(57)【要約】【課題】  燃料電池の特性を活かし、新エネルギー機器を有利に運用することの可能なエネルギー管理システムを提供すること。【解決手段】  実施形態によれば、エネルギー管理システムは、予測部と、計算部と、作成部と、制御部とを具備する。予測部は、需要家におけるエネルギーの需要量を予測して需要量の予測値を得て、再生可能エネルギーに由来する電力を発電する第１発電ユニットの発電量を予測して発電量の予測値を得る。計算部は、需要量の予測値と、発電量の予測値とに基づいて、非再生可能エネルギーに由来する電力を発電する第２発電ユニットの運転計画を計算する。作成部は、売電利益から買電損益を減算した差し引き額を蓄電装置の放電による売電量の押し上げ効果を利用して最大化可能な放電戦略を、需要量の予測値、発電量の予測値および運転計画に基づいて作成する。制御部は、需要量の実現値、発電量の実現値、運転計画および放電戦略に基づいて蓄電装置の放電を制御する。【選択図】  図５
2014150641.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
再生可能エネルギーに由来する電力を発電する第１発電ユニットと、非再生可能エネルギーに由来する電力を発電する第２発電ユニットと、蓄電装置とを備える需要家のエネルギーを管理するエネルギー管理システムであって、
前記需要家におけるエネルギーの需要量を予測して前記需要量の予測値を得て、前記第１発電ユニットの発電量を予測して前記発電量の予測値を得る予測部と、
前記需要量の予測値と、前記発電量の予測値とに基づいて、前記第２発電ユニットの運転計画を計算する計算部と、
売電利益から買電損益を減算した差し引き額を前記蓄電装置の放電による売電量の押し上げ効果を利用して最大化可能な放電戦略を、需要量の予測値、前記発電量の予測値および前記運転計画に基づいて作成する作成部と、
前記需要量の実現値、前記発電量の実現値、前記運転計画および前記放電戦略に基づいて前記蓄電装置の放電を制御する制御部とを具備する、エネルギー管理システム。
【請求項２】
前記需要家に設けられるローカルサーバと、このローカルサーバにネットワークを介して接続されるクラウドサーバとを具備し、
前記クラウドサーバは、前記予測部と、前記作成部と、前記計算部と、前記放電戦略を前記ネットワークを介して前記ローカルサーバに通知する通知部とを備え、
前記ローカルサーバは、前記制御部と、前記通知された放電戦略を受信するインタフェースとを備える、請求項１に記載のエネルギー管理システム。
【請求項３】
前記作成部は、
前記需要量の予測値を前記運転計画に基づく前記第２発電ユニットの発電量で補正する補正部と、
放電価値率計算部と、
決定部とを備え、
前記放電価値率計算部は、
前記補正された需要量の予測値を前記蓄電装置の放電で賄う場合の前記買電損益の打ち消し額と前記発電量の予測値に基づく売電利益との和である放電価値の予測値を、基準期間内における単位期間ごとに算出し、
前記放電価値の予測値を前記蓄電装置の放電量で除算した値である放電価値率の予測値を前記単位期間ごとに算出し、
前記決定部は、
前記蓄電装置の放電量をそれぞれの単位期間に、前記放電価値率の予測値の高さの順に配分すべく前記放電戦略を決定する、請求項１および２のいずれか１項に記載のエネルギー管理システム。
【請求項４】
前記決定部は、
前記補正された需要量の予測値を前記放電価値率の予測値の高い単位期間から順に加算したとき、当該需要量の合計が前記蓄電装置の総放電量以上となる単位期間を特定し、
前記特定された単位期間における放電価値率の予測値を閾値とし、
前記制御部は、
前記需要量の実現値を前記運転計画に基づく前記第２発電ユニットの発電量で補正した値を前記蓄電装置の放電で賄う場合の前記買電損益の打ち消し額と前記発電量の実現値に基づく売電利益との和を前記放電量で除算した値である放電価値率の実現値を算出し、
前記放電価値率の実現値が前記閾値以上のときに前記蓄電装置を放電させる、請求項３に記載のエネルギー管理システム。
【請求項５】
前記総放電量は、放電開始時における前記蓄電装置の放電可能量と、前記基準期間内における前記蓄電装置への充電量とを含む、請求項４に記載のエネルギー管理システム。
【請求項６】
再生可能エネルギーに由来する電力を発電する第１発電ユニットと、非再生可能エネルギーに由来する電力を発電する第２発電ユニットと、蓄電装置とを備える需要家のエネルギーを管理するエネルギー管理方法であって、
前記需要家におけるエネルギーの需要量を予測して前記需要量の予測値を得て、
前記第１発電ユニットの発電量を予測して前記発電量の予測値を得て、
前記需要量の予測値と、前記発電量の予測値とに基づいて、前記第２発電ユニットの運転計画を計算し、
売電利益から買電損益を減算した差し引き額を前記蓄電装置の放電による売電量の押し上げ効果を利用して最大化可能な放電戦略を、需要量の予測値、前記発電量の予測値および前記運転計画に基づいて作成し、
前記需要量の実現値、前記発電量の実現値、前記運転計画および前記放電戦略に基づいて前記蓄電装置の放電を制御する、エネルギー管理方法。
【請求項７】
前記需要量の予測値を前記運転計画に基づく前記第２発電ユニットの発電量で補正し、
前記補正された需要量の予測値を前記蓄電装置の放電で賄う場合の前記買電損益の打ち消し額と前記発電量の予測値に基づく売電利益との和である放電価値の予測値を、基準期間内における単位期間ごとに算出し、
前記放電価値の予測値を前記蓄電装置の放電量で除算した値である放電価値率の予測値を前記単位期間ごとに算出し、
前記蓄電装置の放電量をそれぞれの単位期間に、前記放電価値率の予測値の高さの順に配分すべく前記放電戦略を決定する、請求項６に記載のエネルギー管理方法。
【請求項８】
前記補正された需要量の予測値を前記放電価値率の予測値の高い単位期間から順に加算したとき、当該需要量の合計が前記蓄電装置の総放電量以上となる単位期間を特定し、
前記特定された単位期間における放電価値率の予測値を閾値とし、
前記需要量の実現値を前記運転計画に基づく前記第２発電ユニットの発電量で補正した値を前記蓄電装置の放電で賄う場合の前記買電損益の打ち消し額と前記発電量の実現値に基づく売電利益との和を前記放電量で除算した値である放電価値率の実現値を算出し、
前記放電価値率の実現値が前記閾値以上のときに前記蓄電装置を放電させる、請求項７に記載のエネルギー管理方法。
【請求項９】
前記総放電量は、放電開始時における前記蓄電装置の放電可能量と、前記基準期間内における前記蓄電装置への充電量とを含む、請求項８に記載のエネルギー管理方法。
【請求項１０】
請求項６乃至９のいずれか１項に記載の方法をコンピュータに実行させるための命令を含む、プログラム。
【請求項１１】
再生可能エネルギーに由来する電力を発電する第１発電ユニットと、非再生可能エネルギーに由来する電力を発電する第２発電ユニットと、蓄電装置とを備える需要家のエネルギーを管理するサーバ装置であって、
前記需要家におけるエネルギーの需要量を予測して前記需要量の予測値を得て、前記第１発電ユニットの発電量を予測して前記発電量の予測値を得る予測部と、
前記需要量の予測値と、前記発電量の予測値とに基づいて、前記第２発電ユニットの運転計画を計算する計算部と、
売電利益から買電損益を減算した差し引き額を前記蓄電装置の放電による売電量の押し上げ効果を利用して最大化可能な放電戦略を、需要量の予測値、前記発電量の予測値および前記運転計画に基づいて作成する作成部と、
前記放電戦略をネットワークを介して前記需要家に通知する通知部とを具備する、サーバ装置。
【請求項１２】
前記作成部は、
前記需要量の予測値を前記運転計画に基づく前記第２発電ユニットの発電量で補正する補正部と、
放電価値率計算部と、
決定部とを備え、
前記放電価値率計算部は、
前記補正された需要量の予測値を前記蓄電装置の放電で賄う場合の前記買電損益の打ち消し額と前記発電量の予測値に基づく売電利益との和である放電価値の予測値を、基準期間内における単位期間ごとに算出し、
前記放電価値の予測値を前記蓄電装置の放電量で除算した値である放電価値率の予測値を前記単位期間ごとに算出し、
前記決定部は、
前記蓄電装置の放電量をそれぞれの単位期間に、前記放電価値率の予測値の高さの順に配分すべく前記放電戦略を決定する、請求項１１に記載のサーバ装置。
【請求項１３】
前記決定部は、
前記補正された需要量の予測値を前記放電価値率の予測値の高い単位期間から順に加算したとき、当該需要量の合計が前記蓄電装置の総放電量以上となる単位期間を特定し、
前記特定された単位期間における放電価値率の予測値を閾値とし、
前記通知部は、前記閾値を前記需要家に通知する、請求項１２に記載のサーバ装置。
【請求項１４】
前記総放電量は、放電開始時における前記蓄電装置の放電可能量と、前記基準期間内における前記蓄電装置への充電量とを含む、請求項１３に記載のサーバ装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は、家庭などの需要家のエネルギー収支を管理するエネルギー管理システム、エネルギー管理方法、プログラムおよびサーバ装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年の環境保全意識の高まりと電力不足への不安を背景として、家庭エネルギー管理システム（Home Energy Management System：ＨＥＭＳ）に注目が集まっている。ＨＥＭＳは、太陽光発電（Photovoltaic Power Generation：ＰＶ）システム、蓄電池、あるいは燃料電池（Fuel Cell：ＦＣ）などの分散型電源（以下、新エネルギー機器と総称する）と既存の家電機器とをネットワークに接続し、これらを総合的に管理可能とするシステムである。
【０００３】
ＰＶユニットは再生可能エネルギーの固定価格買取制度（feed in tariff：ＦＩＴ）や補助金などの後押しにより普及が進み、多くの家庭に設置されるようになってきている。家庭用の蓄電池も実用化され、停電対策や電力の負荷平準化の一翼を担っている。これらを組み合わせれば、ＰＶ発電時の電力需要量を蓄電池の放電で賄うことで再生可能エネルギーに由来する売電量を増やす、いわゆる押し上げ効果によるメリットを得られる。関連技術が特許出願されている（特願２０１２−２５５３０１号）。
【０００４】
新エネルギー機器のなかでも、ＦＣは今後の普及が期待されている。ＦＣは、昼夜、天候を問わず安定して発電でき、排熱を利用して熱エネルギーを供給することができる。例えば家庭の給湯需要予測に基づいてＦＣを制御する技術がある。また、ＦＣと蓄電池とを組み合わせ、系統への逆潮流や系統からの無駄な買電を避ける技術が知られている。ＦＣを含む家庭用分散電源をモデル化して運転計画を計算する技術も、既に知られている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１０−６７５１２号公報
【特許文献２】特開２００９−２４００８０号公報
【特許文献３】特開２０１０−２７３４０７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
ＦＣには、電力と熱の双方を同時に発生する（熱電併給）という特性がある。蓄電池の充放電はＦＣの発電量に影響を及ぼし、蓄電池の最適な充放電タイミングはそのときのＦＣの発電量を抜きにして決めることができない。このような相互作用のため、ＰＶユニット、蓄電池、およびＦＣを総合的に管理し、エネルギーコストを電気料金とガス料金との双方から削減することは難しい。エネルギーの無駄な消費をなくし、エネルギーコストをできる限り削減可能な技術が要望されている。
【０００７】
目的は、燃料電池の特性を活かし、新エネルギー機器を有利に運用することの可能なエネルギー管理システム、エネルギー管理方法、プログラムおよびサーバ装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
実施形態によれば、エネルギー管理システムは、再生可能エネルギーに由来する電力を発電する第１発電ユニットと、非再生可能エネルギーに由来する電力を発電する第２発電ユニットと、蓄電装置とを備える需要家のエネルギーを管理する。エネルギー管理システムは、予測部と、計算部と、作成部と、制御部とを具備する。予測部は、需要家におけるエネルギーの需要量を予測して需要量の予測値を得て、第１発電ユニットの発電量を予測して発電量の予測値を得る。計算部は、需要量の予測値と、発電量の予測値とに基づいて、第２発電ユニットの運転計画を計算する。作成部は、売電利益から買電損益を減算した差し引き額を蓄電装置の放電による売電量の押し上げ効果を利用して最大化可能な放電戦略を、需要量の予測値、発電量の予測値および運転計画に基づいて作成する。制御部は、需要量の実現値、発電量の実現値、運転計画および放電戦略に基づいて蓄電装置の放電を制御する。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】図１は、実施形態に係わるシステムの一例を示す図である。
【図２】図２は、実施形態に係るエネルギー管理システムの一例を示す図である。
【図３】図３は、第１の実施形態に係るＨＥＭＳの要部を示す機能ブロック図である。
【図４】図４は制御対象モデル３００ｇについて説明するための図である。
【図５】図５は、図３に示される蓄電池ルール作成部１２２の一例を示す機能ブロック図である。
【図６】図６は、蓄電池１０２の充放電効率表の一例を示す図である。
【図７】図７は、第１の実施形態における処理手順を示すフローチャートである。
【図８】図８は、実施形態に係る遺伝的アルゴリズムの遺伝子設計の一例を示す概念図である。
【図９】図９は、実施形態に係る最適化演算の流れの一例を示すフローチャートである。
【図１０】図１０は、第１の実施形態における放電ルールの作成に係わる処理手順の一例を示すフローチャートである。
【図１１】図１１は、蓄電池１０２の放電ルールの決定に係わる諸量の一例を示すグラフである。
【図１２】図１２は、バッテリーコントローラ１３１の処理手順の一例を示すフローチャートである。
【図１３】図１３は、第２の実施形態に係るＨＥＭＳの要部を示す機能ブロック図である。
【図１４】図１４は、図１３に示される蓄電池ルール作成部１２２の一例を示す機能ブロック図である。
【図１５】図１５は、第２の実施形態における放電ルールの作成に係わる処理手順の一例を示すフローチャートである。
【図１６】図１６は、蓄電池１０２のＳＯＣの日内変動の一例を示す図である。
【図１７】図１７は、第２の実施形態により得られる効果を説明するための図である。
【発明を実施するための形態】
【００１０】
図１は、実施形態に係わるシステムの一例を示す図である。図１は、いわゆるスマートグリッドとして知られるシステムの一例を示す。既存の電力網（grid）では原子力、火力、水力などの既存発電所と、一般家庭や、ビル、工場といった多種多様な需要家とが電力網によって接続される。次世代の電力系統（Power grid）ではこれらに加えて太陽光発電（Photovoltaic Power Generation：ＰＶ）システムや風力発電装置などの分散型電源や蓄電装置、新交通システムや充電スタンドなどが電力系統に接続される。これら多種多様な要素は通信グリッドを介して通信することが可能である。
【００１１】
エネルギーを管理するシステムは、エネルギーマネジメントシステム（Energy Management System：ＥＭＳ）と総称される。ＥＭＳはその規模などに応じて幾つかに分類される。例えば一般家庭向けのＨＥＭＳ（Home Energy Management System）、ビルディング向けのＢＥＭＳ（Building Energy Management System）などがある。このほか、集合住宅向けのＭＥＭＳ（Mansion Energy Management System）、コミュニティ向けのＣＥＭＳ（Community Energy Management System）、工場向けのＦＥＭＳ（Factory Energy Management System）などがある。これらのシステムが連携することできめ細かなエネルギー最適化制御が実現される。
【００１２】
これらのシステムによれば既存の発電所、分散型電源、太陽光や風力などの再生可能エネルギー源、および需要家の相互間で高度な協調運用が可能になる。これにより自然エネルギーを主体とするエネルギー供給システムや、需要家と事業者との双方向連携による需要家参加型のエネルギー需給といった、新規かつスマートな形態の電力供給サービスが生み出される。
【００１３】
図２は、実施形態に係るエネルギー管理システムの一例を示す図である。ＨＥＭＳは、クライアントシステムと、クライアントシステムと通信可能なサーバシステムとしてのクラウドコンピューティングシステム（以下、クラウドと略称する）３００とを備える。
【００１４】
クライアントシステムは、ホームゲートウェイ（Home Gateway：ＨＧＷ）７を備える。ホームゲートウェイ７は、ホーム１００に設置される通信装置であり、クラウド３００から各種のサービスの提供を受けることができる。
【００１５】
クラウド３００は、サーバコンピュータＳＶとデータベースＤＢとを備える。サーバコンピュータＳＶは単体でも複数でも良い。データベースＤＢは一つのサーバコンピュータＳＶに備えられていても、複数のサーバコンピュータＳＶに分散配置されていてもよい。
【００１６】
図２において、電力グリッド６から供給される電力（交流電圧）は、電柱の変圧器６１などを経て各家庭に分配され、電力量計（スマートメータ）１９を経てホーム１００の分電盤２０に供給される。電力量計１９は、ホーム１００に備わるエネルギー生産機器の発電量、ホーム１００の消費電力量、電力グリッド６から流れ込む電力量、あるいは電力グリッド６に逆潮流する電力量などを計測する機能を備える。周知のように、再生可能エネルギーに基づいて発電された電力は、電力グリッド６に逆潮流することを許される。
【００１７】
分電盤２０は、この分電盤２０に接続される電気機器（照明、エアコンなど）５やパワーコンディショニングシステム（ＰＣＳ）１０４に配電線２１を介して電力を供給する。また分電盤２０は、フィーダごとの電力量を計測する計測装置を備える。
【００１８】
電気機器５はホーム１００内の配電線２１に接続されることの可能な機器である。電気機器５はコンセント（図示せず）を介して配電線２１に着脱可能に接続され、配電線２１を介して分電盤２０に接続される。電気機器５により電力が消費される。
【００１９】
ホーム１００の屋根や外壁には太陽光パネルが設置されＰＶユニット１０１が形成される。ＰＶユニット１０１は、再生可能エネルギーから電気機器５を稼動させるためのエネルギーを生産する創エネルギー機器であり、風力発電システムなどもその範疇に入る。ＦＣユニット１０３は、非再生可能エネルギー源である都市ガスやＬＰガス（液化プロパンガス）から電力を生産する発電ユニットである。ＦＣユニット１０３により生成された電力は電力グリッド６に逆潮流することを禁止されているので、余剰電力を生じることがある。余剰電力は蓄電池１０２に充電されることが可能である。
【００２０】
ＰＣＳ１０４はコンバータ（図示せず）を備え、配電線２１からの交流電力を直流電力に変換して蓄電池１０２に供給する。また、ＰＣＳ１０４はインバータ（図示せず）を備え、ＰＶユニット１０１、蓄電池１０２あるいはＦＣユニット１０３から供給される直流電力を交流電力に変換して配電線２１に供給する。これにより、電気機器はＰＣＳ１０４を介して、蓄電池１０２やＦＣユニット１０３からも電力の供給を受けることができる。要するにＰＣＳ１０４は、蓄電池１０２、ＦＣユニット１０３と配電線２１との間でエネルギーを授受するための電力変換器としての機能を備える。ＰＣＳ１０４は蓄電池１０２やＦＣユニット１０３を安定に制御する機能も備える。なおＰＣＳ１０４は、ＰＶユニット１０１、蓄電池１０２およびＦＣユニット１０３のそれぞれに、個別に設けられても良い。
【００２１】
ホーム１００には無線ＬＡＮ（Local Area Network）などのホームネットワーク２５が形成される。ホームゲートウェイ７はホームネットワーク２５とＩＰネットワーク２００との双方に、コネクタ（図示せず）などを介して着脱可能に接続される。これによりホームゲートウェイ７は、ホームネットワーク２５に接続される電力量計１９、分電盤２０、ＰＣＳ１０４、および電気機器５と相互に通信可能である。なおホームネットワーク２５は無線、あるいは有線のいずれでも良い。
【００２２】
ホームゲートウェイ７は、実施形態に係る処理機能として通信部７ａを備える。通信部７ａは、クラウド３００に各種のデータを送信し、またクラウド３００から各種のデータを受信する、ネットワークインタフェースである。
【００２３】
ホームゲートウェイ７はCentral Processing Unit（ＣＰＵ）とメモリ（図示せず）を備えるコンピュータである。メモリは、このコンピュータを制御するプログラムを記憶する。プログラムは、クラウド３００と通信したり、電気機器５や蓄電池１０２、ＦＣユニット１０３の運転計画の計算をクラウド３００に要求したり、システムの制御に需要家の意思を反映させたりするための命令を含む。ＣＰＵが各種のプログラムに基づいて機能することで、ホームゲートウェイ７に係る諸機能が実現される。
【００２４】
すなわちホームゲートウェイ７は、クラウド３００に各種のデータを送信し、またクラウド３００から各種のデータを受信する。ホームゲートウェイ７は、クラウド３００、サーバコンピュータＳＶと通信可能なクライアント装置である。ホームゲートウェイ７から送信される各種データには、クラウド３００に各種の演算を要求するための要求信号が含まれる。
【００２５】
ホームゲートウェイ７は有線回線または無線回線を介して端末１０５に接続される。ホームゲートウェイ７と端末１０５とを合わせてローカルサーバとしての機能を実現することも可能である。端末１０５はいわゆるタッチパネルなどのほか、例えば汎用的な携帯情報機器やパーソナルコンピュータなどでもよい。
【００２６】
端末１０５は電気機器５、ＰＶ装置１０１、蓄電池１０２、ＦＣユニット１０３の稼働状況や消費電力量を例えばＬＣＤ（Liquid Crystal Display）に表示したり、音声ガイダンスなどで需要家（ユーザ）に報知する。また端末１０５は操作パネルを備え、需要家による各種の操作や設定入力を受け付ける。
【００２７】
ＩＰネットワーク２００は、いわゆるインターネット、あるいはシステムベンダのＶＰＮ（Virtual Private Network）などである。ホームゲートウェイ７は、ＩＰネットワーク２００を経由してサーバコンピュータＳＶと通信したり、データベースＤＢとデータを授受したりできる。なおＩＰネットワーク２００は、ホームゲートウェイ７とクラウド３００との間に双方向の通信環境を形成するための、無線または有線の通信インフラストラクチャを含んで良い。
【００２８】
クラウド３００は、収集部３００ａ、予測部３００ｂ、計算部３００ｃ、および制御部３００ｄを備える。また、蓄電池１０２およびＦＣユニット１０３の制御対象モデル３００ｇ、および各種のデータ３００ｈがクラウド３００のデータベースＤＢに記憶される。収集部３００ａ、予測部３００ｂ、計算部３００ｃ、および制御部３００ｄは、単体のサーバコンピュータＳＶ、あるいは、クラウド３００に分散配置される機能オブジェクトである。これらの機能オブジェクトを如何にしてシステムにインプリメントするかは、当業者によれば容易に理解されるであろう。
【００２９】
例えば収集部３００ａ、予測部３００ｂ、計算部３００ｃ、および制御部３００ｄは、クラウド３００のサーバコンピュータＳＶにより実行されるプログラムとして実現される。このプログラムは単体のコンピュータにより実行されることもできるし、複数のコンピュータを備えるシステムにより実行されることも可能である。プログラムに記載される命令が実行されることで、実施形態に係わる諸機能が実現される。
【００３０】
収集部３００ａは、ホーム１００の電気機器５、ＰＶユニット１０１、蓄電池１０２およびＦＣユニット１０３などに係わる各種データを各ホーム１００のホームゲートウェイ７から、定期的、あるいは不定期に取得する。また収集部３００ａは、端末１０５におけるユーザの操作履歴などを端末１０５から取得する。なお収集部３００ａと端末１０５とが通信回線４０を介して直接通信することも可能である。
【００３１】
取得されたデータはデータベースＤＢにデータ３００ｈとして保持される。データ３００ｈは、各ホーム１００の電力需要量、各電気機器５の消費電力量、給湯量、稼動状態、蓄電池１０２の充電残量や充放電電力、ＰＶユニット１０１の発電量などを含む。加えて、気象庁などから提供される気象データなどもデータ３００ｈに含めることが可能である。
【００３２】
予測部３００ｂは、収集部３００ａにより取得されたデータ３００ｈに基づいて、ホーム１００におけるエネルギー需要量（電力需要量）およびエネルギー生産量（発電量）を予測する。予測部３００は、例えばホーム１００の電力需要量、給湯需要量、ＰＶの発電量などを予測する。
【００３３】
計算部３００ｃは、制御対象モデル３００ｇと、予測されたエネルギー需要量およびエネルギー生産量とに基づいて、蓄電池１０２、ＦＣユニット１０３の運転計画を計算する。つまり計算部３００ｃは、例えば電力需要量、給湯需要量、およびＰＶ発電量に基づいて、例えば蓄電池１０２の充放電スケジュール、またはＦＣユニット１０３の発電スケジュール（ＦＣ発電スケジュール）を計算する。
【００３４】
すなわち計算部３００ｃは、ホーム１００におけるエネルギー収支を最適化すべく、蓄電池１０２、ＦＣユニット１０３の運転計画を決定する。この処理を最適スケジューリングと称する。エネルギー収支とは例えば光熱費収支であり、電気機器５により消費される電力エネルギーのコストと、主にＰＶユニット１０１により生成されるエネルギーの売電料金とのバランスにより評価される量である。計算された蓄電池１０２、ＦＣユニット１０３の時系列の運転計画はデータベースＤＢに記憶される。
【００３５】
制御部３００ｄは、計算された運転計画に基づいて蓄電池１０２、ＦＣユニット１０３を制御するための制御情報を生成する。すなわち制御部３００ｄは、最適スケジューリングの結果から蓄電池１０２の充放電、稼動、またはＦＣユニット１０３の発電のための運転・停止指示、出力目標値などを生成する。これらの制御情報は、通信回線４０を介して端末１０５やホームゲートウェイ７に送信される。
【００３６】
ホーム１００の端末１０５は、制御部３００ｄから送信された制御情報に基づく電気機器５の制御に、需要家の意思を反映させるためのインタフェース部（図３のユーザインタフェース１０５ａ）を備える。ユーザインタフェース１０５ａは、蓄電池１０２の充放電スケジュールやＦＣユニット１０３の発電スケジュールを表示するために表示器を備える。需要家は、表示器に表示された内容を見てスケジュールを確認したり、表示されたスケジュールの実行の許可または拒否を選択したりすることができる。これによりスケジュールの実行に需要家の意思を反映させることができる。
【００３７】
また、需要家は、クラウド３００にスケジュールの再計算を要求したり、そのために必要になる情報をシステムに与えたりするための指示（コマンド）を、ユーザインタフェース１０５ａを介して入力することができる。以上の構成を基礎として、以下に、複数の実施形態を説明する。
【００３８】
［第１の実施形態］
図３は、第１の実施形態に係るＨＥＭＳの要部を示す機能ブロック図である。図３において、ホームゲートウェイ７は、ホーム１００の電力需要、給湯需要、ＰＶ発電量、蓄電池１０２のＳＯＣ（State of Charge）、ＦＣユニット１０３の貯湯量、蓄電池１０２の充放電量、ＦＣユニット１０３の貯湯量などの実績データを、ＨＥＭＳ（クラウド３００）に定期的、あるいは不定期に送信する。これらのデータはＨＥＭＳのデータベースＤＢに蓄積される。また需要家の端末１０５の操作履歴なども、クラウド３００に送信される。 
一方、ＨＥＭＳにおいて、予測部３００ｂは、収集した電力需要量、給湯需要量、ＰＶ発電量などのデータ、および気象データ（天気予報）なども用いて、対象とする日の所定時間ごとの電力需要量、給湯需要量、ＰＶ発電量を予測する。気象データは１日数回のタイミングで他のサーバ（気象庁など）から配信される。この気象データを受信したタイミングに合わせて予測計算を実行してもよい。
【００３９】
計算部３００ｃは、予測計算により算出された所定時間ごとのエネルギー需要量、エネルギー供給量、エネルギー単価、および制御対象モデル３００ｇなどに基づいて、蓄電池１０２、ＦＣユニット１０３の動作制御に係わる最適スケジューリングを実行する。最適スケジューリングにより、例えば蓄電池１０２の充放電スケジュール、およびＦＣユニット１０３の発電スケジュールが得られる。
【００４０】
予測部３００ｂ、計算部３００ｃ、および制御部３００ｄは、例えば需要家ごとに専用に設けられる機能オブジェクトとしてインプリメントされることが可能である。つまり予測部３００ｂ、計算部３００ｃ、および制御部３００ｄの機能を需要家ごとに設けることが可能である。例えばプログラムの実行過程においてスレッドを複数立てることで、このような形態が可能である。このような形態によればセキュリティを確保し易いなどのメリットがある。
【００４１】
あるいは、予測部３００ｂ、計算部３００ｃ、および制御部３００ｄを、複数の需要家に対して設けられる機能オブジェクトとしてインプリメントすることも可能である。つまり予測部３００ｂ、計算部３００ｃによる演算を、複数の需要家をまとめた単位で実行することも可能である。このような形態によれば計算リソースの節約などのメリットを得ることが可能である。
【００４２】
制御部３００ｄは、売電利益から買電損益を減算した差し引き額を、蓄電池１０２の放電による売電量の押し上げ効果を利用して最大化可能な放電戦略を作成する。放電戦略は、電力需要量の予測値、ＰＶ発電量の予測値、およびＦＣユニット１０３の発電スケジュールなどに基づいて作成される。制御部３００ｄは、実施形態に係る処理機能として、ＦＣルール作成部１２１、および蓄電池ルール作成部１２２を備える。
【００４３】
ＦＣルール作成部１２１は、計算部３００ｃにより作成された発電スケジュールに従う起動／停止指令、および発電量目標値（制御ルール）を生成し、通信回線４０を介してＦＣコントローラ１３２に通知する。ＦＣコントローラ１３２は、通知された制御ルールと、電力需要量（計測値）、ＰＶ発電量（計測値）、ＦＣユニット１０３の発電スケジュールなどに基づいてＦＣユニット１０３を制御する。
【００４４】
ＦＣユニット１０３の起動および停止には時間やコストがかかるし、発電量目標値の変更からその実現に至るまでにはやはり時間がかかる。このため発電量目標値はある程度固定化されるし、起動／停止もできるだけ少なくされる。
【００４５】
蓄電池ルール作成部１２２は、蓄電池１０２を制御するための制御ルールを作成する。制御ルールは通信回線４０を介してバッテリーコントローラ１３１に通知される。バッテリーコントローラ１３１は、制御ルールと、電力需要量（計測値）、ＰＶ発電量（計測値）などに基づいて、蓄電池１０２の充放電量や充放電タイミングを制御する。
【００４６】
図４は制御対象モデル３００ｇについて説明するための図である。制御対象モデル３００ｇは、電力グリッド６、ＦＣユニット１０３、蓄電池１０２、ＰＶユニット１０１、および負荷（家電）２０５の各構成要素を含む。ＦＣユニット１０３は、ＦＣ本体２２０、補助ボイラ２２１、逆潮流防止ヒータ２２２、および貯湯槽２２３の各構成要素を含む。図４に示される変量を次の表に示す。
【００４７】
【表１】
2014150641.tif 000003
【００４８】
制御対象モデル３００ｇは、それぞれの構成要素の入出力関係と、構成要素間の入力変数、あるいは出力変数の間の関係式を示す。例えば次式（１）〜（９）により制御対象モデル３００ｇを表現することが可能である。
【００４９】
【数１】
2014150641.tif 000004
【００５０】
式（１）において、ガス供給量Ｆ（ｔ）は、ＦＣへの供給量ＦFC（ｔ）と補助ボイラへの供給量ＦB（ｔ）との和として示される。ＦＣ本体２２０は、ＦFC（ｔ）のガス供給量に対してＰFC（ｔ）だけ発電し、ＱFC（ｔ）だけ排熱するとする。このＦＣ本体２２０の入出力特性、すなわちＦＣ本体２２０におけるガス供給量、発電量、および排熱量の関係を、式（２）、（３）のように近似して示す。
【００５１】
逆潮流防止ヒータ２２２は、余剰電力ＰH（ｔ）を熱量ＱH（ｔ）の熱に変換にして消費させる、つまり廃棄することで、余剰電力が電力グリッド６に逆潮流しないように制御する。補助ボイラ２２１は、給湯需要のうち貯湯槽２２３からの給湯ＱST（ｔ）で賄いきれない分の給湯ＱB（ｔ）を供給する。
【００５２】
貯湯槽２２３の貯湯量Ｈ（ｔ）は、式（４）に示されるように、ＦＣ本体２２０の排熱ＱFC（ｔ）、逆潮流防止ヒータ２２２の発熱量ＱH（ｔ）、および給湯ＱST（ｔ）により増減する。なお放熱などで失われる熱量は貯湯効率ｒにより表現される。式（５）は貯湯槽２２３の容量制約を示す。蓄電池１０２は、充放電電力ＰSB（ｔ）により充電残量Ｓ（ｔ）が増減するモデルとしてモデル化することが可能である。
【００５３】
式（６）は、電力の需給バランスを示す。ＰD（ｔ）はホーム１００の電力需要を示し、ＰC（ｔ）は購入電力または売電電力を示し、ＰPV（ｔ）はＰＶ１０１の発電量を示す。式（７）、（８）はＦＣ本体２２０と蓄電池１０２からの逆潮流を禁止するという制約条件を示す。式（９）は蓄電池１０２の容量の制約条件を示す。
【００５４】
計算部３００ｃ（図２、図３）は、以上のような条件のもとで、電力・給湯需要量とＰＶ発電量、電気・ガスの料金単価および電力買い取り価格が与えられたとき、光熱費収支（エネルギーコスト）が最小となるように、ＦＣユニット１０３の発電ＰFC（ｔ）、蓄電池１０２の充放電ＰSB（ｔ）のスケジュールを求める。最適化アルゴリズムには例えば遺伝的アルゴリズムを用いることができる。
【００５５】
図５は、図３に示される蓄電池ルール作成部１２２の一例を示す機能ブロック図である。蓄電池ルール作成部１２２は、補正部３０１、放電価値率計算部３０２、およびルール決定部３０３を備える。蓄電池ルール作成部１２２は、蓄電池１０２の充放電制御のための設定値となる放電価値率の閾値を出力する。
【００５６】
補正部３０１は、ＦＣ発電スケジュールを計算部３００ｃから取得し、電力需要予測値を予測部３００ｂから取得する。補正部３０１は、取得した電力需要予測値を、ＦＣ発電スケジュールに基づくＦＣユニット１０３の発電量で補正する。
【００５７】
放電価値率計算部３０２は、充放電効率表（図６）を例えばデータベースＤＢから取得し、電気料金表を例えばクラウド３００の他サーバから取得し、ＰＶ発電量予測値を予測部３００ｂから取得する。
【００５８】
放電価値率計算部３０２は、充放電効率表（図６）、電気料金表と、電力需要予測値とＰＶ発電予測値とに基づいて放電価値率（予測値）を算出する。放電価値率はルール決定部３０３に渡される。
【００５９】
放電価値率は、放電価値を蓄電池１０２の放電量で除算した値であり、予測値と実現値との２通りの値がある。放電価値の予測値を放電量で割れば予測値となり、放電価値の実現値を放電量で割れば実現値となる。放電価値の予測値は、電力需要予測値の補正値を蓄電池１０２の放電で賄う場合の買電損益の打ち消し額と、ＰＶ発電量の予測値に基づく売電利益との和として表される。放電価値、および放電価値率のいずれも基準期間（例えば１日）における単位期間（１日のうちの１時間、あるいは１分）ごとに算出される。
【００６０】
図６は、蓄電池１０２の充放電効率表の一例を示す図である。充放電効率表は、蓄電池１０２の充電電力（放電電力）の値と、その値の電力を充電する（放電する）際の効率とを対応付けた表である。図６によれば、例えば５００ワット［Ｗ］の電力の充電効率および放電効率は０．８であることが示される。図６の表に無い値は補間により求めることができる。
【００６１】
図５に戻り、ルール決定部３０３は、蓄電池１０２のＳＯＣをデータベースＤＢから取得する。そしてルール決定部３０３は、放電価値率と蓄電池ＳＯＣとに基づいて、蓄電池１０２の放電ルールを決定する。すなわちルール決定部３０３は、電力需要量予測値の補正値を放電価値率の予測値の高い単位期間から順に加算し、その合計が蓄電池１０２の総放電量以上となる単位期間を特定する。この特定された単位期間における放電価値率の予測値が、放電ルールとして閾値となる。
【００６２】
図７は、第１の実施形態における処理手順を示すフローチャートである。最適化演算には電力需要量予測、給湯需要量予測、ＰＶ発電量予測などが必要であり、この最適化演算は予測計算が実行される１日数回のタイミングに合わせて実行される。
【００６３】
図７において、予測部３００ｂは所定時間ごとの電力需要量、給湯需要量、ＰＶ発電量をデータベースＤＢから取得する（ステップＳ１−１）。このステップでは現在のデータだけでなく、例えば前年同日のデータなど過去のデータを取得しても良い。次に予測部３００ｂは、運転計画算出のため所定時間ごとの電力需要量、給湯需要量、ＰＶ発電量を予測する（ステップＳ１−２）。
【００６４】
次に計算部３００ｃは、光熱費収支を最小とすべく燃料電池１０３の発電量と蓄電池１０２の充放電量の所定時間ごとのスケジュールを算出する（ステップＳ１−３）。算出されたスケジュールはデータベースＤＢに記憶される。
【００６５】
次にシステムは、蓄電池１０２の充放電量スケジュールまたはＦＣユニット１０３の発電量のスケジュールを示すメッセージ信号を、ＩＰネットワーク２００を介して端末１０５に送信する。端末１０５はメッセージ信号を解読して各種スケジュールをインタフェースに表示する（ステップＳ１−４）。メッセージ信号の送信から表示に係わるルーチンは定期的に、あるいはユーザからの要求に応じて実行される。
【００６６】
次に、クラウド３００は、機器運転スケジュールの実行がユーザにより許可されたことを示す許可メッセージ信号の到来を待ち受ける（ステップＳ１−５）。許可されれば、蓄電池ルール作成部１２２は、蓄電池１０２を制御するための制御ルールを作成し、この制御ルールを、ＩＰネットワーク２００経由でホーム１００のホームゲートウェイ７に送信する（ステップＳ１−６）。制御ルールは、例えば蓄電池１０２の充放電のための運転・停止指示、出力目標値などを含む。
【００６７】
また、ＦＣルール作成部１２１は、ＦＣ発電スケジュールを取得し、ＦＣユニット１０３の発電のための運転・停止時刻、出力目標値などを、ＩＰネットワーク２００経由でホーム１００のホームゲートウェイ７に送信する（ステップＳ１−７）。以上の手順はスケジュールの時間間隔ごとに繰り返される。
【００６８】
以上のフローチャートにおいて、ステップＳ１−２の予測手順と、ステップＳ１−３の最適スケジューリングとを組み合せることで、一日分程度のまとまった期間の電力需要予測、給湯需要予測、ＰＶ発電予測に応じて、ＦＣの発電スケジュールや蓄電池の充放電スケジュールといった需給計画を、全体のバランスを考慮したうえで作成できるようになる。従って、蓄電池１０２が満充電になり、ＦＣユニット１０３の余剰電力を充電できないケースや、蓄電池１０２から放電すべきときに充電残量が足りないといったケースを回避することが可能になる。
【００６９】
図８は、実施形態に係る遺伝的アルゴリズムの遺伝子設計の一例を示す概念図である。実施形態では、遺伝子にＦＣユニット１０３の発電量ＰFC（ｔ）と蓄電池１０２の充放電電力ＰSB（ｔ）とを組み込むようにした。１日分の蓄電池１０２およびＦＣユニット１０３の運転計画を個体とし、複数の個体から世代を形成する。
【００７０】
式（１０）に、最大化すべき適合度Ｆｉｔを示す。このＦｉｔを目的関数として最適化することにより、運転計画を算出することができる。光熱費収支Ｃを式（１１）に示し、機器稼動の不連続性に掛かるコストｇ（ＰFC、ＰSB）を式（１２）に示す。光熱費収支Ｃにおけるｔ＝０〜ｔ＝２３までの総和は２４時間に渡る和を求めることに対応する。  
【００７１】
【数２】
2014150641.tif 000005
【００７２】
式（１０）において、適合度Ｆｉｔを、１日あたりの光熱費収支Ｃを変数とする単調増加関数ｆ（Ｃ）に機器稼動の不連続性に掛かるコストｇ（ＰFC、ＰSB）＞０を加算し、その逆数として表す。これは、ホーム１００の電力需要をＰＶ発電量が大きく上回ると光熱費収支Ｃが負になる可能性を考慮し、光熱費収支Ｃの減少と適合度Ｆｉｔの増加とを対応させるためである。実施形態ではｆ（Ｃ）＞０となる関数を用いる。
【００７３】
以上の式に、電力需要、給湯需要、ＰＶ発電量、電気料金単価、ガス料金単価、およびＰＶ買取価格を与え、突然変異、交差、淘汰など、遺伝的操作を繰り返してＦｉｔを最大化することにより、光熱費収支Ｃが小さくなるようにＦＣユニット１０３の発電量ＰFC（ｔ）と蓄電池１０２の充放電ＰSB（ｔ）の系列を求めることが可能になる。
【００７４】
図９は、実施形態に係る最適化演算の流れの一例を示すフローチャートである。先に述べたように、計算部３００ｃは遺伝的アルゴリズムにより最適化演算を実施する。  
（ステップＳ２−１）  初期個体群の生成
ランダムまたは過去の実績値に基づいて、制約条件を満足するｎ個の初期個体を発生させる。制約条件を満足しない固体は遺伝子をビット反転させて、制約条件を満足させるように改変する。
【００７５】
（ステップＳ２−２）  終了判定処理
ステップＳ２−３〜Ｓ２−６の処理を繰り返す処理である。各個体の適合度およびその世代での平均適合度を計算する。ステップＳ２−２のループが規定回数になればアルゴリズム演算を終了する。または、その世代における平均適応度を前２世代の平均適応度と比較し、その結果が任意に設定した値ε以下であればアルゴリズムを終了する。
【００７６】
（ステップＳ２−３）  淘汰
制約条件を満足しない個体を淘汰する。また、予め定義した個体数以上の個体が存在する場合は適応度の悪い（適応度の小さい）個体をその個数まで淘汰する。
【００７７】
（ステップＳ２−４）  増殖
個体数が予め定義した個体数より少ない場合、適応度が最良の個体を増殖させる。
【００７８】
（ステップＳ２−５）  交叉
ランダムにペアリングを行う。ペアリングは全個体数に対する割合（交叉率）分だけ行い、ペアごとにランダムに遺伝子座を選び、一点交叉させる。
【００７９】
（ステップＳ２−６）  突然変異
全個体数に対する割合（突然変異率）分だけランダムに個体を選び、各個体の任意（ランダムに決定する）の遺伝子座の遺伝子をビット反転させる。
【００８０】
（ステップＳ２−２）〜（ステップＳ２−６）の手順は、世代数＜最大世代数の条件が満たされるまで、世代数をインクリメントしつつ繰り返される。この条件が満たされれば結果出力（ステップＳ２−７）ののち終了となる。
【００８１】
式（１０）、（１１）に示されるように、最大化すべき適合度Ｆｉｔを示す関数に、ＦＣユニット１０３の稼働に要するガス料金を含めるようにしている。これにより、可能解が存在するという条件下で、逆潮流防止ヒータ２２２を無駄に動作させるようなスケジュールは最適化計算の過程で淘汰される方向に作用する。
【００８２】
図１０は、蓄電池１０２の放電ルールの作成に係わる処理手順の一例を示すフローチャートである。制御部３００ｄは、制御部３００ｄは、電力需要予測値ＰD（ｔ）の時系列を、ＦＣ発電スケジュールに示されるＦＣ発電量の時系列ＰFC（ｔ）に基づいて補正する（ステップＳ３−１）。すなわち式（１３）により、補正された電力需要量の予測値~ＰD（ｔ）が得られる。ここでｔは１日における時刻を示す変数である。例えば１日（基準期間）を１分（単位期間）の集合で表すとすれば、ｔは０〜１４３９の値をとる。なお、ＦＣ発電量が電力需要予測値を上回る場合は補正後の電力需要はゼロ（０）とする。
【００８３】
【数３】
2014150641.tif 000006
【００８４】
次に制御部３００ｄは、蓄電池１０２の充電ルールを作成する（ステップＳ３−２）。買電損益を最小にするため、電力料金の安い時間帯になるべく短期間で充電が完了するような充電ルールを求める。電力料金が最低の時間帯が終了する時刻をＴｅとすると、制御部３００ｄは、このＴｅに蓄電池１０２が満充電となる計画を生成する。
【００８５】
例えば、電力料金が最低の時間帯は前日２３：００から当日の７：００とする。また充電前の蓄電池１０２は空（ＳＯＣ＝０）とし、電池容量は６ｋＷｈ、充電可能電力は２ｋＷとする。この場合、３：００〜６：００の間に２ｋＷで蓄電池を充電するという計画が立てられる。
【００８６】
次に、制御部３００ｄは、次式（１１）〜（１４）に基づいて放電価値の予測値Ｖ（ｔ）の時系列を算出する（ステップＳ３−３）。第１の実施形態では、時刻Ｔｅから、電気料金が最低の時間が開始する時刻Ｔｓまでの時系列を算出するとする。つまりＶ（ｔ）は、単位期間である１分ごとの値が算出される。  
【００８７】
【数４】
2014150641.tif 000007
【００８８】
式（１４）におけるＤOVＰＶ（ｔ）は、電力需要量予測値（補正値）がＰＶ発電量の予測値を超える場合には両者の差をとり、電力需要量予測値（補正値）がＰＶ発電量の予測値以下の場合には０となる系列である。  
式（１５）におけるＰＶpush（ｔ）は、ＰPV（ｔ）と~ＰD（ｔ）とのうち小さいほうの値であり、電力需要量を蓄電池１０２の放電で賄うことでＰＶ売電量を押し上げ可能な発電量の系列を示す。
【００８９】
式（１６）のＶ（ｔ）は、その時刻に~ＰD（ｔ）分放電したときに得られる価値、すなわち放電価値を示す。ここでＰＲsellはＰＶ売電買い取り価格を示し、ＰＲ（ｔ）は電力料金を示す。右辺第１項は、押し上げられたＰＶ発電量の分の売電価格であり、ＰＶユニット１０１の発電量に基づく売電利益の予測値を示す。右辺第２項は電力需要量予測値（補正値）を蓄電池１０２の放電で賄う場合の、買電損益の打ち消し額を示す。
【００９０】
次に制御部３００ｄは、式（１７）に基づいて、放電価値Ｖ（ｔ）および電力需要量（補正値）~ＰD（ｔ）から放電価値率の予測値Ｅ（ｔ）の時系列を算出する（ステップＳ３−４）。つまりＥ（ｔ）は、Ｖ（ｔ）を放電量（または補正された需要量の予測値）で除算した値である。  
【００９１】
【数５】
2014150641.tif 000008
【００９２】
式（１７）におけるｆ（~ＰD（ｔ））は、~ＰD（ｔ）の放電量を得るために蓄電池１０２から放電される電力量を表す関数である。例えば１ｋＷに対する放電効率を９５％とすると、ｆ（１ｋＷ）＝１．０５２ｋＷとなる。関数ｆによる変換後の値は充放電効率表（図６）により求められる。
【００９３】
次に制御部３００ｄは、時刻インデックスｔを、Ｅ（ｔ）の高い順にソートする。Ｅ（ｔ）が同じであれば、~ＰD（ｔ）の大きい時刻ｔの順位を高くする。そして制御部３００ｄは、ソートしたｔの順に~ＰD（ｔ）を積算し、~ＰD（ｔ）の合計が蓄電池１０２の充電量（放電可能量）を初めて超える時刻ｔthを算出する（ステップＳ３−５）。
【００９４】
つまり制御部３００ｄは、~ＰD（ｔ）を放電価値率の予測値Ｅ（ｔ）の高い時刻ｔから順に加算したとき、~ＰD（ｔ）の合計が蓄電池１０２の蓄電残量となる時刻ｔthを特定する。時刻ｔthにおけるＥ（ｔ）をＥｔthとする。Ｅｔthが、蓄電池１０２を放電させるか否かを判定するための閾値である。そして制御部３００ｄは、閾値Ｅｔthをバッテリーコントローラ１３１に通知する（ステップＳ３−６）。
【００９５】
図１１は、ＰPV（ｔ）、~ＰD（ｔ）、Ｖ（ｔ）、およびＥ（ｔ）の予測値の一例を示すグラフである。図１１（ａ）はＰＶ発電量予測値ＰPV（ｔ）を示し、図１１（ｂ）は補正後の電力需要量予測値~ＰD（ｔ）を示す。図１１（ｃ）は放電価値Ｖ（ｔ）を示し、図１１（ｄ）は放電価値率の予測値Ｅ（ｔ）を示す。図１１（ａ）〜図１１（ｄ）の各グラフにおいて横軸は時間であり、０時から通算した“分”の累積値を示す。縦軸は各分ごとの値を示す。
【００９６】
図１１（ｄ）のグラフはＴｅ（７：００）〜Ｔｓ（２３：００）間におけるＥ（ｔ）を示す。例えば１０００分（１６：４０）以降の値に比べて６００分（１０：００）近傍におけるＥ（ｔ）の値のほうが高いので、６００分の近傍で蓄電池１０２を放電させるほうが効率が高い。つまり売電利益と買電損益との差し引きをより高められることが分かる。
【００９７】
図１１（ｄ）の例では、図１０のステップＳ３−５で算出されるｔthは、ｔth＝６６７分目となり、このときＥ（６６７）＝３３．９６（円／ｋＷｈ）である。つまり閾値は３３．９６円／ｋＷである。以上から第１の実施形態では、予測対象とする日の放電ルールを、『放電価値率Ｅ（ｔ）の実現値が３３．９６以上になれば、蓄電池１０２を放電する』と定める。放電量は各時刻の電力需要~ＰD（ｔ）とする。
【００９８】
図１２は、バッテリーコントローラ１３１の処理手順の一例を示すフローチャートである。バッテリーコントローラ１３１は閾値Ｅｔthに基づいて蓄電池１０２の放電をオン／オフする。なお充電については図１０のステップＳ３−２で決定されたルールに従えば良いので、ここでは放電の制御について説明する。
【００９９】
バッテリーコントローラ１３１は、放電ルールとしての放電価値率閾値Ｅｔthを取得する（ステップＳ４−１）。次にバッテリーコントローラ１３１は、電力需要量の計測値（ＰDact）と、ＰＶ発電量の計測値（ＰPVact）と、ＦＣ発電量の計測値ＰFCactとを取得する（ステップＳ４−２〜Ｓ４−４）。ＰDactは例えば分電盤２０に接続されるセンサにより計測され、ＰPVactは例えばＰＶユニット１０１に内蔵のセンサにより計測され、ＰFCactは例えばＦＣユニット１０３に備わるセンサにより計測される。添え字actは、各量が計測された実現値（actual value）であることを示す。
【０１００】
次にバッテリーコントローラ１３１は、ＦＣ発電スケジュールに基づくＦＣ発電量（ＰFCact）により電力需要量（ＰDact）を補正し、~ＰDactを得る（ステップＳ４−５）。式（１８）に示されるように、~ＰDactはＰDactからＰFCactを減じた値としてあらわされる。ただし、この値が負になれば、つまりＦＣ発電量が電力需要量を上回る場合には、~ＰDactは０に置き換えられる。  
【０１０１】
【数６】
2014150641.tif 000009
【０１０２】
次にバッテリーコントローラ１３１は、現在時刻における放電価値、つまり放電価値の実現値Ｖactを次式（１９）〜（２１）により求める（ステップＳ４−６）。
【０１０３】
【数７】
2014150641.tif 000010
【０１０４】
式（１９）におけるＤOVPVは、補正された電力需要量の実現値がＰＶ発電量の実現値を超える場合には両者の差をとり、補正された電力需要量の実現値がＰＶ発電量の実現値以下の場合には０となる系列である。  
式（２０）のＰＶpushactは、ＰPVactと~ＰDactとのうち小さいほうの値である。このＰＶpushactは、電力需要量の補正値を蓄電池１０２の放電で賄うことでＰＶ売電量を押し上げ可能な発電量の系列である。  
式（２１）のＶactは、現在時刻にＤact分放電したときに得られる価値、すなわち放電価値を示す。
【０１０５】
次にバッテリーコントローラ１３１は、ＶactおよびＤactから式（２２）に基づいて放電価値率の実現値Ｅactを算出する（ステップＳ４−７）。  
【０１０６】
【数８】
2014150641.tif 000011
【０１０７】
つまりＥactは、~ＰDactを蓄電池１０２の放電で賄う場合の買電損益の打ち消し額とＰPVactに基づく売電利益との和を、効率を加味した放電量で除算した値である。
【０１０８】
バッテリーコントローラ１３１は、Ｅact≧Ｅｔthであれば、~ＰDact分の電力を放電すべく、蓄電池１０２に放電指示を与える。Ｅact＜Ｅｔthであれば、バッテリーコントローラ１３１はその時点で放電する価値は低いと看做して放電を見送る。
【０１０９】
以上説明したように第１の実施形態では、押し上げ効果を考慮した正味の買電利益（あるいは売電損益）を評価しうる指標として、放電価値を算出する。そして、放電量あたりの放電価値である放電価値率を算出し、この放電価値率に基づいて、買電利益を最大化（あるいは売電損益を最小化）し得る放電戦略を作成するようにしている。
【０１１０】
つまり、限りある蓄電池１０２の電力を、放電価値の高い時間帯に放電させることの可能な放電ルールを作成することが可能になる。従って第１の実施形態によれば、売電による正味の利益を最大にすることが可能になる。
【０１１１】
放電ルールは放電価値率の閾値Ｅｔthにより与えられ、放電価値率の実現値が閾値Ｅｔth以上となるか否かで蓄電池１０２の放電の可否を判定するようにしている。これにより、放電オン／オフを時刻で制御する既存の技術に比べ、ルールの量を減らしてリソースを節約することが可能になる。
【０１１２】
ＰＶ発電予測や電力需要量予測を１００％当てることは難しく、時刻で計画を縛ってしまうと、放電価値率が低い時刻での放電や、放電価値が高い時刻での放電見送りが生じてしまう可能性がある。つまり予測値だけに頼って運転計画を作成する場合、実運用時の値と予測値とのずれによって、期待した光熱費削減を実現できない可能性がある。
【０１１３】
一方で、ＰＶ発電量および電力需要量の各予測値と、実現値とが異なる場合でも、放電価値率に基づいて放電オン／オフを判定することで、平均的には妥当な放電戦略となる。つまり第１の実施形態では予測に基づく放電時刻でなく、放電価値という、全く新たな指標に基づいて放電制御を行うようにしており、しかも、実現値との閾値比較により放電の可否を決めているので、予測値と実現値との乖離が生じてもなお光熱費の削減を期待することの可能な制御を実現することができる。
【０１１４】
さらに第１の実施形態では、ＦＣユニット１０３の発電量を加味して、ホーム１００における電力需要量を補正するという処理を新たに実施するようにしている。これによりＰＶユニット１０１および蓄電池１０２に加え、ＦＣユニット１０３の３つの新エネルギー機器を連携して制御することが可能になり、電気料金とガス料金との双方を考慮したコスト削減が可能となる。
【０１１５】
これらのことから、燃料電池の特性を活かし、新エネルギー機器を有利に運用することの可能なエネルギー管理システム、エネルギー管理方法、プログラムおよびサーバ装置を提供することが可能になる。
【０１１６】
［第２の実施形態］
図１３は、第２の実施形態に係るＨＥＭＳの要部を示す機能ブロック図である。図１３において図３と共通する部分には同じ符号を付して示し、ここでは異なる部分についてのみ説明する。第１の実施形態ではＦＣ発電スケジュールを考慮して蓄電池１０２の放電ルールを決定した。第２の実施形態では、計算部３００ｃにより作成された蓄電池１０２の充放電スケジュールを考慮して放電ルールを決定するようにする。
【０１１７】
図１４は、図１３に示される蓄電池ルール作成部１２２の一例を示す機能ブロック図である。図１４においてルール決定部３０３は、充電ルール決定部３０３ａおよび放電ルール決定部３０３ｂを備える。充電ルール決定部３０３ａは、蓄電池１０２の充放電スケジュールから蓄電池１０２の充電量の値を取得し、積算して総充電量を算出する。算出された総充電量は放電ルール決定部３０３ｂに渡される。なお充放電スケジュールにおける放電時間および充電量目標値は、ホームゲートウェイ７に通知される。
【０１１８】
放電ルール決定部５１２は、蓄電池ＳＯＣと、放電価値率と、総充電量とを取得し、放電価値率の閾値を算出する。この閾値は蓄電池１０２の放電ルールとしてホームゲートウェイ７に通知される。
【０１１９】
図１５は、第２の実施形態における放電ルールの作成に係わる処理手順の一例を示すフローチャートである。第２の実施形態において、制御部３００ｄは、図１０のステップＳ３−１〜ステップＳ３−４と同様の処理により放電価値率Ｅ（ｔ）を算出する。
【０１２０】
次に制御部３００ｄは、蓄電池１０２の充電スケジュールに基づいて充電量を積算し、総充電量を算出する（ステップＳ５−１）。
【０１２１】
次に制御部３００ｄは、時刻インデックスｔを、Ｅ（ｔ）の高い順にソートする。Ｅ（ｔ）が同じであれば、~ＰD（ｔ）の大きい時刻ｔの順位を高くする。そして制御部３００ｄは、ソートしたｔの順に~ＰD（ｔ）を積算し、~ＰD（ｔ）の合計が蓄電池１０２の総充電量を初めて超える時刻ｔthを算出する（ステップＳ５−２）。
【０１２２】
第１の実施形態では、~ＰD（ｔ）の合計が蓄電池１０２の放電可能量（制御日の開始時点におけるＳＯＣ）を初めて超える時刻におけるＥ（ｔth）を閾値とした。これに代えて第２の実施形態では、~ＰD（ｔ）の合計が蓄電池１０２の総充電量を初めて超える時刻におけるＥ（ｔth）を閾値とする。
【０１２３】
なお、スケジューリングの対象期間の前後で蓄電池１０２のＳＯＣが同じであれば、総充電量は総放電量と同義である。総放電量は、放電開始時（例えば７：００）におけるＳＯＣと、１日の中での蓄電池１０２への充電量とを含む。
【０１２４】
図１６は、蓄電池１０２のＳＯＣの日内変動の一例を示す図である。図１６（ａ）は放電開始以降において充電を行わないケースを示し、図１６（ｂ）は放電開始以降においても充電を行うケースを示す。図１６（ｂ）が第２の実施形態に対応する。ＰＶ発電量の増加などにより、図１６（ｂ）においては１２：００〜１３：００、１７：００〜１８：００に蓄電池１０２が充電されていることがわかる。
【０１２５】
このように第２の実施形態では、放電の開始後（７：００）にも蓄電池１０２が充電されるケースを想定して放電ルール（閾値）を決定することが可能になる。
【０１２６】
図１７は、第２の実施形態により得られる効果を説明するための図である。図１７はホーム１００の１日の電力需要と給湯需要の予測結果に基づき算出された、蓄電池１０２およびＦＣユニット１０３の１日分の運転計画の一例を示す。電気料金単価は７：００から２３：００までが２８円／ｋＷｈ、２３：００から翌日７：００までが９円／ｋＷｈの昼夜別料金を想定した。図１７においては売電による光熱費収支の改善については想定せず、電力需要、給湯需要と電気、ガスの料金単価のみを用いた計算結果を示す。
【０１２７】
蓄電池１０２の運転計画は、電気料金単価の安い時間帯（０：００〜６：００）に充電し、電気料金単価の高い時間帯（７：００〜１０：００、１３：００〜２２：００）に放電するようになっている。これにより、電気料金単価の高い時間帯の購入電力が減るので電気代を減らすことできる。
【０１２８】
ＦＣユニット１０３は最大出力で運転し、発電量が電力需要を上回る時間（１２：００〜１４：００）は余剰発電量を蓄電池１０２に充電している。よって発電された電力が逆潮流防止ヒータ２２２で無駄に消費（廃棄）されることを防止でき、ガス代も削減することが可能になる。逆潮流防止ヒータ２２２は、２４時間に渡って稼働することなく推移していることが分かる。
【０１２９】
ＦＣユニット１０３がシステムに加わると、余剰電力の発生の有無により、充電に適当な時間帯が電気料金単価から必ずしも一意に決まらない。第２の実施形態によれば、電気料金単価の安い時間帯だけでなく、蓄電池１０２のＳＯＣの増加分を考慮して蓄電池の放電を行うことができる。これにより、さらなるコストメリットを得ることが可能になる。
【０１３０】
なお、本発明は上記実施形態に限定されるものではない。例えば運転計画を算出するための解法として遺伝的アルゴリズムは唯一のものではない。他の種々のアルゴリズムを用いて最適な運転計画を算出することが可能である。
【０１３１】
本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は例として提示するものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
【符号の説明】
【０１３２】
３００…クラウドコンピューティングシステム、７…ホームゲートウェイ、１００…ホーム、ＳＶ…サーバコンピュータ、ＤＢ…データベース、６…電力グリッド、６１…電柱の変圧器、１９…電力量計、２０…分電盤、５…電気機器、１０４…ＰＣＳ、２１…配電線、１０１…ＰＶユニット、１０３…ＦＣユニット、１０２…蓄電池、２５…ホームネットワーク、２００…ＩＰネットワーク、７ａ…通信部、１０５…端末、３００ａ…収集部、３００ｂ…予測部、３００ｃ…計算部、３００ｄ…制御部、３００ｇ…制御対象モデル、３００ｈ…データ、４０…通信回線、１０５ａ…ユーザインタフェース、１２１…ＦＣルール作成部、１２２…蓄電池ルール作成部、１３２…ＦＣコントローラ、１３１…バッテリーコントローラ、２０５…負荷、２２０…ＦＣ本体、２２１…補助ボイラ、２２２…逆潮流防止ヒータ、２２３…貯湯槽、３０１…補正部、３０２…放電価値率計算部、３０３…ルール決定部、３０３ａ…充電ルール決定部、３０３ｂ…放電ルール決定部
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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