(57)【要約】      （修正有）【課題】電力市場による効率的な電力調整を提供する。【解決手段】電力管理装置において、予測算出部は単位時間毎に予測される需要予測電力量を算出する。第１の取得部は電力市場から調達された単位時間毎の電力量を取得する。第２の取得部は一日の開始時刻にの第１の需要家群の蓄電池の充電量を取得する。第１の算出部は、需要予測電力量と供給可能な電力量とに基づいて、単位時間毎に指示を行う充放電指示値を算出する。第２の算出部は充放電指示値と一日の開始時刻における蓄電池の充電量とに基づいて充電池の充放電制御を行った場合に、蓄電池の蓄電量が第１の閾値を下回る場合には不足電力量を算出し、第２の閾値を上回る場合には余剰電力量を算出する。時刻特定部は、第１の閾値を下回る場合には第３の閾値を超えない購入予定時刻を特定し、第２の閾値を上回る場合には第４の閾値を下回らない売却予定時刻を特定する。【選択図】図３
2018129939.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
配電系統から供給される電力を消費する総需要家群に含まれている、蓄電池が設けられた第１の需要家群の蓄電池を制御することで、電力の需要調整を行う電力管理装置において、
前記総需要家群に含まれる需要家における、一日を分割した単位時間毎に予測される電力の使用量を示した需要予測電力量を算出する予測算出部と、
前記総需要家群に供給するために電力市場から調達された、前記一日の前記単位時間毎に供給可能な調達電力量を取得する第１の取得部と、
前記一日の開始時刻における、前記第１の需要家群の蓄電池の充電量を取得する第２の取得部と、
前記需要予測電力量と、前記単位時間毎に供給可能な前記調達電力量と、に基づいて、前記単位時間毎に、前記蓄電池に対して指示を行う充放電指示値を算出する第１の算出部と、
前記充放電指示値と、前記一日の開始時刻における前記蓄電池の充電量と、に基づいて前記蓄電池の充放電制御を行った場合に、前記一日内で、前記蓄電池の蓄電量が、放電を抑止する基準として定められた第１の閾値を下回る、又は充電を抑止する基準として定められた第２の閾値を上回る、第１の時刻を算出すると共に、当該第１の閾値を下回る場合には、前記充放電指示値から、前記第１の閾値まで放電した電力量を差し引いた不足電力量を算出し、当該第２の閾値を上回る場合には、前記充放電指示値から、前記第２の閾値まで充電した電力量を差し引いた余剰電力量を算出する第２の算出部と、
前記第１の閾値を下回る前記第１の時刻が算出された場合には、前記第１の時刻より前の時刻であって、当該時刻に前記不足電力量を購入した場合に、前記蓄電池の蓄電量の上限として設定された第３の閾値を超えない購入予定時刻を特定し、前記第２の閾値を上回る第２の時刻が算出された場合には、前記第２の時刻より前の時刻であって、当該時刻に前記余剰電力量を売却した場合に、前記蓄電池の蓄電量の下限として設定された第４の閾値を下回らない売却予定時刻を特定する時刻特定部と、
を備えた電力管理装置。
【請求項２】
電力の購入及び売却が可能な電力市場における、前記一日の前記単位時間毎の、電力の価格を示した価格情報を取得する第３の取得部を、さらに備え、
前記時刻特定部は、さらに、前記価格情報に基づいて、前記不足電力量を購入する予定時刻を特定する、又は、前記余剰電力量を売却する予定時刻を特定する、
請求項１に記載の電力管理装置。
【請求項３】
前記時刻特定部は、前記購入予定時刻を特定する際、当該購入予定時刻に前記不足電力量を購入した場合に、前記購入予定時刻から前記第１の時刻までの間における、前記第１の閾値より大きい値であって前記第３の閾値より小さい値である、第１の基準値を下回った前記蓄電池の充電量に基づいて、前記購入予定時刻を特定し、前記売却予定時刻を特定する際、当該売却予定時刻に前記余剰電力量を売却した場合に前記売却予定時刻から前記第１の時刻までの間に、前記第２の閾値より小さい値であって前記第４の閾値より大きい値である、第２の基準値を上回った前記蓄電池の充電量に基づいて、前記売却予定時刻を特定する、
請求項１又は２に記載の電力管理装置。
【請求項４】
電力の購入及び売却が可能な電力市場として設けられた電力市場サーバに対して、前記購入予定時刻に前記不足電力量の購入要求、又は前記売却予定時刻に前記余剰電力量の売却要求を、送信する送信部を、さらに備える、
請求項１乃至３のいずれか１つに記載の電力管理装置。
【請求項５】
前記送信部は、さらに、前記電力市場サーバにおいて電力の売買の対象となる日の前日の電力市場が開いている間に、前記購入要求又は前記売却要求を送信した後、前記電力市場サーバにおいて電力の売買の対象となる時間の一時間前まで電力市場が開いている間に、前記購入要求、又は前記売却要求を送信する、
請求項４に記載の電力管理装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は、電力管理装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
従来の電力システムでは、発電量を調整することで、需要に応じた電力を得ていた。例えば、需要に変化が生じる場合に、当該変化に追従して発電量を制御していた。このため、需要と供給のバランス差によるロスや、需要自体を調整できないことによるロスが発生していた。また、需要と供給との間で効率の良い制御が行えていないという問題があった。
【０００３】
これに対して、近年、スマートグリッドという技術が提案されている。当該技術の概念では、発電設備から、末端の電力機器までを、ネットワークで接続することで、従来型の中央制御では達成するのが難しかった、需要と供給との間の効率的な制御を実現することができる。
【０００４】
さらに、供給が需要を上回っている時間帯に生じた余剰電力を、需要が供給を上回っている時間帯に利用するために、巨大な定置型の蓄電池や、需要家毎に家庭レベルの蓄電池を設置することが提案されている。これにより、長期計画に基づいて電力を調達した場合に、調達された調達電力量と、使用される需要電力量と、の間にズレが生じた場合に、蓄電池の電力を充放電することで、需要と供給とのの不一致（インバランス）を効率的に抑止できる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１５−１４９３５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、天候などの影響によって、需要家が使用すると予想される需要電力量が、数日や数週間にわたり、長期的な予測に基づいて調達された調達電力量とずれる場合には、蓄電池の容量では、充放電することが難しい場合がある。
【０００７】
ところで、電力市場による電力の売買は様々なタイミングで行われる。このため、例えば、長期計画に基づいて電力を調達した場合に、調達された電力では不足・余剰が生じそうな場合には、短期市場で売買を行うことができる。
【０００８】
そこで、需要家が使用すると予想される需要電力量と、長期的な予測に基づいて調達された調達電力量と、のズレが蓄電池の容量では吸収しきれない場合、蓄電池の容量等を考慮した上で、電力市場で電力を購入又は売却するために適切なタイミングを特定するのは難しい。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
実施形態の電力管理装置は、配電系統から供給される電力を消費する総需要家群に含まれている、蓄電池が設けられた第１の需要家群の蓄電池を制御することで、電力の需要調整を行う電力管理装置において、予測算出部と、第１の取得部と、第２の取得部と、第１の算出部と、第２の算出部と、時刻特定部と、を備える。予測算出部は、総需要家群に含まれる需要家における、一日を分割した単位時間毎に予測される電力の使用量を示した需要予測電力量を算出する。第１の取得部は、総需要家群に供給するために電力市場から調達された、一日の単位時間毎に供給可能な調達電力量を取得する。第２の取得部は、一日の開始時刻における、第１の需要家群の蓄電池の充電量を取得する。第１の算出部は、需要予測電力量と、単位時間毎に供給可能な調達電力量と、に基づいて、単位時間毎に、蓄電池に対して指示を行う充放電指示値を算出する。第２の算出部は、充放電指示値と、一日の開始時刻における蓄電池の充電量と、に基づいて蓄電池の充放電制御を行った場合に、一日内で、蓄電池の蓄電量が、放電を抑止する基準として定められた第１の閾値を下回る、又は充電を抑止する基準として定められた第２の閾値を上回る、第１の時刻を算出すると共に、当該第１の閾値を下回る場合には、充放電指示値から、第１の閾値まで放電した電力量を差し引いた不足電力量を算出し、当該第２の閾値を上回る場合には、充放電指示値から、第２の閾値まで充電した電力量を差し引いた余剰電力量を算出する。時刻特定部は、第１の閾値を下回る第１の時刻が算出された場合には、第１の時刻より前の時刻であって、当該時刻に不足電力量を購入した場合に、蓄電池の蓄電量の上限として設定された第３の閾値を超えない購入予定時刻を特定し、第２の閾値を上回る第２の時刻が算出された場合には、第２の時刻より前の時刻であって、当該時刻に余剰電力量を売却した場合に、蓄電池の蓄電量の下限として設定された第４の閾値を下回らない売却予定時刻を特定する。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】図１は、第１の実施形態の電力需給管理システムの構成例を示した図である。
【図２】図２は、第１の実施形態の第１の需要家の構成を例示した図である。
【図３】図３は、第１の実施形態の需給管理サーバの構成を例示した図である。
【図４】図４は、第１の実施形態の発電システムから需要家群に供給される時間帯毎の電力量を示した図である。
【図５】図５は、第１の実施形態の需要予測算出部が、需要予測用情報記憶部及び需要家毎蓄電情報記憶部に基づいて一日前に算出した、電力の使用量の短期予測結果を示した図である。
【図６】図６は、需要家群が実際に使用した電力量と、発電システムから供給される電力量と、の差分を例示した図である。
【図７】図７は、第１の実施形態の需給管理サーバと、蓄電池を備えた第１の需要家と、の間で行われる通信を示したシーケンス図である。
【図８】図８は、第１の実施形態の蓄電池の充電量の変化と、不足電力量及び余剰電力量と、を示した図である。
【図９】図９は、第１の実施形態にかかる需給管理サーバが行う電力を購入する予定時刻の決定手法を例示した図である。
【図１０】図１０は、第１の実施形態の時刻特定部による、購入予定時刻の設定可能な範囲を例示した図である。
【図１１】図１１は、第１の実施形態の時刻特定部により特定された、充電（調整）可能な電力量と、充電可能な電力量毎に設定された時間帯と、を例示した図である。
【図１２】図１２は、第１の実施形態の需給管理サーバにおける全体的な処理の手順を示すフローチャートである。
【図１３】図１３は、第１の実施形態の需給管理部における電力市場で購入する購入予定時刻及び購入する電力量の特定処理を示すフローチャートである。
【図１４】図１４は、第２の実施形態の需給管理サーバの構成を例示した図である。
【図１５】図１５は、第２の実施形態のコストデータ記憶部に記憶された、電力市場の売買価格のトレンドデータを例示した図である。
【図１６】図１６は、第２の実施形態の時刻算出部における時間帯毎の購入・売却予定時刻の特定処理の手順を示すフローチャートである。
【図１７】図１７は、変形例１の需給管理サーバにおける、当日までの電力市場による調達処理の手順を示すフローチャートである。
【図１８】図１８は、変形例２の電力需給管理システムの構成例を示した図である。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
本実施形態では電力管理装置を、電力需給管理システムの需給管理サーバに適用した例について説明するが、他のシステムや装置等に用いても良い。
【００１２】
（第１の実施形態）
図１は、第１の実施形態の電力需給管理システムの構成例を示した図である。図１に示される例では、電力自由化時の電力システム全体を示している。
【００１３】
図１に示されるように、電力需給管理システムは、需給管理サーバ１００と、メータ管理サーバ１０３と、発電システム１０４と、蓄電池を設けた需要家群１０１と、蓄電池を設けていない需要家群１０２と、電力市場サーバ１８０と、を備えている。本実施形態では、蓄電池を設けた需要家群１０１と、蓄電池を設けていない需要家群１０２と、を含めて、配電系統から供給される電力を消費する総需要家群と称する。
【００１４】
発電事業者の発電システム１０４で発電された電力が、電力系統ネットワーク１５２を介して各需要家群１０１、１０２の各々に供給される。本実施形態の電力需給管理システムは、発電システム１０４を含む配電系統から供給される電力を、需要家群１０１の蓄電池１２１で充放電制御することで、電力の需要調整を行う。
【００１５】
図１に示されるように、発電システム１０４から、電力系統ネットワーク１５２を介して需要家群１０１、１０２に電力が供給されている。本実施形態においては、スマートメータ１１１、１１２は、全ての需要家に配置される。このため、蓄電池を設けられたか否かにかかわらず、需要家の消費電力を計測できる。
【００１６】
蓄電池を設けていない需要家群１０２の消費電力は、需要家１０２＿１、１０２＿２、…、１０２＿ｍ毎に設けられているスマートメータ１１２＿１、１１２＿２、…、１１２＿ｍ（以下、スマートメータ１１２とする。）毎に計測されている。
【００１７】
蓄電池を設けた需要家群１０１の消費電力は、需要家群１０１の各々に設けられているスマートメータ１１１＿１、１１１＿２、１１１＿３、…、１１１＿ｎ（以下、スマートメータ１１１とする。）毎に計測されている。
【００１８】
スマートメータ１１２及びスマートメータ１１１で計測された電力は、３０分毎にＡＭＩ網（スマートメータ網）１５３を介して、配電事業者のメータ管理サーバ１０３に通知される。
【００１９】
一般的な電力小売事業者は、３０分毎に計測されたスマートメータ１１１、１１２のデータを、電力システム事業者間ネットワーク１５４を介して、配電事業者から取得できる。本実施形態では、配電事業者のメータ管理サーバ１０３が収集したデータが、電力システム事業者間ネットワーク１５４を介して電力小売事業者の需給管理サーバ１００に送信される。
【００２０】
ところで、現行のルールでは、最新のデータを入手するためには３０分必要とされている。スマートメータ１１１、１１２からの３０分毎の通知を考慮すると、最大６０分前の計測データまでの入手が可能となる。
【００２１】
さらに、需要家群１０１は、第１の需要家１０１＿１、第２の需要家１０１＿２、第３の需要家１０１＿３、…、第ｎの需要家１０１＿ｎ（ｎは自然数とする）毎に設けられている蓄電池１２１＿１、１２１＿２、１２１＿３、…、１２１＿ｎ（以下、蓄電池１２１とも称する。）毎に、公衆ネットワーク（例えば、インターネット通信網）１５１を介して、蓄電池１２１の詳細な情報（例えばＳｏＣ）を、電力小売事業者の需給管理サーバ１００に通知する。
【００２２】
つまり、蓄電池１２１を所有する需要家群１０１では、需要家群１０２と同様にスマートメータ１１１による計測・通知が行われると同時に、公衆ネットワーク１５１を介して、蓄電池１２１の充放電状況と、需要家の消費電力情報を周期的に、小売事業者の需給管理サーバ１００に通知する。本実施形態においては、例として通知する周期を５分単位とするが、５分単位に制限するものではなく、実施態様に応じて、適切な周期が設定されるものとする。
【００２３】
これに従って、電力小売事業者の需給管理サーバ１００は、配電事業者のメータ管理サーバ１０３からの３０分単位の計測データ、公衆ネットワーク１５１を介した需要家群１０１の蓄電池１２１に関する５分単位の詳細な計測データを受信する。
【００２４】
また、電力小売事業者の需給管理サーバ１００は、電力システム事業者間ネットワーク１５４を介して、発電システム１０４を有している発電事業者との間で、需要家に供給する電力を調達するための通信を行う。
【００２５】
そして、本実施形態の需給管理サーバ１００は、スマートメータ１１１、１１２による３０分単位の計測データと、蓄電池１２１を備えた需要家群１０１からの５分単位の詳細な計測データと、に基づいた、処理を行うことができる。
【００２６】
処理の一例としては、電力小売事業者の需給管理サーバ１００は、発電システム１０４から供給される電力量と、受信した計測データ及び蓄電池１２１に関する詳細な情報に基づいた需要家群１０１、１０２で使用される電力量の予測と、に基づいて、需要家群１０１の蓄電池１２１の充放電制御を行うことで、同時同量制御を実現する。
【００２７】
図２は、第１の需要家１０１＿１の構成を例示した図である。図２に示されるように、配電線２０１を介して、負荷２０４と、蓄電池システム２００と、が接続されている。第１の需要家１０１＿１は、例えば家庭や企業の敷地内に設けられた設備とする。図２に示す例では、第１の需要家１０１＿１の構成について説明するが、第２の需要家１０１＿２、…、第ｎの需要家１０１＿ｎも同様の構成として説明を省略する。
【００２８】
本実施形態の第１の需要家１０１＿１は、電力系統ネットワーク１５２を介して、発電システム１０４から電力が供給される。発電システム１０４から出力された電力は、配電線２０１を介して、蓄電池システム２００や負荷２０４に供給される。
【００２９】
スマートメータ１１１＿１は、発電システム１０４から供給される電力を計測する。さらに、スマートメータ１１１＿１は、第１の需要家１０１＿１内で使用される電力を計測すると共に、ＨＥＭＳ（Home  Energy  Management  System）等を通じて、第１の需要家１０１＿１内における電気使用状況を把握する。そして、スマートメータ１１１＿１は、第１の需要家１０１＿１の電力の計測結果を計測データ（当該電力使用状況も含む）として、ＡＭＩ網（スマートメータ網）１５３を介して、配電事業者のメータ管理サーバ１０３に３０分毎に通知する。
【００３０】
負荷２０４は、家庭や企業の敷地内に設けられた家電製品などの電力を消費する機器であれば良い。
【００３１】
電力センサ２０２は、蓄電池１２１＿１と、負荷２０４と、の間の電力を計測する。電力センサ２０２は、電力の計測結果を、制御部２１１に出力する。
【００３２】
蓄電池システム２００は、制御部２１１と、蓄電池１２１＿１と、ＰＣＳ２１３と、通信部２１２と、を備えている。
【００３３】
ＰＣＳ２１３は、蓄電池１２１＿１の直流電力と、配電線２０１を流れる交流電力と、を相互に変換する制御を行う。
【００３４】
そして、蓄電池１２１＿１から放電された電力は、ＰＣＳ２１３で交流電力に変換された後、負荷２０４等に供給される。
【００３５】
通信部２１２は、公衆ネットワーク１５１を介して接続された他の通信装置との間で情報を送受信する。例えば、通信部２１２は、需給管理サーバ１００に対して、蓄電池システム２００に関する詳細な計測データを、５分ごとに送信する。詳細な計測データは、蓄電池１２１＿１の充放電を行うために必要な情報であって、蓄電池１２１＿１のＳｏＣを含んだ情報の他に、電力センサ２０２やスマートメータ１１１＿１により計測された、蓄電池１２１＿１と、負荷２０４と、による消費電力を示した消費電力情報が含まれている。
【００３６】
制御部２１１は、蓄電池システム２００全体を制御する。例えば、制御部２１１は、通信部２１２が需給管理サーバ１００から受信した充放電制御の指示（充放電計画）に基づいて、蓄電池１２１＿１の充放電を制御する。
【００３７】
制御部２１１は、通信部２１２を介して、需給管理サーバ１００との通信が可能である。これにより、例えば、制御部２１１は、需給管理サーバ１００の指示により動作することができる。
【００３８】
蓄電池１２１＿１が充電を行った場合、スマートメータ１１１＿１は、第１の需要家１０１＿１内の負荷２０４が消費する電力量に、蓄電池１２１＿１が充電する電力量を加算した電力量を、第１の需要家１０１＿１で使用された消費電力量として計測する。そして、スマートメータ１１１＿１は、計測結果を、メータ管理サーバ１０３に送信する。
【００３９】
制御部２１１は、一般的な電力システムのルールである需要家からの逆潮流を抑止する制御も行っている。逆潮流とは需要家から系統側に電力が流れることであり、需要家内の負荷２０４の消費電力よりも、蓄電池１２１＿１から放電される電力が大きくなった場合に発生する。逆潮流電力もスマートメータ１１１＿１で計測されている。このため、発生した逆潮流電力量に応じた金額で電力を売却することが出来るが、蓄電池１２１＿１からの電力による逆潮流は通常禁止されている。
【００４０】
そこで、本実施形態では、蓄電池からの電力による逆潮流を制限した例について説明する。なお、蓄電池が電力を供給する事業者の制御下に置かれることを前提とすれば、むしろ天候により常時不安定な太陽光発電電力や風力発電電力を一旦蓄電池に蓄積し、系統全体の安定に即したタイミングで放電し逆潮流させる方が安定的なシステム運用が可能であると考えられる。換言すれば、本実施形態では、逆潮流の制約がある場合について説明するが、逆潮流の制約が無い環境においても効果的な蓄電池の充放電を行うことが出来るものとする。
【００４１】
次に、需給管理サーバ１００について説明する。図３は、本実施形態の需給管理サーバ１００の構成を例示した図である。図３に示されるように、需給管理サーバ１００は、需給管理部３０１と、メータ情報記憶部３０２と、需要家毎蓄電情報記憶部３０３と、通信Ｉ／Ｆ３０４と、需要予測算出部３０５と、需要予測用情報記憶部３０６と、判定データ記憶部３０７と、購入データ記憶部３０８と、を備えている。需給管理サーバ１００においては、図示しないプロセッサが、図示しない記憶部（例えばＨＤＤ）に記憶されたプログラムを実行することで、需給管理部３０１と、需要予測算出部３０５と、を実現する。また、当該記憶部には、メータ情報記憶部３０２と、需要家毎蓄電情報記憶部３０３と、需要予測用情報記憶部３０６と、判定データ記憶部３０７と、購入データ記憶部３０８と、が設けられている。
【００４２】
通信Ｉ／Ｆ３０４は、需要家群１０１に設けられた蓄電池１２１と接続を行う公衆ネットワーク１５１、及び電力システム事業者間ネットワーク１５４と接続するための通信Ｉ／Ｆとする。これにより、通信Ｉ／Ｆ３０４は、電力の調達から需給管理までの処理に必要な通信を行うことが可能となる。
【００４３】
需要予測用情報記憶部３０６は、需要家が使用する電力を予測するために必要な、天気、温度や季節などの情報を記憶する。当該情報は、天気等を提供しているサーバ等から取得するが、どのように取得しても良い。
【００４４】
メータ情報記憶部３０２は、需要家群１０１、１０２の需要家各々に設けられたスマートメータ１１１、１１２による計測データを記憶する。
【００４５】
本実施形態のメータ情報記憶部３０２は、スマートメータ１１１、１１２から収集した３０分単位の計測データ（例えば電力測定値を含む）を記憶している。なお、記憶される計測データは、メータ管理サーバ１０３から電力システム事業者間ネットワーク１５４を介して得られるものであるが、メータ管理サーバ１０３がスマートメータ１１１、１１２から収集し小売事業者に配布されるまでに遅延が生じる。このため、メータ情報記憶部３０２は、最新のデータでも６０分前のデータとなる。
【００４６】
需要家毎蓄電情報記憶部３０３は、需要家群１０１の各々に設けられた蓄電池システム２００や消費電力に関する詳細な計測データを記憶する。計測データとしては、例えば、蓄電池１２１のＳｏＣ（充電容量）や、消費電力量を示す情報が含まれている。需要家毎蓄電情報記憶部３０３は、（後述する）受信処理部３１１が受信する間隔毎に更新される。本実施形態では、受信処理部３１１が需要家毎に１分から５分間隔で受信し、更新される例とするが、受信間隔を制限するものではない。これにより、需要家毎蓄電情報記憶部３０３は、最新の計測データとして、１分から５分前のデータまで記憶される。
【００４７】
電力需要データは、需要家が負荷２０４で消費している電力量に、蓄電池１２１で充放電されている電力量を加算した値が含まれている。なお、本実施形態では、蓄電池１２１の充電容量が定められているため、受信したＳｏＣから、充電量を特定できる。さらには、前回の充電量との違いから充電量の増減等を特定できる。
【００４８】
判定データ記憶部３０７は、電力を購入する判断基準となるデータを記憶する。例えば、判定データ記憶部３０７は、後述する各種閾値（上限閾値Margin-U及び下限閾値Margin-L、上限閾値Limit-U及び下限閾値Limit-L）、及び各種基準値（上限基準値Risk_U及び下限基準値Risk_L）を記憶する。さらには、判定データ記憶部３０７は、翌日の開始時刻における充電量を蓄電池１２１毎に記憶する。
【００４９】
さらには、判定データ記憶部３０７は、電力市場で電力を調達したことで調整された、蓄電池１２１毎の充電量の変化等も記憶する。
【００５０】
購入データ記憶部３０８は、電力市場サーバ１８０で購入及び売却した電力量を示すデータ（調達電力量データ）を記憶する。例えば、購入データ記憶部３０８は、長期計画に基づいて電力市場サーバ１８０で調達を行った調達電力量データを記憶する。
【００５１】
需要予測算出部３０５は、需要予測用情報記憶部３０６に記憶された情報、メータ情報記憶部３０２に記憶された計測データ、及び需要家毎蓄電情報記憶部３０３に記憶された計測データに基づいて、需要家群１０１、１０２の各々の需要予測電力量、及び全需要家の総需要予測電力量を算出する。本実施形態の需要予測算出部３０５は、総需要家群に含まれる需要家毎における、一日を分割した単位時間（以降、管理時間とも称する）毎に予測される電力の使用量を示した需要予測電力量を算出する。
【００５２】
需要家毎の需要予測電力量、及び全需要家の総需要予測電力量の算出は、売買可能な電力市場で電力の購入、売却をするために行われる。そこで、本実施形態では、需要家毎の需要予測電力量、及び全需要家の総需要予測電力量の算出は、随時変動する需要家の需要実績値、気温などの環境情報を考慮した上で、長期的な電力市場、前日の電力市場、及び１時間先の電力市場の各々に合わせて行われる。
【００５３】
需給管理部３０１は、受信処理部３１１と、購入済電力量取得部３１２と、充電量取得部３１３と、指示値算出部３１４と、不足・余剰電力量算出部３１５と、時刻特定部３１６と、送信処理部３１７と、を備えており、需給管理サーバ１００全体の処理を行う。需給管理部３０１は、需給管理の基本的な処理を行う。
【００５４】
受信処理部３１１は、公衆ネットワーク１５１や電力システム事業者間ネットワーク１５４を介して接続された通信装置から、様々な情報を受信する。例えば、受信処理部３１１は、メータ管理サーバ１０３から、需要家群１０１、１０２の需要家毎に設けられたスマートメータ１１１、１１２による計測データを受信する。そして、受信処理部３１１は、受信した計測データを、メータ情報記憶部３０２に記憶する。
【００５５】
他の例としては、受信処理部３１１は、発電システム１０４（電力供給システム）から供給される電力を消費する第１の需要家群１０１の各々から、当該需要家に設けられた蓄電池システム２００や消費電力量に関する詳細な計測データを受信する。
【００５６】
購入済電力量取得部３１２は、購入データ記憶部３０８から、総需要家群に供給するために電力市場から長期計画に基づいて調達された、明日一日の調達電力量データを取得する。本実施形態の購入済電力量取得部３１２は、明日一日の調達電力量データとして、長期電力市場から既に購入された、発電システム１０４から単位時間毎に供給可能な調達電力量を取得する。本実施形態は、電力市場において３０分単位で電力が売買されるため、管理時間が３０分の例について説明するが、管理時間を３０分に制限するものではない。
【００５７】
充電量取得部３１３は、明日一日の開始時刻における、第１の需要家群１０１の蓄電池１２１の予測充電量を取得する。明日一日の蓄電池１２１の充電量の変化に従って、溢れ状態又は不足状態に陥るか否かを判断するためには、開始時刻における蓄電池１２１の予測充電量が必要となる。そこで、本実施形態においては、充電量取得部３１３は、需要予測算出部３０５が算出した明日の開始時刻までの需要予測電力量の変化と、明日の開始時刻までに供給される調達電力量と、需要家毎蓄電情報記憶部３０３に記憶されている計測データに基づいて、明日一日の開始時刻における、第１の需要家群１０１の蓄電池１２１の予測充電量を算出し、取得する。なお、本実施形態においては、明日一日の開始時刻における、第１の需要家群１０１の蓄電池１２１の予測充電量を算出する例について説明するが、他の装置等から取得しても良い。
【００５８】
指示値算出部３１４は、需要予測電力量と、需要家群１０１、１０２に供給可能な調達電力量と、に基づいて、需要予測電力量（需要）と調達電力量（供給）とが等しくなるように、単位時間毎に、蓄電池１２１に対して指示を行う充放電指示値が示された充放電計画を生成する。
【００５９】
指示値算出部３１４は、需要予測算出部３０５が推測した需要予測電力量に基づいて、需要家群１０１の各々に配置されている蓄電池１２１の充放電計画を生成し、送信処理部３１７が、通信Ｉ／Ｆ３０４を介して、当該充放電計画に従って蓄電池１２１の充放電制御の指示を送信する。
【００６０】
指示値算出部３１４は、３０分（単位時間）毎に、発電システム１０４から事前に調達した調達電力量と、需要予測算出部３０５により予測された当該単位時間で需要家群１０１、１０２が消費する総需要予測電力量と、を比較する。そして、指示値算出部３１４は、比較結果に応じて、調達電力量と、総需要予測電力量と、の差分電力であるインバランスを解消する、換言すれば同時同量制御となるように、第１の需要家群１０１に設けられた蓄電池１２１の単位時間毎の充放電の電力量を算出し、蓄電池１２１の充放電計画を生成する。そして、送信処理部３１７は、充放電計画に従った充放電の指示を、通信Ｉ／Ｆ３０４を介して各蓄電池１２１に送信する。
【００６１】
本実施形態においては、充放電計画において、放電すべき電力量、充電すべき電力量は、総需要予測電力量と調達電力量との差分であるインバランス（差分電力量）である。
【００６２】
インバランスとして余剰電力が残った場合、調達された電力の無駄となる。一方、インバランスとして不足電力が生じた場合、後日調達電力量として清算が行われる。このため、いずれの場合も電力小売事業者のコスト増となる。インバランスは、電力の管理時間単位（日本国内の場合３０分）で評価が行われる。このため、インバランス解消のための充放電制御を、管理時間単位で行う必要がある。
【００６３】
つまり、総需要予測電力量が調達電力量を上回ることが予測された場合には管理時間単位で各蓄電池１２１からの放電を行えばよく、総需要予測電力量が調達電力量を下回ることが予測された場合には管理時間単位で、各蓄電池１２１への充電を行えばよい。このような充放電制御を行うように、充放電計画が生成される。
【００６４】
そして、本実施形態の指示値算出部３１４が、充放電計画に従って、インバランスを、需要家群１０１に分散的に配置された蓄電池１２１に分配する。そして、送信処理部３１７が、分配されたインバランスを解消する指示を蓄電池１２１に送信し、充放電制御を行う。
【００６５】
図４は、発電システム１０４から需要家群１０１、１０２に供給される時間帯（Ａ〜Ｅ）毎の電力量を示した図である。図４で示される例では、長期市場で購入されたことで発電事業者から調達された調達電力量５０１が、発電システム１０４から需要家群１０１、１０２に供給される電力量として示されている。調達電力量５０１は、需要家群１０１、１０２の需要予測算出部３０５による長期予測に基づいた総需要予測電力量に基づいて算出され、購入されている。
【００６６】
本実施形態においては、一般的に日本国内では電力の管理時間（売買時間単位)は３０分単位で行われる。このため、図４に示されるグラフの各値は、管理時間（３０分）単位で供給される調達電力量を示している。
【００６７】
しかしながら、長期予測通りに需要家群１０１、１０２が電力を使用するとは限らない。
【００６８】
図５は、需要予測算出部３０５が、需要予測用情報記憶部３０６及び需要家毎蓄電情報記憶部３０３に基づいて一日前に算出した、電力の使用量の短期予測結果を示した図である。図５に示される例では、点線が図４で示した調達された、時間帯（Ａ〜Ｅ）毎の調達電力量５０１を示している。当該電力量のずれは、直近の気温等や直近の需要実績の変化等を考慮した結果、一日前の短期予測が長期予測と比べて精度が高くなるために生じる。
【００６９】
そして、電力量６０１が、短期予測の結果、調達された電力量より下回る場合に生じている余剰電力量を示している。電力量６０２は、短期予測の結果、調達された電力量を上回る場合に生じている不足電力量を示している。
【００７０】
これに対して、本実施形態の需給管理サーバ１００は、短期予測の結果生じた余剰電力を、需要家群１０１に設けられた蓄電池１２１に充電する制御を行い、短期予測の結果生じた不足電力を、需要家群１０１に設けられた蓄電池１２１から放電する制御を行うこととした。
【００７１】
このように、需要家群１０１に設けられた蓄電池１２１の充放電制御を行うことで、同時同量制御を達成できる。
【００７２】
しかしながら、蓄電池１２１の充電量（ＳｏＣ）によっては、同時同量制御を達成できない場合もある。この場合には、一日前に開いている電力市場（スポット市場とも称する）で余剰電力の売却、不足電力の購入を行うことで調整する。なお、具体的な調整手法については後述する。
【００７３】
さらに、一日前に電力量を調整したとしても需要予測には誤差が生じる場合がある。換言すれば、蓄電池１２１の充放電計画を再生成したり、前日予測した余剰電力量、不足電力量を一日前に開いているスポット市場で調整してもインバランスは発生する。
【００７４】
図６は、需要家群１０１、１０２が実際に使用した電力量と、発電システム１０４から供給される電力量と、の差分を示した図である。図６で示される例では、太線７０３が、実際に使用された、時間帯（Ａ〜Ｅ）毎の電力量を示している。そして、図５で示された短期予測からさらに生じた余剰電力量７０１と、短期予測からさらに生じた不足電力量７０２と、が示されている。余剰電力量７０１及び不足電力量７０２も同様に、需給管理サーバ１００による、蓄電池１２１の充放電制御で調整される。
【００７５】
指示値算出部３１４は、総需要予測電力量が調達電力量を上回ることが予測された場合に、需要家群１０１の各蓄電池１２１から放電するための電力量が示された放電指令値を含む充放電計画を算出する。また、指示値算出部３１４は、総需要予測電力量が調達電力量を下回ることが予測された場合に、需要家群１０１の各蓄電池１２１へ充電するための電力量が示された充電指令値を含む充放電計画を算出する。
【００７６】
蓄電池１２１を充放電制御することで、電力市場に頼らずにインバランスを解消する手法は、スポット市場で新たな電力の売買によるコストアップを発生させない点で有効である。
【００７７】
ところで、図６に示される例では、図５で示されるような前日予測による調整を行っても、最終的に電力の余剰、不足が発生する場合があることを示している。蓄電池１２１で充放電制御を行った場合でも電力の余剰、不足が生じた場合には、電力市場で電力の売却、購入を行う必要がある。
【００７８】
このような状況は、需要家群１０１、１０２の需要を賄うために予め準備した調達電力量と、最新情報から再度推測した需要電力量と、の差分がどのように生じたのかに基づく。例えば、天気・気温の影響を受けやすい需要予測では、平年の気候状況との差が、電力の余剰、不足が生じる原因となり得る。より具体的な例としては、気温が数日〜数週間レベルで平年を下回ったり、あるいは上回った場合には、調達電力量と需要電力量との差が数日から数週間継続する。このため、電力の余剰や電力の不足が数日〜数週間継続することになり、蓄電池１２１においても、充電できない溢れ状態に陥ったり、電力を放電できない不足状態に陥る。こうした状態に陥ると、充放電制御で、インバランスを吸収する機能を利用するのが難しくなる。従って、このような状況に陥らないように、予め電力市場で電力の購入、売却を行うことが考えられる。そこで、本実施形態では、蓄電池１２１の充放電計画を、電力市場を考慮して生成することとした。
【００７９】
電力市場としては、前日までに翌日の電力の売買を行うスポット市場と、直近１時間前に電力の売買を行う１時間前市場と、が存在する。本実施形態においては、これら電力市場と対応した充放電計画が生成される。
【００８０】
本実施形態において、蓄電池１２１の充放電計画は、複数段階で行われる。まずは、長期計画（数か月前〜数日前）に従って準備された調達電力量と、需要予測算出部３０５が前日までの状況（天気や実際の需要実績など）に基づいて算出した需要予測電力量と、の間のインバランスを解消するために行う第１の充放電計画がある。
【００８１】
次に、調達電力量と、需要予測算出部３０５が当日の直近１時間前までの最新状況に基づいて高精度に算出した１時間先の需要予測電力量と、の間のインバランスを解消するために行う第２の充放電計画がある。
【００８２】
このように、第１の充放電計画は、スポット市場で、蓄電池１２１で充電できない余剰電力量の売却、蓄電池１２１から放電できない不足電力量の購入をするために生成される。そして、第２の充放電計画は、１時間前市場で、蓄電池１２１で充電できない余剰電力量の売却、蓄電池１２１から放電できない不足電力量の購入をするために生成される。
【００８３】
本実施形態では、充放電計画で生じた余剰電力量の売却、及び不足電力量の購入を、２種類の電力市場の売買タイミングで行うことで、蓄電池１２１が溢れ状態や不足状態に陥ることを抑止できる。換言すれば、蓄電池１２１が常に充放電出来る状態を維持できる。
【００８４】
本実施形態の需給管理部３０１は、生成された第１の充放電計画に基づいて、蓄電池１２１の一日の充電量（ＳｏＣ）の変化を予測する。そして、蓄電池１２１で生じる溢れ・不足に基づいた売買計画を前日の１０時までに生成し、前日の１０時前にスポット市場に売買計画に従った電力の売買の要求を送信する。なお、売買計画は、明日一日の単位時間毎に購入又は売却する電力量を対応付けたデータとする。
【００８５】
第１の充放電計画の前に算出された需要予測電力量どおりに需要家群１０１、１０２で電力が使用された場合、蓄電池１２１が溢れ・不足状態になることを抑止できる。しかしながら、気温や何らかの原因で、需要予測電力量どおりに需要家群１０１、１０２で電力が使用されなかった場合、蓄電池１２１で溢れ・不足状態になる可能性がある。このような場合には、第２の充放電計画が有効となる。
【００８６】
本実施形態の需給管理部３０１は、第２の充放電計画に基づいて、蓄電池１２１の充電量（ＳｏＣ）の変化を予測し、１時間後以降に溢れ・不足状態になる可能性があると判定した場合に、電力の調整を１時間前市場で行う。
【００８７】
つまり、需要家群１０１のように蓄電池１２１が備えられている場合には、上述した処理で、蓄電池１２１の溢れ・不足状態に対して電力市場による電力調整を行えば良い。一方、蓄電池１２１が設けられていない需要家群１０２には、予測したインバランスそのものを電力市場で調整する。つまり、蓄電池１２１が設けられていない場合、予め準備した調達電力量では不足すると、不足するタイミングで電力市場からの電力を購入し、予め準備した調達電力量で余剰が生じると、余剰が生じるタイミングで電力市場に電力を売却する必要がある。
【００８８】
これに対して、需要家群１０１に蓄電池１２１を設けることで、インバランスの余剰、不足を蓄電池１２１の充放電制御で抑制できる。そして、蓄電池１２１で溢れ又は不足状態に陥る場合に限り、電力市場で調整を行うことで、電力市場による調整の頻度を抑えることができる。
【００８９】
図７は、本実施形態の需給管理サーバ１００と、蓄電池１２１＿１を備えた第１の需要家１０１＿１と、の間で行われる通信を示したシーケンス図である。図７で示される例では、管理時間（３０分）中に５分ごとに６回の充放電指示が行われるが、１０分〜２５分までに行われる処理は、他の時間帯と同様の処理が行われるものとして、説明を省略する。
【００９０】
まず、需給管理サーバ１００の需要予測算出部３０５は、管理時間内の全需要家の総需要予測電力量を算出する（Ｓ７０１）。
【００９１】
次に、指示値算出部３１４は、調達電力量と総需要予測電力量との差分であるインバランスを算出する（Ｓ７０２）。そして、算出されたインバランスを６回に分割して充放電制御を行う。なお、６個に分割されたインバランスの各々を、分割インバランスと称する。
【００９２】
指示値算出部３１４は、インバランスのうち１回目分の分割インバランスに基づいて、蓄電池１２１を備えた需要家群１０１の各々に対する１回目（０分〜５分まで）の充放電指示値を算出する（Ｓ７０３）。
【００９３】
送信処理部３１７は、１回目（０分〜５分まで）の充放電指示値を、（第１の需要家１０１＿１を含んだ）需要家群１０１の各々に送信する（Ｓ７１１）。
【００９４】
第１の需要家１０１＿１は、１回目の充放電指示値に従って充放電制御を行う（Ｓ７１２）。そして、第１の需要家１０１＿１は、充放電の結果である充電量情報と、負荷２０４等で使用された消費電力量情報と、を含んだ通知メッセージを送信する（Ｓ７１３）。なお、Ｓ７１２〜Ｓ７１３の処理は、需要家群１０１の他の需要家も行うものとする。これにより、需給管理サーバ１００の指示値算出部３１４は、受信した充放電の結果である充電量情報と、消費電力量情報とに基づいて、充放電指示値に対応する未達分の電力量を推定できる。
【００９５】
そして、指示値算出部３１４は、２回目分の分割インバランスと、未達分と推測される電力量に基づいて、需要家群１０１の各々に対する２回目（５分〜１０分まで）の充放電指示値を算出する（Ｓ７１４）。
【００９６】
そして、送信処理部３１７は、２回目（５分〜１０分まで）の充放電指示値を、（第１の需要家１０１＿１を含んだ）需要家群１０１の各々に送信する（Ｓ７２１）。
【００９７】
第１の需要家１０１＿１は、２回目の充放電指示値に従って充放電制御を行う（Ｓ７２２）。そして、第１の需要家１０１＿１は、充放電の結果である充電量情報と、負荷２０４等で使用された消費電力量情報と、を含んだ通知メッセージを送信する（Ｓ７２３）。
【００９８】
そして、指示値算出部３１４は、３回目分の分割インバランスと２回目の未達分の電力量に基づいて、需要家群１０１の各々に対する３回目（１０分〜１５分まで）の充放電指示値を算出する（Ｓ７２４）。
【００９９】
このような制御を、１０分から２５分までの間も同様に行われるものとする。
【０１００】
そして、管理時間のうち２５分経過した後、送信処理部３１７は、６回目（２５分〜３０分まで）の充放電指示値を、（第１の需要家１０１＿１を含んだ）需要家群１０１の各々に送信する（Ｓ７６１）。
【０１０１】
第１の需要家１０１＿１は、６回目の充放電指示値に従って充放電制御を行う（Ｓ７６２）。そして、第１の需要家１０１＿１は、充放電の結果である充電量情報と、負荷２０４等で使用された消費電力量情報と、を含んだ通知メッセージを送信する（Ｓ７６３）。
【０１０２】
上述した処理手順によって、５分単位で充放電制御を行うことで、インバランスの抑止精度を向上させることができる。これにより、調達電力の無駄や、新たな電力の清算を抑止できる。
【０１０３】
ところで、需給管理サーバ１００が、各蓄電池１２１への充放電指示を行う際、例えば空き容量の少ない蓄電池１２１を備えた需要家に容量以上の電力の充電を指示したり、消費電力量が少ない需要家に充電を指示した場合には、充電指示した電力量に対応する、放電ができない場合がある。
【０１０４】
その結果、消費電力量が多い需要家の蓄電池１２１に充電されなかった場合に、放電指示に対応した放電量を放電できないと、放電指示が未達となり、インバランスの解消にずれが生じる。このため、蓄電池１２１で生じる電力の過不足を補う手法が必要となる。
【０１０５】
第１の充放電計画による第１の需要家群１０１の全ての蓄電池１２１の充放電は、長期計画（例えば数日〜数か月前）に従って調達された電力量と、前日に直前予測した短期需要の電力量と、のインバランスを解消するために行うものである。従って、インバランスで電力量が不足状態となった場合には第１の需要家群１０１の蓄電池１２１からの放電で、蓄電池１２１の総充電量は低下する。インバランスで電力量が余剰状態となった場合には第１の需要家群１０１の蓄電池１２１に対する充電で、蓄電池１２１の総充電量は上昇する。本実施形態においては、インバランスを調整するために、第１の需要家群１０１の全ての蓄電池１２１に対して充放電制御を行う例とする。本実施形態では、第１の需要家群１０１の充電量の合計を、総充電量と称する。
【０１０６】
不足・余剰電力量算出部３１５は、管理時間毎の充放電指示値が示された充放電計画（第１の充放電計画及び第２の充放電計画）と、一日の開始時刻における第１の需要家群１０１の蓄電池１２１のＳｏＣ（総充電量）と、に基づいて第１の需要家群１０１の全ての蓄電池１２１の充放電制御を行った場合に、当該一日内で、第１の需要家群１０１の蓄電池１２１のＳｏＣ（総充電量）が、下限閾値Margin-Lを下回る時刻（以下、不足時刻と称する）、又は充電を抑止する基準として定められた上限閾値Margin-Uを上回る時刻（以下、余剰時刻と称する）を算出する。
【０１０７】
本実施形態においては、上限閾値Margin-Uは、これ以上充電するのが難しい限界値を示したものであって、充電制御を抑止する閾値を示したものである。下限閾値Margin-Lは、これ以上放電するのが難しい限界値であって、放電制御を抑止する閾値を示したものである。図８に示されるように、上限閾値Margin-U及び下限閾値Margin-Lにおいては、マージンが少し設けられている。マージンは、前日１０時前に行われる予測に基づいた蓄電池１２１の充電状態による、誤差を吸収するためである。これにより誤差による溢れ状態や枯渇状態が発生するのを抑止できる。
【０１０８】
本実施形態は、上限閾値Margin-Uに第１の需要家群１０１の蓄電池１２１の総充電量が到達した場合に溢れ状態となり、下限閾値Margin-Lに第１の需要家群１０１の蓄電池１２１の総充電量が到達した場合に枯渇状態に陥るものとみなして、処理を行う例について説明する。しかしながら、マージンを考慮して上限閾値Margin-U及び下限閾値Margin-Lを設ける手法に制限するものではなく、マージンを‘０’にしても良い。
【０１０９】
さらに、不足・余剰電力量算出部３１５は、蓄電池１２１の総充電量が下限閾値Margin-Lを下回る場合には、放電指示値から、下限閾値Margin-Lまで放電した電力量を差し引いた、不足時刻における不足電力量を算出する。また、不足・余剰電力量算出部３１５は、蓄電池１２１の総充電量が上限閾値Margin-Uを上回る場合には、充電指示値から、上限閾値Margin-Uまで充電した電力量を差し引いた、余剰時刻における余剰電力量を算出する。
【０１１０】
図８は、第１の需要家群１０１の蓄電池１２１の総充電量の変化と、不足電力量及び余剰電力量と、を示した図である。図８に示される例では、横軸は時刻を示しており、管理時間である３０分単位で充放電制御が行われている。換言すれば、４８コマで時刻0:00〜24:00までを表している。換言すれば、本実施形態においては時刻をコマ数で表せる。
【０１１１】
図８に示される例では、グラフ８１０において、開始時刻０コマにおいては、充電量取得部３１３により取得された総充電量Bstartから、蓄電池１２１の充電量の変化が開始される。総充電量Bstartは、充電量取得部３１３により、本日一日のスポット市場がクローズする前日１０時前から前日の充放電計画に従って算出された、第１の需要家群１０１の蓄電池１２１の総充電量を示している。
【０１１２】
図８に示される例では、指示値算出部３１４で算出される充放電計画（管理時間毎の充放電指示値）に従って、蓄電池１２１の総充電量が変化する。図８に示される例では、インバランスの不足が続いたことで、蓄電池１２１の放電制御が継続して行われたため、２４〜２７コマ（不足時刻）において、蓄電池１２１の総充電量が、下限閾値Margin-Lに到達した例とする。
【０１１３】
そこで、不足・余剰電力量算出部３１５は、充放電指示値から、下限閾値Margin-Lまで放電した電力量を差し引いた不足電力量８１１を算出する。本実施形態においては、当該不足電力の算出は、管理時間単位（例えば、２４，２５，２６，２７コマ）で行われる。
【０１１４】
図８に示される例では、インバランスの余剰が続いたことで、蓄電池１２１の充電制御が継続して行われたため、３８〜４０コマ（余剰時刻）において、蓄電池１２１の総充電量が、上限閾値Margin-Uに到達する。
【０１１５】
そこで、不足・余剰電力量算出部３１５は、充放電指示値から、上限閾値Margin-Uまで充電した電力量を差し引いた余剰電力量８１２を算出する。本実施形態においては、当該余剰電力の算出は、管理時間単位（例えば、３８，３９，４０コマ）で行われる。
【０１１６】
蓄電池１２１の充電量が下限閾値Margin-Lに到達した場合、不足電力を、外部の電力市場から購入し、蓄電池１２１の充電量が上限閾値Margin-Uに到達した場合、余剰電力を外部の電力市場へ売却する調整が必要となる。当該調整を行うことで、無駄なく蓄電池１２１を充放電可能な状態に維持できる。
【０１１７】
図８に示される例では、不足電力が生じる時間帯８１１（２４,２５,２６,２７コマ（それぞれ不足時刻とする））の各時刻において、不足電力量３，４，３，２を電力市場から購入し、余剰電力が生じる時間帯８１２（３８，３９，４０コマ（それぞれ余剰時刻とする））の各時刻において、余剰電力量２，３，３を電力市場へ売却することが考えられる。次に、具体的な余剰時刻又は不足時刻と、余剰電力量及び不足電力量の算出手法について説明する。
【０１１８】
管理時間を３０分単位で、ｔ＝０〜４７で表現した場合に、インバランスＩ（ｔ）は、以下の式（１）で示すことができる。なお単位時間あたりの調達電力量Ｐ（ｔ）、単位時間あたりの需要予測電力量Ｃ（ｔ）とする。
Ｉ（ｔ）＝Ｐ（ｔ）−Ｃ（ｔ）…（１）
【０１１９】
そして、図８に示されるグラフ８０１は、指示値算出部３１４及び不足・余剰電力量算出部３１５が、以下のアルゴリズムに従って導出する。なお、変数ＥＯＦは、余剰電力量又は不足電力量を示している。さらに、蓄電池１２１の総充電量Ｂ（ｔ）を示している。
【０１２０】
B(0)=Bstart  +  I(0)  /*  Bstart：初期状態（0コマ）の充電量  */
for(t=1;  t<47  ;  t++)  /*  47コマ分ループ  */
｛
B(t)  =  B(t-1)  +  I(t);
if  (B(t)  >  Margin-U)  /*  Margin-Uより大きい場合  */
｛
EOF(t)  =  B(t)  -  Margin-U;  /*  ｔコマの余剰電力量の算出  */
B(t)  =  Margin-U;
｝
else  if  (B(t)  <  Margin-L)  /*  Margin-Lより小さい場合  */
｛
EOF(t)  =  B(t)  -  Margin-L;    /*  ｔコマの不足電力量の算出  */
B(t)  =  Margin-L;
｝
else
｛
EOF(t)  =  0;
｝
｝
【０１２１】
そして、不足・余剰電力量算出部３１５は、変数EOF(t)＞０となる単位時刻ｔを余剰電力が生じる時刻として特定する。また、不足・余剰電力量算出部３１５は、EOF(t)＜０となる単位時刻ｔを不足電力量が生じる時刻（不足時刻）として特定する。
【０１２２】
ところで、不足時刻や余剰時刻など、不足や余剰が発生するタイミングでの売買を行った場合、売買後の蓄電池１２１は、下限閾値Margin-L又は上限閾値Margin-Uに近い総充電量で運用されることになる。このため、予測の誤差によっては枯渇や溢れ状態に陥る可能性が生じる。そこで、本実施形態では、不足・余剰が発生するタイミングより以前に、電力の購入、売却を行うこととした。
【０１２３】
図９は、本実施形態にかかる需給管理サーバ１００の時刻特定部３１６が行う電力を購入する予定時刻の決定手法を例示した図である。図９に示される例では、２４コマ（不足時刻）で生じる不足電力量‘３’と、２５コマ（不足時刻）で生じる不足電力‘４’とを補充するための電力を購入する場合について説明する。なお、図９〜図１１で示される手法は、不足電力量を調整するために電力を購入する例について説明するが、余剰電力を調整するために電力を売却する例についても同様の手法を用いれば良いため、説明を省略する。
【０１２４】
図９に示される例では、蓄電池１２１の総充電量の変化を示したグラフ８１０に対して、管理時間毎に、当該管理時間で生じた不足電力を補う電力量を、当該電力量の購入予定時刻に加算することで生成されたグラフ９１１、９１２を示している。
【０１２５】
グラフ９１１は、グラフ９０２に示されるように、２４コマ（不足時刻）で生じた不足電力量９２１（電力量‘３’）に対応する電力８２１を、０コマ（開始時刻）に購入した場合を示している。これにより、０コマ（開始時刻）において、総充電量Bstartから、総充電量Bstart1に変化する。総充電量Bstart1は、総充電量Bstartから電力量‘３’増加されている。これにより、２４コマで放電する電力が不足することを抑止できる。さらに、１１コマや１７コマで生じていた総充電量の低下状態も改善できる。
【０１２６】
図９に示される例では、前日の１０時まで電力を売買可能なスポット市場で、電力の購入を行う場合とする。このため、０コマ〜４８コマのうち任意のタイミングで電力の売買が可能であるが、２４コマにおける不足電力量９２１を補うことができるのは、０〜２４コマ（０時〜１２時）に限られる。そこで、図９に示される例では、０コマに電力８２１を購入している。
【０１２７】
グラフ９１２は、グラフ９０３に示されるように、２５コマで生じた不足電力量９２２（電力量‘４’）に対応する電力として、０コマに電力８２２を購入し、８コマに電力８２３を購入し、９コマに電力８２４を購入した場合を示している。これにより、０コマ（開始時刻）において、総充電量Bstart1から、総充電量Bstart2に変化する。
【０１２８】
２５コマにおける不足電力量９２２を補うことができるのは、０〜２５コマに限られる。そこで、図９に示される例では、需給管理サーバ１００は、０コマ（開始時刻）に電力８２２を購入し、８コマに電力８２３を購入し、９コマに電力８２４を購入するための制御を行った。
【０１２９】
上限閾値Limit-U及び下限閾値Limit-Lは、電力の購入や売却をすることで変化する総充電量が超えないように定められた閾値である。図９に示されるように、下限閾値Margin-Lより上に下限閾値Limit-Lが設けられ、上限閾値Margin-Uより下に上限閾値Limit-Uが設けられている。
【０１３０】
本実施形態の需給管理サーバ１００は、総充電量の変化を示したグラフが、上限閾値Limit-U及び下限閾値Limit-Lで示される範囲を超えないように、電力の購入や売却を行うこととする。これにより、電力の購入や売却で、蓄電池１２１が溢れ状態や不足状態に陥ることを抑止できる。なお、本実施形態では、上限閾値Limit-U及び下限閾値Limit-Lを、下限閾値Margin-L又は上限閾値Margin-Uと異ならせる例について説明したが、同じにしてもよい。
【０１３１】
つまり、２５コマにおける不足電力量９２２を補う際に、０コマで（不足電力量９２２に対応する）電力量‘４’全て購入すると、総充電量の変化を示したグラフが７コマで上限閾値Limit-Uを超えることになる。
【０１３２】
そこで、本実施形態の需給管理サーバ１００の時刻特定部３１６は、電力量‘２’の購入予定時刻０コマ、電力量‘１’（電力８２３）の購入予定時刻８コマ、電力量‘１’（電力８２４）の購入予定時刻９コマを特定した。つまり、時刻特定部３１６は、７コマより後に、電力量‘２’を購入するよう制御することとした。これにより蓄電池１２１に余剰電力が生じる可能性を低減させることができる。
【０１３３】
このように、本実施形態においては、最適なタイミングで電力を購入することが可能となるため、不足電力の購入で溢れ状態が生じることを抑止できる。同様に、最適なタイミングで電力を売却することが可能となるため、余剰電力の売却で不足状態が生じることを抑止できる。
【０１３４】
つまり、時刻特定部３１６は、下限閾値Margin-Lを下回る不足時刻が算出された場合には、不足時刻より前の時刻であって、当該時刻に不足電力量を購入した場合に、（当該時刻から不足時刻までの間で）蓄電池１２１の蓄電量の上限として設定された上限閾値Limit-Uを超えない購入予定時刻を特定する。また、時刻特定部３１６は、上限閾値Margin-Lを上回る余剰時刻が算出された場合には、余剰時刻より前の時刻であって、当該時刻に余剰電力量を売却した場合に、（当該時刻から余剰時刻までの間で）蓄電池１２１の蓄電量の下限として設定された下限閾値Limit-Lを下回らない売却予定時刻を特定する。さらに、本実施形態は、下限基準値Risk_L及び上限基準値Risk_Uを考慮する。
【０１３５】
また、下限基準値Risk_L及び上限基準値Risk_Uは、蓄電池１２１の総充電量がリスクとなるか否かの判断基準として定められた値である。
【０１３６】
つまり、時刻特定部３１６は、購入予定時刻を特定する際、購入予定時刻に不足電力量を購入した場合に、購入予定時刻から不足時刻までの間における、下限基準値Risk_Lを下回った蓄電池１２１の総充電量に基づいて、購入予定時刻を特定する。なお、下限基準値Risk_Lは、下限閾値Margin-Lより大きい値であって上限閾値Limit-Uより小さい値とする。
【０１３７】
また、時刻特定部３１６は、売却予定時刻を特定する際、売却予定時刻に余剰電力量を売却した場合に売却予定時刻から余剰時刻までの間に、上限基準値Risk_Uを上回った蓄電池１２１の総充電量に基づいて、売却予定時刻を特定する。なお、上限基準値Risk_Uは、上限閾値Margin-Uより小さい値であって下限閾値Limit-Lより大きい値である。なお、具体的な特定手法については後述する。
【０１３８】
そして、需給管理サーバ１００の時刻特定部３１６は、上述した処理に基づいて、購入予定時刻を特定することで、蓄電池１２１の総充電量の変化はグラフ９１２で示されるようになる。１０〜１２コマ、１６〜１８コマにおいて、グラフ８１０では、蓄電池１２１の総充電量が下限基準値Risk_Lを下回っていたが、グラフ９１２では、蓄電池１２１の総充電量が下限基準値Risk_Lより大きくなっている。このため、蓄電池１２１の総充電量が不足する可能性があるというリスクを抑止できる。本実施形態の時刻特定部３１６は、当該リスクを考慮して、購入予定時刻や売却予定時刻を特定する。
【０１３９】
次に購入予定時刻の特定方法について説明する。図１０は、購入予定時刻の設定可能な範囲を例示した図である。図１０で示される例では、電力量１００３は、２４コマにおいて下限閾値Margin_Lで放電を抑止した場合に生じると予測される不足電力量を示している。
【０１４０】
図９で示したように２４コマ以前に購入することで、２４コマで放電する電力量の不足を解消できる。さらには、２４コマより以前において、下限閾値Margin_Lを下回らないが、下限基準値Risk_Lを下回る程度に生じていた電力不足も解消できる。
【０１４１】
矢印群１００２は、２４コマ以前（図１０で示される例では、０コマ〜２４コマ）で充電可能な電力量を示している。充電可能な電力量とは、充電が行われた場合に２４コマで放電可能となる電力量であって、２４コマより前の時間で蓄電池１２１の上限閾値Limit-Uを超える要因とならない電力量とする。
【０１４２】
矢印群１００２の特定手法について説明する。本実施形態の時刻特定部３１６は、充電電力の不足が生じた２４コマを基点として０コマまで遡り、上限閾値Limit-Uを超えないように、管理時間単位で充電可能な電力量を特定していく。
【０１４３】
まず、不足が生じた時刻Ｔｅ（不足時刻Ｔｅとも称する）とし、不足電力量ｘとする。また、管理時間毎に充電（調整）可能な電力量Ａ（ｔ）とする。そして、本実施形態の時刻特定部３１６は、不足時刻Ｔｅにおける充電可能な電力量Ａ（ｔ）を式（２）から算出する。
【０１４４】
Ａ（Ｔｅ）＝上限閾値Limit-U＋不足電力量ｘ…（２）
【０１４５】
その後、本実施形態の時刻特定部３１６は、以下に示すアルゴリズムを、ｔ＝Ｔｅ〜０までｔを‘１’減少させながら繰り返し行うことで、不足時刻Ｔｅ以前（不足時刻Ｔｅを含む）における管理時間毎に充電（調整）可能な電力量Ａ（ｔ）を算出する。なお、管理時間毎に予測されている蓄電池１２１の総充電量Ｂ（ｔ）とする。
【０１４６】
A(Te)  =  Limit-U  +  x;
for  (t  =  Te-1;  t  >=0;  t--)  /*  t=Te-1〜0まで順次計算する  */
｛
A(t)  =  Limit-U  -  B(t);
if  (  A(t)  >  A(t+1)  )
｛
A(t)  =  A(t+1);
｝
｝
【０１４７】
これにより、時刻特定部３１６は、線１００１で示されるように、０コマ（開始時刻）に近づくに従って小さくなる、充電可能な電力量Ａ（ｔ）を特定できる。
【０１４８】
図１１は、時刻特定部３１６により特定された、充電（調整）可能な電力量Ａ（ｔ）と、充電可能な電力量毎に設定された時間帯ｗ（ｉ）（ｉ＝１〜５）を例示した図である。
【０１４９】
図１１のグラフ１１０１は、図１０で示した手法で算出された、管理時間毎に充電（調整）可能な電力量Ａ（ｔ）を示している。グラフ１１０１で示されるように、時刻０から時刻Ｔｅ（２４）に近づくに従って、充電（調整）可能な電力量Ａ（ｔ）は、｛ａ１、ａ２、ａ３、ａ４、ａ５、ａ６｝と段階的に増加していく。
【０１５０】
グラフ１１０２は、充電（調整）可能な電力量｛ａ１、ａ２、ａ３、ａ４、ａ５、ａ６｝毎に対応付けられた時間帯を示している。換言すれば、電力量ａ１、ａ２、ａ３、ａ４、ａ５、ａ６は、対応付けられた時間帯｛ｗ１、ｗ２、ｗ３、ｗ４、ｗ５、Ｔｅ｝において充電可能となる。本実施形態においては、不足電力量ｘに応じて、充電可能な時間帯が定められる。
【０１５１】
具体的には、不足電力量ｘが、電力量０〜ａ１であれば、時間帯ｗ１（０コマ〜Ｔｅ）で充電（購入）可能となる。電力量ａ２＞不足電力量ｘ＞電力量ａ１の場合、時間帯ｗ１で電力量ａ１を充電可能であり、残りの電力量ｘ−ａ１を時間帯ｗ２（８コマ〜Ｔｅ）で充電（購入）可能となる。
【０１５２】
電力量ａ３＞不足電力量ｘ＞電力量ａ２の場合、時間帯ｗ１で電力量ａ１を充電可能であり、時間帯ｗ２で電力量ａ２−ａ１を充電可能であり、残りの電力量ｘ−ａ２を時間帯ｗ３（９コマ〜Ｔｅ）で充電（購入）可能となる。
【０１５３】
同様に、電力量ａ４＞不足電力量ｘ＞電力量ａ３の場合、時間帯ｗ１で電力量ａ１を充電可能であり、時間帯ｗ２で電力量ａ２−ａ１を充電可能であり、時間帯ｗ３で電力量ａ３−ａ２を充電可能であり、残りの電力量ｘ−ａ３を時間帯ｗ４（２２コマ〜Ｔｅ）で充電（購入）可能となる。
【０１５４】
同様に、電力量ａ５＞不足電力量ｘ＞電力量ａ４の場合、時間帯ｗ１で電力量ａ１を充電可能であり、時間帯ｗ２で電力量ａ２−ａ１を充電可能であり、時間帯ｗ３で電力量ａ３−ａ２を充電可能であり、時間帯ｗ４で電力量ａ４−ａ３を充電可能であり、残りの電力量ｘ−ａ４を時間帯ｗ５（２３コマ〜Ｔｅ）で充電（購入）可能となる。
【０１５５】
同様に、電力量ａ６＞不足電力量ｘ＞電力量ａ５の場合、時間帯ｗ１で電力量ａ１を充電可能であり、時間帯ｗ２で電力量ａ２−ａ１を充電可能であり、時間帯ｗ３で電力量ａ３−ａ２を充電可能であり、時間帯ｗ４で電力量ａ４−ａ３を充電可能であり、時間帯ｗ５で電力量ａ５−ａ４を充電可能であり、残りの電力量ｘ−ａ５を不足時刻Ｔｅで充電（購入）可能となる。
【０１５６】
その後、時刻特定部３１６は、時間帯（ｗ（ｉ））毎に、当該時間帯内における、購入予定時刻（調達タイミング）を特定する。
【０１５７】
例えば、電力量ａ３＞不足電力量ｘ＞電力量ａ２の場合、時刻特定部３１６は、（調達電力量Ｐ＝ａ１を）時間帯ｗ１内で電力量を購入するため、時間帯ｗ１内で購入予定時刻を特定する。時刻特定部３１６は、（例えば、調達電力量Ｐ＝ａ２−ａ１を）時間帯ｗ２内で購入するため、時間帯ｗ２内で購入予定時刻を特定する。時刻特定部３１６は、（調達電力量Ｐ＝ｘ−ａ２を）時間帯ｗ３内で電力量を購入するため、時間帯ｗ３内で購入予定時刻を特定する。なお、電力量ａ３＞不足電力量ｘ＞電力量ａ２以外の場合も同様の処理を行うものとして、説明を省略する。
【０１５８】
そして、不足時刻が複数存在する場合、時刻特定部３１６は、上述した購入予定時刻の特定手法を不足時刻の数だけ繰り返して行う。その際、時刻特定部３１６が、１つの不足時刻について購入予定時刻を特定した場合、購入予定時刻に不足電力量を蓄電池１２１に加算した上で、次の不足電力量について購入予定時刻の特定を行う。
【０１５９】
また、上述した例では、不足電力が生じた場合について説明したが、余剰電力が生じた場合も、上述した手法と同様の処理を行うことで、時刻特定部３１６は、電力量毎の売却予定時刻を特定できる。
【０１６０】
送信処理部３１７は、調達電力量（不足電力量）と当該調達電力量の購入予定時刻とを対応付けて当該調達電力量の購入要求を、電力市場サーバ１８０に対して送信する。また、調達電力量（余剰電力量）と当該余剰電力量の売却予定時刻とを対応付けて当該調達電力量の売却要求を、電力市場サーバ１８０に対して送信する。
【０１６１】
また、送信処理部３１７は、電力市場サーバ１８０が開いている電力市場毎に、購入要求及び売却要求を送信する。例えば、送信処理部３１７は、電力市場サーバ１８０において電力の売買の対象となる日の前日のスポット市場が開いている間に、購入要求又は売却要求を送信する。その後、送信処理部３１７は、電力市場サーバ１８０において電力の売買の対象となる時間の１時間前までの１時間前市場が開いている間に、購入要求又は売却要求を送信する。
【０１６２】
上述した構成から、需要予測から予測した総充電量の変化予測から、蓄電池１２１の溢れ状態による余剰電力、蓄電池１２１の枯渇状態による不足電力を予測して、適切な売買タイミングを特定することができる。
【０１６３】
次に、本実施形態の需給管理サーバ１００における全体的な処理について説明する。図１２は、本実施形態の需給管理サーバ１００における上述した処理の手順を示すフローチャートである。当該フローチャートでは、前日の１０時まで開いているスポット市場で電力の購入、売却を行う例について説明するが、１時間前市場等にも適用できる。
【０１６４】
まず、需要予測算出部３０５は、需要家群１０１、１０２の需要家毎に一日の３０分（管理時間）単位で需要予測電力量を算出する（Ｓ１２０１）。なお、需要予測電力量の算出手法は、需要家毎の需要予測電力量の算出手法に制限するものではなく、過去の総需要実績から算出してもよい。このように、本実施形態は、需要予測電力量の算出手法を制限するものではない。
【０１６５】
需要予測電力量の算出手法はどのような手法を用いても良く、例えば、前日、前々日などの直近の需要実績と、翌日の気象予測（天気・温度）情報を用いた回帰分析手法を用いることが考えられる。需要予測電力量の算出手法は、スポット市場への登録締切時間が前日１０：００である。このため、翌日の予測に使用できる需要実績として、前日９：３０までの情報が用いられる。
【０１６６】
次に、購入済電力量取得部３１２は、購入データ記憶部３０８から、総需要家群に供給するために電力市場から長期計画に基づいて調達された調達電力量を、３０分（管理時間）単位で取得する（Ｓ１２０２）。
【０１６７】
指示値算出部３１４は、需要予測電力量と、調達電力量と、に基づいて、３０分（管理時間）単位で電力のインバランスを算出する（Ｓ１２０３）。つまり、１日２４時間について、４８個のインバランスを生成する。
【０１６８】
指示値算出部３１４は、算出されたインバランスに基づいて、３０分単位で蓄電池１２１の各々に対する充放電指示値が示された充放電計画を生成する（Ｓ１２０４）。
【０１６９】
充電量取得部３１３は、明日一日の開始時刻における、第１の需要家群１０１の蓄電池１２１の（予測）総充電量を取得する（Ｓ１２０５）。
【０１７０】
本実施形態においては開始時刻を明日午前０時（０コマ）とする。そして、充電量取得部３１３は、明日午前０時における第１の需要家群１０１の蓄電池１２１の（予測）総充電量を取得する。蓄電池１２１の充電量は、需要予測算出部３０５が前日９:３０の蓄電実績量に基づいて、前日午前１０：００から明日０時までの需要予測を行うことで、明日午前０時における蓄電池１２１の（予測）総充電量を導出できる。
【０１７１】
不足・余剰電力量算出部３１５は、開始時刻における蓄電池１２１毎の（予測）総充電量、及び充放電計画に基づいて、単位時間毎に変化する蓄電池１２１の（予測）総充電量を算出する（Ｓ１２０６）。
【０１７２】
その後、不足・余剰電力量算出部３１５は、単位時刻ｔ＝“０”コマを初期値として設定する（Ｓ１２０７）。
【０１７３】
次に、不足・余剰電力量算出部３１５は、単位時刻ｔ＞４７（コマ数）か否かを判定する（Ｓ１２０８）。単位時刻ｔ＞４７ではないと判定した場合（Ｓ１２０８：Ｎｏ）、不足・余剰電力量算出部３１５は、単位時刻ｔにおける総充電量が、上限閾値Margin-Uを超えた、つまり余剰電力を生じると予測されるか否かを判定する（Ｓ１２０９）。上限閾値Margin-Uを超えたと判定した場合（Ｓ１２０９：Ｙｅｓ）、時刻特定部３１６が、電力市場で売却する売却予定時刻及び売却する電力量を特定する（Ｓ１２１０）。
【０１７４】
一方、単位時刻ｔにおける総充電量が、上限閾値Margin-Uを超えないと判定した場合（Ｓ１２０９：Ｎｏ）、不足・余剰電力量算出部３１５は、単位時刻ｔにおける総充電量が、下限閾値Margin-Lを下回る、つまり不足電力を生じると予測されるか否かを判定する（Ｓ１２１１）。下限閾値Margin-Lを下回ると判定した場合（Ｓ１２１１：Ｙｅｓ）、時刻特定部３１６が、電力市場で購入する購入予定時刻及び購入する電力量を特定する（Ｓ１２１２）。
【０１７５】
そして、下限閾値Margin-Lを下回らないと判定した場合（Ｓ１２１１：Ｎｏ）、及びＳ１２１２の処理の後に、不足・余剰電力量算出部３１５は、単位時刻ｔに“１”増加させて（Ｓ１２１３）、再びＳ１２０８から処理を行う。
【０１７６】
そして、不足・余剰電力量算出部３１５は、単位時刻ｔ＞４７であると判定した場合（Ｓ１２０８：Ｙｅｓ）、送信処理部３１７が、購入又は売却する電力量と、当該電力量の購入予定時刻又は売却予定時刻と、を対応付けて、電力市場サーバ１８０に対して電力の売買の登録要求を送信する（Ｓ１２１４）。
【０１７７】
次は、図１２のＳ１２１２で示した電力市場で購入する購入予定時刻及び購入する電力量の特定処理について説明する。図１３は、本実施形態の需給管理部３０１における上述した処理の手順を示すフローチャートである。図１３で示される処理においては、時刻特定部３１６は、総充電量が下限閾値Margin-Lより低いと判定された単位時刻ｔを不足時刻Ｔｅとして取得すると共に、不足電力量ｘを取得する。
【０１７８】
図１３で示す処理は、電力市場で購入する購入予定時刻及び購入する電力量の特定手法であるが、電力市場で売却する売却予定時刻及び売却する電力量の特定手法も同様の手法で行うものとして、説明を省略する。
【０１７９】
実施形態の時刻特定部３１６は、一日の開始時刻から、不足時刻Ｔｅまでの３０分（単位時間）あたりの調整可能な電力量Ａ（ｔ）を算出する（Ｓ１３０１）。なお、時刻ｔ＝０〜Ｔｅとする。上述したように、調整可能な電力量Ａ（ｔ）は、不足時刻Ｔｅ前に充電を行った場合に、蓄電池１２１の総充電量が上限閾値Limit-Uを超えないように調整された電力量とする。
【０１８０】
次に、時刻特定部３１６は、調整可能な電力量Ａ（ｔ）に基づいた、充電可能な電力量（例えば、上記のａ１、ａ２、ａ３、ａ４、ａ５、ａ６）毎に、当該電力量を充電可能な時間帯（例えば、上記のｗ１、ｗ２、ｗ３、ｗ４、ｗ５）の一覧を算出する（Ｓ１３０２）。本フローチャートでは、ａ１、ａ２、ａ３、ａ４、ａ５、ａ６に該当する変数をａ（ｉ）とし、ｗ１、ｗ２、ｗ３、ｗ４、ｗ５、ｗ６に該当する変数をｗ（ｉ）とする。なお、ｗ６は、不足時刻Ｔｅに該当する。また、定数ｎは、充電状況に応じて定められた時間帯の数であって、図１１で示した例では、ｎ＝６が設定される。
【０１８１】
時刻特定部３１６は、変数ｉに初期値‘１’を設定する（Ｓ１３０３）。次に、時刻特定部３１６は、変数ｉ＞ｎか否かを判定する（Ｓ１３０４）。なお、数値ｎは時間帯の数とする。
【０１８２】
時刻特定部３１６は、変数ｉ＞ｎではないと判定した場合（Ｓ１３０４：Ｎｏ）、不足電力量ｘ＞ａ（ｉ）か否かを判定する（Ｓ１３０５）。
【０１８３】
時刻特定部３１６は、不足電力量ｘ＞ａ（ｉ）であると判定した場合（Ｓ１３０５：Ｙｅｓ）、調達電力量Ｐ＝ａ（ｉ）−ａ（ｉ−１）を算出する（Ｓ１３０６）。なお、ａ（０）は‘０’とする。
【０１８４】
そして、時刻特定部３１６は、時間帯ｗ（ｉ）から、調達電力量Ｐの購入予定時刻を特定する（Ｓ１３０７）。時間帯ｗ（ｉ）から、調達電力量Ｐの購入予定時刻を特定する手法としては、どのような手法を用いても良いが、本実施形態の時刻特定部３１６は、上限基準値Risk_Uを超える電力量、下限基準値Risk_Lを下回った電力量が、最も小さくなるように、調達電力量Ｐの購入予定時刻を特定する。
【０１８５】
そして、本実施形態の時刻特定部３１６は、特定された購入予定時刻における、蓄電池１２１の総充電量に、算出された調達電力量Ｐを加算して、購入予定時刻から不足時刻Ｔｅまでの総充電量の再計算を行う。
【０１８６】
そして、時刻特定部３１６は、変数ｉを‘１’増加させて（Ｓ１３０８）、Ｓ１３０４から再び処理を行う。
【０１８７】
そして、時刻特定部３１６は、変数ｉ＞ｎであると判定した場合（Ｓ１３０４：Ｙｅｓ）、及び不足電力量ｘ＞ａ（ｉ）ではないと判定した場合（Ｓ１３０５：Ｎｏ）、調達電力量Ｐ＝ｘ−ａ（ｉ−１）を算出する（Ｓ１３０９）。その後、時刻特定部３１６は、時間帯ｗ（ｉ）から、調達電力量Ｐの購入予定時刻を特定する（Ｓ１３１０）。
【０１８８】
上述した処理手順により、時刻特定部３１６は、調達電力量Ｐの購入予定時刻を特定する。なお、本実施形態の時刻特定部３１６は、調達電力量Ｐの購入予定時刻を特定する際に、下限基準値Risk_Lを下回ったことによるリスク（以下、不足リスクＲｅと称する）、及び上限基準値Risk_Uを超えたことによるリスク（以下、溢れリスクＲｆと称する）を考慮する。
【０１８９】
例えば、時刻特定部３１６は、以下に示す手法で、不足リスクＲｅ、及び溢れリスクＲｆを算出する。
【０１９０】
時刻特定部３１６は、時間帯ｗ（ｉ）について、３０分（管理時間）毎に、当該管理時刻ｓを購入予定時刻として設定した場合の不足リスクＲｅ及び溢れリスクＲｆを算出する。
【０１９１】
時間帯ｗ（ｉ）における各管理時刻ｓあたりの溢れリスクＲｆは、当該管理時刻ｓで電力を購入した場合の総充電量の変化を示したグラフＢ’（ｔ）と、上限基準値Risk_Uと、を用いて、以下のアルゴリズムで算出したＲｆ（ｔ）の合計値とする。なお、ｔ＝ｓ〜Ｔｅまでとする。
【０１９２】
Rf(t)  =  B’(t)  −  Risk-U;  /*時間毎の上限基準値Risk-Uを上回った値をリスクの評価値として算出  */
if  (Rf(t)  <  0)
｛
Rf(t)  =  0;
｝
【０１９３】
同様に、時間帯ｗ（ｉ）における管理時刻ｓあたりの不足リスクＲｅは、当該管理時刻ｓで電力を購入した場合の総充電量の変化を示したグラフＢ’（ｔ）と、下限基準値Risk_Lと、を用いて以下のアルゴリズムで算出したRｅ（ｔ）の合計値とする。
【０１９４】
Re(t)  =  Risk-L  −  B’(t);  /*  時間毎の下限基準値Risk-Lを下回った値をリスクの評価値として算出  */
if  (  Re(t)  <  0)
｛
Re(t)  =  0;
｝
【０１９５】
そして、時刻特定部３１６は、不足リスクＲｅ及び溢れリスクＲｆの合計値が最も小さい管理時刻ｓを、購入予定時刻として特定する。当該処理を、時間帯ｗ（ｉ）毎に行うことで、蓄電池１２１の充電状態において、安全性が高い購入予定時刻を特定できる。
【０１９６】
なお、図１２のＳ１２１０で示した電力市場で売却する売却予定時刻及び売却する電力量の特定手法も、図１３で示す処理手順として説明を省略する。
【０１９７】
（第２の実施形態）
第１の実施形態は、時間帯から購入予定時刻及び売却予定時刻を上限基準値Risk_U及び下限基準値Risk_Lを超える電力量に応じて特定する例について説明した。しかしながら、充電状態のリスクのみで購入予定時刻及び売却予定時刻を決める手法に制限するものではない。そこで、第２の実施形態では、電力市場の市場価格も考慮して、購入予定時刻及び売却予定時刻を決める手法について説明する。
【０１９８】
図１４は、第２の実施形態の需給管理サーバ１４００の構成を例示した図である。需給管理サーバ１４００は、第１の実施形態の需給管理サーバ１００と比べて、コストデータ記憶部１４０２が追加されると共に、需給管理部３０１と構成が異なる需給管理部１４０１に変更された構成となる。なお、同一の構成については、同一の符号を割り当て、説明を省略する。
【０１９９】
コストデータ記憶部１４０２は、電力市場の売買価格のトレンドデータを記憶している。図１５は、電力市場の売買価格のトレンドデータを例示した図である。図１５に示される例は、横軸が時刻とし、縦軸が当該時刻における電力価格とする。図１５に示されるように、時刻に応じて価格が変動している。電力市場の売買価格のトレンドデータCost(t)１５０１は、明日の売買価格のため、予測が必要となる。予測手法については回帰解析的手法や、温度や特定日の計算方法などいずれの方法でもよい。
【０２００】
電力を購入する際は、電力が安い時刻で購入する方が望ましいし、電力を売却する際には、電力が高い時刻で売却する方が望ましい。そこで、本実施形態の需給管理部１４０１の時刻特定部１４２１は、充電状態のリスクに加えて、電力市場の売買価格を考慮して、購入予定時刻を特定する例について説明する。
【０２０１】
時刻特定部１４２１は、第１の実施形態で示した不足リスクＲｅ及び溢れリスクＲｆと、電力市場の売買価格のトレンドデータCost(t)と、に基づいて、購入予測時刻ｔで購入した場合の効果度Effect(t)を算出する。以下に示すEffect(t)は、購入予定時刻ｔにおいて不足電力量を購入した場合の効果度であって、下記の式（３）から算出する。
【０２０２】
Effect(t)  =  Σf(Re(j),  Cost(j))  （j＝t  to  Te）…（３）
【０２０３】
本実施形態の時刻特定部１４２１は、各時間帯ｗ（ｉ）について、当該時間帯ｗ（ｉ）で３０分毎に、効果度Effect(t)を算出する。
【０２０４】
このように、効果度Effect(t)は、購入予定時刻ｔの後に効果が生じるため、購入予定時刻ｔから、不足時刻Ｔｅまでの情報を使用する。
【０２０５】
例えば、時間帯ｗ１の場合、購入予定時刻が１５コマの場合の効果度Effect(１５)は、Re（１５),Re(１６),Re(１７),…,Re(２４)、及び、Cost(１５),Cost(１６),…,Cost(２４)を用いて算出される。なお、不足時刻Ｔｅ＝２４とする。
【０２０６】
本実施形態においては、リスク改善優先方式と、コスト優先方式と、について説明する。リスク改善優先方式は、リスク改善の効果が最も大きい時刻のうち、コストが最も小さくなる購入予測時刻を特定する方式とする。まず、リスク改善優先方式として、時間帯ｗ(i)に含まれている管理時刻ｔ’毎の効果度Effect(t’)を算出する。なお、時間帯ｗ(i)は、時刻Ｔｗｓから不足時刻Ｔｅの間とする。本実施形態では以下のアルゴリズムを用いる。なお不足リスクＲｅ（ｔ）の算出手法は、第１の実施形態と同様とする。
【０２０７】
for  (t’  =  Tws;  t’  <=  Te  ;  t’++  )｛
R(t’)  =  sum[k=t’〜Te]  Re(k);  /*  (t’=Tws〜Te)  */
/*  R(t’)＝Re(t’)＋Re(t’＋1)＋…＋Re(Te−１)＋Re(Te)の算出  */
/*  R(t’)：購入予定時刻ｔ’で購入した場合の不足時刻Ｔｅまでの不足リスク  */
｝
Rmin  =  Minimum｛R(t’)｝;  (t’=Tws〜Te)  
/*  時間帯ｗ(i)のうち最も低いリスクの特定  */
for  (t’  =  Tws;  t’  <=  Te  ;  t’++  )  ｛  /*  時間帯ｗ（i）の間処理を繰り返す  */
if  （R(t’)  =  Rmin）｛  /*  不足リスクが最も小さいものの特定  */
Effect(t’)  =  1/Cost(t’);
/*    Cost(t’)が小さい方がEffect値が上がるように逆数とする  */
｝
else  ｛
Effect(t’)  =  0;
｝
｝
【０２０８】
次に、コスト優先方式について説明する。コスト優先方式は、コストが最小となる時刻から、リスク改善の効果が最も大きくなる購入予定時刻を特定する方式とする。まず、コスト優先方式として、時間帯ｗ(i)に含まれている管理時刻ｔ’毎の効果度Effect(t’)を算出する。なお、時間帯ｗ(i)は、時刻Ｔｗｓから不足時刻Ｔｅの間とする。本実施形態では以下のアルゴリズムを用いる。なお不足リスクＲｅ（ｔ）の算出手法は、第１の実施形態と同様とする。
【０２０９】
for  (t’  =  Tws;  t’  <=  Te  ;  t’++  )  ｛
R(t’)  =  sum[i=t’〜Te]  Re(i);  /*  (t’=Tws〜Te)  */
/*  R(t’)＝Re(t’)＋Re(t’＋1)＋…＋Re(Te−１)＋Re(Te)の算出  */
/*  R(t’)：購入予定時刻ｔ’で購入した場合の不足時刻Ｔｅまでの不足リスク  */
｝
Cmin  =  Minimum｛Cost(t’)｝;  (t’=Tws〜Te)
/*  時刻ｔ’の購入コスト最小値  */
for  (t’  =  Tws;  t’  <=  Te  ;  t’++  )  ｛
if  (Cost(t’)  =  Cmin)｛
Effect(t’)  =  R(t’);
/*  購入コスト最小の中でリスク改善効果大を選定  */
｝
else  ｛
Effect(t’)  =  0;
｝
｝
【０２１０】
本実施形態の時刻特定部１４２１は、上述したアルゴリズムを実行することで、管理時刻ｔ’毎の効果度Effect(t’)を算出する。そして、時刻特定部１４２１は、効果度Effect(t’)が最も大きい管理時刻ｔ’を、購入予定時刻として特定する。当該処理を時間帯ｗ（ｉ）毎に行うことで、当該時間帯ｗ（ｉ）毎に、電力量の購入予定時刻を特定できる。
【０２１１】
次に、本実施形態の時刻特定部１４２１における時間帯ｗ（ｉ）の購入・売却予定時刻の特定処理について説明する。図１６は、本実施形態の時刻特定部１４２１における時間帯ｗ（ｉ）の上述した処理の手順を示すフローチャートである。
【０２１２】
まず、時刻特定部１４２１は、管理時刻毎に、不足リスクＲｅ又は溢れリスクＲｆを算出する（Ｓ１６０１）。次に、時刻特定部１４２１は、コストデータ記憶部１４０２から、電力市場の売買価格のトレンドデータを取得する（Ｓ１６０２）。
【０２１３】
次に、時刻特定部１４２１は、対象となる時間帯に含まれている管理時刻毎に、不足リスクＲｅ又は溢れリスクＲｆ、及び売買価格のトレンドデータCost(t)に基づいて、当該管理時刻ｔ’で電力を売却又は購入した場合の効果度Effect(ｔ’)を算出する（Ｓ１６０３）。なお、効果度の算出手法は、リスク改善優先方式、及びコスト優先方式のうち、どちらの方式を用いても良い。
【０２１４】
次に、時刻特定部１４２１は、算出された効果度Effect(ｔ’)のうち、最も大きい効果度を特定する（Ｓ１６０４）。
【０２１５】
そして、時刻特定部１４２１は、最も大きい効果度Effect(ｔ’)が算出された管理時刻を、購入予定時刻又は売却予定時刻として特定する（Ｓ１６０５）。
【０２１６】
これにより、方式に従った最も適切な購入予定時刻又は売却予定時刻が特定される。なお、特定される購入予定時刻又は売却予定時刻は１つではなく、効果度が一致すれば、複数の購入予定時刻又は売却予定時刻（例えば、ｔ’＝Tmax1,Tmax2,Tmax3,…,Tmax(i),…,Tmax(n’)）が特定される。なお、合計数n’を特定された購入予定時刻又は売却予定時刻を合計した数とする。
【０２１７】
複数の購入予定時刻又は売却予定時刻から、実際に調達を行う購入予定時刻又は売却予定時刻を特定する手法としては、どのような手法を用いても良いが、本実施形態においては、３つの手法について説明する。
【０２１８】
第１の手法としては、特定された複数の購入予定時刻又は売却予定時刻（例えば、Tmax1,Tmax2,Tmax3,…,Tmax(i),…,Tmax(n’)）に対して、均等に調達電力量Ｐを割り当てる手法がある。
【０２１９】
第１の手法を用いた場合、時刻特定部１４２１は、時間帯ｗ(i)に対応する調達電力量Ｐを、特定された複数の購入予定時刻又は売却予定時刻（例えば、Tmax1,Tmax2,Tmax3,…,Tmax(i),…,Tmax(n’)）の合計数n’で割って、購入予定時刻又は売却予定時刻毎の調達電力量（P/n’）を算出する。
【０２２０】
そして、時刻特定部１４２１は、購入予定時刻又は売却予定時刻毎に既に（購入予定又は売却予定として）設定されている電力量Ｂｕ(Tmax(i))oldに、算出された調達電力量（P/n’）を加算して、購入予定時刻又は売却予定時刻における、購入予定又は売却予定となる電力量Ｂｕ（Tmax(i)）を算出する（Ｓ１６０６）。
【０２２１】
さらに、時刻特定部１４２１は、購入予定時刻又は売却予定時刻毎に既に設定されている購入又は売却コストＣｏ(Tmax(i))oldに、調達電力量に対応するコスト(P/n’*Cost(Tmax(i)))を加算して、購入予定時刻又は売却予定時刻における、購入又は売却のコスト（Ｃｏ(Tmax(i))）を算出する（Ｓ１６０７）。
【０２２２】
第２の手法としては、特定された複数の購入予定時刻又は売却予定時刻（例えば、Tmax1,Tmax2,Tmax3,…,Tmax(i),…,Tmax(n’)）のうち、最も早い購入予定時刻又は売却予定時刻に対して、調達電力量Ｐを割り当てる手法がある。
【０２２３】
第２の手法を用いた場合、時刻特定部１４２１は、当該時間帯ｗ(i)に対応する調達電力量Ｐを、特定された複数の購入予定時刻又は売却予定時刻（例えば、Tmax1,Tmax2,Tmax3,…,Tmax(i),…,Tmax(n’)）のうち、最も早い購入予定時刻又は売却予定時刻（例えば、Tmax1）に割り当てる。
【０２２４】
そして、時刻特定部１４２１は、最も早い購入予定時刻又は売却予定時刻（例えば、Tmax1）に既に（購入予定又は売却予定として）設定されている電力量Ｂｕ(Tmax1)oldに、算出された調達電力量Ｐを加算して、購入予定又は売却予定となる電力量Ｂｕ（Tmax1）を算出する（Ｓ１６０６）。
【０２２５】
さらに、時刻特定部１４２１は、最も早い購入予定時刻又は売却予定時刻（例えば、Tmax1）に既に設定されている購入又は売却コストＣｏ(Tmax1)oldに、調達電力量に対応するコスト(P*Cost(Tmax1))を加算して、購入又は売却のコスト（Ｃｏ(Tmax1)）を算出する（Ｓ１６０７）。
【０２２６】
第３の手法としては、特定された複数の購入予定時刻又は売却予定時刻（例えば、Tmax1,Tmax2,Tmax3,…,Tmax(i),…,Tmax(n’)）のうち、最も遅い購入予定時刻又は売却予定時刻に対して、調達電力量Ｐを割り当てる手法がある。
【０２２７】
第３の手法を用いた場合、時刻特定部１４２１は、当該時間帯ｗ(i)に対応する調達電力量Ｐを、特定された複数の購入予定時刻又は売却予定時刻（例えば、Tmax1,Tmax2,Tmax3,…,Tmax(i),…,Tmax(n’)）のうち、最も遅い購入予定時刻又は売却予定時刻（例えば、Tmax(n’)）に割り当てる。
【０２２８】
そして、時刻特定部１４２１は、最も遅い購入予定時刻又は売却予定時刻（例えば、Tmax(n’)）に既に（購入予定又は売却予定として）設定されている電力量Ｂｕ(Tmax(n’))oldに、算出された調達電力量Ｐを加算して、購入予定又は売却予定となる電力量Ｂｕ（Tmax(n’)）を算出する（Ｓ１６０６）。
【０２２９】
さらに、時刻特定部１４２１は、最も遅い購入予定時刻又は売却予定時刻に既に設定されている購入又は売却コストＣｏ(Tmax(n’))oldに、調達電力量Ｐに対応するコスト(P*Cost(Tmax(n’)))を加算して、購入又は売却のコスト（Ｃｏ(Tmax(n’))）を算出する（Ｓ１６０７）。
【０２３０】
本実施形態においては、これら３つの手法のうち、いずれの手法を用いても良い。また、本実施形態は、これら３つの手法に制限するものではなく、他の手法を用いても良い。
【０２３１】
そして、時刻特定部１４２１は、蓄電池１２１の総充電量に、算出された調達電力量（Ｐ）を加算して、総充電量の再計算を行う（Ｓ１６０８）。
【０２３２】
本実施形態においては、例えば、時間帯ｗ１、ｗ２、ｗ３、…、ｗ６の順に、Ｓ１６０１〜Ｓ１６０８の処理が繰り返される。この場合、時間帯ｗ（ｉ）で電力を購入して、蓄電池１２１の総充電量が変化した結果、次の時間帯ｗ（ｉ＋１）の効果の算出処理が変化する可能性がある。そこで、本実施形態においてはＳ１６０８の処理を行うことで、時間帯ｗ（ｉ）に充放電を行った結果を反映させることとした。これにより、時間帯ｗ（ｉ）で購入された調達電力を考慮して、次の時間帯ｗ（ｉ＋１）において購入予定時刻又は売却予定時刻の特定等の処理を行うことができる。
【０２３３】
図１６に示す処理は、図１３のＳ１３０７又はＳ１３１０に対応する処理として行われる。つまり、任意の時間帯ｗ（ｉ）内における購入予定時刻を特定する処理となる。
【０２３４】
以上のように、上述した実施形態は、翌日の需要予測から蓄電池状態を予測し、蓄電池１２１の溢れ・枯渇状態に対して行う市場での電力調整を行う時刻を効果的に特定することとした。これにより、蓄電池１２１のマージンとなる電力量を、従来から少なくした上で、マージンとなる電力量を増やすことなく、より安定的に、蓄電池１２１の溢れ・枯渇のリスクを低減した上で、蓄電池１２１を運用できる。
【０２３５】
上述した実施形態においては、下限閾値Margin-Lで枯渇状態になる不足時刻を予測し、当該不足時刻における不足電力量を抽出した後、不足電力量の購入タイミングを特定する処理では、上限閾値Limit-U、上限基準値Risk-U及び下限基準値Risk-Lを用いて購入予定時刻を特定した。これに対して、上限閾値Margin-Uで溢れ状態になる余剰時刻を予測し、当該余剰時刻における余剰電力量を抽出した後、余剰電力量の売却タイミングを特定する処理では、下限閾値Limit-L、上限基準値Risk-U及び下限基準値Risk-Lを用いて売却予定時刻を特定すればよい。
【０２３６】
上述した実施形態においては、翌日のスポット市場で翌日２４時間分の電力量を購入、売却する場合について説明した。本実施形態の電力量の購入、売却する時刻としては、より早い時間帯のほうが安定性を向上させることができる。これは、早い時間帯で調整した場合、遅い時間帯で調整した場合と比べて、総充電量の変化による効果が長い時間継続するためである。
【０２３７】
一方、遅い時間帯では、一日が２４時で終了するため、総充電量の変化を確認できる時間が短い。そこで、明日だけでなく、翌々日の需要予測を行うことにしても良い。これにより、遅い時間帯で電力量を変化させた効果を、明後日の総充電量の変化として確認することができる。この場合、翌々日２４時間分の需要予測を行うのではなく、翌々日６時間程度の需要予測を行うようにしても良い。
【０２３８】
上述した実施形態においては、閾値Margin-U、Margin-L、閾値Limit-U、Limit-L、基準値Risk-U、Risk-Lを用いた例について説明した。これらの値は一例として示したものであって実施の態様に応じて調整可能とする。例えば、MarginとLimitを同値としたり、LimitとRiskを同値としたり、これら３つの値全てを同値してもよい。また、上限閾値Margin-U＝蓄電池１２１の容量、下限閾値Margin-L＝0として、余計なマージンをとらないようにしてもよい。
【０２３９】
さらに電力の売買では一般的に購入時は高額、売却時は低額という場合が考えられる。例えば上限基準値Risk-Uと、下限基準値Risk-Lと、を充電容量の中心（例えばＳｏＣ５０％）から対称に設定（例えば、上限基準値Risk-U＝８０％、下限基準値Risk-L＝２０％）する必要はない。例えば、充電容量１００％に対して、上限基準値Risk-U＝９０％に設定し、下限基準値Risk-Lについて上限基準値Risk-Uより安全度を上げて２０％に設定するなど、非対称の設定を行っても良い。
【０２４０】
（変形例１）
上述した実施形態においては、電力の前日市場（スポット市場）において、需要予測に基づいて、蓄電池１２１の状態に応じた電力調整（売却、購入）を行う手法について説明した。しかしながら、電力自由化で新たに設置された１時間前市場に適用してもよい。
【０２４１】
上述したように、スポット市場において、電力の売買の登録は、前日の午前１０時までに行う必要がある。このため、蓄電池１２１の状態は、１４時間前に行われた需用予測に基づいて行われる。このため、当日の気温の変化等によっては、需要予測に誤差が発生する可能性がある。これに対して、１時間前市場は、前日の17:00から開始される。１時間前市場では、対象当日である翌日の午前０時〜２４時まで３０分単位で電力の売買が、１時間前まで可能である。従って、スポット市場が前日の10:00に終了した後、前日の17:00から再び１時間前市場において電力調整が可能になる。
【０２４２】
この１時間前市場において電力調整を行う場合も、スポット市場と同様の手法で再調整を行うことができる。
【０２４３】
例えば、前日市場において売買が確定した当日の電力（０コマ〜４８コマ）に対して、需要予測を改めて行った結果、２８コマ目（１４時）に蓄電池１２１の枯渇が発生することを、当日午前６時（１２コマ目）で予測した場合に、１時間前市場において、予見された午前７時（１４コマ目）〜１４時（２８コマ目）の間で購入することができる。次に、１時間前市場でさらなる調整を行う場合について具体的に説明する。
【０２４４】
次に、本変形例の需給管理サーバ１００における、当日までの電力市場による調達処理について説明する。図１７は、本変形例の需給管理サーバ１００における上述した処理の手順を示すフローチャートである。図１７に示す例は、スポット市場と、１時間前市場と、を組み合わせ、より正確な需要予測に基づいた制御を行った例を示したものである。
【０２４５】
まず、需給管理サーバ１００は、１０日前から前日の１０時まで前日市場（スポット市場）による電力の調整を行う（Ｓ１７０１）。なお、電力の調整手法については、Ｓ１７０１〜Ｓ１７０４の各々について、上述した実施形態で説明した手法を用いるものとして、説明を省略する。
【０２４６】
スポット市場においては、電力量の調整を前日の１０時まで行う。当然ながら、当該スポット市場においては、高い精度の需要予測に基づいて、電力量の調整を行うのが好ましい。そこで、本変形例の需給管理サーバ１００は、前日の１０時直前に電力の調整を行うこととする。
【０２４７】
前日の１０時に前日市場が終了した後、前日１７：００から、１時間前市場が開始される。そこで、需給管理サーバ１００は、前日１７：００から前日２３：００まで、前日市場の後に行った需要予測のズレを解消するために１時間前市場（管理時刻ｔ’＝１〜４７（コマ））で電力の調整を行う（Ｓ１７０２）。
【０２４８】
１時間前市場は、１時間前まで電力を売買可能であるので、当日２４時間分に対する電力調整は２３時まで行える。なお、１７時〜２３時まで３０分単位で電力の売買は可能であるが、より需要予測の精度の高いところで処理を行うように、需給管理サーバ１００が、２３時直前に１回のみ売買を行うようにしても良い。
【０２４９】
ところで、１時間前市場は１時間前に終了する。需給管理サーバ１００が利用可能な１時間前市場は、２３時以降について時間の経過とともに変化する。
【０２５０】
そこで、需給管理サーバ１００は、前日２３：３０において、１時間前市場（管理時刻ｔ’＝１〜４７）で電力の調整を行う（Ｓ１７０３）。
【０２５１】
そして、当日になった後も時間の経過と共に、利用可能な１時間前市場は変化する。需給管理サーバ１００は、当日０：００から当日２２：３０まで、時刻（ｔｃ）において、１時間前市場（管理時刻ｔ’＝（ｔｃ＋２）〜４７（コマ））で電力の調整を行う（Ｓ１７０４）。なお、ｔｃ＝０〜４５（コマ）とする。
【０２５２】
本フローチャートにおいては、３０分単位で電力調整が可能であって、需要予測で枯渇・溢れが検出される毎に、電力の調整を行う。１時間前市場は、１時間前まで売買が可能であるので、需要予測の精度を優先し、１時間前市場が終了する直前に売買を行うように処理を行っても良い。
【０２５３】
なお、Ｓ１７０１〜Ｓ１７０３においては、本日の需要予測と共に、翌日の需要予測を行いながら、効果的な蓄電池１２１の調整が行われる。本日の需要予測は、翌日の開始時刻における総充電量の算出に用いられる。
【０２５４】
また、Ｓ１７０４においては、翌日の開始時刻における総充電量と共に、前日市場の売買の確定状態を考慮して、蓄電池１２１に対して総充電量の調整を行っていくものとする。
【０２５５】
上述したように、前日市場、１時間前市場を組み合わせて、時間に応じて電力の調整を行っていくことで、蓄電池１２１の溢れ・枯渇状態の回避を効率的に行うことができる。さらに、需要の変化に応じた蓄電池１２１の状態を維持できるので、効果的な需給管理を実現できる。
【０２５６】
（変形例２）
上述した実施形態においては、インバランスを調整する際に、需要家群１０１に設けられた蓄電池１２１の充放電を行う例について説明した。しかしながら、充放電制御の対象となる蓄電池を、需要家群１０１に設けられた蓄電池１２１に制限するものではない。
【０２５７】
図１８は、変形例２の電力需給管理システムの構成例を示した図である。図１８に示される例では、電力自由化時の電力システム全体を示している。
【０２５８】
図１８に示されるように、電力需給管理システムは、需要家群１０１に設けられた蓄電池１２１の代わりに、蓄電池システム１８０１が設けられた例とする。
【０２５９】
そして、蓄電池システム１８０１は、電力系統ネットワーク１５２を介して、需要家群１０２（１０２＿１、１０２＿２、１０２＿３、…、１０２＿ｋ−２、１０２＿ｋ−１、１０２＿ｋ）に対して電力の供給を行うことができる。
【０２６０】
また、上述した実施形態と同様に、需給管理サーバ１００が、公衆ネットワーク１５１を介して、蓄電池システム１８０１の充放電を制御可能とする。そして、需給管理サーバ１００は、スマートメータによる３０分毎の計測データに基づいて、需要の管理（需要予測によるインバランスの予測)を行い、必要に応じて蓄電池システム１８０１の充放電を行う。これにより、インバランスの解消を行うことができる。
【０２６１】
本変形例の蓄電池システム１８０１には通信制御機能が備えられている。そして、蓄電池システム１８０１は、需給管理サーバ１００からの充放電指示を実行できる。
【０２６２】
本変形例の蓄電池システム１８０１は、系統に直接接続されている。そして、充放電による需給調整は、配電事業者の認識の基に行われる。また、上述した実施形態の需要家群１０１内の蓄電池１２１のように逆潮流をしない形での放電は行わない。需給管理サーバ１００は、配電事業者の認識に基づいて、余剰のインバランスと判断した場合、蓄電池システム１８０１に充電する。不足のインバランスと判断した場合、蓄電池システム１８０１から電力系統ネットワーク１５２への放電が行われる。
【０２６３】
本変形例においても、上述した実施形態と同様に、インバランスに対する充放電のために、充放電計画を生成し、充放電計画を用いた充放電制御を行う。さらに、予測需要にずれが生じた場合に、スポット市場及び１時間前市場を用いた電力の購入、売却を行う際の処理手順は、上述した実施形態と同様として説明を省略する。このように、蓄電池の設置形態に係らず適用することができる。
【０２６４】
上述した実施形態及び変形例においては、予め調達する電力量と、需要予測電力量との間のインバランスを、蓄電池の充放電により低減できる。インバランスを低減するために用いられる充電池の充電量を、前日の予測に基づいた前日市場（スポット市場）や、直前の予測に基づいた１時間前市場による電力調整を行うことで、当該蓄電池の溢れ状態及び不足状態となることを抑止できる。
【０２６５】
以上のように、電力小売事業者の需給管理サーバ１００は、電力システム事業者間ネットワーク１５４を介し、発電事業者（発電システム１０４）からの電力調達を行うと共に、（図示しない）メータ管理サーバ１０３からの３０分単位の計測データから適切な需要予測を行ったり、大規模な蓄電池システム１８０１を制御することによる需給制御を行うことが出来る。これにより、需要に見合った適切な電力の事前調達と、当日発生するインバランスの吸収を大規模蓄電池の充放電により行うことで、需給バランスの制御（同時同量制御）を実現することが可能である。
【０２６６】
上述した実施形態及び変形例においては、管理時間を分割した分割時間毎に、各需要家から受信した計測データに基づいて、需要予測電力量を算出し、当該需要予測電力量を考慮して充放電制御を行うことで、インバランスを抑止する精度を向上させることができる。
【０２６７】
上述した実施形態及び変形例においては、発生が予測されるインバランスに対して、蓄電池を緩衝として使用することで、蓄電池が設けられていない場合と比べて、電力調整（売買）の頻度を低減できる。
【０２６８】
上述した実施形態及び変形例においては、蓄電池の溢れ状態、枯渇状態を回避するために電力市場による調整を、効率的且つ低コストで実現できる。
【０２６９】
低コストということは、他の電力事業者で比較的余剰とみなされる電力を購入（利用）し、他の電力事業者で比較的不足とみなされる電力を販売（供給）していることを意味する。
【０２７０】
つまり、上述した実施形態及び変形例においては、蓄電池による充放電と電力市場による売買と、を組み合わせることで、他の電力事業者との間で、電力の有効利用を実現する。
【０２７１】
本発明のいくつかの実施形態及び変形例を説明したが、これらの実施形態及び変形例は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態及び変形例は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
【符号の説明】
【０２７２】
１００、１４００…需給管理サーバ、１０１、１０２…需要家群、１０３…メータ管理サーバ、１０４…発電システム、１１１、１１２…スマートメータ、１２１…蓄電池、１５１…公衆ネットワーク、１５２…電力系統ネットワーク、１５４…電力システム事業者間ネットワーク、２００…蓄電池システム、２０１…配電線、２０２…電力センサ、２０４…負荷、２１１…制御部、２１２…通信部、３０１、１４０１…需給管理部、３０２…メータ情報記憶部、３０３…需要家毎蓄電情報記憶部、３０４…通信Ｉ／Ｆ、３０５…需要予測算出部、３０６…需要予測用情報記憶部、３０７…判定データ記憶部、３０８…購入データ記憶部、３１１…受信処理部、３１２…購入済電力量取得部、３１３…充電量取得部、３１４…指示値算出部、３１５…不足・余剰電力量算出部、３１６、１４２１…時刻特定部、３１７…送信処理部。
【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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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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