WO2024004684A1 - 電力管理装置、電力管理方法及びプログラム - Google Patents

電力管理装置、電力管理方法及びプログラム Download PDF

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WO2024004684A1
WO2024004684A1 PCT/JP2023/022274 JP2023022274W WO2024004684A1 WO 2024004684 A1 WO2024004684 A1 WO 2024004684A1 JP 2023022274 W JP2023022274 W JP 2023022274W WO 2024004684 A1 WO2024004684 A1 WO 2024004684A1
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WO
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power
rate
electricity
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facilities
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PCT/JP2023/022274
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English (en)
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健太 沖野
一尊 中村
Original Assignee
京セラ株式会社
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Publication date
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    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/08—Construction
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
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    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers

Definitions

  • the present disclosure relates to a power management device, a power management method, and a program.
  • VPP Virtual Power Plant
  • the retail electricity business that sells electricity to facilities may include regional power businesses, or may include new power businesses other than local power businesses.
  • the new power company sells power to the facility by procuring power from the power market (for example, wholesale power market).
  • VPP distributed power sources installed in one or more facilities
  • a facility group a power management device managed by an RA (Resource Aggregator) or the like.
  • the RA is a separate entity from the retail electric utility.
  • a power management device is installed in a facility so that the difference (imbalance) between the planned value of forward flow power (hereinafter referred to as procured power) of a facility group and the actual value of procured power of a facility group is less than or equal to a predetermined difference. It is conceivable to control distributed power sources.
  • the power management device controls the facilities so that the difference (imbalance) between the planned value of the reverse flow power (hereinafter referred to as generated power) of the facility group and the actual value of the generated power of the facility group is less than or equal to a predetermined difference.
  • generated power the difference between the planned value of the reverse flow power (hereinafter referred to as generated power) of the facility group and the actual value of the generated power of the facility group is less than or equal to a predetermined difference.
  • One possibility is to control the installed distributed power sources.
  • One aspect of the disclosure includes: a management unit that manages one or more facilities connected to an electric power system; a control unit that executes specific control to control distributed power sources installed in each of the one or more facilities; a receiving unit that receives first rate-related information regarding a first electricity rate determined between a retail electricity business that sells electricity to each of the above facilities and the electricity market; 1 is a power management device that executes the specific control based on rate-related information.
  • One aspect of the disclosure includes step A of managing one or more facilities connected to an electric power system, step B of executing specific control for controlling distributed power sources installed in each of the one or more facilities, and a step C of receiving first rate-related information regarding a first electricity rate determined between a power market and a retail electricity business that sells electricity to each of the above facilities; 1.
  • a power management method including the step of executing the specific control based on rate-related information.
  • One aspect of the disclosure is a program that causes a computer to perform a process A for managing one or more facilities connected to an electric power system, and a specific control for controlling distributed power sources installed in each of the one or more facilities. and step C of receiving first rate-related information regarding a first electricity rate determined between a retail electricity utility that sells electricity to each of the one or more facilities and an electricity market. and the step B is a program including a step of executing the specific control based on the first fee-related information.
  • FIG. 1 is a diagram showing a power management system 1 according to an embodiment.
  • FIG. 2 is a diagram showing the facility 100 according to the embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram showing the lower-level management server 200 according to the embodiment.
  • FIG. 4 is a diagram showing the upper management server 300 according to the embodiment.
  • FIG. 5 is a diagram for explaining the power rate and specific control according to the embodiment.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating a power management method according to the embodiment.
  • FIG. 7 is a diagram illustrating a power management method according to the embodiment.
  • a power management system (power management system) A power management system according to an embodiment will be described below.
  • a power management system may simply be referred to as a power system.
  • the power management system 1 includes a facility 100.
  • the power management system 1 includes a lower management server 200, an upper management server 300, and a third party server 400.
  • the facility 100, the lower management server 200, the upper management server 300, and the third party server 400 are configured to be able to communicate via the network 11.
  • the network 11 may include the Internet, a dedicated line such as a VPN (Virtual Private Network), or a mobile communication network.
  • the facility 100 is connected to the power system 12, and may be supplied with power from the power system 12, or may be supplied with power to the power system 12. Power from power system 12 to facility 100 may be referred to as forward flow power. Power from facility 100 to power system 12 may be referred to as reverse flow power. In FIG. 1, the facilities 100 are illustrated as facilities 100A to 100C.
  • the facility 100 may be a facility such as a residence, a store, or an office.
  • Facility 100 may be an apartment complex that includes two or more residences.
  • Facility 100 may be a complex facility that includes at least two or more of a residence, a store, and an office. Details of the facility 100 will be described later (see FIG. 2).
  • the lower management server 200 is managed by a business operator that manages power related to the power system 12.
  • the operator may be a resource aggregator (RA).
  • the lower management server 200 may be referred to as an RA, and the RA may also be referred to as the lower management server 200. Details of the lower management server 200 will be described later (see FIG. 3).
  • the lower management server 200 may constitute a power management device that manages one or more facilities 100 (hereinafter sometimes referred to as a facility group 100).
  • the upper management server 300 is managed by a business operator that manages power related to the power system 12.
  • the upper management server 300 may be managed by a business that provides various services.
  • the upper management server 300 may be referred to as AEMS (Area Energy Management System).
  • the business may be a retail electricity business.
  • the retail electricity business may include a regional power business (general power business) that manages infrastructure such as the power system 12, or may include a new power business other than the local power business.
  • the new power company may be expected to sell power to facilities by procuring power from the power market.
  • the power market may include a wholesale power market for trading the power (procured power) supplied to the facility 100, and may include a power adjustment market for adjusting the gap between power supply and demand after the wholesale power market gate closes.
  • the electricity market may include trading electricity with other retail electricity providers.
  • a power market may include trading power with other power producers.
  • the electricity market may be any exchange for trading electricity, regardless of whether it is one-to-one, one-to-other, or many-to-many.
  • the service is designed to suppress the difference (imbalance) between the planned value of forward flow power (hereinafter also referred to as procured power) of facility group 100 and the actual value of procured power of facility group 100 to a predetermined difference or less.
  • the service is designed to suppress the difference (imbalance) between the planned value of reverse flow power (hereinafter also referred to as generated power) of facility group 100 and the actual value of generated power of facility group 100 to a predetermined difference or less. May include services.
  • the upper management server 300 may be referred to as a new electric power company, and the new electric power company may be referred to as the upper management server 300. Details of the upper management server 300 will be described later (see FIG. 4).
  • the new electric power company may be an example of a retail electric power company that sells power to each of one or more facilities 100.
  • the third party server 400 is managed by a business operator that manages the power supply and demand balance of the power system 12.
  • the operator may manage the power market for the power system 12.
  • the third party server 400 may have a function of checking the imbalance of procured power.
  • the third party server 400 may have a function of checking the imbalance of generated power.
  • the third party server may perform the following operations.
  • the third party server 400 may check whether the difference (imbalance) between the planned value regarding the procured power and the actual value regarding the procured power exceeds a predetermined difference.
  • the planned value and the actual value may be aggregated in a unit period (for example, every 30 minutes), and the imbalance may be checked in a unit period (for example, every 30 minutes).
  • the third party server 400 may impose a penalty on the operator (for example, a new electric power company) that manages the upper management server 300 when the imbalance exceeds a predetermined difference.
  • Third party server 400 may provide an incentive to a business operator (for example, a new electric power company) that manages upper management server 300 if the imbalance does not exceed a predetermined difference. Penalties and incentives may be monetary.
  • the third party server 400 may check whether the difference (imbalance) between the planned value of the generated power and the actual value of the generated power exceeds a predetermined difference.
  • the planned value and the actual value may be aggregated in a unit period (for example, every 30 minutes), and the imbalance may be checked in a unit period (for example, every 30 minutes).
  • the third party server 400 may impose a penalty on the operator (for example, a new electric power company) that manages the upper management server 300 when the imbalance exceeds a predetermined difference.
  • Third party server 400 may provide an incentive to a business operator (for example, a new electric power company) that manages upper management server 300 if the imbalance does not exceed a predetermined difference. Penalties and incentives may be monetary.
  • the period during which the imbalance between the generated power and the procured power is confirmed may be defined as the target period (for example, one day).
  • the planned value regarding the procured power may include a plan that is formulated at a timing earlier than the target period (for example, at 12:00 on the day before the target period).
  • the planned value regarding the generated power may include a planned value that is established at a timing earlier than the target period (for example, at 12:00 on the day before the target period).
  • the planned value regarding the procured power may include a planned value that is formulated at a timing earlier than the unit period included in the target period (for example, one hour before the unit period).
  • the planned value regarding the generated power may include a planned value that is formulated at a timing earlier than the unit period included in the target period (for example, one hour before the unit period).
  • the planned value regarding the procured power and the actual value regarding the procured power may be reported from the lower management server 200 or the upper management server 300.
  • the planned value regarding the generated power and the actual value regarding the generated power may be reported from the lower management server 200 or the upper management server 300.
  • the facility 100 includes a solar cell device 110, a power storage device 120, a fuel cell device 130, a load device 140, and an EMS (Energy Management System) 160.
  • Facility 100 may include measurement device 190.
  • the solar cell device 110 is a distributed power source that generates power according to light such as sunlight.
  • the solar cell device 110 includes a PCS (Power Conditioning System) and a solar panel.
  • installation may mean that solar cell device 110 and power system 12 are connected.
  • the power storage device 120 is a distributed power source that charges and discharges power.
  • power storage device 120 is configured with a PCS and a power storage cell.
  • installation may mean that power storage device 120 and power system 12 are connected.
  • the fuel cell device 130 is a distributed power source that generates power using fuel.
  • the fuel cell device 130 is composed of a PCS and a fuel cell.
  • installation may mean that the fuel cell device 130 and the power system 12 are connected.
  • the fuel cell device 130 may be a solid oxide fuel cell (SOFC), a polymer electrolyte fuel cell (PEFC), or a phosphoric acid fuel cell (SOFC). It may be a phosphoric acid fuel cell (PAFC) or a molten carbonate fuel cell (MCFC).
  • SOFC solid oxide fuel cell
  • PEFC polymer electrolyte fuel cell
  • SOFC phosphoric acid fuel cell
  • PAFC phosphoric acid fuel cell
  • MCFC molten carbonate fuel cell
  • the load device 140 is a device that consumes power.
  • load equipment 140 may include an air conditioner, a heat pump water heater, a lighting device, and the like.
  • the EMS 160 manages power related to the facility 100.
  • EMS 160 may control solar cell device 110, power storage device 120, fuel cell device 130, and load equipment 140.
  • the EMS 160 is illustrated as a device that receives control commands from the lower management server 200, but such a device may be called a gateway or simply a control unit.
  • the EMS 160 may be called a LEMS (Local EMS), a HEMS (Home EMS), or a VPP (Virtual Power Plant) controller to distinguish it from the lower management server 200. .
  • LEMS Local EMS
  • HEMS Home EMS
  • VPP Virtual Power Plant
  • the measuring device 190 measures forward flow power (hereinafter also referred to as demand power) from the power system 12 to the facility 100.
  • Measuring device 190 may measure reverse power flow from facility 100 to power system 12.
  • the measuring device 190 may be a Smart Meter belonging to an electric power company.
  • the measuring device 190 may transmit an information element indicating the measurement result (integrated value of forward flow power or reverse flow power) in the first interval (for example, 30 minutes) to the EMS 160 at every first interval.
  • Measuring device 190 may send to EMS 160 an information element indicating a measurement result in a second interval (eg, 1 minute) that is shorter than the first interval.
  • the lower management server 200 includes a communication section 210, a management section 220, and a control section 230.
  • the communication unit 210 is configured by a communication module.
  • the communication module may be a wireless communication module that complies with standards such as IEEE802.11a/b/g/n/ac/ax, ZigBee, Wi-SUN, LTE, 5G, 6G, and standards such as IEEE802.3. It may also be a wired communication module compliant with .
  • the communication department 210 may receive facility information about the facility 100.
  • the facility information may include information indicating the configuration of the distributed power source that the facility 100 has, and may also include information indicating the specifications of the distributed power source that the facility 100 has.
  • the facility information may include information indicating whether or not the facility 100 exhibits reverse power flow (reverse power flow availability information).
  • the reverse power flow permission information may be information indicating whether the facility 100 has a distributed power source that allows reverse power flow.
  • the reverse power flow availability information may be referred to as a reverse power flow availability flag.
  • the communication unit 210 may receive the planned value regarding the generated power of each of the facilities 100.
  • the communication unit 210 may receive the planned value regarding the power demand of each of the facilities 100.
  • the communication unit 210 may transmit control commands to control devices installed in each of the facilities 100.
  • the devices installed in each facility 100 may include distributed power sources such as a solar cell device 110, a power storage device 120, and a fuel cell device 130.
  • the equipment installed in each facility 100 may include load equipment 140.
  • the communication unit 210 may constitute a receiving unit that receives first rate-related information regarding the first electricity rate determined between the retail electricity provider and the electricity market.
  • the communication unit 210 may receive second rate-related information regarding a second electricity rate determined between each of the one or more facilities 100 and the retail electricity provider. Details of the first power rate, first rate related information, second power rate, and second rate related information will be described later (see FIG. 5).
  • the communication unit 210 may constitute a notification unit that notifies (or transmits) the result of specific control, which will be described later, to the retail electricity provider (upper management server 300).
  • the results of the specific control may include actual values regarding the generated power of each of the facilities 100, and may include actual values regarding the demanded power of each of the facilities 100.
  • the specific control result may include a total result of actual values regarding the generated power of each of the facilities 100, or may include a total result of actual values regarding the power demand of each of the facilities 100.
  • the management unit 220 is configured by storage media such as HDD (Hard Disk Drive), SSD (Solid State Drive), and nonvolatile memory.
  • the management unit 220 may constitute a management unit that manages one or more facilities 100 connected to the power system 12.
  • the management unit 220 may manage information regarding the facility 100.
  • information regarding the facility 100 includes the type of distributed power source (solar battery device 110, power storage device 120, or fuel cell device 130) installed in the facility 100, the type of distributed power source (solar battery device 110, power storage device 120, or fuel cell device 130) installed in the facility 100, Specifications of the fuel cell device 130), etc.
  • the specifications may include the rated power generation power of the solar cell device 110, the rated charging power of the power storage device 120, the rated discharge power of the power storage device 120, and the rated output power of the fuel cell device 130.
  • the specifications may include the rated capacity, maximum charging/discharging power, etc. of power storage device 120.
  • the control unit 230 may include at least one processor.
  • the at least one processor may be comprised of a single integrated circuit (IC) or may be comprised of multiple communicatively connected circuits (such as integrated circuits and/or discrete circuit(s)). Good too.
  • control unit 230 may constitute a control unit that executes specific control to control the distributed power sources installed in each of the one or more facilities 100.
  • the control unit 230 executes specific control based on the first fee-related information.
  • the control unit 230 may perform specific control based on the second fee-related information in addition to the first fee-related information. Details of the specific control will be described later (see FIG. 5).
  • the upper management server 300 includes a communication section 310, a management section 320, and a control section 330.
  • the communication unit 310 is configured by a communication module.
  • the communication module may be a wireless communication module that complies with standards such as IEEE802.11a/b/g/n/ac/ax, ZigBee, Wi-SUN, LTE, 5G, 6G, and standards such as IEEE802.3. It may also be a wired communication module compliant with .
  • the communication unit 310 may transmit an adjustable power request to the lower management server 200 to inquire about the amount of power that can be adjusted by the facility group 100.
  • the communication unit 310 may receive an adjustable power response including an amount of power that can be adjusted by the facility group 100 (hereinafter referred to as an adjustable amount) from the lower management server 200 as a response to the adjustable power request.
  • the communication unit 310 may transmit an adjustment instruction to the lower-level management server 200 to instruct adjustment of at least one of the procured power and the adjusted power.
  • the communication unit 310 may receive the adjustment result of at least one of the procured power and the adjusted power from the lower management server 200 as a response to the adjustment instruction.
  • the communication unit 310 may transmit first rate-related information regarding the first electricity rate determined between the retail electricity provider and the electricity market to the lower-level management server 200.
  • the communication unit 310 may transmit, to the lower management server 200, second rate-related information regarding a second electricity rate determined between each of the one or more facilities and the retail electricity company.
  • the management unit 320 is configured by storage media such as HDD (Hard Disk Drive), SSD (Solid State Drive), and nonvolatile memory.
  • the management unit 320 may manage the amount of power that can be adjusted by the facility group 100.
  • the control unit 330 may include at least one processor.
  • the at least one processor may be comprised of a single integrated circuit (IC), or may be comprised of multiple communicatively connected circuits (such as integrated circuits and/or discrete circuit(s)). Good too.
  • control unit 330 may instruct the communication unit 310 to transmit the adjustment instruction described above based on the amount of power that can be adjusted by the facility group 100.
  • the adjusted power amount instructed by the adjustment instruction may be the adjustable amount itself, or may be the amount of power allocated with the adjustable amount as the upper limit.
  • the new power company procures power from the power market and sells the power to each of the facilities 100.
  • a new electric power company may own distributed power sources separately from the electricity market.
  • the distributed power source may include a solar cell device, a power storage device, a fuel cell device, and the like.
  • the distributed power sources owned by the new electric power company may include distributed power sources installed in the facility 100. Such models may be referred to as third-party proprietary models.
  • the first electricity rate is the electricity rate determined between the new electric power company and the electricity market.
  • the first electricity rate may include the rate of electricity procured (or purchased) by the new electric power company from the electricity market.
  • the first electricity rate may include the rate of electricity supplied (or sold) by the new electric power company to the electricity market.
  • the first power rate may include a penalty or incentive rate related to the imbalance adjustment described above.
  • the first power rate may include a wheeling fee to be paid to a power transmission and distribution company that supplies power to the facility 100.
  • the first power rate is a power rate that changes more dynamically than the second power rate described later.
  • the first power rate may include a power rate traded in real time on the power market.
  • the first power rate may be referred to as dynamic pricing.
  • the first rate-related information may include information indicating a first electricity rate that changes from moment to moment.
  • the first rate-related information may include information indicating a first electricity rate for each fixed period (for example, 30 minutes, 1 hour, 6 hours, etc.).
  • the first power rate for each fixed period may be estimated based on a prediction of the power supply and demand balance in the power market.
  • the first rate-related information may be transmitted from the new power company to the RA at the timing when the first power rate is changed, or may be transmitted periodically.
  • the second electricity rate is an electricity rate determined between each of the one or more facilities 100 and the new electric power company.
  • the second power rate may include a rate for forward flow power (demand power) of the facility 100.
  • the second power rate may include a rate for reverse flow power (generated power) of the facility 100.
  • the second power rate may include benefits provided to each of the facilities 100 by the new electric power company through control (specific control) of distributed power sources installed in each of the facilities 100.
  • the benefits may be monetary or other benefits (eg, green power certificates, environmental impact value, etc.). Note that other benefits may be convertible into money based on predetermined rules.
  • the second electricity rate may be statically or quasi-statically determined by a contract between the new electric power company and the facility 100.
  • the second rate-related information includes information indicating the rate of demand power for each time period (for example, daytime hours and nighttime hours, etc.), information indicating the rate of generated power for each time zone, and information indicating the rate of generated power for each time period, It may also include information indicating the amount of benefit provided to the facility 100 by the new electric power company.
  • the second rate related information may be considered to be information indicating the rate structure of the second power rate. In such a case, the second rate related information may be sent from the new electric power company to the RA at the timing when the second electricity rate is changed, or may be sent only once before specific control. good.
  • the second power rate may be different for each facility 100.
  • the second power rate may differ depending on whether the facility 100 has the following.
  • the RA executes specific control to control the distributed power sources installed in each of the facilities 100.
  • Specific control may be referred to as VPP control.
  • the specific control may be considered to be control that adjusts the power supply and demand balance of the power system 12, or may be considered to be control that adjusts the imbalance of procured power or generated power.
  • the RA may be considered to be delegated specific control by the new electric utility.
  • the RA may be considered to be delegated by the new power company to adjust the imbalance in procured or generated power.
  • the RA (in the embodiment, the control unit 230) executes specific control based on the first fee-related information. Specifically, the RA may execute specific control based on the first rate-related information so as to maximize the profit of the new electric power company.
  • the RA may perform specific control to minimize the charge for electricity procured from the electricity market (hereinafter referred to as the procured power charge) during a predetermined period (for example, one day).
  • the RA may perform specific control to maximize the rate of electricity supplied to the electricity market (hereinafter referred to as the supplied power rate) during a predetermined period (for example, one day).
  • the RA may perform specific control to maximize the incentive during a predetermined period (for example, one day).
  • the RA may perform specific control to minimize the penalty during a predetermined period (for example, one day).
  • the RA may perform specific control to maximize the profit of the new electric power company based on two or more parameters selected from the procured power rate, the supplied power rate, incentives, and penalties. In such a case, as the procured power rate and the supplied power rate, a rate assumed based on a prediction of the power supply and demand balance in the power market may be used.
  • the RA in the embodiment, the control unit 230
  • the RA may perform specific control based on the second fee-related information in addition to the first fee-related information.
  • the RA may execute specific control based on the first fee-related information under a constraint that prioritizes the interests of each of the one or more facilities 100 based on the second fee-related information.
  • the constraint that prioritizes the interests of the facility 100 may be considered to be a constraint that the facility 100 is not disadvantaged by specific control.
  • the constraint that prioritizes the profit of the facility 100 may be a constraint that minimizes the power demand of the facility 100 for a predetermined period (for example, one day), and does not increase the power demand of the facility 100 more than the planned value. It may be a restriction.
  • the constraint that prioritizes the profit of the facility 100 may be a constraint that maximizes the power generated by the facility 100 for a predetermined period (for example, one day), or a constraint that does not reduce the power generated by the facility 100 below a planned value. There may be.
  • the constraint that prioritizes the profits of the facility 100 may be a constraint that the power demand of the facility 100 is within an allowable range.
  • the allowable range may be a range between the power that minimizes the power demand of the facility 100 (hereinafter referred to as "minimized power") and the power that is greater than the minimized power by a predetermined amount of power.
  • the predetermined power may be determined in advance between the facility 100 and the retail power company. It should be noted that even in such a case, the interests of facility 100 are given priority to some extent.
  • the constraint that gives priority to the benefit of the facility 100 is that when it is assumed that the charge related to the demand power will increase due to the specific control during a predetermined period (for example, one day), the benefit given to the facility 100 by the specific control will be
  • the restriction may be more than an increase in electricity charges.
  • a case where the charge related to demand power increases due to specific control is a case where at least a part of the power generated by the solar battery device 110 is provided as reverse flow power without consuming the power generated by the solar battery device within the facility 100. It may also include.
  • the case where the charge related to the power demand increases due to specific control may include a case where, when discharging control of power storage device 120 is performed as the specific control, charging control is executed to supplement the discharged power of power storage device 120.
  • the constraint that prioritizes the benefit of the facility 100 may be a constraint that the benefit provided to the facility 100 by specific control is within an allowable range.
  • the allowable range may be a range between an increase in the charge related to the power demand (hereinafter referred to as an increase charge) and a charge that is larger than the increase charge by a predetermined charge.
  • the predetermined fee may be determined in advance between the facility 100 and the retail power company. It should be noted that even in such a case, the interests of facility 100 are given priority to some extent.
  • the constraint that prioritizes the interests of the facility 100 may be a constraint that prioritizes the interests of the facility 100 to the maximum extent, or may be a constraint that prioritizes the interests of the facility 100 to some extent.
  • the lower management server 200 receives facility information from the facility 100.
  • the facility information may include information indicating the configuration of the distributed power source that the facility 100 has, and may also include information indicating the specifications of the distributed power source that the facility 100 has.
  • the facility information may include information indicating whether or not the facility 100 exhibits reverse power flow (reverse power flow availability information).
  • the lower-level management server 200 receives the first fee-related information from the higher-level management server 300.
  • the lower management server 200 may receive the first rate-related information at the timing when the first power rate is changed, or may receive the first rate-related information periodically.
  • step S21 the higher-level management server 300 transmits an adjustment instruction to the lower-level management server 200 to instruct adjustment of either the generated power or the procured power, if adjustment of the supply and demand balance of the power system 12 is necessary.
  • the lower-level management server 200 determines the content of specific control to be applied to the distributed power sources installed in the facility 100, based on the first charge-related information. Specifically, the lower management server 200 may determine the content of the specific control based on the first rate-related information so as to maximize the profit of the new electric power company.
  • step S23 the lower management server 200 transmits to the facility 100 a control command instructing the specific control determined in step S22.
  • the facility group 100 transmits the post performance value to the lower management server 200.
  • the ex-post performance value may include a performance value regarding the generated power of each of the facilities 100, and may also include a performance value regarding the power demand of each of the facilities 100.
  • the lower-level management server 200 may aggregate the ex-post performance values of each of the facilities 100 and transmit the ex-post performance values of the facility group 100 to the upper-level management server 300.
  • the lower management server 200 or the upper management server 300 may transmit the ex-post performance value of the facility group 100 to the third party server 400.
  • the ex-post performance value may include a performance value regarding the generated power of the facility group 100, and may also include a performance value regarding the procured power of the facility group 100.
  • step S13 is added and step S22A is executed instead of step S22. Therefore, descriptions of steps similar to those in FIG. 6 will be omitted.
  • the lower-level management server 200 receives the second fee-related information from the higher-level management server 300.
  • the lower management server 200 may receive the second rate-related information at the timing when the second power rate is changed, or may periodically receive the second rate-related information only once before specific control.
  • step S22A the lower management server 200 determines the content of specific control to be applied to the distributed power sources installed in the facility 100 based on the second fee-related information in addition to the first fee-related information. Specifically, the lower management server 200 determines the content of specific control based on the first fee-related information under the constraint that prioritizes the interests of each of the one or more facilities 100 based on the second fee-related information. It's okay.
  • the lower management server 200 executes specific control to control the distributed power sources installed in each of the one or more facilities 100 based on the first fee-related information received from the upper management server 300. According to such a configuration, it is possible to suppress a decrease in the profit of the retail electricity business operator (upper management server 300) that sells electricity to the facility 100 in a situation where the first electricity rate may change from time to time. .
  • the lower management server 200 executes specific control to control the distributed power sources installed in each of the one or more facilities 100 based on the second rate-related information in addition to the first rate-related information. Good too. According to such a configuration, while considering the profit of the facility 100, it is possible to suppress a decrease in the profit of the retail electricity company.
  • the lower management server 200 (RA) executes specific control based on the second rate-related information (benefits granted by the retail power company to the facility 100 through specific control). It may be determined whether or not. For example, the lower-level management server 200 (RA) may determine whether the specific control reduces the profit of the retail electricity company based on the second rate-related information. The lower-level management server 200 (RA) may not execute the specific control when the profit of the retail electricity company decreases, but may execute the specific control when the profit of the retail electricity company does not decrease. Alternatively, the lower management server 200 (RA) may determine whether the specific control increases the profit of the facility 100 based on the second fee-related information. The lower management server 200 (RA) may not execute the specific control when the profit of the facility 100 does not increase, but may execute the specific control when the profit of the facility 100 increases.
  • the facility 100 may transmit information regarding participation in specific control to the lower management server 200 (RA). For example, the facility 100 may transmit information indicating whether or not to participate in specific control to the lower management server 200 (RA), and the conditions for participating in specific control (for example, conditions regarding the benefits that the facility 100 can obtain). ) may be sent to the lower management server 200 (RA).
  • RA participation in specific control
  • the facility 100 may transmit information indicating whether or not to participate in specific control to the lower management server 200 (RA), and the conditions for participating in specific control (for example, conditions regarding the benefits that the facility 100 can obtain).
  • the first rate-related information may be considered to be information referenced to suppress a decrease in the profits of the retail electricity business that sells electricity to the facility 100.
  • the first fee-related information may be considered to be information that does not need to be acquired by the lower-level management server 200 (RA), assuming only the viewpoint of maximizing the profit of the facility 100.
  • the first fee-related information may be considered to be information that the lower-level management server 200 (RA) cannot directly know.
  • the lower-level management server 200 may receive first rate-related information from the upper-level management server 300 (retail electricity utility) that has a business relationship with the electricity market,
  • the first rate-related information may be received from a company (such as a business operator that manages the power supply and demand balance).
  • the second fee-related information may be considered to be information that is referred to in order to give priority to the interests of the facility 100.
  • the second fee related information may be considered to be information that the lower management server 200 (RA) cannot directly know.
  • the lower management server 200 (RA) may receive the second rate-related information from the higher-level management server (retail electricity company) that has a business relationship with the electricity market, and may receive the second rate-related information from the facility 100. Good too.
  • controls may be installed in the facility 100 for the benefit of the retail electricity utility that sells electricity to the facility 100, i.e., to adjust the imbalance of procured or generated power. It can be thought of as controlling distributed power sources.
  • the distributed power source that can be controlled by the lower management server 200 may include the power storage device 120.
  • the distributed power sources that can be controlled by the lower management server 200 may include distributed power sources that can arbitrarily control the output power.
  • the distributed power sources that can be controlled by the lower-level management server 200 may include the fuel cell device 130, a generator, and the like.
  • the lower management server 200 and the upper management server 300 may be realized by one server, and the lower management server 200 and the upper management server 300 may be managed by one operator. Good too.
  • the adjustment instruction may include the amount of adjustment power (for example, 100kW) to be instructed to the lower management server 200.
  • the adjustment instruction may include a time to start adjustment (for example, YYYYMMDDS).
  • the adjustment result may be a message that includes the adjustment result for either the generated power or the procured power.
  • the adjustment result may include adjustable power (for example, 60 kW) regarding the generated power.
  • the adjustment result may include adjustable power (for example, 10 kW) regarding the procured power.
  • the adjustment result may include the time to start adjustment (for example, YYYYMMDDS).
  • the term “generated power” is mainly used, but the “generated power” may also be read as reverse flow power.
  • procured power may be read as forward flow power.
  • Procured power may be considered to be a term used for the forward flow power of the facility group 100, and demand power is a term used for the forward flow power of each of the facilities 100.
  • electric power may be expressed as an instantaneous value (W/kW) or as an integrated value per unit time (Wh/kWh).
  • a program that causes a computer to execute each process performed by the EMS 160 and the lower-level management server 200 may be provided.
  • the program may be recorded on a computer-readable medium.
  • Computer-readable media allow programs to be installed on a computer.
  • the computer-readable medium on which the program is recorded may be a non-transitory recording medium.
  • the non-transitory recording medium is not particularly limited, but may be a recording medium such as a CD-ROM or a DVD-ROM, for example.
  • a chip may be provided that includes a memory that stores programs for executing each process performed by the EMS 160 and the lower-level management server 200, and a processor that executes the programs stored in the memory.
  • a power management device executes control to maximize the profit of a facility based on the power rate (second power rate) determined in the contract between the retail electricity provider and the facility.
  • the control of the power management device is assumed to be control that maximizes the incentives given by the retail electric utility by adjusting the imbalance, control that minimizes the price of electricity purchased from the retail electric utility, etc. .
  • the electricity rate (first electricity rate) determined between the electricity market and the retail electricity provider is more dynamic than the electricity rate (second electricity rate) determined in the contract between the retail electricity provider and the facility.
  • electricity rates that change over time will be introduced.
  • the first feature is a management unit that manages one or more facilities connected to the power system, a control unit that executes specific control to control distributed power sources installed in each of the one or more facilities, and a receiving unit that receives first rate-related information regarding a first electricity rate determined between a retail electricity business that sells electricity to each of the above facilities and the electricity market; 1 is a power management device that executes the specific control based on rate-related information.
  • a second feature is that in the first feature, the receiving unit receives second rate-related information regarding a second electricity rate determined between each of the one or more facilities and the retail electricity provider;
  • the control unit is a power management device that executes the specific control based on the second rate-related information in addition to the first rate-related information.
  • a third feature is that in the second feature, the control unit, based on the first charge-related information, under a constraint that prioritizes the profits of each of the one or more facilities based on the second charge-related information.
  • the power management device executes the specific control using the power management device.
  • a fourth feature is the power management device according to the second feature or the third feature, wherein the first power rate is a power rate that changes more dynamically than the second power rate.
  • a fifth feature is that in any of the second to fourth features, the second rate-related information is a benefit provided by the retail electricity provider to each of the one or more facilities through the specific control. It is a power management device that includes information regarding.
  • a sixth feature is that in the fifth feature, the control unit is a power management device that determines whether to execute the specific control based on the second rate-related information.
  • a seventh feature is a power management device according to any of the first to sixth features, including a notification unit that notifies the retail electricity business of the result of the specific control.
  • the eighth feature is step A of managing one or more facilities connected to the power system, step B of executing specific control to control distributed power sources installed in each of the one or more facilities, and a step C of receiving first rate-related information regarding a first electricity rate determined between a power market and a retail electricity business that sells electricity to each of the above facilities; 1.
  • a power management method including the step of executing the specific control based on rate-related information.
  • the ninth feature is a program that instructs a computer to perform process A for managing one or more facilities connected to the power system and specific control for controlling distributed power sources installed in each of the one or more facilities. and step C of receiving first rate-related information regarding a first electricity rate determined between a retail electricity utility that sells electricity to each of the one or more facilities and an electricity market. and the step B is a program including a step of executing the specific control based on the first fee-related information.
  • 1...power management system 11...network, 12...power system, 100...facility, 110...solar battery device, 120...power storage device, 130...fuel cell device, 140...load equipment, 160...EMS, 190...measuring device, 200... Lower management server, 210... Communication department, 220... Management department, 230... Control section, 300... Upper management server, 310... Communication department, 320... Management department, 330... Control section, 400... Third party server

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Abstract

電力管理装置は、電力系統に接続される1以上の施設を管理する管理部と、前記1以上の施設の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行する制御部と、前記1以上の施設の各々に電力を販売する小売電気事業者と電力市場との間で定められる第1電力料金に関する第1料金関連情報を受信する受信部と、を備え、前記制御部は、前記第1料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行する。

Description

電力管理装置、電力管理方法及びプログラム
　本開示は、電力管理装置、電力管理方法及びプログラムに関する。
　近年、電力系統の電力需給バランスを維持するために、蓄電装置を分散電源として用いる技術（例えば、VPP（Virtual Power Plant））が知られている（例えば、特許文献１、２）。
　ところで、施設に対して電力を販売する小売電気事業者としては、地域電力事業者を含んでもよく、地域電力事業者以外の新電力事業者を含んでもよい。ここで、新電力事業者は、電力市場（例えば、卸電力市場）から電力を調達することによって、施設に対して電力を販売することが想定される。
　また、VPPにおいては、RA（Resource Aggregator）などによって管理される電力管理装置によって、1以上の施設（以下、施設群）に設置された分散電源を制御することも想定される。RAは、小売電気事業者とは別のエンティティである。
　例えば、電力管理装置は、施設群の順潮流電力（以下、調達電力）に関する計画値と施設群の調達電力に関する実績値との差異（インバランス）が所定差異以下となるように、施設に設置される分散電源を制御することが考えられる。
　同様に、電力管理装置は、施設群の逆潮流電力（以下、発電電力）に関する計画値と施設群の発電電力に関する実績値との差異（インバランス）が所定差異以下となるように、施設に設置される分散電源を制御することが考えられる。
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
　開示の一態様は、電力系統に接続される1以上の施設を管理する管理部と、前記1以上の施設の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行する制御部と、前記1以上の施設の各々に電力を販売する小売電気事業者と電力市場との間で定められる第1電力料金に関する第1料金関連情報を受信する受信部と、を備え、前記制御部は、前記第1料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行する、電力管理装置である。
　開示の一態様は、電力系統に接続される1以上の施設を管理するステップAと、前記1以上の施設の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行するステップBと、前記1以上の施設の各々に電力を販売する小売電気事業者と電力市場との間で定められる第1電力料金に関する第1料金関連情報を受信するステップCと、を備え、前記ステップBは、前記第1料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行するステップを含む、電力管理方法である。
　開示の一態様は、プログラムであって、コンピュータに、電力系統に接続される1以上の施設を管理する工程Aと、前記1以上の施設の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行する工程Bと、前記1以上の施設の各々に電力を販売する小売電気事業者と電力市場との間で定められる第1電力料金に関する第1料金関連情報を受信する工程Cと、を実行させ、前記工程Bは、前記第1料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行する工程を含む、プログラムである。
図１は、実施形態に係る電力管理システム1を示す図である。 図２は、実施形態に係る施設100を示す図である。 図３は、実施形態に係る下位管理サーバ200を示す図である。 図４は、実施形態に係る上位管理サーバ300を示す図である。 図５は、実施形態に係る電力料金及び特定制御を説明するための図である。 図６は、実施形態に係る電力管理方法を示す図である。 図７は、実施形態に係る電力管理方法を示す図である。
　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る。
　［実施形態］
　（電力管理システム）
　以下において、実施形態に係る電力管理システムについて説明する。電力管理システムは、単に、電力システムと称されてもよい。
　図１に示すように、電力管理システム1は、施設100を有する。電力管理システム1は、下位管理サーバ200、上位管理サーバ300及び第三者サーバ400を含む。
　ここで、施設100、下位管理サーバ200、上位管理サーバ300及び第三者サーバ400は、ネットワーク11を介して通信可能に構成される。ネットワーク11は、インターネットを含んでもよく、VPN（Virtual Private Network）などの専用回線を含んでもよく、移動体通信網を含んでもよい。
　施設100は、電力系統12に接続されており、電力系統12から電力が供給されてもよく、電力系統12に電力を供給してもよい。電力系統12から施設100への電力は、順潮流電力と称されてもよい。施設100から電力系統12への電力は、逆潮流電力と称されてもよい。図１では、施設100として、施設100A～施設100Cが例示されている。
　特に限定されるものではないが、施設100は、住宅などの施設であってもよく、店舗などの施設であってもよく、オフィスなどの施設であってもよい。施設100は、2以上の住宅を含む集合住宅であってもよい。施設100は、住宅、店舗及びオフィスの少なくともいずれか2以上の施設を含む複合施設であってもよい。施設100の詳細については後述する（図２を参照）。
　下位管理サーバ200は、電力系統12に関する電力を管理する事業者によって管理される。事業者は、リソースアグリゲータ（RA）であってもよい。
　以下において、下位管理サーバ200がRAによって管理されるケースについて例示する。下位管理サーバ200をRAと称することもあり、RAを下位管理サーバ200と称することもある。下位管理サーバ200の詳細については後述する（図３を参照）。
　実施形態では、下位管理サーバ200は、1以上の施設100（以下、施設群100と称することもある）を管理する電力管理装置を構成してもよい。
　上位管理サーバ300は、電力系統12に関する電力を管理する事業者によって管理される。上位管理サーバ300は、各種サービスを提供する事業者によって管理されてもよい。上位管理サーバ300は、AEMS（Area Energy Management System）と称されてもよい。事業者は、小売電気事業者であってもよい。小売電気事業者は、電力系統12などの基盤を管理する地域電力事業者（一般電気事業者）を含んでもよく、地域電力事業者以外の新電力事業者を含んでもよい。新電力事業者は、電力市場から電力を調達することによって、施設に対して電力を販売することが想定されてもよい。電力市場は、施設100に供給される電力（調達電力）の取引に関する卸電力市場を含んでもよく、卸電力市場のゲートクローズ後における電力需給のギャップの調整に関する電力調整市場を含んでもよく、供給力（逆潮流電力）の取引に関する容量市場を含んでもよい。電力市場は、他の小売電気事業者と電力の取引を含んでもよい。電力市場は、他の発電事業者と電力の取引を含んでもよい。すなわち、電力市場は、1対1又は1対他又は多対多などの形態によらずに、電力の取引を行うための取引所であればよい。
　サービスは、施設群100の順潮流電力（以下、調達電力と称することもある）に関する計画値と施設群100の調達電力に関する実績値との差異（インバランス）が所定差異以下に抑制するためのサービスを含んでもよい。サービスは、施設群100の逆潮流電力（以下、発電電力と称することもある）に関する計画値と施設群100の発電電力に関する実績値との差異（インバランス）が所定差異以下に抑制するためのサービスを含んでもよい。
　以下において、上位管理サーバ300が新電力事業者によって管理されるケースについて例示する。上位管理サーバ300を新電力事業者と称することもあり、新電力事業者を上位管理サーバ300と称することもある。上位管理サーバ300の詳細については後述する（図４を参照）。
　実施形態では、新電力事業者は、1以上の施設100の各々に電力を販売する小売電気事業者の一例であってもよい。
　第三者サーバ400は、電力系統12の電力需給バランスを管理する事業者によって管理される。事業者は、電力系統12に関する電力市場を管理してもよい。例えば、第三者サーバ400は、調達電力のインバランスを確認する機能を有してもよい。第三者サーバ400は、発電電力のインバランスを確認する機能を有してもよい。例えば、第三者サーバは、以下に示す動作を行ってもよい。
　第1に、第三者サーバ400は、調達電力に関する計画値と調達電力に関する実績値との差異（インバランス）が所定差異を超えるか否かを確認してもよい。計画値及び実績値は単位期間（例えば、30分毎）に集計されてもよく、インバランスは、単位期間（例えば、30分毎）に確認されてもよい。第三者サーバ400は、インバランスが所定差異を超える場合に、上位管理サーバ300を管理する事業者（例えば、新電力事業者）に対してペナルティを課してもよい。第三者サーバ400は、インバランスが所定差異を超えない場合に、上位管理サーバ300を管理する事業者（例えば、新電力事業者）に対してインセンティブを付与してもよい。ペナルティ及びインセンティブは、金銭的なものであってもよい。
　第2に、第三者サーバ400は、発電電力に関する計画値と発電電力の実績値との差異（インバランス）が所定差異を超えるか否かを確認してもよい。計画値及び実績値は単位期間（例えば、30分毎）に集計されてもよく、インバランスは、単位期間（例えば、30分毎）に確認されてもよい。第三者サーバ400は、インバランスが所定差異を超える場合に、上位管理サーバ300を管理する事業者（例えば、新電力事業者）に対してペナルティを課してもよい。第三者サーバ400は、インバランスが所定差異を超えない場合に、上位管理サーバ300を管理する事業者（例えば、新電力事業者）に対してインセンティブを付与してもよい。ペナルティ及びインセンティブは、金銭的なものであってもよい。
　ここで、発電電力及び調達電力のインバランスが確認される期間を対象期間（例えば、1日）と定義してもよい。このようなケースにおいて、調達電力に関する計画値は、対象期間よりも前のタイミング（例えば、対象期間の前日の12:00）に策定される計画を含んでもよい。発電電力に関する計画値は、対象期間よりも前のタイミング（例えば、対象期間の前日の12:00）に策定される計画値を含んでもよい。さらに、調達電力に関する計画値は、対象期間に含まれる単位期間よりも前のタイミング（例えば、単位期間の1時間前）に策定される計画値を含んでもよい。発電電力に関する計画値は、対象期間に含まれる単位期間よりも前のタイミング（例えば、単位期間の1時間前）に策定される計画値を含んでもよい。
　特に限定されるものではないが、調達電力に関する計画値と調達電力に関する実績値は、下位管理サーバ200又は上位管理サーバ300から報告されてもよい。発電電力に関する計画値と発電電力に関する実績値は、下位管理サーバ200又は上位管理サーバ300から報告されてもよい。
　（施設）
　以下において、実施形態に係る施設について説明する。図２に示すように、施設100は、太陽電池装置110と、蓄電装置120と、燃料電池装置130と、負荷機器140と、EMS（Energy Management System）160と、を有する。施設100は、測定装置190を有してもよい。
　太陽電池装置110は、太陽光などの光に応じて発電をする分散電源である。例えば、太陽電池装置110は、PCS（Power Conditioning System）及び太陽光パネルによって構成される。ここで、設置とは、太陽電池装置110と電力系統12とが接続されることであってもよい。
　蓄電装置120は、電力の充電及び電力の放電をする分散電源である。例えば、蓄電装置120は、PCS及び蓄電セルによって構成される。ここで、設置とは、蓄電装置120と電力系統12とが接続されることであってもよい。
　燃料電池装置130は、燃料を用いて発電を行う分散電源である。例えば、燃料電池装置130は、PCS及び燃料電池セルによって構成される。ここで、設置とは、燃料電池装置130と電力系統12とが接続されることであってもよい。
　例えば、燃料電池装置130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。
　負荷機器140は、電力を消費する機器である。例えば、負荷機器140は、空調装置、ヒートポンプ給湯器、照明装置などを含んでもよい。
　EMS160は、施設100に関する電力を管理する。EMS160は、太陽電池装置110、蓄電装置120、燃料電池装置130、負荷機器140を制御してもよい。実施形態では、下位管理サーバ200から制御コマンドを受信する装置としてEMS160を例示するが、このような装置は、Gatewayと称されてもよく、単に制御ユニットと称されてもよい。
　EMS160は、下位管理サーバ200と区別するために、LEMS（Local EMS）と称されてもよく、HEMS（Home EMS）と称されてもよく、VPP（Virtual Power Plant）コントローラと称されてもよい。
　測定装置190は、電力系統12から施設100への順潮流電力（以下、需要電力とも称する）を測定する。測定装置190は、施設100から電力系統12への逆潮流電力を測定してもよい。例えば、測定装置190は、電力会社に帰属するSmart Meterであってもよい。測定装置190は、第1間隔（例えば、30分）における測定結果（順潮流電力又は逆潮流電力の積算値）を示す情報要素を第1間隔毎にEMS160に送信してもよい。測定装置190は、第1間隔よりも短い第2間隔（例えば、1分）における測定結果を示す情報要素をEMS160に送信してもよい。
　（下位管理サーバ）
　以下において、実施形態に係る下位管理サーバについて説明する。図３に示すように、下位管理サーバ200は、通信部210と、管理部220と、制御部230と、を有する。
　通信部210は、通信モジュールによって構成される。通信モジュールは、IEEE802.11a/b/g/n/ac/ax、ZigBee、Wi-SUN、LTE、5G、6Gなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、IEEE802.3などの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。
　通信部210は、施設100の施設情報を受信してもよい。施設情報は、施設100が有する分散電源の構成を示す情報を含んでもよく、施設100が有する分散電源の仕様を示す情報を含んでもよい。施設情報は、施設100が逆潮流を示すか否かを示す情報（逆潮流可否情報）を含んでもよい。逆潮流可否情報は、逆潮流が許容された分散電源を施設100が有するか否かを示す情報であってもよい。逆潮流可否情報は、逆潮流可否フラグと称されてもよい。
　なお、通信部210は、施設100の各々の発電電力に関する計画値を受信してもよい。通信部210は、施設100の各々の需要電力に関する計画値を受信してもよい。
　通信部210は、施設100の各々に設置される装置を制御する制御コマンドを送信してもよい。施設100の各々に設置される装置は、太陽電池装置110、蓄電装置120、燃料電池装置130などの分散電源を含んでもよい。施設100の各々に設置される装置は、負荷機器140を含んでもよい。
　実施形態では、通信部210は、小売電気事業者と電力市場との間で定められる第1電力料金に関する第1料金関連情報を受信する受信部を構成してもよい。通信部210は、1以上の施設100の各々と前記小売電気事業者との間で定められる第2電力料金に関する第2料金関連情報を受信してもよい。第1電力料金、第1料金関連情報、第2電力料金及び第2料金関連情報の詳細については後述する（図５を参照）。
　実施形態では、通信部210は、後述する特定制御の結果を小売電気事業者（上位管理サーバ300）に通知（又は、送信）する通知部を構成してもよい。特定制御の結果は、施設100の各々の発電電力に関する実績値を含んでもよく、施設100の各々の需要電力に関する実績値を含んでもよい。特定制御の結果は、施設100の各々の発電電力に関する実績値の集計結果を含んでもよく、施設100の各々の需要電力に関する実績値の集計結果を含んでもよい。
　管理部220は、HDD（Hard Disk Drive）、SSD（Solid State Drive）、不揮発性メモリなどの記憶媒体によって構成される。
　実施形態では、管理部220は、電力系統12に接続された1以上の施設100を管理する管理部を構成してもよい。管理部220は、施設100に関する情報を管理してもよい。例えば、施設100に関する情報は、施設100に設けられる分散電源（太陽電池装置110、蓄電装置120又は燃料電池装置130）の種別、施設100に設けられる分散電源（太陽電池装置110、蓄電装置120又は燃料電池装置130）のスペックなどである。スペックは、太陽電池装置110の定格発電電力、蓄電装置120の定格充電電力、蓄電装置120の定格放電電力、燃料電池装置130の定格出力電力を含んでもよい。スペックは、蓄電装置120の定格容量、最大充放電電力などを含んでもよい。
　制御部230は、少なくとも１つのプロセッサを含んでもよい。少なくとも１つのプロセッサは、単一の集積回路（IC）によって構成されてもよく、通信可能に接続された複数の回路（集積回路及び又はディスクリート回路（discrete circuit(s)）など）によって構成されてもよい。
　実施形態では、制御部230は、1以上の施設100の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行する制御部を構成してもよい。制御部230は、第1料金関連情報に基づいて特定制御を実行する。制御部230は、第1料金関連情報に加えて、第2料金関連情報に基づいて特定制御を実行してもよい。特定制御の詳細については後述する（図５を参照）。
　（上位管理サーバ）
　以下において、実施形態に係る上位管理サーバについて説明する。図４に示すように、上位管理サーバ300は、通信部310と、管理部320と、制御部330と、を有する。
　通信部310は、通信モジュールによって構成される。通信モジュールは、IEEE802.11a/b/g/n/ac/ax、ZigBee、Wi-SUN、LTE、5G、6Gなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、IEEE802.3などの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。
　例えば、通信部310は、電力系統12の需給バランスの調整が必要な場合に、施設群100によって調整可能な電力量を問い合わせる調整可能電力要求を下位管理サーバ200に送信してもよい。通信部310は、調整可能電力要求に対する応答として、施設群100によって調整可能な電力量（以下、調整可能量）を含む調整可能電力回答を下位管理サーバ200から受信してもよい。
　例えば、通信部310は、電力系統12の需給バランスの調整が必要な場合に、調達電力又は調整電力少なくともいずれか1つの調整を指示する調整指示を下位管理サーバ200に送信してもよい。通信部310は、調整指示に対する応答として、調達電力又は調整電力の少なくともいずれか1つの調整結果を下位管理サーバ200から受信してもよい。
　実施形態では、通信部310は、小売電気事業者と電力市場との間で定められる第1電力料金に関する第1料金関連情報を下位管理サーバ200に送信してもよい。通信部310は、1以上の施設の各々と前記小売電気事業者との間で定められる第2電力料金に関する第2料金関連情報を下位管理サーバ200に送信してもよい。
　管理部320は、HDD（Hard Disk Drive）、SSD（Solid State Drive）、不揮発性メモリなどの記憶媒体によって構成される。
　例えば、管理部320は、施設群100によって調整可能な電力量を管理してもよい。
　制御部330は、少なくとも１つのプロセッサを含んでもよい。少なくとも１つのプロセッサは、単一の集積回路（IC）によって構成されてもよく、通信可能に接続された複数の回路（集積回路及び又はディスクリート回路（discrete circuit(s)）など）によって構成されてもよい。
　例えば、制御部330は、施設群100によって調整可能な電力量に基づいて、上述した調整指示の送信を通信部310に指示してもよい。調整指示によって指示される調整電力量は、調整可能量そのものであってもよく、調整可能量を上限として割り当てられる電力量であってもよい。
　（電力料金及び特定制御）
　以下において、実施形態に係る電力料金及び特定制御について説明する。
　第1に、電力料金について図５を参照しながら説明する。図５に示すように、新電力事業者は、電力市場から電力を調達し、施設100の各々に電力を販売する。新電力事業者は、電力市場とは別に、分散電源を所有していてもよい。分散電源は、太陽電池装置、蓄電装置、燃料電池装置などを含んでもよい。新電力事業者が所有する分散電源は、施設100に設置される分散電源を含んでもよい。このようなモデルは、第三者所有モデルと称されてもよい。
　このような背景下において、第1電力料金は、新電力事業者と電力市場との間で定められる電力料金である。第1電力料金は、新電力事業者が電力市場から調達（又は、購入）する電力の料金を含んでもよい。第1電力料金は、新電力事業者が電力市場に供給（又は、売却）する電力の料金を含んでもよい。第1電力料金は、上述したインバランスの調整に関するペナルティ又はインセンティブに関する料金を含んでもよい。第1電力料金は、施設100に電力を供給する送配電事業者へ支払う託送料金を含んでもよい。
　ここで、第1電力料金は、後述する第2電力料金よりも動的に変化する電力料金である。例えば、第1電力料金は、電力市場でリアルタイムに取引される電力の料金を含んでもよい。第1電力料金は、ダイナミックプライシングと称されてもよい。
　例えば、第1料金関連情報は、時々刻々と変化する第1電力料金を示す情報を含んでもよい。第1料金関連情報は、一定期間（例えば、30分、1時間、6時間など）毎の第1電力料金を示す情報を含んでもよい。一定期間毎の第1電力料金は、電力市場の電力需給バランスの予測に基づいて想定されてもよい。このようなケースにおいて、第1料金関連情報は、新電力事業者からRAに対して、第1電力料金が変更されるタイミングで送信されてもよく、定期的に送信されてもよい。
　一方で、第2電力料金は、1以上の施設100の各々と新電力事業者との間で定められる電力料金である。第2電力料金は、施設100の順潮流電力（需要電力）の料金を含んでもよい。第2電力料金は、施設100の逆潮流電力（発電電力）の料金を含んでもよい。第2電力料金は、施設100の各々に設置される分散電源の制御（特定制御）によって新電力事業者から施設100の各々に付与される便益を含んでもよい。便益は、金銭的なものであってもよく、他の便益（例えば、グリーン電力証書、環境負荷価値など）であってもよい。なお、他の便益は、所定ルールに基づいて金銭に換算可能であってもよい。
　ここで、第2電力料金は、新電力事業者と施設100との間の契約等によって静的又は準静的に定められてもよい。
　例えば、第2料金関連情報は、時間帯（例えば、昼間の時間帯及び夜間の時間帯など）毎の需要電力の料金を示す情報、時間帯毎の発電電力の料金を示す情報、特定制御によって新電力事業者から施設100に付与される便益の金額を示す情報などを含んでもよい。第2電力料金が静的又は準静的に定められる場合には、第2料金関連情報は、第2電力料金の料金体系を示す情報であると考えてもよい。このようなケースにおいて、第2料金関連情報は、新電力事業者からRAに対して、第2電力料金が変更されるタイミングで送信されてもよく、特定制御前において1回だけ送信されてもよい。
　特に限定されるものではないが、第2電力料金は、施設100毎に異なっていてもよい。例えば、施設100で想定される需要電力の大きさ、施設100で想定される発電電力の大きさ、第三者所有モデルの分散電源を施設100が有するか否か、RAによって制御可能な分散電源を施設100が有するか否かなどによって、第2電力料金が異なっていてもよい。
　第2に、特定制御について図５を参照しながら説明する。図５に示すように、RAは、施設100の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行する。特定制御は、VPP制御と称されてもよい。特定制御は、電力系統12の電力需給バランスを調整する制御であると考えてもよく、調達電力又は発電電力のインバランスを調整する制御であると考えてもよい。RAは、特定制御を新電力事業者から委任されていると考えてもよい。RAは、調達電力又は発電電力のインバランスの調整を新電力事業者から委任されていると考えてもよい。
　ここで、RA（実施形態では、制御部230）は、第1料金関連情報に基づいて特定制御を実行する。具体的には、RAは、第1料金関連情報に基づいて、新電力事業者の利益を最大化するように特定制御を実行してもよい。
　例えば、RAは、所定期間（例えば、1日）において、電力市場から調達する電力の料金（以下、調達電力料金）を最小化するように特定制御を実行してもよい。RAは、所定期間（例えば、1日）において、電力市場に供給する電力の料金（以下、供給電力料金）を最大化するように特定制御を実行してもよい。RAは、所定期間（例えば、1日）において、インセンティブを最大化するように特定制御を実行してもよい。RAは、所定期間（例えば、1日）において、ペナルティを最小化するように特定制御を実行してもよい。RAは、調達電力料金、供給電力料金、インセンティブ及びペナルティの中から選択された2以上のパラメータに基づいて、新電力事業者の利益を最大化するように特定制御を実行してもよい。このようなケースにおいて、調達電力料金及び供給電力料金としては、電力市場の電力需給バランスの予測に基づいて想定される料金が用いられてもよい。
　さらに、RA（実施形態では、制御部230）は、第1料金関連情報に加えて、第2料金関連情報に基づいて特定制御を実行してもよい。このようなケースにおいて、RAは、第2料金関連情報に基づいて1以上の施設100の各々の利益を優先する制約下において、第1料金関連情報に基づいて特定制御を実行してもよい。ここで、施設100の利益を優先する制約は、特定制御によって施設100が不利益を受けない制約であると考えてもよい。
　例えば、施設100の利益を優先する制約は、所定期間（例えば、1日）において、施設100の需要電力を最小化する制約であってもよく、施設100の需要電力を計画値よりも増大させない制約であってもよい。施設100の利益を優先する制約は、所定期間（例えば、1日）において、施設100の発電電力を最大化する制約であってもよく、施設100の発電電力を計画値よりも減少させない制約であってもよい。
　なお、施設100の利益を優先する制約は、施設100の需要電力が許容範囲内である制約であってもよい。例えば、許容範囲は、施設100の需要電力を最小化した電力（以下、最小化電力）と最小化電力から所定電力だけ大きい電力との間の範囲であってもよい。所定電力は、施設100と小売電力事業者との間で予め定められてもよい。このようなケースであっても、施設100の利益がある程度優先されていることに留意すべきである。
　施設100の利益を優先する制約は、所定期間（例えば、1日）において、特定制御によって需要電力に関する料金が増大することが想定される場合に、特定制御によって施設100に付与される便益が需要電力に関する料金の増大以上である制約であってもよい。例えば、特定制御によって需要電力に関する料金が増大するケースは、太陽電池装置の発電電力を施設100内で消費せずに、太陽電池装置110の発電電力の少なくとも一部を逆潮流電力として提供するケースなどを含んでもよい。特定制御によって需要電力に関する料金が増大するケースは、特定制御として蓄電装置120の放電制御を行った場合に、蓄電装置120の放電電力を補うための充電制御を実行するケースなどを含んでもよい。
　なお、施設100の利益を優先する制約は、特定制御によって施設100に付与される便益が許容範囲内である制約であってもよい。例えば、許容範囲は、需要電力に関する料金の増大（以下、増大料金）と増大料金から所定料金だけ大きい料金との間の範囲であってもよい。所定料金は、施設100と小売電力事業者との間で予め定められてもよい。このようなケースであっても、施設100の利益がある程度優先されていることに留意すべきである。
　上述したように、施設100の利益を優先する制約は、施設100の利益を最大限に優先する制約であってもよく、施設100の利益をある程度優先する制約であってもよい。
　（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。
　第1に、第2料金関連情報を用いずに第1料金関連情報を用いるケースについて、図６を参照しながら説明する。
　図６に示すように、ステップS11において、下位管理サーバ200は、施設100から施設情報を受信する。施設情報は、施設100が有する分散電源の構成を示す情報を含んでもよく、施設100が有する分散電源の仕様を示す情報を含んでもよい。施設情報は、施設100が逆潮流を示すか否かを示す情報（逆潮流可否情報）を含んでもよい。
　ステップS12において、下位管理サーバ200は、第1料金関連情報を上位管理サーバ300から受信する。下位管理サーバ200は、第1電力料金が変更されるタイミングで第1料金関連情報を受信してもよく、第1料金関連情報を定期的に受信してもよい。
　ステップS21において、上位管理サーバ300は、電力系統12の需給バランスの調整が必要な場合に、発電電力及び調達電力のいずれか1つの調整を指示する調整指示を下位管理サーバ200に送信する。
　ステップS22において、下位管理サーバ200は、第1料金関連情報に基づいて、施設100に設置された分散電源に適用する特定制御の内容を決定する。具体的には、下位管理サーバ200は、第1料金関連情報に基づいて、新電力事業者の利益を最大化するように特定制御の内容を決定してもよい。
　ステップ23において、下位管理サーバ200は、ステップS22で決定された特定制御を指示する制御コマンドを施設100に送信する。
　ステップS31において、施設群100は、事後実績値を下位管理サーバ200に送信する。事後実績値は、施設100の各々の発電電力に関する実績値を含んでもよく、施設100の各々の需要電力に関する実績値を含んでもよい。
　ステップS32において、下位管理サーバ200は、施設100の各々の事後実績値を集計して、施設群100の事後実績値を上位管理サーバ300に送信してもよい。下位管理サーバ200又は上位管理サーバ300は、施設群100の事後実績値を第三者サーバ400に送信してもよい。事後実績値は、施設群100の発電電力に関する実績値を含んでもよく、施設群100の調達電力に関する実績値を含んでもよい。
　第2に、第1料金関連情報に加えて第2料金関連情報を用いるケースについて、図７を参照しながら説明する。図７に示すシーケンスは、ステップS13が追加され、ステップS22に代えてステップS22Aが実行される点を除いて、図６に示すシーケンスと同様である。従って、図６と同様のステップの説明については省略する。
　ステップS13において、下位管理サーバ200は、第2料金関連情報を上位管理サーバ300から受信する。下位管理サーバ200は、第2電力料金が変更されるタイミングで第2料金関連情報を受信してもよく、特定制御前に1回だけ第2料金関連情報を定期的に受信してもよい。
　ステップS22Aにおいて、下位管理サーバ200は、第1料金関連情報に加えて、第2料金関連情報に基づいて、施設100に設置された分散電源に適用する特定制御の内容を決定する。具体的には、下位管理サーバ200は、第2料金関連情報に基づいて1以上の施設100の各々の利益を優先する制約下において、第1料金関連情報に基づいて特定制御の内容を決定してもよい。
　（作用及び効果）
　実施形態では、下位管理サーバ200は、上位管理サーバ300から受信する第1料金関連情報に基づいて、1以上の施設100の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行する。このような構成によれば、第1電力料金が時々刻々と変更され得る状況下において、施設100に電力を販売する小売電気事業者（上位管理サーバ300）の利益の減少を抑制することができる。
　実施形態では、下位管理サーバ200は、第1料金関連情報に加えて、第2料金関連情報に基づいて、1以上の施設100の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行してもよい。このような構成によれば、施設100の利益を考慮しながらも、小売電気事業者の利益の減少を抑制することができる。
　［その他の実施形態］
　本開示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。
　上述した開示では特に触れていないが、下位管理サーバ200（RA）は、第2料金関連情報（特定制御によって小売電力事業者から施設100に付与される便益）に基づいて、特定制御を実行するか否かを判定してもよい。例えば、下位管理サーバ200（RA）は、第2料金関連情報に基づいて、特定制御によって小売電気事業者の利益が減少するか否かを判定してもよい。下位管理サーバ200（RA）は、小売電気事業者の利益が減少する場合に、特定制御を実行せずに、小売電気事業者の利益が減少しない場合に、特定制御を実行してもよい。或いは、下位管理サーバ200（RA）は、第2料金関連情報に基づいて、特定制御によって施設100の利益が増大するか否かを判定してもよい。下位管理サーバ200（RA）は、施設100の利益が増大しない場合に、特定制御を実行せずに、施設100の利益が増大する場合に、特定制御を実行してもよい。
　上述した開示では特に触れていないが、施設100は、特定制御への参加に関する情報を下位管理サーバ200（RA）に送信してもよい。例えば、施設100は、特定制御に参加するか否かを示す情報を下位管理サーバ200（RA）に送信してもよく、特定制御に参加する条件（例えば、施設100が得られる利益に関する条件など）を示す情報を下位管理サーバ200（RA）に送信してもよい。
　上述した開示では特に触れていないが、第1料金関連情報は、施設100に電力を販売する小売電気事業者の利益の減少を抑制するために参照される情報であると考えてもよい。第1料金関連情報は、施設100の利益を最大化するという観点のみを想定すると、下位管理サーバ200（RA）が取得する必要がない情報であると考えてもよい。第1料金関連情報は、下位管理サーバ200（RA）が直接的に知り得ない情報であると考えてもよい。下位管理サーバ200（RA）は、電力市場と取引関係を有する上位管理サーバ300（小売電気事業者）から第1料金関連情報を受信してもよく、電力市場を管理する事業者（電力系統12の電力需給バランスを管理する事業者など）から第1料金関連情報を受信してもよい。
　上述した開示では特に触れていないが、第2料金関連情報は、施設100の利益を優先するために参照される情報であると考えてもよい。第2料金関連情報は、下位管理サーバ200（RA）が直接的に知り得ない情報であると考えてもよい。下位管理サーバ200（RA）は、電力市場と取引関係を有する上位管理サーバ（小売電気事業者）から第2料金関連情報を受信してもよく、施設100から第2料金関連情報を受信してもよい。
　上述した開示では特に触れていないが、特定制御は、施設100に電力を販売する小売電気事業者のために、すなわち、調達電力又は発電電力のインバランスを調整するために、施設100に設置される分散電源を制御することであると考えてもよい。
　上述した開示では特に触れていないが、下位管理サーバ200によって制御可能な分散電源は、蓄電装置120を含んでもよい。但し、下位管理サーバ200によって制御可能な分散電源は、出力電力を任意に制御可能な分散電源を含んでもよい。例えば、下位管理サーバ200によって制御可能な分散電源は、燃料電池装置130、発電機などを含んでもよい。
　上述した開示では特に触れていないが、下位管理サーバ200及び上位管理サーバ300は、1つのサーバによって実現されてもよく、下位管理サーバ200及び上位管理サーバ300は、1つの事業者によって管理されてもよい。
　上述した開示では特に触れていないが、調整指示は、下位管理サーバ200に指示する調整電力量（例えば、100kW）を含んでもよい。調整指示は、調整を開始する時刻（例えば、YYYYMMDDS）を含んでもよい。
　上述した開示では特に触れていないが、調整結果は、発電電力及び調達電力のいずれか1つの調整結果を含むメッセージであってもよい。発電電力を調整した場合には、調整結果は、発電電力に関する調整可能電力（例えば、60kW）を含んでもよい。調達電力を調整した場合に、調整結果は、調達電力に関する調整可能電力（例えば、10kW）を含んでもよい。調整結果は、調整を開始する時刻（例えば、YYYYMMDDS）を含んでもよい。
　上述した開示では、主として発電電力という用語を用いたが、発電電力は、逆潮流電力と読み替えてもよい。
　上述した開示では、主として調達電力という用語を用いたが、調達電力は、順潮流電力と読み替えてもよい。調達電力は、施設群100の順潮流電力について用いる用語であり、需要電力は、施設100の各々の順潮流電力について用いる用語であると考えてもよい。
　上述した開示では特に触れていないが、電力は、瞬時値（W/kW）で表されてもよく、単位時間の積算値（Wh/kWh）で表されてもよい。
　上述した開示では特に触れていないが、EMS160、下位管理サーバ200が行う各処理をコンピュータに実行させるプログラムが提供されてもよい。また、プログラムは、コンピュータ読取り可能媒体に記録されていてもよい。コンピュータ読取り可能媒体を用いれば、コンピュータにプログラムをインストールすることが可能である。ここで、プログラムが記録されたコンピュータ読取り可能媒体は、非一過性の記録媒体であってもよい。非一過性の記録媒体は、特に限定されるものではないが、例えば、CD-ROMやDVD-ROM等の記録媒体であってもよい。
　或いは、EMS160、下位管理サーバ200が行う各処理を実行するためのプログラムを記憶するメモリ及びメモリに記憶されたプログラムを実行するプロセッサによって構成されるチップが提供されてもよい。
　上述した開示は、以下に示す課題及び効果を有していてもよい。
　一般的に、電力管理装置は、小売電気事業者と施設との間の契約で定められる電力料金（第2電力料金）に基づいて、施設の利益を最大化する制御を実行する。例えば、電力管理装置の制御としては、インバランスの調整によって小売電気事業者から付与されるインセンティブを最大化する制御、小売電気事業者から購入する電力の料金を最小化する制御などが想定される。
　ところで、電力市場と小売電気事業者との間で定められる電力料金（第1電力料金）として、小売電気事業者と施設との間の契約で定められる電力料金（第2電力料金）よりも動的に変化する電力料金が導入される可能性がある。
　発明者等は、上述した状況に鑑みて、鋭意検討の結果、第2電力料金に基づいた制御だけでは小売電気事業者の利益が損なわれる可能性について新たな知見を得て、第2電力料金よりも動的に変化する第1電力料金についても考慮すべきであることを見出した。
　上述した開示によれば、小売電気事業者の利益の減少を抑制することを可能とする電力管理装置、電力管理方法及びプログラムを提供することができる。
　［付記］
　上述した開示は以下のように表されてもよい。
　第1の特徴は、電力系統に接続される1以上の施設を管理する管理部と、前記1以上の施設の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行する制御部と、前記1以上の施設の各々に電力を販売する小売電気事業者と電力市場との間で定められる第1電力料金に関する第1料金関連情報を受信する受信部と、を備え、前記制御部は、前記第1料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行する、電力管理装置である。
　第2の特徴は、第1の特徴において、前記受信部は、前記1以上の施設の各々と前記小売電気事業者との間で定められる第2電力料金に関する第2料金関連情報を受信し、前記制御部は、前記第1料金関連情報に加えて、前記第2料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行する、電力管理装置である。
　第3の特徴は、第2の特徴において、前記制御部は、前記第2料金関連情報に基づいて前記1以上の施設の各々の利益を優先する制約下において、前記第1料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行する、電力管理装置である。
　第4の特徴は、第2の特徴又は第3の特徴において、前記第1電力料金は、前記第2電力料金よりも動的に変化する電力料金である、電力管理装置である。
　第5の特徴は、第2の特徴乃至第4の特徴のいずれかにおいて、前記第2料金関連情報は、前記特定制御によって前記小売電気事業者から前記1以上の施設の各々に付与される便益に関する情報を含む、電力管理装置である。
　第6の特徴は、第5の特徴において、前記制御部は、前記第2料金関連情報に基づいて、前記特定制御を実行するか否かを判定する、電力管理装置である。
　第7の特徴は、第1の特徴乃至第6の特徴のいずれかにおいて、前記特定制御の結果を前記小売電気事業者に通知する通知部を備える、電力管理装置である。
　第8の特徴は、電力系統に接続される1以上の施設を管理するステップAと、前記1以上の施設の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行するステップBと、前記1以上の施設の各々に電力を販売する小売電気事業者と電力市場との間で定められる第1電力料金に関する第1料金関連情報を受信するステップCと、を備え、前記ステップBは、前記第1料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行するステップを含む、電力管理方法である。
　第9の特徴は、プログラムであって、コンピュータに、電力系統に接続される1以上の施設を管理する工程Aと、前記1以上の施設の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行する工程Bと、前記1以上の施設の各々に電力を販売する小売電気事業者と電力市場との間で定められる第1電力料金に関する第1料金関連情報を受信する工程Cと、を実行させ、前記工程Bは、前記第1料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行する工程を含む、プログラムである。
　1…電力管理システム、11…ネットワーク、12…電力系統、100…施設、110…太陽電池装置、120…蓄電装置、130…燃料電池装置、140…負荷機器、160…EMS、190…測定装置、200…下位管理サーバ、210…通信部、220…管理部、230…制御部、300…上位管理サーバ、310…通信部、320…管理部、330…制御部、400…第三者サーバ

Claims (9)

  1. 　電力系統に接続される1以上の施設を管理する管理部と、
    　前記1以上の施設の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行する制御部と、
    　前記1以上の施設の各々に電力を販売する小売電気事業者と電力市場との間で定められる第1電力料金に関する第1料金関連情報を受信する受信部と、を備え、
    　前記制御部は、前記第1料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行する、電力管理装置。
  2. 　前記受信部は、前記1以上の施設の各々と前記小売電気事業者との間で定められる第2電力料金に関する第2料金関連情報を受信し、
    　前記制御部は、前記第1料金関連情報に加えて、前記第2料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行する、請求項１に記載の電力管理装置。
  3. 　前記制御部は、前記第2料金関連情報に基づいて前記1以上の施設の各々の利益を優先する制約下において、前記第1料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行する、請求項２に記載の電力管理装置。
  4. 　前記第1電力料金は、前記第2電力料金よりも動的に変化する電力料金である、請求項２に記載の電力管理装置。
  5. 　前記第2料金関連情報は、前記特定制御によって前記小売電気事業者から前記1以上の施設の各々に付与される便益に関する情報を含む、請求項２に記載の電力管理装置。
  6. 　前記制御部は、前記第2料金関連情報に基づいて、前記特定制御を実行するか否かを判定する、請求項５に記載の電力管理装置。
  7. 　前記特定制御の結果を前記小売電気事業者に通知する通知部を備える、請求項１に記載の電力管理装置。
  8. 　電力系統に接続される1以上の施設を管理するステップAと、
    　前記1以上の施設の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行するステップBと、
    　前記1以上の施設の各々に電力を販売する小売電気事業者と電力市場との間で定められる第1電力料金に関する第1料金関連情報を受信するステップCと、を備え、
    　前記ステップBは、前記第1料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行するステップを含む、電力管理方法。
  9. 　プログラムであって、コンピュータに、
    　電力系統に接続される1以上の施設を管理する工程Aと、
    　前記1以上の施設の各々に設置される分散電源を制御する特定制御を実行する工程Bと、
    　前記1以上の施設の各々に電力を販売する小売電気事業者と電力市場との間で定められる第1電力料金に関する第1料金関連情報を受信する工程Cと、を実行させ、
    　前記工程Bは、前記第1料金関連情報に基づいて前記特定制御を実行する工程を含む、プログラム。
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JP2020170363A (ja) * 2019-04-03 2020-10-15 東京瓦斯株式会社 需要調整システム、需要調整方法及びプログラム

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