JP7711037B2 - 電力管理システム及び電力管理方法 - Google Patents

Description

本発明は、電力管理システム及び電力管理方法に関する。

近年、電力系統の電力需給バランスを維持するために、蓄電装置を分散電源として用いる技術（例えば、VPP（Virtual Power Plant））が知られている。

さらに、分散電源として蓄電装置を用いるケースにおいて、蓄電装置のSOC（State Of Charge）が特定比率となるまで、蓄電装置の放電電力をVPPで用いる技術も提案されている（例えば、特許文献１）。

特開２０１６－１７４４８６号公報

VPPにおいては、RA（Resource Aggregator）などによって管理される電力管理装置によって分散電源を制御することも想定される（以下、遠隔制御）。一方で、分散電源のユーザ操作で用いるコントローラなどを用いて分散電源を施設において制御することも想定される（以下、ローカル制御）。

このようなケースにおいて、VPP制御に関する制御計画に従って遠隔制御を実行しても、ローカル制御によって遠隔制御とは異なる動作を分散電源が行うことが想定され、制御計画に従ったVPP制御を実現することができない可能性がある。

そこで、本発明は、上述した課題を解決するためになされたものであり、VPP制御を適切に実行することを可能とする電力管理システム及び電力管理方法を提供することを目的とする。

開示の一態様は、電力系統に接続される1以上の施設に設置される1以上の分散電源と、前記1以上の分散電源の遠隔制御を実行する電力管理装置と、を備え、前記1以上の分散電源に含まれる特定分散電源は、前記電力管理装置によって遠隔制御が設定された場合に、前記施設におけるローカル制御の受付を制限する、電力管理システムである。

開示の一態様は、電力管理装置が、電力系統に接続される1以上の施設に設置される1以上の分散電源の遠隔制御を実行するステップAと、前記1以上の分散電源に含まれる特定分散電源が、前記電力管理装置によって遠隔制御が設定された場合に、前記施設におけるローカル制御の受付を制限するステップBと、を備える、電力管理方法である。

本発明によれば、VPP制御を適切に実行することを可能とする電力管理システム及び電力管理方法を提供することができる。

図１は、実施形態に係る電力管理システム1を示す図である。 図２は、実施形態に係る施設100を示す図である。 図３は、実施形態に係る上位管理サーバ300を示す図である。 図４は、実施形態に係る下位管理サーバ200を示す図である。 図５は、実施形態に係るEMS160を示す図である。 図６は、実施形態に係る動作例1について説明するための図である。 図６は、実施形態に係る動作例2について説明するための図である。 図８は、実施形態に係る動作例3について説明するための図である。 図９は、実施形態に係る動作例4について説明するための図である。 図１０は、実施形態に係る動作例5について説明するための図である。 図１１は、変更例1について説明するための図である。 図１２は、変更例1について説明するための図である。

以下において、実施形態について図面を参照しながら説明する。なお、以下の図面の記載において、同一又は類似の部分には、同一又は類似の符号を付している。但し、図面は模式的なものである。

［実施形態］
（電力管理システム）
以下において、実施形態に係る電力管理システムについて説明する。電力管理システムは、単に、電力システムと称されてもよい。

図１に示すように、電力管理システム1は、施設100を有する。電力管理システム1は、下位管理サーバ200、上位管理サーバ300及び第三者サーバ400を含む。

ここで、施設100、下位管理サーバ200、上位管理サーバ300及び第三者サーバ400は、ネットワーク11を介して通信可能に構成される。ネットワーク11は、インターネットを含んでもよく、VPN（Virtual Private Network）などの専用回線を含んでもよく、移動体通信網を含んでもよい。

施設100は、電力系統12に接続されており、電力系統12から電力が供給されてもよく、電力系統12に電力を供給してもよい。電力系統12から施設100への電力は、順潮流電力と称されてもよい。施設100から電力系統12への電力は、逆潮流電力と称されてもよい。図１では、施設100として、施設100A～施設100Cが例示されている。

特に限定されるものではないが、施設100は、住宅などの施設であってもよく、店舗などの施設であってもよく、オフィスなどの施設であってもよい。施設100は、2以上の住宅を含む集合住宅であってもよい。施設100は、住宅、店舗及びオフィスの少なくともいずれか2以上の施設を含む複合施設であってもよい。施設100の詳細については後述する（図２を参照）。なお、施設100を所有又は管理するユーザを施設100と称することもある。

下位管理サーバ200は、電力系統12又は施設100に関する電力を管理する事業者によって管理される。事業者は、リソースアグリゲータ（RA）であってもよい。

以下において、下位管理サーバ200がRAによって管理されるケースについて例示する。下位管理サーバ200をRAと称することもあり、RAを下位管理サーバ200と称することもある。下位管理サーバ200の詳細については後述する（図４を参照）。

実施形態では、下位管理サーバ200は、1以上の施設100（以下、施設群100と称することもある）に設置される1以上の分散電源の遠隔制御を実行する電力管理装置を構成してもよい。

ここで、下位管理サーバ200は、上位管理サーバ300から受信する制御指令を施設100（後述する蓄電装置120、EMS160を含んでもよい）に送信する。制御指令は、電力系統12の電力需給バランスの調整（VPP（Virtual Power Plant）制御）で用いる指令であり、施設100に設置される分散電源（例えば、蓄電装置120）を制御する指令である。下位管理サーバ200は、施設100（後述する蓄電装置120、EMS160を含んでもよい）から受信する測定データを上位管理サーバ300に送信する。測定データは、施設100に設置される分散電源（例えば、蓄電装置120）の電力（放電電力又は充電電力）のデータである。

さらに、下位管理サーバ200は、施設100に設置される分散電源（例えば、蓄電装置120）の保守・管理サービスを提供してもよい。このような構成によれば、下位管理サーバ200は、分散電源に関する情報を予め有しているため、施設100に設置された後であっても、下位管理サーバ200に蓄積された情報を用いて分散電源をVPPに容易かつ簡易に利用することができる。

上位管理サーバ300は、電力系統12に関する電力を管理する事業者によって管理される。上位管理サーバ300は、各種サービスを提供する事業者によって管理されてもよい。上位管理サーバ300は、AEMS（Area Energy Management System）と称されてもよい。事業者は、小売電気事業者であってもよい。小売電気事業者は、電力系統12などの基盤を管理する地域電力事業者（一般電気事業者）を含んでもよく、地域電力事業者以外の新電力事業者を含んでもよい。新電力事業者は、電力市場から電力を調達することによって、施設に対して電力を販売することが想定されてもよい。電力市場は、施設100に供給される電力（調達電力）の取引に関する卸電力市場を含んでもよく、卸電力市場のゲートクローズ後における電力需給のギャップの調整に関する電力調整市場を含んでもよく、供給力（例えば、逆潮流電力）の取引に関する容量市場を含んでもよい。電力市場は、他の小売電気事業者と電力の取引を含んでもよい。電力市場は、他の発電事業者と電力の取引を含んでもよい。すなわち、電力市場は、1対1又は1対他又は多対多などの形態によらずに、電力の取引を行うための取引所であればよい。

サービスは、施設群100の順潮流電力（以下、調達電力と称することもある）に関する計画値と施設群100の調達電力に関する実績値との差異（インバランス）が所定差異以下に抑制するためのサービスを含んでもよい。サービスは、施設群100の逆潮流電力（以下、発電電力と称することもある）に関する計画値と施設群100の発電電力に関する実績値との差異（インバランス）が所定差異以下に抑制するためのサービスを含んでもよい。

以下において、上位管理サーバ300が新電力事業者によって管理されるケースについて例示する。上位管理サーバ300を新電力事業者と称することもあり、新電力事業者を上位管理サーバ300と称することもある。上位管理サーバ300の詳細については後述する（図３を参照）。

実施形態では、新電力事業者は、1以上の施設100の各々に電力を販売する小売電気事業者の一例であってもよい。

第三者サーバ400は、電力系統12の電力需給バランスを管理する事業者によって管理される。事業者は、電力系統12に関する電力市場を管理してもよい。例えば、第三者サーバ400は、調達電力のインバランスを確認する機能を有してもよい。第三者サーバ400は、発電電力のインバランスを確認する機能を有してもよい。例えば、第三者サーバは、以下に示す動作を行ってもよい。

第1に、第三者サーバ400は、調達電力に関する計画値と調達電力に関する実績値との差異（インバランス）が所定差異を超えるか否かを確認してもよい。計画値及び実績値は単位期間（例えば、30分毎）に集計されてもよく、インバランスは、単位期間（例えば、30分毎）に確認されてもよい。第三者サーバ400は、インバランスが所定差異を超える場合に、上位管理サーバ300を管理する事業者（例えば、新電力事業者）に対してペナルティを課してもよい。第三者サーバ400は、インバランスが所定差異を超えない場合に、上位管理サーバ300を管理する事業者（例えば、新電力事業者）に対してインセンティブを付与してもよい。ペナルティ及びインセンティブは、金銭的なものであってもよい。

第2に、第三者サーバ400は、発電電力に関する計画値と発電電力の実績値との差異（インバランス）が所定差異を超えるか否かを確認してもよい。計画値及び実績値は単位期間（例えば、30分毎）に集計されてもよく、インバランスは、単位期間（例えば、30分毎）に確認されてもよい。第三者サーバ400は、インバランスが所定差異を超える場合に、上位管理サーバ300を管理する事業者（例えば、新電力事業者）に対してペナルティを課してもよい。第三者サーバ400は、インバランスが所定差異を超えない場合に、上位管理サーバ300を管理する事業者（例えば、新電力事業者）に対してインセンティブを付与してもよい。ペナルティ及びインセンティブは、金銭的なものであってもよい。

ここで、発電電力及び調達電力のインバランスが確認される期間を対象期間（例えば、1日）と定義してもよい。このようなケースにおいて、調達電力に関する計画値は、対象期間よりも前のタイミング（例えば、対象期間の前日の12:00）に策定される計画を含んでもよい。発電電力に関する計画値は、対象期間よりも前のタイミング（例えば、対象期間の前日の12:00）に策定される計画値を含んでもよい。さらに、調達電力に関する計画値は、対象期間に含まれる単位期間よりも前のタイミング（例えば、単位期間の1時間前）に策定される計画値を含んでもよい。発電電力に関する計画値は、対象期間に含まれる単位期間よりも前のタイミング（例えば、単位期間の1時間前）に策定される計画値を含んでもよい。

特に限定されるものではないが、調達電力に関する計画値と調達電力に関する実績値は、下位管理サーバ200又は上位管理サーバ300から報告されてもよい。発電電力に関する計画値と発電電力に関する実績値は、下位管理サーバ200又は上位管理サーバ300から報告されてもよい。

（施設）
以下において、実施形態に係る施設について説明する。図２に示すように、施設100は、太陽電池装置110と、蓄電装置120と、燃料電池装置130と、負荷機器140と、EMS（Energy Management System）160と、を有する。施設100は、測定装置190を有してもよい。

太陽電池装置110は、太陽光などの光に応じて発電をする分散電源である。例えば、太陽電池装置110は、PCS（Power Conditioning System）及び太陽光パネルによって構成される。ここで、設置とは、太陽電池装置110と電力系統12とが接続されることであってもよい。

蓄電装置120は、電力の充電及び電力の放電をする分散電源である。例えば、蓄電装置120は、PCS及び蓄電セルによって構成される。ここで、設置とは、蓄電装置120と電力系統12とが接続されることであってもよい。以下において、蓄電装置120は、電力系統12の電力需給バランスの調整に用いる分散電源の一例である。言い換えると、蓄電装置120は、下位管理サーバ200によって遠隔制御が設定される分散電源の一例である。蓄電装置120は、VPP制御に用いる分散電源の一例であると考えてもよい。

燃料電池装置130は、燃料を用いて発電を行う分散電源である。例えば、燃料電池装置130は、PCS及び燃料電池セルによって構成される。ここで、設置とは、燃料電池装置130と電力系統12とが接続されることであってもよい。

例えば、燃料電池装置130は、固体酸化物型燃料電池（SOFC; Solid Oxide Fuel Cell）であってもよく、固体高分子型燃料電池（PEFC; Polymer Electrolyte Fuel Cell）であってもよく、リン酸型燃料電池（PAFC; Phosphoric Acid Fuel Cell）であってもよく、溶融炭酸塩型燃料電池（MCFC; Molten Carbonate Fuel Cell）であってもよい。

負荷機器140は、電力を消費する機器である。例えば、負荷機器140は、空調装置、ヒートポンプ給湯器、照明装置などを含んでもよい。

EMS160は、施設100に関する電力を管理する。EMS160は、太陽電池装置110、蓄電装置120、燃料電池装置130、負荷機器140を制御してもよい。実施形態では、下位管理サーバ200から制御コマンドを受信する装置としてEMS160を例示するが、このような装置は、Gatewayと称されてもよく、単に制御ユニットと称されてもよい。EMS160は、下位管理サーバ200と区別するために、LEMS（Local EMS）と称されてもよく、HEMS（Home EMS）と称されてもよく、VPPコントローラと称されてもよい。EMS160の詳細については後述する（図５を参照）。

測定装置190は、電力系統12から施設100への順潮流電力（以下、需要電力とも称する）を測定する。測定装置190は、施設100から電力系統12への逆潮流電力を測定してもよい。例えば、測定装置190は、電力会社に帰属するSmart Meterであってもよい。測定装置190は、第1間隔（例えば、30分）における測定結果（順潮流電力又は逆潮流電力の積算値）を示す情報要素を第1間隔毎にEMS160に送信してもよい。測定装置190は、第1間隔よりも短い第2間隔（例えば、1分）における測定結果を示す情報要素をEMS160に送信してもよい。

（上位管理サーバ）
以下において、実施形態に係る上位管理サーバについて説明する。図３に示すように、上位管理サーバ300は、通信部310と、管理部320と、制御部330と、を有する。

通信部310は、通信モジュールによって構成される。通信モジュールは、IEEE802.11a/b/g/n/ac/ax、ZigBee、Wi-SUN、LTE、5G、6Gなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、IEEE802.3などの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。

例えば、通信部310は、電力系統12の電力需給バランスの調整が必要な場合に、分散電源（実施形態では、蓄電装置120）の遠隔制御を指示する制御指令を下位管理サーバ200に送信してもよい。制御指令は、下位管理サーバ200で管理される蓄電装置120の総調整電力を示す情報を含んでもよく、蓄電装置120の各々の調整電力（以下、個別調整電力）を示す情報を含んでもよく、電力系統12の電力需給バランスの調整が必要な調整時間帯を示す情報を含んでもよい。具体的に、下位管理サーバ200で管理される蓄電装置120の総調整電力を示す情報を含む制御指令とは、下位管理サーバ200で管理される複数の蓄電装置120を用いて、ある所定の調整電力を創出する、例えば、70kWを放電するように指示する。また、蓄電装置120の各々の調整電力を示す情報を含む制御指令とは、下位管理サーバ200で管理される複数の蓄電装置120の各々に対して、ある所定の調整電力を創出する、例えば、700Wを放電するように指示する。また、電力系統12の電力需給バランスの調整が必要な調整時間帯を示す情報を含む制御指令とは、蓄電装置120が調整電力を創出する時間帯、例えば、17:00～18:00の間に放電するように指示する。

制御指令は、蓄電装置120の運転モードを示す情報を含んでもよい。運転モードは、蓄電装置120の放電を実行するモード（強制放電モード）、蓄電装置120の充電を実行するモード（強制充電モード）、太陽電池装置110の余剰電力を充電するモード（グリーンモード）などを含んでもよい。

蓄電装置120の調整電力は、蓄電装置120の放電電力を含んでもよく、蓄電装置120の充電電力を含んでもよい。従って、総調整電力は、総放電電力を含んでもよく、総充電電力を含んでもよい。同様に、個別調整電力は、個別放電電力を含んでもよく、個別充電電力を含んでもよい。調整時間帯は、放電時間帯を含んでもよく、充電時間帯を含んでもよい。なお、蓄電装置120（分散電源）の調整電力は、施設100の逆潮流電力や順潮流電力と置き換えてもよい。

管理部320は、HDD（Hard Disk Drive）、SSD（Solid State Drive）、不揮発性メモリなどの記憶媒体によって構成される。

例えば、管理部320は、施設群100によって調整可能な電力量を管理してもよい。

制御部330は、少なくとも１つのプロセッサを含んでもよい。少なくとも１つのプロセッサは、単一の集積回路（IC）によって構成されてもよく、通信可能に接続された複数の回路（集積回路及び又はディスクリート回路（discrete circuit(s)）など）によって構成されてもよい。

例えば、制御部330は、分散電源（実施形態では、蓄電装置120）の制御計画に基づいて、分散電源の遠隔制御を指示する制御指令の送信を通信部210に指示してもよい。制御計画は、電力系統12の電力需給バランスを調整するための計画である。

特に限定されるものではないが、制御部330は、電力系統12の電力需給バランスの予測に基づいて、電力系統12の電力の不足又は過剰が生じる時間帯を特定し、特定された時間帯において、電力系統12の電力の不足又は過剰を解消するために、分散電源の遠隔制御を指示する制御指令を生成してもよい。

（下位管理サーバ）
以下において、実施形態に係る下位管理サーバについて説明する。図４に示すように、下位管理サーバ200は、通信部210と、管理部220と、制御部230と、を有する。

通信部210は、通信モジュールによって構成される。通信モジュールは、IEEE802.11a/b/g/n/ac/ax、ZigBee、Wi-SUN、LTE、5G、6Gなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、IEEE802.3などの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。

例えば、通信部210は、分散電源（実施形態では、蓄電装置120）の遠隔制御を指示する制御指令を上位管理サーバ300から受信してもよい。通信部210は、分散電源（実施形態では、蓄電装置120）の遠隔制御を指示する制御指令を施設100に送信してもよい。

通信部210は、施設100の施設情報を受信してもよい。施設情報は、施設100が有する分散電源の構成を示す情報を含んでもよく、施設100が有する分散電源の仕様を示す情報を含んでもよい。施設情報は、電力系統12の電力需給バランスの調整（例えば、VPP制御）に参加するか否かを示す情報を含んでもよい。

なお、通信部210は、施設100の各々の発電電力に関する計画値を受信してもよい。通信部210は、施設100の各々の需要電力に関する計画値を受信してもよい。

通信部210は、施設100の各々に設置される装置を制御する制御コマンドを送信してもよい。施設100の各々に設置される装置は、太陽電池装置110、蓄電装置120、燃料電池装置130などの分散電源を含んでもよい。施設100の各々に設置される装置は、負荷機器140を含んでもよい。

管理部220は、HDD（Hard Disk Drive）、SSD（Solid State Drive）、不揮発性メモリなどの記憶媒体によって構成される。

例えば、管理部220は、電力系統12に接続された1以上の施設100を管理する管理部を構成してもよい。1以上の施設100の管理は、電力系統12に接続された1以上の分散電源の管理と読み替えられてもよい。

管理部220は、施設100に関する情報を管理してもよい。例えば、施設100に関する情報は、施設100に設けられる分散電源（太陽電池装置110、蓄電装置120又は燃料電池装置130）の種別、施設100に設けられる分散電源（太陽電池装置110、蓄電装置120又は燃料電池装置130）のスペックなどである。スペックは、太陽電池装置110の定格発電電力、蓄電装置120の定格充電電力、蓄電装置120の定格放電電力、燃料電池装置130の定格出力電力を含んでもよい。スペックは、蓄電装置120の定格容量、最大充放電電力などを含んでもよい。

制御部230は、少なくとも１つのプロセッサを含んでもよい。少なくとも１つのプロセッサは、単一の集積回路（IC）によって構成されてもよく、通信可能に接続された複数の回路（集積回路及び又はディスクリート回路（discrete circuit(s)）など）によって構成されてもよい。

例えば、制御部230は、電力系統12に接続された1以上の分散電源（実施形態では、蓄電装置120）の遠隔制御を実行してもよい。制御部230は、上位管理サーバ300から受信する制御指令に応じて、分散電源の遠隔制御を実行してもよい。実行は、遠隔制御の設定（制御指令の送信又は受信）及び制御指令に応じた蓄電装置120の動作を含んでもよい。分散電源の遠隔制御における制御部230の動作としては、以下に示すオプションが想定されてもよい。

オプション1では、制御部230は、上位管理サーバ300から受信する制御指令を透過的に施設100に送信する遠隔制御を実行してもよい。すなわち、制御部230は、分散電源の調整電力の割当てなどの処理を実行せずに、上位管理サーバ300から受信する制御指令を施設100に中継する遠隔制御を実行してもよい。

オプション2では、制御部230は、上位管理サーバ300から受信する制御指令を参照して、分散電源の調整電力の割当てを実行した上で、各分散電源の調整電力を示す情報を含む制御指令を施設100に送信する遠隔制御を実行してもよい。例えば、制御部230は、総調整電力を確保するように分散電源の調整電力を割り当てるとともに、割り当てられた調整電力を示す情報を含む制御指令を施設100に送信する遠隔制御を実行してもよい。制御部230は、異なる調整時間帯を分散電源に割り当ててもよい。

特に限定されるものではないが、制御部230は、分散電源の調整可能電力を示す情報を施設100から事前に収集（受信）するとともに、調整可能電力に基づいて調整電力を分散電源に割り当ててもよい。同様に、制御部230は、分散電源の調整可能時間帯を示す情報を施設100から事前に収集（受信）するとともに、調整可能時間帯に基づいて調整時間帯を分散電源に割り当ててもよい。

（EMS）
以下において、実施形態に係るEMSについて説明する。図５に示すように、EMS160は、第１通信部161と、第２通信部162と、制御部163と、を有する。

第1通信部161は、通信モジュールによって構成される。通信モジュールは、IEEE802.11a/b/g/n/ac/ax、ZigBee、Wi-SUN、LTE、5G、6Gなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、IEEE802.3又は独自の専用プロトコルなどの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。

例えば、第1通信部161は、ネットワーク11を介して下位管理サーバ200と通信を実行する第1通信部を構成する。第1通信部161は、分散電源（実施形態では、蓄電装置120）の遠隔制御を指示する制御指令を下位管理サーバ200から受信してもよい。制御指令は、各々の蓄電装置120が制御すべき個別調整電力を示す情報を含んでもよく、蓄電装置120が遠隔制御される時間帯、例えば、VPP制御が必要な調整時間帯を示す情報を含んでもよい。制御指令は、遠隔制御で指定される蓄電装置120の運転モードを示す情報を含んでもよい。

第1通信部161は、負荷機器140と通信を実行してもよく、測定装置190と通信を実行してもよい。

第2通信部162は、通信モジュールによって構成される。通信モジュールは、IEEE802.11a/b/g/n/ac/ax、ZigBee、Wi-SUN、LTE、5G、6Gなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、IEEE802.3、RS485又は独自の専用プロトコルなどの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。

例えば、第2通信部162は、太陽電池装置110、蓄電装置120及び燃料電池装置130と通信を実行してもよい。図２では信号ラインを省略しているが、第2通信部162は、負荷機器140と通信を実行してもよく、測定装置190と通信を実行してもよい。

制御部163は、EMS160を制御する。制御部163は、少なくとも１つのプロセッサを含んでもよい。少なくとも１つのプロセッサは、単一の集積回路（IC）によって構成されてもよく、通信可能に接続された複数の回路（集積回路及び又はディスクリート回路（discrete circuit(s)）など）によって構成されてもよい。

例えば、制御部163は、太陽電池装置110、蓄電装置120及び燃料電池装置130を制御してもよい。制御部163は、負荷機器140を制御してもよい。

（動作例）
以下において、実施形態に係る動作例について説明する。以下においては、VPP制御に用いる分散電源であるケースについて例示する。蓄電装置120の制御としては、遠隔制御及びローカル制御が想定される。

遠隔制御は、電力系統12の電力需給バランスの調整に関する制御（VPP制御）である。遠隔制御は、下位管理サーバ200から受信する制御指令に従った制御である。一方で、ローカル制御は、施設100における制御であり、電力料金を抑制する制御、ピーク電力を抑制する制御などを含む。ローカル制御は、蓄電装置120のユーザ操作で用いるコントローラを用いた施設100のユーザの操作に従った制御であってもよい。ローカル制御は、EMS160を用いた制御を含んでもよい。例えば、少なくとも遠隔制御を指示した蓄電装置120は、蓄電装置120の動作状況を所定間隔で下位管理サーバ200に送信してもよい。

ここで、遠隔制御で蓄電装置120の動作が設定された後に、遠隔制御がローカル制御で変更されると、電力系統12の電力需給バランスの調整（VPP制御）を制御計画に従って適切に実行することができない。

従って、動作例では、1以上の蓄電装置120に含まれる特定蓄電装置は、下位管理サーバ200によって遠隔制御が設定される場合に、ローカル制御の受付を制限する。遠隔制御の設定は、制御指令の送信又は受信と読み替えてもよい。ローカル制御の受付制限は、下位管理サーバ200からの指示に応じて、EMS160によって実行されてもよく、蓄電装置120によって実行されてもよい。特定蓄電装置は、蓄電装置120の中で、ローカル制御の受付制限の実行が予定されるものである。よって、同一の蓄電装置120であっても受付制限の時刻や残量状態などによって特定蓄電装置となる時とならない時がある。特定蓄電装置に設定されること、および設定の解除は制御指令によって行われる。

受付の制限が想定されるローカル制御は、蓄電装置120の調整電力の変更に関する電力制御を含み、電力制御以外の制御を含まなくてもよい。受付の制限が想定される電力制御は、遠隔制御を阻害する制御であると考えてもよく、少なくとも運転モードの変更を含んでもよい。電力制御は、遠隔制御で指示された放電電力を下回る放電電力への変更、遠隔制御で指示された充電電力を下回る充電電力への変更などの制御を含んでもよい。一方で、遠隔制御で指示された調整電力（放電電力又は充電電力）が確保されるのであれば、調整電力の変更を伴うローカル制御は制限されなくてもよい。電力制御以外の制御は、施設100の電力状態の表示に関する制御などを含んでもよい。

ここで、ローカル制御の制限は、（a）ローカル制御を送信させないようにすること、（b）ローカル制御を受信しないこと、（c）ローカル制御を受信するが、ローカル制御を無視すること、（d）ローカル制御を受信するが、遠隔制御の変更を指示するローカル制御を無視する、などの動作を含んでもよい。

動作例では、下位管理サーバ200は、ローカル制御の受付制限を指示する情報（以下、受付制限フラグ）を特定蓄電装置又は特定蓄電装置が設置された施設100に送信する。蓄電装置120又はEMS160は、受付制限フラグを受信した場合には、特定蓄電装置に対するローカル制御の受付を制限する。動作例のバリエーションとしては、以下に示すバリエーションが考えられる。

（動作例1）
動作例1では、下位管理サーバ200は、1以上の蓄電装置120に関する判定条件に基づいて、特定蓄電装置を選択する。判定条件としては、以下に示すオプションが考えられる。

オプション1では、判定条件は、蓄電装置120が特定蓄電装置として下位管理サーバ200（例えば、管理部220）に登録されているか否かという条件であってもよい。下位管理サーバ200は、管理部220に登録されていない蓄電装置120を特定蓄電装置として選択せずに、管理部220に登録された蓄電装置120を特定蓄電装置として選択する。

オプション2では、判定条件は、遠隔制御においてローカル制御の受付を制限する契約があるか否かという条件であってもよい。契約は、施設100と下位管理サーバ200との間の契約であってもよい。下位管理サーバ200は、遠隔制御においてローカル制御の受付を制限する契約がない蓄電装置120を特定蓄電装置として選択せずに、遠隔制御においてローカル制御の受付を制限する契約がある蓄電装置120を特定蓄電装置として選択する。

オプション3では、判定条件は、電力系統12の電力需給バランスの調整（VPP制御）に参加する蓄電装置120であるか否かという条件であってもよい。下位管理サーバ200は、VPP制御に参加しない蓄電装置120を特定蓄電装置として選択せずに、VPP制御に参加する蓄電装置120を特定蓄電装置として選択する。言い換えると、下位管理サーバ200は、VPP制御への参加を了承していない施設100に設置された蓄電装置120を特定蓄電装置として選択せずに、VPP制御への参加を了承している施設100に設置された蓄電装置120を特定蓄電装置として選択する。

オプション4では、判定条件は、蓄電装置120の蓄電残量が閾値以上であるか否かという条件であってもよい。蓄電残量は、蓄電装置120に残っている電力によって表されてもよく、SOCによって表されてもよい。下位管理サーバ200は、蓄電残量が閾値未満である蓄電装置120を特定蓄電装置として選択せずに、蓄電残量が閾値以上である蓄電装置120を特定蓄電装置として選択する。オプション4は、VPP制御が蓄電装置120の放電を伴う制御であるケースで用いられてもよい。

オプション5では、判定条件は、蓄電装置120の充電余力が閾値以上であるか否かという条件であってもよい。充電余力は、蓄電装置120に残っている空き容量によって表されてもよく、100%-SOCによって表されてもよい。下位管理サーバ200は、充電余力が閾値未満である蓄電装置120を特定蓄電装置として選択せずに、充電余力が閾値以上である蓄電装置120を特定蓄電装置として選択する。オプション5は、VPP制御が蓄電装置120の充電を伴う制御であるケースで用いられてもよい。

オプション6では、上述したオプション1～オプション5の中から選択された2以上のオプションが組み合わされてもよい。

例えば、VPP制御が蓄電装置120の放電を伴うケースを例に挙げて、図６を参照しながら説明する。

第1に、上位管理サーバ300は、制御計画に基づいて、制御指令を下位管理サーバ200に送信する。制御指令は、総放電電力、個別放電電力、放電時間帯などを示す情報を含む。

第2に、下位管理サーバ200は、判定条件に基づいて特定蓄電装置を選択し、選択された特定蓄電装置が設置された施設群100に対して制御指令を送信する。制御指令は、個別放電電力、放電時間帯、運転モードを示す情報とともに、受付制限フラグを含む。

動作例1によれば、下位管理サーバ200は、判定条件に基づいて特定蓄電装置を選択する。このような構成によれば、特定蓄電装置として適切な蓄電装置120を選択することができる。

（動作例2）
動作例2では、下位管理サーバ200は、上位装置（実施形態では、上位管理サーバ300）から指示された場合に、ローカル制御の受付制限を指示する情報を特定蓄電装置又は特定蓄電装置が設置された施設100に送信する。特定蓄電装置の選択に用いる判定条件は、動作例1と同様であってもよい。

ここで、上位管理サーバ300は、ローカル制御の受付を制限することを依頼する情報（例えば、受付制限依頼）を制御命令とともに下位管理サーバ200に送信する。下位管理サーバ200は、受付制限依頼に応じて、判定条件に基づいて特定蓄電装置を選択してもよい。

例えば、VPP制御が蓄電装置120の放電を伴うケースを例に挙げて、図７を参照しながら説明する。

第1に、上位管理サーバ300は、制御計画に基づいて、制御指令を下位管理サーバ200に送信する。制御指令は、総放電電力、個別放電電力、放電時間帯などを示す情報を含む。上位管理サーバ300は、制御命令とともに、受付制限依頼を下位管理サーバ200に送信する。

第2に、下位管理サーバ200は、受付制限依頼に応じて、判定条件に基づいて特定蓄電装置を選択し、選択された特定蓄電装置が設置された施設群100に対して制御指令を送信する。制御指令は、個別放電電力、放電時間帯、運転モードを示す情報とともに、受付制限フラグを含む。

動作例2によれば、下位管理サーバ200は、上位管理サーバ300から指示された場合に、ローカル制御の受付制限を指示する情報を送信する。このような構成によれば、上位管理サーバ300で必要と判断された場合に、遠隔制御の調整電力を確保することができる。

（動作例3）
動作例3では、下位管理サーバ200は、遠隔制御をローカル制御で変更した蓄電装置120に関する特定条件が満たされた場合に、ローカル制御の受付制限を指示する情報を特定蓄電装置又は特定蓄電装置が設置された施設100に送信する。特定蓄電装置は、遠隔制御をローカル制御で変更していない蓄電装置120の中から選択される。特定蓄電装置の選択に用いる判定条件は、動作例1と同様であってもよい。ここで、特定条件としては、以下に示すオプションが考えられる。

オプション1では、特定条件は、遠隔制御をローカル制御で変更した蓄電装置120の数（以下、変更装置数）が閾値以上であるという条件であってもよい。下位管理サーバ200は、変更装置数が閾値に達していない場合に、受付制限フラグを送信せずに、変更装置数が閾値に達した場合に、特定蓄電装置又は特定蓄電装置が設置された施設100に受付制限フラグを送信する。

オプション2では、特定条件は、遠隔制御をローカル制御で変更した蓄電装置120の比率（以下、変更装置比率）が閾値以上であるという条件であってもよい。変更装置比率は、遠隔制御が設定された蓄電装置120の総数に対する比率であってもよい。下位管理サーバ200は、変更装置比率が閾値に達していない場合に、受付制限フラグを送信せずに、変更装置比率が閾値に達した場合に、特定蓄電装置又は特定蓄電装置が設置された施設100に受付制限フラグを送信する。

オプション3では、特定条件は、遠隔制御をローカル制御で変更した蓄電装置120の放電電力の変更幅が閾値以上であるという条件であってもよい。下位管理サーバ200は、放電電力の変更幅が閾値に達していない場合に、受付制限フラグを送信せずに、放電電力の変更幅が閾値に達した場合に、特定蓄電装置又は特定蓄電装置が設置された施設100に受付制限フラグを送信する。変更幅は、電力量であってもよく、蓄電装置120の残量比率であってもよい。オプション3は、VPP制御が蓄電装置120の放電を伴う制御であるケースで用いられてもよい。

オプション4では、特定条件は、遠隔制御をローカル制御で変更した蓄電装置120の充電電力の変更幅が閾値以上であるという条件であってもよい。下位管理サーバ200は、充電電力の変更幅が閾値に達していない場合に、受付制限フラグを送信せずに、充電電力の変更幅が閾値に達した場合に、特定蓄電装置又は特定蓄電装置が設置された施設100に受付制限フラグを送信する。オプション4は、VPP制御が蓄電装置120の充電を伴う制御であるケースで用いられてもよい。

オプション5では、上述したオプション1～オプション4の中から選択された2以上のオプションが組み合わされてもよい。

例えば、VPP制御が蓄電装置120の放電を伴うケースを例に挙げて、図８を参照しながら説明する。

第1に、上位管理サーバ300は、制御計画に基づいて、制御指令を下位管理サーバ200に送信する。制御指令は、総放電電力、個別放電電力、放電時間帯などを示す情報を含む。

第2に、下位管理サーバ200は、図８の上段に示すように、制御指令を施設群100に対して送信する。制御指令は、個別放電電力、放電時間帯、運転モードを示す情報を含む。

第3に、下位管理サーバ200は、図８の下段に示すように、遠隔制御をローカル制御で変更した蓄電装置120が特定条件を満たした場合に、遠隔制御をローカル制御で変更していない蓄電装置120が設置された施設群100Mに対して、受付制限フラグを含む制御指令を送信する。例えば、図８では、変更装置数（施設数）が20に達する特定条件が例示されている。

なお、図８では、遠隔制御をローカル制御で変更した蓄電装置120が設置された施設群は、施設群100Mと区別するために施設群100Nで表されている。施設群100Nに対して受付制限フラグを含む制御指令は送信されていない。

特に限定されるものではないが、特定条件は、総放電電力（例えば、70,000W）が確保されるように定められてもよい。すなわち、1軒の施設100について700Wの放電が割り当てられるケースを想定した場合に、100軒の施設100が確保されるように特定条件が定められてもよい。

動作例3によれば、下位管理サーバ200は、遠隔制御をローカル制御で変更した蓄電装置120が特定条件を満たした場合に、ローカル制御の受付制限を指示する情報（例えば、受付制限フラグ）を特定蓄電装置又は特定蓄電装置が設置された施設100に送信する。このような構成によれば、ローカル制御を過度に制限することなく、遠隔制御の調整電力を確保することができる。

（動作例4）
動作例4では、下位管理サーバ200は、電力系統12の電力需給バランスの調整で要求される制御計画に基づいて、1以上の蓄電装置120に対して遠隔制御を設定する。制御計画は、上位管理サーバ300によって策定されてもよい。制御計画は、上位管理サーバ300から受信する制御指令に含まれる総調整電力であると考えてもよい。すなわち、下位管理サーバ200は、総調整電力が確保されるように個別調整電力及び調整時間帯を蓄電装置120に割り当て、割り当てられた個別調整電力及び調整時間帯を含む制御指令を送信する。特に限定されるものではないが、受付制限フラグが送信される特定蓄電装置の選択に用いる判定条件は、動作例1と同様であってもよい。

ここで、下位管理サーバ200は、遠隔制御対象の蓄電装置120であって特定蓄電装置以外の蓄電装置120の少なくとも一部の蓄電装置120に対して遠隔制御を設定せずに、特定蓄電装置に対して遠隔制御を設定してもよい。遠隔制御の設定は、制御指令の送信又は受信と読み替えてよい。

例えば、VPP制御が蓄電装置120の放電を伴うケースを例に挙げて、図９を参照しながら説明する。図９では、特定分散電源が設置された施設群100が施設群100Pで表され、特定分散電源が設置されていない施設群100が施設群100Qで表されている。

第1に、上位管理サーバ300は、制御計画に基づいて、制御指令を下位管理サーバ200に送信する。制御指令は、総放電電力、個別放電電力、放電時間帯などを示す情報を含む。

第2に、下位管理サーバ200は、制御計画に基づいて、1以上の蓄電装置120の中から特定蓄電装置を選択する。例えば、下位管理サーバ200は、総放電電力（例えば、70,000W）が確保されるように特定蓄電装置を選択する。下位管理サーバ200は、選択された選択された特定蓄電装置が設置された施設群100Pに対して制御指令を送信する。制御指令は、個別放電電力、放電時間帯、運転モードを示す情報とともに、受付制限フラグを含む。一方で、下位管理サーバ200は、特定蓄電装置が設置されていない施設群100Qに対して制御指令を送信しない。

図９に示す例では、1軒の施設100について700Wの放電が割り当てられるケースを想定した場合に、100軒の施設100が施設群100Pに含まれるため、総放電電力（例えば、70,000W）が確保されている。

動作例4では、下位管理サーバ200は、特定蓄電装置120が設置されていない施設群100Qの全体に対して制御指令を送信しないケースについて例示した。しかしながら、動作例4はこれに限定されるものではない。下位管理サーバ200は、施設群100Qの一部に対して制御指令を送信してもよい。但し、施設群100Qの一部に送信される制御指令は、受付制限フラグを含まなくてもよい。

動作例4によれば、下位管理サーバ200は、電力系統12の電力需給バランスの調整で要求される制御計画に基づいて、1以上の蓄電装置120に対して遠隔制御を設定する。このような構成によれば、下位管理サーバ200によって制御される蓄電装置120の状況に応じて、遠隔制御の調整電力を適切に確保することができる。

動作例4によれば、下位管理サーバ200は、特定蓄電装置以外の蓄電装置120の少なくとも一部の蓄電装置120に対して遠隔制御を設定せずに、特定蓄電装置に対して遠隔制御を設定してもよい。このような構成によれば、ローカル制御を制限する蓄電装置120を過度に増やすことなく、遠隔制御の調整電力を適切に確保することができる。

（動作例5）
動作例5では、下位管理サーバ200は、電力系統12の電力需給バランスの調整で要求される制御計画に基づいて、1以上の蓄電装置120に対して遠隔制御を設定する。制御計画は、上位管理サーバ300によって策定されてもよい。制御計画は、上位管理サーバ300から受信する制御指令に含まれる総調整電力であると考えてもよい。すなわち、下位管理サーバ200は、総調整電力が確保されるように個別調整電力及び調整時間帯を蓄電装置120に割り当て、割り当てられた個別調整電力及び調整時間帯を含む制御指令を送信する。特に限定されるものではないが、受付制限フラグが送信される特定蓄電装置の選択に用いる判定条件は、動作例1と同様であってもよい。

ここで、下位管理サーバ200は、特定蓄電装置に対して、1以上の蓄電装置120に対して遠隔制御として異なる制御を設定する。下位管理サーバ200は、特定蓄電装置に対して、特定蓄電装置以外の蓄電装置120に設定する遠隔制御とは異なる遠隔制御を設定してもよい。異なる制御は、蓄電装置120の調整電力が異なる制御を含んでもよく、蓄電装置120の調整時間帯が異なる制御を含んでもよい。

例えば、VPP制御が蓄電装置120の放電を伴うケースを例に挙げて、図１０を参照しながら説明する。図１０では、第1制御指令が送信される蓄電装置120が設置された施設群100が施設群100Xで表され、第2制御指令が送信される蓄電装置120が設置された施設群100が施設群100Yで表される。

第1に、上位管理サーバ300は、制御計画に基づいて、制御指令を下位管理サーバ200に送信する。制御指令は、総放電電力量、放電時間帯などを示す情報を含む。

第2に、下位管理サーバ200は、制御計画に基づいて、1以上の蓄電装置120に対して遠隔制御を設定する。例えば、下位管理サーバ200は、総放電電力量（例えば、70kWh）が確保されるように個別調整電力及び調整時間帯を蓄電装置120に割り当てる。

第3に、下位管理サーバ200は、施設群100Xに対して第1制御指令を送信する。制御指令は、個別放電電力、放電時間帯、運転モードを示す情報を含む。第1制御指令は、受付制限フラグを含む。

第4に、下位管理サーバ200は、施設群100Yに対して第2制御指令を送信する。制御指令は、個別放電電力、放電時間帯、運転モードを示す情報を含む。第2制御指令は、受付制限フラグを含まなくてもよい。

ここで、第1制御指令に含まれる個別放電電力（例えば、1000W）は、第2制御指令に含まれる個別放電電力（例えば、400W）と異なってもよい。第1制御指令に含まれる放電時間帯（例えば、17:00～17:30）は、第2制御指令に含まれる個別放電電力（例えば、17:30～18:00）と異なってもよい。

動作例5では、第2制御指令が受付制限フラグを含まないケースについて例示した。しかしながら、動作例5はこれに限定されるものではない。第2制御指令は、受付制限フラグを含んでもよい。

動作例5によれば、下位管理サーバ200は、電力系統12の電力需給バランスの調整で要求される制御計画に基づいて、1以上の蓄電装置120に対して遠隔制御を設定する。このような構成によれば、下位管理サーバ200によって制御される蓄電装置120の状況に応じて、遠隔制御の調整電力を適切に確保することができる。

動作例5によれば、下位管理サーバ200は、特定蓄電装置に対して、1以上の蓄電装置120に対して遠隔制御として異なる制御を設定する。このような構成によれば、蓄電装置120毎に適切な個別放電電力又は放電時間帯を割り当てることができる。

（作用及び効果）
実施形態では、下位管理サーバ200によって制御される1以上の蓄電装置120に含まれる特定蓄電装置は、下位管理サーバ200によって遠隔制御が設定された場合に、ローカル制御の受付を制限する。このような構成によれば、遠隔制御を阻害するローカル制御の受付が制限されるため、遠隔制御の調整電力を確保することができ、VPP制御を適切に実行することができる。

実施形態では、VPP制御に関するサービスを上位管理サーバ300の管理者が提供しようとする場合に、管理者が所有する蓄電装置120を利用するモデル（いわゆる第三者所有モデル）だけではなく、施設100のユーザが所有する蓄電装置120を利用するモデルにおいても、遠隔制御の調整電力を確保することができるため、VPP制御に関するサービスを提供することができる。言い換えると、新たな蓄電装置120を施設100に新たに設置する蓄電装置120を利用するケースに加えて、施設100に既に設置された蓄電装置120を利用するケースを想定することができる。VPP制御に関するサービスでは、管理者は、遠隔制御の調整電力を施設100のユーザから借りるとともに、遠隔制御の調整電力に対する対価を施設100のユーザに支払ってもよい。VPP制御に関するサービスは下位管理サーバ200の管理者が提供するとしてもよい。

［変更例1］
以下において、実施形態の変更例1について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について主として説明する。変更例1においては、VPP制御に用いる分散電源であるケースについて例示する。

具体的には、特定蓄電装置は、遠隔制御について所定期間における調整電力の積算値が閾値に達した場合に、ローカル制御の受付制限を解除する。所定期間は、1年であってもよく、1月であってもよく、1日であってもよく、単位時間帯（例えば、2時間）であってもよい。閾値は、遠隔制御とローカル制御との比率及び分散電源の寿命に応じて定められてもよい。遠隔制御とローカル制御との比率は、施設100と下位管理サーバ200との間の契約によって定められてもよく、施設100のユーザによって定められてもよい。例えば、特定蓄電装置が、所定期間の途中で調整電力の積算値が閾値に達した場合には、所定期間中の残りの期間においては、ローカル制御の受付が可能となる。そして、次の所定期間においては、以前の所定期間における調整電力の積算値はリセットされ、ローカル制御の受付制限が行われてもよい。ここで、ローカル制御の受付制限の解除としては、以下に示すオプションが考えられる。

オプション1では、下位管理サーバ200から閾値が指示され、調整電力の積算値の測定がEMS160又は蓄電装置120によって実行される。オプション1では、EMS160又は蓄電装置120は、調整電力の積算値が閾値に達した場合に、ローカル制御の受付制限を自律的に解除する。

オプション2では、閾値が予めEMS160又は蓄電装置120に登録されており、調整電力の積算値の測定がEMS160又は蓄電装置120によって実行される。オプション2では、EMS160又は蓄電装置120は、調整電力の積算値が閾値に達した場合に、ローカル制御の受付制限を自律的に解除する。

オプション3では、EMS160又は蓄電装置120から下位管理サーバ200に調整電力の結果が報告されており、調整電力の積算値が下位管理サーバ200によって管理される。オプション3では、下位管理サーバ200は、調整電力の積算値が閾値に達した場合に、ローカル制御の受付制限の解除を指示する情報をEMS160又は蓄電装置120に送信する。EMS160又は蓄電装置120は、ローカル制御の受付制限の解除を指示する情報に応じて、ローカル制御の受付制限を解除する。

オプション4では、EMS160又は蓄電装置120から下位管理サーバ200に調整電力の結果が報告されており、調整電力の積算値が下位管理サーバ200によって管理される。オプション4では、下位管理サーバ200は、ローカル制御の受付制限を送付する蓄電装置の対象から除外して、ローカル制御の受付制限を送付しないようにする。

例えば、蓄電装置120の耐用年数が10年であり、蓄電装置120の寿命到達サイクルが7,000であり、蓄電装置120の実効容量が10kWhであるケースについて、図１１を参照しながら説明する。

図１１に示すように、遠隔制御及びローカル制御で1年間に放電可能な電力は、70,000kWh（= 7,000サイクル×10kWh）である。遠隔制御とローカル制御との比率が50:50である場合には、遠隔制御で1年間に放電可能な電力（すなわち、閾値）は、35,000kWhである。なお、ローカル制御で1年間に放電可能な電力は、35,000kWhである。

ここで、所定期間が1月である場合には、遠隔制御で1月に放電可能な電力（閾値）は、35,000kWh/12月で表されてもよい。所定期間が1日である場合には、遠隔制御で1日に放電可能な電力（閾値）は、35,000kWh/365日で表されてもよい。

さらに、遠隔制御及びローカル制御で1年間に放電可能な電力は、蓄電装置120の劣化状態に応じて更新されてもよい。例えば、1年間のサイクル数が7,000サイクルよりも少ない場合には、蓄電装置120の劣化が相対的に進んでいないと想定して、遠隔制御及びローカル制御で1年間に放電可能な電力を増大してもよい。一方で、1年間のサイクル数が7,000サイクルよりも多い場合には、蓄電装置120の劣化が相対的に進んでいると想定して、遠隔制御及びローカル制御で1年間に放電可能な電力を減少してもよい。蓄電装置120の劣化状態は、蓄電装置120のSOH（State Of Health）の確認結果によって特定されてもよい。

遠隔制御及びローカル制御で1年間に放電可能な電力の増減に伴って、所定期間において遠隔制御で放電可能な電力（閾値）についても、遠隔制御とローカル制御との比率に応じて増減する。

例えば、図１２に示すように、所定期間が1日であるケースにおいて、13：00のタイミングで遠隔制御の放電電力の積算値が閾値に達する場合には、13：00まではローカル制御の受付が制限されており、13:00以降においてローカル制御の受付制限が解除されてもよい。なお、図１２では、受付の制限が想定されるローカル制御が運転モードの変更であるケースが想定されており、遠隔制御で指示された放電電力を下回らない放電電力への変更は許容されてもよい。

［変更例2］
以下において、実施形態の変更例2について説明する。以下においては、変更例1に対する相違点について主として説明する。変更例2においては、VPP制御に用いる分散電源であるケースについて例示する。

変更例1では、遠隔制御で放電可能な電力について主として説明したが、変更例2では、遠隔制御で放電可能な電力及びローカル制御で放電可能な電力の双方について考える。具体的には、変更例2では以下に示す手順が実行されてもよい。以下に示す手順は、下位管理サーバ200によって実行されてもよく、EMS160によって実行されてもよく、蓄電装置120によって実行されてもよい。

（1）蓄電装置120の寿命到達サイクル数を設定する。寿命到達サイクル数は、蓄電装置120のSOHの確認結果によって補正される。

（2）蓄電装置120の生涯総放電電力量が寿命到達サイクル及び蓄電装置120の実効容量に基づいて算出される。

（3）以下に示す3つの運用モードの中から、蓄電装置120に適用する運用モードが選択される。

第1運用モードは、施設100のユーザ（需要家）が要求する寿命期間に相当する総放電電力量Aを生涯総放電電力量から差し引いた電力を総放電電力量Bとして特定し、総放電電力量Aをローカル制御に割り当て、総放電電力量Bを遠隔制御に割り当てるモードであってもよい。第1運用モードは、需要家優先モードと称されてもよい。

第2運用モードは、上位管理サーバ300の管理者（事業者）が要求する総放電電力量Bを生涯総放電電力量から差し引いた電力を総放電電力量Aとして特定し、総放電電力量Aをローカル制御に割り当て、総放電電力量Bを遠隔制御に割り当てるモードであってもよい。第2運用モードは、事業者優先モードと称されてもよい。

第3運用モードは、施設100のユーザ（需要家）に割り当て可能な総放電電力量A及び上位管理サーバ300の管理者（事業者）に割り当て可能な総放電電力量Bが生涯総放電電力量となるように、総放電電力量A及び総放電電力量Bを分配し、総放電電力量Aをローカル制御に割り当て、総放電電力量Bを遠隔制御に割り当てるモードであってもよい。

このような前提下において、下位管理サーバ200は、以下に示す動作を実行してもよい。

具体的には、下位管理サーバ200は、総放電電力量Aに基づいて、所定期間においてローカル制御で放電可能な電力（第1閾値）を特定し、総放電電力量Bに基づいて、所定期間において遠隔制御で放電可能な電力（第2閾値）を特定してもよい。

下位管理サーバ200は、ローカル制御に関する蓄電装置120の放電履歴、遠隔制御に関する蓄電装置120の放電履歴及び蓄電装置120の劣化状態を管理してもよい。

下位管理サーバ200は、所定期間においてローカル制御の放電電力の積算値が第1閾値に達した場合に、又は、所定期間においてローカル制御の放電電力の積算値が第1閾値に達すると予測される場合に、その旨を蓄電装置120のユーザに通知してもよい。

下位管理サーバ200は、所定期間において遠隔制御の放電電力の積算値が第2閾値に達した場合に、又は、所定期間において遠隔制御の放電電力の積算値が第2閾値に達すると予測される場合に、その旨を蓄電装置120のユーザに通知してもよい。

［変更例3］
以下において、実施形態の変更例3について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について主として説明する。

変更例3では、ローカル制御の受付制限を解除する条件のバリエーションについて説明する。バリエーションとしては、以下に示すオプションが考えられる。

オプション1では、下位管理サーバ200は、災害又は停電が生じたエリアに存在する特定分散電源について、ローカル制御の受付制限を解除してもよい。災害は、地震、台風、水害などであってもよい。具体的には、下位管理サーバ200は、災害情報を受信するとともに、災害情報によって災害が生じたエリアを特定してもよい。下位管理サーバ200は、災害が生じたエリアに存在する特定分散電源に対して、ローカル制御の受付制限の解除を指示する情報を送信してもよい。

オプション2では、災害又は停電が生じたエリアに存在する特定分散電源は、ローカル制御の受付制限を自律的に解除してもよい。災害は、地震、台風、水害などであってもよい。具体的には、特定分散電源は、災害情報を受信するとともに、災害情報によって災害が生じたエリアに存在するか否かを特定してもよい。

オプション3では、下位管理サーバ200は、ローカル制御の受付制限の解除を要求する情報を施設100から受信し、ローカル制御の受付制限の解除を許容するか否かを判断してもよい。下位管理サーバ200は、判断結果を施設100に送信してもよい。ローカル制御の受付制限の解除は、下位管理サーバ200の指示によって実行されてもよく、施設100において自律的に実行されてもよい。

オプション4では、特定分散電源は、遠隔制御で指示された調整電力の調整が完了した場合に、ローカル制御の受付制限を解除してもよい。特定分散電源は、ローカル制御の受付制限を解除する場合に、遠隔制御が適用される前の設定状態に復帰してもよい。或いは、下位管理サーバ200は、ローカル制御の受付制限を解除する前において、ローカル制御の受付制限を解除するときに適用する設定状態の予約を受け付けてもよい。

オプション5では、特定分散電源は、下位管理サーバ200と施設100との通信断時間が一定期間に亘って生じた場合に、ローカル制御の受付制限を解除してもよい。通信断時間はタイマによって測定されてもよい。特定分散電源は、ローカル制御の受付制限を解除する場合に、遠隔制御が適用される前の設定状態に復帰してもよい。或いは、下位管理サーバ200は、ローカル制御の受付制限を解除する前において、ローカル制御の受付制限を解除するときに適用する設定状態の予約を受け付けてもよい。

オプション6では、特定分散電源は、所定期間において蓄電装置120の充放電サイクル数が閾値に達した場合に、ローカル制御の受付制限を解除してもよい。特定分散電源は、ローカル制御の受付制限を解除する場合に、遠隔制御が適用される前の設定状態に復帰してもよい。或いは、下位管理サーバ200は、ローカル制御の受付制限を解除する前において、ローカル制御の受付制限を解除するときに適用する設定状態の予約を受け付けてもよい。

［その他の実施形態］
本発明は上述した実施形態によって説明したが、この開示の一部をなす論述及び図面は、この発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替実施形態、実施例及び運用技術が明らかとなろう。

上述した開示において、ローカル制御の受付制限は、下位管理サーバ200からの指示（受付制限フラグ）に応じて、EMS160又は蓄電装置120によって実行される。しかしながら、上述した開示はこれに限定されるものではない。ローカル制御の受付制限は、下位管理サーバ200からの指示（受付制限フラグ）によらずに、EMS160又は蓄電装置120によって自律的に実行されてもよい。具体的には、上述した動作例1で説明した判定条件に基づいて、EMS160又は蓄電装置120は、下位管理サーバ200によって遠隔制御が設定された場合に、ローカル制御の受付を自律的に制限してもよい。このような動作を行う旨については、EMS160又は蓄電装置120に予め登録されてもよい。

上述した開示において、下位管理サーバ200と蓄電装置120との間の通信は、EMS160を介して実行されてもよい。下位管理サーバ200との通信という観点では、蓄電装置120は、EMS160と読み替えられてもよく、施設100と読み替えられてもよい。

上述した開示において、蓄電装置120の遠隔制御は、EMS160を介して実行されてもよい。遠隔制御という観点では、蓄電装置120は、EMS160と読み替えられてもよく、施設100と読み替えられてもよい。

上述した開示において、VPP制御に用いる分散電源が蓄電装置120であるケースについて例示した。しかしながら、上述した開示はこれに限定されるものではない。VPP制御に用いる分散電源は、太陽電池装置110、燃料電池装置130などであってもよい。VPP制御に用いる分散電源は、風力発電装置、地熱発電装置などであってもよい。このようなケースにおいて、蓄電装置120の放電電力は、分散電源の発電電力又は出力電力と読み替えられてもよい。

上述した開示において、蓄電装置120の放電について主として説明した。しかしながら、上述した開示はこれに限定されるものではない。上述した開示は、蓄電装置120の充電についても適用することができる。

上述した開示において、VPP制御に用いる分散電源は、蓄電装置120及びEMS160を含む分散電源システムと読み替えられてもよい。

上述した開示では特に触れていないが、制御計画に基づいた分散電源の遠隔制御の主体は、上位管理サーバ300であると考えてもよい。下位管理サーバ200は、上位管理サーバ300の制御下において、分散電源の遠隔制御の一部を担っていると考えてもよい。

上述した開示では特に触れていないが、下位管理サーバ200及び上位管理サーバ300は、1つのサーバによって実現されてもよく、下位管理サーバ200及び上位管理サーバ300は、1つの事業者によって管理されてもよい。

上述した開示では、主として発電電力という用語を用いたが、発電電力は、逆潮流電力と読み替えてもよい。

上述した開示では、主として調達電力という用語を用いたが、調達電力は、順潮流電力と読み替えてもよい。調達電力は、施設群100の順潮流電力について用いる用語であり、需要電力は、施設100の各々の順潮流電力について用いる用語であると考えてもよい。

上述した開示では特に触れていないが、電力は、瞬時値（W/kW）で表されてもよく、単位時間の積算値（Wh/kWh）で表されてもよい。

上述した開示では特に触れていないが、EMS160、下位管理サーバ200が行う各処理をコンピュータに実行させるプログラムが提供されてもよい。また、プログラムは、コンピュータ読取り可能媒体に記録されていてもよい。コンピュータ読取り可能媒体を用いれば、コンピュータにプログラムをインストールすることが可能である。ここで、プログラムが記録されたコンピュータ読取り可能媒体は、非一過性の記録媒体であってもよい。非一過性の記録媒体は、特に限定されるものではないが、例えば、CD-ROMやDVD-ROM等の記録媒体であってもよい。

或いは、EMS160、下位管理サーバ200が行う各処理を実行するためのプログラムを記憶するメモリ及びメモリに記憶されたプログラムを実行するプロセッサによって構成されるチップが提供されてもよい。

［付記］
上述した開示は以下のように表されてもよい。

第1の特徴は、電力系統に接続される1以上の施設に設置される1以上の分散電源と、前記1以上の分散電源の遠隔制御を実行する電力管理装置と、を備え、前記1以上の分散電源に含まれる特定分散電源は、前記電力管理装置によって遠隔制御が設定された場合に、前記施設におけるローカル制御の受付を制限する、電力管理システムである。

第2の特徴は、第1の特徴において、前記電力管理装置は、前記ローカル制御の受付制限を指示する情報を前記特定分散電源又は前記特定分散電源が設置された施設に送信する、電力管理システムである。

第3の特徴は、第2の特徴において、前記電力管理装置は、前記1以上の分散電源に関する判定条件に基づいて、前記特定分散電源を選択する、電力管理システムである。

第4の特徴は、第1特徴乃至第3の特徴のいずれか1つにおいて、前記電力管理装置は、上位装置から指定された場合に、前記ローカル制御の受付制限を指示する情報を前記特定分散電源又は前記特定分散電源が設置された施設に送信する、電力管理システムである。

第5の特徴は、第2の特徴乃至第4の特徴のいずれか1つにおいて、前記電力管理装置は、前記遠隔制御を前記ローカル制御で変更した分散電源が特定条件を満たした場合に、前記ローカル制御の受付制限を指示する情報を前記特定分散電源又は前記特定分散電源が設置された施設に送信し、前記特定分散電源は、前記遠隔制御を前記ローカル制御で変更していない分散電源の中から選択される、電力管理システムである。

第6の特徴は、第2の特徴乃至第5の特徴のいずれか1つにおいて、前記電力管理装置は、前記電力系統の電力需給バランスの調整で要求される制御計画に基づいて、前記1以上の分散電源に対して前記遠隔制御を設定する、電力管理システムである。

第7の特徴は、第6の特徴において、前記電力管理装置は、前記特定分散電源以外の分散電源の少なくとも一部の分散電源に対して前記遠隔制御を設定せずに、前記特定分散電源に対して前記遠隔制御を設定する、電力管理システムである。

第8の特徴は、第6の特徴において、前記電力管理装置は、前記1以上の分散電源に対して前記遠隔制御として異なる制御を設定する、電力管理システムである。

第9の特徴は、第1の特徴乃至第8の特徴のいずれか1つにおいて、前記特定分散電源は、前記遠隔制御について所定期間における調整電力の積算値が閾値に達した場合に、前記ローカル制御の受付制限を解除する、電力管理システムである。

第10の特徴は、電力管理装置が、電力系統に接続される1以上の施設に設置される1以上の分散電源の遠隔制御を実行するステップAと、前記1以上の分散電源に含まれる特定分散電源が、前記電力管理装置によって遠隔制御が設定された場合に、前記施設におけるローカル制御の受付を制限するステップBと、を備える、電力管理方法である。

1…電力管理システム、11…ネットワーク、12…電力系統、100…施設、110…太陽電池装置、120…蓄電装置、130…燃料電池装置、140…負荷機器、160…EMS、161…第1通信部、162…第2通信部、163…制御部、190…測定装置、200…下位管理サーバ、210…通信部、220…管理部、230…制御部、300…上位管理サーバ、310…通信部、320…管理部、330…制御部、400…第三者サーバ

Claims (10)

1. 電力系統に接続される1以上の施設に設置される1以上の分散電源と、
   前記1以上の分散電源の遠隔制御を実行する電力管理装置と、を備え、
   前記1以上の分散電源に含まれる特定分散電源は、前記電力管理装置によって遠隔制御が設定された場合に、前記施設におけるローカル制御の受付を制限する、電力管理システム。
2. 前記電力管理装置は、前記ローカル制御の受付制限を指示する情報を前記特定分散電源又は前記特定分散電源が設置された施設に送信する、請求項１に記載の電力管理システム。
3. 前記電力管理装置は、前記1以上の分散電源に関する判定条件に基づいて、前記特定分散電源を選択する、請求項２に記載の電力管理システム。
4. 前記電力管理装置は、上位装置から指定された場合に、前記ローカル制御の受付制限を指示する情報を前記特定分散電源又は前記特定分散電源が設置された施設に送信する、請求項１に記載の電力管理システム。
5. 前記電力管理装置は、前記遠隔制御を前記ローカル制御で変更した分散電源が特定条件を満たした場合に、前記ローカル制御の受付制限を指示する情報を前記特定分散電源又は前記特定分散電源が設置された施設に送信し、
   前記特定分散電源は、前記遠隔制御を前記ローカル制御で変更していない分散電源の中から選択される、請求項２に記載の電力管理システム。
6. 前記電力管理装置は、前記電力系統の電力需給バランスの調整で要求される制御計画に基づいて、前記1以上の分散電源に対して前記遠隔制御を設定する、請求項２に記載の電力管理システム。
7. 前記電力管理装置は、前記特定分散電源以外の分散電源の少なくとも一部の分散電源に対して前記遠隔制御を設定せずに、前記特定分散電源に対して前記遠隔制御を設定する、請求項６に記載の電力管理システム。
8. 前記電力管理装置は、前記1以上の分散電源に対して前記遠隔制御として異なる制御を設定する、請求項６に記載の電力管理システム。
9. 前記特定分散電源は、前記遠隔制御について所定期間における調整電力の積算値が閾値に達した場合に、前記ローカル制御の受付制限を解除する、請求項１に記載の電力管理システム。
10. 電力管理装置が、電力系統に接続される1以上の施設に設置される1以上の分散電源の遠隔制御を実行するステップAと、
    前記1以上の分散電源に含まれる特定分散電源が、前記電力管理装置によって遠隔制御が設定された場合に、前記施設におけるローカル制御の受付を制限するステップBと、を備える、電力管理方法。