JP7452451B2 - サーバ、電力管理方法 - Google Patents

Description

本開示は、複数のエネルギー貯蔵リソースを用いてエネルギーマネジメントを行なうサーバ及び電力管理方法に関する。

特開２０２０－０８９１４７号公報（特許文献１）には、余剰電力（発電された電力のうち使用されずに余った電力）を施設に充電する電力管理方法が開示されている。特許文献１に記載される電力管理方法では、ＤＲ（デマンドレスポンス）によって充電電力の抑制を要請する施設を選ぶときに、抑制可能量が小さい施設を、選定の候補から除外している。

特開２０２０－０８９１４７号公報

ところで、余剰電力をエネルギー貯蔵リソース（たとえば、電池）に貯蔵する場合には、電力貯留中にエネルギー損失が生じ得る。たとえば、電池に電力が蓄えられている期間においては、自己放電によって少しずつ電力が電池から放出される。以下、エネルギー貯蔵リソースがエネルギーを貯留しているときに生じるエネルギー損失を、「貯留損失」とも称する。

また、エネルギーをエネルギー貯蔵リソースへ入力する時と、エネルギー貯蔵リソースからエネルギーを出力する時との両方において、エネルギー損失が生じ得る。たとえば、電力を水素に変換して貯蔵する場合に、変換時にエネルギー損失が生じる。また、水素を電力に変換して使用する場合にも、変換時にエネルギー損失が生じる。以下、エネルギーをエネルギー貯蔵リソースへ入力する時に生じるエネルギー損失を、「入力損失」とも称する。また、エネルギー貯蔵リソースからエネルギーを出力する時に生じるエネルギー損失を、「出力損失」とも称する。そして、入力損失と出力損失との総和を、「入出力損失」とも称する。また、貯留損失と入出力損失との総和を、「全体損失」とも称する。

上記特許文献１に記載される電力管理方法では、施設（エネルギー貯蔵リソース）に余剰電力を貯蔵した後、その施設における全体損失が大きくなる可能性がある。

本開示は、上記課題を解決するためになされたものであり、その目的は、エネルギー損失が少なくなるように余剰電力を貯蔵することである。

本開示に係るサーバは、複数のエネルギー貯蔵リソースを用いて、電力網のエネルギーマネジメントを行なうように構成される。このサーバは、損失取得部と選定部とを備える。損失取得部は、複数のエネルギー貯蔵リソースの各々について、当該エネルギー貯蔵リソースにエネルギーを貯蔵した場合に生じる、貯留損失及び入出力損失を含むエネルギー損失を取得するように構成される。選定部は、電力網に余剰電力が生じたときに、余剰電力を貯蔵した場合に生じるエネルギー損失を用いて、複数のエネルギー貯蔵リソースの中から、余剰電力を貯蔵するための１以上のエネルギー貯蔵リソースを選定するように構成される。

上記サーバは、余剰電力を貯蔵した場合に生じるエネルギー損失（貯留損失及び入出力損失を含む）を用いて、余剰電力を貯蔵するためのエネルギー貯蔵リソースを選定する。上記サーバによれば、エネルギー損失が少なくなるように余剰電力を貯蔵することが可能になる。

エネルギー貯蔵リソースは、電力を貯蔵可能に構成される。貯蔵方式は任意である。エネルギー貯蔵リソースは、電力（電気エネルギー）をそのまま貯蔵してもよいし、他のエネルギー（たとえば、エネルギー源としての液体燃料又は気体燃料）に変換して貯蔵してもよい。

上記損失取得部は、電力網に余剰電力が生じたときに、複数のエネルギー貯蔵リソースの各々について、当該エネルギー貯蔵リソースに余剰電力を貯蔵した場合に貯留期間（すなわち、余剰電力が当該エネルギー貯蔵リソースに貯留する期間）を予測し、予測された貯留期間を用いて貯留損失を取得するように構成される。

貯留損失（すなわち、エネルギー貯蔵リソースがエネルギーを貯留しているときに生じるエネルギー損失）は、貯留期間が長くなるほど大きくなる。上記構成によれば、貯留損失を高い精度で求めやすくなる。

上記複数のエネルギー貯蔵リソースは、定置式の蓄電装置と定置式の燃料電池との少なくとも一方を含んでもよい。上記損失取得部は、供給十分期間（すなわち、電力網に余剰電力が生じてから電力網の需要電力が電力網の供給電力を上回るまでの期間）を予測し、予測された供給十分期間を用いて、定置式の蓄電装置と定置式の燃料電池との少なくとも一方の貯留期間を取得するように構成されてもよい。

定置式の蓄電装置及び定置式の燃料電池の各々に貯蔵されたエネルギーは、電力網の需要電力が電力網の供給電力を上回ったときに、需要を賄うために放出される可能性が高い。このため、定置式の蓄電装置及び定置式の燃料電池の各々の貯留期間は、上記供給十分期間が長くなるほど、長くなると考えられる。上記構成によれば、定置式の蓄電装置と定置式の燃料電池との少なくとも一方の貯留期間を高い精度で求めやすくなる。

上記電力網は、複数の住宅に電力を供給するように構成されてもよい。上記電力網は、自然変動電源（すなわち、気象条件によって発電出力が変動する電源）から電力の供給を受けるように構成されてもよい。上記損失取得部は、気象予測情報を用いて、上記電力網の需要電力及び供給電力を予測するように構成されてもよい。

電力網の需要電力は、住宅における空調設備の稼働状況によって変動する。上記の損失取得部は、気象予測情報（たとえば、予測される気温情報）を用いることで、電力網の需要電力を高い精度で予測しやすくなる。また、上記電力網の供給電力は、気象条件によって変動する。上記の損失取得部は、気象予測情報（たとえば、天気予報情報）を用いることで、電力網の供給電力を高い精度で予測しやすくなる。

自然変動電源の例としては、太陽光発電設備、風力発電設備が挙げられる。自然変動電源では、再生可能エネルギーを利用して発電が行なわれるため、自然変動電源を用いて電力網の少なくとも一部の電力を確保することによって二酸化炭素の排出量を削減できる。

上記複数のエネルギー貯蔵リソースは、車両外部の給電設備に接続可能な蓄電装置を備える車両を含んでもよい。上記損失取得部は、車両の走行計画を用いて、車両の貯留期間を予測するように構成されてもよい。

車両が備える蓄電装置に貯蔵された電力は、車両が走行を開始することによって、走行のために放出される可能性が高い。上記構成によれば、蓄電装置を備える車両における前述の貯留期間を高い精度で予測しやすくなる。上記蓄電装置を備える車両の例としては、ＥＶ（電気自動車）、ＰＨＶ（プラグインハイブリッド車両）が挙げられる。

上記複数のエネルギー貯蔵リソースは、燃料電池車に水素を供給可能に構成される水素ステーションを含んでもよい。上記損失取得部は、燃料電池車の水素残量及び走行計画を用いて、燃料電池車の水素補給タイミングを予測し、予測された水素補給タイミングを用いて、水素ステーションの貯留期間を予測するように構成されてもよい。

ＦＣＶ（燃料電池車）は、走行によって水素を消費し、水素残量が少なくなると、水素ステーションで水素を補給すると考えられる。上記構成によれば、水素ステーションにおける前述の貯留期間を高い精度で予測しやすくなる。

上記選定部は、余剰電力を貯蔵するための１以上のエネルギー貯蔵リソースを、余剰電力を貯蔵した場合に生じるエネルギー損失（貯留損失及び入出力損失を含む）が小さいエネルギー貯蔵リソースから順に選定するように構成されてもよい。こうした構成によれば、エネルギー損失が少なくなるように余剰電力が貯蔵されるようになる。

上記選定部は、複数のエネルギー貯蔵リソースの中にエネルギー残量不足のエネルギー貯蔵リソースが存在する場合には、余剰電力を貯蔵するためのエネルギー貯蔵リソースとして、エネルギー残量不足のエネルギー貯蔵リソースを選定し、複数のエネルギー貯蔵リソースの中にエネルギー残量不足のエネルギー貯蔵リソースが存在しない場合には、余剰電力を貯蔵するための１以上のエネルギー貯蔵リソースを、余剰電力を貯蔵した場合に生じるエネルギー損失が小さいエネルギー貯蔵リソースから順に選定するように構成されてもよい。

エネルギー貯蔵リソースによっては、エネルギー残量が少なくなり過ぎると、機能が低下したり、劣化が促進されたりすることがある。上記のサーバでは、エネルギー残量不足のエネルギー貯蔵リソースに優先的に余剰電力を貯蔵することができる。これにより、エネルギー貯蔵リソースのエネルギー残量が少なくなり過ぎることを抑制できる。また、上記のサーバでは、エネルギー残量不足のエネルギー貯蔵リソースが存在しない場合には、余剰電力を貯蔵した場合に生じるエネルギー損失（貯留損失及び入出力損失を含む）が小さいエネルギー貯蔵リソースに優先的に余剰電力を貯蔵することができる。

上記の選定部は、地域ごとのエネルギー残量を取得するように構成されてもよい。上記の選定部は、エネルギー残量不足の地域が存在する場合に、余剰電力を貯蔵するためのエネルギー貯蔵リソースの候補を、エネルギー残量不足の地域に存在するエネルギー貯蔵リソースに限定するように構成されてもよい。

非常時（たとえば、災害時）のために予備のエネルギー残量（すなわち、常に貯蔵しておきたいエネルギー残量）が地域ごとに決められるかもしれない。上記のサーバによれば、エネルギー残量不足の地域に存在するエネルギー貯蔵リソースに優先的に余剰電力を貯蔵することができる。これにより、地域のエネルギー残量が少なくなり過ぎることを抑制できる。

上述したいずれかのサーバは、選定部により選定された１以上のエネルギー貯蔵リソースに余剰電力を貯蔵するように、複数のエネルギー貯蔵リソースを制御する貯蔵制御部をさらに備えてもよい。こうした貯蔵制御部を備えるサーバは、電力網に余剰電力が生じたときに、エネルギー貯蔵リソースを選定し、選定されたエネルギー貯蔵リソースに余剰電力を貯蔵することができる。

本開示に係る電力管理方法は、電力網に電気的に接続可能な複数のエネルギー貯蔵リソースを用いて電力網の電力管理を行なう方法であって、電力網に余剰電力が生じたときに、複数のエネルギー貯蔵リソースの各々について、当該エネルギー貯蔵リソースにエネルギーを貯蔵した場合に生じる貯留損失及び入出力損失を含むエネルギー損失を取得することと、取得されたエネルギー損失を用いて、上記複数のエネルギー貯蔵リソースの中から、余剰電力を貯蔵するための１以上のエネルギー貯蔵リソースを選定することとを含む。

上記電力管理方法によっても、前述のサーバと同様、エネルギー損失が少なくなるように余剰電力を貯蔵することが可能になる。

本開示によれば、エネルギー損失が少なくなるように余剰電力を貯蔵することが可能になる。

本開示の実施の形態に係る電力システムの概略的な構成を示す図である。 本開示の実施の形態に係るサーバの構成要素を機能別に示す機能ブロック図である。 本開示の実施の形態に係るエネルギーマネジメント方法について説明するための図である。 図２に示したサーバによって実行されるエネルギーマネジメントに係る処理について説明するためのフローチャートである。 図２に示したサーバによって実行されるエネルギー貯蔵リソースの選定に係る処理を示すフローチャートである。 図２に示したサーバによって実行される、貯留期間を予測する処理について説明するための図である。 翌日の天気が晴れであるときの各ＤＥＲの全体損失の一例を示す図である。 翌日の天気が曇りであるときの各ＤＥＲの全体損失の一例を示す図である。 図５に示した処理の変形例を示すフローチャートである。 図９に示した一連の処理のうち、エネルギー残量不足のエネルギー貯蔵リソースを選定する処理について説明するための図である。 図９に示した一連の処理のうち、選定の候補をエネルギー残量不足の地域内のＤＥＲに限定する処理について説明するための図である。

本開示の実施の形態について、図面を参照しながら詳細に説明する。図中、同一又は相当部分には同一符号を付してその説明は繰り返さない。以下では、エネルギー管理システム（Energy Management System）を、「ＥＭＳ」と表記する。また、分散型エネルギーリソース（Distributed Energy Resource）を、「ＤＥＲ」と表記する。

図１は、本開示の実施の形態に係る電力システムの概略的な構成を示す図である。図１を参照して、電力システム１は、電力系統ＰＧと、マイクログリッドＭＧと、サーバ１００，２００と、ＤＥＲ群５００と、受変電設備５０１とを含む。

サーバ１００は、マイクログリッドＭＧの需給を管理するコンピュータである。サーバ１００は、マイクログリッドＭＧの管理者に帰属する。サーバ１００は、ＣＥＭＳ（Community ＥＭＳ）サーバに相当する。マイクログリッドＭＧは、１つの街（たとえば、スマートシティ）全体に電力を供給する電力網である。マイクログリッドＭＧにおいて複数のＤＥＲをネットワーク化するための電力線は、自営電力線であってもよい。マイクログリッドＭＧは、電力系統ＰＧに並列及び解列可能に構成される。マイクログリッドＭＧは、本開示に係る「電力網」の一例に相当する。

受変電設備５０１は、マイクログリッドＭＧの連系点（受電点）に設けられ、電力系統ＰＧとマイクログリッドＭＧとの並列（接続）／解列（切離し）を切替え可能に構成される。マイクログリッドＭＧが電力系統ＰＧと接続された状態で連系運転しているときには、受変電設備５０１は、電力系統ＰＧから交流電力を受電し、受電した電力を降圧してマイクログリッドＭＧへ供給する。マイクログリッドＭＧが電力系統ＰＧから切り離された状態で自立運転しているときには、電力系統ＰＧからマイクログリッドＭＧへの電力供給は行なわれない。受変電設備５０１は、高圧側（一次側）の開閉装置（たとえば、区分開閉器、断路器、遮断器、及び負荷開閉器）、変圧器、保護リレー、計測機器、及び制御装置を含んで構成される。サーバ１００は、マイクログリッドＭＧに関する情報（たとえば、電力波形）を受変電設備５０１から受信するとともに、受変電設備５０１へ並列／解列を指示するように構成される。

サーバ２００は、電力系統ＰＧの需給を管理するコンピュータである。電力系統ＰＧは、図示しない発電所及び送配電設備によって構築される電力網である。この実施の形態では、電力会社が発電事業者及び送配電事業者を兼ねる。電力会社は、一般送配電事業者に相当し、電力系統ＰＧ（商用電力系統）を保守及び管理する。電力会社は、電力系統ＰＧの管理者に相当する。サーバ２００は、電力会社に帰属する。

サーバ１００は、サーバ２００及びＤＥＲ群５００の各々と通信可能に構成される。通信プロトコルは、ＯｐｅｎＡＤＲであってもよい。ＤＥＲ群５００は、マイクログリッドＭＧに電気的に接続可能な複数のＤＥＲを含む。サーバ１００は、ＤＥＲ群５００に含まれる複数のＤＥＲを管理するように構成される。サーバ１００は、サーバ２００から電力系統ＰＧの需給調整を要請されたときに、ＤＥＲ群５００に対してＤＲ（デマンドレスポンス）を実施してもよい。また、サーバ１００は、需給調整市場の要請に応じてＤＥＲ群５００に対してＤＲを実施してもよい。また、サーバ１００は、マイクログリッドＭＧの需給調整を行なうために、ＤＥＲ群５００に対してＤＲを実施してもよい。

ＤＥＲ群５００に含まれる複数のＤＥＲはマイクログリッドＭＧを介して相互に電気的に接続されている。ＤＥＲ群５００は、ＥＶＳＥ（Electric Vehicle Supply Equipment）２０と、住宅３０と、商業施設４０と、工場５０と、ＥＳＳ（Energy Storage System）６０と、ＦＣＳ（Fuel Cell System）７０と、水素ステーション８０と、自然変動電源９１と、発電機９２とを含む。これらの各々が、ＤＥＲとして機能し得る。

ＤＥＲ群５００は、ＥＶ（Electric Vehicle）１１とＦＣＶ（Fuel Cell Vehicle）１２とをさらに含む。ＥＶＳＥ２０は、車両（たとえば、ＥＶ１１）と電気的に接続された状態でＤＥＲとして機能する。たとえば、ＥＶＳＥ２０の充電コネクタがＥＶ１１のインレットに挿入（プラグイン）されることによって、ＥＶＳＥ２０とＥＶ１１とが電気的に接続される。図１には、ＥＶ１１及びＦＣＶ１２を１台ずつしか示していないが、ＤＥＲ群５００に含まれる車両の数は任意であり、１０台以上であってもよいし、１００台以上であってもよい。ＤＥＲ群５００は、ＰＯＶを含んでもよいし、ＭａａＳ車両を含んでもよい。ＰＯＶは、個人が所有する車両である。ＭａａＳ車両は、ＭａａＳ（Mobility as a Service）事業者が管理する車両である。

ＤＥＲ群５００に含まれるＥＶＳＥ２０、住宅３０、商業施設４０、工場５０、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、水素ステーション８０、自然変動電源９１、及び発電機９２の各々の数も任意である。この実施の形態では、１つの街の中に、ＥＶＳＥ２０、住宅３０、商業施設４０、工場５０、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、水素ステーション８０、自然変動電源９１、及び発電機９２の各々が多数設けられている。

ＥＶ１１は蓄電装置Ｂ１を備える。蓄電装置Ｂ１は、車両外部の給電設備（たとえば、ＥＶＳＥ２０）に接続可能に構成される。蓄電装置Ｂ１に蓄えられた電力は、ＥＶ１１の走行用モータ（図示せず）を駆動するために使用されたり、ＥＶ１１に搭載された機器で消費されたりする。ＦＣＶ１２は、発電装置Ｈ２と、蓄電装置Ｂ２とを備える。発電装置Ｈ２は、水素を貯留する水素タンクと、水素と酸素との化学反応によって発電する燃料電池と（いずれも図示せず）を含む。燃料電池は、水素タンクから供給される水素を使って発電を行なう。発電装置Ｈ２によって発電された電力は、ＦＣＶ１２の走行用モータ（図示せず）を駆動するために使用されたり、ＦＣＶ１２に搭載された機器で消費されたり、蓄電装置Ｂ２に蓄えられたりする。ＦＣＶ１２のユーザは、街の中に設置された水素ステーション８０で水素を補給できる。また、ＥＶ１１及びＦＣＶ１２はそれぞれ、ＥＣＵ（Electronic Control Unit）１１ａ及び１２ａと、サーバ１００と無線通信を行なうための通信装置１１ｂ及び１２ｂとを備える。

ＥＳＳ６０は、マイクログリッドＭＧに対して充放電可能に構成される定置式の蓄電装置である。ＥＳＳ６０としては、リチウムイオン電池、鉛蓄電池、ニッケル水素電池、レドックスフロー電池、又はＮＡＳ（ナトリウム硫黄）電池が採用されてもよい。

ＦＣＳ７０は、水素と酸素との化学反応によって発電する定置式の燃料電池７１と、水素タンク７２と、水素生成装置７３とを含む。燃料電池７１は水素タンク７２と接続され、水素タンク７２は水素生成装置７３と接続されている。燃料電池７１は、水素タンク７２から供給される水素を使って発電し、発電した電力をマイクログリッドＭＧに対して供給するように構成される。水素生成装置７３は、水素を生成し、生成した水素を水素タンク７２へ供給する。水素生成方法としては任意の方法を採用可能である。たとえば、水素生成装置７３において、副生水素法、水分解法、化石燃料改質法、バイオマス改質法、又はＩＳ（ヨウ素／硫黄）プロセスのような公知の方法が採用されてもよい。水素生成装置７３は、マイクログリッドＭＧから供給される電力を用いて、水素を生成するように構成される。

ＤＥＲ群５００は、街に整備されたインフラストラクチャとして、複数のＥＶＳＥ２０及び複数の水素ステーション８０を含む。マイクログリッドＭＧとＥＶＳＥ２０とは電力授受可能に接続されている。水素ステーション８０は、基本的には、ＦＣＳ７０と同様の構成を有する。すなわち、水素ステーション８０は、定置式の燃料電池、水素タンク、及び水素生成装置を含む。そして、水素ステーション８０は、マイクログリッドＭＧから供給される電力を用いて、水素を生成するように構成される。ただし、水素ステーション８０は、ＦＣＶ１２に水素を供給可能に構成される。

ＥＶＳＥ２０及び水素ステーション８０の各々は、車両ユーザが所定の認証を行なうことによって利用できる公共の設備である。認証の方式は、充電カード方式であってもよいし、通信による認証（たとえば、Plug and Charge）であってもよい。ＥＶ１１のユーザは、ＥＶ１１をケーブルを介してＥＶＳＥ２０につないだ後、ＥＶ１１及びＥＶＳＥ２０の少なくとも一方を操作することにより、ＥＶＳＥ２０からＥＶ１１へ電力を供給することができる。ＦＣＶ１２のユーザは、ＦＣＶ１２をケーブルを介して水素ステーション８０につないだ後、ＦＣＶ１２及び水素ステーション８０の少なくとも一方を操作することにより、水素ステーション８０からＦＣＶ１２へ水素を供給することができる。サーバ１００とＥＶＳＥ２０及び水素ステーション８０の各々とは、通信可能に構成されている。サーバ１００は、上記の認証により、ＥＶＳＥ２０及び水素ステーション８０を利用するユーザを特定することができる。

ＤＥＲ群５００は、複数の住宅３０（たとえば、街に住む人々の家）を含む。マイクログリッドＭＧは、複数の住宅３０に電力を供給するように構成される。住宅３０は、各種の家庭用電気機械器具（たとえば、照明器具、空調設備、調理器具、情報機器、テレビ、冷蔵庫、及び洗濯機）を含む。さらに、住宅３０は、充放電器（たとえば、家庭用ＥＶＳＥ）と、自然変動電源（たとえば、屋根に設置される太陽光パネル）と、ＥＳＳと、ＦＣＳと、コージェネレーションシステム（たとえば、自家発電時に発生する熱を利用した給湯機、又はヒートポンプ給湯機）との少なくとも１つを備えてもよい。住宅３０におけるエネルギーの需給は、たとえば図示しないＨＥＭＳ（HOME ＥＭＳ）によって管理されている。この実施の形態では、サーバ１００と各住宅３０とがＨＥＭＳを介して通信する。マイクログリッドＭＧと各住宅３０とは電力授受可能に接続されている。

ＤＥＲ群５００は、複数の商業施設４０を含む。商業施設４０は、たとえば、オフィスビルと、商店とを含む。商店の例としては、デパート、ショッピングセンタ、スーパーマーケット、又はコンビニエンスストアが挙げられる。商業施設４０に含まれる各施設におけるエネルギーの需給は、たとえば図示しないＢＥＭＳ（Building ＥＭＳ）によって管理されている。ＢＥＭＳは、施設ごと個別にエネルギーの需給を管理してもよいし、複数の施設におけるエネルギーの需給をまとめて管理してもよい。この実施の形態では、サーバ１００がＢＥＭＳを介して商業施設４０と通信する。商業施設４０に含まれる各施設とマイクログリッドＭＧとは電力授受可能に接続されている。

ＤＥＲ群５００は、複数の工場５０を含む。工場５０は、たとえば自動車製造工場であってもよいし、他の工場であってもよい。工場５０は、たとえば、生産ラインと、空調用の集中熱源とを含む。また、工場５０は、自然変動電源（たとえば、太陽光発電設備又は風力発電設備）と、発電機（たとえば、ガスタービン発電機又はディーゼル発電機）と、コージェネレーションシステムとの少なくとも１つを備えてもよい。工場５０におけるエネルギーの需給は、たとえば図示しないＦＥＭＳ（Factory ＥＭＳ）によって管理されている。この実施の形態では、サーバ１００と各工場５０とがＦＥＭＳを介して通信する。マイクログリッドＭＧと各工場５０とは電力授受可能に接続されている。

ＤＥＲ群５００は、複数の自然変動電源９１を含む。自然変動電源９１は、気象条件によって発電出力が変動する電源であり、発電した電力をマイクログリッドＭＧへ出力する。マイクログリッドＭＧは、自然変動電源９１から電力の供給を受けるように構成される。自然変動電源９１によって発電された電力は、変動性再生可能エネルギー（ＶＲＥ）に相当する。自然変動電源９１は、たとえば太陽光発電設備及び風力発電設備を含む。

ＤＥＲ群５００は、複数の発電機９２を含む。発電機９２は、化石燃料を用いて発電する定置式の発電機である。発電機９２は、たとえばガスタービン発電機又はディーゼル発電機であってもよい。発電機９２は、非常用の電源として使用されてもよい。

サーバ１００は、プロセッサ１１０と、記憶装置１２０と、通信装置１３０とを含んで構成される。プロセッサ１１０は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）であってもよい。記憶装置１２０は、各種情報を保存可能に構成される。記憶装置１２０には、プロセッサ１１０に実行されるプログラムのほか、プログラムで使用される情報（たとえば、マップ、数式、及び各種パラメータ）が記憶されている。通信装置１３０は、各種通信Ｉ／Ｆ（インターフェース）を含む。サーバ１００は、通信装置１３０を通じて外部と通信するように構成される。

サーバ１００は、マイクログリッドＭＧに接続されるＤＥＲ群５００を制御することにより、ＤＥＲ群５００をＶＰＰ（仮想発電所）として機能させる。より具体的には、サーバ１００は、ＩｏＴ（モノのインターネット）を利用したエネルギーマネジメント技術により、ＤＥＲ群５００を遠隔・統合制御することによってあたかも１つの発電所のように機能させる。

図２は、サーバ１００の構成要素を機能別に示す機能ブロック図である。図１とともに図２を参照して、サーバ１００は、損失取得部１１１と、選定部１１２と、貯蔵制御部１１３と、情報管理部１１４とを含む。たとえば、図１に示したプロセッサ１１０と、プロセッサ１１０により実行される記憶装置１２０内のプログラムとによって、上記各部が具現化される。ただしこれに限られず、これら各部は、専用のハードウェア（電子回路）によって具現化されてもよい。この実施の形態に係るサーバ１００は、本開示に係る「サーバ」の一例に相当する。

サーバ１００は、通信装置１３０を通じて、携帯端末１０及びＤＥＲの各々と通信するように構成される。

各車両（ＥＶ１１及びＦＣＶ１２を含む）のユーザは、携帯端末１０を携帯している。図２には、１つの携帯端末１０のみを示しているが、携帯端末１０は各車両ユーザに携帯される。この実施の形態では、携帯端末１０として、タッチパネルディスプレイを具備するスマートフォンを採用する。ただしこれに限られず、携帯端末１０としては、任意の携帯端末を採用可能であり、タブレット端末、ウェアラブルデバイス（たとえば、スマートウォッチ）、又は電子キーなども採用可能である。携帯端末１０には所定のアプリケーションソフトウェア（以下、単に「アプリ」と称する）がインストールされており、携帯端末１０は、そのアプリを通じてサーバ１００と情報のやり取りを行なうように構成される。ユーザは、携帯端末１０を操作することにより、車両の走行計画をサーバ１００へ送信することができる。車両の走行計画の例としては、ＰＯＶの運転計画（たとえば、出発時刻、行き先、及び到着時刻）、又はＭａａＳ車両の運行計画が挙げられる。

ＤＥＲ群５００に含まれる各ＤＥＲは、発電型ＤＥＲと蓄電型ＤＥＲと負荷型ＤＥＲとに大別される。

発電型ＤＥＲでは、自然エネルギー（たとえば、太陽光又は風力）又は燃料（たとえば、軽油、天然ガス、又は水素）を用いて発電機が発電を行ない、発電された電力が電力変換回路を経てマイクログリッドＭＧへ出力される。蓄電型ＤＥＲでは、蓄電装置とマイクログリッドＭＧとの間での電力のやり取りが電力変換回路を介して行なわれる。各ＤＥＲにおける電力変換回路は、サーバ１００からの制御信号に従って動作し、所定の電力変換を行なうように構成される。電力変換回路はインバータ及びコンバータの少なくとも一方を含んでもよい。また、電力変換回路は、ＤＥＲとマイクログリッドＭＧとの接続／遮断を切り替えるリレーを含んでもよい。

たとえば、図１に示したＤＥＲ群５００において、ＥＳＳ６０は蓄電型ＤＥＲとして機能する。また、ＦＣＳ７０、自然変動電源９１、及び発電機９２の各々は、発電型ＤＥＲとして機能する。自然変動電源９１の発電電力は基本的には気象条件によって決まるが、自然変動電源９１の発電出力を制限することは可能である。

ＥＶ１１は蓄電型ＤＥＲとして機能する。ＥＶ１１は、マイクログリッドＭＧと接続される蓄電装置Ｂ１の充放電を行なうことによって蓄電型ＤＥＲとして機能する。ＦＣＶ１２は、発電型ＤＥＲとして機能する。ＦＣＶ１２は、発電装置Ｈ２によって発電した電力をマイクログリッドＭＧへ出力することによって発電型ＤＥＲとして機能する。また、ＦＣＶ１２は、蓄電型ＤＥＲとして機能するように構成されてもよい。蓄電装置Ｂ２の容量及び充放電性能が十分であれば、ＦＣＶ１２は蓄電型ＤＥＲとしても機能し得る。電力変換回路は、車両（ＥＶ１１、ＦＣＶ１２）に搭載されてもよいし、ＥＶＳＥ２０に搭載されてもよい。たとえば、車両からＤＣ方式のＥＶＳＥ２０へ直流電力が出力され、ＥＶＳＥ２０に内蔵されるインバータによってＤＣ／ＡＣ変換が行なわれてもよい。また、車両が備える蓄電装置から放電される電力に対して車載インバータがＤＣ／ＡＣ変換を行ない、変換後の交流電力が車両からＡＣ方式のＥＶＳＥへ出力されてもよい。

図２には示していないが、マイクログリッドＭＧの電力を消費する電気機器も、ＤＥＲ（負荷型ＤＥＲ）として機能し得る。マイクログリッドＭＧと接続される電気機器の電力負荷が大きくなるほどマイクログリッドＭＧの電力消費量は大きくなる。たとえば、図１に示した住宅３０と商業施設４０と工場５０との各々における需要家は、電気機器の電力負荷を調整することによって、マイクログリッドＭＧの需給調整を行なうことができる。マイクログリッドＭＧと接続される電気機器の電力消費が抑制されたとき、電気機器はマイクログリッドＭＧに対して発電機と同様の働きをする。すなわち、電気機器（負荷型ＤＥＲ）は仮想的な発電機（電源）として機能し得る。

情報管理部１１４は、サーバ１００に登録された各ユーザの情報（以下、「ユーザ情報」とも称する）と、サーバ１００に登録された各車両の情報（以下、「車両情報」とも称する）と、サーバ１００に登録された各定置式ＤＥＲの情報（以下、「リソース情報」とも称する）とを管理するように構成される。ユーザ情報、車両情報、リソース情報は、それぞれユーザごと、車両ごと、ＤＥＲごとに識別情報（ＩＤ）で区別されて記憶装置１２０に記憶されている。

車両情報は、車両スペックと、車両の位置と、入出力電力と、エネルギー残量と、走行計画とを含む。ＥＶ１１のエネルギー残量は、蓄電装置Ｂ１のＳＯＣ（State Of Charge）を含む。ＦＣＶ１２のエネルギー残量は、発電装置Ｈ２の水素タンク内の水素残量を含む。

車両情報には、エネルギー損失を求めるための損失情報がさらに含まれる。ＥＶ１１の損失情報は、蓄電装置Ｂ１の自己放電率（すなわち、放置中の蓄電装置から単位時間あたりに放出される電力量を示す情報）と、蓄電装置Ｂ１のＳＯＣ／温度／抵抗マップ（すなわち、ＳＯＣと温度と電気抵抗との関係を示すマップ）とを含む。詳細は後述するが、損失取得部１１１は、蓄電装置Ｂ１のＳＯＣ／温度／抵抗マップを参照して、ＥＶ１１に余剰電力を貯蔵した場合に生じる入出力損失を予測する。また、蓄電装置Ｂ１の自己放電率は、ＥＶ１１の貯留損失を求めるために使用される。ＦＣＶ１２の損失情報は、ＦＣＶ１２の水素／電力変換効率（すなわち、水素から電力を生成する際に失われるエネルギーの割合を示す情報）を含む。電力システム１が車種の異なる複数のＦＣＶを含む場合には、各ＦＣＶの水素／電力変換効率は、電力システム１に含まれる複数のＦＣＶの平均的な水素／電力変換効率であってもよい。詳細は後述するが、損失取得部１１１は、ＦＣＶ１２の水素／電力変換効率を参照して、水素ステーション８０に余剰電力を貯蔵した場合に生じる出力損失を予測する。

車両の位置及び状態（たとえば、蓄電装置の温度、入出力電力、及びエネルギー残量）は、各車両に搭載された各種センサによって取得され、各車両からサーバ１００へ送信される。各車両は、所定周期で最新の車両の位置及び状態を逐次送信してもよいし、蓄積したデータを所定タイミングで（たとえば、走行終了時に）まとめて送信してもよい。走行計画は、携帯端末１０からサーバ１００へ送信される。ただし、サーバ１００が車両の履歴データから車両の走行計画を予測してもよい。上記自己放電率、ＳＯＣ／温度／抵抗マップ、及び水素／電力変換効率は、予め実験又はシミュレーションによって求められて記憶装置１２０に記憶されてもよい。

サーバ１００には、ＥＶＳＥ２０と、住宅３０と、商業施設４０と、工場５０と、ＥＳＳ６０と、ＦＣＳ７０と、水素ステーション８０と、自然変動電源９１と、発電機９２とが、定置式ＤＥＲとして登録されている。リソース情報は、各定置式ＤＥＲの位置、スペック、及び入出力電力を含む。ＥＶＳＥ２０及び水素ステーション８０の各々のリソース情報には、車両接続の有無がさらに含まれる。また、ＥＶ１１と接続されたＥＶＳＥ２０と、ＥＳＳ６０と、ＦＣＳ７０と、水素ステーション８０との各々のリソース情報には、エネルギー残量がさらに含まれる。ＥＶ１１と接続されたＥＶＳＥ２０のエネルギー残量は、蓄電装置Ｂ１のＳＯＣである。ＥＳＳ６０のエネルギー残量は、ＥＳＳ６０のＳＯＣである。ＦＣＳ７０及び水素ステーション８０の各々のエネルギー残量は、水素タンク内の水素残量である。サーバ１００は、各定置式ＤＥＲとの通信により、各定置式ＤＥＲの状態（たとえば、入出力電力及びエネルギー残量）を取得できる。

ＥＳＳ６０とＦＣＳ７０と水素ステーション８０との各々のリソース情報には、エネルギー損失を求めるための損失情報がさらに含まれる。ＥＳＳ６０の損失情報は、ＥＳＳ６０の自己放電率と、ＥＳＳ６０のＳＯＣ／温度／抵抗マップとを含む。また、ＦＣＳ７０の損失情報は、水素タンク７２の水素漏れ率（すなわち、放置中の水素タンクから単位時間あたりに放出される水素の量を電力量に換算して示す情報）と、水素生成装置７３の電力／水素変換効率（すなわち、電力から水素を生成する際に失われるエネルギーの割合を示す情報）と、燃料電池７１の水素／電力変換効率とを含む。水素ステーション８０の損失情報は、水素タンクの水素漏れ率と、水素生成装置の電力／水素変換効率とを含む。

ユーザ情報には、ユーザが携帯する携帯端末１０の通信アドレスと、ユーザに帰属する車両の車両ＩＤと、ユーザに帰属する定置式ＤＥＲのリソースＩＤとが含まれる。

さらに、情報管理部１１４は、エネルギーマネジメントに関する情報（以下、「ＥＭ情報」とも称する）を管理するように構成される。ＥＭ情報は、時刻で区別されて記憶装置１２０に記憶されている。この実施の形態では、ＥＭ情報が、以下に説明する気象データ及び需要履歴データを含む。

気象データは、地域ごとの気象情報の予測値及び実測値を含む。気象情報は、たとえば、天気、気温、日射強度、及び風力を含む。天気は、たとえば晴れ／曇り／雨／雪のように分類される。情報管理部１１４は、公知の気象サービス（たとえば、気象庁、情報技術企業、又は通信会社等によって提供されるサービス）を利用して、気象情報の予測値及び実測値を取得してもよい。情報管理部１１４は、対象地域及び時刻（測定時刻又は予測時刻）で区別して、気象データを管理する。

需要履歴データは、過去に測定されたマイクログリッドＭＧの毎日の需要電力プロファイル（需要電力の推移）を含んでもよい。需要電力が測定時刻及び気象データ（たとえば、気温）と紐付けられて記憶装置１２０に蓄積されてもよい。情報管理部１１４は、受変電設備５０１から需要電力プロファイルを取得してもよい。マイクログリッドＭＧの需要電力は、受変電設備５０１に設けられた電力計（図示せず）によって測定され、測定時刻と紐付けられて記憶装置１２０に蓄積されてもよい。需要電力プロファイルのデータ間隔は、１０分以下であってもよいし、約３０分であってもよいし、１～３時間であってもよい。需要履歴データは、たとえば過去３年間分のデータを含んでもよいし、より長い年数のデータを含んでもよい。

サーバ１００は、ＤＥＲ群５００を用いて、マイクログリッドＭＧのエネルギーマネジメントを行なうように構成される。図３は、この実施の形態に係るエネルギーマネジメント方法について説明するための図である。図３を参照して、サーバ１００は、たとえば自然変動電源９１の発電によってマイクログリッドＭＧに余剰電力が生じたときに、ＥＶ１１に接続されたＥＶＳＥ２０と、ＥＳＳ６０と、ＦＣＳ７０と、水素ステーション８０との中から、余剰電力の貯蔵先を選択する。以下、ＥＶ１１に接続されたＥＶＳＥ２０を、「ＥＶ－ＥＶＳＥ」と記載する場合がある。ＤＥＲ群５００において、ＥＶ－ＥＶＳＥは、ＥＶＳＥ２０がマイクログリッドＭＧから受電した電力をＥＶ１１の蓄電装置Ｂ１に貯蔵することができる。ＥＳＳ６０は、マイクログリッドＭＧから供給される電力を貯蔵することができる。ＦＣＳ７０及び水素ステーション８０の各々は、マイクログリッドＭＧから供給される電力を水素に変換して水素タンクに貯蔵することができる。この実施の形態では、ＤＥＲ群５００に含まれる、ＥＶ１１と接続されたＥＶＳＥ２０と、ＥＳＳ６０と、ＦＣＳ７０と、水素ステーション８０との各々が、本開示に係る「電力貯蔵リソース」の一例に相当する。

再び図１とともに図２を参照して、損失取得部１１１は、ＤＥＲ群５００に含まれるＥＶ－ＥＶＳＥ、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、及び水素ステーション８０の各々について、当該ＤＥＲにエネルギーを貯蔵した場合に生じるエネルギー損失を取得するように構成される。損失取得部１１１によって取得されるエネルギー損失は、全体損失である。ＤＥＲにエネルギーを貯蔵すると、ＤＥＲがエネルギーを貯留しているときにエネルギー損失（すなわち、貯留損失）が生じる。また、ＤＥＲにエネルギーを貯蔵すると、ＤＥＲに対するエネルギーの入出力時にエネルギー損失（すなわち、入出力損失）が生じる。全体損失は、貯留損失と入出力損失との総和である。

この実施の形態では、損失取得部１１１が、マイクログリッドＭＧに余剰電力が生じたときに、ＤＥＲ群５００に含まれるＥＶ－ＥＶＳＥ、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、及び水素ステーション８０の各々について貯留期間を予測するように構成される。損失取得部１１１によって予測される貯留期間は、ＤＥＲに余剰電力を貯蔵した場合に余剰電力が当該ＤＥＲに貯留する期間である。貯留期間が長くなるほど貯留損失は大きくなる。

損失取得部１１１は、予測された貯留期間を用いて、ＥＶ－ＥＶＳＥ、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、及び水素ステーション８０の各々の貯留損失を取得するように構成される。損失取得部１１１は、記憶装置１２０内の損失情報を用いて、ＥＶ－ＥＶＳＥ、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、及び水素ステーション８０の各々の入出力損失を取得するように構成される。そして、損失取得部１１１は、貯留損失と入出力損失とを加算することにより、ＥＶ－ＥＶＳＥ、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、及び水素ステーション８０の各々の全体損失を求めるように構成される。

選定部１１２は、上記のようにして予測された全体損失を用いて、ＤＥＲ群５００の中から、余剰電力を貯蔵するためのＤＥＲを選定するように構成される。より具体的には、選定部１１２は、余剰電力を貯蔵するためのＤＥＲを、全体損失が小さいＤＥＲから順に選定するように構成される。

貯蔵制御部１１３は、選定部１１２により選定された１以上のＤＥＲに余剰電力を貯蔵するように、ＤＥＲ群５００を制御する。貯蔵制御部１１３は、たとえば、選定部１１２により選定されたＤＥＲのみにマイクログリッドＭＧの余剰電力が貯蔵されるように、ＤＥＲ群５００に含まれる各ＤＥＲの電力変換回路を制御する。

図４は、サーバ１００によって実行されるエネルギーマネジメントに係る処理について説明するためのフローチャートである。このフローチャートに示される処理は、たとえば所定周期で繰り返し実行される。

図１及び図２とともに図４を参照して、ステップ（以下、単に「Ｓ」と表記する）１１では、マイクログリッドＭＧに余剰電力が生じたか否かを、選定部１１２が判断する。たとえば、気象条件に依存する自然変動電源９１の発電出力が大きくなると、マイクログリッドＭＧの供給電力がマイクログリッドＭＧの需要電力を上回ることがある。Ｓ１１においてＮＯ（余剰電力は生じていない）と判断されている間は、Ｓ１１の処理が繰り返される。他方、Ｓ１１においてＹＥＳ（余剰電力が生じた）と判断されると、処理は次のステップ（Ｓ１２）に進む。

Ｓ１２では、以下に説明する図５に示す処理が実行される。図５は、サーバ１００によって実行されるＤＥＲの選定に係る処理を示すフローチャートである。図１及び図２とともに図５を参照して、損失取得部１１１は、Ｓ２１～Ｓ２４の処理により、ＤＥＲ群５００に含まれるＥＶ－ＥＶＳＥ、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、及び水素ステーション８０の各々の全体損失を取得する。

Ｓ２１では、損失取得部１１１が、ＤＥＲ群５００に含まれるＥＶ－ＥＶＳＥ、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、及び水素ステーション８０の各々について貯留期間を予測する。図６は、貯留期間を予測する処理（Ｓ２１）について説明するための図である。

図１及び図２とともに図６を参照して、損失取得部１１１は、ＥＶ１１の走行計画を用いて、ＥＶ－ＥＶＳＥの貯留期間を予測する。ＥＶ１１が備える蓄電装置Ｂ１に貯蔵された電力は、ＥＶ１１が走行を開始することによって、走行のために放出される可能性が高い。この実施の形態に係る損失取得部１１１は、現時点（すなわち、マイクログリッドＭＧに余剰電力が生じたタイミング）からＥＶ１１の走行が開始されるまでの期間を、ＥＶ－ＥＶＳＥの貯留期間とする。

損失取得部１１１は、ＦＣＶ１２の水素残量及び走行計画を用いて、ＦＣＶ１２の水素補給タイミングを予測し、予測された水素補給タイミングを用いて、水素ステーション８０の貯留期間を予測する。ＦＣＶ１２は、走行によって水素を消費し、発電装置Ｈ２の水素タンク内の水素残量が少なくなると、水素ステーション８０で水素を補給すると考えられる。このため、損失取得部１１１は、ＦＣＶ１２の水素残量及び走行計画を用いて、ＦＣＶ１２の水素補給タイミング（すなわち、ＦＣＶ１２が水素ステーション８０で水素を補給するタイミング）を予測することができる。水素ステーション８０に貯蔵された水素は、ＦＣＶ１２に水素を供給するために放出される。この実施の形態に係る損失取得部１１１は、現時点からＦＣＶ１２の水素補給タイミングまでの期間を、水素ステーション８０の貯留期間とする。

損失取得部１１１は、マイクログリッドＭＧの供給十分期間（すなわち、マイクログリッドＭＧに余剰電力が生じてからマイクログリッドＭＧの需要電力が供給電力を上回るまでの期間）を予測し、予測された供給十分期間を用いて、ＥＳＳ６０及びＦＣＳ７０の各々の貯留期間を取得する。ＥＳＳ６０及びＦＣＳ７０の各々に貯蔵されたエネルギーは、マイクログリッドＭＧの需要電力が供給電力を上回ったときに、需要を賄うために放出される可能性が高い。このため、ＥＳＳ６０及びＦＣＳ７０の各々の貯留期間は、上記供給十分期間が長くなるほど、長くなると考えられる。この実施の形態では、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０が、それぞれ本開示に係る「定置式の蓄電装置」、「定置式の燃料電池」の一例に相当する。

損失取得部１１１は、気象データと需要履歴データとを用いて、マイクログリッドＭＧの翌日の需要電力プロファイル（需要電力の推移）を予測する。たとえば、損失取得部１１１は、需要履歴データ（たとえば、前年同時期の需要電力）を用いて、マイクログリッドＭＧの翌日の需要電力プロファイルを予測することができる。さらに、損失取得部１１１は、気象データ（たとえば、気温の予測値）を用いて空調設備の稼働状況を予測してもよい。そして、損失取得部１１１は、需要履歴データから予測したマイクログリッドＭＧの翌日の需要電力プロファイルを、予測された空調設備の稼働状況に基づいて補正してもよい。たとえば、翌日の気温が前年同時期の気温よりも高く、暖房のために空調設備を稼働する住宅３０、商業施設４０、及び工場５０が多くなると予想される場合には、損失取得部１１１は、マイクログリッドＭＧの翌日の需要電力の予測値を大きくする側に補正してもよい。損失取得部１１１は、１週間単位の気象予測（たとえば、梅雨明け）と数ヶ月単位の気象予測（たとえば、冷夏）との少なくとも一方を用いて、需要予測を行なってもよい。

損失取得部１１１は、気象データ（たとえば、天気、日射強度、及び風力）を用いて、自然変動電源９１の翌日の発電電力プロファイル（発電電力の推移）を予測する。たとえば、損失取得部１１１は、天気予報と日射強度の予測値とを用いて、自然変動電源９１による翌日の太陽光発電電力プロファイルを予測することができる。また、損失取得部１１１は、天気予報と風力の予測値とを用いて、自然変動電源９１による翌日の風力発電電力プロファイルを予測することができる。

損失取得部１１１は、上記のように予測される翌日の需要電力プロファイル及び発電電力プロファイルを用いて、マイクログリッドＭＧの需要電力が供給電力を上回るタイミングを予測してもよい。マイクログリッドＭＧの供給電力が需要電力を上回る状態が翌々日まで続く場合には、損失取得部１１１は、より未来の予測データ（たとえば、翌々日の需要電力プロファイル及び発電電力プロファイル）も用いて、マイクログリッドＭＧの需要電力が供給電力を上回るタイミングを予測してもよい。

損失取得部１１１は、上記のように予測されるマイクログリッドＭＧの供給十分期間を、ＥＳＳ６０及びＦＣＳ７０の各々の貯留期間とする。

再び図１及び図２とともに図５を参照して、Ｓ２２では、損失取得部１１１が、Ｓ２１で予測された貯留期間と、記憶装置１２０内の損失情報とを用いて、ＥＶ－ＥＶＳＥ、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、及び水素ステーション８０の各々の貯留損失Ｒａを取得する。Ｓ２３では、損失取得部１１１が、記憶装置１２０内の損失情報を用いて、ＥＶ－ＥＶＳＥ、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、及び水素ステーション８０の各々の入出力損失Ｒｂを取得する。Ｓ２４では、損失取得部１１１が、貯留損失Ｒａと入出力損失Ｒｂとを加算することにより、ＥＶ－ＥＶＳＥ、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、及び水素ステーション８０の各々の全体損失Ｒｔを取得する。

より具体的には、損失取得部１１１は、記憶装置１２０から損失情報（蓄電装置Ｂ１の自己放電率を含む）を取得し、蓄電装置Ｂ１の自己放電率とＥＶ１１の貯留期間との積がＥＶ－ＥＶＳＥの貯留損失Ｒａであると予測する（Ｓ２２）。損失取得部１１１は、記憶装置１２０から損失情報（ＳＯＣ／温度／抵抗マップを含む）を取得し、蓄電装置Ｂ１のＳＯＣ／温度／抵抗マップを用いて、蓄電装置Ｂ１のＳＯＣ及び温度に対応する蓄電装置Ｂ１の電気抵抗を求める。損失取得部１１１は、式「入力損失＝Ｉ_ｉｎ×Ｉ_ｉｎ×Ｒ_ｉｎ」（Ｉ_ｉｎ：入力電流、Ｒ_ｉｎ：入力時の電気抵抗）に従ってＥＶ－ＥＶＳＥの入力損失を求めるとともに、式「出力損失＝Ｉ_ｏｕｔ×Ｉ_ｏｕｔ×Ｒ」（Ｉ_ｏｕｔ：出力電流、Ｒ_ｏｕｔ：出力時の電気抵抗）に従ってＥＶ－ＥＶＳＥの出力損失を求める。Ｉ_ｉｎ及びＩ_ｏｕｔの各々は、所定値であってもよいし、過去の入出力データにおける平均値であってもよい。損失取得部１１１は、上記のようにして得た入力損失と出力損失との和がＥＶ－ＥＶＳＥの入出力損失Ｒｂであると予測する（Ｓ２３）。そして、損失取得部１１１は、上記のようにして得たＥＶ－ＥＶＳＥの貯留損失Ｒａと入出力損失Ｒｂとの和がＥＶ－ＥＶＳＥの全体損失Ｒｔであると予測する（Ｓ２４）。

損失取得部１１１は、上述したＥＶ－ＥＶＳＥと同様に、ＥＳＳ６０の自己放電率とＥＳＳ６０の貯留期間との積がＥＳＳ６０の貯留損失Ｒａであると予測する（Ｓ２２）。また、損失取得部１１１は、ＥＶ－ＥＶＳＥと同様の方法により、ＥＳＳ６０の入力損失及び出力損失を求める。損失取得部１１１は、得られた入力損失と出力損失との和がＥＳＳ６０の入出力損失Ｒｂであると予測する（Ｓ２３）。そして、損失取得部１１１は、上記のように得たＥＳＳ６０の貯留損失Ｒａと入出力損失Ｒｂとの和がＥＳＳ６０の全体損失Ｒｔであると予測する（Ｓ２４）。

損失取得部１１１は、記憶装置１２０から損失情報（水素漏れ率を含む）を取得し、水素タンク７２の水素漏れ率とＦＣＳ７０の貯留期間との積がＦＣＳ７０の貯留損失Ｒａであると予測する（Ｓ２２）。なお、水素漏れ率は自己放電率よりも小さい。損失取得部１１１は、水素生成装置７３の電力／水素変換効率を用いてＦＣＳ７０の入力損失を求める。損失取得部１１１は、燃料電池７１の水素／電力変換効率を用いてＦＣＳ７０の出力損失を求める。損失取得部１１１は、得られた入力損失と出力損失との和がＦＣＳ７０の入出力損失Ｒｂであると予測する（Ｓ２３）。そして、損失取得部１１１は、上記のように得たＦＣＳ７０の貯留損失Ｒａと入出力損失Ｒｂとの和がＦＣＳ７０の全体損失Ｒｔであると予測する（Ｓ２４）。なお、ＦＣＳ７０の入出力損失Ｒｂは、ＥＳＳ６０の入出力損失Ｒｂよりも大きい。

損失取得部１１１は、上述したＦＣＳ７０と同様に、水素ステーション８０の水素タンクの水素漏れ率と、水素ステーション８０の貯留期間との積が、水素ステーション８０の貯留損失であると予測する（Ｓ２２）。損失取得部１１１は、水素ステーション８０の水素生成装置の電力／水素変換効率を用いて、水素ステーション８０の入力損失を求める。損失取得部１１１は、ＦＣＶ１２の水素／電力変換効率を用いて、水素ステーション８０の出力損失を求める。損失取得部１１１は、得られた入力損失と出力損失との和が水素ステーション８０の入出力損失Ｒｂであると予測する（Ｓ２３）。そして、損失取得部１１１は、上記のように得た水素ステーション８０の貯留損失Ｒａと入出力損失Ｒｂとの和が水素ステーション８０の全体損失Ｒｔであると予測する（Ｓ２４）。なお、水素ステーション８０の入出力損失Ｒｂは、ＥＶ－ＥＶＳＥの入出力損失Ｒｂよりも大きい。

貯留損失及び入出力損失の各々を求めるための関係式は上記に限られない。損失取得部１１１は、過去の実績に基づいて関係式を補正してもよい。損失取得部１１１は、機械学習により、統計データ（たとえば、ビッグデータ）に基づいて関係式を逐次更新してもよい。

Ｓ２５では、選定部１１２が、ＤＥＲ群５００に含まれるＥＶ－ＥＶＳＥ、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、及び水素ステーション８０の中から、余剰電力を貯蔵するために必要な数のＤＥＲを選定する。選定部１１２は、Ｓ２１～Ｓ２４の処理により予測された全体損失Ｒｔが小さいＤＥＲから順に選定する。ＥＳＳ６０及びＦＣＳ７０の各々の全体損失Ｒｔは、翌日の天気の影響を受ける。以下、図７及び図８を用いて、ＤＥＲ選定に係る処理について説明する。

図７は、翌日の天気が晴れであるときの各ＤＥＲの全体損失Ｒｔの一例を示す図である。図７を参照して、翌日の天気が晴れである場合には、自然変動電源９１の太陽光発電によってマイクログリッドＭＧの供給電力が大きくなり、ＥＳＳ６０及びＦＣＳ７０の各々の貯留期間が長くなる傾向がある。ＥＳＳ６０の自己放電率は大きいため、余剰電力をＥＳＳ６０に長期間貯留すると、貯留中のＥＳＳ６０の自己放電によって大きなエネルギー損失が生じる傾向がある。一方、ＦＣＳ７０の水素漏れ率は小さいため、余剰電力をＦＣＳ７０に長期間貯留しても、貯留中のエネルギー損失は大きくなりにくい。こうした傾向に基づき、図７に示す例では、ＥＳＳ６０の全体損失ＲｔがＦＣＳ７０の全体損失Ｒｔよりも大きくなっている。

図８は、翌日の天気が曇りであるときの各ＤＥＲの全体損失Ｒｔの一例を示す図である。翌日の天気が曇りである場合には、ＥＳＳ６０及びＦＣＳ７０の各々の貯留期間は、翌日の天気が晴れである場合よりも短くなる傾向がある。このため、余剰電力をＥＳＳ６０に貯留した場合に生じる貯留中のエネルギー損失は小さくなる傾向がある。その一方で、ＦＣＳ７０の入出力損失ＲｂはＥＳＳ６０の入出力損失Ｒｂよりも大きい。このため、図８に示す例では、ＦＣＳ７０の全体損失ＲｔがＥＳＳ６０の全体損失Ｒｔよりも大きくなっている。

図７に示される各ＤＥＲの全体損失Ｒｔは、小さい方から、ＥＶ－ＥＶＳＥ、ＦＣＳ７０、水素ステーション８０、ＥＳＳ６０の順である。このため、図７に示す例では、Ｓ２５における選定の優先順位も、高い方から、ＥＶ－ＥＶＳＥ、ＦＣＳ７０、水素ステーション８０、ＥＳＳ６０の順になる。よって、Ｓ２５において、ＥＶ－ＥＶＳＥはＦＣＳ７０よりも優先的に選ばれ、ＦＣＳ７０は水素ステーション８０よりも優先的に選ばれ、水素ステーション８０はＥＳＳ６０よりも優先的に選ばれる。

図８に示される各ＤＥＲの全体損失Ｒｔは、小さい方から、ＥＳＳ６０、ＥＶ－ＥＶＳＥ、ＦＣＳ７０、水素ステーション８０の順である。このため、図８に示す例では、Ｓ２５における選定の優先順位も、高い方から、ＥＳＳ６０、ＥＶ－ＥＶＳＥ、ＦＣＳ７０、水素ステーション８０の順になる。よって、Ｓ２５において、ＥＳＳ６０はＥＶ－ＥＶＳＥよりも優先的に選ばれ、ＥＶ－ＥＶＳＥはＦＣＳ７０よりも優先的に選ばれ、ＦＣＳ７０は水素ステーション８０よりも優先的に選ばれる。

図７及び図８の各々には、１つのＥＶ－ＥＶＳＥの全体損失Ｒｔのみを示しているが、電力システム１には、複数のＥＶ－ＥＶＳＥが含まれる。全体損失Ｒｔは、ＥＶ－ＥＶＳＥごとに異なる。全体損失Ｒｔが小さいＥＶ－ＥＶＳＥは、Ｓ２５における選定の優先順位が高くなり、全体損失Ｒｔが大きいＥＶ－ＥＶＳＥは、Ｓ２５における選定の優先順位が低くなる。

Ｓ２５の処理が実行されると、図５に示す一連の処理（図４のＳ１２）は終了する。そして、処理は図４のＳ１３に進む。再び図１及び図２とともに図４を参照して、Ｓ１３では、貯蔵制御部１１３が、Ｓ１２で選定されたＤＥＲに余剰電力（詳しくは、Ｓ１１で「発生した」と判断された余剰電力）を貯蔵するように、ＤＥＲ群５００を制御する。貯蔵制御部１１３は、たとえば各ＤＥＲの電力変換回路を制御して、選定されたＤＥＲをマイクログリッドＭＧに接続し、選定されなかったＤＥＲをマイクログリッドＭＧから切り離す。これにより、Ｓ１２で選定されたＤＥＲのみにマイクログリッドＭＧの余剰電力が貯蔵されるようになる。選定された各ＤＥＲに対する貯蔵量は、均等であってもよいし、異なってもよい。貯蔵制御部１１３は、選定の優先順位が高いＤＥＲ（すなわち、全体損失Ｒｔが小さいＤＥＲ）に優先的に電力を貯蔵してもよい。１つのＤＥＲに過剰に電力が貯蔵されることを抑制するために、貯蔵量に上限値が設定されてもよい。Ｓ１３の処理が実行されると、処理は最初のステップ（Ｓ１１）に戻る。

以上説明したように、この実施の形態に係る電力管理方法は、マイクログリッドＭＧに電気的に接続可能な複数のＤＥＲを用いてマイクログリッドＭＧの電力管理を行なう方法であって、図５に示したＳ２１～Ｓ２５を含む。Ｓ２１～Ｓ２４では、マイクログリッドＭＧに余剰電力が生じたときに、サーバ１００が、複数のＤＥＲの各々について、当該ＤＥＲにエネルギーを貯蔵した場合に生じる全体損失Ｒｔ（すなわち、貯留損失及び入出力損失を含むエネルギー損失）を取得する。Ｓ２５では、サーバ１００が、取得された全体損失Ｒｔを用いて、上記複数のＤＥＲの中から、余剰電力を貯蔵するための１以上のＤＥＲを選定する。

上記Ｓ２５では、サーバ１００が、余剰電力を貯蔵した場合に生じるエネルギー損失（貯留損失及び入出力損失を含む）を用いて、余剰電力を貯蔵するためのエネルギー貯蔵リソースを選定する。このため、上記電力管理方法によれば、エネルギー損失が少なくなるように余剰電力を貯蔵することが可能になる。

サーバ１００は、図５に示した処理に代えて、図９に示す処理を実行してもよい。図９は、図５に示した処理の変形例を示すフローチャートである。図９中のＳ２１～Ｓ２５は、図５中のＳ２１～Ｓ２５と同じである。

図１及び図２とともに図９を参照して、Ｓ３１では、ＤＥＲ群５００の中にエネルギー残量不足のＤＥＲが存在するか否かを、選定部１１２が判断する。選定部１１２は、たとえば、各ＤＥＲのエネルギー残量が所定の下限値よりも少ないか否かに基づいて、各ＤＥＲのエネルギー残量が不足しているか否かを判断する。所定の下限値はＤＥＲごとに異なってもよい。

Ｓ３１においてＹＥＳ（存在する）と判断された場合には、選定部１１２は、Ｓ３２において、余剰電力を貯蔵するためのＤＥＲとして、エネルギー残量不足のＤＥＲを選定する。エネルギー残量不足のＤＥＲが複数存在する場合には、それらＤＥＲの全てが選定される。図１０は、エネルギー残量不足のＤＥＲを選定する処理（Ｓ３２）について説明するための図である。図１０を参照して、この例では、ＥＶ－ＥＶＳＥ、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、及び水素ステーション８０のうち、ＥＳＳ６０のエネルギー残量が所定の下限値を下回っている。このため、図９のＳ３２においては、ＥＳＳ６０が選定される。

再び図１及び図２とともに図９を参照して、Ｓ３２の後、処理はＳ３３に進む。Ｓ３３では、余剰電力を貯蔵するためのＤＥＲの選定が完了したか否かを、選定部１１２が判断する。エネルギー残量不足のＤＥＲだけで余剰電力を貯蔵できる場合には、Ｓ３３においてＹＥＳと判断され、図９に示す一連の処理（図４のＳ１２）は終了する。そして、図４のＳ１３において、エネルギー残量不足のＤＥＲに対して均等に余剰電力が貯蔵される。

他方、エネルギー残量不足のＤＥＲだけでは余剰電力を貯蔵できない場合には、Ｓ３３においてＮＯと判断され、処理がＳ３４に進む。また、Ｓ３１においてＮＯ（存在しない）と判断された場合にも、処理がＳ３４に進む。

Ｓ３４では、マイクログリッドＭＧから電力の供給を受ける街の中に、エネルギー残量不足の地域が存在するか否かを、選定部１１２が判断する。Ｓ３４においてＹＥＳ（存在する）と判断された場合には、選定部１１２は、Ｓ３５において、余剰電力を貯蔵するためのＤＥＲの候補を、エネルギー残量不足の地域に存在するＤＥＲに限定する。その後、処理はＳ２１に進む。

図１１は、選定の候補をエネルギー残量不足の地域内のＤＥＲに限定する処理（Ｓ３４及びＳ３５）について説明するための図である。図１及び図２とともに図１１を参照して、この例では、マイクログリッドＭＧから電力の供給を受ける街が４つの地域Ａ～Ｄに区分される。そして、情報管理部１１４が、地域ごとのエネルギー残量を管理するように構成される。この例において、１つの地域のエネルギー残量は、その地域に存在する全てのＤＥＲのエネルギー残量の総和を意味する。選定部１１２は、図９のＳ３４において、各地域のエネルギー残量が所定の下限値よりも少ないか否かに基づいて、各地域のエネルギー残量が不足しているか否かを判断する。所定の下限値は地域ごとに異なってもよい。図１１に示す例では、地域Ａ～Ｄのうち、地域Ｂ及びＤの各々のエネルギー残量が所定の下限値を下回っている。このため、図９のＳ３４においてＹＥＳ（存在する）と判断され、図９のＳ３５において、選定の候補（すなわち、余剰電力を貯蔵するためのＤＥＲの候補）が、地域Ｂ及びＤに存在するＤＥＲに限定される。すなわち、地域Ａ及びＣに存在するＤＥＲは、選定の候補から除外される。これにより、図９のＳ２１～Ｓ２５において、地域Ｂ及びＤに存在するＥＶ－ＥＶＳＥ、ＥＳＳ６０、ＦＣＳ７０、及び水素ステーション８０から、余剰電力を貯蔵するためのＤＥＲが選定されるようになる。

なお、地域Ａ～Ｄの全てのエネルギー残量が所定の下限値以上である場合には、Ｓ３４においてＮＯ（存在しない）と判断される。この場合、選定の候補が限定されることなく、処理がＳ２１に進む。

上記変形例に係る選定部１１２は、ＤＥＲ群５００の中にエネルギー残量不足のＤＥＲが存在する場合（図９のＳ３１にてＹＥＳ）には、余剰電力を貯蔵するためのＤＥＲとして、エネルギー残量不足のＤＥＲを選定し（図９のＳ３２）、ＤＥＲ群５００の中にエネルギー残量不足のＤＥＲが存在しない場合（図９のＳ３１にてＮＯ）には、余剰電力を貯蔵するための１以上のＤＥＲを、余剰電力を貯蔵した場合に生じる全体損失Ｒｔ（すなわち、貯留損失及び入出力損失を含むエネルギー損失）が小さいＤＥＲから順に選定する（図９のＳ２１～Ｓ２５）。こうした構成によれば、ＤＥＲのエネルギー残量が少なくなり過ぎることを抑制できる。

上記変形例に係る選定部１１２は、地域ごとのエネルギー残量を取得する。そして、選定部１１２は、エネルギー残量不足の地域が存在する場合（図９のＳ３４にてＹＥＳ）に、余剰電力を貯蔵するためのＤＥＲの候補を、エネルギー残量不足の地域に存在するＤＥＲに限定する（図９のＳ３５）。こうした構成によれば、エネルギー残量不足の地域に存在するＤＥＲに優先的に余剰電力を貯蔵することができる。これにより、地域のエネルギー残量が少なくなり過ぎることを抑制できる。

上記実施の形態では、車両に貯蔵された余剰電力が車両の走行に使用された場合にも、走行で失われたエネルギーをエネルギー損失として扱っている。しかしこれに限られず、車両の走行で失われたエネルギーは、エネルギー損失ではなく、有効に使用されたエネルギーとして扱ってもよい。すなわち、エネルギー損失は、車両の走行で失われたエネルギーを除いて算出されてもよい。

上記実施の形態では、車両の個体差を考慮して、車両ごとの損失情報をサーバ１００に用意したが、こうした構成は必須ではない。たとえば、車種ごとの平均的なデータを、その車種に該当する車両の損失情報として用いてもよい。サーバ１００は、機械学習により、統計データ（たとえば、ビッグデータ）に基づいて車種ごとの平均的なデータを逐次更新してもよい。

サーバ１００は、他のサーバと連携してＤＥＲ群５００を制御してもよい。ＤＥＲ群５００に含まれるＤＥＲをグループ分けして、グループごとにサーバ（たとえば、グループ内のＤＥＲを管理するサーバ）を設けてもよい。たとえばＥＭＳごとに、ＥＭＳを制御するサーバが設けられてもよい。そして、サーバ１００が、グループごとのサーバを介して、ＤＥＲ群５００を制御してもよい。

エネルギー貯蔵リソースとして採用される車両の構成は、上記実施の形態に示した構成に限られない。たとえば、サーバ１００と無線通信を行なうための通信装置を車両が備えることは必須ではない。また、プラグインハイブリッド車（ＰＨＶ）を、エネルギー貯蔵リソースとして採用してもよい。車両は、非接触充電可能に構成されてもよい。車両は、乗用車に限られず、バス又はトラックであってもよい。車両は、自動運転可能に構成されてもよいし、飛行機能を備えてもよい。車両は、無人で走行可能な車両（たとえば、無人搬送車（ＡＧＶ）又は農業機械）であってもよい。

上記実施の形態では、サーバ及び電力管理方法がＡＣ（交流）グリッドのエネルギーマネジメントに適用されているが、上述のサーバ及び電力管理方法はＤＣ（直流）グリッドのエネルギーマネジメントに適用されてもよい。

今回開示された実施の形態は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施の形態の説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味及び範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

１ 電力システム、１０ 携帯端末、２０ ＥＶＳＥ、３０ 住宅、４０ 商業施設、５０ 工場、６０ ＥＳＳ、７０ ＦＣＳ、７１ 燃料電池、７２ 水素タンク、７３ 水素生成装置、８０ 水素ステーション、９１ 自然変動電源、９２ 発電機、１００，２００ サーバ、１１０ プロセッサ、１１１ 損失取得部、１１２ 選定部、１１３ 貯蔵制御部、１１４ 情報管理部、１２０ 記憶装置、１３０ 通信装置、５００ ＤＥＲ群、５０１ 受変電設備、ＭＧ マイクログリッド、ＰＧ 電力系統。

Claims (11)

1. 複数のエネルギー貯蔵リソースを用いて、電力網のエネルギーマネジメントを行なうサーバであって、
   前記複数のエネルギー貯蔵リソースの各々について、当該エネルギー貯蔵リソースにエネルギーを貯蔵した場合に生じる貯留損失及び入出力損失を含むエネルギー損失を取得する損失取得部と、
   前記電力網に余剰電力が生じたときに、前記余剰電力を貯蔵した場合に生じる前記エネルギー損失を用いて、前記複数のエネルギー貯蔵リソースの中から、前記余剰電力を貯蔵するための１以上のエネルギー貯蔵リソースを選定する選定部と、
   を備える、サーバ。
2. 前記損失取得部は、前記電力網に前記余剰電力が生じたときに、前記複数のエネルギー貯蔵リソースの各々について、当該エネルギー貯蔵リソースに前記余剰電力を貯蔵した場合に前記余剰電力が当該エネルギー貯蔵リソースに貯留する期間である貯留期間を予測し、前記予測された貯留期間を用いて前記貯留損失を取得する、請求項１に記載のサーバ。
3. 前記複数のエネルギー貯蔵リソースは、定置式の蓄電装置と定置式の燃料電池との少なくとも一方を含み、
   前記損失取得部は、前記電力網に前記余剰電力が生じてから前記電力網の需要電力が供給電力を上回るまでの期間である供給十分期間を予測し、前記予測された供給十分期間を用いて、前記定置式の蓄電装置と前記定置式の燃料電池との少なくとも一方の前記貯留期間を取得する、請求項２に記載のサーバ。
4. 前記電力網は、複数の住宅に電力を供給するように構成され、
   前記電力網は、気象条件によって発電出力が変動する自然変動電源から電力の供給を受けるように構成され、
   前記損失取得部は、気象予測情報を用いて、前記電力網の前記需要電力及び前記供給電力を予測する、請求項３に記載のサーバ。
5. 前記複数のエネルギー貯蔵リソースは、車両外部の給電設備に接続可能な蓄電装置を備える車両を含み、
   前記損失取得部は、前記車両の走行計画を用いて、前記車両の前記貯留期間を予測する、請求項２～４のいずれか一項に記載のサーバ。
6. 前記複数のエネルギー貯蔵リソースは、燃料電池車に水素を供給可能に構成される水素ステーションを含み、
   前記損失取得部は、前記燃料電池車の水素残量及び走行計画を用いて、前記燃料電池車の水素補給タイミングを予測し、前記予測された水素補給タイミングを用いて、前記水素ステーションの前記貯留期間を予測する、請求項２～５のいずれか一項に記載のサーバ。
7. 前記選定部は、前記余剰電力を貯蔵するための１以上のエネルギー貯蔵リソースを、前記余剰電力を貯蔵した場合に生じる前記エネルギー損失が小さいエネルギー貯蔵リソースから順に選定する、請求項１～６のいずれか一項に記載のサーバ。
8. 前記選定部は、前記複数のエネルギー貯蔵リソースの中にエネルギー残量不足のエネルギー貯蔵リソースが存在する場合には、前記余剰電力を貯蔵するためのエネルギー貯蔵リソースとして、前記エネルギー残量不足のエネルギー貯蔵リソースを選定し、前記複数のエネルギー貯蔵リソースの中にエネルギー残量不足のエネルギー貯蔵リソースが存在しない場合には、前記余剰電力を貯蔵するための１以上のエネルギー貯蔵リソースを、前記余剰電力を貯蔵した場合に生じる前記エネルギー損失が小さいエネルギー貯蔵リソースから順に選定する、請求項１～６のいずれか一項に記載のサーバ。
9. 前記選定部は、エネルギー残量不足の地域が存在する場合には、前記余剰電力を貯蔵するためのエネルギー貯蔵リソースの候補を、前記エネルギー残量不足の地域に存在するエネルギー貯蔵リソースに限定する、請求項１～８のいずれか一項に記載のサーバ。
10. 前記選定部により選定された１以上のエネルギー貯蔵リソースに前記余剰電力を貯蔵するように、前記複数のエネルギー貯蔵リソースを制御する貯蔵制御部をさらに備える、請求項１～９のいずれか一項に記載のサーバ。
11. 電力網に電気的に接続可能な複数のエネルギー貯蔵リソースを用いて前記電力網の電力管理を行なう方法であって、
    前記電力網に余剰電力が生じたときに、前記複数のエネルギー貯蔵リソースの各々について、当該エネルギー貯蔵リソースにエネルギーを貯蔵した場合に生じる貯留損失及び入出力損失を含むエネルギー損失を取得することと、
    前記取得されたエネルギー損失を用いて、前記複数のエネルギー貯蔵リソースの中から、前記余剰電力を貯蔵するための１以上のエネルギー貯蔵リソースを選定することと、
    を含む、電力管理方法。

Images