JP7240295B2 - 地域エネルギー管理装置及び地域エネルギー管理方法 - Google Patents

Description

本発明は、地域内のエネルギーを管理する地域エネルギー管理装置、及び地域エネルギー管理方法に関する。

従来、ビル、工場、住宅等の需要家は、エネルギーコストの低減及びＣＯ_２の排出削減を目的として、太陽光発電（ＰＶ：Photovoltaics）、コージェネレーションシステム、蓄電池等を導入し、エネルギーマネジメントシステム（ＥＭＳ：Energy Management System）により省エネルギー運転制御を実施してきた。また、近年、再生可能エネルギーの導入量の増大により、電力系統では需給バランス調整のニーズが増大しており、需要家のデマンドレスポンス（ＤＲ）による調整力提供のニーズが増大している。

一方、今後、電気自動車（ＥＶ：Electric Vehicle）が大量に普及すると予想されており、電気自動車に搭載された蓄電池（以下「ＥＶ蓄電池」）を活用して、省エネルギー、ＣＯ２削減及び調整力提供を行うエネルギーマネジメントシステムが期待されている。

従来のＥＶ蓄電池を活用したエネルギー管理装置に関する技術として、特許文献１には、ＥＶ蓄電池を需要家内の電力負荷及び電力供給源として計画的に運用することのできる電力需給システムを提供する運転方法が開示されている。需要家には、電力供給源の最適運用計画を行って、予測入庫時刻でのＥＶ蓄電池の目標蓄電池残量を導出する最適計画部と、目標蓄電池残量に関する情報をＥＶへ送信可能な通信部が設けられ、ＥＶは目標蓄電池残量に関する情報に従って、予測入庫時刻における蓄電池残量が目標蓄電池残量となるようにＥＶの運転を制御する。

特開２０１０－８８１４７号公報

しかしながら、特許文献１に開示された方法は、ＥＶ蓄電池が特定の需要家のエネルギーコストを削減するために活用されているが、電気自動車が経由する複数の需要家全体のエネルギーコストを低減することは想定されていない。また、特許文献１には、需要家が考慮する指標として、エネルギーコスト低減が提示されているが、ＣＯ２削減や、電力系統への調整力提供等の複数の指標は考慮されていない。

上記の状況から、本発明は、蓄電池を搭載した移動体が経由する複数の需要家全体のエネルギーを、需要家ごとの異なる目標指標を満たすように管理する手段が望まれていた。

上記課題を解決するために、本発明の一態様の地域エネルギー管理装置は、少なくとも電力系統に接続された電源設備及び電力負荷のいずれかを所有するとともに、移動体に搭載された蓄電池に対して充放電を行う充放電装置を有する、２以上の需要家から構成される地域に設置され、各需要家のエネルギー管理装置及び移動体のエネルギー管理装置と直接又は間接的にデータ通信可能に接続された地域エネルギー管理装置である。この地域エネルギー管理装置は、地域内に存在する蓄電池の時刻ごとの位置と蓄電池残量との関係を表す蓄電池残量分布と、各需要家が当該需要家ごとの目標指標を満足するための電源設備の運転計画を実施した場合における、各需要家の時刻ごとの過不足電力と、地域全体の目標指標とに基づき、需要家間の電力融通量を計算するように構成されている。

本発明の少なくとも一態様によれば、蓄電池を搭載した移動体を、複数の需要家を経由させて各需要家で充放電を行うことで、需要家ごとの異なる目標指標を満たすように需要家全体のエネルギーを管理することができる。
上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。

本発明の一実施形態に係る地域エネルギー管理装置が適用される地域内に存在する複数の需要家からなるエネルギーシステムの構成例を示すブロック図である。 本発明の一実施形態に係る各エネルギー管理装置（ＣＥＭＳ、ＦＥＭＳ、ＨＥＭＳ、ＥＶ－ＥＭＳ）の機能的な構成例を示すブロック図である。 本発明の一実施形態に係る地域エネルギー管理装置、及び各エネルギー管理装置が備える計算装置のハードウェア構成例を示すブロック図である。 本発明の一実施形態に係る地域エネルギー管理装置（ＣＥＭＳ）の処理例を示すフローチャートである。 本発明の一実施形態に係る需要家のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）の処理例を示すフローチャートである。 本発明の一実施形態に係るＥＶ用のエネルギー管理装置（ＥＶ-ＥＭＳ）の処理例を示すフローチャートである。 本発明の一実施形態に係る地域エネルギー管理装置（ＣＥＭＳ）と、ＥＶ用のエネルギー管理装置（ＥＶ－ＥＭＳ）と、需要家のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）の連携例を示すシーケンス図である。 本発明の一実施形態に係る地域エネルギー管理装置及び需要家のエネルギー管理装置による、ＥＶ蓄電池の充放電計画の一例を示す図である。 本発明の一実施形態に係る地域エネルギー管理装置及び需要家のエネルギー管理装置による、ＥＶ蓄電池の充放電計画の他の例を示す図である。 本発明の一実施形態に係るある需要家において、当該需要家の複数の定置型蓄電池と当該需要家に駐車されている複数の電気自動車のＥＶ蓄電池を束ねて運用する例を示す図である。

以下、本発明を実施するための形態（以下、「実施形態」と記述する）の例について、添付図面を参照して説明する。本明細書及び添付図面において実質的に同一の機能又は構成を有する構成要素については、同一の符号を付して重複する説明を省略する。

＜第１の実施形態＞
［需要家のエネルギーシステム］
まず、本発明の一実施形態に係る地域エネルギー管理装置が適用される地域内に存在する複数の需要家からなるエネルギーシステムの構成例について説明する。本実施形態は、地域内の各需要家が所有する電源設備と自動車等の移動体に搭載された蓄電池とを連携させて、地域全体のエネルギー管理を行うエネルギーシステムである。

図１は、一実施形態に係る地域エネルギー管理装置が適用される地域内に存在する複数の需要家からなるエネルギーシステムの構成例を示すブロック図である。図１では、ビル、工場又は住宅等で構成される複数の需要家５－１～５－Ｎ（Ｎは２以上の整数）を含む事業体４に地域エネルギー管理装置（ＣＥＭＳ：Community EMS）６が適用されている。

図１において、事業体４は、複数の需要家５－１～５－Ｎ及び地域エネルギー管理装置（図中「ＣＥＭＳ」）６を備える。需要家５－１は、商業ビルであり、例えば電源設備（図中「Ｐ」）１０、熱源設備（図中「Ｈ」）１１、負荷設備（図中「Ｌ」）１２、及び、商業ビル用のエネルギー管理装置（ＢＥＭＳ：Building EMS）７を備える。需要家５－２は、工場であり、例えば電源設備（Ｐ）１０、熱源設備（Ｈ）１１、負荷設備（Ｌ）１２、及び、工場用のエネルギー管理装置（ＦＥＭＳ：Factory EMS）８を備える。需要家５－Ｎは、住宅であり、例えば電源設備（Ｐ）１０、熱源設備（Ｈ）１１、負荷設備（Ｌ）１２、及び、住宅用のエネルギー管理装置（ＨＥＭＳ：Home EMS）９を備える。本明細書において、地域エネルギー管理装置６以外のエネルギー管理装置を、「ＥＭＳ」と略記することがある。

電源設備１０は、電気エネルギーの供給源となり得る設備である。例えばコージェネレーションシステムの発電機、蓄電池、又は太陽光発電機（ＰＶ）である。本実施形態では、需要家５に滞在する電気自動車１３（ＥＶ：Electric Vehicle）が搭載する蓄電池も、各需要家５が運用する電源設備１０の一つとして扱う。電気自動車１３は、蓄電池を搭載した移動体の一例であり、移動体としてハイブリッド型自動車など種々の車両や飛行体を適用できる。本実施形態が適用される移動体は、搭載した蓄電池の電力を動力源として移動可能に構成されていればよい。 熱源設備１１は、例えばビルや工場では、コージェネレーションシステムの冷凍機、ヒートポンプ、又はボイラー等である。また、住宅では、例えばヒートポンプである。
負荷設備１２は、例えば空調設備、照明機器、又は工場では生産設備などである。

各需要家５－１～５－Ｎには、電気自動車１３が走行計画に基づいて到着し、所定時間駐車（滞在）する。以下、電気自動車を「ＥＶ」と表記することがある。電気自動車１３には、蓄電池（図中「ＥＶＰ」）１４と、蓄電池１４の充放電等の動作を制御・管理するエネルギー管理装置（ＥＶ－ＥＭＳ）１５が搭載されている。蓄電池１４は移動体側蓄電池の一例である。本明細書において、蓄電池１４を「ＥＶ蓄電池１４」とも表記する。

図１の例では、需要家５－１に１台の電気自動車（ＥＶ）１３が滞在していることを示す。また、他の時刻において、需要家５－２に１台の電気自動車（ＥＶ）１３が滞在し、需要家５－Ｎに２台の電気自動車（ＥＶ）１３が滞在することが破線で示されている。

各需要家５－１～５－Ｎの電源設備１０は、電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４と電気的に接続する端子を有する、ＥＶ蓄電池１４の充放電を行う充放電装置１０ａを備える。以下、この充放電装置１０ａを「ＥＶ充放電装置１０ａ」と称する。ＥＶ充放電装置１０ａは、移動体側蓄電池に対して充放電を行う充放電装置の一例である。ＥＶ蓄電池１４は、移動先の需要家が備える電源設備１０のＥＶ充放電装置１０ａを介して、充電又は放電を行う。

各需要家５－１～５－Ｎの各種エネルギー管理装置（ＢＥＭＳ７、ＦＥＭＳ８、ＨＥＭＳ９）は、電源設備１０、熱源設備１１、及び負荷設備１２といった各種設備の運転計画の立案及び制御を行う。各需要家５－１～５－Ｎの電源設備１０は、電力系統１の送配電線１Ｌに接続されている。電力系統１には、風力発電システム（ＷＦ）２０などの種々の発電システムや他の事業体（図示略）が接続されている。

地域エネルギー管理装置（ＣＥＭＳ）６は、通信ネットワーク１９を介して各需要家５－１～５－Ｎのエネルギー管理装置（ＢＥＭＳ７、ＦＥＭＳ８、ＨＥＭＳ９）と連携し、事業体４全体のエネルギーを管理する。地域エネルギー管理装置６は、通信ネットワーク１９を介してアグリゲータ３に接続されている。アグリゲータ３は、通信ネットワーク１９を介して送配電事業者２に接続されている。アグリゲータ３は、多数の事業体や需要家に対して電力の調整力を要請し、得られた調整力を集約する。図１の例では、多数の事業体や需要家のうち一つの事業体４がアグリゲータ３に接続されている場合を示している。需要家５－１～５－Ｎを区別しない場合には、「需要家５」と表記する。

地域エネルギー管理装置６は、事業体４内の各需要家５のエネルギー管理装置（ＢＥＭＳ７、ＦＥＭＳ８、ＨＥＭＳ９、ＥＶ－ＥＭＳ１５）から各種情報を受け取り、各エネルギー管理装置に指令を送り、地域全体（事業体４内）の目標ＫＰＩ（Key Performance Indicator）を満たすように地域全体すなわち各需要家５のエネルギー管理を行う。例えばＫＰＩとして、以下の指標が挙げられる。通常、いずれか一つのＫＰＩにより目標ＫＰＩが設定される。

（１）運転コスト （単位：円）
（２）ＣＯ２排出量 （単位：ｋｇ＿ＣＯ２）
（３）一次エネルギー（購入電力エネルギー、購入ガスエネルギー）（単位：ＭＪ）

上記の［円］は運転コストの一例である。「ｋｇ_ＣＯ２」はＣＯ２排出量［ｋｇ］である。ＣＯ２排出量は、環境に与える負荷を表す。一次エネルギーは、需要を賄うために必要なエネルギー（電力及び燃料のエネルギー）である。

アグリゲータ３から調整力を要請された場合、地域エネルギー管理装置６は、この調整力を調達する前提で地域全体の目標ＫＰＩを満たす計画（各需要家の割当調整力、需要家間の電力融通量）を立案する。地域エネルギー管理装置６は、アグリゲータ３から要請された調整力を、事業体４内の各需要家５（滞在中の電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４を含む）に振り分ける。

アグリゲータ３から要請された調整力は、地域エネルギー管理装置６が、事業体４のエネルギー管理を行う上での制約条件（守るべき条件）である。ただし、地域エネルギー管理装置６は、要請された調整力を調達できそうもない場合、アグリゲータ３に「調達できない」又は「どれだけ調達できる」と回答する。

ここで言う調整力は、送配電事業者２が、供給区域におけるアンシラリーサービスを行うために必要となる発電設備、電力貯蔵装置、デマンドレスポンス（ＤＲ：Demand Response）、その他の電力需給を制御するシステム、又は、その他これに準ずるものの能力である。

送配電事業者２の送配電ネットワークには、電力品質を維持する機能（周波数制御、需給バランス調整、その他の系統安定化業務（潮流調整、電圧調整等））がある。本実施形態のアンシラリーサービスは、電力系統１と当該電力系統１に接続する各需要家の発電設備とを連携させて電力品質を維持する運用・サービスである。なお、調整力には、送配電事業者２が電力需給を制御する場合だけでなく、風力発電システム（ＷＦ）２０などを運用する小売電気事業者が電力需給を制御する場合も含む。

ここで、各需要家５－１～５－Ｎの電源設備１０は、熱源設備１１及び負荷設備１２に電力１６を供給する。ビルや工場等に導入される電源設備１０としてのコージェネレーションシステムの発電機は、排熱１７を熱源設備１１としてのコージェネレーションシステムの排熱利用吸収式冷凍機に供給することができる。熱源設備１１は、冷水、温水又は蒸気の熱エネルギー１８を負荷設備１２に供給することができる。電源設備１０のみでは電力が不足する場合、各エネルギー管理装置７～９は、電力会社（発電事業者）に対し電力の購入を要求することができる。

地域エネルギー管理装置６は、各需要家５－１～５－Ｎにおける余剰電力又は不足電力が発生した場合、各需要家５－１～５－Ｎ間で電力融通を行い、事業体４全体のエネルギー需給の最適化を行う。

また、電力系統１で需給バランスの調整が必要な場合、送配電事業者２は、アグリゲータ３に調整力を要請し、アグリゲータ３は、事業体４に調整力を要請する。地域エネルギー管理装置６は、アグリゲータ３からの調整力の要請に対して、各需要家５－１～５－Ｎの各エネルギー管理装置７～９と連携して調整力を生成するための運転計画を立案する。

一方、各エネルギー管理装置７，８，９は、地域エネルギー管理装置６からの調整力の要請に応じて、この調整力を調達する前提でエネルギー管理装置ごとに設定された目標ＫＰＩを満たす運転計画を立案する。例えば、各エネルギー管理装置７，８，９は、需要家５内で各種設備のデマンドレスポンス等により調整力を調達する。本実施形態では、電源設備１０の一つとして、電気自動車（ＥＶ）１３の蓄電池１４を活用する。ＥＶ蓄電池１４は、電源設備１０のＥＶ充放電装置１０ａを介して、需要家５内の電力系統への放電により電力を供給するとともに、同電力系統から充電することも可能である。

［各エネルギー管理装置の機能的な構成］
次に、各エネルギー管理装置の機能的な構成について説明する。
図２は、各エネルギー管理装置（ＣＥＭＳ６、ＦＥＭＳ８、ＨＥＭＳ９、ＥＶ－ＥＭＳ１５）の機能的な構成例を示すブロック図である。図２では、エネルギー管理装置７（ＢＥＭＳ）を記載していないが、エネルギー管理装置７についても、エネルギー管理装置８，９と同様の機能を有する。

（地域エネルギー管理装置）
地域エネルギー管理装置６は、ＳＯＣ分布予測部６ａと地域運転計画部６ｂを備える。ＳＯＣ分布予測部６ａ（残量分布予測部の一例）は、各需要家５から以下の情報を受け、将来（例えば２４時間）にわたる時刻ごとの地域全体のＳＯＣ（State of charge）の分布を予測する。ＳＯＣ分布は、時刻ごとの蓄電池の位置と、蓄電池の状態（残量）とを示す情報である。ここでは、地域全体のＳＯＣ分布として、各需要家のＳＯＣ分布（定置型蓄電池とＥＶ蓄電池を含む）、及び各電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４のＳＯＣ分布が予測される。定置型蓄電池は、各需要家５が備える蓄電池である。

各エネルギー管理装置（ＦＥＭＳ８、ＨＥＭＳ９）からの情報：
（１）時刻ごとの定置型蓄電池のＳＯＣ（充電量及び空容量）（ｋＷｈ）の予測値
（２）時刻ごとの当該需要家に滞在する各ＥＶ１３のＥＶ蓄電池１４のＳＯＣ（充電量及び空容量）（ｋＷｈ）の予測値
（３）時刻ごとの充放電可能量（ｋＷｈ）の予測値

上記（３）の時刻ごとの充放電可能量とは、ある時刻において一つの需要家５内で充放電可能な全電力である。例えば、対象時刻に電気自動車１３が滞在していれば、「充放電可能量」は、定置型蓄電池とＥＶ蓄電池１４を一つの蓄電池とみなした場合の充放電可能量である。また、対象の需要家５が定置型蓄電池を備えていない場合には、「充放電可能量」は、ＥＶ蓄電池１４のみの充放電可能量である。

ＥＶ用のエネルギー管理装置（ＥＶ－ＥＭＳ１５）からの情報：
・走行計画
・ＳＯＣ予測値

走行計画は、電気自動車１３の移動先（需要家５等）、移動先への到着時刻、滞在時間、移動時間などの情報である。ＥＶ－ＥＭＳ１５のＳＯＣ予測値については後述する。

地域運転計画部６ｂは、目標ＫＰＩと、各需要家５からの以下の情報とを受け、時刻ごとの電力需給マッチング（調整）を行い、各需要家５への時刻ごとの「調整力（割当調整力）」、「需要家間の電力融通量（各需要家の出力する電力、入力する電力）」を計算し、各需要家５へ指令（依頼）する。各需要家の出力する電力及び入力する電力を、以下では「出力／入力する電力」と記述する。また、地域運転計画部６ｂは、事業体４における各電気自動車１３の「ＥＶ充電池の充放電計画（修正案）」を立案し、各電気自動車１３へ送信する。「ＥＶ充電池の充放電計画（修正案）」は、前回の「ＥＶ充電池の充放電計画」との差分のみを計算してもよい。さらに、地域運転計画部６ｂは、需要家５ごとのＳＯＣを変更する場合に、必要があれば各電気自動車１３の走行計画の変更を指令（依頼）する。

各エネルギー管理装置（ＦＥＭＳ８、ＨＥＭＳ９）からの情報：
（１）時刻ごとの不足電力又は要求電力（ｋＷ）とそのＫＰＩの原単位（円／ｋＷｈ、ｋｇ_ＣＯ２／ｋＷｈ、ＭＪ／ｋＷｈ）の予測値
（２）時刻ごとの余剰電力又は提供可能電力（ｋＷ）とそのＫＰＩの原単位（円／ｋＷｈ、ｋｇ_ＣＯ２／ｋＷｈ、ＭＪ／ｋＷｈ）の予測値
（３）電源設備１０の運転計画

上記（１）と（２）の電力を合わせて「過不足電力」と称する。例えば、ある時刻において電源設備１０の発電機が定格出力の８０％で運転する場合、定格出力の２０％分が提供可能電力となる。また、ある時刻に最大容量の４０％分が充電される蓄電池において、その時間にその充電量（充電残量）の用途がない場合には最大容量の４０％分が余剰電力となる。本実施形態では、電気自動車１３（移動体）のＥＶ蓄電池１４を用いることで、需要家間において時間を超えて電力を融通できる。そのため、電力会社から購入する電力の料金が時刻に応じて異なる場合、余剰又は提供可能電力や上述した充放電可能量の情報は、電力融通する時刻の計算に反映される。

（需要家のエネルギー管理装置）
工場用のエネルギー管理装置（ＦＥＭＳ）８は、運転計画部８ａとＳＯＣ予測部８ｂを備える。同様に、住宅用の地域エネルギー管理装置（ＨＥＭＳ）９は、運転計画部９ａとＳＯＣ予測部９ｂを備える。運転計画部８ａと運転計画部９ａ、ＳＯＣ予測部８ｂとＳＯＣ予測部９ｂはそれぞれ同じ機能を有する。

運転計画部８ａ，９ａは、地域エネルギー管理装置６から受信した「調整力（割当調整力）」、「需要家間の電力融通量（各需要家の出力／入力する電力）」に基づき、各需要家５の目標ＫＰＩを達成するために、各種設備の運転計画を立案する。この運転計画には、電源設備１０の一種である定置型蓄電池の運転計画及びＥＶ蓄電池１４の運転計画を含む。

さらに、ＳＯＣ予測部８ｂ，９ｂは、ＫＰＩを向上させるため、電力の過不足及び各蓄電池のＳＯＣを予測し、以下を地域エネルギー管理装置６へ再度送信する。

地域エネルギー管理装置６へ提供する情報：
（１）時刻ごとの不足電力又は要求電力（ｋＷ）とそのＫＰＩの原単位（円／ｋＷｈ、ｋｇ_ＣＯ２／ｋＷｈ、ＭＪ／ｋＷｈ）の予測値
（２）時刻ごとの余剰電力又は提供可能電力（ｋＷ）とそのＫＰＩの原単位（円／ｋＷｈ、ｋｇ_ＣＯ２／ｋＷｈ、ＭＪ／ｋＷｈ）の予測値
（３）時刻ごとの定置型蓄電池のＳＯＣ（充電量及び空容量）（ｋＷｈ）の予測値
（４）時刻ごとの当該需要家に滞在する各ＥＶ１３のＥＶ蓄電池１４のＳＯＣ（充電量及び空容量）（ｋＷｈ）の予測値
（５）時刻ごとの充放電可能量（ｋＷｈ）の予測値
（６）電源設備１０の運転計画

（移動体のエネルギー管理装置）
ＥＶ用のエネルギー管理装置（ＥＶ－ＥＭＳ）１５は、ＳＯＣ予測部１５ａを備える。
ＳＯＣ予測部１５ａは、地域エネルギー管理装置６で計算された「ＥＶ蓄電池の充放電計画（修正案）」を、滞在先の需要家５のエネルギー管理装置経由で又は直接受信する。そして、エネルギー管理装置１５は、この充放電計画（修正案）と走行計画とを元に、ＥＶ蓄電池１４のＳＯＣを予測し、滞在先の需要家５のエネルギー管理装置経由で又は直接、ＳＯＣ予測結果を走行計画とともに地域エネルギー管理装置６へ再度送信する。

以降の説明において、“○○部は”と動作主体を記した場合、それは、ＣＰＵ３１（図３参照）がＲＯＭ３２又は不揮発性ストレージ３６から○○部のプログラムを読み出し、ＲＡＭ３３にロードした上で○○部の機能を実現することを意味する。

［各エネルギー管理装置が備える計算装置のハードウェア構成］
図３は、地域エネルギー管理装置６、各エネルギー管理装置７～９，１５が備える計算装置３０のハードウェア構成例を示すブロック図である。
計算装置３０は、いわゆるコンピュータとして用いられるハードウェアである。計算装置３０は、バスにそれぞれ接続されたＣＰＵ（Central Processing Unit）３１、ＲＯＭ（Read Only Memory）３２、及びＲＡＭ（Random Access Memory）３３を備える。さらに、計算装置３０は、表示装置３４、入力装置３５、不揮発性ストレージ３６、及び通信インターフェース３７を備える。

ＣＰＵ３１は、本実施形態に係る各機能を実現するソフトウェアのプログラムコードをＲＯＭ３２から読み出してＲＡＭ３３にロードし、実行する。ＲＡＭ３３には、ＣＰＵ３１の演算処理の途中で発生した変数やパラメーター等が一時的に書き込まれ、ＣＰＵ３１によって適宜読み出される。演算処理装置としてＣＰＵ３１を用いているが、ＭＰＵ（Micro Processing Unit）等の他のプロセッサでもよい。

表示装置３４は、例えば、液晶ディスプレイモニタであり、計算装置３０で行われる処理の結果等をユーザーに表示する。入力装置３５には、例えば、タッチパネルや押しボタン式のスイッチ等が用いられ、ユーザーが所定の操作入力、指示を行うことが可能である。なお、表示装置３４及び／又は入力装置３５は、エネルギー管理装置の構成によっては設けられないこともある。

不揮発性ストレージ３６としては、例えば、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＳＤ（Solid State Drive）、フレキシブルディスク、光ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ、ＣＤ－Ｒ、磁気テープ、不揮発性のメモリ等が用いられる。この不揮発性ストレージ３６には、ＯＳ（Operating System）、各種のパラメーターの他に、計算装置３０を機能させるためのプログラムやデータが記録されている。例えば不揮発性ストレージ３６に、走行計画や各種設備の運転計画が記録されてもよい。ＲＯＭ３２及び不揮発性ストレージ３６は、ＣＰＵ３１が動作するために必要なプログラムやデータ等を永続的に記録する。

通信インターフェース３７には、例えばＮＩＣ（Network Interface Card）やモデム等が用いられる。通信インターフェース３７は、端子が接続されたＬＡＮやインターネット等の通信ネットワーク１９又は専用線等を介して、外部装置との間で各種のデータを送受信することが可能に構成されている。

［地域エネルギー管理装置（ＣＥＭＳ）の処理］
図４は、地域エネルギー管理装置（ＣＥＭＳ）６の処理例を示すフローチャートである。
はじめに、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）のＣＰＵ３１（図３）は、通信インターフェース３７により、各需要家５のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）から、時刻ごとの定置型蓄電池及び駐車中の電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４のＳＯＣ予測値、時刻ごとの充放電可能量を入力する。さらに、地域エネルギー管理装置６のＣＰＵ３１は、各需要家５のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）から、時刻ごとの過不足電力とそのＫＰＩの原単位の予測値、並びに電源設備１０の運転計画を入力する。例えば、需要家５が電源設備１０として発電機と蓄電池（定置型、ＥＶ蓄電池）を備える場合には、地域エネルギー管理装置６のＣＰＵ３１は、発電機と蓄電池のそれぞれについて運転計画を取得する（Ｓ１）。

次いで、地域エネルギー管理装置６のＣＰＵ３１は、通信インターフェース３７により、電気自動車１３に搭載されたＥＶ用のエネルギー管理装置１５（ＥＶ－ＥＭＳ）から、走行計画及びＥＶ蓄電池１４のＳＯＣ予測値を入力する（Ｓ２）。

次いで、地域エネルギー管理装置６のＣＰＵ３１は、通信インターフェース３７により、アグリゲータ３から調整力要請の情報を入力する（Ｓ３）。

次いで、地域エネルギー管理装置６のＳＯＣ分布予測部６ａは、時刻ごとの定置型蓄電池及びＥＶ蓄電池１４のＳＯＣ予測値、時刻ごとの充放電可能量に基づいて、将来（例えば２４時間）にわたる時刻ごとの地域全体のＳＯＣの分布を予測する（Ｓ４）。すなわち、ＳＯＣ分布予測部６ａは、各需要家５のＳＯＣ分布（定置型蓄電池とＥＶ蓄電池を含む）と、各電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４のＳＯＣ分布を予測する。

次いで、地域エネルギー管理装置６の地域運転計画部６ｂは、要請された調整力と事業体４の目標ＫＰＩに基づいて、時刻ごとの電力需給マッチング（調整）を行い、各需要家５に割り当てる調整力、需要家５間の電力融通量（各需要家の出力／入力する電力）を計算する（Ｓ５）。ここで、電力需給マッチング（調整）では、例えば２４時間の全需要家のＫＰＩの合計値を最小にすることを目的とした最適化計算を実施する。但し、需要家ごとに異なるＫＰＩが使用された場合には、それぞれのＫＰＩに対して最適化計算を行い、各ＫＰＩに対する電力需給マッチング（調整）の結果を足し合わせる。

ここで、地域運転計画部６ｂは、要請された調整力の調達可否をアグリゲータ３に回答する（Ｓ６）。調整力を調達可能できない場合には、地域運転計画部６ｂは、「調達できない」又は「調達可能量」を回答する。なお、調整力を調達可能である場合には、アグリゲータ３への回答を省略してもよい。

次いで、地域運転計画部６ｂは、各電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４のＳＯＣ分布と、需要家５間の電力融通量（各需要家の出力／入力する電力）とから、各ＥＶ蓄電池１４の充放電計画（修正案）を計算する（Ｓ７）。通常、本実施形態のエネルギーシステムの運用を開始するにあたり、各電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４の充放電計画が用意されるので、ＥＶ蓄電池１４の充放電計画を計算することは、当該充放電計画の修正案を計算することと言える。

次いで、地域エネルギー管理装置６のＣＰＵ３１は、通信インターフェース３７により、各需要家５のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）に、割当調整力と出力／入力すべき電力の情報を出力する（Ｓ８）。

次いで、地域エネルギー管理装置６のＣＰＵ３１は、通信インターフェース３７により、各需要家５のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）を介して又は直接、各電気自動車１３のＥＶ用のエネルギー管理装置１５にＥＶ蓄電池１４の充放電計画（修正案）を出力する（Ｓ９）。「ＥＶ蓄電池の充放電計画」は、地域エネルギー管理装置６により随時更新される。また、電気自動車１３の走行計画の変更やＥＶ蓄電池１４の状態変化（ＥＶ蓄電池１４の残量低下速度の変化など）によっても充放電計画を変更する必要があるため、「ＥＶ蓄電池の充放電計画」はＥＶ用のエネルギー管理装置１５によっても随時更新される。

次いで、地域エネルギー管理装置６のＣＰＵ３１は、通信インターフェース３７により、需要家５に駐車している電気自動車１３のＥＶ用のエネルギー管理装置１５に、走行計画の修正依頼を出力する（Ｓ１０）。例えば、走行計画の修正例として、電気自動車１３の各需要家５での滞在時間や次に移動する需要家５への到着時刻、電気自動車１３の移動経路などの変更が挙げられる。

ステップＳ１０が終了した後、ステップＳ１に戻り、ステップＳ１～Ｓ１０の処理を所定周期（例えば１０分間隔）で繰り返す。繰返し周期をより短い時間に設定することで、地域エネルギー管理装置６によるエネルギー管理の精度を向上させることができる。なお、走行計画を修正する必要がない場合には、ステップＳ１０を省略できる。

［需要家のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）の処理］
図５は、需要家５－２，５－Ｎのエネルギー管理装置８，９（ＥＭＳ）の処理例を示すフローチャートである。
はじめに、需要家５－２，５－Ｎのエネルギー管理装置８，９（ＥＭＳ）のＣＰＵ３１（図３）は、通信インターフェース３７により、通信ネットワーク１９を介して入力される気象情報やイベント情報などに基づき、需要家５内の電力需要及び熱需要を予測する（Ｓ１１）。エネルギー管理装置８，９はそれぞれ、ステップＳ１１の処理を所定周期（例えば３０分間隔）で実行する。

次いで、エネルギー管理装置８，９のＣＰＵ３１は、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）から需要家５ごとの割当調整力と、出力／入力すべき電力の情報を入力する（Ｓ１２）。

次いで、エネルギー管理装置８，９のＣＰＵ３１は、不図示の計測装置による、需要家５内に滞在（駐車）する電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４のＳＯＣの計測値を取得する（Ｓ１３）。これにより、各需要家５のエネルギー管理装置は、ＥＶ蓄電池１４のＳＯＣの実測値（最新情報）に基づいて各種計算を行い、精度の高いエネルギー管理を行うことができる。

次いで、エネルギー管理装置８，９の運転計画部８ａ，９ａは、割当調整力と需要家５ごとの目標ＫＰＩとに基づき、調整可能量、及び電源設備１０（定置型蓄電池及びＥＶ蓄電池１４を含む）と熱源設備１１の運転計画を計算する（Ｓ１４）。ここで、需要家５ごとの運転計画では、例えば２４時間の需要家のＫＰＩの合計値を最小にすることを目的とした最適化計算を実施する。

次いで、運転計画部８ａ，９ａは、過不足電力とそのＫＰＩを予測し、ＳＯＣ予測部８ｂ，９ｂは、ＳＯＣ及び充放電可能量を予測する（Ｓ１５）。

次いで、エネルギー管理装置８，９のＣＰＵ３１は、通信インターフェース３７により地域エネルギー管理装置６に対し、過不足電力とそのＫＰＩの原単位の予測値、ＳＯＣ予測値、充放電可能量、調整力可能量、及び電源設備１０の運転計画を出力する（Ｓ１６）。

ステップＳ１６が終了後、ステップＳ１１に戻り、ステップＳ１１～Ｓ１６の処理を所定周期（例えば１０分間隔）で繰り返す。なお、ステップＳ１１及びＳ１２～Ｓ１６の各々の繰返し周期を、より短い時間に設定することで、エネルギー管理装置８，９によるエネルギー管理の精度を向上させることができる。

［ＥＶ用のエネルギー管理装置（ＥＶ－ＥＭＳ）の処理］
図６は、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５（ＥＶ-ＥＭＳ）の処理例を示すフローチャートである。
はじめに、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５（ＥＶ-ＥＭＳ）のＣＰＵ３１（図３）は、電気自動車１３の所有者より電気自動車１３の走行計画の入力を受け付ける（Ｓ２１）。

次いで、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５のＣＰＵ３１は、滞在先の需要家５のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）で計算されたＥＶ蓄電池１４の充放電計画（修正案）を入力する。または、滞在先の需要家５のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）を介して又は直接、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）で計算されたＥＶ蓄電池１４の充放電計画（修正案）を入力する（Ｓ２２）。

次いで、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５のＣＰＵ３１は、滞在先の需要家５のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）から電気自動車１３の走行計画の修正依頼を入力する。または、滞在先の需要家５のエネルギー管理装置を介して又は直接、地域エネルギー管理装置６から電気自動車１３の走行計画の修正依頼を入力する（Ｓ２３）。走行計画を修正する必要がない場合には、ステップＳ２２，Ｓ２３の処理は省略される。

次いで、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５のＣＰＵ３１は、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）からの走行計画修正依頼に基づいて、表示装置３４に走行計画修正用画面を表示してユーザーに対して走行計画の修正を指示する。そして、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５のＣＰＵ３１は、ユーザーが入力装置３５により入力した走行計画の修正を受け付けて修正された走行計画を不揮発性ストレージ３６に保存する（Ｓ２４）。

次いで、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５のＳＯＣ予測部１５ａは、走行計画とＥＶ蓄電池１４の充放電計画（修正案）からＥＶ蓄電池１４のＳＯＣを予測する（Ｓ２５）。

次いで、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５は、滞在先の需要家５のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）、又は、滞在先の需要家５のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）を介して又は直接、地域エネルギー管理装置６に走行計画とＳＯＣ予測値とを出力する（Ｓ２６）。

ステップＳ２６が終了後、ステップＳ２１に戻り、ステップＳ２１～Ｓ２６の処理を所定周期（例えば１０分間隔）で繰り返す。なお、ステップＳ２１～Ｓ２６の各々の繰返し周期を、より短い時間に設定することで、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５によるエネルギー管理の精度を向上させることができる。

［地域エネルギー管理装置と各エネルギー管理装置の連携］
図７は、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）と、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５（ＥＶ－ＥＭＳ）と、需要家５－２，５－Ｎのエネルギー管理装置８，９（ＥＭＳ）の連携例を示すシーケンス図である。ここでは、図２と同じように、エネルギー管理装置７（ＢＥＭＳ）を記載していないが、エネルギー管理装置７についても、エネルギー管理装置８，９と同様の処理が行われる。

まず、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）のＣＰＵ３１は、通信インターフェース３７により、需要家５－２，５－Ｎのエネルギー管理装置８，９（ＥＭＳ）からＳＯＣ予測値、充放電可能量の予測値を受信する（Ｓ３１）。また、地域エネルギー管理装置６のＣＰＵ３１は、需要家５－２，５－Ｎのエネルギー管理装置８，９から過不足電力とそのＫＰＩの原単位の予測値、及び電源設備１０の運転計画を受信する（Ｓ３２）。さらに、地域エネルギー管理装置６のＣＰＵ３１は、電気自動車１３のＥＶ用のエネルギー管理装置１５（ＥＶ－ＥＭＳ）から走行計画、ＳＯＣ予測値を受信する（Ｓ３３）。

次いで、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）のＳＯＣ分布予測部６ａは、各需要家５のＳＯＣ分布と、各電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４のＳＯＣ分布を予測する（Ｓ３４）。

次いで、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）のＣＰＵ３１は、アグリゲータ３から調整力の要請を受信する（Ｓ３５）。調整力要請の受信タイミングは、ステップＳ３６よりも前であればよい。

次いで、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）の地域運転計画部６ｂは、各需要家５の割当調整力と、需要家５間の電力融通量（各需要家５の出力／入力する電力）を計算する（Ｓ３６）。

次いで、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）のＣＰＵ３１は、各需要家５の割当調整力と、出力／入力すべき電力の情報を、エネルギー管理装置８，９（ＥＭＳ）のそれぞれに送信する（Ｓ３７、Ｓ３８）。また、地域エネルギー管理装置６のＣＰＵ３１は、各電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４の充放電計画（修正案）を、滞在先のエネルギー管理装置８，９を介して又は直接、各電気自動車１３のＥＶ用のエネルギー管理装置１５（ＥＶ－ＥＭＳ）へ送信する（Ｓ３９）。

次いで、エネルギー管理装置８，９の運転計画部８ａ，９ａはそれぞれ、需要家５－２，５－Ｎの電源設備１０と熱源設備１１の運転計画を立案する（Ｓ４０）。次いで、運転計画部８ａ，９ａはそれぞれ、需要家５－２，５－Ｎの過不足電力とそのＫＰＩの原単位を予測する（Ｓ４１）。次いで、エネルギー管理装置８，９のＳＯＣ予測部８ｂ，９ｂはそれぞれ、需要家５－２，５－Ｎの定置型蓄電池及びＥＶ蓄電池１４のＳＯＣと、充放電可能量を予測する（Ｓ４２）。

次いで、エネルギー管理装置８，９のＣＰＵ３１はそれぞれ、割当調整力を調達可能であるかどうか、又は、調達できない場合には調達可能量を、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）に送信する（Ｓ４３）。

次いで、エネルギー管理装置８，９のＣＰＵ３１はそれぞれ、通信インターフェース３７により、ＳＯＣ予測値、充放電可能量を地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）に送信する（Ｓ４４）。また、エネルギー管理装置８，９のＣＰＵ３１はそれぞれ、過不足電力とそのＫＰＩの原単位の予測値、及び電源設備１０の運転計画を、地域エネルギー管理装置６に送信する（Ｓ４５）。

一方、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５のＳＯＣ予測部１５ａは、地域エネルギー管理装置６で計算されたＥＶ蓄電池１４の充放電計画（修正案）と走行計画とから、ＥＶ蓄電池１４のＳＯＣを予測する（Ｓ４６）。次いで、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５のＣＰＵ３１は、走行計画とＳＯＣ予測値を、滞在先のエネルギー管理装置８，９（ＥＭＳ）を介して又は直接、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）に送信する（Ｓ４７）。

次いで、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）のＳＯＣ分布予測部６ａは、ステップＳ３４と同様に、各需要家５のＳＯＣ分布と、各電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４のＳＯＣ分布を再度予測する（Ｓ４８）。また、地域エネルギー管理装置６の地域運転計画部６ｂは、ステップＳ３５と同様に、各需要家５の割当調整力と、需要家５間の電力融通量を再度計算する（Ｓ４９）。

次いで、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）のＣＰＵ３１は、各需要家５の割当調整力と、出力／入力すべき電力の情報を、エネルギー管理装置８，９（ＥＭＳ）のそれぞれに送信する（Ｓ５０、Ｓ５１）。また、地域エネルギー管理装置６のＣＰＵ３１は、各電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４の充放電計画（修正案）を、各々のＥＶ用のエネルギー管理装置１５（ＥＶ－ＥＭＳ）へ送信する（Ｓ５２）。

ここで、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）の地域運転計画部６ｂが電気自動車１３の走行計画の修正が必要であると判定した場合、ＣＰＵ３１は、該当する電気自動車１３に搭載されたＥＶ用のエネルギー管理装置１５に走行計画の修正依頼を出力する（Ｓ５３）。

次いで、エネルギー管理装置８，９の運転計画部８ａ，９ａは、ステップＳ４０，Ｓ４１と同様に、電源設備１０と熱源設備１１の運転計画の立案（Ｓ５４）、過不足電力とそのＫＰＩの原単位の予測（Ｓ５５）を再度行う。次いで、エネルギー管理装置８，９のＳＯＣ予測部８ｂ，９ｂは、ステップＳ４２と同様に、定置型蓄電池及びＥＶ蓄電池１４のＳＯＣと、充放電可能量を再度予測する（Ｓ５６）。

次いで、エネルギー管理装置８，９（ＥＭＳ）のＣＰＵ３１は、ＳＯＣ予測値、充放電可能量を地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）に送信するとともに（Ｓ５７）、過不足電力とそのＫＰＩの原単位の予測値、及び電源設備１０の運転計画を、地域エネルギー管理装置６に送信する（Ｓ５８）。

一方、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５（ＥＶ－ＥＭＳ）のＣＰＵ３１は、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）から走行計画修正依頼に基づいて、ユーザーによる走行計画の修正を受け付ける（Ｓ５９）。

次いで、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５のＳＯＣ予測部１５ａは、ステップＳ４６と同様に、ＥＶ蓄電池１４の充放電計画（修正案）と修正後の走行計画とから、ＥＶ蓄電池１４のＳＯＣを再度予測する（Ｓ６０）。次いで、ＥＶ用のエネルギー管理装置１５のＣＰＵ３１は、走行計画とＳＯＣ予測値を、地域エネルギー管理装置６に送信する（Ｓ６１）。

次いで、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）、需要家５－２，５－Ｎのエネルギー管理装置８，９（ＥＭＳ）、及び各電気自動車１３のＥＶ用のエネルギー管理装置１５は、ステップＳ３４以降の処理を適宜繰り返す。以上の一連の処理を繰り返すことにより、事業体４全体すなわち事業体４及び各需要家５において個別のＫＰＩを向上することが可能になる。

以上述べたように、本実施形態に係る地域エネルギー管理装置は、少なくとも電力系統に接続された電源設備及び電力負荷のいずれかを所有するとともに、移動体に搭載された蓄電池に対して充放電を行う充放電装置を有する、２以上の需要家から構成される地域に設置され、各需要家のエネルギー管理装置及び移動体のエネルギー管理装置と直接又は間接的にデータ通信可能に接続された地域エネルギー管理装置である。この地域エネルギー管理装置は、地域内に存在する蓄電池の時刻ごとの位置と蓄電池残量との関係を表す蓄電池残量分布と、各需要家が当該需要家ごとの目標指標を満足するための電源設備の運転計画を実施した場合における、各需要家の時刻ごとの過不足電力と、地域全体の目標指標とに基づき、需要家間の電力融通量を計算するように構成されている

上述した構成の本実施形態によれば、蓄電池１４を搭載した移動体（電気自動車１３）を、複数の需要家５-１～５－Ｎを経由させて各需要家５で充放電を行うことで、需要家５全体（事業体４）のエネルギーを管理するシステムを実現できる。
また、本実施形態によれば、地域（事業体４）内に複数の需要家５を備えたエネルギーシステムにおいて、需要家５ごとに異なる目標指標（ＫＰＩ）を満たす電源設備の運転計画を実現できる。

また、以上のとおり、本実施形態に係る地域エネルギー管理装置は、地域内の蓄電池残量分布として、各需要家の蓄電池の時刻ごとの位置と蓄電池残量との関係を表す需要家蓄電池残量分布と、移動体の蓄電池の時刻ごとの位置と蓄電池残量との関係を表す移動体側蓄電池残量分布とを予測する残量分布予測部と、需要家間の電力融通量を元に、時刻ごとに各需要家が出力する電力と入力する電力とを計算する地域運転計画部と、を備える。

また、以上のとおり、本実施形態では、需要家蓄電池残量分布は、需要家が電源設備として備える定置型蓄電池の時刻ごとの位置と蓄電池残量との関係を示す情報と、移動体の蓄電池の時刻ごとの位置と蓄電池残量との関係を示す情報が反映されている。

また、以上のとおり、本実施形態では、需要家間の電力融通は、複数の需要家が接続される電力系統の送配電線を介する電力融通、及び／又は、蓄電池を搭載した移動体を用いた電力融通により実施される。

需要家間で電力を融通するために移動体に搭載された蓄電池を用いる場合、移動体が走行計画どおりに需要家に移動する必要がある。一方、電力系統の送配電線にはその必要がないため、送配電線を使用する方法は、移動体の蓄電池を用いる方法よりも信頼性が高い。また、電力系統を用いることで、ほぼリアルタイムに電力の融通が可能である。そこで、例えば電力系統の送配電線を優先的に使用し、何らかの理由で移動体の蓄電池を使用する必要が生じたときに、移動体の蓄電池を使用するようにしてもよい。

また、以上のとおり、本実施形態に係る地域エネルギー管理装置は、各需要家から調整力を調達する場合、移動体の滞在する需要家が備える電源設備の運転計画に基づいて、需要家が備える蓄電池の全蓄電池容量と調整力用の蓄電池容量との比率を決定するように構成されている。

また、以上のとおり、本実施形態では、移動体のエネルギー管理装置は、地域エネルギー管理装置又は需要家のエネルギー管理装置からの指令により、移動体に搭載された蓄電池の充放電を実施する。地域エネルギー管理装置又は需要家のエネルギー管理装置は、ＥＶ蓄電池の充放電計画（修正案）に沿うタイミングで、移動体のエネルギー管理装置に充放電の指令を出す。

また、以上のとおり、本実施形態では、移動体のエネルギー管理装置から、走行計画と、移動体に搭載された蓄電池の充放電計画とに基づいて予測された蓄電池の蓄電池残量が、当該地域エネルギー管理装置に入力される。

また、以上のとおり、本実施形態では、需要家のエネルギー管理装置から、時刻ごとの不足電力又は要求電力とその目標指標の原単位の予測値と、時刻ごとの余剰電力又は提供可能電力とその目標指標の原単位の予測値と、が当該地域エネルギー管理装置に入力される。

［ＥＶ蓄電池の充放電計画の一例］
図８は、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）及び需要家５のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）による、ＥＶ蓄電池１４の充放電計画の一例を示す図である。図８において、横軸は０時から２４時の時刻［ｈｒ］、縦軸は一台の電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４の残量（ＳＯＣ）の計画値［ｋＷｈ］を示す。

ＥＶ蓄電池１４の基本的な運用形態として、電気自動車１３は、１９時～翌日８時まで住宅に駐車されて住宅用のエネルギー管理装置９（ＨＥＭＳ）に管理され、８時～９時は利用者の出勤のため走行し、９時～１７時は工場に駐車されて工場用のエネルギー管理装置８（ＦＥＭＳ）に管理され、１７時～１８時は利用者の退勤のため走行する。

ＥＶ蓄電池１４は、０時～８時（時間帯ｔ１）は、住宅で安い深夜電力を利用してＳＯＣの下限“ＳＯＣ＿ｍｉｎ”から上限“ＳＯＣ＿ｍａｘ”まで充電し、８時～９時は工場への出勤による走行のため放電する。また、ＥＶ蓄電池１４は、工場では、１１時～１３時（時間帯ｔ２）はデマンドレスポンスのために下限“ＳＯＣ＿ｍｉｎ”まで放電し、１５時～１７時（時間帯ｔ３）はＰＶやコージェネレーションシステム（電源設備１０）の余剰電力を充電している。さらに、ＥＶ蓄電池１４は、１７時～１８時は退勤による走行のため放電し、１８時～１９時（時間帯ｔ４）は地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）からの調整力の要請により住宅用のエネルギー管理装置９（ＨＥＭＳ）の指令で放電している。１９時～２４時では、ＥＶ蓄電池１４は、住宅用の電力を放電している。ここで、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）は、工場用のエネルギー管理装置８（ＦＥＭＳ）から１５時～１７時（時間帯ｔ３）に余剰電力が発生し、また、１８時～１９時（時間帯ｔ４）に調整力が必要になる情報に基づき、ＥＶ蓄電池１４で工場から住宅へ電力を融通する計画を立案している。

［ＥＶ蓄電池の充放電計画の他の例］
図９は、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）及び需要家５のエネルギー管理装置（ＥＭＳ）による、ＥＶ蓄電池１４の充放電計画の他の例を示す図である。図９では、電気自動車１３が住宅から工場、ビルへ移動した後、住宅に戻ってくるケースにおける、ＥＶ蓄電池１４の蓄電池残量（ＳＯＣ）の変化の例を示す。図９において、横軸は０時から２４時の時刻［ｈｒ］、縦軸は一台の電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４の残量（ＳＯＣ）の計画値［ｋＷｈ］を示す。

基本的な運用形態として、電気自動車１３は、１９時～翌日８時まで住宅に駐車されて住宅用のエネルギー管理装置９（ＨＥＭＳ）に管理され、８時～９時は利用者の出勤のために走行し、９時～１２時は工場に駐車されて工場用のエネルギー管理装置８（ＦＥＭＳ）に管理される。その後、電気自動車１３は、１２時～１３時は工場からビルへ移動するために走行し、１３時～１７時はビルに駐車されてビル用のエネルギー管理装置７（ＢＥＭＳ）に管理され、１７時～１８時は利用者の退勤のため走行する。

ＥＶ蓄電池１４は、０時～８時（時間帯ｔ１１）は、住宅で安い深夜電力を利用してＳＯＣの下限“ＳＯＣ＿ｍｉｎ”から上限“ＳＯＣ＿ｍａｘ”まで充電し、８時～９時は工場への出勤による走行のため放電する。また、ＥＶ蓄電池１４は、工場では、９時～１０時（時間帯ｔ１２）は工場に生産用電力を供給するために下限“ＳＯＣ＿ｍｉｎ”まで放電し、１０時～１２時（時間帯ｔ１３）はＰＶ（電源設備１０）の余剰電力を充電している。さらに、ＥＶ蓄電池１４は、１２時～１３時は工場からビルへの移動のため放電し、ビルに到着後、１３時～１５時（時間帯ｔ１４）はビルの電力ピークカットのために放電している。そして、ＥＶ蓄電池１４は、１７時～１８時は退勤による走行のため放電し、１８時～２４時（時間帯ｔ１５）は住宅用の電力を放電している。ここで、地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）は、工場用のエネルギー管理装置８（ＦＥＭＳ）から１０時～１２時（時間帯ｔ１３）に余剰電力が発生し、また、ビル用のエネルギー管理装置７（ＢＥＭＳ）から１３時～１５時（時間帯ｔ１４）に電力が不足する情報に基づき、ＥＶ蓄電池１４で電力を融通する計画を立案している。

［需要家の蓄電池とＥＶの蓄電池の運用例］
図１０は、ある需要家（例えばビル）において、当該需要家の複数の定置型蓄電池と当該需要家に駐車されている複数の電気自動車１３のＥＶ蓄電池１４を束ねて運用する例を示す図である。図１０のグラフにおいて、横軸は時刻、左側の縦軸は蓄電池群のＳＯＣ［ｋＷｈ］、及び、右側の縦軸は需要家の全蓄電池容量に対する対象ＥＶ蓄電池１４の容量の割合［％］を示す。

本例では、需要家５に設置された太陽光発電（ＰＶ）の出力変動を補正するための蓄電池群（複数の蓄電池の集合）をＢ1、需要家５の電力ピークカットを行うための蓄電池群をＢ２、需要家５の調整力を提供するための蓄電池群をＢ３とする。全蓄電池（全蓄電池容量）の一部を用途に合わせて蓄電池群Ｂ１～Ｂ３として使用する。全蓄電池を用途ごとに物理的に区分してもよい。

図１０の上段から下段のグラフ上に示す一点鎖線は、各蓄電池群（Ｂ１，Ｂ２，Ｂ３）の割当容量Ｃ１～Ｃ３を示し、実線は、各蓄電池群のＳＯＣの計画値Ｖ１～Ｖ３［ｋＷｈ］を示す。各需要家５では、当該需要家５の複数の定置型蓄電池と駐車されている複数のＥＶ蓄電池１４に対し、任意の時刻で任意の組み合わせを計画する。各蓄電池群Ｂ１～Ｂ３は、一つの蓄電池として制御される。

（ＰＶの出力変動補正）
図１０の上段のグラフは、ＰＶの出力変動を補正するための蓄電池群Ｂ1の運用例を示す。蓄電池群Ｂ１において、８時～１５時の蓄電池割合は需要家５の全蓄電池容量の３０％、１５時～１８時の蓄電池割合は同２０％である。蓄電池群Ｂ１は、ＰＶの出力変動を補正するように割当容量Ｃ１の範囲で充放電を制御される。換言すると、８時～１５時では、ある需要家５の全蓄電池（全蓄電池容量）のうち３０％を蓄電池群Ｂ１に割り当ててＰＶの出力変動補正のために使用する。

（電力ピークカット）
図１０の中段のグラフは、需要家５の電力ピークカットを行うための蓄電池群Ｂ２の運用例を示す。蓄電池群Ｂ２において、８時～１５時の蓄電池割合は需要家５の全蓄電池容量の４０％、１５時～１８時の蓄電池割合は同３０％である。蓄電池群Ｂ２は、８時～１２時で充電され、１２時～１４時に電力ピークカットのために放電される。１４時～１８時の間は充電される。

（調整力提供）
図１０の下段のグラフは、電力系統１の需給調整のための需要家５の調整力を提供するための蓄電池群Ｂ３の運用例を示す。蓄電池群Ｂ３において、８時～１５時の蓄電池割合は需要家の全蓄電池容量の３０％、１５時～１８時の蓄電池割合は同５０％である。蓄電池群Ｂ３は、アグリゲータ３又は地域エネルギー管理装置６（ＣＥＭＳ）の指令を受け、調整力提供のための充放電を行う。８時～１０時まで充電し、１１時～１４時まで調整力提供のための放電を行う。また、１４時～１６時まで充電し、１７時～１８時まで調整力提供のための放電を行う。

さらに、本発明は上述した各実施形態に限られるものではなく、特許請求の範囲に記載した本発明の要旨を逸脱しない限りにおいて、その他種々の応用例、変形例を取り得ることは勿論である。

例えば、上述した各実施形態は本発明を分かりやすく説明するために地域エネルギー管理装置６及び各エネルギー管理装置７～９，１５の構成を詳細かつ具体的に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成要素を備えるものに限定されない。また、各実施形態の構成の一部について、他の構成要素の追加、削除、置換をすることも可能である。

また、上記の各構成、機能、処理部等は、それらの一部又は全部を、例えば集積回路で設計するなどによりハードウェアで実現してもよい。また、本明細書において、時系列的な処理を記述する処理ステップは、記載された順序に沿って時系列的に行われる処理はもちろん、必ずしも時系列的に処理されなくとも、並列的あるいは個別に実行される処理（例えば、並列処理あるいはオブジェクトによる処理）をも含むものである。

１…電力系統、２…送配電事業者、３…アグリゲータ、４…事業体、５…需要家、６…地域のエネルギー管理装置（ＣＥＭＳ）、７…ビル用のエネルギー管理装置（ＢＥＭＳ）、８…工場用のエネルギー管理装置（ＦＥＭＳ）、９…住宅用のエネルギー管理装置（ＨＥＭＳ）、１０…電源設備、１１…熱源設備、１２…負荷設備、１３…電気自動車（ＥＶ）、
１４…ＥＶ蓄電池、１５…ＥＶ用のエネルギー管理装置（ＥＶ－ＥＭＳ）、１６…電力、１７…排熱、１８…熱エネルギー（冷水、温水、蒸気）、１９…通信ネットワーク、３０…計算装置、 ３１…ＣＰＵ、Ｂ１～Ｂ３…蓄電池群、Ｃ１～Ｃ３…割当容量、Ｖ１～Ｖ３…ＳＯＣ

Claims (11)

1. 少なくとも電力系統に接続された電源設備及び該電源設備から電力の供給を受ける電力負荷を所有するとともに、前記電源設備に接続して前記電源設備の一つとして運用される移動体に搭載された蓄電池に対して充放電を行う充放電装置を有する、２以上の需要家から構成される地域に設置され、各需要家のエネルギー管理装置及び前記移動体のエネルギー管理装置と直接又は間接的にデータ通信可能に接続された地域エネルギー管理装置であって、
   前記地域エネルギー管理装置は、
   地域内に存在する各需要家が前記電源設備として備える蓄電池及び前記移動体の蓄電池の時刻ごとの位置と蓄電池残量との関係を表す蓄電池残量分布と、各需要家が当該需要家ごとの目標指標を満足するための前記電源設備の運転計画を実施した場合における、各需要家の時刻ごとの過不足電力と、地域全体の目標指標とに基づき、需要家間の電力融通量を計算する
   地域エネルギー管理装置。
2. 前記地域内の蓄電池残量分布として、各需要家において前記電源設備から電力の供給が可能な蓄電池の時刻ごとの位置と蓄電池残量との関係を表す需要家蓄電池残量分布と、前記移動体の蓄電池の時刻ごとの位置と蓄電池残量との関係を表す移動体側蓄電池残量分布とを予測する残量分布予測部と、
   前記需要家間の電力融通量を元に、時刻ごとに各需要家が出力する電力と入力する電力とを計算する地域運転計画部と、を備える
   請求項１に記載の地域エネルギー管理装置。
3. 前記需要家蓄電池残量分布は、前記需要家が前記電源設備として備える蓄電池の時刻ごとの位置と蓄電池残量との関係を示す情報と、前記移動体の蓄電池の時刻ごとの位置と蓄電池残量との関係を示す情報が反映されている
   請求項２に記載の地域エネルギー管理装置。
4. 前記目標指標は、エネルギーコスト、ＣＯ２排出量、又は調整力提供のいずれかである
   請求項１に記載の地域エネルギー管理装置。
5. 前記需要家間の電力融通は、複数の需要家が接続される電力系統の送配電線を介する電力融通、及び／又は、蓄電池を搭載した前記移動体を用いた電力融通により実施される
   請求項１に記載の地域エネルギー管理装置。
6. 前記地域エネルギー管理装置は、各需要家から調整力を調達する場合、前記移動体の滞在する需要家が備える前記電源設備の運転計画に基づいて、前記需要家が備える蓄電池の全蓄電池容量と調整力用の蓄電池容量との比率を決定する
   請求項１に記載の地域エネルギー管理装置。
7. 前記蓄電池を搭載した移動体は、前記蓄電池の電力を動力源として移動可能に構成された車両である
   請求項１に記載の地域エネルギー管理装置。
8. 前記移動体のエネルギー管理装置は、前記地域エネルギー管理装置又は前記需要家のエネルギー管理装置からの指令により前記移動体に搭載された蓄電池の充放電を実施する
   請求項１に記載の地域エネルギー管理装置。
9. 前記移動体のエネルギー管理装置から、走行計画と、前記移動体に搭載された蓄電池の充放電計画とに基づいて予測された前記蓄電池の蓄電池残量が、当該地域エネルギー管理装置に入力される
   請求項１に記載の地域エネルギー管理装置。
10. 前記需要家のエネルギー管理装置から、時刻ごとの不足電力又は要求電力とその目標指標の予測値と、時刻ごとの余剰電力又は提供可能電力とその目標指標の予測値と、が当該地域エネルギー管理装置に入力される
    請求項１に記載の地域エネルギー管理装置。
11. 少なくとも電力系統に接続された電源設備及び該電源設備から電力の供給を受ける電力負荷を所有するとともに、前記電源設備に接続して前記電源設備の一つとして運用される移動体に搭載された蓄電池に対して充放電を行う充放電装置を有する、２以上の需要家から構成される地域に設置され、各需要家のエネルギー管理装置及び前記移動体のエネルギー管理装置と直接又は間接的にデータ通信可能に接続された地域エネルギー管理装置による地域エネルギー管理方法であって、
    前記地域エネルギー管理装置により、地域内に存在する各需要家が前記電源設備として備える蓄電池及び前記移動体の蓄電池の時刻ごとの位置と蓄電池残量との関係を表す蓄電池残量分布と、各需要家が当該需要家ごとの目標指標を満足するための前記電源設備の運転計画を実施した場合における、各需要家の時刻ごとの過不足電力と、地域全体の目標指標とに基づき、需要家間の電力融通量を計算する処理、を行う
    地域エネルギー管理方法。

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