JP7403264B2 - エネルギー管理システム、統括管理装置およびエネルギー管理方法 - Google Patents

Description

本発明は、分散して配置される複数の設備のエネルギーを管理するエネルギー管理システム、統括管理装置およびエネルギー管理方法に関する。

近年、コストの低減、二酸化炭素排出量の低減などを目的として、電力設備の運用を最適化するエネルギー管理が進められている。家庭内、事業所内といった同一敷地内でのエネルギー管理は既に普及しつつあるが、今後は、同一敷地内だけでなく、地理的に離れた電力設備を効率的に運用することへの要求が高まると予想される。

特許文献１には、複数のビルなどにそれぞれ設置された電力設備を有効に活用するための技術が開示されている。特許文献１に記載の技術では、統括制御装置が、各電力設備の提供可能な電力量を収集し、収集結果に基づいて利用を希望する利用者へ電力量を割当てる技術が開示されている。

特開２０１８－１６１０２３号公報

しかしながら、上記特許文献１に記載の技術によれば、統括制御装置により、提供者が電力を提供するときの提供価格、利用者が電力を利用するときの利用価格を決定している。このため、提供者または利用者は、統括制御装置から提示された価格によって提供可能な電力量、または利用を希望する電力量を変更する可能性があり、提供可能な電力量、または利用を希望する電力量が変更されると、統括制御装置は、再度、利用者へ電力量を割当てる処理を行うことになる。また、上記特許文献１に記載の技術によれば、提供可能な電力量が少ない場合には、提供価格を高くするなど、提示する価格を変更することが記載されており、このように提示する価格が変更されると、さらに、提供可能な電力量または利用を希望する電力量が変更される可能性がある。したがって、上記特許文献１に記載の技術によれば、統括制御装置と提供者および利用者との間で、複数回のやりとりが発生し、最終的に、利用者に割当てる電力量、すなわち融通する電力量が決定されるまでに時間を要するという問題がある。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、融通する電力量が決定されるまでの時間を抑制して融通する電力量を決定することができるエネルギー管理システムを得ることを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明にかかるエネルギー管理システムは、複数のローカル設備のエネルギーをそれぞれ管理する複数のローカル管理装置と、統括管理装置と、を備える。ローカル管理装置は、自身が管理するローカル設備における需要量と複数のローカル設備間の電力融通の単価と前記ローカル設備における発電に用いる燃料の単価と電力会社から購入する電力の単価とに基づいて、コストを最小とするようにローカル設備において電力融通が可能な電力量である電力融通量およびローカル設備における発電量を決定する処理を、複数の電力融通の単価に関してそれぞれ実施し、複数の電力融通の単価と複数の電力融通の単価のそれぞれに対応する処理の結果とを用いて電力融通の単価と電力融通量との関係を示すローカル情報を生成し、ローカル情報を統括管理装置へ送信する。統括管理装置は、複数のローカル管理装置からそれぞれ受信した複数のローカル情報に基づいて、複数のローカル設備間で融通される電力の需要量の総和に対応する需要曲線と複数のローカル設備間で融通される電力の供給量の総和に対応する供給曲線とを算出し、需要曲線と供給曲線との交点を求めることで複数のローカル設備内の需要と供給が一致するように電力融通における単価と複数のローカル設備のそれぞれの電力融通量を決定する。

本発明によれば、融通する電力量が決定されるまでの時間を抑制して融通する電力量を決定することができるという効果を奏する。

本発明の実施の形態１にかかる広域エネルギー管理システムの構成例を示す図 実施の形態１の統括ＥＭＳおよびローカルＥＭＳの機能構成例を示す図 実施の形態１の統括ＥＭＳを実現するコンピュータシステムの構成例を示す図 実施の形態１の広域エネルギー管理システムにおける概略処理を示すチャート図 実施の形態１のローカル設備における電力と蒸気の供給経路の一例を示す図 実施の形態１のローカルＥＭＳにおける処理手順の一例を示すフローチャート 実施の形態１のローカルＥＭＳにおける最適化計算により得られる結果の一例を模式的に示す図 実施の形態１において各サイトが電力融通により取引可能な電力量の一例を模式的に示す図 実施の形態１の統括ＥＭＳにおける処理手順の一例を示すフローチャート 実施の形態１の需要曲線と供給曲線の一例を示す模式図 実施の形態２にかかる統括ＥＭＳの構成例を示す図 実施の形態２における、ローカル情報に基づく取引可能量と電力市場情報とを示す模式図 実施の形態２の需要曲線と供給曲線の一例を示す模式図 実施の形態３のローカルＥＭＳにおける変更処理の第１の例を示す図 実施の形態３のローカルＥＭＳにおける変更処理の第３の例を示す図 実施の形態３のローカル設備の構成例を示す図 実施の形態３のローカルＥＭＳにおける変更処理の第４の例を示す図 実施の形態４で想定する全体システムの一例を示す図 実施の形態４で提供されるサービスの一例を示す図 実施の形態４のサービス提供システムの一例を示す図 実施の形態４の契約情報に含まれる各サービスの料金を示す情報の一例を示す図 実施の形態４の手数料請求情報の一例を示す図

以下に、本発明の実施の形態にかかるエネルギー管理システム、統括管理装置およびエネルギー管理方法を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。

実施の形態１．
図１は、本発明の実施の形態１にかかる広域エネルギー管理システムの構成例を示す図である。図１に示すように、本発明にかかるエネルギー管理システムである広域エネルギー管理システム１００は、統括ＥＭＳ（Energy Management System：エネルギー管理システム）１と、複数のローカルＥＭＳの一例であるローカルＥＭＳ２－１～２－３とを備える。ローカルＥＭＳ２－１～２－３は、それぞれサイト７－１～７－３内に設けられている。なお、図１では、実線の接続線は通信接続を示し、破線の接続線はエネルギーのやりとりを示している。

サイト７－１～７－３間は、電力融通が可能である。サイト７－１～７－３のそれぞれは、例えば、同一法人の複数の事業所、工場などであってもよいし、特定規模電気事業者による自営線供給地域内の需要家であってもよいし、特定規模電気事業者による自営線供給地域外の需要家であってもよい。以下では、サイト７－１～７－３が、同一法人の複数の事業所、工場などである例を説明するが、サイト７－１～７－３は、この例に限定されず、サイト７－１～７－３間で電力融通が可能であり、かつサイト７－１～７－３におけるエネルギーを一括して管理し得るものであればよい。

サイト７－ｉ（ｉ＝１，２，３）に設けられるローカル設備３－ｉは、発電設備４－ｉおよび生産設備５－ｉを含む。生産設備５－ｉは、電力を消費するとともに、蒸気を消費する。生産設備５－ｉは、電力系統６－ｉおよび発電設備４－ｉの双方から供給された電力またはいずれか一方から供給された電力を消費することにより動作する。また、生産設備５－ｉには、発電設備４－ｉにより生成された蒸気が供給される。電力系統６－１～６－３は、電気会社により管理される商用電力系統であり、電力系統６－１～６－３を管轄する電力会社は、同一であってもよいし少なくとも一部が異なっていてもよい。サイト７－１～７－３間の電力融通は、電力系統６－１～６－３を介して行われる。電力についてはこのように、サイト７－１～７－３間の融通が可能であるが、一般に、蒸気に関しては、サイト７－１～７－３間の融通は難しいため、サイト７－１～７－３内で使用される。

生産設備５－ｉは、製造ラインにおいて生産に用いられる設備だけでなく、事業所、工場における空調設備、照明設備などを含んでいてもよい。また、生産設備５－１～５－３の具体的な構成は、互いに異なっていてもよい。例えば、生産設備５－１～５－３のそれぞれは異なる商品を生産するための異なる製造ラインを含んでいてもよい。発電設備４－１～４－３の構成も、互いに異なっていてもよい。例えば、発電設備４－１は、ボイラと蒸気タービンを含み、発電設備４－２は、ボイラと蒸気タービンと燃料電池を含み、発電設備４－３は、ボイラと蒸気タービンとガスエンジンなどの内燃力発電装置とを含むといったように、発電方式の異なる発電機の組み合わせが含まれていてもよい。

ローカルＥＭＳ２－１は、サイト７－１に設けられたローカル設備３－１のエネルギーを管理し、ローカルＥＭＳ２－２は、サイト７－２に設けられたローカル設備３－２のエネルギーを管理し、ローカルＥＭＳ２－３は、サイト７－３に設けられたローカル設備３－３のエネルギーを管理する。このように、ローカルＥＭＳ２－１～２－３は、複数のローカル設備３－１～３－３のエネルギーをそれぞれ管理する複数のローカル管理装置である。

統括管理装置である統括ＥＭＳ１は、ローカル管理装置であるローカルＥＭＳ２－１～２－３から収集した情報に基づいて、サイト７－１～７－３間の電力融通を管理する。上述したように、ここでは、サイト７－１～７－３は同一法人の複数の事業所、工場などであるため、サイト７－１～７－３間の電力融通は、自己託送により行われる。なお、サイト７－１～７－３が同一法人の複数の事業所、工場などでない場合には、電力融通の具体的方法は異なるが、各方法に応じたコスト管理などが行われれば、本実施の形態のエネルギー管理方法を同様に適用することができる。

以下、ローカルＥＭＳ２－１～２－３のそれぞれを個別に区別せずに示すときはローカルＥＭＳ２と記載し、ローカル設備３－１～３－３のそれぞれを個別に区別せずに示すときはローカル設備３と記載する。また、発電設備４－１～４－３のそれぞれを個別に区別せずに示すときは発電設備４と記載し、生産設備５－１～５－３のそれぞれを個別に区別せずに示すときは生産設備５と記載し、電力系統６－１～６－３のそれぞれを個別に区別せずに示すときは電力系統６と記載する。

なお、図１では、３つのサイト７を図示しているが、サイト７の数は３つに限定されず、２つ以上であればよい。また、図１では、ローカル設備３の全てが発電設備４および生産設備５を含む例を示しているが、ローカル設備３のうちの一部は発電設備４を含んでいなくてもよく、ローカル設備３のうちの一部は、発電設備４だけであってもよい。

次に、統括ＥＭＳ１およびローカルＥＭＳ２の構成について説明する。図２は、本実施の形態の統括ＥＭＳ１およびローカルＥＭＳ２の機能構成例を示す図である。図２に示すように、統括ＥＭＳ１は、通信部１１、集計部１２、融通量決定部１３および記憶部１４を備える。

通信部１１は、他の装置との間で通信を行う。具体的には、通信部１１は、少なくとも各ローカルＥＭＳ２との間で通信を行う。通信部１１は、各ローカルＥＭＳ２から受信したローカル情報を記憶部１４へ格納する。ローカル情報は、複数のローカル設備３間の電力融通の単価と、電力融通が可能な電力量である電力融通量との関係を示す情報である。ローカル情報は、各ローカルＥＭＳ２において自身が管理するローカル設備３における需要量に基づいて算出される。ローカル情報の詳細については後述する。集計部１２は、各ローカルＥＭＳ２から送信されて記憶部１４に格納されたローカル情報に基づいて、需要曲線および供給曲線を生成する。融通量決定部１３は、集計部１２により生成された需要曲線および供給曲線に基づいて、サイト７間の電力融通における単価と電力融通量を決定する。すなわち、融通量決定部１３は、複数のローカルＥＭＳ２からそれぞれ受信した複数のローカル情報に基づいて、複数のローカル設備３内の需要と供給が一致するように電力融通における単価と複数のローカル設備３のそれぞれの電力融通量を決定する。統括ＥＭＳ１の各部の動作の詳細については後述する。

ローカルＥＭＳ２は、図２に示すように、通信部２１、需要取得部２２、運転計画作成部２３、ローカル情報生成部２４および記憶部２５を備える。通信部２１は、他の装置との間で通信を行う。具体的には、通信部２１は、少なくとも統括ＥＭＳ１との間で通信を行う。記憶部２５には、設備情報、価格情報、需要情報、生産計画および補修計画が格納されている。設備情報は、ローカル設備３を構成する各設備のエネルギー管理に必要な情報を含む。設備情報には、例えば、後述する運転計画の最適化に使用する制約式を求めるための情報が含まれる。価格情報は、発電設備４が使用する燃料の単価、電力会社との契約により定められる電力会社から購入する電力の単価、託送料金、などを含む。需要情報は、生産設備５おける電力および蒸気の需要量の予測値を示す情報である。需要情報は、生産計画に基づいて生成される。生産計画は、例えば、生産設備５により生産が行われる製品と量を時間帯ごとに示す。補修計画は、発電設備４のメンテナンスが行われる時間帯を示す計画である。設備情報、価格情報、需要情報、生産計画および補修計画は、通信部２１を介して他の装置から送信されて、記憶部２５に格納されてもよいし、図示しないオペレータなどにより入力手段を介して入力されてもよい。

需要取得部２２は、運転計画の作成までに、運転計画の作成の対象期間に対応する生産計画を取得し、記憶部２５へ格納する。上述したように、生産計画は、オペレータなどにより入力されてもよいが、ここでは、通信部２１を介して、図示しない他の装置から取得するとする。運転計画は将来の一定期間分作成される。ここでは一定期間を一日とするが、一定期間の長さは一日に限定されず、例えば、半日であっても複数日であってもよい。運転計画作成部２３は、記憶部２５に格納された設備情報、需要情報、価格情報および補修計画と、に基づいて、将来の一定期間の発電計画、すなわち将来の一定期間の発電設備４の運転計画を生成する。運転計画作成部２３は、生成した運転計画を記憶部２５に格納する。運転計画作成部２３は、後述するように、電力融通における単価ごとに運転計画および電力融通量を算出する。ローカル情報生成部２４は、運転計画作成部２３により算出された単価ごとの電力融通量を示すローカル情報を生成し、生成したローカル情報を、通信部２１を介して統括ＥＭＳ１へ送信する。ローカルＥＭＳ２の各部の動作の詳細については後述する。

次に、統括ＥＭＳ１およびローカルＥＭＳ２のハードウェア構成について説明する。統括ＥＭＳ１は、具体的にはコンピュータシステムにより実現される。図３は、本実施の形態の統括ＥＭＳ１を実現するコンピュータシステムの構成例を示す図である。図３に示すように、このコンピュータシステムは、制御部１０１と入力部１０２と記憶部１０３と表示部１０４と通信部１０５と出力部１０６とを備え、これらはシステムバス１０７を介して接続されている。

図３において、制御部１０１は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等である。制御部１０１は、本実施の形態のエネルギー管理方法が記述されたエネルギー管理プログラムを実行する。入力部１０２は、たとえばキーボード、マウスなどで構成され、コンピュータシステムのユーザが、各種情報の入力を行うために使用する。記憶部１０３は、ＲＡＭ（Random Access Memory），ＲＯＭ（Read Only Memory）などの各種メモリおよびハードディスクなどのストレージデバイスを含み、上記制御部１０１が実行すべきプログラム、処理の過程で得られた必要なデータなどを記憶する。また、記憶部１０３は、プログラムの一時的な記憶領域としても使用される。表示部１０４は、ＬＣＤ（液晶表示パネル）などで構成され、コンピュータシステムのユーザに対して各種画面を表示する。通信部１０５は、通信処理を実施する通信回路などである。通信部１０５は、複数の通信方式にそれぞれ対応する複数の通信回路で構成されていてもよい。出力部１０６は、プリンタ、外部記憶装置などの外部の装置へデータを出力する出力インタフェイスである。なお、図３は、一例であり、コンピュータシステムの構成は図３の例に限定されない。

ここで、本実施の形態のエネルギー管理プログラムのうち統括ＥＭＳ１の処理が記述されたプログラムである第１プログラムが実行可能な状態になるまでのコンピュータシステムの動作例について説明する。上述した構成をとるコンピュータシステムには、たとえば、図示しないＣＤ（Compact Disc）－ＲＯＭまたはＤＶＤ（Digital Versatile Disc）－ＲＯＭドライブにセットされたＣＤ－ＲＯＭドライブまたはＤＶＤ－ＲＯＭから、第１プログラムが記憶部１０３にインストールされる。そして、第１プログラムの実行時に、記憶部１０３から読み出された第１プログラムが記憶部１０３の主記憶装置となる領域に格納される。この状態で、制御部１０１は、記憶部１０３に格納された第１プログラムに従って、本実施の形態の統括ＥＭＳ１としての処理を実行する。

なお、上記の説明においては、ＣＤ－ＲＯＭまたはＤＶＤ－ＲＯＭを記録媒体として、統括ＥＭＳ１における処理を記述したプログラムを提供しているが、これに限らず、コンピュータシステムの構成、提供するプログラムの容量などに応じて、たとえば、通信部１０５を経由してインターネットなどの伝送媒体により提供されたプログラムを用いることとしてもよい。

図２に示した集計部１２および融通量決定部１３は、図３の制御部１０１により実現される。図２に示した記憶部１４は、図３に示した記憶部１０３の一部である。図２に示した通信部１１は、図３に示した通信部１０５により実現される。

ローカルＥＭＳ２も、統括ＥＭＳ１と同様に、具体的には、コンピュータシステムにより実現される。ローカルＥＭＳ２を実現するコンピュータシステムの構成例は、統括ＥＭＳ１と同様に、図３で示される。本実施の形態のエネルギー管理プログラムのうちローカルＥＭＳ２の処理が記述されたプログラムである第２プログラムが実行可能になるまでのコンピュータシステムの動作例も、第１プログラムと同様である。

図２に示した需要取得部２２、運転計画作成部２３およびローカル情報生成部２４は、図３の制御部１０１により実現される。図２に示した記憶部２５は、図３に示した記憶部１０３の一部である。図２に示した通信部２１は、図３に示した通信部１０５により実現される。

次に、本実施の形態の動作について説明する。図４は、本実施の形態の広域エネルギー管理システム１００における概略処理を示すチャート図である。まず、各ローカルＥＭＳ２は、単価と電力融通量との関係を示すローカル情報を生成する（ステップＳ１）。ローカル情報は、例えばある範囲内での単価ごとの電力融通量を示す情報である。単価ごとの電力融通量の算出方法については後述する。各ローカルＥＭＳ２は、ローカル情報を統括ＥＭＳ１へ送信する（ステップＳ２）。上述したように、各ローカルＥＭＳ２では、将来の一定期間の運転計画を作成するため、ローカル情報についても、運転計画にあわせて同一期間分が作成される。例えば、ローカルＥＭＳ２は、運転計画の対象日の２日前に、運転計画およびローカル情報を生成して、統括ＥＭＳ１へ送信する。

統括ＥＭＳ１は、各ローカルＥＭＳ２から受信したローカル情報を用いて電力融通の単価と電力融通量を決定し（ステップＳ３）、決定した単価と電力融通量を各ローカルＥＭＳ２へ通知する（ステップＳ４）。この後、各ローカルＥＭＳ２では、通知された単価と電力融通量に基づいて、運転計画を仮に確定する。各ローカルＥＭＳ２は、運転計画の対象日の前日に、仮に確定した運転計画から、需要量、発電量などに変更があるか否かを判断し、変更がある場合には、運転計画を変更する。各ローカルＥＭＳ２は、需要量、発電量などに変更がない場合には、仮に確定した運転計画を最終的な運転計画とし、需要量、発電量などに変更があった場合には変更後の運転計画を最終的な運転計画とする。発電設備４は、対応するローカルＥＭＳ２によって生成された最終的な運転計画にしたがって運転される。本実施の形態では、運転計画が一旦仮に確定された後の変更方法については特に限定しない。

次に、本実施の形態の統括ＥＭＳ１およびローカルＥＭＳ２の詳細な動作について説明する。まず、ローカルＥＭＳ２の動作を説明する。ローカルＥＭＳ２は、上述したように、ローカル設備３におけるエネルギーを管理する。図５は、本実施の形態のローカル設備３における電力と蒸気の供給経路の一例を示す図である。図５に示した例では、発電設備４はボイラ４１およびタービン４２で構成される。ここでは、ローカルＥＭＳ２の動作例の説明において、図５に示した発電設備４の構成を例に挙げて説明するが、図５は一例であり、発電設備４の構成は図５に示した例に限定されない。

図５に示した発電設備４では、ボイラ４１が燃料を使用して高圧の蒸気を発生させ、高圧の蒸気をタービン４２へ供給する。タービン４２は、高圧の蒸気の持つ熱エネルギーの一部を用いて発電を行い、圧力の下がった蒸気を排出する。タービン４２により発電された電力、タービン４２から排出された蒸気は生産設備５へ供給される。タービン４２は、発電力を下げることにより、排出する蒸気の圧力を上げることもできる。また、タービン４２により発電された電力は電力系統６へ供給されることも可能である。なお、タービン４２として、抽気背圧タービンと抽気復水タービンの両方を備えてもよい。

図６は、本実施の形態のローカルＥＭＳ２における処理手順の一例を示すフローチャートである。図６では、ローカルＥＭＳ２が運転計画を作成する際の処理、すなわち図４に示したステップＳ１に相当する処理の手順の一例を示している。まず、ローカルＥＭＳ２は、需要情報を取得する（ステップＳ１１）。詳細には、需要取得部２２が、生産計画が入力されると生産計画に基づいて需要情報を算出し記憶部２５へ格納しておき、ステップＳ１１では、記憶部２５から需要情報を取得する。なお、需要取得部２２は、生産計画が入力された時点で需要計画を算出せずに、ステップＳ１１で、生産計画に基づいて需要情報を算出するようにしてもよい。需要情報は、将来の一定期間の、時間帯ごとの生産設備５における電力需要量および蒸気需要量を含む。生産設備５が、低圧蒸気と中圧蒸気のように、圧力の異なる蒸気を使用する場合には、需要情報には、圧力ごとの蒸気需要量が含まれる。将来の一定期間は、例えば、上述したように２日後の１日である。

次に、ローカルＥＭＳ２の運転計画作成部２３は、電力融通の単価ごとのくり返しループを示す変数であるｉを０に設定する（ステップＳ１２）。また、運転計画作成部２３は、電力融通の単価に初期値を設定する（ステップＳ１３）。この初期値は、例えば、ローカル情報として送信する単価の範囲、すなわち対応する電力融通量を計算する単価の範囲の最小値または最大値である。

次に、運転計画作成部２３は、設備情報、価格情報、補修計画および需要情報に基づいて、目的関数を最小化する運転計画を生成する（ステップＳ１４）。具体的には、運転計画作成部２３、例えば次のような手順で目的関数を最小化する運転計画を生成する。

まず、時刻ｔにおける生産設備５の電力の需要量をＥ_ｄ（ｔ）とし、時刻ｔにおける生産設備５の蒸気の需要量をＳ_ｄ（ｔ）とする。電力の需要量Ｅ_ｄ（ｔ）、蒸気の需要量Ｓ_ｄ（ｔ）は、上述した需要情報に含まれる。時刻ｔは、例えば、時刻を１時間刻みで示したものとする。１時間単位で計算を行う場合、運転計画を作成する単位を１日とすると、電力の需要量Ｅ_ｄ（ｔ）、蒸気の需要量Ｓ_ｄ（ｔ）は、それぞれ２４点のデータとなる。また、発電設備４における電力の需要量である設備電力需要量をＥ_ｆ（ｔ）とし、発電設備４における蒸気の需要量である設備蒸気需要量をＳ_ｆ（ｔ）とする。Ｓ_ｄ（ｔ）およびＳ_ｆ（ｔ）は、中圧、低圧などの、高圧ではない蒸気の需要量である。設備電力需要量Ｅ_ｆ（ｔ）および設備蒸気需要量Ｓ_ｆ（ｔ）は、後述するようにボイラ４１により生成される蒸気の量に依存する。なお、運転計画の時間刻みは１時間に限定されず、３０分など他の値であってもよい。

また、Ｆ_ｃｏｓｔを燃料単価とし、時刻ｔにおける、電力会社から購入する電力の単価である購入電力単価をＥ_{ｅ，ｃｏｓｔ}（ｔ）とし、電力融通の単価をＥ_{ｉ，ｃｏｓｔ}とする。なお、電力融通の単価は、ステップＳ１３で初期値に設定され、後述するように順次更新されていく。ここでは、電力融通の単価は、計算期間すなわち将来の一定期間のなかでは時間によらず一定としているが、時間によって変える場合にはＥ_{ｉ，ｃｏｓｔ}ではなく、時刻ｔに依存したＥ_{ｉ，ｃｏｓｔ}（ｔ）とする。燃料単価Ｆ_ｃｏｓｔおよび購入電力単価Ｅ_{ｅ，ｃｏｓｔ}（ｔ）は、価格情報に含まれる。なお、電力会社から購入する電力の単価は、時刻によって異なることがあるため、時刻ｔに依存するＥ_{ｅ，ｃｏｓｔ}（ｔ）としている。

また、時刻ｔにおけるボイラ４１の燃料の使用量をＦ（ｔ）とし、時刻ｔにおいてボイラ４１が生成する蒸気量をＳ_１（ｔ）とする。時刻ｔにおいてタービン４２が発電する発電量をＥ（ｔ）とし、時刻ｔにおいてタービン４２から排出される蒸気量をＳ_２（ｔ）とする。また、時刻ｔにおいて電力会社から購入する電力量である購入電力量をＥ_ｅ（ｔ）とし、時刻ｔにおける電力融通量をＥ_ｉ（ｔ）とする。なお、電力融通量Ｅ_ｉ（ｔ）は、電力が足りない場合すなわち他のサイト７から融通される電力を自サイト７で使用する場合を正とし、電力に余剰がある場合すなわち自サイト７から他のサイト７へ電力を融通する場合を負とする。燃料の使用量Ｆ（ｔ）、蒸気量Ｓ_１（ｔ）、発電量Ｅ（ｔ）、購入電力量Ｅ_ｅ（ｔ）および電力融通量Ｅ_ｉ（ｔ）は、制約式に基づいて目的関数を最小化するように定められるパラメータである。

コストを示す目的関数Ｏ_ｃｏｓｔは、以下の式（１）で表すことができる。なお、以下の式（１）におけるΣは時間に関する総和を示す。
Ｏ_ｃｏｓｔ
＝Σ（Ｆ_ｃｏｓｔ×Ｆ（ｔ）＋Ｅ_{ｅ，ｃｏｓｔ}（ｔ）×Ｅ_ｅ（ｔ）
＋Ｅ_{ｔ，ｃｏｓｔ}×Ｅ_ｉ（ｔ）） ・・・（１）

上記の式（１）内のＥ_{ｔ，ｃｏｓｔ}は、電力融通により得られる利益または支払う金額の単価である。Ｅ_{ｔ，ｃｏｓｔ}は、Ｅ_ｉ（ｔ）の正負符号に応じて、以下の式（２）で表すことができる。Ｅ_{ｃ，ｃｏｓｔ}は、自己託送の際に電力会社へ支払う託送料金であり、価格情報に格納されている。一般に、電力の取引では、電力を購入する側が託送料金を支払うため、ここでは、以下のようにＥ_{ｔ，ｃｏｓｔ}を設定するが、託送料金は、サイト７全体で負担することとして、以下の式（２）で考慮しないようにしてもよい。
Ｅ_ｉ（ｔ）≧０のとき Ｅ_{ｔ，ｃｏｓｔ}＝Ｅ_{ｉ，ｃｏｓｔ}＋Ｅ_{ｃ，ｃｏｓｔ}
Ｅ_ｉ（ｔ）＜０のとき Ｅ_{ｔ，ｃｏｓｔ}＝Ｅ_{ｉ，ｃｏｓｔ} ・・・（２）

なお、目的関数としてコストでなく二酸化炭素の排出量を用いることもできる。二酸化炭素排出量を目的関数とする場合、コスト計算における単価（円／ｋＷｈ）の代わりに、二酸化炭素排出原単位（ＣＯ２ｋｇ／ｋＷｈ）を使用する。また、目的関数として、コストと二酸化炭素の排出量との両方を用いることもできる。さらにはコストを示す目的関数を用いる際に二酸化炭素の排出量を制約式として用いることもできる。

次に、制約式について説明する。電力のバランスに関する制約式は以下の式（３）、蒸気のバランスに関する制約式は以下の式（４）で表すことができる。
Ｅ（ｔ）＋Ｅ_ｅ（ｔ）＋Ｅ_ｉ（ｔ）＝Ｅ_ｄ（ｔ）＋Ｅ_ｆ（ｔ） ・・・（３）
Ｓ_２（ｔ）＝Ｓ_ｄ（ｔ）＋Ｓ_ｆ（ｔ） ・・・（４）

なお、タービン４２が複数ある場合には、ボイラ４１で生成される蒸気が各タービン４２に入力される蒸気の合計値と一致するという制約式が追加され、式（４）のかわりに各タービン４２から生産設備５へ供給される蒸気の合計が生産設備５の需要量と一致する制約式となる。また、電力に関しても、上記式（３）のＥ（ｔ）かわりに、各タービン４２から生産設備５へ供給される発電量の合計が用いられる。

設備の入出力特性に関する制約式を以下に示す。ボイラ４１の入出力特性に関する制約式、タービン４２の入出力特性に関する制約式、設備電力需要量Ｅ_ｆ（ｔ）の需要特性に関する制約式、および設備蒸気需要量Ｓ_ｆ（ｔ）の需要特性に関する制約式は、それぞれ以下の式（５）～（８）で表すことができる。
Ｓ_１（ｔ）＝ｆ_１（Ｆ（ｔ）） ・・・（５）
Ｅ（ｔ）＝ｆ_２（Ｓ_１（ｔ），Ｓ_２（ｔ）） ・・・（６）
Ｅ_ｆ（ｔ）＝ｆ_３（Ｓ_１（ｔ）） ・・・（７）
Ｓ_ｆ（ｔ）＝ｆ_４（Ｓ_１（ｔ）） ・・・（８）

ｆ_１は、ボイラ４１の特性関数であり、ｆ_２は、タービン４２の特性関数であり、ｆ_３は、設備電力需要量の特性関数であり、ｆ_４は、設備蒸気需要量の特性関数である。ｆ_１～ｆ_４は、設備情報に含まれる。

各値の限界値に関する制約式を以下に示す。燃料の使用量Ｆ（ｔ）の限界値に関する制約式、蒸気量Ｓ_１（ｔ）の限界値に関する制約式、蒸気量Ｓ_２（ｔ）の限界値に関する制約式、発電量Ｅ（ｔ）に関する制約式、購入電力量Ｅ_ｅ（ｔ）に関する制約式は、それぞれ以下の式（９）～（１３）で表すことができる。なお、電力融通量Ｅ_ｉ（ｔ）に限界値がある場合には、同様に電力融通量Ｅ_ｉ（ｔ）の制約式を定義してもよい。
Ｆ_ｍｉｎ≦Ｆ（ｔ）≦Ｆ_ｍａｘ ・・・（９）
Ｓ_{１，ｍｉｎ}≦Ｓ_１（ｔ）≦Ｓ_{１，ｍａｘ} ・・・（１０）
Ｓ_{２，ｍｉｎ}≦Ｓ_２（ｔ）≦Ｓ_{２，ｍａｘ} ・・・（１１）
Ｅ_ｍｉｎ≦Ｅ（ｔ）≦Ｅ_ｍａｘ ・・・（１２）
Ｅ_{ｅ，ｍｉｎ}≦Ｅ_ｅ（ｔ）≦Ｅ_{ｅ，ｍａｘ} ・・・（１３）

Ｆ_ｍｉｎ，Ｓ_{１，ｍｉｎ}，Ｓ_{２，ｍｉｎ}，Ｅ_ｍｉｎ，Ｅ_{ｅ，ｍｉｎ}は、それぞれ燃料の使用量Ｆ（ｔ）、蒸気量Ｓ_１（ｔ）、蒸気量Ｓ_２（ｔ）、発電量Ｅ（ｔ）、購入電力量Ｅ_ｅ（ｔ）の下限の限界値である。Ｆ_ｍａｘ，Ｓ_{１，ｍａｘ}，Ｓ_{２，ｍａｘ}，Ｅ_ｍａｘ，Ｅ_{ｅ，ｍａｘ}は、それぞれ燃料の使用量Ｆ（ｔ）、蒸気量Ｓ_１（ｔ）、蒸気量Ｓ_２（ｔ）、発電量Ｅ（ｔ）、購入電力量Ｅ_ｅ（ｔ）の上限の限界値である。Ｆ_ｍｉｎ，Ｓ_{１，ｍｉｎ}，Ｓ_{２，ｍｉｎ}，Ｅ_ｍｉｎ，Ｅ_{ｅ，ｍｉｎ}，Ｆ_ｍａｘ，Ｓ_{１，ｍａｘ}，Ｓ_{２，ｍａｘ}，Ｅ_ｍａｘ，Ｅ_{ｅ，ｍａｘ}は、設備情報に含まれる。

運転計画作成部２３は、上述した式（３）～（１３）に示した制約式をもとに、式（１）に示した目的関数Ｏ_ｃｏｓｔを最小とする各パラメータを求めることにより、最適な運転計画、すなわち最適な発電量Ｅ（ｔ）を求める。この最適化計算には線形計画法、非線形計画法をはじめ、ＰＳＯ（Particle Swarm Optimization）、ＧＡ（Genetic Algorithm）、ＩＡ（Immune Algorithm）、ＳＡ（Simulated Annealing）、ＴＳ（Tabu Search）などのメタヒューリスティクスな最適化手法を用いることができる。最適化計算の方法は、これらに限定されず、どのような方法を用いてもよい。また、上記の目的関数Ｏ_ｃｏｓｔ、制約式など具体的な式の内容は、発電設備４の構成に応じて適宜設定されればよく、上述した例に限定されない。

上記の最適化計算では、燃料の使用量Ｆ（ｔ）、蒸気量Ｓ_１（ｔ）、発電量Ｅ（ｔ）、購入電力量Ｅ_ｅ（ｔ）および電力融通量Ｅ_ｉ（ｔ）の各パラメータが決定される。運転計画作成部２３は、燃料の使用量Ｆ（ｔ）、蒸気量Ｓ_１（ｔ）、発電量Ｅ（ｔ）、購入電力量Ｅ_ｅ（ｔ）および電力融通量Ｅ_ｉ（ｔ）を、運転計画として記憶部２５に格納する。

なお、目的関数Ｏ_ｃｏｓｔを最小とするかわりに、目的関数Ｏ_ｃｏｓｔが閾値以下となるように、各パラメータを決定することにより運転計画を決定してもよい。閾値は、サイト７を管理する事業者などにより、事業者が許容可能な範囲で定められる。この場合、目的関数Ｏ_ｃｏｓｔが最小ではない可能性があるが、最適化計算のアルゴリズムによっては解を求めるまでの時間を抑制することができる。

図６の説明に戻る。上述したステップＳ１４の後、ローカルＥＭＳ２は、電力融通量と単価を記憶する（ステップＳ１５）。詳細には、運転計画作成部２３は、決定した電力融通量Ｅ_ｉ（ｔ）を、ローカル情報生成部２４へ通知する。そして、ローカル情報生成部２４が、ステップＳ１４で算出された電力融通量Ｅ_ｉ（ｔ）とステップＳ１４の計算で使用された電力融通の単価とをローカル情報として記憶部２５へ格納する。

次に、運転計画作成部２３は、ｉが、ｉの上限値であるｉ_ｍａｘと一致するか否かを判断する（ステップＳ１６）。ｉ_ｍａｘは、ローカル情報として送信する単価の範囲と、単価の計算刻みによって決まる。例えば、５円から３４円までを１円刻みで計算する場合、３０種類の単価で計算を行うことになるため、ｉ_ｍａｘは２９となる。なお、例えば、単価が５円から１０円までは計算刻みを２円として単価が１０円から２９円までは計算刻みを１円とするといったように、単価を計算する際の刻みは均等でなくてもよい。

運転計画作成部２３は、ｉがｉ_ｍａｘと一致しないと判断した場合（ステップＳ１６ Ｎｏ）、電力融通の単価を変更し（ステップＳ１７）、ｉ＝ｉ＋１とし（ステップＳ１８）、ステップＳ１４からの処理を再度実施する。運転計画作成部２３は、ステップＳ１７では、ステップＳ１３で初期値として、単価の計算範囲の最小値を設定した場合には、計算刻みの分単価を増加させ、ステップＳ１３で初期値として、単価の計算範囲の最大値を設定した場合には、計算刻みの分単価を減少させる。

運転計画作成部２３は、ステップＳ１６で、ｉがｉ_ｍａｘと一致すると判断した場合（ステップＳ１６ Ｙｅｓ）、処理を終了する。以上の処理により、単価の計算範囲内の複数の単価とそれぞれに対応する電力融通量とがローカル情報として記憶部２５に記憶されることになる。ローカル情報生成部２４は、ローカル情報を、通信部２１を介して、統括ＥＭＳ１へ送信する。

なお、上記の例では、単価ごとの電力融通量をローカル情報として各ローカルＥＭＳ２が送信するようにしたが、ローカル情報生成部２４が、単価ごとの電力融通量に基づいて、電力融通量を単価の関数として求め、この関数を示す情報をローカル情報として統括ＥＭＳ１へ送信してもよい。関数の求め方は、単価ごとの電力融通量を示す近似曲線を求める方法であればどのような方法を用いてもよい。このように、ローカル情報は、値の異なる複数の電力融通の単価のそれぞれに対応する電力融通量を含んでいてもよいし、電力融通の単価と電力融通量との関係を表す関数を示す情報を含んでいてもよい。

図７は、本実施の形態のローカルＥＭＳ２における最適化計算により得られる結果の一例を模式的に示す図である。図７において、ひし形で示した需要量は、生産設備５および発電設備４の電力の需要量の合計値である。正方形で示した発電量は、上述したステップＳ１４の計算により得られる発電量Ｅ（ｔ）である。三角形で示した融通可能量は、他のサイト７へ融通できる電力量を示す。すなわち融通可能量は、上述した電力融通量が負の値になるときの、電力融通量の絶対値に相当する。図７では、発電量が需要量を上回る時間帯で融通可能量が発生している。図７では、正の値の電力融通量と電力会社から購入する電力量の図示を省略している。需要量が発電量を上回る時間帯では、需要量と発電量の差分は購入電力および電力融通量のうち少なくとも一方により賄われる。

図６を用いて説明した処理により、電力融通の単価ごとに、各時間帯の電力融通量が算出される。電力融通の単価ごとの、各時間帯の電力融通量の計算結果は、サイト７のローカル設備３の構成、生産計画などに依存する。したがって、サイト７ごとに、各時間帯の電力融通量の計算結果が異なることになる。

図８は、本実施の形態において各サイト７が電力融通により取引可能な電力量の一例を模式的に示す図である。電力融通により取引可能な電力量は、上述した電力融通量の正負符号を反転したものである。したがって、図８に示した電力融通により取引可能な電力量は、負の値のときに電力融通によって他のサイト７から電力を購入することに相当し、正の値のときは、電力融通によって他のサイト７へ電力を売ることに相当する。電力融通により取引可能な電力量を、以下、取引可能量とも呼ぶ。

図８において、縦軸は電力量であり横軸は電力融通の単価である。取引可能量２０１はサイト７－１の取引可能量を示しており、取引可能量２０２はサイト７－２の取引可能量を示しており、取引可能量２０３はサイト７－３の取引可能量を示している。この電力量は、上述したように、図６を用いて説明した処理では、将来の一定期間の各時間帯の電力融通量が算出されるが、図８では、そのうちのある時間帯の電力融通量の計算結果に基づいて算出された取引可能量を示している。図８に示すように、単価の低いときには、各サイト７は電力融通により電力を購入し、単価が高くなると各サイト７は電力融通により電力を販売するようになる。単価の上昇につれてどの単価で購入から販売に転じるかはサイト７によって異なっており、取引可能量を示す曲線もサイト７によって異なっている。

各サイト７の各ローカルＥＭＳ２が統括ＥＭＳ１へローカル情報を送信することにより、統括ＥＭＳ１には、単価ごとの電力融通量が集まる。このため、統括ＥＭＳ１は、図８に示したような各サイトの単価ごとの取引可能量を求めることができる。本実施の形態では、図４のステップＳ３に示したように、各サイト７から集まったローカル情報を用いて電力融通の単価と電力融通量を決定する。

次に、統括ＥＭＳ１の動作について説明する。図９は、本実施の形態の統括ＥＭＳ１における処理手順の一例を示すフローチャートである。各ローカルＥＭＳ２から送信された上述したローカル情報は、通信部１１を介して記憶部１４へ格納される。統括ＥＭＳ１の集計部１２は、記憶部１４に格納されたローカル情報を読み出し、ローカル情報に基づいて、需要曲線と供給曲線を生成する（ステップＳ２１）。具体的には、集計部１２は、ローカル情報の送信元のローカルＥＭＳ２ごとに、各時間帯の、電力融通量が正の値となる部分すなわち電力取引量が負の値になる部分を抽出し、単価ごとの総和を求め、求めた総和を需要曲線とする。また、集計部１２は、ローカル情報の送信元のローカルＥＭＳ２ごとに、各時間帯の、電力融通量が負の値となる部分すなわち電力取引量が正の値になる部分を抽出し、単価ごとの総和を求め、求めた総和の絶対値を供給曲線とする。

なお、電力融通の単価ごとの運転計画および電力融通量を計算する際の計算刻みが全ローカルＥＭＳ２で一致していれば、統括ＥＭＳ１は、単価ごとの総和を求める際に、各単価に対応する電力融通量をそのまま用いることができる。しかしながら、電力融通の単価ごとの運転計画および電力融通量を計算する際の計算刻みは、全ローカルＥＭＳ２で一致していなくてもよい。計算刻みが一致していないものがある場合には、統括ＥＭＳ１は、補間処理などにより同一の単価に対応する電力融通量を求めて、上述した総和を求める。また、ローカル情報として単価ごとの電力融通量のかわりに、単価に関する電力融通量の関数を示す情報を用いる場合、統括ＥＭＳ１は、任意の計算刻みで単価ごとの総和を求めることができる。

図１０は、本実施の形態の需要曲線と供給曲線の一例を示す模式図である。図１０に示した需要曲線３０１は、上述したように電力融通量が正となる部分を抽出して単価ごとに全ローカルＥＭＳ２の電力融通量の総和を求めることにより得られる。図１０に示した供給曲線３０２は、上述したように電力融通量が負となる部分を抽出して単価ごとに全ローカルＥＭＳ２の電力融通量の総和の絶対値を求めることにより得られる。

図９の説明に戻る。ステップＳ２１の後、融通量決定部１３は、需要曲線と供給曲線を用いて、電力融通の単価と電力融通量を決定する（ステップＳ２２）。ステップＳ２２で決定される電力融通の単価と電力融通量は、サイト７間の電力融通の取引における約定価格および約定量の予定値となる。具体的には、ステップＳ２２では、融通量決定部１３は、需要曲線と供給曲線の交点を求めることにより、電力融通の単価と電力融通により取引される総電力量を決定する。この総電力量は各ローカルＥＭＳ２の単価ごとの電力融通量の総和に対応するため、単価が決まることにより各ローカルＥＭＳ２の電力融通量も決まることになる。なお、電力融通の単価ごとの運転計画および電力融通量を計算する際の計算刻みが全ローカルＥＭＳ２で一致しているときには、需要曲線と供給曲線の真の交点ではなく、単価の計算刻みの単位で交点を求める。これにより、各ローカルＥＭＳ２のローカル情報のうち交点に対応する価格の電力融通量が、各ローカルＥＭＳ２の決定された電力融通量の約定量の予定値となる。需要曲線と供給曲線の真の交点を電力融通の単価の約定価格の予定値とするときには、ローカルＥＭＳ２ごとに電力融通量を補間するなどにより対応する電力融通量を求めることができる。

融通量決定部１３は、時間帯ごとに、電力融通の単価と電力融通量を決定する。図１０に示した例では、交点３０３で示された位置の単価と電力融通量が約定価格と約定量の予定値となる。

ステップＳ２２により、電力融通の単価と電力融通量の決定処理は終了し、その後、融通量決定部１３は、通信部１１を介して、決定した単価と各ローカルＥＭＳ２に対応する電力融通量とをローカルＥＭＳ２へ通知する。各ローカルＥＭＳ２は、統括ＥＭＳ１から通知された単価に対応する運転計画をその時点での運転計画として仮に確定させる。なお、このとき、統括ＥＭＳ１から通知された単価に対応する運転計画をすでに生成して記憶部２５に記憶している場合には、記憶している運転計画を用い、統括ＥＭＳ１から通知された単価に対応する運転計画が記憶部２５に記憶されていない場合には、通知された単価を用いてステップＳ１４の処理を実行して運転計画を生成する。本実施の形態では、各ローカルＥＭＳ２が単価ごとの電力融通量を算出しており、これに基づいて統括ＥＭＳ１が電力融通の単価を決定しているので、電力融通の単価が決まれば、各ローカルＥＭＳ２は自身の電力融通量を求めることができる。このため、統括ＥＭＳ１は、単価と電力融通量を各ローカルＥＭＳ２へ通知するかわりに、単価のみを各ローカルＥＭＳ２へ通知してもよい。

なお、以上の説明では、各ローカルＥＭＳ２が、ローカル情報として単価と電力融通の関係を示す情報を送信しているので、単価と電力融通の複数の候補を送信していることに相当する。すなわち、単価と電力融通について、幅を持たせた情報を送信していることに相当する。

以上の本実施の形態の動作により、統括ＥＭＳ１は複数のサイト７全体でコストが最適となる、またはコストが閾値以下となるように、電力融通量を決定することができるので、全体のコストを抑制することができる。また、各ローカルＥＭＳ２が、運転計画を生成する際に、二酸化炭素の排出量も目的関数に含めている場合、または二酸化炭素の排出量を制約式としている場合には、二酸化炭素の排出量を抑制しつつコストを抑制することができる。

ここで、統括ＥＭＳ１が電力融通の価格を各ローカルＥＭＳ２へ提示して、各ローカルＥＭＳ２が電力融通量を統括ＥＭＳ１へ通知する比較例を考える。比較例では、サイト７全体の需要と供給が一致するまで、価格の提示、各ローカルＥＭＳ２の計算、各ローカルＥＭＳ２から統括ＥＭＳ１への電力融通量の送信、および統括ＥＭＳ１における電力融通量のバランスの確認を、くり返し実施する必要がある。これに対して、本実施の形態は、各ローカルＥＭＳ２が、単価ごとの電力融通量を示すローカル情報を統括ＥＭＳ１へ送信し、統括ＥＭＳ１がローカル情報に基づいて、電力融通の単価および電力融通量を決定するので、統括ＥＭＳ１は、１回の計算で電力融通の単価および電力融通量を決定することができる。このため、融通する電力量が決定されるまでの時間を抑制して融通する電力量を決定することができる。なお、サイト７間で電力融通が行われる際の電力融通による電力のやりとりの精算は、サイト７が同一企業内などである場合には実際には行われずに熱ティングにより支払われてもよい。

実施の形態２．
図１１は、本発明の実施の形態２にかかる統括ＥＭＳの構成例を示す図である。本実施の形態の広域エネルギー管理システムは、統括ＥＭＳ１のかわりに統括ＥＭＳ１ａを備える以外は、実施の形態１の広域エネルギー管理システム１００と同様である。図２では、各サイト７のローカルＥＭＳ２のみを図示しているが、各サイト７のローカル設備３は実施の形態と同様である。実施の形態１と同様の機能を有する構成要素は実施の形態１と同一の符号を付して重複する説明を省略する。以下、実施の形態１と異なる点を主に説明する。

図１１に示すように、本実施の形態の統括ＥＭＳ１ａは、電力取引所により管理される電力市場における取引を電子的に行う電力市場システム８に通信接続可能であるとともに、電力市場システム８に対して入札を行う入札システム９に通信接続可能である。電力取引所は、例えば、日本卸電力取引所（ＪＥＰＸ：Ｊａｐａｎ Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｅｘｃｈａｎｇｅ）を例示できるが、これに限定されない。

電力市場システム８は、電力の売買に関する電子取引を行う。ここでは、ＪＥＰＸにおけるスポット市場を前提とし、翌日の３０分単位の時間枠の電力が、ブラインドシングルプライスオークション方式により約定される前提とする。また、電力市場システム８は、過去の約定価格などの情報を提供している。

図１１に示すように、本実施の形態の統括ＥＭＳ１ａは、実施の形態１の統括ＥＭＳ１に入札情報生成部１５を追加し、融通量決定部１３のかわりに融通量決定部１３ａを備えている。また、記憶部１４には、ローカル情報に加えて、後述する市場価格情報が格納される。実施の形態１では、統括ＥＭＳ１は、各サイト７のローカルＥＭＳ２から受信したローカル情報に基づいて電力融通の単価および電力融通量を決定した。本実施の形態では、統括ＥＭＳ１ａの融通量決定部１３ａが、ローカル情報に加えて、さらに電力市場からの購入も考慮して、電力融通の単価および電力融通量を決定する。そして、入札情報生成部１５は、融通量決定部１３ａにより決定された電力市場からの購入量と価格を含む入札情報を生成し、入札情報を、通信部１１を介して入札システム９へ送信する。入札システム９は、統括ＥＭＳ１ａから受信した入札情報に基づいて、電力市場システム８への入札を実施する。また、入札システム９は、約定結果を統括ＥＭＳ１ａへ通知する。

本実施の形態の統括ＥＭＳ１ａは、実施の形態１の統括ＥＭＳ１と同様に、図３に例示したようなコンピュータシステムにより実現される。融通量決定部１３ａおよび入札情報生成部１５は、実施の形態１の融通量決定部１３などと同様に、記憶部１０３に格納されたプログラムが実行されることにより制御部１０１によって実現される。

本実施の形態の統括ＥＭＳ１ａにおける動作の詳細について説明する。本実施の形態では、通信部１１が、電力市場システム８から過去の約定価格などの情報を取得して記憶部１４に市場価格情報として格納する。なお、ここでは、融通量決定部１３ａが、過去の約定結果に基づいて約定価格を予測する例を説明するが、約定価格の予測値自体を、電力市場システム８または他の外部の装置から取得するようにしてもよい。

融通量決定部１３ａは、市場価格情報に基づいて、電力融通の単価および電力融通量を決定する対象となる期間の市場価格を予測する。予測方法は、例えば、過去の同一月の同一日のデータに基づいて予測する方法などがあるが、予測方法に制約はなくどのような方法でもよい。

本実施の形態の統括ＥＭＳ１ａにおける動作は図９に示した例と同様であるが、ステップＳ２２の処理が一部異なる。融通量決定部１３ａは、市場価格の予測値に基づいて、価格と電力市場における取引可能量の関係を示す情報である電力市場情報を生成する。電力市場情報には、ローカル設備３－１～３－３が電力市場で電力を販売する場合の単価と量の関係を示す第１の情報と、ローカル設備３－１～３－３が電力市場から購入する場合の単価と量の関係を示す第２の情報とが含まれる。本実施の形態のステップＳ２２では、融通量決定部１３ａは、実施の形態１で述べたステップＳ２１の処理で生成された需要曲線と供給曲線に、さらに電力市場情報を加えて、需要曲線と供給曲線とを生成する。融通量決定部１３ａは、この需要曲線と供給曲線に基づいて、電力融通における単価を決定する。すなわち、融通量決定部１３ａは、各ローカルＥＭＳ２から受信したローカル情報と電力市場情報とに基づいて、ローカル設備３－１～３－３内の需要と供給が一致するように電力融通における単価とローカル設備３－１～３－３のそれぞれの電力融通量と電力市場からの調達量とを決定する。このように、本実施の形態の統括ＥＭＳ１ａは、電力融通の取引におけるプレイヤーとして、各サイト７だけでなく電力市場を加えて、電力融通における単価を決定する。

図１２は、本実施の形態における、ローカル情報に基づく取引可能量と電力市場情報とを示す模式図である。図１２において、取引可能量２０１～２０３は、実施の形態１の図８と同様であり、それぞれサイト７－１～７－３の取引可能量を示す。市場売可能量４００は、上述したように電力市場を１つのプレイヤーとして考えたときに、ローカル設備３－１～３－３が電力市場において電力を売る場合、すなわち電力市場がローカル設備３－１～３－３から電力を買う場合の単価と販売量との関係を示す。市場売可能量４００は、市場価格、すなわち市場売の単価以下では、最大値まで販売する形状となっている。なお、電力市場で販売する場合、図１２においては、電力量は負の値であるが、図１２に示した電力量の絶対値が販売量となる。市場買可能量４０１は、電力市場を１つのプレイヤーとして考えたときに、ローカル設備３－１～３－３が電力市場から電力を買う場合、すなわち電力市場がローカル設備３－１～３－３へ電力を売る場合の単価と調達量との関係を示す。託送料金は、電力の購入者が負担することから、電力を売る際の価格は、市場価格に託送料金を足したものとなる。したがって、市場買の単価は、市場価格に託送料金の単価を加えたものとなる。市場買可能量４０１は、市場買の単価以上では、最大値まで購入する形状となっている。電力市場情報には、市場売可能量４００の形状すなわち電力市場で販売する場合の単価と量の関係を示す第１の情報と、市場買可能量４０１の形状すなわち電力市場から購入する場合の単価と量の関係を示す第２の情報とが含まれる。

なお、ここでは、市場価格の予測値を１つの価格としているが、市場価格の確率的な予測値が用いられてもよい。この場合、例えば、９７％以上の確率の予測範囲のなかで価格が高くなるほど取引可能量が増えるような曲線を市場買可能量とする。図１２に破線で示した市場買可能量４０２は、市場価格の予測値を確率的に求めた場合の市場買可能量を模式的に示したものである。市場価格の予測値を用いる場合、市場売可能量も同様に曲線で表される。

図１３は、本実施の形態の需要曲線と供給曲線の一例を示す模式図である。図１３の上部に示した図は、実施の形態１で説明した需要曲線３０１および供給曲線３０２である。図１３の下部に示した３つの図は、実施の形態２の需要曲線４０３および供給曲線４０４を示している。また、交点４０５は、需要曲線４０３と供給曲線４０４との交点を示している。本実施の形態では、需要曲線４０３が生成される際に、実施の形態１で説明した需要曲線３０１に、図１２に例示した市場売可能量４００が上下反転されて加算される。また、本実施の形態では、供給曲線４０４が生成される際に、実施の形態１で説明した供給曲線３０２に、図１２に例示した市場買可能量４０１が加算される。このため、図１３の下部に示した３つの図では、需要曲線４０３および供給曲線４０４は、不連続に変化する箇所がある。図１３の下部に示した３つの図では、比較のため、実施の形態１における交点３０３を白抜きの丸で示している。

実施の形態２では、取引可能量２０１～２０３および市場価格によって、図１３の下部に示すように大きく３つのパターンが考えられる。図１３の（ａ）は、電力市場による売買を考慮しても、需要曲線と供給曲線の交点、すなわち電力融通における単価が変わらない例を示している。図１３の（ｂ）は、交点４０５が交点３０３より右側にずれ、市場で販売することにより、実施の形態１に比べて利益が得られる例を示している。図１３の（ｃ）は、交点４０５が交点３０３より左側にずれ、電力市場からの購入を考慮することにより、安く電力を調達できる例である。なお、図１３では、市場価格の予測値を単一の値とする例を示しているが、電力市場情報に確率的に予測した情報を用いる場合には電力市場情報の形状に応じて需要曲線４０３および供給曲線４０４の形状も変化するが、同様に交点を求めればよい。

なお、電力市場から購入する電力量は求めた交点において電力の需要側となるサイト７で使用される計画となる。この需要側となるサイト７が複数存在する場合には、統括ＥＭＳ１ａは、電力市場から購入する電力量を複数のサイト７へ割り当ててもよいし、１つのサイト７に割り当ててもよい。電力市場から購入する電力量の各サイト７への割り当て方法はどのような方法を用いてもよい。例えば、統括ＥＭＳ１ａは、交点における需要量の比率に応じて電力市場から購入する電力量を各サイト７に割り当ててもよいし、電力市場から購入する電力量を各サイト７に均等に割り当ててもよいし、交点において最も需要量の多いサイト７に電力市場から購入する電力量を割り当ててもよい。

融通量決定部１３ａは、実施の形態１と同様に、決定した電力融通における単価と電力融通量を、各ローカルＥＭＳ２へ通知する。このとき、融通量決定部１３ａは、ローカルＥＭＳ２にサイト７に割り当てた電力市場から購入する電力量も各ローカルＥＭＳ２へ通知してもよい。本実施の形態では、各ローカルＥＭＳ２は、電力市場からの購入を考慮せずに、運転計画を作成しているため、統括ＥＭＳ１ａから通知された単価と電力融通量とに基づいて、再度、実施の形態１で述べたステップＳ１４を計算することになる。なお、電力市場から購入する電力量が統括ＥＭＳ１ａから通知されない場合には、融通量決定部１３ａは、電力市場からの購入を考慮せずに計算したときの電力融通量と、統括ＥＭＳ１ａから通知された電力融通量との差分を、電力市場からの購入する電力量として求めることができる。

なお、以上説明した例では、入札システム９と統括ＥＭＳ１ａとを別に設けたが、これに限らず、入札システム９と統括ＥＭＳ１ａを一体化して、統括ＥＭＳ１ａが入札システム９の機能を有するようにしてもよい。

なお、以上説明した例では、電力市場からの電力の購入を考慮する例を説明したが、電力市場での電力の販売についても考慮してもよい。この場合、統括ＥＭＳ１ａが電力市場の予測値を各ローカルＥＭＳ２へ送信し、各ローカルＥＭＳ２が運転計画を生成する際の目的関数に電力市場の予測値と電力市場での販売量を追加し、電力のバランスに関する制約式で右辺に電力市場での販売量を追加する。なお、電力市場からの購入は統括ＥＭＳ１ａで決定するため、電力市場での販売についてのみ考慮する。このようにしておけば、電力市場の価格の予測値が高い場合には、発電量を増やして電力市場で販売するという買いも得られるようになる。この場合、各ローカルＥＭＳ２は、電力市場での販売予定量についても、電力融通の単価ごとに統括ＥＭＳ１ａへ送信する。統括ＥＭＳ１ａは、決定した電力融通の単価に対応する電力市場での販売予定量に基づいて入札情報を生成する。

なお、以上の説明では、２日前に運転計画を作成する際の処理について説明したが、その後、実施の形態１で述べたように、前日に、電力融通量が変更されることもある。統括ＥＭＳ１ａは、２日前に入札情報をいったん生成するが、その後に変更が生じた場合には、変更後の入札情報を入札システム９へ送信する。入札システム９は、電力市場における入札の締め切り、例えば前日の１０時までの変更を反映して、入札を行う。

なお、市場価格の予測値より実際の市場価格が高く約定できなかった場合には、統括ＥＭＳ１ａは、電力市場を考慮しない実施の形態１の方法で電力融通の単価と電力融通量を決定しなおし、決定した結果を各ローカルＥＭＳ２へ通知する。各ローカルＥＭＳ２は、通知された電力融通の単価と電力融通量に基づいて運転計画を再度生成する。

以上述べた以外の本実施の形態の動作は、実施の形態１と同様である。以上のように、本実施の形態では、統括ＥＭＳ１ａは、実施の形態１と同様にローカル情報を各ローカルＥＭＳ２から受信し、ローカル情報と電力市場の価格の予測値とに基づいて需要曲線および供給曲線を生成し、需要曲線および供給曲線に基づいて電力融通の単価と電力融通量を決定するようにした。これにより、実施の形態１と同様の効果が得られるとともに、市場価格の予測値が、電力市場を考慮しない場合の交点の単価より低い場合には、電力融通の単価を低下させることができる。

実施の形態３．
次に本発明にかかる実施の形態３の各ローカルＥＭＳ２における、運転計画の仮の確定後の変更について説明する。本実施の形態の広域エネルギー管理システムの構成は、実施の形態１または実施の形態２と同様である。以下では、実施の形態１の広域エネルギー管理システム１００の構成を例に本実施の形態の動作を説明するが、実施の形態２の構成の場合も同様に本実施の形態の動作を適用可能である。以下、実施の形態１と異なる点を主に説明する。

本実施の形態では、ローカルＥＭＳ２が実施の形態１と同様に、将来の一定期間の運転計画を作成する際に、対応する期間の単価ごとの電力融通量を生成する。将来の一定時間の一例は、２日後の１日間である。統括ＥＭＳ１は実施の形態１と同様に、ローカル情報に基づいて、電力融通の単価と電力融通量を決定する。各ローカルＥＭＳ２は、決定された単価と電力融通量を用いて運転計画を仮に確定させる。一方、この仮の確定の後に、生産計画の変更などにより、電力の需要量を変更する必要が生じることがある。

本実施の形態では、運転計画の仮の確定後に、電力の需要量を変更する必要が生じた場合の各ローカルＥＭＳ２の動作例について説明する。図１４は、本実施の形態のローカルＥＭＳ２における変更処理の第１の例を示す図である。第１の例では、運転計画を仮の確定の後に、電力の需要量および発電量のうち少なくとも一方を変更する必要が生じた場合に、電力融通量を変更せずに、発電量を変更することにより対応する。すなわち、第１の例では、ローカルＥＭＳ２は、自身が管理するローカル設備３の電力融通量が決定された後に、自身が管理するローカル設備３における需要量が変更された場合、決定された電力融通量を変更しないように発電設備４における発電量を変更する。

図１４の上段には、運転計画の仮の確定時におけるローカル設備３－１～３－３のそれぞれの電力の需要量（図では需要量と記載）と、発電量と、電力融通量（図では融通量と記載）とを示している。運転計画の仮の確定後に、ローカル設備３－１で需要量が、計画時すなわち上段に示した仮の運転計画の確定時より、１０ＭＷｈ増加し、ローカル設備３－３で需要量が、計画時より１０ＭＷｈ減少したとする。この場合、第１の例では、電力融通量を変更せず、図１４の下段に示すようにローカル設備３－１を管理するローカルＥＭＳ２－１は、発電量を１０ＭＷｈ増加させ、ローカル設備３－３を管理するローカルＥＭＳ２－３は、発電量を１０ＭＷｈ減少させる。

図１４の下段では、需要量の変更により変更される部分を実線の矩形で囲み、需要量が変更されても変更されない部分を破線の矩形で囲んでいる。第１の例では、電力融通量に変更が生じないため、他のサイト７へ影響を与えず、また、統括ＥＭＳ１を介した調整を必要としない。

なお、第１の例では、ローカル設備３の需要量の増加分を発電量の増加ですべて賄うと発電設備４の最大の発電量を超える場合には、ローカルＥＭＳ２は電力会社から購入する電力を増やしてもよい。または、ローカルＥＭＳ２は、発電設備４の最大の発電量を超えた分の電力融通量を増やすように要求する変更要求を統括ＥＭＳ１へ通知してもよい。この場合、統括ＥＭＳ１は、各ローカルＥＭＳ２へ計画時からの需要量が減少した場合に減少した量を送信するよう指示し、計画時からの需要量が減少したローカルＥＭＳ２は計画時からの需要量の変更量を統括ＥＭＳ１に通知する。統括ＥＭＳ１は、全ローカルＥＭＳ２からの変更要求と需要量の変更量とを参照して、需要量が減ったサイト７から電力の需要量が増加したサイト７へ電力融通を行うように電力融通量を決定して、決定結果を各ローカルＥＭＳ２へ通知する。統括ＥＭＳ１は、変更要求に対応するサイト７の需要量の増加を他のサイト７からの電力融通により賄うことができない場合には、電力市場からの購入を行ってもよいし、需要量の増加したサイト７に対応するローカルＥＭＳ２へ電力会社からの電力の購入を指示してもよい。

第１の例では、上述したように、ローカル設備３の需要量の増加分を発電量の増加ですべて賄うと発電設備４の最大の発電量を超える場合には、統括ＥＭＳ１の介入が必要になる。統括ＥＭＳ１の介入をなるべく不要とするために、運転計画の生成時に制約式における限界値で、発電量の上限を本来の上限より小さな値としておいてもよい。すなわち、ローカルＥＭＳ２は、ローカル情報を生成する際に、発電設備４において発電可能な最大電力より低い電力を上限として設定して電力融通量を計算する。このように、運転計画の生成時に制約式における限界値で、発電量の上限を本来の上限より小さな値としておく方法を第２の例とよぶ。第２の例では、第１の例と変更処理の動作は同様であるが、ローカル設備３の需要量の増加分を発電量の増加ですべて賄うと発電設備４の最大の発電量を超えるケースを、第１の例に比べて抑制することができる。

図１５は、本実施の形態のローカルＥＭＳ２における変更処理の第３の例を示す図である。第１の例および第２の例では、需要量の変更にともなって発電量を変更したが、第３の例では、需要量の変更分発電量を変更する。図１５の上段は、図１４の上段と同様である。図１５に示した例でも図１４の例と同様に、運転計画の仮の確定後に、ローカル設備３－１で需要量が、計画時すなわち上段に示した仮の運転計画の確定時より、１０ＭＷｈ増加し、ローカル設備３－３で需要量が、計画時より１０ＭＷｈ減少したとする。図１５の下段に示すように、第３の例では、ローカル設備３－１を管理するローカルＥＭＳ２－１は、電力融通により供給可能な量を１０ＭＷｈ減少させて電力融通量を－１０ＭＷｈに変更し、ローカル設備３－３を管理するローカルＥＭＳ２－３は、電力融通により供給可能な量１０ＭＷｈ増加させて電力融通量を－２０ＭＷｈに変更する。

各ローカルＥＭＳ２は、電力融通量を計画時から変更する場合には、変更要求を統括ＥＭＳ１へ送信する。この変更要求には、電力融通量の計画時からの変更量が含まれる。統括ＥＭＳ１は、全ローカルＥＭＳ２からの変更要求を参照して、需要量が減ったサイト７から電力の需要量が増加したサイト７へ電力融通を行うように電力融通量を決定して、決定結果を各ローカルＥＭＳ２へ通知する。すなわち、統括ＥＭＳ１は、変更要求に基づいて、複数のローカル設備３内で需要と供給が一致するよう変更要求に対応するサイト７のローカル設備３のそれぞれの電力融通量を変更する。統括ＥＭＳ１は、変更要求に対応するサイト７の需要量の増加を他のサイト７からの電力融通により賄うことができない場合には、電力市場からの購入を行ってもよいし、需要量の増加したサイト７に対応するローカルＥＭＳ２へ電力会社からの電力の購入を指示してもよい。

次に、変更処理の第４の例について説明する。第４の例では、全サイト７のうち少なくとも一部が蓄電設備を備える。図１６は、本実施の形態のローカル設備３の構成例を示す図である。図１６に示したローカル設備３は、実施の形態１のローカル設備３に蓄電設備３０が追加されている。第４の例では、ローカル設備３－１～３－３のうち少なくとも一部が図１６のように蓄電設備３０を備える。ここでは、一例として、全サイト７が蓄電設備３０を備えることとする。

各ローカルＥＭＳ２は、例えば、計画時より需要量が減ったときなどに、発電量を変更せずに、発電量の余剰分で蓄電設備３０を充電するように計画する。また、ローカルＥＭＳ２は、計画時より需要量が増えたときに、発電量を変更せずに、蓄電設備３０からの放電により需要量の増加分を賄うように計画する。このように、各ローカルＥＭＳ２は、需要量の変更分だけ蓄電設備３０による放電または充電が行われるように、蓄電設備３０の充放電を制御する。なお、蓄電設備３０は、運用の初期には、需要量の増減とは無関係にある程度まで充電されているとする。

図１７は、本実施の形態のローカルＥＭＳ２における変更処理の第４の例を示す図である。図１７の上段は、図１４の上段と同様である。図１７に示した例でも図１４の例と同様に、運転計画の仮の確定後に、ローカル設備３－１で需要量が、計画時すなわち上段に示した仮の運転計画の確定時より、１０ＭＷｈ増加し、ローカル設備３－３で需要量が、計画時より１０ＭＷｈ減少したとする。図１７の下段に示すように、第４の例では、ローカル設備３－１を管理するローカルＥＭＳ２－１は、蓄電設備３０を１０ＭＷｈ放電するよう計画し、ローカル設備３－３を管理するローカルＥＭＳ２－３は、蓄電設備３０を１０ＭＷｈ充電するよう計画する。これにより、発電量および電力融通量はともに、計画時から変更されない。このように、第４の例では、蓄電設備３０が各サイト７における計画時からの変更を吸収するバッファとして機能するため、需要量が変更になっても、発電量および電力融通量を変更する必要がない。

以上のように、本実施の形態では、計画時からの変更処理を例示した。需要量が変更になった場合に、実施の形態１の図６で示した処理と同様に再度、運転計画の最適化の処理を行って、再度、統括ＥＭＳ１が、電力融通の単価と電力融通量を決定してもよいが、このような処理を行うと処理の負荷が高くなる。本実施の形態で例示した変更処理を実施することで、処理負荷を抑制することができる。なお、本実施の形態では、実施の形態１で述べた広域エネルギー管理システム１００において本実施の形態の変更処理を行う例を説明したが、実施の形態２にも、本実施の形態で述べた変更処理を適用することができる。

実施の形態４．
次に、本発明にかかる実施の形態４について説明する。実施の形態２では、統括ＥＭＳ１ａとローカルＥＭＳ２の連携によるエネルギー管理について説明した。本実施の形態では、統括ＥＭＳ１ａとローカルＥＭＳ２とを開発するサービス提供者、または統括ＥＭＳ１ａとローカルＥＭＳ２とを管理するサービス提供者が、これらを利用する顧客に対して、総合的な支援のサービスを提供する例を説明する。以下、本実施の形態では、統括ＥＭＳ１ａとローカルＥＭＳ２とを開発するサービス提供者、または統括ＥＭＳ１ａとローカルＥＭＳ２とを管理するサービス提供者を、単にサービス提供者とも呼ぶ。

図１８は、本実施の形態で想定する全体システムの一例を示す図である。サービス提供者は、自身が管理する統括ＥＭＳ１ａとローカルＥＭＳ２を、企業、団体などの顧客へ販売またはリースにより提供する。ここでは、複数の事業所を有する企業が顧客である例を説明するが、顧客は企業に限定されない。

図１８に示すように、顧客が有する複数の事業所は、自家発あり事業所すなわち発電設備を備える事業所と、自家発なし事業所すなわち発電設備を備えない事業所とが混在していてもよいし、全ての事業所が発電設備を備えていてもよい。各事業所には製造ラインを有する工場が設けられ、工場需要計画が作成される。

実施の形態１から実施の形態３で述べたサイト７は、これらの事業所に相当し、工場需要計画は、生産設備５における電力および蒸気の需要量の計画に相当する。事業所の下部に記載された矩形のうち、破線で囲まれた処理は、運転計画の生成時の処理に相当し、実線で囲まれた処理は、運転計画の作成の後、に実際の運用までに行われる処理である。系統供給量厳守、需要量監視は、実施の運用までに行われる処理であり、これらの処理により電力融通計画変更判断が行われる。電力融通計画変更判断により変更すると判断された後の処理は、上述した実施の形態３の変更処理に相当する。

サービス提供センター５００には、実施の形態２で述べた統括ＥＭＳ１ａと、後述するサービス提供サーバとが設けられている。各事業所には、実施の形態２で述べたローカルＥＭＳ２が設置されている。サービス提供センター５００は、実施の形態２で述べたエネルギー管理だけでなく、顧客へ提供するサービス全般を管理する。また、このサービスには、図１８に示すように、電力取引所へ支払う取引手数料の支払い代行サービスも含まれる。

電力取引所の一例であるＪＥＰＸは、電力の取引量に応じた取引手数料を、日単位で請求する。上述したように、統括ＥＭＳ１ａが電力市場における取引も考慮して電力融通量などを決定する場合、各事業所を有する顧客が、日単位で取引手数料を支払うことになる。このような日単位の支払いは、支払い金額の管理面および支払い自体の管理の点から、顧客にとってたいへんな手間となる。このため、本実施の形態では、サービス提供者が統括ＥＭＳ１ａなどを提供するサービスとともに、支払い代行サービスなども一括して提供する。これにより、顧客は１つの包括契約を締結するだけで、支払い代行サービスなどのサービスを受けることができ、顧客における様々な管理の処理などを抑制することができ、顧客におけるコストを抑制することができる。

図１９は、本実施の形態で提供されるサービスの一例を示す図である。図１９に示すように、サービス提供者と顧客とが、電力需給運用業務委託契約、電力取引手数料支払委託契約および広域連携ＥＭＳサービス契約を含む包括的な契約を締結することで、顧客は、図１９に示すようなサービスを受けることができる。

電力需給運用業務委託契約は、電力需給運用業務に関する契約である。電力需給運用業務は、例えば、需要予測から同時同量監視、市場取引(入札)までを代行する業務であり、サービス提供者が、蓄積した電力需給および取引のノウハウを用いて顧客の運用利益の最大化を図るサービス業務である。詳細には、電力需給運用業務には、例えば、需要予測作成作業、需給計画作成作業、需給調整作業、電力市場の入札執行作業、日報、月報などの作成作業、データ分析作業などが含まれる。図１９に示した（２）電力需給運用代行サービス、および（４）電力需給運用コンサルティングサービスである。また、自己託送を行う場合の託送料金の計算、託送料金の支払いの代行なども（２）電力需給運用代行サービスに含まれていてもよい。

電力取引手数料支払委託契約は、図１９に示した（３）取引手数料支払代行サービスに対応する契約である。（３）取引手数料支払代行サービスは、上述したように、電力取引所の取引手数料に関する支払い代行サービスである。

広域連携ＥＭＳサービス契約は、図１９に示した（１）広域連携ＥＭＳクラウドサービス／保守に対応する契約である。（１）広域連携ＥＭＳクラウドサービス／保守には、統括ＥＭＳ１ａとローカルＥＭＳ２をリースで提供する際に、これらの装置を提供するサービスとこれらの装置の保守に関するサービスである。

サービス提供者から顧客へは、例えば、毎月、以下の料金の請求が行われる。
（ａ）広域連携ＥＭＳサービス料
（ｂ）電力需給運用業務委託料
（ｃ）電力取引手数料及び支払委託料
（ｄ）需給運用コンサルティングサービス料

サービス提供者は、電力取引所から日単位で顧客に関する取引手数料の請求を受け取り、顧客のかわりに電力取引所へ取引手数料を支払う。そして、サービス提供者は、日単位の請求額を記録しておき、月単位で顧客へ取引手数料を請求する。また、図１９に示すように、さらに、サービス提供者は入札の代行を行ってもよい。すなわち、実施の形態２で説明した入札システム９を、サービス提供者が提供してもよい。

サービス提供者は、コンピュータシステムであるサービス提供システムを用いて上記のサービスの提供とサービス提供のための管理を実施してもよい。図２０は、本実施の形態のサービス提供システムの一例を示す図である。図２０に示すように、サービス提供システム５０１は、図１８に示したサービス提供センター５００に、統括ＥＭＳ１ａとともに設けられる。なお、ここでは、サービス提供センター５００に、統括ＥＭＳ１ａとサービス提供システム５０１が設けられる例を説明するが、統括ＥＭＳ１ａとサービス提供システム５０１は異なる場所に設定されてもよい。

サービス提供システム５０１は、図２０に示すように、通信部５１１、入札処理部５１２、手数料集計部５１３および記憶部５１４を備える。通信部５１１は、他の装置との間で通信を行う。具体的には、通信部５１１は、統括ＥＭＳ１ａから、入札情報を取得して記憶部５１４へ格納し、統括ＥＭＳ１ａなどから電力融通量、需要量および発電量を取得して、系統運用計画として記憶部５１４へ格納する。また、通信部５１１は、電力市場システム８との間の通信、系統電力を管理する図示しない電力管理システムとの間の通信なども行う。通信部５１１は、記憶部５１４に格納された系統運用計画を、定期的に、または系統運用計画に変更があったときなどに電力管理システムへ送信する。

記憶部５１４には、上述した各契約における契約内容のうち処理に用いる情報が契約情報として格納されている。例えば、契約情報には各契約で決められているサービスの料金を算出するための情報が含まれる。図２１は、本実施の形態の契約情報に含まれる各サービスの料金を示す情報の一例を示す図である。図２１に示した例では、月単位の各サービスの料金が契約情報として格納されている。

また、記憶部５１４は、上述したように入札情報および系統運用計画を記憶する。また、記憶部５１４は、電力市場システム８から取得した入札結果を記憶し、電力市場における取引手数料の日ごとの請求金額を示す手数料請求情報を記憶する。

入札処理部５１２は、記憶部５１４に格納された入札情報に基づいて、電力市場システム８への入札処理、すなわち電力市場への入札処理を行う。詳細には、入札処理部５１２は、入札情報に、ある時間帯に関して電力を購入する単価と購入量が含まれている場合には、この時間帯と単価と購入量に基づいて、該時間帯の電力を購入するための買い札を示す情報を生成して、この情報を、通信部５１１を介して電力市場システム８へ送信する。入札処理部５１２は、ある時間帯に関して入札情報に、電力を販売する単価と販売量が含まれている場合には、この単価と販売量に基づいて、該時間帯の売り札を示す情報を生成して、この情報を、通信部５１１を介して電力市場システム８へ送信する。

入札処理部５１２は、通信部５１１を介して電力市場システム８から、入札結果、すなわち約定価格と約定量を受信すると、入札結果を記憶部５１４に格納する。この約定結果は通信部５１１を介して統括ＥＭＳ１ａへ送信される。

手数料集計部５１３は、通信部５１１により格納される日単位の取引手数料を示す情報を手数料請求情報として記憶部５１４に格納するとともに、支払処理を実施する。支払処理は、例えば、電力取引所が管理する銀行口座への振込を行うための処理である。図２２は、本実施の形態の手数料請求情報の一例を示す図である。図２２に示すように、手数料請求情報は日付と取引量と金額（請求金額）とを含む。手数料集計部５１３は、毎月例えば定められた日に、記憶部５１４の手数料請求情報に基づいて１月分の請求金額の合計を算出し、この合計を顧客への請求額として、図示しない表示部などに表示してもよいし、通信部５１１を介して、図示しない顧客の管理する装置へ送信してもよい。

なお、ここでは、取引手数料の請求が日単位でありサービス提供者から顧客への請求が月単位である例を説明するが、取引手数料の請求の単位およびサービス提供者から顧客への請求の単位となる期間はこの例に限定されない。取引手数料の請求が第１の期間単位で行われ、サービス提供者から顧客への請求が第１の期間より長い第２の期間単位で行われればよい。この場合、手数料集計部５１３は、ローカル設備３の管理者が電力市場を管理する電力取引所へ第１の期間を単位として支払う取引手数料を記憶するとともに、電力取引所への取引手数料の支払処理を実施する。そして、手数料集計部５１３は、第１の期間より長い第２の期間に対応する取引手数料の総和を、第２の期間の管理者への請求額として算出する。

サービス提供システム５０１は、図３に例示したようなコンピュータシステムにより実現される。サービス提供システム５０１としての機能は、実施の形態１の統括ＥＭＳ１と同様にプログラムにより提供され、プログラムが実行されることにより、コンピュータシステムがサービス提供システム５０１として機能する。

図２０に示した入札処理部５１２および手数料集計部５１３は、図３に示した制御部１０１により実現され、図２０に示した通信部５１１は、図３に示した通信部１０５により実現され、図２０に示した記憶部５１４は、図３に示した記憶部１０３により実現される。

なお、以上説明した例では、サービス提供システム５０１が、入札代行を行う例を示したが、サービス提供システム５０１が、入札代行を行わない場合、サービス提供システム５０１は入札処理部５１２を備えていなくてもよく、この場合、記憶部５１４は、入札情報および入札結果を記憶しなくてもよい。

以上のように、本実施の形態のサービス提供システム５０１は、サービス提供者が電力市場における取引手数料の支払い代行を行うための処理を実行するようにした。このため、顧客における煩雑な処理を抑制することができ、顧客が負担するコストを抑制することができる。

以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。

１，１ａ 統括ＥＭＳ、２，２－１～２－３ ローカルＥＭＳ、３，３－１～３－３ ローカル設備、４，４－１～４－３ 発電設備、５，５－１～５－３ 生産設備、６，６－１～６－３ 電力系統、７－１～７－３ サイト、８ 電力市場システム、９ 入札システム、１１，２１，５１１ 通信部、１２ 集計部、１３，１３ａ 融通量決定部、１４，２５，５１４ 記憶部、１５ 入札情報生成部、２２ 需要取得部、２３ 運転計画作成部、２４ ローカル情報生成部、３０ 蓄電設備、４１ ボイラ、４２ タービン、１００ 広域エネルギー管理システム、５００ サービス提供センター、５０１ サービス提供システム、５１２ 入札処理部、５１３ 手数料集計部。

Claims (12)

1. 複数のローカル設備のエネルギーをそれぞれ管理する複数のローカル管理装置と、
   統括管理装置と、
   を備え、
   前記ローカル管理装置は、自身が管理する前記ローカル設備における需要量と複数のローカル設備間の電力融通の単価と前記ローカル設備における発電に用いる燃料の単価と電力会社から購入する電力の単価とに基づいて、コストを最小とするように前記ローカル設備において電力融通が可能な電力量である電力融通量および前記ローカル設備における発電量を決定する処理を、複数の前記電力融通の単価に関してそれぞれ実施し、複数の前記電力融通の単価と複数の前記電力融通の単価のそれぞれに対応する前記処理の結果とを用いて前記電力融通の単価と前記電力融通量との関係を示すローカル情報を生成し、前記ローカル情報を前記統括管理装置へ送信し、
   前記統括管理装置は、前記複数のローカル管理装置からそれぞれ受信した複数の前記ローカル情報に基づいて、前記複数のローカル設備間で融通される電力の需要量の総和に対応する需要曲線と前記複数のローカル設備間で融通される電力の供給量の総和に対応する供給曲線とを算出し、前記需要曲線と前記供給曲線との交点を求めることで前記複数のローカル設備内の需要と供給が一致するように電力融通における単価と前記複数のローカル設備のそれぞれの電力融通量を決定することを特徴とするエネルギー管理システム。
2. 前記ローカル情報は、値の異なる複数の電力融通の単価のそれぞれに対応する電力融通量を含むことを特徴とする請求項１に記載のエネルギー管理システム。
3. 前記ローカル情報は、電力融通の単価と電力融通量との関係を表す関数を示す情報を含むことを特徴とする請求項１に記載のエネルギー管理システム。
4. 前記複数のローカル設備は、それぞれ発電設備を含み、
   前記ローカル管理装置は、
   自身が管理する前記ローカル設備の電力融通量が決定された後に、自身が管理する前記ローカル設備における需要量が変更された場合、決定された電力融通量を変更しないように前記発電設備における発電量を変更することを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載のエネルギー管理システム。
5. 前記ローカル管理装置は、前記ローカル情報を生成する際に、前記発電設備において発電可能な最大電力より低い電力を上限として設定して電力融通量を計算することを特徴とする請求項４に記載のエネルギー管理システム。
6. 前記ローカル管理装置は、
   自身が管理する前記ローカル設備の電力融通量が決定された後に、自身が管理する前記ローカル設備における需要量が変更された場合、需要量の変更量に対応する量だけ電力融通量を変更する変更要求を前記統括管理装置へ送信し、
   前記統括管理装置は、前記変更要求に基づいて、前記複数のローカル設備内で需要と供給が一致するよう前記変更要求に対応する前記ローカル設備のそれぞれの電力融通量を変更することを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載のエネルギー管理システム。
7. 前記ローカル設備は、蓄電設備を備え、
   前記ローカル管理装置は、
   自身が管理する前記ローカル設備の電力融通量が決定された後に、自身が管理する前記ローカル設備における需要量が変更された場合、需要量の変更分だけ前記蓄電設備による放電または充電が行われるように、前記蓄電設備の充放電を制御することを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載のエネルギー管理システム。
8. 前記統括管理装置は、
   電力市場における市場価格の予測値に基づいて、前記電力市場において電力を売る場合の第１の単価を前記予測値に決定し、前記電力市場から電力を買う場合の第２の単価を前記予測値に託送料金を加えた値に決定し、前記電力市場における単価が前記第１の単価に対応する価格以下では最大値まで販売を行い、前記第２の単価に対応する価格以上では最大値まで購入するように、前記電力市場における単価と調達量との関係を示す電力市場情報を生成し、
   複数の前記ローカル情報と前記電力市場情報とに基づいて、前記複数のローカル設備間で融通される電力の需要量の総和に対応する第１の需要曲線と前記複数のローカル設備間で融通される電力の供給量の総和に対応する第１の供給曲線とを算出し、前記第１の需要曲線に前記第１の単価に対応する前記最大値を需要量とみなして加算することで第２の需要曲線を生成し、前記第２の需要曲線に前記第２の単価に対応する前記最大値を供給量とみなして加算することで第２の供給曲線を生成し、前記第２の需要曲線と前記第２の供給曲線との交点を求めることで前記複数のローカル設備内および前記電力市場における取引の需要と供給が一致するように、前記電力融通における単価と前記複数のローカル設備のそれぞれの電力融通量と電力市場からの調達量とを決定することを特徴とする請求項１から７のいずれか１つに記載のエネルギー管理システム。
9. サービス提供システム、を備え、
   前記サービス提供システムは、
   前記ローカル設備の管理者が電力市場を管理する電力取引所へ第１の期間を単位として支払う取引手数料を記憶するとともに、電力取引所への前記取引手数料の支払処理を実施し、
   前記第１の期間より長い第２の期間に対応する前記取引手数料の総和を、前記第２の期間の前記管理者への請求額として算出することを特徴とする請求項８に記載のエネルギー管理システム。
10. 前記サービス提供システムは、
    電力市場への入札処理を行うことを特徴とする請求項９に記載のエネルギー管理システム。
11. 複数のローカル設備のエネルギーをそれぞれ管理する複数のローカル管理装置から、前記複数のローカル設備間の電力融通の単価と電力融通が可能な電力量である電力融通量との関係を示すローカル情報を受信する通信部と、
    前記複数のローカル管理装置からそれぞれ受信した複数の前記ローカル情報に基づいて、前記複数のローカル設備間で融通される電力の需要量の総和に対応する需要曲線と前記複数のローカル設備間で融通される電力の供給量の総和に対応する供給曲線とを算出し、前記需要曲線と前記供給曲線との交点を求めることで前記複数のローカル設備内の需要と供給が一致するように電力融通における単価と前記複数のローカル設備のそれぞれの電力融通量を決定する融通量決定部と、
    を備え、
    前記ローカル管理装置は、自身が管理する前記ローカル設備における需要量と複数のローカル設備間の電力融通の単価と前記ローカル設備における発電に用いる燃料の単価と電力会社から購入する電力の単価とに基づいて、コストを最小とするように前記ローカル設備において電力融通が可能な電力量である電力融通量および前記ローカル設備における発電量を決定する処理を、複数の前記電力融通の単価に関してそれぞれ実施し、複数の前記電力融通の単価と複数の前記電力融通の単価のそれぞれに対応する前記処理の結果とを用いて前記ローカル情報を生成することを特徴とする統括管理装置。
12. 複数のローカル設備のエネルギーをそれぞれ管理する複数のローカル管理装置と、統括管理装置とを備えるエネルギー管理システムにおけるエネルギー管理方法であって、
    前記ローカル管理装置が、自身が管理する前記ローカル設備における需要量と複数のローカル設備間の電力融通の単価と前記ローカル設備における発電に用いる燃料の単価と電力会社から購入する電力の単価とに基づいて、コストを最小とするように前記ローカル設備において電力融通が可能な電力量である電力融通量および前記ローカル設備における発電量を決定する処理を、複数の前記電力融通の単価に関してそれぞれ実施し、複数の前記電力融通の単価と複数の前記電力融通の単価のそれぞれに対応する前記処理の結果とを用いて前記電力融通の単価と前記電力融通量との関係を示すローカル情報を生成し、前記ローカル情報を前記統括管理装置へ送信する第１ステップと、
    前記統括管理装置が、前記複数のローカル管理装置からそれぞれ受信した複数の前記ローカル情報に基づいて、前記複数のローカル設備間で融通される電力の需要量の総和に対応する需要曲線と前記複数のローカル設備間で融通される電力の供給量の総和に対応する供給曲線とを算出し、前記需要曲線と前記供給曲線との交点を求めることで前記複数のローカル設備内の需要と供給が一致するように電力融通における単価と前記複数のローカル設備のそれぞれの電力融通量を決定する第２ステップと、
    を含むことを特徴とするエネルギー管理方法。

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