JPWO2019107435A1 - 電力管理サーバ及び電力管理方法 - Google Patents

電力管理サーバ及び電力管理方法 Download PDF

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Abstract

電力管理サーバは、分散電源を有する複数の施設の中から、前記分散電源に第１処理を適用する第１施設及び前記分散電源に第２処理を適用する第２施設を所定基準に基づいて選択する制御部を備える。前記第１処理は、電力事業者から施設が購入する買電電力の目標値として第１目標値を用いて、前記分散電源の出力電力を制御する処理である。前記第２処理は、前記買電電力の目標値として前記第１目標値よりも大きい第２目標値を用いて、前記分散電源の出力電力を制御する処理である。

Description

本発明は、電力管理サーバ及び電力管理方法に関する。
近年、電力系統の電力需給バランスを維持するために、電力系統から施設への潮流の量を抑制する技術が知られている。電力系統の電力需給バランスを維持するために、施設に設けられる蓄電池装置を利用する技術も提案されている（例えば、特許文献１，２）。
国際公開第２０１５／０４１０１０号パンフレット 国際公開第２０１６／０８４３９６号パンフレット
第１の特徴に係る電力管理サーバは、分散電源を有する複数の施設の中から、前記分散電源に第１処理を適用する第１施設及び前記分散電源に第２処理を適用する第２施設を所定基準に基づいて選択する制御部を備える。前記第１処理は、電力事業者から施設が購入する買電電力の目標値として第１目標値を用いて、前記分散電源の出力電力を制御する処理である。前記第２処理は、前記買電電力の目標値として前記第１目標値よりも大きい第２目標値を用いて、前記分散電源の出力電力を制御する処理である。前記制御部は、契約電力量に第１マージンを加味することによって得られるマージン閾値を確保電力量が超えるまで前記第１施設及び前記第２施設の候補を選択する。前記契約電力量は、前記複数の施設の全体としてベースライン電力から削減するように定められた電力量である。前記確保電力量は、前記第１施設及び前記第２施設の候補として選択される施設のベースライン電力から削減可能な電力量の合計である。前記制御部は、前記複数の施設の予測需要電力に基づいて前記第１マージンを設定する。
第２の特徴に係る電力管理方法は、分散電源を有する複数の施設の中から、前記分散電源に第１処理を適用する第１施設及び前記分散電源に第２処理を適用する第２施設を所定基準に基づいて選択するステップＡと、前記複数の施設の予測需要電力に基づいて、契約電力量に加味される第１マージンを設定するステップＢとを備える。前記第１処理は、電力事業者から施設が購入する買電電力の目標値として第１目標値を用いて、前記分散電源の出力電力を制御する処理である。前記第２処理は、前記買電電力の目標値として前記第１目標値よりも大きい第２目標値を用いて、前記分散電源の出力電力を制御する処理である。前記ステップＡは、前記契約電力量に前記第１マージンを加味することによって得られるマージン閾値を確保電力量が超えるまで前記第１施設及び前記第２施設の候補を選択するステップを含む。前記契約電力量は、前記複数の施設の全体としてベースライン電力から削減するように定められた電力量である。前記確保電力量は、前記第１施設及び前記第２施設の候補として選択される施設のベースライン電力から削減可能な電力量の合計である。
一態様によれば、蓄電池装置などの分散電源を用いて、電力系統の電力需給バランスを適切に維持することを可能とする電力管理サーバ及び電力管理方法を提供することができる。
図１は、実施形態に係る電源管理システム１００を示す図である。 図２は、実施形態に係る施設３００を示す図である。 図３は、実施形態に係る電力管理サーバ２００を示す図である。 図４は、実施形態に係るローカル制御装置３６０を示す図である。 図５は、実施形態に係る第１処理を説明するための図である。 図６は、実施形態に係る第１処理を説明するための図である。 図７は、実施形態に係る第２処理を説明するための図である。 図８は、実施形態に係る第２処理を説明するための図である。 図９は、実施形態に係る電力管理方法を示す図である。 図１０は、実施形態に係る電力管理方法を示す図である。 図１１は、変更例１について説明するための図である。 図１２は、変更例２について説明するための図である。 図１３は、変更例４について説明するための図である。 図１４は、変更例５について説明するための図である。
以下において、実施形態について図面を参照しながら説明する。なお、以下の図面の記載において、同一又は類似の部分には、同一又は類似の符号を付している。
但し、図面は模式的なものであり、各寸法の比率などは現実のものとは異なる場合があることに留意すべきである。従って、具体的な寸法などは以下の説明を参酌して判断すべきである。また、図面相互間においても互いの寸法の関係又は比率が異なる部分が含まれている場合があることは勿論である。
［実施形態の概要］
近年では、電力系統の需給バランスを維持するために蓄電池装置を用いるケースにおいて、施設の需要電力に追従するように蓄電池装置の放電電力を制御することが考えられる（以下、負荷追従処理）。
しかしながら、全ての施設について負荷追従処理を一律に適用すると、蓄電池装置の最大放電電力を需要電力が超える施設において、電力系統の電力需給バランスを適切に維持することができない可能性がある。
実施形態では、上述した課題を解決するために、蓄電池装置などの分散電源を用いて、電力系統の電力需給バランスを適切に維持することを可能とする電力管理サーバ及び電力管理方法を提供する。
［実施形態］
（電源管理システム）
以下において、実施形態に係る電源管理システムについて説明する。
図１に示すように、電源管理システム１００は、電力管理サーバ２００と、施設３００と、電力会社４００とを有する。図１では、施設３００として、施設３００Ａ〜施設３００Ｃが例示されている。
各施設３００は、電力系統１１０に接続される。以下において、電力系統１１０から施設３００への電力の流れを潮流と称し、施設３００から電力系統１１０への電力の流れを逆潮流と称する。
電力管理サーバ２００、施設３００及び電力会社４００は、ネットワーク１２０に接続されている。ネットワーク１２０は、電力管理サーバ２００と施設３００との間の回線及び電力管理サーバ２００と電力会社４００との間の回線を提供すればよい。例えば、ネットワーク１２０は、インターネットである。ネットワーク１２０は、ＶＰＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｒｉｖａｔｅ Ｎｅｔｗｏｒｋ）などの専用回線を提供してもよい。
電力管理サーバ２００は、発電事業者、送配電事業者或いは小売事業者、リソースアグリゲータなどの電力事業者によって管理されるサーバである。リソースアグリゲータは、ＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ）において発電事業者、送配電事業者及び小売事業者などに逆潮流の電力を提供する電力事業者である。実施形態において、電力管理サーバ２００は、逆潮流の電力の買取エンティティの一例である。電力管理サーバ２００は、電源管理サーバの一例である。
電力管理サーバ２００は、施設３００に設けられるローカル制御装置３６０に対して、施設３００に設けられる分散電源（例えば、太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）に対する制御を指示する制御メッセージを送信する。例えば、電力管理サーバ２００は、潮流の制御を要求する潮流制御メッセージ（例えば、ＤＲ；Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）を送信してもよく、逆潮流の制御を要求する逆潮流制御メッセージを送信してもよい。さらに、電力管理サーバ２００は、分散電源の動作状態を制御する電源制御メッセージを送信してもよい。潮流又は逆潮流の制御度合いは、絶対値（例えば、○○ｋＷ）で表されてもよく、相対値（例えば、○○％）で表されてもよい。或いは、潮流又は逆潮流の制御度合いは、２以上のレベルで表されてもよい。潮流又は逆潮流の制御度合いは、現在の電力需給バランスによって定められる電力料金（ＲＴＰ；Ｒｅａｌ Ｔｉｍｅ Ｐｒｉｃｉｎｇ）によって表されてもよく、過去の電力需給バランスによって定められる電力料金（ＴＯＵ；Ｔｉｍｅ Ｏｆ Ｕｓｅ）によって表されてもよい。
施設３００は、図２に示すように、太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０、燃料電池装置３３０と、負荷機器３４０、ローカル制御装置３６０及び電力計３８０を有する。
太陽電池装置３１０は、太陽光などの光に応じて発電を行う分散電源である。太陽電池装置３１０は、所定買取価格が適用される特定分散電源の一例である。例えば、太陽電池装置３１０は、ＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）及び太陽光パネルによって構成される。
蓄電池装置３２０は、電力の充電及び電力の放電を行う分散電源である。蓄電池装置３２０は、所定買取価格が適用されない分散電源の一例である。例えば、蓄電池装置３２０は、ＰＣＳ及び蓄電池セルによって構成される。
燃料電池装置３３０は、燃料を用いて発電を行う分散電源である。燃料電池装置３３０は、所定買取価格が適用されない分散電源の一例であり、定格電力を出力する定格運転モードを有する分散電源である。例えば、燃料電池装置３３０は、ＰＣＳ及び燃料電池セルによって構成される。
例えば、燃料電池装置３３０は、固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ：Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよく、固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ：Ｐｏｌｙｍｅｒ Ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよく、リン酸型燃料電池（ＰＡＦＣ：Ｐｈｏｓｐｈｏｒｉｃ Ａｃｉｄ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよく、溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ：Ｍｏｌｔｅｎ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）であってもよい。
実施形態において、太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０及び燃料電池装置３３０は、ＶＰＰに用いられる電源であってもよい。
負荷機器３４０は、電力を消費する機器である。例えば、負荷機器３４０は、空調機器、照明機器、ＡＶ（Ａｕｄｉｏ Ｖｉｓｕａｌ）機器などである。
ローカル制御装置３６０は、施設３００の電力を管理する装置（ＥＭＳ；Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）である。ローカル制御装置３６０は、太陽電池装置３１０の動作状態を制御してもよく、施設３００に設けられる蓄電池装置３２０の動作状態を制御してもよく、施設３００に設けられる燃料電池装置３３０の動作状態を制御してもよい。ローカル制御装置３６０の詳細については後述する（図４を参照）。
実施形態において、電力管理サーバ２００とローカル制御装置３６０との間の通信は、第１プロトコルに従って行われる。一方で、ローカル制御装置３６０と分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）との間の通信は、第１プロトコルとは異なる第２プロトコルに従って行われる。例えば、第１プロトコルとしては、Ｏｐｅｎ ＡＤＲ（Ａｕｔｏｍａｔｅｄ Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）に準拠するプロトコル、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。例えば、第２プロトコルは、ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅに準拠するプロトコル、ＳＥＰ（Ｓｍａｒｔ Ｅｎｅｒｇｙ Ｐｒｏｆｉｌｅ）２．０、ＫＮＸ、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。なお、第１プロトコルと第２プロトコルは異なっていればよく、例えば、両方が独自の専用プロトコルであっても異なる規則で作られたプロトコルであればよい。
電力計３８０は、電力系統１１０から施設３００への潮流の量及び施設３００から電力系統１１０への逆潮流の量を計測する第１電力計の一例である。例えば、電力計３８０は、電力会社４００に帰属するスマートメータである。
ここで、電力計３８０は、単位時間（例えば、３０分）毎に、単位時間における計測結果（潮流又は逆潮流の量（Ｗｈ））を示す情報要素を含むメッセージをローカル制御装置３６０に送信する。電力計３８０は、自律的にメッセージを送信してもよく、ローカル制御装置３６０の要求に応じてメッセージを送信してもよい。
電力会社４００は、電力系統１１０などのインフラストラクチャーを提供するエンティティであり、例えば、発電事業者又は送配電事業者などの電力事業者である。電力会社４００は、電力管理サーバ２００を管理するエンティティに対して、各種の業務を委託してもよい。
（電力管理サーバ）
以下において、実施形態に係る電力管理サーバについて説明する。図３に示すように、電力管理サーバ２００は、管理部２１０と、通信部２２０と、制御部２３０とを有する。電力管理サーバ２００は、ＶＴＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｔｏｐ Ｎｏｄｅ）の一例である。
管理部２１０は、不揮発性メモリ又は／及びＨＤＤなどの記憶媒体によって構成されており、電力管理サーバ２００によって管理される施設３００に関するデータを管理する。電力管理サーバ２００によって管理される施設３００は、電力管理サーバ２００を管理するエンティティと契約を有する施設３００であってもよい。例えば、施設３００に関するデータは、電力系統１１０から施設３００に供給される需要電力であってもよく、電力系統１１０全体の需要電力の削減要請（ＤＲ；Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）に応じて各施設３００で削減された電力量であってもよい。施設３００に関するデータは、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）の種別、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）のスペックなどであってもよい。スペックは、太陽電池装置３１０の定格発電電力（Ｗ）、蓄電池装置３２０の最大出力電力（Ｗ）、燃料電池装置３３０の最大出力電力（Ｗ）であってもよい。さらに、施設３００に関するデータは、過去において分散電源に指示した出力電力量であってもよい。例えば、分散電源が蓄電池装置３２０である場合において、施設３００に関するデータは、蓄電池装置３２０に指示した放電電力量であってもよい。施設３００に関するデータは、分散電源の劣化度であってもよい。例えば、分散電源が蓄電池装置３２０である場合において、施設３００に関するデータは、蓄電池装置３２０のＳＯＨ（Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｈｅａｌｔｈ）であってもよい。
通信部２２０は、通信モジュールによって構成されており、ネットワーク１２０を介してローカル制御装置３６０と通信を行う。通信部２２０は、上述したように、第１プロトコルに従って通信を行う。例えば、通信部２２０は、第１プロトコルに従って第１メッセージをローカル制御装置３６０に送信する。通信部２２０は、第１プロトコルに従って第１メッセージ応答をローカル制御装置３６０から受信する。
実施形態において、通信部２２０は、電力系統１１０から施設３００に供給される需要電力を示す情報要素を含むメッセージを施設３００（例えば、ローカル制御装置３６０又は電力計３８０）から受信する。需要電力は、上述した電力計３８０によって測定された値でもよい。需要電力は、負荷機器３４０の消費電力から分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０、燃料電池装置３３０）の出力電力を除いた値でもよい。
制御部２３０は、メモリ及びＣＰＵなどによって構成されており、電力管理サーバ２００に設けられる各構成を制御する。例えば、制御部２３０は、制御メッセージの送信によって、施設３００に設けられるローカル制御装置３６０に対して、施設３００に設けられる分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）に対する制御を指示する。制御メッセージは、上述したように、潮流制御メッセージであってもよく、逆潮流制御メッセージであってもよく、電源制御メッセージであってもよい。
（ローカル制御装置）
以下において、実施形態に係るローカル制御装置について説明する。図４に示すように、ローカル制御装置３６０は、第１通信部３６１と、第２通信部３６２と、制御部３６３とを有する。ローカル制御装置３６０は、ＶＥＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｅｎｄ Ｎｏｄｅ）の一例である。
第１通信部３６１は、通信モジュールによって構成されており、ネットワーク１２０を介して電力管理サーバ２００と通信を行う。第１通信部３６１は、上述したように、第１プロトコルに従って通信を行う。例えば、第１通信部３６１は、第１プロトコルに従って第１メッセージを電力管理サーバ２００から受信する。第１通信部３６１は、第１プロトコルに従って第１メッセージ応答を電力管理サーバ２００に送信する。
第２通信部３６２は、通信モジュールによって構成されており、分散電源（太陽電池装置３１０、蓄電池装置３２０又は燃料電池装置３３０）と通信を行う。第２通信部３６２は、上述したように、第２プロトコルに従って通信を行う。例えば、第２通信部３６２は、第２プロトコルに従って第２メッセージを分散電源に送信する。第２通信部３６２は、第２プロトコルに従って第２メッセージ応答を分散電源から受信する。
制御部３６３は、メモリ及びＣＰＵなどによって構成されており、ローカル制御装置３６０に設けられる各構成を制御する。具体的には、制御部３６３は、施設３００の電力を制御するために、第２メッセージの送信及び第２メッセージ応答の受信によって、分散電源の動作状態の設定を機器に指示する。制御部３６３は、施設３００の電力を管理するために、第２メッセージの送信及び第２メッセージ応答の受信によって分散電源の情報の報告を分散電源に指示してもよい。
（適用シーン）
以下において、実施形態の適用シーンについて説明する。電力管理サーバ２００の上位ノードである電力会社４００から電力系統１１０の需要電力の削減要請を電力管理サーバ２００が受信するケースについて説明する。このようなケースにおいて、電力管理サーバ２００は、電力管理サーバ２００によって管理される施設３００の全体として、契約電力量に相当する電力量をベースライン電力から削減すればよい。
契約電力量は、ネガワット取引において、電力管理サーバ２００と電力会社４００との間で定められた電力量であればよい。契約電力量は、電力管理サーバ２００によって管理される複数の施設３００の全体としてベースライン電力から削減するように定められた電力量である。ベースライン電力は、削減要請が行われなかった場合に想定される需要電力である。ベースライン電力は、削減要請の発動予告よりも前の一定期間の需要電力の平均値であってもよい。一定期間は、ネガワット取引の実体に応じて定められてもよく、電力管理サーバ２００と電力会社４００との間で定められてもよい。
このような背景下において、電力管理サーバ２００は、分散電源（ここでは、蓄電池装置３２０）を有する複数の施設３００の中から、蓄電池装置３２０に第１処理を適用する第１施設及び蓄電池装置３２０に第２処理を適用する第２施設を所定基準に基づいて選択する制御部２３０を有する。制御部２３０は、電力系統１１０の電力が不足するデマンドレスポンス期間を対象として、上述した第１施設及び第２施設を選択してもよい。
第１処理は、電力事業者から施設３００が購入する買電電力の目標値として第１目標値を用いて、蓄電池装置３２０の出力電力を制御する処理である。上述した第１目標値はゼロであってもよい。ここで、ゼロは、実質的にゼロであればよく、負荷機器３４０の消費電力の急激な変動に伴う逆潮流を抑制すべく、数十Ｗの第１目標値が設定されてもよい。言い換えると、ゼロは、数十Ｗを含む概念と考えてもよい。このようなケースにおいて、蓄電池装置３２０の出力電力は負荷機器３４０の消費電力に追従するため、第１処理は、負荷追従処理と称してもよい。第１処理は、蓄電池装置３２０が自律的に実行する処理であってもよい。このようなケースにおいて、電力管理サーバ２００は、第１目標値を蓄電池装置３２０に設定するとともに、第１処理を実行する期間を指示すればよい。
第２処理は、買電電力の目標値として第１目標値よりも大きい第２目標値を用いて、蓄電池装置３２０の出力電力を制御する処理である。第２処理は、第２目標値と買電電力との差異に基づいて蓄電池装置３２０を制御するフィードバック処理（或いは、逐次処理）であってもよい。フィードバック処理では、Ｎ−Ｘ番目の単位時間における削減電力の不足誤差又は超過誤差をＮ番目の単位時間で補う調整処理が行われる。Ｎ及びＸは自然数であり、Ｎ＞Ｘの関係が満たされる。このようなケースにおいて、第２処理は、制御部２３０（電力管理サーバ２００）によって蓄電池装置３２０を遠隔で制御する処理であってもよい。
制御部２３０は、各施設３００におけるベースライン電力に対する削減電力、各施設３００におけるベースライン電力に対する削減割合及び買電電力の絶対値の少なくともいずれか１つに基づいて、第１目標値及び第２目標値を設定してもよい。ベースライン電力に対する削減電力に基づいて第１目標値及び第２目標値が定められる場合には、ベースライン電力と削減電力との差分が買電電力に相当する。従って、このようなケースであっても、第１目標値及び第２目標値は買電電力の目標値を意味する。同様に、ベースライン電力に対する削減割合に基づいて第１目標値及び第２目標値が定められる場合には、１から削減割合を除いた値をベースライン電力に乗算した値が買電電力に相当する。従って、このようなケースであっても、第１目標値及び第２目標値は買電電力の目標値を意味する。
さらに、上述した所定基準は、電力系統１１０から複数の施設３００に供給される電力の全体の削減電力の超過誤差及び不足誤差を最小化するように定められる。例えば、所定基準は、施設３００の需要電力の絶対量、施設３００の需要電力の変動量、蓄電池装置３２０の劣化度、蓄電池装置３２０の出力電力のコスト、蓄電池装置３２０の種類、施設３００に設けられる機器（例えば、負荷機器３４０）の種類の少なくともいずれか１つに基づいた基準である。
（１）施設３００の需要電力の絶対量
施設３００の需要電力の絶対量が大きい場合には、蓄電池装置３２０の最大出力電力を施設３００の需要電力が超える状態（すなわち、ネガワット取引における削減電力が不足する状態）が生じる可能性が高い。従って、削減電力の不足状態を優先的に抑制するために、所定基準は、需要電力の絶対量が所定閾値以下である施設３００を第１施設として選択し、電力需要の絶対量が所定閾値を超える施設３００を第２施設として選択する基準であってもよい。所定基準は、需要電力の絶対量が相対的に大きい施設３００が第２施設として優先的に選択される基準であってもよい。
（２）施設３００の需要電力の変動量
施設３００の需要電力の変動量が大きい場合には、蓄電池装置３２０の最大出力電力を施設３００の需要電力が超える状態（すなわち、ネガワット取引において削減電力が不足する状態）、及び、買電電力が目標値を下回る状態（すなわち、ネガワット取引において削減電力が超過する状態）のいずれが生じる可能性も高い。従って、所定基準は、需要電力の変動量が所定閾値を超える施設３００が第１施設及び第２施設として選択されない基準であってもよい。さらに、少なくとも削減電力の超過状態が生じないように、所定基準は、需要電力の変動量が所定閾値を超える施設３００を第１施設として選択し、電力需要の変動量が所定閾値以下である施設３００を第２施設として選択する基準であってもよい。所定基準は、需要電力の変動量が相対的に小さい施設３００が第２施設として優先的に選択される基準であってもよい。
（３）蓄電池装置３２０の劣化度
蓄電池装置３２０の劣化度を平準化するために、所定基準は、蓄電池装置３２０の劣化度が所定閾値よりも高い施設３００が第１施設及び第２施設として選択されない基準であってもよい。さらに、上述した第２処理が第１処理よりも蓄電池装置３２０に負担をかける可能性がある場合には、所定基準は、蓄電池装置３２０の劣化度が所定閾値よりも高い施設３００を第１施設として選択し、蓄電池装置３２０の劣化度が所定閾値以下である施設３００を第２施設として選択する基準であってもよい。所定基準は、劣化度が相対的に小さい蓄電池装置３２０を有する施設３００が第２施設として優先的に選択される基準であってもよい。
（４）蓄電池装置３２０の出力電力のコスト
コストが低い蓄電池装置３２０の出力電力を有効に利用するために、出力電力のコストが所定閾値よりも高い蓄電池装置３２０を有する施設３００が第１施設及び第２施設として選択されない基準であってもよい。さらに、上述した第２処理が第１処理よりも蓄電池装置３２０の出力電力が抑制される可能性があるため、所定基準は、出力電力のコストが所定閾値以下である蓄電池装置３２０を有する施設３００を第１施設として選択し、出力電力のコストが所定閾値よりも高い蓄電池装置３２０を有する施設３００を第２施設として選択する基準であってもよい。所定基準は、出力電力のコストが相対的に高い蓄電池装置３２０を有する施設３００が第２施設として優先的に選択される基準であってもよい。
ここで、蓄電池装置３２０の出力電力のコストは、蓄電池装置３２０に電力を蓄積するのに要したコストであってもよい。すなわち、蓄電池装置３２０の出力電力のコストは、蓄電池装置３２０に蓄積された電力のコストと考えてもよい。従って、蓄電池装置３２０の出力電力のコストは、電力系統１１０の電力が蓄電池装置３２０に蓄積されるケースでは、電力系統１１０から供給される電力について施設３００が契約を結んでいる電気料金プランに基づいて定められてもよく、太陽電池装置３１０又は燃料電池装置３３０の出力電力が蓄電池装置３２０に蓄積されるケースでは、太陽電池装置３１０又は燃料電池装置３３０の発電コストに基づいて定められてもよい。このようなケースにおいて、蓄電池装置３２０の充電効率及び放電効率が考慮されてもよい。
（５）蓄電池装置３２０の種類
例えば、蓄電池装置３２０の種類は、蓄電池装置３２０の最大出力電力及び蓄電池装置３２０の負荷追従性などの特性を示すパラメータである。例えば、このようなパラメータは、負荷機器３４０の消費電力の変動に対する蓄電池装置３２０の出力電力の応答性を示すパラメータであってもよい。このようなパラメータは、逐次処理における電力管理サーバ２００と施設３００（蓄電池装置３２０）との間の伝送遅延を示すパラメータであってもよい。
例えば、所定基準は、最大出力電力が所定閾値よりも大きい蓄電池装置３２０を有する施設３００を第１施設として選択し、最大出力電力が所定閾値よりも小さい蓄電池装置３２０を有する施設３００を第２施設として選択する基準であってもよい。或いは、所定基準は、負荷追従性が所定閾値よりも良好でない蓄電池装置３２０を有する施設３００を第１施設として選択し、負荷追従性が所定閾値よりも良好である蓄電池装置３２０を有する施設３００を第２施設として選択する基準であってもよい。
（６）施設３００に設けられる機器（例えば、負荷機器３４０）の種類
機器の種類は、施設３００の需要電力の絶対量及び施設３００の需要電力の変動量に影響を与える。従って、施設３００の需要電力の絶対量及び施設３００の需要電力の変動量と同様の考え方で、機器の種類に基づいて所定基準が定められてもよい。
ここで、第１施設及び第２施設を選択する処理は、上述した（１）〜（６）の中から選択された２以上パラメータに基づいて行われてもよい。２以上のパラメータに基づいた基準が重み付けによって組み合わされてもよい。
（第１処理）
以下において、実施形態に係る第１処理について説明する。第１処理は、上述したように、電力事業者から施設３００が購入する買電電力の目標値として第１目標値を用いて、蓄電池装置３２０の出力電力を制御する処理である。ここでは、説明簡略化のために、デマンドレスポンス期間よりも前において蓄電池装置３２０が放電を行っておらず、デマンドレスポンス期間で放電を行うために必要な蓄電残量を蓄電池装置３２０が有するものとする。
例えば、図５に示すように、第１目標値（ＰＴＬ１）はゼロであり、デマンドレスポンス期間において、蓄電池装置３２０の出力電力は、各施設３００における需要電力（ＰＣＯＮＳＵＭＰ）に追従する。従って、ネガワット取引における削減電力の目標値（ＮＷＴＡＲＧＥＴ）は、各施設３００におけるベースライン電力（ＰＢＬ）と同じである。ネガワット取引における実際の削減電力は、蓄電池装置３２０の放電によって目標値（ＮＷＴＡＲＧＥＴ）に達する。
しかしながら、図６に示すように、需要電力（ＰＣＯＮＳＵＭＰ）が蓄電池装置３２０の最大出力電力（Ｐｍａｘ）を超える場合には、ネガワット取引における削減電力の不足が生じる。すなわち、買電電力の目標値として第２目標値よりも小さい第１目標値を用いる第１処理では、削減電力の不足が生じる可能性が第２処理よりも高い。
（第２処理）
以下において、実施形態に係る第２処理について説明する。第２処理は、上述したように、買電電力の目標値として第１目標値よりも大きい第２目標値を用いて、蓄電池装置３２０の出力電力を制御する処理である。ここでは、説明簡略化のために、デマンドレスポンス期間よりも前において蓄電池装置３２０が放電を行っておらず、デマンドレスポンス期間で放電を行うために必要な蓄電残量を蓄電池装置３２０が有するものとする。
例えば、図７に示すように、第２目標値（ＰＴＬ２）はゼロよりも大きい値であり、デマンドレスポンス期間において、蓄電池装置３２０の出力電力は、各施設３００における需要電力（ＰＣＯＮＳＵＭＰ）から第２目標値（ＰＴＬ）を除いた値に追従する。従って、ネガワット取引における削減電力の目標値（ＮＷＴＡＲＧＥＴ）は、各施設３００におけるベースライン電力（ＰＢＬ）から第２目標値（ＰＴＬ）を除いた値と同じである。ネガワット取引における削減電力は、蓄電池装置３２０の放電によって目標値（ＮＷＴＡＲＧＥＴ）に達する。
しかしながら、図８に示すように、需要電力（ＰＣＯＮＳＵＭＰ）が蓄電池装置３２０の最大出力電力（Ｐｍａｘ）を超える場合には、ネガワット取引における削減電力の不足が生じる可能性があり、需要電力（ＰＣＯＮＳＵＭＰ）が第２目標値（ＰＴＬ）を下回る場合には、ネガワット取引における削減電力の超過が生じる可能性もある。すなわち、買電電力の目標値として第１目標値よりも大きい第２目標値を用いる第２処理では、削減電力の不足が生じる可能性が第２処理よりも低いものの、削減電力の超過が生じる可能性が生じる。
従って、第２処理では、フィードバック処理を採用することによって、Ｎ−Ｘ番目の単位時間における削減電力の不足誤差又は超過誤差をＮ番目の単位時間で補う調整処理が行われることが好ましい。このようなフィードバック処理によれば、デマンドレスポンス期間の全体としては、削減電力の不足及び超過を吸収することができる。
（電力管理方法）
以下において、実施形態に係る電力管理方法について説明する。
図９に示すように、ステップＳ１０において、電力管理サーバ２００は、各施設３００の需要電力を示す情報要素（需要電力情報）を含むメッセージを受信する。例えば、ステップＳ１０の処理は、単位時間（例えば、３０分）毎に行われる。このような構成によれば、電力管理サーバ２００は、各施設３００の需要電力を把握することができ、各施設３００のベースライン電力を把握することも可能である。
ステップＳ１１において、電力管理サーバ２００は、各施設３００の蓄電池装置３２０に関する情報要素（蓄電池情報）を含むメッセージを受信する。例えば、ステップＳ１０の処理は、単位時間毎に行われる。ステップＳ１１の単位時間は、ステップＳ１０の単位時間と異なっていてもよい。例えば、蓄電池情報は、蓄電池装置３２０の蓄電残量などを示す情報である。
ステップＳ１２において、電力管理サーバ２００は、電力会社４００から削減要請を受信する。
ステップＳ１３において、電力管理サーバ２００は、デマンドレスポンス期間を対象として、蓄電池装置３２０に第１処理を適用する第１施設及び蓄電池装置３２０に第２処理を適用する第２施設を所定基準に基づいて選択する。ここで、電力管理サーバ２００によって管理される複数の施設３００は、第１施設及び第２施設として選択されない施設３００を含んでもよい。すなわち、全ての施設３００が削減要請に参加しなくてもよい。所定基準に基づいた選択方法の一例については後述する（図１０を参照）。
ステップＳ１４において、電力管理サーバ２００は、第１処理又は第２処理を示す情報要素（処理方法通知）を含むメッセージを各施設３００に送信する。
ステップＳ１５において、第２施設として選択された施設３００は、買電電力と第２目標値との誤差を示す情報要素（誤差情報）を含むメッセージを電力管理サーバ２００に送信する。ここで、ステップＳ１５の処理は、デマンドレスポンス期間が開始した後の動作である。
ステップＳ１６において、電力管理サーバ２００は、ステップＳ１５で受信する誤差情報に基づいて、誤差を調整するための制御コマンドを第２施設として選択された施設３００に送信する。
図９に示すケースにおいて、ステップＳ１５及びステップＳ１６は単位時間毎に繰り返される（フィードバック処理）。フィードバック処理の単位時間は、需要電力情報又は蓄電池情報を受信する単位時間よりも短くてもよい。
続いて、上述したステップＳ１３の一例について説明する。ここでは、所定基準が需要電力の絶対量（以下、単に需要電力）に基づいた基準であるケースを例示する。需要電力は、第１施設及び第２施設を選択するタイミングの需要電力であってもよく、過去における需要電力（例えば、ベースライン電力）であってもよい。
図１０に示すように、ステップＳ２０において、電力管理サーバ２００は、電力管理サーバ２００によって管理される施設３００の中から、削減要請に関する制御を適用することができない施設３００を除外する。例えば、このような施設３００としては、蓄電池装置３２０を有していない施設３００、蓄電残量が十分ではない蓄電池装置３２０を有する施設３００、電力管理サーバ２００と通信路を確保できない施設３００などが挙げられる。
ステップＳ２１において、電力管理サーバ２００は、確保電力量が契約電力量を超えるまで、需要電力が小さい順に施設３００を第１施設として選択する。確保電力量は、第１施設として選択される施設３００について、ベースライン電力（需要電力）から削減可能な電力量の合計である。ここでは、削減可能な電力量の合計は、第１目標値（ＰＴＬ）を除いた値の合計である。従って、第１目標値（ＰＴＬ）がゼロである場合には、確保電力量は、第１施設として選択される施設３００のベースライン電力（需要電力）の合計と同じである。
ステップＳ２２において、電力管理サーバ２００は、確保電力量が契約電力量を超えるまで第１施設を選択できたか否かを判定する。電力管理サーバ２００は、判定結果がＹＥＳである場合には、ステップＳ２３の処理を行う。電力管理サーバ２００は、判定結果がＮＯである場合には、ステップＳ２７の処理を行う。
ステップＳ２３において、電力管理サーバ２００は、需要電力が所定閾値よりも大きい施設３００の中から所定数の施設３００を第２施設として選択する。このようなケースにおいて、電力管理サーバ２００は、需要電力が所定閾値よりも大きい施設の中から、需要電力が小さい順に所定数の施設３００を第２施設として選択してもよい。
ステップＳ２４において、電力管理サーバ２００は、ステップＳ２１で第１施設として選択された施設３００を、ステップＳ２３で第２施設として選択された施設３００と置き換える。このような置き換えが行われることから、ステップＳ２１で第１施設として選択された施設３００は、第１施設及び第２施設の候補と称してもよい。このような置き換えは、第２施設として選択された施設３００の削減電力が第１施設として選択された施設３００の削減電力と同程度となるように行われる。置き換え対象の第１施設は、需要電力が大きい順に選択されてもよい。さらに、両者が完全に一致しない場合には、第２施設として選択された施設３００の削減電力が第１施設として選択された施設３００の削減電力よりも大きくなるように置き換えが行われてもよい。
ステップＳ２５において、電力管理サーバ２００は、第１施設から第２施設への置き換えに伴う誤差を調整する。第２施設として選択された施設３００の削減電力が第１施設として選択された施設３００の削減電力よりも大きい場合に、第１施設として選択された施設３００の中から、需要電力が大きい施設３００の除外が優先される。
ステップＳ２６において、電力管理サーバ２００は、削減要請に対する参加応答を電力会社４００に送信する。
ステップＳ２７において、電力管理サーバ２００は、削減要請に対する不参加応答を電力会社４００に送信する。
図１０に示す処理は、デマンドレスポンス期間を対象として行われればよい。従って、デマンドレスポンス期間の前だけではなく、デマンドレスポンス期間中において図１０に示す処理が行われてもよい。図１０に示す処理は所定周期で行われてもよい。
（作用及び効果）
実施形態では、電力管理サーバ２００は、蓄電池装置３２０に第１処理を適用する第１施設及び蓄電池装置３２０に第２処理を適用する第２施設を所定基準に基づいて選択する。このような構成によれば、削減電力の不足誤差及び超過誤差が生じる可能性を低減しながら、電力系統１１０の需給バランスを維持することができる。
［変更例１］
以下において、実施形態の変更例１について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について主として説明する。
実施形態では、電力管理サーバ２００は、確保電力量が契約電力量を超えるまで、需要電力が小さい順に施設３００を第１施設（すなわち、第１施設及び第２施設の候補）として選択する。これに対して、変更例１では、電力管理サーバ２００は、契約電力量に第１マージンを加味することによって得られるマージン閾値を確保電力量が超えるまで、施設３００を第１施設（すなわち、第１施設及び第２施設の候補）として選択する。実施形態と同様に、需要電力が小さい順に施設３００が第１施設として選択されてもよい。
ここで、電力管理サーバ２００（制御部２３０）は、複数の施設３００の予測需要電力に基づいて第１マージンを設定する。第１マージンは、正の値及び負の値のいずれかを取り得る。第１マージンは、契約電力量に加算される電力量で表されてもよく、契約電力量に乗算される割合で表されてもよい。
例えば、複数の施設３００の全体としてデマンドレスポンス期間において予測需要電力が直前需要電力よりも大きくなる時間帯（以下、不足時間帯）が含まれる場合には、削減電力の不足が生じる可能性があるため、第１マージンとして正の値が設定されてもよい。すなわち、実施形態よりも多くの施設３００が第１施設として選択される。一方で、複数の施設３００の全体としてデマンドレスポンス期間において不足時間帯が含まれない場合には、削減電力の超過が生じる可能性があるため、第１マージンとして負の値が設定されてもよい。すなわち、実施形態よりも少ない施設３００が第１施設として選択される。
（電力管理方法）
以下において、変更例１に係る電力管理方法について説明する。ここでは、第１マージンの決定方法について説明する。
図１１に示すように、ステップＳ３０において、電力管理サーバ２００は、複数の施設３００の予測需要電力を取得する。予測需要電力は、デマンドレスポンス期間における電力需要の予測推移である。予測需要電力は、過去の電力需要の推移に基づいて予測されてもよい。例えば、過去の電力需要は、デマンドレスポンス期間と同じ条件（例えば、時間帯、曜日、月）で測定された電力需要である。
ステップＳ３１において、電力管理サーバ２００は、デマンドレスポンス期間において不足時間帯が含まれるか否かを判定する。電力管理サーバ２００は、判定結果がＹＥＳである場合に、ステップＳ３２の処理を行う。電力管理サーバ２００は、判定結果がＮＯである場合に、ステップＳ３４の処理を行う。
ステップＳ３２において、電力管理サーバ２００は、複数の施設３００の全体を対象として、デマンドレスポンス期間における予測需要電力の最大値（以下、最大需要電力＞直前需要電力）と直前需要電力との差分を算出する。
ステップＳ３３において、電力管理サーバ２００は、ステップＳ３２で算出された差分に基づいて第１マージンを設定する。ここでは、第１マージンは正の値である。例えば、第１マージンが契約電力量に乗算される割合で表される場合には、第１マージンは、差分／契約電力量で表される。従って、マージン閾値は、契約電力量×（１＋第１マージン）によって算出される。これによって、実施形態よりも多くの施設３００が第１施設として選択される。
ここで、第１マージンは、最大需要電力から直前需要電力を除いた値そのものであってもよく、最大需要電力から直前需要電力を除いた値に係数を乗算した値であってもよい。第１マージンは、これらの値と対応する割合で表されてもよい。
ステップＳ３４において、電力管理サーバ２００は、複数の施設３００の全体を対象として、デマンドレスポンス期間における最大需要電力（＜直前需要電力）と直前需要電力との差分を算出する。
ステップＳ３５において、電力管理サーバ２００は、ステップＳ３２で算出された差分に基づいて第１マージンを設定する。ここでは、第１マージンは負の値である。例えば、第１マージンが契約電力量に乗算される割合で表される場合には、第１マージンは、差分／契約電力量で表される。従って、マージン閾値は、契約電力量×（１＋第１マージン）によって算出される。これによって、実施形態よりも少ない施設３００が第１施設として選択される。
ここで、第１マージンは、最大需要電力から直前需要電力を除いた値そのものであってもよく、最大需要電力から直前需要電力を除いた値に係数を乗算した値であってもよい。第１マージンは、これらの値と対応する割合で表されてもよい。
図１１では、デマンドレスポンス期間において不足時間帯が含まれない場合に、契約電力量に第１マージンを加味するケースを例示したが、このようなケースにおいて、契約電力量に第１マージンを加味されなくてもよい。すなわち、ステップＳ３４及びステップＳ３５は省略されてもよい。
（作用及び効果）
変更例１では、電力管理サーバ２００は、契約電力量に第１マージンを加味することによって得られるマージン閾値を確保電力量が超えるまで、施設３００を第１施設（すなわち、第１施設及び第２施設の候補）として選択する。従って、削減電力の不足誤差及び超過誤差が生じる可能性をさらに低減することができる。
［変更例２］
以下において、実施形態の変更例２について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について主として説明する。
変更例２においては、実施形態で触れた第２処理のフィードバック処理における調整処理の詳細について説明する。上述したように、調整処理は、Ｎ−Ｘ番目の単位時間における削減電力の不足誤差又は超過誤差をＮ番目の単位時間で補う処理である。
図１２に示すように、施設３００から電力管理サーバ２００に送信される買電電力（フィードバック買電電力）は、Ｘ（ここでは、３単位時間）の遅延時間を伴う。従って、Ｎ−３番目の単位時間で参照されるフィードバック買電電力（１．４ｋＷ）は、Ｎ−６番目の単位時間における施設３００の買電電力（１．４ｋＷ）である。従って、Ｎ−３番目の単位時間においては、遅延時間に伴う誤差（−０．３ｋＷ＝１．４ｋＷ−１．７ｋＷ）が生じている。
変更例２において、このような遅延時間に伴う誤差を考慮して、電力管理サーバ２００（制御部２３０）は、Ｎ番目の単位時間において、Ｎ−３番目の単位時間における買電電力と第２目標値との差異に第２マージンを加味することによって得られるマージン差異に基づいて蓄電池装置３２０を制御する。第２マージンは、正の値及び負の値のいずれかを取り得る。第２マージンは、買電電力と第２目標値との差異に加算される電力で表されてもよく、買電電力と第２目標値との差異に乗算される割合で表されてもよい。
例えば、電力管理サーバ２００は、Ｎ−３番目の単位時間における買電電力とＮ−６番目の単位時間における買電電力との誤差（ここでは、−０．３ｋＷ）に基づいて第２マージンを設定してもよい。このようなケースにおいては、第２マージンは、施設３００毎に個別に設定され、かつ、単位時間毎に設定されてもよい。第２マージンは、買電電力と第２目標値との差異に加算される電力で表されてもよい。すなわち、仮に第２目標値が１ｋＷであるケースを想定すると、削減電力の目標値は０．４ｋＷ（１．７ｋＷ−１ｋＷ−０．３ｋＷ）である。
或いは、電力管理サーバ２００は、予測遅延誤差に基づいて第２マージンを設定してもよい。予測遅延誤差は、過去の遅延誤差（例えば、遅延誤差の平均値、遅延誤差の最大値、遅延誤差の最小値など）に基づいて予測されてもよい。例えば、過去の遅延誤差は、デマンドレスポンス期間と同じ条件（例えば、時間帯、曜日、月）で測定された遅延誤差である。このようなケースにおいては、第２マージンは、施設３００毎に個別に設定されてもよく、複数の施設３００の全体で供用される１つの値として設定されてもよい。第２マージンは、デマンドレスポンス期間の全体で供用される１つの値として設定されてもよい。第２マージンは、買電電力と第２目標値との差異に乗算される割合で表されてもよい。
［変更例３］
以下において、実施形態の変更例３について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について主として説明する。
実施形態では、図１０に示すように、電力管理サーバ２００は、確保電力量が契約電力量を超えるまで、需要電力が小さい順に施設３００を第１施設として選択し、選択された第１施設の一部を第２施設に置き換える。これに対して、変更例３では、電力管理サーバ２００は、複数の施設３００のそれぞれについて、第１処理（負荷追従処理）を適用するか、第２処理（逐次処理）を適用するかを予め決定する。続いて、電力管理サーバ２００は、確保電力量が契約電力量を超えるまで施設３００を選択する。
例えば、デマンドレスポンスが発動されるケースにおいて、電力管理サーバ２００は、以下の手順で需要電力を削減する。
第１に、電力管理サーバ２００は、直前需要電力が所定閾値よりも大きい施設３００に第２処理（逐次処理）を適用すると決定し、直前需要電力が所定閾値以下の施設３００に第１処理（負荷追従処理）を適用すると決定する。
第２に、電力管理サーバ２００は、確保電力量が契約電力量を超えるまで、優先度が高い順に施設３００を選択する。例えば、優先度は、直前需要電力が低いほど高くてもよい。
変更例３においては、確保電力量は、第１施設及び第２施設として選択される施設３００について、ベースライン電力（需要電力）から削減可能な電力量の合計であってもよい。削減可能電力量は、第１施設についてベースライン電力から第１目標値を除いた値の合計と、第２施設についてベースライン電力から第２目標値を除いた値の合計とをたし合せた値であってもよい。
［変更例４］
以下において、実施形態の変更例４について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について主として説明する。
変更例４では、上述した第１マージンの決定方法について説明する。第１マージンは、契約電力量に加味されることによってマージン閾値を定める値である。
具体的には、変更例４では、電力系統１１０の需要電力の削減要請に参加する施設３００の数は変動し得るケースを想定する。削減要請に参加する施設３００は、第１施設及び第２施設として選択される施設３００である。このようなケースを想定して、電力管理サーバ２００は、削減要請に参加する施設３００の数と第１マージンとを対応付けて記憶する。
例えば、図１３に示すように、電力管理サーバ２００は、図１３に示すテーブルを記憶する。Ｔｉｍｅ Ｓｔａｍｐは、削減要請が実行された時刻を示す情報である。Ｍａｒｇｉｎは、削減要請で用いられた第１マージンを示す情報（ここでは、比率）である。Ｃｏｕｎｔは、削減要請に参加した施設３００の数である。ここで、図１３に示すテーブルにおいては、削減電力の不足誤差及び超過誤差が所定誤差以下である制御で用いられたレコードのみが格納されてもよい。
このようなケースにおいて、電力管理サーバ２００は、今回の削減要請に参加する施設３００の数に最も近いＣｏｕｎｔと対応付けられたＭａｒｇｉｎを第１マージンとして用いる。例えば、今回の削減要請に参加する施設３００の数が６５である場合には、６３のＣｏｕｎｔと対応付けられたＭａｒｇｉｎ、すなわち、２０１８−０７−０５の削減要請で用いられた“０．４６”が第１マージンとして用いられる。
また、今回の削減要請に参加する施設３００の数が５２である場合には、５０のＣｏｕｎｔと対応付けられたＭａｒｇｉｎ、すなわち、２０１８−０７−０２の削減要請で用いられた“１．００”又は２０１８−０７−０３の削減要請で“０．８７”が第１マージンとして用いられる。このように、今回の削減要請に参加する施設３００の数に最も近いＣｏｕｎｔが２以上である場合には、今回の削減要請に時間的に近いＣｏｕｎｔと対応付けられたＭａｒｇｉｎ、すなわち、２０１８−０７−０３の削減要請で“０．８７”が第１マージンとして用いられてもよい。或いは、２以上のＣｏｕｎｔと対応付けられたＭａｒｇｉｎの中で小さいＭａｒｇｉｎ、すなわち、２０１８−０７−０３の削減要請で“０．８７”が第１マージンとして用いられてもよい。或いは、２以上のＣｏｕｎｔと対応付けられたＭａｒｇｉｎの平均値、すなわち、約０．９４＝（１．００＋０．８７）／２が第１マージンとして用いられてもよい。
さらに、電力管理サーバ２００は、今回の削減要請に参加する施設３００の数（以下、対象数）と今回の削減要請に参加する施設３００に最も近いＣｏｕｎｔ（以下、参照数）との差異が所定数よりも大きい場合には、最も近いＣｏｕｎｔと対応付けられたＭａｒｇｉｎを補正してもよい。Ｍａｒｇｉｎは、対象数と参照数との比率に基づいてＭａｒｇｉｎが小さくなるように補正される。Ｍａｒｇｉｎは、Ｍａｒｇｉｎ＝Ｍａｒｇｉｎ×｜１−（参照数／対象数）｜の式に従って補正されてもよい。例えば、今回の削減要請に参加する施設３００の数が１００である場合には、１００に最も近いＣｏｕｎｔは６３であるが、６３と対応付けられた“０．４６”が補正される。上述した式に従えば、０．１７＝０．４６×｜１−（６３／１００）｜が第１マージンとして用いられる。
［変更例５］
以下において、実施形態の変更例５について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について主として説明する。
変更例５では、買電電力の目標値の設定方法について説明する。買電電力の目標値は、第１処理で用いる第１目標値を含んでもよく、第２処理で用いる第２目標値を含んでもよい。
具体的には、変更例５では、電力管理サーバ２００によって管理される施設３００は、第１施設又は第２施設として選択される対象施設と、第１施設及び第２施設のいずれにも選択されない非対象施設とを含むケースを想定する。非対象施設は、上述したステップＳ２０で除外される施設３００を含んでもよい。非対象施設は、電力系統１１０の需要電力の削減要請に参加しない施設３００を含んでもよい。このようなケースを想定して、電力管理サーバ２００は、非対象施設のベースライン電力と非対象施設の電力需要との差異に基づいて、対象施設が用いる買電電力の目標値を設定する。言い換えると、電力管理サーバ２００は、非対象施設のベースライン電力と非対象施設の予測電力需要との差異を対象施設の制御によって補う。
例えば、図１４に示すように、時間帯Ｘにおいて非対象施設の需要電力（ＰＣＯＮＳＵＭＰ）が非対象施設のベースライン電力（ＰＢＬ）よりも大きい。このような場合に、電力管理サーバ２００は、対象施設の需要電力（ＰＣＯＮＳＵＭＰ）が対象施設のベースライン電力（ＰＢＬ）よりも小さくなるように、対象施設が用いる目標値を小さくする。これによって、非対象施設の需要電力（ＰＣＯＮＳＵＭＰ）の超過が補償される。
一方で、時間帯Ｙにおいて非対象施設の需要電力（ＰＣＯＮＳＵＭＰ）が非対象施設のベースライン電力（ＰＢＬ）を下回る。このような場合に、電力管理サーバ２００は、対象施設の需要電力（ＰＣＯＮＳＵＭＰ）が対象施設のベースライン電力（ＰＢＬ）よりも大きくなるように、対象施設が用いる目標値を大きくする。これによって、非対象施設の需要電力（ＰＣＯＮＳＵＭＰ）の不足が補償される。
［変更例６］
以下において、実施形態の変更例６について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について主として説明する。変更例６では、対象施設及び非対象施設の選択方法について説明する。
第１に、電力管理サーバ２００は、対象施設を第１対象施設及び第２対象施設に分類してもよい。第１対象施設は、非対象施設の需要電力の超過又は不足を補償する施設である。第２対象施設は、非対象施設の需要電力の超過又は不足を補償しない施設である。
例えば、非対象施設の需要電力の超過が予測される場合に、電力管理サーバ２００は、予測需要電力がベースライン電力よりも小さいと予測される施設３００を第１対象施設として選択する。非対象施設の需要電力の不足が予測される場合に、電力管理サーバ２００は、予測需要電力がベースライン電力よりも大きいと予測される施設３００を第１対象施設として選択する。これらのケースにおいて、電力管理サーバ２００は、予測需要電力とベースライン電力との差異が閾値以下である施設３００を第２施設として選択してもよい。
例えば、非対象施設の需要電力の超過及び不足が生じないと予測される場合に、電力管理サーバ２００は、予測需要電力とベースライン電力との差異が閾値以下である施設３００を第１対象施設として選択してもよい。このようなケースにおいて、電力管理サーバ２００は、予測需要電力とベースライン電力との差異が閾値よりも大きい施設３００を第２対象施設として選択してもよい。
上述したように、対象施設を第１対象施設及び第２対象施設に分類することによって、非対象施設の需要電力の超過又は不足の補償で制御する第１対象施設の数を抑制することができ、補償に伴う制御を簡略化することができる。
第２に、電力管理サーバ２００は、非対象施設を第１非対象施設及び第２非対象施設に分類してもよい。第１非対象施設は、需要電力の超過又は不足を対象施設によって補償する必要がある施設である。第２非対象施設は、需要電力の超過又は不足を対象施設によって補償する必要がない施設である。
例えば、電力管理サーバ２００は、予測需要電力とベースライン電力との差異が閾値よりも大きい施設３００を第１非対象施設として選択する。一方で、電力管理サーバ２００は、予測需要電力とベースライン電力との差異が閾値以下である施設３００を第２非対象施設として選択する。このようなケースにおいて、第１非対象施設の需要電力の不足が予測される場合に、対象施設の需要電力を大きくすることが可能であり、対象施設の削減電力を抑制することができる。
上述したように、非対象施設を第１非対象施設及び第２非対象施設に分類することによって、需要電力の超過又は不足の補償すべき施設の数を抑制することができ、補償に伴う対象施設の負担を軽減することができる。さらに、第１非対象施設の需要電力の超過又は不足の補償を利用して、対象施設の削減電力を抑制する余地が生まれる。
第３に、電力管理サーバ２００は、過去需要電力と過去ベースライン電力との差異が閾値よりも大きい施設３００を対象施設として優先的に選択してもよい。言い換えると、電力管理サーバ２００は、過去需要電力と過去ベースライン電力との誤差が所定誤差よりも小さい施設３００を非対象施設として優先的に選択してもよい。
このような構成によれば、過去需要電力と過去ベースライン電力との誤差が大きい施設３００が非対象施設として選択されることがないため、非対象施設の需要電力の超過又は不足の補償に伴う制御負荷の増大を抑制することができる。
第４に、電力管理サーバ２００は、施設３００の全体に対する非対象施設の割合が一定割合以下となるように対象施設を選択してもよい。或いは、電力管理サーバ２００は、対象施設に対する非対象施設の割合が一定割合以下となるように対象施設を選択してもよい。或いは、電力管理サーバ２００は、非対象施設に対する対象施設の割合が一定割合以上となるように対象施設を選択してもよい。
このような構成によれば、非対象施設の需要電力と非対象施設のベースライン電力との誤差の増大が抑制され、非対象施設の需要電力の超過又は不足の補償に伴う制御負荷の増大を抑制することができる。
第５に、電力管理サーバ２００は、非対象施設の予測電力需要と非対象施設のベースライン電力との誤差の合計が所定誤差以下となるように、対象施設の数を決定してもよい。
このような構成によれば、非対象施設の需要電力と非対象施設のベースライン電力との誤差の増大が抑制され、非対象施設の需要電力の超過又は不足の補償に伴う制御負荷の増大を抑制することができる。
［その他の実施形態］
本発明は上述した実施形態によって説明したが、この開示の一部をなす論述及び図面は、この発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替実施形態、実施例及び運用技術が明らかとなろう。
実施形態では、太陽電池装置３１０及び燃料電池装置３３０が設けられている。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。分散電源として、太陽電池装置３１０及び燃料電池装置３３０が設けられておらず、蓄電池装置３２０が設けられていてもよい。
実施形態では、第１処理又は第２処理を適用する分散電源として蓄電池装置３２０を例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。第１処理又は第２処理を適用する分散電源は燃料電池装置３３０であってもよい。このようなケースにおいて、燃料電池装置３３０は、目標値（第１目標値又は第２目標値）によって需要電力を補正した上で負荷追従処理を行ってもよい。
実施形態では、第２処理が電力管理サーバ２００によって蓄電池装置３２０を遠隔で制御する処理であるケースを例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。第２処理は、蓄電池装置３２０又はローカル制御装置３６０が自律的に実行する処理であってもよい。このようなケースにおいて、蓄電池装置３２０又はローカル制御装置３６０は、電力管理サーバ２００から通知された第２目標値を用いて蓄電池装置３２０の出力を制御する。電力管理サーバ２００は、デマンドレスポンスの発動に応じて、デマンドレスポンス期間の開始前に又はデマンドレスポンス期間中に第２目標値を蓄電池装置３２０又はローカル制御装置３６０に通知してもよい。蓄電池装置３２０又はローカル制御装置３６０は、図７に示すフィードバック処理を行ってもよい。
実施形態では、第２処理のフィードバック処理において、各施設３００で削減電力の不足及び超過を吸収するケースを例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。１つの施設３００で削減電力の不足及び超過を吸収できない場合には、第２施設として選択された施設３００の全体として削減電力の不足及び超過を吸収するように第２処理が行われてもよい。
実施形態では、デマンドレスポンス期間を開始する前に、第１施設及び第２施設を選択する処理が行われるケースを例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。第１施設及び第２施設を選択する処理は、デマンドレスポンス期間を対象として行われればよい。従って、デマンドレスポンス期間中において、第１施設及び第２施設を選択する処理が行われてもよい。このようなケースにおいて、デマンドレスポンス期間におけるリアルタイムの需要電力の絶対量又は変動量に基づいて第１施設及び第２施設を選択する処理が行われてもよい。さらに、デマンドレスポンス期間において削減電力の不足量及び超過量が計算され、計算された不足量及び超過量に基づいて第１施設及び第２施設を選択する処理が行われてもよい。
実施形態では、ベースライン電力及び直前需要電力を使い分けているが、直前需要電力をベースライン電力で読み替えてもよく、ベースライン電力を直前需要電力で読み替えてもよい。
実施形態では特に触れていないが、蓄電池装置３２０は、施設３００に設けられる電力線に固定的に接続される蓄電池装置であってもよく、施設３００に設けられる電力線に着脱可能に接続される蓄電池装置であってもよい。施設３００に設けられる電力線に着脱可能に接続される蓄電池装置としては、電動車両に設けられる蓄電池装置が考えられる。
実施形態では特に触れていないが、施設３００に設けられるローカル制御装置３６０は、必ずしも施設３００内に設けられていなくてもよい。例えば、ローカル制御装置３６０の機能の一部は、インターネット上に設けられるクラウドサーバによって提供されてもよい。すなわち、ローカル制御装置３６０がクラウドサーバを含むと考えてもよい。
実施形態では、第１プロトコルがＯｐｅｎ ＡＤＲ２．０に準拠するプロトコルであり、第２プロトコルがＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅに準拠するプロトコルであるケースについて例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。第１プロトコルは、電力管理サーバ２００とローカル制御装置３６０との間の通信で用いるプロトコルとして規格化されたプロトコルであればよい。第２プロトコルは、施設３００で用いるプロトコルとして規格化されたプロトコルであればよい。
なお、日本国特許出願第２０１７−２２８８７４号（２０１７年１１月２９日出願）及び日本国特許出願第２０１８−０７７１５３号（２０１８年４月１２日出願）の全内容が、参照により本願明細書に組み込まれている。

Claims (11)

  1. 分散電源を有する複数の施設の中から、前記分散電源に第１処理を適用する第１施設及び前記分散電源に第２処理を適用する第２施設を所定基準に基づいて選択する制御部を備え、
    前記第１処理は、電力事業者から施設が購入する買電電力の目標値として第１目標値を用いて、前記分散電源の出力電力を制御する処理であり、
    前記第２処理は、前記買電電力の目標値として前記第１目標値よりも大きい第２目標値を用いて、前記分散電源の出力電力を制御する処理であり、
    前記制御部は、契約電力量に第１マージンを加味することによって得られるマージン閾値を確保電力量が超えるまで前記第１施設及び前記第２施設の候補を選択し、
    前記契約電力量は、前記複数の施設の全体としてベースライン電力から削減するように定められた電力量であり、
    前記確保電力量は、前記第１施設及び前記第２施設の候補として選択される施設のベースライン電力から削減可能な電力量の合計であり、
    前記制御部は、前記複数の施設の予測需要電力に基づいて前記第１マージンを設定する、電力管理サーバ。
  2. 前記制御部は、電力系統の電力が不足するデマンドレスポンス期間を対象として、前記第１施設及び第２施設を選択する、請求項１に記載の電力管理サーバ。
  3. 前記第１目標値は、ゼロである、請求項１又は請求項２に記載の電力管理サーバ。
  4. 前記第１処理は、前記分散電源が自律的に実行する処理を含み、
    前記第２処理は、前記第２目標値と買電電力との差異に基づいて前記分散電源を制御するフィードバック処理を含む、請求項１乃至請求項３のいずれかに記載の電力管理サーバ。
  5. 前記第２処理は、前記制御部によって前記分散電源を遠隔で制御する処理を含む、請求項４に記載の電力管理サーバ。
  6. 前記制御部は、ベースライン電力に対する削減電力、前記ベースライン電力に対する削減割合及び前記買電電力の絶対値の少なくともいずれか１つに基づいて、前記第１目標値及び前記第２目標値を設定し、
    前記ベースライン電力は、前記電力事業者から施設に供給される電力に基づいて定められる、請求項４に記載の電力管理サーバ。
  7. 前記所定基準は、前記電力事業者から前記複数の施設に供給される電力の全体の削減電力の超過誤差及び不足誤差を最小化するように定められる、請求項１乃至請求項６のいずれかに記載の電力管理サーバ。
  8. 前記所定基準は、施設の需要電力の絶対量、施設の需要電力の変動量、前記分散電源の劣化度、前記分散電源の出力電力のコスト、前記分散電源の種類、施設に設けられる機器の種類の少なくともいずれか１つに基づいた基準である、請求項７に記載の電力管理サーバ。
  9. 前記第２処理は、Ｎ（Ｎは自然数）番目の単位時間において、Ｎ−Ｘ（ＸはＮよりも小さい自然数）番目の単位時間における買電電力と前記第２目標値との差異に第２マージンを加味することによって得られるマージン差異に基づいて前記分散電源を制御するフィードバック処理を含む、請求項１乃至請求項８のいずれかに記載の電力管理サーバ。
  10. 前記制御部は、Ｎ−２Ｘ番目の単位時間の買電電力とＮ−Ｘ番目の単位時間の買電電力との誤差に基づいて前記第２マージンを設定し、或いは、予測遅延誤差に基づいて前記第２マージンを設定する、請求項９に記載の電力管理サーバ。
  11. 分散電源を有する複数の施設の中から、前記分散電源に第１処理を適用する第１施設及び前記分散電源に第２処理を適用する第２施設を所定基準に基づいて選択するステップＡと、
    前記複数の施設の予測需要電力に基づいて、契約電力量に加味される第１マージンを設定するステップＢとを備え、
    前記第１処理は、電力事業者から施設が購入する買電電力の目標値として第１目標値を用いて、前記分散電源の出力電力を制御する処理であり、
    前記第２処理は、前記買電電力の目標値として前記第１目標値よりも大きい第２目標値を用いて、前記分散電源の出力電力を制御する処理であり、
    前記ステップＡは、前記契約電力量に前記第１マージンを加味することによって得られるマージン閾値を確保電力量が超えるまで前記第１施設及び前記第２施設の候補を選択するステップを含み、
    前記契約電力量は、前記複数の施設の全体としてベースライン電力から削減するように定められた電力量であり、
    前記確保電力量は、前記第１施設及び前記第２施設の候補として選択される施設のベースライン電力から削減可能な電力量の合計である、電力管理方法。
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