WO2014080667A1

WO2014080667A1 - エネルギー管理システム、エネルギー管理方法、プログラム、サーバ装置およびローカルサーバ

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Publication number: WO2014080667A1
Application number: PCT/JP2013/070759
Authority: WO
Inventors: 和人久保田; 恭介片山; 清高松江; 卓久和田; 谷本　智彦; 博司平
Original assignee: 株式会社東芝
Priority date: 2012-11-21
Filing date: 2013-07-31
Publication date: 2014-05-30
Also published as: JP2014103811A; EP2924838A4; EP2924838A1; JP6042184B2; EP2924838B1

Abstract

　実施形態によればエネルギー管理システムは、蓄エネルギー機器と創エネルギー機器とを備える需要家のエネルギーを管理する。このエネルギー管理システムは、予測部と、作成部と、制御部とを具備する。予測部は、需要家におけるエネルギーの需要量を予測して需要量の予測値を得る。予測部は、創エネルギー機器のエネルギーの生産量を予測して生産量の予測値を得る。作成部は、売電利益から買電損益を減算した差し引き額を蓄エネルギー機器の放電による売電量の押し上げ効果を利用して最大化可能な放電戦略を、需要量の予測値と生産量の予測値とに基づいて作成する。制御部は、需要量の実現値および生産量の実現値と、放電戦略とに基づいて蓄エネルギー機器の放電を制御する。

Description

エネルギー管理システム、エネルギー管理方法、プログラム、サーバ装置およびローカルサーバ

　本発明の実施形態は、需要家におけるエネルギー収支を管理する技術に関する。

　近年、太陽光発電（Photovoltaic Power Generation：ＰＶ）システムや燃料電池（Fuel Cell：ＦＣ）などの創エネルギー機器、あるいは蓄電池などの蓄エネルギー機器、を備える家庭が増えてきている。併せて、家庭エネルギー管理システム（Home Energy Management System：ＨＥＭＳ）の普及が目覚しい。ＨＥＭＳは、省エネ、省コスト、あるいは再生可能エネルギーの利活用などを可能とするシステムとして期待されている。

特開２０１１－７２１６６号公報特開２０１１－９２００２号公報

島田、黒川、"天気予報と天気変化パターンを用いた日射予測"， IEE Trans. PE, pp1219-1225, Vol. 127, No.11, 2007.

　日本では、再生可能エネルギーの固定価格買取制度（feed in tariff：ＦＩＴ）が２０１２年７月１日から開始した。この制度のもとでは、いわゆるダブル発電モードの契約では、ＰＶ発電時の電力需要量を蓄電池の放電で賄うことで、ＰＶシステムに由来する売電量を増やすことが可能である。つまりダブル発電モードでは、自家発電設備などを放電させることで、売電量の押し上げ効果を期待することができる。ダブル発電モードとは、ＰＶシステムに自家発電設備など（蓄電池など）を併設する形態である。

　このような条件下で光熱費の削減を追求するためには、押し上げ効果を加味した蓄電池の放電戦略（discharge strategy）を立てる必要がある。放電戦略の作成には需要家における電力需要量（energy demand）やＰＶ発電量の予測値なども考慮しなくてはならない。しかし多くの場合、予測値と実運用時の値（実現値）とが異なるので期待した光熱費削減を実現できないケースもある。　
　目的は、蓄エネルギー機器を有利な放電戦略のもとで運用可能なエネルギー管理システム、エネルギー管理方法、プログラム、サーバ装置およびローカルサーバを提供することにある。

図１は、第１の実施形態に係るエネルギー管理システムの一例を示すブロック図である。図２は、図１に示されるホームサーバ５の一例を示す機能ブロック図である。図３は、蓄電池システム４の充放電効率表の一例を示す図である。図４Ａは、買電単価の時間帯ごとの値の一例を示す図である。図４Ｂは、ＰＶモジュール２による余剰電力の買い取り価格の一例を示す図である。図５は、図１に示されるホームサーバ５のハードウェアブロックの一例を示す図である。図６は、放電ルールの作成に係わる処理手順の一例を示すフローチャートである。図７Ａは、図４Ａに示される電気料金表を示すグラフである。図７Ｂは、蓄電池システム４の充電計画の一例を示す図である。図８Ａは、ＰＶ発電量予測値ＰＶ（ｔ）の一例を示すグラフである。図８Ｂは電力需要量予測値Ｄ（ｔ）の一例を示すグラフである。図８Ｃは、放電価値Ｖ（ｔ）の一例を示すグラフである。図９は、放電価値率の予測値Ｅ（ｔ）の一例を示すグラフである。図１０は、蓄電池システム４の放電オン／オフ制御の一例を示す図である。図１１は、制御部５５の処理手順の一例を示すフローチャートである。図１２は、第２の実施形態に係るエネルギー管理システムの一例を示すブロック図である。図１３は、クラウドサーバ２００の一例を示す機能ブロック図である。図１４は、ローカルサーバ６の一例を示す機能ブロック図である。図１５は、クラウドサーバ２００のハードウェアブロックの一例を示す図である。図１６は、ローカルサーバ６のハードウェアブロックの一例を示す図である。

　［第１の実施形態］
　図１は、第１の実施形態に係るエネルギー管理システムの一例を示すブロック図である。このエネルギー管理システムは需要家の住宅１０におけるエネルギー消費を管理する。住宅１０は創エネルギー機器としてのＰＶモジュール２と、蓄エネルギー機器としての蓄電池システム４とを備える。需要家は電力会社とダブル発電契約を結んでいるとする。

　住宅１０は、ＰＶモジュール２および蓄電池システム４に加え、家電群３、分電盤１、および、ホームサーバ５を備える。ＰＶモジュール２、蓄電池システム４、および家電群３は分電盤１を介して電力系統（power grid）に接続される。

　ＰＶモジュール２は、直流の発電電力を図示しないパワーコンディショニングシステム（ＰＣＳ）により交流に変換し、宅内の電力ラインに給電する。ＰＶモジュール２により発電された電力は家電群３により消費されるのに加え、蓄電池システム４に充電されたり、商用の電力系統に逆潮流（reverse flow）したりする。押し上げ効果も加味して逆潮流電力を最大限に確保することで、より多くの売電利益を得ることができる。　
　蓄電池システム４は、直流電力を交流電力に、交流電力を直流電力に変換可能なＰＣＳ（図示せず）を備える。蓄電池システム４は、電力系統、あるいはＰＶモジュール２からの交流電力を直流に変換し、自らに蓄電する。蓄電池システム４に蓄えられた電力は交流に変換されて需要家の電力需要量を賄う。

　ホームサーバ５は情報ラインを介してＰＶモジュール２、蓄電池システム４、家電群３、および分電盤１と通信する。通信のプロトコルはＥＣＨＯＮＥＴＬｉｔｅ（登録商標）が代表的である。電力線通信（ＰＬＣ）技術を利用して電力ラインを情報ラインとして利用することも可能である。

　またホームサーバ５は、通信ネットワークに接続され、天気予報、あるいは電気料金表などの情報を通信ネットワークから受信する。通信ネットワークは、ＩＰ（Internet Protocol）ネットワークや、いわゆるインターネットなどである。これらの情報、および、ＰＶ発電量、家電群３の消費電力、需用電力、蓄電池システム４の蓄電残量などの情報に基づいて、ホームサーバ５は蓄電池システム４への充放電指示を生成する。蓄電池システム４はこの指示に基づいて充電動作、放電動作を実行する。

　図２は、ホームサーバ５の一例を示す機能ブロック図である。ホームサーバ５は、電力需要量予測部５１、ＰＶ発電予測部５２、放電価値率計算部５３、ルール作成部５４、および、制御部５５を備える。

　電力需要量予測部５１は、需要家におけるエネルギー需要（以下、需要量と表記する）を予測して、電力の需要量の予測値を得る。電力需要量予測部５１は、例えば住宅１０の過去の電力需要量の履歴から翌日の電力需要量を予測する。例えば、翌日に対する、一週間前の同じ曜日の電力需要量を、翌日の電力需要量予測値として利用することができる。

　あるいは、電力需要量予測部５１は、予測する当日の或る時刻までの電力需要量から、その時刻以降の電力需要量を予測する。当日の或る時刻以降の電力需要量は、その時刻までの電力需要量カーブと類似する電力需要量カーブを過去の履歴から検索し、マッチした需要量カーブのその時刻以降のカーブを予測値とすることができる。　
　これらの手法に限らず、電力需要量は他の様々な手法により予測可能である。また、天気情報などを利用して、得られた電力需要量の予測値を補正することも可能である。

　ＰＶ発電予測部５２は、ＰＶモジュール２の電力の生産量（以下、発電量と表記する）を予測して、発電量の予測値を得る。例えばＰＶモジュール２の発電量の過去の実績値、および天気予報に基づいて発電量の予測値を算出することが可能である。例えば、３時間ごとの天気予報から日射量を予測する手法が非特許文献１などに記載されている。

　放電価値率計算部５３は、放電価値と、放電価値率とを算出する。放電価値とは、押し上げ効果を加味した売電利益を評価するための指標である。放電価値率とは、単位電力量あたりの放電価値である。　
　また放電価値率計算部５３は、放電価値および放電価値率のそれぞれについて、予測値と、現実の値である実現値との双方を算出する。つまり放電価値率計算部５３は、放電価値の予測値と、放電価値率の予測値と、放電価値の実現値と、放電価値率の実現値とを算出する。

　放電価値の予測値は、電力需要量の予測値を蓄電池システム４の放電で賄うケースでの買電損益の打ち消し額、と、ＰＶ発電量の予測値に基づく売電利益との和、として算出される。放電価値の予測値を算出するために、放電価値率計算部５３は、電力需要量の予測値および発電量の予測値に加え、図３に示される充放電効率表と、図４Ａおよび図４Ｂに示される電気料金表とを参照する。

　充放電効率表は、蓄電池システム４の充電電力（放電電力）の値と、その値の電力を充電する（放電する）効率とを対応付けた表である。図３によれば、例えば５００ワット［Ｗ］の電力の充電効率および放電効率は０．８であることが示される。図３の表に無い値は補間により求めることができる。

　電気料金表は時間帯別の電気料金の一覧表である。図４Ａは、買電単価の時間帯ごとの値の一例を示す。図４Ａに示される契約では、昼間の需要ピークを含む時間帯における料金は、夜間における料金の３倍を超えることが分かる。図４Ｂは、ＰＶモジュール２による余剰電力の買い取り価格の一例を示す図である。図４Ｂには、電力買取価格は時間帯によらず一律３４円であることが示される。

　放電価値率の予測値は、放電価値の予測値を、蓄電池システム４の放電量（電力需要量の予測値）で除算して算出される。

　放電価値の実現値は、電力需要量の実現値を蓄電池システム４の放電で賄うとした条件下における買電損益の打ち消し額と、ＰＶ発電量の実現値に基づく売電利益との和、として算出される。放電価値率の実現値は、放電価値の実現値を電力需要量の実現値で除算した値である。

　ルール作成部５４は、放電価値率の予測値と蓄電池システム４の充電残量とに基づいて蓄電池システムの放電ルールを決定し、制御部５５に渡す。制御部５５は、上記放電ルールと放電価値率の実現値とに基づいて、蓄電池システム４を放電させる。

　放電価値率計算部５３およびルール作成部５４は、作成部として機能する。作成部は、電力需要量の予測値と発電量の予測値とに基づいて、蓄電池システム４の放電戦略を作成する。放電価値率計算部５３により算出される放電価値率を用いることで、有利な放電戦略を作成することが可能になる。有利な放電戦略とは、売電利益から買電損益を減算した差し引き額を、押し上げ効果を利用して最大化する、放電戦略である。

　制御部５５は、電力需要量の実現値と、発電量の実現値と、放電戦略とに基づいて、蓄電池システム４の放電を制御する。蓄電池システム４は、制御部５５から与えられる充放電指示に従って、電力を充電し、放電する。

　ホームサーバ５は、例えば、汎用のコンピュータを基本ハードウェアとして用いて、実現することが可能である。すなわち、ホームサーバ５における各機能ブロックはコンピュータのＣＰＵ（Central Processing Unit）にプログラムを実行させることにより実現可能である。ホームサーバ５は、上記プログラムをコンピュータにあらかじめインストールすることで実現可能である。あるいは上記プログラムをＣＤ－ＲＯＭなどの記憶媒体に記憶して、またはネットワークを介して配信してコンピュータにインストールすることで実現してもよい。

　図５に示されるように、コンピュータは、ＣＰＵ、メモリ、ハードディスク、インタフェース（ＩＦ）、および、グラフィックインタフェース（ＧＵＩ）を備え、これらはバスを介して接続される。ホームサーバ５の機能を実現するプログラムはハードディスク上に格納され、実行時にメモリに展開されたのち手順に従って実行される。ホームサーバ５はＰＶ発電量と家電群３による電力需要量とを計測するためのインタフェースと、蓄電池システム４とのインタフェースと、ネットワークとのインタフェースとを備える。

　特に、ホームサーバ５は図２に示される機能ブロックに加え、パワーコンディショニングシステムを備えても良い。このような形態では、ホームサーバ５を組み込み機器（embedded apparatus）として実現して屋外に設置するようにしても良い。

　図６は、放電ルールの作成に係わる処理手順の一例を示すフローチャートである。ＰＶ発電予測部５２は、ＰＶ発電量の予測値を算出し（ステップＳ１）、その時系列ＰＶ（ｔ）を得る。電力需要予測部５１は、電力需要量の予測値を算出し（ステップＳ２）、その時系列Ｄ（ｔ）を得る。　
　ここでｔは１日における時刻を示す変数である。例えば１日（基準期間）を１分（単位期間）の集合で表すとすれば、ｔは０～１４３９の値をとる。

　次に、ルール作成部５４は、蓄電池システム４の充電ルールを作成する。買電損益を最小にするため、電力料金の安い時間帯になるべく短期間で充電が完了するような充電ルールを求める。電力料金が最低の時間帯が終了する時刻をＴｅとすると、ルール作成部５４は、このＴｅに蓄電池システム４が満充電となる計画を生成する。

　図７Ａは、図４Ａに示される電気料金表を示すグラフである。図７ＡにおいてＴｅは午前７：００である。充電前の蓄電池システム４の残量を空とし、電池容量を５ｋＷｈ、充電可能電力を５ｋＷとする。例として図７Ｂに示されるように、６：００～７：００の間に蓄電池システム４を５ｋＷで充電するという計画を立てることができる。

　次に、放電価値率計算部５３は、次式（１）～（４）に基づいて放電価値の予測値Ｖ（ｔ）の時系列を算出する（ステップＳ４）。第１の実施形態では、時刻Ｔｅから、電気料金が最低の時間が開始する時刻Ｔｓまでの時系列を算出するとする。つまりＶ（ｔ）は、単位期間である１分ごとの値が算出される。　

　式（１）におけるＰＶovＤ（ｔ）は、ＰＶ発電量の予測値が電力需要量の予測値を超えるケースでは両者の差であり、ＰＶ発電量の予測値が電力需要量の予測値以下のケースでは０である系列である。　
　式（２）におけるＤovＰＶ（ｔ）は、電力需要量の予測値がＰＶ発電量の予測値を超えるケースでは両者の差であり、電力需要量の予測値がＰＶ発電量の予測値以下のケースでは０である系列である。　
　式（３）のＰＶpush（ｔ）は、ＰＶ（ｔ）とＤ（ｔ）とのうち小さいほうの値である。このＰＶpush（ｔ）は、電力需要量の予測値を蓄電池システム４の放電で賄うことでＰＶ売電量を押し上げ可能な発電量の系列である。　
　式（４）のＶ（ｔ）は、その時刻にＤ（ｔ）分放電することで得られる価値、すなわち放電価値を示す。ここでＰＲsellはＰＶ売電買い取り価格を示し、ＰＲ（ｔ）は電力料金を示す。右辺第１項は、押し上げられたＰＶ発電量の分の売電価格であり、ＰＶモジュール２の発電量に基づく売電利益の予測値を示す。右辺第２項は電力需要量の予測値を蓄電池システム４の放電で賄う場合の、買電損益の打ち消し額を示す。

　図８Ａは、ＰＶ発電量予測値ＰＶ（ｔ）の一例を示すグラフである。図８Ｂは電力需要量予測値Ｄ（ｔ）の一例を示すグラフである。図８Ｃは、放電価値Ｖ（ｔ）の一例を示すグラフである。放電価値Ｖ（ｔ）は、ＰＶ（ｔ）、Ｄ（ｔ）、図４Ａに示されるＰＲ（ｔ）、および図４Ｂに示されるＰＲsellを用いて、式（４）に基づいて算出される。図８Ａ、図８Ｂ、および図８Ｃの各グラフにおいて横軸は時間を示し、０時から通算した“分”の累積値である。縦軸は各分ごとの値を示す。

　図６に戻り、次に、放電価値率計算部５３は、放電価値Ｖ（ｔ）および電力需要量Ｄ（ｔ）から放電価値率の予測値Ｅ（ｔ）の時系列を、式（５）に基づいて算出する（ステップＳ５）。つまりＥ（ｔ）は、Ｖ（ｔ）を放電量（または需要量の予測値）で除算した値である。　

　式（５）におけるｆ（Ｄ（ｔ））は、Ｄ（ｔ）の電力を得るために蓄電池システム４から実際に放電される放電量、を表す関数である。例えば１ｋＷに対する放電効率を９５％とすれば、ｆ（１ｋＷ）＝１．０５２ｋＷとなる。関数ｆによる変換後の値は、図３に示される充放電効率表を利用して求められる。

　図９は放電価値率の予測値Ｅ（ｔ）の一例を示すグラフである。ここでは充放電効率を１とした。図９に示されるグラフはＴｅ（７：００）～Ｔｓ（２３：００）間におけるＥ（ｔ）を示す。Ｅ（ｔ）の値は、例えば、１０２０分（１７：００）以降の値に比べて、６００分（１０：００）近傍における値のほうが高い。これは、蓄電池システム４を、６００分の近傍で放電させるほうが、高い効率を得られることを示す。つまり蓄電池システム４を、６００分の近傍で放電させれば、売電利益と買電損益との差し引きを、より高めることができる。

　次に放電価値率計算部５３は、時刻インデックスｔを、Ｅ（ｔ）の高い順にソートする。Ｅ（ｔ）が同じであれば、需要量の予測値Ｄ（ｔ）の大きい時刻インデックスｔの順位を高くする。そして放電価値率計算部５３は、ソートしたｔの順にＤ（ｔ）を累積加算し、Ｄ（ｔ）の合計が蓄電池システム４の充電量（放電可能量）を初めて超える時刻ｔth、を算出する（ステップＳ６）。

　つまり放電価値率計算部５３は、放電価値率の予測値Ｅ（ｔ）の高い時刻ｔから順に加算したＤ（ｔ）の合計、が蓄電池システム４の１日における総放電量以上となる時刻ｔth、を特定する。時刻ｔthにおけるＥ（ｔ）をＥｔthとする。Ｅｔthは、蓄電池システム４を放電させるか否かを判定するための閾値である。

　図９の例ではｔth＝６６７分目となり、その時のＥ（６６７）＝３３．９６（円／ｋＷｈ）である。つまり閾値は３３．９６円／ｋＷである。以上説明したように、第１の実施形態では、予測対象とする日の放電ルールを、“放電価値率Ｅの実現値が３３．９６以上になれば、蓄電池システム４を放電する”と定める。放電価値率計算部５３は、閾値Ｅｔth（＝３３．９６）を制御部５５に渡す（ステップＳ７）。

　図１０は、蓄電池システム４の放電オン／オフ制御の一例を示す図である。ディジット１は放電実施する（放電オン）を示し、ディジット０は放電実施せず（放電オフ）を示す。ＰＶ発電量に基づく既存の制御に比べて、放電制御が、より、きめ細かく実行されることが示される。図１０においては、ＰＶ発電量予測および電力需要量予測が正確であることを仮定した。また、放電量と各時刻の電力需要量とが等しいことを仮定した。

　図１０に示されるような放電制御は、放電ルールとしての閾値Ｅｔthを計算することで実現される。閾値Ｅｔthに基づく放電戦略は、１日を１分ずつ刻んだ各期間ごとに、蓄電池システム４の放電量を、Ｅ（ｔ）の高さの順に配分する、という戦略である。

　図１１は、制御部５５の処理手順の一例を示すフローチャートである。制御部５５は、閾値Ｅｔthに基づいて、蓄電池システム４の放電をオン／オフ制御する。なお、充電については、夜間の電気代の安い時間帯に蓄電池システム４が満充電になれば良い。以下では放電の制御について説明する。

　制御部５５は、放電ルールとしての閾値Ｅｔthを取得する（ステップＳ１１）。次に制御部５５は、ＰＶ発電量の実現値（ＰＶact）と、電力需要量の実現値（Ｄact）とを取得する（ステップＳ１２，Ｓ１３）。ＰＶactは、例えばＰＶモジュール２に内蔵されるセンサ、または、ＰＶモジュール２に接続されるＰＣＳに内蔵されるセンサ、により計測される。Ｄactは、例えば分電盤１に接続されるセンサにより計測される。

　次に制御部５５は、現在時刻の放電価値、つまり放電価値の実現値Ｖactを、式（６）～（９）により求める（ステップＳ１４）。なお式（６）～（９）および（１０）における添え字actは、実現値であることを示す。　

　式（６）におけるＰＶovＤactは、ＰＶ発電量の実現値が電力需要量の実現値を超えるケースでは両者の差であり、ＰＶ発電量の実現値が電力需要量の実現値以下のケースでは０である系列である。　
　式（７）におけるＤovＰＶactは、電力需要量の実現値がＰＶ発電量の実現値を超えるケースでは両者の差であり、電力需要量の実現値がＰＶ発電量の実現値以下のケースでは０である系列である。　
　式（８）のＰＶpushactは、ＰＶactとＤactとのうち小さいほうの値である。このＰＶpushactは、電力需要量の実現値を蓄電池システム４の放電で賄うことでＰＶ売電量を押し上げ可能な発電量、の系列である。　
　式（９）のＶactは、現在時刻にＤact分放電することで得られる価値、すなわち放電価値を示す。

　次に制御部５５は、ＶactおよびＤactから式（１０）に基づいて放電価値率の実現値Ｅactを算出する（ステップＳ１５）。　

　Ｅactは、Ｄactを蓄電池システム４の放電で賄う場合の、買電損益の打ち消し額とＰＶactに基づく売電利益との和を、効率を加味した放電量で除算した値である。なお式（１０）の分母を需要量の実現値Ｄactにしても良い。

　制御部５５は、Ｅact≧ＥｔthであればＤact分の電力を放電すべく、蓄電池システム４に放電指示を与える。Ｅact＜Ｅｔthであれば、制御部５５はその時点で放電する価値は低いと看做し、放電を見送る。

　以上説明したように第１の実施形態では、押し上げ効果を考慮した正味の買電利益（あるいは売電損益）を評価しうる指標としての放電価値、を算出する。そして、放電量あたりの放電価値である放電価値率を算出する。そして放電価値率に基づいて、買電利益を最大化（あるいは売電損益を最小化）し得る放電戦略を作成するようにしている。

　つまり、限りある蓄電池システム４の電力を、放電価値の高い時間帯に放電させることの可能な放電ルールを作成することが可能になる。従って第１の実施形態によれば、売電による正味の利益を最大にすることが可能になる。

　放電ルールは放電価値率の閾値Ｅｔthにより与えられる。放電価値率の実現値が閾値Ｅｔth以上となるか否かに基づいて、蓄電池システム４の放電の可否が判定される。これにより、放電オン／オフを時刻で制御する既存の技術に比べ、ルールの数を減らして、リソースを節約することが可能になる。

　例えば、図１０に示される時刻は、ＰＶ発電予測と電力需要量予測とが完全に正しいとしたケースでの放電時刻を示す。しかしながら予測を完全に当てることは難しいので、計画を時刻ベースで作成すると、放電価値率が低い時刻での放電や、放電価値が高い時刻での放電見送りが生じる可能性がある。つまり予測値に基づいて作成された運転計画は、実運用時の値と予測値とのずれによって、期待した光熱費削減を実現できない可能性がある。

　これに対し、ＰＶ発電量の予測値および電力需要量の予測値と、各量の実現値とが異なる場合でも、放電価値率に基づいて放電オン／オフを判定することで、平均的には妥当な放電戦略となる。つまり第１の実施形態では予測に基づく放電時刻でなく、放電価値という、全く新たな指標に基づいて放電制御を行うようにしている。しかも、実現値と閾値との比較により放電の可否が決められる。従って、予測値と実現値との乖離が生じてもなお光熱費の削減を期待することの可能な制御を実現することができる。　
　これらのことから、蓄エネルギー機器を有利な放電戦略のもとで運用可能なエネルギー管理システム、エネルギー管理方法、プログラム、サーバ装置およびローカルサーバを提供することが可能となる。

　［第２の実施形態］
　図１２は、第２の実施形態に係るエネルギー管理システムの一例を示すブロック図である。図１２において図１と共通する部分には同じ符号を付して示し、ここでは異なる部分についてのみ説明する。第２の実施形態においては、第１の実施形態により実現される機能を、クラウドコンピューティングシステムに備えられるクラウドサーバ２００と、需要家に設けられるローカルサーバ６との協調動作により実現する。クラウドサーバ２００はいわゆるインターネット、あるいはＩＰ（Internet Protocol）－ＶＰＮ（Virtual Private Network）などの通信ネットワーク１００を介してローカルサーバ６に接続される。

　図１３は、クラウドサーバ２００の一例を示す機能ブロック図である。クラウドサーバ２００は、電力需要量予測部２０１、ＰＶ発電予測部２０２、放電価値率計算部２０３、および、ルール作成部２０４を備える。電力需要量予測部２０１およびＰＶ発電予測部２０２は、図１に示される電力需要量予測部５１およびＰＶ発電予測部５２と同様の機能を持つ。第２の実施形態に特有のメリットとして、電力需要量予測部２０１およびＰＶ発電予測部２０２は、クラウドコンピューティングシステムに備わる膨大なデータベースや計算機リソースを利用することが可能である。これにより電力需要量、ＰＶ発電量のいずれも、より正確な予測値を得られることを期待できる。

　放電価値率計算部２０３は、第１の実施形態と同様に、放電価値率の予測値の時系列を算出する。ルール作成部２０４は、第１の実施形態と同様に、放電価値率の閾値Ｅｔthを算出する。これに加えてルール作成部２０４は、放電ルール（放電戦略）としての閾値Ｅｔthを通信ネットワーク１００を介してローカルサーバ６に通知する、通知部としての機能も備える。さらにルール作成部は通信ネットワーク１００を介してローカルサーバ６から蓄電地システム４の蓄電池残量を取得し、放電戦略の作成に利用する。

　図１４は、ローカルサーバ６の一例を示す機能ブロック図である。ローカルサーバ６は、放電価値率計算部６１と、制御部６２と、蓄電池情報収集部６３とを備える。放電価値率計算部６１は、電力需要量およびＰＶ発電量の実現値に基づいて、第１の実施形態と同様にして放電価値率の実現値を算出する。

　制御部６２は、クラウドサーバから通知される閾値Ｅｔthを受信するインタフェースとしての機能を備える。さらに制御部６２は、取得した閾値Ｅｔthに基づいて蓄電池システム４の放電を制御する。蓄電池情報収集部６３は、蓄電池システム４の現在の状態や蓄電池残量などの情報を、取得し、通信ネットワーク１００を介してクラウドサーバ２００に通知する。

　図１５に示されるように、クラウドサーバ２００はＣＰＵ、メモリ、ハードディスク、インタフェース、および、ＧＵＩと、これらを接続するバスを備える。クラウドサーバ２００の機能を実現するプログラムはハードディスク上に格納され、実行時にメモリに展開されたのち手順に従って実行される。

　クラウドサーバ２００はネットワーク１００に接続されるインタフェースを備え、このインタフェースを介してローカルサーバ６と通信する。具体的には、クラウドサーバ２００はインタフェースを介して閾値Ｅｔthをローカルサーバ６に通知し、蓄電池残量をローカルサーバ６から取得する。

　図１６に示されるように、ローカルサーバ６はＣＰＵ、メモリ、ハードディスク、インタフェース、および、ＧＵＩと、これらを接続するバスを備える。ローカルサーバ６の機能を実現するプログラムはハードディスク上に格納され、実行時にメモリに展開されたのち手順に従って実行される。

　ローカルサーバ６は、住宅１０の情報ラインに接続されてＰＶ発電量、電力需要量を取得し、蓄電池システム４と通信するインタフェースを備える。併せて、ローカルサーバ６は、ネットワーク１００に接続されるインタフェースを備え、このインタフェースを介してクラウドサーバ２００と通信する。具体的には、ローカルサーバ６はインタフェースを介して閾値Ｅｔthをクラウドサーバ２００から取得し、蓄電池残量をクラウドサーバ２００に通知する。

　以上述べたように第２の実施形態では、エネルギー管理システムに係わる機能オブジェクトをクラウドサーバ２００およびローカルサーバ６に分散配置し、両者のインタフェースを規定した。つまりクラウドサーバ２００において放電戦略を規定し、放電ルールをインタフェースを介してローカルサーバに通知する。また、放電戦略の作成に要する情報はクラウドコンピューティングシステムにおいて取得するか、ローカルサーバからインタフェースを介してクラウドサーバ２００に通知するようにした。

　このような形態によれば、クラウドコンピューティングシステムの膨大な計算機リソースを利用することが可能になる。例えばＰＶ発電予測や電力需要量予測は負荷の高い計算を要する場合があるが、第２の実施形態によれば予測値を高精度で、かつ、短時間で算出することが可能になる。精度の高いＰＶ発電量予測値や電力需要量予測値を利用すれば、放電戦略の妥当性をさらに高められることは言うまでもない。

　これらのことから第２の実施形態によっても、蓄エネルギー機器を有利な放電戦略のもとで運用可能なエネルギー管理システム、エネルギー管理方法、プログラム、サーバ装置およびローカルサーバを提供することが可能となる。

　本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は例として提示するものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

Claims

　蓄エネルギー機器と創エネルギー機器とを備える需要家のエネルギーを管理するエネルギー管理システムであって、
　前記需要家におけるエネルギーの需要量を予測して前記需要量の予測値を得て、前記創エネルギー機器のエネルギーの生産量を予測して前記生産量の予測値を得る予測部と、
　売電利益から買電損益を減算した差し引き額を前記蓄エネルギー機器の放電による売電量の押し上げ効果を利用して最大化可能な放電戦略を、前記需要量の予測値と前記生産量の予測値とに基づいて作成する作成部と、
　前記需要量の実現値および前記生産量の実現値と、前記放電戦略とに基づいて前記蓄エネルギー機器の放電を制御する制御部とを具備する、エネルギー管理システム。
　前記需要家に設けられるローカルサーバと、このローカルサーバにネットワークを介して接続されるクラウドサーバとを具備し、
　前記クラウドサーバは、前記予測部と、前記作成部と、前記放電戦略を前記ネットワークを介して前記ローカルサーバに通知する通知部とを備え、
　前記ローカルサーバは、前記制御部と、前記通知された放電戦略を受信するインタフェースとを備える、請求項１に記載のエネルギー管理システム。
　前記作成部は、
　　前記予測された需要量を前記蓄エネルギー機器の放電で賄う場合の前記買電損益の打ち消し額と前記予測された生産量に基づく売電利益との和である放電価値の予測値を、基準期間内における単位期間ごとに算出し、
　　前記放電価値の予測値を前記放電量で除算した値である放電価値率の予測値を前記単位期間ごとに算出し、
　　前記蓄エネルギー機器の放電量をそれぞれの単位期間に、前記放電価値率の予測値の高さの順に配分する放電戦略を作成する、請求項１および２のいずれか１項に記載のエネルギー管理システム。
　前記作成部は、
　　前記需要量の予測値を前記放電価値率の予測値の高い単位期間から順に加算した合計値が前記総放電量以上になる単位期間を特定し、
　　前記特定された単位期間における放電価値率の予測値を閾値とし、
　前記制御部は、
　　前記需要量の実現値を前記蓄エネルギー機器の放電で賄う場合の前記買電損益の打ち消し額と前記生産量の実現値に基づく売電利益との和を前記放電量で除算した値である放電価値率の実現値を算出し、
　　前記放電価値率の実現値が前記閾値以上のときに前記蓄エネルギー機器を放電させる、請求項３に記載のエネルギー管理システム。
　蓄エネルギー機器と創エネルギー機器とを備える需要家のエネルギーを管理するエネルギー管理方法であって、
　前記需要家におけるエネルギーの需要量を予測して前記需要量の予測値を得て、
　前記創エネルギー機器のエネルギーの生産量を予測して前記生産量の予測値を得て、　売電利益から買電損益を減算した差し引き額を前記蓄エネルギー機器の放電による売電量の押し上げ効果を利用して最大化可能な放電戦略を、前記需要量の予測値と前記生産量の予測値とに基づいて作成し、
　前記需要量の実現値および前記生産量の実現値と、前記放電戦略とに基づいて前記蓄エネルギー機器の放電を制御する、エネルギー管理方法。
　前記作成することは、
　　前記予測された需要量を前記蓄エネルギー機器の放電で賄う場合の前記買電損益の打ち消し額と前記予測された生産量に基づく売電利益との和である放電価値の予測値を、基準期間内における単位期間ごとに算出し、
　　前記放電価値の予測値を前記放電量で除算した値である放電価値率の予測値を前記単位期間ごとに算出し、
　　前記蓄エネルギー機器の放電量をそれぞれの単位期間に、前記放電価値率の予測値の高さの順に配分する放電戦略を作成する、請求項５に記載のエネルギー管理方法。
　前記作成することは、
　　前記需要量の予測値を前記放電価値率の予測値の高い単位期間から順に加算し、
　　前記加算して得られた前記需要量の合計が前記総放電量以上となる単位期間を特定し、
　　前記特定された単位期間における放電価値率の予測値を閾値とし、
　前記制御することは、
　　前記需要量の実現値を前記蓄エネルギー機器の放電で賄う場合の前記買電損益の打ち消し額と前記生産量の実現値に基づく売電利益との和を前記放電量で除算した値である放電価値率の実現値を算出し、
　　前記放電価値率の実現値が前記閾値以上のときに前記蓄エネルギー機器を放電させる、請求項６に記載のエネルギー管理方法。
　請求項５乃至７のいずれか１項に記載の方法をコンピュータに実行させるための命令を含む、プログラム。
　蓄エネルギー機器と創エネルギー機器とを備える需要家のエネルギーを管理するサーバ装置であって、
　前記需要家におけるエネルギーの需要量を予測して前記需要量の予測値を得る需要量予測部と、
　前記創エネルギー機器のエネルギーの生産量を予測して前記生産量の予測値を得る生産量予測部と、
　売電利益から買電損益を減算した差し引き額を前記蓄エネルギー機器の放電による売電量の押し上げ効果を利用して最大化可能な放電戦略を、前記需要量の予測値と前記生産量の予測値とに基づいて作成する作成部と、
　前記放電戦略をネットワークを介して前記需要家に通知する通知部とを具備する、サーバ装置。
　前記作成部は、
　　前記予測された需要量を前記蓄エネルギー機器の放電で賄う場合の前記買電損益の打ち消し額と前記予測された生産量に基づく売電利益との和である放電価値の予測値を、基準期間内における単位期間ごとに算出し、
　　前記放電価値の予測値を前記放電量で除算した値である放電価値率の予測値を前記単位期間ごとに算出し、
　　前記蓄エネルギー機器の放電量をそれぞれの単位期間に、前記放電価値率の予測値の高さの順に配分する放電戦略を作成する、請求項９に記載のサーバ装置。
　前記作成部は、
　　前記需要量の予測値を前記放電価値率の予測値の高い単位期間から順に加算した合計値が前記総放電量以上になる単位期間を特定し、
　　前記特定された単位期間における放電価値率の予測値を閾値とし、
　前記通知部は、前記閾値を前記需要家に通知する、請求項１０に記載のサーバ装置。
　蓄エネルギー機器と創エネルギー機器とを備える需要家に設けられるローカルサーバであって、
　売電利益から買電損益を減算した差し引き額を前記蓄エネルギー機器の放電による売電量の押し上げ効果を利用して最大化可能な放電戦略を、前記需要量の予測値と前記生産量の予測値とに基づいて作成する作成部と、
　前記需要量の実現値および前記生産量の実現値と、前記放電戦略とに基づいて前記蓄エネルギー機器の放電を制御する制御部とを具備する、ローカルサーバ。
　前記作成部は、
　　前記予測された需要量を前記蓄エネルギー機器の放電で賄う場合の前記買電損益の打ち消し額と前記予測された生産量に基づく売電利益との和である放電価値の予測値を、基準期間内における単位期間ごとに算出し、
　　前記放電価値の予測値を前記放電量で除算した値である放電価値率の予測値を前記単位期間ごとに算出し、
　　前記蓄エネルギー機器の放電量をそれぞれの単位期間に、前記放電価値率の予測値の高さの順に配分する放電戦略を作成する、請求項１２に記載のローカルサーバ。
　前記作成部は、
　　前記需要量の予測値を前記放電価値率の予測値の高い単位期間から順に加算した合計値が前記総放電量以上になる単位期間を特定し、
　　前記特定された単位期間における放電価値率の予測値を閾値とし、
　前記制御部は、
　　前記需要量の実現値を前記蓄エネルギー機器の放電で賄う場合の前記買電損益の打ち消し額と前記生産量の実現値に基づく売電利益との和を前記放電量で除算した値である放電価値率の実現値を算出し、
　　前記放電価値率の実現値が前記閾値以上のときに前記蓄エネルギー機器を放電させる、請求項１３に記載のローカルサーバ。