JP6732552B2 - 蓄電池制御システム、方法及びプログラム - Google Patents

Description

本発明は、蓄電池制御システム、方法及びプログラムに関する。

電力の需要家側に蓄電池システムを設置し、昼間に使用する電力として料金の安い深夜電力を用いて電気料金差を得たり、需要家のピークカット・ピークシフトによる契約電力量を削減したり、小売事業者が遠隔地において蓄電池システムの充放電管理を行い再生可能エネルギーの出力変動や気温変動によって生じる電力の需要と供給（発電）との差（インバランス）を軽減させたりすることが行われている。

特開２０１５−１８６３０８号公報

しかしながら、このような蓄電池システムの利用方法においては、蓄電池に対する充放電回数が一日当たり１〜２回であるため、蓄電池システムの利用効率が悪くシステム設置の初期コストを回収するには非常に長い期間が必要となるという問題点があった。

上記課題を達成するために本発明の実施形態は、システムの利用効率をより一層向上させることが可能な蓄電池制御システム、方法及びプログラムを提供することを目的としている。

実施形態の蓄電池制御システムは、一日を複数の取引時間帯に分割し、前記取引時間帯毎に電力の売買取引を行う電力取引システムを利用し、需要家側に設置されて前記需要家に供給する電力を蓄えることが可能な蓄電池システムの制御を行う蓄電池制御システムである。
取引設定指示部は、蓄電池システムに対して放電を行わせるための第１放電指示が第１の取引時間帯になされた場合には、第１放電指示がなされた後、第２の取引時間帯の開始時刻までの期間に当該第２の取引時間帯において充電を行わせるための充電指示を前記蓄電池システムに対して行い、第２の取引時間帯以降に設定されている第３の取引時間帯において第２放電指示を行うための充電指示に対応する充電量を考慮した放電計画を設定し、蓄電池システムに対し前記第２放電指示を行う。
また、取引設定指示部は、蓄電池システムに対して充電を行わせるための第１充電指示が第１の取引時間帯になされた場合には、第１充電指示がなされた後、第２の取引時間帯の開始時刻までの期間に当該第２の取引時間帯において放電を行わせるための放電指示を蓄電池システムに対して行い、前記第２の取引時間帯以降に設定されている第３の取引時間帯において第２充電指示を行うための前記放電指示に対応する放電量を考慮した充電計画を設定し、前記蓄電池システムに対し前記第２充電指示を行う。

図１は、実施形態の蓄電池制御システムを含む電力取引システムの概要構成ブロック図である。 図２は、小売事業者を中心とする発電事業者、系統事業者、電力取引市場及び需要家の間の電力供給経路の説明図である。 図３は、実施形態の蓄電池システムの概要構成ブロック図である。 図４は、小売事業者システムの機能構成説明ブロック図である。 図５は、電力取引市場における電力のインバランス予測及び電力取引市場価格推測値の一例並びにインバランス解消方法の一例を示す図である。 図６は、電力取引市場における電力のインバランス予測及び電力取引市場価格推測値の一例並びにインバランス解消方法の他の一例を示す図である。 図７は、不足インバランスを解消する場合の動作説明図である。 図８は、余剰インバランスを解消する場合の動作説明図である。 図９は、市場差し替えを行って売電する場合の動作説明図である。 図１０は、市場差し替えを行って買電する場合の動作説明図である。 図１１は、蓄電池システムによる不足インバランス時の回避処理手順の説明図である。 図１２は、蓄電池システムによる余剰インバランス時の回避処理手順の説明図である。

次に図面を参照して実施形態について詳細に説明する。
図１は、実施形態の蓄電池制御システムを含む電力取引システムの概要構成ブロック図である。
電力取引システム１００は、大別すると、発電事業者が運用を行い発電を行う発電事業者システム１１１と、系統事業者が運用を行い商用電力を供給する系統事業者システム１１２と、複数の需要家がそれぞれ運用を行う複数の需要家設備１１３に対応する需要家システム１１４に電力を小売りする小売事業者が運用を行う小売事業者システム１１５と、後述する電力取引市場１２５を運営する電力取引所が運用する電力取引所システム１１６と、を備えている。

上記構成において、需要家システム１１４は、需要家設備１１３と、需要家設備１１３に供給する電力を一時的に蓄えることが可能な蓄電池システム１１７と、を備えている。
ここで、蓄電池システム１１７は、小売事業者により需要家システム１１４側に設置されており、この蓄電池システム１１７の充放電については、小売事業者システム１１５により制御されている。

図２は、小売事業者を中心とする発電事業者、系統事業者、電力取引市場及び需要家の間の電力供給経路の説明図である。
ここで、電力供給経路の説明に先立ち、現在の電力取引市場１２５において行われている主な電力取引の種類について説明する。

発電事業者１２１における発電量の計画と、小売事業者１２３における需要量の計画とが均衡（バランス）することが電力の安定供給のためには必要である。
この場合において、発電事業者１２１は、発電量を計画するとともに、既に契約がなされている発電量（売り先［小売事業者等］が決まっている発電量）を確認し、当該発電事業者における発電コストよりも安い電力が売っていれば電力取引市場１２５において買い取りを行おうとし、当該発電事業者１２１の発電コストよりも高く電力が売れるのであれば、電力取引市場１２５において売却を行おうとすることとなる。

一方、小売事業者１２３は、需要家１２４等の顧客の需要を予測して調達量を設定することとなるが、既に契約がなされている調達量（買い取り先［発電事業者等］が決まっている調達量）を確認し、調達量に不足があれば電力取引市場１２５に対して買い取り（買電）を行おうとし、調達量に余剰があれば電力取引市場１２５に対して売却（売電）を行おうとすることとなる。

このため、発電事業者１２１及び小売事業者１２３は、必要に応じて電力取引市場１２５において入札を行うこととなるので、発電事業者１２１と小売事業者１２３の入札を１日単位で全てまとめて突き合わせを行い、需要供給の関係で価格と量を均衡させる一日市場（スポット市場）が設けられている。

ところで、実際の需要供給の関係は、固定的なものではなく、発電設備の故障等による電力供給の変動や、気温の変動などによる電力需要の変動などが生じる。
そこで、この需要供給関係の変動を吸収し、調整するための場として、一日を電力の計量単位（毎時０分〜３０分、３０分〜６０分）で分割した４８個の取引時間帯でそれぞれ個別に需要供給の関係で価格と量を均衡させるザラ場取引を行う当日市場（１時間前市場）が設けられている。

次に電力供給経路の説明を行う。
図２に示すように、小売事業者１２３は、原則的には、一日市場を利用して発電事業者１２１から電力を調達し、需要家１２４の需要家設備１１３あるいは需要家１２４側に設置した蓄電池システム１１７に電力を供給する。そして小売事業者１２３は、発電事業者１２１からの調達電力に余裕がある場合には、当日市場を利用して電力取引市場１２５に対して電力の売却の入札を行い、売却取引が成立した場合には、電力取引市場１２５を介して買電者に対して電力を売却する。また、小売事業者１２３は、発電事業者１２１からの調達電力に不足がある場合には、当日市場を利用して電力取引市場１２５に対して電力の買い取りの入札を行い、買取取引が成立した場合には、電力取引市場１２５を介して売電者から電力を買い取り、需要家１２４に供給する。

ところで、本実施形態においては、小売事業者１２３は、上述したように需要家１２４に対して蓄電池システム１１７を設置している。
以下、蓄電池システム１１７について説明する。

図３は、実施形態の蓄電池システムの概要構成ブロック図である。
蓄電池システム１１７は、大別すると、電力を蓄える蓄電池装置１１と、蓄電池装置１１から供給された直流電力を所望の電力品質を有する交流電力に変換して需要家設備１１３あるいは小売事業者１２３に供給するとともに、小売事業者１２３を介して供給された交流電力を直流電力に変換して蓄電池装置１１に供給する電力変換装置（ＰＣＳ：Power Conditioning System）１２と、を備えている。

蓄電池装置１１は、大別すると、複数の電池盤２１−１〜２１−Ｎ（Ｎは自然数）と、電池盤２１−１〜２１−Ｎが接続された電池端子盤２２と、を備えている。
電池盤２１−１〜２１−Ｎは、互いに並列に接続された複数の電池ユニット２３−１〜２３−Ｍ（Ｍは自然数）と、ゲートウェイ装置２４と、後述のＢＭＵ（Battery Management Unit：電池管理装置）及びＣＭＵ（Cell Monitoring Unit：セル監視装置）に動作用の直流電源を供給する直流電源装置２５と、を備えている。

ここで、電池ユニットの構成について説明する。
電池ユニット２３−１〜２３−Ｍは、それぞれ、高電位側電源供給ライン（高電位側電源供給線）ＬＨ及び低電位側電源供給ライン（低電位側電源供給線）ＬＬを介して、出力電源ライン（出力電源線；母線）ＬＨＯ、ＬＬＯに接続され、主回路である電力変換装置１２に電力を供給している。

電池ユニット２３−１〜２３−Ｍは、同一構成であるので、電池ユニット２３−１を例として説明する。
電池ユニット２３−１は、大別すると、複数（図２では、２２個）のセルモジュール３１−１〜３１−２２と、セルモジュール３１−１〜３１−２２にそれぞれ設けられた複数（図１では、２４個）のＣＭＵ３２−１〜３２−２２と、セルモジュール３１−１１とセルモジュール３１−１２との間に設けられたサービスディスコネクト３３と、電流センサ３４と、コンタクタ３５と、を備え、複数のセルモジュール３１−１〜３１−２２、サービスディスコネクト３３、電流センサ３４及びコンタクタ３５は、直列に接続されている。

上記構成において、セルモジュール３１−１〜３１−２２のそれぞれと、対応するＣＭＵ３２−１〜３２−２２と、を合わせた構成については、以下、電池モジュール３７−１〜３７−２２と呼ぶものとする。例えば、セルモジュール３１−１と対応するＣＭＵ３２−１を合わせた構成を電池モジュール３７−１と呼ぶものとする。

ここで、セルモジュール３１−１〜３１−２２は、電池セルが複数、直並列に接続されて組電池を構成している。そして、複数の直列接続されたセルモジュール３１−１〜３１−２２で組電池群を構成している。

上記構成において、セルモジュール３１−１〜３１−２２に用いる電池セルとしては、例えば、リチウムイオン電池が用いられている。
以下、リチウムイオン電池の組成について具体的に説明する。
リチウムイオン電池の第１の態様としては、コバルト、ニッケルおよびマンガンよりなる群から選択される少なくとも一種類の金属元素を含有するリチウム金属化合物を含みリチウム金属化合物はＬｉ_ａＮｉ_ｂＣｏ_ｃＭｎ_ｄＯ_２（但し、モル比ａ，ｂ，ｃ及びｄは０≦ａ≦１．１、ｂ＋ｃ＋ｄ＝１）で表される正極活物質含有層を備えた正極と、チタン含有金属複合酸化物を含む負極と、非水溶媒を含む非水電解質とを備えた非水電解質二次電池として構成される。

また、リチウム電池の第２の態様としては、コバルト、ニッケルおよびマンガンよりなる群から選択される少なくとも一種類の金属元素を含有するリチウム金属化合物を含みリチウム金属化合物はＬｉ_ａＮｉ_ｂＣｏ_ｃＭｎ_ｄＯ_４（但し、モル比ａ，ｂ，ｃ及びｄは０≦ａ≦１．１、ｂ＋ｃ＋ｄ＝２） で表される正極活物質含有層を備えた正極と、チタン含有金属複合酸化物を含む負極と、非水溶媒を含む非水電解質と、を備えた非水電解質二次電池として構成される。

そして、上記構成のリチウムイオン電池を用いた蓄電池システム１１７によれば、一つの取引単位時間帯に相当する時間内で、ＳＯＣ（State Of Charge）＝０％の状態からＳＯＣ＝１００％の状態まで充電が可能であり、あるいは、ＳＯＣ＝１００％の状態からＳＯＣ＝０％の状態まで放電が可能となっている。

以上の説明においては、電池セルとして、リチウムイオン電池の場合について説明したが、一の取引時間帯内で充電計画に対応する充電が可能であるとともに、一の取引時間帯内で放電計画に対応する放電が可能な蓄電池を構成可能な電池セルであれば、同様に適用が可能である。
例えば、蓄電池は、当該蓄電池システム１１７において、一の取引時間帯内で充電計画で設定可能な最大充電量まで充電可能であるとともに、一の取引時間帯内で放電計画で設定可能な最大放電量まで放電可能とされた電池セルを備えていれば、どのような種類の蓄電池を用いることも可能である。

さらに電池ユニット２３−１は、ＢＭＵ３６を備え、ＢＭＵ３６と各ＣＭＵ３２−１〜３２−２２とは、例えば、ＣＡＮ通信規格に則った通信により接続されている。
ＢＭＵ３６は、ゲートウェイ装置２４の制御下で、電池ユニット２３−１全体を制御し、各ＣＭＵ３２−１〜３２−２２との通信結果（後述する電圧データ及び温度データ）及び電流センサ３４の検出結果に基づいてコンタクタ３５の開閉制御を行う。

次に電池端子盤２２の構成について説明する。
電池端子盤２２は、電池盤２１−１〜２１−Ｎに対応させて設けられた複数の盤遮断器４１−１〜４１−Ｎと、蓄電池装置１１全体を制御するマイクロコンピュータとして構成されたマスタ（Master）装置４２と、を備えている。

マスタ装置４２には、電力変換装置１２との間に、電力変換装置１２のＵＰＳ（Uninterruptible Power System）１２Ａを介して供給される制御電源線７１と、イーサネット（登録商標）として構成され、制御データのやりとりを行う制御通信線７２と、が接続されている。

次に小売事業者システム１１５の構成について説明する。
図４は、小売事業者システムの機能構成説明ブロック図である。
小売事業者システム１１５は、小売事業者本体システム１１５Ａと、蓄電池充放電制御システム１１５Ｂと、を備えている。

小売事業者本体システム１１５Ａは、各需要家の契約、需要家自身の需要計画、需要履歴等に基づいて配下にある需要家システム１１４全体の電力需要予測を行う需要予測部５１と、需要予測部５１の電力需要予測及び蓄電池システム１１７に対応する後述の実行前の最新の充放電指示に従って配下にある需要家システム１１４全体の電力需要計画を作成する需要計画作成部５２と、電源調達量を計算する電源調達量計算部５３と、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び電源調達量計算部５３の計算した電源調達量に基づいて各需要家システム１１４に対する供給計画を作成する供給計画作成部５４と、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び供給計画作成部５４が作成した供給計画に基づいて需給配分計画を作成し、計画書を電力広域的運営推進機関に提出するとともに、電力取引市場１２５に対して入札を行い、約定結果を取得する需給配分計画作成部５５と、を備えている。

蓄電池充放電制御システム１１５Ｂは、小売事業者本体システム１１５Ａの需給配分計画作成部５５が作成した需給配分計画に基づいて、当日市場（１時間前市場）の取引時間帯毎に充放電判断を行う充放電判断部６１と、充放電判断部６１の充放電判断結果に基づいて未だ充放電指示を行っていない次回の取引時間帯に対応する充電指示あるいは放電指示を行うとともに、充電指示あるいは放電時指示に対応する応答を取得し、指示が完了した充電指示あるいは放電指示を実行前の最新の充放電指示として小売事業者本体システム１１５Ａの需要計画作成部５２に出力する充放電指示部６２と、充放電指示部６２の充放電指示に従って、配下にある需要家システム１１４に属する複数の蓄電池システム１１７（蓄電池群）を制御する蓄電池群制御部６３と、蓄電池システム１１７からＳＯＣ、出力電流、出力電圧などの蓄電池情報を取得する蓄電池情報取得部６４と、蓄電池情報取得部６４が取得した各種蓄電池情報を時系列的に格納する蓄電池情報データベース（ＤＢ）６５と、充放電指示部６２が出力した充電指示及び放電指示を時系列的に格納する充放電指示データベース（ＤＢ）６６と、を備えている。
上記構成において、蓄電池群制御部６３あるいは蓄電池情報取得部６４と、蓄電池システム１１７とは、インターネット等の通信ネットワークを介して通信を行っている。

次に実施形態の動作を説明する。
まず、充放電判断部６１の動作について説明する。
図５は、電力取引市場における電力のインバランス（imbalance）予測及び電力取引市場価格推測値の一例並びにインバランス回避方法の一例を示す図である。
また、図６は、電力取引市場における電力のインバランス予測及び電力取引市場価格推測値の一例並びにインバランス回避方法の他の一例を示す図である。

図５及び図６において、インバランス予測は、取引時間帯Ｂ１〜Ｂ１０毎にそれぞれ棒グラフとして示されており、計画値に対する余剰電力量及び不足電力量をイメージ的に表している。

従って、概要的には、余剰電力量が多い場合には、電力取引市場１２５価格は、需要供給の法則に従い、低下する。一方、不足電力量が多い場合には、電力取引市場１２５価格は、上昇する。

すなわち、電力取引市場１２５価格推測値は、需要予測に基づく、電力取引市場１２５価格を推定したものである。
そして、充放電判断部６１は、インバランス量及び電力取引市場１２５価格推測値に基づいて、インバランスによる影響（例えば、生じるインバランス精算額）をより低減可能なように充放電判断を行うこととなる。

以下、より具体的に説明する。
この場合において、インバランスによる影響を低減する方法としては様々考えられるが、蓄電池に充放電を行うことによりインバランスをより低減する方法及び電力取引市場１２５を利用してインバランスを可能な限り回避（より好ましくは解消）する方法を例として説明する。
まず、蓄電池に対して充放電を行うことでインバランスを可能な限り回避する方法について図５を参照して説明する。
図５に示すように、取引時間帯Ｂ３においては、余剰電力量が大きいが、電力取引市場１２５は価格も安いため、電力取引市場１２５に売却するのは、運用コスト的にも好ましくない。
そこで、取引時間帯Ｂ３においては、電力取引市場１２５で売るよりも蓄電池装置を充電して電力を蓄えておいた方が好ましいので、蓄電池システム１１７において充電を行って可能な限りインバランスを回避する。より好ましくは、インバランスを解消して精算を行わなくて良くする。
一方、取引時間帯Ｂ８においては、不足電力量が大きいが、電力取引市場１２５価格は高いため、電力取引市場１２５から買取を行うのは運用コスト的にも好ましくない。
そこで、取引時間帯Ｂ８においては、電力取引市場１２５で買い取るよりも蓄電池システム１１７において放電して電力を使用した方が好ましいので、蓄電池システム１１７の放電を行って可能な限りインバランスを回避する。より好ましくは、インバランスを解消して精算を行わなくて良くする。

次に電力取引市場１２５を利用してインバランスを可能な限り回避し、インバランス精算額をより低減する方法について説明する。
図６に示すように、取引時間帯Ｂ３においては、電力取引市場１２５で売るよりも電力取引市場１２５から買い取る方が経済的にこのましい状態である。したがって、取引時間帯Ｂ３においては、電力取引市場１２５から電力を買い取り蓄電池システム１１７を充電して電力を蓄えてインバランスを可能な限り回避し、インバランス精算額をより低減する。
一方、取引時間帯Ｂ８においては、小売事業者１２３が蓄電池システム１１７に充電しておいた電力の調達価格よりも電力取引市場１２５で売った方が経済的に好ましい状態である。従って、取引時間帯Ｂ８においては、電力取引市場１２５へ差し替えることとなる。

以下、より詳細にインバランスの回避動作を説明する。
まず、不足インバランスを可能な限り回避する場合の動作について説明する。
図７は、不足インバランスを可能な限り回避する場合の動作説明図である。
小売事業者１２３は、発電事業者１２１から蓄電池システム１１７の充電分を織り込んで電力調達を行う。

より具体的には、図７に示すように、需要家設備１１３における需要が１００ｋＷｈであったとし、蓄電池システム１１７の蓄電可能容量が５０ｋＷであった場合に、蓄電池システム１１７の充電分５０ｋＷｈを織り込み、小売事業者１２３は、発電事業者１２１から１５０＝１００＋５０（ｋＷｈ）の電力を調達する。

そして、小売事業者は、需要家設備１１３に１００ｋＷｈを供給するとともに、５０ｋＷｈを蓄電池システム１１７に供給して充電を行う。
この結果、蓄電池システム１１７には、５０ｋＷが蓄電された状態となっている。

その後、発電事業者１２１から調達可能な電力が１００ｋＷであり、需要家設備１１３における需要が２００ｋＷになってしまった場合には、小売事業者は、蓄電池システムへの蓄電量が無かった場合であれば、系統事業者１２２が不足分である１００ｋＷｈを補う必要があり、インバランスに伴うペナルティも発生する。しかしながら、発電事業者１２３から調達した１００ｋＷｈ及び蓄電池システムから５０ｋＷｈを需要家設備１１３に供給し、不足分５０ｋＷｈ（＝２００ｋＷｈ−１００ｋＷｈ−５０ｋＷｈ）を系統事業者１２２から調達する。

この結果、実効的に系統事業者１２２からの不足分の調達量を１００ｋＷｈから５０ｋＷｈに低減でき、系統事業者１２２が不足電力を補うことにより発生するペナルティによるインバランス精算額を低減でき、系統事業者１２２から不足していたであろう５０ｋＷｈ調達したとした場合のコストから蓄電池システムから５０ｋＷｈを需要家に供給する場合のコストを差し引いた額が小売事業者１２３における収益となる。

次に余剰インバランスを解消する場合の動作について説明する。
図８は、余剰インバランスを可能な限り回避する場合の動作説明図である。
この場合において、蓄電池システム１１７には、放電可能な電力量として、既に５０ｋＷの電力が蓄えられているものとする。

小売事業者１２３は、発電事業者１２１から蓄電池システム１１７の放電分（５０ｋＷｈ）を織り込んで、すなわち、蓄電池システム１１７の放電分を差し引いた電力量（＝１００ｋＷｈ−５０ｋＷｈ）の電力調達を行う。

そして、小売事業者１２３は、需要家設備１１３に対し、発電事業者１２１から調達した５０ｋＷｈとともに、蓄電池システム１１７から５０ｋＷｈを放電させて、供給する。
この結果、需要家設備１１３には、１００ｋＷｈが供給されるとともに、蓄電池システム１１７は電力が蓄えられていない（＝０ｋＷ）状態となる。

その後、発電事業者から調達可能な電力が２００ｋＷｈであり、需要家設備１１３における需要が１００ｋＷｈとなった場合には、小売事業者１２３は、発電事業者１２１から調達した電力のうち、需要家設備１１３に対して１００ｋＷｈを供給する。

そして、発電事業者１２１から調達した残りの１００ｋＷｈ(＝２００ｋＷｈ−１００ｋＷｈ)の電力のうち、５０ｋＷｈを蓄電池システム１１７に供給して蓄電を行い、残った５０ｋＷｈを系統事業者１２２に電力余剰分の引き取りのペナルティとしてのインバランス精算額を支払って引き取ってもらうことになる。

この結果、実効的に系統事業者１２２へ引き取ってもらう電力量を１００ｋＷｈから５０ｋＷｈに低減できたことで、系統事業者１２２に対して余剰分５０ｋＷｈをさらに引き取ってもらう場合のコスト（インバランス精算額：１００ｋＷｈの電力引き取りのペナルティ）から５０ｋＷｈを引き取ってもらう場合のコスト（インバランス精算額：５０ｋＷｈの電力引き取りのペナルティ）を差し引いた額が小売事業者１２３における収益となる。

続いて、市場差し替えについて説明する。
ここで市場差し替えとは、需要家に対して供給可能な余剰電力が生じた場合に、系統事業者に引き取ってもらうのではなく、電力市場で売電すること、あるいは、需要家に対して供給すべき不足電力が生じた場合に系統事業者に補ってもらうのではなく、電力市場で買電して需要家に対して供給することをいう。
まず、市場差し替えを行って売電する場合の動作について説明する。
図９は、市場差し替えを行って売電する場合の動作説明図である。
小売事業者１２３は、発電事業者１２１から蓄電池システム充電分を織り込んで電力調達を行う。

より具体的には、需要家設備１１３における需要が１００ｋＷｈであったとし、蓄電池システム１１７の蓄電可能容量が５０ｋＷであった場合に、蓄電池システム１１７の充電分５０ｋＷｈを織り込み、小売事業者１２３は、発電事業者１２１から１５０＝１００＋５０（ｋＷｈ）の電力を調達する。

そして、小売事業者１２３は、需要家設備１１３に対して１００ｋＷｈを供給するとともに、５０ｋＷｈを蓄電池システム１１７に供給して充電を行う。
この結果、蓄電池システム１１７には、５０ｋＷが蓄電された状態となる。

その後、発電事業者１２１から調達可能な電力が１００ｋＷｈであり、需要家設備１１３における需要が１００ｋＷｈとなった場合には、小売事業者１２３は、蓄電池システム１１７への蓄電量が無かった場合であれば、発電事業者１２１から調達した１００ｋＷｈを全て需要家設備１１３に供給する必要があるが、蓄電池システムから５０ｋＷｈを需要家に供給し、余剰分５０ｋＷｈ（＝１００ｋＷｈ−５０ｋＷｈ）を電力取引市場１２５に対して売電する。

この結果、実効的に電力取引市場１２５への電力売却価格から小売事業者１２３の発電事業者１２１からの電力調達価格を差し引いた額が小売事業者１２３における収益となる。

続いて、市場差し替えを行って電力取引市場１２５から電力を買電する場合の動作について説明する。
図１０は、市場差し替えを行って買電する場合の動作説明図である。
この場合において、蓄電池システム１１７には、放電可能な電力量として、既に５０ｋＷの電力が蓄えられているものとする。また、発電事業者１２１から電力を調達する価格よりも電力取引市場１２５からの買電価格のほうが安いものとする。

小売事業者１２３は、発電事業者１２１から蓄電池システム１１７の放電分（５０ｋＷｈ）を織り込んで、すなわち、蓄電池システム１１７の放電分を差し引いた電力量（＝１００ｋＷｈ−５０ｋＷｈ）の電力調達を行う。

そして、小売事業者１２３は、需要家設備１１３に発電事業者１２１から調達した５０ｋＷｈを供給するとともに、蓄電池システム１１７から５０ｋＷｈを放電させて供給する。
この結果、需要家設備１１３には、１００ｋＷｈが供給されるとともに、蓄電池システム１１７は電力が蓄えられていない（＝０ｋＷ）状態となる。

その後、発電事業者１２１から調達可能な電力が１００ｋＷｈであり、需要家設備の需要が１００ｋＷｈとなった場合には、小売事業者１２３は、発電事業者１２１から調達した電力である１００ｋＷｈを全て需要家設備１１３へ供給する。
そして、電力が蓄えられていない蓄電池システム１１７に対し、電力取引市場１２５から５０ｋＷを買電して蓄電池システム１１７に供給して蓄電を行うこととなる。

この結果、次回以降に発電事業者１２１からの電力調達量を５０ｋＷｈ低減することが可能となり、電力量５０ｋＷｈに対応する発電事業者１２１からの電力調達コストから電力取引市場１２５からの５０ｋＷｈの買電コストを差し引いた額が小売事業者の収益となる。

ここで、蓄電池システム１１７を利用して不足インバランスあるいは余剰インバランスを回避する手順についてより具体的に説明する。
以下の回避手順においては、蓄電池システム１１７を構成している蓄電池の放電回数あるいは充電回数を増加させて、蓄電池システム１１７の利用率を向上させることが目的の一つになっている。

次に蓄電池システム１１７の稼働効率を向上し、実効的な蓄電池システム１１７の運用コストの低減を図るためのより具体的な処理手順について説明する。
図１１は、蓄電池システムによる不足インバランス時の回避処理手順の説明図である。
以下の回避手順においては、蓄電池システム１１７を構成している蓄電池の放電回数あるいは充電回数を増加させて、蓄電池システム１１７の利用率を向上させることが目的の一つになっている。
ここで、初期状態（第Ｘ取引時間帯（＝３０分間）に対応する１時間前市場の入札を行う第（Ｘ−３）取引時間帯において蓄電池システム１１７は充電がなされていないものとする。

第（Ｘ−３）取引時間帯において小売事業者本体システム１１５Ａ の需要予測部５１は、各需要家の契約、需要家自身の需要計画、需要履歴等に基づいて配下にある需要家システム１１４全体の第Ｘ取引時間帯における電力需要予測を行う（ステップＳ１１）。

これにより需要計画作成部５２は、需要予測部５１の電力需要予測及び蓄電池システム１１７の初期充電を計画に織り込んで配下にある需要家システム１１４全体の電力需要計画を作成し、需給配分計画作成部５５に出力する（ステップＳ１２）。

これと並行して、電源調達量計算部５３は、相対調達量を確認するために発電事業者からの電源調達量を計算する（ステップＳ１３）。これにより、供給計画作成部５４は、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び電源調達量計算部５３の計算した電源調達量に基づいて各需要家システム１１４に対する供給計画を作成し、需給配分計画作成部５５に出力する。

これらの結果、需給配分計画作成部５５は、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び供給計画作成部５４が作成した供給計画に基づいて需給配分計画を作成する。（ステップＳ１４）。

また、需給配分計画作成部５５は、電力取引市場１２５に対して第Ｘ取引時間帯に対応する入札を行う（ステップＳ１５）。
さらに、需給配分計画作成部５５は、第Ｘ取引時間帯の当日計画に対応する計画書を電力広域的運営推進機関に提出する（ステップＳ１６）。
そして、入札した取引が約定されると、需給配分計画作成部５５は、蓄電池充放電制御システム１５Ｂの充放電判断部６１に通知する。

一方、需給配分計画を通知された蓄電池充放電制御システム１５Ｂの充放電判断部６１は、第Ｘ取引時間帯に対応する電力取引市場１２５のゲートクローズ時刻ＧＣ（Ｘ）の経過後の第（Ｘ−２）取引時間帯において、需給配分計画に基づいて、１時間前市場における第Ｘ取引時間帯の充放電判断を行う（ステップＳ１７）。
充放電判断部６１は、具体的には、以下の３通りのいずれの状態であるかを判断することとなる。

第１の状態は、不足インバランスが発生しない見込みである状態である。この第１の状態においては、ステップＳ１２で計画に織り込んだ初期充電量の全量に相当する充電量で充電を行うべき状態であると判断する。

第２の状態は、不足インバランスが発生する見込みであるが、不足インバランス量がステップＳ１２で計画に織り込んだ初期充電量の範囲内の状態である。この第２の状態においては、ステップＳ１２で計画に織り込んだ初期充電量から不足インバランス量を差し引いた量に相当する充電量で充電を行うべき状態であると判断する。

第３の状態は、不足インバランスが発生する見込みであるが、不足インバランス量がステップＳ１２で計画に織り込んだ初期充電量を越える状態である。この第３の状態においては、充電を行うべきでは無い状態であると判断する。

上記充放電判断部６１の判断結果に基づいて、充放電指示部６２は、第１の状態あるいは第２の状態と判断した場合には、充放電判断部６１が判断した充電量を第Ｘ取引時間帯において充電するように蓄電池群制御部６３に対し充電指示を行い、この充電指示に従って蓄電池群制御部６３は、蓄電池システム１１７が第Ｘ取引時間帯において充電するように制御を行う（ステップＳ１８）。

このとき、充放電指示部６２は、第Ｘ取引時間帯において充電指示を行った旨を小売事業者本体システム１１５Ａ の需要計画作成部５２に通知するとともに、充放電指示データベース６６に充電指示の内容及び指示時刻を対応づけて保存する。

蓄電池群制御部６３の制御の結果、充電を行う必要がある場合には、第Ｘ取引時間帯において、蓄電池システム１１７は、充電されることとなる（ステップＳ１９）。
そして充電後の蓄電池システム１１７の蓄電池の状態を含む蓄電池情報は、蓄電池情報取得部６４により取得され、蓄電池情報データベース６５に時間情報とともに格納、保存される。
また、蓄電池情報は、充放電判断部６１に通知され、次回の充放電判断に用いられる。

続いて、第（Ｘ−２）取引時間帯において小売事業者本体システム１１５Ａ の需要予測部５１は、各需要家の契約、需要家自身の需要計画、需要履歴等に基づいて配下にある需要家システム１１４全体の第（Ｘ＋１）取引時間帯における電力需要予測を行う（ステップＳ２１）。
これにより需要計画作成部５２は、需要予測部５１の電力需要予測及び蓄電池システム１１７に対応する第Ｘ取引時間帯に対応する充電指示（実行前の最新の充放電指示に相当）に従って配下にある需要家システム１１４全体の電力需要計画を作成し、需給配分計画作成部５５に出力する。

これと並行して、電源調達量計算部５３は、相対調達量を確認するために発電事業者からの電源調達量を計算する（ステップＳ２２）。これにより、供給計画作成部５４は、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び電源調達量計算部５３の計算した電源調達量に基づいて各需要家システム１１４に対する供給計画を作成し、需給配分計画作成部５５に出力する。

これらの結果、需給配分計画作成部５５は、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び供給計画作成部５４が作成した供給計画に基づいて需給配分計画を作成する。（ステップＳ２３）。
また、需給配分計画作成部５５は、電力取引市場１２５に対して第（Ｘ＋１）取引時間帯に対応する入札を行う（ステップＳ２４）。
さらに、需給配分計画作成部５５は、第（Ｘ＋１）取引時間帯の当日計画に対応する計画書を電力広域的運営推進機関に提出する（ステップＳ２５）。
そして、入札した取引が約定されると、需給配分計画作成部５５は、蓄電池充放電制御システム１５Ｂの充放電判断部６１に通知する。

一方、需給配分計画を通知された蓄電池充放電制御システム１５Ｂの充放電判断部６１は、第（Ｘ＋１）取引時間帯に対応する電力取引市場１２５のゲートクローズ時刻ＧＣ（Ｘ＋１）の経過後の第（Ｘ−１）取引時間帯において、需給配分計画に基づいて１時間前市場における第Ｘ取引時間帯の充放電判断を行う（ステップＳ２６）。
充放電判断部６１は、具体的には、以下の２通りのいずれの状態であるかを判断することとなる。

第１の状態は、不足インバランスが発生する見込みである状態である。この第１の状態においては、不足インバランス量に相当する放電量で放電を行うべき状態であると判断する。

第２の状態は、不足インバランスが発生しない見込みである状態である。この第２の状態においては、放電を行うべきでは無い状態であると判断する。

上記充放電判断部６１の判断結果に基づいて、充放電指示部６２は、第１の状態と判断した場合には、充放電判断部６１が判断した放電量である、不足インバランス量に相当する放電量を第（Ｘ＋１）取引時間帯において放電するように蓄電池群制御部６３に対し放電指示を行い、この放電指示に従って蓄電池群制御部６３は、蓄電池システム１１７が第（Ｘ＋１）取引時間帯において放電するように制御を行う（ステップＳ２７）。

このとき、充放電指示部６２は、第（Ｘ＋１）取引時間帯において放電指示を行った旨を小売事業者本体システム１１５Ａ の需要計画作成部５２に通知するとともに、充放電指示データベース６６に放電指示の内容及び指示時刻を対応づけて保存する。

蓄電池群制御部６３の制御の結果、放電を行う必要がある場合には、第（Ｘ＋１）取引時間帯において、蓄電池システム１１７は、放電されることとなる（ステップＳ２８）。
そして放電後の蓄電池システム１１７の蓄電池の状態を含む蓄電池情報は、蓄電池情報取得部６４により取得され、蓄電池情報データベース６５に時間情報とともに格納、保存される。また、蓄電池情報は、充放電判断部６１に通知され、次回の充放電判断に用いられる。

続いて、第（Ｘ−１）取引時間帯において小売事業者本体システム１１５Ａ の需要予測部５１は、各需要家の契約、需要家自身の需要計画、需要履歴等に基づいて配下にある需要家システム１１４全体の第（Ｘ＋２）取引時間帯における電力需要予測を行う（ステップＳ３１）。
これにより需要計画作成部５２は、需要予測部５１の電力需要予測及び蓄電池システム１１７における第（Ｘ＋１）時間帯における放電後の充電を計画に織り込んで配下にある需要家システム１１４全体の電力需要計画を作成し、需給配分計画作成部５５に出力する（ステップＳ３２）。

これと並行して、電源調達量計算部５３は、相対調達量を確認するために発電事業者からの電源調達量を計算する（ステップＳ３３）。これにより、供給計画作成部５４は、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び電源調達量計算部５３の計算した電源調達量に基づいて各需要家システム１１４に対する供給計画を作成し、需給配分計画作成部５５に出力する。

これらの結果、需給配分計画作成部５５は、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び供給計画作成部５４が作成した供給計画に基づいて需給配分計画を作成する（ステップＳ３４）。
また、需給配分計画作成部５５は、電力取引市場１２５に対して第Ｘ取引時間帯に対応する入札を行う（ステップＳ３５）。

さらに、需給配分計画作成部５５は、第Ｘ取引時間帯の当日計画に対応する計画書を電力広域的運営推進機関に提出する（ステップＳ３６）。
そして、入札した取引が約定されると、需給配分計画作成部５５は、蓄電池充放電制御システム１５Ｂの充放電判断部６１に通知する。

一方、需給配分計画を通知された蓄電池充放電制御システム１５Ｂの充放電判断部６１は、第（Ｘ＋２）取引時間帯に対応する電力取引市場１２５のゲートクローズ時刻ＧＣ（Ｘ＋２）の経過後の第Ｘ取引時間帯において、需給配分計画に基づいて、１時間前市場の第（Ｘ＋２）取引時間帯の充放電判断を行う（ステップＳ３７）。
充放電判断部６１は、具体的には、上述したステップＳ１７において説明した充電時の３通りのいずれの状態であるかを判断することとなる。

上記充放電判断部６１の判断結果に基づいて、充放電指示部６２は、第１の状態あるいは第２の状態と判断した場合には、充放電判断部６１が判断した充電量を第（Ｘ＋２）取引時間帯において充電するように蓄電池群制御部６３に対し充電指示を行い、この充電指示に従って蓄電池群制御部６３は、蓄電池システム１１７が第（Ｘ＋２）取引時間帯において充電するように制御を行う（ステップＳ３８）。

このとき、充放電指示部６２は、第（Ｘ＋２）取引時間帯において充電指示を行った旨を小売事業者本体システム１１５Ａ の需要計画作成部５２に通知するとともに、充放電指示データベース６６に充電指示の内容及び指示時刻を対応づけて保存する。

蓄電池群制御部６３の制御の結果、充電を行う必要がある場合には、第（Ｘ＋２）取引時間帯において、蓄電池システム１１７は、充電されることとなる（ステップＳ３９）。
そして充電後の蓄電池システム１１７の蓄電池の状態を含む蓄電池情報は、蓄電池情報取得部６４により取得され、蓄電池情報データベース６５に時間情報とともに格納、保存される。
また、蓄電池情報は、充放電判断部６１に通知され、次回の充放電判断に用いられる。

以上の説明のように、本実施形態によれば、不足インバランスが発生すると判断される場合には、予め蓄電池システム１１７に充電しておいた電力により、実際にインバランスが発生する取引時間帯（図１１の例の場合、第（Ｘ＋１）取引時間帯）において、不足インバランスを回避することが可能となっている。

また、図１１の例の場合、第Ｘ取引時間帯、第（Ｘ＋１）取引時間帯及び第（Ｘ＋２）取引時間帯において、蓄電池システム１１７を充電動作あるいは放電動作を行わせることができ、稼働効率を向上して、運用コストの低減が図れる。

次に余剰インバランスを回避する手順についてより具体的に説明する。
図１２は、蓄電池システムによる余剰インバランス時の回避処理手順の説明図である。
ここで、初期状態（第Ｘ取引時間帯に対応する１１時間前市場入札を行う第（Ｘ−３）取引時間帯において蓄電池システム１１７は充電がなされているものとする。

第（Ｘ−３）取引時間帯において小売事業者本体システム１１５Ａの需要予測部５１は、各需要家の契約、需要家自身の需要計画、需要履歴等に基づいて配下にある需要家システム１１４全体の第Ｘ取引時間帯における電力需要予測を行う（ステップＳ４１）。

これにより需要計画作成部５２は、需要予測部５１の電力需要予測及び蓄電池システム１１７の初期放電を計画に織り込んで配下にある需要家システム１１４全体の電力需要計画を作成し、需給配分計画作成部５５に出力する（ステップＳ４２）。

これと並行して、電源調達量計算部５３は、相対調達量を確認するために発電事業者からの電源調達量を計算する（ステップＳ４３）。これにより、供給計画作成部５４は、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び電源調達量計算部５３の計算した電源調達量に基づいて各需要家システム１１４に対する供給計画を作成し、需給配分計画作成部５５に出力する。

これらの結果、需給配分計画作成部５５は、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び供給計画作成部５４が作成した供給計画に基づいて需給配分計画を作成する（ステップＳ４４）。

また、需給配分計画作成部５５は、電力取引市場１２５に対して第Ｘ取引時間帯に対応する入札を行う（ステップＳ４５）。
さらに、需給配分計画作成部５５は、第Ｘ取引時間帯の当日計画に対応する計画書を電力広域的運営推進機関に提出する（ステップＳ４６）。
そして、入札した取引が約定されると、需給配分計画作成部５５は、蓄電池充放電制御システム１５Ｂの充放電判断部６１に通知する。

一方、需給配分計画を通知された蓄電池充放電制御システム１５Ｂの充放電判断部６１は、第Ｘ取引時間帯に対応する電力取引市場１２５のゲートクローズ時刻ＧＣ（Ｘ）の経過後の第（Ｘ−２）取引時間帯において、需給配分計画に基づいて１時間前市場における第Ｘ取引時間帯の充放電判断を行う（ステップＳ４７）。
充放電判断部６１は、具体的には、以下の３通りのいずれの状態であるかを判断することとなる。

第１の状態は、余剰インバランスが発生しない見込みである状態である。この第１の状態においては、ステップＳ４２で計画に織り込んだ初期放電量の全量に相当する放電量で放電を行うべき状態であると判断する。

第２の状態は、余剰インバランスが発生する見込みであるが、余剰インバランス量がステップＳ４２で計画に織り込んだ初期放電量の範囲内の状態である。この第２の状態においては、ステップＳ１２で計画に織り込んだ初期放電量から余剰インバランス量を差し引いた量に相当する放電量で充電を行うべき状態であると判断する。

第３の状態は、余剰インバランスが発生する見込みであるが、余剰インバランス量がステップＳ４２で計画に織り込んだ初期放電量を越える状態である。この第３の状態においては、放電を行うべきでは無い状態であると判断する。

上記充放電判断部６１の判断結果に基づいて、充放電指示部６２は、第１の状態あるいは第２の状態と判断した場合には、充放電判断部６１が判断した放電量を第Ｘ取引時間帯において放電するように蓄電池群制御部６３に対し放電指示を行い、この放電指示に従って蓄電池群制御部６３は、蓄電池システム１１７が第Ｘ取引時間帯において放電するように制御を行う（ステップＳ４８）。

このとき、充放電指示部６２は、第Ｘ取引時間帯において放電指示を行った旨を小売事業者本体システム１１５Ａ の需要計画作成部５２に通知するとともに、充放電指示データベース６６に放電指示の内容及び指示時刻を対応づけて保存する。

蓄電池群制御部６３の制御の結果、放電を行う必要がある場合には、第Ｘ取引時間帯において、蓄電池システム１１７は、放電されることとなる（ステップＳ４９）。
そして放電後の蓄電池システム１１７の蓄電池の状態を含む蓄電池情報は、蓄電池情報取得部６４により取得され、蓄電池情報データベース６５に時間情報とともに格納、保存される。
また、蓄電池情報は、充放電判断部６１に通知され、次回の充放電判断に用いられる。

続いて、第（Ｘ−２）取引時間帯において小売事業者本体システム１１５Ａ の需要予測部５１は、各需要家の契約、需要家自身の需要計画、需要履歴等に基づいて配下にある需要家システム１１４全体の第（Ｘ＋１）取引時間帯における電力需要予測を行う（ステップＳ５１）。
これにより需要計画作成部５２は、需要予測部５１の電力需要予測及び蓄電池システム１１７に対応する第Ｘ取引時間帯に対応する放電指示（実行前の最新の充放電指示に相当）に従って配下にある需要家システム１１４全体の電力需要計画を作成し、需給配分計画作成部５５に出力する。

これと並行して、電源調達量計算部５３は、相対調達量を確認するために発電事業者からの電源調達量を計算する（ステップＳ５２）。これにより、供給計画作成部５４は、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び電源調達量計算部５３の計算した電源調達量に基づいて各需要家システム１１４に対する供給計画を作成し、需給配分計画作成部５５に出力する。

これらの結果、需給配分計画作成部５５は、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び供給計画作成部５４が作成した供給計画に基づいて需給配分計画を作成する（ステップＳ５３）。
また、需給配分計画作成部５５は、電力取引市場１２５に対して第（Ｘ＋１）取引時間帯に対応する入札を行う（ステップＳ５４）。
さらに、需給配分計画作成部５５は、第（Ｘ＋１）取引時間帯の当日計画に対応する計画書を電力広域的運営推進機関に提出する（ステップＳ５５）。
そして、入札した取引が約定されると、需給配分計画作成部５５は、蓄電池充放電制御システム１５Ｂの充放電判断部６１に通知する。

一方、需給配分計画を通知された蓄電池充放電制御システム１５Ｂの充放電判断部６１は、第（Ｘ＋１）取引時間帯に対応する電力取引市場１２５のゲートクローズ時刻ＧＣ（Ｘ＋１）の経過後の第（Ｘ−１）取引時間帯において、需給配分計画に基づいて１時間前市場における第Ｘ取引時間帯の充放電判断を行う（ステップＳ５６）。
充放電判断部６１は、具体的には、以下の２通りのいずれの状態であるかを判断することとなる。

第１の状態は、余剰インバランスが発生する見込みである状態である。この第１の状態においては、余剰インバランス量に相当する充電量で充電を行うべき状態であると判断する。

第２の状態は、余剰インバランスが発生しない見込みである状態である。この第２の状態においては、充電を行うべきでは無い状態であると判断する。

上記充放電判断部６１の判断結果に基づいて、充放電指示部６２は、第１の状態と判断した場合には、充放電判断部６１が判断した充電量である、余剰インバランス量に相当する放電量を第（Ｘ＋１）取引時間帯において充電するように蓄電池群制御部６３に対し充電指示を行い、この充電指示に従って蓄電池群制御部６３は、蓄電池システム１１７が第（Ｘ＋１）取引時間帯において充電するように制御を行う（ステップＳ５７）。

このとき、充放電指示部６２は、第（Ｘ＋１）取引時間帯において充電指示を行った旨を小売事業者本体システム１１５Ａ の需要計画作成部５２に通知するとともに、充放電指示データベース６６に充電指示の内容及び指示時刻を対応づけて保存する。

蓄電池群制御部６３の制御の結果、充電を行う必要がある場合には、第（Ｘ＋１）取引時間帯において、蓄電池システム１１７は、充電されることとなる（ステップＳ５８）。
そして充電後の蓄電池システム１１７の蓄電池の状態を含む蓄電池情報は、蓄電池情報取得部６４により取得され、蓄電池情報データベース６５に時間情報とともに格納、保存される。また、蓄電池情報は、充放電判断部６１に通知され、次回の充放電判断に用いられる。

続いて、第（Ｘ−１）取引時間帯において小売事業者本体システム１１５Ａ の需要予測部５１は、各需要家の契約、需要家自身の需要計画、需要履歴等に基づいて配下にある需要家システム１１４全体の第（Ｘ＋２）取引時間帯における電力需要予測を行う（ステップＳ６１）。
これにより需要計画作成部５２は、需要予測部５１の電力需要予測及び蓄電池システム１１７における第（Ｘ＋１）時間帯における充電後の放電（再放電）を計画に織り込んで配下にある需要家システム１１４全体の電力需要計画を作成し、需給配分計画作成部５５に出力する（ステップＳ６２）。

これと並行して、電源調達量計算部５３は、相対調達量を確認するために発電事業者からの電源調達量を計算する（ステップＳ６３）。これにより、供給計画作成部５４は、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び電源調達量計算部５３の計算した電源調達量に基づいて各需要家システム１１４に対する供給計画を作成し、需給配分計画作成部５５に出力する。

これらの結果、需給配分計画作成部５５は、需要計画作成部５２が作成した電力需要計画及び供給計画作成部５４が作成した供給計画に基づいて需給配分計画を作成する（ステップＳ６４）。
また、需給配分計画作成部５５は、電力取引市場１２５に対して第（Ｘ＋２）取引時間帯に対応する入札を行う（ステップＳ６５）。
さらに、需給配分計画作成部５５は、第（Ｘ＋２）取引時間帯の当日計画に対応する計画書を電力広域的運営推進機関に提出する（ステップＳ６６）。
そして、入札した取引が約定されると、需給配分計画作成部５５は、蓄電池充放電制御システム１５Ｂの充放電判断部６１に通知する。

一方、需給配分計画を通知された蓄電池充放電制御システム１５Ｂの充放電判断部６１は、第（Ｘ＋２）取引時間帯に対応する電力取引市場１２５のゲートクローズ時刻ＧＣ（Ｘ＋２）の経過後の第Ｘ取引時間帯において、需給配分計画に基づいて１時間前市場における第（Ｘ＋２）取引時間帯の充放電判断を行う（ステップＳ６７）。
充放電判断部６１は、具体的には、上述したステップＳ４７において説明した放電時の３通りのいずれの状態であるかを判断することとなる。

上記充放電判断部６１の判断結果に基づいて、充放電指示部６２は、第１の状態あるいは第２の状態と判断した場合には、充放電判断部６１が判断した放電量を第（Ｘ＋２）取引時間帯において放電するように蓄電池群制御部６３に対し放電指示を行い、この放電指示に従って蓄電池群制御部６３は、蓄電池システム１１７が第（Ｘ＋２）取引時間帯において放電するように制御を行う（ステップＳ６８）。

このとき、充放電指示部６２は、第（Ｘ＋２）取引時間帯において放電指示を行った旨を小売事業者本体システム１１５Ａ の需要計画作成部５２に通知するとともに、充放電指示データベース６６に放電指示の内容及び指示時刻を対応づけて保存する。

蓄電池群制御部６３の制御の結果、放電を行う必要がある場合には、第（Ｘ＋２）取引時間帯において、蓄電池システム１１７は、放電されることとなる（ステップＳ６９）。
そして充電後の蓄電池システム１１７の蓄電池の状態を含む蓄電池情報は、蓄電池情報取得部６４により取得され、蓄電池情報データベース６５に時間情報とともに格納、保存される。
また、蓄電池情報は、充放電判断部６１に通知され、次回の充放電判断に用いられる。
以上の説明のように、本実施形態によれば、余剰インバランスが発生すると判断される場合には、予め蓄電池システム１１７に放電しておいた電力により、実際にインバランスが発生する取引時間帯（図１２の例の場合、第（Ｘ＋１）取引時間帯）において、余剰インバランスを回避することが可能となっている。

また、図１２の例の場合においても、図１１の例の場合と同様に、第Ｘ取引時間帯、第（Ｘ＋１）取引時間帯及び第（Ｘ＋２）取引時間帯において、蓄電池システム１１７を放電動作あるいは充電動作を行わせることができ、稼働効率を向上して、運用コストの低減が図れる。

以上の説明のように、本実施形態によれば、蓄電池システムの利用効率（特に、一日当たりの蓄電池システム１１７の充放電回数）をより一層向上させることができ、システム設置の初期コストを早期に回収することが可能となる。
また、システム運用時に電力の需給を賄いつつ、より一層の収益を上げることが可能となる。

運行計画作成支援装置（特に運行計画作成支援装置本体）は、ＭＰＵなどの制御装置と、ＲＯＭ（Read Only Memory）やＲＡＭなどの記憶装置等を備えた通常のコンピュータを利用したハードウェア構成となっている。

本実施形態の蓄電池制御システム（具体的には、小売事業者本体システム１１５Ａ及び蓄電池充放電制御システム１１５Ｂ）で実行されるプログラムは、インストール可能な形式又は実行可能な形式のファイルでＣＤ−ＲＯＭ、フレキシブルディスク（FD）、ＣＤ−Ｒ、ＤＶＤ（Digital Versatile Disk）等のコンピュータで読み取り可能な記録媒体に記録されて提供されるようにしてもよい。

また、本実施形態の蓄電池制御システムで実行されるプログラムを、インターネット等のネットワークに接続されたコンピュータ上に格納し、ネットワーク経由でダウンロードさせることにより提供するように構成しても良い。また、本実施形態の蓄電池制御システムで実行されるプログラムをインターネット等のネットワーク経由で提供または配布するように構成しても良い。

また、本実施形態の蓄電池制御システムのプログラムを、ＲＯＭ等に予め組み込んで提供するように構成してもよい。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

１１ 蓄電池装置
１２ 電力変換装置
５１ 需要予測部
５２ 需要計画作成部
５３ 電源調達量計算部
５４ 供給計画作成部
５５ 需給配分計画作成部
６１ 充放電判断部
６２ 充放電指示部
６３ 蓄電池群制御部
６４ 蓄電池情報取得部
６５ 蓄電池情報データベース
６６ 充放電指示データベース
１００ 電力取引システム
１１１ 発電事業者システム
１１２ 系統事業者システム
１１３ 需要家設備
１１４ 需要家システム
１１５ 小売事業者システム
１１５Ａ 小売事業者本体システム
１１５Ｂ 蓄電池充放電制御システム
１１６ 電力取引所システム
１１７ 蓄電池システム
１２１ 発電事業者
１２２ 系統事業者
１２３ 小売事業者
１２４ 需要家
１２５ 電力取引市場

Claims (7)

1. 一日を複数の取引時間帯に分割し、前記取引時間帯毎に電力の売買取引を行う電力取引システムを利用し、需要家側に設置されて前記需要家に供給する電力を蓄えることが可能な蓄電池システムの制御を行う蓄電池制御システムにおいて、
   前記蓄電池システムに対して放電を行わせるための第１放電指示、あるいは、前記蓄電池システムに対して充電を行わせるための第１充電指示が第１の取引時間帯になされた場合であって、
   前記第１放電指示がなされた場合には、前記第１放電指示がなされた後、第２の取引時間帯の開始時刻までの期間に当該第２の取引時間帯において充電を行わせるための充電指示を前記蓄電池システムに対して行い、前記第２の取引時間帯以降に設定されている第３の取引時間帯において第２放電指示を行うための前記充電指示に対応する充電量を考慮した放電計画を設定し、前記蓄電池システムに対し前記第２放電指示を行い、
   前記第１充電指示がなされた場合には、前記第１充電指示がなされた後、前記第２の取引時間帯の開始時刻までの期間に当該第２の取引時間帯において放電を行わせるための放電指示を前記蓄電池システムに対して行い、前記第２の取引時間帯以降に設定されている第３の取引時間帯において第２充電指示を行うための前記放電指示に対応する放電量を考慮した充電計画を設定し、前記蓄電池システムに対し前記第２充電指示を行う取引設定指示部を備えた蓄電池制御システム。
2. 前記蓄電池システムは、一の前記取引時間帯内で前記充電計画に対応する充電が可能であるとともに、一の前記取引時間帯内で前記放電計画に対応する放電が可能な蓄電池を備えている、
   請求項１記載の蓄電池制御システム。
3. 前記蓄電池は、一の前記取引時間帯内で所定の放電状態から所定の充電状態に充電可能であるとともに、一の前記取引時間帯内で前記所定の充電状態から前記所定の放電状態に放電可能である、
   請求項２記載の蓄電池制御システム。
4. 前記蓄電池を構成する二次電池は、コバルト、ニッケルおよびマンガンよりなる群から選択される少なくとも一種類の金属元素を含有するリチウム金属化合物を含みリチウム金属化合物はＬｉaＮｉｂＣｏｃＭｎｄＯ_２（但し、モル比ａ，ｂ，ｃ及びｄは０≦ａ≦１．１、ｂ＋ｃ＋ｄ＝１）で表される正極活物質含有層を備えた正極と、チタン含有金属複合酸化物を含む負極と、非水溶媒を含む非水電解質と、を備えたリチウムイオン電池として構成されている、
   請求項２又は請求項３に記載の蓄電池制御システム。
5. 前記蓄電池を構成する二次電池は、コバルト、ニッケルおよびマンガンよりなる群から選択される少なくとも一種類の金属元素を含有するリチウム金属化合物を含みリチウム金属化合物はＬｉaＮｉｂＣｏｃＭｎｄＯ_４（但し、モル比ａ，ｂ，ｃ及びｄは０≦ａ≦１．１、ｂ＋ｃ＋ｄ＝２）で表される正極活物質含有層を備えた正極と、チタン含有金属複合酸化物を含む負極と、非水溶媒を含む非水電解質と、を備えたリチウムイオン電池として構成されている、
   請求項２又は請求項３に記載の蓄電池制御システム。
6. 一日を複数の取引時間帯に分割し、前記取引時間帯毎に電力の売買取引を行う電力取引システムを利用し、需要家側に設置されて前記需要家に供給する電力を蓄えることが可能な蓄電池システムの制御を行う蓄電池制御システムで実行される方法であって、
   第１の前記取引時間帯において、第２の前記取引時間帯における前記蓄電池システムに対する第１放電指示あるいは第１放電指示を行う過程と、
   前記第１放電指示あるいは前記第１放電指示がなされた後、前記第２の取引時間帯の開始時刻までの期間に前記第２の取引時間帯以降に設定されている第３の取引時間帯において第２放電指示を行うための前記第１放電指示に対応する充電量を考慮した放電計画を設定し、あるいは、前記第３の取引時間帯において第２放電指示を行うための前記第１放電指示に対応する放電量を考慮した充電計画を設定する過程と、
   前記蓄電池システムに対し前記第２放電指示あるいは前記第２放電指示を行う過程と、
   を備えた方法。
7. 一日を複数の取引時間帯に分割し、前記取引時間帯毎に電力の売買取引を行う電力取引システムを利用し、需要家側に設置されて前記需要家に供給する電力を蓄えることが可能な蓄電池システムの制御を行う蓄電池制御システムをコンピュータにより制御するためのプログラムであって、
   前記コンピュータを、
   前記蓄電池システムに対して放電を行わせるための第１放電指示、あるいは、前記蓄電池システムに対して充電を行わせるための第１充電指示を第１の取引時間帯に行う手段と、
   前記第１放電指示を行った場合に、前記第１放電指示がなされた後、第２の取引時間帯の開始時刻までの期間に当該第２の取引時間帯において充電を行わせるための充電指示を前記蓄電池システムに対して行い、前記第２の取引時間帯以降に設定されている第３の取引時間帯において第２放電指示を行うための前記充電指示に対応する充電量を考慮した放電計画を設定し、前記蓄電池システムに対し前記第２放電指示を行う手段と、
   前記第１充電指示を行った場合に、前記第１充電指示がなされた後、前記第２の取引時間帯の開始時刻までの期間に当該第２の取引時間帯において放電を行わせるための放電指示を前記蓄電池システムに対して行い、前記第２の取引時間帯以降に設定されている第３の取引時間帯において第２充電指示を行うための前記放電指示に対応する放電量を考慮した充電計画を設定し、前記蓄電池システムに対し前記第２充電指示を行う手段と、
   して機能させるプログラム。

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