JP6137497B2 - 電力供給管理システム - Google Patents

Description

本発明は、電力の需要家に対して少なくとも電気料金に関する情報を提供することができる電力供給管理システムに関する。

従来から、時間帯別の電気料金（電力料金単価）の情報を外部から受信し、その受信した時間帯別の電気料金の情報を需要家（ユーザ）に報知する装置が知られている（例えば、特許文献１を参照。）。

一般に、電気料金は、発電電力量（供給可能電力量）に対する消費電力量（需要電力量）の割合を平準化することを目的として、発電電力量に対して消費電力量が少ない時間帯（即ち、供給可能電力量に余裕がある時間帯）において低い料金に設定される。更に、需要家は、一般に電気料金が低い時間帯において電気負荷装置を使用し且つ電気料金が高い時間帯において電気負荷装置の使用を控える行動を取る傾向にある。従って、上記従来の装置によれば、需要家の電力消費行動を適切に誘導できるから、消費電力量が発電電力量を超えることがないように消費電力量が平準化されることが期待される。

特開２０１２−２１０１３２号公報

ところで、需要家の住宅内には、家電機器（テレビ、電子レンジ、エアーコンディショナー及び照明等）のように比較的消費電力の小さい住宅内電気負荷が存在する。更に、需要家の住宅内には、例えば、プラグインハイブリッド車両及び電気自動車等（以下、「ＰＨＶ／ＥＶ等」と称呼する。）の車載蓄電池を充電する充放電装置のように、消費電力が住宅内電気負荷に比較して極めて大きい負荷（以下、「大消費電力負荷」とも称呼する。）が存在することが多い。従って、需要家が低電気料金の時間帯において例えば車載蓄電池の充電を行えば、消費電力量を消費電力量が多い時間帯から少ない時間帯へと多く移行できるので、消費電力量の平準化をより確実に行うことができる。

しかしながら、需要家が例えばＰＨＶ／ＥＶ等の大消費電力負荷を使用する時間帯（例えば、自動車を使用する時間帯）はライフスタイルによりある程度決まっていることが多い。換言すると、需要家の住宅において例えば車載蓄電池を充電する等の大消費電力負荷を使用する時間帯には制約があることが多い。そのため、上記従来の装置のように、時間帯別の電気料金の情報を需要家に報知した場合、需要家は低電気料金の時間帯において住宅内電気負荷を積極的に使用する行動をとる可能性は高まるものの、例えば、車載蓄電池を積極的に充電する（大消費電力負荷を積極的に使用する）ように行動する可能性はそれ程高くならない。その結果、消費電力量の平準化を適切に図ることが容易ではないという問題がある。

本発明は上記課題に対処するためになされた。即ち、本発明の目的の一つは、需要家の電力消費に係る行動を好適に誘導することが可能であり、以て、消費電力量の平準化をより高い確率で実現することができる、電力供給管理システムを提供することにある。

上記目的を達成するための「本発明による電力供給管理システム（以下、単に「本発明システム」とも称呼する。）」は、何れもが需要家の住宅にて使用される第１電気負荷装置及び第２電気負荷装置に電力供給系統から電力を供給するためのシステムである。前記第１電気負荷装置の消費電力は第１の値である。前記第２電気負荷装置の消費電力は、前記第１の値と異なる第２の値である。よって、第１電気負荷装置の消費電力量は第２電気負荷装置の消費電力量と相違する。

更に、本発明システムは、
時間帯別の電力料金単価を設定する料金設定部、及び、
前記設定された電力料金単価に関する情報を前記需要家に報知する報知部、
を備える。

加えて、前記料金設定部は、前記第１電気負荷装置に対する電力料金単価である第１電力料金単価と、前記第２電気負荷装置に対する電力料金単価である第２電力料金単価と、を互いに異なるように設定する。

従って、本発明システムによれば、需要家に、第１電気負荷装置を使用する電力消費行動と、第２電気負荷装置を使用する電力消費行動と、を個別に促すことができる。その結果、ある時間帯の消費電力量の一部を他の時間帯へと容易に移行させることができるので、消費電力量の平準化をより高い確率で実現することができる。

本発明システムの一側面において、
前記第２の値は前記第１の値よりも大きく（即ち、第２電気負荷装置の消費電力の方が第１電気負荷装置の消費電力よりも大きく）、
前記料金設定部は、前記第２電力料金単価を前記第１電力料金単価よりも低い値に設定するように構成される。

これによれば、第１電気負荷装置よりも消費電力の大きい第２電気負荷装置を所望の時間帯に使用させるように需要家の電力消費行動を容易に誘導することできる。その結果、ある時間帯の消費電力量の一部を他の時間帯へとより確実に移行させることができるから、消費電力量の平準化をより高い確率で実現することができる。

更に、本発明システムの他の側面において、
前記第１電気負荷装置は住宅内電気負荷であり、
前記第２電気負荷装置は自動車駆動用の車載蓄電池を充電する際に使用される充放電装置である。

これによれば、消費電力の大きい「車載蓄電池を充電する電力消費行動」を所望の時間帯へと容易に誘導することできる。その結果、ある時間帯の消費電力量の多くを他の時間帯へとより確実に移行させることができるから、消費電力量の平準化をより高い確率で実現することができる。

更に、本発明システムの他の側面において、
前記料金設定部は、
前記第１電力料金単価を複数の住宅を含む所定の地域に対して共通する値に設定し、且つ、前記所定の地域の前記電力供給系統に組み込まれるとともに前記複数の住宅のうちの二以上の住宅に対して電力を供給する単一の変圧器毎に前記第２電力料金単価を設定する。

これによれば、単一の変圧器毎に第２電力料金単価を設定できるので、その単一の変圧器を介して二以上の需要家の住宅へ供給される電力量の総和（以下、「総系統受電電力量」とも称呼する。）を変圧器毎に平準化することができる。

この場合、前記料金設定部は、
前記第２電力料金単価を設定するための「前記第１電力料金単価に対する割引率」を決定し、前記決定した割引率と前記第１電力料金単価とに基づいて前記第２電力料金単価を設定するように構成されることが好適である。

これによれば、第２電力料金単価が第１電力料金単価を超えないようにしながら、第２電力料金単価を簡単に設定することができる。

更に、本発明システムの他の側面において、
前記料金設定部は、
「前記単一の変圧器から同単一の変圧器に接続されている前記二以上の住宅のそれぞれに供給される電力量の総和である総系統受電電力量の予測値を、前記単一の変圧器の定格容量を電力量相当に変換した値で除した値、である予測負荷率」を前記時間帯別に取得し、
前記予測負荷率が第１負荷率である時間帯における前記第２電力料金単価が、前記予測負荷率が前記第１負荷率よりも大きい第２負荷率である時間帯における前記第２電力料金単価よりも低くなるように、前記第２電力料金単価を設定するように構成される。

これによれば、予測される変圧器の負荷率（予測負荷率）が高いほど第２電力料金単価が低い値に設定されるので、第２電気負荷装置を用いた電力消費行動（例えば、車載蓄電池の充電）を予測負荷率が「より高い時間帯」から「より低い時間帯」へと容易に誘導することができる。その結果、単一の変圧器の定格容量を超えないようにしながら電力供給系統から複数の需要家の住宅（その単一の変圧器から電力が供給されている住宅）へ電力を供給することができる。よって、副次的には、定格容量がより大きい変圧器へと変更する必要性が低くなるので、変圧器変更に伴う設備投資に係る費用を低減することができる。

更に、本発明システムの他の側面において、
前記料金設定部は、
前記時間帯別の総太陽光発電余剰電力量を予測し、前記予測した前記時間帯別の総太陽光発電余剰電力量が大きいほど前記第２電力料金単価を低下させる。
前記時間帯別の総太陽光発電余剰電力量は、「前記単一の変圧器に接続されている前記二以上の住宅のそれぞれの太陽光発電装置による発電電力量の総和である総太陽光発電電力量」の前記時間帯別の値と、「前記単一の変圧器に接続されている前記二以上の住宅のそれぞれの消費電力量の総和である総消費電力量」の前記時間帯別の値と、の差である。

これによれば、変圧器毎に異なる「太陽光発電による余剰電力量」をより多く消費するように、需要家に第２電気負荷装置を用いた電力消費行動（例えば、車載蓄電池の充電）をとるように促すことができる。その結果、太陽光発電により発電された電力を無駄にすることなく消費することができる。

更に、本発明システムの他の側面において、
前記料金設定部は、
前記単一の変換器についての前記第２電力料金単価を所定の下限値（例えば、「０円」）以上であり且つ前記第１電力料金単価以下の範囲内において変動させるように構成され、且つ、
前記時間帯別の総太陽光発電余剰電力量を予測し、前記予測した前記時間帯別の総太陽光発電余剰電力量が前記単一の変圧器の定格容量に基づいて定まる逆潮抑制閾値電力量以上であるとき、前記第２電力料金単価を前記下限値に設定するように構成される。

総太陽光発電余剰電力量が過剰となると逆潮流する電力量が過大となり、電力供給系統により送電される電力が不安定となるので、一般に、逆潮流する電力を抑制するように太陽光発電装置による発電が抑制される。その結果、太陽光発電装置は、更に発電する余裕があるにも関わらず、そのような発電を行わなくなる。

そこで、上記側面のように、予測した時間帯別の総太陽光発電余剰電力量が「単一の変圧器の定格容量に基づいて定まる逆潮抑制閾値電力量」以上となった場合、第２電力料金単価を下限値に設定すれば、需要家は第２電気負荷装置を用いた電力消費行動（例えば、車載蓄電池の充電）をとる可能性が高くなる。よって、総太陽光発電余剰電力量が逆潮抑制閾値電力量を超えないようにすることができる。その結果、太陽光発電装置による発電が抑制されずに同太陽光発電装置の発電能力を有効に活用でき、更に、需要家は例えばガソリンに代わる安価な電気エネルギーを得ることができる。

本発明の他の目的、他の特徴及び付随する利点は、以下の図面を参照しつつ記述される本発明の実施形態についての説明から容易に理解されるであろう。更に、本発明は、本発明システムにおいて使用される方法にも当然に及ぶ。

図１は、本発明の実施形態に係る電力供給管理システムの概略構成図である。 図２は、各種の電力量の時間的推移を示したグラフである。 図３は、各種の電力量の時間的推移を示したグラフである。 図４の（Ａ）は総系統受電電力量及び総系統受電電力等の時間的推移を示したグラフであり、図４の（Ｂ）は総系統受電電力量と総系統受電電力との関係を示したグラフである。 図５は、図１に示したＣＥＭＳが実行するルーチンを示したフローチャートである。 図６は、時間帯別の総消費電力量の一例を示す表である。

（システムの構成）
図１は、本発明の実施形態に係る電力供給管理システム（以下、「本システム」とも称呼する。）１０の概略構成を示している。本システム１０は、電力料金単価に関する情報を需要家に報知する電力料金関連情報提供システムでもある。本システム１０は、商用電源系統２０と、ＣＥＭＳ（Ｃｏｍｍｕｎｉｔｙ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）３０と、複数の需要家（電力の個人ユーザ）の住宅４０と、を含んで構成されている。なお、図１において、実線は電力線を示し、破線はデータ通信線を示している。

商用電源系統（電力供給系統）２０は、電気事業者（電力会社）の発電所（例えば、火力発電所）にて発電された電力を「住宅４０及び図示しないオフィス等のユーザ設備」に送電するためのシステムである。商用電源系統２０は、高圧配電線ＨＬに接続された柱上トランス（以下、「変圧器」と称呼する。）２１を含む。高圧配電線ＨＬは「発電所からの電力が送られる配電用変電所」に接続されており、高電圧（例えば、６６００Ｖ）が印加されている。変圧器２１は、その高電圧を、住宅４０及びオフィス等において使用可能な電圧（例えば、１００Ｖ）に変更（変圧）する。通常、一つの変圧器２１は、複数の（即ち、二以上の）住宅４０と接続されていて、この一つの変圧器２１を介してその複数の住宅４０に電力が供給される。

ＣＥＭＳ３０は、発電所から管理対象の地域に供給される電力の供給量、管理対象の地域内の需要家が所有する太陽光発電装置が発電する電力の量、及び、その管理対象の地域の消費電力量（電力需要）等の管理を行うエネルギー管理システムである。ＣＥＭＳ３０は、コンピュータ（演算処理装置）及びデータ蓄積装置を含んでいる。

住宅４０は、分電盤４１、太陽光発電装置４２、住宅内電気負荷４３、情報端末４４、充放電装置４５及びＨＥＭＳ５０等を備えている。

分電盤４１は、変圧器２１及び太陽光発電装置４２と接続されていて、変圧器２１を介して商用電源系統２０から電力を受け取るとともに、太陽光発電装置４２から太陽光発電装置４２が発電した電力を受け取るようになっている。更に、分電盤４１は、住宅内電気負荷４３、情報端末４４及び充放電装置４５等と接続されていて、これらに電力を分配するようになっている。

太陽光発電装置４２は、太陽光を使用して発電する装置であり、何れも図示しない太陽光パネルとパワーコントローラとを備えている。太陽光発電装置４２は変圧器２１にも接続されていて、変圧器２１を介して太陽光発電装置４２が発電した電力を商用電源系統２０に供給できるようになっている。太陽光発電装置４２のパワーコントローラは、太陽光パネルによる発電電力を調整できるようになっている。

住宅内電気負荷４３は、一般に、住宅４０の家屋内で使用される電気負荷であり、テレビ、エアーコンディショナー、照明、電子レンジ及び洗濯機等の家電機器を含む。住宅内電気負荷４３は、便宜上「第１電気負荷装置」とも称呼される。

情報端末４４は、携帯電話、ＰＣ（ディスプレイを含むパーソナルコンピュータ）、フォトフレーム、家電機器用のコントローラ及び家電機器用のリモートコントローラ等を含む。情報端末４４が電力を消費する場合、情報端末４４は住宅内電気負荷４３として取り扱われる。

充放電装置４５は、需要家のＰＨＶ／ＥＶが搭載している「自動車駆動用のバッテリ（以下、単に「車載蓄電池」とも称呼する。）４６」を充電するための装置である。更に、充放電装置４５は、分電盤４１を介して車載蓄電池４６からの電力を住宅内電気負荷４３に供給することができる。充放電装置４５は、住宅４０の家屋に隣接した屋外に設置されている。充放電装置４５は、便宜上「第２電気負荷装置」とも称呼される。充放電装置４５（第２電気負荷装置）が車載蓄電池４６を充電する際の消費電力（ｋＷ）は、住宅内電気負荷４３（第１電気負荷装置）の消費電力（ｋＷ）よりも極めて大きい。よって、充放電装置４５の消費電力量（ｋＷｈ）は住宅内電気負荷４３の消費電力量（ｋＷｈ）よりも極めて大きい。

ＨＥＭＳ５０（Ｈｏｍｅ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）は、コンピュータ（演算処理装置）、データ蓄積装置及びディスプレイ等を含んでいる。ＨＥＭＳ５０は、分電盤４１、太陽光発電装置４２のパワーコントローラ、住宅内電気負荷４３、情報端末４４及び充放電装置４５等と通信可能（無線通信及び／又は有線通信可能）に接続されていて、これらの装置から情報を受信するとともに、これらの装置に制御信号を含む情報を送信するようになっている。

更に、ＨＥＭＳ５０は、ネットワークＮＷを通してＣＥＭＳ３０と通信可能に接続されていて、ＣＥＭＳ３０に対して情報を送信するとともに、ＣＥＭＳ３０から情報を受信するようになっている。

（電力料金単価設定の概要）
本システム１０は種々の目的を有するが、その主たる目的は次のとおりである。
（１）変圧器２１毎の電力（単一の変圧器２１から住宅４０に供給される電力）をその変圧器２１の定格容量（例えば、２０〜３０ｋＶＡ）以下の所定値近傍の値に平準化させること（変圧器の定格容量をアップするため設備投資の回避）、
（２）需要家のエネルギー使用に係る費用を低減させること、及び、
（３）太陽光発電装置の有効活用を図ること。
本システム１０は、係る目的を達成するために、電力料金単価（例えば、１ｋＷｈの電気料金）を以下に述べる考え方に基づいて設定する。

上記目的（１）は、後述する変圧器２１の負荷率が１００％未満であって「できるだけ大きい値」に安定して維持されるように、需要家の電力消費行動を誘導することにより達成され得る。
上記目的（２）及び（３）は、太陽光発電装置４２によって発電された電力が無駄なく使用され、且つ、太陽光発電装置４２による発電に制限がかかることがないように、需要家の電力消費行動を誘導することにより達成され得る。

そこで、本システム１０は、状況に応じて、「充放電装置４５を用いてＰＨＶ／ＥＶの車載蓄電池４６を充電する場合の電力料金単価」を「住宅内電気負荷４３を使用する場合の電力料金単価」以下の値に設定する。これは、個々の住宅内電気負荷４３の消費電力量に対して車載蓄電池４６を充電するときの充放電装置４５の消費電力量が格段に大きいので、充放電装置４５を用いて車載蓄電池４６を充電する電力消費行動を適切な時間帯に誘導すれば上記目的をより容易に実現することができるからである。

ここで、以下の説明において使用される主たる用語の意味について記述する。
・第１電力料金単価：住宅内電気負荷４３を使用する場合の電力料金単価（単位：円／ｋＷｈ）。第１電力料金単価は、本実施形態において、電気事業者が提示する時間帯別の電力料金単価と等しい値に設定される。この電気事業者が提示する時間帯別の電力料金単価は、「ＲＴＰ単価（Ｒｅａｌ Ｔｉｍｅ Ｐｒｉｃｉｎｇ）」とも称呼され、所定時間（本実施形態においては３０分）毎に設定される。第１電力料金単価は、発電所の発電電力量と、その発電所からの電力が供給される地域の消費電力量とのバランスに応じて電気事業者により設定される。より具体的には、一般に、第１電力料金単価はその地域の予測される消費電力量が発電所の予測される発電電力量に近づくほど高い値に設定される。

・第２電力料金単価：充放電装置４５を使用して車載蓄電池４６を充電する場合の電力料金単価（単位：円／ｋＷｈ）。本システム１０は、この第２電力料金単価を第１電力料金単価以下の単価に設定する。

なお、本明細書において、特定の電力量の冒頭に「総」が付されている場合、その電力量は「単一の変圧器２１」を介して電力の授受を行う複数の住宅（需要家）についての総和（合計値）を表す。即ち、例えば、「ＡＡ電力量」とは各住宅のＡＡ電力量を意味し、「総ＡＡ電力量」とは単一の変圧器２１に接続されている複数の住宅の各ＡＡ電力量の総和（合計値）を意味する。

・太陽光発電電力量：太陽光発電装置４２によって発電される電力の量（単位：ｋＷｈ）。太陽光発電電力量は、ｐｖ（photovolatic）発電量とも称呼される。
・消費電力量：住宅４０において消費される電力量（住宅内電気負荷４３及び充放電装置４５により消費される電力の量）（単位：ｋＷｈ）。
・系統受電電力量：変圧器２１から住宅４０へと供給されている（住宅４０が引き込んでいる）電力の量（単位：ｋＷｈ）。系統受電電力量は「系統受電量」とも称呼される。

・負荷率：変圧器２１の負荷率（変圧器２１から住宅４０へと供給されている電力をその変圧器２１の定格容量で除した値。）。本例において、この負荷率は、総系統受電電力量を、その総系統受電電力量に対応する単一の変圧器２１の定格容量を１時間倍した値（以下、「定格容量対応値」とも称呼する）により除することにより算出される。
・太陽光発電余剰電力量：太陽光発電電力量から消費電力量を減じた値（単位：ｋＷｈ）。
・ＰＨＶ充電電力量：ＰＨＶ／ＥＶの車載蓄電池４６を充電するために充放電装置４５によって消費される電力の量（単位：ｋＷｈ）。

図２は、ある単一の変圧器２１についての各種電力量を示したグラフである。図２の曲線Ｃ４により示したように、この変圧器２１に対する需要家の多くは、ＰＨＶ／ＥＶを使用しない（運転しない）深夜の時間帯（例えば、２：００〜５：００）に車載蓄電池４６の充電を行うことが多い。更に、この需要家は早朝に住宅内電気負荷４３を多く使用している。この結果、曲線Ｃ１により示したように、深夜〜早朝の時間帯（２：００〜６：００）における総系統受電電力量は非常に大きくなっている。

更に、この変圧器２１に対する需要家は、朝の時間帯（例えば、６：００〜９：００）及び夕方〜深夜の時間帯（例えば、１６：００〜１：３０）において住宅内電気負荷４３を比較的多く使用している。その結果、これらの時間帯において、総系統受電電力量が比較的大きくなっている。換言すると、昼の時間帯（９：００〜１６：００）において住宅内電気負荷４３はあまり使用されず且つ車載蓄電池４６の充電も行われなることが少ないので、総系統受電電力量は比較的小さくなっている。

一方、朝から夕方の時間帯（７：００〜１８：００）において太陽光発電装置４２のソーラーパネルに日光が照射する。よって、曲線Ｃ２により示したように、この時間帯における総太陽光発電電力量が大きくなっている。これらの結果、曲線Ｃ３により示したように、総太陽光発電余剰電力量は、特に、正午の前後の時間帯（１０：００〜１４：００）において非常に大きくなっている。従って、この時間帯においては、太陽光発電装置４２によって発電された電力のうちの余剰な電力が商用電源系統２０へと供給される（逆潮流する）。

図３は、図２に示した曲線Ｃ１、Ｃ３及びＣ４と、第１電力料金単価としてのＲＴＰ単価（曲線Ｃ５）の一例を示したグラフである。図３から理解されるように、この例のＲＴＰ単価は、午前０時から早朝（０：００〜６：３０）までは比較的低いが、朝の時間帯（６：３０〜８：３０）において非常に高い。更に、ＲＴＰ単価は、昼の時間帯（８：３０〜１６：００において一日のうちで最も低くなり、夕方〜深夜の時間帯（１６：００〜０：００）において比較的高くなっている。

ところで、前述したように、狙いの時間帯において住宅内電気負荷４３をより多く使用させるように各需要家の電力消費行動を誘導したとしても、個々の住宅内電気負荷４３の消費電力量が小さいことから、総消費電力量の大幅な時間的移動が期待できない。これに対し、車載蓄電池４６を充電するときの充放電装置４５の消費電力量は非常に大きいので、狙いの時間帯において充放電装置４５を用いた車載蓄電池４６の充電を行うように各需要家の電力消費行動を誘導すれば、総消費電力量の大幅な時間的移動を実現することができる。

より具体的に述べると、図３において、総系統受電電力量が過大となっている「破線の円Ｒ１により囲まれた総系統受電電力量の一部」を、総系統受電電力量が低い時間帯（昼の時間帯）へと移動することができれば、変圧器２１の負荷率の平準化を実現することができ、且つ、変圧器２１の定格容量を増加させるための設備投資の必要性を小さくすることができる。更に、その昼の時間帯に移動された総系統受電電力量の一部を、図３において楕円Ｒ２により囲まれた太陽光発電余剰電力量により賄わせることができれば、太陽光発電装置４２の発電能力を有効に活用することができる。

そして、上記のように電力を消費させるためには、矢印Ａ及びＢにより示したように、「消費電力量が大きく総系統受電電力量への影響力が大きい車載蓄電池４６の充電」を、総系統受電電力量（従って、負荷率）が大きい深夜の時間帯に実行させるのではなく、総系統受電電力量（従って、負荷率）が小さく且つ総太陽光発電余剰電力量が大きくなる昼の時間帯に実行させることが有効である。

一方、需要家はＰＨＶ／ＥＶを利用する外出の予定を考慮して車載蓄電池４６の充電を行う必要があるので、車載蓄電池４６を充電することができる時間帯には制約がある。従って、従来のＲＴＰ単価の設定及び需要家への報知のみでは、外出する可能性が高い時間帯（例えば、昼の時間帯）に車載蓄電池４６の充電を行わせることは容易ではない。そこで、本システム１０は、車載蓄電池４６の充電を推奨したい時間帯において、車載蓄電池４６の充電に用いられる電力に対する第２電力料金単価を第１電力料金単価（本例のＲＴＰ単価）よりも低く設定する。

（第２電力料金単価の具体的設定手法）
以上に述べた考え方に基づき、本システム１０は以下のように第２電力料金単価を設定（決定）する。

１．変圧器（柱上トランス）の負荷率の最大化
本システム１０は、上記目的（１）を実現するため、変圧器２１の負荷率が上限値である１００％（＝１）を超えない範囲において、できるだけ大きい値を安定的に維持するように、第２電力料金単価を決定する。そのために、本システム１０は、変圧器２１の負荷率の予測値（予測負荷率）が低いほど、第２電力料金単価を低い値に設定する。

より具体的に述べると、本システム１０は、第２電力料金単価（ＳＰ）を、第１電力料金単価（ＦＰ）と割引率（ＤＲ）とに基づいて決定する（即ち、ＳＰ＝（１−ＤＲ）・ＦＰ）。従って、本システム１０は、変圧器２１の負荷率の予測値が低いほど割引率ＤＲを大きい値に設定する。換言すると、本システム１０は、変圧器２１の負荷率の予測値が高いほど割引率ＤＲが小さくなるように、割引率ＤＲを決定する。

２.電力量に基づく管理
ところで、本システム１０は「電力量（ｋＷｈ）」に基づいて電力の管理及び情報の提供を行う。一方、変圧器２１の定格容量は電力（瞬時値、単位：ｋＶＡ＝ｋＷ）である。よって、総系統受電電力量を管理（制御）することによって変圧器２１を流れる電気の電力（即ち、総系統受電電力）が変圧器２１の定格容量を超えないようにするためには、総系統受電電力量と系統受電電力との間に強い相関があることを確認する必要がある。そこで、発明者は、これらの間の関係を調べた。結果を図４の（Ａ）及び（Ｂ）に示した。

図４の（Ａ）は、単一の変圧器２１についての総系統受電電力Ｙ（即ち、単一の変圧器２１に接続されている複数の住宅に引き込まれる総電力、ＩＮ−ＢＯＵＮＤ）と、総系統受電電力量Ｘ（即ち、単一の変圧器２１に接続されている複数の住宅に引き込まれる総電力量）と、の時間帯別の変化を曲線Ｌ１及びＬ２によりそれぞれ示したグラフである。図４の（Ｂ）は、図４の（Ａ）に示したデータに基づいて、ＹとＸとの関係を示したグラフである。図４の（Ａ）及び（Ｂ）から理解されるように、総系統受電電力Ｙと総系統受電電力量Ｘとの間には略比例関係（Ｙ＝ａ・Ｘ＋ｂ）が成立する。

従って、総系統受電電力量Ｘを、変圧器２１の定格容量Ｙｔｈと上記比例関係とにより定まる「総系統受電電力量に相当する値」から余裕量を減じた値（図４の（Ａ）に線Ｌ４により例示した平準化閾値Ｘｔｈ）、に近づけることができれば、総系統受電電力Ｙを「変圧器２１の定格容量Ｙｔｈを超えない範囲で同定格容量Ｙｔｈに近づける」ことができる。換言すると、総系統受電電力量Ｘを平準化閾値Ｘｔｈに近い値に安定的に維持することができれば、変圧器２１の負荷率を上限値（１００％）未満であって上限値に近い値に安定的に維持することができる。

３.太陽光発電による余剰電力の活用と過大な逆潮流の抑制
本システム１０は、太陽光発電装置４２による余剰電力を車載蓄電池４６の充電に充てるように需要家の電力消費行動を誘導することによって、上記目的（２）を達成する。即ち、需要家がガソリンを用いて自動車を駆動するためのエネルギーを得る代わりに、太陽光発電装置４２による余剰電力を自動車を駆動するためのエネルギーとして使用するように、需要家の電力消費行動を誘導する。この結果、社会全体が自然エネルギーを有効に活用することができ、熱源をガソリンから太陽光へと変換することができる。更に、電力料金単価（第２電力料金単価）が低いときに車載蓄電池４６を充電する頻度が高くなるので、需要家は自動車を駆動するためのエネルギーに要する出費を低減することができる。

更に、本システム１０は、太陽光発電装置４２による余剰電力を車載蓄電池４６の充電に充てるように需要家の電力消費行動を誘導することによって、過大な逆潮流を抑制しながら太陽光発電装置４２を有効に利用する。逆潮流は、需要家の太陽光発電装置４２によって生じた余剰電力を、変圧器２１を介して商用電源系統２０へ戻す電気の流れである。

逆潮流の電力量が過大となると、商用電源系統２０の動作が不安定となる。そこで、一般的には、逆潮流によって変圧器２１の出力側電圧が「変圧器２１の定格容量に基づいて定まる逆潮抑制閾値電圧Ｖｔｈ」以上となると、変圧器２１及び／又は太陽光発電装置４２のパワーコントローラが太陽光発電装置４２の発電量を低下させる。この太陽光発電装置４２の発電量の抑制制御は「逆潮抑制制御」とも称呼される。逆潮抑制制御が行われると、太陽光発電装置４２の発電能力が十分に活用できていない状態が生まれ、その結果、本来であれば利用可能な電力（太陽光エネルギー）が利用されない事態を招く。

一方、発明者の検討によれば、逆潮抑制閾値電圧Ｖｔｈと逆潮抑制制御が開始されるときの総太陽光発電余剰電力量とは一定の関係があることが判明した。つまり、総太陽光発電余剰電力量が、変圧器２１の定格容量に基づいて定まる逆潮抑制閾値電力量ＰＶｔｈを超えると逆潮抑制制御が開始される。

そこで、本システム１０は、総太陽光発電余剰電力量が「逆潮抑制閾値電力量ＰＶｔｈに基づいて定まる暫定閾値（ＰＶｔｈ−Ｄ）」を超えると割引率ＤＲが急激に大きくなるように割引率ＤＲを設定する。これにより、本システム１０は、総太陽光発電余剰電力量を車載蓄電池４６の充電によって減少させ、以て、逆潮抑制制御を回避して太陽光エネルギー及び太陽光発電装置４２の発電能力を有効活用する。

４.具体的作動
以下、上述した電力料金単価設定の考え方に則した「本システム１０のＣＥＭＳ３０のコンピュータ（以下、「ＣＥＭＳ」と略す。）の具体的な作動」について説明する。ＣＥＭＳは、単一の変圧器２１毎に電力量の管理を行う。更に、電力量の管理は、本例において３０分単位を１コマ（単位時間幅）として行われる。即ち、一日（２４時間）は４８コマに分割される（コマ０〜コマ４７）。但し、１コマの単位は３０分に限定されず、例えば、２０分でも１時間でもよい。

ＣＥＭＳは所定のタイミング（例えば、毎日２０時３０分）になると、図５にフローチャートにより示した処理をステップ５００から開始し、以下に述べるステップ５０５乃至ステップ５６０の処理を順に行い、その後、ステップ５９５に進んでこの処理を終了する。なお、本例において、ＣＥＭＳは、本日の２１時００分から明日の２１時００分までの期間（以下、「予測期間」と称呼する。）についての第２電力料金単価ＳＰを決定する。

ステップ５０５：ＣＥＭＳは、予測期間の総太陽光発電電力量ＰＶＷＨをコマ単位（３０分単位）で予測する。このとき、ＣＥＭＳは、予めＨＥＭＳ５０を介して取得されている「着目する変圧器２１に接続されている太陽光発電装置４２に関する情報（例えば、日射量に対する発電能力）」と、予測期間の天気予報と、に基づいて、その変圧器２１に接続されている個々の太陽光発電装置４２の太陽光発電電力量をコマ単位で予測する。更に、ＣＥＭＳは、その変圧器２１に接続されている個々の太陽光発電電力量をコマ単位で合計することにより、コマ単位の総太陽光発電電力量ＰＶＷＨを予測する。

ステップ５１０：ＣＥＭＳは、着目する変圧器２１についての「過去のコマ単位の総消費電力量」のデータをデータ蓄積装置から読み出し、読み出したデータに基づいて予測期間の総消費電力量ＣＣＷＨをコマ単位で予測する。例えば、ＣＥＭＳは、過去１０日間の中から予測期間の予測された天気と同等の天気を有する日を選択し、その日に対応する「過去のコマ単位の総消費電力量」を平均することによって、予測期間の総消費電力量ＣＣＷＨをコマ単位で予測する。予測した総消費電力量ＣＣＷＨの一例を図６に示す。なお、各住宅４０の消費電力量は、「各住宅４０の分電盤４１を分電盤４１の上流（変圧器２１及び太陽光発電装置４２）から下流（住宅内電気負荷４３及び充放電装置４５）へ流れる電力の量」であり、この電力量はＨＥＭＳ５０からＣＥＭＳに送信される。ＣＥＭＳは、その送信されたデータを、日毎にコマ単位で且つ需要家毎にデータ蓄積装置に蓄積するとともに、変圧器２１毎に合計し、その合計値を総消費電力量のデータとして日毎にコマ単位で且つ変圧器２１毎にデータ蓄積装置に蓄積している。

ステップ５１５：ＣＥＭＳは、予測期間のコマ毎の総系統受電電力量ＣＲＷＨを、下記（１）式に従って（即ち、総消費電力量ＣＣＷＨから総太陽光発電電力量ＰＶＷＨを減ずることによって）計算する（取得する）。ＣＥＭＳは、計算した総系統受電電力量ＣＲＷＨが負の値となる場合、総系統受電電力量ＣＲＷＨを「０」に設定する。

ＣＲＷＨ＝ＣＣＷＨ−ＰＶＷＨ …（１）

総系統受電電力量ＣＲＷＨ
総消費電力量ＣＣＷＨ
総太陽光発電電力量ＰＶＷＨ

ステップ５２０：ＣＥＭＳは、予測期間のコマ毎の変圧器２１の負荷率の予測値（予測負荷率ＬＦ）を、総系統受電電力量ＣＲＷＨ及び定格容量ＲＣを下記の（２）式に適用することにより計算する（取得する）。（２）式の右辺の分母は前述した定格容量対応値である。

ＬＦ＝ＣＲＷＨ／（ＲＣ・１時間） …（２）

予測負荷率ＬＦ
総系統受電電力量ＣＲＷＨ
定格容量ＲＣ

ステップ５２５：ＣＥＭＳは、予測期間のコマ毎の太陽光発電余剰率ＰＶＲＲを、総太陽光発電電力量ＰＶＷＨ及び総消費電力量ＣＣＷＨを下記の（３）式に適用することにより計算により取得する。下記（３）式の右辺の分子（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）は総太陽光発電余剰電力量である。この総太陽光発電余剰電力量（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）が負の値となる場合（即ち、太陽光発電余剰率ＰＶＲＲが負の値となる場合）、ＣＥＭＳは太陽光発電余剰率ＰＶＲＲを「０」に設定する。

ＰＶＲＲ＝（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）／ＰＶＷＨ …（３）

太陽光発電余剰率ＰＶＲＲ
総消費電力量ＣＣＷＨ
総太陽光発電電力量ＰＶＷＨ

ステップ５３０：ＣＥＭＳは、予測期間のコマ毎の太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩを、総太陽光発電電力量ＰＶＷＨ、総消費電力量ＣＣＷＨ及び逆潮抑制閾値電力量ＰＶｔｈを下記の（４）式に適用することにより計算する（取得する）。

ＰＶＳＩ＝（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）／ＰＶｔｈ …（４）

太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩ
総太陽光発電電力量ＰＶＷＨ
総消費電力量ＣＣＷＨ
逆潮抑制閾値電力量（太陽光発電抑制閾値）ＰＶｔｈ

上記（４）式の右辺の分子（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）は総太陽光発電余剰電力量である。更に、上記（４）式における逆潮抑制閾値電力量ＰＶｔｈは、着目している変圧器２１の定格容量ＲＣに基づいて決定される値である。総太陽光発電余剰電力量（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）が逆潮抑制閾値電力量ＰＶｔｈ以上となると、前述した逆潮抑制制御が開始され、その結果、太陽光発電装置４２の発電量が低下させられる。逆潮抑制閾値電力量ＰＶｔｈは、定格容量ＲＣが大きいほど大きい値となるように予め設定されている。なお、総太陽光発電余剰電力量（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）が負の値となる場合（即ち、太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩが負の値となる場合）、ＣＥＭＳは太陽光発電余剰電力量（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）を「０」に設定するとともに太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩを「０」に設定する。

ステップ５３５：ＣＥＭＳは、予測期間のコマ毎の基本割引率Ａを、ステップ５２０にて求めたコマ毎の予測負荷率ＬＦをルックアップテーブルＭａｐＡ（ＬＦ）に適用することにより取得する。テーブルＭａｐＡ（ＬＦ）によれば、基本割引率Ａは以下に述べるような値として決定される（図５のブロックＢ４内のグラフを参照。）。
基本割引率Ａは、０以上であり且つ１以下の値である。
基本割引率Ａは、予測負荷率ＬＦが「１」に近づくほど（即ち、「１」に向けて大きくなるほど）次第に「０」に向かって減少する。
基本割引率Ａは、予測負荷率ＬＦが「１」（又は「１」より所定値だけ小さい値ＬＦａ）以上のとき「０」になる。

ステップ５４０：ＣＥＭＳは、予測期間のコマ毎の第１補助割引率αを、ステップ５２５にて求めたコマ毎の太陽光発電余剰率ＰＶＲＲをルックアップテーブルＭａｐα（ＰＶＲＲ）に適用することにより取得する。テーブルＭａｐα（ＰＶＲＲ）によれば、第１補助割引率αは以下に述べるような値として決定される（図５のブロックＢ５内のグラフを参照。）。
第１補助割引率αは、０以上の値である。
第１補助割引率αは、太陽光発電余剰率ＰＶＲＲが「１」に近づくほど（即ち、「１」に向けて大きくなるほど）次第に増大する。

ステップ５４５：ＣＥＭＳは、予測期間のコマ毎の第２補助割引率βを、ステップ５３０にて求めたコマ毎の太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩをルックアップテーブルＭａｐβ（ＰＶＳＩ）に適用することにより取得する。テーブルＭａｐβ（ＰＶＳＩ）によれば、第２補助割引率βは以下に述べるような値として決定される（図５のブロックＢ６内のグラフを参照。）。

第２補助割引率βは、０以上の値である。
第２補助割引率βは、太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩが、暫定逆潮抑制比率Ｚｔｈに向けて「０」から増大するにつれて、第１の増加率で徐々に増大する。第１の増加率は「０」であってもよい。即ち、太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩが「０」以上且つ暫定逆潮抑制比率Ｚｔｈ未満であるとき、第２補助割引率βは「０」であってもよい。

第２補助割引率βは、太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩが、暫定逆潮抑制比率Ｚｔｈから「１」に向けて増大するにつれて、暫定逆潮抑制比率Ｚｔｈを超えてから直ちに第１の増加率よりも大きい第２の増加率で急激に増大し、その後、値（（１／Ａ）−１）＝（１−Ａ）／Ａまで徐々に増大する。なお、第２補助割引率βは、太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩが、暫定逆潮抑制比率Ｚｔｈから「１」に向けて増大するにつれて、値（（１／Ａ）−１）＝（１−Ａ）／Ａまで第１の増加率よりも大きい一定の増加率で増大してもよい。第２補助割引率βは、太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩが「１」であるとき、値（（１／Ａ）−１）となる。暫定逆潮抑制比率Ｚｔｈは、上述した逆潮抑制閾値電力量ＰＶｔｈ及び正の所定値Ｄを下記の（５）式に適用することにより決定される。

Ｚｔｈ＝（ＰＶｔｈ−Ｄ）／ＰＶｔｈ …（５）

暫定逆潮抑制比率Ｚｔｈ
逆潮抑制閾値電力量ＰＶｔｈ
正の所定値Ｄ

ステップ５５０：ＣＥＭＳは、予測期間のコマ毎の割引率ＤＲを、ステップ５３５にて取得したコマ毎の基本割引率Ａ、ステップ５４０にて取得したコマ毎の第１補助割引率α及びステップ５４５にて取得したコマ毎の第２補助割引率βを下記の（６）式に適用することにより計算する（取得する）。なお、ＣＥＭＳは、計算された割引率ＤＲが「１」より大きい場合、割引率ＤＲを「１」に設定する。

ＤＲ＝Ａ・（１＋α）・（１＋β） …（６）

割引率ＤＲ
基本割引率Ａ
第１補助割引率α
第２補助割引率β

なお、前述したように、太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩが「１」であるとき第２補助割引率βは値（（１／Ａ）−１）となる。従って、太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩが「１」であるとき、上記（６）式から割引率ＤＲは値（１＋α）となる。従って、太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩが「１」以上の値であるとき（換言すると、総太陽光発電余剰電力量（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）が逆潮抑制閾値電力量ＰＶｔｈ以上であるとき）、割引率ＤＲは「１」となる。その結果、後述する（７）式から理解されるように、第２電力料金単価ＳＰは「０（円）」（即ち、第２電力料金単価ＳＰの変動幅の下限値）となる。

ステップ５５５：ＣＥＭＳは、予測期間のコマ毎の第２電力料金単価ＳＰを、コマ毎の第１電力料金単価ＦＰ及びステップ５５０にて取得したコマ毎の割引率ＤＲを下記の（７）式に適用することにより計算する（取得する）。なお、前述したように、本例において第１電力料金単価ＦＰはＲＴＰ単価と等しい値に設定されている。

ＳＰ＝ＦＰ・（１−ＤＲ） …（７）

第２電力料金単価ＳＰ
第１電力料金単価ＦＰ
割引率ＤＲ

ステップ５６０：ＣＥＭＳは、着目している変圧器２１に接続されている住宅４０（需要家）のＨＥＭＳ５０を通して、予測期間のコマ毎の第１電力料金単価ＦＰ及び第２電力料金単価ＳＰを、その住宅４０のＰＣ及び／又はフォトフレームに表示する。このとき、ＣＥＭＳは、第２電力料金単価が「充放電装置４５を用いてＰＨＶ／ＥＶの車載蓄電池４６を充電した場合の料金である」ことを明示する。ＣＥＭＳは、第２電力料金単価ＳＰに加え或いは第２電力料金単価ＳＰに代え、割引率ＤＲを表示してもよく、場合により割引率が大きくなるほど割引率が強調されるようなシンボル（形、色）を表示してもよい。

更に、ＣＥＭＳは、ステップ５６０において、次のような追加的作動を行ってもよい。
ＣＥＭＳは、変圧器２１の予測負荷率ＬＦが所定閾値負荷率ＬＦｔｈ未満となっている時間帯（コマ）における個別の需要家（住宅４０）の消費電力量に基づいてその需要家の消費電力を推定する。
ＣＥＭＳは、その推定された消費電力が、その需要家の契約電力（需要家が電気事業者と契約している電力）の所定割合以上である場合、第２電力料金単価を表示しないか、割引率ＤＲを「０」に設定することにより第２電力料金単価を第１電力料金単価と等しい料金に設定する。

これによれば、割引がなされた第２電力料金単価ＳＰの表示に誘導されて需要家が充放電装置４５を用いて車載蓄電池４６の充電を行った場合に、その需要家の契約電力を超える電力がその需要家の住宅４０に引き込まれる事態を回避することができる。

以上、説明したように、本システム１０は、
時間帯別の電力料金単価（第１及び第２電力料金単価）を設定する料金設定部（ＣＥＭＳ３０及び図５のステップ５０５乃至ステップ５５５を参照。）、及び、
前記設定された電力料金単価に関する情報を需要家に報知する報知部（ＣＥＭＳ３０、ＰＣ、フォトフレーム及び図５のステップ５６０を参照。）、
を備える。

加えて、前記料金設定部は、第１電気負荷装置（住宅内電気負荷４３）に対する電力料金単価である第１電力料金単価ＦＰと、第２電気負荷装置（充放電装置４５）に対する電力料金単価である第２電力料金単価ＳＰと、を互いに異なるように設定する（図５のステップ５５５を参照。）。

更に、前記料金設定部は、第２電力料金単価ＳＰを第１電力料金単価ＦＰよりも低い値に設定する（図５のステップ５３５乃至ステップ５５５を参照。）。

更に、前記料金設定部は、第１電力料金単価ＦＰを複数の住宅を含む所定の地域に対して共通する値（ＲＴＰ単価）に設定し、且つ、その所定の地域の商用電源系統（電力供給系統）２０に組み込まれるとともに前記複数の住宅のうちの二以上の住宅４０に対して電力を供給する単一の変圧器２１毎に第２電力料金単価ＳＰを設定する（図５の各ステップを参照。）。

更に、前記料金設定部は、第２電力料金単価ＳＰを設定するための「第１電力料金単価に対する割引率ＤＲ」を決定し（図５のステップ５０５乃至ステップ５５０を参照。）、決定した割引率ＤＲと第１電力料金単価ＦＰとに基づいて第２電力料金単価ＳＰを設定する（図５のステップ５５５を参照。）

更に、前記料金設定部は、
「単一の変圧器２１からその単一の変圧器２１に接続されている二以上の住宅４０のそれぞれに供給される電力量の総和である総系統受電電力量の予測値ＣＲＷＨを、単一の変圧器２１の定格容量ＲＣを電力量相当に変換した値（ＲＣ・１ｈ）で除した値、である予測負荷率ＬＦ」を時間帯別に取得し（図５のステップ５２０を参照。）、
予測負荷率ＬＦが第１負荷率である時間帯における第２電力料金単価ＳＰが、予測負荷率ＬＦが第１負荷率よりも大きい第２負荷率である時間帯における第２電力料金単価ＳＰよりも低くなるように、第２電力料金単価を設定する（図５のステップ５３５、ブロックＢ４、ステップ５５０及びステップ５５５を参照。）。

更に、前記料金設定部は、時間帯別の総太陽光発電余剰電力量（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）を予測し、予測した時間帯別の総太陽光発電余剰電力量が大きいほど第２電力料金単価ＳＰを低下させる（図５のステップ５２５、ステップ５４０、ブロックＢ５、ステップ５５０及びステップ５５５を参照。）。

更に、前記料金設定部は、
単一の変圧器２１についての第２電力料金単価ＳＰを所定の下限値（例えば、割引率ＤＲ＝１であるときの「０円」）以上であり且つ第１電力料金単価ＦＰ以下の範囲内において変動させるように構成され（０≦ＤＲ≦１、図５のステップ５３５乃至ステップ
５５５、ブロックＢ４乃至ブロックＢ６を参照。）、
時間帯別の総太陽光発電余剰電力量（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）を予測し、予測した時間帯別の総太陽光発電余剰電力量が単一の変圧器２１の定格容量ＲＣに基づいて定まる逆潮抑制閾値電力量ＰＶｔｈ以上であるとき、第２電力料金単価ＳＰを前記下限値（割引率ＤＲ＝１）に設定する（図５のステップ５４５及びブロックＢ６のＰＶＳＩ＝１であるときのβ、ステップ５５０及びステップ５５５を参照。）。

従って、本システム１０は、車載蓄電池４６の充放電装置４５による充電を適切な時間帯（予測負荷率ＬＦが小さい時間帯、総太陽光発電余剰電力量（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）が大きい時間帯、及び、逆潮抑制制御が実行される可能性が高い時間帯）に行うように需要家の電力消費行動を誘導することができる。従って、本システム１０は、上記目的（１）乃至（３）等を実現することができる。

本発明は上記実施形態に限定されることはなく、本発明の範囲内において種々の変形例を採用することができる。例えば、本システム１０は、予測期間における「予測負荷率ＬＦの平均値及び標準偏差」を計算により取得し、下記の二つの条件が共に成立するときにのみ図５のステップ５６０における第２電力料金単価の提示を行ってもよい。代替として、本システム１０は、下記の二つの条件が共に成立するときにのみ図５に示したルーチンに従って第２電力料金単価ＳＰを算出し且つ需要家に提示し、下記の二つの条件の少なくとも何れか一方が成立しない場合には第２電力料金単価ＳＰを第１電力料金単価ＦＰと等しい値に設定して需要家に提示してもよい（即ち、割引率ＤＲを「０」に設定してもよい。）。

（条件１）その予測負荷率ＬＦの平均値が「対応する変圧器２１の定格容量ＲＣに基づいて定まる所定閾値負荷率ＬＦｔｈ（例えば、ＬＦｔｈ＝γ・ＲＣ・１ｈ、γは０から１までの所定の定数であり、例えば０．８）」未満である。即ち、電力消費行動をある時間帯で行われるように誘導した場合、その時間帯において総系統受電電力量が過大となって系統受電電力が変圧器２１の定格容量を超えてしまう可能性がない。
（条件２）その予測負荷率ＬＦの標準偏差が閾値標準偏差以上である。即ち、予測負荷率ＬＦの時間帯別のばらつき（変動）が大きい。

更に、本システム１０は、ＨＥＭＳ５０及びＣＥＭＳ３０によって、第２電力料金単価が低い時間帯（割引率ＤＲが大きい時間帯）において車載蓄電池４６の充放電装置４５を用いた充電が実際になされたか否かを監視し、そのような充電がなされた場合に需要家にインセンティブポイントを付与してもよい。この場合、需要家はインセンティブポイントを商品或いは電気料金の支払いに使用することができる。

更に、本システム１０は、割引率ＤＲを用いて第２電力料金単価ＳＰを決定していたが、割引料ＤＹ自体を求め、第１電力料金単価ＦＰから割引料ＤＹを減じた値を第２電力料金単価ＳＰとして設定してもよい。

更に、本システム１０は、第１補助割引率αを太陽光発電余剰率ＰＶＲＲ及びルックアップテーブルＭａｐα（ＰＶＲＲ）に基づいて取得していた。しかしながら、本システム１０は、第１補助割引率αを総太陽光発電余剰電力量（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）及びルックアップテーブルＭａｐα（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）に基づいて取得してもよい。このテーブルＭａｐα（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）によっても、総太陽光発電余剰電力量（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）が大きくなるほど第１補助割引率αが大きくなるように、第１補助割引率αが決定される。

更に、本システム１０は、第２補助割引率βを太陽光発電抑制指標値ＰＶＳＩ及びルックアップテーブルＭａｐβ（ＰＶＳＩ）に基づいて取得していた。しかしながら、本システム１０は、第２補助割引率βを「逆潮抑制閾値電力量ＰＶｔｈと総太陽光発電余剰電力量（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ）との差ＤＦ（ＤＦ＝ＰＶｔｈ−（ＰＶＷＨ−ＣＣＷＨ））」及びルックアップテーブルＭａｐβ（ＤＦ）に基づいて取得してもよい。このテーブルＭａｐβ（ＤＦ）によれば、差ＤＦが小さくなるほど第２補助割引率βが大きくなるように、第２補助割引率βが決定される。

更に、本システム１０は、変圧器２１毎に第２電力料金単価ＳＰを設定した。しかしながら、本システム１０は、住宅４０毎に第２電力料金単価ＳＰを設定し、各需要家の電力消費行動を適切な時間帯に誘導してもよい。

更に、本システム１０は、第１補助割引率α及び第２補助割引率βの両方を用いて基本割引率Ａを補正しているが、第１補助割引率α及び第２補助割引率βのうちの一方のみを用いて基本割引率Ａを補正してもよい。代替として、本システム１０は、基本割引率Ａそのものを最終的な割引率ＤＲとして設定してもよい。

１０…電力供給管理システム、２０…商用電源系統、２１…変圧器、４０…住宅、４１…分電盤、４２…太陽光発電装置、４３…住宅内電気負荷、４４…情報端末、４５…充放電装置、４６…車載蓄電池、３０…ＣＥＭＳ、５０…ＨＥＭＳ。

Claims (6)

1. 需要家の住宅にて使用され且つ消費電力が第１の値の第１電気負荷装置及び同需要家の住宅にて使用され且つ消費電力が前記第１の値と異なる第２の値の第２電気負荷装置、に電力供給系統から電力を供給する電力供給管理システムであって、
   時間帯別の電力料金単価を設定する料金設定部、及び、
   前記設定された電力料金単価に関する情報を前記需要家に報知する報知部、
   を備えるシステムにおいて、
   前記料金設定部は、
   前記第１電気負荷装置に対する電力料金単価である第１電力料金単価と、前記第２電気負荷装置に対する電力料金単価である第２電力料金単価と、を互いに異なるように設定し、
   前記第１電力料金単価を複数の住宅を含む所定の地域に対して共通する値に設定し、且つ、前記所定の地域の前記電力供給系統に組み込まれるとともに前記複数の住宅のうちの二以上の住宅に対して電力を供給する単一の変圧器毎に前記第２電力料金単価を設定し、
   前記単一の変圧器から同単一の変圧器に接続されている前記二以上の住宅のそれぞれに供給される電力量の総和である総系統受電電力量の予測値を、前記単一の変圧器の定格容量を電力量相当に変換した値で除した値、である予測負荷率を前記時間帯別に取得し、前記予測負荷率が第１負荷率である時間帯における前記第２電力料金単価が、前記予測負荷率が前記第１負荷率よりも大きい第２負荷率である時間帯における前記第２電力料金単価よりも低くなるように、前記第２電力料金単価を設定するように構成された、システム。
2. 需要家の住宅にて使用され且つ消費電力が第１の値の第１電気負荷装置及び同需要家の住宅にて使用され且つ消費電力が前記第１の値と異なる第２の値の第２電気負荷装置、に電力供給系統から電力を供給する電力供給管理システムであって、
   時間帯別の電力料金単価を設定する料金設定部、及び、
   前記設定された電力料金単価に関する情報を前記需要家に報知する報知部、
   を備えるシステムにおいて、
   前記料金設定部は、
   前記第１電気負荷装置に対する電力料金単価である第１電力料金単価と、前記第２電気負荷装置に対する電力料金単価である第２電力料金単価と、を互いに異なるように設定し、
   前記第１電力料金単価を複数の住宅を含む所定の地域に対して共通する値に設定し、且つ、前記所定の地域の前記電力供給系統に組み込まれるとともに前記複数の住宅のうちの二以上の住宅に対して電力を供給する単一の変圧器毎に前記第２電力料金単価を設定し、
   前記単一の変圧器に接続されている前記二以上の住宅のそれぞれの太陽光発電装置による発電電力量の総和である総太陽光発電電力量の前記時間帯別の値と、前記単一の変圧器に接続されている前記二以上の住宅のそれぞれの消費電力量の総和である総消費電力量の前記時間帯別の値と、の差である前記時間帯別の総太陽光発電余剰電力量を予測し、前記予測した前記時間帯別の総太陽光発電余剰電力量が大きいほど前記第２電力料金単価を低下させるように構成された、システム。
3. 需要家の住宅にて使用され且つ消費電力が第１の値の第１電気負荷装置及び同需要家の住宅にて使用され且つ消費電力が前記第１の値と異なる第２の値の第２電気負荷装置、に電力供給系統から電力を供給する電力供給管理システムであって、
   時間帯別の電力料金単価を設定する料金設定部、及び、
   前記設定された電力料金単価に関する情報を前記需要家に報知する報知部、
   を備えるシステムにおいて、
   前記料金設定部は、
   前記第１電気負荷装置に対する電力料金単価である第１電力料金単価と、前記第２電気負荷装置に対する電力料金単価である第２電力料金単価と、を互いに異なるように設定し、
   前記第１電力料金単価を複数の住宅を含む所定の地域に対して共通する値に設定し、且つ、前記所定の地域の前記電力供給系統に組み込まれるとともに前記複数の住宅のうちの二以上の住宅に対して電力を供給する単一の変圧器毎に前記第２電力料金単価を設定し、
   前記単一の変換器についての前記第２電力料金単価を所定の下限値以上であり且つ前記第１電力料金単価以下の範囲内において変動させるように構成され、且つ、
   前記単一の変圧器に接続されている前記二以上の住宅のそれぞれの太陽光発電装置による発電電力量の総和である総太陽光発電電力量の前記時間帯別の値と、前記単一の変圧器に接続されている前記二以上の住宅のそれぞれの消費電力量の総和である総消費電力量の前記時間帯別の値と、の差である前記時間帯別の総太陽光発電余剰電力量を予測し、前記予測した前記時間帯別の総太陽光発電余剰電力量が前記単一の変圧器の定格容量に基づいて定まる逆潮抑制閾値電力量以上であるとき、前記第２電力料金単価を前記下限値に設定するように構成された、システム。
4. 請求項１乃至請求項３の何れか一項に記載の電力供給管理システムにおいて、
   前記第２の値は前記第１の値よりも大きく、
   前記料金設定部は、前記第２電力料金単価を前記第１電力料金単価よりも低い値に設定するように構成された、システム。
5. 請求項１乃至請求項３の何れか一項に記載の電力供給管理システムにおいて、
   前記第１電気負荷装置は住宅内電気負荷であり、
   前記第２電気負荷装置は自動車駆動用の車載蓄電池を充電する際に使用される充放電装置である、
   システム。
6. 請求項１乃至請求項３の何れか一項に記載の電力供給管理システムにおいて、
   前記料金設定部は、
   前記第２電力料金単価を設定するための、前記第１電力料金単価に対する割引率を決定し、前記決定した割引率と前記第１電力料金単価とに基づいて前記第２電力料金単価を設定するように構成された、システム。

Images