WO2020256055A1 - 自己託送システム及び自己託送方法 - Google Patents

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WO2020256055A1
WO2020256055A1 PCT/JP2020/023925 JP2020023925W WO2020256055A1 WO 2020256055 A1 WO2020256055 A1 WO 2020256055A1 JP 2020023925 W JP2020023925 W JP 2020023925W WO 2020256055 A1 WO2020256055 A1 WO 2020256055A1
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WO
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power
value
output
demand
management server
Prior art date
Application number
PCT/JP2020/023925
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English (en)
French (fr)
Inventor
一尊 中村
Original Assignee
京セラ株式会社
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Publication date
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/04—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for connecting networks of the same frequency but supplied from different sources
    • H02J3/06—Controlling transfer of power between connected networks; Controlling sharing of load between connected networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers

Definitions

  • This disclosure relates to a self-consignment system and a self-consignment method.
  • power output from a power generation facility is transmitted from a power generation facility belonging to the first entity to a demand facility belonging to the first entity via a power system managed by a second entity different from the first entity.
  • the mechanism for doing this (hereinafter referred to as the self-consignment system) is known.
  • a technique for increasing the power output from a power generation facility has been proposed so that the amount of power per unit time (for example, 30 minutes) does not exceed the threshold value in a demand facility (for example, a patent).
  • a technique for accommodating electric power between two or more facilities has been proposed so as to minimize costs such as power purchase cost, consignment cost, and self-power generation cost (for example, Patent Document 2). ..
  • the first feature is that the power generation facility belongs to the first entity to the demand facility belonging to the first entity via a power system managed by a second entity different from the first entity. It is a self-consignment system that transmits the electric power output from the power source, and the power generation facility has a distributed power source and a power adjusting device that adjusts the electric power input from the distributed power source.
  • the gist is that the power regulator outputs the power input from the distributed power source with a limited power limit smaller than the rated output power of the distributed power source.
  • the second feature is that the power generation facility belongs to the first entity to the demand facility belonging to the first entity via a power system managed by a second entity different from the first entity. It is a self-consignment method of transmitting the electric power output from the power source, and the power generation facility has a distributed power source and a power adjusting device for adjusting the electric power input from the distributed power source. It is a gist that the power regulator includes a step of outputting power input from the distributed power source with a limited power limit smaller than the rated output power of the distributed power source.
  • FIG. 1 is a diagram showing a self-consignment system 100 according to an embodiment.
  • FIG. 2 is a diagram showing a power management server 500 according to the embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram showing a power management server 600 according to the embodiment.
  • FIG. 4 is a diagram for explaining an output plan value according to the embodiment.
  • FIG. 5 is a diagram for explaining the total demand plan value according to the embodiment.
  • FIG. 6 is a diagram for explaining the total demand total plan value according to the embodiment.
  • FIG. 7 is a diagram for explaining the total demand total plan value according to the embodiment.
  • FIG. 8 is a diagram showing a self-consignment method according to the embodiment.
  • FIG. 9 is a diagram showing a self-consignment method according to the embodiment.
  • FIG. 10 is a diagram for explaining the relaxation of restrictions according to the first modification.
  • FIG. 11 is a diagram for explaining the relaxation of restrictions according to the second modification.
  • FIG. 12 is a diagram showing a self-consignment system 100 according to the third modification.
  • FIG. 13 is a diagram showing a self-consignment method according to the third modification.
  • FIG. 14 is a diagram showing a self-consignment method according to the third modification.
  • FIG. 15 is a diagram for explaining modification 4.
  • FIG. 16 is a diagram for explaining modification 4.
  • FIG. 17 is a diagram for explaining modification 4.
  • FIG. 18 is a diagram showing a self-consignment method according to the fourth modification.
  • FIG. 19 is a diagram for explaining a modified example 5.
  • FIG. 20 is a diagram for explaining a modified example 5.
  • FIG. 21 is a diagram for explaining modification 5.
  • FIG. 22 is a diagram showing a self-consignment method according to the modified example 5.
  • the self-consignment system 100 includes a power generation facility 200, a demand facility 300, a facility 400, a power management server 500, a power management server 600, and a third-party server 700.
  • the self-consignment system may simply be referred to as a power system.
  • the power generation facility 200 and the demand facility 300 belong to the first entity.
  • the first entity is an entity having two or more facilities at geographically separated locations.
  • the first entity is a company having a large-scale production base, a company operating a large-scale commercial facility (for example, a railway company).
  • the power generation facility 200 and the demand facility 300 are connected by a power system 20 managed by a second entity different from the first entity.
  • the second entity is an entity such as an electric power company that manages a core electric power system (electric power system 20 in FIG. 1), and may be a power generation company or a power transmission and distribution company.
  • the second entity may be an electricity retailer.
  • the power generation facility 200, the demand facility 300, the facility 400, the power management server 500, the power management server 600, and the third party server 700 are connected by the network 30.
  • the network 30 may include an Internet network or a mobile communication network.
  • the network 30 may include a VPN (Virtual Private Network).
  • the power generation facility 200 is a facility belonging to the first entity.
  • the power generation facility 200 is connected to the power system 20 via the power line 21.
  • the power line 21 may be a power line managed by the first entity or may be a part of the power system 20.
  • the power generation facility 200A and the power generation facility 200B are illustrated as the power generation facility 200.
  • the power generation facility 200A and the power generation facility 200B may be provided at geographically separated positions.
  • the power generation facility 200A has a distributed power source 210A, a PCS220A, and an EMS230A.
  • the power generation facility 200B has a distributed power source 210B, a PCS220B, and an EMS230B. Since the power generation facility 200A and the power generation facility 200B have the same configuration, the power generation facility 200 will be described below without distinguishing between the power generation facility 200A and the power generation facility 200B.
  • the power generation facility 200 has a distributed power source 210, a PCS (Power Conditioning System) 220, and an EMS (Energy Management System) 230.
  • the distributed power source 210 is a device that outputs electric power.
  • the distributed power source 210 may be a device that outputs electric power by using renewable energy.
  • the distributed power source 210 may be a solar cell device.
  • the PCS 220 is a power adjusting device that converts DC power output from the distributed power source 210 into AC power.
  • the EMS 230 manages the electric power of the power generation facility 200.
  • the EMS 230 may be provided by a cloud service.
  • the EMS 230 has at least a function of communicating with the power management server 500.
  • the power generation facility 200 may have a smart meter that measures the electric power output from the power generation facility 200.
  • the smart meter may have a function of communicating with the power management server 500.
  • the demand facility 300 is a facility that belongs to the first entity like the power generation facility 200.
  • the demand facility 300 is connected to the power system 20 via the power line 22.
  • the power line 22 may be a power line managed by the first entity or may be a part of the power system 20.
  • the demand facility 300 has a load 310 and an EMS 320.
  • the load 310 consumes the power supplied from the power system 20.
  • the load 310 may include the production facility.
  • the load 310 may include an air conditioner, lighting equipment, and the like.
  • the EMS 320 manages the electric power of the demand facility 300.
  • the EMS 320 may be provided by a cloud service.
  • the EMS 320 has at least a function of communicating with the power management server 600.
  • the demand facility 300 may have a smart meter that measures the power supplied from the power system 20 to the demand facility 300.
  • the smart meter may have a function of communicating with the power management server 600.
  • Facility 400 is a facility managed by the power management server 600.
  • the facility 400 belongs to an entity different from the first entity described above.
  • the facility 400 has a load that consumes the power supplied from the power system 20.
  • the load may include an air conditioner, lighting equipment, and the like.
  • the facility 400 may have a smart meter that measures the power supplied from the power system 20 to the facility 400.
  • the smart meter may have a function of communicating with the power management server 600.
  • the power management server 500 may manage the distributed power source 210 provided in the power generation facility 200, or may manage the PCS 220 provided in the power generation facility 200.
  • the entity that manages the power management server 500 may be different from the first entity and the second entity.
  • the power management server 500 may be a maintenance server that monitors the operating state of the distributed power source 210. Details of the power management server 500 will be described later (see FIG. 2).
  • the power management server 600 manages the demand facility 300 and the facility 400 (hereinafter, may be referred to as a facility group).
  • the entity that manages the power management server 600 may be different from the first entity and the second entity.
  • Such an entity may be a retailer or a business such as a resource aggregator.
  • Such an entity may be a power generation operator or a power transmission and distribution business operator. Details of the power management server 600 will be described later (see FIG. 3).
  • the third party server 700 is a server that confirms various matters related to self-consignment.
  • the self-consignment is a mechanism for transmitting the electric power output from the power generation facility 200 from the power generation facility 200 to the demand facility 300 via the power system 20.
  • the entity that manages the third party server 700 may be different from the first entity and the second entity.
  • such an entity may be an OCCTO.
  • the third-party server 700 may be a power transmission and distribution business operator or an electric power retailer.
  • the third party server 700 confirms the following points.
  • the third-party server 700 has a planned output value of electric power output from the power generation facility 200 (here, synonymous with electric power transmitted by self-consignment) and an actual output value of electric power output from the power generation facility 200. You may check the difference with. The output planned value and the output actual value are totaled for each unit time (for example, 30 minutes). A penalty may be imposed on the first entity when the difference between the output planned value and the output actual value exceeds the allowable threshold value. An incentive may be given to the first entity when the difference between the output planned value and the output actual value does not exceed the allowable threshold value. Penalties and incentives may be monetary.
  • the third-party server 700 is supplied from the power system 20 to the total demand plan value of the power supplied from the power system 20 to the facility group managed by the power management server 600 and to the facility group. You may check the difference from the actual total demand value of electric power. The total demand plan value and the total demand actual value are totaled for each unit time (for example, 30 minutes). If the difference between the aggregate demand planned value and the aggregate demand actual value exceeds the permissible threshold value, a penalty may be imposed on the entity that manages the power management server 600. An incentive may be given to the entity that manages the power management server 600 when the difference between the total demand plan value and the total demand actual value does not exceed the allowable threshold value. Penalties and incentives may be monetary.
  • the third-party server 700 has a total procurement plan value procured from the power system 20 for the facility group managed by the power management server 600 and a total procurement of the power procured from the power system 20 for the facility group. You may check the difference from the actual value. The total procurement plan value and the total procurement actual value are totaled for each unit time (for example, 30 minutes). If the difference between the total procurement plan value and the total procurement actual value exceeds the permissible threshold value, a penalty may be imposed on the entity that manages the power management server 600. An incentive may be given to the entity that manages the power management server 600 when the difference between the total procurement plan value and the total procurement actual value does not exceed the permissible threshold value. Penalties and incentives may be monetary.
  • the total procurement plan value is the value obtained by subtracting the output plan value from the total demand plan value.
  • the total procurement actual value is the value obtained by subtracting the output actual value from the total demand actual value.
  • the total procurement plan value may be a value corrected in consideration of the transmission loss from the power generation facility 200 to the demand facility 300.
  • the planned output value may be a value corrected in consideration of the transmission loss from the power generation facility 200 to the demand facility 300.
  • the total procurement actual value may be a value corrected in consideration of the transmission loss from the power generation facility 200 to the demand facility 300.
  • the actual output value may be a value corrected in consideration of the transmission loss from the power generation facility 200 to the demand facility 300.
  • Consideration of transmission loss is to subtract the value corresponding to transmission loss from the planned value or the actual value.
  • the third-party server 700 may check the difference between the procurement plan value and the procurement actual value for the demand facility 300.
  • the procurement plan value and the procurement actual value are totaled for each unit time (for example, 30 minutes).
  • a penalty may be imposed on the first entity if the difference between the procurement plan value and the procurement actual value exceeds the allowable threshold.
  • An incentive may be given to the first entity when the difference between the procurement plan value and the procurement actual value does not exceed the allowable threshold value. Penalties and incentives may be monetary.
  • the procurement plan value is a value obtained by subtracting the output plan value from the demand plan value of the electric power supplied from the power system 20 to the demand facility 300.
  • the actual procurement value is a value obtained by subtracting the actual output value from the actual demand value of the electric power supplied from the electric power system 20 to the demand facility 300.
  • communication in the power generation facility 200 may be performed according to the first protocol.
  • a protocol compliant with ECHONET Lite, SEP (Smart Energy Profile) 2.0, KNX, or a unique dedicated protocol can be used.
  • Communication between the power generation facility 200 and the power management server 500 may be performed according to a second protocol different from the first protocol.
  • a protocol compliant with Open ADR (Automated Demand Response) or a unique dedicated protocol can be used.
  • Communication in the demand facility 300 may be performed according to the first protocol.
  • a protocol compliant with ECHONET Lite, SEP2.0, KNX, or a unique dedicated protocol can be used.
  • Communication between the demand facility 300 and the power management server 600 may be performed according to a second protocol different from the first protocol.
  • a protocol compliant with Open ADR or a unique dedicated protocol can be used.
  • the communication between the power management server 500 and the power management server 600, the communication between the power management server 500 and the third-party server 700, and the communication between the power management server 600 and the third-party server 700 are second. It may be done according to the protocol.
  • the power management server 500 includes a communication unit 510, a management unit 520, and a control unit 530.
  • the communication unit 510 is composed of a communication module.
  • the communication module may be a wireless communication module that conforms to standards such as IEEE802.11a / b / g / n, ZigBee, Wi-SUN, LTE, and 5G, and a wired communication module that conforms to standards such as IEEE802.3. It may be.
  • the communication unit 510 receives the output plan value aggregated for each unit time from the power generation facility 200.
  • the output plan value may be an output plan value for a predetermined period.
  • the predetermined period may be one day, one week, one month, or one year. For example, when the predetermined period is one day, the communication unit 510 receives the output plan value on the nth day at any timing before the n-1th day.
  • the communication unit 510 may receive the output actual value aggregated for each unit time from the power generation facility 200.
  • the actual output value may be an actual output value for a predetermined period.
  • the predetermined period may be one day, one week, one month, or one year. For example, when the predetermined period is one day, the communication unit 510 receives the output actual value on the nth day at any timing after the n + 1th day.
  • the communication unit 510 may receive the output measurement value of the electric power output from the power generation facility 200 from the power generation facility 200. In such a case, the actual output value is obtained by aggregating the measured output values for each unit time. The communication unit 510 may receive the output measurement value at a time interval (for example, 1 minute) shorter than the unit time.
  • the communication unit 510 transmits the output plan value aggregated for each unit time to the third party server 700.
  • the communication unit 510 transmits the output plan value aggregated for each unit time to the power management server 600. For example, when the predetermined period is one day, the communication unit 510 transmits the output plan value on the nth day at any timing before the n-1th day.
  • the communication unit 510 transmits the output actual value aggregated for each unit time to the third party server 700.
  • the communication unit 510 may transmit the output actual value aggregated for each unit time to the power management server 600. For example, when the predetermined period is one day, the communication unit 510 transmits the output actual value on the nth day at any timing after the n + 1th day.
  • the communication unit 510 may receive the operating state of the distributed power source 210 from the power generation facility 200.
  • the operating state may include at least one of the output power of the distributed power source 210 and the output power of the PCS 220.
  • the operating state may include information indicating whether or not the distributed power source 210 is operating normally, or may include information indicating whether or not the PCS 220 is operating normally.
  • the management unit 520 is composed of a memory such as a non-volatile memory and / and a storage medium such as an HDD (Hard disk drive), and stores various information.
  • a memory such as a non-volatile memory and / and a storage medium such as an HDD (Hard disk drive), and stores various information.
  • HDD Hard disk drive
  • the management unit 520 manages the output planned value and the output actual value.
  • the management unit 520 may manage the output measured value and the expected output value.
  • the management unit 520 may manage the operating state of the distributed power source 210.
  • the control unit 530 may include at least one processor. At least one processor may be composed of a single integrated circuit (IC), or may be composed of a plurality of communicably connected circuits (such as integrated circuits and / or discrete circuits).
  • IC integrated circuit
  • communicably connected circuits such as integrated circuits and / or discrete circuits.
  • the control unit 530 controls the elements constituting the power management server 500. For example, the control unit 530 instructs the communication unit 510 to transmit the output planned value and the output actual value. The control unit 530 may perform control to bring the estimated output value closer to the planned output value when the estimated output value of the electric power output from the power generation facility 200 deviates from the planned output value. Such controls may include controls that increase or decrease the output power of the PCS 220.
  • the control unit 530 may estimate the expected output value based on the transition of the measured output value in a unit time. The control unit 530 may estimate the expected output value by linear prediction of the output measured value. The control unit 530 may estimate the expected output value by machine learning of the correlation between the measured output value and the attribute. Attributes may include time zone, day of the week, season, weather (solar radiation, temperature, humidity, etc.).
  • the power management server 600 has a communication unit 610, a management unit 620, and a control unit 630.
  • the communication unit 610 is composed of a communication module.
  • the communication module may be a wireless communication module that conforms to standards such as IEEE802.11a / b / g / n, ZigBee, Wi-SUN, LTE, and 5G, and a wired communication module that conforms to standards such as IEEE802.3. It may be.
  • the communication unit 610 may receive the demand plan value of the electric power supplied from the electric power system to each of the facilities (demand facility 300 and facility 400) included in the facility group from each of the facilities included in the facility group.
  • the demand plan value may be aggregated for each unit time.
  • the demand plan value may be a demand plan value for a predetermined period.
  • the predetermined period may be one day, one week, one month, or one year. For example, when the predetermined period is one day, the communication unit 610 receives the demand plan value on the nth day at any timing before the n-1th day.
  • the communication unit 610 receives the actual demand value of the electric power supplied from the electric power system to each of the facilities included in the facility group from each of the facility groups.
  • the actual demand value may be aggregated for each unit time.
  • the actual demand value may be an actual demand value for a predetermined period.
  • the predetermined period may be one day, one week, one month, or one year. For example, when the predetermined period is one day, the communication unit 610 receives the actual demand value on the nth day at any timing after the n + 1th day.
  • the communication unit 610 transmits the total procurement plan value of the facility group aggregated for each unit time to the third party server 700.
  • the total procurement plan value may be a total procurement plan value for a predetermined period.
  • the predetermined period may be one day, one week, one month, or one year. For example, when the predetermined period is one day, the communication unit 610 transmits the total procurement plan value on the nth day at any timing before the n-1th day.
  • the communication unit 610 transmits the total procurement record value of the facility group aggregated for each unit time to the third party server 700.
  • the total procurement plan value may be the total procurement plan value for the predetermined period.
  • the predetermined period may be one day, one week, one month, or one year.
  • the communication unit 610 transmits the total procurement actual value on the nth day at any timing after the n + 1th day.
  • the communication unit 610 transmits the procurement plan value of the demand facility 300 aggregated for each unit time to the third party server 700. For example, when the predetermined period is one day, the communication unit 610 transmits the procurement plan value on the nth day at any timing before the n-1th day.
  • the communication unit 610 transmits the procurement record value of the demand facility 300 aggregated for each unit time to the third party server 700. For example, when the predetermined period is one day, the communication unit 610 transmits the procurement actual value on the nth day at any timing after the n + 1th day.
  • the communication unit 610 may transmit the total demand plan value of the facility group aggregated for each unit time to the third party server 700. For example, when the predetermined period is one day, the communication unit 610 transmits the aggregate demand plan value on the nth day at any timing before the n-1th day.
  • the communication unit 610 may transmit the total demand actual value of the facility group aggregated for each unit time to the third party server 700. For example, when the predetermined period is one day, the communication unit 610 transmits the aggregate demand actual value on the nth day at any timing after the n + 1th day.
  • the communication unit 510 may receive the operating state of the load 310 from the demand facility 300.
  • the communication unit 510 may receive the operating state of the load provided in the facility 400 from the facility 400.
  • the operating state may include the load 310 and the power consumption of the load.
  • the operating state may include information indicating whether or not the distributed power source 210 is operating normally.
  • the management unit 620 is composed of a memory such as a non-volatile memory and / and a storage medium such as an HDD (Hard disk drive), and stores various information.
  • a memory such as a non-volatile memory and / and a storage medium such as an HDD (Hard disk drive), and stores various information.
  • HDD Hard disk drive
  • the management department 620 manages the total procurement plan value and the total procurement actual value for the facility group.
  • the management unit 620 may manage the procurement plan value and the procurement actual value for the demand facility 300.
  • the management unit 620 may manage the total demand plan value and the total demand actual value for the facility group.
  • the management unit 620 may manage the demand plan value and the demand actual value for the demand facility 300.
  • the management unit 620 may manage the operating state of the load 310, or may manage the operating state of the load provided in the facility 400.
  • the control unit 630 may include at least one processor. At least one processor may be composed of a single integrated circuit (IC), or may be composed of a plurality of communicably connected circuits (such as integrated circuits and / or discrete circuits).
  • IC integrated circuit
  • communicably connected circuits such as integrated circuits and / or discrete circuits.
  • the control unit 630 controls the elements constituting the power management server 600. For example, the control unit 630 instructs the communication unit 510 to transmit the total procurement plan value and the total procurement actual value for the facility group. The control unit 630 may instruct the communication unit 510 to transmit the procurement plan value and the procurement actual value for the demand facility 300. The control unit 630 may instruct the communication unit 510 to transmit the total demand plan value and the total demand actual value.
  • control unit 630 may estimate the estimated aggregate demand value based on the transition of the measured aggregate demand value in a unit time.
  • the control unit 630 may estimate the estimated aggregate demand value by linear prediction of the measured aggregate demand value.
  • the control unit 630 may estimate the estimated total demand value by machine learning of the correlation between the measured total demand value and the attribute. Attributes may include time zones, days of the week, and seasons.
  • control unit 630 may instruct the communication unit 510 to transmit the demand plan value and the demand actual value.
  • the control unit 630 may perform control to bring the estimated demand value closer to the planned demand value when the estimated demand value of the electric power supplied from the electric power system 20 to the demand facility 300 deviates from the planned demand value.
  • Such controls may include controls that increase or decrease the power consumption of the load 310.
  • the control unit 630 may estimate the expected demand value based on the transition of the measured demand value in a unit time.
  • the control unit 630 may estimate the expected demand value by linear prediction of the measured demand value.
  • the control unit 630 may estimate the expected demand value by machine learning of the correlation between the measured demand value and the attribute. Attributes may include time zones, days of the week, and seasons.
  • Output plan value The output planned value according to the embodiment will be described below.
  • a solar cell device will be described as an example of the distributed power source 210.
  • C PV represents the rated output power of the solar cell device (maximum generated power)
  • C PCS represents the rated output power of the PCS220 (maximum output power).
  • PSC220 is a limit power C R which is smaller restricted than the rated output power C PV solar cell device configured to output a power input from the solar cell device.
  • unit time N + 1 ⁇ unit time N + 6 is a limited planned value limit power C R. According to such a configuration, it is possible to reduce the possibility that the actual output value of the electric power output from the power generation facility 200 deviates from the planned output value in the unit time N + 1 to the unit time N + 6. That is, priority is given to reducing the possibility that the actual output value deviates from the planned output value at the expense of the power that can be output from the solar cell device.
  • the rated output power C PCS of PCS220 may be the same as the limit power C R, may be larger than the limit power C R.
  • Total demand plan value The total demand plan value according to the embodiment will be described below.
  • FIG. 5 the total demand planned value of the electric power supplied from the electric power system 20 to the demand facility 300 is shown.
  • the total demand planned value is the planned value of the electric power covered by self-consignment (hereinafter referred to as the consignment planned value) and the planned value of the electric power procured from the electric power system 20 for the demand facility 300 (the above-mentioned procurement). Planned value) and.
  • the consignment plan value is the same as the output plan value described with reference to FIG.
  • the consignment plan value may be a value corrected in consideration of the transmission loss from the power generation facility 200 to the demand facility 300, similarly to the procurement plan value or the output plan value described above. Consideration of transmission loss is to subtract the value corresponding to transmission loss from the planned value or the actual value.
  • the power procurement plan value of the power management server 600 procuring from the power system 20 for the demand facility 300 is obtained by subtracting the consignment plan value from the total demand plan value. The value.
  • the total demand total planned value is the planned value of the electric power covered by self-consignment (consignment planned value) and the planned value of the electric power procured from the electric power system 20 for the demand facility 300 (in FIG. 6).
  • the procuring plan value (demand facility 300)) and the planned value of the electric power procured from the electric power system 20 for the facility 400 (procurement plan value (facility 400) in FIG. 6) are included.
  • the consignment plan value is the same as the output plan value described with reference to FIG.
  • the total power procurement plan value of the power procured from the power system 20 by the power management server 600 for the facility group is the total demand total plan. It is the value obtained by subtracting the planned transportation value from the value.
  • step S11 the power generation facility 200 transmits the output planned value (see FIG. 4) to the power management server 500.
  • step S12 the power management server 500 transmits the output plan value received from the power generation facility 200 to the third party server 700.
  • step S13 the third party server 700 manages the output plan value received from the power management server 500.
  • step S14 the demand facility 300 transmits the total demand plan value (see FIG. 5) to the power management server 600.
  • step S15 the facility 400 transmits the total demand plan value to the power management server 600.
  • the power management server 600 can acquire the total demand total plan value (see FIG. 6).
  • step S16 the power management server 600 receives the output plan value from the power management server 500.
  • step S17 the power management server 600 manages the total procurement plan value (see FIG. 7).
  • step S18 the power management server 600 transmits the total procurement plan value to the third party server 700.
  • the power management server 600 may transmit the procurement plan value for the demand facility 300 to the third party server 700.
  • step S19 the third party server 700 manages the total procurement plan value received from the power management server 600.
  • the third-party server 700 may manage the procurement plan value for the demand facility 300.
  • step S31 the power generation facility 200 transmits the actual output value to the power management server 500.
  • step S32 the power management server 500 transmits the actual output value received from the power generation facility 200 to the third party server 700.
  • step S33 the demand facility 300 transmits the total demand actual value to the power management server 600.
  • step S34 the facility 400 transmits the total demand actual value to the power management server 600.
  • step S35 the power management server 600 transmits the total demand actual value to the third party server 700.
  • the power management server 600 may transmit the actual demand value for the demand facility 300 to the third party server 700.
  • the third party server 700 may confirm the difference between the output planned value and the output actual value.
  • the third-party server 700 may confirm the difference between the total demand planned value and the total demand actual value.
  • the third-party server 700 may check the difference between the total procurement plan value and the total procurement actual value for the facility group.
  • the third-party server 700 may check the difference between the procurement plan value and the procurement actual value for the demand facility 300.
  • the total procurement plan value is specified by the information received from the power management server 600 in step S18.
  • the total procurement actual value is specified by the output actual value received from the power management server 500 in step S32 and the total demand actual value received from the power management server 600 in step S35.
  • the actual procurement value is specified by the actual output value received from the power management server 500 in step S32 and the actual demand value received from the power management server 600 in step S35.
  • the PSC 220 outputs the power input from the distributed power source 210 with a limited power limit smaller than the rated output power of the distributed power source 210. According to such a configuration, the power that can be output from the distributed power source 210 is sacrificed, but the possibility that the actual output value deviates from the planned output value can be reduced. As a result, the imbalance of the power system 20 can be stabilized.
  • the power management server 500 transmits the output plan value to the power management server 600.
  • the power management server 600 can grasp the total procurement plan value (or procurement plan value) which is the difference between the total demand plan value (or demand plan value) and the output plan value.
  • the total procurement plan value (or procurement plan value) can be reported to the third-party server 700. Therefore, the imbalance of the power system 20 can be appropriately managed while considering the influence of self-consignment.
  • a solar cell device will be described as an example of the distributed power source 210. Furthermore, the rated output power C PCS of PCS220 will be described greater case than the limit power C R.
  • one unit time is represented by six time intervals, and the current time t is the time between the time interval # 3 and the time interval # 4.
  • the output measured value and the output predicted value are as shown in FIG.
  • the output measurement value is a measurement value of the electric power output from the PCS 220 before the current time t (that is, time intervals # 1 to # 3), and can be measured by the power generation facility 200.
  • the output predicted value is a predicted value of the power output from the PCS 220 after the current time t (that is, the time intervals # 4 to # 6), and can be predicted by the power management server 500.
  • the output predicted value may be calculated by linear prediction of the output measured value, or may be calculated by machine learning of the correlation between the output measured value and the attribute.
  • the sum of the output measured value and the output predicted value is the expected output value in a unit time.
  • the measured output value is below the planned output value before the current time t, and the predicted output value is predicted to exceed the planned output value after the current time t. Has been done. In such cases, the process of limiting the output of the power input from the solar cell device with limited power C R continues, the output expected value in the unit time falls below the output planned.
  • the power management server 500 relaxes the limitation of the power output from the PCS 220 when the expected output value is smaller than the planned output value. Further, it is preferable that the power management server 500 relaxes the limitation of the power output from the PCS 220 so that the expected output value approaches the planned output value. In other words, it is preferable that the power management server 500 relaxes the limitation of the power output from the PCS 220 within the range where the expected output value does not exceed the planned output value.
  • the relaxation of the restriction may be the lifting of the restriction.
  • the relaxation of the limitation may be to gradually increase the limiting power.
  • the power management server 500 may notify the limit power C R to be applied to the entire time interval at the current time after t in PCS220, apply separately for each time interval at the current time after t the limit power C R may notify the PCS220.
  • the planned value and the actual value mean a value acquired every unit time (for example, 30 minutes), and the measured value and the predicted value are time intervals shorter than the unit time (for example, 1 minute). It means the value obtained every time. This also applies to the explanation shown below.
  • the power management server 500 relaxes the limitation of the power output from the PCS 220 when the expected output value is smaller than the planned output value. According to such a configuration, when one power generation facility 200 is targeted, the possibility that the actual output value deviates from the planned output value can be further reduced.
  • the relaxation of the restriction may be the lifting of the restriction.
  • the relaxation of the limitation may be to gradually increase the limiting power.
  • one unit time is represented by six time intervals, and the current time t is the time between the time interval # 1 and the time interval # 2.
  • the output measured value and the output predicted value are as shown in FIG.
  • the output measured value and the output predicted value are lower than the output planned value in the entire unit time.
  • the power generation facility 200B an example of the second power generation facility
  • the output measured value is predicted to exceed the output planned value after the current time t.
  • the power generation facility 200B the processing to restrict the output of the power input from the solar cell device with limited power C R continues, the overall power generation facility 200A and power plant 200B, the output expected at unit time The value falls below the output planned value.
  • the power management server 500 relaxes the limitation of the power output from the PCS 220 of the power generation facility 200B when the expected output value of the power generation facility 200A and the power generation facility 200B as a whole is smaller than the planned output value. Further, it is preferable that the power management server 500 relaxes the limitation of the power output from the PCS 220 of the power generation facility 200B so that the expected output value of the power generation facility 200A and the power generation facility 200B as a whole approaches the planned output value. In other words, it is preferable that the power management server 500 relaxes the limitation of the power output from the PCS 220 of the power generation facility 200B as long as the expected output value of the power generation facility 200A and the power generation facility 200B does not exceed the planned output value. ..
  • the power management server 500 may notify the limit power C R to be applied to the entire time interval at the current time after t in PCS220 power facility 200B, for each time interval at the current time after t it may notify the PCS220 power facility 200B to limit power C R to be applied separately.
  • the power management server 500 relaxes the limitation of the power output from the PCS 220 when the expected output value is smaller than the planned output value. According to such a configuration, when two or more power generation facilities 200 are targeted, the possibility that the actual output value deviates from the planned output value can be further reduced.
  • Change example 3 illustrates a case where an auxiliary power supply provided in the self-consignment system 100 is provided.
  • the auxiliary power source may be a power source that can be controlled by the power management server 500, or may be a power source that can be controlled by the power management server 600.
  • the power generation facility 200 has a power storage device 240 and a PCS 250 in addition to the configuration shown in FIG.
  • the demand facility 300 includes a power storage device 340 and a PCS 350. Since the other configurations are the same as those in FIG. 1, the description thereof will be omitted.
  • the power storage device 240 is a device that stores electric power, and is an example of an auxiliary power source that can be controlled by the power management server 500.
  • the PCS 250 converts the DC power output from the power storage device 240 into AC power, or converts the AC power supplied from the power system 20 into DC power.
  • the power storage device 340 is a device that stores electric power, and is an example of an auxiliary power source that can be controlled by the power management server 600.
  • the PCS 350 converts the DC power output from the power storage device 240 into AC power, or converts the AC power supplied from the power system 20 into DC power.
  • the power management server 500 controls the power storage device 240 (or PCS250) so that the expected output value approaches the planned output value when the expected output value deviates from the planned output value.
  • step S51 the power management server 500 receives the output measurement value from the power generation facility 200 at a time interval shorter than the unit time.
  • the power management server 500 continues to receive the output measurement value.
  • step S52 the power management server 500 determines whether or not the expected output value deviates from the planned output value.
  • the description will be continued assuming that the expected output value deviates from the planned output value.
  • step S53 the power management server 500 transmits a charge / discharge instruction of the power storage device 240 to the power generation facility 200. Specifically, the power management server 500 transmits a discharge instruction of the power storage device 240 to the power generation facility 200 when the expected output value is lower than the planned output value. The power management server 500 transmits a charging instruction of the power storage device 240 to the power generation facility 200 when the expected output value exceeds the planned output value.
  • the power management server 600 controls the power storage device 340 (or PCS350) so that the estimated demand value approaches the planned demand value.
  • step S61 the power management server 600 receives the demand measurement value from the demand facility 300 at time intervals shorter than the unit time.
  • the power management server 600 continues to receive the demand measurement value.
  • step S62 the power management server 600 determines whether or not the expected demand value deviates from the planned demand value.
  • the explanation will be continued assuming that the expected demand value deviates from the planned demand value.
  • step S63 the power management server 600 transmits a charge / discharge instruction of the power storage device 340 to the demand facility 300. Specifically, the power management server 600 transmits a charging instruction of the power storage device 340 to the demand facility 300 when the expected demand value is lower than the planned demand value. The electric power management server 600 transmits a discharge instruction of the power storage device 340 to the demand facility 300 when the expected demand value exceeds the planned demand value.
  • the process of bringing the estimated demand value closer to the planned demand value was explained for the demand facility 300.
  • the third modification is not limited to this.
  • processing may be performed to bring the estimated total demand value closer to the planned total demand value.
  • the power management server 500 notifies the power management server 600 that the expected output value deviates from the planned output value (hereinafter referred to as an adjustment request) when the expected output value deviates from the planned output value.
  • the adjustment request may include a difference (that is, an adjustment request amount) between the expected output value and the planned output value.
  • one unit time is represented by six time intervals, and the current time t is the time between the time interval # 3 and the time interval # 4.
  • the output measured value and the output predicted value are as shown in FIG. 15, and at the current time t, the demand measured value and the demand forecast value are as shown in FIG.
  • the output measured value is lower than the output planned value at the time intervals # 1 and # 2, and the output predicted value is predicted to be lower than the output planned value at the time intervals # 4 to # 6. It is in a state of being.
  • the expected output value is lower than the planned output value as a whole unit time.
  • the demand measurement value is lower than the demand plan value at the time interval # 1, and the demand measurement value is higher than the demand plan value at the time interval # 3.
  • the demand forecast value is predicted to be lower than the demand plan value, and at the time interval # 6, the demand measurement value is predicted to exceed the demand plan value.
  • the expected demand value matches the planned demand value as a whole for the unit time. That is, the estimated procurement value, which is the difference between the estimated output value and the estimated demand value, deviates from the planned procurement value.
  • the power management server 500 transmits the above-mentioned adjustment request to the power management server 600.
  • the power management server 600 controls the power storage device 340 (or PCS350) so that the estimated procurement value approaches the planned procurement value. That is, since the expected demand value matches the planned demand value, the power management server 600 instructs the power storage device 340 to discharge the electric power corresponding to the difference between the expected output value and the planned output value.
  • step S71 the power management server 500 receives the output measurement value from the power generation facility 200 at time intervals shorter than the unit time. The power management server 500 continues to receive the output measurement value.
  • step S72 the power management server 500 determines whether or not the expected output value deviates from the planned output value.
  • the description will be continued assuming that the expected output value deviates from the planned output value.
  • step S73 the power management server 500 transmits the adjustment request to the power management server 600.
  • the adjustment request may include an adjustment request amount (difference between the expected output value and the planned output value).
  • step S74 the power management server 600 transmits a charge / discharge instruction of the power storage device 340 to the demand facility 300. Specifically, the power management server 600 transmits a charging instruction of the power storage device 340 to the demand facility 300 when the expected procurement value is lower than the planned procurement value. The electric power management server 600 transmits a discharge instruction of the power storage device 340 to the demand facility 300 when the expected procurement value exceeds the planned procurement value.
  • step S75 may be performed.
  • the power management server 600 may control the power storage device 240 and the power storage device 340 so that the estimated procurement value approaches the planned procurement value as the total of steps S74 and S75.
  • modification 4 is not limited to this.
  • processing may be performed so that the estimated total procurement value approaches the planned total procurement value.
  • the power management server 500 transmits an adjustment request to the power management server 600 when the expected output value deviates from the planned output value and the expected output value cannot be matched with the planned output value. May be good. That is, even if the power management server 500 controls the charging / discharging of the power storage device 240, if the expected output value cannot be matched with the planned output value, the power management server 500 may send an adjustment request to the power management server 600. Good.
  • the power management server 500 sends an adjustment request to the power management server 600 when the estimated output value deviates from the planned output value, and the power management server 600 has the estimated procurement value as the procurement planned value. Control the auxiliary power supply so that it approaches. According to such a configuration, although the estimated demand value deviates from the planned demand value, the estimated procurement value approaches the planned procurement value, so that the imbalance of the power system 20 is maintained.
  • the power management server 500 notifies the power management server 600 that the expected demand value deviates from the planned demand value (hereinafter referred to as an adjustment request) when the estimated demand value deviates from the planned demand value.
  • the adjustment request may include the difference between the expected demand value and the planned demand value (that is, the adjustment request amount).
  • one unit time is represented by six time intervals, and the current time t is the time between the time interval # 3 and the time interval # 4.
  • the demand measurement value and the demand forecast value are as shown in FIG. 19, and at the current time t, the output measurement value and the output forecast value are as shown in FIG.
  • the demand measurement value exceeds the demand plan value at the time intervals # 1 and # 2
  • the demand forecast value is predicted to exceed the demand plan value at the time intervals # 4 to # 6. It is in a state of being. Therefore, the expected demand value exceeds the planned demand value for the entire unit time.
  • the output measured value exceeds the output planned value at the time intervals # 1 to # 2
  • the output predicted value exceeds the output planned value at the time intervals # 4 to # 6. It is a state that is predicted. Therefore, the expected output value exceeds the planned output value for the entire unit time.
  • the expected procurement value which is the difference between the expected demand value and the expected output value
  • the planned procurement value which is the difference between the planned demand value and the planned output value.
  • the power management server 600 transmits the above-mentioned adjustment request to the power management server 600.
  • the power management server 500 controls the power storage device 240 (or PCS250) so that the estimated procurement value approaches the planned procurement value. That is, the power management server 500 instructs the power storage device 240 to discharge the electric power corresponding to the difference between the excess of the expected demand value with respect to the planned demand value and the excess of the expected output value with respect to the planned output value.
  • step S81 the power management server 600 receives the demand measurement value from the demand facility 300 at time intervals shorter than the unit time. The power management server 600 continues to receive the demand measurement value.
  • step S82 the power management server 600 determines whether or not the expected demand value deviates from the planned demand value.
  • the explanation will be continued assuming that the expected demand value deviates from the planned demand value.
  • step S83 the power management server 600 transmits the adjustment request to the power management server 500.
  • the adjustment request may include the adjustment request amount (difference between the expected demand value and the planned demand value).
  • step S84 the power management server 500 transmits a charge / discharge instruction of the power storage device 240 to the power generation facility 200. Specifically, the power management server 500 transmits a charging instruction of the power storage device 240 to the power generation facility 200 when the estimated procurement value is lower than the planned procurement value. The power management server 500 transmits a discharge instruction of the power storage device 240 to the power generation facility 200 when the expected procurement value exceeds the planned procurement value.
  • step S85 may be performed.
  • the power management server 500 may control the power storage device 240 and the power storage device 340 so that the estimated procurement value approaches the planned procurement value as the total of steps S84 and S85.
  • the process of bringing the estimated procurement value closer to the planned procurement value was described for the demand facility 300.
  • the modification 5 is not limited to this.
  • processing may be performed so that the estimated total procurement value approaches the planned total procurement value.
  • the power management server 600 transmits an adjustment request to the power management server 500 when the expected demand value deviates from the planned demand value and the estimated demand value cannot be matched with the planned demand value. May be good. That is, even if the power management server 600 controls the charging / discharging of the power storage device 340, if the expected demand value cannot be matched with the planned demand value, the power management server 600 may send an adjustment request to the power management server 500. Good.
  • the power management server 500 transmits an adjustment request to the power management server 600 when the estimated demand value deviates from the planned demand value, and the estimated procurement value of the power management server 600 is the planned procurement value. Control the auxiliary power supply so that it approaches. According to such a configuration, although the expected output value deviates from the planned output value, the expected procurement value approaches the planned procurement value, so that the imbalance of the power system 20 is maintained.
  • the power management server 500 and the power management server 600 may negotiate to bring the estimated procurement value closer to the planned procurement value by transmitting the adjustment request to each other.
  • the output plan value includes a first output plan value having a first real-time property and a second output plan value having a second real-time property higher than the first real-time property.
  • the first real-time property means that the time to the first planned value included in the first output planned value is the first time interval (for example, 6 hours) with reference to the transmission timing of the first output planned value.
  • the second real-time property is a second time interval (for example, one hour) in which the time to the first planned value included in the second output planned value is shorter than the first time interval based on the transmission timing of the second output planned value. ).
  • the power management server 500 transmits the first output planned value to both the third party server 700 and the power management server 600.
  • the power management server 500 does not transmit the second output plan value to the third-party server 700, but rather the second The output plan value is transmitted to the power management server 600.
  • the power management server 500 transmits the second output plan value to both the third party server 700 and the power management server 600 when the power management server 600 does not correspond to the power demand fluctuation having the second real-time property. do not do.
  • the distributed power source 210 may be any distributed power source whose output power can fluctuate depending on the external environment (for example, weather, temperature, humidity, etc.).
  • the distributed power source 210 may be a distributed power source that outputs electric power by renewable energy.
  • the distributed power source 210 may be a wind power generation device or a geothermal power generation device.
  • the power management server 500 receives the planned output value from the power generation facility 200.
  • the power management server 500 may formulate an output plan value by itself.
  • the power management server 500 may formulate an output plan value based on the actual output value for the last few days.
  • the power management server 500 may formulate an output plan value by machine learning of the correlation between the output power of the power generation facility 200 and the attributes.
  • the attribute may be a parameter (for example, time zone, day of the week, season, weather, temperature, humidity, etc.) that affects the output power of the distributed power source 210.
  • the power management server 600 receives the demand plan value from the demand facility 300.
  • the power management server 600 may formulate a demand plan value (total demand plan value) by itself.
  • the power management server 600 may formulate a demand plan value (total demand plan value) based on the actual demand value (total demand actual value) for the last few days.
  • the power management server 600 may formulate a demand plan value by machine learning of the correlation between the demand power of the demand facility 300 and the attribute.
  • the attribute may be a parameter (time zone, day of the week, season, etc.) that affects the power demand of the demand facility 300.
  • the power management server 500 may acquire the actual output value by integrating the output measurement values.
  • the power management server 600 may acquire the actual demand value (actual total demand image value) by integrating the measured demand values.
  • machine learning described above may include so-called deep learning. Further, machine learning may be performed using AI (Artificial intelligence).
  • AI Artificial intelligence
  • the power management server 500 relaxes the limitation of the power output from the PCS 220 when the expected output value is smaller than the planned output value.
  • the power management server 500 strengthens the limitation on the power output from the PCS 220 when the expected output value is larger than the planned output value.
  • the strengthening of the limit may be the setting of the limit.
  • the tightening of the limit may be to gradually reduce the power limit.
  • the power generation facility 200 may have a load.
  • the output planned value may be the difference between the planned value of the output power of the PCS 220 and the planned value of the demand power of the load.
  • the actual output value may be the difference between the actual value of the output power of the PCS 220 and the actual value of the demand power of the load.
  • the demand facility 300 may have a distributed power source.
  • the demand plan value may be the difference between the planned value of the output power of the distributed power source and the planned value of the demand power of the load 310.
  • the actual demand value may be the difference between the actual value of the output power of the distributed power source and the actual value of the demand power of the load 310.
  • the power storage device 240 and the power storage device 340 are exemplified as auxiliary power sources provided in the self-consignment system 100.
  • the auxiliary power source may not be provided in the power generation facility 200 and the demand facility 300.
  • the auxiliary power source may be a fuel cell device, a biomass power generation device, a geothermal power generation device, a solar cell device, a wind power generation device, or the like.
  • PCS220 and PCS250 are provided separately. However, the embodiment is not limited to this.
  • the PCS 220 and PCS 250 may be configured by a single multi-DC link PCS.
  • the electric power may be an instantaneous electric power (kW) or an integrated electric energy (kWh) for a certain period (for example, 30 minutes).
  • the planned value and the actual value may be represented by the integrated electric energy (kWh).
  • the measured value and the predicted value may be expressed in instantaneous power (kW).
  • the measured value and the predicted value may also be expressed by the integrated electric energy (kWh) by integrating the time.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

自己託送システムは、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。前記発電施設は、分散電源と、前記分散電源から入力される電力を調整する電力調整装置と、を有する。前記電力調整装置は、前記分散電源の定格出力電力よりも小さく制限された制限電力で、前記分散電源から入力される電力を出力する。

Description

自己託送システム及び自己託送方法
　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、前記発電施設は、分散電源と、前記分散電源から入力される電力を調整する電力調整装置と、を有しており、前記電力調整装置は、前記分散電源の定格出力電力よりも小さく制限された制限電力で、前記分散電源から入力される電力を出力する、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、前記発電施設は、分散電源と、前記分散電源から入力される電力を調整する電力調整装置と、を有しており、前記電力調整装置が、前記分散電源の定格出力電力よりも小さく制限された制限電力で、前記分散電源から入力される電力を出力するステップを備える、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、ＣＰＶ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、ＣＰＣＳ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ＣＰＶよりも小さく制限された制限電力ＣＲ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ＣＲ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ＣＲ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ＣＰＣＳは、制限電力ＣＲと同じであってもよく、制限電力ＣＲ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ＣＰＣＳが制限電力ＣＲ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ＣＲ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ＣＲ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ＣＲ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ＣＲ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ＣＲ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ＣＲ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ＣＲ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２０１９－１１３９３２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 (6)

  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、
    　前記発電施設は、分散電源と、前記分散電源から入力される電力を調整する電力調整装置と、を有しており、
    　前記電力調整装置は、前記分散電源の定格出力電力よりも小さく制限された制限電力で、前記分散電源から入力される電力を出力する、自己託送システム。
  2. 　前記制限電力は、前記電力調整装置の定格出力電力よりも小さい、請求項１に記載の自己託送システム。
  3. 　前記発電施設を管理する電源管理サーバを備え、
    　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見込値が、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よりも小さい場合に、前記電力調整装置から出力される電力の制限を緩和する、請求項２に記載の自己託送システム。
  4. 　前記電源管理サーバは、単位時間内において前記出力見込値が前記出力計画値に近づくように、前記電力調整装置から出力される電力の制限を緩和する、請求項３に記載の自己託送システム。
  5. 　前記電源管理サーバは、前記発電施設として第１発電施設及び第２発電施設を管理しており、
    　前記電源管理サーバは、前記自己託送を目的として前記第１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、前記自己託送を目的として前記第１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よりも小さい場合に、前記第２発電施設に設けられる前記電力調整装置から出力される電力の制限を緩和する、請求項３に記載の自己託送システム。
  6. 　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、
    　前記発電施設は、分散電源と、前記分散電源から入力される電力を調整する電力調整装置と、を有しており、
    　前記電力調整装置が、前記分散電源の定格出力電力よりも小さく制限された制限電力で、前記分散電源から入力される電力を出力するステップを備える、自己託送方法。
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