JP6508392B2 - 制御装置、制御方法およびプログラム - Google Patents

Description

本発明は、発電装置を制御する制御装置、制御方法およびプログラムに関する。

太陽光発電装置や風力発電装置などの再生可能エネルギーを用いて発電する発電装置（以下「再エネ電源」とも称する）が接続された電力系統が知られている。
再エネ電源が接続された電力系統では、電力需要を電力供給が上回る場合、再エネ電源等の発電装置の出力（電力供給）を抑制する必要が生じる。
特許文献１には、電力系統に接続されたＰＶ（Photovoltaic power generation：太陽光発電）装置の出力を抑制する電力系統制御システムが記載されている。
この電力系統制御システムは、ＰＶ装置の定格出力に基づいて、複数のＰＶ装置をグループ分けする。そして、この電力系統制御システムは、電力需給バランスを満足させるために、グループ単位でＰＶ装置の出力を抑制する。

特許第５４６０６２２号公報

現在、電力系統の管理者（例えば、電力会社）がアグリゲータやPPS（Power Producer and Supplier：特定規模電気事業者）、IPP（Independent Power Producer：独立系発電事業者）、及び再エネ電源等を有する一般の需要家から再エネ電源等の発電装置の出力（電力）を買い取る仕組みが検討されている。
この仕組みでは、例えば、複数のIPPの各々の発電装置（例えば、再エネ電源）が電力系統に接続されている場合に、特定のIPPの発電装置の出力が常に優先的に買い取られ、他のIPPの発電装置の出力が常に抑制されることは好ましくない。このため、再エネ電源等の発電装置の出力を抑制する必要が生じたとき、出力抑制の公平性を保つように各発電装置の出力を抑制することが求められる。
特許文献１に記載の電力系統制御システムは、電力需給バランスを満足させるためにグループ単位でＰＶ装置の出力を単に抑制するシステムであり、出力抑制の公平性に関して何ら考慮していない。したがって、この電力系統制御システムでは、公平性を保つように各発電装置の出力を抑制することは困難であった。

本発明の目的は、上記課題を解決可能な制御装置、制御方法およびプログラムを提供することである。

本発明の制御装置は、発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定部と、
前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する通信部と、を備え、
前記決定部は、出力制御時間帯における前記発電装置群の出力状態と、前記発電装置群に属する前記複数の所定発電装置の出力状態との差に応じて前記出力制御情報を決定する構成である。

または、発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定部と、
前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する通信部と、を備え、
前記決定部は、さらに前記発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群とは異なる発電装置群の出力状態に関する第１指標との差に応じて前記出力制御情報を決定する構成である。

または、発電装置群の出力状態に関する指標に基づいて、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定部と、
前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する通信部と、を備え、
前記決定部は、前記発電装置群の出力状態に関する指標と、前記発電装置群とは異なる発電装置群の出力状態に関する指標との差に応じて前記出力制御情報を決定する構成である。

または、発電装置群に属する複数の第１発電装置の出力状態に関する指標と、前記発電装置群に属する、前記複数の第１発電装置とは異なる複数の第２発電装置の出力状態に関する指標と、に基づいて、前記複数の第１発電装置の出力制御情報を決定する決定部と、
前記出力制御情報を対応する前記複数の第１発電装置に送信する通信部と、を備え、
前記決定部は、出力制御時間帯における前記複数の第１発電装置の出力状態と、前記複数の第２発電装置の出力状態との差に応じて前記出力制御情報を決定する構成である。

または、発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定部と、
前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する通信部と、を備え、
前記出力制御情報は、
所定時間帯の前記発電装置群の基準発電量と、経過済みの時間帯の前記発電装置群の抑制回数または抑制時間の少なくともいずれか一方とに基づいて設定された前記第１指標と、
前記所定時間帯の前記発電装置群に属する前記複数の所定発電装置の基準発電量と、前記経過済みの時間帯の前記複数の所定発電装置の抑制回数または抑制時間の少なくともいずれか一方とに基づいて設定された前記第２指標との差に応じて決定される構成である。

本発明の制御方法は、発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定し、
前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信し、
前記出力制御情報を、出力制御時間帯における前記発電装置群の出力状態と、前記発電装置群に属する前記複数の所定発電装置の出力状態との差に応じて決定する方法である。

または、発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定し、
前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信し、
前記出力制御情報を、前記発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群とは異なる発電装置群の出力状態に関する第１指標との差に応じて決定する方法である。

または、発電装置群の出力状態に関する指標に基づいて、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力制御情報を決定し、
前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信し、
前記出力制御情報を、前記発電装置群の出力状態に関する指標と、前記発電装置群とは異なる発電装置群の出力状態に関する指標との差に応じて決定する方法である。

または、発電装置群に属する複数の第１発電装置の出力状態に関する指標と、前記発電装置群に属する、前記複数の第１発電装置とは異なる複数の第２発電装置の出力状態に関する指標と、に基づいて、前記複数の第１発電装置の出力制御情報を決定し、
前記出力制御情報を対応する前記複数の第１発電装置に送信し、
前記出力制御情報を、出力制御時間帯における前記複数の第１発電装置の出力状態と、前記複数の第２発電装置の出力状態との差に応じて決定する方法である。

または、発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定し、
前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信し、
前記出力制御情報を、
所定時間帯の前記発電装置群の基準発電量と、経過済みの時間帯の前記発電装置群の抑制回数または抑制時間の少なくともいずれか一方とに基づいて設定された前記第１指標と、前記所定時間帯の前記発電装置群に属する前記複数の所定発電装置の基準発電量と、前記経過済みの時間帯の前記複数の所定発電装置の抑制回数または抑制時間の少なくともいずれか一方とに基づいて設定された前記第２指標との差に応じて決定する方法である。

本発明のプログラムは、コンピュータに、
発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定手順と、
前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する送信手順と、を実行させるためのものであり、
前記決定手順にて、出力制御時間帯における前記発電装置群の出力状態と、前記発電装置群に属する前記複数の所定発電装置の出力状態との差に応じて前記出力制御情報を決定させるためのものである。

または、コンピュータに、
発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定手順と、
前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する送信手順と、を実行させるためのものであり、
前記決定手順にて、前記発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群とは異なる発電装置群の出力状態に関する第１指標との差に応じて前記出力制御情報を決定させるためのものである。

または、コンピュータに、
発電装置群の出力状態に関する指標に基づいて、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定手順と、
前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する送信手順と、を実行させるためのものであり、
前記決定手順にて、前記発電装置群の出力状態に関する指標と、前記発電装置群とは異なる発電装置群の出力状態に関する指標との差に応じて前記出力制御情報を決定させるためのものである。

または、コンピュータに、
発電装置群に属する複数の第１発電装置の出力状態に関する指標と、前記発電装置群に属する、前記複数の第１発電装置とは異なる複数の第２発電装置の出力状態に関する指標と、に基づいて、前記複数の第１発電装置の出力制御情報を決定する決定手順と、
前記出力制御情報を対応する前記複数の第１発電装置に送信する送信手順と、を実行させるためのものであり、
前記決定手順にて、出力制御時間帯における前記複数の第１発電装置の出力状態と、前記複数の第２発電装置の出力状態との差に応じて前記出力制御情報を決定するものである。

または、コンピュータに、
発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定手順と、
前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する送信手順と、を実行させるためのものであり、
前記決定手順にて、所定時間帯の前記発電装置群の基準発電量と、経過済みの時間帯の前記発電装置群の抑制回数または抑制時間の少なくともいずれか一方とに基づいて設定された前記第１指標と、前記所定時間帯の前記発電装置群に属する前記複数の所定発電装置の基準発電量と、前記経過済みの時間帯の前記複数の所定発電装置の抑制回数または抑制時間の少なくともいずれか一方とに基づいて設定された前記第２指標との差に応じて前記出力制御情報を決定させるためのものである。

本発明によれば、公平性を保つように各発電装置の出力を抑制することが可能になる。

本発明の第１実施形態の発電制御装置Ａを示した図である。 発電制御装置Ａの動作を説明するためのフローチャートである。 本発明の第１実施形態の一変形例を示した図である。 本発明の第２実施形態の制御装置Ｂを示した図である。 制御装置Ｂの動作を説明するためのフローチャートである。 本発明の第２実施形態の一変形例を示した図である。 本発明の第３実施形態を示した図である。 本発明の第３実施形態の動作を説明するための図である。 本発明の第４実施形態の制御システム１００を示した図である。 制御システム１００の動作を説明するための図である。 制御システム１００の動作を説明するためのフローチャートである。 電力需給関係を表す図である。 発電制御装置２の動作を説明するためのフローチャートである。 第５実施形態の制御システム１００Ａを示した図である。 制御システム１００Ａの動作を説明するための図である。 制御装置１１の動作を説明するためのフローチャートである。 対象発電制御装置２の動作を説明するためのフローチャートである。 第６実施形態の制御システム１００Ｂを示した図である。 制御システム１００Ｂの動作を説明するための図である。

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。

（第１実施形態）
図１Ａは、本発明の第１実施形態の発電制御装置Ａを示した図である。
発電制御装置Ａは、電力系統に接続された発電装置を制御する。以下、発電制御装置Ａにて制御される発電装置を「制御対象の発電装置」とも称する。制御対象の発電装置は、所定発電装置の一例である。
制御対象の発電装置は、例えば、再生可能エネルギーを用いて発電する発電装置（再エネ電源）である。再エネ電源としては、太陽光発電装置、風力発電装置、小水力発電装置、地熱発電装置、潮力発電装置、バイオマス発電装置などが挙げられる。以下、特に太陽光発電装置と風力発電装置を、それぞれ、「ＰＶ装置」、「ＷＴ（Wind Turbine）装置」とも称する。再エネ電源は、上述した装置に限らず適宜変更可能である。また、制御対象の発電装置は、再エネ電源以外の燃料電池やガスタービン発電装置など、発電抑制が必要な時間帯に発電抑制が可能な如何なる発電装置でもよい。

発電制御装置Ａは、通信部Ａ１と制御部Ａ２とを含む。

通信部Ａ１は、制御対象の発電装置を制御するための出力抑制情報を受信する。
出力抑制情報は、公平性の指標および出力制御情報の一例である。
出力抑制情報は、複数の発電装置が属する発電装置群での出力抑制状態に関する第１指標と、制御対象の発電装置の出力抑制状態に関する第２指標と、に基づいて決定される。出力抑制状態は、出力状態の一例である。
ここで、出力抑制状態や出力状態とは、例えば、発電装置群や発電装置における、出力制御された発電量や発電抑制量、発電量上限値（出力の上限値）、装置のオン／オフ状態、出力制御された時間、出力制御された結果としての売電収益や売電損失などである。
第１指標は、基準指標の一例である。第２指標は個別指標の一例である。
ここで、制御対象の発電装置は、発電装置群に属してもよいし属さなくてもよい。
以下では、制御対象の発電装置は、発電装置群に属するものとする。
なお、第１指標や第２指標を考慮すると、発電装置群は、同一再エネ電源カテゴリに属する再エネ電源で構成された発電装置群である方が、再エネ電源の種別に伴う特性の違いを反映することができるため、公平性の観点で望ましい。また、同一再エネ電源カテゴリにおいては、同一の出力電力の上限値（定格値や契約容量）を持つ電源を第１指標や第２指標の対象とした方が、発電抑制を行う際、出力電力の上限都によって変わる抑制電力の絶対値の違いを反映させることができるため、公平性の観点で望ましい。

本実施形態では、第１指標として、発電装置群全体での出力抑制の程度が大きいほど値が小さくなる指標が用いられる。第２指標として、制御対象の発電装置での出力抑制の程度が大きいほど値が小さくなる指標が用いられる。
第１指標と第２指標は、例えば、発電装置群に属する各発電装置の発電量に基づいて決定される。
例えば、第１指標は、所定時間帯（例えば、出力抑制時間帯のうちの経過済みの時間帯、または、単位時間帯）での発電装置群の基準発電量に対する、出力抑制時間帯のうちの経過済みの時間帯での発電装置群の発電量の比である。出力抑制時間帯は、出力制御時間帯の一例である。
以下「出力抑制時間帯のうちの経過済みの時間帯」を単に「経過済みの時間帯」と称する。なお、「経過済みの時間帯」は、過去に実施された複数の出力抑制時間帯の各々の経過済みの時間帯の積算時間帯でもよい。
第２指標は、該所定時間帯での制御対象の発電装置の基準発電量に対する、経過済みの時間帯での制御対象の発電装置の発電量の比である。
ここで、発電装置群の基準発電量としては、例えば、発電装置群に属する各発電装置の出力電力の上限値に該所定時間帯の時間長を乗算した値の総和が用いられる。制御対象の発電装置の基準発電量としては、例えば、制御対象の発電装置の出力電力の上限値に該所定時間帯の時間長を乗算した値が用いられる。
各発電装置の出力電力の上限値と制御対象の発電装置の出力電力の上限値の一例は、各発電装置の出力電力の定格値と、制御対象の発電装置の出力電力の定格値である。
なお、各発電装置の出力電力の上限値と制御対象の発電装置の出力電力の上限値は、定格値に限らず適宜変更可能である。例えば、各発電装置の出力電力の上限値と制御対象の発電装置の出力電力の上限値は、各発電装置の出力電力の契約上の上限値と制御対象の出力電力の契約上の上限値でもよい。ここで、契約上の上限値とは、例えば、発電装置の管理者（例えば、PPS）と電力系統の管理者（例えば、電力会社）との間で契約された発電装置の出力電力の上限値（例えば、契約容量）である。

なお、第１指標として、発電装置群全体での出力抑制の程度が大きいほど値が大きくなる指標が用いられ、第２指標として、制御対象の発電装置での出力抑制の程度が大きいほど値が大きくなる指標が用いられてもよい。
例えば、第１指標として、所定時間帯（例えば、出力抑制時間帯のうちの経過済みの時間帯、または、単位時間帯）での発電装置群の基準発電量に対する、経過済みの時間帯での発電装置群の抑制電力量の比が用いられてもよい。そして、第２指標として、該所定時間帯での制御対象の発電装置の基準発電量に対する、経過済みの時間帯での制御対象の発電装置の抑制電力量の比が用いられてもよい。
ここで、発電装置群の抑制電力量として、例えば、経過済みの時間帯での発電装置群の基準発電量から経過済みの時間帯での発電装置群の発電量を差し引いた値が用いられる。そして、制御対象の発電装置の抑制電力量として、例えば、経過済みの時間帯での制御対象の発電装置の基準発電量から経過済みの時間帯での制御対象の発電装置の発電量を差し引いた値が用いられる。

出力抑制情報は、例えば、出力抑制時間帯における発電装置群での出力抑制状態と、同出力抑制時間帯における制御対象の発電装置での出力抑制状態と、の差が小さくなるように、第１指標と第２指標に基づいて、外部装置にて決定される。以下、上記差を「状態差」とも称する。
例えば、第２指標にて特定される制御対象の発電装置での出力抑制の程度が、第１指標にて特定される発電装置群全体での出力抑制の程度よりも大きい場合、外部装置は、次の発電抑制の機会では、制御対象の発電装置での出力抑制の程度を小さくする出力抑制情報を決定する。
また、第２指標にて特定される制御対象の発電装置での出力抑制の程度が、第１指標にて特定される発電装置群全体での出力抑制の程度よりも小さい場合、外部装置は、次の発電抑制の機会では、制御対象の発電装置での出力抑制の程度を大きくする出力抑制情報を決定する。
また、第２指標にて特定される制御対象の発電装置での出力抑制の程度が、第１指標にて特定される発電装置群全体での出力抑制の程度と同じ（同程度）である場合は、外部装置は、次の発電抑制の機会では、制御対象の発電装置での出力抑制の程度を変更せずに出力抑制情報を決定する。

本実施形態では、出力抑制情報は、制御対象の発電装置の発電量上限値を示す。ここで、発電量上限値は、出力上限値の一例である。この場合、出力抑制の程度を大きくするほど、制御対象の発電装置の発電量上限値は小さくなる。
外部装置は、発電装置群に要求される出力抑制量が出力抑制時間帯にわたって一定である場合、状態差が小さくなるように、第１指標と第２指標の差が大きいほど、所定発電装置の発電量上限値の変更幅を大きくする出力抑制情報を決定する。出力抑制量は、出力制御量の一例である。
なお、出力抑制情報が示す情報は、発電量上限値に限らず、出力抑制の時間など適宜変更可能である。
外部装置は、出力抑制情報を発電制御装置Ａに送信する。通信部Ａ１は、外部装置から出力抑制情報を受信する。

制御部Ａ２は、通信部Ａ１が受信した出力抑制情報に基づいて、制御対象の発電装置の出力を制御する。

次に、動作を説明する。
図１Ｂは、発電制御装置Ａの動作を説明するためのフローチャートである。
通信部Ａ１は、出力抑制情報を受信する（ステップＳ２０１）。続いて、通信部Ａ１は、出力抑制情報を制御部Ａ２に出力する。
制御部Ａ２は、出力抑制情報を受信すると、出力抑制情報に基づいて制御対象の発電装置の出力を制御する（ステップＳ２０２）。本実施形態では、制御部Ａ２は、制御対象の発電装置から電力系統へ出力される電力を、出力抑制情報が示す発電量上限値以下に抑制する。

次に、本実施形態の効果を説明する。
本実施形態では、通信部Ａ１は、制御対象の発電装置での出力抑制状態と他の発電装置を含む発電装置群での出力抑制状態とが反映された出力抑制情報を受信する。出力抑制情報に反映された制御対象の発電装置と発電装置群との間の出力抑制状態との関係は、制御対象の発電装置と他の発電装置との出力抑制状態の違いを表す。このため、制御部Ａ２が、この違いが反映された出力抑制情報に基づいて制御対象の発電装置の出力を制御することで、発電装置間の出力抑制の公平性を改善可能になる。

また、出力抑制情報は、発電装置群での出力抑制状態と制御対象の発電装置での出力抑制状態との差が小さくなるように、第１指標と第２指標に基づいて決定されたものである。このため、制御部Ａ２が、この出力抑制情報に基づいて制御対象の発電装置の出力を制御することで、発電装置間での出力抑制の公平性を改善可能になる。

また、出力抑制情報は、発電装置群に要求される出力抑制量が出力抑制時間帯にわたって一定である場合、状態差が小さくなるように、第１指標と第２指標の差が大きいほど、制御対象の発電装置の発電量上限値の変更幅を大きくする情報である。このため、制御部Ａ２が、この出力抑制情報に基づいて制御対象の発電装置の出力を制御することで、発電装置間での出力抑制の公平性を高い精度で改善可能になる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
出力抑制情報が更新されるごとに繰り返し送信される場合、通信部Ａ１は、出力抑制情報を繰り返し受信してもよい。そして、制御部Ａ２は、通信部Ａ１が受信した出力抑制情報のうち最新の出力抑制情報に基づいて制御対象の発電装置の出力を制御してもよい。この場合、最新の出力抑制情報に基づいて制御対象の発電装置の出力を制御可能になる。

制御部Ａ２は、通信部Ａ１での出力抑制情報の受信間隔以下の時間間隔で、最新の出力抑制情報に基づいて制御対象の発電装置の出力を制御してもよい。例えば、制御対象の発電装置が再生エネ電源である場合、気象条件に応じて、制御対象の発電装置自体の出力が短い時間の間に変動する可能性がある。制御対象の発電装置の出力制御を出力抑制情報の受信間隔以下の時間間隔で行うことで、制御対象の発電装置自体の出力の変動に対応することが可能になる。

通信部Ａ１は、制御対象の発電装置の発電量を出力抑制情報の送信元に送信してもよい。この場合、通信部Ａ１は、制御対象の発電装置の発電量を出力抑制情報の送信元に、出力抑制情報の受信間隔以下の時間間隔で送信してもよい。この場合、制御対象の発電装置の最新の発電量が最新の出力抑制情報に反映され、発電抑制制御の精度を向上させることができる。

発電装置群の基準発電量として、該所定時間帯での発電装置群の推定発電量（該当時間帯で理論的に発電が可能な量）が用いられ、制御対象の発電装置の基準発電量として、該所定時間帯での制御対象の発電装置の推定発電量（該当時間帯で理論的に発電が可能な量）が用いられてもよい。以下では、推定発電量を発電可能量とも称する。

第１指標として、該所定時間帯での発電装置群の基準売電収益に対する、経過済みの時間帯での発電装置群の発電量に応じた売電収益の比が用いられてもよい。この際、第２指標として、該所定時間帯での制御対象の発電装置の基準売電収益に対する、経過済みの時間帯での制御対象の発電装置の発電量に応じた売電収益の比が用いられてもよい。

発電装置群の基準売電収益の一例としては、発電装置群に属する各発電装置の出力電力の上限値に該所定時間帯の時間長を乗算した値に該発電装置での単位売電価格を乗算した値の総和が挙げられる。また、制御対象の発電装置の基準売電収益の一例としては、制御対象の発電装置の出力電力の上限値に該所定時間を乗算した値に制御対象の発電装置での単位売電価格を乗算した値が挙げられる。

発電制御装置Ａは、第１指標と第２指標とに基づいて出力抑制情報を決定し、その決定した出力抑制情報に基づいて制御対象の発電装置の出力を制御してもよい。
図１Ｃは、第１指標と第２指標とに基づいて出力抑制情報を決定する発電制御装置ＡＡの一例を示した図である。
発電制御装置ＡＡは、決定部ＡＡ１と、制御部ＡＡ２と、を含む。
決定部ＡＡ１は、第１指標と第２指標とに基づいて出力抑制情報を決定する。決定部ＡＡ１での出力抑制情報の決定手法としては、例えば、上述した外部装置での出力抑制情報の決定手法が用いられる。
なお、決定部ＡＡ１は、第１指標と第２指標を上述した外部装置から受信してもよいし、第１指標を外部装置から受信し第２指標を生成してもよい。
制御部ＡＡ２は、決定部ＡＡ１が決定した出力抑制情報に基づいて、制御対象の発電装置の出力を制御する。制御部ＡＡ２での制御対象の発電装置の出力の制御手法は、例えば、制御部Ａ２での制御対象の発電装置の出力の制御手法と同様である。
具体的に説明すると、発電制御装置ＡＡは、受信した第１指標と、受信もしくは生成した第２指標とに基づいて出力抑制情報（出力制御情報の一例）を生成する。そして、この出力抑制情報に基づいて発電制御装置ＡＡは、制御対象の発電装置の出力の制御を行う。
この変形例によれば、外部装置が出力抑制情報を決定する必要がなくなるため、外部装置の負荷を低減可能になる。
なお、この変形例では、第１指標を受信する間隔をＴ１と、第１指標と第２指標に基づいて決定された出力抑制情報により発電制御を実行する間隔をＴ２としたとき、Ｔ１＞Ｔ２の関係を満たすことが望ましい。
例えば、制御部ＡＡ２が第１指標の受信間隔Ｔ１より短い時間間隔Ｔ２で発電制御する場合、決定部ＡＡ１は、時間間隔Ｔ２で、最新の第１指標と第２指標とを用いて出力抑制情報を決定する。
複数の発電装置群により決まる第１指標は全体としての指標なので短い間隔では変動しないが、各発電装置に関する第２指標は気象条件など短い時間で変動する。このため、Ｔ１より短いＴ２で発電制御を行うことで、発電装置の実際の発電状態に応じた発電制御を行うことが可能になる。よって、精度の高い発電制御を行うことが可能になる。
よって、発電制御をするたびに、最新の第１指標とその時点での第２指標により、出力抑制情報を作成して、発電制御装置の発電制御を行うことが好ましい。

（第２実施形態）
図２Ａは、本発明の第２実施形態の制御装置Ｂを示した図である。
制御装置Ｂは、例えば、第１実施形態で説明した外部装置の一例として機能する。
制御装置Ｂは、処理部Ｂ１と通信部Ｂ２とを含む。

処理部Ｂ１は、決定部の一例である。
処理部Ｂ１は、第１実施形態で説明した第１指標および第２指標に基づいて、発電装置群に属する各発電装置の出力抑制情報を決定する。ここで、第２指標は、発電装置群に属する発電装置ごとに存在する。なお、発電装置群は、第１実施形態で説明した発電装置群と同様である。
処理部Ｂ１は、発電装置群に属する発電装置ごとに、出力抑制時間帯における発電装置群での出力抑制状態と、該出力抑制時間帯における発電装置での出力抑制状態と、の差（状態差）が小さくなるように、第１指標と第２指標に基づいて出力抑制情報を決定する。
本実施形態では、処理部Ｂ１は、発電装置群に要求される出力抑制量が出力抑制時間帯にわたって一定である場合、発電装置群の発電装置ごとに、状態差が小さくなるように、第１指標と第２指標の差が大きいほど該発電装置の発電量上限値の変更幅を大きくする出力抑制情報を決定する。
処理部Ｂ１は、第１指標と第２指標を他の装置から受信してもよいし生成または決定してもよい。例えば、制御装置Ｂをアグリゲータが保有する場合、前記他の装置の一例としては、電力会社が保有する中央給電指令所の指令装置が挙げられる。
処理部Ｂ１は、例えば、第１実施形態で説明した手法で第１指標と第２指標を決定する。この場合、処理部Ｂ１は、発電装置群に属する各発電装置の発電量（経過済み時間帯での発電量）を、通信部Ｂ２を介して受信する。また、処理部Ｂ１は、第１指標と第２指標の決定に必要な定数（例えば、各発電装置の出力電力の上限値や所定時間）を予め保持している。
通信部Ｂ２は、処理部Ｂ１が決定した出力抑制情報を、その出力抑制情報に対応する発電装置に送信する。

次に、本実施形態の動作を説明する。
図２Ｂは、制御装置Ｂの動作を説明するためのフローチャートである。
処理部Ｂ１は、発電装置群に属する発電装置ごとに、状態差が小さくなるように、第１指標とその発電装置の第２指標に基づいて出力抑制情報を決定する（ステップＳ４０１）。

ここで、ステップＳ４０１の一例を説明する。
処理部Ｂ１は、発電装置群に属する発電装置ごとに、以下の動作を実行する。
処理部Ｂ１は、第２指標にて特定される発電装置での出力抑制の程度が、第１指標にて特定される発電装置群全体での出力抑制の程度よりも大きい場合、その発電装置での出力抑制の程度を小さくする出力抑制情報を決定する。
また、処理部Ｂ１は、第２指標にて特定される発電装置での出力抑制の程度が、第１指標にて特定される発電装置群全体での出力抑制の程度よりも小さい場合、その発電装置での出力抑制の程度を大きくする出力抑制情報を決定する。
本実施形態でも、第１実施形態と同様に、出力抑制情報は発電装置の発電量上限値を示す。この場合、出力抑制の程度を大きくするほど、制御対象の発電装置の発電量上限値は小さくなる。なお、出力抑制情報は、発電量上限値に限らず、出力抑制の時間など適宜変更可能である。
この際、発電装置群全体に要求される発電量上限値（出力抑制量）が出力抑制時間帯において確定されている場合、処理部Ｂ１は、各発電装置の発電量上限値の総和が発電装置群全体の発電量上限値以下になるように、各出力抑制情報を決定する。ここで、発電装置群全体の発電量上限値は、例えば出力抑制時間帯で一定であるとする。なお、発電量上限値は、出力抑制時間帯内で変更されてもよい。なお、出力抑制時間帯を分割した時間帯が、所定時間帯として用いられてもよい。

続いて、処理部Ｂ１は、通信部Ｂ２を介して、各出力抑制情報を対応する発電装置に送信する（ステップＳ４０２）。

各発電装置は、出力抑制情報を受信すると、発電装置から電力系統へ出力される電力を、出力抑制情報が示す発電量上限値以下に抑制する。

次に、本実施形態の効果を説明する。
本実施形態では、処理部Ｂ１は、発電装置群での出力抑制状態に関する第１指標と、発電装置群に属する各発電装置の出力抑制状態に関する第２指標と、に基づいて、各発電装置の出力抑制情報を決定する。第１指標と第２指標との関係は、発電装置群全体と個別の発電装置との出力抑制状態の違いを表す。このため、各出力抑制情報には、この違いが反映される。したがって、各発電装置がこれら出力抑制情報に基づいて出力を抑制すれば、発電装置間の出力抑制の公平性を改善可能になる。

処理部Ｂ１は、発電装置群に属する発電装置ごとに、状態差が小さくなるように、第１指標と第２指標に基づいて出力抑制情報を決定する。
このため、各発電装置がこれら出力抑制情報に基づいて出力を抑制すれば、発電装置間の出力抑制の差が小さくなり、発電装置間の出力抑制の公平性を改善可能になる。

処理部Ｂ１は、発電装置群に要求される出力抑制量が出力抑制時間帯にわたって一定である場合、発電装置ごとに、状態差が小さくなるように、第１指標と第２指標の差が大きいほど、該発電装置の発電量上限値の変更幅を大きくする出力抑制情報を決定する。
このため、各発電装置がこれら出力抑制情報に基づいて出力を抑制することで、発電装置間での出力抑制の公平性を高い精度で改善可能になる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
制御装置Ｂが、処理部Ｂ１の決定した出力抑制情報に基づいて発電装置を制御してもよい。
図２Ｃは、処理部Ｂ１の決定した出力抑制情報に基づいて発電装置を制御する制御装置ＢＢの一例を示した図である。図２Ｃにおいて、図２Ａに示したものと同一構成のものには同一符号を付してある。
制御装置ＢＢは、処理部Ｂ１と、制御部ＢＢ２と、を含む。
制御部ＢＢ２は、処理部Ｂ１が決定した出力抑制情報に基づいて、その出力抑制情報に対応する発電装置を制御する。例えば、制御部ＢＢ２は、処理部Ｂ１が決定した出力抑制情報ごとに、その出力抑制情報に対応する発電装置を直接制御する。
制御部ＢＢ２での出力抑制情報を用いた個々の発電装置の制御手法としては、それぞれ、第１実施形態で説明した制御部Ａ２での出力抑制情報を用いた個々の発電装置の制御手法が用いられる。
例えば、外部装置に設けられた制御装置ＢＢは、第１指標と発電装置ごとの第２指標とに基づいて、各発電装置の出力抑制情報（出力制御情報の一例）を作成する。
そして、制御装置ＢＢを有する外部装置は、出力抑制情報に基づいて、複数の発電装置を直接的に制御する。つまり、制御装置ＢＢを備える外部装置は、遠隔から複数の発電装置の出力を制御する。
この変形例によれば、制御装置ＢＢが各発電装置を直接制御可能になる。

（第３実施形態）
図３は、本発明の第３実施形態の制御システムを示した図である。図３において、図１Ａに示したものと同一構成のものには同一符号を付してある。
この制御システムは、複数の発電制御装置Ａと、制御装置Ｃと、を含む。
複数の発電制御装置Ａは、複数の群に分けられている。本実施形態では、複数の発電制御装置Ａは、第１群Ｄ１と第２群Ｄ２という２つの群に分けられている。なお、群の数は「２」に限らず複数であればよい。
第１群Ｄ１に属する発電制御装置Ａの各々は、制御対象の発電装置としてＰＶ装置を用いる。一方、第２群Ｄ２に属する発電制御装置Ａの各々は、制御対象の発電装置としてＷＴ装置を用いる。
第１群で用いられる複数のＰＶ装置（以下、単に「ＰＶ装置群」と称する）、および、第２群で用いられる複数のＷＴ装置（以下、単に「ＷＴ装置群」と称する）は、それぞれ発電装置群の一例である。
なお、第１群で用いられる発電装置群と、第２群で用いられる発電装置群は、再エネ電源の互いに異なるカテゴリ（本実施形態では、太陽光発電装置と風力発電装置）に属することが望ましい。しかしながら、第１群で用いられる発電装置群と、第２群で用いられる発電装置群は、電源についての同一のカテゴリに属してもよい。

本実施形態では、異なるカテゴリである「ＰＶ装置群」と「ＷＴ装置群」との間でそれぞれの抑制の差が小さくなるように、それぞれの出力抑制情報が決定される。
本実施形態では、再エネ電源のカテゴリ毎に、つまり、ＰＶ装置群とＷＴ装置群との各々について、別々に、第１指標と第２指標が用いられる。第１指標と第２指標としては、例えば、第１実施形態や第２実施形態で説明した第１指標と第２指標が用いられる。以下、ＰＶ装置群での第１指標および第２指標をそれぞれ「第１指標Ａ」、「第２指標Ａ」と称し、ＷＴ装置群での第１指標および第２指標をそれぞれ「第１指標Ｂ」、「第２指標Ｂ」と称する。

制御装置Ｃは、処理部Ｃ１と通信部Ｃ２と、を含む。
処理部Ｃ１は、ＰＶ装置群に属する出力抑制情報を、ＰＶ装置群の第１指標ＡとＰＶ装置群の第２指標Ａとに基づいて決定する。また、処理部Ｃ１は、ＷＴ装置群に属する出力抑制情報を、ＷＴ装置群の第１指標ＢとＷＴ装置群の第２指標Ｂとに基づいて決定する。
この際、処理部Ｃ１は、ＰＶ装置群の第１指標ＡとＷＴ装置群の第１指標Ｂとの差にも応じて各出力抑制情報を決定する。
通信部Ｃ２は、処理部Ｃ１が決定した出力抑制情報を、その出力抑制情報に対応する発電制御装置Ａに送信する。

次に、本実施形態の動作を説明する。
図４は、本実施形態の動作を説明するためのフローチャートである。
ここでは、簡単のために、ＰＶ装置群に属する各ＰＶ装置は２ＭＷの契約容量を持つ太陽光発電装置であり、ＷＴ装置群に属する各ＷＴ装置は２ＭＷの契約容量を持つ風力発電装置であるとする。なお、各ＰＶ装置および各ＷＴ装置は２ＭＷの契約容量を持つ装置に限らず適宜変更可能である。

処理部Ｃ１は、発電抑制が必要な、ある出力抑制時間帯において、ＰＶ装置群とＷＴ装置群に対して発電抑制を実施し、その後、実施した出力抑制時間帯における第１指標Ａと第１指標Ｂとを比較する。
そして、処理部Ｃ１は、次の出力抑制時間帯における発電抑制では、出力抑制時間帯における第１指標Ａと該出力抑制時間帯における第１指標Ｂとの差が小さくなるように、第１指標Ａと第１指標Ｂと第２指標Ａと第２指標Ｂを用いて、各出力抑制情報を決定する（ステップＳ６０１）。

例えば、第１指標Ａにて特定されるＰＶ装置群全体での出力抑制の程度が、第１指標Ｂにて特定されるＷＴ装置群全体での出力抑制の程度よりも大きい場合、処理部Ｃ１は、次の発電抑制の機会では、ＰＶ装置群全体で担う出力抑制の程度を小さくした上（ＰＶ装置群全体での出力抑制の程度が小さくなるように第１指標Ａを調整した上で）で、各ＰＶ装置の出力抑制情報については第１指標Ａと第２指標Ａを用いて、各ＷＴ装置の出力抑制情報については第１指標Ｂと第２指標Ｂを用いて、第１実施形態や第２実施形態で説明した手法で決定する。
また、第１指標Ａにて特定されるＰＶ装置群全体での出力抑制の程度が、第１指標Ｂにて特定されるＷＴ装置群全体での出力抑制の程度よりも小さい場合、処理部Ｃ１は、次の発電抑制の機会では、ＰＶ装置群全体で担う出力抑制の程度を大きくした上で（ＰＶ装置群全体での出力抑制の程度が大きくなるように第１指標Ａを調整した上で）、各ＰＶ電装置の出力抑制情報については第１指標Ａと第２指標Ａを用いて、各ＷＴ装置の出力抑制情報については第１指標Ｂと第２指標Ｂを用いて、第１実施形態や第２実施形態で説明した手法で決定する。
ここで、上述した調整処理において、処理部Ｃ１は、第１指標Ａの代わりに第１指標Ｂを調整してもよいし、第１指標Ａと第１指標Ｂの両方を調整してもよい。
なお、第１指標Ａにて特定されるＰＶ装置群全体での出力抑制の程度が、第１指標Ｂにて特定されるＷＴ装置群全体での出力抑制の程度と同じ（同程度）よりも小さい場合、各指標を調整することなく、各ＰＶ電装置の出力抑制情報については第１指標Ａと第２指標Ａを用いて、各ＷＴ装置の出力抑制情報については第１指標Ｂと第２指標Ｂを用いて、第１実施形態や第２実施形態で説明した手法で決定する。

続いて、通信部Ｃ２は、処理部Ｃ１が決定した出力抑制情報を、その出力抑制情報に対応する発電制御装置Ａに送信する（ステップＳ６０２）。
発電制御装置Ａでの出力抑制情報に基づく発電装置（ＰＶ装置、ＷＴ装置）の出力抑制手法は、第１実施形態で説明した手法と同様である。

次に、本実施形態の効果を説明する。
処理部Ｃ１は、ＰＶ装置群の第１指標ＡとＷＴ装置群の第１指標Ｂとの差に応じて各出力抑制情報を決定する。
ＰＶ装置群の第１指標ＡはＰＶ装置群全体での出力抑制の程度を示し、ＷＴ装置群の第１指標Ｂは、ＷＴ装置群全体での出力抑制の程度を示す。このため、各第１指標の差は、ＰＶ装置群全体とＷＴ装置群全体との出力抑制の程度の差を意味する。
したがって、各第１指標の差に応じて各出力抑制情報を決定するで、ＰＶ装置群全体とＷＴ装置群全体との出力抑制の程度の差に応じて各出力抑制情報を決定でき、異なるカテゴリの再エネ電源間での公平性を改善可能になる。このため、発電装置の種類によらず公平性の高い発電抑制を実施可能になる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
本変形例では、処理部Ｃ１は、発電抑制しない状況における２つの発電装置群の間での基準期間（例えば１年）の間の総発電量の差に基づいて、各出力抑制情報を決定する。
例えば、処理部Ｃ１は、次の出力抑制時間帯における発電抑制では、出力抑制時間帯における第１指標Ａと該出力抑制時間帯における第１指標Ｂとの差が、上記総発電量の差に応じた所定基準値以上となる範囲内で小さくなるように、第１指標Ａと第１指標Ｂと第２指標Ａと第２指標Ｂを用いて、各出力抑制情報を決定する

一例として、第１群で用いられる発電装置群と、第２群で用いられる発電装置群が、電源についての同一のカテゴリに属している場合、次のようなケースが考えられる。
例えば、同一カテゴリを、太陽光発電源とする。第１群を、例えばクラスタ１（新潟県）の太陽光発電群、第２群をクラスタ２（宮崎県）の太陽光発電群、とする。この場合、発電抑制しない状況において、クラスタ１とクラスタ２の間で年間発電量が異なる可能性がある。例えば、クラスタ１の方がクラスタ２よりも年間発電量が大きくなるかもしれない。
このとき、第３実施形態と同様の指標設定で、クラスタ１とクラスタ２の間の出力抑制の公平性が向上するように制御する場合、処理部Ｃ１は、第１指標Ａと第１指標Ｂとの差を単純に少なくするのではなく、第１指標Ａと第１指標Ｂとの差を、ある値までは許容する制御を行う。
この例では、処理部Ｃ１は、クラスタ２に比べてクラスタ１の抑制量や抑制割合が少なくなるように制御する。これにより、年間発電量の地域差（設備稼働率に相当する）をも考慮した公平性の改善が可能となる。

（第４実施形態）
図５は、本発明の第４実施形態の制御システム１００を示した図である。
制御システム１００は、制御装置１と、複数の発電制御装置２と、を含む。制御システム１００は、複数の発電制御装置２と対応する複数のＰＶ（太陽光発電）装置３を制御する。図５では、発電制御装置２がＰＶ装置３と１対１で対応した例を示しているが、発電制御装置２とＰＶ装置３との対応関係は１対１に限らず、１対２や１対多など適宜変更可能である。

ＰＶ装置３は、発電装置および再エネ電源の一例である。複数のＰＶ装置３にて構成されるＰＶ装置群３ａは、発電装置群の一例である。
なお、発電装置は、ＰＶ装置３に限らず適宜変更可能である。例えば、発電装置として、ＷＴ（風力発電）装置が用いられてもよい。
また、ＰＶ装置群３ａ内の一部のＰＶ装置３が、ＰＶ装置３以外の発電装置（例えば、ＷＴ装置）に変更されてもよい。

各ＰＶ装置３は、電力系統４に接続されている。
本実施形態では、各ＰＶ装置３が電力系統４に出力する電力の上限値は、事前に契約にて決められている。以下、契約にて決められている出力電力の上限値を「契約容量［Ｗ］」とも称する。
各ＰＶ装置３は、太陽光を直流電流（電力）に変換する太陽光パネルと、ＰＣＳ（Power Conditioning System）と、を含む。ＰＣＳは、太陽光パネルからの直流電力を交流電力に変換し、また、その交流電力のレベルを調整する。

電力系統４は、火力発電所４ａおよび揚水式発電所４ｂを含む。電力系統４には負荷５も接続されている。図５では、負荷５は、電力系統４から供給された電力を消費する複数の機器（電力需要発生装置）を仮想的に統合した仮想負荷（需要家）として示されている。本実施形態では、電力系統４には、ＰＶ装置３以外の不図示の再エネ電源（例えば、ＷＴ装置や地熱発電）や、不図示の原子力発電所および不図示の水力発電所が接続されているとする。

制御装置１は、電力系統４において電力需給バランスを管理する管理者（例えば、電力会社）の管理下にある。なお、電力需給バランスを管理する管理者は、電力会社に限らず適宜変更可能である。本実施形態では、制御装置１は、電力会社の管理下にあるとする。

制御装置１は、通信部１ａと、処理部１ｂと、を含む。
通信部１ａは、各発電制御装置２、火力発電所４ａおよび揚水式発電所４ｂと通信する。
通信部１ａは、例えば、以下のような通信を行う。
通信部１ａは、火力発電所４ａおよび揚水式発電所４ｂの実際の発電量を受信する。通信部１ａは、火力発電所４ａに発電に関する指示を送信する。通信部１ａは、揚水式発電所４ｂに発電や揚水運転（発電に用いる水をポンプにてくみ上げる運転）に関する指示を送信する。
通信部１ａは、各発電制御装置２から、発電制御装置２に対応するＰＶ装置３の発電量を受信する。通信部１ａは、ＰＶ装置３の発電量を処理部１ｂに出力する。
通信部１ａは、処理部１ｂが決定した各ＰＶ装置３の出力抑制を制御する出力抑制情報を、その出力抑制情報の対象となるＰＶ装置３に対応する発電制御装置２に送信する。

処理部１ｂは、決定部の一例である。
処理部１ｂは、電力系統４において電力需給バランスをとるために各ＰＶ装置３の出力抑制情報を決定する。
処理部１ｂは、各ＰＶ装置３の実際の発電量（以下「発電実績量」とも称する）を通信部１ａから受信する。
処理部１ｂは、各ＰＶ装置３の発電実績量に基づいて、ＰＶ装置群３ａでの出力抑制状態に関する第１指標と、各ＰＶ装置３での出力抑制状態に関する第２指標と、を決定する。
処理部１ｂは、ＰＶ装置３ごとに、第１指標と、ＰＶ装置３の第２指標と、に基づいて、出力抑制情報を決定する。

複数の発電制御装置２および複数のＰＶ装置３は、複数のPPSの管理下にある。各PPSは、１台の発電制御装置２を管理してもよいし、複数の発電制御装置２を管理してもよい。
各発電制御装置２に対応するＰＶ装置３は、それぞれ、所定発電装置の一例である。よって、発電制御装置２ごとに所定発電装置が存在することになる。各ＰＶ装置３の発電実績量は、ＰＶ装置３に対応する測定部６にて測定される。測定部６は、例えばスマートメータである。なお、ＰＶ装置３が測定部６を含んでもよい。
各発電制御装置２は、通信部２ａと制御部２ｂとを含む。なお、各発電制御装置２は、測定部６を含んでもよい。
通信部２ａは、制御装置１と通信する。
通信部２ａは、測定部６が測定したＰＶ装置３の発電実績量を制御装置１に送信する。通信部２ａは、制御装置１から出力抑制情報を受信する。なお、出力抑制情報の受信の形態としては、制御装置１からプッシュ（Push）送信される出力抑制情報を発電制御装置２が受動的に受信する形態や、発電制御装置２が能動的に制御装置１をプル（Pull）すること（出力抑制情報をリクエストすること）で出力抑制情報を受信する形態が挙げられる。
制御部２ｂは、出力抑制情報に基づいてＰＶ装置３の出力を制御する。
なお、発電制御装置２は、対応するＰＶ装置３に内蔵されてもよい。発電制御装置２が内蔵されたＰＶ装置３は、発電機器や発電装置の一例となる。

次に、動作を説明する。
図６は、制御システム１００の動作を説明するための図である。図６では、火力発電所と揚水式発電所がまとめて「火力・水力電源」として表され、発電制御装置２が省略されている。

まず、制御システム１００による抑制開始時の動作を説明する。
図７は、制御システム１００による抑制開始時の動作を説明するためのフローチャートである。
電力会社の処理部１ｂは、翌日の０時から２４時までの時間帯について、例えば９時に、管轄する電力系統４の管内の全需要家（負荷５）の需要量と、全ＰＶ装置３を含む再エネ電源の発電量の予測を行う（ステップＳ７０１）。なお、予測を行う時刻は９時に限らず適宜変更可能である。
なお、上記、全需要家の需要量の予測、及び再エネ電源の発電量の予測を行うためには、必要な情報として、天気、気温、湿度、風速等の気象情報等の予報値を処理部１ｂが入手する必要があるが、図５では、その経路や入手先を不図示としている。なお、気象情報は、例えば、気象庁等から入手できる。
図８は、ステップＳ７０１での予測結果を加味した翌日の０時から２４時までの時間帯の電力需給関係を表す図である。
電力の安定供給を実現するためには、電力供給量（発電量）が電力需要量を上回っている時間帯において電力供給量（発電量）を抑制する必要がある。
ＰＶ装置等の再エネ電源が接続された電力系統において再エネ電源による電力供給量を抑制する場合、優先給電規定に則って、まず、再エネ電源以外の電力供給量を抑制する必要がある。
ここで、図８に示した電力需給状態では、優先給電規定に則り火力発電等の出力抑制や揚水式発電のポンプくみ上げ（揚水運転）による需要創出を行った後でも、１０時以降にＰＶ装置３に起因の余剰電力の発生が予測されたとする。このため、処理部１ｂは、ＰＶ装置３での出力抑制（発電抑制）が必要であると判断する（ステップＳ７０２）。なお、ＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生が予測されなかった場合、処理部１ｂは、ＰＶ装置３での出力抑制が不要であると判断する（ステップＳ７０２）。
ＰＶ装置３での出力抑制が必要である場合、処理部１ｂは、ＰＶ装置３の出力抑制を実施することを決定する。

ＰＶ装置３の出力抑制は、以下のような手順で実施される。
まず、処理部１ｂは、抑制当日の電力需要および電力供給のトレンドや予測に基づいて、ＰＶ装置３での出力抑制が必要であるかを再確認する。
以下、再確認手法の一例を説明する。
抑制当日、処理部１ｂは、全需要家（負荷５）の電力需要量の測定値（例えば、３０分毎に更新）とその予測値をもとに、電力需要のトレンドを監視する。ここで、全需要家（負荷５）の電力需要量の測定値は、各需要家の電力計（例えば、スマートメータ）から制御装置１に送信される。なお、全需要家（負荷５）の電力需要量の測定値の更新間隔は３０分に限らず適宜変更可能である。
また、処理部１ｂは、ＰＶ装置等の再エネ電源についても、発電量の測定値、並びに、測定器が無い電源については推定値をもとに、電力供給のトレンドを監視する。
処理部１ｂは、電力需要および電力供給のトレンドや予測に基づいて、ＰＶ装置３に起因する余剰電力が発生するかを判断する。この判断が再確認に対応する。
この判断は、例えば、当日、継続的に、３０分毎に行う（判断の更新間隔は、３０分に限らず、１時間や１５分など、３０分よりも長い時間や短い時間に適宜変更可能である）。
処理部１ｂは、ＰＶ装置３に起因する余剰電力が発生しないと判断すると、ＰＶ装置３の出力抑制を実行しない。一方、ＰＶ装置３に起因する余剰電力が発生すると判断すると、処理部１ｂは、ＰＶ装置３の出力抑制を実行する。

次に、再確認の結果、ＰＶ装置３の出力抑制を実行すると判断した場合の動作を説明する。以下では、この動作の一例として、当日の９時３０分現在で、１０時から１５時の時間帯にＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生する可能性が高いと判断した場合の動作を説明する。この場合、１０時から１５時の時間帯が「出力抑制時間帯」となる。

処理部１ｂは、１０時時点のＰＶ装置群３ａの出力電力量を、その後の１５時までの時間帯（出力抑制時間帯）の間も維持する形での発電抑制の実施を決定する（ステップＳ７０３）。
ここで、１０時時点のＰＶ装置群３ａの出力電力量は、出力抑制時間帯での発電許可量（出力抑制量）の一例である。また、この発電抑制では、ＰＶ装置群３ａに要求される発電許可量（出力抑制量）は、出力抑制時間帯（１０時〜１５時）にわたって一定となる。

続いて、処理部１ｂは、１０時から１５時までの５時間の時間帯を１時間ごとに区分して区分時間帯Ｔt_jを決定する。今回は、１０時からの各区分時間帯はＴt₀、Ｔt₁、Ｔt₂、Ｔt₃、Ｔt₄となる。ここで、区分時間帯の長さは１時間に限らず適宜変更可能である。

続いて、処理部１ｂは、まず区分時間帯Ｔt₀（１０時から１１時の時間帯）において、ＰＶ装置群３ａに属するＰＶ装置３のすべて（総数Ｎ）で発電出力抑制を決定する。以下、総数ＮのＰＶ装置３の各々を、ＰＶ装置３ｎ（ｎは１〜Ｎ）とも称する。
今回は、区分時間帯Ｔt₀でのＰＶ装置群３ａの発電量を、１０時時点のＰＶ装置群３ａの発電量（例えばＰ_10時）に維持する発電出力抑制が実施される。

処理部１ｂは、１０時の３０分前（９時３０分）に、初期の個別指標Ｐ’_0,n=0.3を決定する（ステップＳ７０４）。Ｐ’_0,n=0.3の決定手法については後述する。
続いて、処理部１ｂは、初期の個別指標Ｐ’_0,n=0.3と、区分時間帯Ｔt₀を示す区分時間帯情報Ｉ₀とを、通信部１ａから各発電制御装置２へ配信する（ステップＳ７０５）。初期の個別指標Ｐ’_0,nにおいて、「0」は区分時間帯Ｔt_j（j＝0）に対応し、「n」はＰＶ装置３ｎのｎに対応する。
ここで、初期の個別指標Ｐ’_0,n=0.3を決定するタイミングは、区分時間帯Ｔt₀の開始時点の３０分前に限らない。このタイミングは、初期の個別指標Ｐ’_0,n=0.3と区分時間帯情報Ｉ₀との送信タイミングが区分時間帯Ｔt₀の開始時点よりも前になることを条件として適宜変更可能である。
各発電制御装置２では、制御部２ｂは、通信部２ａを介して、初期の個別指標Ｐ’_0,n=0.3と区分時間帯情報Ｉ₀と受信すると、初期の個別指標Ｐ’_0,n=0.3と区分時間帯情報Ｉ₀を保持する。

図９は、初期の個別指標Ｐ’_0,n=0.3と区分時間帯情報Ｉ₀を受信した発電制御装置２の動作を説明するためのフローチャートである。
制御部２ｂは、区分時間帯情報Ｉ₀が示す開始時刻（この場合１０時）になると、対応するＰＶ装置３の発電量上限値を、該ＰＶ装置３の契約容量［Ｗ］に初期の個別指標Ｐ’_0,n=0.3を乗じた発電量（=区分時間帯Tt₀での発電量上限値Ｗ₀ ^ｎ［Ｗ］）に設定する。続いて、制御部２ｂは、対応するＰＶ装置３の出力電力量が発電量上限値Ｗ₀ ^ｎ［Ｗ］を超えないように、対応するＰＶ装置３の出力電力量を制御する（ステップＳ９０１）。
例えば、制御部２ｂは、対応するＰＶ装置３内のＰＣＳを制御して、対応するＰＶ装置３の出力電力量が発電量上限値Ｗ₀ ^ｎ［Ｗ］を超えないように、対応するＰＶ装置３の出力電力量を制御する。
制御部２ｂは、ステップＳ９０１を、周期Ｔ２（Ｔ２は、０．４秒程度）で区分時間帯情報Ｉ₀が示す終了時刻（この場合１１時）まで繰り返す。周期Ｔ２は、区分時間帯の時間長（この例では１時間）以下である。なお、周期Ｔ２は、区分時間帯の時間長以下の範囲内で適宜変更可能であるが、区分時間帯より十分短い方が、制御精度が向上するため望ましい。
なお、各ＰＶ装置３が、共通の個別指標Ｐ’_0,n=0.3にて出力抑制されても、天候の状況により、各ＰＶ装置３の出力に間にばらつきが生じる可能性がある。このばらつきは、出力抑制の実績に影響する。

一方、制御装置１では、処理部１ｂが、周期Ｔ３（Ｔ３=３０分程度、Ｔ２＜Ｔ３＜区分時間帯の時間長）で、各ＰＶ装置３の発電実績量を示す発電量情報を各発電制御装置２の通信部２ａから継続的に収集する。制御の精度を考えると、周期Ｔ３は区分時間帯の時間長の１／１０以下が望ましい。

本実施形態では、個別指標として、次の２つを想定する。
１つ目は、ある区分時間帯Ｔt_Ｊに対して、発電抑制のスケジュール値（発電抑制の程度を決定する値）を決める計画個別指標Ｐ’_J,nである。上述した初期の個別指標Ｐ’_0,n=0.3も、計画個別指標に属する。
２つ目は、ある区分時間帯Ｔt_Ｊでの発電抑制のスケジュール値を実際の発電実績で計算し直す実績個別指標Ｐ_J,nである。これら２つの個別指標（計画個別指標と実績個別指標）は、ダッシュの有無で区別する。
計画個別指標のうち初期の個別指標以外の計画個別指標は、出力抑制情報の一例である。
実績個別指標は、第２指標の一例である。

上述した初期の個別指標Ｐ’_0,n=0.3は、例えば、以下のように導出される。
８時の時点でＰＶ装置３に起因する余剰電力が１０時以降で発生する状況が予測され、９時の時点で１０時の発電電力を予測したところ、ＰＶ装置群３ａでの総発電電力αが予測され、１０時以降、ＰＶ装置群３ａでの総発電電力が総発電電力αよりも大きくなることで余剰電力が発生する状況であることが判明したとする。よって、１０時以降、ＰＶ装置群３ａでの総発電電力を総発電電力αに維持する必要があることが分かった。
この状況において、電力αの値をＰＶ装置群３ａの総契約容量で割ることで算出された値が0.3（＝Ｐ’_0,n）である。
なお、ＰＶ装置３の発電量上限値は、ＰＶ装置３の契約容量［Ｗ］に初期の個別指標Ｐ’_0,n=0.3を乗じた発電量となる。このため、初期の個別指標Ｐ’_0,nの値が小さいほど、ＰＶ装置３の出力は抑制される。

次に、制御システム１００による抑制開始時以降の動作を説明する。
ここで、いくつかのパラメータを以下のように定義する。
M_n：ＰＶ装置３ｎの契約容量［Ｗ］
T_j：抑制時間帯
Gj≧0：抑制時間帯Tjで許可されたＰＶ装置群３ａの発電総量［Ｗ］
W_j ⁿ≧0：ＰＶ装置３ｎの抑制時間帯T_jにおける発電量上限値［Ｗ］

処理部１ｂは、１０：００〜１０:３０の抑制時間帯T₀に（本来T₀は、１０：００〜１１：００であるが、情報収集及び処理時間を考慮し、以下のT₀の時間帯に対する指標計算では、１０：００〜１０：３０の値を代表値として用いている）における各ＰＶ装置３の発電量の過去の実績曲線PVⁿ(t)を生成する。実績曲線PVⁿ(t)は、各ＰＶ装置３の発電実績量から生成される。
このとき、抑制時間帯T₀におけるＰＶ装置３ｎの実際の発電量は

である。
処理部１ｂは、次の区分時間帯Ｔt₁では、以下の数２にて決定される基準指標P₁を用いる。ここで、基準指標は、第１指標の一例である。

この指標（P₁）は、全ＰＶ装置３（ＰＶ装置群３ａ）の定格出力に対する実際の出力の平均を意味する。
ここで、処理部１ｂは、他の基準指標として例えば通常の算術平均に相当する

を用いてもよい。
一方、処理部１ｂは、以下の数４にて決定される実績個別指標Ｐ_0,nを用いる。

ここで、抑制時間帯T₁に出力抑制をかけない場合に発電するであろうＰＶ装置群３ａの発電量（ここでは、契約容量で発電すると仮定する）に対して、抑制時間帯T₁に発電量上限値Ｗ₁ ⁿで各ＰＶ装置３ｎの発電を抑制した場合のＰＶ装置群３ａの実際の発電量の割合を、近似的に、以下のQ_1,nとする。

そして、処理部１ｂは、抑制時間帯のうちの経過済みの時間帯（この場合、抑制時間帯T₀）におけるＰＶ装置３間の実績個別指標Ｐ_0,nのギャップを補正しつつ、基準指標P₁からの実績個別指標Ｐ_0,nのズレを最小化するように各W₁ ⁿを決定する。
最適化問題の形で表現すれば、処理部１ｂは、

の２つの式を解くことで得られたW₁ ¹，・・・，W₁ ⁿを、次の区分時間帯Ｔt₁における各ＰＶ装置３ｎの発電量上限値W₁ ⁿとする。

処理部１ｂは、次の区分時間帯Tt₁では、発電量上限値W₁ ⁿを契約容量M_nで割った値である計画個別指標P’_1,nと、区分時間帯Ｔt₁を示す区分時間帯情報Ｉ₁とを、通信部１ａから、対応する発電制御装置２配信する。
そして、各発電制御装置２では、制御部２ｂは、通信部２ａを介して、計画個別指標P’_1,nと区分時間帯情報Ｉ₁と受信すると、過去の計画個別指標および過去の区分時間帯情報を破棄して、最新の計画個別指標Ｐ’_1,nと区分時間帯情報Ｉ₁を保持する。制御部２ｂは、１１時になったら、対応するＰＶ装置３の発電量上限値が、契約容量［Ｗ］に計画個別指標P’_1,nを乗じた発電量（=区分時間帯T₁での発電量上限値Ｗ₁ ^ｎ［Ｗ］）になるよう、対応するＰＶ装置３を周期Ｔ２でリアルタイム制御する。この発電制御装置２の動作は、図９に示した動作に準拠する。
一方、制御装置１は、周期Ｔ３で、各ＰＶ装置３ｎの発電量を示す情報を継続的に収集する。

その後、処理部１ｂは、１０：３０〜１１:３０の抑制時間帯T₁におけるＰＶ装置３の実際の発電量を

を計算して求める。
処理部１ｂは、次の区分時間帯Ｔt₂では、以下の数９にて決定される基準指標P₂を用いる。

また、処理部１ｂは、以下の数１０にて決定される実績個別指標Ｐ_1,nを用いる。

また、処理部１ｂは、前の時間帯と同様に

を定義する。
そして、処理部１ｂは、基準指標P₁及び基準指標P₂からの、実績個別指標Ｐ_0,n及び実績個別指標Ｐ_1,nのズレを最小化するように各W₂ ⁿを決定する。
すなわち、今回の抑制では、処理部１ｂは、抑制対象時間帯全体での公平性を担保する観点から、過去の全時間帯における実際のズレを加味した上で、最適な抑制配分を行う。
このため、処理部１ｂは、

の２式を解くことで得られたW₂ ¹，・・・，W₂ ⁿを、次の区分時間帯Ｔt₂における各ＰＶ装置３ｎの発電量上限値W₂ ⁿとする。
以下、上述した処理が繰り返される。

上述した発電量上限値を決定する処理を一般的に表すと、処理部１ｂは、

の２式を解くことで得られたW_j ¹，・・・，W_j ⁿを、次の区分時間帯Ｔt_jにおける各ＰＶ装置３ｎの発電量上限値W_j ⁿとする。
なお、処理部１ｂは、最後の区分時間帯Ｔt₄については、その時間帯終了時（１５：００）、翌日以降の抑制に備えて、基準指標P₆に相当する値や実績個別指標P_5,nに相当する値を求める。その際、指標計算で用いる抑制時間帯Ｔ₅としての時間は、１４：００〜１５：００、を用いる。

ただし、日射の状況によって、例えば、曇った時などは、各ＰＶ装置３ｎは、必ずしも発電量上限値の発電を実施できず、上限値以下の値での発電しか実施できないが、可能な限り発電量上限値を上限とする制御を行う。

次に、本実施形態の効果について説明する。
本実施形態では、P_JとP’_J,ｎ、P_J,ｎを用いたフィードバック制御が繰り返される。
発電抑制の機会は、年に１度だけではなく、複数回あると考えられるため、その抑制が必要な複数の日を通じて、上記フィードバック抑制の繰り返し回数が増えれば増えるほど、ＰＶ装置３の間で公平な抑制を実施することができる。
この手法では、ＰＶ装置３ごとに、発電抑制時間帯での天候や気温等の条件は異なるが、同じ定格（もしくは契約容量）の電源を有するＰＶ装置３は、同じ発電量（発電抑制量）になるようフィードバック制御されることになる。
このような制御によって、ＰＶ装置３間で公平性を維持した発電抑制が可能となる。

次に、本実施形態の変形例について説明する。
本実施形態では、データ収集間隔Ｔ３＝３０分の例を示したが、情報通信環境によっては、より頻繁に発電データを収集できる場合が想定される。
例えば、Ｔ３＝５分の場合であれば、抑制時間帯T₀を１０：００−１０：５５とし、処理部１ｂは、この間の５分おきの発電データで、次の区分時間帯Tt₁におけるP_jとP_j,nを決定する。さらに、抑制時間帯T₁を１０：５５−１１：５５とし、処理部１ｂは、この間の５分おきの発電データで、次の区分時間帯Tt₂におけるP_jとP_j,nを決定する。この決定アルゴリズムは、区分時間帯T_Jの時間とＴ３との関係の変更に応じて柔軟に変えることができる。

本実施形態では、抑制当日に発電抑制を決定し、抑制開始時刻１０時の３０分前に、制御装置１から、公平性の指標（初期の基準指標）を、各発電制御装置（各ＰＶ装置３ｎ）へ配信する例を示した。
しかしながら、抑制の要否は、前日や１週間前、１か月前、１年前等事前に決定され、抑制当日のスケジュールをあらかじめ配信しておく手法（例えば、制御装置１がカレンダーと共にスケジュールを発電制御装置２へ配信する手法や、カレンダーと共にスケジュールを制御装置１が保持し、各発電制御装置２が制御装置１へ情報を取りに行く手法）が用いられてもよい。
例えば、１日毎にスケジュールする状況で、ある日（以下「Ａ日」とする）の抑制が必要と考えられる時間帯が１１：００−１４：００であった場合、処理部１ｂは、以下のように動作してもよい。
処理部１ｂは、その時の各ＰＶ装置３ｎの発電量上限値W_J ⁿを、例えば、契約容量の50%とし、実際にＡ日の１１：００−１４：００に発電抑制を実施する。
そして、処理部１ｂは、発電抑制実施後、第３実施形態で１時間の時間窓（区分時間帯）に基づいて行っていた計算を、時間窓を１１：００−１４：００と置き換えて計算する。このため、翌日等の次の抑制予定日の抑制時間帯における発電量上限値W_J ⁿの決定にフィードバックが施される。この場合は、日単位での公平性フィードバックにはなるが、抑制回数が増えれば増えるほど、公平性を維持した発電抑制を実施できることになる。これを週単位や月単位でやってもよい。

また、発電量上限値W_J ⁿを、例えば契約容量の0%とし、公平性を担保する指標として、“抑制に応じた総回数”や“抑制に応じた総時間”で代用することも可能である。この手法では、公平性そのものについては精度が悪くなるが、発電抑制の実施が簡単になるメリットがある。

抑制実施時間帯に至った場合、即、ＰＣＳの出力を目標値（発電量上限値W_J ⁿ）にするよう設定してもよいし、急激な発電量変化を避けるため、ゆっくりと、例えば１０分程度の時間をかけて、ＰＣＳの出力を現在値から目標値へ変更してもよい。これはＰＣＳの設定を時間をかけて目標値へ変更することで実現されるが、この手法は、電力系統の火力発電等との電力需給調整の協調（再エネ発電の出力変化が急激だと火力発電等の出力変更について追随性の問題が生じる恐れがある）を考える上で有効である。

基準指標と実績個別指標の代わりに、第１実施形態や第２実施形態で説明した第１指標と第２指標が用いられてもよい。

計画個別指標の代わりに、発電量上限値W_J ⁿが用いられてもよい。この場合、各発電制御装置２では、対応するＰＶ装置３の発電量上限値が発電量上限値W_J ⁿになるよう、対応するＰＶ装置３を周期Ｔ２でリアルタイム制御する。

（第５実施形態）
本発明の第５実施形態は、制御対象に同一カテゴリの再エネ電源として太陽光発電装置（ＰＶ装置）を想定し、出力抑制対象の複数のＰＶ装置をエリアと契約容量とに基づいて複数のグループ（以下「グループ」を「クラスタ」と称する）に分け、クラスタ単位で、ＰＶ装置の出力抑制を実行する。

第５実施形態は、この際、同一の契約容量範囲（例えば、500kW以上）の契約容量を有する複数のＰＶ装置間で出力抑制の公平性がなされるように、ＰＶ装置の発電出力を制御する。契約容量は、ＰＶ装置の発電量上限値の一例である。
この場合、同一の契約容量範囲の契約容量を有する複数のＰＶ装置、または、同一のエリア内で同一の契約容量範囲の契約容量を有する複数のＰＶ装置が、発電装置群に属する複数のＰＶ装置の一例となる。契約容量は所定指標の一例である。

出力抑制の公平性がなされる複数のＰＶ装置を特定するために使用される所定指標は、契約容量に限らず適宜変更可能である。
例えば、所定指標として、ＰＶ装置３の定格出力や発電効率が用いられてもよい。
また、所定指標としては、契約容量、定格出力、発電効率等の固定的な指標の代わりに、動的指標（例えば、ＰＶ装置３が設置されている地域の気象条件や、ＰＶ装置３の推定発電量、過去の発電量、抑制量、電圧変動）が用いられてもよい。

第５実施形態においても、第３実施形態と同様に、ＰＶ装置は、発電装置および再エネ電源の一例である。発電装置は、ＰＶ装置に限らず適宜変更可能である。例えば、発電装置として、ＷＴ装置が用いられてもよい。
また、同一のクラスタに属する複数のＰＶ装置の一部が、ＰＶ装置以外の発電装置（例えば、ＷＴ装置）に変更されてもよい。

図１０は、第５実施形態の制御システム１００Ａを示した図である。図１０において、図５に示したものと同一構成のものには同一符号を付してある。
第５実施形態の制御システム１００Ａと第４実施形態の制御システム１００との主な相違点は、第５実施形態の制御システム１００Ａが、図５に示した制御装置１と処理部１ｂの代わりに制御装置１１と処理部１ｂ１を用いる点である。
以下、第５実施形態の制御システム１００Ａについて、第４実施形態の制御システム１００と異なる点をメインに説明する。

制御システム１００Ａは、制御装置１１と複数の発電制御装置２とを含む。
制御装置１１は、処理部１ｂ１と通信部１ａとを含む。
処理部１ｂ１は、決定部の一例である。
処理部１ｂ１は、電力系統４において電力需給バランスをとるために各ＰＶ装置３の出力抑制情報を決定する。
処理部１ｂ１は、各ＰＶ装置３の実際の発電量（発電実績量）を通信部１ａから受信する。
処理部１ｂ１は、各ＰＶ装置３の発電実績量に基づいて、ＰＶ装置群３ａでの出力抑制状態に関する第１指標と、各ＰＶ装置３での出力抑制状態に関する第２指標と、を決定する。
処理部１ｂ１は、ＰＶ装置３ごとに、第１指標とＰＶ装置３の第２指標とに基づいて出力抑制情報を決定する。

次に、動作を説明する。
図１１は、制御システム１００Ａの動作を説明するための図である。図１１では、火力発電所と揚水式発電所がまとめて「火力・水力電源」として表され、ＰＶ装置のクラスタが「再エネ電源クラスタ」として表されている。
まず、電力会社の処理部１ｂ１は、管轄する電力系統４の管内の複数のＰＶ装置３を複数のクラスタに分ける。
例えば、処理部１ｂ１は、電力会社の管轄エリアを、各エリア（例えばYkm×Ykmの矩形）の中心間距離が少なくとも10km以上離れるように、Ｌ（例えば、１００）等分する。なお、各エリアの大きさ、形状および中心間距離並びにＬの数は、それぞれ、適宜変更可能である。
続いて、処理部１ｂ１は、各エリアにおいて、エリア内の複数のＰＶ装置３を、ＰＶ装置３の契約容量に基づいて分類する。
本実施形態では、処理部１ｂ１は、ＰＶ装置３を、契約容量が、C1：500kW以上、C2：500kW未満〜50kW以上、C3：50kW未満〜10kW以上、C4：10kW未満、の４つに分類する。
その結果Ｌ×４通りのクラスタができる。なお、契約容量に基づく分類手法はC1〜C4の４つに限らず適宜変更可能である。
そして、処理部１ｂ１は、今回、Ｌ=１００等分されたエリアにＥ_１〜Ｅ_Ｌの順番をつける。このエリアの順番は、ランダムに設定されてもよいし、地理的に近いエリア同士が近い順番を有するように設定されてもよい。
各エリア内で分類C1に属するＰＶ装置群（クラスタ）を「Ｅ_Ｌ,C1」と表記する。
このため、例えば、クラスタＥ_２,C1は、エリア２に属し契約容量が500kW未満〜50kW以上の複数のＰＶ装置３にて構成される。
処理部１ｂ１は、分類C1〜C4に対して、契約容量が大きい順に、優先順位をC1〜C4の順に設ける。
処理部１ｂ１は、最終的なクラスタ選択では、Ｅ_１,C1、Ｅ_２,C1、・・・Ｅ_Ｌ,C1、Ｅ_１,C2・・・の順番で選択する。

図１２は、制御装置１１の動作を説明するためのフローチャートである。
電力会社の処理部１ｂ１は、管轄する電力系統４の管内の全需要家（負荷５）の需要量と、全ＰＶ装置３を含む再エネ電源の発電量について、今後１週間における０時から２４時までの予測を行う（ステップＳ１２０１）。なお、予測期間は適宜変更可能である。
その予測の結果、優先給電規定に則り、火力発電等の出力抑制や、揚水式発電のポンプくみ上げによる需要創出を行った後でも、１週間の中でＹ日の１１時頃〜１５時頃にＰＶ装置起因の余剰電力の発生が予測されたとする。
このため、処理部１ｂ１は、ＰＶ装置３での出力抑制が必要と判断する（ステップＳ１２０２）。なお、ＰＶ装置起因の余剰電力の発生が予測されなかった場合、処理部１ｂ１は、ＰＶ装置３での出力抑制が不要と判断する（ステップＳ１２０２）。
ＰＶ装置３での出力抑制が必要である場合、処理部１ｂ１は、ＰＶ装置３の出力抑制を実施することを決定する。

ＰＶ装置３の出力抑制は、以下のような手順で実施される。
まず、処理部１ｂ１は、抑制当日の電力需要および電力供給のトレンドに基づいて、ＰＶ装置３での出力抑制が必要であるかを再確認する。
以下、再確認手法の一例を説明する。
Ｙ日当日、処理部１ｂ１は、全需要家（負荷５）の電力需要量の測定値（例えば、１５分毎に更新）とその予測値をもとに、電力需要のトレンドを監視する。ここで、全需要家（負荷５）の電力需要量の測定値は、各需要家の電力計（例えば、スマートメータ）から制御装置１１に送信される。なお、全需要家（負荷５）の電力需要量の測定値の更新間隔は１５分に限らず、３０分等適宜変更可能である。
また、処理部１ｂ１は、ＰＶ装置等の再エネ電源についても、発電量の測定値、並びに、測定器が無い電源についての推定値をもとに、電力供給のトレンドを監視する。
処理部１ｂ１は、電力需要および電力供給のトレンドに基づいて、ＰＶ装置３に起因する余剰電力が発生するかどうかを判断する。この判断が再確認に対応する。
処理部１ｂ１は、ＰＶ装置３に起因する余剰電力が発生しないと判断すると、ＰＶ装置３の出力抑制を実行しない。一方、ＰＶ装置３に起因する余剰電力が発生すると判断すると、処理部１ｂ１は、ＰＶ装置３の出力抑制を実行する。

次に、再確認の結果、ＰＶ装置３の出力抑制を実行すると判断した場合の動作を説明する。以下では、この動作の一例として、１０時現在で、１１時から１５時の時間帯にＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生する可能性が高いと判断した場合の動作を説明する。この場合、１１時から１５時の時間帯が「出力抑制時間帯」となる。

処理部１ｂ１は、１１時からＰＶ装置３の発電抑制の実施を決定する。
処理部１ｂ１は、まず、制御対象クラスタを選択する（ステップ１２０３）。この場合、処理部１ｂ１は、最初に１１：００−１２：００の抑制時間帯Ｔtt_１（Ｔtt_１=１時間）の間に制御するクラスタ（制御対象クラスタ）を選択する。
処理部１ｂ１は、１０時３０分の時点で、優先順位順に選択したクラスタにて構成されるクラスタ群で発電抑制できる抑制総量推定値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］が、抑制時間帯Ttt₁において必要な抑制総量Ｑ_total［Ｗ］の値以上になるまで、クラスタを１以上最小数だけ選択する。今回は、クラスタＥ_１,C1〜Ｅ_４０,C1までが、制御対象クラスタとして選択されたとする。
なお、ここでのクラスタ選択では、ΣＰ_{m_total}≧Ｑ_totalとなる最小数のクラスタが選択されている。このため、処理部１ｂ１は、制御対象クラスタ内の各ＰＶ装置３の発電量上限値を０にする（完全抑制）。
ＰＶ装置３の発電量上限値＝０は、出力抑制情報の一例である。
そして、処理部１ｂ１は、１０時４５分に、制御対象クラスタ内の各ＰＶ装置３ｎに対応する発電制御装置（以下「対象発電制御装置」と称する）２へ、発電量上限値W₁ ⁿ=０と、抑制時間帯Ｔtt₁を示す抑制時間帯情報Ｉtt₁とを配信する（ステップＳ１２０４）。
なお、制御対象クラスタの選択を開始するタイミングは、抑制時間帯の３０分前に限らない。このタイミングは、抑制時間帯の開始タイミングよりも、制御対象クラスタの選択に要する時間と、発電量上限値および抑制時間帯情報の配信に要する時間を加算した時間より十分前のタイミングであればよい。
また、発電量上限値と抑制時間帯情報とを配信するタイミングは、抑制時間帯の１５分前に限らない。このタイミングは、抑制時間帯の開始タイミングよりも、発電量上限値と抑制時間帯情報との配信に要する時間より前のタイミングであればよい。
各対象発電制御装置２では、制御部２ｂは、通信部２ａを介して、発電量上限値W₁ ⁿ=０と抑制時間帯情報Ｉtt₁とを受信すると、発電量上限値W₁ ⁿ=０と抑制時間帯情報Ｉtt₁とを保持する。

図１３は、発電量上限値W₁ ⁿ=０と抑制時間帯情報を受信した対象発電制御装置２の動作を説明するためのフローチャートである。
制御部２ｂは、抑制時間帯情報Ｉtt₁が示す開始時刻（この場合１１時）になると、対応するＰＶ装置３の出力が発電量上限値W₁ ⁿ=０になるよう、対応するＰＶ装置３を制御する（ステップＳ１３０１）。例えば、制御部２ｂは、対応するＰＶ装置３内のＰＣＳを制御して、対応するＰＶ装置３の出力が発電量上限値W₁ ⁿ=０になるよう、対応するＰＶ装置３を制御する。
制御部２ｂは、ステップＳ１３０１を、周期Ｔt２（Ｔt２は、1sec程度）で抑制時間帯情報Ｉtt₁が示す終了時刻（この場合１２時）まで繰り返す。なお、周期Ｔt２は、抑制時間帯の時間長（この例では１時間）以下である。なお、周期Ｔt２は、抑制時間帯の時間長以下の範囲内で適宜変更可能である。

一方、発電抑制が開始されると、制御装置１１では、処理部１ｂ１が、周期Ｔt３（Ｔt３=１５分程度、Ｔ３≦Ｔ１）で、各ＰＶ装置３の発電実績量を示す発電量情報を各発電制御装置２の通信部２ａから継続的に収集する。

次に、処理部１ｂ１は、１１時３０分の時点で、新たに制御対象クラスタを選択する。本実施形態では、優先順位順に選択したクラスタにて構成されるクラスタ群で発電抑制できる抑制総量推定値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］が、抑制時間帯Ttt₂において必要な抑制総量Ｑ_total［Ｗ］の値以上になるまで、クラスタを１以上最小数だけ選択する。今回は、クラスタＥ_１,C1〜Ｅ_４０,C1に加えて、クラスタＥ_４１,C1〜Ｅ_６７,C1までが、制御対象クラスタとして選択されたとする。
ここでのクラスタ選択でも、ΣＰ_{m_total}≧Ｑ_totalとなる最小数のクラスタが選択されている。このため、処理部１ｂ１は、制御対象クラスタ内の各ＰＶ装置３の発電量上限値を０にする（完全抑制）。
そこで、処理部１ｂ１は、１１時４５分に、制御対象クラスタ内の各ＰＶ装置３ｎに対応する発電制御装置（対象発電制御装置）２へ、発電量上限値W₂ ⁿ=０と抑制時間帯Ｔtt₂を示す抑制時間帯情報Ｉtt₂とを配信する。
各対象発電制御装置２では、制御部２ｂは、通信部２ａを介して、発電量上限値W₂ ⁿ=０と抑制時間帯情報Ｉtt₂とを受信すると、発電量上限値W₂ ⁿ=０と抑制時間帯情報Ｉtt₂とを保持する。
制御部２ｂは、抑制時間帯情報Ｉtt₂が示す開始時刻（この場合１２時）になると、対応するＰＶ装置３内のＰＣＳを制御して、対応するＰＶ装置３の出力が発電量上限値W₁ ⁿ=０になるよう、対応するＰＶ装置３を制御する。制御部２ｂは、このＰＶ装置３の出力制御を周期Ｔt２で抑制時間帯情報Ｉtt₂が示す終了時刻（この場合１３時）まで繰り返す。
以下、このような制御対象クラスタの選択と出力抑制制御が１５：００まで繰り返される。
このような制御対象クラスタの選択と出力抑制制御の繰り返しによって、Ｙ日におけるＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生を防ぐことが可能になる。
なお、本実施形態での抑制対象ＰＶ装置の選択手法では、出力抑制の当日、一度抑制対象として選ばれたＰＶ装置３は、必要な抑制総量Ｑ_total［Ｗ］の量に応じて、基本的に継続して、その日の抑制が終わるまで選び続けられる可能性がある。例えば、１１：００〜１２：００のＱ_total［Ｗ］よりも１２：００〜１３：００のＱ_total［Ｗ］の方が大きく、更に１３：００〜１４：００のＱ_total［Ｗ］の方が大きく、１４：００〜１５：００のＱ_total［Ｗ］が１３：００〜１４：００のＱ_total［Ｗ］よりも小さく１１：００〜１２：００のＱ_total［Ｗ］よりも大きい場合、１１：００〜１２：００で選ばれた抑制対象ＰＶ装置３は、ほぼ１１：００〜１５：００まで抑制対象として選び続けられ、１３：００〜１４：００の抑制対象ＰＶ装置３の数が最も多くなり、１４：００〜１５：００では、一部の抑制対象ＰＶ装置３が抑制対象から外されるといった選択がなされる。

そして、次回（例えば、Ｙ日の翌日）の抑制では、処理部１ｂ１は、今回選ばれなかったＰＶ装置３（クラスタ）を優先して優先順位順に選び、上述した抑制を実施する。

そして何回か上述した抑制を実施後、全分類C1~C4に属するＰＶ装置３が全て選ばれた段階で、分類毎に、例えば分類C1に属するＰＶ装置３（総数N_C1）に対して、処理部１ｂ１は、分類C1の属するＰＶ装置に対して公平性状態を計算する。
処理部１ｂ１は、分類C1に属するＰＶ装置３にて構成されるＰＶ装置群３ａ-C1についての基準指標Ａとして、

を算出して決定する。
数１６に示した基準指標Ａは、分類C1の各ＰＶ装置３の積算抑制時間を考慮した総発電抑制量の平均値である。基準指標Ａは、第１指標の一例である。
ここで、n_C1は、分類C1に属する個別のＰＶ装置３を表す。分類C1に属するＰＶ装置３の総数はN_C1である。T_nC1は、ＰＶ装置n_C1の抑制実施時間である。M_nC1は、ＰＶ装置n_C1の契約容量である。W_TnC1 ^nC1は T_nC1における、発電量上限値である。今回 W_TnC1 ^nC1は０となっている。
また、処理部１ｂ１は、個別指標Ｂn_C1として、

を算出して決定する。個別指標Ｂn_C1は、第２指標の一例である。
なお、数１６および数１７に示した発電量上限値W_TnC1 ^nC1は、本来、個別ＰＶ装置３の総発電電力量となるべきなので、この部分は、個別ＰＶ装置３の実際の発電量で置き換えられるべきである。今回は、０であるため、簡単のためにW_TnC1 ^nC1（=0）とした。また、契約容量M_nC1は、各ＰＶ装置３の発電量推定値で置き換えられてもよい。
また、数１６および数１７において、総発電抑制量の平均値の代わりに、総発電量の平均値が用いられてもよい。
そして、処理部１ｂ１は、分類C1に属するＰＶ装置３の中から、制御対象のＰＶ装置３を決定する際、基準指標Ａと個別指標Ｂn_C1とを用いる。
本実施形態では、処理部１ｂ１は、基準指標Ａに対する分類C1の各ＰＶ装置３の個別指標Ｂn_C1の“正”の乖離の大きさ（基準指標Ａ−個別指標Ｂn_C1の値で正のとき）に応じて、乖離が大きいＰＶ装置３を以降の抑制実施の機会には、抑制対象として優先的に選択し、抑制実施を行う。このとき、処理部１ｂ１は、処理対象のＰＶ装置３に対して、引き続きW_TnC1 ^nC1を０とする抑制を実施する。ここで、W_TnC1 ^nC1は、出力抑制情報の一例である。
処理部１ｂ１は、基準指標Ａに対する分類C1の各ＰＶ装置における個別指標Ｂn_C1の乖離の大きさがゼロのとき（基準指標Ａ＝個別指標Ｂn_C1）、もしくは剥離の大きさが負の値であるとき（基準指標Ａ−個別指標Ｂn_C1が負に値のとき）は、個別指標Ｂn_C1に対応するＰＶ装置３を抑制対象として選択しない。
つまり、各ＰＶ装置３は個別指標Ｂn_C1の乖離の大きさがゼロ以下になるまでは抑制対象として選択される。

今回は、抑制が必要な時間帯が１０時〜１５時であったとする。
処理部１ｂ１は、分類C1に属するＰＶ装置３について、エリアごとに、上述した乖離量に基づいて新たな優先順位を付ける。
処理部１ｂ１は、その新たな優先順位順に、エリアは番号順にエリアごとにＰＶ装置３を選択する。
この時も、制御の簡略化のため、当日、一度抑制対象に選ばれたＰＶ装置３は、必要な抑制量を満たすように、その日の抑制が終わるまで選び続けられる。

なお、処理部１ｂ１は、他の分類（C2〜C4）に対しても、分類C1で行ったように、基準指標Ａと個別指標Ｂとを用いた新たな優先順位を設定し、その新たな優先順位に従って抑制対象となるＰＶ装置３を決定する。

次に、本実施形態の効果を説明する。
本実施形態では、上述したように公平性の指標（基準指標Ａと個別指標Ｂ）を用いて出力抑制対象のＰＶ装置３の選択を行っていくことで、抑制実行回数が増えれば増えるほど、同じ分類（C1〜C4）に属するＰＶ装置３間の公平性を担保した発電抑制を実施可能になる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
本実施形態では、抑制実施の日単位で、一度抑制対象に選ばれたＰＶ装置３は、その日の抑制が終わるまで選び続けられる可能性がある制御が行われた。ここで、同一のＰＶ装置３が選び続けられる期間を、日単位ではなく、時間単位等、より細かい粒度で変える制御が行われてもよい。その場合は、上記実施形態で日毎に行っていた処理を所定の時間ごとに行えばよい。この場合、制御が複雑にはなるが、より短い期間で公平性を満足する抑制を実施することができる。

また、本実施形態では、処理部１ｂ１は、例えば同一エリア内の同一の分類に属するＰＶ装置３の全てを選択してから、次のエリアの同一の分類に属するＰＶ装置３のすべてを選択する。
しかしながら、処理部１ｂ１は、同一エリア内の同一の分類に属するＰＶ装置３の所定の一部を選択したら、次のエリアの同一の分類に属するＰＶ装置３の選択に移ってもよい。
例えば、処理部１ｂ１は、同じ分類（C1等）に属するＰＶ装置３に対してエリア内で番号をつけ、その番号順に全体の３０％の数だけ選択して、次のエリアの同一分類のＰＶ装置３の選択へ移る、といった制御を行ってもよい。
このような場合、例えば、上記実施形態では抑制時間Ｔtt₁においてクラスタＥ_1,C1〜Ｅ_40,C1までしか選ばれなかったが、クラスタＥ_1,C1〜Ｅ_100,C1まで選ばれるようになる。その結果として、抑制実施において抑制対象ＰＶ装置３の地理的分散性が高まり（本実施形態では、太陽光発電の均し効果を考慮し、各エリアの中心間距離が少なくとも10km以上離れるようにエリア区分を行っている）、太陽光発電の均し効果を促進する形での抑制が実施でき、電力系統の安定性向上に効果的となる。

なお、処理部１ｂ１は、クラスタを、クラスタ群の発電抑制総量推定値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］（該当時間帯において、各ＰＶ装置３の発電を０にした場合に、総発電量推定値からの抑制が期待される電力量）が、必要な抑制総量Ｑ_total［Ｗ］の値以上でＱ_total［Ｗ］の値のＪ（Ｊは２以上の整数）倍になるまで、優先順位順に選択してもよい。
この場合、処理部１ｂ１は、例えば以下のようにして、抑制対象クラスタ群内のＰＶ装置３の発電抑制を実施する。
まず、処理部１ｂ１は、必要な抑制総量Ｑ_totalを抑制対象クラスタ群の発電抑制総量推定値ΣＰ_{m_total}から差し引いてクラスタ群の発電許可総量Ｐ’_{m_total}を導出する。
続いて、処理部１ｂ１は、抑制対象クラスタ群の発電許可総量Ｐ’_{m_total}と、抑制対象クラスタ群内のＰＶ装置３の総契約容量Ｐ_{T_total}と、の比率（=Ｐ’_{m_total}/Ｐ_{T_total}）を導出する。
続いて、処理部１ｂ１は、比率（=Ｐ’_{m_total}/Ｐ_{T_total}）を抑制対象クラスタ群内のＰＶ装置３の契約容量M_nにかけた値を、抑制対象クラスタ群内のＰＶ装置３の発電量上限値Wⁿとして導出する。
続いて、処理部１ｂ１は、抑制対象クラスタ群内のＰＶ装置３の発電量上限値Wⁿを用いて、抑制対象クラスタ群内のＰＶ装置３の発電抑制を実施する（この場合、上限値が０ではなく、契約容量の何割かの発電が許可される）。

なお、蓄電池がＰＶ装置３に併設されている場合、若しくは蓄電池とＰＶ装置３とが物理的な距離としては離れた場所に設置されている場合でも、両者をペアリングし仮想的にＰＶ装置３に併設された蓄電池と見なす場合、発電制御装置２内の制御部２ｂは、発電量上限値Wⁿを受信したら、対応するＰＶ装置３の発電を抑制するのではなく、対応するＰＶ装置３の発電量のうち発電量上限値を超えた分を蓄電池へ充電してもよい。この場合も、ＰＶ装置３から電力系統４への出力を抑制することが可能である。なお蓄電池とＰＶ装置３とのペアリングでは、複数の蓄電池と複数のＰＶ装置３の組み合わせや、１つの蓄電池と複数のＰＶ装置３の組み合わせや、複数の蓄電池と１つのＰＶ装置３の組み合わせなど、自由な組み合わせでのペアリングが考えられる。
このような抑制を複数回実施することによって、同一分類に属するＰＶ装置３間での出力抑制の公平性を精度よく制御することが可能になる。

なお、第１実施形態の外部装置および第２〜第５実施形態の制御装置は、必ずしも電力会社によって管理されている必要はなく、PPSやIPPやアグリゲータなどにて管理されてもよい。

（第６実施形態）
本発明の第６実施形態では、ＰＶ装置の管理者がＰＶ装置の出力を電力系統に供給することで利益を得ている状況において、ＰＶ装置の出力抑制にて生じる損失の公平性を考慮して、ＰＶ装置の出力抑制が行われる。

第６実施形態においても、第４実施形態と同様に、ＰＶ装置は、発電装置および再エネ電源の一例である。発電装置は、ＰＶ装置に限らず適宜変更可能である。例えば、発電装置として、ＷＴ装置が用いられてもよい。
また、同一のクラスタに属する複数のＰＶ装置の一部が、ＰＶ装置以外の発電装置（例えば、ＷＴ装置）に変更されてもよい。

図１４は、第６実施形態の制御システム１００Ｂを示した図である。図１４において、図５に示したものと同一構成のものには同一符号を付してある。
第６実施形態の制御システム１００Ｂと第４実施形態の制御システム１００との主な相違点は、第６実施形態の制御システム１００Ｂが、図５に示した制御装置１と処理部１ｂの代わりに制御装置１２と処理部１ｂ２を用いる点である。
以下、第６実施形態の制御システム１００Ｂについて、第４実施形態の制御システム１００と異なる点をメインに説明する。

制御システム１００Ｂは、制御装置１２と複数の発電制御装置２とを含む。
制御装置１２は、アグリゲータにて管理されている。
制御装置１２は、処理部１ｂ２と通信部１ａとを含む。
処理部１ｂ２は、決定部の一例である。
処理部１ｂ２は、電力系統４において電力需給バランスをとるために各ＰＶ装置３の出力抑制情報を決定する。
処理部１ｂ２は、各ＰＶ装置３の実際の発電量（発電実績量）を通信部１ａから受信して入手する。
処理部１ｂ２は、各ＰＶ装置３の発電実績量に基づいて、ＰＶ装置群３ａでの出力抑制状態に関する第１指標と、各ＰＶ装置３での出力抑制状態に関する第２指標と、を決定する。
処理部１ｂ２は、ＰＶ装置３ごとに、第１指標とＰＶ装置３の第２指標とに基づいて出力抑制情報を決定する。

次に、動作を説明する。
図１５は、制御システム１００Ｂの動作を説明するための図である。図１５では、火力発電所と揚水式発電所とをまとめて「火力・水力電源」として表している。

まず、制御システム１００Ｂによる抑制開始時の動作を説明する。
電力会社において、翌日の０時から２４時までの時間帯について、例えば前日の９時に、管轄する電力系統４の管内の全需要家（負荷５）の需要量と、全ＰＶ装置３を含む再エネ電源の発電量の予測を行う。なお、予測を行う時刻は９時に限らず適宜変更可能である。
その予測の結果、優先給電規定に則り火力発電等の出力抑制や揚水式発電のポンプくみ上げ（揚水運転）による需要創出を行った後でも、１０時以降にＰＶ装置起因の余剰電力の発生が予測されたとする。
このため、電力会社は、必要な発電抑制の一部を、アグリゲータが管理・制御するＰＶ装置３を対象にして実施することを決定する。ここで、アグリゲータは、複数考えられるが、どのアグリゲータについても、同様の手法で抑制が実施できるので、アグリゲータ別に抑制実施の詳細な記述は省略する。
抑制当日の９時に、アグリゲータが管理する処理部１ｂ２は、電力会社から、１０時から１５時までの時間帯において、アグリゲータが管理・制御するＰＶ装置３を対象として、契約容量の５０%以下に発電を抑制するよう依頼を受けたとする。
抑制時間帯が１０時から１５時までと通知されたため、処理部１ｂ２は、その５時間の時間帯を１時間ごとに区分して区分時間帯をＴt_jとする。今回は、１０時からの各区分時間帯はTt₀、Tt₁、Tt₂、Tt₃、Tt₄となる。ここで、区分時間帯の長さは１時間に限らず適宜変更可能である。
今回は、区分時間帯Ｔt₀でのＰＶ装置群３ａの発電量を契約容量の５０%以下にする発電抑制が実施される。

処理部１ｂ２は、１０時の１５分前（９時４５分）に、計画個別指標Ｐ’_0,n=0.5と、区分時間帯Ｔt₀を示す区分時間帯情報Ｉ₀とを、通信部１ａから各発電制御装置２へ配信する。
ここで、計画個別指標Ｐ’_0,n=0.5を決定するタイミングは、区分時間帯Ｔt₀の開始時点の１５分前に限らない。このタイミングは、計画個別指標Ｐ’_0,n=0.5と区分時間帯情報Ｉ₀との送信タイミングが区分時間帯Ｔt₀の開始時点よりも前になることを条件として適宜変更可能である。
各発電制御装置２では、制御部２ｂは、通信部２ａを介して、計画個別指標Ｐ’_0,n=0.5と区分時間帯情報Ｉ₀と受信すると、計画個別指標Ｐ’_0,n=0.5と区分時間帯情報Ｉ₀を保持する。

制御部２ｂは、区分時間帯情報Ｉ₀が示す開始時刻（この場合１０時）になると、対応するＰＶ装置３の発電量上限値が、その契約容量［Ｗ］に計画個別指標Ｐ’_0,n=0.5を乗じた発電量になるように、対応するＰＶ装置３内のＰＣＳを周期Ｔ２で制御する。制御部２ｂは、この制御を区分時間帯情報Ｉ₀が示す終了時刻（この場合１１時）まで実行する。
なお、各ＰＶ装置３が、共通の計画個別指標Ｐ’_0,n=0.5にて出力抑制されても、天候の状況により、各ＰＶ装置３の出力に間にばらつきが生じる可能性がある。このばらつきは、出力抑制の実績に影響する。

一方、制御装置１２では、処理部１ｂ２が、周期Ｔs３（Ｔs３=５分程度、Ｔ２＜Ｔs３＜区分時間帯の時間長）で、各ＰＶ装置３の発電実績量を示す発電量情報を各発電制御装置２の通信部２ａから継続的に収集する。

本実施形態では、処理部１ｂ２は、個々のＰＶ装置３で得られる売電収益の公平性を担保できるように、各ＰＶ装置３の出力を制御する。
ここで、処理部１ｂ２は、各ＰＶ装置３の単位売電価格Znを予め保持している。
処理部１ｂ２は、基準指標として

を算出して決定する。基準指標は、第１指標の一例である
また、処理部１ｂ２は、実績個別指標として、

を算出して決定する。実績個別指標は、第２指標の一例である。
また、処理部１ｂ２は、

を算出する。
処理部１ｂ２は、その後、各区分時間帯での計画個別指標Ｐ’_J,nを算出する際に、逐次フィードバックを与えながら、区分時間帯Ｔt_jにおいて、

の２つの式を解くことで得られるW_j ¹，・・・，W_j ⁿを、区分時間帯Ｔt_jにおける各ＰＶ装置３ｎの発電量上限値W_j ⁿとする。

処理部１ｂ２は、各区分時間帯Tt_jで、発電量上限値W_j ⁿを契約容量M_nで割った値である計画個別指標P’_j,nと、区分時間帯Ｔt_jを示す区分時間帯情報Ｉ_jを、通信部１ａから、対応する発電制御装置２に配信する。計画個別指標は、出力抑制情報の一例である。
各発電制御装置２の動作は第３実施形態での動作と同様であるので省略する。

次に、本実施形態の効果について説明する。
上述したフィードバック制御の繰り返し回数が増えれば増えるほど、ＰＶ装置３の間で経済性指標に基づく公平な抑制を実施することができる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
基準指標として、発電装置群に属する各発電装置の出力抑制時間帯のうちの経過済みの時間帯での抑制電力量に応じた売電損益の平均値が用いられ、計画個別指標として、ＰＶ装置の該経過済みの時間帯での抑制電力量に応じた売電損益が用いられてもよい。

ここで、第４〜第６実施形態において、抑制時間帯と関連する、制御装置から出力抑制情報（計画個別指標や発電量上限値）を送信する周期（以下「T₁₀」と称する）は、以下のように決定されてもよい。
ある連続した抑制制御が必要な時間Ｔがあるとき、抑制制御の公平性を担保するためのフィードバックを、できるだけ多くＭ回実施するために、Ｔ／Ｍのように抑制制御時間を分割し、関連する周期Ｔ₁₀として、Ｔ₁₀=Ｔ／Ｍとし、周期Ｔ₁₀として、抑制制御時間を分割し、周期Ｔ₁₀ごとに異なる公平性指標を用いて、抑制制御を実施する。
一方、周期Ｔ₁₀は、最適化計算処理を行うのに必要な時間以上の周期でなければならず、
（>15分程度）、他方、発電機の起動停止の再計画を行う周期に対しては、同等か、天候の変動が激しい場合は（公平性担保が難しくなるので）より短い周期（<1h程度）が望ましい。しかしながら、周期Ｔ₁₀を一日単位としてもよい。その場合、安定性の観点では電力系統側に負担がかかる、若しくは再エネ電源の発電効率を悪化させる等の弊害があるが、制御が簡単になるというメリットが生じる。

ここで、第１指標と第２指標との組合せ例についてまとめて示す。以下では、ＰＶ装置３ｎに対応する構成として「再エネ電源ｎ」が用いられている。
ここで指標計算が対象とする“再エネ電源”は、公平性、を考えなければならない再エネ電源についてであって、“再エネ電源全て”という表現を用いている場合でも、公平性を考えなくても良い再エネ電源は除外している点に注意が必要である（例えば、あるケースでは、再エネ電源を、発電抑制の実施が想定される500kW以上の太陽光発電のみしか考えず、500kW未満の再エネ電源は、そもそも抑制はしなくて良いため、指標計算では考慮しない、など）。
またΣはｎについて総数Ｎまでの積算である。また、以下では、定格値または契約容量という表現を用いているが、これは、再エネ電源では、例えば、太陽光発電の場合、ＰＣＳの定格値よりも太陽光パネルの契約容量が大きい場合も小さい場合もあるため、ＰＣＳの定格値よりも契約容量を用いた方が良い場合があるからである。

＜組合せ例１＞
再エネ電源の抑制を実施した総抑制時間（の平均値）。
第１指標＝Ｘ／Ｙ
ただし、
Ｘ＝Σ（再エネ電源ｎの抑制を実施した抑制時間の積分値∫t_n「Ｘ_ｎ」）［ｈ］
Ｙ＝再エネ電源ｎの総数=Ｎ
第２指標＝Ｘ_ｎ
Ｘ_ｎ＝再エネ電源ｎの抑制を実施した抑制時間の積分値∫t_n［ｈ］
組合せ例１は、例えば、第１〜第４実施形態に適用される。

＜組合せ例２＞
抑制時間Ｔに対する定格電力または契約容量での発電電力量に対する、抑制時間Ｔでの発電した電力量、の比率。
第１指標＝Ｘ／Ｙ
ただし、
Ｘ＝抑制時間Ｔでの再エネ電源全ての抑制後の総発電量［Ｗｈ］
＝Σ（再エネ電源ｎの抑制後の抑制時間Ｔでの抑制後の発電量「Ｘ_ｎ」）［Ｗｈ］
Ｙ＝（再エネ電源ｎの定格値または契約容量の総和）×抑制時間Ｔ［Ｗｈ］
＝Σ（再エネ電源ｎの定格値または契約容量）×抑制時間Ｔ［Ｗｈ］
第２指標＝Ｘ_ｎ／Ｙ_ｎ
ただし、
Ｘ_ｎ＝再エネ電源ｎの抑制時間Ｔでの再エネ電源ｎの抑制後の発電量［Ｗｈ］
Ｙ_ｎ＝（再エネ電源ｎの定格値または契約容量）×抑制時間Ｔ［Ｗｈ］
注）抑制時間Ｔを、積分抑制時間∫t（＝経過済みの抑制時間の積分値）としてもよい。
なお、この指標は、抑制を実施した（積分）抑制時間が等しい再エネ電源間で比較する場合に用いる（これは積分抑制時間について、再エネ電源ｎに対する∫t_nがｎによらず等しいことを意味する。以下では、この場合∫t_n=∫tとも表現する）。
組合せ例２は、例えば、第１〜第４実施形態に適用される。

＜組合せ例３＞
単位時間あたりの、定格での発電電力量または契約容量での発電電力量に対する、積分抑制時間∫tにおける発電した電力量の比率。
第１指標＝Ｘ／Ｙ
ただし、
Ｘ＝積分抑制時間∫tにおける再エネ電源全ての抑制後の総発電量［Ｗｈ］
＝Σ（積分抑制時間∫t_nにおける再エネ電源ｎの抑制後の総発電量Ｘ_ｎ）
Ｙ＝Σ（再エネ電源ｎの定格値または契約容量）×（１時間）［Ｗｈ］
第２指標＝Ｘ_ｎ／Ｙ_ｎ
ただし、
Ｘ_ｎ＝積分抑制時間∫t_nにおける再エネ電源ｎの抑制後の総発電量［Ｗｈ］
Ｙ_ｎ＝（再エネ電源ｎの定格値または契約容量）×（１時間）［Ｗｈ］
注）積分抑制時間∫tを、抑制時間Ｔとしてもよい。
この指標は、抑制を実施した（積分）抑制時間が等しい再エネ電源間で比較する場合に用いる。
組合せ例３は、例えば、第１〜第４実施形態に適用される。

＜組合せ例４＞
抑制時間Ｔに対する定格電力または契約容量での発電電力量に対する、抑制時間Ｔにおける発電抑制された電力量、の比率。
第１指標＝（Ｙ−Ｘ）／Ｙ
ただし、
Ｘ＝Σ（再エネ電源ｎの抑制時間Ｔでの抑制後の発電量「Ｘ_ｎ」）［Ｗｈ］
Ｙ＝Σ（再エネ電源ｎの定格値または契約容量）×抑制時間Ｔ［Ｗｈ］
第２指標＝（Ｙ_ｎ−Ｘ_ｎ）／Ｙ_ｎ
ただし、
Ｘ_ｎ＝再エネ電源ｎの抑制時間Ｔでの抑制後の発電量［Ｗｈ］
Ｙ_ｎ＝（再エネ電源ｎの定格値または契約容量）×抑制時間Ｔ［Ｗｈ］
注）抑制時間Ｔを、積分抑制時間∫tとしてもよい。
この指標は、抑制を実施した（積分）抑制時間、が等しい電源間で比較する場合に用いる。
組合せ例４は、例えば、第１〜第４実施形態に適用される。

＜組合せ例５＞
単位時間あたりの、定格での発電電力量または契約容量での発電電力量に対する、積分抑制時間∫tにおける発電抑制された電力量、の比率。
第１指標＝（Ｙ１−Ｘ）／Ｙ
ただし、
Ｘ＝Σ（積分抑制時間∫t_nにおける再エネ電源ｎの抑制後の総発電量Ｘ_ｎ）［Ｗｈ］
Ｙ１＝Σ（再エネ電源ｎの定格値または契約容量×∫t_n）［Ｗｈ］
Ｙ＝Σ（再エネ電源ｎの定格値または契約容量）×（１時間）［Ｗｈ］
第２指標＝（Ｙ_ｎ１−Ｘ_ｎ）／Ｙ_ｎ
ただし、
Ｘ_ｎ＝積分抑制時間∫t_nにおける再エネ電源ｎの抑制後の総発電量［Ｗｈ］
Ｙ_ｎ１＝再エネ電源ｎの定格値または契約容量×∫t_n［Ｗｈ］
Ｙ_ｎ＝（再エネ電源ｎの定格値または契約容量）×（１時間）［Ｗｈ］
注）積分抑制時間∫tを、抑制時間Ｔとしてもよい。
この指標は、抑制を実施した（積分）抑制時間が等しい再エネ電源間で比較する場合に用いる。
組合せ例５は、例えば、第１〜第４実施形態に適用される。

＜組合せ例６＞
再エネ電源の、抑制時間Ｔにおける、発電した電力量。
第１指標＝Ｘ／Ｙ
ただし、
Ｘ＝抑制時間Ｔでの再エネ電源全ての抑制後の総発電量［Ｗｈ］
＝Σ（再エネ電源ｎの抑制時間Ｔでの抑制後の発電量「Ｘ_ｎ」）［Ｗｈ］
Ｙ＝再エネ電源ｎの総数=Ｎ
第２指標＝Ｘ_ｎ
＝再エネ電源ｎの抑制時間Ｔでの抑制後の発電量［Ｗｈ］
注）抑制時間Ｔを、積分抑制時間∫t（＝経過済みの抑制時間の積分値）としてもよい。
この指標は、抑制を実施した（積分）抑制時間が等しい再エネ電源間で比較する場合に用いる。
組合せ例６は、例えば、第１〜第４実施形態に適用される。

＜組合せ例７＞
再エネ電源の、積分抑制時間∫tにおける、発電抑制された電力量。
第１指標＝（Ｙ１−Ｘ）／Ｙ
ただし、
Ｘ＝Σ（積分抑制時間∫t_nにおける再エネ電源ｎの抑制後の総発電量Ｘ_ｎ）［Ｗｈ］
Ｙ１＝Σ（再エネ電源ｎの定格値または契約容量×∫t_n）［Ｗｈ］
Ｙ＝再エネ電源ｎの総数=Ｎ
第２指標＝（Ｙ_ｎ１−Ｘ_ｎ）
ただし、
Ｘ_ｎ＝積分抑制時間∫t_nにおける再エネ電源ｎの抑制後の総発電量［Ｗｈ］
Ｙ_ｎ１＝再エネ電源ｎの定格値または契約容量×∫t_n［Ｗｈ］
注）積分抑制時間∫tを、抑制時間Ｔとしてもよい。
この指標は、抑制を実施した（積分）抑制時間が等しい再エネ電源間で比較する場合に用いる。
組合せ例７は、例えば、第１〜第４実施形態に適用される。

＜組合せ例８＞
公平性の指標を考える際、物理指標である発電電力量ではなく、経済指標である売電損失を考えることもできる。その場合は、FIT（Feed-in Tariff：固定価格買い取り制度）の契約年度等に依存して変わる、単位売電価格Ｚ_n［円/kWh］の情報が用いられる（第６実施形態）。
抑制時間Ｔにおける定格電力または契約容量で発電したら得られたであろう売電収益に対する、抑制時間Ｔでの売電にて実際に得られた売電収益の比率
第１指標＝Ｐ／Ｑ
ただし、
Ｐ＝抑制時間Ｔにおける再エネ電源全ての抑制後の総売電収益［円］
＝Σ（再エネ電源ｎの抑制後の抑制時間Ｔでの抑制後の発電量「Ｘ_ｎ」×「Ｚ_ｎ」）［円］
Ｑ＝抑制時間Ｔにおける再エネ電源全ての抑制なしの場合の総売電収益［円］
＝Σ（（再エネ電源ｎの定格値または契約容量）×抑制時間Ｔ×Ｚ_ｎ）［円］
第２指標＝Ｐ_ｎ／Ｑ_ｎ
ただし、
Ｐ_ｎ＝抑制時間Ｔにおける再エネ電源ｎの抑制後の売電収益［円］
＝再エネ電源ｎの抑制後の抑制時間Ｔでの抑制後の発電量「Ｘ_ｎ」×「Ｚ_ｎ」［円］
Ｑ_ｎ＝抑制時間Ｔにおける再エネ電源ｎの抑制なしの場合の売電収益［円］
＝（再エネ電源ｎの定格値または契約容量）×抑制時間Ｔ×Ｚ_ｎ）［円］
注）抑制時間Ｔを、積分抑制時間∫tとしてもよい。
この指標は、（積分）抑制時間、が等しい電源間での比較である必要がある。
注２）再エネ電源では、例えば、太陽光発電の場合、ＰＣＳの定格値よりも太陽光パネルの契約容量が大きい場合も小さい場合もあるため、ＰＣＳの定格値よりも契約容量を用いた方が良い場合もある。
組合せ例８は、例えば、第６実施形態に適用される。

再エネ電源を電源の契約容量（10kW、50kW、500kW等）でクラスタ化して、契約容量のクラスタ毎に、発電抑制時間の絶対値（組合せ例９）、発電（抑制）電力量の絶対値（組合せ例１０）、または、売電（収益）損失の絶対値（組合せ例１１）、を公平性の指標とすることも考えられる。

＜組合せ例９＞
同じ契約容量、同一クラスタ（エリア別や再エネ・カテゴリ別のクラスタを含む）、または同一クラスタで且つ同じ契約容量の再エネ電源を公平化の対象とし、組合せ例１の手法を用いる。
組合せ例９は、例えば、第５実施形態に適用される。

＜組合せ例１０＞
同じ契約容量、同一クラスタ（エリア別や再エネ・カテゴリ別のクラスタを含む）、または同一クラスタで且つ同じ契約容量の再エネ電源を公平化の対象とし、組合せ例６や７の手法を用いる。
組合せ例１０は、例えば、第５実施形態に適用される。

＜組合せ例１１＞
同じ契約容量、同一クラスタ（エリア別や再エネ・カテゴリ別のクラスタを含む）、または同一クラスタで且つ同じ契約容量の再エネ電源を公平化の対象とする。
抑制時間Ｔにおける、売電収益、又は、売電損失、そのもの。
第１指標＝抑制時間Ｔでの同じ契約容量の各第エネ電源の売電収益（損失）の平均値［円］
第２指標＝抑制時間Ｔでの同じ契約容量の第エネ電源ｎの抑制後の売電収益Ｐ_ｎ
＝該再エネ電源ｎの抑制後の発電量「Ｘ_ｎ」×「Ｚ_ｎ」［円］、
または、
＝該再エネ電源ｎの抑制後の売電損失Ｒ_ｎ
＝（該再エネ電源ｎの契約容量×「Ｚ_ｎ」＝Ｑ_ｎ）−「Ｐ_ｎ」［円］
注）抑制時間Ｔを、積分抑制時間∫tとしてもよい。
この指標は、（積分）抑制時間、が等しい電源間での比較である必要がある。
組合せ例１１は、例えば、第５実施形態に適用される。

上記組合せ例１〜１１における、“定格での発電電力量または契約容量での発電電力量”の部分を、“発電可能推定量”に置き換えた指標も考えられる。
＜組合せ例１２＞
抑制時間Ｔにおける発電可能推定量に対する、抑制時間Ｔにおける発電した電力量、の比率。
第１指標＝Ｘ／Ｙ
ただし、
Ｘ＝抑制時間Ｔにおける再エネ電源全ての抑制後の総発電量［Ｗｈ］
＝Σ（再エネ電源ｎの抑制後の抑制時間Ｔでの発電量Ｘ_ｎ）［Ｗｈ］
Ｙ＝抑制時間Ｔにおける再エネ電源全ての総発電可能推定量［Ｗｈ］
＝Σ（再エネ電源ｎの抑制時間Ｔでの発電可能推定量）［Ｗｈ］
第２指標＝Ｘ_ｎ／Ｙ_ｎ
ただし、
Ｘ_ｎ＝抑制時間Ｔにおける再エネ電源ｎの抑制後の発電量［Ｗｈ］
Ｙ_ｎ＝再エネ電源ｎの抑制時間Ｔでの発電可能推定量［Ｗｈ］
注）抑制時間Ｔを、積分抑制時間∫tとしてもよい。

＜組合せ例１３＞
再エネ電源群から構成されるクラスタｍが複数Ｍ個ある状況で、クラスタ間の公平性を実現する指標（例えば、県別にクラスタを形成することが考えられる）。
第１指標＝Ｘ／Ｙ
ただし、
Ｘ＝Σ（クラスタｍの抑制時間Ｔでの抑制後の発電量Ｘ_ｍ）［Ｗｈ］
Ｙ＝Σ（クラスタｍの所定期間における平均発電量Ｙ_ｍ）［Ｗｈ］
第２指標＝Ｘ_ｍ／Ｙ_ｍ
ただし、
Ｘ_ｍ＝クラスタｍの抑制時間Ｔでの抑制後の発電量［Ｗｈ］
Ｙ_ｍ＝クラスタｍの所定期間における平均発電量［Ｗｈ］
注）抑制時間Ｔを、積分抑制時間∫tとしてもよい。
注）平均発電量を求める際の所定期間は、年間、季間、月間等、様々な期間を用いてよい。

上記実施形態において、発電制御装置Ａ、ＡＡ、２、制御装置Ｂ、ＢＢ、Ｃ、１、１１、１２は、それぞれ、コンピュータにて実現されてもよい。この場合、コンピュータは、コンピュータにて読み取り可能な記録媒体に記録されたプログラムを読込み実行して、発電制御装置Ａ、ＡＡ、２、制御装置Ｂ、ＢＢ、Ｃ、１、１１、１２のいずれか有する機能を実行する。記録媒体は、例えば、CD-ROM（Compact Disk Read Only Memory）である。記録媒体は、CD-ROMに限らず適宜変更可能である。
以上説明した各実施形態において、図示した構成は単なる一例であって、本発明はその構成に限定されるものではない。

Ａ、ＡＡ 発電制御装置
Ａ１ 通信部
ＡＡ１ 決定部
Ａ２、ＡＡ２ 制御部
Ｂ、ＢＢ、Ｃ 制御装置
Ｂ１、Ｃ１ 処理部
Ｂ２、Ｃ２ 通信部
ＢＢ２ 制御部
１００、１００Ａ、１００Ｂ 制御システム
１、１１、１２ 制御装置
１ａ 通信部
１ｂ、１ｂ１、１ｂ２ 処理部
２ 発電制御装置
２ａ 通信部
２ｂ 制御部
３ ＰＶ装置
４ 電力系統
４ａ 火力発電所
４ｂ 揚水式発電所
５ 負荷
６ 測定部

Claims (27)

1. 発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定部と、
   前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する通信部と、を備え、
   前記決定部は、出力制御時間帯における前記発電装置群の出力状態と、前記発電装置群に属する前記複数の所定発電装置の出力状態との差に応じて前記出力制御情報を決定する制御装置。
2. 前記出力制御時間帯は、経過済みの時間帯である請求項１に記載の制御装置。
3. 発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定部と、
   前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する通信部と、を備え、
   前記決定部は、さらに前記発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群とは異なる発電装置群の出力状態に関する第１指標との差に応じて前記出力制御情報を決定する制御装置。
4. 発電装置群の出力状態に関する指標に基づいて、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定部と、
   前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する通信部と、を備え、
   前記決定部は、前記発電装置群の出力状態に関する指標と、前記発電装置群とは異なる発電装置群の出力状態に関する指標との差に応じて前記出力制御情報を決定する制御装置。
5. 前記出力状態は、前記発電装置群または前記複数の所定発電装置における、出力制御された発電量、発電抑制量、発電量上限値、発電出力の上限値、所定発電装置のオン／オフ状態、抑制回数、出力制御時間、出力制御された結果としての売電収益または売電損失、の少なくとも一つである請求項１から４のいずれか１項に記載の制御装置。
6. 発電装置群に属する複数の第１発電装置の出力状態に関する指標と、前記発電装置群に属する、前記複数の第１発電装置とは異なる複数の第２発電装置の出力状態に関する指標と、に基づいて、前記複数の第１発電装置の出力制御情報を決定する決定部と、
   前記出力制御情報を対応する前記複数の第１発電装置に送信する通信部と、を備え、
   前記決定部は、出力制御時間帯における前記複数の第１発電装置の出力状態と、前記複数の第２発電装置の出力状態との差に応じて前記出力制御情報を決定する制御装置。
7. 発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定部と、
   前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する通信部と、を備え、
   前記出力制御情報は、
   所定時間帯の前記発電装置群の基準発電量と、経過済みの時間帯の前記発電装置群の抑制回数または抑制時間の少なくともいずれか一方とに基づいて設定された前記第１指標と、
   前記所定時間帯の前記発電装置群に属する前記複数の所定発電装置の基準発電量と、前記経過済みの時間帯の前記複数の所定発電装置の抑制回数または抑制時間の少なくともいずれか一方とに基づいて設定された前記第２指標との差に応じて決定される制御装置。
8. 前記発電装置群の基準発電量は、前記発電装置群に属する各発電装置の出力電力の上限値に基づいて設定され、
   前記複数の所定発電装置の基準発電量は、前記複数の所定発電装置の出力電力の上限値に基づいて設定される請求項７に記載の制御装置。
9. 前記発電装置群の基準発電量は、前記所定時間帯の前記発電装置群の発電量であり、
   前記複数の所定発電装置の基準発電量は、前記所定時間帯の前記複数の所定発電装置の発電量である請求項７に記載の制御装置。
10. 前記第１指標は、所定時間帯の前記発電装置群の基準発電量と経過済みの時間帯の前記発電装置群の発電量とに基づいて設定され、
    前記第２指標は、前記所定時間帯の前記複数の所定発電装置の基準発電量と前記経過済みの時間帯の前記複数の所定発電装置の発電量とに基づいて設定される請求項１から３のいずれか１項に記載の制御装置。
11. 前記第１指標は、所定時間帯の前記発電装置群の基準発電量と経過済みの時間帯の前記発電装置群の抑制電力量とに基づいて設定され、
    前記第２指標は、前記所定時間帯の前記複数の所定発電装置の基準発電量と前記経過済みの時間帯の前記複数の所定発電装置の抑制電力量とに基づいて設定される請求項１から３のいずれか１項に記載の制御装置。
12. 前記第１指標は、所定時間帯の前記発電装置群の基準売電収益と経過済みの時間帯の前記発電装置群の発電量に応じた売電収益とに基づいて設定され、
    前記第２指標は、前記所定時間帯の前記複数の所定発電装置の基準売電収益と前記経過済みの時間帯の前記複数の所定発電装置の発電量に応じた売電収益とに基づいて設定される請求項１から３のいずれか１項に記載の制御装置。
13. 前記発電装置群の基準売電収益は、前記発電装置群に属する各発電装置の出力電力の上限値と前記所定時間帯の長さと当該発電装置の単位売電価格とに基づいて設定され、
    前記複数の所定発電装置の基準売電収益は、前記複数の所定発電装置の出力電力の上限値と前記所定時間帯の長さと前記複数の所定発電装置の単位売電価格とに基づいて設定される請求項９に記載の制御装置。
14. 前記各発電装置の出力電力の上限値は、前記各発電装置の出力電力の定格値、または契約上の上限値であり、
    前記複数の所定発電装置の出力電力の上限値は、前記複数の所定発電装置の出力電力の定格値、または契約上の上限値である請求項８または１３に記載の制御装置。
15. 前記通信部は、前記第１指標と前記第２指標とに基づいて前記複数の所定発電装置を出力制御対象として決定した場合、前記出力制御情報を送信する請求項１から３のいずれか１項に記載の制御装置。
16. 前記複数の所定発電装置の出力が、前記通信部における前記出力制御情報の送信間隔以下の時間間隔で、最新の前記出力制御情報に基づいて制御される請求項１から５または７から１５のいずれか１項に記載の制御装置。
17. 前記通信部は、前記出力制御情報の送信元の所定発電装置から、該所定発電装置の発電量を、前記送信間隔以下の時間間隔で受信する請求項１６に記載の制御装置。
18. 発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定し、
    前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信し、
    前記出力制御情報を、出力制御時間帯における前記発電装置群の出力状態と、前記発電装置群に属する前記複数の所定発電装置の出力状態との差に応じて決定する制御方法。
19. 発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定し、
    前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信し、
    前記出力制御情報を、前記発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群とは異なる発電装置群の出力状態に関する第１指標との差に応じて決定する制御方法。
20. 発電装置群の出力状態に関する指標に基づいて、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力制御情報を決定し、
    前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信し、
    前記出力制御情報を、前記発電装置群の出力状態に関する指標と、前記発電装置群とは異なる発電装置群の出力状態に関する指標との差に応じて決定する制御方法。
21. 発電装置群に属する複数の第１発電装置の出力状態に関する指標と、前記発電装置群に属する、前記複数の第１発電装置とは異なる複数の第２発電装置の出力状態に関する指標と、に基づいて、前記複数の第１発電装置の出力制御情報を決定し、
    前記出力制御情報を対応する前記複数の第１発電装置に送信し、
    前記出力制御情報を、出力制御時間帯における前記複数の第１発電装置の出力状態と、前記複数の第２発電装置の出力状態との差に応じて決定する制御方法。
22. 発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定し、
    前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信し、
    前記出力制御情報を、
    所定時間帯の前記発電装置群の基準発電量と、経過済みの時間帯の前記発電装置群の抑制回数または抑制時間の少なくともいずれか一方とに基づいて設定された前記第１指標と、前記所定時間帯の前記発電装置群に属する前記複数の所定発電装置の基準発電量と、前記経過済みの時間帯の前記複数の所定発電装置の抑制回数または抑制時間の少なくともいずれか一方とに基づいて設定された前記第２指標との差に応じて決定する制御方法。
23. コンピュータに、
    発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定手順と、
    前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する送信手順と、を実行させるためのものであり、
    前記決定手順にて、出力制御時間帯における前記発電装置群の出力状態と、前記発電装置群に属する前記複数の所定発電装置の出力状態との差に応じて前記出力制御情報を決定させるためのプログラム。
24. コンピュータに、
    発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定手順と、
    前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する送信手順と、を実行させるためのものであり、
    前記決定手順にて、前記発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群とは異なる発電装置群の出力状態に関する第１指標との差に応じて前記出力制御情報を決定させるためのプログラム。
25. コンピュータに、
    発電装置群の出力状態に関する指標に基づいて、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定手順と、
    前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する送信手順と、を実行させるためのものであり、
    前記決定手順にて、前記発電装置群の出力状態に関する指標と、前記発電装置群とは異なる発電装置群の出力状態に関する指標との差に応じて前記出力制御情報を決定させるためのプログラム。
26. コンピュータに、
    発電装置群に属する複数の第１発電装置の出力状態に関する指標と、前記発電装置群に属する、前記複数の第１発電装置とは異なる複数の第２発電装置の出力状態に関する指標と、に基づいて、前記複数の第１発電装置の出力制御情報を決定する決定手順と、
    前記出力制御情報を対応する前記複数の第１発電装置に送信する送信手順と、を実行させるためのものであり、
    前記決定手順にて、出力制御時間帯における前記複数の第１発電装置の出力状態と、前記複数の第２発電装置の出力状態との差に応じて前記出力制御情報を決定するプログラム。
27. コンピュータに、
    発電装置群の出力状態に関する第１指標と、前記発電装置群に属する複数の所定発電装置の出力状態に関する第２指標と、に基づいて、前記複数の所定発電装置の出力制御情報を決定する決定手順と、
    前記出力制御情報を対応する前記複数の所定発電装置に送信する送信手順と、を実行させるためのものであり、
    前記決定手順にて、所定時間帯の前記発電装置群の基準発電量と、経過済みの時間帯の前記発電装置群の抑制回数または抑制時間の少なくともいずれか一方とに基づいて設定された前記第１指標と、前記所定時間帯の前記発電装置群に属する前記複数の所定発電装置の基準発電量と、前記経過済みの時間帯の前記複数の所定発電装置の抑制回数または抑制時間の少なくともいずれか一方とに基づいて設定された前記第２指標との差に応じて前記出力制御情報を決定させるためのプログラム。

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