JP2005293388A - Ｃｏ２排出責任配分計算装置、ｃｏ２排出責任配分装置、プログラム、及び、記録媒体 - Google Patents

Abstract

【課題】 商用電力のみならず自家発電設備を所有する需要家が他の需要家に電力供給する場合のＣＯ_２排出責任配分の計算し、ＣＯ_２排出削減効果を正確に評価できるＣＯ_２排出責任配分計算装置等を提供する。
【解決手段】 センタコンピュータ１０３は、コンピュータ１１３−１から発電装置１１５−１の運転状況データ３０１を、コンピュータ１２３−１から発電設備１２５−１の燃料消費状況データ３０２を受信し、入力データとして認証する。発電供給会社１１０−１から需要家１３０−１への電力供給と共に需要家１２０−１から需要家１３０−１に電力供給する場合、入力データに基づき需要家１２０−１、需要家１３０−１のＣＯ_２排出責任量、電力供給会社１１０−１の需要家１２０−１起因のＣＯ_２削減量等の認証データを計算し認証データを送信する。
【選択図】 図５

Description

本発明は、電力使用に対するＣＯ_２排出責任配分計算装置、ＣＯ_２排出責任配分装置等に係り、特に、自家発電設備を所有する電力需要家が余剰電力を他の電力需要家へ小売した場合の、商用電力由来のＣＯ_２排出責任配分を包含したＣＯ_２排出責任配分計算を行うＣＯ_２排出責任配分計算装置、ＣＯ_２排出責任配分装置等に関する。

従来、電力消費機器のＣＯ_２排出量を算出、表示する装置はいくつか存在する（例えば、［特許文献１］参照）。

地球温暖化対策推進法では、電力需要家の電力消費に伴う間接ＣＯ_２排出量の算定を行うに際し、全電源平均係数が用いられている。全電源平均係数の考え方では、電力需要家の消費している電力は、供給側の電源種別（原子力、水力、ＬＮＧ火力、石炭火力、石油火力等）の構成比率が一定であると仮定した考え方である。図１０は、全電源平均係数による考え方１０００を示す。図１０に示すように、ｓ年度からｔ年度へ電力需要家の電力需要が変化した場合、全ての電源種別の電源構成比率は変化しないという評価となる。
すなわち、電力需要家の電力消費に伴う間接ＣＯ_２排出量（ＣＯ_２排出責任）は、購入先である電力供給会社の全電源平均係数を用いている。

また、排出権取引を実行するためには、・電力需要家の電力消費に伴う間接ＣＯ_２排出量（ＣＯ_２排出責任）の計算結果の認証機関による人的認証プロセス・仲介業者による排出権移転プロセスが必要である。

また、電力需要家が所有するコージェネレーション、燃料電池を含む自家発電（分散型発電）設備からの余剰電力は、逆潮流として、電力供給会社が買取り、ＣＯ_２排出責任は分散型発電設備所有の電力需要家に帰属している。図１１は、分散型発電設備所有の電力需要家から電力供給会社への逆潮流を示す。
図１１に示すように、需要家１１２０（発電設備所有）のコージェネレーションシステム（ＣＧＳ）１１２５から電力会社送電線１４３に余剰電力１４６が逆潮流した場合、電力供給会社１１１０の発電装置１１１５の発電量は削減され、ＣＯ_２排出量も削減されることになるが、その削減効果は、電力供給会社１１１０に帰属されている。

特開２００２−３１２５３７号公報

電力需要の増減に対して電力供給主体は、ＣＯ_２排出主体である火力発電所が中心としたマージナル電源によって対応が行われているのが現実であるのに対し、現在、用いられている全電源平均係数による評価では、電力需要増減に対して、全ての電源種別がその時点の電源構成比率を維持しながら平均的に対応しているとした評価をしているため、現実を反映しておらず、電力需要家のコージェネレーションシステム運転等の省エネ努力等によって電力需要削減がなされた際の実際のＣＯ_２排出削減効果を正確に計算されていないという問題があった。

また、電力需要家が所有するコージェネレーションシステム等からの逆潮流（需要側での電力消費削減努力と拡大解釈）は、結果として一般電気事業者である電力供給会社のＣＯ_２排出主体である火力発電所が中心としたマージナル電源の負荷低減となっているのが現実であり、そのＣＯ_２排出削減効果は、コージェネレーションシステムを所有している電力需要家ではなく、電力供給会社に帰属されており省エネ努力のＣＯ_２排出削減効果の帰属の考え方と整合しておらず、ＣＯ_２排出責任配分に一貫性を欠いているという問題があった。

更に、今後、電力自由化が進み、自家発電（分散型発電）設備所有の電力需要家が余剰電力を逆潮流ではなく、他の電力需要家へ直接小売することが可能となると、従来の簡略型アルゴリズム計算装置では、このような事態は想定しておらず、ＣＯ_２排出責任配分計算ができないという問題点がある。
排出権取引市場では、ＣＯ_２が金銭的価値を有することから、正確なＣＯ_２排出計算とＣＯ_２排出責任配分が必須となるが従来の簡略型アルゴリズム計算装置では、同様に、前述した３つの問題点がある。

また、排出権取引を実行するためには、・従来の電力需要家の電力消費に伴う間接ＣＯ_２排出量（ＣＯ_２排出責任）の計算結果の認証機関による人的認証プロセス、・仲介業者による排出権移転プロセスが必要となっていることから、移転コストを押し上げ、取引に要する時間も長く、排出権取引市場が非効率となってしまっている。その結果、排出権取引主体のコスト面、時間面で不利益を被っているという問題がある。

本発明は、以上の点に鑑みてなされたものであり、商用電力のみならず自家発電設備を所有する需要家が他の需要家に電力供給する場合の、ＣＯ_２排出責任配分を計算し、ＣＯ_２排出削減効果を正確に評価できるＣＯ_２排出責任配分計算装置等を提供することを目的とする。

前述した目的を達成するために第１の発明は、発電装置を有する電力供給会社の端末装置と、発電設備を有する第１の電力需要家の端末装置と、ネットワークを介して接続されるＣＯ_２排出責任配分計算装置であって、前記電力供給会社の端末装置から、前記発電装置の運転状況データを受信する第１の受信手段と、前記第１の電力需要家の端末装置から、前記発電設備の燃料消費状況データを受信する第２の受信手段と、前記発電装置の運転状況データと前記発電設備の燃料消費状況データのデータ内容の妥当性を判定し、入力データとして認証し保持する入力データ認証手段と、前記電力供給会社からの電力供給と共に、前記第１の電力需要家から、第２の電力需要家へ電力供給する場合、前記入力データに基づいて、前記第１の需要家のＣＯ_２排出責任量、前記第２の需要家のＣＯ_２排出責任量、及び前記電力供給会社の前記第１の電力需要家起因のＣＯ_２削減量の認証データを計算するＣＯ_２排出責任配分計算手段と、を具備することを特徴とするＣＯ_２排出責任配分計算装置である。

また、前記第１の受信手段は、前記電力供給会社の端末装置から、事前に、前記発電装置の燃料種、燃料のＣＯ_２原単位等のデータを受信することが望ましい。
また、前記第１の受信手段は、前記電力供給会社の端末装置から、所定時間毎に、計測した前記発電装置の発電量、化石燃料の消費量等のデータを受信し、モニタリングすることが望ましい。
また、前記第１の受信手段によりモニタリングしたデータから、所定期間の集計した前記発電装置の発電量とＣＯ_２排出量に基づいて、前記発電装置の電力ＣＯ_２原単位を算出し、前記入力データとする第１の算出手段、を更に具備することが望ましい。
また、前記第２の受信手段は、前記第１の需要家の端末装置から、事前に、前記発電設備の燃料種、燃料のＣＯ_２原単位、発電効率、電力へのＣＯ_２排出責任配分割合等のデータを受信することが望ましい。
また、前記第２の受信手段は、前記第１の需要家の端末装置から、所定時間毎に、計測した前記発電設備の発電量、化石燃料の消費量、第２の需要家への売電量等のデータを受信し、モニタリングすることが望ましい。

第１の発明では、ＣＯ_２排出責任配分計算装置は、電力供給会社の端末装置から、発電装置の運転状況データを受信し、第１の電力需要家の端末装置から、発電設備の燃料消費状況データを受信し、発電装置の運転状況データと発電設備の燃料消費状況データのデータ内容の妥当性を判定し、入力データとして認証し保持し、電力供給会社からの電力供給と共に、第１の電力需要家から、第２の電力需要家へ電力供給する場合、入力データに基づいて、第１の需要家のＣＯ_２排出責任量、第２の需要家のＣＯ_２排出責任量、及び電力供給会社の第１の電力需要家起因のＣＯ_２削減量の認証データを計算する。

第２の発明は、発電装置を有する電力供給会社の端末装置と、発電設備を有する第１の電力需要家の端末装置と、ネットワークを介して接続されるＣＯ_２排出責任配分装置であって、前記電力供給会社の端末装置から、前記発電装置の運転状況データを受信する第１の受信手段と、前記第１の電力需要家の端末装置から、前記発電設備の燃料消費状況データを受信する第２の受信手段と、前記発電装置の運転状況データと前記発電設備の燃料消費状況データのデータ内容の妥当性を判定し、入力データとして認証し保持する入力データ認証手段と、前記電力供給会社からの電力供給と共に、前記第１の電力需要家から、第２の電力需要家へ電力供給する場合、前記入力データに基づいて、前記第１の需要家のＣＯ_２排出責任量、前記第２の需要家のＣＯ_２排出責任量、及び前記電力供給会社の前記第１の電力需要家起因のＣＯ_２削減量の認証データを計算するＣＯ_２排出責任配分計算手段と、前記認証データに基づいて、前記第１の電力需要家から、前記第２の電力需要家に電力を供給する場合、前記電力供給会社から前記第１の電力需要家へ、前記第１の電力需要家起因のＣＯ_２削減量に相当するＣＯ_２排出責任の変化量を移転する移転手段と、を具備することを特徴とするＣＯ_２排出責任配分装置である。

第２の発明では、ＣＯ_２排出責任配分装置は、電力供給会社の端末装置から、発電装置の運転状況データを受信し、第１の電力需要家の端末装置から、発電設備の燃料消費状況データを受信し、発電装置の運転状況データと発電設備の燃料消費状況データのデータ内容の妥当性を判定し、入力データとして認証し保持し、電力供給会社からの電力供給と共に、第１の電力需要家から、第２の電力需要家へ電力供給する場合、入力データに基づいて、第１の需要家のＣＯ_２排出責任量、第２の需要家のＣＯ_２排出責任量、及び電力供給会社の第１の電力需要家起因のＣＯ_２削減量の認証データを計算し、認証データに基づいて、第１の電力需要家から、第２の電力需要家に電力を供給する場合、電力供給会社から第１の電力需要家へ、第１の電力需要家起因のＣＯ_２削減量に相当するＣＯ_２排出責任の変化量を移転する。

「発電装置の運転状況データ」は、電力供給会社の発電装置の燃料種、燃料のＣＯ_２原単位、発電量、化石燃料の消費量等のデータである。
「発電設備の燃料消費状況に関するデータ」は、自家発電設備を所有する発電設備の燃料種、燃料のＣＯ_２原単位、発電効率、電力へのＣＯ_２排出責任配分割合、発電量、化石燃料の消費量、第２の需要家への売電量等のデータである。
「認証データ」は、当該電力需要家、又は当該電力供給会社に起因するＣＯ_２排出責任量データ、ＣＯ_２変化量（ＣＯ_２削減量）データである。
「ＣＯ_２排出責任量」は、各電力需要家、各電力供給会社のＣＯ_２排出に関わるＣＯ_２排出責任量（排出権量）であり、ＣＯ_２排出責任量（排出権量）は、ＣＯ_２排出変化量に応じて、移転／発行される。電力消費主体及び電力供給主体のＣＯ_２排出責任量の合計と、日本全体のＣＯ_２排出量と一致し、各電力需要家の需要量に応じたＣＯ_２排出量、又は各電力供給会社の発電量、火力発電効率に応じたＣＯ_２排出量に基づいて、ＣＯ_２排出責任量は配分される。

第３の発明は、コンピュータを第１の発明のＣＯ_２排出責任配分計算装置として機能させるプログラムである。
第４の発明は、コンピュータを第１の発明のＣＯ_２排出責任配分計算装置として機能させるプログラムを記録した記録媒体である。
第５の発明は、コンピュータを第２の発明のＣＯ_２排出責任配分装置として機能させるプログラムである。
第６の発明は、コンピュータを第２の発明のＣＯ_２排出責任配分装置として機能させるプログラムを記録した記録媒体である。

上述のプログラムをＣＤ−ＲＯＭ等の記録媒体に保持させて流通させてもよいし、このプログラムを通信回線を介して送受することもできる。

本発明は、商用電力のみならず自家発電設備を所有する需要家が他の需要家に電力供給する場合の、ＣＯ_２排出責任配分を計算し、ＣＯ_２排出削減効果を正確に評価できるＣＯ_２排出責任配分計算装置等を提供することができる。

以下に、添付図面を参照しながら、本発明に係るＣＯ_２排出責任配分計算システム１００及びＣＯ_２排出責任配分システム８００の好適な実施形態について詳細に説明する。なお、以下の説明及び添付図面において、同一の機能構成を有する構成要素については、同一の符号を付することにより重複説明を省略することにする。
ＣＯ_２排出責任配分計算システム１００及びＣＯ_２排出責任配分システム８００は、電力自由化と排出権取引制度が実施される環境において、電力供給会社１１０および分散型発電設備を所有する需要家１２０の両方から需要家が電力購入するケースを想定した場合の、ＣＯ_２排出責任配分計算、自動認証、自動移転等を行い、ＣＯ_２排出抑制効果を正しく定量評価するものである。

図１は、第１の実施の形態に係るＣＯ_２排出責任配分計算システム１００の概略構成を示す図である。図１は、ＣＯ_２排出責任配分計算システムの１例であり、図１に示すように、ＣＯ_２排出責任配分計算システム１００は、第三者機関１０１のセンタコンピュータ１０３、複数の電力供給会社１１０−１、１１０−２、…のコンピュータ１１３−１、１１３−２…、複数の需要家（発電設備所有）１２０−１、…のコンピュータ１２３−１、…、複数の需要家（電力購入のみ）１３０−１…のコンピュータ１３３−１、…、ネットワーク１４０等からなる。
ＣＯ_２排出責任配分計算システム１００は、例えばインターネットなどのネットワーク１４０を介して、センタコンピュータ１０３、コンピュータ１１３−１、１１３−２、…、コンピュータ１２３−１、…、コンピュータ１３３−１、…が接続されて構成される。

尚、複数の需要家（電力購入のみ）１３０−１、…のコンピュータ１３３−１、…は、本実施の形態では、ＣＯ_２排出責任配分計算結果である認証データを送信するために接続させているが、認証データを必要としない需要家１３０は、接続させなくてもよい。

電力会社送電線１４３は、電力供給会社１１０からの商用電力１４５を各需要家１２０−１、…、需要家１３０−１、…に供給し、更に、発電設備１２５を有する需要家１２０から需要家１３０に余剰電力１４６を供給する。

第三者機関１０１は、ＣＯ_２排出責任量を算定、評価する認証機関であり、センタコンピュータ１０３を有する。

センタコンピュータ１０３は、発電設備１２５を所有する需要家１２０のコンピュータ１２３から受け取った発電設備１２５の燃料消費状況データと、電力供給会社１１０のコンピュータ１１３から受け取った発電装置１１５の運転状況データを用いて、需要家（発電設備所有）１２０が需要家（電力購入のみ）１３０に余剰電力１４６を売電した場合の、需要家１２０のＣＯ_２排出責任量、需要家１３０、及び電力供給会社１１０の需要家１２０起因のＣＯ_２削減量等の認証データを計算し、計算結果である夫々の認証データを、需要家１２０、需要家１３０、電力供給会社１１０に送信するＣＯ_２排出責任配分計算装置である。

電力供給会社１１０−１、１１０−２、…は、一般電気事業者であり、コンピュータ１１３−１、１１３−２、…を有し、コンピュータ１１３は、ネットワーク１４０を介して、発電装置１１５の運転状況データをセンタコンピュ−タ１０３に送信し、センタコンピュータ１０３から算出されたＣＯ_２排出責任量のうち、当該電力供給会社１１０の需要家１２０に起因するＣＯ_２削減量である認証データを受信する。発電装置１１５の運転状況データは、電力供給会社１１０の発電装置１１５に係る、燃料種（ガス、石油、石炭、原子力、水力等）、燃料のＣＯ_２原単位等の事前登録データと、発電量、化石燃料の消費量等の所定期間毎に送信し、センタコンピュータ１０３側でモニタリングするモニタリングデータ等である。

需要家１２０−１、…は、発電設備１２５を所有する電力消費者であり、企業、業界等である。発電設備１２５は、コージェネレーションシステム（ＣＧＳ）や燃料電池を含む自家発電（分散型発電）設備である。需要家１２０−１、…は、コンピュータ１２３−１、…を有する。コンピュータ１２３は、センタコンピュータ１０３に発電設備１２５の燃料消費状況データを送信し、センタコンピュータ１０３から算出された当該需要家１２０に起因するＣＯ_２排出責任量である認証データを受信する。発電設備１２５の燃料消費状況データは、燃料種、燃料のＣＯ_２原単位、発電効率、電力へのＣＯ_２排出責任配分割合等の事前登録データと、発電量、化石燃料の消費量、需要家１３０への売電量等の所定期間毎に送信し、センタコンピュータ１０３側でモニタリングするモニタリングデータ等である。尚、コンピュータ１２３は、通常はパーソナルコンピュータ等である。

需要家１３０−１、…は、電力購入のみの電力消費者である。需要家１３０−１、…は、コンピュータ１３３−１…を有する。コンピュータ１３３は、センタコンピュータ１０３から算出された当該需要家に起因するＣＯ_２排出責任量である認証データを受信する。尚、コンピュータ１３３は、通常はパーソナルコンピュータ等である。

次に、センタコンピュータ１０３のハードウェア構成を説明する。図２は、センタコンピュータ１０３のハードウェア構成図である。

図２に示すように、センタコンピュータ１０３は、制御部２０１、記憶装置２０２（ハードディスク）、メディア入出力部２０３（ＣＤ−ＲＯＭ）、通信制御部２０４（通信制御装置、通信ポート等）、入力部２０５（キーボード、マウス等）、印刷部２０６（プリンタ）、表示部２０７（ディスプレイ）等が、バス２０９を介して接続される。

制御部２０１は、ＣＰＵ、ＲＯＭ、ＲＡＭ等で構成され、大容量記憶媒体としての記憶装置２０２に格納されたプログラムに従って、バス２０９を介して接続された各装置を駆動制御する。

記憶装置２０２には、各構成部分を駆動制御する制御プログラム３１０、ＣＯ_２排出責任配分計算・認証プログラム３２１、及び電力実績データベース３００が格納されている。

これらの各プログラムコードは、制御部２０１により必要に応じて読み出されてＲＡＭに移され、ＣＰＵに読み出されて各種の手段として実行される。

メディア入出力部２０３（ＣＤ−ＲＯＭドライブ装置）は、制御部２０１のＲＯＭや記憶装置２０２に記憶されているプログラムや情報をバージョンアップ、機器設定等の設定を行う際に用いられる。

通信制御部２０４は、通信制御装置、通信ポート等であり、ネットワーク１４０を介して、センタコンピュータ１０３及びコンピュータ１１３、コンピュータ１２３、コンピュータ１３３間の通信制御を行う。

入力部２０５は、キーボード、マウス等であり、表示部２０７（ディスプレイ）に表示された操作案内、各種処理、操作を行う。
印刷部２０６は、プリンタであり、印刷出力処理を行う。

次に、記憶装置２０２における電力関連ファイルのファイル配置について説明する。図３は、記憶装置２０２における電力関連ファイルのファイル配置を示す。図３に示すように、記憶装置２０２内には、電力実績データベース３００、制御プログラム３１０、アプリケーションプログラム３２０等を保持する。

電力実績データベース３００は、電力供給会社１１０のコンピュータ１１３から受け取った発電装置１１５の発電装置運転状況データ３０１、発電設備１２５の発電設備燃料消費状況データ３０２、ＣＯ_２排出責任量３０３等からなる。発電装置１１５の発電装置運転状況データ３０１は、電力供給会社１１０の発電装置１１５に係る、燃料種、燃料のＣＯ_２原単位等の事前登録データと、発電量、化石燃料の消費量等のモニタリングデータ等である。発電設備１２５の発電設備燃料消費状況データ３０２は、燃料種、燃料のＣＯ_２原単位、発電効率、電力へのＣＯ_２排出責任配分割合等の事前登録データと、発電量、化石燃料の消費量、需要家１３０への売電量等のモニタリングデータ等である。ＣＯ_２排出責任量３０３は、計算結果の認証データである需要家１２０、需要家１３０、電力供給会社１１０のＣＯ_２排出責任量（またはＣＯ_２変化量）等である。

制御プログラム３１０は、センタコンピュータ１０３の各構成部分を駆動制御するプログラムである。
アプリケーションプログラム３２０は、ＣＯ_２排出責任配分計算・認証プログラム３２１、Ｗｅｂサーバ等に該当する実行可能プログラム３２２である。ＣＯ_２排出責任配分計算・認証プログラム３２１は、需要家（発電設備所有）１２０が需要家（電力購入のみ）１３０／他の需要家（発電設備所有）１２０に余剰電力１４６を売電した場合の、需要家１２０のＣＯ_２排出責任量、需要家１３０のＣＯ_２排出責任量、及び電力供給会社１１０の需要家１２０起因のＣＯ_２削減量等の認証データを計算し、認証する。

次に、需要家１２０のコンピュータ１２３のハードウェア構成を説明する。図４は、コンピュータ１２３のハードウェア構成図である。

図４に示すように、コンピュータ１２３は、制御部４０１、記憶装置４０２（ハードディスク）、メディア入出力部４０３（ＣＤ−ＲＯＭ）、通信制御部４０４（通信制御装置、通信ポート等）、入力部４０５（キーボード、マウス等）、印刷部４０６（プリンタ）、表示部４０７（ディスプレイ）等が、バス４０９を介して接続される。

制御部４０１は、ＣＰＵ、ＲＯＭ、ＲＡＭ等で構成され、大容量記憶媒体としての記憶装置４０２に格納されたプログラムに従って、バス４０９を介して接続された各装置を駆動制御する。

記憶装置４０２（ハードディスク）には、各構成部分を駆動制御するプログラム、Ｗｅｂブラウザ等のアプリケーションプログラム、および当該需要家１２０の所有する発電設備１２５の発電設備燃料消費状況データ３０２等が格納されている。

これらの各プログラムコードは、制御部４０１により必要に応じて読み出されてＲＡＭに移され、ＣＰＵに読み出されて各種の手段として実行される。

メディア入出力部４０３（ＣＤ−ＲＯＭドライブ装置）は、制御部４０１のＲＯＭや記憶装置４０２に記憶されているプログラムや情報をバージョンアップ、機器設定等の設定を行う際に用いられ、メディア入出力部４０３にバージョンアップ用のＣＤ−ＲＯＭを挿入し、データの書き換えを行う。

通信制御部４０４は、通信制御装置、通信ポート等であり、ネットワーク１４０を介して、センタコンピュータ１０３及びコンピュータ１２３間の通信制御を行う。

入力部４０５は、キーボード、マウス等であり、表示部４０７（ディスプレイ）に表示された操作案内、各種処理、操作を行う。
印刷部４０６は、プリンタであり、印刷出力処理を行う。

尚、電力供給会社１１０のコンピュータ１１３、需要家１３０のコンピュータ１３３も、コンピュータ１２３と同様なハードウェア構成である。

次に、ＣＯ_２排出責任配分計算システム１００の処理手順について説明する。ＣＯ_２排出責任配分計算システム１００は、電力自由化が実施される環境において、電力供給会社１１０および分散型発電設備を所有する需要家１２０の両方から需要家１３０が電力購入するケースを想定した場合の、ＣＯ_２排出責任配分計算する。図５は、需要家（発電設備所有）１２０が需要家（電力購入のみ）１３０に余剰電力１４６を売電した場合の、全体の処理の流れを示す。

図５に示すように、電力供給会社１１０−１は、発電装置１１５−１から電力会社送電線１４３を介して、商用電力１４５を、需要家１３０−１に供給し、発電設備１２５−１を有する需要家１２０−１から需要家１３０−１に余剰電力１４６を供給する。

電力供給会社１１０−１のコンピュータ１１３−１の制御部は、センタコンピュータ１０３に、発電装置１１５−１の発電装置運転状況データ３０１を送信し、需要家１２０−１のコンピュータ１２３−１の制御部は、センタコンピュータ１０３に、発電設備１２５−１の発電設備燃料消費状況データ３０２を送信する。
センタコンピュータ１０３の制御部２０１は、発電装置運転状況データ３０１、発電設備燃料消費状況データ３０２等を受信し、入力データの認証処理５０１、ＣＯ_２排出責任配分計算処理５０２等を行う。

次に、図６、図７を参照しながら、電力供給会社１１０−１から需要家（電力購入のみ）１３０−１へ商用電力１４５を売電するとともに、需要家（発電設備所有）１２０−１が需要家（電力購入のみ）１３０−１に余剰電力１４６を売電した場合の、ＣＯ_２排出責任配分計算システム１００の処理手順について詳しく説明する。図６、図７は、ＣＯ_２排出責任配分計算システム１００の処理手順を示すフローチャートである。

センタコンピュータ１０３の制御部２０１は、電力供給会社１１０−１のコンピュータ１１３−１から発電装置運転状況データの事前登録データとして発電装置１１５−１の燃料種（ガス、石油、石炭、原子力、水力等）、燃料ＣＯ_２原単位（γ１）[ｔＣＯ_２／ＭＪ]を受信し、記憶装置２０２上に格納する（ステップ６０１）。
また、制御部２０１は、電力供給会社１１０−１のコンピュータ１１３−１から発電装置運転状況データ３０１のモニタリングデータとして発電装置１１５−１の発電量 [ｋＷｈ]、化石燃料の消費量を、所定期間（例えば、１ヶ月）毎に受信し、記憶装置２０２上に格納する（ステップ６０２）。

制御部２０１は、事前登録データとモニタリングデータ等の発電装置運転状況データ３０１から、
電力供給会社１１０−１の所定期間内における電力需要負荷変動に対応している発電装置１１５−１の発電量[ｋＷｈ]を集計し、ＣＯ_２排出量＝燃料ＣＯ_２原単位（γ１）×燃料消費量 [ｔＣＯ_２]を集計し、
（０）電力ＣＯ_２原単位（β１）＝ＣＯ_２排出量／発電量[ｔＣＯ_２／ｋＷｈ]を算出する（ステップ６０３）。

制御部２０１は、需要家１２０−１のコンピュータ１２３−１から発電設備燃料消費状況データ３０２の事前登録データとして、発電設備１２５−１の燃料種、燃料のＣＯ_２原単位（γ１）[ｔＣＯ_２／ＭＪ]、発電効率（ａ１）、電力へのＣＯ_２排出責任配分割合（α）等を受信し、記憶装置２０２上に格納する（ステップ６０４）。
また、制御部２０１は、需要家１２０−１のコンピュータ１２３−１から発電設備燃料消費状況データ３０２のモニタリングデータとして発電設備１２５−１の発電量（Ｃ１）[ｋＷｈ]、化石燃料の消費量、需要家１３０−１への売電量（Ｂ１）[ｋＷｈ]を、所定期間（例えば、１ヶ月）毎に受信し、記憶装置２０２上に格納する（ステップ６０５）。

制御部２０１は、各種資料データに基づき、発電装置運転状況データ３０１と発電設備燃料消費状況データ３０２等の受信データの妥当性を判断し、その数値、データの質を保証する認証を行い、入力データとして記憶装置２０２上の電力実績データベース３００に登録、保持する（ステップ６０６）。

例えば、事前登録データである、発電装置１１５−１の燃料種（ガス、石油、石炭、原子力、水力等）、発電設備（ＣＧＳ）１２５−１の燃料種は、行政機関への申請資料データに基づき認証し、発電装置１１５−１の燃料のＣＯ_２原単位（γ１）、発電設備１２５−１の燃料のＣＯ_２原単位（γ１）は、推奨データである行政資料データに基づき認証し、発電設備１２５−１の発電効率（ａ１）は、発電設備メーカー値や実測値等のデータに基づき、認証する。また、電力へのＣＯ_２排出責任配分割合（α）は、需要家１２０が自由に決定できるものでありαをＣＯ_２排出責任配分計算システム１００に申請し登録されたと同時に自動認証する。
モニタリングデータである、発電装置１１５−１の発電量、化石燃料の消費量や発電設備１２５−１の発電量（Ｃ１）、化石燃料の消費量等は、自動認証できる程度にデータの質が保証されるモニタリング方法でモニタリングする。このモニタリング方法は、国あるいは国が認定した認証機関が承認するものであり、すなわち、国あるいは国が認定した認証機関が承認したモニタリング方法を採用すれば自動認証できることになる。また、需要家１３０−１への売電量（Ｂ１）は、需要家１２０−１の電力料金請求書データに基づき、認証する。

次に、制御部２０１は、認証された発電装置運転状況データ３０１と発電設備燃料消費状況データ３０２等の入力データに基づいて、電力供給会社１１０−１、需要家１２０−１、需要家１３０−１に対するＣＯ_２排出責任配分計算を行う。

まず、制御部２０１は、入力データを用いて、電力供給会社１１０−１における、対象期間ｔに対する、
（１）需要家１２０−１起因の電力削減量：ΣＢ１ｔ [ｋＷｈ]
（２）電力ＣＯ_２原単位：β１ｔ [ｔＣＯ_２／ｋＷｈ]から、
（３）電力供給会社１１０−１の需要家１２０−１起因のＣＯ_２削減量：
＝Σ(β1ｔ×Ｂ1ｔ) [ｔＣＯ_２]
を算出する（ステップ６０７）。

制御部２０１は、入力データを用いて、需要家１２０−１における、対象期間ｔに対する、
（４）売電量の変動：ΣＢ1ｔ ［ｋＷｈ］
（５）発電量：ΣＣ1ｔ ［ｋＷｈ］ ＝ ΣＣ1ｔ×０．８６×４．１８ ［ＭＪ］
（６）燃料ＣＯ_２原単位：γ1_t ［ｔＣＯ_２／ＭＪ］
（７）ＣＧＳ発電効率：ａ１
（８）排熱率：１−ａ１
（９）総消費熱量：ΣＣ１ｔ×０．８６×４．１８／ａ１ ［ＭＪ］
（１０）排熱量：ΣＣ１ｔ×０．８６×４．１８×((１−ａ１)／ａ１) ［ＭＪ］
（１１）ＣＯ_２排出量：Σ(γ１ｔ×Ｃ１ｔ)×０．８６×４．１８／ａ１ ［ｔＣＯ_２］
（１２）電力ＣＯ_２原単位：α×γ１ｔ×０．８６×４．１８／ａ１ ［ｔＣＯ_２／ｋＷｈ］ （α：電力へのＣＯ_２排出責任配分割合）
（１３）熱ＣＯ_２原単位：（１−α）×γ１ｔ ／(１− ａ１) ［ｔＣＯ_２／ＭＪ］
等を算出する（ステップ６０８）。

制御部２０１は、（３）〜（１３）の計算結果から、
（１４）需要家１２０−１電力ＣＯ_２排出責任量：α×Σ（（Ｃ１ｔ−Ｂ１ｔ）×γ１ｔ）×０．８６×４．１８／ａ１ −Σ(β１ｔ×Ｂ１ｔ)／２ ［ｔＣＯ_２］
（１５）需要家１２０−１熱ＣＯ_２排出責任量：（１−α）×Σ(Ｃ１ｔ×γ１ｔ)×０．８６×４．１８／ａ１ ［ｔＣＯ_２］を算出し、（１３）と（１４）を加算することにより、
（１６）需要家１２０−１ＣＯ_２排出責任量：α×Σ((Ｃ１ｔ−Ｂ１ｔ)×γ１ｔ)×０．８６×４．１８／ａ１ −Σ(β１ｔ×Ｂ１ｔ)／２ ＋ （１−α）×Σ(Ｃ１ｔ×γ１ｔ)×０．８６×４．１８／ａ１ ［ｔＣＯ_２］
を算出する（ステップ６０９）。

制御部２０１は、入力データを用いて、需要家１３０−１が電力供給会社１１０−１から需要家１２０−１に電力購入を切り替えたことによるＣＯ_２排出変動量（基準とする時点と較べてどれだけＣＯ_２削減となったか、あるいはどれだけＣＯ_２増加となったか）を算出する。

需要家１３０−１における、対象期間ｔに対する、
（１７）需要家１２０−１からの購入電力量の変動：ΣＢ１ｔ [ｋＷｈ]
（１８）電力供給会社１１０−１からのＣＯ_２排出責任配分量：−Σ(β１ｔ×Ｂ１ｔ)／２ [ｔＣＯ_２]
（１９）需要家１２０−１からのＣＯ_２排出責任配分量：α×Σ(Ｂ１ｔ×γ１ｔ)×０．８６×４．１８／ａ１ [ｔＣＯ_２]
を算出する（ステップ６１０）。
制御部２０１は、算出した（１８）と（１９）を加算することにより、
（２０）需要家１３０−１ＣＯ_２排出責任量：α×Σ(Ｂ１ｔ×γ１ｔ)×０．８６×４．１８／ａ１ −Σ(β１ｔ×Ｂ１ｔ)／２ [ｔＣＯ_２]
を算出する（ステップ６１１）。

制御部２０１は、計算結果である、（３）電力供給会社１１０−１の需要家１２０−１起因のＣＯ_２削減量、（１６）需要家１２０−１ＣＯ_２排出責任量、（２０）需要家１３０−１ＣＯ_２排出責任量等を認証データとし、電力実績データベース３００に登録、保持する（ステップ６１２）。
制御部２０１は、必要に応じて、夫々の認証データを、電力供給会社１１０−１のコンピュータ１１３−１、需要家１２０−１のコンピュータ１２３−１、需要家１３０−１のコンピュータ１３３−１に送信する（ステップ６１３）。

次に、需要家（発電設備所有）１２０−ｍが需要家（電力購入のみ）１３０−ｓに余剰電力１４６を売電し、電力供給会社１１０−ｎは、需要家１２０−ｍの電力契約相手とする場合の、（１）〜（２０）を一般化したＣＯ_２排出責任配分計算式（１）´〜（２０）´を示す。

＜電力供給会社１１０−ｎ＞
（１）´需要家１２０−ｍ起因の電力削減量：ΣＢｍｔ (ｋＷｈ)
（２）´電力ＣＯ_２原単位：βｎｔ(ｔＣＯ_２／ｋＷｈ)
（３）´需要家１２０−ｍ起因のＣＯ_２削減量：Σ(βｎｔ×Ｂｍｔ) (ｔＣＯ_２)
＜発電設備を所有する需要家ｍ＞
（４）´売電量の変動：ΣＢｍｔ ［ｋＷｈ］
（５）´発電量：ΣＣｍｔ ［ｋＷｈ］ ＝ ΣＣｍｔ×０．８６×４．１８ ［ＭＪ］
（６）´燃料ＣＯ_２原単位：γｍ_t ［ｔＣＯ_２／ＭＪ］
（７）´ＣＧＳ発電効率：ａｍ
（８）´排熱率：１−ａｍ
（９）´総消費熱量：ΣＣｍｔ×０．８６×４．１８／ａｍ ［ＭＪ］
（１０）´排熱量：ΣＣｍｔ×０．８６×４．１８×((１−ａｍ)／ａｍ) ［ＭＪ］
（１１）´ＣＯ_２排出量：Σ(γｍｔ×Ｃｍｔ)×０．８６×４．１８／ａｍ ［ｔＣＯ_２］
（１２）´電力ＣＯ_２原単位：α×γｍｔ×０．８６×４．１８／ａｍ ［ｔＣＯ_２／ｋＷｈ］ α：電力へのＣＯ_２排出責任配分割合
（１３）´熱ＣＯ_２原単位：（１−α）×γｍｔ ／(１−ａｍ) ［ｔＣＯ_２／ＭＪ］
（１４）´需要家１２０−ｍ電力ＣＯ_２排出責任量：α×Σ（（Ｃｍｔ−Ｂｍｔ）×γ１ｔ）×０．８６×４．１８／ａｍ −Σ(βｎｔ×Ｂｍｔ)／２ ［ｔＣＯ_２］
（１５）´需要家１２０−ｍ熱ＣＯ_２排出責任量：（１−α）×Σ(Ｃｍｔ×γｍｔ)×０．８６×４．１８／ａｍ ［ｔＣＯ_２］
（１６）´需要家１２０−ｍＣＯ_２排出責任量：α×Σ((Ｃｍｔ−Ｂｍｔ)×γｍｔ)×０．８６×４．１８／ａｍ −Σ(βｎｔ×Ｂｍｔ)／２ ＋ （１−α）×Σ(Ｃｍｔ×γｍｔ)×０．８６×４．１８／ａｍ ［ｔＣＯ_２］
＜需要家１３０−ｓ＞
（１７）´需要家１２０−ｍからの購入電力量の変動：ΣＢｍｔ (ｋＷｈ)
（１８）´電力供給会社１１０−ｎからのＣＯ_２排出責任配分量：−Σ(βｎｔ×Ｂｍｔ)／２ (ｔＣＯ_２)
（１９）´需要家１２０−ｍからのＣＯ_２排出責任配分量：α×Σ(Ｂｍｔ×γｍｔ)×０．８６×４．１８／ａｍ (ｔＣＯ_２)
（２０）´需要家１３０−ｓＣＯ_２排出責任量：α×Σ(Ｂｍｔ×γｍｔ)×０．８６×４．１８／ａｍ −Σ(βｎｔ×Ｂｍｔ)／２ (ｔＣＯ_２)

制御部２０１は、計算結果である、（３）´電力供給会社１１０−ｎの需要家１２０−ｍ起因のＣＯ_２削減量、（１６）´需要家１２０−ｍＣＯ_２排出責任量、（２０）´需要家１３０−ｓＣＯ_２排出責任量等を認証データとし、電力実績データベース３００に登録、保持する。

尚、事前に、前述した本発明のＣＯ_２排出責任配分計算方法、ＣＯ_２排出責任配分計算装置自身の認証を国が指定した認証機関から受ける。

また、本実施の形態では、発電設備を所有した需要家１２０から電力を需要家（電力購入のみ）１３０に売電した例を示したが、需要家（発電設備所有）１２０から他の需要家（発電設備所有）１２０に売電してもよく、本計算式を用いて、ＣＯ_２排出責任配分の計算を行う。この場合、他の需要家１２０が所有する発電設備１２５により、需要家１３０へ電力を売電しても、本計算式を用いて、分けて夫々のＣＯ_２排出量およびＣＯ_２排出責任配分を計算し、足し合わせれば良い。

以上説明したように、本発明の本実施の形態によれば、センタコンピュータ１０３は、電力供給会社１１０のコンピュータ１１３から、発電装置の運転状況データ３０１を受信し、発電設備１２５を所有する需要家１２０のコンピュータ１２３から、発電設備の燃料消費状況データ３０２を受信し、発電装置の運転状況データ３０１と発電設備の燃料消費状況データ３０２の受信データの妥当性を判定し、入力データとして認証し、電力実績データベース３００に保持する。発電供給会社１１０から需要家１３０への電力供給と共に、発電設備１２５を所有する需要家１２０から余剰電力１４６を需要家１３０に電力を供給する場合、入力データに基づいて、需要家１２０のＣＯ_２排出責任量、需要家１３０のＣＯ_２排出責任量、及び電力供給会社１１０の需要家１２０起因のＣＯ_２削減量等の認証データを計算し、認証データを作成、送信する。

これにより、従来技術では電力需要に関わらず電源構成比率を一定として扱っていたため火力発電所による需要変動への対応という発電所の運用が反映されておらず実際のＣＯ_２排出量の増減実態と乖離するが、本発明ではこの運用実態を考慮し、ＣＯ_２排出量のマスバランスがとれている計算装置であり、需要家のコージェネレーションシステム運転等の省エネ努力等によって電力需要削減がなされた際の実際のＣＯ_２排出抑制効果を正確に評価できる。
また、電力自由化が実施され、一般電気事業者および分散型発電設備所有の需要家の両方から需要家が電力購入するというケース等が起こる複雑な電力取引環境においても、ＣＯ_２排出責任配分計算を可能とし、ＣＯ_２排出抑制効果を正確に定量評価できる。
また、認証機能を具備することにより、ＣＯ_２排出責任配分計算、認証等のプロセスを、コンピュータと、ネットワークを活用して、迅速に実行し、認証時間、認証コスト等を大幅に低減できる。

次に、第２の実施の形態について説明する。本実施の形態に係るＣＯ_２排出責任配分システム８００の好適な実施形態について詳細に説明する。なお、以下の説明及び添付図面において、前述したＣＯ_２排出責任配分計算システム１００と同一の機能構成を有する構成要素については、同一の符号を付することにより重複説明を省略することにする。

図８は、第２の実施の形態に係るＣＯ_２排出責任配分システム８００の概略構成を示す図である。図８は、ＣＯ_２排出責任配分システムの１例であり、図８に示すように、ＣＯ_２排出責任配分システム８００は、第三者機関１０１のセンタコンピュータ１０３、複数の電力供給会社１１０−１、１１０−２、…のコンピュータ１１３−１、１１３−２、…、複数の需要家（発電設備所有）１２０−１、…のコンピュータ１２３−１、…、複数の需要家（電力購入のみ）１３０−１…のコンピュータ１３３−１、…、排出権管理センタ１５０のコンピュータ１５３、ネットワーク１４０等からなる。

ＣＯ_２排出責任配分システム８００は、例えばインターネットなどのネットワーク１４０を介して、センタコンピュータ１０３、コンピュータ１１３−１、…、コンピュータ１２３−１、…、コンピュータ１３３−１、…、コンピュータ１５３が接続されて構成される。

第三者機関１０１は、ＣＯ_２排出責任量を算定、評価する認証機関であり、センタコンピュータ１０３を有する。

センタコンピュータ１０３は、発電設備１２５を所有する需要家１２０のコンピュータ１２３から受け取った発電設備１２５の燃料消費状況データ３０２と、電力供給会社１１０のコンピュータ１１３から受け取った発電装置１１５の運転状況データ３０１を用いて、発電供給会社１１０から需要家１３０への電力供給と共に、需要家（発電設備所有）１２０が需要家（電力購入のみ）１３０に余剰電力１４６を売電した場合の、需要家１２０のＣＯ_２排出責任量、需要家１３０のＣＯ_２排出責任量、及び電力供給会社１１０の需要家１２０起因のＣＯ_２削減量等の認証データを計算し、認証データに基づいて、需要家１２０と電力供給会社１１０間のＣＯ_２排出責任の変化量を配分するＣＯ_２排出責任配分計算装置である。
尚、センタコンピュータ１０３の記憶装置２０２は、各構成部分を駆動制御するプログラム３１０、ＣＯ_２排出責任配分計算・認証プログラム３２１、電力実績データベース３００に加え、排出権移転プログラムが格納されている。

排出権管理センタ１５０は、ＣＯ_２排出権を管理する機関であり、コンピュータ１５３を有する。

コンピュータ１５３は、センタコンピュータ１０３から、電力供給会社１１０、需要家１２０、需要家１３０等の排出権発行／移転通知を受信し、排出権発行／移転通知に応じて、各電力供給会社１１０−１、１１０−２、…、各需要家１２０−１、１２０−２、…、各需要家１３０−１、１３０−２、…の排出権取引口座を管理する。

尚、排出権管理センタ１５０のコンピュータ１５３も、コンピュータ１１３、１２３、１３３と同様なハードウェア構成である。

コンピュータ１５３の記憶装置（ハードディスク）には、各構成部分を駆動制御するプログラム、アプリケーションプログラム、および各需要家１２０−１、１２０−２、…、各電力供給会社１１０−１、１１０−２、…、各需要家１２０−１、１２０−２、…、各需要家１３０−１、１３０−２、…の排出権取引口座１６１−１、…、１６２−１、…、１６３−１、…を保持する排出権取引口座データベース１６０等が格納されている。

次に、図９を参照しながら、ＣＯ_２排出責任配分システム８００の処理手順を説明する。図９は、ＣＯ_２排出責任配分システム８００の処理手順を示すフローチャートである。

センタコンピュータ１０３の制御部２０１は、電力供給会社１１０−ｎのコンピュータ１１３−ｎから発電装置運転状況データ３０１を、需要家１２０−ｍのコンピュータ１２３−ｍから発電設備燃料消費状況データ３０２を受信する（ステップ９０１）。

制御部２０１は、各種資料データ等に基づいて、各受信データの数値の妥当性を判断し、認証し、入力データとして記憶装置２０２の電力実績データベース３００に登録、保持する（ステップ９０２）。

制御部２０１は、入力データに基づいて、発電供給会社１１０−ｎから需要家１３０−ｓへの電力供給と共に、発電設備１２５を所有する需要家１２０−ｍから余剰電力１４６を需要家１３０−ｓに供給する場合の、需要家１２０−ｍのＣＯ_２排出責任量、需要家１３０−ｓのＣＯ_２排出責任量、及び電力供給会社１１０−ｎの需要家１２０起因のＣＯ_２削減量等を計算する（ステップ９０３）。
制御部２０１は、需要家１２０−ｍのＣＯ_２排出責任量、需要家１３０−ｓのＣＯ_２排出責任量、及び電力供給会社１１０−ｎの需要家１２０−ｍ起因のＣＯ_２削減量等の計算結果を認証データとして、記憶装置２０２の電力実績データベース３００に登録、保持する（ステップ９０４）。
制御部２０１は、計算した電力供給会社１１０−ｎの需要家１２０−ｍ起因のＣＯ_２削減量（Σ(βｎｔ×Ｂｍｔ)／２）[ｔＣＯ_２]を電力供給会社１１０−ｎのＣＯ_２増加量として認証し、認証データとして電力供給会社１１０−ｎのコンピュータ１１３−ｎに通知し、需要家１２０−ｍのＣＯ_２削減量として認証し、需要家１２０−ｍのコンピュータ１２３−ｍに通知する。

制御部２０１は、排出権移転処理により、当該電力供給会社１１０−ｎの排出権取引口座１６１−ｎから需要家１２０−ｍの排出権取引口座１６２−ｍにＣＯ_２排出変動量（Σ(βｎｔ×Ｂｍｔ)／２）[ｔＣＯ_２]を移転する排出権移転通知を、排出権管理センタ１５０のコンピュータ１５３に送信し、電力供給会社１１０−ｎのコンピュータ１１３−ｎと、需要家１２０−ｍのコンピュータ１２３−ｍに、移転された実ＣＯ_２変動量を送信する（ステップ９０５）。

以上説明したように、本発明の本実施の形態によれば、センタコンピュータ１０３は、電力供給会社１１０のコンピュータ１１３から、発電装置の運転状況データ３０１を受信し、発電設備１２５を所有する需要家１２０のコンピュータ１２５から、発電設備の燃料消費状況データ３０２を受信し、発電装置の運転状況データ３０１と発電設備の燃料消費状況データ３０２の受信データの妥当性を判断し、入力データとして認証し、電力実績データベース３００に保持する。発電供給会社１１０から需要家１３０への電力供給と共に、発電設備１２５を所有する需要家１２０から余剰電力を需要家１３０に電力を供給する場合、入力データに基づいて、需要家１２０のＣＯ_２排出責任量、需要家１３０のＣＯ_２排出責任量、及び電力供給会社１１０の需要家１２０起因のＣＯ_２削減量等を計算し、認証データとして当該需要家１２０のコンピュータ１２３、当該需要家１３０のコンピュータ１３３、又は当該電力供給会社１１０のコンピュータ１１３に送信する。
制御部２０１は、認証データであるＣＯ_２排出削減量に基づいて、需要家１２０と電力供給会社１１０のＣＯ_２排出責任の変化量である排出権量を配分し、需要家１２０、電力供給会社１１０の排出権取引口座１６１、１６２を管理する排出権管理センタ１５０のコンピュータ１５３に排出権移転通知を送信する。

これにより、従来技術では電力需要に関わらず電源構成比率を一定として扱っていたため火力発電所による需要変動への対応という発電所の運用が反映されておらず実際のＣＯ_２排出量の増減実態と乖離するが、本発明ではこの運用実態を考慮し、ＣＯ_２排出量のマスバランスがとれている計算装置であり、需要家のコージェネレーションシステム運転等の省エネ努力等によって電力需要削減がなされた際の実際のＣＯ_２排出抑制効果を正確に評価できる。
また、電力自由化が実施され、一般電気事業者および分散型発電設備所有の需要家の両方から需要家が電力購入するというケース等が起こる複雑な電力取引環境においても、ＣＯ_２排出責任配分計算ができ、ＣＯ_２排出抑制効果を正確に定量評価できる。
また、認証機能、排出権移転機能を具備することにより、ＣＯ_２排出責任配分計算から排出権移転までのプロセスを、コンピュータと、ネットワークを活用して、迅速に実行し、認証時間、認証コスト、移転時間、移転コスト等を大幅に低減でき、従来の非効率的な排出権取引市場から需要家が被っていたコスト面、時間面の不利益を解消することができる。

尚、第１の実施の形態、第２の実施の形態では、ＷＷＷ技術を用いて実現したが、コンピュータに専用のユーザプログラムを備えることにより、ＷＷＷ技術を用いずに実現することも可能である。

尚、図６、図７、図９等に示す処理を行うプログラムはＣＤ−ＲＯＭ等の記録媒体に保持させて流通させてもよいし、このプログラムを通信回線を介して送受することもできる。

以上、添付図面を参照しながら、本発明に係るＣＯ_２排出責任配分計算システム、ＣＯ_２排出責任配分システム等の好適な実施形態について説明したが、本発明はかかる例に限定されない。当業者であれば、本願で開示した技術的思想の範疇内において、各種の変更例又は修正例に想到し得ることは明らかであり、それらについても当然に本発明の技術的範囲に属するものと了解される。

第１の実施の形態に係るＣＯ_２排出責任配分計算システム１００の概略構成を示す図 センタコンピュータ１０３のハードウェア構成図 記憶装置２０２における電力関連ファイルのファイル配置を示す図 コンピュータ１２３のハードウェア構成図 需要家（発電設備所有）１２０が需要家（電力購入のみ）１３０に余剰電力１４６を売電した場合の、全体の処理の流れを示す図 ＣＯ_２排出責任配分計算システム１００の処理手順を示すフローチャート ＣＯ_２排出責任配分計算システム１００の処理手順を示すフローチャート 第２の実施の形態に係るＣＯ_２排出責任配分システム８００の概略構成を示す図 ＣＯ_２排出責任配分システム８００の処理手順を示すフローチャート 全電源平均係数による考え方１０００を示す図 分散型発電設備所有の電力需要家から電力供給会社への逆潮流を示す図

符号の説明

１００………ＣＯ_２排出責任配分計算システム
８００………ＣＯ_２排出責任配分システム
１０１………第三者機関
１０３………センタコンピュータ
１１０………電力供給会社
１１３、１２３、１３３、１５３………コンピュータ
１１５………発電装置
１２５………発電設備（ＣＧＳ）
１２０………需要家（発電設備所有）
１３０………需要家（電力購入のみ）
１４０………ネットワーク
１５０………排出権取引センタ
１６０………排出権取引口座データベース
２０１、４０１………制御部
２０２、４０２………記憶装置
３００………電力実績データベース

Claims (20)

1. 発電装置を有する電力供給会社の端末装置と、発電設備を有する第１の電力需要家の端末装置と、ネットワークを介して接続されるＣＯ_２排出責任配分計算装置であって、
   前記電力供給会社の端末装置から、前記発電装置の運転状況データを受信する第１の受信手段と、
   前記第１の電力需要家の端末装置から、前記発電設備の燃料消費状況データを受信する第２の受信手段と、
   前記発電装置の運転状況データと前記発電設備の燃料消費状況データのデータ内容の妥当性を判定し、入力データとして認証し保持する入力データ認証手段と、
   前記電力供給会社からの電力供給と共に、前記第１の電力需要家から、第２の電力需要家へ電力供給する場合、前記入力データに基づいて、前記第１の需要家のＣＯ_２排出責任量、前記第２の需要家のＣＯ_２排出責任量、及び前記電力供給会社の前記第１の電力需要家起因のＣＯ_２削減量の認証データを計算するＣＯ_２排出責任配分計算手段と、
   を具備することを特徴とするＣＯ_２排出責任配分計算装置。
2. 前記第１の受信手段は、
   前記電力供給会社の端末装置から、事前に、前記発電装置の燃料種、燃料のＣＯ_２原単位等のデータを受信することを特徴とする請求項１記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置。
3. 前記第１の受信手段は、
   前記電力供給会社の端末装置から、所定時間毎に、計測した前記発電装置の発電量、化石燃料の消費量等のデータを受信し、モニタリングすることを特徴とする請求項１記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置。
4. 前記第１の受信手段によりモニタリングしたデータから、所定期間の集計した前記発電装置の発電量とＣＯ_２排出量に基づいて、前記発電装置の電力ＣＯ_２原単位を算出し、前記入力データとする第１の算出手段、
   を、更に具備することを特徴とする請求項１又は請求項３記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置。
5. 前記第２の受信手段は、
   前記第１の需要家の端末装置から、事前に、前記発電設備の燃料種、燃料のＣＯ_２原単位、発電効率、電力へのＣＯ_２排出責任配分割合等のデータを受信することを特徴とする請求項１記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置。
6. 前記第２の受信手段は、
   前記第１の需要家の端末装置から、所定時間毎に、計測した前記発電設備の発電量、化石燃料の消費量、第２の需要家への売電量等のデータを受信し、モニタリングすることを特徴とする請求項１記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置。
7. 前記ＣＯ_２排出責任配分計算手段は、
   前記入力データに基づいて、算出した前記第１の需要家の電力ＣＯ_２排出責任量と前記第１の需要家の熱ＣＯ_２排出責任量を加算し、前記第１の需要家のＣＯ_２排出責任量を算出することを特徴とする請求項１記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置。
8. 前記ＣＯ_２排出責任配分計算手段は、
   前記入力データに基づいて、前記第１の需要家からの購入電力量の変動量から算出した前記電力供給会社からのＣＯ_２排出責任配分量と、前記第１の需要家からのＣＯ_２排出責任配分量とを加算し、前記第２の需要家のＣＯ_２排出責任量を算出することを特徴とする請求項１記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置。
9. 前記ＣＯ_２排出責任配分計算手段は、
   前記入力データに基づいて、前記第１の電力需要家起因の電力削減量から前記電力供給会社の前記第１の電力需要家起因のＣＯ_２削減量を算出することを特徴とする請求項１記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置。
10. 前記発電装置の運転状況データは、前記発電装置の燃料種、燃料のＣＯ_２原単位、発電量、化石燃料の消費量等のデータをいずれか少なくとも１つ含むことを特徴とする請求項１から請求項９いずれかに記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置。
11. 前記発電設備の燃料消費状況に関するデータは、前記発電設備の燃料種、燃料のＣＯ_２原単位、発電効率、電力へのＣＯ_２排出責任配分割合、発電量、化石燃料の消費量、前記第２の需要家への売電量等のデータを少なくとも１つ含むことを特徴とする請求項１から請求項９いずれかに記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置。
12. 前記発電装置の運転状況に関するデータと、前記発電設備の燃料消費状況に関するデータと、を保持する電力実績データベース、
    を更に具備することを特徴とする請求項１から請求項１１いずれかに記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置。
13. 前記第２の需要家は、電力購入のみの需要家、または他の第１の需要家であることを特徴とする請求項１から請求項１１いずれかに記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置。
14. 発電装置を有する電力供給会社の端末装置と、発電設備を有する第１の電力需要家の端末装置と、ネットワークを介して接続されるＣＯ_２排出責任配分装置であって、
    前記電力供給会社の端末装置から、前記発電装置の運転状況データを受信する第１の受信手段と、
    前記第１の電力需要家の端末装置から、前記発電設備の燃料消費状況データを受信する第２の受信手段と、
    前記発電装置の運転状況データと前記発電設備の燃料消費状況データのデータ内容の妥当性を判定し、入力データとして認証し保持する入力データ認証手段と、
    前記電力供給会社からの電力供給と共に、前記第１の電力需要家から、第２の電力需要家へ電力供給する場合、前記入力データに基づいて、前記第１の需要家のＣＯ_２排出責任量、前記第２の需要家のＣＯ_２排出責任量、及び前記電力供給会社の前記第１の電力需要家起因のＣＯ_２削減量の認証データを計算するＣＯ_２排出責任配分計算手段と、
    前記認証データに基づいて、前記第１の電力需要家から、前記第２の電力需要家に電力を供給する場合、前記電力供給会社から前記第１の電力需要家へ、前記第１の電力需要家起因のＣＯ_２削減量に相当するＣＯ_２排出責任の変化量を移転する移転手段と、
    を具備することを特徴とするＣＯ_２排出責任配分装置。
15. 前記移転手段は、ネットワークを介して接続された排出権取引口座データベースを有する排出権管理センタのコンピュータに、ＣＯ_２排出権移転通知を送信することを特徴とする請求項１４記載のＣＯ_２排出責任配分装置。
16. 前記移転手段は、前記第１の需要家の端末装置、前記電力供給会社の端末装置に、夫々の前記ＣＯ_２排出責任の変化量を送信することを特徴とする請求項１４記載のＣＯ_２排出責任配分装置。
17. コンピュータを請求項１から請求項１３のいずれかに記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置として機能させるプログラム。
18. コンピュータを請求項１から請求項１３のいずれかに記載のＣＯ_２排出責任配分計算装置として機能させるプログラムを記録した記録媒体。
19. コンピュータを請求項１４から請求項１６のいずれかに記載のＣＯ_２排出責任配分装置として機能させるプログラム。
20. コンピュータを請求項１４から請求項１６のいずれかに記載のＣＯ_２排出責任配分装置として機能させるプログラムを記録した記録媒体。

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