7695210 需給管理装置、需給管理方法およびプログラム

(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】2025-06-10

(45)【発行日】2025-06-18

(54)【発明の名称】需給管理装置、需給管理方法およびプログラム

(51)【国際特許分類】

   H02J 3/46 20060101AFI20250611BHJP

   G06Q 50/06 20240101ALI20250611BHJP

   H02J 3/32 20060101ALI20250611BHJP

   H02J 3/38 20060101ALI20250611BHJP

   H02J 13/00 20060101ALI20250611BHJP

   H02J 7/35 20060101ALI20250611BHJP

【ＦＩ】

H02J3/46

G06Q50/06

H02J3/32

H02J3/38 120

H02J13/00 311R

H02J7/35 K

【請求項の数】 5

(21)【出願番号】P 2022009209

(22)【出願日】2022-01-25

(65)【公開番号】P2023108211

(43)【公開日】2023-08-04

【審査請求日】2024-06-13

(73)【特許権者】

【識別番号】000005108

【氏名又は名称】株式会社日立製作所

(74)【代理人】

【識別番号】110001807

【氏名又は名称】弁理士法人磯野国際特許商標事務所

(72)【発明者】

【氏名】佐々木 浩人

【審査官】佐藤 匡

(56)【参考文献】

【文献】特開２０１８－１７４６２３（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１５－０８０３５９（ＪＰ，Ａ）

(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)

Ｈ０２Ｊ ３／００－５／００

Ｈ０２Ｊ ７／００－７／１２，７／３４－７／３６

Ｈ０２Ｊ １３／００

Ｇ０６Ｑ ５０／０６

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

電力系統に接続された管理対象電源から発電量実績値を取得し、前記電力系統に接続された蓄電池システムから充放電量実績値を取得する需給監視部と、
前記管理対象電源の発電量である第１の発電量から、前記電力系統における熱容量制約緩和のための需要である熱容量制約緩和需要を減算した結果である第２の発電量について、需給計画時における値と、実需給時における値と、が一致するように、前記蓄電池システムに対する充放電指令値を出力する充放電量決定部と、を備える
ことを特徴とする需給管理装置。

【請求項2】

前記管理対象電源は、太陽光、風力、波力、潮力、流水、地熱、またはバイオマスによって発電する再生可能エネルギー電源である
ことを特徴とする請求項１に記載の需給管理装置。

【請求項3】

前記管理対象電源は複数設けられ、
前記蓄電池システムは、複数の前記管理対象電源の発電インバランスを熱容量制約緩和のために緩和する共通の需要として機能する
ことを特徴とする請求項１に記載の需給管理装置。

【請求項4】

電力系統に接続された管理対象電源から発電量実績値を取得し、前記電力系統に接続された蓄電池システムから充放電量実績値を取得する需給監視過程と、
前記管理対象電源の発電量である第１の発電量から、前記電力系統における熱容量制約緩和のための需要である熱容量制約緩和需要を減算した結果である第２の発電量について、需給計画時における値と、実需給時における値と、が一致するように、前記蓄電池システムに対する充放電指令値を出力する充放電量決定過程と、を有する
ことを特徴とする需給管理方法。

【請求項5】

コンピュータを、
電力系統に接続された管理対象電源から発電量実績値を取得し、前記電力系統に接続された蓄電池システムから充放電量実績値を取得する需給監視手段、
前記管理対象電源の発電量である第１の発電量から、前記電力系統における熱容量制約緩和のための需要である熱容量制約緩和需要を減算した結果である第２の発電量について、需給計画時における値と、実需給時における値と、が一致するように、前記蓄電池システムに対する充放電指令値を出力する充放電量決定手段、
として機能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、需給管理装置、需給管理方法およびプログラムに関する。

【背景技術】

【0002】

本技術分野の背景技術として、下記特許文献１の要約には、「本発明の実施形態は、複数の需要家からなる需要家群であって１または複数の需要家が蓄電設備を持つ需要家群の電力の需給状態を管理する際に、電子計算機によって、需要家群の各需要家が系統に対して売電中かまたは系統から買電中かを示す情報に応じて、各需要家を、売電中の需要家が属する第１需要家群または買電中の需要家が属する第２需要家群に分類し、第１需要家群の売電計画の電力計画値と売電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて第１需要家群に分類された各需要家がもつ各蓄電設備の充放電電力を制御するとともに、第２需要家群の買電計画の電力計画値と買電実績予測値との差分を算出し、その差分に応じて第２需要家群に分類された各需要家がもつ各蓄電設備の充放電電力を制御する蓄電池運用方法である。」と記載されている。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0003】

【文献】特開２０１８－１１４５２号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0004】

ところで、上述した技術において、一層適切に蓄電池システム等を管理したいという要望がある。
この発明は上述した事情に鑑みてなされたものであり、蓄電池システム等を適切に管理できる需給管理装置、需給管理方法およびプログラムを提供することを目的とする。

【課題を解決するための手段】

【0005】

上記課題を解決するため本発明の需給管理装置は、電力系統に接続された管理対象電源から発電量実績値を取得し、前記電力系統に接続された蓄電池システムから充放電量実績値を取得する需給監視部と、前記管理対象電源の発電量である第１の発電量から、前記電力系統における熱容量制約緩和のための需要である熱容量制約緩和需要を減算した結果である第２の発電量について、需給計画時における値と、実需給時における値と、が一致するように、前記蓄電池システムに対する充放電指令値を出力する充放電量決定部と、を備えることを特徴とする。

【発明の効果】

【0006】

本発明によれば、蓄電池システム等を適切に管理できる。

【図面の簡単な説明】

【0007】

【図1】第１実施形態による電力システムの設備構成例を示すブロック図である。

【図2】コンピュータのブロック図である。

【図3】第１実施形態による需給管理装置の機能を示すブロック図である。

【図4】比較例による需給管理方式の、計画時における電力需給関係の一例を示す図である。

【図5】比較例による需給管理方式の、実需給時における電力需給関係の一例を示す図である。

【図6】第１実施形態による需給管理方式の、計画時における電力需給関係の一例を示す図である。

【図7】第１実施形態による需給管理方式の、実需給時における電力需給関係の一例を示す図である。

【図8】データベースに記録されるテーブルの例を示す図である。

【図9】需給管理装置が実行する取引処理のフローチャートである。

【図10】実需給時における制御プログラムのフローチャートである。

【図11】第２実施形態による電力システムの設備構成例を示すブロック図である。

【発明を実施するための形態】

【0008】

［実施形態の概要］
近年の電力システム改革において、再生可能エネルギー（Renewable Energy）電源（以下、ＲＥ電源と称することがある）を所有または運用する事業者である発電事業者が、ＲＥ電源で発電した電力を電力卸市場で小売事業者等に売電可能な制度、すなわちＦＩＰ制度が施行されている。ＦＩＰ制度において、取引したＲＥ電源の発電計画値と、実際の発電量である発電量実績値との差分を発電インバランスと呼ぶ。発電インバランスは、発電事業者が管理し、実需給の後日、発電事業者が清算する。すなわち、発電事業者はインバランスリスクを負うことになる。

【0009】

一方、ＲＥ電源の普及にともない、従来型の電力系統への接続（または連系）方法では、新規ＲＥ電源の連系が難しい電力系統が増大している。その一つの解決方法として、系統の熱容量制約が厳しくなる時間帯である系統混雑時間帯の出力抑制を前提にＲＥ電源の新規連系を認める方式、すなわちノンファーム型連系の適用が進んでいる。しかし、ノンファーム型連系に基づいて出力抑制された場合であっても、出力抑制分のインバランスリスクは補償されず、発電事業者が負担する必要がある。そこで、後述する実施形態は、新規ＲＥ電源の連系に起因する電力系統の熱容量制約の緩和と、ＲＥ電源の発電インバランス低減を両立させようとするものである。

【0010】

上述した特許文献１の内容を応用すると、蓄電池システムを用いてインバランスを低減することは可能であると考えられる。しかし、特許文献１には、熱容量制約を考慮することは記載されていない。従って、特許文献１を応用した技術によれば、ノンファーム型連系で出力抑制される場合には、蓄電池システムの放電量を増やすことができず、結果的に、インバランスが発生してしまう。出力抑制を回避するためには、例えば系統用蓄電池を用いて、系統混雑時間帯の発電量を吸収するために需要を創出すればよい。しかしながら、この方式では新たに蓄電池システムが必要となり、係る費用（以下、蓄電池コスト）が増大してしまう。

【0011】

そこで、後述する実施形態は、ＲＥ電源の発電インバランスを低減する蓄電池システムであって、ＲＥ発電量から熱容量制約緩和のための需要である熱容量制約緩和需要を差し引いた仮想発電量を用いて充放電量を決定するようにした。これにより、後述する実施形態によれば、ＲＥ発電量に起因する熱容量制約を緩和しつつ、管理対象のＲＥ電源の発電インバランスを低減できるため、ＲＥ電源の新規連系および発電インバランス低減に必要な蓄電池コストを低減することができる。

【0012】

［第１実施形態］
〈第１実施形態の構成〉
図１は、第１実施形態による電力システム１の設備構成例を示すブロック図である。
図１において、電力システム１は、電力系統２０と、ＲＥ電源３１（管理対象電源）と、蓄電池システム３２と、取引メータ３４－１，３４－２と、需給管理装置１００と、を備えている。ここで、ＲＥ電源３１は、需給管理装置１００が主として管理する電源であるため、以下、「管理対象電源」と呼ぶことがある。ＲＥ電源３１および蓄電池システム３２は、一つのバランシンググループ３０を構成している。すなわち、発電事業者は、バランシンググループ３０が入出力する電力量の合計を、電力卸市場で取引する。

【0013】

電力系統２０には、ＲＥ電源３１および蓄電池システム３２が、取引メータ３４－１，３４－２を介して接続されている。なお、以下の説明において、同一または同様の機能、意義を有する構成要素や情報等が複数ある場合には、同一の符号に「－」と数値を付して例えば「取引メータ３４－１，３４－２」のように表記することがある。但し、これら複数の構成要素等を区別する必要がない場合には、「－」と数値を省略して、例えば「取引メータ３４」のように表記することがある。

【0014】

図１の例において、ＲＥ電源３１は、太陽光から直流電力を発電する太陽光発電部３１ａと、該直流電力を交流電力に変換して電力系統２０に出力する電力変換器３１ｂと、を備えている。また、蓄電池システム３２は、直流電力を入出力する蓄電池３２ａと、該直流電力と電力系統２０の交流電力とを双方向に変換する電力変換器３２ｂと、を備えている。

【0015】

取引メータ３４－１は、ＲＥ電源３１が出力した発電量実績値ＰＳを需給管理装置１００に供給する。ここで、「発電量」とは、所定時間内における「電力量」を意味する。また、取引メータ３４－２は、蓄電池システム３２が出力した電力量である充放電量実績値ＰＢを需給管理装置１００に供給する。ここで、充放電量実績値ＰＢは、蓄電池３２ａを放電する場合に正値になり、充電する場合に負値になる値である。需給管理装置１００は、発電量実績値ＰＳおよび充放電量実績値ＰＢに基づいて、これらの予測値等を計算し、その結果に基づいてバランシンググループ３０に対し、発電上限指令値ＰＳＡおよび充放電指令値ＰＢＡを出力する。ここで、発電上限指令値ＰＳＡは、発電量実績値ＰＳの上限を指令する指令値であり、充放電指令値ＰＢＡは充放電量実績値ＰＢの指令値である。

【0016】

図２は、コンピュータ９００のブロック図である。図１に示した需給管理装置１００は、図２に示すコンピュータ９００を、１台または複数台備えている。
図２において、コンピュータ９００は、ＣＰＵ９０１と、ＲＡＭ９０２と、ＲＯＭ９０３と、ＨＤＤ９０４と、通信Ｉ／Ｆ９０５と、入出力Ｉ／Ｆ９０６と、メディアＩ／Ｆ９０７と、を備える。通信Ｉ／Ｆ９０５は、通信回路９１５に接続される。入出力Ｉ／Ｆ９０６は、入出力装置９１６に接続される。メディアＩ／Ｆ９０７は、記録媒体９１７からデータを読み書きする。ＲＯＭ９０３には、ＣＰＵによって実行される制御プログラム、各種データ等が格納されている。ＣＰＵ９０１は、ＲＡＭ９０２に読み込んだアプリケーションプログラムを実行することにより、各種機能を実現する。

【0017】

図３は、第１実施形態による需給管理装置１００の機能を示すブロック図である。
図３における各ブロックは、アプリケーションプログラム等によって実現される機能を示している。すなわち、需給管理装置１００は、連系契約管理部１０１と、データベース１０２と、需給監視部１０３（需給監視手段）と、発電量予測部１０４と、ＤＥＲ計画部１０５と、市場取引部１０６と、ＤＥＲ制御部１０７（充放電量決定部、充放電量決定手段）と、を備えている。ここで、連系契約管理部１０１は、系統連系協議において合意されたＲＥ連系に関する契約内容を記憶する。契約内容は、特に、ノンファーム型連系の有無、系統混雑時間帯、遵守する熱容量制約への影響度を含む。

【0018】

データベース１０２は、上記契約内容等を保存する。需給監視部１０３は、発電量実績値ＰＳおよび充放電量実績値ＰＢ等を、通信回路９１５および通信Ｉ／Ｆ９０５（図２参照）を介して収集し、データベース１０２に保存する。発電量予測部１０４はデータベース１０２に保存された発電量実績値ＰＳおよび充放電量実績値ＰＢに基づいて、発電量予測値ＰＳ１と、充放電量予測値ＰＢ１と、これらの合計である仮想発電量予測値ＰＧ１と、を計算し、その結果をデータベース１０２に保存する。

【0019】

ＤＥＲ計画部１０５は、仮想発電量予測値ＰＧ１および遵守すべき熱容量制約への影響度等に基づいて、ＲＥ電源３１（図１参照）の取引前発電計画値ＰＳ２と、蓄電池システム３２（図１参照）の取引前充放電計画値ＰＢ２と、を立案し、その結果をデータベース１０２に保存する。市場取引部１０６は、取引前発電計画値ＰＳ２および取引前充放電計画値ＰＢ２に従って電力卸市場で取引し、取引結果に基づいて発電計画値ＰＳ３および充放電計画値ＰＢ３を作成する。

【0020】

また、市場取引部１０６は、発電計画値ＰＳ３および充放電計画値ＰＢ３の合計値である仮想発電量計画値ＰＧ３を算出する。そして、市場取引部１０６は、発電計画値ＰＳ３、充放電計画値ＰＢ３および仮想発電量計画値ＰＧ３を、データベース１０２に保存する。ＤＥＲ制御部１０７は、発電計画値ＰＳ３、充放電計画値ＰＢ３および仮想発電量計画値ＰＧ３に基づいて、発電上限指令値ＰＳＡおよび充放電指令値ＰＢＡを出力する。

【0021】

ここで、本実施形態の特徴を明確にするため、比較例について説明する。
図４は、比較例による需給管理方式の、計画時における電力需給関係の一例を示す図である。
図４において、電力系統２０は、下位系統２１と、上位系統２２と、両者を接続するトランス２４と、を備えている。下位系統２１は、バランシンググループ３０と、蓄電池システム５０と、需要エリア６０と、に接続されている。

【0022】

蓄電池システム５０は、蓄電池システム３２（図１参照）と同様に構成されている。すなわち、蓄電池システム５０は、蓄電池５２と、電力変換器（図示せず）と、取引メータ５４と、を備えている。需要エリア６０は、バランシンググループ３０において発電された電力を消費する複数の需者者を含んでいる。

【0023】

発電事業者はＲＥ電源３１と蓄電池システム３２とを電力系統２０の下位系統２１に接続している。電力系統２０の上位系統２２では、発電量から需要を差し引いた潮流２８が生じている。この潮流２８が系統混雑時間帯に過大になることにより、系統混雑時間帯には、送電できる電力量の制限、すなわち熱容量制約２６が発生することが予定されている。

【0024】

図４に示すように、充放電計画値ＰＢ３が０［ｋＷｈ］であり、発電計画値ＰＳ３が４００［ｋＷｈ］であったする。すると、その合計値である仮想発電量計画値ＰＧ３（図示略）は４００［ｋＷｈ］になる。この電力系統２０を運用する送配電事業者は、ノンファーム型連系における出力抑制を回避するため、例えば地域調整力市場で調整力を購入している。図示の例では、熱容量制約２６の発生時には、蓄電池システム５０を充電して、系統混雑時間帯に熱容量制約を緩和するため、－４００［ｋＷｈ］の需要ＰＮ３を創出することを計画している。

【0025】

図５は、比較例による需給管理方式の、実需給時における電力需給関係の一例を示す図である。
図４に示したように、ＲＥ電源３１の発電計画値ＰＳ３は４００［ｋＷｈ］であった。しかし、例えば急な天候変動によって、図５に示すように実需給時の発電量実績値ＰＳが１００［ｋＷｈ］になったとする。すると、発電事業者は、充放電量実績値ＰＢと発電量実績値ＰＳとの合計値を計画時の仮想発電量計画値ＰＧ３＝４００［ｋＷｈ］に合わせるため、図示のように、充放電量実績値ＰＢを３００［ｋＷｈ］にすることが一般的である。

【0026】

一方、送配電事業者は、計画時の需要ＰＮ３と同値である、４００［ｋＷｈ］の需要ＰＮを発生させている。結果的に、図５に示した状態では、蓄電池システム３２，５２の双方で充放電が行われることになる。そのため、必要とされる蓄電池システム３２，５２を合わせた規模が大きくなり、充放電による電力損失も大きくなるという問題が発生していた。

【0027】

図６は、第１実施形態による需給管理方式の、計画時における電力需給関係の一例を示す図である。
本実施形態において、発電事業者は、ＲＥ電源３１および蓄電池システム３２を電力系統２０の下位系統２１に連系している。電力系統２０の上位系統２２においては、図４に示した例と同様に、系統混雑時間帯に熱容量制約２６が発生することが予定されている。また、系統混雑時間帯に対する発電計画値ＰＳ３は４００［ｋＷｈ］であったとする。

【0028】

本実施形態において、発電事業者は、ノンファーム型連系における出力抑制を回避するため、系統混雑時間帯に蓄電池システム３２によって、４００［ｋＷｈ］の需要を創出することを、連系協議で送配電事業者と契約している。従って、充放電計画値ＰＢ３は、図示のように－４００［ｋＷｈ］になる。そして、需給計画時の仮想発電量計画値ＰＧ３は、発電計画値ＰＳ３と充放電計画値ＰＢ３の合計値、すなわち０［ｋＷｈ］になる。

【0029】

図７は、第１実施形態による需給管理方式の、実需給時における電力需給関係の一例を示す図である。
図６に示したように、ＲＥ電源３１の発電計画値ＰＳ３は４００［ｋＷｈ］であった。しかし、例えば急な天候変動によって、図７に示すように実需給時の発電量実績値ＰＳが１００［ｋＷｈ］になったとする。すると、発電事業者は、充放電量実績値ＰＢと発電量実績値ＰＳとの合計値を計画時の仮想発電量計画値ＰＧ３＝０［ｋＷｈ］に合わせるため、充放電量実績値ＰＢを－１００［ｋＷｈ］にする。これにより、仮想発電量ＰＧを、仮想発電量計画値ＰＧ３と一致させることができる。

【0030】

図８は、データベース１０２に記録されるテーブルＴＢ１，ＴＢ２，ＴＢ３の例を示す図である。
これらテーブルＴＢ１，ＴＢ２，ＴＢ３は、各種制御パターンを示すものである。これらのテーブルは、横方向に需給計画時欄７１と、実需給時欄７２と、融通欄７３と、インバランス欄７４と、を有している。ここで、融通欄７３は、融通される発電量を示し、インバランス欄７４は発電量のインバランスを示す。また、これらのテーブルは、縦方向にＲＥ発電量欄７５（第１の発電量）と、熱容量制約緩和需要欄７６（熱容量制約緩和需要）と、仮想発電量欄７７（第２の発電量）と、を有している。これら各欄の名称は、単に「欄」と表記することがある。

【0031】

テーブルＴＢ１は、図６および図７に対応する制御パターンを示すものである。まず、需給計画時（欄７１）において、ＲＥ発電量（欄７５）は、発電計画値ＰＳ３＝４００［ｋＷｈ］である。そして、熱容量制約緩和需要（欄７６）は、発電計画値ＰＳ３に等しい４００［ｋＷｈ］である。従って、ＲＥ発電量から熱容量制約緩和需要を差し引いた、発電量、すなわち上位系統２２（図６参照）の熱容量制約２６に対する影響度ＰＥは０［ｋＷｈ］であると見做せる。

【0032】

そして、需給管理装置１００（図３参照）は、需給計画時（欄７１）と実需給時（欄７２）において仮想発電量（欄７７）が一致するように（すなわち０［ｋＷｈ］になるように）蓄電池システム３２（図６参照）を制御する。このため、ＲＥ発電量（欄７５）の変動５０２に合わせて、熱容量制約緩和需要（欄７６）に、同様の変動５０３が生じる。

【0033】

これにより、実需給時（欄７２）も、上位系統２２の熱容量制約２６への影響度ＰＥは０［ｋＷｈ］になり、熱容量制約２６を需給計画時と同程度に緩和できる。また、熱容量制約緩和需要（欄７６）の変動５０３により生じた発電分（－３００［ｋＷｈ］）は、ＲＥ発電量（欄７５）に対する融通５０４の電力量（３００［ｋＷｈ］）になる。これにより、バランシンググループ３０（図６，図７参照）で生じる発電インバランスを低減できる。

【0034】

このような制御を行うことにより、図６，図７に示したように、単独の蓄電池システム３２を用いて、ＲＥ発電量（欄７５）に起因する熱容量制約２６を緩和しつつ、ＲＥ電源３１の発電インバランスを低減できる。これにより、ＲＥ電源３１の新規連系およびインバランス低減に必要な蓄電池コストを低減することができる。

【0035】

テーブルＴＢ１に示した制御パターンにおいては、上位系統２２の熱容量制約２６への影響度ＰＥは０［ｋＷｈ］であった。しかし、例えば、発電事業者が連系協議の契約に従って、ＲＥ発電量（欄７５）に起因する熱容量制約２６への影響をある水準まで緩和できる場合もある。その具体例をテーブルＴＢ２，ＴＢ３に示す。テーブルＴＢ２およびＴＢ３は、熱容量制約２６への影響度ＰＥを、それぞれ１００［ｋＷｈ］および－１００［ｋＷｈ］に緩和した制御パターンの例を示すものである。

【0036】

テーブルＴＢ２，ＴＢ３の需給計画時欄７１および実需給時欄７２において、熱容量制約緩和需要（欄７６）は、ＲＥ発電量（欄７５）から当該影響度ＰＥを差し引いた大きさになる。具体的には、テーブルＴＢ２の場合は、熱容量制約緩和需要（欄７６）は、３００［ｋＷｈ］（＝４００－１００［ｋＷｈ］）となり、テーブルＴＢ３の場合は、熱容量制約緩和需要（欄７６）は、５００［ｋＷｈ］（＝４００＋１００［ｋＷｈ］）となる。

【0037】

この熱容量制約緩和需要（欄７６）を用いて、仮想発電量（欄７７）が変化しないように蓄電池システム３２（図６，７参照）を制御するとよい。テーブルＴＢ２のように、影響度ＰＥを０［ｋＷｈ］よりも大きく設定した場合には、ＲＥ電源３１に起因する熱容量制約２６への影響を部分的に緩和できる。また、テーブルＴＢ３のように、影響度ＰＥを０［ｋＷｈ］よりも小さく設定した場合には、同一の上位系統２２（図６，図７参照）に連系した管理対象外のＲＥ電源（図示せず）に起因する熱容量制約２６への影響まで緩和することが可能となる。

【0038】

図９は、需給管理装置１００が実行する取引処理のフローチャートである。すなわち、図９は、発電事業者が複数の取引メータ３４（図１参照）の計測値の合計を電力卸市場で取引する際の計画/再計画フローになる。同一の需給時刻の発電量について、電力卸市場で発電事業者は複数回取引するため、２回目以降の計画を再計画と呼ぶ。
図９において処理がステップＳ１２に進むと、発電量予測部１０４（図３参照）は、データベース１０２に保存された過去の発電量実績値ＰＳと、数値計算上の発電予測モデルＤ３２と、日射量等の気象予報値Ｄ３３と、を用いて、管理対象電源であるＲＥ電源３１（図１参照）の発電量を予測する。そして、この予測結果を、発電量予測値ＰＳ１としてデータベース１０２に保存する。

【0039】

次に、処理がステップＳ１４に進むと、ＤＥＲ計画部１０５は、発電量予測値ＰＳ１と、遵守すべき熱容量制約への影響度ＰＥ（熱容量制約影響度）と、蓄電池残量や蓄電池余寿命等の蓄電池状態Ｄ４２と、を用いて、取引前発電計画値ＰＳ２と、取引前充放電計画値ＰＢ２と、を立案し、データベース１０２に保存する。

【0040】

次に、処理がステップＳ１６に進むと、市場取引部１０６は、取引前発電計画値ＰＳ２と、取引前充放電計画値ＰＢ２と、に従って電力卸市場で取引し、取引結果に基づいて、発電計画値ＰＳ３と、充放電計画値ＰＢ３と、を作成し、仮想発電量計画値ＰＧ３を計算する。そして、市場取引部１０６は、これら発電計画値ＰＳ３、充放電計画値ＰＢ３および仮想発電量計画値ＰＧ３をデータベース１０２に保存する。

【0041】

図１０は、実需給時における制御プログラムのフローチャートである。なお、この制御プログラムは、ＤＥＲ制御部１０７において、例えば１分～１５分程度の所定の制御周期ＴＣ毎に実行される。
図１０において処理がステップＳ２１（需給監視過程）に進むと、需給監視部１０３は、制御周期ＴＣ毎の発電量実績値ＰＳおよび充放電量実績値ＰＢと、を取得する。次に、処理がステップＳ２２（充放電量決定過程）に進むと、ＤＥＲ制御部１０７は、仮想発電量計画値ＰＧ３と、制御周期ＴＣ毎の発電量実績値ＰＳおよび充放電量実績値ＰＢと、に基づいてインバランス低減計画を立案する。

【0042】

ここで、「インバランス低減計画」とは、実需給時刻の例えば３０分程度の取引精算単位期間ＴＰに関する制御周期毎の充放電指令値ＰＢＡおよび発電上限指令値ＰＳＡを計画するものである。ここで、発電上限指令値ＰＳＡは、ＲＥ電源３１の出力をその値以下に制限するための制御指令値である。例えば、蓄電池システム３２における蓄電池残量の制約により、蓄電池システム３２が系統制約緩和需要を十分に確保できない場合、この発電上限指令値ＰＳＡによって発電量実績値ＰＳを抑制することができる。

【0043】

次に、処理がステップＳ２４に進むと、ＤＥＲ制御部１０７は、需給制御を行う。すなわち、ＤＥＲ制御部１０７は、充放電指令値ＰＢＡおよび発電上限指令値ＰＳＡに基づいて、ＲＥ電源３１および蓄電池システム３２を遠隔制御する。次に、処理がステップＳ２６に進むと、需給監視部１０３は、現在時刻すなわち実需給時刻が属する取引精算単位期間ＴＰについて、発電量実績値ＰＳと、充放電量実績値ＰＢと、をデータベース１０２に保存する。以上により、今回の制御周期ＴＣにおける本制御プログラムの処理が終了する。

【0044】

発電事業者は、保存された発電量実績値ＰＳおよび充放電量実績値ＰＢに基づいて、バランシンググループ３０（図１参照）の全体における仮想発電量ＰＧを計算し、この仮想発電量ＰＧに基づいて、後日、発電インバランスを清算する。以上のような制御を行うことにより、ＤＥＲ制御部１０７は、フィードフォワード制御が可能となり、効率的に発電インバランスを低減することができる。

【0045】

［第２実施形態］
図１１は、第２実施形態による電力システム２の設備構成例を示すブロック図である。
図１１において、電力システム２は、電力系統２０と、複数の（ｎ個の）ＲＥ電源３１－１～３１－ｎと、蓄電池システム３２と、複数の（ｎ＋１個の）取引メータ３４－１～３４－（ｎ＋１）と、需給管理装置１００と、を備えている。

【0046】

本実施形態においては、複数のＲＥ電源３１－１～３１－ｎが管理対象電源になり、これら複数のＲＥ電源３１－１～３１－ｎと、蓄電池システム３２と、が一つのバランシンググループ３０を構成している。上述した以外の電力システム２の構成は、第１実施形態の電力システム１のもの（図１参照）と同様である。従って、本実施形態においても、需給管理装置１００は、第１実施形態のものと同様に仮想発電量計画値ＰＧ３を計算することができる。

【0047】

［実施形態の効果］
以上のように上述した実施形態によれば、需給管理装置１００は、電力系統２０に接続された管理対象電源（３１）から発電量実績値ＰＳを取得し、電力系統２０に接続された蓄電池システム３２から充放電量実績値ＰＢを取得する需給監視部１０３と、管理対象電源（３１）の発電量である第１の発電量（７５）から、電力系統２０における熱容量制約緩和のための需要である熱容量制約緩和需要（７６）を減算した結果である第２の発電量（７７）を用いて蓄電池システム３２に対する充放電指令値ＰＢＡを出力する充放電量決定部（１０７）と、を備える。これにより、本実施形態によれば、熱容量制約緩和需要（７６）に対応して蓄電池システム３２等を適切に管理できる。

【0048】

また、管理対象電源（３１）は、太陽光、風力、波力、潮力、流水、地熱、またはバイオマスによって発電する再生可能エネルギー電源であると一層好ましい。これにより、再生可能エネルギーを有効利用できる。

【0049】

また、第２実施形態のように複数の管理対象電源（３１）が設けられる場合には、蓄電池システム３２は、複数の管理対象電源（３１）の発電インバランスを熱容量制約緩和のために緩和する共通の需要として機能すると一層好ましい。これにより、複数の管理対象電源（３１）に対応して、熱容量制約緩和需要（７６）に対応して蓄電池システム３２等を適切に管理できる。

【0050】

［変形例］
本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、種々の変形が可能である。上述した実施形態は本発明を理解しやすく説明するために例示したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について削除し、もしくは他の構成の追加・置換をすることが可能である。また、図中に示した制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上で必要な全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。上記実施形態に対して可能な変形は、例えば以下のようなものである。

【0051】

（１）上各記実施形態において、ＲＥ電源３１は太陽光によって電力を発電するものであった。しかし、ＲＥ電源３１は、風力、波力、潮力、流水、地熱、またはバイオマス等、太陽光以外の再生可能エネルギーによって発電する電源であってもよい。

【0052】

（２）また、上記各実施形態においては、管理対象電源としてＲＥ電源３１を適用した例を説明した。しかし、管理対象電源は、ＲＥ電源に以外の電源であってもよい。

【0053】

（３）上記実施形態における需給管理装置１００のハードウエアは一般的なコンピュータによって実現できるため、図９および図１０に示したフローチャート、その他上述した各種処理を実行するプログラム等を記憶媒体に格納し、または伝送路を介して頒布してもよい。

【0054】

（４）図９，図１０に示した処理、その他上述した各処理は、上記実施形態ではプログラムを用いたソフトウエア的な処理として説明したが、その一部または全部をＡＳＩＣ(Application Specific Integrated Circuit；特定用途向けＩＣ)、あるいはＦＰＧＡ(Field Programmable Gate Array)等を用いたハードウエア的な処理に置き換えてもよい。

【0055】

（５）上記実施形態において実行される各種処理は、図示せぬネットワーク経由でサーバコンピュータが実行してもよく、上記実施形態において記憶される各種データも該サーバコンピュータに記憶させるようにしてもよい。

【符号の説明】

【0056】

２０ 電力系統
３１ ＲＥ電源（管理対象電源）
３２ 蓄電池システム
７５ ＲＥ発電量欄（第１の発電量）
７６ 熱容量制約緩和需要欄（熱容量制約緩和需要）
７７ 仮想発電量欄（第２の発電量）
１００ 需給管理装置
１０３ 需給監視部（需給監視手段）
１０７ ＤＥＲ制御部（充放電量決定部、充放電量決定手段）
９００ コンピュータ
ＰＢ 充放電量実績値
ＰＳ 発電量実績値
ＰＢＡ 充放電指令値
Ｓ２１ ステップ（需給監視過程）
Ｓ２２ ステップ（充放電量決定過程）

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】

【図8】

【図9】

【図10】

【図11】