(57)【要約】【課題】充放電に関する電力の価格と蓄電池のインバータを考慮した蓄電池の充放電が行われるようにして高い経済性が得られるようにする。【解決手段】予測対象期間における単位時間ごとの需要電力と発電電力とを含む電力状態を予測した結果に基づいて、蓄電池が充放電可能な充放電可能電力を算出し、充放電可能電力が蓄電池に充放電されるときの電力変換器の効率を取得し、当該効率と、予め単位時間ごとに定められた電力単価とに基づいて、蓄電池に充電される電力の実質的な電力単価と、蓄電池に蓄積された蓄積電力の実質的な電力単価と、蓄電池から放電される放電電力の実質的な電力単価とを含む実質電力単価情報を取得し、実質電力単価情報に基づいて蓄電池の充放電スケジュールを決定するように蓄電池制御装置を構成する。【選択図】図１４
2016063629.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
予測対象期間における単位時間ごとの需要電力と発電電力とを含む電力状態を予測する電力状態予測部と、
前記電力状態予測部の予測結果に基づいて、前記予測対象期間における単位時間ごとにおいて蓄電池が充放電可能な充放電可能電力を算出する充放電可能電力算出部と、
前記充放電可能電力が蓄電池に充放電されるときの電力を交流と直流との間で変換する際の電力変換器の効率を取得する効率取得部と、
取得された効率と予め定められた電力単価とに基づいて、蓄電池に充電される電力の実質的な電力単価と、蓄電池に蓄積された蓄積電力の実質的な電力単価と、蓄電池から放電される放電電力の実質的な電力単価とを含む実質電力単価情報を取得する実質電力単価情報取得部と、
前記実質電力単価情報に基づいて、前記蓄電池の充放電スケジュールを決定する蓄電池動作決定部と
を備える蓄電池制御装置。
【請求項２】
前記電力状態予測部は、複数の蓄電池を備える一定の電力管理範囲における電力状態を予測し、
前記充放電可能電力算出部は、前記電力管理範囲における充放電可能電力を算出し、
前記効率取得部は、前記電力管理範囲における蓄電池ごとの前記効率を取得し、
前記実質電力単価情報取得部は、前記電力管理範囲における蓄電池ごとの前記効率と、予め前記単位時間ごとに定められた電力単価とに基づいて、前記電力管理範囲における各蓄電池にて充放電される電力についての実質電力単価を取得し、
前記蓄電池動作決定部は、前記電力管理範囲における各蓄電池にて充放電される電力についての実質電力単価に基づいて、前記電力管理範囲における各蓄電池の充放電スケジュールを決定する
請求項１に記載の蓄電池制御装置。
【請求項３】
前記蓄電池動作決定部は、
前記電力管理範囲における蓄電池の使用履歴に基づいて、前記電力管理範囲における全ての蓄電池について、動作させるべき蓄電池と、動作させるべきでない蓄電池とで選別する
請求項２に記載の蓄電池制御装置。
【請求項４】
現在における電力状態に基づく経済性の評価結果が、前記蓄電池動作決定部により決定された充放電スケジュールに従った蓄電池の充放電動作のもとで得られる経済性の評価結果よりも高い場合に、充放電スケジュールを変更する蓄電池動作変更部をさらに備える
請求項１から３のいずれか一項に記載の蓄電池制御装置。
【請求項５】
予測対象期間における単位時間ごとの需要電力と発電電力とを含む電力状態を予測する電力状態予測ステップと、
前記電力状態予測ステップの予測結果に基づいて、前記予測対象期間における単位時間ごとにおいて蓄電池が充放電可能な充放電可能電力を算出する充放電可能電力算出ステップと、
前記充放電可能電力が蓄電池に充放電されるときの電力を交流と直流との間で変換する際の電力変換器の効率を取得する効率取得ステップと、
取得された効率と予め定められた電力単価とに基づいて、蓄電池に充電される電力の実質的な電力単価と、蓄電池に蓄積された蓄積電力の実質的な電力単価と、蓄電池から放電される放電電力の実質的な電力単価とを含む実質電力単価情報を取得する実質電力単価情報取得ステップと、
前記実質電力単価情報に基づいて、前記蓄電池の充放電スケジュールを決定する蓄電池動作決定ステップと
を含む蓄電池制御方法。
【請求項６】
コンピュータに、
予測対象期間における単位時間ごとの需要電力と発電電力とを含む電力状態を予測する電力状態予測ステップと、
前記電力状態予測ステップの予測結果に基づいて、前記予測対象期間における単位時間ごとにおいて蓄電池が充放電可能な充放電可能電力を算出する充放電可能電力算出ステップと、
前記充放電可能電力が蓄電池に充放電されるときの電力を交流と直流との間で変換する際の電力変換器の効率を取得する効率取得ステップと、
取得された効率と予め定められた電力単価とに基づいて、蓄電池に充電される電力の実質的な電力単価と、蓄電池に蓄積された蓄積電力の実質的な電力単価と、蓄電池から放電される放電電力の実質的な電力単価とを含む実質電力単価情報を取得する実質電力単価情報取得ステップと、
前記実質電力単価情報に基づいて、前記蓄電池の充放電スケジュールを決定する蓄電池動作決定ステップと
を実行させるためのプログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、蓄電池制御装置、蓄電池制御方法及びプログラムに関する。
【背景技術】
【０００２】
蓄電池を組み合わせた住宅システムにおいて、経済性の向上を図るために、蓄電池容量、太陽電池容量、太陽電池価格などに基づいて、蓄電池優先による運用と太陽光優先による運用とのいずれかを採用するという技術が知られている。蓄電池優先による運用は、昼間の需要電力を深夜受電電力で賄う運用であり、太陽光優先による運用は、昼間の需要電力を太陽光発電電力で賄う運用である（例えば、特許文献１参照）。
また、蓄電池に充放電を行うにあたり、経済性の向上のために、売電及び買電の料金を考慮して蓄電池の充放電スケジュールを作成する技術が知られている（例えば、特許文献２参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特許第４５６８４８２号公報
【特許文献２】特許第５４９２４５１号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
しかし、例えばより多様な条件のもとで高い経済性を得ようとする場合には、特許文献１のように蓄電池優先による運用と太陽光優先による運用とのいずれかを択一的に採用するだけでは不十分である。
【０００５】
この点で、例えば特許文献２は、売電及び買電の料金という条件を考慮してはいる。しかし、蓄電池には電力変換のためのインバータが接続される。例えば、商用電源などが供給される交流の電力系統に供給される電力を蓄電池に充電する際には、充電すべき電力がインバータにより直流に変換されたうえで蓄電池に充電される。また、蓄電池から放電された直流電力は交流に変換されたうえで、交流の電力系統に供給される。このように、蓄電池に対する電力の充放電にあたってはインバータによる電力変換が介在する。
【０００６】
インバータは、電力が一定以上の状態では高効率を維持するが、電力が一定未満の状態では効率の低下が顕著になるという特性を有している。従って、電力が低い状態で充放電を行った場合には、インバータの効率低下により経済性が低下するという問題を生じる。
しかし、例えば特許文献２の技術のもとでは、インバータの効率については考慮されておらず、この点については特許文献１についても同様である。
【０００７】
本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、充放電に関する電力の価格と蓄電池のインバータを考慮した蓄電池の充放電が行われるようにして高い経済性が得られ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】
【０００８】
上述した課題を解決するための本発明の一態様は、予測対象期間における単位時間ごとの需要電力と発電電力とを含む電力状態を予測する電力状態予測部と、前記電力状態予測部の予測結果に基づいて、前記予測対象期間における単位時間ごとにおいて蓄電池が充放電可能な充放電可能電力を算出する充放電可能電力算出部と、前記充放電可能電力が蓄電池に充放電されるときの電力を交流と直流との間で変換する際の電力変換器の効率を取得する効率取得部と、取得された効率と予め定められた電力単価とに基づいて、蓄電池に充電される電力の実質的な電力単価と、蓄電池に蓄積された蓄積電力の実質的な電力単価と、蓄電池から放電される放電電力の実質的な電力単価とを含む実質電力単価情報を取得する実質電力単価情報取得部と、前記実質電力単価情報に基づいて、前記蓄電池の充放電スケジュールを決定する蓄電池動作決定部とを備える蓄電池制御装置である。
【０００９】
本発明の一態様は、上記の蓄電池制御装置であって、前記電力状態予測部は、複数の蓄電池を備える一定の電力管理範囲における電力状態を予測し、前記充放電可能電力算出部は、前記電力管理範囲における充放電可能電力を算出し、前記効率取得部は、前記電力管理範囲における蓄電池ごとの前記効率を取得し、前記実質電力単価情報取得部は、前記電力管理範囲における蓄電池ごとの前記効率と、予め前記単位時間ごとに定められた電力単価とに基づいて、前記電力管理範囲における各蓄電池にて充放電される電力についての実質電力単価を取得し、前記蓄電池動作決定部は、前記電力管理範囲における各蓄電池にて充放電される電力についての実質電力単価に基づいて、前記電力管理範囲における各蓄電池の充放電スケジュールを決定してもよい。
【００１０】
本発明の一態様は、上記の蓄電池制御装置であって、前記蓄電池動作決定部は、前記電力管理範囲における蓄電池の使用履歴に基づいて、前記電力管理範囲における全ての蓄電池について、動作させるべき蓄電池と、動作させるべきでない蓄電池とで選別してもよい。
【００１１】
本発明の一態様は、上記の蓄電池制御装置であって、現在における電力状態に基づく経済性の評価結果が、前記蓄電池動作決定部により決定された充放電スケジュールに従った蓄電池の充放電動作のもとで得られる経済性の評価結果よりも高い場合に、充放電スケジュールを変更する蓄電池動作変更部をさらに備えてもよい。
【００１２】
本発明の一態様は、予測対象期間における単位時間ごとの需要電力と発電電力とを含む電力状態を予測する電力状態予測ステップと、前記電力状態予測ステップの予測結果に基づいて、前記予測対象期間における単位時間ごとにおいて蓄電池が充放電可能な充放電可能電力を算出する充放電可能電力算出ステップと、前記充放電可能電力が蓄電池に充放電されるときの電力を交流と直流との間で変換する際の電力変換器の効率を取得する効率取得ステップと、取得された効率と予め定められた電力単価とに基づいて、蓄電池に充電される電力の実質的な電力単価と、蓄電池に蓄積された蓄積電力の実質的な電力単価と、蓄電池から放電される放電電力の実質的な電力単価とを含む実質電力単価情報を取得する実質電力単価情報取得ステップと、前記実質電力単価情報に基づいて、前記蓄電池の充放電スケジュールを決定する蓄電池動作決定ステップとを含む蓄電池制御方法である。
【００１３】
本発明の一態様は、コンピュータに、予測対象期間における単位時間ごとの需要電力と発電電力とを含む電力状態を予測する電力状態予測ステップと、前記電力状態予測ステップの予測結果に基づいて、前記予測対象期間における単位時間ごとにおいて蓄電池が充放電可能な充放電可能電力を算出する充放電可能電力算出ステップと、前記充放電可能電力が蓄電池に充放電されるときの電力を交流と直流との間で変換する際の電力変換器の効率を取得する効率取得ステップと、取得された効率と予め定められた電力単価とに基づいて、蓄電池に充電される電力の実質的な電力単価と、蓄電池に蓄積された蓄積電力の実質的な電力単価と、蓄電池から放電される放電電力の実質的な電力単価とを含む実質電力単価情報を取得する実質電力単価情報取得ステップと、前記実質電力単価情報に基づいて、前記蓄電池の充放電スケジュールを決定する蓄電池動作決定ステップとを実行させるためのプログラムである。
【発明の効果】
【００１４】
以上説明したように、本発明によれば、充放電に関する電力の価格と蓄電池のインバータを考慮した蓄電池の充放電が行われることとなり、高い経済性を得ることが可能になるという効果が得られる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】本実施形態における電力管理システムの構成例を示す図である。
【図２】電力単価に基づく蓄電池の充放電スケジュールの一例を示す図である。
【図３】電力単価に基づく蓄電池の充放電スケジュールの一例を示す図である。
【図４】電力単価に基づく蓄電池の充放電スケジュールの一例を示す図である。
【図５】インバータの効率特性の例を示す図である。
【図６】インバータの効率を反映した実質的電力単価に基づく蓄電池の充放電スケジュールを説明する図である。
【図７】本実施形態の電力管理装置による電力状態の予測結果の一例を示す図である。
【図８】本実施形態の電力管理装置による充放電可能電力の算出結果の一例を示す図である。
【図９】本実施形態の電力管理装置が利用する商用電源電力単価と太陽光発電電力単価との一例を示す図である。
【図１０】本実施形態の電力管理装置により取得されたインバータの充放電時効率の一例を示す図である。
【図１１】本実施形態の電力管理装置により算出された充放電電力単価の一例を示す図である。
【図１２】本実施形態の電力管理装置により決定された、電力管理地域における３つの蓄電池の時刻ごとの充放電スケジュールを、棒グラフによる時刻ごとの蓄電量により表す図である。
【図１３】本実施形態の電力管理装置により決定された、電力管理地域における３つの蓄電池の時刻ごとの充放電スケジュールを、線グラフによる時刻ごとの蓄電量により表す図である。
【図１４】本実施形態における電力管理装置の構成例を示す図である。
【図１５】本実施形態における電力管理装置が充放電スケジュールの決定のために実行する処理手順例を示すフローチャートである。
【図１６】本実施形態における電力管理装置が充放電スケジュールの変更のために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】
【００１６】
［電力管理システムの全体構成例］
図１は、本実施形態における電力管理システムの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ＴＥＭＳ（Town Energy Management System）やＣＥＭＳ（Community Energy Management System）などといわれるものに対応する。
【００１７】
本実施形態の電力管理システムは、図１において電力管理地域１（電力管理範囲の一例）として示す一定範囲の地域における需要家施設１０ごとの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。これらの需要家施設１０には、それぞれ商用電源２が分岐して供給される。
【００１８】
同図においては、或る１つの需要家施設１０が備える電気設備が示されている。同図において示される１つの需要家施設１０は、太陽電池１０１、パワーコンディショナ１０２、蓄電池１０３、インバータ１０４（電力変換器の一例）、電力経路切替部１０５、負荷１０６−１〜１０６−Ｎ及び施設別制御部１０７を備える。なお、以降の説明において、負荷１０６−１〜１０６−Ｎのそれぞれについて特に区別しない場合には、負荷１０６と記載する。
【００１９】
太陽電池１０１は、光起電力効果により光エネルギーを電力に変換する電力発生装置である。太陽電池１０１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。
【００２０】
パワーコンディショナ１０２は、太陽電池１０１から出力される直流の電力を交流に変換する。
【００２１】
蓄電池１０３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１０３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。
【００２２】
インバータ１０４は、蓄電池１０３ごとに対応して備えられるもので、蓄電池１０３に充電するための電力の交流直流変換または蓄電池１０３から放電により出力される電力の直流交流変換を行う。つまり、蓄電池１０３が入出力する電力の双方向変換を行う。
具体的に、蓄電池１０３に対する充電時には、商用電源２またはパワーコンディショナ１０２から電力経路切替部１０５を介して充電のための交流の電力がインバータ１０４に供給される。インバータ１０４は、このように供給される交流の電力を直流に変換し、蓄電池１０３に供給する。
また、蓄電池１０３の放電時には、蓄電池１０３から直流の電力が出力される。インバータ１０４は、このように蓄電池１０３から出力される直流の電力を交流に変換して電力経路切替部１０５に供給する。
【００２３】
電力経路切替部１０５は、施設別制御部１０７の制御に応じて電力経路の切り替え行う。この際、施設別制御部１０７は、電力管理装置２００の指示に応じて、電力経路切替部１０５を制御することができる。
上記の制御に応じて、電力経路切替部１０５は、同じ需要家施設１０において、商用電源２を負荷１０６に供給するように電力経路を形成することができる。
【００２４】
また、電力経路切替部１０５は、同じ需要家施設１０において、太陽電池１０１により発生された電力をパワーコンディショナ１０２から負荷１０６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、電力経路切替部１０５は、同じ需要家施設１０において、商用電源２と太陽電池１０１の一方または両方から供給される電力をインバータ１０４経由で蓄電池１０３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、電力経路切替部１０５は、同じ需要家施設１０において、蓄電池１０３から放電により出力させた電力を、インバータ１０４経由で負荷１０６に供給するように電力経路を形成することができる。
【００２５】
さらに、電力経路切替部１０５は、太陽電池１０１により発生された電力を、商用電源２の電力系統に逆潮流させることにより売電することができる。
また、電力経路切替部１０５は、蓄電池１０３の放電により出力される電力を、商用電源２の電力系統に逆潮流させることにより売電することができる。
【００２６】
負荷１０６−１〜負荷１０６−Ｎは、需要家施設１０において自己の動作のために電力を消費する所定の機器や設備などである。なお、需要家施設１０ごとに備える負荷の数はそれぞれが異なっていて構わない。
【００２７】
施設別制御部１０７は、需要家施設１０における電気設備（太陽電池１０１、パワーコンディショナ１０２、蓄電池１０３、インバータ１０４、電力経路切替部１０５及び負荷１０６）を制御する。
【００２８】
電力管理装置（蓄電池制御装置の一例）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、図１における電力管理装置２００は、需要家施設１０における施設別制御部１０７の各々と相互に通信が可能なように接続される。これにより、電力管理装置２００は、施設別制御部１０７に対する制御によって、その施設別制御部１０７の管理下にある電気設備を制御することができる。
【００２９】
なお、例えば施設別制御部１０７を省略して、電力管理装置２００が各需要家施設１０における電気設備などを直接制御するようにしてもよい。しかし、本実施形態では、電力管理装置２００と施設別制御部１０７を備えた構成として、電力管理地域１全体と、需要家施設１０とで制御を階層化することにより、電力管理装置２００の制御の複雑化を回避している。
【００３０】
また、電力管理地域１内の需要家施設１０の一部において、例えば太陽電池１０１や、蓄電池１０３を備えないものがあってもよい。
具体的には、電力管理地域１において、太陽電池１０１と蓄電池１０３とのいずれも備えない需要家施設１０があってもよいし、太陽電池１０１と蓄電池１０３のうちのいずれか一方を備える需要家施設１０があってもよい。
【００３１】
［充放電制御の基本概念］
商用電源２から供給される電力を使用することは例えば電力会社から電力を購入することになるため買電と呼ばれる。一方、本実施形態の出力管理システムでは、太陽電池１０１により発電された電力や、蓄電池１０３に蓄積された電力を逆潮流させて電力系統に供給することにより、需要家が電力会社に電力を売ることもできる。このように需要家が電力会社に電力を売ることは売電と呼ばれる。
【００３２】
需要家が買電する電力には価格として例えば単位電力量あたりの単価（買電単価）が定められており、買電する電力についても単価（売電単価）が定められている。このように買電単価と売電単価とが定められていることを考慮すると、買電単価と売電単価のバランスを考慮して、できるだけ高い経済性が得られるように蓄電池１０３を充放電させることが好ましい。
【００３３】
図２は、電力単価の条件として、深夜の時間帯の買電単価が安価であるとともに、売電単価が高い場合に対応する蓄電池１０３の充放電スケジュールの一例を示している。なお、同図においては、説明を分かりやすくすることの便宜上、１つの需要家施設１０で独立して蓄電池１０３を使用する場合の例を示している。
また、同図において、横軸が時刻を示し、縦軸が電力とＳＯＣ（State Of Charge）とを示す。
【００３４】
同図によれば、売電単価が安価な２２：００から３：００までの深夜の時間帯において、蓄電池１０３に購入電力（商用電源）の充電を行っている。
そのうえで、日中の９：００から１７：００までの時間帯においては、負荷１０６には太陽電池１０１の発電電力を供給したうえで、太陽電池１０１の発電電力の余剰電力を売電電力としている。
そして、１６：００から２２：００までの夜の時間帯においては、需要電力を主に蓄電池１０３から放電させて使用している。
このように、深夜の時間帯の買電単価が安価で売電単価が高い条件のもとでは、上記のように蓄電池１０３の充放電を行わせることで高い経済性が得られる。
【００３５】
しかし、例えば太陽電池１０１の普及によって、売電単価は将来的に低下していくことが予想されている。売電単価が低い条件のもとでは、余剰電力を売っても利益が小さい。このような場合には、図３に例示するように、深夜の時間帯においては需要電力を買電単価の安価な購入電力で賄い、蓄電池１０３への購入電力の充電を行わない。また、日中においては太陽電池１０１よる発電電力の余剰分を蓄電池１０３に充電させたうえで、夜の時間帯において蓄電池１０３から放電させた電力で需要電力を賄う。
つまり、売電単価が低い条件のもとでは、蓄電池１０３に太陽電池１０１による発電電力を充電し、蓄積された電力を売るのではなく需要電力に充てるという充放電を行わせることにより高い経済性が得られる。
【００３６】
図２は買電単価に対して売電単価が十分に高い場合の例であり、図３は買電単価に対して売電単価が相当に低い場合の例である。売電単価は、今後において徐々に低下していくことを前提とすると、売電単価が或る程度低いような条件のもとでも、適切に蓄電池１０３の充放電スケジュールを決定して、できるだけ高い経済性が得られるようにすることが求められる。
図４は、売電単価が図２と図３の中間程度の場合に対応する蓄電池１０３の充放電スケジュールの一例である。同図においては、２２：００から３：００までの深夜の時間帯のうち、２２：００から１：００までの時間帯において購入電力を蓄電池１０３に充電し、１：００〜８：００までは購入電力を需要電力に充てている。８：００〜９：００までの時間帯においては、少ない需要電力を蓄電池１０３の放電電力で賄っているが、９：００〜１３：００までの時間帯において太陽電池１０１により得られた余剰電力をさらに蓄電池１０３に充電している。蓄電池１０３は、１３：００になってＳＯＣが１００％となり満充電の状態になる。
また、１３：００から１８：００までの時間帯において、蓄電池１０３の放電電力を需要電力に充てている。そして、蓄電池１０３のＳＯＣが０％となった１９：００以降において購入電力を需要電力に充てている。
このように、買電単価と売電単価のバランスによって、高い経済性を保てる蓄電池１０３の充放電スケジュールが異なってくる。
【００３７】
また、蓄電池１０３に備えられるインバータ１０４は、電力が一定以上の状態では高効率を維持するが、電力が一定未満の状態では効率の低下が顕著になるという特性を有している。
図５は、電力に応じたインバータ１０４の効率特性の一例を示している。同図からも分かるように、インバータ１０４は、定格から境界値αとして示すまでの電力の区間においては高効率を維持するが、電力が境界値αから小さくなっていくのに応じて効率が低下する傾向にある。
このようなインバータ１０４において電力損失が存在するため、例えば購入電力を蓄電池１０３に充電したとき、また、蓄電池１０３から放電させたときの実質的な電力単価は、電気料金に対応する買電単価や売電単価とは異なってくる。
このように蓄電池１０３にて充放電される電力の実質的単価が買電単価や売電単価と異なってくることに基づけば、蓄電池１０３の充放電スケジュールの設定にあたり、上記の実質的単価を考慮したほうが高い経済性が得られる。
【００３８】
この点について、図６を参照して説明する。同図においては、３０円で一律とした商用電源電力単価（買電単価）に対して、４２円から３円までの異なる１１パターンの太陽光発電電力単価が対応付けられている。太陽光発電電力単価（売電単価）は、予め定められた太陽光発電電力の買い取り金額に応じて決まる太陽光発電電力についての電力単価である。太陽光発電電力は、太陽電池１０１の発電により得られる電力である。
【００３９】
また、同図には、太陽光発電電力単価ごとに対応する太陽光発電蓄電電力単価が示される。蓄電電力単価は、蓄電池１０３に充電可能な電力をインバータ１０４により直流に変換して蓄電池１０３に充電した場合の実質的単価である。太陽光発電蓄電電力単価は、蓄電電力単価として、太陽光発電電力をインバータ１０４により直流に変換して蓄電池１０３に充電した場合の実質的な太陽光発電電力単価である。
太陽光発電蓄電電力単価は、太陽光発電電力単価Ｔｒを、太陽光発電電力を充電する際のインバータ１０４の効率ηｃｒで除算することにより求めることができる（Ｔｒ／ηｃｒ）。
なお、同図においては、インバータ１０４の効率ηｃｒについては８０％で一律の場合を示している。
【００４０】
また、同図においては、太陽光発電電力単価Ｔｒごとに売電利益が示されている。売電利益は、太陽光発電電力単価Ｔｒから商用電源電力単価Ｔｋを減算して求められる（Ｔｒ−Ｔｋ）。
また、同図においては、太陽光発電蓄電電力単価ごとに蓄電利益が示されている。売電利益は、商用電源電力単価Ｔｋから太陽光発電蓄電電力単価（Ｔｒ／ηｃｒ）を減算して求められる（Ｔｋ−Ｔｒ／ηｃｒ）。
【００４１】
同図に示される商用電源電力単価（Ｔｋ）、太陽光発電電力単価（Ｔｒ）、太陽光発電蓄電電力単価（Ｔｒ／ηｃｒ）の関係（単価関係）は、同図に示すように３つに分類される。
単価関係として、Ｔｋ＜Ｔｒが成立する場合、太陽光発電電力については需要電力に充てることなく売電したほうが高い経済性が得られる。
また、単価関係として、Ｔｒ≦Ｔｋ≦Ｔｒ／ηｃｒが成立する場合には、太陽光発電電力を買電した場合には売電利益が０円以下となってしまい、利益が得られない。また、蓄電利益も０円以下となってしまうために蓄電池１０３に蓄積することによっても利益が得られない。そこで、この場合には、太陽光発電電力を蓄電池１０３に充電せずに、需要電力に充てることで高い経済性が得られる。
また、単価関係として、Ｔｋ＞Ｔｒ／ηｃｒが成立する場合にも、太陽光発電電力を買電した場合には売電利益が０円未満となってしまい、利益が得られない。しかし、蓄電利益は正の値に転じる。そこで、この場合には、太陽光発電電力を蓄電池１０３に充電し、蓄電池１０３に蓄積された電力は売電せずに、需要電力に充てることで高い経済性が得られる。
このように、蓄電池の充放電スケジュールを設定するにあたり、インバータ１０４の効率を反映させた実質的な電力単価を利用することで、より正確に経済性を判断することが可能になり、経済性をさらに向上させることも可能になる。
【００４２】
［充放電スケジュールの設定手順例］
続いて、本実施形態における電力管理装置２００による蓄電池１０３の充放電スケジュールの設定手順例について、図７〜図１３を参照して説明する。なお、図７〜図１１の説明にあたっては、説明を分かりやすくすることの便宜上、１つの需要家施設１０における蓄電池１０３を対象として充放電スケジュールを設定する例について説明する。
先ず、電力管理装置２００は、予測対象期間における単位時間ごとの電力状態を予測する。具体的に、電力管理装置２００は、例えば１日（２４時間）における１時間ごとの需要電力と太陽光発電電力とを予測する。なお、本実施形態において電力管理装置２００が予測対象期間とする１日は２３：００から開始される。これは、深夜における商用電源電力を蓄電池１０３に充電する場合のあることを考慮した場合に、商用電源の深夜料金の時間帯が開始される２３：００から予測期間としての１日を開始させることが充放電スケジュールを設定しやすくなることによる。
【００４３】
図７は、或る１日の電力状態の予測結果を示している。同図では、電力状態として、先ず、需要電力と太陽光発電電力の予測結果が得られている。そのうえで、需要電力と太陽光発電電力の各予測結果に基づいて自己消費電力と余剰電力とが求められている。
自己消費電力は、太陽光発電電力を利用して需要電力に充てることのできる電力である。自己消費電力の上限は、太陽光発電電力と需要電力とのうち少ないほうに応じて決まる。
余剰電力は、太陽光発電電力を自己消費電力として需要電力に充てたうえで余剰となる太陽光発電電力である。従って、余剰電力は、太陽光発電電力から自己消費電力を減算して得られる。
【００４４】
次に、電力管理装置２００は、図７に示した予測結果に基づき、１日における１時間ごとの蓄電池１０３における充放電可能電力を算出する。
図８は充放電可能電力の算出結果を示している。充放電可能電力は、充電可能商用電源電力、充電可能太陽光発電電力、充電可能余剰電力及び放電可能電力を含む。なお、同図は、蓄電池１０３の定格電力が３０００ｋＷで、契約電力が６０００ｋＷである場合の例である。
【００４５】
充電可能商用電源電力は、蓄電池１０３への充電が可能な商用電源電力である。充電可能商用電源電力は、契約電力から需要電力を減算した値が定格出力以上であれば、定格出力の値として求められ、契約電力から需要電力を減算した値が定格出力未満であれば、契約電力から需要電力を減算した値として求められる。
充電可能太陽光発電電力は、蓄電池１０３への充電が可能な太陽光発電電力である。充電可能太陽光発電電力は、対応の時刻の太陽光発電電力と定格出力のうちの小さいほうの値として求められる。
充電可能余剰電力は、蓄電池１０３への充電が可能な太陽光発電電力の余剰電力である。充電可能余剰電力は、余剰電力と定格出力のうちの小さいほうの値として求められる。
放電可能電力は、蓄電池１０３からの放電が可能な電力である。放電可能電力は、需要電力と定格出力のうちの小さいほうの値として求められる。
【００４６】
また、電力管理装置２００は、１日における１時間ごとの商用電源電力単価と太陽光発電電力単価とを取得する。電力管理装置２００は、例えば予め記憶部に記憶させておいた商用電源電力単価と太陽光発電電力単価との情報を読み出して取得することができる。あるいは、電力管理装置２００は、ネットワークなどを経由した通信により、例えば電力会社のサーバから商用電源電力単価と太陽光発電電力単価とを取得してもよい。
【００４７】
図９は、電力管理装置２００が取得した、商用電源電力単価と太陽光発電電力単価との一例を示している。同図に示すように、商用電源電力単価と太陽光発電電力単価は、それぞれ、１日における１時間ごとの価格が示されている。
【００４８】
また、電力管理装置２００は、図８のように求めた充電可能商用電源電力、充電可能太陽光発電電力、充電可能余剰電力及び放電可能電力のそれぞれに応じたインバータ１０４の充放電時効率を取得する。
このためには、例えば電力管理装置２００が、需要家施設１０におけるインバータ１０４の特性を示すインバータ効率テーブルを記憶しておく。そして、電力管理装置２００は、インバータ効率テーブルから、充電可能商用電源電力、充電可能太陽光発電電力、充電可能余剰電力、放電可能電力に対応付けられた効率を充放電時効率として取得すればよい。
【００４９】
図１０は、図８の充電可能商用電源電力、充電可能太陽光発電電力、充電可能余剰電力及び放電可能電力に応じて取得された充放電時効率の例を示している。
同図においては、１日における１時間ごとの商用電源充電時効率、太陽光発電電力充電時効率、余剰電力充電時効率及び放電時効率が示されている。
商用電源充電時効率は、対応の時刻における充電可能商用電源電力を充電した場合のインバータ１０４の効率である。
太陽光発電電力充電時効率は、対応の時刻における充電可能太陽光発電電力を充電した場合のインバータ１０４の効率である。
余剰電力充電時効率は、対応の時刻における充電可能余剰電力を充電した場合のインバータ１０４の効率である。
放電時効率は、対応の時刻における放電可能電力を放電した場合のインバータ１０４の効率である。
【００５０】
次に、電力管理装置２００は、図１０に例示したように取得したインバータ１０４の効率を利用して、蓄電池１０３にて充放電される電力についての実質的な充放電電力単価を求める。
図１１は、図１０のように取得されたインバータ１０４の効率と、図９のように取得された電気料金（商用電源電力単価、太陽光発電電力単価）とに応じて算出されたた充放電電力単価を示している。
同図においては、電力管理装置２００が、充放電電力単価として、商用電源蓄電電力単価、太陽光発電蓄電電力単価、余剰電力蓄電電力単価、平均蓄電電力単価及び放電電力単価を算出した例を示している。
【００５１】
商用電源蓄電電力単価は、対応の時刻における充電可能商用電源電力（図８）をインバータ１０４により直流に変換して蓄電池１０３に充電した場合の実質的な商用電源電力単価である。商用電源蓄電電力単価は、対応の時刻における商用電源電力単価（図９）を、同じ時刻における商用電源充電時効率（図１０）で除算して求められる。
【００５２】
太陽光発電蓄電電力単価は、対応の時刻における充電可能太陽光発電電力（図８）をインバータ１０４により直流に変換して蓄電池１０３に充電した場合の実質的な太陽光発電電力単価である。太陽光発電蓄電電力単価は、対応の時刻における太陽光発電電力単価（図９）を、同じ時刻における太陽光発電電力充電時効率（図１０）で除算して求められる。
【００５３】
余剰電力蓄電電力単価は、対応の時刻における充電可能余剰電力（図８）をインバータ１０４により直流に変換して蓄電池１０３に充電した場合の実質的な太陽光発電電力単価である。余剰電力蓄電電力単価は、対応の時刻における太陽光発電電力単価（図９）を、同じ時刻における余剰電力充電時効率（図１０）で除算して求められる。
【００５４】
平均蓄電電力単価は、蓄電池１０３に蓄積された電力についての電力単価の平均値である。ここでの平均蓄電電力単価は、１日における時刻ごとの平均値として求められたものであることから、時刻ごとに同じ価格（５円）となっている。
【００５５】
放電電力単価は、対応の時刻における蓄電池１０３の蓄積電力をインバータ１０４により交流に変換して放電した場合の放電電力の実質的単価である。放電電力単価は、平均蓄電電力単価を、対応の時刻における放電時効率（図１０）で除算することによって得られる。
【００５６】
また、本実施形態における電力管理装置２００は、同じ図１１に示すように、上記の各充放電電力単価に加えて放電時利得額を求める。放電時利得額は、対応の時刻において、商用電源に代えて蓄電池１０３の蓄積電力を需要電力に充てた場合に利益として得られる金額を示す。
放電時利得額は、対応の時刻における商用電源電力単価（図９）を、同じ時刻における放電電力単価で減算することによって得られる。
なお、以降において、図１１の各充放電電力単価に放電時利得額を含めた情報については実質電力単価情報として扱う。
【００５７】
電力管理装置２００は、図１１のように求められた実質電力単価情報を利用して、予測対象期間における蓄電池１０３の充放電スケジュールを決定する。
電力管理装置２００は、充放電スケジュールを決定するにあたり、蓄電電力単価ができるだけ低いときに蓄電池１０３への蓄電が行われるように蓄電池１０３の充放電スケジュールを決定する。つまり、商用電源の充電については、商用電源蓄電電力単価ができるだけ低い時間帯に充電が行われるようにする。また、太陽光発電電力またはその余剰電力の充電については、太陽光発電蓄電電力単価または余剰電力蓄電電力単価ができるだけ低い時間帯に充電が行われるようにする。
また、蓄電池１０３からの放電については、放電時利得額ができるだけ高いときに行われるようにする。
電力管理装置２００は、上記のような設定概念に従って、１日における蓄電池１０３の充放電スケジュールを決定する。
【００５８】
また、本実施形態における電力管理装置２００は、例えば蓄電池１０３の充放電スケジュールを最終的に決定するにあたり、いくつかの異なる充放電スケジュールの候補を設定し、充放電スケジュールの候補ごとの経済性を評価する。
電力管理装置２００は、例えば以下のように経済性を評価できる。電力管理装置２００は、充放電スケジュールに従って蓄電池１０３を充放電させた場合の予測対象期間における商用電源の購入金額と、売電により得られた予測対象期間における利益額とを、候補の充放電スケジュールごとに求める。そして、電力管理装置２００は、例えば、利益額を購入金額で除算した値を経済性の評価結果として求める。そして、電力管理装置２００は、経済性の評価結果として求められた上記の値が最大（最良）の充放電スケジュールの候補を決定結果とすればよい。
【００５９】
これまでの説明は、１つの需要家施設１０を対象とした例であったが、本実施形態における電力管理装置２００は、図１にて説明したように、電力管理地域１における複数の蓄電池１０３の充放電スケジュールを設定する。これにより、電力管理地域１全体として見た場合の経済性が高くなるように電力管理が行われる。
【００６０】
このために、電力管理装置２００は、図７にて説明した電力状態の予測にあたり、電力管理地域１全体の需要電力と太陽光発電電力とを予測する。電力管理地域１全体の需要電力と太陽光発電電力との予測にあたっては、先ず、例えば各施設別制御部１０７が対応の需要家施設１０内の需要電力と太陽光発電電力とを予測し、予測結果を電力管理装置２００に送信する。
電力管理装置２００は、受信された予測結果を合算して、予測対象期間における単位時間ごとにおいて予測される電力管理地域１全体における需要電力と太陽光発電電力とを求める。このようにして、電力管理装置２００は、電力管理地域１全体における需要電力と太陽光発電電力とを予測することができる。
そして、電力管理装置２００は、上記のように予測した電力管理地域１全体における需要電力と太陽光発電電力とを利用して、電力管理地域１全体における自己消費電力と余剰電力も予測できる。
【００６１】
電力管理装置２００は、上記のように得られた予測結果に基づいて、電力管理地域１における各蓄電池１０３の充放電可能電力を総合した、電力管理地域１全体における充放電可能電力を算出する。
【００６２】
電力管理装置２００は、上記のように算出された充放電可能電力に基づいて、電力管理地域１における各蓄電池１０３に対応するインバータ１０４ごとの充放電時効率を取得する。電力管理装置２００は、前述のように、インバータ効率テーブルを記憶したうえで、インバータ効率テーブルから充放電時効率を取得すればよい。
【００６３】
電力管理装置２００は、インバータ１０４の充放電時効率と、図９に例示した規定の電力単価（商用電源電力単価、太陽光発電電力単価）を利用して、電力管理地域１における各蓄電池１０３にて充放電される電力についての実質電力単価情報（充放電電力単価、放電時利得額）を取得する。
【００６４】
そして、電力管理装置２００は、各蓄電池１０３に対応する実質電力単価情報を利用して、電力管理地域１における蓄電池１０３ごとの充放電スケジュールを決定する。
図１２は、電力管理地域１における３つの蓄電池１０３の時刻ごとの充放電スケジュールを、時刻ごとの蓄電量により表している。同図では、３つの蓄電池１０３は、それぞれｂａｔｔｅｒｙ０、ｂａｔｔｅｒｙ１、ｂａｔｔｅｒｙ２として示される。同図では時刻ごとに、電力管理地域１全体の蓄電量におけるｂａｔｔｅｒｙ０、ｂａｔｔｅｒｙ１、ｂａｔｔｅｒｙ２の各蓄電量の内訳が棒グラフによって示されている。
図１３は、図１２に示されるｂａｔｔｅｒｙ０、ｂａｔｔｅｒｙ１、ｂａｔｔｅｒｙ２の時刻ごとの蓄電量を線グラフにより個別に表している。
図１２及び図１３から分かるように、本実施形態においては、同じ電力管理地域１において、蓄電池１０３ごとの充放電のタイミングが異なるように、各蓄電池１０３の充放電スケジュールが決定されている。
【００６５】
［電力管理装置の構成例］
図１４を参照して、本実施形態における電力管理装置２００の構成例について説明する。同図の電力管理装置２００は、通信部２０１、制御部２０２、及び記憶部２０３を備える。
通信部２０１は、各需要家施設１０における施設別制御部１０７と通信を行う。
【００６６】
制御部２０２は、電力管理装置２００としての各種の制御を実行する。制御部２０２としての機能は、電力管理装置２００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２０２は、電力状態予測部２２１、充放電可能電力算出部２２２、効率取得部２２３、実質電力単価情報取得部２２４、蓄電池動作決定部２２５、運転制御部２２６及び蓄電池動作変更部２２７を備える。
【００６７】
電力状態予測部２２１は、予測対象期間における単位時間ごとの需要電力と発電電力とを含む電力状態を予測する。具体的に、本実施形態の電力状態予測部２２１は、前述のように、１日における１時間ごとの需要電力と発電電力とを含む電力状態を予測する。
充放電可能電力算出部２２２は、電力状態予測部２２１の予測結果に基づいて、予測対象期間における単位時間ごとにおいて蓄電池１０３が充放電可能な充放電可能電力を算出する。
【００６８】
効率取得部２２３は、充放電可能電力が蓄電池１０３に充放電されるときの電力を交流と直流との間で変換する際のインバータ１０４の効率を取得する。
実質電力単価情報取得部２２４は、取得された効率と、予め単位時間ごとに定められた電力単価とに基づいて、蓄電池に充電される電力の実質的な電力単価と、蓄電池に蓄積された蓄積電力の実質的な電力単価と、蓄電池から放電される放電電力の実質的な電力単価とを含む実質電力単価情報を取得する。
蓄電池動作決定部２２５は、実質電力単価情報に基づいて、蓄電池の充放電スケジュールを決定する。
【００６９】
運転制御部２２６は、運転計画記憶部２３１に記憶されている運転計画に従って、電力管理地域１において備えられる機器の動作を制御する。運転計画には、蓄電池動作決定部２２５により決定された充放電スケジュールが含まれている。従って、電力管理地域１においては、運転制御部２２６によって、蓄電池動作決定部２２５により決定された充放電スケジュールに従った蓄電池１０３の充放電動作が行われる。
【００７０】
蓄電池動作変更部２２７は、現在における電力状態に基づく経済性の評価結果が、蓄電池動作決定部２２５により決定された充放電スケジュールに従った蓄電池の充放電動作のもとで得られる経済性の評価結果よりも高い場合に、充放電スケジュールを変更する。
【００７１】
記憶部２０３は、制御部２０２が利用する各種の情報を記憶する。同図の記憶部２０３は、運転計画記憶部２３１、規定料金情報記憶部２３２、インバータ効率テーブル記憶部２３３及び蓄電池使用履歴情報記憶部２３４を備える。
運転計画記憶部２３１は、例えば１日分の電力管理地域１における機器の運転計画を記憶する。運転計画において、電力管理地域１における蓄電池１０３ごとの充放電スケジュールが含まれる。運転計画においては、例えば負荷１０６に含まれる空調機器などについて予め策定された運転スケジュールなどが含まれてよい。
【００７２】
規定料金情報記憶部２３２は、規定料金情報を記憶する。本実施形態における規定料金情報は、例えば図９のように、１日における時刻ごとの商用電源電力単価と太陽光発電電力単価を示す情報である。
【００７３】
インバータ効率テーブル記憶部２３３は、インバータ効率テーブルを記憶する。インバータ効率テーブルは、電力管理地域１において備えられるインバータ１０４ごとの効率特性を記憶している。ここでの効率特性は、充電時における電力と効率との対応関係と、放電時における電力と効率との対応関係とにより表される。
【００７４】
蓄電池使用履歴情報記憶部２３４は、蓄電池使用履歴情報を記憶する。蓄電池使用履歴情報は、電力管理地域１において備えられる蓄電池１０３の使用履歴を示す情報である。蓄電池使用履歴情報は、例えば運転制御部２２６の制御による蓄電池１０３の充放電動作の実績に応じて更新される。
【００７５】
［処理手順例］
図１５のフローチャートを参照して、本実施形態における電力管理装置２００が充放電スケジュールの決定のために実行する処理手順例について説明する。
電力管理装置２００において、電力状態予測部２２１は、１日における１時間ごとの電力管理地域１全体における電力状態（需要電力、太陽光発電電力、自己消費電力、余剰電力）を予測する（ステップＳ１０１）。
【００７６】
次に、充放電可能電力算出部２２２は、ステップＳ１０１により求めた予測結果に基づいて、電力管理地域１における各蓄電池１０３の充放電可能電力を総合した、電力管理地域１全体における充放電可能電力を算出する（ステップＳ１０２）。
本実施形態における充放電可能電力は、図８にて説明したように、例えば充電可能商用電源電力、充電可能太陽光発電電力、充電可能余剰電力、放電可能電力を含む。
【００７７】
次に、効率取得部２２３は、ステップＳ１０２により算出された充放電可能電力に基づいて、電力管理地域１における各蓄電池１０３に対応するインバータ１０４ごとの充放電時効率を取得する（ステップＳ１０３）。充放電時効率の取得にあたり、効率取得部２２３は、前述のようにインバータ効率テーブル記憶部２３３が記憶するインバータ効率テーブルを利用する。
ステップＳ１０３によっては、充電可能商用電源電力、充電可能太陽光発電電力、充電可能余剰電力、放電可能電力に応じて、それぞれ、図１０にて説明したように、商用電源充電時効率、太陽光発電電力充電時効率、余剰電力充電時効率及び放電時効率が取得される。
【００７８】
次に、実質電力単価情報取得部２２４は、電力管理地域１における各蓄電池１０３にて充放電される電力についての実質電力単価情報を取得する（ステップＳ１０４）。実質電力単価情報の取得にあたり、実質電力単価情報取得部２２４は、前述のように、ステップＳ１０３により取得された各インバータ１０４の充放電時効率と、図９に例示した規定の電力単価（商用電源電力単価、太陽光発電電力単価）とを利用する。
実質電力単価情報取得部２２４により取得される実質電力単価情報は、図１１により説明したように、充放電電力単価（商用電源蓄電電力単価、太陽光発電蓄電電力単価、余剰電力蓄電電力単価、平均蓄電電力単価及び放電電力単価）と放電時利得額である。
【００７９】
次に、蓄電池動作決定部２２５は、ステップＳ１０４により取得された実質電力単価情報に基づいて、複数の充放電スケジュール候補を策定する（ステップＳ１０５）。
ここで、蓄電池動作決定部２２５は、ステップＳ１０５により複数の充放電スケジュール候補を策定するにあたり、以下の処理を実行する。つまり、蓄電池動作決定部２２５は、電力管理地域１における蓄電池１０３の使用履歴（蓄電池使用履歴情報）に基づいて、電力管理地域１における全ての蓄電池１０３について、動作させるべき蓄電池１０３と動作させるべきでない蓄電池１０３とで選別する。一例として、蓄電池動作決定部２２５は、例えば輪番により循環されるようにして、動作させるべき蓄電池１０３と動作させるべきでない蓄電池１０３とを選別することができる。あるいは、蓄電池動作決定部２２５は、充放電の回数に基づいて、動作させるべき蓄電池１０３と動作させるべきでない蓄電池１０３とを循環させながら選別してもよい。
そして、蓄電池動作決定部２２５は、ステップＳ１０５により策定した充放電スケジュール候補ごとに経済性評価を行う（ステップＳ１０６）。
【００８０】
蓄電池動作決定部２２５は、ステップＳ１０６において得られた充放電スケジュール候補ごとの経済性評価結果を比較する。蓄電池動作決定部２２５は、経済性評価結果を比較した結果、最良の経済性評価結果が得られている充放電スケジュール候補を、充放電スケジュールの決定結果とする（ステップＳ１０７）。
【００８１】
上記の図１５の処理によって決定された充放電スケジュールは、運転計画記憶部２３１が記憶する運転計画に含められる。運転制御部２２６は、当日において、上記の図１５の処理によって決定された充放電スケジュールが含まれた運転計画に従って、電力管理地域１における蓄電池１０３を含む機器が動作するように制御を行う。
【００８２】
ここで、例えば電力状態の予測結果が運転の当日における実際の電力状態から乖離した場合、当日の運転計画に含まれる充放電スケジュールに従った蓄電池１０３の充放電動作では十分な経済性が得られない場合がある。
そこで、本実施形態の電力管理装置２００は、当日における蓄電池１０３の動作により得られる経済性が十分でない場合には、より高い経済性が得られるように充放電スケジュールを変更するように構成される。このための処理は、電力管理装置２００において蓄電池動作変更部２２７が実行する。
【００８３】
図１６のフローチャートは、電力管理装置２００における蓄電池動作変更部２２７が充放電スケジュールの変更のために実行する処理手順例を示している。同図に示す処理は、例えば機器運転の当日における一定時間ごとに実行されればよい。
蓄電池動作変更部２２７は、現在の電力管理地域１全体における電力状態を測定する（ステップＳ２０１）。
蓄電池動作変更部２２７は、ステップＳ２０１により測定された電力状態に基づいて、現在の電力管理地域１全体における充放電可能電力を算出する（ステップＳ２０２）。
また、蓄電池動作変更部２２７は、ステップＳ２０２により算出された充放電可能電力に基づいて、電力管理地域１における各蓄電池１０３に対応するインバータ１０４ごとの充放電時効率を取得する（ステップＳ２０３）。
次に、蓄電池動作変更部２２７は、ステップＳ２０３により取得された各インバータ１０４の充放電時効率と、規定料金情報記憶部２３２が規定料金情報として記憶する規定の電力単価（図９）とを利用し、現在の電力管理地域１における各蓄電池１０３についての実質電力単価情報（充放電電力単価、放電時利得額）を取得する（ステップＳ２０４）。
【００８４】
蓄電池動作変更部２２７は、ステップＳ２０４により取得された現在の実質電力単価情報を利用して、現在の蓄電池１０３の充放電動作による経済性評価を行う（ステップＳ２０５）。
蓄電池動作変更部２２７は、ステップＳ２０５による評価結果と、現在の蓄電池１０３の充放電動作を実現している充放電スケジュールのもとでの経済性の評価結果とを比較する（ステップＳ２０６）。現在の蓄電池１０３の充放電動作を実現している充放電スケジュールのもとでの経済性の評価結果には、例えば図１５のステップＳ１０６にて得られた評価結果を利用できる。
【００８５】
蓄電池動作変更部２２７は、ステップＳ２０６による比較の結果として、現在の充放電スケジュールに応じた評価結果のほうが、ステップＳ２０５にて得られた評価結果よりも高いか否かについて判定する（ステップＳ２０７）。
【００８６】
現在の充放電スケジュールに応じた評価結果のほうが低い場合（ステップＳ２０７−ＮＯ）、現在の充放電スケジュールでは十分に高い経済性が得られていないことになる。そこで、この場合の蓄電池動作変更部２２７は、充放電スケジュールを変更する（ステップＳ２０８）。
ステップＳ２０８における充放電スケジュールの変更として最も単純な制御の１つとして、蓄電池動作変更部２２７は、充放電動作を行っている複数の蓄電池１０３のうちの少なくとも一部の蓄電池１０３の充放電動作を停止させればよい。あるいは、蓄電池動作変更部２２７は、充放電スケジュールを現在の電力状態に基づいて再策定してもよい。
【００８７】
一方、現在の充放電スケジュールに応じた評価結果のほうが高い場合（ステップＳ２０７−ＹＥＳ）、現在の充放電スケジュールを変更する必要はない。そこで、この場合の蓄電池動作変更部２２７は、ステップＳ２０８をスキップして同図に示す処理を終了する。
【００８８】
なお、これまでの説明における電力管理装置２００は、蓄電池１０３に対応して設けられるインバータ１０４の効率を反映させた実質的な電力単価を求めている。しかし、電力管理装置２００は、例えばインバータ１０４に加えて、パワーコンディショナ１０２による太陽光発電電力の直流交流変換時の効率（損失）を反映させた実質的な電力単価を求めるようにしてもよい。
また、本実施形態における蓄電池１０３の充放電スケジュールの決定に関する構成は、例えば１つの需要家施設１０において個別に行われるようにすることもできる。
【００８９】
なお、上述の電力管理装置２００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電力管理装置２００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】
【００９０】
１  電力管理地域、２  商用電源、１０１  太陽電池、１０２  パワーコンディショナ、１０３  蓄電池、１０４  インバータ、１０５  電力経路切替部、１０６−１〜１０６−Ｎ  負荷、１０７  施設別制御部、２００  電力管理装置、２０１  通信部、２０２  制御部、２０３  記憶部、２２１  電力状態予測部、２２２  充放電可能電力算出部、２２３  効率取得部、２２４  実質電力単価情報取得部、２２５  蓄電池動作決定部、２２６  運転制御部、２２７  蓄電池動作変更部、２３１  運転計画記憶部、２３２  規定料金情報記憶部、２３３  インバータ効率テーブル記憶部、２３４  蓄電池使用履歴情報記憶部
【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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