JP2018097802A - 電力課金システム、蓄電システム、補助システム - Google Patents

Abstract

【課題】電力需要家に対し電力需要（受電電力）を更に平準化しようとする動機付けを与えることができるとともに、電力供給者（例えば電力小売り事業者）に対する全体の電力需要を平準化できるシステムを提供する。【解決手段】電力課金システムは、受電電力取得手段と、受電料金決定手段と、課金額決定手段とを備え、受電料金決定手段は、受電電力値の目標受電電力からの乖離、あるいは受電電力値の所定時間における変動量、が大きいほど受電料金が高くなるように、受電料金を決定する。【選択図】図４

Description

本発明は、電力課金システム、蓄電システム、補助システムに関する。

近年、地球温暖化ガス排出量の規制などの国際的な枠組みを背景に、石炭または石油などの化石燃料による火力発電の代替として、原子力発電または再生可能エネルギーなどの二酸化炭素低排出型の電源の比率を高める技術が必要とされている。太陽光発電または風力発電といった変動性の再生可能エネルギー発電システムは、大規模なもので数十ＭＷ程度が実用化されている。これらは分散設置性に優れるが、大規模化の際は占有する面積が大きいなどの課題があるため、大規模な温暖化ガス削減には原子力発電の比率を高める方法も考えられる。

ただし、日本国内の原子力発電は原則として発電出力を変動させずに一定出力を維持する運用が為されている。この制約のため、原子力発電の導入量は四季を通じた電力需要変動の下限値程度まで制限されており、さらなる原子力発電の比率を向上させる必要が生じた場合には電力需要変動の平準化が必要となる。

かつて、国内の電力事業では夜間の電力需要を喚起するため、電気温水器などを併用した場合に夜間電力単価を割安に設定するなどの策が用いられてきた。また、特許文献１に蓄電池を用いた電力需要（受電電力）の平準化に関する技術が開示されている。

特開２０１６−１５８５７公報

特許文献１に記載の技術は、受電容量に基づく契約料金と、電気利用量に基づく電力量料金とを併用する課金モデルを用いて、需要ピークを低減することで受電容量を削減して需要家の契約料金を削減する方式である。この方式はピーク需要の低減には貢献するものの、ピーク時間帯以外では電力需要（受電電力）の変動は常に発生するため、十分な電力平準化性能は得られない可能性がある。またこの方式は、契約料金と電力量料金のいずれについても、より多くの電力を使った者が多く支払うというモデルをベースとしており、需要家が電力需要の変動を更に平準化するための動機付けは十分ではなかった。

本発明は、電力需要家に対し電力需要（受電電力）を更に平準化しようとする動機付けを与えることができるとともに、電力供給者（例えば電力小売り事業者）に対する全体の電力需要を平準化できるシステムを提供することを目的とする。

本発明の電力課金システムは、電力需要家の受電電力値を第１の所定時間ごとに取得する受電電力値取得手段と、受電電力値取得手段が取得した受電電力値に基づいて電力需要家の受電料金を第１の所定時間と同じかそれよりも長い第２の所定時間ごとに決定する受電料金決定手段と、受電料金決定手段が決定した受電料金を所定期間に亘って積算して電力需要家に対する課金額を決定する課金額決定手段と、を備え、受電料金決定手段は、受電電力値の目標受電電力からの乖離、あるいは受電電力値の第２の所定時間における変動量、が大きいほど受電料金が高くなるように、受電料金を決定するように構成されている。

この電力課金システムでは、受電料金決定手段が、受電電力値の目標受電電力からの乖離、あるいは受電電力値の第２の所定時間における変動量、が大きいほど受電料金が高くなるように、受電料金を決定するので、電力需要家に対し電力需要（受電電力）を更に平準化しようとする動機付けを与えることができる。また、本発明の電力課金システムにより課金を行う電力供給者（例えば電力小売り事業者）は、電力需要（受電電力）を十分に平準化している電力需要家を多く取り込むことができるので、電力供給者（例えば電力小売り事業者）に対する全体の電力需要を平準化できる。

本発明の電力課金システムでは、受電料金決定手段は、受電電力値の目標受電電力からの乖離が大きいほど受電料金が高くなるように受電料金を決定する手段であって、受電料金決定手段は、目標受電電力を設定する目標受電電力設定手段を有していてもよい。これによれば、受電電力値の目標受電電力を電力需要家の状況に応じて適宜設定することが可能となる。

本発明の電力課金システムでは、受電料金決定手段は、受電電力値の目標受電電力からの乖離が大きいほど受電料金が高くなるように受電料金を決定する手段であって、受電料金決定手段は、乖離の増大に対する受電料金の増加割合を目標受電電力に応じて変化させてもよい。これによれば、受電電力容量の違いに応じて課金体系を変化させることができる。

本発明の電力課金システムでは、受電料金決定手段は、受電電力値の第２の所定時間における変動量が大きいほど受電料金が高くなるように受電料金を決定する手段であり、受電料金決定手段は、前回受電料金を決定してから今回受電料金を決定するまでの第２の所定時間における受電電力値の平均値を求めると共に当該平均値と各受電電力値との間の偏差の最大値を求める、最大偏差算出手段を有し、受電電力値の第２の所定時間における変動量は、その偏差の最大値であってもよい。これによっても、電力需要家に対し電力需要（受電電力）を更に平準化しようとする動機付けを与えることができる。また、電力供給者（例えば電力小売り事業者）に対する全体の電力需要を平準化することもできる。

本発明の電力課金システムでは、受電料金決定手段は、受電電力値の第２の所定時間における変動量が大きいほど受電料金が高くなるように受電料金を決定する手段であり、受電料金決定手段は、前回受電料金を決定してから今回受電料金を決定するまでの第２の所定時間における相前後して取得される受電電力値間の変化量の累積値を求める、累積変化量算出手段を有し、受電電力値の第２の所定時間における変動量は、その変化量の累積値であってもよい。これによっても、電力需要家に対し電力需要（受電電力）を更に平準化しようとする動機付けを与えることができる。また、電力供給者（例えば電力小売り事業者）に対する全体の電力需要を平準化することもできる。

本発明の蓄電システムの一つは、上述した電力課金システムのいずれかにより課金される電力需要家に設置される蓄電システムであって、電力系統と電力需要家の負荷との接続部に接続され、交流電力と直流電力とを双方向に変換する系統連系インバータと、蓄電池と、系統連系インバータと蓄電池の間に接続され、系統連系インバータの直流側の電圧部と蓄電池側の電圧部との間で電力を双方向に変換する双方向ＤＣ／ＤＣコンバータと、を備え、蓄電池は、系統連系インバータと双方向ＤＣ／ＤＣコンバータとを介して電力系統から充電が可能であると共に、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータと系統連系インバータとを介して負荷へ放電が可能であり、系統連系インバータは電力需要家が受電する受電電力が所定の電力目標に一致するように制御され、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータは双方向ＤＣ／ＤＣコンバータと系統連系インバータの接続部の直流電圧が略一定値となるように制御される、蓄電システムである。

この蓄電システムでは、系統連系インバータが、電力需要家が受電する受電電力が所定の電力目標に一致するように制御されるので、電力需要家の電力需要（受電電力）を平準化することができ、電力需要家は、上述した電力課金システムのいずれかによる課金体系のメリットを享受し易くなる。そのため、電力需要（受電電力）を平準化した電力需要家の数が増加し、上述した電力課金システムにより課金を行う電力供給者（例えば電力小売り事業者）は、電力需要（受電電力）を平準化した電力需要家を多く取り込むことが可能になり、電力供給者（例えば電力小売り事業者）に対する全体の電力需要を平準化できる。

本発明の蓄電システムのもう一つは、上述した電力課金システムのいずれかにより課金される電力需要家に設置される蓄電システムであって、電力系統に接続され、交流電力を直流電力に変換するＡＣ／ＤＣコンバータと、蓄電池と、ＡＣ／ＤＣコンバータと蓄電池の間に接続され、ＡＣ／ＤＣコンバータの直流側の電圧と蓄電池側の電圧との間で電力を双方向に変換する双方向ＤＣ／ＤＣコンバータと、ＡＣ／ＤＣコンバータと双方向ＤＣ／ＤＣコンバータとの接続部と電力需要家の負荷との間に接続され、直流電力と交流電力とを双方向に変換するＤＣ／ＡＣインバータと、を備え、蓄電池はＡＣ／ＤＣコンバータと双方向ＤＣ／ＤＣコンバータを介して電力系統から充電が可能であり、蓄電池は双方向ＤＣ／ＤＣコンバータとＤＣ／ＡＣインバータを介して負荷に対し放電が可能であり、ＡＣ／ＤＣコンバータは電力需要家が受電する受電電力が所定の電力目標に一致するよう制御され、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータは双方向ＤＣ／ＤＣコンバータとＡＣ／ＤＣコンバータの接続部の直流電圧が一定値となるよう制御され、ＤＣ／ＡＣインバータは負荷側の交流電圧が所定の交流電圧となるよう制御される、蓄電システムである。

この蓄電システムでは、ＡＣ／ＤＣコンバータが、電力需要家が受電する受電電力が所定の電力目標に一致するように制御されるので、電力需要家の電力需要（受電電力）を平準化することができ、電力需要家は、上述した電力課金システムのいずれかによる課金体系のメリットを享受し易くなる。そのため、電力需要（受電電力）を平準化した電力需要家の数が増加し、上述した電力課金システムにより課金を行う電力供給者（例えば電力小売り事業者）は、電力需要（受電電力）を平準化した電力需要家を多く取り込むことが可能になり、電力供給者（例えば電力小売り事業者）に対する全体の電力需要を平準化できる。さらに、上述した蓄電システムの一つにおける連系インバータの代わりにＡＣ／ＤＣコンバータを用いるので、蓄電システムのコストを低減することもできる。

本発明の蓄電システムのもう一つでは、ＡＣ／ＤＣコンバータはＡＣ／ＤＣコンバータの入力電力が所定の電力目標に一致するよう制御されてもよい。これによれば、蓄電システムの内部に電力制御点を設けることができるので、蓄電システムの設置が容易になる。

本発明の蓄電システムのもう一つでは、ＡＣ／ＤＣコンバータの容量が双方向ＤＣ／ＤＣコンバータとＤＣ／ＡＣインバータの容量よりも小さくてもよい。これによれば、ＡＣ／ＤＣコンバータ（蓄電システム）のコストを低減できるとともに、電力需要家の分電盤のブレーカ容量、変圧器などの受電設備の容量、コストも低減することができる。

本発明の補助システムは、上述した蓄電システムのいずれかにおける蓄電池の充電残量を適正に維持することを補助する補助システムであって、蓄電池の充電残量を取得する充電残量取得手段と、充電残量に基づいて蓄電池の充電残量の不足と過剰とを予見する充電残量過不足予見手段と、充電残量過不足予見手段により充電残量の不足が予見された場合には電気自動車から蓄電池への放電を要請する放電要請情報を電気自動車の運転者または所有者に通知し、充電残量過不足予見手段により充電残量の過剰が予見された場合には蓄電池から電気自動車への充電を要請する充電要請情報を電気自動車の運転者または所有者に通知する、要請通知手段と、を備える、補助システムである。

この補助システムでは、上述した蓄電システムのいずれかにおける蓄電池の充電残量の過不足が予見された場合に電気自動車の蓄電容量を利用してその過不足を軽減することができるので、上述した蓄電システムのいずれかが電力需要家の電力需要（受電電力）を平準化できる範囲を拡げることができる。

本発明によれば、電力需要家に対し電力需要（受電電力）を更に平準化しようとする動機付けを与えることができるとともに、電力供給者（例えば電力小売り事業者）に対する全体の電力需要を平準化できるシステムを提供することができる。

本発明の第１実施形態に係る電力課金システム、蓄電システム、及び補助システム、を含む電力システムの全体構成を示す図である。 本発明の第１実施形態に係る蓄電システムの詳細を示す図である。 本発明の第１実施形態に係る電力課金システムの構成を示す図である。 本発明の第１実施形態に係る電力課金システムが電力需要家に対して適用する課金モデルの一例を示す図である。 本発明の第１実施形態に係る電力課金システムが電力需要家に対して適用する課金モデルの他の例を示す図である。 図４に示す課金モデルが適用された場合の受電料金の経時変化を説明する図である。 本発明の第２実施形態に係る電力課金システムの構成を示す図である。 本発明の第２実施形態に係る電力課金システムが電力需要家に対して適用する課金モデルの一例を示す図である。 図８に示す課金モデルが適用された場合の受電料金の経時変化を説明する図である。 本発明の第３実施形態に係る電力課金システムの構成を示す図である。 本発明の第３実施形態に係る電力課金システムが電力需要家に対して適用する課金モデルの一例を示す図である。 図１１に示す課金モデルが適用された場合の受電料金の経時変化を説明する図である。 本発明の第４実施形態に係る電力課金システム、蓄電システム、及び補助システム、を含む電力システムの全体を示す図である。 本発明の第４実施形態に係る蓄電システムの詳細を示す図である。 本発明の第５実施形態に係る補助システムの構成を示す図である。 図１５に示す補助システムの動作を説明する図である。

以下、図面を用いて、本発明の実施形態について説明する。本発明を説明するための全図において、同一の機能を有するものは、同一の符号を付け、その繰り返しの説明は省略する場合がある。

［電力システム（第１実施形態）］
図１は、本発明の第１実施形態に係る電力課金システム４０、蓄電システム２Ａ、及び補助システム４４、を含む電力システム１０００の全体を示す図である。符号１a、１bは、発電事業者を表している。それらは、例えば、ウラン燃料を主な一次エネルギー源とした原子力発電設備、火山性地域の地下水などに含まれる地中熱を一次エネルギー源としてボイラ機関で得た蒸気を用いて発電する地熱発電設備など、化石燃料を使用しない二酸化炭素低排出型かつ出力を変動させない一定出力型の電源システム、を運用する発電事業者である。発電事業者１a、１bは、一次エネルギー源を用いて交流電力を発電し、発電した電力を電力系統１０ｄへ供給する。

電力系統１０ｄには電力需要家１ｃが接続しており、電力系統１０ｄより電力を受電する。発電事業者１a、１bの発電設備、および電力需要家１ｃがそれぞれ電力系統１０ｄに接続する連系点には電力計１０ａ、１０ｂ、１０ｃが備えられ、各連系点を通過する電力が計測される。ここで電力計１０ａ、１０ｂ、１０ｃには例えば電力会社の管轄するスマートメータなどを用いても構わない。電力計１０ａ、１０ｂ、１０ｃの検出した電力データは通信網を通じて集配信システム１０ｅで収集される。

電力需要家１ｃは、電力計１０ｃの下流に相当する需要点に設けた分電盤３、蓄電システム２Ａ、通常負荷６、及び充電器７を備えている。電力計１０ｃと分電盤３を結ぶ受電線上には電流を計測する受電電流検出手段５が設けられており、計測した受電電流の情報は蓄電システム２Ａで検出可能な構成となっている。ここで受電電流検出手段５には変流器またはホール素子などを用いてもよい。

電力需要家１ｃには統括制御器９が備えられており、統括制御器９は蓄電システム２Ａ、通常負荷６、充電器７のそれぞれと相互通信が可能なように構成されている。ここで統括制御器９の機能として、例えば、各接続機器の消費する電力または充電器７の稼働状況の収集機能、収集データの解析による将来の稼働傾向および電力需要家１ｃの消費パターンの予測機能、各接続機器の電力データから電力需要家１ｃの電気料金またはＣＯ２排出量などを算出する機能、電気料金またはＣＯ２排出量といった目的関数を最小化する各接続機器の運転計画を最適化する機能、などを設けてもよい。

国内の電力制度では、電力需要家１ｃの電力需要のうち自家発電の貢献分を除いた受電電力を、小売り事業者４が供給する形態が一般となっている。そして、小売り事業者４は、集配信システム１０ｅで収集する電力計１０ａ、１０ｂ、１０ｃなどの電力データの個々または合計値が、予め定めた電力計画に一致するように運用することを原則として、小口または卸の電力取引を担っている。

小売り事業者４は、電力課金システム４０を有しており、集配信データ１０ｆの電力値に基づき、電力需要家１ｃが受電した電力に対する課金額４ｄを算定する。また、小売り事業者４は、発電事業者１a、１bから購入した電力に対する調達額４a、４b、電力系統１０ｄを運用する送電会社による託送に要した託送額４ｃも算定する。小売り事業者４は、これらの算定結果にサービス運用のための情報通信基盤などの経費支出を加え、それぞれの収支の調整を行いながら手数料で収益を上げる事業モデルを有している。小売り事業者４において算定された課金額４ｄ、調達額４a、４b、託送額４ｃは、それぞれ、電力需要家１ｃ、発電事業者１a、１b、送電会社へも通知される。

電力需要家１ｃが保有する充電器７は電気自動車８の充電機能を備えている。そして、充電器７と電気自動車８の組合せ機能により、分電盤３から電気自動車８を充電する方向のみならず、電気自動車８から分電盤３へ放電する方向にも電力を融通する、いわゆるＶ２Ｇ（Vehicle-to-Grid）と呼ばれる双方向の充放電が可能とされている。また充電対象となる電気自動車８には原則として制限を設けず、所有権またはドライバーの所属によらず任意の電気自動車８が接続可能とされている。ここで電気自動車８の接続には、例えばＣＨＡｄｅＭＯなどの規格に準拠した充電器、ケーブル、および接続コネクタを用いてもよい。

電力補助事業者１１は電力需要家１ｃに対して電力の不足時にこれを補う保険的な事業を営む事業者である。電力補助事業者１１は、本発明の任意の実施形態に係る補助システム４４を有している。そして、電力補助事業者１１は、通信網を通じ保有する情報サーバにおいて統括制御器９および電気自動車８の内部データを受信可能なように構成されている。例えば、電力需要家１ｃの電力消費情報および蓄電システム２Ａの充電残量情報（ＳＯＣ：State of charge）を需要者情報１１ａとして、電気自動車８のＳＯＣを電気自動車情報１１ｂとして受信する。

電力補助事業者１１の補助システム４４は、例えば電力需要家１ｃの電力消費情報に対し保有する蓄電システム２ＡのＳＯＣが著しく低い場合には電力が不足すると判断して、近隣の電気自動車８の運転者または所有者が保有する通信端末１２等に、電力の融通を要請する情報等を、運用情報１１ｃとして配信する。その際、電力の融通が必要な電力需要家１ｃの位置情報を運転者または所有者が保有する通信端末１２の地図上に表示可能としてもよい。また電力補助事業者１１は、提供するサービスへの課金情報１１ｄを電力需要家１ｃへ任意の手段で通知するように構成されていてもよい。

［蓄電システム（第１実施形態）］
図２は第１実施形態に係る蓄電システム２Ａの詳細を示している。蓄電システム２Ａの主端子には分電盤３のブレーカを介して交流電力線である電力系統１０ｄが接続され、交流電力線は蓄電システム２Ａの内部に引き込まれたのち、受電電圧検出手段２００を介して連系インバータ（系統連系インバータ）２１ａ、２１ｂ、２１ｃのそれぞれへ並列接続されている。ここで交流電力線は、例えば、低圧の３相交流４００Vおよび２００V、または単相交流の１００Vおよび２００Vであり、分電盤３を介して電力需要家１ｃの通常負荷６と充電器７にも接続されている。連系インバータ２１ａ、２１ｂ、２１ｃは交流と直流の２端子を備え、交流端子へ入力／出力する電力を直流端子へ出力／入力する双方向の電力変換機能、および交流電力線すなわち電力系統１０ｄへ電力を回生するための系統連系保護機能を有している。連系インバータ２１ａ、２１ｂ、２１ｃの交流端子は、電力系統１０ｄと通常負荷６と充電器７の接続部である分電盤３のブレーカに接続される。なお、図２では、連系インバータ２１ａ、２１ｂ、２１ｃ、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃ、および蓄電池ブロック２３ａ、２３ｂ、２３ｃが、それぞれの入力端子および出力端子同士を３並列に接続した構成として図示されているが、これは例えば各部の単機基本容量が１０ｋＷであった場合に、３並列接続とすることでシステム全体の充放電性能として最大３０ｋＷを得るケースを想定したものである。システム要件に応じて各部の基本容量またはその並列数は選定しても構わず、例えば単機基本容量３０ｋWのものを１並列構成として置き換えても構わない。以下、これらの並列接続については説明を省略する。

連系インバータ２１ａ、２１ｂ、２１ｃの直流端子（系統連系インバータの直流側の電圧部）は、並列接続された双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃの高圧直流端子へ接続されている。双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃは高圧直流端子に入力／出力する電力と低圧直流端子へ出力／入力する電力との間での双方向の電力変換機能を有している。双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃの低圧直流端子は互いに並列接続されたうえで蓄電池ブロック（蓄電池）２３ａ、２３ｂ、２３ｃの端子（蓄電池側の電圧部）へ並列接続されている。このように、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃは、連系インバータ２１ａ、２１ｂ、２１ｃと蓄電池ブロック２３ａ、２３ｂ、２３ｃとの間に接続される。以上の構成により、蓄電池ブロック２３ａ、２３ｂ、２３ｃは、連系インバータ２１ａ、２１ｂ、２１ｃと双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃとを介して電力系統１０ｄ又は充電器７から充電が可能であると共に、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃと連系インバータ２１ａ、２１ｂ、２１ｃとを介して通常負荷６、充電器７、または電力系統１０ｄに対し放電可能である。なお、図２では、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃの低圧直流端子は、互いに並列接続されたうえで蓄電池ブロック（蓄電池）２３ａ、２３ｂ、２３ｃの端子（蓄電池側の電圧部）へ並列接続されているが、互いに並列接続されることなく、個別に蓄電池２３ａ、２３ｂ、２３ｃのそれぞれにつながれていてもよい。

連系インバータ２１ａ、２１ｂ、２１ｃは電力需要家１ｃの受電する電力を所定の一定値（電力目標Ｐ^＊＊）に維持するように制御される。受電電流検出手段５および受電電圧検出手段２００の信号は、それぞれ電流演算器２０１および電圧演算器２０３へ入力される。電力演算器２０２は、電流演算器２０１および電圧演算器２０３で演算された電圧および電流の情報から受電電力モニタ値Ｐ_ＦＢを算出する。ここで連系インバータの制御には受電電力モニタ値Ｐ_ＦＢをフィードバック信号として用いた比例積分制御を採用する。比例積分制御器２０７では、所定の電力目標Ｐ^＊＊とＰ_ＦＢの差分信号が入力され、この差分を最小化するような補償信号が出力される。分配器２０８は、比例積分制御器２０７の出力信号に応じて、３台の連系インバータ２１ａ、２１ｂ、２１ｃに対し起動停止の信号または充放電電力の指令値を送信する。

双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃは、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータの高圧直流端子（双方向ＤＣ／ＤＣコンバータと系統連系インバータの接続部）の電圧を所定の値に維持するように制御される。双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃの制御は連系インバータと同様に比例積分制御器および分配器を用いる構成とする。双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃの高圧直流端子には直流電圧検出手段２０９が備えられ、直流電圧検出手段２０９の信号は電圧演算器２１０で検出した電圧モニタ値Ｖ_ＦＢに変換される。比例積分制御器２１２では、所定の電圧目標Ｖ^＊と電圧モニタ値Ｖ_ＦＢの差分信号が入力され、この差分を最小化するような補償信号が出力される。分配器２１３は、比例積分制御器２１２の出力信号に応じて、３台の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃに対し起動停止の信号または充放電電力の指令値を送信する。

なお、詳細な説明を省略するが、連系インバータおよび双方向ＤＣ／ＤＣコンバータのいずれも、内部にリアクトル素子および半導体スイッチ素子を用いた半導体電力変換回路が搭載されており、分配器２０８または分配器２１３から出力された各指令信号に基づき、各電力変換回路では入力または出力の電流または電圧のマイナー制御が適用されている。

蓄電池ブロック２３ａ、２３ｂ、２３ｃは、鉛蓄電池、リチウムイオン電池、フロー電池などのいわゆる二次電池で構成され、数ボルト程度の単位セルを多数個直列または並列に接続して構成する。なお、仕様に応じて複数種類の異種電池を併用しても構わない。二次電池は、過充電または過放電といった異常状態では内部で不可逆な化学反応を伴うため著しく性能が劣化することが、知られている。そこで各蓄電池ブロックには蓄電池充電残量演算手段２４が接続され、各蓄電池ブロックのＳＯＣを推定する。一般的にＳＯＣの検出には蓄電池ブロックのうち一部または全部の単位セルの電流、電圧、および温度情報を用いて推定する方式がとられている。ここで、蓄電池充電残量演算手段２４にはマイコンなどＳＯＣ推定演算を搭載した半導体を実装した専用の電池管理基板などを用いてもよい。蓄電池充電残量演算手段２４で得られたＳＯＣを用いれば過充電または過放電を未然に防ぐ方法が可能となる。制限電力演算器２０４は、ＳＯＣが100％近傍まで高まった場合には充電電力上限Pl_cを抑制、充電率が0％近傍まで低まった場合には放電電力上限Pl_dを抑制する特性を予めテーブルとして備え、現在のＳＯＣに対し上下限電力としてPl_cおよびPl_dを出力する。上述の電力目標Ｐ^＊＊を設定する電力制限器２０５を設け電力制限器２０５が、電力目標Ｐ^＊＊が上下限の範囲内に収まるよう制限すれば、蓄電池ブロックの過充電または過放電を防ぐことができる。

図１および図２で示したシステム構成であれば、蓄電システム２Ａは電力需要家１ｃが電力系統１０ｄから受電する電力を一定値（電力目標Ｐ^＊＊）に保つことができる。ここで図１では１件の電力需要家１ｃを例として示したが、電力系統１０ｄには多数の電力需要家が接続されるため、蓄電システム２Ａの導入比率を高めることで電力系統１０ｄに求められる電力需要の増減は限りなくフラットなものとなる。フラットな電力需要が生まれることで発電事業者１a、１bは定出力運転に対するリスクが軽減されるほか、稼働率が高まることで発電事業の収益性が向上する。

本発明では、発電コストの低減で得られた利益の一部を、小売り事業者４の課金モデルを用いて蓄電システム２Ａを導入した電力需要家１ｃに対して再分配し、更なる蓄電システム２Ａの導入を促進することができる。

［電力課金システム（第１実施形態）］
図３は、本発明の第１実施形態に係る電力課金システム４０の構成を示す図であり、図４は、電力課金システム４０が電力需要家１ｃに対して適用する課金モデルの一例を示す図であり、図５は、電力課金システム４０が電力需要家１ｃに対して適用する課金モデルの他の例を示す図である。また、図６は、図４に示す課金モデルが適用された場合の受電料金の経時変化を説明する図である。

図３に示すように、電力課金システム４０は、受電電力値取得手段４１１と、受電料金決定手段４１２と、課金額決定手段４１３と、を備えており、受電料金決定手段４１２は、目標受電電力設定手段４１２１を有している。受電電力値取得手段４１１は、第１の所定時間Tsごとに集配信システム１０ｅの計測データから電力計１０ｃのデータを抽出することで、電力需要家１ｃの受電電力値を取得し、受電電力値P[t]として管理する。受電料金決定手段４１２は、受電電力値取得手段４１１が取得、管理している受電電力値P[t]に基づいて、電力需要家１ｃの受電料金を第１の所定時間Tsと同じかそれよりも長い第２の所定時間ごとに決定する。その際、受電料金決定手段４１２は、図４、５に示されるような課金モデルにしたがって、目標受電電力設定手段４１２１により設定された目標受電電力からの受電電力値の乖離が大きいほど受電料金が高くなるように、受電料金を決定する。課金額決定手段４１３は、受電料金決定手段４１２が決定した受電料金を所定期間に亘って積算して電力需要家１ｃに対する課金額を決定する。

図４に示すように、電力課金システム４０が電力需要家１ｃに対して適用する課金モデルの一例では、P[t]が所定の目標受電電力Ｐ^＊に対し乖離するほど受電料金が高まる特性を持たせている。具体的にはP[t]が目標受電電力Ｐ^＊より大きい領域では単調増加、目標受電電力Ｐ^＊より小さい領域では単調減少となるような関数Fが選択されている。

図５に示すように、電力課金システム４０による課金モデルの他の例では、乖離の増大に対する受電料金の増加割合を目標受電電力Ｐ^＊に応じて変化させている。具体的には、目標受電電力Ｐ^＊が大きいほど乖離の増大に対する受電料金の増加割合を小さくしている。なお、図５の分布密度は、第１の所定時間Tsごとに取得する受電電力値P[t]の例示的な分布特性を表している。

なお、本実施形態に係る課金モデルを具体的に実現する手法としては、例えば次のような手法が採用可能である。

ａ．「受電電力値」と「受電料金」の対応テーブル又はその両者の関係を表す関数を電力課金システム内の記憶手段に記憶しておき、そのテーブル又は関数により、取得した受電電力値から受電料金を決定する。

ｂ．「目標受電電力からの受電電力値の乖離幅」と「受電料金」の対応テーブル又はその両者の関係を表す関数を電力課金システム内の記憶手段に記憶しておき、そのテーブル又は関数により、取得した受電電力値から受電料金を決定する。
図６は、図４に示す課金モデルが適用された場合の受電料金の経時変化の例を示しており、図４の特性に従い目標受電電力Ｐ^＊からP[t]が乖離するほど受電料金関数Fは大きくなる。最終的に月々の受電料金はF(P[t])の累積値として算出されるとした場合、図６に示すように乖離ありのケース２に対し乖離がないケース１では累積料金が押し下げられる。この結果、電力需要家１ｃには乖離を抑制するインセンティブが働くため、蓄電システム（上述した蓄電システム２Ａまたは後述する蓄電システム２Ｂ）の導入を促すことに貢献でき、ひいては二酸化炭素低排出型電源の稼働率をさらに高めることができる。

以上のように蓄電システム２Ａまたは蓄電システム２Ｂを導入し、かつ小売り事業者の電力課金システム４０において受電電力の目標受電電力への一致を促す方式を適用することで、電力需要をフラット化しながら、電力課金システムによって得られた利益を蓄電システム２Ａまたは蓄電システム２Ｂの導入に貢献した需要家へ還元するシステムを構築できる。

ここで、系統連系インバータまたはＡＣ／ＤＣコンバータをはじめとする電力変換器はデジタル演算器を用いて制御することが一般的であるため、受電電力の一定制御の精度は高容量のシステムほど変動幅が大きくなる。そのため、高容量のシステムほど図４の課金モデルの利点を十分に活かせなくなる傾向となる。一方、電力変換器で変動幅を抑えるには受電電流検出手段５など電流センサ類の検出精度向上または系統連系インバータまたはＡＣ／ＤＣコンバータの制御高速化が必要となり、蓄電システム２Ａまたは蓄電システム２Ｂの価格上昇を招くため、蓄電システム２Ａまたは蓄電システム２Ｂの普及は妨げられる。そこで図５に示すように図４の関数Ｆを目標受電電力Ｐ^＊に対し重みづけし、電力変換器のコスト上昇を招かない程度に関数ＦのP[t]への感度を調整することで、より一層蓄電システム２Ａまたは蓄電システム２Ｂの普及を促し電力需要をフラット化しながら電力課金システムによって得られた利益を蓄電システムの導入に貢献した需要家へ還元するシステムを構築できる。
［電力課金システム（第２実施形態）］
図７は、本発明の第２実施形態に係る電力課金システム４２の構成を示す図であり、図８は、電力課金システム４２が電力需要家１ｃに対して適用する課金モデルの一例を示す図であり、図９は、図８に示す課金モデルが適用された場合の受電料金の経時変化を説明する図である。電力課金システム４２は、上述した電力課金システム４０の変形例に相当するものである。

図７に示すように、電力課金システム４２は、受電電力値取得手段４２１と、受電料金決定手段４２２と、課金額決定手段４２３と、を備えており、受電料金決定手段４２２は、最大偏差算出手段４２２１を有している。受電電力値取得手段４２１は、上述した４１１と同じく、第１の所定時間Tsごとに集配信システム１０ｅの計測データから電力計１０ｃのデータを抽出することで、電力需要家１ｃの受電電力値を取得し、受電電力値P[t]として管理する。最大偏差算出手段４２２１は、図９に示すように、得られた受電電力P[t]を第２の所定時間Ts2毎に区切ったのち、第ｓ番目の第２の所定時間に含まれる受電電力P[t]の平均値をP_ave[s]として演算し、第ｓ番目の第２の所定時間における受電電力P[t]と平均値P_ave[s]の差分（偏差）の最大値をΔP_max[s]として算出する。この差分の最大値は、図８に「最大受電偏差」として示され、受電電力値の第２の所定時間における変動量として算出される値である。受電料金決定手段４２２は、最大偏差算出手段４２２１が算出したΔP_max[s]に基づいて、電力需要家１ｃの受電料金を第２の所定時間ごとに決定する。その際、受電料金決定手段４２２は、図８に示されるような課金モデルにしたがって、最大偏差算出手段４２２１により算出された偏差の最大値ΔP_max[s]が大きいほど受電料金が高くなるように、受電料金を決定する。図８に示すように、電力課金システム４２が電力需要家１ｃに対して適用する課金モデルの一例では、第ｓ番目の期間の受電料金がΔP_max[s]に対し単調増加するような関数Gで与えられる。

なお、本実施形態に係る課金モデルを具体的に実現する手法としては、例えば次のような手法が採用可能である。

ａ．「最大受電偏差」と「受電料金」の対応テーブル又はその両者の関係を表す関数を電力課金システム内の記憶手段に記憶しておき、そのテーブル又は関数により、取得した受電電力値から受電料金を決定する。
本方式によっても電力需要家１ｃにおいては電力需要をフラットにするインセンティブを喚起されるため、電力需要をフラット化しながら電力課金システムによって得られた利益を蓄電システムの導入に貢献した需要家へ還元するシステムを構築できる。

［電力課金システム（第３実施形態）］
図１０は、本発明の第３実施形態に係る電力課金システム４３の構成を示す図であり、図１１は、電力課金システム４３が電力需要家１ｃに対して適用する課金モデルの一例を示す図であり、図１２は、図１１に示す課金モデルが適用された場合の受電料金の経時変化を説明する図である。電力課金システム４３も、上述した電力課金システム４０の変形例に相当するものである。

図１０に示すように、電力課金システム４３は、受電電力値取得手段４３１と、受電料金決定手段４３２と、課金額決定手段４３３と、を備えており、受電料金決定手段４３２は、累積変化量算出手段４３２１を有している。受電電力値取得手段４３１は、上述した４１１、４２１と同じく、第１の所定時間Tsごとに集配信システム１０ｅの計測データから電力計１０ｃのデータを抽出することで、電力需要家１ｃの受電電力値を取得し、受電電力値P[t]として管理する。累積変化量算出手段４３２１は、図１２に示すように、得られた受電電力P[t]を第２の所定時間Ts2毎に区切ったのち、受電電力P[t]の逐次変動量、すなわちΔP[t]=|P[t]-P[t-Ts]|の第ｓ番目の第２の所定時間内での積算値ΣΔP[t]を算出する。この積算値は、図１１に「累積受電変化量」として示され、相前後して取得される受電電力値間の変化量の累積値であり、受電電力値の第２の所定時間における変動量として算出される値である。受電料金決定手段４３２は、累積変化量算出手段４３２１が算出したΣΔP[t]に基づいて、電力需要家１ｃの受電料金を第２の所定時間ごとに決定する。その際、受電料金決定手段４３２は、図１１に示されるような課金モデルにしたがって、累積変化量算出手段４３２１により算出された積算値ΣΔP[t]が大きいほど受電料金が高くなるように、受電料金を決定する。図１１に示すように、電力課金システム４３が電力需要家１ｃに対して適用する課金モデルの一例では、第ｓ番目の第２の所定時間の受電料金を積算値ΣΔP[t]に対し単調増加するような関数Hで与える。

なお、本実施形態に係る課金モデルを具体的に実現する手法としては、例えば次のような手法が採用可能である。

ａ．「累積受電変化量」と「受電料金」の対応テーブル又はその両者の関係を表す関数を電力課金システム内の記憶手段に記憶しておき、そのテーブル又は関数により、取得した受電電力値から受電料金を決定する。
本方式によっても電力需要家１ｃにおいては電力需要をフラットにするインセンティブを喚起されるため、電力需要をフラット化しながら電力課金システムによって得られた利益を蓄電システムの導入に貢献した需要家へ還元するシステムを構築できる。

［電力システム（第４実施形態）］
図１３は、本発明の第４実施形態に係る電力課金システム４０、蓄電システム２Ｂ、及び補助システム４４と、を含む電力システム２０００の全体を示す図である。この電力システムは、図１に示した電力システム１０００と、電力需要家１ｃ内の構成のみが相違している。ここでは、図１３の図１と重複する部分の説明は省略する。電力システム２０００における電力需要家１ｃは、分電盤３１を介して蓄電システム２Ｂを接続する。蓄電システム２Ｂには出力端子が設けられており、出力端子の下流に第２の分電盤３２が接続されている。通常負荷６、および充電器７は第２の分電盤３２を介して蓄電システム２Ｂの出力端子に接続されている。

［蓄電システム（第４実施形態）］
図１４は第４実施形態に係る蓄電システム２Ｂの詳細を示している。蓄電システム２Ｂは、第１実施形態に係る蓄電システム２Ａとは異なり、受電電流検出手段５を蓄電システム２Ｂの内部に搭載している（ただし、必要に応じて蓄電システム２Ａと同様に蓄電システム２Ｂの外部に搭載しても構わない。）。蓄電システム２Ｂに入力された交流電力線はＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄの交流入力端子へ接続される。ＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄは交流入力を直流出力に変換する順変換の一方方向にのみ動作が可能な変換器であり、電力系統１０ｄへの回生を伴わないため系統連系保護機能は省略でき、さらにその制御は受電電力を一定に制御する機能のみとなるためソフトウェアを単純化でき、蓄電システム２Ａの連系インバータ２１ａ〜２１ｃに比べコストを低減できる利点がある。ＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄの直流側（ＡＣ／ＤＣコンバータの直流側の電圧部）は、第１実施形態の蓄電システム２Ａと同様の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃの高圧直流端子に並列接続される。双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃは、第１実施形態と同様に、高圧直流端子に入力／出力する電力と低圧直流端子へ出力／入力する電力との間での双方向の電力変換機能を有しており、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃの低圧直流端子は互いに並列接続されたうえで蓄電池ブロック（蓄電池）２３ａ、２３ｂ、２３ｃの端子（蓄電池側の電圧部）へ並列接続されている。第１実施形態と同様に、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃの低圧直流端子は、互いに並列接続されることなく個別に蓄電池２３ａ、２３ｂ、２３ｃのそれぞれにつながれていてもよい。このように、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃは、ＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄと蓄電池ブロック２３ａ、２３ｂ、２３ｃとの間に接続される。さらに双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃの高圧直流端子（ＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄの直流側）にはＤＣ／ＡＣインバータ２６ａ、２６ｂ、２６ｃの直流入力端子が並列接続されている。なお双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃとＤＣ／ＡＣインバータ２６ａ、２６ｂ、２６ｃの入出力がそれぞれ並列接続されているのは、上述したとおり多並列化によりシステム出力の向上を目指したものである。ＤＣ／ＡＣインバータ２６ａ、２６ｂ、２６ｃは直流入力を交流出力に変換する逆変換と、交流出力で発生した余剰電力を直流入力へ回生する順変換の双方向の動作が可能な変換器である。ＤＣ／ＡＣインバータ２６ａ、２６ｂ、２６ｃの出力端子の並列部は出力電流検出手段２２０と蓄電システム２Ｂの出力端子を介して電力需要家１ｃの通常負荷６と充電器７に接続されている（図１３）。このように、ＤＣ／ＡＣインバータ２６ａ、２６ｂ、２６ｃは、ＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄと双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃとの接続部分と、通常負荷６又は充電器７との間に接続される。以上の構成により、蓄電池ブロック２３ａ、２３ｂ、２３ｃは、ＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄと双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃとを介して電力系統１０ｄから充電が可能である。また、蓄電池ブロック２３ａ、２３ｂ、２３ｃは、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃとＤＣ／ＡＣインバータ２６ａ、２６ｂ、２６ｃとを介して通常負荷６または充電器７に対し放電可能である。さらに、蓄電池ブロック２３ａ、２３ｂ、２３ｃは、ＤＣ／ＡＣインバータ２６ａ、２６ｂ、２６ｃと双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃとを介して充電器７からも充電が可能である。

ＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄは、電力需要家１ｃの受電する電力、すなわちＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄの入力電力を所定の一定値（電力目標Ｐ^＊＊）に維持するように制御される。受電電流検出手段５および受電電圧検出手段２００の信号は、それぞれ電流演算器２０１および電圧演算器２０３へ入力される。電力演算器２０２は、電流演算器２０１および電圧演算器２０３で演算された電圧および電流の情報から受電電力モニタ値Ｐ_ＦＢを算出する。ここでＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄの制御には、第１実施形態と同様に、受電電力モニタ値Ｐ_ＦＢをフィードバック信号として用いた比例積分制御を採用する。比例積分制御器２０７では、所定の電力目標Ｐ^＊＊とＰ_ＦＢの差分信号が入力され、この差分を最小化するような補償信号が出力される。この例ではＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄが１台であるため、第１実施形態で設けられていたような分配器２０８は設けられていないが、ＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄを複数台とし、分配器２０８と同様の分配器を介して制御するようにしてもよい。
双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃ及び蓄電池ブロック２３ａ、２３ｂ、２３ｃに関する説明は第１実施形態と同様であるので、ここでは省略する。双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２２ａ、２２ｂ、２２ｃは、その高圧直流端子（双方向ＤＣ／ＤＣコンバータとＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄの接続部）の電圧を所定の値に維持するように、分配器２１３によって制御される。なお、図１４の２０４の波形と出力が、図２の２０４の波形と出力と相違しているのは、図１４ではＡＣ／ＤＣコンバータ２１ｄが蓄電池ブロック２３ａ、２３ｂ、２３ｃの充電にのみ使用されるため、図２にあった放電電力の上限Pl_dを抑制する必要がないためである。
ＤＣ／ＡＣインバータ２６ａ、２６ｂ、２６ｃは交流出力（負荷側の交流電圧）が所定の正弦波交流電圧を維持するように制御される。蓄電システム２Ｂの出力に過負荷が生じた場合または蓄電池ブロック２３ａ、２３ｂ、２３ｃのＳＯＣが不足した場合などは、交流電圧を垂下させることにより出力する電力を抑制する。電流演算器２２１は出力電流検出手段２２０が得た信号を出力電流Ioとして検出する。図１４に示すように、制限電圧演算器２２２では出力電流信号Ioに対する垂下特性を、制限電圧演算器２２３ではＳＯＣが低い領域で垂下させる特性を予めテーブルとして備え、出力電圧目標値に対しそれぞれ電圧制限器２２４、２２５におけるリミッタ値として作用させる。得られた電圧目標値Ｖ^＊＊は分配器２２６において各ＤＣ／ＡＣインバータ２６ａ、２６ｂ、２６ｃに分配することで、蓄電システム２Ｂの出力電圧を出力電流信号IoおよびＳＯＣに応じて垂下させることができる。

図１４では、ＡＣ／ＤＣコンバータが１並列、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータおよびＤＣ／ＡＣインバータが３並列の構成とされており、ＡＣ／ＤＣコンバータの容量が双方向ＤＣ／ＤＣコンバータとＤＣ／ＡＣインバータの容量よりも小さくなっている。蓄電システム２Ｂの入力および出力の容量は、単機容量が１０ｋＷの場合は、入力１０ｋＷ、出力３０ｋＷとなる。このような構成であれば分電盤３１のブレーカ容量が１０ｋＷであるのに対し、蓄電システム２Ｂの出力容量を３０ｋＷと大きくすることができる。逆に言えば、電力需要家１ｃの使用する電力容量３０ｋＷに対して分電盤３１のブレーカ容量を１０ｋＷまで下げることができる。

以上のように、連系インバータの代わりにＡＣ／ＤＣコンバータを用いることでコストを削減できるほか、ＡＣ／ＤＣコンバータ容量を蓄電システム２Ｂの出力容量に比べ小さくすることで、電力需要家１ｃにおいて例えば分電盤３１のブレーカ容量、変圧器などの受電設備を小さく利点が得られる。また電力需要のフラット化機能をＡＣ／ＤＣコンバータの１要素に集約できるため、上述の電力課金システムに要求されるフラット化性能の技術水準、例えば関数Ｆ、Ｇ、Ｈの傾きが高められた場合には、ＡＣ／ＤＣコンバータ部分のみを高性能なものに更新するだけで済ませることができる利点がある。

［補助システム（第５実施形態）］
図１５は、第５実施形態に係る補助システム４４の構成を示す図であり、図１６は、図１５に示す補助システムの動作を説明するための図である。補助システム４４は、上述した蓄電システム２Ａ、２Ｂにおける蓄電池２３ａ〜２３ｃの充電残量を適正に維持することを補助する。図１５に示すように、補助システム４４は、充電残量取得手段４４１と、充電残量過不足予見手段４４２と、要請通知手段４４３とを備えている。

充電残量取得手段４４１は、需要者情報１１ａ（図１、１３）の中から蓄電池２３ａ〜２３ｃの充電残量を適宜のタイミングで取得する。充電残量過不足予見手段４４２は、充電残量取得手段４４１が取得した充電残量に基づいて蓄電池２３ａ〜２３ｃの充電残量の不足と過剰とを予見する。例えば、図１６に示されるように、電力需要家１ｃの電力消費情報に対し予めＳＯＣの時間変化を計画値として保有しておきながら、時刻Ｔ１において実際のＳＯＣが計画値に対し所定量ΔＳ_Ｌ以上不足した場合に、充電残量の不足を予見する。充電残量過不足予見手段４４２により充電残量の不足が予見されると、要請通知手段４４３が、近隣で電気自動車８を運転可能な補給クライアント（運転者または所有者）に対し通信端末１２を通じて補給依頼情報（電気自動車から蓄電池への放電を要請する放電要請情報）を通知する。補給依頼情報には補給する電力あたりの単価情報が含まれており、この単価情報はＳＯＣの増減に応じて変化させてもよい。ＳＯＣが乖離するほど補給への対価を高めることで、補給事業者は補給クライアントを確実に確保することが可能となる。補給に協力する補給クライアントは時刻Ｔ２で通信端末１２を通じて補給契約を結び、電力需要家１ｃを訪れて充電器７を経由して電力の融通を行う。その後時刻Ｔ３でＳＯＣの計画値と実データが一致した場合には補給事業者はクライアントへの補給依頼を終了する。図１６では電力の不足時を示したが、逆に電力の余剰時には電気自動車へ給電するサービスへ応用が可能である。例えば図１、１３に示される通常負荷６が消費する電力が計画よりも著しく低くなった場合に、受電電力を一定値に維持すると電力の余剰が発生するため、蓄電池２３ａ〜２３ｃのＳＯＣは高まり、受電電力の維持が困難となる。このような場合には近隣の電気自動車８の運転者または所有者に充電するクライアントを募集する情報（蓄電池から電気自動車への充電を要請する充電要請情報）を通知することで電力需要家１ｃの受電電力を維持することができる。
以上、本発明の各種実施形態について説明したが、本発明は、上述した各種実施形態に限定されるものではない。例えば、上述した実施形態では、電力課金システム４０、補助システム４４は、それぞれ、小売り事業者４、電力補助事業者１１が有するシステムとされていたが、それら以外の者が有するシステムとされてもよい。また、図４、５、８、１１に示される各関数Ｆ、Ｇ、Ｈは、直線状の関数であったが、曲線状の関数であってもよい。また、図５では受電電力値が大きいほど関数の傾きが緩やかになっているが、逆でもよい。逆にすると、単独では全体の需要への影響が少なく、多額の設備投資に困難が予想される小口の電力需要家を多数取り込むことができる。

１ｃ…電力需要家、２Ａ、２Ｂ…蓄電システム、６…通常負荷（負荷）、７…充電器、８…電気自動車、１０ｄ…電力系統、２１ａ、２１ｂ、２１ｃ…連系インバータ（系統連系インバータ）、２１ｄ…ＡＣ／ＤＣコンバータ、２２ａ、２２ｂ、２２ｃ…双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ、２３ａ、２３ｂ、２３ｃ…蓄電池ブロック（蓄電池）、２６ａ、２６ｂ、２６ｃ…ＤＣ／ＡＣインバータ、４０、４１、４２、４３…電力課金システム、４４…補助システム、４１１、４２１、４２３…受電電力値取得手段、４１２、４２２、４３２…受電料金決定手段、４１３、４２３、４３３…課金額決定手段、４４１…充電残量取得手段、４４２…充電残量過不足予見手段、４４３…要請通知手段、１０００、２０００…電力システム、４１２１…目標受電電力設定手段、４２２１…最大偏差算出手段、４３２１…累積変化量算出手段。

Claims (10)

1. 電力需要家の受電電力値を第１の所定時間ごとに取得する受電電力値取得手段と、
   前記受電電力値取得手段が取得した前記受電電力値に基づいて前記電力需要家の受電料金を前記第１の所定時間と同じかそれよりも長い第２の所定時間ごとに決定する受電料金決定手段と、
   前記受電料金決定手段が決定した前記受電料金を所定期間に亘って積算して前記電力需要家に対する課金額を決定する課金額決定手段と、
   を備え、
   前記受電料金決定手段は、前記受電電力値の目標受電電力からの乖離、あるいは前記受電電力値の前記第２の所定時間における変動量、が大きいほど受電料金が高くなるように、前記受電料金を決定する、
   電力課金システム。
2. 前記受電料金決定手段は、前記受電電力値の目標受電電力からの乖離が大きいほど受電料金が高くなるように前記受電料金を決定する手段であり、
   前記受電料金決定手段は、前記目標受電電力を設定する目標受電電力設定手段を有する、
   請求項１記載の電力課金システム。
3. 前記受電料金決定手段は、前記受電電力値の目標受電電力からの乖離が大きいほど受電料金が高くなるように前記受電料金を決定する手段であり、前記乖離の増大に対する前記受電料金の増加割合を前記目標受電電力に応じて変化させる、請求項１又は２記載の電力課金システム。
4. 前記受電料金決定手段は、前記受電電力値の前記第２の所定時間における変動量が大きいほど受電料金が高くなるように前記受電料金を決定する手段であり、
   前記受電料金決定手段は、前回受電料金を決定してから今回受電料金を決定するまでの前記第２の所定時間における前記受電電力値の平均値を求めると共に当該平均値と各受電電力値との間の偏差の最大値を求める、最大偏差算出手段を有し、
   前記変動量は、前記偏差の最大値である、
   請求項１記載の電力課金システム。
5. 前記受電料金決定手段は、前記受電電力値の前記第２の所定時間における変動量が大きいほど受電料金が高くなるように前記受電料金を決定する手段であり、
   前記受電料金決定手段は、前回受電料金を決定してから今回受電料金を決定するまでの前記第２の所定時間における相前後して取得される受電電力値間の変化量の累積値を求める、累積変化量算出手段を有し、
   前記変動量は、前記変化量の累積値である、
   請求項１記載の電力課金システム。
6. 請求項１〜５のいずれか１項記載の電力課金システムにより課金される電力需要家に設置される蓄電システムであって、
   電力系統と前記電力需要家の負荷との接続部に接続され、交流電力と直流電力とを双方向に変換する系統連系インバータと、
   蓄電池と、
   前記系統連系インバータと前記蓄電池の間に接続され、前記系統連系インバータの直流側の電圧部と前記蓄電池側の電圧部との間で電力を双方向に変換する双方向ＤＣ／ＤＣコンバータと、
   を備え、
   前記蓄電池は、前記系統連系インバータと前記双方向ＤＣ／ＤＣコンバータとを介して前記電力系統から充電が可能であると共に、前記双方向ＤＣ／ＤＣコンバータと前記系統連系インバータとを介して前記負荷へ放電が可能であり、
   前記系統連系インバータは前記電力需要家が受電する受電電力が所定の電力目標に一致するように制御され、前記双方向ＤＣ／ＤＣコンバータは前記双方向ＤＣ／ＤＣコンバータと前記系統連系インバータの接続部の直流電圧が略一定値となるように制御される、
   蓄電システム。
7. 請求項１〜５のいずれか１項記載の電力課金システムにより課金される電力需要家に設置される蓄電システムであって、
   電力系統に接続され、交流電力を直流電力に変換するＡＣ／ＤＣコンバータと、
   蓄電池と、
   前記ＡＣ／ＤＣコンバータと前記蓄電池の間に接続され、前記ＡＣ／ＤＣコンバータの直流側の電圧部と前記蓄電池側の電圧部との間で電力を双方向に変換する双方向ＤＣ／ＤＣコンバータと、
   前記ＡＣ／ＤＣコンバータと前記双方向ＤＣ／ＤＣコンバータとの接続部と前記電力需要家の負荷との間に接続され、直流電力と交流電力とを双方向に変換するＤＣ／ＡＣインバータと、
   を備え、
   前記蓄電池は前記ＡＣ／ＤＣコンバータと前記双方向ＤＣ／ＤＣコンバータとを介して前記電力系統から充電が可能であり、
   前記蓄電池は前記双方向ＤＣ／ＤＣコンバータと前記ＤＣ／ＡＣインバータとを介して前記負荷に対し放電が可能であり、
   前記ＡＣ／ＤＣコンバータは前記電力需要家が受電する受電電力が所定の電力目標に一致するよう制御され、前記双方向ＤＣ／ＤＣコンバータは前記双方向ＤＣ／ＤＣコンバータと前記ＡＣ／ＤＣコンバータの接続部の直流電圧が一定値となるよう制御され、前記ＤＣ／ＡＣインバータは前記負荷側の交流電圧が所定の交流電圧となるよう制御される、
   蓄電システム。
8. 前記ＡＣ／ＤＣコンバータは、前記ＡＣ／ＤＣコンバータの入力電力が前記所定の電力目標に一致するよう制御される、請求項７記載の蓄電システム。
9. 前記ＡＣ／ＤＣコンバータの容量が、前記双方向ＤＣ／ＤＣコンバータと前記ＤＣ／ＡＣインバータの容量よりも小さい、請求項７又は８記載の蓄電システム。
10. 請求項６〜９のいずれか１項記載の蓄電システムにおける蓄電池の充電残量を適正に維持することを補助する補助システムであって、
    前記蓄電池の充電残量を取得する充電残量取得手段と、
    前記充電残量に基づいて前記蓄電池の充電残量の不足と過剰とを予見する充電残量過不足予見手段と、
    前記充電残量過不足予見手段により前記充電残量の不足が予見された場合には電気自動車から前記蓄電池への放電を要請する放電要請情報を前記電気自動車の運転者または所有者に通知し、前記充電残量過不足予見手段により前記充電残量の過剰が予見された場合には前記蓄電池から前記電気自動車への充電を要請する充電要請情報を電気自動車の運転者または所有者に通知する、要請通知手段と、
    を備える、
    補助システム。

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