JP7363924B2 - サービス管理装置、パワーコンディショニングシステム、分散電源システム、電力制御システムおよびプログラム - Google Patents

Description

本発明は、サービス管理装置、パワーコンディショニングシステム、分散電源システム、電力制御システムおよびプログラムに関する。

特許文献１には、単一の蓄電池を複数の用途に使用するための複数目的制御装置が記載されている。この複数目的制御装置は、電池用パワーコンディショナーの定格出力以内で出力指令値を決定するために、用途毎の制御指令値に案分係数を乗算する。

日本国特開２０１４－２３６６００号公報

電力需給に関するサービスには、太陽光発電や風力発電の電力に代表されるグリーン電力など電力の属性に付加価値が認められるサービスがある。属性の異なる電力をサービスに用いる場合、属性による付加価値を活用するために、どの電力をサービスに提供したかの対応関係を示すことが求められる。

本発明は、上述の課題を解決することのできるサービス管理装置、パワーコンディショニングシステム、分散電源システム、電力制御システムおよびプログラムを提供することを目的としている。

本発明の第１の態様によれば、サービス管理装置は、複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われる複数のサービスにおける入出力電力の内訳を、サービス毎、かつ、電源機器毎に区分して算出する区分処理手段と、前記サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、前記区分処理手段による区分毎に記録するサービス記録手段と、を備える。

本発明の第２の態様によれば、分散電源システムは、複数の電源機器と、前記複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われるサービスの入出力電力に基づいて、前記電源機器毎の入出力電力を決定する入出力電力決定手段と、前記電源機器毎に決定された入出力電力に従って前記電源機器を制御する機器制御手段と、前記サービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器毎に区分して算出する区分処理手段と、前記サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、前記区分処理手段による区分毎に記録するサービス記録手段と、を備える。

本発明の第３の態様によれば、電力制御システムは、サービスにおける入出力電力の要求量を決定する上位制御装置と、複数の電源機器と、前記サービスにおける入出力電力の要求量に基づいて、前記電源機器毎の入出力電力を決定する入出力電力決定手段と、前記電源機器毎に決定された入出力電力に従って前記電源機器を制御する機器制御手段と、前記サービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器毎に区分して算出する区分処理手段と、前記サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、前記区分処理手段による区分毎に記録するサービス記録手段と、を備える。
本発明の第４の態様によれば、プログラムは、コンピュータに、複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われる複数のサービスにおける入出力電力の内訳を、サービス毎、かつ、電源機器毎に区分して算出し、前記サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、区分毎に記録することを実行させるためのプログラムである。

この発明によれば、どの電源機器を用いてどの電力をサービスに提供したかの対応関係を示すことができる。

第一実施形態に係る電力制御システムの構成を示す図である。 第一実施形態に係るパワーコンディショニングシステムが電力変換を行う構成の例を示す図である。 第一実施形態に係るパワーコンディショニングシステムの機能構成の例を示す図である。 第一実施形態に係るパワーコンディショニングシステムが入出力電力指令値を算出する構成の例を示す図である。 第一実施形態に係る区分処理部による電源機器の入出力電力の割当計算の第１例を示す図である。 第一実施形態に係る区分処理部による電源機器の入出力電力の割当計算の第２例を示す図である。 第一実施形態に係る区分処理部による電源機器の入出力電力の割当計算の第３例を示す図である。 第一実施形態に係る区分処理部による電源機器の入出力電力の割当計算の第４例を示す図である。 第一実施形態に係る区分処理部による電源機器の入出力電力の割当計算の第５例を示す図である。 第一実施形態に係るパワーコンディショニングシステムが行う処理の手順の例を示すフローチャートである。 第一実施形態に係る区分処理部がサービスの実施量の内訳を算出する処理手順の第１例を示すフローチャートである。 第一実施形態に係る区分処理部がサービスの実施量の内訳を算出する処理手順の第２例を示すフローチャートである。 第一実施形態に係る区分処理部およびサービス記録部が、個々のサービスの実施量の内訳を算出し記録する処理手順の例を示す図である。 第一実施形態に係る蓄電情報処理部が、充放電可能な電源機器の、電力の属性毎の蓄電電力量を算出する処理手順の例を示すフローチャートである。 第二実施形態に係る電力制御システムにおける直流配電網の設置の第一形態の例を示す図である。 第二実施形態に係る電力制御システムにおける直流配電網の設置の第二形態の例を示す図である。 第二実施形態に係る電力制御システムにおける直流配電網の設置の第三形態の例を示す図である。 第二実施形態に係る電力制御システムにおける情報の経路の構成例を示す図である。 第二実施形態に係る直流配電網を介しての電力のやり取りの第一例を示す図である。 第二実施形態に係る直流配電網を介しての電力のやり取りの第二例を示す図である。 第二実施形態に係る直流配電網を介しての電力のやり取りの第三例を示す図である。 第二実施形態に係る直流配電網を介しての電力のやり取りの第四例を示す図である。 第二実施形態に係る直流配電網を介しての電力のやり取りの第五例を示す図である。 第三実施形態に係るサービス管理装置の構成の例を示す図である。 第四実施形態に係る分散電源システムの構成の例を示す図である。 第五実施形態に係る電力制御システムの構成の例を示す図である。 第六実施形態に係るサービス管理方法における処理の手順の例を示すフローチャートである。 少なくとも１つの実施形態に係るコンピュータの構成を示す概略ブロック図である。

以下、本発明の実施形態を説明するが、以下の実施形態は請求の範囲にかかる発明を限定するものではない。また、実施形態の中で説明されている特徴の組み合わせの全てが発明の解決手段に必須であるとは限らない。

＜第一実施形態＞
図１は、第一実施形態に係る電力制御システムの構成を示す図である。図１に示す構成で、電力制御システム１は、太陽電池（Photovoltaic；ＰＶ）１１と、蓄電池１２と、電気自動車（Electric Vehicle；ＥＶ）１３と、パワーコンディショニングシステム（Power Conditioning System；ＰＣＳ）２１と、端末装置２２と、上位制御装置３１とを備える。

太陽電池１１は、太陽光を用いて発電し、発電した電力を出力する。
蓄電池１２は、パワーコンディショニングシステム２１の制御に従って充放電を行う。
電気自動車１３は、蓄電池を備え、蓄電池に蓄えられた電気エネルギーで走行する。電気自動車１３は、自動車としての使用時以外のときは、蓄電池を備える充放電設備として用いられ、パワーコンディショニングシステム２１の制御に従って充放電を行う。
太陽電池１１、蓄電池１２および電気自動車１３は、電源機器の例に該当する。ここでいう電源機器は、電力を出力可能な機器である。また、蓄電池１２および電気自動車１３は、充電可能な電力機器の例に該当する。

パワーコンディショニングシステム２１は、蓄電池１２、電気自動車１３それぞれの充放電を制御する。具体的には、パワーコンディショニングシステム２１は、蓄電池１２、電気自動車１３それぞれの入出力電力を決定し、決定した入出力電力で充放電を行うように蓄電池１２、電気自動車１３それぞれを制御する。また、パワーコンディショニングシステム２１は、太陽電池１１の発電を制御する。具体的には、パワーコンディショニングシステム２１は、太陽電池１１の出力電力を決定し、決定した出力電力で発電を行うように太陽電池１１を制御する。特に、パワーコンディショニングシステム２１は、太陽電池１１の出力可能電力が指令値を上回る場合には、指令値分の電力を出力するように太陽電池１１を制御する。

また、パワーコンディショニングシステム２１は、サービス毎の入出力電力に、電源機器毎の入出力電力を割り当て、入出力電力に基づく入出力電力量の内訳をサービス毎、かつ、電源機器毎に記録する。ここでいうサービスとは、電力または電力量の調整により、ある目的を実行することである。
パワーコンディショニングシステム２１によれば、例えば、太陽電池１１が発電したグリーン電力の売電の対価にグリーン電力の料金体系を適用するなど、電源機器に応じた対価の計算が可能になる。

パワーコンディショニングシステム２１は、サービス管理装置の例に該当する。ただし、サービス管理装置が、パワーコンディショニングシステムの一部として構成されていてもよいし、あるいは、パワーコンディショニングシステムに外付けの装置として構成されていてもよい。
パワーコンディショニングシステム２１が実施するサービスの個数は、１つ以上であればよく、特定の個数に限定されない。

パワーコンディショニングシステム２１と、そのパワーコンディショニングシステム２１に接続されている電源機器とを総称して分散電源（Distributed power supply；ＤＰＳ）システム４１と表記する。図１に示す需要家設置システム４２の構成例の場合、パワーコンディショニングシステム２１と、太陽電池１１と、蓄電池１２と、電気自動車１３とを総称して分散電源システム４１と表記する。
分散電源システム４１は、需要家に対してエネルギーマネージメントサービス（Energy Management Services、エネマネサービス）を提供する。ここでいう需要家は、電力の消費者である。エネルギーマネージメントサービスを需要家向けサービスとも称する。
分散電源システム４１が需要家に提供するエネルギーマネージメントサービスの例としてピークシフト（Peak Shift）、ピークカット（Peak Shaving）および売電を挙げることができるが、これらに限定されない。

ピークシフトは、電気料金が比較的安い時間帯に蓄電池を充電し、電気料金が比較的高い時間帯の機器消費電力を賄う（蓄電池を放電する）ことで電気料金を抑制するサービスである。
ピークカットは、閾値電力を設定し、その閾値電力以上の消費電力が発生する場合、蓄電池を放電させてピーク需要をカットするサービスである。例えば、電気料金が最大電力に応じた段階制で定められている場合、ピークカットにより最大電力を小さくすることで、電気料金を抑制することができる。
売電は、需要家側から商用電力系統へ電力を提供する（逆潮流させる）サービスである。需要家は、提供した電力量に応じた対価を得る。

以下では、グリーン電力の売電に対してグリーン電力以外の電力の売電よりも高額の対価が支払われる場合を例に説明する。グリーン電力は、風力、太陽光、バイオマス（Biomass）などの自然エネルギーにより発電された電力（再生可能エネルギー由来の電力）である。図１の構成では、太陽電池１１の発電電力がグリーン電力の例に該当する。

また、以下では、蓄電池１２または電気自動車１３がグリーン電力を充電した電力を放電する場合もグリーン電力として扱われる場合を例に説明する。
グリーン電力以外の電力を通常電力とも称する。グリーン電力、通常電力は、それぞれ発電方式による電力の属性の例に該当する。発電方式による電力の属性を、単に電力の属性、または、属性とも称する。

また、分散電源システム４１は、上位制御装置３１からの要求に応じて、系統向けサービスのための電力需給調整を行う。上位制御装置３１を用いるリソースアグリゲータ（Resource Aggregator；ＲＡ）は、各需要家による電力需給調整を集約して、送配電事業者に対してアンシラリー（Ancillary）サービス（調整力サービス）を提供する。リソースアグリゲータは、需要家側にある電力設備（分散電源システム４１）を統合して制御することでサービスを提供する事業者である。
アンシラリーサービスを系統向けサービスとも称する。

リソースアグリゲータが送配電事業者に提供するアンシラリーサービスの例としてＬＦＣ（Load Frequency Control）、Δｆ制御およびデマンドレスポンス（Demand Response）を挙げることができるが、アンシラリーサービスは、これらに限定されない。デマンドレスポンスは、例えば、卸電力市場価格の高騰時や暴落時、または系統信頼性の低下時において、電気料金価格の設定またはインセンティブの支払に応じて、需要家側が電力の使用を適切に制御（電力使用を抑制したり、逆に増加させたり）するよう電力の消費パターンを変化させることと定義される。

ＬＦＣとΔｆ制御とは、いずれも、系統周波数を基準周波数に合わせるための制御である。ＬＦＣとΔｆ制御とを比較すると、例えばＬＦＣでは数秒程度の周期で充放電を行い、Δｆ制御では秒程度以下の周期で充放電を行うなど、ＬＦＣのほうが比較的周期が長く、応答速度も比較的遅くてよい。

分散電源システム４１が実行するサービスは、特定のサービスに限定されない。分散電源システム４１は、電力の属性に対する評価が異なる複数のサービスを同時に実行可能であればよい。さらには、分散電源システム４１が、必ずしも、エネルギーマネージメントサービスとアンシラリーサービスとの両方を同時に実行可能である必要は無い。例えば、分散電源システム４１が、売電とピークシフトとを同時に実行可能であってもよい。この場合、分散電源システム４１が、必ずしも、これらのエネルギーマネージメントサービスと同時に、さらにアンシラリーサービスを実行可能である必要は無い。

１つの分散電源システム４１が備える電源機器の個数は、３つに限定されず、複数であればよい。また、分散電源システム４１が備える電源機器の種類は、太陽電池、蓄電池および電気自動車に限定されない。１つの分散電源システム４１が備える電源機器全体で、グリーン電力および通常電力など、属性が異なる電力を出力可能であればよい。

端末装置２２は、分散電源システム４１のユーザ端末として用いられ、分散電源システム４１が実施するサービスの設定操作などのユーザ操作を受け付ける。また、端末装置２２が、一部のサービスにおける充放電電力を算出するようにしてもよい。例えば、端末装置２２が、ＬＦＣなど応答が比較的遅くてよいサービスにおける充放電電力を算出するようにしてもよい。端末装置２２が一部のサービスの充放電電力を算出することで、パワーコンディショニングシステム２１が充放電電力を算出する負荷が比較的軽くなり、この点で、分散電源システム４１の応答性を確保することができる。

端末装置２２と、パワーコンディショニングシステム２１と、太陽電池１１と、蓄電池１２と、電気自動車１３とを総称して需要家設置システム４２と表記する。需要家設置システム４２は、需要家が利用する設備として設けられる。
ただし、端末装置２２は、リソースアグリゲータが所有していてもよいし、需要家が所有していてもよい。例えば、リソースアグリゲータが需要家に端末装置２２を貸与していてもよい。
パワーコンディショニングシステム２１、太陽電池１１、蓄電池１２および電気自動車１３は、例えば需要家が所有する。

上位制御装置３１は、パワーコンディショニングシステム２１に対して電力需給調整を要求する。上述したように、上位制御装置３１を用いるリソースアグリゲータが、各需要家による電力需給調整を集約して、送配電事業者に対してアンシラリーサービスを提供する。
上位制御装置３１は、送配電事業者に提供するサービスの入出力電力に基づいて、各需要家に対する入出力電力の要求量を決定する。そして、上位制御装置３１は、決定した要求量を、各需要家のパワーコンディショニングシステム２１または端末装置２２、あるいはこれら両方に送信する。

電力制御システム１が、需要家設置システム４２に加えて、電力の入出力を行う他のシステムも含んでいてもよい。特に、電力制御システム１が、需要家設置システム４２に加えて、後述するリソースアグリゲータ設置システムのように電源機器を１つのみ備えるシステムを含んでいてもよい。さらには、電力制御システム１が、メガソーラーのように、電力の出力（送電）は行うが電力の入力（受電）は行わないシステムを含んでいてもよい。

図２は、パワーコンディショニングシステム２１が電力変換を行う構成の例を示す図である。図２の例で、パワーコンディショニングシステム２１は、ＡＣ（Alternating Current、交流）／ＤＣ（Direct Current、直流）コンバータ１１１と、第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１と、第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２と、第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３と、直流母線１３１とを備える。

ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１は、電力系統９１０と直流母線１３１とに接続されている。ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１の、電力系統９１０に接続される側をＡＣ端側と称し、直流母線１３１に接続される側をＤＣ端側と称する。
第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１は、太陽電池１１と直流母線１３１とに接続されている。第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１が、太陽電池１１に接続される側を外部端側と称し、直流母線１３１に接続される側を内部端側と称する。

第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２は、蓄電池１２と直流母線１３１とに接続されている。第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２が、蓄電池１２に接続される側を外部端側と称し、直流母線１３１に接続される側を内部端側と称する。
第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３は、電気自動車１３と直流母線１３１とに接続されている。第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３が、電気自動車１３に接続される側を外部端側と称し、直流母線１３１に接続される側を内部端側と称する。

第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１、第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２、第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３等のＤＣ／ＤＣコンバータを総称して、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２０とも表記する。
パワーコンディショニングシステム２１が備えるＤＣ／ＤＣコンバータ１２０について、上記と同様、電源機器に接続される側を外部端側と称し、直流母線１３１に接続される側を内部端側と称する。

かかる構成で、パワーコンディショニングシステム２１は、接続される電源機器（太陽電池１１、蓄電池１２および電気自動車１３）および電力系統９１０の入出力電力を変換し、これら電源機器および電力系統９１０の間の電力のやり取りを実行する。
太陽電池１１は発電電力を第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１へ出力し、第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１は、太陽電池１１からの電力を直流母線電圧の電力に電圧変換して直流母線１３１へ出力する。

蓄電池１２、電気自動車１３は、何れも充放電可能であり、電源機器側から直流母線１３１側へ電力が出力される場合と、直流母線１３１側から電源機器側へ電力が出力される場合とがある。
蓄電池１２の充電時には、第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２は、直流母線１３１からの電力を蓄電池１２の定格電圧の電力に電圧変換して蓄電池１２へ出力する。一方、蓄電池１２の放電時には、第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２は、蓄電池１２からの電力を直流母線電圧の電力に電圧変換して直流母線１３１へ出力する。

電気自動車１３の充電時には、第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３は、直流母線１３１からの電力を電気自動車１３の定格電圧の電力に電圧変換して電気自動車１３へ出力する。一方、電気自動車１３の放電時には、第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３は、電気自動車１３からの電力を直流母線電圧の電力に電圧変換して直流母線１３１へ出力する。

パワーコンディショニングシステム２１と電力系統９１０との関係でも、電力系統９１０からパワーコンディショニングシステム２１へ電力が出力される順潮流と、パワーコンディショニングシステム２１から電力系統９１０へ電力が出力される逆潮流とがある。順潮流時には、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１は、電力系統９１０からの交流電力を直流母線電圧の直流電力に変換（交流直流変換および電圧変換）して直流母線１３１へ出力する。逆潮流時には、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１は、直流母線１３１からの電力を系統電圧の交流電力に変換（直流交流変換および電圧変換）して電力系統９１０へ出力する。

ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１のＡＣ端側における電力を「Ｐ１１」と表記する。したがって、Ｐ１１は、パワーコンディショニングシステム２１と電力系統９１０との間の入出力電力を示す。パワーコンディショニングシステム２１と電力系統９１０との間の入出力電力を、電力系統９１０の入出力電力、または、総入出力電力とも称する。
また、第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１の外部端側における電力を「Ｐ２１」と表記する。したがって、Ｐ２１は、太陽電池１１の出力電力を示す。

第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２の外部端側における電力を「Ｐ２２」と表記する。したがって、Ｐ２２は、蓄電池１２の入出力電力（充放電電力）を示す。
第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３の外部端側における電力を「Ｐ２３」と表記する。したがって、Ｐ２３は、電気自動車１３の入出力電力（充放電電力）を示す。

また、第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１の内部端側の電力をＰ３１と表記する。第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２の内部端側の電力をＰ３２と表記する。第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３の内部端側の電力をＰ３３と表記する。
ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１のＤＣ端側の電力は、Ｐ３１とＰ３２とＰ３３との加減算で示される。例えば、蓄電池１２、電気自動車１３の何れも放電している場合、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１のＤＣ端側の電力は、Ｐ３１＋Ｐ３２＋Ｐ３３と表記される。

電力系統９１０は、需要家の電力系統と商用電力系統とを含む電力系統である。ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１のＡＣ端側は、需要家の電力系統に接続され、需要家の電力系統と商用電力系統とは受電点で接続されて電気のやり取りを行う。したがって、分散電源システム４１がピークシフトなど需要家の電力系統内向けのサービスを行う場合も、アンシラリーサービスなど商用電力系統向けのサービスを行う場合も、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１のＡＣ端側が電力系統９１０との間で電力の入出力を行う。

図３は、パワーコンディショニングシステム２１の機能構成の例を示す図である。図３の構成で、パワーコンディショニングシステム２１は、通信部２１０と、電力変換部２２０と、記憶部２８０と、制御部２９０とを備える。制御部２９０は、入出力電力決定部２９１と、機器制御部２９２と、区分処理部２９３と、サービス記録部２９４と、蓄電情報処理部２９５とを備える。

通信部２１０は、他の装置と通信を行う。例えば、通信部２１０は、上位制御装置３１および端末装置２２からサービス毎の入出力電力の要求量を受信するなど、各サービスを実行するための情報を受信する。また、通信部２１０が、パワーコンディショニングシステム２１が計算し記憶する、サービスの実績情報（サービス実施結果の入出力電力の内訳の情報）、および、蓄電可能な電源機器の蓄電電力量の内訳の情報を、例えば所定周期毎など適切な頻度で、端末装置２２、または、上位制御装置３１、あるいはこれらの両方へ送信するようにしてもよい。

電力変換部２２０は、接続機器および電力系統９１０の入出力電力を変換し、これら接続機器および電力系統９１０の間での電力のやり取りを実行する。図２を参照して説明した構成は、電力変換部２２０の構成の例に該当する。
記憶部２８０は、分散電源システム４１が行ったサービスの履歴、蓄電池１２の蓄電電力量の情報、および、電気自動車１３の蓄電電力量の情報など、各種データを記憶する。記憶部２８０の機能は、パワーコンディショニングシステム２１が備える記憶デバイスを用いて実行される。

制御部２９０は、パワーコンディショニングシステム２１の各部を制御して各種処理を実行する。制御部２９０の機能は、パワーコンディショニングシステム２１が備えるＣＰＵ（Central Processing Unit、中央処理装置）が記憶部２８０からプログラムを読み出して実行することで実施される。

入出力電力決定部２９１は、電源機器を用いて行われる複数のサービスそれぞれの入出力電力に基づいて、電源機器毎の入出力電力を決定する。
具体的には、入出力電力決定部２９１は、サービス毎の入出力電力指令値を合計して総入出電力指令値を算出する。そして、入出力電力決定部２９１は、算出した総入出電力指令値を各電源機器に分配する。入出力電力決定部２９１は、電源機器毎に分配した入出力電力に基づいて、例えばパワーコンディショニングシステム２１のコンバータの電力効率分を補正して、電源機器毎の入出力電力指令値を決定する。指令値を算出値とも称する。
入出力電力決定部２９１は、入出力電力決定手段の例に該当する。

機器制御部２９２は、電源機器毎に決定された入出力電力指令値に従って電源機器を制御する。すなわち、機器制御部２９２は、太陽電池１１、蓄電池１２および電気自動車１３を制御して、それぞれの機器に対して決定された入出力電力の入出力を行わせる。
機器制御部２９２は、機器制御手段の例に該当する。

区分処理部２９３は、複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われるサービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器毎に区分して算出する。
パワーコンディショニングシステム２１が複数のサービスを実施する場合、区分処理部２９３は、複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われる複数のサービスにおける入出力電力の内訳を、サービス毎、かつ、電源機器毎に区分して算出する。具体的には、区分処理部２９３は、これら複数のサービスにおける入出力電力を、電源機器毎、かつ、サービス毎に区分する。さらに、区分処理部２９３は、複数のサービスのうち少なくとも一部のサービスについて、入出力電力を、サービス毎、電源機器毎、かつ、電力の属性毎に区分する。
区分処理部２９３は、区分処理手段の例に該当する。

区分処理部２９３が、以下の区分の組み合わせ毎に入出力電力の内訳を算出するようにしてもよい。
（Ａ）サービス（例えば、売電、Δｆ制御等のサービス毎）
（Ｂ）サービスにおける電力の入力／出力の区別
（Ｃ）分散電源システム４１全体での電力系統９１０との間の電力の入力／出力の区別
（Ｄ）電源機器（例えば、太陽電池１１／蓄電池１２／電気自動車１３の区別）
（Ｅ）電力の属性（例えば、グリーン電力／通常電力の区別）

例えば、区分処理部２９３が、「売電における蓄電池１２によるグリーン電力の出力電力（売電における電力出力時）」といった区分毎に入出力電力を算出するようにしてもよい。この場合、「売電における」は、上記（Ａ）の区分を示す。「蓄電池１２による」は、上記（Ｄ）の区分を示す。「グリーン電力の」は、上記（Ｅ）の区分を示す。「出力電力」は、上記（Ｃ）の区分を示す。「（売電における電力出力時）」は、上記（Ｂ）の区分を示す。

このように、区分処理部２９３が詳細な区分毎に入出力電力の内訳を算出することで、入出力電力を区分毎に累積して、サービスの対価（報酬または課金）を計算することが可能となる。
特に、区分処理部２９３が、サービス毎、かつ、電源機器毎に入出力電力を算出することで、太陽電池１１からの売電の電力量にはグリーン電力料金を適用する、というように、電力の属性に応じた料金体系の適用が可能となる。
また、区分処理部２９３が、グリーン電力／通常電力の区別のように電力の属性毎に区別して入出力電力量累積値を算出することで、太陽電池１１だけでなく、蓄電池１２および電気自動車１３についても、蓄電電力の属性に応じた料金体系の適用が可能となる。

また、区分処理部２９３は、電力の属性が付加価値として反映されるサービスに対して、電源機器からの電力のうち付加価値に該当する属性を有する電力を優先的に割り当てて、区分毎の入出力電力を算出する。
これにより、需要家は、売電に対する対価をグリーン電力の料金体系で得るなど、電気の属性に応じた対価を得る機会を有効活用できる。

なお、区分処理部２９３が、電力指令値を用いて区分毎の電力を計算するようしてもよい。あるいは、区分処理部２９３が、電力計測値を用いて区分毎の電力を計算するようにしてもよい。あるいは、区分処理部２９３が、総入出力電力の計測値から、あるサービスの入出力電力指令値を減算して残りのサービスの入出力電力を算出するなど、電力指令値および電力計測値の両方を用いて区分毎の電力を計算するようにしてもよい。
また、区分処理部２９３が、電力の属性による区分（上記（Ｅ））については、料金の属性によって対価が異なるサービスに対してのみ行うようにしてもよい。例えば、区分処理部２９３が、料金の属性にかかわらず対価が同じであるサービスについては、電力の属性毎の入出力電力を合算するようにしてもよい。

サービス記録部２９４は、サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、区分処理部２９３による区分毎に記録する。例えば、区分処理部２９３が、上記の（Ａ）から（Ｅ）の区分の組み合わせ毎に入出力電力量の累積値を算出する場合、サービス記録部２９４は、（Ａ）から（Ｅ）の区分の組み合わせ毎に、区分処理部２９３が算出する累積値を記録する。
サービス記録部２９４は、サービス記録手段の例に該当する。

サービス記録部２９４は、区分毎の累積値を記憶部２８０に記憶させる。そして、サービス記録部２９４は、所定周期毎に、その周期の間の入出力電力量を累積値に反映させるように、累積値を更新する。
ただし、サービス記録部２９４がサービス実施量を記録する方法は、記憶部２８０に記憶させる方法に限定されない。例えば、サービス記録部２９４が、区分毎かつ所定周期毎の入出力電力量をプリントアウトするようにしても、プリントアウトされた記録に基づいて、サービス毎の料金を算出することができる。

蓄電情報処理部２９５は、蓄電可能な電源機器（蓄電池１２および電気自動車１３）の蓄電電力量を、発電方式に基づく電力の属性毎に算出する。具体的には、蓄電情報処理部２９５は、蓄電可能な電源機器毎に、グリーン電力の蓄電電力量と通常電力の蓄電電力量とを記憶部２８０に記憶させ、更新する。
蓄電情報処理部２９５は、蓄電情報処理手段の例に該当する。

蓄電可能な電源機器が、例えば太陽電池１１の発電電力などグリーン電力の入力を受けて充電を行う場合、蓄電情報処理部２９５は、充電された電力量を、その電源機器のグリーン電力の蓄電電力量に加算する。一方、蓄電可能な電源機器が、例えば電力系統９１０からの電力など通常電力の入力を受けて充電を行う場合、蓄電情報処理部２９５は、充電された電力量を、その電源機器の通常電力の蓄電電力量に加算する。

また、蓄電可能な電源機器が放電を行う場合、蓄電情報処理部２９５は、放電対象のサービスおよび蓄電残量の有無に応じて、グリーン電力の放電か通常電力の放電かを決定する。蓄電情報処理部２９５は、グリーン電力の放電か通常電力の放電かの決定に応じて、その電源機器のグリーン電力の蓄電電力量、通常電力の蓄電電力量の何れかから、放電分の電力量を減算する。
このように、蓄電情報処理部２９５が電源機器の蓄電電力量を、電力の属性毎に記録することで、太陽電池１１だけでなく蓄電池１２および電気自動車１３についても、グリーン電力など電力の属性に応じた対価の計算が可能になる。

図４は、パワーコンディショニングシステム２１が入出力電力指令値を算出する構成の例を示す図である。図４では、パワーコンディショニングシステム２１が、エネルギーマネージメントサービスと、Δｆ制御と、さらにもう１つのアンシラリーサービスとを行う場合の例を用いて説明する。ただし、上述したように、パワーコンディショニングシステム２１が行うサービスは、特定のものに限定されない。

図４に示す構成で、パワーコンディショニングシステム２１は、需要家向け入出力電力算出部３１１と、リミッタ３１２と、周波数偏差算出部３２１と、Δｆ制御充放電電力制御量算出部３２２と、第１加算器３３１と、第２加算器３３２と、スイッチ３３３と、需要家向け電力量累積部３４１と、Δｆ制御電力量累積部３４２と、系統向け第二サービス電力量累積部３４３を備える。

需要家向け入出力電力算出部３１１は、需要家向けサービスのための入出力電力算出値を算出する。需要家向け入出力電力算出部３１１が、需要家向けサービスのための入出力電力算出値を算出する手法として、エネルギーマネージメントサービスにおける入出力を算出するための既存手法を用いることができる。

リミッタ３１２は、周波数制御向け充放電と同時に実施するため需要家向け充電電力および放電電力にそれぞれ上限を設定する。リミッタ３１２は、需要家向けサービスに用いられる充放電電力を上限値以下に限定する。これにより、分散電源システム４１がエネルギーマネージメントサービスとアンシラリーサービスとを同時に実行する場合に、アンシラリーサービスのための充放電電力を確保することができる。

周波数偏差算出部３２１は、系統周波数を計測し基準周波数に対する偏差を算出する。
Δｆ制御充放電電力制御量算出部３２２は、周波数偏差算出部３２１が算出した周波数偏差（Δｆ）に対する充放電電力制御量を算出する。算出に必要なパラメータは上位制御装置３１が設定し、端末装置２２を介してパワーコンディショニングシステム２１へ送信する。

第１加算器３３１と、第２加算器３３２とは、それぞれ加算を行う。第１加算器３３１と第２加算器３３２との組み合わせで、需要家向け充放電電力と、ＬＦＣ充放電電力と、Δｆ制御充放電電力とを合算した総充放電電力を算出する。

スイッチ３３３は、エネルギーマネージメントサービスとアンシラリーサービスとを同時に実行する同時マルチユースの利用の有無を切り替える。同時マルチユースを利用しない場合は、需要家向け入出力電力算出部３１１の出力がリミッタ３１２の適用を受けずにそのままＡＣ総入出力電力算出値として用いられる。一方、同時マルチユースを利用する場合、上記のように需要家向け入出力電力算出部３１１の出力にリミッタ３１２が適用され、さらに、Δｆ制御充放電電力算出値と系統向け第二サービス入出力電力算出値が加算された合計値がＡＣ総入出力電力算出値として用いられる。
需要家向け入出力電力算出部３１１と、リミッタ３１２と、周波数偏差算出部３２１と、Δｆ制御充放電電力制御量算出部３２２と、第１加算器３３１と、第２加算器３３２と、スイッチ３３３との組み合わせは、図３の入出力電力決定部２９１の例に該当する。

需要家向け電力量累積部３４１は、需要家向け入出力電力算出値を累積する。Δｆ制御電力量累積部３４２は、Δｆ制御入出力電力算出値を累積する。系統向け第二サービス電力量累積部３４３は、分散電源システム４１がΔｆ制御以外に実行するアンシラリーサービスにおける入出力電力算出値を累積する。

需要家向け電力量累積部３４１、Δｆ制御電力量累積部３４２、および、系統向け第二サービス電力量累積部３４３は、区分処理部２９３が、電力指令値を用いて区分毎の電力を計算する場合の、区分処理部２９３およびサービス記録部２９４の例に該当する。需要家向け電力量累積部３４１、Δｆ制御電力量累積部３４２、系統向け第二サービス電力量累積部３４３の各々は、上述した区分処理部２９３による区分毎に、入出力電力量を累積する。

図５は、区分処理部２９３による電源機器の入出力電力の割当計算の第１例を示す図である。
図５は、総入出力電力が出力（逆潮流）であり、蓄電池１２、電気自動車１３共に放電している場合の例を示している。この場合、区分処理部２９３は、特に、各サービスの入出力電力の内訳を計算する。

図５の例で、サービス毎の入出力電力について、売電の上限値（エネルギーマネージメントサービスの上限値）は１０００ワット（Ｗ）となっているものとする。エネルギーマネージメントサービスの上限値は、例えば上位制御装置３１が決定する。売電の場合、総入出力電力は、パワーコンディショニングシステム２１から電力系統９１０への出力（逆潮流）である。また、アンシラリーサービスの指令値は、２７０ワットの出力となっている。

また、総入出力電力は、Ｐ１１＝７２０（ワット）の出力であり、売電の上限値のうち実際に行われている売電電力は、７２０－２７０＝４５０（ワット）となっている。区分処理部２９３が総入出力電力を用いる場合、算出値を用いるようにしてもよいし、計測値を用いるようにしてもよい。
また、太陽電池１１の出力電力は、Ｐ２１＝５００（ワット）となっている。蓄電池１２の入出力電力は、Ｐ２２＝１００（ワット）の出力（放電）となっている。電気自動車１３の入出力電力は、Ｐ２３＝２００（ワット）の出力（放電）となっている。

電源機器からの出力電力が全てサービス（または蓄電可能な電源機器の充電）に用いられるのではなく、一部の電力は、パワーコンディショニングシステム２１のコンバータの変換効率による損失として消費される。図５の例の場合、太陽電池１１、蓄電池１２および電気自動車１３の出力電力の合計がＰ２１＋Ｐ２２＋Ｐ２３＝８００（ワット）であるのに対し、総入出力電力はＰ１１＝７２０（ワット）であり、８００－７２０＝８０（ワット）が損失となっている。
区分処理部２９３が、各サービスの入出力電力の内訳に電源機器毎の入出力電力を割り当てる際、実際に供給可能な入出力電力以上の電力を割り当てることを回避するために、損失分を見込んで割り当てを行う必要がある。

ここで、Ｐ１１（総入出力電力）は、式（１）のように示される。

ηは、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１の変換効率を示す。
また、Ｐ３１は、式（２）のように示される。

η_ＰＶは、第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１の変換効率を示す。
また、Ｐ３２は、式（３）のように示される。

η_Ｂは、第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２の変換効率を示す。
また、Ｐ３３は、式（４）のように示される。

η_ＥＶは、第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３の変換効率を示す。
ただし、η、η_ＰＶ、η_Ｂおよびη_ＥＶの値は、出力の大小および温度の高低等の状態に応じて変化するため、Ｐ３１、Ｐ３２、Ｐ３３の値を高精度に算出することは困難である。
そこで、区分処理部２９３が行う計算では、（Ｐ３１、Ｐ３２およびＰ３３の値は用いず、）Ｐ１１、Ｐ２１、Ｐ２２およびＰ２３の値を用いる。区分処理部２９３が、Ｐ１１、Ｐ２１、Ｐ２２およびＰ２３の算出値（指令値）を用いるようにしてもよいし、計測値を用いるようにしてもよい。

総入出力電力（Ｐ１１）のうち、太陽電池１１からの電力をＰ２１’と表記する。Ｐ２１’を太陽電池１１の出力電力（Ｐ２１）のＡＣ換算値とも称する。
総入出力電力（Ｐ１１）のうち、蓄電池１２からの電力（または蓄電池１２への電力）をＰ２２’と表記する。Ｐ２２’を蓄電池１２の入出力電力（Ｐ２２）のＡＣ換算値とも称する。
総入出力電力（Ｐ１１）のうち、電気自動車１３からの電力（または電気自動車１３への電力）をＰ２３’と表記する。Ｐ２３’を電気自動車１３の入出力電力（Ｐ２３）のＡＣ換算値とも称する。

ここで、総入出力電力の内訳における（電力を出力している）各電源機器からの電力の成分の比は、各電源機器の出力電力の比と等しいものと想定する。図５の例の場合、太陽電池１１、蓄電池１２、電気自動車１３の何れも電力を出力しているので、Ｐ２１’（太陽電池１１の出力電力のＡＣ換算値）は、式（５）のように示される。

Ｐ２２’、Ｐ２３’についても式（５）と同様に、Ｐ２１、Ｐ２２、Ｐ２３の割合を用いて示すことができる。
また、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１、第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１、第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２、第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３の変換効率をまるめて、１つの固定値の係数で示すことにする。この係数をＤＤＡ係数と称する。
図５の例の場合、（すなわち、蓄電池１２、電気自動車１３共に放電している場合）、Ｐ１１（総入出力電力）は、式（６）のように示される。

η_ＤＤＡは、ＤＤＡ係数を示す。
区分処理部２９３は、Ｐ１１、Ｐ２１、Ｐ２２、Ｐ２３の各値を用いて、ＤＤＡ係数の値を算出する。図５の例の場合、式（７）のように、ＤＤＡ係数は０．９と算出される。

区分処理部２９３が、Ｐ１１、Ｐ２１、Ｐ２２、Ｐ２３の値として、算出値を用いるようにしてもよいし、計測値を用いるようにしてもよい。
ＤＤＡ係数を用いて、Ｐ２１’、Ｐ２２’、Ｐ２３’の各々を算出することができる。

区分処理部２９３が、各サービスの入出力電力の内訳を計算する際の、入出力電力の内訳への電力の割り当て方の基準を、ポリシーと称する。
区分処理部２９３が行う計算にポリシーを適用する前提として、入出力電力決定部２９１が、区分処理部２９３と同じポリシーに基づいて電源機器の各々の入出力電力を決定するものとする。

以下では、区分処理部２９３が、以下の各ポリシーに基づいて各サービスの入出力電力の内訳を計算する場合を例に説明する。
ポリシー１：太陽電池１１の発電出力は、エネルギーマネージメントサービスの上限値を１００％とする範囲内で、太陽光売電サービスとしてグリーン価値と共に出力させる。したがって、区分処理部２９３は、太陽光売電サービス分の出力電力は、エネルギーマネージメントサービスの上限値、または、太陽電池１１の出力電力のＡＣ換算値（Ｐ２１’）のうち何れか小さい方と算出する。図５の例では、エネルギーマネージメントサービスの上限値は、１０００ワットである。
このポリシーは、区分処理部２９３が、電力の属性が付加価値として反映されるサービスに対して、電源機器からの電力のうち付加価値に該当する属性を有する電力を優先的に割り当てて、区分毎の入出力電力を算出する例に該当する。

ポリシー２：太陽電池１１の発電電力が、エネルギーマネージメントサービスの上限値よりも大きい（多い）場合、太陽電池１１の発電電力の残りを、蓄電池１２および電気自動車１３への充電に用いる。この場合の充電は、（ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１を経由せず）パワーコンディショニングシステム２１の直流端側で行うことになる。

ポリシー３：アンシラリーサービスの電力が逆潮流方向の場合、通常電力を優先的に割り当てる。例えば、蓄電池１２または電気自動車１３の放電電力をアンシラリーサービスに割り当てる場合、通常電力として蓄電されている電力を優先的に用いる。

ただし、（入出力電力決定部２９１の計算および）区分処理部２９３の計算に適用するポリシーは、特定のポリシーに限定されない。例えば、グリーン価値の有無が売電に影響しない場合、上記のポリシー１の適用を除外するようにしてもよい。また、予め出力を計画する必要がある場合、「太陽電池１１の出力電力が計画値から不足するときは、蓄電池１２または電気自動車１３、あるいはこれらの両方からの放電で充足させる」といったポリシーを用いるようにしてもよい。

区分処理部２９３は、式（８）を用いて、Ｐ２１’（太陽電池１１の出力電力のＡＣ換算値）を４５０ワットの出力（逆潮流）と計算する。

Ｐ２１’＝４５０（ワット）でありエネルギーマネージメントサービスの上限値（１０００ワット）よりも小さい。そこで、区分処理部２９３は、上記のポリシー１に基づいて、グリーン電力であるＰ２１’＝４５０（ワット）を全て売電電力に割り当てる。これにより、売電電力の４５０ワットには、全て太陽電池１１由来のグリーン電力が割り当てられる。ここでは、「由来」を電力の出力元の意味で用いている。
また、区分処理部２９３は、式（９）を用いて、Ｐ２２’（蓄電池１２の出力電力のＡＣ換算値）を９０ワットの出力と計算する。

区分処理部２９３は、式（１０）を用いて、Ｐ２３’（電気自動車１３の出力電力のＡＣ換算値）を１８０ワットの出力と計算する。

区分処理部２９３は、Ｐ２２’＋Ｐ２３’＝２７０（ワット）を、アンシラリーサービスの２７０ワットに割り当てる。したがって、アンシラリーサービスの電力（２７０ワット）の内訳は、蓄電池１２由来の電力が９０ワット、電気自動車１３由来の電力が１８０ワットである。
このように、区分処理部２９３は、電源機器の入出力電力を各サービスに割り当てることができる。これによって、グリーン電力など電力の属性を考慮した対価の計算が可能となる。

図６は、区分処理部２９３による電源機器の入出力電力の割当計算の第２例を示す図である。
図６は、総入出力電力が出力（逆潮流）であり、蓄電池１２、電気自動車１３共に充電している場合の例を示している。この場合、電源機器のうち電力を出力しているのは太陽電池１１のみなので、逆潮流のサービスの電力は、太陽電池１１由来の電力となる。

また、図６の例では、蓄電池１２および電気自動車１３が充電しているので、区分処理部２９３は、これらの電源機器の充電電力の内訳を計算する。電源機器のうち電力を出力しているのは太陽電池１１のみなので、これらの充電電力も太陽電池１１由来の電力となる。蓄電情報処理部２９５が、得られた蓄電電力の内訳に基づいて、記憶部２８０が記憶する蓄電電力量の記録を更新する。

図６の例で、サービス毎の入出力電力について、売電の上限値（エネルギーマネージメントサービスの上限値）は１０００ワット（の出力）となっているものとする。また、アンシラリーサービスの指令値は、１００ワットの出力となっている。
また、総入出力電力は、Ｐ１１＝１１００（ワット）の出力であり、売電電力は、１１００－１００＝１０００（ワット）となっている。売電の上限値１０００ワットにて売電が行われている。
また、太陽電池１１の出力電力は、Ｐ２１＝２０００（ワット）となっている。蓄電池１２の入出力電力は、Ｐ２２＝４００（ワット）の入力（充電）となっている。電気自動車１３の入出力電力も、Ｐ２３＝４００（ワット）の入力（充電）となっている。

図６の例では、蓄電池１２、電気自動車１３共に充電しているため、電力を出力している電源機器は太陽電池１１のみである。この場合、Ｐ１１＝Ｐ２１’と示される。
太陽電池１１から蓄電池１２への充電における損失、および、太陽電池１１から電気自動車１３への充電における損失を無視する場合、式（１１）のように、ＤＤＡ係数は約０．９２と算出される。

式（１１）のＤＤＡ係数η_ＤＤＡのように、パワーコンディショニングシステム２１の効率を１つの係数で示すことで、区分処理部２９３の計算が軽くて済む。
図６の例で、仮に、太陽電池１１の発電電力２０００ワットを全て売電に用いるとすると、０．９２×２０００＝１８４０（ワット）となり、売電電力の上限値の１０００ワットを超える。そこで、区分処理部２９３は、上記のポリシー２に従って、売電電力を１０００ワットとし、売電電力の１０００ワット全てを太陽電池１１由来のグリーン電力とする。売電電力を１０００ワットとすることは、上述した総入出力電力に基づく計算に合致する。

また、図６の例では、電力を出力しているのは太陽電池１１なので、区分処理部２９３は、アンシラリーサービスの出力電力の１００ワットを太陽電池１１由来と算出する。ただし、アンシラリーサービスについてグリーン電力料金の設定がない場合、区分処理部２９３が、アンシラリーサービスの出力電力の内訳の計算を行わない（省略する）ようにしてもよい。

区分処理部２９３は、蓄電池１２の充電電力の４００ワット、電気自動車１３の充電電力の４００ワットの各々についても、太陽電池１１由来と算出する。蓄電情報処理部２９５は、これに基づいて、蓄電池１２のグリーン電力量の蓄電電力量の情報、および、電気自動車１３のグリーン電力量の蓄電電力量の情報を更新する。具体的には、蓄電情報処理部２９５は、記憶部２８０が記憶している蓄電池１２のグリーン電力量の蓄電電力量の情報、電気自動車１３のグリーン電力量の蓄電電力量の情報それぞれに、充電分の電力量を加算する。

図６の例で、サービス記録部２９４が、売電について、
入出力電力：１０００ワット
入出力の別：出力（逆潮流）
総入出力電力の入出力：出力
電力の属性：グリーン電力（１０００ワット）
と記録するようにしてもよい。
アンシラリーサービスの電力についても、サービス記録部２９４が、売電の場合と同様の書式で記録するようにしてもよい。他の例についても同様である。

図７は、区分処理部２９３による電源機器の入出力電力の割当計算の第３例を示す図である。
図７は、総入出力電力が出力（逆潮流）であり、蓄電池１２、電気自動車１３共に充電している場合の、もう１つの例を示している。図６の例では、アンシラリーサービスの電力が出力（逆潮流）となっているのに対し、図７の例では、アンシラリーサービスの電力が入力（順潮流）となっている。

図７の例で、サービス毎の入出力電力について、売電の上限値（エネルギーマネージメントサービスの上限値）は１０００ワット（の出力）となっているものとする。また、アンシラリーサービスの指令値は、１００ワットの入力（順潮流）となっている。
また、総入出力電力は、Ｐ１１＝９００（ワット）の出力であり、売電電力は、９００＋１００＝１０００（ワット）となっている。売電の上限値１０００ワットにて売電が行われている。
また、太陽電池１１の出力電力は、Ｐ２１＝２０００（ワット）となっている。蓄電池１２の入出力電力は、Ｐ２２＝５００（ワット）の入力（充電）となっている。電気自動車１３の入出力電力も、Ｐ２３＝５００（ワット）の入力（充電）となっている。

図７の例でも、区分処理部２９３が、図６の場合の式（１１）と同様にＤＤＡ係数を算出するものとする。ここでは、区分処理部２９３は、式（１２）に基づいてＤＤＡ係数を０．９と算出する。

図６の場合と同様、図７の例でも、区分処理部２９３は、上記のポリシー２に従って、売電電力を１０００ワットとし、売電電力の１０００ワット全てを太陽電池１１由来のグリーン電力とする。売電電力を１０００ワットとすることは、上述した総入出力電力に基づく計算に合致する。

一方、図６の場合と異なり、図７の例では、アンシラリーサービスの電力が入力（順潮流）となっている。このため、グリーン電力である太陽電池１１の出力電力、および、通常電力であるアンシラリーサービスの入力電力の両方が、蓄電池１２および電気自動車１３の充電に用いられる。区分処理部２９３が、蓄電池１２、電気自動車１３それぞれの充電電力の内訳を計算することで、蓄電情報処理部２９５が、蓄電池１２および電気自動車１３の蓄電電力の情報を更新することができる。

太陽電池１１の出力電力のうち売電に用いられる電力をＰ２１ｓと表す。区分処理部２９３は、式（１３）のように、Ｐ２１ｓを約１１１１ワットと算出する。

区分処理部２９３は、太陽電池１１の出力電力のうち、蓄電池１２および電気自動車１３の蓄電に用いられる電力を、２０００－１１１１＝８８９（ワット）と算出する。
蓄電池１２への充電電力と電気自動車１３への充電電力との扱いについても、ポリシーに定めておくことができる。ここでは、電気自動車１３の充電電力に優先的にグリーン電力を割り当てるポリシーを用いる。

区分処理部２９３は、ポリシーに従って、８８９ワットのうち５００ワットを電気自動車１３の充電に割り当てる。電気自動車１３の充電電力５００ワットは、全て、グリーン電力である太陽電池１１由来の電力となる。
また、区分処理部２９３は、８８９－５００＝３８９ワットを蓄電池１２の充電に割り当てる。

また、区分処理部２９３は、アンシラリーサービスの電力を全て蓄電池１２の充電に割り当てる。アンシラリーサービスの電力をＤＣ端の電力に換算すると、式（１４）のように９０ワットとなる。

蓄電池１２の充電電力と、計算された割り当て分の電力とを比較すると、５００－（３８９＋９０）＝２１（ワット）の誤差が生じている。このように誤差が生じた場合の対応方法も、ポリシーとして定めておくようにしてもよい。例えば、誤差分については、通常電力（例えば系統電力）を増減して誤差を解消するようにしてもよい。

あるいは、上記の誤差は、ＤＤＡ係数を算出する際に、ＡＣ側からＤＣ側への電力の損失を考慮していないために生じたものであり、この損失を考慮すれば、二次方程式を解く必要はあるが、より高精度にＤＤＡ係数値を算出することができる。そこで、区分処理部２９３が、計算精度の要求（誤差の許容度）と、計算負荷または計算時間の許容度とのバランスに基づいて、パワーコンディショニングシステム２１の効率の計算方法を選択するよう、ポリシーで設定しておいてもよい。
計算誤差だけでなく計測誤差やノイズに対する対応方法についても、ポリシーで定めておくようにしてもよい。

図８は、区分処理部２９３による電源機器の入出力電力の割当計算の第４例を示す図である。図８は、電力系統９１０の入出力電力が入力電力（順潮流）である場合の、パワーコンディショニングシステム２１に係る入出力電力の例を示している。
電力系統９１０の入出力電力が順潮流である場合、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１は、ＡＣ側からＤＣ側へ電力を出力することになる。この場合に、区分処理部２９３が算出する効率の係数をＡＤＤ係数と称する。ＡＤＤ係数についても、区分処理部２９３が、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１、第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１、第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２、第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３の変換効率をまるめた１つの固定値の係数を用いる場合の例について説明する。

図８の例で、電力系統９１０の入出力電力（総入出力電力）は、Ｐ１１＝３００（ワット）の入力となっている。
また、太陽電池１１の出力電力は、Ｐ２１＝８００（ワット）となっている。蓄電池１２の入出力電力は、Ｐ２２＝４００（ワット）の入力（充電）となっている。電気自動車１３の入出力電力は、Ｐ２３＝６００（ワット）の入力（充電）となっている。
太陽電池１１から蓄電池１２への充電における損失、および、太陽電池１１から電気自動車１３への充電における損失を無視する場合、Ｐ１１、Ｐ２１、Ｐ２２およびＰ２３の関係は、式（１５）のように示される。

η_ＡＤＤは、ＡＤＤ係数を示す。
この場合、式（１５）より式（１６）を得られ、区分処理部２９３は、式（１６）に基づいてＡＤＤ係数を約０．６７と算出する。

なお、ＡＤＤ係数の値０．６７は、一般的なパワーコンディショニングシステムの効率からすると低い値となっている。これは、太陽電池１１から蓄電池１２への充電におけるＤＣ／ＤＣ／ＤＣの変換損失、および、太陽電池１１から電気自動車１３への充電におけるＤＣ／ＤＣ／ＤＣの変換損失を無視していることに起因する。
太陽電池１１から蓄電池１２への充電におけるＤＣ／ＤＣ／ＤＣの変換損失は、第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１の変換損失、および、第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２の変換損失である。太陽電池１１からら電気自動車１３への充電におけるＤＣ／ＤＣ／ＤＣの変換損失は、第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１の変換損失、および、第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３の変換損失である。

あるいは、区分処理部２９３が、計算精度の要求（誤差の許容度）と、計算負荷または計算時間の許容度とのバランスに基づいて、パワーコンディショニングシステム２１の効率の計算方法を選択するよう、ポリシーで設定しておいてもよい。例えば、上記のＡＤＤ係数の他に、温度、電力系統９１０の入出力電力、太陽電池１１の出力電力、蓄電池１２の入出力電力、および、電気自動車１３の入出力電力をパラメータとするパワーコンディショニングシステム２１の効率の計算モデルをシミュレーション等で用意しておいてもよい。そして、区分処理部２９３が、ポリシーに従って、ＡＤＤ係数を用いた計算、または、計算モデルを用いた計算の何れかを選択するようにしてもよい。

区分処理部２９３は、得られたＡＤＤ係数を用いて、電力系統９１０からの入力電力のうち、蓄電池１２および電気自動車１３の充電に用いられる電力を、式（１７）のように２００ワットと算出する。

Ｐ１１’は、電力系統９１０からの入力電力のうち、蓄電池１２および電気自動車１３の充電に用いられる電力を示す。Ｐ１１’を、電力系統９１０からの入力電力のＤＣ換算値とも称する。
区分処理部２９３は、太陽電池１１の発電電力（Ｐ２１）、および、電力系統９１０からの入力電力のＤＣ換算値（Ｐ１１’）を、蓄電池１２の充電電力、および、電気自動車１３の充電電力に分配する。この場合の分配方法についても、ポリシーとして定めておくようにしてもよい。

例えば、区分処理部２９３は、太陽電池１１の発電電力（Ｐ２１）と、電力系統９１０からの入力電力のＤＣ換算値（Ｐ１１’）とを、蓄電池１２と電気自動車１３とに均等に分配するとのポリシーに従って計算を行う。
この場合、区分処理部２９３は、蓄電池１２の充電電力のうち、太陽電池１１由来の電力を８００×４００／（４００＋６００）＝３２０（ワット）と算出する。また、区分処理部２９３は、蓄電池１２の充電電力のうち、電力系統９１０由来の電力を２００×４００／（４００＋６００）＝８０（ワット）と算出する。

また、区分処理部２９３は、電気自動車１３の充電電力のうち、太陽電池１１由来の電力を８００×６００／（４００＋６００）＝４８０（ワット）と算出する。また、区分処理部２９３は、電気自動車１３の充電電力のうち、電力系統９１０由来の電力を２００×６００／（４００＋６００）＝１２０（ワット）と算出する。

図９は、区分処理部２９３による電源機器の入出力電力の割当計算の第５例を示す図である。図９は、電力系統９１０の入出力電力が入力電力（順潮流）である場合の、パワーコンディショニングシステム２１に係る入出力電力の、もう１つの例を示している。図８の例では、電気自動車１３の電力が入力電力（充電）となっているのに対し、図９の例では、電気自動車１３の電力が出力電力（放電）となっている。

図９の例で、電力系統９１０の入出力電力（総入出力電力）は、Ｐ１１＝４００（ワット）の入力となっている。
また、太陽電池１１の出力電力は、Ｐ２１＝３００（ワット）となっている。蓄電池１２の入出力電力は、Ｐ２２＝７５０（ワット）の入力（充電）となっている。電気自動車１３の入出力電力は、Ｐ２３＝１００（ワット）の出力（放電）となっている。
区分処理部２９３は、式（１８）に基づいて、ＡＤＤ係数を０．８７５と算出する。

図９の例では、電力系統９１０からの入力電力のうち、蓄電池１２の充電に用いられる電力を、電力系統９１０からの入力電力のＤＣ換算値と称し、Ｐ１１’で示す。
区分処理部２９３は、式（１９）のように、Ｐ１１’＝３５０（ワット）と算出する。

これにより、区分処理部２９３は、蓄電池１２の充電電力のうち、太陽電池１１由来の電力を３００ワット、電気自動車１３由来の電力を１００ワット、電力系統９１０由来の電力を３５０ワットと算出する。これらのうち、太陽電池１１由来の電力はグリーン電力である。電力系統９１０由来の電力は、一般的には通常電力である。電気自動車１３の蓄電電力量にグリーン電力の電力量と通常電力の電力量とがある場合、区分処理部２９３は、電気自動車１３にグリーン電力を放電させるか、通常電力を放電させるかを選択する。この場合の区分処理部２９３の選択の基準について、ポリシーで定めておくようにしてもよい。

ただし、区分処理部２９３がインバータ効率を用いて電力の内訳を算出する方法は、上述した、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１、第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１、第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２、第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３の変換効率をまるめた１つの固定の変換効率を用いる方法に限定されない。
例えば、区分処理部２９３が、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１、第一ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１、第二ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２、第三ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３のそれぞれの変換効率を用いるようにしてもよい。あるいは、区分処理部２９３が、これらを纏めた１つの変換効率を用いる場合、変換効率の値を条件に応じて算出するようにしてもよい。

あるいは、ＤＣ／ＤＣ変換後の入出力電力値を計測する手段を設けておき、区分処理部２９３が、ＤＣ／ＤＣ変換後の入出力電力値にＡＣ／ＤＣコンバータ１１１の変換効率を乗算するようにしてもよい。
また、区分処理部２９３が、全てのリソースに同じ値の変換効率を用いるようにしてもよいし、リソース毎に異なる変換効率を用いるようにしてもよい。ここでいうリソースは、太陽電池、蓄電池、電気自動車といった電源機器の種類である。

あるいは、区分処理部２９３が、温度または入出力電力に応じて異なる値の変換効率を用いるようにしてもよい。例えば、区分処理部２９３が、電源機器の種類、温度または電力あるいはこれらの組み合わせに応じた変換効率を示すデータテーブル（表形式のデータ）を用いるようにしてもよい。一方、固定値の変換効率を用いる場合、区分処理部２９３が、いろいろな条件下での変換効率の値の平均値を用いるようにしてもよい。

また、区分処理部２９３が、電源機器毎にＡＣ換算値を求める場合、何れか１つの電源機器のＡＣ換算値を、総入出力電力から他の全ての電源機器のＡＣ換算値を減算して算出するようにしてもよい。
また、区分処理部２９３が、ＡＣ換算値の算出に瞬時値（ワット）を用いるようにしてもよいし、積算値（ワット時）を用いるようにしてもよい。
また、区分処理部２９３が、交流側の入出力電力として用いる電力は、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１のＡＣ端における入出力電力に限らない。例えば、区分処理部２９３が、受電点における入出力電力を用いるようにしてもよい。

次に、図１０から図１３を参照してパワーコンディショニングシステム２１の動作について説明する。
図１０は、パワーコンディショニングシステム２１が行う処理の手順の例を示すフローチャートである。パワーコンディショニングシステム２１は、図１０の処理を所定周期毎に繰り返し行う。

図１０の処理で、入出力電力決定部２９１は、サービス毎の入出力電力指令値を取得する（ステップＳ１１）。
次に、入出力電力決定部２９１は、サービス毎の電力指令値を合計して総電力指令値を算出する（ステップＳ１２）。総電力指令値は、パワーコンディショニングシステム２１の入出力電力の指令値（ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１のＡＣ端側の入出力電力の指令値）である。

そして、入出力電力決定部２９１は、算出した総電力指令値の電源機器の各々への割当を決定する（ステップＳ１３）。入出力電力決定部２９１は、上述したＤＤＡ係数を用いる等によってコンバータの効率（損失）を考慮して、総電力指令値を得るための各電源機器の入出力電力を算出する。その際、入出力電力決定部２９１は、グリーン電力を売電電力に優先的に割り当てるなど、区分処理部２９３が用いるポリシーと同じポリシーを用いて、総電力指令値の電源機器の各々への割当を決定する。

機器制御部２９２は、電源機器を制御して、入出力電力決定部２９１が決定した入出力電力の入出力を実行させる（ステップＳ１４）。
そして、区分処理部２９３は、サービスの実施量の内訳を算出する（ステップＳ１５）。具体的には、区分処理部２９３は、図５から図９を参照して説明したように、電源機器毎かつ電力の属性毎の入出力電力を算出する。そして、区分処理部２９３は、算出した入出力電力に時間を乗算して入出力電力量に換算する。さらに区分処理部２９３は、算出した電力量を、例えば上述した（Ａ）から（Ｅ）の区分の組み合わせのように、さらに詳細に区分する。

サービス記録部２９４は、区分処理部２９３が算出したサービスの実施量の内訳を記録する（ステップＳ１６）。具体的には、サービス記録部２９４は、区分処理部２９３が算出したサービスの実施量の区分毎の蓄積を、記憶部２８０に記憶させる。
また、蓄電情報処理部２９５は、区分処理部２９３がステップＳ１５で算出する電源機器毎、かつ、電力の属性毎の入出力電力を用いて、充電可能な電源機器の蓄電電力量の内訳を算出し記録する（ステップＳ１７）。

具体的には、蓄電情報処理部２９５は、充放電可能な電源機器毎、かつ、電力の属性毎の蓄電電力量を記憶部２８０に記憶させておく。そして、蓄電情報処理部２９５は、区分処理部２９３が算出する入出力電力に時間を乗算して電力量に換算し、換算された電力量を記憶部２８０が記憶する充放電可能な電源機器毎、かつ、電力の属性毎の蓄電電力量に反映させる。入出力電力が出力の場合は放電を意味するので、蓄電情報処理部２９５は、記憶部２８０が記憶する蓄電電力量から算出した電力量を減算する。入出力電力が入力の場合は充電を意味するので、蓄電情報処理部２９５は、記憶部２８０が記憶する蓄電電力量に算出した電力量を加算する。
ステップＳ１７の後、パワーコンディショニングシステム２１は、図１０の処理を終了する。

図１１は、区分処理部２９３がサービスの実施量の内訳を算出する処理手順の第１例を示すフローチャートである。図１１は、区分処理部２９３が、サービス毎の入出力電力として算出値（指令値）を用いる場合の例を示している。区分処理部２９３は、図１０のステップＳ１５で図１１の処理を行う。

図１１の処理で、区分処理部２９３は、サービス毎の入出力電力算出値（指令値）を取得する（ステップＳ１１１）。具体的には、区分処理部２９３は、図１０のステップＳ１１で入出力電力決定部２９１が取得するサービス毎の入出力電力指令値を用いる。
また、区分処理部２９３は、電源機器毎の入出力電力計測値を取得する（ステップＳ１１２）。例えば図２の場合、区分処理部２９３は、Ｐ２１、Ｐ２２、Ｐ２３の各電力の計測値を取得する。

そして、区分処理部２９３は、電源機器毎の入出力電力をサービスに割り当てる（ステップＳ１１３）。具体的には、区分処理部２９３は、所定のポリシーに従って、電源機器毎、かつ、電力の属性毎の入出力電力をサービスに割り当てる。
さらに、区分処理部２９３は、算出した入出力電力を電力量に換算し、例えば上記の（Ａ）から（Ｅ）の区分の組み合わせのように、換算された電力量をさらに詳細に区分する（ステップＳ１１４）。
ステップＳ１１４の後、区分処理部２９３は、図１１の処理を終了する。

図１２は、区分処理部２９３がサービスの実施量の内訳を算出する処理手順の第２例を示すフローチャートである。図１２は、区分処理部２９３が、サービス毎の入出力電力の算出に総入出電力の計測値を用いる場合の例を示している。区分処理部２９３は、図１０のステップＳ１５で図１２の処理を行う。

図１２の処理で、区分処理部２９３は、総入出力電力計測値を取得する（ステップＳ１２１）。例えば図２の場合、区分処理部２９３は、Ｐ１１の電力の計測値を取得する。
そして区分処理部２９３は、総入出力電力のサービス別内訳を算出する（ステップＳ１２２）。
このとき、サービス毎の入出力電力指令値を合算した結果としての総電力指令値と、総入出力電力計測値と、の間に誤差が生じる可能性があり、そのような場合は、サービス毎の入出力電力算出値（＝指令値）を、計測値で補正した値とする（ステップＳ１２２ａ）。例えば、総電力指令値が１０００Ｗのとき、総入出力電力計測値が９９８Ｗといった状況であったとすると、比例配分で、サービス毎の入出力電力算出値を９９８／１０００倍した値に補正する手法が考えられる。その後は、補正されたサービスの入出力電力算出値（指令値）を用いて、例えば、区分処理部２９３は、図５から図９を参照して説明した売電電力の算出のように、総入出力電力から、定められているサービスの入出力電力算出値（指令値）を除いて（加減算して）、残りのサービスの入出力電力を算出する（ステップＳ１２２ｂ）。
ステップＳ１２３は、図１１のステップＳ１１２と同様である。また、ステップＳ１２４およびＳ１２５は、図１１のステップＳ１１３およびＳ１１４と同様である。
ステップＳ１２５の後、区分処理部２９３は、図１２の処理を終了する。

図１３は、区分処理部２９３およびサービス記録部２９４が、個々のサービスの実施量の内訳を算出し記録する処理手順の例を示す図である。区分処理部２９３は、図１０のステップＳ１５で図１３の処理を行う。また、図１１との関係では、図１３の処理は、ステップＳ１１４でのさらに詳細な区分の例に該当する。図１２との関係では、図１３の処理は、ステップＳ１２５でのさらに詳細な区分の例に該当する。
図１３の「ｘｘ」は、サービス名を示す。

図１３の処理で、区分処理部２９３は、処理対象のサービスの入出力電力算出値が、０以下（入力＝順潮流）か０より大きい（出力＝逆潮流）かを判定する（ステップＳ２１１）。
処理対象のサービスの入出力電力算出値が０以下であると判定した場合（ステップＳ２１１：≦０）、区分処理部２９３は、総入出力電力算出値が、０以下（入力＝順潮流）か０より大きい（出力＝逆潮流）かを判定する（ステップＳ２１２）。総入出力電力算出値に代えて総入出力電力計測値を用いるようにしてもよい。

総入出力電力算出値が０以下であると判定した場合（ステップＳ２１２：≦０）、区分処理部２９３およびサービス記録部２９４は、電源機器毎および属性毎の入出力電力量を取得し、区分に応じた累積値に累積する（ステップＳ２２１）。
具体的には、区分処理部２９３は、処理対象のサービスの入出力電力に、電源機器毎、かつ、電力の属性毎の入出力電力を割り当て、割り当てた入出力電力に時間を乗算して電力量に変換する。

そして、区分処理部２９３は、得られた電力量を、上記の（Ａ）から（Ｅ）の区分の組み合わせに区分する。この場合、
（Ａ）サービスは、処理対象のサービスによる。
（Ｂ）サービスにおける電力の入力／出力の区別は、ステップＳ２１１により入力になる。
（Ｃ）分散電源システム４１全体での電力系統９１０との間の電力の入力／出力の区別は、ステップＳ２１２により入力となる。
（Ｄ）電源機器は、処理対象のサービスの入出力電力に割り当てた電源機器による。
（Ｅ）電力の属性は、処理対象のサービスの入出力電力の属性による。
そして、サービス記録部２９４が、記憶部２８０が区分毎に記録している入出力電力量累積値を更新する。
ステップＳ２２１の後、区分処理部２９３およびサービス記録部２９４は、図１３の処理を終了する。

一方、ステップＳ２１２で総入出力電力算出値が０より大きいと判定した場合（ステップＳ２１２：＞０）、区分処理部２９３およびサービス記録部２９４は、電源機器毎および属性毎の入出力電力量を取得し、区分に応じた累積値に累積する（ステップＳ２２２）。
具体的には、区分処理部２９３は、処理対象のサービスの入出力電力に、電源機器毎、かつ、電力の属性毎の入出力電力を割り当て、割り当てた入出力電力に時間を乗算して電力量に変換する。

そして、区分処理部２９３は、得られた電力量を、上記の（Ａ）から（Ｅ）の区分の組み合わせに区分する。この場合、
（Ａ）サービスは、処理対象のサービスによる。
（Ｂ）サービスにおける電力の入力／出力の区別は、ステップＳ２１１により入力になる。
（Ｃ）分散電源システム４１全体での電力系統９１０との間の電力の入力／出力の区別は、ステップＳ２１２により出力となる。
（Ｄ）電源機器は、処理対象のサービスの入出力電力に割り当てた電源機器による。
（Ｅ）電力の属性は、処理対象のサービスの入出力電力の属性による。
そして、サービス記録部２９４が、記憶部２８０が区分毎に記録している入出力電力量累積値を更新する。
ステップＳ２２２の後、区分処理部２９３およびサービス記録部２９４は、図１３の処理を終了する。

一方、ステップＳ２１１で処理対象のサービスの入出力電力算出値が０より大きいと判定した場合（ステップＳ２１１：＞０）、区分処理部２９３は、総入出力電力算出値が、０以下（入力＝順潮流）か０より大きい（出力＝逆潮流）かを判定する（ステップＳ２１３）。総入出力電力算出値に代えて総入出力電力計測値を用いるようにしてもよい。

総入出力電力算出値が０以下であると判定した場合（ステップＳ２１３：≦０）、区分処理部２９３およびサービス記録部２９４は、電源機器毎および属性毎の入出力電力量を取得し、区分に応じた累積値に累積する（ステップＳ２２３）。
具体的には、区分処理部２９３は、処理対象のサービスの入出力電力に、電源機器毎、かつ、電力の属性毎の入出力電力を割り当て、割り当てた入出力電力に時間を乗算して電力量に変換する。

そして、区分処理部２９３は、得られた電力量を、上記の（Ａ）から（Ｅ）の区分の組み合わせに区分する。この場合、
（Ａ）サービスは、処理対象のサービスによる。
（Ｂ）サービスにおける電力の入力／出力の区別は、ステップＳ２１１により出力になる。
（Ｃ）分散電源システム４１全体での電力系統９１０との間の電力の入力／出力の区別は、ステップＳ２１３により入力となる。
（Ｄ）電源機器は、処理対象のサービスの入出力電力に割り当てた電源機器による。
（Ｅ）電力の属性は、処理対象のサービスの入出力電力の属性による。
そして、サービス記録部２９４が、記憶部２８０が区分毎に記録している入出力電力量累積値を更新する。
ステップＳ２２３の後、区分処理部２９３およびサービス記録部２９４は、図１３の処理を終了する。

一方、ステップＳ２１３で総入出力電力算出値が０より大きいと判定した場合（ステップＳ２１３：＞０）、区分処理部２９３およびサービス記録部２９４は、電源機器毎および属性毎の入出力電力量を取得し、区分に応じた累積値に累積する（ステップＳ２２４）。
具体的には、区分処理部２９３は、処理対象のサービスの入出力電力に、電源機器毎、かつ、電力の属性毎の入出力電力を割り当て、割り当てた入出力電力に時間を乗算して電力量に変換する。

そして、区分処理部２９３は、得られた電力量を、上記の（Ａ）から（Ｅ）の区分の組み合わせに区分する。この場合、
（Ａ）サービスは、処理対象のサービスによる。
（Ｂ）サービスにおける電力の入力／出力の区別は、ステップＳ２１１により出力になる。
（Ｃ）分散電源システム４１全体での電力系統９１０との間の電力の入力／出力の区別は、ステップＳ２１３により出力となる。
（Ｄ）電源機器は、処理対象のサービスの入出力電力に割り当てた電源機器による。
（Ｅ）電力の属性は、処理対象のサービスの入出力電力の属性による。
そして、サービス記録部２９４が、記憶部２８０が区分毎に記録している入出力電力量累積値を更新する。
ステップＳ２２４の後、区分処理部２９３およびサービス記録部２９４は、図１３の処理を終了する。

図１４は、蓄電情報処理部２９５が、充放電可能な電源機器の、電力の属性毎の蓄電電力量を算出する処理手順の例を示すフローチャートである。蓄電情報処理部２９５は、図１０のステップＳ１７で図１４の処理を行う。
図１４の処理で、蓄電情報処理部２９５は、充放電可能な電源機器の入出力電力の内訳を取得する（ステップＳ３１１）。具体的には、蓄電情報処理部２９５は、充放電可能な電源機器の各々について、区分処理部２９３が図１０のステップＳ１５で算出する電源機器毎、かつ、電力の属性毎の入出力電力を取得する。

そして、蓄電情報処理部２９５は、得られた入出力電力に時間を乗算して電力量に換算する（ステップＳ３１２）。ステップＳ３１１で複数の入出力電力を取得した場合、区分処理部２９３は、得られた入出力電力の各々を電力量に換算する。
そして、蓄電情報処理部２９５は、得られた電力量を、記憶部２８０が充放電可能な電源機器毎、かつ、電力の属性毎に記憶している蓄電電力量に反映させる（ステップＳ３１３）。同じ種類の充放電可能な電源機器が複数ある場合も、記憶部２８０は、電源機器毎、かつ、電力の属性毎に蓄電電力量を記憶しておき、蓄電情報処理部２９５は、電源機器毎、かつ、電力の属性毎にステップＳ３１３の処理を行う。例えば、１つの分散電源システム４１が蓄電池１２を複数備える場合、蓄電池１２の各々にＩＤ（識別子）を付して複数の蓄電池１２を区別するようにしてもよい。

ただし、１つの分散電源システム４１が異なるＩＤの電気自動車１３を複数備える場合や、異なるＩＤの電気自動車の接続に応じて充放電を管理する場合は、蓄電情報処理部２９５が、上記と少し異なる処理を行うようにしてもよい。まず、電気自動車がパワーコンディショニングシステム２１に接続した際、蓄電情報処理部２９５が、電気自動車１３のＩＤで電気自動車１３を区別した上で、電気自動車１３側の蓄電状態記憶部（図示せず）から電力属性毎の蓄電量の情報を収集し、その情報を初期値として上記のステップＳ３１１からＳ３１３の処理を行う。また、蓄電情報処理部２９５は、ステップＳ３１３で電力の属性毎の蓄電情報を更新した際、その情報を、電気自動車側の蓄電状態記憶部へも送信し、情報を更新する。
ステップＳ３１３の後、蓄電情報処理部２９５は、図１４の処理を終了する。

以上のように、区分処理部２９３は、複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われるサービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器毎に区分して算出する。サービス記録部２９４は、サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、区分処理部２９３による区分毎に記録する。
これにより、パワーコンディショニングシステム２１では、どの電力をサービスに提供したかの対応関係を示すことができる。パワーコンディショニングシステム２１によれば、例えば、太陽電池１１が発電したグリーン電力の売電に対してグリーン電力の料金体系を適用するといった対価の計算が可能になる。

また、区分処理部２９３は、複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われる複数のサービスにおける入出力電力の内訳を、サービス毎、かつ、電源機器毎に区分して算出する。
これにより、パワーコンディショニングシステム２１では、複数の実施のサービスに対応することができ、どの電力をどのサービスに提供したかの対応関係を示すことができる。

また、区分処理部２９３は、少なくとも一部のサービスについて、入出力電力を、サービス毎、電源機器毎、かつ、発電方式に基づく電力の属性毎に区分して算出する。
パワーコンディショニングシステム２１によれば、例えば売電についてはグリーン電力か通常電力かに応じた料金を計算するなど、電力の属性に応じた課金を、より確実に行うことができる。

また、区分処理部２９３は、電力の属性が付加価値として反映されるサービスに対して、電源機器からの電力のうち付加価値に該当する属性を有する電力を優先的に割り当てて、区分毎の入出力電力を算出する。
これにより、需要家は、区分処理部２９３の割当結果に基づいて、グリーン電力など電力の属性を反映した対価（非化石価値）を得られる。

また、蓄電情報処理部２９５は、蓄電可能な電源機器の蓄電電力量を、充電に用いられる電力の属性毎に算出する。
これにより、パワーコンディショニングシステム２１では、蓄電池１２および電気自動車１３といった充放電可能な電源機器からの出力電力のうち、グリーン電力が蓄電された電力に対してグリーン電力の料金体系を適用するなど、電力の属性に応じた対価の計算が可能になる。

また、区分処理部２９３は、入出力電力の指令値に基づいて、前記区分毎の入出力電力を算出する。
これにより、区分処理部２９３は、計測値を得られない入出力電力がある場合でも、入出力電力の指令値を用いて区分毎の入出力電力を算出し得る。

また、区分処理部２９３は、入出力電力の計測値に基づいて、前記区分毎の入出力電力を算出する。
これにより、区分処理部２９３は、入出力電力の指令値と実際の入出力電力との間に誤差が生じている場合でも、入出力電力の計測値を用いることで、実際の入出力電力に応じたより正確な入出力電力を算出し得る。

＜第二実施形態＞
第二実施形態では、電力制御システムが直流配電網を備える場合について説明する。第二実施形態に係る需要家設置システム等は、直流配電網を介して電力をやり取りすることで、ＡＣ／ＤＣコンバータを経由せずに送受電可能であり、その分だけ電力損失が小さくて済む。

また、第二実施形態に係る電力制御システムでは、交流配電網が停電に至った場合には、交流配電網を適当な連系点で遮断し、直流配電網を活用することで、遮断点以下のエリア内（最小限の施設内交流網と、直流配電網とを含むエリア内）の無停電化が可能となる。
また、長距離の送電の場合は送電経路における電力損失を軽減するために高圧送電が行われるのに対し、送電距離が短い場合は、低圧送電でも電力損失は比較的小さい。第二実施形態に係る電力制御システムが、ローカルな直流配電網を備えることで、低圧送電が可能であり、比較的安全に送電することができる。

第二実施形態で第一実施形態に対応する部分には、第一実施形態の場合と同一の符号を用いる。また、第二実施形態に関して、第一実施形態と同様の部分については詳細な説明を省略し、第一実施形態との相違点について説明する。

図１５は、電力制御システム１における直流配電網の設置の第一形態の例を示す図である。図１５は、パワーコンディショニングシステム２１のＤＣ／ＤＣコンバータを、直流配電網への接続用にも用いる場合の例を示す。
図１５では、需要家設置システム４２Ａおよび４２Ｄと、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂおよび５１Ｃとが示されており、それぞれ、電力系統９１０と直流配電網１４１との両方に接続されている。
直流配電網１４１の形状は、特定の形状に限定されない。例えば、直流配電網１４１の形状は、バス型、リング型、メッシュ型の何れかであってもよいがこれらに限定されない。

需要家設置システム４２Ａおよび４２Ｄは、何れも需要家設置システム４２の例に該当する。
需要家設置システム４２Ａは、パワーコンディショニングシステム２１Ａと、太陽電池１１Ａと、蓄電池１２Ａと、電気自動車１３Ａとを備える。パワーコンディショニングシステム２１Ａは、パワーコンディショニングシステム２１の例に該当する。太陽電池１１Ａは、太陽電池１１の例に該当する。蓄電池１２Ａは、蓄電池１２の例に該当する。電気自動車１３Ａは、電気自動車１３の例に該当する。

パワーコンディショニングシステム２１Ａは、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１Ａと、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ａと、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ａと、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３Ａと、直流母線１３１Ａとを備える。ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１Ａは、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１の例に該当する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ａと、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ａと、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３Ａとは、何れもＤＣ／ＤＣコンバータ１２０の例に該当する。直流母線１３１Ａは、直流母線１３１の例に該当する。

ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１ＡのＡＣ端側における電力を「Ｐ１１Ａ」と表記する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ａの外部端側における電力を「Ｐ２１Ａ」と表記する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ａの外部端側における電力を「Ｐ２２Ａ」と表記する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３Ａの外部端側における電力を「Ｐ２３Ａ」と表記する。
直流母線１３１Ａは、直流配電網１４１に接続されている。直流母線１３１Ａが直流配電網１４１に接続される接続点の電圧を、「Ｐ４１Ａ」と表記する。

需要家設置システム４２Ｄは、パワーコンディショニングシステム２１Ｄと、太陽電池１１Ｄと、蓄電池１２Ｄと、電気自動車１３Ｄとを備える。パワーコンディショニングシステム２１Ｄは、パワーコンディショニングシステム２１の例に該当する。太陽電池１１Ｄは、太陽電池１１の例に該当する。蓄電池１２Ｄは、蓄電池１２の例に該当する。電気自動車１３Ｄは、電気自動車１３の例に該当する。

パワーコンディショニングシステム２１Ｄは、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１Ｄと、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｄと、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ｄと、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３Ｄと、直流母線１３１Ｄとを備える。ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１Ｄは、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１の例に該当する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｄと、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ｄと、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３Ｄとは、何れもＤＣ／ＤＣコンバータ１２０の例に該当する。直流母線１３１Ｄは、直流母線１３１の例に該当する。

ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１ＤのＡＣ端側における電力を「Ｐ１１Ｄ」と表記する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｄの外部端側における電力を「Ｐ２１Ｄ」と表記する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ｄの外部端側における電力を「Ｐ２２Ｄ」と表記する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３Ｄの外部端側における電力を「Ｐ２３Ｄ」と表記する。
直流母線１３１Ｄは、直流配電網１４１に接続されている。直流母線１３１Ｄが直流配電網１４１に接続される接続点の電圧を、「Ｐ４１Ｄ」と表記する。

リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂと５１Ｃとを総称してリソースアグリゲータ設置システム５１とも表記する。リソースアグリゲータ設置システム５１は、リソースアグリゲータが有するシステムであり、電力の供給を行う。
リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂは、パワーコンディショニングシステム２１Ｂと、蓄電池１２Ｂとを備える。パワーコンディショニングシステム２１Ｂは、パワーコンディショニングシステム２１の例に該当する。蓄電池１２Ｂは、蓄電池１２の例に該当する。

パワーコンディショニングシステム２１Ｂは、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１Ｂと、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｂと、直流母線１３１Ｂとを備える。ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１Ｂは、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１の例に該当する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｂは、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２０の例に該当する。直流母線１３１Ｂは、直流母線１３１の例に該当する。

ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１ＢのＡＣ端側における電力を「Ｐ１１Ｂ」と表記する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｂの外部端側における電力を「Ｐ２１Ｂ」と表記する。
直流母線１３１Ｂは、直流配電網１４１に接続されている。直流母線１３１Ｂが直流配電網１４１に接続される接続点の電圧を、「Ｐ４１Ｂ」と表記する。

リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃは、パワーコンディショニングシステム２１Ｃと、太陽電池１１Ｃとを備える。パワーコンディショニングシステム２１Ｃは、パワーコンディショニングシステム２１の例に該当する。太陽電池１１Ｃは、太陽電池１１の例に該当する。
パワーコンディショニングシステム２１Ｃは、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１Ｃと、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｃと、直流母線１３１Ｃとを備える。ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１Ｃは、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１の例に該当する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｃは、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２０の例に該当する。直流母線１３１Ｃは、直流母線１３１の例に該当する。

ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１ＣのＡＣ端側における電力を「Ｐ１１Ｃ」と表記する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｃの外部端側における電力を「Ｐ２１Ｃ」と表記する。
直流母線１３１Ｃは、直流配電網１４１に接続されている。直流母線１３１Ｃが直流配電網１４１に接続される接続点の電圧を、「Ｐ４１Ｃ」と表記する。

リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃは、例えばメガソーラーであり、太陽光発電による発電電力を出力する。上述したように、電力制御システム１が、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃのように電力の出力（送電）は行うが電力の入力（受電）は行わないシステムを含んでいてもよい。
電力制御システム１において送電または受電、あるいはそれら両方を行うシステムを、電力制御システム１のノード、あるいは単にノードと称する。需要家設置システム４２Ａ、４２Ｄ、および、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂ、５１Ｃは、何れもノードの例に該当する。

電力制御システム１のノードとして、電源機器を備えていないノードが含まれていてもよい。また、電力制御システム１のノードの個数および構成は特定の個数および構成に限定されず、直流配電網１４１を介して他のノードへ送電可能なノードと、直流配電網１４１を介して送電される電力を受電可能なノードとがあればよい。また、直流配電網１４１を介して他のノードへ送電可能なノードが備える電源の個数および種類は、特定の個数および種類に限定されない。

直流配電網１４１を介してノード間で送電を行うために、ノードの所有者間で予め送受電の契約を締結しておく。契約にて送電電力の値を予め定めておくことで、契約実施のための電力の制御を比較的容易に行うことができる。以下では、契約で定められた電力の値を計画電力と称する。一方、太陽光発電の電力を送電する場合など、送電電力の値をなりゆきとする契約も考えられる。
必要に応じて、グリーン電力など送電電力の属性、または、送電のリソースとなる電源機器、あるいはそれら両方を契約で定めておく。

契約の実施のために、ノードは、自らのノードと直流配電網１４１との接続点における電力を計測する。そのノードのパワーコンディショニングシステムは、接続点における電力の計測値に基づいて電力制御（各コンバータ等の制御による電源機器等の制御）を行う。
ノードが、他のノードと直流配電網１４１との接続点における電力の計測値を取得するようにしてもよい。例えば、送電電力値をなりゆきとする契約の場合、受電側のノードが、送電側のノードと直流配電網１４１との接続点における電力の計測値を、送電電力値として取得するようにしてもよい。この場合、受電側のノードは、送電電力値の分の電力を直流配電網１４１から受電する。

図１５の例のようにパワーコンディショニングシステム２１の直流母線１３１が直流配電網１４１に接続される場合、パワーコンディショニングシステム２１の機器制御部２９２が、直流母線１３１における電力の入出力を制御することで、パワーコンディショニングシステム２１と直流配電網１４１との間の電力の入出力を制御する。
具体的には、パワーコンディショニングシステム２１と直流配電網１４１との間の入出力電力の制御について、機器制御部２９２は、直流母線１３１に接続されるＡＣ／ＤＣコンバータ１１１およびＤＣ／ＤＣコンバータ１２０の各々と、直流母線１３１と、の間の電力の入出力を制御して、直流母線１３１への電力の入力と、直流母線１３１からの電力の出力との差が、パワーコンディショニングシステム２１と直流配電網１４１との間の入出力電力の目標値に等しくなるようにする。すなわち、機器制御部２９２は、パワーコンディショニングシステム２１と直流配電網１４１との間の入出力電力の目標値を含めた場合の、直流母線１３１における電力の入出力について、入力電力の合計と出力電力の合計とが等しくなるようにする。
機器制御部２９２は、直流配電網１４１からの受電を制御する点で、受電制御手段の例に該当する。また、機器制御部２９２は、直流配電網１４１への送電を制御する点で、送電制御手段の例に該当する。また、機器制御部２９２は、直流配電網１４１との送受電を制御する点で、送受電制御手段の例に該当する。

直流配電網１４１を介する送受電電力の値が契約によって定められている場合、その値を、パワーコンディショニングシステム２１と直流配電網１４１との間の入出力電力の目標値として用いることができる。
あるいは、直流配電網１４１を介する送電電力の値がなりゆきとなっている場合、送電側のノードのパワーコンディショニングシステム２１は、契約で定められた条件に従って、パワーコンディショニングシステム２１から直流配電網１４１への出力電力の値を決定する。例えば、そのノードの太陽電池の発電電力を全て送電するという契約の場合、送電側のノードのパワーコンディショニングシステム２１は、そのノードの太陽電池の発電電力を全て直流配電網１４１へ出力するように動作する。

直流配電網１４１を介する送電電力の値がなりゆきとなっている場合、受電側のノードのパワーコンディショニングシステム２１は、送電側のノードによる送電電力の値を取得して、パワーコンディショニングシステム２１と直流配電網１４１との間の入出力電力の目標値として用いる。受電側のノードのパワーコンディショニングシステム２１は、自らのノードと直流配電網１４１との接続点における電気的状態の計測値、または、送電側のノードと直流配電網１４１との接続点における電気的状態の計測値を用いて、送電側のノードによる送電電力の値を求める。例えば、受電側のノードが、接続点に設置されたセンサを備え、接続点における電流、電位（電圧）、電力の何れか、またはこれらの組み合わせを計測するようにしてもよい。あるいは、通信のリアルタイム性を確保できる場合は、送電側のノードが受電側のノードへ送電電力の値を通知するようにしてもよい。

機器制御部２９２は、上記の制御を、入出力電力決定部２９１が決定する電源機器毎の入出力電力に基づいて行う。入出力電力決定部２９１は、直流母線１３１への電力の入力と、直流母線１３１からの電力の出力との差が、パワーコンディショニングシステム２１と直流配電網１４１との間の入出力電力の目標値に等しくなるように、電源機器の各々の入出力電力を決定する。

入出力電力決定部２９１は、パワーコンディショニングシステム２１と直流配電網１４１との間の入出力電力を、入出力電力が決まっている電源機器の入出力電力のように扱って、電源機器の各々の入出力電力を算出することができる。電源機器の入出力電力が決まっていることは、太陽電池１１の発電電力をそのまま太陽電池１１の出力電力とする場合と同様である。

例えば需要家設置システム４２Ａの場合、入出力電力決定部２９１が、太陽電池１１Ａの出力電力（予測値）と、パワーコンディショニングシステム２１Ａと直流配電網１４１との間の入出力電力（指令値）とを、サービスに割り当てるようにしてもよい。そして、入出力電力決定部２９１が、各サービスにおける過不足分の電力を、蓄電池１２Ａの入出力電力および電気自動車１３Ａの入出力電力で調整するように、蓄電池１２Ａの入出力電力および電気自動車１３Ａの入出力電力を決定するようにしてもよい。

区分処理部２９３の処理でも、パワーコンディショニングシステム２１と直流配電網１４１との間の入出力電力を、入出力電力が決まっている電源機器の入出力電力のように扱うことができる。例えば、上述した、区分処理部２９３が入出力電力の内訳を算出する区分
（Ａ）サービス
（Ｂ）サービスにおける電力の入力／出力の区別
（Ｃ）分散電源システム４１全体での電力系統９１０との間の電力の入力／出力の区別
（Ｄ）電源機器
（Ｅ）電力の属性
のうち、「（Ｄ）電源機器」の区分に、「直流配電網」を加えるようにしてもよい。ここでの「直流配電網」は、パワーコンディショニングシステム２１から見て直流配電網１４１をあたかも１つの電源機器であるかのように扱うことを示す。
例えば需要家設置システム４２Ａの場合、「（Ｄ）電源機器」の区分を、「太陽電池１１Ａ／蓄電池１２Ａ／電気自動車１３Ａ／直流配電網１４１」の区別としてもよい。

「（Ｅ）電力の属性」に関して、送電側のノードが受電側のノードへ、直流配電網１４１を介して送電する電力の属性を示す情報を送信する。受信側のノードでは、区分処理部２９３は、この情報を用いて直流配電網１４１からの電力の属性を判別し、区分毎の電力の値を算出する。このとき、送電側のノードが、電力の属性情報（例えば、グリーン電力か否かの情報）だけでなく、送電元のノードＩＤを送受してもよい。ノードＩＤは、電力制御システム１のノードを識別する情報であり、さらには、リソースオーナー（ノードの所有者）を識別する情報である。異なる需要家施設間での電力の授受では、送電元の需要家情報と受電した電力量の情報とを紐づける必要があり、ノードＩＤを用いることができる。
ノードＩＤなど、ノードまたはリソースオーナーに関する情報をリソースオーナー情報と称する。

直流配電網１４１を介する送受電電力についてサービス記録部２９４が記録する場合、「（Ａ）サービス」の区分に、「直流送受電」を加えるようにしてもよい。直流送電は、「（Ａ）サービス」の「直流送受電」、かつ、「（Ｂ）サービスにおける電力の入力／出力の区別」の「出力」に区分される。直流受電は、「（Ａ）サービス」の「直流送受電」、かつ、「（Ｂ）サービスにおける電力の入力／出力の区別」の「入力」に区分される。

サービス記録部２９４の処理でも、サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、区分処理部２９３による区分毎に記録することで、パワーコンディショニングシステム２１と直流配電網１４１との間の入出力電力を、入出力電力が決まっている電源機器の入出力電力のように扱うことができる。例えば、サービス記録部２９４が上記の区分例に従う場合、「（Ｄ）電源機器」の区分に「直流配電網１４１」が含まれる。

蓄電情報処理部２９５の処理では、直流配電網１４１を、蓄電可能な電源機器への充電電力のリソースとしての１つの電源機器のように扱うことができる。
例えば、需要家設置システム４２Ａのパワーコンディショニングシステム２１Ａが、直流配電網１４１からの受電電力を用いて蓄電池１２Ａを充電する場合、蓄電情報処理部２９５は、送電側のノードからの情報により、送電元のノードＩＤと、直流配電網１４１からの受電電力がグリーン電力か否かとを判別する。直流配電網１４１からの受電電力がグリーン電力である場合、蓄電情報処理部２９５は、蓄電池１２Ａのグリーン電力の蓄電電力量の記録を、直流配電網１４１からの受電電力による充電の分だけ増加させる。一方、直流配電網１４１からの受電電力が通常電力（グリーン電力以外の電力）である場合、蓄電情報処理部２９５は、蓄電池１２Ａの通常電力の蓄電電力量の記録を、直流配電網１４１からの受電電力による充電の分だけ増加させる。そして、増加した電力量を送電元のノードＩＤと紐づけ、後の課金プロセスの準備とする。

図１６は、電力制御システム１における直流配電網の設置の第二形態の例を示す図である。図１６は、パワーコンディショニングシステム２１のＤＣ／ＤＣコンバータとは別に、直流配電網への接続用のＤＣ／ＤＣコンバータを設け、直流配電網への接続用のＤＣ／ＤＣコンバータの各々を直流配電網に接続する場合の例を示す。

図１６の例では、電源機器毎に、パワーコンディショニングシステム２１のＤＣ／ＤＣコンバータ１２０とは別に、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２０が設けられ、それらのＤＣ／ＤＣコンバータ１２０の各々が直流配電網１４１に接続されている点で、図１５の例と異なる。また、図１６の例では、パワーコンディショニングシステム２１の直流母線１３１の各々は、直流配電網１４１に接続されていない点で、図１５の例と異なる。それ以外の点では、図１６の例は、図１５の例と同様である。

太陽電池１１Ａと直流配電網１４１とに接続されるＤＣ／ＤＣコンバータ１２０を、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２４Ａと称する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２４Ａが直流配電網１４１に接続される接続点の電圧を「Ｐ５１Ａ」と表記する。
蓄電池１２Ａと直流配電網１４１とに接続されるＤＣ／ＤＣコンバータ１２０を、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ａと称する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ａが直流配電網１４１に接続される接続点の電圧を「Ｐ５２Ａ」と表記する。
電気自動車１３Ａと直流配電網１４１とに接続されるＤＣ／ＤＣコンバータ１２０を、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２６Ａと称する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２６Ａが直流配電網１４１に接続される接続点の電圧を「Ｐ５３Ａ」と表記する。

蓄電池１２Ｂと直流配電網１４１とに接続されるＤＣ／ＤＣコンバータ１２０を、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ｂと称する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ｂが直流配電網１４１に接続される接続点の電圧を「Ｐ５１Ｂ」と表記する。
太陽電池１１Ｃと直流配電網１４１とに接続されるＤＣ／ＤＣコンバータ１２０を、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ｃと称する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ｃが直流配電網１４１に接続される接続点の電圧を「Ｐ５１Ｃ」と表記する。

太陽電池１１Ｄと直流配電網１４１とに接続されるＤＣ／ＤＣコンバータ１２０を、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２４Ｄと称する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２４Ｄが直流配電網１４１に接続される接続点の電圧を「Ｐ５１Ｄ」と表記する。
蓄電池１２Ｄと直流配電網１４１とに接続されるＤＣ／ＤＣコンバータ１２０を、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ｄと称する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ｄが直流配電網１４１に接続される接続点の電圧を「Ｐ５２Ｄ」と表記する。
電気自動車１３Ｄと直流配電網１４１とに接続されるＤＣ／ＤＣコンバータ１２０を、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２６Ｄと称する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２６Ｄが直流配電網１４１に接続される接続点の電圧を「Ｐ５３Ｄ」と表記する。

電源機器と直流配電網１４１とに接続されるＤＣ／ＤＣコンバータ１２０の各々についても、パワーコンディショニングシステム２１が制御するようにしてもよい。
例えば、パワーコンディショニングシステム２１の入出力電力決定部２９１は、自らのノードと直流配電網１４１との間の入力電力または出力電力（計画値）を、電源機器に割り振る。そして、入出力電力決定部２９１は、電源機器に割り振った電力に対して、ＤＣ／ＤＣコンバータにおける電力損失を加味する計算を行って、電源機器の入出力電力の値（指令値）に換算する。

入出力電力決定部２９１が、電源機器の直流母線１３１側の入出力電力を決定する方法については、第一実施形態における方法を用いることができる。具体的には、入出力電力決定部２９１が、予め定められたポリシーに従って、各電源機器の入出力電力を決定するようにしてもよい。

機器制御部２９２は、入出力電力決定部２９１が決定した電力に従って、パワーコンディショニングシステム２１側のＤＣ／ＤＣコンバータ、直流配電網１４１側のＤＣ／ＤＣコンバータの各々を制御する。
図１６の形態でも、機器制御部２９２は、直流配電網１４１からの受電を制御する点で、受電制御手段の例に該当する。また、機器制御部２９２は、直流配電網１４１への送電を制御する点で、送電制御手段の例に該当する。また、機器制御部２９２は、直流配電網１４１との送受電を制御する点で、送受電制御手段の例に該当する。

図１６の形態の場合、パワーコンディショニングシステム２１側のＤＣ／ＤＣコンバータと、直流配電網１４１側のＤＣ／ＤＣコンバータと、は独立に制御される。すなわち、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ａから蓄電池１２Ａへ５００ワットの電力が入力され、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ａからも蓄電池１２Ａへ３００ワットの電力が入力される場合、これらのＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ａや１２２Ａは、異なる蓄電池セルに対して電流を制御することで独立した充電制御を行うことができる。

なお、１つの電源機器について、直流配電網１４１側の送受電と、電力系統９１０側の送受電とで、送電と受電とが逆の場合、受電となっている側からの電力を送電となっている側へ流通させ、差分を電源機器で調整してもよい。
例えば、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ａから蓄電池１２Ａへ５００ワットの電力が入力され、蓄電池１２ＡからＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ａへ３００ワットの電力が出力される場合について考える。この場合、機器制御部２９２が、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ａからの５００ワットの電力のうち２００ワット分で蓄電池１２Ａを浮動充電し、残りの３００ワット分の電力をＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ａへ出力してもよい。

あるいは、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ａから蓄電池１２Ａへ３００ワットの電力が入力され、蓄電池１２ＡからＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ａへ５００ワットの電力が出力される場合について考える。この場合、機器制御部２９２が、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ａからの３００ワットの電力を全てＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ａへ出力し、さらに、不足分の２００ワットの電力を、蓄電池１２ＡからＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ａへ放電させてもよい。

したがって、パワーコンディショニングシステム２１が、直流配電網１４１からの電力を電力系統９１０へのサービスに直接用いる場合もあり得る。逆に、パワーコンディショニングシステム２１が、電力系統９１０からの電力を直流配電網１４１へ出力する場合もあり得る。このような場合も、入出力電力決定部２９１は、電力の属性の要求を満たすように、電源機器の各々の電力の入出力を決定する。

例えば、入出力電力決定部２９１が、蓄電池１２ＡからＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ａへ５００ワットのグリーン電力を出力することに決定しており、さらにＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ａから蓄電池１２Ａへ３００ワットの電力を出力する場合について考える。この場合、入出力電力決定部２９１は、例えば直流配電網１４１への電力の送電側のノードからの通知を参照する等により、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ａから蓄電池１２Ａへ入力される電力がグリーン電力であることを確認する。また、入出力電力決定部２９１は、蓄電池１２ＡからＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ａへ２００ワットのグリーン電力を放電することに決定する。

区分処理部２９３、サービス記録部２９４、および、蓄電情報処理部２９５の処理では、図１５の例の場合と同様、パワーコンディショニングシステム２１と直流配電網１４１との間の入出力電力を、入出力電力が決まっている電源機器の入出力電力のように扱うことができる。

図１７は、電力制御システム１における直流配電網の設置の第三形態の例を示す図である。図１７は、パワーコンディショニングシステム２１のＤＣ／ＤＣコンバータとは別に、直流配電網への接続用のＤＣ／ＤＣコンバータを設け、かつ、直流配電網への接続点をノード毎に１つにする場合の例を示す。

図１７の例では、直流配電網１４１への接続点が、ノード毎に１つになっている点で、図１６の例の場合と異なる。
具体的には、需要家設置システム４２Ａで、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２４Ａ、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ａ、および、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２６Ａは、それぞれ、直流母線１３２Ａに接続される。直流母線１３２Ａは、直流配電網１４１に接続される。

ＤＣ／ＤＣコンバータ１２４Ａと直流母線１３２Ａとの接続点における電力を「Ｐ６２１Ａ」と表記する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ａと直流母線１３２Ａとの接続点における電力を「Ｐ６２２Ａ」と表記する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２６Ａと直流母線１３２Ａとの接続点における電力を「Ｐ６２３Ａ」と表記する。直流母線１３２Ａと直流配電網１４１との接続点における電力を「Ｐ６１１Ａ」と表記する。

需要家設置システム４２Ｄで、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２４Ｄ、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ｄ、および、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２６Ｄは、それぞれ、直流母線１３２Ｄに接続される。直流母線１３２Ｄは、直流配電網１４１に接続される。
ＤＣ／ＤＣコンバータ１２４Ｄと直流母線１３２Ｄとの接続点における電力を「Ｐ６２１Ｄ」と表記する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２５Ｄと直流母線１３２Ｄとの接続点における電力を「Ｐ６２２Ｄ」と表記する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２６Ｄと直流母線１３２Ｄとの接続点における電力を「Ｐ６２３Ｄ」と表記する。直流母線１３２Ｄと直流配電網１４１との接続点における電力を「Ｐ６１１Ｄ」と表記する。
それ以外の点では、図１７の例は、図１６の例と同様である。

図１７の形態におけるパワーコンディショニングシステム２１の処理は、図１６の形態の場合と同様である。図１６の形態の場合と同様、図１７の形態でも、機器制御部２９２は、直流配電網１４１からの受電を制御する点で、受電制御手段の例に該当する。また、機器制御部２９２は、直流配電網１４１への送電を制御する点で、送電制御手段の例に該当する。また、機器制御部２９２は、直流配電網１４１との送受電を制御する点で、送受電制御手段の例に該当する。
ただし、図１７の形態では、ノードと直流配電網１４１との接続点がノード毎に１つになっている点で、電源機器毎に直流配電網１４１との接続点が設けられる図１６の形態の場合よりも、接続点における計測および電力の算出の負荷が小さくて済む。

図１８は、電力制御システム１における情報の経路の構成例を示す図である。図１８の構成は、図１５から図１７までの何れの形態にも用いることができる。
図１８の例は、需要家設置システム４２Ａおよび４２Ｄ、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂおよび５１Ｃの各々が備える、パワーコンディショニングシステム２１および電源機器に加えて、これらのノードが備える端末装置２２が示されている。需要家設置システム４２Ａが備える端末装置２２を端末装置２２Ａと表記する。リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂが備える端末装置２２を端末装置２２Ｂと表記する。リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃが備える端末装置２２を端末装置２２Ｃと表記する。需要家設置システム４２Ｄが備える端末装置２２を端末装置２２Ｄと表記する。

需要家設置システム４２Ａの分散電源システム４１を分散電源システム４１Ａと表記する。リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂの分散電源システム４１を分散電源システム４１Ｂと表記する。リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃの分散電源システム４１を分散電源システム４１Ｃと表記する。需要家設置システム４２Ｄの分散電源システム４１を分散電源システム４１Ｄと表記する。

図１８に示す構成では、図１に示す構成と同様、上位制御装置３１が端末装置２２に接続され、端末装置２２がパワーコンディショニングシステム２１に接続され、パワーコンディショニングシステム２１が電源機器に接続されている。かかる構成を用いて、パワーコンディショニングシステム２１間で、直流配電網１４１を介しての送電電力に関する情報をやり取りする。送電側のパワーコンディショニングシステム２１は、送電側の端末装置２２、上位制御装置３１、および、受電側の端末装置２２を経由して受電側のパワーコンディショニングシステム２１に、例えば以下の情報を送信する。
（１）送電側の電源機器の、発電電力または蓄電電力量等の状態情報
（２）送電側の電源機器が太陽電池であるといった、送電側の電源機器の種類の情報
（３）送電電力がグリーン電力か否かといった、送電電力の属性情報

特に、送電側のパワーコンディショニングシステム２１は、上記の（３）のように、送電電力の属性を示す情報を、受電側のパワーコンディショニングシステム２１へ送信する。
例えば、直流配電網１４１ではグリーン電力のみをやり取りすることを基本とする場合であっても、電力の属性情報と共に送電電力の属性情報をやり取りすることは、グリーン電力の送電を確認する意味で有効である。このとき、送電側のパワーコンディショニングシステム２１が、電力の属性情報（例えば、グリーン電力か否かの情報）だけでなく、送電元のリソースオーナーが誰かという情報（ノードＩＤなどのリソースオーナー情報）を送受してもよい。異なる需要家施設間での電力の授受では、送電元の需要家情報と受電した電力量の情報とを紐づける必要があり、ノードＩＤを用いることができる。
電力の属性情報、送電電力量、または、リソースオーナー情報、あるいはこれらの組み合わせなど、送電側のパワーコンディショニングシステム２１から受電側のパワーコンディショニングシステム２１へ送信する情報を送受電関連情報とも称する。

受電側のノードのパワーコンディショニングシステム２１の通信部２１０は、直流配電網１４１からの受電電力の属性を示す情報を取得（受信）する点で、取得手段および受信手段の例に該当する。送電側のノードのパワーコンディショニングシステム２１の通信部２１０は、直流配電網１４１への送電電力の属性を示す情報を送信する点で、送信手段の例に該当する。

機器制御部２９２および通信部２１０を備えるパワーコンディショニングシステム２１は、制御装置の例に該当する。また、パワーコンディショニングシステム２１は、送電制御手段の例に該当する機器制御部２９２と、送信手段の例に該当する通信部２１０とを備える点で、第一制御装置の例に該当する。また、パワーコンディショニングシステム２１は、受電制御手段の例に該当する機器制御部２９２と、受信手段の例に該当する通信部２１０とを備える点で、第二制御装置の例に該当する。
ただし、制御装置が、パワーコンディショニングシステム２１の一部として構成されていてもよいし、あるいは、パワーコンディショニングシステム２１に外付けの装置として構成されていてもよい。

また、各ノードは、他のノードに対して、自らのノードと直流配電網１４１との接続点における電力の計測値を送信する。電力を計測できない場合は、計測値に代えて制御目標値を送信するようにしてもよい。
あるいは、パワーコンディショニングシステム２１または端末装置２２が、上位制御装置を介さずに直接他のノードのパワーコンディショニングシステム２１または端末装置２２と送受電関連情報をやり取りするようにしてもよい。
あるいは、パワーコンディショニングシステム２１に代えて端末装置２２が送受電関連情報を管理するようにしてもよい。この場合、送電側の端末装置２２が受電側の端末装置２２へ送受電関連情報を送信する。受電側のノードでは、パワーコンディショニングシステム２１が端末装置２２にアクセスして送受電関連情報を参照する。

図１９は、直流配電網１４１を介しての電力のやり取りの第一例を示す図である。図１９は、需要家設置システム４２Ａからリソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへ、直流配電網１４１を介して電力を供給する場合の例を示している。
図１９の例では、需要家設置システム４２Ａの需要家は、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂのリソースアグリゲータに対して、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂと直流配電網１４１との接続点での送電電力が、Ｐ４１Ｂ＝５２６（ワット）となる送電を契約している。パワーコンディショニングシステム２１Ａおよびパワーコンディショニングシステム２１Ｂは、この契約を実施するように、それぞれのノード内の機器を制御する。

ここで、需要家設置システム４２Ａと直流配電網１４１との接続点と、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂと直流配電網１４１との接続点との距離が短く直流配電網１４１での電力損失を無視できるものとする。これにより、需要家設置システム４２Ａと直流配電網１４１との接続点での送電電力は、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂと直流配電網１４１との接続点での受電電力に等しいものとする。パワーコンディショニングシステム２１は、需要家設置システム４２Ａと直流配電網１４１との接続点での送電電力が５２６ワットとなるように、需要家設置システム４２Ａ内の装置を制御する。

図１９の例では、需要家設置システム４２Ａの総入出力電力は、Ｐ１１Ａ＝１３００（ワット）の出力（逆潮流）となっている。また、太陽電池１１Ａの出力電力は、Ｐ２１Ａ＝２５００（ワット）となっている。
パワーコンディショニングシステム２１Ａの入出力電力決定部２９１は、太陽電池１１Ａの出力電力から総入出力電力およびリソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへの出力電力を減算した残りの電力を、蓄電池１２Ａおよび電気自動車１３Ａの充電電力に割り当てる。入出力電力決定部２９１は、式（２０）に基づいて、Ｐ２２ＡとＰ２３Ａとの合計を３８４ワットと計算する。

図１９の例では、入出力電力決定部２９１は、３８４ワットのうち２００ワットを蓄電池１２Ａの充電電力（Ｐ２２Ａ）に割り当て、１８４ワットを電気自動車１３Ａの充電電力（Ｐ２３Ａ）に割り当てている。
パワーコンディショニングシステム２１Ａの機器制御部２９２は、入出力電力決定部２９１が決定した電力に基づいて蓄電池１２Ａの充電電力および電気自動車１３Ａの充電電力を制御することで、契約に基づく送電電力Ｐ４１Ｂ＝５２６（ワット）を実施する。

リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂでは、総入出力電力は、Ｐ１１Ｂ＝０（ワット）となっている。パワーコンディショニングシステム２１Ｂは、需要家設置システム４２Ａからの電力を用いて蓄電池１２Ｂを充電する。蓄電池１２Ｂの充電電力（Ｐ２１Ｂ）は、５２６×０．９５≒５００（ワット）となる。

また、パワーコンディショニングシステム２１Ａの区分処理部２９３は、各入出力電力の内訳を算出する。図１９の例では、電力系統９１０への出力電力（Ｐ１１Ａ）、蓄電池１２Ａの充電電力（Ｐ２２Ａ）、電気自動車１３Ａの充電電力（Ｐ２３Ａ）、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへの送電電力（Ｐ４１Ｂ（＝Ｐ４１Ａ））の何れにも、太陽電池１１Ａの発電電力が用いられている。そこで、区分処理部２９３は、これらの電力の属性をグリーン電力として算出する。

図１９の例でも、図５から図７の各例と同様に、電力系統９１０への出力電力について複数のサービスが同時に実施されていてもよい。その場合、区分処理部２９３は、サービス毎に入出力電力の内訳を算出する。例えば、電力系統９１０への出力電力（Ｐ１１Ａ）の１３００ワットのうち、３００ワットがアンシラリーサービスにおける出力電力であり、残りの１０００ワットが売電電力である場合、区分処理部２９３は、これらのサービス毎に電力を算出する。そして、区分処理部２９３は、売電電力の属性をグリーン電力として算出する。一方、アンシラリーサービスでは電力の属性が考慮されない場合は、区分処理部２９３が、アンシラリーサービスについては属性の算出を行わないようにしてもよい。

パワーコンディショニングシステム２１Ａのサービス記録部２９４は、需要家設置システム４２Ａが実施したサービスの入出力電力量の内訳を、区分処理部２９３による区分毎に記録する。
また、パワーコンディショニングシステム２１Ａの蓄電情報処理部２９５は、蓄電池１２Ａの蓄電電力量の記録、および、電気自動車１３Ａの蓄電電力量の記録を更新する。具体的には、蓄電情報処理部２９５は、蓄電池１２Ａのグリーン電力の蓄電電力量の記録を、太陽電池１１からの電力による充電分だけ増加させる。また、蓄電情報処理部２９５は、電気自動車１３Ａのグリーン電力の蓄電電力量の記録を、太陽電池１１からの電力による充電分だけ増加させる。

また、パワーコンディショニングシステム２１Ａは、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへの送電電力に関する情報を、パワーコンディショニングシステム２１Ｂへ出力する。送電電力に関する情報としては、送電元のリソースオーナーが誰であるかの情報や、送電電力量情報、及び、電力属性情報などである。上述した送受電関連情報が、送電電力に関する情報の例に該当する。

例えば、パワーコンディショニングシステム２１Ａは、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへの送電電力に関する情報を端末装置２２Ａへ送信する。端末装置２２Ａは、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへの送電電力に関する情報を、直接、あるいは、上位制御装置３１を経由して端末装置２２Ｂへ送信（転送）する。端末装置２２Ｂは、需要家設置システム４２Ａからリソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへの送電電力に関する情報を、パワーコンディショニングシステム２１Ｂへ送信（転送）する。

パワーコンディショニングシステム２１Ｂは、受信した需要家設置システム４２Ａからリソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへの送電電力に関する情報に基づいて、蓄電池１２Ｂの蓄電電力量の記録を更新する。図１９の例では、需要家設置システム４２Ａからリソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへの送電電力に関する情報としてパワーコンディショニングシステム２１Ｂが受信する情報には、電力の属性がグリーン電力であることを示す情報が含まれる。パワーコンディショニングシステム２１Ｂの区分処理部２９３は、この情報に基づいて、蓄電池１２Ｂの蓄電電力をグリーン電力として算出する。パワーコンディショニングシステム２１Ｂの蓄電情報処理部２９５は、蓄電池１２Ｂのグリーン電力の蓄電電力量の記録を、需要家設置システム４２Ａからの電力による充電分だけ増加させる。

契約における送電側のノードおよび受電側のノード以外のノードが、直流配電網１４１への入出力電力を０（０ワット）にするようにしてもよい。図１９の例では、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃおよび需要家設置システム４２Ｄが、契約における送電側のノードおよび受電側のノード以外のノードに該当する。リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃでは、パワーコンディショニングシステム２１Ｃが、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃと直流配電網１４１との接続点における電力が、Ｐ４１Ｃ＝０（ワット）になるように、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１ＣおよびＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｃを制御する。需要家設置システム４２Ｄでは、パワーコンディショニングシステム２１Ｄが、需要家設置システム４２Ｄと直流配電網１４１との接続点における電力が、Ｐ４１Ｄ＝０（ワット）になるように、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１１Ｄ、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｄ、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２ＤおよびＤＣ／ＤＣコンバータ１２３Ｄを制御する。

これにより、契約における送電側のノードが直流配電網１４１へ出力する電力は全て受電側のノードによって受電される。送電側のノード、受電側のノードの何れも、契約に従って計画的に機器を制御すればよく、比較的容易に契約を実施することができる。また、契約における送電側のノードからの電力のみが直流配電網１４１で送電されるので、電力の属性の把握が容易である。

図２０は、直流配電網１４１を介しての電力のやり取りの第二例を示す図である。図２０の例では、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃから需要家設置システム４２Ａへ、直流配電網１４１を介して電力を供給する場合の例を示している。
図２０の例では、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃのリソースアグリゲータに対して、直流配電網１４１を介する送電を契約している。パワーコンディショニングシステム２１Ｃおよびパワーコンディショニングシステム２１Ａは、この契約を実施するように、それぞれのノード内の装置を制御する。

リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃが太陽電池１１Ｃの発電電力を出力する場合に、電力系統９１０への出力と直流配電網１４１への出力との割り振りについて、いろいろな割り振りを契約で定めておくことができる。
例えば、パワーコンディショニングシステム２１Ｃが、太陽電池１１Ｃの発電電力を全て直流配電網１４１へ出力するようにしてもよい。あるいは、パワーコンディショニングシステム２１Ｃが、太陽電池１１Ｃの発電電力を、所定の割合で電力系統９１０と直流配電網１４１とに按分するようにしてもよい。あるいは、パワーコンディショニングシステム２１Ｃが、太陽電池１１Ｃの発電電力のうち所定の電力分を電力系統９１０側へ出力し、残りの電力を直流配電網１４１側に出力するようにしてもよい。あるいは、パワーコンディショニングシステム２１Ｃが、太陽電池１１Ｃの発電電力のうち所定の電力分を直流配電網１４１側へ出力し、残りの電力を電力系統９１０側に出力するようにしてもよい。

あるいは、受電側である需要家設置システム４２Ａが、受電電力を決定するようにしてもよい。例えば、需要家設置システム４２Ａのパワーコンディショニングシステム２１Ａが、需要家設置システム４２Ａと直流配電網１４１との接続点の電力Ｐ４１Ａを計測し、太陽電池１１Ａ、蓄電池１２Ａ、および、電気自動車１３Ａの状態も考慮して、受電電力を決定するようにしてもよい。

需要家設置システム４２Ａでは、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃからの電力を、蓄電池１２Ａまたは電気自動車１３Ａに受電せずに、例えば需要家設置システム４２Ａ内のエアコンなどの電力消費機器で直接消費するようにしてもよい。これにより、蓄電池１２Ａまたは電気自動車１３Ａへの充電時および放電時の、二重のＤＣ／ＤＣ変換損失を受けることが無く、この点で効率的な電力の利用が可能になる。
パワーコンディショニングシステム２１Ａは、直流配電網１４１からの受電電力を、あたかも需要家設置システム４２Ａ内のもう１つの電源機器の出力電力であるかのように取り扱うことができる。

図２１は、直流配電網１４１を介しての電力のやり取りの第三例を示す図である。図２１の例では、図２０の例におけるさらに具体的な例を示している。図２１の例では、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃは、太陽電池１１Ｃの発電電力を全て、直流配電網１４１にて需要家設置システム４２Ａへ送電する契約を結んでおり、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃから電力系統９１０への出力電力はＰ１１Ｃ＝０（ワット）になっている。図２１の例では太陽電池１１ＣはＰ２１Ｃ＝１５００（ワット）の電力を出力している。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｃでの電力の損失により、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃと直流配電網１４１との接続点における送電電力は、Ｐ４１Ｃ＝１４２５（ワット）となっている。直流配電網１４１における電力損失は無視できる程度に小さく、需要家設置システム４２Ａと直流配電網１４１との接続点における送電電力もＰ４１Ａ＝１４２５（ワット）となっている。
太陽電池１１Ａの発電電力は、Ｐ２１Ａ＝５００（ワット）となっている。需要家設置システム４２Ａ内で消費可能な交流電力は式（２１）のように、Ｐ１１Ａ＝１７１０（ワット）となっている。

需要家設置システム４２Ａ内の電力消費機器による消費電力が１７１０ワットよりも少ない場合、パワーコンディショニングシステム２１Ａが、残りの電力を蓄電池１２Ａまたは電気自動車１３Ａに充電することで、自家消費を１００パーセントにするようにしてもよい。この場合、パワーコンディショニングシステム２１Ａの蓄電情報処理部２９５は、パワーコンディショニングシステム２１Ｃからの情報に基づき、蓄電電力をグリーン電力として記録する。

図２２は、直流配電網１４１を介しての電力のやり取りの第四例を示す図である。図２２は、複数のノードが直流配電網１４１を経由して１つのノードに送電する場合の例を示している。図２２の例では、需要家設置システム４２Ａおよびリソースアグリゲータ設置システム５１Ｃが、直流配電網１４１を介してリソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへ送電する。

需要家設置システム４２Ａは、契約に基づき、太陽電池１１Ａの発電電力を全て、なりゆきでリソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへ送電する。図２２の例では、太陽電池１１Ａは、２５００ワットの電力を出力している。需要家設置システム４２Ａから電力系統９１０への出力電力（Ｐ１１Ａ）、蓄電池１２Ａの充電電力（Ｐ１２Ａ）、電気自動車１３の充電電力（Ｐ１３Ａ）は、何れも０になっており、パワーコンディショニングシステム２１Ａは太陽電池１１Ａの発電電力を全て直流配電網１４１へ出力する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ａでの損失により、需要家設置システム４２Ａと直流配電網１４１との接続点における電力は、Ｐ４１Ａ＝２３７５（ワット）となっている。

リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃは、契約に基づき、太陽電池１１Ｃの発電電力を全て、なりゆきでリソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへ送電する。図２２の例では、太陽電池１１Ｃは、１２００ワットの電力を出力している。リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃから電力系統９１０への出力は、Ｐ１１Ｃ＝０（ワット）になっており、パワーコンディショニングシステム２１Ｃは太陽電池１１Ｃの発電電力を全て直流配電網１４１へ出力する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｃでの損失により、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃと直流配電網１４１との接続点における電力は、Ｐ４１Ｃ＝１１４０（ワット）となっている。

リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂのパワーコンディショニングシステム２１Ｂは、需要家設置システム４２Ａが直流配電網１４１へ出力する電力、および、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃが直流配電網１４１へ出力する電力を受電して蓄電池１２Ｂを充電する。すなわち、パワーコンディショニングシステム２１Ｂは、Ｐ４１Ｂ＝Ｐ４１Ａ＋Ｐ４１Ｃとなるように受電する。図２２の例では、Ｐ４１Ｂ＝２３７５＋１１４０＝３５１５（ワット）となっている。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｂでの損失により、蓄電池１２Ｂの充電電力は、Ｐ２１Ｂ＝３３３９（ワット）となっている。

制御の応答性の観点から、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂが、需要家設置システム４２Ａと直流配電網１４１との接続点における電力（Ｐ４１Ａ）または電流、および、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃと直流配電網１４１との接続点における電力（Ｐ４１Ｃ）または電流を計測できることが好ましい。パワーコンディショニングシステム２１Ｂは、得られた計測値を用いてＰ４１Ｂ＝Ｐ４１Ａ＋Ｐ４１ＣとなるようにＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｂを制御することで契約を実施する。

リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂが、これらの電力または電流を計測できない場合、需要家設置システム４２Ａからリソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへの送電電力が計画電力であるとして契約を実施するようにしてもよい。そのために、契約にて送電電力値を一定に定めておくようにしてもよい。この場合、需要家設置システム４２Ａは、需要家設置システム４２Ａと直流配電網１４１との接続点における送電電力（Ｐ４１Ａ（＝４１Ｂ））が一定になるように、過不足の電力を蓄電池１２Ａまたは電気自動車１３Ａの充放電で調整する。

計画電力を達成するために蓄電池１２Ａまたは電気自動車１３Ａからグリーン電力以外の電力を出力する必要が生じる場合の対応を、予め契約で定めておくようにしてもよい。例えば、パワーコンディショニングシステム２１Ａが、送電電力におけるグリーン電力とグリーン電力以外の電力との割合をパワーコンディショニングシステム２１Ｂへ通知するように契約で定めておくようにしてもよい。この場合、パワーコンディショニングシステム２１Ｂは、蓄電池１２Ｂの蓄電電力量の情報を、パワーコンディショニングシステム２１Ａからの通知に従って電力の属性毎に更新する。
一方、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃが出力する電力は、電源機器が太陽電池１１Ｃのみであるため計画電力として用いることは困難である。

図２３は、直流配電網１４１を介しての電力のやり取りの第五例を示す図である。図２３は、１つのノードが直流配電網１４１を経由して複数のノードに送電する場合の例を示している。図２３の例では、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃが、直流配電網１４１を介して需要家設置システム４２Ａおよびリソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへ送電する。

リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃは、契約に基づき、太陽電池１１Ｃの発電電力を、なりゆきで需要家設置システム４２Ａおよびリソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへ送電する。例えば、太陽電池１１Ｃの全発電電力のうち４０パーセントを需要家設置システム４２Ａへ送電し、６０パーセントをリソースアグリゲータ設置システム５１Ｂへ送電するように契約で定めておく。

図２３の例では、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃから電力系統９１０への出力電力は０になっており、パワーコンディショニングシステム２１Ｃは、太陽電池１１Ｃの発電電力を全て直流配電網１４１へ出力している。太陽電池１１Ｃの発電電力は、Ｐ２１Ｃ＝１８００（ワット）となっている。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２１Ｃでの損失により、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃから直流配電網１４１への出力電力は、Ｐ４１Ｃ＝１７１０（ワット）となっている。

制御の応答性の観点から、需要家設置システム４２Ａ、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂの各々が、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃと直流配電網１４１との接続点における電力（Ｐ４１Ｃ）または電流を計測できることが好ましい。
需要家設置システム４２Ａは、計測した電力（Ｐ４１Ｃ）の４０パーセントを受電する。すなわち、パワーコンディショニングシステム２１Ａは、Ｐ４１Ａ＝０．４×Ｐ４１Ｃとなるように動作する。需要家設置システム４２Ａ内では、パワーコンディショニングシステム２１Ａが、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃからの電力を例えば蓄電池１２Ａと電気自動車１３Ａとに５０パーセントずつ充電する。図２３の例では、需要家設置システム４２Ａの直流配電網１４１からの受電電力は、Ｐ４１Ａ＝６８４（ワット）となっている。ＤＣ／ＤＣコンバータ１２２Ａでの損失により、蓄電池１２Ａへの充電電力は、Ｐ２２Ａ＝３２５（ワット）となっている。また、同様に、ＤＣ／ＤＣコンバータ１２３Ａでの損失により、電気自動車１３Ａへの充電電力も、Ｐ２３Ａ＝３２５（ワット）となっている。

あるいは、需要家設置システム４２Ａが、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃからの電力の一部または全部を、一旦蓄電せずに需要家設置システム４２Ａ内のエアコンなどの電力消費機器にて直接消費するようにしてもよい。
リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂは、計測した電力（Ｐ４１Ｃ）の６０パーセントを受電する。すなわち、パワーコンディショニングシステム２１Ｂは、Ｐ４１Ｂ＝０．６×Ｐ４１Ｃとなるように動作する。リソースアグリゲータ設置システム５１Ｂ内では、パワーコンディショニングシステム２１Ｂが、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃからの電力を蓄電池１２Ｂに充電する。

ここで、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃでは充放電可能な電源機器が無いため計画電力の供給（予め契約で定められた一定量の電力の供給）は困難である。これに対し、需要家設置システム４２Ａまたはリソースアグリゲータ設置システム５１Ｂが、リソースアグリゲータ設置システム５１Ｃからの送電を受けて、計画電力を供給するようにしてもよい。

例えば、需要家設置システム４２Ａが電力系統９１０へ３０００ワットの電力を供給（逆潮流）するように、契約で定められているとする。また、需要家設置システム４２Ａが、直流配電網１４１を介してリソースアグリゲータ設置システム５１Ｃから、太陽電池１１Ｃの発電電力をなりゆきで受電するように、契約で定められているとする。パワーコンディショニングシステム２１Ａは、直流配電網１４１を介してリソースアグリゲータ設置システム５１Ｃからの電力を受電し、蓄電池１２Ａおよび電気自動車１３Ａの充放電電力、および、太陽電池１１Ａの出力電力を用いて、電力系統９１０への出力電力が、Ｐ１１Ａ＝３０００ワットになるように調整する。

例えば、直流配電網１４１からの受電電力が、Ｐ４１Ａ＝２７７８（ワット）である場合、電力系統９１０への出力電力に換算すると、２７７８×０．９≒２５００（ワット）となり、５００ワット不足する。この場合、パワーコンディショニングシステム２１Ａは、例えば蓄電池１２Ａを放電させる。放電電力が、電力系統９１０への出力電力換算で５００ワットになるように、パワーコンディショニングシステム２１Ａは、蓄電池１２Ａに、５００／（０．９５×０．９）≒５８５（ワット）放電させる。これにより、需要家設置システム４２Ａは、契約による３０００ワットの出力を実施する。

契約内容が、グリーン電力による付加価値が考慮されるサービスの契約である場合、パワーコンディショニングシステム２１Ａは、蓄電池１２Ａの蓄電電力量のうち、グリーン電力として蓄電している分を放電させる。具体的には、パワーコンディショニングシステム２１Ａの蓄電情報処理部２９５が、蓄電池１２Ａの蓄電電力量の記録のうち、グリーン電力の蓄電電力量から、契約の実施による放電分の電力量を減算する。
これにより需要家設置システム４２Ａの需要家は、グリーン電力による付加価値を考慮した報酬を受けることができる。

直流配電網１４１を介して電力制御システム１の複数のノードから複数のノードへ送電を行う契約も考えられる。さらには、送電側のノードおよび受電側のノードが異なる複数の契約を同時に実施することで、直流配電網１４１を介して複数のノードから複数のノードへ送電が行われるケースも考えられる。

直流配電網１４１を介して複数のノードから複数のノードへ送電が行われる場合、受電側の各ノードは、自らの契約における送電側のノードの送電電力（そのノードと直流配電網１４１との接続点における電力）の計測値をリアルタイムで取得する。そして、受電側のノードは、自らの契約において送電された分の電力、あるいは、自らの契約において送電された分の電力から直流配電網１４１における損失分を減算した電力を受電する。
受電側のノードが、送電電力の計測値をリアルタイムで取得できない場合は、計画電力の契約を行うことが考えられる。この場合、受電側のノードは、契約で予め定められている計画電力（例えば、一定値の電力）を受電する。

直流配電網１４１を介する複数の送電が時分割で行われるようにすることで、個々のタイミングでは、直流配電網１４１を介して１つのノードから１つのノードへの送電のみが行われるようにしてもよい。この場合、送電側のノード、受電側のノードの各々は、自らのノードと直流配電網１４１との接続点の状況（例えば、電位および電流）を計測し、計測値に基づいて電力制御を行うことで、計画による送受電を実施することができる。
各ノードが、他のノードと直流配電網１４１との接続点における計測値を必要としない点で、計画による送受電を比較的容易に行うことができる。

以上のように、パワーコンディショニングシステム２１の機器制御部２９２は、直流配電網１４１との送受電を制御する。通信部２１０は、電力の発電方式に基づく属性を示す情報を、直流配電網１４１との送受電電力について授受する。
これにより、パワーコンディショニングシステム２１は、直流配電網１４１を介して送電される電力の属性を明確にすることができる。特に、受電側のノードのパワーコンディショニングシステム２１であっても、直流配電網１４１を介した受電電力の属性を明確にすることができる。パワーコンディショニングシステム２１が、直流配電網１４１を介して送電される電力の属性を明確にできることで、直流配電網１４１を介して送電される電力が直接、あるいは蓄電池に一旦蓄電された後に、サービス用の電力として用いられる場合でも、電力の属性を明確にして、電力の属性による付加価値の活用を図ることができる。

また、区分処理部２９３は、１つ以上の電源機器および直流配電網１４１との送受電電力のうち何れか１つ以上を用いて行われるサービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器または受電電力毎に区分して算出する。サービス記録部２９４は、サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、区分処理部２９３による区分毎に記録する。
これにより、第一実施形態の場合と同様、直流配電網１４１が設けられる第二実施形態でも、パワーコンディショニングシステム２１は、どの電力をサービスに提供したかの対応関係を示すことができる。パワーコンディショニングシステム２１によれば、例えば、太陽電池１１が発電したグリーン電力の売電に対してグリーン電力の料金体系を適用するといった対価の計算が可能になる。
また、区分処理部２９３は、直流配電網１４１があたかも１つの電源機器であるかのように扱って、サービスにおける入出力電力の内訳を比較的容易に算出することができる。

また、区分処理部２９３は、１つ以上の前記電源機器および直流配電網１４１からの受電電力のうち何れか１つ以上を用いて行われる複数のサービスにおける入出力電力の内訳を、サービス毎、かつ、電源機器または受電電力毎に区分して算出する。
これにより、第一実施形態の場合と同様、第二実施形態でも、パワーコンディショニングシステム２１では、複数の実施のサービスに対応することができ、どの電力をどのサービスに提供したかの対応関係を示すことができる。
また、区分処理部２９３は、直流配電網１４１があたかも１つの電源機器であるかのように扱って、サービスにおける入出力電力の内訳を比較的容易に算出することができる。

また、区分処理部２９３は、少なくとも一部のサービスについて、入出力電力を、サービス毎、電源機器または送受電電力毎、かつ、発電方式に基づく電力の属性毎に区分して算出する。
これにより、第一実施形態の場合と同様、第二実施形態でも、パワーコンディショニングシステム２１によれば、例えば売電についてはグリーン電力か通常電力かに応じた料金を計算するなど、電力の属性に応じた課金を、より確実に行うことができる。
また、区分処理部２９３は、直流配電網１４１があたかも１つの電源機器であるかのように扱って、サービスにおける入出力電力の内訳を比較的容易に算出することができる。

なお、ノードＩＤなどのリソースオーナー情報は、必ずしもパワーコンディショニングシステム内に記憶する必要はない。例えば、パワーコンディショニングシステム内では、グリーン電力情報の属性情報を記憶するようにし、リソースオーナー情報については記憶しなくてもよい。

リソースオーナー情報を用いると、課金処理をスマートメータ等とのやり取りの中で実施できる。そこで、例えば図１８の端末装置がリソースオーナー情報を記憶し、リソースオーナー情報を上位制御装置へ送信するようにしてもよい。上位制御装置がリソースオーナー情報を用いて課金処理することで、やり取りした電力量情報と需要家情報の紐づけが行われ、対価の計算ができる。あるいは、端末装置間でリソースオーナー情報を共有するようにしてもよい。

また、区分処理部２９３は、電力の属性が付加価値として反映されるサービスに対して、電源機器からの電力のうち付加価値に該当する属性を有する電力を優先的に割り当てて、区分毎の入出力電力を算出する。
これにより、第一実施形態の場合と同様、第二実施形態でも、需要家などサービス実行者は、区分処理部２９３の割当結果に基づいて、グリーン電力など電力の属性を反映した対価（非化石価値）を得られる。
また、区分処理部２９３は、直流配電網１４１があたかも１つの電源機器であるかのように扱って、サービスに対する電力の割り当てを比較的容易に決定し、サービスにおける入出力電力の内訳を比較的容易に算出することができる。

また、蓄電情報処理部２９５は、蓄電可能な電源機器の蓄電電力量を、充電に用いられる電力の属性毎に算出する。
これにより、パワーコンディショニングシステム２１では、蓄電池１２および電気自動車１３といった充放電可能な電源機器からの出力電力のうち、グリーン電力が蓄電された電力に対してグリーン電力の料金体系を適用するなど、電力の属性に応じた対価の計算が可能になる。
また、蓄電情報処理部２９５は、直流配電網１４１があたかも１つの電源機器であるかのように扱って、蓄電可能な電源機器の蓄電電力量を比較的容易に算出することができる。

また、区分処理部２９３は、入出力電力の指令値に基づいて、区分毎の入出力電力を算出する。
これにより、第一実施形態の場合と同様、第二実施形態でも、区分処理部２９３は、計測値を得られない入出力電力がある場合でも、入出力電力の指令値を用いて区分毎の入出力電力を算出し得る。

また、区分処理部２９３は、入出力電力の計測値に基づいて、区分毎の入出力電力を算出する。
これにより、第一実施形態の場合と同様、第二実施形態でも、区分処理部２９３は、入出力電力の指令値と実際の入出力電力との間に誤差が生じている場合でも、入出力電力の計測値を用いることで、実際の入出力電力に応じたより正確な入出力電力を算出し得る。

また、機器制御部２９２は、直流配電網１４１への送電側における送電電力の計測値に基づいて、直流配電網１４１からの受電を制御する。
これにより、機器制御部２９２は、実際の送電電力に基づいて高精度に受電の制御を行うことができる。

また、機器制御部２９２は、受電電力の計画値に基づいて、直流配電網１４１からの受電を制御する。
これにより、機器制御部２９２は、送電電力の計測が不可能または困難な場合でも、受電の制御を行うことができる。また、電力計測値の伝送時間を必要としない点で、機器制御部２９２の処理のリアルタイム性の確保が容易である。

また、機器制御部２９２は、直流配電網１４１への送電を制御する。通信部２１０は、直流配電網１４１への送電電力の属性を示す情報を送信する。
これにより、受電側のノードのパワーコンディショニングシステム２１は、直流配電網１４１を介した受電電力の属性を明確にすることができる。パワーコンディショニングシステム２１が、直流配電網１４１を介して送受する電力の属性を明確にできることで、直流配電網１４１を介して送受する電力が直接、あるいは蓄電池に一旦蓄電された後に、サービス用の電力として用いられる場合でも、電力の属性を明確にして、電力の属性による付加価値の活用を図ることができる。

＜第三実施形態＞
図２４は、実施形態に係るサービス管理装置の構成の例を示す図である。図２４に示すサービス管理装置４１０は、区分処理部４１１と、サービス記録部４１２とを備える。
かかる構成で、区分処理部４１１は、複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われるサービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器毎に区分して算出する。サービス記録部４１２は、サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、区分処理部４１１による区分毎に記録する。
これにより、サービス管理装置４１０では、どの電力をサービスに提供したかの対応関係を示すことができる。サービス管理装置４１０によれば、例えば、太陽電池が発電したグリーン電力の売電に対してグリーン電力の料金体系を適用するといった対価の計算が可能になる。
なお、区分処理部４１１は、区分処理手段の例に該当する。サービス記録部４１２は、サービス記録手段の例に該当する。

＜第四実施形態＞
図２５は、実施形態に係る分散電源システムの構成の例を示す図である。図２５に示す分散電源システム４２０は、複数の電源機器４２１と、入出力電力決定部４２２と、機器制御部４２３と、区分処理部４２４と、サービス記録部４２５とを備える。
かかる構成で、入出力電力決定部４２２は、複数の電源機器４２１のうち何れか１つ以上を用いて行われるサービスの入出力電力に基づいて、電源機器４２１毎の入出力電力を決定する。機器制御部４２３は、電源機器４２１毎に決定された入出力電力に従って電源機器４２１を制御する。区分処理部４２４は、サービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器４２１毎に区分して算出する。サービス記録部４２５は、サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、区分処理部４２４による区分毎に記録する。
これにより、分散電源システム４２０では、どの電力をサービスに提供したかの対応関係を示すことができる。分散電源システム４２０によれば、例えば、太陽電池が発電したグリーン電力の売電に対してグリーン電力の料金体系を適用するといった対価の計算が可能になる。
なお、入出力電力決定部４２２は、入出力電力決定手段の例に該当する。機器制御部４２３は、機器制御手段の例に該当する。区分処理部４２４は、区分処理手段の例に該当する。サービス記録部４２５は、サービス記録手段の例に該当する。

＜第五実施形態＞
図２６は、実施形態に係る電力制御システムの構成の例を示す図である。図２６に示す電力制御システム４３０は、上位制御装置４３１と、複数の電源機器４３２と、入出力電力決定部４３３と、機器制御部４３４と、区分処理部４３５と、サービス記録部４３６とを備える。
かかる構成で、上位制御装置４３１は、サービスにおける入出力電力の要求量を決定する。入出力電力決定部４３３は、サービスにおける入出力電力の要求量に基づいて、電源機器４３２毎の入出力電力を決定する。機器制御部４３４は、電源機器４３２毎に決定された入出力電力に従って電源機器４３２を制御する。区分処理部４３５は、サービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器４３２毎に区分して算出する。サービス記録部４３６は、サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、区分処理部４３５による区分毎に記録する。

これにより、電力制御システム４３０では、どの電力をサービスに提供したかの対応関係を示すことができる。電力制御システム４３０によれば、例えば、太陽電池が発電したグリーン電力の売電に対してグリーン電力の料金体系を適用するといった対価の計算が可能になる。
なお、入出力電力決定部４３３は、入出力電力決定手段の例に該当する。機器制御部４３４は、機器制御手段の例に該当する。区分処理部４３５は、区分処理手段の例に該当する。サービス記録部４３６は、サービス記録手段の例に該当する。

＜第六実施形態＞
図２７は、実施形態に係るサービス管理方法における処理の手順の例を示すフローチャートである。
図２７に示す処理は、複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われるサービスにおける入出力電力を、電源機器毎に区分して算出する工程（ステップＳ４１１）と、サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を区分毎に記録する工程（ステップＳ４１２）とを含む。
図２７に示す処理によれば、どの電力をサービスに提供したかの対応関係を示すことができる。図２７に示す処理によれば、例えば、太陽電池が発電したグリーン電力の売電に対してグリーン電力の料金体系を適用するといった対価の計算が可能になる。

図２８は、少なくとも１つの実施形態に係るコンピュータの構成を示す概略ブロック図である。
図２８に示す構成で、コンピュータ７００は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）７１０と、主記憶装置７２０と、補助記憶装置７３０と、インタフェース７４０とを備える。
上記のパワーコンディショニングシステム２１およびサービス管理装置４１０のうち何れか１つ以上が、コンピュータ７００に実装されてもよい。その場合、上述した各処理部の動作は、プログラムの形式で補助記憶装置７３０に記憶されている。ＣＰＵ７１０は、プログラムを補助記憶装置７３０から読み出して主記憶装置７２０に展開し、当該プログラムに従って上記処理を実行する。また、ＣＰＵ７１０は、プログラムに従って、上述した各記憶部に対応する記憶領域を主記憶装置７２０に確保する。

パワーコンディショニングシステム２１がコンピュータ７００に実装される場合、制御部２９０およびその各部の動作は、プログラムの形式で補助記憶装置７３０に記憶されている。ＣＰＵ７１０は、プログラムを補助記憶装置７３０から読み出して主記憶装置７２０に展開し、当該プログラムに従って上記処理を実行する。
また、ＣＰＵ７１０は、プログラムに従って、記憶部２８０に対応する記憶領域を主記憶装置７２０に確保する。
通信部２１０による通信は、インタフェース７４０が通信機能を有し、ＣＰＵ７１０の制御に従って通信を行うことで実行される。

サービス管理装置４１０がコンピュータ７００に実装される場合、区分処理部４１１およびサービス記録部４１２の動作は、プログラムの形式で補助記憶装置７３０に記憶されている。ＣＰＵ７１０は、プログラムを補助記憶装置７３０から読み出して主記憶装置７２０に展開し、当該プログラムに従って上記処理を実行する。

なお、パワーコンディショニングシステム２１およびサービス管理装置４１０の全部または一部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各部の処理を行ってもよい。ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳ（オペレーティングシステム）や周辺機器等のハードウェアを含む。
「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（Read Only Memory）、ＣＤ－ＲＯＭ（Compact Disc Read Only Memory）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。また上記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良く、さらに前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であっても良い。

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、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計変更等も含まれる。

上記の実施形態の一部又は全部は、以下の付記のようにも記載されうるが、以下には限られない。

（付記１）
複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われるサービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器毎に区分して算出する区分処理手段と、
前記サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、前記区分処理手段による区分毎に記録するサービス記録手段と、
を備えるサービス管理装置。

（付記２）
前記区分処理手段は、複数の前記電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われる複数の前記サービスにおける入出力電力の内訳を、サービス毎、かつ、前記電源機器毎に区分して算出する、
付記１に記載のサービス管理装置。

（付記３）
前記区分処理手段は、少なくとも一部のサービスについて、前記入出力電力を、前記サービス毎、前記電源機器毎、かつ、発電方式に基づく電力の属性毎に区分して算出する、
付記２に記載のサービス管理装置。

（付記４）
前記区分処理手段は、前記属性が付加価値として反映される前記サービスに対して、前記電源機器からの電力のうち付加価値に該当する属性を有する電力を優先的に割り当てて、区分毎の入出力電力を算出する、
付記３に記載のサービス管理装置。

（付記５）
蓄電可能な前記電源機器の蓄電電力量を、充電に用いられる電力の属性毎に算出する蓄電情報処理手段
をさらに備える、付記１から４の何れか一つに記載のサービス管理装置。

（付記６）
前記区分処理手段は、入出力電力の指令値に基づいて、前記区分毎の入出力電力を算出する、付記１から５の何れか一つに記載のサービス管理装置。

（付記７）
前記区分処理手段は、入出力電力の計測値に基づいて、前記区分毎の入出力電力を算出する、付記１から６の何れか一つに記載のサービス管理装置。

（付記８）
付記１から７の何れか一つに記載のサービス管理装置を備えるパワーコンディショニングシステム。

（付記９）
複数の電源機器と、
前記複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われるサービスの入出力電力に基づいて、前記電源機器毎の入出力電力を決定する入出力電力決定手段と、
前記電源機器毎に決定された入出力電力に従って前記電源機器を制御する機器制御手段と、
前記サービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器毎に区分して算出する区分処理手段と、
前記サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、前記区分処理手段による区分毎に記録するサービス記録手段と、
を備える分散電源システム。

（付記１０）
サービスにおける入出力電力の要求量を決定する上位制御装置と、
複数の電源機器と、
前記サービスにおける入出力電力の要求量に基づいて、前記電源機器毎の入出力電力を決定する入出力電力決定手段と、
前記電源機器毎に決定された入出力電力に従って前記電源機器を制御する機器制御手段と、
前記サービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器毎に区分して算出する区分処理手段と、
前記サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、前記区分処理手段による区分毎に記録するサービス記録手段と、
を備える電力制御システム。

（付記１１）
複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われるサービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器毎に区分して算出し、
前記サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、区分毎に記録すること
を含むサービス管理方法。

（付記１２）
コンピュータに、
複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われるサービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器毎に区分して算出し、
前記サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、区分毎に記録すること
を実行させるためのプログラムを記録した記録媒体。

この出願は、２０１９年１２月２３日に出願された日本特願２０１９－２３１７３１号を基礎とする優先権を主張し、その開示のすべてをここに取り込む。

本発明は、例えば、電力需給に関するサービスに適用することができる。本発明によれば、どの電源機器を用いてどの電力をサービスに提供したかの対応関係を示すことができる。

１、４３０ 電力制御システム
１１ 太陽電池
１２ 蓄電池
１３ 電気自動車
２１ パワーコンディショニングシステム
２２ 端末装置
３１、４３１ 上位制御装置
４１、４２０ 分散電源システム
４２ 需要家設置システム
１１１ ＡＣ／ＤＣコンバータ
１２１ 第一ＤＣ／ＤＣコンバータ
１２２ 第二ＤＣ／ＤＣコンバータ
１２３ 第三ＤＣ／ＤＣコンバータ
１３１ 直流母線
２１０ 通信部
２２０ 電力変換部
２８０ 記憶部
２９０ 制御部
２９１、４２２、４３３ 入出力電力決定部
２９２、４２３、４３４ 機器制御部
２９３、４１１、４２４、４３５ 区分処理部
２９４、４１２、４２５、４３６ サービス記録部
２９５ 蓄電情報処理部
４１０ サービス管理装置
４２１、４３２ 電源機器

Claims (10)

1. 複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われる複数のサービスにおける入出力電力の内訳を、サービス毎、かつ、電源機器毎に区分して算出する区分処理手段と、
   前記サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、前記区分処理手段による区分毎に記録するサービス記録手段と、
   を備えるサービス管理装置。
2. 前記区分処理手段は、少なくとも一部のサービスについて、前記入出力電力を、前記サービス毎、前記電源機器毎、かつ、発電方式に基づく電力の属性毎に区分して算出する、
   請求項１に記載のサービス管理装置。
3. 前記区分処理手段は、前記属性が付加価値として反映される前記サービスに対して、前記電源機器からの電力のうち付加価値に該当する属性を有する電力を優先的に割り当てて、区分毎の入出力電力を算出する、
   請求項２に記載のサービス管理装置。
4. 蓄電可能な前記電源機器の蓄電電力量を、充電に用いられる電力の属性毎に算出する蓄電情報処理手段
   をさらに備える、請求項１から３の何れか一項に記載のサービス管理装置。
5. 前記区分処理手段は、入出力電力の指令値に基づいて、前記区分毎の入出力電力を算出する、請求項１から４の何れか一項に記載のサービス管理装置。
6. 前記区分処理手段は、入出力電力の計測値に基づいて、前記区分毎の入出力電力を算出する、請求項１から５の何れか一項に記載のサービス管理装置。
7. 請求項１から６の何れか一項に記載のサービス管理装置を備えるパワーコンディショニングシステム。
8. 複数の電源機器と、
   前記複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われるサービスの入出力電力に基づいて、前記電源機器毎の入出力電力を決定する入出力電力決定手段と、
   前記電源機器毎に決定された入出力電力に従って前記電源機器を制御する機器制御手段と、
   前記サービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器毎に区分して算出する区分処理手段と、
   前記サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、前記区分処理手段による区分毎に記録するサービス記録手段と、
   を備える分散電源システム。
9. サービスにおける入出力電力の要求量を決定する上位制御装置と、
   複数の電源機器と、
   前記サービスにおける入出力電力の要求量に基づいて、前記電源機器毎の入出力電力を決定する入出力電力決定手段と、
   前記電源機器毎に決定された入出力電力に従って前記電源機器を制御する機器制御手段と、
   前記サービスにおける入出力電力の内訳を、電源機器毎に区分して算出する区分処理手段と、
   前記サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、前記区分処理手段による区分毎に記録するサービス記録手段と、
   を備える電力制御システム。
10. コンピュータに、
    複数の電源機器のうち何れか１つ以上を用いて行われる複数のサービスにおける入出力電力の内訳を、サービス毎、かつ、電源機器毎に区分して算出し、
    前記サービスの実施結果の入出力電力量の内訳を、区分毎に記録すること
    を実行させるためのプログラム。

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