JP7179500B2 - 蓄電池管理装置、蓄電池管理方法および蓄電池管理プログラム - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、蓄電池管理装置、蓄電池管理方法および蓄電池管理プログラムに関する。

近年、電力の供給状況に応じて、複数の需要家の合計の需要電力量を決められた量削減するデマンドレスポンス（ＤＲ、Demand Response）や、これを活用した取り組みである、エネルギー・リソース・アグリゲーション・ビジネス（ＥＲＡＢ）への注目が高まっている。また、複数の需要家の敷地等に設置された蓄電池を統合制御し、それぞれの蓄電池にエネルギーマネージメントサービスやアンシラリーサービスを実施する技術も知られている。

また、需要家毎の受電電力のピークカットを目的として需要家側に設置された蓄電池を制御する技術も知られている。

特開２０１６－２２０３８４号公報 国際公開第２０１６／０８４３４７号公報 特開２０１８－１９４８５号公報 国際公開第２０１７／２０３６６４号公報

しかしながら、従来技術においては、デマンドレスポンスの開始時間が可変である場合において、デマンドレスポンスと、各需要家ごとの受電電力量のピークカットの両方を行うことは困難な場合があった。

実施形態の蓄電池管理装置は、予測部と、作成部とを備える。予測部は、電力系統に接続された第１の需要家、および前記第１の需要家とは独立して前記電力系統に接続された第２の需要家、を含む複数の需要家のそれぞれの時間単位ごとの需要電力量を予測する。作成部は、予測された需要家ごとの需要電力量に基づいて、複数の需要家それぞれの時間単位ごとの受電電力量が、需要家ごとに定められた目標値以下となり、かつ、予め定められた第１の時間帯に含まれるいずれの時間単位においても、複数の需要家のそれぞれが有する蓄電池の蓄電残量から需要家ごとに定められた最低蓄電量を除いた電力量の合計値が、複数の需要家の受電電力量の合計に対して予め定められた削減量以上となるように、かつ、前記電力系統への逆潮流が発生しないように、需要家のそれぞれが有する蓄電池の時間単位ごとの充電量および放電量を規定する第１の充放電計画を作成する。

図１は、実施形態にかかる電力需給システムの概要を示す図である。 図２は、実施形態にかかるＤＲ可能時間帯と、ＤＲ発動時間帯との関係の一例を説明する図である。 図３は、実施形態にかかる蓄電池管理装置が有する機能の一例を示す図である。 図４は、実施形態にかかる各需要家の契約内容データの一例である。 図５は、実施形態にかかる各需要家の蓄電池性能データの一例である。 図６は、実施形態にかかる各需要家の過去の受電電力量の実績の一例である。 図７は、実施形態にかかる第１の充放電計画の作成処理の流れの一例を示すフローチャートである。 図８は、実施形態にかかるピークカット目標値と、予測された需要電力量との関係の一例を示す図である。 図９は、実施形態にかかる蓄電池の蓄電残量の一例を示す折れ線グラフである。 図１０は、実施形態にかかる電力の需給バランスを説明する図である。 図１１は、実施形態にかかる第１の充放電計画の一例を示すグラフである。 図１２は、実施形態にかかる第１の充放電計画から、１つの需要家に関するデータを抽出したグラフである。 図１３は、実施形態にかかる第１の充放電計画の実行および第２の充放電計画の作成処理の流れの一例を示すフローチャートである。 図１４は、実施形態にかかる第２の充放電計画の一例を示すグラフである。 図１５は、実施形態にかかる第２の充放電計画から、１つの需要家３に関するデータを抽出したグラフである。

図１は、実施形態にかかる電力需給システムＳの概要を示す図である。図１に示す系統運用者６は、電力会社や送配電事業者等であり、電力系統５を運用して、発電機８を制御することにより、複数の需要家３および需要家７へ電力を供給する。

需要家３および需要家７は、電力の供給を受け、当該電力を利用する主体である。本実施形態においては、需要家３は、後述のＤＲアグリゲータ２の管理範囲１に含まれる需要家であり、例えば、事務所や商業施設が入居するビル等とする。また、需要家７は、工場やビル、住宅等とする。また、ビル等を運用する事業者を、需要家３としても良い。

また、各需要家３は、蓄電池４や太陽光発電装置（Photovoltaics、ＰＶ）９を有している。本実施形態においては、全ての需要家３は、蓄電池４を有するものとする。蓄電池４は、後述のピークカットおよびデマンドレスポンスに用いられる他、災害時等に電力系統５から各需要家３への電力供給が停止した場合においても需要家３が一定期間事業を継続するために必要な電力を蓄えるためにも用いられる。電力供給が停止した場合においても需要家３が一定期間事業を継続可能な電力量を、ＢＣＰ（Business Continuity Planning、事業継続計画）容量という。ＢＣＰ容量は、本実施形態における蓄電池４の最低蓄電量の一例であり、需要家３ごとに定められる。また、需要家３が蓄電池４をＢＣＰのために利用しない場合は、ＢＣＰ容量は“０”となる。

ＤＲアグリゲータ２は、系統運用者６からの受電電力量の削減要請（ＤＲ要請）に基づいて、複数の需要家３の受電電力量を削減してデマンドレスポンスを行う事業者である。本実施形態のＤＲアグリゲータ２は、系統運用者６からの削減要請に基づいて、各需要家３の蓄電池４を制御することによって、所定の時間帯の各需要家３の受電電力量の合計を、各需要家３のベースライン電力の合計値から、予め決められた量だけ削減する。

本実施形態のベースライン電力は、各需要家３の予想される需要電力量である。また、ベースライン電力は、デマンドレスポンスによって受電電力の削減が行われていない場合における各需要家３の受電電力量としても良い。また、本実施形態では、デマンドレスポンスにおいて契約等によって、複数の需要家３の受電電力量の合計に対して予め決められた削減量を、ＤＲ量という。

また、本実施形態においては、系統運用者６から削減要請を受けてＤＲアグリゲータ２が受電電力量の削減を行うことを、「デマンドレスポンスを発動する」という。本実施形態においては、ＤＲアグリゲータ２が系統運用者６から削減要請を受ける可能性のある時間帯を、「ＤＲ可能時間帯」という。また、ＤＲ可能時間帯のうち、系統運用者６から削減要請を受けてＤＲアグリゲータ２が実際にＤＲを発動する時間帯を、「ＤＲ発動時間帯」という。

また、本実施形態のＤＲアグリゲータ２は、デマンドレスポンスだけではなく、各需要家３ごとの受電電力量のピークカットをする。具体的には、ＤＲアグリゲータ２は、各需要家３の蓄電池４を制御することによって、各需要家３ごとの受電電力量の最大値を、予め定められたピークカットの目標値以下にする。ピークカットの目標値の詳細については、図４で後述する。

ＤＲアグリゲータ２は、蓄電池管理装置１０によって蓄電池４の充電または放電のスケジュール（充放電計画）を作成し、当該充放電計画に従って蓄電池４の充放電を制御する。蓄電池管理装置１０は、ＰＣ（Personal Computer）等であり、ＣＰＵと、メモリと、ＨＤＤと、通信インタフェース（Ｉ／Ｆ）と、ディスプレイ等の表示装置と、キーボードやマウス等の入力装置とを備える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。

図２は、本実施形態にかかるＤＲ可能時間帯９０と、ＤＲ発動時間帯９１との関係の一例を説明する図である。図２の横軸は２４時間分の時間単位（ｔ）、縦軸は受電電力量または需要電力量（ｋＷｈ）を示す。本実施形態における時間単位は、３０分間隔であるものとする。

図２の棒グラフは、需要家３ごとの受電電力量を積み上げた値を示す。また、図２の折れ線グラフは、需要家３ごとの需要電力量（ベースライン電力）を積み上げた値を示す。

図２に示す例では、時間単位“ｔ”が“１８”～“３９”の時間帯が、ＤＲ可能時間帯９０である。また、図２に示す例では、時間単位“ｔ”が“２６”～“２７”の時間帯が、ＤＲ発動時間帯９１である。ＤＲ発動時間帯９１は、ＤＲ可能時間帯９０に含まれる。また、ＤＲ発動時間帯９１の時間の長さを、ＤＲ継続時間という。

本実施形態においては、ＤＲ可能時間帯９０と、ＤＲ継続時間とは、系統運用者６とＤＲアグリゲータ２との間で事前に結ばれた契約等により予め定められているものとする。また、本実施形態においては、系統運用者６からＤＲアグリゲータ２への受電電力量の削減要請は、削減を開始する時刻の直前に行われる場合がある。このため、本実施形態のＤＲ発動時間帯９１は、ＤＲが発動する直前まで決定していない場合がある。また、系統運用者６からＤＲアグリゲータ２への受電電力量の削減要請は、毎日行われるとは限らないため、ＤＲが発動せずに、ＤＲ可能時間帯９０が経過する場合もある。

ＤＲ発動時間帯９１は、本実施形態における第１の時間帯の一例である。また、ＤＲ可能時間帯９０は、本実施形態における第２の時間帯の一例である。

図２に示すＴ（計画対象期間）と、Ｔ~_ＤＲ（ＤＲ可能時間帯９０に含まれる時刻ｔの集合）と、ΔＴ_ＤＲ（ＤＲ継続時間）と、Ｔ_ＡＤＲ（計画対象期間において、ＤＲ発動時間帯９１の終了後の時間帯に含まれる時刻ｔの集合）と、の詳細については後述する。

図３は、本実施形態にかかる蓄電池管理装置１０が有する機能の一例を示す図である。図２に示すように、蓄電池管理装置１０は、入力部１１と、記憶部１２と、取得部１３と、表示制御部１４と、演算部１５と、演算部１５と、制御部１６とを備える。また、演算部１５は、予測部１７と、作成部１８とを備える。

記憶部１２は、入力部１１から入力された需要家３の契約内容データと、蓄電池４に関するデータと、需要家３ごとのＢＣＰ容量と、需要家３の電気料金の従量料金の買電単価データと、取得部１３が取得したデータと、予測部１７および作成部１８でデータ処理を行うための計算条件と、予測部１７および作成部１８の演算結果等を記憶する。記憶部１２は、例えばＨＤＤや、メモリである。

図４は、本実施形態にかかる各需要家３の契約内容データの一例である。契約内容データは、各需要家３の契約に関するデータであり、より詳細には、需要家名と、各需要家３の契約電力と、各需要家３のピークカット電力とが対応付けられたデータである。ピークカット電力は、需要家３が受電電力の最大値の目標値として電力会社あるいはアグリゲータと契約した値である。ピークカット電力を時間単位（本実施形態においては、３０分間）ごとの電力量に変換すると、ピークカット目標値（目標電力量）となる。各需要家３は、一定期間以上、受電電力をピークカット電力以下に保つことができた場合に、契約電力を引き下げることが可能となり、基本料金を低くすることができる。ピークカット目標値は、本実施形態における目標値の一例である。

また、図５は、本実施形態にかかる各需要家３の蓄電池性能データの一例である。蓄電池性能データは、各需要家３の蓄電池４に関するデータであり、より詳細には、蓄電池４を特定可能な蓄電池名と、当該蓄電池４を有する需要家名と、各蓄電池４の容量、充放電レートと、充放電効率とが対応付けられたデータである。

図３に戻り、入力部１１は、入力装置を介してデータの入力を受け、記憶部１２に保存する。入力部１１が受けるデータは、後述の最適化モデルにおけるパラメータの設定値や、ＤＲ発動時間帯９１の開始時刻等である。

取得部１３は、需要家３に設置された電力量計２１から、需要家３の受電電力量の計測値を取得する。図６は、本実施形態にかかる各需要家３の過去の受電電力量の実績の一例である。取得部１３は、日付と、時刻と、需要家３毎に、３０分間隔の時間単位ごとの受電電力量を電力量計２１から取得し、これらのデータを対応付けて、受電電力量の実績データとして記憶部１２に保存する。

図３に戻り、表示制御部１４は、予測部１７および作成部１８の演算結果等を表示装置に表示する。

予測部１７は、各需要家３の時間単位ごとの需要電力量を予測する。より詳細には、予測部１７は、記憶部１２に保存された受電電力量の実績データや、曜日等のカレンダー情報に基づいて、デマンドレスポンスによって受電電力の削減が行われない場合の、翌日の時間単位ごとの各需要家３の需要電力量を予測する。予測部１７の予測した結果が、時間単位ごとの各需要家３のベースライン電力となる。

また、予測部１７は、各需要家３の時間単位ごとの太陽光発電量を予測する。より詳細には、予測部１７は、記憶部１２に保存された受電電力量の実績データと、天気予報情報とに基づいて、翌日の時間単位ごとの各需要家３の太陽光発電量を予測する。天気予報情報は予め記憶部１２に記憶されても良いし、入力部１１より入力されてもよい。

また、需要電力量（ベースライン電力）や太陽光発電量は、入力部１１より入力され、記憶部１２に記憶されても良い。例えば、需要電力量（ベースライン電力）や太陽光発電量は、他システムから入力されても良い。

作成部１８は、蓄電池４の時間単位ごとの充電量および放電量を規定する第１の充放電計画と、第２の充放電計画とを作成する。第１の充放電計画は、ＤＲ可能時間帯９０に含まれるいずれの時間単位においてもデマンドレスポンスの発動が可能となるように蓄電池４の時間単位ごとの充電量および放電量を規定する充放電計画である。また、第２の充放電計画は、ＤＲ発動時間帯９１において複数の需要家３の受電電力量の合計値を予測された需要電力量（ベースライン電力）の合計値よりもＤＲ量以上削減する充放電計画である。

作成部１８は、第１の充放電計画と、第２の充放電計画のいずれにおいても、需要家３ごとの時間単位ごとの受電電力量がピークカット目標値以下となり、かつ、蓄電池４の蓄電残量（充電残量）がＢＣＰ容量以上であるように、蓄電池４の時間単位ごとの充電量および放電量を規定する。本実施形態においては、複数の需要家３のそれぞれが有する蓄電池４の蓄電残量から、需要家３ごとに定められたＢＣＰ容量を除いた電力量を、余力電力量という。作成部１８は、第１の充放電計画と、第２の充放電計画のいずれにおいても、余力電力量を用いてピークカットおよびデマンドレスポンスを行う。

このため、より詳細には、作成部１８は、第１の充放電計画においては、予測された需要家３ごとの需要電力量に基づいて、需要家３ごとの時間単位ごとの受電電力量がピークカット目標値以下となり、かつ、予め定められたＤＲ可能時間帯９０に含まれるいずれの時間単位においても、複数の需要家３のそれぞれが有する蓄電池４の蓄電残量から、需要家３ごとに定められたＢＣＰ容量を除いた電力量（余力電力量）の合計値が、ＤＲ量以上となるように蓄電池４の時間単位ごとの充電量および放電量を規定する。この際、作成部１８は、ＤＲ発動時間帯９１以降の時間帯において、需要家３の予測された需要電力量がピークカット目標値を超過した場合には、超過分の電力量を蓄電池４から放電し、需要家３の予測された需要電力量がピークカット目標値を下回る場合には、不足分の電力量を蓄電池４に充電することを前提として、蓄電池４の時間単位ごとの充電量および放電量を規定する。

また、作成部１８は、第２の充放電計画においては、需要家３ごとの時間単位ごとの受電電力量がピークカット目標値以下となり、かつ、ＤＲ発動時間帯９１において、複数の需要家３の受電電力量の合計値を、予測された需要電力量の合計値よりもＤＲ量以上削減する蓄電池４の時間単位ごとの充電量および放電量を規定する。また、第２の充放電計画は、ＤＲ発動時間帯９１の開始時刻より前の時刻においては、前記第１の充放電計画と等しいものとする。

作成部１８は、第１の充放電計画を、デマンドレスポンスの発動の有無が未定の段階、例えば計画対象期間の前日等に作成する。また、作成部１８は、第２の充放電計画を、デマンドレスポンスの発動が決定し、ＤＲ発動時間帯９１が定められた後に作成する。

制御部１６は、作成部１８によって作成された第１の充放電計画または第２の充放電計画に従って、各蓄電池４の充放電を制御する。より詳細には、制御部１６は、第１の充放電計画または第２の充放電計画を、時間単位ごとの充電または放電の電力値（設定値）を示す指令信号に変換して、各蓄電池４に送信する。蓄電池４は、制御部１６から充電を指示する指令信号を受信した場合は、時間単位ごとに指定された量だけ、電力系統５または太陽光発電装置（ＰＶ）９から電力を取得して充電をする。また、蓄電池４は、放電を指示する指令信号を受信した場合は、時間単位ごとに指定された量だけ、放電をして屋内配電線２２を介して負荷２３に電力を供給する。負荷２３は、照明や空調等の電力を消費する機器である。

次に、以上のように構成された本実施形態の蓄電池管理装置１０が実行する処理の流れについて説明する。図７は、本実施形態にかかる第１の充放電計画の作成処理の流れの一例を示すフローチャートである。このフローチャートの処理は、例えば、計画対象期間の前日に実行されるものとする。

まず、予測部１７は、記憶部１２から受電電力量の実績データや、曜日等のカレンダー情報を読み出し、これらの情報に基づいて、デマンドレスポンスによって受電電力の削減が行われない場合の、翌日の時間単位ごとの各需要家３の需要電力量（ベースライン電力）を予測する（Ｓ１）。

また、予測部１７は、記憶部１２から各太陽光発電装置９の太陽光発電電力量の実績データや、日射量等の気象情報を読み出し、これらの情報に基づいて、翌日の時間単位ごとの各太陽光発電装置９の太陽光発電電力量を予測する（Ｓ２）。

次に、作成部１８は、予測部１７によって予測された需要電力量および太陽光発電電力量と、需要家３それぞれの蓄電池４や電気料金に関する情報と、に基づいて、翌日を計画対象期間とした第１の充放電計画を作成する（Ｓ３）。

より詳細には、作成部１８は、式（２）～（９）に示される制約条件下で、式（１）の目的関数を最小化する最適化モデル（最適化問題）の最適解を算出することによって、各需要家３の蓄電池４の時間単位ごとの充放電量を求める。式（１）～（９）の最適化問題は、線形計画問題と呼ばれる問題である。作成部１８は、例えば、単体法や内点法等の手法によって（１）の目的関数を最小化する最適解を算出する。

式（１）は、計画対象期間Ｔにおける全需要家３の従量電気料金の合計値を示す。ここでは、Ｔは、この処理が実行される日の翌日の０時から開始する２４時間とする。また、式（１）～（９）において、ｔまたはτは、３０分間隔の時間単位を示す。式（１）～（９）の説明では、時間単位を時刻ｔまたは時刻τという。また、ｄは需要家３を示す。Ｄは、ＤＲアグリゲータ２の管理対象である需要家３の集合、つまり全需要家３を示す。

作成部１８は、式（２）～（９）を満たした上で、式（１）の値（全需要家３の従量電気料金の合計値）がより少なくなる変数Ｐ_ｒ（ｄ，ｔ）、Ｓ（ｄ，ｔ）、Ｑ_ｃｈｇ（ｄ，ｔ）、Ｑ_ｄｉｓ（ｄ，ｔ）の値を求める。

Ｐ_ｒ（ｄ，ｔ）は、需要家３ごとの時刻ｔにおける受電電力量（ｋＷｈ）である。Ｓ（ｄ，ｔ）は、需要家３に設置された蓄電池４ごとの時刻ｔにおける蓄電残量（ｋＷｈ）である。

また、Ｑ_ｃｈｇ（ｄ，ｔ）は、需要家３ごとの蓄電池４の時刻ｔにおける充電量（ｋＷｈ）である。Ｑ_ｄｉｓ（ｄ，ｔ）は、需要家３ごとの蓄電池４の時刻ｔにおける放電量（ｋＷｈ）である。この最適化モデルによって作成部１８が算出するＱ_ｃｈｇ（ｄ，ｔ）とＱ_ｄｉｓ（ｄ，ｔ）の値が、第１の充放電計画となる。

本実施形態では、式（１）の値が最小化する解が最適解であるため、作成部１８は、式（２）～（９）の制約条件を満たすＱ_ｃｈｇ（ｄ，ｔ）とＱ_ｄｉｓ（ｄ，ｔ）の値が複数存在する場合、式（１）の値が他のＱ_ｃｈｇ（ｄ，ｔ）とＱ_ｄｉｓ（ｄ，ｔ）よりも小さくなるＱ_ｃｈｇ（ｄ，ｔ）とＱ_ｄｉｓ（ｄ，ｔ）の値を、第１の充放電計画とする。

作成部１８は、予測部１７によって予測された需要電力量および太陽光発電電力量と、記憶部１２に保存された需要家３それぞれの蓄電池４やＢＣＰ容量および電気料金に関する情報から、式（１）～（９）の入力パラメータｃ（ｄ，ｔ）、Ｐ_ｄ（ｄ，ｔ）、Ｐ_ｐｖ（ｄ，ｔ）、Ｐ_ｐｃ（ｄ）、ΔＰ_＋（ｄ，τ）、ΔＰ_－（ｄ，τ）、Δｔ、Ｔ~_ＤＲ、ΔＴ_ＤＲ、Ｔ_ＡＤＲ、η_ｃｈｇ（ｄ）、η_ｄｉｓ（ｄ）、Ｗ（ｄ）、Ｃ（ｄ）、ＤＲ、Ｓ_ＢＣＰ（ｄ）の入力値を取得し、各入力パラメータに入力した上で、式（１）～（９）の最適化モデルの最適解を求める。

ｃ（ｄ，ｔ）は、需要家３ごとの時刻ｔにおける従量料金の買電単価（円／ｋＷｈ）である。

Ｐ_ｄ（ｄ，ｔ）は、需要家３ごとの時刻ｔにおける需要電力量の予測値（ベースライン電力）（ｋＷｈ）である。Ｐ_ｐｖ（ｄ，ｔ）は、需要家３ごとの時刻ｔにおける太陽光発電電力量の予測値（ｋＷｈ）である。Ｐ_ｐｃ（ｄ）は、図４に示された需要家３ごとのピークカット電力（ｋＷ）である。

ΔＰ_＋（ｄ，τ）は、需要家３の時刻τにおける予測される需要電力量（ベースライン電力）がピークカット目標値から超過した分の電力量（ｋＷｈ）である。ΔＰ_－（ｄ，τ）は、需要家３の時刻τにおけるベースライン電力がピークカット目標値から不足した分の電力量（ｋＷｈ）である。

Δｔは、時間ステップ（time step）であり、各式の時間単位を示す。本実施形態の時間ステップは、３０分（０．５時間）刻みである。Ｔ~_ＤＲは、ＤＲ可能時間帯９０に含まれる時刻ｔの集合である。ΔＴ_ＤＲは、ＤＲ継続時間である。Ｔ_ＡＤＲは、計画対象期間Ｔにおいて、ＤＲ発動時間帯９１の終了後の時間帯に含まれる時刻ｔの集合である。

η_ｃｈｇ（ｄ）は、需要家３に設置された蓄電池４ごとの充電効率である。η_ｄｉｓ（ｄ）は、需要家３に設置された蓄電池４ごとの放電効率である。Ｗ（ｄ）は、需要家３に設置された蓄電池４ごとの定格容量（ｋＷｈ）である。Ｃ（ｄ）は、需要家３に設置された蓄電池４ごとの充放電レート（Ｃ）である。

ＤＲは、ＤＲ量、つまり、系統運用者６とＤＲアグリゲータ２との間の契約で予め決められた全需要家３の受電電力量の時刻ｔ（時間単位）当たりの削減量（ｋＷｈ）である。また、Ｓ_ＢＣＰ（ｄ）は、需要家３に設置された蓄電池４ごとのＢＣＰ容量である。

式（２）は、ＤＲ可能時間帯９０において、需要家３全体における蓄電池４の余力電力量を、デマンドレスポンスとピークカットを可能な量以上確保するという制約条件（制約式）である。より詳細には、式（２）は、ＤＲ可能時間帯９０に含まれるいずれの時刻ｔ（時間単位）においても、複数の需要家３のそれぞれが有する蓄電池４の余力電力量の合計値が、ＤＲ発動時間帯９１の終了後の時間帯（Ｔ_ＡＤＲ）における各需要家３のピークカットために必要な電力量を確保した上で、ＤＲ継続時間においてデマンドレスポンスのために削減される受電電力量（ＤＲ・ΔＴ_ＤＲ／Δｔ）以上になる、という制約条件である。

式（２）の左辺は、放電効率を乗算した蓄電池４の余力電力量を示す。また、式（２）の右辺の第１項は、ＤＲ継続時間においてデマンドレスポンスのために削減される受電電力量を示す。式（２）の右辺の第２項は、ＤＲ発動時間帯９１以降の各時刻τにおける各需要家３のピークカットをするために要する電力量の合計値を示す。本実施形態では、需要家３の時刻τにおける需要電力量がピークカット目標値から不足した分の電力量（ΔＰ_－（ｄ，τ））は、蓄電池４に充電可能であるものとする。このため、需要電力量の予測値（ベースライン電力）がピークカット目標値を超過する場合は、当該超過分に相当する電力量が蓄電池４から放電されるが、ベースライン電力がピークカット目標値を超過しない場合は、不足分の電力量は蓄電池４に充電される。不足分の電力量（ΔＰ_－（ｄ，τ））は、充電効率および放電効率を乗算した上で、超過分の電力量から減算される。

図８は、本実施形態にかかるピークカット目標値と、予測された需要電力量（ベースライン電力）との関係の一例を示す図である。例えば、図８に示す需要家Ｃのベースライン電力は、時間単位“１８”、“１９”、“３０”、“３１”においてはピークカット目標値を超過しているが、それ以外の時間単位においてはピークカット目標値を下回っている。また、需要家Ａ、Ｂについては、全ての時間単位においてベースライン電力がピークカット目標値を下回っている。式（２）では、このようにベースライン電力がピークカット目標値を下回る場合の、ピークカット目標値とベースライン電力との差分（不足分）の電力量を蓄電池４の充電に用いることを前提としている。また、作成部１８が第１の充放電計画を作成する時点では、ＤＲ発動時間帯９１は決定していないため、作成部１８は、パラメータｔの値をＤＲ可能時間帯９０の範囲で変更して式（２）に入力して、式（２）を実行することにより、ＤＲ可能時間帯９０内のいずれの時刻ｔでＤＲ発動時間帯９１が開始しても、式（２）の制約条件が満たされるように、第１の充放電計画を作成する。

また、本実施形態においては、蓄電池４の充電残量および余力電力量は、時間単位の終了時における蓄電残量を基準とする。式（２）においては、ＤＲ発動時間帯９１をＤＲ可能時間帯９０の中のある時間に固定して考えた場合、ＤＲ発動時間帯９１の開始時点から、ＤＲ継続時間においてデマンドレスポンスのために削減される受電電力量と、ＤＲ発動時間帯９１の終了後の時間帯における各需要家３のピークカットために必要な電力量と、の合計値が、複数の需要家３のそれぞれが有する蓄電池４の余力電力量の合計値以下になることが求められるため、ＤＲ発動時間帯９１の開始直前の時間単位の終了時（時刻ｔ－１）を用いて、蓄電池４の余力電力量を算出する。

ここで、本実施形態における蓄電池４の余力電力量について、図を用いて説明する。
図９は、本実施形態にかかる蓄電池４の蓄電残量の一例を示す折れ線グラフである。図９の横軸は時刻ｔ、縦軸は蓄電池４の蓄電残量（ｋＷｈ）を示す。蓄電池４の蓄電残量は、蓄電池４の定格容量Ｗ（ｄ）以下となる。図９に示すように、時刻ｔ－１の終了時における蓄電池４の余力電力量は、時刻ｔ－１の終了時における蓄電残量Ｓ（ｄ，ｔ－１）からＢＣＰ容量（Ｓ_{ＢＣＰ（ｄ）}）を除いた電力量である。また、需要家３が蓄電池４をＢＣＰのために利用しない場合は、ＢＣＰ容量Ｓ_ＢＣＰ（ｄ）は“０”となるため、蓄電池４の蓄電残量の全てが余力電力量となる。

次に、式（３）は、電力の需給バランスを保つことを規定する制約条件ある。より詳細には、式（３）は、需要家３ごとかつ時刻ｔごとの需要電力量（ベースライン電力）Ｐ_ｄ（ｄ，ｔ）に対して、太陽光発電電力量Ｐ_ｐｖ（ｄ，ｔ）を減算し、蓄電池４の充電量Ｑ_ｃｈｇ（ｄ，ｔ）を加算し、蓄電池４の放電量Ｑ_ｄｉｓ（ｄ，ｔ）を減算した値が、需要家３の受電電力量Ｐｒ（ｄ，ｔ）と等しくなるという制約条件である。

図１０は、本実施形態にかかる電力の需給バランスを説明する図である。図１０に示すように、電力を消費する負荷２３の需要電力量Ｐ_ｄ（ｄ，ｔ）に対して、太陽光発電電力量Ｐ_ｐｖ（ｄ，ｔ）と、蓄電池４の放電量Ｑ_ｄｉｓ（ｄ，ｔ）と、受電電力量Ｐｒ（ｄ，ｔ）とが供給される。また、太陽光発電電力量Ｐ_ｐｖ（ｄ，ｔ）と受電電力量Ｐｒ（ｄ，ｔ）とは、蓄電池４の充電量Ｑ_ｃｈｇ（ｄ，ｔ）としても用いられる。例えば、太陽光発電装置９によって発電された太陽光発電電力量Ｐ_ｐｖ（ｄ，ｔ）のうち、負荷２３で消費されない余剰電力は、蓄電池４に充電される。作成部１８は、式（３）により、このような電力の需給バランスを保つよう、充電量Ｑ_ｃｈｇ（ｄ，ｔ）と放電量Ｑ_ｄｉｓ（ｄ，ｔ）との値を制約する。また、需要家３が太陽光発電装置９を有していない場合は、作成部１８は、太陽光発電電力量Ｐ_ｐｖ（ｄ，ｔ）を“０”として式（３）を実行する。

次に、式（４）は、逆潮流禁止の制約条件である。需要家３に設置された蓄電池４から放電された電力、あるいは太陽光発電装置９が発電した電力が、電力系統５に流入することを逆潮流という。式（４）は、需要家３ごとの時刻ｔにおける受電電力量が０以上となること、つまり、蓄電池４や太陽光発電装置９から電力系統５への電力の流入が無いことを規定している。

式（５）は、需要家３ごとのピークカットの制約条件である。式（５）は、需要家３ごとの時刻ｔにおける受電電力量が、需要家３ごとのピークカット目標値以下となるように規定する。

式（６）は、蓄電池４におけるエネルギー保存則の制約条件である。より詳細には、式（６）は、時間単位における蓄電池４の蓄電残量の変化量は、充電量に充電効率を乗算した値から、放電量を放電効率で除算した値を減算した値となることを規定する。

式（７）は、蓄電池４の放電量の上限の制約条件である。また、式（８）は、蓄電池４の充電量の上限の制約条件である。需要家３に設置された蓄電池４ごとの時刻ｔにおける放電量および充電量は、各蓄電池４の定格容量と充放電レートによって規定される。

式（９）は、需要家３に設置された蓄電池４ごとのＢＣＰの制約条件である。式（９）は、各蓄電池４の蓄電残量が、ＢＣＰ容量以上であることを規定するとともに、蓄電残量の最大値が蓄電池容量を超えないことを規定する。

作成部１８は、上述の式（１）～（９）を用いて作成した第１の充放電計画と、算出された変数Ｐ_ｒ（ｄ，ｔ）、Ｓ（ｄ，ｔ）、Ｑ_ｃｈｇ（ｄ，ｔ）、Ｑ_ｄｉｓ（ｄ，ｔ）の値と、予測された需要電力量と、予測された太陽発電電力量と、を、記憶部１２に保存する。ここで、図７に示すフローチャートの処理が終了する。

図１１は、本実施形態にかかる第１の充放電計画の一例を示すグラフである。図１１の横軸は２４時間分の時刻ｔ、縦軸は受電電力量または需要電力量（ｋＷｈ）を示す。図１１上部の棒グラフは、需要家３ごとの受電電力量を積み上げた値を示す。また、図１１上部の折れ線グラフは、需要家３ごとの需要電力量（ベースライン電力）を積み上げた値を示す。また、図１１下部の棒グラフは、需要家３の蓄電池４ごとの充放電量を積み上げた値を示す。図１１７下部の棒グラフの正の数は放電、負の数は充電を示す。図１１下部の折れ線グラフは、需要家３の蓄電池４ごとの蓄電容量を積み上げた値を示す。

図１１に示す例では、ＤＲ可能時間帯９０においてデマンドレスポンスが発動された場合のＤＲ継続時間全体でのＤＲ量は、全需要家３の合計で１２ｋＷｈとする。この場合、全需要家３の蓄電池４は、ＤＲ可能時間帯９０の開始時の時点で、デマンドレスポンスの発動に備えるために、合計で１２ｋＷｈ以上の余力電力量を確保するように充電する。また、全需要家３の蓄電池４は、さらに、需要家３ごとの受電電力量のピークカットのために、それぞれ余力電力量を確保するように充電する。これにより、ＤＲ可能時間帯９０のいずれの時間単位においてデマンドレスポンスが発動されても、蓄電池４は余力分の蓄電残量を用いて、ＤＲ量の電力量を放電することができる。

図１２は、本実施形態にかかる第１の充放電計画から、１つの需要家３に関するデータを抽出したグラフである。第１の充放電計画では、各蓄電池４の余力分の蓄電残量を放電することによって、需要家３ごとの受電電力量のピークカットを行う。図１２に示すように、当該需要家３に設置された蓄電池４は、需要電力量がピークカット目標値を超えることが予測される時間帯に放電をすることにより、受電電力量をピークカット目標値以下にする。

ＤＲ可能時間帯９０およびＤＲ発動時間帯９１は全需要家３に共通して同じ時間帯であるが、各需要家３の需要電力量がピークカット目標値を超えることが予測される時間帯はそれぞれの需要家３によって異なる。このため、ＤＲ可能時間帯９０およびＤＲ発動時間帯９１と、各需要家３の需要電力量がピークカット目標値を超えることが予測される時間帯とは、一致するとは限らない。作成部１８は、需要家３ごとの需要電力量の予測値に基づいて第１の充放電計画を作成するため、各需要家３の需要電力量が増加する時間帯に合わせて各蓄電池４の放電をしてピークカットをする計画を作成することができる。

次に、ＤＲアグリゲータ２は、計画対象期間の当日に第１の充放電計画を実行し、需要家３の蓄電池４の充放電を制御する。
図１３は、本実施形態にかかる第１の充放電計画の実行および第２の充放電計画の作成処理の流れの一例を示すフローチャートである。

まず、表示制御部１４は、第１の充放電計画を表示装置に表示する（Ｓ１１）。これにより、ＤＲアグリゲータ２の担当者等（ユーザ）は、第１の充放電計画を表示装置上で確認することができる。

そして、制御部１６は、作成された第１の充放電計画に従って、各蓄電池４の充放電を制御することによって、第１の充放電計画を実行する（Ｓ１２）。
次に、作成部１８は、デマンドレスポンスの発動の有無を判断する（Ｓ１３）。例えば、系統運用者６からのＤＲ要請の信号等を受け付けた場合に、作成部１８は、デマンドレスポンスが発動すると判断する。また、系統運用者６からＤＲ要請の連絡を受けたＤＲアグリゲータ２が蓄電池管理装置１０にデマンドレスポンスの発動の指示を入力しても良い。また、デマンドレスポンスの要請を受けた場合に、ＤＲ発動時間帯９１が系統運用者６から指定されるものとする。

作成部１８は、デマンドレスポンスが発動していないと判断した場合は（Ｓ１３“Ｎｏ”）、ＤＲ可能時間帯９０が終了したか否かを判断する（Ｓ１４）。ＤＲ可能時間帯９０が終了していないと判断した場合は（Ｓ１４“Ｎｏ”）、作成部１８は、Ｓ１３の処理に戻る。また、作成部１８が、デマンドレスポンスが発動しないまま、ＤＲ可能時間帯９０が終了したと判断した場合は（Ｓ１４“Ｙｅｓ”）、このフローチャートの処理は終了する。

作成部１８は、デマンドレスポンスが発動すると判断した場合は（Ｓ１３“Ｙｅｓ”）、第２の充放電計画を作成する（Ｓ１５）。

より詳細には、作成部１８は、ＤＲ発動時間帯以降の時刻において、上述の式（３）～（９）に示される制約条件に加えて、下記の式（１０）、（１１）の制約条件を満たした上で、式（１）の目的関数を最小化する最適化モデルの最適解を算出することによって、各需要家３の蓄電池４の時間単位ごとの充放電量を求める。作成部１８は、第２の充放電計画の作成においては、式（２）の制約条件は使用しない。

式（１０）は、ＤＲ発動時間帯９１において、全需要家３の受電電力量の合計値が、ベースライン電力からＤＲ量を減算した値以下であるという制約条件である。パラメータＴ_ＤＲは、ＤＲ発動時間帯９１に含まれる時刻ｔの集合である。

また、式（１１）は、ＤＲ発動時間帯９１の開始時点（ＤＲ発動時間帯９１の直前の時間単位の終了時点）において、第２の充放電計画における蓄電池４の充電残量が、第１の充放電計画における蓄電残量と等しいという制約条件である。パラメータｔ_ＤＲは、ＤＲ発動時間帯９１の開始時刻である。また、作成部１８は、式（１１）のパラメータＳ´（ｄ，ｔ）に、図７の第１の充放電計画の作成処理で求めた変数Ｓ（ｄ，ｔ）の値を入力する。

本実施形態においては、ＤＲアグリゲータ２がデマンドレスポンスを行うか否かは、当日デマンドレスポンスが発動される直前まで不明である。このため、作成部１８は、ＤＲ発動時間帯９１よりも前の時刻においては、第１の充放電計画によりデマンドレスポンスを行うことが可能な量の各蓄電池４の蓄電残量を確保しておき、実際にデマンドレスポンスが発動された場合には、式（１０）、（１１）の制約条件を満たす第２の充放電計画を作成する。作成部１８は、作成した第２の充放電計画を、記憶部１２に保存する。

次に、表示制御部１４は、作成部１８によって作成された第２の充放電計画を表示装置に表示する（Ｓ１６）。そして、制御部１６は、作成された第２の充放電計画に従って、各蓄電池４の充放電を制御することによって、第２の充放電計画を実行する（Ｓ１２）。ここで、このフローチャートの処理は終了する。

図１４は、本実施形態にかかる第２の充放電計画の一例を示すグラフである。第２の充放電計画は、ＤＲ発動時間帯９１の開始前までは、図１１に示した第１の充放電計画と同様である。第２の充放電計画では、ＤＲ発動時間帯９１に、需要家３の蓄電池４が放電することによって、受電電力量がベースライン電力よりＤＲ量分減少している。図１４で示す例では、受電電力量が、ＤＲ発動時間帯９１内の３０分間隔の時間単位ごとに６ｋＷｈ削減されることにより、１時間のＤＲ継続時間の合計で１２ｋＷｈ削減されている。

また、図１４に示すように、ＤＲ発動時間帯９１にＤＲ量分の電力削減を行っても、各蓄電池４の充電残量はＢＣＰ容量以上の値を保っている。つまり、第２の充放電計画では、各蓄電池４は、ＢＣＰ容量を確保した上で、余力分の充電残量を用いて、ＤＲ発動時間帯９１に、受電電力量をＤＲ量分減少させるための放電をする。

第２の充放電計画においても、各蓄電池４は、充放電を行うことにより、需要家３ごとの受電電力量のピークカットを行う。

図１５は、本実施形態にかかる第２の充放電計画から、１つの需要家３に関するデータを抽出したグラフである。図１５に示す例では、ＤＲ発動時間帯９１の後に、需要家Ｃの需要電力量がピークカット目標値を超えることが予測されているため、需要家Ｃの蓄電池４は、ＤＲ発動時間帯９１における放電量を抑えている。また、需要家Ｃの蓄電池４は、図１５に示すように、第２の充放電計画において、需要家Ｃの需要電力量がピークカット目標値を超えることが予測される時間帯に放電をすることにより、需要家Ｃの受電電力量をピークカット目標値以下に保っている。

従来技術においては、１つの蓄電池によりデマンドレスポンスやピークカットなどの複数のサービスを行う場合、各サービスで使用する蓄電池の容量上限をあらかじめ定めることによって、蓄電残量をサービス別に使い分けていた。しかしながら、ＤＲアグリゲータ２が複数の需要家３をまとめてデマンドレスポンスを行う場合は、ＤＲ発動時間帯９１と各需要家３の需要電力量がピークカット目標値を超える時間帯とが異なる場合ある。このような場合に、従来技術では、デマンドレスポンスとピークカットのそれぞれで使用する蓄電池の容量上限を最適化することが出来ず、蓄電池の利用効率を高めるための限界となっていた。

また、デマンドレスポンスの開始時間が可変である場合には、デマンドレスポンスのために蓄電池４が放電する時刻が直前まで決定されないため、デマンドレスポンスとピークカットとにそれぞれ必要となる蓄電残量を、蓄電池４が十分に充電することが困難な場合があった。

これに対して、本実施形態の蓄電池管理装置１０は、需要家３ごとの時間単位ごとの受電電力量がピークカット目標値以下となり、かつ、予め定められたＤＲ可能時間帯９０に含まれるいずれの時刻ｔ（時間単位）においても、複数の需要家３のそれぞれが有する蓄電池４の余力電力量の合計値が、複数の需要家３のそれぞれが有する蓄電池４の蓄電残量から需要家３ごとに定められた最低蓄電量を除いた余力電力量の合計値が、ＤＲ量以上となるように、蓄電池４の時間単位ごとの充電量および放電量を規定する第１の充放電計画を作成する。このため、本実施形態の蓄電池管理装置１０によれば、デマンドレスポンスの開始時間が確定していなくとも、デマンドレスポンスとピークカットの両方に必要な充電残量を前もって確保することができる。このため、本実施形態の蓄電池管理装置１０によれば、デマンドレスポンスの開始時間が可変である場合にも、複数の需要家３の受電電力量の合計値に対するデマンドレスポンスと、各需要家３ごとの受電電力量のピークカットの両方を行うことができる。

また、本実施形態の蓄電池管理装置１０によれば、蓄電池４を充電または放電することによって、需要家３の消費電力量を削減しなくとも、デマンドレスポンスとピークカットとを行うことができる。

さらに、本実施形態の蓄電池管理装置１０によれば、需要家３ごとの時間単位ごとの受電電力量がピークカット目標値以下となり、かつ、ＤＲ可能時間帯９０に含まれるＤＲ発動時間帯９１において、複数の需要家３の受電電力量の合計値を、予測された需要電力量の合計値よりもＤＲ量以上削減するように、蓄電池４の時間単位ごとの充電量および放電量を規定する第２の充放電計画を作成する。このため、本実施形態の蓄電池管理装置１０によれば、ＤＲ可能時間帯９０内のいずれの時刻にデマンドレスポンスが開始されても、複数の需要家３の受電電力量の合計値に対するデマンドレスポンスと、各需要家３ごとの受電電力量のピークカットの両方を行うことができる。また、第２の充放電計画は、第２の時間帯より前の時刻においては、第１の充放電計画と等しい。このため、本実施形態の蓄電池管理装置１０によれば、デマンドレスポンスの発動後に、第１の充放電計画から第２の充放電計画に円滑に切り換えることが可能となる。

さらに、本実施形態の蓄電池管理装置１０によれば、第１の充放電計画に従って、蓄電池４の充放電を制御するため、デマンドレスポンスとピークカットとを確実に実行することができる。

さらに、本実施形態の蓄電池管理装置１０は、複数の需要家３それぞれの時間単位ごとの受電電力量が、ピークカット目標値以下となり、かつ、ＤＲ可能時間帯９０に含まれるいずれの時間単位においても、複数の需要家３のそれぞれが有する蓄電池４の蓄電残量からＢＣＰ容量を除いた余力電力量の合計値が、ＤＲ量以上となる充電量および放電量が複数存在する場合に、他の充電量および放電量を規定した場合よりも複数の需要家３の従量電気料金の合計値が小さくなるように、第１の充放電計画を作成する。このため、本実施形態の蓄電池管理装置１０によれば、デマンドレスポンスとピークカットとをした上で、各需要家３の経済的な負担をさらに低減することができる。

また、本実施形態における最低蓄電量は、電力系統からの電力供給が停止した場合において、需要家３が一定期間事業を継続可能な電力量であるＢＣＰ容量である。このため、本実施形態の蓄電池管理装置１０によれば、デマンドレスポンスおよびピークカットのために放電した際にも、各需要家３の事業継続のために必要な蓄電残量を蓄電池４に保持することができる。例えば、需要家３がＢＣＰを目的として既に蓄電池４を設置している場合がある。このような場合に、本実施形態の蓄電池管理装置１０は、ＢＣＰのための蓄電残量を確保した上で、既設の蓄電池４の余力分の蓄電残量をデマンドレスポンスおよびピークカットに利用することができる。

さらに、本実施形態の蓄電池管理装置１０は、複数の需要家３のそれぞれが有する太陽光発電装置９の余剰電力を蓄電池４に充電するように、充電量および放電量を規定する第１の充放電計画を作成する。このため、本実施形態の蓄電池管理装置１０によれば、需要家３が電力系統５から受電した電力だけではなく、太陽光発電装置９によって発電した電力をデマンドレスポンスおよびピークカットに利用することができる。

本実施形態の記憶部１２に保存されるデータ、および、取得部１３が取得するデータは一例であり、上述の例の限定されるものではない。また、本実施形態では、３０分間隔の時間単位を基準としたが、時間単位は１時間間隔でも良い。また、本実施形態においては、ＤＲ継続時間は、予め定められているものとしたが、ＤＲ発動時間帯９１の決定時に決まるものとしても良い。この場合、作成部１８は、第１の充放電計画の作成の際に、ＤＲ継続時間の長さを変更して複数パターンの第１の充放電計画を作成しても良い。

また、作成部１８は、ＤＲ発動時間帯９１が決定される前に、複数パターンのＤＲ発動時間帯９１を想定した第２の充放電計画を予め作成しても良い。

また、本実施形態では、計画対象期間は翌日の２４時間分としたが、作成部１８は、翌日分だけではなく、２日分以上の第１の充放電計画を予め作成するものとしても良い。

（変形例）
上述の実施形態１では、作成部１８は、計画対象期間Ｔにおける全需要家３の従量電気料金の合計値を最小化するように第１の充放電計画を作成していたが、電力取引所からの電力購入金額の合計値を最小化するように第１の充放電計画を作成しても良い。

この場合、作成部１８は、需要家３ごとの時刻ｔにおける従量料金の買電単価の代わりに、電力取引所の時刻ｔにおける電力単価の予測値（円／ｋＷｈ）を式（１）の入力パラメータｃ（ｄ，ｔ）に入力して、第１の充放電計画および第２の充放電計画を作成する。本変形例においては、式（１）は、計画対象期間Ｔにおいて電力小売り事業者が電力取引所より調達する電力調達コストの合計値を示す。

つまり、本変形例の蓄電池管理装置１０は、複数の需要家３それぞれの時間単位ごとの受電電力量が、ピークカット目標値以下となり、かつ、ＤＲ可能時間帯９０に含まれるいずれの時間単位においても、複数の需要家３のそれぞれが有する蓄電池４の蓄電残量からＢＣＰ容量を除いた余力電力量の合計値が、ＤＲ量以上となる充電量および放電量が複数存在する場合に、他の充電量および放電量を規定した場合よりも電力取引所からの電力購入金額の合計値が小さくなるように、第１の充放電計画を作成する。

このため、本変形例の蓄電池管理装置１０に蓄電池管理装置１０よれば、例えば、ＤＲアグリゲータ２が、電力取引所から購入した電力を需要家３に販売している場合に、ＤＲアグリゲータ２の電力の購入コストを低減することができる。

本実施形態の蓄電池管理装置１０で実行される蓄電池管理プログラムは、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。また、本実施形態の蓄電池管理装置１０で実行される蓄電池管理プログラムを、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管理装置１０で実行される蓄電池管理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管理プログラムを、ＲＯＭ等に予め組み込んで提供するように構成してもよい。

本実施形態の蓄電池管理装置１０で実行される蓄電池管理プログラムは、上述した各部（入力部、取得部、表示制御部、演算部、予測部、作成部、制御部）を含むモジュール構成となっており、実際のハードウェアとしてはＣＰＵ（プロセッサ）が上記記憶媒体から蓄電池管理プログラムを読み出して実行することにより上記各部が主記憶装置上にロードされ入力部、取得部、表示制御部、演算部、予測部、作成部、制御部が主記憶装置上に生成されるようになっている。

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。

２ ＤＲアグリゲータ
３ 需要家
４ 蓄電池
５ 電力系統
６ 系統運用者
９ 太陽光発電装置（ＰＶ）
１０ 蓄電池管理装置
１１ 入力部
１２ 記憶部
１３ 取得部
１４ 表示制御部
１６ 制御部
１７ 予測部
１８ 作成部
９０ ＤＲ可能時間帯
９１ ＤＲ発動時間帯

Claims (9)

1. 電力系統に接続された第１の需要家、および前記第１の需要家とは独立して前記電力系統に接続された第２の需要家、を含む複数の需要家のそれぞれの時間単位ごとの需要電力量を予測する予測部と、
   予測された前記需要家ごとの前記需要電力量に基づいて、前記複数の需要家それぞれの前記時間単位ごとの受電電力量が、需要家ごとに定められた目標値以下となり、かつ、予め定められた第１の時間帯に含まれるいずれの前記時間単位においても、前記複数の需要家のそれぞれが有する蓄電池の蓄電残量から前記需要家ごとに定められた最低蓄電量を除いた電力量の合計値が、前記複数の需要家の受電電力量の合計に対して予め定められた削減量以上となるように、かつ、前記電力系統への逆潮流が発生しないように、前記需要家のそれぞれが有する蓄電池の前記時間単位ごとの充電量および放電量を規定する第１の充放電計画を作成する作成部と、
   を備える蓄電池管理装置。
2. 前記作成部は、さらに、前記需要家ごとの前記時間単位ごとの受電電力量が前記目標値以下となり、かつ、前記第１の時間帯に含まれる第２の時間帯において、複数の前記需要家の受電電力量の合計値を、予測された前記需要電力量の合計値よりも前記削減量以上削減するように、前記蓄電池の前記時間単位ごとの前記充電量および前記放電量を規定する第２の充放電計画を作成し、
   前記第２の充放電計画は、前記第２の時間帯より前の時刻においては、前記第１の充放電計画と等しい、
   請求項１に記載の蓄電池管理装置。
3. 前記第１の充放電計画または前記第２の充放電計画に従って、前記蓄電池の充放電を制御する制御部をさらに備える、
   請求項２に記載の蓄電池管理装置。
4. 前記作成部は、さらに、前記複数の需要家それぞれの前記時間単位ごとの前記受電電力量が、前記目標値以下となり、かつ、前記第１の時間帯に含まれるいずれの前記時間単位においても、前記複数の需要家のそれぞれが有する前記蓄電池の蓄電残量から前記最低蓄電量を除いた電力量の合計値が、前記複数の需要家の受電電力量の合計に対して予め定められた削減量以上となる前記充電量および前記放電量が複数存在する場合に、他の前記充電量および前記放電量を規定した場合よりも前記複数の需要家の従量電気料金の合計値が小さくなるように、前記第１の充放電計画を作成する、
   請求項１から３のいずれか１項に記載の蓄電池管理装置。
5. 前記作成部は、さらに、前記複数の需要家それぞれの前記時間単位ごとの前記受電電力量が、前記目標値以下となり、かつ、前記第１の時間帯に含まれるいずれの前記時間単位においても、前記複数の需要家のそれぞれが有する前記蓄電池の蓄電残量から前記最低蓄電量を除いた電力量の合計値が、前記複数の需要家の受電電力量の合計に対して予め定められた削減量以上となる前記充電量および前記放電量が複数存在する場合に、他の前記充電量および前記放電量を規定した場合よりも電力取引所からの電力購入金額の合計値が小さくなるように、前記第１の充放電計画を作成する、
   請求項１から３のいずれか１項に記載の蓄電池管理装置。
6. 前記最低蓄電量は、電力系統からの電力供給が停止した場合において、前記需要家が一定期間事業を継続可能な電力量である、
   請求項１から５のいずれか１項に記載の蓄電池管理装置。
7. 前記作成部は、さらに、前記複数の需要家のそれぞれが有する太陽光発電装置の余剰電力を前記蓄電池に充電するように、前記充電量および前記放電量を規定する前記第１の充放電計画を作成する、
   請求項１から６のいずれか１項に記載の蓄電池管理装置。
8. 電力系統に接続された第１の需要家、および前記第１の需要家とは独立して前記電力系統に接続された第２の需要家、を含む複数の需要家のそれぞれの時間単位ごとの需要電力量を予測する予測ステップと、
   予測された前記需要家ごとの前記需要電力量に基づいて、前記複数の需要家それぞれの前記時間単位ごとの受電電力量が、需要家ごとに定められた目標値以下となり、かつ、予め定められた第１の時間帯に含まれるいずれの前記時間単位においても、前記複数の需要家のそれぞれが有する蓄電池の蓄電残量から前記需要家ごとに定められた最低蓄電量を除いた電力量の合計値が、前記複数の需要家の受電電力量の合計に対して予め定められた削減量以上となるように、かつ、前記電力系統への逆潮流が発生しないように、前記需要家のそれぞれが有する蓄電池の前記時間単位ごとの充電量および放電量を規定する第１の充放電計画を作成する作成ステップと、
   を含む蓄電池管理方法。
9. 電力系統に接続された第１の需要家、および前記第１の需要家とは独立して前記電力系統に接続された第２の需要家、を含む複数の需要家のそれぞれの時間単位ごとの需要電力量を予測する予測ステップと、
   予測された前記需要家ごとの前記需要電力量に基づいて、前記複数の需要家それぞれの前記時間単位ごとの受電電力量が、需要家ごとに定められた目標値以下となり、かつ、予め定められた第１の時間帯に含まれるいずれの前記時間単位においても、前記複数の需要家のそれぞれが有する蓄電池の蓄電残量から前記需要家ごとに定められた最低蓄電量を除いた電力量の合計値が、前記複数の需要家の受電電力量の合計に対して予め定められた削減量以上となるように、かつ、前記電力系統への逆潮流が発生しないように、前記需要家のそれぞれが有する蓄電池の前記時間単位ごとの充電量および放電量を規定する第１の充放電計画を作成する作成ステップと、
   をコンピュータに実行させる蓄電池管理プログラム。

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