JP7129662B2 - 計測システム、計測方法、プログラム及び連携システム - Google Patents

Description

本開示は、一般に計測システム、計測方法、プログラム及び連携システムに関し、より詳細には再生可能エネルギーを計測する計測システム、計測方法、プログラム及び連携システムに関する。

従来、対象施設で消費された商用電力の電力量を計測するシステムが知られている（特許文献１参照）。

特許文献１では、対象施設の消費電力量を計測し、計測した消費電力を示す使用量データを、表示装置に表示する電力計量器検針・表示システムが記載されている。

特開２０１４－１３００１５号公報

ところで、近年、太陽光等を利用して電気エネルギー（電力）を生成し、生成した電気エネルギーを蓄積する創蓄連携システムがある。このシステムでは、太陽光発電設備、当該太陽光発電設備で発電された電力（電気エネルギー）と、系統電源から出力された電力（商用電力）とを蓄積する。

特許文献１を利用することで、蓄積された電力が放電される際の電力を計測することはできるが、放電された電力が、創蓄連携システムで生成された電気エネルギー（電力）であるか、商用電源の電力であるかを区別することができない。そのため、蓄積された電力が放電された場合に、放電された電力量のうち、創蓄連携システムで生成された電気エネルギー（電力）の量を計測することができない。

本開示は上記課題に鑑みてなされ、蓄積された電力が放電された場合に、放電された電力量のうち創蓄連携システムで生成された電気エネルギーの量を計測することができる計測システム、計測方法、プログラム及び連携システムを提供することを目的とする。

本開示の一態様に係る計測システムは、創蓄連携システムで用いられる。前記創蓄連携システムは、再生可能エネルギーを利用する発電設備と、系統電源から得た電力、及び前記発電設備が前記再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは前記電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備と、を備え、分電盤と電気的に接続されている。前記計測システムは、第１計測部と、第２計測部と、を備える。前記第１計測部は、前記分電盤と前記創蓄連携システムとの間に設けられ、前記創蓄連携システムに外部から前記分電盤を介して入力される第１電力量を計測する。前記第２計測部は、前記分電盤と前記創蓄連携システムとの間に設けられ、前記創蓄連携システムから前記分電盤を介して前記外部に出力される第２電力量を計測する。
本開示の一態様に係る計測システムは、創蓄連携システムで用いられる。前記創蓄連携システムは、再生可能エネルギーを利用する発電設備と、系統電源から得た電力、及び前記発電設備が前記再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは前記電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備と、を備える。前記計測システムは、第１計測部と、第２計測部と、差分算出部と、を備える。前記第１計測部は、前記創蓄連携システムに外部から入力される第１電力量を計測する。前記第２計測部は、前記創蓄連携システムから前記外部に出力される第２電力量を計測する。前記差分算出部は、前記第１電力量と前記第２電力量との差分を算出する。
本開示の一態様に係る計測システムは、創蓄連携システムで用いられる。前記創蓄連携システムは、再生可能エネルギーを利用する発電設備と、系統電源から得た電力、及び前記発電設備が前記再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは前記電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備と、を備える。前記計測システムは、第１計測部と、第２計測部と、第３計測部と、を備える。前記第１計測部は、前記創蓄連携システムに外部から入力される第１電力量を計測する。前記第２計測部は、前記創蓄連携システムから前記外部に出力される第２電力量を計測する。前記第３計測部は、前記外部としての前記系統電源に出力する第３電力量を計測する。

本開示の一態様に係る計測方法は、創蓄連携システムで用いられる計測システムでの計測方法である。前記創蓄連携システムは、再生可能エネルギーを利用する発電設備と、系統電源から得た電力、及び前記発電設備が前記再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは前記電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備と、を備え、分電盤と電気的に接続されている。前記計測方法は、第１計測ステップと、第２計測ステップと、を含む。前記第１計測ステップは、前記分電盤と前記創蓄連携システムとの間において、前記創蓄連携システムに外部から前記分電盤を介して入力される第１電力量を計測する。前記第２計測ステップは、前記分電盤と前記創蓄連携システムとの間において、前記創蓄連携システムから前記分電盤を介して前記外部に出力される第２電力量を計測する。
本開示の一態様に係る計測方法は、創蓄連携システムで用いられる計測システムでの計測方法である。前記創蓄連携システムは、再生可能エネルギーを利用する発電設備と、系統電源から得た電力、及び前記発電設備が前記再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは前記電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備と、を備える。前記計測方法は、第１計測ステップと、第２計測ステップと、差分算出ステップと、を含む。前記第１計測ステップは、前記創蓄連携システムに外部から入力される第１電力量を計測する。前記第２計測ステップは、前記創蓄連携システムから外部に出力される第２電力量を計測する。前記差分算出ステップは、前記第１電力量と前記第２電力量との差分を算出する。
本開示の一態様に係る計測方法は、創蓄連携システムで用いられる計測システムでの計測方法である。前記創蓄連携システムは、再生可能エネルギーを利用する発電設備と、系統電源から得た電力、及び前記発電設備が前記再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは前記電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備と、を備える。前記計測方法は、第１計測ステップと、第２計測ステップと、第３計測ステップと、を含む。前記第１計測ステップは、前記創蓄連携システムに外部から入力される第１電力量を計測する。前記第２計測ステップは、前記創蓄連携システムから外部に出力される第２電力量を計測する。前記第３計測ステップは、前記外部としての前記系統電源に出力する第３電力量を計測する。

本開示の一態様に係るプログラムは、上記いずれかの計測方法を、コンピュータに実行させるためのプログラムである。
本開示の一態様に係る連携システムは、創蓄連携システムと、前記創蓄連携システムで用いられる上記いずれかの計測システムと、を備える。

本開示によると、蓄積された電力が放電された場合に、放電された電力量のうち創蓄連携システムで生成された電気エネルギーの量を計測することができる。

図１は、一実施形態に係る計測システム及び創蓄連携システムの構成を説明する図である。 図２は、同上の計測システムの動作を説明する図である。

以下に説明する実施形態及び変形例は、本開示の一例に過ぎず、本開示は、実施形態及び変形例に限定されない。以下の実施形態及び変形例以外であっても、本開示に係る技術的思想を逸脱しない範囲であれば、設計等に応じて種々の変更が可能である。

（実施形態）
以下、本実施形態に係る計測システム、及び計測方法について、図１～図２を用いて説明する。

（１）概要
本実施形態の計測システム１は、施設５に設けられ、当該施設に設けられた創蓄連携システム２に用いられる（図１参照）。本開示でいう「施設」は、事業所、工場、ビル、店舗、オフィス、学校、福祉施設又は病院等の非住宅施設、及び戸建住宅、集合住宅、又は集合住宅の各住戸等の住宅施設を含む。非住宅施設には、劇場、映画館、公会堂、遊技場、複合施設、飲食店、百貨店、ホテル、旅館、幼稚園、図書館、博物館、美術館、地下街、駅及び空港等も含む。さらには、本開示でいう「施設」には、球場、庭、駐車場、グランド及び公園等の屋外施設を含む。

創蓄連携システム２は、図１に示すように、発電設備６０と、蓄積設備７０と、を含む。

発電設備６０は、再生可能エネルギー（ＲＥ：Renewable Energy）を利用して発電を行う設備である。本開示でいう「再生可能エネルギー」は、利用する以上の速度で自然に再生するエネルギー全般を意味し、グリーンパワー又は新エネルギー等と同義（又は類似）である。または、「再生可能エネルギー」は、枯渇せず、地球上のどこにでも存在し、かつＣＯ_２を排出しない（増加させない）エネルギー全般を意味する。再生可能エネルギーは、例えば、大気中の熱（空気熱）、太陽光、風力、水力、地熱、太陽熱及びバイオマス等を含む。発電設備６０は、例えば太陽光発電設備である。発電設備６０は、発電設備６０が再生可能エネルギーから得た電気エネルギー（電力）を、蓄積設備７０又は創蓄連携システム２の外部に出力する。創蓄連携システム２の外部とは、施設５に設けられた負荷５０（図１参照）又は系統電源７（図１参照）である。負荷５０は、例えば電力の供給を受けることで動作する電気機器である。

蓄積設備７０は、発電設備６０が再生可能エネルギーから得た電気エネルギー（電力）又は電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える設備である。さらに、蓄積設備７０は、系統電源７からの電力を蓄積する。具体的には、蓄積設備７０は、系統電源７からの電力、又は当該電力から変換された他のエネルギーを蓄える。

蓄積設備７０は、蓄積したエネルギーを創蓄連携システム２の外部に出力する。例えば、蓄積設備７０は、電気エネルギーを蓄積している場合には当該電気エネルギーを創蓄連携システム２の外部、例えば施設５に設けられた負荷５０又は系統電源７に出力する。

計測システム１は、創蓄連携システム２に外部から入力される第１電力量と、創蓄連携システム２から外部に出力される第２電力量とを、それぞれ計測する。さらに、計測システム１は、系統電源７への売電としての電力量（売電電力量）を計測する。計測システム１は、計測した第１電力量、第２電力量及び売電電力量を用いて、施設５で消費した再生可能エネルギーを求める。

計測システム１は、求めた再生可能エネルギーの消費量（自家消費量）に応じて発生する対価を、サーバ６に決定させる。ここで、対価とは、施設５での自家消費量に対して発生する対価であって、一例として、金銭（クレジット及び仮想通貨等を含む）、ポイント（点数）、物品、又は施設５のメンテナンス等のサービスを含む特典等で実現される。

（２）構成
（２－１）創畜連携システム
ここでは、創蓄連携システム２の構成について説明する。

創蓄連携システム２は、図１に示すように、発電設備６０と、蓄積設備７０と、パワーコンディショナー（ＰＣＳ：Power Conditioning System）と、を備える。

発電設備６０は、例えば太陽光発電設備であり、太陽光をＲＥのエネルギー源として電気エネルギーを生成する。

蓄積設備７０は、系統電源７からの電力、及び発電設備６０が再生可能エネルギーから得た電気エネルギー（電力）又は電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える、少なくとも１つの設備を有する。本実施形態では、蓄積設備７０は、蓄電装置７１と、フライホイール７２と、水素蓄積装置７３と、を有する。

蓄電装置７１は、例えば蓄電池である。蓄電装置７１は、発電設備６０が再生可能エネルギーから得た電気エネルギー（電力）を蓄積（充電）する。さらに、蓄電装置７１は、系統電源７から出力された電気エネルギー（電力）を蓄積する。

フライホイール７２は、発電設備６０が再生可能エネルギーから得た電気エネルギーを回転運動の物理的エネルギーに変換して保存し、放電時に回転運動からの発電によって電力を供給する。さらに、フライホイール７２は、系統電源７から出力された電気エネルギー（電力）を回転運動の物理的エネルギーに変換して保存し、放電時に回転運動からの発電によって電力を供給する。

水素蓄積装置７３は、発電設備６０が再生可能エネルギーから得た電気エネルギーを利用して水素を生成し、水素として電力を蓄積する。水素蓄積装置７３は、系統電源７から出力された電気エネルギーを利用して水素を生成し、水素として電力を蓄積する。水素蓄積装置７３は、放電時には、電力を利用する燃料電池７４（図１参照）に水素を入力して、水素から得られる電力を供給する。

ＰＣＳ８０は、複数（図示例では４つ）のコンバータ８１～８４と、インバータ８５とを有する。

コンバータ８１は、インバータ８５と発電設備６０とが接続された経路中に設けられている（図１参照）。コンバータ８１は、ＤＣ／ＤＣコンバータの機能を有している。コンバータ８１は、発電設備６０から出力された電気エネルギー（電力）を、創蓄連携システム２の外部である系統電源７へ出力する場合には、当該電気エネルギーをＤＣ／ＤＣコンバータを介してインバータ８５に出力する。コンバータ８１は、発電設備６０から出力された電気エネルギー（電力）を、蓄積設備７０に出力する場合には、当該電気エネルギーをＤＣ／ＤＣコンバータを介してコンバータ８２～８４に出力する。また、例えば、蓄電装置７１で蓄積された電力をフライホイール７２に出力する場合には、蓄電設備７１は、当該電力をコンバータ８２，８３を介してフライホイール７２に出力する。

コンバータ８２は、双方向のコンバータであり、インバータ８５と蓄電装置７１とが接続された経路中に設けられている（図１参照）。コンバータ８２は、ＤＣ／ＤＣコンバータの機能を有している。コンバータ８２は、発電設備６０から出力された電気エネルギーを、ＤＣ／ＤＣコンバータを介して蓄電装置７１に出力して、蓄電装置７１に蓄電させる。コンバータ８２は、系統電源７から出力された電気エネルギー（電力）を、インバータ８５を介して受け取ると、受け取った電気エネルギーをＤＣ／ＤＣコンバータを介して蓄電装置７１に出力して、蓄電装置７１に蓄電させる。コンバータ８２は、蓄電装置７１から出力された電気エネルギー（電力）を、ＤＣ／ＤＣコンバータを介してインバータ８５に出力する。

コンバータ８３は、インバータ８５とフライホイール７２とが接続された経路中に設けられている（図１参照）。コンバータ８３は、双方向ＡＣ／ＤＣコンバータの機能を有している。コンバータ８３は、フライホイール７２から出力された電気エネルギー（電力）を、ＡＣ／ＤＣコンバータを介してインバータ８５に出力する。また、コンバータ８３は、インバータ８５から出力された電力を、フライホイール７２に出力する。

コンバータ８４は、インバータ８５と燃料電池７４とが接続された経路中に設けられている（図１参照）。コンバータ８４は、ＤＣ／ＤＣコンバータの機能を有している。コンバータ８４は、燃料電池７４から出力された電気エネルギー（電力）を、ＤＣ／ＤＣコンバータを介してインバータ８５に出力する。

インバータ８５は、分電盤３０と電気的に接続されている。インバータ８５は、コンバータ８１～８４及び水素蓄積装置７３と接続されている。インバータ８５は、創蓄連携システム２の電気エネルギー（電力）を外部に出力する機能、及び外部からの電気エネルギーを受け付ける機能を有している。インバータ８５は、創蓄連携システム２の電気エネルギー（電力）を外部に出力する際には、直流電力を交流電力に変換して、外部に出力する。インバータ８５は、外部、例えば系統電源７から出力された交流電力を受け付けると、受け付けた交流電力を直流電力に変換して蓄積設備７０に出力する。例えば、インバータ８５は、系統電源７から出力された交流電力を直流電力に変換して、変換した直流電力を、コンバータ８２を介して蓄電装置７１に出力する。インバータ８５は、系統電源７から出力された交流電力を直流電力に変換し、変換した直流電力を、コンバータ８３を介してフライホイール７２に出力することで、電力（電気エネルギー）を回転運動のエネルギーとしてフライホイール７２に蓄積させる。インバータ８５は、系統電源７から出力された交流電力を直流電力に変換して、変換した直流電力を、水素蓄積装置７３に出力して、直流電力（電気エネルギー）を利用して水素を生成し、水素として電力を蓄積する。

（２－２）計測システム
ここでは、計測システム１の構成について説明する。

計測システム１は、図１に示すように、第１計測装置１０と、第２計測装置２０と、制御装置４０と、を含む。

第１計測装置１０は、分電盤３０と創蓄連携システム２（のＰＣＳ８０）との間に設けられ、インバータ８５、つまり創蓄連携システム２の入出力電力量を計測する。

第２計測装置２０は、分電盤３０と系統電源７との間に設けられ、系統電源７と分電盤３０との間の入出力電力量を計測する。

制御装置４０は、施設５で消費する電力、つまり複数の負荷５０が消費する電力量の総和のうち、ＲＥの自家消費量を算出する。

以下、第１計測装置１０、第２計測装置２０及び制御装置４０の詳細な構成について説明する。

（２－２－１）第１計測装置
第１計測装置１０は、図１に示すように、第１計測部１１、第２計測部１２、出力部１３を有している。第１計測装置１０は、ＰＣＳ８０とは別体で施設５に設けられている。言い換えると、第１計測装置１０とＰＣＳ８０とは、互いに異なる筐体で、施設５に設けられている。

第１計測部１１は、創蓄連携システム２に外部から入力される第１電力量を計測する。具体的に、第１計測部１１は、系統電源７から分電盤３０を介して出力された電力量を計測する。第１計測部１１は、系統電源７から分電盤３０を介して出力された電力を一定期間（例えば３０分）で積算した電力量を第１電力量として計測する。要するに、第１計測部１１は、創蓄連携システム２に充電（蓄電）される、系統電源７からの電力量を第１電力量として計測する。

第２計測部１２は、創蓄連携システム２から外部に出力される第２電力量を計測する。具体的に、第２計測部１２は、創蓄連携システム２から出力された電力量を計測する。第２計測部１２は、創蓄連携システム２から出力された電力を一定期間（例えば３０分）で積算した電力量を第２電力量として計測する。要するに、第２計測部１２は、創蓄連携システム２から放電される電力量を第２電力量として計測する。

ここで、第１計測部１１及び第２計測部１２の接続体系について説明する。

第１計測部１１及び第２計測部１２のそれぞれは、第１端子及び第２端子を有している。第１計測部１１及び第２計測部１２のそれぞれは、第１端子に入力され、第２端子から出力される電力量を計測する。第１計測部１１及び第２計測部１２のそれぞれは、第２端子に入力され、第１端子から出力される電力量の計測は行わない。

第１計測部１１の第１端子は、分電盤３０と電気的に接続される。第１計測部１１の第２端子は、第２計測部１２の第２端子と電気的に接続される。第２計測部１２の第１端子は、インバータ８５と接続される。

この接続体系により、分電盤３０から出力された電力は、第１計測部１１の第１端子に入力され、第１計測部１１の第２端子から出力される。さらに、第１計測部１１から出力された電力は、第２計測部１２の第２端子に入力され、第２計測部１２の第１端子から出力される。一方、インバータ８５から出力された電力は、第２計測部１２の第１端子に入力され、第２計測部１２の第２端子から出力される。さらに、第２計測部１２から出力された電力は、第１計測部１１の第２端子に入力され、第１計測部１１の第１端子から出力される。これにより、第１計測部１１では、創蓄連携システム２に外部から入力される第１電力量を計測することが可能となる。そして、第２計測部１２では、創蓄連携システム２から外部に出力される第２電力量を計測することが可能となる。

出力部１３は、第１計測部１１が計測した第１電力量、及び第２計測部１２が計測した第２電力量を、それぞれ制御装置４０に通信により出力する。ここで、第１計測装置１０と制御装置４０との間の通信は、有線による通信であってもよいし、無線による通信であってもよい。

（２－２－２）第２計測装置
第２計測装置２０は、図１に示すように、売電計測部２１（第３計測部）、買電計測部２２、出力部２３を有している。

売電計測部２１は、分電盤３０から系統電源７に出力される第３電力量を計測する。具体的に、売電計測部２１は、分電盤３０から系統電源７に出力された電力量、つまり売電として系統電源７に出力された電力量を計測する。売電計測部２１は、分電盤３０から出力された電力を一定期間（例えば３０分）で積算した電力量を第３電力量として計測する。

買電計測部２２は、系統電源７から分電盤３０に入力される第４電力量を計測する。具体的に、買電計測部２２は、系統電源７から分電盤３０に入力された電力量、つまり買電として分電盤３０に入力された電力量を計測する。買電計測部２２は、系統電源７から出力された電力を一定期間（例えば３０分）で積算した電力量を第４電力量として計測する。

ここで、売電計測部２１及び買電計測部２２の接続体系について説明する。

売電計測部２１及び買電計測部２２のそれぞれは、第１端子及び第２端子を有している。売電計測部２１及び買電計測部２２のそれぞれは、第１端子に入力され、第２端子から出力される電力量を計測する。売電計測部２１及び買電計測部２２のそれぞれは、第２端子に入力され、第１端子から出力される電力量の計測は行わない。

買電計測部２２の第１端子は、系統電源７と電気的に接続される。買電計測部２２の第２端子は、売電計測部２１の第２端子と電気的に接続される。売電計測部２１の第１端子は、分電盤３０と電気的に接続される。

この接続体系により、分電盤３０から出力された電力は、売電計測部２１の第１端子に入力され、売電計測部２１の第２端子から出力される。さらに、売電計測部２１から出力された電力は、買電計測部２２の第２端子に入力され、買電計測部２２の第１端子から出力される。一方、系統電源７から出力された電力は、買電計測部２２の第１端子に入力され、買電計測部２２の第２端子から出力される。さらに、買電計測部２２から出力された電力は、売電計測部２１の第２端子に入力され、売電計測部２１の第１端子から出力される。これにより、売電計測部２１では、分電盤３０から系統電源７に出力される第３電力量を計測することが可能となる。そして、買電計測部２２では、系統電源７から分電盤３０に入力される第４電力量を計測することが可能となる。

出力部２３は、売電計測部２１が計測した第３電力量、及び買電計測部２２が計測した第４電力量を、それぞれ制御装置４０に通信により出力する。ここで、第２計測装置２０と制御装置４０との間の通信は、有線による通信であってもよいし、無線による通信であってもよい。

（２－２－３）制御装置
制御装置４０は、図１に示すように、第１通信部４１、第２通信部４２及び処理部４３を有している。制御装置４０は、例えば、ＨＥＭＳ（home energy management system）のコントローラである。

制御装置４０は、例えばプロセッサ及びメモリを有するコンピュータシステムを有している。そして、プロセッサがメモリに格納されているプログラムを実行することにより、コンピュータシステムが処理部４３として機能する。プロセッサが実行するプログラムは、ここではコンピュータシステムのメモリに予め記録されているが、メモリカード等の非一時的な記録媒体に記録されて提供されてもよいし、インターネット等の電気通信回線を通じて提供されてもよい。

第１通信部４１は、第１計測装置１０及び第２計測装置２０と通信を行うための通信インタフェースを有している。第１通信部４１は、第１計測装置１０から第１計測部１１が計測した第１電力量、及び第２計測部１２が計測した第２電力量を受け取る。

第１通信部４１は、第２計測装置２０から売電計測部２１が計測した第３電力量、及び買電計測部２２が計測した第４電力量を受け取る。

第２通信部４２は、インターネット等のネットワークＮＴ１を介してサーバ６と通信を行うための通信インタフェースを有している。

処理部４３は、図１に示すように、第１算出部４０１、第２算出部４０２及び判別部４０３を有する。

第１算出部４０１は、第１計測装置１０の第２計測部１２が計測した第２電力量から、第１計測装置１０の第１計測部１１が計測した第１電力量を減算して、差分電力量を算出する。これにより、創蓄連携システム２から放電された電力量のうちＲＥによる電力量が求められる。なお、第１算出部４０１は、後述する本開示の差分算出部に相当する。

第２算出部４０２は、第１電力量、第２電力量及び第３電力量に基づいて、再生可能エネルギーが施設５で消費された自家消費量を算出する。具体的には、第２算出部４０２は、第１算出部４０１が算出した差分電力量から第３電力量を減算して、自家消費量を算出する。第２算出部４０２は、算出した自家消費量を、第２通信部４２を介してサーバ６に送信する。

判別部４０３は、創蓄連携システム２の設けられた装置が、再生可能エネルギーを利用する装置であるか否かを判別する。例えば、制御装置４０は、ユーザが利用するスマートフォン等の情報端末から創蓄連携システム２に設ける装置の名称、型番等の識別子を取得する。制御装置４０は、取得した識別子を基に、当該装置が再生可能エネルギーを利用する装置であるか否かを判別する。具体的には、判別部４０３は、取得した識別子を基に、当該装置が再生可能エネルギーを利用する装置であるか否かを外部に問い合わせる。判別部４０３は、外部への問い合わせ結果に応じて、当該装置が再生可能エネルギーを利用する装置であるか否かを判別する。判別部４０３は、当該装置が再生可能エネルギーを利用する装置でないと判別、つまり化石燃料等を利用して電気エネルギーを生成する装置であると判別すると、対価を受けることができないことを表すメッセージ等をユーザに通知する。

（２－３）サーバ
サーバ６は、ネットワークＮＴ１を介して制御装置４０と通信可能に構成されている。

サーバ６は、例えばプロセッサ及びメモリを有するコンピュータシステムを有している。そして、プロセッサがメモリに格納されているプログラムを実行することにより、コンピュータシステムがサーバ６として機能する。プロセッサが実行するプログラムは、ここではコンピュータシステムのメモリに予め記録されているが、メモリカード等の非一時的な記録媒体に記録されて提供されてもよいし、インターネット等の電気通信回線を通じて提供されてもよい。

サーバ６は、計測システム１の制御装置４０から送信された施設５でのＲＥの自家消費量を受け取ると、受け取った自家消費量を記憶する。

サーバ６は、記憶している自家消費量を基に、対価を決定する。例えば、サーバ６は、所定期間（例えば、１ヶ月）の自家消費量の合計値を算出し、算出した合計値に対して発生する対価を決定する。

また、サーバ６は、所定期間（例えば、１ヶ月）の自家消費量の推移を、ユーザ等に通知してもよい。

（３）動作
ここでは、計測システム１及びサーバ６の動作について、主に図２を用いて説明する。

第２計測装置２０の買電計測部２２は、系統電源７からの電力量を第４電力量として計測し、計測した第４電力量を制御装置４０に出力する（ステップＳ１，Ｓ２）。

第１計測装置１０の第１計測部１１は、創蓄連携システム２に外部から入力される電力量を第１電力量として計測し、計測した第１電力量を制御装置４０に出力する（ステップＳ３，Ｓ４）。

第１計測装置１０の第２計測部１２は、創蓄連携システム２から外部に出力される電力を第２電力量として計測し、計測した第２電力量を制御装置４０に出力する（ステップＳ５，Ｓ６）。

第２計測装置２０の売電計測部２１は、分電盤３０からの電力量を第３電力量として計測し、計測した第３電力量を制御装置４０に出力する（ステップＳ７，Ｓ８）。

制御装置４０の第１算出部４０１は、第１通信部４１を介して第１計測装置１０から受け取った第１電力量及び第２電力量を用いて、差分電力量を算出する（ステップＳ９）。具体的には、第１算出部４０１は、第２電力量から第１電力量を減算して、差分電力量を算出する。

制御装置４０の第２算出部４０２は、第１電力量、第２電力量、及び第１通信部４１を介して第２計測装置２０から受け取った第３電力量を用いて、ＲＥの自家消費量を算出する（ステップＳ１０）。具体的には、第２算出部４０２は、第１電力量及び第２電力量から算出された差分電力量から第３電力量を減算して、ＲＥの自家消費量を算出する。

第２通信部４２は、第２算出部４０２が算出したＲＥの自家消費量に対して発生する対価をサーバ６で決定させるために、サーバ６に当該自家消費量を出力（送信）する（ステップＳ１１）。

サーバ６は、計測システム１から受け取った自家消費量に対して発生する対価を決定する（ステップＳ１２）。

（４）利点
以上説明したように、実施形態の第１計測装置１０の第１計測部１１は、創蓄連携システム２に外部から入力される電力量を第１電力量として計測する。第１計測装置１０の第２計測部１２は、創蓄連携システム２から外部に出力される電力量を第２電力量として計測する。制御装置４０の第１算出部４０１は、第２電力量から第１電力量を減算して、差分電力量を算出する。

第１電力量は、系統電源７が出力した電力量であって、蓄積設備７０で蓄積される。さらに、蓄積設備７０は、発電設備６０がＲＥを使用して得られた電気エネルギー（電力）をも蓄積している。そこで、創蓄連携システム２から出力された第２電力量（放電された電力量）から第１電力量を減算することで、創蓄連携システム２で生成された電気エネルギー、つまりＲＥを使用して得られた電気エネルギーの量を求めることができる。

したがって、計測システム１は、蓄積された電力が放電された場合に、放電された電力量のうち創蓄連携システムで生成された電気エネルギーである再生可能エネルギーを利用して得られた電気エネルギーの量（電力量）を計測することができる。

さらに、計測システム１の第２計測装置２０は、売電した電力量（第３電力量）を計測している。制御装置４０の第２算出部４０２は、差分電力量から第３電力量を減算して、ＲＥの自家消費量を算出する。

創蓄連携システム２から出力された差分電力量は、施設５の複数の負荷５０で消費される、又は系統電源７に出力される。そこで、差分電力量から第３電力量を減算することで、施設５で消費されたＲＥの電力量、つまりＲＥの自家消費量を求めることができる。

制御装置４０は、ＲＥの自家消費量に対して発生した対価を決定するために、ＲＥの自家消費量をサーバ６に送信する。要は、ＲＥの自家消費量に付加価値を与えることになり、ＲＥの自家消費量の価値を高めることができる。

また、実施形態では、第１計測装置１０は、ＰＣＳ８０と別体としている。第１計測装置１０をＰＣＳ８０と同一の筐体とすると、第１計測装置１０を交換する場合、ＰＣＳ８０そのものを交換する必要がある。そのため、コンバータ８１～８４及びインバータ８５について交換する必要がなくても交換しなければならない。そこで、第１計測装置１０は、ＰＣＳ８０と別体とすることで、交換対象を必要最小限に留めることができる。

なお、第１計測装置１０は、ＰＣＳ８０と別体とする構成としたが、ＰＣＳ８０と同一の筐体であっても、本開示の技術的思想の範囲内である。

（５）変形例
（５－１）変形例１
上記実施形態では、制御装置４０が差分電力量及びＲＥの自家消費量の双方を算出する構成としたが、この構成に限定されない。

第１計測装置１０が差分電力量を算出してもよい。この場合に、第１計測装置１０は、算出した差分電力量を制御装置４０に出力する。制御装置４０は、第１計測装置１０から受け取った差分電力量と第２計測装置２０から受け取った第３電力量とを用いて、ＲＥの自家消費量を算出する。

または、サーバ６が、差分電力量及びＲＥの自家消費量を算出してもよい。この場合、制御装置４０は、第１計測装置１０から受け取った第１電力量及び第２電力量と、第２計測装置２０から受け取った第３電力量と、をサーバ６に送信する。

または、制御装置４０が差分電力量を算出し、サーバ６がＲＥの自家消費量を算出してもよい。

（５－２）変形例２
上記実施形態では、創蓄連携システム２から出力される電気エネルギー（電力）は、ＲＥを利用した電気エネルギーであることを前提としている。

しかしながら、創蓄連携システム２から出力される電気エネルギー（電力）は、化石燃料を利用した電気エネルギー、つまりＲＥを利用しないで得られた電気エネルギーが含まれてもよい。

この場合、ＲＥを利用しないで電気エネルギーを生成する装置に対して、生成した電気エネルギー（電力）の出力側に、電力量を計測する計測装置を設ける。例えば、ガスを利用する燃料電池の出力側に電力量を計測する計測装置を設ける。これにより、ＲＥを利用しないで生成された電気エネルギーの量（電力量）を計測することができる。第１算出部４０１は、第１電力量から、第２電力量及びＲＥを利用しないで生成された電気エネルギーの量を減算することで、創蓄連携システム２から出力される電気エネルギー（電力）のうち、ＲＥを利用して生成された電気エネルギーの量を求めることができる。

なお、ＲＥを利用しないで電気エネルギーを生成する装置が、ＰＣＳ８０のインバータ８５とは別のインバータを介して電力（交流電力）を出力する場合がある。この場合、ＲＥを利用しないで電気エネルギーを生成する装置は、当該別のインバータから第１計測装置１０を介すことなく分電盤３０に接続することが好ましい。

（５－３）変形例３
上記実施形態では、サーバ６は、一の施設５に対して対価を決定する構成としたが、この構成に限定されない。

サーバ６は、複数の施設５を１つのグループとして、当該グループに対して対価を決定してもよい。この場合、サーバ６は、複数の施設５のそれぞれに対して所定期間での自家消費量の合計値を算出する。サーバ６は、複数の施設５のそれぞれの合計値の総和を、グループにおける所定期間での自家消費量として算出する。サーバ６は、グループにおける所定期間での自家消費量に対して発生する対価を決定する。この場合、決定された対価が、複数の施設５のそれぞれに割り当てられる。または、対価が現金又はポイントである場合には、決定された対価を複数の施設５の数で除算した結果が、複数の施設５のそれぞれに割り当てられる。

（５－４）変形例４
上記実施形態では、制御装置４０（の判別部４０３）は、情報端末から創蓄連携システム２に含まれる装置の識別子を取得する構成としたが、この構成に限定されない。

制御装置４０は、各コンバータ８１～８４との通信により、各コンバータ８１～８４に接続された装置の識別子を取得してもよい。または、制御装置４０は、発電設備６０、及び蓄積設備７０の各装置（蓄電装置７１、フライホイール７２、水素蓄積装置７３）との通信により、発電設備６０、蓄電装置７１、フライホイール７２及び水素蓄積装置７３のそれぞれの識別子を取得してもよい。

（５－５）変形例５
上記実施形態では、発電設備６０として太陽光発電設備を一例として説明した。しかしながら、発電設備６０は太陽光発電設備に限定されない。

発電設備６０は、水力発電設備であってもよいし、風力発電設備であってもよい。この場合、発生する電気エネルギー（電力）が交流である場合には、発電設備６０とインバータ８５とが接続された経路中に設けられるコンバータはＡＣ／ＤＣコンバータの機能を有している。

また、創蓄連携システム２は、１つの発電設備６０を備える構成としたが、この構成に限定されない。創蓄連携システム２は、複数の発電設備６０を備えてもよい。

また、創蓄連携システム２は、１つのインバータ８５を備える構成としたが、この構成に限定されない。創蓄連携システム２は、複数のインバータ８５を備える構成としてもよい。この場合、複数のインバータ８５の各々は、第１計測装置１０に接続される。

（その他の変形例）
上記実施形態は、本開示の様々な実施形態の一つに過ぎない。上記実施形態は、本開示の目的を達成できれば、設計等に応じて種々の変更が可能である。また、計測システム１と同様の機能は、計測方法、コンピュータプログラム、又はプログラムを記録した非一時的な記録媒体等で具現化されてもよい。一態様に係る計測方法は、再生可能エネルギーを利用する発電設備６０と、発電設備６０が再生可能エネルギーから得た電気エネルギー、又は当該電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備７０と、を備える創蓄連携システム２で用いられる計測システムでの計測方法である。計測方法は、第１計測ステップと、第２計測ステップと、を含む。第１計測ステップは、創蓄連携システム２に外部から入力される第１電力量を計測する。第２計測ステップは、創蓄連携システム２から外部に出力される第２電力量を計測する。一態様に係るプログラムは、コンピュータシステムを、上述した計測方法として機能させるためのプログラムである。

本開示における計測システム１又は計測方法の実行主体は、コンピュータシステムを含んでいる。コンピュータシステムは、ハードウェアとしてのプロセッサ及びメモリを有する。コンピュータシステムのメモリに記録されたプログラムをプロセッサが実行することによって、本開示における計測システム１又は計測方法の実行主体としての機能が実現される。プログラムは、コンピュータシステムのメモリに予め記録されていてもよいが、電気通信回線を通じて提供されてもよい。また、プログラムは、コンピュータシステムで読み取り可能なメモリカード、光学ディスク、ハードディスクドライブ等の非一時的な記録媒体に記録されて提供されてもよい。コンピュータシステムのプロセッサは、半導体集積回路（ＩＣ）又は大規模集積回路（ＬＳＩ）を含む１又は複数の電子回路で構成される。複数の電子回路は、１つのチップに集約されていてもよいし、複数のチップに分散して設けられていてもよい。複数のチップは、１つの装置に集約されていてもよいし、複数の装置に分散して設けられていてもよい。

コンピュータシステムである計測システム１は、１又は複数のコンピュータで構成されるシステムであってもよい。例えば、計測システム１の少なくとも一部の機能は、クラウド（クラウドコンピューティング）によって実現されてもよい。

（まとめ）
以上説明したように、第１の態様の計測システム（１）は、創蓄連携システムで用いられる。創蓄連携システム（２）は、再生可能エネルギーを利用する発電設備（６０）と、系統電源（７）から得た電力、及び発電設備（６０）が再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備（７０）と、を備える。計測システム（１）は、第１計測部（１１）と、第２計測部（１２）と、を備える。第１計測部（１１）は、創蓄連携システム（２）に外部から入力される第１電力量を計測する。第２計測部（１２）は、創蓄連携システム（２）から外部に出力される第２電力量を計測する。

この構成によると、第１電力量と第２電力量を用いて、創蓄連携システムで生成された電気エネルギーの量を求めることができる。したがって、計測システム（１）は、蓄積された電力が放電された場合に、放電された電力量のうち創蓄連携システムで生成された電気エネルギーの量（電力量）を計測することができる。

第２の態様の計測システム（１）では、第１の態様において、創蓄連携システム（２）から外部に出力されるエネルギーは、再生可能エネルギーを利用した電気エネルギーである。

この構成によると、蓄積された電力が放電された場合に、放電された電力量のうち創蓄連携システムで生成された電気エネルギーである再生可能エネルギーを利用して得られた電気エネルギーの量（電力量）を計測することができる。

第３の態様の計測システム（１）は、第１又は第２の態様において、判別部（４０３）を、更に備える。判別部（４０３）は、創蓄連携システム（２）から外部に出力されるエネルギーが再生可能エネルギーから得られた電気エネルギーであるか否かを判別する。

この構成によると、創蓄連携システム（２）から外部に出力されるエネルギーが再生可能エネルギーから得られた電気エネルギーであるか否かを判別することができる。

第４の態様の計測システム（１）では、第１～第３のいずれかの態様において、第１計測部（１１）は、一定期間における電力の累積値を第１電力量とする。第２計測部（１２）は、一定期間における電力の累積値を第２電力量とする。

この構成によると、第１計測部（１１）は一定期間における電力の累積値を第１電力量とすることで、一定期間のうち一部で電力のデータが取得できない場合であっても計測された第１電力量の精度を高めることができる。同様に、第２計測部（１２）は一定期間における電力の累積値を第２電力量とすることで、一定期間のうち一部で電力のデータが取得できない場合であっても計測された第２電力量の精度を高めることができる。

第５の態様の計測システム（１）は、第１～第４のいずれかの態様において、差分算出部（第１算出部４０１）を、更に備える。差分算出部は、第１電力量と第２電力量との差分を算出する。

この構成によると、蓄積された電力が放電された場合に、放電された電力量のうち創蓄連携システムで生成された電気エネルギーの量（電力量）を計測することができる。

第６の態様の計測システム（１）は、第１～第５のいずれかの態様において、第３計測部（売電計測部２１）を、更に備える。第３計測部は、外部としての系統電源（７）に出力する第３電力量を計測する。

この構成によると、創蓄連携システム（２）から出力された電力量のうち、系統電源（７）に売られた電力の量を第３電力量として計測することができる。

第７の態様の計測システム（１）は、第６の態様において、消費量算出部（第２算出部４０２）を、更に備える。消費量算出部は、第１電力量、第２電力量及び第３電力量に基づいて、系統電源（７）からの電力の供給を受ける施設（５）で再生可能エネルギーが消費された自家消費量を算出する。

この構成によると、創蓄連携システム（２）から出力された電力量のうち、施設（５）で消費されたＲＥの消費量を求めることができる。

第８の態様の計測システム（１）は、第１～第７のいずれかの態様において、第１計測部（１１）及び第２計測部（１２）は、創蓄連携システム（２）とは別体に設けられている。

この構成によると、交換対象を必要最小限に留めることができる。

第９の態様の計測システム（１）は、第１～第８のいずれかの態様において、出力部（１３）を、更に備える。出力部（１３）は、第１電力量と第２電力量とを通信により出力する。

この構成によると、第１電力量と第２電力量との出力先を、第１計測部（１１）及び第２計測部（１２）とは別に設けることができる。

第１０の態様の計測方法は、創蓄連携システム（２）で用いられる計測システム（１）での計測方法である。創蓄連携システム（２）は、再生可能エネルギーを利用する発電設備（６０）と、系統電源（７）から得た電力、及び発電設備（６０）が再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備（７０）と、を備える。計測方法は、第１計測ステップと、第２計測ステップと、を含む。第１計測ステップは、創蓄連携システム（２）に外部から入力される第１電力量を計測する。第２計測ステップは、創蓄連携システム（２）から外部に出力される第２電力量を計測する。

この計測方法によると、蓄積された電力が放電された場合に、放電された電力量のうち創蓄連携システムで生成された電気エネルギーの量（電力量）を計測することができる。

第１１の態様の計測方法は、第１０の態様において、第３計測ステップを、更に含む。第３計測ステップは、外部としての系統電源（７）に出力する第３電力量を計測する。

この計測方法によると、創蓄連携システム（２）から出力された電力量のうち、系統電源（７）に売られた電力の量を第３電力量として計測することができる。

第１２の態様の計測方法は、第１１の態様において、消費量算出ステップを、更に含む。消費量算出ステップは、第１電力量、第２電力量及び第３電力量を用いて、系統電源（７）からの電力の供給を受ける施設（５）で再生可能エネルギーが消費された自家消費量を算出する。

この計測方法によると、創蓄連携システム（２）から出力された電力量のうち、施設（５）で消費されたＲＥの消費量を求めることができる。

第１３の態様の計測方法は、第１２の態様において、出力ステップを、更に含む。出力ステップは、自家消費量に対して発生する対価をサーバ（６）で決定させるために、サーバ（６）に自家消費量を出力する。

この計測方法によると、ＲＥの自家消費量に付加価値を与えることになり、ＲＥの自家消費量の価値を高めることができる。

第１４の態様のプログラムは、第１０～第１３のいずれかの態様の計測方法を、コンピュータに実行させるためのプログラムである。

このプログラムによると、蓄積された電力が放電された場合に、放電された電力量のうち創蓄連携システムで生成された電気エネルギーの量（電力量）を計測することができる。

１ 計測システム
２ 創蓄連携システム
５ 施設
６ サーバ
７ 系統電源
１１ 第１計測部
１２ 第２計測部
１３ 出力部
２１ 売電計測部（第３計測部）
６０ 発電設備
７０ 蓄積設備
４０１ 第１算出部（差分算出部）
４０２ 第２算出部（消費量算出部）
４０３ 判別部

Claims (19)

1. 再生可能エネルギーを利用する発電設備と、系統電源から得た電力、及び前記発電設備が前記再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは前記電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備と、を備え、分電盤と電気的に接続されている創蓄連携システムで用いられる計測システムであって、
   前記分電盤と前記創蓄連携システムとの間に設けられ、前記創蓄連携システムに外部から前記分電盤を介して入力される第１電力量を計測する第１計測部と、
   前記分電盤と前記創蓄連携システムとの間に設けられ、前記創蓄連携システムから前記分電盤を介して前記外部に出力される第２電力量を計測する第２計測部と、を備える、
   計測システム。
2. 前記創蓄連携システムから前記外部に出力されるエネルギーは、再生可能エネルギーを利用した前記電気エネルギーである、
   請求項１に記載の計測システム。
3. 前記創蓄連携システムから前記外部に出力されるエネルギーが再生可能エネルギーから得られた前記電気エネルギーであるか否かを判別する判別部を、更に備える、
   請求項１又は２に記載の計測システム。
4. 前記第１計測部は、一定期間における電力の累積値を前記第１電力量とし、
   前記第２計測部は、前記一定期間における電力の累積値を前記第２電力量とする、
   請求項１～３のいずれか一項に記載の計測システム。
5. 前記第１電力量と前記第２電力量との差分を算出する差分算出部を、更に備える、
   請求項１～４のいずれか一項に記載の計測システム。
6. 前記外部としての前記系統電源に出力する第３電力量を計測する第３計測部を、更に備える、
   請求項１～５のいずれか一項に記載の計測システム。
7. 前記第１電力量、前記第２電力量及び前記第３電力量に基づいて、前記系統電源からの電力の供給を受ける施設で前記再生可能エネルギーが消費された自家消費量を算出する消費量算出部を、更に備える、
   請求項６に記載の計測システム。
8. 前記第１計測部及び前記第２計測部は、前記創蓄連携システムとは別体に設けられている、
   請求項１～７のいずれか一項に記載の計測システム。
9. 前記第１電力量と前記第２電力量とを通信により出力する出力部を、更に備える、
   請求項１～８のいずれか一項に記載の計測システム。
10. 再生可能エネルギーを利用する発電設備と、系統電源から得た電力、及び前記発電設備が前記再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは前記電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備と、を備える創蓄連携システムで用いられる計測システムであって、
    前記創蓄連携システムに外部から入力される第１電力量を計測する第１計測部と、
    前記創蓄連携システムから前記外部に出力される第２電力量を計測する第２計測部と、
    前記第１電力量と前記第２電力量との差分を算出する差分算出部と、を備える、
    計測システム。
11. 再生可能エネルギーを利用する発電設備と、系統電源から得た電力、及び前記発電設備が前記再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは前記電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備と、を備える創蓄連携システムで用いられる計測システムであって、
    前記創蓄連携システムに外部から入力される第１電力量を計測する第１計測部と、
    前記創蓄連携システムから前記外部に出力される第２電力量を計測する第２計測部と、
    前記外部としての前記系統電源に出力する第３電力量を計測する第３計測部と、を備える、
    計測システム。
12. 再生可能エネルギーを利用する発電設備と、系統電源から得た電力、又は前記発電設備が前記再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは前記電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備と、を備え、分電盤と電気的に接続されている創蓄連携システムで用いられる計測システムでの計測方法であって、
    前記分電盤と前記創蓄連携システムとの間において、前記創蓄連携システムに外部から前記分電盤を介して入力される第１電力量を計測する第１計測ステップと、
    前記分電盤と前記創蓄連携システムとの間において、前記創蓄連携システムから前記分電盤を介して前記外部に出力される第２電力量を計測する第２計測ステップと、を含む、
    計測方法。
13. 前記外部としての系統電源に出力する第３電力量を計測する第３計測ステップを、更に含む、
    請求項１２に記載の計測方法。
14. 前記第１電力量、前記第２電力量及び前記第３電力量を用いて、前記系統電源からの電力の供給を受ける施設で前記再生可能エネルギーが消費された自家消費量を算出する消費量算出ステップを、更に含む、
    請求項１３に記載の計測方法。
15. 前記自家消費量に対して発生する対価をサーバで決定させるために、前記サーバに前記自家消費量を出力する出力ステップを、更に含む、
    請求項１４に記載の計測方法。
16. 再生可能エネルギーを利用する発電設備と、系統電源から得た電力、又は前記発電設備が前記再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは前記電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備と、を備える創蓄連携システムで用いられる計測システムでの計測方法であって、
    前記創蓄連携システムに外部から入力される第１電力量を計測する第１計測ステップと、
    前記創蓄連携システムから外部に出力される第２電力量を計測する第２計測ステップと、
    前記第１電力量と前記第２電力量との差分を算出する差分算出ステップと、を含む、
    計測方法。
17. 再生可能エネルギーを利用する発電設備と、系統電源から得た電力、又は前記発電設備が前記再生可能エネルギーから得た電気エネルギー若しくは前記電気エネルギーから変換された他のエネルギーを蓄える蓄積設備と、を備える創蓄連携システムで用いられる計測システムでの計測方法であって、
    前記創蓄連携システムに外部から入力される第１電力量を計測する第１計測ステップと、
    前記創蓄連携システムから外部に出力される第２電力量を計測する第２計測ステップと、
    前記外部としての前記系統電源に出力する第３電力量を計測する第３計測ステップと、を含む、
    計測方法。
18. 請求項１２～１７のいずれか一項に記載の計測方法を、コンピュータに実行させるためのプログラム。
19. 創蓄連携システムと、
    前記創蓄連携システムで用いられる請求項１～１１のいずれか一項に記載の計測システムと、を備える、
    連携システム。

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