(57)【要約】  電力系統に接続される２以上の施設の間における電力の売買の仕組みを提供する電力管理システムは、前記２以上の施設のいずれかである買電施設に対応するユーザ端末からの入力によって、前記２以上の施設の中から前記買電施設以外の売電施設を抽出し、前記売電施設と前記買電施設との間の通信経路における通信時間に基づいて、前記電力の売買の価値を示すスコア値を算出する制御部と、前記スコア値を前記ユーザ端末に通知する通知部とを備える。
2020040261.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統に接続される２以上の施設の間における電力の売買の仕組みを提供する電力管理システムであって、
前記２以上の施設のいずれかである買電施設に対応するユーザ端末からの入力によって、前記２以上の施設の中から前記買電施設以外の売電施設を抽出し、前記売電施設と前記買電施設との間の通信経路における通信時間に基づいて、前記電力の売買の価値を示すスコア値を算出する制御部と、
前記スコア値を前記ユーザ端末に通知する通知部とを備える、電力管理システム。
【請求項２】
前記２以上の施設は、ベース電源までの電力経路の距離が閾値以上である、請求項１に記載の電力管理システム。
【請求項３】
前記通信経路は、前記制御部及び前記通知部を備える電力管理サーバを経由する、請求項１及び請求項２のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項４】
前記制御部は、前記買電施設に電力を供給する電力ソースの種類に基づいて、前記スコア値を算出する、請求項１乃至請求項３のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項５】
前記制御部は、前記買電施設に電力を供給する電力ソースから出力可能な電力に基づいて、前記スコア値を算出する、請求項１乃至請求項４のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項６】
前記制御部は、前記買電施設に電力を供給する電力ソースから電力を出力するときの安定性、期待値、ＣＯ２排出量、運用コスト及び被害リスクの少なくともいずれか１つに基づいて、前記スコア値を算出する、請求項１乃至請求項５のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項７】
前記通信経路における通信時間は、前記売電施設と前記買電施設との間のＲＴＴ（Ｒｏｕｎｄ  Ｔｒｉｐ  Ｔｉｍｅ）を含む、請求項１乃至請求項６のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項８】
前記通信経路は、前記制御部及び前記通知部を備える電力管理サーバを経由し、
前記ＲＴＴは、前記売電施設と前記電力管理サーバとの間のＲＴＴ及び前記買電施設と前記電力管理サーバとの間のＲＴＴの合計である、請求項７に記載の電力管理システム。
【請求項９】
前記通信経路における通信時間は、前記通信経路におけるホップ数を含む、請求項１乃至請求項８のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項１０】
前記売電施設は、前記買電施設が接続される低圧電力線に接続されている施設である、請求項１乃至請求項９のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項１１】
電力系統に接続される２以上の施設の間における電力の売買の仕組みを提供する電力管理方法であって、
前記２以上の施設のいずれかである買電施設に対応するユーザ端末からの入力によって、前記２以上の施設の中から前記買電施設以外の売電施設を抽出する抽出ステップと、
前記売電施設と前記買電施設との間の通信経路における通信時間に基づいて、前記電力の売買の価値を示すスコア値を算出する算出ステップと、
前記スコア値を前記ユーザ端末に通知するステップとを備える、電力管理方法。
【請求項１２】
前記２以上の施設は、ベース電源までの電力経路の距離が閾値以上である、請求項１１に記載の電力管理方法。
【請求項１３】
前記通信経路は、前記抽出ステップ及び前記算出ステップを行う電力管理サーバを経由する、請求項１１及び請求項１２のいずれか１項に記載の電力管理方法。
【請求項１４】
前記算出ステップは、前記買電施設に電力を供給する電力ソースの種類に基づいて、前記スコア値を算出するステップを含む、請求項１１乃至請求項１３のいずれか１項に記載の電力管理方法。
【請求項１５】
前記算出ステップは、前記買電施設に電力を供給する電力ソースから出力可能な電力に基づいて、前記スコア値を算出するステップを含む、請求項１１乃至請求項１４のいずれか１項に記載の電力管理方法。
【請求項１６】
前記算出ステップは、前記買電施設に電力を供給する電力ソースから電力を出力するときの安定性、期待値、ＣＯ２排出量、運用コスト及び被害リスクの少なくともいずれか１つに基づいて、前記スコア値を算出するステップを含む、請求項１１乃至請求項１５のいずれか１項に記載の電力管理方法。
【請求項１７】
前記通信時間は、前記売電施設と前記買電施設との間のＲＴＴ（Ｒｏｕｎｄ  Ｔｒｉｐ  Ｔｉｍｅ）を含む、請求項１１乃至請求項１６のいずれか１項に記載の電力管理方法。
【請求項１８】
前記通信経路は、前記抽出ステップ及び前記算出ステップを行う電力管理サーバを経由し、
前記ＲＴＴは、前記売電施設と前記電力管理サーバとの間のＲＴＴ及び前記買電施設と前記電力管理サーバとの間のＲＴＴの合計である、請求項１７に記載の電力管理方法。
【請求項１９】
前記通信経路における通信時間は、前記通信経路におけるホップ数を含む、請求項１１乃至請求項１８のいずれか１項に記載の電力管理方法。
【請求項２０】
前記売電施設は、前記買電施設が接続される低圧電力線に接続されている施設である、請求項１１乃至請求項１９のいずれか１項に記載の電力管理方法。 
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力管理システム及び電力管理方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、電力系統の電力需給バランスを維持するために、施設に設けられる分散電源を利用する技術（例えば、ＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ  Ｐｏｗｅｒ  Ｐｌａｎｔ）が知られている（例えば、特許文献１）。さらには、施設に設けられる分散電源の利用方法として、電力の売買を実現する電力取引市場も注目を集めている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２００５−１８２３９９号公報
【発明の概要】
【０００４】
第１の特徴に係る電力管理システムは、電力系統に接続される２以上の施設の間における電力の売買の仕組みを提供する。前記電力管理システムは、制御部と通知部とを備える。前記制御部は、前記２以上の施設のいずれかである買電施設に対応するユーザ端末からの入力によって、前記２以上の施設の中から前記買電施設以外の売電施設を抽出し、前記売電施設と前記買電施設との間の通信経路における通信時間に基づいて、前記電力の売買の価値を示すスコア値を算出する。前記通知部は、前記スコア値を前記ユーザ端末に通知する。
【０００５】
第２の特徴に係る電力管理方法は、電力系統に接続される２以上の施設の間における電力の売買の仕組みを提供する方法である。前記電力管理方法は、前記２以上の施設のいずれかである買電施設に対応するユーザ端末からの入力によって、前記２以上の施設の中から前記買電施設以外の売電施設を抽出するステップと、前記売電施設と前記買電施設との間の通信経路における通信時間に基づいて、前記電力の売買の価値を示すスコア値を算出するステップと、前記スコア値を前記ユーザ端末に通知するステップとを備える。
【図面の簡単な説明】
【０００６】
【図１】図１は、実施形態に係る電力管理システム１０を示す図である。
【図２】図２は、実施形態に係る電力管理サーバ２００を示す図である。
【図３】図３は、実施形態に係る評価値を説明するための図である。
【図４】図４は、実施形態に係るスコア値を説明するための図である。
【図５】図５は、実施形態に係る電力管理方法を示す図である。
【図６】図６は、変更例に係る電力管理システム１０を示す図である。
【図７】図７は、変更例に係るスコア値を説明するための図である。
【発明を実施するための形態】
【０００７】
上述した電力取引市場では、電力の売り入札及び電力の買い入札をマッチングすることによって電力の売買が実現されている。一般的には、高圧電力系統などに接続されるベース電源によって施設の消費電力を賄うことが可能であるため、上述したマッチングについては、リアルタイム性が要求されておらず、仮想的に行うことが可能である。
【０００８】
しかしながら、ベース電源までの電力経路の距離が閾値以上である施設（例えば、低電圧電力系統に接続された施設）の間において、リアルタイムで電力の売買を行うケースを想定すると、ベース電源によって施設の消費電力を速やかに賄うことができない可能性がある。従って、施設から電力系統への逆潮流のタイミング（電力の売り入札）と電力系統から施設への潮流（電力の買い入札）のタイミングが揃っていないと、施設が設けられる地域の電力系統の電力需給バランスが崩れる可能性がある。
【０００９】
そこで、本開示は、上述した課題を解決するためになされたものであり、買電施設と売電施設とのマッチングを適切に実現することを可能とする電力管理システム及び電力管理方法を提供する。
【００１０】
以下において、実施形態について図面を参照しながら説明する。なお、以下の図面の記載において、同一又は類似の部分には、同一又は類似の符号を付している。
【００１１】
但し、図面は模式的なものであり、各寸法の比率などは現実のものとは異なる場合があることに留意すべきである。従って、具体的な寸法などは以下の説明を参酌して判断すべきである。また、図面相互間においても互いの寸法の関係又は比率が異なる部分が含まれている場合があることは勿論である。
【００１２】
［実施形態］
以下において、実施形態に係る電力管理システムについて説明する。電力管理システム１０は、施設１００と、電力管理サーバ２００と、施設３００と、ネットワーク４１０と、変電設備４２０と、ユーザ端末５００とを有する。
【００１３】
施設１００は、低圧電力線に接続される。低圧電力線は、電力系統の一例であり、高圧電力線の電圧よりも低い電圧に対応する電力線である。特に限定されるものではないが、施設１００は、相対的に小規模な施設である。例えば、施設１００は、空調機器、照明機器、ＡＶ（Ａｕｄｉｏ  Ｖｉｓｕａｌ）機器などの負荷機器を有する。施設１００は、太陽電池装置、蓄電池装置、燃料電池装置などの分散電源を有してもよい。
【００１４】
例えば、施設１００Ｐは、分散電源を有していない。施設１００Ａは、太陽電池装置を有する。施設１００Ｂは、太陽電池装置及び蓄電池装置を有する。施設１００Ｃは、太陽電池装置を有する。施設１００Ｄは、太陽電池装置、蓄電池装置及び燃料電池装置を有する。施設１００Ｅは、太陽電池装置及び蓄電池装置を有する。施設１００Ｆは、分散電源を有していない。
【００１５】
ここで、施設１００Ｐ、施設１００Ａ、施設１００Ｂ及び施設１００Ｃは、同一の低圧電力線４２１に接続される。施設１００Ｄ、施設１００Ｅ及び施設１００Ｆは、同一の低圧電力線４２２に接続される。低圧電力線４２１及び低圧電力線４２２は、変電設備４２０で分岐しており、異なる低圧電力線と考えてもよい。
【００１６】
以下において、低圧電力線から施設１００への電力の流れを潮流と称してもよい。施設１００から低圧電力線への電力の流れを逆潮流と称してもよい。
【００１７】
電力管理サーバ２００は、２以上の施設の間における電力の売買の仕組みを提供するサーバである。具体的には、電力管理サーバ２００は、電力を購入しようとする買電施設と電力を売却しようとする売電施設とのマッチングを行う。実施形態では、施設１００Ｐは、買電施設の一例である。施設１００Ａ〜施設１００Ｆは、売電施設の候補である。後述する施設３００Ａ〜施設３００Ｃも、売電施設の候補であってもよい。
【００１８】
電力管理サーバ２００は、発電事業者、送配電事業者或いは小売事業者、リソースアグリゲータなどの電力事業者によって管理されるサーバであってもよい。リソースアグリゲータは、ＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ  Ｐｏｗｅｒ  Ｐｌａｎｔ）において、発電事業者、送配電事業者及び小売事業者などに逆潮流の電力を提供する電力事業者である。リソースアグリゲータは、リソースアグリゲータによって管理される施設の消費電力の削減によって余剰電力（ネガワット）を生み出す電力事業者であってもよい。このような余剰電力は発電電力と見做されてもよい。リソースアグリゲータは、リソースアグリゲータによって管理される施設の消費電力の増大（例えば、蓄電池装置の充電量の増大）によって過剰な電力を吸収する電力事業者であってもよい。
【００１９】
電力管理サーバ２００は、施設１００に対して、施設１００に設けられる分散電源に対する制御を指示する制御メッセージを送信する。例えば、電力管理サーバ２００は、潮流の制御を要求する潮流制御メッセージ（例えば、ＤＲ；Ｄｅｍａｎｄ  Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）を送信してもよい。電力管理サーバ２００は、逆潮流の制御を要求する逆潮流制御メッセージを送信してもよい。さらに、電力管理サーバ２００は、分散電源の動作状態を制御する電源制御メッセージを送信してもよい。潮流又は逆潮流の制御度合いは、絶対値（例えば、○○ｋＷ）で表されてもよく、相対値（例えば、○○％）で表されてもよい。或いは、潮流又は逆潮流の制御度合いは、２以上のレベルで表されてもよい。潮流又は逆潮流の制御度合いは、現在の電力需給バランスによって定められる電力料金（ＲＴＰ；Ｒｅａｌ  Ｔｉｍｅ  Ｐｒｉｃｉｎｇ）によって表されてもよい。潮流又は逆潮流の制御度合いは、過去の電力需給バランスによって定められる電力料金（ＴＯＵ；Ｔｉｍｅ  Ｏｆ  Ｕｓｅ）によって表されてもよい。
【００２０】
施設３００は、高圧電力線に接続される。高圧電力線は、電力系統の一例であり、低圧電力線の電圧よりも高い電圧に対応する電力線である。特に限定されるものではないが、施設３００は、相対的に大規模な施設である。
【００２１】
例えば、施設３００Ａは、火力発電所である。施設３００Ｂは、原子力発電所である。施設３００Ｃは、風力発電所である。但し、施設３００は、多数の太陽電池装置を有する施設であってもよい。施設３００は、多数の蓄電池装置を有する施設であってもよい。施設３００Ａ〜施設３００Ａ〜施設３００Ｃは、ベース電源の一例である。
【００２２】
ネットワーク４１０は、施設１００、電力管理サーバ２００及び施設３００を接続するネットワークである。特に限定されるものではないが、ネットワーク４１０は、ＶＰＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ  Ｐｒｉｖａｔｅ  Ｎｅｔｗｏｒｋ）などの専用回線であってもよい。
【００２３】
変電設備４２０は、高圧電力線の電圧を低圧電力線の電圧に変換する設備である。変電設備４２０には、複数の低圧電力線が接続されてもよい。変電設備４２０には、複数の高圧電力線が接続されてもよい。
【００２４】
ユーザ端末５００は、施設１００Ｐのユーザに属する端末である。ユーザ端末５００は、パーソナルコンピュータ、スマートフォン、タブレットＰＣなどの端末であってもよい。
【００２５】
実施形態において、電力管理サーバ２００と施設１００との間の通信は、第１プロトコルに従って行われてもよい。一方で、施設１００と分散電源との間の通信は、第１プロトコルとは異なる第２プロトコルに従って行われてもよい。さらに、電力管理サーバ２００と分散電源との間の通信は、第１プロトコルに従って行われてもよい。例えば、第１プロトコルとしては、Ｏｐｅｎ  ＡＤＲ（Ａｕｔｏｍａｔｅｄ  Ｄｅｍａｎｄ  Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）に準拠するプロトコル、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。例えば、第２プロトコルは、ＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅに準拠するプロトコル、ＳＥＰ（Ｓｍａｒｔ  Ｅｎｅｒｇｙ  Ｐｒｏｆｉｌｅ）２．０、ＫＮＸ、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。
【００２６】
（電力管理サーバ）
以下において、実施形態に係る電力管理サーバについて説明する。図２に示すように、電力管理サーバ２００は、管理部２１０と、通信部２２０と、制御部２３０とを有する。
【００２７】
管理部２１０は、不揮発性メモリ又は／及びＨＤＤなどの記憶媒体によって構成されており、電力管理サーバ２００によって管理される２以上の施設１００に関するデータを管理する。電力管理サーバ２００によって管理される２以上の施設１００は、電力管理サーバ２００を管理するエンティティと契約を有する施設１００であってもよい。例えば、施設１００に関するデータは、電力系統から施設１００に供給される需要電力であってもよい。施設１００に関するデータは、電力系統全体の需要電力の削減要請（ＤＲ；Ｄｅｍａｎｄ  Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）に応じて各施設１００で削減された電力量であってもよい。施設１００に関するデータは、施設１００に設けられる分散電源の種別、施設１００に設けられる分散電源のスペックなどであってもよい。スペックは、太陽電池装置の定格発電電力（Ｗ）、蓄電池装置の最大出力電力（Ｗ）、燃料電池装置の最大出力電力（Ｗ）であってもよい。さらに、施設１００に関するデータは、過去において分散電源に指示した出力電力量であってもよい。例えば、分散電源が蓄電池装置である場合において、施設１００に関するデータは、蓄電池装置に指示した放電電力量であってもよい。施設１００に関するデータは、分散電源の劣化度であってもよい。例えば、分散電源が蓄電池装置である場合において、施設１００に関するデータは、蓄電池装置のＳＯＨ（Ｓｔａｔｅ  Ｏｆ  Ｈｅａｌｔｈ）であってもよい。
【００２８】
実施形態では、管理部２１０は、図３に示すように、買電施設に電力を供給する電力ソースに対応付けられた評価値を管理する。電力ソースは、太陽電池装置、蓄電池装置、燃料電池装置、火力発電所、原子力発電所、風力発電所などである。管理部２１０は、評価値の算出に用いる指標値を管理してもよい。指標値は、安定性、期待値、ＣＯ２排出量、分散電源、運用コスト、被害リスクなどである。
【００２９】
安定性は、電力の供給を安定的に継続できる度合いに関する指標値である。充電残量が変動し得る蓄電池装置、日射量で発電量が変動し得る太陽電池装置、風量で発電量が変動し得る風力発電所については、相対的に安定性の指標値が低いと考えられる。
【００３０】
期待値は、電力の供給を期待できる度合いに関する指標値である。施設１００の消費電力、充電残量、日射量などに影響される太陽電池装置、蓄電池装置及び燃料電池装置については、相対的に期待値の指標値が低いと考えられる。風量で発電量が変動し得る風力発電所については、相対的に期待値の指標値が低いと考えられる。
【００３１】
ＣＯ２排出量は、電力ソースが排出するＣＯ２量に関する指標値である。燃料電池装置及び火力発電所については、ＣＯ２排出量が多いと考えられるため、相対的にＣＯ２排出量の指標値が低いと考えられる。
【００３２】
分散電源は、電力ソースが分散電源であるか否かを示す指標値である。電力ソースが分散電源であれば、地産地消を期待できるため、分散電源の指標値が高いと考えられる。
【００３３】
運用コストは、電力ソースの運用コストに関する指標値である。太陽電池装置及び風力発電所については、自然エネルギーを利用するため、運用コストの指標値が高いと考えられる。
【００３４】
被害リスクは、災害に対する被害のリスクに関する指標値である。火力発電所及び原子力発電所については、災害に対する被害が大規模であるため、被害リスクの指標値が低いと考えられる。
【００３５】
図３では、売電に用いる電力ソースに対応付けられた評価値は、安定性、期待値、ＣＯ２排出量、運用コスト及び被害リスクに基づいて定められている。しかしながら、実施形態は、これに限定されるものではない。売電に用いる電力ソースに対応付けられた評価値は、安定性、期待値、ＣＯ２排出量、運用コスト及び被害リスクの少なくともいずれか１つに基づいて定められてもよい。
【００３６】
通信部２２０は、通信モジュールによって構成されており、ネットワーク４００を介して移設１００と通信を行う。通信部２２０は、上述したように、第１プロトコルに従って通信を行う。例えば、通信部２２０は、第１プロトコルに従って第１メッセージを施設１００に送信する。通信部２２０は、第１プロトコルに従って第１メッセージ応答を施設１００から受信する。
【００３７】
実施形態では、通信部２２０は、ユーザ端末５００と通信を行う。通信部２２０は、売電施設に設けられる電力ソースのスコア値を要求するメッセージ（スコア値要求）をユーザ端末５００から受信する。通信部２２０は、売電施設に設けられる電力ソースのスコア値を含むメッセージ（スコア値応答）をユーザ端末５００に送信する。すなわち、通信部２２０は、スコア値をユーザ端末５００に通知する通知部を構成する。
【００３８】
制御部２３０は、メモリ及びＣＰＵなどによって構成されており、電力管理サーバ２００に設けられる各構成を制御する。例えば、制御部２３０は、制御メッセージの送信によって、施設１００に対して、施設１００に設けられる分散電源に対する制御を指示する。制御メッセージは、上述したように、潮流制御メッセージであってもよく、逆潮流制御メッセージであってもよく、電源制御メッセージであってもよい。
【００３９】
実施形態では、制御部２３０は、買電施設（例えば、施設１００Ｐ）に対応するユーザ端末５００からの入力によって、２以上の施設の中から買電施設以外の売電施設を抽出する。制御部２３０は、売電施設と買電施設との間の通信経路における通信時間に基づいて、電力の売買の価値を示すスコア値を算出する。
【００４０】
例えば、ユーザ端末５００からの入力は、上述したスコア値要求である。スコア値要求は、買電施設に電力を供給可能な売電施設の全て又は一部を指定する情報要素を含んでもよい。売電施設の一部を指定する情報要素は、ベース電源までの電力経路の距離が閾値以上であるという条件を示す情報要素を含んでもよい。このような情報要素は、低圧電力線に接続される施設という条件を示す情報要素を含んでもよい。売電施設の一部を指定する情報要素は、買電施設が接続される低圧電力線に接続される施設という条件を示す情報要素を含んでもよい。売電施設の一部を指定する情報要素は、安定性が高い、期待値が高い、ＣＯ２排出量が少ない、電力ソースが分散電源である、運用コストが安い、被害リスクが小さいなどの条件を示す情報要素を含んでもよい。
【００４１】
例えば、通信経路における通信時間は、売電施設と買電施設との間のＲＴＴ（Ｒｏｕｎｄ  Ｔｒｉｐ  Ｔｉｍｅ）で表されてもよい。実施形態では、売電施設と買電施設との間の通信経路は、電力管理サーバ２００を経由するため、売電施設と買電施設との間のＲＴＴは、売電施設と電力管理サーバ２００との間のＲＴＴ及び買電施設と電力管理サーバ２００との間のＲＴＴの合計である。
【００４２】
例えば、施設１００Ｐが買電施設であり、施設１００Ａ〜施設１００Ｆ及び施設３００Ａ〜施設３００Ｃが売電施設の候補であるケースについて考える。
【００４３】
制御部２３０は、図４に示すように、図３に示す評価値を通信経路における通信時間（ＲＴＴ）で補正することによって、電力の売買の価値を示すスコア値を算出する。具体的には、制御部２３０は、ＲＴＴが小さいほどスコア値が高くなるように評価値を補正する。
【００４４】
実施形態では、図３に示す評価値は、電力ソースの種類によって異なっている。従って、制御部２３０は、結果として、電力ソースの種類に基づいてスコア値を算出している。
【００４５】
実施形態では、図３に示す評価値は、安定性、期待値、ＣＯ２排出量、運用コスト及び被害リスクの少なくともいずれか１つに基づいて定められている。従って、制御部２３０は、結果として、安定性、期待値、ＣＯ２排出量、運用コスト及び被害リスクの少なくともいずれか１つに基づいてスコア値を算出している。
【００４６】
制御部２３０は、ベース電源までの電力経路の距離が閾値未満である施設を売電施設の候補から除外してもよい。例えば、制御部２３０は、施設３００Ａ〜施設３００Ｃを売電施設の候補から除外してもよい。除外は、スコア値をゼロとして算出する処理であってもよく、売電施設として抽出しない処理であってもよい。
【００４７】
制御部２３０は、買電施設が接続される低圧電力線に接続されていない施設を売電施設の候補から除外してもよい。すなわち、この場合、売電施設は、買電施設が接続される低圧電力線に接続されている施設である。例えば、制御部２３０は、施設１００Ｄ〜施設１００Ｆを売電施設の候補から除外してもよい。除外は、スコア値をゼロとして算出する処理であってもよく、売電施設として抽出しない処理であってもよい。
【００４８】
制御部２３０は、電力ソースから出力可能な電力量（以下、出力可能量）に基づいてスコア値を算出してもよい。電力ソースが分散電源である場合には、出力可能量は、分散電源が逆潮流可能な電力量であってもよい。例えば、制御部２３０は、買電施設のユーザが要求する買電電力量よりも出力可能量が小さいほどスコア値が低くなるようにスコア値を算出する。制御部２３０は、買電電力量よりも出力可能量が小さい施設を売電施設の候補から除外してもよい。
【００４９】
（電力管理方法）
以下において、実施形態に係る電力管理方法について説明する。
【００５０】
図５に示すように、ステップＳ１０において、ユーザ端末５００は、売電施設に設けられる電力ソースのスコア値を要求するメッセージ（スコア値要求）を電力管理サーバ２００に送信する。上述したように、スコア値要求は、買電施設に電力を供給可能な売電施設の全て又は一部を指定する情報要素を含んでもよい。
【００５１】
ステップＳ２０において、電力管理サーバ２００は、買電施設に対応するユーザ端末５００からの入力によって、２以上の施設の中から買電施設以外の売電施設を抽出する。
【００５２】
ステップＳ３０において、電力管理サーバ２００は、売電施設と買電施設との間の通信経路における通信時間に基づいて、電力の売買の価値を示すスコア値を算出する。例えば、電力管理サーバ２００は、図４に示すスコア値を算出する。スコア値の算出方法については上述した通りであるため、その詳細については省略する。
【００５３】
ステップＳ４０において、電力管理サーバ２００は、売電施設に設けられる電力ソースのスコア値を含むメッセージ（スコア値応答）をユーザ端末５００に送信する。
【００５４】
ステップＳ５０において、ユーザ端末５００は、ユーザによって選択された売電施設を示す情報要素を含むメッセージ（買電要求）を電力管理サーバ２００に送信する。ここで、ユーザ端末５００は、スコア値応答の受信に応じて、売電施設をユーザに選択させるため、図４に示すスコア値の一覧を表示してもよい。
【００５５】
ステップＳ６０において、電力管理サーバ２００は、買電施設と売電施設とのマッチングが成立した場合に、マッチングの成立を示す情報要素を含むメッセージ（買電応答）をユーザ端末５００に送信する。電力管理サーバ２００は、買電施設と売電施設とのマッチングが成立しなかった場合に、マッチングの不成立を示す情報要素を含むメッセージ（買電応答）をユーザ端末５００に送信してもよい。以下においては、マッチングが成立したものとして説明を進める。
【００５６】
ステップＳ７０において、電力管理サーバ２００は、ユーザによって選択された売電施設から電力を出力するよう指示するメッセージ（出力指示）を売電施設に送信する。
【００５７】
ステップＳ８０において、売電施設は、電力を電力系統に出力する。図５では、説明を明確にするために、売電施設から買電施設に電力が供給される図が示されているが、これは売電施設から買電施設に専用の電力線によって直接的に電力を供給することを意図するものではない。売電施設から電力系統に電力が出力される動作及び電力系統から買電施設に電力が供給される動作が別々に行われてもよく、リアルタイムで電力を売買するケースでは、これらの動作はマッチングが成立した際に略同じタイミングで行われてもよい。
【００５８】
（作用及び効果）
実施形態では、電力管理サーバ２００は、売電施設と買電施設との間の通信経路における通信時間に基づいて、電力の売買の価値を示すスコア値を算出する。このような構成によれば、リアルタイムで電力を売買するケースにおいて、買電施設と売電施設とのマッチングを適切に実現することができる。
【００５９】
例えば、ベース電源までの電力経路の距離が閾値以上である２以上の施設間で電力の売買を行う仕組みを提供するケースにおいて、逆潮流のタイミングと潮流のタイミングとのズレによって生じる電力需給バランスの崩れを抑制することができる。
【００６０】
［変更例］
以下において、実施形態の変更例について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について主として説明する。
【００６１】
実施形態では、通信経路における通信時間としてＲＴＴを用いるケースについて説明した。これに対して、変更例では、通信経路における通信時間としてホップ数を用いるケースについて説明する。
【００６２】
図６に示すように、電力管理システム１０において、施設１００は、無線通信網によって構成されるアドホックネットワークを構成する。アドホックネットワークは、無線通信網ではなく、有線通信網によって構成されてもよい。このようなケースにおいて、買電施設と売電施設との間の通信経路は、電力管理サーバ２００を経由しなくてもよい。
【００６３】
このようなケースにおいて、電力管理サーバ２００は、施設１００間のホップ数を管理する。ホップ数とは、通信経路に設けられる施設１００の数によって表される。ホップ数は、施設１００から通知されてもよい。
【００６４】
具体的には、電力管理サーバ２００は、図７に示すように、図３に示す評価値を通信経路における通信時間（ホップ数）で補正することによって、電力の売買の価値を示すスコア値を算出する。具体的には、制御部２３０は、ホップ数が少ないほどスコア値が高くなるように評価値を補正する。言い換えると、電力管理サーバ２００は、図４に示すスコア値の一覧に代えて、図７に示すスコア値の一覧を生成してもよい。
【００６５】
［その他の実施形態］
本開示は上述した実施形態によって説明したが、この開示の一部をなす論述及び図面は、この発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替実施形態、実施例及び運用技術が明らかとなろう。
【００６６】
実施形態では、買電要求は、ユーザによって選択された売電施設を示す情報要素を含む。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。買電要求は、ユーザによって選択された売電施設を示す情報要素に加えて、ユーザによって選択された電力ソースを示す情報要素を含んでもよい。すなわち、売電施設が２種類以上の電力ソースを有する場合に、２種類以上の電力ソースのスコア値が異なることから、売電施設に設けられる電力ソースをユーザが選択可能であってもよい。
【００６７】
実施形態では特に触れていないが、ユーザ端末５００は買電施設と同義と考えてもよい。このようなケースにおいて、ユーザ端末５００は、買電施設に設けられる端末であってもよい。通信経路における通信時間は、ユーザ端末５００と売電施設との間の通信経路における通信時間であってもよい。
【００６８】
実施形態では特に触れていないが、ユーザ端末５００は、買電施設に滞在中又は滞在予定の端末であってもよい。例えば、このような利用シーンとしては、買電施設が友人宅である場合に、ユーザ端末５００のユーザが電気自動車を友人宅で充電する利用シーン、買電施設が飲食店である場合に、ユーザ端末５００のユーザがスマートフォンを飲食店で充電する利用シーンが考えられる。
【００６９】
実施形態では、評価値は、安定性、期待値、ＣＯ２排出量、運用コスト及び被害リスクの少なくともいずれか１つに基づいて定められる。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。評価値は、買電施設のユーザによって設定されてもよい。評価値は、予め定められていてもよい。
【００７０】
実施形態では、売電施設の抽出及びスコア値の算出は、電力管理サーバ２００で行われる。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。売電施設の抽出及びスコア値の算出は、ネットワーク４１０に接続される装置であれば、どのような装置によって行われてもよい。売電施設の抽出及びスコア値の算出は、２以上の装置の連携によって行われてもよい。売電施設の抽出及びスコア値の算出は、ユーザ端末５００によって行われてもよく、１以上の売電施設のユーザに属する端末によって行われてもよく、２以上のユーザ端末がアクセス可能なクラウドサーバによって行われてもよい。
【００７１】
なお、日本国特許出願第２０１８−１５６８７６号（２０１８年８月２４日出願）の全内容が、参照により、本願に組み込まれている。
【図１】
2020040261.tif 000003
【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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【手続補正書】
【提出日】令和3年2月18日(2021.2.18)
【手続補正１】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】全文
【補正方法】変更
【補正の内容】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統に接続される２以上の施設の間における電力の売買の仕組みを提供する電力管理システムであって、
前記２以上の施設のいずれかであって、買電する第２施設に対応するユーザ端末からの入力によって、２以上の施設の中から前記第２施設以外であって、売電する第１施設を抽出し、前記第１施設と前記第２施設との間の通信経路における通信時間に基づいて、前記第１施設の評価を示すスコア値を算出する制御部と、
前記スコア値を前記ユーザ端末に通知する通信部とを備える、電力管理システム。
【請求項２】
前記２以上の施設は、ベース電源までの電力経路の距離が閾値以上である、請求項１に記載の電力管理システム。
【請求項３】
前記通信経路は、前記制御部及び前記通信部を備える電力管理サーバを経由する、請求項１及び請求項２のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項４】
前記制御部は、前記第１施設の種類に基づいて、前記スコア値を算出する、請求項１乃至請求項３のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項５】
前記制御部は、前記第１施設から出力可能な電力に基づいて、前記スコア値を算出する、請求項１乃至請求項４のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項６】
前記制御部は、前記第１施設から電力を出力するときの安定性、期待値、ＣＯ２排出量、運用コスト及び被害リスクの少なくともいずれか１つに基づいて、前記スコア値を算出する、請求項１乃至請求項５のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項７】
前記通信時間は、前記第１施設と前記第２施設との間のＲＴＴ（Ｒｏｕｎｄ  Ｔｒｉｐ  Ｔｉｍｅ）を含む、請求項１乃至請求項６のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項８】
前記通信経路は、前記制御部及び前記通信部を備える電力管理サーバを経由し、
前記ＲＴＴは、前記第１施設と前記電力管理サーバとの間のＲＴＴ及び前記第２施設と前記電力管理サーバとの間のＲＴＴの合計である、請求項７に記載の電力管理システム。
【請求項９】
前記通信時間は、前記通信経路におけるホップ数を含む、請求項１乃至請求項８のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項１０】
前記第１施設は、前記第２施設が接続される低圧電力線に接続されている施設である、請求項１乃至請求項９のいずれか１項に記載の電力管理システム。
【請求項１１】
電力系統に接続される２以上の施設の間における電力の売買の仕組みを提供する電力管理方法であって、
前記２以上の施設のいずれかであって、買電する施設である第２施設に対応するユーザ端末からの入力によって、２以上の施設の中から前記第２施設以外であって、売電する施設である第１施設を抽出する抽出ステップと、
前記第１施設と前記第２施設との間の通信経路における通信時間に基づいて、前記第１施設の評価を算出する算出ステップと、
前記スコア値を前記ユーザ端末に通知するステップとを備える、電力管理方法。
【請求項１２】
前記２以上の施設は、ベース電源までの電力経路の距離が閾値以上である、請求項１１に記載の電力管理方法。
【請求項１３】
前記通信経路は、前記抽出ステップ及び前記算出ステップを行う電力管理サーバを経由する、請求項１１及び請求項１２のいずれか１項に記載の電力管理方法。
【請求項１４】
前記算出ステップは、前記第１施設の種類に基づいて、前記スコア値を算出するステップを含む、請求項１１乃至請求項１３のいずれか１項に記載の電力管理方法。
【請求項１５】
前記算出ステップは、前記第１施設から出力可能な電力に基づいて、前記スコア値を算出するステップを含む、請求項１１乃至請求項１４のいずれか１項に記載の電力管理方法。
【請求項１６】
前記算出ステップは、前記第１施設から電力を出力するときの安定性、期待値、ＣＯ２排出量、運用コスト及び被害リスクの少なくともいずれか１つに基づいて、前記スコア値を算出するステップを含む、請求項１１乃至請求項１５のいずれか１項に記載の電力管理方法。
【請求項１７】
前記通信時間は、前記第１施設と前記第２施設との間のＲＴＴ（Ｒｏｕｎｄ  Ｔｒｉｐ  Ｔｉｍｅ）を含む、請求項１１乃至請求項１６のいずれか１項に記載の電力管理方法。
【請求項１８】
前記通信経路は、前記抽出ステップ及び前記算出ステップを行う電力管理サーバを経由し、
前記ＲＴＴは、前記第１施設と前記電力管理サーバとの間のＲＴＴ及び前記第２施設と前記電力管理サーバとの間のＲＴＴの合計である、請求項１７に記載の電力管理方法。
【請求項１９】
前記通信時間は、前記通信経路におけるホップ数を含む、請求項１１乃至請求項１８のいずれか１項に記載の電力管理方法。
【請求項２０】
前記第１施設は、前記第２施設が接続される低圧電力線に接続されている施設である、請求項１１乃至請求項１９のいずれか１項に記載の電力管理方法。
【手続補正２】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】０００４
【補正方法】変更
【補正の内容】
【０００４】
第１の特徴に係る電力管理システムは、電力系統に接続される２以上の施設の間における電力の売買の仕組みを提供する。前記電力管理システムは、制御部と通信部とを備える。前記制御部は、前記２以上の施設のいずれかであって、買電する第２施設に対応するユーザ端末からの入力によって、２以上の施設の中から前記第２施設以外であって、売電する第１施設を抽出し、前記第１施設と前記第２施設との間の通信経路における通信時間に基づいて、前記第１施設の評価を示すスコア値を算出する。前記通信部は、前記スコア値を前記ユーザ端末に通知する。
【手続補正３】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】０００５
【補正方法】変更
【補正の内容】
【０００５】
第２の特徴に係る電力管理方法は、電力系統に接続される２以上の施設の間における電力の売買の仕組みを提供する方法である。前記電力管理方法は、前記２以上の施設のいずれかであって、買電する施設である第２施設に対応するユーザ端末からの入力によって、２以上の施設の中から前記第２施設以外であって、売電する施設である第１施設を抽出するステップと、前記第１施設と前記第２施設との間の通信経路における通信時間に基づいて、前記第１施設の評価を示すスコア値を算出するステップと、前記スコア値を前記ユーザ端末に通知するステップとを備える。
【手続補正４】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００３６
【補正方法】変更
【補正の内容】
【００３６】
通信部２２０は、通信モジュールによって構成されており、ネットワーク４００を介して施設１００と通信を行う。通信部２２０は、上述したように、第１プロトコルに従って通信を行う。例えば、通信部２２０は、第１プロトコルに従って第１メッセージを施設１００に送信する。通信部２２０は、第１プロトコルに従って第１メッセージ応答を施設１００から受信する。
【手続補正５】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００３７
【補正方法】変更
【補正の内容】
【００３７】
実施形態では、通信部２２０は、ユーザ端末５００と通信を行う。通信部２２０は、売電施設に設けられる電力ソースのスコア値を要求するメッセージ（スコア値要求）をユーザ端末５００から受信する。通信部２２０は、売電施設に設けられる電力ソースのスコア値を含むメッセージ（スコア値応答）をユーザ端末５００に送信する。すなわち、通信部２２０は、スコア値をユーザ端末５００に通知する。
【国際調査報告】
2020040261.tif 000010
2020040261.tif 000011