JP6543181B2 - 電力管理装置、電力管理方法およびプログラム - Google Patents

Description

本発明は、電力管理装置、電力管理方法およびプログラムに関する。

太陽電池などをはじめとした再生可能エネルギー（自然エネルギー）を利用する発電設備を分散型電源装置の１つとして備える電源供給システムが普及してきている。このような発電設備の発電電力は自然環境による変動を受ける。このため、発電設備により発電された電力が、或る期間において配電網の特定の配電線に集中して逆潮流することにより、電力系統の電圧上昇や周波数の上昇が発生し、系統電力の供給が不安定となる可能性がある。

発電設備のＰＣＳ（Power Conditioning System）として、系統連系を行うものについては、電力系統側の電圧が規定以上に上昇した場合に出力を抑制するようにされた機能が付加される。しかし、発電設備が集中するような地域においては、系統末端の点だけでなく、より広い範囲で電圧や周波数の変動が抑制されるようにする必要が生じてきている。

そこで、発電設備におけるＰＣＳの出力電圧の抑制を図るＰＣＳ出力制御が以下のように策定されることとなった。
つまり、電力会社が運用する電力サーバが、ＰＣＳの出力電圧の抑制を指示する出力制御スケジュールを送信する。電力系統と接続された発電設備を備える需要家施設のＰＣＳは、受信された出力制御スケジュールが示す電力の出力比率に基づいて、発電設備から電力系統に出力する電力を抑制するというものである（例えば、非特許文献１参照）。

ＴＥＭＳ（Town Energy Management System）（あるいはＣＥＭＳ（Community Energy Management System））などの電力管理システムとして以下のような構成が知られている。つまり、電力管理地域内の太陽電池により発生された電力について消費電力に対する余剰電力が生じた場合には、その余剰電力を、同じ電力管理地域内で選択した蓄電池に蓄積させるというものである（例えば、特許文献１参照）。

特開２０１４−３０３３４号公報

「出力抑制機能付ＰＣＳの技術仕様について」、太陽光発電協会、日本電機工業会、電気事業連合会、２０１５年５月１３日、ｐ．３−１０

例えば１つのＴＥＭＳに含まれる需要家のうち、発電設備を備える需要家のなかには、蓄電装置（蓄電池）をさらに備える需要家と、蓄電装置を備えない需要家との両者が含まれる。しかしながら、上記のＰＣＳ出力制御において、出力制御スケジュールは、発電設備を備える需要家に対して、蓄電装置を備えているか否かにかかわらず一律に適用される。この場合、ＴＥＭＳに対応する電力管理エリアの全体としてみた場合、例えば、電力管理エリアにおいて蓄電池が備えられているにもかかわらず、発電設備による発電電力について出力制御スケジュールに従って一律に抑制されてしまうことになる。このため、ＴＥＭＳなどでのＰＣＳ出力制御にあたっては、蓄電池の有効活用を含め、効率的な電力管理が求められることになる。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、複数の需要家を対象とする電力管理にあたり、発電設備の出力制御が実施される場合に対応して効率的な電力管理が行われるようにすることを目的とする。

上述した課題を解決するために、本発明の一態様は、電力系統と接続される発電装置の出力の抑制を指示する１次出力制御情報を取得する出力制御情報取得部と、前記発電装置から前記電力系統に逆潮流させることが許容される電力の最大値である逆潮流可能最大電力を前記１次出力制御情報と前記発電装置の発電量とに基づいて算出し、算出された逆潮流可能最大電力からさらに抑制が可能な追加抑制逆潮流電力を、前記発電量が使用されずに余剰する余剰量と前記逆潮流可能最大電力とに基づいて算出する追加抑制逆潮流電力算出部と、前記追加抑制逆潮流電力に応じて逆潮流可能最大電力から増加するように求められた緩和逆潮流電力が、蓄電装置を備えない第２種需要家施設の発電装置から出力されるようにするための緩和出力制御情報を生成し、前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力する運転制御部とを備える電力管理装置である。

本発明の一態様は、上記の電力管理装置であって、前記運転制御部は、前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力可能であるか否かについて判定し、前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力可能でないと判定した場合には、前記１次出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力してもよい。

本発明の一態様は、上記の電力管理装置であって、前記運転制御部は、前記電力系統の運用者に対応する電力サーバに対して、前記逆潮流可能最大電力からさらに前記追加抑制逆潮流電力による抑制を行うことが可能である旨の通知を送信し、通知の送信に対する応答が前記抑制の許可を示している場合に、前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力可能でないと判定し、通知の送信に対する応答が前記抑制の禁止を示している場合に、前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力可能であると判定してもよい。

本発明の一態様は、電力系統と接続される発電装置の出力の抑制を指示する１次出力制御情報を取得する出力制御情報取得ステップと、前記発電装置から前記電力系統に逆潮流させることが可能な最大電力である逆潮流可能最大電力を前記１次出力制御情報と前記発電装置の発電量とに基づいて算出し、算出された逆潮流可能最大電力からさらに抑制が可能な追加抑制逆潮流電力を、前記発電量が使用されずに余剰する余剰量と前記逆潮流可能最大電力とに基づいて算出する追加抑制逆潮流電力算出ステップと、前記追加抑制逆潮流電力に応じて逆潮流可能最大電力から増加するように求められた緩和逆潮流電力が、蓄電装置を備えない第２種需要家施設の発電装置から出力されるようにするための緩和出力制御情報を生成し、前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力する運転制御ステップとを実行する電力管理方法である。

本発明の一態様は、コンピュータに、電力系統と接続される発電装置の出力の抑制を指示する１次出力制御情報を取得する出力制御情報取得ステップと、前記発電装置から前記電力系統に逆潮流させることが可能な最大電力である逆潮流可能最大電力を前記１次出力制御情報と前記発電装置の発電量とに基づいて算出し、算出された逆潮流可能最大電力からさらに抑制が可能な追加抑制逆潮流電力を、前記発電量が使用されずに余剰する余剰量と前記逆潮流可能最大電力とに基づいて算出する追加抑制逆潮流電力算出ステップと、前記追加抑制逆潮流電力に応じて逆潮流可能最大電力から増加するように求められた緩和逆潮流電力が、蓄電装置を備えない第２種需要家施設の発電装置から出力されるようにするための緩和出力制御情報を生成し、前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力する運転制御ステップとを実行させるためのプログラムである。

以上説明したように、本発明によれば、複数の需要家を対象とする電力管理にあたり、発電設備の出力制御が実施される場合に対応して効率的な電力管理が行われるようになるという効果が得られる。

本実施形態における電力管理システムの構成例を示す図である。 本実施形態の電力管理システムにおける電力系統と需要家施設との接続関係例を示す図である。 本実施形態における第１種需要家施設における電気設備の構成例を示す図である。 本実施形態における第２種需要家施設における電気設備の構成例を示す図である。 本実施形態における需要家施設内コントローラの構成例を示す図である。 本実施形態におけるエリア対応電力管理サーバの構成例を示す図である。 本実施形態における電力管理システムが電力サーバからの出力制御信号の送信に応じて実行する処理手順例を示すシーケンス図である。 本実施形態におけるエリア対応電力管理サーバが１次出力制御情報と実績情報の受信に応じて実行する処理手順例を示すフローチャートである。 本実施形態におけるエリア対応電力管理サーバが追加発電可能量算出のために実行する処理手順例を示すフローチャートである。 １つの第１種需要家施設についての追加発電可能量の算出結果の一例を示す図である。

図１は、本実施形態における電力管理システムの全体構成例を示している。本実施形態における電力管理システムは、例えば、所定の地域範囲における複数の需要家施設に対応する住宅、商業施設、産業施設などの需要家施設における電力を一括して管理するものである。このような電力管理システムは、例えばＴＥＭＳ（Town Energy Management System）やＣＥＭＳ（Community Energy Management System）などに対応する。

本実施形態の電力管理システムは、図１において電力管理エリア１０として示す一定範囲の地域における需要家施設ごとの電気設備を対象として電力管理を行う。需要家施設は、例えば、住宅、商業施設、あるいは産業施設などに該当する。同図においては、需要家施設として、第１種需要家施設１００−１と第２種需要家施設１００−２とを含む。
以降において、第１種需要家施設１００−１と第２種需要家施設１００−２とについて特に区別しない場合には需要家施設１００と記載する。

第１種需要家施設１００−１と第２種需要家施設１００−２は、いずれも電力系統からの商用電源が供給されるようになっている。そのうえで、第１種需要家施設１００−１は、太陽電池により発電を行う発電設備（発電装置の一例）と、蓄電池とを備える。一方、第２種需要家施設１００−２は、太陽電池により発電を行う発電設備は備えるが、蓄電池を備えない。また、第１種需要家施設１００−１と第２種需要家施設１００−２とが備える発電設備は、商用電源と系統連系されている。これにより、第１種需要家施設１００−１と第２種需要家施設１００−２とは、発電設備が発電して出力する電力を商用電源の電力系統に逆潮流させて、電力系統を通して売電することができる。

そのうえで、同図においては、電力管理エリア１０における需要家施設１００について、第１種需要家施設１００−１の集合による第１種需要家施設グループＧＰ１と、第２種需要家施設１００−２の集合による第２種需要家施設グループＧＰ２とによりグループ分けした状態が示されている。

需要家施設１００は、それぞれネットワークＮＷと接続されることで、エリア対応電力管理サーバ３００および電力サーバ４００などと通信を行うことができる。

エリア対応電力管理サーバ３００（電力管理装置の一例）は、電力管理エリア１０に属する需要家施設１００全体における電気設備を対象として電力制御を実行する。このために、同図のエリア対応電力管理サーバ３００は、ネットワークＮＷを介して需要家施設１００の各々と相互に通信が可能なように接続される。これにより、エリア対応電力管理サーバ３００は、需要家施設１００が備える電気設備の運転を制御することができる。

また、同図の電力管理システムには電力サーバ４００が含まれている。電力サーバ４００は、電力系統の運用者である電力会社が運用するサーバである。電力サーバ４００は、電力系統の安定化を図るためのＰＣＳ（Power Conditioning System）出力制御システムに対応して備えられる。
電力サーバ４００は、需要家施設１００のそれぞれに対して、発電設備が備えるＰＣＳの出力電力の抑制を指示する指令値を含む出力制御情報を送信する。一例として、電力サーバ４００は、当日の電力の受給予測に応じて、所定の時間帯（例えば、３０分あるいは１時間）ごとにおける、ＰＣＳから電力系統に逆潮流可能な電力比率のスケジュールを示す情報を出力制御情報としてアップロード（送信）する。
需要家施設１００のそれぞれが備える発電設備は、太陽電池により発電して得られた直流の電力を交流に変換して出力し、出力される電力の調整を行うＰＣＳを備えている。また、ＰＣＳは、出力制御情報が示す電力比率に従って電力系統に逆潮流する電力を制御する機能を有している。ＰＣＳは、例えば１日における所定時刻において電力サーバ４００にてアップロードされている出力制御情報を取得し、取得された出力制御情報に従ってＰＣＳから電力系統に逆潮流される電力を時間帯ごとに制御する。

図２は、本実施形態の電力管理システムにおける電力系統と需要家施設１００との接続関係例を示している。電力会社が運用する配電変電所から供給された交流電力は、高圧配電線ＨＤＬを介して電力管理エリア１０において設置される複数の柱状変圧器２２に供給される。
柱状変圧器２２からは、或る数の需要家施設１００に商用電源が供給されるようになっている。１つの柱状変圧器２２には、例えば、地理的に近傍に位置する需要家施設１００が接続される。即ち、柱状変圧器２２と接続される需要家施設１００は、柱状変圧器２２と各需要家施設１００との地理的な関係によって決まる。このため、１つの柱状変圧器２２と接続される需要家施設１００は、第１種需要家施設１００−１と第２種需要家施設１００−２とが混在する場合もあれば、第１種需要家施設１００−１と第２種需要家施設１００−２とのいずれかのみの群となる場合もある。なお、柱状変圧器２２と接続される需要家施設１００の群間の地理的関係としては、それぞれの地域が互いに隣接していてもよいし、離間していてもよい。

同図の配電のもとで、各需要家施設１００においては、発電設備にて発電された電力を、柱状変圧器２２を介して高圧配電線ＨＤＬ側に出力することができる。つまり、発電設備にて発電された電力の逆潮流が可能とされている。

図３は、第１種需要家施設１００−１における電気設備の構成例を示している。同図の第１種需要家施設１００−１は、電力メータ１０１、分電盤１０２、発電設備１０３、蓄電設備１０４、負荷１０５、通信モデム１０６および需要家施設内コントローラ２００を備える。

電力メータ１０１は、商用電源ラインＤＬから柱状変圧器２２（図２）から分電盤１０２に供給される商用電源についての消費電力を測定する。また、電力メータ１０１は、例えばスマートメータであり、ネットワークＮＷを経由した通信線ＮＬ経由で、測定した消費電力の情報をエリア対応電力管理サーバ３００や電力サーバ４００などに送信することができる。

分電盤１０２は、商用電源から供給された電力を、蓄電設備１０４や負荷１０５などに分配して供給する。また、分電盤１０２は、発電設備１０３から出力される電力を逆潮流のために電力メータ１０１経由で商用電源ラインＤＬに出力させることができる。商用電源ラインＤＬは、図２との対応では、需要家施設１００と柱状変圧器２２との間における配電線に対応する。

発電設備１０３は、太陽光を受けて発電を行う設備である。発電設備１０３は、太陽電池とＰＣＳとを備える。これにより、発電設備１０３は、太陽光を受けて発電し、発電により得られた電力をＰＣＳにより交流に変換して出力する。また、本実施形態において発電設備１０３が備えるＰＣＳは、前述のように、エリア対応電力管理サーバ３００から受信した出力制御情報に従って太陽電池により発電された出力を抑制して出力する、出力制御ユニットとしての機能を有する。
一例として、例えば出力制御情報が或る時間帯において出力する指令値として、４０％の電力比率を示している場合、ＰＣＳは、その時間帯において太陽電池により発電される電力の４０％が出力されるように制御する。

発電設備１０３にて発電された電力は、負荷１０５の電源として供給することができる。また、発電設備１０３にて発電された電力は、蓄電設備１０４に充電することができる。また、発電設備１０３にて発電された電力は、分電盤１０２から電力メータ１０１を経由して商用電源ラインＤＬに出力することで逆潮流させることができる。

蓄電設備１０４は、充電のために入力される電力を蓄積し、また、蓄積した電力を放電して出力する設備である。蓄電設備１０４は、例えば蓄電池とインバータを備える。蓄電池は電力の蓄積（充電）と蓄積された電力の出力（放電）を行う。インバータは、蓄電池に充電するための電力を交流から直流に変換し、蓄電池から放電により出力される電力を直流から交流に変換する。つまり、インバータは、蓄電池１０３が入出力する電力の双方向変換を行う。

蓄電設備１０４は、分電盤１０２を介して供給される商用電源の電力を入力して充電することができる。また、蓄電設備１０４は、発電設備１０３により発電された電力を入力して充電することができる。
また、蓄電設備１０４は、蓄積された電力を負荷１０５の電源として供給することができる。また、蓄電設備１０４は、蓄積された電力を分電盤１０２から電力メータ１０１を経由して商用電源ラインＤＬに出力することで逆潮流させることができる。

負荷１０５は、第１種需要家施設１００−１において自己の動作のために電力を消費する所定の機器や設備などを一括して示したものである。なお、各第１種需要家施設１００−１が備える負荷としての機器や設備などの種類および数などはそれぞれ異なっていて構わない。
負荷１０５は、分電盤１０２から供給される商用電源を入力して動作することができる。また、負荷１０５は、発電設備１０３により発電された電力を入力して動作することができる。また、負荷１０５は、蓄電設備１０４から出力された電力を入力して動作することができる。

通信モデム１０６は、ネットワークＮＷと通信を行う。電力サーバ４００から送信された出力制御情報は、通信モデム１０６にて受信されたうえで、通信モデム１０６から発電設備１０３に出力される。また、需要家施設内コントローラ２００は、通信モデム１０６からネットワークＮＷを介して、例えばエリア対応電力管理サーバ３００や電力サーバ４００などと通信を行う。

需要家施設内コントローラ２００は、第１種需要家施設１００−１における電気設備（発電設備１０３、蓄電設備１０４、負荷１０５および通信モデム１０６など）を制御する。
また、需要家施設内コントローラ２００は、電力メータ１０１にて測定される消費電力の情報を入力し、入力された消費電力の情報を各種制御に利用することができる。

次に、図４を参照して、第２種需要家施設１００−２における電気設備の構成例について説明する。なお、同図において、図３と同一部分については同一符号を付して説明を省略する。
前述のように、第２種需要家施設１００−２は、発電設備は備えるが蓄電設備を備えない。このため、第２種需要家施設１００−２が備える電気設備としては、例えば、図３から蓄電設備１０４が省略された構成を有する。

図５は、需要家施設１００（第１種需要家施設１００−１、第２種需要家施設１００−２）において備えられる需要家施設内コントローラ２００の構成例を示している。同図の需要家施設内コントローラ２００は、外部通信インターフェース２０１、外部対応送受信部２０２、施設内通信インターフェース２０３、施設内対応送受信部２０４、電力収集部２０５、制御部２０６およびデータメモリ２０７を備える。

外部通信インターフェース２０１は、例えば通信モデム１０６を介してネットワークＮＷ経由で通信を行う。
外部対応送受信部２０２は、外部通信インターフェース２０１を利用してネットワークＮＷによるデータの送受信を制御する。

施設内通信インターフェース２０３は、自己が備えられる需要家施設１００における電気設備などと通信を行う。
施設内対応送受信部２０４は、施設内通信インターフェース２０３経由で需要家施設１００における電気設備との間でのデータの送受信を制御する。

電力収集部２０５は、電力メータ１０１にて測定された消費電力の情報を入力する。
制御部２０６は、需要家施設内コントローラ２００としての機能に対応する各種の制御を実行する。
データメモリ２０７は、制御部２０６が利用する各種の情報が記憶される。

図６は、エリア対応電力管理サーバ３００の構成例を示している。同図のエリア対応電力管理サーバ３００は、通信部３０１、運転制御部３０２、基本情報記憶部３０３、受信情報記憶部３０４、生成情報記憶部３０５および送信情報記憶部３０６を備える。

通信部３０１は、ネットワークＮＷ経由で需要家施設１００内の需要家施設内コントローラ２００や電力サーバ４００などと通信を行う。

運転制御部３０２は、電力管理エリア１０内における各需要家施設１００の電気設備の運転を制御する。本実施形態の運転制御部３０２は、出力制御情報取得部３２１と、追加発電可能量算出部３２２（追加抑制逆潮流電力算出部の一例）と、運転制御部３２３とを備える。

出力制御情報取得部３２１は、電力系統と接続される発電装置の出力の抑制を指示する１次出力制御情報を、発電装置を備える需要家施設から取得する。つまり、本実施形態における各需要家施設１００は、電力サーバ４００から出力制御情報が受信されると、受信された出力制御情報を１次出力制御情報として、エリア対応電力管理サーバ３００に送信する。送信された１次出力制御情報は、通信部３０１にて受信される。出力制御情報取得部３２１は、このように受信された１次出力制御情報を取得する。

追加発電可能量算出部３２２は、追加発電可能量を算出する。追加発電可能量は、追加抑制逆潮流電力でもある。追加抑制逆潮流電力は、需要家施設１００のうちで第１種需要家施設１００−１ごとにおいて発電電力の余剰分を蓄電設備１０４に可能なだけ蓄積させた場合に、１次出力制御情報により定まる逆潮流可能最大電力からさらに抑制が可能な電力である。追加抑制逆潮流電力がある場合、後述の説明から理解されるように、第２種需要家施設１００−２の発電設備１０３について、１次出力制御情報により定まる逆潮流可能最大電力からさらに追加抑制逆潮流電力に対応する分を増加させて逆潮流させることができる。このように、追加抑制逆潮流電力と追加発電可能量とは同じ電力である、なお、以降において、追加抑制逆潮流電力と追加発電可能量とについては、追加発電可能量に統一して記載する。

運転制御部３２３は、緩和出力制御情報を生成し、緩和出力制御情報を２次出力制御情報として第２種需要家施設１００−２に出力する。緩和出力制御情報は、１次出力制御情報により定まる逆潮流可能最大電力に対して、追加発電可能量に応じた電力分を増加させた緩和逆潮流電力が、第２種需要家施設１００−２の発電設備１０３から出力されるようにするための出力制御情報である。

基本情報記憶部３０３は、電力管理にあたって運転制御部３０２が利用する基本的な情報を記憶する。本実施形態の基本情報記憶部３０３は、蓄電設備情報３３１、発電設備情報３３２、電力料金３３３および需要家情報３３４を記憶する。

蓄電設備情報３３１は、第１種需要家施設１００−１ごとに備えられる蓄電設備１０４を定義する情報である。１つの蓄電設備１０４に関する蓄電設備情報３３１としては、例えば電池容量、上限ＳＯＣ、下限ＳＯＣ、充電損失、放電損失および最大放電電力などの各項目を含む。

発電設備情報３３２は、第１種需要家施設１００−１および第２種需要家施設１００−２ごとに備えられる発電設備１０３を定義する情報である。１つの発電設備１０３に関する発電設備情報３３２としては、例えばインバータ容量、変換効率、発電面積、経度、緯度、設置角などの各項目を含む。

電力料金３３３は、電気料金の算出根拠となる情報であり、例えば基本料金の算出根拠と電力量料金の算出根拠とを示す情報を含む。また、電力料金３３３は、料金が時間帯によって異なる場合には時間帯ごとに算出根拠を示す情報を含む。

需要家情報３３４は、各需要家施設１００を定義する情報であり、需要家ＩＤ（識別子）、位置情報、設備情報および付帯情報の各項目を含んでいる。このような需要家情報３３４のなかには、例えば、需要家施設１００ごとにおける需要家施設内コントローラ２００のアドレス（例えば、ＩＰ（Internet Protocol）アドレスなど）が含まれる。

受信情報記憶部３０４は、通信部３０１を介して需要家施設１００から受信された情報を記憶する。受信情報記憶部３０４は、１次出力制御情報３４１および実績情報３４２を記憶する。
１次出力制御情報３４１は、各需要家施設１００から送信された１次出力制御情報である。
実績情報３４２は、各需要家施設１００から送信された、電力に関連する過去の実績値を示す情報である。実績情報３４２は、例えば過去の一定期間における需要電力（消費電力）、発電設備１０３の発電電力、蓄電設備１０４の充放電電力などを含む。

生成情報記憶部３０５は、運転制御部３０２が生成（予測、算出）した情報を記憶する。同図の生成情報記憶部３０５は、発電量３５１、充電量３５２、放電量３５３、蓄電池残容量３５４、需要量３５５、不足量３５６、余剰量３５７、逆潮流可能量３５８および追加発電可能量３５９を記憶する。

発電量３５１は、需要家施設１００ごとに、運転制御部３２３が所定の時間長による時間帯ごとに予測した発電設備１０３の発電電力を示す。
充電量３５２は、第１種需要家施設１００−１ごとに、運転制御部３２３が時間帯ごとに予測した蓄電設備１０４への充電電力を示す。充電量３５２の求め方については特に限定されるものではないが、一例として以下のように求めることができる。夜間における充電量３５２は、翌日の需要量３５５と発電量３５１との予測に基づき、蓄電設備１０４が放電を開始してから発電量３５１が需要量３５５を上回る時刻に蓄電池残容量３５４が「０」となるように計画することで、求めることができる。また、余剰量３５７が発生した場合の充電量３５２は、余剰量３５７に応じた電力を蓄電池残容量３５４が１００％になるまで充電するようにして求めることができる。
放電量３５３は、第１種需要家施設１００−１ごとに、運転制御部３２３が時間帯ごとに予測した蓄電設備１０４からの放電電力を示す。
蓄電池残容量３５４は、第１種需要家施設１００−１ごとに、運転制御部３２３が時間帯ごとに予測した蓄電設備１０４における残容量を示す。
需要量３５５は、第１種需要家施設１００−１ごとに、運転制御部３２３が時間帯ごとに予測した負荷１０５の需要電力（消費電力）を示す。

不足量３５６は、第１種需要家施設１００−１ごとに、運転制御部３２３が所定の時間帯において予測した不足分の電力を示す。不足量３５６は、例えば、（不足量＝発電量−需要量＋放電量−充電量）によって求められる。
余剰量３５７は、第１種需要家施設１００−１ごとに、運転制御部３２３が所定の時間帯において、発電設備１０３により発電された電力が使用されずに余剰した分として算出した電力（余剰電力）を示す。余剰量３５７は、例えば、（余剰量＝発電量−需要量−充電量）によって求められる。

逆潮流可能量３５８（逆潮流可能最大電力）は、運転制御部３２３が、１次出力制御情報が示す指令値に従った場合に発電設備１０３から電力系統に逆潮流させることが許容される電力の最大値として、所定の時間帯について算出した値を示す。
例えば、発電設備１０３による発電電力（発電量）が２５ｋｗである場合において、１次出力制御情報が示す電力比率（制御量）が４０％である場合には、（２５ｋｗ×０．４＝１０ｋｗ）が逆潮流可能量となる。つまり、逆潮流可能量３５８は、（逆潮流可能量＝発電量×制御量）として求められる。

追加発電可能量３５９は、運転制御部３２３が、例えば発電設備１０３により発電された電力を蓄電設備１０４に充電したことによって、逆潮流可能量からさらに削減可能な逆潮流電力として所定の時間帯について算出した値である。
追加発電可能量３５９は、換言すれば、第２種需要家施設１００−２の発電設備１０３について、１次出力制御情報により定まる逆潮流可能最大電力からさらに逆潮流させることが可能な電力の増加分でもある。追加発電可能量３５９は、（追加発電可能量＝逆潮流可能量−余剰電力）によって求めることができる。

送信情報記憶部３０６は、エリア対応電力管理サーバ３００から需要家施設１００に送信される情報を記憶する。受信情報記憶部３０４は、運転計画情報３６１と２次出力制御情報３６２とを記憶する。
運転計画情報３６１は、運転制御部３２３が、第１種需要家施設１００−１ごとに作成した、蓄電設備１０４の充放電スケジュールを示す情報である。
２次出力制御情報３６２は、第２種需要家施設１００−２ごとの発電設備１０３について、追加発電可能量に応じた電力を増加させた緩和逆潮流電力を出力させるための出力制御情報である。

続いて、図７のシーケンス図を参照して、本実施形態における電力管理システムが電力サーバ４００からの出力制御信号の送信に応じて実行する処理手順例について説明する。
電力サーバ４００は、出力制御情報を各需要家施設１００に送信する（ステップＳ１０１）。送信された出力制御情報は、需要家施設１００において電力メータ１０１にて受信される。ここで、電力メータ１０１は、受信された出力制御情報を同じ需要家施設１００内の発電設備１０３に送信せず、需要家施設内コントローラ２００に送信する（ステップＳ１０２）。
出力制御情報を受信した需要家施設内コントローラ２００も、同様に、受信された出力制御情報を同じ需要家施設１００内の発電設備１０３に送信せずに、１次出力制御情報としてエリア対応電力管理サーバ３００に対して送信する（ステップＳ１０３）。送信された１次出力制御情報は、エリア対応電力管理サーバ３００の出力制御情報取得部３２１により取得される。
なお、同図では、出力制御情報は、電力メータ１０１にて受信される例を示しているが、例えば前述のように、通信モデム１０６により受信されたうえで、需要家施設内コントローラ２００により取得されるようにしてもよい。

次に、出力制御情報を受信した需要家施設内コントローラ２００は、例えば過去の一定期間における実績情報をデータメモリ２０７から読み出し、読み出した実績情報３４２をエリア対応電力管理サーバ３００に対して送信する（ステップＳ１０４）。

エリア対応電力管理サーバ３００において、運転制御部３２３は、ステップＳ１０４に応じて受信された実績情報３４２を利用して、先に図６にて説明した、発電量３５１、充電量３５２、放電量３５３、蓄電池残容量３５４、需要量３５５、不足量３５６、余剰量３５７、逆潮流可能量３５８などを予測する。そのうえで、運転制御部３２３は、これらの予測結果に基づいて、予測対象期間における、第１種需要家施設１００−１内の蓄電設備１０４についての運転計画（充放電スケジュール）を作成する（ステップＳ１０５）。
さらに、エリア対応電力管理サーバ３００における追加発電可能量算出部３２２は、ステップＳ１０５により作成された運転計画において求められた逆潮流可能量と余剰電力（余剰量）とを利用して、追加発電可能量を算出する（ステップＳ１０６）。

運転制御部３２３は、ステップＳ１０６により作成された運転計画の情報を、ステップＳ１０４による実績情報の送信元の需要家施設内コントローラ２００に対して送信する（ステップＳ１０７）。
運転計画の情報を受信した需要家施設内コントローラ２００において、制御部２０６は、同じ第１種需要家施設１００−１内の蓄電設備１０４に対して、受信された運転計画の情報により示される充放電スケジュールに従って充放電制御情報を出力する（ステップＳ１０８）。これにより、蓄電設備１０４は、ステップＳ１０５により作成された運転計画としての充放電スケジュールに従って充電と放電の動作を行う。

ここで、ステップＳ１０６により追加発電可能量３５９が算出されたということは、以下のことを意味する。つまり、１次出力制御情報が示す指令値としての電力比率にそのまま従って、各需要家施設１００の発電設備１０３の出力を制御した場合には、蓄電設備１０４への充電分に応じて、逆潮流電力を逆潮流可能最大電力からさらに抑制することが可能である。

ここで、本実施形態における電力管理エリア１０を運営する運営者は、電力サーバ４００を運用する電力会社と以下のような契約を締結している。つまり、追加発電可能量３５９が算出された場合、電力管理エリア１０の運営者は、電力会社に対して、電力サーバ４００から受信した出力制御情報に従った逆潮流電力の抑制を、逆潮流可能最大電力からさらに抑制することができる旨の通知（逆潮流追加抑制可能通知）を行う。逆潮流追加抑制可能通知にあたっては、算出された追加発電可能量３５９の値を通知する。
逆潮流追加抑制可能通知を受けた電力会社は、例えば、予測される電力系統の電圧の状態と、逆潮流追加抑制可能通知とともに通知された追加発電可能量３５９の値とのバランスなどを考慮して、逆潮流追加抑制を受け入れる（許可する）か否かについて判断する。電力会社は、判断結果を電力管理エリア１０に通知する。
逆潮流追加抑制を受け入れるとの判断結果を示す応答が得られた場合、電力管理エリア１０の運営者は、通知したとおりの追加発電可能量３５９により逆潮流可能最大電力からさらに抑制した逆潮流電力となるように各発電設備１０３の発電電力を制御する。このように制御が行われた結果、例えば電力会社からは、何らかの報酬（例えば、クーポンの提供、電気料金の値引きなど）が与えられる。逆に、逆潮流追加抑制を受け入れない（拒否する）との応答が得られた場合、仮に追加発電可能量３５９により逆潮流可能最大電力からさらに抑制した逆潮流電力となるように各発電設備１０３の発電電力を制御したとしても、電力会社からの報酬はない。

そこで、本実施形態の電力管理システムにおいて、エリア対応電力管理サーバ３００は、上記のような契約に従って、ステップＳ１０６により追加発電可能量３５９が算出されたことに応じて、逆潮流追加抑制可能通知を電力サーバ４００に送信する（ステップＳ１０９）。
電力サーバ４００は、ステップＳ１０９にて受信された逆潮流追加抑制可能通知に応じて、逆潮流追加抑制を受け入れるか否かの判定処理を実行する。この判定処理は、電力サーバ４００は、電力系統の状態についての予測結果などを利用して実行することができる。電力サーバ４００は、逆潮流追加抑制を受け入れるか否かの判定結果を示す応答をエリア対応電力管理サーバ３００に対して送信する（ステップＳ１１０）。

ステップＳ１１０にて応答を受信したエリア対応電力管理サーバ３００は、需要家施設１００内の需要家施設内コントローラ２００に対して２次出力制御情報を送信する（ステップＳ１１１）。そして、需要家施設内コントローラ２００は、受信された２次出力制御情報を、同じ第１種需要家施設１００−１における発電設備１０３に送信する（ステップＳ１１２）。発電設備１０３におけるＰＣＳは、受信された２次出力制御情報が示す電力比率に従って出力する電力を調整する。

ここで、２次出力制御情報は、ステップＳ１１０により受信された応答が逆潮流追加抑制の受け入れを示している場合と拒否を示している場合とで異なる。
つまり、応答が逆潮流追加抑制の受け入れを示している場合には、第１種需要家施設１００−１と第２種需要家施設１００−２のいずれに対しても、ステップＳ１０３にて受信された１次出力制御情報（即ち、電力サーバ４００から送信された出力制御情報）を２次出力制御情報として送信する。
この場合、ステップＳ１０７により送信した運転計画による第１種需要家施設１００−１における蓄電設備１０４の充放電スケジュールと、１次出力制御情報に従った発電設備１０３の出力制御とにより、電力管理エリア１０における逆潮流追加抑制が実現される。

一方、応答が逆潮流追加抑制の拒否を示している場合、第１種需要家施設１００−１には１次出力制御情報を２次出力制御情報として送信するが、第２種需要家施設１００−２に対しては、緩和出力制御情報を２次出力制御情報として送信する。緩和出力制御情報は、前述のように、１次出力制御情報により定まる逆潮流可能最大電力に対して、追加発電可能量に応じた電力分を増加させた発電設備１０３の電力である。
これにより、電力管理エリア１０全体としては、電力サーバ４００から送信された出力制御情報に従って抑制された逆潮流電力が得られることになる。この際、第２種需要家施設１００−２においては、電力サーバ４００から送信された出力制御情報が指示する電力比率よりも高い電力を逆潮流電力として出力できることから、より高い売電額を得ることができる。

これまでの説明から理解されるように、本実施形態の電力管理システムにおいては、電力サーバ４００から取得した出力制御情報について、そのままＰＣＳの出力制御に用いるのではなく、一旦保留とされる。そして、エリア対応電力管理サーバ３００は、第１種需要家施設１００−１において発電設備１０３による発電電力を蓄電設備１０４に充電するようにした運転計画を作成し、作成された運転計画のもと、出力制御情報が示す電力比率に応じた追加発電可能量を算出する。エリア対応電力管理サーバ３００は、追加発電可能量が算出されたことに応じて、電力サーバ４００に逆潮流追加抑制可能通知を送信する。
そして、逆潮流追加抑制可能通知に対する応答が、逆潮流追加抑制の受け入れ（許可、（必要））を示している場合には、作成された運転計画のもとで、電力サーバ４００から取得した出力制御情報により発電設備１０３から電力を出力させる。これにより、電力管理エリア１０からの逆潮流電力について、電力サーバ４００が送信する出力制御情報に応じた値からさらに低減して、例えばクーポンの提供や電気料金の値下げなどの利益を受けることができる。
また、逆潮流追加抑制可能通知に対する応答が、逆潮流追加抑制の受け入れ拒否（禁止、（不要））を示している場合には、追加発電可能量に応じて逆潮流電力が増加されるようにする。このため、エリア対応電力管理サーバ３００は、追加発電可能量に応じて発電電力が増加されるように１次出力制御情報から変更した２次出力制御情報により、第２種需要家施設１００−２における発電設備１０３を制御する。これにより、第２種需要家施設１００−２においては、電力サーバ４００からの出力制御情報に従って電力制御を行った場合よりも、売電による利益を増加させることができる。
このように、本実施形態においては、電力サーバ４００から取得した出力制御情報を一旦保留とし、上記のように電力管理を行うようにされている。これにより、本実施形態においては、複数の需要家を対象とする電力管理にあたり、ＰＣＳの出力制御が実施される場合に対応して効率的な電力管理を行うことができる。

図８のフローチャートを参照して、本実施形態におけるエリア対応電力管理サーバ３００が実行する処理手順例について説明する。同図の処理は、エリア対応電力管理サーバ３００が、図７における１次出力制御情報の受信（ステップＳ１０３）と実績情報の受信（ステップＳ１０４）とに応じて実行するステップＳ１０５〜Ｓ１１１の処理に対応する。

エリア対応電力管理サーバ３００において、運転制御部３２３は、図７のステップＳ１０４により受信した実績情報を利用して、第１種需要家施設１００−１ごとに運転計画を作成する。（ステップＳ２０１）。前述のように、運転計画は、予測対象期間における蓄電設備１０４の充放電スケジュールを示す。
次に、運転制御部３２３は、第１種需要家施設１００−１ごとに対して、ステップＳ２０１により作成された運転計画の情報を送信する（ステップＳ２０２）。

続いて、追加発電可能量算出部３２２は、第１種需要家施設１００−１ごとにおける追加発電可能量を算出する（ステップＳ２０３）。ただし、例えば、蓄電設備１０４がほぼ満充電のような状態であったり、故障しているような場合、ステップＳ２０３において例えば「０」より大きいまたは一定以上の値による有意な追加発電可能量は算出されない。
そこで、運転制御部３２３は、ステップＳ２０３にて有意な追加発電可能量が算出されたか否かについて判定する（ステップＳ２０４）。
有意な追加発電可能量が算出されたことが判定された場合（ステップＳ２０４−ＹＥＳ）、運転制御部３２３は、電力サーバ４００に対して逆潮流追加抑制可能通知を送信する（ステップＳ２０５）。
ステップＳ２０５による逆潮流追加抑制可能通知の送信に応じて、電力サーバ４００は、前述のように、逆潮流追加抑制を受け入れるか否かを示す応答を、エリア対応電力管理サーバ３００に送信する。そこで、送信された応答は例えば通信部３０１にて受信される（ステップＳ２０６）。

運転制御部３２３は、受信された応答が逆潮流追加抑制の受け入れを示しているか否かについて判定する（ステップＳ２０７）。このステップＳ２０７の判定は、緩和出力制御情報を２次出力制御情報として第２種需要家施設１００−２に出力可能か否かについての判定に相当する。
応答が逆潮流追加抑制の受け入れを示している場合（ステップＳ２０７−ＹＥＳ）、緩和出力制御情報を２次出力制御情報として第２種需要家施設１００−２に出力可能でないとの判定が得られたことに相当する。この場合、運転制御部３２３は、第１種需要家施設１００−１と第２種需要家施設１００−２のいずれに対しても、図７のステップＳ１０３にて受信された１次出力制御情報を２次出力制御情報として送信する（ステップＳ２０８）。

一方、応答が逆潮流追加抑制の拒否を示していた場合（ステップＳ２０７−ＹＥＳ）、緩和出力制御情報を２次出力制御情報として第２種需要家施設１００−２に出力可能であるとの判定が得られたことに相当する。この場合、運転制御部３２３は、緩和出力制御情報を生成する（ステップＳ２０９）。
一例として、運転制御部３２３は、ステップＳ２０３にて算出された第１種需要家施設１００−１ごとの追加発電可能量の総量を、第２種需要家施設１００−２における発電設備１０３の逆潮流可能最大電力の増加分として均等に分配する。このように、第２種需要家施設１００−２の発電設備１０３の逆潮流可能最大電力に対して分配された増加分を加算して求められる電力が緩和逆潮流電力である。
そして、運転制御部３２３は、分配した発電電力の増加分に対応させて、１次出力制御情報が指示する電力比率を変更させる。このように電力比率が変更された出力制御情報が緩和出力制御情報である。

そして、運転制御部３２３は、第１種需要家施設１００−１に対しては、１次出力制御情報を２次出力制御情報として送信し、第２種需要家施設１００−２に対しては、ステップＳ２０９により生成した緩和出力制御情報を２次出力制御情報として送信する（ステップＳ２１０）。

図９のフローチャートを参照して、図８のステップＳ２０３としての追加発電可能量算出のために、エリア対応電力管理サーバ３００の運転制御部３２３が実行する処理手順例について説明する。なお、同図は、１つの第１種需要家施設１００−１に対応して追加発電可能量を算出するための処理を示す。また、同図の処理は、出力制御情報により電力制御を行うことが指示された時間帯ごとを対象として順次行われればよい。

まず、運転制御部３２３は、出力制御情報により電力制御を行うことが指示された時間帯のうちから、追加発電可能量の算出対象とする１つの時間帯を選択する（ステップＳ３０１）。
運転制御部３２３は、ステップＳ３０１より選択された時間帯における逆潮流可能量３５８を算出する（ステップＳ３０２）。逆潮流可能量は、予測された発電量３５１と１次出力制御情報によって示される電力比率（制御量）とを乗算する（逆潮流可能量＝発電量×制御量）ことによって求められる。

次に、運転制御部３２３は、ステップＳ３０１により選択された時間帯に対応して予測された発電量３５１と需要量３５５とについて、発電量３５１のほうが需要量３５５よりも大きいか否かについて判定する（ステップＳ３０３）。
発電量３５１のほうが需要量３５５よりも大きいことが判定された場合（ステップＳ３０３−ＹＥＳ）、運転制御部３２３は、選択された時間帯に対応する余剰量３５７を算出する（ステップＳ３０４）。前述のように、余剰量３５７は、同じ選択された時間帯に対応して予測された発電量３５１、需要量３５５および充電量３５２を利用して、（余剰量＝発電量−需要量−充電量）により求めることができる。

次に、運転制御部３２３は、ステップＳ３０４により算出された余剰量３５７が、ステップＳ３０２により算出された逆潮流可能量３５８よりも大きいか否かについて判定する（ステップＳ３０５）。
余剰量３５７が逆潮流可能量３５８以下である場合（ステップＳ３０５−ＮＯ）、逆潮流電力について、１次出力制御情報により決まる逆潮流可能最大電力よりも抑制できる。そこで、この場合には、運転制御部３２３は、追加発電可能量３５９を算出する（ステップＳ３０６）。前述のように、追加発電可能量３５９は、逆潮流可能量３５８と余剰量３５７とを利用して、（追加発電可能量＝逆潮流可能量−余剰量）により求めることができる。

一方、余剰量３５７が逆潮流可能量３５８よりも大きい場合（ステップＳ３０５−ＹＥＳ）、逆潮流電力について、１次出力制御情報により決まる逆潮流可能最大電力よりも抑制することができない状態である。そこで、この場合の運転制御部３２３は、ステップＳ３０２にて算出された逆潮流可能量３５８を余剰量３５７とするように、余剰量３５７についての再算出を行う（ステップＳ３０７）。このように余剰量３５７についての再算出が行われた場合、有意な追加発電可能量は算出されなかったことになる。

また、発電量３５１が需要量３５５以下であることが判定された場合（ステップＳ３０３−ＹＥＳ）、運転制御部３２３は、選択された時間帯に対応する不足量３５６を算出する。（ステップＳ３０８）。前述のように、不足量３５６は、同じ時間帯における発電量３５１、充電量３５２、放電量３５３および需要量３５５を利用して、（不足量＝発電量−需要量＋放電量−充電量）により求めることができる。

ステップＳ３０６、Ｓ３０７およびＳ３０８のいずれかの処理を実行すると、運転制御部３２３は、出力制御情報により電力制御を行うことが指示された時間帯の全てを対象として追加発電可能量の算出に関する処理が終了したか否かについて判定する（ステップＳ３０９）。
全ての時間帯を対象とする処理が終了していない場合（ステップＳ３０９−ＮＯ）、運転制御部３２３は、ステップＳ３０１に処理を戻すことで、次の時間帯を対象とする追加発電可能量の算出に関する処理に移行する。
そして、全ての時間帯を対象とする処理が終了すると（ステップＳ３０９−ＹＥＳ）、１つの第１種需要家施設１００−１についての追加発電可能量算出の処理が終了する。

図１０は、或る１つの第１種需要家施設１００−１についての追加発電可能量の算出結果の一例を示している。
同図においては、グラフによる残容量（蓄電池残容量）、料金レベル、放電可能時間帯、発電量、需要量、放電量、充電量、不足量、余剰量、制御量、逆潮流可能量、追加発電可能量および数値による残容量（蓄電池残容量）が時間帯（１時間）ごとに示されている。蓄電設備１０４の残容量、発電量、需要量、放電量、充電量、不足量、余剰量、制御量、逆潮流可能量、追加発電可能量は、それぞれ、予測された値（予測値）、あるいは所定の予測値に基づいて算出された値である。料金レベルについては予め定められている。また、ここでは放電可能時間帯について料金レベルが０以上の時間帯であることが定められた場合を示している。
同図の例では、１次出力制御情報（即ち、電力サーバ４００から受信した出力制御情報）により、９時台、１０時台、１３時台、１４時台それぞれの時間帯において、４０％の出電力比率とすることが指示されている。そして、この場合においては、追加発電可能量として、９時台には１０ｋＷ、１０時台には１４ｋＷ、１３時台には２０ｋＷ、１４時台には５ｋＷが求められている。

なお、例えば図３および図４においては、発電設備１０３が出力制御情報に対応してＰＣＳの出力制御機能を含む構成である場合を例に挙げている。しかしながら、発電設備１０３と出力制御機能を有する出力制御ユニットとがそれぞれ個別な装置として構成されたうえで、出力制御ユニットが出力制御情報に応じて発電設備１０３におけるＰＣＳを制御する構成であってもよい。

なお、上記実施形態において、１次出力制御情報は、発電設備から出力可能な最大電力に対する抑制比率を示す情報とされていた。しかしながら、例えば、１次出力制御情報は、逆潮流が許容される電力の上限値を示すことにより逆潮流電力の抑制を指示する情報であってもよい。あるいは、１次出力制御情報は、発電設備から出力可能な最大電力に対して削減（減算）する電力の値を示すことにより逆潮流電力の抑制を指示する情報であってもよい。本実施形態におけるエリア対応電力管理サーバ３００は、上記のような１次出力制御情報にも対応して２次出力制御情報を用いたＰＣＳ出力制御を行うように構成可能である。

なお、エリア対応電力管理サーバ３００から第２種需要家施設に対する２次出力制御情報の送信は、例えば、第２需要家施設の需要家施設内コントローラ２００ごとに対して個別にユニキャストで行われてもよい。また、２次出力制御情報の送信は、第２種需要家施設について設定した群（グループ）ごとに対してマルチキャストで行われてもよい。また、２次出力制御情報の送信は、制御対象となる第２需要家施設全体に対してブロードキャストで行われるようにしてもよい。

なお、上記実施形態においては、例えば１つのＨＥＭＳあるいはＴＥＭＳに含まれる全ての需要家施設を対象として、１つのエリア対応電力管理サーバ３００が電力管理を行う構成とされていた。しかしながら、いくつかの第１種需要家施設と第２種需要家施設とを含む比較的小規模のグループを形成してもよい。そして、形成されたグループにおいて上記実施形態のエリア対応電力管理サーバと同等の機能を或る１つの需要家施設の需要家施設内コントローラ２００に与える。そして、需要家施設内コントローラ２００は、グループ内において図７〜図９により説明したＰＣＳ出力制御を行う。このような構成による需要家施設のグループが集合することによって、例えば、エリア対応電力管理サーバ３００を備えなくとも、需要家施設の集合のもとで本実施形態としてのＰＣＳ出力制御を自立的に行うことが可能になる。

なお、上記実施形態においては、発電設備１０３が太陽電池を備えるものである場合を例に挙げている。しかし、例えば発電設備１０３は、風力発電、地熱発電など、再生可能エネルギーを利用して発電を行う発電装置とされてもよい。

なお、上述のエリア対応電力管理サーバ３００、需要家施設内コントローラ２００などとしての機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより上述のエリア対応電力管理サーバ３００、需要家施設内コントローラ２００などとしての処理を行ってもよい。ここで、「記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行する」とは、コンピュータシステムにプログラムをインストールすることを含む。ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。また、「コンピュータシステム」は、インターネットやＷＡＮ、ＬＡＮ、専用回線等の通信回線を含むネットワークを介して接続された複数のコンピュータ装置を含んでもよい。また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ−ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。このように、プログラムを記憶した記録媒体は、ＣＤ−ＲＯＭ等の非一過性の記録媒体であってもよい。また、記録媒体には、当該プログラムを配信するために配信サーバからアクセス可能な内部または外部に設けられた記録媒体も含まれる。配信サーバの記録媒体に記憶されるプログラムのコードは、端末装置で実行可能な形式のプログラムのコードと異なるものでもよい。すなわち、配信サーバからダウンロードされて端末装置で実行可能な形でインストールができるものであれば、配信サーバで記憶される形式は問わない。なお、プログラムを複数に分割し、それぞれ異なるタイミングでダウンロードした後に端末装置で合体される構成や、分割されたプログラムのそれぞれを配信する配信サーバが異なっていてもよい。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、ネットワークを介してプログラムが送信された場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリ（ＲＡＭ）のように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また、上記プログラムは、上述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。さらに、上述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。

１０ 電力管理エリア、２２ 柱状変圧器、１００−１ 第１種需要家施設、１００−２ 第２種需要家施設、１０１ 電力メータ、１０２ 分電盤、１０３ 蓄電池、１０５ 負荷、１０６ 通信モデム、２００ 需要家施設内コントローラ、２０１ 外部通信インターフェース、２０２ 外部対応送受信部、２０３ 施設内通信インターフェース、２０４ 施設内対応送受信部、２０５ 電力収集部、２０６ 制御部、２０７ データメモリ、３００ エリア対応電力管理サーバ、３０１ 通信部、３０２ 運転制御部、３０３ 基本情報記憶部、３０４ 受信情報記憶部、３０５ 生成情報記憶部、３０６ 送信情報記憶部、３２１ 出力制御情報取得部、３２２ 追加発電可能量算出部、３２３ 運転制御部、４００ 電力サーバ

Claims (5)

1. 電力系統と接続される発電装置の出力の抑制を指示する１次出力制御情報を取得する出力制御情報取得部と、
   前記発電装置から前記電力系統に逆潮流させることが許容される電力の最大値である逆潮流可能最大電力を前記１次出力制御情報と前記発電装置の発電量とに基づいて算出し、算出された逆潮流可能最大電力からさらに抑制が可能な追加抑制逆潮流電力を、前記発電量が使用されずに余剰する余剰量と前記逆潮流可能最大電力とに基づいて算出する追加抑制逆潮流電力算出部と、
   前記追加抑制逆潮流電力に応じて逆潮流可能最大電力から増加するように求められた緩和逆潮流電力が、蓄電装置を備えない第２種需要家施設の発電装置から出力されるようにするための緩和出力制御情報を生成し、前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力する運転制御部と
   を備える電力管理装置。
2. 前記運転制御部は、
   前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力可能であるか否かについて判定し、
   前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力可能でないと判定した場合には、前記１次出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力する
   請求項１に記載の電力管理装置。
3. 前記運転制御部は、
   前記電力系統の運用者に対応する電力サーバに対して、前記逆潮流可能最大電力からさらに前記追加抑制逆潮流電力による抑制を行うことが可能である旨の通知を送信し、通知の送信に対する応答が前記抑制の許可を示している場合に、前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力可能でないと判定し、通知の送信に対する応答が前記抑制の禁止を示している場合に、前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力可能であると判定する
   請求項２に記載の電力管理装置。
4. 電力系統と接続される発電装置の出力の抑制を指示する１次出力制御情報を取得する出力制御情報取得ステップと、
   前記発電装置から前記電力系統に逆潮流させることが可能な最大電力である逆潮流可能最大電力を前記１次出力制御情報と前記発電装置の発電量とに基づいて算出し、算出された逆潮流可能最大電力からさらに抑制が可能な追加抑制逆潮流電力を、前記発電量が使用されずに余剰する余剰量と前記逆潮流可能最大電力とに基づいて算出する追加抑制逆潮流電力算出ステップと、
   前記追加抑制逆潮流電力に応じて逆潮流可能最大電力から増加するように求められた緩和逆潮流電力が、蓄電装置を備えない第２種需要家施設の発電装置から出力されるようにするための緩和出力制御情報を生成し、前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力する運転制御ステップと
   を実行する電力管理方法。
5. コンピュータに、
   電力系統と接続される発電装置の出力の抑制を指示する１次出力制御情報を取得する出力制御情報取得ステップと、
   前記発電装置から前記電力系統に逆潮流させることが可能な最大電力である逆潮流可能最大電力を前記１次出力制御情報と前記発電装置の発電量とに基づいて算出し、算出された逆潮流可能最大電力からさらに抑制が可能な追加抑制逆潮流電力を、前記発電量が使用されずに余剰する余剰量と前記逆潮流可能最大電力とに基づいて算出する追加抑制逆潮流電力算出ステップと、
   前記追加抑制逆潮流電力に応じて逆潮流可能最大電力から増加するように求められた緩和逆潮流電力が、蓄電装置を備えない第２種需要家施設の発電装置から出力されるようにするための緩和出力制御情報を生成し、前記緩和出力制御情報を２次出力制御情報として前記第２種需要家施設に出力する運転制御ステップと
   を実行させるためのプログラム。

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