JP7219572B2

JP7219572B2 - 電力供給システム

Info

Publication number: JP7219572B2
Application number: JP2018182389A
Authority: JP
Inventors: 伸太郎村上; 真宏原田; 昌作門脇; 竜太西田; 卓也藤本; 晋太朗中山
Original assignee: Daiwa House Industry Co Ltd
Current assignee: Daiwa House Industry Co Ltd
Priority date: 2018-09-27
Filing date: 2018-09-27
Publication date: 2023-02-08
Anticipated expiration: 2038-09-27
Also published as: JP2020054140A

Description

本発明は、電力を充放電可能な蓄電装置を具備する電力供給システムの技術に関する。

従来、電力を充放電可能な蓄電装置を具備する電力供給システムの技術は公知となっている。例えば、特許文献１に記載の如くである。

特許文献１には、太陽光発電部及び当該太陽光発電部からの電力を充放電可能な蓄電装置を具備する電力供給システムが記載されている。当該電力供給システムにおいて、蓄電装置から負荷に電力を供給する時間帯は、需要家が任意に設定することができる。通常、系統電源から購入する電力の買電単価は時刻によって異なり、深夜の買電単価が低く設定されている。そして、買電単価が低い深夜に充電した電力を深夜以外の時間帯に負荷に供給することによって、当該時間帯に系統電源から供給される電力（買電）を減らすことができ、電力料金を節約することができる。

しかしながら、深夜以外の時間帯において負荷に応じて蓄電装置から放電させると、時刻によって買電単価が異なる場合に、需要家が求める蓄電装置の放電態様とすることができない。具体的には、深夜以外の時間帯の後半に買電単価が最も高くなっている場合、電力料金を節約するためには、当該買電単価が最も高い時間帯に蓄電装置に蓄電された電力を確保しておきたいが、深夜以外の時間帯の前半に負荷が多いと、買電単価が最も高い後半までに蓄電装置に蓄電された電力を使い切ってしまうおそれがある。一方、これを回避するために深夜以外の時間帯の後半から放電を開始させると、蓄電装置に蓄電された電力を放電しきれず、蓄電装置に蓄電された電力が余ってしまう場合がある。

特開２０１４－４５６３５号公報

本発明は以上の如き状況に鑑みてなされたものであり、その解決しようとする課題は、系統電源からの買電単価に応じて蓄電装置の放電を行うことで電気料金を削減することができる電力供給システムを提供することである。

本発明の解決しようとする課題は以上の如くであり、次にこの課題を解決するための手段を説明する。

即ち、請求項１においては、系統電源からの電力を充放電可能な蓄電装置と、前記蓄電装置に要求される放電量である放電要求量を予測する要求量予測部と、予測された前記放電要求量に対して、前記蓄電装置に許可される放電量である放電許可量を割り当てる割当部と、を具備し、前記割当部は、前記蓄電装置に放電を許可する時間帯である放電許可時間帯を、前記系統電源からの電力の買電単価ごとに複数のグループにグループ分けし、前記買電単価の高いグループの前記放電要求量に対して優先的に放電許可量を割り当て、前記蓄電装置が放電可能な放電量である放電可能量を予測する可能量予測部を具備し、前記蓄電装置は複数設けられ、前記要求量予測部は、前記蓄電装置の前記放電可能量の合計である総放電可能量に対して前記蓄電装置それぞれの前記放電可能量が占める割合に応じて、前記蓄電装置それぞれについて前記放電要求量を算出し、前記割当部は、前記蓄電装置の前記放電可能量が当該蓄電装置の前記放電要求量以上である場合、前記放電要求量を当該蓄電装置の前記放電許可量とし、前記可能量予測部は、前記蓄電装置の単位時間当たりの最大放電量に、前記グループの総時間を乗じた値を算出し、前記蓄電装置の前記放電可能量が前記値以上である場合、前記値を前記放電可能量とするものである。

請求項２においては、前記割当部は、前記蓄電装置の前記放電可能量が当該蓄電装置の前記放電要求量未満である場合、前記放電可能量を当該蓄電装置の前記放電許可量とするものである。

請求項３においては、前記割当部は、前記放電可能量の少ない前記蓄電装置に対して優先的に前記放電許可量を割り当てるものである。

請求項４においては、前記割当部によって決定された前記放電許可量を上限として、実際に前記蓄電装置に要求される放電量に応じて前記蓄電装置からの放電量を制御する制御部を具備し、前記割当部は、前記放電許可量を割り当ててもなお前記放電可能量が余剰する場合、その余剰分を予備放電可能量として記憶し、前記制御部は、前記割当部によって決定された前記放電許可量では実際に前記蓄電装置に要求される放電量を賄えない場合、前記予備放電可能量を上限として前記放電許可量の追加割当を行うものである。

本発明の効果として、以下に示すような効果を奏する。

請求項１においては、系統電源からの買電単価に応じて蓄電装置の放電を行うことで電気料金を削減することができる。また、放電可能な全ての蓄電装置に放電許可量を割り当てることができるため、負荷の消費電力の変化に対応し易くすることができる。また、グループの開始から終了するまでの時間に応じた放電可能量とすることができる。

請求項２においては、蓄電装置の放電可能量に応じた放電許可量とすることができる。

請求項３においては、放電が許可された蓄電装置の台数が多くなり易く、これにより負荷の消費電力の変化に対応し易くすることができる。

請求項４においては、予測した放電要求量に対して割り当てられた放電許可量と、実際に要求される放電量とのずれを補正することができる。

本発明の一実施形態に係る電力供給システムの構成を示したブロック図。電力料金プランを示した図。蓄電池の放電制御に係るメインフローを示した図。放電許可量割当処理のフローを示した図。各蓄電池の放電許可量_ｍ，ｎ決定処理のフローを示した図。各蓄電池の放電可能量_ｍ，ｎ算出処理のフローを示した図。余剰放電許可量割当処理のフローを示した図。放電制御処理のフローを示した図。放電許可量追加割当処理のフローを示した図。放電許可量の割当の一例を示した図。

以下では、図１を用いて、本発明の一実施形態に係る電力供給システム１について説明する。

図１に示す電力供給システム１は、系統電源Ｋからの電力や、太陽光を利用して発電された電力を負荷Ｈへと供給するものである。電力供給システム１は、集合住宅に設けられ、当該集合住宅の負荷Ｈ（例えば、複数の住宅の機器等）へと電力を供給する。電力供給システム１は、主として第一蓄電システム１０、第二蓄電システム２０、第三蓄電システム３０、第一センサ４１、第二センサ４２、第三センサ４３及びＥＭＳ５０を具備する。以下では、第一蓄電システム１０、第二蓄電システム２０及び第三蓄電システム３０をまとめて「蓄電システム」ということもある。また、第一センサ４１、第二センサ４２及び第三センサ４３をまとめて「センサ」ということもある。

第一蓄電システム１０は、太陽光を利用して発電された電力を蓄電したり、負荷Ｈへと供給するものである。第一蓄電システム１０は、太陽光発電部１１、蓄電池１２及びハイブリッドパワコン１３を具備する。

太陽光発電部１１は、太陽光を利用して発電する装置である。太陽光発電部１１は、太陽電池パネル等により構成される。太陽光発電部１１は、例えば、住宅の屋根の上等の日当たりの良い場所に設置される。

蓄電池１２は、電力を充電可能に構成されるものである。蓄電池１２は、例えば、リチウムイオン電池により構成される。蓄電池１２は、後述するハイブリッドパワコン１３を介して太陽光発電部１１と接続される。

ハイブリッドパワコン１３は、電力を適宜変換するもの（ハイブリッドパワーコンディショナ）である。ハイブリッドパワコン１３は、太陽光発電部１１で発電された電力及び蓄電池１２から放電された電力を負荷Ｈに出力可能であると共に、太陽光発電部１１で発電された電力及び系統電源Ｋからの電力を蓄電池１２に出力可能に構成される。また、ハイブリッドパワコン１３は、太陽光発電部１１及び蓄電池１２の性能や運転状態に関する情報を取得可能に構成される。ハイブリッドパワコン１３は、系統電源Ｋから負荷Ｈへと電力を供給する電力経路Ａの第一接続点Ｐ１と接続される。

このように構成される第一蓄電システム１０のハイブリッドパワコン１３は、後述する第一センサ４１の検出結果等に基づいて、放電（出力）する電力を調整する負荷追従運転を行うことができる。

第二蓄電システム２０は、第一蓄電システム１０よりも電力経路Ａの上流側の第二接続点Ｐ２にハイブリッドパワコン２３が接続される点を除いて、第一蓄電システム１０と同様に構成される。具体的には、第二蓄電システム２０の太陽光発電部２１、蓄電池２２及びハイブリッドパワコン２３は、それぞれ第一蓄電システム１０の太陽光発電部１１、蓄電池１２及びハイブリッドパワコン１３に相当する。

第三蓄電システム３０は、第二蓄電システム２０よりも電力経路Ａの上流側の第三接続点Ｐ３にハイブリッドパワコン３３が接続される点を除いて、第一蓄電システム１０と同様に構成される。具体的には、第三蓄電システム３０の太陽光発電部３１、蓄電池３２及びハイブリッドパワコン３３は、それぞれ第一蓄電システム１０の太陽光発電部１１、蓄電池１２及びハイブリッドパワコン１３に相当する。

第一センサ４１は、電力経路Ａにおいて、第一接続点Ｐ１と第二接続点Ｐ２との間に設けられる。また、第一センサ４１は、第一接続点Ｐ１の上流側（系統電源Ｋ側）に隣接するように（電力経路Ａと他の蓄電システムとの接続点が介在しないように）設けられる。第一センサ４１は、設けられた箇所を流通する電力（例えば、負荷Ｈ等へと供給される電力や、系統電源Ｋへと逆潮流される電力）の電圧（供給電圧）及び電流（供給電流）を検出する。

第二センサ４２は、電力経路Ａにおいて、第二接続点Ｐ２と第三接続点Ｐ３との間に設けられる点を除いて、第一センサ４１と同様に構成される。

第三センサ４３は、電力経路Ａにおいて、第三接続点Ｐ３と系統電源Ｋとの間に設けられる点を除いて、第一センサ４１と同様に構成される。

ＥＭＳ５０は、電力供給システム１の動作を管理するエネルギーマネジメントシステム（ＥｎｅｒｇｙＭａｎａｇｅｍｅｎｔＳｙｓｔｅｍ）である。ＥＭＳ５０は、ＣＰＵ等の演算処理部、ＲＡＭやＲＯＭ等の記憶部や、タッチパネル等の入出力部等を具備する。ＥＭＳ５０の記憶部には、電力供給システム１の動作を制御する際に用いられる種々の情報やプログラム等が予め記憶される。ＥＭＳ５０の演算処理部は、前記プログラムを実行して前記種々の情報を用いた所定の演算処理等を行うことで、電力供給システム１を動作させることができる。

ＥＭＳ５０は、ハイブリッドパワコン１３・２３・３３と電気的に接続される。ＥＭＳ５０は、所定の信号をハイブリッドパワコン１３・２３・３３に送信し、蓄電池１２・２２・３２の運転（例えば、蓄電池１２・２２・３２の充放電等）を制御することができる。また、ＥＭＳ５０は、ハイブリッドパワコン１３・２３・３３から所定の信号が入力可能に構成され、蓄電池１２・２２・３２の蓄電残量（蓄電された電力量）、及び蓄電池１２・２２・３２からの放電量を取得することができる。

以下では、前述の如く構成された電力供給システム１における電力の供給態様について、簡単に説明する。

本実施形態において、電力供給システム１における電力の供給態様には、蓄電システム１０・２０・３０の蓄電池１２・２２・３２の充放電の態様に応じて、２種類の態様が含まれる。より詳細には、電力の供給態様には、蓄電池１２・２２・３２の充放電がＥＭＳ５０からの指示を受けずに行われる態様（以下では「第一の態様」と称する）と、ＥＭＳ５０から指示を受けて行われる態様（以下では「第二の態様」と称する）と、が含まれる。第一の態様及び第二の態様は、任意に切り替え可能に構成される。

まず、第一の態様について説明する。

この場合、蓄電池１２・２２・３２は、充放電可能な状態を維持している。そして、蓄電池１２・２２・３２は、センサ４１・４２・４３の検出結果に基づいて、負荷追従運転による充放電を行う。

具体的には、蓄電池１２・２２・３２は、センサ４１・４２・４３が負荷Ｈ側へ流れる電力を検出した場合に、当該検出結果に基づいて放電を行う。また、蓄電池１２・２２・３２は、センサ４１・４２・４３が系統電源Ｋ側へ流れる電力を検出した場合に、当該検出結果に基づいて充電を行う。なお、蓄電池１２・２２・３２は、センサ４１・４２・４３が負荷Ｈ側及び系統電源Ｋ側へ流れる電力を検出しなかった場合には、充放電を行わない（待機する）。

こうして、例えば第一蓄電システム１０において、第一センサ４１が負荷Ｈ側へ流れる電力を検出した場合には、当該検出結果に基づいて、蓄電池１２から放電された電力が電力経路Ａへと流される。この場合、太陽光発電部１１で発電された電力（発電電力）があれば、当該発電電力も電力経路Ａへと流される。こうして、電力経路Ａへ流された電力は負荷Ｈ側へ流れる。

また、例えば第一蓄電システム１０において、第一センサ４１が系統電源Ｋ側へ流れる電力を検出した場合には、当該検出結果に基づいて、太陽光発電部１１で発電された電力が蓄電池１２に充電される。なお、太陽光発電部１１で発電された電力のうち、蓄電池１２で充電しきれなかった電力は、電力経路Ａへと流され、系統電源Ｋ側へ流れる。

また、例えば第一蓄電システム１０において、第一センサ４１が負荷Ｈ側及び系統電源Ｋ側へ流れる電力を検出しなかった場合には、太陽光発電部１１で発電された電力は電力経路Ａへと流されるが、蓄電池１２は充放電を行わない。こうして、電力経路Ａへ流された電力は負荷Ｈ側へ流れる。

なお、第一蓄電システム１０を例示して説明を行ったが、第二蓄電システム２０及び第三蓄電システム３０においても同様である。

こうして、第一の態様においては、上述の如き蓄電池１２・２２・３２の充放電の態様によって、上流側よりも下流側に位置する蓄電システムからの電力が優先して負荷Ｈへと供給され易くなる。そして、最も上流側に位置する第三蓄電システム３０からの電力が供給されてもまだ負荷Ｈの消費電力に不足する場合には、不足する分の電力が系統電源Ｋから購入される。

次に、第二の態様について説明する。

この場合、蓄電池１２・２２・３２は、対応するハイブリッドパワコン１３・２３・３３を介したＥＭＳ５０の指示によって充放電可能な状態が変更される。具体的には、ＥＭＳ５０の指示には、放電指示、充電指示及び待機指示が含まれる。

放電指示とは、蓄電池１２・２２・３２を放電可能且つ充電不可能な状態に変更するものである。また、充電指示とは、蓄電池１２・２２・３２を充電可能且つ放電不可能な状態に変更すると共に、実際に充電を開始させるものである。また、待機指示とは、蓄電池１２・２２・３２を充放電不可能な状態に変更するものである。

こうして、例えばＥＭＳ５０が第一蓄電システム１０の蓄電池１２に放電指示を行った場合には、当該蓄電池１２は負荷追従運転による放電を行う。すなわち、第一センサ４１が負荷Ｈ側へ流れる電力を検出した場合には、当該検出結果に基づいて、蓄電池１２から放電された電力が電力経路Ａへと流される。この場合、太陽光発電部１１で発電された電力があれば、当該発電電力も電力経路Ａへと流される。こうして、電力経路Ａへ流された電力は負荷Ｈ側へ流れる。

また、例えばＥＭＳ５０が第一蓄電システム１０の蓄電池１２に充電指示を行った場合には、当該蓄電池１２は充電を開始する。蓄電池１２は、太陽光発電部１１で発電された電力があれば、当該発電電力を充電する。また、蓄電池１２は、発電電力だけでは不足する場合や、発電電力が無い場合には、電力経路Ａを流れる電力（例えば系統電源Ｋから購入した電力や、他の蓄電システムの太陽光発電部の発電電力）を充電する。

また、例えばＥＭＳ５０が第一蓄電システム１０の蓄電池１２に待機指示を行った場合には、当該蓄電池１２は充放電を行わない。

こうして、第二の態様においては、上述の如き蓄電池１２・２２・３２の充放電の態様によって、蓄電システムの位置（上流側や下流側）を問わず、任意の蓄電システムで充放電が行われる。

また、ＥＭＳ５０は、ハイブリッドパワコン１３・２３・３３を介して、蓄電池１２・２２・３２に放電指示及び待機指示を行うことができる。ここで、「放電指示」とは、蓄電池１２・２２・３２を放電可能（負荷追従運転可能）な状態とすることをいい、「待機状態」とは、蓄電池１２・２２・３２を放電不可能（負荷追従運転不可能）な状態とすることをいう。

また、ＥＭＳ５０は、前記記憶部に、電気料金プランに係る情報を記憶している。電気料金プランとは、系統電源Ｋからの電力の時刻ごとの買電単価（１ｋＷｈあたりの電気料金）を示すものである。なお、系統電源Ｋからの電力の買電単価には、系統電源Ｋ（電力会社）から購入する電力の時刻ごとの買電単価だけでなく、小売事業者から（小売事業者を介して）購入する電力の時刻ごとの買電単価も含まれる。

図２に示す電気料金プランにおいては、０～７時の買電単価は１５［円／ｋＷｈ］であり、７～１０時の買電単価は２５［円／ｋＷｈ］であり、１０～１７時の買電単価は３５［円／ｋＷｈ］であり、１７～２４時の買電単価は２５［円／ｋＷｈ］である。

ＥＭＳ５０は、最も買電単価が低い時間帯（０～７時）に、系統電源Ｋからの電力を蓄電池１２・２２・３２に充電させる。このように、電力料金の低い電力を蓄電池１２・２２・３２に充電しておき、一方、最も買電単価が低い時間帯（０～７時）以外の時間帯（７～２４時）には、蓄電池１２・２２・３２からの放電を可能とし、負荷Ｈに放電された当該電力を供給する。これにより、電気料金の削減を図ることができる。

一方で、蓄電池１２・２２・３２からの放電が可能な時間帯（７～２４時）の開始時刻（７時）に蓄電池１２・２２・３２の放電を開始すると、電力単価が最も高い時間帯（１０～１７時）に、蓄電池１２・２２・３２の蓄電残量が不足してしまうおそれがある。一方、電力単価が最も高い時間帯（１０～１７時）の開始時刻（１０時）に蓄電池１２・２２・３２の放電を開始すると、蓄電池１２・２２・３２の蓄電された電力を使い切れないおそれがある。

そこで、本実施形態に係る電力供給システム１においては、上記の課題を解決すべく、電気料金プランに係る情報（図２参照）や、過去の実績などに基づいて予測される、将来の電力需要（負荷Ｈの消費電力）及び太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力に基づいて、蓄電池１２・２２・３２の放電を行う時間帯、及び当該時間帯における放電量を計画立案する放電計画制御を行う。

また、放電計画制御によって蓄電池１２・２２・３２の放電量を計画立案しても、負荷Ｈの実際の消費電力及び太陽光発電部１１・２１・３１の実際の発電電力は予測と異なる場合があり、この場合、実際に要求される蓄電池１２・２２・３２からの放電量は、放電計画制御によって計画立案された蓄電池１２・２２・３２の放電量と異なる（ずれる）こととなる。そこで、本実施形態に係る電力供給システム１においては、放電計画制御によって計画立案された蓄電池１２・２２・３２の放電量と、実際に要求される蓄電池１２・２２・３２からの放電量とのずれを、リアルタイムで（実際に放電を行う時に）補正するリアルタイム補正制御を行う。

以下では、図３から図１０を用いて、ＥＭＳ５０による蓄電池１２・２２・３２の放電制御について説明する。

図３は、蓄電池１２・２２・３２の放電制御に係るメインフローを示している。図３に示すステップＳ１０からＳ１６のうち、ステップＳ１０及びＳ１１は、前述の放電計画制御に係る処理である。一方、ステップＳ１２からＳ１６は、前述のリアルタイム補正制御に係る処理である。放電計画制御（ステップＳ１０及びＳ１１）は、実際に蓄電池１２・２２・３２からの放電を行う日（以下、「当日」ともいう）前に行われ、例えば当日の１日前の日（以下、「前日」ともいう）に行われる。

まず、ステップＳ１０及びＳ１１の放電計画制御について説明する。

図３に示すステップＳ１０において、ＥＭＳ５０は、現在が放電許可量割当処理時刻であるか否かの判定を行う。ここで、「放電許可量割当処理時刻」とは、後述する放電許可量の割当処理（ステップＳ１１）を行う時刻のことをいう。放電許可量割当処理時刻は、例えば、実際に蓄電池１２・２２・３２からの放電を行う日（当日）の前日の２３時に設定される。

ＥＭＳ５０は、現在が放電許可量割当処理時刻であると判定した場合（ステップＳ１０で「ＹＥＳ」）、ステップＳ１１に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、現在が放電許可量割当処理時刻でないと判定した場合（ステップＳ１０で「ＮＯ」）、ステップＳ１２に移行する。

ステップＳ１１において、ＥＭＳ５０は、放電許可量割当処理を行う。以下、図４を用いて、放電許可量割当処理について説明する。

ステップＳ２０において、ＥＭＳ５０は、放電許可時間帯をグループ分けする。ここで、「放電許可時間帯」とは、蓄電池１２・２２・３２に放電を許可する時間帯のことをいう。前述の如く、ＥＭＳ５０は、買電単価の最も低い時間帯（０～７時）を、蓄電池１２・２２・３２に充電を行う充電時間帯に設定している（図２参照）。そして、ＥＭＳ５０は、買電単価の最も低い時間帯（充電時間帯）以外の時間帯（７～２４時）を、「放電許可時間帯」に設定している。当該ステップＳ２０において、ＥＭＳ５０は、放電許可時間帯（７～２４時）を、系統電源Ｋからの電力の買電単価ごとにグループ分けする。

具体的には、ＥＭＳ５０は、買電単価が同じである時間帯が同じグループとなるように、放電許可時間帯（７～２４時）を、各グループｍ（ｍ＝１、２、・・・）にグループ分けする。本実施形態においては、ＥＭＳ５０は、放電許可時間帯（７～２４時）を、買電単価が３５［円／ｋＷｈ］である時間帯（１０～１７時）と、買電単価が２５［円／ｋＷｈ］である時間帯（７～１０時及び１７～２４時）とにグループ分けする。ここでは、買電単価が３５［円／ｋＷｈ］である時間帯（１０～１７時）をグループ１（ｍ＝１）、買電単価が２５［円／ｋＷｈ］である時間帯（７～１０時及び１７～２４時）をグループ２（ｍ＝２）とする。

ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ２０の処理を行った後、ステップＳ２１に移行する。

ステップＳ２１において、ＥＭＳ５０は、放電要求量_ｍを算出する。ここで、「放電要求量」とは、蓄電池１２・２２・３２に要求される放電量（負荷Ｈの消費電力を賄うために必要な蓄電池１２・２２・３２からの放電量）を示すものである。そして、添え字の「ｍ」は、ステップＳ２０でグループ分けした各グループｍの期間における放電要求量であることを示している。

放電要求量_ｍは、過去の実績などに基づいて予測される当日の負荷Ｈの消費電力（負荷Ｈの消費電力の予測値）と、過去の実績などに基づいて予測される太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力（太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力の予測値）との差によって算出される。放電要求量_ｍは、グループｍの各時刻において放電要求量を算出し、グループｍの各時刻の放電要求量を合算することにより算出される。

したがって、グループｍにおける太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力の予測値が、グループｍにおける負荷Ｈの消費電力の予測値以上である場合（つまり、太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力だけで負荷Ｈの消費電力を賄えると予測される場合）には、放電要求量_ｍは０となる。一方、グループｍにおける太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力の予測値が、グループｍにおける負荷Ｈの消費電力の予測値未満である場合（つまり、太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力だけでは負荷Ｈの消費電力を賄えないと予測される場合）には、放電要求量_ｍは、グループｍにおける負荷Ｈの消費電力の予測値から、グループｍにおける太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力の予測値を差し引くことによって算出される。すなわち、（放電要求量_ｍ）＝（グループｍにおける負荷Ｈの消費電力の予測値）－（グループｍにおける太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力の予測値）である。

本実施形態においては、図１０に示すように、グループ１（１０～１７時）の放電要求量_１は３０００［Ｗｈ］、グループ２（７～１０時及び１７～２４時）の放電要求量_２は４０００［Ｗｈ］であるものとする。

ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ２１の処理を行った後、ステップＳ２２に移行する。

ステップＳ２２において、ＥＭＳ５０は、放電許可量_ｍ，ｎ決定処理を行う。ここで、「放電許可量」とは、蓄電池１２・２２・３２に許可される放電量（蓄電池１２・２２・３２の放電量の上限値）を示すものである。そして、添え字の「ｍ」は、ステップＳ２０でグループ分けした各グループｍの期間における放電許可量であることを示している。また、添え字の「ｎ」は、各蓄電池ｎ（蓄電池ｎ＝蓄電池１２、蓄電池２２、蓄電池３２）の放電許可量であることを示している。すなわち、放電許可量_ｍ，ｎ決定処理は、ステップＳ２１で算出した放電要求量_ｍに対して、各蓄電池ｎからどれだけ放電を許可するかを決定するものである。換言すれば、放電許可量_ｍ，ｎ決定処理は、ステップＳ２１で算出した放電要求量_ｍに対して、各グループｍの期間において各蓄電池ｎに放電量を割り当てるものである。なお、放電許可量_ｍ，ｎ決定処理の詳細については、後述する。

なお、ＥＭＳ５０は、ステップＳ２１及びＳ２２の処理を、買電単価が高いグループから順に繰り返し行う。すなわち、買電単価が最も高いグループ１（買電単価が３５［円／ｋＷｈ］である１０～１７時）について、ステップＳ２１及びＳ２２の処理の処理を行い、当該処理が終了すると、次に、買電単価が２番目に高いグループ２（買電単価が２５［円／ｋＷｈ］である７～１０時及び１７～２４時）について、ステップＳ２１及びＳ２２の処理を行う。このようにして全てのグループｍについて、ステップＳ２１及びＳ２２の処理を行う。

ＥＭＳ５０は、全てのグループｍについてステップＳ２１及びＳ２２の処理を行った後、ステップＳ２３に移行する。

ステップＳ２３において、ＥＭＳ５０は、予備放電可能量_ｎを算出する。ここで、「予備放電可能量」とは、後述するリアルタイム補正制御（ステップＳ１２からＳ１６までの処理）において、ステップＳ２２で決定した放電許可量_ｍ，ｎを超えて割り当て可能な放電量を示すものである。この処理において、ＥＭＳ５０は、放電許可量_ｍ，ｎ決定処理（ステップＳ２２）完了後の残放電可能量_ｎ（詳細はステップＳ２２の説明において後述する）を、予備放電可能量_ｎとする。

すなわち、放電許可量_ｎを割り当ててもなお、蓄電池ｎの放電可能量が０にならない場合には、予備放電可能量ｎが発生する。一方、放電許可量_ｎを割り当てると、蓄電池ｎの放電可能量が０になる場合には、予備放電可能量_ｎは発生しない（０となる）。このようにして算出された予備放電可能量_ｎは、後述するリアルタイム補正制御（ステップＳ１２からＳ１６までの処理）において用いられる。

ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ２３の処理を行った後、図４に示す放電許可量割当処理（すなわち、図３に示すステップＳ１１）を終了する。ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ１１の処理を行った後、図３に示すメインフローを終了する。

次に、図５を用いて、放電許可量_ｍ，ｎ決定処理（図４に示すステップＳ２２）の詳細について説明する。

ステップＳ３０において、ＥＭＳ５０は、放電可能量_ｍ，ｎ算出処理を行う。ここで、「放電可能量」とは、蓄電池１２・２２・３２から放電可能な電力量を示すものである。そして、添え字の「ｍ」は、ステップＳ２０でグループ分けした各グループｍの期間における放電可能量であることを示している。また、添え字の「ｎ」は、各蓄電池ｎ（蓄電池ｎ＝蓄電池１２、蓄電池２２、蓄電池３２）の放電可能量であることを示している。すなわち、放電可能量_ｍ，ｎ算出処理は、各グループｍの期間において、各蓄電池ｎからどれだけ放電可能であるかを算出するものである。なお、放電可能量_ｍ，ｎ算出処理の詳細については、後述する。

本実施形態においては、図１０に示すように、グループ１（１０～１７時）の放電許可量割当前において、蓄電池１２の放電可能量_１，１２は４０００［Ｗｈ］、蓄電池２２の放電可能量_１，２２は３０００［Ｗｈ］、蓄電池３２の放電可能量_１，３２は１０００［Ｗｈ］であり、各蓄電池ｎの放電可能量_１，ｎの合計（総放電可能量）は８０００［Ｗｈ］であるものとする。

ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ３０の処理を行った後、ステップＳ３１に移行する。

なお、ＥＭＳ５０は、以下のステップＳ３１からＳ３７までの処理を、ステップＳ３０で算出した放電可能量_ｍ，ｎの少ない蓄電池ｎから順に繰り返し行う。すなわち、放電可能量_ｍ，ｎが最も小さい蓄電池ｎについて、ステップＳ３１からＳ３７までの処理を行い、当該処理が終了すると、放電可能量_ｍ，ｎが２番目に小さい蓄電池ｎについて、ステップＳ３１からＳ３７までの処理を行う。このようにして全ての蓄電池ｎについて、ステップＳ３１からＳ３７までの処理を行う。

ステップＳ３１において、ＥＭＳ５０は、総放電可能量_ｍを算出する。ここで、「総放電可能量」とは、各蓄電池ｎの放電可能量の合計を示すものである。そして、添え字の「ｍ」は、ステップＳ２０でグループ分けした各グループｍの期間における放電可能量であることを示している。総放電可能量_ｍは、放電許可量_ｍ，ｎ（後述するステップＳ３４又はＳ３５で決定されるもの）が未決定の蓄電池ｎの放電可能量_ｍ，ｎを合計することによって算出される。ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ３１の処理を行った後、ステップＳ３２に移行する。

ステップＳ３２において、ＥＭＳ５０は、蓄電池ｎに対する放電要求量_ｍ，ｎを算出する。放電要求量_ｍ，ｎは、放電要求量_ｍ×（放電可能量_ｍ，ｎ／総放電可能量_ｍ）によって算出される。すなわち、放電要求量_ｍ，ｎは、ステップＳ２１で算出した放電要求量_ｍ（グループｍの期間における放電要求量）を、放電可能量_ｍ，ｎ（グループｍの期間における蓄電池ｎの放電可能量）が総放電可能量_ｍ（グループｍの期間における総放電可能量）に対して占める割合を乗じることによって算出される。これにより、放電可能量_ｎに応じて、各蓄電池ｎに放電要求量_ｍ，ｎが設定されることとなる。

本実施形態においては、グループ１（１０～１７時）の蓄電池１２に対する放電要求量_１，１２は、放電要求量_１（３０００［Ｗｈ］）×｛放電可能量_１，１２（４０００［Ｗｈ］）／総放電可能量_１（８０００［Ｗｈ］）｝の算出式により、１５００［Ｗｈ］と算出される。同様の計算により、グループ１（１０～１７時）の蓄電池２２に対する放電要求量_１，２２は１１２５［Ｗｈ］、蓄電池３２に対する放電要求量_１，３２は３７５［Ｗｈ］と算出される。

ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ３２の処理を行った後、ステップＳ３３に移行する。

ステップＳ３３において、ＥＭＳ５０は、放電要求量_ｍ，ｎ≦放電可能量_ｍ，ｎであるか否かを判定する。ここで、放電要求量_ｍ，ｎは、ステップＳ３２で算出したものである。また、放電可能量_ｍ，ｎは、ステップＳ３０で算出したものである。ＥＭＳ５０は、放電要求量_ｍ，ｎ≦放電可能量_ｍ，ｎであると判定した場合（ステップＳ３３で「ＹＥＳ」）、ステップＳ３４に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、放電要求量_ｍ，ｎ≦放電可能量_ｍ，ｎでないと判定した場合（ステップＳ３３で「ＮＯ」）、ステップＳ３５に移行する。

なお、ステップＳ３３で「ＹＥＳ」の場合とは、放電可能量_ｍ，ｎによって放電要求量_ｍ，ｎを満たす（賄う）ことができることを示している。一方、ステップＳ３３で「ＮＯ」の場合とは、放電可能量_ｍ，ｎによって放電要求量_ｍ，ｎを満たす（賄う）ことができないことを示している。

ステップＳ３４において、ＥＭＳ５０は、放電許可量_ｍ，ｎを決定する。この処理において、ＥＭＳ５０は、ステップＳ３２で算出した放電要求量_ｍ，ｎを放電許可量_ｍ，ｎとする。

一方、ステップＳ３５において、ＥＭＳ５０は、ステップＳ３４と異なる方法で放電許可量_ｍ，ｎを決定する。この処理において、ＥＭＳ５０は、ステップＳ３０で算出した放電可能量_ｍ，ｎを放電許可量_ｍ，ｎとする。

本実施形態においては、各蓄電池ｎにおいて、放電要求量_ｍ，ｎ≦放電可能量_ｍ，ｎであるので（ステップＳ３３で「ＹＥＳ」）、図１０に示すように、グループ１（１０～１７時）の蓄電池１２に対する放電許可量_１，１２は放電要求量_１，１２と同じ１５００［Ｗｈ］、蓄電池２２に対する放電許可量_１，２２は放電要求量_１，２２と同じ１１２５［Ｗｈ］、蓄電池３２に対する放電許可量_１，３２は放電要求量_１，３２と同じ３７５［Ｗｈ］となり、各蓄電池ｎの放電許可量_１，ｎの合計（総放電許可量）は３０００［Ｗｈ］となる。

ＥＭＳ５０は、ステップＳ３４又はステップＳ３５の処理を行った後、ステップＳ３６に移行する。

ステップＳ３６において、ＥＭＳ５０は、蓄電池ｎの残りの放電可能量_ｎを算出する。図５に示す放電許可量_ｍ，ｎ決定処理は、買電単価が高いグループｍから順にグループの数だけ繰り返すものであるので（図４参照）、放電可能量_ｎのうち、前のグループで既に割り当てた放電許可量は使用できないためである。すなわち、当該ステップＳ３６の処理は、ステップＳ３１からＳ３３及びＳ３５で用いる放電可能量_ｎを更新する処理ともいえる。残りの放電可能量_ｎは、前のグループの放電許可量_ｍ，ｎ割当前の放電可能量_ｎから、放電許可量_ｍ，ｎを差し引くことによって算出される。

本実施形態においては、グループ２（７～１０時及び１７～２４時）の蓄電池１２の残りの放電可能量_２，１２は、グループ１の割当前の放電可能量_１（４０００［Ｗｈ］）から、グループ１における蓄電池１２の放電許可量_１，１２（１５００［Ｗｈ］）を差し引くことにより、２５００［Ｗｈ］と算出される。同様の計算により、蓄電池２２の放電可能量_２，２２は１８７５［Ｗｈ］、蓄電池３２の放電可能量_２，３２は６２５［Ｗｈ］と算出され、各蓄電池ｎの放電可能量_２，ｎの合計（総放電可能量）は５０００［Ｗｈ］と算出される。

ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ３６の処理を行った後、ステップＳ３７に移行する。

ステップＳ３７において、ＥＭＳ５０は、残りの放電要求量_ｍを算出する。ステップＳ３１からＳ３５の処理は、蓄電池ｎの台数分繰り返すものであるので、放電要求量_ｍの一部は、前の蓄電池ｎで既に割り当てた放電許可量によって賄われているからである。すなわち、当該ステップＳ３７の処理は、ステップＳ３１からＳ３４で用いる放電要求量_ｍを更新する処理ともいえる。残りの放電要求量_ｍは、ステップＳ２１で算出した放電要求量_ｍから、ステップＳ３４又はＳ３５で割当済の放電許可量_ｍ，ｎを差し引くことによって算出される。

なお、グループ１について放電許可量決定処理（ステップＳ２２）が終了すると、次にグループ２について放電許可量決定処理（ステップＳ２２）が行われるのであるが、グループ２における蓄電池ｎの放電許可量_２，ｎは、ステップＳ３６で算出された残りの放電可能量ｎ（放電可能量_２，１２＝２５００［Ｗｈ］、放電可能量_２，２２＝１８７５［Ｗｈ］、放電可能量_２，３２＝６２５［Ｗｈ］）を用いて算出される（ステップＳ３１からＳ３３及びＳ３５）。よって、ステップＳ３２において、グループ２（７～１０時及び１７～２４時）の蓄電池１２に対する放電要求量_２，１２は２０００［Ｗｈ］、蓄電池２２に対する放電要求量_２，２２は１５００［Ｗｈ］、蓄電池３２に対する放電要求量_２，３２は５００［Ｗｈ］と算出される。放電要求量_ｍ，ｎ≦放電可能量_ｍ，ｎであるので（ステップＳ３３で「ＹＥＳ」）、図１０に示すように、グループ２（７～１０時及び１７～２４時）の蓄電池１２に対する放電許可量_２，１２は放電要求量_２，１２と同じ２０００［Ｗｈ］、蓄電池２２に対する放電許可量_２，２２は放電要求量_２，２２と同じ１５００［Ｗｈ］、蓄電池３２に対する放電許可量_２，３２は放電要求量_２，３２と同じ５００［Ｗｈ］となり、各蓄電池ｎの放電許可量_２，ｎの合計（総放電許可量）は４０００［Ｗｈ］となる。

ＥＭＳ５０は、全ての蓄電池ｎについてステップＳ３１からＳ３７までの処理を行うことにより、図５に示す放電許可量ｍ，ｎ決定処理（すなわち、図４に示すステップＳ２２）を終了し、ステップＳ２３に移行する。ステップＳ２３の処理については、前述のとおりである。

なお、前述の如く、ステップＳ２３において、ＥＭＳ５０は、放電許可量_ｍ，ｎ決定処理（ステップＳ２２）完了後の残放電可能量_ｎを、予備放電可能量_ｎとする。蓄電池１２の予備放電可能量_１２は、グループ２の割当前の放電可能量_１（２５００［Ｗｈ］）から、グループ２における蓄電池１２の放電許可量_１，１２（２０００［Ｗｈ］）を差し引くことにより、５００［Ｗｈ］と算出される。同様の計算により、蓄電池２２の予備放電可能量_２２は３７５［Ｗｈ］、蓄電池３２の予備放電可能量_３２は１２５［Ｗｈ］と算出される。

次に、図６を用いて、放電可能量_ｍ，ｎ算出処理（図５に示すステップＳ３０）の詳細について説明する。

ステップＳ４０において、ＥＭＳ５０は、放電可能量_ｎ＜（放電能力_ｎ）×（グループｍに属する時間）であるか否かを判定する。前述の如く、「放電可能量_ｎ」とは、蓄電池ｎから放電可能な電力量を示すものである。また、「放電能力_ｎ」は、蓄電池ｎの単位時間（１ｈｒ）当りの最大放電量を示すものである。また、「グループｍに属する時間」とは、グループｍの総時間を示すものであり、例えば、グループ１（１０～１７時）に属する時間は、７時間である。

ＥＭＳ５０は、放電可能量_ｎ＜（放電能力_ｎ）×（グループｍに属する時間）であると判定した場合（ステップＳ４０で「ＹＥＳ」）、ステップＳ４１に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、放電可能量_ｎ＜（放電能力_ｎ）×（グループｍに属する時間）でないと判定した場合（ステップＳ４０で「ＮＯ」）、ステップＳ４２に移行する。

なお、ステップＳ４０で「ＹＥＳ」の場合とは、グループｍに属する時間の間、蓄電池ｎから最大能力（最大放電量）で放電すれば、蓄電池ｎが放電不可能となることを示している。一方、ステップＳ４０で「ＮＯ」の場合とは、グループｍに属する時間の間、蓄電池ｎから最大能力（最大放電量）で放電してもなお、蓄電池ｎが放電可能であることを示している。

ステップＳ４１において、ＥＭＳ５０は、グループｍにおける蓄電池ｎの放電可能量（放電可能量_ｍ，ｎ）を決定する。ＥＭＳ５０は、蓄電池ｎの放電可能量（放電可能量_ｎ）を放電可能量_ｍ，ｎとする。

ステップＳ４２において、ＥＭＳ５０は、ステップＳ４１と異なる方法でグループｍにおける蓄電池ｎの放電可能量（放電可能量_ｍ，ｎ）を決定する。ＥＭＳ５０は、（放電能力_ｎ）×（グループｍに属する時間）を放電可能量_ｍ，ｎとする。

なお、ＥＭＳ５０は、ステップＳ４０からＳ４２までの処理を、蓄電池ｎの台数分繰り返す。このようにして全ての蓄電池ｎについて、ステップＳ４０からＳ４２までの処理を行う。ＥＭＳ５０は、全ての蓄電池ｎについてステップＳ４０からＳ４２までの処理を行うことにより、図６に示す放電可能量_ｍ，ｎ算出処理（図５に示すステップＳ３０）を終了する。

ＥＭＳ５０は、図６に示す放電可能量_ｍ，ｎ算出処理（図５に示すステップＳ３０）を終了した後、ステップＳ３１に移行する。ステップＳ３１以降の処理については、前述のとおりである。

このようにして、ステップＳ１０及びＳ１１によって構成される放電計画制御は完了する（図３参照）。この放電計画制御によって前日に計画立案された放電を行う時間帯及び放電量（図５に示すステップＳ３４又はＳ３５で決定された放電許可量）に基づいて、当日に蓄電池ｎからの放電が行われる。

前述したように、当日の負荷Ｈの消費電力の予測値及び太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力の予測値から、各蓄電池１２・２２・３２に要求される放電量（放電要求量）を算出したうえで（図４に示すステップＳ２１）、各蓄電池１２・２２・３２に許可する放電量（放電許可量）を決定する（図４に示すステップＳ２２）。その際に、ステップＳ２１及びＳ２２の処理を買電単価の高いグループから順に行うことにより（図４参照）、必ずしも放電を許可する時間帯（放電許可時間帯）の開始時刻（７時）から放電を開始させるのではなく、買電単価の高いグループ（買電単価が３５［円／ｋＷｈ］である時間帯（１０～１７時））から優先的に放電を行う（放電許可量を割り当てる）こととなる。

これにより、最も放電を行うべき買電単価の最も高い時間帯（１０～１７時）に蓄電池１２・２２・３２の蓄電残量が不足して放電ができないといった事態を回避することができる。したがって、買電単価の高い時間帯における系統電源Ｋからの購入電力量を減らすことができ、ひいては、電気料金の削減を図ることができる。

また、ステップＳ２１及びＳ２２においては、買電単価の最も高いグループの時間帯に放電許可量を割り当てても放電可能量がなお残っている場合、次に買電単価の高いグループの時間帯に放電許可量を割り当てる。よって、必ずしも買電単価の最も高いグループの時間帯（１０～１７時）の開始時刻（１０時）から放電を開始させるのではなく、当該開始時刻（１０時）から放電要求量に対して放電許可量を割り当てても放電可能量が余剰する場合には、買電単価の最も高いグループの時間帯（１０～１７時）より前の時間帯（７～１０時）にも放電許可量を割り当てることができる。したがって、７～１０時に放電を行わなかったことにより、蓄電池１２・２２・３２に蓄電された電力を使いきれないという事態の回避を図ることができる。

また、本実施形態においては、図５に示すステップＳ３２で示した算出式によって、総放電可能量に対して各蓄電池１２・２２・３２の放電可能量が占める割合に応じて、各蓄電池１２・２２・３２に放電要求量を割り当て、放電可能量が放電要求量以上である場合（ステップＳ３３でＹＥＳ）には、割り当てた当該放電要求量を放電許可量とするものであるため（ステップＳ３４）、放電可能な全ての蓄電池１２・２２・３２に放電許可量が割り当てられることとなる。

このように放電可能な蓄電池１２・２２・３２が分散されることにより、負荷Ｈの消費電力の急激な変動があった場合、蓄電池１２・２２・３２の１台当りの放電量の変動が少なくてすむ。よって、負荷Ｈの消費電力の急激な変動に対応し易くすることができる。

また当日、ＥＭＳ５０は、原則として、放電計画制御で割り当てた放電許可量を上限として蓄電池１２・２２・３２の負荷追従運転を行うが、各蓄電池１２・２２・３２の放電能力（単位時間当たりの最大放電量）には限界があるため、負荷Ｈの消費電力の急激な増加により、少ない蓄電池台数ではこれに対応しきれない（負荷Ｈの消費電力を賄えない）おそれがある。これに対して、本実施形態においては、放電を行う蓄電池台数が多くなり易く（放電可能な蓄電池１２・２２・３２が分散され易く）、これに伴って最大放電量の合計も多くなり易い。したがって、負荷Ｈの消費電力の急激な増加があった場合でも、これに対応する（負荷Ｈの消費電力を賄う）ことが容易となる。

なお、本実施形態においては、図５に示すステップＳ３２で示した算出式によって、総放電可能量に対して各蓄電池１２・２２・３２の放電可能量が占める割合に応じて、各蓄電池１２・２２・３２に放電要求量を割り当て、放電可能量が放電要求量以上である場合（ステップＳ３３でＹＥＳ）には、割り当てた当該放電要求量を放電許可量とするものとしたが（ステップＳ３４）各蓄電池１２・２２・３２の放電可能量をそのまま放電許可量としてもよい。この場合、放電可能量の多い蓄電池１２・２２・３２から優先的に放電許可量の割当を行うと、少ない蓄電池台数で放電要求量を満たすことができるため、放電を行う蓄電池台数が少なくなり易い。

これに対して、本実施形態においては、蓄電池１２・２２・３２の放電可能量から各蓄電池１２・２２・３２に放電許可量を割り当てる際、この割当を放電可能量の少ない蓄電池１２・２２・３２から優先的に行う（図５参照）。このように、放電可能量の少ない蓄電池１２・２２・３２から優先的に割当を行うと、放電要求量を満たすために、放電許可量が割り当てられた蓄電池１２・２２・３２（放電が許可された蓄電池１２・２２・３２）の台数が多くなり易い（放電可能な蓄電池１２・２２・３２が分散される）。よって、負荷Ｈの消費電力の急激な変動に対応し易く、かつ、負荷Ｈの消費電力の急激な増加があった場合でも、これに対応する（負荷Ｈの消費電力を賄う）ことが容易となる。

また、放電可能量は、各蓄電池１２・２２・３２の蓄電残量及び放電能力、並びにグループｍに属する時間を考慮して、実際には放電不可能な値とならないようにしている（図６参照）。これにより、放電許可量が実際に放電可能な放電量を超えて、必要以上に割り当てられないようにすることができる。

次に、図３に示すステップＳ１２からＳ１６のリアルタイム補正制御について説明する。前述したように、当日は、ＥＭＳ５０は、第一センサ４１、第二センサ４２及び第三センサ４３の検出結果に基づいて蓄電池１２・２２・３２の負荷追従運転を行うのであるが、原則として、蓄電池からの放電量は、ステップＳ１１の放電計画制御で割り当てた放電許可量を上限とする。但し、当日の負荷Ｈの実際の消費電力や太陽光発電部１１・２１・３１の実際の発電電力は予測値とずれる場合があるので、以下のリアルタイム補正制御により、放電量の補正を適宜行う。

ステップＳ１２において、ＥＭＳ５０は、現在が放電許可時間帯であるか否かの判定を行う。前述の如く、「放電許可時間帯」とは、蓄電池１２・２２・３２に放電を許可する時間帯のことをいう。本実施形態において、放電許可時間帯は、買電単価の最も低い時間帯（０～７時）以外の時間帯（７～２４時）に設定されている。

ＥＭＳ５０は、現在が放電許可時間帯であると判定した場合（ステップＳ１２で「ＹＥＳ」）、ステップＳ１３に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、現在が放電許可時間帯でないと判定した場合（ステップＳ１２で「ＮＯ」）、図３に示すメインフローを終了する。

ステップＳ１３において、ＥＭＳ５０は、現在がグループｍの終了時刻であるか否かの判定を行う。ここで、「グループｍの終了時刻」とは、グループｍが完全に終了する時刻を示すものであり、例えばグループ２のように複数の時間帯に分かれている場合には、最も後半の時間帯の終了時刻（グループ２の場合、２４時）がグループｍの終了時刻となる。ＥＭＳ５０は、現在がグループｍの終了時刻でないと判定した場合（ステップＳ１３で「ＮＯ」）、ステップＳ１６に移行する。

ステップＳ１６において、ＥＭＳ５０は、放電制御処理を行う。以下、図８を用いて、放電制御処理について説明する。

ステップＳ６０において、ＥＭＳ５０は、現在の住宅総負荷量を取得する。ここで、「住宅総負荷量」とは、各住宅における負荷量（各住宅の負荷Ｈ（負荷Ｈ１、Ｈ２、Ｈ３）の消費電力）の合計値を示すものである。ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ６０の処理を行った後、ステップＳ６１に移行する。

ステップＳ６１において、ＥＭＳ５０は、現在のＰＶ総発電量を取得する。ここで、「ＰＶ総発電量」とは、太陽光発電部１１・２１・３１によって発電される電力量の合計を示すものである。ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ６１の処理を行った後、ステップＳ６２に移行する。

ステップＳ６２において、ＥＭＳ５０は、現在の放電要求量を算出する。現在の放電要求量は、ステップＳ６０で算出した現在の住宅総負荷量から、ステップＳ６１で算出した現在のＰＶ総発電量を差し引くことによって算出される。すなわち、（放電要求量）＝（現在の住宅総負荷量）－（現在のＰＶ総発電量）となる。ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ６２の処理を行った後、ステップＳ６３に移行する。

ステップＳ６３において、ＥＭＳ５０は、放電要求量＞０であるか否かを判定する。ＥＭＳ５０は、放電要求量＞０であると判定した場合（ステップＳ６３で「ＹＥＳ」）、ステップＳ６４に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、放電要求量＞０でないと判定した場合（ステップＳ６３で「ＮＯ」）、図８に示す放電制御処理を終了する。

なお、ステップＳ６３で「ＹＥＳ」の場合とは、蓄電池１２・２２・３２から放電することができる（放電が必要である）ことを示している。一方、ステップＳ６３で「ＮＯ」の場合とは、蓄電池１２・２２・３２からの放電が不要であることを示している。

ステップＳ６４において、ＥＭＳ５０は、全蓄電池（蓄電池１２・２２・３２）の残放電許可量_ｍ，ｎを算出する。ここで、「残放電許可量」とは、ステップＳ１１の放電計画制御で（前日に）割り当てた放電許可量の残存分を示すものである。そして、添え字の「ｍ」は、ステップＳ２０でグループ分けした各グループｍの期間における残放電許可量であることを示している。また、添え字の「ｎ」は、各蓄電池ｎ（蓄電池ｎ＝蓄電池１２、蓄電池２２、蓄電池３２）の残放電許可量であることを示している。

残放電許可量_ｍ，ｎは、ステップＳ１１で割り当てられた放電許可量_ｍ，ｎから、実放電量_ｍ，ｎを減ずることによって算出される。ここで、「実放電量」とは、蓄電池１２・２２・３２からの実際の放電量を示すものである。そして、添え字の「ｍ」は、ステップＳ２０でグループ分けした各グループｍの期間における実放電量であることを示している。また、添え字の「ｎ」は、各蓄電池ｎ（蓄電池ｎ＝蓄電池１２、蓄電池２２、蓄電池３２）の実放電量であることを示している。

ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ６４の処理を行った後、ステップＳ６５に移行する。

ステップＳ６５において、ＥＭＳ５０は、ステップＳ６４で算出した残放電許可量_ｍ，ｎ＜０であるか否かを判定する。ＥＭＳ５０は、残放電許可量_ｍ，ｎ＜０であると判定した場合（ステップＳ６５で「ＹＥＳ」）、ステップＳ６６に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、残放電許可量_ｍ，ｎ＜０でないと判定した場合（ステップＳ６５で「ＮＯ」）、ステップＳ６４に移行する。

なお、ステップＳ６５で「ＹＥＳ」の場合とは、ステップＳ１１で割り当てた放電許可量（及び太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力）によって実放電量を賄えていることを示している。一方、ステップＳ６５で「ＮＯ」の場合とは、ステップＳ１１で割り当てた放電許可量（及び太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力）では実放電量を賄えていないことを示している。

ステップＳ６６において、ＥＭＳ５０は、放電許可量追加割当処理を行う。放電許可量追加割当処理は、ステップＳ１１で割り当てた放電許可量を超えて、放電許可量を追加割当する処理である。以下、図９を用いて、放電許可量追加割当処理について説明する。

ステップＳ７０において、ＥＭＳ５０は、追加放電要求量_ｍ，ｎを算出する。ここで、「追加放電要求量」とは、追加で蓄電池１２・２２・３２に要求する放電量を示すものである。そして、添え字の「ｍ」は、ステップＳ２０でグループ分けした各グループｍの期間における追加放電要求量であることを示している。また、添え字の「ｎ」は、各蓄電池ｎ（蓄電池ｎ＝蓄電池１２、蓄電池２２、蓄電池３２）の追加放電要求量であることを示している。追加放電要求量_ｍ，ｎは、例えば、現在の系統電源Ｋからの購入電力や、グループｍの残り時間等によって算出される。

ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ７０の処理を行った後、ステップＳ７１に移行する。

ステップＳ７１において、ＥＭＳ５０は、予備放電可能量_ｎ＞０であるか否かを判定する。予備放電可能量_ｎは、図４に示すステップＳ２３で算出されたものである。ＥＭＳ５０は、予備放電可能量_ｎ＞０であると判定した場合（ステップＳ７１で「ＹＥＳ」）、ステップＳ７２に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、予備放電可能量_ｎ＞０でないと判定した場合（ステップＳ７１で「ＮＯ」）、ステップＳ７３に移行する。

ステップＳ７２において、ＥＭＳ５０は、追加割当可能量_ｍ，ｎを算出する。ここで、「追加割当可能量」とは、追加で蓄電池１２・２２・３２に割り当て可能な放電量を示すものである。そして、添え字の「ｍ」は、ステップＳ２０でグループ分けした各グループｍの期間における追加割当可能量であることを示している。また、添え字の「ｎ」は、各蓄電池ｎ（蓄電池ｎ＝蓄電池１２、蓄電池２２、蓄電池３２）の追加割当可能量であることを示している。この処理において、ＥＭＳ５０は、予備放電可能量_ｎを追加割当可能量_ｍ，ｎとする。

一方、ステップＳ７３において、ＥＭＳ５０は、ステップＳ７２と異なる方法で追加割当可能量_ｍ，ｎを算出する。この処理において、ＥＭＳ５０は、放電許可量_Ｌ，ｎを追加割当可能量とする。ここで、「放電許可量_Ｌ，ｎ」とは、該当蓄電池ｎに割り当てられた放電許可量のうち、最も安い買電単価のグループＬでの放電許可量を示すものである。本実施形態においては、最も安い買電単価のグループＬは、買電単価が２５［円／ｋＷｈ］であるグループ２（７～１０時及び１７～２４時）である。

ＥＭＳ５０は、ステップＳ７２又はステップＳ７３の処理を行った後、ステップＳ７４に移行する。

ステップＳ７４において、ＥＭＳ５０は、追加割当可能量_ｍ，ｎ≧追加放電要求量_ｍ，ｎであるか否かを判定する。ＥＭＳ５０は、追加割当可能量_ｍ，ｎ≧追加放電要求量_ｍ，ｎであると判定した場合（ステップＳ７４で「ＹＥＳ」）、ステップＳ７５に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、追加割当可能量_ｍ，ｎ≧追加放電要求量_ｍ，ｎでないと判定した場合（ステップＳ７４で「ＮＯ」）、ステップＳ７６に移行する。

なお、ステップＳ７４で「ＹＥＳ」の場合とは、ステップＳ７２又はＳ７３で算出した追加割当可能量_ｍ，ｎで、ステップＳ７０で算出した追加放電要求量_ｍ，ｎを賄えることを示している。一方、ステップＳ７４で「ＮＯ」の場合とは、ステップＳ７２又はＳ７３で算出した追加割当可能量_ｍ，ｎでは、ステップＳ７０で算出した追加放電要求量_ｍ，ｎを賄えないことを示している。

ステップＳ７５において、ＥＭＳ５０は、追加割当する放電許可量_ｍ，ｎを決定する。この処理において、ＥＭＳ５０は、ステップＳ７０で算出した追加放電要求量_ｍ，ｎを、追加割当する放電許可量_ｍ，ｎとする。

一方、ステップＳ７６において、ＥＭＳ５０は、ステップＳ７５と異なる方法で追加割当する放電許可量_ｍ，ｎを決定する。この処理において、ＥＭＳ５０は、ステップＳ７２又はＳ７３で算出した追加割当可能量_ｍ，ｎを、追加割当する放電許可量_ｍ，ｎとする。

ＥＭＳ５０は、ステップＳ７５又はステップＳ７６の処理を行った後、ステップＳ７７に移行する。

ステップＳ７７において、ＥＭＳ５０は、実放電量_ｍ，ｎを初期化する。これにより、実放電量_ｍ，ｎ＝０となる。ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ７７の処理を行った後、ステップＳ７８に移行する。

ステップＳ７８において、ＥＭＳ５０は、予備放電可能量_ｎ＞０であるか否かを判定する。ＥＭＳ５０は、予備放電可能量_ｎ＞０であると判定した場合（ステップＳ７８で「ＹＥＳ」）、ステップＳ７９に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、予備放電可能量_ｎ＞０でないと判定した場合（ステップＳ７８で「ＮＯ」）、ステップＳ８０に移行する。

ステップＳ７９において、ＥＭＳ５０は、予備放電可能量_ｎを更新する。この処理において、ＥＭＳ５０は、更新前の予備放電可能量_ｎから追加割当した放電許可量_ｍ，ｎを減ずることにより、予備放電可能量_ｎを更新する。

一方、ステップＳ８０において、ＥＭＳ５０は、放電許可量_Ｌ，ｎを更新する。この処理において、ＥＭＳ５０は、更新前の放電許可量_Ｌ，ｎから追加割当した放電許可量_ｍ，ｎを減ずることにより、放電許可量_Ｌ，ｎを更新する。

ＥＭＳ５０は、ステップＳ７９又はＳ８０の処理を行った後、図９に示す放電許可量追加割当処理（すなわち、図８のステップＳ６６）を終了する。

再び図８を参照する。ＥＭＳ５０は、ステップＳ６４からＳ６６までの処理を、蓄電池ｎの台数分繰り返す。このようにして全ての蓄電池ｎについて、ステップＳ６４からＳ６６までの処理を行う。ＥＭＳ５０は、全ての蓄電池ｎについてステップＳ６４からＳ６６までの処理を行った後、ステップＳ６７に移行する。

ステップＳ６７において、ＥＭＳ５０は、追加割当されていない蓄電池ｎの中で残放電可能量_ｍ，ｎが多い蓄電池ｎから順に必要台数だけ蓄電池ｎに放電指示を行う。これにより、蓄電残量の均一化を図ることができる。追加割当されていない蓄電池ｎからの放電では足りない場合は、追加割当した蓄電池ｎの中で放電許可量_ｍ，ｎが多い蓄電池ｎから順に必要台数だけ放電指示を行い、残りの蓄電池ｎは待機指示を行う。

ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ６７の処理を行った後、図８に示す放電制御処理（すなわち、図３のステップＳ１６）を終了する。

再び図３を参照する。ステップＳ１３において、ＥＭＳ５０は、現在がグループｍの終了時刻であると判定した場合（ステップＳ１３で「ＹＥＳ」）、ステップＳ１４に移行する。

ステップＳ１４において、ＥＭＳ５０は、余剰放電許可量割当処理を行う。ここで、「余剰放電許可量」とは、図３に示すステップＳ１１の放電許可量割当処理及び（必要に応じて）図８に示すステップＳ６６の放電許可量追加割当処理で割り当てた放電許可量のうち、実際に蓄電池１２・２２・３２に要求される放電量に対して余剰する放電許可量を示すものである。なお、余剰放電許可量割当処理の詳細については、後述する。

ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ１４の処理を行った後、ステップＳ１５に移行する。

ステップＳ１５において、ＥＭＳ５０は、実放電量_ｍ，ｎを初期化する。これにより、実放電量_ｍ，ｎ＝０となる。

なお、ＥＭＳ５０は、ステップＳ１５の処理を、蓄電池ｎの台数分繰り返す。このようにして全ての蓄電池ｎについて、ステップＳ１５の処理を行う。ＥＭＳ５０は、全ての蓄電池ｎについてステップＳ１５の処理を行った後、ステップＳ１６に移行する。ステップＳ１６の処理については、前述のとおりである。

以下、図７を用いて、余剰放電許可量割当処理（図３に示すステップＳ１４）について説明する。図７に示す余剰放電許可量割当処理は、余剰放電許可量を予備放電可能量とする、又は元のグループに戻す処理である。

ステップＳ５０において、ＥＭＳ５０は、余剰放電許可量_ｍ，ｎ＞０であるか否かを判定する。前述の如く、「余剰放電許可量」とは、ステップＳ１１等で割り当てた放電許可量のうち、実際に蓄電池１２・２２・３２に要求される放電量に対して余剰する放電許可量を示すものである。ＥＭＳ５０は、余剰放電許可量_ｍ，ｎ＞０であると判定した場合（ステップＳ５０で「ＹＥＳ」）、ステップＳ５１に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、余剰放電許可量_ｍ，ｎ＞０でないと判定した場合（ステップＳ５０で「ＮＯ」）、再びステップＳ５０に戻り、次の蓄電池について当該ステップＳ５０の処理を行う。

なお、ステップＳ５０で「ＹＥＳ」の場合とは、ステップＳ１１等で割り当てた放電許可量（及び太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力）によって、負荷Ｈの実際の消費電力を賄うことができたことを示している。一方、ステップＳ５０で「ＮＯ」の場合とは、ステップＳ１１等で割り当てた放電許可量（及び太陽光発電部１１・２１・３１の発電電力）では、負荷Ｈの実際の消費電力を賄うことができなかったことを示している。

ステップＳ５１において、ＥＭＳ５０は、放電許可量を追加割当したか否かを判定する。この処理において、ＥＭＳ５０は、図９に示す放電許可量追加割当処理（図８に示すステップＳ６６）を行ったか否かを判定する。ＥＭＳ５０は、放電許可量を追加割当したと判定した場合（ステップＳ５１で「ＹＥＳ」）、ステップＳ５４に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、放電許可量を追加割当していないと判定した場合（ステップＳ５１で「ＮＯ」）、ステップＳ５２に移行する。

なお、ステップＳ５０で「ＹＥＳ」、かつ、ステップＳ５１で「ＹＥＳ」の場合とは、他のグループ又は予備放電可能量からの追加割当があり、そのうえで放電許可量の余剰が生じたことを示している。一方、ステップＳ５０で「ＹＥＳ」、かつ、ステップＳ５１で「ＮＯ」の場合とは、他のグループ又は予備放電可能量からの追加割当がされておらず、終了時刻となったグループｍ（図３に示すステップＳ１３参照）に対して、ステップＳ１１で割り当てられた放電許可量だけで余剰が生じたことを示している。

ステップＳ５２において、ＥＭＳ５０は、未終了のグループがあるか否かを判定する。この処理において、ＥＭＳ５０は、未終了のグループ、すなわち、現時点において終了時刻が未だ経過していないグループがあるか否かを判定する。例えばグループ２のように複数の時間帯に分かれている場合には、ＥＭＳ５０は、最も後半の時間帯の終了時刻（グループ２の場合、２４時）が未だ経過していないグループがあるか否かを判定する。ＥＭＳ５０は、未終了のグループがあると判定した場合（ステップＳ５２で「ＹＥＳ」）、ステップＳ５３に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、未終了のグループがないと判定した場合（ステップＳ５２で「ＮＯ」）、ステップＳ５７に移行する。

ステップＳ５３において、ＥＭＳ５０は、未終了のグループのうち、買電単価が最も高いグループｘの放電許可量_ｘ，ｎに余剰放電許可量_ｍ，ｎを加算する。ＥＭＳ５０は、当該ステップＳ５３の処理を行った後、再びステップＳ５０に戻り、次の蓄電池について当該ステップＳ５０の処理を行う。

一方、ステップＳ５４において、ＥＭＳ５０は、他のグループから追加割当したか否かを判定する。ＥＭＳ５０は、他のグループから追加割当したと判定した場合（ステップＳ５４で「ＹＥＳ」）、ステップＳ５５に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、他のグループから追加割当していないと判定した場合（ステップＳ５４で「ＮＯ」）、ステップＳ５７に移行する。

なお、ステップＳ５４で「ＹＥＳ」の場合とは、他のグループ（買電単価の最も安いグループＬ）から追加割当を行ったこと（図９に示すステップＳ７３）を示している。一方、ステップＳ５４で「ＮＯ」の場合とは、予備放電可能量から追加割当を行ったこと（図９に示すステップＳ７２）を示している。

ステップＳ５５において、ＥＭＳ５０は、元のグループが未終了であるか否かを判定する。この処理において、ＥＭＳ５０は、追加割当元のグループ（買電単価の最も安いグループＬ）が未終了であるか否かを判定する。ＥＭＳ５０は、元のグループが未終了であると判定した場合（ステップＳ５５で「ＹＥＳ」）、ステップＳ５６に移行する。一方、ＥＭＳ５０は、元のグループが未終了でないと判定した場合（ステップＳ５５で「ＮＯ」）、ステップＳ５７に移行する。

ステップＳ５６において、ＥＭＳ５０は、余った放電許可量_ｍ，ｎを元のグループ（買電単価の最も安いグループＬ）に戻す。この処理において、ＥＭＳ５０は、当該処理前の放電許可量_Ｌ，ｎに余剰放電許可量_ｍ，ｎを足し合わせることにより、当該処理後の放電許可量_Ｌ，ｎとする。

一方、ステップＳ５７において、ＥＭＳ５０は、余った放電許可量_ｍ，ｎを予備放電可能量_ｎに戻す。この処理において、ＥＭＳ５０は、当該処理前の予備放電可能量_ｎに余剰放電許可量_ｍ，ｎを足し合わせることにより、当該処理後の予備放電可能量_ｎとする。

なお、ＥＭＳ５０は、ステップＳ５０からＳ５７までの処理を、蓄電池ｎの台数分繰り返す。このようにして全ての蓄電池ｎについて、ステップＳ５０からＳ５７までの処理を行う。ＥＭＳ５０は、全ての蓄電池ｎについてステップＳ５０からＳ５７までの処理を行うことにより、図７に示す余剰放電許可量割当処理（すなわち、図３のステップＳ１４）を終了し、図３に示すステップＳ１５に移行する。ステップＳ１５以降の処理は、前述のとおりである。

このように、ＥＭＳ５０は、原則として、前日に行った放電計画制御（図３に示すステップＳ１０及びＳ１１）によって割り当てられた放電許可量を上限として、蓄電池ｎ（蓄電池１２・２２・３２）からの放電を行う。そして、負荷Ｈの実際の消費電力（ステップＳ６０で取得される住宅総負荷量）及び太陽光発電部１１・２１・３１の実際の発電電力（ステップＳ６１で取得されるＰＶ総発電量）によって算出される、実際に要求される蓄電池１２・２２・３２からの放電量（ステップＳ６２で算出される放電要求量）と、予測した放電要求量に対して割り当てられた放電許可量（ステップＳ３４、Ｓ３５等参照）とのずれを補正する。

具体的には、実際に要求される蓄電池１２・２２・３２からの放電量が、割り当てられた放電許可量を上回る場合、適宜、放電許可量の追加割当処理を行うことで、系統電源Ｋからの購入電力を減らすことができ、電気料金の削減を図ることができる。一方、実際に要求される蓄電池１２・２２・３２からの放電量が、割り当てられた放電許可量を下回る場合、その余剰分（余剰放電許可量）を別の時間帯に充てることで、蓄電池１２・２２・３２の蓄電された電力を有効に使用することができ、蓄電池１２・２２・３２の蓄電された電力が本来使用できたにもかかわらず、使い切れずに余剰してしまうといった事態の回避を図ることができる。

以上の如く、本実施形態に係る電力供給システム１は、系統電源Ｋからの電力を充放電可能な蓄電装置（第一蓄電システム１０（蓄電池１２）、第二蓄電システム２０（蓄電池２２）及び第三蓄電システム３０（蓄電池３２））と、前記蓄電装置に要求される放電量である放電要求量を予測するＥＭＳ５０（要求量予測部）と、予測された前記放電要求量に対して、前記蓄電装置に許可される放電量である放電許可量を割り当てるＥＭＳ５０（割当部）と、を具備し、前記ＥＭＳ５０（割当部）は、前記蓄電装置に放電を許可する時間帯である放電許可時間帯を、前記系統電源Ｋからの電力の買電単価ごとに複数のグループｍにグループ分けし、前記買電単価の高いグループの前記放電要求量に対して優先的に放電許可量を割り当てる（ステップＳ２０からＳ２２）ものである。
このように構成することにより、系統電源Ｋからの買電単価に応じて蓄電装置（第一蓄電システム１０（蓄電池１２）、第二蓄電システム２０（蓄電池２２）及び第三蓄電システム３０（蓄電池３２））の放電を行うことで電気料金を削減することができる。

また、本実施形態に係る電力供給システム１は、前記蓄電装置（第一蓄電システム１０（蓄電池１２）、第二蓄電システム２０（蓄電池２２）及び第三蓄電システム３０（蓄電池３２））が放電可能な放電量である放電可能量を予測するＥＭＳ５０（可能量予測部）を具備し、前記蓄電装置は複数設けられ、前記ＥＭＳ５０（要求量予測部）は、前記蓄電装置の前記放電可能量の合計である総放電可能量に対して前記蓄電装置それぞれの前記放電可能量が占める割合に応じて、前記蓄電装置それぞれについて前記放電要求量を算出し、前記ＥＭＳ５０（割当部）は、前記蓄電装置の前記放電可能量が当該蓄電装置の前記放電要求量以上である場合、前記放電要求量を当該蓄電装置の前記放電許可量とする（ステップＳ３２及びＳ３４）ものである。
このように構成することにより、放電可能な全ての蓄電装置（第一蓄電システム１０（蓄電池１２）、第二蓄電システム２０（蓄電池２２）及び第三蓄電システム３０（蓄電池３２））に放電許可量を割り当てることができるため、負荷の消費電力の変化に対応し易くすることができる。

また、前記ＥＭＳ５０（割当部）は、前記蓄電装置（第一蓄電システム１０（蓄電池１２）、第二蓄電システム２０（蓄電池２２）及び第三蓄電システム３０（蓄電池３２））の前記放電可能量が当該蓄電装置の前記放電要求量未満である場合、前記放電可能量を当該蓄電装置の前記放電許可量とする（ステップＳ３５等）ものである。
このように構成することにより、蓄電装置（第一蓄電システム１０（蓄電池１２）、第二蓄電システム２０（蓄電池２２）及び第三蓄電システム３０（蓄電池３２））の放電可能量に応じた放電許可量とすることができる。より詳細には、放電可能量が放電要求量に満たない場合、放電要求量がそのまま放電許可量として割り当てられると、実際には供給不可能な量が放電許可量として割り当てられてしまうという事態が生じ得る。しかし、本発明においては、放電可能量が放電要求量に満たない場合、放電要求量をそのまま放電許可量とするのではなく、放電可能量を放電許可量とすることで、このような事態を防ぐことができる。

また、前記ＥＭＳ５０（可能量予測部）は、前記蓄電装置（第一蓄電システム１０（蓄電池１２）、第二蓄電システム２０（蓄電池２２）及び第三蓄電システム３０（蓄電池３２））の単位時間当たりの最大放電量に、前記グループｍの総時間を乗じた値を算出し、前記蓄電装置の前記放電可能量が前記値以上である場合、前記値を前記放電可能量とする（ステップＳ４２）ものである。
このように構成することにより、グループｍの総時間に応じた放電可能量とすることができる。より詳細には、実際には供給不可能な量が放電可能量として決定されるのを防ぐことができ、ひいては、実際には供給不可能な量が放電許可量として割り当てられるのを防ぐことができる。

また、前記ＥＭＳ５０（割当部）は、前記放電可能量の少ない前記蓄電装置に対して優先的に前記放電許可量を割り当てる（ステップＳ３１からＳ３７）ものである。
このように構成することにより、放電が許可された蓄電装置（第一蓄電システム１０（蓄電池１２）、第二蓄電システム２０（蓄電池２２）及び第三蓄電システム３０（蓄電池３２））の台数が多くなり易く、これにより負荷の消費電力の変化に対応し易くすることができる。

また、前記ＥＭＳ５０（割当部）によって決定された前記放電許可量を上限として、実際に前記蓄電装置（第一蓄電システム１０（蓄電池１２）、第二蓄電システム２０（蓄電池２２）及び第三蓄電システム３０（蓄電池３２））に要求される放電量に応じて前記蓄電装置からの放電量を制御するハイブリッドパワコン１３・２３・３３及びＥＭＳ５０（制御部）を具備し、前記ＥＭＳ５０（割当部）は、前記放電許可量を割り当ててもなお前記放電可能量が余剰する場合、その余剰分を予備放電可能量として記憶し、前記ＥＭＳ５０（制御部）は、前記ＥＭＳ５０（割当部）によって決定された前記放電許可量では実際に前記蓄電装置に要求される放電量を賄えない場合、前記予備放電可能量を上限として前記放電許可量の追加割当を行う（ステップＳ２３）ものである。
このように構成することにより、予測した放電要求量に対して割り当てられた放電許可量と、実際に要求される放電量とのずれを補正することができる。

なお、本実施形態に係る第一蓄電システム１０（蓄電池１２）、第二蓄電システム２０（蓄電池２２）及び第三蓄電システム３０（蓄電池３２）は、蓄電装置の実施の一形態である。
また、本実施形態に係るＥＭＳ５０は、要求量予測部、割当部、可能量予測部及び制御部の実施の一形態である。

以上、本発明の実施形態を説明したが、本発明は上記構成に限定されるものではなく、特許請求の範囲に記載された発明の範囲内で種々の変更が可能である。

例えば、電力供給システム１は、集合住宅に設けられるものとしたが、これに限定されるものではなく、例えば、オフィス等に設けられるものであってもよい。

また、電力供給システム１は、太陽光を利用して発電する太陽光発電部１１・２１・３１を具備するものとしたが、燃料電池であってもよく、また他の自然エネルギー（例えば、水力や風力）を利用して発電するものであってもよい。また、電力供給システム１は、必ずしも太陽光発電部１１・２１・３１を具備するものでなくてもよい。

また、本実施形態において蓄電システムの台数は、３台であるものとしたが、任意の台数とすることができ、例えば１台であってもよい。

また、本実施形態においては、当日にリアルタイム補正制御（図３に示すステップＳ１２からＳ１６）を行うものとしたが、本発明において当該リアルタイム補正制御は必須の構成ではない。

１電力供給システム
１０第一蓄電システム
１２蓄電池
２０第二蓄電システム
２２蓄電池
３０第三蓄電システム
３２蓄電池
５０ＥＭＳ

Claims

系統電源からの電力を充放電可能な蓄電装置と、
前記蓄電装置に要求される放電量である放電要求量を予測する要求量予測部と、
予測された前記放電要求量に対して、前記蓄電装置に許可される放電量である放電許可量を割り当てる割当部と、
を具備し、
前記割当部は、
前記蓄電装置に放電を許可する時間帯である放電許可時間帯を、前記系統電源からの電力の買電単価ごとに複数のグループにグループ分けし、
前記買電単価の高いグループの前記放電要求量に対して優先的に放電許可量を割り当て、
前記蓄電装置が放電可能な放電量である放電可能量を予測する可能量予測部を具備し、
前記蓄電装置は複数設けられ、
前記要求量予測部は、
前記蓄電装置の前記放電可能量の合計である総放電可能量に対して前記蓄電装置それぞれの前記放電可能量が占める割合に応じて、前記蓄電装置それぞれについて前記放電要求量を算出し、
前記割当部は、
前記蓄電装置の前記放電可能量が当該蓄電装置の前記放電要求量以上である場合、前記放電要求量を当該蓄電装置の前記放電許可量とし、
前記可能量予測部は、
前記蓄電装置の単位時間当たりの最大放電量に、前記グループの総時間を乗じた値を算出し、
前記蓄電装置の前記放電可能量が前記値以上である場合、前記値を前記放電可能量とする、
電力供給システム。
前記割当部は、
前記蓄電装置の前記放電可能量が当該蓄電装置の前記放電要求量未満である場合、前記放電可能量を当該蓄電装置の前記放電許可量とする、
請求項１に記載の電力供給システム。
前記割当部は、
前記放電可能量の少ない前記蓄電装置に対して優先的に前記放電許可量を割り当てる、
請求項１又は請求項２に記載の電力供給システム。
前記割当部によって決定された前記放電許可量を上限として、実際に前記蓄電装置に要求される放電量に応じて前記蓄電装置からの放電量を制御する制御部を具備し、
前記割当部は、
前記放電許可量を割り当ててもなお前記放電可能量が余剰する場合、その余剰分を予備放電可能量として記憶し、
前記制御部は、
前記割当部によって決定された前記放電許可量では実際に前記蓄電装置に要求される放電量を賄えない場合、前記予備放電可能量を上限として前記放電許可量の追加割当を行う、
請求項１から請求項３までのいずれか一項に記載の電力供給システム。