JP2017028986A - 電力データ管理システム、需要家集合体及び電力融通街区 - Google Patents

Abstract

【課題】電力融通の仕組みが可能である需要家集合体を提供する。
【解決手段】本発明は、電力系統に接続された複数の需要家の電力の売買における電力データを管理するサーバを備える電力データ管理システムであり、複数の需要家の内、少なくとも２以上の需要家に発電設備または需要設備のいずれか、あるいは発電設備と需要設備とが設置され、複数の需要家の少なくとも２以上の需要家が、電力系統から受電した順潮流電力のデータと、電力系統へ送電した逆潮流電力のデータとの各々のデータに基づき、需要家の各々が負担すべき料金を求めるための料金データを算定する。
【選択図】図２

Description

本発明は、電力データ管理システム、需要家集合体及び電力融通街区に関する。

近年、需要家に設置される太陽光発電設備や蓄電設備が増えている。このような場合、余った電力を、容量の空いている蓄電設備に蓄電し、また、電力が足りない需要家は、別の需要家の蓄電池に貯められた電力を使用するなど、需要家間の電力融通により、より多く太陽光発電電力を使うことができる（例えば、特許文献１参照）。

特開２０１２−０５５０７８号公報

既存の電気料金プランのもとでは、需要家間における電力融通を行う際の有効な仕組みがない。
例えば、深夜時間帯は安価な乗率（単価[円/kWh]）で、日中は高価な乗率の設定の料金プランの場合、このように時間帯別に乗率が異なると、例えば、図１のＢ需要家が、Ａ需要家が発電した電力を高価な乗率で購入し、一旦蓄電設備に貯めた後に、Ｃ需要家へ安価な乗率で販売することとなった場合、Ｂ需要家は、一時的に余分な電気を預かっただけにも関わらず、経済的損失を被ることとなる。

また、電力量に応じた段階料金制のものでは、一時的に蓄電池設備で他の需要家からの融通電力を預かる量が多いと、乗率が高い段階へ上がってしまい、需要家は損失を被ることとなる。
更に、購入電力に対する料金の精算と、余剰電力の買取料金の精算は別々の価格が設定され、別々になされている。購入電力の精算は、その全額を電力会社が需要家から徴収し、買取料金の精算は、その全額が電力会社から需要家に支払われる。それぞれの料金算定の際の乗率も異なる。

購入電力の乗率は、電気料金プランに応じて、時間帯や電力の使用量に応じて異なり、買取料金の乗率は、購入料金とは別の乗率で買い取られる。これを電力融通街区の需要家へ適用した場合を説明する。例えば、Ａ需要家、Ｂ需要家及びＣ需要家からなる電力融通街区において、順潮流電力よりも逆潮流電力の計量値に乗ずる乗率の方が小さいと次のような問題が発生する。ここで、Ｂ需要家が、Ａ需要家が発電した電力を高価な乗率で購入し、一旦蓄電設備に貯めた後に、Ｃ需要家へ安価な乗率で販売した場合を考える。すなわち、Ｃ需要家は安価な乗率で買い取ることとなり、Ｂ需要家は一時的に余分な電気をＡ需要家から預かっただけで、経済的な損失を被ることとなる。
このように、電力融通街区を成立させるためには、その料金制度の在り方を併せて考える必要がある。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、需要家間における電力融通の仕組みが可能である電力データ管理システム、需要家集合体及び電力融通街区を提供することを目的とする。

本発明の一態様における電力データ管理システムは、電力系統に接続された複数の需要家の電力の売買における電力データを管理するサーバを備える電力データ管理システムであり、前記複数の需要家の内、少なくとも２以上の需要家に発電設備または需要設備のいずれか、あるいは前記発電設備と前記需要設備とが設置され、前記複数の需要家の少なくとも２以上の需要家が、前記電力系統から受電した順潮流電力のデータと、前記電力系統へ送電した逆潮流電力のデータとの各々のデータに基づき、前記需要家の各々が負担すべき料金を求めるための料金データを算定することを特徴とする。

本発明の一態様における電力データ管理システムは、前記電力系統から受電した順潮流電力のデータを計量する機能と、前記電力系統へ送電した逆潮流電力のデータを計量する機能とを備えることを特徴とする。

本発明の一態様における電力データ管理システムは、前記サーバが、前記計量手段で計量された所定の期間における前記順潮流電力の計量値と、前記逆潮流電力の計量値との差分を求め、１日の時間帯により変化しない一定の乗率を乗算した結果に基づき、前記料金データを算定することを特徴とする。

本発明の一態様における電力データ管理システムは、前記需要家の各々は電力系統を介して、一つ以上の他の需要家に電力を融通し、前記順潮流電力の計量値、前記逆潮流電力の計量値、及び前記他の需要家へ融通した電力量である見なし供給電力量とに基づき、前記料金データを算定することを特徴とする。

本発明の一態様における電力データ管理システムは、前記需要家の各々は電力系統を介して、一つ以上の他の需要家から電力の融通を受け、前記順潮流電力の計量値、前記逆潮流電力の計量値、及び前記他の需要家から融通された電力量である見なし受給電力量とに基づき、前記料金データを算定することを特徴とする。

本発明の一態様における電力データ管理システムは、前記需要家の各々は電力系統を介して、一つ以上の他の需要家との間で相互に電力の融通を行い、前記順潮流電力の計量値、前記逆潮流電力の計量値、前記他の需要家へ融通した電力量である見なし供給電力量、及び前記他の需要家から融通された電力量である見なし受給電力量に基づき、前記料金データを算定することを特徴とする。

本発明の一態様における電力データ管理システムは、前記見なし受給電力量は、前記計量手段で計量された所定の期間に対応する範囲において、逆潮流電力の単価と順潮流電力の単価をもとに、順潮流電力量が最小となるよう算出されることを特徴とする。

本発明の一態様における電力データ管理システムは、前記見なし共有電力量は、前記計量手段で計量された所定の期間に対応する範囲において、逆潮流電力の単価と、順潮流電力の単価との差分を元に算出することを特徴とする。

本発明の一態様における電力データ管理システムは、前記逆潮流電力の単価は、現在の順潮流電力に対応する、現在の逆潮流電力の単価よりも安いことを特徴とする。

本発明の一態様における電力データ管理システムは、前記逆潮流電力は、現在の順潮流電力の単価より低い単価の期間において蓄電した電力であることを特徴とする。

本発明の一態様における電力データ管理システムは、前記複数の需要家が、隣接して立地する電力融通街区であり、前記サーバが、外部から前記電力融通街区に供給された街区順潮流電力を計量する街区計量手段で計量された所定の期間における順潮流電力量に基づき、前記電力融通街区における前記需要家の使用電力に応じて支払う費用を算定することを特徴とする。

本発明の一態様における需要家集合体は、少なくとも各々が電力系統に接続された複数の需要家で構成され、前記複数の需要家の内、少なくとも一の需要家に任意に制御可能な発電設備または需要設備のいずれか、あるいは前記発電設備及び前記需要設備の各々が設置され、前記複数の需要家間で、前記電力系統を介して電力を融通する、需要家集合体であって、前記複数の需要家の各々が、所定の期間において計量された前記順潮流電力のデータと、前記逆潮流電力のデータとに基づき、需要家が負担すべき電力量の料金を求める料金データを算定することを特徴とする。

本発明の一態様における需要家集合体は、前記電力系統から受電した順潮流電力を計量する機能と、前記電力系統へ送電した逆潮流電力を計量する機能と、を備えた計量手段を備えることを特徴とする。

本発明の一態様における需要家集合体は、算定した需要家が負担すべき電力量の料金を求めるデータに、時間帯により変化しない一定の乗率を乗算した結果をもとに、需要家が負担すべき電力量の料金を求めることを特徴とする。

本発明の一態様における需要家集合体は、所定の期間における需要家が負担すべき電力量の料金を求めるデータの総和をもとに、前記複数の需要家の使用電力に応じて支払う料金を求める料金データを算定することを特徴とする。

本発明の一態様における電力融通街区は、上記需要家集合体を構成する複数の需要家が隣接して立地する電力融通街区であり、前記電力融通街区と外部との配電系統の連携点において、所定の期間において計量された前記街区順潮流電力の計量値に基づいて、前記複数の需要家の使用電力に応じて支払う料金を求める料金データを算定することを特徴とする。

本発明によれば、需要家間における電力融通の仕組みが可能である電力データ管理システム、需要家集合体及び電力融通街区を提供することができる。

第１の実施形態における需要家施設１０の構成例を示す図である。 第１の実施形態における課金システム２０の構成例を示す図である。 割引額テーブルの一例を示す図である。 第２の実施形態における需要家施設１０の構成例を示す図である。 第２の実施形態における課金システム２０ａの構成例を示す図である。 第１の実施形態における課金システム２０の構成例を示す図である。 図６に示す課金システム２０の動作例を示すフローチャートである。 第１の実施形態における課金システム２０の他の構成例を示す図である。 図８に示す課金システム２０の動作例を示すフローチャートである。 第２の実施形態における課金システム２０ａおよび蓄電設備１１ａの構成例を示す図である。 図１０に示す課金システム２０ａおよび蓄電設備１１ａの動作例を示すフローチャートである。 第２の実施形態における課金システム２０ａおよび蓄電設備１１ａの他の構成例を示す図である。 図１２に示す課金システム２０ａおよび蓄電設備１１ａの動作例を示すフローチャートである。 第３の実施形態による課金システムが管理する電力融通街区の構成例を示す図である。 第３の実施形態の電力融通街区における電力の販売構造を示す図である。 電力融通街区を構成する需要家１０の間における電力融通を説明する図である。 第３の実施形態による課金システムが管理する電力融通街区の他の構成例を示す図である。 第１の実施形態における複数の需要家施設を備える需要家集合体の構成例を説明する概念図である。 第１の実施形態における課金システム２０の他の構成例を示す図である。 第２の実施形態の他の例である費用演算システムの構成例としての電力融通街区を示す図である。 第２の実施形態の電力融通街区における電力の販売構造を示す図である。

＜第１の実施形態＞
小売電気事業者は、発電事業者から電力を調達し、複数の需要家に販売する。複数の需要家全体の電力消費は日中に多く、夜間に少ないため、３０分単位の時間帯別にその電力消費に相当する量の電力を発電事業者から調達する。しかし、小売電気事業者は一日を通して一定の発電量で発電機を運転する方が設備効率は良いため、小売電気事業者は昼夜の電力調達量に差が少ない場合に、安価な値で電力を調達することができる。そこで小売電気事業者は、需要家のうち、蓄電設備を設置している需要家に夜間に商用電力を蓄電してもらい、日中に蓄電した電力を使用してもらうことで負荷平準化を果たしたいというニーズがある。蓄電設備の容量が大きい方が負荷平準化に貢献できることになるので、小売電気事業者は蓄電設備の容量に応じた対価を、電気料金から割引く。

第１の実施形態を説明するための需要家として、一般住宅の需要家施設を想定する。図１は、第１の実施形態における需要家施設１０の構成例を示す図である。
需要家施設１０は、蓄電設備１１、太陽光発電設備１２、分電盤１３、負荷１４、買電用電力計Ｍｐ、売電用電力計Ｍｑを含んで構成される。ここで、買電用電力計Ｍｐ及び売電用電力計Ｍｑを、買電用電力の測定機能と売電用電力の測定機能との各々の機能を有する電力計（計量手段）に置き換えても良い。
蓄電設備１１は、充電のために入力される電力を蓄積し、また、蓄積した電力を放電して出力する。蓄電設備１１の構成に限定はなく、蓄電池であったり、リチウムイオンキャパシタであったり、フライホイールなどであっても良い。
太陽光発電設備１２は、再生可能エネルギーである太陽光を利用する発電装置の１つであり、光起電力効果により光エネルギーを電力に変換することにより発電を行う。太陽光発電設備１２は、例えば需要家施設１０の屋根などのように、太陽光が他の建物に遮蔽されにくい場所に設置されている。これにより、太陽光発電設備１２は、発電素子が配置されている面に対し、太陽光が遮蔽されずに照射され、この照射された太陽光を効率的に電力に変換する。

分電盤１３は、電力経路を分岐し、蓄電設備、電力系統、太陽光発電設備、宅内負荷等を電気的に接続する。ここで、電力系統は、配送電事業者の系統設備である商用系統及び後述する需要家集合体の各々が接続されるスマートコミュニティにおける自営線の各々を含む。
分電盤１３は、需要家施設１０において、電力経路を分岐し、外部から供給される商用電力を負荷１４に供給するように、電力系統と負荷１４とを電気的に接続する。
また、分電盤１３は、需要家施設１０において、電力経路を分岐し、太陽光発電設備１２により発生された電力を負荷１４に供給するように、太陽光発電設備１２と負荷１４とを電気的に接続する。
また、分電盤１３は、需要家施設１０において、電力経路を分岐し、電力系統と太陽光発電設備１２の一方または両方から供給される電力を蓄電設備１１に充電するように、電力系統と太陽光発電設備１２との一方または両方と蓄電設備１１とを電気的に接続する。
また、分電盤１３は、需要家施設１０において、電力経路を分岐し、蓄電設備１１から放電により出力させた電力を、負荷１４に供給するように、蓄電設備１１と負荷１４とを電気的に接続する。
さらに、分電盤１３は、需要家施設１０において、電力経路を分岐し、太陽光発電設備１２により発生された電力を、例えば商用電力の電力系統を経由して、他の需要家施設１０における蓄電設備１１に対して供給するように、太陽光発電設備１２と他の需要家施設１０における蓄電設備１１とを電気的に接続する。
また、分電盤１３は、需要家施設１０において、電力経路を分岐し、蓄電設備１１の放電により出力される電力を、他の需要家施設１０における負荷１４に供給するように、蓄電設備１１と他の需要家施設１０における負荷１４とを電気的に接続する。

負荷１４は、需要家施設１０において自己が動作するために電力を消費する機器（需要設備）や設備などが一つ以上含まれて構成されている。
買電用電力計Ｍｐは、購入した商用電力の量を計量する。
売電用電力計Ｍｑは、太陽光発電設備１２により発生された電力（太陽光発電電力）のうち、宅内の負荷１４の電力消費を補った上で余剰分として発生する余剰電力の量を計量する。

図２は、第１の実施形態における課金システム２０の構成例を示す図である。
課金システム２０は、演算部２１、検針値受信部２２、メモリ２３を含んで構成される。
また、演算部２１は、電気料金算出部２１１、割引額算出部２１２、請求額算出部２１３を含んで構成される。
需要家施設１０における買電用電力計Ｍｐでの計量値（検針値Ｐ）と、売電用電力計Ｍｑでの計量値（検針値Ｑ）とは、送配電事業者により検針され、その確定値が月ごとにインターネット回線を介して小売電気事業者の課金システム２０にデータ送信される。検針値受信部２２は、検針値Ｐと、検針値Ｑとを受信し、電気料金算出部２１１に出力する。
小売電気事業者は自らが電気を供給する複数の需要家の検針データを受信し、課金システム２０の電気料金算出部２１１において、予め決められた計算方法に従い電気料金を算出する。電気料金算出部２１１が算出する電気料金は、需要家が購入した電力の買電料金と、売電した売電料金に大別される。

また、課金システム２０には、予め需要家ごとにその需要家に設置されている蓄電設備１１の非常時電力量と蓄電可能量が登録されサーバーのメモリ２３に記憶されている。ここでは、オペレータが課金システム２０に手入力することを想定している。オペレータは、需要家との契約時に、契約者氏名、連絡先、非常時電力量、蓄電可能量等の契約情報をメモリ２３に入力する。メモリ２３は、非常時電力量が登録される第１の記憶部２３１と、蓄電可能量が登録される第２の記憶部２３２と、から構成される。

ここで、「非常時電力量」とは、需要家が非常時即ち商用電力系統の停電時のために最低保有しておきたい電力量であって、蓄電設備１１に設定する電力量である。
家庭用の蓄電設備１１には、非常時即ち停電時に備え、確保しておく電力量を設定できるものがある。常時は設定された電力量を残して放電され蓄電した電力が使われる。非常時には設定された電力量も使われる。これにより、需要家は、いざ停電した際、最低でも設定しておいた「非常時電力量」を使用することができる。
なお、需要家による設定値変更の際には、小売電気事業者に連絡をするか、或いは小売電気事業者によるパスワード入力など立会いの下でしか、「非常時電力量」を変更できない仕組みが蓄電設備１１に備わっていることが望ましい。

また、「蓄電可能量」とは、蓄電設備１１に蓄えておける電力で、非常時電力量を含む。
「蓄電可能量」をメモリ２３へ記憶させるに当たり、オペレータが手入力で課金システム２０を入力することが上述のように考えられるが、この手法には限定されない。
なぜなら、「蓄電可能量」は、蓄電設備１１の型式によるメーカーの定格値（カタログ値）でも良いし、充放電効率を勘案し差し引いて設定しても良い。また、将来、経年劣化によって容量が減ってきた場合を勘案し、ある一定期間、例えば１０年間に劣化すると考えられる容量の平均をとって「蓄電可能量」とすることなどが考えられる。
このように、「蓄電可能量」は製品の型式で決まるため、課金システム２０内に、製品の型式と「蓄電可能量」とを紐付けるテーブルを設け、型式番号を入力することで型式番号を「蓄電可能量」に置き換えて割引額を算出することが考えられる。

また、「常時蓄電可能量」とは、「蓄電可能量」から「非常時電力量」を減算した電力量であり、実際に負荷平準化に寄与する蓄電設備の電力量である。なお、「非常時電力量」が０の場合、「蓄電可能量」は「常時蓄電可能量」と同一となる。

割引額算出部２１２は、予め設定した割引額テーブルを参照し、「常時蓄電可能量」に対応する割引額を算出する。図３は、割引額テーブルの一例を示す図である。
請求額算出部２１３は、電気料金算出部２１１が算出した買電料金、売電料金と、割引額算出部２１２が算出した割引額と、に基づく請求費用を算出する。

本実施形態では、蓄電可能量を１０ｋＷｈとし、非常時電力量を４ｋＷｈとする。非常時電力量を４ｋＷｈとすると、蓄電設備１１は、常に４ｋＷｈを蓄電しておき、放電する際も４ｋＷｈを残して放電を停止する。すると、実際に負荷平準化に寄与する常時蓄電可能量は、蓄電可能量１０ｋＷｈから非常時電力量４ｋＷｈを減算した６ｋＷｈとなる。
課金システム２０の演算部２１では、前述の買電料金や売電料金を電気料金算出部２１１が計算するほか、需要家の蓄電設備１１の設置の対価としての割引額を割引額算出部２１２が計算する。
割引額算出部２１２が実行する計算過程として、まず、蓄電可能量１０ｋＷｈから非常時電力量４ｋＷｈを減算し、常時蓄電可能量６ｋＷｈを算出する。次に、割引額算出部２１２は、予め設定した割引額テーブル（図３）に従って、割引額を決定する。図３に示す割引額テーブルによれば、常時蓄電可能量６ｋＷｈの場合、割引額は１，０００［円／月］と算定される。
請求額算出部２１３は、前述の買電料金からこの割引額を差引き、燃料調整費等の全需要家に負担の義務がある費用を加算して、需要家に請求する。請求書には蓄電設備１１の設置による割引額が分かるよう明示するのが望ましい。

また、本実施形態においては、図１に示す需要家施設１０の複数により需要家集合体が構成され、この需要家集合体内において、需要家施設１０間における電力の融通が電力系統を介して行なわれる。この需要家集合体は、それぞれ隣接した需要家施設１０で構成される形態、あるいは異なる地域に散在する需要家施設１０の各々により構成される形態、隣接した需要家施設１０及び異なる地域に散在する需要家施設１０の双方を含んで構成される形態がある。

図１８は、本実施形態における複数の需要家施設を備える需要家集合体の構成例を説明する概念図である。図１８において、需要家集合体５００は、異なる地域５５０Ａ、５５０Ｂ、５５０Ｃ、５５０Ｄ、…の需要家施設１０＿１、１０＿２、１０＿３、１０＿４、１０＿５、…（需要家施設１０＿ｎと総称する場合もある）を備えている。例えば、地域５００Ａが北海道、地域５５０Ｂが福島県、地域５５０Ｃが大阪府、地域５５０Ｄが熊本県などに散在している。また、地域５５０におけるように、隣接した需要家施設１０＿３及び需要家施設１０＿４の各々から構成されていても良い。図１８における需要家施設１０＿１、１０＿２、１０＿３、１０＿４、１０＿５の各々は、図１に示す需要家施設１０に対して、モデム制御部１７が付加されている。

需要家施設１０＿１、１０＿２、１０＿３、１０＿４、１０＿５の各々は、このモデム制御部１７により、公衆インターネットなどからなるネットワークを介して、小売電気事業者の課金システム２０（費用演算システムとも言う）に接続されている。需要家施設１０＿ｎの各々における発電設備としては、発電電力量が外部から任意に制御可能であればどのような発電装置でも良く、すでに説明した太陽光発電設備１２に代え、例えば燃料電池などを用いても良い。また、需要家施設１０＿ｎの各々における需要設備としては、負荷１４がすでに説明されているが、需要電力量が外部から任意に制御できるもの、例えば電気温水器、ヒートポンプ式給湯器及び空調設備などが含まれている。

ここで、需要家集合体を構成する需要家施設１０＿ｎの各々は、小売電気事業者の課金システム２０によって、ネットワークを介して外部から制御を行なうことができる上記発電設備または需要設備のいずれか、あるいは発電設備及び需要設備の双方を備えている。
また、需要家施設１０に蓄電池１１が設けられている場合、小売電気事業者は、課金システム２０により、各需要家施設１０＿ｎが備える蓄電池１１の放電及び充電を制御することにより、この制御による放電電力量及び受電電力量を用いて、需要家施設１０＿ｎ毎の発電電力量及び需要電力量それぞれの調整行なう。
なお、需要家集合体５００には、構成する需要家施設群の中に、買電用電力計Ｍｐ及び売電用電力計Ｍｑが設けられていない需要家施設が含まれていても良いが、少なくとも２つ以上の需要家施設が、買電用電力計Ｍｐ及び売電用電力計Ｍｑが設けられた需要家施設１０＿ｎである必要がある。

図１９は、第１の実施形態における課金システム２０の他の構成例を示す図である。図１９ａは、図１９において、小売電気事業者の課金システム２０が需要家施設各々の電力量に対して支払うべき料金を算出している。また、後述する（図１９（ｂ）の説明における）ように、電気料金算出部２１ａは、支払額を求めるパラメータとしては、検針値Ｐ及び検針値Ｑの各々の差分ではなく、各需要家が支払うべき電力量の料金を求めるための料金データを用いて、各需要家の支払額を算出するように構成しても良い。課金システム２０は、検針値受信部２２、電気料金算出部２１ａ（費用演算システムとも言う）、送受信部２５及び電力管理部２６の各々を備えている。検針値受信部２２は、すでに説明したように、送配電事業者から供給される買電用電力計Ｍｐの検量値である検針値Ｐと売電用電力計Ｍｑの検量値である検針値Ｑとを、ネットワークを介して受信する。
電気料金算出部２１ａは、検針値受信部２２を介して得た検針値Ｐ及び検針値Ｑの各々の差分を算出する。そして、電気料金算出部２２ａは、求めた検針値の差分に対して、所定の係数を乗じることにより、各需要家施設１０＿ｎの各々が使用した電力に応じて支払う支払額を算出する。

また、電気料金算出部２２ａは、需要家集合体５００の全ての需要家施設１０＿ｎにおける、送配電事業者から供給される買電用電力計Ｍｐの検量値である検針値Ｐと売電用電力計Ｍｑの検量値である検針値Ｑとのそれぞれの総和を算出し、検針値Ｐの総和から検針値Ｑの総和を減算し、この減算結果（差分）に基づき、需要家集合体５００全体の買電電力（あるいは売電電力）を求める。小売電気業者は、この需要家集合体５００全体の買電電力（あるいは売電電力）に対応して、各需要家施設の需要家の支払金額を算定する。
ここで、電気料金算出部２２ａは、需要家集合体５００の需要家施設１０＿ｎの各々の買電用電力計Ｍｐの検量値である検針値Ｐと売電用電力計Ｍｑの検量値である検針値Ｑとの差分を求め、需要家集合体５００における全ての需要家施設１０＿ｎの差分の総和を求め、需要家集合体５００全体の買電電力（あるいは売電電力）を算定する構成としても良い。

上述した費用演算処理サーバ５２１による計算において、買電電力計Ｍｐが順潮流された電力の計量値である検針値Ｐを示し、売電電力計Ｍｑが逆潮流された電力の計量値である検針値Ｑを示している。このため、小売電気事業者は、これらの所定の期間（例えば、一ヶ月間）における差分の積算値に基づいて、需要家施設集合体の枠組みのなかで、需要家施設１０＿ｎの各々の需要家が負担すべき電力量の支払額が、費用演算システム５２０により求められる。また、需要家集合体５００において商用配電の電力系統ではなく、自営線を施設する場合には、需要家自身が自信の費用で買電用電力計Ｍｐ及び売電用電力計Ｍｑの各々を、需要家施設１０＿ｎに設ける。

上述したように、電気料金算出部２１ａは、需要家施設１０＿ｎの各々の買電用電力計Ｍｐ及び売電用電力計Ｍｑそれぞれから、所定の期間が経過する毎に供給される順潮流された電力の検針値Ｐ及び逆潮流された電力の検針値Ｑの各々により、需要家施設１０＿ｎそれぞれの需要家が負担すべき電力量の料金を算定する。

送受信部２５は、需要家集合体５００における需要家施設１０＿ｎの各々から、太陽光発電設備１２の発電量、蓄電値１１の蓄電電力量及び負荷１４の消費電力量それぞれを、ネットワークを介して入力する。
電力管理部２６は、送受信部２５を介して得た需要家施設１０＿ｎの各々の発電量、蓄電電力量及び消費電力量それぞれに基づき、需要家集合体５００における融通できる電力量を増加させるように、各需要家施設１０＿ｎにおける発電量、蓄電電力量及び消費電力量を制御し、需要家集合体５００全体の発電量、蓄電電力量及び消費電力量の調整、または需要家施設１０＿ｎ間における電力の融通を行なう。

ここで、ある需要家施設１０＿１が、電力系統を介して他の複数の需要家施設１０＿２から１０＿ｄに対し、太陽光発電設備１２の発電電力あるいは蓄電池１１からの放電電力を供給して電力の融通を行う場合がある。この場合において、電気料金算出部２１ａは、需要家施設１０＿１に対する電力量の支払額を、需要家施設１０＿１における買電用電力計Ｍｐの検量値である検針値Ｐと売電用電力計Ｍｑの検量値である検針値Ｑと、他の複数の需要家施設１０＿２から１０＿ｄの各々に対して融通した合計の電力量（見なし供給電力量）とに基づいて算定する。

一方、ある需要家施設１０＿１が、電力系統を介して他の複数の需要家施設１０＿２〜１０＿ｄより、太陽光発電設備１２の発電電力あるいは蓄電池１１からの放電電力を供給されて電力の融通を受ける場合がある。この場合において、電気料金算出部２１ａは、需要家施設１０＿１が負担すべき電力量の支払額を、需要家施設１０＿１における買電用電力計Ｍｐの検量値である検針値Ｐと売電用電力計Ｍｑの検量値である検針値Ｑと、他の複数の需要家施設１０＿２から１０＿ｄの各々から融通された合計の電力量（見なし受給電力量）とに基づいて算定する。

また、ある需要家施設１０＿１が、電力系統を介して他の複数の需要家施設１０＿２〜１０＿ｄより、太陽光発電設備１２の発電電力あるいは蓄電池１１の放電電力を供給されて電力の融通を受け、かつ他の複数の需要家施設１０＿ｋ〜１０＿ｍに対して、太陽光発電設備１２の発電電力あるいは蓄電池１１の放電電力を供給して電力の融通を行なう場合がある。この場合において、電気料金算出部２１ａは、需要家施設１０＿１に対する電力量の支払額あるいは負担すべき支払額を、需要家施設１０＿１における買電用電力計Ｍｐの検量値である検針値Ｐと売電用電力計Ｍｑの検量値である検針値Ｑと、他の複数の需要家施設１０＿２から１０＿ｄの各々から融通された合計の電力量（見なし受給電力量）と、他の複数の需要家施設１０＿ｋ〜１０＿ｍの各々に対して融通した合計の電力量（見なし供給電力量）とに基づいてに基づいて算定する。

ここで、電気料金算出部２１ａは、上述した見なし受給電力量を、逆潮流電力の単価（後述する電力の単価）と順潮流電力の単価との各々を元に、順潮流電力量が最小となるように、すなわち見なし需要電力量（需要家集合体５００における需要家施設１０＿ｎ間において融通される電力量）が最大となるように算出する。
すなわち、電気料金算出部２１ａは、買電用電力計Ｍｐの検量値である検針値Ｐと売電用電力計Ｍｑの検量値である検針値Ｑとにより差分が求められる所定の期間において、上記見なし供給電力量を、逆潮流電力の単価（例えば、太陽光発電設備１２より発電された電力や夜間電力などの順潮流電力の単価が安い時間帯に蓄電池１１に充電された電力の単価を用いる）と、見なし供給電力を供給する際における順潮流電力の単価との差分を元に求める。

上述した逆潮流電力の単価は、現在の順潮流電力に対応する現在の逆潮流電力の単価よりも単価が安い電力、すなわち、見なし供給電力を供給する際（現在）の順潮流電力の単価に比較して、より単価が安い時間（例えば、上述した夜間電力の利用）の順潮流電力、あるいは太陽光発電設備１２の発電電力を蓄電池１１に対して蓄電した蓄電電力の単価である。これにより、需要家施設１０＿ｎの各々が負担する単位時間あたりの電力量の支払額が最小と成るように算定される。

すなわち、小売電気事業者は、需要家集合体５００を構成する需要家施設１０の各々の発電設備（太陽光発電設備１２）、需要設備（負荷１４）及び蓄電設備（蓄電池１１）のそれぞれを電力管理部２６で制御することにより、需要家集合体５００における需要家施設１０＿ｎ間における融通される電力量（見なし供給電力量、見なし受給電力量）を任意に制御する。例えば、ある需要家施設の発電設備で発電した発電電力が、負荷１４の消費電力量を上回っている場合に蓄電設備に一旦充電して蓄積しておき、自身あるいは他の需要家施設において電力の需要が発生した際、この需要家施設の蓄電値１１を制御し、自身あるいは他の需要家施設に対して供給あるいは融通する電力を放電させ、需要家集合体５００内における電力供給の自立を行なうことができる。

また、電力管理部２０は、需要家集合体５０における消費電力量が増加した際、各需要家施設１０＿ｎの太陽光発電設備１２を制御して発電量を増加させたり、太陽光発電設備１２の発電量では消費電力量を充足できない場合、各需要家施設１０＿ｎの負荷１４を制御して消費電力量を低下させる。
この結果、小売電気事業者は、需要家集合体５００における発電量、蓄電電力量及び消費電力の各々を制御することにより、需要家集合体５００全体においてこの需要家集合体５００の外部の発電事業者から調達する電力量を低減させることができ、発電事業者から電力を調達して複数の需要家に販売する電力量を減らす自立が促進されて、需要家施設１０＿ｎの各々の需要家から、それぞれ徴収する電力量の料金を安価に設定することができる。

なお、本実施形態においては、順潮流電力量の計量値と逆潮流電力量の計量値との差分により、各需要家の各々が支払うべき電力量の料金を求める構成とした。しかしながら、各需要家が支払うべき電力量の料金を求めるためのデータである料金データとして、需要家の各々における順潮流電力量、逆潮流電力量、時間帯別電力量などのデータ、需要家が使用した電力量の時間帯別単価を演算して積分した金額（電気料金そのもの）、あるいはこの金額をポイントなどのインセンティブな数値に換算したデータを用いて、各需要家が支払うべき電力量の料金を求める構成としても良い。この、料金データは、電力系統から受電した順潮流電力のデータ（買電用電力計Ｍｐの検量値である検針値Ｐ）と、前記電力系統へ送電した逆潮流電力のデータ（売電用電力計Ｍｑの検量値である検針値Ｑ）との各々のデータに基づいて、電気料金算出部２１ａにおいて算出される。
また、すでに述べたように、上述した各需要家の支払う電力料の料金を求めるためのデータは、順潮流電力のデータと逆潮流電力のデータの両方からなるデータ、または順潮流電力のデータと逆潮流電力のデータの差分のデータであっても良い。

次に、図１９（ｂ）は、電力量の料金の徴収を、課金の処理の代行を行なう他の業者、機関（料金徴収代行業者）に依頼する際の構成を示している。データ算出サーバ２０ｂが小売電気事業者の有するサーバであり、課金処理サーバ６００が料金徴収代行業者の有するサーバである。
すなわち、上記料金徴収代行業者は、銀行、信用金庫などの金融機関、あるいはクレジットカード会社などの公共料金を含む各種料金の徴収を行なう事業者である。これらの料金徴収代行業者は、図１９（ａ）の電気料金算出部２１ａにおける料金データから電気料金を算出する機能を有する課金処理サーバ６００を備え、小売電気事業者に代わり、電力量に応じて各需要家が支払うべき料金の算出を行ない、算出した料金を各需要家から徴収する処理を行なう。そして、料金データ算出部２１ｂが、上述した需要家が支払うべき電力料の料金を求めるための料金データを算出し、算出した料金データを、料金を徴収する機関である料金徴収代行業者の有する課金処理サーバ６００に、インターネットを含むネットワークを介して送信する。ここで、料金データは、電力系統から受電した順潮流電力のデータ（買電用電力計Ｍｐの検量値である検針値Ｐ）と、前記電力系統へ送電した逆潮流電力のデータ（売電用電力計Ｍｑの検量値である検針値Ｑ）との各々のデータに基づいて、料金データ算出部２１ｂにおいて算出される。そして、小売電気事業者ではなくこの料金徴収代行業者において、上記課金処理サーバ６００が、需要家毎の支払うべき電力料金を、電力料の料金を求めるための料金データに基づいて算出し、需要家各々からそれぞれの電力の料金を徴収する構成としても良い。

また、小売電気事業者あるいは料金徴収代行業者が備える課金サーバは、所定の期間における買電用電力計Ｍｐの検針値Ｐと売電用電力計Ｍｑの検針値Ｑとの各々のデータに基づき、需要家の各々が負担すべき料金を求めるためのデータを算定し、この算定したデータに基づいて求めた料金を示す支払通知を、需要家の各々に送信する。この支払通知は、請求書、振込依頼書、金融機関の需要家の口座からの料金の引落し通知などである。また、この支払通知は、上記課金サーバに備えられた料金通知手段により通知、例えばメール送信、ＳＮＳ（ social networking service）を利用した通知、あるいは需要家に設けられた料金表示手段の表示画面に表示することで通知しても良い。

＜第２の実施形態＞
小売電気事業者は、発電事業者から電力を調達し、複数の需要家に販売する。この調達電力量を減らすことができれば、調達額を減らし、それにより需要家から徴収する電気代を安価に設定することが可能となる。調達電力量を削減する手法として、例えば特開２０１４−３０３３４に示されたような蓄電設備内部のインバータロスを低減させる技術があり、また、特許第５５７６２１８号に示された、地域内需要家群の自然エネルギーによる電力自給率を高める技術などの応用が考えられる。これらはいずれも需要家施設に設置された蓄電設備を外部から制御することで、蓄電設備の損失低減、電力自給率の向上を実現するものである。小売電気事業者が調達電力量を抑えるために、需要家が設置した蓄電設備を外部から制御するニーズはここにある。
この他にも、小売電気事業者や発電事業者によるインバランス調整、送配電事業者による送配電網の負担軽減を目的とした需要家の蓄電設備の活用なども考えられる。
このように、小売電気事業者等が需要家の蓄電池を自らの目的のために制御する場合、需要家への対価の支払いが望まれる。蓄電設備の容量が大きい方が小売電気事業者等の目的に貢献できる割合が大きいので、小売電気事業者は蓄電設備の容量に応じた対価を、電気料金から割引く形で支払う。

実施例説明のための需要家として、太陽光発電設備、蓄電設備付きの一般住宅を想定する。需要家の蓄電設備には、非常時電力量を任意に設定できる機能が備えられていて、需要家が設定することができる。また、蓄電設備の経時劣化で蓄電可能量が変化するため、定期的に蓄電可能量を推定する機能が備えられている。現在実用化されている推定方法では、蓄電設備に蓄電された電力を一旦全て放電し、満充電状態になるまで充電して、その時に充電できた電力量から蓄電可能量を推定するものがある。
蓄電可能量は、厳密には経年劣化により減少する。蓄電設備のメーカー補償は、例えば、「１０年後に蓄電容量５０%以上維持」である。蓄電設備をエネルギーマネジメントに使用する場合、どのくらいの容量が使えるかが、蓄電設備の制御計画を立てる上で重要な情報となる。リアルタイムに蓄電池の状態を把握し、現在時点の蓄電池容量を推定する機能の研究・開発がなされており、このような技術を取り込むことで、蓄電可能量を随時更新することができる。蓄電池容量を推定方法で実用化されている方法は、年に一度のメンテナンス運転で、蓄電設備の蓄電電力を全て放電させ、満充電になるまで充電し、その充電電力をもとに推定するものである。
蓄電設備には、需要家が設定した非常時電力量と、推定された蓄電可能量（蓄電可能推定量）を、メモリに記憶する記憶部が設けられている。また、メモリに記憶された非常時電力量と蓄電可能量を外部へ送信する送信部を有する。

図４は、第２の実施形態における需要家施設１０の構成例を示す図である。
需要家施設１０は、蓄電設備１１ａ、太陽光発電設備１２、分電盤１３、負荷１４、買電用電力計Ｍｐ、売電用電力計Ｍｑ、ＨＥＭＳ（Home Energy Management System）１５、モデム１６を含んで構成される。
ＨＥＭＳ１５は、蓄電設備１１ａのコントローラー機能と、小売電気事業者が保有する外部の電力管理システム３０との連携機能を有している。
蓄電設備１１ａとＨＥＭＳ１５間の通信手段は、例えばＭＡＣ層・物理層をIEEE802.11b/g/n、IEEE802.15.4などで行い、通信プロトコルにはECHONET Liteなどが考えられる。
蓄電設備１１ａとＨＥＭＳ１５間の通信により、蓄電設備１１ａからＨＥＭＳ１５に非常時電力量と蓄電可能量のデータが送信され、また、ＨＥＭＳ１５から蓄電設備１１ａに蓄電設備１１ａへの制御指令が送信される。制御指令は、予め取り決められた蓄電設備１１ａの動作モード、例えば、「定電力充電」、「定電力放電」、「負荷追従放電」、「待機」などが挙げられ、いずれかの制御指令を受信した蓄電設備１１ａは、取り決められた所定の動作を行う。
モデム１６は、公衆インターネット回線を介して、蓄電設備１１ａと電力管理システム３０との間の通信を行うための送受信部である。
なお、蓄電設備１１ａは、非常時電力量を保存する第１の記憶部１０１、蓄電可能量（または蓄電可能推定量）を保存する第２の記憶部１０２、或いは蓄電可能量から非常時電力量を減算した常時蓄電可能量を保存する記憶部１００（いずれの記憶部も図４においては不図示である）を有している。

図５は、第２の実施形態における課金システム２０ａ（あるいはサーバ）の構成例を示す図である。
課金システム２０ａは、演算部２１、検針値受信部２２、受信部２４を含んで構成される。メモリ２３を含まず、受信部２４を含む点が、第１の実施形態における課金システム２０との相違点である。すなわち、図５は、課金システム２０にオペレータが入力するのではなく、蓄電設備１１ａに常時蓄電可能量等の情報が記憶されていて、通信により自動で課金システム２０ａに情報が電力管理システム３０を介して送られる形態について示している。
また、演算部２１は、課金システム２０と同様に、電気料金算出部２１１、割引額算出部２１２、請求額算出部２１３を含んで構成される。

電力管理システム３０は、情報収集部３１、蓄電池制御決定部３２、送受信部３３、送信部３４を含んで構成される。
需要家施設１０におけるＨＥＭＳ１５と電力管理システム３０との間の通信は、モデム１６および公衆インターネット回線を介して行われる。ＨＥＭＳ１５からユーザーＩＤ、蓄電設備１１ａの非常時電力量と蓄電可能量とを含むデータが送信され、電力管理システム３０における送受信部３３がこれを受信する。
電力管理システム３０では、複数の需要家のＨＥＭＳ１５から送受信部３３により受信したデータを情報収集部３１が演算し、複数の需要家が保有する各々の蓄電設備１１ａの動作を蓄電池制御決定部３２が決定し、制御指令として送受信部３３がＨＥＭＳ１５に送信する。また、電力管理システム３０は、課金システム２０ａに非常時電力量と蓄電可能量のデータを送信部３４が送信し、課金システム２０ａの受信部２４がこれを受信する。
つまり、課金システム２０ａは、蓄電設備１１ａから、ＨＥＭＳ１５、電力管理システム３０を介し、間接的に非常時電力量と蓄電可能量のデータを受信することとなる。なお、課金システム２０ａが、電力管理システム３０を介さないで、蓄電設備１１ａから、ＨＥＭＳ１５、モデム１６、インターネット回線を介して、直接的に非常時電力量と蓄電可能量のデータを受信部２４により受信することも可能である。

第１の実施形態と同様、課金システム２０ａは、送配電事業者から受信した検針値Ｐ、Ｑをもとに電気料金を電気料金算出部２１１において算出し、また、非常時電力量と蓄電可能量から割引額を割引額算出部２１２において算出する。
割引額は、例えば下記式（１）で算出される。
Ｄ＝８５．５×Ｒ＋８００…（１）
ここで、Ｄは割引額［円］を表す。
また、Ｒは、割引額算出部２１２が、常時蓄電可能量［ｋＷｈ］＝蓄電可能量−非常時電力量の式に基づいて算出する。ただし、Ｒが、２．５ｋＷｈ未満の場合はＤ＝０円とする。また、Ｄの上限値は、１，６００円とする。また、Ｄの算出値は、小数点以下を切り捨てて算出される。
例えば、蓄電可能量が６．０８ｋＷｈで非常時電力量が３．５ｋＷｈであった場合、式（１）によれば、割引額Ｄは１，０２０円となる。非常時電力量は、需要家が任意の時点で任意の設定が可能なことから、毎日一度データ取得し、日割り計算にて割引額を算出することも考えられる。

続いて、上記に説明した第１の実施形態および第２の実施形態における課金システムの動作例について説明する。
図６は、第１の実施形態における課金システム２０の構成例を示す図である。また、図７は、図６に示す課金システム２０の動作例を示すフローチャートである。
課金システム２０は、演算部２１、メモリ２３（第１の記憶部２３１と第２の記憶部２３２）を含んで構成される。
オペレータは、ユーザーの契約情報のうち、蓄電可能量を課金システム２０へ入力する（ステップＳＴ１）。
第２の記憶部２３２は、入力された蓄電可能量を保存する（ステップＳＴ２）。
オペレータは、ユーザーの契約情報のうち、非常時電力量を課金システム２０へ入力する（ステップＳＴ３）。
第１の記憶部２３１は、入力された非常時電力量を保存する（ステップＳＴ４）。
演算部２１は、蓄電可能量に従って割引額を演算する（ステップＳＴ５）。
演算部２１における割引額算出部２１２は、蓄電可能量から非常時電力量を減算し、常時蓄電可能量を算出する。
演算部２１は、割引額を算出する（ステップＳＴ６）。
演算部２１における割引額算出部２１２は、予め設定した割引額テーブルを参照し、常時蓄電可能量に対応する割引額を算出する。

図８は、第１の実施形態における課金システム２０の他の構成例を示す図である。また、図９は、図８に示す課金システム２０の動作例を示すフローチャートである。
課金システム２０は、演算部２１、メモリ２３を含んで構成される。
上記図６と相違する点は、メモリ２３には、ユーザーの契約情報のうち、非常時電力量がユーザーにより入力される点である。上述したように、蓄電可能量は、製品の型式で決まるため、課金システム２０は、製品の型式と蓄電可能量とを紐付けるテーブルを有している。課金システム２０は、型式番号をテーブルへ入力することで蓄電可能量を入手し、割引額を算出する。なお、型式番号は、例えば、ユーザーの契約情報の中に含まれ、予め課金システム２０に入力されておく構成とすればよい。これにより、型式番号をテーブルへ入力することで、型式番号を「蓄電可能量」に置き換えることができる。
オペレータは、ユーザーの契約情報のうち、非常時電力量を課金システム２０へ入力する（ステップＳＴ１１）。
メモリ２３は、入力された非常時電力量を保存する（ステップＳＴ１２）。
演算部２１は、蓄電可能量に従って割引額を演算する（ステップＳＴ１３）。
演算部２１における割引額算出部２１２は、蓄電可能量から非常時電力量を減算し、常時蓄電可能量を算出する。
演算部２１は、割引額を算出する（ステップＳＴ１４）。
演算部２１における割引額算出部２１２は、予め設定した割引額テーブルを参照し、常時蓄電可能量に対応する割引額を算出する。

図１０は、第２の実施形態における課金システム２０ａおよび蓄電設備１１ａの構成例を示す図である。また、図１１は、図１０に示す課金システム２０ａおよび蓄電設備１１ａの動作例を示すフローチャートである。
蓄電設備１１ａは、非常時電力量を保存する第１の記憶部１０１、蓄電可能量を保存する第２の記憶部１０２、送信部１６０（モデム１６およびＨＥＭＳ１５）を含んで構成される。
課金システム２０ａは、演算部２１、受信部２４を含んで構成される。
本構成は、課金システム２０ａが、電力管理システム３０を介さないで、蓄電設備１１ａから、ＨＥＭＳ１５、モデム１６、インターネット回線を介して、直接的に非常時電力量と蓄電可能量のデータを受信部２４により受信する構成である。もちろん、課金システム２０ａが、課金システム２０ａと蓄電設備１１ａとの間の電力管理システム３０を介して、間接的に非常時電力量と蓄電可能量のデータを受信部２４により受信する構成であってもよい。
蓄電設備１１ａにおいて、第２の記憶部１０２は、蓄電可能量を保存する（ステップＳＴ２１）。
蓄電設備１１ａにおいて、第１の記憶部１０１は、非常時電力量を保存する（ステップＳＴ２２）。
蓄電設備１１ａにおいて、送信部１６０は、蓄電可能量と非常時電力量とを、課金システム２０ａに対して送信する（ステップＳＴ２３）。
課金システム２０ａにおいて、受信部２４は、蓄電可能量と非常時電力量とを、蓄電設備１１ａから受信する（ステップＳＴ２４）。
課金システム２０ａにおいて、演算部２１は、蓄電可能量と非常時電力量とに従って割引額を演算する（ステップＳＴ２５）。
演算部２１における割引額算出部２１２は、蓄電可能量から非常時電力量を減算し、常時蓄電可能量を算出する。
課金システム２０ａにおいて、演算部２１は、割引額を算出する（ステップＳＴ２６）。
演算部２１における割引額算出部２１２は、式（１）に基づいて割引額を算出する。
なお、蓄電可能量は蓄電設備１１ａの第２の記憶部１０２に記憶されるとなっているが、蓄電可能量は蓄電設備１１ａの型式で決まるため、予め課金システム２０ａに入力しておき、蓄電設備１１ａとの通信では、非常時電力量のみを受信すればよい、というケースも考えられる。

図１２は、第２の実施形態における課金システム２０ａおよび蓄電設備１１ａの他の構成例を示す図である。また、図１３は、図１２に示す課金システム２０ａおよび蓄電設備１１ａの動作例を示すフローチャートである。
蓄電設備１１ａは、蓄電可能量から非常時電力量を減算した常時蓄電可能量を保存する記憶部１００、送信部１６０（モデム１６およびＨＥＭＳ１５）を含んで構成される。
課金システム２０ａは、演算部２１、受信部２４を含んで構成される。
本構成は、課金システム２０ａが、蓄電設備１１ａから、直接的または間接的に常時蓄電可能量のデータを受信部２４により受信する構成である。
蓄電設備１１ａにおいて、第２の記憶部は、出願時において記憶済の蓄電可能量を保存する（ステップＳＴ３１）。
蓄電設備１１ａにおいて、第１の記憶部は、需要家設定により記憶済の非常時電力量を保存する（ステップＳＴ３２）。
蓄電設備１１ａにおいて、ＨＥＭＳ１５は、蓄電可能量から非常時電力量を減算し、常時蓄電可能量を算出する（ステップＳＴ３３）。
蓄電設備１１ａにおいて、記憶部１００は、常時蓄電可能量を保存する（ステップＳＴ３４）。
蓄電設備１１ａにおいて、送信部１６０は、常時蓄電可能量を、課金システム２０ａに対して送信する（ステップＳＴ３５）。
課金システム２０ａにおいて、受信部２４は、常時蓄電可能量を、蓄電設備１１ａから受信する（ステップＳＴ３６）。
課金システム２０ａにおいて、演算部２１は、常時蓄電可能量に従って割引額を演算する（ステップＳＴ３７）。
課金システム２０ａにおいて、演算部２１は、割引額を算出する（ステップＳＴ３８）。
演算部２１における割引額算出部２１２は、式（１）に基づいて割引額を算出する。

上述したように、本発明の課金システム２０は、蓄電設備１１が設置された需要家の電気料金の割引額を計算する課金システムであって、非常時に備え蓄電設備１１に確保する非常時電力量を記憶する第１の記憶部２３１と、非常時電力量を含んだ蓄電可能量を記憶する第２の記憶部２３２と、非常時電力量と蓄電可能量とに応じて電気料金の割引額を計算する演算部２１を有する。
また、本発明の課金システム２０は、蓄電設備１１が設置された需要家の電気料金の割引額を計算する課金システムであって、蓄電設備１１の常時に利用可能な常時蓄電可能量を記憶する記憶部（メモリ２３）と、常時蓄電可能量に応じて電気料金の割引額を計算する演算部２１を有する。

また、本発明の課金システム２０ａは、非常時のために確保する非常時電力量を記憶する第１の記憶部１０１と、非常時電力量を含んだ蓄電可能量を記憶する第２の記憶部１０２と、通信手段により、非常時電力量と蓄電可能量を外部へ送信する送信部１６０と、を有する蓄電設備１１ａが設置された需要家の電気料金の割引額を計算する課金システム２０ａである。課金システム２０ａは、蓄電設備１１ａが送信した非常時電力量と蓄電可能量を直接的又は間接的に受信する受信部２４と、受信部２４で受信した非常時電力量と蓄電可能量に応じて電気料金の割引額を計算する演算部２１と、を有する。
また、本発明の課金システム２０ａは、常時に利用可能な常時蓄電可能量を記憶する記憶部１００と、通信手段により常時蓄電可能量を外部へ送信する送信部１６０と、を有する蓄電設備１１ａが設置された需要家の電気料金の割引額を計算する課金システム２０ａである。課金システム２０ａは、蓄電設備１１ａが送信した常時蓄電可能量を直接的又は間接的に受信する受信部２４と、受信部２４で受信した常時蓄電可能量に応じて電気料金の割引額を計算する演算部２１と、を有する。

本発明の課金システム２０、２０ａによれば、蓄電池の容量［ｋＷｈ］（蓄電設備１１、１１ａの常時蓄電可能量）に応じて、電気料金の割引額を算定することができる。すなわち、本発明の課金システム２０、２０ａによれば、需要家、事業者双方のメリットが生み出されるので、継続可能な、蓄電池を活用した電力需給の仕組みを実現することができる。
これにより、本発明によれば、継続可能な、蓄電池を活用した電力需給の仕組みを実現することができる課金システムおよび課金システムの制御方法を提供することができる。

また、本実施形態においては、需要家集合体としての形態として、需要家集合体における需要家１０の各々が隣接を含んで近傍に位置し、当該需要家１０の各々が同一の電力系統線（後述する電力系統線２００）を介して、相互に電力を融通し合う電力融通街区の構成がある。
図２０は、第２の実施形態の他の例である費用演算システムの構成例としての電力融通街区を示す図である。電力融通街区４００は、図１７と同様に、例えば７０戸の需要家１０から構成されており、各需要家１０の個々において電力消費量や、太陽光発電設備１２の発電容量、蓄電設備１１の蓄電容量がそれぞれ異なる。図２０においては、図１７の構成と異なり、一般送配電事業者の高圧系統（系統電力線２１０）と、電力融通街区４００の電力系統線２００との間に、順潮流電力メーターＭｐtと順潮流電力メーターＭｑtとの各々が設けられている。

上述した順潮流電力メーターＭｐtと逆潮流電力メーターＭｑtとの各々は、一般送配電事業者の高圧系統（系統電力線２１０）と、電力融通街区４００の電力系統線２００との間に設けられるため、計器用変圧変流器と組み合わせて取り付けられる。また、順潮流電力メーターＭｐtと逆潮流電力メーターＭｑtとの各々は、順潮流電力を測定する機能と逆潮流電力を測定する機能との双方を有する電力計（計量手段）に代えても良い。

図２１は、第２の実施形態の電力融通街区における電力の販売構造を示す図である。図２１においては費用演算システム３５０は、小売電気事業者５１０に設けられており、検針値受信部３５１と費用演算処理サーバ３５２との各々を備えている。検針値受信部３５１は、電力融通街区４００の需要家１０の各々の買電用電力計Ｍｐ及び売電用電力計Ｍｑそれぞれから、所定の期間が経過する毎に、ネットワークを介して送配電事業者から供給される順潮流された電力の検針値Ｐ及び逆潮流された電力の検針値Ｑを入力する。また、検針値受信部３５１は、順潮流電力メーターＭｐtの順潮流電力の検針値Ｐｔと、逆潮流電力メーターＭｑtの逆潮流電力の検針値Ｑｔとを、所定の期間が経過する毎に、ネットワークを介して送配電事業者５３０から得る。

これにより、小売電気事業者は、電力融通街区４００すべての需要家１０に対して、卸電気事業者から調達して販売した電力を、順潮流電力メーターＭｐtの順潮流電力の検針値Ｐｔとして得ることができる。すなわち、小売電気事業者は、費用演算システム３５０により、上記検針値Ｐｔに基づいて、電力融通街区４００全体における外部の卸電気事業者から調達した電力に対する支払額を求めることができる。また、小売電気事業者は、費用演算処理サーバ３５２により、順潮流電力メーターＭｐtの順潮流電力の検針値Ｐｔと、逆潮流電力メーターＭｑtの順潮流電力の検針値Ｑｔとの差分に基づき、電力融通街区４００における需要家１０の各々の消費した電力量に応じた支払額を求める。ここで、需要家１０の各々の消費した電力量とは、需要家１０の各々の買電用電力計Ｍｐの検針値Ｐと売電用電力計Ｍｑの検針値Ｑとの差分の電力量である。

上述したように、小売電気事業者５１０は、送配電事業者５３０へ支払う託送費、卸電気事業者へ支払う電力量の対価、費用負担調整機関に納付する再生可能エネルギー促進賦課金の算定を、費用演算処理サーバ３５２に行わせる際、順潮流電力の検針値Ｐｔを用いる。ここで、費用演算処理サーバ３５２は、小売電気事業者５１０が卸電気事業者５２０に支払う調達電力の対価を、検針値Ｐｔと検針値Ｑｔとの電力量の差分に基づいて算定する。また、小売電気事業者５１０は、電力融通街区４００に対する順潮流の電力量の検針値Ｐｔに基づいて、この電力量の託送費を送配電事業者５３０に対して支払う。再生可能エネルギー発電促進賦課金は、電力融通街区４００に対する順潮流の電力量の検針値Ｐｔに基づいて、小売電気事業者５１０が需要家１０の各々から消費した電力量に対応して徴収し、所定の費用負担調整機関５４０に支払う。

すなわち、費用演算システム３５０は、電力融通街区４００における需要家１０の各々の消費した電力量に応じて支払う支払額を求めるため、買電用電力計Ｍｐ及び売電用電力計Ｍｑから、検針値Ｐ及び検針値Ｑそれぞれを得ている。
しかしながら、電力融通街区４００においては、各需要家１０を結ぶ配電系統が商用系統あるいは自営線である場合を含み、発電設備である太陽光発電設備１２による発電、蓄電設備である蓄電池１０からの充放電により、各需要家１０間における電力の融通が行われている。この場合、一の需要家１０の蓄電池１１に対して、他の需要家１０の太陽光発電設備１２により発電した発電電力を一時的に充電して蓄電し、夜間において、一の需要家１０及び他の需要家以外の需要家の需要のために、他の需要家の蓄電池１１から放電する場合がある。

上述した場合においては、需要家１０の各々に設置された順潮流電力メーターＭｑtでは、測定した順潮流の電力が、電力融通街区４００の外部から商用電力として供給された電力であるか、あるいは電力融通街区４００内の他の需要家から供給された電力であるかの判別を行うことができない。
このため、順潮流電力メーターＭｐtと逆潮流電力メーターＭｑtとを電力融通街区４００と系統電力線２１０との間に設け、費用演算処理サーバ３５２は、上述した順潮流電力メーターＭｐt及び逆潮流電力メーターＭｑtの各々が計量した計量値を用いて、電力融通街区４００全体に対して供給され順潮流の電力量に対応して、配送電事業者５３０へ支払う託送費、卸電気事業者５２０へ支払う電力量の対価である調達料金、費用負担調整機関５４０に納付する再生可能エネルギー促進賦課金の算定を行う。

ここで、小売電気事業者は、電力融通街区４００における配電系統が一般の送配電事業者により管理される電力系統である場合、低圧の電圧で電力が供給される需要家への接続供給に必要な託送費を送配配電事業者５３０に対して支払う必要がある。一方、電力融通街区４００における配電系統が需要家１０の各々から出資して施設した自営線としての電力系統である場合、高圧の電圧で電力が供給される需要家への接続供給に必要な託送費を送配電事業者５３０に対して支払う必要がある。

上述したように、小売電気事業者５１０が送配電事業者５３０や費用負担調整機関５４０に対する支払額は、順潮流電力メーターＭｐtの順潮流の電力の計量値に基づき、送配電事業者５３０及び費用負担調整機関５４０の各々が算定する。また、小売電気事業者５１０は、送配電事業者５３０及び費用負担調整機関５４０の各々からの請求額の確認のため、あるいはこの請求額の請求が行われる前に請求額の把握を行うため、課金システム２０ａにより、送配電事業者５３０や費用負担調整機関５４０に対する支払額の算定を、送配電事業者５３０及び費用負担調整機関５４０の各々の算定の基準と同様のアルゴリズムに基づいて、順潮流電力メーターＭｐtの順潮流の電力の検針値Ｐｔに基づいて行う。

上述した第２の実施形態においても、すでに述べた第１の実施形態と同様に、各需要家の各々が支払うべき電力量の料金を、順潮流電力量の計量値と逆潮流電力量の計量値との差分により求めるのではなく需要家の各々における順潮流電力量、逆潮流電力量、時間帯別電力量などのデータ、需要家が使用した電力量の時間帯別単価を演算して積分した金額、あるいはこの金額をポイントなどのインセンティブな数値に換算したデータを用いて、各需要家が支払うべき電力量の料金を求める構成としても良い。
また、上述した需要家が支払うべき電力料の料金を求めるためのデータを、料金を徴収する料金徴収代行業者に送信し、小売電気事業者ではなくこの料金徴収代行業者が電力料金を課金処理サーバ６００（図１９（ｂ））により算出し、需要家各々からそれぞれの電力の料金を徴収する構成としても良い。

上記支払通知は、請求書、振込依頼書、金融機関の需要家の口座からの料金の引落し通知などである。また、この支払通知は、上記課金サーバに備えられた料金通知手段により通知、例えばメール送信、ＳＮＳを利用した通知、あるいは需要家に設けられた料金表示手段の表示画面に表示することで通知しても良い。
また、順潮流電力メーターＭｐtと逆潮流電力メーターＭｑtと各々が計量した計量値を用いて、電力融通街区４００全体に対して供給され順潮流の電力量に対応して、配送電事業者５３０へ支払う託送費、卸電気事業者５２０へ支払う電力量の対価である調達料金、費用負担調整機関５４０に納付する再生可能エネルギー促進賦課金の算定を、料金徴収代行業者が備える課金処理サーバ６００により行う構成としても良い。

＜第３の実施形態＞
図を用いて第３の実施形態による課金システムの構成を説明する。図１４は、第３の実施形態による課金システムが管理する電力融通街区の構成例を示す図である。本第３の実施形態において、第１の実施形態及び第２の実施形態の各々と同様な構成については同一の符号を付す。また、本第３の実施形態において、第１の実施形態及び第２の実施形態の各々の構成を有しても良い。すなわち、課金サーバ（後述）が算出した電気料金から、第１の実施形態及び第２の実施形態における構成を用いて割引を行っても良い。
電力融通街区４００は、住宅である需要家１０の複数戸と、商業施設であるショッピンセンター２５０とから形成されている。需要家１０は、図１の構成と同様に蓄電設備１１、太陽光発電設備１２、分電盤１３、負荷１４、買電用電力計（以下、順潮流電力メーター）Ｍｐ及び売電用電力計（以下、順潮流電力メーター）Ｍｑの各々が備えられている。
順潮流電力メーターＭｐ及び順潮流電力メーターＭｑの各々は、電力系統線２００から需要家１０に供給される順潮流電力と電力系統線２００に対して需要家１０から供給する逆潮流電力とを測定する。

また、一般送配電事業者の高圧系統（系統電力線２１０）にから需要家１０への電力供給の際には、低圧への変圧器（不図示）を介して低圧供給を行っている。この変圧器は、例えば需要家１０の５戸に１台の割合で配備されている。
また、ショッピンセンター２５０には、順潮流電力メーター１０１のみが設置されている。また、ショッピンセンター２５０には、逆潮流を発生させるような発電設備を備えておらず、電力消費量が１５０００kWh/月であり、高圧で電力の供給を受けている。電力系統線２００は一般送配電事業者（後述する送配電事業者５３０）が所有している配電線である。

また、電力融通街区４００は、７０戸の需要家１０から構成されており、各需要家１０の個々において電力消費量や、太陽光発電設備１２の発電容量、蓄電設備１１の蓄電容量がそれぞれ異なる。電力融通街区４００の需要家１０の全てで平均すると、例えば１戸当たりの電力消費量が５００kWh/月、太陽光発電設備１２の太陽光発電量が２００kWh/月であり、蓄電設備１１が６kWhの蓄電容量の家庭用蓄電池設備である。ショッピングセンターの電力消費量は１５０００kWh/月である。

・電力融通街区内における住戸間の電力融通
図１５は、電力融通街区における電力の販売構造を示す図である。電力融通街区４００においては、小売電気事業者（小売事業者）５１０が個々の需要家１０及びショッピングセンター２５０との間で、電力の販売（売電）と買取り（買電）を行っている。販売した電力量については需要家１０から販売料金を徴収し、一方、買取分の電力量については買取料金を需要家１０に対して支払う。
また、小売電気事業者５１０は、需要家１０の各々に販売する電力を卸電気事業者５２０から調達し、その調達した電力量に対して対価を卸電気事業者（例えば、発電事業者に相当）５２０に対して支払う。ここで、課金サーバ３００は、各需要家１０、ショッピングセンター２５０を含めた需要家全体の順潮流電力メーターＭｐと逆潮流電力メーターＭｑとの計量値の差分を求める。そして、小売電気事業者５１０は、卸電気事業者５２０に、課金サーバ３００が求めた電力量の差分に基づいて調達電力の対価を支払う。
また、小売電気事業者５１０は、託送費を送配電事業者５３０に対して支払う。図１５にある再生可能エネルギー発電促進賦課金は、小売電気事業者５１０が需要家１０の各々から徴収し、所定の費用負担調整機関５４０に支払う。

この図１５に示す電力融通街区における電力の販売構造のもとで、電力融通街区における需要家１０間の電力融通は実施される。その技術的な方法は、例えば小売電気事業者５１０が、需要家１０の電力情報をネットワークに接続された課金サーバ３００により随時監視する。そして、小売電気事業者５１０は、取得した電力情報に基づき、課金サーバ３００を介して需要家１０の各々に設置された蓄電池設備１１や負荷１４（負荷機器）を制御することで、余剰電力がある需要家１０と電力が不足している需要家１０との間において電力融通が行われる。
需要家１０の各々が購入した電力量は、順潮流電力メーターＭｐのみで特定することはできない。この理由としては、他の需要家１０から融通され一時的に蓄電設備１１に貯めた電力量も供給された電力量として、順潮流電力メーターＭｐにおいて積算されて含まれるためである。

以下の説明は、小売電気事業者５１０が電力融通街区４００内のエネルギーマネジメントを行う仮定で説明する。小売電気事業者５１０は、電力融通街区４００内で発電される太陽光発電電力を、可能な限り電力融通街区４００内で消費し、それによって、卸電気事業者からの調達電気量を抑え、需要家１０に電気料金を安価に提供するサービスを考える。そのため、需要家１０の蓄電設備１１を課金サーバ３００により制御することにより、電力融通街区４００内エネルギーマネジメントを行う。

図１６は、電力融通街区を構成する需要家１０の間における電力融通を説明する図である。図１６に示す電力融通街区は、需要家１０＿Ａ、需要家１０＿Ｂ及び需要家１０＿Ｃの各々の３戸の需要家１０から構成されている。
課金サーバ３００は、例えば、ある需要家１０＿Ａにおける太陽光発電設備１２が発電した発電電力による余剰電力を、空き容量の大きい需要家１０＿Ｂの蓄電池設備１１に蓄電させる制御を行う。このとき、課金サーバ３００は、各需要家１０から余剰電力の電力量及び蓄電設備１１の蓄電量をネットワークを介して取得する。例えば、課金サーバ３００は、ネットワークを介して、太陽光発電設備１２の発電電力量、需要家１０の負荷１４における消費電力量、蓄電設備１１の蓄電量などを取得する。すなわち、小売電気事業者５１０は、課金サーバ３００を用いることにより、需要家１０の各々の電力情報をネットワークを介してリアルタイムで監視する。そして、小売電気事業者５１０は、課金サーバ３００を介して、空き容量の大きい需要家１０＿Ｂの蓄電設備１１に、需要家１０＿Ａの余剰電力を充電するよう、需要家１０＿Ｂの蓄電設備１１を充電制御することにより実現する。

課金サーバ３００は、需要家１０＿Ｂへ電力の融通量を、需要家１０＿Ａの逆潮流電力メーターＭｑで測定した逆潮流電力量と、需要家１０＿Ｂの順潮流電力メーターＭｐで測定した順潮流電力量とにより計量する。このとき、小売電気事業者５１０は、課金サーバ３００を用いることにより、需要家１０＿Ｂにおいても余剰電力が発生していた場合、需要家１０＿Ｂの余剰電力も併せて充電できるよう、需要家１０＿Ｂの蓄電設備１１を制御することもできる。このとき、需要家１０＿Ｂの余剰電力を、需要家１０＿Ｂの自身の蓄電設備１１に充電する場合、順潮流電力メーターＭｐ及び逆潮流電力メーターＭｑの各々を通らずに、需要家１０＿Ｂの蓄電設備１１に蓄電されるため、蓄電される電力量は計量されない。

また、夕方や雨などの場合、太陽光発電設備１２に照射される太陽光の量が減少するため、太陽光発電設備１２の発電する太陽光発電電力が低減する。この太陽光発電電力の低減に伴い、各需要家１０は消費電力を太陽光発電電力で賄えなくなり、不足する電力を他の需要家１０から購入することとなる。
この時、小売電気事業者５１０は、課金サーバ３００を介して、各需要家１０で不足する電力を、需要家１０それぞれの蓄電設備１１から放電させ、各需要家１０に対して供給する制御を、各需要家１０の蓄電設備１１の各々に対して行う。

また、需要家１０＿Ｂの蓄電設備１１に蓄積された蓄電電力を、放電電力として需要家１０＿Ｂ自身でも使用し、同時にこの放電電力を需要家１０＿Ｃに対しても供給する。
このとき、需要家１０＿Ｂで使用した蓄電設備１１からの放電電力は、需要家１０＿Ｂが備える順潮流電力メーターＭｐでも逆潮流電力メーターＭｑでも計量されない。
しかしながら、需要家１０＿Ｂの蓄電設備１１から需要家１０＿Ｃに融通した放電電力は、需要家１０＿Ｂに備えられている逆潮流電力メーターＭｑにより計量される。また、同様に、需要家１０＿Ｃが需要家１０＿Ｂの蓄電設備１１から融通された放電電力は、需要家１０＿Ｃに備えられている順潮流電力メーターＭｑにより計量される。

需要家１０＿Ｃの消費電力量が、小売電気事業者５１０の推定以上に多い場合、需要家１０＿Ｂの蓄電設備１１からの融通電力（放電電力）だけでは足りない。この場合、課金需要家１０＿Ｃが需要家１０＿Ｂの蓄電設備１１から融通された放電電力では不足することを、需要家１０＿Ｃの消費電力量によりサーバ３００が検知した場合、小売電気事業者５１０は卸電気事業者５２０から商用電力を購入することで、電力融通街区４００内における不足電力を賄う。この時、課金サーバ３００は、需要家１０＿Ｃの蓄電設備１１に蓄電されている電力がある場合でも、小売電気事業者５１０の制御により、想定外の電力消費であったために、需要家１０＿Ｃの蓄電設備１１からの放電を行わずに停止したままにしたとする。

また、時間が経過することにより、需要家１０＿Ｂに備えられている蓄電設備１１に蓄電されている蓄電電力量が減少することにより、需要家１０＿Ｂも卸電気事業者５２０から商用電力を購入する状態となる。さらに、課金サーバ３００は、需要家１０＿Ａに備えられた蓄電設備１１を放電させ、この放電電力を需要家１０＿Ｂに対して供給する。需要家１０＿Ｂが備える順潮流電力メーターＭｐは、卸電気事業者５２０から小売電気事業者５１０が購入した商用電力、及び需要家１０＿Ａからの融通電力の合計が計量される。従来の課金方法においては、この順潮流電力メーターＭｐにより計量された計量値に基づいて電力量料金が課金される。

ここで、この需要家１０＿Ｂに供給される商用電力及び融通電力の一部は、需要家１０＿Ｂでは消費されずに需要家１０＿Ｃで使用されている。したがって、需要家１０＿Ｂは、その分の電力量料金の金額だけ損を被ることになる。
しかしながら、需要家１０＿Ｂの備える逆潮流電力メーターＭｑで計量された電力は、需要家１０＿Ｃへの融通電力である。この需要家１０＿Ｂの備える逆潮流電力メーターＭｑの計量値を、前述の順潮流電力メーターＭｐの計量値から差し引くことで損を被ることはなくなる。また、需要家１０＿Ｃの順潮流電力メーターＭｐは、需要家１０＿Ｂから融通された融通電力と購入した商用電力との電力量を計量する。ここで、小売電気事業者５１０の課金サーバ３００が需要家１０＿Ｃの消費電力量を推定できていれば、需要家１０＿Ｃにおいては商用電力を購入せずに済むと考えられる。
上述したように、融通電力と商用電力とに差分があり、商用電力の方が高価であった場合、需要家Ｃは電力料金において損を被ることになる。

しかしながら、後述するように本実施形態の場合、課金サーバ３００が電気料金を求める計算を行う際、電力量に対して乗算しで電力料金を求める乗率が時間帯により一定で、融通電力と商用電力とが区別することなく計量される。このため、上述した課金方法とは異なり、本実施形態においては、需要家１０＿Ｃは電力料金において損を被ることが無くなる。このため、需要家１０＿Ｃの蓄電設備１１に蓄電されている蓄電電力を、放電電力として、後に使用しても、他の需要家１０に対して融通しても、需要家１０＿Ｃは損を被ることなく、需要家１０間における電気料金の経済的損失が軽減される。

月間において需要家１０＿Ｂに備えられている順潮流電力メーターＭｐの計量値が８００kWh、逆潮流電力メーターＭｑの計量値が４００kWhであったとすると、課金サーバ３００は、その差分の電力量４００kWhに乗率、例えば２０円/kWhを乗算して、電力量料金を８０００円と求める。小売電気事業者５１０は、電力量料金８０００円に加え、基本料金等を需要家１０＿Ｂから徴収する。
電力融通街区４００においては、晴れた日中に各需要家１０に備えられた太陽光発電設備１２が発電する太陽光発電量が多く、各需要家１０の蓄電設備１１が満充電となっても、余剰電力が発生する。この場合、その電力融通街区４００全体の余剰電力は、電力融通街区４００から系統に対して逆潮流される。

・小売電気事業者の電力取引
電力融通街区４００内には、需要家としてショッピングセンター２５０がある。ショッピングセンター２５０の日中の電力消費量は、電力融通街区４００内の需要家１０の各々の余剰電力量に比べて十分に大きく、電力融通街区４００内の需要家１０の余剰電力は全てショッピングセンター２５０に対して融通される。このため、電力融通街区４００全体では余剰電力は発生しない。

本実施形態においては、需要家１０が各々、送配電事業者５３０の配電線２００上で、需要家１０の各々の間で物理的に電力融通がなされ、小売電気事業者５１０がある需要家１０の余剰電力を買取り、他の需要家１０に販売することで、電力の取引上において融通したと見做すことができる。
これまで説明のために、需要家１０＿Ａ、需要家１０＿Ｂ及び需要家１０＿Ｃの3戸を用いて説明したが、電力融通街区４００に７０戸の需要家１０があり、需要家１０それぞれの間において電力の融通が行われる。例えば、課金サーバ３００は、電力融通街区４００において、７０戸の需要家１０に対して電力を融通する場合に、このうちの４５戸の需要家１０が備える蓄電設備１１を動かす、といった運用を行う。

小売電気事業者５１０は、卸電気事業者５２０から電力を調達し、電力融通街区４００の需要家１０に販売する。小売電気事業者５１０は、卸電気事業者５２０に調達電力の対価を支払う。また、一般送配電事業者である送配電事業者５３０の配電線を使用する場合は、一般送配電事業者に託送費を支払う。加えて、再生可能エネルギー発電促進賦課金を定められた費用負担調整機関５４０に支払う。これらの費用は電気を需要家１０に供給した量に応じて支払う必要がある。課金サーバ３００は、この需要家１０に供給した電力量に基づき、上記小売電気事業者５１０、送配電事業者５３０及び費用負担調整機関に支払う費用の算出を行う。

しかしながら、各需要家１０に設置された順潮流電力メーターＭｐは、一時的に蓄電した他の住戸からの融通電力の電力量も計量されており、この計量値をもとにすれば少なくとも調達電力の対価や再生可能エネルギー発電促進賦課金の支払額が過剰になる。したがって、順潮流電力メーターＭｐの計量した電力量を、上記小売電気事業者５１０、送配電事業者５３０及び費用負担調整機関に支払う費用の算定には使えない。
そこで、電力融通街区４００全体の電力供給量を、電力融通街区４００の需要家１０に備えられている順潮流電力メーターＭｐ全ての電力量を加算することにより、その計量値を用いることで問題を解決することができる。

例えば、電力融通街区４００の需要家１０の順潮流電力メーターＭｐ全ての電力量の計量値がある月に１２５００kWhであり、逆潮流電力メーターＭｑ全ての電力量の計量値がある月に５００kWhであり、ショッピングセンター２５０の順潮流電力メーターＭｐの電力量の計量値が１５０００kWh/月であった場合、順潮流量から逆潮流量を減算した総計２７０００kWhの電力量に対し、卸電気事業者５２０に調達電力の対価、送配電事業者５３０に託送費、費用負担調整機関５４０に再生可能エネルギー発電促進賦課金を支払う。

また、本実施形態においては、電力融通街区４００を需要家１０とショッピングセンター２５０とからの構成例で説明したが、一般の住宅である需要家だけで構成された需要家集合体でなくても構わない。例えば、電力融通街区に設置された太陽光発電施設などの発電施設が需要家集合体に加わっていても良い。
また、需要家に特に限定はなく、住宅や商店などの低圧需要家や、スーパーや事業所、オフィスビルなどの高圧需要家、大型ショッピングセンターや大規模工場などの特別高圧需要家などがある。
また、需要家１０に備えられている蓄電設備に限定はなく、蓄電池設備、リチウムイオンキャパシタ、フライホイールなどのいすれかあるいは組み合わせを用いても良い。

また、順潮流電力メーターＭｐと逆潮流電力メーターＭｑとに限定はないが、一般的には計量法上の検定を通った積算電力計であり、遠隔検針可能なスマートメーターを用いることが望ましい。課金サーバ３００は、ネットワークを介して順潮流電力メーターＭｐと逆潮流電力メーターＭｑとの計量値を各需要家１０から取得する。
また、順潮流電力メーターＭｐと逆潮流電力メーターＭｑとの各々が積算電力計である場合、積算値が課金サーバ３００により検針されて電力量が取得される。ある時点の検針値が２３４５６．７[kWh]であり、前回検針した際の検針値が２３７８９．０[kWh]であった場合、所定の期間における計量値は、３３２．３[kWh]となる。所定の期間は大手電力会社の場合、通常１ヶ月である。

また、すでに電力料金を求める際に説明した「乗率」とは、計量値（電力量）[kWh]に乗じて電力量に応じた電力量料金を算出するための単価[円/kWh]である。
順潮流電力メーターＭｐと逆潮流電力メーターＭｑとの各々がスマートメーターの場合、３０分単位で計量が可能であるため、時間帯によって乗率を変えることもできる。ＴＯＵ(Time of Use)料金プランがその例で、深夜時間帯は安価な乗率で、日中は高価な乗率の設定となっている。

しかしながら、このように時間帯別に乗率が異なると、以下の様な電力料金の経済的負担の格差が生じる。例えば、図１６の需要家１０＿Ｂが、需要家１０＿Ａから需要家１０＿Ａの太陽光発電設備１２が発電した発電電力を高価な乗率で購入する。そして、一旦蓄電設備１１に貯めた後に、需要家１０＿Ｂが需要家１０＿Ｃに対して安価な乗率で販売することとなる場合がある。この場合において、需要家１０＿Ｂは、自身の蓄電設備１１において一時的に余分な電気を預かっただけにも関わらず、経済的損失を被ることとなる。
したがって、「時間帯により変化しない一定の乗率」を設定することによって、はじめて電力融通街区４００が電力料金において経済的負担の格差を軽減することが可能なものとなる。

本実施形態においては、課金サーバ３００が、順潮流電力の計量値から逆潮流電力の計量値を差し引いて、それに乗率を乗じて電力料金を求めている。しかしながら、この電力料金の求め方は、計算順序を限定するものではなく、順潮流電力の計量値に乗率を乗算したものと、逆潮流電力の計量値に乗率を乗算したものの差分をとっても構わない。

また、電力融通街区４００内において、順潮流電力の計量値に乗ずる乗率と、逆潮流電力の計量値に乗ずる乗率は同一である（言い換えると、同一でなければならない）。
例えば、順潮流電力よりも逆潮流電力の計量値に乗ずる乗率の方が大きいと、図１６において、需要家１０＿Ｂが需要家１０＿Ａの太陽光発電設備１２が発電した電力を安価な乗率で購入し、一旦、需要家１０＿Ｂが自身の蓄電設備１２に蓄電して貯める。その後、需要家１０＿Ｂは、蓄電設備１１に蓄電した電力を、需要家１０＿Ｃへ高価な乗率で販売する。この場合、需要家１０＿Ｃは、安価な乗率（電力料金）で電力を買い取ることとなる。一方、需要家１０＿Ｂは、一時的に余分な電気を預かっただけで利益を得る。

この時、需要家１０＿Ａ、需要家１０＿Ｂ及び需要家１０＿Ｃの各々の間における電力売買は、それぞれの需要家自らが行うことはできない。このため、小売電気事業者５１０が仲介し、需要家１０＿Ａから一旦電力を買取り、買い取った電力を需要家１０＿Ｂに対して販売し、需要家１０＿Ｂから電気を買取り、買い取った電力を需要家１０＿Ｃに販売することになる。しかしながら、需要家１０＿Ｂの利益額を負担するのは小売電気事業者５１０となり、小売電気事業者５１０の事業は成立しなくなくなる懸念がある。
このようなことを勘案すれば、順潮流電力の計量値に乗ずる乗率と、逆潮流電力の計量値に乗ずる乗率は同一に設定した電力融通街区４００において、初めて、電力料金の経済的負担の格差を低減することが担保され電力融通街区４００の実現性が得られる。

なお、需要家１０が負担すべき料金が、計算の結果、負の値となった時は、小売電気事業者５１０から需要家１０へその絶対値の金額が支払われる。
また、複数の需要家１０は、地理的に隣接して立地する必要はなく、小売電気事業者５１０が需要家からの電力を販売・買取することで、地理的に離れていても電力融通を行ったと見做すことができる。

図１７は、第３の実施形態による課金システムが管理する電力融通街区の他の構成例を示す図である。
図１４のように、ショッピングセンター２５０の様な商業施設はなく、図１７に示す融通街区１００は、一般の住宅である需要家１０の複数戸から構成されている。
すでに説明したように、電力融通街区４００内の需要化１０の間で、電力の融通が行われ、課金サーバ３００により、融通した（供給した）電力量と融通された（供給された）電力量とから、電力料金の計算が行われ、このとき使用される乗率（電力量に乗算する乗率、すなわち係数）はすでに説明したように、時間、順潮流（融通された）及び逆潮流（融通した）によらず一定（同一）である。課金サーバ３００は、上記乗率を、融通した電力量と融通された電力量との差分の電力量に対して乗算する。このため、融通した電力量が融通された電力量よりも大きい場合、電気料金は負の値（支払い金額）となる。一方、融通した電力量が融通された電力量よりも小さい場合、電気料金は正の値（受取金額）となる。

電力融通街区１００の需要家１０全体から逆潮流電力が生じない場合、需要家１０の集合体を構成する需要家の逆潮流電力は、全て電力融通街区１００内部で消費されたことになる。そのため、需要家１０ごとの順潮流電力メーターＭｐの計量値と逆潮流電力メーターＭｑの計量値の差分の電力融通街区１００における総和が、電力融通街区１００全体の購入電力として算出できる。
この計算結果の購入電力を根拠として課金サーバ３００が電気料金の計算を行い、小売電気事業者５１０は、この電気料金に基づいて、託送費を送配電事業者５３０に、再生可能エネルギー発電促進賦課金を費用負担調整機関５４０に支払い、また、卸電気事業者５２０に調達料金を支払う。

この図１７に示す他の構成においても、需要家だけで構成された需要家集合体でなくても構わない。例えば、課金サーバが管理する電力融通街区に設置された太陽光発電施設なの発電施設が需要家集合体に加わっていても良い。

上述した本実施形態によれば、時間帯、順潮流及び逆潮流により変化しない一定の乗率を設定し、融通した電力量と融通された電力量との差分の電力量に乗算するため、いつ電力を融通しても、いつ電力を融通されたとしても、同一乗率であるため、電力料金が電力量にのみ対応することとなり、電力融通街区における電力料金に対する各需要家１０の経済的負担の格差を低減し、この電力融通街区を実現可能なものとすることができる。

なお、上述の課金システム２０、２０ａ及び課金サーバ３００の機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより上述の課金サーバ３００の処理を行ってもよい。ここで、「記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行する」とは、コンピュータシステムにプログラムをインストールすることを含む。
ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。また、「コンピュータシステム」は、インターネットやＷＡＮ、ＬＡＮ、専用回線等の通信回線を含むネットワークを介して接続された複数のコンピュータ装置を含んでもよい。また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ−ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。このように、プログラムを記憶した記録媒体は、ＣＤ−ＲＯＭ等の非一過性の記録媒体であってもよい。

また、記録媒体には、当該プログラムを配信するために配信サーバからアクセス可能な内部または外部に設けられた記録媒体も含まれる。配信サーバの記録媒体に記憶されるプログラムのコードは、端末装置で実行可能な形式のプログラムのコードと異なるものでもよい。すなわち、配信サーバからダウンロードされて端末装置で実行可能な形でインストールができるものであれば、配信サーバで記憶される形式は問わない。なお、プログラムを複数に分割し、それぞれ異なるタイミングでダウンロードした後に端末装置で合体される構成や、分割されたプログラムのそれぞれを配信する配信サーバが異なっていてもよい。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、ネットワークを介してプログラムが送信された場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリ（ＲＡＭ）のように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また、上記プログラムは、上述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。さらに、上述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。

以上、本発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成は本実施形態に限られるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。

１０，１０＿１，１０＿２，１０＿３，１０＿４，１０＿５…需要家施設（需要家）、１１，１１ａ…蓄電設備、１２…太陽光発電設備、１３…分電盤、１４…負荷、１５…ＨＥＭＳ、１６…モデム、２０，２０ａ…課金システム、２０ｂ…データ算出サーバ、２１…演算部、２１ａ…電気料金算出部、２２，３５１…検針値受信部、２３…メモリ、２４…受信部、２５，３３…送受信部、２６…電力管理部、３０…電力管理システム、３１…情報収集部、３２…蓄電池制御決定部、３４，１６０…送信部、１００…記憶部、１０１，２３１…第１の記憶部、１０２，２３２…第２の記憶部、２１１…電気料金算出部、２１２…割引額算出部、２１３…請求額算出部２５０…ショッピングセンター、３００…電力サーバ、３５０…費用演算システム、３５２…費用演算処理サーバ、４００…電力融通街区、５００…需要家集合体、５１０…小売電気事業者、５２０…卸電気事業者、５３０…送配電事業者、５４０…費用負担調整機関、５５０Ａ，５５０Ｂ，５５０Ｃ，５５０Ｄ…地域、６００…課金処理サーバ、Ｍｐ，Ｍｐt…買電用電力計（順潮流電力メーター）、Ｍｑ，Ｍｑt…売電用電力計（逆潮流電力メータ）

Claims (16)

1. 電力系統に接続された複数の需要家の電力の売買における電力データを管理するサーバを備える電力データ管理システムであり、
   前記複数の需要家の内、少なくとも２以上の需要家に発電設備または需要設備のいずれか、あるいは前記発電設備と前記需要設備とが設置され、
   前記複数の需要家の少なくとも２以上の需要家が、
   前記電力系統から受電した順潮流電力のデータと、前記電力系統へ送電した逆潮流電力のデータとの各々のデータに基づき、前記需要家の各々が負担すべき料金を求めるための料金データを算定する
   ことを特徴とする電力データ管理システム。
2. 前記電力系統から受電した順潮流電力のデータを計量する機能と、
   前記電力系統へ送電した逆潮流電力のデータを計量する機能と
   を備える
   ことを特徴とする請求項１に記載の電力データ管理システム。
3. 前記サーバが、
   前記計量手段で計量された所定の期間における前記順潮流電力の計量値と、前記逆潮流電力の計量値との差分を求め、１日の時間帯により変化しない一定の乗率を乗算した結果に基づき、前記料金データを算定する
   ことを特徴とする請求項２に記載の電力データ管理システム。
4. 前記需要家の各々は電力系統を介して、一つ以上の他の需要家に電力を融通し、
   前記順潮流電力の計量値、前記逆潮流電力の計量値、及び前記他の需要家へ融通した電力量である見なし供給電力量とに基づき、前記料金データを算定する
   ことを特徴とする請求項２または請求項３に記載の電力データ管理システム。
5. 前記需要家の各々は電力系統を介して、一つ以上の他の需要家から電力の融通を受け、
   前記順潮流電力の計量値、前記逆潮流電力の計量値、及び前記他の需要家から融通された電力量である見なし受給電力量とに基づき、前記料金データを算定する
   ことを特徴とする請求項２または請求項３に記載の電力データ管理システム。
6. 前記需要家の各々は電力系統を介して、一つ以上の他の需要家との間で相互に電力の融通を行い、
   前記順潮流電力の計量値、前記逆潮流電力の計量値、前記他の需要家へ融通した電力量である見なし供給電力量、及び前記他の需要家から融通された電力量である見なし受給電力量に基づき、前記料金データを算定する
   ことを特徴とする請求項２または請求項３に記載の電力データ管理システム。
7. 前記見なし受給電力量は、前記計量手段で計量された所定の期間に対応する範囲において、逆潮流電力の単価と順潮流電力の単価をもとに、順潮流電力量が最小となるよう算出される
   ことを特徴とする請求項５または請求項６に記載の電力データ管理システム。
8. 前記見なし共有電力量は、前記計量手段で計量された所定の期間に対応する範囲において、逆潮流電力の単価と、順潮流電力の単価との差分を元に算出する
   ことを特徴とする請求項６または請求項７に記載の電力データ管理システム。
9. 前記逆潮流電力の単価は、現在の順潮流電力に対応する、現在の逆潮流電力の単価よりも安い
   ことを特徴とする請求項７または請求項８に記載の電力データ管理システム。
10. 前記逆潮流電力は、現在の順潮流電力の単価より低い単価の期間において蓄電した電力である
    ことを特徴とする請求項７または請求項８に記載の電力データ管理システム。
11. 前記複数の需要家が、隣接して立地する電力融通街区であり、
    前記サーバが、
    外部から前記電力融通街区に供給された街区順潮流電力を計量する街区計量手段で計量された所定の期間における順潮流電力量に基づき、
    前記電力融通街区における前記需要家の使用電力に応じて支払う費用を算定する
    ことを特徴とする請求項１から請求項１０のいずれか一項に記載の電力データ管理システム。
12. 少なくとも各々が電力系統に接続された複数の需要家で構成され、
    前記複数の需要家の内、少なくとも一の需要家に任意に制御可能な発電設備または需要設備のいずれか、あるいは前記発電設備及び前記需要設備の各々が設置され、
    前記複数の需要家間で、前記電力系統を介して電力を融通する、需要家集合体であって、
    前記複数の需要家の各々が、
    所定の期間において計量された前記順潮流電力のデータと、前記逆潮流電力のデータとに基づき、需要家が負担すべき電力量の料金を求める料金データを算定する
    ことを特徴とする需要家集合体。
13. 前記電力系統から受電した順潮流電力を計量する機能と、
    前記電力系統へ送電した逆潮流電力を計量する機能と、
    を備えた計量手段を備える
    ことを特徴とする請求項１２に記載の需要家集合体。
14. 算定した料金データに、時間帯により変化しない一定の乗率を乗算した結果をもとに、需要家が負担すべき電力量の料金を求める
    ことを特徴とする請求項１３に記載の需要家集合体。
15. 所定の期間における料金データの総和をもとに、前記複数の需要家の使用電力に応じて支払う料金を求める料金データを算定する
    ことを特徴とする請求項１３または請求項１４に記載の需要家集合体。
16. 請求項１２から請求項１５のいずれか一項に記載の需要家集合体を構成する複数の需要家が隣接して立地する電力融通街区であり、
    前記電力融通街区と外部との配電系統の連携点において、所定の期間において計量された前記街区順潮流電力の計量値に基づいて、
    前記複数の需要家の使用電力に応じて支払う料金を求める料金データを算定する
    ことを特徴とする電力融通街区。

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