特開 2024-44170 仮想発電システム、蓄電池の蓄電容量増量サービス制御装置

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】公開特許公報(A)

(11)【公開番号】P2024044170

(43)【公開日】2024-04-02

(54)【発明の名称】仮想発電システム、蓄電池の蓄電容量増量サービス制御装置

(51)【国際特許分類】

   H02J 13/00 20060101AFI20240326BHJP

   H02J 3/14 20060101ALI20240326BHJP

   H02J 3/32 20060101ALI20240326BHJP

   H02J 3/38 20060101ALI20240326BHJP

   H02J 3/00 20060101ALI20240326BHJP

   G06Q 50/06 20240101ALI20240326BHJP

【ＦＩ】

H02J13/00 311R

H02J3/14

H02J3/32

H02J3/38 110

H02J3/00 180

G06Q50/06

【審査請求】未請求

【請求項の数】6

【出願形態】ＯＬ

(21)【出願番号】P 2022149552

(22)【出願日】2022-09-20

(71)【出願人】

【識別番号】000220262

【氏名又は名称】東京瓦斯株式会社

(74)【代理人】

【識別番号】110001519

【氏名又は名称】弁理士法人太陽国際特許事務所

(72)【発明者】

【氏名】三宅 治良

(72)【発明者】

【氏名】木村 駿介

(72)【発明者】

【氏名】川▲崎▼ 宏樹

【テーマコード（参考）】

5G064

5G066

5L049

【Ｆターム（参考）】

5G064AC05

5G064AC08

5G064CB21

5G066HB06

5G066HB09

5G066JB03

5L049CC06

(57)【要約】

【課題】顧客が家庭用発電システムにおける蓄電池の蓄電容量の増加による不利益を被ることなく、かつ、蓄電池の蓄電容量の増加分をＶＰＰに参加するときの１件あたりの調整力の増加に割り当てる。
【解決手段】調整主体１４側（リソースアグリゲータ２２及び、それよりも上流側）で家庭用発電システム１６に設置されている蓄電池２８の蓄電量の増量サービス制御を構築した。蓄電容量増量サービス制御では、蓄電池２８の蓄電量の仮想発電システム１０への活用を多くすることができ、かつ、調整主体１４側は、調整力の増加で収益が多くなり、調整力規模を拡大することができる。リソース２４側（顧客）は発電システム１６の蓄電池２８の蓄電容量の増加分を家庭で利用することができる。仮想発電システム１０は、蓄電容量増量サービス制御を構築することで、調整主体１４とリソース２４側とで、双方に有益な関係とすることができる。
【選択図】図５

【特許請求の範囲】

【請求項1】

発電装置及び前記発電装置で発電された電力を蓄電する蓄電池を備え個別に電力を消費する複数の電力拠出装置に対して、電力市場から、電力を拠出する時間帯及び要求される電力量が設定された調整力指令を受けて、契約電力量の拠出の要求を行う仮想発電システムであって、
前記契約電力量の増加を目的として、前記電力拠出装置側で、増量分の費用を負担することなく、かつ利用可能な前記蓄電池の蓄電容量の増量サービスを案内する案内部を有する、
仮想発電システム。

【請求項2】

前記電力拠出装置側で消費される電力使用量情報を取得する取得部と、
前記取得部で取得した前記電力使用量情報から前記蓄電池の使用状況を予測して、前記案内部で案内する前記増量サービスによる増量分を算出する算出部と、
をさらに有する請求項１記載の仮想発電システム。

【請求項3】

前記電力拠出装置側で消費される電力使用量情報を取得する取得部と、
前記取得部で取得した前記電力使用量情報から前記蓄電池の使用状況を予測して、前記案内部での案内の要否を判定する判定部と、
をさらに有する請求項１記載の仮想発電システム。

【請求項4】

電力市場から、電力を拠出する時間帯及び要求される電力量が設定された調整力指令を受けて、発電装置及び前記発電装置で発電された電力を蓄電する蓄電池を備え、個別に電力を消費する複数の電力拠出装置に対して、契約電力量の拠出の要求を制御する調整力指令側制御部と、
前記複数の電力拠出装置の各々に設けられ、前記調整力指令側制御部からの前記電力の拠出の要求に基づいて、電力の拠出を制御する電力拠出側制御部と、
が通信ネットワークを介して接続された仮想発電システムにおいて、前記蓄電池の蓄電容量の増量サービスを実行する蓄電池の蓄電容量増量サービス制御装置であって、
前記調整力指令側制御部が、
前記電力拠出装置の各々で消費される電力使用量情報を取得し、
取得した電力使用量情報から前記蓄電池の使用状況を予測し、
前記蓄電池の使用状況の予測結果に基づいて、前記契約電力量の増加を目的として、前記電力拠出装置側で、増量分の費用を負担することなく利用可能な前記蓄電池の蓄電容量の増量サービスを案内し、
前記電力拠出側制御部が、
前記契約電力量の拠出の要求がないときの、前記蓄電容量の増量サービスによる増量分の利用価値を導出し、
導出した前記利用価値に基づいて、前記蓄電容量の増量サービスを承認するか否かを判定する、
蓄電池の蓄電容量増量サービス制御装置。

【請求項5】

前記調整力指令側制御部が、
前記電力拠出側制御部から取得した前記電力使用量情報から前記蓄電池の使用状況を予測し、
予測結果に基づいて、案内する前記増量サービスによる増量分を算出する、
請求項４記載の蓄電池の蓄電容量増量サービス制御装置。

【請求項6】

前記調整力指令側制御部が、
前記電力拠出側制御部から取得した前記電力使用量情報から前記蓄電池の使用状況を予測し、
予測結果に基づいて、前記蓄電池の蓄電容量の増量サービスの案内の要否を判定する、
請求項４記載の蓄電池の蓄電容量増量サービス制御装置。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、調整力指令を受けて、発電装置及び蓄電池からの電力の拠出を制御する仮想発電システム、及び、仮想発電システムで実行される蓄電池の蓄電容量増量サービス制御装置に関するものである。

【背景技術】

【0002】

住宅で使用される電気等のエネルギーを制御するものとして住宅用機器制御装置又は住宅用機器制御システム（ＨＥＭＳ「Home Energy Management System」）が従来技術として知られている。また、近年、住宅やビル等に設置される小規模発電設備の普及に伴い、これら複数の小規模発電設備を制御してあたかも一つの発電所のように扱う仮想発電所（ＶＰＰ「Virtual Power Plant」）の技術が知られている。

【0003】

小規模発電設備、例えば、家庭用発電システムは、太陽光発電部と、発電した電力を蓄積する蓄電池と、を備えている。

【0004】

ＶＰＰの調整主体（例えば、リソースアグリゲータ）は、家庭用発電システムに対して、調整力を指令することで、複数の家庭用発電システムからの電力を集約して、１つの発電所であるかのようにまとめて機能させることができる。

【0005】

ところで、ＶＰＰから調整力指令があった時に、発電装置は停止している可能性があり、応答性に課題がある。一方、蓄電池は蓄電容量に制限はあるが、ＶＰＰの調整力指令時の応答性に瞬発力があり、有用である。

【0006】

ＶＰＰ側から蓄電池の蓄電量を制御する技術として、特許文献１には、ＨＥＭＳおよびＶＰＰを導入している場合に、蓄電池の制御をどちらにとっても意図通りに実現することを目的として、ＨＥＭＳコントローラは、ＶＰＰゲートウェイからＶＰＰ制御開始指示を既に受信している場合において、気象警報の発令を取得したときに、ＶＰＰゲートウェイに対し状態通知を送信することでＶＰＰ制御を停止させ、気象警報の発令に基づいて蓄電池を充電することが記載されている。

【0007】

また、特許文献２には、電力供給システムの需給管理システムにおいて、バーチャル蓄電池運用システムは、仮想充放電算出部と、料金算出部と、を備え、仮想充放電算出部は、電力使用実績情報と、仮想的な蓄電池の容量情報と、当該仮想的な蓄電池のＳＯＣ情報と、単位時間毎の電力のスポット価格情報と、に基づいて、複数の需要家の各々の、仮想的な蓄電池における、仮想的な充放電計画を算出し、料金算出部は、複数の需要家の各々において、仮想充放電算出部で算出された仮想的な充放電計画に従って蓄電池の充放電制御が行われ且つ電力を売買した場合における、電力の使用料金を算出することが記載されている。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0008】

【特許文献1】特開２０２１－０２３０８３号公報

【特許文献2】特開２０２１－１２８７１１号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0009】

しかしながら、例えば、家庭用発電システムを導入するに際し、異なる蓄電容量の蓄電池が選択可能な場合、蓄電池の蓄電容量は、家庭における需要に依存して選択されることになる。言い換えれば、家庭に設置される蓄電池の蓄電容量は、家庭での需要において必要な蓄電容量であり、ＶＰＰに参加することを前提とした蓄電池の蓄電容量の選択ではない。

【0010】

このため、家庭用発電システムにおける蓄電池の蓄電容量（１件あたりの調整力「ΔｋＷ」）は、産業用機器や電源に比べて顕著に小さくなり、ＶＰＰへの参加に対する対価（還元額）が限定的になり易い。

【0011】

顧客側が、ＶＰＰへの参加を念頭に置いて、必要以上の蓄電池の蓄電容量とすることが好ましいが、蓄電池の蓄電容量の増加のための投資のわりには、顧客への見返りの対価が少なく、顧客に蓄電池の蓄電容量の増加を期待するのは難しい。

【0012】

特許文献１では、蓄電池の充電を、ＶＰＰ側で制御可能であることが記載されているが、蓄電池の蓄電容量については言及されていない。

【0013】

また、特許文献２では、仮想充放電算出部で算出された仮想的な充放電計画に従って蓄電池の充放電制御が行われ且つ電力を売買した場合における、電力の使用料金を算出するものであるが、蓄電池の蓄電容量については言及されていない。

【0014】

本発明は、顧客が家庭用発電システムにおける蓄電池の蓄電容量の増加による不利益を被ることなく、かつ、蓄電池の蓄電容量の増加分をＶＰＰに参加するときの１件あたりの調整力の増加に割り当てることができる仮想発電システム、蓄電池の蓄電容量増量サービス制御装置を得ることが目的である。

【課題を解決するための手段】

【0015】

第１の発明に係る仮想発電システムは、発電装置及び前記発電装置で発電された電力を蓄電する蓄電池を備え個別に電力を消費する複数の電力拠出装置に対して、電力市場から、電力を拠出する時間帯及び要求される電力量が設定された調整力指令を受けて、契約電力量の拠出の要求を行う仮想発電システムであって、前記契約電力量の増加を目的として、前記電力拠出装置側で、増量分の費用を負担することなく、かつ利用可能な前記蓄電池の蓄電容量の増量サービスを案内する案内部を有している。

【0016】

第１の発明によれば、案内部では、契約電力量の増加を目的として、電力拠出装置側で、増量分の費用を負担することなく、かつ利用可能な前記蓄電池の蓄電容量の増量サービスを案内する。

【0017】

この案内を受諾し、電力拠出装置側が蓄電容量の増量サービスが実施されると、顧客が家庭用発電システムにおける蓄電池の蓄電容量の増加による不利益を被ることなく、かつ、蓄電池の蓄電容量の増加分をＶＰＰに参加するときの１件あたりの調整力の増加に割り当てることができる。

【0018】

第１の発明に係る仮想発電システムにおいて、前記電力拠出装置側で消費される電力使用量情報を取得する取得部と、前記取得部で取得した前記電力使用量情報から前記蓄電池の使用状況を予測して、前記案内部で案内する前記増量サービスによる増量分を算出する算出部と、をさらに有することを特徴としている。

【0019】

第１の発明に係る仮想発電システムにおいて、前記電力拠出装置側で消費される電力使用量情報を取得する取得部と、前記取得部で取得した前記電力使用量情報から前記蓄電池の使用状況を予測して、前記案内部での案内の要否を判定する判定部と、をさらに有することを特徴としている。

【0020】

第２の発明に係る蓄電池の蓄電容量増量サービス制御装置は、電力市場から、電力を拠出する時間帯及び要求される電力量が設定された調整力指令を受けて、発電装置及び前記発電装置で発電された電力を蓄電する蓄電池を備え、個別に電力を消費する複数の電力拠出装置に対して、契約電力量の拠出の要求を制御する調整力指令側制御部と、前記複数の電力拠出装置の各々に設けられ、前記調整力指令側制御部からの前記電力の拠出の要求に基づいて、電力の拠出を制御する電力拠出側制御部と、が通信ネットワークを介して接続された仮想発電システムにおいて、前記蓄電池の蓄電容量の増量サービスを実行する蓄電池の蓄電容量増量サービス制御装置であって、前記調整力指令側制御部が、前記電力拠出装置の各々で消費される電力使用量情報を取得し、取得した電力使用量情報から前記蓄電池の使用状況を予測し、前記蓄電池の使用状況の予測結果に基づいて、前記契約電力量の増加を目的として、前記電力拠出装置側で、増量分の費用を負担することなく利用可能な前記蓄電池の蓄電容量の増量サービスを案内し、前記電力拠出側制御部が、前記契約電力量の拠出の要求がないときの、前記蓄電容量の増量サービスによる増量分の利用価値を導出し、導出した前記利用価値に基づいて、前記蓄電容量の増量サービスを承認するか否かを判定する、ことを特徴としている。

【0021】

第２の発明によれば、調整力指令側制御部では、電力拠出装置の各々で消費される電力使用量情報を取得し、取得した電力使用量情報から蓄電池の使用状況を予測し、蓄電池の使用状況の予測結果に基づいて、契約電力量の増加を目的として、電力拠出装置側で、増量分の費用を負担することなく利用可能な前記蓄電池の蓄電容量の増量サービスを案内する。

【0022】

電力拠出側制御部では、契約電力量の拠出の要求がないときの、蓄電容量の増量サービスによる増量分の利用価値を導出し、導出した前記利用価値に基づいて、前記蓄電容量の増量サービスを承認するか否かを判定する。

【0023】

電力拠出装置側が、調整力指令側制御部側からの案内を受諾し蓄電容量の増量サービスが実施されると、顧客が家庭用発電システムにおける蓄電池の蓄電容量の増加による不利益を被ることなく、かつ、蓄電池の蓄電容量の増加分をＶＰＰに参加するときの１件あたりの調整力の増加に割り当てることができる。

【0024】

第２の発明に係る蓄電池の蓄電容量増量サービス制御装置において、前記調整力指令側制御部が、前記電力拠出側制御部から取得した前記電力使用量情報から前記蓄電池の使用状況を予測し、予測結果に基づいて、案内する前記増量サービスによる増量分を算出する、ことを特徴としている。

【0025】

第２の発明に係る蓄電池の蓄電容量増量サービス制御装置において、前記調整力指令側制御部が、前記電力拠出側制御部から取得した前記電力使用量情報から前記蓄電池の使用状況を予測し、予測結果に基づいて、前記蓄電池の蓄電容量の増量サービスの案内の要否を判定する、ことを特徴としている。

【発明の効果】

【0026】

以上説明した如く本発明では、顧客が家庭用発電システムにおける蓄電池の蓄電容量の増加による不利益を被ることなく、かつ、蓄電池の蓄電容量の増加分をＶＰＰに参加するときの１件あたりの調整力の増加に割り当てることができる。

【図面の簡単な説明】

【0027】

【図1】本実施の形態に係る仮想発電システムの全体構成図である。

【図2】本実施の形態に係る仮想発電システムの命令系統の処理の流れを示すブロック図である。

【図3】本実施の形態に係る調整力指令側（例えば、リソースアグリゲータ）による、増量サービス要否判定実行ルーチンを示す制御フローチャートである。

【図4】本実施の形態に係るリソース側（電力拠出制御装置）における、増量サービス通知時実行ルーチンを示す制御フローチャートである。

【図5】リソース側と、調整主体側とにおける、蓄電池の増設検討過程と、増設後の双方のメリットを図式化した説明図である。

【図6】本実施の形態の仮想発電システムにおける実施例１及び実施例２を実現するために用いられる特性図であり、（Ａ）はＶＰＰ無しの場合の蓄電池容量－価値特性図、（Ｂ）はＶＰＰ有りの場合の蓄電池容量－価値特性図である。

【発明を実施するための形態】

【0028】

［仮想発電システム］

【0029】

図１は、本実施の形態に係る仮想発電システム１０（ＶＰＰ／バーチャル・パワー・プラント）の概略図が示されている。

【0030】

仮想発電システム１０は、大概的には、さまざまな再生可能エネルギーや蓄電池、自家発電装置などの電源を束ね、その地域にまるで大きな１つの発電所があるかのように電力を安定的に供給できる仕組みを言う。

【0031】

本実施の形態に係る仮想発電システム１０は、仮想的（バーチャル）に、例えば、同一エリア内の電力供給源（後述する、発電システム１６）をコントロールするシステムであり、従来の、所謂大規模発電所にとって代わる電力インフラとして機能させる。

【0032】

仮想発電システム１０は、仮想発電所を活用し得る電力市場（一般送配電事業者が需給バランスを整える需給調整市場等）１２と、電力市場１２から調整力指令（詳細後述）を受ける複数の調整主体１４と、複数の調整主体の各々からの調整力指令に基づいて、発電システム１６からの電力の拠出を制御する複数の電力拠出制御装置１８とによって構成される。

【0033】

なお、電力市場１２は、一般送配電事業者に限定されるものではなく、例えば、発電部門や小売部門に特化した事業者が独自に調整力を調達する場合を含む。

【0034】

調整力指令とは、当該調整力指令を受けてから電力の拠出までの応動時間、及び要求される電力量（要求電力量）を継続して拠出する継続時間帯が設定された電力拠出を要求する指令情報である。電力市場１２は、調整主体１４へ、調整力指令を出力する。

【0035】

ここで、電力市場１２の内、需給調整市場が発信する調整力指令には、電力を拠出するまでの応動時間、及び予め定められた要求電力量を継続して拠出する継続時間帯の違いにより、以下の表１に示す５種類の調整力が存在する。

【0036】

【表1】

【0037】

本実施の形態に係る仮想発電システム１０の電力市場１２では、表１における、「三次調整力［１］（［１］の丸付き数字の代替表示）を目的とする調整力とした調整力指令を送出し、電力拠出制御装置１８の制御により、各家庭に設置された発電システム１６から電力を拠出するようにしている。

【0038】

なお、目的とする調整力は、「三次調整力［１］（［１］の丸付き数字の代替表示）に限らず、一次調整力及び二次調整力を目的としてもよい。

【0039】

図１に示される如く、調整主体１４は階層化されており、本実施の形態では、上層側としての複数のアグリゲーションコーディネータ２０と、下層側としての複数のリソースアグリゲータ２２とで構成され、２階層構造となっている。

【0040】

なお、階層数は２階層に限定されるものではなく、３以上の階層であってもよい。また、１階層でアグリゲーションコーディネータ２０が直接複数のリソース２４を制御してもよい。リソース２４とは、１つのリソースアグリゲータ２２が管理する、複数の発電システム１６及び電力拠出制御装置１８の集合体である。

【0041】

上層側のアグリゲーションコーディネータ２０は、電力市場１２から要求される調整力指令を、下層側のリソースアグリゲータ２２に分担する役目を有する。

【0042】

リソースアグリゲータ２２は、アグリゲーションコーディネータ２０から、自身が担当する調整力指令（例えば、応動時間及び継続時間帯が同一で、要求電力量が異なる指令）を受ける。

【0043】

複数のリソースアグリゲータ２２の各々に接続されたリソース２４の各々は、電力拠出制御装置１８を備えている。

【0044】

電力拠出制御装置１８は、発電システム１６から出力され、リソースアグリゲータ２２へ拠出する電力の拠出を管理する。

【0045】

発電システム１６は、図示しない商用電源による電力と、太陽光発電部２６の発電による電力と、蓄電池２８に蓄積された電力とを併用し、各家庭の電力供給源となるコージェネレーションシステムである。

【0046】

太陽光発電部２６による発電、及び蓄電池２８の充放電は、商用電源からの電力を含め、システム制御部２９によって一括管理され、家庭で消費される電力に見合う電力を供給している。

【0047】

電力拠出制御装置１８は、システム制御部２９による家庭内の電力供給制御に加え、リソースアグリゲータ２２からの調整力指令に基づき、発電システム１６の太陽光発電部２６で発電した電力、及び蓄電池２８の蓄積された電力を、リソースアグリゲータ２２へ拠出する電力（拠出電力）として利用するように制御する。

【0048】

図２は、図１で説明した電力市場１２、調整主体１４（アグリゲーションコーディネータ２０及びリソースアグリゲータ２２）、及び電力拠出制御装置１８（発電システム１６からの電力拠出制御主体）を連携して、電力市場１２への電力拠出のための調整力指令制御、及び電力拠出時の拠出電力監視制御のための機能ブロック図である。

【0049】

なお、図２の機能ブロック図の各ブロックは、各部のハード構成を限定するものではなく、機能別に分類したものであり、一部又は全部を調整力指令制御プログラム及び拠出電力監視制御プログラムに基づき動作するソフトウェアで構築してもよい。

【0050】

また、複数のアグリゲーションコーディネータ２０、複数のリソースアグリゲータ２２、複数のリソース２４は、それぞれ同一構成であるので、その内の１つの構成の説明を説明し、その他については構成の説明を省略する。

【0051】

（アグリゲーションコーディネータ２０）

【0052】

アグリゲーションコーディネータ２０は、電力市場１２から調整力指令を受ける調整力受信部３０を備えている。本実施の形態で受け取る調整力指令は、表１に示す三次調整力［１］（［１］の丸付き数字の代替表示）である。

【0053】

調整力受信部３０は、受信した調整力を、調整力配分部３２に送出する。調整力配分部３２では、管轄する複数のリソースアグリゲータ２２の電力拠出能力（事前に情報把握）に応じて、調整力（要求する発電量）を配分する。

【0054】

調整力配分部３２は、送信部３４に接続されており、管轄する複数のリソースアグリゲータ２２に、配分した要求電力量の調整力（配分調整力）を送信する。

【0055】

配分調整力は、基本的には、応動時間及び継続時間帯が同一で、全体として要求する電力量の一部を要求するものである。

【0056】

なお、複数のリソースアグリゲータ２２へ送信する配分調整力を、時系列で応動時間及び継続時間帯を異ならせ、総合的に、アグリゲーションコーディネータ２０が電力市場１２から受けた三次調整力［１］（［１］の丸付き数字の代替表示）を満たすようにしてもよい。

【0057】

また、アグリゲーションコーディネータ２０は、複数のリソースアグリゲータ２２から、図示しない電力供給ラインにより集めた電力に関する情報（電力情報）を監視する上層電力情報監視部３５を備えている。

【0058】

上層電力情報監視部３５では、各リソースアグリゲータ２２からの電力情報に基づき、調整力を監視すると共に、それぞれの電力情報を集約して電力市場１２へ拠出する。電力市場１２では、三次調整力［１］（［１］の丸付き数字の代替表示）で設定された電力を、電力需要家へ提供する。

【0059】

（リソースアグリゲータ２２）

【0060】

リソースアグリゲータ２２は、配分調整力受信部３６を備えており、前述したアグリゲーションコーディネータ２０の送信部３４から、配分調整力を受信する。

【0061】

配分調整力受信部３６は、選択部３８に接続され、受信した配分調整力を送出する。

【0062】

選択部３８では、リソースアグリゲータ２２が担当するリソース２４に属する電力拠出制御装置１８を選択する。電力拠出制御装置１８は、それぞれが担当する発電システム１６の能力（事前に情報把握）を監視している。

【0063】

選択部３８は、配分調整力送信部４０を介して、選択部３８で選択した電力拠出制御装置１８のそれぞれに対して、要求電力量の調整力（個別調整力）を送信する。

【0064】

また、リソースアグリゲータ２２は、複数のリソース２４から、図示しない電力供給ラインにより集めた電力に関する情報（電力情報）を監視する下層電力情報監視部４２を備えている。

【0065】

下層電力情報監視部４２では、リソース２４の各電力拠出制御装置１８から受けた電力情報に基づき、調整力を監視すると共に、それぞれの電力情報を集約してアグリゲーションコーディネータ２０へ拠出する。

【0066】

（リソース２４）

【0067】

リソース２４は、１つのリソースアグリゲータ２２が管理する電力拠出制御装置１８の集合体である。

【0068】

電力拠出制御装置１８は、それぞれ発電システム１６による電力拠出を制御する。

【0069】

発電システム１６は、システム制御部２９、太陽光発電部２６、及び蓄電池２８を備えている。システム制御部２９は、発電システム１６が設置された家屋（家庭等）で消費する電力を制御するものであり、図示しない商用電源からの電力と、例えば、都市ガスを原料とする太陽光発電部２６による発電と、主として太陽光発電部２６で発電した余剰電力を充電すると共に必要に応じて放電する蓄電池２８の充放電とを総合的に制御し、家屋内で消費する電力を確保する。

【0070】

一方、電力拠出制御装置１８は、家屋内で消費する電力とは別に、リソースアグリゲータ２２から要求された調整力（個別調整力）に基づいて、発電システム１６から電力を拠出する制御を行う。

【0071】

（仮想発電システム１０の通常稼働制御の流れ）

【0072】

電力拠出制御装置１８は、調整力指令に基づき前記発電装置を起動させて、要求電力量を拠出する。このとき、太陽光発電部２６の発電と、蓄電池２８からの放電とが併用される。

【0073】

電力市場１２から調整力指令情報を受信すると、調整力の種類を特定し、各々のリソースアグリゲータに配分調整力を指令する。

【0074】

アグリゲーションコーディネータ２０から、配分調整力指令を受信すると、担当するリソース２４から応動する電力拠出制御装置１８の選択を行い、選択した電力拠出制御装置１８へ、個別調整力を指令し、監視する。

【0075】

リソースアグリゲータ２２から、個別調整力指令を受信すると、発電システム１６のシステム制御部２９による制御の一部又は全部を、電力拠出制御装置１８へ移行する。

【0076】

太陽光発電部２６は、発電中ではない場合は起動し、発電中の場合は、蓄電池２８に蓄電されている電力量を確認し、太陽光発電部２６の発電による電力量を確認し、発電による電力量に応じて、蓄電池２８による電力を補填する。すなわち、発電では不足する電力量を、蓄電池２８の放電により補填する。

【0077】

所定調整時間（継続時間帯に相当）が経過すると（例えば、継続時間帯は、三次調整力［１］（［１］の丸付き数字の代替表示）の場合は、３時間である）、発電システム１６の制御を通常制御（システム制御部２９による制御）に移行し、電力拠出制御は終了する。

【0078】

［蓄電容量増量サービス制御］

【0079】

本実施の形態における、［仮想発電システム］の項では、仮想発電システム１０の制御系の構成、及び、調整力指令に基づく通常稼働制御について説明した。

【0080】

ところで、発電システム１６を利用した仮想発電システム１０において、比較的効果な蓄電池２８は、顧客が消費するのに必要十分な蓄電容量としており、その分、仮想発電システム１０の契約電力量（１件あたりの調整力）に制限がある。

【0081】

そこで、本実施の形態では、調整主体１４側（リソースアグリゲータ２２及び、それよりも上流側）で発電システム１６に設置されている蓄電池２８の蓄電量の増量サービス制御を構築した。

【0082】

蓄電池２８の蓄電容量の増量分は、調整力の契約電力量としての対価は受けられないが、調整力に基づく契約電力量の拠出の要求がないときは、顧客側で、蓄電池２８に蓄電されている電力で自由に利用可能とすることで、増量サービス制御は、調整主体１４及び顧客側の双方で有利となる制御体系となっている

【0083】

増量サービス制御は、仮想発電システム１０で構築されているネットワークを利用して、調整主体１４側（例えば、リソースアグリゲータ２２）と、顧客側（例えば、電力拠出制御装置１８）とが通信することで実現可能である。

【0084】

すなわち、調整主体１４側が、各発電システム１６に設置されている現在の蓄電池２８の蓄電容量を取得して蓄電容量の増量サービスを案内する。一方、電力拠出制御装置１８が、蓄電容量の増加の利用価値と、ＶＰＰへの貢献価値とに基づいて、増量サービスの承認を判定し、増量サービスの利用を要求する。

【0085】

以下に、蓄電容量増量サービス制御の作用を、図３及び図４のフローチャートに従い説明する。

【0086】

図３は、調整力指令側（例えば、リソースアグリゲータ２２）による、増量サービス要否判定実行ルーチンを示す制御フローチャートである。なお、この増量サービス要否判定実行ルーチンは、リソースアグリゲータ２２に限定されるものではなく、リソースアグリゲータ２２よりも上層の調整主体１４（例えば、アグリゲーションコーディネータ２０等）で実行してもよい。

【0087】

ステップ１００では、増量サービス対象とするリソース２４側の発電システム１６を特定し、次いで、ステップ１０２へ移行して、特定の発電システム１６から、電力使用情報を取得して、ステップ１０４へ移行する。

【0088】

ステップ１０４では、電力使用情報から、特定の発電システム１６の蓄電池２８の使用状況を予測し、次いで、ステップ１０６へ移行して、増量サービスが必要か否か（要否）を判定し、ステップ１０８へ移行する。

【0089】

ステップ１０８では、ステップ１０６での要否判定において、増量サービスが必要と判定されたか否かを判断する。

【0090】

ステップ１０８で肯定判定（増量サービスが必要）された場合は、ステップ１１０へ移行して、蓄電池２８の蓄電容量の増加量分を算出し、次いで、ステップ１１２へ移行して、特定の発電システム１６へ、蓄電池２８の蓄電容量の増量サービスを案内し、ステップ１１４へ移行する。また、ステップ１０８で否定判定（増量サービスが不要）された場合は、ステップ１１４へ移行する。

【0091】

ステップ１１４では、増量サービス要否判定処理を継続するか否かを判断し、肯定判定された場合は、ステップ１００へ戻り、上記工程を繰り返す。また、ステップ１１４で否定判定された場合は、このルーチンは終了する。

【0092】

図４は、リソース２４側（電力拠出制御装置１８）における、増量サービス通知時実行ルーチンを示す制御フローチャートである。

【0093】

ステップ１２０では、調整力指令に基づく契約電力量の拠出がないときの、増量サービスによる増量分の利用価値を算出する。この利用価値の算出は、単純に、増量サービスの増量分の利用率であってもよいし、時系列に利用の変化を算出し、増量サービスがあるときと、ないときの発電量や商用電力の使用量との差分を求め、予め定めた計算式に基づいて、利用価値を百分率で求めるようにしてもよい。

【0094】

次のステップ１２２では、ステップ１２０で求めた利用価値をしきい値と比較し、ステップ１２４へ移行する。しきい値は、リソース２４側の、個々の発電システム１６で定めればよい。

【0095】

ステップ１２４では、利用価値が有るか否か（しきい値以上で利用価値有り）を判断し、肯定判定されると、ステップ１２６へ移行して、蓄電池２８の蓄電容量の増量サービスを承諾する通知を出力し、このルーチンは終了する。また、ステップ１２４で否定判定された場合は、蓄電池２８の蓄電容量の増量サービスを受けないので、このルーチンは終了する。

【0096】

図５は、リソース２４（発電システム１６）側と、調整主体１４（リソースアグリゲータ２２）側とにおける、蓄電池２８の増設検討過程（図３及び図４のフローチャートに準ずる。）と、増設後の双方のメリットを図式化した説明図である。

【0097】

図５に示されるように、調整主体１４側で増量サービスを案内（例えば、ＮｋＷｈの増量を案内）すると、リソース２４側では、利用価値の検討を行い、利用価値があると判断すると、増量サービスの承諾通知を送出することで、調整主体１４では、増量工事の発注を行う。

【0098】

増設工事完了後は、リソース２４側の発電システム１６の蓄電池２８は、ＮｋＷｈ分の増量となり、調整指令時の増量分の利益は無いが、調整力指令がないときは、増量分を自由に利用することができるというメリットがある。

【0099】

一方、調整主体１４側では、調整指令時に、ＮｋＷｈ分を増量することができ、仮想発電システム１０としての利用の拡大につながる。

【0100】

すなわち、仮想発電システム１０は、蓄電容量増量サービス制御を構築することで、調整主体１４とリソース２４側とで、双方に有益な関係とすることができる。

【0101】

なお、本実施の形態では、発電装置として、太陽光発電部２６を適用したが、燃料電池、風力発電等、ＶＰＰに拠出可能な発電装置であれば、太陽光発電部２６に限定されるものではない。

【実施例0102】

以下に、本実施の形態で説明した処理を適用した実施例１及び実施例２について説明する。

【0103】

［実施例１］
図６に基づき、実施例１について説明する。まず、図６（Ａ）及び図６（Ｂ）の特性図について説明する。

【0104】

図６は、特定の発電システム１６（需要家）における蓄電池容量と、需要家の損益の関係を示す特性図である。横軸は蓄電池容量であり、３ｋＷｈ～１５ｋＷｈまで、１ｋＷｈ毎に区分している。縦軸は、需要家の損益であり、「０」が損益が無い場合であり、プラス側が発電による価値（詳細は、以下で説明）であり、マイナス側が需要家の負担分である。

【0105】

図６（Ａ）は、ＶＰＰ無しの場合の蓄電池容量－価値特性図である。発電による価値の種類としては、棒グラフの下から順番に、（１）ＰＶ自家消費価値、（２）ＴＯＵ（Time Of Use）価値、及び、（３）レジリエンス価値に分類される。

【0106】

また、図６（Ｂ）は、ＶＰＰ有りの場合の蓄電池容量－価値特性図である。上記（１）～（３）の価値に対して、（４）ＶＰＰ価値の特性が追加される。

【0107】

また、図６（Ｂ）に示される如く、ＶＰＰ有りの場合は、増量サービス時の事業者負担（需要家側価値としては、プラスとなる。）分が加味されることになる。

【0108】

（１）ＰＶ自家消費価値
ＰＶ自家消費価値は、［（売電単価／充放電効率－買電単価）×蓄電池放電量］で得ることができる。

【0109】

自家消費単価の算出に、例えば、スマートメータの購入電力情報を利用することができる。また、充放電量の予測に、例えば、スマートメータの売電電力データを利用することができる。

【0110】

余剰電力量や電力需要量に応じて需要家毎に価値が異なる。また、図６（Ａ）の特性図で見られるように、余剰電力は有限なので蓄電容量を増やすにつれて価値が飽和することになる。
（２）ＴＯＵ価値
ＴＯＵ価値は、時間帯料金等を適用し、夜間や晴天日の日中など電力市場が安い時間帯に充電を行い、高い時間帯に放電を行ったときの価値である。その差益が光熱費削減になる。

【0111】

また、図６（Ａ）の特性図で見られるように、電力需要パターンに応じて必要な充電量が決まるため、需要家ごとに価値が異なるとともに、蓄電容量を増やすと価値が飽和することになる。

【0112】

（３）レジリエンス価値
レジリエンス価値は、停電対策として蓄電池を保有する価値である。

【0113】

例えば、需要家に対するお客さまアンケートや個別のヒアリングによって、価値を金額に換算する。

【0114】

図６（Ａ）の特性図で見られるように、停電中の電力需要によって価値が決まるため、蓄電容量に対して比例的に価値が増え、一定量を超えると飽和することになる。
（４）ＶＰＰ価値
ＶＰＰ価値は、蓄電池をＶＰＰに利用することで生じる価値である。

【0115】

蓄電池容量が小さいと、利用できる調整力が小さく、価値も限定的になる。一方、容量が大きすぎてもパワーコンディショナーの出力上限等で、使える調整力が伸びにくく、また、ＶＰＰ活用時に単価の高い逆潮流が増えるため、単純な比例にはならない。

【0116】

ここで、実施例１では、以下のような手順で、蓄電増量サービスが実行される。

【0117】

（手順１） 例えば、スマートメータの情報から、需要家情報として、購入電力、及び売電電力データを取得する（図３のフローチャートのステップ１０２の処理に相当）。

【0118】

（手順２） 蓄電池容量別の経済メリットの計算を実施し、経済性最良値（ＶＰＰ無）を抽出する。すなわち、図６（Ａ）の●点位置（蓄電池容量＝６ｋＷｈ）が抽出される。

【0119】

(手順３) 増量サービス適用時のＶＰＰ価値及び事業者負担を追加し、経済性最良値（ＰＰ有）を抽出する。すなわち、図６（Ｂ）の■点位置（蓄電池容量＝１０ｋＷｈ）が抽出される。

【0120】

手順２及び手順３は、これは、図３のフローチャートのステップ１０４の処理に相当する。

【0121】

（手順４） 手順２及び手順３を比較して、増量サービスの要否を判定する。例えば、経済性最良値（ＶＰＰ無）と経済性最良値（ＰＰ有）とが同じ場合は、増量サービスを適用しないが、図６（Ｂ）に示される如く、経済性最良値（ＶＰＰ無）＜経済性最良値（ＰＰ有）の場合は、増量サービスを適用することになる（図３のフローチャートのステップ１０８の処理に相当）。

【0122】

(手順５) 手順４の結果に基づき、需要家への提案自に見える化（例えば、図６（Ｂ）の特性図を提示）することで、営業利用が可能となる（図３のフローチャートのステップ１１０、１１２の処理の相当）。

【0123】

［実施例２］
以下に、実施例２について説明する。実施例２は、需要家側から増量サービスの提供を依頼する場合についての手順である。

【0124】

この場合、まず、需要家が任意の容量の蓄電池の購入を決断し、提供する側に打診すると、提供側では、増量サービス適用時の損益を、図６（Ａ）及び図６（Ｂ）の特性図を用いて計算し、購入を決断した蓄電池容量の損益、及び、さらに、需要家に有利な情報（図６（Ｂ）に示す経済性最良値（ＰＰ有）が最大値となる蓄電池容量を抽出し、案内する。

【符号の説明】

【0125】

１０ 仮想発電システム
１２ 電力市場
１４ 調整主体
１６ 発電システム
１８ 電力拠出制御装置（電力拠出側制御部）
２０ アグリゲーションコーディネータ
２２ リソースアグリゲータ（案内部、調整力指令側制御部）
２４ リソース
２６ 太陽光発電部（発電装置）
２８ 蓄電池
２９ システム制御部
３０ 調整力受信部
３２ 調整力配分部
３４ 送信部
３５ 上層電力情報監視部
３６ 配分調整力受信部
３８ 選択部
４０ 配分調整力送信部
４２ 下層電力情報監視部

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】