JP7457926B2 - 電力供給システム及びその制御方法 - Google Patents

Description

本発明は電力供給システムに関する。

従来の電力供給システムとしては、負荷に十分な電力を供給するため自然エネルギー発電装置の発電量の予測値と負荷側の需要電力量の予測値とに基づき、日中蓄電装置に供給する電力の量と水素生成装置に供給する電力の量とを決定するとともに、夜間に蓄電装置から負荷に供給する電力の量と燃料電池から負荷に供給する電力の量とを決定しているものがあった（例えば、特許文献１参照）。

特許第６１８９４４８号特許掲載公報

従来の電力供給システムは電力系統と連系して運転する場合、負荷に対して自然エネルギー発電装置、蓄電装置、及び燃料電池から電力を供給できない場合でも系統から電力を購入することができるため、機器の低容量化・低コスト化を行うことができる。ただし、電力系統と連系する場合、電力を受電もしくは逆潮流する際の電力単価に応じた電気代に留意して運転を行う必要があり、従来技術ではこれに関して言及されていない。従って従来技術においては電力系統と連系して運転する場合において電気代が増加してしまう可能性があるという課題がある。

本開示は、前記従来の課題を解決するもので、電気代が低下するように負荷に電力を供給することができる電力供給システムを提供することを目的とする。

前記従来の課題を解決するために、本開示の電力供給システムは、電力系統、自然エネルギー発電装置及び負荷のそれぞれに接続された電力供給システムであって、水素貯蔵装置で貯蔵された水素を用いて発電を行う燃料電池システムと、前記自然エネルギー発電装置の余剰電力を用いて充電される蓄電装置と、制御装置と、を備え、前記制御装置は、電気代に基づき、前記蓄電装置及び前記燃料電池システムのそれぞれから前記負荷に供給する電力の比率を制御する。

本開示の電力供給システムによれば、電気代が低下するように負荷に電力を供給することができる。

図１は本開示の実施形態１に係る電力供給システムの一例を示す図である。 図２は図１の制御装置の構成の一例を示す図である。 図３は１日の貯蔵システムの給電電力と配電電力の一例を示す図である。 図４は本開示の実施形態２に係る電力供給システムの制御装置の構成の一例を示す図である。 図５は本開示の実施形態３に係る電力供給システムの制御装置の構成の一例を示す図である。

（本開示の知見）
本発明者等は、上述の課題を解決すべく鋭意検討した。その結果、以下の知見を得た。

本開示の対象は、自然エネルギー発電装置と、電力供給システムと、負荷部と、を含むエネルギーネットワークにおける当該電力供給システムである。電力供給システムは、電力を貯蔵する貯蔵システムと制御装置とを含む。貯蔵システムは、電力により水素を生成する水素生成装置と、水素生成装置により生成された水素を貯蔵する水素貯蔵装置と、水素貯蔵装置で貯蔵された水素を用いて発電を行う燃料電池システムと、蓄電装置と、を備える。

以下では、この電力供給システムにおいて、水素生成装置、水素貯蔵装置、及び燃料電池システムを、便宜上、「水素式電力貯蔵装置」と呼ぶ。水素生成装置に電力が供給されることを、便宜上、「水素式電力貯蔵装置」が充電されると呼び、燃料電池システムから電力が出力されることを、便宜上、「水素式電力貯蔵装置」が放電されると呼ぶ。水素生成装置の入力電力（消費電力）を、便宜上、「水素式電力貯蔵装置」の充電電力と呼び、燃料電池システムの発電電力を、便宜上、「水素式電力貯蔵装置」の放電電力と呼ぶ。水素貯蔵装置に貯蔵された水素を全部使用して燃料電池システムで発電したと仮定した場合の総発電電力量を、便宜上、「水素式電力貯蔵装置」の貯蔵電力量と呼ぶ。

また、この電力供給システム（エネルギーネットワーク）が電力系統と連系する場合において、エネルギーネットワークが電力を電力系統に逆潮流する（給電する）こと及びエネルギーネットワークが電力を受電することを、それぞれ「売電」及び「買電」と呼ぶ。

本開示において、「自然エネルギー発電装置の余剰電力」とは、需要電力（負荷の消費電力）に対する自然エネルギー発電装置の発電電力の差異を意味する。また、余剰電力が正の値を取るときは、自然エネルギー発電装置の発電電力よりも需要電力が小さいときを意味し、余剰電力が負の値を取るときは、自然エネルギー発電装置の発電電力よりも需要電力が大きいときを意味する。

ところで、貯蔵システムが電力を貯蔵する能力は、貯蔵システムの単位時間当たりに充電又は放電可能な電力（定格電力）及び貯蔵システムの貯蔵可能な電力量（容量）によって制約される。

貯蔵システムを構成する蓄電装置及び水素式電力貯蔵装置を互いに比較すると、蓄電装置は、水素式電力貯蔵装置に比べて、単位時間当たりに充電又は放電可能な電力が大きく且つ貯蔵可能な電力量が小さい。

また、エネルギー効率を考慮すると、水素式電力貯蔵装置よりもエネルギー効率の高い蓄電装置の充電または放電を優先して行うことが適切である。

しかし、余剰電力が正の場合に蓄電装置を優先して用いると、蓄電装置の蓄電残量が早めに上限値に達してしまい、単位時間当たりに充電可能な電力の小さい水素式電力貯蔵装置でしか余剰電力を蓄電（蓄水素）できないため、蓄電できない余剰電力を売電することになる。この売電分の電力量は、結局、貯蔵システムで蓄電できなかった電力量となる。そのため、この売電分の電力量が、余剰電力が負の場合における買電に繋がる。

一方、余剰電力が負の場合に蓄電装置を優先して用いると、蓄電装置の蓄電残量が早めに下限値に達してしまい、単位時間当たりに放電可能な電力の小さい水素式電力貯蔵装置でしか放電できないため、需要電力に対して不足する電力を買電することになる。

つまり、余剰電力の正負に関わらず、蓄電装置充電または放電を優先して実行すると買電が発生し易くなる。買電の電気料金が売電の電気料金より高い場合には、買電が発生すると電気使用料が高くつくことになる。

上述の説明から明らかなように、買電が発生しないようにするためには、蓄電装置を優先せずに、且つ蓄電装置の蓄電残量が早めに上限値又は下限値に達しないように蓄電装置及び水素式電力貯蔵装置を用いればよい。

蓄電装置の蓄電残量が上限値又は下限値に達する時間は、余剰電力が正の場合における蓄電装置の充電電力と水素式電力貯蔵装置の充電電力との比率、又は、余剰電力が負の場合における蓄電装置の放電電力と水素式電力貯蔵装置の放電電力との比率を調整することによって調整できる。

つまり、余剰電力が正の場合における蓄電装置の充電電力と水素式電力貯蔵装置の充電電力との比率、又は、余剰電力が負の場合における蓄電装置の放電電力と水素式電力貯蔵装置の放電電力との比率を調整することによって、買電量、ひいては、電気代を調整することができる。

なお、本開示において、「電気代」は、電力系統事業者への支払金であって、買電料金自体であってもよいし、買電料金と売電料金との差であってもよい。

本開示は、このような知見に基づいてなされたものである。

（本開示の内容）
第１の本開示に係る電力供給システムは、電力系統、自然エネルギー発電装置及び負荷のそれぞれに接続された電力供給システムであって、電力により水素を生成する水素生成装置と、前記水素生成装置により生成された水素を貯蔵する水素貯蔵装置と、前記水素貯蔵装置で貯蔵された水素を用いて発電を行う燃料電池システムと、蓄電装置と、制御装置と、を備え、前記制御装置は、電気代に基づき、前記自然エネルギー発電装置から前記水素生成装置及び前記蓄電装置のそれぞれに供給する電力の比率を制御する第１の制御、及び前記蓄電装置及び前記燃料電池システムのそれぞれから前記負荷に供給する電力の比率を制御する第２の制御の少なくともいずれか一方を実行する。

上述のように、蓄電装置と、水素生成装置、水素貯蔵装置及び燃料電池システムを備える水素式電力貯蔵装置との充電又は放電における比率を調整することにより、電気代を調整することができる。この構成によれば、制御装置が、電気代に基づき、自然エネルギー発電装置から水素生成装置及び蓄電装置のそれぞれに供給する電力の比率を制御する第１の制御、及び蓄電装置及び燃料電池システムのそれぞれから負荷に供給する電力の比率を制御する第２の制御の少なくともいずれか一方を実行するので、第１の制御における上記電力の比率及び又は第２の制御における上記電力の比率を適宜選択することによって、負荷を備える電力需要家の電気代を低下させることができる。

また、自然エネルギー発電装置の余剰電力の受電において蓄電装置と水素式電力貯蔵装置とを併用するので、自然エネルギー発電装置の余剰電力の受電において蓄電装置を優先的に用いる場合に比べて、売電による余剰電力のロスが発生する可能性を低くすることができる。

第２の本開示に係る電力供給システムは、第１の本開示において、前記制御装置は、前記第１の制御において、前記電気代が低下するよう、前記自然エネルギー発電装置から前記水素生成装置及び前記蓄電装置のそれぞれに供給する電力の比率を制御してもよい。

この構成によれば、この電力の比率を適宜選択することによって、負荷を備える電力需要家の電気代が低下するように自然エネルギー発電装置から前記水素生成装置及び前記蓄電装置のそれぞれに電力を供給することができる。

第３の本開示に係る電力供給システムは、第１の本開示において、前記制御装置は、前記第２の制御において、前記電気代が低下するよう、前記蓄電装置及び前記燃料電池システムのそれぞれから前記負荷に供給する電力の比率を制御してもよい。

この構成によれば、この電力の比率を適宜選択することによって、負荷を備える電力需要家の電気代が低下させることができる。

第４の本開示に係る電力供給システムは、第１又は第２の本開示において、前記制御装置は、前記自然エネルギー発電装置の余剰電力が、前記蓄電装置が充電可能な電力及び前記水素生成装置が受電可能な電力の総和よりも小さい時間帯において、前記第１の制御を実行してもよい。

この構成によれば、蓄電装置の蓄電残量が上限値に達する時間を調整し、その結果、負荷を備える電力需要家の電気代を低下させることができる。

第５の本開示に係る電力供給システムは、第４の本開示において、前記制御装置は、前記自然エネルギー発電装置の余剰電力の正側へのピーク時間帯前において前記第１の制御を実行し、前記余剰電力のピーク時間帯以降における前記蓄電装置に充電可能な容量が残存するよう前記電力の比率を制御してもよい。

この構成によれば、余剰電力の正側へのピーク時間帯に蓄電装置の蓄電残量が上限値に達して、当該ピーク時間帯以降に水素式電力貯蔵装置のみで余剰電力に対処する事態の発生を低減することができる。その結果、負荷を備える電力需要家の電気代を低下させることができる。

第６の本開示に係る電力供給システムは、第１又は第３の本開示において、前記制御装置は、前記負荷の需要電力が、前記蓄電装置が放電可能な電力及び前記燃料電池システムが発電可能な電力の総和よりも小さい時間帯において、前記第２の制御を実行してもよい。

この構成によれば、蓄電装置の蓄電残量が下限値に達する時間を調整し、その結果、負荷を備える電力需要家の電気代を低下させることができる。

第７の本開示に係る電力供給システムは、第１又は第３の本開示において、前記制御装置は、前記自然エネルギー発電装置の余剰電力の負側へのピーク時間帯前において前記第２の制御を実行し、前記負荷の需要電力のピーク時間帯以降に前記蓄電装置が放電可能な容量が残存するよう前記電力の比率を制御してもよい。

この構成によれば、余剰電力の負側へのピーク時間帯に蓄電装置の蓄電残量が下限値に達して、当該ピーク時間帯以降に水素式電力貯蔵装置のみで需要電力に対処する事態の発生を低減することができる。その結果、負荷を備える電力需要家の電気代を低下させることができる。

第８の本開示に係る電力供給システムの制御方法は、電力系統、自然エネルギー発電装置及び負荷のそれぞれに接続された電力供給システムの制御方法であって、前記自然エネルギー発電装置の余剰電力を用いて水素生成装置で水素を生成するステップと、生成された水素を水素貯蔵装置に貯蔵するステップと、前記水素貯蔵装置で貯蔵された水素を用いて燃料電池システムで発電を行うステップと、前記自然エネルギー発電装置の余剰電力を用いて蓄電装置に充電するステップと、前記蓄電装置が放電するステップと、電気代に基づき、前記自然エネルギー発電装置から前記水素生成装置及び前記蓄電装置のそれぞれに供給する電力の比率を制御する第１の制御、及び前記蓄電装置及び前記燃料電池システムのそれぞれから前記負荷に供給する電力の比率を制御する第２の制御の少なくともいずれか一方を実行するステップと、を備える。

この構成によれば、第１の制御における上記電力の比率及び又は第２の制御における上記電力の比率を適宜選択することによって、負荷を備える電力需要家の電気代を低下させることができる。

また、第１の制御又は第２の制御を実行することで、蓄電装置を優先して充電又は放電する場合に比べて、余剰電力量が蓄電装置の空き容量より大きい場合に売電が発生し又は需要電力が蓄電装置の蓄電残量より大きい場合に買電が発生する可能性を低くすることができる。

第９の本開示に係る電力供給システムは、第１又は第２の本開示において、前記制御装置は、前記自然エネルギー発電装置の余剰電力が、前記蓄電装置が充電可能な電力よりも大きく、かつ前記蓄電装置が充電可能な電力及び前記水素生成装置が受電可能な電力の総和よりも小さい時間帯において、前記蓄電装置に供給される電力が、前記蓄電装置が充電可能な電力よりも小さくなるよう、前記第１の制御を実行してもよい。

この構成によれば、蓄電装置を、充電可能な電力の上限値よりも低い電力で充電するので、蓄電装置を、充電可能な電力の上限値で充電する場合に比べて、蓄電装置の蓄電残量が上限値に達する時期を遅くすることができる。その結果、売電の発生の可能性を低くすることができる。

第１０の本開示に係る電力供給システムは、第１又は第３の本開示において、前記制御装置は、前記負荷の需要電力が、前記蓄電装置が放電可能な電力よりも大きく、かつ前記蓄電装置が放電可能な電力及び前記燃料電池システムが発電可能な電力の総和よりも小さい時間帯において、前記蓄電装置から前記負荷に供給する電力が、前記蓄電装置が放電可能な電力よりも小さくなるよう、前記第２の制御を実行してもよい。

この構成によれば、蓄電装置を、放電可能な電力の上限値よりも低い電力で充電するので、蓄電装置を、放電可能な電力の上限値で放電する場合に比べて、蓄電装置の蓄電残量が下限値に達する時期を遅くすることができる。その結果、買電の発生の可能性を低くすることができる。

第１１の本開示に係る電力供給システムは、第４の本開示において、前記制御装置は、前記余剰電力のピーク時間帯以降に残存する、前記蓄電装置に充電可能な空き容量が増加するよう、前記自然エネルギー発電装置の余剰電力のピーク時間帯前において前記第１の制御を実行してもよい。

この構成によれば、余剰電力の正側へのピーク時間帯以降において、早期に蓄電装置の蓄電残量が上限値に達して、水素式電力貯蔵装置のみで余剰電力に対処する事態の発生を低減することができる。その結果、負荷を備える電力需要家の電気代を低下させることができる。

第１２の本開示に係る電力供給システムは、第１又は第３の本開示において、前記制御装置は、前記負荷の需要電力のピーク時間帯以降に残存する、前記蓄電装置の蓄電残量が増加するよう、前記負荷の需要電力のピーク時間帯前において前記第２の制御を実行してもよい。

この構成によれば、余剰電力の負側へのピーク時間帯以降において、早期に蓄電装置の蓄電残量が下限値に達して、当該ピーク時間帯以降に水素式電力貯蔵装置のみで需要電力に対処する事態の発生を低減することができる。その結果、負荷を備える電力需要家の電気代を低下させることができる。

以下、本開示を具体化した本開示の実施形態について、図面を参照しながら説明する。

（実施形態１）
［構成］
図１は、本開示の実施形態１に係る電力供給システムの一例を示す図である。図１を参照すると、自然エネルギー発電装置１０と、貯蔵システム１００と、制御装置８０と、負荷部６０とがエネルギーネットワーク１１０を構成している。そして、貯蔵システム１００と制御装置８０とが本実施形態に係る電力供給システムを構成している。負荷部６０の所有主体が「負荷部６０を備える電力需要家６１」である。

貯蔵システム１００は、蓄電装置２０と、水素生成装置３０と、水素貯蔵装置４０と、燃料電池システム５０と、を備える。そして、水素生成装置３０、水素貯蔵装置４０、及び燃料電池システム５０が、水素式電力貯蔵装置９０を構成している。

エネルギーネットワーク１１０は、電力系統７０に電気的に接続されている。具体的には、自然エネルギー発電装置１０、蓄電装置２０、水素生成装置３０、及び燃料電池システム５０が、負荷部６０及び電力系統７０に電力伝達経路を介して接続されている。

制御装置８０には、負荷部６０から当該負荷部６０の消費電力（需要電力）が送られ、自然エネルギー発電装置１０から当該自然エネルギー発電装置１０の発電電力が送られる。制御装置８０には、貯蔵システム１００から、貯蔵システム１００の貯蔵電力量が送られる。具体的には、制御装置８０に、蓄電装置２０の貯蔵電力量、水素貯蔵装置の貯蔵水素量が送られる。

制御装置８０は、これらの情報に基づいて、蓄電装置２０、水素生成装置３０、及び燃料電池システム５０の動作を制御する。具体的には、制御装置８０は自然エネルギー発電装置１０から貯蔵システム１００に給電される電力および貯蔵システム１００から負荷部６０へ配電する電力を制御する。

このエネルギーネットワーク１１０の適用対象は、特に限定されないが、離島、工場、商業施設、住宅等が例示される。エネルギーネットワーク１１０の適用対象が住宅である場合、住宅の所有主体が「負荷部６０を備える電力需要家６１」であり、エネルギーネットワーク１１０の所有主体でもある。

以下、これらの要素を詳しく説明する。

＜自然エネルギー発電装置＞
自然エネルギー発電装置１０は、自然エネルギーを利用して発電する装置である。自然エネルギー発電装置１０は、本実施形態では、例えば太陽光を利用して発電する太陽光発電装置である。自然エネルギー発電装置１０は、例えば、風力発電装置や水力発電装置でもよい。

＜貯蔵システム＞
貯蔵システム１００は、自然エネルギー発電装置１０と電力系統７０と負荷部６０に接続され、自然エネルギー発電装置１０が発電した電力又は電力系統７０から受電した電力（電気エネルギー）を貯蔵し、負荷部６０へ供給する。その際、貯蔵システム１００は制御装置８０によって貯蔵システム１００へ給電される電力及び貯蔵システム１００から配電される電力が制御される。

＜蓄電装置＞
蓄電装置２０は、制御装置８０の制御により、自然エネルギー発電装置１０が発電した電力又は電力系統７０から受電した電力（電気エネルギー）を蓄電する。また蓄電された電力は制御装置８０の制御により負荷部６０又は電力系統７０へ放電される。蓄電装置２０は貯蔵されている電力量（電荷量）の残量を示すＳＯＣ(State of charge)を制御装置８０へ送る。蓄電装置２０は、例えば、２次電池、コンデンサ等で構成される。

＜水素生成装置＞
水素生成装置３０は、制御装置８０の制御により、自然エネルギー発電装置１０が発電した電力又は電力系統７０から受電した電力を使用して水素を生成する。水素生成装置３０は、例えば、水の電気分解装置で構成される。

＜水素貯蔵装置＞
水素貯蔵装置４０は水素生成装置により生成された水素を貯蔵及び放出する。水素貯蔵装置は、例えば、水素吸蔵合金、高圧水素タンク、水素をデカリン等に変換して液化した状態で貯蔵する液体化水素貯蔵装置等によって構成される。本実施形態では、水素貯蔵装置４０は、高圧水素タンクで構成される。水素生成装置３０は圧力計などの計測機器（図示省略）を含み、貯蔵されている水素の残量を制御装置８０へ送る。

＜燃料電池システム＞
燃料電池システム５０は、制御装置８０の制御により、水素貯蔵装置４０から放出された水素を利用して発電する。発電された電力は負荷部６０又は電力系統７０へ供給される。燃料電池システム５０として、周知のものを用いることができる。

＜制御装置＞
制御装置８０は、制御機能を有するものであればよく、演算処理部（図示せず）と制御プログラムを記憶する記憶部とを備える。演算処理部が、記憶部に記憶された制御プログラムを読み出して実行することによって、制御装置８０が、所定の制御を行う。演算処理部として、マイクロコントローラ、ＰＬＣ(programmable logic controller)、マイクロプロセッサ、ＦＰＧＡ（field-programmable gate array）等が例示される。記憶部としては、メモリが例示される。ここでは、制御装置８０は、例えば、マイクロコントローラで構成される。制御装置８０は、集中制御を行う単独の制御装置で構成されてもよく、互いに協働して分散制御を行う複数の制御装置で構成されてもよい。

制御装置８０は、例えば、自然エネルギー発電装置１０と負荷部６０と電力系統７０とから得られる電力の情報及び貯蔵システム１００から得られる蓄電装置２０及び水素貯蔵装置４０のそれぞれの貯蔵残量に基づいて、自然エネルギー発電装置１０から貯蔵システム１００に給電される電力および貯蔵システム１００から負荷部６０へ配電する電力を制御する。

具体的には、制御装置８０は、自然エネルギー発電装置１０から水素生成装置３０及び蓄電装置２０のそれぞれに供給する電力の比率を制御する第１の制御、及び蓄電装置２０及び燃料電池システム５０のそれぞれから負荷部６０に供給する電力の比率を制御する第２の制御の少なくとも一方を実行し、第１の制御及び第２の制御で制御された比率に基づいて、蓄電装置２０の充電電力及び放電電力、水素生成装置３０の水素生成量、燃料電池システム５０の発電電力などを制御対象とした制御を行う。制御装置８０は、必要に応じて、水素貯蔵装置４０の貯蔵水素量を、貯蔵電力量に換算してもよい。この場合、例えば、燃料電池システム５０で水素貯蔵装置４０の貯蔵水素量の全量を用いて発電したと仮定した場合の発電電力量を、水素貯蔵装置４０の貯蔵電力量としてもよい。

＜負荷部＞
負荷部６０は、例えば住宅の家電機器であり、当該家電機器の使用に応じて電力を消費する。負荷部６０は、少なくとも自然エネルギー発電装置１０と貯蔵システム１００と電力系統７０のうちいずれかより電力が供給され動作する機器である。負荷部に供給される電力は電力計などの計測機器（図示せず）によって計測され、制御装置８０へ送られる。

電力系統７０は、自然エネルギー発電装置１０又は貯蔵システム１００から負荷部６０へ電力が供給されていないとき、負荷部６０へ電力を供給する。また、自然エネルギー発電装置１０が発電する電力と貯蔵システム１００から配電する電力との合計が、負荷部６０が消費する電力より大きいとき、差分となる電力は電力系統７０へ逆潮流される。電力系統７０からエネルギーネットワーク１１０に受電される電力及びエネルギーネットワーク１１０から電力系統７０へ逆潮流される電力は電力計などの計測機器（図示せず）によって計測され、制御装置８０へ送られる。

［制御装置の詳細な説明］
次に、制御装置８０を詳しく説明する。図２は制御装置８０の構成の一例を示す図である。

制御装置８０は、電気料金情報取得部８１、給電比率制御部８２、配電比率制御部８３、及び機器制御部８４を含む。これらは、制御装置８０に含まれるプロセッサが、制御装置８０に含まれるメモリに格納された所定のプログラムを読み出して実行することによって実現される機能ブロックである。

電気料金情報取得部８１は、エネルギーネットワーク１１０が、一定期間において、電力系統７０から受電する電力と電力系統７０へ逆潮流する電力に応じて発生する電気料金単価に関する情報を取得する。この電気料金単価に関する情報は、例えば、ユーザが、キーボード、マウス等の情報入力装置（図示せず）を用いて制御装置８０に当該情報を入力することによって取得されてもよく、又は、制御装置８０が、通信ネットワークを介して、電力会社又は系統運用者のサーバから取得してもよい。一定期間とは、例えば０時から２４時までの２４時間である。また、電気代＝電気料金単価×（買電量－売電量）である。

電気料金情報取得部８１は、例えば、電力系統７０と連系する際に電力系統７０を運用する電力会社又は系統運用者との間に結ばれた契約により定められた時間帯もしくは使用電力量に応じた電力料金単価に関する情報を取得する。

この場合、電気料金単価が時間帯によらず一定である場合は一定値が取得され、時間帯によって変化する場合は時間帯別の電気料金単価情報が取得される。また、電気料金単価に関する情報が時々刻々と変化する場合は現在の電力料金単価情報に加えて電気料金単価に関する予測情報を取得してもよい。

給電比率制御部８２は電気料金情報取得部８１より取得された電気料金単価に関する情報に基づいて、自然エネルギー発電装置１０から貯蔵システム１００に給電される電力における、蓄電装置２０と水素生成装置３０のそれぞれに供給する電力の比率を制御する。

例えば、給電比率制御部８２は、０時から２４時までの間における電力系統７０から受電する電力と電力系統７０へ逆潮流する電力に応じて発生する電気代が低下するように自然エネルギー発電装置１０から貯蔵システム１００に給電される電力における、蓄電装置２０と水素生成装置３０のそれぞれに給電する電力の比率を制御する機能を備えている。

配電比率制御部８３は、電気料金情報取得部８１より取得された電気料金単価に関する情報に基づいて、貯蔵システム１００から負荷部６０へ配電される電力における、蓄電装置２０と燃料電池システム５０のそれぞれから配電される電力の比率を制御する。

例えば、配電比率制御部８３は、０時から２４時までの間における電力系統７０から受電する電力と電力系統７０へ逆潮流する電力に応じて発生する電気代が低下するように貯蔵システム１００から負荷部６０へ配電される電力における、蓄電装置２０と燃料電池システム５０のそれぞれから配電する電力の比率を制御する機能を備えている。

機器制御部８４は、給電比率制御部８２及び配電比率制御部８３により制御された給電比率及び配電比率に基づいて、蓄電装置２０の充電電力及び放電電力、水素生成装置３０の水素生成量及び燃料電池システム５０の発電電力などを制御対象とした制御を行う。

なお、制御対象は、貯蔵システム１００に給電する電力及び貯蔵システム１００から配電される電力を制御可能なものであり、例えば、蓄電装置２０の充電電力及び放電電力は一定時間もしくは単位時間あたりの電力量を制御対象としてもよい。また水素生成装置３０の水素生成量は電力量に換算した値を用いてもよい。この場合、当該生成された水素を生成する際に水素生成装置３０に供給される（入力される）電力量を換算値として用いてもよい。また、水素生成装置に入力される一定時間もしくは単位時間あたりの電力量を制御対象としてもよい。燃料電池システム５０の発電電力は一定時間もしくは単位時間あたりの電力量を制御対象としてもよい。冷却水循環ポンプなどの貯蔵システム１００内の装置の運転に必要な電力を考慮した値を制御対象としてもよい。

また、制御装置８０は、機器制御部８４が分離された構成であり、分離された機器制御部８４が、貯蔵システム１００の各装置が設置される付近に設置された構成でもよい。具体的には、制御装置８０は、例えば、互いに協働して分散制御する第１及び第２の制御装置（図示せず）で構成されていて、第１の制御装置が、電気料金情報取得部８１、給電比率制御部８２、及び配電比率制御部８３を含み、第２の制御装置が、機器制御部８４を含む。

図３（ａ）及び（ｂ）に、１日おける自然エネルギー発電装置１０の発電電力並びに負荷部６０の消費電力に対する貯蔵システム１００の給電及び配電電力の推移の一例を示す。図３の横軸は、１日の時刻を表す。

参照符号１は自然エネルギー発電装置１０の発電電力を示し、参照符号２は負荷部６０が消費する電力である需要電力を示し、参照符号３は自然エネルギー発電装置１０の発電電力１と負荷部６０の消費電力である需要電力２との差分を表す余剰電力を示し、参照符号４は蓄電装置２０の充電電力を示し、参照符号５は水素生成装置３０の入力電力を示し、参照符号６は蓄電装置２０の放電電力を示し、参照符号７は燃料電池システム５０の発電電力（出力電力）を示し、参照符号８は電力系統７０からの受電電力を示し、参照符号９は電力系統７０への逆潮流電力を示す。

図３（ａ）及び（ｂ）を参照すると、自然エネルギー発電装置１０の発電電力１は、折れ線で示されており、時刻７：００から１６：００と１７：００との間の時刻までの時間帯において、急な山状に変化する値を取り、それ以外の時間帯において実質的にゼロの値を取る。負荷部６０の消費電力である需要電力２は、折れ線で示されており、時刻７：００から１６：００と１７：００との間の時刻までの時間帯において、緩やかな谷状に変化する値を取り、それ以外の時間帯において緩やかな山状に変化する値を取る。

余剰電力３は、折れ線で示されており、且つ、蓄電装置２０と水素式電力貯蔵装置９０との充電及び放電における比率、受電電力８、及び逆潮流電力９を判りやすく示すために、正負の値が反転されて示されている。余剰電力３は、７：００と８：００との間の時刻から１５：００と１６：００との間の時刻までの時間帯において、急な山状に変化する正の値（図３では負の値に示されている）を取り、それ以外の時間帯において、負方向に突出する緩やかな谷状に変化する負の値（図３では正の値に示されている）を取る。

蓄電装置２０の充電電力４、水素生成装置３０の入力電力５、蓄電装置２０の放電電力６、及び燃料電池システム５０の発電電力７は、明度の異なる４種類の縦棒でそれぞれ示されている。蓄電装置２０の充電電力４及び水素生成装置３０の入力電力５は、余剰電力３が正の値を取る時間帯において発生し、蓄電装置２０の充電電力４は、水素生成装置３０の入力電力５よりも明るい縦棒で示されている。蓄電装置２０の放電電力６及び燃料電池システム５０の発電電力７は、余剰電力３が負の値を取る時間帯において発生し、蓄電装置２０の放電電力６は、燃料電池システム５０の発電電力７よりも暗い縦棒で示されている。

電力系統７０からの受電電力８は、左方に傾斜する斜線を用いたハッチング領域で示されおり、余剰電力３が負の値を取る時間帯において発生する。電力系統７０への逆潮流電力９は、右方に傾斜する斜線を用いたハッチング領域で示されおり、余剰電力３が正の値を取る時間帯において発生する。

図３（a）は、比較例を示す。比較例では、余剰電力３が正の値のときに、蓄電装置２０へ優先的に余剰電力３を供給する。具体的には、余剰電力３が蓄電装置２０に充電可能な電力の上限値以下であるとき、余剰電力３を蓄電装置２０へ全て供給する。余剰電力３が蓄電装置２０に充電可能な電力の上限値を超えるとき、蓄電装置２０には充電可能な電力の上限値分を供給し、残りの分を水素生成装置３０に供給する。この残りの分が、水素生成装置３０の受電可能な電力の上限値を超える場合、その超えた分を電力系統７０へ逆潮流させる。

また、比較例では、余剰電力３が負のときに、蓄電装置２０から優先的に負荷部６０に電力を供給する。具体的には、負荷部６０の需要電力２が、蓄電装置２０の放電可能な電力の上限値以下であるとき、負荷部６０の需要電力２を全て蓄電装置２０から供給する。負荷部６０の需要電力が、蓄電装置２０の放電可能な電力の上限値を超えるとき、負荷部６０の需要電力に対して蓄電装置２０から放電可能な電力の上限値分を供給し、負荷部６０の需要電力のうち蓄電装置２０の供給電力で賄えなかった残りの部分に対しては、燃料電池システム５０の発電電力を供給する。残りの部分が、燃料電池システム５０の発電可能な電力の上限値を超えるとき、その超えた部分については、電力系統７０から受電する。なお、上記余剰電力３が負の値のときとは、自然エネルギー発電装置１０の発電電力１よりも負荷部６０の消費電力（需要電力）２が大きいときを意味する。また、図３（ａ）では、電力系統７０から受電（買電）している時間帯が、２２：３０－２４：００と２：００－７：００までの２つが別々に存在している。これは、図３（ａ）に示される１日の自然エネルギー発電装置１０の発電電力並びに負荷部６０の消費電力の推移と、前日のそれとが異なるためである。図３（ａ）に示す日の前日に蓄電装置２０に蓄えられた蓄電残量が、２：００までに下限値になったため２：００以降に買電が生じ、図３（ａ）に示す日に蓄電装置２０に蓄えられた蓄電残量が２２：３０までに下限値に達したため、２２：３０以降に買電が生じている。

図３（ｂ）は、本開示の一例を示す。具体的には、図３（ｂ）は、余剰電力３が正の値のときに、蓄電装置２０を優先せずに、蓄電装置２０及び水素生成装置３０を併用して、余剰電力３を受電する。具体的には、余剰電力３が、蓄電装置２０が充電可能な電力の上限値以下であるときに、蓄電装置２０及び水素生成装置３０のそれぞれに共に余剰電力３が給電されるよう、給電比率を制御する第１給電を実行する。また、余剰電力３が、蓄電装置２０に充電可能な電力の上限値よりも大きいとき、蓄電装置２０及び水素生成装置３０のそれぞれに共に余剰電力３を給電するが、蓄電装置２０への給電比率を比較例に比べて低下させる。例えば、蓄電装置２０が充電可能な電力の上限値よりも小さい電力が給電されるよう給電比率を制御する第２給電を実行する。余剰電力３が、蓄電装置２０が充電可能な電力の上限値及び水素生成装置３０が受電可能な電力の上限値の総和よりも大きい場合、この総和を超える部分は、電力系統７０へ逆潮流させる。なお、上記第１給電及び第２給電は、余剰電力３のピーク時間帯前（本例では、１１：００－１２：３０）に実行されるのが適切である。

また、本開示の一例では、余剰電力３が負のときに、蓄電装置２０を優先せずに、蓄電装置２０及び燃料電池システム５０を併用して負荷部６０に電力を供給する。具体的には、負荷部６０の需要電力２が、蓄電装置２０の放電可能な電力の上限値以下であるとき、負荷部６０の需要電力２に対して蓄電装置２０及び燃料電池システム５０のそれぞれから電力が供給（配電）されるよう配電比率を制御する第１配電を実行する。負荷部６０の需要電力が、蓄電装置２０の放電可能な電力の上限値を超えるとき、蓄電装置２０及び燃料電池システム５０からそれぞれ配電するが、蓄電装置２０からの配電比率を比較例に比べて低下させる。例えば、蓄電装置２０が放電可能な電力の上限値よりも小さい電力で、蓄電装置２０から負荷部６０に配電されるよう配電比率を制御する第２配電を実行する。負荷部６０の需要電力が、蓄電池２０から放電可能な電力の上限値及び燃料電池システム５０の発電可能な電力の上限値の総和を超えるとき、総和を超える分は、電力系統７０から受電する。なお、上記第１配電及び第２配電は、負荷部６０の需要電力のピーク時間帯前（本例では、１９：００－１９：３０、２：００－２：３０）に実行されるのが適切である。

図３（ａ）及び（ｂ）からわかるように、例えば、余剰電力３が負の値のとき、蓄電装置２０及び燃料電池システム５０が負荷部６０へ電力を供給する。このとき、負荷部６０の需要電力量に対して、蓄電装置２０及び燃料電池システム５０から負荷部６０へ供給できる電力量は、蓄電装置２０及び水素貯蔵装置４０の容量によって制約される。

図３（a）に示す比較例では、自然エネルギー発電装置１０が発電を開始するまでに蓄電装置２０の蓄電残量が枯渇し、以降、燃料電池システム５０のみが負荷部６０へ電力を供給する。このとき、燃料電池システム５０の発電可能な電力の上限値を超える負荷部６０の需要電力が存在するとき、不足した電力は電力系統７０から受電する。この際、受電した電力及び購入電力単価に基づいて電気代が発生する。

図３（ｂ）に示す本開示の一例では、夜間に蓄電装置２０及び燃料電池システム５０がそれぞれ負荷部６０へ供給する電力の比率を制御することで、蓄電装置２０の蓄電残量が枯渇する時間が図３（a）の比較例に比べて遅くなり、その結果、電力系統７０から受電する電力が減少する。つまり、電気代が減少し経済的な運転が可能となる。

また、余剰電力３が正の値のとき、蓄電装置２０及び水素生成装置３０に余剰電力３を供給するが、このときに蓄電装置２０及び水素生成装置３０へ供給できる電力量は、これらの装置の容量によって制約される。

図３（a）に示す比較例では、昼頃に蓄電装置２０の蓄電残量は上限値に達したため、以降は水素生成装置３０にのみ余剰電力３が供給される。このとき、水素生成装置３０へ供給可能な電力の上限値を超える余剰電力３が存在するとき、余剰分は電力系統７０へ逆潮流され、貯蔵システムに電力として貯えられず、ロスすることになる。このとき、逆潮流された電力及び売電電力単価に基づいて売電収入が発生する。

図３（ｂ）の本開示の一例では、自然エネルギー発電装置１０による余剰電力３が発生した時点から蓄電装置２０及び水素生成装置３０へそれぞれ供給する電力の比率を制御することで、蓄電装置２０の蓄電残量が上限値に達する時間が図３（a）の比較例に比べて遅くなり、その結果、電力系統７０へ逆潮流されていた電力が減少し、その分、水素生成装置３０に供給されることになる。

ここで、電力を売電せずに水素生成装置３０に供給した図３（b）の本開示の方が、図３（a）の比較例に比べて、水素生成装置３０により多くの電力を供給しており、より多くの水素を生成することができている。このため、自然エネルギー発電装置１０が発電していない時間帯に燃料電池システム５０から負荷部６０へ供給できる電力量が多くなり、購入電力量（買電）を少なくできる。

例えば、売電電力の単価が電力購入（買電）時の単価と比較して低い場合、図３（b）の本開示の方が図３（a）の比較例に比べて電気代が低くなり経済的な運転を行っていることになる。

以上に説明したように、実施形態１によれば、制御装置８０の制御により、自然エネルギー発電装置１０の余剰電力３の受電において、蓄電装置２０の充電のための空き容量がなくなる前に蓄電装置２０と水素式電力貯蔵装置９０とを併用して受電するので、蓄電装置２０を優先して受電する場合に比べて、売電により余剰電力のロスが発生する可能性を低くすることができる。その結果、余剰電力が負であるときに、負荷部６０の需要電力量に対して貯蔵システムに蓄えた余剰電力で賄える量が増加する分、買電量が低下するので、電気代が低くなり、経済的な運転を行うことが可能になる。

また、実施形態１によれば、余剰電力３が負であるときに、制御装置８０の制御により、蓄電装置２０の蓄電残量が下限値に達する前に蓄電装置２０と燃料電池システム５０とを併用して負荷部６０に配電するので、蓄電装置２０を優先して配電する場合に比べて、買電量が増加する可能性を低くすることができる。その結果、余剰電力が負であるときに、電気代が低くなり、経済的な運転を行うことが可能になる。

（実施形態２）
図４は、本開示の実施形態２に係る電力供給システムの制御装置８０の構成の一例を示すである。図４において、図２と同じ構成要素については同じ符号を用い、説明を省略する。

図４において、制御装置８０は、電気料金情報取得部８１、給電比率制御部８２、配電比率制御部８３、機器制御部８４、及び余剰電力推定部８５を含む。

余剰電力推定部８５は、一定期間における自然エネルギー発電装置１０が発電する電力と負荷部６０が消費する電力との差分を表す余剰電力３を推定する。一定期間は例えば、０時から２４時の２４時間である。

余剰電力推定部８５は、例えば１日における自然エネルギー発電装置１０によって発生する余剰電力３を推定し、給電比率制御部８２に送る。

給電比率制御部８２は、電気料金情報取得部８１から取得した電気料金単価に関する情報及び余剰電力推定部８５から取得した余剰電力３に関する情報に基づいて、電気代が低くなるように、自然エネルギー発電装置１０から蓄電装置２０及び水素生成装置３０のそれぞれに供給する電力の比率を制御し、その制御された比率で給電する。

次に具体的な制御について説明する。例えば、給電比率制御部８２は、電気料金情報取得部８１から１日を通して電力系統７０へ売電した電力単価が電力系統７０から購入した電力単価に比べて少ないという情報を取得した時、給電比率制御部８２は１日の余剰電力３を貯蔵システム１００に多く給電できるように給電比率を制御する。

具体的には、給電比率制御部８２は余剰電力推定部８５から得られた余剰電力３の推定情報に基づいて、余剰電力３が蓄電装置２０の蓄電残量が上限値に達することで充電できないことを避けるように給電比率を制御する。なお、給電比率制御部８２は余剰電力推定部８５から得られた余剰電力３の推定情報が変更されると、給電比率を再び制御してもよい。

より具体的には、給電比率制御部８２は、蓄電装置２０及び水素生成装置３０のそれぞれに供給可能な電力の上限値の総和に比べて余剰電力３が小さい時間帯において、給電比率を制御することで、蓄電装置２０へ供給可能な余剰電力３の一部を水素生成装置３０に供給する。これにより蓄電装置２０の蓄電残量が上限値に達する時間を変更することができる。

蓄電装置２０の蓄電残量が上限値に達する時間は例えば、余剰電力３が正の値から負の値に切り替わる時間帯が望ましい。なお、蓄電装置２０の蓄電残量の上限値とは、蓄電装置２０の使用者が任意に設定した所定の値でもよい。

これに対して、給電比率を制御せず、余剰電力３を効率の高い蓄電装置２０に優先的に供給した場合、蓄電装置２０の蓄電残量が早期に上限値に達してしまい、余剰電力３を貯蔵システム１００に十分に給電することができなくなる。従って、貯蔵システム１００に給電できなかった電力量だけ、余剰電力３が負のときに、貯蔵システム１００から負荷部６０へ供給できず、電力系統７０から電力を購入することになり、その結果、電気代が増加することになる。

このことを、具体例を挙げて説明する。なお、説明を簡単にするために電力量を正規化して示す。例えば昼間に、太陽光発電の電力量が１５０であり、蓄電装置２０を優先せずに、給電比率を制御すれば、本来貯蔵できた電力量が１００であり、蓄電装置２０を優先して給電したために、実際貯蔵できた電力が７０であり、夜間の負荷部６０の消費電力量が９０であり、且つ、「余剰電力３のうち蓄電装置２０の蓄電残量が上限値に達したために貯蔵システム１００に給電することができなかった電力量」が３０であると仮定し、且つ、発電/放電効率が０．９であると仮定すると、本来の購入電力量は、９０－１００×０．９＝０である。

しかし、実際の購入電力量は、９０－７０×０．９＝２７となり、「余剰電力３のうち蓄電装置２０の蓄電残量が上限値に達したために貯蔵システム１００に給電することができなかった電力量」に効率を掛けた電力量に対応する購入電力料金が発生する。

次に、給電比率制御部８２が給電比率を制御する期間について説明する。給電比率制御部８２は、余剰電力３がピークとなる時間帯以降における蓄電装置２０に充電可能な空き容量がより多く残存するように、余剰電力３がピークとなる前の時間帯に給電比率を制御する。

例えば、余剰電力３がピークとなる時間帯において、蓄電装置２０の蓄電残量が上限値に近い値であると、余剰電力３がピークとなる時間帯以降、蓄電装置２０の蓄電残量が上限値となり余剰電力３を蓄電装置２０へ充電することができない。

このため、給電比率制御部８２は余剰電力推定部８５から余剰電力３がピークとなる時間帯を取得し、ピークとなる前の時間帯において給電比率を制御することで、蓄電装置２０へ供給可能な余剰電力３の一部を水素生成装置３０に供給する。その結果、余剰電力３がピークとなる時間帯以降における蓄電装置２０に充電可能な空き容量がより多く残存し、より多くの余剰電力３を貯蔵システム１００に給電することができる。

なお、余剰電力３を電力系統７０へ逆潮流する際の売電電力の単価が、電力系統７０から購入する電力単価に対して、大きく低い場合については、できる限り余剰電力３を貯蔵システム１００に給電し、自然エネルギー発電装置１０が発電していない時間帯はできる限り貯蔵システム１００から負荷部６０へ配電することで電気代を低くすることができる。しかし、売電電力の単価が購入電力の単価に対して低くない場合はこの限りではない。例えば、１日の間に売電電力の単価が購入電力の単価に対して高くなり、余剰電力３を電力系統７０へ逆潮流した場合のほうが電気代を低くできる場合、制御装置８０は余剰電力３を電力系統７０へ逆潮流するように貯蔵システム１００を制御する。

ここで、例えば、制御装置８０は、余剰電力３を逆潮流するか貯蔵システム１００に給電制御するかの判定を行う。制御装置８０は、余剰電力推定部８５から取得した余剰電力３の推定情報に基づいて給電制御を行わない場合の１日における電力系統７０へ逆潮流する電力と買電する電力を推定し、電気料金情報取得部８１から取得した電気料金単価情報に基づいて１日における電気代を推定する。

次に、給電制御を行う場合の給電比率の決定方法について説明する。給電比率制御部８２はあらかじめ設定された任意の給電の比率として、例えば０％から１００％までのうち１０％刻みで変化させたときの１日における電気代を推定する。具体的には、余剰電力推定部８５にて推定した余剰電力３の推定情報が例えば０時から２４時までの各時間帯における推定電力量であるとき、各時間帯において、蓄電装置２０及び水素生成装置３０へ設定した給電比率に応じ、蓄電装置２０及び水素生成装置３０へのそれぞれへの推定給電電力量を得ることができる。このとき、蓄電装置２０及び水素生成装置３０のそれぞれに単位時間帯当たりに給電可能な電力量を考慮し、設定した給電比率から推定される各装置への上記推定給電電力量が、各装置に給電可能な電力量を超過する場合、この超過する電力量については超過してない他方の装置へ配分するよう配電比率を変更してもよい。なお、各装置への単位時間帯当たりに給電可能な電力量とは、各装置に設けられた単位時間当たり（１秒当たり）に給電可能な電力の上限値（定格値）の単位時間帯（本例では、３０分）での積分値である。ただし、蓄電装置２０の空き容量、または水素貯蔵総理４０の空き容量がなくなる時間帯においては、空き容量自体が、各装置への単位時間帯当たりに給電可能な電力量となる。また、各時間帯で推定した給電電力量は蓄電装置２０へは推定蓄電残量として、水素生成装置３０へは推定水素貯蔵量として加算し、次の時間帯の計算に用いる。なお、推定蓄電残量及び推定水素貯蔵量の推定において、蓄電装置２０及び水素生成装置３０のそれぞれへ給電する際に発生するエネルギー損失についても考慮してもよい。

次に、各時間帯において蓄電装置２０及び水素生成装置３０のそれぞれに給電可能な電力量の合計を超過する電力量については、各時間帯において電力系統７０へ逆潮流する余剰電力の電力量（積分値）として推定する。

以上の計算を１日の各時間帯において行い、給電比率を変更した時の各給電比率に対する１日における電力系統７０へ逆潮流する電力量の合計と蓄電装置２０及び水素生成装置３０へ給電した電力量の合計を推定することができる。言い換えると、１日における給電比率に応じた売電電力量と、蓄電量及び蓄水素量とを推定することができる。

次に、１日あたりの売電電力量と、蓄電量及び蓄水素量とに基づいて最も電気代が低くなる各時間帯における給電比率の組み合わせを選択する。蓄電量及び蓄水素量は、余剰電力３が負のときに、貯蔵した電力を供給することで買電電力量を低減することが可能なので、(１日当たりの買電電力量削減量)≒（１日当たりの蓄電電力量及び蓄水素量）と置き換えることができる。当然、置き換える際に装置の容量やエネルギー損失、配電比率を考慮してもよい。

よって、１日における電気代を低くするには、上記置き換えを用いて、次の式の値が大きくなる給電比率を選択すればよい。

（１日当たりの買電電力量削減推定量）×（買電電気料金単価）＋（１日当たりの売電電力量推定値）×（売電電気料金単価）
以上の手順で給電比率を選択することで電気代を低減することが可能となる。また、この例では０％から１００％の間の１０％刻みで推定を行っているがあらかじめ設定された所定の範囲に対して所定の回数推定を行ってもよい。また、給電比率の決定は、推定する日の前日に行ってもよいし、当日に再度計算を行い、給電比率を更新してもよい。

推定した電気代から余剰電力３を逆潮流するか貯蔵システム１００に給電制御するかどちらに制御をすることで電気代が削減されるかの判定を行う。このとき、自然エネルギー発電装置１０から貯蔵システム１００に給電する際のエネルギー変換効率及び、貯蔵システム１００から負荷部６０へ配電する際のエネルギー変換効率を考慮した値を用いてもよい。

なお、本実施形態において、一定期間における余剰電力３を推定する推定機能ブロックとして余剰電力推定部８５を設けたが、気象情報や過去の余剰電力３の情報に基づいて余剰電力３を推定可能なものであればよい。

（実施形態３）
図５は、本開示の実施形態３に係る電力供給システムの制御装置８０の構成の一例を示すである。図５において、図２及び図４と同じ構成要素については同じ符号を用い、説明を省略する。

図５において、制御装置８０は、電気料金情報取得部８１、給電比率制御部８２、配電比率制御部８３、機器制御部８４、及び需要電力推定部８６を含む。

需要電力推定部８６は、一定期間における負荷部６０が消費する需要電力２を推定する。一定期間は例えば、０時から２４時の２４時間である。需要電力推定部８６は、例えば１日における負荷部６０が消費する需要電力２を推定し、配電比率制御部８３に出力する。

配電比率制御部８３は、電気料金情報取得部８１から取得した電気料金単価に関する情報及び、需要電力推定部８６から取得した需要電力２に関する情報に基づいて、電気代が低くなるように蓄電装置２０及び燃料電池システム５０のそれぞれから負荷部６０へ供給する電力の比率を制御し、配電比率を出力する。

次に具体的な制御について説明する。

例えば配電比率制御部８３は、電気料金情報取得部８１から１日を通して電力系統７０から購入した電力単価が一定という情報を取得した時、配電比率制御部８３は１日の購入電力が少なくなるように配電比率を制御する。

具体的には、配電比率制御部８３は、需要電力推定部８６から得られた需要電力２の推定情報に基づいて、蓄電残量が下限値に達することで蓄電装置２０から負荷部６０へ配電できないことを避けるように配電比率を制御する。なお、配電比率制御部８３は需要電力推定部８６から得られた需要電力２の推定情報が変更されると、配電比率を再び制御してもよい。

より具体的には、配電比率制御部８３は、蓄電装置２０が放電可能な電力の上限値及び燃料電池システム５０が発電可能な電力の上限値の総和に比べて需要電力２が小さい時間帯において、配電比率を制御することで、蓄電装置２０が供給可能な需要電力２の一部を燃料電池システム５０から供給する。これにより蓄電装置２０の蓄電残量が下限値に達する時間を変更することができる。

蓄電装置２０の蓄電残量が下限値に達する時間は例えば、余剰電力３が負の値から正の値に切り替わる時間帯が適切である。なお、蓄電装置２０の蓄電残量の下限値とは、蓄電装置２０の使用者が任意に設定した所定の値でもよい。

これにより、需要電力２のうち蓄電装置２０の蓄電残量が下限値に達したために貯蔵システム１００から配電することができなかった電力量だけ、電力系統７０から電力を購入することになり、結果電気代が増加することを抑制することができる。

次に、配電比率制御部８３が配電比率を制御する期間について説明する。配電比率制御部８３は需要電力２がピークとなる時間帯以降における蓄電装置２０が放電可能な容量（蓄電残量）がより多く残存するように、需要電力２がピークとなる前の時間帯に配電比率を制御する。

例えば、需要電力２がピークとなる時間帯において、蓄電装置２０の蓄電残量が下限値に近い値であると、需要電力２がピークとなる時間帯以降、蓄電装置２０の蓄電残量が下限値となり負荷部６０へ蓄電装置２０から供給することができない。

このため、配電比率制御部８３は需要電力推定部８６から需要電力２がピークとなる時間帯を取得し、ピークとなる前の時間帯において配電比率を制御することで、蓄電装置２０から放電可能な需要電力２の一部を燃料電池システム５０から供給する。その結果、需要電力２がピークとなる時間帯以降における蓄電装置２０から放電可能な容量がより多く残存し、より多くの需要電力２を貯蔵システム１００から配電することができる。

次に配電比率の決定方法について説明する。配電比率制御部８３はあらかじめ設定された任意の配電の比率として、例えば０％から１００％までのうち１０％刻みで変化させたときの１日における電気代を推定する。具体的には、需要電力推定部８６にて推定した需要電力２の推定情報が例えば０時から２４時までの各時間帯における需要電力２の推定電力量であるとき、各時間帯における、蓄電装置２０及び燃料電池システム５０から負荷部６０へ設定した配電比率に応じた推定供給電力量を得ることができる。このとき、蓄電装置２０及び燃料電池システム５０のそれぞれから負荷部６０へ単位時間帯当たりに供給可能な電力量を考慮し、設定した配電比率から推測される上記推定供給電力量が許容範囲を超過する場合、この超過する電力量については、超過してない他方の装置へ配分するよう配電比率を変更してもよい。なお、各装置から負荷部６０へ単位時間帯当たりに供給可能な電力量とは、各装置に設けられた単位時間当たり（１秒当たり）に供給可能な電力の上限値（定格値）の単位時間帯（本例では、３０分）での積分値である。ただし、蓄電装置２０の推定蓄電残量、または水素貯蔵総理４０の推定水素貯蔵量がなくなる時間帯においては、推定蓄電残量自体または推定水素貯蔵量から換算される発電量自体が、各装置への単位時間帯当たりに供給可能な電力量となる。各時間帯で推定した供給電力量は、蓄電装置２０からの供給電力量は推定蓄電残量として、また、燃料電池システム５０からの供給電力量は推定水素貯蔵量として減算し、次の時間帯の計算に用いる。このとき、供給する際に発生するエネルギー損失についても考慮してもよい。

次に、各時間帯において蓄電装置２０及び燃料電池システム５０から負荷部６０へ供給可能な電力量の合計を超過する電力量については、電力系統７０から受電（買電）する電力量として推定する。

以上の計算を１日の各時間帯において行い、配電比率を変更した時の各配電比率に対する１日における電力系統７０から受電する電力量の合計を推定することができる。言い換えると、１日における配電比率に応じた買電電力量を推定することができる。

次に、１日あたりの買電電力量に基づいて最も電気代が低い配電比率を選択する、つまり１日における電気使用料料金を低くするには次の式の値が小さくなる配電比率を選択すればよい。
（１日当たり買電電力量推定量）×（買電電気料金単価）

以上の手順で配電比率を選択することで電気代を低減することが可能となる。また、この例では０％から１００％の間の１０％刻みで推定を行っているがあらかじめ設定された所定の範囲に対して所定の回数推定を行ってもよい。また、配電比率の決定は推定する日の前日に行ってもよいし、当日に再度計算を行い、配電比率を更新してもよい。

なお、本実施形態において、一定期間における需要電力２を推定する推定機能ブロックとして需要電力推定部８６を設けたが、気象情報や過去の需要電力２の情報に基づいて需要電力２を推定可能なものであればよい。

（その他の実施形態）
実施形態２の電力供給システムにおいて、制御装置８０が、実施形態３の余剰電力推定部８５を備え、実施形態３の配電比率制御を行ってもよい。

本開示の電力供給システムは、電気代が低下するように負荷に電力を供給することができる電力供給システムとして有用である。

１ 自然エネルギー発電装置の発電電力
２ 負荷部の消費電力（需要電力）
３ 余剰電力
４ 蓄電装置の充電電力
５ 水素生成装置の入力電力
６ 蓄電装置の放電電力
７ 燃料電池システムの発電電力
８ 電力系統からの受電電力
９ 電力系統への逆潮流電力
１０ 自然エネルギー発電装置
２０ 蓄電装置
３０ 水素生成装置
４０ 水素貯蔵装置
５０ 燃料電池システム
６０ 負荷部
６１ 電力需要家
７０ 電力系統
８０ 制御装置
８１ 電気料金情報取得部
８２ 給電比率制御部
８３ 配電比率制御部
８４ 機器制御部
８５ 余剰電力推定部
８６ 需要電力推定部
９０ 水素式電力貯蔵装置
１００ 貯蔵システム
１１０ エネルギーネットワーク

Claims (4)

1. 電力系統、自然エネルギー発電装置及び負荷のそれぞれに接続された電力供給システムであって、
   水素貯蔵装置で貯蔵された水素を用いて発電を行う燃料電池システムと、
   前記自然エネルギー発電装置の余剰電力を用いて充電される蓄電装置と、
   制御装置と、を備え、
   前記制御装置は、前記自然エネルギー発電装置の余剰電力の負側へのピーク時間帯前において、買電料金または買電料金と売電料金との差である電気代に基づく、前記蓄電装置及び前記燃料電池システムのそれぞれから前記負荷に供給する電力の比率の制御を実行し、前記負荷の需要電力のピーク時間帯以降に前記蓄電装置が放電可能な容量が残存するよう前記電力の比率を制御する、電力供給システム。
2. 前記制御装置は、前記電気代が低下するよう、前記蓄電装置及び前記燃料電池システムのそれぞれから前記負荷に供給する電力の比率を制御する、請求項１記載の電力供給システム。
3. 前記制御装置は、前記負荷の需要電力が、前記蓄電装置が放電可能な電力及び前記燃料電池システムが発電可能な電力の総和よりも小さい時間帯において、前記制御を実行する、請求項１又は２に記載の電力供給システム。
4. 電力系統、自然エネルギー発電装置及び負荷のそれぞれに接続された電力供給システムの制御方法であって、
   水素貯蔵装置で貯蔵された水素を用いて燃料電池システムで発電を行うステップと、
   前記自然エネルギー発電装置の余剰電力を用いて蓄電装置に充電するステップと、
   前記蓄電装置が放電するステップと、
   前記自然エネルギー発電装置の余剰電力の負側へのピーク時間帯前において、買電料金または買電料金と売電料金との差である電気代に基づく、前記蓄電装置及び前記燃料電池システムのそれぞれから前記負荷に供給する電力の比率の制御を実行し、前記負荷の需要電力のピーク時間帯以降に前記蓄電装置が放電可能な容量が残存するよう前記電力の比率を制御するステップと、を備える、電力供給システムの制御方法。

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