JP6903531B2

JP6903531B2 - 分散型電源制御装置、分散型電源制御システム及び分散型電源制御方法

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Publication number: JP6903531B2
Application number: JP2017177348A
Authority: JP
Inventors: 有途山本; 塚田　龍也; 龍也塚田; 広介小林; 貴大八木
Original assignee: Tokyo Gas Co Ltd
Current assignee: Tokyo Gas Co Ltd
Priority date: 2017-09-15
Filing date: 2017-09-15
Publication date: 2021-07-14
Anticipated expiration: 2037-09-15
Also published as: JP2019054647A

Description

本発明は、分散型電源制御装置、分散型電源制御システム及び分散型電源制御方法に関するものである。詳しくは、蓄電池や、コージェネレーションシステム、太陽光発電等の分散型電源による電力を、デマンドレスポンス実施中における調整電力として活用するための分散型電源制御装置、分散型電源制御システム及び分散型電源制御方法に関する。

近年、地域単位で最適な電力利用を行えるように、ＩＴ技術を利用したスマートコミュニティと呼ばれる取り組みが活発になっている。このスマートコミュニティの一環として、デマンドレスポンスという仕組みがある。

上記デマンドレスポンスとは、主に電力需給がひっ迫している場合に、地域における家庭や、オフィスビル、工場等の電力需要側の使用電力量の抑制を促進し、地域全体で最適な電力利用を実現するための仕組みである。このデマンドレスポンスの実施期間においては、需要家の使用電力の削減量（ネガワット量）に応じてインセンティブを付与する等の方法が検討されている。
一方、２０１７年度より電力送配電会社が主体となってデマンドレスポンス実施期間中における調整電力の公募が開始された。この調整電力として、コージェネレーションシステム、蓄電池といった分散型電源によって発電した電力を活用することが注目されている。

従来の技術には、デマンドレスポンス実施期間中において、蓄電池、コージェネレーションシステム、及び太陽光発電等の分散型電源の運転スケジュールを、デマンドレスポンスによるインセンティブを考慮して最適化するものがある（例えば、特許文献１参照）。
この特許文献１に記載の従来技術では、デマンドレスポンス実施期間において、需要家毎に予め設定されたベースラインに対して、使用電力量が下回る場合に、ベースラインと使用電力量との差分がネガワット量とみなされ、ネガワット量に応じてインセンティブが支払われる。

特開２０１５−０１８３７４号公報

上記特許文献１に記載される従来技術では、需要家がデマンドレスポンス要請に応じてインセンティブを受け取ることができるため、デマンドレスポンス要請に応じる需要家を増やすことができるという利点はあるが、デマンドレスポンス実施期間中に分散型電源を調整電力として活用する場合に、分散型電源を活用できるか否かは、需要家の分散型電源の状態に依り、デマンドレスポンスとして活用できる保証がなかった。
本発明の目的は、このような課題を解決することであり、具体的には、デマンドレスポンス実施期間中に、分散型電源を調整電力として活用できるか否かを判断し、調整電力として活用するように制御することにより、分散型電源を調整電力として活用できる可能性を高めることにある。

本発明に係る分散型電源制御装置は、次の点を特徴とする。すなわち、電力を供給する電力会社からの電力需要削減の施策としてのデマンドレスポンスを請け負うアグリゲータに設置され、複数の需要家の各々に設置された分散型電源の現在の運転状態を把握する運転状態把握手段と、前記デマンドレスポンスの実施予定期間を含む要請に応じて、前記需要家毎の分散型電源の運転状態に関する過去の実績データに基づいて、前記デマンドレスポンスを行わないと仮定した場合の前記需要家毎の前記デマンドレスポンスの実施予定期間における前記分散型電源の運転状態を予測可能な運転状態予測手段と、前記運転状態予測手段で予測した前記デマンドレスポンスの実施予定期間における前記分散型電源の運転状態に基づいて、前記デマンドレスポンスのための調整電力として活用可能な前記分散型電源を持つ需要家を選択する需要家選択手段と、前記運転状態予測手段で予測した前記デマンドレスポンスの実施予定期間における前記分散型電源の運転状態に基づいて、前記選択された需要家の、前記調整電力として活用可能な前記分散型電源の運転制御方法を決定する運転制御決定手段と、前記運転制御決定手段により決定された前記運転制御方法を前記デマンドレスポンスの実施予定期間において実行するように、前記選択された需要家の前記分散型電源を管理する電源管理装置に対して指示する指示手段と、を備え、前記運転制御決定手段は、前記選択された需要家の、前記調整電力として活用可能な前記分散型電源について、前記デマンドレスポンスの要請後から前記デマンドレスポンスの実施予定期間が開始されるまでの準備期間中の前記分散型電源の前記運転制御方法を更に決定し、前記指示手段は、更に、前記運転制御決定手段により決定された前記準備期間中の前記分散型電源の前記運転制御方法を実行するように、前記電源管理装置に対して指示することを特徴とする。

本発明によれば、需要家毎にデマンドレスポンス実施予定期間中における分散型電源の運転状態を予測し、予測結果に基づいて、需要家を選択すると共に、選択された需要家毎に調整電力として活用可能な分散型電源の運転制御方法を決定するため、デマンドレスポンス実施期間中に、分散型電源を調整電力として活用できる可能性が高まる。
結果として、全ての需要家に要請することなく需要家を選択することで需要家の利便性を出来る限り損なわないようにすることができ、さらに、電力会社からのデマンドレスポンスの要請に的確に対応することができる。

本発明によれば、上記分散型電源制御装置は、運転制御決定手段により需要家毎に決定した運転制御方法を、指示手段により電源管理装置に対して指示する。このとき、必要に応じて、デマンドレスポンス実施予定期間に実行する運転制御方法に備えて、準備期間中の分散型電源の運転制御方法を決定し、この準備期間中の運転制御方法を電源管理装置に対して指示することで、分散型電源をより有効に活用することが可能となる。

さらに、前記運転制御決定手段は、複数種類の前記分散型電源の単体又は組み合わせによる前記運転制御方法の中から前記需要家にとって最も有利な前記運転制御方法を決定可能にしたことを特徴とする。

本発明によれば、複数種類の分散型電源の単体での運転制御方法や、組み合わせによる運転制御方法の中から需要家にとって最も有利な運転制御方法を決定する。分散型電源制御装置が需要家にとって最も有利な運転制御方法を決定することで、需要家は自分にとって最も有利な運転制御方法を実行することが可能となる。

さらに、前記運転制御決定手段は、前記分散型電源の種類毎に予め定められた、前記調整電力として活用する際の単位電力あたりのコストに基づいて、複数種類の前記分散型電源の単体又は組み合わせによる前記運転制御方法の中から前記需要家にとって最も有利な前記運転制御方法を決定することを特徴とする。

需要家が複数の分散型電源を有する場合に、需要家自身がそれらの中で最も自己にとって有利な運転制御方法をその都度判断し決定するのは容易ではない。本発明ではアグリゲータの運転制御決定手段が需要家にとって最も有利な運転制御方法を決定し、決定された運転制御方法を指示手段が電源管理装置に対して指示することで需要家の判断決定の負担を軽減し、調整電力のコストを最も低くすることができる。

さらに、前記需要家選択手段は、前記需要家毎に調達される前記調整電力の合計が、前記デマンドレスポンスの要請における必要な前記調整電力に到達するように前記需要家を選択することを特徴とする。

本発明によれば、アグリゲータは、需要家全員ではなく、需要家毎に調達される調整電力の合計が、デマンドレスポンスの要請における必要な調整電力に到達するように需要家を選択している。
アグリゲータが統括する全需要家を対象にすると、需要家に対する利便性を大きく損なうことになるのに対して、本発明では、デマンドレスポンスの要請に必要な調整電力に到達するように選択していることで、需要家の利便性を損なうことなく、デマンドレスポンスの要請に対応することができる。

本発明に係る分散型電源制御システムは、次の点を特徴とする。すなわち、複数の需要家の各々に設置され、前記需要家の分散型電源を管理する電源管理装置と、電力を供給する電力会社からの電力需要削減の施策としてのデマンドレスポンスを請け負うアグリゲータに設置され、複数の需要家の各々に設置された分散型電源の現在の運転状態を把握する運転状態把握手段と、前記デマンドレスポンスの実施予定期間を含む要請に応じて、前記需要家毎の分散型電源の運転状態に関する過去の実績データに基づいて、前記デマンドレスポンスを行わないと仮定した場合の前記需要家毎の前記デマンドレスポンスの実施予定期間における前記分散型電源の運転状態を予測可能な運転状態予測手段と、前記運転状態予測手段で予測した前記デマンドレスポンスの実施予定期間における前記分散型電源の運転状態に基づいて、前記デマンドレスポンスのための調整電力として活用可能な前記分散型電源を持つ需要家を選択する需要家選択手段と、前記運転状態予測手段で予測した前記デマンドレスポンスの実施予定期間における前記分散型電源の運転状態に基づいて、前記選択された需要家の、前記調整電力として活用可能な前記分散型電源の運転制御方法を決定する運転制御決定手段と、前記運転制御決定手段により決定された前記運転制御方法を前記デマンドレスポンスの実施予定期間において実行するように、前記選択された需要家の前記電源管理装置に対して指示する指示手段と、を備えた分散型電源制御装置と、を備え、前記運転制御決定手段は、前記選択された需要家の、前記調整電力として活用可能な前記分散型電源について、前記デマンドレスポンスの要請後から前記デマンドレスポンスの実施予定期間が開始されるまでの準備期間中の前記分散型電源の前記運転制御方法を更に決定し、前記指示手段は、更に、前記運転制御決定手段により決定された前記準備期間中の前記分散型電源の前記運転制御方法を実行するように、前記電源管理装置に対して指示することを特徴とする。

本発明によれば、需要家毎にデマンドレスポンス実施予定期間中における分散型電源の運転状態を予測し、予測結果に基づいて、需要家を選択すると共に、需要家毎に調整電力として活用可能な分散型電源の運転制御方法を決定する。これにより、デマンドレスポンス実施期間中に、分散型電源を調整電力として活用できる可能性が高まり、需要家を選択することで需要家の利便性を出来る限り損なわないようにすることができ、電力会社からのデマンドレスポンスの要請に的確に対応することが可能な分散型電源制御システムを提供することができる。
本発明によれば、上記分散型電源制御システムは、運転制御決定手段により需要家毎に決定した運転制御方法を、指示手段により電源管理装置に対して指示する。このとき、必要に応じて、デマンドレスポンス実施予定期間に実行する運転制御方法に備えて、準備期間中の分散型電源の運転制御方法を決定し、この準備期間中の運転制御方法を電源管理装置に対して指示することで、分散型電源をより有効に活用することが可能となる。

本発明に係る分散型電源制御方法は、次の点を特徴とする。すなわち、上述した分散型電源制御装置により、前記電力会社からの前記デマンドレスポンスが要請されると、前記調整電力として活用可能な前記分散型電源を持つ前記需要家を選択すると共に、前記選択された需要家の、前記調整電力として活用可能な前記分散型電源の運転制御方法を決定し、選択された前記需要家の前記分散型電源を管理する前記電源管理装置に対して前記デマンドレスポンスの実施予定期間において前記運転制御方法を実行するように指示することを特徴とする。

本発明によれば、需要家毎にデマンドレスポンス実施予定期間中における分散型電源の運転状態を予測し、予測結果に基づいて、需要家を選択すると共に、需要家毎に調整電力として活用可能な分散型電源の運転制御方法を決定する。これにより、デマンドレスポンス実施期間中に、分散型電源を調整電力として活用できる可能性を高め、需要家を選択することで需要家の利便性を出来る限り損なわないようにすることができ、電力会社からのデマンドレスポンスの要請に的確に対応することが可能な分散型電源制御方法を提供することができる。

本発明の第１の実施の形態であって、電力会社、アグリゲータ及び需要家の関係を示すブロック図である。本発明の第１の実施の形態であって、分散型電源制御装置を示すブロック図である。本発明の第１の実施の形態であって、制御サーバとしての分散型電源制御装置の構成例を示すブロック図である。本発明の第１の実施の形態であって、一需要家の過去の分散型電源の稼働状況を示す説明図である。本発明の第１の実施の形態であって、暫定ベースライン、調整後ベースライン、実際の使用電力ライン、デマンドレスポンス開始とデマンドレスポンス終了との間のデマンドレスポンス実施期間、電力削減量としてのネガワット量の関係を示す説明図である。本発明の第１の実施の形態であって、デマンドレスポンス要請からデマンドレスポンス終了までの流れを示す説明図である。本発明の第１の実施の形態であって、複数種類の分散型電源を単体及び組み合わせで活用する場合を示す説明図である。本発明の第１の実施の形態であって、蓄電池を活用する場合の流れを示す説明図である。本発明の第１の実施の形態であって、コージェネレーションシステムを活用する場合の流れを示す説明図である。本発明の第１の実施の形態であって、一需要家の分散型電源の稼働タイプ別の内容及び電力コストを示す説明図である。本発明の第１の実施の形態であって、デマンドレスポンス実施の流れを示すフローチャートである。本発明の第１の実施の形態であって、図１１のステップ１１４のデマンドレスポンス実施予定期間中の運転制御方法等決定処理の流れを示すフローチャートである。本発明の第２の実施の形態であって、電力コスト順にソートする前後の需要家の電力コスト及び調整電力を示す説明図である。本発明の第２の実施の形態であって、図１１のステップ１１４のデマンドレスポンス実施予定期間中の運転制御方法等決定処理の流れを示すフローチャートである。本発明の第３の実施の形態であって、調整電力の大きい順にソートする前後の需要家の電力コスト及び調整電力を示す説明図である。本発明の第３の実施の形態であって、図１１のステップ１１４のデマンドレスポンス実施予定期間中の運転制御方法等決定処理の流れを示すフローチャートである。（Ａ）は電力コストと調整電力とを長方形で示す説明図、（Ｂ）は長方形内部の模様は、需要家Ａが斜線、需要家Ｂが横線、需要家Ｃが縦線を意味する説明図、（Ｃ）は、長方形内部の数値１が、当該需要家で最も電力コストが低いタイプ、長方形内部の数値２が、当該需要家で２番目に電力コストが低いタイプ等を示す説明図、（Ｄ）は、本発明の第２の実施の形態を前記長方形で示した説明図、（Ｅ）は、本発明の第４の実施の形態を前記長方形で示した説明図である。本発明の第４の実施の形態であって、（Ａ）は対象となる全需要家の全タイプ同士の全ての組み合わせの内容を示す説明図、（Ｂ）は対象となる全需要家の全タイプ同士の組み合わせの一部における調整電力の合計及びアグリゲータの支払い額の合計を示す説明図である。本発明の第４の実施の形態であって、図１１のステップ１１４のデマンドレスポンス実施予定期間中の運転制御方法等決定処理の流れを示すフローチャートである。

以下、図面を参照して、本発明の分散型電源制御装置、分散型電源制御システム及び分散型電源制御方法を実施するための形態例を詳細に説明する。

（第１の実施の形態）
先ず、図１を用いて、本実施の形態に係る分散型電源制御システムの全体構成を説明する。
分散型電源制御システム１０は、複数の需要家２００の各々に設置された電源管理装置２１０としてのＨＥＭＳ（Home Energy Management System)と、各ＨＥＭＳと接続された分散型電源制御装置４０としての制御サーバとを備えている。

電源管理装置２１０は、各需要家２００が有する空調機器や、給湯機器等の負荷機器が使用する電力や運転状態等を管理することができる。
電源管理装置２１０としてのＨＥＭＳは、分散型電源の発電量や、負荷機器の電力使用量やガス使用量等のエネルギー使用量等をリアルタイムで把握し、モニター等で可視化して「見える化」し、一元的に管理して積極的に制御することが可能なものである。

分散型電源制御装置４０は、電力を供給する電力会社２０からの電力需要削減の施策としてのデマンドレスポンスであるＤＲを請け負う複数のアグリゲータ３０に設置されている。アグリゲータ３０は、分散型電源制御装置４０により、ＨＥＭＳを介して需要家２００の分散型電源の運転状態等を管理する。

分散型電源は、例えば、蓄電池２２０、太陽光発電であるＰＶ２３０、コージェネレーションシステム（Co-Generation System）であるＣＧＳ２４０である。もちろん、分散型電源は、これに限定されるものではなく、比較的小規模な発電装置を消費地近くに分散配置しているようなものであれば、その地域の特性によっては、風力発電や、地熱発電や、バイオマス発電等を含めてもよい。
また、需要家毎に、有している分散型電源の種類は異なっており、一つの分散型電源でも、複数の分散型電源でもよい。

蓄電池２２０は、充電及び放電の双方を行うことが可能な二次電池を利用した設備である。

太陽光発電であるＰＶ２３０は、太陽光のエネルギーを電気エネルギーに変換する太陽光パネルを備えた発電設備である。

ＣＧＳ２４０は、内燃機関や外燃機関による発電とともに、その排熱を利用可能なシステムが含まれる。例えば、ガスをエネルギー源として発電するとともに、排熱を利用可能な熱電供給システムが含まれる。また、発電及び熱源として燃料電池を用いるもの等も含まれる。

これらの分散型電源としての蓄電池２２０、ＰＶ２３０、ＣＧＳ２４０は、上述した電源管理装置２１０としてのＨＥＭＳにより管理される。

電力会社２０からの電力需要削減の施策としてのＤＲを請け負うアグリゲータ３０は、複数の需要家２００の電力需給を契約により管理している。
このアグリゲータ３０は、電源管理装置２１０としてのＨＥＭＳにネットワーク回線により接続されている制御サーバとしての分散型電源制御装置４０を有している。

図２に示すように、分散型電源制御装置４０は、運転状態把握手段６０と、運転状態予測手段７０と、需要家選択手段８０と、運転制御決定手段９０と、指示手段１００とを備えている。

運転状態把握手段６０は、各需要家２００の各分散型電源の現在の運転状態を機器毎に把握するものである。本実施の形態では、各需要家２００の電源管理装置２１０としてのＨＥＭＳが分散型電源を機器毎に正確に管理しており、ＨＥＭＳを介して、ネットワーク回線によりＨＥＭＳが有しているデータがアグリゲータ３０の制御サーバである分散型電源制御装置４０の運転状態把握手段６０に送信される。これにより、分散型電源制御装置４０は、各需要家２００の各分散型電源の運転状態を把握することができるようになっている。なお、これに限定されるものではなく、ＨＥＭＳの能力次第では、各需要家２００の各分散型電源からネットワーク回線を介して直接、種々のデータがアグリゲータ３０の制御サーバへ送信されるようにしてもよい。
運転状態把握手段６０が受信したデータは、運転状態把握手段６０が有する記憶装置としての不揮発性メモリ４４Ｄに過去のデータとして全て記憶される。これらのデータは、運転状態予測手段７０により取り出され、運転状態を予測する際に利用される。

運転状態予測手段７０は、ＤＲの実施予定期間を含む要請に応じて、需要家２００毎の分散型電源の運転状態に関する過去の実績データに基づいて、ＤＲを行わないと仮定した場合の需要家２００毎のＤＲ実施予定期間における分散型電源の運転状態を予測可能なものである。

具体的には、運転状態予測手段７０は、運転状態把握手段６０が記憶している各需要家２００の分散型電源の過去１月の平均の実績データに基づいて、ＤＲを行わないと仮定した場合の各需要家２００のＤＲ実施予定期間の前後における分散型電源の運転状態を予測する。なお、予測に使用する過去の実績データは、過去１月に限定されるものではなく、平均的なデータが採取されるものであればよいものであって、例えば２月、３月、６月、１２月、２４月等の平均を用いてもよい。また、季節要因を抑えるために、前年の同時期（１年前）の１月等の所定期間の平均データを用いてもよい。

需要家選択手段８０は、運転状態予測手段７０で予測したＤＲ実施予定期間における分散型電源の運転状態に基づいて、ＤＲのための調整電力として活用可能な分散型電源を持つ需要家２００を選択するものである。
具体的には、需要家選択手段８０は、ＤＲ実施予定期間において需要家２００が有する分散型電源が調整電力を発生させる余地を有していると予測される場合には、当該需要家２００を調整電力として活用可能な分散型電源を持つ需要家２００として選択する。
一方、需要家２００が有している分散型電源が、調整電力を発生させる余地を有していないと予測される場合には、調整電力を発生させる余地がないため、需要家選択手段８０は、調整電力として活用可能な分散型電源を持つ需要家２００としては選択しない。例えば、需要家２００が有している分散型電源が蓄電池２２０であり、ＤＲ実施予定期間において定格放電をしていると予測される場合には、調整電力を発生させる余地を有していないと判断される。また、需要家２００が有している分散型電源がＰＶ２３０であり、ＤＲ実施予定期間において定格運転をしていると予測される場合には、調整電力を発生させる余地を有していないと判断される。

運転制御決定手段９０は、需要家選択手段８０が選択した需要家２００のＤＲ実施予定期間における分散型電源の運転状態の予測に基づいて、選択された需要家の、調整電力として活用可能な分散型電源の運転制御方法を決定するものである。

運転制御決定手段９０は、複数種類の分散型電源の単体での運転制御方法、及び、複数種類の分散型電源の任意の組み合わせによる運転制御方法、の中から需要家２００にとって最も有利な運転制御方法を決定可能である（図１０参照）。
具体的には、運転制御決定手段９０は、分散型電源の種類毎に予め定められた、調整電力として活用する際の単位電力あたりのコストに基づいて、複数種類の分散型電源の単体又は組み合わせによる運転制御方法の中から需要家２００にとって最も有利な運転制御方法を決定する。

例えば、後述する図１０に示すように、分散型電源として、蓄電池２２０、ＣＧＳ２４０、ＰＶ２３０を有しているような場合には、運転制御決定手段９０は、それらの単体（ＰＶを除く）での運転や、組み合わせのタイプに対して、単位時間に使用される電力を発生させるためのコスト（円／ｋＷｈ）、いわゆる電力コストを比較して、最も低コストとなるタイプの運転制御方法を決定している（図１０参照）。

さらに、運転制御決定手段９０は、選択された需要家２００の、調整電力として活用可能な分散型電源について、ＤＲの実施予定期間を含む要請後からＤＲ実施予定期間が開始されるまでの準備期間中の分散型電源の運転制御方法を更に決定する。この準備期間は、正確には、ＤＲの要請後、運転制御決定手段９０による準備期間中の分散型電源の運転制御方法の決定後から、ＤＲの開始時刻までの期間となる。なお、電力会社２０からアグリゲータ３０へのＤＲの要請は、通常、ＤＲ実施予定期間開始の約１時間前に送信される場合が多いため、かかる場合には、前記準備期間は、ＤＲ実施予定期間の開始時刻の約１時間前から、ＤＲ実施予定期間の開始時刻までの期間となる。もちろん、この１時間前に限定されるものではなく、ＤＲの要請時間に左右されるものであり、１５分前や、２時間前や、６時間前や、１２時間前等の時間でもよいものであり、準備期間は、長い程、ＤＲの対応をより有利に準備することが可能となる。例えば、ＣＧＳ２４０として蓄電池を使用する場合に、充分な準備期間中に充電制御を行うことで、ＤＲ実施予定期間の途中で蓄電池の残容量であるＳＯＣ（State Of Charge）が０になってしまうようなことを回避することが可能となる。

指示手段１００は、運転制御決定手段９０により決定された運転制御方法をデマンドレスポンスの実施予定期間において実行するように、選択された需要家の分散型電源を管理する電源管理装置２１０に対して指示する。
更に、指示手段１００は、運転制御決定手段９０により決定された準備期間中の分散型電源の運転制御方法を実行するように、電源管理装置２１０に対して指示する。

本実施の形態では、アグリゲータ３０と需要家２００との間で予め締結されている契約に基づいて、運転制御決定手段９０が決定した各需要家２００の分散型電源の各運転制御方法を実行してよいか否かの承認をその都度、個別に得ることなく、需要家２００に対して実施しているが、特にこれに限定されるものではない。運転制御決定手段９０が決定した各需要家２００の分散型電源の各運転制御方法を個別にその都度、報告して、当該運転制御方法を実行してよいか否かの承認を個別に確認して、その結果、承認を得た需要家２００の分散型電源により得られる電力のみを調整力として利用するようにしてもよい。

図３は、アグリゲータ３０が有する制御サーバとしての分散型電源制御装置４０の構成例を示す図である。分散型電源制御装置４０は、制御手段４７Ａとしてのコンピュータ４７を用いて構成される。

コンピュータ４７は、本実施の形態に係る制御手段４７Ａの一例であるＣＰＵ（Central Processing Unit）４４Ａ、ＲＯＭ（Read Only Memory）４４Ｂ、ＲＡＭ（Random Access Memory）４４Ｃ、不揮発性メモリ４４Ｄ及び入出力インターフェース（Ｉ／Ｏ）４５を備える。そして、ＣＰＵ４４Ａ、ＲＯＭ４４Ｂ、ＲＡＭ４４Ｃ、不揮発性メモリ４４Ｄ、及びＩ／Ｏ４５がバス４６を介して各々接続されている。不揮発性メモリ４４Ｄとしてはハードディスクの他、例えばフラッシュメモリを利用したＳＳＤ(Solid State Drive)が用いられる。

Ｉ／Ｏ４５には、例えば入力装置４１、表示装置４２、及び通信装置４３が接続される。

入力装置４１は、分散型電源制御装置４０の操作者であるアグリゲータ３０の指示を受け付けてＣＰＵ４４Ａに通知する装置であり、例えばキーボード、マウス、タッチパネル、及びマイク等が用いられる。

表示装置４２は、ＣＰＵ４４Ａの制御によって生成された情報を画像として表示する装置であり、例えば液晶ディスプレイ、及び有機ＥＬ(Electroluminescence)ディスプレイ等が用いられる。

通信装置４３はネットワーク回線に接続され、各需要家２００の電源管理装置２１０との間で電文やデータ等を送受信する通信プロトコルを備える。すなわち、通信装置４３は、需要家２００の各分散型電源の運転状態等の電源管理装置２１０からのデータを受信する受信手段としての機能を有する。

また、通信装置４３は、分散型電源制御装置４０からＤＲ実施予定期間や、その準備期間中の分散型電源の運転状態等を指示するデータ等を電源管理装置２１０へ送信する送信手段としての機能を有する。

さらに、通信装置４３はネットワーク回線に接続され、電力会社２０の所定の端末との間で電文を送受信する通信プロトコルを備える。すなわち、通信装置４３は、電力会社からの電力需要削減としてのＤＲの要請内容のデータの信号を受信する受信手段としての機能を有する。
また、通信装置４３は、電力会社２０へ、ＤＲの予定や、でＤＲ実施予定期間における電力需要削減の予測内容の信号等を送信する送信手段としての機能を有する。

なお、Ｉ／Ｏ４５に接続される装置は図３に例示された装置に限定されない。例えば需要家２００の電源管理装置２１０と、分散型電源制御装置４０との通信が切断された場合に警報を報知する報知装置を接続してもよい。また、入力装置４１及び表示装置４２は、必ずしも分散型電源制御装置４０に必須の装置ではない。

図４では、例えば、一需要家２００の例として、運転状態予測手段７０により、ＤＲ実施予定期間として１１時から１７時が設定されたときの蓄電池２２０、ＣＧＳ２４０、ＰＶ２３０の運転状態を予測しているものである。

分散型電源の各時間に記載されている数値は、各分散型電源の定格運転状態に対する割合をパーセント表示しているものであって、例えば、蓄電池の「放電１００」の数値は、放電制御における定格放電１００％、すなわち放電制御の定格放電を実施していることを意味し、ＣＧＳの「停止」は、ＣＧＳの停止状態を意味し、ＣＧＳの「運転５０」は、ＣＧＳの運転状態が定格運転の５０％の状態で運転することを意味する。

図５では、暫定ベースライン７１、実際の使用電力ライン７２、調整後ベースライン７３、ＤＲ開始７５とＤＲ終了７６との間のＤＲ実施予定期間、電力削減量であるネガワット量７４の関係が示されている。

図５に示す例では、１１時〜１７時の間がＤＲ実施予定期間とされ、調整後ベースライン７３と実際の使用電力ライン７２との差分がネガワット量７４に相当し、このネガワット量７４が調整電力として活用される。

具体的に説明すると、運転状態予測手段７０は、上述したように分散型電源の過去１月の実績データに基づいて、ＤＲを行わないと仮定した場合の分散型電源の運転状態の予測に基づいて、当該需要家２００の使用電力の推移を予測し、図５の２点鎖線に示すように暫定ベースライン７１を設定する。

運転状態予測手段７０は、ＤＲ開始７５前において、暫定ベースライン７１と、実際の使用電力ライン７２とのずれに着目し、ＤＲ開始７５後からＤＲ終了７６までのＤＲ実施予定期間の調整後ベースライン７３を予測する。この調整後ベースライン７３と、分散型電源が発生させた電力を含まずに商用電力系統からの電力の使用量の推移である実際の使用電力ライン７２との差分が、分散型電源で発生させて調整電力として活用可能なネガワット量７４となる。このネガワット量７４に対応するインセンティブが電力会社からアグリゲータ３０やアグリゲータ３０を介して需要家２００に与えられることになる。なお、このインセンティブには、具体的には、１年間のネガワット量の合計に比例する現金が付与されるようなものが含まれる。
なお、ネガワット量の単位や、算出方法は特に限定されるものではなく、関係者同士の契約により自由に設定することができる。

図６を用いてＤＲ要請からＤＲ終了までの流れを説明する。
先ず、電力会社からアグリゲータ３０へＤＲ要請があったときから、運転制御方法が決定されるまでの間の処理（１）〜（４）が行われる。
（１）電力会社２０からＤＲ要請をアグリゲータ３０が受けると、ＤＲ実施予定期間が決定される。例えば、図５に示すような場合では、ＤＲ開始７５が１１時に設定され、ＤＲ終了７６が１７時に設定される。

（２）ＤＲを行わないとした場合のＤＲ実施予定期間における分散型電源の運転状態に関する過去の実績データに基づいて、ＤＲ実施予定期間における諸データ（例えば需要家２００の受電電力、蓄電池の充放電出力、ＣＧＳ出力等）の予測を行い、調整電力を活用可能な需要家２００を選択する。
（３）上記（２）の諸データの予測に基づき、ＤＲ実施予定期間の運転制御方法を決定する。
（４）上記（３）で決定した制御を行うための準備として、ＤＲ開始までに必要な制御方法を決定する。

次に、制御方法決定からＤＲ開始までのＤＲ準備期間中に（５）の処理が行われる。
（５）上述した（４）の決定に従い、制御方法決定からＤＲ開始までのＤＲ準備期間中の制御が行われる。

次に、ＤＲ開始からＤＲ終了までのＤＲ実施予定期間中に（６）の処理が行われる。
（６）上述した（３）の決定に従い、ＤＲ実施予定期間中の制御が行われる。

図７に示すように、本実施の形態では、上述した蓄電池２２０、ＣＧＳ２４０、ＰＶ２３０の３種類の分散型電源の活用タイプを以下に示す（Ａ）〜（Ｆ）の６種類のタイプに分類して検討している。具体的には、（Ａ）蓄電池２２０単体での活用、（Ｂ）ＣＧＳ２４０単体での活用、（Ｃ）蓄電池２２０及びＰＶ２３０を組み合わせて活用、（Ｄ）ＣＧＳ２４０及びＰＶ２３０を組み合わせて活用、（Ｅ）蓄電池２２０及びＣＧＳ２４０を組み合わせて活用、（Ｆ）蓄電池２２０、ＣＧＳ２４０及びＰＶ２３０を組み合わせて活用の６タイプである。

図８を用いて、上述した（Ａ）の蓄電池２２０を単体で活用する場合の流れを説明する。
この場合の対象となる需要家２００は、需要家選択手段８０により選択され、ＤＲ実施予定期間中に蓄電池２２０の定格放電以外を行うと予測される需要家２００である。
図８の左側にＤＲを行わないと仮定した場合のＤＲ実施予定期間中の予測が記載され、図８の中央にＤＲ準備期間中の制御が記載され、図８の右側にＤＲ実施予定期間中の制御が記載されている。

図８の左側のＤＲを行わないと仮定した場合のＤＲ実施予定期間の予測では、蓄電池２２０が充電制御と、充放電停止と、放電制御との３つの場合がある。

さらに、図８の左側のＤＲ実施予定期間の予測の充電制御では、ＤＲ実施予定期間に充電制御となる矢印Ａ１と、ＤＲ実施予定期間中に充放電停止となる矢印Ａ２と、ＤＲ準備期間中の充電制御を経て、ＤＲ実施予定期間中に放電制御となる矢印Ａ３とがある。

矢印Ａ１では、予測の充電電力よりも低い充電電力となるように制御する。具体的には、例えばＤＲを行わない場合の充電制御で３ｋＷの予測に対して、ＤＲ実施予定期間中の充電制御を１ｋＷに制御すれば、差分の２ｋＷが調整電力として得られる。

矢印Ａ２では、充電制御を停止した分だけ調整電力が得られる。具体的には、例えば充電制御が３ｋＷの予測に対して、充放電停止となるように制御すれば、充電していた３ｋＷが調整電力として得られる。

矢印Ａ３では、予測の充電制御から、ＤＲ準備期間中に充電制御を行い、ＤＲ実施予定期間中に放電制御を行うことで、ＤＲ実施予定期間中に長時間の放電制御が可能となり、途中で放電制御から放電停止となるようなことを防止することが可能となる。
また、図８の左側のＤＲ実施予定期間の予測の充放電停止では、ＤＲ準備期間中の充電制御を経て、ＤＲ実施予定期間中に放電制御となる矢印Ａ４がある。

矢印Ａ４では、具体的には、例えば充放電停止の状態から、ＤＲ準備期間中に３ｋＷの充電制御を行い、ＤＲ実施予定期間中に３ｋＷの放電制御となるように制御すれば、放電制御した分の３ｋＷが調整電力として得られる。また、ＤＲ準備期間中に充電制御を行うことで、ＤＲ実施予定期間中に長時間の放電制御が可能となり、途中で残容量（ＳＯＣ）が０となって放電制御から放電停止となるようなことを防止することが可能となる。

また、図８の左側のＤＲ実施予定期間の予測の放電制御では、ＤＲ準備期間中の充電制御を経て、ＤＲ実施予定期間中に放電制御となる矢印Ａ５がある。

矢印Ａ５では、具体的には、予測の放電電力よりもＤＲ実施予定期間中に高い放電電力となるように制御する。具体的には、例えば、ＤＲを行わない場合の放電制御１ｋＷの予測に対して、ＤＲ実施予定期間中の放電電力を３ｋＷに制御すれば、差分の２ｋＷが調整電力として得られる。
なお、節電要請は、ＤＲ実施予定期間の予測の如何に関わらず、アグリゲータ３０と需要家２００との間の契約等により独立して検討される。

次に図９を用いて上述した（Ｂ）のＣＧＳ２４０を単体で活用する場合の流れを説明する。この場合の需要家選択手段８０により選択される対象となる需要家２００は、ＤＲ実施予定期間中にＣＧＳ２４０の定格運転以外を行うと予測される需要家２００となる。
図９の左側にＤＲを行わない場合のＤＲ実施予定期間中の予測が記載され、図９の中央にＤＲ準備期間中の制御が記載され、図９の右側にＤＲ実施予定期間中の制御が記載されている。

図９の左側のＤＲ実施予定期間中の予測では、ＣＧＳ２４０は、ＣＧＳ２４０の運転停止と、ＣＧＳ２４０の運転との２つの場合がある。

さらに、図９の左側のＤＲ実施予定期間中の予測のＣＧＳ２４０の停止では、ＤＲ準備期間中にＣＧＳ２４０の起動が行われ、ＤＲ実施予定期間中では、ＣＧＳ２４０の運転となる矢印Ｂ１がある。
また、図９の左側のＤＲ実施予定期間中の予測のＣＧＳ２４０の運転では、ＤＲ準備期間中にＣＧＳ２４０の運転継続が行われ、ＤＲ実施予定期間中ではＣＧＳ２４０の運転が行われる。

矢印Ｂ１では、ＣＧＳ２４０の停止から起動させて運転となるように制御する。具体的には、例えばＣＧＳ２４０の停止から、ＣＧＳ２４０の運転により発電電力を３ｋＷに制御すれば、差分の３ｋＷが調整電力として得られる。

矢印Ｂ２では、ＣＧＳ２４０の予測の発電電力よりもＤＲ実施予定期間中の方が高い発電電力が得られるようにする。具体的には、例えば、ＤＲを行わない場合のＤＲ実施予定期間中の予測が１ｋＷの発電電力に対して、ＤＲ実施予定期間中に発電電力を３ｋＷとなるように制御すれば、差分の２ｋＷが調整電力として得られる。

次に上述した（Ｃ）の蓄電池２２０及びＰＶ２３０の組み合わせの活用について説明する。この場合の対象となる需要家２００は、（Ａ）と同様にＤＲ実施予定期間中に蓄電池２２０の定格放電以外を行うと予測される需要家２００となる。また、この（Ｃ）における制御フローの流れは、図８と同様のものとなる。

ＰＶ２３０は、当日の気象条件等の外部要因によって大きく左右されるため、調整電力として制御によりコントロールできるものではなく、ＰＶ単体での活用は行っておらず、蓄電池２２０やＣＧＳ２４０等の制御可能な他の分散型電源と組み合わせて活用している。

ここで、ＰＶ２３０はいわゆる固定価格買取制度が終了していることを想定しており、電力の買取価格が下がっているので、ＰＶ２３０の電力を売電するよりも蓄電池２２０に充電する方が優先され、昼間は蓄電池２２０にＰＶ２３０の電力を蓄える方が収益性がよいことになり、コストを考慮すると、そのような制御をすることが考えられる。

一方で、（Ａ）のように、ＰＶ２３０が無くて、蓄電池２２０単体で活用する場合には、蓄電池２２０は電気料金の比較的安い夜間に充電制御を行い、電気料金の高い昼間に放電制御を行うことが考えられる。

すなわち、（Ａ）の蓄電池２２０単体では昼間に放電制御を行う可能性が高いのに対して、（Ｃ）の蓄電池２２０とＰＶ２３０との組み合わせでは昼間に蓄電池２２０は充電制御を行う可能性が高いことになる。

上述したように、需要家選択手段８０は、定格放電を行っている需要家２００は対象となる需要家２００から外すようにしている。つまり、蓄電池２２０の充電制御を行っている需要家２００の方が調整力資源として活用できる可能性は高いことになり、（Ｃ）のように蓄電池２２０とＰＶ２３０とを組み合わせている需要家２００の方が調整電力を提供できる可能性が高くなって、（Ａ）と比較して対象需要家を集約し易いといった特徴が、（Ｃ）のような分散型電源の組み合わせによって生まれることになる。

次に上述した（Ｄ）のＣＧＳ２４０及びＰＶ２３０の組み合わせの活用について説明する。この場合の需要家選択手段８０により選択される対象となる需要家２００は、（Ｂ）の場合と同様にＤＲ実施予定期間中にＣＧＳ２４０の定格運転以外を行うと予測される需要家２００となる。また、この（Ｄ）における制御フローの流れは、図９と同様のものとなる。

この（Ｄ）のＣＧＳ２４０及びＰＶ２３０の組み合わせの場合は、ＰＶ２３０の発電量が気象条件等の変動により予測誤差が発生する可能性が高いので、予測より小さいような場合には、ＣＧＳ２４０のように自由に出力を制御できるものと組み合わせることで、ＣＧＳの発電によりＰＶ２３０を補完することができる。これにより、計画した調整電力に到達できなかったというような失敗を回避することができる。

次に上述した（Ｅ）の蓄電池２２０及びＣＧＳ２４０の組み合わせの活用について説明する。この場合の需要家選択手段８０により選択される対象となる需要家２００は、ＤＲ実施予定期間中に蓄電池２２０の定格放電以外を行う、又は、ＣＧＳ２４０の定格運転以外を行うと予測される需要家２００となる。なお、対象となる需要家２００は、ＤＲ実施予定期間中に蓄電池２２０の定格放電以外を行う、且つ、ＣＧＳ２４０の定格運転以外を行うと予測される需要家２００としてもよい。すなわち、複数の分散型電源の一部を定格運転している需要者を対象需要家から外してもよいし、又は、複数の分散型電源の全部を定格運転している需要者を対象需要家から外すようにしてもよい。
また、この（Ｅ）における制御フローの流れは、蓄電池２２０に関しては図８、ＣＧＳ２４０に関しては図９と同様のものとなる。

蓄電池２２０単体の場合は、蓄電池２２０に充電する電力は商用電力系統による充電電力１種類になるが、ＣＧＳ２４０を組み合わせることで、充電電力の単価とＣＧＳ２４０の発電の単価とを比較して、コストの低い有利な方を選択することができる。

次に上述した（Ｆ）の蓄電池２２０、ＣＧＳ２４０及びＰＶ２３０の組み合わせの活用は、対象需要家及び制御フローは、上述した（Ｅ）と同じになる。
この（Ｆ）の場合は、上述した（Ｃ）（Ｄ）（Ｅ）における説明の全てを組み合わせて制御することが可能となる。

図１０に示すように、一需要家２００において、図７で説明した（Ａ）〜（Ｆ）の６タイプを「ＤＲを行わないと仮定した場合のＤＲ実施予定期間中の予測」→「ＤＲ実施予定期間中の制御」の内容によって更に詳細に分類したものである。
（Ａ）の蓄電池２２０単体では、図８で説明したように、Ａ１の充電制御→充電制御、Ａ２の充電制御→充放電停止、Ａ３の充電制御→放電制御、Ａ４の充放電停止→放電制御、Ａ５の放電制御→放電制御の５タイプがある。
（Ｂ）のＣＧＳ２４０単体では、図９で説明したように、Ｂ１のＣＧＳ停止→ＣＧＳ運転、Ｂ２のＣＧＳ運転→ＣＧＳ運転の２タイプがある。
（Ｃ）の蓄電池２２０及びＰＶ２３０の組み合わせでは、Ｃ１のＡ１＋ＰＶ２３０から、Ｃ５のＡ５＋ＰＶ２３０まで５タイプがある。

（Ｄ）のＣＧＳ２４０及びＰＶ２３０の組み合わせでは、Ｄ１のＢ１＋ＰＶ２３０、Ｄ２のＢ２＋ＰＶ２３０の２タイプがある。
（Ｅ）の蓄電池２２０及びＣＧＳ２４０の組み合わせでは、Ｅ１のＡ１＋Ｂ１から、Ｅ１０のＡ５＋Ｂ２まで１０タイプがある。
（Ｆ）の蓄電池２２０、ＣＧＳ２４０及びＰＶ２３０の組み合わせでは、Ｆ１のＡ１＋Ｂ１＋ＰＶ２３０から、Ｆ１０のＡ５＋Ｂ２＋ＰＶ２３０まで１０タイプがある。

運転制御決定手段９０は、上述した全てのタイプにおいて、調整電力として活用する際の単位電力あたりのコストを予め組み込まれたプログラムにより算出するものである。
運転制御決定手段９０は、運転状態予測手段７０で予測したＤＲ実施予定期間における分散型電源の運転状態に基づいて、調整電力として活用する際の単位電力あたりのコストを算出する。
運転制御決定手段９０は、現在の運転状態と、予め契約時に登録されている分散型電源の機種や性能等の諸データにより予め組み込まれたプログラムにより適切な電力コストを算出することができるようになっている。

電力コストを算出することで、例えば単位時間あたりＣＧＳ２４０で１ｋＷ発電している状態から発電量を増加させて３ｋＷ発電させ、調整電力として２ｋＷ獲得する場合と、ＣＧＳ２４０を停止している状態から、起動させて運転状態へ移行させて調整電力として２ｋＷ獲得する場合とでは、電力としては同じであっても、後者の方が起動するに際して多くにエネルギーを消費することになり、必要経費が高くなり電力コストは高くなってしまうようなことが判明する。

運転制御決定手段９０は、複数種類の分散型電源において、Ａ１、・・・、Ａ５、Ｂ１、Ｂ２のような単体での運転制御方法、及び、複数種類の分散型電源におけるＣ１、・・・、Ｃ５、Ｄ１、Ｄ２、Ｅ１、・・・、Ｅ１０、Ｆ１、・・・、Ｆ１０のような任意の組み合わせによる運転制御方法、の中からＤＲ実施予定期間中における需要家２００にとって最も有利な運転制御方法を決定する。具体的には、運転制御決定手段９０は、上述した各タイプの中からＤＲ実施予定期間中に最も電力コストの低いタイプの運転制御方法を決定するものである。

運転制御決定手段９０は、上述したようにＤＲ実施予定期間中の運転制御方法を電力コストに基づいて決定すると、決定された運転制御方法により、ＤＲ要請後からＤＲ実施予定期間が開始されるまでの準備期間中の分散型電源の運転制御方法も決定する。
具体的には、例えば、図１０において、電力コストとしてＹ４が最も需要家２００にとって有利であると運転制御決定手段９０が決定した場合は、ＤＲ実施予定期間中の運転制御方法はＡ４タイプに決定される。このＡ４タイプでは、図８に示すように、ＤＲ準備期間の運転制御方法として蓄電池２２０単体の充電制御による運転制御方法に決定されるものである。

次に、図１１を用いて、ＤＲ実施の流れをフローチャートで説明する。
先ず、ステップ１１０において、電力会社２０からアグリゲータ３０へＤＲ要請があったか否かが判定される。ＤＲ要請が有りと判定された場合、次のステップ１１１へ進み、ＤＲ要請が無いと判定された場合、ステップ１１０の前に戻る。

ステップ１１１において、運転状態把握手段６０により、各需要家２００の各分散型電源の運転状態の把握処理が行われる。具体的には、アグリゲータ３０の分散型電源制御装置４０の運転状態把握手段６０が、ネットワーク回線を介して、各需要家２００の電源管理装置２１０としてのＨＥＭＳから必要な情報データを入手することで行われる。そして、次のステップ１１２に進む。

ステップ１１２において、運転状態予測手段７０により、各需要家２００の各分散型電源の運転状態予測処理が行われる。具体的には、運転状態予測手段７０が、運転状態把握手段６０からの現在の運転状態のデータや、各需要家２００毎の分散型電源の運転状態に関する過去の実績データに基づいて、ＤＲを行わないと仮定した場合の需要家２００毎のＤＲ実施予定期間における分散型電源の運転状態を予測するものである。そして、次のステップ１１３に進む。

ステップ１１３において、需要家選択手段８０により、今回のＤＲ要請の対象需要家の設定処理が行われる。需要家選択手段８０は、運転状態予測手段７０で予測したＤＲ実施予定期間における分散型電源の運転状態に基づいて、ＤＲの調整電力として活用可能な分散型電源を持つ需要家２００を選択する。そして、次のステップ１１４に進む。

ステップ１１４において、運転制御決定手段９０により、ＤＲ実施予定期間中の運転制御方法の決定処理が行われる。なお、当該処理は後で詳細に説明する（図１２参照）。そして、次のステップ１１５に進む。

ステップ１１５において、運転制御決定手段９０により、ステップ１１４で決定したＤＲ実施予定期間中の運転制御方法に基づいて、ＤＲ準備期間中の運転制御方法の決定処理が行われる。具体的には、例えば、ＤＲ実施予定期間中の運転制御方法が、図１０のＡ４タイプに決定したとすると、ＤＲ準備期間中の蓄電池２２０の運転制御方法は、充電制御となる（図８参照）。そして、次のステップ１１６に進む。

ステップ１１６において、ステップ１１５で決定した準備期間中の運転制御方法による実行処理が行われる。具体的には、指示手段１００により、ネットワーク回線を介して、各需要家２００の電源管理装置２１０としてのＨＥＭＳに対して決定されたＤＲ準備期間中の運転制御方法が指示され、実行される。なお、ＤＲ準備期間中の運転を実行しないと決定した場合には、その旨が指示される。そして、次のステップ１１７に進む。
ステップ１１７において、ＤＲ開始７５の時刻であるか否かが判定される。当該時刻であると判定された場合、次のステップ１１８へ進み、当該時刻でないと判定された場合、ステップ１１６に戻る。

ステップ１１８において、ステップ１１４で決定したＤＲ実施予定期間中の運転制御方法による実行処理が行われる。具体的には、指示手段１００により、ネットワーク回線を介して、各需要家２００の電源管理装置２１０としてのＨＥＭＳに対して決定された運転制御方法が指示され、実行される。そして、次のステップ１１９に進む。
ステップ１１９において、ＤＲ終了７６の時刻であるか否かが判定される。当該時刻であると判定された場合、当該処理が終了し、当該時刻でないと判定された場合、ステップ１１８に戻る。

次に、図１２を用いて、図１１のステップ１１４のＤＲ実施予定期間中の運転制御方法等決定処理の流れをフローチャートで説明する。
ステップ２１０において、運転制御決定手段９０により、需要家２００毎に選択可能な各タイプ（図１０参照）の電力コストの算出処理が行われる。
具体的には、ＤＲを行わないと仮定した場合のＤＲ実施予定期間中の運転状態の予測があれば、各タイプ（図１０参照）におけるＤＲ実施予定期間中の運転状態により、タイプ毎に供給可能な電力（調整電力としてのタイプ別供給電力）を算出することができる。すなわち、ＤＲを行わない場合の予測値と、タイプとにより供給できる電力（タイプ別供給電力）が算出される。例えば、蓄電池２２０において、運転状態の予測が充放電停止であって、Ａ４タイプに決定された場合、定格放電が３ｋＷである場合には、当該需要家２００の供給できる調整電力としてのタイプ別供給電力は３ｋＷとなる。また、当該運転に用いた機器の諸データから当該電力を供給するために必要となった必要経費を算出する。そして、（必要経費／タイプ別供給電力）の値により、当該タイプ毎の電力コストを算出することができる。
そして、次のステップ２１１に進む。

ステップ２１１において、運転制御決定手段９０により、各需要家２００で最も電力コストの低いタイプ（図１０参照）の決定処理が行われる。そして、次のステップ２１２に進む。
ステップ２１２において、各需要家２００の調整電力の算出処理と、アグリゲータ３０が管理する需要家２００の合計調整電力の算出処理とが行われる。

既に説明しているように各需要家２００の調整電力は、ＤＲを行わないと仮定した場合のＤＲ実施予定期間における運転状態の予測と、ＤＲ実施予定期間中の運転制御方法であるタイプ（図１０参照）とにより算出されるものである。合計調整電力は、各需要家２００の調整電力を合計することにより算出される。そして、次のステップ２１３に進む。
ステップ２１３において、合計調整電力に加算した需要家２００の抽出処理が行われる。そして、次のステップ２１４に進む。

ステップ２１４において、指示手段１００により、抽出した需要家２００に対して、ＤＲの指示処理が行われる。具体的には、指示手段１００が、ＤＲ準備期間及びＤＲ実施予定期間の運転制御方法の指示が行われる。そして、当該処理が終了する。

本実施の形態では、上述したような構成を有することにより、以下に示すような作用及び効果を奏する。

本実施の形態によれば、需要家２００毎にＤＲ実施予定期間中における分散型電源の運転状態を予測し、予測結果に基づいて、需要家２００を選択すると共に、選択された需要家２００毎に調整電力として活用可能な分散型電源の運転制御方法を決定するため、ＤＲ実施予定期間中に、分散型電源を調整電力として活用できる可能性が高まる。
結果として、全ての需要家２００に要請することなく需要家２００を選択することで需要家２００の利便性を出来る限り損なわないようにすることができ、さらに、電力会社２０からのＤＲ要請に的確に対応することができる。

本実施の形態によれば、制御サーバとしての分散型電源制御装置４０は、運転制御決定手段９０により需要家２００毎に決定した運転制御方法を、指示手段１００により電源管理装置２１０に対して指示する。このとき、必要に応じて、ＤＲ実施予定期間に実行する運転制御方法に備えて、ＤＲ準備期間中の分散型電源の運転制御方法を決定し、このＤＲ準備期間中の運転制御方法を電源管理装置に対して指示することで、分散型電源をより有効に活用することが可能となる。

本実施の形態によれば、複数種類の分散型電源の単体での運転制御方法や、任意の組み合わせによる運転制御方法の中から需要家２００にとって最も有利な運転制御方法を決定する。分散型電源制御装置４０が需要家２００にとって最も有利な運転制御方法を決定することで、需要家２００は自分にとって最も有利な運転制御方法を実行することが可能となる。
運転制御決定手段９０は、分散型電源の種類毎に予め定められた、調整電力として活用する際の単位電力あたりのコストに基づいて、複数種類の分散型電源の単体又は組み合わせによる運転制御方法の中から需要家にとって最も有利な運転制御方法を決定している。需要家が複数の分散型電源を有する場合に、需要家自身がそれらの中で最も自己にとって有利な運転制御方法をその都度判断し決定するのは容易ではない。本実施の形態ではアグリゲータの運転制御決定手段９０が需要家にとって最も有利な運転制御方法を決定し、決定された運転制御方法を指示手段が電源管理装置２１０に対して指示することで需要家の判断決定の負担を軽減し、調整電力のコストを最も低くすることができる。

本実施の形態によれば、蓄電池２２０とＰＶ２３０の組み合わせの場合、蓄電池２２０単体の場合よりも調整電力の調達可能性を高くすることができる。
また、ＣＧＳ２４０とＰＶ２３０との組み合わせの場合、ＣＧＳ２４０によって、調整後ベースライン７３に対するＰＶ２３０の出力不足を補完することができる。
また、蓄電池２２０とＣＧＳ２４０との組み合わせの場合、商用電力系統からの受電電力と、ＣＧＳ２４０による発電電力とを比較し、より安価な電力を蓄電池２２０に充電することができる。
また、蓄電池２２０、ＣＧＳ２４０、及びＰＶ２３０の組み合わせの場合、上記３つの組み合わせで説明した全ての効果を得ることができる。

（第２の実施の形態）
本実施の形態では、需要家選択手段８０は、ＤＲ実施予定期間中において活用可能な分散型電源を有する需要家２００を先ず選択する。
そして、運転制御決定手段９０は、選択した需要家２００の各々について、分散型電源の運転制御方法を電力コストが最小となるように決定する。

そして、本実施の形態では、各需要家２００の調整電力をまとめる際、需要家選択手段８０は、需要家２００毎に調達される調整電力の合計が、ＤＲ要請における必要な調整電力に到達するように需要家２００を限定して選択する。

具体的には、需要家選択手段８０は、需要家２００毎の調整電力として活用する際の単位電力あたりのコストが低い順に加算し、その加算した合計がアグリゲータ３０に要請されたＤＲに必要な調整電力に到達するように需要家２００を選択する。

なお、ここで、需要家２００毎の調整電力は、第１の実施の形態で説明したように当該需要家２００の複数の分散型電源の単体又は組み合わせの中で電力コストが最も低い運転制御方法によって得られるものである。
そして、指示手段１００は、需要家選択手段８０が選択した需要家２００の電源管理装置２１０に対して、運転制御決定手段９０により決定された運転制御方法をデマンドレスポンスの実施予定期間において実行するように指示する。

図１３を用いて、需要家２００毎の調整電力を単位電力あたりのコストが低い順に加算する処理について説明する。
図１３の左側には、電力コスト順にソートする前の需要家２００を区別するための需要家番号と、当該需要家２００の最も有利な運転制御方法が得られると予測される電力コストと、当該需要家２００の当該運転制御方法によって得ることができると予測される調整電力とが示されている。このソート前の電力コストの大小は何も調整されていない。

図１３の右側には、左側の表の電力コストを小さい方から順番に並べることができる昇順ソート整列処理のプログラムにより、ソートが行われた後の需要家番号、電力コスト、調整電力が表示されている。図１３の右側のソート後の電力コストの大小は、上から順にＺ９＜Ｚ７＜Ｚ３＜Ｚ８＜Ｚ５＜Ｚ２０＜Ｚ２＜・・・・の大小関係を有するように並んでいる。すなわち、ソート後の順番は、上から順に電力コストが低い順番に並んでおり、調整電力として活用する際の単位電力あたりのコストが低い順番に並んでいることになる。

本実施の形態では、ソート後の調整電力を上から順番に１つずつ加算し、加算するごとに、その加算した合計調整電力がＤＲ要請に必要な調整電力に到達したか否かを比較し、合計調整電力が必要な調整電力に到達するまで加算を繰り返しているものである。

本実施の形態では、第１の実施の形態の図１２の代わりに図１４が用いられる。
図１４を用いて、図１１のステップ１１４のＤＲ実施予定期間中の運転制御方法等決定処理の流れをフローチャートで説明する。
ステップ３１０において、運転制御決定手段９０により、需要家２００毎に選択可能な各タイプの電力コストの算出処理が行われる。そして、次のステップ３１１に進む。

ステップ３１１において、運転制御決定手段９０により、各需要家２００で最も電力コストの低いタイプの決定処理が行われる。そして、次のステップ３１２に進む。
ステップ３１２において、各需要家２００の調整電力の算出処理が行われる。
各需要家２００の調整電力は、ＤＲを行わないと仮定した場合のＤＲ実施予定期間における運転状態の予測と、ステップ３１１で決定したＤＲ実施予定期間中の運転制御方法であるタイプとにより算出される。そして、次にステップ３１３に進む。

ステップ３１３において、各需要家２００の電力コストの低コスト順に昇順ソート整列処理が行われる。具体的には、図１４の左側のソート前から右側のソート後に移行するものであって、ソート後では電力コストの小さい順に上から並んだ状態となる。そして、次のステップ３１４に進む。

ステップ３１４において、ソート後の需要家２００の調整電力を先頭から（図１３では上から）順番に１つずつ合計調整電力に加算する処理が行われる。
そして、次のステップ３１５に進む。

ステップ３１５において、合計調整電力がＤＲ要請に対応する必要な調整電力である所定値に到達したか否かが判定される。到達したと判定された場合、次のステップ３１６へ進み、到達していないと判定された場合、ステップ３１４の前に戻る。
なお、所定値は、ＤＲ要請の調整電力と完全に一致させてもよいが、ＤＲ要請の調整電力に所定の加算値を加えて余裕を持たせるようにしてもよい。
このステップ３１４及びステップ３１５の処理は、具体的には、図１３では、合計調整電力は、最初はＰ９となり、Ｐ９が所定値に到達したか否かが判定され、到達していない場合に次は、Ｐ９＋Ｐ７となり、このＰ９＋Ｐ７が所定値に到達したか否かが判定され、到達していない場合に次は、Ｐ９＋Ｐ７＋Ｐ３となり、このＰ９＋Ｐ７＋Ｐ３が所定値に到達したか否かが判定されるような処理が、合計調整電力が所定値に到達するまで繰り返されるものである。

ステップ３１６において、合計調整電力に加算した需要家２００の抽出処理が行われる。合計調整電力が所定値に到達するまでに合計調整電力に加算した調整電力の需要家２００が抽出される。そして、次のステップ３１７に進む。
ステップ３１７において、抽出した需要家２００に指示手段１００によりＤＲ指示処理が行われる。具体的には、ＤＲ開始７５の時刻や、ＤＲ終了７６の時刻や、ＤＲ準備期間やＤＲ実施予定期間の運転制御方法等が報告されるものである。そして、当該処理が終了する。

本実施の形態によれば、需要家選択手段８０は、需要家２００全員ではなく、需要家２００毎に調達される調整電力の合計が、ＤＲの実施予定期間を含む要請における必要な調整電力に到達するように需要家２００を選択している。
アグリゲータ３０が統括する全需要家２００を対象にすると、需要家２００に対する利便性を大きく損なうことになるのに対して、本実施の形態では、ＤＲ要請に必要な調整電力に到達するように需要家２００を選択していることで、需要家２００の利便性を損なうことなく、ＤＲの実施予定期間を含む要請に対応することができる。

具体的に説明すると、需要家選択手段８０は、需要家２００毎の調整電力を単位電力あたりのコストが低い順に加算し、その加算した合計が必要な調整電力に到達するように需要家２００を選択している。
すなわち、需要家選択手段８０は、需要家２００毎の調整電力を加算した合計がＤＲ要請に必要な調整電力に到達するまでに調整電力を加算した需要家２００を選択している。
需要家２００の調整電力のうち、単位電力あたりのコストが低い方から調整電力に利用されていることになる。これにより、必要な調整電力のコストを最も低くすることができる。調整電力のコストを最も低くすることは、需要家２００にとっても、アグリゲータ３０にとっても大きな利益となる。

さらに、必要な調整電力に到達するまで各需要家２００の調整電力を加算しているが、合計の調整電力が必要な調整電力に到達した後は、その他の需要家２００から調整電力の調達は実行していない。

本実施の形態では、コストが低い順に加算すると共に、加算した合計がＤＲ要請に必要な調整電力に到達するように需要家２００に限定していることで、他の需要家２００の利便性を損なうことなく、最低コストの調整電力をＤＲ要請に必要な最小量だけ確実に得ることができる。これにより、電力会社、アグリゲータ３０及び需要家２００の全てに利益をもたらすことが可能となる。
その他の構成や、作用及び効果は、第１の実施の形態で説明したものと同様であるため、それらの説明を省略する。

（第３の実施の形態）
第２の実施の形態の図１３では、各需要家２００の電力コストの小さい順に各需要家２００の調整電力を昇順ソート整列処理を行って、ソート後の調整電力を電力コストの小さい順に合計調整電力として加算していたのに対して、本実施の形態では、図１５に示すように、各需要家２００の調整電力の大きい順に各需要家２００の調整電力を降順ソート整列処理を行って、ソート後の調整電力を調整電力の大きい順に合計調整電力として加算しているものである。
すなわち、図１５のソート後の調整電力の大小は、Ｐ４＞Ｐ１＞Ｐ３＞Ｐ５＞Ｐ８＞Ｐ１８＞Ｐ２＞Ｐ９＞・・・・・のようになるものである。

本実施の形態では、第２の実施の形態と同様に、各需要家２００の調整電力をまとめる際、需要家選択手段８０は、需要家２００毎に調達される調整電力の合計が、ＤＲ要請における必要な調整電力に到達するように需要家２００に限定して選択する。
具体的には、需要家選択手段８０は、需要家２００毎の調整電力を大きい順に加算し、その加算した合計がアグリゲータ３０に要請されたＤＲに必要な調整電力に到達するように需要家２００を選択する。
図１６を用いて、需要家２００毎の調整電力を大きい順に加算する処理について説明する。

図１６は、第２の実施の形態で説明した図１４のステップ３１３だけが、図１６のステップ４１３に変更されているもので、その他のステップは、第２の実施の形態と同様であるため、各ステップの内容の説明は一部省略する。
ステップ４１３において、各需要家２００の調整電力が大きい順に降順ソート整列処理が行われる。具体的には、図１５の左側のソート前から右側のソート後に移行するものであって、ソート後では調整電力の大きい順に上から並んだ状態となる。そして、次のステップ４１４に進む。

ステップ４１４において、ソート後の需要家２００の調整電力を先頭から（図１５では上から）順番に１つずつ合計調整電力に加算する処理が行われる。
そして、次のステップ４１５に進む。

ステップ４１５において、合計調整電力がＤＲ要請に対応する必要な調整電力である所定値に到達したか否かが判定される。到達したと判定された場合、次のステップ４１６へ進み、到達していないと判定された場合、ステップ４１４の前に戻る。

このステップ４１４及び４１５の処理は、具体的には、図１５では、合計調整電力は、最初はＰ４となり、Ｐ４が所定値に到達したか否かが判定され、到達していない場合に次は、Ｐ４＋Ｐ１となり、このＰ４＋Ｐ１が所定値に到達したか否かが判定され、到達していない場合に次は、Ｐ４＋Ｐ１＋Ｐ３となり、このＰ４＋Ｐ１＋Ｐ３が所定値に到達したか否かが判定されるような処理が、合計調整電力が所定値に到達するまで繰り返されるものである。

本実施の形態によれば、需要家２００の調整電力のうち、大きい方から調整電力に利用されていることになり、結果として、大口需要家から選択されることになり、選択される需要家２００の数を最も減らすことができる。
人的資源やエネルギー設備も不足している中小企業等の多数の小口需要家よりも、それらを潤沢に有してＤＲへの対応も十分可能な少数の大企業である大口需要家の方から調整電力を得ることで、多数の需要家２００の利便性を損なうことを回避することができる。

なお、本実施の形態では、需要家２００の調整電力のうち、大きい方から調整電力として利用されていたが、逆に需要家２００の調整電力のうち、小さい方から調整電力に利用するようにしてもよい。このようにすると、小口需要家から選択されることになり、選択する需要家２００の数を最大限に増やすことができる。各需要家２００から利用する調整電力をできるだけ小さいものにして、多くの需要家２００から少しずつ調整電力を供給するようなことが可能となる。
その他の構成や、作用及び効果は、第１の実施の形態で説明したものと同様であるため、それらの説明を省略する。

（第４の実施の形態）
上述した第２の実施の形態では、各需要家２００で最も電力コストが低いタイプを選択しているため、対象となった需要家２００において、コストメリットが最大となった。

本実施の形態に係る運転制御決定手段９０は、対象となる全需要家２００の全てのタイプ（運転制御方法）の組み合わせの中で、アグリゲータ３０にとって最も有利なタイプ（運転制御方法）を決定可能にしたものである。
これにより、本実施の形態は、需要家２００よりも、アグリゲータ３０にとってコストメリットが最大となる。
具体的には、運転制御決定手段９０が、各需要家２００の各タイプにおいて、電力コストと、調整電力と、アグリゲータ３０の支払額とを算出し、更に、対象となる全需要家２００の全タイプ同士の全ての組み合わせ（当該需要家２００が採用されない場合も含む）における調整電力の合計とアグリゲータ３０の支払い額の合計とを算出する。

そして、運転制御決定手段９０が、その全組み合わせにおける調整電力の合計がＤＲ要請に必要な調整電力の値に達成している組み合わせの範囲（グループ）の中から、アグリゲータ３０の支払い額の合計が最小となる需要家２００及びタイプの組み合わせを決定する。

図１７を用いて、一例としてアグリゲータ３０が需要家Ａ、Ｂ、Ｃから必要な調整電力を調達する際の第２の実施の形態の場合と本実施の形態の場合とを比較して説明する。

なお、本実施の形態では、アグリゲータ３０が各需要家２００へ支払う支払い額は、予め定めた契約に基づいて、電力コスト（円／ｋＷ）と調整電力（ｋＷ）との積に比例するように設定されている。すなわち、アグリゲータ３０の支払い額は、図１７（Ａ）に示す長方形の面積に比例する。また、図１７（Ｄ）（Ｅ）に示すように、アグリゲータ３０の支払い額の合計は、各需要家２００の長方形の面積の合計に比例するものとなる。

図１７（Ａ）に示すように、各需要家２００の各タイプの電力コストの数値を長方形の縦辺の長さに対応させ、各需要家２００の各タイプの調整電力の数値を長方形の横辺の長さに対応させて表示する。

図１７（Ｂ）に示すように、図１７（Ａ）で説明した長方形の内部の模様の相違により、需要家Ａ、Ｂ、Ｃを区別している。各需要家２００の各タイプの長方形の内部の模様が斜線である場合、需要家Ａを意味し、横線である場合、需要家Ｂを意味し、縦線である場合、需要家Ｃを意味している。

図１７（Ｃ）に示すように、図１７（Ａ）で説明した長方形の内部の数値１、２、３、・・は、当該需要家２００の各タイプの中で、電力コストの低い方からの順番を意味している。具体的には、例えば、数値１は当該需要家２００の各タイプの中で最も電力コストが低いタイプであり、数値２は、当該需要家２００の各タイプの中で２番目に電力コストが低いタイプである。

図１７（Ｄ）に示すように、上述した長方形により第２の実施の形態を示すと、長方形の内部の数値は、全て１となっており、各需要家２００において、最も電力コストが低いタイプを低い方から順番に加算している。したがって、第２の実施の形態では、各需要家２００にとって、コストメリットが最大となる。

それに対して、本実施の形態では、対象となる全需要家２００の全タイプ同士の全ての組み合わせにおける調整電力の合計とアグリゲータ３０の支払い額の合計とを算出し、調整電力の合計が必要な調整電力の値に達成している組み合わせの中から、アグリゲータ３０の支払い額の合計が最小となる需要家２００及びタイプの組み合わせを決定している。

このため、図１７（Ｅ）に示すように、本実施の形態では、必ずしも各需要家２００にとって最も電力コストが低いタイプが選択されるとは限らず、需要家Ａでは、需要家Ａの各タイプの中で２番目に電力コストが低いタイプが選択されている。図１７（Ｄ）と（Ｅ）とを比較すると、図１７（Ｅ）において、需要家Ａの電力コストが僅かに増えているが調整電力が増加したことで、必要調整電力を獲得する際、電力コストが高い需要家Ｃが選択されないことになり、３つの長方形の面積の合計が、図１７（Ｄ）よりも小さなものになっている。本実施の形態に係る図１７（Ｅ）では、各需要家２００にとっては、需要家Ａのように、必ずしも電力コストが最小のものが選択されるとは限らないが、３つの長方形の面積、すなわちアグリゲータ３０の支払い額の合計が最小になっている。結果として、本実施の形態ではアグリゲータ３０にとってコストメリットが最大になる。

図１８（Ａ）（Ｂ）は、図１７で示した需要家Ａ、Ｂ、Ｃにおいて、各タイプ（運転制御方法）がそれぞれ４個、５個、２個ある場合に、全需要家２００の全タイプ同士の全ての組み合わせの内容を説明しているものである。なお、数値０は、当該需要家が選択されない場合を意味している。

図１８（Ａ）に示すように、数値０の場合も含めて、需要家Ａの５個と、需要家Ｂの６個と、需要家Ｃの３個との全ての組み合わせを検討することになる。

図１８（Ｂ）に示すように、（Ａ）で説明した全ての組み合わせのそれぞれにおいて、各需要家２００の調整電力の合計Ｑ１〜Ｑｎと、各需要家２００のアグリゲータ３０の支払い額の合計Ｔ１〜Ｔｎとが算出される。
そして、調整電力の合計Ｑ１〜Ｑｎの中で、ＤＲ要請に必要な調整電力に達成している組み合わせを抽出し、その抽出した範囲の中でアグリゲータ３０の支払い額の合計が最も小さい組み合わせを選択する。これにより、最終的にアグリゲータ３０の支払い額が最小となる各需要家２００のタイプ（運転制御方法）の組み合わせを決定することができる。

図１９を用いて、図１１のステップ１１４のＤＲ実施予定期間中の運転制御方法等決定処理の流れをフローチャートで説明する。

ステップ５１０において、運転制御決定手段９０により、需要家２００毎に選択可能な各タイプの電力コストの算出処理が行われる。そして、次のステップ５１１に進む。
ステップ５１１において、運転制御決定手段９０により、各需要家２００において各タイプの調整電力の算出処理が行われる。

各需要家２００の各タイプの調整電力は、各タイプにおいてＤＲを行わないと仮定した場合のＤＲ実施予定期間における運転状態の予測と、ＤＲ実施予定期間中の運転制御方法であるタイプとにより算出される。そして、次にステップ５１２に進む。
ステップ５１２において、運転制御決定手段９０により、各需要家２００において各タイプのアグリゲータ３０の支払い額の算出処理が行われる。

アグリゲータ３０の支払い額は、本実施の形態では、電力コスト（円／ｋＷ）と調整電力（具体的には調整電力容量（ｋＷ））との積に比例するように設定されている。なお、支払い額は、特にこれに限定されるものではなく、アグリゲータ３０と需要家２００との間の契約により自由に設定することが可能である。例えば、契約により予め決められた一定報酬額（円／ｋＷ）と、調整電力容量（ｋＷ）との積に基づいて算出したり、単位も（ｋＷ）ではなく（ｋＷｈ）を用いて、（ｋＷｈ）に対する報酬額（円／ｋＷｈ）と、調整電力容量（ｋＷｈ）との積に基づいて算出する等の種々の算出方法により算出してもよい。そして、次のステップ５１３に進む。

ステップ５１３において、運転制御決定手段９０により、対象となる全需要家２００の全タイプ同士の全ての組み合わせにおいて調整電力の合計及びアグリゲータ３０の支払い額の合計の算出処理が行われる。

ここで、全需要家２００の全タイプ同士の全ての組み合わせとは、具体的には、例えば、図１８（Ａ）に示すように、当該需要家２００を選択しない場合も含めた全タイプ同士の組み合わせを意味する。図１８（Ｂ）に示すように、全需要家の全タイプの組み合わせ毎に調整電力の合計Ｑ１〜Ｑｎと、アグリゲータ３０の支払い額Ｔ１〜Ｔｎとを算出するものである。そして、ステップ５１４に進む。

ステップ５１４において、運転制御決定手段９０により、対象となる全需要家２００の全タイプ同士の全ての組み合わせにおいて調整電力の合計が所定値に達成する範囲（グループ）の中でアグリゲータ３０の支払い額の合計が最小となる需要家及びタイプの組み合わせを決定する処理が行われる。
具体的には、例えば、図１８（Ｂ）で説明すると、調整電力の合計Ｑ１〜Ｑｎの中からＤＲ要請に必要な所定値を超えるものを選択し、その選択した範囲（グループ）の中でアグリゲータの支払い額の合計が最小となる需要家及びそのタイプ（運転制御方法）を抽出する。
そして、次のステップ５１５に進む。

ステップ５１５において、抽出した需要家２００に対して指示手段１００によりＤＲ指示処理が行われる。具体的には、ＤＲ開始７５の時刻や、ＤＲ終了７６の時刻や、ＤＲ準備期間やＤＲ実施予定期間の運転制御方法等が報告されるものである。そして、当該処理が終了する。

本実施の形態では、対象となる全需要家の全タイプ同士の全ての組み合わせにおいて、調整電力の合計とアグリゲータの支払い額の合計とを算出し、さらに、当該組み合わせにおいてＤＲ要請に必要な調整電力を獲得できる範囲を絞り、その範囲の中でアグリゲータ３０の支払い額の合計が最小となる需要家及びタイプ（運転制御方法）を抽出している。
これにより、ＤＲ要請に対応することができると共に、全需要家２００の全ての運転制御方法の組み合わせの中で、アグリゲータ３０にとって最も有利な運転制御方法を決定することができ、アグリゲータ３０のコストメリットを最大にすることができる。

本実施の形態では、上述したような手順でアグリゲータ３０にとって最も有利な運転制御方法を決定しているが、必ずしも上述したものに限定されるものではなく、アグリゲータの支払い額の合計が最小となるような各需要家２００のタイプ（運転制御方法）の組み合わせが決定されるようなものであれば他の処理手順等によるものでもよい。
また、上述した処理は、主として運転制御決定手段９０が実施しているが、需要家選択手段８０が実施してもよく、また、両者が組み合わさって実施してもよく、また、当該処理内容を実行する別の構成手段を設けてもよいものである。

なお、上述した第１、第２、第３及び第４の実施の形態は、組み合わせて使用することもできる。

上述した第１、第２、第３及び第４の実施の形態のように僅かな構成の相違により、異なる調整電力を集約することが可能となるものである。
アグリゲータ３０は、電力会社２０からの電力削減量に到達することができてＤＲ要請に応答できた場合は、インセンティブとしての報酬を得ることができるが、電力削減量に到達することができずにＤＲ要請に応答できなかった場合には、ペナルティ料金を電力会社に支払うことになる。このため、対象となる需要家２００を適切に選択し、電力削減未達リスクを最小限に抑えるＤＲの実施計画（ＤＲポートフォリオ選択）をすることが重要となる。上述した第１、第２、第３及び第４の実施の形態のように僅かな相違により、調整電力の集約の仕方を変更することが可能となり、ＤＲの種々の実施計画を立案し、実行することが可能となる。これにより、アグリゲータ３０は、ＤＲに対応できる多くの需要家２００を収集し、電力会社２０からのＤＲの実施予定期間を含む要請に柔軟に対応することが可能となる。

以上、実施の形態を用いて本発明について説明したが、本発明は各実施の形態に記載の範囲には限定されない。本発明の要旨を逸脱しない範囲で各実施の形態に多様な変更又は改良を加えることができ、当該変更又は改良を加えた形態も本発明の技術的範囲に含まれる。例えば、本発明の要旨を逸脱しない範囲で処理の順序を変更してもよい。

また、各実施の形態では、一例として制御サーバとしての分散型電源制御装置４０での各種処理をソフトウエアで実現する形態について説明したが、図１１及び図１２等に示したフローチャートと同等の処理を、ハードウエアで処理させるようにしてもよい。この場合、各処理をソフトウエアで実行する場合に比べて、処理の高速化が図られる。

また、上述した実施の形態では、分散型電源制御用のプログラムがＲＯＭにインストールされているものであるが、これに限定されるものではない。プログラムは、コンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録された形態で提供することも可能である。例えば、プログラムを、ＣＤ(Compact Disc)−ＲＯＭ、又はＤＶＤ(Digital Versatile Disc)−ＲＯＭ等の光ディスクに記録された形態で提供してもよい。また、プログラムを、ＵＳＢメモリ及びフラッシュメモリ等の半導体メモリに記録された形態で提供してもよい。更に、通信回線を介して、通信回線に接続される外部装置からプログラムを取得するようにしてもよい。

１０分散型電源制御システム２０電力会社
３０アグリゲータ４０分散型電源制御装置
４１入力装置４２表示装置
４３通信装置４４ＡＣＰＵ
４４ＢＲＯＭ４４ＣＲＡＭ
４４Ｄ不揮発性メモリ４５Ｉ／Ｏ
４６バス４７コンピュータ
４７Ａ制御手段６０運転状態把握手段
７０運転状態予測手段７１暫定ベースライン
７２使用電力ライン７３調整後ベースライン
７４ネガワット量７５ＤＲ開始
７６ＤＲ終了８０需要家選択手段
９０運転制御決定手段１００指示手段
２００需要家２１０電源管理装置
２２０蓄電池２３０ＰＶ
２４０ＣＧＳ

Claims

電力を供給する電力会社からの電力需要削減の施策としてのデマンドレスポンスを請け負うアグリゲータに設置され、
複数の需要家の各々に設置された分散型電源の現在の運転状態を把握する運転状態把握手段と、
前記デマンドレスポンスの実施予定期間を含む要請に応じて、前記需要家毎の分散型電源の運転状態に関する過去の実績データに基づいて、前記デマンドレスポンスを行わないと仮定した場合の前記需要家毎の前記デマンドレスポンスの実施予定期間における前記分散型電源の運転状態を予測可能な運転状態予測手段と、
前記運転状態予測手段で予測した前記デマンドレスポンスの実施予定期間における前記分散型電源の運転状態に基づいて、前記デマンドレスポンスのための調整電力として活用可能な前記分散型電源を持つ需要家を選択する需要家選択手段と、
前記運転状態予測手段で予測した前記デマンドレスポンスの実施予定期間における前記分散型電源の運転状態に基づいて、前記選択された需要家の、前記調整電力として活用可能な前記分散型電源の運転制御方法を決定する運転制御決定手段と、
前記運転制御決定手段により決定された前記運転制御方法を前記デマンドレスポンスの実施予定期間において実行するように、前記選択された需要家の前記分散型電源を管理する電源管理装置に対して指示する指示手段と、
を備え、
前記運転制御決定手段は、
前記選択された需要家の、前記調整電力として活用可能な前記分散型電源について、前記デマンドレスポンスの要請後から前記デマンドレスポンスの実施予定期間が開始されるまでの準備期間中の前記分散型電源の前記運転制御方法を更に決定し、
前記指示手段は、
更に、前記運転制御決定手段により決定された前記準備期間中の前記分散型電源の前記運転制御方法を実行するように、前記電源管理装置に対して指示することを特徴とする分散型電源制御装置。
前記運転制御決定手段は、
複数種類の前記分散型電源の単体又は組み合わせによる前記運転制御方法の中から前記需要家にとって最も有利な前記運転制御方法を決定可能にしたことを特徴とする請求項１に記載の分散型電源制御装置。
前記運転制御決定手段は、
前記分散型電源の種類毎に予め定められた、前記調整電力として活用する際の単位電力あたりのコストに基づいて、複数種類の前記分散型電源の単体又は組み合わせによる前記運転制御方法の中から前記需要家にとって最も有利な前記運転制御方法を決定することを特徴とする請求項２に記載の分散型電源制御装置。
前記需要家選択手段は、
前記需要家毎に調達される前記調整電力の合計が、前記デマンドレスポンスの要請における必要な前記調整電力に到達するように前記需要家を選択することを特徴とする請求項１、２又は３に記載の分散型電源制御装置。
複数の需要家の各々に設置され、前記需要家の分散型電源を管理する電源管理装置と、
電力を供給する電力会社からの電力需要削減の施策としてのデマンドレスポンスを請け負うアグリゲータに設置され、複数の需要家の各々に設置された分散型電源の現在の運転状態を把握する運転状態把握手段と、前記デマンドレスポンスの実施予定期間を含む要請に応じて、前記需要家毎の分散型電源の運転状態に関する過去の実績データに基づいて、前記デマンドレスポンスを行わないと仮定した場合の前記需要家毎の前記デマンドレスポンスの実施予定期間における前記分散型電源の運転状態を予測可能な運転状態予測手段と、前記運転状態予測手段で予測した前記デマンドレスポンスの実施予定期間における前記分散型電源の運転状態に基づいて、前記デマンドレスポンスのための調整電力として活用可能な前記分散型電源を持つ需要家を選択する需要家選択手段と、前記運転状態予測手段で予測した前記デマンドレスポンスの実施予定期間における前記分散型電源の運転状態に基づいて、前記選択された需要家の、前記調整電力として活用可能な前記分散型電源の運転制御方法を決定する運転制御決定手段と、前記運転制御決定手段により決定された前記運転制御方法を前記デマンドレスポンスの実施予定期間において実行するように、前記選択された需要家の前記電源管理装置に対して指示する指示手段と、を備え、
前記運転制御決定手段は、
前記選択された需要家の、前記調整電力として活用可能な前記分散型電源について、前記デマンドレスポンスの要請後から前記デマンドレスポンスの実施予定期間が開始されるまでの準備期間中の前記分散型電源の前記運転制御方法を更に決定し、
前記指示手段は、
更に、前記運転制御決定手段により決定された前記準備期間中の前記分散型電源の前記運転制御方法を実行するように、前記電源管理装置に対して指示する分散型電源制御装置と、
を備えたことを特徴とする分散型電源制御システム。
請求項１、２、３又は４に記載の前記分散型電源制御装置により、
前記電力会社からの前記デマンドレスポンスが要請されると、前記調整電力として活用可能な前記分散型電源を持つ前記需要家を選択すると共に、前記選択された需要家の、前記調整電力として活用可能な前記分散型電源の運転制御方法を決定し、選択された前記需要家の前記分散型電源を管理する前記電源管理装置に対して前記デマンドレスポンスの実施予定期間において前記運転制御方法を実行するように指示することを特徴とする分散型電源制御方法。