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(19)【発行国】日本国特許庁(JP)
(12)【公報種別】特許公報(B2)
(11)【特許番号】
(24)【登録日】2024-08-06
(45)【発行日】2024-08-15
(54)【発明の名称】電力管理装置、及び、電力管理方法
(51)【国際特許分類】
H02J 3/00 20060101AFI20240807BHJP
H02J 3/38 20060101ALI20240807BHJP
H02J 13/00 20060101ALI20240807BHJP
H02J 3/32 20060101ALI20240807BHJP
【ＦＩ】
H02J3/00 170
H02J3/38 130
H02J3/00 130
H02J13/00 301A
H02J13/00 311T
H02J3/32
【請求項の数】
5
(21)【出願番号】P 2020129444
(22)【出願日】2020-07-30
(65)【公開番号】P2022026126
(43)【公開日】2022-02-10
【審査請求日】2023-04-12
(73)【特許権者】
【識別番号】000002174
【氏名又は名称】積水化学工業株式会社
(74)【代理人】
【識別番号】100161207
【弁理士】
【氏名又は名称】西澤 和純
(74)【代理人】
【識別番号】100152272
【弁理士】
【氏名又は名称】川越 雄一郎
(74)【代理人】
【識別番号】100147267
【弁理士】
【氏名又は名称】大槻 真紀子
(74)【代理人】
【識別番号】100188592
【弁理士】
【氏名又は名称】山口 洋
(72)【発明者】
【氏名】松崎 純一
(72)【発明者】
【氏名】森 伸浩
(72)【発明者】
【氏名】川上 紗野花
(72)【発明者】
【氏名】上西 章太
【審査官】麻生 哲朗
(56)【参考文献】
【文献】特開２０１２－１７５８２５（ＪＰ，Ａ）
【文献】国際公開第２０１８／２２９８６１（ＷＯ，Ａ１）
【文献】国際公開第２０１７／１８３３３７（ＷＯ，Ａ１）
【文献】特開２０１９－１６１９３９（ＪＰ，Ａ）
(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)
Ｈ０２Ｊ ３／００
Ｈ０２Ｊ ３／３８
Ｈ０２Ｊ １３／００
Ｈ０２Ｊ ３／３２
(57)【特許請求の範囲】
【請求項1】
電力の需要の変化に係る要請に応じて少なくとも１つ以上の需要家施設における電力の需要を管理する装置であって、前記需要家施設の過去の消費平均値を取得する消費平均値取得部と、
前記需要家施設の位置における当日の天候予測値を取得する天候予測値取得部と、
前記天候予測値に基づき、当日の前記需要家施設の発電予測値を算出する発電予測値算出部と、
前記発電予測値と当日の発電実績値との乖離量が所定の閾値以上である場合に、前記乖離量が低減されるように前記発電予測値を補正する発電予測値補正部と、
前記消費平均値と前記発電予測値に基づき、電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを算出するベースライン算出部と、を備え、
前記消費平均値取得部は、
所定の複数のエリアごとに、当該エリアに位置する前記需要家施設の単位当たりの過去の前記消費平均値を取得し、
前記天候予測値取得部は、
前記複数のエリアごとに当日の前記天候予測値を取得し、
前記発電予測値算出部は、
前記天候予測値に基づき、前記複数のエリアごとの前記単位当たりの当日の前記発電予測値を算出し、
前記発電予測値補正部は、
前記複数のエリアごとの前記単位当たりの前記乖離量が所定の閾値以上である場合に、前記乖離量が低減されるように、前記複数のエリアごとの前記単位当たりの前記発電予測値を補正し、
前記ベースライン算出部は、
前記複数のエリアごとの前記単位当たりの前記発電予測値が、所定の発電予測値の区分範囲のいずれに該当するのかにより、前記複数のエリアが前記区分範囲に対応させた複数のグループのうちのいずれか１つに属するように分類し、前記グループごとに前記ベースラインを算出する
電力管理装置。
【請求項2】
前記発電予測値補正部は、前記要請より前の第１期間において前記乖離量を算出し、前記第１期間の前記乖離量が所定の閾値以上である場合に、前記要請より後の第２期間における前記乖離量が低減されるように、前記第２期間の前記発電予測値を補正すること、
を特徴とする請求項１に記載の電力管理装置。
【請求項3】
前記ベースラインを基準として、前記要請に応じて前記需要家施設における前記電力の需要を管理する電力管理部を備えること、を特徴とする請求項１または２に記載の電力管理装置。
【請求項4】
前記需要家施設の少なくとも１つは、蓄電設備を有し、前記電力管理部は、
前記蓄電設備の充放電を指示することで、前記ベースラインを基準として前記要請に応じて前記需要家施設における前記電力の需要を管理すること、
を特徴とする請求項３に記載の電力管理装置。
【請求項5】
電力の需要の変化に係る要請に応じて少なくとも１つ以上の需要家施設における電力の需要を管理する方法であって、消費平均値取得部が、
前記需要家施設の過去の消費平均値を取得するステップと、
天候予測値取得部が、
前記需要家施設の位置における当日の天候予測値を取得するステップと、
発電予測値算出部が、
前記天候予測値に基づき、当日の前記需要家施設の発電予測値を算出するステップと、
発電予測値補正部が、
前記発電予測値と当日の発電実績値との乖離量が所定の閾値以上である場合に、前記乖離量が低減されるように前記発電予測値を補正するステップと、
ベースライン算出部が、
前記消費平均値と前記発電予測値に基づき、電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを算出するステップと、を含み、
前記消費平均値を取得するステップは、
所定の複数のエリアごとに、当該エリアに位置する前記需要家施設の単位当たりの過去の前記消費平均値を取得し、
前記天候予測値を取得するステップは、
前記複数のエリアごとに当日の前記天候予測値を取得し、
前記発電予測値を算出するステップは、
前記天候予測値に基づき、前記複数のエリアごとの前記単位当たりの当日の前記発電予測値を算出し、
前記発電予測値を補正するステップは、
前記複数のエリアごとの前記単位当たりの前記乖離量が所定の閾値以上である場合に、前記乖離量が低減されるように、前記複数のエリアごとの前記単位当たりの前記発電予測値を補正し、
前記ベースラインを算出するステップは、
前記複数のエリアごとの前記単位当たりの前記発電予測値が、所定の発電予測値の区分範囲のいずれに該当するのかにより、前記複数のエリアが前記区分範囲に対応させた複数のグループのうちのいずれか１つに属するように分類し、前記グループごとに前記ベースラインを算出する
電力管理方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
本発明は、電力管理装置、及び、電力管理方法に関する。
【背景技術】
【0002】
近年、大規模発電所に依存した従来型のエネルギー供給システムが見直されるとともに、需要家側のエネルギーリソースを電力システムに活用する仕組みの構築が進められている。その一つとして、バーチャルパワープラント（ＶＰＰ）、またはデマンドレスポンス（ＤＲ）等の仕組みが活用されている（例えば、非特許文献１）。
ここで、ＶＰＰとは、需要家側エネルギーリソースの他、商用電源の電力系統に直接接続されている発電設備や蓄電設備を、その保有者又は第三者が制御することによって発電所と同等の機能を提供する仕組みである。ＤＲとは、需要家側エネルギーリソースを、その保有者又は第三者が制御することによって電力の需要量（発電量及び消費量）を調整する仕組みである。
ここで、ＶＰＰとは、需要家側エネルギーリソースの他、商用電源の電力系統に直接接続されている発電設備や蓄電設備を、その保有者又は第三者が制御することによって発電所と同等の機能を提供する仕組みである。ＤＲとは、需要家側エネルギーリソースを、その保有者又は第三者が制御することによって電力の需要量（発電量及び消費量）を調整する仕組みである。
【0003】
近年、ＶＰＰまたはＤＲなどの仕組みを活用して、需要家側エネルギーリソースを制御する方法が提供されている。例えば、特許文献１では、電力の需要変化に係る要請（ＤＲの要請）に応じて、需要家施設の電力需要を制御することにより、需要家施設が備える蓄電池の充放電を管理する方法が提案されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【0004】
【文献】特開２０１９－６８５１２号公報
【非特許文献】
【0005】
【文献】『経済産業省資源エネルギー庁ホーム 政策について 省エネルギー・新エネルギー 新エネルギーシステム バーチャルパワープラント・ディマンドリスポンスについて ＶＰＰ・ＤＲに関する資料ダウンロード』、［ｏｎｌｉｎｅ］［令和２年６月３０日検索］、インターネット＜ｈｔｔｐｓ：／／ｗｗｗ．ｅｎｅｃｈｏ．ｍｅｔｉ．ｇｏ．ｊｐ／ｃａｔｅｇｏｒｙ／ｓａｖｉｎｇ＿ａｎｄ＿ｎｅｗ／ａｄｖａｎｃｅｄ＿ｓｙｓｔｅｍｓ／ｖｐｐ＿ｄｒ／ｆｉｌｅｓ／ｅｒａｂ＿ｈａｎｄｂｏｏｋ．ｐｄｆ＞
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0006】
ところで、ＶＰＰまたはＤＲにおいて、需要家側エネルギーリソースを制御するためには、まず、電力制御を行わない場合に想定される需要量（以下、ベースラインと称する）を設定し、このベースラインを基準として需要家施設の需要量を調整する。例えば、ＤＲでは、需要が負になる（発電量が消費量を上回る）場合には、需要量を増やす要請（上げＤＲの要請）に応じて、需要量をベースラインよりも大きくなるように制御する。需要が正になる（発電量が消費量を下回る）場合には、需要量を減らす要請（下げＤＲの要請）に応じて、需要量をベースラインよりも小さくなるように制御する。従って、ＤＲの要請に応じて需要を適切に制御するためには、需要の測定値である需要実績値との誤差が小さくなるようにベースラインを設定する必要がある。
【0007】
これまで、ベースラインを設定する様々な手法が提案されている。その代表的な手法の一つとして、例えば、過去５日間の中で需要量の大きい４日間の平均値をベースラインとするＨｉｇｈ４ＯＦ５手法がある（非特許文献１）。特許文献１では、計画値同時同量制度の下で、発電計画と需要計画からベースラインを設定している。
しかしながら、実際の発電量が予測された発電量から大きく外れる場合には、実際の実績量（需要実績値）とベースラインとのずれが大きくなるという問題があった。特に、太陽光発電設備や風力発電設備を備えた需要家施設では、天候に応じて発電量が変動しやすいため、需要実績量がベースラインから大きく外れる場合があった。このように、上述したような従来技術では、需要実績値との誤差が小さくなるように、ベースラインを適切に設置することが難しい場合があった。
しかしながら、実際の発電量が予測された発電量から大きく外れる場合には、実際の実績量（需要実績値）とベースラインとのずれが大きくなるという問題があった。特に、太陽光発電設備や風力発電設備を備えた需要家施設では、天候に応じて発電量が変動しやすいため、需要実績量がベースラインから大きく外れる場合があった。このように、上述したような従来技術では、需要実績値との誤差が小さくなるように、ベースラインを適切に設置することが難しい場合があった。
【0008】
本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、その目的は、需要実績値との誤差が小さくなるように、ベースラインを設定することができる電力管理装置、及び、電力管理方法を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【0009】
上述した課題を解決するために、本発明の一態様は、電力の需要の変化に係る要請に応じて少なくとも１つ以上の需要家施設における電力の需要を管理する装置であって、前記需要家施設の過去の消費平均値を取得する消費平均値取得部と、前記需要家施設の位置における当日の天候予測値を取得する天候予測値取得部と、前記天候予測値に基づき、当日の前記需要家施設の発電予測値を算出する発電予測値算出部と、前記発電予測値と当日の発電実績値との乖離量が所定の閾値以上である場合に、前記乖離量が低減されるように前記発電予測値を補正する発電予測値補正部と、前記消費平均値と前記発電予測値に基づき、電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを算出するベースライン算出部と、を備えた電力管理装置である。
【0010】
本発明の一態様は、電力の需要の変化に係る要請に応じて少なくとも１つ以上の需要家施設における電力の需要を管理する方法であって、消費平均値取得部が、前記需要家施設の過去の消費平均値を取得するステップと、天候予測値取得部が、前記需要家施設の位置における当日の天候予測値を取得するステップと、発電予測値算出部が、前記天候予測値に基づき、当日の前記需要家施設の発電予測値を算出するステップと、発電予測値補正部が、前記発電予測値と当日の発電実績値との乖離量が所定の閾値以上である場合に、前記乖離量が低減されるように前記発電予測値を補正するステップと、ベースライン算出部が、前記消費平均値と前記発電予測値に基づき、電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを算出するステップと、を含む電力管理方法である。
【発明の効果】
【0011】
本発明によれば、需要実績値との誤差が小さくなるように、ベースラインを設定することができる。
【図面の簡単な説明】
【0012】
【図1】本発明の一実施形態に係る電力管理システム１の構成例を示す図である。
【図3】関東地方における天気予報エリアの一例を示す図である。
【図4】需要家施設基本情報の一例を示す図である。
【図5】発電予測値の補正例を示した図である。
【図6】対象時間帯における補正前後の乖離率の年間平均値を示す図である。
【図7】単体構成である場合のベースライン算出処理手順を示すフローチャートである。
【図8】単体構成である場合のベースラインの算出例を示す図である。
【図11】本発明の一実施形態に係る電力管理システム２の構成例を示す図である。
【図12】群構成である場合のベースライン算出処理手順を示すフローチャートである。
【図13】ある時間における群構成である場合のベースラインの算出例を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【0013】
（電力管理システム）
本発明の実施形態において、後述する電力管理装置は、需要家施設ごとに電力管理を行う場合（単体構成である場合）と、複数の需要家施設からなるグループごとに電力管理を行う場合（群構成である場合）とに対応している。
以下では、図面を参照して、単体構成である場合の電力管理システムと、群構成である場合の電力管理システムについてそれぞれ説明する。各図において同一または対応する構成には同一の符号を用いて説明を適宜省略する。
本発明の実施形態において、後述する電力管理装置は、需要家施設ごとに電力管理を行う場合（単体構成である場合）と、複数の需要家施設からなるグループごとに電力管理を行う場合（群構成である場合）とに対応している。
以下では、図面を参照して、単体構成である場合の電力管理システムと、群構成である場合の電力管理システムについてそれぞれ説明する。各図において同一または対応する構成には同一の符号を用いて説明を適宜省略する。
【0014】
（単体構成である場合の電力管理システム）
単体構成である場合の電力管理システムの詳細について説明する。
図１は、本発明の一実施形態に係る電力管理システム１の構成例を示す図である。
電力管理システム１は、単体構成である場合の電力管理システムであって、電力管理装置１０と、少なくとも１つ以上の需要家施設（２０ａ、２０ｂ）とを備える。本実施形態において、任意の需要家施設を示す場合、又は特に区別しない場合には、需要家施設２０として説明する。
単体構成である場合の電力管理システムの詳細について説明する。
図１は、本発明の一実施形態に係る電力管理システム１の構成例を示す図である。
電力管理システム１は、単体構成である場合の電力管理システムであって、電力管理装置１０と、少なくとも１つ以上の需要家施設（２０ａ、２０ｂ）とを備える。本実施形態において、任意の需要家施設を示す場合、又は特に区別しない場合には、需要家施設２０として説明する。
【0015】
電力管理装置１０は、通信回線４０を介して、需要家施設２０と相互に通信する。電力管理装置１０は、通信回線６０を介して、電気事業者等の親アグリゲータ（アグリゲーションコーディネータ）が運用する上位制御システム５０（サーバ等のコンピュータ）と相互に通信する。
ここで、電力管理装置１０は、親アグリゲータとの間で、ＤＲ等の要請に応じて電力の需要削減または需要増加（需要変化）を取引する一般送配電事業者（リソースアグリゲータ）が運用する、１つまたは複数のサーバ等のコンピュータで構成される。
電力管理装置１０は、上位制御システム５０から通信回線６０を介して、需要家施設２０に対する電力の需要変化に係る要請（例えば、ＤＲの要請）を受信すると、この要請に応じて需要家施設２０における電力の需要を管理する。この場合、電力管理装置１０は、ベースラインを基準として需要家施設２０の需要量を所定量変化させる。
ここで、電力管理装置１０は、親アグリゲータとの間で、ＤＲ等の要請に応じて電力の需要削減または需要増加（需要変化）を取引する一般送配電事業者（リソースアグリゲータ）が運用する、１つまたは複数のサーバ等のコンピュータで構成される。
電力管理装置１０は、上位制御システム５０から通信回線６０を介して、需要家施設２０に対する電力の需要変化に係る要請（例えば、ＤＲの要請）を受信すると、この要請に応じて需要家施設２０における電力の需要を管理する。この場合、電力管理装置１０は、ベースラインを基準として需要家施設２０の需要量を所定量変化させる。
【0016】
電力管理装置１０は、例えば計画値同時同量制度に対応させて、各需要家施設２０における電力の需要と発電を管理する。つまり、電力管理装置１０の運用者は、各需要家施設２０の需要計画と発電計画とを所定の計測時間間隔（例えば、３０分ごと）ごとに策定し、策定した需要計画と発電計画を一般送配電事業者（リソースアグリゲータ）に提出する。そのうえで、各需要家施設２０の実際の需要と発電とが、需要計画と発電計画に対してそれぞれ過不足を生じた場合には、電気事業者等の親アグリゲータと一般送配電事業者との間で過不足に対する清算が行われる。
【0017】
電力管理装置１０は、通信回線４０を介して、サーバ３０と相互に通信し、サーバ３０が記憶する天候予測値を取得する。ここで、サーバ３０は、例えば気象庁や民間気象会社のデータサーバであり、過去および将来の天候予測値（例えば、天気、日射量等）を記憶している。
【0018】
需要家施設２０は、一般家庭等の低圧需要家、または工場等の大口需要家である。本実施形態では、図１の例に示すように、需要家施設２０の少なくとも一部が、蓄電池２４（蓄電設備の一例）と、発電設備２５とを備えている。本実施形態において、需要家施設２０は、蓄電池２４と発電設備２５のいずれか一方を備えていてもよいし、どちらも備えていなくてもよい。
【0019】
電力管理システム１は、例えばＴＥＭＳ（Ｔｏｗｎ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）やＣＥＭＳ（Ｃｏｍｍｕｎｉｔｙ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）等の電力管理システムに含まれる形態で（例えば、一つの機能として）構成することができる。ここで、ＴＥＭＳやＣＥＭＳは、例えば、所定の地域範囲における住宅、商業施設、産業施設等の複数の需要家施設２０における電力を一括して管理するシステムである。
電力管理装置１０は、ＴＥＭＳやＣＥＭＳ等の電力管理システムにおける管理装置（管理サーバ）に含まれる形態で（例えば、一つの機能として）構成することができる。この場合、電力管理装置１０は、複数の需要家施設２０が有する複数の蓄電池２４の充放電電力の管理の他、例えば、発電設備２５の発電電力の管理、負荷設備（後述する、電力負荷設備２６）の消費電力の管理を行う装置として構成することができる。
電力管理装置１０は、ＴＥＭＳやＣＥＭＳ等の電力管理システムにおける管理装置（管理サーバ）に含まれる形態で（例えば、一つの機能として）構成することができる。この場合、電力管理装置１０は、複数の需要家施設２０が有する複数の蓄電池２４の充放電電力の管理の他、例えば、発電設備２５の発電電力の管理、負荷設備（後述する、電力負荷設備２６）の消費電力の管理を行う装置として構成することができる。
【0020】
（電力管理装置、及び需要家施設）
ここで、図２を参照して、本発明の実施形態に係る電力管理装置１０と需要家施設２０の構成の詳細について説明する。
図２は、図１に示す電力管理装置１０と需要家施設２０の構成例を示すブロック図である。
ここで、図２を参照して、本発明の実施形態に係る電力管理装置１０と需要家施設２０の構成の詳細について説明する。
図２は、図１に示す電力管理装置１０と需要家施設２０の構成例を示すブロック図である。
【0021】
需要家施設２０の構成について説明する。需要家施設２０は、通信部２１と、電力メータ２２と、分電盤２３と、蓄電池２４と、発電設備２５と、電力負荷設備２６と、制御部２７とを備える。本実施形態において、需要家施設２０は、蓄電池２４、発電設備２５、及び電力負荷設備２６のうち少なくとも１つの電力設備を含む。
【0022】
通信部２１は、通信回線４０を介して、電力管理装置１０との間で所定の情報を送受信する。ここで、所定の情報は、電力の需要変化に係る要請（例えば、ＤＲの要請）と、需要家施設２０が備える電力設備に対する各種制御指示と、需要家施設２０の各種電力量（例えば、発電量等）を示す情報と、を含む。
ここで、通信回線４０は、インターネット等のネットワーク４１と、通信回線４２と、通信回線４３と、通信回線４４とを備える。通信回線４２は、ネットワーク４１と電力管理装置１０（後述する、通信部１１）とを接続する。通信回線４３は、ネットワーク４１と通信部２１とを接続する。通信回線４４は、ネットワーク４１とサーバ３０とを接続する。
ここで、通信回線４０は、インターネット等のネットワーク４１と、通信回線４２と、通信回線４３と、通信回線４４とを備える。通信回線４２は、ネットワーク４１と電力管理装置１０（後述する、通信部１１）とを接続する。通信回線４３は、ネットワーク４１と通信部２１とを接続する。通信回線４４は、ネットワーク４１とサーバ３０とを接続する。
【0023】
電力メータ２２は、一般送配電事業者側の配電系統の構成要素である引込線７０を介して、商用電源の電力系統に接続される。電力メータ２２は、分電盤２３を経由し配線２８を介して、蓄電池２４と発電設備２５と電力負荷設備２６とに接続されている。
電力メータ２２は、需要家施設２０における需要電力を所定の測定時間間隔（例えば、３０分間隔）で測定する。電力メータ２２は、例えばスマートメータであり、ネットワーク４１等を経由して、測定した需要電力（需要実績値）を示す情報を電力管理装置１０、または上位制御システム５０に送信する。
電力メータ２２は、需要家施設２０における需要電力を所定の測定時間間隔（例えば、３０分間隔）で測定する。電力メータ２２は、例えばスマートメータであり、ネットワーク４１等を経由して、測定した需要電力（需要実績値）を示す情報を電力管理装置１０、または上位制御システム５０に送信する。
【0024】
ここで、需要電力の定義について説明する。本実施形態において、需要電力は次式で表される。
【0025】
需要電力＝ｍａｘ（消費電力－発電電力、０）－ｍａｘ（発電電力－消費電力、０）
【0026】
ここで、ｍａｘ（ａ、ｂ）は、ａとｂのうち大きい値を返す関数であり、右辺の第１項は順潮流（買電）される順潮流電力、右辺の第２項は逆潮流（売電）される逆潮流電力に対応する。順潮流とは、発電電力が消費電力を下回る場合に、商用電源の電力系統から需要家施設２０に対して電力が供給されることである。逆潮流とは、発電電力が消費電力を上回る場合に、需要家施設２０から商用電源の電力系統に対して電力が供給されることである。従って、本実施形態において、需要電力は、順潮流である場合に正の値、逆潮流である場合に負の値で表される。本実施形態において、消費電力は、蓄電池２４が充電する電力と電力負荷設備２６が消費する電力とを含み、発電電力は、蓄電池２４が放電する電力と発電設備２５が発電する電力とを含む。
【0027】
分電盤２３は、電力メータ２２を経由して引込線７０から供給された商用電源の電力を、配線２８を介して蓄電池２４または電力負荷設備２６等に供給する（順潮流）。分電盤２３は、蓄電池２４の放電電力または発電設備２５の発電電力を、電力メータ２２を経由して引込線７０に出力する（逆潮流）。
【0028】
蓄電池２４は、充放電設備であり、例えば二次電池とインバータとを備える。インバータは、二次電池に充電する電力を交流から直流に変換し、二次電池から放電される電力を直流から交流に変換する機能を有する。
蓄電池２４は、分電盤２３を介して供給される商用電源の電力、または発電設備２５の発電電力を充電する。蓄電池２４は、蓄積された電力を放電して電力負荷設備２６に供給する。さらに、蓄電池２４は、蓄積された電力を放電して、分電盤２３から電力メータ２２を経由して引込線７０に出力する（逆潮流）。
蓄電池２４は、分電盤２３を介して供給される商用電源の電力、または発電設備２５の発電電力を充電する。蓄電池２４は、蓄積された電力を放電して電力負荷設備２６に供給する。さらに、蓄電池２４は、蓄積された電力を放電して、分電盤２３から電力メータ２２を経由して引込線７０に出力する（逆潮流）。
【0029】
発電設備２５は、太陽光発電、風力発電、地熱発電等の再生可能エネルギーを利用して発電を行う発電装置、あるいは、それら発電装置の組合せである。発電設備２５は、例えば、太陽光電池とＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）とを備え、太陽光を受けて発電した発電電力をＰＣＳにより交流に変換して出力する。
発電設備２５は、発電電力を蓄電池２４または電力負荷設備２６に供給する。発電設備２５は、発電電力を分電盤２３から電力メータ２２を経由して引込線７０に出力する（逆潮流）。
蓄電池２４と発電設備２５は、電力変換回路等の構成を一体化したものであってもよい。
発電設備２５は、発電電力を蓄電池２４または電力負荷設備２６に供給する。発電設備２５は、発電電力を分電盤２３から電力メータ２２を経由して引込線７０に出力する（逆潮流）。
蓄電池２４と発電設備２５は、電力変換回路等の構成を一体化したものであってもよい。
【0030】
電力負荷設備２６は、分電盤２３から供給される商用電源の電力、発電設備２５の発電電力、または蓄電池２４の放電電力を入力して動作することができる機器や設備である。例えば、電力負荷設備２６は、貯湯式給湯器、蓄熱型空調機、衣類乾燥機、食器乾燥機、蓄電池（充電対象としての負荷）等を含む。各需要家施設２０が備える電力負荷設備２６の種類、及び数等はそれぞれ異なっていてもよい。
【0031】
制御部２７は、例えば、需要家施設２０の制御プログラムを実行するためのＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）を備え、需要家施設２０の各部位を包括的に制御する。
制御部２７は、電力管理装置１０から受信した指示に従い、需要家施設２０が備える電力設備の電力を制御する。例えば、制御部２７は、電力管理装置１０から受信した充放電の制御指示に従い、蓄電池２４の一部または全部についての充放電電力を制御する。制御部２７は、電力管理装置１０から受信した発電の制御指示に従い、発電設備２５の一部または全部についての発電電力を制御する。制御部２７は、電力管理装置１０から受信した消費の制御指示に従い、電力負荷設備２６の一部または全部についての消費電力を制御する。
制御部２７は、電力管理装置１０から受信した指示に従い、需要家施設２０が備える電力設備の電力を制御する。例えば、制御部２７は、電力管理装置１０から受信した充放電の制御指示に従い、蓄電池２４の一部または全部についての充放電電力を制御する。制御部２７は、電力管理装置１０から受信した発電の制御指示に従い、発電設備２５の一部または全部についての発電電力を制御する。制御部２７は、電力管理装置１０から受信した消費の制御指示に従い、電力負荷設備２６の一部または全部についての消費電力を制御する。
【0032】
制御部２７は、電力管理装置１０から受信した指示に従い、電力メータ２２が測定した需要電力を示す情報、蓄電池２４の充放電電力及びの蓄電容量を示す情報、発電設備２５の発電電力を示す情報、電力負荷設備２６の消費電力を示す情報を取得する。制御部２７は、これらの情報を電力設備毎に取得してもよいし、複数の電力設備毎にまとめて取得してもよい。
制御部２７は、取得した需要電力、消費電力、発電電力、及び充放電電力を示す情報を、所定の時間間隔で、あるいは電力管理装置１０からの要請に応じて、通信部２１を介して電力管理装置１０に送信する。
制御部２７は、取得した需要電力、消費電力、発電電力、及び充放電電力を示す情報を、所定の時間間隔で、あるいは電力管理装置１０からの要請に応じて、通信部２１を介して電力管理装置１０に送信する。
【0033】
次に、電力管理装置１０の構成について説明する。
図２に示すように、電力管理装置１０は、通信部１１と、記憶部１２と、制御部１３とを備える。
図２に示すように、電力管理装置１０は、通信部１１と、記憶部１２と、制御部１３とを備える。
【0034】
通信部１１は、通信回線４０を介して、需要家施設２０の制御部２７、またはサーバ３０と通信する。通信部１１は、通信回線６０を介して、上位制御システム５０と通信する。通信回線６０は、通信回線４０と同様にインターネット等のネットワーク４１を介して構成されるものであってもよい。
【0035】
記憶部１２は、制御部１３が利用する各種データを記憶する。記憶部１２は、例えば、ＨＤＤ（Ｈａｒｄ Ｄｉｓｋ Ｄｒｉｖｅ）、フラッシュメモリ、ＥＥＰＲＯＭ（Ｅｌｅｃｔｒｉｃａｌｌｙ Ｅｒａｓａｂｌｅ Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ ｒｅａｄ／ｗｒｉｔｅ Ｍｅｍｏｒｙ）、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）などの記憶媒体など、または、これらの記憶媒体の任意の組み合わせによって構成される。記憶部１２として、例えば、不揮発性メモリを用いることができる。
記憶部１２は、発電計画記憶部１２１と、需要計画記憶部１２２と、施設情報記憶部１２３と、需要実績記憶部１２４と、発電実績記憶部１２５と、ベースライン記憶部１２６と、テンプレート記憶部１２７と、消費平均値記憶部１２８とを備える。
記憶部１２は、発電計画記憶部１２１と、需要計画記憶部１２２と、施設情報記憶部１２３と、需要実績記憶部１２４と、発電実績記憶部１２５と、ベースライン記憶部１２６と、テンプレート記憶部１２７と、消費平均値記憶部１２８とを備える。
【0036】
発電計画記憶部１２１は、電力管理装置１０の運用者が策定した発電計画による発電電力を示す発電計画情報を記憶する。発電計画情報は、例えば、発電時における各需要家施設２０が備える各電力設備の需要と発電の予測値と、各電力設備の需要と発電に係る調整可能量（所定の基準値を基準として増減可能であると予測される電力量）と、蓄電池２４の蓄電容量等の情報を含む。
本実施形態において、発電計画は、商用電源の電力系統に逆潮流させる電力についての需要家施設２０全体としての計画値や、需要家施設２０の個別の計画値があり得る。
本実施形態において、発電計画は、商用電源の電力系統に逆潮流させる電力についての需要家施設２０全体としての計画値や、需要家施設２０の個別の計画値があり得る。
【0037】
需要計画記憶部１２２は、電力管理装置１０の運用者が策定した需要計画による需要電力を示す需要計画情報を記憶する。需要計画情報は、例えば、需要時における各需要家施設２０が備える各電力設備の需要と発電の予測値、電力設備の電力需要に係る調節可能量とを含む。
本実施形態において、需要計画は、商用電源の電力系統から順潮流される電力についての需要家施設２０全体としての計画値や、需要家施設２０の個別の計画値があり得る。
本実施形態において、需要計画は、商用電源の電力系統から順潮流される電力についての需要家施設２０全体としての計画値や、需要家施設２０の個別の計画値があり得る。
【0038】
施設情報記憶部１２３は、各需要家施設２０に係る基本的な情報である需要家施設基本情報を記憶する。例えば、需要家施設基本情報は、各需要家施設２０の識別情報と、場所情報と、契約電力情報と、電力設備情報とを含む。
【0039】
識別情報は、需要家施設２０の各々を識別するための識別情報（施設ＩＤ）である。本実施形態では、施設ＩＤの付与ルールとして、頭文字に“Ｅ”を含むものとする（例えば、Ｅ０００１）。場所情報は、需要家施設２０が位置する緯度経度または住所等を示す位置情報（例えば、茨城県つくば市）と、需要家施設２０が位置する天気予報エリアを示すエリア情報（例えば、エリア００１）とを含む。
図３は、関東地方における天気予報エリアの一例を示す図である。ここで、天気予報エリア（以下、エリアと称する場合がある）とは、天候予測が行われる一定の領域であって、地図上で区分された一定の領域である。図３に示す例では、各需要家施設２０は、３つの晴れ予報エリア（群馬、栃木、茨城）と、４つの曇り予報エリア（神奈川、東京、埼玉、千葉）のいずれかに属することが示されている。
契約電力情報は、需要家施設２０が電気事業者等と契約している電力量を示す情報である。電力設備情報は、需要家施設２０が備える各電力設備に係る情報であり、例えば、蓄電池２４の定格出力値（定格充放電電力の値、定格放電電力の値、及び定格充電電力の値）および容量と、発電設備２５の定格出力値（定格発電電力の値）および太陽光パネルの設置方向と、電力負荷設備２６の負荷容量等に係る情報と、を含む。
図３は、関東地方における天気予報エリアの一例を示す図である。ここで、天気予報エリア（以下、エリアと称する場合がある）とは、天候予測が行われる一定の領域であって、地図上で区分された一定の領域である。図３に示す例では、各需要家施設２０は、３つの晴れ予報エリア（群馬、栃木、茨城）と、４つの曇り予報エリア（神奈川、東京、埼玉、千葉）のいずれかに属することが示されている。
契約電力情報は、需要家施設２０が電気事業者等と契約している電力量を示す情報である。電力設備情報は、需要家施設２０が備える各電力設備に係る情報であり、例えば、蓄電池２４の定格出力値（定格充放電電力の値、定格放電電力の値、及び定格充電電力の値）および容量と、発電設備２５の定格出力値（定格発電電力の値）および太陽光パネルの設置方向と、電力負荷設備２６の負荷容量等に係る情報と、を含む。
【0040】
図４は、需要家施設基本情報の一例を示す図である。施設ＩＤがＥ０００１の需要家施設２０に対して、位置情報は東京都中央区、エリア情報はエリア００１、契約電力情報は契約電力値Ａ、電力設備情報は電力設備情報Ａである。施設ＩＤがＥ０００２の需要家施設２０に対して、位置情報は茨城県つくば市、エリア情報はエリア１００、契約電力情報は契約電力値Ｂ、電力設備情報は電力設備情報Ｂである。
【0041】
需要実績記憶部１２４は、各需要家施設２０の需要電力の測定値である需要実績値であって、過去数年分あるいは一年分の所定の測定時間間隔（例えば、３０分ごと）で測定された需要実績値を施設ＩＤと対応付けて記憶する。
発電実績記憶部１２５は、各需要家施設２０の発電電力の測定値である発電実績値であって、過去数年分あるいは一年分の所定の測定時間間隔（例えば、３０分ごと）で測定された発電実績値を施設ＩＤと対応付けて記憶する。
発電実績記憶部１２５は、各需要家施設２０の発電電力の測定値である発電実績値であって、過去数年分あるいは一年分の所定の測定時間間隔（例えば、３０分ごと）で測定された発電実績値を施設ＩＤと対応付けて記憶する。
【0042】
ベースライン記憶部１２６は、後述するベースライン算出部が算出したベースラインを記憶する。ここで、ベースラインとは、電力の需要の変化に係る要請（例えば、ＤＲの要請）がなかった場合に想定される電力需要量である。本実施形態において、ベースラインは、次式で定義される。
【0043】
ベースライン＝ｍａｘ（消費平均値－発電予測値、０）－ｍａｘ（発電予測値－消費平均値、０）
ここで、消費平均値は、需要家施設２０の過去の消費電力の平均値であり、発電予測値は、需要家施設２０の当日の発電電力の予測値である。消費平均値と発電予測値とを算出する方法については、詳細を後述する。
ここで、消費平均値は、需要家施設２０の過去の消費電力の平均値であり、発電予測値は、需要家施設２０の当日の発電電力の予測値である。消費平均値と発電予測値とを算出する方法については、詳細を後述する。
【0044】
テンプレート記憶部１２７は、電力管理装置１０の用者が予め作成した複数の発電予測値のテンプレートを記憶する。例えば、本実施形態において、発電予測値のテンプレートは、天気と季節に基づいて、（晴れ、雨、曇り）×（中間期、夏、冬）の９通りのパターンに分類されている。
【0045】
消費平均値記憶部１２８は、需要家施設２０の消費平均値を記憶する。詳しくは後述するように、消費平均値記憶部１２８は、単体構成である場合、各需要家施設２０の消費平均値を施設ＩＤ（例えば、Ｅ０００１）と対応付けて記憶する。また、消費平均値記憶部１２８は、群構成である場合、各天気予報エリアの施設単位当たりの消費平均値をエリア情報（例えば、エリア００１）と対応付けて記憶する。本実施形態において、施設単位当たりの値とは、需要家施設２０一つ当たりの平均値を示す。
【0046】
制御部１３は、例えば、電力管理装置１０の制御ソフトウェアを実行するＣＰＵであり、電力管理装置１０の各部位を包括的に制御する。
制御部１３は、電力管理部１３１と、消費平均値算出部１３２と、消費平均値取得部１３３と、天候予測値取得部１３４と、実績値処理部１３５と、発電予測値算出部１３６と、発電予測値補正部１３７と、ベースライン算出部１３８とを備える。
制御部１３は、電力管理部１３１と、消費平均値算出部１３２と、消費平均値取得部１３３と、天候予測値取得部１３４と、実績値処理部１３５と、発電予測値算出部１３６と、発電予測値補正部１３７と、ベースライン算出部１３８とを備える。
【0047】
電力管理部１３１は、発電計画記憶部１２１が記憶する発電計画情報と、需要計画記憶部１２２が記憶する需要計画情報と、需要家施設２０の需要実績値及び発電実績値とに基づき、需要家施設２０に備えられた電力設備を制御する。
電力管理部１３１は、上位制御システム５０から、所定の要請時間における電力調整の要請を受信すると、この要請に応じて、ベースラインを基準に要請時間における需要家施設２０の電力需要を調整する。
ここで、要請時間とは、電力調整が要請される所定の期間であり、例えば、要請の開始時刻及び終了時刻で定義してもよいし、要請の開始時刻及び継続時間で定義してもよい。電力調整の要請は、要請時間、需要削減の要請（下げＤＲ）に係る削減量、需要増加の要請（上げＤＲ）に係る増加量などを示す情報を含む。
電力管理部１３１は、上位制御システム５０から、所定の要請時間における電力調整の要請を受信すると、この要請に応じて、ベースラインを基準に要請時間における需要家施設２０の電力需要を調整する。
ここで、要請時間とは、電力調整が要請される所定の期間であり、例えば、要請の開始時刻及び終了時刻で定義してもよいし、要請の開始時刻及び継続時間で定義してもよい。電力調整の要請は、要請時間、需要削減の要請（下げＤＲ）に係る削減量、需要増加の要請（上げＤＲ）に係る増加量などを示す情報を含む。
【0048】
電力管理部１３１は、要請時間よりも短い所定の制御時間単位ごとに、発電計画記憶部１２１が記憶する発電計画と、需要計画記憶部１２２が記憶する需要計画とに基づき、需要家施設２０が備える電力設備に対する各種制御指示を送信する。ここで、各種制御指示は、例えば、蓄電池２４の充放電の制御指示、発電設備２５の発電の制御指示、電力負荷設備２６の消費の制御指示を含む。
例えば、充放電指示は、蓄電池２４の制御時間単位を指示する情報と、当該制御時間単位における平均の放電電力の目標値または平均の充電電力の目標値を示す情報、あるいは当該制御時間単位における放電電力量の目標値または充電電力量の目標値を示す情報等を含む。
例えば、充放電指示は、蓄電池２４の制御時間単位を指示する情報と、当該制御時間単位における平均の放電電力の目標値または平均の充電電力の目標値を示す情報、あるいは当該制御時間単位における放電電力量の目標値または充電電力量の目標値を示す情報等を含む。
【0049】
消費平均値算出部１３２は、需要家施設２０の過去の消費電力の平均値である消費平均値を算出する。消費平均値算出部１３２は、単体構成である場合、需要家施設２０ごとに消費平均値を算出する。消費平均値算出部１３２は、群構成である場合、所定の天気予報エリアごとに、当該エリアに位置する施設単位当たりの消費平均値を算出する。
具体的には、消費平均値算出部１３２は、需要実績記憶部１２４が記憶する各需要家施設２０の需要実績値と、発電実績記憶部１２５が記憶部する各需要家施設２０の発電実績値とに基づき、需要家施設２０ごとに消費電力を求め、以下の３つの方法のいずれかによって消費平均値を算出する。本実施形態において、各需要家施設２０の消費電力は、需要実績値と発電実績値の和として求められる（需要電力＝消費電力－発電電力）。
第１の平均値算出方法では、過去５日間の同一時刻の消費電力の平均値を消費平均値とする。第２の平均値算出方法では、過去５日間の同一時刻のうち４番目までに消費電力が多い４日間の平均値を消費平均値とする。第３の平均値算出方法では、過去４週間の同一曜日の同一時刻の消費電力の平均値を消費平均値とする。
消費平均値算出部１３２は、群構成である場合、上述の手順に従って各需要家施設２０の消費平均値を算出し、所定の天気予報エリアごとに、当該エリアに位置する施設単位当たりの消費平均値を算出する。
消費平均値算出部１３２は、需要家施設２０ごとの消費平均値、又はエリアごとの施設単位当たりの消費平均値を算出すると、消費平均値記憶部１２８に更新して記憶させる。
具体的には、消費平均値算出部１３２は、需要実績記憶部１２４が記憶する各需要家施設２０の需要実績値と、発電実績記憶部１２５が記憶部する各需要家施設２０の発電実績値とに基づき、需要家施設２０ごとに消費電力を求め、以下の３つの方法のいずれかによって消費平均値を算出する。本実施形態において、各需要家施設２０の消費電力は、需要実績値と発電実績値の和として求められる（需要電力＝消費電力－発電電力）。
第１の平均値算出方法では、過去５日間の同一時刻の消費電力の平均値を消費平均値とする。第２の平均値算出方法では、過去５日間の同一時刻のうち４番目までに消費電力が多い４日間の平均値を消費平均値とする。第３の平均値算出方法では、過去４週間の同一曜日の同一時刻の消費電力の平均値を消費平均値とする。
消費平均値算出部１３２は、群構成である場合、上述の手順に従って各需要家施設２０の消費平均値を算出し、所定の天気予報エリアごとに、当該エリアに位置する施設単位当たりの消費平均値を算出する。
消費平均値算出部１３２は、需要家施設２０ごとの消費平均値、又はエリアごとの施設単位当たりの消費平均値を算出すると、消費平均値記憶部１２８に更新して記憶させる。
【0050】
消費平均値取得部１３３は、消費平均値記憶部１２８が記憶する需要家施設２０の消費平均値を取得する。具体的には、消費平均値取得部１３３は、単体構成である場合、施設情報記憶部１２３が記憶する需要家施設基本情報に含まれる施設ＩＤを参照して、各需要家施設２０の消費平均値を消費平均値記憶部１２８から取得する。消費平均値取得部１３３は、群構成である場合、施設情報記憶部１２３が記憶する需要家施設基本情報に含まれるエリア情報を参照して、各天気予報エリアの施設単位当たりの消費平均値を消費平均値記憶部１２８から取得する。
【0051】
天候予測値取得部１３４は、需要家施設２０が位置する天気予報エリアの当日の天候予測値をサーバ３０から取得する。ここで、天候予測値は、所定のエリアごとの天候情報であり、例えば、天気（晴れ、雨、雪、曇り等）、日射量、気温、湿度等の予測値を含んでいる。
具体的には、天候予測値取得部１３４は、施設情報記憶部１２３が記憶する需要家施設基本情報に含まれる施設ＩＤとエリア情報とを参照して、需要家施設２０が位置する天気予報エリアを判定し、当該エリアの当日の天候予測値を取得する。例えば、天候予測値取得部１３４は、図４に示すように需要家施設２０の施設ＩＤがＥ０００１である場合、当該需要家施設２０が位置するエリアをエリアＡであると判定し、エリアＡの天気予測値を取得する。
具体的には、天候予測値取得部１３４は、施設情報記憶部１２３が記憶する需要家施設基本情報に含まれる施設ＩＤとエリア情報とを参照して、需要家施設２０が位置する天気予報エリアを判定し、当該エリアの当日の天候予測値を取得する。例えば、天候予測値取得部１３４は、図４に示すように需要家施設２０の施設ＩＤがＥ０００１である場合、当該需要家施設２０が位置するエリアをエリアＡであると判定し、エリアＡの天気予測値を取得する。
【0052】
実績値処理部１３５は、各需要家施設２０の当日の発電実績値と需要実績値とを取得する。実績値処理部１３５は、所定の天気予報エリアごとに、当該エリアに位置する各需要家施設２０の当日の発電実績値と需要実績値とを当該エリアごとにまとめて取得してもよい。
実績値処理部１３５は、取得した発電実績値を施設ＩＤと対応付けて発電実績記憶部１２５に記憶させるとともに、取得した需要実績値を施設ＩＤと対応付けて需要実績記憶部１２４に記憶させる。
実績値処理部１３５は、取得した発電実績値を施設ＩＤと対応付けて発電実績記憶部１２５に記憶させるとともに、取得した需要実績値を施設ＩＤと対応付けて需要実績記憶部１２４に記憶させる。
【0053】
発電予測値算出部１３６は、天候予測値取得部１３４が取得した天候予測値に基づいて、当日の需要家施設２０の発電電力の予測値である発電予測値を算出する。発電予測値算出部１３６は、単体構成である場合に、需要家施設２０ごとに発電予測値を算出する。発電予測値算出部１３６は、群構成である場合に、各天気予報エリアの施設単位当たりの発電予測値を算出する。
【0054】
本実施形態において、発電予測値算出部１３６は、以下の２つの方法のいずれかを用いて発電予測値を算出する。
第１の予測値算出方法では、発電予測値算出部１３６は、当日の天候予測値、さらに、発電設備２５の設置緯度経度、太陽光パネルの設置方位、傾斜角、及び容量等の情報に基づき、一般的な高精度の発電予測技術（例えば、ニューラルネットワークによる推定技術等）を用いて、発電予測値を算出する。
第２の予測値算出方法では、発電予測値算出部１３６は、当日の天候予測値に基づき、テンプレート記憶部１２７が記憶する発電予測値のテンプレートを参照して、発電予測値を算出する。例えば、（晴れ、雨、曇り）×（中間期、夏、冬）の９通りのテンプレートがある場合、発電予測値算出部１３６は、当日の天気と季節に対応している発電予測値のテンプレートを発電予測値として算出する。
第１の予測値算出方法では、発電予測値算出部１３６は、当日の天候予測値、さらに、発電設備２５の設置緯度経度、太陽光パネルの設置方位、傾斜角、及び容量等の情報に基づき、一般的な高精度の発電予測技術（例えば、ニューラルネットワークによる推定技術等）を用いて、発電予測値を算出する。
第２の予測値算出方法では、発電予測値算出部１３６は、当日の天候予測値に基づき、テンプレート記憶部１２７が記憶する発電予測値のテンプレートを参照して、発電予測値を算出する。例えば、（晴れ、雨、曇り）×（中間期、夏、冬）の９通りのテンプレートがある場合、発電予測値算出部１３６は、当日の天気と季節に対応している発電予測値のテンプレートを発電予測値として算出する。
【0055】
発電予測値補正部１３７は、実績値処理部１３５が取得した発電実績値と、発電予測値算出部１３６が算出した発電予測値とに基づき、当日の所定の第１の時間帯（第１期間の一例）における発電実績値と発電予測値の乖離率（乖離量の一例）を算出する。
ここで、第１の時間帯（以下、補正時間帯と称する）とは、電力の需要の変化に係る要請（例えば、ＤＲの要請）を受信する前の時間帯である。例えば、本実施形態では、この要請が当日１２時直前にあるとして、この要請に先立つ当日９時から１０時までの時間帯を補正時間帯とする。本実施形態において、乖離率は次式で表される。
ここで、第１の時間帯（以下、補正時間帯と称する）とは、電力の需要の変化に係る要請（例えば、ＤＲの要請）を受信する前の時間帯である。例えば、本実施形態では、この要請が当日１２時直前にあるとして、この要請に先立つ当日９時から１０時までの時間帯を補正時間帯とする。本実施形態において、乖離率は次式で表される。
【0056】
乖離率＝｜（発電予測値－発電実績値）／発電実績値｜
【0057】
乖離率とは、発電予測値の発電実績値に対する差分を発電実績値で規格化した量である。発電実績値の発電予測値に対する差分を発電予測値で規格化した量を乖離率として定義してもよい。
【0058】
発電予測値補正部１３７は、補正時間帯の乖離率が所定の閾値（例えば、１００パーセント）以上である場合に、当日の所定の第２の時間帯（第２期間の一例）における乖離率が低減されるように発電予測値を補正する。
ここで、第２の時間帯（以下、対象時間帯と称する）とは、電力の需要の変化に係る要請を受信した後の時間帯である。例えば、本実施形態では、この要請が当日１２時直前にあるとして、当日１２時から１５時までの時間帯を対象時間帯とする。
本実施形態において、発電予測値補正部１３７は、まず、補正時間帯の発電実績値と発電予測値とに基づいて、補正時間帯の乖離率を算出する。次に、発電予測値補正部１３７は、対象時間帯の発電予測値を補正時間帯の乖離率で割ることによって、補正後の発電予測値を算出する。ここで、図５を参照して、発電予測値の補正例について説明する。
ここで、第２の時間帯（以下、対象時間帯と称する）とは、電力の需要の変化に係る要請を受信した後の時間帯である。例えば、本実施形態では、この要請が当日１２時直前にあるとして、当日１２時から１５時までの時間帯を対象時間帯とする。
本実施形態において、発電予測値補正部１３７は、まず、補正時間帯の発電実績値と発電予測値とに基づいて、補正時間帯の乖離率を算出する。次に、発電予測値補正部１３７は、対象時間帯の発電予測値を補正時間帯の乖離率で割ることによって、補正後の発電予測値を算出する。ここで、図５を参照して、発電予測値の補正例について説明する。
【0059】
図５は、発電予測値の補正例を示した図である。横軸は時間を示し、縦軸は発電電力量（Ｋｗ）を示す。曲線Ｃｍｅａｓ１は、７時から１０時までの３０分ごとの発電実績値を示す。曲線Ｃｍｅａｓ２は、１０時から１６時までの３０分ごとの発電実績値を示す。曲線Ｃｅｘｐ＿ｏｒｇは、７時から１７時までの３０分ごとの発電予測値を示す。曲線Ｃｅｘｐ＿ｃｏｒは、１２時から１５時までの３０分ごとの補正後の発電予測値を示す。補正時間帯ＴＲ１は９時から１０時までの時間帯であり、対象時間帯ＴＲ２は１２時から１５時までの時間帯である。電力の需要の変化に係る要請は、補正時間帯ＴＲ１と対象時間帯ＴＲ２の間に行われる。
補正時間帯ＴＲ１において、発電予測値の発電実績値に対する乖離率は、９時では２２２．６パーセント（発電予測値が３７．４７３２、発電実績値が１１．６１６６９）、９時３０分では１９４．１パーセント（発電予測値が４５．３９０３４、発電実績値が１５．４３２７２）である。発電予測値補正部１３７は、対象時間帯ＴＲ２の発電予測値（曲線Ｃｅｘｐ＿ｏｒｇ）を９時の乖離率で割ることによって、補正後の発電予測値（曲線Ｃｅｘｐ＿ｃｏｒ）を算出する。この補正により、図５に示すように、発電実績値（曲線Ｃｍｅａｓ２）と補正後の発電予測値（曲線Ｃｅｘｐ＿ｃｏｒ）の乖離が低減される。
図５に示す例では、発電予測値を補正するために９時の乖離率を使用したが、９時３０分の乖離率を使用してもよいし、９時の乖離率と９時３０分の乖離率の平均値を使用してもよい。
補正時間帯ＴＲ１において、発電予測値の発電実績値に対する乖離率は、９時では２２２．６パーセント（発電予測値が３７．４７３２、発電実績値が１１．６１６６９）、９時３０分では１９４．１パーセント（発電予測値が４５．３９０３４、発電実績値が１５．４３２７２）である。発電予測値補正部１３７は、対象時間帯ＴＲ２の発電予測値（曲線Ｃｅｘｐ＿ｏｒｇ）を９時の乖離率で割ることによって、補正後の発電予測値（曲線Ｃｅｘｐ＿ｃｏｒ）を算出する。この補正により、図５に示すように、発電実績値（曲線Ｃｍｅａｓ２）と補正後の発電予測値（曲線Ｃｅｘｐ＿ｃｏｒ）の乖離が低減される。
図５に示す例では、発電予測値を補正するために９時の乖離率を使用したが、９時３０分の乖離率を使用してもよいし、９時の乖離率と９時３０分の乖離率の平均値を使用してもよい。
【0060】
ここで、図６を参照して、発電予測値の補正前と補正後とで乖離率がどの程度低減されているのかについて説明する。
図６は、対象時間帯における補正前後の乖離率の年間平均値を示す図である。ここで、年間平均値とは、一年間のうち天候予測が大幅に外れた４１日間についての平均値のことである。補正後の発電予測値は、図５と同様に、補正時間帯（９時）の乖離率を用いて算出されたものである。対象時間帯（１２時から１５時まで）において、補正前の乖離率は１７５～４１２パーセントであるが、補正後の乖離率は４４～１２７パーセントに低減されている。
図６は、対象時間帯における補正前後の乖離率の年間平均値を示す図である。ここで、年間平均値とは、一年間のうち天候予測が大幅に外れた４１日間についての平均値のことである。補正後の発電予測値は、図５と同様に、補正時間帯（９時）の乖離率を用いて算出されたものである。対象時間帯（１２時から１５時まで）において、補正前の乖離率は１７５～４１２パーセントであるが、補正後の乖離率は４４～１２７パーセントに低減されている。
【0061】
ベースライン算出部１３８は、発電予測値補正部１３７が補正を行わなかった場合に、消費平均値取得部１３３が取得した消費平均値と、発電予測値算出部１３６が算出した発電予測値とに基づき、電力の需要の変化に係る基準となるベースラインを算出して、ベースライン記憶部１２６に記憶させる。
ベースライン算出部１３８は、発電予測値補正部１３７が補正を行った場合に、消費平均値取得部１３３が取得した消費平均値と、発電予測値補正部１３７が算出した補正後の発電予測値とに基づき、電力の需要の変化に係る基準となるベースラインを算出して、ベースライン記憶部１２６に記憶させる。
ベースライン算出部１３８は、発電予測値補正部１３７が補正を行った場合に、消費平均値取得部１３３が取得した消費平均値と、発電予測値補正部１３７が算出した補正後の発電予測値とに基づき、電力の需要の変化に係る基準となるベースラインを算出して、ベースライン記憶部１２６に記憶させる。
【0062】
ベースライン算出部１３８は、単体構成である場合、需要家施設２０ごとにベースラインを算出する。ベースライン算出部１３８は、群構成である場合、各天気予報エリアの施設単位当たりの発電予測値に基づいて、各々のエリアを複数のグループに分類し、グループごとにベースラインを算出する。ベースライン算出処理については、単体構成である場合と群構成である場合それぞれについて詳細を後述する。
【0063】
（単体構成である場合のベースライン算出処理）
ここで、図７を参照して、単体構成におけるベースライン算出処理の詳細を説明する。
図７は、単体構成におけるベースライン算出処理手順を示すフローチャートである。
ここで、図７を参照して、単体構成におけるベースライン算出処理の詳細を説明する。
図７は、単体構成におけるベースライン算出処理手順を示すフローチャートである。
【0064】
消費平均値取得部１３３は、施設情報記憶部１２３が記憶する需要家施設基本情報に含まれる施設ＩＤを参照して、消費平均値記憶部１２８が記憶する消費平均値を需要家施設２０ごとに取得する（ステップＳ１０１）。
【0065】
天候予測値取得部１３４は、施設情報記憶部１２３が記憶する需要家施設基本情報に含まれる施設ＩＤとエリア情報とを参照して、各需要家施設２０が位置する天気予報エリアの当日の天候予測値をサーバ３０から取得する（ステップＳ１０２）。
【0066】
発電予測値算出部１３６は、天候予測値取得部１３４が取得した天候予測値に基づいて、各需要家施設２０の当日の発電予測値を算出する（ステップＳ１０３）。
例えば、発電予測値算出部１３６は、一般的に使用される高精度の発電予測技術を使用して、日射量、気温等の天候予測値、または、発電設備２５の設置緯度経度、設置方位、景射角、及び容量等の情報から、発電予測値を算出する（第１の予測値算出方法）。
例えば、発電予測値算出部１３６は、一般的に使用される高精度の発電予測技術を使用して、日射量、気温等の天候予測値、または、発電設備２５の設置緯度経度、設置方位、景射角、及び容量等の情報から、発電予測値を算出する（第１の予測値算出方法）。
【0067】
実績値処理部１３５は、各需要家施設２０の当日の発電実績値を当該需要家施設２０から取得する（ステップＳ１０４）。
【0068】
発電予測値補正部１３７は、発電予測値算出部１３６が算出した発電予測値と、実績値処理部１３５が取得した発電実績値とに基づいて、発電予測値と発電実績値の乖離率を算出し、算出した乖離率が所定の閾値以上であるか否かを判定する（ステップＳ１０５）。本実施形態では、発電予測値補正部１３７は、補正時間帯（例えば、９時）における発電予測値と発電実績値とに基づき、発電予測値の発電実績値に対する乖離率を算出する。
発電予測値補正部１３７は、乖離率が所定の閾値（例えば、１００パーセント）以上であると判定した場合に（ステップＳ１０５－ＹＥＳ）、処理をステップＳ１０６へ進め、乖離率が所定の閾値未満であると判定した場合に（ステップＳ１０５－ＮＯ）、処理をステップＳ１０７へ進める。
発電予測値補正部１３７は、乖離率が所定の閾値（例えば、１００パーセント）以上であると判定した場合に（ステップＳ１０５－ＹＥＳ）、処理をステップＳ１０６へ進め、乖離率が所定の閾値未満であると判定した場合に（ステップＳ１０５－ＮＯ）、処理をステップＳ１０７へ進める。
【0069】
ステップＳ１０６において、発電予測値補正部１３７は、対象時間帯（例えば、１２時から１５時までの時間帯）の乖離率が低減されるように発電予測値を補正する。本実施形態では、対象時間帯の発電予測値を補正時間帯の乖離率で割ることにより、補正後の発電予測値を算出する。
【0070】
ステップＳ１０７において、ベースライン算出部１３８は、発電予測値補正部１３７が補正を行わなかった場合に、消費平均値取得部１３３が取得した消費平均値と、発電予測値算出部１３６が算出した発電予測値とに基づき、電力の需要の変化に係る基準となるベースラインを算出し、施設ＩＤと対応付けてベースライン記憶部１２６に記憶させる。
ベースライン算出部１３８は、発電予測値補正部１３７が補正を行った場合に、消費平均値取得部１３３が取得した消費平均値と、発電予測値補正部１３７が算出した補正後の発電予測値とに基づき、電力の需要の変化に係る基準となるベースラインを算出し、施設ＩＤと対応付けてベースライン記憶部１２６に記憶させる。
ベースライン算出部１３８は、発電予測値補正部１３７が補正を行った場合に、消費平均値取得部１３３が取得した消費平均値と、発電予測値補正部１３７が算出した補正後の発電予測値とに基づき、電力の需要の変化に係る基準となるベースラインを算出し、施設ＩＤと対応付けてベースライン記憶部１２６に記憶させる。
【0071】
ここで、図８を参照して、単体構成である場合のベースラインの算出例について説明する。
図８は、単体構成である場合のベースラインの算出例を示す図である。ここで、図８は、ある需要家施設２０を対象としたシミュレーションにおいて算出された需要実績値とベースラインとを示している。過去の需要実績値は、いの３０分ごとの需要実績値である。ここで、当該需要家施設２０が位置する天気予報エリアの天気は、前日が晴れ、２日前が雨、３日前が雨、４日前が晴れ、５日前が晴れである。ベースライン（従来型）は、代表的な従来のベースラインの算出方法に従って、前日から５日前までの需要実績値のうちで値の大きい４日間の平均値として算出したベースラインである。需要実績値（晴れ）は、当日が晴れである場合の需要実績値である。ベースライン（晴れ）は、当日が晴れである場合に予測される発電予測値（不図示）と消費平均値（不図示）とに基づいて算出されたベースラインである。需要実績値（曇り）は、当日が曇りである場合の需要実績値である。ベースライン（曇り）は、当日が曇りである場合に予測される発電予測値（不図示）と消費平均値（不図示）とに基づいて算出されたベースラインである。
図８は、単体構成である場合のベースラインの算出例を示す図である。ここで、図８は、ある需要家施設２０を対象としたシミュレーションにおいて算出された需要実績値とベースラインとを示している。過去の需要実績値は、いの３０分ごとの需要実績値である。ここで、当該需要家施設２０が位置する天気予報エリアの天気は、前日が晴れ、２日前が雨、３日前が雨、４日前が晴れ、５日前が晴れである。ベースライン（従来型）は、代表的な従来のベースラインの算出方法に従って、前日から５日前までの需要実績値のうちで値の大きい４日間の平均値として算出したベースラインである。需要実績値（晴れ）は、当日が晴れである場合の需要実績値である。ベースライン（晴れ）は、当日が晴れである場合に予測される発電予測値（不図示）と消費平均値（不図示）とに基づいて算出されたベースラインである。需要実績値（曇り）は、当日が曇りである場合の需要実績値である。ベースライン（曇り）は、当日が曇りである場合に予測される発電予測値（不図示）と消費平均値（不図示）とに基づいて算出されたベースラインである。
【0072】
図９は、図８において当日が晴れである場合の需要実績値とベースラインとを示す図である。図９は、需要実績値（晴れ）Ｃ＿ａｃｔ＿ｓｕｎｎｙと、ベースライン（晴れ）Ｃ＿ｂａｓｅ＿ｓｕｎｎｙと、ベースライン（従来型）Ｃ＿ｂａｓｅ＿ｏｒｇとを示している。図１０は、図８において当日が曇りである場合の需要実績値とベースラインとを示す図である。図１０は、需要実績値（曇り）Ｃ＿ａｃｔ＿ｃｌｏｕｄｙと、ベースライン（曇り）Ｃ＿ｂａｓｅ＿ｃｌｏｕｄｙと、ベースライン（従来型）Ｃ＿ｂａｓｅ＿ｏｒｇとを示している。図９と図１０において、横軸は時間を示し、縦軸は需要電力（Ｗ）を示す。
晴れである場合（図９参照）と曇りである場合（図１０参照）の両方で、天候予測値を加味したベースラインと需要実績値の誤差は、天候予測値を加味しない従来型のベースラインと需要実績値の誤差よりも小さくなる。ベースラインの需要実績値に対する日平均誤差は、晴れである場合（図９参照）に、本実施形態のベースラインでは－１パーセント、従来型のベースラインでは１４パーセントである。ベースラインの需要実績値に対する日平均誤差は、曇りである場合（図１０参照）に、本実施形態のベースラインでは４パーセント、従来型のベースラインでは－８１パーセントである。
晴れである場合（図９参照）と曇りである場合（図１０参照）の両方で、天候予測値を加味したベースラインと需要実績値の誤差は、天候予測値を加味しない従来型のベースラインと需要実績値の誤差よりも小さくなる。ベースラインの需要実績値に対する日平均誤差は、晴れである場合（図９参照）に、本実施形態のベースラインでは－１パーセント、従来型のベースラインでは１４パーセントである。ベースラインの需要実績値に対する日平均誤差は、曇りである場合（図１０参照）に、本実施形態のベースラインでは４パーセント、従来型のベースラインでは－８１パーセントである。
【0073】
（群構成である場合の電力管理システム）
次に、群構成である場合の電力管理システムの詳細について説明する。
図１１は、本発明の一実施形態に係る電力管理システム２の構成例を示す図である。
電力管理システム２は、群構成である場合の電力管理システムであって、電力管理装置１０と、複数の需要家施設２０とを備える。複数の需要家施設２０は、複数のグループ（グループ１～グループ３）に分類されている。グループの分類の詳細については後述する。
電力管理装置１０は、単体構成である場合とは異なり、グループごとにベースラインを算出する。電力管理装置１０は、電力の需要の変化に係る要請（ＤＲの要請等）に応じて、各グループのベースラインを基準として、当該グループに属する需要家施設２０の電力管理を実行する。
次に、群構成である場合の電力管理システムの詳細について説明する。
図１１は、本発明の一実施形態に係る電力管理システム２の構成例を示す図である。
電力管理システム２は、群構成である場合の電力管理システムであって、電力管理装置１０と、複数の需要家施設２０とを備える。複数の需要家施設２０は、複数のグループ（グループ１～グループ３）に分類されている。グループの分類の詳細については後述する。
電力管理装置１０は、単体構成である場合とは異なり、グループごとにベースラインを算出する。電力管理装置１０は、電力の需要の変化に係る要請（ＤＲの要請等）に応じて、各グループのベースラインを基準として、当該グループに属する需要家施設２０の電力管理を実行する。
【0074】
【0075】
消費平均値取得部１３３は、施設情報記憶部１２３が記憶する需要家施設基本情報に含まれるエリア情報を参照して、所定の天気予報エリアごとに、各エリアの施設単位当たりの消費平均値を消費平均値記憶部１２８から取得する（ステップＳ２０１）。
【0076】
天候予測値取得部１３４は、通信部１１を介して、サーバ３０から当日の各天気予報エリアの天候予測値を取得する（ステップＳ２０２）。
【0077】
発電予測値算出部１３６は、天候予測値取得部１３４が取得した天候予測値に基づき、上述したステップＳ１０３と同様の方法を用いて、当日の各天気予報エリアの施設単位当たりの発電予測値を算出する（ステップＳ２０３）。
【0078】
実績値処理部１３５は、所定の天気予報エリアごとに、各エリアの施設単位当たりの消費実績値を算出する（ステップＳ２０４）。具体的には、実績値処理部１３５は、通信部１１を介して、所定の天気予報エリアに位置する各需要家施設２０の当日の発電実績値をまとめて取得し、各エリアの施設単位当たりの発電実績値を算出する。
【0079】
発電予測値補正部１３７は、発電予測値算出部１３６が算出した発電予測値と、発電実績値処理部が算出した発電実績値とに基づき、ステップＳ１０５と同様の手法で、発電予測値と発電実績値の乖離率を算出し、乖離率が所定の閾値以上であるか否かを判定する（ステップＳ２０５）。
発電予測値補正部１３７は、乖離率が所定の閾値以上であると判定した場合に（ステップＳ２０５－ＹＥＳ）、処理をステップＳ２０６へ進め、乖離率が所定の閾値未満であると判定した場合に（ステップＳ２０５－ＮＯ）、処理をステップＳ２０７へ進める。
発電予測値補正部１３７は、乖離率が所定の閾値以上であると判定した場合に（ステップＳ２０５－ＹＥＳ）、処理をステップＳ２０６へ進め、乖離率が所定の閾値未満であると判定した場合に（ステップＳ２０５－ＮＯ）、処理をステップＳ２０７へ進める。
【0080】
ステップＳ２０６において、発電予測値補正部１３７は、ステップＳ１０６と同様の手法で、対象時間帯の乖離率が低減されるように発電予測値を補正する。
【0081】
ステップＳ２０７において、ベースライン算出部１３８は、発電予測値算出部１３６または発電予測値補正部１３７が算出した、各天気予報エリアの施設単位当たりの発電予測値に基づいて、各々のエリアを複数のグループに分類する。
例えば、ベースライン算出部１３８は、各エリアの施設単位当たり発電予測値が、第１閾値以上である場合をグループ１、第１閾値未満かつ第２閾値以上である場合をグループ２、第２閾値未満である場合をグループ３に分類する。
例えば、ベースライン算出部１３８は、各エリアの施設単位当たり発電予測値が、第１閾値以上である場合をグループ１、第１閾値未満かつ第２閾値以上である場合をグループ２、第２閾値未満である場合をグループ３に分類する。
【0082】
ベースライン算出部１３８は、消費平均値取得部１３３が取得した各天気予報エリアの施設単位当たりの消費平均値と、発電予測値算出部１３６が算出した発電予測値とに基づき、ステップＳ１０７と同様の手法で、グループごとにベースラインを算出し、各々のグループを識別するためのグループ名（例えば、グループ１等）と対応付けてベースライン記憶部１２６に記憶させる（ステップＳ２０８）。
【0083】
ここで、図１３を参照して、群構成である場合のベースラインの算出例について説明する。
図１３は、ある時間における群構成である場合のベースラインの算出例を示す図である。ここで、図１３は、１６個の異なる天気予報エリアと、各エリアの天気と、各エリアが属するベースライン用グループと、消費平均値と、発電予測値と、買電予測値（ｍａｘ（消費平均値－発電予測値、０））と、売電予測値（ｍａｘ（発電予測値－消費平均値、０））と、需要予測値（買電予測値－売電予測値）と、ベースラインとを対応付けて示す。ベースライン用グループとは、発電予測値に基づいてベースライン算出用に分類されたグループのことである。消費平均値と、発電予測値と、買電予測値と、売電予測値と、需要予測値とは、各エリアの施設単位当たりの値であり、ベースラインは、グループごとに算出された値である。
図１３は、ある時間における群構成である場合のベースラインの算出例を示す図である。ここで、図１３は、１６個の異なる天気予報エリアと、各エリアの天気と、各エリアが属するベースライン用グループと、消費平均値と、発電予測値と、買電予測値（ｍａｘ（消費平均値－発電予測値、０））と、売電予測値（ｍａｘ（発電予測値－消費平均値、０））と、需要予測値（買電予測値－売電予測値）と、ベースラインとを対応付けて示す。ベースライン用グループとは、発電予測値に基づいてベースライン算出用に分類されたグループのことである。消費平均値と、発電予測値と、買電予測値と、売電予測値と、需要予測値とは、各エリアの施設単位当たりの値であり、ベースラインは、グループごとに算出された値である。
【0084】
図１３に示すように、ベースラインの値は、グループ１において－９５Ｗ、グループ２において－１３８３Ｗである。具体的には、ベースライン算出部１３８は、ベースラインを次のようにして算出する。
まず、ベースライン算出部１３８は、各グループの施設単位当たりの消費予測値と発電予測値とを算出する。グループ１の場合、施設単位当たりの消費予測値と発電予測値はそれぞれ３００Ｗと１６８３Ｗである。グループ２の場合、施設単位当たりの消費予測値と発電予測値はそれぞれ３４０Ｗと４３５Ｗである。
次に、各グループの施設単位当たりの消費予測値と発電予測値とに基づいて、ベースラインを算出する。グループ１の場合、買電予測値（ｍａｘ（消費予測値－発電予測値、０））は０Ｗ、売電予測値（ｍａｘ（発電予測値－消費予測値、０））は１３８３Ｗであるから、ベースラインは－１３８３Ｗとなる。グループ２の場合、買電予測値（ｍａｘ（消費予測値－発電予測値、０））は０Ｗ、売電予測値（ｍａｘ（発電予測値－消費予測値、０））は９５Ｗであるから、ベースラインは－９５Ｗとなる。
まず、ベースライン算出部１３８は、各グループの施設単位当たりの消費予測値と発電予測値とを算出する。グループ１の場合、施設単位当たりの消費予測値と発電予測値はそれぞれ３００Ｗと１６８３Ｗである。グループ２の場合、施設単位当たりの消費予測値と発電予測値はそれぞれ３４０Ｗと４３５Ｗである。
次に、各グループの施設単位当たりの消費予測値と発電予測値とに基づいて、ベースラインを算出する。グループ１の場合、買電予測値（ｍａｘ（消費予測値－発電予測値、０））は０Ｗ、売電予測値（ｍａｘ（発電予測値－消費予測値、０））は１３８３Ｗであるから、ベースラインは－１３８３Ｗとなる。グループ２の場合、買電予測値（ｍａｘ（消費予測値－発電予測値、０））は０Ｗ、売電予測値（ｍａｘ（発電予測値－消費予測値、０））は９５Ｗであるから、ベースラインは－９５Ｗとなる。
【0085】
以上説明したように、本実施形態による電力管理装置１０は、電力の需要の変化に係る要請に応じて少なくとも１つ以上の需要家施設２０における電力の需要を管理する装置であって、消費平均値取得部１３３と、天候予測値取得部１３４と、発電予測値算出部１３６と、発電予測値補正部１３７と、ベースライン算出部１３８とを備える。消費平均値取得部１３３は、需要家施設の過去の消費平均値を取得する。天候予測値取得部１３４は、需要家施設の位置における当日の天候予測値を取得する。発電予測値算出部１３６は、天候予測値に基づき、当日の需要家施設の発電予測値を算出する。発電予測値補正部１３７は、発電予測値と当日の発電実績値との乖離量が所定の閾値以上である場合に、乖離量が低減されるように発電予測値を補正する。ベースライン算出部１３８は、消費平均値と発電予測値に基づき、電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを算出する。
【0086】
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、当日の天候予測値に基づいて当日の発電予測値を算出し、天候予測が外れて当日の発電予測値が当日の発電実績値から大幅にずれた場合には、発電実績値とのずれが低減されるように発電予測値を補正するため、需要実績値との誤差が小さくなるようにベースラインを設定することができる。
電力管理装置１０は、需要実績値との誤差が小さくなるようにベースラインを設定することによって、電力の需要の変化に係る要請（例えば、ＤＲの要請）を受けた場合に、ベースラインを基準として需要家施設２０の電力需要を適切に制御することができる。
電力管理装置１０は、需要実績値との誤差が小さくなるようにベースラインを設定することによって、電力の需要の変化に係る要請（例えば、ＤＲの要請）を受けた場合に、ベースラインを基準として需要家施設２０の電力需要を適切に制御することができる。
【0087】
本実施形態において、消費平均値取得部１３３は、所定のエリア（天気予報エリア）ごとに、当該エリアに位置する需要家施設２０の単位当たりの過去の消費平均値を取得する。天候予測値取得部１３４は、エリアごとに当日の天候予測値を取得する。発電予測値算出部１３６は、天候予測値に基づき、エリアごとに需要家施設２０の単位当たりの当日の発電予測値を算出する。発電予測値補正部１３７は、エリアごとの単位当たりの乖離量が所定の閾値以上である場合に、乖離量が低減されるように、エリアごとの単位当たりの発電予測値を補正する。ベースライン算出部１３８は、エリアごとの単位当たりの発電予測値に基づき、各々のエリアを複数のグループに分類し、グループごとにベースラインを算出する。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、需要家施設２０ごとにベースラインを設定する（単体構成である場合）だけでなく、複数の需要家施設２０からなるグループごとにベースラインを設定する（群構成である場合）ことにより、需要家施設２０ごと、又は複数の需要家施設２０からなるグループごとに、電力管理を行うことができる。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、需要家施設２０ごとにベースラインを設定する（単体構成である場合）だけでなく、複数の需要家施設２０からなるグループごとにベースラインを設定する（群構成である場合）ことにより、需要家施設２０ごと、又は複数の需要家施設２０からなるグループごとに、電力管理を行うことができる。
【0088】
本実施形態において、発電予測値補正部１３７は、電力の需要変化に係る要請より前の補正時間帯（第１期間）において乖離量を算出し、補正時間帯の乖離量が所定の閾値以上である場合に、要請より後の対象時間帯（第２期間）における乖離量が低減されるように、対象時間帯の発電予測値を補正する。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、電力の需要変化に係る要請に応じて電力の需要を管理する前に、管理の基準値（ベースライン）の算出に必要な発電予測値を補正するため、需要実績値との誤差が小さくなるようにベースラインを設定することができる。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、電力の需要変化に係る要請に応じて電力の需要を管理する前に、管理の基準値（ベースライン）の算出に必要な発電予測値を補正するため、需要実績値との誤差が小さくなるようにベースラインを設定することができる。
【0089】
本実施形態において、電力管理部１３１は、ベースライン算出部１３８が算出したベースラインを基準として、電力の需要変化に係る要請に応じて需要家施設２０における電力の需要を管理する。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、需要実績値との誤差が小さくなるように設定されたベースラインを用いて、需要家施設２０の電力の需要を適切に管理することができる。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、需要実績値との誤差が小さくなるように設定されたベースラインを用いて、需要家施設２０の電力の需要を適切に管理することができる。
【0090】
本実施形態において、需要家施設２０の少なくとも１つは、蓄電池２４（蓄電設備）を有し、電力管理部１３１は、蓄電池２４の充放電を指示することで、ベースラインを基準として、電力の需要変化に係る要請に応じて需要家施設２０における電力の需要を管理する。電力管理部１３１は、ベースラインを基準として、需要増加の要請を受けた場合には、蓄電池２４の充電により需要家施設２０の消費電力を増加させ、需要削減の要請を受けた場合には、蓄電池２４の放電により需要家施設２０の発電電力を増加させる。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、ベースラインを基準として、電力の需要の変化に係る要請に応じて、需要家施設２０における電力の需要を適切に管理することができる。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、ベースラインを基準として、電力の需要の変化に係る要請に応じて、需要家施設２０における電力の需要を適切に管理することができる。
【0091】
本実施形態による電力管理方法は、電力の需要の変化に係る要請に応じて少なくとも１つ以上の需要家施設２０における電力の需要を管理する方法であって、消費平均値取得部１３３が、需要家施設２０の過去の消費平均値を取得するステップと、天候予測値取得部１３４が、需要家施設２０の位置における当日の天候予測値を取得するステップと、発電予測値算出部１３６が、天候予測値に基づき、当日の需要家施設２０の発電予測値を算出するステップと、発電予測値補正部１３７が、発電予測値と当日の発電実績値との乖離量が所定の閾値以上である場合に、乖離量が低減されるように発電予測値を補正するステップと、ベースライン算出部１３８が、消費平均値と発電予測値に基づき、電力の需要の変化に係る基準となる値であるベースラインを算出するステップと、を含む。
これにより、本実施形態による電力管理方法は、上述した電力管理装置１０と同様の効果を奏し、需要実績値との誤差が小さくなるようにベースラインを設定することができる。
これにより、本実施形態による電力管理方法は、上述した電力管理装置１０と同様の効果を奏し、需要実績値との誤差が小さくなるようにベースラインを設定することができる。
【0092】
本実施形態において、消費平均値算出部１３２が消費平均値を算出して消費平均値記憶部１２８に記憶させ、消費平均値取得部１３３が消費平均値記憶部１２８から消費平均値を取得する例を説明したが、これに限定されるものではない。例えば、消費平均値取得部１３３は、電力管理装置１０と通信可能な外部の計算サーバが算出した消費平均値を取得してもよいし、電力管理装置１０と通信可能な外部のデータサーバが記憶する消費平均値を取得してもよい。また、消費平均値記憶部１２８は、消費平均値算出部１３２が算出した消費平均値ではなく、外部の計算サーバが算出した消費平均値、又は外部のデータサーバが管理する消費平均値を記憶してもよい。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、消費平均値の記憶に必要な記憶容量を削減できるだけでなく、消費平均値の算出に必要な計算量及び計算時間を削減できるため、計算資源等を節約すると同時に、ベースラインをより迅速に設定することができる。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、消費平均値の記憶に必要な記憶容量を削減できるだけでなく、消費平均値の算出に必要な計算量及び計算時間を削減できるため、計算資源等を節約すると同時に、ベースラインをより迅速に設定することができる。
【0093】
本実施形態において、発電予測値補正部１３７が、電力の需要変化に係る要請よりも前の補正時間帯の乖離率を用いて、この要請よりも後の対象時間帯の発電予測値を補正する例を説明したが、補正方法はこれに限定されるものではない。例えば、発電予測値補正部１３７は、実績値処理部１３５によって発電実績値が取得される度に、その時刻における乖離率を算出し、乖離率が所定の閾値以上である場合に、次の時刻からの発電予測値を乖離率で割って補正してもよい。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、発電予測値をほぼリアルタイムで補正することができると同時に、補正時間帯の乖離率を用いる場合に比べて、発電実績値とのずれがより小さくなるように発電予測値を補正することができる。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、発電予測値をほぼリアルタイムで補正することができると同時に、補正時間帯の乖離率を用いる場合に比べて、発電実績値とのずれがより小さくなるように発電予測値を補正することができる。
【0094】
本実施形態において、発電予測値補正部１３７が、対象時間帯の発電予測値を補正時間帯の乖離率で割って補正する例を説明したが、これに限定されるものではない。例えば、発電予測値補正部１３７は、補正時間帯における発電予測値と発電実測値との差分を求め、対象時間帯の発電予測値からこの差分を引くことにより発電予測値を補正してもよい。発電予測値補正部１３７は、機械学習等により作成された、発電予測値を補正するための補正関数を用いて発電予測値を補正してもよい。この場合、電力管理装置１０が補正関数を作成してもよいし、電力管理装置１０とは別に設置された機械学習装置が補正関数を作成してもよい。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、補正時間帯の選び方、乖離率の定義、及び乖離率の閾値の選び方などに依らずに発電予測値を補正することができるため、需要実績値との誤差が小さくなるようにベースラインを設定することができる。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、補正時間帯の選び方、乖離率の定義、及び乖離率の閾値の選び方などに依らずに発電予測値を補正することができるため、需要実績値との誤差が小さくなるようにベースラインを設定することができる。
【0095】
本実施形態において、発電予測値補正部１３７が、発電予測値と当日の発電実績値との差分を用いて乖離率を算出する例を説明したが、発電実績値の選び方はこれに限定されるものではない。例えば、過去の発電実績値の平均値（例えば、過去５日間の平均）を用いてもよい。テンプレート記憶部１２７が記憶する発電予測値のテンプレートと同様に天気と季節に基づいて作成された、発電実績値のテンプレート（例えば、（晴れ、雨、曇り）×（中間期、夏、冬）の９通りのパターン）を用いてもよい。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、過去履歴、天気、及び季節に応じて設定された発電実績値に基づいて乖離率を算出することができるため、需要実績値との誤差が小さくなるようにベースラインを設定することができる。
これにより、本実施形態による電力管理装置１０は、過去履歴、天気、及び季節に応じて設定された発電実績値に基づいて乖離率を算出することができるため、需要実績値との誤差が小さくなるようにベースラインを設定することができる。
【0096】
上述した実施形態における電力管理処理をコンピュータで実現するようにしてもよい。その場合、こ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、実行することによって実現してもよい。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。「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。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その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のように、一定時間プログラムを保持しているものも含んでもよい。また上記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであってもよく、さらに前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であってもよく、ＦＰＧＡ（Ｆｉｅｌｄ Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ Ｇａｔｅ Ａｒｒａｙ）等のプログラマブルロジックデバイスを用いて実現されるものであってもよい。
【0097】
以上、本発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。
【符号の説明】
【0098】
１…電力管理システム、２…電力管理システム、１０…電力管理装置、１１…通信部、１２…記憶部、１３…制御部、２０…需要家施設、２１…通信部、２２…電力メータ、２３…分電盤、２４…蓄電池、２５…発電設備、２６…電力負荷設備、２７…制御部、３０…サーバ、５０…上位制御システム、１２１…発電計画記憶部、１２２…需要計画記憶部、１２３…施設情報記憶部、１２４…需要実績記憶部、１２５…発電実績記憶部、１２６…ベースライン記憶部、１２７…テンプレート記憶部、１２８…消費平均値記憶部、１３１…電力管理部、１３２…消費平均値算出部、１３３…消費平均値取得部、１３４…天候予測値取得部、１３５…実績値処理部、１３６…発電予測値算出部、１３７…発電予測値補正部、１３８…ベースライン算出部
【図1】
【図2】
【図3】
【図4】
【図5】
【図6】
【図7】
【図8】
【図9】
【図10】
【図11】
【図12】
【図13】