JPWO2016152665A1 - 発電制御装置、発電機器、制御装置、制御システム、制御方法およびプログラム - Google Patents

Abstract

発電制御装置は、発電に関連する情報に応じて設定される発電装置群における所定発電装置の出力制御情報を受信する通信部と、前記出力制御情報に基づいて前記所定発電装置の出力を制御する制御部と、を備える。

Description

本発明は、発電装置を制御する発電制御装置、発電機器、制御装置、制御システム、制御方法およびプログラムに関する。

太陽光発電装置や風力発電装置などの再生可能エネルギーを用いて発電する発電装置（以下、「再エネ電源」と称す）が接続された電力系統が知られている。
再エネ電源が接続された電力系統では、電力供給が電力需要を上回る場合、再エネ電源等の発電装置の出力（電力供給）を抑制する必要がある。
特許文献１には、電力系統に接続されたＰＶ（Photovoltaic power generation：太陽光発電）装置の出力を抑制する電力系統制御システムが記載されている。
この電力系統制御システムは、ＰＶ装置の定格出力に基づいて、複数のＰＶ装置をグループ分けする。そして、この電力系統制御システムは、電力需給バランスを満足させるために、グループ単位でＰＶ装置の出力を抑制する。

特許第５４６０６２２号公報

ＰＶ装置等の発電装置では、静的なパラメータ（Staticなパラメータ、固定的なパラメータ）である定格出力が同じであっても、状況（例えば、発電装置の稼働状況）に応じて、状態（例えば、出力状態）が異なる場合がある。
このため、特許文献１に記載の電力系統システムのように、静的なパラメータを用いて出力制御対象の発電装置を決定する場合、状況によっては、適切ではない発電装置が出力制御対象として用いられる可能性がある。この場合、効率よく発電装置の出力を制御することが困難になるという課題が生じる。

本発明の目的は、上記課題を解決可能な発電制御装置、発電機器、制御装置、制御システム、制御方法およびプログラムを提供することである。

本発明の発電制御装置は、発電に関連する情報に応じて設定される発電装置群における所定発電装置の出力制御情報を受信する通信部と、前記出力制御情報に基づいて前記所定発電装置の出力を制御する制御部と、を備える。

本発明の発電機器は、上記発電制御装置と、前記所定発電装置と、を備える。

本発明の制御装置は、発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定する決定部と、前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部に出力制御情報を送信する通信部と、を備える。

本発明の制御装置は、発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定する決定部と、前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部の出力を制御する制御部と、を備える。

本発明の制御システムは、複数の発電装置に対応する複数の発電制御装置と、前記発電制御装置と通信する制御装置と、を備え、前記制御装置は、発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定する決定部と、前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部に出力制御情報を送信する第１通信部とを備え、前記発電制御装置は、対応する前記発電装置の前記出力制御情報を受信する第２通信部と、前記出力制御情報に基づいて対応する前記発電装置の出力を制御する制御部とを備える。

本発明の制御方法は、発電に関連する情報に応じて設定される発電装置群における所定発電装置の出力制御情報を受信し、前記出力制御情報に基づいて前記所定発電装置の出力を制御する。

本発明の制御方法は、発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定し、前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部に出力制御情報を送信する。

本発明の制御方法は、発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定し、前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部の出力を制御する。

本発明のプログラムは、コンピュータに、発電に関連する情報に応じて設定される発電装置群における所定発電装置の出力制御情報を受信する受信手順と、前記出力制御情報に基づいて前記所定発電装置の出力を制御する制御手順と、を実行させる。

本発明のプログラムは、コンピュータに、発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定する決定手順と、前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部に出力制御情報を送信する送信手順と、を実行させる。

本発明のプログラムは、コンピュータに、発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定する決定手順と、前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部の出力を制御する制御手順と、を実行させる。

本発明によれば、効率よく発電装置の出力を制御することが可能になる。

図１Ａは、本発明の第１実施形態の発電制御装置Ａを示した図である。 図１Ｂは、発電制御装置Ａの動作を説明するためのフローチャートである。 図２は、本発明の第２実施形態の制御装置Ｂを示した図である。 図３は、制御装置Ｂの動作を説明するためのフローチャートである。 図４は、発電装置を制御する制御装置ＢＢの一例を示した図である。 図５は、本発明の第３実施形態の制御システム１００を示した図である。 図６は、本実施形態での決定動作を説明するためのフローチャートである。 図７Ａは、処理部１ｂを含む制御装置１が、各ＰＶ装置３から各ＰＶ装置３の位置情報を受信する場合の動作例を示した図である。 図７Ｂは、区分時間帯ごとに抑制の割合を決定する例を示した図である。 図８は、本発明の第４実施形態の制御システム１００Ａを示した図である。 図９は、本実施形態での決定動作を説明するためのフローチャートである。 図１０は、制御システム１００Ａの動作の一例を説明するための図である。 図１１は、本発明の第５実施形態の制御システム１００Ｂを示した図である。 図１２は、本実施形態での決定動作を説明するためのフローチャートである。 図１３は、処理部１ｂＢを含む制御装置１Ｂが各ＰＶ装置３の過去の出力抑制量を各ＰＶ装置３から受信する場合の動作例を示した図である。 図１４は、本発明の第６実施形態の制御システム１００Ｃを示した図である。 図１５は、本実施形態での決定動作を説明するためのフローチャートである。 図１６は、制御システム１００Ｃの動作の一例を説明するための図である。 図１７は、本発明の第７実施形態の制御システム１００Ｄを示した図である。 図１８は、制御装置１Ｄの動作を説明するためのフローチャートである。 図１９は、本発明の第８実施形態の制御システム１００Ｅを示した図である。 図２０は、制御装置１Ｅの動作を説明するためのフローチャートである。 図２１は、制御装置１Ｅの動作を説明するための図である。 図２２は、本発明の第９実施形態の制御システム１００Ｆを示した図である。 図２３は、本実施形態での決定動作を説明するためのフローチャートである。 図２４は、処理部１ｂＦを含む制御装置１Ｆが蓄積部７の有無やＳｏＣを各ＰＶ装置３から受信する場合の動作例を示した図である。 図２５は、本発明の第１０実施形態の制御システム１００Ｇを示した図である。 図２６は、本実施形態の動作を説明するためのフローチャートである。 図２７は、時間毎クラスタと制御クラスタの一例を示した図である。 図２８は、本発明の第１１実施形態の制御システム１００Ｈを示した図である。 図２９は、本実施形態の動作を説明するためのフローチャートである。 図３０は、時間毎クラスタと制御クラスタの一例を示した図である。

以下、本発明の実施形態について図面を参照して説明する。

（第１実施形態）
図１Ａは、本発明の第１実施形態の発電制御装置Ａを示した図である。
発電制御装置Ａは、電力系統の送配電線に接続された発電装置を制御する。つまり、発電制御装置Ａは発電装置内に備えていてもよい。以下、発電制御装置Ａにて制御される発電装置を「制御対象の発電装置」と称す。
制御対象の発電装置は、所定発電装置の一例である。
制御対象の発電装置は、電力系統の送配電線に接続された複数の発電装置のいずれかである。
複数の発電装置の各々は、例えば、再生可能エネルギーを用いて発電する発電装置（再エネ電源）である。再エネ電源としては、太陽光発電装置、風力発電装置、小水力発電装置、地熱発電装置、潮力発電装置、バイオマス発電装置などがある。以下、特に太陽光発電装置を「ＰＶ装置」と称し、風力発電装置を「ＷＴ（Wind Turbine）装置」と称す。また、複数の発電装置の各々は、再エネ電源以外の燃料電池やガスタービン発電装置など、出力抑制が必要な時間帯に発電電力の抑制が可能であれば、如何なる発電装置でもよい。
本実施形態では、複数の発電装置として、ＰＶ装置を用いるものとする。このため、制御対象の発電装置はＰＶ装置となる。ＰＶ装置は、天候に応じて発電量が変動する発電装置の一例である。

発電制御装置Ａは、通信部Ａ１と、制御部Ａ２と、を含む。

通信部Ａ１は、制御対象の発電装置を制御するための出力制御情報を受信する。出力制御情報としては、例えば、制御対象の発電装置の出力を「０」（ゼロ）にする出力抑制情報を用いてもよい。以下、出力制御情報として、制御対象の発電装置の出力を「０」にする出力抑制情報、出力制御の開始時刻情報、及び終了時刻情報、を用いるものとする。
通信部Ａ１は、例えば、外部装置が送信した出力制御情報を受信する。

外部装置は、複数の発電装置（複数のＰＶ装置）の出力制御を行う時刻よりも以前の任意の時刻（例えば、前日の９時、あるいは１２時間前、３時間前、１時間前等）において、発電装置の地理的位置（緯度経度情報で特定される住所）の天候の予測値に基づいて複数のグループに分類する。外部装置は、出力制御を行う３時間前に、例えば、外部サイトからＧＰＶ（Grid Point Value）データを取得して各発電装置の位置の天候の予測値を把握する。
本実施形態では、外部装置は、複数の発電装置を、発電装置の位置に最も近いGrid Point（格子点、例えば5km間隔のメッシュ）における全雲量（０〜１００％の発生割合で表されており、その数値）の予測値に基づいて複数のグループに分類する。発電装置の位置に最も近いGrid Pointにおける全雲量の予測値は、状況（例えば、発電に関連する情報）の一例である。
外部装置は、複数のグループの中から制御グループを決定する。制御グループは、発電装置群の一例である。
本実施形態では、外部装置は、複数のグループの中から全雲量が少ないグループ（例えば、全雲量０％〜３０％）を優先的に制御グループとして決定する。全雲量が少ないグループに属する発電装置（ＰＶ装置）は、全雲量が多いグループに属する発電装置よりも確率的に発電出力が大きくなる。このため、出力抑制効果の高い発電装置（出力抑制されないと出力が大きくなるＰＶ装置）を含むグループを、優先的に制御グループとして決定する。
外部装置は、制御グループに属する１以上の発電装置の出力制御情報を送信する。本実施形態では、制御グループに制御対象の発電装置が属しているものとする。このため、外部装置は、制御対象の発電装置の出力制御情報を送信する。
通信部Ａ１は、制御対象の発電装置の出力制御情報を受信する。

制御部Ａ２は、通信部Ａ１が受信した出力制御情報に基づいて、制御対象の発電装置の出力を制御する。

次に、動作を説明する。
図１Ｂは、発電制御装置Ａの動作を説明するためのフローチャートである。
通信部Ａ１は、出力制御開始時刻よりも前のタイミング（例えば、出力制御開始時刻の１時間前）で、外部装置が送信した制御対象の発電装置の出力制御情報を受信する（ステップＳ２０１）。なお、出力制御開始時刻よりも前のタイミングは、出力制御開始時刻の１時間前に限らず適宜変更可能である。続いて、通信部Ａ１は、出力制御情報を制御部Ａ２に出力する。
制御部Ａ２は、出力制御情報を受信すると、該出力制御情報に基づいて、出力制御開始時刻から出力制御終了時刻までの間、制御対象の発電装置の出力を制御する（ステップＳ２０２）。本実施形態では、制御部Ａ２が、出力制御情報に基づいて、制御対象の発電装置から電力系統へ出力される電力を「０」に抑制する。

次に、本実施形態の効果を説明する。
本実施形態では、通信部Ａ１は、全雲量の予測値に応じて決定された制御グループに属する、制御対象の発電装置の出力制御情報を受信する。制御部Ａ２は、出力制御情報に基づいて制御対象の発電装置の出力を制御する。
例えば、制御対象の発電装置の位置の天候が晴れであり、制御対象の発電装置が制御グループとなる全雲量の少ないグループに属する場合、制御対象の発電装置の出力を抑制可能にする。一方、制御対象の発電装置の位置の天候が悪く、制御対象の発電装置が制御グループとなる全雲量の少ないグループに属さない場合、制御対象の発電装置の出力を抑制しない。
したがって、制御グループに属する発電装置は、発電装置の地理的位置の天候の予測値に応じて切り替わり、出力制御を行う時刻において、出力抑制の効果が確率的に高い発電装置（同じような状態の発電装置）の出力を制御できる。よって、効率よく発電装置の出力を制御可能になる。また、出力抑制の効果が高い発電装置の出力を制御するため、少ない数の発電装置で効率よく出力制御を行うことが可能になる。この出力抑制の効率は、天候予測の精度に依存する。よって、天候予測の精度が高いタイミングの予測値を用いることが望ましく、基本的な傾向として、天候予測を行う時刻は、出力制御を行う時刻に近いほど予測精度が高くなるため望ましい。但し、天候の状況によっては、必ずしも時刻が近ければ精度が高くなるというわけでもないため、複数の時刻における天候予測値を用いる等の組み合わせも有効である。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
出力制御情報は、制御対象のＰＶ装置の出力を「０」にするための情報に限らず、例えば、制御対象のＰＶ装置の出力の上限値を規定する情報や出力抑制の継続時間など、出力抑制時間に関連する情報に適宜変更可能である。

天候の情報は、全雲量に限らず、例えば、上層雲量、中層雲量、下層雲量、天気、日射量、降水量、気温、湿度、風速、風向等の、再エネ電源の発電量予測に関係する情報が考えられ、適宜変更可能である。

（第２実施形態）
図２は、本発明の第２実施形態の制御装置Ｂを示した図である。
制御装置Ｂは、例えば、第１実施形態で説明した外部装置の一例として機能する。つまり、制御装置Ｂは、発電制御装置とは異なる、出力制御情報を複数の発電装置に送信する外部装置に設けてもよい。
制御装置Ｂは、決定部Ｂ１と、通信部Ｂ２と、を含む。

決定部Ｂ１は、電力系統の送配電線に接続されている複数の発電装置のうち、少なくとも一部を含む制御グループを状況に応じて決定する。本実施形態でも、複数の発電装置としてＰＶ装置を用いる。なお、複数の発電装置は、第１実施形態で説明したように適宜変更可能である。
通信部Ｂ２は、制御グループに属する発電装置の出力制御情報を送信する。出力制御情報としては、第1実施形態（変形例を含む）で説明した出力制御情報を用いるものとする。

次に、本実施形態の動作を説明する。
図３は、制御装置Ｂの動作を説明するためのフローチャートである。
なお、決定部Ｂ１は、各発電装置の位置を示す情報を予め保持しているものとする。
決定部Ｂ１は、出力制御開始時刻よりも前のタイミング（例えば、出力制御開始時刻の３時間前）に、各発電装置の位置に最も近いGrid Point（格子点）における全雲量の予測値のデータを外部サイトから受信する。
続いて、決定部Ｂ１は、電力系統の送配電線に接続されている複数の発電装置のうち、少なくとも一部を含む制御グループを状況に応じて決定する（ステップＳ３０１）。
ステップＳ３０１では、例えば、決定部Ｂ１は、複数の発電装置を、発電装置の位置に最も近いGrid Point（格子点）における全雲量の予測値に基づいて複数のグループに分類する。決定部Ｂ１は、複数のグループの中で全雲量が少ないグループを優先的に制御グループとして決定する。
続いて、決定部Ｂ１は、出力制御開始時刻よりも前のタイミング（例えば、出力制御開始時刻の１時間前）で、制御グループに属する少なくとも一部の発電装置の出力制御情報を通信部Ｂ２から送信する（ステップＳ３０２）。
ステップＳ３０２では、例えば、決定部Ｂ１は、まず、制御グループに属する発電装置のうち、出力制御（出力抑制）が未実施の発電装置を、出力制御対象の発電装置として決定する。続いて、決定部Ｂ１は、出力制御対象の発電装置の出力制御情報（出力制御の開始時刻及び出力制御の終了時刻の情報を含む）を、例えば、出力制御開始時刻の３０分前または１時間前に、通信部Ｂ２から送信する。
出力制御対象の発電装置は、自装置の出力制御情報を受信すると、出力制御の開始時刻に合わせて自装置から電力系統へ出力される電力を「０」に抑制し、出力制御の終了時刻まで抑制を継続する。出力制御対象の発電装置の一例としては、例えば、第１実施形態（変形例を含む）で説明した「発電制御装置」と「制御対象の発電装置」とを含む発電装置がある。

なお、上述した処理では、各発電装置の位置の天候（全雲量を含む）のデータによっては、特定の発電装置で集中的に出力抑制される場合が想定される。このため、決定部Ｂ１は、以下のような処理を更に実行してもよい。
決定部Ｂ１は、発電装置ごとに、出力制御情報が送信済み（出力抑制を実施済み）であるか否かを示す実施データを保持する。例えば、決定部Ｂ１は、各発電装置に対して、出力抑制の実施済みを示す実施済（１）、または出力抑制の未実施を示す未実施（０）のいずれか一方を設定する。
決定部Ｂ１は、初期段階では、全ての発電装置に対して未実施（０）を設定する。
そして、決定部Ｂ１は、ステップＳ３０１で制御グループに属することになった発電装置について未実施（０）を実施済（１）に変更する。
そして、決定部Ｂ１は、次回の決定動作以降、制御グループの決定処理（ステップＳ３０１）を開始する前に、実施済（１）が設定されている発電装置を各グループから除外し、その後、制御グループの決定処理（ステップＳ３０１）を実行する。
その際、全ての発電装置に実施済（１）が設定された場合、決定部Ｂ１は、全ての発電装置について実施済（１）を未実施（０）に変更する。
実施データ（実施済（１）及び未実施（０））を用いた発電装置の選択処理を行うと、各発電装置における出力抑制の公平性が向上する。

次に、本実施形態の効果を説明する。
本実施形態では、決定部Ｂ１は、複数の発電装置を、それぞれの位置に最も近いGrid Point（格子点）における全雲量の予測値に基づいて複数のグループに分類する。決定部Ｂ１は、複数のグループの中で雲量が少ないグループを優先的に制御グループとして決定する。通信部Ｂ２は、制御グループに属する発電装置（制御グループに属する１以上の発電装置）の出力制御情報を送信する。
このため、制御グループに属する発電装置は、発電装置の位置の天候に応じて切り替わり、その時点の状況で、出力抑制の効果が確率的に高い発電装置（同じような状態の発電装置）の出力を制御可能になる。よって、効率よく発電装置の出力を制御できる。また、出力抑制の効果が高い発電装置の出力を制御するため、少ない数の発電装置で効率よく出力制御を行うことができる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
本実施形態においても、出力制御情報は、発電装置の出力を「０」にするための情報に限らず、例えば、制御対象の発電装置の出力の上限値を規定する情報や出力抑制の継続時間など、出力抑制時間に関連する情報に適宜変更可能である。

本実施形態においても、天候の情報は、全雲量に限らず、例えば、上層雲量、中層雲量、下層雲量、天気、日射量、降水量、気温、湿度、風速、風向等の、再エネ電源の発電量予測に関係する情報が考えられ、適宜変更可能である。

また、制御装置は発電装置を直接制御してもよい。
図４は、発電装置を制御する制御装置ＢＢの一例を示した図である。図４において、図２に示したものと同一構成のものには同一の符号を付与してある。
制御装置ＢＢは、決定部Ｂ１と、制御部Ｂ３と、を含む。
制御部Ｂ３は、決定部Ｂ１が決定した制御グループに属する発電装置のうち、少なくとも一部の出力を制御する。例えば、制御部Ｂ３は、決定部Ｂ１が決定した出力制御対象の発電装置を直接制御する。一例として、制御部Ｂ３は、出力制御対象の発電装置からの出力を「０」にする。
この変形例によれば、制御装置ＢＢが出力制御対象の発電装置を直接制御可能になる。また、制御装置ＢＢは、複数の発電装置の出力を、遠隔地の外部装置から制御することができる。

次に、第１および第２実施形態（変形例を含む）の変形例を説明する。
発電装置としてＰＶ装置の代わりにＷＴ装置を用いる場合、グループを決定する際に用いる状況（発電に関連する情報）としては、発電装置の位置の雲量の代わりに、発電装置の位置に最も近いGrid Point（格子点）における地上面や気圧面の風速と風向の予測値を用いる。このとき風速や風向としては、ＷＴ装置の風車の高さに最も近い気圧面の風速や風向を用いることが望ましい。

また、第１および第２実施形態（変形例を含む）において、状況（発電に関連する情報）は、発電装置の位置に最も近いGrid Point（格子点）における全雲量や風速に限らず、適宜変更可能である。例えば、状況（発電に関連する情報）として、発電装置の契約容量、（１）発電装置の位置や該位置に最も近いGrid Point（格子点）における天候予測値、（２）発電装置の予測発電量、（３）発電装置の過去の出力抑制量、（４）発電装置の予測発電量の予測精度や信頼区間、（５）発電装置の送配電線に対する連系点の電圧や、連系点より上流の送配電線部分の電圧、（６）発電装置の出力変動に応じた送配電線の電圧変動量、（７）発電装置の出力電力を蓄積可能な蓄積部の蓄積レベル、（８）出力制御時間帯における制御実施経過時間、（９）発電装置が属するエリアにおける過去の電力需要履歴や未来の電力需要予測値、を用いてもよい。
ここで、雲量などの天候情報と上記（１）〜（９）の各々は、動的指標（時間的に変化する指標）の一例である。

第１および第２実施形態（変形例を含む）において、状況に応じて、複数の発電装置を、複数のグループに分類する際、状況（発電に関連する情報）として、上記（１）、（２）、（４）、（９）を用いて、制御対象の発電装置の発電量予測値を把握することで、より精度の高い出力制御を実施できる。あるいは、上記（７）を用いて、効率的に蓄積部へ充電することで無駄な出力抑制（すなわち発電電力の廃棄）を防止できる。そのため、再エネ発電電力の利用効率を向上できる。
また、状況（発電に関連する情報）として、上記（５）、（６）を用いて発電装置の出力制御実施時の電力系統に対する影響を把握した上で出力制御を実施することで、あるいは上記（８）を用いて発電装置の出力制御実施時の電力系統に対する悪影響を緩和した出力制御を実施することで、電力系統の安定性を向上できる。
さらに、状況（発電に関連する情報）として上記（３）を用いて、発電装置の過去の出力抑制量を把握した上で出力制御を実施することで、出力制御の公平性を保証する制御が可能となる。
以下、詳細について第３〜１１実施形態を用いて説明する。

（第３実施形態）
図５は、本発明の第３実施形態の制御システム１００を示した図である。
制御システム１００は、同一カテゴリの再エネ電源としてＰＶ（太陽光発電）装置を想定し、複数のＰＶ装置を、それぞれの位置と最も近いGrid Point（格子点）における全雲量の予測値に基づいて複数のグループ（以下、「グループ」を「クラスタ」と称す）に分類し、クラスタ単位で、ＰＶ装置３の出力を制御する。
制御システム１００は、制御装置１と、複数の発電制御装置２と、を含む。
制御システム１００は、複数の発電制御装置２に対応する複数のＰＶ装置３を制御する。図５では、発電制御装置２がＰＶ装置３と１対１で対応する例を示しているが、発電制御装置２とＰＶ装置３との対応関係は１対１に限らず、１対２や１対多など適宜変更可能である。

ＰＶ装置３は、発電装置および再エネ電源の一例である。
各ＰＶ装置３は、電力系統４の送配電線に接続されている。
制御システム１００にて出力制御が行われていない状況において、各ＰＶ装置３が電力系統４に出力する電力の上限値は、事前に契約によって決められている。以下、契約によって決められている出力電力の上限値を「契約容量［Ｗ］」と称す。
各ＰＶ装置３は、太陽光を直流電流（電力）に変換する太陽光パネルと、ＰＣＳ（Power Conditioning System）と、を含む。ＰＣＳは、太陽光パネルからの直流電力を交流電力に変換し、また、その交流電力のレベルを調整する。

電力系統４には、火力発電所４ａや揚水式発電所４ｂ等を含む。電力系統４には負荷５も接続されている。図５では、負荷５を、電力系統４から供給された電力を消費する複数の機器（電力需要発生装置）を仮想的に統合した仮想負荷（需要家）として示している。また、電力系統４には、ＰＶ装置３以外の不図示の再エネ電源（例えば、ＷＴ装置や地熱発電）、不図示の原子力発電所および不図示の水力発電所等が接続されているものとする。

制御装置１は、電力会社やアグリゲータの管理下にある。
制御装置１は、通信部１ａと、処理部１ｂと、を含む。
通信部１ａは、各発電制御装置２、火力発電所４ａ、揚水式発電所４ｂおよび気象予測装置６と通信する。
通信部１ａは、例えば、以下のような通信を行う。
通信部１ａは、火力発電所４ａおよび揚水式発電所４ｂの実際の発電量を示す情報を受信する。通信部１ａは、火力発電所４ａに対して発電に関する指示を送信する。通信部１ａは、揚水式発電所４ｂに発電や揚水運転（発電に用いる水をポンプでくみ上げる運転）に関する指示を送信する。
通信部１ａは、気象予測装置６から、各ＰＶ装置３の位置に最も近いGrid Point（格子点）における天候（全雲量を含む）のデータを受信する。
通信部１ａは、処理部１ｂが決定した各ＰＶ装置３の出力を制御するための出力制御情報を、その出力制御対象となるＰＶ装置３に対応する発電制御装置２に送信する。

処理部１ｂは、決定部の一例である。
処理部１ｂは、複数のＰＶ装置３を、ＰＶ装置３の位置に最も近いGrid Point（格子点）における全雲量に応じて複数のグループに分類する。処理部１ｂは、複数のグループの中で全雲量が少ないグループを優先的に制御グループとして決定する。処理部１ｂは、制御グループに属する少なくとも一部のＰＶ装置３の出力制御情報を通信部１ａから送信する。

各発電制御装置２に対応するＰＶ装置３は、それぞれ所定発電装置の一例である。よって、発電制御装置２ごとに所定発電装置が存在することになる。
各発電制御装置２は、通信部２ａと、制御部２ｂと、を含む。
通信部２ａは、制御装置１と通信する。
通信部２ａは、制御装置１から出力制御情報を受信する。なお、出力制御情報の受信形態としては、制御装置１からプッシュ（Push）送信された出力制御情報を発電制御装置２が受動的に受信する形態、あるいは発電制御装置２が能動的に制御装置１をプル（Pull）すること（出力制御情報をリクエストすること）で出力制御情報を受信する形態がある。
制御部２ｂは、出力制御情報に基づいてＰＶ装置３の出力を制御する。
なお、発電制御装置２は、対応するＰＶ装置３に内蔵されていてもよい。発電制御装置２が内蔵されたＰＶ装置３は、発電機器や発電装置の一例となる。

次に、動作を説明する。
今、優先給電規定に則って、まず、再エネ電源以外の電力供給量を抑制し、揚水式発電のポンプくみ上げ（揚水運転）による需要創出を行った後でも、１１時〜１５時の時間帯にＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生が予測されたとする。この場合、１１時〜１５時の時間帯が、出力が抑制される出力抑制時間帯となる。１１時〜１５時は、出力制御時間帯の一例である。なお、出力抑制時間帯は、１１時〜１５時に限らず、ＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生が予測される時間帯であれば、どの時間帯でもよい。

処理部１ｂは、まず、出力抑制時間帯を、１時間ごとに分割して区分時間帯Ｔt_jを決定する。今回は、１１時からの各区分時間帯がＴt₀、Ｔt₁、Ｔt₂、Ｔt₃となる。ここで、区分時間帯の長さは１時間に限らず適宜変更可能である。

処理部１ｂは、各区分時間帯の開始時刻の１時間前に決定動作を実行する。ここで、１時間は所定時間の一例である。なお、所定時間は１時間に限らず適宜変更可能である。例えば、所定時間は、３時間でもよく、３０分や１５分でもよい。

図６は、本実施形態での決定動作を説明するためのフローチャートである。
処理部１ｂは、通信部１ａを介して、気象予測装置６から、直後の区分時間帯における各ＰＶ装置３の位置に最も近いGrid Point（格子点）の天候（全雲量や風速を含む）のデータを、受信する（ステップＳ６０１）。
ステップＳ６０１では、例えば、処理部１ｂは、通信部１ａを介して、直後の区分時間帯における各ＰＶ装置３の位置に最も近いGrid Point（格子点）の天候のデータを気象予測装置６に要求し、その応答（天候のデータ）を、通信部１ａを介して受信する。

続いて、処理部１ｂは、天候のデータが示す各ＰＶ装置３の位置に最も近いGrid Point（格子点）における全雲量に基づいて、複数のＰＶ装置３をクラスタ化する（ステップＳ６０２）。
ステップＳ６０２では、例えば、処理部１ｂは、全雲量（０％〜１００％）に基づいて各ＰＶ装置３を複数のクラス（例えば１００クラス）に分類する。この際、処理部１ｂは、さらに雲量が不明を意味する１つのクラスを加えてもよい。ここで、複数のクラスの数は適宜変更可能である。続いて、処理部１ｂは、各クラスに対して、雲量が少ないほど順位が高くなる優先順位を設定する。この際、雲量不明のクラスには最も低い優先順位を設定する。なお、クラスの設定および優先順位の設定は、決定動作を行う前に予め実行しておいてもよい。処理部１ｂは、各ＰＶ装置３を、ＰＶ装置３の位置の雲量が属するクラスに分類する。共通のクラスに属するＰＶ装置３にて１つのクラスタが形成される。このため、クラスに対して設定された優先順位は、そのクラスに対応するクラスタの優先順位も意味する。

続いて、処理部１ｂは、優先順位が高い順に選択したクラスタで構成されるクラスタ群にて出力抑制できる抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］が、直後の区分時間帯Ｔt_jにおいて必要な抑制総量Ｑ_total［Ｗ］の値以上になるまで、クラスタを１以上で、かつ最小数だけ選択する（ステップＳ６０３）。ここで選択されるクラスタを「制御クラスタ」と称す。

続いて、処理部１ｂは、制御クラスタに属するＰＶ装置３の出力制御情報と、直後の区分時間帯Ｔt_jを示す区分時間帯情報Ｉ_jとを、通信部１ａから、そのＰＶ装置３に対応する発電制御装置２に送信する（ステップＳ６０４）。

発電制御装置２では、制御部２ｂは、対応するＰＶ装置３の出力制御情報及び区分時間帯情報Ｉ_jを受信すると、該出力制御情報及び区分時間帯情報Ｉ_jを保持する。

発電制御装置２では、区分時間帯情報Ｉ_jが示す開始時刻になると、区分時間帯情報Ｉ_jが示す終了時刻になるまで、対応するＰＶ装置３から電力系統４へ出力される電力を、出力制御情報にしたがって「０」（ゼロ）に抑制する。

なお、上述した処理では、各ＰＶ装置３の位置の天候（雲量を含む）のデータによっては、特定のＰＶ装置３が集中的に出力抑制される場合が想定される。このため、処理部１ｂは、以下のような処理を更に行ってもよい。
処理部１ｂは、ＰＶ装置３ごとに、出力制御情報を送信済み（出力抑制を実施済み）であるか否かを示す実施データを保持する。例えば、処理部１ｂは、各ＰＶ装置３に対して、出力抑制の実施済みを示す実施済（１）、または出力抑制の未実施を示す未実施（０）のいずれか一方を設定する。
処理部１ｂは、初期段階では、全てのＰＶ装置３に対して未実施（０）を設定する。
そして、処理部１ｂは、ステップＳ６０３で制御クラスタに属することになったＰＶ装置３について未実施（０）を実施済（１）に変更する。
そして、処理部１ｂは、次回の決定動作以降、制御クラスタの決定処理（ステップＳ６０３）を開始する前に、実施済（１）が設定されているＰＶ装置３を各クラスタから除外し、その後、制御クラスタの決定処理（ステップＳ６０３）を実行する。
その際、抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］の不足が生じた場合、または全てのＰＶ装置３に実施済（１）が設定されている場合、処理部１ｂは、全てのＰＶ装置３について実施済（１）を未実施（０）に変更する。
実施済（１）と未実施（０）を用いたＰＶ装置の選択処理を行うと、各ＰＶ装置３における出力抑制の公平性が向上する。

次に、本実施形態の効果を説明する。
本実施形態によれば、処理部１ｂは、複数のＰＶ装置３を、それぞれの位置に最も近いGrid Point（格子点）における全雲量に基づいて複数のクラスタに分類する。処理部１ｂは、複数のクラスタの中で雲量が少ないクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。処理部１ｂは、制御クラスタに属する少なくとも一部のＰＶ装置３の出力制御情報を通信部１ａから送信する。そのため、制御クラスタに属するＰＶ装置３は、ＰＶ装置３の位置の天候の予測値に応じて切り替わり、出力制御を行う時刻において、出力抑制の効果が確率的に高いＰＶ装置３（同じような状態のＰＶ装置３）の出力を制御可能になる。よって、効率よくＰＶ装置３の出力を制御可能になる。また、出力抑制効率の高いＰＶ装置３の出力を制御するため、少ない数のＰＶ装置３で効率よく出力抑制を行うことが可能になる。
また、実施データ（実施済（１）及び未実施（０））を用いたＰＶ装置３の選択処理を行うと、各ＰＶ装置３における出力抑制の公平性が向上する。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
ＰＶ装置３の代わりにＷＴ装置を用いてもよい。
この場合、処理部１ｂは、天候のデータが示す各ＷＴ装置に最も近いGrid Point（格子点）における地上面や気圧面の風速の予測値に基づいて複数のＷＴ装置をクラスタ化する。
例えば、処理部１ｂは、気象庁の風速階級（「１２」：３２．７m/s以上〜「０」：０．３m/s未満）に応じた複数クラス（「１２」〜「０」）を設定する。ここで、複数のクラスの数は適宜変更可能である。
続いて、処理部１ｂは、各クラスに対して、風速が速いほど順位が高くなる優先順位を設定する。なお、クラスの設定および優先順位の設定は、決定動作を行う前に、予め実行しておいてもよい。そして、処理部１ｂは、各ＷＴ装置を、ＷＴ装置の位置の風速が属するクラスに分類する。但し、ＷＴ装置の位置の風速が、ＷＴ装置のカットアウト風速以上である場合、そのＷＴ装置は除外する。共通のクラスに属するＷＴ装置にて１つのクラスタが形成される。このため、クラスに対して設定された優先順位は、そのクラスに対応するクラスタの優先順位も意味する。
その後、上述したステップＳ６０２から後の処理を実行する。
この場合も、出力抑制時において出力抑制効率の高いＷＴ装置（同じような状態の発電装置）が含まれるクラスタを優先的に制御クラスタとして決定可能になる。このため、効率よく発電装置の出力を制御可能になる。また、出力抑制効率の高いＷＴ装置の出力を制御するため、少ない数のＷＴ装置で効率よく出力抑制を行うことができる。

また、処理部１ｂは、複数のクラスタのうち、優先順位の高い（最も高い）クラスタと、優先順位の低い（最も低い）クラスタとの組み合わせを、優先的に制御クラスタとして決定してもよい。この場合、各ＰＶ装置間や各ＷＴ装置における出力抑制の公平性の向上が可能となる。

処理部１ｂは、ＰＶ装置やＷＴ装置の位置を、ＰＶ装置やＷＴ装置から受信してもよい。
図７Ａは、処理部１ｂを含む制御装置１が、各ＰＶ装置３から各ＰＶ装置３の位置情報を受信する場合の動作例を示した図である。
この場合、処理部１ｂは、各ＰＶ装置３から各ＰＶ装置３の位置情報を受信する（図７Ａ左上）（位置情報は、固定情報であるため、何度も受信する必要はなく、予め取得した位置情報を用いることも可能）。続いて、処理部１ｂは、天候データを受信する（図７Ａ右上）。続いて、処理部１ｂは、全雲量の予測値（０％〜１００％）に基づいて複数のＰＶ装置３のクラスタ化を実行する（図７Ａ左下）。続いて、処理部１ｂは、複数のクラスタの中で、雲量の少ないクラスタ（クラスタ２）を制御クラスタとして決定し、出力抑制を実行する（図７Ａ右下）。

また、処理部１ｂは、例えば、１１〜１２時の抑制量を８０％、１２〜１３時の抑制量を９０％、１３〜１４時の抑制量を１００％にするなど、時間ごとにＰＶ装置３の出力抑制量を変えてもよい。

本実施形態では、出力制御を実施する時間帯ごとに、ＰＶ装置３の位置の天候予測値（該当する区分時間帯に対する予測値）に基づいて制御クラスタを決定する。これに対して、処理部１ｂは、最初の区分時間帯に対して決定された制御クラスタを、その区分時間帯を含む出力抑制時間帯の全ての期間において継続して制御クラスタとして決定してもよい。この場合、制御クラスタは、出力抑制時間帯ごとに決定されることになる。

また、制御クラスタが出力抑制時間帯で固定される状況において、各区分時間帯で必要な抑制総量Ｑ_total［Ｗ］が変動する可能性がある場合、処理部１ｂは、以下のようにして、制御クラスタおよび出力制御情報を決定する。
処理部１ｂは、区分時間帯（例えば１時間の時間帯）ごとに、必要抑制総量Ｑ_total［Ｗ］を定め、区分時間帯ごとに抑制率Ｐを求める。
ここで、抑制率Ｐは、
「抑制率Ｐ＝対象となる区分時間帯のＱ_total／抑制量が最大となる区分時間帯のＱ_total」である。
続いて、処理部１ｂは、抑制量が最大となる区分時間帯のＱ_total≦抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］を満たすように、複数のクラスタの中から優先順位毎に制御クラスタを決定する。
そして、処理部１ｂは、区分時間帯ごとに、制御クラスタに属するＰＶ装置（発電装置）の発電量を抑制率Ｐに基づいて制御する。
例えば、抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}＝抑制量が最大となる区分時間帯のＱ_totalである場合、処理部１ｂは、以下のように動作する。
処理部１ｂは、抑制率Ｐ＝１となる区分時間帯では、制御クラスタに属する全てのＰＶ装置（発電装置）の出力を「０」にする出力制御情報を通信部１ａから送信する。また、処理部１ｂは、抑制率Ｐ＝０．５となる区分時間帯では、制御クラスタに属する全てのＰＶ装置（発電装置）の出力電力を契約容量の５０％（半分）にするための出力制御情報を通信部１ａから送信する。
図７Ｂは、区分時間帯ごとに抑制の割合を決定する例を示した図である。なお、図７Ｂでは、制御クラスタに属するＰＶ装置３を単に「ＰＶ」と記載している。
図７Ｂでは、制御クラスタに属する各ＰＶ装置３の出力電力のうち、１１〜１２時の時間帯では契約容量の８０％が抑制され、１２〜１３時の時間帯では契約容量の９０％が抑制され、１３〜１４時の時間帯では契約容量の１００％が抑制（全停止）される。
この変形例は、後述する各実施形態においても、制御クラスタが出力抑制時間帯において固定され、各区分時間帯で必要な抑制総量Ｑ_total［Ｗ］が変動する可能性がある場合に、適用可能である。

出力制御情報は、制御対象のＰＶ装置の出力を「０」にするための情報に限らず、例えば、制御対象のＰＶ装置の出力の上限値を規定する情報や、出力抑制の継続時間など、出力抑制時間に関連する情報に適宜変更可能である。

（第４実施形態）
図８は、本発明の第４実施形態の制御システム１００Ａを示した図である。図８において、図５に示したものと同一構成のものには同一の符号を付与してある。
制御システム１００Ａは、複数のＰＶ装置３をＰＶ装置３の予測発電量に基づいて複数のクラスタに分類し、クラスタ単位で、ＰＶ装置３の出力抑制を実行する。
以下、第４実施形態について第３実施形態と異なる点を中心に説明する。
制御システム１００Ａは、制御装置１Ａと、複数の発電制御装置２と、を含む。
制御システム１００Ａは、複数の発電制御装置２に対応する複数のＰＶ装置３を制御する。

制御装置１Ａは、電力会社やアグリゲータの管理下にある。
制御装置１Ａは、通信部１ａと、処理部１ｂＡと、を含む。
処理部１ｂＡは、決定部の一例である。
処理部１ｂＡは、複数のＰＶ装置３を、それぞれの予測発電量に基づいて複数のクラスタ（グループ）に分類する。処理部１ｂＡは、複数のクラスタの中で予測発電量が多いクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。処理部１ｂＡは、制御クラスタに属する少なくとも一部のＰＶ装置３の出力制御情報を通信部１ａから送信する。なお、ＰＶ装置３の予測発電量は、例えば公知技術を用いて予測されたＰＶ装置３の発電量である。

次に、動作を説明する。
本実施形態においても、第３実施形態と同様に１１時〜１５時を出力抑制時間帯であるとする。なお、出力抑制時間帯は、１１時〜１５時に限らず、ＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生が予測される時間帯であれば、どの時間帯でもよい。

処理部１ｂＡは、まず、出力抑制時間帯を、１時間ごとに区分して区分時間帯Ｔt_jを決定する。今回は、１１時からの各区分時間帯はＴt₀、Ｔt₁、Ｔt₂、Ｔt₃となる。ここで、区分時間帯の長さは１時間に限らず適宜変更可能である。

処理部１ｂＡは、各区分時間帯の開始時刻の３０分前に決定動作を実行する。ここで、３０分は所定時間の一例である。なお、所定時間は３０分に限らず適宜変更可能である。例えば、所定時間は、３時間でもよく、１時間でもよく、１５分でもよい。

図９は、本実施形態での決定動作を説明するためのフローチャートである。図９において、図６に示した処理と同様の処理には同一の符号を付与してある。以下、本実施形態における決定動作について、図６に示した処理と異なる点を中心に説明する。
処理部１ｂＡは、直後の区分時間帯における各ＰＶ装置３の予測発電量を取得する（ステップＳ９０１）。
ステップＳ９０１では、例えば、処理部１ｂＡは、各発電制御装置２に対して、直後の区分時間帯における発電制御装置２に対応するＰＶ装置３の予測発電量を要求する。
各発電制御装置２では、制御部２ｂは、通信部２ａを介して受信した該要求に応じて、対応するＰＶ装置３の発電履歴を基に、直後の区分時間帯における対応するＰＶ装置３の予測発電量を算出する。そして、処理部１ｂＡは、その算出結果を通信部２ａから制御装置１Ａに送信する。処理部１ｂＡは、その算出結果（ＰＶ装置３の予測発電量）を、通信部１ａを介して受信する。
ここで、処理部１ｂＡが各ＰＶ装置３の発電履歴を保持している場合、処理部１ｂＡは、区分時間帯における各ＰＶ装置３の予測発電量を算出してもよい。
各ＰＶ装置３の発電履歴が存在しない場合（例えば初期動作時）、処理部１ｂＡは、各ＰＶ装置３の予測発電量としてデフォルト値を用いてもよい。
なお、各ＰＶ装置３の予測発電量の算出方法は、上述した方法に限らず、公知の種々の発電量予測の方法に変更可能である。

続いて、処理部１ｂＡは、各ＰＶ装置３の予測発電量に基づいて複数のＰＶ装置３をクラスタ化する（ステップＳ９０２）。
ステップＳ９０２では、例えば、処理部１ｂＡは、まず取りうる範囲の予測発電量を、以下の（１）〜（４）の４つのクラスに分類する。（１）500kWh以上、（２）500kWh未満〜50kWh以上、（３）50kWh未満〜10kWh以上、（４）10kWh未満。ここで、複数のクラスの区分けおよび数は適宜変更可能である。
続いて、処理部１ｂＡは、各クラスに対して、予測発電量が多いほど順位が高くなるように優先順位を設定する。なお、クラスの設定および優先順位の設定は、決定動作前に予め実行しておいてもよい。
そして、処理部１ｂＡは、各ＰＶ装置３を、ＰＶ装置３の予測発電量が属するクラスに分類する。共通のクラスに属するＰＶ装置３によって１つのクラスタが形成される。このため、クラスに対して設定された優先順位は、そのクラスに対応するクラスタの優先順位も意味する。

その後、処理部１ｂＡは、ステップＳ６０３〜Ｓ６０４の処理を実行する。発電制御装置２は、区分時間帯情報Ｉ_jが示す開始時刻になると、該区分時間帯情報Ｉ_jが示す終了時刻になるまで対応するＰＶ装置３から電力系統４へ出力する電力を出力制御情報に基づいて「０」に抑制する。

なお、処理部１ｂＡは、第３実施形態で説明したように、各ＰＶ装置３に対して出力制御情報を送信済み（出力抑制を実施済み）であるか否かを示す実施データを用いて出力制御対象のＰＶ装置３を決定してもよい。
例えば、処理部１ｂＡは、ＰＶ装置３ごとに、出力制御情報を送信済み（出力抑制を実施済み）であるか否かを示す実施データを保持する。例えば、処理部１ｂＡは、各ＰＶ装置３に対して、出力抑制の実施済みを示す実施済（１）、または出力抑制の未実施を示す未実施（０）のいずれか一方を設定する。
処理部１ｂＡは、初期段階では、全てのＰＶ装置３に対して未実施（０）を設定する。
そして、処理部１ｂＡは、ステップＳ６０３で制御クラスタに属することになったＰＶ装置３について未実施（０）を実施済（１）に変更する。
そして、処理部１ｂＡは、次回の決定動作以降、制御クラスタの決定処理（ステップＳ６０３）を開始する前に、実施済（１）が設定されているＰＶ装置３を各クラスタから除外し、その後、制御クラスタの決定処理（ステップＳ６０３）を実行する。
その際、抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］の不足が生じた場合、または、全てのＰＶ装置３に実施済（１）が設定されている場合、処理部１ｂＡは、全てのＰＶ装置３について実施済（１）を未実施（０）に変更する。
実施データ（実施済（１）及び未実施（０））を用いたＰＶ装置の選択処理を行うと、各ＰＶ装置３における出力抑制の公平性が向上する。

図１０は、制御システム１００Ａの動作の一例を説明するための図である。
制御装置１Ａ内の処理部１ｂＡは、各ＰＶ装置３に出力抑制予告（上述した「要求」として機能する）を送信する（図１０左上）。続いて、処理部１ｂＡは、各ＰＶ装置３から予測発電量を受信する（図１０右上）。続いて、処理部１ｂＡは、予測発電量に基づいてＰＶ装置３のクラスタ化を実行する（図１０左下）。続いて、処理部１ｂＡは、複数のクラスタの中で、予測発電量の多いクラスタ（クラスタ１）を制御クラスタとして決定し、出力抑制を実行する（図１０右下）。

次に、本実施形態の効果を説明する。
本実施形態によれば、処理部１ｂＡは、複数のＰＶ装置３を、それぞれの予測発電量に基づいて複数のクラスタに分類する。処理部１ｂＡは、複数のクラスタの中で予測発電量が多いクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。処理部１ｂＡは、制御クラスタに属する少なくとも一部のＰＶ装置３の出力制御情報を通信部１ａから送信する。
このため、出力抑制時において発電量が多いと推定された出力抑制効率の高いＰＶ装置（同じような状態の発電装置）が含まれるクラスタを優先的に制御クラスタとして決定可能になる。このため、効率よく発電装置の出力を制御可能になる。また、出力抑制効率の高いＰＶ装置３の出力を制御するため、少ない数のＰＶ装置３で効率よく出力抑制を行うことが可能になる。
なお、発電量が少ないと予想されたＰＶ装置３を制御しても、発電量が少ないため、出力抑制できる発電量が少なく、適切に出力抑制を行うことができない。そのため、本実施形態のように、発電量が多いと予想されたＰＶ装置３の出力を制御することで効率よく制御することができる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
処理部１ｂＡは、制御クラスタとして未選択のクラスタの中から制御クラスタを１つずつ選択していく際、未選択のクラスタの中で、クラスタ内の全てのＰＶ装置３の予測発電量を積算した値が、必要な出力抑制量（＝区分時間帯Ｔt_jにおいて必要な抑制総量Ｑ_total）に近い値を有するクラスタ（以下、「該当クラスタ」と称す）を優先的に制御グループとして決定してもよい。この該当クラスタに属するＰＶ装置３の発電を完全に抑制することで所望のQ_totalを実現することができる。この場合、処理部１ｂＡは、該当クラスタに属するＰＶ装置３のいずれか１つを、出力抑制対象のＰＶ装置として選択し、該当クラスタに属するＰＶ装置３については、その出力抑制対象のＰＶ装置にのみ出力制御情報を通信部１ａから送信する。

また、処理部１ｂＡは、複数のクラスタの中で予測発電量が多いクラスタおよび予測発電量が少ないクラスタを優先的に制御クラスタとして決定してもよい。
例えば、処理部１ｂＡは、制御クラスタから選択されたＰＶ装置３全体の抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}が区分時間帯Ｔt_jにおいて必要な抑制総量Ｑ_total以上になるまで、予測発電量が最も大きいクラスタからＰＶ装置３を１つ選択した後、予測発電量が最も小さいクラスタからＰＶ装置３を１つ選択する動作を、繰り返してもよい。
この場合、予測発電量が小さいクラスタの選択回数を増やすことができるため、出力抑制の公平性の向上を図ることができる。

複数のＰＶ装置３は、複数の発電装置の一例である。複数の発電装置は、ＰＶ装置と異なる発電装置で構成されていてもよく、複数種類の発電装置で構成されていてもよい。

出力制御情報は、制御対象のＰＶ装置の出力を「０」にするための情報に限らず、例えば、制御対象のＰＶ装置の出力の上限値を規定する情報や出力抑制の継続時間など、出力抑制時間に関連する情報に適宜変更可能である。

（第５実施形態）
図１１は、本発明の第５実施形態の制御システム１００Ｂを示した図である。図１１において、図５に示したものと同一構成のものには同一の符号を付与してある。
制御システム１００Ｂは、複数のＰＶ装置３をそれぞれの過去の出力抑制量に基づいて複数のクラスタに分類し、クラスタ単位で、ＰＶ装置３の出力抑制を実行する。
以下、第５実施形態について第３実施形態と異なる点を中心に説明する。
制御システム１００Ｂは、制御装置１Ｂと、複数の発電制御装置２と、を含む。
制御システム１００Ｂは、複数の発電制御装置２に対応する複数のＰＶ装置３を制御する。

制御装置１Ｂは、電力会社やアグリゲータの管理下にある。
制御装置１Ｂは、通信部１ａと、処理部１ｂＢと、を含む。
処理部１ｂＢは、決定部の一例である。
処理部１ｂＢは、複数のＰＶ装置３を、それぞれの過去の出力抑制量に基づいて複数のクラスタ（グループ）に分類する。処理部１ｂＢは、複数のクラスタの中で過去の出力抑制量が少ないクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。処理部１ｂＢは、制御クラスタに属する少なくとも一部のＰＶ装置３の出力制御情報を通信部１ａから送信する。

次に、動作を説明する。
本実施形態においても、第３実施形態と同様に１１時〜１５時の時間帯を出力抑制時間帯であるとする。なお、出力抑制時間帯は、１１時〜１５時に限らず、ＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生が予測される時間帯であれば、どの時間帯でもよい。

処理部１ｂＢは、まず、出力抑制時間帯を、１時間ごとに分割して区分時間帯Ｔt_jを決定する。今回は、１１時からの各区分時間帯がＴt₀、Ｔt₁、Ｔt₂、Ｔt₃となる。ここで、区分時間帯の長さは１時間に限らず適宜変更可能である。

処理部１ｂＢは、各区分時間帯の開始時刻の３０分前に決定動作を実行する。ここで、３０分は所定時間の一例である。なお、所定時間は３０分に限らず適宜変更可能である。例えば、所定時間は、１時間でもよく、１５分でもよい。

図１２は、本実施形態での決定動作を説明するためのフローチャートである。図１２において、図６に示した処理と同様の処理には同一の符号を付与してある。以下、本実施形態での決定動作について、図６に示した処理と異なる点を中心に説明する。
なお、処理部１ｂＢは、各ＰＶ装置３に対して過去に実施した出力抑制の履歴を保持しているものとする。
出力抑制の履歴には、ＰＶ装置３ごとに「出力抑制時間」と「契約容量に対する抑制比率」とを備える。
契約容量に対する抑制比率Ｒは、「０≦Ｒ≦１」で定義される。例えば、ＰＶ装置３が出力を完全に停止している場合にはＲ＝１となり、ＰＶ装置３が契約容量に対して出力を５０％に抑制している場合にはＲ＝０．５となり、ＰＶ装置３が出力抑制していない場合にはＲ＝０となる。
処理部１ｂＢは、各ＰＶ装置３の過去の出力抑制総量を算出する（ステップＳ１２０１）。
ステップＳ１２０１では、例えば、処理部１ｂＢは、出力抑制の履歴を用いて、ＰＶ装置３ごとに、
出力抑制総量＝出力抑制時間×契約容量に対する抑制比率
、を算出する。

続いて、処理部１ｂＢは、各ＰＶ装置３の過去の出力抑制総量に基づいて、複数のＰＶ装置３をクラスタ化する（ステップＳ１２０２）。
ステップＳ１２０２では、例えば、処理部１ｂＢは、まず、算出された各ＰＶ装置３の過去の出力抑制総量の範囲（最も小さい値〜最も大きい値まで）を基に、過去の出力抑制総量の多さにしたがって複数のクラスに分類する。ここで、複数のクラスの数は適宜変更可能である。
続いて、処理部１ｂＢは、各クラスに対して、過去の出力抑制総量が少ないほど順位が高くなるように優先順位を設定する。なお、クラスの設定および優先順位の設定は、予め実行しておいてもよい。
そして、処理部１ｂＢは、各ＰＶ装置３を、それぞれの過去の出力抑制総量が属するクラスに分類する。共通のクラスに属するＰＶ装置３によって１つのクラスタが形成される。このため、クラスに対して設定された優先順位は、そのクラスに対応するクラスタの優先順位も意味する。

以下、処理部１ｂＢは、ステップＳ６０３〜Ｓ６０４を実行する。また、発電制御装置２では、区分時間帯情報Ｉ_jが示す開始時刻になると、区分時間帯情報Ｉ_jが示す終了時刻になるまで対応するＰＶ装置３から電力系統４へ出力される電力を出力制御情報に基づいて「０」に抑制する。

ここで、本実施形態のクラスタは、契約容量や設置場所が異なるＰＶ装置３の集合体から構成される。このため、処理部１ｂＢは、電力系統４の状況（送配電線の電圧や送電容量などの物理的制約）を考慮して、各クラスタから、電力系統４の安定性に影響を与えるＰＶ装置３を除外したり、制御クラスタ内のＰＶ装置３の出力抑制量を調整したりしてもよい。
例えば、処理部１ｂＢは、ＰＶ装置３の座標情報（位置情報）を記憶し、同じエリアに属する複数のＰＶ装置３の一部については、そのエリアで電力供給不足を招かないように、クラスタから除外したり、出力抑制量を調整したりする。これにより電力の送配電損失を低減することが可能となる。

また、本実施形態では、初期状態において、全てのＰＶ装置３の過去の出力抑制量が「０」で等しいため、処理部１ｂＢは、例えば、過去の出力抑制量以外の基準でクラスタ化や制御クラスタを決定する。
例えば、処理部１ｂＢは、初期動作時には、地理的に離れたＰＶ装置３をランダムに選定し、その選定されたＰＶ装置３で構成されるクラスタを制御クラスタとして決定する。

次に、本実施形態の効果を説明する。
本実施形態によれば、処理部１ｂＢは、複数のＰＶ装置３を、ＰＶ装置３の過去の出力抑制総量に基づいて複数のクラスタに分類する。処理部１ｂＢは、複数のクラスタの中で過去の出力抑制総量が少ないクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。
このため、出力抑制時において過去の出力抑制量が少ないＰＶ装置（同じような状態の発電装置）が含まれるクラスタを優先的に制御クラスタとして決定される。よって、ＰＶ装置間での出力抑制総量のばらつきを低減することができ、各ＰＶ装置３における出力抑制の不公平を是正することができる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
処理部１ｂＢは、各ＰＶ装置３の過去の出力抑制総量を各ＰＶ装置３から受信してもよい。この場合、各ＰＶ装置３は、自装置の出力抑制履歴を保持し、その出力抑制履歴を用いて、自装置の過去の出力抑制総量を算出する。ここで、各ＰＶ装置３が保持する出力抑制履歴には、例えば、自装置の「出力抑制時間」と「契約容量に対する抑制比率」とを備える。
なお、出力抑制履歴は、「出力抑制時間」、「契約容量に対する抑制比率」、だけでなく、「抑制期間全体での実際の発電量」、「出力抑制を実施した回数や日にち」など、出力抑制に関連するパラメータであれば、どのような情報でもよい。
図１３は、処理部１ｂＢを含む制御装置１Ｂが各ＰＶ装置３の過去の出力抑制総量を各ＰＶ装置３から受信する場合の動作例を示した図である。
この場合、処理部１ｂＢは、各ＰＶ装置３に出力抑制予告を送信する（図１３左上）。続いて、処理部１ｂＢは、各ＰＶ装置３から抑制期間内の過去の出力抑制総量を受信する（図１３右上）。ここで、抑制期間とは、例えばＰＶ装置３間での不公平性を評価する上での評価期間であり、４月１日を初日とする１年間などが該当する。続いて、処理部１ｂＢは、過去の出力抑制総量に基づいてＰＶ装置３のクラスタ化を実行する（図１３左下）。続いて、処理部１ｂＢは、複数のクラスタの中で、過去の出力抑制総量の少ないクラスタ（クラスタ３）を制御クラスタとして決定し、出力抑制を実行する（図１３右下）。

複数のＰＶ装置３は複数の発電装置の一例である。複数の発電装置は、ＰＶ装置と異なる発電装置で構成されていてもよく、複数種類の発電装置で構成されていてもよい。

出力制御情報は、制御対象のＰＶ装置の出力を「０」にするための情報に限らず、例えば、制御対象のＰＶ装置の出力の上限値を規定する情報や、出力抑制の継続時間など、出力抑制時間に関連する情報に適宜変更可能である。

（第６実施形態）
図１４は、本発明の第６実施形態の制御システム１００Ｃを示した図である。図１４において、図５に示したものと同一構成のものには同一の符号を付与してある。
制御システム１００Ｃは、複数のＰＶ装置３を、それぞれの発電量の予測結果の精度に基づいて複数のクラスタに分類し、クラスタ単位で、ＰＶ装置３の出力抑制を実行する。
以下、第６実施形態について第３実施形態と異なる点を中心に説明する。
制御システム１００Ｃは、制御装置１Ｃと、複数の発電制御装置２と、を含む。
制御システム１００Ｃは、複数の発電制御装置２に対応する複数のＰＶ装置３を制御する。

制御装置１Ｃは、電力会社やアグリゲータの管理下にある。
制御装置１Ｃは、通信部１ａと、処理部１ｂＣと、を含む。
処理部１ｂＣは、決定部の一例である。
処理部１ｂＣは、複数のＰＶ装置３を、ぞれぞれの発電量の予測結果の精度（以下、単に「精度」と称す）に基づいて複数のクラスタ（グループ）に分類する。処理部１ｂＣは、複数のクラスタの中で精度の高いクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。処理部１ｂＣは、決定した一部のＰＶ装置３の出力制御情報を通信部１ａから送信する。

次に、動作を説明する。
本実施形態においても、第３実施形態と同様に１１時〜１５時の時間帯を出力抑制時間帯であるとする。なお、出力抑制時間帯は、１１時〜１５時に限らず、ＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生が予測される時間帯であれば、どの時間帯でもよい。

処理部１ｂＣは、まず、出力抑制時間帯を、１時間ごとに分割して区分時間帯Ｔt_jを決定する。今回は、１１時からの各区分時間帯はＴt₀、Ｔt₁、Ｔt₂、Ｔt₃となる。ここで、区分時間帯の長さは１時間に限らず適宜変更可能である。

処理部１ｂＣは、各区分時間帯の開始時刻の３０分前に決定動作を実行する。ここで、３０分は所定時間の一例である。なお、所定時間は３０分に限らず適宜変更可能である。例えば、所定時間は、１時間でもよく、１５分でもよい。

図１５は、本実施形態での決定動作を説明するためのフローチャートである。
なお、処理部１ｂＣは、ＰＶ装置３ごとに、実際の発電量Ｐ［Ｗ］と発電量予測値Ｐ_Predict［Ｗ］を保持しているものとする。処理部１ｂＣは、ＰＶ装置３ごとに、発電量の予測結果の精度を評価するための予測誤差ＡＣＣを算出する（ステップＳ１５０１）。
ステップＳ１５０１では、例えば、処理部１ｂＣは、ＰＶ装置３ごとに、
予測誤差ＡＣＣ
＝｜実際の発電量Ｐ［Ｗ］−発電量予測値Ｐ_Predict［Ｗ］｜／実際の発電量Ｐ［Ｗ］
、を算出する。
予測誤差ＡＣＣは、予測精度が高いほど、値が小さくなる。

このとき、処理部１ｂＣは、まず、予測誤差ＡＣＣを各区分時間帯の開始時刻の１時間前から２４時間前まで１時間毎に計算し、その平均値を最終的な予測誤差ＡＣＣとする。なお、本実施形態では、ＰＶ装置３が制御対象であるため、処理部１ｂＣは、日没の時間帯を計算から除外し、発電量予測値としては、予測対象時刻に対して常に３時間前の予測値を用いる。

続いて、処理部１ｂＣは、各ＰＶ装置３の予測誤差ＡＣＣに基づいて複数のＰＶ装置３をクラスタ化する（ステップＳ１５０２）。
ステップＳ１５０２では、例えば、処理部１ｂＣは、全ＰＶ装置３で取りうる範囲の予測誤差において、誤差の低さ（＝精度の高さ）に基づいて各ＰＶ装置３を複数のクラスに分類する。ここで、複数のクラスの数は適宜変更可能である。
続いて、処理部１ｂＣは、各クラスに対して、予測誤差が低い（精度が高い）ほど順位が高くなるような優先順位を設定する。なお、クラスの設定および優先順位の設定は、決定動作前に予め実行しておいてもよい。
そして、処理部１ｂＣは、各ＰＶ装置３を、それぞれの予測誤差ＡＣＣが属するクラスに分類する。共通のクラスに属するＰＶ装置３によって１つのクラスタが形成される。このため、クラスに対して設定された優先順位は、そのクラスに対応するクラスタの優先順位も意味する。

続いて、処理部１ｂＣは、各ＰＶ装置３に対して、選択済（１）または未選択（０）のいずれか一方を設定する。処理部１ｂＣは、初期段階では、全てのＰＶ装置３に対して未選択（０）を設定する。
続いて、処理部１ｂＣは、複数のクラスタの中で予測誤差が低いクラスタから、未選択（０）が設定されているＰＶ装置３の中で、発電量予測値が大きい順に、Ｎ台のＰＶ装置３を選択する。即ちｎ番目のＰＶ装置３の発電量予測値をＰ_ｎPredictとすると、処理部１ｂＣは、
ΣＰ_ｎPredict≧Ｑ_total
となるまでＮ台のＰＶ装置３を選択する。ここで、Ｑ_total［Ｗ］は、区分時間帯Ｔt_jにおいて必要な抑制総量Ｑ_total［Ｗ］である。この選択されたＮ台のＰＶ装置３の全ての発電量を０にしたとき、削減できる発電量はΣＰ_ｎPredictであるため、ΣＰ_ｎPredictは、抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］と等しい。そして、処理部１ｂＣは、選択されたＰＶ装置３の未選択（０）を選択済（１）に変更する（ステップＳ１５０３）。ここで、複数のクラスタの中で予測誤差が低いクラスタは、制御クラスタの一例である。

続いて、処理部１ｂＣは、選択されたＰＶ装置３の出力制御情報と、直後の区分時間帯Ｔt_jを示す区分時間帯情報Ｉ_jとを、通信部１ａから、そのＰＶ装置３に対応する発電制御装置２に送信する（ステップＳ１５０４）。

なお、抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］に不足が生じた場合、または全てのＰＶ装置３に選択済（１）が設定されている場合、処理部１ｂＣは、全てのＰＶ装置３について選択済（１）を未実施（０）に変更する。

図１６は、制御システム１００Ｃの動作の一例を説明するための図である。
制御装置１Ｃ内の処理部１ｂＣは、各ＰＶ装置３の発電量の予測精度（予測誤差）に基づいてＰＶ装置３のクラスタ化を実行する（図１６左）。続いて、処理部１ｂＣは、複数のクラスタの中で、精度の高いクラスタ（クラスタ１）を制御クラスタとして決定し、出力抑制を実行する（図１６右）。

次に、本実施形態の効果を説明する。
本実施形態によれば、処理部１ｂＣは、複数のクラスタの中で発電量予測値の予測精度の高い（予測誤差の低い）クラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。そのため、抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］の精度を向上させることが可能になり、精度のよい効率的な出力制御が可能になる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
発電量の予測精度の最も高いクラスタと共に、制御クラスタとして発電量の予測精度が最も低いクラスタからも一部のＰＶ装置３を、予測精度（制御精度）の平均が、ある目標精度以上となるように選択することが可能である。この場合、目標値以上の予測精度（制御精度）を維持しつつ、予測精度の高いクラスタと予測精度の低いクラスタとを制御クラスタに含むため、各クラスタの出力抑制の公平性の向上を図ることが可能になる。

発電量の予測精度のかわりに、発電量予測の信頼区間の幅を用いることも可能である。この場合、発電量予測の精度が高い状態は、信頼区間の幅が狭いことに相当し、発電量予測の精度が低い状態は、信頼区間の幅が広いことに相当する。なお、発電量予測の信頼区間の幅とは、ある確率Ｘで、その範囲の発電量になると予測される幅を指す。ここでいう幅とは、発電量予測値をＰ［Ｗ］とするとき、Ｐ±ΔＰの「±ΔＰ」のことである。信頼区間は、過去の予測誤差の履歴から導かれる。
よって、上記実施形態で、予測誤差の値のかわりに信頼区間の幅の値を用いることで同様の制御が可能になる。

複数のＰＶ装置３は複数の発電装置の一例である。複数の発電装置は、ＰＶ装置と異なる発電装置で構成されていてもよく、複数種類の発電装置で構成されていてもよい。

出力制御情報は、制御対象のＰＶ装置の出力を「０」にするための情報に限らず、例えば、制御対象のＰＶ装置の出力の上限値を規定する情報や出力抑制の継続時間など、出力抑制時間に関連する情報に適宜変更可能である。

（第７実施形態）
図１７は、本発明の第７実施形態の制御システム１００Ｄを示した図である。図１７において、図５に示したものと同一構成のものには同一の符号を付与してある。
制御システム１００Ｄは、複数のＰＶ装置３を、それぞれの連系電圧値に基づいて複数のクラスタに分類し、クラスタ単位で、ＰＶ装置３の出力抑制を実行する。
以下、第７実施形態について第３実施形態と異なる点を中心に説明する。
制御システム１００Ｄは、制御装置１Ｄと、複数の発電制御装置２と、を含む。
制御システム１００Ｄは、複数の発電制御装置２に対応する複数のＰＶ装置３を制御する。

制御装置１Ｄは、電力会社やアグリゲータの管理下にある。
制御装置１Ｄは、通信部１ａと、処理部１ｂＤと、を含む。
処理部１ｂＤは、決定部の一例である。
処理部１ｂＤは、複数のＰＶ装置３を、それぞれの連系電圧値に基づいて複数のクラスタ（グループ）に分類する。処理部１ｂＤは、複数のクラスタの中でＰＶ装置３の連系電圧値が基準値よりも大きいクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。処理部１ｂＤは、制御クラスタに属する少なくとも一部のＰＶ装置３の出力制御情報を通信部１ａから送信する。

次に、動作を説明する。
図１８は、制御装置１Ｄの動作を説明するためのフローチャートである。
本実施形態においては、１１時〜１４時の時間帯が出力抑制時間帯であるとする。なお、出力抑制時間帯は、１１時〜１４時に限らず、ＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生が予測される時間帯であれば、どの時間帯でもよい。

制御部２ｂは、各ＰＶ装置３について、それぞれが連系する送配電線の連系電圧Ｖを継続的に測定している。
ＰＶ装置３が、例えば６６００Ｖの配電線へ柱上変圧器を介して低圧連系している場合、連系電圧は１０１±６Ｖ、２０２±２０Ｖの範囲に維持されなければならず、ＰＶ装置３の連系電圧Ｖが高いほど、ＰＶ装置３の出力抑制による送配電線の安定化の効果が大きい。
処理部１ｂＤは、通信部１ａおよび２ａを介して、各制御部２ｂから、それぞれの連系電圧値を継続的に収集する。
なお、連系電圧Ｖの測定は、制御部２ｂではなく、ＰＶ装置３自身が行ってもよい。

処理部１ｂＤは、各ＰＶ装置３の連系電圧Ｖに基づいて、複数のＰＶ装置３をクラスタ化する（ステップＳ１８０１）。
ステップＳ１８０１では、例えば、処理部１ｂＤは、まず、全てのＰＶ装置３で取りうる範囲の連系電圧Ｖにおいて、電圧カテゴリ毎（１００Ｖ、２００Ｖ等）の値に基づいて、各ＰＶ装置３を複数のクラスに分類する。ここで、複数のクラスの数は適宜変更可能である。
続いて、処理部１ｂＤは、電圧カテゴリ毎の各クラスに対して、連系電圧Ｖが大きいほど順位が高くなるように優先順位を設定する。なお、クラスの設定および優先順位の設定は、予め実行しておいてもよい。
そして、処理部１ｂＤは、各ＰＶ装置３を、それぞれの連系電圧Ｖの値が属するクラスに電圧カテゴリ毎に分類する。電圧カテゴリ毎に、共通のクラスに属するＰＶ装置３によって１つのクラスタが形成される。このため、クラスに対して設定された優先順位は、そのクラスに対応するクラスタの優先順位も意味する。

処理部１ｂＤは、出力抑制を開始する１１時の３０分前（１０時３０分）に、例えば、電圧カテゴリ２００Ｖの場合は基準電圧２０２Ｖよりも高い電圧状態のＰＶ装置３を、また電圧カテゴリ１００Ｖの場合は基準電圧１０１Ｖよりも高い電圧状態のＰＶ装置３を、より高い電圧カテゴリに属するクラスタから優先して、必要抑制総量Ｑ_total［Ｗ］≦抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］を満たす最小の台数だけ、連系電圧Ｖの優先順位の順に選択する（ステップＳ１８０２）。
なお、ステップＳ１８０２の開始タイミングは、出力抑制時間帯の開始時刻の３０分前に限らず、出力抑制時間帯の開始時刻よりも、ステップＳ１８０２と後述するステップＳ１８０３に要する時間以上前のタイミングであればよい。

続いて、処理部１ｂＤは、選択されたＰＶ装置３の出力制御情報と、出力抑制時間帯を示す出力抑制時間帯情報とを、通信部１ａから、そのＰＶ装置３に対応する発電制御装置２に送信する（ステップＳ１８０３）。

発電制御装置２は、出力制御情報と出力抑制時間帯情報とを受信し、出力抑制時間帯の時刻になると、上述した実施形態で説明したように、対応するＰＶ装置３の出力を抑制する。

各発電制御装置２の制御部２ｂは、連系電圧Ｖを周期Ｔ４（Ｔ４＝１秒程度）で継続的に計測している。
処理部１ｂＤは、出力抑制時間帯の開始時刻になると、周期Ｔ３（Ｔ３=１分程度）で、各ＰＶ装置３の発電量情報と、制御クラスタ内及び制御対象外クラスタ内のＰＶ装置群の連系電圧値Ｖを継続的に収集する。周期Ｔ３は１分に限らず、周期Ｔ４以上の時間であれば適宜変更可能である。例えば、処理部１ｂＤは、これらの情報を、各発電制御装置２や、各ＰＶ装置３に対応して設けられた測定部（不図示）から収集する。
処理部１ｂＤは、抑制開始後、時間Ｔ２（Ｔ２=３０分）が経過した時点で、各クラスタ内の各ＰＶ装置３について連系電圧Ｖの値（=時間Ｔ２内での最終電圧）を確認する。ここで、時間Ｔ２は、３０分に限らず、例えばＴ３以上であればよい。
続いて、処理部１ｂＤは、抑制対象のＰＶ装置３のうち、連系電圧Ｖが下限基準値以上であり、上限基準値未満のＰＶ装置３に対しては、出力抑制を維持する。ここで、下限基準値は、例えば、電圧カテゴリ２００Ｖの場合１９２Ｖであり、電圧カテゴリ１００Ｖの場合９６Ｖである。また、上限基準値は、例えば、電圧カテゴリ２００Ｖの場合２１２Ｖであり、電圧カテゴリ１００Ｖの場合１０６Ｖである。
また、処理部１ｂＤは、抑制対象のＰＶ装置３のうち、連系電圧Ｖが上限基準値以上のＰＶ装置３に対しては、抑制量を増やす。
また、処理部１ｂＤは、抑制対象のＰＶ装置３のうち、連系電圧Ｖが下限基準値未満のＰＶ装置３に対しては抑制を中止する。このとき、処理部１ｂＤは、他のクラスタのうち、より高い電圧カテゴリに属するクラスタから優先して、連系電圧値が基準値（１０１Ｖや２０２Ｖ）よりも高い電圧状態のＰＶ装置３の中から連系電圧Ｖの高い順に、新たにＰＶ装置３を選択する。この際、処理部１ｂＤは、出力抑制を中止したＰＶ装置３による抑制量を超えるまで、新たなＰＶ装置３を選択する。そして、処理部１ｂＤは、その新たに選択したＰＶ装置３を、Ｔ２後（１２時）からの抑制対象のＰＶ装置３とする（ステップＳ１８０４）。

続いて、処理部１ｂＤは、ステップＳ１８０４の結果を反映した、選択されたＰＶ装置３の出力制御情報と、出力抑制時間帯を示す出力抑制時間帯情報とを、通信部１ａから、そのＰＶ装置３に対応する発電制御装置２に送信する（ステップＳ１８０５）。

処理部１ｂＤは、ステップＳ１８０４およびステップＳ１８０５の処理を、出力抑制時間帯の終了時刻である１４時まで継続する（ステップＳ１８０６）。

なお、処理部１ｂＤは、第３実施形態で説明したように、各ＰＶ装置３に対して出力制御情報を送信済み（出力抑制を実施済み）であるか否かを示す実施データを用いて、出力制御対象のＰＶ装置３を決定してもよい。
例えば、処理部１ｂＤは、ＰＶ装置３ごとに、出力制御情報を送信済み（出力抑制を実施済み）であるか否かを示す実施データを保持する。例えば、処理部１ｂＤは、各ＰＶ装置３に対して、出力抑制の実施済みを示す実施済（１）、または出力抑制の未実施を示す未実施（０）のいずれか一方を設定する。
処理部１ｂＤは、初期段階では、全てのＰＶ装置３に対して未実施（０）を設定する。
そして、処理部１ｂＤは、ステップＳ１８０２やステップＳ１８０４で抑制対象となったＰＶ装置３（制御クラスタに属することになったＰＶ装置３）について未実施（０）を実施済（１）に変更する。
そして、処理部１ｂＤは、次回のステップＳ１８０２やステップＳ１８０４の処理を開始すると、実施済（１）が設定されているＰＶ装置３を各クラスタから除外し、その後、ステップＳ１８０２やステップＳ１８０４の処理を実行する。
その際、抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］の不足が生じた場合、または全てのＰＶ装置３に実施済（１）が設定された場合、処理部１ｂＤは、全てのＰＶ装置３について実施済（１）を未実施（０）に変更する。
実施済（１）と未実施（０）を用いたＰＶ装置の選択処理を行うと、各ＰＶ装置３における出力抑制の公平性が向上する。

次に、本実施形態の効果を説明する。
本実施形態によれば、処理部１ｂＤは、複数のＰＶ装置３を、それぞれの連系電圧Ｖに基づいて複数のクラスタに分類する。処理部１ｂＤは、複数のクラスタの中で連系電圧Ｖが高いクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。処理部１ｂＤは、制御クラスタに属する少なくとも一部のＰＶ装置３の出力制御情報を通信部１ａから送信する。
このため、連系電圧の規定値（１０１±６Ｖや２０２±２０Ｖなど）を逸脱させることなく、電力系統４の安定性に貢献するＰＶ装置３の出力抑制を実現できる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
複数のＰＶ装置３は複数の発電装置の一例である。複数の発電装置は、ＰＶ装置と異なる発電装置で構成されていてもよく、複数種類の発電装置で構成されていてもよい。

ＰＶ装置３の連系電圧Ｖは、ＰＶ装置３が連系している送配電線の上流側（変電所に近い側）の任意の連系点の電圧Ｖでもよい。

出力制御情報は、制御対象のＰＶ装置の出力を「０」にするための情報に限らず、例えば、制御対象のＰＶ装置の出力の上限値を規定する情報や出力抑制の継続時間など、出力抑制時間に関連する情報に適宜変更可能である。

（第８実施形態）
図１９は、本発明の第８実施形態の制御システム１００Ｅを示した図である。図１９において、図５に示したものと同一構成のものには同一の符号を付与してある。
制御システム１００Ｅは、複数のＰＶ装置３を、それぞれの出力変動量に応じた送配電線の電圧変動量（以下、「ＰＶ装置３に応じた電圧変動量」と称す）に基づいて複数のクラスタに分類し、クラスタ単位で、ＰＶ装置３の出力抑制を実行する。
以下、第８実施形態について第３実施形態と異なる点を中心に説明する。
制御システム１００Ｅは、制御装置１Ｅと、複数の発電制御装置２と、を含む。
制御システム１００Ｅは、複数の発電制御装置２に対応する複数のＰＶ装置３を制御する。

制御装置１Ｅは、電力会社やアグリゲータの管理下にある。
制御装置１Ｅは、通信部１ａと、処理部１ｂＥと、を含む。
処理部１ｂＥは、決定部の一例である。
処理部１ｂＥは、複数のＰＶ装置３を、それぞれの電圧変動量に基づいて複数のクラスタ（グループ）に分類する。処理部１ｂＥは、複数のクラスタの中でＰＶ装置３に応じた電圧変動量が小さいクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。処理部１ｂＥは、制御クラスタに属する少なくとも一部のＰＶ装置３の出力制御情報を通信部１ａから送信する。

次に、動作を説明する。
図２０は、制御装置１Ｅの動作を説明するためのフローチャートである。図２１は、制御装置１Ｅの動作を説明するための図である。
本実施形態においては、１１時〜１４時の時間帯が出力抑制時間帯であるとする。なお、出力抑制時間帯は、１１時〜１４時に限らず、ＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生が予測される時間帯であれば、どの時間帯でもよい。

各制御部２ｂは、各ＰＶ装置３について、それぞれの出力電力Pの変化に対する送配電線の電圧Vの変化の比率を表す|dV|/|dP|値を継続的に算出している。そして、各制御部２ｂは、各通信部２ａから、その算出結果を継続的に処理部１ｂＥに送信する。なお、処理部１ｂＥが、各ＰＶ装置３の出力電力Pの変化に対する送配電線の電圧Vの変化の比率を表す|dV|/|dP|値を継続的に算出してもよい。|dV|/|dP|値が小さいほど、送配電線に対するＰＶ装置３の出力抑制の影響が小さくなる。処理部１ｂＤは、これらの算出に必要な情報を、例えば、各発電制御装置２や、各ＰＶ装置３に対応して設けられた測定部（不図示）から取得する。

処理部１ｂＥは、各ＰＶ装置３の|dV|/|dP|値に基づいて、複数のＰＶ装置３をクラスタ化する（ステップＳ２００１）。
ステップＳ２００１では、例えば、処理部１ｂＥは、まず、全てのＰＶ装置３で取りうる範囲の|dV|/|dP|値において、その値に基づいて各ＰＶ装置３を複数のクラスに分類する。ここで、複数のクラスの数は適宜変更可能である。
続いて、処理部１ｂＥは、各クラスに対して、|dV|/|dP|値が小さいほど順位が高くなるように優先順位を設定する。なお、クラスの設定および優先順位の設定は、予め実行しておいてもよい。
そして、処理部１ｂＥは、各ＰＶ装置３を、それぞれの|dV|/|dP|値が属するクラスに分類する。共通のクラスに属するＰＶ装置３によって１つのクラスタが形成される。そのため、クラスに対して設定された優先順位は、そのクラスに対応するクラスタの優先順位も意味する。

処理部１ｂＥは、出力抑制を開始する１１時の３０分前（１０時３０分）に、ＰＶ装置３が、例えば６６００Ｖの電力系統へ低圧連系している場合、連系電圧値が１０１Ｖ、２０２Ｖ、６６００Ｖ等の電圧よりも高い電圧状態のＰＶ装置３に加えて、更に|dV|/|dP|を用いてクラスタ化したＰＶ装置３を、必要抑制総量Ｑ_total［Ｗ］≦抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］の式を満たす最小の台数だけ、|dV|/|dP|の優先順位順に選択する（ステップＳ２００２）。
なお、ステップＳ２００２の開始タイミングは、出力抑制時間帯の開始時刻の３０分前に限らず、出力抑制時間帯の開始時刻よりも、ステップＳ２００２と後述するステップＳ２００３に要する時間以上前のタイミングであればよい。

続いて、処理部１ｂＥは、選択されたＰＶ装置３の出力制御情報と、出力抑制時間帯を示す出力抑制時間帯情報とを、通信部１ａから、そのＰＶ装置３に対応する発電制御装置２に送信する（ステップＳ２００３）。

発電制御装置２は、出力制御情報と出力抑制時間帯情報とを受信し、出力抑制時間帯の時刻になると、上述した実施形態で説明したように、対応するＰＶ装置３の出力を抑制する。

そして、処理部１ｂＥは、出力抑制時間帯の開始時刻になると、周期Ｔ３（Ｔ３=１分程度）で、各ＰＶ装置３の発電量情報と、制御クラスタ内及び制御対象外クラスタ内のＰＶ装置群の電圧値を継続的に収集する。周期Ｔ３は１分に限らず適宜変更可能である。例えば、処理部１ｂＥは、これらの情報を、各発電制御装置２や、各ＰＶ装置３に対応して設けられた測定部（不図示）から収集する。
処理部１ｂＥは、抑制開始後、時間Ｔ２（Ｔ２=３０分）が経過した時点で、各クラスタ内の各ＰＶ装置３についてＴ２間の電圧変動幅ΔＶ_var =（時間Ｔ２内での最終電圧−時間Ｔ２内での初期電圧）を求める。ここで、時間Ｔ２は、３０分に限らず、例えばＴ３以上であればよい。
続いて、処理部１ｂＥは、抑制対象のＰＶ装置３のうち、ΔＶ_varが規定値（例えば、抑制開始段階の電圧に対して、±1%以下等）以下のＰＶ装置３については出力抑制を維持する。また、処理部１ｂＥは、抑制対象のＰＶ装置３のうち、ΔＶ_varが規定値を超えており、ΔＶ_varが＋側に大きいＰＶ装置３については、抑制量を増やす。さらに、処理部１ｂＥは、抑制対象のＰＶ装置３のうち、ΔＶ_varが規定値を超えており、ΔＶ_varが−側に大きいＰＶ装置３については、抑制を中止し、連系電圧値が１０１Ｖ、２０２Ｖ、６６００Ｖ等よりも高い、他のクラスタのＰＶ装置３の中から|dV|/|dP|の小さい順に新たにＰＶ装置３を選択し、Ｔ２後（１２時）からの抑制対象のＰＶ装置３とする（ステップＳ２００４）。

続いて、処理部１ｂＥは、ステップＳ２００４の結果を反映した、選択されたＰＶ装置３の出力制御情報と、出力抑制時間帯を示す出力抑制時間帯情報とを、通信部１ａから、そのＰＶ装置３に対応する発電制御装置２に送信する（ステップＳ２００５）。

処理部１ｂＥは、ステップＳ２００４およびステップＳ２００５の処理を、出力抑制時間帯の終了時刻である１４時まで継続する（ステップＳ２００６）。

本実施形態では、電圧変動量が大きいクラスタを優先的に選ぶことで、電力系統の安定性に貢献するＰＶ装置３の出力抑制を実現できる。
なお、処理部１ｂＥは、電圧変動が小さいＰＶ装置３を優先的に選択してよい。
また、処理部１ｂＥは、電圧変動に応じてＰＶ装置３を選択し、当該ＰＶ装置３の電圧変動の大きさに基づいて以下のように抑制量を設定する。
処理部１ｂＥは、ΔＶ_varが規定値（例えば、抑制開始段階の電圧に対して、±1%以下等）以下のＰＶ装置３に対しては出力抑制を維持する。
処理部１ｂＥは、ΔＶ_varが規定値を超えており、ΔＶ_varが＋側に大きいＰＶ装置３については抑制量を増やす。
処理部１ｂＥは、ΔＶ_varが−側に大きいＰＶ装置３については抑制を中止する。

なお、処理部１ｂＥは、第３実施形態で説明したように、各ＰＶ装置３に対して出力制御情報を送信済み（出力抑制を実施済み）であるか否かを示す実施データを用いて、出力制御対象のＰＶ装置３を決定してもよい。
例えば、処理部１ｂＥは、ＰＶ装置３ごとに、出力制御情報を送信済み（出力抑制を実施済み）であるか否かを示す実施データを保持する。例えば、処理部１ｂＥは、各ＰＶ装置３に対して、出力抑制の実施済みを示す実施済（１）、または出力抑制の未実施を示す未実施（０）のいずれか一方を設定する。
処理部１ｂＥは、初期段階では、全てのＰＶ装置３に対して未実施（０）を設定する。
そして、処理部１ｂＥは、ステップＳ２００２やステップＳ２００４で抑制対象となったＰＶ装置３（制御クラスタに属することになったＰＶ装置３）について未実施（０）を実施済（１）に変更する。
そして、処理部１ｂＥは、次回のステップＳ２００２やステップＳ２００４を開始すると、実施済（１）が設定されているＰＶ装置３を各クラスタから除外し、その後、ステップＳ２００２やステップＳ２００４を実行する。
その際、抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］の不足が生じた場合、または全てのＰＶ装置３に実施済（１）が設定されている場合、処理部１ｂＥは、全てのＰＶ装置３について実施済（１）を未実施（０）に変更する。
実施データ（実施済（１）及び未実施（０））を用いたＰＶ装置の選択処理を行うと、各ＰＶ装置３における出力抑制の公平性が向上する。

次に、本実施形態の効果を説明する。
本実施形態によれば、処理部１ｂＥは、複数のＰＶ装置３を、それぞれの電圧変動量に基づいて複数のクラスタに分類する。処理部１ｂＥは、複数のクラスタの中でＰＶ装置３の電圧変動量が小さいクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。処理部１ｂＥは、制御クラスタに属する少なくとも一部のＰＶ装置３の出力制御情報を通信部１ａから送信する。
このため、連系電圧の規定値を逸脱させることなく、電力系統４の安定性に貢献するＰＶ装置３の出力抑制を実現できる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
複数のＰＶ装置３は複数の発電装置の一例である。複数の発電装置は、ＰＶ装置と異なる発電装置で構成されていてもよく、複数種類の発電装置で構成されていてもよい。

出力制御情報は、制御対象のＰＶ装置の出力を「０」にするための情報に限らず、例えば、制御対象のＰＶ装置の出力の上限値を規定する情報や出力抑制の継続時間など、出力抑制時間に関連する情報に適宜変更可能である。

（第９実施形態）
図２２は、本発明の第９実施形態の制御システム１００Ｆを示した図である。図２２において、図５に示したものと同一構成のものには同一の符号を付与してある。
本実施形態では、複数のＰＶ装置３の少なくとも一部に、ＰＶ装置３の出力エネルギーを蓄積可能な蓄積部７が接続されている。蓄積部７は、例えば、ＰＶ装置３の出力を蓄積する蓄電装置（例えば蓄電池）、またはＰＶ装置３の出力を熱に変換して蓄積する蓄熱装置（例えばヒートポンプ給湯器）である。以下、蓄積部７として蓄電装置を用いるものとする。
制御システム１００Ｆは、複数のＰＶ装置３を、ＰＶ装置３に接続された蓄積部７の蓄積レベルに基づいて複数のクラスタに分類し、クラスタ単位で、ＰＶ装置３の出力抑制を実行する。蓄積レベルの一例としては、ＳｏＣ（State of Charge）が挙げられる。
以下、第９実施形態について第３実施形態と異なる点を中心に説明する。
制御システム１００Ｆは、制御装置１Ｆと、複数の発電制御装置２と、を含む。
制御システム１００Ｆは、複数の発電制御装置２に対応する複数のＰＶ装置３を制御する。

制御装置１Ｆは、電力会社やアグリゲータの管理下にある。
制御装置１Ｆは、通信部１ａと、処理部１ｂＦと、を含む。
処理部１ｂＦは、決定部の一例である。
処理部１ｂＦは、複数のＰＶ装置３を、それぞれに接続された蓄積部７の蓄積レベルに基づいて複数のクラスタ（グループ）に分類する。処理部１ｂＦは、複数のクラスタの中で蓄積レベルが低いクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。処理部１ｂＦは、制御クラスタに属する少なくとも一部のＰＶ装置３の出力制御情報を通信部１ａから送信する。

次に、動作を説明する。
本実施形態においても、第３実施形態と同様に１１時〜１５時の時間帯が出力抑制時間帯であるとする。なお、出力抑制時間帯は、１１時〜１５時に限らず、ＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生が予測される時間帯であれば、どの時間帯でもよい。

処理部１ｂＦは、まず、出力抑制時間帯を、１時間ごとに分割して区分時間帯Ｔt_jを決定する。今回は、１１時からの各区分時間帯はＴt₀、Ｔt₁、Ｔt₂、Ｔt₃となる。ここで、区分時間帯の長さは１時間に限らず適宜変更可能である。

処理部１ｂＦは、各区分時間帯の開始時刻の５分前に決定動作を実行する。ここで、５分は所定時間の一例である。なお、所定時間は５分に限らず適宜変更可能である。例えば、所定時間は、３０分でもよく、１５分でもよいが、所定時間の経過に従って蓄積レベルの状態が変わる可能性があるため、できるだけ短い時間が望ましい。

図２３は、本実施形態での決定動作を説明するためのフローチャートである。
ここで、処理部１ｂＦは、各ＰＶ装置３に蓄積部７が接続（併設）されているか否かを示す蓄積部情報を保持しているものとする。なお、処理部１ｂＦは、蓄積部情報を外部装置から取得してもよい。
処理部１ｂＦは、蓄積部情報を参照して、複数のＰＶ装置３を、蓄積部７が接続されているＰＶ装置群（以下、「併設ありクラスタ」と称す）と、蓄積部７が接続されていないＰＶ装置群（以下、「併設なしクラスタ」と称す）とに分類する（ステップＳ２３０１）。

続いて、処理部１ｂＦは、併設ありクラスタに属するＰＶ装置３を、現時点の蓄積部７のＳｏＣに基づいて、ＰＶ装置３のＳｏＣに応じた４つのクラスに分類する（ステップＳ２３０２）。例えば、処理部１ｂＦは、併設ありクラスタに属するＰＶ装置３を、２５％未満クラス、２５％以上〜５０％未満クラス、５０％以上〜７５未満％クラスおよび７５％以上クラスに分類する。なお、各クラスのＳＯＣの範囲およびクラス数は上述した範囲や数に限らず適宜変更可能である。
続いて、処理部１ｂＦは、各クラスに対して、蓄積部７のＳｏＣの値が小さいほど順位が高くなるように優先順位を設定する。なお、クラスの設定および優先順位の設定は、予め実行しておいてもよい。共通のクラスに属するＰＶ装置３によって１つのクラスタが形成される。そのため、クラスに対して設定された優先順位は、そのクラスに対応するクラスタの優先順位も意味する。
以下、「２５％未満クラス」に対応するクラスタを「２５％未満クラスタ」と称し、「２５％以上〜５０％未満クラス」に対応するクラスタを「２５％以上〜５０％未満クラスタ」と称し、「５０％以上〜７５未満％クラス」に対応するクラスタを「５０％以上〜７５未満％クラスタ」と称し、「７５％以上クラス」に対応するクラスタを「７５％以上クラスタ」と称す。
ここで、蓄積部７の蓄積レベルの測定は、蓄積部７自身が行ってもよく、蓄積部７が接続されているＰＶ装置３が行ってもよく、蓄積部７を制御する発電制御装置２の制御部２ｂが行ってもよい。本実施形態では、制御部２ｂが、蓄積部７の蓄積レベルを測定し、通信部２ａを介して制御装置１Ｆの処理部１ｂＦに情報を伝達する。
なお、余剰電力の充電は、今回は簡単のため充電レートとして、Ｃレート０．５の充電を想定する（２時間でＳｏＣが０％から１００％に到達する速度）。充電レートは、本来、抑制が必要な発電量（kW値）によって決定すべきものであり、充電レートによって満充電に到達するまでの時間が変わる。

続いて、処理部１ｂＦは、必要抑制総量Ｑ_total［Ｗ］≦抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］を満たすように、抑制対象のＰＶ装置３を、２５％未満クラスタ、２５％以上〜５０％未満クラスタ、５０％以上〜７５未満％クラスタおよび７５％以上クラスタの順に選択する。
ここで、抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］は、選択されたＰＶ装置３の抑制総量予測値である。
２５％未満クラスタ、２５％以上〜５０％未満クラスタ、５０％以上〜７５未満％クラスタおよび７５％以上クラスタの全てのＰＶ装置３を選択しても、抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］が必要抑制総量Ｑ_total［Ｗ］に満たない場合、処理部１ｂＦは、併設なしクラスタに属するＰＶ装置３の中から、予測発電量の大きい順にＰＶ装置３を抑制対象に加えていく（ステップＳ２３０３）。

続いて、処理部１ｂＦは、選択されたＰＶ装置３の出力制御情報と、直後の区分時間帯Ｔt_jを示す区分時間帯情報Ｉ_jとを、通信部１ａから、そのＰＶ装置３に対応する発電制御装置２に送信する（ステップＳ２３０４）。

発電制御装置２では、制御部２ｂは、対応するＰＶ装置３の出力制御情報及び区分時間帯情報Ｉ_jを受信すると、該出力制御情報及び区分時間帯情報Ｉ_jを保持する。

蓄積部７が併設されたＰＶ装置３に対応する発電制御装置２では、制御部２ｂは、区分時間帯情報Ｉ_jが示す開始時刻になると、蓄積部７のＳｏＣが９０％以上になるまでＰＶ装置３の出力抑制を行わず、ＰＶ装置３で発電された電力を電力系統４へ出力せずに蓄積部７に充電させる。なお、蓄積部７のＳｏＣが９０％に到達すると、制御部２ｂは、ＰＶ装置３で発電される電力を「０」に抑制する。
一方、蓄積部７が併設されていないＰＶ装置３に対応する発電制御装置２では、制御部２ｂは、区分時間帯情報Ｉ_jが示す開始時刻になると、該区分時間帯情報Ｉ_jが示す終了時刻になるまで対応するＰＶ装置３で発電される電力を（電力系統４へ出力される電力）を「０」に抑制する。

なお、処理部１ｂＦは、第３実施形態で説明したように、各ＰＶ装置３に対して出力制御情報を送信済み（出力抑制を実施済み）であるか否かを示す実施データを用いて、出力制御対象のＰＶ装置３を決定してもよい。
例えば、処理部１ｂＦは、ＰＶ装置３ごとに、出力制御情報を送信済み（出力抑制を実施済み）であるか否かを示す実施データを保持する。例えば、処理部１ｂＦは、各ＰＶ装置３に対して、出力抑制の実施済みを示す実施済（１）、または出力抑制の未実施を示す未実施（０）のいずれか一方を設定する。
処理部１ｂＦは、初期段階では、全てのＰＶ装置３に対して未実施（０）を設定する。
そして、処理部１ｂＦは、ステップＳ２３０３で抑制対象となったＰＶ装置３（制御クラスタに属することになったＰＶ装置３）について未実施（０）を実施済（１）に変更する。
そして、処理部１ｂＦは、次回のステップＳ２３０３を開始するに、実施済（１）が設定されているＰＶ装置３を各クラスタから除外し、その後、ステップＳ２３０３を実行する。
その際、抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］の不足が生じた場合、または全てのＰＶ装置３に実施済（１）が設定されている場合、処理部１ｂＦは、全てのＰＶ装置３について実施済（１）を未実施（０）に変更する。
実施データ（実施済（１）及び未実施（０））を用いたＰＶ装置３の選択処理を行うと、各ＰＶ装置３における出力抑制の公平性が向上する。

次に、本実施形態の効果を説明する。
本実施形態によれば、処理部１ｂＦは、複数のＰＶ装置３を、それぞれに接続された蓄積部７の蓄積レベルに基づいて複数のクラスタに分類する。処理部１ｂＦは、複数のクラスタの中で蓄積レベルが低いクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。処理部１ｂＦは、制御クラスタに属する少なくとも一部のＰＶ装置３の出力制御情報を通信部１ａから送信する。
このため、抑制が必要な電力を可能な限り廃棄することなく蓄積することが可能であり、効率的に電力抑制を行うことができる。また、再エネ電力の有効活用による経済性の向上や、蓄電設備を持つ（投資額の大きい）需要家の収益性の向上が期待できる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
蓄積部として蓄熱装置を用いる場合、蓄積レベルとして、例えば蓄積温度（例えば、ヒートポンプ給湯器では残湯量に相当する）を用いる。
蓄積部の代わりに電力負荷を用いてもよい。電力負荷の一例は、ＰＶ装置３に併設される、エアーコンディショナーやテレビジョン受像機等の電気機器である。この場合、ＰＶ装置３は、負荷の電力需要量以下で発電を行い、該電力需要量を超える発電電力のみ抑制することになる。

処理部１ｂＦは、各ＰＶ装置に関する蓄積部７の有無やＳｏＣを、それらの情報を保持する各ＰＶ装置３、または発電制御装置２から受信してもよい。
図２４は、処理部１ｂＦを含む制御装置１Ｆが蓄積部７の有無やＳｏＣを各ＰＶ装置３から受信する場合の動作例を示した図である。
この場合、処理部１ｂＦは、各ＰＶ装置３に出力抑制予告を送信する（図２４左上）。続いて、処理部１ｂＦは、各ＰＶ装置３から蓄積部７の有無やＳｏＣを受信する（図２４右上）。続いて、処理部１ｂＦは、蓄積部７の有無とそのＳｏＣに基づいてＰＶ装置３のクラスタ化を実行する（図２４左下）。続いて、処理部１ｂＦは、複数のクラスタの中で、ＳｏＣのレベルが低いクラスタ（クラスタ３）を優先的に制御クラスタとして決定し、出力抑制を実行する（図２４右下）。

複数のＰＶ装置３は複数の発電装置の一例である。複数の発電装置は、ＰＶ装置と異なる発電装置で構成されていてもよく、複数種類の発電装置で構成されていてもよい。

出力制御情報は、制御対象のＰＶ装置の出力を「０」にするための情報に限らず、例えば、制御対象のＰＶ装置の出力の上限値を規定する情報や出力抑制の継続時間など、出力抑制時間に関連する情報に適宜変更可能である。

（第１０実施形態）
図２５は、本発明の第１０実施形態の制御システム１００Ｇを示した図である。図２５において、図５に示したものと同一構成のものには同一の符号を付与してある。
制御システム１００Ｇは、複数のＰＶ装置３の少なくとも一部を、出力制御時間帯（出力抑制時間帯）における制御実施経過時間（以下、単に「経過時間」と称す）に基づいて複数のクラスタに分類し、クラスタ単位で、ＰＶ装置３の出力抑制を実行する。
以下、第１０実施形態について第３実施形態と異なる点を中心に説明する。
制御システム１００Ｇは、制御装置１Ｇと、複数の発電制御装置２と、を含む。
制御システム１００Ｇは、複数の発電制御装置２に対応する複数のＰＶ装置３を制御する。

制御装置１Ｇは、電力会社やアグリゲータの管理下にある。
制御装置１Ｇは、通信部１ａと、処理部１ｂＧと、を含む。
処理部１ｂＧは、決定部の一例である。
処理部１ｂＧは、同一エリア内の少なくとも一部のＰＶ装置３が、地理的に離れた複数のクラスタ（グループ）に分かれるように複数の分散クラスタを決定する。処理部１ｂＧは、複数の分散クラスタの中から制御実施経過時間に応じて制御クラスタを決定する。

次に、動作を説明する。
図２６は、本実施形態の動作を説明するためのフローチャートである。図２６において、図６に示した処理と同様の処理には同一の符号を付与してある。
本実施形態では、１１時〜１７時の時間帯が出力抑制時間帯であるとする。なお、出力抑制時間帯は、１１時〜１７時に限らず、ＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生が予測される時間帯であれば、どの時間帯でもよい。

処理部１ｂＧは、予め複数のＰＶ装置３の少なくとも一部を、１時間ごとに切り替え可能な６つの時間毎クラスタC_T1~C_T6に分類する（ステップＳ２６０１）。時間毎クラスタC_T1~C_T6は、分散クラスタの一例である。時間毎クラスタC_T1~C_T6は、それぞれ、１１時〜１２時、１２時〜１３時、１３時〜１４時、１４時〜１５時、１５時〜１６時、１６時〜１７時の各時間帯（区分時間帯）に対応する。
ここで、ステップＳ２６０１の一例を説明する。
処理部１ｂＧは、住所や系統情報等（例：市町村別、連系している変電所毎）で管理エリア（ＰＶ装置３が位置するエリア）をＬ個に分割する。
そして、処理部１ｂＧは、各エリアに番号１~Ｌを付与する。
続いて、処理部１ｂＧは、各時間帯の条件A「必要抑制総量Ｑ_total［Ｗ］≦抑制総量予測値ΣＰ_{m_total}［Ｗ］」を満たすまで、各ＰＶ装置３を、エリア１、エリア２の順に、エリア内の抑制量予測値が大きい順にＰＶ装置３を１台ずつ選択し、６つの時間毎クラスタに、C_T1、C_T2・・・C_T6、C_T1、C_T2・・・の順番で繰り返し割り当てる。具体的には、処理部１ｂＧは、エリア１の抑制量予測値が最も大きいＰＶ装置３をC_T1にクラスタ化し、次に、エリア２の抑制量予測値が最も大きいＰＶ装置３をC_T2にクラスタ化し、・・・という手法を実行する。
このため、例えば、同じエリアに属する複数のＰＶ装置３が、別々の時間毎クラスタに割り当てられる。
処理部１ｂＧは、途中で上記条件Aを満たす時間毎クラスタができたら、その時間毎クラスタを飛ばして、順々に上述した割り当て処理を実行する。最終的に、全時間毎クラスタにおいて、上記条件Aがそれぞれ満たされているものとする。
処理部１ｂＧは、６つの時間毎クラスタの全てが条件Ａを満たす時点で、選択されたＰＶ装置３に、選択済み（１）のID（識別情報）を付与し、選択されていないＰＶ装置３に、未選択（０）のIDを付与する。

処理部１ｂＧは、出力抑制時間帯における制御実施経過時間に基づいて、時間毎クラスタC_T1~C_T6を１つずつ順番に制御クラスタとして決定する。その後、ステップＳ６０４を実行する。

後日、出力抑制を行う際、処理部１ｂＧは、未選択（０）のIDが付与されたＰＶ装置３を対象にして、上述したステップＳ２６０１〜ステップＳ６０４の処理を実行する。

未選択（０）のIDが付与されたＰＶ装置３が無くなった場合、処理部１ｂＧは、ＰＶ装置３に付与されている選択済み（１）のIDを未選択（０）のIDに変更し、再び、上述したように抑制量予測値が大きい順にＰＶ装置３を時間毎クラスタに割り付けていく。

図２７は、時間毎クラスタと制御クラスタの一例を示した図である。なお、図２７では、ＰＶ装置３を、単に「ＰＶ」と示している。

次に、本実施形態の効果を説明する。
本実施形態によれば、処理部１ｂＧは、制御実施経過時間に基づいて制御クラスタを変更する。このため、電力系統４に対するＰＶ装置３の出力抑制の影響を各時間帯に分散できる。

また、処理部１ｂＧは、同一エリア内の少なくとも一部のＰＶ装置３が地理的に離れた複数のクラスタに分散するように複数の分散クラスタを決定する。処理部１ｂＧは、複数の分散クラスタの中から経過時間に基づいて制御クラスタを決定する。
その結果、経過時間に基づいて変更する制御クラスタには、常に地理的に離れたＰＶ装置３が含まれる。よって、電力系統４に対するＰＶ装置３の出力抑制の影響を地理的に分散でき、再エネ電源の均し効果という電力変動の平準化の効用を維持ししつつ、ＰＶ装置３の出力抑制が実施可能になる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。

複数のＰＶ装置３は複数の発電装置の一例である。複数の発電装置は、ＰＶ装置と異なる発電装置で構成されていてもよく、複数種類の発電装置で構成されていてもよい。

出力制御情報は、制御対象のＰＶ装置の出力を「０」にするための情報に限らず、例えば、制御対象のＰＶ装置の出力の上限値を規定する情報や出力抑制の継続時間など、出力抑制時間に関連する情報に適宜変更可能である。

（第１１実施形態）
図２８は、本発明の第１１実施形態の制御システム１００Ｈを示した図である。図２８において、図５に示したものと同一構成のものには同一の符号を付与してある。
制御システム１００Ｈは、複数のＰＶ装置３の少なくとも一部を、ＰＶ装置３が属するエリアにおける過去の電力需要に基づいて複数のクラスタに分類し、クラスタ単位で、ＰＶ装置３の出力抑制を実行する。
以下、第１１実施形態について第３実施形態と異なる点を中心に説明する。
制御システム１００Ｈは、制御装置１Ｈと、複数の発電制御装置２と、を含む。
制御システム１００Ｈは、複数の発電制御装置２に対応する複数のＰＶ装置３を制御する。

制御装置１Ｈは、電力会社やアグリゲータの管理下にある。
制御装置１Ｈは、通信部１ａと、処理部１ｂＨと、を含む。
処理部１ｂＨは、決定部の一例である。
処理部１ｂＨは、複数のＰＶ装置３の少なくとも一部を、それぞれが属するエリアにおける過去の電力需要に基づいて複数のクラスタに分類し、複数のクラスタの中で過去の電力需要が少ないクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。

次に、動作を説明する。
図２９は、本実施形態の動作を説明するためのフローチャートである。図２９において、図６に示した処理と同様の処理には同一の符号を付与してある。
本実施形態では、１１時〜１７時の時間帯が出力抑制時間帯であるとする。なお、出力抑制時間帯は、１１時〜１７時に限らず、ＰＶ装置３に起因する余剰電力の発生が予測される時間帯であれば、どの時間帯でもよい。

処理部１ｂＨは、予め複数のＰＶ装置３の少なくとも一部を、１時間ごとに切り替え可能な６つの時間毎クラスタC_T1~C_T6に分類する（ステップＳ２９０１）。時間毎クラスタC_T1~C_T6は、分散クラスタの一例である。時間毎クラスタC_T1~C_T6は、それぞれ、１１時〜１２時、１２時〜１３時、１３時〜１４時、１４時〜１５時、１５時〜１６時、１６時〜１７時の各時間帯（区分時間帯Ｔ₁〜Ｔ₆）に対応する。
ここで、ステップＳ２９０１の一例を説明する。
１．処理部１ｂＨは、住所や系統情報等（例：住宅／オフィス／工場、変電所毎）に基づき管理エリア（ＰＶ装置３が位置するエリア）をＬ個に分割する。各エリアに含まれるＰＶ装置３にて構成されるクラスタは、グループの一例である。
２．続いて、処理部１ｂＨは、Ｌ個のエリア毎に、区分時間帯T₁の総電力需要履歴Ｄ（例えば、抑制対象の日と同じ曜日の直近（１週間前の同じ時間帯など）の総電力需要履歴Ｄ）を基に、エリア毎の日間需要比率Ｒ_T1を算出する。
ここで、エリア毎の日間需要比率Ｒ_T1は、各エリアにおける、
日間需要比率Ｒ_T1＝区分時間帯の総電力需要Ｄ_T1／一日の総電力需要Ｄ_All
、とする。
続いて、処理部１ｂＨは、必要抑制総量Ｑ_total［Ｗ］≦抑制総量予測値ΣＰ_{m_total} ［Ｗ］を満たすまで、日間需要比率Ｒ_T1の小さいエリアに属するＰＶ装置３の中から、予測発電量の大きい順にＰＶ装置３を選択する。
３．上記２で選択されたＰＶ装置３にて時間毎クラスタC_T1が決定される。
処理部１ｂＨは、その後、次の区分時間帯T2についても、上記２以下のプロセスを行って時間毎クラスタC_T2を決定し、最終的に時間毎クラスタC_T6が決定されるまで上記２以下のプロセスを繰り返す。
なお、日間需要比率Ｒ_T1は、各エリアの１日の総需要を１００％としたとき、該当時間帯の需要が１日の中で相対的に大きい時間帯か小さい時間帯かを評価する指標である。住宅街などは日中の需要が小さくなる傾向があり、商業地区などは日中の需要が下がらない傾向がある等を反映することができる。

処理部１ｂＨは、６つの時間毎クラスタを決定した時点で、選択されたＰＶ装置３に、選択済み（１）のIDを時間帯ごとに付与し、選択されていないＰＶ装置３に、未選択（０）のIDを付与する。

処理部１ｂＨは、出力抑制時間帯における経過時間に基づいて時間毎クラスタC_T1~C_T6を１つずつ順番に制御クラスタとして決定する（ステップＳ２９０２）。その後、ステップＳ６０４を実行する。

後日、出力抑制を行う際、処理部１ｂＨは、再び日間充電比率Ｒ_T1の小さいエリアを選定し、そこに属するＰＶ装置３のうち、時間帯毎に未選択（０）のIDが付与されたPV装置３を対象にして、上述した各ステップを実行する。

未選択（０）のIDが付与されたＰＶ装置３が無くなった場合、処理部１ｂＨは、ＰＶ装置３に付与されている選択済み（１）のIDを未選択（０）のIDに変更し、再び、上述したように抑制量予測値が大きい順にＰＶ装置３を時間毎クラスタに割り当てていく。

図３０は、時間毎クラスタと制御クラスタの一例を示した図である。なお、図３０では、ＰＶ装置３を、単に「ＰＶ」と示している。

次に、本実施形態の効果を説明する。
処理部１ｂＨは、複数のＰＶ装置３を、それぞれが属するエリアにおける過去の電力需要に基づいて複数のクラスタに分類し、複数のクラスタの中で過去の電力需要が少ないクラスタを優先的に制御クラスタとして決定する。
このため、確率的に電力需要が少ないエリアのＰＶ装置３を重点的に出力抑制対象とすることができ、電圧逸脱防止などローカルな電力系統の安定性に貢献することが可能であり、配電損失の抑制等により効率的な電力運用を行うことができる。

次に、本実施形態の変形例を説明する。
本実施形態では、出力抑制に用いるＰＶ装置３が選択されないエリアや、出力抑制に用いないＰＶ装置３が生じる可能性がある。
よって、出力抑制の公平性のために、処理部１ｂＨは、状況によっては、電力需要の多いエリアからも制御クラスタに属するＰＶ装置３を選択することが望ましい。
以下にその例を示す。
方法（１）：処理部１ｂＨは、日間需要比率Ｒが最も小さいエリアから第１所定数（例えば２つ）ＰＶ装置３を選択した後、日間需要比率Ｒが最も大きいエリアから第２所定数（例えば１つ）ＰＶ装置３を選択する。なお、第１所定数は「２」に限らず第２所定数よりも大きい数であればよい。第２所定数は「１」に限らず適宜変更可能である。
この場合、処理部１ｂＨは、複数のＰＶ装置３を過去の電力需要に基づいて複数のグループ（エリアグループ）に分類し、該グループの中で過去の電力需要が少ないグループおよび過去の電力需要が多いグループを優先的に制御クラスタとして決定することになる。
以降、処理部１ｂＨは、この選択を繰り返す。この際、処理部１ｂＨは、日間需要比率Ｒを考慮して、エリアから選択するＰＶ装置３の数に重みづけを行う。
方法（２）：処理部１ｂＨは、各エリアの日間需要比率Ｒを求めた後、各エリアで最低１つの抑制対象となるＰＶ装置３が選択されるように各エリアに要求抑制量を割り振り、エリアごとに抑制対象となるＰＶ装置を選択する。例えば、３つのエリアがある場合、処理部１ｂＨは、需要の少ない順に各エリアに総抑制量の６０％、３０％、１０％を割り振る。
この場合、処理部１ｂＨは、複数のＰＶ装置３を過去の電力需要に基づいて複数の制御クラスタに分類する。そして、処理部１ｂＨは、必要出力制御量を、各制御クラスタに対して、制御クラスタのエリアの過去の電力需要に応じて割り振る。処理部１ｂＨは、制御クラスタごとに割り振られた出力制御量を満たすように出力制御対象のＰＶ装置３を決定する。処理部１ｂＨは、出力制御対象のＰＶ装置３に出力制御情報を通信部１ａから送信する。

複数のＰＶ装置３は複数の発電装置の一例である。複数の発電装置は、ＰＶ装置と異なる発電装置で構成されていてもよく、複数種類の発電装置で構成されていてもよい。

出力制御情報は、制御対象のＰＶ装置の出力を「０」にするための情報に限らず、例えば、制御対象のＰＶ装置の出力の上限値を規定する情報や出力抑制の継続時間など、出力抑制時間に関連する情報に適宜変更可能である。

第３〜１１実施形態（各変形例を含む）において、第２実施形態の変形例で示したように、制御装置が発電装置を直接制御してもよい。
この場合、第３〜１１実施形態（各変形例を含む）において、決定部が決定した出力制御対象のＰＶ装置３を直接制御する制御部が、通信部の代わりに用いられる。一例として、この制御部は、出力制御対象のＰＶ装置３からの出力を「０」にする。この場合、制御装置が出力制御対象のＰＶ装置３を直接制御可能になる。

また、上述した実施形態において、決定部Ｂ１および処理部１ｂ、１ｂＡ〜１ｂＨはそれぞれ設定部の一例である。

また、上述した各実施形態では、各グループ（クラスタ）を形成し、各グループ（クラスタ）に対して同じ出力制御情報を送信する。つまりＰＶ装置が多数あったとしても、所定の条件によりグループ（クラスタ化）することで制御対象の種類を少なくすることができるため、出力制御情報の設定が容易となる。

なお、上記実施形態および特許請求の範囲において使用する「・・・少ない」とは、（１）他のＰＶ装置と比較して少ない、（２）所定値より少ない、（３）他のＰＶ装置を平均した値より少ない、または（４）動的指標の数や大きさに応じて各ＰＶ装置に順番をつけて、動的指標が少ないＰＶ装置から優先的に選択する、という意味を有する。

また、上記実施形態および特許請求の範囲において使用する「・・・速い」とは、（１）他のＰＶ装置と比較して速い、（２）所定値より速い、（３）他のＰＶ装置を平均した値より速い、または（４）動的指標の数や大きさに応じて各ＰＶ装置に順番をつけて、動的指標が速いＰＶ装置から優先的に選択する、という意味を有する。

また、上記実施形態および特許請求の範囲において使用する「・・・多い」とは、（１）他のＰＶ装置と比較して多い、（２）所定値より多い、（３）他のＰＶ装置を平均した値より多い、または（４）動的指標の数や大きさに応じて各ＰＶ装置に順番をつけて、動的指標が多いＰＶ装置から優先的に選択する、という意味を有する。

また、上記実施形態および特許請求の範囲において使用する「・・・高い」とは、（１）他のＰＶ装置と比較して高い、（２）所定値より高い、（３）他のＰＶ装置を平均した値より高い、または（４）動的指標の数や大きさに応じて各ＰＶ装置に順番をつけて、動的指標が高いＰＶ装置から優先的に選択する、という意味を有する。

また、上記実施形態および特許請求の範囲において使用する「・・・大きい」とは、（１）他のＰＶ装置と比較して大きい、（２）所定値より大きい、（３）他のＰＶ装置を平均した値より大きい、または（４）動的指標の数や大きさに応じて各ＰＶ装置に順番をつけて、動的指標が大きいＰＶ装置から優先的に選択する、という意味を有する。

また、上記実施形態および特許請求の範囲において使用する「・・・小さい」とは、（１）他のＰＶ装置と比較して小さい、（２）所定値より小さい、（３）他のＰＶ装置を平均した値より小さい、または（４）動的指標の数や大きさに応じて各ＰＶ装置に順番をつけて、動的指標が小さいＰＶ装置から優先的に選択する、という意味を有する。

また、上記実施形態および特許請求の範囲において使用する「・・・低い」とは、（１）他のＰＶ装置と比較して低い、（２）所定値より低い、（３）他のＰＶ装置を平均した値より低い、または（４）動的指標の数や大きさに応じて各ＰＶ装置に順番をつけて、動的指標が低いＰＶ装置から優先的に選択する、という意味を有する。

上記実施形態において、発電制御装置Ａ、２、制御装置Ｂ、ＢＢ、１、１Ａ〜１Ｈは、それぞれ、コンピュータにて実現されてもよい。この場合、コンピュータは、コンピュータにて読み取り可能な記録媒体に記録されたプログラムを読込み実行することで、発電制御装置Ａ、２、制御装置Ｂ、ＢＢ、１、１Ａ〜１Ｈが備える機能を実現する。記録媒体は、例えば、CD-ROM（Compact Disk Read Only Memory）である。記録媒体は、CD-ROMに限らず適宜変更可能である。
以上説明した各実施形態において、図示した構成は単なる一例であって、本発明はその構成に限定されるものではない。
また、本願発明について実施形態を参照して説明したが、本願発明は上記実施形態に限定されものではない。本願発明の構成や詳細は本願発明のスコープ内で当業者が理解し得る様々な変更が可能である。
この出願は、２０１５年 ３月２０日に出願された特願２０１５−０５７４９５号を基礎とする優先権を主張し、その開示の全てをここに取り込む。

Ａ 発電制御装置
Ａ１ 通信部
Ａ２ 制御部
Ｂ、ＢＢ 制御装置
Ｂ１ 決定部
Ｂ２、Ｂ３ 通信部
１００、１００Ａ〜１００Ｇ 制御システム
１、１Ａ〜１Ｈ 制御装置
１ａ 通信部
１ｂ、１ｂＡ〜１ｂＨ 処理部
２ 発電制御装置
２ａ 通信部
２ｂ 制御部
３ ＰＶ装置
４ 電力系統
４ａ 火力発電所
４ｂ 揚水式発電所
５ 負荷
６ 気象予測装置

Claims (43)

1. 発電に関連する情報に応じて設定される発電装置群における所定発電装置の出力制御情報を受信する通信部と、
   前記出力制御情報に基づいて前記所定発電装置の出力を制御する制御部と、を備える発電制御装置。
2. 前記発電装置は、天候に応じて発電量が変動する発電装置であり、
   前記発電に関連する情報は、前記発電装置の位置の天候である、請求項１に記載の発電制御装置。
3. 前記発電装置は、太陽光発電装置であり
   前記発電に関連する情報は、前記発電装置の位置の雲量である請求項１または２に記載の発電制御装置。
4. 前記発電装置は、風力発電装置であり、
   前記発電に関連する情報は、前記発電装置の位置の風速である請求項１または２に記載の発電制御装置。
5. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の予測発電量である、請求項１に記載の発電制御装置。
6. 前記通信部は、前記予測発電量を前記出力制御情報の送信元に送信する、請求項５に記載の発電制御装置。
7. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の過去の出力抑制量である、請求項１に記載の発電制御装置。
8. 前記通信部は、前記過去の出力抑制量を前記出力制御情報の送信元に送信する、請求項７に記載の発電制御装置。
9. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の発電量の予測精度である、請求項１に記載の発電制御装置。
10. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の出力変動に応じた送配電線の電圧変動である、請求項１に記載の発電制御装置。
11. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の出力を蓄積する蓄積部の蓄積レベルである、請求項１に記載の発電制御装置。
12. 前記発電に関連する情報は、出力制御時間帯における経過時間である、請求項１に記載の発電制御装置。
13. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置が属するエリアでの過去の電力需要である、請求項１に記載の発電制御装置。
14. 請求項１から１３のいずれか１項に記載の発電制御装置と、
    前記所定発電装置と、を備える発電機器。
15. 発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定する決定部と、
    前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部に出力制御情報を送信する通信部と、を備える制御装置。
16. 発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定する決定部と、
    前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部の出力を制御する制御部と、を備える制御装置。
17. 前記複数の発電装置は、天候に応じて発電量が変動する発電装置であり、
    前記発電に関連する情報は、前記発電装置の位置の天候である請求項１５または１６に記載の制御装置。
18. 前記複数の発電装置は、太陽光発電装置であり、
    前記発電に関連する情報は、前記発電装置の位置の雲量である、請求項１５から１７のいずれか１項に記載の制御装置。
19. 前記複数の発電装置は、風力発電装置であり、
    前記発電に関連する情報は、前記発電装置の位置の風速である請求項１５から１７に記載の制御装置。
20. 前記決定部は、前記雲量が少ない前記発電装置群を設定する、請求項１８に記載の制御装置。
21. 前記決定部は、前記風速が速い前記発電装置群を設定する、請求項１９に記載の制御装置。
22. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の予測発電量であり、
    前記決定部は、前記予測発電量が多い前記発電装置群を設定する、請求項１５または１６に記載の制御装置。
23. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の予測発電量であり、
    前記決定部は、必要となる出力制御量に近い予測発電量の前記発電装置群を設定する、請求項１５または１６に記載の制御装置。
24. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の予測発電量であり、
    前記決定部は、前記予測発電量が多い前記発電装置群および前記予測発電量が少ない前記発電装置群を設定する、請求項１５または１６に記載の制御装置。
25. 前記決定部は、前記発電装置の発電履歴に基づいて前記予測発電量を生成する、請求項２２から２４のいずれか１項に記載の制御装置。
26. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の過去の出力抑制量であり、
    前記決定部は、前記過去の出力抑制量が少ない前記発電装置群を設定する、請求項１５または１６に記載の制御装置。
27. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の発電量の予測精度であり、
    前記決定部は、前記予測精度が高い前記発電装置群を設定する、請求項１５または１６に記載の制御装置。
28. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の発電量の予測精度であり、
    前記決定部は、前記発電装置群に属する前記一部の発電装置の前記精度の平均が目標精度以上となるように、前記発電装置群に属する前記一部の発電装置を決定し、
    前記通信部は、前記決定された一部の発電装置に前記出力制御情報を送信する、請求項１５に記載の制御装置。
29. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の連系電圧であり、
    前記決定部は、前記連系電圧が大きい前記発電装置群を設定する、請求項１５または１６に記載の制御装置。
30. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の出力変動に応じた送配電線の電圧変動であり、
    前記決定部は、前記電圧変動が小さい前記発電装置群を設定する、請求項１５または１６に記載の制御装置。
31. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置の出力を蓄積する蓄積部の蓄積レベルであり、
    前記決定部は、前記蓄積レベルが低い前記発電装置群を設定する、請求項１５または１６に記載の制御装置。
32. 前記蓄積部は、前記発電装置の出力を蓄積する蓄電装置、または、前記発電装置の出力を熱に変換して蓄積する蓄熱装置である、請求項３１に記載の制御装置。
33. 前記発電に関連する情報は、出力制御時間帯における経過時間であり、
    前記決定部は、同一エリア内の少なくとも一部の前記発電装置が複数の分散グループに分散するように前記複数の分散グループに決定し、前記複数の分散グループの中から前記経過時間に応じて前記発電装置群を設定する、請求項１５または１６に記載の制御装置。
34. 前記発電に関連する情報は、前記発電装置が属するエリアでの過去の電力需要であり、
    前記決定部は、前記過去の電力需要が少ない前記発電装置群を設定する、請求項１５または１６に記載の制御装置。
35. 前記決定部は、複数の発電装置を前記過去の電力需要に応じてグループに分類し、前記グループの中で前記過去の電力需要が少ないグループおよび前記過去の電力需要が多いグループを前記発電装置群として設定する、請求項３４に記載の制御装置。
36. 前記決定部は、複数の発電装置を前記過去の電力需要に応じて複数の前記発電装置群に分類し、必要出力制御量を各発電装置群に対して当該発電装置群が属するエリアの過去の電力需要に応じて割り振り、前記発電装置群ごとに前記割り振られた出力制御量を満たすように出力制御対象の発電装置を決定し、
    前記通信部は、前記出力制御対象の発電装置に前記出力制御情報を送信する、請求項３４に記載の制御装置。
37. 複数の発電装置に対応する複数の発電制御装置と、前記発電制御装置と通信する制御装置と、を備え、
    前記制御装置は、
    発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定する決定部と、
    前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部に出力制御情報を送信する第１通信部とを備え、
    前記発電制御装置は、
    対応する前記発電装置の前記出力制御情報を受信する第２通信部と、
    前記出力制御情報に基づいて対応する前記発電装置の出力を制御する制御部とを備える、制御システム。
38. 発電に関連する情報に応じて設定される発電装置群における所定発電装置の出力制御情報を受信し、
    前記出力制御情報に基づいて前記所定発電装置の出力を制御する、制御方法。
39. 発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定し、
    前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部に出力制御情報を送信する、
    制御方法。
40. 発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定し、
    前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部の出力を制御する、制御方法。
41. コンピュータに、
    発電に関連する情報に応じて設定される発電装置群における所定発電装置の出力制御情報を受信する受信手順と、
    前記出力制御情報に基づいて前記所定発電装置の出力を制御する制御手順と、を実行させるためのプログラム。
42. コンピュータに、
    発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定する決定手順と、
    前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部に出力制御情報を送信する送信手順と、を実行させるためのプログラム。
43. コンピュータに、
    発電に関連する情報に応じて発電装置群を設定する決定手順と、
    前記発電装置群に含まれる発電装置の少なくとも一部の出力を制御する制御手順と、を実行させるためのプログラム。

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