JP2017163640A - 蓄電システム、制御装置、制御方法、及び制御プログラム - Google Patents

Abstract

【課題】時間帯別に多段階の電気料金が設定されている場合において、蓄電部を効率的に活用する。【解決手段】残量価値関数生成部１４は、時刻ｔ以降における負荷３の消費電力量の予測推移と、時刻ｔ以降における時間帯別に多段階に設定された電気料金の推移をもとに、時刻ｔにおける蓄電部２２の残量と当該残量の経済的価値との関係を規定した残量価値関数を生成する。充放電決定部１７は、残量価値関数と、計測された蓄電部２２の残量をもとに生成された追加充電した場合の経済的価値と、現在の時間帯の電気料金を比較して、蓄電部２２を充電するか放電するか決定する。【選択図】図１

Description

本発明は、ピークシフトを行うための蓄電システム、制御装置、制御方法、及び制御プログラムに関する。

近年、蓄電システムを利用したピークシフトが普及してきている。ピークシフトは、電力需要が少ない夜間に蓄電池に充電し、電力需要が多い昼間のピーク時間帯に蓄電池から放電することにより、商用電力系統（以下、単に系統という）における需給バランスを平準化するものである。また多くの電力会社では、夜間の電気料金を昼間の電気料金より安価に設定しており、夜間電力で蓄電池を充電し、ピーク時間帯に放電することにより、電気料金を節約することができる。

電力会社によっては、時間帯別に３段階の料金を設定している料金プランを提供している。例えば、深夜２３時から翌朝８時までの夜間時間帯と、午前１０時から夕方１７時までのピーク時間帯と、それ以外の時間帯である中間時間帯で異なる料金を設定している。

上記料金設定におけるピークシフトの運用方法として、夜間時間帯に充電してピーク時間帯に放電する第１方法と、現在の電気料金が設定値より安い場合に充電して当該設定値より高い場合に放電する第２方法（例えば、特許文献１参照）が考えられる。

特開２０１０−２３３３６２号公報

上記第１方法はピーク時間帯にしか放電しないため、大容量の蓄電池を用いた場合、ピーク時間帯の消費電力量が蓄電池の容量より小さい場合が起こりやすくなる。その場合、蓄電池の容量を十分に活かしきれていないことになる。上記第２方法は中間時間帯にも放電するため、小容量の蓄電池を用いた場合、中間時間帯の放電によりピーク時間帯に放電する電力が不足する場合が起こりやすくなる。その場合、金銭的なメリットを最大限に享受しきれていないことになる。

本発明はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、時間帯別に多段階の電気料金が設定されている場合において、蓄電部を効率的に活用することができる蓄電システム、制御装置、制御方法、及び制御プログラムを提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明のある態様の蓄電システムは、蓄電部と、前記蓄電部と、系統と負荷が接続された電力線との間に介在し、前記蓄電部と前記電力線との間の充放電を制御するインバータ装置と、前記インバータ装置を制御する制御装置と、を備える蓄電システムであって、前記制御装置は、時刻ｔ以降における前記負荷の消費電力量の予測推移と、時刻ｔ以降における時間帯別に多段階に設定された電気料金の推移をもとに、時刻ｔにおける前記蓄電部の残量と当該残量の経済的価値との関係を規定した残量価値関数を生成する残量価値関数生成部と、前記残量価値関数と、計測された前記蓄電部の残量をもとに生成された追加充電した場合の経済的価値と、現在の時間帯の電気料金を比較して、前記蓄電部を充電するか放電するか決定する充放電決定部と、を有する。

なお、以上の構成要素の任意の組み合わせ、本発明の表現を方法、装置、システムなどの間で変換したものもまた、本発明の態様として有効である。

本発明によれば、時間帯別に多段階の電気料金が設定されている場合において、蓄電部を効率的に活用することができる。

本発明の実施の形態に係る蓄電システムを説明するための図である。 図２（ａ）、（ｂ）は、３段階の時間帯別電気料金の例を示す図である。 図３（ａ）、（ｂ）は、比較例１に係る、３ｋＷｈの容量を持つ蓄電池を用いた充放電制御を説明するための図である。 図４（ａ）、（ｂ）は、比較例１に係る、６ｋＷｈの容量を持つ蓄電池を用いた充放電制御を説明するための図である。 図５（ａ）、（ｂ）は、比較例２に係る、６ｋＷｈの容量を持つ蓄電池を用いた充放電制御を説明するための図である。 図６（ａ）、（ｂ）は、比較例２に係る、３ｋＷｈの容量を持つ蓄電池を用いた充放電制御を説明するための図である。 残量価値関数の具体例を示す図である。 本実施の形態に係る蓄電システムによる充放電制御の基本処理を示すフローチャートである。 コスト関数の具体例を示す図である。 実施の形態に係る、３ｋＷｈの容量を持つ蓄電池を用いた充放電制御を説明するための図である。 実施の形態に係る、６ｋＷｈの容量を持つ蓄電池を用いた充放電制御を説明するための図である。 図１２（ａ）、（ｂ）は、太陽電池が併設された蓄電池を用いた充放電制御の具体例を示す図である。

図１は、本発明の実施の形態に係る蓄電システム１を説明するための図である。蓄電システム１は、系統２と負荷３との間の電力線４に接続され、電力線４に電力を供給することができるとともに、電力線４の電力を吸収することもできる。蓄電システム１は制御装置１０、蓄電装置２０及び電力計測部３０を備える。

蓄電装置２０は充放電制御部２１、蓄電部２２及び残量計測部２３を含む。蓄電部２２には、リチウムイオン蓄電池、ニッケル水素蓄電池、鉛蓄電池、電気二重層キャパシタ、リチウムイオンキャパシタ等を使用することができる。

充放電制御部２１は、蓄電部２２と電力線４との間に介在し、蓄電部２２と配電線４との間の充放電を制御する。充放電制御部２１は例えば、蓄電池用のパワーコンディショナで構成することができる。充放電制御部２１は、蓄電部２２の放電時、蓄電部２２から放電される直流電力を交流電力に変換して電力線４に出力する。蓄電部２２の充電時、電力線４から入力される交流電力を直流電力に変換して蓄電部２２に充電する。充放電制御部２１は、双方向インバータ単体、又は双方向インバータと双方向ＤＣ−ＤＣコンバータの組み合わせにより、定電流（ＣＣ）充電／放電、又は定電圧（ＣＶ）充電／放電することができる。

残量計測部２３は蓄電部２２の残量を計測する。残量計測部２３は例えば、ＯＣＶ（Open Circuit Voltage）法または電流積算法により推定できる。ＯＣＶ法では蓄電部２２の開回路電圧を計測して残量を推定する。電流積算法では蓄電部２２を流れる電流を積算して残量を推定する。残量計測部２３は計測した蓄電部２２の残量を通信線を介して制御装置１０に通知する。残量計測部２３と制御装置１０間は例えば、ＲＳ−４８５規格に準拠したシリアル通信で接続される。なお蓄電装置２０側から制御装置１０に、計測した蓄電部２２の電圧値および／または電流値を通知し、制御装置１０側で残量を推定する形態でもよい。

電力計測部３０は、電力線４の電力を計測して制御装置１０に出力する。電力計測部３０には例えば、ＣＴセンサを使用することができる。メータ５は、負荷３で消費された電力を積算して計量する計器である。メータ５で計量された電力量が、電気料金の請求額の基礎となる。なおメータ５は、スタンドアローンのメータであってもよいし、外部通信が可能なスマートメータであってもよい。

制御装置１０は、充放電制御部２１を制御することにより蓄電装置２０を管理運用する。制御装置１０は、電力使用履歴記憶部１１、時間帯別消費電力量予測部１２、時間帯別電気料金取得部１３、残量価値関数生成部１４、価値算出部１５、コスト関数生成部１６、充放電決定部１７を含む。制御装置１０の構成は、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働、またはハードウェア資源のみにより実現できる。ハードウェア資源としてアナログ素子、マイクロコンピュータ、ＤＳＰ、ＲＯＭ、ＲＡＭ、ＦＰＧＡ、その他のＬＳＩを利用できる。ソフトウェア資源としてファームウェア等のプログラムを利用できる。

以下本明細書では、３段階の時間帯別電気料金が設定されている場合における蓄電装置２０の運用方法について説明する。以下、本明細書では３段階の時間帯別電気料金として、夜間時間帯（２２〜翌８時）の料金が１０円／ｋＷｈ、中間時間帯（８〜１０時、１７〜２２時）の料金が２０円／ｋＷｈ、及びピーク時間帯（１０〜１７時）の料金が３０円／ｋＷｈの例を使用する。また１日の負荷３の消費電力量の推移として、８〜１０時の電力量が２ｋＷｈ、１０〜１７時の電力量が３．５ｋＷｈ、１７〜２２時の電力量が５ｋＷｈ、及び２２〜翌８時の電力量が２ｋＷｈの例を使用する。

図２（ａ）、（ｂ）は、３段階の時間帯別電気料金の例を示す図である。図２（ａ）は３段階の時間帯別電気料金［円／ｋＷｈ］の一日の推移を示し、図２（ｂ）は電力会社から購入する電力［ｋＷ］の一日の推移を示す。図２（ｂ）に示す購入電力［ｋＷ］の推移は、電力線４に蓄電システム１が接続されていない場合の例である。この場合の一日の電気代は、１０［円／ｋＷｈ］×（０．８＋１．２）［ｋＷｈ］＋２０［円／ｋＷｈ］×（２＋５）［ｋＷｈ］＋３０［円／ｋＷｈ］×３．５［ｋＷｈ］＝２６５円となる。

図３（ａ）、（ｂ）は、比較例１に係る、３ｋＷｈの容量を持つ蓄電池を用いた充放電制御を説明するための図である。図３（ａ）は電力会社から購入する電力［ｋＷ］の一日の推移を示す。図３（ｂ）は電池残量［ｋＷｈ］の一日の推移を示す。比較例１では、夜間時間帯に蓄電池を充電し、ピーク時間帯に蓄電池から放電する。すなわち、比較例１では最も大きな電気料金の価格差を利用する。図３（ａ）において、実線は蓄電池の充放電を加味した購入電力の推移を示し、点線は蓄電池の充放電がない場合の購入電力の推移を示している。

ピーク時間帯に蓄電池から３ｋＷｈが放電され、購入電力が０．５ｋＷｈ（＝３．５ｋＷｈ−３ｋＷｈ）となる。一方、夜間時間帯（２２〜翌４時）に蓄電池に３ｋＷｈが充電され、購入電力が４．２ｋＷｈ（＝１．２ｋＷｈ＋３ｋＷｈ）となる。

比較例１において３ｋＷｈの蓄電池を用いた場合の一日の電気代は、１０［円／ｋＷｈ］×（０．８＋１．２＋３）［ｋＷｈ］＋２０［円／ｋＷｈ］×（２＋５）［ｋＷｈ］＋３０［円／ｋＷｈ］×（３．５−３）［ｋＷｈ］＝２０５円となる。図２（ａ）、（ｂ）に示した蓄電池を使用しない場合の一日の電気代は２６５円／日であるため、図３（ａ）、（ｂ）に示した３ｋＷｈの蓄電池を使用した場合、６０円／日の節約効果が発生する。

図４（ａ）、（ｂ）は、比較例１に係る、６ｋＷｈの容量を持つ蓄電池を用いた充放電制御を説明するための図である。ピーク時間帯に蓄電池から３．５ｋＷｈが放電され、購入電力が０ｋＷｈ（＝３．５ｋＷｈ−３．５ｋＷｈ）となる。一方、夜間時間帯（２２〜翌４時）に蓄電池に３．５ｋＷｈが充電され、購入電力が４．７ｋＷｈ（＝１．２ｋＷｈ＋３．５ｋＷｈ）となる。

比較例１において６ｋＷｈの蓄電池を用いた場合の一日の電気代は、１０［円／ｋＷｈ］×（０．８＋１．２＋３．５）［ｋＷｈ］＋２０［円／ｋＷｈ］×（２＋５）［ｋＷｈ］＋３０［円／ｋＷｈ］×（３．５−３．５）［ｋＷｈ］＝１９５円となる。図２（ａ）、（ｂ）に示した蓄電池を使用しない場合の一日の電気代は２６５円／日であるため、図４（ａ）、（ｂ）に示した６ｋＷｈの蓄電池を使用した場合、７０円／日の節約効果が発生する。

しかしながら、６ｋＷｈの容量うち、３．５ｋＷｈ分の容量しか活用されておらず、２．５ｋＷｈ分の容量が活用されていない。すなわち、比較例１に係る充放電制御は、ピーク時間帯しか放電しないため、大きな容量の蓄電池を十分に活用できない問題がある。

図５（ａ）、（ｂ）は、比較例２に係る、６ｋＷｈの容量を持つ蓄電池を用いた充放電制御を説明するための図である。比較例２では、現在の電気料金が設定値（本例では１５円／ｋＷｈ）より低い場合に充電し、高い場合に放電する。本例では夜間時間帯に充電し、中間時間帯およびピーク時間帯に放電することになる。

中間時間帯（８〜１０時）に蓄電池から２ｋＷｈが放電され、購入電力が０ｋＷｈ（＝２ｋＷｈ−２ｋＷｈ）となる。ピーク時間帯に蓄電池から３．５ｋＷｈが放電され、購入電力が０ｋＷｈ（＝３．５ｋＷｈ−３．５ｋＷｈ）となる。中間時間帯（１７〜２２時）に蓄電池から０．５ｋＷｈが放電され、購入電力が４．５ｋＷｈ（＝５ｋＷｈ−０．５ｋＷｈ）となる。一方、夜間時間帯（２２〜翌４時）に蓄電池に６ｋＷｈが充電され、購入電力が７．２ｋＷｈ（＝１．２ｋＷｈ＋６ｋＷｈ）となる。

比較例２において６ｋＷｈの蓄電池を用いた場合の一日の電気代は、１０［円／ｋＷｈ］×（０．８＋１．２＋６）［ｋＷｈ］＋２０［円／ｋＷｈ］×（２＋５−２−０．５）［ｋＷｈ］＋３０［円／ｋＷｈ］×（３．５−３．５）［ｋＷｈ］＝１７０円となる。図４（ａ）、（ｂ）に示した比較例１において６ｋＷｈの蓄電池を使用した場合の一日の電気代は１９５円／日であり、それと比較すると、さらに２５円／日の節約効果が発生する。このように比較例２では、少しの価格差でも充放電するため蓄電池の容量をフルに活用することができる。

図６（ａ）、（ｂ）は、比較例２に係る、３ｋＷｈの容量を持つ蓄電池を用いた充放電制御を説明するための図である。中間時間帯（８〜１０時）に蓄電池から２ｋＷｈが放電され、購入電力が０ｋＷｈ（＝２ｋＷｈ−２ｋＷｈ）となる。ピーク時間帯に蓄電池から１ｋＷｈが放電され、購入電力が２．５ｋＷｈ（＝３．５ｋＷｈ−１ｋＷｈ）となる。一方、夜間時間帯（２２〜翌４時）に蓄電池に３ｋＷｈが充電され、購入電力が４．２ｋＷｈ（＝１．２ｋＷｈ＋３ｋＷｈ）となる。

比較例２において３ｋＷｈの蓄電池を用いた場合の一日の電気代は、１０［円／ｋＷｈ］×（０．８＋１．２＋３）［ｋＷｈ］＋２０［円／ｋＷｈ］×（２＋５−２）［ｋＷｈ］＋３０［円／ｋＷｈ］×（３．５−１）［ｋＷｈ］＝２２５円となる。図３（ａ）、（ｂ）に示した比較例１において３ｋＷｈの蓄電池を使用した場合の一日の電気代は２０５円／日であり、それと比較すると、２０円／日、割高になる。その要因は、ピーク時間帯において蓄電池から放電する電力が途中で足りなくなり、最も節約効果が期待できるピーク時間帯における放電が不十分となるためである。このように比較例２に係る充放電制御は、蓄電池の容量が小さい場合、適切なタイミングで放電できない問題がある。

以下、これらの問題を解決する充放電制御を説明する。図１に戻る。電力使用履歴記憶部１１は、電力計測部３０により計測された電力値の履歴を、負荷３の電力使用履歴として記憶する。電力使用履歴記憶部１１はリングバッファで構成され、記憶領域がフルになると、最も古いデータが記憶されている領域に、新たなデータが上書きされる。

時間帯別消費電力量予測部１２は、電力使用履歴記憶部１１に記憶された負荷３の電力使用履歴をもとに、負荷３の消費電力量の推移を予測する。例えば、過去Ｘ日分の消費電力量の推移をもとに、翌日の負荷３の消費電力量の推移を予測する。なお、予測方法は既存の一般的な予測方法を使用することができる。例えば、ニューラルネット等を用いた予測モデルを使用することができる。また当日の消費電力の実際の推移をもとに、モデルを切り替える仕組みが含まれていてもよい。

時間帯別電気料金取得部１３は、時間帯別の電気料金情報を取得する。例えば、電力会社のサーバから通信線を介して取得してもよいし、スマートメータを介して取得してもよい。また作業員やユーザにより操作入力された料金情報を取得してもよい。時間帯別電気料金取得部１３は、時間帯別の電気料金情報を残量価値関数生成部１４及びコスト関数生成部１６に設定する。

残量価値関数生成部１４は、時間帯別消費電力量予測部１２により予測された負荷３の消費電力量の予測推移と、時間帯別電気料金取得部１３により設定された時間帯別電気料金の推移をもとに、蓄電部２２の残量と当該残量の経済的価値との関係を規定した残量価値関数を生成する。

図７は、残量価値関数の具体例を示す図である。３段階の時間帯別電気料金は上述の例と同様に、夜間時間帯（２２〜翌８時）の料金が１０円／ｋＷｈ、中間時間帯（８〜１０時、１７〜２２時）の料金が２０円／ｋＷｈ、及びピーク時間帯（１０〜１７時）の料金が３０円／ｋＷｈとする。また負荷３の消費電力予測量の推移は、４〜８時の予測量が０．８ｋＷｈ、８〜１０時の予測量が２ｋＷｈ、１０〜１７時の予測量が３．５ｋＷｈ、１７〜２２時の予測量が５ｋＷｈ、及び２２〜翌４時の予測量が１．２ｋＷｈとする。また、充放電制御部２１（インバータ）の定格容量（公称最大出力）は１ｋＷを想定する。

図７に示す例では、残量価値関数生成部１４は、電気料金が切り替わる時刻ｔにおける残量価値関数Ｖ（ｔ，ＲＣ）を生成する。すなわち、残量価値関数Ｖ（８時，ＲＣ）、残量価値関数Ｖ（１０時，ＲＣ）、残量価値関数Ｖ（１７時，ＲＣ）、及び残量価値関数Ｖ（２２時，ＲＣ）を生成する。当該残量価値関数は、将来の時刻ｔの時点での蓄電部２２に蓄えられた残量の価値を、充電に要するコストではなく、放電した場合に削減できる電気代として規定したものである。具体的には時刻ｔにおいて、残量がゼロの場合の電気代と比較して、残量がＲＣ［ｋＷｈ］の場合の電気代が、Ｖ（ｔ，ＲＣ）［円］削減できることを示す。

図７に示すように２２時以降の電気料金が１０円／ｋＷｈであるため、残量価値関数Ｖ（２２時，ＲＣ）は、傾き１０円／ｋＷｈの直線で規定される。１７〜２２時の電気料金が２０円／ｋＷｈで、１７〜２２時の消費電力予測量が５ｋＷｈであるため、残量価値関数Ｖ（１７時，ＲＣ）は、残量が５ｋＷｈまでが傾き２０円／ｋＷｈの直線で規定され、５ｋＷｈを超えた後は傾き１０円／ｋＷｈの直線で規定される。１０〜１７時の電気料金が３０円／ｋＷｈで、１０〜１７時の消費電力予測量が３．５ｋＷｈであるため、残量価値関数Ｖ（１０時，ＲＣ）は、残量が３．５ｋＷｈまでが傾き３０円／ｋＷｈの直線で規定され、３．５〜８．５ｋＷｈの間が傾き２０円／ｋＷｈの直線で規定され、８．５ｋＷｈを超えた後は傾き１０円／ｋＷｈの直線で規定される。

８〜１０時の電気料金が２０円／ｋＷｈで、１０〜１７時の電気料金が３０円／ｋＷｈであるため、８〜１０時の間に充電して、１０〜１７時の放電に備える選択肢がある。本例ではインバータの定格容量が１ｋＷであるため、８〜１０時の間に２ｋＷｈを充電することができる。従って、１０〜１７時の消費電力予測量は３．５ｋＷｈであるが、８時の時点においては、３．５ｋＷｈ分の全てが３０円の価値にならず、１．５（＝３．５−２）ｋＷｈ分が３０円の価値となる。

これを踏まえ、残量価値関数Ｖ（８時，ＲＣ）は、残量が１．５ｋＷｈまでが傾き３０円／ｋＷｈの直線で規定され、１．５〜１０．５ｋＷｈの間が傾き２０円／ｋＷｈの直線で規定され、１０．５ｋＷｈを超えた後は傾き１０円／ｋＷｈの直線で規定される。このように、価格の高い時間帯に放電できる残量の価値は高くなり、価格の低い時間帯で放電する残量の価値は低くなる。

図１に戻る。価値算出部１５は、残量計測部２３により計測された蓄電部２２の残量を取得する。価値算出部１５は、残量価値関数生成部１４により生成された残量価値関数と、残量計測部２３により計測された蓄電部２２の残量をもとに、追加充電した場合の経済的価値を算出する。

充放電決定部１７は、価値算出部１５により算出された経済的価値と、現在の時間帯の電気料金を比較して蓄電部２２を充電するか放電するか決定する。具体的には、追加充電した場合の経済的価値が現在の時間帯の電気料金より高い場合、蓄電部２２を充電すると決定し、追加充電した場合の経済的価値が現在の時間帯の電気料金より低い場合、蓄電部２２を放電すると決定する。

図８は、本実施の形態に係る蓄電システム１による充放電制御の基本処理を示すフローチャートである。時間帯別消費電力量予測部１２は、負荷３の消費電力量の推移を予測する（Ｓ１０）。残量価値関数生成部１４は、当該消費電力量の推移と、時間帯別の電気料金をもとに時刻ｔにおける残量価値関数を生成する（Ｓ１１）。残量計測部２３は蓄電部２２の残量を計測する（Ｓ１２）。価値算出部１５は、生成された残量価値関数と、計測された残量をもとに充電した場合の価値を算出する（Ｓ１３）。充放電決定部１７は、充電した場合の価値が、現在の時間帯の電気料金より高い場合（Ｓ１４の「＞」）、蓄電部２２を充電する（Ｓ１５）。充電した場合の価値が、現在の時間帯の電気料金より安い場合（Ｓ１４の「＜」）、蓄電部２２を放電する（Ｓ１６）。なお、両者の額が等しい場合、充電および放電のいずれも実施しない。

以下、図１に戻り、より発展した応用処理を説明する。コスト関数生成部１６は、時間帯別の電気料金と、電力計測部３０により計測された電力値をもとに、蓄電部２２の充放電電力がＰ［ｋＷｈ］のときに単位時間あたり発生するコスト関数Ｃ（Ｐ）［円／時］を生成する。

図９は、コスト関数の具体例を示す図である。図９の下部に示すグラフの横軸は、蓄電部２２の充放電電力を示し、正方向が充電を示し、負方向が放電を示している。Ｘ軸切片は、消費電力の計測値に設定される。Ｘ軸切片の値は、負荷変動に応じて変動する。傾きは、その時間帯の電気料金に設定される。

なお２０１６年現在、日本では蓄電池から系統への逆潮流が禁止されている。従って、負荷３で消費されている瞬時電力を超える電力が蓄電部２２から放電されることが禁止される。よって、蓄電部２２から系統２に逆潮流することにより、負のコストが発生することはなく、電力会社から代金を受け取ることはない。

以下、図７に示した残量価値関数と、図９に示したコスト関数を用いて、蓄電部２２の充放電を決定する処理例を説明する。

図１０は、実施の形態に係る、３ｋＷｈの容量を持つ蓄電池を用いた充放電制御を説明するための図である。価値算出部１５は、蓄電部２２の現在の残量と、電気料金が次に切り替わる時刻ｔ時点における残量価値関数をもとに残量の価値を算出する。充放電決定部１７は、当該残量の価値とコスト関数をもとに充放電量を決定する。

図１０において、４〜８時における蓄電池の残量は３ｋＷｈであり、３ｋＷｈを、８時の時点の残量価値関数Ｖ（８時，ＲＣ）に適用すると、追加充電した場合の金銭的価値は２０円／ｋＷｈとなる。４〜８時の瞬時コストは１０円／時であり、充電の判定となる。図１０に示す例では、残量価値関数における計測された残量の位置の傾きと、コスト関数の傾きを、両者のＹ切片の位置が一致するように照合している。残量価値関数の傾きが、コスト関数の傾きより大きい場合は充電と判定し、小さい場合は放電と判定する。なお本例では、蓄電池の容量が３ｋＷｈであるため、充電と判定された場合でも、１０時までの間に充電されることはない。

上記図３（ａ）、（ｂ）、及び上記図６（ａ）、（ｂ）に示したように３ｋＷｈの蓄電池を用いた場合、比較例１では一日の電気代が２０５円、比較例２では一日の電気代が２２５円となった。本実施の形態では電池残量の推移は比較例１と同様になり、一日の電気代は２０５円となる。

図１１は、実施の形態に係る、６ｋＷｈの容量を持つ蓄電池を用いた充放電制御を説明するための図である。判定方法は図１０に示した方法と同様である。上記図４（ａ）、（ｂ）、及び上記図５（ａ）、（ｂ）に示したように６ｋＷｈの蓄電池を用いた場合、比較例１では一日の電気代が１９５円、比較例２では一日の電気代が１７０円となった。本実施の形態では電池残量の推移は比較例２と同様になり、一日の電気代は１７０円となる。

以上説明したように本実施の形態によれば、蓄電部２２の残量の価値を、充電に要したコストではなく、将来、放電により削減可能な電気代で評価し、現時点での充電に要するコストと比較することにより、充放電するタイミングを都度決定する。これにより、多段階の時間帯別の電気料金が設定されている場合において、蓄電部２２の容量を最大限に有効活用することができ、金銭的なメリットを最大限に享受することができる。

また、充電に要したコスト（サンクコスト）を用いないため、電気料金プランの変更や、天候等による電力使用量の変化があった場合でも、蓄電部２２の最大容量およびその時点における残量を好適に活用することができる。

ところで、太陽光発電システム等の再生可能エネルギーを用いた発電システムと併設される蓄電システムは、系統への出力を抑制する際に余剰電力を蓄積するために設置される。系統が供給超過になっている場合、発電電力の系統への出力が抑制されるが、蓄電システムを併設していれば、余剰電力を蓄電池に充電することができる。一方、出力抑制が不要な状態では、蓄電システムを他の用途に転用することができる。当該蓄電システムを上述した実施の形態に係るピークシフトに活用し、電気代を削減することができる。

上述のように２０１６年現在、日本では蓄電池から系統への逆潮流は禁止されているが、太陽電池から系統への売電は認められている。図９に示したコスト関数では、太陽電池からの売電を考慮していない例であるため負のコスト（受け取り）が発生しなかったが、太陽電池が併設される蓄電システムでは、負のコストが発生し得る。

図１２（ａ）、（ｂ）は、太陽電池が併設された蓄電池を用いた充放電制御の具体例を示す図である。前提として電気料金が２０円／ｋＷｈ（中間時間帯）、太陽光発電の買取価格が４０円／ｋＷｈ、残量価値関数Ｖ（ｔ，ＲＣ）の傾きが３０円／ｋＷｈとする。

図１２（ａ）は、０．６ｋＷの余剰が発生している場合の残量価値関数（点線）とコスト関数（実線）を比較した図である。例えば、太陽電池の発電量が１．６ｋＷで負荷３の消費電力が１ｋＷのとき０．６ｋＷの余剰が発生する。放電の範囲（グラフ左側）では、残量価値関数の傾き（点線）がコスト関数の傾き（実線）より小さいため放電しない。充電の範囲（グラフ右側〜インバータ定格１ｋＷまで）では、残量価値関数の傾き（点線）がコスト関数の傾き（実線）より小さいため充電しない。

蓄電池の充電量が０．６ｋＷ未満では、太陽電池の発電量に余剰が発生するため瞬時コストが負になる。太陽電池の買取価格（実線）が残量価値関数の傾き（点線）より大きいため充電せずに売電する。最大２４円／時（充電量＝０のとき）の受け取りになる。なお蓄電池が放電中は逆潮流が禁止されるため売電できない。

図１２（ｂ）は、０．３ｋＷの余剰が発生している場合の残量価値関数（点線）とコスト関数（実線）を比較した図である。例えば、太陽電池の発電量が１．３ｋＷで負荷３の消費電力が１ｋＷのとき０．３ｋＷの余剰が発生する。放電の範囲（グラフ左側）では、残量価値関数の傾き（点線）がコスト関数の傾き（実線）より小さいため放電しない。一方、充電の範囲（グラフ右側〜インバータ定格１ｋＷまで）では、残量価値関数の傾き（点線）がコスト関数の傾き（実線）より大きいため充電する。

以上、本発明を実施の形態をもとに説明した。実施の形態は例示であり、それらの各構成要素や各処理プロセスの組み合わせにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本発明の範囲にあることは当業者に理解されるところである。

上述した実施の形態では、３段階の時間帯別の電気料金が設定されている場合を例に説明したが、４段階以上の時間帯別の電気料金が設定されている場合にも、容易に拡張することができる。

なお、実施の形態は、以下の項目によって特定されてもよい。

［項目１］
蓄電部（２２）と、
前記蓄電部（２２）と、系統（２）と負荷（３）が接続された電力線（４）との間に介在し、前記蓄電部（２２）と前記電力線（４）との間の充放電を制御するインバータ装置（２１）と、
前記インバータ装置（２１）を制御する制御装置（１０）と、
を備える蓄電システム（１）であって、
前記制御装置（１０）は、
時刻ｔ以降における前記負荷（３）の消費電力量の予測推移と、時刻ｔ以降における時間帯別に多段階に設定された電気料金の推移をもとに、時刻ｔにおける前記蓄電部（２２）の残量と当該残量の経済的価値との関係を規定した残量価値関数を生成する残量価値関数生成部（１４）と、
前記残量価値関数と、計測された前記蓄電部（２２）の残量をもとに生成された追加充電した場合の経済的価値と、現在の時間帯の電気料金を比較して、前記蓄電部（２２）を充電するか放電するか決定する充放電決定部（１７）と、
を有することを特徴とする蓄電システム（１）。
これによれば、蓄電部（２２）を効率的に運用することができる。
［項目２］
前記充放電決定部（２１）は、前記追加充電した場合の経済的価値が前記現在の時間帯の電気料金より高い場合、前記蓄電部（２２）を充電すると決定し、前記追加充電した場合の経済的価値が前記現在の時間帯の電気料金より低い場合、前記蓄電部（２２）を放電すると決定することを特徴とする項目１に記載の蓄電システム（１）。
これによれば、充電すべきか放電すべきかを最適に決定することができる。
［項目３］
前記残量価値関数生成部（１４）は、電気料金が切り替わる時刻ｔにおける残量価値関数を生成し、
前記充放電決定部（１７）は、電気料金が次に切り替わる時刻ｔにおける残量価値関数と、計測された前記蓄電部（２２）の残量をもとに算出された追加充電した場合の経済的価値と、現在の時間帯の電気料金を比較することを特徴とする項目１または２に記載の蓄電システム（１）。
これによれば、現在充電する場合の電気料金と、その充電した容量を将来放電する場合に削減可能な経済的価値を比較することにより、充電すべきか放電すべきかを最適に決定することができる。
［項目４］
蓄電部（２２）と、系統（２）および負荷（３）が接続された電力線（４）との間に介在し、前記蓄電部（２２）と前記電力線（４）との間の充放電を制御するインバータ装置（２３）を制御する制御装置（１０）であって、
時刻ｔ以降における前記負荷（３）の消費電力量の予測推移と、時刻ｔ以降における時間帯別に多段階に設定された電気料金の推移をもとに、時刻ｔにおける前記蓄電部（２２）の残量と当該残量の経済的価値との関係を規定した残量価値関数を生成する残量価値関数生成部（１４）と、
前記残量価値関数と、計測された前記蓄電部（２２）の残量をもとに算出された追加充電した場合の経済的価値と、現在の時間帯の電気料金を比較して、前記蓄電部（２２）を充電するか放電するか決定する充放電決定部（１７）と、
を有することを特徴とする制御装置（１０）。
これによれば、蓄電部（２２）を効率的に運用することができる。
［項目５］
蓄電部（２２）と、系統（２）および負荷（３）が接続された電力線（４）との間に介在し、前記蓄電部（２２）と前記電力線（４）との間の充放電を制御する制御方法であって、
時刻ｔ以降における前記負荷の消費電力量の予測推移と、時刻ｔ以降における時間帯別に多段階に設定された電気料金の推移をもとに、時刻ｔにおける前記蓄電部（２２）の残量と当該残量の経済的価値との関係を規定した残量価値関数を生成するステップと、
前記残量価値関数と、計測された前記蓄電部（２２）の残量をもとに算出された追加充電した場合の経済的価値と、現在の時間帯の電気料金を比較して、前記蓄電部（２２）を充電するか放電するか決定するステップと、
を有することを特徴とする制御方法。
これによれば、蓄電部（２２）を効率的に運用することができる。
［項目６］
蓄電部（２２）と、系統（２）および負荷（３）が接続された電力線（４）との間に介在し、前記蓄電部（２２）と前記電力線（４）との間の充放電を制御する制御プログラムであって、
時刻ｔ以降における前記負荷（３）の消費電力量の予測推移と、時刻ｔ以降における時間帯別に多段階に設定された電気料金の推移をもとに、時刻ｔにおける前記蓄電部（２２）の残量と当該残量の経済的価値との関係を規定した残量価値関数を生成する処理と、
前記残量価値関数と、計測された前記蓄電部（２２）の残量をもとに算出された追加充電した場合の経済的価値と、現在の時間帯の電気料金を比較して、前記蓄電部（２２）を充電するか放電するか決定する処理と、
をコンピュータに実行させることを特徴とする制御プログラム。
これによれば、蓄電部（２２）を効率的に運用することができる。

１ 蓄電システム、 ２ 系統、 ３ 負荷、 ４ 電力線、 ５ メータ、 １０ 制御装置、 １１ 電力使用履歴記憶部、 １２ 時間帯別消費電力量予測部、 １３ 時間帯別電気料金取得部、 １４ 残量価値関数生成部、 １５ 価値算出部、 １６ コスト関数生成部、 １７ 充放電決定部、 ２０ 蓄電装置、 ２１ 充放電制御部、 ２２ 蓄電部、 ２３ 残量計測部、 ３０ 電力計測部。

Claims (6)

1. 蓄電部と、
   前記蓄電部と、系統と負荷が接続された電力線との間に介在し、前記蓄電部と前記電力線との間の充放電を制御するインバータ装置と、
   前記インバータ装置を制御する制御装置と、
   を備える蓄電システムであって、
   前記制御装置は、
   時刻ｔ以降における前記負荷の消費電力量の予測推移と、時刻ｔ以降における時間帯別に多段階に設定された電気料金の推移をもとに、時刻ｔにおける前記蓄電部の残量と当該残量の経済的価値との関係を規定した残量価値関数を生成する残量価値関数生成部と、
   前記残量価値関数と、計測された前記蓄電部の残量をもとに生成された追加充電した場合の経済的価値と、現在の時間帯の電気料金を比較して、前記蓄電部を充電するか放電するか決定する充放電決定部と、
   を有することを特徴とする蓄電システム。
2. 前記充放電決定部は、前記追加充電した場合の経済的価値が前記現在の時間帯の電気料金より高い場合、前記蓄電部を充電すると決定し、前記追加充電した場合の経済的価値が前記現在の時間帯の電気料金より低い場合、前記蓄電部を放電すると決定することを特徴とする請求項１に記載の蓄電システム。
3. 前記残量価値関数生成部は、電気料金が切り替わる時刻ｔにおける残量価値関数を生成し、
   前記充放電決定部は、電気料金が次に切り替わる時刻ｔにおける残量価値関数と、計測された前記蓄電部の残量をもとに算出された追加充電した場合の経済的価値と、現在の時間帯の電気料金を比較することを特徴とする請求項１または２に記載の蓄電システム。
4. 蓄電部と、系統および負荷が接続された電力線との間に介在し、前記蓄電部と前記電力線との間の充放電を制御するインバータ装置を制御する制御装置であって、
   時刻ｔ以降における前記負荷の消費電力量の予測推移と、時刻ｔ以降における時間帯別に多段階に設定された電気料金の推移をもとに、時刻ｔにおける前記蓄電部の残量と当該残量の経済的価値との関係を規定した残量価値関数を生成する残量価値関数生成部と、
   前記残量価値関数と、計測された前記蓄電部の残量をもとに算出された追加充電した場合の経済的価値と、現在の時間帯の電気料金を比較して、前記蓄電部を充電するか放電するか決定する充放電決定部と、
   を有することを特徴とする制御装置。
5. 蓄電部と、系統および負荷が接続された電力線との間に介在し、前記蓄電部と前記電力線との間の充放電を制御する制御方法であって、
   時刻ｔ以降における前記負荷の消費電力量の予測推移と、時刻ｔ以降における時間帯別に多段階に設定された電気料金の推移をもとに、時刻ｔにおける前記蓄電部の残量と当該残量の経済的価値との関係を規定した残量価値関数を生成するステップと、
   前記残量価値関数と、計測された前記蓄電部の残量をもとに算出された追加充電した場合の経済的価値と、現在の時間帯の電気料金を比較して、前記蓄電部を充電するか放電するか決定するステップと、
   を有することを特徴とする制御方法。
6. 蓄電部と、系統および負荷が接続された電力線との間に介在し、前記蓄電部と前記電力線との間の充放電を制御する制御プログラムであって、
   時刻ｔ以降における前記負荷の消費電力量の予測推移と、時刻ｔ以降における時間帯別に多段階に設定された電気料金の推移をもとに、時刻ｔにおける前記蓄電部の残量と当該残量の経済的価値との関係を規定した残量価値関数を生成する処理と、
   前記残量価値関数と、計測された前記蓄電部の残量をもとに算出された追加充電した場合の経済的価値と、現在の時間帯の電気料金を比較して、前記蓄電部を充電するか放電するか決定する処理と、
   をコンピュータに実行させることを特徴とする制御プログラム。