(57)【要約】      （修正有）【課題】ＤＲ要請への対応および自らの発電と消費に係る適切なエネルギー管理を両立させる。【解決手段】電力負荷、再生可能エネルギーによる発電装置１３および蓄電装置１５を含む単位需要者電力系１１を管理して電力系統からの送受電電力を制御する電力制御装置２１であって、電力負荷の予測消費電力、発電装置の予測発電電力および蓄電装置の能力に基づいて予測送受電電力を算出する予測値提供部２１ａと、電力系統側からの調整電力に係る情報を受信する通信部２１ｂと、蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部２１ｃとを備える。予測値提供部２１ａは、蓄電装置１５が、自家需給用容量と、調整用容量とを個別に有するものとして予測送受電電力を算出し、前記調整電力に係る情報に基づく調整に対する調整可能な電力を決定し、通信部２１ｂは、決定された結果を電力系統側へ送信し、充放電制御部２１ｃは、決定に応じて蓄電装置の充放電を制御する。【選択図】図１Ａ
2019161939.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力負荷、再生可能エネルギーによる発電装置および蓄電装置を含む単位需要者電力系を管理して電力系統からの送受電電力を制御する装置であって、
前記電力負荷の予測消費電力、前記発電装置の予測発電電力および前記蓄電装置の能力に基づいて予測送受電電力を算出する予測値提供部と、
電力系統側の要請として前記送受電電力に関して調整すべき調整電力に係る情報を受信する通信部と、
前記蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部とを備え、
前記予測値提供部は、前記蓄電装置が、
（１）前記予測消費電力、前記予測発電電力および前記予測送受電電力の差分に係る自家需給用容量と、
（２）前記調整に係る調整用容量と、
を個別に有するものとして前記予測送受電電力を算出し、かつ前記調整電力に係る情報に基づく調整の可否または調整可能な電力を決定し、
前記通信部は、決定された結果を電力系統側へ送信し、
前記充放電制御部は、前記決定に応じて前記蓄電装置の充放電を制御する電力制御装置。
【請求項２】
前記予測値提供部は、前記蓄電装置が前記自家需給用容量と前記調整用容量を個別に有するものとして、電力系統側から要請を受けた場合に調整可能な単位時間毎の調整可能力を算出し、
前記通信部は、算出された予測送受電電力および調整可能力を電力系統側へ提供し、提供された予測送受電電力および調整可能力に基づいて、前記調整電力に係る単位時間毎の目標調整力を受信し、
前記充放電制御部は、前記要請に応じた単位時間毎の目標充放電電力を決定し、その目標充放電電力に従った充放電を前記調整用容量に係る充放電として管理し、
前記電力負荷の消費電力、前記発電装置の発電電力および前記予測送受電電力の単位時間毎の差分を前記自家需給用容量に係る充放電電力として管理する請求項１に記載の電力制御装置。
【請求項３】
前記自家需給用容量および前記調整用容量は、何れも予め定められた大きさの容量である請求項１または２に記載の電力制御装置。
【請求項４】
前記充放電制御部は、前記予測送受電電力が大きい時間帯を優先して、前記調整用容量からの充放電を行うように制御する請求項１〜３の何れか一つに記載の電力制御装置。
【請求項５】
前記単位需要者電力系は、少なくとも１つの他の単位需要者電力系と電力を融通できるように前記電力系統側と接続され、
前記通信部は、他の単位需要者電力系を制御する外部電力制御装置と情報を送受し、
前記充放電制御部は、前記他の単位需要者電力系の予測送受電電力および自己の予測送受電電力を合計した電力系統側からの送受電電力が大きい時間帯を優先して、前記調整用容量からの放電を行うように制御する請求項１〜３の何れか一つに記載の電力制御装置。
【請求項６】
前記予測値提供部により算出される予測送受電電力と実際の送受電電力との誤差の履歴を格納する誤差格納部をさらに備え、
前記予測値提供部は、前記誤差に対応可能な充放電電力を含めて前記調整電力を決定する請求項１〜３の何れか一つに記載の電力制御装置。
【請求項７】
前記予測値提供部は、前記要請を受信した後、前記自家需給用容量に係る充放電電力を決定し、その後、前記蓄電装置が使用可能な残容量を前記調整用容量に割り当てる請求項１または２に記載の電力制御装置。
【請求項８】
前記予測値提供部により算出される予測送受電電力と実際の送受電電力との誤差の履歴を格納する誤差格納部をさらに備え、
前記予測値提供部は、前記誤差に対応可能な充放電電力を含めて前記自家需給用容量に係る充放電電力を決定する請求項７に記載の電力制御装置。
【請求項９】
前記単位需要者電力系は、少なくとも１つの他の単位需要者電力系と電力を融通できるように前記電力系統側と接続され、
前記通信部は、他の単位需要者電力系を制御する外部電力制御装置と情報を送受し、
前記充放電制御部は、前記調整用容量に余裕があり、かつ要請に対応できない他の単位需要者電力系がある場合、他の単位需要者電力系に前記調整用容量の余分を融通する請求項１〜３の何れか一つに記載の電力制御装置。
【請求項１０】
電力負荷、再生可能エネルギーによる発電装置および蓄電装置を含む単位需要者電力系を管理して電力系統からの送受電電力を制御する方法であって、コンピュータが、
前記電力負荷の予測消費電力、前記発電装置の予測発電電力および前記蓄電装置の能力に基づいて予測送受電電力を算出する予測値提供ステップと、
電力系統側の要請として前記送受電電力に関して調整すべき調整電力に係る情報を受信するステップと、
前記調整電力に係る情報に基づいて、調整の可否または調整可能な電力の少なくとも何れかを決定し、電力系統側へ送信する調整決定ステップと、
その決定に応じて前記蓄電装置の充放電を制御するステップとを備え、
前記予測値提供ステップおよび前記調整決定ステップは何れも、前記蓄電装置が、
（１）前記電力負荷の消費電力、前記発電装置の発電電力および前記予測送受電電力の差分に係る自家需給用容量と、
（２）前記調整に係る調整用容量と、
を個別に有するものとして実行する電力制御方法。
【請求項１１】
電力負荷、再生可能エネルギーによる発電装置および蓄電装置を含む単位需要者電力系を管理して電力系統からの送受電電力を制御するプログラムであって、コンピュータに実行させる処理が、
前記電力負荷の予測消費電力、前記発電装置の予測発電電力および前記蓄電装置の能力に基づいて予測送受電電力を算出する予測値提供処理と、
電力系統側の要請として前記送受電電力に関して調整すべき調整電力に係る情報を受信する処理と、
前記調整電力に係る情報に基づいて、調整の可否または調整可能な電力の少なくとも何れかを決定し、電力系統側へ送信する調整決定処理と、
その決定に応じて前記蓄電装置の充放電を制御する処理とを備え、
前記予測値提供処理および前記調整決定処理は何れも、前記蓄電装置が、
（１）前記電力負荷の消費電力、前記発電装置の発電電力および前記予測送受電電力の差分に係る自家需給用容量と、
（２）前記調整に係る調整用容量と、
を個別に有するものとして処理を実行させる電力制御プログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、電力制御装置および電力制御方法に関し、より詳細には、電力負荷、再生可能エネルギーによる発電装置および蓄電装置を含む単位需要者電力系を管理して電力系統からの送受電量を制御する電力制御装置および電力制御方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
エネルギーの買取価格を法律で定める現行の、ＦＩＴ（Feed-in Tariff）制度が終了すると、太陽光発電をはじめとする再生可能エネルギーによる自家発電の電力買取り価格の下落が予測される。従って、自家発電電力を売電することなく自家需給することが求められる。しかし、太陽光発電をはじめとした再生可能エネルギーによる発電は、自然環境の影響で発電量が変動し易い特性を有する。
【０００３】
一方、電力会社における電力需給量が逼迫した際、電力会社から各家庭に対して電力調整を要請すること（ＤＲ要請、あるいはDemand Response要請）が検討されている。
ＤＲ要請は、電力系統に係る契約需要者である各家庭あるいは事業者が、ＤＲ要請に対応可能な電力の需給予測（運転計画）を申請し、申請した運転計画従って電力負荷の削減や蓄電装置の充放電制御を行って対応するものである。
【０００４】
ＤＲ要請は、「ベースライン」と呼ばれる、過去の実績（例えば、過去５日の平均値）の消費電力量に対して節電すべき割合を提示するかたちで行われる。契約需要者が結果的にＤＲ要請に応えられなかった場合にペナルティー分の料金が課されたり、逆にＤＲ要請に応えることによるってインセンティブ分の料金が付加されたりする。
このような状況に対応すべく、自家発電装置と共に蓄電装置を有する家庭や事業者の増加が見込まれる。
【０００５】
各家庭や各事業者（以下、この明細書で単位需要者と呼び、それぞれの単位需要者が管理する電力系を単位需要者電力系と呼ぶ）にとって、電力負荷による消費量を適切に管理するだけでなく、自家発電された電力を賢く管理してＤＲ要請に応えて社会的責任を果たすことが重要になりつつある。一方で、経済的なエネルギー運用を実現することも重要である。
これに関連して、以下のような技術が提案されている（例えば、特許文献１参照）。即ち、太陽光発電電力および需要電力を毎日予測し、予測値に基づいてその日に電力系統から送受電を行う電力の予測（送受電電力予測）を求める。
【０００６】
送受電電力予測を求める際、ユーザーは、環境性重視のエコロジーモード、経済性重視のエコノミーモード、社会的要請に対応するＤＲモードなど、ユーザーの考えに応じた電力制御モードを設定する。ユーザーは、何れか一つの電力制御モードを選択するだけでなく、複数の電力制御モードを選択し、選択した電力制御モードの割合を決定することもできる。
電力制御装置は、ユーザーが設定した電力制御モードに基づいて電力系統からの送受電電力予測を算出する。そして、電力系統からの送受電電力が算出した送受電電力予測と一致するように、蓄電池の充放電を制御する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】特開２０１６−０５９１８６号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
しかし、発電量が変動し易い再生可能エネルギーを用いた発電装置や、多種多様な電力負荷を含む単位需要者電力系では、ユーザーが考える電力制御モードを達成するための蓄電容量が必ずしも確保されているとは限らない。
その瞬間、その瞬間の電力需給バランスのみに基づいて電力制御を行うと、蓄電装置の残容量が尽きたり、満充電になったりしてしまうことが考えられる。即ち、選択された電力制御モードで使用するための蓄電装置の充放電管理は容易でない。
さらに、電力系統側からＤＲ要請を受けても、単位需要者が要請に対応できるとは限らず、電力需給の予測精度が担保できない。
この発明は、以上のような事情を考慮してなされたものであって、ＤＲ要請への対応および自らの発電と消費に係る適切なエネルギー管理を両立させることが可能な電力制御装置を提供するものである。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
この発明は、電力負荷、再生可能エネルギーによる発電装置および蓄電装置を含む単位需要者電力系を管理して電力系統からの送受電電力を制御する装置であって、前記電力負荷の予測消費電力、前記発電装置の予測発電電力および前記蓄電装置の能力に基づいて予測送受電電力を算出する予測値提供部と、電力系統側の要請として前記送受電電力に関して調整すべき調整電力に係る情報を受信する通信部と、前記蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部とを備え、前記予測値提供部は、前記蓄電装置が、（１）前記予測消費電力、前記予測発電電力および前記予測送受電電力の差分に係る自家需給用容量と、（２）前記調整に係る調整用容量と、を個別に有するものとして前記予測送受電電力を算出し、かつ前記調整電力に係る情報に基づく調整の可否または調整可能な電力を決定し、前記通信部は、決定された結果を電力系統側へ送信し、前記充放電制御部は、前記決定に応じて前記蓄電装置の充放電を制御する電力制御装置を提供する。
【００１０】
また、異なる観点からこの発明は、電力負荷、再生可能エネルギーによる発電装置および蓄電装置を含む単位需要者電力系を管理して電力系統からの送受電電力を制御する方法であって、コンピュータが、前記電力負荷の予測消費電力、前記発電装置の予測発電電力および前記蓄電装置の能力に基づいて予測送受電電力を算出する予測値提供ステップと、電力系統側の要請として前記送受電電力に関して調整すべき調整電力に係る情報を受信するステップと、前記調整電力に係る情報に基づいて、調整の可否または調整可能な電力の少なくとも何れかを決定し、電力系統側へ送信する調整決定ステップと、その決定に応じて前記蓄電装置の充放電を制御するステップとを備え、前記予測値提供ステップおよび前記調整決定ステップは何れも、前記蓄電装置が、（１）前記予測消費電力、前記予測発電電力および前記予測送受電電力の差分に係る自家需給用容量と、（２）前記調整に係る調整用容量と、を個別に有するものとして実行する電力制御方法を提供する。
【００１１】
さらに異なる観点からこの発明は、電力負荷、再生可能エネルギーによる発電装置および蓄電装置を含む単位需要者電力系を管理して電力系統からの送受電電力を制御するプログラムであって、コンピュータに実行させる処理が、前記電力負荷の予測消費電力、前記発電装置の予測発電電力および前記蓄電装置の能力に基づいて予測送受電電力を算出する予測値提供ステップと、電力系統側の要請として前記送受電電力に関して調整すべき調整電力に係る情報を受信する処理と、前記調整電力に係る情報に基づいて、調整の可否または調整可能な電力の少なくとも何れかを決定し、電力系統側へ送信する調整決定処理と、その決定に応じて前記蓄電装置の充放電を制御する処理とを備え、前記予測値提供処理および前記調整決定処理は何れも、前記蓄電装置が、（１）前記予測消費電力、前記予測発電電力および前記予測送受電電力の差分に係る自家需給用容量と、（２）前記調整に係る調整用容量と、を個別に有するものとして処理を実行させる電力制御プログラムを提供する。
【発明の効果】
【００１２】
この発明による電力制御装置において、前記予測値提供部は、前記蓄電装置が、（１）前記予測消費電力、前記予測発電電力および前記予測送受電電力の差分に係る自家需給用容量と、（２）前記調整に係る調整用容量とを個別に有するものとして前記予測送受電電力を算出し、かつ前記調整電力に係る情報に基づく調整の可否または調整可能な電力を決定するので、ＤＲ要請への対応および自らの発電と消費に係る適切なエネルギー管理を両立させることが可能である。
詳細には、充放電制御部が、調整用容量と自家需給用容量を個別に確保し、それぞれの充放電を個別に管理するので、電力系統側からの要請に対応して使用する蓄電装置の容量および残容量を容易に把握できる。さらに、自家発電の電力、自家需給の電力および電力系統側との送受電電力の差分調整に係る蓄電装置の容量を容易に把握できる。
また、電力系統側のＤＲ要請に対応するための合理的な容量が蓄電装置に確保される。
この発明による電力制御方法および電力制御プログラムも同様の作用効果を奏する。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１Ａ】この発明の一実施形態に係る単位需要者電力系の構成を示すブロック図である。
【図１Ｂ】図１Ａと異なる態様の単位需要者電力系の構成を示すブロック図である。
【図２】この発明の一実施形態による電力制御装置が、蓄電池の容量を区分して管理する様子を示す説明図である。（実施の形態１）
【図３Ａ】この発明の一実施形態による電力制御装置が、ＤＲ要請に関連して電力系統側と送受を行う処理の一例を示す第１のフローチャートである。（実施の形態１）
【図３Ｂ】この発明の一実施形態による電力制御装置が、ＤＲ要請に関連して電力系統側と送受を行う処理の一例を示す第２のフローチャートである。（実施の形態１）
【図４】この発明の一実施形態による電力制御装置が、電力系統側へ提供する予測送受電量および調整可能量、電力系統側から受信する目標調整量の一例を示すグラフである。（実施の形態１）
【図５】図４に対応して、自家需給用容量に係る充放電を示すグラフである。（実施の形態１）
【図６】図４に対応して、調整用容量に係る充放電を示すグラフである。（実施の形態１）
【図７】図５および図６を合わせたグラフである。（実施の形態１）
【図８Ａ】この発明の一実施形態において、他の単位需要者電力系と電力を融通する態様を示す第１の説明図である。（実施の形態７）
【図８Ｂ】この発明の一実施形態において、他の単位需要者電力系と電力を融通する態様を示す第２の説明図である。（実施の形態７）
【図８Ｃ】この発明の一実施形態において、他の単位需要者電力系と電力を融通する態様を示す第３の説明図である。（実施の形態７）
【図９】この発明の一実施形態において、他の単位需要者電力系と電力を融通し、情報をやり取りする様子を示す説明図である。（実施の形態７）
【図１０Ａ】この発明の一実施形態において、他の単位需要者電力系と電力を融通する態様を示す第１のフローチャートである。（実施の形態７）
【図１０Ｂ】この発明の一実施形態において、他の単位需要者電力系と電力を融通する態様を示す第２のフローチャートである。（実施の形態７）
【図１０Ｃ】この発明の一実施形態において、他の単位需要者電力系と電力を融通する態様を示す第３のフローチャートである。（実施の形態７）
【発明を実施するための形態】
【００１４】
以下、図面を用いてこの発明をさらに詳述する。なお、以下の説明は、すべての点で例示であって、この発明を限定するものと解されるべきではない。
（実施の形態１）
≪単位需要者電力系の構成≫
まず、この実施形態に係る単位需要者電力系の構成例を述べる。
図１は、この発明の一実施形態に係る単位需要者電力系の構成を示すブロック図である。図１に示すように、この実施例に係る単位需要者電力系１１は、太陽光発電装置１３、蓄電池１５、家電機器１７−１〜１７−ｎ、パワーコンディショナー１９および制御装置２１を備え、電力系統２３と接続される。パワーコンディショナー１９は、Power Conditioning Systemの頭文字をとってＰＣＳとも呼ばれる。
【００１５】
図１において、太陽光発電装置１３が発電する電力をＰPV、蓄電池１５の電力をＰbat（放電時が正、充電時が負）、家電機器１７−１〜１７−ｎが消費する電力をＰL1〜ＰLnとしている。さらに、パワーコンディショナーの入出力電力をＰPCS、電力系統からの送受電電力をＰsで示している。
太陽光発電装置１３は、太陽電池を含み、その太陽電池が生成した直流電力をパワーコンディショナー１９へ供給する。パワーコンディショナー１９のＤＣ／ＤＣコンバータ１９ａは、太陽光発電装置１３から供給される直流電力を、所定の電圧に変換する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１９ａは、太陽光発電装置１３からの一方向動作であり、逆方向への電力の流れを阻止する。
【００１６】
蓄電池１５は、例えばリチウムイオン電池等の二次電池を含む。パワーコンディショナー１９のＤＣ／ＤＣコンバータ１９ｂは、放電時は蓄電池１５からの直流電圧を所定の電圧に変換し、双方向インバータ１９ｃを介して家電機器１７−１〜１７−ｎおよび電力系統２３へ出力する。充電時は太陽光発電装置１３および／または電力系統２３からの電圧を充電用の適当な大きさの直流電圧に変換して蓄電池１５に提供し、蓄電池１５を充電する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１９ｂは、双方向動作である。
【００１７】
双方向インバータ１９ｃは、太陽光発電装置１３または蓄電池１５からＤＣ／ＤＣコンバータを経て出力される直流電圧を所定電圧および所定周波数の交流電圧に変換する。また、電力系統２３からの交流電圧を直流電圧に変換して蓄電池１５側へ提供する。
双方向インバータ１９ｃの交流側における所定電圧の一例は略１００Ｖであり、所定周波数の例は５０Ｈｚあるいは６０Ｈｚであるが、これに限るものでない。電力系統２３の電圧および周波数と整合するものであればよい。
図１Ａの双方向インバータ１９ｃに代えて、ＤＣ／ＡＣインバータとＡＣ／ＤＣコンバータとを使用してもよい。図１Ｂは、図１Ａの双方向インバータ１９ｃに代えてＤＣ／ＡＣインバータ１９ｄおよびＡＣ／ＤＣコンバータ１９ｅを逆並列接続した態様を示すブロック図である。
なお、図１において、制御装置２１とパワーコンディショナー１９を別体で示しているが一体のものであってもよい。
【００１８】
制御装置２１は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１９ｂを制御して、太陽光発電装置１３が発電した電力を蓄電池１５や電力系統２３へ供給する。また、ＤＣ／ＤＣコンバータ１９ｂを制御することで、蓄電池１５の充放と放電の方向およびその電力量を制御する。
制御装置２１は、ハードウェア資源としてＣＰＵを中心に、メモリー、入出力回路、通信インターフェイス回路、タイマー回路を含んで構成される。また、機能的に予測値提供部２１ａ、通信部２１ｂおよび充放電制御部２１ｃを備える。
予測値提供部２１ａは、予測送受電量および調整可能量を算出し、通信部２１ｂは、電力系統側と情報を送受する。充放電制御部２１ｃは、ＤＣ／ＤＣコンバータ１９ｂを用いて蓄電池１５の充放電を制御する。
【００１９】
図２は、図１に示す制御装置２１が、蓄電池１５の容量を区分して管理する様子を示す説明図である。
図２に示すように、蓄電池１５の全容量の一部をＤＲ要請に対する調整のために使用する容量（調整用容量に対応、図２に丸囲み数字２で示す領域参照）として管理し、別の一部を自家需給のために使用する容量（自家需給用容量に対応、図２に丸囲み数字３参照）として管理する。
【００２０】
なお、調整用容量および自家需給用容量に割り当てることができるのは、蓄電池１５の容量の一部である。その他に、過放電になるのを避け、さらに停電時に制御装置２１およびパワーコンディショナー１９が動作できるようにするための容量を確保しておく必要がある（図２に丸囲み数字４で示す領域参照）。
また、蓄電池１５の寿命を考慮すると、満充電の状態は好ましくなく、満充電に余裕を持たせたところで充電をやめることが好ましい。その余裕を見込んでおく必要がある（図２に丸囲み数字１で示す領域参照）。
制御装置２１は、これらの条件を考慮して蓄電池１５の容量を管理し、ＤＣ／ＤＣコンバータ１９ｂの動作を制御して蓄電池１５の充放電行う。
【００２１】
図２に示す蓄電池１５の容量（調整用容量、自家需給用容量およびそれ以外の容量）は、物理的には区別されておらず、一体のものとして蓄電池１５の受電および放電が行われる。しかし、制御装置２１はそれらの容量を区別して計算して管理する。例えば、制御装置２１は、ＤＲ要請がなくても所定の調整用容量を確保しておき、自家需給用に充当しない。
【００２２】
調整用容量は、調整可能量の裏付けとなる容量である。ここで、調整可能量は、ＤＲ要請に対して、対象となる日（当日）に調整可能な送受電電力の累計（送受電量）である。制御装置２１は単位時間毎、予測送受電電力を目標調整力で補正した送受電電力で電力系統２３と送受電を行うように蓄電池１５の充放電を制御する。そして、目標調整力の当日の推移（当日の累計が目標調整量）の計画通りに調整用容量の増減が推移したものとする。
当日において、実際に家電機器１７−１〜１７−ｎで消費される消費電力や太陽光発電装置１３の発電電力は、予測消費電力および予測発電電力からの誤差を伴う。しかし、上述のように制御装置２１の充放電制御部２１ｃは、予測送受電電力を目標調整力で補正した送受電量で電力系統２３との送受電を行うように蓄電池１５の充放電を制御する。予測消費電力および予測発電電力と実績との誤差は、自家需給用容量に係る充放電の計画からの誤差として管理し、電力系統２３との送受電電力の収支を合わせる。
この実施形態によれば、充放電制御部２１ｃは、電力系統２３からのＤＲ要請に応えるための専用の容量（調整用容量）を蓄電池１５に確保しておき、ＤＲ要請を受けた場合にそれに応えられるか否か、あるいはどの程度であればＤＲ要請に応えられるかを判断できるようにする。一方、太陽光発電装置１３の発電電力および家電機器１７−１〜１７−ｎで消費される消費電力に基づいて充放電が可能な容量（自家需給用容量）を蓄電池１５に確保しておき、ＤＲ要請と電力需給の両方に同時に対応できるようにする。
なお、ユーザーが家電機器を操作することによって消費電力を増減させ、送受電電力を低下させることでＤＲ要請に対応することもある。その場合、制御装置２１から見れば予測消費電力と実績との誤差が生じたことになるが、電力系統２３側から見た場合、ＤＲ要請に対応したことに変わりはない。
【００２３】
予測値からの誤差が大きい場合、例えば予測よりも消費電力が大きい場合や発電電力が小さい場合、自家需給用容量の残容量が尽きてそれ以上の放電が行えなくなる。その場合は、以降の自家需給用容量に係る放電は行わず、電力系統からの受電量を増やす。一方、予測よりも電力の消費量が小さい場合や発電量が大きい場合、自家需給用容量が満充電になってそれ以上の充電が行えなくなる。その場合は、以降の自家需給用容量に係る充電は行わず、電力系統からの受電量を減らすかまたは売電を行う。
【００２４】
≪ＤＲ要請に係る処理≫
続いて、ＤＲ要請に関連して制御装置２１が行う電力系統２３とのやり取りについて述べる。
ＤＲ要請については制度化前の段階でやり取りの手順は未確定であるが、例えば以下の手順が考えられる。
ただし、代表例として下記したものの他にも幾つかの変形例が考えられる。それらの変形例についても同様に、以下に述べる手法を適用してもよい。変形例としては、例えば、単位時間毎に目標とすべき調整電力が送信され、その調整電力に対応するか否かを応答として返すものが挙げられる。あるいは、電力系統側から目標とすべき単位時間毎の調整電力が送信され、対応可能な時間帯を返すものあるいは単位時間毎に対応可能な電力を返すものが挙げられる。
代表例について以下に述べる。
図３Ａおよび図３Ｂは、この実施形態において制御装置２１が、ＤＲ要請に関連して電力系統側と送受を行う処理の一例を示すフローチャートである。フローチャートを参照しながら手順を説明する。
この実施形態において制御装置２１は、図３Ａおよび図３Ｂに示す処理を繰り返し実行する。例えば、タイマー回路を用いて所定の時間間隔で処理を実行してもよいが、時間間隔は必ずしも一定である必要はない。
【００２５】
図３Ａに示すように、まず制御装置２１の予測値提供部２１ａは、予測送受電電力を算出すべき時期が到来したかを判断する（ステップＳ１１）。
この実施形態では、日毎にＤＲ要請に係る情報をやりとりするものとし、ＤＲ要請の対象となる日を基準として前日の時刻１４時にＤＲ要請の対象となる日（当日）の予測送受電電力の推移を算出する。
算出の時期が到来したと判断したら（ステップＳ１１のＹｅｓ）、制御装置２１の予測値提供部２１ａは、単位需要者電力系１１が電力系統２３から翌日に供給を受けると予測される単位時間毎（例えば、３０分毎）の送受電電力Ｐｓを算出する（ステップＳ１３）。
【００２６】
図４は、制御装置２１が、電力系統２３に提供する予測送受電電力の推移（図４の丸囲み数字１参照）、および後述する調整可能力の推移（図４の丸囲み数字２参照）の一例を示すグラフである。さらに、予測送受電電力および調整可能力の提供後に電力系統側から受信する目標調整力の推移（図４の丸囲み数字３参照）の一例を示すグラフである。図４に示すように、予測送受電電力は当日を単位時間毎に区分してそれぞれの値が算出される。調整可能力および目標送受電電力についても同様である。
予測送受電電力の算出に際して、翌日の天候や温湿度に係る気象予報、類似の天候、温湿度の日の過去数年の実績、過去数日の電力負荷の消費電力などを参照してもよい。それらの情報は、例えば通信部２１ｂがインターネット等にアクセスして情報を取得してもよいし、制御装置２１が備えるメモリーに履歴として過去の実績が格納されており、それを参照してもよいし、両者を組み合わせてもよい。ただし、算出方法はこれに限定されるものでない。
【００２７】
予測送受電電力の算出に際して制御装置２１の予測値提供部２１ａは、まず、太陽光発電装置１３の単位時間毎の発電電力の予測値である予測発電電力を算出する。また、家電機器１７−１〜１７−ｎの単位時間毎の消費電力の予測値である予測消費電力ΣＰｉ[i=1〜n]を算出する。そして、予測消費電力から予測発電電力を差し引いた送受電電力を算出する。これは、蓄電池１５が無いとした場合の送受電電力の予測値に相当する。さらに、制御装置２１の予測値提供部２１ａは、蓄電池１５の自家需給用容量に対応する充放電電力を差し引いて予測送受電電力を算出する。これは、蓄電池１５の自家需給容量に係る充放電電力を考慮した送受電電力といえる。
このようにして算出された予測送受電電力は、ベースラインとも呼ばれる。
【００２８】
図５は、図４に対応して、自家需給用容量に係る充放電を示すグラフである。図５の丸囲み数字１は、図４と同様に予測送受電電力を示す。図５の丸囲み数字０（ゼロ）は、蓄電池１５が無いとした場合の送受電電力の予測値に相当する。
即ち、蓄電池が無いとした場合の予測送受電電力（丸囲み数字０のグラフ参照）から自家受給用容量に係る充放電電力を考慮した予測発電電力（丸囲み数字１のグラフ参照）を差し引いた、図５の斜線部分は、蓄電池１５の自家需給用容量に係る充放電量に相当する。自家需給用容量は、予測送受電量を実現するために必要な容量といえる。
制御装置２１の予測値提供部２１ａは、算出された予測送受電電力の当日の推移を電力系統２３へ送信し（ステップＳ１５）、その後ステップＳ１７へ進む。
また、前記ステップＳ１１で、予測送受電電力を算出する時期でないと判断した場合（ステップＳ１１のＮｏ）、処理の実行はステップＳ１７へ進む。
【００２９】
ステップＳ１７において、制御装置２１の予測値提供部２１ａは、調整可能力を算出すべき時期が到来したかを判断する。
この実施形態では、ＤＲ要請の対象となる日（当日）を基準として前日の時刻１５時に予測送受電電力の推移を算出する。ただし、これに限らず、例えば予測送受電電力の算出と同じ時期に調整可能力を算出してもよい。
算出の時期が到来したと判断したら（ステップＳ１７のＹｅｓ）、制御装置２１の予測値提供部２１ａは、電力系統２３からＤＲ要請を受けたとした場合に、予測送受電電力を基準として調整可能と予測される単位時間毎（例えば、３０分毎）の電力（調整可能力）を算出する（ステップＳ１９）。
【００３０】
図６は、図４に対応して、調整用容量に係る充放電を示すグラフである。図４と同様に、図６の丸囲み数字１は予測送受電電力を示し、丸囲み数字３は、調整可能力を示す。図６に斜線で示す部分が、調整可能量であり、これは、蓄電池１５の調整用容量に係る充放電量に相当する。調整用容量は、ＤＲ要請への対応を実現するために必要な容量といえる。予測送受電電力（丸囲み数字１のグラフ参照）から調整可能力（丸囲み数字３のグラフ参照）を差し引いた部分は、調整可能力の全てを用いてＤＲ要請に対応したと仮定した場合の電力系統からの送受電電力に相当する。
制御装置２１の予測値提供部２１ａは、算出された調整可能力の当日の推移を電力系統２３へ送信し（ステップＳ２１）、処理の実行はステップＳ２３へ進む。
また、前記ステップＳ１７で、予測送受電電力を算出する時期でないと判断した場合（ステップＳ１７のＮｏ）、処理の実行はステップＳ２３へ進む。
【００３１】
ステップＳ２３において、制御装置２１の通信部２１ｂは、電力系統２３から目標とすべき調整力（目標調整力）の当日の推移を受領したか調べる。電力系統２３から送られる目標調整力は、前記ステップＳ２１で電力系統２３へ送信した調整可能力に対する電力系統２３からの応答であり、ＤＲ要請の具体的な目標値である。即ち、予測送受電電力を基準として調整の目標とすべき単位時間毎の電力である。
図４の丸囲み数字３のグラフは、目標調整力に該当する。図４に示す例で、目標調整力は調整可能力よりも若干小さい。ただし、これは一例に過ぎない。目標調整力が調整可能力と等しい場合もある。ただし、目標調整力が調整可能力を上回ることはない。能力を超える目標調整力を要請しても対応できないからである。一方、目標調整力がセロの場合もある。電力系統の供給能力に十分余裕がある場合である。
【００３２】
さらに、目標調整力がマイナスの場合もあり得る。発電装置で発電したが大きく電力系統２３へ送電しすぎた場合、系統電圧調整が難しくなることが想定される。このような場合、電力系統２３側は、太陽光発電装置１３で発電した電力を電力系統２３へ送電することを抑制する要請がなされる可能性がある。なお、系統電力側がマイナスのＤＲ要請をすることが想定される場合は、調整可能量の算出について正負両方の値を算出して電力系統側へ提供すべきであるが、この実施形態においてはマイナスのＤＲ要請はないものとしている。
マイナスのＤＲ要請への対応は、この実施形態で述べるプラスのＤＲ要請への対応に基づいて当業者であれば容易に推測できるであろう。
【００３３】
この実施形態では、ＤＲ要請の対象となる日（当日）を基準として前日の時刻１６時に目標調整力の当日の推移を受領する。ただし、これに限るものでなく、予測送受電電力および調整可能力の送信後、当日が始まる前に受領すればよい。
目標調整力の当日の推移を受領したら（ステップＳ２３のＹｅｓ）、制御装置２１は、受領した目標調整力の推移をメモリーに格納しておく（ステップＳ２５）。そして、処理の実行は図３ＢのステップＳ２７へ進む。
また、前記ステップＳ２３で、目標調整力を受領しないと判断した場合（ステップＳ２３のＮｏ）、処理の実行は図３ＢのステップＳ２７へ進む。
【００３４】
図３Ｂに示すステップＳ２７において、制御装置２１は、ＤＲ要請の対象となる日（当日）か否かを判断する。当日であると判断したら、制御装置２１の充放電制御部２１ｃは、目標調整力の推移に従って蓄電池１５の充放電を制御する。
同時に、太陽光発電装置１３の実際の発電電力、家電機器１７−１〜１７−ｎの実際の消費電力に対して、単位時間毎の予測送受電電力を達成するように送受電電力の制御を行う。具体的には、蓄電池１５の充放電を制御する（ステップＳ２９）。
【００３５】
図７は、図５と図６を合わせたグラフである。
図７の２か所の斜線部分のうち、上側の斜線部分は自家需給用容量に係る充放電量として管理される分を示し、下側の斜線部分は調整用容量に係る充放電量として管理される分を示している。上下の斜線部分に挟まれた領域は、ＤＲ要請への対応を含めて、単位需要者電力系１１が電力系統２３から提供を受ける送受電量の目標値である。
制御装置２１は、ＤＲ要請の対象となる日（当日）の間、単位時間毎の実績をメモリーに格納する。そして、処理の実行はステップＳ３１へ進む。
また、前記ステップＳ２７で、予測送受電量を算出する時期でないと判断した場合（ステップＳ２７のＮｏ）、処理の実行はステップＳ３１へ進む。
【００３６】
ここで、目標調整力の当日の累計である目標調整量は、予測送受電電力の当日の累計である予測送受電量を基準としてさらにどれだけ送受電量を調整すべきかの目標値である。従って、予測送受電量を１００％達成しかつ目標調整量を１００％達成した場合にＤＲ要請に対して１００％対応したことになる。予測送受電量、目標調整量の何れか一方が何割かの達成に留まると、ＤＲ要請に１００％対応したことにはならない。
ＤＲ要請の対象である日が終わった後、制御装置２１は、メモリーに格納されたＤＲ実績のデータを電力系統２３へ送る。
【００３７】
ステップＳ３１において、制御装置２１の通信部２１ｂは、ＤＲ要請に対する実績を送信すべき時期が到来したか否かを判断する。
この実施形態において、ＤＲ実績を送信する時期は、翌日の時刻０時、即ち当日が終わった直後である。
ＤＲ実績を送信すべき時期が来たら（ステップＳ３１のＹｅｓ）、制御装置２１の通信部２１ｂは、メモリーに格納された当日の実績のデータを電力系統２３へ送信する（ステップＳ３３）。そして、処理を終了する。
また、前記ステップＳ３１で、実績を送信する時期でないと判断した場合（ステップＳ３３のＮｏ）も、処理を終了する。
【００３８】
≪ＤＲ要請への対応の具体例≫
具体的な数値例を挙げて、この発明に係る制御装置２１のＤＲ要請への対応を行う様子を述べる。
まず、予測送受電電力（ベースライン）の算出値例を述べる。
ある単位時間における予測送受電電力は、過去５日間の同じ単位時間における実績の平均として算出する。
例えば、その単位時間における実績の平均値が、
太陽光発電装置１３の発電電力（ＰPV）：２（ｋＷ）
家電機器１７−１〜１７−ｎの合計消費電力（ΣＰｉ[i=1〜n]）：３．５（ｋＷ）
自家需給用容量に係る蓄電池１５の放電電力（Ｐbat）：０．５（ｋＷ）
とする。
【００３９】
その単位時間に予測される送受電電力ＰSは、
ＰS＝ΣＰｉ[i=1〜n]−ＰPCS＝ΣＰｉ[i=1〜n]−（ＰPV＋Ｐbat）＝１．０（ｋＷ）
である。
予測値提供部１２ａは、ＤＲ要請対象の日（当日）の始まりから終わりまでの各単位時間において予測される送受電電力ＰSを上述の手順で算出し、その合計を予測送受電量とする。
【００４０】
また、予測値提供部１２ａは、以下の手順で調整可能力を決定する。
（１）予測送受電電力がゼロでない単位時間のうち、蓄電池１５からの放電電力が予め定められた閾値よりも小さい単位時間を抽出する。
（２）抽出された単位時間のうち、早い時刻の単位時間から順に適当な値を調整可能力として決定する。適当な値とは、例えば調整用容量の大きさと共に予めユーザーが設定する値であってもよいし、予め定められた閾値と放電電力との差であってもよい。
（３）計算上、調整可能力に係る調整用容量の残容量が尽きて以降の時間帯については、対応不可（調整可能力がゼロ）とする。
【００４１】
（実施の形態２）
実施の形態１では、調整可能力の決定手順（２）で抽出された単位時間のうち早い時刻の単位時間から順に調整可能力を決定し、計算上、調整用容量の残容量が尽きる時間帯までを調整可能な単位時間としている。
それに対してこの実施形態は、調整可能力の決定手順（２）で同様に抽出された単位時間のうち、予測送受電電力が大きい単位時間から順に調整可能力を決定し、計算上、調整用容量の残容量が尽きる時間帯までを調整可能な単位時間とする。
このようにすれば、電力系統からの送受電電力が大きい時間帯を優先してＤＲ要請に対応できる。
【００４２】
（実施の形態３）
実施の形態２では、制御装置２１が自己の（即ち、一つの単位需要者電力系の）予測送受電電力が大きい単位時間を優先してＤＲ要請に対応している。
それに対してこの実施形態は、他の単位需要者電力系を制御する外部の制御装置と通信する。
通信する外部の制御装置は、広くはある地域内の単位需要者電力系を制御する制御装置であってもよいし、狭くは集合住宅のある建屋内の単位需要者電力系を制御する制御装置であってもよい。１以上の外部の制御装置と通信可能であればその態様は限定されない。
【００４３】
制御装置２１は、他の制御装置が算出した予測送受電電力を受信して、自己の予測送受電電力を算出するだけでなく、他の単位需要者電力系の予測送受電電力を含めた一群の予測送受電電力を算出する。
そして、実施の形態２における自己の予測送受電電力に代えて、予測送受電電力の合計値が大きい単位時間を優先してＤＲ要請に対応する。
この態様によれば、例えばある地域やある建屋のまとまりとして、電力系統からの送受電電力が大きい時間帯を優先してＤＲ要請に対応できる。
【００４４】
（実施の形態４）
実際に家電機器１７−１〜１７−ｎで消費される電力や太陽光発電装置１３の発電電力は、予測消費電力および予測発電電力からの誤差を伴う。
実施の形態１で述べたように、充放電制御部２１ｃは、予測消費電力および予測発電電力と実績との誤差を、自家需給用容量に係る充放電の計画からの誤差として管理し、電力系統２３との送受電電力の収支を合わせる。
【００４５】
図５および図７に示すように、蓄電池が無いとした場合の予測送受電電力（丸囲み数字０のグラフ参照）から自家受給用容量に係る充放電電力を考慮した予測発電電力（丸囲み数字１のグラフ参照）を差し引いた斜線で示す部分は、蓄電池１５の自家需給用容量に係る充放電量に相当する。
【００４６】
実施の形態１〜３では、調整用容量の残容量がなくなる（ゼロになる）までＤＲ要請に対応するように充放電制御部２１ｃが蓄電池１５の充放電を制御する。即ち、ＤＲ要請に対応可能か否かの判断に係る調整用容量の閾値はゼロである。それに対してこの実施形態では、ＤＲ要請に対応可能か否かの判断に係る調整用容量の閾値は、残量予測誤差を見込んで決定される。当然のことながら、予測誤差が大きければ大きいほど、前記閾値は大きくなる。
そのために、制御装置２１は、予測消費電力および予測発電電力と実績との誤差を予測誤差としてメモリーに格納する。
【００４７】
（実施の形態５）
実施の形態１で、自家需給用容量および調整用容量は、予め設定される固定の容量として説明した。しかし、自家需給用容量および調整用容量が蓄電池１５内で物理的に区別されている訳ではなく、区別して計算・管理されているだけであると述べた。
この実施形態では、予測送受電電力および調整可能力を算出する毎に、あるいは必要に応じて、自家需給用容量および調整用容量を変更する態様を述べる。
【００４８】
この実施形態で、制御装置２１の予測値提供部１２ａは、予測送受電電力（ベースライン）を算出するために、予測される気象条件や過去の実績に基づいて各単位時間の予測消費電力と予測発電電力を算出する。
【００４９】
そして、算出された予測送受電電力と一致させるために必要と予測される蓄電池１５の容量を自家需給用容量として算出する。算出された自家需給用容量を蓄電池１５に割り当て、利用可能な残りの容量を調整用容量に割り当てる。
即ち、予め定められた大きさの自家需給用容量に基づいて予測送受電電力を算出するのではなく、必要な自家需給用容量を確保した後、それに基づいて予測送受電電力を算出する。
【００５０】
また、利用可能な残りの容量として割り当てられた調整用容量に基づいて、調整可能力を算出する。
従って、必要な自家需給用容量の決定に際して予測される気象条件や過去の実績、ユーザーにより設定されたモードが反映され、妥当な容量が決定される。
【００５１】
（実施の形態６）
この実施形態では、実施の形態５と同様、予測送受電電力および調整可能力を算出する毎に、あるいは必要に応じて、自家需給用容量および調整用容量を変更する。
ただし、実施の形態５と異なり、制御装置２１は、実施の形態４で述べた予測誤差をさらに見込んで自家需給用容量に係る蓄電池１５の放電電力を算出する。
従って、必要な自家需給用容量の決定に際して予測される気象条件や過去の実績、ユーザーにより設定されたモードが反映されるだけでなく、予測誤差も反映されて妥当な自家需給用容量が決定される。
【００５２】
（実施の形態７）
実施の形態３で、制御装置２１が、他の単位需要者電力系を制御する外部の制御装置と通信し、例えばある地域やある建屋等のまとまりとして予測送受電電力の合計値を算出してＤＲ要請に対応する態様を述べた。
この実施形態では、さらに、制御装置２１が、他の単位需要者電力系を制御する外部の制御装置と通信し、電力を融通する態様について述べる。
【００５３】
この実施形態によれば、ＤＲ要請に対応した充放電に係る調整用容量に余裕がある単位需要者電力系は、余裕の分を他の単位需要者電力系がＤＲ要請に対応するための電力量として融通する。
この実施形態に係る単位需要者電力系１１の蓄電池１５は、ＤＲ要請に対応する調整用容量と自家需給に用いる自家需給用容量として必要な容量に対して基本的に十分な容量を有しているものとする。
しかし、他の単位需要者電力系の中には、例えば蓄電池を持たないものや、蓄電池も発電装置も持たないものが存在し得る。あるいは、他の単位需要者電力系の蓄電池が故障し、ＤＲ要請に対応できないことも考えられる。
そこで、余力がある場合はそのような他の単位需要者電力系に電力を融通してもよい。そうすれば、地域あるいは建屋等のまとまりとして、電力系統２３からのＤＲ要請により多く応えることができる。
【００５４】
図８Ａ〜図８Ｃは、この実施形態において、制御装置２１が他の単位需要者電力系に係る制御装置と電力を融通する態様を示す説明図である。また、図９は、この実施形態において、制御装置２１が、他の単位需要者電力系に係る制御装置と、融通した電力に係る情報をやり取りする様子を示す説明図である。
さらに、図１０Ａ〜図１０Ｃは、この実施形態において、制御装置２１が他の単位需要者電力系の制御装置と電力を融通する処理を示すフローチャートである。
図８Ａ〜図８Ｃにおいて、家庭Ａ〜家庭Ｚは、それぞれ同一の電力系統（図８Ａ〜図８Ｃに不図示）に接続される単位需要者電力系である。家庭Ａは、制御装置Ａを備える。制御装置Ａ〜制御装置Ｚは、それぞれ家庭Ａ〜家庭Ｚの系と電力系統との送受電を制御する。
【００５５】
家庭Ｂは、図１の単位需要者電力系１１に対応し、制御装置Ｂは、図１に示す制御装置２１に対応する。しかし、家庭Ａは、図１の単位需要者電力系１１と異なる構成である。いま、家庭Ａは太陽光発電装置を備えるが蓄電池を備えていないものとする。よって、電力系統からＤＲ要請を受けても、十分な太陽光が得られない気象条件や時間帯においてＤＲ要請への対応ができない。家庭Ａが蓄電池を備えないので、制御装置Ａは蓄電池の充放電を制御しない点において図１に示す制御装置２１と異なる構成のものである。ただし、ハードウェア資源は制御装置２１と同様であり、また、電力系統とＤＲ要請に係るやり取りを行う点も制御装置２１と同様とする。
【００５６】
この実施形態では、家庭Ａが家庭Ｂから電力の融通を受けるものとする。家庭Ｃ〜家庭Ｚについては、図１の単位需要者電力系１１と異なる構成であってもよいし、同様の構成であってもよい。制御装置Ｃ〜制御装置Ｚについても、図１の制御装置２１と異なる構成のものであってもよいし、同様のものであってもよい。
【００５７】
図１０Ａは、電力の融通を受ける側の制御装置Ａの処理を示すフローチャートである。制御装置Ａは、図１０Ａの処理を、図３Ａおよび図３Ｂに示す処理のように繰り返し実行する。
制御装置Ａは、図３ＡのステップＳ１１〜Ｓ１５の処理と同様に、所定の時期（実施の形態１と同様と仮定して前日の時刻１４時）が到来したら、予測送受電電力の推移を算出して電力系統側へ送信する。
さらに、ＤＲ要請の対象となる日に、調整用容量の残容量を逐次算出する。
【００５８】
算出の結果、調整用容量の残容量がゼロであると判断するか、あるいは予測誤差を考慮してＤＲ要請に対応する場合に前記残容量が予測誤差を見込んだ基準（閾値）に満たないと判断した場合（図１０ＡのステップＳ４１）、制御装置Ａは、他の単位需要者電力系に係る制御装置に支援信号を送信済かを確認する（ステップＳ４３）。
送信済の場合（ステップＳ４３のＹｅｓ）、処理の実行はステップＳ４９へ進むが、未送信の場合は、不足する電力を算出する（ステップＳ４５）。どれだけの電力を融通してほしいかを示す値である。そして、算出した不足の電力と共に、外部の制御装置へ支援が必要なことを示す情報（支援信号）を送信する（ステップＳ４７）。そして、処理の実行はステップＳ４９へ進む。
【００５９】
図８Ａは、制御装置Ａが外部の制御装置Ｂ〜制御装置Ｚに対して支援信号を送信することを示している。
ステップＳ４９において、制御装置Ａは、外部の何れかの制御装置から支援可能信号の受信を待つ（ステップＳ４９）。支援可能信号を受信しなければ電力の融通はされないが（ステップＳ４９のＮｏ）、外部の制御装置から支援可能信号を受信した場合は（ステップＳ４９のＹｅｓ）、複数の制御装置から支援可能信号を受信したかを調べる（ステップＳ５１）。
唯一つの制御装置から支援可能信号を受信した場合は（ステップＳ５１のＮｏ）、その制御装置へ支援依頼信号を送信する（ステップＳ５３）。
【００６０】
図８Ｂは、制御装置Ａが、制御装置Ｂから支援可能信号を受信する様子を示している。図８Ｃは、制御装置Ａが制御装置Ｂへ支援依頼信号を送信する様子を示している。
なお、受信する支援可能信号には、支援可能力が情報として付加されている。支援可能力は、前述のステップＳ４５で算出した不足する電力に対して、単位時間毎にどれだけの電力が支援可能かを示す情報である。
一方、前記ステップＳ５１において、複数の制御装置から支援可能信号を受信した場合（ステップＳ５１のＹｅｓ）、制御装置Ａは、受信した各支援可能信号に付加された支援可能力を比較し、より大きな支援が得られる相手を決定する。そして、決定した相手だけに支援依頼信号を送信する（ステップＳ５５）。
【００６１】
ただし、これに限らず、複数の相手に支援依頼信号を送信可能なように構成してもよい。ただし、その場合は支援依頼信号に、単位時間毎にどれだけの電力を支援してもらうかの情報（指定支援力）を付加する必要がある。複数の相手から融通される電力が、前述のステップＳ４５で算出した不足する電力を超えないようにするためである。
支援依頼信号を受けた相手の制御装置は、支援可能力（複数の相手に支援を依頼する場合は、指定支援力）に従って単位時間毎に支援可能な電力を家庭Ａに融通する。
【００６２】
図１０Ｂは、制御装置Ａから支援信号を受けた制御装置Ｂの処理を示すフローチャートである。
制御装置Ｂは、図１０Ｂの処理を、図３Ａおよび図３Ｂに示す処理と並行して実行する。また、図３Ａおよび図３Ｂに示す処理のように、繰り返し実行する。
制御装置Ｂは、外部の制御装置から支援信号を受信したか否かを調べる（ステップＳ６１）。支援信号を受信しなければ（ステップＳ６１のＮｏ）、処理の実行はステップＳ６７へ進むが、支援信号を受信した場合（ステップＳ６１のＹｅｓ）、支援可能な単位時間毎の電力（支援可能力）を算出する（ステップＳ６３）。そして、算出した支援可能力を、支援信号を送信した相手方（この実施形態では制御装置Ａ）へ送信し（ステップＳ６５）、処理の実行はステップＳ６７へ進む。
【００６３】
ステップＳ６７で、制御装置Ｂは、支援信号を送信した相手方から支援依頼信号を受信したか否かを調べる（ステップＳ６７）。支援依頼信号を受信しない場合（ステップＳ６７のＮｏ）は、処理を終了するが、支援依頼信号を受信した場合（ステップＳ６７のＹｅｓ）は、受信した支援依頼信号に付加された指定支援力に基づいて、融通する電力をメモリーに格納する（ステップＳ６９）。
【００６４】
また、電力を融通する側の制御装置Ｂは、図１０Ｃの処理を、図３Ａおよび図３Ｂに示す処理および図１０Ｂに示す処理と並行して繰り返し実行する。そして、電力を融通している期間中、融通した電力量(電力を積算した値)の実績値をメモリーに格納し、その期間が終了した後、支援先の制御装置Ａに融通した電力量に対応する料金を請求する。
そのために、まず制御装置Ｂは、電力を融通する時間帯が到来したか否かを判断する（ステップＳ８１）。
電力を融通する時間帯でなければ、処理の実行はステップＳ８７へ進むが（ステップＳ８１のＮｏ）、電力を融通する時間帯であれば（ステップＳ８１のＹｅｓ）、融通した電力（あるいは融通した電力の積算値である電力量）をモニターして単位時間が経過する毎に融通した電力をメモリーに格納する（ステップＳ８３）。そして、融通した電力を積算した電力量を算出し（ステップＳ８５）、ステップＳ８７の処理へ進む。
【００６５】
ステップＳ８７で、制御装置Ｂは、電力を融通する期間の終期が到来したか否かを判断する。終期でなければ、処理を終了するが（ステップＳ８７のＮｏ）、終期が到来した場合は（ステップＳ８７のＹｅｓ）、融通した電力量の請求を行ったかを確認する（ステップＳ８９）。
請求済みであれば（ステップＳ８９のＹｅｓ）処理を終了するが、請求が未だの場合は（ステップＳ８９のＮｏ）、メモリーを参照して融通した電力の積算値を取得し、融通に係る電力量の単価を用いて融通した電力量に対応する請求額を算出する（ステップＳ９１）。
そして、算出した請求額を融通先の制御装置Ａへ送信する（ステップＳ９３）。
【００６６】
図９は、この実施形態において、家庭Ｂの制御装置Ｂが、家庭Ａの制御装置Ａと電力を融通し、情報をやり取りする様子を示す説明図である。
家庭Ａと家庭Ｂは、電力を融通できるように電力線で互いに接続されている。専用の電力線で接続されてもよいが、同一の系統電力から電力を受給する電力網を介して接続されてもよい。
制御装置Ａと制御装置Ｂは、通信可能に接続され、図８Ａに示す支援信号、図８Ｂに示す支援可能信号、図８Ｃに示す支援依頼信号および図９に示す請求額に係る情報を送受する。
また、制御装置Ｂは、家庭Ｂが家庭Ａに融通した電力（あるいは融通した電力の積算値）をモニターできる（図１０ＣのステップＳ８３参照）。
【００６７】
以上に述べたような構成によって、家庭Ｂから家庭Ａに電力が融通されて、融通した電力量に対応する請求額の情報が送受され、家庭Ａと家庭Ｂとの間で精算が行われる。精算は、電力系統からのＤＲ要請に対する家庭Ａのインセンティブおよびペナルティーとして精算されてもよい。即ち、電力系統側は、融通された電力量に相当する家庭Ａのインセンティブまたはペナルティーの分を、家庭Ａではなく家庭Ｂの電力料金に対して精算する。
【００６８】
以上に述べたように、
（ｉ）この発明による電力制御装置は、電力負荷、再生可能エネルギーによる発電装置および蓄電装置を含む単位需要者電力系を管理して電力系統からの送受電電力を制御する装置であって、前記電力負荷の予測消費電力、前記発電装置の予測発電電力および前記蓄電装置の能力に基づいて予測送受電電力を算出する予測値提供部と、電力系統側の要請として前記送受電電力に関して調整すべき調整電力に係る情報を受信する通信部と、前記蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部とを備え、前記予測値提供部は、前記蓄電装置が、（１）前記予測消費電力、前記予測発電電力および前記予測送受電電力の差分に係る自家需給用容量と、（２）前記調整に係る調整用容量と、を個別に有するものとして前記予測送受電電力を算出し、かつ前記調整電力に係る情報に基づく調整の可否または調整可能な電力を決定し、前記通信部は、決定された結果を電力系統側へ送信し、前記充放電制御部は、前記決定に応じて前記蓄電池の充放電を制御することを特徴とする。
【００６９】
この発明において、単位需要者電力系は、電力系統のサービス提供者と個々に電力の受給契約を結ぶ需要者が有する電力系であって、電力系統に接続される系である。その具体的な態様は、例えば、家庭や事業者の電力系である。
また、再生可能エネルギーによる発電装置は、太陽光発電装置に代表される自家発電装置であるが、太陽光発電装置に限るものでなく、風力発電装置や他の再生可能エネルギーを用いた発電装置であてもよい。上述の実施形態における太陽光発電装置は、この発明の再生可能エネルギーによる発電装置に相当する。
【００７０】
さらにまた、蓄電装置は、蓄電池に代表される、電気エネルギーを蓄積する装置である。蓄電池について、その種類は問わない。上述の実施形態における蓄電池は、蓄電装置に相当する。
電力負荷は、電力を消費する機器を広く指しその種類は問わない。上述の実施例における家電機器は、この発明の電力負荷に相当する。
電力系統は、地域に電力を供給するために発電設備、送配電設備等を有するサービス提供者が提供する電力網である。前記サービス提供者は、単位需要者に電力を供給するだけでなく、単位需要者が生成した電力を買い取ることも行う。よって、電力系統側から単位需要者側への送電だけでなく、単位需要者側から電力系統側への送電も行われる。
【００７１】
また、送受電電力、予測消費電力、予測発電電力、予測送受電電力は、何れも単位時間あたりものである。ここで、単位時間は、電力系統側と需要者電力系側の送受電電力等を管理するために電力需給契約等で定められる時間の単位である。具体的な態様として、３０分を単位とすることが一般的であるが、それに限定されるものでない。
また、前記要請は、電力系統側から単位需要者側への電力調整の要請、即ち、電力需給契約に基づきインセンティブおよび／またはペナルティーを伴うＤＲ要請であってもよい。
電力制御装置は、例えばＣＰＵを中心としてメモリー、入出力回路、通信インターフェイス回路、タイマー回路などで構成することができる。上述の実施形態において、制御装置はこの発明の電力制御装置に相当する。さらに、パワーコンディショナーを含めて電力制御装置としてもよい。
【００７２】
さらに、この発明の好ましい態様について説明する。
（ｉｉ）前記予測値提供部は、前記蓄電装置が前記自家需給用容量と前記調整用容量を個別に有するものとして、電力系統側から要請を受けた場合に調整可能な単位時間毎の調整可能力を算出し、前記通信部は、算出された予測送受電電力および調整可能力を電力系統側へ提供し、提供された予測送受電電力および調整可能力に基づいて、前記調整電力に係る単位時間毎の目標調整力を受信し、前記充放電制御部は、前記要請に応じた単位時間毎の目標充放電電力を決定し、その目標充放電電力に従った充放電量を前記調整用容量に係る充放電として管理し、前記電力負荷の消費電力、前記発電装置の発電電力および前記予測送受電電力の単位時間毎の差分を前記自家需給用容量に係る充放電電力として管理してもよい。
蓄電装置における自家需給用容量と調整用容量とが物理的に分かれていなくても、このようにすれば、充放電制御部は、自家需給用容量に係る充放電量および残容量と、調整用容量に係る充放電量および残容量とを個別に管理できる。
【００７３】
なお、充放電制御部は、ＤＲ要請の有無により異なる手法で充放電電力を管理してもよい。例えば、ＤＲ要請がない日は、上述のように電力負荷の実際の消費電力、発電装置の実際の発電電力および予測送受電電力に基づいて蓄電装置の充放電電力を決定し、ＤＲ要請がある日は予測消費電力、予測発電電力および予測送受電電力に基づいて蓄電装置の充放電電力を決定してもよい。すなわち、ＤＲ要請がある日は予測送電電力と実際の送受電電力との誤差を算出し、その誤差を考慮してＤＲ要請に対応するようにしてもよい。その場合、充放電制御部は予測消費電力および予測発電電力と実績との誤差を含めて調整用容量を管理することになる。
【００７４】
さらにまた、調整可能力は、予測送受電電力を基準として、基準から削減可能な、あるいは逆に増やすことが可能な分を反映した単位時間毎の電力値である。
なお、前記通信部は、目標調整力に代えて、目標送受電電力を受信してもよい。ここで、目標送受電電力は、予測送受電電力から目標調整力を差し引いた送受電電力である。
また、予測値提供部は、予測送受電電力と調整可能力を同時に算出して電力系統側へ提供してもよいが、それに限らず、両者を異なる時点で算出してもよいし、異なる時点で提供してもよい。
【００７５】
（ｉｉｉ）前記自家需給用容量および前記調整用容量は、何れも予め定められた大きさの容量であってもよい。
このようにすれば、予め定められたそれぞれの容量に基づいて、予測値提供部は予測送受電電力と調整可能力をそれぞれ算出できる。
【００７６】
（ｉｖ）前記充放電制御部は、前記送受電電力が大きい時間帯を優先して、前記調整用容量からの充放電を行うように制御してもよい。
このようにすれば、限られた調整用容量であっても、電力系統側からの送受電電力が大きい時間帯を優先して電力削減の要請に応えることができる。
【００７７】
（ｖ）前記単位需要者電力系は、少なくとも１つの他の単位需要者電力系と電力を融通できるように前記電力系統側と接続され、前記通信部は、他の単位需要者電力系を制御する外部電力制御装置と情報を送受し、前記充放電制御部は、前記他の単位需要者電力系の予測送受電電力および自己の予測送受電電力を合計した電力系統側からの送受電電力が大きい時間帯を優先して、前記調整用容量からの放電を行うように制御してもよい。
このようにすれば、他の単位需要者電力系を含めて、例えばある地域や、集合住宅のある建屋のまとまりとして、電力系統側からの送受電電力が大きい時間帯を優先して電力削減の要請に応えることが可能になる。
【００７８】
（ｖｉ）前記予測値提供部により算出される予測送受電電力と実際の送受電電力との誤差の履歴を格納する誤差格納部をさらに備え、前記予測値提供部は、前記誤差に対応可能な充放電電力を含めて前記調整電力を決定してもよい。
このようにすれば、予測送受電電力と実際の送受電電力との過去の誤差を考慮して、より確実に調整電力を決定することが可能になる。この構成は、実施の形態４に関連する。
【００７９】
（ｖｉｉ）前記予測値提供部は、前記要請を受信した後、前記自家需給用容量に係る充放電電力を決定し、その後、前記蓄電装置が使用可能な残容量を前記調整用容量に割り当てるようにしてもよい。
このようにすれば、例えば過去の実績を反映して予測消費電力、予測発電電力、予測送受電電力を決定する場合は実績に応じた自家需給用容量がまず決定され、それに基づいて調整用容量が決定されるので、実績に基づき合理的な割合で自家需給用容量と調整用容量が決定できる。
【００８０】
（ｖｉｉｉ）前記予測値提供部により算出される予測送受電電力と実際の送受電電力との誤差の履歴を格納する誤差格納部をさらに備え、前記予測値提供部は、前記誤差に対応可能な充放電電力を含めて前記自家需給用容量に係る充放電電力を決定してもよい。
このようにすれば、例えば過去の実績を反映して予測消費電力、予測発電電力、予測送受電電力を決定する場合は実績に応じた合理的な割合で自家需給用容量と調整用容量を決定できるだけでなく、予測値と実績の誤差を考慮したより精度の高い情報に基づいて、自家需給用容量と調整用容量を決定できる。
【００８１】
（ｉｘ）前記単位需要者電力系は、少なくとも１つの他の単位需要者電力系と電力を融通できるように前記電力系統側と接続され、前記通信部は、他の単位需要者電力系を制御する外部電力制御装置と情報を送受し、前記充放電制御部は、前記調整用容量に余裕があり、かつ要請に対応できない他の単位需要者電力系がある場合、他の単位需要者電力系に前記調整用容量の余分を融通するようにしてもよい。
このようにすれば、他の単位需要者電力系に調整用容量の余分を融通することによって、例えばある地域や、集合住宅のある建屋のまとまりとして、電力系統側の要請により適切に応えることが可能になる。
【００８２】
この発明の好ましい態様には、上述した複数の態様のうちの何れかを組み合わせたものも含まれる。
前述した実施の形態の他にも、この発明について種々の変形例があり得る。それらの変形例は、この発明の範囲に属さないと解されるべきものではない。この発明には、請求の範囲と均等の意味および前記範囲内でのすべての変形とが含まれるべきである。
【符号の説明】
【００８３】
１１：単位需要者電力系、    １３：太陽光発電装置、    １５：蓄電池、    １７−１，１７−ｎ：家電機器、    １９：パワーコンディショナー、    １９ａ、１９ｂ：ＤＣ／ＤＣコンバータ、    １９ｃ：双方向インバータ、    １９ｄ：ＤＣ／ＡＣインバータ、    １９ｅ：ＡＣ／ＤＣコンバータ、    ２１：制御装置、    ２１ａ：予測値提供部、    ２１ｂ：通信部、    ２１ｃ：充放電制御部、    ２３：電力系統
【図１Ａ】
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【図１Ｂ】
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【図２】
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【図３Ａ】
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【図３Ｂ】
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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８Ａ】
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【図８Ｂ】
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【図８Ｃ】
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【図９】
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【図１０Ａ】
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【図１０Ｂ】
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【図１０Ｃ】
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