JP7411909B2 - 電力管理システム、電力管理方法、及びプログラム - Google Patents

Description

本開示は、一般に電力管理システム、電力管理方法、及びプログラムに関する。より詳細には、本開示は、複数の分散型電源の出力を管理する電力管理システム、電力管理方法、及びプログラムに関する。

特許文献１には、太陽光発電装置の直流出力を使って電機製品に電力を供給する太陽光発電システムが開示されている。この太陽光発電システムでは、インバータに、太陽電池アレイとバッテリとが並列に接続されている。インバータは、太陽電池アレイ又はバッテリからの直流電力を交流に変換して、連系スイッチを介して電力系統に出力する。

特開平９－９１０４９号公報

本開示は、分散型電源の発電する電気を有効に利用しやすい電力管理システム、電力管理方法、及びプログラムを提供することを目的とする。

本開示の一態様に係る電力管理システムは、取得部と、第１決定部と、第２決定部と、を備える。前記取得部は、複数の分散型電源の各々についての出力に関する出力情報を取得する。前記複数の分散型電源は、同一の管理単位に含まれ、互いに出力の変動量に差が生じ得る。前記第１決定部は、前記複数の分散型電源を含む合成出力の変動が許容される閾値である第１閾値を決定する。前記第２決定部は、前記取得部で取得した前記出力情報と、前記第１決定部にて決定した前記第１閾値と、に基づいて、前記複数の分散型電源にそれぞれ対応して出力の変動が許容される閾値である複数の第２閾値を決定する。前記複数の第２閾値のうちの少なくとも一部は、前記第１閾値以上である。

本開示の一態様に係る電力管理方法は、取得ステップと、第１決定ステップと、第２決定ステップと、を有する。前記取得ステップは、複数の分散型電源の各々についての出力に関する出力情報を取得するステップである。前記複数の分散型電源は、同一の管理単位に含まれ、互いに出力の変動量に差が生じ得る。前記第１決定ステップは、前記複数の分散型電源を含む合成出力の変動が許容される閾値である第１閾値を決定するステップである。前記第２決定ステップは、前記取得ステップで取得した前記出力情報と、前記第１決定ステップにて決定した前記第１閾値と、に基づいて、前記複数の分散型電源にそれぞれ対応して出力の変動が許容される閾値である複数の第２閾値を決定するステップである。前記複数の第２閾値のうちの少なくとも一部は、前記第１閾値以上である。

本開示の一態様に係るプログラムは、１以上のプロセッサに、上記の電力管理方法を実行させる。

本開示は、分散型電源の発電する電気を有効に利用しやすい、という利点がある。

図１は、本開示の一実施形態に係る電力管理システムの概要図である。 図２は、分散型電源を含む合成出力の一例の説明図である。 図３は、同上の電力管理システムにおける計画決定部の動作の一例を示す説明図である。 図４は、比較例の電力管理システムの動作の一例を示す説明図である。 図５は、本開示の一実施形態に係る電力管理システムの動作を示すフローチャートである。

（１）概要
本実施形態に係る電力管理システム１００は、図１に示すように、複数の施設２００にそれぞれ設置された複数の分散型電源２の出力、つまり複数の分散型電源２の発電電力を管理するためのシステムである。本実施形態では、施設２００は、戸建住宅を想定しているが、集合住宅であってもよいし、商業施設、オフィスビル、工場、学校、又は病院等の非住宅施設であってもよい。また、複数の施設２００は、１種類の施設のみを含んでいてもよいし、複数種類の施設を含んでいてもよい。

本実施形態では、分散型電源２は、一例として太陽光発電システムである。なお、分散型電源２は、太陽光発電システムの他に、例えば燃料電池等の発電システムであってもよいし、風力、水力、地熱、及びバイオマス等、太陽光以外の再生可能エネルギーを利用した発電システムであってもよい。

本実施形態では、電力管理システム１００は、アグリゲータが管理するサーバ装置である。本開示でいう「アグリゲータ」は、需要家（customer’s facility）側エネルギーリソース又は分散型エネルギーリソースを統合制御し、ＶＰＰ（Virtual Power Plant）又はＤＲ（Demand Response）からエネルギーサービスを提供する事業者のことをいう。

本開示でいう「ＶＰＰ」は、複数の施設２００にそれぞれ設置されている複数の分散型電源２を、ＩｏＴ（Internet of Things）等を利用して統合的に制御することで、複数の施設２００をあたかも一つの仮想的な発電所として機能させる仕組みである。

アグリゲータは、リソースアグリゲータと、アグリゲーションコーディネータと、を含み得る。リソースアグリゲータは、需要家とＶＰＰに関するサービス契約を直接締結してリソース制御を行う事業者である。アグリゲーションコーディネータは、リソースアグリゲータが制御した電力量を束ね、一般送配電事業者、小売電気事業者、又は再生可能エネルギー発電事業者等の電力事業者と直接電力取引を行う事業者である。

本実施形態では、リソースアグリゲータが電力管理システム１００を管理し、アグリゲーションコーディネータが電力管理システム１００に対して指令を送出する上位システム３００を管理する、として説明する。なお、電力管理システム１００は、アグリゲーションコーディネータが管理してもよい。例えば、アグリゲーションコーディネータとリソースアグリゲータが同一の場合、アグリゲーションコーディネータが、電力管理システム１００を管理してもよい。また、上位システム３００は、一般送配電事業者、小売電気事業者、又は再生可能エネルギー発電事業者等の電力事業者が管理してもよい。

上位システム３００が送出する指令は、例えば小売電気事業者の計画値同時同量の達成、又は一般送配電事業者の需給バランスの調整を目的とした、ＶＰＰに対する指令である。上位システム３００が送出する指令は、一例として、電気の需要を減らす（抑制する）下げＤＲと、電気の需要を増やす（創出する）上げＤＲと、を含み得る。下げＤＲは、例えば電気のピーク需要のタイミングで負荷３としての需要機器３３の出力を落とす指令を含み得る。上げＤＲは、例えば分散型電源２の出力する電力（再生可能エネルギー）の過剰出力分を、負荷３としての需要機器３３を稼働して消費したり、負荷３としての蓄電設備３２を充電することにより吸収したりさせる指令を含み得る。

本開示でいう「需要機器」は、例えば家庭用の電気機器等の電力を消費する機器である。需要機器３３は、一例として、照明器具、空調設備、テレビ受像機等を含み得る。本実施形態では、負荷３としての需要機器３３は、電力管理システム１００により直接的又は間接的に制御可能な機器である。また、本実施形態では、負荷３としての蓄電設備３２は、施設２００に恒常的に設置された蓄電装置の他に、電気自動車（Electric Vehicle）に搭載されたバッテリを含み得る。

電力管理システム１００は、図１に示すように、取得部１０と、第１決定部１１１Ａと、第２決定部１１１Ｂと、を備えている。

取得部１０は、同一の管理単位に含まれ、互いに出力の変動量に差が生じ得る複数の分散型電源２の各々についての出力に関する出力情報を取得する。本開示でいう「管理単位」は、一例として、電力事業者、アグリゲータ、地域、又は電力バンク等を含み得る。例えば、管理単位が地域であるとすれば、関西にある分散型電源２と、北海道にある分散型電源２とは、同一の管理単位には含まれないこととなる。本実施形態では、同一の管理単位に含まれる複数の分散型電源２とは、一のアグリゲータ（ここでは、リソースアグリゲータ）が管理する複数の分散型電源２である。

第１決定部１１１Ａは、複数の分散型電源２を含む合成出力の変動が許容される閾値である第１閾値を決定する。本実施形態では、第１閾値は、合成出力の変化速度の上限値である。第１閾値は、発電事業者、一般送配電事業者、小売電気事業者、又は再生可能エネルギー発電事業者等の電力事業者が電力系統８への影響を考慮して決定してもよいし、第１決定部１１１Ａが自発的に決定してもよい。

第２決定部１１１Ｂは、取得部１０で取得した出力情報と、第１決定部１１１Ａにて決定した第１閾値と、に基づいて、複数の分散型電源２にそれぞれ対応して出力の変動が許容される閾値である複数の第２閾値を決定する。そして、複数の第２閾値のうちの少なくとも一部は、第１閾値以上である。つまり、第２決定部１１１Ｂは、複数の分散型電源２に対して、それぞれ対応する第２閾値を決定する。このとき、第２決定部１１１Ｂは、後述する慣らし効果を考慮に入れることにより、これらの第２閾値の全てを第１閾値よりも小さくするのではなく、少なくとも一部の第２閾値は第１閾値以上とする。

上述のように、本実施形態では、複数の分散型電源２の各々から取得した出力情報に基づいて、複数の第２閾値を決定している。このため、本実施形態では、電力事業者等により一律に定められた規定変動分（後述する）に基づいて各分散型電源２の出力を制御する場合と比較して、分散型電源２の発電する電気を有効に利用しやすい、という利点がある。

（２）詳細
以下、本実施形態の電力管理システム１００について、図面を参照して詳細に説明する。電力管理システム１００は、図１に示すように、インターネット等のネットワークＮ１を介して複数の施設２００にそれぞれ設置されたコントローラ４と通信可能に構成されている。

施設２００には、分散型電源２と、コントローラ４と、電力変換システム５と、分電盤６と、スマートメータ７と、が設置されている。また、施設２００には、１以上の負荷３が設置されている。本実施形態では、施設２００には、１以上の特定負荷３１と、１以上の蓄電設備３２と、１以上の需要機器３３（図１に示す例では、照明器具）と、が負荷３として設置されている、と仮定する。なお、負荷３の構成は、施設２００ごとに異なっていてもよい。

本実施形態では、特定負荷３１は、電力系統８に分電盤６等を介して接続されており、基本的に電力系統８から商用電力の供給を受けて動作する。特定負荷３１は、湯水を貯める貯湯タンクと、貯湯タンクに貯められる湯水を加熱する加熱装置とを有し、貯湯タンク内の湯水によって給湯を行う貯湯式の電気給湯器である。加熱装置は、ヒートポンプ式であって、屋外に設置されている。また、本実施形態では、蓄電設備３２は、施設２００に恒常的に設置されている蓄電装置である。

また、本実施形態では、各施設２００に設置されている分散型電源２は、同じ種類の電源である。言い換えれば、同一の管理単位に含まれる複数の分散型電源２は、同じ種類の電源である。つまり、本実施形態では、複数の分散型電源２は、いずれも太陽光発電システムである。もちろん、複数の分散型電源２は、複数種類の電源を含んでいてもよい。例えば、複数の分散型電源２には、１以上の太陽光発電システムと、太陽光以外の再生可能エネルギーを利用した１以上の発電システムと、が含まれていてもよい。

さらに、本実施形態では、複数の分散型電源２は、発電条件が互いに異なっている。発電条件は、一例として、分散型電源２の設置する位置、又は分散型電源２の設置する角度等を含み得る。例えば、分散型電源２が本実施形態のように太陽光発電システムである場合、複数の太陽光発電システムが気象条件（例えば、天気）の同じ地域に設置されていたとしても、太陽光パネルを設置する位置又は角度によって、太陽光発電システムごとに出力が異なり得る。具体的には、同じ時間帯において、ある太陽光発電システムでは太陽光パネルが太陽光を十分に受けることができたとしても、他の太陽光発電システムでは太陽光パネルが日陰に入ることで太陽光を十分に受けることができない場合があり得る。このような場合、これらの太陽光発電システムは、互いに発電条件が異なっている、と言える。

コントローラ４は、例えばＨＥＭＳ（Home Energy Management System）コントローラである。コントローラ４は、施設２００における負荷３及び電力変換システム５の使用状況及び消費電力量等の情報を管理し、また、これらの動作を制御する。本実施形態では、コントローラ４は、電力管理システム１００から受信する発電計画（後述する）に基づく指令に従って、負荷３及び電力変換システム５を制御する。また、コントローラ４は、ネットワークＮ１を介して、施設２００の外部に設置されている電力管理システム１００と通信を行うための通信インタフェースを有しており、電力管理システム１００と電力変換システム５との通信を中継する。

電力変換システム５は、例えばパワーコンディショナを有しており、分散型電源２及び蓄電設備３２を制御する。具体的には、電力変換システム５は、分散型電源２で発電される直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を分電盤６を介して需要機器３３に供給したり、電力系統８へ逆潮流したりする機能を有している。また、電力変換システム５は、分散型電源２で発電される直流電力を所定の大きさの直流電力に変換し、変換した直流電力により蓄電設備３２を充電する機能を有している。さらに、電力変換システム５は、蓄電設備３２が放電する直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を分電盤６を介して需要機器３３に供給する機能を有している。

電力管理システム１００は、既に述べたように、サーバ装置により実現されている。電力管理システム１００は、取得部１０と、処理部１１と、を備えている。また、処理部１１は、第１決定部１１１Ａと、第２決定部１１１Ｂと、計画決定部１１２と、制御部１１３と、特定制御部１１４と、を有している。

本実施形態では、処理部１１は、１以上のプロセッサ及びメモリを有するコンピュータシステムを主構成とする。そのため、１以上のプロセッサがメモリに記録されているプログラムを実行することにより、処理部１１として機能する。プログラムはメモリに予め記録されていてもよいし、インターネット等の電気通信回線を通して提供されてもよく、メモリカード等の非一時的記録媒体に記録されて提供されてもよい。

取得部１０は、ネットワークＮ１を介して各施設２００のコントローラ４及び上位システム３００と通信を行うための通信インタフェースを有している。取得部１０は、複数の分散型電源２の各々について、出力に関する出力情報を取得する。取得部１０は、後述する取得ステップＳＴ１（図５参照）の実行主体である。具体的には、取得部１０は、所定のエリア（つまり、同一の管理単位）に含まれる各施設２００のコントローラ４と通信することにより、各施設２００にて測定された分散型電源２（ここでは、太陽光発電システム）の出力（発電電力）を取得する。つまり、取得部１０は、同一の管理単位に含まれる全ての分散型電源２の各々の出力（発電電力）を取得する。また、取得部１０は、例えば気象サーバ等を介して気象予測情報を取得することにより、複数の分散型電源２の発電量を予測する。さらに、取得部１０は、各施設２００での電力需要情報を取得することにより、複数の分散型電源２からの電力供給を受ける負荷３での需要量を予測する。予測された発電量及び需要量は、第２決定部１１１Ｂにて参照される。

第１決定部１１１Ａは、複数の分散型電源２を含む合成出力の変動が許容される閾値である第１閾値を決定する。第１決定部１１１Ａは、後述する第１決定ステップＳＴ２１（図５参照）の実行主体である。第１決定部１１１Ａは、発電事業者、一般送配電事業者、小売電気事業者、再生可能エネルギー発電事業者等の電力事業者、又はアグリゲータが電力系統８への影響を考慮して決定してもよいし、第１決定部１１１Ａが自発的に決定してもよい。本実施形態では、第１決定部１１１Ａは、例えば火力発電システム等の調整電源において定められた規定変動分（後述する）以下となるように第１閾値を決定する。調整電源は、複数の分散型電源２が接続される電力系統８での需給バランスを調整する電源である。

第２決定部１１１Ｂは、取得部１０で取得した出力情報と、第１決定部１１１Ａにて決定した第１閾値と、に基づいて、複数の分散型電源２にそれぞれ対応して出力の変動が許容される閾値である複数の第２閾値決定する。第２決定部１１１Ｂは、後述する第２決定ステップＳＴ２２（図５参照）の実行主体である。第２閾値は、例えば対応する分散型電源２の出力が大きい程、小さくしてもよい。また、第２閾値は、例えば対応する分散型電源２の出力の変動が大きい程、小さくしてもよい。出力の変動は、例えば晴れている状態から急に曇りになる際に大きくなりがちである。

具体的には、第２決定部１１１Ｂは、取得部１０にて取得した出力情報から合成出力の変動を算出する。例えば、第２決定部１１１Ｂは、取得部１０にて取得した複数の分散型電源２の各々の出力情報（発電電力）の集計値を算出する。例えば、所定のエリア（つまり、同一の管理単位）に２つの太陽光発電システム（第１発電システム及び第２発電システム）が設置されていると仮定すると、第１発電システムでの発電電力と、第２発電システムでの発電電力と、の和を算出する。

次に、第２決定部１１１Ｂは、出力情報の集計値と、取得部１０にて取得した発電量及び需要量の予測値と、に基づいて、合成出力の変動を算出する。つまり、本実施形態では、第２決定部１１１Ｂは、出力情報と、複数の分散型電源２の予測される発電量と、複数の分散型電源２からの電力供給を受ける負荷３での予測される需要量と、に基づいて複数の第２閾値を決定することになる。このとき、第２決定部１１１Ｂは、各施設２００での人のスケジュール情報、及び／又は各施設２００での人の在／不在情報を更に参照してもよい。

そして、第２決定部１１１Ｂは、算出した合成出力の変動と、第１閾値とを比較することにより、複数の第２閾値を決定する。すなわち、第２決定部１１１Ｂは、合成出力の変動が第１閾値以下である場合、合成出力の変動に基づいて、複数の第２閾値を決定する。また、第２決定部１１１Ｂは、合成出力の変動が第１閾値よりも大きい場合、合成出力の変動が第１閾値を超えないように、複数の第２閾値を決定する。例えば、第１閾値がＸ〔％／ｍｉｎ〕、合成出力の変動がＹ〔％／ｍｉｎ〕である、と仮定する。この場合、第２決定部１１１Ｂは、Ｘ≧Ｙであれば、複数の第２閾値をそれぞれＹ〔％／ｍｉｎ〕とする。一方、第２決定部１１１Ｂは、Ｘ＜Ｙであれば、合成出力の変動がＸ〔％／ｍｉｎ〕を超えないように、複数の第２閾値をそれぞれ決定する。

なお、第２決定部１１１Ｂは、合成出力の変動が第１閾値よりも大きい場合は、負荷３の制御可能量を算出し、算出した負荷３の制御可能量を参照して複数の第２閾値を決定してもよい。負荷３の制御可能量は、言い換えれば、負荷３で吸収可能な電力量である。つまり、第２決定部１１１Ｂは、複数の分散型電源２及び複数の分散型電源２からの電力供給を受ける負荷３のうちの少なくとも１つの制御可能量を算出し、合成出力の変動及び制御可能量に基づいて複数の第２閾値を決定してもよい。

ここで、第２決定部１１１Ｂは、所定のエリア（つまり、同一の管理単位）での慣らし効果を分析する。本開示でいう「慣らし効果」は、互いに出力の変動量に差が生じ得る複数の分散型電源２の出力（発電電力）を合成することにより、複数の分散型電源２の出力の変動量の差が相殺されることで、合成出力の変動が緩和されることをいう。具体的には、第２決定部１１１Ｂは、以下の式（１）に基づいて、慣らし効果に関するパラメータＥ１を算出する。式（１）において、「ΔＰｍ」（“ｍ”は自然数）は、取得部１０にて取得した分散型電源２の出力（発電電力）を表しており、「ｎ」（“ｎ”は自然数。“ｎ＞ｍ”）は所定のエリア（つまり、同一の管理単位）に含まれる複数の分散型電源２の数を表している。また、式（１）において、「Ｐｍ_ｍａｘ」は、分散型電源２の定格出力を表している。

そして、第２決定部１１１Ｂは、慣らし効果の分析結果に基づいて、複数の第２閾値を決定する。具体的には、第２決定部１１１Ｂは、上記の式（１）にて算出した慣らし効果に関するパラメータＥ１に基づいて、複数の第２閾値を決定する。その結果、複数の第２閾値のうちの少なくとも一部は、第１閾値以上となる。つまり、第２閾値は、Ｘ〔％／ｍｉｎ〕以下の値に決定される場合もあれば、Ｘ〔％／ｍｉｎ〕よりも大きい値に決定される場合もある。

ここで、分散型電源２は、各種条件によって出力が変動する可能性がある。例えば、分散型電源２の一種である太陽光発電システムは、気象条件（例えば、天気）によって太陽光パネルが受ける日射量が変化することから、出力（発電電力）も変動し得る。そして、太陽光発電システムの出力が変動すると、電力の需給バランスを保つ（言い換えれば、電力系統８の周波数を維持する）ことに影響を及ぼし得る。このため、電力事業者は、比較的定格出力の大きい太陽光発電システムに対しては、蓄電設備３２を併設して蓄電設備３２の充電及び放電を制御することにより、太陽光発電システム及び蓄電設備３２の合成出力が急峻に変動しないように制御することを求めている。

図２は、分散型電源２（ここでは、太陽光発電システム）を含む合成出力の一例を表している。図２において、破線Ａ１は、蓄電設備３２を備えない場合における太陽光発電システムの出力を表している。図２において、実線Ａ２は、蓄電設備３２を備える場合における太陽光発電システムを含む合成出力を表している。また、図２において、「Δ」は、合成出力の変動分（つまり、合成出力の変化速度）を表している。このように、太陽光発電システムに蓄電設備３２を併設することにより、太陽光発電システムを含む合成出力の変動が緩和される。

ところで、所定のエリア（つまり、同一の管理単位）において複数の分散型電源２（太陽光発電システム）が設置されている場合、仮に所定のエリアにおける気象条件が同じであったとしても、複数の太陽光発電システムごとに出力の変動量に差が生じ得る。例えば、所定のエリアに同じ種類の２つの太陽光発電システムが設置されている、と仮定する。また、２つの太陽光発電システムは、太陽光パネルを設置する向きが互いに異なる等して、発電条件が互いに異なっている、と仮定する。この場合、同じ気象条件であっても、太陽光パネルで受ける日射量が異なるために、各太陽光発電システムで出力の変動量に差が生じ得る。

そして、所定のエリアにおいて複数の太陽光発電システムが設置されている場合、単体の太陽光発電システムの出力が急峻に変動していたとしても、複数の太陽光発電システムを含む合成出力では出力の変動が緩和され得る場合がある。というのも、複数の太陽光発電システムごとに出力の変動量に差が生じていることから、複数の太陽光発電システムを含む合成出力として見れば、慣らし効果によって（つまり、各太陽光発電システムの出力の変動量が相殺されることによって）出力の変動が緩和され得るからである。

しかしながら、従来、出力変動分（つまり、許容される出力の変化速度の上限値）は、上記の慣らし効果の有無に依らず、電力事業者等によって一律に定められている。以下、電力事業者等によって一律に定められた出力変動分を「規定変動分」という。このため、規定変動分に基づいて各太陽光発電システムの出力を制御すると、電力系統８全体で見れば過度に合成出力の変動が緩和されることになり、過剰な蓄電池の設置、及び／又は過大な出力抑制、という結果を招く可能性があった。

また、規定変動分は、比較的出力の小さい太陽光発電システムでは適用されていない。このため、所定のエリアに比較的出力の小さい太陽光発電システムが複数設置されている場合、各太陽光発電システムでは、規定変動分に基づく出力の制御が実行されない。したがって、各太陽光発電システムを含む合成出力の変動が緩和されず、やはり電力系統８の周波数を維持しにくくなる、という結果を招く可能性があった。

そこで、本実施形態では、第１決定部１１１Ａ及び第２決定部１１１Ｂにより、慣らし効果を考慮して、複数の第２閾値を決定している。このため、本実施形態では、規定変動分に基づいて各分散型電源２の出力を制御する場合と比較して、慣らし効果を加味した適切な制御が実行される、又は規定変動分が適用されていない比較的出力の小さい太陽光システム等の分散型電源２の合成出力の変動が緩和されることになり、結果として電力系統８の周波数を維持しやすい、という利点がある。

計画決定部１１２は、第２決定部１１１Ｂにて決定した複数の第２閾値に基づいて、発電計画を決定する。本開示でいう「発電計画」は、例えば電力事業者等の上位システム３００に対して提出する複数の分散型電源２の各々の発電についての計画であって、複数の分散型電源２から電力系統８への逆潮流を含んでいる。つまり、計画決定部１１２は、各分散型電源２において、合成出力の変化速度が変動決定部１１１にて決定した出力変動分（合成出力の変化速度の上限値）を超えないような発電計画を決定する。

電力管理システム１００は、計画決定部１１２にて決定した発電計画を含む情報を上位システム３００に送信することにより、発電計画を上位システム３００に提出する。上位システム３００は、１以上の電力管理システム１００から提出された１以上の発電計画を考慮して、電力系統８からの電力の供給量を調整する。

本実施形態では、計画決定部１１２は、複数の分散型電源２の予測される発電量の誤差を加味して、発電計画を決定する。具体的には、計画決定部１１２は、発電計画の実行日における気象条件、及び各分散型電源２の定格出力等に基づいて、発電計画の実行日における各分散型電源２の発電量を予測する。また、計画決定部１１２は、発電計画の実行日における需要量を予測する。需要量は、施設２００に設置されている１以上の負荷３で消費される電力量である。そして、計画決定部１１２は、予測した発電量と需要量との差分から、電力系統８へ逆潮流する電力量を予測する。

その後、計画決定部１１２は、逆潮流する電力量に予測誤差を加味して、発電計画を決定する。ここでは、計画決定部１１２は、発電計画の実行日における実際の発電量と需要量との差分が、予測値から２σ（“σ”は標準偏差）分だけ下振れすることを想定して、発電計画を決定する。つまり、本実施形態では、計画決定部１１２は、発電計画の実行日において、気象条件が変化する等して実際の発電量が小さくなることを想定して、保守的な発電計画を決定する。また、需要量についても、発電量と同様に、予測誤差を加味して予測を行う。例えば、計画決定部１１２は、発電計画の実行日において需要量が予測値から２σ分だけ上振れすることを想定して、発電計画を決定してもよい。

図３は、計画決定部１１２の動作の一例、言い換えれば、計画決定部１１２により決定された所定期間（ここでは、７時～１８時）における発電計画の一例を表している。図３において、実線Ｐ１は、実際の発電量と需要量との差分を表している。図３において、一点鎖線Ｐ２は、予測した発電量と需要量との差分を表している。図３において、破線Ｐ３は、計画決定部１１２にて決定した発電計画、つまり予測値からの下振れを考慮した発電量と需要量との差分に基づく発電計画を表している。図３において、点線Ｐ４は、発電計画に従って、実際に電力系統８へ逆潮流した電力量を表している。図３において、ドット領域Ｐ５は、実際の発電量と、発電計画に基づく発電量との差分、つまり余剰発電量を表している。余剰発電量は、基本的に後述する制御部１１３（特定制御部１１４）が負荷３（特定負荷３１）を制御することにより、負荷３（特定負荷３１）にて消費される。図３に示す例では、実際に電力系統８へ逆潮流した電力量（点線Ｐ４参照）は、概ね発電計画（破線Ｐ３参照）に沿って推移している。

ここで、分散型電源２としての太陽光発電システムでは、気象条件（例えば、天気）の変化によって出力が大きく変動しやすい。そして、太陽光発電システムの出力が急激に減少した場合、電力事業者は、火力発電システムを稼働する等して電力系統８の需給バランスを調整する必要がある。仮に、太陽光発電システムが主要な発電システムとなると、従来の火力発電システム等による電力系統８の需給バランスの調整力が不足する可能性がある。また、電力系統８の需給バランスの調整力の不足分を補完するために、例えば太陽光発電システムにて出力を抑制することが考えられるが、出力を抑制することで発電した電気が無駄になる、という問題が生じる。

図４は、比較例の電力管理システムの動作の一例を表している。ここで、比較例の電力管理システムは、少なくとも計画決定部１１２を備えておらず、発電計画を上位システム３００に提出しない点で、本実施形態の電力管理システム１００と相違する。図４に示す例では、上位システム３００は、比較例の電力管理システムから発電計画を提出されていないことから、実際の発電量が閾値Ｔｈ１を超える余剰発電量（ドット領域Ｐ５参照）については、電力系統８への逆潮流を禁止している。つまり、比較例の電力管理システムでは、余剰発電量の分だけ出力を抑制する必要があり、分散型電源２（太陽光発電システム）の発電した電気を無駄にしていることになる。また、図４に示す例では、余剰発電量について電力系統８への逆潮流が禁止されていることから、実際に電力系統８へ逆潮流した電力量（点線Ｐ４参照）が急峻に変動している。このため、比較例の電力管理システムでは、電力事業者は、電力系統８の需給バランスを調整しにくくなる可能性がある。

一方、本実施形態では、計画決定部１１２により、実際に発電量が小さくなることを想定した保守的な発電計画を決定している。このため、電力事業者では、この保守的な発電計画に従って電力系統８からの電力の供給量を調整するため、分散型電源２（ここでは、太陽光発電システム）の出力を抑制しなくて済む可能性が高い。その結果、分散型電源２の出力を抑制する場合と比較して、分散型電源２の発電した電気を有効に利用しやすい、という利点がある。

制御部１１３は、第２決定部１１１Ｂにて決定した複数の第２閾値が所定の条件を満たすように、複数の分散型電源２及び複数の分散型電源２からの電力供給を受ける負荷３のうちの少なくとも１つの制御を行う。つまり、制御部１１３は、合成出力の変化速度が第２決定部１１１Ｂにて決定した複数の第２閾値を超えないように、複数の分散型電源２（ここでは、太陽光発電システム）及び負荷３（ここでは、蓄電設備３２及び需要機器３３）の少なくとも１つを制御する。また、制御部１１３は、複数の分散型電源２の実際の発電量と、計画決定部１１２にて決定した発電計画での発電量との差分である余剰発電量を、負荷３（ここでは、蓄電設備３２及び需要機器３３）で消費させるように負荷３を制御する。

制御部１１３は、施設２００ごとに、ネットワークＮ１を介してコントローラ４に制御指令を送信する。そして、各施設２００において、コントローラ４は、受信した制御指令に基づいて電力変換システム５を制御することで、分散型電源２の出力を抑制したり、蓄電設備３２の充電及び放電を制御したり、需要機器３３の動作を制御したりする。つまり、制御部１１３は、施設２００ごとに（言い換えれば、責任分界点ごとに）、コントローラ４を介して間接的に分散型電源２及び負荷３の少なくとも１つを制御する。

一例として、制御部１１３は、分散型電源２の実際の発電電力が急峻に上昇する場合、蓄電設備３２を充電させたり、分散型電源２の出力の抑制を行ったりすることで、発電電力の変化率が所定の変化率（例えば、数［％／ｍｉｎ］）を超えないように制御する。また、例えば、制御部１１３は、分散型電源２の実際の発電電力が急峻に下降する場合、蓄電設備３２を放電させたり、需要機器３３を省エネルギーモードで動作させたりすることで、発電電力の変化率が所定の変化率（例えば、数［％／ｍｉｎ］）を超えないように制御する。

特定制御部１１４は、複数の分散型電源２の実際の発電量と、計画決定部１１２にて決定した発電計画での発電量との差分である余剰発電量を、特定負荷３１で消費させるように特定負荷３１を制御する。本実施形態では、特定制御部１１４は、制御部１１３の一機能として実現される。本実施形態では、各施設２００には、蓄熱機器を含む特定負荷３１が設置されている。本開示でいう「蓄熱機器」は、電気エネルギーを熱エネルギーに変換し、変換した熱エネルギーを蓄える機器をいう。特定負荷３１は、一例として、電気温水器、エコキュート（登録商標）等のヒートポンプ式の電気給湯器、エネファーム（登録商標）等の家庭用燃料電池コージェネレーションズシステム、又は蓄熱式床暖房等を含み得る。また、特定負荷３１は、冷蔵庫のコンプレッサを含み得る。

つまり、特定制御部１１４は、発電計画において電力系統８へ逆潮流する電力に寄与しない余剰発電量を特定負荷３１で消費させることにより、電力系統８へ逆潮流する電力の変動を抑制することが可能である。このため、本実施形態では、蓄電装置にて余剰発電量を消費させる場合と比較して、安価に電力系統８へ逆潮流する電力の変動を抑制するという要求を満たしやすい、という利点がある。

ここで、特定負荷３１は、ヒートポンプ式給湯器、電気温水器、燃料電池、空調システム、蓄電池、又は電動車両用の充電器のいずれか１つを含み得る。特定負荷３１は、消費電力を急峻に変化させることが可能な負荷と、急峻に変化させることが難しい負荷と、に分けられる。例えば、電気温水器、蓄電池、又は電動車両の充電器は、消費電力を急峻に変化させることが可能である。一方、例えばヒートポンプ式給湯器、又は空調システムは、消費電力を急峻に変化させることが難しい。したがって、後者の特定負荷３１にて優先して余剰発電量を吸収させ、天候の変化等に起因する急峻な発電量は前者の特定負荷３１に吸収させることで、余剰発電力を無駄なく消費させやすい。

ここで、本実施形態では、特定制御部１１４は、電力変換システム５に接続される直流バスから特定負荷３１に対して直流電力を供給することにより、特定負荷３１を動作させる。この場合、特定負荷３１は、直流電力により動作する装置を含んでいることが前提である。この場合の特定負荷３１は、一例として、電気温水器、エコキュート（登録商標）等のヒートポンプ式の電気給湯器に搭載されたヒータ、エネファーム（登録商標）等の家庭用燃料電池コージェネレーションズシステムに搭載されたヒータ、又は蓄熱式床暖房等を含み得る。また、この場合の特定負荷３１は、冷蔵庫のコンプレッサを含み得る。

また、本実施形態では、別途交流電力用のケーブルを電力変換システム５に接続することで、このケーブルを介して電力変換システム５から余剰電力を交流電力として出力させることも可能である。この場合、特定制御部１１４は、このケーブルを介して特定負荷３１に対して交流電力を供給することにより、特定負荷３１を動作させることが可能である。この場合の特定負荷３１は、本実施形態のようにヒートポンプ式の電気給湯器であるのが好ましい。このような電気給湯器であれば、電力変換システム５から供給される交流電力を直流電力に変換せずとも利用できるので、電力変換機器が不要で済み、コストを抑制しやすい、という利点がある。

（３）動作
以下、本実施形態の電力管理システム１００の動作の一例について、図５を参照して説明する。以下では、第２決定部１１１Ｂにより複数の第２閾値が未だ決定されていない、と仮定する。また、以下では、計画決定部１１２は、翌日の発電計画を決定する、と仮定する。

まず、取得部１０が、複数の分散型電源２の各々について、出力に関する出力情報を取得する（Ｓ１）。処理Ｓ１は、取得ステップＳＴ１に相当する。次に、第１決定部１１１Ａが、複数の分散型電源２を含む合成出力の変動が許容される閾値である第１閾値を決定する（Ｓ２）。処理Ｓ２は、第１決定ステップＳＴ２１に相当する。そして、第２決定部１１１Ｂが、取得部１０にて取得した出力情報と、第１決定部１１１Ａにて決定した第１閾値と、に基づいて、複数の分散型電源２にそれぞれ対応して出力の変動が許容される閾値である複数の第２閾値を決定する（Ｓ３）。処理Ｓ３は、第２決定ステップＳＴ２２に相当する。

次に、計画決定部１１２が、第２決定部１１１Ｂにて決定した複数の第２閾値と、複数の分散型電源２の予測される発電量の誤差とに基づいて、発電計画を決定する（Ｓ４）。そして、電力管理システム１００は、計画決定部１１２にて決定した発電計画を上位システム３００に提出する（Ｓ５）。上述の処理Ｓ１～Ｓ５は、発電計画の実行日（ここでは、翌日）の前日（ここでは、今日）に実行される処理である。

発電計画の実行日を迎えると、電力管理システム１００は、前日に決定した発電計画を開始する、つまり、発電計画に従って複数の分散型電源２及び負荷３の少なくとも１つを制御する（Ｓ６）。発電計画の実行日において、余剰発電量が発生した場合（Ｓ７：Ｙｅｓ）、制御部１１３（特定制御部１１４）は、負荷３（特定負荷３１）を制御することにより、負荷３（特定負荷３１）に余剰発電量を消費させる（Ｓ８）。処理Ｓ７，Ｓ８は、発電計画が終了するまで（Ｓ９：Ｙｅｓ）適宜実行される。上述の処理Ｓ７～Ｓ９は、発電計画の実行日に実行される処理である。

以下、毎日、処理Ｓ４～Ｓ９を繰り返す。なお、処理Ｓ１～Ｓ３については、第２決定部１１１Ｂにより一度、複数の第２閾値が決定された後は、毎日繰り返す必要はない。つまり、第２決定部１１１Ｂにより複数の第２閾値が決定された後においては、処理Ｓ４～Ｓ９を毎日繰り返せばよい。

（４）変形例
上述の実施形態は、本開示の様々な実施形態の一つにすぎない。上述の実施形態は、本開示の目的を達成できれば、設計等に応じて種々の変更が可能である。また、電力管理システム１００と同様の機能は、電力管理方法の他に、（コンピュータ）プログラム、又はプログラムを記録した非一時的記録媒体等で具現化されてもよい。

一態様に係る電力管理方法は、取得ステップＳＴ１と、第１決定ステップＳＴ２１と、第２決定ステップＳＴ２２と、を有する。取得ステップＳＴ１は、複数の分散型電源２の各々についての出力に関する出力情報を取得するステップである。複数の分散型電源２は、同一の管理単位に含まれ、互いに出力の変動量に差が生じ得る。第１決定ステップＳＴ２１は、複数の分散型電源２を含む合成出力の変動が許容される閾値である第１閾値を決定するステップである。第２決定ステップＳＴ２２は、取得ステップＳＴ１で取得した出力情報と、第１決定ステップＳＴ２１にて決定した第１閾値と、に基づいて、複数の分散型電源２にそれぞれ対応して出力の変動が許容される閾値である複数の第２閾値を決定するステップである。複数の第２閾値のうちの少なくとも一部は、第１閾値以上である。一態様に係る（コンピュータ）プログラムは、１以上のプロセッサに、上記の電力管理方法を実行させる。

以下、上述の実施形態の変形例を列挙する。以下に説明する変形例は、適宜組み合わせて適用可能である。

本開示における電力管理システム１００は、コンピュータシステムを含んでいる。コンピュータシステムは、ハードウェアとしてのプロセッサ及びメモリを主構成とする。コンピュータシステムのメモリに記録されたプログラムをプロセッサが実行することによって、本開示における電力管理システム１００としての機能が実現される。プログラムは、コンピュータシステムのメモリに予め記録されてもよく、電気通信回線を通じて提供されてもよく、コンピュータシステムで読み取り可能なメモリカード、光学ディスク、ハードディスクドライブ等の非一時的記録媒体に記録されて提供されてもよい。コンピュータシステムのプロセッサは、半導体集積回路（ＩＣ）又は大規模集積回路（ＬＳＩ）を含む１ないし複数の電子回路で構成される。ここでいうＩＣ又はＬＳＩ等の集積回路は、集積の度合いによって呼び方が異なっており、システムＬＳＩ、ＶＬＳＩ（Very Large Scale Integration）、又はＵＬＳＩ（Ultra Large Scale Integration）と呼ばれる集積回路を含む。さらに、ＬＳＩの製造後にプログラムされる、ＦＰＧＡ（Field-Programmable Gate Array）、又はＬＳＩ内部の接合関係の再構成若しくはＬＳＩ内部の回路区画の再構成が可能な論理デバイスについても、プロセッサとして採用することができる。複数の電子回路は、１つのチップに集約されていてもよいし、複数のチップに分散して設けられていてもよい。複数のチップは、１つの装置に集約されていてもよいし、複数の装置に分散して設けられていてもよい。ここでいうコンピュータシステムは、１以上のプロセッサ及び１以上のメモリを有するマイクロコントローラを含む。したがって、マイクロコントローラについても、半導体集積回路又は大規模集積回路を含む１ないし複数の電子回路で構成される。

また、電力管理システム１００における複数の機能が、１つの筐体内に集約されていることは電力管理システム１００に必須の構成ではなく、電力管理システム１００の構成要素は、複数の筐体に分散して設けられていてもよい。さらに、電力管理システム１００の少なくとも一部の機能がクラウド（クラウドコンピューティング）等によって実現されてもよい。

第２決定部１１１Ｂは、逐次（例えば毎日）、複数の第２閾値を決定しなくてもよい。一例として、第２決定部１１１Ｂは、四半期ごと（例えば、季節が変わるごと）に、又は１年ごとに、複数の第２閾値を決定してもよい。その他、第２決定部１１１Ｂは、新たな分散型電源２を追加する場合に、複数の第２閾値を決定してもよい。

上述の実施形態において、制御部１１３（特定制御部１１４）は、ＣＯＰ（Coefficient Of Performance：成績係数）の高い順、つまりエネルギー消費効率の高い順に余剰発電量を消費させるように負荷３（特定負荷３１）を制御してもよい。この態様では、エネルギー消費効率の高い負荷３から制御するため、余剰発電量を有効に利用しやすい。例えば、制御部１１３は、空調システム、ヒートポンプ式給湯器、電気温水器、蓄電池、及び電動車両の充電器の順に負荷３を制御してもよい。

上述の実施形態において、計画決定部１１２は、発電計画の実行日において実際の発電量と需要量との差分が予測値から上振れすることを想定して、発電計画を決定してもよい。つまり、本実施形態では、計画決定部１１２は、発電計画の実行日において、気象条件が変化する等して実際の発電量が大きくなることを想定して、積極的な発電計画を決定してもよい。

上述の実施形態において、電力管理システム１００は、群制御ではなく、施設２００ごとに設置されて個別制御を行ってもよい。つまり、電力管理システム１００は、施設２００ごとに（言い換えれば、責任分界点ごとに）設置されたコントローラ４で実現されてもよい。

（まとめ）
以上述べたように、第１の態様に係る電力管理システム（１００）は、取得部（１０）と、第１決定部（１１１Ａ）と、第２決定部（１１１Ｂ）と、を備える。取得部（１０）は、複数の分散型電源（２）の各々についての出力に関する出力情報を取得する。複数の分散型電源（２）は、同一の管理単位に含まれ、互いに出力の変動量に差が生じ得る。第１決定部（１１１Ａ）は、複数の分散型電源（２）を含む合成出力の変動が許容される閾値である第１閾値を決定する。第２決定部（１１１Ｂ）は、取得部（１０）で取得した出力情報と、第１決定部（１１１Ａ）にて決定した第１閾値と、に基づいて、複数の分散型電源（２）にそれぞれ対応して出力の変動が許容される閾値である複数の第２閾値を決定する。複数の第２閾値のうちの少なくとも一部は、第１閾値以上である。

この態様によれば、分散型電源（２）の発電する電気を有効に利用しやすい、という利点がある。

第２の態様に係る電力管理システム（１００）では、第１の態様において、第１決定部（１１１Ａ）は、複数の分散型電源（２）が接続される電力系統（８）での需給バランスを調整する調整電源において定められた規定変動分以下となるように第１閾値を決定する。

この態様によれば、調整電源を運用する事業者の意向に沿って第１閾値を決定することができる、という利点がある。

第３の態様に係る電力管理システム（１００）では、第１又は第２の態様において、第２決定部（１１１Ｂ）は、取得部（１０）にて取得した出力情報から算出される合成出力の変動が、第１閾値以下である場合、合成出力の変動に基づいて複数の第２閾値を決定する。

この態様によれば、複数の分散型電源（２）に対して不要な制御を行わなくて済む、という利点がある。

第４の態様に係る電力管理システム（１００）では、第１～第３のいずれかの態様において、第２決定部（１１１Ｂ）は、取得部（１０）にて取得した出力情報から算出される合成出力の変動が、第１閾値よりも大きい場合、合成出力の変動が第１閾値を超えないように、複数の第２閾値を決定する。

この態様によれば、分散型電源（２）の発電する電気を有効に利用しやすい、という利点がある。

第５の態様に係る電力管理システム（１００）では、第４の態様において、第２決定部（１１１Ｂ）は、複数の分散型電源（２）及び複数の分散型電源（２）からの電力供給を受ける負荷（３）のうちの少なくとも１つの制御可能量を算出し、合成出力の変動及び制御可能量に基づいて複数の第２閾値を決定する。

この態様によれば、負荷（３）の制御状況を考慮するので、分散型電源（２）の発電する電気を有効に利用しやすい、という利点がある。

第６の態様に係る電力管理システム（１００）では、第４又は第５の態様において、第２決定部（１１１Ｂ）は、出力情報と、複数の分散型電源（２）の予測される発電量と、複数の分散型電源（２）からの電力供給を受ける負荷（３）での予測される需要量と、に基づいて複数の第２閾値を決定する。

この態様によれば、発電量及び需要量を考慮しない場合と比較して、分散型電源（２）の発電する電気を有効に利用しやすい、という利点がある。

第７の態様に係る電力管理システム（１００）は、第１～第６のいずれかの態様において、制御部（１１３）を更に備える。制御部（１１３）は、第２決定部（１１１Ｂ）にて決定した複数の第２閾値が所定の条件を満たすように、複数の分散型電源（２）及び複数の分散型電源（２）からの電力供給を受ける負荷（３）のうちの少なくとも１つの制御を行う。

この態様によれば、規定変動分に基づいて各分散型電源（２）の出力を制御する場合と比較して、慣らし効果を加味した適切な制御が実行されることになり、過剰に蓄電池を設置しなくて済む、という利点がある。また、この態様によれば、規定変動分が適用されない比較的小規模な分散型電源（２）の出力の変動を制御することにより、電力系統（８）の周波数を維持しやすい、という利点がある。

第８の態様に係る電力管理システム（１００）では、第１～第７のいずれかの態様において、複数の分散型電源（２）は、同じ種類の電源である。

この態様によれば、複数の分散型電源（２）に複数種類の電源が含まれる場合と比較して、分散型電源（２）の管理をしやすい、という利点がある。

第９の態様に係る電力管理システム（１００）では、第８の態様において、複数の分散型電源（２）は、発電条件が互いに異なる。

この態様によれば、複数の分散型電源（２）の種類が同じであっても、互いに出力の変動量に差が生じやすく、結果として慣らし効果を期待しやすい、という利点がある。

第１０の態様に係る電力管理システム（１００）は、第１～第９のいずれかの態様において、計画決定部（１１２）を更に備える。計画決定部（１１２）は、第２決定部（１１１Ｂ）にて決定した複数の第２閾値に基づいて、複数の分散型電源（２）から電力系統（８）への逆潮流を含む複数の分散型電源（２）の発電計画を決定する。

この態様によれば、分散型電源（２）の発電する電気を有効に利用し得る発電計画を上位システム（３００）に提出することが可能になる、という利点がある。

第１１の態様に係る電力管理システム（１００）では、第１０の態様において、複数の分散型電源（２）の少なくとも一部は、蓄熱機器を含む特定負荷（３１）に電力を供給する。電力管理システム（１００）は、特定制御部（１１４）を更に備える。特定制御部（１１４）は、複数の分散型電源（２）の実際の発電量と、計画決定部（１１２）にて決定した発電計画での発電量との差分である余剰発電量を、特定負荷（３１）で消費させるように特定負荷（３１）を制御する。

この態様によれば、蓄電装置にて余剰発電量を消費させる場合と比較して、安価に電力系統（８）へ逆潮流する電力の変動を抑制するという要求を満たしやすい、という利点がある。

第１２の態様に係る電力管理システム（１００）では、第１１の態様において、特定負荷（３１）は、ヒートポンプ式給湯器、電気温水器、燃料電池、空調システム、蓄電池、又は電動車両用の充電器のいずれか１つを含む。

この態様によれば、余剰発電量を無駄なく消費させやすい、という利点がある。

第１３の態様に係る電力管理方法は、取得ステップ（ＳＴ１）と、第１決定ステップ（ＳＴ２１）と、第２決定ステップ（ＳＴ２２）と、を有する。取得ステップ（ＳＴ１）は、複数の分散型電源（２）の各々についての出力に関する出力情報を取得するステップである。複数の分散型電源（２）は、同一の管理単位に含まれ、互いに出力の変動量に差が生じ得る。第１決定ステップ（ＳＴ２１）は、複数の分散型電源（２）を含む合成出力の変動が許容される閾値である第１閾値を決定するステップである。第２決定ステップ（ＳＴ２２）は、取得ステップ（ＳＴ１）で取得した出力情報と、第１決定ステップ（ＳＴ２１）にて決定した第１閾値と、に基づいて、複数の分散型電源（２）にそれぞれ対応して出力の変動が許容される閾値である複数の第２閾値を決定するステップである。複数の第２閾値のうちの少なくとも一部は、第１閾値以上である。

この態様によれば、分散型電源（２）の発電する電気を有効に利用しやすい、という利点がある。

第１４の態様に係るプログラムは、１以上のプロセッサに、第１３の態様に係る電力管理方法を実行させる。

この態様によれば、分散型電源（２）の発電する電気を有効に利用しやすい、という利点がある。

第２～第１２の態様に係る構成については、電力管理システム（１００）に必須の構成ではなく、適宜省略可能である。

ところで、第１０の態様に係る電力管理システム（１００）においては、第１決定部（１１１Ａ）及び第２決定部（１１１Ｂ）を備えていなくても、発電計画を決定することが可能である。

すなわち、第１５の態様に係る電力管理システム（１００）は、取得部（１０）と計画決定部（１１２）と、を備える。取得部（１０）は、複数の分散型電源（２）の各々についての出力に関する出力情報を取得する。複数の分散型電源（２）は、同一の管理単位に含まれる。計画決定部（１１２）は、取得部（１０）にて取得した出力情報に基づいて、複数の分散型電源（２）の発電量を予測し、かつ、複数の分散型電源（２）の予測される発電量の誤差を加味して、発電計画を決定する。

また、第１６の態様に係る電力管理システム（１００）では、第１５の態様において、複数の分散型電源（２）の少なくとも一部は、蓄熱機器を含む特定負荷（３１）に電力を供給する。電力管理システム（１００）は、特定制御部（１１４）を更に備える。特定制御部（１１４）は、複数の分散型電源（２）の実際の発電量と、計画決定部（１１２）にて決定した発電計画での発電量との差分である余剰発電量を、特定負荷（３１）で消費させるように特定負荷（３１）を制御する。

１００ 電力管理システム
１０ 取得部
１１１Ａ 第１決定部
１１１Ｂ 第２決定部
１１２ 計画決定部
１１３ 制御部
１１４ 特定制御部
２ 分散型電源
３ 負荷
３１ 特定負荷
８ 電力系統
ＳＴ１ 取得ステップ
ＳＴ２１ 第１決定ステップ
ＳＴ２２ 第２決定ステップ

Claims (14)

1. 同一の管理単位に含まれ、互いに出力の変動量に差が生じ得る複数の分散型電源の各々についての出力に関する出力情報を取得する取得部と、
   前記複数の分散型電源を含む合成出力の変動が許容される閾値である第１閾値を決定する第１決定部と、
   前記取得部で取得した前記出力情報と、前記第１決定部にて決定した前記第１閾値と、に基づいて、前記複数の分散型電源にそれぞれ対応して出力の変動が許容される閾値である複数の第２閾値を決定する第２決定部と、を備え、
   前記複数の第２閾値のうちの少なくとも一部は、前記第１閾値以上である、
   電力管理システム。
2. 前記第１決定部は、前記複数の分散型電源が接続される電力系統での需給バランスを調整する調整電源において定められた規定変動分以下となるように前記第１閾値を決定する、
   請求項１記載の電力管理システム。
3. 前記第２決定部は、前記取得部にて取得した前記出力情報から算出される前記合成出力の変動が、前記第１閾値以下である場合、前記合成出力の変動に基づいて前記複数の第２閾値を決定する、
   請求項１又は２に記載の電力管理システム。
4. 前記第２決定部は、前記取得部にて取得した前記出力情報から算出される前記合成出力の変動が、前記第１閾値よりも大きい場合、前記合成出力の変動が前記第１閾値を超えないように、前記複数の第２閾値を決定する、
   請求項１～３のいずれか１項に記載の電力管理システム。
5. 前記第２決定部は、前記複数の分散型電源及び前記複数の分散型電源からの電力供給を受ける負荷のうちの少なくとも１つの制御可能量を算出し、前記合成出力の変動及び前記制御可能量に基づいて前記複数の第２閾値を決定する、
   請求項４記載の電力管理システム。
6. 前記第２決定部は、前記出力情報と、前記複数の分散型電源の予測される発電量と、前記複数の分散型電源からの電力供給を受ける負荷での予測される需要量と、に基づいて前記複数の第２閾値を決定する、
   請求項４又は５に記載の電力管理システム。
7. 前記第２決定部にて決定した前記複数の第２閾値が所定の条件を満たすように、前記複数の分散型電源及び前記複数の分散型電源からの電力供給を受ける負荷のうちの少なくとも１つの制御を行う制御部を更に備える、
   請求項１～６のいずれか１項に記載の電力管理システム。
8. 前記複数の分散型電源は、同じ種類の電源である、
   請求項１～７のいずれか１項に記載の電力管理システム。
9. 前記複数の分散型電源は、発電条件が互いに異なる、
   請求項８記載の電力管理システム。
10. 前記第２決定部にて決定した前記複数の第２閾値に基づいて、前記複数の分散型電源から電力系統への逆潮流を含む前記複数の分散型電源の発電計画を決定する計画決定部を更に備える、
    請求項１～９のいずれか１項に記載の電力管理システム。
11. 前記複数の分散型電源の少なくとも一部は、蓄熱機器を含む特定負荷に電力を供給し、
    前記複数の分散型電源の実際の発電量と、前記計画決定部にて決定した前記発電計画での発電量との差分である余剰発電量を、前記特定負荷で消費させるように前記特定負荷を制御する特定制御部を更に備える、
    請求項１０記載の電力管理システム。
12. 前記特定負荷は、ヒートポンプ式給湯器、電気温水器、燃料電池、空調システム、蓄電池、又は電動車両用の充電器のいずれか１つを含む、
    請求項１１記載の電力管理システム。
13. 同一の管理単位に含まれ、互いに出力の変動量に差が生じ得る複数の分散型電源の各々についての出力に関する出力情報を取得する取得ステップと、
    前記複数の分散型電源を含む合成出力の変動が許容される閾値である第１閾値を決定する第１決定ステップと、
    前記取得ステップで取得した前記出力情報と、前記第１決定ステップにて決定した前記第１閾値と、に基づいて、前記複数の分散型電源にそれぞれ対応して出力の変動が許容される閾値である複数の第２閾値を決定する第２決定ステップと、を有し、
    前記複数の第２閾値のうちの少なくとも一部は、前記第１閾値以上である、
    電力管理方法。
14. １以上のプロセッサに、
    請求項１３記載の電力管理方法を実行させる、
    プログラム。

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