WO2014042219A1

WO2014042219A1 - 電力管理方法、電力管理装置およびプログラム

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Publication number: WO2014042219A1
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Inventors: 洋二郎野村
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Abstract

この電力管理方法は、グループ内において、蓄電システムを有している第１の需要家と蓄電システムを有していない第２の需要家とで使用される電力を管理するものであって、（ａ）第１および第２の需要家の負荷電力に関するデータを収集し、当該グループ内の総負荷電力を求めるステップと、（ｂ）総負荷電力がピークカット電力以上であるか否か判定するステップと、（ｃ）ステップ（ｂ）での判定がＹｅｓの場合、［総負荷電力－ピークカット電力］の値が、第１の需要家の負荷電力よりも小さいか否かを判定するステップと、（ｄ）ステップ（ｃ）の判定がＹｅｓの場合に、［総負荷電力－ピークカット電力］の値で蓄電システムの放電を行うステップと、を有する。

Description

電力管理方法、電力管理装置およびプログラム

　本発明は、一定のグループ内の需要家への電力供給等を管理する技術に関し、特には、複数の需要家に対する電力管理を統括的に行い、そのグループ内で使用される電力の平滑化を図ることが可能な電力管理方法、電力管理装置およびプログラムに関する。

　近年、住宅やビルへの電力供給に関し、ＩＴ（ｉｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ）技術を利用して電力の供給制御を行ったり、発電所からのグリッド電力に加え蓄電システムを併用したりすることが提案されている。例えば特許文献１では、住宅に太陽光発電装置や蓄電システムを配置すること、および、太陽光発電装置からの電力を外部の電力系統に出力したり蓄電システムの充電に使用したりすることが開示されている。

特開２０１１－０７８１６８

　しかしながら、特許文献１では、それぞれの住宅等については個別の電力管理が行われるものの、地域内の電力管理を統括的に行うことは何ら考慮されていない。特に、地域内には、当然ながら、蓄電システムを有している需要家だけではなく蓄電システムを有していない需要家も多数存在するところ、単に蓄電システムを有している需要家だけを管理したとしても地域内の電力の平滑化を図ることは困難である。

　そこで本発明は、一定のグループ内で複数の需要家に対する電力管理を統括的に行い、そのグループ内で使用される電力の平滑化を図ることが可能な電力管理方法、電力管理装置およびプログラムを提供することを目的とする。

　上記目的を達成するための本発明の一形態の電力管理方法は下記の通りである：
１．グループ内において、蓄電システムを有している第１の需要家と蓄電システムを有していない第２の需要家とで使用される電力を管理する電力管理方法であって、
（ａ）前記第１および第２の需要家の負荷電力に関するデータを収集し、当該グループ内の総負荷電力を求めるステップと、
（ｂ）前記総負荷電力がピークカット電力以上であるか否か判定するステップと、
（ｃ）前記ステップ（ｂ）での判定がＹｅｓの場合、［総負荷電力－ピークカット電力］の値が、前記第１の需要家の負荷電力よりも小さいか否かを判定するステップと、
（ｄ）前記ステップ（ｃ）の判定がＹｅｓの場合に、［総負荷電力－ピークカット電力］の値で蓄電システムの放電を行うステップと、
　を有する、電力管理方法。

（用語の定義）
「第１の需要家」とは、少なくとも蓄電システムを有している需要家のことをいい、蓄電システムに加え例えば太陽光発電装置などの発電装置を有している需要家もこれに含まれる。
「第２の需要家」とは、蓄電システムや太陽光発電装置を有していない需要家のことをいう。
「需要家」には、住宅またはビルや、商業施設、工業施設、医療施設等が含まれる。
「時間帯」に関して、１つの時間帯の長さは任意に設定可能であり、例えば、１つの時間帯の長さを数分～数十分あるいは１時間～数時間などとしてもよい。また、各時間帯は必ずしも一定でなくてもよい。

　本発明によれば、一定のグループ内で複数の需要家に対する電力管理を統括的に行い、その地域内で使用される電力の平滑化を図ることが可能な電力管理方法、電力管理装置およびプログラムを提供することができる。

本発明の一形態の電力管理システムを示す模式図である。図１のシステムの構成を模式的に示す図である。電力管理装置の内部構成の一例を示すブロック図である。本発明の一形態の電力管理方法一連の動作を示すフローチャートである。本発明の一形態の電力管理方法を使用した場合の、グループにおける電力（総グリッド電力）の平滑化を示すグラフである。従来の電力管理を行った場合のグループ内の総グリッド電力等を示すグラフである。

　本発明の実施の形態について図面を参照しながら説明する。なお、以下に説明する構成、機能、動作等は本発明の一形態に係るものであって、本発明を何ら限定するものではない。

　図１に示すように、この電力管理システム１は、ビル２１や住宅２２、２３で使用される電力を統括的に管理するものである。ビル２１、住宅２２、２３には、発電所５からの電力が電力網７を介して供給される。この電力は「グリッド電力」と呼ばれる。

　なお、図１ではビルや住宅のみが示されているが、店舗等の商業施設や、工場等の工業施設等の需要家が含まれていてもよい。また、ビル２１や住宅２２、２３が存在する「グループＡ」としては、特に限定されるものではないが、例えば所定の地域（１つの地域であってもよいし、互いに離れた複数の地域であってもよい）等が挙げられる。

　ビル２１や住宅２２には、いずれも、蓄電システム１３および太陽光発電装置１５が備えられている。本実施形態では、このように蓄電システム１３および太陽光発電装置１５を有している需要家を「第１の需要家（３Ａ）」を称する。一方、住宅２３には蓄電システムおよび太陽光発電装置のいずれも備えられていない。本実施形態ではこのような需要家を「第２の需要家（３Ｂ）」と称する。なお、図１では第２の需要家３Ｂが１件のみ描かれているが、当然ながらこのような需要家はグループ内に複数存在する。

　なお、本実施形態では発電装置の一例として太陽光発電装置１５を挙げたが、例えば燃料電池などのその他の種類の発電装置でもよい。

　以下の説明では太陽光発電装置を「ＰＶ発電装置」、ＰＶ発電装置からの電力を「ＰＶ発電電力」等と称することもある。

　図２は、図１のシステムの構成を模式的に示す図である。図２に示すように、第１の需要家３Ａにおいては、負荷に対し、グリッド電力、ＰＶ発電電力、または蓄電システム電力が分電盤１０経由で供給されるように構成されている。符号１３ａ、１５ａはそれぞれ、蓄電システム１３およびＰＶ発電装置１５からの直流電流を交流電力に変換する役割等を果たすパワーコンディショナである。

　第１の需要家３Ａに設けられたシステムコントローラ２５は、当該需要家３Ａにおける各種情報の取得（例えば、負荷電力、グリッド電力、ＰＶ発電電力、蓄電システム電力に関する情報）や、取得した情報の外部への送信、および、ＰＶ発電装置１５、および蓄電システム１３の動作制御等を行う。

　第１の需要家３ＡにはＧＰＳ刻時機構２６も設けられていてもよく、この機構により各需要家内で正確な時刻データが取得される。正確な時刻データを取得できるものであれば、当然ながら、ＧＰＳ刻時機構以外にも他のデバイスを利用してもよい。

　第１の需要家３Ａでは主に次のような電力および情報の管理が行われる：
（ａ）グリッド電力をビル／住宅内の各種電気機器に供給すること、
（ｂ）ＰＶ発電電力をビル／住宅内の各種電気機器に供給すること、
（ｃ）蓄電システム電力をビル／住宅内の各種電気機器に供給すること、
（ｄ）グリッド電力またはＰＶ発電電力を使用して蓄電システムを充電すること、
（ｅ）ビル／住宅内の電力に関する情報等をネットワーク等を通じて外部に送信すること。

　上記（ｅ）の機能については、システムコントローラ２５が例えばネットワーク接続機能を有しており、コントローラ自身が情報を送信するものであってもよい。あるいは、ビルまたは住宅内に設けられたサーバ等を経由してそれらの情報が外部に送信される構成であってもよい。

　再び図１、図２を参照する。第２の需要家３Ｂでは、蓄電システム等が設置されていないので、グリッド電力のみが分電盤１０経由で供給される構成となっている。第２の需要家３Ｂに設けられた電力モニター１９は、当該需要家における各種情報の取得（例えば、負荷電力およびグリッド電力に関する情報）や、取得した情報の外部への送信等を行うものであってもよい。また、第１の需要家３Ａ同様、ＧＰＳ刻時機構２６が設けられている。

　第２の需要家３Ｂでは主に次のような電力および情報の管理が行われる：
（ａ）グリッド電力を住宅内の各種電気機器に供給すること、
（ｅ）住宅内の負荷電力の情報等をネットワーク等を通じて外部に送信すること。

　本実施形態の電力管理システム１には、図１、図２に示すように、グループＡ内の電力を統括的に管理するために電力管理装置６０が設けられている。この電力管理装置６０は、例えばサーバ用コンピュータ等を有するもの、または、サーバ用コンピュータからなるものであってもよい。

　電力管理装置６０は、少なくとも次のような機能を有する：
（ａ）それぞれの第１の需要家３Ａからの負荷電力に関するデータ（「負荷１」という）を収集する機能、それぞれの第２の需要家３Ｂから負荷電力に関するデータ（「負荷２」という）を収集する機能、および、負荷１と負荷２とを合計して「総負荷電力」を求める機能、
（ａ′）それぞれの第１の需要家３ＡのＰＶ発電電力に関するデータを収集する機能、
（ｂ）［総負荷電力－ＰＶ発電電力］の値がピークカット電力以上であるか否か判定する機能、
（ｃ）上記（ｂ）の判定がＹｅｓの場合、［総負荷電力－ＰＶ発電電力－ピークカット電力］の値が、［負荷１－ＰＶ発電電力］の値よりも小さいか否かを判定する機能、
（ｄ）上記（ｃ）の判定がＹｅｓの場合に、［総負荷電力－ＰＶ発電電力－ピークカット電力］の値で蓄電システムの放電を行う機能。

　また、電力管理装置６０は、グループＡ内における電力利用状況の判定やデマンドレスポンス制御（電力消費パターンを変化させる制御）を行う機能等を有していてもよい。

　電力管理装置のサーバ用コンピュータは、図３に示すように、例えば、通信部７１、表示部７２、入力部７３、処理部７４、記憶部７５などを有し、各部がバスを介してデータを送受信可能なように接続されたコンピュータであってもよい。通信部７１は、ネットワークを介して外部通信等を行う部分であり、例えば、ネットワークインターフェース等によって実現される。表示部７２は、処理部からの指示により様々なデータを表示する部分であり、例えば、液晶ディスプレイ等によって実現される。入力部７３は、ユーザが各種データを入力する部分であり、例えば、キーボードやマウス等によって実現される。処理部（プロセッサ部）７４は、所定のメモリを介して各部間のデータの受け渡しを行うととともに、各種の制御を行うものである。記憶部７５は、処理部からデータを記憶したり、記憶したデータを読み出したりするものであり、例えば、ＨＤＤ（Ｈａｒｄ　Ｄｉｓｋ　Ｄｒｉｖｅ）やＳＳＤ（Ｓｏｌｉｄ　Ｓｔａｔｅ　Ｄｒｉｖｅ）等によって実現される。なお、電力管理装置６０の上述したような各機能は、例えば、記憶部７５内の電力管理プログラムを処理部７４で実行することにより達成されるものであってもよい。

　プログラムは、一例で、予めコンピュータの記憶部内に格納されたものであってもよいし、インターネット等のネットワーク経由で供給されるものであってもよいし、または、所定の記憶媒体に格納されて供給されるものであってもよい。

　以下、本実施形態における電力管理方法の一例について説明する。図４は一実施形態に係る一連の動作を示すフローチャートである。図５は、本実施形態の電力管理方法を使用した場合の、グループにおける電力の平滑化を示すグラフである。図５において、時間帯「１」～「１６」は下記表１の時間帯「１」～「１６」に対応している（時刻を２４時間表示で示したものではない）。

　なお、以下の説明において、
「ピークカット電力」とは、電力のピークカットを行うために、蓄電システムからの電力供給を開始する基準となる電力値であり、ここでは「１．５０」に設定されている。
「蓄電システム放電電力」とは、グループＡにおける蓄電システムから放電される電力量を表し、その最大出力は「２．００」に設定してある。

　表１に示されている状態を簡単に説明すると次の通りである：すなわち、第１の需要家における「負荷１」は、時間帯「１」～「７」までは増加し、時間帯「７」以降は減少するとともに時間帯１４以降で再び増加するようなカーブを描いている。第２の需要家の「負荷２」については、時間帯１～５までは徐々に減少するが時間帯５以降は上昇して時間帯１３、１４付近でピークとなるようなカーブを描いている。これらの負荷１、２を合計したものが「総負荷電力」のカーブである。

　「ＰＶ発電電力」は、全時間帯を通じておよそ０．９０でほぼ一定である。蓄電システムからの発電量（「蓄電システム」で示す）は、時間帯「１」～「４」まではゼロであるが時間帯「４」以降は増加し、時間帯「１０」がピークとなりそれ以降減少し、時間帯「１４」以降で再び増加するようなカーブを描いている。これらのグリッド電力１、２を合計したものが「総グリッド電力」のカーブであり、時間帯「１」～「５」までは緩やかに増加し、時間帯「５」～「１０」では一定となり、時間帯「１１」以降はグリッド電力２の増加に対応して再び増加するようなカーブを描いている。

　グループＡにおける電力管理としては、蓄電システムからの放電量を適切にコントロールし、グループ内で使用される「総グリッド電力」の平滑化を図ることが、発電所への負担を低減する観点から好ましい。本実施形態では、図５の時間帯「５」～「１０」においてそのような電力の平滑化が達成されている。

　以下、フローチャートに従って説明する。

〔時間帯「１」～「４」について〕
　これらの時間帯では、蓄電システムからの放電は行われず、グリッド電力およびＰＶ発電電力のみが使用される。

　まず、ステップＳ１において、電力管理装置６０が第１および第２の需要家３Ａ、３Ｂから「負荷１」および「負荷２」のデータを収集し、「総負荷電力」を算出する。この時間帯では（負荷１、負荷２、総負荷電力）＝（１．０４、０．９、１．９４）である。

　次いで、ステップＳ２において、第１の需要家３ＡからＰＶ発電電力のデータを取得する。この時間帯では、ＰＶ発電電力＝０．８６である。

　次いで、ステップＳ３において、［総負荷電力－ＰＶ発電電力］の値がピークカット電力以上である否かの判定を行う。この時間帯では、１．９４－０．８６＝１．０８でピークカット電力１．５以上ではないので、ステップＳ３の判定はＮｏとなる。

　次いで、ステップＳ９に進み、負荷１がＰＶ発電電力以上であるか否かの判定を行う。この時間帯では、負荷１は１．０４でＰＶ発電電力０．８６以上であるので、ステップＳ９の判定はＹｅｓとなる。

　その結果、時間帯「１」では蓄電システムの放電は行われないこととなる（ステップＳ１０）。グループ内の総負荷電力１．９４は、グリッド電力１とグリッド電力２とを合計した総グリッド電力（０．１８＋０．９０＝１．０８）とＰＶ発電電力０．８６とでまかなわれる。

　以降、時間帯「２」～「４」についても、上記同様のフローに従った電力管理が行われる。

〔時間帯「５」～「１０」について〕
　これらの時間帯では、蓄電システムからの放電を行うことで、グループ内の総グリッド電力の平滑化が達成される。

　まず、ステップＳ１において、上記と同様の手順により、グループＡの総負荷電力を算出する。この時間帯では（負荷１、負荷２、総負荷電力）＝（２．０４、０．５０、２．５４）である。そして、ステップＳ２においてＰＶ発電電力（０．９３）を求める。

　次いで、ステップＳ３において、［総負荷電力－ＰＶ発電電力］の値がピークカット電力以上である否かの判定を行う。この時間帯では、２．５４－０．９３＝１．５１でピークカット電力１．５以上であるので、ステップＳ３の判定はＹｅｓとなる。

　次いで、ステップＳ４に進み、［総負荷電力－ＰＶ発電電力－ピークカット電力］の値が［負荷１－ＰＶ発電電力］の値よりも小さいか否かの判定を行う。この時間帯では、［総負荷電力－ＰＶ発電電力－ピークカット電力］は２．５４－０．９３－１．５０＝０．１１となり、（負荷１）２．０４－ＰＶ発電電力０．９３＝１．１１よりも小さいので、ステップＳ４の判定はＹｅｓとなる。

　その結果、ステップＳ５において、［総負荷電力－ＰＶ発電電力－ピークカット電力］の値０．１１で蓄電システムの放電が行われることとなる。

　以上より、時間帯「５」では、グループ内の総負荷電力２．５４は、グリッド電力１とグリッド電力２とを合計した総グリッド電力（１．００+０．５０＝１．５０）と、ＰＶ発電電力０．９３と、蓄電システム電力０．１１とでまかなわれる。なお、「総グリッド電力」は、ピークカット電力の値である１．５０となっている。

　以降、時間帯「６」～「１０」についても、上記同様のフローに従った電力管理が行われる。したがってこれらの時間帯では、総グリッド電力が１．５の状態が継続し、グループＡで使用される電力の平滑化が実現される。

〔時間帯「１１」～「１６」について〕
　これらの時間帯では、第１の需要家に対してはグリッド電力が使用されず、蓄電システムおよび太陽光発電装置からの電力のみが使用される。

　まず、ステップＳ１において上記と同様の手順により、グループＡの総負荷電力を算出する。この時間帯では（負荷１、負荷２、総負荷電力）＝（１．６４、１．６０、３．２４）である。そして、ステップＳ２においてＰＶ発電電力（０．９３）を求める。

　次いで、ステップＳ３において、［総負荷電力－ＰＶ発電電力］の値がピークカット電力以上である否かの判定を行う。この時間帯では、３．２４－０．９３＝３．２１でピークカット電力１．５以上であるので、ステップＳ３の判定はＹｅｓとなる。

　次いで、ステップＳ４に進み、［総負荷電力－ＰＶ発電電力－ピークカット電力］の値が［負荷１－ＰＶ発電電力］の値よりも小さいか否かの判定を行う。この時間帯では、［総負荷電力－ＰＶ発電電力－ピークカット電力］は３．２４－０．９３－１．５０＝０．８１となり、（負荷１）１．６４－ＰＶ発電電力０．９３＝０．７１よりも小さくはないので、ステップＳ４の判定はＮｏとなる。

　次いで、ステップＳ６に進み、［負荷１－ＰＶ発電電力］の値が蓄電システムの最大放電電力（ここでは２．０）以上であるか否かの判定を行う。この時間帯では、１．６４－０．９３＝０．７１で最大放電電力２．０以上ではないので、ステップＳ６の判定Ｎｏとなる。

　その結果、［負荷１－ＰＶ発電電力］の値である０．７１で蓄電システムの放電が行われることとなる（ステップＳ８）。一方、グリッド電力１は０．００となる。

　以上より、時間帯「１１」では、グループ内の総負荷電力３．２４は、グリッド電力１とグリッド２とを合計した総グリッド電力（０．００+１．６０＝１．６０）と、ＰＶ発電電力０．９３と、蓄電システム電力０．７１とでまかなわれる。

　以降、時間帯「１２」～「１６」についても、上記同様のフローに従った電力管理が行われる。なお、時間帯「１４」では、計算の結果、蓄電システムの放電量が－０．０５となっているが、これは蓄電システムがＰＶ発電電力によって充電されることを意味している。

　なお、図５には表れていないが、ステップＳ６での判定がＹｅｓの場合には、最大放電電力で蓄電システムの放電が行われる（ステップＳ７）。また、ステップＳ９での判定がＮｏの場合には［負荷１－ＰＶ発電電力］の値で蓄電システムの放電が行われる（ステップＳ１１）。なお、この場合、［負荷１－ＰＶ発電電力］の値がマイナスになるので、蓄電システムが充電されることとなる。

　以上説明したような本実施形態の電力管理方法によれば、蓄電システムを有している第１の需要家３Ａだけではなく蓄電システムを有していない第２の需要家３Ｂをも対象として電力の管理が行われる。すなわち、そのグループにおける総負荷電力のデータを収集し（ステップＳ１）、次いでＳ４、Ｓ５のようなステップで蓄電システムの放電量を適切に決定するものであるので、図５の時間帯「５」～「１０」に示したように、そのグループで使用される総グリッド電力の平滑化を図ることができる。

　図６は、従来の電力管理を行った場合のグループ内の総グリッド電力等を示すグラフである。従来の方法では、図６（Ａ）のように蓄電システム有りの需要家のみを対象とし、負荷電力が所定の閾値に達した場合に、次のような電力管理が実施される：すなわち、グリッド電力１をピークカット電力としつつ、不足分を蓄電システムからの電力で補うというものである。他方、蓄電システム無しの需要家（図６（Ｂ））については特に管理は行わない。したがって、図６（Ａ）および（Ｂ）のグリッド電力を合計したグループ内で使用される電力は、図６（Ｃ）に示すように１．５０を大きく上回りながら変動することとなる。

　これに対して、本実施形態によれば、上記の通り、そのグループで使用される総グリッド電力の平滑化を図ることができ、発電所等に対する負担が軽減されることとなる。

　以上、本発明の一形態について説明したが、本発明は上記に限定されるものではなく種々変更可能である。例えば：
（ａ）上記説明ではＰＶ発電電力を利用する例について説明した。しかしながら、蓄電システムのみを有しＰＶ発電装置は有していない需要家を「第１の需要家」として、上述したような方法を実施することも可能である。また、夜間のようなＰＶ電力を利用できない場合においても、本発明は有効である。
（ｂ）図１および図２では、１つの電力管理装置６０のみが描かれている。しかしながら、電力管理装置６０は物理的に１つの装置として構成されている必要はなく、複数台のコンピュータ（ネットワークを通じて互いに接続されたものであってもよい）を用いて電力管理装置を構成することも可能である。
（ｂ）表１や図５に示した各種電力の数値（例えば、ピークカット電力の値など）は任意に変更可能である。

　なお、本明細書は、上記実施形態で説明した方法を装置またはプログラムの発明として表現したものをも開示する。

　以上に説明した各構成要素は、必ずしも個々に独立した存在である必要はない。例えば、複数の構成要素が１つのモジュールとして実現されている構成、１つの構成要素が複数のモジュールで実現されている構成、ある構成要素が他の構成要素の一部である構成、ある構成要素の一部と他の構成要素の一部とが重複している構成等であってもよい。

　また、上記フローチャートに示した動作の順番は、本発明を何ら限定するものではなく本発明の動作の順番は内容的に支障しない範囲で変更することができる。また、ある動作の実行中に他の動作が発生すること、ある動作の実行タイミングと他の動作の実行タイミングとの一部ないし全部が重複していること等が許容される。各構成要素の物理的な構成は、以上の実施の形態の記載に限定されることはなく、独立して存在しても良いし、組み合わされて存在しても良いしまたは分離して構成されても良い。

１　電力管理システム
３Ａ　第１の需要家
３Ｂ　第２の需要家
５　発電所
７　電力網
１３　蓄電システム
１５　太陽光発電装置
１９　電力モニター
２１　ビル
２２、２３　住宅
２５　システムコントローラ
２６　ＧＰＳ刻時機構
６０　電力管理装置

Claims

　グループ内において、蓄電システムを有している第１の需要家と蓄電システムを有していない第２の需要家とで使用される電力を管理するための電力管理装置であって、
（ａ）前記第１および第２の需要家の負荷電力に関するデータを収集し、当該グループ内の総負荷電力を求める手段と、
（ｂ）前記総負荷電力がピークカット電力以上であるか否か判定する手段と、
（ｃ）前記ステップ（ｂ）での判定がＹｅｓの場合、［総負荷電力－ピークカット電力］の値が、前記第１の需要家の負荷電力よりも小さいか否かを判定する手段と、
（ｄ）前記ステップ（ｃ）の判定がＹｅｓの場合に、［総負荷電力－ピークカット電力］の値で蓄電システムの放電を行う手段と、
　を有する、電力管理装置。
　さらに、
（ｅ）前記（ｃ）での判定がＮｏの場合に、前記第１の需要家の負荷電力が蓄電システムの最大放出電力以上であるか否かを判定する手段と、
（ｄ１）前記（ｅ）での判定がＹｅｓの場合に、最大放電電力で前記蓄電システムを放電する手段と、
（ｄ２）前記（ｅ）での判定がＮｏの場合に、前記第１の需要家の負荷電力で前記蓄電システムを放電する手段と、
　を有する請求項１に記載の電力管理装置。
　前記第１の需要家に発電装置が備えられており、
　さらに、
（ａ′）前記第１の需要家の発電装置からの電力（「発電電力」という）のデータを収集する手段を有し、
　前記手段（ｂ）は、［総負荷電力－発電電力］の値がピークカット電力以上であるか否か判定し、
　前記手段（ｄ）は、前記（ｃ）での判定がＹｅｓの場合に、［総負荷電力－総発電電力－ピークカット電力］の値で蓄電システムの放電を行う、
　請求項１または２に記載の電力管理装置。
　前記手段（ｅ）は、［第１の需要家の負荷電力－発電電力］の値が蓄電システムの最大放出電力以上であるか否かを判定し、
　前記手段（ｄ３）は、前記ステップ（ｅ）の判定がＮｏの場合に、［第１の需要家の負荷電力－発電電力］の値で前記蓄電システムを放電する、
　請求項３に記載の電力管理装置。
　前記発電装置が太陽光発電装置である、請求項３または４に記載の電力管理装置。
　グループ内において、蓄電システムを有している第１の需要家と蓄電システムを有していない第２の需要家とで使用される電力を管理する電力管理方法であって、
（ａ）前記第１および第２の需要家の負荷電力に関するデータを収集し、当該グループ内の総負荷電力を求めるステップと、
（ｂ）前記総負荷電力がピークカット電力以上であるか否か判定するステップと、
（ｃ）前記ステップ（ｂ）での判定がＹｅｓの場合、［総負荷電力－ピークカット電力］の値が、前記第１の需要家の負荷電力よりも小さいか否かを判定するステップと、
（ｄ）前記ステップ（ｃ）の判定がＹｅｓの場合に、［総負荷電力－ピークカット電力］の値で蓄電システムの放電を行うステップと、
　を有する、電力管理方法。
　さらに、
（ｅ）前記ステップ（ｃ）の判定がＮｏの場合に、前記第１の需要家の負荷電力が蓄電システムの最大放出電力以上であるか否かを判定するステップと、
（ｄ１）前記ステップ（ｅ）の判定がＹｅｓの場合に、最大放電電力で前記蓄電システムを放電するステップと、
（ｄ２）前記ステップ（ｅ）の判定がＮｏの場合に、前記第１の需要家の負荷電力で前記蓄電システムを放電するステップと、
　を有する請求項６に記載の電力管理方法。
　前記第１の需要家に発電装置が備えられており、
　さらに、
（ａ′）前記第１の需要家の発電装置からの電力（「発電電力」という）のデータを収集するステップを有し、
　前記ステップ（ｂ）では、［総負荷電力－発電電力］の値がピークカット電力以上であるか否か判定し、
　前記ステップ（ｄ）では、前記ステップ（ｃ）の判定がＹｅｓの場合に、［総負荷電力－総発電電力－ピークカット電力］の値で蓄電システムの放電を行う、
　請求項６または７に記載の電力管理方法。
　前記ステップ（ｅ）では、［第１の需要家の負荷電力－発電電力］の値が蓄電システムの最大放出電力以上であるか否かを判定し、
　前記ステップ（ｄ３）では、前記ステップ（ｅ）の判定がＮｏの場合に、［第１の需要家の負荷電力－発電電力］の値で前記蓄電システムを放電する、
　請求項８に記載の電力管理方法。
　前記発電装置が太陽光発電装置である、請求項８または９に記載の電力管理方法。
　グループ内において、蓄電システムを有している第１の需要家と蓄電システムを有していない第２の需要家とで使用される電力を管理するためのプログラムであって、
　コンピュータに、
（ａ）前記第１および第２の需要家の負荷電力に関するデータを収集し、当該グループ内の総負荷電力を求めるステップと、
（ｂ）前記総負荷電力がピークカット電力以上であるか否か判定するステップと、
（ｃ）前記ステップ（ｂ）での判定がＹｅｓの場合、［総負荷電力－ピークカット電力］の値が、前記第１の需要家の負荷電力よりも小さいか否かを判定するステップと、
（ｄ）前記ステップ（ｃ）の判定がＹｅｓの場合に、［総負荷電力－ピークカット電力］の値で蓄電システムの放電を行うステップと、
　を実行させる、プログラム。
　さらに、
　コンピュータに、
（ｅ）前記ステップ（ｃ）の判定がＮｏの場合に、前記第１の需要家の負荷電力が蓄電システムの最大放出電力以上であるか否かを判定するステップと、
（ｄ１）前記ステップ（ｅ）の判定がＹｅｓの場合に、最大放電電力で前記蓄電システムを放電するステップと、
（ｄ２）前記ステップ（ｅ）の判定がＮｏの場合に、前記第１の需要家の負荷電力で前記蓄電システムを放電するステップと、
　を実行させる、請求項１１に記載のプログラム。
　前記第１の需要家に発電装置が備えられており、
　さらに、
　コンピュータに、
（ａ′）前記第１の需要家の太陽光発電装置からの電力（「発電電力」という）のデータを収集するステップを実行させ、
　前記ステップ（ｂ）では、［総負荷電力－発電電力］の値がピークカット電力以上であるか否か判定し、
　前記ステップ（ｄ）では、前記ステップ（ｃ）の判定がＹｅｓの場合に、［総負荷電力－総ＰＶ発電電力－ピークカット電力］の値で蓄電システムの放電を行う、
　請求項１１または１２に記載のプログラム。
　前記ステップ（ｅ）では、［第１の需要家の負荷電力－発電電力］の値が蓄電システムの最大放出電力以上であるか否かを判定し、
　前記ステップ（ｄ３）では、前記ステップ（ｅ）の判定がＮｏの場合に、［第１の需要家の負荷電力－発電電力］の値で前記蓄電システムを放電する、
　請求項１３に記載のプログラム。
　前記発電装置が太陽光発電装置である、請求項１３または１４に記載のプログラム。