"上位系統と連系点で接続され、自然エネルギ発電装置、蓄電池、および電力を消費する負荷が配電線を介して相互に接続される小規模系統に設置される蓄電池需給計画作成装置であって、気象予報情報と計画値とを取得する入力部と、気象情報と発電電力との関係を示す前記自然エネルギ発電装置の発電特性、気象情報と使用電力との関係を示す前記負荷の負荷特性を記憶する記憶部と、前記自然エネルギ発電装置の発電電力を前記発電特性および前記気象予報情報を用いて推定する発電電力推定部と、前記負荷の使用電力を前記負荷特性および前記気象予報情報を用いて推定する使用電力推定部と、前記発電電力と前記蓄電池の充放電電力と前記使用電力と前記上位系統と前記小規模系統との間の送受電電力とを変数とする需給バランスの関係、および前記蓄電池のSOCStateofChargeの上下限値を制約条件とし、前記送受電電力を前記計画値に近づけるための変数と前記送受電電力の最大値を小さくするための変数とを用いた目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成する蓄電池スケジュール作成部とを備えることを特徴とする蓄電池需給計画作成装置。前記蓄電池スケジュール作成部は、前記目的関数に前記蓄電池の放電電力を変数として加えて新たな目的関数を生成し、前記新たな目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成することを特徴とする請求項1に記載の蓄電池需給計画作成装置。前記蓄電池スケジュール作成部は、前記入力部を介して取得した前記蓄電池のSOC目標値を前記制約条件に加えて、前記新たな目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成することを特徴とする請求項2に記載の蓄電池需給計画作成装置。前記蓄電池スケジュール作成部は、前記入力部を介して取得した前記蓄電池のSOC目標値を前記制約条件に加えて、前記目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成することを特徴とする請求項1に記載の蓄電池需給計画作成装置。上位系統と連系点で接続され、自然エネルギ発電装置、蓄電池、および電力を消費する負荷が配電線を介して相互に接続される小規模系統に設置される蓄電池需給計画作成装置の蓄電池需給計画作成方法であって、前記蓄電池需給計画作成装置は、気象予報情報と計画値とを取得する入力部と、気象情報と発電電力との関係を示す前記自然エネルギ発電装置の発電特性、気象情報と使用電力との関係を示す前記負荷の負荷特性を記憶する記憶部と、を備え、前記自然エネルギ発電装置の発電電力を前記発電特性および前記気象予報情報を用いて推定する発電電力推定ステップと、前記負荷の使用電力を前記負荷特性および前記気象予報情報を用いて推定する使用電力推定ステップと、前記発電電力と前記蓄電池の充放電電力と前記使用電力と前記上位系統と前記小規模系統との間の送受電電力とを変数とする需給バランスの関係、および前記蓄電池のSOCStateofChargeの上下限値を制約条件とし、前記送受電電力を前記計画値に近づけるための変数と前記送受電電力の最大値を小さくするための変数とを用いた目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成する蓄電池スケジュール作成ステップとを実行することを特徴とする蓄電池需給計画作成方法。前記蓄電池スケジュール作成ステップでは、前記目的関数に前記蓄電池の放電電力を変数として加えて新たな目的関数を生成し、前記新たな目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成することを特徴とする請求項5に記載の蓄電池需給計画作成方法。前記蓄電池スケジュール作成ステップでは、前記入力部を介して取得した前記蓄電池のSOC目標値を前記制約条件に加えて、前記新たな目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成することを特徴とする請求項6に記載の蓄電池需給計画作成方法。前記蓄電池スケジュール作成ステップでは、前記入力部を介して取得した前記蓄電池のSOC目標値を前記制約条件に加えて、前記目的関数の値を最小化する演算処理を実行し、前記蓄電池の運用計画情報を作成することを特徴とする請求項5に記載の蓄電池需給計画作成方法。しかしながら、蓄電池は比較的高価であり、すべての余剰電力を蓄電し、電力が不足する時間帯に放電するほどの大容量のものを備えることは費用対効果が小さい。したがって、ある程度は、上位系統と電力を売買した方が費用対効果が向上する。その際、1台以上の蓄電池を効率良く運用するだけでなく、上位系統との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えることができれば、上位系統に対しては、悪影響を小さくすることができる。また、最大送受電電力を小さく抑えられるため、小規模系統の設備コストも低減できる。なお、特許文献1,2では、前記したような、上位系統との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えるような観点からの検討はされていない。そこで、本発明では、小規模系統において、上位系統との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えることを課題とする。前記課題を解決するために、本発明に係る蓄電池需給計画作成装置は、少なくとも、自然エネルギ発電による発電電力の推定値、蓄電池の充放電電力、負荷の使用電力の推定値、および上位系統との間の送受電電力を変数とする需給バランスと、蓄電池のSOCStateofChargeの上下限値とを制約条件とし、上位系統との間の送受電電力と計画値との差分および前記差分の二乗を変数とする目的関数を最小化する演算処理を実行することによって、上位系統との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えるための蓄電池の運用計画を作成することを特徴とする。本発明によれば、小規模系統において、上位系統との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えることができる。次に、本発明を実施するための形態以降、本実施形態と称す。について、適宜図面を参照しながら詳細に説明する。本実施形態における小規模系統の構成例について、図1を用いて説明する。図1に示すように、小規模系統1は、自然エネルギ発電装置として、太陽光発電装置20および/または風力発電装置21を備えている。また、小規模系統1は、自然エネルギ発電装置の出力が天候によって変動するため、余剰の電力を蓄電し、電力が不足する時間帯に放電して電力供給を行う蓄電池10を備えている。また、小規模系統1内には、電力を消費する負荷30が含まれている。太陽光発電装置20、風力発電装置21、蓄電池10、および負荷30は、配電線を介して相互に接続されている。そして、小規模系統1は、連系点を介して、上位系統2に接続している。なお、図1には、太陽光発電装置20、風力発電装置21、蓄電池10、および負荷30は、それぞれ1台ずつしか明記していないが、2台以上であっても構わない。また、小規模系統1には、蓄電池需給計画作成装置40が設置されている。蓄電池需給計画作成装置40は、蓄電池10の充放電効率や最大充放電電力等の情報、太陽光発電装置20の発電容量や発電特性等の情報、風力発電装置21の発電容量や発電特性等の情報、負荷30の負荷特性等の情報、気象予報情報等を取得し、取得した情報に基づいて、蓄電池10を効率良く運用するだけでなく、上位系統2との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えるように、蓄電池10の運用計画を作成する。そして、蓄電池需給計画作成装置40は、作成した運用計画を運用計画情報50として蓄電池10に送信し、蓄電池10に対して運用計画情報50に基づいた制御を行う。次に、蓄電池需給計画作成装置40の構成例について、図2を用いて説明する。蓄電池需給計画作成装置40は、図示しないCPUCentralProcessingUnitおよびメインメモリによって構成される処理部41と、アプリケーションプログラム等を記憶する記憶部42と、通信部43と、入力部44とを備えている。入力部44は、キーボードやマウス等の入力装置を接続するインタフェースであり、管理者や保守者の操作に基づいて、気象予報情報等の種々の情報の入力を受け付ける機能を有する。また、通信部43は、ネットワーク不図示を接続する通信インタフェースであり、処理部41の処理結果を蓄電池10へ出力したり、気象予報情報等の種々の情報を受信したりする機能を有する。ただし、図2は、入力部44を介して気性予報情報を受け付ける場合を表している。処理部41は、記憶部42に記憶されているアプリケーションプログラムをメインメモリに展開して、太陽光発電電力推定部110、風力発電電力推定部120、使用電力推定部130、および蓄電池スケジュール作成部140を具現化する。太陽光発電電力推定部110は、入力部44または通信部43を介して気温予測値、日射量予測値等の気象予報情報を取得し、太陽光発電機情報記憶部111に記憶された発電容量、気温や日射量ごとの発電特性を参照して、時間帯ごとの発電電力を推定し、推定結果を推定太陽光発電電力として蓄電池スケジュール作成部140に出力する。風力発電電力推定部120は、入力部44または通信部43を介して風速予測値、風向予測値等の気象予報情報を取得し、風力発電機情報記憶部121に記憶された発電容量、風速や風向ごとの発電特性を参照して、時間帯ごとの発電電力を推定し、推定結果を推定風力発電電力として蓄電池スケジュール作成部140に出力する。使用電力推定部130は、入力部44または通信部43を介して気温予測値、湿度予測値等の気象予報情報を取得し、負荷情報記憶部131に記憶された気温や湿度ごとの負荷特性を参照して、時間帯ごとの使用電力を推定し、推定結果を推定使用電力として蓄電池スケジュール作成部140に出力する。蓄電池スケジュール作成部140は、推定太陽光発電電力、推定風力発電電力、推定使用電力、蓄電池情報記憶部141に記憶された蓄電池10の充放電効率や最大充放電電力、小規模系統1の管理者または保守者によって設定されるSOC初期値やSOC上下限値やSOC目標値目標残電力量を用いて、所定の演算を実行することによって、蓄電池10の運用計画を作成する。ここで、蓄電池スケジュール作成部140における所定の演算について説明する。まず、目的関数は、min{Σ上位系統送受電電力t-上位系統送受電計画電力tα×ΣΣ蓄電池放電電力i,tβ×Σ上位系統送受電電力t-上位系統送受電計画電力t2}式1と設定する。ただし、min{}は、{}内の値の最小値を算出する関数である。{}内の第1項は、上位系統送受電電力tを計画値に近づけるための項である。{}内の第2項は、蓄電池放電電力i,tの変化を小さく抑えるための項である。{}内の第3項は、上位系統送受電電力tのピーク最大送受電電力を小さく抑えるための項である。また、α,βは重み係数であり、目的関数内の各項の優先順位に応じて、適宜設定される。また、iは、i番目の装置を表す。また、tは時間帯を表す。また、上位系統送受電電力tの符号は、正のときは小規模系統1が上位系統2へ送電することを表し、負のときは小規模系統1が上位系統2から受電することを表す。また、Σは、装置全体にわたって累積することおよび計画を作成する期間にわたって累積することを表す。次に、制約条件として、需給バランス、蓄電池充放電上下限値、SOCレベル、SOC上下限値、およびSOC目標値を設定する。以下に、各項目について、説明をする。なお、制約条件は、管理者や保守者によって設定され、記憶部42に記憶される。需給バランスは、Σ推定太陽光発電電力i,tΣ推定風力発電電力i,tΣ蓄電池放電電力i,t-Σ蓄電池充電電力i,t-Σ推定使用電力i,t上位系統送受電電力t=0式2と設定する。蓄電池充放電上下限値は、蓄電池放電下限値i≦蓄電池放電電力i,t≦蓄電池放電上限値i式3蓄電池充電下限値i≦蓄電池充電電力i,t≦蓄電池充電上限値i式4と設定する。SOCレベルは、SOCi,t=SOCi,t-1ηi×蓄電池充電電力i,t-蓄電池放電電力i,t/μi式5と設定する。ただし、ηiは、i番目の蓄電池の充電効率を表す。μiは、i番目の蓄電池の放電効率を表す。SOC上下限値は、SOC下限値i≦SOCi,t≦SOC上限値i式6と設定する。SOC目標値は、SOCi,t≧SOC目標値i,t式7と設定する。また、記憶部42は、太陽光発電機情報記憶部111、風力発電機情報記憶部121、負荷情報記憶部131、および蓄電池情報記憶部141を有する。太陽光発電機情報記憶部111は、各太陽光発電装置20の発電容量、気温や日射量ごとの発電特性を記憶している。風力発電機情報記憶部121は、各風力発電装置21の発電容量、風速や風向ごとの発電特性を記憶している。負荷情報記憶部131は、各負荷30の気温や湿度ごとの負荷特性を記憶している。蓄電池情報記憶部141は、各蓄電池10の充放電効率や最大充放電電力を記憶している。次に、蓄電池需給計画作成装置40の処理フロー例について、図3を用いて説明する適宜、図2参照。ステップS301では、太陽光発電電力推定部110は、推定太陽光発電電力を算出する。また、風力発電電力推定部120は、推定風力発電電力を算出する。また、使用電力推定部130は、推定使用電力を算出する。ステップS302では、蓄電池スケジュール作成部140は、式1に示す目的関数を生成する。このとき、例えば、α,βの値を変えて各項の重みを変更したり、上位系統送受電計画電力tの値を変更したりして、目的に合致した蓄電池10の制御が行えるようにする。また、目的関数の上位系統送受電計画電力t計画値は、入力部44を介して取得される。ステップS303では、蓄電池スケジュール作成部140は、制約条件を入力部44を介して取得するか、または記憶部42から取得する。ステップS304では、蓄電池スケジュール作成部140は、目的関数の演算を実行する。この目的関数の演算には、線形計画法等の最適化計算法を用いるか、またはタブーサーチ等の近似解法を用いることができる。ステップS305では、蓄電池スケジュール作成部140は、演算結果である運用計画を運用計画情報50として蓄電池10に送信する。次に、シミュレーションを実行した結果を以下に説明する。シミュレーションは、4つのケースについて実行している。第1のケースは、蓄電池10を最大限に活用して、上位系統送受電電力および最大送受電電力を小さく抑える場合である。第2のケースは、蓄電池10を最大限に活用して、上位系統送受電電力をできる限り計画値通りに設定するとともに最大送受電電力を小さく抑える場合である。第3のケースは、蓄電池10の放電電力の変化を抑えつつ、上位系統送受電電力をできる限り計画値通りに設定するとともに最大送受電電力を小さく抑える場合である。第4のケースは、蓄電池10の目標残電力量を設定した上で、蓄電池10の放電電力を抑えつつ、上位系統送受電電力をできる限り計画値通りに設定するとともに最大送受電電力を小さく抑える場合である。シミュレーションの諸条件シミュレーションの条件は、小規模系統1内に、太陽光発電装置20、風力発電装置21、および蓄電池10を1台ずつ備え、蓄電池10の充電電力および放電電力を0~50kW、SOCの上下限値を0~300kWhとし、また、運用計画の対象期間は、24時間先までとした。そして、シミュレーションのための気象予測値には、過去の一日の気象データを用いた。その結果、推定太陽光発電電力、推定風力発電電力、推定使用電力それぞれは、図4に示すように求められた。第1のケース第1のケースは、蓄電池10を最大限に活用して、上位系統送受電電力および最大送受電電力を小さく抑える場合である。具体的には、式1に示す目的関数において、α=0および上位系統送受電計画電力t=0と設定した場合である。すなわち、第1のケースの目的関数は、min{Σ上位系統送受電電力tβ×Σ上位系統送受電電力t2}である。ただし、β=0.2であり、第1項の方が第2項より優先順位が高くなる第1項を強く抑制するようにした。また、制約条件には、前記式2~6を用いた。第1のケースのシミュレーション結果について、図5を用いて説明する。図5aは蓄電池放電電力を表し、bはSOCを表し、cは上位系統送電融通電力を表している。図5aにおいて、正方向は放電していることを表し、負方向は充電していることを表す。また、図5cにおいて、正方向は小規模系統1が上位系統2へ送電していることを表し、負方向は小規模系統1が上位系統2から受電していることを表す。また、実線は、本実施形態の蓄電池需給計画作成装置40が作成した運用計画に基づいて調整した時調整時を表し、点線は、上位系統2との間の送受電電力の演算をその時の情報に基づいて実行する無調整の時無調整時を表す。図5cに示すように、上位系統2との間の送受電電力を示す上位系統送電融通電力は、調整時実線には、上位系統2との間の最大送受電電力が突出することはないが、無調整時点線には、15時ごろに上位系統2との間の最大送受電電力が突出している。この理由は、図5bに示すように、無調整時にはSOCが飽和状態となってしまっていることから、蓄電池10が満充電となってしまったためであることが分かる。それに対して、調整時の蓄電池10は、図5bに示すように、運用計画情報50に基づいて電力量が調整されていて、SOCが飽和状態となってしまうことがないため、上位系統2との間の最大送受電電力が突出することを防止できる。また、図5cに示すように、調整時には、上位系統送電融通電力はほぼ0近辺となっており、小規模系統1において、上位系統2との間の送受電電力を小さく抑えることができていることが分かる。すなわち、調整時には、小規模系統1において、上位系統2との間の送受電電力および最大送受電電力を小さく抑えることができる。第2のケース第2のケースは、蓄電池10を最大限に活用して、上位系統送受電電力をできる限り計画値通りに設定するとともに最大送受電電力を小さく抑える場合である。具体的には、式1に示す目的関数において、α=0と設定したものである。すなわち、第2のケースの目的関数は、min{Σ上位系統送受電電力t-上位系統送受電計画電力tβ×Σ上位系統送受電電力t-上位系統送受電計画電力t2}である。ただし、β=0.2であり、第1項の方が第2項より優先順位が高くなる第1項を強く抑制するようにした。また、上位系統送受電計画電力tは、11時~14時までの時間帯を50kWとし、その他の時間帯を-10kWとした。また、制約条件には、前記式2~6を用いた。第2のケースのシミュレーション結果について、図6を用いて説明する。図6aは蓄電池放電電力を表し、bはSOCを表し、cは上位系統送電融通電力を表している。図6aにおいて、正方向は放電していることを表し、負方向は充電していることを表す。また、図6cにおいて、正方向は小規模系統1が上位系統2へ送電していることを表し、負方向は小規模系統1が上位系統2から受電していることを表す。また、実線は、本実施形態の蓄電池需給計画作成装置40が作成した運用計画に基づいて調整した時調整時を表し、点線は、上位系統2との間の送受電電力の演算をその時の情報に基づいて実行する無調整の時無調整時を表す。図6cに示すように、上位系統2との間の送受電電力を示す上位系統送電融通電力は、調整時実線には、上位系統2との間の送受電電力が計画値と大きく異なることはないが、無調整時点線には、15時~16時に上位系統2との間の送受電電力が計画値と大きく異なっている。この理由は、図6bに示すように、無調整時にはSOCが飽和状態となってしまっていることから、蓄電池10が満充電となってしまったためであることが分かる。それに対して、調整時の蓄電池10のSOCは、図6bに示すように、運用計画情報50に基づいて電力量が調整されていて、SOCが飽和状態となってしまうことがないため、上位系統2との間の送受電電力が計画値と大きく異なることを防止できている。例えば、計画値と算出値との剥離を二乗平均平方根誤差で表すと、調整時には52.6であり、無調整時の99.1の半分程度に小さくなっていた。また、調整時には、図6cに示すように、最大送受電電力が突出することは見られない。すなわち、調整時には、小規模系統1において、上位系統2との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えることができる。第3のケース第3のケースは、蓄電池10の放電電力の変化を抑えつつ、上位系統送受電電力をできる限り計画値通りに設定するとともに最大送受電電力を小さく抑える場合である。具体的には、式1に示す目的関数において、α=5、β=0.2と設定したものであり、第1項、第2項、第3項の順に優先順位が高くなる第1項を最も強く抑制し、次に第2項を強く抑制するようにした。上位系統送受電計画電力tは、11時~14時までの時間帯を50kWとし、その他の時間帯を-10kWとした。また、制約条件には、前記式2~6を用いた。ケース3は、蓄電池10の放電電力の変化を抑えることによって、蓄電池の寿命を延ばすことを考慮したものである。第3のケースのシミュレーション結果について、図7を用いて説明する。図7aは蓄電池放電電力を表し、bはSOCを表し、cは上位系統送電融通電力を表している。図7aにおいて、正方向は放電していることを表し、負方向は充電していることを表す。また、図7cにおいて、正方向は小規模系統1が上位系統2へ送電していることを表し、負方向は小規模系統1が上位系統2から受電していることを表す。また、実線は、本実施形態の蓄電池需給計画作成装置40が作成した運用計画に基づいて調整した時調整時を表し、点線は、上位系統2との間の送受電電力の演算をその時の情報に基づいて実行する無調整の時無調整時を表す。図7cに示すように、上位系統2との間の送受電電力を示す上位系統送電融通電力は、調整時実線には、上位系統2との間の送受電電力が計画値と大きく異なることはないが、無調整時点線には、15時~16時に上位系統2との間の送受電電力が計画値と大きく異なっている。この理由は、図7bに示すように、無調整時にはSOCが飽和状態となってしまっていることから、蓄電池10が満充電となってしまったためであることが分かる。それに対して、調整時の蓄電池10のSOCは、図7bに示すように、運用計画情報50に基づいて電力量が調整されていて、SOCが飽和状態となってしまうことがないため、上位系統2との間の送受電電力が計画値と大きく異なることを防止できている。例えば、計画値と算出値との剥離を二乗平均平方根誤差で表すと、調整時には58.2であり、無調整時の99.1のほぼ半分程度に小さくなっていた。また、調整時には、図7cに示すように、最大送受電電力が突出することは見られない。また、調整時のSOCについて図7bと図6bとを比較すると、図7bに示す調整時のSOCの方が、変化幅が小さくなっていることが分かる。以上のことから、調整時には、蓄電池10の放電電力の変化を抑制しても、小規模系統1において、上位系統2との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えることができる。第4のケース第4のケースは、蓄電池10の目標残電力量SOC目標値を設定した上で、蓄電池10の放電電力の変化を抑えつつ、上位系統送受電電力をできる限り計画値通りに設定するとともに最大送受電電力を小さく抑える場合である。具体的には、式1に示す目的関数において、α=5、β=0.2と設定したものであり、第1項、第2項、第3項の順に優先順位が高くなる第1項を最も強く抑制し、次に第2項を強く抑制するようにした。上位系統送受電計画電力tは、11時~14時までの時間帯を50kWとし、その他の時間帯を-10kWとした。また、制約条件には、ケース3の場合とは異なって、前記式2~7を用いた。そして、式7のSOC目標値には、23時を200kWh、その他の時間を0kWhと設定した。このSOC目標値は、23時以降に発電が行われない状況が続いても、しばらくの間は小規模系統1内の使用電力を賄うことを可能とするものである。第4のケースのシミュレーション結果について、図8を用いて説明する。図8aは蓄電池放電電力を表し、bはSOCを表し、cは上位系統送電融通電力を表している。図8aにおいて、正方向は放電していることを表し、負方向は充電していることを表す。また、図8cにおいて、正方向は小規模系統1が上位系統2へ送電していることを表し、負方向は小規模系統1が上位系統2から受電していることを表す。また、実線は、本実施形態の蓄電池需給計画作成装置40が作成した運用計画に基づいて調整した時調整時を表し、点線は、上位系統2との間の送受電電力の演算をその時の情報に基づいて実行する無調整の時無調整時を表す。図8bに示すように、SOCは、調整時実線には、23時にはSOC目標値として設定した200kWhに到達している。また、図8cに示すように、上位系統2との間の送受電電力を示す上位系統送電融通電力は、調整時実線には、上位系統2との間の送受電電力が計画値と大きく異なることはないが、無調整時点線には、15時~16時に上位系統2との間の送受電電力が計画値と大きく異なっている。この理由は、図8bに示すように、無調整時にはSOCが飽和状態となってしまっていることから、蓄電池10が満充電となってしまったためであることが分かる。それに対して、調整時の蓄電池10のSOCは、図8bに示すように、運用計画情報50に基づいて電力量が調整されていて、SOCが飽和状態となってしまうことがないため、上位系統2との間の送受電電力が計画値と大きく異なることを防止できている。例えば、計画値と算出値との剥離を二乗平均平方根誤差で表すと、調整時には71.1であり、無調整時の99.1より小さくなっていた。また、調整時には、図8cに示すように、最大送受電電力が突出することは見られない。また、調整時のSOCについて図8bと図6bとを比較すると、図8bに示す調整時のSOCの方が、変化幅が小さくなっていることが分かる。以上のことから、調整時には、蓄電池10の放電電力を抑制しても、小規模系統1において、上位系統2との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えることができる。以上、本実施形態の蓄電池需給計画作成装置40は、少なくとも、自然エネルギ発電による発電電力の推定値、蓄電池の充放電電力、負荷の使用電力の推定値、および上位系統2との間の送受電電力を変数とする需給バランスと、蓄電池のSOCStateofChargeの上下限値を制約条件とし、上位系統2との間の送受電電力と計画値との差分および前記差分の二乗を変数とする目的関数を最小化する演算処理を実行することによって、上位系統2との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えるための蓄電池の運用計画を作成することができる。また、蓄電池需給計画作成装置40は、前記した目的関数に蓄電池10の放電電力を変数として加えることによって、蓄電池10の放電電力の変化を抑制しつつ、上位系統2との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えるための蓄電池の運用計画を作成することができる。さらに、蓄電池需給計画作成装置40は、前記した目的関数に蓄電池10の放電電力を変数として加えて、蓄電池10の蓄電残量を制約条件とすることによって、蓄電池10の蓄電残量の満足しつつ、上位系統2との間の送受電電力を計画値に近づけるように制御して最大送受電電力を小さく抑えるための蓄電池の運用計画を作成することができる。"