(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電装置にて自然エネルギーから発電された第１電力に、蓄電装置から放電された第２電力を加算して得られる電力に直流交流変換を行い、変換後の電力を、消費電力として負荷に供給するとともに放電電力として電気事業者の系統電源に放電可能なパワーコンディショナー部と、
予め定められた期待積算放電量に基づいて、前記第２電力を制御することによって、前記パワーコンディショナー部の前記放電電力を制御する制御部と
を備え、
予め定められた期間の前記放電電力を積算することによって得られる積算放電量のうち、予め定められた閾値よりも大きい放電量に対する前記電気事業者による買取単価は、前記予め定められた閾値よりも小さい放電量に対する前記買取単価よりも低く、
前記制御部は、
前記予め定められた閾値に対する放電量を前記期待積算放電量として用いる、エネルギー管理装置。
【請求項２】
請求項１に記載のエネルギー管理装置であって、
前記パワーコンディショナー部の前記放電電力が前記電気事業者により買い取られる時間帯が任意に限定され、その時間帯の情報を受けることが可能なエネルギー管理装置。
【請求項３】
請求項１または請求項２に記載のエネルギー管理装置であって、
前記パワーコンディショナー部の前記放電電力を測定する電力測定部をさらに備え、
前記制御部は、
予め定められた第１期間に含まれる第２期間に前記電力測定部で測定された前記放電電力を積算することによって得られる時点別積算放電量が、前記第１期間の期待放電量を積算することによって得られる期待積算放電量を超えている場合に、前記第１電力のうち前記消費電力以外の電力の一部を前記蓄電装置に蓄電する、エネルギー管理装置。
【請求項４】
請求項１または請求項２に記載のエネルギー管理装置であって、
前記制御部は、
予め定められた第１期間に含まれる第２期間に前記発電装置で発電された前記第１電力のうち前記消費電力以外の電力を積算することによって得られる時点別積算第１電力と、前記第２期間の期待放電量を積算することによって得られる時点別期待積算放電量とに基づいて、前記蓄電装置から放電すべき前記第２電力を制御する、エネルギー管理装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力を管理するエネルギー管理装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、各家庭における太陽光発電パネルによって発電された電力を、系統に売電する装置及びシステムが普及しつつある。また、太陽光発電パネルの発電電力のうち負荷に供給した電力以外の余剰電力、または、系統電源からの安価な深夜電力を、蓄電池等の蓄電装置に蓄えるシステムも普及しつつある（例えば特許文献１及び２）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１１−９２００２号公報
【特許文献２】特開２０１４−１０３８１１号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
特許文献１及び２や従来の再生可能エネルギーの買い取り制度では、蓄電装置に蓄えた電力の家庭内での消費を抑えることにより、日中の再生可能エネルギーの売電量を増やす「押し上げ効果」を利用する技術が提案されている。また、電気事業者から購入する電力価格と、蓄電装置に蓄えられ電力を利用する場合のコストと比較して、需要家の電力使用料金を最適にする技術や、翌日の天気予測に基づき太陽光発電パネルによる発電量を予測し、安価な深夜電力を蓄電装置に蓄えることで、電力使用料金を最適にする技術が提案されている。
【０００５】
しかしながら、いずれの技術も需要家にとっての利益を最適化することは可能であるが、電気事業者にとっては、安定した需要家からの放電電力が見込めないため、生産電力量を効率よく制御することが困難であるという問題があった。
【０００６】
そこで、本発明は、上記のような問題点を鑑みてなされたものであり、需要家にとっては適切な利益が期待でき、電気事業者にとっては需要家から安定して電力を買い取ることが可能な技術を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明に係るエネルギー管理装置は、発電装置にて自然エネルギーから発電された第１電力に、蓄電装置から放電された第２電力を加算して得られる電力に直流交流変換を行い、変換後の電力を、消費電力として負荷に供給するとともに放電電力として電気事業者の系統電源に放電可能なパワーコンディショナー部と、予め定められた期待積算放電量に基づいて、前記第２電力を制御することによって、前記パワーコンディショナー部の前記放電電力を制御する制御部とを備える。予め定められた期間の前記放電電力を積算することによって得られる積算放電量のうち、予め定められた閾値よりも大きい放電量に対する前記電気事業者による買取単価は、前記予め定められた閾値よりも小さい放電量に対する前記買取単価よりも低く、前記制御部は、前記予め定められた閾値に対する放電量を前記期待積算放電量として用いる。
【発明の効果】
【０００８】
本発明によれば、需要家は、適切な利益を得ることができ、電気事業者は、需要家から安定して電力を買い取ることができる。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】実施の形態１に係るエネルギー管理システムの構成を示すブロック図である。
【図２】電気事業者と需要家との間で取り引きされる電気料金の一例を示す図である。
【図３】実施の形態１に係る電気事業者による買取単価を示す図である。
【図４】実施の形態１に係るエネルギー管理装置による需要家の売電利益を説明するための図である。
【図５】実施の形態１に係るエネルギー管理装置による需要家の売電利益を説明するための図である。
【図６】実施の形態１に係るエネルギー管理装置による需要家の売電利益を説明するための図である。
【図７】実施の形態２に係るエネルギー管理システムの動作を示すフローチャートである。
【図８】実施の形態３に係るエネルギー管理システムの動作を説明するための図である。
【図９】変形例に係るエネルギー管理システムの構成を示すブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００１０】
＜実施の形態１＞
図１は、本発明の実施の形態１に係るエネルギー管理装置を備えるエネルギー管理システムの構成を示すブロック図である。
【００１１】
図１のエネルギー管理システムは、太陽光発電装置１と、蓄電装置２と、電気事業者の系統電源３と、電力コントロール装置４と、電力測定装置５と、分電盤６と、負荷７とを備える。電力コントロール装置４は、パワーコンディショナー部４ａと、制御部４ｂとを備えている。
【００１２】
本実施の形態１に係るエネルギー管理装置２１は、上述の構成要素のうち、パワーコンディショナー部４ａと、制御部４ｂと、電力測定装置５とを備えている。
【００１３】
太陽光発電装置１は、再生可能な自然エネルギーから電力を発電する発電装置の一例であり、光エネルギーから電力を発電する。なお、太陽光発電装置１に代えて、例えば風力発電装置または水力発電装置などの発電装置が適用されてもよい。
【００１４】
蓄電装置２は、エネルギー（電力）を蓄え、当該エネルギー（電力）を放出可能な蓄電装置の一例である。なお、蓄電装置２に代えて、例えば蓄電池、燃料電池、または、充放電可能な電気自動車が適用されてもよい。
【００１５】
分電盤６は、電力測定装置５を介して系統電源３と接続されているとともに、電力コントロール装置４、及び、需要家の負荷７と接続されている。系統電源３から電力測定装置５を介して分電盤６に供給された電力は、負荷７、及び、電力コントロール装置４に適宜供給される。一方、電力コントロール装置４から分電盤６に放電された電力は、負荷７、及び、電力測定装置５を介して系統電源３に適宜放電される。
【００１６】
電力測定装置５は、電力コントロール装置４から系統電源３に放電される電力量を測定する。また、電力測定装置５は、系統電源３から分電盤６を通じて、負荷７及び電力コントロール装置４に供給される電力量を測定する。
【００１７】
電力コントロール装置４のうちパワーコンディショナー部４ａは、電力の直流交流変換、もしくは交流直流変換を行うとともに、制御部４ｂからの制御に応じて蓄電装置２などの放電及び充電を行う。本実施の形態１では、パワーコンディショナー部４ａは、太陽光発電装置１にて光エネルギーから発電された第１電力に、蓄電装置２から放電された第２電力を加算し、それによって得られる電力に対して直流交流変換を行う。そして、パワーコンディショナー部４ａは、変換後の電力を、消費電力として負荷７に供給するとともに、放電電力として系統電源３に放電可能に構成されている。パワーコンディショナー部４ａからの放電電力は、電力測定部である電力測定装置５にて測定される。
【００１８】
なお以下の説明では、太陽光発電装置１における上述の第１電力を「発電電力」と記し、蓄電装置２における上述の第２電力を「蓄電装置放電電力」と記す。
【００１９】
電力コントロール装置４のうち制御部４ｂは、例えばＣＰＵ（Central Processing Unit）などのプロセッサがメモリ等に記憶されたプログラムを実行することにより、当該プロセッサの機能として実現される。ただし、制御部４ｂはこれに限ったものではなく、例えば、複数のプロセッサが連携して実現されてもよい。なお、ソフトウェアプログラムに従って動作する制御部４ｂに代えて、制御部４ｂは、当該動作をハードウェアの電気回路で実現する信号処理回路により実現されてもよい。ソフトウェアの制御部４ｂと、ハードウェアの制御部４ｂとを合わせた概念として、「部」という語に代えて「処理回路」という語を用いることもできる。
【００２０】
この制御部４ｂは、電力測定装置５と無線通信、有線通信、または電力線通信を行うことにより、電力測定装置５の電力測定値を受け取り、当該電力測定値に基づいて、パワーコンディショナー部４ａにおける直流交流変換及び交流直流変換、並びに、放電及び充電の切り替え等を制御する。
【００２１】
制御部４ｂは、予め定められた期待積算放電量に基づいて、蓄電装置放電電力を制御することにより、パワーコンディショナー部４ａの放電電力を制御する。制御部４ｂは、例えば蓄電装置２からの放電電力が制御できるように、蓄電装置２とパワーコンディショナー部４ａとの間のリレー（図示せず）の接続及び遮断を制御、もしくはインバータ装置（図示せず）の交流電力を出力する装置において実行電圧を制御する。
【００２２】
以下、予め定められた期間（ここでは１日）の、パワーコンディショナー部４ａの放電電力を積算することによって得られる放電量を「積算放電量」と記し、予め定められた期間（ここでは１日）の、期待放電量を積算することによって得られる放電量を「期待積算放電量」と記して説明する。
【００２３】
本実施の形態１では上記制御の一例として、制御部４ｂは、電力測定装置５で測定された放電電力を積算した積算放電量と、期待放電量を積算した期待積算放電量とに基づいて、パワーコンディショナー部４ａの放電電力を制御する。
【００２４】
なお本実施の形態１では、制御部４ｂは、積算放電量がなるべく予め定められた期待積算放電量となるように上記制御を行う。
【００２５】
以上のように構成されたエネルギー管理装置２１によれば、天気や気温の影響を受けて太陽光発電装置１で発電できなかった電力を、蓄電装置２の蓄電装置放電電力で賄うことにより、期待積算放電量と同じ、またはそれに近い積算放電量を系統電源３に放電することができる。これにより、期待積算放電量が適切に設定された場合には、以下で説明するように、天気や気温などに左右されずに、放電電力を、適切な放電量で安定して系統電源３に放電することができる。この結果、予め定められた期間（ここでは一日）単位の電力供給量の平滑化が期待できる。
【００２６】
さて、近年、自然エネルギーを利用した再生可能エネルギーの買い取り制度が運用されている。この制度によれば、エネルギー管理装置２１から系統電源３への放電電力の放電、つまり需要家から電気事業者への売電によって、需要家は利益を得ることが可能となっている。しかしながら、需要家が、電気事業者の系統電源３から安価な深夜電力を蓄電装置２に蓄えて、電力が高価な日中に電気事業者に売電して利益を得ようとすることは、「電気ロンダリング」と呼ばれ不正行為とされている。以下、電気ロンダリングについて具体例を挙げて説明する。
【００２７】
図２は、電気事業者と需要家との間で取り引きされる電気料金の一例を示す図である。
【００２８】
図２（ａ）は、需要家が電気事業者の系統電源３から電力を買い取る使用電気量単価、つまり、電気事業者による売電単価（需要家による買取単価）を示す図である。なお、単価とは、単位電力量当たりの価格である。
【００２９】
図２（ｂ）は、電気事業者が需要家のエネルギー管理装置２１から放電電力を買い取る単価、つまり、電気事業者による買取単価（需要家による売電単価）を示す図である。図２（ｂ）では、電気事業者による買取単価は買い取る電力量に関わらず一定である。
【００３０】
図２の例において、需要家が、図２（ａ）の深夜の単価Ｐｎ（１１円／ＫＷｈ）で電気事業者から電力を購入して蓄電装置２に蓄えた後、当該蓄えた電力を、図２（ｂ）の単価ＳＰ（３７円／ＫＷｈ）で電気事業者に売電したとする。この場合に、「（Ｐｎ−ＳＰ）×放電量（売電量）」が需要家の利益となるが、このような利益を得ることは、電気ロンダリングに該当するとして禁止されている。本実施の形態１に係るエネルギー管理装置２１では、電気ロンダリングの抑制化が可能となっている。
【００３１】
図３は、本実施の形態１に係る電気事業者による買取単価を示す図である。図２の電気事業者による買取単価は、買い取る電力量に関わらず一定であった。これに対して、図３に示すように、本実施の形態１に係る電気事業者による買取単価は、買い取る電力量に応じて段階的に変更されている。
【００３２】
つまり、需要家の積算放電量のうち、予め定められた閾値であるＳＱ１よりも大きい放電量に対する電気事業者による買取単価ＳＰ２（２７円／ＫＷｈ）は、ＳＱ１よりも小さい放電量に対する買取単価ＳＰ１（３７円／ＫＷｈ）よりも低く設定されている。同様に、需要家の積算放電量のうち、予め定められた閾値であるＳＱ２よりも大きい放電量に対する電気事業者による買取単価ＳＰ３（１１円／ＫＷｈ）は、ＳＱ２よりも小さい放電量に対する買取単価ＳＰ２（２７円／ＫＷｈ）よりも低く設定されている。そして、買取単価ＳＰ１は、図２（ｂ）の買取単価ＳＰに相当する単価、または買取単価ＳＰに近い単価に設定される。
【００３３】
また、本実施の形態１では、ＳＱ２が期待積算放電量に設定されている。つまり、制御部４ｂは、ＳＱ２（予め定められた閾値）に対する放電量を期待積算放電量として用いる。図３の例では、積算放電量のうち期待積算放電量ＳＱ２より小さい放電量の買取単価ＳＰ１，ＳＰ２は、深夜間の電力に対する電気事業者による図２（ａ）の売却単価Ｐｎより高く、積算放電量のうち期待積算放電量ＳＱ２より大きい放電量の買取単価ＳＰ３は、当該売却単価Ｐｎと同じとなっている。ただしこれに限ったものではなく、積算放電量のうち期待積算放電量ＳＱ２より大きい放電量の買取単価ＳＰ３は、売却単価Ｐｎとほぼ同じであってもよいし、売却単価Ｐｎ以下であってもよい。
【００３４】
以上の構成において、期待放電量（または期待積算放電量ＳＱ２）が、正しく運用を行う需要家が売電により適切な利益を得ることができるような値に設定されれば、需要家は、期待放電量（または期待積算放電量ＳＱ２）を超える電力量を売電しても実質的に利益を得ることができなくなる。したがって、需要家が、昼間の太陽光発電装置１の発電電力に加えて、深夜間に系統電源３から蓄電した電力も売電しようとしても、深夜間に蓄電した電力を売電することによって利益を実質的に得ることはできないので、電気ロンダリングの抑制化が期待できる。また、電気事業者からみれば、期待放電量（または期待積算放電量ＳＱ２）を超える需要家からの売電を抑制することができるので、予め定められた期間（ここでは一日）単位で、適切な電力を安定して買い取ることが可能となる。
【００３５】
図４〜図６は、本実施の形態１に係るエネルギー管理装置２１による需要家の売電利益を説明するための図である。なお、太陽光発電装置１による発電電力の発電量は、放電電力の放電量として系統電源３に放電されることに鑑みて、以下の説明では、太陽光発電装置１の発電量を太陽光発電装置１の放電量と記すこともある。
【００３６】
図４には、日中に晴れの時間が多かった場合が示されている。図４（ａ）は、太陽光発電装置１の放電量と時間との関係を示す図であり、図４（ｂ）は、積算放電量と時間との関係を示す図であり、図４（ｃ）は、需要家が売電によって得ることができる利益を説明するための図である。
【００３７】
図４（ａ）に示される太陽光放電量１０１は、太陽光発電装置１における実際の発電電力に対応する放電電力の放電量（負荷７の消費電力はすでに除かれている放電量）である。つまり、太陽光放電量１０１は、需要家が電気事業者に売電した電力量のうち、太陽光発電装置１の発電電力に起因する電力量である。
【００３８】
図４（ａ）に示される期待放電量１０２は、正しく運用を行う需要家が電気事業者に売電することにより適切な利益を得ることができると予想される放電量に設定されている。ここでは、期待放電量１０２は、時間をパラメータとする関数などで規定される。
【００３９】
図４（ｂ）に示される時点別太陽光積算放電量（時点別積算第１電力）１０３は、図４（ａ）の太陽光放電量１０１を、予め定められた第１期間（ここでは一日）に含まれる第２期間（ここでは０時から任意の時点ｔまでの期間）について積算することによって得られる。図４（ｂ）に示される太陽光積算放電量１０３ａは、図４（ａ）の太陽光放電量１０１を、一日について積算することによって得られる。つまり、太陽光積算放電量１０３ａは、時点ｔが２４時である場合の時点別太陽光積算放電量１０３に相当し、図４（ｂ）のＳＱＤｓに相当する。なお、時点ｔの単位は時間に限らない。
【００４０】
図４（ｂ）に示される時点別期待積算放電量１０４は、図４（ａ）の期待放電量１０２を、予め定められた第１期間（ここでは一日）に含まれる第２期間（ここでは０時から任意の時点ｔまでの期間）について積算することによって得られる。図４（ｂ）に示される期待積算放電量１０４ａは、図４（ａ）の期待放電量１０２を、一日について積算することによって得られる。つまり、期待積算放電量１０４ａは、時点ｔが２４時である場合の時点別期待積算放電量１０４に相当し、図４（ｂ）のＳＱ２に相当する。なお、時点別太陽光積算放電量１０３、太陽光積算放電量１０３ａ、時点別期待積算放電量１０４及び期待積算放電量１０４ａなどの積算量は、一日ごとにリセットされるものとする。
【００４１】
次に、図４（ｂ）のように太陽光積算放電量１０３ａ（＝ＳＱＤｓ）が、期待積算放電量１０４ａ（＝ＳＱ２）よりも大きい場合に、需要家が太陽光積算放電量１０３ａを売電することによって得ることができる利益を、図４（ｃ）を用いて説明する。
【００４２】
需要家が太陽光積算放電量１０３ａ（＝ＳＱＤｓ）を売電することによって得ることができる利益ＳＰＱｓは、図４（ｃ）の斜線ハッチングで示される範囲の面積に対応し、次式（１）によって算出される。
【００４３】
【数１】
0006444209.tif 000002
【００４４】
この結果、需要家にとっての一日の売電利益は、図２の電気料金では、ＳＰ１×ＳＱＤｓであったのに対して、本実施の形態１では、当該売電利益から図４（ｃ）の細かい点のハッチングで示される範囲の面積に対応する利益ｍＳＰＱｓだけ減った利益となる。なお、利益ｍＳＰＱｓは、次式（２）によって算出される。
【００４５】
【数２】
0006444209.tif 000003
【００４６】
上述の例では、正しく運用を行う需要家が売電により適切な利益を得ることができるように、期待放電量（または期待積算放電量ＳＱ２）が設定されている。このため、需要家が、期待積算放電量ＳＱ２以上の電力を売電しようとしても、その単価は、深夜に電気事業者から電力を購入する単価と同じであることから、当該売電によって実質的に利益を得ることができなくなる。この結果、電気ロンダリングの抑制化が期待できるとともに、電気事業者からみれば、天候に左右されずに、期待積算放電量ＳＱ２程度の電力を安定して買い取ることが可能となる。
【００４７】
なお、図４のように太陽光積算放電量１０３ａが期待積算放電量ＳＱ２を超える場合には、制御部４ｂは、太陽光発電装置１の発電電力のうち負荷７の消費電力以外の余剰電力を蓄電装置２に蓄電してもよい。さらにこの場合において、蓄電装置２がすでに満充電であれば（最大限まで充電されていれば）、買取単価は安価なＳＰ３ではあるが、制御部４ｂは系統電源３に売電（放電）してもよい。
【００４８】
図５には、日中に雨や曇りなどの時間が多かった場合が示されている。
【００４９】
図５（ａ）は図４（ａ）に対応しており、図５（ａ）の太陽光放電量１０５及び期待放電量１０６は、図４（ａ）の太陽光放電量１０１及び期待放電量１０２にそれぞれ対応する。日中に晴れの時間が多かった図４（ａ）では、太陽光放電量１０１が期待放電量１０２を上回る時間が多いが、日中に雨や曇りなどの時間が多かった図５（ａ）では、太陽光放電量１０１が期待放電量１０２を下回る時間が多くなっている。
【００５０】
図５（ｂ）は図４（ｂ）に対応しており、図５（ｂ）の時点別太陽光積算放電量１０７及び太陽光積算放電量１０７ａは、図４（ｂ）の時点別太陽光積算放電量１０３及び太陽光積算放電量１０３ａにそれぞれ対応する。また、図５（ｂ）の時点別期待積算放電量１０８及び期待積算放電量１０８ａは、図４（ｂ）の時点別期待積算放電量１０４及び期待積算放電量１０４ａにそれぞれ対応する。図４（ｂ）では、太陽光積算放電量１０３ａ（＝ＳＱＤｓ）が、期待積算放電量１０４ａ（＝ＳＱ２）よりも大きかったが、図５（ｂ）では、太陽光積算放電量１０７ａ（＝ＳＱＤｒ）が、期待積算放電量１０８ａ（＝ＳＱ２）よりも小さくなっている。
【００５１】
次に、図５（ｂ）のように太陽光積算放電量１０７ａ（＝ＳＱＤｒ）が、期待積算放電量１０８ａ（＝ＳＱ２）よりも小さい場合に、需要家が太陽光積算放電量１０７ａを売電することによって得ることができる利益を、図５（ｃ）を用いて説明する。
【００５２】
図５（ｃ）は図４（ｃ）に対応している。需要家が太陽光積算放電量１０７ａ（＝ＳＱＤｒ）を売電することによって得ることができる利益ＳＰＱｒは、太陽光積算放電量１０７ａ（＝ＳＱＤｒ）がＳＱ１よりも小さい場合には、図５（ｃ）の斜線ハッチングで示される範囲の面積に対応し、次式（３）によって算出される。この図５（ｃ）から分かるように、日中に晴れの時間が多い場合（図４（ｃ））にはＳＰＱｓの利益が見込めたが、日中に雨や曇りなどの時間が多い場合には、利益ＳＰＱｒしか得ることができないことがある。
【００５３】
【数３】
0006444209.tif 000004
【００５４】
この場合、需要家にとって望ましい利益から需要家が売電によって得ることができる実際の利益ＳＰＱｒを減じて得られる利益ｍＳＰＱｒは、図５（ｃ）の細かい点のハッチングで示される範囲の面積に対応する。この利益ｍＳＰＱｒは、例えば次式（４）によって算出される。
【００５５】
【数４】
0006444209.tif 000005
【００５６】
以上のように、図５に示されるような発電パターンにおいては、需要家は単価ＳＰ３よりも高い単価ＳＰ１または単価ＳＰ２で売電することができるにもかかわらず、売却可能な発電電力が少なかったため、利益ｍＳＰＱｒは得られず、結果として需要家にとって望ましい利益が得られないことになる。これに対して、図５のような場合でも、需要家にとって望ましい利益が実現されるように、本実施の形態１に係るエネルギー管理装置２１（制御部４ｂ）では、蓄電装置２の蓄電装置放電電力が放電される。
【００５７】
図６には、図５と同じ天候条件下で太陽光発電装置１にて発電された発電電力の発電量に、蓄電装置２による蓄電装置放電電力の放電量が加算された場合が示されている。
【００５８】
図６（ａ）は図５（ａ）に対応しており、図６（ａ）の太陽光放電量１０９及び期待放電量１１０は、図５（ａ）の太陽光放電量１０５及び期待放電量１０６とそれぞれ同じである。
【００５９】
図６（ａ）の斜線部分に対応する蓄電装置放電量１１１は、需要家の蓄電装置２からの放電に対応する放電量である。つまり、蓄電装置放電量１１１は、需要家が電気事業者に売電した電力量のうち、蓄電装置２からの放電に起因する電力量である。
【００６０】
制御部４ｂは、蓄電装置放電量１１１が期待放電量１１０から太陽光放電量１０９を引いた値となるように、蓄電装置２の蓄電装置放電電力を制御する。これにより、需要家は、天候に左右されずに望ましい利益を得ることができる。また、電気事業者からみれば、天候に左右されずに、期待積算放電量ＳＱ２程度の電力を安定して買い取ることが可能となる。
【００６１】
図６（ｂ）は図５（ｂ）に対応しており、図６（ｂ）の時点別太陽光積算放電量１１２及び太陽光積算放電量１１２ａは、図５（ｂ）の時点別太陽光積算放電量１０７及び太陽光積算放電量１０７ａとそれぞれ同じである。また、図６（ｂ）の時点別期待積算放電量１１３及び期待積算放電量１１３ａは、図５（ｂ）の時点別期待積算放電量１０８及び期待積算放電量１０８ａとそれぞれ同じである。
【００６２】
図６（ｂ）に示される時点別蓄電装置積算放電量１１４は、図６（ａ）の蓄電装置放電量１１１を、予め定められた第１期間（ここでは一日）に含まれる第２期間（ここでは０時から任意の時点ｔまでの期間）について積算することによって得られる。図６（ｂ）に示される蓄電装置積算放電量１１４ａは、図６（ａ）の蓄電装置放電量１１１を、一日について積算することによって得られる。つまり、蓄電装置積算放電量１１４ａは、時点ｔが２４時である場合の時点別蓄電装置積算放電量１１４に相当し、図６（ｂ）のＳＱＤｂに相当する。
【００６３】
図６（ｃ）は図５（ｃ）に対応している。図６（ｃ）の場合においても、図５（ｃ）の場合と同様に、需要家が太陽光積算放電量１１２ａ（＝ＳＱＤｒ）を売電することによって得ることができる利益は、利益ＳＰＱｒである。ただし、図６（ｃ）の場合では、制御部４ｂが蓄電装置２に蓄電装置放電量１１１を放電させることで、需要家は、図６（ｃ）の斜線ハッチングで示される範囲の面積に対応する望ましい利益（ＳＰＱｒ＋ｍＳＰＱｒ）を得ることができる。
【００６４】
以上のように、本実施の形態１に係るエネルギー管理装置２１によれば、期待積算放電量１１３ａに対して太陽光発電装置１が発電できなかった電力量を、蓄電装置２の蓄電装置放電電力で賄うように制御する。これにより、需要家は、天候に左右されずに望ましい利益を安定して得ることができ、電気事業者は、天候に左右されずにほぼ一定の電力を安定して買い取ることが可能となる。
【００６５】
＜変形例＞
実施の形態１では、パワーコンディショナー部４ａの放電電力を積算した積算放電量に応じて電気事業者による買取単価を変動させている。しかしながら、このようなシステムであっても、積算放電量が期待積算放電量に達していなければ、需要の少ない夜間に、需要家が蓄電装置２から蓄電装置放電電力を放電すれば、高い買取単価が適用される。これでは、電気事業者が、需要家から電力を買い取りたい時間帯（例えば昼間など）に、需要家から電力を買い取ることができないことがあると考えられる。
【００６６】
そこで、例えばインターネット接続部を設けて、電気事業者から任意に限定された、電気事業者による買い取られる時間を受信するように構成されてもよい。つまり、パワーコンディショナー部４ａの放電電力が電気事業者により買い取られる時間帯が任意に限定され、その時間帯の情報を受けることが可能に構成されてもよい。これにより、電気事業者が意図した時間帯に、蓄電装置２から系統電源３に蓄電装置放電電力が放電される可能性を高めることができる。したがって、電気事業者による電力需要予測を容易化することができ、この結果として、電力供給の安定化、及び、発電効率の向上化が期待できる。
【００６７】
＜実施の形態２＞
本発明の実施の形態２に係るエネルギー管理システムの構成は、実施の形態１の構成（図１）と同様である。そこで、本実施の形態２に係るエネルギー管理システムおいて、以上で説明した構成要素と同一または類似するものについては同じ参照符号を付し、異なる部分について主に説明する。
【００６８】
本実施の形態２では、制御部４ｂは、予め定められた第１期間（ここでは一日）に含まれる第２期間（ここでは０時から任意の時点ｔまでの期間）に電力測定装置５で測定された放電電力を積算することによって時点別積算放電量ＲＱ（ｔ）を算出する。そして、制御部４ｂは、算出した時点別積算放電量ＲＱ（ｔ）が、第１期間の期待放電量を積算することによって得られる期待積算放電量ＳＱ２を超えている場合に、太陽光発電装置１の発電電力のうち負荷７の消費電力以外の余剰電力（電力の一部）を蓄電装置２に蓄電する。
【００６９】
図７は、本実施の形態２に係るエネルギー管理システムの動作を示すフローチャートである。
【００７０】
まず、ステップＳ１にて、電力測定装置５は、パワーコンディショナー部４ａから系統電源３に放電される放電電力を測定する。電力測定装置５の測定値は制御部４ｂによって定期的に読み取られる。
【００７１】
ステップＳ２にて、制御部４ｂは、読み取った放電電力を積算することで、時点別積算放電量ＲＱ（ｔ）を算出する。
【００７２】
ステップＳ３にて、制御部４ｂは、時点別積算放電量ＲＱ（ｔ）が期待積算放電量ＳＱ２より小さいか否かを判定する。時点別積算放電量ＲＱ（ｔ）が期待積算放電量ＳＱ２より小さくない（期待積算放電量ＳＱ２以上である）と判定した場合にはステップＳ４に進み、小さいと判定した場合にはステップＳ７に進む。
【００７３】
ステップＳ４にて、制御部４ｂは、蓄電装置２が満充電であるか否かを判定する。満充電でないと判定した場合にはステップＳ５に進み、満充電であると判定した場合にはステップＳ６に進む。
【００７４】
ステップＳ５にて、制御部４ｂの制御により、パワーコンディショナー部４ａは、太陽光発電装置１の発電電力のうち負荷７の消費電力以外の余剰電力を、蓄電装置２に蓄電する。蓄電装置２に蓄えられた電力は、後日、天気が悪く期待積算放電量ＳＱ２に足りない日に放電する。これにより、需要家は天候に左右されずに望ましい利益を安定して得ることができる。その後、ステップＳ１に戻る。
【００７５】
ステップＳ６にて、制御部４ｂは、太陽光発電装置１の発電電力のうち負荷７の消費電力以外の余剰電力を系統電源３に放電する。これにより、需要家から電気事業者に単価ＳＰ３で売電される。その後、ステップＳ１に戻る。
【００７６】
ステップＳ３からステップＳ７に進んだ場合、制御部４ｂは、ステップＳ２と同様に期待放電量を積算することにより、時点別期待積算放電量ＨＱ（ｔ）を算出する。
【００７７】
ステップＳ８にて、制御部４ｂは、時点別積算放電量ＲＱ（ｔ）が時点別期待積算放電量ＨＱ（ｔ）以上であるか否かを判定する。時点別積算放電量ＲＱ（ｔ）が時点別期待積算放電量ＨＱ（ｔ）以上であると判定した場合にはステップＳ９に進み、そうでない場合にはステップＳ１０に進む。
【００７８】
ステップＳ９にて、制御部４ｂは、蓄電装置２の蓄電装置放電電力を系統電源３に放電させずに、太陽光発電装置１の発電電力のうち負荷７の消費電力以外の余剰電力を系統電源３に放電する。その後、ステップＳ１に戻る。
【００７９】
ステップＳ８からステップＳ１０に進んだ場合には、制御部４ｂは、蓄電装置２の蓄電装置放電電力を系統電源３に放電させるとともに、太陽光発電装置１の発電電力のうち負荷７の消費電力以外の余剰電力を系統電源３に放電する。また、太陽光発電装置１の発電電力が少なく、余剰電力がない場合、蓄電装置２の蓄電装置放電電力だけを系統電源３に放電する場合もあり得る。その後、ステップＳ１に戻る。
【００８０】
なお、図７の動作は、例えば一定間隔で繰り返される。これにより、蓄電装置２に蓄えられている電力が、太陽光発電装置１で発電された電力に適宜加算されて、放電電力として系統電源３に放電されることになり、時点別積算放電量ＲＱ（ｔ）が、時点別期待積算放電量ＨＱ（ｔ）と等しくなる。
【００８１】
以上のような本実施の形態２に係るエネルギー管理装置２１によれば、天候に左右されずに望ましい利益をより安定して得ることができ、電気事業者は、天候に左右されずにほぼ一定の電力をより安定して買い取ることが可能となる。
【００８２】
＜実施の形態３＞
本発明の実施の形態３に係るエネルギー管理システムの構成は、実施の形態１の構成（図１）と同様である。そこで、本実施の形態３に係るエネルギー管理システムおいて、以上で説明した構成要素と同一または類似するものについては同じ参照符号を付し、異なる部分について主に説明する。
【００８３】
本実施の形態３では、制御部４ｂは、負荷７の消費電力の情報を分電盤６などから取得し、太陽光発電装置１の発電電力の情報をパワーコンディショナー部４ａなどから取得する。そして、制御部４ｂは、これら情報に基づいて、予め定められた第１期間（ここでは一日）に含まれる第２期間（ここでは０時から任意の時点ｔまでの期間）の発電電力のうち負荷７の消費電力以外の電力を積算することによって、上述の時点別太陽光積算放電量ＳＱ（ｔ）を算出する。制御部４ｂは、上述の第２期間の期待放電量を積算することによって、上述の時点別期待積算放電量ＨＱ（ｔ）を算出する。制御部４ｂは、時点別太陽光積算放電量ＳＱ（ｔ１）と、時点別期待積算放電量ＨＱ（ｔ１）とに基づいて、時点ｔ１にて蓄電装置２から放電すべき蓄電装置放電力ＬＱ（ｔ１）を制御する。
【００８４】
図８は、本実施の形態３に係るエネルギー管理システムの動作を説明するための図である。図８の例において、午前１１時前後より曇り、または雨の天気によって太陽光発電装置１の発電が減り、時点ｔ１における時点別期待積算放電量ＨＱ（ｔ１）に対する時点別太陽光積算放電量ＳＱ（ｔ１）の差分（＝ＨＱ（ｔ１）−ＳＱ（ｔ１））が、閾値ＴＨよりも大きくなったとする。この場合に、電力コントロール装置４（制御部４ｂ）は、蓄電装置２から放電すべき蓄電装置放電力ＬＱ（ｔ１）を制御する。この際、蓄電装置２の放電最大定格を超えない範囲で、ＳＱ（ｔ１）＋ＬＱ（ｔ１）ができるだけＨＱ（ｔ）に近づくように、制御部４ｂは、蓄電装置放電力ＬＱ（ｔ１）を制御する。なお、差分（＝ＨＱ（ｔ）−ＳＱ（ｔ））と閾値ＴＨとの比較は、例えば一定間隔で繰り返される。
【００８５】
以上のような本実施の形態３に係るエネルギー管理装置２１によれば、天候に左右されずに望ましい利益をより安定して得ることができ、電気事業者は、天候に左右されずにほぼ一定の電力をより安定して買い取ることが可能となる。しかも、天気予報等の情報を用いてその日に発電すべき電力を予測する複雑な装置またはシステムを用いずに、以上のような効果が得られる装置またはシステムを実現することができる。
【００８６】
なお、本発明は、その発明の範囲内において、各実施の形態及び各変形例を自由に組み合わせたり、各実施の形態及び各変形例を適宜、変形、省略したりすることが可能である。
【００８７】
＜変形例＞
図９は、本変形例に係るエネルギー管理システムの構成を示すブロック図である。ここでは、太陽光発電装置１と、そのパワーコンディショナー部８とがすでに配設されていた後に、実施の形態１〜３と同様の動作を行うことができるように、構成要素が追加された状況を想定している。
【００８８】
具体的には、合成部４ｃは、蓄電装置２のパワーコンディショナー部４ａの出力と、太陽光発電装置１のパワーコンディショナー部８の出力とに接続されており、制御部４の制御により、これら出力を合成する。このような合成部４ｃは、例えば、それぞれの電力を測定するセンサ部（図示せず）と、接続及び切断の切り替えが可能なスイッチ部（図示せず）とから構成することができる。
【００８９】
以上のように構成された本変形例によれば、ＤＣ連系ではなくＡＣ連系となり、制御部４ｂは、予め定められた期待積算放電量に基づいて、太陽光発電装置１の発電電力と、蓄電装置放電電力とを制御することにより、電力コントロール装置４から系統電源３に放電する電力を制御することが可能になる。したがって、より適切に系統電源３に電力を放電することが可能となる。
【符号の説明】
【００９０】
１  太陽光発電装置、２  蓄電装置、３  系統電源、４ａ  パワーコンディショナー部、４ｂ  制御部、５  電力測定装置、２１  エネルギー管理装置、１０１，１０５，１０９  太陽光放電量、１０２，１０６，１１０  期待放電量、１０３，１０７，１１２  時点別太陽光積算放電量、１０３ａ，１０７ａ，１１２ａ  太陽光積算放電量、１０４，１０８，１１３  時点別期待積算放電量、１０４ａ，１０８ａ，１１３ａ  期待積算放電量、１１１  蓄電装置放電量、１１４  時点別蓄電装置積算放電量、１１４ａ  蓄電装置積算放電量。
【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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