(57)【要約】【課題】発電装置と蓄電池とで電力変換装置を共用する需要家の存在する環境に対応して、デマンドレスポンス制御における電力需給の調整力を適切に決定できるようにする。【解決手段】複数の電力出力装置が出力する電力に対して共通の電力変換装置を備える需要家を含む需要家群の電力を管理するにあたり、複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得し、取得された発電電力に基づいて、現在に対応する蓄電池の充電可能電力と放電可能電力とを一次充放電可能指標値として算出し、予測パラメータとして、予測需要電力量と予測発電電力量とを算出し、一次充放電可能指標値と電力変換装置の定格電力と、予測パラメータとに基づいて、将来における前記蓄電池の蓄電可能電力と放電可能電力とを二次充放電可能指標値として算出するように構成する。【選択図】図５
2020089225.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の電力出力装置が出力する電力に対して共通の電力変換装置を備える需要家を含む需要家群の電力を管理する電力管理システムであって、
複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得部と、
前記発電電力取得部により取得された発電電力に基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の一次充放電可能指標値として算出する一次充放電可能指標値算出部と、
予測パラメータとして、前記蓄電池を備える需要家の需要電力量の予測値である予測需要電力量と、前記需要家が備える発電装置の発電電力量の予測値である予測発電電力量とを算出する予測パラメータ算出部と、
前記一次充放電可能指標値と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報と、前記予測パラメータとに基づいて、将来における前記蓄電池の蓄電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、二次充放電可能指標値として算出する二次充放電可能指標値算出部と
を備える電力管理システム。
【請求項２】
前記二次充放電可能指標値算出部によって算出された、管理対象の蓄電池の充放電可能指標値の全てまたは一部の総和を算出し、算出された充放電可能指標値の総和に基づいて、デマンドレスポンスに対応して管理対象地域で制御が可能な電力である制御可能電力としての制御可能指標値を決定する制御可能指標値決定部と、
決定された制御可能指標値を所定の外部装置に送信する制御可能指標値送信部と
をさらに備える請求項１に記載の電力管理システム。
【請求項３】
所定の補正パラメータを用いて、前記一次充放電可能指標値、前記二次充放電可能指標値、及び前記制御可能指標値の少なくともいずれか１つを補正対象として補正する補正部をさらに備える
請求項２に記載の電力管理システム。
【請求項４】
前記補正パラメータは、前記補正対象に乗算する係数である
請求項３に記載の電力管理システム。
【請求項５】
前記補正パラメータは、前記補正対象に加算または減算する加減算値である
請求項３または４に記載の電力管理システム。
【請求項６】
前記補正パラメータは、過去におけるデマンドレスポンスの制御指令値と、制御実績値との差分に基づいて決定される
請求項３から５のいずれか一項に記載の電力管理システム。
【請求項７】
複数の電力出力装置が出力する電力に対して共通の電力変換装置を備える需要家を含む需要家群の電力を管理する電力管理システムにおける電力管理方法であって、
発電電力取得部が、複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得ステップと、
一次充放電可能指標値算出部が、前記発電電力取得部により取得された発電電力に基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の一次充放電可能指標値として算出する一次充放電可能指標値算出ステップと、
予測パラメータ算出部が、予測パラメータとして、前記蓄電池を備える需要家の需要電力量の予測値である予測需要電力量と、前記需要家が備える発電装置の発電電力量の予測値である予測発電電力量とを算出する予測パラメータ算出ステップと、
二次充放電可能指標値算出部が、前記一次充放電可能指標値と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報と、前記予測パラメータとに基づいて、将来における前記蓄電池の蓄電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、二次充放電可能指標値として算出する二次充放電可能指標値算出ステップと
を備える電力管理方法。
【請求項８】
複数の電力出力装置が出力する電力に対して共通の電力変換装置を備える需要家を含む需要家群の電力を管理する電力管理システムであって、
複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得部と、
前記発電電力取得部により取得された発電電力と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報とに基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の充放電可能指標値として算出する充放電可能指標値算出部と、
を備える電力管理システム。
【請求項９】
前記充放電可能指標値算出部によって算出された、管理対象の蓄電池の充放電可能指標値の全てまたは一部の総和を算出し、算出された充放電可能指標値の総和に基づいて、デマンドレスポンスに対応して管理対象地域で制御が可能な電力である制御可能電力としての制御可能指標値を決定する制御可能指標値決定部と、
決定された制御可能指標値を所定の外部装置に送信する制御可能指標値送信部と
をさらに備える請求項８に記載の電力管理システム。
【請求項１０】
複数の電力出力装置が出力する電力に対して共通の電力変換装置を備える需要家を含む需要家群の電力を管理する電力管理システムにおける電力管理方法であって、
発電電力取得部が、複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得ステップと、
充放電可能指標値算出部が、前記発電電力取得ステップにより取得された発電電力と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報とに基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の充放電可能指標値として算出する充放電可能指標値算出ステップと、
を備える電力管理方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力管理システム及び電力管理方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力会社（送配電系統の運用者や電気の小売事業者等でもよい）からの需要電力の調整の要請に応じて需要家施設における需要電力量が増減されるように電力制御（デマンドレスポンス制御）を行うことが知られている（例えば、特許文献１参照）。
このようなデマンドレスポンス制御においては、電力の需給調整を行うにあたり、地域において分散設置された電源を集約して電力需給の調整力として活用しようという動きがある。このような調整力は、需要の増減や、発電設備の出力の増減によって得るようにされる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１７−２２４１２５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
需要家ごとの調整量は小さいため、アグリゲータが複数の需要家の調整力を集約する。このため、アグリゲータは、随時、どの程度の調整力を提供可能かを管理し、調整力提供の要請があった場合において供出可能な調整力を示す必要がある。このような調整力に蓄電池の電力を活用する場合、需要家の有する施設に設置された蓄電池において、充放電可能量がどれくらいになるかを把握する必要がある。
例えば、特に家庭用等として、太陽電池等の発電装置と蓄電池とで共用するようにパワーコンディショナ（電力変換装置）を利用する場合がある。パワーコンディショナについては、入力電力と出力電力とについて許容される最大値が定格として定められている。このため、発電装置と蓄電池とでパワーコンディショナを共用する場合には、パワーコンディショナの定格電力に対する太陽電池の発電電力に応じて、蓄電池の動作が制限を受ける。例えば、太陽電池がパワーコンディショナの定格出力電力以上の電力を発電している状態では、太陽電池の発電電力の出力のためにパワーコンディショナの定格出力電力が占有され、蓄電池が放電可能な電力はゼロに制限される。
従って、発電装置と蓄電池とでパワーコンディショナを共用する需要家の存在する環境のもとで調整力を決定するにあたっては、例えば調整力の精度の向上のため、以下の点が考慮されることが好ましい。つまり、パワーコンディショナの定格と発電装置の発電電力とに応じた蓄電池の動作の制限が考慮されるようにすることが好ましい。
【０００５】
本発明は、発電装置と蓄電池とで電力変換装置を共用する需要家の存在する環境のもとで、電力変換装置の定格と発電装置の発電電力とに応じた蓄電池の動作の制限に対応して、デマンドレスポンス制御における電力需給の調整力を適切に決定できるようにすることを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
上述した課題を解決するための本発明の一態様は、複数の電力出力装置が出力する電力に対して共通の電力変換装置を備える需要家を含む需要家群の電力を管理する電力管理システムであって、複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得部と、前記発電電力取得部により取得された発電電力に基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の一次充放電可能指標値として算出する一次充放電可能指標値算出部と、予測パラメータとして、前記蓄電池を備える需要家の需要電力量の予測値である予測需要電力量と、前記需要家が備える発電装置の発電電力量の予測値である予測発電電力量とを算出する予測パラメータ算出部と、前記一次充放電可能指標値と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報と、前記予測パラメータとに基づいて、将来における前記蓄電池の蓄電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、二次充放電可能指標値として算出する二次充放電可能指標値算出部とを備える電力管理システムである。
【０００７】
本発明の一態様は、複数の電力出力装置が出力する電力に対して共通の電力変換装置を備える需要家を含む需要家群の電力を管理する電力管理システムにおける電力管理方法であって、発電電力取得部が、複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得ステップと、一次充放電可能指標値算出部が、前記発電電力取得部により取得された発電電力に基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の一次充放電可能指標値として算出する一次充放電可能指標値算出ステップと、予測パラメータ算出部が、予測パラメータとして、前記蓄電池を備える需要家の需要電力量の予測値である予測需要電力量と、前記需要家が備える発電装置の発電電力量の予測値である予測発電電力量とを算出する予測パラメータ算出ステップと、二次充放電可能指標値算出部が、前記一次充放電可能指標値と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報と、前記予測パラメータとに基づいて、将来における前記蓄電池の蓄電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、二次充放電可能指標値として算出する二次充放電可能指標値算出ステップとを備える電力管理方法である。
【０００８】
本発明の一態様は、複数の電力出力装置が出力する電力に対して共通の電力変換装置を備える需要家を含む需要家群の電力を管理する電力管理システムであって、複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得部と、前記発電電力取得部により取得された発電電力と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報とに基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の充放電可能指標値として算出する充放電可能指標値算出部とを備える電力管理システムである。
【０００９】
本発明の一態様は、複数の電力出力装置が出力する電力に対して共通の電力変換装置を備える需要家を含む需要家群の電力を管理する電力管理システムにおける電力管理方法であって、発電電力取得部が、複数の電力出力装置のうちで蓄電池以外の発電装置の現在に対応する発電電力を取得する発電電力取得ステップと、充放電可能指標値算出部が、前記発電電力取得ステップにより取得された発電電力と、前記電力変換装置の定格電力を示す定格電力情報とに基づいて、現在に対応する前記蓄電池の充電可能電力と放電可能電力との少なくともいずれか一方を、前記蓄電池の充放電可能指標値として算出する充放電可能指標値算出ステップとを備える電力管理方法である。
【発明の効果】
【００１０】
本発明によれば、発電装置と蓄電池とで電力変換装置を共用する需要家の存在する環境のもとで、電力変換装置の定格と発電装置の発電電力とに応じた蓄電池の動作の制限に対応して、デマンドレスポンス制御における電力需給の調整力を適切に決定できるようになる、という効果が得られる。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】第１実施形態における電力管理システムの全体構成例を示す図である。
【図２】第１実施形態における需要家施設が備える電気設備の一例を示す図である。
【図３】第１実施形態の施設電力管理装置と地域電力管理装置の構成例を示す図である。
【図４】第１実施形態の施設電力管理装置と地域電力管理装置とが実行する処理手順例を示すフローチャートである。
【図５】第２実施形態の施設電力管理装置と地域電力管理装置とが実行する処理手順例を示すフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００１２】
＜第１実施形態＞
［電力管理システムの構成例］
図１は、本発明の実施形態における電力管理システムの全体構成例を示している。本実施形態における電力管理システムは、例えば、所定の地域範囲における複数の需要家に対応する住宅、商業施設、産業施設などの需要家施設における電力を一括して管理するものである。このような電力管理システムは、例えば需要家施設単位で管理するＨＥＭＳ（Home Energy Management System）と、ＨＥＭＳを統合して管理するＴＥＭＳ（Town Energy Management System）、ＣＥＭＳ（Community Energy Management System）などといわれるものに対応する。
【００１３】
本実施形態の電力管理システムは、同図において電力管理地域１として示す一定範囲の地域における複数の需要家施設１０ごとに備えられる電気設備を対象として電力管理を行う。
需要家施設１０は、例えば、住宅、商業施設、あるいは産業施設などに該当する。また、電力管理地域１が、例えば１つまたは複数の集合住宅に対応し、需要家施設１０のそれぞれが集合住宅における各戸であるような態様でもよい。
【００１４】
同図に示す電力管理地域１における複数の需要家施設１０においては、再生可能エネルギーに対応する発電装置である太陽電池を備える需要家施設１０が含まれる。また、電力管理地域１における複数の需要家施設１０においては、電気設備の１つとして蓄電池を備える需要家施設１０が含まれる。
このような需要家施設１０のうちには、太陽電池と蓄電池の両者を備える需要家施設１０が有ってもよいし、太陽電池と蓄電池のいずれか一方を備える需要家施設１０が有ってもよい。
【００１５】
なお、需要家施設１０においては、太陽電池に加えて、あるいは太陽電池に代えて、例えば風力、地熱等の他の再生可能エネルギーに対応して発電を行う発電装置が備えられてもよい。また、需要家施設１０においては、再生可能エネルギーに対応して発電を行う発電装置に加えて、例えばガス等を使用して電力を生成する燃料電池などをはじめとする他の発電装置が備えられていてもよい。
ただし、以降においては、説明を簡単にすることの便宜上、需要家施設１０に備えられる発電装置が太陽電池である場合を例に挙げる。
【００１６】
電力管理地域１における各需要家施設１０には、共通の配電線３と接続されることで、商用電源２が分岐して供給される。各需要家施設１０は、配電線３から供給される電力を負荷に供給することができる。これにより、負荷としての各種の電気設備（機器）が稼働される。
また、太陽電池を備える需要家施設１０は、太陽電池の発電電力を配電線３に出力（逆潮流）させることができる。
また、蓄電池を備える需要家施設１０においては、配電線３から電力供給を受けて蓄電池に蓄電（充電）させることができる。また、蓄電池と太陽電池を備える需要家施設１０においては、太陽電池の発電電力を蓄電池に充電させることができる。
【００１７】
また、需要家施設の位置は、電力管理システムが管理する構成となっていれば、同様に管理されている他の需要家施設と同一地域に限定されなくともよい。例えば、同一の電力管内であれば、需要家施設が離散していてもよい。また、電力管理システムは、自身の管理下の需要家施設として登録され、ネットワーク３００を利用して管理する情報の送受信が行うことができれば、異なる地域（例えば、北海道、本州、九州、四国などの各地域）において登録された複数の需要家施設の集合体でもよい。この場合、共通の配電線３は、需要家施設１０の各々に接続される地域における電源線の集合体となる。
【００１８】
また、本実施形態の電力管理システムにおいては、地域電力管理装置２００が備えられる。
地域電力管理装置２００は、電力管理地域１に属する各需要家施設１０における電気設備を対象として電力制御を実行する。このために、同図における地域電力管理装置２００は、ネットワーク３００を介して需要家施設１０の各々と相互通信可能なように接続される。これにより、地域電力管理装置２００は、各需要家施設１０における電気設備を制御することができる。
【００１９】
また、本実施形態の電力管理システムにおいて、地域電力管理装置２００は、上位装置４００（外部装置の一例）と通信が可能に接続される。
本実施形態の電力管理地域１ではネガワット取引のもとで需給電力調整（デマンドレスポンス）に対応する制御（デマンドレスポンス制御）が行われる。上位装置４００は、例えば電力会社（小売電気事業者、送配電事業者等）が運用し、地域電力管理装置２００は、アグリゲータが運用する。
【００２０】
電力管理地域１において、地域電力管理装置２００は、上位装置４００からのデマンドレスポンス要請に応じて、電力管理地域１における需給電力を調整する制御を実行する。ここでの需給電力には、需要電力と供給電力とが含まれる。需要電力は、配電線３から電力管理地域１に供給を受ける買電電力（順潮流電力）である。供給電力は、電力管理地域１から配電線３に供給する売電電力（逆潮流電力）である。
例えば、電力管理地域１にてデマンドレスポンス制御により需要電力が削減されることにより、例えば電力会社は、調整された需要電力量に応じた電力量を、電力管理地域１以外に供給できる電力として調達できたことになる。ネガワット取引においては、このように電力が調達されたことに対する対価として、電力管理地域１の需要家に対価が支払われる。本実施形態のネガワット取引のもとでは、電力管理地域１に含まれる需要家施設１０の集合が１つの需要家として扱われる場合を例に挙げる。
【００２１】
［需要家施設における電気設備例］
次に、図２を参照して、１つの需要家施設１０が備える電気設備の一例について説明する。
同図に示す需要家施設１０は、電気設備として、太陽電池１１、蓄電池１２、ＤＣ／ＤＣコンバータ１３、パワーコンディショナ１４（電力変換装置の一例）、分電盤１５、負荷１６、及び施設電力管理装置１００を備えている。
【００２２】
太陽電池１１は、再生可能エネルギーを利用する発電装置の１つであり、光起電力効果により光エネルギーを電力に変換する。太陽電池１１は、例えば需要家施設１０の屋根などのように太陽光を効率的に受けられる場所に設置されることで、太陽光を電力に変換する。
【００２３】
蓄電池１２は、充電のために入力される電力を蓄積し、また、蓄積した電力を放電して出力する。この蓄電池１２には、例えばリチウムイオン電池などを採用することができる。
ＤＣ／ＤＣコンバータ１３は、蓄電池１２から出力された電力について直流−直流変換を行ってパワーコンディショナ１４に供給する。また、ＤＣ／ＤＣコンバータ１３は、パワーコンディショナ１４から入力された電力について直流−直流変換を行って蓄電池１２に対して充電のための電力として供給する。
【００２４】
パワーコンディショナ１４は、太陽電池１１（電力出力装置の一例）と蓄電池１２（電力出力装置の一例）とに対応して電力制御を行う。つまり、パワーコンディショナ１４は、太陽電池１１と蓄電池１２とで共通に利用される。
パワーコンディショナ１４は、太陽電池１１により発電される直流の電力を交流に変換して、分電盤１５に出力することができる。あるいは、パワーコンディショナ１４は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１３から出力された蓄電池１２の出力を分電盤１５に出力することができる。
パワーコンディショナ１４は、太陽電池１１や分電盤１５から入力された電力を、ＤＣ／ＤＣコンバータ１３に出力し、蓄電池１２に充電させることができる。
【００２５】
分電盤１５は、パワーコンディショナ１４、配電線３、負荷１６と接続される。これにより、分電盤１５は、需要家施設１０において、商用電源を負荷１６に供給するように電力経路を形成することができる。
また、分電盤１５は、太陽電池１１により発電された電力（発電電力）をパワーコンディショナ１４から負荷１６に供給するように電力経路を形成することができる。
また、分電盤１５は、商用電源２と太陽電池１１の一方または両方から供給される電力を蓄電池１２に充電するように電力経路を形成することができる。
また、分電盤１５は、蓄電池１２から放電により出力させた電力を、負荷１６に供給するように電力経路を形成することができる。
また、分電盤１５は、太陽電池１１による発電電力や蓄電池１２の放電により出力される電力を、例えば配電線３を経由して逆潮流させるように電力経路を形成することができる。
【００２６】
負荷１６は、需要家施設１０において自己が動作するために電力を消費する機器や設備などを一括して示したものである。
【００２７】
施設電力管理装置１００は、需要家施設１０における電気設備（太陽電池１１、蓄電池１２、ＤＣ／ＤＣコンバータ１３、パワーコンディショナ１４、分電盤１５、負荷１６、及びの全てまたは一部）を管理する。
【００２８】
先に図１に示した地域電力管理装置２００は、電力管理地域１に属する需要家施設１０全体における電気設備を対象として電力制御を実行する。このために、地域電力管理装置２００は、需要家施設１０における施設電力管理装置１００の各々と、ネットワーク３００経由で相互通信可能なように接続される。これにより、施設電力管理装置１００は、地域電力管理装置２００の制御に応じて自己の管理下にある電気設備を制御することができる。
【００２９】
［制御可能電力量決定の具体例］
上記構成による、本実施形態の電力管理システムにおける、制御可能電力量（制御可能指標値の一例）の決定までの手順の具体例について説明する。
まず、需要家施設１０の蓄電池１２は、自己に関する蓄電池情報を一定時間（ここでは、１分である場合を例に挙げる）ごとに、同じ需要家施設１０の施設電力管理装置１００に送信する。例えば、蓄電池情報には、現在に対応する（現時刻対応）の最大蓄電容量と、現時刻対応の蓄電容量と、停電対応電力量とが含まれる。
現時刻対応の最大蓄電容量は、現時点において蓄電池１２が満充電となった状態での蓄電容量である。蓄電池１２は、例えば定期的に、ＳＯＨ（State Of Health：容量維持率）を測定するために、満充電の状態から強制的に一定の放電電力により蓄電容量がゼロとなるまで放電を行うことで、放電電力と放電に要した時間とに基づいて最大蓄電容量を測定する。現時刻対応の最大蓄電容量は、最新の最大蓄電容量についての測定値であってよい。このような現時刻対応の最大蓄電容量は、現在における蓄電池１２の劣化に応じて減少している容量維持率が反映されているものと捉えてよい。つまり、現時刻対応の最大蓄電容量は、現在における蓄電池１２の劣化状態が反映されているものと捉えてよい。
また、現時刻対応の蓄電容量は、現在において蓄電池１２が蓄積している電力量である。
このような現時刻対応の最大蓄電容量や蓄電容量は、例えば蓄電池１２が備えるＢＭＵ（Battery Management Unit）により計測可能とされている。
【００３０】
或る需要家施設１０の蓄電池１２について、現時刻対応の最大蓄電容量は、仕様として示される新品時では１０ｋＷｈであったが、劣化の進行に伴って８ｋＷｈであった。
本実施形態において、蓄電池１２には、停電対応電力量が設定されている。停電対応電力量は、停電が発生した場合であっても最低限の電力を供給できるように、平常時は蓄電したまま放電せずに確保しておくべき電力量である。このような停電対応電力量は、停電が発生した場合においてのみ、必要に応じて放電される。この停電対応電力量は２ｋＷｈであった。
また、現在における蓄電池１２の蓄積容量は停電時の領域を含めて７ｋＷｈであった。
【００３１】
施設電力管理装置１００は、受信された蓄電池情報に基づいて、以下のように、現時刻に対応する放電可能電力量（一次放電可能電力量）と充電可能電力量（一次充電可能電力量）とを算出することができる。つまり、一次放電可能電力量については、５ｋＷｈ（＝７ｋＷｈ−２ｋＷｈ）、一次充電可能電力量については、１ｋＷｈ（＝８ｋＷｈ−７ｋＷｈ）のように算出することができる。
なお、このような一次放電可能電力量と一次充電可能電力量との算出は、需要家施設１０における蓄電池１２もしくはパワーコンディショナ１４等が行って、施設電力管理装置１００に通知してもよい。以降において、一次放電可能電力量と一次充電可能電力量とについて特に区別しない場合には、一次充放電可能電力量（一次充放電可能指標値の一例）と記載する。
施設電力管理装置１００は、一次放電可能電力量と一次充電可能電力量とを示す情報を含む現時刻対応電力関連情報を、地域電力管理装置２００に送信する。現時刻対応電力関連情報には、同じ時刻に対応する現時刻対応の需要電力と、太陽電池１１による発電電力とを示す情報が含まれる。さらに、現時刻対応電力関連情報には、蓄電池１２から受信した蓄電池情報も含まれてよい。
【００３２】
地域電力管理装置２００は、施設電力管理装置１００から１分ごとに対応するタイミングで、現時刻対応電力関連情報を受信する。
そのうえで、地域電力管理装置２００は、現時刻対応電力関連情報の受信周期よりも長い一定時間（例えば、２０分、もしくは１時間）ごとに、受信された現時刻対応電力関連情報に基づいて、現時刻の所定時間後（例えば、１時間後）における蓄電池１２の将来の放電可能電力量（二次放電可能電力量）と充電可能電力量（二次充電可能電力量）とを算出（予測）する。
このため、地域電力管理装置２００は、受信された現時刻対応電力関連情報に含まれる需要電力と発電電力との情報を利用して、過去の一定期間（ここでは２０分間である場合を例に挙げる）における需要家施設１０内の需要電力の平均値（平均需要電力）と、発電電力の平均値（平均発電電力）とを算出する。ここで、地域電力管理装置２００が算出した平均需要電力が１．５ｋＷ、平均発電電力が２ｋＷであった。
そのうえで、地域電力管理装置２００は、上記のように算出した平均需要電力と平均発電電力とが、それぞれ現時刻から一時間継続するものとして、現在時刻から１時間後までの予測需要電力量については１．５ｋＷｈ、予測発電電力量については２ｋＷｈであると算出する。
【００３３】
地域電力管理装置２００は、上記のように算出された予測需要電力量と予測発電電力量（予測パラメータの一例）に基づいて、現時刻の１時間後における蓄電池１２の充電可能電力量（二次充電可能電力量）と放電可能電力量（二次放電可能電力量）とを算出（予測）する。なお、以降において二次充電可能電力量と二次放電可能電力量とについては、二次充放電可能電力量（二次充放電可能指標値の一例）と記載する。
この場合、需要家施設１０においては、２ｋＷｈの予測発電電力量により、１．５ｋＷｈの予測需要電力量を賄い、予測発電電力量としては、０．５ｋＷｈが余剰する。余剰の０．５ｋＷｈの予測発電電力量は、蓄電池１２に充電される。このため、現時刻から１時間後の二次放電可能電力量は、一次放電可能電力量である５ｋＷｈに０．５ｋＷｈを加算することで５．５ｋＷｈと算出され、二次充電可能電力量は、一次充電可能電力量である１ｋＷｈから０．５ｋＷｈを減算することで０．５ｋＷｈと算出される。
【００３４】
次に、地域電力管理装置２００は、上記のように算出された二次放電可能電力量と二次充電可能電力量とに基づき、例えば以下のように制御可能電力量を決定する。
一例として、電力管理地域１において備えられる蓄電池１２が１０００台である合を例に挙げる。これらの蓄電池１２のうち、１００台は通信不良等が原因で地域電力管理装置２００による制御が不可の状態であるため、有効な蓄電池１２は、９００台である。この場合、地域電力管理装置２００は、有効な９００台ごとの二次放電可能電力量と二次充電可能電力量とのそれぞれの総和を算出する。二次放電可能電力量の総和と二次充電可能電力量の総和は、それぞれ、６０００ｋＷｈ、３００ｋＷｈであった。
ここでは、電力管理地域１について設定されている、送電電力のベースラインが０ｋＷであり、系統からの受電電力のベースラインが５００ｋＷである場合を例に挙げる。この場合、地域電力管理装置２００は、制御可能電力量について、放電側を正の値（＋）とし、充電側を負の値（−）として表した場合、６０００ｋＷｈから−３００ｋＷｈの範囲（調整力）であるとして決定できる。
しかしながら、例えば制御可能電力量に対するマージンや制御可能電力量についての尤度等を考慮して、補正パラメータを利用して制御可能電力量を補正してもよい。補正パラメータは、例えば補正対象値に乗算する係数であってもよいし、補正対象値に加算または減算する加減算値であってもよい。また、このような補正パラメータは、例えば過去におけるデマンドレスポンスの指令値（制御指令値）と、電力管理地域１におけるデマンドレスポンス制御での制御実績値との差分に基づいて決定されるようにしてよい。
例えば、補正パラメータとして、０．９の係数を設定した場合には、制御可能電力量の最大値、最小値は、それぞれ６０００ｋＷｈ、−３００ｋＷｈから、５６００ｋＷｈ、２７０ｋＷｈに補正される。
この場合の地域電力管理装置２００は、５６００ｋＷｈから２７０ｋＷｈの範囲を示す制御可能電力量を上位装置４００に送信する。
【００３５】
上記のように決定される制御可能電力量は、電力会社からデマンドレスポンス要請を受けてデマンドレスポンス制御を行うべきこととなった場合に、電力管理地域１（管理対象地域）として制御（調整）が可能な電力量である。このような制御可能電力量は、アグリゲータと電力会社との関係では、デマンドレスポンスの契約において、アグリゲータが電力会社に対して通知する計画値に相当するものとされてよい。このように、地域電力管理装置２００が上位装置４００に制御可能電力量を送信することによって、アグリゲータから電力会社への制御可能電力量（計画値）の通知が行われる。
【００３６】
上位装置４００は、受信された制御可能電力量に基づいて電力管理地域１への制御指令値を決定し、施設電力管理装置１００に対して指令値を送信する。施設電力管理装置１００は、受信された指令値を満足するように、需要家施設１０において設置される蓄電池１２のうち、制御が可能な蓄電池１２の充放電動作を指示する制御情報を、制御が可能な蓄電池１２を備える需要家施設１０の施設電力管理装置１００に送信する。
【００３７】
［施設電力管理装置と地域電力管理装置の構成例］
図３は、本実施形態の施設電力管理装置１００と地域電力管理装置２００の構成例を示している。
まず、施設電力管理装置１００の構成例について説明する。同図の施設電力管理装置１００は、第１通信部１０１、第２通信部１０２、制御部１０３、及び記憶部１０４を備える。
【００３８】
第１通信部１０１は、需要家施設１０内の設備と通信を行う。第１通信部１０１が対応する通信プロトコルについては特に限定されないが、例えば「ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅ（登録商標）」であってよい。
第２通信部１０２は、ネットワーク３００経由で、地域電力管理装置２００と通信を行う。
【００３９】
制御部１０３は、施設電力管理装置１００における各種の制御を実行する。制御部１０３としての機能は、施設電力管理装置１００が備えるＣＰＵ（Central Processing Unit）がプログラムを実行することにより実現される。
制御部１０３は、蓄電池情報取得部１３１と一次充放電可能指標値算出部１３２とを備える。
蓄電池情報取得部１３１は、蓄電池１２から一定時間（例えば１分）ごとに送信される蓄電池情報を受信することにより、蓄電池情報を取得する。
一次充放電可能指標値算出部１３２は、蓄電池情報に基づいて、蓄電池１２の一次充放電可能指標値として、一次充電可能電力量と一次放電可能電力量との少なくともいずれか一方を算出する。本実施形態において、一次充放電可能指標値算出部１３２は、一次充放電可能指標値として、一次充電可能電力量と一次放電可能電力量との双方を算出する。
一次充放電可能指標値算出部１３２は、算出された一次充放電可能指標値を含む現時刻対応電力関連情報を、第２通信部１０２により地域電力管理装置２００に送信させる。
【００４０】
記憶部１０４は、施設電力管理装置１００が対応する各種の情報を記憶する。例えば、記憶部１０４には、制御部１０３が備える各機能部を実現するプログラム等が記憶されてよい。また、記憶部１０４には、蓄電池情報の履歴や、蓄電池情報の送信履歴等が記憶されてよい。
【００４１】
次に、地域電力管理装置２００の構成例について説明する。同図の地域電力管理装置２００は、通信部２０１、制御部２０２、及び記憶部２０３を備える。
【００４２】
通信部２０１は、ネットワーク３００経由で、電力管理地域１における需要家施設１０の施設電力管理装置１００と通信を行う。また、通信部２０１は、上位装置４００と通信を実行する。通信部２０１と上位装置４００との通信は、施設電力管理装置１００との通信と同様にネットワーク経由であってもよいし、所定の専用の通信網であってもよい。
【００４３】
制御部２０２は、地域電力管理装置２００における各種の制御を実行する。制御部２０２としての機能は、地域電力管理装置２００が備えるＣＰＵがプログラムを実行することにより実現される。
【００４４】
制御部２０２は、予測パラメータ算出部２２１、二次充放電可能指標値算出部２２２、制御可能指標値決定部２２３、制御可能指標値送信部２２４、及び補正部２２５を備える。
【００４５】
予測パラメータ算出部２２１は、予測パラメータとして、予測需要電力量と予測発電電力量とを算出する。予測パラメータ算出部２２１は、前述のように、予測パラメータとしての予測需要電力量と予測発電電力量とについて、受信された現時刻対応電力関連情報に含まれる需要電力と発電電力との情報を利用して算出することができる。
【００４６】
二次充放電可能指標値算出部２２２は、上記のように算出された予測パラメータに基づいて、二次充放電可能指標値として、二次放電可能電力量と二次充電可能電力量とを算出（予測）する。二次充放電可能指標値算出部２２２は、二次充放電可能指標値として、二次放電可能電力量と充電可能電力量二次充電可能電力量とのいずれか一方を算出してもよいが、本実施形態においては、双方を算出するようにされている。
制御可能指標値決定部２２３は、上記のように算出された二次充放電可能指標値としての二次放電可能電力量と二次充電可能電力量とに基づいて制御可能電力量を決定する。
制御可能指標値送信部２２４は、制御可能指標値決定部２２３により決定された制御可能電力量を上位装置４００に送信する。
【００４７】
制御可能指標値決定部２２３は、二次充放電可能指標値算出部２２２によって算出された、蓄電池１２ごとの充放電可能指標値の全てまたは一部の総和を算出する。制御可能指標値決定部２２３は、算出された充放電可能指標値の総和に基づいて制御可能電力量（制御可能指標値の一例）を決定する。
【００４８】
制御可能指標値送信部２２４は、制御可能指標値決定部２２３により決定された制御可能電力量を、上位装置４００に送信する。つまり、制御可能指標値送信部２２４は、通信部２０１により制御可能電力量が上位装置４００に宛てて送信されるように制御する。
【００４９】
補正部２２５は、所定の補正パラメータを用いて、一次充放電可能指標値、二次充放電可能指標値、及び前記制御可能電力量の少なくともいずれか１つを補正対象として補正する。
【００５０】
記憶部２０３は、地域電力管理装置２００が対応する各種の情報を記憶する。例えば、記憶部２０３には、制御部２０２が備える各機能部を実現するプログラム等が記憶されてよい。また、記憶部２０３には、補正部２２５が利用する補正パラメータが記憶されてよい。また、記憶部２０３には、制御可能指標値決定部２２３により決定された制御可能電力量の履歴、制御可能指標値送信部２２４による制御可能電力量の送信に関する履歴等が記憶されてよい。
【００５１】
［処理手順例］
図４のフローチャートを参照して、本実施形態の施設電力管理装置１００と地域電力管理装置２００とが実行する処理手順例について説明する。
まず、施設電力管理装置１００の処理手順例について説明する。
ステップＳ１０１：需要家施設１０の蓄電池１２は、所定時間（例えば１分）ごとに、自己に対応する蓄電池情報を生成し、同じ需要家施設１０における施設電力管理装置１００に送信する。施設電力管理装置１００において、蓄電池情報取得部１３１は、送信された蓄電池情報を取得する。
【００５２】
ステップＳ１０２：一次充放電可能指標値算出部１３２は、一次充放電可能電力量（一次充電可能電力量、一次放電可能電力量）を算出する。
ステップＳ１０３：一次充放電可能指標値算出部１３２は、ステップＳ１０２により算出された一次充放電可能電力量を示す情報を含む、現時刻対応電力関連情報を、地域電力管理装置２００に送信する。
【００５３】
次に、地域電力管理装置２００の処理手順例について説明する。
ステップＳ２０１：地域電力管理装置２００において、制御部２０２は、ステップＳ１０３により１分ごとに応じたタイミングで施設電力管理装置１００から送信される現時刻対応電力関連情報を受信する。制御部２０２は、受信された現時刻対応電力関連情報を記憶部２０３に記憶させる。
ステップＳ２０２：制御部２０２は、制御可能電力量の決定タイミングに至ったか否かについて判定する。制御可能電力量の決定タイミングに至っていない場合には、ステップＳ２０１に処理が戻される。
【００５４】
ステップＳ２０３：ステップＳ２０２にて制御可能電力量の決定タイミングに至ったことが判定された場合、予測パラメータ算出部２２１は、予測パラメータ（予測需要電力量と予測発電電力量）を算出する。予測パラメータ算出部２２１は、ステップＳ２０１にて受信され、記憶部２０３に記憶された現時刻対応電力関連情報のうち、例えば現時刻から一定時間過去の現時刻対応電力関連情報に含まれる需要電力と発電電力との情報を利用して算出してよい。
【００５５】
ステップＳ２０４：二次充放電可能指標値算出部２２２は、ステップＳ２０３により算出された予測パラメータに基づいて、二次充放電可能指標値（二次放電可能電力量、二次充電可能電力量）とを算出（予測）する。
【００５６】
ステップＳ２０５：制御可能指標値決定部２２３は、ステップＳ２０４により算出された二次充放電可能指標値の総和を算出する。つまり、制御可能指標値決定部２２３は、二次放電可能電力量の総和と、二次充電可能電力量の総和とを算出する。
【００５７】
ステップＳ２０６：制御可能指標値決定部２２３は、ステップＳ２０５により算出された制御可能電力量に基づいて、制御可能電力量を決定する。制御可能電力量の決定にあたって、制御可能指標値決定部２２３は、例えば前述のように、電力管理地域１に対応して定められたベースラインを考慮してよい。
ステップＳ２０７：補正部２２５は、補正パラメータを利用して、ステップＳ２０６により決定された制御可能電力量について補正する。
ステップＳ２０８：制御可能指標値送信部２２４は、ステップＳ２０６により補正された後の制御可能電力量を、通信部２０１により上位装置４００に送信させる。
【００５８】
＜第２実施形態＞
［概要］
続いて、第２実施形態について説明する。図２に例示した需要家施設１０においては、パワーコンディショナ１４が太陽電池１１と蓄電池１２とで共用されている。このように太陽電池１１と蓄電池１２とでパワーコンディショナ１４を共用した構成とすることで、太陽電池１１と蓄電池１２とのそれぞれに対して個別にパワーコンディショナを設けるようにした構成よりも、設備の導入コストを削減できる。
【００５９】
しかしながら、太陽電池１１と蓄電池１２とでパワーコンディショナ１４を共用した構成のもとでは、太陽電池１１がパワーコンディショナ１４の定格上限値以上の電力を発電しているような状態となる場合がある。このような場合、パワーコンディショナ１４が入出力する電力の全てが太陽電池１１から出力される電力となるため、蓄電池１２から電力を放電させることができないという状況になる。
電力管理地域１における蓄電池１２の充放電可能量を反映させた制御可能電力（制御可能指標値の一例）の決定にあたっては、上記のようなパワーコンディショナ１４の定格と太陽電池１１の発電電力とに応じた蓄電池１２の放電電力の制限を考慮することで、制御可能電力の精度を高めることが可能になる。
そこで、本実施形態においては、パワーコンディショナ１４の定格と太陽電池１１の発電電力とに応じた蓄電池１２の放電電力の制限が反映されるようにして制御可能電力を決定するようにされる。
【００６０】
［施設電力管理装置と地域電力管理装置の構成例］
本実施形態に対応する施設電力管理装置１００と地域電力管理装置２００との構成は、図３と同様でよい。
ただし、本実施形態の施設電力管理装置１００において、一次充放電可能指標値算出部１３２は、一次充放電可能指標として、現時刻に対応する充電可能電力（一次充電可能電力）と、放電可能電力（一次放電可能電力）を算出する。
また、本実施形態の地域電力管理装置２００において、二次充放電可能指標値算出部２２２は、二次充放電可能指標値として、現時刻から所定時間後の充電可能電力（二次充電可能電力）と、放電可能電力（二次放電可能電力）を算出する。
また、制御可能指標値決定部２２３は、制御可能指標値として、現時刻から一定時間後の制御可能電力を算出し、制御可能指標値送信部２２４は、制御可能指標値決定部２２３により決定された制御可能電力を上位装置４００に送信する。
【００６１】
［制御可能電力量決定の具体例］
上記構成による、本実施形態の電力管理システムにおける、制御可能電力の決定までの手順の具体例について説明する。
まず、需要家施設１０の蓄電池１２は、第１実施形態と同様に、自己に関する蓄電池情報を一定時間（ここでは、１分である場合を例に挙げる）ごとに、同じ需要家施設１０の施設電力管理装置１００に送信する。本実施形態の蓄電池情報にも、現時刻対応の蓄電容量と、最大蓄電容量と、停電対応電力量とが含まれてよい。
ここでの説明にあたり、第１実施形態と同様、停電対応電力量は２ｋＷｈ、最大蓄電容量は８ｋＷｈ、現時刻に対応する蓄電池１２の蓄積容量は停電時の領域を含めて７ｋＷｈであった場合を例に挙げる。
【００６２】
施設電力管理装置１００は、受信された蓄電池情報に基づいて、現時刻に対応する一次充放電可能指標値としての一次放電可能電力と一次充電可能電力とを算出することができる。なお、本実施形態においても、このような一次放電可能電力と一次電可能電力の算出は、需要家施設１０における蓄電池１２もしくはパワーコンディショナ１４等が行って、施設電力管理装置１００に通知してもよい。
【００６３】
施設電力管理装置１００は、一次放電可能電力と一次充電可能電力とを示す情報を含む現時刻対応電力関連情報を、地域電力管理装置２００に送信する。現時刻対応電力関連情報には、同じ時刻に対応する現時刻対応の需要電力と、太陽電池１１による発電電力とを示す情報が含まれる。
【００６４】
地域電力管理装置２００は、施設電力管理装置１００から１分ごとに対応するタイミングで、現時刻対応電力関連情報を受信する。
地域電力管理装置２００は、現時刻対応電力関連情報の受信周期よりも長い一定時間（例えば、２０分、もしくは１時間）ごとに、受信された現時刻対応電力関連情報に基づいて、現時刻の所定時間後（例えば、１時間後）における蓄電池１２の二次充放電可能指標値として、二次放電可能電力と二次充電可能電力とのそれぞれを算出（予測）する。
このため、地域電力管理装置２００は、受信された現時刻対応電力関連情報に含まれる需要電力と発電電力との情報を利用して、過去の一定期間（ここでは２０分間である場合を例に挙げる）における需要家施設１０内の需要電力の平均値（平均需要電力）と、発電電力の平均値（平均発電電力）とを算出する。ここで、地域電力管理装置２００が算出した平均需要電力が１．５ｋＷ、平均発電電力が２ｋＷであった。
そのうえで、地域電力管理装置２００は、上記のように算出した平均需要電力と平均発電電力とが、それぞれ現時刻から一時間継続するものとして、現在時刻から１時間後の予測需要電力については１．５ｋＷ、予測発電電力については２ｋＷであると算出する。
【００６５】
地域電力管理装置２００は、上記のように算出された予測需要電力と予測発電電力（予測パラメータの一例）に基づいて、現時刻の１時間後における蓄電池１２の充電可能電力（二次充電可能電力）と放電可能電力（二次放電可能電力）とを算出（予測）する。なお、以降において二次充電可能電力と二次放電可能電力とについては、二次充放電可能電力（二次充放電可能指標値の一例）と記載する。
この場合、需要家施設１０においては、２ｋＷの予測発電電力により、１．５ｋＷの予測需要電力を賄い、予測発電電力としては、０．５ｋＷが余剰する。余剰の０．５ｋＷの予測発電電力は、蓄電池１２に充電される。このため、現時刻から１時間後の二次放電可能電力は、一次放電可能電力である５ｋＷに０．５ｋＷを加算することで５．５ｋＷと算出され、二次充電可能電力は、一次充電可能電力である１ｋＷから０．５ｋＷを減算することで０．５ｋＷと算出される。
【００６６】
上記のように算出された二次充放電可能電力（二次放電可能電力、二次充電可能電力）については、まだ、パワーコンディショナ１４の定格電力が考慮されていない。そこで、地域電力管理装置２００は、以下のように、パワーコンディショナ１４の定格電力を考慮した二次充放電可能電力を算出する。
【００６７】
ここでは、需要家施設１０に備えられるパワーコンディショナ１４の定格電力について、最大入力電力が２ｋＷ、最大出力電力が２ｋＷである場合を例に挙げる。地域電力管理装置２００は、需要家施設１０ごとのパワーコンディショナ１４の定格電力を以下のように取得してよい。つまり、パワーコンディショナ１４が記憶する定格電力を、施設電力管理装置１００が現時刻対応電力関連情報に含めて、地域電力管理装置２００に送信する。地域電力管理装置２００は、送信された現時刻対応電力関連情報に含まれるパワーコンディショナ１４の定格電力の情報を取得する。あるいは、施設電力管理装置１００が、需要家施設１０ごとにおけるパワーコンディショナ１４の定格電力の情報を予め収集して、記憶部２０３に記憶させておき、二次充放電可能電力の算出にあたって、記憶部２０３から定格電力を取得するようにされてよい。
【００６８】
この場合、パワーコンディショナ１４の定格電力を考慮しない二次充放電可能電力として、現在時点及び１時間後の二次放電可能電力は５．５ｋＷからパワーコンディショナ１４の最大出力電力と同じ２ｋＷとして求められ、充電可能電力はパワーコンディショナ１４の最大充電電力の２ｋＷから、既に蓄電池１２充電している０．５ｋＷを減算した、１．５ｋＷとして求められる。
【００６９】
また、一次充放電可能電力に対してパワーコンディショナ１４の定格電力を反映させたうえで、二次充放電可能電力が算出されてもよい。ここでも、需要家施設１０に備えられるパワーコンディショナ１４の定格電力としては、最大入力電力が２ｋＷ、最大出力電力が２ｋＷである場合を例に挙げる。
例えば、施設電力管理装置１００にて算出された、現時刻に対応する放電可能電力量が５ｋＷｈ、充電可能電力量が１ｋＷｈであった（本実施形態においても、現時刻対応電力関連情報には、施設電力管理装置１００にて算出された、現時刻対応の放電可能電力量、、充電可能電力量が含められてよい）。
この場合において、現時刻対応の発電電力が５ｋＷであった場合、既にパワーコンディショナ１４の最大出力電力に達しているため、一次放電可能電力は０ｋＷとなる。また、一次充電可能電力は最大の２ｋＷとなる。
そのうえで、過去２０分における予測需要電力が０．５ｋＷ、予測発電電力が４ｋＷであった場合、現時刻から１時間後の放電可能電力量は、５＋（４−０．５）＝８．５ｋＷｈとして計算されるが、蓄電池１２の最大蓄電容量が８ｋＷｈであるため、最大蓄電容量と同じ８ｋＷｈとなる。これに伴い、現時刻から一時間後においては蓄電池１２が満充電状態となるため、一時間後の充電可能電力量は０ｋＷｈである。また、現時刻から一時間後の放電可能電力は、１ｋＷ（＝５ｋＷ−４ｋＷ）、充電可能電力は、パワーコンディショナ１４の定格における最大入力電力と同じ、２ｋＷとなる。施設電力管理装置１００は、このようにして求められた現時刻から一時間後の充電可能電力、放電可能電力を、それぞれ二次充電可能電力、二次放電可能電力の算出結果としてよい。
【００７０】
次に、地域電力管理装置２００は、上記のように算出された二次放電可能電力と二次充電可能電力とに基づき、例えば以下のように制御可能電力を決定する。
一例として、電力管理地域１において備えられる蓄電池１２が１０００台である合を例に挙げる。これらの蓄電池１２のうち、１００台は通信不良等が原因で地域電力管理装置２００による制御が不可の状態であるため、有効な蓄電池１２は、９００台である。この場合、地域電力管理装置２００は、有効な９００台ごとの二次放電可能電力と二次充電可能電力とのそれぞれの総和を算出する。二次放電可能電力の総和と二次充電可能電力の総和は、それぞれ、１０００ｋＷ、１８００ｋＷｈであった。
ここでは、電力管理地域１について設定されている、送電電力のベースラインが０ｋＷであり、系統からの受電電力のベースラインが５００ｋＷである場合を例に挙げる。この場合、地域電力管理装置２００は、制御可能電力について、放電側を正の値（＋）とし、充電側を負の値（−）として表した場合、１０００ｋＷから−１３００ｋＷ（１３００＝１８００−５００）の範囲（調整力）であるとして決定できる。
【００７１】
この場合にも、例えばマージンや尤度等を考慮して、補正パラメータを利用して制御可能電力を補正してもよい。補正パラメータは、例えば補正対象値に乗算する係数であってもよいし、補正対象値に加算または減算する加減算値であってもよい。
例えば、補正パラメータとして、０．９の係数を設定した場合には、制御可能電力の最大値、最小値は、それぞれ６０００ｋＷｈ、−３００ｋＷｈから、５６００ｋＷｈ、２７０ｋＷｈに補正される。
この場合の地域電力管理装置２００は、９００ｋＷから−１１７０ｋＷの範囲を示す制御可能電力を上位装置４００に送信する。
【００７２】
上記のように決定される制御可能電力は、電力会社からデマンドレスポンス要請を受けてデマンドレスポンス制御を行うべきこととなった場合に、電力管理地域１（管理対象地域）として制御（調整）が可能な電力である。このような制御可能電力は、アグリゲータと電力会社との関係では、デマンドレスポンスの契約において、アグリゲータが電力会社に対して通知する計画値に相当するものとされてよい。このように、地域電力管理装置２００が上位装置４００に制御可能電力を送信することによって、アグリゲータから電力会社への制御可能電力（計画値）の通知が行われる。
【００７３】
［処理手順例］
図５のフローチャートを参照して、本実施形態の施設電力管理装置１００と地域電力管理装置２００とが実行する処理手順例について説明する。
まず、施設電力管理装置１００の処理手順例について説明する。
ステップＳ３０１：需要家施設１０の蓄電池１２は、所定時間（例えば１分）ごとに、自己に対応する蓄電池情報を生成し、同じ需要家施設１０における施設電力管理装置１００に送信する。施設電力管理装置１００において、蓄電池情報取得部１３１は、送信された蓄電池情報を取得する。
【００７４】
ステップＳ３０２：一次充放電可能指標値算出部１３２は、一次充放電可能電力（一次充電可能電力、一次放電可能電力）を算出する。
ステップＳ３０３：一次充放電可能指標値算出部１３２は、ステップＳ３０２により算出された一次充放電可能電力を示す情報を含む、現時刻対応電力関連情報を、地域電力管理装置２００に送信する。
【００７５】
次に、地域電力管理装置２００の処理手順例について説明する。
ステップＳ４０１：地域電力管理装置２００において、制御部２０２は、ステップＳ３０３により１分ごとに応じたタイミングで施設電力管理装置１００から送信される現時刻対応電力関連情報を受信する。制御部２０２は、受信された現時刻対応電力関連情報を記憶部２０３に記憶させる。
ステップＳ４０２：制御部２０２は、制御可能電力の決定タイミングに至ったか否かについて判定する。制御可能電力の決定タイミングに至っていない場合には、ステップＳ４０１に処理が戻される。
【００７６】
ステップＳ４０３：ステップＳ４０２にて制御可能電力の決定タイミングに至ったことが判定された場合、予測パラメータ算出部２２１は、予測パラメータ（予測需要電力と予測発電電力）を算出する。予測パラメータ算出部２２１は、ステップＳ４０１にて受信され、記憶部２０３に記憶された現時刻対応電力関連情報のうち、例えば現時刻から一定時間過去の現時刻対応電力関連情報に含まれる需要電力と発電電力との情報を利用して算出してよい。
【００７７】
ステップＳ４０４：二次充放電可能指標値算出部２２２は、ステップＳ４０３により算出された予測パラメータに基づいて、二次充放電可能指標値（二次放電可能電力、二次充電可能電力）とを算出（予測）する。この際、二次充放電可能指標値算出部２２２は、パワーコンディショナ１４の定格電力の情報も利用することで、パワーコンディショナ１４の定格電力が反映された二次充放電可能電力を算出する。
【００７８】
ステップＳ４０５：制御可能指標値決定部２２３は、ステップＳ４０４により算出された二次充放電可能指標値の総和を算出する。つまり、制御可能指標値決定部２２３は、二次放電可能電力の総和と、二次充電可能電力の総和とを算出する。
【００７９】
ステップＳ４０６：制御可能指標値決定部２２３は、ステップＳ４０５により算出された制御可能電力に基づいて、制御可能電力を決定する。
ステップＳ４０７：補正部２２５は、補正パラメータを利用して、ステップＳ４０６により決定された制御可能電力について補正する。
ステップＳ４０８：制御可能指標値送信部２２４は、ステップＳ０４０７により補正された後の制御可能電力を、通信部２０１により上位装置４００に送信させる。
【００８０】
＜変形例＞
以下、本実施形態の変形例について説明する。
なお、上記各実施形態において、補正部２２５は、制御可能指標値（制御可能電力量もしくは制御可能電力）を補正している。しかしながら、補正部２２５は、二次充放電可能指標値を補正してもよい。さらに、補正部を施設電力管理装置１００に設けて、補正部が一次充放電可能指標値を補正するようにしてもよい。
また、補正部による補正は、制御可能指標値、二次充放電可能指標値、一次充放電可能指標値とのうちの複数を対象として行われてよい。
【００８１】
なお、第１実施形態、第２実施形態のそれぞれにおいては、一次充放電可能指標値について予測パラメータを用いて、現時刻から一定時間後の二次充放電可能指標値を算出（予測）し、二次充放電可能指標値に基づいて制御可能指標値を決定していた。
しかしながら、第１実施形態、第２実施形態において、上記のように現時刻から一定時間後の二次充放電可能指標値を予測することなく、一次充放電可能指標値に基づいて制御可能指標値を決定するようにされてよい。この場合、予測パラメータ算出部２２１と二次充放電可能指標値算出部２２２は、省略されてよい。
【００８２】
なお、第２実施形態においては、一次充放電可能指標値の算出に用いる蓄電池１２の蓄電容量は、例えば蓄電池１２の仕様として定められている値等のように、蓄電池１２の劣化が考慮されていない値を用いてもよい。
【００８３】
なお、上述の施設電力管理装置１００、地域電力管理装置２００等としての機能を実現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上述の施設電力管理装置１００、地域電力管理装置２００等としての処理を行ってもよい。ここで、「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」とは、コンピュータシステムにプログラムをインストールすることを含む。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、「コンピュータシステム」は、インターネットやＷＡＮ、ＬＡＮ、専用回線等の通信回線を含むネットワークを介して接続された複数のコンピュータ装置を含んでもよい。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、ＣＤ−ＲＯＭ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。このように、プログラムを記憶した記録媒体は、ＣＤ−ＲＯＭ等の非一過性の記録媒体であってもよい。また、記録媒体には、当該プログラムを配信するために配信サーバからアクセス可能な内部または外部に設けられた記録媒体も含まれる。配信サーバの記録媒体に記憶されるプログラムのコードは、端末装置で実行可能な形式のプログラムのコードと異なるものでもよい。すなわち、配信サーバからダウンロードされて端末装置で実行可能な形でインストールができるものであれば、配信サーバで記憶される形式は問わない。なお、プログラムを複数に分割し、それぞれ異なるタイミングでダウンロードした後に端末装置で合体される構成や、分割されたプログラムのそれぞれを配信する配信サーバが異なっていてもよい。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、ネットワークを介してプログラムが送信された場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリ（ＲＡＭ）のように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また、上記プログラムは、上述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。さらに、上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、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。
【符号の説明】
【００８４】
１  電力管理地域、２  商用電源、３  配電線、１０  需要家施設、１１  太陽電池、１２  蓄電池、１３  ＤＣ／ＤＣコンバータ、１４  パワーコンディショナ、１５  分電盤、１６  負荷、１００  施設電力管理装置、１０１  第１通信部、１０２  第２通信部、１０３  制御部、１０４  記憶部、１３１  蓄電池情報取得部、１３２  一次充放電可能指標値算出部、２００  地域電力管理装置、２０１  通信部、２０２  制御部、２０３  記憶部、２２１  予測パラメータ算出部、２２２  二次充放電可能指標値算出部、２２３  制御可能指標値決定部、２２４  制御可能指標値送信部、２２５  補正部、３００  ネットワーク、４００  上位装置
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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