JP2023525104A - エネルギシステムの構成要素間のエネルギフローを制御するための装置および方法 - Google Patents

Abstract

エネルギネットワークにおけるエネルギフローの制御のために最適化プロセスが使用され、この最適化プロセスではこのエネルギネットワークの参加者の仕様が考慮されている。この最適化プロセスでの計算において、参加者同士を接続する供給ラインの損失が制約条件として考慮される。

Description

本発明は、エネルギネットワークの複数の参加者間のエネルギフローを制御するための装置および方法に関する。この場合、参加者は、エネルギ消費者、エネルギ生産者、または、その両方（英語でProsumer）とすることができる。これらの参加者は、少なくとも部分的に、複数の供給ラインを有する1つのエネルギ伝達ネットワークを介して互いに接続されている。その制御のために、或る最適化プロセスを用いて或る時間区間に対して事前にエネルギフローが計算される。その計算結果に基づいてその時間区間内のエネルギフローが制御される。

エネルギネットワークは、少なくとも２つの、一般的には多数の参加者を有している。その参加者は、エネルギ生産者、エネルギ消費者、または、その両方である。その参加者は、例えば、複数の個人家庭とすることができる。これらは純粋なエネルギ消費者として行動する。しかし、近年、個人家庭も、例えば太陽光発電システムまたは蓄電池（ハウスバッテリー）を備えていれば、エネルギ生産者やエネルギ貯蔵装置として行動するようになってきている。

これらの参加者は、店舗、工場設備、農場、水泳プールなどの事業所でもある。これらは個人家庭と同様にほとんどの場合、少なくともエネルギ消費者として行動するが、エネルギ生産者としても行動することが増えている。石炭火力発電所、ガスタービン、大型太陽光発電システム、風力エネルギシステムなどの発電所も参加者として登場し、これらは通常は純粋なエネルギ生産者である。

このエネルギネットワークは電気的なエネルギネットワーク、すなわち、電力ネットワークとすることができる。この場合、それは、国家的な供給ネットワークとすることも、または、地域的に限定された電気ネットワークとすることもできる。この場合、この地域的に限定された電気ネットワークは全体として国家的な供給ネットワークの一部であり、すなわち、それとは分離されてはならない。この場合、そのエネルギネットワークは、ローカル・エネルギ市場に付属させることができる。

これに代えてまたはこれに加えて、このエネルギネットワークは、参加者間で熱が交換される熱的なネットワークとすることができる。

エネルギを交換するために、これらの参加者は複数の供給ラインで接続されている。この場合、通常は、すべての参加者の間に直接的な接続はなく、これらの接続は階層的に構成されている。このエネルギネットワークは、例えば電力ネットワークの場合には、一般的には、地域的に限定された参加者グループを接続する複数のローカルネットワークに区分されている。これらのローカルネットワークは中圧供給ラインを介して他のローカルネットワークに接続されている。さらに、複数の部分ネットワークを広域に接続するための高圧供給ラインがある。

参加者間のエネルギフロー、すなわち、そのエネルギネットワークの供給ラインを介したエネルギの交換は、１つの調整プラットフォームによって組織化することができる。この目的のために、この調整プラットフォームは或る最適化プロセスを実行することができる。これにより、参加者間のエネルギフローはできるだけ効率的に、すなわち、最適に、事前に、例えば１日前に（英語: day-ahead)、計算される。次いで、この最適化プロセスの結果に基づいてエネルギフローが制御される。

さらに、この調整プラットフォームは取引プラットフォームとして構成することができるので、その参加者は売り注文および買い注文を提出することができる。或るエネルギ形態に関するこの売り注文と買い注文は最適化して考慮することができ、この場合、一般的には、可能な限り最大の、すなわち、可能な限り最適なエネルギ取引が行われると好適である。

エネルギフローを調整するための既知の手順の欠点は、供給ラインの物理的構造に起因して、供給された電力と取り出し可能な電力との間に差が生じ、それが片務的にネットワーク運用者の負担とされることである。

本発明の課題は上記の欠点を回避することにある。特に、供給ラインで発生する損失によるネットワーク運用者の片務的な負担が回避されるような、エネルギフローを制御するための装置および方法を得るべきである。特に、この装置および方法により全体的な損失の最小化が達成される。

この課題は請求項１の特徴を有する装置によって解決される。もう一つの課題は請求項１２の特徴を有する方法で解決される。

本発明による装置はエネルギネットワークの複数の参加者間のエネルギフローを制御すべく構成されており、これらの参加者は複数の供給ラインを介して互いに接続されている。

さらに、この装置は、或る最適化プロセスを用いて或る時間区間に対してエネルギフローを事前に計算し、その計算結果に基づいてその時間区間におけるエネルギフローを制御するように構成されている。

この場合、この装置は、最適化プロセスを用いた計算において、エネルギフロー中に複数の供給ライン内に生じる損失を考慮するように構成されている。

複数の供給ラインを介して互いに接続されている、或るエネルギネットワークの参加者間のエネルギフローを制御するための本発明による方法では、そのエネルギフローが最適化プロセスを用いて或る時間区間に対して事前に計算される。さらに、その計算結果に基づいてその時間区間内のエネルギフローが制御される。この場合、最適化プロセスを用いた計算において、エネルギフロー中に複数の供給ライン内に生じる損失が考慮される。

冒頭に述べたように、これらの参加者は好ましくは、それぞれが消費者、生産者、貯蔵装置、または、これらの組み合わせとして登場する多数の参加者である。

本発明に対して、既知のエネルギ市場ではネットワーク自体は考慮されていないことが分かった。言い換えれば、例えば、電力ネットワークがあたかも銅板であるかのように、ネットワークの境界条件なしに扱われ処理されている、しかし、このことは電力ネットワークにおいても熱ネットワークにおいても当てはまらない。ネットワークの特性がこのように無視されているので、ネットワーク損失をネットワーク運用者が補わなければならない。そうしなければ、生産と消費の間に不足分が生じるからである。

本発明は、参加者間の複数の供給ラインに生じる損失を考慮することによってこのギャップを埋め、従って、ネットワーク運用者がこの損失により片務的に負担を負わされないようにするものである。

本発明による装置および方法の有利な形態は従属請求項に記載されている。独立請求項の実施形態は、１つの従属請求項の特徴、または、好ましくは複数の従属請求項の特徴と組み合わせることができる。これにより、さらに、以下の複数の特徴も備えることができる。すなわち、

複数の供給ラインのうちの１つの供給ラインの損失がその供給ラインに対する制約条件により記述され、その制約条件が計算に含まれると、好適である。さらに、エネルギネットワークにおけるすべての損失を考慮するために、各供給ラインにそのような制約条件を設けることが有用である。

本装置が通信インターフェースを含むことが好ましい。これにより、エネルギフローの制御を行なうために必要なデータの交換を行うことができる。この通信インターフェースはインターネットへ接続することができる。これに代えてまたはこれに加えて、この通信インターフェースは、オプションとして設けられた他の通信ネットワークへ接続することもできる。

この種の有利なデータ交換の第１は、そのエネルギネットワークの複数の供給ラインにおける損失率を特定する情報を含むデータの受信である。これらは、例えばネットワーク運用者から受信することができる。これらはそれぞれの計算時間区間ごとに、例えば1日ごとに、新たに受信することも可能であるが、これらのデータを一度に、または、特定の状況下でのみ受信して、一時的に保存することも可能である。

さらなる有利なデータ交換は、エネルギ生産者からの最小販売価格、および、エネルギ消費者からの最大購入価格の受信である。これらの値は、最適化プロセスの基礎を構成し、従ってエネルギフロー計算の基礎となる。

さらなる有利なデータ交換は、参加者へのパワーフローを制御するための制御情報を含むデータの送信である。これらのデータは、最適化プロセスの結果であるか、または、その結果から決定されるものであり、エネルギネットワークの参加者に返送される。

したがって、この通信インターフェースは好適に双方向であるように構成されており、データ受信およびデータ送信を可能にする。

さらなる有利なデータ交換は、エネルギ生産者からの供給可能な最大エネルギ量、および、エネルギ消費者からの購入可能な最大エネルギ量の受信である。

本発明の一実施形態では、複数の供給ラインの少なくとも1つに対して、損失として、その供給ラインにおいて送電された電力の或る固定可能な割合が使用される。これにより、最適化プロセスにおける計算ができるだけ簡単になり時間を節約できる。

このエネルギネットワークは電気エネルギネットワーク、すなわち、電力ネットワークとすることができる。このエネルギネットワークはさらに、１つまたは多数のタイプの熱エネルギ、例えば温水、が参加者間で交換される熱ネットワークとすることもできる。さらに、このエネルギネットワークは、電気と熱の両方のエネルギが交換されるネットワークであることも可能である。このようなネットワークでは、例えば熱電併給プラントのような両タイプのエネルギ生産者側においても、個人家庭のような両タイプのエネルギ消費者側においても、オーバーラップ、すなわち、共通の複数のノードが存在する。

供給ライン内のエネルギが電気エネルギの場合には、供給ラインの損失としてＰ_Ｖ＝ｎＲＩ^２を使用することができる。ここで、ｎは電気の相数、Ｐ_Ｖは電力損失、Ｒは供給ラインの電気抵抗、Ｉは供給ライン内の電流である。

そのエネルギが熱エネルギの場合には、供給ライン内の損失として、供給ラインの断熱、供給ライン内の流動温度、外気温度、供給ライン内の流速および／または熱容量、の関数を使用することができる。

損失に対してセクション毎に線形化した形の損失を考慮すれば、最適化プロセスの解法にとって有利である。

さらに、この最適化プロセスにおいて、各エネルギ生産者が提供可能な最大エネルギ量、および、各エネルギ消費者が購入可能な最大エネルギ量を考慮することができる。

上述の複数の構成要素および手順、特に本制御装置および本制御方法、ならびに、複数の参加者により、参加者を接続するエネルギネットワークを備えたローカル・エネルギ市場を有利に形成することができる。このローカル・エネルギ市場では参加者の仕様を考慮して、ローカルに、すなわち、地域的に限定して、エネルギが交換される。

電子計算機のメモリに直接ロードすることができるコンピュータプログラムは、そのコンピュータプログラムが電子計算機で実行されるときに、エネルギフローを制御する方法の複数のステップを実行するプログラムツールを備えることができる。

このコンピュータプログラムは、電子的に読み取り可能なデータキャリア上に電子的に読み取り可能な制御情報により記憶することができ、この場合、これらの制御情報は、電子計算機においてそのデータキャリアが使用されるときに、それがエネルギフローを制御するための方法を実行するように構成されている。

以下に、本発明を1つの実施例に関連した単一の図面を参照してより詳細に記載し説明する。

図１は、ローカル電力ネットワーク１０を有するローカル・エネルギ市場１００の模式図である。この電力ネットワーク１０には一連の参加者１１が含まれており、その中には、複数の個人家庭１２および複数の事業所１３、並びに、1つの風力発電所１４が含まれている。この電力ネットワーク１０は国家的な供給ネットワーク２０に接続されており、すなわち、孤立したネットワークではない。参加者１１は複数の供給ライン１６によって互いに接続されており、この場合、各参加者１１は他のそれぞれの参加者１１と直接に接続しているが、むしろバス方式の接続を有する。これらの参加者１１は供給ライン１６を介して相互に電力を交換することができる。

風力発電所１４は純粋な電力生産者である。個人家庭１２および事業所１３の一部は純粋な電力消費者として行動するが、他の一部は電力消費者および電力生産者として行動する。

このローカル・エネルギ市場１００は制御装置１０２によって制御され、調整される。この目的のために、制御装置１０２は、電力ネットワーク１０の参加者１１間のパワーフローを制御または調節する。この目的のために、制御装置１０２は、参加者１１間の電力フローを或る時間区間、例えばｔ＝０からｔ＝Ｔまで、最適化プロセスを用いて計算するように構成されている。これを行うために、制御装置１０２は参加者１１の物理的および技術的パラメータを必要とし、その一部は一定であるが、他の一部は時間区間ごとに変化する。

これらのパラメータを得るために、制御装置１０２は、例えばインターネットへの接続のような通信インターフェース１０４を含む。参加者１１もインターネットに接続しており、その結果、制御装置１０２と参加者１１との間の双方向のデータ交換が可能である。

エネルギネットワーク１０内の全てのエネルギ生産者、即ち、この例では風力発電所１４、ならびに、例えば太陽光発電システムを備えた個人家庭１２および事業所１３は、少なくとも、時刻ｔでのその供給可能な最大エネルギ量

を例えばキロワット時で、および、時刻ｔでのその最小販売価格

を例えばキロワット時あたりのセントで、制御装置１０２に送信する。制御装置１０２は参加者１１からこれらのデータを受信するように構成されている。この販売価格に代えてまたはこれに加えて、二酸化炭素排出量および／または一次エネルギ使用量を制御装置１０２に送信することができる。時刻ｔでの提供可能な最大エネルギ量および時刻ｔでの最小販売価格

が格納されているこのデータパケットは売り注文（英語：Sell Order）と呼ばれる。

エネルギ消費者、すなわち、個人家庭１２および事業所１３は、少なくとも、時刻ｔでのその購入可能な最大エネルギ量

を例えばキロワット時で、および、その最大購入価格

を例えばキロワット時あたりのセントで、制御装置１０２に送信する。この購入価格に代えてまたはこれに加えて、二酸化炭素排出量および／または一次エネルギ使用量を制御装置１０２に送信することができる。時刻ｔでの購入可能な最大エネルギ量および時刻ｔでの最大購入価

が格納されているこのデータパケットは買い注文（英語：Buy Order）と呼ばれる。

エネルギネットワーク１０が複数のエネルギ貯蔵装置も含む場合、これらは少なくとも、提供可能な最大蓄電容量

を例えばキロワット時で、初期充電状態

を例えばキロワット時で、最大充電電力

を例えばキロワット時で、最大放電電力

を例えばキロワット時で、その充電効率

および放電効率

を例えばパーセントで、ならびに、放電されたそれぞれのエネルギ量に対する時間依存性の最小報酬

を例えばキロワット時あたりのセントで、送信する。エネルギ貯蔵のために指定されたパラメータが格納されているデータパケートは、貯蔵注文（英語：Storage Order）と呼ばれる。

これらのデータにより伝送される諸パラメータは、最適化プロセスのパラメータ化に使用される。最適化プロセスは一般的には、その結果が最小化または最大化される目的関数を含む。この目的関数には、最適化プロセスの結果である複数の変数と、最適化実行時に変化しない複数のパラメータとが含まれる。すべてのパラメータが特定の値を有すると、この最適化プロセスはパラメータ化される。今回の場合、最適化プロセスの変数は構成要素間のエネルギフローである。一般的には、エネルギフローは、１日前に、すなわち翌日のために計算される。目的関数は、そのエネルギシステムの全二酸化炭素排出量、そのエネルギシステムの全一次エネルギ使用量および／またはそのエネルギシステムの全コストとすることができる。

上記パラメータによる有利な目的関数は、

により与えられる。

ここで、インデックスｋは参加者１１を、インデックスｎは電力ネットワーク１０のネットワークノード１８を、インデックスｎは時刻ｔを表す。内側総和インデックスｉは、ネットワークノード１８ｎに接続されている別のネットワークノード１８を意味する。

およびP_i,n,ｔは目的関数の変数である。制御装置１０２によって実行される最適化プロセスは、上述の目的関数を最小化し、

およびP_i,n,tを決定ないし計算する。ここで、

は時刻ｔでのネットワークノードｎにおけるエネルギ生産者ｋの電力、

は時刻ｔでのネットワークノードｎにおけるエネルギ消費者ｋの電力、

は時刻ｔでのネットワークノードｎにおけるエネルギ貯蔵装置ｋの放電電力、P_i,n,tは時刻ｔでのネットワークノードｉとネットワークノードnとの間の有効供給ライン容量であり、このときに、エネルギ伝送ネットワークの使用のためのネットワーク料金

が発生する。

最適化問題、すなわち、目的関数の最大値または最小値を計算することは、通常、複数の制約条件の下で行われる。例えば、考慮すべき時間区間内で、すべてのネットワークノード１８ｎおよびすべての時刻ｔについて、物理的に

が満たされなければならない。

ここで、ｐ_{ｉ，ｎ，ｔ，ｏｕｔ}はネットワークノード１８ｎにおいて供給ライン１６から取り出される電力を表し、Ｐ_{ｉ，ｎ，ｔ，ｉｎ}はネットワークノード１８ ｎにおいて供給ラインに供給される電力を表す。

さらに、制約条件として、各エネルギ生産者、例えば風力エネルギ設備１４に対して

各エネルギ消費者に対して

ならびに、エネルギ貯蔵（フレックスタイプ１）に対して

および

が設定される。

変更可能な負荷は、制約条件

を用いてモデル化することができ、従って、最適化プロセスにおいて考慮することができる。

電力は正の値のみと仮定すること、または、ネットワークの境界条件、のような他の物理的／技術的制約条件を考慮することができる。特に、電力の種類、例えば太陽光発電からの電力、および／または、エネルギ消費者の優先事項、および／または、エネルギ生産者の優先事項は、この最適化プロセスにおいて別の制約条件を用いて考慮することができる。複数の電力種類（電力のタイプ）については、上記の式が個別に適用される。例えばエネルギ貯蔵のための物理的境界条件のような物理的基礎を持つ方程式の場合には、合計電力は個々のタイプの電力から形成される。

さらに、ノードｉからｊへの供給ラインフローに対しては、Pi,j,Pj,i≧0およびPi,j≦Pi,j,t,maxが適用される。

供給ラインの損失を考慮するために、上記で導入した消費電力と給電電力が結びつけられる以下の追加の制約条件が導入される。

損失率α_i,jは、例えば、定数とすることができる。別の構成では、損失率が電流強度と供給ラインインピーダンスとに依存する詳細な数式も使用できる。三相電力ネットワークにおける有効電力損失（ネットワーク電力損失）は、ネットワークインピーダンスの実数部および電流の二乗に比例する（対称負荷の場合）。

すなわち、同一の公称電圧が例えば１つの変電所管内のローカル・エネルギ市場１００の一部で使用されていると仮定すると、そのネットワーク損失は送電された有効電力に二次的に従属する。この公称電圧は例えば４００Ｖである。

伝送された有効電力は整合アルゴリズムにおいて変数として扱われるので、その損失は定数部として計算できるだけでなく、対応する供給ラインインピーダンスが既知であれば、より精密な形式で扱うこともできる。

代替の実施形態では、二次的最適化の複雑さを回避するために、最適化問題において損失係数のステップ的な線形化を使用することも可能である。

制御装置１０２を使用してエネルギフローが計算された後、これらの計算値は参加者１１に送られる。すなわち、制御装置１０２を用いて、または、制御装置１０２の通信インターフェース１０４を介して送信される。これにより、参加者１１ひいてはこのエネルギシステムが、この最適化プロセスの解に従って可能な限り最善の方法で運用されることが保証される。つまり、制御装置１０２は、最適化プロセスの解に基づいて参加者１１を制御する。こうして、電力ネットワーク１０の効率、例えば最大のエネルギ転換が改善される。

上述の最適化問題は以下の方法により、設定し、パラメータ化し、解くことができる（時間シーケンス）。電力ネットワーク１０の運用が組織化される方法のフローは、以下の通りである。

第１ステップでは、電力ネットワーク１０のための供給ネットワークの運用者が、エネルギ取引の前日における各供給ライン１６の損失係数を決定する。この場合、これらの損失係数は一定の値とすることができるか、または、例えば、電力に依存する階段関数α_i,j（P_t）として与えることができる。

第２ステップでは、供給ネットワーク２０の運用者は、ネットワークトポロジーおよび計算された損失係数をローカル・エネルギ市場１００、すなわち、そのローカル・エネルギ市場１００の運用者のプラットフォームに送信する。こうして、この損失係数は制御装置１０２で利用可能となる。

ローカル・エネルギ市場１００の参加者１１は、電力の購入と供給のためのそれぞれの注文を制御装置１０２に送る。

その結果、制御装置１０２は、全ての制約条件を考慮に入れて、第３ステップで上述の最適化問題を解くために必要なデータを有する。

このようにして最適化プロセスにより算出された時間区間、例えばその翌日、になると、この最適化問題の解に基づいて第４ステップで電力ネットワーク１０が運用される。

この場合、供給ライン１６で生じる損失が最初から考慮されていることが特に有利である。その結果、供給ネットワーク２０の運用者は、いかなる消費者によっても受け取られず、従って、支払われない付加的な電力を供給する必要がなくなる。

上述した方法は、地域暖房ネットワークにも同様に使用できる。この場合、損失率α_i,jは、例えば出力の関数とすることができるが、地域暖房ネットワーク内の流動温度、地上／外気の温度、または、他の環境条件に依存することもできる。この損失率の、出力、流動温度および地上温度への依存性は1つのモデルによって記述することができ、そのモデルのパラメータは制御装置１０２に記録されたデータによって決定することができる。

１０ 電力ネットワーク
１１ 参加者
１２ 個人家庭
１３ 事業所
１４ 風力発電所
１６ 供給ライン
１８ ネットワークノード
２０ 供給ネットワーク
１００ ローカル・エネルギ市場
１０２ 制御装置
１０４ 通信インターフェース

Claims (13)

1. 複数の供給ライン（１６）を介して互いに接続されているエネルギネットワーク（１０）の参加者（１１）間のエネルギフローを制御するための装置（１０２）であって、
   最適化プロセスを用いて一定期間事前に前記エネルギフローを計算し、その計算結果に基づいて前記一定期間内の前記エネルギフローを制御するように構成された装置（１０２）において、
   前記装置（１０２）が、前記最適化プロセスを用いた計算時に、前記エネルギフロー中に前記供給ライン（１６）内に生じる損失を考慮するように構成されていることを特徴とする装置（１０２）。
2. 前記供給ライン（１６）の少なくとも一部、特には全てに対して、前記供給ライン（１６）内の前記損失を特定する制約を考慮するように構成されていることを特徴とする請求項１に記載の装置（１０２）。
3. 前記参加者（１１）との双方向のデータ交換のための通信インターフェース（１０４）を備え、
   前記参加者（１１）が受信したデータの少なくとも一部を前記最適化プロセスにおいて、特に制約として考慮するように構成されていることを特徴とする請求項１または２に記載の装置（１０２）。
4. 前記エネルギネットワーク（１０）の前記供給ライン（１６）における損失の比率を特定する情報を含むデータを受信するように構成されていることを特徴とする請求項３に記載の装置（１０２）。
5. 前記パワーフローを制御するための制御情報を含むデータを前記参加者（１１）に送信するように構成されていることを特徴とする請求項３または４に記載の装置（１０２）。
6. エネルギ生産者からの最小販売価格を受信するとともに、エネルギ消費者からの最大購入価格を受信するように構成されていることを特徴とする請求項３から５のいずれか１項に記載の装置（１０２）。
7. エネルギ生産者からの供給可能な最大エネルギ量を受信するとともに、エネルギ消費者からの購入可能な最大エネルギ量を受信するように構成されていることを特徴とする請求項３から６のいずれか１項に記載の装置（１０２）。
8. 少なくとも１つの前記供給ライン（１６）に対する損失として、当該供給ライン（１６）で送電された電力の定義可能な割合が使用されるように構成されていることを特徴とする請求項１から７のいずれか１項に記載の装置（１０２）。
9. 前記エネルギが電気エネルギであり、
   前記供給ライン（１６）のうちの一つの供給ラインにおける損失としてＰ_Ｖ＝ｎＲＩ^２が使用され、
   ここで、ｎは電力の相数、Ｐ_Ｖは電力損失、Ｒは前記供給ラインの電気抵抗、Ｉは前記供給ライン内の電流であることを特徴とする請求項１から８のいずれか１項に記載の装置（１０２）。
10. 前記エネルギが熱エネルギであり、
    前記供給ライン（１６）の断熱、前記供給ライン内の入口温度、外気温度、前記供給ライン内の流速および／または熱容量、の関数が、前記供給ラインの損失として、前記複数の供給ラインの１つのために使用されることを特徴とする請求項１から９のいずれか１項に記載の装置（１０２）。
11. 前記最適化プロセスにおいて、前記損失についてセクション毎に線形化された形状が考慮されるように構成されていることを特徴とする請求項１から１０のいずれか１項に記載の装置（１０２）。
12. 複数の供給ライン（１６）を介して互いに接続されているエネルギネットワーク（１０）における参加者（１１）間のエネルギフローを制御するための方法であって、
    前記エネルギフローが最適化プロセスを用いて一定期間事前に計算され、
    前記一定期間における前記エネルギフローが、その計算結果に基づいて前記一定期間においてが制御される、方法において、
    前記複数の供給ライン（１６）の前記エネルギフローに生じる損失が前記最適化プロセスを用いた計算において考慮されることを特徴とする方法。
13. エネルギネットワーク（１０）と、複数の供給ライン（１６）を介して互いに接続された複数の参加者（１１）と、を有するとともに、請求項１から１１のいずれか１項に記載の装置（１０２）を備えた、ローカル・エネルギ市場（１００）。

Images