JP2021052557A - 自己託送システム及び自己託送方法 - Google Patents

Abstract

【課題】自己託送電力を適切に把握することを可能とする自己託送システム及び自己託送方法を提供する。【解決手段】自己託送システムは、第三者エンティティによって管理される電力系統を介して、発電施設から需要施設に対して、前記発電施設から出力される電力を送電する自己託送を行う。前記自己託送システムは、前記発電施設を管理する発電側装置と、前記需要施設を管理する需要側装置と、を備える。前記発電側装置は、前記自己託送を目的として前記発電施設から前記電力系統に出力される電力に関する第１電力情報要素を含む第１メッセージを前記需要側装置に送信する第１送信部を備える。【選択図】図２

Description

本発明は、自己託送システム及び自己託送方法に関する。

従来、第三者エンティティによって管理される電力系統を介して、発電施設から需要施設に対して発電施設から出力される電力を送電する仕組み（以下、自己託送システム）が知られている。

例えば、自己託送システムにおいて、需要施設において単位時間（例えば、３０分）当たりの電力量が閾値を超えないように、発電施設から出力される電力を増大する技術が提案されている（例えば、特許文献１）。或いは、自己託送システムにおいて、買電コスト、託送コスト及び自己発電コストなどのコストを最小化するように、２以上の施設間で電力を融通する技術が提案されている（例えば、特許文献２）。

特開２０１７−１６３７８０号公報 特開２０１７−２１１８３６号公報

ところで、上述した自己託送システムにおいて、需要施設の需要電力の全てが発電施設から出力される電力によって賄われるとは限られず、小売電気事業者又は送配電事業者などの事業者から需要施設が電力を受電するケースが想定される。このようなケースにおいては、需要施設の需要電力のうち、発電施設から出力される電力によって賄われる電力（以下、自己託送電力）を把握できない。

そこで、本発明は、上述した課題を解決するためになされたものであり、自己託送電力を適切に把握することを可能とする自己託送システム及び自己託送方法を提供することを目的とする。

第１の特徴に係る自己託送システムは、第三者エンティティによって管理される電力系統を介して、発電施設から需要施設に対して、前記発電施設から出力される電力を送電する自己託送を行う。前記自己託送システムは、前記発電施設を管理する発電側装置と、前記需要施設を管理する需要側装置と、を備える。前記発電側装置は、前記自己託送を目的として前記発電施設から前記電力系統に出力される電力に関する第１電力情報要素を含む第１メッセージを前記需要側装置に送信する第１送信部を備える。

第２の特徴に係る自己託送方法は、第三者エンティティによって管理される電力系統を介して、発電施設から需要施設に対して、前記発電施設から出力される電力を送電する自己託送を行う方法である。前記自己託送方法は、前記発電施設を管理する発電側装置から前記需要施設を管理する需要側装置に対して、前記自己託送を目的として前記発電施設から前記電力系統に出力される電力に関する第１電力情報要素を含む第１メッセージを送信するステップを備える。

本発明によれば、自己託送電力を適切に把握することを可能とする自己託送システム及び自己託送方法を提供することができる。

図１は、実施形態に係る自己託送システム１００を示す図である。 図２は、実施形態に係る発電側装置５００を示す図である。 図３は、実施形態に係る需要側装置６００を示す図である。 図４は、実施形態に係る第１メッセージを示す図である。 図５は、実施形態に係る第２メッセージを示す図である。 図６は、実施形態に係る自己託送方法を示す図である。 図７は、実施形態に係る自己託送方法を示す図である。 図８は、実施形態に係る自己託送方法を示す図である。 図９は、実施形態に係る自己託送方法を示す図である。 図１０は、変更例１に係る自己託送システム１００を示す図である。

以下において、実施形態について図面を参照しながら説明する。なお、以下の図面の記載において、同一又は類似の部分には、同一又は類似の符号を付している。但し、図面は模式的なものである。

［実施形態］
（自己託送システム）
以下において、実施形態に係る自己託送システムについて説明する。図１に示すように、自己託送システム１００は、発電施設２００と、需要施設３００と、施設４００と、発電側装置５００と、需要側装置６００と、第三者サーバ７００と、を有する。

ここで、発電施設２００及び需要施設３００は、第１エンティティに属する。特に限定されるものではないが、第１エンティティは、地理的に離れた場所に２以上の施設を有するエンティティである。例えば、第１エンティティは、大規模な生産拠点を有する企業、大規模な商用施設を運営する企業（例えば、鉄道会社など）である。発電施設２００及び需要施設３００は、第１エンティティとは異なる第三者エンティティによって管理される電力系統２０によって接続される。例えば、第三者エンティティは、基幹電力系統（図１では、電力系統２０）を管理する電力会社などのエンティティであり、発電事業者であってもよく、送配電事業者であってもよい。第三者エンティティは、電力小売事業者であってもよい。さらに、発電施設２００、需要施設３００、施設４００、発電側装置５００、需要側装置６００及び第三者サーバ７００は、ネットワーク３０によって接続される。特に限定されるものではないが、ネットワーク３０は、インターネット網を含んでもよく、移動体通信網を含んでもよい。ネットワーク３０は、ＶＰＮ（ＶｉｒｔｕａｌＰｒｉｖａｔｅＮｅｔｗｏｒｋ）を含んでもよい。

発電施設２００は、第１エンティティに属する施設である。発電施設２００は、電力線２１を介して電力系統２０と接続される。電力線２１は、第１エンティティによって管理される電力線であってもよく、電力系統２０の一部であってもよい。

図１では、発電施設２００として、発電施設２００Ａ及び発電施設２００Ｂが例示されている。発電施設２００Ａ及び発電施設２００Ｂは、地理的に離れた位置に設けられてもよい。発電施設２００Ａは、分散電源２１０Ａと、ＰＣＳ２２０Ａと、ＥＭＳ２３０Ａと、を有する。発電施設２００Ｂは、分散電源２１０Ｂと、ＰＣＳ２２０Ｂと、ＥＭＳ２３０Ｂと、を有する。発電施設２００Ａ及び発電施設２００Ｂは同様の構成を有するため、以下においては、発電施設２００Ａ及び発電施設２００Ｂを区別せずに発電施設２００について説明する。

発電施設２００は、分散電源２１０と、ＰＣＳ（ＰｏｗｅｒＣｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇＳｙｓｔｅｍ）２２０と、ＥＭＳ（ＥｎｅｒｇｙＭａｎａｇｅｍｅｎｔＳｙｓｔｅｍ）２３０と、を有する。分散電源２１０は、電力を出力する装置である。分散電源２１０は、再生可能エネルギーを利用して電力を出力する装置であってもよい。例えば、分散電源２１０は、太陽電池装置であってもよい。ＰＣＳ２２０は、分散電源２１０から出力される直流電力を交流電力に変換する電力調整装置である。ＥＭＳ２３０は、発電施設２００の電力を管理する。ＥＭＳ２３０は、クラウドサービスによって提供されてもよい。ＥＭＳ２３０は、少なくとも発電側装置５００と通信を行う機能を有する。

ここで、発電施設２００は、発電施設２００から出力される電力を計測するスマートメータを有していてもよい。スマートメータは、発電側装置５００と通信を行う機能を有していてもよい。

需要施設３００は、発電施設２００と同様に第１エンティティに属する施設である。実施形態では、２以上の需要施設３００が設けられていてもよい。需要施設３００は、電力線２２を介して電力系統２０と接続される。電力線２２は、第１エンティティによって管理される電力線であってもよく、電力系統２０の一部であってもよい。

需要施設３００は、負荷３１０と、ＥＭＳ３２０と、を有する。負荷３１０は、電力系統２０から供給される電力を消費する。例えば、需要施設３００が生産拠点である場合には、負荷３１０は、生産設備を含んでもよい。需要施設３００が商用施設である場合には、負荷３１０は、エアーコンディショナー、照明機器などを含んでもよい。ＥＭＳ３２０は、需要施設３００の電力を管理する。ＥＭＳ３２０は、クラウドサービスによって提供されてもよい。ＥＭＳ３２０は、少なくとも需要側装置６００と通信を行う機能を有する。

ここで、需要施設３００は、電力系統２０から需要施設３００に供給される電力を計測するスマートメータを有していてもよい。スマートメータは、需要側装置６００と通信を行う機能を有していてもよい。

施設４００は、需要側装置６００によって管理される施設である。施設４００は、上述した第１エンティティとは異なるエンティティに属する。施設４００は、電力系統２０から供給される電力を消費する負荷を有する。例えば、負荷は、エアーコンディショナー、照明機器などを含んでもよい。

ここで、施設４００は、電力系統２０から施設４００に供給される電力を計測するスマートメータを有していてもよい。スマートメータは、需要側装置６００と通信を行う機能を有していてもよい。

発電側装置５００は、発電施設２００を管理する装置である。発電側装置５００は、発電施設２００に設けられる分散電源２１０を管理してもよく、発電施設２００に設けられるＰＣＳ２２０を管理してもよい。発電側装置５００を管理するエンティティは、第１エンティティ及び第三者エンティティと異なってもよい。例えば、発電側装置５００は、分散電源２１０の運転状態を監視する保守サーバであってもよい。発電側装置５００の詳細については後述する（図２を参照）。

需要側装置６００は、需要施設３００及び施設４００（以下、施設群と称することもある）を管理する装置である。需要側装置６００を管理するエンティティは、第１エンティティ及び第三者エンティティと異なってもよい。このようなエンティティは、小売事業者であってもよく、リソースアグリゲータなどの事業者であってもよい。このようなエンティティは、発電事業者であってもよく、送配電事業者であってもよい。需要側装置６００の詳細については後述する（図３を参照）。

第三者サーバ７００は、自己託送に関連する様々な事項の確認を行うサーバである。自己託送とは、発電施設２００から需要施設３００に対して、電力系統２０を介して、発電施設２００から出力される電力を送電する仕組みである。第三者サーバ７００を管理するエンティティは、第１エンティティ及び第三者エンティティと異なってもよい。例えば、このようなエンティティは、電力広域的運営推進機関であってもよい。第三者サーバ７００は、送配電事業者であってもよく、電力小売事業者であってもよい。例えば、第三者サーバ７００は、以下の点について確認する。

第１に、第三者サーバ７００は、発電施設２００から出力される電力（ここでは、自己託送によって送電される電力と同義）の出力計画値と発電施設２００から出力される電力の出力実績値との差異を確認してもよい。出力計画値及び出力実績値は、単位時間（例えば、３０分）毎に集計される。出力計画値と出力実績値との差異が許容閾値を超える場合に、第１エンティティにペナルティが課されてもよい。出力計画値と出力実績値との差異が許容閾値を超えない場合に、第１エンティティにインセンティブが付されてもよい。ペナルティ及びインセンティブは、金銭的なものであってもよい。

第２に、第三者サーバ７００は、需要側装置６００によって管理される施設群に対して電力系統２０から供給される電力の総需要計画値と施設群に対して電力系統２０から供給される電力の総需要実績値との差異を確認してもよい。総需要計画値及び総需要実績値は、単位時間（例えば、３０分）毎に集計される。総需要計画値と総需要実績値との差異が許容閾値を超える場合に、需要側装置６００を管理するエンティティにペナルティが課されてもよい。総需要計画値と総需要実績値との差異が許容閾値を超えない場合に、需要側装置６００を管理するエンティティにインセンティブが付されてもよい。ペナルティ及びインセンティブは、金銭的なものであってもよい。

第３に、第三者サーバ７００は、需要側装置６００によって管理される施設群に対して電力系統２０から調達される総調達計画値と施設群に電力系統２０から調達される電力の総調達実績値との差異を確認してもよい。総調達計画値及び総調達実績値は、単位時間（例えば、３０分）毎に集計される。総調達計画値と総調達実績値との差異が許容閾値を超える場合に、需要側装置６００を管理するエンティティにペナルティが課されてもよい。総調達計画値と総調達実績値との差異が許容閾値を超えない場合に、需要側装置６００を管理するエンティティにインセンティブが付されてもよい。ペナルティ及びインセンティブは、金銭的なものであってもよい。

ここで、総調達計画値は、総需要計画値から出力計画値を除いた値である。総調達実績値は、総需要実績値から出力実績値を除いた値である。或いは、総調達実績値は、総需要実績値から出力計画値を除した値であってもよい。なお、総調達計画値は、発電施設２００から需要施設３００への送電ロスを考慮して補正された値であってもよい。或いは、出力計画値は、発電施設２００から需要施設３００への送電ロスを考慮して補正された値であってもよい。同様に、総調達実績値は、発電施設２００から需要施設３００への送電ロスを考慮して補正された値であってもよい。或いは、出力実績値は、発電施設２００から需要施設３００への送電ロスを考慮して補正された値であってもよい。送電ロスの考慮とは、計画値又は実績値から送電ロスに相当する値を減算することである。

第４に、第三者サーバ７００は、需要施設３００を対象として、調達計画値と調達実績値との差異を確認してもよい。調達計画値及び調達実績値は、単位時間（例えば、３０分）毎に集計される。調達計画値と調達実績値との差異が許容閾値を超える場合に、第１エンティティにペナルティが課されてもよい。調達計画値と調達実績値との差異が許容閾値を超えない場合に、第１エンティティにインセンティブが付されてもよい。ペナルティ及びインセンティブは、金銭的なものであってもよい。

ここで、調達計画値は、需要施設３００に電力系統２０から供給される電力の需要計画値から出力計画値を除いた値である。調達実績値は、需要施設３００に電力系統２０から供給される電力の需要実績値から出力実績値を除いた値である。

特に限定されるものではないが、発電施設２００内の通信は、第１プロトコルに従って行われてもよい。第１プロトコルとしては、ＥＣＨＯＮＥＴＬｉｔｅに準拠するプロトコル、ＳＥＰ（ＳｍａｒｔＥｎｅｒｇｙＰｒｏｆｉｌｅ）２．０、ＫＮＸ、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。発電施設２００と発電側装置５００との間の通信は、第１プロトコルとは異なる第２プロトコルに従って行われてもよい。第２プロトコルとしては、ＯｐｅｎＡＤＲ（ＡｕｔｏｍａｔｅｄＤｅｍａｎｄＲｅｓｐｏｎｓｅ）に準拠するプロトコル、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。

需要施設３００内の通信は、第１プロトコルに従って行われてもよい。第１プロトコルとしては、ＥＣＨＯＮＥＴＬｉｔｅに準拠するプロトコル、ＳＥＰ２．０、ＫＮＸ、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。需要施設３００と需要側装置６００との間の通信は、第１プロトコルとは異なる第２プロトコルに従って行われてもよい。第２プロトコルとしては、ＯｐｅｎＡＤＲに準拠するプロトコル、或いは、独自の専用プロトコルを用いることができる。

発電側装置５００と需要側装置６００との間の通信、発電側装置５００と第三者サーバ７００との間の通信、需要側装置６００と第三者サーバ７００との間の通信は、第２プロトコルに従って行われてもよい。

（発電側装置）
以下において、実施形態に係る発電側装置について説明する。図２に示すように、発電側装置５００は、通信部５１０と、管理部５２０と、制御部５３０と、を有する。

通信部５１０は、通信モジュールによって構成される。通信モジュールは、ＩＥＥＥ８０２．１１ａ／ｂ／ｇ／ｎ、ＺｉｇＢｅｅ、Ｗｉ−ＳＵＮ、ＬＴＥ、５Ｇなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、ＩＥＥＥ８０２．３などの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。

通信部５１０は、単位時間毎に集計された出力計画値を発電施設２００から受信する。出力計画値は、所定期間を対象とする出力計画値であってもよい。所定期間は、１日であってもよく、１週間であってもよく、１ヶ月であってもよく、１年であってもよい。例えば、所定期間が１日である場合に、通信部５１０は、ｎ日目の出力計画値をｎ−１日目以前のいずれかのタイミングで受信する。

通信部５１０は、単位時間毎に集計された出力実績値を発電施設２００から受信してもよい。出力実績値は、所定期間を対象とする出力実績値であってもよい。所定期間は、１日であってもよく、１週間であってもよく、１ヶ月であってもよく、１年であってもよい。例えば、所定期間が１日である場合に、通信部５１０は、ｎ日目の出力実績値をｎ＋１日目以降のいずれかのタイミングで受信する。

通信部５１０は、発電施設２００から出力される電力の出力計測値を発電施設２００から受信してもよい。このようなケースにおいて、出力実績値は、出力計測値を単位時間毎に集計することによって得られる。通信部５１０は、単位時間よりも短い時間間隔（例えば、１分）で出力計測値を受信してもよい。

通信部５１０は、単位時間毎に集計された出力計画値を第三者サーバ７００に送信する。通信部５１０は、単位時間毎に集計された出力計画値を需要側装置６００に送信する。例えば、所定期間が１日である場合に、通信部５１０は、ｎ日目の出力計画値をｎ−１日目以前のいずれかのタイミングで送信する。

通信部５１０は、単位時間毎に集計された出力実績値を第三者サーバ７００に送信する。通信部５１０は、単位時間毎に集計された出力実績値を需要側装置６００に送信してもよい。例えば、所定期間が１日である場合に、通信部５１０は、ｎ日目の出力実績値をｎ＋１日目以降のいずれかのタイミングで送信する。

以下においては、自己託送を目的として発電施設２００から電力系統２０に出力される電力に関する第１電力情報要素を含むメッセージを第１メッセージと称する。第１メッセージは、発電側装置５００から需要側装置６００に送信されるメッセージである。実施形態では、通信部５１０は、第１メッセージを送信する第１送信部を構成する。第１メッセージは、上述した出力計画値、出力計測値及び出力実績値の少なくともいずれか１つを示す情報要素を含む。第１メッセージの詳細については後述する（図４）。

通信部５１０は、分散電源２１０の運転状態を発電施設２００から受信してもよい。運転状態は、分散電源２１０の出力電力及びＰＣＳ２２０の出力電力の少なくともいずれか１つを含んでもよい。運転状態は、分散電源２１０が正常に運転しているか否かを示す情報を含んでもよく、ＰＣＳ２２０が正常に運転しているか否かを示す情報を含んでもよい。

管理部５２０は、不揮発性メモリなどのメモリ又は／及びＨＤＤ（Ｈａｒｄｄｉｓｃｄｒｉｖｅ）などの記憶媒体によって構成されており、様々な情報を格納する。

管理部５２０は、出力計画値及び出力実績値を管理する。管理部５２０は、出力計測値及び出力見込値を管理してもよい。管理部５２０は、分散電源２１０の運転状態を管理してもよい。

制御部５３０は、少なくとも１つのプロセッサを含んでもよい。少なくとも１つのプロセッサは、単一の集積回路（ＩＣ）によって構成されてもよく、通信可能に接続された複数の回路（集積回路及び又はディスクリート回路（ｄｉｓｃｒｅｔｅｃｉｒｃｕｉｔｓ）など）によって構成されてもよい。

制御部５３０は、発電側装置５００を構成する要素を制御する。例えば、制御部５３０は、出力計画値及び出力実績値の送信を通信部５１０に指示する。制御部５３０は、発電施設２００から出力される電力の出力見込値が出力計画値から乖離している場合に、出力見込値を出力計画値に近づける制御を行ってもよい。このような制御は、ＰＣＳ２２０の出力電力を増大又は減少する制御を含んでもよい。制御部５３０は、単位時間における出力計測値の推移に基づいて出力見込値を推定してもよい。制御部５３０は、出力計測値の線形予測によって出力見込値を推定してもよい。制御部５３０は、出力計測値と属性との相関関係の機械学習によって出力見込値を推定してもよい。属性は、時間帯、曜日、季節、天候（日射量、気温、湿度など）を含んでもよい。

（需要側装置）
以下において、実施形態に係る需要側装置について説明する。図３に示すように、需要側装置６００は、通信部６１０と、管理部６２０と、制御部６３０と、を有する。

通信部６１０は、通信モジュールによって構成される。通信モジュールは、ＩＥＥＥ８０２．１１ａ／ｂ／ｇ／ｎ、ＺｉｇＢｅｅ、Ｗｉ−ＳＵＮ、ＬＴＥ、５Ｇなどの規格に準拠する無線通信モジュールであってもよく、ＩＥＥＥ８０２．３などの規格に準拠する有線通信モジュールであってもよい。

通信部６１０は、施設群に含まれる施設（需要施設３００及び施設４００）のそれぞれに電力系統から供給される電力の需要計画値を施設群に含まれる施設のそれぞれから受信してもよい。需要計画値は、単位時間毎に集計されていてもよい。需要計画値は、所定期間を対象とする需要計画値であってもよい。所定期間は、１日であってもよく、１週間であってもよく、１ヶ月であってもよく、１年であってもよい。例えば、所定期間が１日である場合に、通信部６１０は、ｎ日目の需要計画値をｎ−１日目以前のいずれかのタイミングで受信する。

通信部６１０は、施設群に含まれる施設のそれぞれに電力系統から供給される電力の需要実績値を施設群のそれぞれから受信する。需要実績値は、単位時間毎に集計されていてもよい。需要実績値は、所定期間を対象とする需要実績値であってもよい。所定期間は、１日であってもよく、１週間であってもよく、１ヶ月であってもよく、１年であってもよい。例えば、所定期間が１日である場合に、通信部６１０は、ｎ日目の需要実績値をｎ＋１日目以降のいずれかのタイミングで受信する。

以下においては、自己託送を目的として需要施設３００から電力系統２０に出力される電力に関する第２電力情報要素を含むメッセージを第２メッセージと称する。第２メッセージは、需要側装置６００から発電側装置５００に送信されるメッセージである。実施形態では、通信部６１０は、第２メッセージを送信する第２送信部を構成する。第２メッセージは、上述した需要計画値、需要計測値及び需要実績値の少なくともいずれか１つを示す情報要素を含む。第２メッセージの詳細については後述する（図５）。

通信部６１０は、単位時間毎に集計された施設群の総調達計画値を第三者サーバ７００に送信する。総調達計画値は、所定期間を対象とする総調達計画値であってもよい。所定期間は、１日であってもよく、１週間であってもよく、１ヶ月であってもよく、１年であってもよい。例えば、所定期間が１日である場合に、通信部６１０は、ｎ日目の総調達計画値をｎ−１日目以前のいずれかのタイミングで送信する。

通信部６１０は、単位時間毎に集計された施設群の総調達実績値を第三者サーバ７００に送信する。例えば、所定期間が１日である場合に、総調達計画値は、所定期間を対象とする総調達計画値であってもよい。所定期間は、１日であってもよく、１週間であってもよく、１ヶ月であってもよく、１年であってもよい。例えば、所定期間が１日である場合に、通信部６１０は、ｎ日目の総調達実績値をｎ＋１日目以降のいずれかのタイミングで送信する。

通信部６１０は、単位時間毎に集計された需要施設３００の調達計画値を第三者サーバ７００に送信する。例えば、所定期間が１日である場合に、通信部６１０は、ｎ日目の調達計画値をｎ−１日目以前のいずれかのタイミングで送信する。

通信部６１０は、単位時間毎に集計された需要施設３００の調達実績値を第三者サーバ７００に送信する。例えば、所定期間が１日である場合に、通信部６１０は、ｎ日目の調達実績値をｎ＋１日目以降のいずれかのタイミングで送信する。

通信部６１０は、単位時間毎に集計された施設群の総需要計画値を第三者サーバ７００に送信してもよい。例えば、所定期間が１日である場合に、通信部６１０は、ｎ日目の総需要計画値をｎ−１日目以前のいずれかのタイミングで送信する。

通信部６１０は、単位時間毎に集計された施設群の総需要実績値を第三者サーバ７００に送信してもよい。例えば、所定期間が１日である場合に、通信部６１０は、ｎ日目の総需要実績値をｎ＋１日目以降のいずれかのタイミングで送信する。

通信部６１０は、負荷３１０の運転状態を需要施設３００から受信してもよい。通信部５１０は、施設４００に設けられる負荷の運転状態を施設４００から受信してもよい。運転状態は、負荷３１０及び負荷の消費電力を含んでもよい。運転状態は、負荷３１０が正常に運転しているか否かを示す情報を含んでもよい。

管理部６２０は、不揮発性メモリなどのメモリ又は／及びＨＤＤ（Ｈａｒｄｄｉｓｃｄｒｉｖｅ）などの記憶媒体によって構成されており、様々な情報を格納する。

管理部６２０は、施設群について総調達計画値及び総調達実績値を管理する。管理部６２０は、需要施設３００について調達計画値及び調達実績値を管理してもよい。管理部６２０は、施設群について総需要計画値及び総需要実績値を管理してもよい。管理部６２０は、需要施設３００について需要計画値及び需要実績値を管理してもよい。管理部６２０は、負荷３１０の運転状態を管理してもよく、施設４００に設けられる負荷の運転状態を管理してもよい。

制御部６３０は、少なくとも１つのプロセッサを含んでもよい。少なくとも１つのプロセッサは、単一の集積回路（ＩＣ）によって構成されてもよく、通信可能に接続された複数の回路（集積回路及び又はディスクリート回路（ｄｉｓｃｒｅｔｅｃｉｒｃｕｉｔｓ）など）によって構成されてもよい。

制御部６３０は、需要側装置６００を構成する要素を制御する。例えば、制御部６３０は、施設群について総調達計画値及び総調達実績値の送信を通信部５１０に指示する。制御部６３０は、需要施設３００について調達計画値及び調達実績値の送信を通信部５１０に指示してもよい。制御部６３０は、総需要計画値及び総需要実績値の送信を通信部５１０に指示してもよい。

制御部６３０は、施設群に電力系統２０から供給される電力の総需要見込値が総需要計画値から乖離している場合に、総需要見込値を総需要計画値に近づける制御を行ってもよい。このような制御は、施設４００に設けられる負荷の消費電力を増大又は減少する制御を含んでもよい。制御部６３０は、単位時間における総需要計測値の推移に基づいて総需要見込値を推定してもよい。制御部６３０は、総需要計測値の線形予測によって総需要見込値を推定してもよい。制御部６３０は、総需要計測値と属性との相関関係の機械学習によって総需要見込値を推定してもよい。属性は、時間帯、曜日、季節を含んでもよい。

同様に、制御部６３０は、需要計画値及び需要実績値の送信を通信部５１０に指示してもよい。制御部６３０は、需要施設３００に電力系統２０から供給される電力の需要見込値が需要計画値から乖離している場合に、需要見込値を需要計画値に近づける制御を行ってもよい。このような制御は、負荷３１０の消費電力を増大又は減少する制御を含んでもよい。制御部６３０は、単位時間における需要計測値の推移に基づいて需要見込値を推定してもよい。制御部６３０は、需要計測値の線形予測によって需要見込値を推定してもよい。制御部６３０は、需要計測値と属性との相関関係の機械学習によって需要見込値を推定してもよい。属性は、時間帯、曜日、季節を含んでもよい。

（第１メッセージ及び第２メッセージ）
以下において、実施形態に係る第１メッセージ及び第２メッセージについて説明する。

第１に、第１メッセージについて図４を参照しながら説明する。上述したように、第１メッセージは、発電側装置５００から需要側装置６００に送信されるメッセージである。
図４に示すように、第１メッセージは、発電施設識別情報、需要施設識別情報、経路情報及び第１電力情報を含む。

発電施設識別情報は、第１メッセージに含まれる第１電力情報について、自己託送に係る発電施設２００を識別する情報要素である。

需要施設識別情報は、第１メッセージに含まれる第１電力情報について、自己託送に係る需要施設３００を識別する情報要素である。

経路情報は、発電施設２００と需要施設３００との間の電力系統を含む送電経路を示す情報要素である。例えば、経路情報は、発電施設２００と需要施設３００との間の電力系統２０を含む送電経路の距離を特定可能な情報要素を含んでもよい。経路情報は、予め定められた送電経路の距離の区分を特定するフラグであってもよい。例えば、距離の区分は、ＸＸｋｍ〜ＹＹｋｍ（フラグ＝“１”）、ＹＹｋｍ〜ＺＺｋｍ（フラグ＝“２”）といった区分であってもよい。経路情報は、発電施設２００と需要施設３００との間の電力系統２０を含む送電経路に含まれる変電所を特定可能な情報要素を含んでもよい。経路情報は、予め定められた変電所の種別を特定するフラグであってもよい。変電所の種別は、低圧変電所（フラグ＝“１”）、高圧変電所（フラグ＝“２”）、特別高圧変電所（フラグ＝“３”）といった区分であってもよい。経路情報は、予め定められた変電所の数の区分を特定するフラグであってもよい。変電所の数の区分は、ＰＰ〜ＱＱ（フラグ＝“１”）、ＱＱ〜ＲＲ（フラグ＝“２”）といった区分であってもよい。経路情報は、発電施設２００が接続される電力線の電圧の高さを特定可能な情報要素を含んでもよい。経路情報は、あらかじめ定められた電圧の高さの区分を特定するフラグであってもよい。例えば、電圧の高さの区分は、低圧（フラグ＝“１”）、高圧（フラグ＝“２”）、特別高圧（フラグ＝“３”）といった区分であってもよい。

第１電力情報は、上述したように、自己託送を目的として発電施設２００から電力系統２０に出力される電力の出力計画値、出力計測値及び出力実績値の少なくともいずれか１つを示す情報要素を含む。

ここで、発電施設識別情報、需要施設識別情報及び経路情報は、発電施設２００から需要施設３００に対して自己託送で送電される電力について電力系統２０で損失を特定するための情報要素である。電力系統２０で損失は、損失の量（損失量）で表されてもよく、損失の割合（損失率）で表されてもよい。ここで、電力系統２０で損失は、需要施設３００が接続される電力線の電圧の高さによって固定的に定められてもよい。例えば、低圧電圧の損失率が７．１％であり、高圧電圧の損失率が４．２％であり、特別高圧電圧の損失率が２．９％であってもよい。

このように、第１メッセージは、自己託送で送電される電力について電力系統２０で損失を特定するための情報要素を含んでいればよい。従って、需要施設識別情報によって損失を特定可能である場合には、第１メッセージは、発電施設識別情報及び経路情報を含まなくてもよい。発電施設識別情報及び需要施設識別情報によって損失を特定可能である場合には、第１メッセージは、経路情報を含まなくてもよい。経路情報によって損失を特定可能である場合には、第１メッセージは、発電施設識別情報及び需要施設識別情報を含まなくてもよい。

第２に、第２メッセージについて図５を参照しながら説明する。上述したように、第２メッセージは、需要側装置６００から発電側装置５００に送信されるメッセージである。
図５に示すように、第２メッセージは、需要施設識別情報、発電施設識別情報、経路情報及び第２電力情報を含む。

需要施設識別情報、発電施設識別情報及び経路情報については、上述した第１メッセージに含まれる情報要素と同様であるため、その詳細な説明については省略する。

第２電力情報は、上述したように、自己託送を目的として発電施設２００から電力系統２０に出力される電力の需要計画値、需要計測値及び需要実績値の少なくともいずれか１つを示す情報要素を含む。

第２メッセージは、第１メッセージと同様に、自己託送で送電される電力について電力系統２０で損失を特定するための情報要素を含んでもよい。但し、発電側装置５００で必要がない場合には、需要側装置６００から発電側装置５００への第２メッセージの送信が省略されてもよく、第２メッセージに含まれるいずれかの情報要素の送信が省略されてもよい。

（自己託送方法）
第１に、実施形態に係る自己託送方法について、第三者サーバ７００に対して計画値を通知する流れについて説明する。

図６に示すように、ステップＳ１１において、発電施設２００は、出力計画値を発電側装置５００に送信する。

ステップＳ１２において、発電側装置５００は、発電施設２００から受信する出力計画値を第三者サーバ７００に送信する。

ステップＳ１３において、第三者サーバ７００は、発電側装置５００から受信する出力計画値を管理する。

ステップＳ１４において、需要施設３００は、需要総計画値を需要側装置６００に送信する。

ステップＳ１５において、施設４００は、需要総計画値を需要側装置６００に送信する。このような処理によれば、需要側装置６００は、総需要総計画値を取得することができる。ステップＳ１６において、需要側装置６００は、第１メッセージを発電側装置５００から受信する。ここでは、第１メッセージは、第１電力情報として出力計画値を示す情報要素を含む。

ステップＳ１７において、需要側装置６００は、出力計画値を表示するための表示データを需要施設３００に送信する。ここで、表示データは、電力系統２０で生じる損失が反映された出力計画値を表示するためのデータであってもよい。表示データは、電力系統２０で生じる損失を特定可能な出力計画値を表示するためのデータであってもよい。

ステップＳ１８において、需要施設３００は、表示データに基づいて出力計画値を表示する。出力計画値（ＧＵＩ；ＧｒａｐｈｉｃａｌＵｓｅｒＩｎｔｅｒｆａｃｅ）は、電力系統２０で生じる損失が反映された態様でもよく、電力系統２０で生じる損失を特定可能な態様であってもよい。

ステップＳ１９において、発電側装置５００は、第２メッセージを需要側装置６００から受信する。ここでは、第２メッセージは、第２電力情報として需要施設３００の需要計画値を示す情報要素を含む。発電側装置５００は、第２メッセージに基づいて需要施設３００の調達計画値を把握してもよい。

ステップＳ２０において、需要側装置６００は、総調達計画値を管理する。

ステップＳ２１において、需要側装置６００は、総調達計画値を第三者サーバ７００に送信する。需要側装置６００は、需要施設３００を対象とする調達計画値を第三者サーバ７００に送信してもよい。

ステップＳ２２において、第三者サーバ７００は、需要側装置６００から受信する総調達計画値を管理する。第三者サーバ７００は、需要施設３００を対象とする調達計画値を管理してもよい。

第２に、実施形態に係る自己託送方法について、第三者サーバ７００に対して実績値を通知する流れについて説明する。

図７に示すように、ステップＳ３１において、発電施設２００は、出力実績値を発電側装置５００に送信する。

ステップＳ３２において、発電側装置５００は、発電施設２００から受信する出力実績値を第三者サーバ７００に送信する。

ステップＳ３３において、需要側装置６００は、第１メッセージを需要側装置６００から受信する。ここでは、第１メッセージは、第１電力情報として出力実績値を示す情報要素を含む。

ステップＳ３４において、需要側装置６００は、出力実績値を表示するための表示データを需要施設３００に送信する。ここで、表示データは、電力系統２０で生じる損失が反映された出力実績値を表示するためのデータであってもよい。表示データは、電力系統２０で生じる損失を特定可能な出力実績値を表示するためのデータであってもよい。

ステップＳ３５において、需要施設３００は、表示データに基づいて出力実績値を表示する。出力実績値（ＧＵＩ；ＧｒａｐｈｉｃａｌＵｓｅｒＩｎｔｅｒｆａｃｅ）は、電力系統２０で生じる損失が反映された態様でもよく、電力系統２０で生じる損失を特定可能な態様であってもよい。

ステップＳ３６において、需要施設３００は、需要総実績値を需要側装置６００に送信する。

ステップＳ３７において、施設４００は、需要総実績値を需要側装置６００に送信する。

ステップＳ３８において、発電側装置５００は、第２メッセージを需要側装置６００から受信する。ここでは、第２メッセージは、第２電力情報として需要施設３００の需要実績値を示す情報要素を含む。発電側装置５００は、第２メッセージに基づいて需要施設３００の調達実績値を把握してもよい。

ステップＳ３９において、需要側装置６００は、総需要実績値を第三者サーバ７００に送信する。需要側装置６００は、需要施設３００を対象とする需要実績値を第三者サーバ７００に送信してもよい。

ステップＳ４０において、第三者サーバ７００は、出力計画値と出力実績値との差異を確認してもよい。第三者サーバ７００は、総需要計画値と総需要実績値との差異を確認してもよい。第三者サーバ７００は、施設群を対象として、総調達計画値と総調達実績値との差異を確認してもよい。第三者サーバ７００は、需要施設３００を対象として、調達計画値と調達実績値との差異を確認してもよい。

ここで、総調達計画値は、ステップＳ２１で需要側装置６００から受信する情報によって特定される。総調達実績値は、ステップＳ３２で発電側装置５００から受信する出力実績値及びステップＳ３９で需要側装置６００から受信する総需要実績値によって特定される。調達実績値は、ステップＳ３２で発電側装置５００から受信する出力実績値及びステップＳ３９で需要側装置６００から受信する需要実績値によって特定される。

第３に、実施形態に係る自己託送方法について、需要側装置６００に対して出力計測値を通知する流れについて説明する。

図８に示すように、ステップＳ５１において、発電側装置５００は、単位時間よりも短い時間間隔で出力計測値を発電施設２００から受信する。発電側装置５００は、出力計測値の受信を継続する。

ステップＳ５２において、発電側装置５００は、第１メッセージを需要側装置６００に送信する。発電側装置５００は、発電施設２００から出力計測値を受信する毎に、第１メッセージを送信してもよい。或いは、発電側装置５００は、発電施設２００から出力計測値を集約した上で、第１メッセージを送信してもよい。ここでは、第１メッセージは、第１電力情報として出力計測値を示す情報要素を含む。

ステップＳ５３において、需要側装置６００は、出力計測値を表示するための表示データを需要施設３００に送信する。ここで、表示データは、電力系統２０で生じる損失が反映された出力計測値を表示するためのデータであってもよい。表示データは、電力系統２０で生じる損失を特定可能な出力計測値を表示するためのデータであってもよい。

ステップＳ５４において、需要施設３００は、表示データに基づいて出力計測値を表示する。出力計測値（ＧＵＩ；ＧｒａｐｈｉｃａｌＵｓｅｒＩｎｔｅｒｆａｃｅ）は、電力系統２０で生じる損失が反映された態様でもよく、電力系統２０で生じる損失を特定可能な態様であってもよい。

第４に、実施形態に係る自己託送方法について、発電側装置５００に対して需要計測値を通知する流れについて説明する。

図９に示すように、ステップＳ６１において、需要側装置６００は、単位時間よりも短い時間間隔で需要計測値を需要施設３００から受信する。需要側装置６００は、需要計測値の受信を継続する。

ステップＳ６２において、需要側装置６００は、第２メッセージを発電側装置５００に送信する。需要側装置６００は、需要施設３００から需要計測値を受信する毎に、第２メッセージを送信してもよい。或いは、需要側装置６００は、需要施設３００から出力計測値を集約した上で、第２メッセージを送信してもよい。ここでは、第２メッセージは、第２電力情報として需要計測値を示す情報要素を含む。

ステップＳ６３において、発電側装置５００は、需要計測値を表示するための表示データを需要施設３００に送信する。ここで、表示データは、電力系統２０で生じる損失が反映された需要計測値を表示するためのデータであってもよい。表示データは、電力系統２０で生じる損失を特定可能な需要計測値を表示するためのデータであってもよい。

ステップＳ６４において、発電施設２００は、表示データに基づいて需要計測値を表示する。需要計測値（ＧＵＩ；ＧｒａｐｈｉｃａｌＵｓｅｒＩｎｔｅｒｆａｃｅ）は、電力系統２０で生じる損失が反映された態様でもよく、電力系統２０で生じる損失を特定可能な態様であってもよい。

（作用及び効果）
実施形態では、需要側装置６００は、発電施設２００から需要施設３００に対して自己託送で送電される電力について電力系統２０で損失を特定可能な情報要素を含む第１メッセージを発電側装置５００から受信する。このような構成によれば、需要側装置６００は、計画値、計測値及び実績値の少なくともいずれかのベースで、需要施設３００の需要電力のうち、発電施設２００から出力される電力によって賄われる電力（自己託送電力）を適切に把握することができる。

同様に、発電側装置５００は、発電施設２００から需要施設３００に対して自己託送で送電される電力について電力系統２０で損失を特定可能な情報要素を含む第２メッセージを需要側装置６００から受信する。このような構成によれば、発電側装置５００は、計画値、計測値及び実績値の少なくともいずれかのベースで、自己託送電力を適切に把握することができる。

［変更例１］
以下において、実施形態の変更例１について説明する。以下においては、実施形態に対する相違点について主として説明する。

変更例１では、自己託送システム１００に設けられる補助電源が設けられるケースについて例示する。補助電源は、発電側装置５００が制御可能な電源であってもよく、需要側装置６００が制御可能な電源であってもよい。

図１０に示すように、発電施設２００は、図１に示す構成に加えて、蓄電装置２４０と、ＰＣＳ２５０と、を有する。需要施設３００は、図１に示す構成に加えて、蓄電装置３４０と、ＰＣＳ３５０と、を有する。他の構成については図１と同様であるため、その説明については省略する。

蓄電装置２４０は、電力を蓄積する装置であり、発電側装置５００が制御可能な補助電源の一例である。ＰＣＳ２５０は、蓄電装置２４０から出力される直流電力を交流電力に変換し、或いは、電力系統２０から供給される交流電力を直流電力に変換する。

蓄電装置３４０は、電力を蓄積する装置であり、需要側装置６００が制御可能な補助電源の一例である。ＰＣＳ３５０は、蓄電装置３４０から出力される直流電力を交流電力に変換し、或いは、電力系統２０から供給される交流電力を直流電力に変換する。

このようなケースにおいて、発電側装置５００は、出力見込値が出力計画値から乖離している場合に、出力見込値を出力計画値に近づけるように蓄電装置２４０（或いは、ＰＣＳ２５０）を制御する。同様に、発電側装置５００は、需要見込値が需要計画値から乖離している場合に、需要見込値を需要計画値に近づけるように蓄電装置３４０（或いは、ＰＣＳ３５０）を制御する。

［その他の実施形態］
本発明は上述した実施形態によって説明したが、この開示の一部をなす論述及び図面は、この発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替実施形態、実施例及び運用技術が明らかとなろう。

実施形態では、分散電源２１０が太陽電池装置であるケースについて主として説明した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。分散電源２１０は、外部環境（例えば、天候、気温、湿度など）によって出力電力が変動し得る分散電源であればよい。分散電源２１０は、再生可能エネルギーによって電力を出力する分散電源であってもよい。分散電源２１０は、風力発電装置を含んでもよく、水力発電装置を含んでもよく、バイオマス発電装置を含んでもよく、地熱発電装置を含んでもよい。

実施形態では、発電施設２００を管理する装置として発電側装置５００を例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。発電施設２００を管理する装置は、ＥＭＳ２３０であってもよい。

実施形態では、需要施設３００を管理する装置として需要側装置６００を例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。需要施設３００を管理する装置は、ＥＭＳ３２０であってもよい。

実施形態では、需要施設３００は、発電施設２００と同じ第１エンティティに属するケースについて例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。需要施設３００は、第１エンティティとは異なる第２エンティティに属してもよい。

実施形態では、発電側装置５００は、出力計画値を発電施設２００から受信する。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。発電側装置５００は、自ら出力計画値を策定してもよい。例えば、発電側装置５００は、直近の数日間の出力実績値に基づいて出力計画値を策定してもよい。発電側装置５００は、発電施設２００の出力電力と属性との相関関係の機械学習によって出力計画値を策定してもよい。特に限定されるものではないが、属性は、分散電源２１０の出力電力に影響するパラメータ（例えば、時間帯、曜日、季節、天候、気温、湿度など）であってもよい。

実施形態では、需要側装置６００は、需要計画値を需要施設３００から受信する。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。需要側装置６００は、自ら需要計画値（総需要計画値）を策定してもよい。例えば、需要側装置６００は、直近の数日間の需要実績値（総需実績画値）に基づいて需要計画値（総需要計画値）を策定してもよい。需要側装置６００は、需要施設３００の需要電力と属性との相関関係の機械学習によって需要計画値を策定してもよい。特に限定されるものではないが、属性は、需要施設３００の需要電力に影響するパラメータ（時間帯、曜日、季節など）であってもよい。

実施形態では特に触れていないが、発電側装置５００は、出力計測値の積算によって出力実績値を取得してもよい。需要側装置６００は、需要計測値の積算によって需要実績値（総需実績画値）を取得してもよい。

実施形態では特に触れていないが、上述した機械学習は、いわゆるディープラーニングを含んでもよい。さらに、機械学習は、ＡＩ（Ａｒｔｉｆｉｃｉａｌｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｃｅ）を用いて実行されてもよい。

実施形態では特に触れていないが、発電施設２００は、負荷を有していてもよい。このようなケースにおいて、出力計画値は、ＰＣＳ２２０の出力電力の計画値と負荷の需要電力の計画値との差分であってもよい。同様に、出力実績値は、ＰＣＳ２２０の出力電力の実績値と負荷の需要電力の実績値との差分であってもよい。

実施形態では特に触れていないが、需要施設３００は、分散電源を有していてもよい。このようなケースにおいて、需要計画値は、分散電源の出力電力の計画値と負荷３１０の需要電力の計画値との差分であってもよい。同様に、需要実績値は、分散電源の出力電力の実績値と負荷３１０の需要電力の実績値との差分であってもよい。

実施形態では、自己託送システム１００に設けられる補助電源として蓄電装置２４０及び蓄電装置３４０を例示した。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。補助電源は、発電施設２００及び需要施設３００に設けられていなくてもよい。補助電源は、燃料電池装置、バイオマス発電装置、地熱発電装置、太陽電池装置、風力発電装置などであってもよい。

実施形態では、ＰＣＳ２２０及びＰＣＳ２５０が別々に設けられる。しかしながら、実施形態はこれに限定されるものではない。ＰＣＳ２２０及びＰＣＳ２５０は、１つのマルチＤＣリンクのＰＣＳによって構成されてもよい。

実施形態では特に触れていないが、電力とは、瞬時電力（ｋＷ）であってもよく、一定期間（例えば、３０分）の積算電力量（ｋＷｈ）であってもよい。例えば、計画値及び実績値は、積算電力量（ｋＷｈ）で表されてもよい。計測値及び予測値は、瞬時電力（ｋＷ）で表されてもよい。但し、計測値及び予測値についても、時間の積算によって積算電力量（ｋＷｈ）で表されてもよい。

２０…電力系統、２１…電力線、２２…電力線、３０…ネットワーク、１００…自己託送システム、２００…発電施設、２１０…分散電源、２２０…ＰＣＳ、２３０…ＥＭＳ、２４０…蓄電装置、２５０…ＰＣＳ、３００…需要施設、３１０…負荷、３２０…ＥＭＳ、３４０…蓄電装置、３５０…ＰＣＳ、４００…施設、５００…発電側装置、５１０…通信部、５２０…管理部、５３０…制御部、６００…需要側装置、６１０…通信部、６２０…管理部、６３０…制御部、７００…第三者サーバ

Claims (10)

1. 第三者エンティティによって管理される電力系統を介して、発電施設から需要施設に対して、前記発電施設から出力される電力を送電する自己託送を行う自己託送システムであって、
   前記発電施設を管理する発電側装置と、
   前記需要施設を管理する需要側装置と、を備え、
   前記発電側装置は、前記自己託送を目的として前記発電施設から前記電力系統に出力される電力に関する第１電力情報要素を含む第１メッセージを前記需要側装置に送信する第１送信部を備える、自己託送システム。
2. 前記第１電力情報要素は、前記自己託送を目的として前記発電施設から前記電力系統に出力される電力の出力計画値、出力計測値及び出力実績値の少なくともいずれか１つを示す情報要素を含む、請求項１に記載の自己託送システム。
3. 前記第１送信部は、前記発電施設を識別する情報要素を含む前記第１メッセージを送信する、請求項１又は請求項２に記載の自己託送システム。
4. 前記第１送信部は、前記需要施設を識別する情報要素を含む前記第１メッセージを送信する、請求項１乃至請求項３のいずれか１項に記載の自己託送システム。
5. 前記第１送信部は、前記発電施設と前記需要施設との間の前記電力系統を含む送電経路を示す情報要素を含む前記第１メッセージを送信する、請求項１乃至請求項４のいずれか１項に記載の自己託送システム。
6. 前記第１送信部は、前記発電施設と前記需要施設との間の前記電力系統を含む送電経路の距離を特定可能な情報要素を含む前記第１メッセージを送信する、請求項１乃至請求項５のいずれか１項に記載の自己託送システム。
7. 前記第１送信部は、前記発電施設と前記需要施設との間の前記電力系統を含む送電経路に含まれる変電所を特定可能な情報要素を含む前記第１メッセージを送信する、請求項１乃至請求項６のいずれか１項に記載の自己託送システム。
8. 前記需要側装置は、前記需要施設で消費される電力に関する第２電力情報要素を含む第２メッセージを前記発電側装置に送信する第２送信部を備える、請求項１乃至請求項７のいずれか１項に記載の自己託送システム。
9. 前記第２電力情報要素は、前記需要施設で消費される電力の需要計画値、需要計測値及び需要実績値の少なくともいずれか１つを示す情報要素を含む、請求項８に記載の自己託送システム。
10. 第三者エンティティによって管理される電力系統を介して、発電施設から需要施設に対して、前記発電施設から出力される電力を送電する自己託送を行う自己託送方法であって、
    前記発電施設を管理する発電側装置から前記需要施設を管理する需要側装置に対して、前記自己託送を目的として前記発電施設から前記電力系統に出力される電力に関する第１電力情報要素を含む第１メッセージを送信するステップを備える、自己託送方法。

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