JP2011165088A - 電力取引システム及び電力取引システムの制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】分散型発電装置である太陽光発電装置を設置した集合住宅や地域内での余剰電力の取引をする際に太陽光発電装置の発電量の差による不公平感を解消することができる電力取引システム及び電力取引システムの制御方法を提供する。
【解決手段】複数の住宅１の夫々に設けられた太陽光発電装置６と、複数の住宅１の夫々に設けられ、住宅毎の太陽光発電装置６の発電量を計測する発電量計測部７と、複数の発電量計測部７の夫々が計測した発電量を用いて単位面積あたりの発電量の平均値を算出する第１の平均電力量算出部２１と、住宅毎に発電量計測部７で計測された発電量と第１の平均電力量算出部２１で算出された平均値との比である電力係数を算出する第１の電力係数算出部２２と、複数の住宅１の間で電力を取引するときに第１の電力係数算出部２２で算出された電力係数を用いて取引価格を調整する電力価格調整部２３と、を備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、太陽光発電装置等の分散型発電装置で発電された電力の余剰分について集合住宅内や地域内での取引を可能にした電力取引システム及び該電力取引システムの制御方法に関する。

集合住宅や分譲住宅において太陽光発電装置等の分散型発電装置が住宅の資産の１つとなっている。個人所有の分散型発電装置が普及すると、当該発電装置で発電した電力を集合住宅内や地域内でやりくりして、集合住宅全体や地域としてエネルギーの自給を行う社会の姿が予想される。例えば、集合住宅や地域内で自住宅の太陽光発電装置の発電から自住宅で使用する電力を差し引いて余った電力を他の住宅に提供する一方、自住宅の太陽光発電装置の発電だけでは自住宅で使用する電力を賄いきれないときは足りない電力を他の住宅から購入する。発電装置による電力を増やし住宅で使用する電力を減らすことで、集合住宅や地域全体で余剰電力を生み出し、他の集合住宅や地域あるいは電力会社に売電することも可能となる。

太陽光発電装置が発電した電力を利用するに際し、昼間に在宅する人と、昼間は不在になる機会の多い人（例えば独身サラリーマン）とでは、発電による利益に不公平が生じる。この問題に対して、例えば特許文献１で開示された「集合住宅における電力分配システム」では、太陽光発電装置により発電した電力を、利用した割合に応じて各住宅の電気料金に反映させるようにしている。

特開２００５−２９５６７０号公報

ところで、集合住宅や分譲住宅等では、各住宅に同様のサイズの太陽光発電装置を設置し、その資産価値を略同じ価格で見積もって住宅購入者に販売される場合が考えられるが、実際には太陽光発電装置の設置場所や日照環境により発電量が異なる場合がある。発電した電力から自住宅で使用する電力を差し引いて余った余剰電力を集合住宅や分譲住宅の地域内で電力取引を行うと、住宅毎の太陽光発電装置の発電量や売電量が集合住宅や分譲住宅内で把握でき比較できるようになる。

使用電力量が同じ住宅で比較すれば、太陽光発電量の多いほうが、余剰電力が増えて売電に有利になるから、略同じ資産価値で購入した太陽光発電であるのに実際の発電量に大きな差があることが太陽光発電装置の所有者にわかると不公平感が生じ、集合住宅や地域内での電力取引に関する連帯感を阻害してしまう課題がある。このような課題は太陽光発電装置に限らず、風力発電や燃料電池等の分散型発電装置を含めて電力取引を行うと、略同じ資産価値で購入した、発電量を制御できないような発電装置について起こりうる。

本発明は、係る事情に鑑みてなされたものであり、太陽光発電装置等の分散型発電装置を設置した集合住宅や地域内での電力取引をする際に、発電装置の発電量の差による不公平感を解消することができる電力取引システム及び電力取引システムの制御方法を提供することを目的とする。

本発明の電力取引システムは、複数の住宅の夫々に設けられる分散型発電装置で発電した電力を前記複数の住宅の間で取引する電力取引システムにおいて、前記複数の住宅の夫々に設けられ、住宅毎の前記分散型発電装置の発電量を計測する発電量計測手段と、前記複数の発電量計測手段の夫々が計測した発電量の平均値を算出する第１の平均電力量算出手段と、住宅毎に前記発電量計測手段で計測された発電量と前記第１の平均電力量算出手段で算出された平均値との比である電力係数を算出する第１の電力係数算出手段と、前記複数の住宅の間で電力を取引するときに前記第１の電力係数算出手段で算出された電力係数を用いて取引価格を調整する電力価格調整手段と、を備えた。

上記構成によれば、住宅毎に発電量計測手段で計測された発電量と第１の平均電力量算出手段で算出された平均値との比である電力係数を算出し、複数の住宅の間で電力の取引をするときに、算出した住宅毎の電力係数を用いて取引価格を調整するので、住宅毎に設けられる分散型発電装置の発電量の差による各住宅間での不公平感を解消することができる。

本発明の電力取引システムは、複数の住宅の夫々に設けられる分散型発電装置で発電した電力を前記複数の住宅の間で取引する電力取引システムにおいて、前記複数の住宅の夫々に設けられ、住宅毎の使用電力量を計測する使用電力量計測手段と、前記複数の使用電力計測手段の夫々が計測した使用電力量の平均値を算出する第２の平均電力量算出手段と、住宅毎に前記使用電力量計測手段で計測された使用電力量と前記第２の平均電力量算出手段で算出された平均値との比である電力係数を算出する第２の電力係数算出手段と、前記複数の住宅の間で電力を取引するときに前記第２の電力係数算出手段で算出された電力係数を用いて取引価格を調整する電力価格調整手段と、を備えた。

上記構成によれば、住宅毎に使用電力量計測手段で計測された使用電力量と第２の平均電力量算出手段で算出された平均値との比である電力係数を算出し、複数の住宅の間で電力を取引するときに、算出した住宅毎の電力係数を用いて取引価格を調整するので、住宅毎に設けられる分散型発電装置の発電量の差による各住宅間での不公平感を解消することができる。

本発明の電力取引システムは、複数の住宅の夫々に設けられる分散型発電装置で発電した電力を前記複数の住宅の間で取引する電力取引システムにおいて、前記複数の住宅の夫々に設けられ、住宅毎の前記分散型発電装置の発電量を計測する発電量計測手段と、前記複数の住宅の夫々に設けられ、住宅毎の使用電力量を計測する使用電力量計測手段と、前記複数の発電量計測手段の夫々が計測した発電量の平均値を算出するとともに、前記複数の使用電力計測手段の夫々が計測した使用電力量の平均値を算出する第３の平均電力量算出手段と、住宅毎に前記発電量計測手段で計測された発電量と前記第３の平均電力量算出手段で算出された発電量の平均値との比と前記使用電力量計測手段で計測された使用電力量と前記第３の平均電力量算出手段で算出された使用電力量の平均値との比との積を算出する第３の電力係数算出手段と、前記複数の住宅の間で電力を取引するときに前記第３の電力係数算出手段で算出された電力係数を用いて取引価格を調整する電力価格調整手段と、を備えた。

上記構成によれば、住宅毎に発電量計測手段で計測された発電量と第３の平均電力量算出手段で算出された発電量の平均値との比を算出するとともに、使用電力量計測手段で計測された使用電力量と第３の平均電力量算出手段で算出された使用電力量の平均値との比を算出し、さらに、これらの算出結果の積を算出し、複数の住宅の間で電力を取引するときに、第３の電力係数算出手段の算出結果である電力係数を用いて取引価格を調整するので、住宅毎に設けられる分散型発電装置の発電量の差による各住宅間での不公平感を解消することができる。

上記構成において、前記電力価格調整手段は、前記分散型発電装置で発電された電力を他の住宅に売るときは、売電する住宅の前記電力係数の逆数を標準価格に積算して売電価格を求める。

上記構成において、前記電力価格調整手段は、他の住宅の前記分散型発電装置で発電された電力を購入するときは、購入する住宅の前記電力係数を標準価格に積算して購入価格を求める。

本発明の電力取引システムの制御方法は、複数の住宅の夫々に設けられる分散型発電装置で発電した電力を前記複数の住宅の間で取引する電力取引システムの制御方法であって、住宅毎に前記分散型発電装置の発電量を計測する発電量計測ステップと、前記発電量計測ステップで計測された前記住宅毎の発電量の平均値を算出する第１の平均電力量算出ステップと、前記発電量計測ステップで計測された前記住宅毎の発電量と前記第１の平均電力量算出ステップで算出された発電量の平均値との比である電力係数を算出する第１の電力係数算出ステップと、前記複数の住宅の間で電力を取引するときに前記第１の電力係数算出ステップで算出された電力係数を用いて取引価格を調整する電力価格調整ステップと、を備えた。

上記方法によれば、住宅毎に計測された発電量と第１の平均電力量算出ステップで算出された平均値との比である電力係数を算出し、複数の住宅の間で電力の取引をするときに、算出した住宅毎の電力係数を用いて取引価格を調整するので、住宅毎に設けられる分散型発電装置の発電量の差による各住宅間での不公平感を解消することができる。

本発明のプログラムは、前記充電システムの制御方法をコンピュータに実行させるものである。

上記プログラムによれば、住宅毎に設けられる分散型発電装置の発電量の差による各住宅間での不公平感を解消することができる。

本発明は、太陽光発電装置等の発電装置を設置した集合住宅や地域内での電力取引をする際に、住宅毎に設けられる発電装置の発電量の差による各住宅間での不公平感を解消することができる。

本発明の実施の形態１に係る電力取引システムの概略構成を示すブロック図 図１の電力取引システムにて余剰電力を売電するときの売電単価と売電価格の一例を示す図 図２の一例をグラフ化した図 図１の電力取引システムにて不足電力を購入するときの購入単価と購入価格の一例を示す図 図４の一例をグラフ化した図 図１の電力取引システムの動作を説明するためのフロー図 図１の電力取引システムの動作を説明するためのフロー図 本発明の実施の形態２に係る電力取引システムの概略構成を示すブロック図 図８の電力取引システムにて余剰電力を売電するときの売電単価と売電価格の一例を示す図 図９の一例をグラフ化した図 図８の電力取引システムにて不足電力を購入するときの購入単価と購入価格の一例を示す図 図１１の一例をグラフ化した図 図８の電力取引システムの動作を説明するためのフロー図 図８の電力取引システムの動作を説明するためのフロー図 本発明の実施の形態３に係る電力取引システムの概略構成を示すブロック図 図１５の電力取引システムにて余剰電力を売電するときの売電単価と売電価格の一例を示す図 図１６の一例をグラフ化した図 図１５の電力取引システムにて不足電力を購入するときの購入単価と購入価格の一例を示す図 図１８の一例をグラフ化した図 図１５の電力取引システムの動作を説明するためのフロー図 図１５の電力取引システムの動作を説明するためのフロー図

以下、本発明を実施するための好適な実施の形態について、図面を参照して詳細に説明する。

（実施の形態１）
図１は、本発明の実施の形態１に係る電力取引システムの概略構成を示すブロック図である。分散型発電装置の一例として太陽光発電装置で説明する。同図において、本実施の形態に係る電力取引システム１００は、集合住宅や分譲住宅で太陽光発電装置を導入した各住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、…に設けられる各種機器と、各住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、…の太陽光発電装置で発電された電力のうち、使用しなかった余剰電力を地域内の住宅の間で取引する電力取引装置２とを備えて構成される。太陽光発電装置及び該太陽発電装置を導入した各住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、…に設けられる各種機器は全て共通のものであり、図１ではアルファベット（Ａ、Ｂ、Ｃ、…）を付加してどの住宅に設置されたものかを区別するようにしている。

例えば、住宅１Ａには、太陽光発電装置６Ａ、発電量計測部７Ａ、電力メータ８Ａ、使用電力量計測部９Ａ、報知部１０Ａ、電気機器１１Ａ、余剰電力売電部１２Ａ及び不足電力購入部１３Ａが設けられている。また、住宅１Ｂには、太陽光発電装置６Ｂ、発電量計測部７Ｂ、電力メータ８Ｂ、使用電力量計測部９Ｂ、報知部１０Ｂ、電気機器１１Ｂ、余剰電力売電部１２Ｂ及び不足電力購入部１３Ｂが設けられている。また、住宅１Ｃには、太陽光発電装置６Ｃ、発電量計測部７Ｃ、電力メータ８Ｃ、使用電力量計測部９Ｃ、報知部１０Ｃ、電気機器１１Ｃ、余剰電力売電部１２Ｃ及び不足電力購入部１３Ｃが設けられている。上述したように、各住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、…に設けられる上記各種機器は同一のものであるので、ここでは住宅１Ａに設けられる各種機器について説明する。

発電量計測部７Ａは、太陽光発電装置６Ａで発電された電力を計測し、計測結果を出力する。電力メータ８Ａは、電力会社１５から供給された電力を計測し、計測結果を出力する。使用電力量計測部９Ａは、電力メータ８Ａで計測された電力会社１５からの電力と発電量計測部７Ａで計測された太陽光発電装置６Ａからの電力の合計から住宅での使用電力量を計測し、計測結果を出力する。報知部１０Ａは、使用電力量計測部９Ａで計測された使用電力量や売電価格又は購入価格を住宅１Ａの住人に報知するための情報を出力する。電気機器１１Ａは電力を使用して運転動作しているときの使用電力量や売電価格又は購入価格を表示するインジケータを備えた機器であり、報知部１０Ａから出力された情報から売電価格と購入価格を表示する。余剰電力売電部１２Ａは、住宅１Ａで余剰となった電力を売電する。売電する電力は電力取引装置２へ送られる。不足電力購入部１３Ａは、住宅１Ａが電力不足に陥ったときに不足電力を購入する。不足電力の購入は電力取引装置２に対して行う。

電力取引装置２は、第１の平均電力量算出部２１、第１の電力係数算出部２２、電力価格調整部２３、余剰電力回収部２４及び不足電力提供部２５を備えて構成される。第１の平均電力量算出部２１は、各住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、…の発電量計測部７Ａ、７Ｂ、７Ｃ、…の夫々が計測した発電量を用いて太陽光発電装置６Ａ、６Ｂ、６Ｃ、…の単位面積あたりの発電量の平均値を算出し、算出結果を出力する。第１の電力係数算出部２２は、各住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、…の発電量計測部７Ａ、７Ｂ、７Ｃ、…の夫々が計測した発電量と第１の平均電力量算出部２１で算出された平均値との比である電力係数を算出し、算出結果を出力する。

電力価格調整部２３は、各住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、…の間で電力を取引するときに第１の電力係数算出部２２で算出された電力係数を用いて取引価格を調整する。電力価格調整部２３は、調整した取引価格を本システム外の地域の精算システム（図示略）へ通知する。電力価格調整部２３は、太陽光発電装置６で発電された電力を他の住宅に売るときは標準価格に前記電力係数の逆数を積算して売電価格を求める。また、電力価格調整部２３は、他の住宅の太陽光発電装置６で発電された電力を購入するときは標準価格に前記電力係数を積算して購入価格を求める。なお、図示しない地域の精算システムは、電力価格調整部２３より通知された取引価格（売電価格と購入価格）を元に、集合住宅・地域全体の売電・購入金額を精算して集合住宅の管理費や地域の自治会費で精算する。

余剰電力回収部２４は、各住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、…で余剰となった電力を回収するとともに、回収した余剰電力を電力価格調整部２３に通知する。不足電力提供部２５は、各住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、…で電力不足に陥った住宅１に余剰電力回収部２４で回収された電力を供給し、供給した不足電力を電力価格調整部２３に通知する。余剰電力回収部２４で回収した電力だけでは住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、…の不足電力を賄いきれないときは余剰電力回収部２４から住宅１の不足電力購入部１３にその旨を通知し、通知を受け取った住宅１の使用電力量計測部９は不足電力を電力会社１５から電力メータ８を介して供給する。

なお、図示しないが、余剰電力回収部２４に蓄電池や蓄エネルギー装置を備えて余剰電力を蓄えるようにすれば、日中に太陽光発電装置６で発電した電力の余剰を蓄えて夜間に供給することができる。

図２は、住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃにおいて余剰電力を売電するときの売電単価と売電価格の一例を示す図である。説明を簡単にするために住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃの太陽光発電装置の発電パネル面積を１ｍ^２とする。実際には住宅の太陽光発電装置の発電パネルの面積は１ｍ^２ではないが、略同じ資産価値で購入し略同じ発電量が期待される太陽光発電装置ということで、一例として単位面積当たりの発電量を比較して説明する。住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃの太陽光発電装置が同じであり発電パネル面積が略同じ大きさであれば、各住宅の発電量を比較すればよい（単位面積で比較しなくともよい）。

この図に示すように、住宅１Ａでは、太陽光発電装置６Ａの発電量が１００（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が５０（ｋＷｈ）であるので、売電した電力量は５０（ｋＷｈ）である。住宅１Ｂでは、太陽光発電装置６Ｂの発電量が１００（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が７０（ｋＷｈ）であるので、売電した電力量は３０（ｋＷｈ）である。住宅１Ｃでは、太陽光発電装置６Ｃの発電量が６０（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が３０（ｋＷｈ）であるので、売電した電力量は３０（ｋＷｈ）である。

住宅１Ａ〜１Ｃの太陽光発電装置６Ａ〜６Ｃにおける発電量の平均値は、２６０／３≒８６．７となり、各住宅１Ａ〜１Ｃにおける発電量の電力係数の逆数は、発電量の平均値／各住宅の発電量であるから、住宅１Ａでは０．８７（８６．７／１００）、住宅１Ｂでは０．８７（８６．７／１００）、住宅１Ｃでは１．４４（８６．７／６０）となる。売電する電力の標準価格（標準単価で示す）を４０（円／ｋＷｈ）とすると、売電単価は、住宅１Ａでは３４．７（円／ｋＷｈ）、住宅１Ｂでは３４．７（円／ｋＷｈ）、住宅１Ｃでは５７．８（円／ｋＷｈ）となり、売電価格は、住宅１Ａでは１，７３３（円）、住宅１Ｂでは１，０４０（円）、住宅１Ｃでは１，７３３（円）となる。

住宅１Ｃが売電した電力量は住宅１Ｂと同じ３０（ｋＷｈ）であるが、太陽光発電装置の発電量（つまり住宅１Ｃ、住宅１Ｂで使用可能な電力）が異なるので売電する電力の重みが住宅１Ｃと住宅１Ｂとでは異なる。上記のように、住宅１Ｃの太陽光発電装置６Ｃの発電量が他の住宅１Ａ、１Ｂの太陽光発電装置６Ａ、６Ｂより低いと売電単価を高くするので、不公平感を補うことができる。

電力係数を演算しその逆数を標準価格に積算して売電価格を算出しているが、電力係数は上述に限らず発電量の差分や比を演算して売電価格に反映させてもよい。例えば、発電量の平均値と各住宅の発電量との差を演算して電力係数に含める、発電量の最小値（または最大値）と各住宅の発電量との差を演算して電力係数に含める、発電量の最小値（または最大値）と各住宅の発電量との比を演算して電力係数に含める等である。また、平均の発電量を電力係数に含めることで後述するように、標準価格を中心にして売電価格を設定することができるが、その必要がなければ第１の平均電力量算出部２１で発電量の平均値を求める必要はない。また、太陽光発電装置の発電量の差を図る数値として、設置状況を示すような係数（発電パネルを設置する階数や発電パネルの向く方向を数値化した係数）を電力係数に含めても良い。

図３は、図２の一例をグラフ化したものであり、横軸が発電量による電力係数の逆数、縦軸が売電単価である。この図に示すように、発電量による電力係数の逆数は、各住宅１Ａ〜１Ｃでの発電量が平均の発電量と等しいときに１．０となり、集合住宅内の標準価格に設定される。この標準価格を中心にして各住宅１Ａ〜１Ｃでの発電量が平均の発電量より大きくなると売電単価は小さくなり、各住宅１Ａ〜１Ｃでの発電量が平均の発電量より小さくなると売電単価は大きくなる。

また、電力価格調整部２３は集合住宅内の標準価格を余剰電力回収部２４に回収されている電力量に応じて変動させ、余剰電力が所定値未満のときは電力会社から供給される電力価格よりも標準価格を高くし、余剰電力が所定値以上のときは電力会社から供給される電力価格よりも標準価格を安くすることで集合住宅内の売電量を増やしたり減らしたりして調整することが可能である。

図４は、住宅１Ｄ、１Ｅ、１Ｆにおいて不足電力を購入するときの購入単価と購入価格の一例を示す図である。説明を簡単にするために住宅１Ｄ、１Ｅ、１Ｆの太陽光発電装置の発電パネル面積を１ｍ^２とする。この図に示すように、住宅１Ｄでは、太陽光発電装置６Ｄの発電量が１００（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が１２０（ｋＷｈ）であるので、購入した電力量は２０（ｋＷｈ）である。住宅１Ｅでは、太陽光発電装置６Ｅの発電量が１００（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が１５０（ｋＷｈ）であるので、購入した電力量は５０（ｋＷｈ）である。住宅１Ｆでは、太陽光発電装置６Ｆの発電量が６０（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が１１０（ｋＷｈ）であるので、購入した電力量は５０（ｋＷｈ）である。

住宅１Ｄ〜１Ｆの太陽光発電装置６Ｄ〜６Ｆにおける発電量の平均値は、２６０／３≒８６．７となり、各住宅１Ｄ〜１Ｆにおける発電量の電力係数は、各住宅の発電量／発電量の平均値であるから、住宅１Ｄでは１．１５（１００／８６．７）、住宅１Ｅでは１．１５（１００／８６．７）、住宅１Ｆでは０．６９（６０／８６．７）となる。購入する電力の標準価格を４０（円／ｋＷｈ）とすると、購入単価は、住宅１Ｄでは４６．２（円／ｋＷｈ）、住宅１Ｅでは４６．２（円／ｋＷｈ）、住宅１Ｆでは２７．７（円／ｋＷｈ）となり、購入価格は、住宅１Ｄでは９２３（円）、住宅１Ｅでは２，３０８（円）、住宅１Ｆでは１，３８５（円）となる。

住宅１Ｆが購入した電力量は住宅１Ｅと同じ５０（ｋＷｈ）であるが、太陽光発電装置の発電量（つまり住宅１Ｆ、住宅１Ｅで使用可能な電力）が異なるので購入する電力の重みが住宅１Ｆと住宅１Ｅとでは異なる。上記のように、住宅１Ｆの発電量が他の住宅１Ｄ、１Ｅの発電量より低いと購入単価を低くするので、不公平感を補うことができる。

電力係数を演算し標準価格に積算して購入価格を算出しているが、電力係数は上述に限らず発電量の差分や比を演算して購入価格に反映させてもよい。例えば、発電量の平均値と各住宅の発電量との差を演算して電力係数に含める、発電量の最小値（または最大値）と各住宅の発電量との差を演算して電力係数に含める、発電量の最小値（または最大値）と各住宅の発電量との比を演算して電力係数に含める等である。また、平均の発電量を電力係数に含めることで後述するように、標準価格を中心にして購入価格を設定することができるが、その必要がなければ第１の平均電力量算出部２１で発電量の平均値を求める必要はない。

図５は、図４の一例をグラフ化したものであり、横軸が発電量による電力係数、縦軸が購入単価である。発電量による電力係数は、各住宅１Ｄ〜１Ｆでの発電量が平均の発電量と等しいときに１．０となり、集合住宅内の標準価格に設定される。この標準価格を中心にして各住宅１Ｄ〜１Ｆでの発電量が平均の発電量より大きくなると購入単価は大きくなり、各住宅１Ｄ〜１Ｆでの発電量が平均の発電量より小さくなると購入単価は小さくなる。

また、電力価格調整部２３は集合住宅内の標準価格を不足電力提供部２５で提供可能な電力量に応じて変動させ、提供可能な電力が所定値未満のときは電力会社から供給される電力価格よりも標準価格を高くし、提供可能な電力が所定値以上のときは電力会社から供給される電力価格よりも標準価格を安くすることで集合住宅内の不足電力の購入量を増やしたり減らしたりして調整することが可能である。

次に、図６及び図７に示すフローチャートを参照して、本実施の形態に係る電力取引システム１００の動作を説明する。なお、各ステップの説明中に当該ステップを実行するエレメント（例えば、発電量計測部７）を併せて記載する。また特に必要としない場合、Ａ、Ｂ、Ｃ、…の文字は省略する。

まず住宅１毎に太陽光発電装置６の発電量を計測して記憶し（ステップ１、発電量計測部７）、次いで住宅１毎に使用電力量を計測して記憶する（ステップ２、使用電力量計測部９）。次いで、住宅１毎に発電量と使用電力量との比較を行い、発電量が使用電力量を超える場合はその差を余剰電力として売電し（使用電力売電部１２）、発電量が使用電力量未満である場合はその差を不足電力として購入する（ステップ３、不足電力購入部１３）。

次いで、電力取引装置２で住宅１の余剰電力を回収し、電力不足の住宅１に対して供給するとともに、このときの売電電力量と購入電力量とを記憶する（ステップ４、余剰電力回収部２４、不足電力提供部２５）。不足電力を購入しても電力が足りない住宅１があれば、その住宅１に電力会社１５から電力が供給される（ステップ５、電力メータ８）。

次いで、所定期間（例えば１日）を経過したか否かを判断し（ステップ６、第１の平均電力算出部２１）、１日未満の場合はステップ１に戻り、１日を経過した場合は電力取引装置２で各住宅１の発電量を集計し、所定期間（例えば１日）における全住宅１の太陽光発電装置６の平均発電量を算出する（ステップ７、第１の平均電力量算出部２１）。そして、算出した平均発電量が所定値（例えば太陽光発電装置６で日射１時間に相当する発電量）以上あるか否かを判断し（ステップ８、第１の平均電力量算出部２１）、所定値以上である場合は住宅１毎に発電量による電力係数を算出する（ステップ９、第１の電力係数算出部２２）。これに対し、算出した平均発電量が所定値未満の場合は天候が雨や曇り等で太陽光発電装置６が十分な発電をしていないと判断し、天気発電量による電力係数を“１”として図２の売電価格調整や図４の購入価格調整は実質的に行わない（ステップ１０、第１の電力係数算出部２２）。

ステップ９及びステップ１０のいずれか一方の処理を行った後、発電量による電力係数にて住宅１毎の売電単価と購入単価を算出する。そして、売電時の売電電力量から売電価格を、購入時の購入電力量から購入価格を算出しそれぞれ記憶する。さらに、各住宅１にある報知部１０を介して売電価格と購入価格を各住宅１の使用者に報知する（ステップ１１、電力価格調整部２３）。

次に、所定期間（例えば１ヶ月）を経過したか否かを判断し（ステップ１２、第１の平均電力量算出部２１）、１ヶ月未満の場合はステップ１に戻り、１ヶ月を経過した場合は電力価格調整部２３の記録から、住宅１毎の所定期間内（例えば１ヶ月間）の売電時の売電量及び売電価格と、購入時の購入量及び購入価格の合計を精算する。そして、これを報知部１０で各住宅１の使用者に報知するとともに、地域の精算システム（図示略）へ送信する（ステップ１３、電力価格調整部２３）。

地域の精算システムは、集合住宅・地域全体の売電・購入金額を精算して集合住宅の管理費や地域の自治会費で精算する（ステップ１４）。

このように本実施の形態の電力取引システム１００によれば、住宅毎に発電量計測部７で計測された発電量と第１の平均電力量算出部２１で算出された平均値との比である電力係数を算出し、複数の住宅１の間で電力の取引をするときに、算出した住宅毎の電力係数を用いて取引価格を調整するので、住宅毎に設けられる太陽光発電装置６の発電量の差による各住宅間での不公平感を解消することができる。

電力価格調整部２３は、太陽光発電装置６で発電された電力を他の住宅に売るときは売電する住宅の電力係数の逆数を標準価格に積算して売電価格を求め、他の住宅の太陽光発電装置６で発電された電力を購入するときは購入する住宅の電力係数を標準価格に積算して購入価格を求める。あるいは、売電するときのみ住宅の電力係数の逆数を標準価格に積算する、又は購入するときのみ購入する住宅の電力係数を標準価格に積算するように取引価格を調整してもよい。

また本実施の形態の電力取引システム１００は、電力価格調整部２３で上記と逆にして、売電するときは売電する住宅の電力係数を標準価格に積算し、電力を購入するときは購入する住宅の電力係数の逆数を標準価格に積算して太陽光発電装置６の発電量の多い住宅を優遇するようにすることも可能である。例えば、太陽光発電装置６を設置した住宅については設置してから最初の１年間（あるいは電力取引した電力量が所定値になるまでの間）は電力価格調整部２３によって太陽光発電装置６の発電量の多い住宅を優遇して、住宅に太陽光発電装置６を設置する際により大きな発電量の太陽光発電装置６を設置させ地域全体の発電量を増やすようなインセンティブを含めた電力取引システムが考えられる。

なお、電力価格調整部２３は、発電量計測部７が計測した発電量が所定値以上のときにのみ、または前記発電量の平均値が所定値以上のときにのみ有効として取引価格の調整を行うようにしてもよい。

（実施の形態２）
図８は、本発明の実施の形態２に係る電力取引システム１１０の概略構成を示すブロック図である。なお、同図において前述した図１の電力取引システム１００と共通する部分には同一の符号を付けてその説明を省略する。

前述した実施の形態１の電力取引システム１００は、太陽光発電装置７の発電量から電力係数を求めて売電単価及び購入単価を決めているが、本実施の形態の電力取引システム１１０は住宅１での使用電力量から電力係数を求めて売電単価及び購入単価を決めている。

本実施の形態の電力取引システム１１０では、住宅１での使用電力量から電力係数を求めるため、各住宅１には、測定した使用電力量を電力取引装置３へ出力する機能を有する使用電力量計測部９１が設けられている。また、このシステム１１０の電力取引装置３は、各住宅１の使用電力計測部９１で計測された使用電力量の平均値を算出する第２の平均電力量算出部３１と、住宅毎に使用電力量計測部９１で計測された使用電力量と第２の平均電力量算出部３１で算出された平均値との比である電力係数を算出する第２の電力係数算出部３２とを有しており、電力価格調整部２３は、複数の住宅１の間で電力を取引するときに第２の電力係数算出部３２で算出された電力係数を用いて取引価格を調整する。

図９は、住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃにおいて余剰電力を売電するときの売電単価と売電価格の一例を示す図である。説明を簡単にするために住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃの太陽光発電装置の発電パネル面積を１ｍ^２とする。この図において、住宅１Ａでは、太陽光発電装置６Ａの発電量が１００（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が５０（ｋＷｈ）であるので、売電した電力量は５０（ｋＷｈ）である。住宅１Ｂでは、太陽光発電装置６Ｂの発電量が１００（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が７０（ｋＷｈ）であるので、売電した電力量は３０（ｋＷｈ）である。住宅１Ｃでは、太陽光発電装置６Ｃの発電量が６０（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が３０（ｋＷｈ）であるので、売電した電力量は３０（ｋＷｈ）である。

住宅１Ａ〜１Ｃでの使用電力量の平均値は、１５０／３≒５０．０となり、各住宅１Ａ〜１Ｃにおける使用電力量の電力係数の逆数は、使用電力量の平均値／各住宅の使用電力量であるから、住宅１Ａでは１．００（５０．０／５０）、住宅１Ｂでは０．７１（５０．０／７０）、住宅１Ｃでは１．６７（５０．０／３０）となる。売電する電力の標準価格を４０（円／ｋＷｈ）とすると、売電単価は、住宅１Ａでは４０．０（円／ｋＷｈ）、住宅１Ｂでは２８．６（円／ｋＷｈ）、住宅１Ｃでは６６．７（円／ｋＷｈ）となり、売電価格は、住宅１Ａでは２，０００（円）、住宅１Ｂでは８５７（円）、住宅１Ｃでは２，０００（円）となる。

住宅１Ｃが売電した電力量は住宅１Ｂと同じ３０（ｋＷｈ）であるが、住宅での使用電力量が異なるので売電する電力の重みが住宅１Ｃと住宅１Ｂとでは異なる。上記のように、住宅１Ｃでの使用電力量が他の住宅１Ａ、１Ｂでの使用電力量より低いと売電単価を高くするので、不公平感を補うことができる。

電力係数を演算しその逆数を標準価格に積算して売電価格を算出しているが、電力係数は上述に限らず使用電力量の差分や比を演算して売電価格に反映させてもよい。例えば、使用電力量の平均値と各住宅の使用電力量との差を演算して電力係数に含める、使用電力量の最小値（または最大値）と各住宅の使用電力量との差を演算して電力係数に含める、使用電力量の最小値（または最大値）と各住宅の使用電力量との比を演算して電力係数に含める等である。また、平均の使用電力量を電力係数に含めることで後述するように、標準価格を中心にして売電価格を設定することができるが、その必要がなければ第２の平均電力量算出部３１で使用電力量の平均値を求める必要はない。

図１０は、図９の一例をグラフ化したものであり、横軸が使用電力量による電力係数の逆数、縦軸が売電単価である。この図に示すように、使用電力量による電力係数の逆数は、各住宅１Ａ〜１Ｃでの使用量が平均の使用量と等しいときに１．０となり、集合住宅内の標準価格に設定される。この標準価格を中心にして各住宅１Ａ〜１Ｃでの使用量が平均の使用量より大きくなると売電単価は小さくなり、各住宅１Ａ〜１Ｃでの使用量が平均の使用量より小さくなると売電単価は大きくなる。

図１１は、住宅１Ｄ、１Ｅ、１Ｆにおいて不足電力を購入するときの購入単価と購入価格の一例を示す図である。説明を簡単にするために住宅１Ｄ、１Ｅ、１Ｆの太陽光発電装置の発電パネル面積を１ｍ^２とする。この図において、住宅１Ｄでは、太陽光発電装置６Ｄの発電量が１００（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が１２０（ｋＷｈ）であるので、購入した電力量は２０（ｋＷｈ）である。住宅１Ｅでは、太陽光発電装置６Ｅの発電量が１００（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が１５０（ｋＷｈ）であるので、購入した電力量は５０（ｋＷｈ）である。住宅１Ｆでは、太陽光発電装置６Ｆの発電量が６０（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が１１０（ｋＷｈ）であるので、購入した電力量は５０（ｋＷｈ）である。

住宅１Ｄ〜１Ｆでの使用電力量の平均値は、３８０／３≒１２６．７となり、各住宅１Ｄ〜１Ｆにおける使用電力量による電力係数は、各住宅の使用電力量／使用電力量の平均値であるから、住宅１Ｄでは０．９５（１２０／１２６．７）、住宅１Ｅでは１．１８（１５０／１２６．７）、住宅１Ｆでは０．８７（１１０／１２６．７）となる。購入する電力の標準価格を４０（円／ｋＷｈ）とすると、購入単価は、住宅１Ｄでは３７．９（円／ｋＷｈ）、住宅１Ｅでは４７．４（円／ｋＷｈ）、住宅１Ｆでは３４．７（円／ｋＷｈ）となり、購入価格は、住宅１Ｄでは７５８（円）、住宅１Ｅでは２，３６８（円）、住宅１Ｆでは１，７３７（円）となる。

住宅１Ｆが購入した電力量は住宅１Ｅと同じ５０（ｋＷｈ）であるが、住宅での使用電力量が異なるので購入する電力の重みが住宅１Ｆと住宅１Ｅとでは異なる。上記のように、住宅１Ｆでの使用電力量が他の住宅１Ｄ、１Ｅでの使用電力量より低いと購入単価を安くするので、不公平感を補うことができる。

電力係数を演算し標準価格に積算して購入価格を算出しているが、電力係数は上述に限らず使用電力量の差分や比を演算して購入価格に反映させてもよい。例えば、使用電力量の平均値と各住宅の使用電力量との差を演算して電力係数に含める、使用電力量の最小値（または最大値）と各住宅の使用電力量との差を演算して電力係数に含める、使用電力量の最小値（または最大値）と各住宅の使用電力量との比を演算して電力係数に含める等である。また、平均の使用電力量を電力係数に含めることで後述するように、標準価格を中心にして購入価格を設定することができるが、その必要がなければ第２の平均電力量算出部３１で使用電力量の平均値を求める必要はない。

図１２は、図１１の一例をグラフ化したものであり、横軸が使用電力量による電力係数、縦軸が購入単価である。使用電力量による電力係数は、各住宅での使用量が平均の使用量と等しいときに１．０となり、集合住宅内の標準価格に設定される。この標準価格を中心にして各住宅１Ｄ〜１Ｆでの使用量が平均の使用量より大きくなると購入単価は大きくなり、各住宅１Ｄ〜１Ｆでの使用量が平均の使用量より小さくなると購入単価は小さくなる。

次に、図１３及び図１４に示すフローチャートを参照して、本実施の形態に係る電力取引システム１１０の動作を説明する。なお、各ステップの説明中に当該ステップを実行するエレメント（例えば、発電量計測部７）を併せて記載する。また特に必要としない場合、Ａ、Ｂ、Ｃ、…の文字は省略する。

まず住宅１毎に太陽光発電装置６の発電量を計測して記憶し（ステップ１、発電量計測部７）、次いで住宅１毎に使用電力量を計測して記憶する（ステップ２、使用電力量計測部９１）。次いで、住宅１毎に発電量と使用電力量との比較を行い、発電量が使用電力量を超える場合はその差を余剰電力として売電し（余剰電力売電部１２）、発電量が使用電力量未満である場合はその差を不足電力として購入する（ステップ３、不足電力購入部１３）。

次いで、電力取引装置３で住宅１の余剰電力を回収し、電力不足の住宅１に対して供給するとともに、このときの売電電力量と購入電力量とを記憶する（ステップ４、余剰電力回収部２４、不足電力提供部２５）。不足電力を購入しても電力が足りない住宅１があれば、その住宅１に電力会社１５から電力が供給される（ステップ５、電力メータ８）。

次いで、所定期間（例えば１日）を経過したか否かを判断し（ステップ２６、第２の平均電力算出部３１）、１日未満の場合はステップ１に戻り、１日を経過した場合は電力取引装置３で各住宅１の発電量と使用電力量を集計し、所定期間（例えば１日）における全住宅１の太陽光発電装置６の平均発電量と平均使用電力量を算出する（ステップ２７、第２の平均電力量算出部３１）。そして、算出した平均発電量が所定値（例えば太陽光発電装置６で日射１時間に相当する発電量）以上あるか否かを判断し（ステップ１８、第２の平均電力量算出部３１）、所定値以上である場合は住宅１毎に使用電力量による電力係数を算出する（ステップ２９、第２の電力係数算出部３２）。これに対し、算出した平均発電量が所定値未満の場合は天候が雨や曇り等で太陽光発電装置６が十分な発電をしていないと判断し、使用電力量による電力係数を“１”として図９の売電価格の調整や図１１の購入価格の調整は実質的に行わない（ステップ３０、第２の電力係数算出部３２）。

また図示しないが、このときに算出した平均使用電力量が所定値（例えば平均使用電力量の３３％以上）以上あるか否かを判断し（第２の平均電力量算出部３１）、所定値以上である場合は住宅１毎に使用電力量による電力係数を算出する（第２の電力係数算出部３２）。これに対し、算出した平均発電量が所定値未満の場合は使用電力量による電力係数を“３”として限度を設けてもよい。

ステップ２９及びステップ３０のいずれか一方の処理を行った後、使用電力量による電力係数にて住宅１毎の売電単価と購入単価を算出する。そして、売電時の売電電力量から売電価格を、購入時の購入電力量から購入価格を算出しそれぞれ記憶する。さらに、各住宅１にある報知部１０を介して売電価格と購入価格を各住宅１の使用者に報知する（ステップ３１、電力価格調整部２３）。

次に、所定期間（例えば１ヶ月）を経過したか否かを判断し（ステップ３２、第２の平均電力量算出部３１）、１ヶ月未満の場合はステップ１に戻り、１ヶ月を経過した場合は電力価格調整部２３の記録から、住宅１毎の所定期間内（例えば１ヶ月間）の売電時の売電量及び売電価格と、購入時の購入量及び購入価格の合計を精算する。そして、これを報知部１０で各住宅１の使用者に報知するとともに、地域の精算システム（図示略）へ送信する（ステップ１３、電力価格調整部２３）。

地域の精算システムは、集合住宅・地域全体の売電・購入金額を精算して集合住宅の管理費や地域の自治会費で精算する（ステップ１４）。

このように本実施の形態の電力取引システム１１０によれば、住宅毎に使用電力量計測部９１で計測された使用電力量と第２の平均電力量算出部３１で算出された平均値との比である電力係数を算出し、複数の住宅１の間で電力を取引するときに、算出した住宅毎の電力係数を用いて取引価格を調整するので、住宅毎に設けられる太陽光発電装置６の発電量の差（太陽光発電装置６での発電量が多ければ住宅の使用電力量が同じであっても売電量が多くなる）による各住宅間での不公平感を解消することができる。また、使用電力量の少ない住宅が売電価格も購入価格も有利になるので使用電力の削減が進み、集合住宅全体で余剰電力が増えれば他の集合住宅等に余剰電力を売電することも可能となる。また、住宅の使用電力量で電力係数を求めるので太陽光発電装置６を備えていない住宅も本実施の形態の電力取引システム１１０に参加し使用電力の削減を進めることができる。

電力価格調整部２３は、太陽光発電装置６で発電された電力を他の住宅に売るときは売電する住宅の電力係数の逆数を標準価格に積算して売電価格を求め、他の住宅の太陽光発電装置６で発電された電力を購入するときは購入する住宅の電力係数を標準価格に積算して購入価格を求める。あるいは、売電するときのみ住宅の電力係数の逆数を標準価格に積算する、又は購入するときのみ購入する住宅の電力係数を標準価格に積算するように取引価格を調整してもよい。

また本実施の形態の電力取引システム１１０は、電力価格調整部２３で上記と逆にして、売電するときは売電する住宅の電力係数を標準価格に積算し、電力を購入するときは購入する住宅の電力係数の逆数を標準価格に積算して電力使用量の多い住宅を優遇するようにすることも可能である。例えば、太陽光発電装置６を設置した住宅については設置してから最初の１年間（あるいは電力取引した電力量が所定値になるまでの間）は電力価格調整部２３によって電力使用量の多い住宅を優遇して、電力使用量の大きな住宅に太陽光発電装置６を設置させるようなインセンティブを含めた電力取引システムが考えられる。

（実施の形態３）
図１５は、本発明の実施の形態３に係る電力取引システム１２０の概略構成を示すブロック図である。なお、同図において前述した図１の電力取引システム１００及び図８の電力取引システム１１０と共通する部分には同一の符号を付けてその説明を省略する。

前述した実施の形態１の電力取引システム１００は、太陽光発電装置６の発電量から電力係数を求めて売電単価及び購入単価を決めているが、本実施の形態の電力取引システム１２０は住宅１での太陽光発電装置６の発電量と使用電力量とから電力係数を求めて売電単価及び購入単価を決めている。

本実施の形態の電力取引システム１２０では、住宅１での太陽光発電装置６の発電量と使用電力量とから電力係数を求めるため、各住宅１には、実施の形態２と同様に、測定した使用電力量を電力取引装置４へ出力する機能を有する使用電力量計測部９１が設けられている。また、このシステム１２０の電力取引装置４は、各住宅１の発電量計測部７で計測された発電量を用いて単位面積あたりの発電量の平均値を算出するとともに、各住宅１の使用電力計測部９１で計測された使用電力量の平均値を算出する第３の平均電力量算出部４１と、住宅毎に発電量計測部７で計測された発電量と第３の平均電力量算出部４１で算出された平均値との比と、使用電力量計測部９１で計測された使用電力量と第３の平均電力量算出部４１で算出された平均値との比とで積算する第３の電力係数算出部４２とを有しており、電力価格調整部２３は、複数の住宅１の間で電力を取引するときに第３の電力係数算出部４２の算出結果（電力係数）を用いて取引価格を調整する。

図１６は、住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃにおいて余剰電力を売電するときの売電単価と売電価格の一例を示す図である。説明を簡単にするために住宅１Ａ、１Ｂ、１Ｃの太陽光発電装置の発電パネル面積を１ｍ^２とする。この図において、住宅１Ａでは、太陽光発電装置６Ａの発電量が１００（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が５０（ｋＷｈ）であるので、売電した電力量は５０（ｋＷｈ）である。住宅１Ｂでは、太陽光発電装置６Ｂの発電量が１００（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が７０（ｋＷｈ）であるので、売電した電力量は３０（ｋＷｈ）である。住宅１Ｃでは、太陽光発電装置６Ｃの発電量が６０（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が３０（ｋＷｈ）であるので、売電した電力量は３０（ｋＷｈ）である。

住宅１Ａ〜１Ｃでの太陽光発電装置６の発電量の平均値は、２６０／３≒８６．７、使用電力量の平均値は、１５０／３≒５０．０となり、各住宅１Ａ〜１Ｃにおける発電量と使用電力量による電力係数の逆数は、（発電量の平均値／各住宅の発電量）×（使用電力量の平均値／各住宅の使用電力量）であるから、住宅１Ａでは０．８７（（８６．７／１００）×（５０／５０））、住宅１Ｂでは０．６２（（８６．７／１００）×（５０／７０））、住宅１Ｃでは２．４１（（８６．７／６０）×（５０／３０））となる。売電する電力の標準価格を４０（円／ｋＷｈ）とすると、売電単価は、住宅１Ａでは３４．７（円／ｋＷｈ）、住宅１Ｂでは２４．８（円／ｋＷｈ）、住宅１Ｃでは９６．３（円／ｋＷｈ）となり、売電価格は、住宅１Ａでは１，７３３（円）、住宅１Ｂでは７４３（円）、住宅１Ｃでは２，８８９（円）となる。

住宅１Ｃが売電した電力量は住宅１Ｂと同じ３０（ｋＷｈ）であるが、太陽光発電装置の発電量（つまり住宅１Ｃ、住宅１Ｂで使用可能な電力）が異なり、加えて住宅での使用電力量が異なるので売電する電力の重みが住宅１Ｃと住宅１Ｂとでは異なる。上記のように、住宅１Ｃでの発電量及び使用電力量が他の住宅１Ａ、１Ｂでの発電量及び使用電力量より低いと売電単価を高くするので、不公平感を補うことができる。

電力係数を演算しその逆数を標準価格に積算して売電価格を算出しているが、電力係数は上述に限らず発電量や使用電力量の差分や比を演算して売電価格に反映させてもよい。また、平均の発電量と使用電力量を電力係数に含めることで後述するように、標準価格を中心にして売電価格を設定することができるが、その必要がなければ第３の平均電力量算出部４１で発電量の平均値と使用電力量の平均値を求める必要はない。

図１７は、図１６の一例をグラフ化したものであり、横軸が発電量と使用電力量による電力係数の逆数、縦軸が売電単価である。この図に示すように、発電量と使用電力量による電力係数の逆数は、各住宅１Ａ〜１Ｃでの発電量と使用電力量の積が平均の発電量と使用電力量の積と等しいときに１．０となり、集合住宅内の標準価格に設定される。この標準価格を中心にして、各住宅１Ａ〜１Ｃでの発電量と使用電力量の積が平均の発電量と使用電力量の積より大きくなると売電価格は小さくなり、各住宅１Ａ〜１Ｃでの発電量と使用電力量の積が平均の発電量と使用電力量の積より小さくなると売電価格は大きくなる。

図１８は、住宅１Ｄ、１Ｅ、１Ｆにおいて不足電力を購入するときの購入単価と購入価格の一例を示す図である。説明を簡単にするために住宅１Ｄ、１Ｅ、１Ｆの太陽光発電装置の発電パネル面積を１ｍ^２とする。この図において、住宅１Ｄでは、太陽光発電装置６Ｄの発電量が１００（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が１２０（ｋＷｈ）であるので、購入した電力量は２０（ｋＷｈ）である。住宅１Ｅでは、太陽光発電装置６Ｅの発電量が１００（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が１５０（ｋＷｈ）であるので、購入した電力量は５０（ｋＷｈ）である。住宅１Ｆでは、太陽光発電装置６Ｆの発電量が６０（ｋＷｈ／ｍ^２）、使用電力量が１１０（ｋＷｈ）であるので、購入した電力量は５０（ｋＷｈ）である。

住宅１Ｄ〜１Ｆでの太陽光発電装置の発電量の平均値は、２６０／３≒８６．７、使用電力量の平均値は、３８０／３≒１２６．７となり、各住宅１Ｄ〜１Ｆにおける発電量と使用電力量による電力係数は、（各住宅の発電量／発電量の平均値）×（各住宅の使用電力量／使用電力量の平均値）であるから、住宅１Ｄでは１．０９（（１００／８６．７）×（１２０／１２６．７））、住宅１Ｅでは１．３７（（１００／８６．７）×（１５０／１２６．７））、住宅１Ｆでは０．６０（（６０／８６．７）×（１１０／１２６．７））となる。購入する電力の標準価格を４０（円／ｋＷｈ）とすると、購入単価は、住宅１Ｄでは４３．７（円／ｋＷｈ）、住宅１Ｅでは５４．７（円／ｋＷｈ）、住宅１Ｆでは２４．０（円／ｋＷｈ）となり、購入価格は、住宅１Ｄでは８４７（円）、住宅１Ｅでは２，７３３（円）、住宅１Ｆでは１，２０２（円）となる。

住宅１Ｆが購入した電力量は住宅１Ｅと同じ５０（ｋＷｈ）であるが、太陽光発電装置の発電量（つまり住宅１Ｆ、住宅１Ｅで使用可能な電力）が異なり、加えて住宅での使用電力量が異なるので購入する電力の重みが住宅１Ｆと住宅１Ｅとでは異なる。上記のように、住宅１Ｆでの発電量と使用電力量が他の住宅１Ｄ、１Ｅでの発電量と使用量より低いと購入単価を安くするので、不公平感を補うことができる。

電力係数を演算し標準価格に積算して購入価格を算出しているが、電力係数は上述に限らず発電量や使用電力量の差分や比を演算して購入価格に反映させてもよい。また、平均の使用電力量を電力係数に含めることで後述するように、標準価格を中心にして購入価格を設定することができるが、その必要がなければ第３の平均電力量算出部４１で発電量の平均値と使用電力量の平均値を求める必要はない。

図１９は、図１８の一例をグラフ化したものであり、横軸が発電量と使用電力量による電力係数、縦軸が購入単価である。発電量と使用電力量による電力係数は、各住宅１Ｄ〜１Ｆでの発電量と使用電力量の積が平均の発電量と使用量の積と等しいときに１．０となり、集合住宅内の標準価格に設定される。この標準価格を中心にして各住宅１Ｄ〜１Ｆでの発電量と使用電力量の積が平均の発電量と使用量の積より大きくなると購入単価は大きくなり、各住宅１Ｄ〜１Ｆでの発電量と使用電力量の積が平均の発電量と使用量の積より小さくなると購入単価は小さくなる。

次に、図２０及び図２１に示すフローチャートを参照して、本実施の形態に係る電力取引システム１２０の動作を説明する。なお、各ステップの説明中に当該ステップを実行するエレメント（例えば、発電量計測部７）を併せて記載する。また特に必要としない場合、Ａ、Ｂ、Ｃ、…の文字は省略する。

まず住宅１毎に太陽光発電装置６の発電量を計測して記憶し（ステップ１、発電量計測部７）、次いで住宅１毎に使用電力量を計測して記憶する（ステップ２、使用電力量計測部９１）。次いで、住宅１毎に発電量と使用電力量との比較を行い、発電量が使用電力量を超える場合はその差を余剰電力として売電し（余剰電力売電部１２）、発電量が使用電力量未満である場合はその差を不足電力として購入する（ステップ３、不足電力購入部１３）。

次いで、電力取引装置４で住宅１の余剰電力を回収し、電力不足の住宅１に対して供給するとともに、このときの売電電力量と購入電力量とを記憶する（ステップ４、余剰電力回収部２４、不足電力提供部２５）。不足電力を購入しても電力が足りない住宅１があれば、その住宅１に電力会社１５から電力が供給される（ステップ５、電力メータ８）。

次いで、所定期間（例えば１日）を経過したか否かを判断し（ステップ４６、第３の平均電力算出部４１）、１日未満の場合はステップ１に戻り、１日を経過した場合は電力取引装置４で各住宅１の発電量と使用電力量を集計し、所定期間（例えば１日）における全住宅１の太陽光発電装置６の平均発電量と平均使用電力量を算出する（ステップ４７、第３の平均電力量算出部４１）。そして、算出した平均発電量が所定値（例えば太陽光発電装置６で日射１時間に相当する発電量）以上あるか否かを判断し（ステップ４８、第３の平均電力量算出部４１）、所定値以上である場合は住宅１毎に発電量と使用電力量による電力係数を算出する（ステップ４９、第３の電力係数算出部４２）。これに対し、算出した平均発電量が所定値未満の場合は天候が雨や曇り等で太陽光発電装置６が十分な発電をしていないと判断し、発電量と使用電力量による電力係数を“１” として図１６の売電価格調整や図１８の購入価格調整は実質的に行わないとする（ステップ５０、第３の電力係数算出部４２）。

ステップ４９及びステップ５０のいずれか一方の処理を行った後、発電量と使用電力量による電力係数にて住宅１毎の売電単価と購入単価を算出する。そして、売電時の売電電力量から売電価格を、購入時の購入電力量から購入価格を算出しそれぞれ記憶する。さらに、各住宅１にある報知部１０を介して売電価格と購入価格を各住宅１の使用者に報知する（ステップ５１、電力価格調整部２３）。

次に、所定期間（例えば１ヶ月）を経過したか否かを判断し（ステップ５２、第３の平均電力量算出部４１）、１ヶ月未満の場合はステップ１に戻り、１ヶ月を経過した場合は電力価格調整部２３の記録から、住宅１毎の所定期間内（例えば１ヶ月間）の売電時の売電量及び売電価格と購入時の購入量及び購入価格の合計を精算する。そして、これを報知部１０で各住宅１の使用者に報知するとともに、地域の精算システム（図示略）へ送信する（ステップ１３、電力価格調整部２３）。

地域の精算システムは、集合住宅・地域全体の売電・購入金額を精算して集合住宅の管理費や地域の自治会費で精算する（ステップ１４）。

このように本実施の形態の電力取引システム１２０によれば、住宅毎に発電量計測部７で計測された発電量と第３の平均電力量算出部４１で算出された平均値との比である電力係数（これを第１の電力係数と呼ぶ）を算出するとともに、使用電力量計測部９１で計測された使用電力量と第３の平均電力量算出部４１で算出された平均値との比である電力係数（これを第２の電力係数と呼ぶ）を算出し、さらに、第１及び第２の電力係数の積を算出し（これを第３の電力係数と呼ぶ）、複数の住宅の間で電力を取引するときに、第３の電力係数を用いて取引価格を調整するので、住宅毎に設けられる太陽光発電装置６の発電量の差による各住宅間での不公平感を解消することができる。

電力価格調整部２３は、太陽光発電装置６で発電された電力を他の住宅に売るときは売電する住宅の電力係数の逆数を標準価格に積算して売電価格を求め、他の住宅の太陽光発電装置６で発電された電力を購入するときは購入する住宅の電力係数を標準価格に積算して購入価格を求める。あるいは、売電するときのみ住宅の電力係数の逆数を標準価格に積算する、又は購入するときのみ購入する住宅の電力係数を標準価格に積算するように取引価格を調整してもよい。

また本実施の形態の電力取引システム１２０は、電力価格調整部２３で上記と逆にして、売電するときは売電する住宅の電力係数を標準価格に積算し、電力を購入するときは購入する住宅の電力係数の逆数を標準価格に積算して発電量や電力使用量の多い住宅を一時的に優遇するようにすることも可能である。

なお、上記実施の形態１〜３の電力取引システム１００〜１２０は、太陽光発電装置６で発電した電力の売電と購入を行うものであったが、風力発電装置等の自然エネルギーを利用して発電する装置や燃料電池等のコージェネレーション装置といった分散型発電装置を備える住宅で発電した電力の売電と購入を行うことも勿論可能である。設置場所等の自然条件によって発電量の差が生じる自然エネルギー利用の発電装置や、電力と同時に発生する熱エネルギーの需要によって発電量の差が生じるコージェネレーション装置を備えた住宅や施設等の建物においても複数の住宅の間で発電装置の発電量の差による不公平感を解消することができる。

また、発電量が多い住宅は勿論のこと、発電量が少ない住宅においても使用電力を減らすことで電力購入を減らし売電を増やすようなインセンティブを与えることができる。集合住宅や地域全体で電力の自給自足を促し、余剰になった電力を他に売ることで分散型発電装置の資産価値を高めることができる。

なお、上記実施の形態１〜３の電力取引システム１００〜１２０は、集合住宅内や分譲住宅内の電力取引に限らず、小型分散型発電を結び、地域内で効率的に運用して電力の需給バランスを調整するマイクログリッドにおいても有効である。

本発明は、太陽光発電装置等の分散型発電装置を設置した集合住宅や地域内での余剰電力の取引をする際に、発電装置の発電量の差による不公平感を解消することができるといった効果を有し、発電装置で発電された電力の余剰分の地域内で取引を可能にした電力取引システムへの適用が可能である。

１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ、１Ｆ 住宅
２、３、４ 電力取引装置
６Ａ、６Ｂ、６Ｃ 太陽光発電装置
７Ａ、７Ｂ、７Ｃ 発電量計測部
８Ａ、８Ｂ、８Ｃ 電力メータ
９Ａ、９Ｂ、９Ｃ、９１Ａ、９１Ｂ、９１Ｃ 使用電力量計測部
１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃ 報知部
１１Ａ、１１Ｂ、１１Ｃ 電気機器
１２Ａ、１２Ｂ、１２Ｃ 余剰電力売電部
１３Ａ、１３Ｂ、１３Ｃ 不足電力購入部
１５ 電力会社
２１ 第１の平均電力量算出部
２２ 第１の電力係数算出部
２３ 電力価格調整部
２４ 余剰電力回収部
２５ 不足電力提供部
３１ 第２の平均電力量算出部
３２ 第２の電力係数算出部
４１ 第３の平均電力量算出部
４２ 第３の電力係数算出部
１００、１１０、１２０ 電力取引システム

Claims (7)

1. 複数の住宅の夫々に設けられる分散型発電装置で発電した電力を前記複数の住宅の間で取引する電力取引システムにおいて、
   前記複数の住宅の夫々に設けられ、住宅毎の前記分散型発電装置の発電量を計測する発電量計測手段と、
   前記複数の発電量計測手段の夫々が計測した発電量の平均値を算出する第１の平均電力量算出手段と、
   住宅毎に前記発電量計測手段で計測された発電量と前記第１の平均電力量算出手段で算出された平均値との比である電力係数を算出する第１の電力係数算出手段と、
   前記複数の住宅の間で電力を取引するときに前記第１の電力係数算出手段で算出された電力係数を用いて取引価格を調整する電力価格調整手段と、
   を備えた電力取引システム。
2. 複数の住宅の夫々に設けられる分散型発電装置で発電した電力を前記複数の住宅の間で取引する電力取引システムにおいて、
   前記複数の住宅の夫々に設けられ、住宅毎の使用電力量を計測する使用電力量計測手段と、
   前記複数の使用電力計測手段の夫々が計測した使用電力量の平均値を算出する第２の平均電力量算出手段と、
   住宅毎に前記使用電力量計測手段で計測された使用電力量と前記第２の平均電力量算出手段で算出された平均値との比である電力係数を算出する第２の電力係数算出手段と、
   前記複数の住宅の間で電力を取引するときに前記第２の電力係数算出手段で算出された電力係数を用いて取引価格を調整する電力価格調整手段と、
   を備えた電力取引システム。
3. 複数の住宅の夫々に設けられる分散型発電装置で発電した電力を前記複数の住宅の間で取引する電力取引システムにおいて、
   前記複数の住宅の夫々に設けられ、住宅毎の前記分散型発電装置の発電量を計測する発電量計測手段と、
   前記複数の住宅の夫々に設けられ、住宅毎の使用電力量を計測する使用電力量計測手段と、
   前記複数の発電量計測手段の夫々が計測した発電量の平均値を算出するとともに、前記複数の使用電力計測手段の夫々が計測した使用電力量の平均値を算出する第３の平均電力量算出手段と、
   住宅毎に前記発電量計測手段で計測された発電量と前記第３の平均電力量算出手段で算出された発電量の平均値との比と前記使用電力量計測手段で計測された使用電力量と前記第３の平均電力量算出手段で算出された使用電力量の平均値との比との積を算出する第３の電力係数算出手段と、
   前記複数の住宅の間で電力を取引するときに前記第３の電力係数算出手段で算出された電力係数を用いて取引価格を調整する電力価格調整手段と、
   を備えた電力取引システム。
4. 前記電力価格調整手段は、前記分散型発電装置で発電された電力を他の住宅に売るときは、売電する住宅の前記電力係数の逆数を標準価格に積算して売電価格を求める請求項１乃至請求項３のいずれかに記載の電力取引システム。
5. 前記電力価格調整手段は、他の住宅の前記分散型発電装置で発電された電力を購入するときは、購入する住宅の前記電力係数を標準価格に積算して購入価格を求める請求項１乃至請求項４のいずれかに記載の電力取引システム。
6. 複数の住宅の夫々に設けられる分散型発電装置で発電した電力を前記複数の住宅の間で取引する電力取引システムの制御方法であって、
   住宅毎に前記分散型発電装置の発電量を計測する発電量計測ステップと、
   前記発電量計測ステップで計測された前記住宅毎の発電量の平均値を算出する第１の平均電力量算出ステップと、
   前記発電量計測ステップで計測された前記住宅毎の発電量と前記第１の平均電力量算出ステップで算出された発電量との平均値の比である電力係数を算出する第１の電力係数算出ステップと、
   前記複数の住宅の間で電力を取引するときに前記第１の電力係数算出ステップで算出された電力係数を用いて取引価格を調整する電力価格調整ステップと、
   を備えた電力取引システムの制御方法。
7. 請求項６に記載の電力取引装置の制御方法をコンピュータに実行させるプログラム。

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