JPWO2018168053A1 - 電力管理装置、電力管理方法、及び、プログラム - Google Patents

電力管理装置、電力管理方法、及び、プログラム Download PDF

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Abstract

本発明によれば、発電事業者から電力単価を含む電力購入依頼を取得する取得部（１１）と、発電事業者と、同じ配変電所の配下にいる複数の電力需要家をまとめた複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、電力の託送料金単価を算出する算出部（１４）と、電力単価と託送料金単価との合計単価、及び、電力需要家各々の基準単価に基づき、電力需要家毎に、発電事業者から電力を購入するか否かを判断する判断部（１２）と、を有する電力管理装置（１０）が提供される。

Description

本発明は、電力管理装置、電力管理方法、及び、プログラムに関する。
発電事業者により発電された電力を処理する技術が検討されている。まず、発電事業者は、電力の需給バランス調整のため、時間帯を指定して発電抑制指令を通知される場合がある。発電抑制指令に従い発電を抑制すると、発電システムの利用効率が低下する。そこで、抑制すべき分の電力を上記時間帯に電力需要家に消費（購入）してもらうことで、電力の需給バランスを保ちつつ、発電事業者の発電抑制を回避するサービスが検討されている。
特許文献１には、発電事業者の余剰電力を電気事業者が購入し、その購入電力を送電網により発電事業者から電力需要者へ直接的に供給する余剰電力管理システムが開示されている。余剰電力管理システムは、電力需要者の電力需要を推定する推定手段と、推定された電力需要に相当する電力を発電事業者から送電網に送出させるための発電計画を決定する決定手段と、決定された発電計画を発電事業者に通知する通知手段とを有する。
特開２００２−２７１９８２号公報
発電事業者からの依頼に応じて電力を消費（購入）することによるメリットが小さいと、上記サービスに参加する電力需要家を十分に確保できない。かかる場合、発電事業者からの依頼分を電力需要家サイドで消費しきれないという問題がある。本発明は、当該問題を解決することを課題とする。
本発明によれば、
発電事業者から電力単価を含む電力購入依頼を取得する取得手段と、
前記発電事業者と、同じ配変電所の配下にいる複数の電力需要家をまとめた複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、電力の託送料金単価を算出する算出手段と、
前記電力単価と前記託送料金単価との合計単価、及び、前記電力需要家各々の基準単価に基づき、前記電力需要家毎に、前記発電事業者から電力を購入するか否かを判断する判断手段と、
を有する電力管理装置が提供される。
また、本発明によれば、
コンピュータが、
発電事業者から電力単価を含む電力購入依頼を取得する取得工程と、
前記発電事業者と、同じ配変電所の配下にいる複数の電力需要家をまとめた複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、電力の託送料金単価を算出する算出工程と、
前記電力単価と前記託送料金単価との合計単価、及び、前記電力需要家各々の基準単価に基づき、前記電力需要家毎に、前記発電事業者から電力を購入するか否かを判断する判断工程と、
を実行する電力管理方法が提供される。
また、本発明によれば、
コンピュータを、
発電事業者から電力単価を含む電力購入依頼を取得する取得手段、
前記発電事業者と、同じ配変電所の配下にいる複数の電力需要家をまとめた複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、電力の託送料金単価を算出する算出手段、
前記電力単価と前記託送料金単価との合計単価、及び、前記電力需要家各々の基準単価に基づき、前記電力需要家毎に、前記発電事業者から電力を購入するか否かを判断する判断手段、
として機能させるプログラムが提供される。
本発明によれば、発電事業者からの電力購入依頼に応じて電力需要家に電力を消費（購入）してもらうサービスに参加する電力需要家を十分に確保することが可能となる。
上述した目的、およびその他の目的、特徴および利点は、以下に述べる好適な実施の形態、およびそれに付随する以下の図面によってさらに明らかになる。
本実施形態の電力管理システムの機能ブロック図の一例である。 本実施形態の蓄電システムの機能ブロック図の一例である。 本実施形態の電力管理装置のハードウエア構成の一例を概念的に示す図である。 本実施形態の電力管理装置の機能ブロック図の一例である。 本実施形態の電力管理装置の機能ブロック図の一例である。 電力系統の構成を説明するための図である。 本実施形態の電力管理装置により処理される情報の一例を模式的に示す図である。 本実施形態の電力管理装置により処理される情報の一例を模式的に示す図である。 本実施形態の電力管理装置により処理される情報の一例を模式的に示す図である。 本実施形態の電力管理システムの機能ブロック図の一例である。 本実施形態の電力管理装置により処理される情報の一例を模式的に示す図である。 本実施形態の電力管理装置の処理の流れの一例を示すフローチャートである。 本実施形態の電力管理装置により処理される情報の一例を模式的に示す図である。 本実施形態の電力管理装置の処理の流れの一例を示すフローチャートである。 本実施形態の電力管理装置の作用効果を説明するための図である。 本実施形態の電力管理装置の作用効果を説明するための図である。 本実施形態の電力管理装置の作用効果を説明するための図である。
＜第１の実施形態＞
まず、本実施形態の電力管理システムの全体像及び概要を説明する。図１に示すように、電力管理システムは、電力管理装置１０と、複数の電力需要家システム２０と、ＩＰＰ（independent power producer）システム３０とを有する。電力管理装置１０は、例えばリソースアグリゲータに属する装置である。電力需要家システム２０は、電力需要家に属するシステムである。ＩＰＰシステム３０は、発電事業者に属するシステムである。電力管理装置１０と、電力需要家システム２０及びＩＰＰシステム３０とは、インターネット等の通信ネットワークを介して互いに繋がり、互いに情報の送受信を行えるようになっている。以下の説明では「発電事業者」を「ＩＰＰ」という場合がある。
ＩＰＰシステム３０は、電力購入依頼を電力管理装置１０に送信する。
電力需要家システム２０は、蓄電システム２５を有する。蓄電システム２５は、例えば図２に示すように、システムコントローラー２１と、ＰＣＳ（Power conditioning System）２２と、ＢＭＳ（Battery Management System）２３と、バッテリー２４とを有する。
システムコントローラー２１は、蓄電システム２５の全体を制御する。ＰＣＳ２２は、直流電力／交流電力の変換を行う。バッテリー２４は、電力を貯蔵する。バッテリー２４は、例えば、エネルギーを貯めるセルスタックや、セル温度及びセル電圧等を監視するバッテリモニタ等を含んで構成される。ＢＭＳ２３は、バッテリー２４を制御する。
図１に戻り、電力管理装置１０は、発電事業者（ＩＰＰシステム３０）から電力単価を含む電力購入依頼を取得すると、発電事業者と、複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、電力の託送料金単価を算出する。そして、電力管理装置１０は、上記電力単価と上記託送料金単価とを考慮して、電力需要家毎に、当該発電事業者から電力を購入するか否かを判断する。
発電事業者から提案された電力単価のみならず、発電事業者から電力需要家に電力を託送する際の託送料金単価をも考慮する本実施形態の電力管理装置１０によれば、発電事業者からの電力購入にメリットがあるか否かを精度よく判断できる。そして、真にメリットがある場合のみ、電力需要家に電力を購入させると判断できる。このため、当該サービスに参加することの電力需要家のメリットが大きくなる。結果、当該サービスに参加する電力需要家を十分に確保することが可能となる。
次に、電力管理装置１０を詳細に説明する。まず、本実施形態の電力管理装置１０のハードウエア構成の一例について説明する。本実施形態の電力管理装置１０が備える各機能部は、任意のコンピュータのＣＰＵ（Central Processing Unit）、メモリ、メモリにロードされるプログラム、そのプログラムを格納するハードディスク等の記憶ユニット（あらかじめ装置を出荷する段階から格納されているプログラムのほか、ＣＤ（Compact Disc）等の記憶媒体やインターネット上のサーバ等からダウンロードされたプログラムをも格納できる）、通信ネットワーク接続用インターフェイスを中心にハードウエアとソフトウエアの任意の組合せによって実現される。そして、その実現方法、装置にはいろいろな変形例があることは、当業者には理解されるところである。
図３は、本実施形態の電力管理装置１０のハードウエア構成を例示するブロック図である。図３に示すように、電力管理装置１０は、プロセッサ１Ａ、メモリ２Ａ、入出力インターフェイス３Ａ、周辺回路４Ａ、バス５Ａを有する。周辺回路４Ａには、様々なモジュールが含まれる。なお、周辺回路４Ａを有さなくてもよい。
なお、電力管理装置１０は、物理的及び／又は論理的に一体となった１つの装置により実現されてもよいし、物理的及び／又は論理的に互いに分かれた複数の装置により実現されてもよい。後者の場合、複数の装置各々が、図３に示すようなハードウエア構成を備えてもよい。そして、複数の装置が協働して、電力管理装置１０の機能を実現してもよい。
バス５Ａは、プロセッサ１Ａ、メモリ２Ａ、周辺回路４Ａ及び入出力インターフェイス３Ａが相互にデータを送受信するためのデータ伝送路である。プロセッサ１Ａは、例えばＣＰＵ（Central Processing Unit） やＧＰＵ（Graphics Processing Unit）などの演算処理装置である。メモリ２Ａは、例えばＲＡＭ（Random Access Memory）やＲＯＭ（Read Only Memory）などのメモリである。入出力インターフェイス３Ａは、入力装置（例：キーボード、マウス、マイク等）、外部装置、外部サーバ、外部センサ等から情報を取得するためのインターフェイスや、出力装置（例：ディスプレイ、スピーカ、プリンター、メーラ等）、外部装置、外部サーバ等に情報を出力するためのインターフェイスなどを含む。プロセッサ１Ａは、各モジュールに指令を出し、それらの演算結果をもとに演算を行うことができる。
次に、本実施形態の電力管理装置１０の機能について詳細に説明する。図４に、本実施形態の電力管理装置１０の機能ブロック図の一例を示す。図示するように、電力管理装置１０は、取得部１１と判断部１２と算出部１４とを有する。
図５に、本実施形態の電力管理装置１０の機能ブロック図の他の一例を示す。図示する様に、電力管理装置１０は、取得部１１と判断部１２と算出部１４に加えて、分配部１３を有してもよい。
取得部１１は、発電事業者から（例：図１のＩＰＰシステム３０から）、電力単価を含む電力購入依頼を取得する。電力購入依頼に含まれる電力単価は、発電事業者からの電力購入依頼に応じて電力を購入する場合の電力の単価である。単位は、例えば「円／ｋＷｈ」となる。電力単価は、各発電事業者が任意に定めることができる。
電力購入依頼は、さらに電力販売希望量を含んでもよい。電力販売希望量は、電力需要家に購入してもらいたい電力量である。単位は、例えば「ｋＷｈ」となる。
電力販売希望量は、各発電事業者が任意に定めることができる。発電事業者は、例えば、余剰電力量を電力販売希望量とすることができる。余剰電力量は、例えば送配電事業者から発電を抑制された分の電力量である。
送配電事業者は、例えば、発電を抑制する時間帯を定め、その時間帯内における出力を「０」にする発電抑制を発電事業者に通知したり、その時間帯内における出力の上限を定めた発電抑制を発電事業者に通知したりする。発電事業者は、当該発電抑制の内容と、発電を抑制された時間帯における発電システムの発電を抑制しなかった場合の発電予測とに基づき余剰電力量を算出し、当該余剰電力量を電力販売希望量としてもよい。
電力購入依頼は、さらに電力消費時間帯を含んでもよい。電力消費時間帯は、発電事業者からの依頼に応じて電力を購入する場合に、電力系統から受電して電力を消費すべき時間帯である。電力消費時間帯は、各発電事業者が任意に定めることができる。例えば、電力消費時間帯は、送配電事業者から発電を抑制された時間帯であってもよい。
算出部１４は、発電事業者と、複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、電力の託送料金単価を算出する。託送料金単価は、発電事業者から各電力需要家グループに電力を託送する際の単価である。単位は、例えば「円／ｋＷｈ」となる。電力需要家グループは、同じ配変電所の配下にいる複数の電力需要家をまとめたものである。
例えば、算出部１４は、上記ペア毎に送電ルートを決定し、送電ルートに基づき託送料金単価を算出してもよい。これらの処理を行うため、算出部１４は、「電力系統に関する情報」、「発電事業者の電力系統内の位置に関する情報」及び「各電力需要家グループの電力系統内の位置に関する情報」を予め保持してもよい。
「電力系統に関する情報」、「発電事業者の電力系統内の位置に関する情報」及び「電力需要家グループの電力系統内の位置に関する情報」は、送電ルートの決定及び託送料金単価の算出に必要な情報を含む。
電力系統は、発電設備、送電設備、変電設備、配電設備、需要家設備等の多数の設備を含み、これらが互いに繋がっている。図６に、電力系統の一部を示す。図では、配変電所１０１乃至１０４が、送電線３０１乃至３０４を介して互いに繋がっている。また、配変電所１０１乃至１０４各々に、送電線３０５乃至３０７を介して電力需要家グループ２０１乃至２０３の設備や、ＩＰＰ４０１乃至４０３の設備が繋がっている。
電力需要家グループ２０１乃至２０３の設備は、蓄電システム２５を含む。ＩＰＰ４０１乃至４０３の設備は、発電システムを含む。発電システムは、自然エネルギー（例：太陽光、地熱、風力等）を利用して発電するシステムであってもよい。
電力系統に関する情報は、配変電所間の繋がりを示す情報を含む。また、電力系統に関する情報は、送電線の属性、例えば送電容量や送電電圧等を含む（図７参照）。送電線は、任意の手段で複数の区間に分けられ、区間毎に送電容量や送電電圧等が管理される。例えば、２つの配変電所間の送電線を１つの区間としてもよい（図６の例の場合、送電線３０１乃至３０４各々を１つの区間として管理）。
発電事業者の電力系統内の位置に関する情報は、各発電事業者の発電システムがどの配変電所の配下に位置するかを示す情報を含む。電力需要家グループの電力系統内の位置に関する情報は、各電力需要家グループの蓄電システム２５がどの配変電所の配下に位置するかを示す情報を含む。
算出部１４は、上記情報に基づき、発電事業者と、複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に送電ルートを決定し、託送料金単価を算出することができる。
例えば、算出部１４は、上記ペア毎に、託送料金単価が最も安くなる送電ルートを決定してもよい。託送料金単価は、例えば以下のような基準の１つ又は複数に基づき算出される。
・送電ルートに含まれる配変電所が多いほど高い。すなわち、送電ルートに含まれる配変電所の数が少ないほど安い。
・送電ルートに含まれる送電線の送電電圧が相対的に低いほど高い。すなわち、送電ルートに含まれる送電線の送電電圧が相対的に高いほど低い。
・送電ルートに、送電電圧が相対的に低い送電線の区間が多く含まれるほど高い。すなわち、送電ルートに、送電電圧が相対的に高い送電線の区間が多く含まれるほど安い。
なお、算出部１４は、所定の条件を満たしつつ、託送料金単価が最も安くなる送電ルートを決定してもよい。所定の条件は、「各送電線で送電する電力量が各送電線の送電容量を超えない」等の安全面の条件等が例示されるが、これらに限定されない。例えば、算出部１４は、予め保持している各送電線の送電容量（図７参照）と、電力消費時間帯における各送電線の送電量の予測値に基づき、各送電線を送電ルートに含めることができるか否かを判断してもよい。例えば、「送電容量＞送電量の予測値＋α」を満たす場合、その送電線を送電ルートに含めることができると判断してもよい。αは、０以上の値であり、発電事業者からの出力や各電力需要家グループの規模（蓄電システム２５の総出力等）等に応じて定めることができる。そして、算出部１４は、送電ルートに含めることができると判断した送電線のみを用いて、上記ペア毎に、託送料金単価が最も安くなる送電ルートを決定してもよい。
図４及び図５に戻り、判断部１２は、電力単価と託送料金単価との合計単価、及び、電力需要家各々の基準単価に基づき、電力需要家毎に、発電事業者から電力を購入するか否かを判断する。
具体的には、判断部１２は、電力需要家毎に、「合計単価が基準単価より安い」、又は、「合計単価が基準単価より所定レベル以上安い（例：所定値以上安い、所定割合以上安い）」の条件を満たすか判断する。そして、判断部１２は、第１の電力需要家において上記条件を満たすと判断した場合、第１の電力需要家は発電事業者から電力を購入すると判断する。
電力管理装置１０は、予め電力需要家毎に登録された基準単価を保持する（図８参照）。基準単価は、各電力需要家が任意に定めることができる。例えば、電力需要家は、普段購入している電力の単価を基準単価としてもよいし、普段購入している電力の単価から所定値を引いた単価を基準単価としてもよい。
託送料金単価は電力需要家グループ毎に算出されるが、基準単価は電力需要家毎に定められる。そして、発電事業者から電力を購入するか否かの判断は、電力需要家毎に行われる。
図５に示す分配部１３は、発電事業者から電力を購入すると判断された１又は複数の電力需要家に、当該発電事業者の電力販売希望量を分配する。各電力需要家は、分配された分を発電事業者から購入することとなる。
まず、分配部１３は、電力消費時間帯の開始タイミングにおける各電力需要家の蓄電システム２５の空き容量を予測する。例えば、各蓄電システム２５の容量や定格出力、電力消費時間帯を含む当日（電力消費時間帯を含む日。以下同様。）の各蓄電システム２５の充放電スケジュール（例：夜間充電、昼間放電）、各電力需要家の当日の電力消費予測、電力需要家が発電装置（例：自然エネルギーを利用して発電する発電装置）を有している場合は当該発電装置の発電予測等に基づき、上記開始タイミングにおける各蓄電システム２５の空き容量を予測してもよい。当該予測は、従来技術に準じて実現できる。算出された値は、図９に示すように管理される。
そして、分配部１３は、発電事業者から電力を購入すると判断された１又は複数の電力需要家の蓄電システム２５の上記開始タイミングにおける空き容量（以下、「第１の空き容量」という場合がある）に基づき、発電事業者の電力販売希望量を分配する。
例えば、発電事業者から電力を購入すると判断された電力需要家が１人の場合、その電力需要家に、第１の充電可能量及び電力販売希望量の内の小さい方を分配してもよい。第１の充電可能量は、「その電力需要家の蓄電システム２５の第１の空き容量」、及び、「その電力需要家の蓄電システム２５の定格出力と電力消費時間帯の時間幅の積」の内の小さい方である。
その他、発電事業者から電力を購入すると判断された電力需要家が複数いる場合、複数の電力需要家に電力販売希望量を均等に分配してもよい。発電事業者から電力を購入すると判断された電力需要家の数をＭ（Ｍ≧２）、電力販売希望量をＤとすると、各電力需要家の分配量はＤ／Ｍとなる。なお、第１の充電可能量がＤ／Ｍ未満の電力需要家がいる場合、その差分（充電しきれない分）をその他の電力需要家に分配してもよい。
その他、発電事業者から電力を購入すると判断された電力需要家が複数いる場合、基準単価が安い電力需要家から順に電力販売希望量を分配してもよい。なお、各電力需要家には、第１の充電可能量及び電力販売希望量の残分（まだ分配されていない分）の内の小さい方を分配してもよい。
その他、発電事業者から電力を購入すると判断された電力需要家が複数いる場合、各電力需要家が提供する消費電力量（第１の充電可能量）の比率に応じて、電力販売希望量を按分してもよい。
以上説明した本実施形態の電力管理装置１０によれば、電力単価のみならず、託送料金単価をも考慮して、発電事業者からの電力購入にメリットがあるか否かを電力需要家毎に判断することができる。そして、その結果に基づき、各電力需要家がその発電事業者から電力を購入するか否かを判断することができる。
このような本実施形態の電力管理装置１０によれば、発電事業者からの依頼に応じた電力購入にメリットがあるか否かを精度よく判断できる。そして、真にメリットがある場合のみ、電力需要家に電力を購入させることができる。このため、発電事業者からの電力購入依頼に応じて電力需要家に電力を消費させるサービスに参加することの電力需要家のメリットが大きくなる。結果、当該サービスに参加する電力需要家を十分に確保することが可能となる。
また、同じ配変電所の配下にいる複数の電力需要家をまとめて電力需要家グループを生成し、電力需要家グループ毎に託送料金単価を算出する本実施形態の電力管理装置１０によれば、電力需要家毎に託送料金単価を算出する場合に比べて、処理負担を大幅に軽減できる。
また、電力需要家毎に各々の事情を反映して定めた基準単価に基づき、発電事業者からの電力購入にメリットがあるか否かを判断する本実施形態の電力管理装置１０によれば、電力需要家毎の事情を反映して、上記メリットがあるか否かを判断できる。このため、電力需要家毎に精度よくメリットの有無を判断できる。
また、電力需要家に都度確認することなく自動的に電力管理装置１０が電力購入の判断をすることができるため、余剰電力の買い取りがどの程度（電力量）できるのかの見積もりの精度が高くなる。
ここで、変形例を説明する。電力需要家システム２０は、蓄電システム２５に代えて／又は加えて、その他の電力消費装置（例：エネルギー貯蔵システム、電気機器等）を有してもよい。この場合、上述した「第１の充電可能量」は「上積み消費可能量」に読み替えることができる。上積み消費可能量は、電力消費時間帯において電力需要家側が通常の電力消費に上乗せして電力を消費する電力量であり、電力消費装置の消費電力と電力消費時間の積で表される電力量である。例えば、冷凍機器、自動販売機、ヒートポンプ式給湯器などではある時間ごとに電気を使い冷却したり加熱したりするが、そのタイミングを電力消費時間帯に合わせることで通常の電力消費に上乗せして電力を消費することができる。当該変形例においても、同様の作用効果が実現される。なお、当該変形例は、以下の全ての実施形態に適用可能である。
＜第２の実施形態＞
図１０に示すように、本実施形態の電力管理システムは、電力管理装置１０と、複数の電力需要家システム２０と、複数のＩＰＰシステム３０とを有する。本実施形態の電力管理装置１０は、複数の発電事業者（複数のＩＰＰシステム３０）から電力購入依頼を取得した場合に、電力需要家毎に、各発電事業者から電力を購入するか否かを判断する手段を有する。以下、詳細に説明する。
電力需要家システム２０及びＩＰＰシステム３０の構成は第１の実施形態と同様である。また、電力管理装置１０のハードウエア構成の一例は第１の実施形態と同様である。
次に、本実施形態の電力管理装置１０の機能について詳細に説明する。本実施形態の電力管理装置１０の機能ブロック図の一例は、第１の実施形態と同様、図４又は図５で示される。
取得部１１は、複数の発電事業者各々から（例：図１０のＩＰＰシステム３０各々から）電力単価を含む電力購入依頼を取得する。第１の実施形態同様、電力購入依頼は、「電力単価」、「電力販売希望量」及び「電力消費時間帯」等を含んでもよい。
算出部１４は、複数の発電事業者各々と、複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、託送料金単価を算出する。算出部１４は、上記ペア毎に送電ルートを決定し、託送料金単価を算出することができる。送電ルートの決定処理、及び、託送料金単価の算出処理は、第１の実施形態と同様である。
取得部１１及び算出部１４により、図１１に示すような情報が得られる。図１１に示す情報は、複数の発電事業者各々と、複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、電力単価と託送料金単価との合計を示した情報である。Ａｎ（ｎは発電事業者の通番）は、各発電事業者の電力単価を示す。Ｄｎｍ（ｎは発電事業者の通番、ｍは電力需要家グループの通番）は、発電事業者と電力需要家グループの各ペアに対応した託送料金単価である。ＡｎとＤｎｍの和は、第１の実施形態で説明した合計単価である。
判断部１２は、電力単価と託送料金単価との合計単価、及び、電力需要家各々の基準単価に基づき、電力需要家毎に、複数の発電事業者各々から電力を購入するか否かを判断する。分配部１３は、第１の発電事業者から電力を購入すると判断された１又は複数の電力需要家に、第１の発電事業者の電力販売希望量を分配する。
ここで、図１２のフローチャートを用いて、図１１に示すような情報が得られた後に、判断部１２と分配部１３により実現される処理の一例を説明する。
Ｓ２０１では、判断部１２は、複数の発電事業者各々と複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に算出された合計単価（図１１参照）に基づき、未処理のペアの中から１つのペアを処理対象として決定する。例えば、未処理のペアの中の最も合計単価の安いペアを処理対象として決定する。なお、その他の基準で処理対象のペアを決定してもよい。
以下の図１２のフローチャートの説明においては、処理対象のペアに含まれる発電事業者を、処理対象の発電事業者という。また、処理対象のペアに含まれる電力需要家グループを、処理対象の電力需要家グループという。また、処理対象の電力需要家グループに含まれる電力需要家を、処理対象の電力需要家という。
Ｓ２０２では、判断部１２は、処理対象の発電事業者の売電希望残量Ｘが０か否かを判断する。売電希望残量Ｘは、処理対象の発電事業者の電力販売希望量のうち、まだ電力需要家に分配されていない分である。売電希望残量Ｘの初期値は例えば電力販売希望量である。以下で説明するが、当該値は処理の中で更新される。
Ｘが０である場合（Ｓ２０２のＹｅｓ）、すなわち処理対象の発電事業者の電力販売希望量のすべてが電力需要家に分配済みである場合、Ｓ２０７に進む。
Ｓ２０７では、判断部１２は、未処理のペアが残っているか判断する。未処理のペアが残っている場合（Ｓ２０７のＹｅｓ）、Ｓ２０１に戻り、判断部１２は、他のペアを処理対象とする。そして、同様の処理を繰り返す。未処理のペアが残っていない場合（Ｓ２０７のＮｏ）、処理が終了する。
一方、Ｘが０でない場合（Ｓ２０２のＮｏ）、すなわち処理対象の発電事業者の電力販売希望量のうち、電力需要家に分配されていない分が残っている場合、Ｓ２０３に進む。Ｓ２０３では、判断部１２は、処理対象の電力需要家各々において、処理対象の発電事業者から電力を購入するか否かを判断する。
すなわち、判断部１２は、処理対象の電力需要家毎に、「合計単価が基準単価より安い」、又は、「合計単価が基準単価より所定レベル以上安い」の条件を満たすか判断する。なお、ここでの判断に用いられる合計単価は、「処理対象の発電事業者の電力単価」と、「処理対象の発電事業者と処理対象の電力需要家グループとのペアに対応して算出された託送料金単価」との合計である。
そして、判断部１２は、上記条件を満たす１つ又は複数の電力需要家は、処理対象の発電事業者から電力を購入すると判断する。以下、上記条件を満たす１つ又は複数の電力需要家を、第１の電力購入対象需要家という。
また、Ｓ２０３では、分配部１３は、第１の電力購入対象需要家各々の蓄電システム２５の空き容量ｋＷｈfreeの合計ｋＷｈtotalを算出する。電力需要家各々の蓄電システム２５の空き容量ｋＷｈfreeの初期値は、例えば電力消費時間帯の開始タイミングにおける各蓄電システム２５の空き容量の予測値である。以下で説明するが、当該値は処理の中で更新される。
空き容量ｋＷｈfreeの合計ｋＷｈtotalが０である場合（Ｓ２０４のＹｅｓ）、すなわち第１の電力購入対象需要家の蓄電システム２５に、処理対象の発電事業者の電力を充電する余力がない場合、Ｓ２０７に進む。
Ｓ２０７では、判断部１２は、未処理のペアが残っているか判断する。未処理のペアが残っている場合（Ｓ２０７のＹｅｓ）、Ｓ２０１に戻り、判断部１２は、他のペアを処理対象とする。そして、同様の処理を繰り返す。未処理のペアが残っていない場合（Ｓ２０７のＮｏ）、処理が終了する。
一方、空き容量ｋＷｈfreeの合計ｋＷｈtotalが０でない場合（Ｓ２０４のＹｅｓ）、すなわち第１の電力購入対象需要家の蓄電システム２５に、処理対象の発電事業者の電力を充電する余力がある場合、Ｓ２０５に進む。
Ｓ２０５では、分配部１３は、処理対象の電力需要家グループに分配する電力量ｋＷｈDRを決定する。例えば、合計ｋＷｈtotal及び売電希望残量Ｘの内の小さい方を、処理対象の電力需要家グループに分配する電力量ｋＷｈDRとする。その他、空き容量ｋＷｈfreeが０でない第１の電力購入対象需要家の蓄電システム２５各々に対応して、定格出力と電力消費時間帯の時間幅の積を算出し、その積の合計を算出してもよい。そして、合計ｋＷｈtotal、算出した積の合計、及び、売電希望残量Ｘの内の最も小さい値を、処理対象の電力需要家グループに分配する電力量ｋＷｈDRとしてもよい。
また、Ｓ２０５では、分配部１３は、処理対象の電力需要家グループに分配する電力量ｋＷｈDRを、第１の電力購入対象需要家に分配する。
例えば、分配部１３は、第１の電力購入対象需要家各々の蓄電システム２５の空き容量ｋＷｈfreeに基づき、発電事業者の電力販売希望量を分配する。
例えば、空き容量ｋＷｈfreeが０でない第１の電力購入対象需要家が１人の場合、その第１の電力購入対象需要家に、第２の充電可能量、及び、電力量ｋＷｈDRの小さい方を分配してもよい。第２の充電可能量は、その第１の電力購入対象需要家の蓄電システム２５の空き容量ｋＷｈfree、及び、その第１の電力購入対象需要家の蓄電システム２５の定格出力と電力消費時間帯の時間幅の積の内の小さい方である。
その他、空き容量ｋＷｈfreeが０でない第１の電力購入対象需要家が複数いる場合、その複数の第１の電力購入対象需要家に電力量ｋＷｈDRを均等に分配してもよい。空き容量ｋＷｈfreeが０でない第１の電力購入対象需要家の数をＭ（Ｍ≧２）とすると、第１の電力購入対象需要家各々の分配量はｋＷｈDR／Ｍとなる。なお、第２の充電可能量が電力量ｋＷｈDR／Ｍ未満の第１の電力購入対象需要家がいる場合、その差分（充電しきれない分）をその他の第１の電力購入対象需要家に分配してもよい。
その他、空き容量ｋＷｈfreeが０でない第１の電力購入対象需要家が複数いる場合、基準単価が安い第１の電力購入対象需要家から順に電力量ｋＷｈDRを分配してもよい。なお、第１の電力購入対象需要家各々には、第２の充電可能量及び電力量ｋＷｈDRの残分（まだ分配されていない分）の内の小さい方を分配してもよい。
その他、空き容量ｋＷｈfreeが０でない第１の電力購入対象需要家が複数いる場合、空き容量ｋＷｈfreeが０でない第１の電力購入対象需要家各々が提供する消費電力量（第２の充電可能量）の比率に応じて、電力販売希望量を按分してもよい。
Ｓ２０６では、結果に基づき、処理対象の発電事業者の売電希望残量Ｘ、及び、第１の電力購入対象需要家各々の蓄電システム２５の空き容量ｋＷｈfreeを更新する。具体的には、処理対象の発電事業者の売電希望残量「Ｘ」を、「Ｘ−ｋＷｈDR」に置き代える。また、第１の電力購入対象需要家各々の蓄電システム２５の空き容量「ｋＷｈfree」を、「ｋＷｈfree−（各電力需要家に分配された値）」に置き代える。
その後、Ｓ２０７に進む。Ｓ２０７では、判断部１２は、未処理のペアが残っているか判断する。未処理のペアが残っている場合（Ｓ２０７のＹｅｓ）、Ｓ２０１に戻り、判断部１２は、他のペアを処理対象とする。そして、同様の処理を繰り返す。未処理のペアが残っていない場合（Ｓ２０７のＮｏ）、処理が終了する。
次に、図１１に示すような情報が得られた後に、判断部１２と分配部１３により実現される処理の他の一例を説明する。
当該例では、判断部１２は、電力需要家毎に、複数の上記ペア各々に対応した合計単価が基準単価より安いか判断することができる。そして、判断部１２は、１つまたは複数の合計単価が第１の電力需要家の基準単価より安いと判断した場合、第１の電力需要家は１つまたは複数の合計単価各々に対応する１つ又は複数の発電事業者から電力を購入すると判断することができる。
具体的には、判断部１２は、電力需要家毎に、「合計単価が基準単価より安い」、又は、「合計単価が基準単価より所定レベル以上安い」の条件を満たす合計単価があるか判断してもよい。例えば、図１１の電力需要家グループＤ０００１に含まれる第１の電力需要家を処理対象とする場合、当該電力需要家グループと、複数の発電事業者各々とのペア毎に算出された合計単価と、第１の電力需要家の基準単価との比較により、上記条件を満たす合計単価を抽出できる。
そして、判断部１２は、第１の電力需要家において条件を満たす合計単価があると判断した場合、第１の電力需要家は上記条件を満たす合計単価に対応する発電事業者から電力を購入すると判断する。
なお、判断部１２は、第１の電力需要家において上記条件を満たす合計単価が複数あると判断した場合、第１の電力需要家は上記条件を満たす複数の合計単価の中の最も安い合計単価に対応する発電事業者から電力を購入すると判断してもよい。
さらに、判断部１２は、上記条件を満たす複数の合計単価の中に最安値となる合計単価が複数ある場合、第１の電力需要家は最安値となる複数の合計単価の中の託送料金単価が最も安い合計単価に対応する発電事業者から電力を購入すると判断してもよい。
その他、判断部１２は、第１の電力需要家において上記条件を満たす合計単価が複数あると判断した場合、第１の電力需要家は上記条件を満たす複数の合計単価各々に対応した複数の発電事業者から電力を購入すると判断してもよい。
判断部１２による当該処理により、図１３に示すような情報が得られる。図１３に示す情報は、発電事業者各々に、各々から電力を購入すると判断された電力需要家を対応付けた情報である。なお、ある電力需要家が複数の発電事業者に対応付けられてもよい。
分配部１３は、各発電事業者の電力販売希望量を、図１３に示すような情報において各発電事業者に対応付けられている電力需要家に分配する。図１４のフローチャートを用いて、分配部１３による処理の流れの一例を説明する。
まず、未処理の発電事業者がある場合（Ｓ１０１のＹｅｓ）、分配部１３は、処理対象の発電事業者を決定する（Ｓ１０２）。例えば、未処理の発電事業者の中の電力単価が最も安い発電事業者を、処理対象としてもよい。その他、未処理の発電事業者の中の電力単価が最も高い発電事業者を、処理対象としてもよい。その他、未処理の発電事業者の中の電力販売希望量が最も大きい発電事業者を、処理対象としてもよい。その他、未処理の発電事業者の中の電力販売希望量が最も小さい発電事業者を、処理対象としてもよい。なお、その他の基準で処理対象の発電事業者を決定してもよい。以下の図１４のフローチャートの説明においては、図１３に示すような情報において処理対象の発電事業者に対応付けられている電力需要家を、第２の電力購入対象需要家という。
Ｓ１０３では、処理対象の発電事業者の電力販売希望量を、第２の電力購入対象需要家に分配する。例えば、分配部１３は、第２の電力購入対象需要家各々の蓄電システム２５の空き容量ｋＷｈfreeに基づき、処理対象の発電事業者の電力販売希望量を分配する。電力需要家各々の蓄電システム２５の空き容量ｋＷｈfreeの初期値は、例えば、電力消費時間帯の開始タイミングにおける各蓄電システム２５の空き容量の予測値である。以下で説明するが、当該値は処理の中で更新される。
例えば、空き容量ｋＷｈfreeが０でない第２の電力購入対象需要家が１人の場合、その第２の電力購入対象需要家に、第３の充電可能量、及び、「処理対象の発電事業者の電力販売希望量」の小さい方を分配してもよい。第３の充電可能量は、その第２の電力購入対象需要家の蓄電システム２５の空き容量ｋＷｈfree、及び、その第２の電力購入対象需要家の蓄電システム２５の定格出力と電力消費時間帯の時間幅の積の内の小さい方である。
その他、空き容量ｋＷｈfreeが０でない第２の電力購入対象需要家が複数いる場合、その複数の第２の電力購入対象需要家に、処理対象の発電事業者の電力販売希望量を均等に分配してもよい。空き容量ｋＷｈfreeが０でない第２の電力購入対象需要家の数をＭ（Ｍ≧２）、処理対象の発電事業者の電力販売希望量をＤとすると、第２の電力購入対象需要家各々の分配量はＤ／Ｍとなる。なお、第３の充電可能量がＤ／Ｍ未満の第２の電力購入対象需要家がいる場合、その差分（充電しきれない分）をその他の第２の電力購入対象需要家に分配してもよい。
その他、空き容量ｋＷｈfreeが０でない第２の電力購入対象需要家が複数いる場合、基準単価が安い第２の電力購入対象需要家から順に処理対象の発電事業者の電力販売希望量を分配してもよい。なお、第２の電力購入対象需要家各々には、第３の充電可能量及び処理対象の発電事業者の電力販売希望量の残分（まだ分配されていない分）の内の小さい方を分配してもよい。
その他、空き容量ｋＷｈfreeが０でない第２の電力購入対象需要家が複数いる場合、空き容量ｋＷｈfreeが０でない第２の電力購入対象需要家各々が提供する消費電力量（第３の充電可能量）の比率に応じて、電力販売希望量を按分してもよい。
Ｓ１０４では、第２の電力購入対象需要家の空き容量ｋＷｈfreeを更新する。具体的には、第２の電力購入対象需要家各々の蓄電システム２５の空き容量「ｋＷｈfree」を、「ｋＷｈfree−（各電力需要家に分配された値）」に置き代える。
その後、Ｓ１０１に戻り、同様の処理を繰り返す。
以上説明した本実施形態の電力管理装置１０によれば、第１の実施形態と同様の作用効果を実現できる。
また、本実施形態の電力管理装置１０によれば、複数の発電事業者から電力購入依頼があった場合、各発電事業者の電力販売希望量を、電力需要家の利益を確保しつつ、複数の電力需要家に分配できる。
また、本実施形態の電力管理装置１０によれば、第１の電力需要家において所定の条件を満たす合計単価が複数ある場合、すなわち複数の発電事業者からの電力購入にメリットがある場合、第１の電力需要家は上記条件を満たす複数の合計単価の中の最も安い合計単価に対応する発電事業者から電力を購入すると判断することができる。このような本実施形態の電力管理装置１０によれば、電力需要家のメリットを確保できる。
また、本実施形態の電力管理装置１０によれば、上記条件を満たす複数の合計単価の中に最安値となる合計単価が複数ある場合、第１の電力需要家は最安値となる複数の合計単価の中の託送料金単価が最も安い合計単価に対応する発電事業者から電力を購入すると判断することができる。このような本実施形態の電力管理装置１０によれば、電力需要家のメリットを確保しつつ、送電によるロスを最小限に抑えることができる。
また、本実施形態の電力管理装置１０によれば、第１の電力需要家において所定の条件を満たす合計単価が複数ある場合、すなわち複数の発電事業者からの電力購入にメリットがある場合、第１の電力需要家は複数の発電事業者から購入すると判断することができる。複数の発電事業者から購入することで、購入量の総量を大きくすることができる。結果、空き容量をフルに活用し、割安な電力を購入することが可能となる。
ここで、分配部１３による分配の仕方の違いに応じた作用効果を、図１５乃至図１７を用いて説明する。
電力需要家Ａ乃至Ｃは、同じ電力需要家グループに属するものとする。電力需要家Ａ乃至Ｃの基準単価は、各々、１０円／ｋＷｈ、１２円／ｋＷｈ、１５円／ｋＷｈである。また、電力需要家Ａ乃至Ｃの蓄電システム２５の空き容量ｋＷｈfreeの初期値は、各々、５０ｋＷｈ、３０ｋＷｈ、３０ｋｗｈである。
そして、図１５に示すように、２つの発電事業者から電力購入依頼があったとする。第１の発電事業者の合計単価は９円／ｋＷｈであり、電力販売希望量は６０ｋＷｈとする。また、第２の発電事業者の合計単価は１１円／ｋＷｈであり、電力販売希望量は４０ｋＷｈとする。
なお、ここでは説明を簡単にするため、電力需要家の数及び電力販売希望量等を小さいスケールで示している。
例えば、分配部１３は、電力需要家のメリットを考え、合計単価がより小さい発電事業者を先に処理対象とし、その発電事業者の電力販売希望量を複数の電力需要家に分配できる。以下、処理対象の発電事業者の電力販売希望量を、分配対象の電力量という。そして、分配部１３は、分配対象の電力量を、購入すると判断される複数の電力需要家に均等に分配することができる。
図１５の例の場合、まず、第１の発電事業者（合計単価は９円／ｋＷｈ、電力販売希望量は６０ｋＷｈ）が処理対象となる。ここでは、第１の発電事業者の合計単価は電力需要家Ａ乃至Ｃいずれの基準単価よりも安いため、電力需要家Ａ乃至Ｃいずれも第１の発電事業者から電力を購入すると判断される。
そして、分配部１３は、分配対象の電力量「６０ｋＷｈ」を、電力需要家Ａ乃至Ｃに均等に分配する。具体的には、図１６に示すように、合計単価が９円／ｋＷｈの電力は、電力需要家Ａ乃至Ｃに２０ｋＷｈずつ分配される。
結果、電力需要家Ａ乃至Ｃの蓄電システム２５の空き容量ｋＷｈfreeは、各々、３０ｋＷｈ、１０ｋＷｈ、１０ｋｗｈに更新される。
次に、第２の発電事業者（合計単価は１１円／ｋＷｈ、電力販売希望量は４０ｋＷｈ）が処理対象となる。ここでは、第２の発電事業者の合計単価は電力需要家Ｂ及びＣの基準単価よりも安いため、電力需要家Ｂ及びＣは第２の発電事業者から電力を購入すると判断される。一方、第２の発電事業者の合計単価は電力需要家Ａの基準単価よりも安いため、電力需要家Ａは第２の発電事業者から電力を購入しないと判断される。
そして、分配部１３は、分配対象の電力量「４０ｋＷｈ」を、電力需要家Ｂ及びＣに均等に分配する。この場合、電力需要家Ｂ及びＣ各々に２０ｋＷｈが分配されることになる。しかし、電力需要家Ｂ及びＣいずれも空き容量ｋＷｈfreeが１０ｋＷｈである。このため、図１６に示すように、合計単価が１１円／ｋＷｈの電力は、電力需要家Ｂ及びＣに１０ｋＷｈずつ分配される。
結果、第２の発電事業者の電力販売希望量のうちの２０ｋＷｈは、分配されずに残ることとなる。この場合、電力管理装置１０は、その旨を第２の発電事業者に通知できる。第２の発電事業者は、通知に基づき、販売価格や電力販売希望量を修正できる。
当該分配例の場合、複数の電力需要家に安い電力を公平に分配できる。すなわち、公平性を確保できる。結果、発電事業者からの電力購入依頼に応じて電力需要家に電力を消費（購入）してもらうサービスに参加する電力需要家を十分に確保することが可能となる。
なお、分配部１３は、複数の電力需要家に電力販売希望量を均等に分配する処理に代えて、基準単価が安い電力需要家から順に電力販売希望量を分配する処理を実行できる。
当該処理においても、分配部１３は、電力需要家のメリットを考え、合計単価がより小さい発電事業者を先に処理対象とし、その発電事業者の電力販売希望量を複数の電力需要家に分配できる。
図１５の例の場合、まず、第１の発電事業者（合計単価は９円／ｋＷｈ、電力販売希望量は６０ｋＷｈ）が処理対象となる。ここでは、第１の発電事業者の合計単価は電力需要家Ａ乃至Ｃいずれの基準単価よりも安いため、電力需要家Ａ乃至Ｃいずれも第１の発電事業者から電力を購入すると判断される。
そして、分配部１３は、分配対象の電力量「６０ｋＷｈ」を、基準単価が安い電力需要家から順に電力販売希望量を分配する。具体的には、図１７に示すように、合計単価が９円／ｋＷｈの電力は、電力需要家Ａに５０ｋＷｈ分配され、電力需要家Ｂに１０ｋＷｈ分配される。
結果、電力需要家Ａ乃至Ｃの蓄電システム２５の空き容量ｋＷｈfreeは、各々、０ｋＷｈ、２０ｋＷｈ、３０ｋｗｈに更新される。
次に、第２の発電事業者（合計単価は１１円／ｋＷｈ、電力販売希望量は４０ｋＷｈ）が処理対象となる。ここでは、第２の発電事業者の合計単価は電力需要家Ｂ及びＣの基準単価よりも安いため、電力需要家Ｂ及びＣは第２の発電事業者から電力を購入すると判断される。一方、第２の発電事業者の合計単価は電力需要家Ａの基準単価よりも安いため、電力需要家Ａは第２の発電事業者から電力を購入しないと判断される。
そして、分配部１３は、分配対象の電力量「４０ｋＷｈ」を、基準単価が安い電力需要家から順に電力販売希望量を分配する。具体的には、図１７に示すように、合計単価が１１円／ｋＷｈの電力は、電力需要家Ｂに２０ｋＷｈ分配され、電力需要家Ｃに２０ｋＷｈ分配される。
結果、第１の発電事業者及び第２の発電事業者の電力販売希望量は、残ることなく電力需要家に分配される。
当該分配例の場合、複数の発電事業者の電力販売希望量をできるだけ残すことなく電力需要家に分配できる。また、所定の条件を満たす場合のみ電力需要家は電力を購入すると判断されるため、電力需要家のメリットは確保される。結果、発電事業者からの電力購入依頼に応じて電力需要家に電力を消費（購入）してもらうサービスに参加する電力需要家を十分に確保できる。また、売買成約率を高めることで、当該サービスに参加する発電事業者の数を増やすことが期待される。
ここで、変形例を説明する。取得部１１は、１つの発電事業者から複数パターンの電力購入依頼を受信してもよい。１つの発電事業者から受信した複数パターンの電力購入依頼は、「電力単価」、「電力販売希望量」及び「電力消費時間帯」の中の少なくとも１つが互いに異なってもよい。この場合、判断部１２は、各発電事業者の１つ又は複数パターンの電力購入依頼各々と、複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に算出された合計単価に基づき、
上述した判断を行ってもよい。
以下、参考形態の例を付記する。
１． 発電事業者から電力単価を含む電力購入依頼を取得する取得手段と、
前記発電事業者と、同じ配変電所の配下にいる複数の電力需要家をまとめた複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、電力の託送料金単価を算出する算出手段と、
前記電力単価と前記託送料金単価との合計単価、及び、前記電力需要家各々の基準単価に基づき、前記電力需要家毎に、前記発電事業者から電力を購入するか否かを判断する判断手段と、
を有する電力管理装置。
２． １に記載の電力管理装置において、
前記判断手段は、
前記電力需要家毎に、前記合計単価が前記基準単価より安いか判断し、
前記合計単価が第１の前記電力需要家の前記基準単価より安いと判断した場合、前記第１の電力需要家は前記発電事業者から電力を購入すると判断する電力管理装置。
３． １に記載の電力管理装置において、
前記取得手段は、複数の前記発電事業者各々から前記電力購入依頼を取得し、
前記算出手段は、複数の前記発電事業者各々と、複数の前記電力需要家グループ各々とのペア毎に、前記託送料金単価を算出する電力管理装置。
４． ３に記載の電力管理装置において、
前記判断手段は、
前記電力需要家毎に、複数の前記ペア各々に対応した前記合計単価が前記基準単価より安いか判断し、
１つまたは複数の前記合計単価が第１の前記電力需要家の前記基準単価より安いと判断した場合、前記第１の電力需要家は前記１つまたは複数の前記合計単価各々に対応する１つ又は複数の前記発電事業者から電力を購入すると判断する電力管理装置。
５． ４に記載の電力管理装置において、
前記判断手段は、
複数の前記合計単価が前記第１の電力需要家の前記基準単価より安いと判断した場合、前記第１の電力需要家は前記複数の前記合計単価の中の最も安い前記合計単価に対応する前記発電事業者から電力を購入すると判断する電力管理装置。
６． ５に記載の電力管理装置において、
前記判断手段は、
前記複数の前記合計単価の中に最安値となる前記合計単価が複数ある場合、前記第１の電力需要家は最安値となる複数の前記合計単価の中の前記託送料金単価が最も安い前記合計単価に対応する前記発電事業者から電力を購入すると判断する電力管理装置。
７． １から６のいずれかに記載の電力管理装置において、
前記算出手段は、送電線の送電容量及び送電量の予測値に基づき、前記ペア毎に送電ルートを決定し、前記送電ルートに基づき前記託送料金単価を算出する電力管理装置。
８． ７に記載の電力管理装置において、
前記算出手段は、前記送電ルートに含まれる配変電所の数、及び、前記送電ルートに含まれる送電線の送電電圧の少なくとも一方に基づき、前記託送料金単価を算出する電力管理装置。
９． ８に記載の電力管理装置において、
前記算出手段は、前記送電ルートに含まれる配変電所の数が多いほど、高い前記託送料金単価を算出する電力管理装置。
１０． ８又は９に記載の電力管理装置において、
前記算出手段は、前記送電ルートに送電電圧が相対的に低い送電線が含まれている場合、前記送電ルートに送電電圧が相対的に低い送電線が含まれていない場合に比べて高い前記託送料金単価を算出する電力管理装置。
１１． ８又は９に記載の電力管理装置において、
前記算出手段は、前記送電ルートに送電電圧が相対的に低い送電線の区間が多く含まれているほど、高い前記託送料金単価を算出する電力管理装置。
１２． １から１１のいずれかに記載の電力管理装置において、
前記電力購入依頼は電力販売希望量をさらに含み、
第１の前記発電事業者から電力を購入すると判断された１又は複数の前記電力需要家に、前記第１の発電事業者の前記電力販売希望量を分配する分配手段をさらに有する電力管理装置。
１３． １２に記載の電力管理装置において、
前記分配手段は、前記電力需要家の蓄電システムの空き容量に基づき、前記第１の発電事業者の前記電力販売希望量を分配する電力管理装置。
１４． １２又は１３に記載の電力管理装置において、
前記分配手段は、前記基準単価が安い前記電力需要家から順に前記電力販売希望量を分配する電力管理装置。
１５． １２又は１３に記載の電力管理装置において、
前記分配手段は、複数の前記電力需要家に前記電力販売希望量を均等に分配する電力管理装置。
１６． コンピュータが、
発電事業者から電力単価を含む電力購入依頼を取得する取得工程と、
前記発電事業者と、同じ配変電所の配下にいる複数の電力需要家をまとめた複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、電力の託送料金単価を算出する算出工程と、
前記電力単価と前記託送料金単価との合計単価、及び、前記電力需要家各々の基準単価に基づき、前記電力需要家毎に、前記発電事業者から電力を購入するか否かを判断する判断工程と、
を実行する電力管理方法。
１７． コンピュータを、
発電事業者から電力単価を含む電力購入依頼を取得する取得手段、
前記発電事業者と、同じ配変電所の配下にいる複数の電力需要家をまとめた複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、電力の託送料金単価を算出する算出手段、
前記電力単価と前記託送料金単価との合計単価、及び、前記電力需要家各々の基準単価に基づき、前記電力需要家毎に、前記発電事業者から電力を購入するか否かを判断する判断手段、
として機能させるプログラム。
この出願は、２０１７年３月１７日に出願された日本出願特願２０１７−０５２３８１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。

Claims (17)

  1. 発電事業者から電力単価を含む電力購入依頼を取得する取得手段と、
    前記発電事業者と、同じ配変電所の配下にいる複数の電力需要家をまとめた複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、電力の託送料金単価を算出する算出手段と、
    前記電力単価と前記託送料金単価との合計単価、及び、前記電力需要家各々の基準単価に基づき、前記電力需要家毎に、前記発電事業者から電力を購入するか否かを判断する判断手段と、
    を有する電力管理装置。
  2. 請求項１に記載の電力管理装置において、
    前記判断手段は、
    前記電力需要家毎に、前記合計単価が前記基準単価より安いか判断し、
    前記合計単価が第１の前記電力需要家の前記基準単価より安いと判断した場合、前記第１の電力需要家は前記発電事業者から電力を購入すると判断する電力管理装置。
  3. 請求項１に記載の電力管理装置において、
    前記取得手段は、複数の前記発電事業者各々から前記電力購入依頼を取得し、
    前記算出手段は、複数の前記発電事業者各々と、複数の前記電力需要家グループ各々とのペア毎に、前記託送料金単価を算出する電力管理装置。
  4. 請求項３に記載の電力管理装置において、
    前記判断手段は、
    前記電力需要家毎に、複数の前記ペア各々に対応した前記合計単価が前記基準単価より安いか判断し、
    １つまたは複数の前記合計単価が第１の前記電力需要家の前記基準単価より安いと判断した場合、前記第１の電力需要家は前記１つまたは複数の前記合計単価各々に対応する１つ又は複数の前記発電事業者から電力を購入すると判断する電力管理装置。
  5. 請求項４に記載の電力管理装置において、
    前記判断手段は、
    複数の前記合計単価が前記第１の電力需要家の前記基準単価より安いと判断した場合、前記第１の電力需要家は前記複数の前記合計単価の中の最も安い前記合計単価に対応する前記発電事業者から電力を購入すると判断する電力管理装置。
  6. 請求項５に記載の電力管理装置において、
    前記判断手段は、
    前記複数の前記合計単価の中に最安値となる前記合計単価が複数ある場合、前記第１の電力需要家は最安値となる複数の前記合計単価の中の前記託送料金単価が最も安い前記合計単価に対応する前記発電事業者から電力を購入すると判断する電力管理装置。
  7. 請求項１から６のいずれか１項に記載の電力管理装置において、
    前記算出手段は、送電線の送電容量及び送電量の予測値に基づき、前記ペア毎に送電ルートを決定し、前記送電ルートに基づき前記託送料金単価を算出する電力管理装置。
  8. 請求項７に記載の電力管理装置において、
    前記算出手段は、前記送電ルートに含まれる配変電所の数、及び、前記送電ルートに含まれる送電線の送電電圧の少なくとも一方に基づき、前記託送料金単価を算出する電力管理装置。
  9. 請求項８に記載の電力管理装置において、
    前記算出手段は、前記送電ルートに含まれる配変電所の数が多いほど、高い前記託送料金単価を算出する電力管理装置。
  10. 請求項８又は９に記載の電力管理装置において、
    前記算出手段は、前記送電ルートに送電電圧が相対的に低い送電線が含まれている場合、前記送電ルートに送電電圧が相対的に低い送電線が含まれていない場合に比べて高い前記託送料金単価を算出する電力管理装置。
  11. 請求項８又は９に記載の電力管理装置において、
    前記算出手段は、前記送電ルートに送電電圧が相対的に低い送電線の区間が多く含まれているほど、高い前記託送料金単価を算出する電力管理装置。
  12. 請求項１から１１のいずれか１項に記載の電力管理装置において、
    前記電力購入依頼は電力販売希望量をさらに含み、
    第１の前記発電事業者から電力を購入すると判断された１又は複数の前記電力需要家に、前記第１の発電事業者の前記電力販売希望量を分配する分配手段をさらに有する電力管理装置。
  13. 請求項１２に記載の電力管理装置において、
    前記分配手段は、前記電力需要家の蓄電システムの空き容量に基づき、前記第１の発電事業者の前記電力販売希望量を分配する電力管理装置。
  14. 請求項１２又は１３に記載の電力管理装置において、
    前記分配手段は、前記基準単価が安い前記電力需要家から順に前記電力販売希望量を分配する電力管理装置。
  15. 請求項１２又は１３に記載の電力管理装置において、
    前記分配手段は、複数の前記電力需要家に前記電力販売希望量を均等に分配する電力管理装置。
  16. コンピュータが、
    発電事業者から電力単価を含む電力購入依頼を取得する取得工程と、
    前記発電事業者と、同じ配変電所の配下にいる複数の電力需要家をまとめた複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、電力の託送料金単価を算出する算出工程と、
    前記電力単価と前記託送料金単価との合計単価、及び、前記電力需要家各々の基準単価に基づき、前記電力需要家毎に、前記発電事業者から電力を購入するか否かを判断する判断工程と、
    を実行する電力管理方法。
  17. コンピュータを、
    発電事業者から電力単価を含む電力購入依頼を取得する取得手段、
    前記発電事業者と、同じ配変電所の配下にいる複数の電力需要家をまとめた複数の電力需要家グループ各々とのペア毎に、電力の託送料金単価を算出する算出手段、
    前記電力単価と前記託送料金単価との合計単価、及び、前記電力需要家各々の基準単価に基づき、前記電力需要家毎に、前記発電事業者から電力を購入するか否かを判断する判断手段、
    として機能させるプログラム。
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