所定の発電手段及び負荷の間に第1電源線及び第2電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第1電源線及び前記第2電源線を介して前記所定の発電手段と接続される蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを取得する取得部と、前記取得部が取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に出力させる電力を決定する決定部と、前記蓄電池に出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知部とを備えており、前記決定部は、前記取得部が取得した前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより単位時間当たりに前記蓄電池に出力させる電力を決定する電力制御装置。前記劣化情報は、前記蓄電池の電圧値及び温度値の少なくとも一方に対応する値として算出される値である請求項1に記載の電力制御装置。前記決定部は、前記蓄電池の劣化状態がより進んでいるほど、前記充電時間又は前記放電時間がより長くなるように、当該蓄電池に出力させる電力を決定する請求項1に記載の電力制御装置。前記蓄電池は前記第1電源線及び前記第2電源線に並列に複数接続され、前記取得部は、前記複数の蓄電池の各々から電圧値を取得し、前記決定部は、さらに、取得した各蓄電池の電圧値から各蓄電池のSOCStateofChargeに対応する値を算出し、前記電力制御装置は、さらに、前記SOCに対応する値の複数の前記蓄電池間における比率に応じて各蓄電池に出力させる電力の分配率を算出する電力分配率演算部を備えており、前記指令値通知部は、前記決定部により決定された前記蓄電池に出力させる電力と、前記電力分配率演算部により算出された前記分配率とに基づいて、前記複数の蓄電池の各々について前記電流指令値を算出し、算出された前記電流指令値のそれぞれを対応する蓄電池に通知する請求項1~3のいずれか1項に記載の電力制御装置。前記決定部は、前記複数の蓄電池の中で最も温度の高い蓄電池の劣化状態に応じて前記複数の蓄電池のそれぞれに出力させる電力の上限値を決定する請求項4に記載の電力制御装置。前記所定の発電手段は、自然エネルギーを用いた発電システムで構成され、前記負荷は交流負荷で構成され、前記所定の発電手段と前記コンデンサとの間に、前記自然エネルギーを直流電力に変換するDC/DC変換部が接続され、前記コンデンサと前記負荷との間に、前記DC/DC変換部から出力される直流電力を交流電力に変換するDC/AC変換部が接続され、前記取得部は、さらに、前記DC/DC変換部及び前記DC/AC変換部の各々から出力される電力値を取得し、前記決定部は、前記DC/DC変換部及び前記DC/AC変換部の各々から出力される電力の差分を抑制するように前記蓄電池に出力させる電力を決定する請求項1~5のいずれか1項に記載の電力制御装置。前記取得部は、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が無くなるまで、前記電流指令値を受信するに応じて前記蓄電池が電流を出力する毎に、前記蓄電池の電圧値及び温度値を含む前記劣化情報を取得し、前記決定部は、前記劣化情報を取得する毎に前記蓄電池の充電量と前記蓄電池の劣化状態とを更新する請求項1~6のいずれか1項に記載の電力制御装置。所定の発電手段と、電気機器が接続される負荷と、前記所定の発電手段で発電された電力を蓄積し、前記負荷に電力を供給する蓄電装置と、前記蓄電装置の充電制御又は放電制御を行う電力制御装置とを含み、前記電力制御装置と前記蓄電装置とがネットワークを介して接続される電力供給システムであって、前記電力制御装置は、前記所定の発電手段及び前記負荷の間に第1電源線及び第2電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第1電源線及び前記第2電源線を介して前記所定の発電手段と接続される前記蓄電装置が備える蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを前記ネットワークを介して取得する取得部と、前記蓄電池に出力させる電力を決定する決定部であって、取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に出力させる電力を決定する決定部と、前記蓄電池に出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知部とを備え、前記決定部は、前記取得部により取得された前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより単位時間当たりに前記蓄電池に出力させる電力を決定し、前記蓄電装置は、前記蓄電池と、前記電力制御装置から前記電流指令値を受信するに応じて前記蓄電池で充電又は放電する電流の制御を行う電流制御部と、前記蓄電池の電圧値及び温度値を検出して前記電力制御装置に送信する状態量検出部と、前記蓄電池から出力される電流を検出して前記電流制御部に出力する電流検出部とを備える電力供給システム。所定の発電手段及び負荷の間に第1電源線及び第2電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第1電源線及び前記第2電源線を介して前記所定の発電手段と接続される蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを取得する取得ステップと、取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に出力させる電力を決定する決定ステップと、前記蓄電池に出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知ステップとを含み、前記決定ステップにおいては、前記取得ステップにおいて取得された前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより単位時間当たりに前記蓄電池に出力させる電力を決定する電力制御方法。請求項9に記載の電力制御方法をコンピュータに実行させるプログラム。しかし上記従来技術では、以下のような問題が生じる。すなわち、上記従来技術では、各蓄電池から正極性電力線及び負極性電力線を接続するコンデンサを介して負荷装置へ電力を供給して機器を動作させる。このとき、機器に安定した電力を供給するためには、このコンデンサに印加されている電圧を一定にする必要がある。ここで、上記従来技術では、負荷装置として三相負荷及び平衡三相負荷が前提とされているため、各蓄電池の供給電力量と負荷装置の消費電力量とが一致する。この場合、上記コンデンサに流入する電力量と上記コンデンサから流出する電力量とが概ね一致する。したがって、上記コンデンサに印加されている電圧の変動はわずかである。そのため、その変動成分を考慮しなくても機器を正常に動作させることができる。しかし、再生可能エネルギーを利用した電力供給システムでは、その発電電力量は一定とならず発電電力量に変動が生じる。太陽光や風力等の強さは不安定なためである。そのため、この変動成分によってコンデンサに印加されている電圧が変動してしまう。その結果、再生可能エネルギーの発電電力量と負荷装置の消費電力量とが一致しなくなる。特に、上述の負荷装置が単相負荷の場合、単相負荷へ電力を供給する際に流れる交流電流の系統周波数に依存して、コンデンサに印加されている電圧はある特定の周波数成分の電圧変動が重畳される。例えば、60Hz系統周波数においては、120Hzの周波数成分が電圧変動として重畳される。その結果、上述の電圧変動によって各施設に設けられる負荷装置への電力供給が不安定になるという問題がある。そこで、本発明は、上記課題に鑑みてなされたものであって、蓄電池の劣化を抑制しつつ、負荷に安定な電力を供給する電力制御装置を提供することを目的とする。上記課題を解決するために、本発明の一実施の態様は、所定の発電手段及び負荷の間に第1電源線及び第2電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第1電源線及び前記第2電源線を介して前記所定の発電手段と接続される蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを取得する取得部と、前記取得部が取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に出力させる電力を決定する決定部と、前記蓄電池に出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知部とを備えており、前記決定部は、前記取得部が取得した前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより単位時間当たりに前記蓄電池に出力させる電力を決定する電力制御装置である。この構成によると、電力制御装置は、蓄電池による電力の充電又は放電により、コンデンサに印加されている電圧の変動を小さく抑えることができる。この際、蓄電池の劣化状態に応じて、充電時間又は放電時間を調整することにより、劣化が進んだ蓄電池の負担を抑えることができる。その結果、蓄電池の劣化を抑制しつつ、負荷に安定な電力を供給することができる。なお、本発明は、このような電力制御装置として実現できるだけでなく、電力制御装置に含まれる特徴的な手段をステップとする電力制御方法として実現したり、そのような特徴的なステップをコンピュータに実行させるプログラムとして実現したりすることもできる。そして、そのようなプログラムは、CD-ROMCompactDiscReadOnlyMemory等の記録媒体及びインターネット等の伝送媒体を介して流通させることができるのはいうまでもない。さらに、本発明は、このような電力制御装置の機能の一部又は全てを実現する半導体集積回路LSIとして実現したり、このような電力制御装置を含む電力供給システムとして実現したりできる。以上により、本発明は、蓄電池の劣化を抑制しつつ、負荷に安定な電力を供給する電力制御装置等を提供できる。本発明に係る電力制御装置の一態様は、所定の発電手段及び負荷の間に第1電源線及び第2電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第1電源線及び前記第2電源線を介して前記所定の発電手段と接続される蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを取得する取得部と、前記取得部が取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に出力させる電力を決定する決定部と、前記蓄電池に出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知部とを備えており、前記決定部は、前記取得部が取得した前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより単位時間当たりに前記蓄電池に出力させる電力を決定する。この構成によると、電力制御装置は、蓄電池による電力の充電又は放電により、コンデンサに印加されている電圧の変動を小さく抑えることができる。この際、蓄電池の劣化状態に応じて、充電時間又は放電時間を調整することにより、劣化が進んだ蓄電池の負担を抑えることができる。その結果、蓄電池の劣化を抑制しつつ、負荷に安定な電力を供給することができる。具体的には、前記劣化情報は、前記蓄電池の電圧値及び温度値の少なくとも一方に対応する値として算出される値であるとしてもよい。この構成によると、電力制御装置は、蓄電池の充電状態を示すSOCStateofCharge及び蓄電池の劣化状態を示すSOHStateofHealthを蓄電池から計測した値をもとに算出できる。さらに、算出したSOC及びSOHに応じて、DCリンク電圧の変動成分を抑制すなわち、0に近づけるように補正するために蓄電池から出力させる電流を、逐次決定することができる。その結果、電力制御装置は蓄電池の寿命が短縮するのを抑制できる。また、DCリンク電圧の変動成分を抑制して負荷へ安定した電力を供給することができる。より具体的には、前記決定部は、前記蓄電池の劣化状態がより進んでいるほど、前記充電時間又は前記放電時間がより長くなるように、当該蓄電池に出力させる電力を決定するとしてもよい。一般に、蓄電池への充電時間又は放電時間を長くすることにより、蓄電池の劣化を抑制することができる。したがって、蓄電池の劣化が進んでいるほど、より劣化を抑制するよう使用することにより、蓄電池の寿命を延ばすことができる。また、前記蓄電池は前記第1電源線及び前記第2電源線に並列に複数接続され、前記取得部は、前記複数の蓄電池の各々から電圧値を取得し、前記決定部は、さらに、取得した各蓄電池の電圧値から各蓄電池のSOCStateofChargeに対応する値を算出し、前記電力制御装置は、さらに、前記SOCに対応する値の複数の前記蓄電池間における比率に応じて各蓄電池に出力させる電力の分配率を算出する電力分配率演算部を備えており、前記指令値通知部は、前記決定部により決定された前記蓄電池に出力させる電力と、前記電力分配率演算部により算出された前記分配率とに基づいて、前記複数の蓄電池の各々について前記電流指令値を算出し、算出された前記電流指令値のそれぞれを対応する蓄電池に通知する電力制御装置としてもよい。これにより、複数の蓄電池の充電量を常に一定範囲に収めることができ、その結果、各蓄電池の寿命を均一化できる。そのため、一部の蓄電池の酷使により蓄電装置全体の寿命が短縮することを抑制することができる。また、前記決定部は、前記複数の蓄電池の中で最も温度の高い蓄電池の劣化状態に応じて前記複数の蓄電池のそれぞれに出力させる電力の上限値を決定するとしてもよい。これによると、最も温度の高い蓄電池の劣化状態に基づいて、各蓄電池に出力させる電力のリミッターを設定できる。したがって、一部の蓄電池を酷使することを、より確実に防ぐことができる。具体的には、前記所定の発電手段は、自然エネルギーを用いた発電システムで構成され、前記負荷は交流負荷で構成され、前記所定の発電手段と前記コンデンサとの間に、前記自然エネルギーを直流電力に変換するDC/DC変換部が接続され、前記コンデンサと前記負荷との間に、前記DC/DC変換部から出力される直流電力を交流電力に変換するDC/AC変換部が接続され、前記取得部は、さらに、前記DC/DC変換部及び前記DC/AC変換部の各々から出力される電力値を取得し、前記決定部は、前記DC/DC変換部及び前記DC/AC変換部の各々から出力される電力の差分を抑制するように前記蓄電池に出力させる電力を決定するとしてもよい。また、前記取得部は、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が無くなるまで、前記電流指令値を受信するに応じて前記蓄電池が電流を出力する毎に、前記蓄電池の電圧値及び温度値を含む前記劣化情報を取得し、前記決定部は、前記劣化情報を取得する毎に前記蓄電池の充電量と前記蓄電池の劣化状態とを更新するとしてもよい。また、本発明に係る電力供給システムの一態様は、所定の発電手段と、電気機器が接続される負荷と、前記所定の発電手段で発電された電力を蓄積し、前記負荷に電力を供給する蓄電装置と、前記蓄電装置の充電制御又は放電制御を行う電力制御装置とを含み、前記電力制御装置と前記蓄電装置とがネットワークを介して接続される電力供給システムであって、前記電力制御装置は、前記所定の発電手段及び前記負荷の間に第1電源線及び第2電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第1電源線及び前記第2電源線を介して前記所定の発電手段と接続される前記蓄電装置が備える蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを前記ネットワークを介して取得する取得部と、前記蓄電池に出力させる電力を決定する決定部であって、取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に出力させる電力を決定する決定部と、前記蓄電池に出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知部とを備え、前記決定部は、前記取得部により取得された前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより単位時間当たりに前記蓄電池に出力させる電力を決定し、前記蓄電装置は、前記蓄電池と、前記電力制御装置から前記電流指令値を受信するに応じて前記蓄電池で充電又は放電する電流の制御を行う電流制御部と、前記蓄電池の電圧値及び温度値を検出して前記電力制御装置に送信する状態量検出部と、前記蓄電池から出力される電流を検出して前記電流制御部に出力する電流検出部とを備える。また、本発明に係る電力制御方法の一態様は、所定の発電手段及び負荷の間に第1電源線及び第2電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第1電源線及び前記第2電源線を介して前記所定の発電手段と接続される蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを取得する取得ステップと、取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に出力させる電力を決定する決定ステップと、前記蓄電池に出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知ステップとを含み、前記決定ステップにおいては、前記取得ステップにおいて取得された前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより単位時間当たりに前記蓄電池に出力させる電力を決定する。以下、本発明の実施の形態について、図面を用いて詳細に説明する。なお、以下で説明する実施の形態は、いずれも本発明の好ましい一具体例を示すものである。以下の実施の形態で示される数値、構成要素、構成要素の配置位置及び接続形態、ステップ、ステップの順序などは、一例である。したがって、これらの各形態により、本発明が限定されるものではない。本発明は、請求の範囲だけによって限定される。よって、以下の実施の形態における構成要素のうち、本発明の最上位概念を示す独立請求項に記載されていない構成要素については、本発明の課題を達成するのに必ずしも必要ではないが、より好ましい形態を構成するものとして説明される。実施の形態1以下、本発明の実施の形態1に係る電力制御装置について、図面を参照しながら説明する。図1は、本実施の形態に係る電力制御装置を備える電力供給システムの構成を示したシステム構成図である。なお、電力制御装置を、連携制御ECUともいう。従って、以後の記載における連携制御ECUは、請求の範囲における電力制御装置に対応する。図1において、本実施の形態に係る電力供給システムは、電力源101、電力源106、コンデンサ103、負荷104、連携制御ECU105、及び蓄電装置107を含んでいる。電力源101、電力源106、コンデンサ103、負荷104、及び蓄電装置107の各々は、正極性電力線108及び負極性電力線109を介して接続される。負荷104には、n個n≧1の機器113以後、機器113a、機器113b、、機器113nを総称して機器113とするが接続されている。各機器113は、例えば、エアコン、冷蔵庫、テレビ、及び電気自動車などを示している。そして、電力源101、電力源106、及び蓄電装置107は各機器113を駆動するための電力を負荷104に供給する。連携制御ECU105と蓄電装置107とはネットワーク110及び111を介して接続される。また、連携制御ECU105と電圧検出部102とはネットワーク112を介して接続される。ここで、ネットワーク110、ネットワーク111、及びネットワーク112は、イーサネット登録商標等の有線ネットワーク、無線LAN等の無線ネットワーク、放送波によるネットワーク、又はこれらが複合したネットワーク等で構成される。電力源101及び電力源106は、太陽光又は風力等の再生可能エネルギー又は、自然エネルギーと呼ぶを利用した発電システムで生成された電力或いは電力会社にて生成された電力を、負荷104及び蓄電装置107に供給する。なお、再生可能エネルギーを利用した発電供給システムの他の例としては、太陽光及び風力以外に、太陽熱、地熱、海流、波力、及び潮汐力などを用いた発電システムを適用することが可能である。電圧検出部102は、正極性電力線108と負極性電力線109との間の電圧であるDCリンク電圧VDCを検出して連携制御ECU105に出力する。DCリンク電圧とは、すなわち、後述するコンデンサ103に印加されている電圧である。コンデンサ103は、DCリンク電圧VDCを平滑化するために接続される。蓄電装置107が充放電電流を出力する際に出力する電圧は方形波である。一方で、負荷104に印加される電圧は一定であることが望ましい。そのため、コンデンサ103を接続することにより、蓄電装置107から出力される方形波出力電圧を平滑化し、負荷104にできるだけ安定な電力を供給する。なお、本実施の形態では、負荷104は、直流負荷で構成される。連携制御ECU105は、上述のネットワークを介して、蓄電装置107に充電させる電流量又は放電させる電流量以下、充放電電流とするを制御する。具体的には、連携制御ECU105は、蓄電装置107が備える蓄電池不図示の電圧及び温度等を取得することにより、当該蓄電池の劣化状態を検知する。そして、連携制御ECU105は、蓄電池の劣化状態に基づいて、蓄電装置107に充放電させる電力PSBを蓄電装置107に通知する。蓄電装置107は、蓄電池を備え不図示、電力源101又は電力源106から供給される電力を充電する機能と負荷104に電力を供給する機能とを備える。さらに、蓄電装置107は、蓄電池の電圧及び温度を検出して連携制御ECU105に出力する。また、蓄電装置107は、自身が充放電すべき電流量を連携制御ECU105から電流指令値ISBとして取得する。蓄電装置107は、この電流指令値ISBに応じて電流の充放電制御を行う。図2は、本実施の形態に係る連携制御ECU105の機能ブロック図を示す。図2において、本実施の形態に係る連携制御ECU105は、取得部201、決定部202、及び指令値通知部203を備える。取得部201は、所定の発電手段例えば、電力源101及び106及び負荷104の間に第1電源線及び第2電源線を介して設けられるコンデンサ103に印加されている電圧情報と、第1電源線及び第2電源線を介して所定の発電手段と接続される蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを取得する。より具体的には、取得部201は、図1に示す電圧検出部102からDCリンク電圧VDCを取得し、蓄電装置107から蓄電池の劣化状態を示す情報を取得する。ここでは、蓄電池の劣化状態を示す情報として、蓄電池の電圧値及び温度値を取得する場合を例に説明する。決定部202は、蓄電池に出力させる電力を決定する。具体的には、取得部201が取得した電圧情報と事前に定められた基準電圧とを比較して、コンデンサ103に印加されている電圧の変動成分を検出する。その後、コンデンサ103に印加されている電圧の変動成分が抑制されるように蓄電池に出力させる電力を決定する。具体的には、決定部202は、取得したDCリンク電圧VDCの変動成分に相当する変動エネルギーΔWを計算する。そして、決定部202は、この変動エネルギーΔWを抑制するように、蓄電装置107の状態に応じて蓄電装置107に充電又は放電させる電力PSBとその出力時間TSBとを求める。ここで、劣化情報は、例えば、蓄電池の電圧値及び温度値の少なくとも一方に対応する値として算出される値である。このとき、決定部202は、取得した蓄電池の電圧値及び温度値から蓄電池の充電状態を示すSOC及び蓄電池の劣化状態を示すSOHを計算する。蓄電池の蓄電状態を示すSOCの計算には、電池の劣化を考慮しない計算方法及び劣化を考慮する計算方法の2種類が知られている。いずれの計算方法を用いても蓄電池の電圧からSOCをある程度正確に知ることが可能である。一方、SOHは、直接測定することができないため、蓄電池の内部抵抗から劣化状態を推定する方法及び蓄電池の電圧及び温度等から推定する方法等が知られている。本実施の形態では、充放電電流に対する蓄電池の電圧値及び温度値からSOHを推定する場合を例に説明する。詳細は後述する。指令値通知部203は、蓄電池に出力させる電力に対応する電流指令値を蓄電池に通知する。具体的には、指令値通知部203は、取得部201で取得した電圧値と、決定部202で決定されたSOCと、電力PSBとから蓄電装置107に充電又は放電させるべき電力に対応する電流指令値ISBを求める。そして、指令値通知部203は、求めた電流指令値ISBを、ネットワーク110を介して蓄電装置107に送信する。なお、以下、蓄電装置107に充放電電力を出力させるという表現を適宜用いるが、蓄電装置107の蓄電池を放電させて電力を供給する場合は正の電力を出力させることを意味し、蓄電装置107の蓄電池に電流を供給して蓄電池を充電する場合は負の電力を出力させるということを意味する。図3は、本実施の形態に係る蓄電装置107の機能ブロック図を示す。また、図4は、本実施の形態に係る蓄電装置107の回路構成の一例を示す図である。図3及び図4に示されるように、本実施の形態に係る蓄電装置107は、電流制御部310と、状態量検出部303と、蓄電池304と、電流検出部305とを備える。電流制御部310は、連携制御ECU105から電流指令値ISBを受信するに応じて蓄電池304で充電又は放電する電流の制御を行う。より詳細には、電流制御部310は、電流制御演算部301と、DC/DC変換部302とを有する。電流制御演算部301は、蓄電装置107で充放電される電流の制御を行う。具体的には、電流制御演算部301は、連携制御ECU105からネットワーク110を介して送信される電流指令値ISBに基づいてフィードバック制御を行う。また、電流制御演算部301は、電流検出部305を介して蓄電池304が充放電する電流量を検知する。その後、電流制御演算部301は、蓄電池304が充放電する電流量が電流指令値ISBに一致するまでこのフィードバック制御を繰り返し行う。また、図4に示すように、電流制御演算部301は、電流指令値ISBに基づいてパルス幅変調PWM:PulseWidthModulation方式における変調波を生成し、DC/DC変換部302を駆動するためのスイッチングパルス信号を生成する。DC/DC変換部302は、電流制御演算部301で生成されたスイッチングパルス信号を受信して、そのスイッチングパルス信号に基づいて蓄電池304の充放電電流を出力する。なお、図4に示すように、DC/DC変換部302の回路構成は一般的な双方向昇降圧DC/DCコンバータが用いられる。状態量検出部303は、蓄電池304の電圧及び温度を検出する。また、検出した蓄電池304の電圧及び温度を、ネットワーク111を介して連携制御ECU105へ送信する。なお、図4に示すように、状態量検出部303は、蓄電池304の電圧を検出するための電圧検出部及び蓄電池304の温度を検出するための温度検出部を備える。電圧検出部は、一般的な電圧センサ等で構成される。また、温度検出部は、一般的な温度センサ等で構成される。蓄電池304は、電気エネルギーを蓄積するとともに、必要に応じて電気エネルギーを出力する。蓄電池304は、例えば、リチウムイオン電池、鉛蓄電池、Nas電池、又はニッケル水素電池等である。なお、蓄電池304は、これらの例に限られず、蓄電池としての機能を備えるものであれば代用することができる。電流検出部305は、蓄電池304からDC/DC変換部302を介して出力される充放電電流の量を検出する。その後、検出した電流量を電流制御演算部301に出力する。次に、以上のように構成された本実施の形態に係る電力制御装置である連携制御ECU105について図面を用いてその動作を説明する。図5は、本実施の形態に係る電力供給システムにおける連携制御ECU105及び蓄電装置107の動作を示すシーケンス図である。まず、連携制御ECU105は、決定部202において、DCリンク電圧VDCの変動成分を計算する。さらに、その変動電圧成分に相当する変動エネルギーΔWを求める。また、決定部202は、蓄電装置107の状態量検出部303によって送信された蓄電池304の電圧及び温度からSOC及びSOHを求める。そして、決定部202は、求めた変動エネルギーΔW、SOC及びSOHに応じて蓄電装置107に充放電させる電力PSB及びその出力時間TSBを計算するS501。次に、連携制御ECU105は、指令値通知部203において、ステップS501で求められた電力PSBに対応する電流指令値ISBを求める。その後、指令値通知部203は、蓄電装置107に電流指令値ISBを送信するS502。次に、蓄電装置107は、電流制御演算部301において、連携制御ECU105から送信された電流指令値ISBに基づいて蓄電池304の電流制御を行う。その結果、蓄電装置107は、DCリンク電圧の変動成分を抑制するための充放電電流を出力するS503。次に、蓄電装置107は、状態量検出部303において、蓄電池304の充放電電流の出力によって時々刻々と変化する蓄電池304の電圧及び温度の検出を行う。そして、状態量検出部303は、検出した電圧及び温度に関する情報を連携制御ECU105に送信するS504。図6は、連携制御ECU105が行うDCリンク電圧制御演算処理図5のステップS501及び電流指令値通知処理図5のステップS502の流れを示すフローチャートである。連携制御ECU105は、DCリンク電圧VDC、蓄電池304の電圧値及び温度値を取得する。連携制御ECU105は、取得した電圧値及び温度値に基づいて、DCリンク電圧VDCの変動成分を抑制するために蓄電装置107に充電又は放電させるべき電力を求める。なお、図6中のステップS601~S606は図5のステップS501に相当する。また、ステップS607~S608は図5のステップS502に相当する。まず、連携制御ECU105は、取得部201において、DCリンク電圧VDCを検出するS601。そして、連携制御ECU105は、決定部202において一定に維持されるべきDCリンク電圧の基準値に対する、検出したDCリンク電圧の変動成分ΔVを計算するS602。このDCリンク電圧の基準値は、例えば、予め連携制御ECU105に設定されている。次に、連携制御ECU105は、決定部202において、検出したDCリンク電圧VDCに変動成分があるか否かを判断するS603。連携制御ECU105が、ステップS603において、DCリンク電圧VDCに変動成分が無いと判断した場合S603でNo、決定部202は蓄電装置107に電流制御の停止命令を送信して本処理を終了するS609。換言すれば、電流指令値ISBを受信するに応じて蓄電装置107から出力される電流によってDCリンク電圧VDCの変動成分の抑制が完了したと判断される場合に、連携制御ECU105は、本処理を終了する。一方、連携制御ECU105が、ステップS603においてDCリンク電圧VDCに変動成分があると判断した場合S603でYes、連携制御ECU105は、蓄電装置107から送信される蓄電池304の電圧値及び温度値を取得部201から取得するS604。そして、連携制御ECU105は、決定部202において、コンデンサ103のDCリンク電圧VDCの変動成分に相当する変動エネルギーΔWを演算する。また、得られた電圧及び温度から蓄電池304のSOC及びSOHを求めるS605。なお、SOC及びSOHの求め方については、後述する。次に、決定部202は、蓄電池304の温度及びSOHに応じて、変動エネルギーΔWを抑制するために蓄電装置107に充電又は放電させるべき電力PSB並びにその出力時間TSBを計算するS606。電力PSB及びその出力時間TSBの求め方については、後述する。次に、連携制御ECU105は、指令値通知部203において、ステップS605で求めたSOC、ステップS606で求めた電力PSB、及びステップS604で取得した蓄電池304の電圧を用いて、蓄電装置107に充電又は放電させるべき電力に対応する電流指令値ISBを求めるS607。このステップS607の詳細については図10にて説明する。次に、指令値通知部203は、求めた電流指令値ISBを蓄電装置107へ通知するS608。なお、ステップS608の後、電流指令値ISBを受信した蓄電装置107は、この電流指令値ISBに基づいて充電又は放電電流を出力する。この出力によって蓄電池304の電圧及び温度は時々刻々と変化する。そこで、本態様では、図6に示されるステップS608からステップS601へのループにより、連携制御ECU105は、DCリンク電圧の変動成分が無くなるまで蓄電池304の電圧及び温度を取得し続けることとした。これにより、連携制御ECU105は、蓄電装置107が充電又は放電電流を出力するに応じて蓄電池304の電圧及び温度が時々刻々と変化した場合でも、DCリンク電圧の変動成分が無くなるまでは、蓄電池304の電圧及び温度を取得し続ける。したがって、連携制御ECU105は蓄電池304の残容量及び劣化状態をリアルタイムで把握することができる。その結果、連携制御ECU105は、蓄電池304の残容量及び劣化状態をより高精度に制御することができる。すなわち、取得部201は、コンデンサ103に印加されている電圧の変動成分が無くなるまで、電流指令値を受信するに応じて蓄電池が電流を出力する毎に、蓄電池の電圧値及び温度値を含む劣化情報を取得してもよい。このとき、202決定部は、劣化情報を取得する毎に蓄電池の充電量と蓄電池の劣化状態とを更新する。なお、決定部202が、検出したDCリンク電圧VDCに変動成分があるか否かを判断する方法として、変動成分が事前に定められた閾値以下となれば、変動成分が無いと判断してもよい。閾値の定め方としては、例えば、蓄電池304の公称電圧の1や5の値を使用すること等が考えられる。また、ROMReadOnlyMemory等に記憶されている固定値を閾値として使用する等、他の方法により閾値を定めてもよい。次に、図7を参照して、ステップS605において、決定部202がSOC及びSOHを求める方法について説明する。図7は、放電電流が0.2C、温度が5度の条件下における、蓄電池304の端子電圧Vと、経過時間hの関係以後、電圧特性というの一例を示す図である。曲線SOH0は、蓄電池304の劣化状態が最も少ないすなわち、新品状態での、電圧特性を示す。また、曲線SOH1から、曲線SOH2、曲線SOH3の順に、それぞれの曲線は、蓄電池304の劣化長期間の使用及び充放電の繰り返し等による経年劣化が進行した状態での、電圧特性を示す。図7に示されるように、蓄電池304は、満充電状態からスタートした場合、放電時間の経過とともに、端子電圧がほぼ線形に低下する。しかし、ある時刻以後は、端子電圧が急激に低下する。また、図7には、蓄電池304の劣化具合が進むほど、端子電圧が線形に低下するまでの時間が短くなる。その結果、満充電状態から一定の電圧値以下となるまでの放電時間は、蓄電池304の劣化が進むに従い、短くなる。例えば、端子電圧が3V以下になるまでの経過時間を比較すると、新品の蓄電池304では、曲線SOH0に示されるように、満充電から5.2時間ほど必要である。一方、劣化が進んだ蓄電池304では、曲線SOH3に示されるように、満充電から3.6時間ほどで、端子電圧が3V以下となる。曲線SOH0~曲線SOH3で示される電圧特性を決定する要因としては、放電電流すなわち、使用される電流と、温度が考えられる。したがって、放電電流及び温度を決定すれば、蓄電池304の劣化状態に対応した電圧特性を示す曲線を実験により一意に得ることができる。本実施の形態に係る決定部202は、この電圧特性を示す曲線を使用し、SOHを求める。具体的には、まず、代表的な複数の放電電流及び温度条件下で、蓄電池304の劣化状態毎に、電圧特性を実験により計測し、電圧特性を示す曲線に関するデータを事前に取得する。データの取得の方法としては、蓄電池304について想定される使用環境の範囲内で、放電電流及び温度条件それぞれについて、いくつか条件を変化させて取得することが考えられる。例えば、使用温度範囲が5~80度Cであり、使用電流範囲が0~0.8度Cであれば、温度については、5度から25度ずつ増やす4水準で、放電電流については0から0.2Cずつ増やす5水準で、合計20パターンでデータを取得すること等が考えられる。また、蓄電池304の劣化状態についても、異なる劣化状態の蓄電池を複数使用して電圧特性を計測することが考えられる。次に、こうして得られた各電圧特性データを使用し、決定部202は、満充電状態から開始して一定電圧例えば3V以下となるまでに要する放電時間を、新品状態を100とする相対的な比率として算出する。本実施の形態においては、この相対的な比率をSOHとして使用する。例えば、図7では、新品状態のSOH0は、端子電圧が3V以下となるまでに、経過時間704が必要である。この長さを基準とするため、SOH0のSOHは100となる。また、SOH3は、端子電圧が3V以下となるまでに、経過時間702が必要である。ここで、経過時間704を100としたときの、経過時間702の長さが69であるため、SOH3のSOHは69と計算される。一方、SOCは、満充電状態における端子電圧を基準とし、その値からの相対値として求められる。具体的には、図7を参照し、放電時間が0のときの端子電圧706を基準例えば100とする。ここで、端子電圧の現在値が3.5Vであれば、決定部202は、SOCを、3.5/4.2×100=83として求められる。こうして、決定部202は、SOH及びSOCを算出できる。また、より具体的には、本実施の形態に係る蓄電装置107に対する事前の実験により得られた上記電圧特性の曲線に対応する数値を、例えば表形式のデータとしてROMReadOnlyMemory等に記録しておくことが考えられる。これによれば、決定部202は、ROMから取得した数値を用いて、SOH、SOCを算出することができる。なお、電圧特性は、図7に示されるように、蓄電池の放電時間hと端子電圧Vとの関係として計測及び記録するほか、図8に示されるように、蓄電池の残容量Ahと端子電圧Vとの関係として計測及び記録してもよい。図8を参照することで、連携制御ECU105は、温度と電圧から、残容量を求めることができる。次に、図9を用いて、ステップS606において、決定部202が、蓄電装置107に充電又は放電させる電力を決定する方法の一例を説明する。図9は、本発明の一実施の態様である連携制御ECU105において、DCリンク電圧の変動を補償する方法を説明するための図である。これまで述べてきたように、例えば、電力源101で生成された変動電力成分ΔPの影響によりDCリンク電圧VDCに変動成分ΔVが発生する。そこで、変動電力成分ΔPを抑制するために、蓄電装置107からこの変動電力成分ΔPの逆極性の電力-ΔPを出力させる。決定部202は、図6のステップS602においてDCリンク電圧の変動電圧ΔVを検出する。その後、コンデンサ103の変動エネルギーΔWを、式1に従って求める。但し、式1においてCはコンデンサ103のキャパシタンスである。そして、下記の式2に基づいて変動エネルギーΔWを出力電力ΔPSB及び出力時間TSBに換算する。この場合、まず、出力時間TSBが蓄電池304の温度、すなわち、蓄電池304のSOHに応じて決定され、その後、ΔPSBとして電力PSBが決定される。具体的には、例えば、W=10Jの場合、出力時間TSBを2秒とすると出力される電力PSBは5Wとして決定される。一方、出力時間TSBを5秒とすると出力される電力PSBは2Wとして決定される。このとき、出力時間TSBを2秒と決定するか5秒と決定するかは、検出した蓄電池304の温度やSOHに応じて決定される。一般的に、蓄電池304の温度は、同じ電力を出力したとしても、その出力電力が高いほど上昇する。また、同じ電力を出力する場合、電力の出力時間TSBを2秒とした場合には、出力時間TSBを5秒とした場合よりも出力される電力PSBが高くなる。したがって、出力時間が短いほど、蓄電池304の温度は上昇する。ここで一般に、蓄電池は、使用可能な温度範囲が定められている。したがって、蓄電池の温度が使用可能温度を超えると、その蓄電池は使用できなくなってしまう。そのため、例えば、蓄電池304の現在の温度が、事前に定められた設定温度以上であれば、さらに温度が上昇することにより使用不可能とならないように、出力時間TSBを5秒と長めに設定することが考えられる。このとき、出力される電力PSBは2Wとして決定される。より一般的には、出力電力値と温度上昇との関係を、事前に実験により求めておいてもよい。さらに、出力電力値と温度上昇との関係を、離散化されたテーブル形式のデータとして、蓄電装置107又は連携制御ECU105が備えるROMに記録しておいてもよい。また、蓄電池304の温度の上限値を事前に定めておいてもよい。上記のROMに記録された実験データから、温度の上限値を超えない範囲で、なるべく短い出力時間となるように出力時間TSBを決定することが考えられる。また、図8に示されるように、同じ端子電圧を出力する場合における蓄電池304の残容量は、蓄電池304が劣化するほど、すなわち、SOHが小さくなるほど、急激に低下する傾向がある。例えば、端子電圧3.5Vで出力する場合、特性電圧の曲線がSOH0で示される蓄電池Aの残容量は50Ahである。しかし、特性電圧の曲線がSOH3で示される蓄電池Bの残容量は35Ahである。したがって、蓄電池Aに50Ahを出力させると、1時間の継続的な出力が可能であるが、蓄電池Bに50Ahを出力させると、40分程度で残容量が0になってしまう。一般に蓄電池の残容量を0にすると、蓄電池の劣化が通常以上に進むため、好ましくない。また、前述のとおり、大電流の出力による温度上昇も蓄電池の劣化要因となる。したがって、連携制御ECU105は、SOHが小さい劣化の進んだ蓄電池に対しては、SOHが大きい劣化の少ない蓄電池よりも、出力電流量を小さくすなわち、出力時間を長くするように、蓄電池に出力させる電力の大きさを制御することが好ましい。具体的には、決定部202は、蓄電池の劣化状態がより進んでいるほど、充電時間又は放電時間がより長くなるように、当該蓄電池に出力させる電力を決定することが好ましい。なお、本実施の形態においては、温度やSOHなどで示される蓄電池304の状態に応じて蓄電池304に出力させる電流量を任意に調整することが可能になる。図10は、図6に示すステップS607において、連携制御ECU105が行う詳細な処理の流れを示すフローチャートである。ここで指令値通知部203は、蓄電池304の寿命を考慮して蓄電池304に充放電させる電流指令値ISBを決定する。まず、指令値通知部203は、電力PSB及び電力の出力時間TSBを取得するS801。そして、指令値通知部203は、図6のステップS605で求められたSOCから、蓄電池304の残容量が使用可能範囲内であるか否かを判断するS802。具体的には、SOCが線形に低下する領域に含まれている場合には、蓄電池304の残容量が使用可能と判断する。またそれ以外では、使用不可と判断する。これは蓄電池304からの電圧供給を安定化させるためである。SOCが線形に低下する領域とは、例えば、図8を参照して、残容量712から、残容量714の間に示される領域である。この間の電圧特性は、ほぼ線形に低下している。すなわち、蓄電池304の端子電圧の変化が安定している。ステップS802において、使用可能範囲内ではないと判断した場合、指令値通知部203は、SOCが使用可能範囲内となるまで蓄電池304が充電又は放電されるのを待つS803。一方、ステップS802において、使用可能範囲内であると判断した場合、指令値通知部203は、ステップS801で取得した電力PSB及び図6のステップS604で取得した蓄電池304の電圧から電流指令値ISBを求めるS804。具体的には、PSBを蓄電池304の電圧で除算することにより、ISBを算出することができる。以上、図6~図10を用いて連携制御ECU105の動作について説明した。本態様によると、連携制御ECU105は、DCリンク電圧を検出してその変動成分を検出する。また、蓄電池304の電圧又は温度を取得して蓄電池304のSOC及びSOHを計算する。そして、蓄電池304のSOC及びSOHに応じて、上記DCリンク電圧の変動成分を抑制するための電流を蓄電装置107に出力させる。これにより、連携制御ECU105は、蓄電装置107に出力させる電流量を蓄電池304の状態量に応じて任意に決定できる。したがって、連携制御ECU105は、蓄電池304の寿命が短縮するのを防止できる。また、連携制御ECU105は、DCリンク電圧の変動成分を抑制することができる。したがって、負荷104へ安定した電力を供給することができる。図11は、蓄電装置107の動作を示すフローチャートである。図11に示すステップS901~ステップS905は図5のステップS503に相当する。また、図11に示すステップS906は図5のステップS504に相当する。まず、蓄電装置107は、連携制御ECU105から電流制御の停止命令を受信したか否かを判断するS901。蓄電装置107は、当該停止命令を受信した場合S901でYes、本処理を終了する。一方、当該停止命令を受信していない場合S901でNo、蓄電装置107はステップS902~ステップS905の処理を実行する。蓄電装置107は、電流制御演算部301において、電流指令値ISBを受信するS902。そして、電流制御演算部301は、蓄電池304から出力されている電流値と受信した電流指令値ISBとが一致するようにDC/DC変換部302のPWM変調波を調整する。そして、電流制御演算部301は、決定されたPWM変調波に基づいてスイッチングパルス信号を生成し、DC/DC変換部302へ送信するS903。次に、DC/DC変換部302は、スイッチングパルス信号を受信すると、そのスイッチングパルス信号に基づいて蓄電池304の充放電電流を出力するS904。その後、蓄電装置107は、電流検出部305において、蓄電池304から出力された充放電電流を検出する。さらに、その検出値を電流制御演算部301に出力するS905。また、ステップS904の後、蓄電装置107は、状態量検出部303において、蓄電池304の電圧及び温度を検出する。その後、検出した電圧及び温度を連携制御ECU105に出力するS906。蓄電池304の電圧及び温度は、蓄電池304から出力される充放電電流によって時々刻々と変化する。そのため、蓄電装置107は、蓄電池304が充放電電流を出力する毎に蓄電池304の電圧及び温度を検出し、連携制御ECU105に送信する。これによって、連携制御ECU105は蓄電池304の残容量及び劣化状態をリアルタイムで把握することができる。その結果、連携制御ECU105において、蓄電池304の残容量及び劣化状態をより高精度に制御することができる。ステップS905の後、上述のように、ステップS901において連携制御ECU105から電流制御の停止命令を受信するまで、蓄電装置107は、ステップS903~ステップS905の処理を繰り返し実行する。実施の形態2実施の形態1に係る連携制御ECU105は、1つの蓄電装置107が行う充電及び放電の制御を行った。一方、実施の形態2に係る連携制御ECUは、複数の蓄電装置が、各々が備える蓄電池へ行う充電及び放電の制御を行う。この場合、各蓄電池の残容量を各々独立に制御するだけでは、各蓄電池の容量にばらつきが生じる。その結果、各蓄電池の寿命にばらつきが発生する。また、複数の蓄電装置全体の寿命が短くなる。そこで、実施の形態2に係る連携制御ECUは、DCリンク電圧VDCの変動成分を補償する場合に、各蓄電池の残容量が均一となるように各蓄電装置の充放電制御を行う。これにより、負荷104に安定な電力を供給しつつ各蓄電装置の寿命が短縮するのを抑制することができる。以下、本発明の実施の形態2に係る連携制御ECUについて詳細に説明する。図12は、本実施の形態に係る連携制御ECU105Aを備える電力供給システムの構成を示す図である。なお、図1と同一の構成要素については同一の符号をつけ、詳細な説明は省略する。図12において、本実施の形態では、蓄電装置がn個nは2以上の任意の数字配置される。すなわち、本実施の形態において、蓄電池は第1電源線及び第2電源線に並列に複数接続されている。図12において、連携制御ECU105Aは、n個の蓄電装置107a、107b、、107n符号107の添え字nは、aから数えてn番目のアルファベットとする。以下同様の各々から、各蓄電装置107a~107nが備える蓄電池不図示の電圧及び温度を取得する。これにより、連携制御ECU105Aは、各蓄電池の残容量及び劣化状態を検知する。また、連携制御ECU105Aは、DCリンク電圧VDCを抑制し、かつ、各蓄電池の残容量が均一となるように決定された電流指令値ISB1~ISBnを蓄電装置107a~107nのそれぞれに通知する。なお、本実施の形態に係る蓄電装置107a~107nの各々は、図3に示す蓄電装置107と同一の構成及び機能を有するので、ここでは説明を省略する。図13は、本実施の形態に係る連携制御ECU105Aの機能ブロック図を示す。図13に示されるように、本実施の形態に係る連携制御ECU105Aは、取得部201Aと、決定部202Aと、指令値通知部203Aと、電力分配率演算部204とを備える。取得部201Aは、複数の蓄電池の各々から電圧値を取得する。より具体的には、取得部201Aは、各蓄電装置107a~107nの電圧及び温度を取得する。決定部202Aは、取得部201Aで取得される各蓄電装置107a~107nの電圧及び温度を用いて、各蓄電装置107a~107nのSOC及びSOHを計算する。さらに、決定部202Aは、変動エネルギーΔWを抑制するために蓄電装置107a~107nに充電又は放電させるべき総電力PSBと、その出力時間TSBを求める。電力分配率演算部204は、SOCに対応する値の複数の蓄電池間における比率に応じて各蓄電池に出力させるべき電力の分配率を算出する。より具体的には、電力分配率演算部204は、検出した各蓄電池の電圧値から、蓄電装置107a~107nそれぞれに出力させるべき電力の分配率を求める。指令値通知部203Aは、決定部202Aにより決定された蓄電池に出力させる電力と、電力分配率演算部204により算出された分配率とに基づいて、複数の蓄電池の各々について電流指令値を算出する。さらに、算出された電流指令値のそれぞれを対応する蓄電池に通知する。指令値通知部203Aは、各蓄電池のSOC、決定部202Aで決定された総電力PSB、及び電力分配率から、蓄電装置107a~107nの各々に出力させるべき電力PSB1~PSBnを求める。その後、各電力に対応する電流値であって、各蓄電装置107a~107nに充放電させるべき電流量として電流指令値ISB1~Isbnを求める。その後、指令値通知部203は、求めた電流指令値ISB1~Isbnを、ネットワーク110を介して各蓄電装置107a~107nにそれぞれ通知する。次に、以上のように構成された本実施の形態に係る連携制御ECU105Aについて図面を用いてその動作を説明する。図14は、本実施の形態に係る連携制御ECU105Aの処理の流れを示すフローチャートである。連携制御ECU105Aは、DCリンク電圧VDCの変動成分を抑制し、かつ、複数の蓄電装置107a~107nの各々の残容量が均一となるように、各蓄電装置107a~107nにそれぞれ出力させるべき電流指令値ISB1~Isbnを求める。なお、本処理において、ステップS1207を除く、ステップS1201~ステップS1206までの各処理は、図6で述べたステップS601~ステップS606までの各処理と同じ処理を行うため、ここでは詳細な説明を省略する。まず、連携制御ECU105Aが備える取得部201Aは、DCリンク電圧VDCを検出するS1201次に、決定部202Aは、DCリンク電圧の変動成分ΔVを計算するS1202。ここで、決定部202Aは、DCリンク電圧VDCに変動成分が無いと判断した場合S1203でNo、蓄電装置107に電流制御の停止命令を送信して本処理を終了するS1210。一方、決定部202Aは、DCリンク電圧VDCに変動成分があると判断した場合S1203でYes、取得部201Aにおいて各蓄電装置107a~107nが有する蓄電池の電圧値及び温度値を取得するS1204。次に、決定部202Aは、コンデンサ103のDCリンク電圧VDCの変動成分に相当する変動エネルギーΔWを演算する。また、決定部202Aは、ステップS1204で得られた電圧及び温度から各蓄電池のSOHを求めるS1205。そして、決定部202Aは、各蓄電池のSOHに応じて、変動エネルギーΔWを抑制するために各蓄電装置に充電又は放電させる総電力PSBを求めるS1206。例えば、本実施の形態では、決定部202Aは、複数の蓄電池の中で最も温度の高い蓄電池に着目して出力時間TSBを決定し、上述の式2に従ってPSBを求めてもよい。また、複数の蓄電池の中で最も温度の高い蓄電池の劣化状態に応じて、複数の蓄電池のそれぞれに出力させる電力の上限値を決定してもよい。この場合、複数の蓄電池の出力する総電力が、ΔWを抑制するために必要な電力より少ない場合には、さらに、複数の蓄電池の中で2番目に温度の高い蓄電池の劣化状態に応じて、最も温度の高い蓄電池以外の蓄電池に出力させる電力の上限値を決定してもよい。同様に、ΔWを抑制するために必要な総電力に達するまでNを増加させながら、複数の蓄電池の中でN番目に温度の高い蓄電池の劣化状態に応じて、複数の蓄電池のうち温度の高さがN1番目以下の蓄電池に出力させる電力の上限値を決定してもよい。このとき、温度がN1番目以下の蓄電池間における電力の分配率は、例えば温度に比例させて決定する。また、均等となるように決定してもよい。次に、電力分配率演算部204は、取得部201Aで取得した各蓄電池の電圧を用いて、各蓄電装置107a~107nに出力させるべき電力の分配率を求める。そして、指令値通知部203Aは、総電力PSB及び各蓄電池の電力分配率に応じて、蓄電装置107a~107nの各々に出力させるべき電力を求める。さらに、各電力に対応する電流値を、各蓄電装置に対する電流指令値ISB1~Isbnとして求めるS1207。このステップS1207の詳細については図15にて後述する。その後、指令値通知部203Aは、求めた電流指令値ISB1~Isbnをそれぞれ蓄電装置107a~107nに通知するS1208。図15は、連携制御ECU105Aが、図14のステップS1207において行う電流指令値算出処理の詳細な流れを示すフローチャートである。なお、本処理において、図15のステップS1304を除く、ステップS1301~ステップS1305までの各処理は、図10で述べたステップS804を除く、ステップS801~ステップS805までの各処理と同じ処理を行うため、ここでは詳細な説明を省略する。まず、電力分配率演算部204は、各蓄電装置に出力させるべき総電力PSB、及び各蓄電池のSOCに対応する値を、決定部202Aから取得する。S1301。次に、電力分配率演算部204は、各蓄電池のSOCに基づいて、各蓄電池の残容量が使用可能範囲内であるか否かを判断するS1302。ステップS1302において、残容量が使用可能範囲内ではない蓄電池が存在する場合、連携制御ECU105Aは、当該蓄電池が使用可能範囲内となるまで充電又は放電されるのを待つS1303。一方、ステップS1302において各蓄電池が使用可能範囲内である場合、電力分配率演算部204は、取得した各蓄電池の電圧値を用いて、各蓄電池の残容量が均一となるように各蓄電池に充放電させるべき電力の分配率を算出するS1304。この算出方法の詳細については図17にて後述する。次に、指令値通知部203Aは、各電力分配率に応じて、蓄電装置107a~107nの各々に出力させるべき電流指令値ISB1~Isbnを求める。すなわち、図16に示すように、PSB-ΔP=PSB1PSB2PSBnとなるように、蓄電装置107a~107nの各々に出力させる電流指令値ISB1~Isbnを求める。図17は、図15のステップS1304で述べた、指令値通知部203Aが各蓄電装置に対応する電力分配率を算出する方法の一例を説明するための概念図である。本算出方法における電力分配率αは以下の式3として算出される。αは、図17に示される直線の傾きに相当する。式3は、蓄電装置が2つの場合の例である。ここで、2つの蓄電装置を蓄電装置107a及び蓄電装置107bとする。それぞれの蓄電装置は、蓄電池A及び蓄電池Bを有するとする。上記式3に従って、指令値通知部203Aは、電力分配率αを、図15のステップS1301で得られる電力PSB、蓄電池A及び蓄電池B各々の電圧値、並びに蓄電池A及び蓄電池Bの使用可能範囲における最大電圧値Vmaxから計算する。なお、最大電圧値Vmaxは、例えば、予め連携制御ECU105Aに記録されている。次に、指令値通知部203Aは、求めた電力分配率αより、蓄電池A及び蓄電池Bそれぞれの電力指令値PSB1、PSB2を以下の式4に従って求める。上記式3より、蓄電池A及び蓄電池Bそれぞれの電圧値VSB1、VSB2に応じて電力分配率αは変化することがわかる。すなわち、蓄電池A及び蓄電池Bの残容量に応じて、蓄電池A及び蓄電池Bのそれぞれに充電又は放電させるべき電力PSBすなわち、PSB1及びPSB2が可変に設定される。ここで、Vmax-VSB1は、SOCに対応する値である。したがって、電力分配率演算部204は、SOCに対応する値の各蓄電池間における比率に応じて、各蓄電池に出力させるべき電力の分配率を算出する。その後、指令値通知部203Aは、PSBを蓄電池の電圧で除算することにより、ISBすなわち、ISB1及びISB2を算出する。以上、図14~図17を用いて本実施の形態に係る連携制御ECU105Aの動作について説明した。本態様によると、連携制御ECU105Aは、複数の蓄電装置107a~107nから、各々の蓄電装置が備える蓄電池の電圧値及び温度値を取得する。そして、取得した電圧値及び温度値に基づいて、DCリンク電圧の変動成分を抑制し、かつ、各蓄電池の残容量が均一とするために蓄電装置107a~107nに充放電させるべき電流値を決定する。これにより、連携制御ECU105Aは、蓄電池の残容量に応じて各蓄電池に充放電させる電力分配率を算出することができる。その結果、各蓄電池の残容量のばらつきを抑制することができる。また、DCリンク電圧の変動成分を抑制して負荷104へ安定した電力を供給することができる。さらに、各蓄電池の寿命が低下することを抑えることができる。実施の形態3実施の形態1及び実施の形態2では、負荷に供給される電力が直流である場合について説明した。実施の形態3では、負荷に供給される電力が交流である場合について説明する。以下、本発明の実施の形態3で用いられる連携制御ECUについて説明する。図18は、本実施の形態に係る電力制御装置である連携制御ECU1605を備える電力供給システムを示したシステム構成図である。図18において、本実施の形態では、再生可能エネルギーを用いた発電システムによって生成された電力が電力源1601によって供給される。なお、本実施の態様では、再生可能エネルギーの一例として太陽光発電システムで生成された電力源1601を例に説明するが、再生可能エネルギーの他の例として、風力、太陽熱、地熱、海流、波力、及び潮汐力などを用いた発電システムを適用することが可能である。なお、本実施の形態において、負荷1604は、交流負荷で構成される。電力源1601は、太陽光発電システムで発電された電力を供給する。太陽光発電システムは、太陽電池を含むPVPhotoVoltaicパネルを有する。電圧検出部1613は、電力源1601の電圧を検出する。具体的には、この場合、太陽電池の電圧を検出する。電流検出部1612は電力源1601から流れる電流を検出する。電圧検出部1617は負荷1604に印加されている電圧を検出する。また、電流検出部1616はDC/AC変換部1615の出力電流を検出する。DC/DC変換部1614は、連携制御ECU1605から出力されたスイッチング信号PWM_pvを受信する。さらに、このスイッチング信号PWM_pvに基づいて太陽光エネルギーから変換された電力を出力する。この場合、連携制御ECU1605は、電圧検出部1613で検出された太陽電池の電圧値に応じて、パルス幅変調PWM:PulseWidthModulation方式における変調波通流率、及びスイッチング周期を制御する最大電力点追従制御MPPT:MaximumPowerPointTrackingcontrolを行う。DC/AC変換部1615は、連携制御ECU1605から出力されたスイッチング信号PWM_pwを受信する。さらに、このスイッチング信号PWM_pwに基づいて、入力される直流電力を交流電力PINVに変換して出力する。この場合、連携制御ECU1605は、電圧検出部1617で検出された電圧値Vpwと電流検出部1616で検出された電流値iBpwとから、DC/AC変換部1615から出力された電力値PINVを算出する。さらに、その出力電力値PINVと所望の電力指令値との差分に応じてPWM方式における変調波通流率を制御するフィードバック制御を行う。連携制御ECU1605は、DC/DC変換部1614及びDC/AC変換部1615の各々の出力制御を行うためのスイッチング信号を生成する。さらに、生成したスイッチング信号をそれぞれDC/DC変換部1614及びDC/AC変換部1615に出力する。また、連携制御ECU1605は、蓄電装置1607a及び蓄電装置1607bに充電又は放電させる電流指令値を求め、各蓄電装置に送信する。以後、蓄電装置1607a及び蓄電装置1607bを総称して、蓄電装置1607という。各蓄電装置に送信する電流指令値は、電圧検出部1602により検出されるDCリンク電圧VDCの電圧変動成分を補償するための電力、及び、負荷1604に供給するために必要なDC/AC変換部1615の出力電力の不足分を補償する。図19は、本実施の形態に係る連携制御ECU1605の機能ブロック図を示す。なお、図19に示す決定部202A、指令値通知部203A、及び電力分配率演算部204の各ブロックは、図13で述べた各ブロックと同一の機能を有するので、同一の符号をつけ、説明を省略する。取得部1701は、太陽電池の電圧VR及び太陽電池の出力電流iR、DC/AC変換部1615の交流側電圧Vpw及びDC/AC変換部1615の出力電流iBpwを取得する。そして、取得部1701は、DC/AC変換部1615の出力電力値PINVを算出する。DC-AC制御信号演算部1705は、取得部1701で算出された電力値PINVの出力制御を行う。具体的には、DC-AC制御信号演算部1705は、DC/AC変換部1615を駆動するためのPWMスイッチング信号PWM_pwを生成する。また、DC-AC制御信号演算部1705は、電圧検出部1617で検出された電圧値と電流検出部1618で検出された電流値とから電力源1606に流れる電力値PAを算出する。PV用DC-DC制御信号演算部1706は、検出した太陽電池の電圧値VRからMPPT制御を行う。具体的には、PV用DC-DC制御信号演算部1706は、DC/DC変換部1614を駆動するためのPWMスイッチング信号PWM_pwを生成する。図20は、本実施の形態に係る電力供給システムにおける、動力源1601、連携制御ECU1605、蓄電装置1607、DC/DC変換部1614、及びDC/AC変換部1615の動作を示すシーケンス図である。なお、図20においては、決定部202A、指令値通知部203A、及び電力分配率演算部204をまとめて、演算部と記載している。DC/DC変換部1614の出力電力はコンデンサ1603へ流入する電力である。一方、DC/AC変換部1615の出力電力はコンデンサ1603から出力する電力である。電力源1601が太陽光発電システムである場合、DC/DC変換部1614の出力電力とDC/AC変換部1615の出力電力とが一致しない。電力源1601は、太陽光という変動エネルギーを電力源としているためである。そのため、コンデンサ1603に入力される電力とコンデンサ1603から出力される電力とに差が生じる。その結果、DCリンク電圧VDCは変動する。そこで、本実施の形態に係る連携制御ECU1605は、DC/AC変換部1615に入力される電力すなわち、太陽電池から出力される電圧及び電流と、DC/DC変換部1614から出力される電力とを検出する。さらに、検出した各々の電力から生じるDCリンク電圧VDCの変動成分を抑制すなわち、変動成分を打ち消すように補正する。以下、より詳細に説明する。まず、太陽光発電システムである電力源1601は太陽光を受光し、受光した太陽光エネルギーを太陽電池内で電圧に変換するS1801。次に、DC/DC変換部1614は、電圧検出部1613において、その電圧値を検出する。その後、DC/DC変換部1614は、検出した電圧値を連携制御ECU1605に送信するS1802。なお、本実施の形態においては、電圧検出部1613をDC/DC変換部1614の一部として説明するが、図18に示すようにDC/DC変換部1614とは独立した構成としてもよい。連携制御ECU1605は、この電圧値を電圧検出部1613から受信すると、PV用DC-DC制御信号演算部1706においてMPPT制御及びPWM制御を行う。その後、PWMスイッチング信号をDC/DC変換部1614に送信するS1803。DC/DC変換部1614は、連携制御ECU1605から送信されたPWMスイッチング信号を受信し、太陽電池の電圧及び電流特性における最大電力の動作点に対応する電力を出力するS1804。次に、DC-AC制御信号演算部1705は、太陽光発電システムである電力源1601で発電された電力を負荷1604へ供給するため、或いは各蓄電装置1607への充放電電力を制御するための潮流量指令値を決定するS1805。そして、DC-AC制御信号演算部1705は、この潮流量指令値とDC/AC変換部1615の出力電力PINVとに基づいてフィードバック制御を行う。このフィードバック制御により、DC-AC制御信号演算部1705は、DC/AC変換部1615を駆動するためのPWMスイッチング信号を生成する。その後、生成したPWMスイッチング信号をDC/AC変換部1615へ送信するS1806。次に、DC/AC変換部1615は、PWMスイッチング信号を受信すると、PWMスイッチング信号に基づいて有効電力及び無効電力を連携制御ECU1605に出力するS1807。また、DC/AC変換部1615は、出力電力フィードバック制御を行うために、DC/DC変換部1614から出力される直流電力をPINVに変換する。その後、電流検出部1616及び電圧検出部1617を介してPINVを連携制御ECU1605に通知するS1808。連携制御ECU1605は、蓄電装置1607から蓄電池304の電圧及び温度を取得する。また、DC/DC変換部1614から、電力源1601が出力する電力値を取得する。さらに、DC/AC変換部1615から、PINVを取得する。なお、このPINVには、有効電力及び無効電力が含まれている。その後、連携制御ECU1605は、図5のステップS501~ステップS502において説明した処理と同様の処理を行う。また、蓄電装置1607は、図5のステップS503~ステップS504において説明した処理と同様の処理を行う。以上述べたように、本実施の形態においては、所定の発電手段である電力源1601は、自然エネルギーを用いた発電システムで構成される。また、負荷1604は交流負荷で構成される。ここで、所定の発電手段とコンデンサ1603との間に、自然エネルギーを直流電力に変換するDC/DC変換部1614が接続されている。コンデンサ1603と負荷1604との間に、DC/DC変換部1614から出力される直流電力を交流電力に変換するDC/AC変換部1615が接続されている。取得部1701は、さらに、DC/DC変換部1614及びDC/AC変換部1615の各々から出力される電力値を取得する。また、決定部202Aは、DC/DC変換部1614及びDC/AC変換部1615の各々から出力される電力の差分を抑制するように蓄電池に出力させる電力を決定する。本態様によると、連携制御ECU1605は、太陽光等の再生可能エネルギーを用いて発電された直流電力を交流電力に変換して負荷1604に供給する場合に、DCリンク電圧VDCと、太陽電池から出力されてDC/DC変換部1614に供給される電力と、DC/AC変換部1615から出力される電力とを検出する。これにより、DCリンク電圧VDCの変動成分がこれらの電力の変動成分を含む場合でも、連携制御ECU1605は、DCリンク電圧の変動成分を抑制して負荷へ安定した電力を供給することができる。さらに、蓄電池の寿命が低下することを抑えることができる。なお、実施の形態1~3に係る電力制御装置が設置された複数の施設が、同一の配電網に連系してもよい。図21は、連携制御ECU105が設置された複数の施設が、同一の配電網に連系する一例を示した概念図である。図21において、高圧配電網には、本実施の形態に係る連携制御ECU105が設置された複数の工場及びビルが連系している。また、低圧配電網には、連携制御ECU105が設置された複数のユーザ宅が連系している。これらの工場、ビル、ユーザ宅には、それぞれ太陽光発電システム及び当該太陽光発電システムにより発電された電力を蓄電する蓄電装置107が設置されている。また、各施設の負荷104には、太陽光発電システム及び配電網から電力が供給される。すなわち、図21において、各施設には、負荷104と蓄電装置107と太陽光発電システムによる電力源101とが併設されている。各蓄電装置107は、太陽光発電システムから出力される変動電力を原因とする電圧変動を抑制することによって、各負荷104へ安定した電力を供給する。また、各蓄電装置107は、電力需要の少ない夜間に電力を充電し、需要の多い昼間に電力を放電する。これによって、電力を平準化し、かつ電気料金を安く抑えることができる。連携制御ECU105は、各施設が備える蓄電装置107の動作制御を行う。具体的には、連携制御ECU105は、各施設が備える蓄電装置の協調制御を行う。例えば、図21に示すシステムの場合、連携制御ECU105は、工場、ビル、及び各ユーザ宅が備える蓄電池の電圧及び温度を検出する。これにより、連携制御ECU105は、各施設が備える蓄電装置107の残容量である充電量を検出する。その結果、連携制御ECU105は、充電量の多い蓄電装置107から、充電量の少ない蓄電装置107へ電力を供給させる。例えば、連携制御ECU105は、充電量が上位30以内である蓄電装置107を、充電量の多い蓄電装置107として決定してもよい。また、連携制御ECU105は、充電量が下位30以内である蓄電装置107を、充電量の少ない蓄電装置107として決定してもよい。また、充電量又は、満充電量に対する充電量の割合である充電率として閾値を設定してもよい。この場合、連携制御ECU105は、事前に定められた閾値以上の充電量又は充電率を有する蓄電装置107を、充電量の多い蓄電装置107としてもよい。同様にして、連携制御ECU105は、事前に定められた閾値値以下の充電量又は充電率を有する蓄電装置107を、充電量の少ない蓄電装置107としてもよい。さらに、前述した条件の組合せ充電量が上位30以内で、かつ、閾値以上の充電量を有する蓄電装置107を充電量の多い蓄電装置107とする、等を用いてもよい。これにより、連携制御ECU105は、各施設に設置された蓄電装置107間における充電量のバランスを制御できる。その結果、蓄電装置107の負担を分散化させることができる。したがって、蓄電装置107全体の劣化を抑制できる。また、実施の形態1~3に係る連携制御ECUは、複数の負荷に対して1台の割合で設置されてもよい。図22は、1台の連携制御ECU105が、複数の負荷104に対して設置された一例を示した概念図である。図22において、本実施の形態に係る連携制御ECU105が設置された複数の施設は、高圧配電網に接続される複数の工場と、低圧配電網に接続される複数のユーザ宅とを含んでいる。これらの工場、ユーザ宅には、それぞれ太陽光発電システムが配置されている。図22において、各工場又は各ユーザ宅は1つの負荷グループを形成する。また、各グループに対応して1つの連携制御ECUと蓄電装置とが設置されている。例えば、集合住宅等の1つ負荷グループに対応して蓄電装置107aが設置される。蓄電装置107aは、各部屋の負荷へ安定した電力を供給する。また、蓄電装置107aを設置することにより夜間電力の有効利用により電気料金を安くすることができる。さらに、各負荷グループ内で協調し合い電力供給安定化システムを構築する。同様に複数の工場からなる負荷グループには、蓄電装置107bが設置されている。連携制御ECU105は、各負荷グループに対応して配置された蓄電装置の協調制御を行う。これにより、各グループに設けられる蓄電装置の残存量のバランスを制御できる。その結果、蓄電装置全体の劣化を抑制できる。以上、本発明の実施の形態1~3に係る電力制御装置である連携制御ECUについて説明した。しかしながら、本発明は、これら実施の形態に限定されるものではない。本発明の趣旨を逸脱しない限り、当業者が思いつく各種変形をこれら実施の形態に施したものも、あるいは、上記説明された複数の構成要素を組み合わせて構築される形態も、本発明の範囲内に含まれる。なお、実施の形態1~3に係る電力制御装置において、SOHの決定方法は、図6のステップS605で述べた方法に限られない。図7に示される電圧特性を使用してSOHを決定する場合において、ステップS605では、満充電状態から事前に定められた端子電圧例えば3V以下となる時間の比率としてSOHを算出した。しかし、満充電状態から端子電圧が線形に低下する時間の比率として、SOHを算出してもよい。例えば、図7を参照して、SOH0では4.6hまで線形に端子電圧が低下しているのに対し、SOH3では、3hまで線形に端子電圧が低下している。よって、SOH0を基準のSOH=100とした場合に、SOH3は、SOH=3/4.6×100=65として算出してもよい。さらに、新品状態を基準とした相対値ではなく、例えば時間を単位とする絶対値としてSOHを求めてもよい。また、図7に示される電圧特性を測定するかわりに、例えば蓄電池の蓄電可能容量Ahと、蓄電池の内部抵抗値とを計測することにより、蓄電池の内部抵抗値に対応する値としてSOHを求めてもよい。一般に、蓄電池の劣化が進むと、蓄電可能容量Ahが減少する傾向にある。また、蓄電可能容量Ahと、内部抵抗値とは、線形回帰式で近似可能である。すなわち、蓄電可能容量が小さくなるほど、内部抵抗値は大きくなる傾向にある。したがって、劣化状態にある複数の蓄電池毎に、蓄電可能容量Ahと、蓄電池の内部抵抗値との関係を実験により取得する。これを元に、内部抵抗値とSOHとの対応関係を、例えば表形式のデータとしてROMReadOnlyMemoryに記録して保持することで、内部抵抗値からSOHを求めることができる。また、実験的手法ではなく、蓄電池を、数学的にモデル化し、このモデルを用いたシミュレーションにより、SOC及びSOHを求めることも考えられる。蓄電池304の数学的なモデルとしては、電気的な等価回路モデルや、状態空間モデル等が知られている。これらモデルを用いた微分方程式の解として、SOCやSOHの推定値を得ることができる。さらには、蓄電池の電圧や電流などの入出力を時系列データとして全て記録し、そこから電池の内部状態を推定する逐次状態記録法の利用等も考えられる。この場合、蓄電装置107は、その使用履歴を計測し、記録する処理部を備える必要がある。また、蓄電池の電圧特性や、出力時間による蓄電池の上昇温度の関係は、必ずしも事前に計測し、ROMに記録させておく必要はない。例えば、過去の一定期間、対応付けたい複数のデータの計測結果を記録してもよい。こうして記録された計測結果に基づき、GLMGeneralisedLinearModel等の統計手法や、機械学習手法により、使用環境下におけるモデルを生成してもよい。このモデルを用いることで、本実施の形態に係る電力制御装置は、蓄電池の個別の劣化状態に応じた電力制御を行うことができる。なお、計測すべき複数のデータとしては、1出力時間TSBと上昇温度、2温度及び放電電流が一定の場合の、端子電圧と残容量、などが考えられる。<変形例>1本実施の態様の各部を構成する構成要素の一部又は全部は、1個のシステムLSILargeScaleIntegration:大規模集積回路から構成されているとしてもよい。システムLSIは、複数の構成部を1個のチップ上に集積して製造された超多機能LSIであり、具体的には、マイクロプロセッサ、ROM、RAMなどを含んで構成されるコンピュータシステムである。前記RAMには、コンピュータプログラムが記憶されている。前記マイクロプロセッサが、前記コンピュータプログラムにしたがって動作することにより、システムLSIは、その機能を達成する。また、上記の各装置を構成する構成要素の各部は、個別に1チップ化されていてもよいし、一部又は全てを含むように1チップ化されてもよい。また、ここでは、システムLSIとしたが、集積度の違いにより、IC、LSI、スーパーLSI、ウルトラLSIと呼称されることもある。また、集積回路化の手法はLSIに限るものではなく、専用回路又は汎用プロセッサで実現してもよい。LSI製造後に、プログラムすることが可能なFPGAFieldProgrammableGateArrayや、LSI内部の回路セルの接続や設定を再構成可能なリコンフィギュラブルプロセッサを利用してもよい。さらには、半導体技術の進歩又は派生する別技術によりLSIに置き換わる集積回路化の技術が登場すれば、当然、その技術を用いて機能ブロックの集積化を行ってもよい。2本実施の態様の各部を構成する構成要素の一部又は全部は、各装置に脱着可能なICカード又は単体のモジュールから構成されているとしてもよい。前記ICカード又は前記モジュールは、マイクロプロセッサ、ROM、RAMなどから構成されるコンピュータシステムである。前記ICカード又は前記モジュールは、上記の超多機能LSIを含むとしてもよい。マイクロプロセッサが、コンピュータプログラムにしたがって動作することにより、前記ICカード又は前記モジュールは、その機能を達成する。このICカード又はこのモジュールは、耐タンパ性を有するとしてもよい。3本発明は、上記に示す方法であるとしてもよい。また、これらの方法をコンピュータにより実現するコンピュータプログラムであるとしてもよいし、前記コンピュータプログラムからなるデジタル信号であるとしてもよい。また、本発明は、前記コンピュータプログラム又は前記デジタル信号をコンピュータ読み取り可能な記録媒体、例えば、フレキシブルディスク、ハードディスク、CD-ROM、MO、DVD、DVD-ROM、DVD-RAM、BDBlu-rayDisc、半導体メモリなどに記録したものとしてもよい。また、これらの記録媒体に記録されている前記デジタル信号であるとしてもよい。また、本発明は、前記コンピュータプログラム又は前記デジタル信号を、電気通信回線、無線又は有線通信回線、インターネットを代表とするネットワーク、データ放送等を経由して伝送するものとしてもよい。また、本発明は、マイクロプロセッサとメモリを備えたコンピュータシステムであって、前記メモリは、上記コンピュータプログラムを記憶しており、前記マイクロプロセッサは、前記コンピュータプログラムにしたがって動作するとしてもよい。また、前記プログラム又は前記デジタル信号を前記記録媒体に記録して移送することにより、若しくは、前記ネットワーク等を経由して前記プログラム又は前記デジタル信号を移送することにより、独立した他のコンピュータシステムにより実施するとしてもよい。