JP2021057181A - 電力供給システム - Google Patents

Abstract

【課題】光熱費の低減を図ることができる電力供給システムを提供する。【解決手段】燃料を用いて発電可能であるとともに、発電時に発生する熱を蓄える燃料電池３０と、燃料電池３０の動作を制御するＥＭＳ６０と、を具備し、燃料電池３０は、電力需要に応じて運転する電主運転と、熱需要に応じて運転する熱主運転とを実行可能であり、ＥＭＳ６０は、燃料電池３０が発電時に発生する熱を蓄えることなく発電を行う場合のＦＣ発電コスト１が、系統電源Ｋからの買電価格以下である場合、燃料電池３０に電主運転を実行させることが可能であり、ＦＣ発電コスト１が買電価格より高く、かつ、燃料電池３０が発電時に発生する熱を蓄えながら発電を行う場合のＦＣ発電コスト２が買電価格よりも低い場合、燃料電池３０に熱主運転を実行させることが可能である。【選択図】図３

Description

本発明は、燃料電池を有する電力供給システムの技術に関する。

従来、燃料電池を有する電力供給システムの技術は公知となっている。例えば、特許文献１に記載の如くである。

特許文献１には、太陽光を利用して発電する太陽電池と、水素等の燃料を用いて発電可能であるとともに発電時に発生する排熱を用いて湯を沸かすことができる燃料電池と、電力を充放電可能な蓄電池を具備する電力供給システムが記載されている。当該電力供給システムにおいては、これら燃料電池等からの電力が電力負荷に供給される。

このような燃料電池を有する電力供給システムにおいて、蓄電池の充放電を制御することにより、燃料電池の発電量を間接的に制御する電力供給システムが知られているが、燃料電池を直接的に制御することによって、光熱費をより低減することが望まれている。

特開２０１６−４８９９２号公報

本発明は以上の如き状況に鑑みてなされたものであり、その解決しようとする課題は、光熱費の低減を図ることができる電力供給システムを提供することである。

本発明の解決しようとする課題は以上の如くであり、次にこの課題を解決するための手段を説明する。

即ち、請求項１においては、燃料を用いて発電可能であるとともに、発電時に発生する熱を蓄える燃料電池と、前記燃料電池の動作を制御する制御部と、を具備し、前記燃料電池は、電力需要に応じて運転する電主運転と、熱需要に応じて運転する熱主運転とを実行可能であり、前記制御部は、前記燃料電池が発電時に発生する熱を蓄えることなく発電を行う場合の第一発電コストが、系統電源からの買電価格以下である場合、前記燃料電池に前記電主運転を実行させることが可能であり、前記第一発電コストが前記買電価格より高く、かつ、前記燃料電池が発電時に発生する熱を蓄えながら発電を行う場合の第二発電コストが前記買電価格よりも低い場合、前記燃料電池に前記熱主運転を実行させることが可能であるものである。

請求項２においては、前記制御部は、前記第一発電コスト及び前記第二発電コストがともに前記買電価格より高い場合、前記燃料電池を発電不可な状態とするものである。

請求項３においては、自然エネルギーを利用して発電可能な発電部を具備し、前記制御部は、前記第一発電コストが前記買電価格より高く、かつ、前記第二発電コストが前記買電価格よりも低く、さらに前記買電価格が前記発電部で発電された電力の売電価格以下である場合、前記燃料電池に前記熱主運転を実行させるものである。

請求項４においては、自然エネルギーを利用して発電可能な発電部と、電力を充放電可能な蓄電池と、を具備し、前記蓄電池は、前記系統電源側へ電力が流れていると判断した場合、前記発電部からの電力を充電する第一モードと、所定の時間帯に前記系統電源からの電力を充電するとともに、前記発電部が発電する時間帯に必要に応じて放電する第二モードと、蓄電残量が所定値以下まで減少した場合に充電を行う第三モードと、を実行可能であり、前記制御部は、前記第一発電コストが前記買電価格以下であり、かつ、前記買電価格が前記発電部で発電された電力の売電価格よりも高い場合、前記蓄電池を前記第一モードに設定するものである。

請求項５においては、前記制御部は、前記第一発電コストが前記買電価格以下であり、かつ、前記買電価格が前記発電部で発電された電力の売電価格以下である場合、前記蓄電池を前記第二モード又は前記第三モードに設定するものである。

請求項６においては、電力を充放電可能な蓄電池を具備し、前記制御部は、電力負荷の電力需要及び熱負荷の熱需要を予測し、前記熱需要に応じた必要熱量の生成に伴う前記燃料電池の発電量である第一の発電量と、前記電力需要に応じた前記燃料電池の必要発電量である第二の発電量とを算出し、前記第一の発電量と前記第二の発電量とを比較し、その比較結果に基づいて前記燃料電池及び前記蓄電池の動作を制御するものである。

請求項７においては、前記制御部は、前記第一の発電量が前記第二の発電量よりも多い場合、前記第一の発電量と前記第二の発電量との差分だけ発電するように前記燃料電池を運転させる第一制御を実行可能であるものである。

請求項８においては、前記制御部は、前記第一制御によって前記燃料電池で発電された電力を前記蓄電池に充電させる第二制御を実行可能であるものである。

請求項９においては、自然エネルギーを利用して発電可能な発電部を具備し、前記制御部は、前記燃料電池の発電コストが前記発電部で発電された電力の売電価格よりも高い場合、前記発電部で発電される発電時間帯において前記燃料電池を発電不可な状態とする第三制御を実行可能であるものである。

請求項１０においては、前記制御部は、前記第二の発電量が前記第一の発電量よりも多い場合、前記発電時間帯において、前記第一の発電量に対する前記第二の発電量の超過分だけ前記燃料電池を発電不可な状態とする第四制御を実行可能であるものである。

請求項１１においては、前記制御部は、前記発電部で発電された電力の売電価格が、前記第二発電コストよりも高く、前記第一発電コストよりも低い場合に前記第四制御を実行するものである。

本発明の効果として、以下に示すような効果を奏する。

請求項１においては、光熱費の低減を図ることができる。

請求項２においては、光熱費の低減を図ることができる。

請求項３においては、光熱費の低減を図ることができる。

請求項４においては、光熱費の低減を図ることができる。

請求項５においては、光熱費の低減を図ることができる。

請求項６においては、電力需要及び熱需要に応じて燃料電池を適切に制御することができる。

請求項７においては、熱需要に対する熱の不足分を賄うことができる。

請求項８においては、燃料電池で発電された電力の有効活用を図ることができる。また、燃料電池の発電コストが系統電源からの買電単価よりも低い場合、蓄電池に充電した電力を電力需要に充てることにより、光熱費の低減を図ることができる。

請求項９においては、発電部で発電された電力の自家消費の拡大を図ることができ、ひいては、光熱費の低減を図ることができる。

請求項１０においては、燃料電池が発電のみを行う（発電時に発生する熱を蓄えることなく運転する）のを防止することができる。また、燃料電池の停止により減少した電力は発電部で発電される電力で補うことができる。

請求項１１においては、光熱費の低減を図ることができる。

本発明の第一実施形態に係る電力供給システムの構成を示したブロック図。 燃料電池及び蓄電池の運転制御における処理を示したフローチャート。 燃料電池及び蓄電池の運転制御における処理を示したフローチャート。 燃料電池を電主運転させたときの燃料電池の発電量等の一例を示した図。 燃料電池を熱主運転させたときの燃料電池の発電量等の一例を示した図。 燃料電池をＰＶ発電時間帯に全停止させたときの燃料電池の発電量等の一例を示した図。 燃料電池をＰＶ発電時間帯に停止させたときの燃料電池の発電量等の一例を示した図。

以下では、図１を用いて、本発明の一実施形態に係る電力供給システム１について説明する。なお、本明細書においては、「上流側」及び「下流側」とは、系統電源Ｋからの電力供給方向を基準とするものとする。

図１に示す電力供給システム１は、系統電源Ｋからの電力や、発電された電力を電力負荷Ｈへと供給するものである。電力供給システム１は、住宅に設けられ、当該住宅の電力負荷Ｈ（例えば、住宅の機器等）へと電力を供給する。電力供給システム１は、主として蓄電システム１０、分電盤２０、燃料電池３０、第一センサ４０、第二センサ５０及びＥＭＳ６０を具備する。

蓄電システム１０は、電力を蓄電したり、電力負荷Ｈへと供給するものである。蓄電システム１０は、系統電源Ｋと電力負荷Ｈとの間に設けられる。蓄電システム１０は、太陽光発電部１１、蓄電池１２及びハイブリッドパワコン１３を具備する。

太陽光発電部１１は、太陽光を利用して発電する装置である。太陽光発電部１１は、太陽電池パネル等により構成される。太陽光発電部１１は、例えば、住宅の屋根の上等の日当たりの良い場所に設置される。

蓄電池１２は、電力を充電可能に構成されるものである。蓄電池１２は、例えば、リチウムイオン電池により構成される。蓄電池１２は、後述するハイブリッドパワコン１３を介して太陽光発電部１１と接続される。

ハイブリッドパワコン１３は、電力を適宜変換するもの（ハイブリッドパワーコンディショナ）である。ハイブリッドパワコン１３は、太陽光発電部１１で発電された電力及び蓄電池１２から放電された電力を配電線Ｌ（電力負荷Ｈ）に出力可能であると共に、配電線Ｌを流れる電力（系統電源Ｋからの電力及び後述する燃料電池３０で発電された電力）を蓄電池１２に出力可能に構成される。また、ハイブリッドパワコン１３は、太陽光発電部１１及び蓄電池１２の性能や運転状態に関する情報を取得可能に構成される。ハイブリッドパワコン１３は、系統電源Ｋと電力負荷Ｈ（分電盤２０）とを繋ぐ配電線Ｌの中途部（接続点Ｐ）に対して、電路Ａ１を介して接続される。蓄電システム１０のハイブリッドパワコン１３は、後述する第一センサ４０の検出結果等に基づいて、放電（出力）する電力を調整する負荷追従運転を行うことができる。

分電盤２０は、電力負荷Ｈへと電力を分配するものである。分電盤２０は、蓄電システム１０（接続点Ｐ）よりも下流側に設けられ、電力負荷Ｈと接続される。なお、図１においては１つの電力負荷Ｈしか示していないが、分電盤２０は複数の負荷に接続され、各負荷に電力を分配する。分電盤２０は、系統電源Ｋからの電力、蓄電池１２から放電された電力及び後述する燃料電池３０からの電力を電力負荷Ｈへと供給する。

燃料電池３０は、水素等のガス燃料を用いて発電する装置である。燃料電池３０は、発電ユニット３１及び貯湯タンク３２を具備する。

発電ユニット３１は、燃料電池３０の発電部である。発電ユニット３１は、固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ：Ｐｏｌｙｍｅｒ Ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）や制御部等により構成される。発電ユニット３１は、後述する第二センサ５０によって計測された電力量（住宅の電力負荷Ｈの消費電力の合計）に応じて負荷追従運転を行う。

貯湯タンク３２は、発電ユニット３１の発電時に発生する熱（排熱）を、温水として蓄熱するものである。貯湯タンク３２は、発電ユニット３１の発電時に発生する熱（排熱）によって加熱された上水（温水）を貯湯する。

このように構成された燃料電池３０は、貯湯タンク３２の貯湯量が最大容量に達すると（貯湯タンク３２がこれ以上蓄熱ができない状態となると）、発電ユニット３１による発電を停止させる場合がある。また、燃料電池３０は、給湯需要の発生時間帯までに貯湯タンク３２の貯湯量が最大容量になるように、発電を開始させる。

燃料電池３０は、定格出力（最大発電電力）までの電力を発電可能である。また、燃料電池３０は、最低出力（最低発電電力）以上の電力を発電可能である。本実施形態においては、燃料電池３０の定格出力を７００Ｗとし、最低出力を５０Ｗとする。

第一センサ４０は、配電線Ｌの中途部に設けられる。より詳細には、第一センサ４０は、蓄電システム１０（接続点Ｐ）よりも上流側（接続点Ｐの直ぐ上流側）に設けられる。第一センサ４０は、当該第一センサ４０が設けられた箇所を流れる電力（上流側へと流れる電力及び下流側へと流れる電力）の電圧（供給電圧）及び電流（供給電流）を検出する。

第二センサ５０は、配電線Ｌの中途部に設けられる。より詳細には、第二センサ５０は、蓄電システム１０（接続点Ｐ）と分電盤２０との間に設けられる。第二センサ５０は、当該第二センサ５０が設けられた箇所を流れる電力（上流側へと流れる電力及び下流側へと流れる電力）の電圧（供給電圧）及び電流（供給電流）を検出する。

ＥＭＳ６０は、電力供給システム１の動作を管理するエネルギーマネジメントシステム（Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）である。ＥＭＳ６０は、ＣＰＵ等の演算処理部、ＲＡＭやＲＯＭ等の記憶部や、タッチパネル等の入出力部等を具備する。ＥＭＳ６０の記憶部には、電力供給システム１の動作を制御する際に用いられる種々の情報やプログラム等が予め記憶される。ＥＭＳ６０の演算処理部は、前記プログラムを実行して前記種々の情報を用いた所定の演算処理等を行うことで、電力供給システム１を動作させることができる。

ＥＭＳ６０は、ハイブリッドパワコン１３と電気的に接続される。ＥＭＳ６０は、所定の信号をハイブリッドパワコン１３に送信し、蓄電池１２の運転（例えば、蓄電池１２の充放電等）を制御することができる。また、ＥＭＳ６０は、ハイブリッドパワコン１３から所定の信号が入力可能に構成され、各種の情報（蓄電池１２の蓄電残量等）を取得することができる。

また、ＥＭＳ６０は、燃料電池３０に電気的に接続され、当該燃料電池３０の動作を制御することができる。

上述の如く構成された電力供給システム１において、系統電源Ｋから購入された電力や、太陽光発電部１１及び燃料電池３０で発電された電力を、蓄電池１２に充電することができる。また、当該電力供給システム１において、系統電源Ｋから購入された電力、太陽光発電部１１及び燃料電池３０で発電された電力、及び蓄電池１２に充電された電力を、住宅の電力負荷Ｈへと供給することができる。また、当該電力供給システム１において、太陽光発電部１１で発電された電力の余剰分（余剰電力）は、系統電源Ｋへと逆潮流させて売却することもできる。

上述の如く構成された電力供給システム１において、まず、第二センサ５０の検出結果に応じて、燃料電池３０からの電力が電力負荷Ｈに供給される。それでも電力需要に対して電力が不足する場合、太陽光発電部１１からの電力が電力負荷Ｈに供給される。それでも電力需要に対して電力が不足する場合、第一センサ４０の検出結果に応じて、蓄電池１２からの電力が電力負荷Ｈに供給される。それでも電力需要に対して電力が不足する場合、系統電源Ｋからの電力が電力負荷Ｈに供給される。

以下、燃料電池３０の運転の態様（運転モード）について説明する。

燃料電池３０の運転モードには、主として電主運転及び熱主運転が含まれる。

電主運転は、燃料電池３０が電力負荷Ｈの電力需要に応じて運転を行うモードである。燃料電池３０は、当該運転により発電された電力を電力負荷Ｈに供給する。また、燃料電池３０は、当該運転により生成された熱（湯）を貯湯タンク３２に蓄え、必要に応じて給湯負荷（浴室など）に供給する。

熱主運転は、燃料電池３０が給湯負荷の給湯需要に応じて運転を行うモードである。燃料電池３０は、当該運転により発電された熱（湯）を貯湯タンク３２に蓄え、給湯負荷（浴室など）に供給する。また、燃料電池３０は、当該運転により発電された電力を、必要に応じて電力負荷Ｈに供給する。

以下、図２及び図３を用いて、運転モード決定制御について説明する。運転モード決定制御は、燃料電池３０（及び蓄電池１２）の運転モードを決定するものである。

なお、運転モード決定制御は、定期的に行われる。本実施形態においては、当該運転モード決定制御は毎日午前０時に行われ、午前０時から２４時間の稼働スケジュールが決定されるものとする。

図２のステップＳ１０１において、ＥＭＳ６０は、「ＦＣ発電コスト１＞買電単価」であるか否かを判定する。ここで、「ＦＣ発電コスト１」とは、燃料電池３０の発電に要するコストであって、燃料電池３０の排熱利用（発電ユニット３１の発電時に発生する熱（排熱）によって加熱された上水（温水）を貯湯タンク３２に貯湯すること）を考慮しないものである。ＦＣ発電コスト１は、以下の式（１）によって算出される。

ＦＣ発電コスト１［円／ｋＷｈ］＝ガス単価［円／ｍ^３］÷発電効率［％］÷発熱量［ＭＪ／ｍ^３］×３．６［ＭＪ／ｋＷｈ］・・・式（１）
なお、「３．６［ＭＪ／ｋＷｈ］」とは、単位を変換するためのものである。
ＦＣ発電コスト１は、例えば２０［円／ｋＷｈ］と算出される。

ＥＭＳ６０は、「ＦＣ発電コスト１＞買電単価」であると判定した場合（ステップＳ１０１で「ＹＥＳ」）、ステップＳ１０２に移行する。一方、ＥＭＳ６０は、「ＦＣ発電コスト１＞買電単価」でないと判定した場合（ステップＳ１０１で「ＮＯ」）、ステップＳ１０４に移行する。

なお、ステップＳ１０１で「ＹＥＳ」の場合とは、燃料電池３０が排熱利用しない場合は、系統電源Ｋから電力を購入した方が燃料電池３０を運転するよりも光熱費メリットがある（光熱費の低減を図ることができる）ことを示している。一方、ステップＳ１０１で「ＮＯ」の場合とは、燃料電池３０が排熱利用しない場合であっても、燃料電池３０を運転する方が系統電源Ｋから電力を購入するよりも光熱費メリットがあることを示している。

ステップＳ１０２において、ＥＭＳ６０は、「買電単価＞ＦＣ発電コスト２」であるか否かを判定する。ここで、「ＦＣ発電コスト２」とは、燃料電池３０の発電に要するコストであって、燃料電池３０の排熱利用を考慮したものである。ＦＣ発電コスト２は、以下の式（２）によって算出される。

ＦＣ発電コスト２［円／ｋＷｈ］＝ＦＣ発電コスト１［円／ｋＷｈ］−ガス単価［円／ｍ^３］÷排熱効率［％］÷発電効率［％］÷発熱量［ＭＪ／ｍ^３］×３．６［ＭＪ／ｋＷｈ］・・・式（２）
つまり、ＦＣ発電コスト２は、燃料電池３０の発電のみに要するコスト（ＦＣ発電コスト１）から、燃料電池３０によって製造される湯が生み出すコストメリットを差し引いたものである。
ＦＣ発電コスト２は、例えば１０［円／ｋＷｈ］と算出される。

ＥＭＳ６０は、「買電単価＞ＦＣ発電コスト２」であると判定した場合（ステップＳ１０２で「ＹＥＳ」）、ステップＳ１０３に移行する。一方、ＥＭＳ６０は、「買電単価＞ＦＣ発電コスト２」でないと判定した場合（ステップＳ１０２で「ＮＯ」）、ステップＳ１０５に移行する。

なお、ステップＳ１０２で「ＹＥＳ」の場合とは、燃料電池３０が排熱利用する場合は、燃料電池３０を運転する方が系統電源Ｋから電力を購入するよりも光熱費メリットがあることを示している。一方、ステップＳ１０２で「ＮＯ」の場合とは、燃料電池３０が排熱利用する場合であっても、系統電源Ｋから電力を購入した方が燃料電池３０を運転するよりも光熱費メリットがあることを示している。

ステップＳ１０３において、ＥＭＳ６０は、「買電単価＞ＰＶ売電単価」であるか否かを判定する。ここで、「ＰＶ売電単価」とは、太陽光発電部１１で発電された電力を系統電源Ｋへ逆潮流させて売却したときの売電単価を示すものである。

ＥＭＳ６０は、「買電単価＞ＰＶ売電単価」であると判定した場合（ステップＳ１０３で「ＹＥＳ」）、ステップＳ１１０に移行する。一方、ＥＭＳ６０は、「買電単価＞ＰＶ売電単価」でないと判定した場合（ステップＳ１０３で「ＮＯ」）、ステップＳ１０７に移行する。

なお、ステップＳ１０３で「ＹＥＳ」の場合とは、太陽光発電部１１で発電された電力を自家消費（電力負荷Ｈで消費）した方が、当該電力を系統電源Ｋへと逆潮流させて売却し系統電源Ｋから電力を購入するよりも光熱費メリットがあることを示している。一方、ステップＳ１０３で「ＮＯ」の場合とは、太陽光発電部１１で発電された電力を系統電源Ｋへと逆潮流させて売却し系統電源Ｋから電力を購入する方が、太陽光発電部１１で発電された電力を自家消費（電力負荷Ｈで消費）するよりも光熱費メリットがあることを示している。

すなわち、ステップＳ１１０に移行する場合とは、燃料電池３０が排熱利用する場合に燃料電池３０を運転する方が系統電源Ｋから電力を購入するよりも光熱費メリットがあり、かつ、太陽光発電部１１で発電された電力を自家消費（電力負荷Ｈで消費）した方が系統電源Ｋへと逆潮流させて売却させるよりも光熱費メリットがある場合である。

ステップＳ１０４において、ＥＭＳ６０は、燃料電池３０を電主運転させる。すると、燃料電池３０は、電力負荷Ｈの電力需要に応じて運転を行う。これにより、買電単価よりも発電コストが低い燃料電池３０で発電された電力を優先して、電力負荷Ｈの消費に充てることができる。よって、光熱費の低減を図ることができる。

図４は、燃料電池３０が電主運転される場合の各種電力量（発電量）の一例である。図４に示すように、燃料電池３０が電主運転される場合、燃料電池３０は電力需要に応じて運転し、当該運転により発電された電力（ＦＣ発電量）が電力需要に充てられる。燃料電池３０が定格運転（定格出力による運転）を行っても電力需要に対して電力が不足する場合、太陽光発電部１１で発電された電力（ＰＶ発電量）が電力需要に充てられる。それでも電力需要に対して電力が不足する場合、蓄電池１２から放電された電力（蓄電池放電量）が電力需要に充てられる。

ステップＳ１０５において、ＥＭＳ６０は、燃料電池３０を停止させる。これにより、買電単価よりも発電コストが高い燃料電池３０の電力を発電しないようにすることができる。

ＥＭＳ６０は、ステップＳ１０４又はステップＳ１０５の処理を行った後、ステップＳ１０６に移行する。

ステップＳ１０６において、ＥＭＳ６０は、「買電単価＞ＰＶ売電単価」であるか否かを判定する。

ＥＭＳ６０は、「買電単価＞ＰＶ売電単価」であると判定した場合（ステップＳ１０６で「ＹＥＳ」）、ステップＳ１０８に移行する。一方、ＥＭＳ６０は、「買電単価＞ＰＶ売電単価」でないと判定した場合（ステップＳ１０６で「ＮＯ」）、ステップＳ１０９に移行する。

なお、ステップＳ１０６で「ＹＥＳ」の場合とは、太陽光発電部１１で発電された電力を自家消費（電力負荷Ｈで消費）した方が、当該電力を系統電源Ｋへと逆潮流させて売却し系統電源Ｋから電力を購入するよりも光熱費メリットがあることを示している。一方、ステップＳ１０６で「ＮＯ」の場合とは、太陽光発電部１１で発電された電力を系統電源Ｋへと逆潮流させて売却し系統電源Ｋから電力を購入する方が、太陽光発電部１１で発電された電力を自家消費（電力負荷Ｈで消費）するよりも光熱費メリットがあることを示している。

一方、ステップＳ１０７において、ＥＭＳ６０は、燃料電池３０を熱主運転させる。これにより、燃料電池３０は、給湯負荷の給湯需要に応じて運転を行う。これにより、給湯負荷を賄うことができる。

図５は、燃料電池３０が熱主運転される場合の各種電力量（発電量）の一例である。図５に示すように、燃料電池３０が熱主運転される場合、燃料電池３０は給湯需要に応じて運転し、当該運転により発電された電力（ＦＣ発電量）が電力需要に充てられる。それでも電力需要に対して電力が不足する場合、太陽光発電部１１で発電された電力（ＰＶ発電量）が電力需要に充てられる。それでも電力需要に対して電力が不足する場合、蓄電池１２から放電された電力（蓄電池放電量）が電力需要に充てられる。

図４に示す電主運転においては、午前５時から８時頃において、電力需要に応じて燃料電池３０が運転し、当該運転によって発電された電力が電力需要に充てられる。そして、不足分が蓄電池１２からの電力によって賄われる。一方、図５に示す熱主運転においては、給湯需要の発生時間帯までに貯湯タンク３２の貯湯量が最大容量となるように燃料電池３０の運転の開始時刻が調整されるのであるが、例えば給湯需要の発生時間帯が夕方である場合、午前５時から８時頃においては未だ燃料電池３０の運転を開始する必要はない。このため、午前５時から８時頃において燃料電池３０による発電は行われず、太陽光発電部１１で発電された電力及び蓄電池１２からの電力によって電力需要が賄われる。

ＥＭＳ６０は、ステップＳ１０６又はステップＳ１０７の処理を行った後、ステップＳ１０８に移行する。

ステップＳ１０８において、ＥＭＳ６０は、蓄電池１２の運転モードを第一モードに設定する。第一モードは、太陽光発電部１１で発電した電力の電力負荷Ｈでの消費（電力負荷Ｈで消費することで省エネ効果を得ること）を目的としたモードである。第一モードが設定された場合、ハイブリッドパワコン１３は、第一センサ４０等の検出結果に基づいて、上流側へ電力が流れているか（太陽光発電部１１で発電した電力を売電しているか）どうかを確認する。ハイブリッドパワコン１３は、上流側へ電力が流れていると判断した場合、蓄電池１２に太陽光発電部１１からの電力を充電する。また、ハイブリッドパワコン１３は、太陽光発電部１１が発電していない深夜の時間帯に、必要に応じて蓄電池１２を放電する。これにより、太陽光発電部１１からの電力によって充電した電力を住宅内で消費する。

一方、ステップＳ１０９において、ＥＭＳ６０は、蓄電池１２を第二モード又は第三モードに設定する。第二モードは、太陽光発電部１１で発電した電力の売却（系統電源Ｋへと逆潮流させて売却することで利益を得ること）を目的としたモードである。第二モードが設定された場合、ハイブリッドパワコン１３は、予め設定された時間帯（例えば、電力料金が安い深夜の時間帯）に系統電源Ｋからの電力によって蓄電池１２を充電する。第二モードにおいて、ハイブリッドパワコン１３は、太陽光発電部１１が発電する昼間の時間帯に、必要に応じて蓄電池１２を放電する。これにより、太陽光発電部１１の余剰電力量を増やし、より多くの電力を売電する。また、第三モードは、蓄電池１２の性能維持等を目的としたモードである。第三モードが設定された場合、ハイブリッドパワコン１３は、蓄電池１２の蓄電残量が所定値以下まで減少した場合、蓄電池１２に充電を行う。

ＥＭＳ６０は、ステップＳ１０８又はステップＳ１０９の処理を行った後、運転モード決定制御を終了する。

ステップＳ１１０において、ＥＭＳ６０は、電力需要、太陽光発電量及び給湯需要の予測を行う。この処理において、ＥＭＳ６０は、所定の時間帯ごとの電力需要、太陽光発電量及び給湯需要を予測する。本実施形態においては、ＥＭＳ６０は、各時刻（１時間ごと）の電力需要等を予測するものとする。

ここで、電力需要とは、電力負荷Ｈで消費される電力量［Ｗｈ］である。また、太陽光発電量とは、太陽光発電部１１で発電される電力量［Ｗｈ］である。また、給湯需要とは、住宅の給湯負荷（例えば、浴室など）で消費されるエネルギー［Ｗｈ］である。

なお、電力需要等の予測は、種々の手法により行うことが可能である。例えば、ＥＭＳ６０により住宅の過去の電力需要等を学習（機械学習）し、当該学習結果から予測する方法や、一般的な住宅の電力需要等に関する統計情報に基づいて予測する方法が考えられる。

ＥＭＳ６０は、ステップＳ１１０の処理を行った後、ステップＳ１１１に移行する。

ステップＳ１１１において、ＥＭＳ６０は、「給湯需要＞蓄熱可能量」であるか否かを判定する。ここで、「蓄熱可能量」とは、燃料電池３０が貯湯タンク３２に蓄えることが可能な最大熱量［Ｗｈ］である。蓄熱可能量は、以下の式（３）によって算出される。

蓄熱可能量［ｋＷｈ］＝タンク容量［Ｌ］×比熱［ｋＪ／Ｌ／Ｋ］÷３６００［ｋＪ／ｋＷｈ］×（排熱温度［℃］−水温［℃］）・・・式（３）
なお、タンク容量［Ｌ］は、燃料電池３０の貯湯タンク３２の容量である。
蓄熱可能量は、例えば６．４４［ｋＷｈ］と算出される。

ＥＭＳ６０は、「給湯需要＞蓄熱可能量」であると判定した場合（ステップＳ１１１で「ＹＥＳ」）、ステップＳ１１２に移行する。一方、ＥＭＳ６０は、「給湯需要＞蓄熱可能量」でないと判定した場合（ステップＳ１１１で「ＮＯ」）、ステップＳ１１３に移行する。

ステップＳ１１２において、ＥＭＳ６０は、燃料電池３０によって生成することが必要な１日単位の熱量（以下、「必要熱量」という）を蓄熱可能量とする。

一方、ステップＳ１１３において、ＥＭＳ６０は、必要熱量を給湯需要とする。

ＥＭＳ６０は、ステップＳ１１２又はステップＳ１１３の処理を行った後、ステップＳ１１４に移行する。

図３に示すステップＳ１１４において、ＥＭＳ６０は、必要発電量を算出する。ここで、「必要発電量」とは、燃料電池３０が必要熱量（ステップＳ１１２及びステップＳ１１３参照）を生成するのに必要な発電量（必要熱量を生成するのに伴って生成される発電量）［Ｗｈ］である。必要発電量は、以下の式（４）によって算出される。

必要発電量［ｋＷｈ］＝必要熱量［ｋＷｈ］÷排熱効率［％］×発電効率［％］
なお上述の如く、必要熱量［ｋＷｈ］は、ステップＳ１１２又はステップＳ１１３で算出されたものである。
必要発電量は、例えば５．１５［ｋＷｈ］と算出される。

ＥＭＳ６０は、ステップＳ１１４の処理を行った後、ステップＳ１１５に移行する。

ステップＳ１１５において、ＥＭＳ６０は、発電予定量を算出する。ここで、「発電予定量」とは、電力需要に応じた燃料電池３０の発電量［Ｗｈ］である。発電予定量は、各時刻の電力需要を合計することによって算出される。但し、当該発電予定量には、各時刻の電力需要が燃料電池３０の最低出力（５０Ｗ）未満となる時間帯の電力需要や、各時刻の電力需要のうち燃料電池３０の定格出力（７００Ｗ）を超えた分は含まれない。

ＥＭＳ６０は、ステップＳ１１５の処理を行った後、ステップＳ１１６に移行する。

ステップＳ１１６において、ＥＭＳ６０は、「ＦＣ発電コスト２＞ＰＶ売電単価」であるか否かを判定する。

ＥＭＳ６０は、「ＦＣ発電コスト２＞ＰＶ売電単価」であると判定した場合（ステップＳ１１６で「ＹＥＳ」）、ステップＳ１１７に移行する。一方、ＥＭＳ６０は、「ＦＣ発電コスト２＞ＰＶ売電単価」でないと判定した場合（ステップＳ１１６で「ＮＯ」）、ステップＳ１２１に移行する。

なお、ステップＳ１１６で「ＹＥＳ」の場合とは、太陽光発電部１１で発電された電力を自家消費（電力負荷Ｈで消費）した方が燃料電池３０を排熱利用のうえ運転するよりも光熱費メリットがあることを示している。一方、ステップＳ１１６で「ＮＯ」の場合とは、燃料電池３０を排熱利用のうえ運転した方が太陽光発電部１１で発電された電力を自家消費（電力負荷Ｈで消費）するよりも光熱費メリットがあることを示している。

ステップＳ１１７において、ＥＭＳ６０は、ＰＶ発電時間帯（太陽光発電部１１が発電すると予測される時間帯）に燃料電池３０を停止させる。この処理において、ＥＭＳ６０は、ＰＶ発電時間帯の全体に亘って、燃料電池３０が発電不可となるように当該燃料電池３０を停止させる。そして、ＥＭＳ６０は、ステップＳ１１５で算出した発電予定量から、燃料電池３０の停止により減少した発電量を減算する。

このようにＰＶ発電時間帯に燃料電池３０を停止させることにより、ＰＶ発電時間帯において、系統電源Ｋへと逆潮流させて売却していた電力を、電力負荷Ｈで消費される電力に回すことができる。すなわち、太陽光発電部１１で発電された電力の自家消費の拡大を図ることができる。このステップＳ１１７の処理が行われるのは、ＰＶ売電単価がＦＣ発電コスト２よりも安い場合（ステップＳ１１６でＹＥＳ）であるので、燃料電池３０で発電された電力に代えて、太陽光発電部１１で発電された電力を電力負荷Ｈで消費させることで、光熱費の低減を図ることができる。

ＥＭＳ６０は、ステップＳ１１７の処理を行った後、ステップＳ１１８に移行する。

ステップＳ１１８において、ＥＭＳ６０は、「必要発電量＞発電予定量」であるか否かを判定する。この処理において、ＥＭＳ６０は、ステップＳ１１４で算出した必要発電量が、ステップＳ１１５で算出した発電予定量より多いか否かを判定する。

ＥＭＳ６０は、「必要発電量＞発電予定量」であると判定した場合（ステップＳ１１８で「ＹＥＳ」）、ステップＳ１１９に移行する。一方、ＥＭＳ６０は、「必要発電量＞発電予定量」でないと判定した場合（ステップＳ１１８で「ＮＯ」）、ステップＳ１２０に移行する。

なお、ステップＳ１１８で「ＹＥＳ」の場合とは、電力需要に合わせて燃料電池３０の運転を行った場合、当該運転によって生成される熱量で給湯需要又は蓄熱可能量を賄えないことを示している。一方、ステップＳ１１８で「ＮＯ」の場合とは、電力需要に合わせて燃料電池３０の運転を行った場合、当該運転によって生成される熱量で給湯需要又は蓄熱可能量を賄えることを示している。

ステップＳ１１９において、ＥＭＳ６０は、ＰＶ発電時間帯以外の時間帯に熱の不足分だけ燃料電池３０を運転させる。この処理において、ＥＭＳ６０は、電力需要に合わせて燃料電池３０の運転を行った場合に、給湯需要に対して不足する熱量を算出する。そして、ＥＭＳ６０は、ＰＶ発電時間帯以外の時間帯、すなわち太陽光発電部１１が発電しないと予測される時間帯（例えば、夜間）、かつ、電力需要が燃料電池３０の定格出力（７００Ｗ）未満の時間帯において、当該不足する熱量を生成可能な時間だけ、燃料電池３０を定格運転（定格出力によって運転）させる。これにより、給湯需要を賄うことができる。

このように熱の不足分を賄うために燃料電池３０をさらに運転させると、燃料電池３０で発電される電力が電力需要に対して余剰することとなる。ＥＭＳ６０は、余剰する当該電力（余剰電力）を蓄電池１２に充電させる。

排熱利用を考慮した当該余剰電力の発電コスト（ＦＣ発電コスト２）は系統電源Ｋからの買電単価よりも安いため（ステップＳ１０２でＹＥＳ）、当該余剰電力を蓄電池１２に充電することにより、光熱費メリットを得ることができる。

また仮に、熱の不足分以上に燃料電池３０をさらに運転させて余剰した電力を蓄電池１２に充電したとしても、排熱利用を考慮しない燃料電池３０の発電コスト（ＦＣ発電コスト１）は系統電源Ｋからの買電単価よりも高いため（ステップＳ１０１でＹＥＳ）、光熱費メリットは得られない。したがって、ステップＳ１１９では、熱の不足分だけ燃料電池３０を運転させる。

このように、ステップＳ１１９の処理を行うことにより、給湯需要を賄いつつ、光熱費の低減を図ることができる。

図６は、ステップＳ１１７の処理によりＰＶ発電時間帯全体に亘って燃料電池３０を停止させたうえで、ステップＳ１１９の処理を行った場合の各種電力量（発電量）の一例である。図６に示すように、ＰＶ発電時間帯全体に亘って燃料電池３０を停止させると、当該ＰＶ発電時間帯において、太陽光発電部１１で発電された電力が電力需要に充てられる。このように、太陽光発電部１１で発電された電力の自家消費量が増加する。また、夜間（２２時から２３時頃）に熱の不足分だけ燃料電池３０を運転させることで、給湯需要を賄うとともに、当該運転に伴う発電電力が蓄電池１２に充電される。

ＥＭＳ６０は、ステップＳ１１９の処理を行った後、ステップＳ１２０に移行する。

ステップＳ１２０において、ＥＭＳ６０は、蓄電池１２を第一モードに設定する。ＥＭＳ６０は、ステップＳ１２０の処理を行った後、運転モード決定制御を終了する。

一方、ステップＳ１２１において、ＥＭＳ６０は、ＥＭＳ６０は、「発電予定量＞必要発電量」であるか否かを判定する。この処理において、ＥＭＳ６０は、ステップＳ１１５で算出した発電予定量が、ステップＳ１１４で算出した必要発電量より多いか否かを判定する。

ＥＭＳ６０は、「発電予定量＞必要発電量」であると判定した場合（ステップＳ１２１で「ＹＥＳ」）、ステップＳ１２２に移行する。一方、ＥＭＳ６０は、「発電予定量＞必要発電量」でないと判定した場合（ステップＳ１２１で「ＮＯ」）、ステップＳ１２３に移行する。

なお、ステップＳ１２１で「ＹＥＳ」の場合とは、電力需要に合わせて燃料電池３０の運転を行った場合、当該運転によって生成される熱量で給湯需要又は蓄熱可能量を賄えることを示している。すなわち、電力需要に合わせて燃料電池３０の運転を行った場合、給湯需要又は蓄熱可能量に対して当該運転によって生成される熱量が余剰（超過）することを示している。一方、ステップＳ１２１で「ＮＯ」の場合とは、電力需要に合わせて燃料電池３０の運転を行った場合、当該運転によって生成される熱量で給湯需要又は蓄熱可能量を賄えないことを示している。

ステップＳ１２２において、ＥＭＳ６０は、ＰＶ発電時間帯に超過分だけ燃料電池３０を停止させる。この処理において、ＥＭＳ６０は、ステップＳ１１４で算出された必要発電量に対して、ステップＳ１１５で算出された発電予定量がどれだけ超過しているかを算出する。そして、ＥＭＳ６０は、ＰＶ発電時間帯においてその超過分に相当する時間だけ燃料電池３０を停止させ、当該超過分だけ燃料電池３０の発電量を減少させる。

このようにＰＶ発電時間帯に超過分だけ燃料電池３０を停止させることにより、燃料電池３０が排熱利用することなく発電するのを防止することができる。すなわち、貯湯タンク３２の貯湯量が最大容量に達した状態（貯湯タンク３２がこれ以上蓄熱ができない状態）、又は、燃料電池３０が給湯需要を超えて蓄熱する状態で発電するのを防止することができる。なお、燃料電池３０の停止により代わりに電力負荷Ｈに供給する電力が必要となるが、燃料電池３０の停止はＰＶ発電時間帯に行われるので、太陽光発電部１１で発電された電力を電力負荷Ｈへの供給に充てることができる。

ステップＳ１２２には「ＦＣ発電コスト１＞ＰＶ売電単価」である場合（ステップＳ１０１で「ＹＥＳ」、かつ、ステップＳ１０３で「ＹＥＳ」）に移行する。すなわち、ステップＳ１２２には、太陽光発電部１１で発電された電力を自家消費した方が燃料電池３０を排熱利用なしで運転するよりも光熱費メリットがある場合に移行する。よって、ＰＶ発電時間帯に超過分だけ燃料電池３０を停止させることにより、給湯需要を賄えるだけの熱量を確保しつつ、光熱費の低減を図ることができる。

図７は、ステップＳ１２２の処理により、ＰＶ発電時間帯に前記超過分だけ燃料電池３０を停止させた場合の各種電力量（発電量）の一例である。図７に示すように、ＰＶ発電時間帯（９〜１７時）に前記超過分だけ燃料電池３０を停止させると、当該ＰＶ発電時間帯のうち燃料電池３０を停止させた時間帯において、太陽光発電部１１で発電された電力が電力需要に充てられる。

一方、ステップＳ１２３において、ＥＭＳ６０は、ＰＶ発電時間帯以外の時間帯に熱の不足分だけ燃料電池３０を運転させる。この処理において、ＥＭＳ６０は、電力需要に合わせて燃料電池３０の運転を行った場合に、給湯需要に対して不足する熱量を算出する。そして、ＥＭＳ６０は、ＰＶ発電時間帯以外の時間帯（例えば、夜間）、かつ、電力需要が燃料電池３０の定格出力（例えば、７００Ｗ）未満の時間帯において、当該不足する熱量を生成可能な時間だけ、燃料電池を定格運転させる。これにより、給湯需要を賄うことができる。

このように熱の不足分だけ燃料電池３０を運転させると、燃料電池３０で発電される電力が電力需要に対して余剰することとなる。ＥＭＳ６０は、余剰する当該電力（余剰電力）を蓄電池１２に充電させる。

排熱利用を考慮した当該余剰電力の発電コスト（ＦＣ発電コスト２）は系統電源Ｋからの買電単価よりも安いため（ステップＳ１０２でＹＥＳ）、当該余剰電力を蓄電池１２に充電することにより、光熱費メリットを得ることができる。

ＥＭＳ６０は、ステップＳ１２２又はステップＳ１２３の処理を行った後、ステップＳ１２４に移行する。

ステップＳ１２４において、ＥＭＳ６０は、蓄電池１２を第一モードに設定する。ＥＭＳ６０は、ステップＳ１２４の処理を行った後、運転モード決定制御を終了する。

以上の如く、本実施形態に係る電力供給システム１においては、給湯需要に応じた発電量（必要発電量）や電力需要に応じた発電量（発電予定量）、電力単価等に応じて、直接的に燃料電池３０の発電量を制御することにより、光熱費の低減を図ることができる。また、エネルギー消費量の削減を図ることができる。

以上の如く、本実施形態に係る電力供給システム１は、燃料を用いて発電可能であるとともに、発電時に発生する熱を蓄える燃料電池３０と、前記燃料電池３０の動作を制御するＥＭＳ６０（制御部）と、を具備し、前記燃料電池３０は、電力需要に応じて運転する電主運転と、熱需要に応じて運転する熱主運転とを実行可能であり、前記ＥＭＳ６０は、前記燃料電池３０が発電時に発生する熱を蓄えることなく発電を行う場合の第一発電コスト（ＦＣ発電コスト１）が、系統電源Ｋからの買電価格以下である場合（図２に示すステップＳ１０１で「ＮＯ」）、前記燃料電池３０に前記電主運転を実行させる（図２に示すステップＳ１０４）ことが可能であり、前記第一発電コスト（ＦＣ発電コスト１）が前記買電価格より高く（図２に示すステップＳ１０１で「ＹＥＳ」）、かつ、前記燃料電池３０が発電時に発生する熱を蓄えながら発電を行う場合の第二発電コスト（ＦＣ発電コスト２）が前記買電価格よりも低い場合（図２に示すステップＳ１０２で「ＹＥＳ」）、前記燃料電池３０に前記熱主運転を実行させる（図２に示すステップＳ１０７）ことが可能であるものである。
このように構成されることにより、光熱費の低減を図ることができる。

また、前記ＥＭＳ６０は、前記第一発電コスト（ＦＣ発電コスト１）及び前記第二発電コスト（ＦＣ発電コスト２）がともに前記買電価格より高い場合（図２に示すステップＳ１０１で「ＹＥＳ」、かつ、ステップＳ１０２で「ＮＯ」）、前記燃料電池３０を発電不可な状態とする（図２に示すステップＳ１０５）ものである。
このように構成されることにより、光熱費の低減を図ることができる。

また、自然エネルギーを利用して発電可能な太陽光発電部１１（発電部）を具備し、前記ＥＭＳ６０は、前記第一発電コスト（ＦＣ発電コスト１）が前記買電価格より高く（図２に示すステップＳ１０１で「ＹＥＳ」）、かつ、前記第二発電コスト（ＦＣ発電コスト２）が前記買電価格よりも低く（図２に示すステップＳ１０２で「ＹＥＳ」）、さらに前記買電価格が前記太陽光発電部１１で発電された電力の売電価格以下である場合（図２に示すステップＳ１０３で「ＮＯ」）、前記燃料電池３０に前記熱主運転を実行させる（図２に示すステップＳ１０７）ものである。
このように構成されることにより、光熱費の低減を図ることができる。

また、本実施形態に係る電力供給システム１は、自然エネルギーを利用して発電可能な太陽光発電部１１（発電部）と、電力を充放電可能な蓄電池１２と、を具備し、前記蓄電池３０は、前記系統電源Ｋ側へ電力が流れていると判断した場合、前記太陽光発電部１１からの電力を充電する第一モードと、所定の時間帯に前記系統電源Ｋからの電力を充電するとともに、前記太陽光発電部１１が発電する時間帯に必要に応じて放電する第二モードと、蓄電残量が所定値以下まで減少した場合に充電を行う第三モードと、を実行可能であり、前記ＥＭＳ６０は、前記第一発電コスト（ＦＣ発電コスト１）が前記買電価格以下であり（図２に示すステップＳ１０１で「ＮＯ」）、かつ、前記買電価格が前記太陽光発電部１１で発電された電力の売電価格よりも高い場合（図２に示すステップＳ１０６で「ＹＥＳ」）、前記蓄電池１２を前記第一モードに設定する（図２に示すステップＳ１０８）ものである。
このように構成されることにより、光熱費の低減を図ることができる。

また、前記ＥＭＳ６０は、前記第一発電コスト（ＦＣ発電コスト１）が前記買電価格以下であり（図２に示すステップＳ１０１で「ＮＯ」）、かつ、前記買電価格が前記太陽光発電部１１で発電された電力の売電価格以下である場合（図２に示すステップＳ１０６で「ＮＯ」）、前記蓄電池１２を前記第二モード又は前記第三モードに設定する（図２に示すステップＳ１０９）ものである。
このように構成されることにより、光熱費の低減を図ることができる。

また、本実施形態に係る電力供給システム１は、電力を充放電可能な蓄電池１２を具備し、前記ＥＭＳ６０は、電力負荷Ｈの電力需要及び熱負荷の熱需要を予測し（図２に示すステップＳ１１０）、前記熱需要に応じた必要熱量の生成に伴う前記燃料電池３０の発電量である必要発電量（第一の発電量）と、前記電力需要に応じた前記燃料電池３０の必要発電量である発電予定量（第二の発電量）とを算出し（図３に示すステップＳ１１４及びＳ１１５）、前記必要発電量（第一の発電量）と前記発電予定量（第二の発電量）とを比較し（図３に示すステップＳ１１８又はＳ１２１）、その比較結果に基づいて前記燃料電池３０及び前記蓄電池１２の動作を制御するものである。
このように構成されることにより、電力需要及び給湯需要に応じて燃料電池３０を適切に制御することができる。

また、前記ＥＭＳ６０は、前記必要発電量（第一の発電量）が前記発電予定量（第二の発電量）よりも多い場合（図３に示すステップＳ１１８で「ＹＥＳ」）、前記必要発電量（第一の発電量）と前記発電予定量（第二の発電量）との差分だけ発電するように前記燃料電池３０を運転させる第一制御（図３に示すステップＳ１１９）を実行可能であるものである。
このように構成されることにより、熱需要に対する熱の不足分を賄うことができる。

また、前記ＥＭＳ６０は、前記第一制御によって前記燃料電池３０で発電された電力を前記蓄電池１２に充電させる第二制御（図３に示すステップＳ１１９）を実行可能であるものである。
このように構成されることにより、燃料電池３０で発電された電力の有効活用を図ることができる。また、燃料電池３０の発電コストが系統電源Ｋからの買電単価よりも低い場合、蓄電池１２に充電した電力を電力需要に充てることにより、光熱費の低減を図ることができる。

また、自然エネルギーを利用して発電可能な太陽光発電部１１（発電部）を具備し、前記ＥＭＳ６０は、前記燃料電池３０の発電コストが前記太陽光発電部１１で発電された電力の売電価格よりも高い場合（図３に示すステップＳ１１６で「ＹＥＳ」）、前記太陽光発電部１１で発電される発電時間帯において前記燃料電池３０を発電不可な状態とする第三制御（図３に示すステップＳ１１７）を実行可能であるものである。
このように構成されることにより、太陽光発電部１１で発電された電力の自家消費の拡大を図ることができ、ひいては、光熱費の低減を図ることができる。

また、前記ＥＭＳ６０は、前記発電予定量（第二の発電量）が前記必要発電量（第一の発電量）よりも多い場合（図３に示すステップＳ１２１で「ＹＥＳ」）、前記発電時間帯において、前記必要発電量（第一の発電量）に対する前記発電予定量（第二の発電量）の超過分だけ前記燃料電池３０を発電不可な状態とする第四制御（図３に示すステップＳ１２２）を実行可能であるものである。
このように構成されることにより、燃料電池３０が発電のみを行う（発電時に発生する熱を蓄えることなく運転する）のを防止することができる。また、燃料電池３０の停止により減少した電力は太陽光発電部１１で発電される電力で補うことができる。

また、前記ＥＭＳ６０は、前記太陽光発電部１１で発電された電力の売電価格が、前記第二発電コスト（ＦＣ発電コスト２）よりも高く（図３に示すステップＳ１１６で「ＮＯ」）、前記第一発電コスト（ＦＣ発電コスト１）よりも低い場合（図２に示すステップＳ１０１で「ＹＥＳ」、かつ、ステップＳ１０２で「ＹＥＳ」、かつ、ステップＳ１０３で「ＹＥＳ」）に前記第四制御（図３に示すステップＳ１２２）を実行するものである。
このように構成されることにより、光熱費の低減を図ることができる。

以上、本発明の実施形態を説明したが、本発明は上記構成に限定されるものではなく、特許請求の範囲に記載された発明の範囲内で種々の変更が可能である。

例えば、本実施形態においては、電力供給システム１は住宅に設けられるものとしたが、これに限定されるものではなく、例えば、オフィス等に設けられるものであってもよい。

また、本実施形態において発電部は、太陽光を利用して発電する太陽光発電部１１であるものとしたが、他の自然エネルギー（例えば、水力や風力）を利用して発電するものであってもよい。

また、本実施形態においては、ステップＳ１１７及びステップＳ１２２において燃料電池３０を停止させるものとしたが、発電不可な状態とすればよく、待機状態とするものであってもよい。

１ 電力供給システム
１１ 太陽光発電部
１２ 蓄電池
３０ 燃料電池
６０ ＥＭＳ

Claims (11)

1. 燃料を用いて発電可能であるとともに、発電時に発生する熱を蓄える燃料電池と、
   前記燃料電池の動作を制御する制御部と、
   を具備し、
   前記燃料電池は、
   電力需要に応じて運転する電主運転と、熱需要に応じて運転する熱主運転とを実行可能であり、
   前記制御部は、
   前記燃料電池が発電時に発生する熱を蓄えることなく発電を行う場合の第一発電コストが、系統電源からの買電価格以下である場合、前記燃料電池に前記電主運転を実行させることが可能であり、
   前記第一発電コストが前記買電価格より高く、かつ、前記燃料電池が発電時に発生する熱を蓄えながら発電を行う場合の第二発電コストが前記買電価格よりも低い場合、前記燃料電池に前記熱主運転を実行させることが可能である、
   電力供給システム。
2. 前記制御部は、
   前記第一発電コスト及び前記第二発電コストがともに前記買電価格より高い場合、前記燃料電池を発電不可な状態とする、
   請求項１に記載の電力供給システム。
3. 自然エネルギーを利用して発電可能な発電部を具備し、
   前記制御部は、
   前記第一発電コストが前記買電価格より高く、かつ、前記第二発電コストが前記買電価格よりも低く、さらに前記買電価格が前記発電部で発電された電力の売電価格以下である場合、前記燃料電池に前記熱主運転を実行させる、
   請求項１又は請求項２に記載の電力供給システム。
4. 自然エネルギーを利用して発電可能な発電部と、
   電力を充放電可能な蓄電池と、
   を具備し、
   前記蓄電池は、
   前記系統電源側へ電力が流れていると判断した場合、前記発電部からの電力を充電する第一モードと、
   所定の時間帯に前記系統電源からの電力を充電するとともに、前記発電部が発電する時間帯に必要に応じて放電する第二モードと、
   蓄電残量が所定値以下まで減少した場合に充電を行う第三モードと、を実行可能であり、
   前記制御部は、
   前記第一発電コストが前記買電価格以下であり、かつ、前記買電価格が前記発電部で発電された電力の売電価格よりも高い場合、前記蓄電池を前記第一モードに設定する、
   請求項１から請求項３までのいずれか一項に記載の電力供給システム。
5. 前記制御部は、
   前記第一発電コストが前記買電価格以下であり、かつ、前記買電価格が前記発電部で発電された電力の売電価格以下である場合、前記蓄電池を前記第二モード又は前記第三モードに設定する、
   請求項４に記載の電力供給システム。
6. 電力を充放電可能な蓄電池を具備し、
   前記制御部は、
   電力負荷の電力需要及び熱負荷の熱需要を予測し、
   前記熱需要に応じた必要熱量の生成に伴う前記燃料電池の発電量である第一の発電量と、前記電力需要に応じた前記燃料電池の必要発電量である第二の発電量とを算出し、
   前記第一の発電量と前記第二の発電量とを比較し、その比較結果に基づいて前記燃料電池及び前記蓄電池の動作を制御する、
   請求項１から請求項５までのいずれか一項に記載の電力供給システム。
7. 前記制御部は、
   前記第一の発電量が前記第二の発電量よりも多い場合、前記第一の発電量と前記第二の発電量との差分だけ発電するように前記燃料電池を運転させる第一制御を実行可能である、
   請求項６に記載の電力供給システム。
8. 前記制御部は、
   前記第一制御によって前記燃料電池で発電された電力を前記蓄電池に充電させる第二制御を実行可能である、
   請求項７に記載の電力供給システム。
9. 自然エネルギーを利用して発電可能な発電部を具備し、
   前記制御部は、
   前記燃料電池の発電コストが前記発電部で発電された電力の売電価格よりも高い場合、前記発電部で発電される発電時間帯において前記燃料電池を発電不可な状態とする第三制御を実行可能である、
   請求項６から請求項８までのいずれか一項に記載の電力供給システム。
10. 前記制御部は、
    前記第二の発電量が前記第一の発電量よりも多い場合、前記発電時間帯において、前記第一の発電量に対する前記第二の発電量の超過分だけ前記燃料電池を発電不可な状態とする第四制御を実行可能である、
    請求項９に記載の電力供給システム。
11. 前記制御部は、
    前記発電部で発電された電力の売電価格が、前記第二発電コストよりも高く、前記第一発電コストよりも低い場合に前記第四制御を実行する、
    請求項１０に記載の電力供給システム。

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