JP7492957B2 - 自己託送システム及び自己託送方法 - Google Patents

Description

本開示は、自己託送システム及び自己託送方法に関する。

従来、第１エンティティに属する発電施設から、第１エンティティに属する需要施設に対して、第１エンティティとは異なる第２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

第１の特徴は、第１エンティティに属する発電施設から、前記第１エンティティに属する需要施設に対して、前記第１エンティティとは異なる第２エンティティによって管理される電力系統を介して、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電源管理サーバと、

前記需要施設を含む２以上の施設に対して前記電力系統から供給される電力を管理する電力管理サーバと、を備え、前記電源管理サーバは、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を第三者サーバに送信するとともに、前記出力計画値を前記電力管理サーバに送信し、前記電力管理サーバは、前記出力計画値に基づいて、前記電力系統から調達する電力の調達計画値を前記第三者サーバに送信する、ことを要旨とする。

第２の特徴は、第１エンティティに属する発電施設から、前記第１エンティティに属する需要施設に対して、前記第１エンティティとは異なる第２エンティティによって管理される電力系統を介して、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電源管理サーバが、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を第三者サーバに送信するステップと、前記電源管理サーバが、前記需要施設を含む２以上の施設に対して前記電力系統から供給される電力を管理する電力管理サーバに前記出力計画値を送信するステップと、前記電力管理サーバが、前記出力計画値に基づいて、前記電力系統から調達する電力の調達計画値を前記第三者サーバに送信するステップと、を備える、ことを要旨とする。

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、実施形態に係る電源管理サーバ５００を示す図である。 図３は、実施形態に係る電力管理サーバ６００を示す図である。 図４は、実施形態に係る出力計画値を説明するための図である。 図５は、実施形態に係る需要総計画値を説明するための図である。 図６は、実施形態に係る総需要総計画値を説明するための図である。 図７は、実施形態に係る総需要総計画値を説明するための図である。 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に係る制限緩和について説明するための図である。 図１１は、変更例２に係る制限緩和について説明するための図である。 図１２は、変更例３に係る自己託送システム１００を示す図である。 図１３は、変更例３に係る自己託送方法を示す図である。 図１４は、変更例３に係る自己託送方法を示す図である。 図１５は、変更例４について説明するための図である。 図１６は、変更例４について説明するための図である。 図１７は、変更例４について説明するための図である。 図１８は、変更例４に係る自己託送方法を示す図である。 図１９は、変更例５について説明するための図である。 図２０は、変更例５について説明するための図である。 図２１は、変更例５について説明するための図である。 図２２は、変更例５に係る自己託送方法を示す図である。

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、電源管理サーバ５００と、電力管理サーバ６００と、第三者サーバ７００と、を有する。自己託送システムは、単に電力システムと称されてもよい。

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２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２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２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、電源管理サーバ５００、電力管理サーバ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（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｒｉｖａｔｅ Ｎｅｔｗｏｒｋ）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（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）２２０と、ＥＭＳ（Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）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、少なくとも電源管理サーバ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、電源管理サーバ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。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、少なくとも電力管理サーバ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、電力管理サーバ６００と通信を行う機能を有していてもよい。

施設４００は、電力管理サーバ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、電力管理サーバ６００と通信を行う機能を有していてもよい。

電源管理サーバ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。電源管理サーバ５００を管理するエンティティは、第１エンティティ及び第２エンティティと異なってもよい。例えば、電源管理サーバ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。電源管理サーバ５００の詳細については後述する（図２を参照）。

電力管理サーバ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。電力管理サーバ６００を管理するエンティティは、第１エンティティ及び第２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。電力管理サーバ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２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、電力管理サーバ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、電力管理サーバ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、電力管理サーバ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、電力管理サーバ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、電力管理サーバ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、電力管理サーバ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。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、ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅに準拠するプロトコル、ＳＥＰ（Ｓｍａｒｔ Ｅｎｅｒｇｙ Ｐｒｏｆｉｌｅ）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と電源管理サーバ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、Ｏｐｅｎ ＡＤＲ（Ａｕｔｏｍａｔｅｄ Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）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、ＥＣＨＯＮＥＴ Ｌｉｔｅ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と電力管理サーバ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、Ｏｐｅｎ ＡＤＲ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。

電源管理サーバ５００と電力管理サーバ６００との間の通信、電源管理サーバ５００と第三者サーバ７００との間の通信、電力管理サーバ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。

（電源管理サーバ）
以下において、実施形態に係る電源管理サーバについて説明する。図２に示すように、電源管理サーバ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電力管理サーバ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電力管理サーバ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。

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（Ｈａｒｄ ｄｉｓｃ ｄｒｉｖｅ）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（ｄｉｓｃｒｅｔｅ ｃｉｒｃｕｉｔｓ）など）によって構成されてもよい。

制御部５３０は、電源管理サーバ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。

（電力管理サーバ）
以下において、実施形態に係る電力管理サーバについて説明する。図２に示すように、電力管理サーバ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。

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５１０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、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い。

管理部６２０は、不揮発性メモリなどのメモリ又は／及びＨＤＤ（Ｈａｒｄ ｄｉｓｃ ｄｒｉｖｅ）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（ｄｉｓｃｒｅｔｅ ｃｉｒｃｕｉｔｓ）など）によって構成されてもよい。

制御部６３０は、電力管理サーバ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。

（出力計画値）
以下において、実施形態に係る出力計画値について説明する。ここでは、分散電源２１０の一例として太陽電池装置を例に挙げて説明する。図４において、Ｃ_ＰＶは、太陽電池装置の定格出力電力（最大発電電力）を表しており、Ｃ_ＰＣＳは、ＰＣＳ２２０の定格出力電力（最大出力電力）を表している。

このようなケースにおいて、ＰＳＣ２２０は、太陽電池装置の定格出力電力Ｃ_ＰＶよりも小さく制限された制限電力Ｃ_Ｒで、太陽電池装置から入力される電力を出力するように構成される。

従って、図４に示すように、単位時間Ｎ＋１～単位時間Ｎ＋６において、太陽電池装置から出力可能な電力が制限電力Ｃ_Ｒよりも大きいと想定される場合であっても、単位時間Ｎ＋１～単位時間Ｎ＋６の出力計画値は、制限電力Ｃ_Ｒで制限された計画値となる。このような構成によれば、単位時間Ｎ＋１～単位時間Ｎ＋６において、発電施設２００から出力される電力の出力実績値が出力計画値から乖離する可能性を軽減することができる。すなわち、太陽電池装置から出力可能な電力を犠牲にして、出力実績値が出力計画値から乖離する可能性の軽減が優先される。

ここで、ＰＣＳ２２０の定格出力電力Ｃ_ＰＣＳは、制限電力Ｃ_Ｒと同じであってもよく、制限電力Ｃ_Ｒよりも大きくてもよい。

（需要総計画値）
以下において、実施形態に係る需要総計画値について説明する。図５において、需要施設３００に電力系統２０から供給される電力の需要総計画値が示されている。

図５に示すように、需要総計画値は、自己託送によって賄われ電力の計画値（以下、託送計画値）と、需要施設３００について電力系統２０から調達される電力の計画値（上述した調達計画値）と、を含む。託送計画値は、図４で説明した出力計画値と同じである。なお、託送計画値は、上述した調達計画値又は出力計画値と同様に、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。

従って、出力計画値通りに自己託送が行われるケースを想定すると、需要施設３００について電力管理サーバ６００が電力系統２０から調達する電力の調達計画値は、需要総計画値から託送計画値を除いた値である。

（総要総計画値）
以下において、実施形態に係る総要総計画値について説明する。図６において、施設群に電力系統２０から供給される電力の総需要総計画値が示されている。

図６に示すように、総需要総計画値は、自己託送によって賄われ電力の計画値（託送計画値）と、需要施設３００について電力系統２０から調達される電力の計画値（図６では、調達計画値（需要施設３００））と、施設４００について電力系統２０から調達される電力の計画値（図６では、調達計画値（施設４００））と、を含む。託送計画値は、図４で説明した出力計画値と同じである。

従って、図７に示すように、出力計画値通りに自己託送が行われるケースを想定すると、施設群について電力管理サーバ６００が電力系統２０から調達する電力の総調達計画値は、総需要総計画値から託送計画値を除いた値である。

（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８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（図４を参照）を電源管理サーバ５００に送信する。

ステップＳ１２において、電源管理サーバ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、電源管理サーバ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（図５を参照）を電力管理サーバ６００に送信する。

ステップＳ１５において、施設４００は、需要総計画値を電力管理サーバ６００に送信する。このような処理によれば、電力管理サーバ６００は、総需要総計画値（図６を参照）を取得することができる。

ステップＳ１６において、電力管理サーバ６００は、出力計画値を電源管理サーバ５００から受信する。

ステップＳ１７において、電力管理サーバ６００は、総調達計画値（図７を参照）を管理する。

ステップＳ１８において、電力管理サーバ６００は、総調達計画値を第三者サーバ７００に送信する。電力管理サーバ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Ｓ１９において、第三者サーバ７００は、電力管理サーバ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９に示すように、ステップＳ３１において、発電施設２００は、出力実績値を電源管理サーバ５００に送信する。

ステップＳ３２において、電源管理サーバ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、需要施設３００は、需要総実績値を電力管理サーバ６００に送信する。

ステップＳ３４において、施設４００は、需要総実績値を電力管理サーバ６００に送信する。

ステップＳ３５において、電力管理サーバ６００は、総需要実績値を第三者サーバ７００に送信する。電力管理サーバ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Ｓ３６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Ｓ１８で電力管理サーバ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で電源管理サーバ５００から受信する出力実績値及びステップＳ３５で電力管理サーバ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で電源管理サーバ５００から受信する出力実績値及びステップＳ３５で電力管理サーバ６００から受信する需要実績値によって特定される。

（作用及び効果）
実施形態では、ＰＳＣ２２０は、分散電源２１０の定格出力電力よりも小さく制限された制限電力で、分散電源２１０から入力される電力を出力する。このような構成によれば、分散電源２１０から出力可能な電力を犠牲にすることになるが、出力実績値が出力計画値から乖離する可能性を軽減することができる。ひいては、電力系統２０のインバランスを安定化することができる。

実施形態では、電源管理サーバ５００は、出力計画値を電力管理サーバ６００に送信する。このような構成によれば、電力管理サーバ６００は、総需要計画値（又は、需要計画値）と出力計画値との差異である総調達計画値（又は、調達計画値）を把握することができ、ひいては、総調達計画値（又は、調達計画値）を第三者サーバ７００に報告することができる。従って、自己託送の影響を考慮しながら、電力系統２０のインバランスを適切に管理することができる。

［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、上述した図４と同様に、分散電源２１０の一例として太陽電池装置を例に挙げて説明する。さらに、ＰＣＳ２２０の定格出力電力Ｃ_ＰＣＳが制限電力Ｃ_Ｒよりも大きいケースについて説明する。

例えば、１つの単位時間に着目した場合において、１つの単位時間が６つの時間間隔で表されており、現在時刻ｔが時間間隔＃３と時間間隔＃４との時刻であるケースを想定する。現在時刻ｔにおいて出力計測値及び出力予測値は図１０に示す通りである。

出力計測値は、現在時刻ｔ以前（すなわち、時間間隔＃１～＃３）においてＰＣＳ２２０から出力される電力の計測値であって、発電施設２００によって計測可能である。出力予測値は、現在時刻ｔ以降（すなわち、時間間隔＃４～＃６）においてＰＣＳ２２０から出力される電力の予測値であって、電源管理サーバ５００によって予測可能である。

出力予測値は、出力計測値の線形予測によって計算されてもよく、出力計測値と属性との相関関係の機械学習によって計算されてもよい。出力計測値及び出力予測値の合計は、単位時間における出力見込値である。

図１０に示すケースでは、現在時刻ｔ以前において、出力計測値が出力計画値を下回っている状態であり、現在時刻ｔ以降において、出力予測値が出力計画値を上回ると予測される状態が示されている。このようなケースにおいて、太陽電池装置から入力される電力の出力を制限電力Ｃ_Ｒで制限する処理が継続すると、単位時間において出力見込値が出力計画値を下回ってしまう。

従って、電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値よりも小さい場合に、ＰＣＳ２２０から出力される電力の制限を緩和する。さらには、電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値に近づくように、ＰＣＳ２２０から出力される電力の制限を緩和することが好ましい。言い換えると、電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値を超えない範囲で、ＰＣＳ２２０から出力される電力の制限を緩和することが好ましい。

ここで、制限の緩和は、制限の解除であってもよい。或いは、制限の緩和は、制限電力を段階的に増大することであってもよい。

このようなケースにおいて、電源管理サーバ５００は、現在時刻ｔ以降において時間間隔の全体に適用する制限電力Ｃ_ＲをＰＣＳ２２０に通知してもよく、現在時刻ｔ以降において時間間隔毎に個別に適用する制限電力Ｃ_ＲをＰＣＳ２２０に通知してもよい。

ここで、計画値及び実績値は、単位時間（例えば、３０分）毎に取得される値を意味しており、計測値及び予測値は、単位時間よりも短い時間間隔（例えば、１分）毎に取得される値を意味している。これは以下に示す説明でも同様である。

（作用及び効果）
変更例１では、電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値よりも小さい場合に、ＰＣＳ２２０から出力される電力の制限を緩和する。このような構成によれば、１つの発電施設２００を対象とした場合において、出力実績値が出力計画値から乖離する可能性をさらに軽減することができる。

［変更例２］
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、変更例１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、１つの発電施設２００についてＰＣＳ２２０から出力される電力の制限を緩和するケースについて例示した。これに対して、変更例２では、２つの発電施設２００についてＰＣＳ２２０から出力される電力の制限を緩和するケースについて説明する。上述したように、制限の緩和は、制限の解除であってもよい。或いは、制限の緩和は、制限電力を段階的に増大することであってもよい。

例えば、１つの単位時間に着目した場合において、１つの単位時間が６つの時間間隔で表されており、現在時刻ｔが時間間隔＃１と時間間隔＃２との時刻であるケースを想定する。現在時刻ｔにおいて出力計測値及び出力予測値は図１１に示す通りである。

図１１に示すケースでは、発電施設２００Ａ（第１発電施設の一例）については、単位時間の全体で出力計測値及び出力予測値が出力計画値を下回っている状態である。一方で、発電施設２００Ｂ（第２発電施設の一例）については、現在時刻ｔ以降において、出力計測値が出力計画値を上回ると予測される状態が示されている。このようなケースにおいて、発電施設２００Ｂについて、太陽電池装置から入力される電力の出力を制限電力Ｃ_Ｒで制限する処理が継続すると、発電施設２００Ａ及び発電施設２００Ｂの全体として、単位時間において出力見込値が出力計画値を下回ってしまう。

従って、電源管理サーバ５００は、発電施設２００Ａ及び発電施設２００Ｂの全体として出力見込値が出力計画値よりも小さい場合に、発電施設２００ＢのＰＣＳ２２０から出力される電力の制限を緩和する。さらには、電源管理サーバ５００は、発電施設２００Ａ及び発電施設２００Ｂの全体として出力見込値が出力計画値に近づくように、発電施設２００ＢのＰＣＳ２２０から出力される電力の制限を緩和することが好ましい。言い換えると、電源管理サーバ５００は、発電施設２００Ａ及び発電施設２００Ｂの全体として出力見込値が出力計画値を超えない範囲で、発電施設２００ＢのＰＣＳ２２０から出力される電力の制限を緩和することが好ましい。

このようなケースにおいて、電源管理サーバ５００は、現在時刻ｔ以降において時間間隔の全体に適用する制限電力Ｃ_Ｒを発電施設２００ＢのＰＣＳ２２０に通知してもよく、現在時刻ｔ以降において時間間隔毎に個別に適用する制限電力Ｃ_Ｒを発電施設２００ＢのＰＣＳ２２０に通知してもよい。

（作用及び効果）
変更例２では、電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値よりも小さい場合に、ＰＣＳ２２０から出力される電力の制限を緩和する。このような構成によれば、２以上の発電施設２００を対象とした場合において、出力実績値が出力計画値から乖離する可能性をさらに軽減することができる。

［変更例３］
以下において、実施形態の変更例３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３においては、ＰＣＳ２２０から出力される電力は制限電力Ｃ_Ｒで制限されていなくてもよい。これは以下の変更例でも同様である。

変更例３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、電源管理サーバ５００が制御可能な電源であってもよく、電力管理サーバ６００が制御可能な電源であってもよい。

図１２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、電源管理サーバ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、電力管理サーバ６００が制御可能な補助電源の一例である。ＰＣＳ３５０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。

このようなケースにおいて、電源管理サーバ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。

具体的には、図１３に示すように、ステップＳ５１において、電源管理サーバ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。電源管理サーバ５００は、出力計測値の受信を継続する。

ステップＳ５２において、電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値から乖離しているか否かを判定する。ここでは、出力見込値が出力計画値から乖離しているものとして説明を続ける。

ステップＳ５３において、電源管理サーバ５００は、蓄電装置２４０の充放電指示を発電施設２００に送信する。具体的には、電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値を下回っている場合に、蓄電装置２４０の放電指示を発電施設２００に送信する。電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値を上回っている場合に、蓄電装置２４０の充電指示を発電施設２００に送信する。

同様に、電力管理サーバ６００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。

具体的には、図１４に示すように、ステップＳ６１において、電力管理サーバ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。電力管理サーバ６００は、需要計測値の受信を継続する。

ステップＳ６２において、電力管理サーバ６００は、需要見込値が需要計画値から乖離しているか否かを判定する。ここでは、需要見込値が需要計画値から乖離しているものとして説明を続ける。

ステップＳ６３において、電力管理サーバ６００は、蓄電装置３４０の充放電指示を需要施設３００に送信する。具体的には、電力管理サーバ６００は、需要見込値が需要計画値を下回っている場合に、蓄電装置３４０の充電指示を需要施設３００に送信する。電力管理サーバ６００は、需要見込値が需要計画値を上回っている場合に、蓄電装置３４０の放電指示を需要施設３００に送信する。

ここでは、需要施設３００を対象として、需要見込値を需要計画値に近づける処理について説明した。しかしながら、変更例３はこれに限定されるものではない。施設群を対象として、総需要見込値を総需要計画値に近づける処理が行われてもよい。

［変更例４］
以下において、実施形態の変更例４について説明する。以下においては、変更例３に対する相違点について主として説明する。

変更例４では、電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値から乖離している場合に、出力見込値が出力計画値から乖離している旨（以下、調整要求）を電力管理サーバ６００に送信する。調整要求は、出力見込値と出力計画値との差異（すなわち、調整要求量）を含んでもよい。

例えば、１つの単位時間に着目した場合において、１つの単位時間が６つの時間間隔で表されており、現在時刻ｔが時間間隔＃３と時間間隔＃４との時刻であるケースを想定する。現在時刻ｔにおいて出力計測値及び出力予測値は図１５に示す通りであり、現在時刻ｔにおいて需要計測値及び需要予測値は図１６に示す通りである。

図１５に示すケースでは、時間間隔＃１及び＃２において出力計測値が出力計画値を下回っている状態であり、時間間隔＃４～＃６において出力予測値が出力計画値を下回ると予測される状態である。単位時間の全体として出力見込値が出力計画値を下回っている。一方で、図１６に示すケースでは、時間間隔＃１で需要計測値が需要計画値を下回っており、時間間隔＃３で需要計測値が需要計画値を上回っている状態である。時間間隔＃５で需要予測値が需要計画値を下回ると予測され、時間間隔＃６で需要計測値が需要計画値を上回ると予測される状態である。但し、単位時間の全体として需要見込値が需要計画値と一致しているものとする。すなわち、出力見込値と需要見込値との差異である調達見込値が調達計画値から乖離している。

このようなケースにおいて、電源管理サーバ５００は、上述した調整要求を電力管理サーバ６００に送信する。電力管理サーバ６００は、図１８に示すように、調達見込値を調達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。すなわち、電力管理サーバ６００は、需要見込値が需要計画値と一致しているため、出力計画値に対する出力見込値の差異に相当する電力の放電を蓄電装置３４０に指示する。

（自己託送方法）
以下において、変更例４に係る自己託送方法について説明する。

図１８に示すように、ステップＳ７１において、電源管理サーバ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。電源管理サーバ５００は、出力計測値の受信を継続する。

ステップＳ７２において、電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値から乖離しているか否かを判定する。ここでは、出力見込値が出力計画値から乖離しているものとして説明を続ける。

ステップＳ７３において、電源管理サーバ５００は、調整要求を電力管理サーバ６００に送信する。調整要求は、調整要求量（出力見込値と出力計画値との差異）を含んでもよい。

ステップＳ７４において、電力管理サーバ６００は、蓄電装置３４０の充放電指示を需要施設３００に送信する。具体的には、電力管理サーバ６００は、調達見込値が調達計画値を下回っている場合に、蓄電装置３４０の充電指示を需要施設３００に送信する。電力管理サーバ６００は、調達見込値が調達計画値を上回っている場合に、蓄電装置３４０の放電指示を需要施設３００に送信する。

なお、電力管理サーバ６００が蓄電装置２４０を制御可能である場合には、ステップＳ７５の処理が行われてもよい。このようなケースにおいて、電力管理サーバ６００は、ステップＳ７４及びステップＳ７５の合計として、調達見込値が調達計画値に近づくように蓄電装置２４０及び蓄電装置３４０を制御すればよい。

変更例４では、需要施設３００を対象として、調達見込値が調達計画値に近づける処理について説明した。しかしながら、変更例４はこれに限定されるものではない。施設群を対象として、総調達見込値が総調達計画値に近づける処理が行われてもよい。

さらに、電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値から乖離しており、かつ、出力見込値を出力計画値に一致させることができない場合に、調整要求を電力管理サーバ６００に送信してもよい。すなわち、電源管理サーバ５００は、蓄電装置２４０の充放電などの制御を行っても、出力見込値を出力計画値に一致させることができない場合に、調整要求を電力管理サーバ６００に送信してもよい。

（作用及び効果）
変更例４では、電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値から乖離している場合に、調整要求を電力管理サーバ６００に送信し、電力管理サーバ６００は、調達見込値が調達計画値に近づくように補助電源を制御する。このような構成によれば、需要見込値が需要計画値から乖離するものの、調達見込値が調達計画値に近づくため、電力系統２０のインバランスが保たれる。

［変更例５］
以下において、実施形態の変更例５について説明する。以下においては、変更例３に対する相違点について主として説明する。

変更例５では、電源管理サーバ５００は、需要見込値が需要計画値から乖離している場合に、需要見込値が需要計画値から乖離している旨（以下、調整要求）を電力管理サーバ６００に送信する。調整要求は、需要見込値と需要計画値との差異（すなわち、調整要求量）を含んでもよい。

例えば、１つの単位時間に着目した場合において、１つの単位時間が６つの時間間隔で表されており、現在時刻ｔが時間間隔＃３と時間間隔＃４との時刻であるケースを想定する。現在時刻ｔにおいて需要計測値及び需要予測値は図１９に示す通りであり、現在時刻ｔにおいて出力計測値及び出力予測値は図２０に示す通りである。

図１９に示すケースでは、時間間隔＃１及び＃２で需要計測値が需要計画値を上回っている状態であり、時間間隔＃４～＃６で需要予測値が需要計画値を上回ると予測される状態である。従って、単位時間全体として需要見込値が需要計画値を上回っている。一方で、図２０に示すケースでは、時間間隔＃１～＃２において出力計測値が出力計画値を上回っている状態であり、時間間隔＃４～＃６において出力予測値が出力計画値を上回ると予測される状態である。従って、単位時間全体として出力見込値が出力計画値を上回っている。但し、需要見込値と出力見込値との差異である調達見込値は、需要計画値と出力計画値との差異である調達計画値よりも大きい。

このようなケースにおいて、電力管理サーバ６００は、上述した調整要求を電力管理サーバ６００に送信する。電源管理サーバ５００は、図２１に示すように、調達見込値を調達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。すなわち、電源管理サーバ５００は、需要計画値に対する需要見込値の超過と出力計画値に対する出力見込値の超過との差異に相当する電力の放電を蓄電装置２４０に指示する。

（自己託送方法）
以下において、変更例５に係る自己託送方法について説明する。

図２２に示すように、ステップＳ８１において、電力管理サーバ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。電力管理サーバ６００は、需要計測値の受信を継続する。

ステップＳ８２において、電力管理サーバ６００は、需要見込値が需要計画値から乖離しているか否かを判定する。ここでは、需要見込値が需要計画値から乖離しているものとして説明を続ける。

ステップＳ８３において、電力管理サーバ６００は、調整要求を電源管理サーバ５００に送信する。調整要求は、調整要求量（需要見込値と需要計画値との差異）を含んでもよい。

ステップＳ８４において、電源管理サーバ５００は、蓄電装置２４０の充放電指示を発電施設２００に送信する。具体的には、電源管理サーバ５００は、調達見込値が調達計画値を下回っている場合に、蓄電装置２４０の充電指示を発電施設２００に送信する。電源管理サーバ５００は、調達見込値が調達計画値を上回っている場合に、蓄電装置２４０の放電指示を発電施設２００に送信する。

なお、電源管理サーバ５００が蓄電装置３４０を制御可能である場合には、ステップＳ８５の処理が行われてもよい。このようなケースにおいて、電源管理サーバ５００は、ステップＳ８４及びステップＳ８５の合計として、調達見込値が調達計画値に近づくように蓄電装置２４０及び蓄電装置３４０を制御すればよい。

変更例５では、需要施設３００を対象として、調達見込値が調達計画値に近づける処理について説明した。しかしながら、変更例５はこれに限定されるものではない。施設群を対象として、総調達見込値が総調達計画値に近づける処理が行われてもよい。

さらに、電力管理サーバ６００は、需要見込値が需要計画値から乖離しており、かつ、需要見込値を需要計画値に一致させることができない場合に、調整要求を電源管理サーバ５００に送信してもよい。すなわち、電力管理サーバ６００は、蓄電装置３４０の充放電などの制御を行っても、需要見込値を需要計画値に一致させることができない場合に、調整要求を電源管理サーバ５００に送信してもよい。

（作用及び効果）
変更例５では、電源管理サーバ５００は、需要見込値が需要計画値から乖離している場合に、調整要求を電力管理サーバ６００に送信し、電力管理サーバ６００は、調達見込値が調達計画値に近づくように補助電源を制御する。このような構成によれば、出力見込値が出力計画値から乖離するものの、調達見込値が調達計画値に近づくため、電力系統２０のインバランスが保たれる。

［変更例６］
以下において、実施形態の変更例６について説明する。以下においては、変更例４及び変更例５に対する相違点について主として説明する。

変更例６においては、電源管理サーバ５００及び電力管理サーバ６００は、調整要求を相互に送信することによって、調達見込値が調達計画値に近づけるためのネゴシエーションを行ってもよい。

［変更例７］
以下において、実施形態の変更例７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７では、出力計画値は、第１リアルタイム性を有する第１出力計画値と、第１リアルタイム性よりも高い第２リアルタイム性を有する第２出力計画値と、を含む。例えば、第１リアルタイム性は、第１出力計画値の送信タイミングを基準として、第１出力計画値に含まれる最初の計画値までの時間が第１時間間隔（例えば、６時間）であることを意味する。第２リアルタイム性は、第２出力計画値の送信タイミングを基準として、第２出力計画値に含まれる最初の計画値までの時間が第１時間間隔よりも短い第２時間間隔（例えば、１時間）であることを意味する。

このようなケースにおいて、電源管理サーバ５００は、第１出力計画値を第三者サーバ７００及び電力管理サーバ６００の双方に送信する。一方で、電源管理サーバ５００は、電力管理サーバ６００が第２リアルタイム性を有する電力需要変動に対応している場合に、第２出力計画値を第三者サーバ７００に送信せずに、第２出力計画値を電力管理サーバ６００に送信する。なお、電源管理サーバ５００は、電力管理サーバ６００が第２リアルタイム性を有する電力需要変動に対応してない場合に、第２出力計画値を第三者サーバ７００及び電力管理サーバ６００の双方に送信しない。

［その他の実施形態］
本開示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、この開示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、風力発電装置であってもよく、地熱発電装置であってもよい。

実施形態では、電源管理サーバ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。電源管理サーバ５００は、自ら出力計画値を策定してもよい。例えば、電源管理サーバ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。電源管理サーバ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、電力管理サーバ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。電力管理サーバ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、電力管理サーバ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。電力管理サーバ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、電源管理サーバ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。電力管理サーバ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（Ａｒｔｉｆｉｃｉａｌ ｉｎｔｅｌｌｉｇｅｎｃｅ）を用いて実行されてもよい。

実施形態では、電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値よりも小さい場合に、ＰＣＳ２２０から出力される電力の制限を緩和する。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。電源管理サーバ５００は、出力見込値が出力計画値よりも大きい場合に、ＰＣＳ２２０から出力される電力の制限を強化する。制限の強化は、制限の設定であってもよい。或いは、制限の強化は、制限電力を段階的に縮小することであってもよい。

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。

なお、日本国特許出願第２０１９－１１３９５３号（２０１９年６月１９日出願）の全内容が参照により本願明細書に組み込まれている。

Claims (9)

1. 第１エンティティに属する発電施設から、前記第１エンティティに属する需要施設に対して、前記第１エンティティとは異なる第２エンティティによって管理される電力系統を介して、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電源管理サーバと、
   前記需要施設を含む２以上の施設に対して前記電力系統から供給される電力を管理する電力管理サーバと、を備え、
   前記電源管理サーバは、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を第三者サーバに送信するとともに、前記出力計画値を前記電力管理サーバに送信し、
   前記電力管理サーバは、前記出力計画値に基づいて、前記電力系統から調達する電力の調達計画値を前記第三者サーバに送信する、自己託送システム。
2. 前記出力計画値は、第１リアルタイム性を有する第１出力計画値と、前記第１リアルタイム性よりも高い第２リアルタイム性を有する第２出力計画値と、を含み、
   前記電源管理サーバは、前記第１出力計画値を前記第三者サーバ及び前記電力管理サーバに送信し、
   前記電源管理サーバは、前記電力管理サーバが前記第２リアルタイム性を有する電力需要変動に対応している場合に、前記第２出力計画値を前記第三者サーバに送信せずに、前記第２出力計画値を前記電力管理サーバに送信する、請求項１に記載の自己託送システム。
3. 前記電源管理サーバは、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見込値が前記出力計画値から乖離している場合に、前記出力見込値が前記出力計画値から乖離している旨を前記電力管理サーバに送信する、請求項１又は請求項２に記載の自己託送システム。
4. 前記電力管理サーバは、前記需要施設に対して前記電力系統から供給される電力の需要見込値が、前記需要施設に対して前記電力系統から供給される電力の需要計画値から乖離する場合に、前記需要見込値が前記需要計画値から乖離している旨を前記電源管理サーバに送信する、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. 前記電源管理サーバは、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見込値が前記出力計画値から乖離している場合に、前記出力見込値を前記出力計画値に近づけるように、前記自己託送システムに設けられる補助電源を制御する、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. 前記電源管理サーバは、前記電力系統から調達する電力の調達見込値が前記調達計画値している場合に、前記調達見込値を前記調達計画値に近づけるように、前記自己託送システムに設けられる補助電源を制御する、請求項４又は請求項４を引用する請求項５に記載の自己託送システム。
7. 前記電力管理サーバは、前記需要施設に対して前記電力系統から供給される電力の需要見込値が、前記需要施設に対して前記電力系統から供給される電力の需要計画値から乖離している場合に、前記需要見込値を前記需要計画値に近づけるように、前記自己託送システムに設けられる補助電源を制御する、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. 前記電力管理サーバは、前記電力系統から調達する電力の調達見込値が前記調達計画値している場合に、前記調達見込値を前記調達計画値に近づけるように、前記自己託送システムに設けられる補助電源を制御する、請求項３、請求項３を引用する請求項４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. 第１エンティティに属する発電施設から、前記第１エンティティに属する需要施設に対して、前記第１エンティティとは異なる第２エンティティによって管理される電力系統を介して、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電源管理サーバが、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を第三者サーバに送信するステップと、
   前記電源管理サーバが、前記需要施設を含む２以上の施設に対して前記電力系統から供給される電力を管理する電力管理サーバに前記出力計画値を送信するステップと、
   前記電力管理サーバが、前記出力計画値に基づいて、前記電力系統から調達する電力の調達計画値を前記第三者サーバに送信するステップと、を備える、自己託送方法。