WO2023148918A1

WO2023148918A1 - 制御装置、制御方法および記録媒体

Info

Publication number: WO2023148918A1
Application number: PCT/JP2022/004394
Authority: WO
Inventors: 耕治工藤; 博倉金; 眞杉村
Original assignee: 日本電気株式会社
Priority date: 2022-02-04
Filing date: 2022-02-04
Publication date: 2023-08-10

Abstract

制御装置が、第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、前記第一期間における前記蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量を算出する打ち消し量算出手段を備える。

Description

制御装置、制御方法および記録媒体

　本発明は、制御装置、制御方法および記録媒体に関する。

　電力需要家が備える蓄電池を用いて、電力系統安定化のための調整力を提供するアンシラリー（Ancillary）サービスと、電力需要家が生成または消費する電力を調整するエネルギーマネージメントサービスとを同時に行う同時マルチユースが提案されている（例えば、特許文献１参照）。

日本国特開２０２０－１３７３６８号公報

　例えば蓄電池に蓄えられているエネルギー（蓄電量）が不足すると、調整力を提供できなくなる。調整力の提供をなるべく長時間行えることが好ましい。
　このように、蓄電池の運用を比較的長時間継続できることが好ましい。

　この開示の目的の一例は、上述した課題を解決することのできる制御装置を提供することである。

　本発明の第一の態様によれば、制御装置は、第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、前記第一期間における前記蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量を算出する打ち消し量算出手段を備える。

　本発明の第二の態様によれば、制御方法は、コンピュータが、第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、前記第一期間における前記蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量を算出することを含む。

　本発明の第三の態様によれば、記録媒体は、コンピュータに、第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、前記第一期間における前記蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量を算出することを実行させるためのプログラムを記録する記録媒体である。

　本発明によれば、蓄電池の運用を比較的長時間継続することができる。

第一実施形態に係る電力システムの構成の例を示す図である。第一実施形態に係る上位制御装置の構成の例を示す図である。第一実施形態に係るアンシラリーサービスにおける時間設定の例を示す図である。第二実施形態に係る調整力向け出力指令値が常に正の場合の、パワーコンディショニングシステム６３の出力電力の例を示す図である。第二実施形態に係る調整力向け出力指令値が常に正の場合の、調整力向け出力による蓄電池６５の充放電の変化の例を示す図である。第二実施形態に係る調整力回復用出力の設定時間幅の第１の例を示す図である。第二実施形態に係る調整力回復用出力の設定時間幅の第２の例を示す図である。第二実施形態に係る調整力回復用出力の設定時間幅の第３の例を示す図である。第三実施形態に係る調整力向け出力指令値が負になる場合があり、かつ、ベースラインの値が負である場合の、調整力向け出力による蓄電池６５の充放電の変化の例を示す図である。第三実施形態に係る調整力向け出力指令値が負になる場合があり、かつ、ベースラインの値が正である場合の、調整力向け出力による蓄電池の充放電の変化の例を示す図である。第三実施形態に係る調整力回復用出力の設定時間幅の第４の例を示す図である。第三実施形態に係る調整力回復用出力の設定時間幅の第５の例を示す図である。第三実施形態に係る調整力回復用出力の設定時間幅の第６の例を示す図である。同時マルチユースにおけるエネルギーマネージメントサービスの影響の例を示す図である。第四実施形態に係る蓄電池のＳＯＣの変化の第１の例を示す図である。第四実施形態に係る蓄電池のＳＯＣの変化の第２の例を示す図である。第五実施形態に係る調整力提供サービスの約定の例を示す図である。第五実施形態に係る一次調整力向けの設定手順の例を示す図である。第五実施形態に係る二次調整力向けの設定手順の例を示す図である。第六実施形態に係る需要家リストパターン毎のサービス約定の第１の例を示す図である。第六実施形態に係る需要家リストパターン毎のサービス約定の第２の例を示す図である。第七実施形態に係る制御装置の構成の例を示す図である。第八実施形態に係る制御方法における処理の手順の例を示す図である。少なくとも１つの実施形態に係るコンピュータの構成を示す概略ブロック図である。

　以下、本発明の実施形態を説明するが、以下の実施形態は請求の範囲にかかる発明を限定するものではない。また、実施形態の中で説明されている特徴の組み合わせの全てが発明の解決手段に必須であるとは限らない。

＜第一実施形態＞
　図１は、第一実施形態に係る電力システムの構成の例を示す図である。図１に示す構成で、電力システム１は、中央給電指令システム１１と、上位側第一ゲートウェイ装置２１と、上位制御装置２２と、上位側第二ゲートウェイ装置２３と、電力系統３０と、連系点側計測器４１と、需要家設置システム５０と、大型蓄電システム７０とを備える。

　需要家設置システム５０は、分電盤５１と、交流端側計測器５２と、電力負荷５３と、太陽光発電（Photovoltaic；ＰＶ）システム５４と、蓄電システム６０とを備える。蓄電システム６０は、下位側ゲートウェイ装置６１と、下位制御装置６２と、パワーコンディショニングシステム（Power Conditioning Subsystem；ＰＣＳ）６３と、蓄電池６５とを備える。パワーコンディショニングシステム６３は、ＡＣ／ＤＣコンバータ６４を備える。

　大型蓄電システム７０は、下位制御装置７１と、交流端側計測器７２と、パワーコンディショニングシステム７３と、大型蓄電池７５とを備える。パワーコンディショニングシステム７３は、ＡＣ／ＤＣコンバータ７４を備える。なお、交流端側計測器７２は、連系点側計測器と捉えることもできる。
　また、図１では、通信経路を破線で示し、電力経路を実線で示している。図１において、下位側ゲートウェイ装置６１および下位制御装置６２も電力を消費しているが、蓄電システム６０のＡＣ側（交流端側計測器５２側）出力の擾乱にならない構成で受電されている。

　中央給電指令システム１１は、送配電事業者の中央給電指令所に設けられ、電力系統３０における電力の需給バランスを制御する。また、中央給電指令システム１１は、電力需要家等が備える蓄電池の放電または充電によって電力系統３０の安定化を図るアンシラリーサービスの提供を上位制御装置に要求する。図１の例では、蓄電池６５および大型蓄電池７５が、アンシラリーサービスに用いられる蓄電池の例に該当する。電力需要家を単に需要家とも称する。
　電力系統３０は、送配電事業者の監視制御のもと、商用電力の送配電に用いられる。

　上位側第一ゲートウェイ装置２１は、中央給電指令システム１１と上位制御装置２２との通信を仲介する。
　上位制御装置２２は、中央給電指令システム１１からの要求に応じて、需要家等が備える蓄電池に充放電を行わせる。上位制御装置２２は、複数の需要家等が備える蓄電池の充放電を取りまとめることで、比較的大容量の調整力を提供することができる。

　上位側第二ゲートウェイ装置２３は、上位制御装置２２と需要家等に設置されている制御装置との通信を仲介する。図１の例では、下位制御装置６２および下位制御装置７１が、需要家等に設置されている制御装置の例に該当する。下位制御装置６２は、パワーコンディショニングシステム６３と協働して蓄電池６５の充放電を制御する。あるいは、下位側ゲートウェイ装置６１が、パワーコンディショニングシステム６３と協働して蓄電池６５を制御する機能、あるいはその一部を有していてもよい。この場合、下位側ゲートウェイ装置６１も、需要家等に設置されている制御装置の例に該当する。下位制御装置７１は、パワーコンディショニングシステム７３と協働して大型蓄電池７５の充放電を制御する。

　上位側第一ゲートウェイ装置２１と、上位制御装置２２と、上位側第二ゲートウェイ装置２３とは、アグリゲータ（Aggregator）の設備に設けられている。ここでいうアグリゲータは、複数の需要家等が備える蓄電池の充放電を取りまとめて送配電事業者にアンシラリーサービスを提供する事業者である。

　アグリゲータが、リソースアグリゲータ（Resource Aggregator；ＲＡ）と、アグリゲーションコーディネータ(Aggregation Coordinator；ＡＣ)とによって構成されるなど、アグリゲータが階層的に構成されていてもよい。リソースアグリゲータは、複数の需要家等が備える蓄電池の充放電を取りまとめる。アグリゲーションコーディネータは、リソースアグリゲータが複数の需要家等について取り纏めた充放電電力提供サービスを、複数のリソースアグリゲータについてさらに取り纏めて送配電事業者にサービス提供する。
　この場合、階層化されたアグリゲーションサービス事業者の各々が上位制御装置２２を備えることで、上位制御装置２２が階層的に設けられていてもよい。

　連系点側計測器４１は、電力系統３０と需要家設置システム５０との連系点に設けられ、電力系統３０と需要家設置システム５０との間でやり取りされる電力量を測定する。連系点側計測器４１が、直接的には電力を測定するようにしてもよい。電力を時間について積算することで、電力量を算出できる。

　需要家設置システム５０は、１つの需要家に設けられている電力設備および電力負荷と、それら電力設備および電力負荷を制御する制御装置との組み合わせによるシステムである。
　分電盤５１は、電力系統３０と需要家設置システム５０との連系点の需要家設置システム５０側に設けられ、電力系統３０と、需要家設置システム５０の各機器との間の電気のやり取りを仲介する。例えば、分電盤５１における順潮流時には、分電盤５１は、電力系統３０から供給される電気（商用電力）を、需要家設置システム５０の各機器に分配する。

　交流端側計測器５２は、パワーコンディショニングシステム６３の交流端側に設けられ、パワーコンディショニングシステム６３の交流端側における電力または単位時間当たりの電力量を測定する。あるいは、交流端側計測器５２に代えて、パワーコンディショニングシステム６３が、自らの交流端側における電力または単位時間当たりの電力量を測定するようにしてもよい。

　以下では、各機器における電力または電力量の入力と出力とを総称して「出力」と表記する。機器への電力または電力量の入力は、負の値の出力として扱うことができる。また、以下の説明で、蓄電池にとって充電か放電かの区別を示す場合がある。

　また、電力の出力と電力量の出力とを総称して単に出力と表記する場合がある。
　電力を所定時間あたりの電力量の形式で示すようにしてもよい。また、電力量を、所定時間における電力の積算の形式で示すようにしてもよい。
　また、電気エネルギーを電力と表記する場合がある。

　電力負荷５３は、電力を消費する機器の総称である。電力負荷５３を構成する機器の個数は、特定の個数に限定されない。また、電力負荷５３を構成する機器の種類も、特定のものに限定されない。
　太陽光発電システム５４は、太陽光を受けて発電し、交流電力を出力する。
　蓄電システム６０は、蓄電池６５と、蓄電池６５の充放電を制御する構成との組み合わせによるシステムである。

　下位側ゲートウェイ装置６１は、上位制御装置２２と下位制御装置６２との通信を仲介する。上述したように、下位側ゲートウェイ装置６１が、パワーコンディショニングシステム６３と協働して蓄電池６５の充放電を制御する機能、またはその一部を有していてもよい。
　下位制御装置６２は、パワーコンディショニングシステム６３と協働して蓄電池６５の充放電を制御する。例えば、下位制御装置６２が、蓄電池６５の充電、放電、または充放電停止をパワーコンディショニングシステム６３に指示し、パワーコンディショニングシステム６３が、下位制御装置６２の指示に従って、蓄電池６５に充放電を行わせ、または、蓄電池６５の充放電を停止させる。
　下位制御装置６２は、特に、上位制御装置２２からの指示または要求に応じて、蓄電池６５の充放電を制御する。

　パワーコンディショニングシステム６３は、ＡＣ／ＤＣコンバータ６４にて、交流電力と直流電力との変換を行う。蓄電池６５の充電時には、パワーコンディショニングシステム６３は、分電盤５１側からの交流電力を直流電力に変換して蓄電池６５に供給する。蓄電池６５の放電時には、パワーコンディショニングシステム６３は、蓄電池６５からの直流電力を交流電力に変換し、分電盤５１側に供給する。
　また、パワーコンディショニングシステム６３は、上記のように、下位制御装置６２と協働して蓄電池６５の充放電を制御する。

　パワーコンディショニングシステム６３が交流電力を出力する出力端を交流端またはＡＣ端とも称する。パワーコンディショニングシステム６３から見て交流端側を交流側とも称する。パワーコンディショニングシステム６３が直流電力を出力する出力端を直流端またはＤＣ端とも称する。パワーコンディショニングシステム６３から見て直流端側を直流側とも称する。
　下位側ゲートウェイ装置６１、下位制御装置６２、および、パワーコンディショニングシステム６３のうち何れか２つ、またはこれら３つが組み合わさって１つの装置として構成されていてもよい。

　需要家設置システム５０の構成は、図１に示す構成に限定されず、蓄電池およびその蓄電池の充放電を制御する機構を備えるいろいろな構成とすることができる。たとえば、需要家設置システム５０が太陽光発電システム５４を備えていなくてもよい。
　また、需要家によって需要家設置システム５０の構成が異なっていてもよい。

　大型蓄電システム７０は、電力系統３０の安定化のための充放電機能を提供する。大型蓄電システム７０では、下位制御装置７１が、上位制御装置２２からの指示または要求に応じて、パワーコンディショニングシステム７３と協働して大型蓄電池７５の充放電を制御する。また、下位制御装置７１とパワーコンディショニングシステム７３が組み合わさって１つの装置として構成されていてもよい。その場合、下位制御装置７１は、電力系統３０と大型蓄電池７５との間の、直流電力と交流電力との変換を行う。

　図２は、上位制御装置２２の構成の例を示す図である。図２に示す構成で、上位制御装置２２は、提供量情報取得部１０１と、回復分算出部１０２と、充放電量決定部１０３と、出力部１０４とを備える。
　上位制御装置２２は、蓄電池６５の充放電量を決定し、決定した充放電量にて蓄電池６５に充放電を行わせるように、下位制御装置６２に要求する。これにより、上位制御装置２２は、蓄電池６５の充放電を制御する。上位制御装置２２は、制御装置の例に該当する。
　上位制御装置２２が、下位制御装置６２に蓄電池６５の充放電量を指示する際、充放電量を電力の形式で示すようにしてもよいし、所定時間当たりの電力量の形式で示すようにしてもよい。

　上位制御装置２２は、特に、アンシラリーサービスとエネルギーマネージメントサービスとを同時に実行し得る同時マルチユースに基づいて、蓄電池６５の充放電量を決定する。
　アンシラリーサービスは、電力系統の安定化のために、電力系統に連系する発電所群の発電出力と電力系統に連系する需要家群の需要家設備の電力消費との間の電力需給バランスを調整するサービスである。この需給バランスの調整、または、調整される電力は、調整力とも称される。
　エネルギーマネージメントサービスは、例えば電力利用の効率化など所定の目的に基づいて、需要家の設備における電力需給を調整するサービスである。

　アンシラリーサービスにおいて、蓄電池の充放電のうち放電側の調整力のみが調達される場合がある。例えば、需給調整市場における二次調整力（１）では、調整力提供の約定期間中ずっと、予め設定されるベースラインまたはそれよりも放電側の電力を中央給電指令システム１１の指令に応じて出力し続けることが要求される。また、需給調整市場における一次調整力では、ベースラインよりも充電側の電力も許容されるが、調達電力として評価されるのは、放電側の電力のみである。
　なお、「二次調整力（１）」の「（１）」は、「１」を「○」で囲った表記（マルイチ）と読み替えるものとする。

　需要家設置システム５０など蓄電池を用いて調整力向けの電力を出力するシステムが、放電側の電力のみを出力するために蓄電池を放電し続けた場合、蓄電量が不足すると調整力を提供できなくなる。
　そこで、上位制御装置２２は、調整力の提供による蓄電池６５の蓄電量の減少分を蓄電池６５に充電できるように、蓄電池６５の充放電量を決定する。蓄電池の充放電のうち放電側の調整力のみが調達されることについては、上位制御装置２２は、ベースラインの設定を調整することで対応する。
　なお、蓄電量の減少分を蓄電池６５に充電できるように、蓄電池６５の充放電量を決定することを、下位制御装置６２が実施するようにしてもよい。

　以下では、アンシラリーサービスのうち説明の対象とするサービスを調整力提供サービスとも称する。調整力提供サービスのための出力を調整力向け出力とも称する。パワーコンディショニングシステム６３の交流側の出力に調整力向け出力が含まれると解することができる。

　調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の変化を補うための出力を調整力回復用出力とも称する。調整力回復用出力も、パワーコンディショニングシステム６３の交流側の出力に含まれると解することができる。蓄電池６５に充電する場合、調整力回復用出力は、パワーコンディショニングシステム６３の交流側の出力としては負の出力となる。なお、蓄電池６５に充電することを、蓄電池６５に充電を行わせると称する場合がある。

　調整力回復用出力による蓄電池６５の充放電量を回復用充放電量とも称する。
　調整力提供サービスでの出力の指令を調整力向け出力指令とも称する。
　蓄電池６５の蓄電量の変化分を算出する対象の時間区間を、第一期間とも称する。算出した変化分を回復させるように蓄電池６５の充放電を行わせる時間区間を、第二期間とも称する。
　第二期間は、第一期間よりも未来の期間であってもよい。例えば、第一期間が過去の期間であり、第二期間が未来の期間であってもよい。

　ただし、上位制御装置２２に例示される制御装置の適用対象は、調整力の提供における蓄電池の運用に限定されない。蓄電池の充放電電力と充放電電力の基準値との差を用いる運用に、上位制御装置２２に例示される制御装置を用いることができる。

　蓄電池６５の蓄電量の変化を補うための充放電量を打ち消し量とも称する。打ち消し量は、第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、第一期間における蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量、と捉えることができる。打ち消し量の充放電を行うための出力を、打ち消し用出力とも称する。

　図３は、アンシラリーサービスにおける時間設定の例を示す図である。
　図３の例で、０時から３時間ごとの、商品ブロックと称される時間が設定され、さらに、毎時０分から３０分まで、および、毎時３０分から０分までの３０分ごとのコマ時間が設定されている。商品ブロックは、ここでのアンシラリーサービスの約定単位となっているものとする。
　ただし、調整力提供サービスにおける時間の設定は、特定のものに限定されない。

　また、図３では、コマ時間毎にそのコマ時間における調整力向け出力指令量の積算値が示されている。この指令に応じた調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の変化分を蓄電池６５に充電することで、蓄電池６５の蓄電量を回復させ、調整力の提供を長時間行うことが可能となる。

　ただし、各コマ時間における調整力向け出力指令量の積算値は、そのコマ時間の終了後でないと把握できない。また、蓄電池６５への充電を考慮して決定すべきベースラインを、各商品ブロックの開始前に設定する必要がある。例えば、時刻Ｔ１１の時点で、上位制御装置２２が、商品ブロック３におけるベースラインを決定する必要がある。

　そこで、上位制御装置２２は、過去の時間における蓄電池６５の蓄電量の変化分を、将来の時間において回復させるように、蓄電池６５の充放電量を決定する。例えば、上位制御装置２２が、時刻Ｔ１１よりも前の１時３０分から４時３０分までの３時間における、調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の変化分を、商品ブロック３の３時間で回復させるように、商品ブロック３における調整力回復用出力を決定するようにしてもよい。そして、上位制御装置２２が、決定した調整力回復用出力に基づいて、商品ブロック３におけるパワーコンディショニングシステム６３の交流側の出力を決定し、決定した出力での蓄電池６５の充放電の制御を下位制御装置６２に指示するようにしてもよい。

　ただし、上位制御装置２２が、調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の変化分を算出する対象の時間区間、および、算出した変化分を回復させるように蓄電池６５の充放電を行わせる時間区間は、特定のものに限定されない。
　例えば、上位制御装置２２が、商品ブロック１での調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の変化分を算出し、算出した変化分を商品ブロック３で回復させるように、商品ブロック３における充放電量を決定するなど、回復分の蓄電量の算出、および、蓄電量の回復の何れも、商品ブロック毎に行うようにしてもよい。

　あるいは、上位制御装置２２が、過去のコマ時間における調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の変化分を未来のコマ時間で回復させるように、未来のコマ時間における充放電量を決定するなど、商品ブロックの時間幅以外の時間幅で、回復分の蓄電量の算出、および、蓄電量の回復を行うようにしてもよい。

　提供量情報取得部１０１は、需要家設置システム５０が電力系統の安定化のための調整力として提供した電力量を示す提供量情報を取得する。
　例えば、提供量情報取得部１０１が、図３に例示されるような、調整力向け出力指令量またはその積算値を提供量情報として取得するようにしてもよい。あるいは、提供量情報取得部１０１が、パワーコンディショニングシステム６３の交流側出力の電力または電力量を、パワーコンディショニングシステム６３自身の計量値として、あるいは交流端側計測器５２の計量値として等、提供量情報として取得するようにしてもよい。あるいは提供量情報取得部１０１が、取得した情報に基づいて、需要家設置システム５０が電力系統の安定化のための調整力として提供した電力量を算出し、算出した電力量を提供量情報として扱うようにしてもよい。
　提供量情報取得部１０１は、提供量情報取得手段の例に該当する。

　回復分算出部１０２は、提供量情報に基づいて、調整力の提供による蓄電池の蓄電量の変化を回復させるための充放電量を決定する。例えば、回復分算出部１０２が、提供量情報に基づいて、需要家設置システム５０が電力系統の安定化のための調整力として提供した電力量に対応する充放電量を算出する。

　その際、回復分算出部１０２が、蓄電システム６０における電力損失を考慮して充放電量を算出することが好ましい。蓄電システム６０の中で、特に、パワーコンディショニングシステム６３が、ＡＣ／ＤＣコンバータ６４にて行う電力変換での電力損失が大きいことが考えられる。そこで、回復分算出部１０２が、パワーコンディショニングシステム６３による電力変換での電力損失を考慮して、充放電量を算出するようにしてもよい。

　例えば、回復分算出部１０２が、パワーコンディショニングシステム６３における交流電力から直流電力への変換時の電力損失率、および、直流電力から交流電力への変換時の電力損失率の情報を、例えばパワーコンディショニングシステム６３の仕様情報から予め取得しておくようにしてもよい。そして、回復分算出部１０２が、交流電力から直流電力への変換時の電力損失率、および、直流電力から交流電力への変換時の電力損失を反映させた充放電量を算出するようにしてもよい。
　回復分算出部１０２は、回復分算出手段の例に該当する。

　上位制御装置２２について上述したように、回復分算出部１０２が、過去の所定時間における提供量情報に基づいて、未来の所定時間における調整力回復用出力を算出するようにしてもよい。

　上位制御装置２２について上述したように、回復分算出部１０２が算出する、蓄電池６５の蓄電量の変化を補うための出力値は、第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、第一期間における蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量、と捉えることができる。
　回復分算出部１０２は、打ち消し量算出手段の例に該当する。

　充放電量決定部１０３は、調整力回復用出力に基づいて、パワーコンディショニングシステム６３の交流側における電力の基準値を決定する。例えば、充放電量決定部１０３が、回復用充放電量と、エネルギーマネージメントサービス向けの充放電量とを合計した基準値を算出するようにしてもよい。
　あるいは、充放電量決定部１０３が、打ち消し量に基づいて、第二期間における蓄電池６５の充放電電力の基準値を算出する、と捉えることができる。

　また、充放電量決定部１０３は、基準値に基づいて充放電量を計算する。例えば、充放電量決定部１０３は、基準値と、個々の需要家に割り当てられた調整力の要求量とを合計して、蓄電池６５の充放電量を算出する。そして、充放電量決定部１０３算出した充放電量で蓄電池６５の充放電を制御するように、下位制御装置６２に指示する。
　なお、上位制御装置２２が、エネルギーマネージメントサービス用の出力を、下位制御装置６２から、将来の計画値として取得するようにしてもよい。

　出力部１０４は、決定された基準値に基づいて蓄電池６５の充放電を制御する用指示を下位制御装置６２に出力する。
　あるいは、出力部１０４が、第二期間における基準値に基づく充放電量で、第二期間における蓄電池６５の充放電を制御するよう指示を下位制御装置６２に出力する、と捉えることも出来る。

　ただし、上位制御装置２２以外の装置が、図２の各部の機能を有するようにしてもよい。例えば、下位側ゲートウェイ装置６１、または、下位制御装置６２の何れかが図２の各部の機能を有するようにしてもよい。あるいは、下位側ゲートウェイ装置６１と、下位制御装置６２との組み合わせが、図２の各部の機能を有するようにしてもよい。

　以上のように、回復分算出部１０２は、第一期間における蓄電池６５の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、第一期間における蓄電池６５の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量を算出する。
　第一期間は、例えば１つの商品ブロック、または、１つのコマ時間など、所定の時間とすることができる。

　上位制御装置２２によれば、蓄電池６５に充放電を行わせる打ち消し量を把握することができる。この打ち消し量の充放電を蓄電池６５に行わせることで、蓄電池６５の蓄電量を蓄電量の予定量に追従させることができる。これにより、上位制御装置２２では、蓄電池６５の蓄電量が上下限値に達しないように、蓄電池６５の運用を行うことができる。上位制御装置２２によれば、この点で、蓄電池６５の運用を比較的長時間継続することができる。

　特に、上位制御装置２２によれば、蓄電池６５の蓄電量の変化量（実績値）と、蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための打ち消し量を算出する点で、この打ち消し量に基づいて蓄電池６５に過不足なく充放電を行わせ、比較的高精度に、蓄電量を蓄電量の予定量に追従させることができる。上位制御装置２２によれば、この点で特に、蓄電池６５の運用を比較的長時間継続することができる。

　また、上位制御装置２２では、回復分算出部１０２が算出する打ち消し量を、例えば、調整力供出に対する対価計算で用いるべき“調整力回復用出力の積算値”など、打ち消し量の情報をサービス提供の対価計算に用いるといった運用が可能である。

　また、充放電量決定部１０３は、回復分算出部１０２が算出した打ち消し量に基づいて、第二期間における蓄電池６５の充放電電力の基準値を算出する。出力部１０４は、第二期間における基準値に基づく充放電量で、第二期間における蓄電池６５の充放電を制御するよう指示を出力する。

　なお、本来、指示すべき内容としては、基準値分の指示だけでなく、調整力提供サービス用の出力についても、中央給電指令システムからの制御信号に応じて指示される。
　具体的には、充放電量決定部１０３は、打ち消し量と、第二期間におけるエネルギーマネージメントのための充放電電力量との合計分の電力量を第二期間において充放電するための充放電電力の基準値であるエネルギーマネージメント総出力を、第二期間の開始前に算出しておく。

　第二期間が到来すると、充放電量決定部１０３は、エネルギーマネージメント総出力と、中央給電指令システム１１からの調整力の要求量を各需要家（各需要家設置システム５０）に割り当てた需要家毎の調整力の要求量とを合計して、充放電電力を算出する。出力部１０４は、充放電量決定部１０３が算出した充放電電力にて蓄電池６５に充放電を行わせる充放電制御指示を、下位制御装置６２に出力（送信）する。

　上位制御装置２２によれば、蓄電池６５に打ち消し量の充放電を行わせることで、蓄電池６５の蓄電量を蓄電量の予定量に追従させることができる。これにより、上位制御装置２２では、蓄電池６５の蓄電量が上下限値に達しないように、蓄電池６５の運用を行うことができる。上位制御装置２２によれば、この点で、蓄電池６５の運用を比較的長時間継続することができる。

　特に、上位制御装置２２によれば、蓄電池６５の蓄電量の変化量（実績値）と、蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための打ち消し量を算出し、算出した打ち消し量の充放電を蓄電池６５に行わせる点で、蓄電池６５に過不足なく充放電を行わせ、比較的高精度に、蓄電量を蓄電量の予定量に追従させることができる。上位制御装置２２によれば、この点で特に、蓄電池６５の運用を比較的長時間継続することができる。

　例えば、上位制御装置２２が調整力提供サービスに用いられる場合、調整力の提供による蓄電池６５の蓄電量の変化を回復させる点で、調整力の提供を比較的長時間行うことができる。特に、上位制御装置２２によれば、調整力の提供による蓄電池６５の蓄電量の変化分だけ蓄電池６５の充放電を行わせる点で、蓄電池６５に過不足なく充放電を行わせることができ、蓄電池６５の蓄電量の変化分をより厳密に回復させることができる。上位制御装置２２によれば、この点で特に、調整力の提供を比較的長時間行うことができる。

　なお、上位制御装置２２が、蓄電池６５の蓄電量の変化量の実績値を、測定値に基づいて算出するようにしてもよい。例えば、上位制御装置２２が、蓄電池６５の蓄電量の変化量の実績値を、パワーコンディショニングシステム６３の交流側における充放電電力の測定値に基づいて算出するようにしてもよい。

　あるいは、上位制御装置２２が、蓄電池６５の蓄電量の変化量の実績値を、指令値または計画値、あるいはこれらの組み合わせに基づいて算出するようにしてもよい。例えば、上位制御装置２２が、蓄電池６５の蓄電量の変化量の実績値を、調整力の要求量、および、エネルギーマネージメント向けの出力の計画値に基づいて算出するようにしてもよい。

　また、第一期間は過去の期間であり、第二期間は未来の期間である。
　これにより、回復分算出部１０２は、過去の所定時間における蓄電池６５の蓄電量の変化量（実績値）と、蓄電量の変化の基準量との差を把握し、把握した差の分だけ正確に、蓄電池６５に充放電を行わせることができる。上位制御装置２２によれば、この点で、比較的高精度に、蓄電池６５の蓄電量を蓄電量の予定量に追従させることができ、特に、蓄電池６５の運用を比較的長時間継続することができる。

　また、回復分算出部１０２は、パワーコンディショニングシステム６３の交流側における打ち消し量を算出する。充放電量決定部１０３は、パワーコンディショニングシステム６３の交流側における充放電電力の基準値を算出する。
　上位制御装置２２によれば、蓄電池６５に対する蓄電量に対応するパワーコンディショニングシステム６３の交流側の電力を算出する点で、蓄電池６５に打ち消し量の充放電を行わせるための出力と、蓄電池６５の利用目的に応じた出力とを、何れもパワーコンディショニングシステム６３の交流側の電力にて扱うことができ、これらを同時に行うための計算を比較的容易に行える。

　例えば、上位制御装置２２が調整力提供サービスに用いられる場合、蓄電池６５の蓄電量を回復させるための出力と、調整力提供サービスのための出力と、エネルギーマネージメントサービスのための出力とを、何れもパワーコンディショニングシステム６３の交流側の電力にて扱うことができ、これらを同時に行うための計算を比較的容易に行える。

　なお、蓄電池６５の蓄電容量を、エネルギーマネージメントサービス用と調整力回復用とに分けて把握するようにしてもよい。これにより、調整力を継続的に出すために必要な充電電力を蓄えるとき要する電気代を、市場に請求することができる。

　大型蓄電システム７０も、調整量回復の充放電を行う対象とすることができる。この場合、下位制御装置７１が、下位制御装置６２と同様に動作し、パワーコンディショニングシステム７３が、パワーコンディショニングシステム６３と同様に動作するようにしてもよい。

　同時マルチユースに関して、大型蓄電システム７０についてはエネルギーマネージメントサービス用の出力を０とすることも可能である。あるいは、大型蓄電システム７０が、調整力提供サービス以外に、電力系統向けサービスをエネルギーマネージメントサービスとして実施することで、調整力提供サービスと、この電力系統向けサービスとの同時マルチユースを実行するようにしてもよい。

＜第二実施形態＞
　第二実施形態から第六実施形態では、第一実施形態のさらに具体的な例について説明する。第二実施形態から第六実施形態でも、電力システム、およびその各部の構成は、第一実施形態で説明したのと同様である。第二実施形態から第六実施形態でも、図１および図２に示す構成を用いて説明する。

　第二実施形態では、電力系統３０の安定化のための調整力として、放電側の調整力のみが認められる場合の例について説明する。具体的には、上位制御装置２２が予め設定して申告するベースラインを基準として、パワーコンディショニングシステム６３が、調整力提供サービスの約定期間中ずっと、ベースラインまたはそれ以上に大きい電力を交流側に出力し続けることが要求される場合を例に説明する。

　図４は、調整力向け出力指令値が常に正の場合の、パワーコンディショニングシステム６３の出力電力の例を示す図である。
　図４のグラフの横軸は、時刻を示す。縦軸は、電力（例えばワット（Ｗ））を示す。

　時刻Ｔ２１からＴ２２まで、Ｔ２２からＴ２３まで、および、Ｔ２３からＴ２４までの３つの時間区間は、それぞれ、需要家設置システム５０が調整力を提供する商品ブロックに該当する。一方、時刻Ｔ２４からＴ２５までの時間区間は、需要家設置システム５０が調整力を提供しない商品ブロックに該当する。

　線Ｌ１１１は、パワーコンディショニングシステム６３の交流側における出力電力を表す。パワーコンディショニングシステム６３の交流側における出力電力が０より大きい場合は、蓄電池６５からの放電電力に該当する。パワーコンディショニングシステム６３の交流側における出力電力が０より小さい場合は、蓄電池６５への充電電力に該当する。
　パワーコンディショニングシステム６３の交流側における出力電力が０よりも大きい領域を放電領域とも称する。パワーコンディショニングシステム６３の交流側における出力電力が０よりも小さい領域を充電領域とも称する。

　線Ｌ１２１は、調整力回復用出力と、エネルギーマネージメントサービス向けの出力との合計による電力を示す。調整力回復用出力をエネルギーマネージメントサービスの１つとして扱い、線Ｌ１２１で示される、調整力回復用出力と、エネルギーマネージメントサービス向けの出力との合計の出力を、エネルギーマネージメント総出力と称する。

　線Ｌ１２１で示される電力は、調整力向け出力が０の場合の、パワーコンディショニングシステム６３の交流側における出力電力に相当する。例えば、需要家設置システム５０が調整力を提供しない時刻Ｔ２４からＴ２５までの時間区間では、線Ｌ１１１と線Ｌ１２１とが重なっている。

　したがって、線Ｌ１１１と線Ｌ１２１との間の領域の面積が、調整力向けの放電電力量を表す。すなわち、調整力向け出力が０の場合と比較すると、線Ｌ１１１と線Ｌ１２１との間の領域の面積の分に、パワーコンディショニングシステム６３での電力損失を考慮した電力量だけ、蓄電池６５の蓄電量が減少している。

　図４の例では、充放電量決定部１０３は、調整力向けの放電が行われた商品ブロックの２つ後の商品ブロックで、調整力回復用出力を加味したエネルギーマネージメント総出力を設定している。例えば、充放電量決定部１０３は、時刻Ｔ２２からＴ２３までの商品ブロックでの調整力向け出力に対する調整力回復用出力を、時刻Ｔ２４からＴ２５までの商品ブロックにおけるエネルギーマネージメント総出力に反映させている。

　このように、充放電量決定部１０３が、調整力回復用出力を含むエネルギーマネージメント総出力を設定することで、蓄電池６５の蓄電量の減少を回復させることができる。これにより、需要家設置システム５０は、調整力の提供を比較的長時間行うことができる。
　なお、調整力の提供と同時にエネルギーマネージメントを行う場合は、エネルギーマネージメント分の蓄電電力量の変化が生じる。

　なお、充放電量決定部１０３が、過去の商品ブロックにおける調整力向け出力に応じた調整力回復用出力を未来の商品ブロックに反映させるため、時刻Ｔ２４からＴ２５までの商品ブロックのように、需要家設置システム５０が調整力を提供しない商品ブロックでも、調整力回復用出力がエネルギーマネージメント総出力に反映される。

　調整力提供サービスの約定期間中ずっと、ベースラインまたはそれ以上に大きい電力を交流側に出力し続けることが要求される点については、充放電量決定部１０３が、エネルギーマネージメント総出力をベースラインに設定することで対応可能である。調整力向け出力として正の値の出力が要求されるので、エネルギーマネージメント総出力と調整力向け出力とを合計したパワーコンディショニングシステム６３の交流側の出力は、図４の例のようにベースラインまたはそれよりも大きい電力を示す。

　図５は、調整力向け出力指令値が常に正の場合の、調整力向け出力による蓄電池６５の充放電の変化の例を示す図である。
　図５のグラフの横軸は、時刻を示す。縦軸は、電力を示す。時刻Ｔ３１からＴ３２までの時間は、例えば１つの商品ブロックなど、回復分算出部１０２が調整力回復用出力を計算する単位時間に該当するものとする。

　線Ｌ２１１は、パワーコンディショニングシステム６３の交流側の出力電力を示す。線Ｌ２２１は、エネルギーマネージメント総出力を示す。図５の例では、エネルギーマネージメント総出力は－Ｘに設定されている。
　また、線Ｌ２１１とグラフの横軸とで囲まれた領域を領域Ａ１１とし、領域Ａ１１の面積で示される電力量をＡとする。

　時刻Ｔ３１を示す線と、時刻Ｔ３２を示す線と、グラフの横軸と、線Ｌ２２１とで囲まれた矩形領域の面積で示される電力量をｘとする。この矩形領域のうち、線Ｌ２１１よりも左側の領域を領域Ａ１２とする。また、この矩形領域のうち線Ｌ２１１よりも下の領域を領域Ａ１３とする。この矩形領域のうち、線Ｌ２１１よりも右側の領域を領域Ａ１４とする。領域Ａ１２の面積と領域Ａ１４の面積との合計で示される電力量をＢとする。領域Ａ１３の面積で示される電力量はｘ－Ｂとなる。

　電力量Ａは、調整力向け出力指令による蓄電池６５の放電電力をパワーコンディショニングシステム６３が変換した電力量を示す。電力量Ａは、交流端側計測器５２で測定することができる。このとき、直流交流変換によって電力損失が生じている。蓄電池６５の放電電力（直流）をパワーコンディショニングシステム６３が交流に変換する際の電力損失を放電損失と称する。放電損失によって蓄電池６５の電力が失われる割合を放電損失率と称し、αで表す。放電損失率は、パワーコンディショニングシステム６３の放電効率を１から減算した値に該当する。

　パワーコンディショニングシステム６３の交流側での電力量がＡの場合の、蓄電池６５の放電電力量はＡ＋Ａαで表される。蓄電池６５の蓄電量の変化は、－（Ａ＋Ａα）と表される。符号「－」は、蓄電池が放電して蓄電量が減少したことを示す。

　電力量ｘは、仮に調整力向け出力指令値を０とした場合の、パワーコンディショニングシステム６３の交流側での蓄電池６５への充電電力量を示す。
　電力量Ｂは、パワーコンディショニングシステム６３の交流側での蓄電池６５への実際の充電電力量を示す。電力量Ｂは、交流端側計測器５２で測定することができる。この場合の充電電力（交流）をパワーコンディショニングシステム６３が直流に変換する際に電力損失が生じる。蓄電池６５への交流の充電電力をパワーコンディショニングシステム６３が直流の充電電力へ変換する際の電力損失を充電損失と称する。充電損失によって電力が失われる割合を充電損失率と称し、βで表す。充電損失率は、パワーコンディショニングシステム６３の充電効率を１から減算した値に該当する。
　パワーコンディショニングシステム６３の交流側での電力量がＢの場合、蓄電池６５への充電電力量はＢ－Ｂβで表される。蓄電池６５の蓄電量の変化は、（Ｂ－Ｂβ）と表される。

　線Ｌ２１１で示される放電指令の下での蓄電電力量の変化量は、蓄電電力量の増加分（Ｂ－Ｂβ）と蓄電電力量の減少分－（Ａ＋Ａα）とを合計して（Ｂ－Ｂβ）－（Ａ＋Ａα）と表される。
　また、仮に調整力向け出力指令値がずっと０であった場合の蓄電池６５の蓄電量の変化を考えると、（ｘ－ｘβ）と表される。

　調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の変化分を埋め合わせる（キャンセルする）ために補填すべき蓄電量の、パワーコンディショニングシステム６３の直流側での値をＣとすると、Ｃは、式（１）のように示される。

　式（１）の「（ｘ＋Ａ－Ｂ）」は、調整力向けの放電電力量指令値の積算値を表す。
　「Ａα」は、図５の放電領域に示される放電の際の、パワーコンディショニングシステム６３での放電損失分を表す。
　「（ｘ－Ｂ）β」は、図５の充電領域に示される、予定された充電電力が放電指令と相殺されてパワーコンディショニングシステム６３に入力されなかったことで、発生を免れた充電損失分を表す。

　蓄電池６５に蓄電量Ｃを補填するためにパワーコンディショニングシステム６３の交流側で必要な電力量は、Ｃ／（１－β）と表される。Ｃ／（１－β）を時間で除算することで、パワーコンディショニングシステム６３の交流側に供給すべき電力が求まる。時間Ｔで蓄電池６５に蓄電量Ｃを補填する場合、パワーコンディショニングシステム６３の交流側に供給すべき電力は、Ｃ／（（１－β）Ｔ）と算出される。

　パワーコンディショニングシステム６３の交流側で入出力される電力量であるＡおよびＢは、何れも測定可能である。また、ｘは、エネルギーマネージメント総出力の電力－Ｘの時間積算値として、－Ｘ（Ｔ３２－Ｔ３１）で算出することができる。したがって、Ｃの値およびＣ／（１－β）の値は、ＡおよびＢの測定値と、設定値である－Ｘと、パワーコンディショニングシステム６３の仕様または特性データとして予め求まる放電損失率αおよび充電損失率βとに基づいて計算可能である。

　なお、式（１）の「ｘ＋Ａ－Ｂ」の値は、ＡおよびＢの測定値と、－Ｘの設定値とに基づいて算出できる他、調整力向けの放電電力量指令値の積算値として算出することもできる。調整力向けの電力がベースラインを基準に算出される観点からは、ＡおよびＢの測定値と、ベースライン電力とされる－Ｘの設定値とに基づいて「ｘ＋Ａ－Ｂ」の値を算出することが好ましいと考えられる。

　例えば、Ａ＝３キロワット時（ｋＷｈ）、Ｂ＝４キロワット時であり、エネルギーマネージメント総出力（ベースライン電力の積算値）が、ｘ＝５キロワット時であったとする。また、調整力向けの放電電力量指令値の積算値が、ｘ＋Ａ－Ｂ＝４．１キロワット時であったとする。

　エネルギーマネージメント向けの充電電力量指令値の積算値ｘに基づいてｘ＋Ａ－Ｂの値を算出すると、ｘ＋Ａ－Ｂ＝５＋３－４＝４キロワット時となり、調整力向けの放電電力量指令値の積算値ｘ＋Ａ－Ｂ＝４．１キロワット時とは異なる。
　この場合、調整力向けの放電電力量指令値の積算値は４．１キロワット時であったが、実際値は４キロワット時となったと解釈することが考えられる。

　一方、計測できるパラメータが限られている場合など、ｘの値等を把握することが困難な場合は、調整力向けの放電電力量指令値の積算値を「ｘ＋Ａ－Ｂ」の値として用いるようにしてもよい。

　ベースラインに対して放電側の出力のみが調達される場合、調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の変化を埋め合わせるためには、パワーコンディショニングシステム６３の交流での放電指令値の積算値と、パワーコンディショニングシステム６３での電力変換によって生じる損失とを補填する必要がある。式（１）では、放電指令値の積算値は、ｘ＋Ａ－Ｂで表される。また、式（１）では、パワーコンディショニングシステム６３での電力変換によって生じる損失は、Ａα―（ｘ－Ｂ）βで表される。
　パワーコンディショニングシステム６３での電力変換によって生じる損失を、要補償誤差とも称する。

　この場合の蓄電池６５に補填すべき電力量の、パワーコンディショニングシステム６３の交流側での値が、調整力回復用出力に該当する。
　調整力回復用出力の算出が比較的容易になる観点からは、充放電量決定部１０３が、エネルギーマネージメント総出力を、例えば図５の－Ｘなど一定値で設定することが好ましい。

　上記のように、所定期間における調整力向け出力指令の積算値は、その所定期間終了後でないと得られない。

　そこで、回復分算出部１０２は、既に終了している所定期間におけるデータを用いて調整力回復用出力を算出する。ここでは、既に終了している所定期間を、前の所定期間と称する。
　例えば、回復分算出部１０２は、
（１）前の所定期間における、調整力向け出力の時間積算値（式（１）では、（ｘ＋Ａ－Ｂ）に相当）と、
（２）前の所定期間で用いた、調整力回復用出力と、
（３）前の所定期間で用いた、エネルギーマネージメントサービス向け出力と、
を求める。

　次に、回復分算出部１０２は、上記（２）調整力回復用の充電電力＋上記（３）エネルギーマネージメントサービス向け出力を算出する。この値は、前の所定期間におけるエネルギーマネージメント総出力に該当し、式（１）のｘに相当する。
　回復分算出部１０２は、算出した、前の所定期間におけるエネルギーマネージメント総出力を用いて
（４）前の所定期間における要補償誤差（式（１）のＡα－（ｘ－Ｂ）βに相当）
を算出する。
　そして、回復分算出部１０２は、上記（１）調整力向け出力の時間積算値と、上記（４）要補償誤差との和を、次の所定期間における調整力回復用出力として設定する。

　なお、エネルギーマネージメント総出力の絶対値が、調整力向け出力の確保値の１／２程度の値になっている場合、調整力向け出力指令が、エネルギーマネージメント総出力によるバイアス後の値で正の側と負の側とにおおよそ均等に振れて、要補償誤差Ａα－（ｘ－Ｂ）βの値の大きさが比較的小さい（０に近い）ことが考えられる。この場合、次の所定期間における調整力向け出力について、要補償誤差分の値の算出および設定を省略するようにしてもよい。
　例えば、過去の実績値を参照して、エネルギーマネージメント総出力の絶対値と、調整力向け出力の確保値の１／２との差の大きさが所定の閾値以内となるような電力系統では、要補償誤差の値の算出および設定を省略する、といった運用が考えられる。

　上記の処理を所定期間毎に行うと、前の所定期間にて調整力で用いた放電電力量を回復させるために必要な電力量を、次の所定期間におけるエネルギーマネージメント総出力の設定で補うことになる。これによって、調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の変化の影響を打ち消すことができ、継続的な調整力の提供が可能になる。

　図６は、調整力回復用出力の設定時間幅の第１の例を示す図である。図６のグラフの横軸は、時刻を表す。縦軸は、電力を表す。
　図６の放電領域には、１商品ブロック分の調整力向け出力が示されている。調整力向け出力がずっと０であった場合と比較すると、この調整力向け出力に放電損失を加味した分だけ、蓄電池６５の蓄電量が減少している。

　また、充電領域には、放電領域に示す調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の減少分を回復する、調整力回復用出力が示されている。図６では、充放電量決定部１０３が、調整力回復用出力を、コマ時間の時間幅である３０分毎に設定する場合の例を示している。充放電量決定部１０３は、例えば、エネルギーマネージメント総出力の一部として、調整力回復用出力を設定する。

　図７は、調整力回復用出力の設定時間幅の第２の例を示す図である。図７のグラフの横軸は、時刻を表す。縦軸は、電力を表す。
　図７の放電領域には、図６の場合と同じ調整力向け出力が示されている。
　また、充電領域には、放電領域に示す調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の減少分を回復する、調整力回復用出力が示されている。図７では、充放電量決定部１０３が、調整力回復用出力を、１時間毎に設定する場合の例を示している。充放電量決定部１０３は、例えば、エネルギーマネージメント総出力の一部として、調整力回復用出力を設定する。

　図８は、調整力回復用出力の設定時間幅の第３の例を示す図である。図８のグラフの横軸は、時刻を表す。縦軸は、電力を表す。
　図８の放電領域には、図６の場合と同じ調整力向け出力が示されている。
　また、充電領域には、放電領域に示す調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の減少分を回復する、調整力回復用出力が示されている。図８では、充放電量決定部１０３が、調整力回復用出力を、商品ブロックの時間幅である３時間毎に設定する場合の例を示している。充放電量決定部１０３は、例えば、エネルギーマネージメント総出力の一部として、調整力回復用出力を設定する。

　このように、エネルギーマネージメント総出力または調整力回復用出力の設定時間幅はいろいろな長さにすることができる。
　なお、設定時間幅が長いほうが、ベースラインの値が一定になる点で、電力系統に悪影響を与えない。

　また、エネルギーマネージメント総出力または調整力回復用出力の設定時間幅が、複数の商品ブロックに跨っていてもよい。例えば、調整力回復用出力とエネルギーマネージメント向け出力との合計がパワーコンディショニングシステム６３の定格を超える場合や、ピークカット時間帯等で調整力回復用出力(充電出力)を大きくできない場合など、ある商品ブロックでの調整力向け出力を、１つの商品ブロック内で埋め合わせることが困難な場合、充放電量決定部１０３が、調整力回復用出力を複数の商品ブロックに分けて設定する、また連続する時間帯に設定するのではなく飛び飛びの時間帯で設定する等してもよい。

　また、充放電量決定部１０３が、電気料金が安い時間帯にエネルギーマネージメント総出力または調整力回復用出力を設定するようにしてもよい。
　一方、調整力回復用出力が、蓄電池６５の蓄電量の変化を埋め合わせて調整力の提供を継続可能にするものである点からは、充放電量決定部１０３が、なるべく早い時間（調整力向け出力を行った時間に近い時間）で、エネルギーマネージメント総出力または調整力回復用出力を設定することが好ましい。

　以上のように、回復分算出部１０２は、蓄電池６５の充放電量に対応する、パワーコンディショニングシステム６３の交流側での測定値を用いて、打ち消し量を算出する。
　上位制御装置２２によれば、測定値に基づいて打ち消し量を算出する点で、打ち消し量を高精度に算出することができ、蓄電池６５に過不足なく充放電を行わせることができる。上位制御装置２２によれば、この点で特に、蓄電池６５の運用を比較的長時間継続することができる。

　また、回復分算出部１０２は、蓄電池６５の充放電電力をパワーコンディショニングシステム６３で変換（交流直流変換、または、直流交流変換）する際の電力損失を反映した打ち消し量を算出する。
　上位制御装置２２によれば、打ち消し量をより高精度に算出できることができ、蓄電池６５に過不足なく充放電を行わせることができる。上位制御装置２２によれば、この点で特に、蓄電池６５の運用を比較的長時間継続することができる。

　また、回復分算出部１０２は、パワーコンディショニングシステム６３における電力損失率を用いて、電力損失を算出する。
　これにより、回復分算出部１０２は、パワーコンディショニングシステム６３の交流側または直流側における電力に損失率を乗算するという簡単な計算で電力損失を算出することができる。

　また、回復分算出部１０２は、第二期間において打ち消し量の充放電を行うための打ち消し用出力を、第二期間の間一定の電力として算出する。
　打ち消し用出力が一定値に設定されることで、充放電量決定部１０３は、比較的容易に蓄電池６５の用途に応じた出力など打ち消し用出力以外の出力を決定することができ、比較的容易に、これらの出力を合計した全体的な出力を算出することができる。

　また、回復分算出部１０２は、調整力の提供による蓄電量の変化を回復させるための打ち消し量を算出する。
　上位制御装置２２によれば、調整力の提供による蓄電池６５の蓄電量の変化を回復させる点で、調整力の提供を比較的長時間行うことができる。特に、上位制御装置２２によれば、調整力の提供による蓄電池６５の蓄電量の変化分だけ蓄電池６５の充放電を行わせる点で、蓄電池６５に過不足なく充放電を行わせることができ、蓄電池６５の蓄電量の変化分をより厳密に回復させることができる。上位制御装置２２によれば、この点で特に、調整力の提供を比較的長時間行うことができる。

　また、回復分算出部１０２は、第二期間における基準値として、打ち消し量と、第二期間におけるエネルギーマネージメントサービス向け出力との合計の充放電を第二期間において行うための充放電量であるエネルギーマネージメント総出力を、第二期間の間一定の電力として算出する。
　上位制御装置２２によれば、パワーコンディショニングシステム６３の交流側のベースとなる電力値が一定である点で、電力系統３０に悪影響を与える可能性が小さいと期待される。

　また、出力部１０４は、エネルギーマネージメント総出力を、調整力提供サービスにおける基準とされるベースラインとして出力する。
　上位制御装置２２によれば、ベースライン（需要家毎のベースライン）が所定時間の間一定となり、この点で、調整力向け出力要求への対応（＝下位制御装置への制御指令など）を比較的容易に行うことができる。
　また、上位制御装置２２によれば、パワーコンディショニングシステム６３が、調整力提供サービスの約定期間中ずっと、ベースラインまたはそれ以上に大きい電力を交流側に出力し続けることが要求される場合に、調整力向けの出力をおこなったときの電力が、ベースラインまたはそれ以上に大きいという条件を満たす。

　また、充放電量決定部１０３は、第二期間において、調整力回復用出力と、調整力の提供における出力、または、エネルギーマネージメントサービス向け出力の少なくとも何れかとを反映した充放電量として、パワーコンディショニングシステム６３の交流側における充放電量を算出する。出力部１０４は、充放電量決定部１０３が算出した充放電量で蓄電池６５の充放電を制御するよう、下位制御装置６２に指示を出力する。

　上位制御装置２２によれば、蓄電池６５の蓄電量の回復と、調整力提供サービスまたはエネルギーマネージメントサービスの何れか一方または両方とを同時に行うことができる。上位制御装置２２によれば、例えば、蓄電池６５の蓄電量の回復と、同時マルチユースとを同時に実行することができる。

　また、上位制御装置２２では上記のように、蓄電池６５の蓄電量の回復のための出力、調整力提供サービスのための出力、および、エネルギーマネージメントサービスのための出力の何れもパワーコンディショニングシステム６３の交流側の電力で計算することができ、蓄電池６５の蓄電量の回復と、調整力提供サービスまたはエネルギーマネージメントサービスの何れか一方または両方とを同時に行うための出力を比較的容易に計算することができる。

＜第三実施形態＞
　第三実施形態では、電力系統３０の安定化のための調整力の提供において、パワーコンディショニングシステム６３の交流側の電力がベースラインよりも小さくなることが許容されている場合の例について説明する。

　第三実施形態では、パワーコンディショニングシステム６３の交流側の電力がベースラインよりも小さくなることがある点、および、この場合の調整力回復用出力の計算方法が第二実施形態の場合と異なる。それ以外の点では、第三実施形態は第二実施形態の場合と同様である。

　図９は、調整力向け出力指令値が負になる場合があり、かつ、ベースラインの値が負である場合の、調整力向け出力による蓄電池６５の充放電の変化の例を示す図である。
　図９のグラフの横軸は、時刻を示す。縦軸は、電力を示す。時刻Ｔ４１からＴ４３までの時間は、例えば１つの商品ブロックまたは３０分のコマ時間など、回復分算出部１０２が調整力回復用出力を計算する単位時間に該当するものとする。

　線Ｌ３１１は、パワーコンディショニングシステム６３の交流側の出力電力を示す。線Ｌ３２１は、エネルギーマネージメント総出力を示す。図９の例では、エネルギーマネージメント総出力は－Ｘに設定されている。線Ｌ３１１で示されるパワーコンディショニングシステム６３の交流側の出力電力は、時刻Ｔ４２に正から負に変わっている。

　時刻Ｔ４１からＴ４２までの部分の形状は、図５の場合と同様であり、図５の場合と同様に領域Ａ１１からＡ１４を設定する。領域Ａ１１の面積で示される電力量をＡとし、領域Ａ１２の面積と領域Ａ１４の面積との合計で示される電力量をＢ１とする。

　時刻Ｔ４１を示す線と、時刻Ｔ４２を示す線と、グラフの横軸と、線Ｌ３２１とで囲まれた矩形領域の面積で示される電力量についてはｘ１とする。領域Ａ１３の面積で示される電力量はｘ１－Ｂ１となる。

　時刻Ｔ４２を示す線と、時刻Ｔ４３を示す線と、グラフの横軸と、線Ｌ３２１とで囲まれた矩形領域を領域Ａ２５とし、領域Ａ２５の面積で示される電力量をｘ２とする。
　また、時刻Ｔ４２からＴ４３までの間において、線Ｌ３１１と線Ｌ３２１とで囲まれた領域を領域Ａ２６とし、領域Ａ２５の面積と領域Ａ２６の面積との合計で示される電力量をＢ２とする。領域Ａ２６の面積で示される電力量はＢ２－ｘ２となる。

　電力量Ａは、調整力向け出力指令による蓄電池６５の直流の放電電力をパワーコンディショニングシステム６３が交流に変換した電力量を示す。電力量Ａは、交流端側計測器５２で測定可能することができる。変換によって放電損失が生じている。
　パワーコンディショニングシステム６３の交流側での電力量がＡの場合の、蓄電池６５の放電電力量はＡ＋Ａαで表される。蓄電池６５の蓄電量の変化は、－（Ａ＋Ａα）と表される。符号「－」は、蓄電池が放電して蓄電量が減少したことを示す。

　電力量ｘ１は、仮に時刻Ｔ４１からＴ４２までの調整力向け出力指令値を０とした場合の、蓄電池６５への充電電力量を示す。
　電力量Ｂ１は、パワーコンディショニングシステム６３の交流側での蓄電池６５への実際の充電電力量を示す。電力量Ｂ１は、交流端側計測器５２で測定可能することができる。この場合の交流の充電電力をパワーコンディショニングシステム６３が直流に変換する際に充電損失が生じる。

　パワーコンディショニングシステム６３の交流側での電力量がＢ１の場合、蓄電池６５への充電電力量はＢ１－Ｂ１βで表される。蓄電池６５の蓄電量の変化は、（Ｂ１－Ｂ１β）と表される。
　また、時刻Ｔ４１からＴ４２までの間について、仮に調整力向け出力指令値がずっと０であった場合の蓄電池６５の蓄電量の変化を考えると、（ｘ１－ｘ１β）と表される。

　時刻Ｔ４２からＴ４３までの間について、蓄電池６５の蓄電量の変化は、（Ｂ２－Ｂ２β）と表される。
　また、時刻Ｔ４２からＴ４３までの間について、仮に調整力向け出力指令値がずっと０であった場合の蓄電池６５の蓄電量の変化を考えると、（ｘ２－ｘ２β）と表される。

　調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の変化分を埋め合わせる（キャンセルする）ために補填すべき蓄電量の、パワーコンディショニングシステム６３の直流側での値をＤとすると、Ｄは、式（２）のように示される。

　式（２）では、ｘ＝ｘ１＋ｘ２である。式（２）の２行目に着目すると、
　式（２）の「（ｘ１＋Ａ－Ｂ１）」は、調整力向けの放電電力量指令値の積算値を表す。
　「（Ｂ２－ｘ２）」は、調整力向けの充電電力量指令値の積算値を表す。
　「Ａα」は、図９の放電領域に示される放電の際の、パワーコンディショニングシステム６３での放電損失分を表す。
　「（ｘ１－Ｂ１）β」は、図９の充電領域に示される、予定された充電電力が放電指令と相殺されてパワーコンディショニングシステム６３に入力されなかったことで、発生を免れた充電損失分を表す。
　「（Ｂ２－ｘ２）β」は、図９の充電領域に示される充電の際の、パワーコンディショニングシステム６３での充電損失分を表す。

　蓄電池６５に蓄電量Ｂ２を補填するためにパワーコンディショニングシステム６３の交流側で必要な電力量は、蓄電池６５に充電する場合はＤ／（１－β）と表され、蓄電池６５に放電させる場合はＤ／（１－α）と表される。

　図１０は、調整力向け出力指令値が負になる場合があり、かつ、ベースラインの値が正である場合の、調整力向け出力による蓄電池６５の充放電の変化の例を示す図である。
　図１０のグラフの横軸は、時刻を示す。縦軸は、電力を示す。時刻Ｔ５１からＴ５３までの時間は、例えば１つの商品ブロックまたは３０分のコマ時間など、回復分算出部１０２が調整力回復用出力を計算する単位時間に該当するものとする。

　線Ｌ４１１は、パワーコンディショニングシステム６３の交流側の出力電力を示す。線Ｌ４２１は、エネルギーマネージメント総出力を示す。図１０の例では、エネルギーマネージメント総出力はＸに設定されている。線Ｌ４１１で示されるパワーコンディショニングシステム６３の交流側の出力電力は、時刻Ｔ５２に正から負に変わっている。

　線Ｌ４１１と線Ｌ４２１とで囲まれた領域を領域Ａ３１とする。
　時刻Ｔ５１を示す線と、時刻Ｔ５２を示す線と、線Ｌ４２１と、グラフの横軸とで囲まれた矩形領域を領域Ａ３２とし、領域Ａ３２の面積で示される電力量をｘ１とする。
　領域Ａ３１の面積と領域Ａ３２の面積との合計で示される電力量をＡとする。領域Ａ３１の面積で表される電力量はＡ－ｘ１となる。

　時刻Ｔ５２を示す線と、時刻Ｔ５３を示す線と、線Ｌ４２１と、グラフの横軸とで囲まれた矩形領域の面積をｘ２とする。
この矩形領域のうち、線Ｌ４１１よりも左側の領域を領域Ａ３３とする。また、この矩形領域のうち線Ｌ４１１よりも上の領域を領域Ａ３４とする。この矩形領域のうち、線Ｌ４１１よりも右側の領域を領域Ａ３５とする。領域Ａ３３の面積と領域Ａ３５の面積との合計で示される電力量をＢ１とする。領域Ａ３４の面積で示される電力量はｘ２－Ｂ１となる。
　グラフの横軸と線Ｌ４２１とで囲まれる領域をＡ３６とし、領域Ａ３６の面積で表される電力量をＢ２とする。

　電力量Ａは、時刻Ｔ５１からＴ５２までの調整力向け出力指令とエネルギーマネージメント総出力による蓄電池６５の放電電力をパワーコンディショニングシステム６３が変換した電力量を示す。電力量Ａは、交流端側計測器５２で測定可能することができる。変換によって放電損失が生じている。

　電力量ｘ１は、仮に時刻Ｔ５１からＴ５２までの調整力向け出力指令値を０とした場合の、蓄電池６５の直流の放電電力量をパワーコンディショニングシステム６３が交流に変換した電力量を示す。
　パワーコンディショニングシステム６３の交流側での電力量がｘ１の場合の、蓄電池６５の放電電力量はｘ１＋ｘ１αで表される。蓄電池６５の蓄電量の変化は、－（ｘ１＋ｘ１α）と表される。符号「－」は、蓄電池６５が放電して蓄電量が減少したことを示す。

　電力量Ｂ１は、時刻Ｔ５２からＴ５３までの間に、パワーコンディショニングシステム６３の交流側での蓄電池６５からの実際の放電電力量を示す。電力量Ｂ１は、交流端側計測器５２で測定可能することができる。変換によって放電損失が生じている。

　パワーコンディショニングシステム６３の交流側での電力量がＢ１の場合の、蓄電池６５の放電電力量はＢ１＋Ｂ１αで表される。蓄電池６５の蓄電量の変化は、－（Ｂ１＋Ｂ１α）と表される。符号「－」は、蓄電池が放電して蓄電量が減少したことを示す。

　電力量Ｂ２は、パワーコンディショニングシステム６３の交流側での蓄電池６５への実際の充電電力量を示す。電力量Ｂ２は、交流端側計測器５２で測定可能することができる。この場合の充電電力をパワーコンディショニングシステム６３が変換する際に充電損失が生じる。

　パワーコンディショニングシステム６３の交流側での充電電力量がＢ２の場合、蓄電池６５への充電電力量はＢ２－Ｂ２βで表される。蓄電池６５の蓄電量の変化は、（Ｂ２－Ｂ２β）と表される。
　また、時刻Ｔ５２からＴ５３までの間について、仮に調整力向け出力指令値がずっと０であった場合の蓄電池６５の蓄電量の変化を考えると、－（ｘ２＋ｘ２α）と表される。

　調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の変化分を埋め合わせる（キャンセルする）ために補填すべき蓄電量の、パワーコンディショニングシステム６３の直流側での値をＤとすると、Ｄは、式（３）のように示される。

　式（３）では、ｘ＝ｘ１＋ｘ２である。
　式（３）の「（Ａ＋Ｂ１）－Ｂ２－ｘ」は、調整力向けの放電電力量指令値の積算値から、調整力向けの充電電力指令値の積算値を減算した差を表す。
　「（Ｂ２β）」は、図１０の充電領域に示される充電の際の、パワーコンディショニングシステム６３での充電損失分を表す。

　「｛（Ａ＋Ｂ１）―ｘ｝α」は、図１０の放電領域に示される放電の際の、パワーコンディショニングシステム６３での放電損失分から、図１０の放電領域に示される、予定された放電電力が充電指令と相殺されてパワーコンディショニングシステム６３に入力されなかったことで、発生を免れた放電損失分を表す。

　蓄電池６５に蓄電量Ｄを補填するためにパワーコンディショニングシステム６３の交流側で必要な電力量は、蓄電池６５に充電する場合はＤ／（１－β）と表され、蓄電池６５に放電させる場合はＤ／（１－α）と表される。

　図１１は、調整力回復用出力の設定時間幅の第４の例を示す図である。図１１のグラフの横軸は、時刻を表す。縦軸は、電力を表す。
　図１１の放電領域には、１商品ブロック分の調整力向け出力が示されている。調整力向け出力がずっと０であった場合と比較すると、この調整力向け出力に放電損失を加味した分だけ、蓄電池６５の蓄電量が減少している。

　また、充電領域には、放電領域に示す調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の減少分を回復する、調整力回復用出力が示されている。図１１では、充放電量決定部１０３が、調整力回復用出力を、コマ時間の時間幅である３０分毎に設定する場合の例を示している。充放電量決定部１０３は、例えば、エネルギーマネージメント総出力の一部として、調整力回復用出力を設定する。
　図１１に示されるように、調整力向け出力が充電側に出力され得る場合、調整力回復用出力が放電側に出力され得るが、このような運用は、基本的に効率が悪い。

　図１２は、調整力回復用出力の設定時間幅の第５の例を示す図である。図１２のグラフの横軸は、時刻を表す。縦軸は、電力を表す。
　図１２の放電領域には、図１１の場合と同じ調整力向け出力が示されている。
　また、充電領域には、放電領域に示す調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の減少分を回復する、調整力回復用出力が示されている。図１２では、充放電量決定部１０３が、調整力回復用出力を、１時間毎に設定する場合の例を示している。充放電量決定部１０３は、例えば、エネルギーマネージメント総出力の一部として、調整力回復用出力を設定する。このケースでは、調整力回復用出力をより長い時間幅で算出することにより、調整力向け出力の放電量と充電量の相殺分を考慮できるため、調整力回復の効率が良くなる。

　図１３は、調整力回復用出力の設定時間幅の第６の例を示す図である。図１３のグラフの横軸は、時刻を表す。縦軸は、電力を表す。
　図１３の放電領域には、図１１の場合と同じ調整力向け出力が示されている。
　また、充電領域には、放電領域に示す調整力向け出力による蓄電池６５の蓄電量の減少分を回復する、調整力回復用出力が示されている。図１３では、充放電量決定部１０３が、調整力回復用出力を、商品ブロックの時間幅である３時間毎に設定する場合の例を示している。充放電量決定部１０３は、例えば、エネルギーマネージメント総出力の一部として、調整力回復用出力を設定する。

＜第四実施形態＞
　第四実施形態では、調整力回復用出力と併せてエネルギーマネージメントサービスを行う場合の例を説明する。
　まず、調整力提供サービスおよび調整力回復サービスと、エネルギーマネージメントサービスとを同時実施する同時マルチユースにおける、エネルギーマネージメントサービスの影響について説明する。

　図１４は、同時マルチユースにおけるエネルギーマネージメントサービスの影響の例を示す図である。
　図１４の横軸は、時刻を表す。縦軸は、パワーコンディショニングシステム６３の出力、または、蓄電池６５の蓄電量（＝ＳＯＣ；State Of Charge）を表す。

　線Ｌ５１１は、エネルギーマネージメントサービス向けの出力についての、パワーコンディショニングシステム６３の出力の変化を表す。線Ｌ５１２は、調整力回復用出力、エネルギーマネージメントサービス向けの出力、および、調整力向け出力の合計についての、パワーコンディショニングシステム６３の出力の変化を表す。

　また、線Ｌ５２１は、エネルギーマネージメントサービス向けの出力についての、蓄電池６５の蓄電量の変化を表す。線Ｌ５２２は、調整力回復用出力、エネルギーマネージメントサービス向けの出力、および、調整力向け出力の合計についての、蓄電池６５の蓄電量の変化を表す。

　図１４の例で、線Ｌ５１１および線Ｌ５２１で示される、エネルギーマネージメントサービス向けについての、パワーコンディショニングシステム６３の出力、および、蓄電池６５の充電量の何れも変動している。一方、調整力回復用出力、エネルギーマネージメントサービス向けの出力、および、調整力向け出力の合計は、パワーコンディショニングシステム６３の出力、および、蓄電池６５の充電量の何れも、エネルギーマネージメントサービス向けについての変化に追従している。

　このことから、調整力回復用出力と調整力向け出力とが互いに影響を打ち消しあう一方、エネルギーマネージメントサービス向けの出力によって、パワーコンディショニングシステム６３の出力、および、蓄電池６５の充電量が変動していると考えられる。特に、同時マルチユースの際に、エネルギーマネージメントサービスによる蓄電池６５の充電量の変動が、調整力提供サービスの実施に支障をきたさないように運用する必要性が考えられる。

　上記のように、調整力回復用出力と併せてエネルギーマネージメントサービスを行う場合、調整力回復用出力がエネルギーマネージメントサービスの影響を受ける。蓄電池６５の充電量の変化を打ち消すために、エネルギーマネージメントサービス向け出力に対応する必要が生じることが考えられる。対応可能とするために、エネルギーマネージメントサービス向け出力を、所定期間一定出力とすることが考えられる。
　この場合、エネルギーマネージメントサービス向け出力について、基本的にフィードバック制御は行わない。

　また、調整力回復用出力を一定にする期間およびタイミングと、エネルギーマネージメントサービス向け出力を一定にする期間およびタイミングとを同じにしてもよい。これにより、調整力回復用出力とエネルギーマネージメントサービス向け出力との合計が所定期間の間一定になり、この値を調整力提供サービスにおけるベースラインとして用いることができる。

　以下、エネルギーマネージメントサービスとして、ピークシフト、ピークカット、防災対策、太陽光発電の自家消費のそれぞれについて説明する。なお、以下の方法は例であり、これに限定されるものではない。

（ピークシフト（その１））
　ピークシフトでは、制約条件として、蓄電池から負荷を超える電力を放電して商用電力系統側に逆潮流させることは認められないものとする。

放電時間帯（エネルギーマネージメントサービス向け出力≧０）：
　ピークシフトにおける放電時間帯では、エネルギーマネージメントサービス向けの出力は０以上になる。
　この場合、ピークシフトによる放電電力が逆潮流にならないように、ピークシフトによる放電電力の上限値を、調整力回復用の充電電力としてもよい。ピークシフトによる放電電力は、調整力回復用の充電出力に吸収され、ピークシフトによる逆潮流を完全に防止することができる。

充電時間帯（エネルギーマネージメントサービス向け出力＜０）：
　ピークシフトにおける充電時間帯では、エネルギーマネージメントサービス向けの出力は０以下になる。すなわち、充電なのでピークシフトによる逆潮流は生じない。

　調整力による逆潮流も避けたい場合は、調整力向けの放電確保電力（放電確保出力）から、調整力回復用の充電出力を減算した残りの放電分を、エネルギーマネージメントサービスの充電で吸収するように、ピークシフトにおける充電を設定することが考えられる。

（ピークシフト（その２））
放電時間帯（エネルギーマネージメントサービス向け出力≧０）：
　放電時間帯の開始直前で、蓄電池６５のＳＯＣをなるべく１００％に近付けておく。
　放電時間帯内では、所定期間において、調整力用のパワーコンディショニングシステム６３の放電確保電力内での調整力提供を行う。
　このとき、調整力回復用の充電出力を０とし、エネルギーマネージメントサービス用の放電出力も０とし、バイアス＝０（基準値＝０）で調整力提供を行う。

　そして、上記の所定期間内で、需要家の連系点に設置された計測器（スマートメータ）で逆潮流される電力量を計測し、この情報を蓄積する。（この情報を、逆潮流計測量情報と称する。）

　複数の所定期間での調整力の提供によって、蓄電池６５の蓄電量（ＳＯＣ）が減少し、次の所定期間でのＳＯＣ下限到達が予測される状況になったとき、逆潮流計測量情報をもとに、調整力回復用の充電出力を設定する。
　例：逆潮流計測量が６ｋＷｈで、次の所定時間が３時間の時、６／３＝２ｋＷ、の平均電力を、調整力回復用の充電出力とする。
　これ以降は、エネルギーマネージメントサービスの充電時間帯になるまで、エネルギーマネージメントサービス用の放電出力＝０とし、第二実施形態および第三実施形態で説明したような、調整力回復用の充電出力設定を継続する。

（ピークカット）
ピークカット時間帯（放電時間帯）：
　次の所定期間の、調整力回復用の充電出力を０にする。（調整力回復用の充電が、ピークカットのための放電の擾乱となる可能性があるため。）

　需要家施設の電力需要を閾値電力以下にするためのエネルギーマネージメントサービス用放電出力は、蓄電池の放電上限電力から、パワーコンディショニングシステム６３による調整力用の放電確保電力を減算した残りである。
　ピークカットおよび調整力提供の何れも蓄電池６５の放電を行うことから、これらを同時に実施することが可能である。

ピークカット準備時間帯（充電時間帯）：
　次の所定期間の、エネルギーマネージメントサービス用の充電電力を、調整力用の放電確保電力から調整力回復用の充電出力を減算した残りの放電確保電力と同じまたはそれを上回る大きさに設定する。
　この場合、調整力による放電は生じない。
　ＳＯＣ増加速度は調整力出力によるが、確実にＳＯＣを増大させつつ調整力向け出力も可能となる。

（防災対策）
　防災対策では、制約条件として、蓄電池６５のＳＯＣを所定値以上に維持することが求められるものとする。

常時（充電時間帯）：
　次の所定期間の、エネルギーマネージメントサービス用の充電出力を、調整力用の放電確保電力から調整力回復用の充電出力を減算した残りの放電確保電力と同じかそれを上回るように設定する。
　この場合、調整力による放電は生じない。
　ＳＯＣ増加速度は調整力出力によるが、確実にＳＯＣを増大させつつ調整力向け出力も可能となる。

非常時（放電時間帯）：
　非常時は、連系点で電力系統との接続が断の状況と想定されるため、調整力に関連する運用は実施しない。

（太陽光発電の自家消費）
　太陽光発電の自家消費では、制約条件として売電（逆潮流）が認められない場合について考える。太陽光発電の逆潮流を防止するため、順潮流が発生する状況を作る必要がある。

　そこで、次の所定期間の設定を行う際、エネルギーマネージメントサービス用の充電出力を、調整力用の放電確保電力から調整力回復用の充電出力を減算した差以上に大きい値に設定する。
　これにより、蓄電池６５からの放電は生じず、充電量の増減による調整力の提供が行われる。

　この場合、継続的に蓄電池６５の充電量が増加するため、調整力を提供する所定期間が始まる前に、予め、蓄電池６５のＳＯＣを十分小さくしておく。
　なお、太陽光発電量の調整等は行わない前提とすると、所定期間において、ＳＯＣ上限値に至ると想定され、エネルギーマネージメントサービス用の充電をそれ以上行えなくなると、逆潮流なしに調整力の提供はできない。
　調整力を長時間提供したい場合は、例えば、調整力用の放電確保電力を小さめの値にしておくといった運用が考えられる。

（エネルギーマネージメントサービス共通（１）：ＳＯＣが上限に近い場合の制御の例）
　所定時間帯では、調整力用の放電出力（指令）が全く来ない状況も想定される。
この場合、所定時間帯の開始時刻におけるＳＯＣ値（＝開始時刻ＳＯＣ）をスタートとし、
　　　“（調整力回復用充電電力－エネルギーマネージメントサービス用（充放電）出力）×所定時間”
の電力量（＝最低ＳＯＣ変化量）分だけＳＯＣが上昇することになる。

　次の所定時間の開始時刻におけるＳＯＣ値が、（ＳＯＣ上限値－最低ＳＯＣ変化量）を超える場合は、次の所定時間でＳＯＣ＝ＳＯＣ上限値－Δ、となるよう、すなわち、次の所定時間でＳＯＣ上限値に到達しないように、エネルギーマネージメントサービス用の放電出力を増加させ、充電出力の場合は低減させる。更に、調整力回復用充電電力を低下させてもよい。なおΔは、計測できるＳＯＣ値に誤差があることを想定し、誤差分のマージンを取った値である。つまりΔ分のＳＯＣ値誤差があることを想定している。

　図１５は、蓄電池６５のＳＯＣの変化の第１の例を示す図である。
　図１５のグラフの横軸は時刻を示す。縦軸はＳＯＣを示す。
　破線の矢印は、次の所定の時間でＳＯＣが上限に到達する場合の例を示している。このＳＯＣの変化を、実線の矢印のように、次の所定時間帯においてＳＯＣが上限に達しないようにする。

（エネルギーマネージメントサービス共通（２）：ＳＯＣが下限に近い場合の制御の例）
　所定時間帯では、調整力用の放電が全時間帯最大値で発令される状況も想定される。
　この場合、所定時間帯の開始時刻におけるＳＯＣ値（＝開始時刻ＳＯＣ）をスタートとし、
　　　“（調整力用の放電確保電力＋エネルギーマネージメントサービス用（充放電）出力Ｂ－調整力回復用充電電力Ａ）×所定時間”
の電力量（＝最大ＳＯＣ変化量）分だけＳＯＣが下降することになる。

　開始時刻ＳＯＣ値が、（ＳＯＣ下限値＋最大ＳＯＣ変化量）を下回る場合は、次の所定時間でＳＯＣ＝ＳＯＣ下限値＋Δ、となるよう、エネルギーマネージメントサービス用の放電出力Ｂを低下、充電出力の場合Ｂを増加、更に、調整力回復用充電電力Ａを増加させてもよい。なおΔは、計測できるＳＯＣ値に誤差があることを想定し、誤差分のマージンを取った値である。つまりΔ分のＳＯＣ値誤差があることを想定している。

　図１６は、蓄電池６５のＳＯＣの変化の第２の例を示す図である。
　図１６のグラフの横軸は時刻を示す。縦軸はＳＯＣを示す。
　破線の矢印は、次の所定の時間でＳＯＣが下限に到達する場合の例を示している。このＳＯＣの変化を、実線の矢印のように、次の所定時間帯においてＳＯＣが下限に達しないようにする。

＜第五実施形態＞
　第五実施形態では、調整力提供サービスとエネルギーマネージメントサービスとを同時実施する同時マルチユースにおける、商品ブロック毎の設定の例を説明する。調整力提供サービスとして、一次調整力および二次調整力（１）を実施するものとする。

　需給調整市場の一次調整力および二次調整力（１）は、３時間を一つの時間単位とする商品ブロック５６個について、前週の火曜日１４時までに入札し、同日１５時に、翌週分が約定される。
　アグリゲーションコーディネータ事業者は、傘下の需要家リストパターン１（所属する需要家数最大９９９９件、各需要家宅に蓄電システムあり）に対して、１から５６の商品ブロック毎に、図１７に示すようにサービスを約定するものとする。

　図１７は、調整力提供サービスの約定の例を示す図である。図１７では、商品ブロック番号１から５６の各商品ブロックにおける、一次調整力、二次調整力（１）それぞれの約定の状況が示されている。
　図１７に示す約定の状況で、（１）から（７）で示す商品ブロックにおける、調整力回復用の充放電出力の設定方法について検討する。各商品ブロックでは、その直前の商品ブロックにおける情報を用いて運用を決定するものとする。

　（１）から（７）で示す商品ブロックでは、直前の商品ブロックでのサービス実施状況に応じて、以下のサービス実施に対する対応が必要となる。
（１）、（２）、（６）：一次調整力に対する対応
（３）、（４）、（５）：二次調整力（１）に対する対応
（７）：一次調整力、および、二次調整力（１）に対する対応

　ここで、以下の説明で用いる判定フローについて説明する。
　図１８は、一次調整力向けの設定手順の例を示す図である。
　図１８に示す処理で、サービス設定者は、前の商品ブロックで調整力提供サービスを実施したか否かを判定する（ステップＳ１０１）。
　調整力提供サービスを実施していないと判定した場合（ステップＳ１０１：ＮＯ）、サービス設定者は、調整力回復用出力（調整力回復用充放電出力）を０に設定する（ステップＳ１１１）。

　次に、サービス設定者は、エネルギーマネージメントサービス向けの出力を設定する（ステップＳ１３１）。例えば、サービス設定者は、第４実施形態で説明した方法に基づいて設定を行う。
　次に、サービス設定者は、次の商品ブロックにおける設定パラメータを算出する時刻になったか否かを判定する（ステップＳ１３２）。

　次の商品ブロックにおける設定パラメータを算出する時刻になっていないと判定した場合（ステップＳ１３２：ＮＯ）、サービス設定者は、処理がステップＳ１３２に戻る。この場合、サービス設定者は、ステップＳ１３２で、次の商品ブロックにおける設定パラメータの算出時刻の到来を待ち受ける。

　一方、ステップＳ１３２で、次の商品ブロックにおける設定パラメータを算出する時刻になったと判定した場合（ステップＳ１３２：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１０１へ戻る。
　一方、ステップＳ１０１で、調整力提供サービスを実施していたと判定した場合（ステップＳ１０１：ＹＥＳ）、サービス設定者は、例えば第二実施形態および第三実施形態で説明した方法に基づいて、調整力回復用出力（調整力回復用充放電出力）の設定を行う（ステップＳ１２１）。
　ステップＳ１２１の後、処理がステップＳ１３１へ進む。

　図１９は、二次調整力向けの設定手順の例を示す図である。
　図１９に示す処理で、サービス設定者は、前の商品ブロックで調整力提供サービスを実施したか否かを判定する（ステップＳ２０１）。
　調整力提供サービスを実施していないと判定した場合（ステップＳ２０１：ＮＯ）、サービス設定者は、調整力向け放電確保出力に基づいて調整力回復用充電出力を設定する（ステップＳ２１１）。

　具体的には、サービス設定者は、調整力向け放電確保出力の半分を基準値として、基準値の所定倍の値の充放電出力を、次の所定時間帯における調整力回復用充電出力に設定する。あるいは、基準値の所定倍の値に、例えば０．９９等の係数を乗算して、次の所定時間帯における調整力回復用充電出力を算出するようにしてもよい。

　次に、サービス設定者は、エネルギーマネージメントサービス向けの出力を設定する（ステップＳ２３１）。例えば、サービス設定者は、第４実施形態で説明した方法に基づいて設定を行う。
　次に、サービス設定者は、次の商品ブロックにおける設定パラメータを算出する時刻になったか否かを判定する（ステップＳ２３２）。

　次の商品ブロックにおける設定パラメータを算出する時刻になっていないと判定した場合（ステップＳ２３２：ＮＯ）、サービス設定者は、処理がステップＳ２３２に戻る。この場合、サービス設定者は、ステップＳ２３２で、次の商品ブロックにおける設定パラメータの算出時刻の到来を待ち受ける。

　一方、ステップＳ２３２で、次の商品ブロックにおける設定パラメータを算出する時刻になったと判定した場合（ステップＳ２３２：ＹＥＳ）、処理がステップＳ２０１へ戻る。
　一方、ステップＳ２０１で、調整力提供サービスを実施していたと判定した場合（ステップＳ２０１：ＹＥＳ）、サービス設定者は、例えば第二実施形態および第三実施形態で説明した方法に基づいて、調整力回復用出力（調整力回復用充放電出力）の設定を行う（ステップＳ２２１）。
　ステップＳ２２１の後、処理がステップＳ２３１へ進む。

　図１７の、（１）から（７）の商品ブロックでの設定について説明する。
（１）について説明する。
　需要家リストパターン１には、需要家１からｎまでの需要家（リソース）が登録されており、今回は、ｎ＝１３２４であったものとする。各需要家では、商品ブロック番号１の時間帯である金曜日の０時から３時が始まる前の木曜日の２３時までに、各需要家の基準値を申告する必要がある。

　以下では、需要家１を例として、サービス実施の設定について説明する。
　需要家１：エネルギーマネージメントサービスとしてピークシフトを実施する。
　電気料金が安い時間帯は２３時から７時、高い時間帯は７時から２３時であるものとする。
　蓄電池：パワーコンディショニングシステムの定格出力５ｋＷ、定格容量１０ｋＷｈ
　太陽光発電：パワーコンディショニングシステムの定格出力５ｋＷ、パネルは５．５ｋＷ搭載

　この需要家１では、２３時の１５分前の段階で、蓄電池のＳＯＣは約２０％（＝２ｋＷｈ）であった。そこで、下位制御装置は、ＳＯＣの値２０％、調整力向け確保出力２ｋＷ（放電）、２ｋＷ（充電）、という情報を元に、図１８に基づき、調整力回復用充放電出力＝０ｋＷとした。エネルギーマネージメントサービス用出力は、７時までに満充電を目指すため、（１０ｋＷｈ－２ｋＷｈ）／８時間＝１ｋＷの充電、とした。

　そして、基準値として、１ｋＷの充電を申告した。
　商品ブロックの時間帯が始まると、周波数偏差Δｆに応じて、予め設定されていたパラメータに則り、調整力向け確保出力の範囲で、損失率を用いて一次調整力提供用の充放電を実施した。なお、ここでいう損失率は、電力系統において発電所から発電した電力が需要家宅へ届くまでに失われる電力の割合のことである。
　損失率の用い方としては、損失率５％の場合、充放電出力×０．９５の出力を出す。

　次に、商品ブロック番号２が始まる前の２時の１５分前の段階で、ＳＯＣは約５０％（＝５ｋＷｈ）であったものとする。商品ブロック１で提供した調整力に起因するＳＯＣ変動を無くすために補填すべき電力量は、ＡＣ端の放電指令量と充電指令量の差が０．１ｋＷｈ、要補償誤差が０．０５ｋＷｈであったため、図１８に基づき、調整力回復用充放電出力＝（０．１５ｋＷｈ）／３時間＝０．０５ｋＷの充電、エネルギーマネージメントサービス用出力は、１ｋＷの充電、とした。

（２）について説明する。
需要家リストパターン１には、需要家１からｎの需要家（リソース）が登録されており、各需要家では、商品ブロック番号１１の時間帯、土曜日の６時から９時が始まる前の土曜日の５時までに、各需要家の基準値を申告する必要があるものとする。

　以下では、需要家２を例として、サービス設定方法について説明する。
　需要家２：エネルギーマネージメントサービスとしてピークシフト実施
　電気料金が安い時間帯は２３時から７時、高い時間帯は７時から２３時とする。
　蓄電池：パワーコンディショニングシステム６３の定格出力３ｋＷ、定格容量６ｋＷｈ、ＰＶ無し

　この需要家２は、５時の１０分前の段階で、蓄電池のＳＯＣは約８０％（＝４．８ｋＷｈ）とする。また、直前の商品ブロック番号１０では、一次調整力の提供に参加していたものとする。下位制御装置は、ＳＯＣの値８０％、商品ブロック番号１１での、調整力向け確保出力１ｋＷ（放電）、という情報と、一次調整力提供に伴う調整力回復用充放電出力＝０．２ｋＷの充電、という情報を元に、エネルギーマネージメントサービス用出力は、６時から７時までは、０．４ｋＷ充電、７時から９時までは、０ｋＷ、とした。そして、基準値として、６時から７時までは、０．６ｋＷ充電、７時から９時までは、０．２ｋＷの充電を申告した。

　商品ブロックの時間帯が始まると、ＬＦＣ信号に応じて、予め設定されていたパラメータに則り、調整力向け確保出力の範囲で、放電を実施した。
　次に、商品ブロック番号１２が始まる前の８時の１０分前の段階で、ＳＯＣは約９０％（＝５．４ｋＷｈ）であったものとする。商品ブロック１０（の残り）から１１で提供した調整力に起因するＳＯＣ変動を無くすために補填すべき電力量は、ＡＣ端の放電指令量と充電指令量の差が０．０５ｋＷｈ、ＡＣ端で放電指令したｋＷの積算値は０．５ｋＷｈ、要補償誤差が０．０１ｋＷｈであったため、調整力回復用の充電出力＝０．５６ｋＷｈ／３時間＝０．１８３ｋＷの充電、エネルギーマネージメントサービス用出力は、０ｋＷ、とした。

（３）について説明する。
　商品ブロック番号１４（１２時から１５時）が始まる前の１１時の段階で、ＳＯＣは約７０％（＝４．２ｋＷｈ）であったものとする。前の商品ブロック相当時間で提供した調整力に起因するＳＯＣ変動を無くすために補填すべき電力量は、ＡＣ端で放電指令したｋＷの積算値は１．５ｋＷｈ、要補償誤差が０．３ｋＷｈであったため、調整力回復用の充電出力＝１．８ｋＷｈ／３時間＝０．６ｋＷの充電、エネルギーマネージメントサービス用出力は、０ｋＷ、とした。

（４）について説明する。
　商品ブロック番号２１（日曜日の９時から１２時）は、調整力提供の約定がない。そこで、調整力提供している商品ブロック２０が終了する８時５９分まで待つ。その段階で、ＳＯＣは約９０％（＝５．４ｋＷｈ）、商品ブロック１９の残りと、前の商品ブロック２０で提供した調整力に起因するＳＯＣ変動を無くすために補填すべき電力量は、ＡＣ端で放電指令したｋＷの積算値は１．４ｋＷｈ、要補償誤差が０．１ｋＷｈであったため、調整力回復用の充電出力＝　１．８ｋＷｈ／３時間＝０．６ｋＷの充電、エネルギーマネージメントサービス用出力は、０ｋＷ、とした。

（６）について説明する。
　需要家リストパターン１には、需要家１からｎの需要家（リソース）が登録されており、各需要家では、商品ブロック番号４０の時間帯、火曜日の２１時から２４時が始まる前の火曜日の２０時までに、各需要家の基準値を申告する必要がある。
　以下では、需要家３を例として、サービス設定について説明する。

　需要家３：エネルギーマネージメントサービスとしてピークカット実施
　施設の閾値電力は２０ｋＷ、ピーク負荷は約２４ｋＷとする。
　蓄電池：パワーコンディショニングシステム６３の定格出力５ｋＷ、定格容量２０ｋＷｈ

　商品ブロック番号４０が始まる前の２０時の１分前の段階で、ＳＯＣは約４０％（＝８ｋＷｈ）であったものとする。前の商品ブロック相当時間で、一次調整力向けに提供した調整力±２ｋＷに起因するＳＯＣ変動を無くすために補填すべき電力量は、ＡＣ端の放電指令量と充電指令量の差が０．４ｋＷｈ、要補償誤差が０．２ｋＷｈであり、調整力回復用充電出力＝（０．６ｋＷｈ）／３＝０．２ｋＷの充電、エネルギーマネージメントサービス用出力は、１ｋＷの充電、とした。そして、基準値として、１．２ｋＷの充電を申告した。

　商品ブロック４０での調整力提供量は、一次調整力向けに＋２ｋＷ（放電分）、－２ｋＷ（充電分）、二次調整力（１）向けに３ｋＷ（放電）、であった。
　実際の制御では、調整力としての総出力は、一次調整力＋二次調整力（１）の合計で放電ｏｒ充電の出力が出される。この時、損失率８％を考慮した出力を出す。
　商品ブロック番号４１における、前の商品ブロック４０での調整力に起因するＳＯＣ変動を無くすために補填すべき電力量は、ＡＣ端の放電総指令量と充電総指令量の差が３．２ｋＷｈ、要補償誤差が０．４５ｋＷｈであった。

　以上説明してきたように、本手法を用いることで、調整力提供に伴うＳＯＣ変化をおよそ０にすることができ、複数の商品ブロックに対して継続的に調整力を提供することができる。
　なお、上記の例では、基準値を申告するタイミングが、必要なデータを収集できるタイミング、または、コンピュータの処理性能等に依存して様々になる場合を例に説明している。これに対し、できるだけ商品ブロックに近い時刻に申告する方が誤差を小さくできるため望ましい。

　なお、上記の例では、調整力回復用出力を実績に基づき解析的に導出する手法を説明してきたが、調整力回復用出力は、調整力向け出力を所定期間、継続的に出すことを目的として、予測等に基づいて最適化計算で導出するようにしてもよい。この場合、解析的に導出する手法と比較して、厳密には、誤差が含まれることになるが、実効性の点では実施可能である。但し、このような手法で、調整力回復用出力を導出した場合でも、別途、調整力供出に対する対価計算で用いるべき“調整力回復用出力の積算値”は、実績に基づき解析的に導出したものの方が正確であり好ましい。

＜第六実施形態＞
　第六実施形態では、調整力提供サービスへの複数の需要家の割当方法の例について説明する。
　アグリゲーションコーディネータ、または、リソースアグリゲータが、複数の需要家リストパターンを構成している場合を考える。この場合に、１つの需要家リストパターンについて、連続約定しない商品ブロックを設ける。各需要家は、約定していない商品ブロックの時間帯において、前の約定した商品ブロックで実施した調整力用放電電力量分の充電を実施することができる。約定していない時間帯で調整力用放電電力量分の充電を実施する場合、ピークカットやピークシフト等のエネルギーマネージメントを行いながら充電を行う上で、ベースライン（基準値）を維持する等の制約を無視した自由な充電ができるため、調整力用放電電力量分の充電を完了させる上で、よりやり易くなる。

　一方、アグリゲーションコーディネータ、または、リソースアグリゲータは、ある１つの需要家リストパターンが約定していない商品ブロックでは、他の需要家リストパターンで約定を行う。
　これにより、一つの需要家リストパターンでは、連続約定しないが、約定していない商品ブロックがアグリゲーションコーディネータ、または、リソースアグリゲータとして存在しないようにする。

　図２０は、需要家リストパターン毎のサービス約定の第１の例を示す図である。図２０では２つの需要家リストパターンについて、同じ二次調整力（１）の約定状況を示している。図２１の例では、需要家リストパターンＡ、Ｂにおいて、の何も約定しない商品ブロックが設けられており、需要家は、約定しない商品ブロックにて調整力回復のための充電等を行うことができる。
　また、需要家リストパターンＡとＢとを併せて見ると、全ての商品ブロックで、何れかの需要家リストパターンでは約定している。

　図２１は、需要家リストパターン毎のサービス約定の第２の例を示す図である。図２１では、２つの需要家リストパターンＣ、Ｄそれぞれについて、一次調整力と、二次調整力（１）との約定状況が示されている。
　一次調整力、二次調整力（１）の何れについても、全ての商品ブロックで、何れかの需要家リストパターンで約定している。
　また、１つの需要家リストパターンで、一次調整力および二次調整力（１）の両方とも約定させることで、もう一方の需要家リストパターンでは、何れのサービスも約定しない商品ブロックが設けられている。

　このように、複数の需要家リストパターンで相補的に約定を行うことで、各需要家は、約定していない商品ブロックにて、市場からの制約を受けることなく蓄電池のＳＯＣ状態を、もとに戻すことができる。このように、調整力の提供を柔軟に行うことができる。
　また、アグリゲーションコーディネータまたはリソースアグリゲータは、継続的な調整力提供が可能になり、継続的な市場参加ができ、その結果、事業の収益性向上等に貢献できる。

　なお、個々のサービスの時間の長さは、例えば、蓄電池の充電量の余裕の有無等の状況に応じて決めることができる。また、確保出力の大きさで個々のサービスの長さを調節することができる、確保出力を小さく設定することで、より長時間の運用が可能になる。

　上記の処理を、上位制御装置２２が行うようにしてもよい。例えば、充放電量決定部１０３が、各需要家設置システム５０の仕様および状態に基づいて、上記のように需要家リストパターンに対するサービスの割当を決定し、決定したサービスの割当に基づいて、上述した基準値の割当を需要家設置システム５０毎に行うようにしてもよい。

　例えば、充放電量決定部１０３は、蓄電池を用いたサービスを実行するサービス提供システムがグループ分けされた複数のグループのうち、第１のグループに含まれるサービス提供システムに対して、サービスの実行を行わせずに蓄電池の充電を行わせる時間帯を設け、その時間帯では、複数のグループのうち第２のグループに含まれるシステムにサービスを実行させる。

　需要家リストパターンで示される需要家のグループは、ここでのグループの例に該当する。需要家設置システム５０は、サービス提供システムの例に該当する。蓄電池６５は、ここでいう蓄電池の例に該当する。
　あるいは、上記の処理を行う装置が、上位制御装置２２とは別の装置として構成されていてもよい。

　以上のように、充放電量決定部１０３は、蓄電池６５を用いたサービスを実行する需要家設置システム５０がグループ分けされた複数のグループのうち、第１のグループに含まれる需要家設置システム５０に対して、サービスの実行を行わせずに蓄電池６５の充電を行わせる時間帯を設け、その時間帯では、複数のグループのうち第２のグループに含まれる需要家設置システム５０にサービスを実行させる。

　上位制御装置２２によれば、複数のグループで相補的に約定を行うことで、各需要家の需要家設置システム５０は、約定していない商品ブロックにて、市場からの制約を受けることなく蓄電池のＳＯＣ状態を、もとに戻すことができる。上位制御装置２２によれば、このように、調整力の提供を柔軟に行うことができる。
　また、上位制御装置２２を用いるサービス提供者は、継続的なサービス提供が可能になり、継続的な市場参加ができ、その結果、事業の収益性向上等に貢献できる。

＜第七実施形態＞
　図２２は、第七実施形態に係る制御装置の構成の例を示す図である。
　図２２に示す構成で、制御装置６１０は、打ち消し量算出部６１１を備える。

　かかる構成で、打ち消し量算出部６１１は、第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、第一期間における蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量を算出する。
　打ち消し量算出部６１１は、打ち消し量算出手段の例に該当する。

　制御装置６１０によれば、蓄電池に充放電を行わせる打ち消し量を把握することができる。この打ち消し量の充放電を蓄電池に行わせることで、蓄電池の蓄電量を蓄電量の予定量に追従させることができる。これにより、制御装置６１０では、蓄電池の蓄電量が上下限値に達しないように、蓄電池の運用を行うことができる。上位制御装置によれば、この点で、蓄電池の運用を比較的長時間継続することができる。

　特に、制御装置６１０によれば、蓄電池の蓄電量の変化量（実績値）と、蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための打ち消し量を算出する点で、この打ち消し量に基づいて蓄電池に過不足なく充放電を行わせ、比較的高精度に、蓄電量を蓄電量の予定量に追従させることができる。制御装置６１０によれば、この点で特に、蓄電池の運用を比較的長時間継続することができる。

　また、制御装置６１０では、打ち消し量算出部６１１が算出する打ち消し量を、例えば、調整力供出に対する対価計算で用いるべき“調整力回復用出力の積算値”など、打ち消し量の情報をサービス提供の対価計算に用いるといった運用が可能である。

＜第八実施形態＞
　図２３は、第八実施形態に係る制御方法における処理の手順の例を示す図である。図２３に示す演算方法は、打ち消し量を算出すること（ステップＳ６１１）を含む。

　打ち消し量を算出すること（ステップＳ６１１）では、コンピュータが、第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、第一期間における蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量を算出する。

　図２３に示す制御方法によれば、蓄電池に打ち消し量の充放電を行わせることで、蓄電池の蓄電量を蓄電量の予定量に追従させることができる。これにより、図２３に示す制御方法では、蓄電池の蓄電量が上下限値に達しないように、蓄電池の運用を行うことができる。図２３に示す制御方法によれば、この点で、蓄電池の運用を比較的長時間継続することができる。

　特に、図２３に示す制御方法によれば、蓄電池の蓄電量の変化量（実績値）と、蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための打ち消し量を算出し、算出した打ち消し量の充放電を蓄電池に行わせる点で、蓄電池に過不足なく充放電を行わせ、比較的高精度に、蓄電量を蓄電量の予定量に追従させることができる。図２３に示す制御方法によれば、この点で特に、蓄電池の運用を比較的長時間継続することができる。

　また、図２３に示す制御方法によれば、算出する打ち消し量を、例えば、調整力供出に対する対価計算で用いるべき“調整力回復用出力の積算値”など、打ち消し量の情報をサービス提供の対価計算に用いるといった運用が可能である。

　図２４は、少なくとも１つの実施形態に係るコンピュータの構成を示す概略ブロック図である。
　図２４に示す構成で、コンピュータ７００は、ＣＰＵ７１０と、主記憶装置７２０と、補助記憶装置７３０と、インタフェース７４０と、不揮発性記録媒体７５０とを備える。

　上記の上位制御装置２２、および、制御装置６１０のうち何れか１つ以上またはその一部が、コンピュータ７００に実装されてもよい。その場合、上述した各処理部の動作は、プログラムの形式で補助記憶装置７３０に記憶されている。ＣＰＵ７１０は、プログラムを補助記憶装置７３０から読み出して主記憶装置７２０に展開し、当該プログラムに従って上記処理を実行する。また、ＣＰＵ７１０は、プログラムに従って、上述した各記憶部に対応する記憶領域を主記憶装置７２０に確保する。各装置と他の装置との通信は、インタフェース７４０が通信機能を有し、ＣＰＵ７１０の制御に従って通信を行うことで実行される。また、インタフェース７４０は、不揮発性記録媒体７５０用のポートを有し、不揮発性記録媒体７５０からの情報の読出、および、不揮発性記録媒体７５０への情報の書込を行う。

　上位制御装置２２がコンピュータ７００に実装される場合、その各部の動作は、プログラムの形式で補助記憶装置７３０に記憶されている。ＣＰＵ７１０は、プログラムを補助記憶装置７３０から読み出して主記憶装置７２０に展開し、当該プログラムに従って上記処理を実行する。

　また、ＣＰＵ７１０は、プログラムに従って、上位制御装置２２が処理を行うための記憶領域を主記憶装置７２０に確保する。
　上位制御装置２２と他の装置との通信は、インタフェース７４０が通信機能を有し、ＣＰＵ７１０の制御に従って動作することで実行される。
　上位制御装置２２とユーザとのインタラクションは、インタフェース７４０が入力デバイスおよび出力デバイスを有し、ＣＰＵ７１０の制御に従って出力デバイスにて情報をユーザに提示し、入力デバイスにてユーザ操作を受け付けることで実行される。

　制御装置６１０がコンピュータ７００に実装される場合、その各部の動作は、プログラムの形式で補助記憶装置７３０に記憶されている。ＣＰＵ７１０は、プログラムを補助記憶装置７３０から読み出して主記憶装置７２０に展開し、当該プログラムに従って上記処理を実行する。

　また、ＣＰＵ７１０は、プログラムに従って、制御装置６１０が処理を行うための記憶領域を主記憶装置７２０に確保する。
　制御装置６１０と他の装置との通信は、インタフェース７４０が通信機能を有し、ＣＰＵ７１０の制御に従って動作することで実行される。
　制御装置６１０とユーザとのインタラクションは、インタフェース７４０が入力デバイスおよび出力デバイスを有し、ＣＰＵ７１０の制御に従って出力デバイスにて情報をユーザに提示し、入力デバイスにてユーザ操作を受け付けることで実行される。

　上述したプログラムのうち何れか１つ以上が不揮発性記録媒体７５０に記録されていてもよい。この場合、インタフェース７４０が不揮発性記録媒体７５０からプログラムを読み出すようにしてもよい。そして、ＣＰＵ７１０が、インタフェース７４０が読み出したプログラムを直接実行するか、あるいは、主記憶装置７２０または補助記憶装置７３０に一旦保存して実行するようにしてもよい。

　なお、上位制御装置２２、および、制御装置６１０が行う処理の全部または一部を実行するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより各部の処理を行ってもよい。なお、ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。
　また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ（Read Only Memory）、ＣＤ－ＲＯＭ（Compact Disc Read Only Memory）等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。また上記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであってもよく、さらに前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるものであってもよい。

　以上、この発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。

　上記の実施形態の一部または全部は、以下の付記のようにも記載され得るが、以下には限定されない。

（付記１）
　第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、前記第一期間における前記蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量を算出する打ち消し量算出手段
　を備える制御装置。

（付記２）
　前記打ち消し量に基づいて、第二期間における前記蓄電池の充放電電力の基準値を算出する充放電量決定手段と、
　前記第二期間における基準値に基づく充放電量で、前記第二期間における前記蓄電池の充放電を制御するよう指示を出力する出力手段と、
　を備える、付記１に記載の制御装置。

（付記３）
　前記第一期間は過去の期間であり、前記第二期間は未来の期間である、
　付記２に記載の制御装置。

（付記４）
　前記打ち消し量算出手段は、前記蓄電池の充放電電力を変換するパワーコンディショニングシステムの交流側における前記打ち消し量を算出し、
　前記充放電量決定手段は、前記パワーコンディショニングシステムの交流側における充放電電力の基準値を算出する、
　付記２または付記３に記載の制御装置。

（付記５）
　前記打ち消し量算出手段は、前記蓄電池の充放電量に対応する、前記パワーコンディショニングシステムの交流側での測定値を用いて、前記打ち消し量を算出する、
　付記４に記載の制御装置。

（付記６）
　前記打ち消し量算出手段は、前記蓄電池の充放電電力を前記パワーコンディショニングシステムで変換する際の電力損失を反映した前記打ち消し量を算出する、
　付記４または付記５に記載の制御装置。

（付記７）
　前記打ち消し量算出手段は、前記パワーコンディショニングシステムにおける電力損失率を用いて、前記電力損失を算出する、
　付記６に記載の制御装置。

（付記８）
　前記打ち消し量算出手段は、前記第二期間において前記打ち消し量の充放電を行うための打ち消し用出力を、前記第二期間の間一定の電力として算出する、
　付記２から７の何れか一つに記載の制御装置。

（付記９）
　前記打ち消し量算出手段は、電力系統の安定化のための調整力の提供による蓄電量の変化を回復させるための前記打ち消し量を算出する、
　付記２から８の何れか一つに記載の制御装置。

（付記１０）
　前記打ち消し量算出手段は、前記第二期間における基準値として、前記打ち消し量と、前記第二期間におけるエネルギーマネージメントサービス向け出力との合計の充放電を前記第二期間において行うための充放電量であるエネルギーマネージメント総出力を、前記第二期間の間一定の電力として算出する、
　付記９に記載の制御装置。

（付記１１）
　前記出力手段は、前記エネルギーマネージメント総出力を、調整力提供サービスにおける基準とされるベースラインとして出力する、
　付記１０に記載の制御装置。

（付記１２）
　前記充放電量決定手段は、前記第二期間において、調整力回復用出力と、電力系統の安定化のための調整力の提供における出力、または、エネルギーマネージメントサービス向け出力の少なくとも何れかとを反映した充放電量として、前記蓄電池の充放電電力を変換するパワーコンディショニングシステムの交流側における充放電量を算出し、
　前記出力手段は、前記充放電量決定手段が算出した充放電量で前記蓄電池の充放電を制御するよう指示を出力する、
　付記９から１１の何れか一つに記載の制御装置。

（付記１３）
　前記充放電量決定手段は、蓄電池を用いたサービスを実行するサービス提供システムがグループ分けされた複数のグループのうち、第１のグループに含まれるサービス提供システムに対して、前記サービスの実行を行わせずに前記蓄電池の充電を行わせる時間帯を設け、その時間帯では、前記複数のグループのうち第２のグループに含まれるサービス提供システムに前記サービスを実行させる、
　付記２から１２の何れか一つに記載の制御装置。

（付記１４）
　コンピュータが、
　第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、前記第一期間における前記蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量を算出する
　ことを含む制御方法。

（付記１５）
　コンピュータに、
　第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、前記第一期間における前記蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量を算出すること
　を実行させるためのプログラムを記録する記録媒体。

　本発明は、制御装置、制御方法および記録媒体に適用してもよい。

　２２　上位制御装置
　１０１　提供量情報取得部
　１０２　回復分算出部
　１０３、６１２　充放電量決定部
　１０４、６１３　出力部
　６１０　制御装置
　６１１　打ち消し量算出部

Claims

　第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、前記第一期間における前記蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量を算出する打ち消し量算出手段
　を備える制御装置。
　前記打ち消し量に基づいて、第二期間における前記蓄電池の充放電電力の基準値を算出する充放電量決定手段と、
　前記第二期間における基準値に基づく充放電量で、前記第二期間における前記蓄電池の充放電を制御するよう指示を出力する出力手段と、
　を備える、請求項１に記載の制御装置。
　前記第一期間は過去の期間であり、前記第二期間は未来の期間である、
　請求項２に記載の制御装置。
　前記打ち消し量算出手段は、前記蓄電池の充放電電力を変換するパワーコンディショニングシステムの交流側における前記打ち消し量を算出し、
　前記充放電量決定手段は、前記パワーコンディショニングシステムの交流側における充放電電力の基準値を算出する、
　請求項２または請求項３に記載の制御装置。
　前記打ち消し量算出手段は、前記蓄電池の充放電量に対応する、前記パワーコンディショニングシステムの交流側での測定値を用いて、前記打ち消し量を算出する、
　請求項４に記載の制御装置。
　前記打ち消し量算出手段は、前記蓄電池の充放電電力を前記パワーコンディショニングシステムで変換する際の電力損失を反映した前記打ち消し量を算出する、
　請求項４または請求項５に記載の制御装置。
　前記打ち消し量算出手段は、前記パワーコンディショニングシステムにおける電力損失率を用いて、前記電力損失を算出する、
　請求項６に記載の制御装置。
　前記打ち消し量算出手段は、前記第二期間において前記打ち消し量の充放電を行うための打ち消し用出力を、前記第二期間の間一定の電力として算出する、
　請求項２から７の何れか一項に記載の制御装置。
　前記打ち消し量算出手段は、電力系統の安定化のための調整力の提供による蓄電量の変化を回復させるための前記打ち消し量を算出する、
　請求項２から８の何れか一項に記載の制御装置。
　前記打ち消し量算出手段は、前記第二期間における基準値として、前記打ち消し量と、前記第二期間におけるエネルギーマネージメントサービス向け出力との合計の充放電を前記第二期間において行うための充放電量であるエネルギーマネージメント総出力を、前記第二期間の間一定の電力として算出する、
　請求項９に記載の制御装置。
　前記出力手段は、前記エネルギーマネージメント総出力を、調整力提供サービスにおける基準とされるベースラインとして出力する、
　請求項１０に記載の制御装置。
　前記充放電量決定手段は、前記第二期間において、調整力回復用出力と、電力系統の安定化のための調整力の提供における出力、または、エネルギーマネージメントサービス向け出力の少なくとも何れかとを反映した充放電量として、前記蓄電池の充放電電力を変換するパワーコンディショニングシステムの交流側における充放電量を算出し、
　前記出力手段は、前記充放電量決定手段が算出した充放電量で前記蓄電池の充放電を制御するよう指示を出力する、
　請求項９から１１の何れか一項に記載の制御装置。
　前記充放電量決定手段は、蓄電池を用いたサービスを実行するサービス提供システムがグループ分けされた複数のグループのうち、第１のグループに含まれるサービス提供システムに対して、前記サービスの実行を行わせずに前記蓄電池の充電を行わせる時間帯を設け、その時間帯では、前記複数のグループのうち第２のグループに含まれるサービス提供システムに前記サービスを実行させる、
　請求項２から１２の何れか一項に記載の制御装置。
　コンピュータが、
　第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、前記第一期間における前記蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量を算出する
　ことを含む制御方法。
　コンピュータに、
　第一期間における蓄電池の充放電電力量に基づく蓄電量の変化量と、前記第一期間における前記蓄電池の充放電電力の基準値に基づく蓄電量の変化の基準量との差を打ち消すための充放電電力量である打ち消し量を算出すること
　を実行させるためのプログラムを記録する記録媒体。