２０分後、及び１５０分後のそれぞれの時刻から開始される単位時間（以下、予測対象時間と呼ぶ）における消費電力量を予測する。なお、予測部１０４は、第１予測部とも呼ばれ、予測される消費電力量は、第１予測値とも呼ばれる。図５は、予測対象時間を説明するための図である。図５に示すように、現在時刻ｔ_ａがＸ時０分から開始する単位時間Ｔ_ａ１に含まれる場合、予測対象時間は、単位時間Ｔ_ａ１、Ｔ_ａ１の開始時刻Ｘ時０分から３０分後のＸ時３０分に開始する単位時間Ｔ_ａ２、６０分後のＸ＋１時０分に開始する単位時間Ｔ_ａ３、９０分後のＸ＋１時３０分に開始する単位時間Ｔ_ａ４、及び１２０分後のＸ＋２時０分に開始する単位時間Ｔ_ａ５である。同様に、現在時刻ｔ_ｂがＸ時３０分から開始する単位時間Ｔ_ｂ１に含まれる場合、及び現在時刻ｔ_ｃがＸ＋１時０分から開始する単位時間Ｔ_ｃ１に含まれる場合、予測対象時間は、図５に示すようにそれぞれＴ_ｂ１〜Ｔ_ｂ５、及びＴ_ｃ１〜Ｔ_ｃ５である。

なお、予測対象時間は、小売電気事業者から予め指定される。また、この予測対象時間は、電力卸売市場のゲートクローズの時間、すなわち送電よりどれくらい前の時点まで電力を取引できるかによって決定されてもよい。本実施形態においては、小売電気事業者は、送電の１時間前まで電力の取引が可能な１時間前市場を利用して、不足する電力を市場から調達、または余分な電力を売ることが可能である。従って、予測対象時間として、図５において現在時刻がｔ_ａのときの単位時間Ｔ_ａ１からＴ_ａ５のように、現在時刻を含む単位時間から２時間後までの各単位時間が指定されている。なお、図５において現在時刻がｔ_ａのときの単位時間Ｔ_ａ１からＴ_ａ３のように、現在時刻を含む単位時間から１時間後までの各単位時間における予測された消費電力量は、予測するタイミングが１時間前市場のゲートクローズに間に合わないため、１時間前市場の取引に用いることはできない。しかし、現在時刻を含む単位時間から１時間後までの各単位時間における予測された消費電力量は、例えば、電気事業者が自社の発電所の能力を調整する際に用いられてもよい。

次に、予測部１０４による各予測対象時間における消費電力の予測方法について説明する。まず、予測部１０４は、現在時刻ｔが含まれる単位時間Ｔ_１の消費電力値Ｐ_ｔ１を以下の式（１）を用いて算出する。
Ｐ_ｔ１＝Ｐ_ｔ０＋ΔＰ_ｔ０ （１）
ここで、Ｐ_ｔ０は、現在時刻ｔが含まれる単位時間Ｔ_１の直前の単位時間における３０分間の平均消費電力値を表す。また、ΔＰ_ｔ０は、Ｐ_ｔ０相当の電力値（例えば、Ｐ_ｔ０±αの範囲にある電力値であって、αは任意の値）が消費された過去の単位時間と、その次の単位時間との間の電力値の変化量を表す。予測部１０４は、Ｐ_ｔ０及び複数のΔＰ_ｔ０を、電力履歴記憶部１０２に記憶された電力情報に基づいて取得する。

本実施形態において、予測部１０４は、電力履歴記憶部１０２に記憶された電力情報におけるΔＰ_ｔ０の発生頻度の分布に基づいて、３つのΔＰ_ｔ０と、その発生頻度を取得する。なお、取得される発生頻度は、第１発生頻度とも呼ばれる。図６を用いて、ΔＰ_ｔ０の取得方法について説明する。図６は、電力履歴記憶部１０２に記憶された電力情報に基づいて算出されたΔＰ_ｔ０と、その発生頻度との分布を表す図である。予測部１０４は、当該分布から、ΔＰ_ｔ０の平均値ΔＰ_{ｔ０＿ｔｙｐ}と、その平均値から±２σ（σは標準偏差）だけ離れたΔＰ_{ｔ０＿ｈｉｇｈ}及びΔＰ_{ｔ０＿ｌｏｗ}とを算出する。また、予測部１０４は、ΔＰ_{ｔ０＿ｔｙｐ}、ΔＰ_{ｔ０＿ｈｉｇｈ}及びΔＰ_{ｔ０＿ｌｏｗ}のそれぞれについて発生頻度を取得する。そして、予測部１０４は、Ｐ_ｔ０に算出された３つのΔＰ_ｔ０を加算することで、３つのＰ_ｔ１、すなわち、Ｐ_{ｔ１＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔ１＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔ１＿ｌｏｗ}と、それぞれの発生頻度を取得する。

なお、電力履歴記憶部１０２に記憶された電力情報に基づいて、ΔＰ_ｔ０の発生頻度の分布を取得するにあたって、予測部１０４は、単位時間Ｔ_１と同様の曜日、時間帯を用いて、電力履歴記憶部１０２から抽出する電力情報を限定してもよい。予測対象時間の消費電力は、その予測対象時間と同様の曜日、時間帯の消費電力と同様の傾向があると考えることができる。そのため、予測部１０４が、単位時間Ｔ_１と同様の曜日、時間帯を用いて、電力履歴記憶部１０２から抽出する電力情報を限定することにより、より精度よく消費電力を予測することができる。

なお、取得される複数のΔＰ_ｔ０は、ΔＰ_ｔ０の平均値と、その平均値から±２σだけ離れた値の組み合わせに限られない。例えば、予測部１０４は、取得される複数のΔＰ_ｔ０として、ΔＰ_ｔ０の平均値と、ΔＰ_ｔ０の最大値及び最小値を取得してもよい。また、予測部１０４は、取得される複数のΔＰ_ｔ０として、特定の値の代わりに、範囲を指定してもよい。例えば、予測部１０４は、ΔＰ_ｔ０の平均値の±１０％の幅を指定し、全体のΔＰ_ｔ０の発生回数に対してその幅に入るΔＰ_ｔ０の発生回数を、指定された幅の発生頻度として取得してもよい。また、予測部１０４は、ΔＰ_ｔ０の最大値と最小値の間の幅を三等分し、分割された各幅での発生頻度を取得してもよい。

なお、電力計測装置２００から３０分よりもさらに短い時間間隔で電力値を受信する場合、例えば、１分毎に電力値を受信する場合、予測部１０４は、現在時刻が、その時刻が含まれる単位時間が開始してからどれくらい経過したかに応じた異なる予測方法を用いて、消費電力を予測してもよい。具体的には、予測部１０４は、現在時刻の該当する単位時間について、現在時刻がその単位時間の開始から第１の期間を経過しているか否かを判定する。第１の期間は、その単位時間の開始から現在時刻までに取得された電力値を用いて、将来の消費電力を予測するのに十分な電力値を取得できる期間である。第１の期間は、例えば５分である。そして、現在時刻がその単位時間の開始から第１の期間を経過していない場合、式（１）を用いてＰ_ｔ１を算出する。また、現在時刻がその単位時間の開始から第１の期間を経過している場合、以下の式を用いてＰ_ｔ１を算出する。
Ｐ_ｔ１＝｛Ｅ_ｔｉ＋Ｅ_ｔ１／ｔ１×（３０−ｔ１）｝×２ （２）
ここで、Ｅ_ｔ１は、単位時間が開始してから現在時刻までの積算電力量を表す。また、ｔ１は、単位時間が開始してから現在時刻までの経過時間を表す。

上記の式（２）を用いてＰ_ｔ１が算出される場合、予測部１０４は、電力履歴記憶部１０２に記憶された電力情報のうち、同様に式（２）を用いて算出された単位時間あたり電力量の予測値の、実績値から外れた度合いの分布に基づいて、Ｐ_{ｔ１＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔ１＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔ１＿ｌｏｗ}と、それぞれの発生頻度を取得する。すなわち、同様に式（２）を用いて算出された単位時間あたり電力量の予測値の、実績値から外れた度合いの分布において、２σの点が±２０％の場合、Ｐ_{ｔ１＿ｔｙｐ}は、式（２）を用いて算出されたＰ_ｔ１、Ｐ_{ｔ１＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔ１＿ｌｏｗ}はそれぞれＰ_ｔ１＋Ｐ_ｔ１×（±２０％）として算出される。

次に、予測部１０４は、予測対象時間Ｔ_１の後の予測対象時間Ｔ_２〜Ｔ_５の消費電力値Ｐ_ｔ２〜Ｐ_ｔ５を、以下の２つの方法のうちいずれかを用いて取得される。

まず、予測対象時間Ｔ_ｎ（ｎ＝２〜５の自然数）の１つ前の単位時間Ｔ_ｎ−１の消費電力値Ｐ_{ｔ（ｎ−１）}と、Ｐ_{ｔ（ｎ−１）}相当の電力値からの変化量の実績ΔＰ_{ｔ（ｎ−１）}に基づいて、予測対象時間Ｔ_ｎの消費電力値Ｐ_ｔｎを算出する方法について説明する。具体的には、以下の式を用いて、消費電力値Ｐ_ｔｎを算出する。
Ｐ_ｔｎ＝Ｐ_{ｔ（ｎ−１）}＋ΔＰ_{ｔ（ｎ−１）} （３）
ここで、ΔＰ_{ｔ（ｎ−１）}は、Ｐ_{ｔ（ｎ−１）}相当の電力値（例えば、Ｐ_{ｔ（ｎ−１）}±αの範囲にある電力値であって、αは任意の値）が消費された過去の単位時間と、その次の単位時間との間の電力値の変化量を表す。予測部１０４は、Ｐ_ｔｎ及びΔＰ_{ｔ（ｎ−１）}を、電力履歴記憶部１０２に記憶された電力情報に基づいて取得する。また、Ｐ_ｔｎは、算出されたＰ_{ｔ（ｎ−１）}及びΔＰ_{ｔ（ｎ−１）}の発生頻度の分布に基づいて算出されるため、Ｐ_ｔ１と同様の手法により、３つのＰ_ｔｎ、すなわちＰ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}と、それぞれの発生頻度が取得される。

次に、予測対象時間Ｔ_１の消費電力値Ｐ_ｔ１と、Ｔ_１からＴ_ｎまでの時間におけるＰ_ｔ１相当の電力値からの変化量の履歴に基づいて、予測対象時間Ｔ_ｎの消費電力値Ｐ_ｔｎを算出する方法について説明する。具体的には、以下の式を用いて、消費電力値Ｐ_ｔｎ（ｎ＝２〜５の自然数）を算出する。
Ｐ_ｔｎ＝Ｐ_ｔ１＋ΔＰ_{ｔ１＿ｔ（ｎ−１）} （４）
ここで、ΔＰ_{ｔ１＿ｔ（ｎ−１）}は、Ｐ_ｔ１相当の電力値（例えば、Ｐ_ｔ１±αの範囲にある電力値であって、αは任意の値）が消費された過去の単位時間と、その単位時間からＴ_１からＴ_ｎまでの時間が経過するまでの間の電力値の変化量を表す。予測部１０４は、Ｐ_ｔ１及びΔＰ_{ｔ１＿ｔ（ｎ−１）}を、電力履歴記憶部１０２に記憶された電力情報に基づいて取得する。また、Ｐ_ｔｎは、算出されたＰ_ｔ１及びΔＰ_{ｔ１＿ｔ（ｎ−１）}の発生頻度の分布に基づいて算出されるため、Ｐ_ｔ１と同様の手法により、３つのＰ_ｔｎ、すなわちＰ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}と、それぞれの発生頻度が取得される。

上記２つの予測方法のうち、前者の予測方法では、Ｐ_ｔｎに、Ｐ_ｔ２〜Ｐ_{ｔ（ｎ−１）}の予測誤差が累積して含まれるため、予測幅が広がる傾向にある。一方、後者の予測方法では、Ｐ_ｔｎは、Ｐ_ｔ１からの変化量の過去実績に基づくため、実績により予測幅が決定される。ただし、Ｔ_１からＴ_ｎまでの経過時間が長いほど、Ｔ_ｎにおける電力の消費状況は、Ｔ_１における電力の消費状況との関係性が希薄になるため、Ｔ_ｎにおける消費電力の実績値は、予測した幅から外れる可能性が高い。また、いずれの予測方法の方が精度がよいかは、需要家の生活時間帯にも依存する。従って、予測部１０４は、過去実績と、予測値とを比較し、いずれの予測方法の方が精度がよいか評価し、時間帯によって予測方法を使い分けてもよい。また、クラウドなどの外部の装置が予測方法の精度を検証し、当該外部の装置から指定された予測方法を用いて消費電力を予測してもよい。

さらに、予測部１０４は、予測対象時間Ｔ_ｎ（ｎ＝１〜５の自然数）における３つの予測値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}について、電気機器３００のスケジュール情報及び過去の電気機器３００の動作情報を用いて、予測値を補正する。具体的には、予測部１０４は、電力履歴記憶部１０２に記憶された直近の単位時間に動作していた電気機器３００と、スケジュール記憶部１０３に記憶された予測対象時間に動作する電気機器３００（以下、動作予定機器と呼ぶ）とを比較する。また、予測部１０４は、電気機器３００の組み合わせと、その電気機器３００の組み合わせの消費電力量とのパターンを、電気機器３００の様々な組み合わせ毎に有する機器動作リストを作成する。そして、予測部１０４は、直近の単位時間に動作していた電気機器３００の組み合わせと、予測対象時間に動作する動作予定機器の組み合わせとが異なり、さらにその予測対象時間に動作する動作予定機器の組み合わせが機器動作リストに含まれていない場合に、機器動作リストに含まれる、予測対象時間に動作する動作予定機器の組み合わせと最も類似する電気機器３００の組み合わせのパターンを特定する。そして、予測部１０４は、予測対象時間に動作する動作予定機器と、そのパターンの電気機器３００の組み合わせとで異なる電気機器３００の消費電力量を用いて、予測値を補正する。予測部１０４は、ＣＰＵ１１の機能により実現される。

予測情報送信部１０５は、サーバ２に、予測単位時間毎に、予測値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}と、各予測値の発生頻度とを含む予測情報を送信する。なお、予測情報送信部１０５は、第１予測情報送信部とも呼ばれる。予測情報送信部１０５は、通信インターフェース１４の機能により実現される。

要求受信部１０６は、サーバ２から、需要家の宅内の消費電力量を削減する旨の要求（電力削減要求）を受信する。具体的には、要求受信部１０６は、消費電力量を削減すべき時間と、その削減すべき時間に電気機器３００が消費する電力量の最大値を表す情報を、電力削減要求として受信する。要求受信部１０６は、通信インターフェース１４の機能により実現される。

制御部１０７は、受信された電力削減要求に応じて、電気機器３００を制御する。具体的には、制御部１０７は、電力削減要求において消費電力量を削減すべき時間として指定された時間に、電力削減要求において指定された電力量の最大値を超えないように、電気機器３００の運転を制御する。例えば、制御部１０７は、電気機器３００の運転モードを通常モードよりも消費電力量が少ない省エネルギーモードに変更する。また、制御部１０７は、予め定められた優先度に基づいて、省エネルギーモードで運転する電気機器３００を決定してもよい。さらに、制御部１０７は、スケジュール記憶部１０３に記憶された動作スケジュールに基づいて電気機器３００を制御する。制御部１０７は、ＣＰＵ１１の機能により実現される。

報知部１０８は、サーバ２からの電力削減要求に応じて、電気機器３００がその消費電力が削減されるように運転している旨を表す報知情報をユーザに報知する。具体的には、報知部１０８は、端末装置７００に報知情報を送信する。また、報知部１０８は、タッチスクリーン１５に報知情報を表示してもよい。報知部１０８は、通信インターフェース１４、またはタッチスクリーン１５の機能により実現される。

次に、図７を参照して、サーバ２のハードウェア構成について説明する。

図７に示すように、サーバ２は、ＣＰＵ２１、ＲＯＭ２２、ＲＡＭ２３、通信インターフェース２４、及びメモリ２５を備える。サーバ２が備える各構成要素は、バスを介して相互に接続される。

ＣＰＵ２１は、サーバ２の全体の動作を制御する。なお、ＣＰＵ２１は、ＲＯＭ２２に格納されているプログラムに従って動作し、ＲＡＭ２３をワークエリアとして使用する。ＲＯＭ２２には、サーバ２の全体の動作を制御するためのプログラムやデータが記憶される。ＲＡＭ２３は、ＣＰＵ２１のワークエリアとして機能する。つまり、ＣＰＵ２１は、ＲＡＭ２３にプログラムやデータを一時的に書き込み、これらのプログラムやデータを適宜参照する。

通信インターフェース２４は、サーバ２を、ネットワーク３と通信可能に接続する。通信インターフェース２４は、例えば、ＮＩＣから構成される。

メモリ２５は、フラッシュメモリやハードディスクといった、各種の情報を記憶する不揮発性メモリである。メモリ２５は、例えば、サーバ２を制御する各種のプログラム、需要家電力管理システム１から受信した各種情報を記憶する。

次に、図８を参照して、サーバ２の基本的な機能について説明する。サーバ２は、機能的には、予測情報受信部２０１、総需要量算出部２０２、調達目標決定部２０３、及び要求送信部２０４を備える。

予測情報受信部２０１は、各需要家の電力管理装置１００から、予測対象時間の消費電力の予測値と、その発生頻度を含む予測情報を受信する。予測情報受信部２０１は、通信インターフェース２４の機能により実現される。

総需要量算出部２０２は、受信した各需要家の予測情報に基づいて、予測対象時間における需要家全体の消費電力量（以下、総需要量と呼ぶ）を算出する。具体的には、総需要量算出部２０２は、受信された予測情報に含まれる、予測対象時間Ｔ_ｎにおける予測値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}から、モンテカルロ法により、予測対象時間Ｔ_ｎにおける総需要量の発生頻度の分布を取得する。例えば、総需要量算出部２０２は、予測対象時間Ｔ_ｎにおける予測値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}に対して、対応する発生頻度に応じて重み付けをする。そして、総需要量算出部２０２は、重み付けがされた３つの予測値のうちからランダムに特定された予測値を、全需要家分について足し合わせることで、総需要量を算出する。このような総需要量の算出を予め定められたＮ回（Ｎは自然数であって、例えば、Ｎ＝１００）繰り返すことにより、Ｎ個の総需要量のデータが生成される。総需要量算出部２０２は、この生成されたデータを、予め定められた粒度の電力量の幅で発生回数を集計することにより、総需要量の発生頻度の分布を取得する。図９に、予測対象時間Ｔ_ｎにおける総需要量の発生頻度の分布の一例を示す。図９に示す分布では、横軸で表される総需要量がΔＰ_{ｔｏｔａｌ}の電力量の幅で区切られ、各区間内の予測対象時間Ｔ_ｎにおける総需要量の発生頻度が縦軸で表されている。総需要量算出部２０２は、ＣＰＵ２１の機能により実現される。

調達目標決定部２０３は、予測対象時間における算出された総需要量の発生頻度の分布に基づいて、その予測対象時間において各需要家の電気機器３００を動作させるために発電事業者及び電力卸売市場から調達すべき電力量（以下、調達目標量と呼ぶ）を決定する。具体的には、調達目標決定部２０３は、調達目標量を、総需要量の発生頻度の分布における総需要量の平均値＋β（βは任意の係数）として決定する。総需要量の平均値＋βの値は、総需要量に対して調達目標量が不足し、その不足分に対して払うべき超過料金の額と、総需要量に対して調達目標量に余剰が生じ、その余剰分を買い取る際に払うべき余剰料金の額とがバランスするポイントにおける値である。超過料金及び余剰料金は、例えば以下の式を用いて算出される。
超過料金＝発電不足量×バックアップ電源単価（例えば、４０円／ｋＷｈ）
余剰料金＝発電余剰量×余剰引き取り単価（例えば、２０円／ｋＷｈ）
例えば、総需要量算出部２０２が、図９に示す予測対象時間Ｔ_ｎにおける総需要量の発生頻度の分布を取得した場合、総需要量の平均値は最も発生頻度が高い総需要量である。一般的に超過料金は、余剰料金よりも高いため、超過料金と余剰料金がバランスするポイント、すなわち調達目標量は、総需要量の平均値よりもβ（ただしβ＞０）だけ大きい値となる。

以下、より具体的に調達目標決定部２０３による調達目標量の決定方法について、総需要量算出部２０２が、図１０Ａ及び図１０Ｂに示すような、予測対象時間Ｔｎにおける総需要量の発生頻度の分布を取得した例を用いて説明する。この例では、総需要量算出部２０２は、１７３ＭＷｈ〜２２７ＭＷｈの範囲の１００個の総需要量のデータを生成した。１７３ＭＷｈ〜２２７ＭＷｈの範囲は、６ＭＷｈの幅で区切られ、それぞれの区間は図１０Ａ及び図１０Ｂに示されるグループＡ〜Ｉに対応する。また、図１０Ａにおいて、各グループの範囲の中心値が、電力量の欄に示されている。また、１００個の総需要量のデータは、総需要量算出部２０２により、総需要量に応じて各グループに割り当てられ、その割り当てられたデータの数が、発生回数の欄に、全データ数（１００個）に対する割り当てられたデータの数が、確率の欄に、それぞれ示されている。図１０Ｂは、図１０Ａの表を棒グラフを用いて表した図である。

例えば、調達目標量として、総需要量の平均値である２００ＭＷｈ（グループＥ）が決定されたとする。この場合、総需要量が２０６ＭＷｈよりも大きいとき（グループＧ、Ｈ、Ｉ）のとき、総需要量の、調達目標量に対する超過量は超過料金の支払いが発生する。一方、総需要量が１９４ＭＷｈよりも小さいとき（グループＡ、Ｂ、Ｃ）、調達目標量の、総需要量に対する余剰量は余剰料金の支払いが発生する。超過料金が４０円／ｋＷｈの場合、超過料金の平均値は以下のように計算される。
｛（２２４×３＋２１８×６＋２１２×８）／（３＋６＋８）−２０６｝×１０００×４０＝４０９，４１２円
また、余剰料金が２０円／ｋＷｈの場合、余剰料金の平均値は以下のように計算される。
｛（１７６×３＋１８２×６＋１８８×８）／（３＋６＋８）−１９４｝×１０００×２０＝１０２，３５３円
超過料金の平均値は、余剰料金の平均値よりも大きいため、総需要量の平均値である２００ＭＷｈ（グループＥ）が調達目標量として決定された場合、総需要量が調達目標量を超過したことにより発生する損失が大きくなる可能性が高い。

また、２１２ＭＷｈ（グループＧ）が調達目標量として決定された場合、超過料金及び余剰料金の平均値は、上記のグループＥが調達目標量として決定された場合と同様に算出され、それぞれ２４０，０００円及び２３８，１５４円である。また、２１８ＭＷｈ（グループＨ）が調達目標量として決定された場合、超過料金及び余剰料金の平均値は、それぞれ０円及び３０６，５０６円である。従って、２１２ＭＷｈ（グループＧ）を調達目標量として決定することにより、超過料金または余剰料金の支払いによる損失を、他のグループの電力量を調達目標量として決定する場合と比較して、低くすることができる。

なお、上記では、超過料金の平均値と余剰料金の平均値とを比較することにより、調達目標量が決定されているが、超過料金の最大値と余剰料金の最大値とを比較することにより、調達目標量が決定されてもよい。図１１に、グループＡ〜Ｉのそれぞれが調達目標量として決定された場合の、超過料金の最大値及び平均値、並びに余剰料金の最大値及び平均値を示す。図１１の表から、各グループの超過料金の最大値と余剰料金の最大値とを比較した場合、２０６ＭＷｈ（グループＦ）を調達目標量として決定することにより、超過料金または余剰料金の支払いによる損失を、他のグループの電力量を調達目標量として決定する場合と比較して、低くすることができる。また、超過料金の最大値と余剰料金の最大値とを比較する方法の他、平均値と最大値に重み付けをして、調達目標量を決定してもよい。例えば、平均値と最大値に２：１の重み付けをして超過料金と余剰料金とを比較した場合、２１２ＭＷｈ（グループＧ）を調達目標量として決定することにより、超過料金または余剰料金の支払いによる損失を、他のグループの電力量を調達目標量として決定する場合と比較して、低くすることができる。

また、以上のように調達目標量を決定する他、調達目標決定部２０３は、予測対象時間において、決定された調達目標量が総需要量よりも少ない場合、その不足分を、電力卸売市場から調達する。総需要量算出部２０２は、ＣＰＵ２１の機能により実現される。

要求送信部２０４（要求生成部）は、予測対象時間において、決定された調達目標量が総需要量よりも少なく、その不足分を電力卸売市場から調達できない場合、すなわち調達目標量が調達可能な電力量（調達量）よりも大きい場合、消費電力を抑制する旨の電力抑制要求を生成し、電力管理装置１００に送信する。

具体的には、要求送信部２０４は、電力削減要求を送信すべき電力管理装置１００，すなわち需要家（削減対象需要家）を特定する。要求送信部２０４は、例えば、以下の優先度により削減対象需要家の候補を特定する。
（１）小売電気事業者との間で削減条件契約を締結している需要家
（２）当月内または週内で、削減実績が０、または削減した時間が予め定められた時間内である需要家
（３）予測対象時間Ｔ_ｎにおけるＰ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}が、全体のＰ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}が大きい順の上位５０％内である需要家
（４）（３）の需要家のうち、予測対象時間Ｔ_ｎにおけるＰ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}とＰ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}との差分が、全体におけるＰ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}とＰ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}との差分が大きい順の上位３０％内である需要家

そして、要求送信部２０４は、特定した削減対象需要家の候補の２０％のうち、上位５％の需要家の消費電力量の予測値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}のそれぞれから、予め定められた削減量を減算した値を新たな予測値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ＿ｎｅｗ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ＿ｎｅｗ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ＿ｎｅｗ}として、総需要量の再計算を実行する。例えば、新たな予測値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ＿ｎｅｗ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ＿ｎｅｗ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ＿ｎｅｗ}は、予め定められた単位削減量Ｃを用いて以下の式により算出される。
Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ＿ｎｅｗ}＝Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}−Ｃ
Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ＿ｎｅｗ}＝Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}−Ｃ（Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}／Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}）
Ｐ_{ｔｎ＿ｌｏｗ＿ｎｅｗ}＝Ｐ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}−Ｃ（Ｐ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}／Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}）

そして、算出された総需要量に基づいて、再度調達目標量を決定する。そして、決定された調達目標量が調達量以下である場合、削減対象需要家の候補の２０％のうち、上位５％の需要家が、削減対象需要家として特定される。また、決定された調達目標量が調達量よりも大きい場合、特定した削減対象需要家の候補の２０％のうち、上位１０％の需要家の消費電力量の予測値から、上記と同様に予め定められた削減量を減算した値を新たな予測値として、総需要量の再計算を実行する。そして、算出された総需要量に基づいて、再度調達目標量を決定する。そして、決定された調達目標量が調達量以下である場合、削減対象需要家の候補の２０％のうち、上位１０％の需要家が、削減対象需要家として特定される。また、決定された調達目標量が調達量よりも大きい場合、特定した削減対象需要家の候補の２０％のうち、上位１５％〜３０％までの需要家について５％毎に範囲を広げながら同様の処理を行う。この処理は、決定された調達目標量が調達量以下になるまで繰り返される。

なお、どの需要家を削減対象需要家として特定するかは、任意に設定することができる。しかし、消費電力が比較的小さい需要家に対して消費電力の削減を要求することは困難である。従って、例えば、要求送信部２０４は、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}が、全体の上位２０％の需要家のＰ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}よりも小さい需要家は、削減対象需要家から除外してもよい。

要求送信部２０４は、削減対象需要家の電力管理装置１００に、消費電力を削減すべき時間に対応する予測対象時間と、その削減対象需要家の電力管理装置１００により送信されたその予測対象時間における予測値に基づく消費電力量の最大値と、を含む電力削減要求を送信する。具体的には、要求送信部２０４は、予測対象時間において、最終的に決定された調達目標量の算出における削減対象需要家の消費電力量の予測値を、消費電力量の最大値として送信する。例えば、要求送信部２０４は、削減対象需要家の電力管理装置１００から予測対象時間Ｔ_ｎにおける予測値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}を受信し、最終的に決定された調達目標量の算出における削減対象需要家の消費電力量の予測値がＰ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}−Ｃである場合、その削減対象需要家の電力管理装置１００に、予測対象時間Ｔ_ｎにおける消費電力量の最大値をＰ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}−Ｃとする電力削減要求を送信する。また、最終的に決定された調達目標量の算出における削減対象需要家の消費電力量の予測値がＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}−Ｃ（Ｐ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}／Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}）である場合、その削減対象需要家の電力管理装置１００に、予測対象時間Ｔ_ｎにおける消費電力量の最大値をＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}−Ｃ（Ｐ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}／Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}）とする電力削減要求を送信する。要求送信部２０４は、ＣＰＵ２１と通信インターフェース２４との機能により実現される。

次に、図１２に示すフローチャートを参照して、電力管理装置１００が実行する予測処理について説明する。この予測処理において、電力管理装置１００は、各予測対象時間Ｔ_ｎ（ｎ＝１〜５の自然数）における３つの消費電力の予測値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}と、それぞれの予測値の発生頻度とを取得する。予測処理は、例えば、ユーザにより、タッチスクリーン１５を介して、予測処理を開始する旨の操作入力を受け付けたことを契機として開始される。

まず、ＣＰＵ１１は、消費電力の計測を開始する（ステップＳ１０１）。例えば、ＣＰＵ１１は、通信インターフェース１４を介して電力計測装置２００に消費電力の計測の開始を指示する制御信号を送信する。以後、電力計測装置２００は、定期的に、各電気機器３００の消費電力を示す電力情報を電力管理装置１００に送信する。一方、電力管理装置１００は、定期的に、電力計測装置２００から電力情報を受信する。本実施形態では、電力管理装置１００は、単位時間である３０分毎に電力情報を受信する。

次に、ＣＰＵ１１は、電力計測装置２００から、直近３０分間の消費電力値を含む電力情報を受信したか否かを判別する（ステップＳ１０２）。ＣＰＵ１１は、電力情報を受信するまで待機する（ステップＳ１０２；Ｎｏ）。

ＣＰＵ１１は、電力情報を受信したと判別した場合（ステップＳ１０２；Ｙｅｓ）、予測対象時間をカウントするためのカウンタｎを１に設定する（ステップＳ１０３）。

次に、ＣＰＵ１１は、予測対象時間Ｔｎについて、３つの消費電力の予測値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}と、その発生頻度を算出する（ステップＳ１０４）。

次に、ＣＰＵ１１は、カウンタｎをインクリメントする（ステップＳ１０５）。

次に、ＣＰＵ１１は、カウンタｎが５よりも大きいか否かを判定する（ステップＳ１０６）。ｎが５よりも大きくないと判定した場合（ステップＳ１０６；Ｎｏ）、ＣＰＵ１１は、ステップＳ１０４に戻って処理を繰り返す。また、ｎが５よりも大きいと判定した場合（ステップＳ１０６；Ｙｅｓ）、ＣＰＵ１１は、予測補正処理を実行する（ステップＳ１０７）。

図１３に示すフローチャートを参照して、電力管理装置１００が実行する予測補正処理について説明する。

まず、ＣＰＵ１１は、予測対象時間をカウントするためのカウンタｎを１に設定する（ステップＳ２０１）。

次に、ＣＰＵ１１は、スケジュール記憶部１０３から電気機器３００の動作スケジュールを取得し、直近の単位時間において動作していた電気機器３００からの変更予定があるか否かを判定する（ステップＳ２０２）。ＣＰＵ１１は、変更予定がないと判定した場合（ステップＳ２０２；Ｎｏ）、予測補正処理を終了し、図１２のステップＳ１０８に進む。

電気機器３００の動作に変更予定があると判定した場合（ステップＳ２０２；Ｙｅｓ）、ＣＰＵ１１は、電力履歴記憶部１０２に記憶された電力情報と電気機器３００とに基づいて、電気機器３００の組み合わせと、その電気機器３００の組み合わせの単位時間における消費電力量とのパターンを含む機器動作リストを作成する（ステップＳ２０３）。

次に、ＣＰＵ１１は、予測値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}のうち、未だ選択されていない補正候補のＰ_ｔｎを１つ選択する（ステップＳ２０４）。

次に、ＣＰＵ１１は、スケジュール記憶部１０３から予測対象時間Ｔ_ｎに動作する電気機器３００、すなわち動作予定機器の組み合わせと同一の電気機器３００の組み合わせが動作機器リストに含まれているか判定する（ステップＳ２０５）。

ＣＰＵ１１は、同一の電気機器３００の組み合わせが機器動作リストに含まれていると判定した場合（ステップＳ２０５；Ｙｅｓ）、ステップＳ２０８に進む。

ＣＰＵ１１は、同一の電気機器３００の組み合わせが機器動作リストに含まれていないと判定した場合（ステップＳ２０５；Ｎｏ）、動作予定機器の組み合わせと最も類似する電気機器３００の組み合わせを機器動作リストから特定し、動作予定機器の組み合わせのうち、その最も類似する電気機器３００の組み合わせと異なる電気機器３００（差分機器）を特定する（ステップＳ２０６）。

次に、ＣＰＵ１１は、補正候補のＰ_ｔｎに、差分機器が単位時間で消費する電力量（３０分平均値）を加算した値を、補正後の予測値Ｐ_ｔｎとして取得する（ステップＳ２０７）。

次に、ＣＰＵ１１は、全てのＰ_ｔｎをステップＳ２０４において補正候補として選択したか否かを判定する（ステップＳ２０８）。ＣＰＵ１１は、全てのＰ_ｔｎを選択していないと判定した場合（ステップＳ２０８；Ｎｏ）、ステップＳ２０４に戻って、全てのＰ_ｔｎを補正候補として選択するまで、ステップＳ２０４〜Ｓ２０８を繰り返す。

全てのＰ_ｔｎを選択したと判定した場合（ステップＳ２０８；Ｙｅｓ）、ＣＰＵ１１は、カウンタｎをインクリメントする（ステップＳ２０９）。

次に、ＣＰＵ１１は、カウンタｎが５よりも大きいか否かを判定する（ステップＳ２１０）。ｎが５よりも大きくないと判定した場合（ステップＳ２１０；Ｎｏ）、ＣＰＵ１１は、ステップＳ２０２に戻って処理を繰り返す。また、ｎが５よりも大きいと判定した場合（ステップＳ２１０；Ｙｅｓ）、ＣＰＵ１１は、予測補正処理を終了し、図１２に示す予測処理のステップＳ１０８に進む。

図１２に戻って、ＣＰＵ１１は、予測補正処理の結果取得された予測対象時間Ｔ_ｎにおける予測値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}と、それぞれの発生頻度とを含む予測情報を、サーバ２に送信する（ステップＳ１０８）。そして、ＣＰＵ１１は、ステップＳ１０２に戻って上記の処理を繰り返す。

次に、図１４に示すフローチャートを参照して、サーバ２が実行する削減要求生成処理について説明する。削減要求生成処理は、例えば、サーバ２の電源が入ったことを契機として開始される。

次に、ＣＰＵ２１は、全て、もしくは全てとみなすことができる一定数以上の電力管理装置１００から、予測対象時間Ｔ_ｎ（ｎ＝１〜５の自然数）における予測情報を受信したか否かを判別する（ステップＳ３０１）。ＣＰＵ２１は、予測情報を受信するまで待機する（ステップＳ３０１；Ｎｏ）。

ＣＰＵ２１は、予測情報を受信したと判別した場合（ステップＳ３０１；Ｙｅｓ）、予測対象時間をカウントするためのカウンタｎを１に設定する（ステップＳ３０２）。

次に、ＣＰＵ２１は、受信された予測情報に基づいて、予測対象時間Ｔ_ｎにおける需要家全体の消費電力量、すなわち総需要量とその発生頻度の分布を算出する（ステップＳ３０３）。

次に、ＣＰＵ２１は、ステップＳ３０３において算出された総需要量とその発生頻度の分布に基づいて、予測対象時間Ｔ_ｎにおいて発電事業者及び電力卸売市場から調達すべき電力量、すなわち調達目標量を決定する（ステップＳ３０４）。

次に、ＣＰＵ２１は、ステップＳ３０４において決定された調達目標量が、調達可能な電力量よりも大きいか否かを判定する（ステップＳ３０５）。調達目標量が、調達可能な電力量よりも大きくないと判定した場合（ステップＳ３０５；Ｎｏ）、ＣＰＵ２１は、処理をステップＳ３０８に進める。

調達目標量が、調達可能な電力量よりも大きいと判定した場合（ステップＳ３０５；Ｙｅｓ）、ＣＰＵ２１は、電力削減要求を送信すべき電力管理装置１００、すなわち削減対象需要家を特定する（ステップＳ３０６）。

次に、ＣＰＵ２１は、特定された削減対象需要家の電力管理装置１００に、予測対象時間Ｔ_ｎにおいて電気機器３００の消費電力を削減する電力削減要求を送信する（ステップＳ３０７）。

次に、ＣＰＵ２１は、カウンタｎをインクリメントする（ステップＳ３０８）。

次に、ＣＰＵ２１は、カウンタｎが５よりも大きいか否かを判定する（ステップＳ３０９）。ｎが５よりも大きくないと判定した場合（ステップＳ３０９；Ｎｏ）、ＣＰＵ２１は、ステップＳ３０３に戻って処理を繰り返す。また、ｎが５よりも大きいと判定した場合（ステップＳ３０９；Ｙｅｓ）、ＣＰＵ２１は、ステップＳ３０１に戻って処理を繰り返す。

次に、図１５に示すフローチャートを参照して、電力管理装置１００が実行する電力削減処理について説明する。電力削減処理は、例えば、ユーザにより、タッチスクリーン１５を介して、電力削減処理を開始する旨の操作入力を受け付けたことを契機として開始される。

まず、ＣＰＵ１１は、サーバ２から、電力削減要求を受信したか否かを判別する（ステップＳ４０１）。ＣＰＵ１１は、電力削減要求を受信するまで待機する（ステップＳ４０１；Ｎｏ）。

ＣＰＵ１１は、サーバ２から、電力削減要求を受信したと判定すると（ステップＳ４０１；Ｙｅｓ）、電力削減要求に含まれる予測対象時間において、電気機器３００の消費電力が電力削減要求に含まれる予測値以下となるように、電気機器３００を制御する（ステップＳ４０２）。そして、ＣＰＵ１１は、ステップＳ４０１に戻って処理を繰り返す。

以上説明したように、本実施形態では、需要家の電力管理装置１００が消費電力の予測を行い、複数の予測値をその発生頻度とともに、小売電気事業者のサーバ２に送信する。従って、需要家宅内の電力情報の履歴や電気機器３００のスケジュール情報を小売電気事業者のサーバ２に逐一送信し、小売電気事業者のサーバ２が各需要家の消費電力の予測を行うよりも、需要家の電力管理装置１００と小売電気事業者のサーバ２間のネットワーク３上のデータ量を削減することができ、小売電気事業者のサーバ２の運用コストを削減することができる。

また、電力管理装置１００は、消費電力の予測値として、複数の予測値をサーバ２に送信する。一例として、電力管理装置１００は、予測対象時間Ｔ_ｎにおける消費電力の予測値Ｐ_ｔｎとして、消費電力の履歴において発生頻度の最も高い消費電力値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}よりも高い消費電力値Ｐ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}、及びＰ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}よりも低い消費電力値Ｐ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}をサーバ２に送信する。これにより、小売電気事業者は、総需要量の予測をする際、複数の予測値のうちどの値を採用するかを、消費電力の履歴に応じて調整することができる。

（実施形態２）
図１６に、本実施形態２に係る電力管理システム１０の構成を示す。実施形態２において、サーバ２と需要家電力管理システム１との間に、アグリゲータが管理するアグリゲータサーバ５が介在する。アグリゲータは、契約した需要家の宅内における電力の需要と供給を管理する事業者である。アグリゲータサーバ５は、クラウドコンピューティングにおけるリソースを提供するサーバ、いわゆるクラウドサーバである。

次に、図１７を参照して、アグリゲータサーバ４のハードウェア構成について説明する。

図１７に示すように、アグリゲータサーバ５は、ＣＰＵ５１、ＲＯＭ５２、ＲＡＭ５３、通信インターフェース５４、及びメモリ５５を備える。アグリゲータサーバ５が備える各構成要素は、バスを介して相互に接続される。

ＣＰＵ５１は、アグリゲータサーバ５の全体の動作を制御する。なお、ＣＰＵ５１は、ＲＯＭ５２に格納されているプログラムに従って動作し、ＲＡＭ５３をワークエリアとして使用する。ＲＯＭ５２には、アグリゲータサーバ５の全体の動作を制御するためのプログラムやデータが記憶される。ＲＡＭ５３は、ＣＰＵ５１のワークエリアとして機能する。つまり、ＣＰＵ５１は、ＲＡＭ５３にプログラムやデータを一時的に書き込み、これらのプログラムやデータを適宜参照する。

通信インターフェース５４は、アグリゲータサーバ５を、サーバ２及びネットワーク３と通信可能に接続する。通信インターフェース５４は、例えば、ＮＩＣから構成される。

メモリ５５は、フラッシュメモリやハードディスクといった、各種の情報を記憶する不揮発性メモリである。メモリ５５は、例えば、アグリゲータサーバ５を制御する各種のプログラム、需要家電力管理システム１及びサーバ２から受信した各種情報を記憶する。

上記のように構成されるアグリゲータサーバ５は、実施形態１に係るサーバ２と同様に、電力管理装置１００から予測情報を取得し、アグリゲータが管理する需要家全体の総需要量を予測する。すなわち、アグリゲータサーバ５のＣＰＵ５１及び通信インターフェース５４は、実施形態１に係るサーバ２の予測情報受信部２０１及び総需要量算出部２０２と同様に機能する。なお、実施形態１に係るサーバ２の予測情報受信部２０１及び総需要量算出部２０２は、アグリゲータサーバ５ではそれぞれ第１予測情報受信部及び第２予測部とも呼ばれる。また、アグリゲータサーバ５が算出する複数の総需要量の予測値と、それぞれの予測値の発生頻度は、それぞれ第２予測値及び第２発生頻度とも呼ばれる。そして、アグリゲータサーバ５のＣＰＵ５１及び通信インターフェース５４は、第２予測情報送信部として機能し、総需要量の予測値及び発生頻度をサーバ２に送信する。

そして、サーバ２のＣＰＵ２１と通信インターフェース２４は、第２予測情報受信部として機能することにより、各アグリゲータサーバ５から総需要量の予測値と発生頻度を受信し、受信された総需要量の予測値と発生頻度に基づいて、小売電気事業者が管理するアグリゲータ全体の総需要量を予測する。そしてサーバ２は、実施形態１の調達目標決定部２０３と同様に、予測された総需要量に基づいて、調達目標量を決定する。そして、サーバ２のＣＰＵ２１と通信インターフェース２４は、割り当て送信部として機能することにより、決定された調達目標量に基づいて、アグリゲータ毎に割り当てる電力量を決定し、アグリゲータサーバ５に通知する。アグリゲータサーバ５のＣＰＵ５１及び通信インターフェース５４は、要求送信部として機能することにより、通知された割り当て電力量に基づいて、電力削減要求を生成し、電力管理装置１００に送信する。

本実施形態によれば、電力管理装置１００の管理を小売電気事業者ではなく、アグリゲータが行うことにより、クラウド上の負荷分散を図ることができる。また、アグリゲータと契約することで、アグリゲータ毎の電力料金メニューなどのインセンティブサービスを小売電気事業者が容易に運用できる。

（変形例）
以上、本発明の実施形態を説明したが、本発明を実施するにあたっては、種々の形態による変形及び応用が可能である。

例えば、実施形態１において、電力管理装置１００は、電気機器３００が消費する電力の複数の予測値として、平均値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}、と、平均値から±２σ離れたＰ_{ｔｎ＿ｈｉｇｈ}及びＰ_{ｔｎ＿ｌｏｗ}との３つの値を取得する。しかし、電力管理装置１００が取得する複数の予測値はこれらに限られない。例えば、電力管理装置１００は、複数の予測値として、平均値と、その平均値から±σ離れた値を取得してもよい。また、電力管理装置１００が取得する予測値の数は３つに限られず、３よりも多い数の予測値を取得してもよい。

また、電力管理装置１００は、特定の予測対象時間について、異なる時刻に予測された予測値を比較し、その結果を、サーバ２に送信してもよい。その予測値の変化が小さい場合、その予測値は信頼性が高いと考えられる。そのため、例えば、ある需要家の電力管理装置１００が、予測対象時間Ｔ_ｎにおける予測値Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}の値に変化が少ないと判定した場合、その結果を受信したサーバ２は、その需要家については、Ｐ_{ｔｎ＿ｔｙｐ}を総需要量の予測に用いることで、予測精度を向上させることができる。

また、電力管理装置１００は、サーバ２に削減可能な電力量を算出し、通知してもよい。例えば、電力管理装置１００は、省エネルギーモードで電気機器３００を動作させることで削減可能な電力や、スケジュール制御が計画されている電気機器３００のスケジュールをシフトすることにより削減可能な電力をサーバ２に通知する。この場合、サーバ２は、削減対象需要家を、削減可能な電力が大きい需要家から選定する。また、電力管理装置１００のユーザは、電力削減要求に応じて、消費電力が削減される電気機器３００を予め設定してもよい。

また、サーバ２は、電力削減要求に含まれる予測値の代わりに、削減されるべき電力値として特定の電力値を電力削減要求に含めてもよい。この特定の電力値は、例えば、需要家全体で削減すべき電力値を、需要家の契約電力量、または特定の期間における需要家の電力消費量に比例して分配した場合の電力値に基づいて決定される。

また、電力管理装置１００は、需要家宅内における節電を促進するために、現在の電力の単価情報と次に更新される単価と更新時刻、日毎の電気料金情報や月末電気料金予想情報をサーバ２から受信し、端末装置７００に表示させてもよい。受信したデータは、電力管理装置１００内に蓄積され、必要に応じて、年月日毎の電気料金の表示に用いられてもよい。

また、需要家の宅内に設置される電気機器３００に、代替的にガス機器を利用可能な電気機器３００が含まれる場合、電力管理装置１００は、電力削減要求を受信した場合、ガス機器で代替できる旨を報知してもよい。例えば、電力管理装置１００は、「電気ポットの代わりに、ガスコンロでお湯を沸かしましょう」、「電子レンジの代わりに、ガスコンロで調理しましょう」といったメッセージをタッチスクリーン１５または端末装置７００に表示させてもよい。また、電力管理装置１００は、発電設備５００に、ガスを利用した発電システム、いわゆるエネファームが含まれる場合、エネファームの沸き上げ運転を実施し、発電させることで商用電源の消費電力を削減してもよい。また、電力管理装置１００は、電気機器３００に電気とガスとの両方のエネルギーを使うことができる機器（例えば、ハイブリッド型給湯機）が含まれる場合、エネルギーとしてガスが優先的に利用されるように電気機器３００を制御してもよい。

また、上記のようにガス機器が電気機器３００とともに併用された場合、電力管理装置１００は、ガス併用による消費電力の削減効果、電気料金の削減効果と、ガス使用量の増加量及びガス代金の増加量をデータとして蓄積し、電力消費削減効果により発生した差額（損失または利益）を算出してもよい。そして、電力管理装置１００は、ガス併用による電力削減効果をサーバ２に送信してもよい。この構成により、小売電気事業者は、ガス併用が可能な設備を有する需要家を対象として、電力消費を減らしたい時間帯の電気料金をガス料金よりも高くする、あるいは、ガスの代わりに電力を使用させたい時間帯の電気料金をガス料金よりも安くするといった料金メニューを展開することができる。また、小売電気事業者は、電力とガスをセットで販売する場合、ガス料金の割引時間帯や電気料金の割引時間帯の指定を電力の需給管理に応じて実現することができる。また、電力管理装置１００は、その料金メニューを受信し、電力からガス、ガスから電力へと、小売電気事業者の意図に合わせて機器を動作させるエネルギー源を制御してもよい。

上記の構成によれば、ガスの併用により、生活の快適性を抑制することなく、消費電力を削減するために、どの電気機器３００をどのように制御するかの調整の幅が広がる。また、ガスに置き換えたエネルギー量を電力管理装置１００で管理することにより、電力削減要求に応じてガスを代替使用した場合に、電気料金の単価の割引、各種の特典が得られるポイントの付与といったインセンティブを需要家に与えるシステムを実現することができる。

また、上記の実施形態において、需要家電力管理システム１がさらにスマートメータを含んでもよい。ここで、スマートメータは、サーバ２と通信可能に接続されている電力計測装置である。電力管理装置１００は、電力計測装置２００の代わりにスマートメータを用いて電力情報を取得してもよい。また、電力管理装置１００は、電力計測装置２００とスマートメータとを適宜切り替えることにより、いずれかから電力情報を取得してもよい。

また、本発明に係る電力管理装置１００、サーバ２、及びアグリゲータサーバ５の動作を規定する動作プログラムを既存のパーソナルコンピュータや情報端末装置に適用することで、当該パーソナルコンピュータ等を本発明に係る電力管理装置１００、サーバ２、及びアグリゲータサーバ５として機能させることも可能である。

また、このようなプログラムの配布方法は任意であり、例えば、ＣＤ−ＲＯＭ（Compact Disk Read-Only Memory）、ＤＶＤ（Digital Versatile Disk）、メモリカードなどのコンピュータ読み取り可能な記録媒体に格納して配布してもよいし、インターネットなどの通信ネットワークを介して配布してもよい。

本発明は、本発明の広義の精神と範囲を逸脱することなく、様々な実施形態及び変形が可能とされるものである。また、上述した実施形態は、本発明を説明するためのものであり、本発明の範囲を限定するものではない。つまり、本発明の範囲は、実施形態ではなく、請求の範囲によって示される。そして、請求の範囲内及びそれと同等の発明の意義の範囲内で施される様々な変形が、本発明の範囲内とみなされる。

本発明は、電気機器を制御する制御システムに適用可能である。

１ 需要家電力管理システム、２ サーバ、３ ネットワーク、５ アグリゲータサーバ、１０ 電力管理システム、１１，２１，５１ ＣＰＵ、１２，２２，５２ ＲＯＭ、１３，２３，５３ ＲＡＭ、１４，２４，５４ 通信インターフェース、１５ タッチスクリーン、１６，２５，５５ メモリ、１００ 電力管理装置、１０１ 電力情報受信部、１０２ 電力履歴記憶部、１０３ スケジュール記憶部、１０４ 予測部、１０５ 予測情報送信部、１０６ 要求受信部、１０７ 制御部、１０８ 報知部、２００ 電力計測装置、２０１ 予測情報受信部、２０２ 総需要量算出部、２０３ 調達目標決定部、２０４ 要求送信部、３００ 電気機器、４００ 自立切替盤、５００ 発電設備、６００ 蓄電設備、７００ 端末装置

Claims (12)

1. 少なくとも１つの他の電力管理装置と通信可能に接続されたサーバと通信可能に接続された電力管理装置であって、
   電気機器が消費した電力の履歴に基づいて、将来の指定された期間内において前記電気機器が消費する電力の複数の予測値と、それぞれの予測値の前記履歴における発生頻度とを取得する予測手段と、
   前記複数の予測値と前記発生頻度とを、前記サーバに送信する予測情報送信手段と、
   前記サーバにより、前記電力管理装置と、前記少なくとも１つの他の電力管理装置とのそれぞれから送信された前記複数の予測値及び前記発生頻度に基づいて生成された、前記期間内に前記電気機器が消費する電力を削減する要求を前記サーバから受信する要求受信手段と、
   を備える電力管理装置。
2. 前記電力管理装置が前記電気機器を制御する旨を、前記要求に応じて報知する報知手段をさらに備える、
   請求項１に記載の電力管理装置。
3. 前記要求は、前記期間内に前記電気機器が消費する電力の最大値として、前記複数の予測値のうちのいずれかに基づいて決定された値を指定する、
   請求項１または２に記載の電力管理装置。
4. 前記要求に応じて、前記電気機器の動作を制御する制御手段をさらに備える、
   請求項１から３のいずれか１項に記載の電力管理装置。
5. 前記予測手段は、さらに前記期間における前記電気機器のスケジュールに基づいて、前記複数の予測値と前記発生頻度を取得する、
   請求項１から４のいずれか１項に記載の電力管理装置。
6. 電気機器を制御する複数の電力管理装置と通信可能に接続されたサーバであって、
   将来の指定された期間内において前記電気機器が消費する電力の複数の予測値と、それぞれの予測値の、前記電気機器が消費した電力の履歴における発生頻度とを、前記複数の電力管理装置のそれぞれから受信する予測情報受信手段と、
   前記複数の電力管理装置のそれぞれから受信した、前記複数の予測値と前記発生頻度とに基づいて、前記期間内に前記電気機器を動作させるために調達すべき電力量を決定する調達目標決定手段と、
   前記調達すべき電力量が、前記期間内に調達可能な電力量よりも大きい場合、前記複数の電力管理装置のうち少なくとも１つの前記電力管理装置に、前記期間内に前記少なくとも１つの電力管理装置が制御する前記電気機器が消費する電力を削減する要求を送信する要求送信手段と、
   を備えるサーバ。
7. 複数の電力管理装置のそれぞれが制御する電気機器が消費した電力の履歴に基づいて、将来の指定された期間内において前記電気機器が消費する電力の複数の予測値と、それぞれの予測値の前記履歴における発生頻度とを、前記複数の電力管理装置ごとに取得する予測手段と、
   前記複数の電力管理装置ごとに取得された前記複数の予測値と前記発生頻度とに基づいて、前記期間内に前記電気機器を動作させるために調達すべき電力量を決定する調達目標決定手段と、
   前記調達すべき電力量が、前記期間内に調達可能な電力量よりも大きい場合、前記期間内に、前記複数の電力管理装置のうち少なくとも１つの電力管理装置が制御する前記電気機器が消費する電力を削減する要求を生成する要求生成手段と、
   を備える電力管理システム。
8. 電気機器を制御する複数の電力管理装置と、当該電力管理装置と通信可能に接続された複数のアグリゲータサーバと、当該アグリゲータサーバと通信可能に接続されたサーバとを含む電力管理システムであって、
   前記電力管理装置は、
   前記電気機器が消費した電力の履歴に基づいて、将来の指定された期間内において前記電気機器が消費する電力の複数の第１予測値と、それぞれの予測値の前記履歴における第１発生頻度とを取得する第１予測手段と、
   前記複数の第１予測値と前記第１発生頻度とを、前記アグリゲータサーバに送信する第１予測情報送信手段と、
   前記期間内に前記電気機器が消費する電力を削減する要求を前記アグリゲータサーバから受信する要求受信手段と、
   を備え、
   前記アグリゲータサーバは、
   前記電力管理装置のそれぞれから、前記複数の第１予測値及び前記第１発生頻度を受信する第１予測情報受信手段と、
   前記受信された複数の第１予測値及び第１発生頻度に基づいて、前記複数の電力管理装置全体の前記期間内における消費電力の複数の第２予測値と、それぞれの第２予測値の第２発生頻度とを取得する第２予測手段と、
   前記複数の第２予測値及び前記第２発生頻度を、前記サーバに送信する第２予測情報送信手段と、
   前記サーバから受信した割り当て電力量に基づいて、前記要求を前記電力管理装置に送信する要求送信手段と、
   を備え、
   前記サーバは、
   前記アグリゲータサーバのそれぞれから、前記複数の第２予測値及び前記第２発生頻度を受信する第２予測情報受信手段と、
   前記複数の第２予測値と前記第２発生頻度とに基づいて、前記期間内に前記電気機器を動作させるために調達すべき電力量を決定する調達目標決定手段と、
   前記調達すべき電力量に基づいて取得された、前記アグリゲータサーバ毎の割り当て電力量を、前記アグリゲータサーバに送信する割り当て送信手段と、を備える、
   電力管理システム。
9. 少なくとも１つの他の電力管理装置と通信可能に接続されたサーバと通信可能に接続された電力管理装置が実行する電力管理方法であって、
   電気機器が消費した電力の履歴に基づいて、将来の指定された期間内において前記電気機器が消費する電力の複数の予測値と、それぞれの予測値の前記履歴における発生頻度とを取得し、
   前記複数の予測値と前記発生頻度とを、前記サーバに送信し、
   前記サーバにより、前記電力管理装置と、前記少なくとも１つの他の電力管理装置とのそれぞれから送信された前記複数の予測値及び前記発生頻度に基づいて生成された、前記期間内に前記電気機器が消費する電力を削減する要求を前記サーバから受信する、
   電力管理方法。
10. 電気機器を制御する複数の電力管理装置と通信可能に接続されたサーバが実行する電力管理方法であって、
    将来の指定された期間内において前記電気機器が消費する電力の複数の予測値と、それぞれの予測値の、前記電気機器が消費した電力の履歴における発生頻度とを、前記複数の電力管理装置のそれぞれから受信し、
    前記複数の電力管理装置のそれぞれから受信した、前記複数の予測値と前記発生頻度とに基づいて、前記期間内に前記電気機器を動作させるために調達すべき電力量を決定し、
    前記調達すべき電力量が、前記期間内に調達可能な電力量よりも大きい場合、前記複数の電力管理装置のうち少なくとも１つの前記電力管理装置に、前記期間内に前記少なくとも１つの電力管理装置が制御する前記電気機器が消費する電力を削減する要求を送信する、
    電力管理方法。
11. 少なくとも１つの他のコンピュータと通信可能に接続されたサーバと通信可能に接続されたコンピュータを、
    電気機器が消費した電力の履歴に基づいて、将来の指定された期間内において前記電気機器が消費する電力の複数の予測値と、それぞれの予測値の前記履歴における発生頻度とを取得する予測手段、
    前記複数の予測値と前記発生頻度とを、前記サーバに送信する予測情報送信手段、
    前記サーバにより、前記コンピュータと、前記少なくとも１つの他のコンピュータとのそれぞれから送信された前記複数の予測値及び前記発生頻度に基づいて生成された、前記期間内に前記電気機器が消費する電力を削減する要求を前記サーバから受信する要求受信手段、
    として機能させるプログラム。
12. 電気機器を制御する複数の電力管理装置と通信可能に接続されたコンピュータを、
    将来の指定された期間内において前記電気機器が消費する電力の複数の予測値と、それぞれの予測値の、前記電気機器が消費した電力の履歴における発生頻度とを、前記複数の電力管理装置のそれぞれから受信する予測情報受信手段、
    前記複数の電力管理装置のそれぞれから受信した、前記複数の予測値と前記発生頻度とに基づいて、前記期間内に前記電気機器を動作させるために調達すべき電力量を決定する調達目標決定手段、
    前記調達すべき電力量が、前記期間内に調達可能な電力量よりも大きい場合、前記複数の電力管理装置のうち少なくとも１つの前記電力管理装置に、前記期間内に前記少なくとも１つの電力管理装置が制御する前記電気機器が消費する電力を削減する要求を送信する要求送信手段、
    として機能させるプログラム。

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