2021-000314

本願は、平成２９年２月７日の出願であって、その手続の経緯は以下のとおりである。

け通知書により本手続補正書は返戻）の提出

令和４年５月２７日付けで通知した当審拒絶理由Ａの理由１に引用された引用文献１には、次の事項が記載されている（下線は強調のため当審にて付与。以下同様。）。

「[0004] 以下の分析は、本発明によって与えられたものである。近年、太陽光発電（ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃｓ、ｓｏｌａｒ ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃｓとも言う。以下、「ＰＶ」と記す）や風量に代表される再生可能エネルギーを用いた分散型電源（発電装置）の急増により、電力系統に逆潮流する余剰電力が増加し、電力系統が不安定となる問題が生じている。

[0005] この対策として、特許文献１のように太陽光発電等の出力抑制をすることが考えられる。しかしながら、出力抑制が実施されると、発電装置で発電可能な電力は、発電されない状態となっていた。

[0006] 本発明は、上記した余剰電力問題の解決に貢献しながら、上記発電可能な電力の有効活用可能な発電装置監視制御システム、制御装置及び制御方法を提供することを目的とする。」

「[0012][図1]本発明の第１の実施形態の発電装置監視制御システムの構成を示す図である。

[図2]本発明の第２の実施形態の発電装置監視制御システムの構成を示す図である。

[図3]本発明の第３の実施形態のシステム構成を示す図である。

[図4]本発明の第３の実施形態の別のシステム構成の例を示す図である。

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[図5]本発明の第３の実施形態の発電装置監視制御システムの構成を示す図である。

[図6]本発明の第３の実施形態の制御装置の構成例を示す図である。

[図7]本発明の第３の実施形態の動作を説明するための図である。

[図8]本発明の第３の実施形態の制御装置における抑制実行計画の策定処理の一例を示

す図である。

[図9]本発明の第３の実施形態の効果を説明するための図である。

[図10]本発明の変形実施形態を説明するための図である。

[図11]本発明の変形実施形態を説明するための図である。」

「[0017] 前記制御装置１１０による蓄電池への充電制御は、電力抑制制御を要請する電力会社等において、出力抑制制御と同様に取り扱われることが望ましい。このようにすることで、前記蓄電池への充電を行っていた時間も、電力会社等からの要請による電力抑制制御の累計時間に算入されることになる。ユーザとしては、電力抑制制御に協力しながら、蓄電池に電力を貯めることが可能となる。」

「[0023]［第３の実施形態］

続いて、電力系統側の構成も含めてより詳細な制御を行う本発明の第３の実施形態について図面を参照して詳細に説明する。図３は、本発明の第３の実施形態の基本システム構成を示す図である。図３を参照すると、電力系統側の配電自動化システム３２０と、中央給電システム３１０と、制御装置１１０及び発電装置群１２０との間に、管理装置２００が配置された構成が示されている。

[0024] 中央給電システム（以下、「中給システム」）３１０は、各系統の系統集約発電量と、想定される電力需要とに基づいて、電力需給の過不足を計算し、管理装置２００に抑制スケジュールを送信する。

[0025] 配電自動化システム（以下、「配自システム」）３２０は、事故復旧、設備保守、過負荷解消等の理由により配電網の切り替えを実施し、管理装置２００側に、発電装置の接続情報を送信する。

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[0026] 管理装置２００は、図示省略するネットワークを介して、制御装置１１０と接続されている。なお、発電装置が多数存在する場合や管理上の必要がある場合には、管理装置２００は、複数配置することができる。

[0027] 制御装置１１０は、各地に配置された発電装置１２０を監視、制御する機器である。

[0028] 管理装置２００は、中給システム３１０から受信した抑制スケジュールと、配自システム３２０から受信した接続情報とに基づいて、当該発電装置１２０に接続された制御装置１１０に対し、出力電力の抑制指示を送信する。また、管理装置２００は、制御装置１１０から受信した個々の発電装置の発電量情報（個別発電量）を集約して中給システム３１０に送信する（抑制スケジュールフィードバック）。また、このフィードバックには、個々の発電装置の累計抑制時間を含めることができる。

[0029] なお、図３に示した構成は本発明を簡単に説明するためのものであり、種々の変更を加えることが可能である。例えば、管理装置２００と制御装置１１０とは、移動体通信網やインターネット等の通信網を介して接続されていてもよい。また例えば、発電装置１２０及び制御装置１１０が多数、広範なエリアに配置されている場合、図４に示すように、管理装置を複数、階層的に配置し、上位の管理装置（親）２３０が、複数の管理装置（子）２２０に処理を分散できるよう構成することも可能である。また、図３、図４の上段に示した電力系統側のシステムもあくまで一例であり、各電力会社のシステム構成に応じて変更される。

[0030] 続いて、上述した管理装置２００の構成及び機能について、より詳細に説明する。図５は、管理装置の構成及び機能を簡単に説明するために、図３を模式化した図である。図５を参照すると、電力系統側の電力系統管理部３１１と、制御装置１１０が接続された広域ネットワークとの間に、管理装置２００が配置された構成が示されている。

[0031] 電力系統側の電力系統管理部３１１は、上述の中給システム３１０に相当する機能を有し、電力の需給バランスを調整し、発電スケジュールの計画を行う。また、電力系統管理部３１１は、管理装置２００に対して、抑制スケジュールを送信する機能を有している。なお、管理装置２００が複数配置されている場合、電力系統管理部３１１が、個々の管理装置２００に抑制スケジュールを作成して送信することとしてもよい。また、図４に例示されているように、上位の管理装置（親）２３０に系全体の抑制スケジュールを送信し、管理装置（親）２３０にエリア単位の抑制スケジュールを作成させ、管理装置（子）２２０に送信する構成を採用してもよい。

[0032] また、電力系統管理部３１１は、上述の配自システム３２０に相当する機能も有し、電力系統に接続している各発電装置の配電ルートの管理及び配電ルートの変更のための開閉器を制御する。また、電力系統管理部３１１は、管理装置２００に対して、接続情報（発電装置の接続情報）を送信する機能を有している。

[0033] 管理装置２００は、電力系統側のシステムと通信するための上位側双方向通信部２３１と、制御部２３２と、広域通信網を介して配下の制御装置１１０ａ、１１０ｂ（以下、制御装置１１０を特に区別しない場合「制御装置１１０」と記す。）と通信するための下位側双方向通信部２３３と、管理情報記憶部２３４とを備えている。

[0034] 制御部２３２は、管理情報記憶部２３４に保持された接続情報と、電力系統管理部３１１から受信した抑制スケジュールとに基づいて、発電装置を対象とした抑制スケジュールを作成し、各制御装置１１０に抑制指示を送信する。また、前記電力系統管理部３１１から管理装置２００への抑制スケジュールの送信は、管理装置２００からの抑制スケジュールの送信要求に応じて電力系統管理部３１１が送信する形態であってもよい。また、制御部２３２は、管理情報記憶部２３４に、制御装置１１０から受信したリアルタイムの発電量や、制御装置１１０に送信した抑制スケジュールを所定期間保存するようにしてもよい。

[0035] 管理情報記憶部２３４は、電力系統側から送信された接続情報や、抑制スケジュールを記憶する。また、管理情報記憶部２３４は、個々の制御装置１１０から受信した各発電装置の仕様情報や稼働状態、制御部２３２にて計算された各発電装置の抑制スケジュール等の管理情報を記憶する。

[0036] 制御装置１１０は、ＰＶの稼働状態等を表示する表示部１１３を備え、発電装置１２０を監視制御する機器である。また、本実施形態の制御装置１１０には、蓄電装置又は負荷装置の少なくとも一方が接続されている。図５の例では、制御装置１１０ａには、蓄電装置として、蓄電池１１５ａが接続されている。また、制御装置１１０ｂには、蓄電装置として、ＥＶ（電気自動車）１１５ｂが接続され、負荷装置として、ヒートポンプ利用機器２１５ａが接続されている。

[0037] また、制御装置１１０は、図示省略する受信インタフェース（受信機能）のほか、制御部１１１１と、記憶部１１１２とを備えている。記憶部１１１２には、ＰＶの定格発電容量等の機能情報、稼働状態等のＰＶ情報が保持される。また、記憶部１１１２には、蓄電池１１５ａやヒートポンプ利用機器２１５ａの接続有無と、蓄電池１１５ａや定格発電容量、定格消費電量等のヒートポンプ機能情報、蓄電池１１５ａの充電状態を含む蓄電装置や負荷装置側の情報も保持される。

[0038] 制御部１１１１は、管理装置から受信した抑制制御情報に示された内容と、蓄電池１１５ａやＥＶ（電気自動車）１１５ｂ搭載の蓄電池の充電状態（Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ；ＳＯＣ情報）、負荷装置の接続有無等に基づいて、制御装置１１０から受信した（当審注：「管理装置から受信した」の誤記と認められる。）抑制制御情報を含んだ抑制指示をどの機器に実行させるか否かを決定し、当該機器に、抑制指示、蓄電指令や消費指令を送信する。なお、このような制御部１１１１を備えた制御装置１１０としては、ＥＭＳ（Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）、ＨＥＭＳ（Ｈｏｍｅ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）等の蓄電装置と連係動作する制御装置を用いることもできる。また、制御装置１１０は、発電装置を制御する専用の装置とし、別体として蓄電装置を制御するＥＭＳやＨＥＭＳを備えるシステムとすることもできる（図１１参照）。

[0039] 発電装置１２０は、インバータ等を備え、ＰＶ等から出力される直流電力を交流電力に変換する機能を備えているパワーコンディショナー（ＰＣＳ）とも呼ばれる機器である。また、本実施形態の発電装置１２０は、制御装置１１０から受信した抑制指示（抑制制御情報）に基づいて、インバータを制御することにより、ＰＶ等にて発電される電力の変換効率を調整することにより、抑制制御を実施可能となっている。本実施形態の発電装置１２０は、制御装置１１０に対して、所定の周期で発電量等を送信する機能を備えている。前記発電量等は、制御装置１１０が発電装置１２０に要求し、発電装置１２０から取得する形態であってもよい。

[0040] 蓄電池１１５ａ及びＥＶ（電気自動車）１１５ｂは、制御装置１１０ａ及び１１０ｂから蓄電指令に従い、発電装置１２０から電力の供給を受けて充電される。

[0041] ヒートポンプ利用機器２１５ａは、制御装置１１０ｂからの消費指令に従い、発電装置１２０から電力の供給を受けて電力消費動作を行う。例えば、ヒートポンプ利用機器２１５ａは制御装置１１０ｂからの消費指令により定められた時間、出力にてヒートポンプを運転する動作を行う。これにより、意図された電力の消費が実現される。

[0042] なお、図５に示した制御装置１１０の機能は、図６に示すように、制御装置を構成するコンピュータに、そのハードウェア（ＣＰＵ１３２０、記憶装置１３４０、通信デバイス等）を用いて、上記した各処理を実行させるコンピュータプログラムにより実現することもできる。

[0043] 続いて、本実施形態の動作について図面を参照して詳細に説明する。図７は、本発明の第３の実施形態の動作を説明するための図である。まず、電力系統管理部３１１は、所定の契機で接続情報と、抑制スケジュールとを管理装置２００に送信する。管理装置２００は、前記接続情報と、抑制スケジュールとを管理情報記憶部２３４に記憶する（ステップＳ００１）。

[0044] 一方、蓄電池１１５ａ又はＥＶ１１５ｂは、所定の時間間隔で制御装置１１０に蓄電池の充電状態を示す蓄電池情報を送信する。制御装置１１０は、前記受信した蓄電情報を用いて記憶部１１１２の保存されている蓄電池情報を更新する（ステップＳ００２）。なお、蓄電池情報には、充電状態のほか、蓄電池の識別情報や蓄電池の温度、充放電履歴等を含めてもよい。

[0045] 次に、制御装置１１０は、前記更新後の蓄電池情報に基づいて、蓄電池１１５ａやＥＶ１１５ｂの蓄電池の充電可能量を計算する（ステップＳ００３）。この蓄電池の充電可能容量は、蓄電池情報に蓄電池の充電済み容量が含まれていれば、蓄電池の定格容量（最大充電可能容量）から充電済み容量を差し引くことで求めることができる。また、蓄電池情報に蓄電池の充電済み容量が含まれていない場合、充電済み容量は、例えば、蓄電池のＳＯＣ（充電率）に蓄電池の定格容量を乗ずることでも算出できる。また、蓄電池情報に蓄電池の充電可能量が含まれている場合にはステップＳ００３を省略することができる。

[0046] 一方、管理装置２００は、ステップＳ００１で受信した接続情報と、抑制スケジュールに基づいて制御装置１１０用の抑制スケジュールを作成する（ステップＳ００４）。この抑制スケジュールは、例えば、電力系統管理部３１１側から受信した抑制スケジュールが、個々の発電装置を指定して抑制発電量や抑制時期を指定したものであれば、これをそのまま使用することができる。

[0047] また、電力系統管理部３１１から受信した抑制スケジュールが、エリアやグループ単位での抑制発電量や抑制時期のみを指定したものである場合も考えられる。この場合は、このような抑制スケジュールを実現できるように、管理装置２００が、個々の発電装置に対する抑制発電量や抑制時間帯を割り当てた抑制スケジュールを作成することになる。またこの場合に、管理装置２００が、個々の発電装置が発電中であるか否かや、個々の発電装置の規模（発電能力）、ユーザとの契約状態、累計抑制時間等を考慮して抑制スケジュールを作成してもよい。

[0048] 次に管理装置２００は、前記作成したＰＶの抑制スケジュールに従って、抑制対象の発電装置１２０に接続された制御装置１１０に対して、抑制制御情報（出力発電量の指示）を送信する。

[0049] 前記抑制制御情報を受信した制御装置１１０は、抑制制御情報と、接続されている蓄電池１１５ａの充電可能量とに基づいて、抑制制御情報にて指示された内容をどのように実行するかを定めた抑制実行計画を策定する（ステップＳ００５）。」

「[0052] ここで、上記制御装置１１０による抑制実行計画の策定処理について具体例を示してより詳細に説明する。図８は、制御装置１１０による抑制実行計画の策定処理の一例を示す図である。図８は、管理装置２００からの抑制制御情報による指示が「抑制率」である場合の抑制実行計画の策定処理の流れを表している。

[0053] まず、制御装置１１０は、記憶部１１１２から蓄電池情報を取得する（ステップＳ００３－１）。次に、制御装置１１０は、蓄電池の定格容量（最大充電可能容量）から充電済み容量を差し引いて、蓄電池の充電可能量を計算する（ステップＳ００３－２）。なお、上記ステップＳ００３－１、Ｓ００３－２が、図７のステップＳ００３に相当する。

[0054] まず、制御装置１１０は、抑制制御情報に含まれる抑制率を用いて管理装置２００側から指示された抑制電力（指示抑制電力）を計算する（ステップＳ００５－１）。前記指示抑制電力は、抑制対象の発電装置の容量（定格容量）に、前記抑制率を乗じることで算出できる。例えば、１０ｋＷのＰＶに３０％の抑制率が指示された場合、３ｋＷの出力を抑制し、出力を７ｋＷに落とすよう指示されたことになる。

[0055] 次に、制御装置１１０は、ステップＳ００３－２で計算した蓄電池の充電可能量が０以上であるか否かを確認する（ステップＳ００５－２）。ここで、蓄電池の充電可能量０である場合、以降の処理（蓄電池への充電指示）は省略されて、発電装置１２０単体での抑制が行われる（ステップＳ００５－５へ）。なお、ステップＳ００５－１において、蓄電池の充電可能量と比較する値は０でなくてもよい。例えば、蓄電池の定格容量（最大充電可能容量）の５％、１０％等といった予め定められた値と比較することもできる。このようにすることで、充電回数を減らすことができる。

[0056] 蓄電池の充電可能量が０以上であった場合、制御装置１１０は、充電可能量を用いて、発電装置１２０に指示する抑制率（抑制制御率）を再計算する（ステップＳ００５－３）。具体的には、制御装置１１０は、ステップＳ００５－１で計算した抑制電力（指示抑制電力）と、充電可能量と、蓄電池１１５ａの充電効率とを用いて、次式［数１］により抑制率を算出することができる。なお、充電効率の値は、蓄電池１１５ａの種類や充電電流値によって求められるので事前に算出しておけばよい。もちろん、充電ロスがないものとみなして充電効率＝１（１００％）で計算してもよい。

[数1]

［図：0001390065000001.jpg］

[0057] なお、［数１］の右辺分子の指示抑制量－充電可能量×充電効率が０以下の場合、即ち、指示抑制量のすべてを充電池１１５ａの充電に回せる場合は、発電装置１２０の抑制制御は不要となる（抑制率＝０）。

[0058] 以上により、抑制実行計画の策定が完了する。制御装置１１０は、ステップＳ００３－２で得られた充電可能量を用いて、発電装置１２０及び蓄電池１１５ａに対し蓄電指令を送信する（ステップＳ００５－４）。

[0059] また、制御装置１１０は、発電装置１２０に対しステップＳ００５－３で得られた再計算後の抑制率により抑制制御を指示する抑制制御情報を送信する（ステップＳ００５－５；抑制制御情報送信）。なお、ここでの制御装置１１０が図５の制御装置１１０ｂである場合、発電装置１２０での抑制に代えて、ヒートポンプ利用機器２１５ｂで電力消費を行うことも可能となる。ヒートポンプ利用機器２１５ｂで電力消費を行ってもなお、抑制すべき電力が発生してしまう場合には、発電装置１２０による抑制制御を併用することも可能である。」

「[0062] 図９からも明らかなとおり、本来５０％の発電装置の出力を５０％落とさなければならなかったところ、本実施形態によれば、２５％の抑制に抑えることが可能となっている。また、この２５％の電力は蓄電池１１５ａに蓄電されているため、夜間等に利用することが可能となる。

[0063] また、本実施形態においては、図７に示した管理装置２００からの抑制制御情報の送信に対するアンサーバック（抑制実施報告）として５０％の値を返すことができる。実際、発電装置１２０から電力系統側に流された電力は５０％分に抑制されているからである。このため、抑制上限を定めた一定のルールの下、出力抑制を受けることが恒常化したり、出力抑制が義務化されるような状況においても、発電ができない場面を最小化することが可能となる。

[0064] 以上説明したように、本実施形態によれば、蓄電池１１５ａ、ＥＶ１１５ｂ等の蓄電装置やヒートポンプ利用機器等の負荷装置を利用して仮想的な抑制制御を実現することができる。なお、蓄電池の充電可能量がステップＳ００５－１で計算した抑制電力（指示抑制電力）以上であれば、全抑制電力を蓄電池１１５ａの充電に回すことができるので、この仮想的に抑制した電力を使用することが可能となる。このため、本発明は、今後の再生エネルギーの供給過剰となる場面において、蓄電装置の普及にも貢献できると考えられる。」

「[図3]

［図：0001390065000002.jpg］

」

「[図5]

［図：0001390065000003.jpg］

」

「[図7]

［図：0001390065000004.jpg］

」

「[図8]

［図：0001390065000005.jpg］

」

したがって、上記引用文献１には、第３の実施形態に注目すると、次の発明（以下「引用発明」という。）が記載されていると認められる。

「発電装置監視制御システムであって（[0012]、[0023]、[0030]）、

電力系統側の配電自動化システム３２０と、中央給電システム３１０と、制御装置１１０及び発電装置群１２０との間に、管理装置２００が配置され（[0023]）、

中央給電システム（以下、「中給システム」）３１０は、各系統の系統集約発電量と、想定される電力需要とに基づいて、電力需給の過不足を計算し、管理装置２００に抑制スケジュールを送信し（[0024]）、

配電自動化システム（以下、「配自システム」）３２０は、事故復旧、設備保守、過負荷解消等の理由により配電網の切り替えを実施し、管理装置２００側に、発電装置の接続情報を送信し（[0025]）、

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制御装置１１０は、各地に配置された発電装置１２０を監視、制御する機器であり（[0027]）、

電力系統側の電力系統管理部３１１と、制御装置１１０が接続された広域ネットワークとの間に、管理装置２００が配置され（[0030]）、

電力系統側の電力系統管理部３１１は、中給システム３１０に相当する機能を有し、電力の需給バランスを調整し、発電スケジュールの計画を行い、また、電力系統管理部３１１は、管理装置２００に対して、抑制スケジュールを送信する機能を有し（[0031]）、

また、電力系統管理部３１１は、配自システム３２０に相当する機能も有し、電力系統に接続している各発電装置の配電ルートの管理及び配電ルートの変更のための開閉器を制御し、また、電力系統管理部３１１は、管理装置２００に対して、接続情報（発電装置の接続情報）を送信する機能を有し（[0032]）、

管理装置２００は、電力系統側のシステムと通信するための上位側双方向通信部２３１と、制御部２３２と、広域通信網を介して配下の制御装置１１０ａ、１１０ｂ（以下、制御装置１１０を特に区別しない場合「制御装置１１０」と記す。）と通信するための下位側双方向通信部２３３と、管理情報記憶部２３４とを備え（[0033]）、

制御部２３２は、管理情報記憶部２３４に保持された接続情報と、電力系統管理部３１１から受信した抑制スケジュールとに基づいて、発電装置を対象とした抑制スケジュールを作成し、各制御装置１１０に抑制指示を送信し（[0034]）、

管理情報記憶部２３４は、電力系統側から送信された接続情報や、抑制スケジュールを記憶し、管理情報記憶部２３４は、個々の制御装置１１０から受信した各発電装置の仕様情報や稼働状態、制御部２３２にて計算された各発電装置の抑制スケジュール等の管理情報を記憶し（[0035]）、

制御装置１１０は、ＰＶの稼働状態等を表示する表示部１１３を備え、発電装置１２０を監視制御する機器であり、また、制御装置１１０には、蓄電装置又は負荷装置の少なくとも一方が接続され、制御装置１１０ａには、蓄電装置として、蓄電池１１５ａが接続され、制御装置１１０ｂには、蓄電装置として、ＥＶ（電気自動車）１１５ｂが接続され、負荷装置として、ヒートポンプ利用機器２１５ａが接続され（[0036]）、

また、制御装置１１０は、受信インタフェース（受信機能）のほか、制御部１１１１と、記憶部１１１２とを備え、記憶部１１１２には、ＰＶの定格発電容量等の機能情報、稼働状態等のＰＶ情報が保持され、また、記憶部１１１２には、蓄電池１１５ａやヒートポンプ利用機器２１５ａの接続有無と、蓄電池１１５ａや定格発電容量、定格消費電量等のヒートポンプ機能情報、蓄電池１１５ａの充電状態を含む蓄電装置や負荷装置側の情報も保持され（[0037]）、

制御部１１１１は、管理装置から受信した抑制制御情報に示された内容と、蓄電池１１５ａやＥＶ（電気自動車）１１５ｂ搭載の蓄電池の充電状態（Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ；ＳＯＣ情報）、負荷装置の接続有無等に基づいて、管理装置から受信した抑制制御情報を含んだ抑制指示をどの機器に実行させるか否かを決定し、当該機器に、抑制指示、蓄電指令や消費指令を送信し、このような制御部１１１１を備えた制御装置１１０としては、ＥＭＳ（Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）、ＨＥＭＳ（Ｈｏｍｅ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）等の蓄電装置と連係動作する制御装置を用いることもでき（[0038]）、

発電装置１２０は、インバータ等を備え、ＰＶ等から出力される直流電力を交流電力に変換する機能を備えているパワーコンディショナー（ＰＣＳ）とも呼ばれる機器であり、また、発電装置１２０は、制御装置１１０から受信した抑制指示（抑制制御情報）に基づいて、インバータを制御することにより、ＰＶ等にて発電される電力の変換効率を調整することにより、抑制制御を実施可能であり（[0039]）、

蓄電池１１５ａ及びＥＶ（電気自動車）１１５ｂは、制御装置１１０ａ及び１１０ｂから蓄電指令に従い、発電装置１２０から電力の供給を受けて充電され（[0040]）、

ヒートポンプ利用機器２１５ａは、制御装置１１０ｂからの消費指令に従い、発電装置１２０から電力の供給を受けて電力消費動作を行い（[0041]）、

まず、電力系統管理部３１１は、所定の契機で接続情報と、抑制スケジュールとを管理装置２００に送信し、管理装置２００は、前記接続情報と、抑制スケジュールとを管理情報記憶部２３４に記憶し（ステップＳ００１）（[0043]）、

一方、蓄電池１１５ａ又はＥＶ１１５ｂは、所定の時間間隔で制御装置１１０に蓄電池の充電状態を示す蓄電池情報を送信し、制御装置１１０は、前記受信した蓄電情報を用いて記憶部１１１２の保存されている蓄電池情報を更新し（ステップＳ００２）（[0044]）、

次に、制御装置１１０は、前記更新後の蓄電池情報に基づいて、蓄電池１１５ａやＥＶ１１５ｂの蓄電池の充電可能量を計算する（ステップＳ００３）（[0045]）、

一方、管理装置２００は、ステップＳ００１で受信した接続情報と、抑制スケジュールに基づいて制御装置１１０用の抑制スケジュールを作成し（ステップＳ００４）、この抑制スケジュールは、電力系統管理部３１１側から受信した抑制スケジュールが、個々の発電装置を指定して抑制発電量や抑制時期を指定したものであれば、これをそのまま使用することができ（[0046]）、

また、電力系統管理部３１１から受信した抑制スケジュールが、エリアやグループ単位での抑制発電量や抑制時期のみを指定したものである場合は、このような抑制スケジュールを実現できるように、管理装置２００が、個々の発電装置に対する抑制発電量や抑制時間帯を割り当てた抑制スケジュールを作成することになり（[0047]）、

次に管理装置２００は、前記作成したＰＶの抑制スケジュールに従って、抑制対象の発電装置１２０に接続された制御装置１１０に対して、抑制制御情報（出力発電量の指示）を送信し（[0048]）、

前記抑制制御情報を受信した制御装置１１０は、抑制制御情報と、接続されている蓄電池１１５ａの充電可能量とに基づいて、抑制制御情報にて指示された内容をどのように実行するかを定めた抑制実行計画を策定し（ステップＳ００５）（[0049]）、

ここで、上記制御装置１１０による抑制実行計画の策定処理は（[0052]）、

まず、制御装置１１０は、記憶部１１１２から蓄電池情報を取得し（ステップＳ００３－１）、次に、制御装置１１０は、蓄電池の定格容量（最大充電可能容量）から充電済み容量を差し引いて、蓄電池の充電可能量を計算し（ステップＳ００３－２）（[0053]）、

制御装置１１０は、抑制制御情報に含まれる抑制率を用いて管理装置２００側から指示された抑制電力（指示抑制電力）を計算し（ステップＳ００５－１）（[0054]）、

次に、制御装置１１０は、ステップＳ００３－２で計算した蓄電池の充電可能量が０以上であるか否かを確認する（ステップＳ００５－２）（[0055]）、

蓄電池の充電可能量が０以上であった場合、制御装置１１０は、充電可能量を用いて、発電装置１２０に指示する抑制率（抑制制御率）を再計算し（ステップＳ００５－３）（[0056]）、

指示抑制量－充電可能量×充電効率が０以下の場合、即ち、指示抑制量のすべてを充電池１１５ａの充電に回せる場合は、発電装置１２０の抑制制御は不要となり（抑制率＝０）（[0057]）、

制御装置１１０は、ステップＳ００３－２で得られた充電可能量を用いて、発電装置１２０及び蓄電池１１５ａに対し蓄電指令を送信し（ステップＳ００５－４）（[0058]）、

また、制御装置１１０は、発電装置１２０に対しステップＳ００５－３で得られた再計算後の抑制率により抑制制御を指示する抑制制御情報を送信する（ステップＳ００５－５；抑制制御情報送信）（[0059]）

発電装置監視制御システム」

当審拒絶理由Ａの理由１に引用された引用文献２には、次の事項が記載されている。

「【０００５】

しかしながら、スマートグリッドシステムの大規模化に伴い、蓄電池システムの数が増加する。この場合に、EMSが、蓄電池システム１つ１つに対して個別に制御を行う場合、EMSと蓄電池システムとの間で送受信する情報量が膨大になり、通信効率が低下する。

【０００６】

通信効率の低下を防ぐために、EMSが、複数の蓄電池システムをグループ化し、グループ化された蓄電池システム単位で制御する仕組みが検討されている。」

「【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【０００８】

本発明の一側面は、蓄電池システムをグループ化して、グループ化された複数の蓄電池システム単位で制御する仕組みを作る際に、通信効率を向上させるような、蓄電池システムのグループ化を実現する。」

「【００１２】

（第1の実施形態）

図１は、第1の実施形態にかかる充放電指示装置を備える全体システムを示す図である。

【００１３】

続きを表示（全27行）

第1の実施形態では、例えば、EMS (Energy Management System)111が備える充放電指示装置が、複数の蓄電池システムの蓄電池の電気的特徴を示す複数の固有情報と複数の蓄電池システムが設置されている位置を示す複数のロケーション情報とに基づいて、複数の蓄電池システムから一部分の蓄電池システムをグループとして選択し、グループの蓄電池システムに対して、充放電制御を行う。

【００１４】

以下では、まず、本実施形態にかかる充放電指示装置を含む全体システムの構成を説明する。

【００１５】

第1の実施形態にかかる全体システムにおいて、電力系統網上には、発電所(給電指令所)101と、EMS (Energy Management System) 111と、自然エネルギー発電所112と、蓄電池システム113と、がある。また、需要家側には、スマートメータ121と、需要家側EMS122と、需要家側電力システム123とがある。需要家側電力システム123は、自然エネルギー発電所1231と、蓄電池システム1232と、EV(Electric Vehicle)システム1233とを備える。

【００１６】

発電所(給電指令所)101は、火力や原子力等の動力によって大容量の電力を生成し、電力を、送配電網を介して家庭やビル、工場等の需要家120側に供給する。本実施形態では発電所101から需要家120に至る送配電網を総称して電力系統網と称する。

【００１７】

自然エネルギー発電所112は、風力や太陽光といった自然界に存在するエネルギーを元に電力を生成、送配電網を介して需要家120側に電力を供給する。自然エネルギー発電所112を電力系統網に設置することで、発電所101の負担を減らして効率的に運用させることが出来る。

【００１８】

蓄電池システム113は、発電所101や自然エネルギー発電所112が生成した余剰電力を充電する。また、充電した電力を放電する。蓄電池システム113は、電力事業者の系統側の用途として一般的に、系統の周波数や電圧などの電気の品質を維持するために、瞬間的な負荷変動に応じて秒単位で出力調整を行い、系統を安定させるアンシラリーサービス(短周期制御)と呼ばれる機能実現のために活用される。また、蓄電池システム113は、家庭やビル等の需要家側の用途として、単価の安い夜間電力を貯蔵することで、昼間の電力利用が集中する時間帯の融通を行うピークシフト(日間運用)と呼ばれる機能実現のために活用される。

【００１９】

EMS111は、発電所101及び自然エネルギー発電所112の供給電力と、需要家側で消費する負荷電力を含めた電力システム全体の安定化を、電力網及び通信網双方を活用して制御する。実施形態にかかる充放電指示装置の機能は、EMS111が備える。充放電指示装置の構成の詳細は後述する。

【００２０】

スマートメータ121は、需要家120構内で消費された電力量を計測し、計測した電力量を定期的に電力事業者の管理サーバに通知する。一般に当該管理サーバはMDMS(Metering Data Management System)と呼ばれるが、図1中では図示を省略している。前述のEMS111はMDMSと連携し、需要家120側の負荷電力の総量を算出する。

【００２１】

需要家120の構内に設置された蓄電池システム1232は、電力事業者の系統網から供給された電力、あるいは需要家120構内の自然エネルギー発電所1231が生成した電力を貯蔵する。

【００２２】

EVシステム1233は、後述する充電器250を介してEVシステム1233内の電池に電力を貯蔵する。

【００２３】

需要家側EMS122は、需要家120内の電力消費量を調整制御する。需要家が家庭である場合、HEMSが家庭内の電力消費量を調整、制御する。需要家がビルである場合、BEMSがビルや工場内の電力消費量を調整、制御する。需要家が工場である場合、FEMS(Factory Management System)が構内の電力消費量を調整制御する。

【００２４】

以上が、全体システムの構成の説明である。」

「【００４９】

図６は、第1の実施形態にかかる充放電指示装置600の構成を示すブロック図である。図１６は、第1の実施形態にかかる充放電判定装置1600の構成を示すブロック図である。

【００５０】

充放電指示装置600の機能は、図１では、電力系統網のEMS111、又は、需要家構内に設置する需要家側EMS122が備える。また、充放電指示装置600の機能は、図1において、EMS111と需要家側EMS122との間に介在する中継装置がある場合、当該中継装置が備えていても良い。中継装置については、後述する。

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【００５１】

充放電判定装置1600の機能は、図2（a）の蓄電池システム210の制御部212、又は図2(b)のEVシステム240の外部に設置された充電器250が備える。この他、太陽光発電装置や風力発電装置にも同様に適用出来る。充放電判定装置1600は、蓄電池システムに関する情報を充放電指示装置600に送信する。充放電指示装置600は、蓄電池システムに関する情報を受け取ると、複数の蓄電池システムをグループする。充放電判定装置1600はPCSへの適用に制限されることはなく、通信処理部を持ち充放電指示装置及び蓄電池と通信することが可能な外部コントローラ装置にも適用可能である。

【００５２】

図6は、充放電指示装置600の構成を示すブロック図である。

【００５３】

充放電指示装置600は、需給調整部601と、充放電管理部602と、蓄電池情報記憶部603と、充放電グループ選択部604と、蓄電池情報通信部605と、通信部606とを備える。

【００５４】

需給調整部601は、電力事業者の系統網や需要家側構内の電力供給量や周波数状態を監視すると共に、電力供給不足による停電防止のために蓄電池システムに放電制御を指示することや、電力供給超過による超過電力を後に活用するために蓄電池システムに充電制御を指示する事などを適宜判断して実行する。需給調整部601は、アプリケーション処理部としての役割を担う。

【００５５】

蓄電池情報記憶部603は、蓄電池固有情報と、ロケーション情報と、充放電制御情報とを記憶する。蓄電池固有情報と、ロケーション情報と、充放電制御情報とは、蓄電池システムの充放電制御時に必要な情報である。

【００５６】

図7A（a），（c），(d)は、それぞれ、本実施形態の蓄電池固有情報の一例、ロケーション情報の一例、充放電制御情報の一例である。

【００５７】

図７A(a)に示すように、蓄電池固有情報は、充放電制御に必要な電池部(BMU)の固体に特有な電気的特徴を示す情報である。図７Aの例では、単位ワット(W:Watt)で示される定格充放電電力、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される定格容量、単位百分率で示される充電率(SOC: State Of Charge)、SOCに対応付けられた放電可能時間及び充電可能時間が示されている。電池部(BMU)の一般的な充電方式である定電流充電方式では、百分率で示されるSOCが所定の閾値に達するまで電池部(BMU)内の電池セルが入出力する電力量(電流量)が一定状態で推移する。このことから、図７A(b)に示すように、充放電判定装置1600は、電池部(BMU)からSOCの値を取得することで、当該情報に対応付けられた充電可能時間及び放電可能時間(グラフの横軸)、最大充放電電力(グラフの縦軸）、充放電に必要な電力量(充放電可能時間と電力の積)を算出出来る。定電流充電では、SOCが所定の閾値を超えた後は充電に必要な電流量が極小化する特性がある。尚、充放電制御時の電力量とは、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される電力量の他に、単位アンペア時間(Ah: Ampere hour)で示される電流量、及び単位ボルト時間で示される電圧量(Vh: Volt hour)各々を用いることが可能である。

【００５８】

図７A(c)のロケーション情報は、蓄電池システム(あるいは蓄電池システムを管理する需要家側EMS)が設置された位置を特定するために用いる。例えば、蓄電池システムが設置された設備（例えば、図１では、需要家120）の識別子情報、蓄電池システムが設置された位置にある配電網の識別子情報、蓄電池システムが設置された位置にあるネットワークの識別子情報等である。」

「【００６１】

充放電グループ選択部６０４は、蓄電池固有情報とロケーション情報とを元に、複数の蓄電池システムの中から、一部分の蓄電池システムをグループとして選択する。尚、充放電グループ選択部604が行う蓄電池システムのグループ化手順の詳細は、図14のフローチャートを用いて後述する。充放電グループ選択部604は、グループ化した蓄電池システム群を管理する。図８Aに、充放電グループ選択部602が、グループ化した蓄電池システム群を管理する例を示す。充放電グループ選択部602は、蓄電池システムグループと当該蓄電池システムグループに属する蓄電池システムの情報とを対応付けて記憶することで、グループ化した蓄電池システム群を管理する。図８Aの例では、充放電グループ選択部６０４は、例えば、蓄電池システムグループ１に対応付けて、蓄電池システムA及びBを特定する情報を記憶する。 次に、充放電管理部602の説明をする。

【００６２】

充放電管理部602は、充放電グループ選択部604によってグループ化した蓄電池システム群（集合仮想化蓄電池システム）の充放電総量の管理及びグループ化した蓄電池システム群に対する充放電制御指示を行う。」

「【図１】

［図：0001390065000006.jpg］

」

「【図６】

［図：0001390065000007.jpg］

」

「【図７A】

［図：0001390065000008.jpg］

」

したがって、上記引用文献２には、次の技術的事項（以下「引用文献２技術事項」という。）が記載されていると認められる。

「電力系統網上には、発電所(給電指令所)101と、EMS (Energy Management System) 111と、自然エネルギー発電所112と、蓄電池システム113と、がある全体システムにおいて（【００１５】）、

EMS111は、発電所101及び自然エネルギー発電所112の供給電力と、需要家側で消費する負荷電力を含めた電力システム全体の安定化を、電力網及び通信網双方を活用して制御し（【００１９】）、

電力系統網のEMS111は、充放電指示装置600の機能を備え（【００５０】）、

充放電指示装置600は、需給調整部601と、充放電管理部602と、蓄電池情報記憶部603と、充放電グループ選択部604と、蓄電池情報通信部605と、通信部606とを備え（【００５３】）、

需給調整部601は、電力事業者の系統網や需要家側構内の電力供給量や周波数状態を監視すると共に、電力供給不足による停電防止のために蓄電池システムに放電制御を指示することや、電力供給超過による超過電力を後に活用するために蓄電池システムに充電制御を指示する事などを適宜判断して実行し（【００５４】）、

蓄電池情報記憶部603は、蓄電池固有情報と、ロケーション情報と、充放電制御情報とを記憶し（【００５５】）、

蓄電池固有情報は、充放電制御に必要な電池部(BMU)の固体に特有な電気的特徴を示す情報であり、単位ワット(W:Watt)で示される定格充放電電力、単位ワット時間(Wh: Watt hour)で示される定格容量、単位百分率で示される充電率(SOC: State Of Charge)、SOCに対応付けられた放電可能時間及び充電可能時間が示され（【００５７】）、

ロケーション情報は、蓄電池システム(あるいは蓄電池システムを管理する需要家側EMS)が設置された位置を特定するために用い（【００５８】）、

充放電グループ選択部６０４は、蓄電池固有情報とロケーション情報とを元に、複数の蓄電池システムの中から、一部分の蓄電池システムをグループとして選択し（【００６１】）、

充放電管理部602は、充放電グループ選択部604によってグループ化した蓄電池システム群（集合仮想化蓄電池システム）の充放電総量の管理及びグループ化した蓄電池システム群に対する充放電制御指示を行うこと（【００６２】）」

当審拒絶理由Ａの理由１に引用された引用文献３には、次の事項が記載されている。

「【技術分野】

【０００１】

本発明は、電力系統に発生した余剰電力を蓄電池で吸収できるように電力系統に配置された蓄電池を運用する蓄電池運用装置に関する。」

「【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【０００８】

しかし、特許文献１のものは需要家所有の比較的小容量の蓄電池を用いて需要家内の需給調整を行うものであり、大量の系統内余剰電力に対応することはできない。さらに、需要家によって太陽光発電出力にばらつきがあるため、余剰電力の発生具合はまちまちであり、全ての蓄電池が十分に活用されるとは限らない。太陽光発電大量導入時の系統内余剰電力を充電するためには、電力系統に接続された複数の蓄電池を十分活用し充電容量を確保する必要がある。

【０００９】

また、太陽光発電設備の出力は不確実であるため、余剰電力量の予測値と発生値とにはズレが生じる。予測値よりも発生値が下回った場合には、予測値をベースに確保しておいた蓄電池容量の一部が使われないので、蓄電池容量を提供した蓄電池の所有者にとって不利益となる。

【００１０】

逆に、予測値よりも発生値が上回った場合には、蓄電池容量が足りなくなり、その場合には、太陽光発電設備の出力抑制が必要となる。その際は、太陽光発電設備の所有者にとって不利益となる。

【００１１】

本発明の目的は、太陽光発電設備の出力の不確実さを考慮して系統内余剰電力を充電するための蓄電池容量を、複数の蓄電池から過不足なく確保できる蓄電池運用装置を提供することである。」

「【００２１】

以下、本発明の実施形態を説明する。図１は本発明の実施形態に係る蓄電池運用装置の一例を示す構成図である。

【００２２】

余剰電力前日予測手段１１は、図示省略の入力装置から翌日の予測余剰電力を算出するために必要な前日算出条件を入力する。前日算出条件は、例えば、翌日の天気予報、暦の曜日や日にち、発電所の発電可能な発電機の容量などである。

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【００２３】

余剰電力前日予測手段１１は前日算出条件を入力すると、入力した前日算出条件に基づいて、まず、翌日の太陽光発電設備の予測出力Ｐpv、翌日の予測電力需要Ｐａ、翌日のベース供給力Ｐｂを求める。

【００２４】

太陽光発電設備の予測出力Ｐpvは天候に左右されるので、天気予報の特に日射時間を基に算出される。翌日の予測電力需要Ｐａは暦の曜日や日にちによって異なるので、過去の実績値などを参照して算出する。また、翌日のベース供給力Ｐｂは、発電所の発電可能な発電機の容量や過去の実績値などを基に算出される。そして、翌日の予測余剰電力Ｐｃは、（１）式で算出する。

【００２５】

［数１］

Ｐｃ＝Ｐｂ＋Ｐpv－Ｐａ …（１）

ここで、太陽光発電設備の予測出力Ｐpv、翌日の予測電力需要Ｐａは確率分布として表される。そのため、（１）式から算出される翌日の予測余剰電力Ｐｃも発生確率分布の形で算出される。

【００２６】

余剰電力前日予測手段１１で算出された翌日の予測余剰電力Ｐｃは、利用可能蓄電池把握手段１２に入力される。利用可能蓄電池把握手段１２は、電力系統に接続された複数の蓄電池の中から余剰電力前日予測手段１１で予測された予測余剰電力Ｐｃを充電可能な複数の蓄電池を把握するものである。

【００２７】

利用可能蓄電池把握手段１２は、蓄電池情報記憶部１３から電力系統に接続された複数の蓄電池の蓄電池情報を入力し、余剰電力前日予測手段１１で予測された予測余剰電力Ｐｃを充電可能な複数の蓄電池を探し出す。

【００２８】

そして、利用可能蓄電池把握手段１２で探し出された利用可能な蓄電池は、利用可能蓄電池グレード割付手段１４に出力される。利用可能蓄電池グレード割付手段１４は、利用可能蓄電池把握手段１２で把握された充電可能な複数の蓄電池をグレード分けするものであり、グレード分け基準記憶部１５に予め記憶されたグレード分け基準に基づいて、利用可能蓄電池把握手段１２で把握された充電可能な各々の蓄電池をいずれかのグレードに割り付ける。

【００２９】

利用可能蓄電池グレード割付手段１４で割り付けされたグレード情報は、蓄電池情報記憶部１３に記憶された蓄電池情報のグレード欄に格納されるとともに、利用事前告知手段１６に出力される。

【００３０】

利用事前告知手段１６は、利用可能蓄電池グレード割付手段１４でグレードが割り付けされた蓄電池に対し、利用確率の高いグレード順に、事前にその蓄電池の利用確率と蓄電時間帯を告知する。蓄電池所有者に蓄電池の利用確率を事前に告知することで、蓄電池利用時・非利用時の納得性を高めることができる。

【００３１】

図２は、蓄電池情報記憶部１３に予め記憶された蓄電池ｉの蓄電池情報の説明図である。電力系統に接続された各々の蓄電池ｉは、蓄電池情報として、所有者、通信手段の有無、電力系統での配置位置、利用可能時間帯、残容量、定格出力、信頼度、グレードなどが記憶されている。グレードには、利用可能蓄電池グレード割付手段１４により割り付けられたグレードが記憶される。

【００３２】

利用可能蓄電池把握手段１２は、まず、蓄電池情報記憶部１３に予め記憶された蓄電池ｉの蓄電池情報の中から、余剰電力前日予測手段１１で予測された予測余剰電力Ｐｃの発生時間帯に利用可能な蓄電池を探し出す。これは蓄電池情報の利用可能時間帯を参照して行う。そして、その中から残容量を参照し充電が可能な蓄電池を探し出す。このようにして、利用可能蓄電池把握手段１２で探し出された利用可能な蓄電池は、利用可能蓄電池グレード割付手段１４に出力される。

【００３３】

利用可能蓄電池把握手段１２では、蓄電池の利用可能性の高さについても評価し、その結果も利用可能蓄電池グレード割付手段１４に出力する。利用可能性は、充電可能な複数の蓄電池の中から、蓄電池情報の項目（所有者、通信手段の有無、電力系統での配置位置、利用可能時間帯、残容量、定格出力、信頼度）を参照して評価する。

【００３４】

図３は、利用可能蓄電池把握手段１２で探し出された利用可能な蓄電池情報の説明図であり、図３（ａ）は蓄電池の利用可能性が高と評価された蓄電池ｊの蓄電池情報の説明図、図３（ｂ）は蓄電池の利用可能性が低と評価された蓄電池ｋの蓄電池情報の説明図である。

【００３５】

図３（ａ）に示すように、蓄電池の所有者が電力会社である場合には、電力会社の意向に沿って運用できるので評価は高い。また、通信手段の有無については通信手段を有している場合の方が評価が高い。これは、系統運用者との通信が容易であり、蓄電池の遠隔操作も可能であるからである。蓄電池の配置位置は太陽光発電設備が接続された配電線に接続されている蓄電池の評価が高い。

【００３６】

利用可能時間帯は、系統内余剰電力が発生する時間帯に蓄電池を使用できる場合が評価が高い。図３（ａ）に示すように、利用可能時間帯が９時～２０時と、系統内余剰電力が発生する時間帯（９時４５分～１９時）のすべての時間帯に亘って蓄電池を使用できるので評価が高い。残容量や定格出力は充電できる電力量に相当するので大きい方が評価が高い。また、使用したいときに必ず使用できる信頼度の高い蓄電池の評価は高い。逆に、使用できる可能性があっても、その蓄電池が別の用途に使用され、過去の実績から実際に使用できなかった場合には信頼度の評価は低くなる。

【００３７】

図３（ａ）の蓄電池ｊはこれら蓄電池情報のすべての項目の評価が高いので、利用可能性がかなり高いと評価する。なお、実際には、これらの項目のすべてを満たさない場合であっても、ほぼ間違いなく使用できる蓄電池に対しては利用可能性が高いと評価できる。

【００３８】

次に、図３（ｂ）に示すように利用可能性が低いと評価された蓄電池ｋは、図３（ａ）に示した蓄電池ｊとは反対に、蓄電池情報の各項目（所有者、通信手段の有無、電力系統での配置位置、利用可能時間帯、残容量、定格出力、信頼度）の評価が低いものである。例えば、所有者は電力会社以外の需要家であり、通信手段を有してなく、蓄電池の設置位置が太陽光発電設備が接続された配電線でなく、利用時間も限られた時間帯であり、定格出力や残容量が小さく、信頼度も低い蓄電池である。」

「【図１】

［図：0001390065000009.jpg］

」

「【図３】

［図：0001390065000010.jpg］

」

図３（ａ）及び（ｂ）には、【００３３】及び【００３４】の記載を参照すると、「利用可能蓄電池把握手段１２で探し出された利用可能な蓄電池情報の残容量及び定格出力の項目には、「大」または「小」の値が記憶されている」ことが見て取れる。

したがって、上記引用文献３には、次の技術的事項（以下「引用文献３技術事項」という。）が記載されていると認められる。

「系統内余剰電力を充電するための蓄電池容量を、複数の蓄電池から過不足なく確保できる蓄電池運用装置において（【００１１】、【００２１】）、

余剰電力前日予測手段１１で算出された翌日の予測余剰電力Ｐｃは、利用可能蓄電池把握手段１２に入力され（【００２６】）、

利用可能蓄電池把握手段１２は、蓄電池情報記憶部１３から電力系統に接続された複数の蓄電池の蓄電池情報を入力し、余剰電力前日予測手段１１で予測された予測余剰電力Ｐｃを充電可能な複数の蓄電池を探し出し（【００２７】）、

利用可能蓄電池把握手段１２では、蓄電池の利用可能性の高さについても評価し、その結果も利用可能蓄電池グレード割付手段１４に出力し、利用可能性は、充電可能な複数の蓄電池の中から、蓄電池情報の項目（所有者、通信手段の有無、電力系統での配置位置、利用可能時間帯、残容量、定格出力、信頼度）を参照して評価し（【００３３】）、

利用可能蓄電池把握手段１２で探し出された利用可能な蓄電池情報の残容量及び定格出力の項目には、「大」または「小」の値が記憶され（【図３】、【００３３】、【００３４】）、

利用可能蓄電池グレード割付手段１４は、利用可能蓄電池把握手段１２で把握された充電可能な各々の蓄電池をいずれかのグレードに割り付け（【００２８】）、

利用事前告知手段１６は、利用可能蓄電池グレード割付手段１４でグレードが割り付けされた蓄電池に対し、利用確率の高いグレード順に、事前にその蓄電池の利用確率と蓄電時間帯を告知すること（【００３０】）」