JP7213105B2 - 価値管理方法、価値管理システム及びプログラム - Google Patents

Description

本発明は、価値管理方法、価値管理システム及びプログラムに関する。

電気事業者の電力系統に対して電力を逆潮させることなく、分散電源が設置された需要家から他の需要家に電力を融通する技術がある（特許文献１参照）。その際、分散電源の供給可能電力以下の受電権利を融通先の他の需要家に譲渡する。
分散電源を備えた顧客を含むグループ毎に消費電力の合計値を求め、グループ内の消費電力の合計値に応じて分散電源の供給電力を増減する技術がある（特許文献２参照）。

特許第６２４６４１２号 特許第６３０３０５４号

分散電源は、需要の電力に応じて出力を調整することが多い。つまり、分散電源の定格出力よりも需要が低い場合は低負荷運転を行っている。ところが、分散電源は、その出力電力の値とその発電効率との間に正の相関がある。このため、分散電源には、出力電力の値を増やすことにより、電力量（ｋＷｈ）当たりの二酸化炭素（ＣＯ_２）の排出量を削減できる可能性がある。

本発明は、自家用発電設備の出力電力の変動に伴う温室効果ガスの削減効果を削減価値として管理することを目的とする。

請求項１に記載の発明は、温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続される端末で実行される価値管理方法であって、燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電することに起因する発電効率の上昇が、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量を削減する効果を第１の削減価値として算出する処理と、算出された前記第１の削減価値を登録する処理と、を有する価値管理方法である。
請求項２に記載の発明は、温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続される端末で実行される価値管理方法であって、燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電して電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する処理と、算出された前記第１の削減価値を登録する処理と、を有し、前記第１の削減価値を、前記自家用発電設備で自家消費分だけを発電する場合における温室効果ガスの排出係数の値と、当該自家用発電設備で自家消費分に加えて余剰電力分を発電する場合における温室効果ガスの排出係数の値とに基づいて算出する価値管理方法である。
請求項３に記載の発明は、温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続される端末で実行される価値管理方法であって、燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電して電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する処理と、算出された前記第１の削減価値を登録する処理と、を有し、前記第１の削減価値を、前記自家用発電設備で自家消費分だけを発電する場合における温室効果ガスの排出量と、当該自家用発電設備で自家消費分に加えて余剰電力分を発電する場合における温室効果ガスの排出量とに基づいて算出する価値管理方法である。
請求項４に記載の発明は、前記第１の削減価値は、予め定めた時間間隔ごとの平均値として算出される、請求項１～３のいずれか１項に記載の価値管理方法である。
請求項５に記載の発明は、前記自家用発電設備の余剰電力が特定の需要家又は事業者により受電される場合に、特定の需要家又は事業者が電気の調達先を変更することで生じる、受電量分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第２の削減価値として算出する処理と、算出された前記第２の削減価値を登録する処理とを更に有する、請求項１～３のいずれか１項に記載の価値管理方法である。
請求項６に記載の発明は、温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続される端末で実行される価値管理方法であって、燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電して電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する処理と、算出された前記第１の削減価値を登録する処理と、前記自家用発電設備の余剰電力が特定の需要家又は事業者により受電される場合に、特定の需要家又は事業者が電気の調達先を変更することで生じる、受電量分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第２の削減価値として算出する処理と、算出された前記第２の削減価値を登録する処理と、を有し、前記第２の削減価値を、調達先を変更する前の排出係数の値と、調達先を変更した後の排出係数の値とを用いて算出する、価値管理方法である。
請求項７に記載の発明は、前記第２の削減価値を、調達先を変更する前の排出係数の値と、調達先を変更した後の排出係数の値とを用いて算出する、請求項５に記載の価値管理方法である。
請求項８に記載の発明は、前記第１の削減価値を提供する需要家又は事業者と当該第１の削減価値を受け取る他の需要家又は他の事業者との間の取引を記録する処理を更に有する、請求項１～３のいずれか１項に記載の価値管理方法である。
請求項９に記載の発明は、温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続される端末で実行される価値管理方法であって、燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電して電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する処理と、算出された前記第１の削減価値を登録する処理と、前記自家用発電設備の余剰電力を受電する需要家又は事業者の現在の調達先における温室効果ガスの排出係数の値が、当該自家用発電設備から余剰電力を受電する場合における温室効果ガスの排出係数の値よりも大きい場合に、余剰電力分を電力系統に逆潮させる処理と、を有する価値管理方法である。
請求項１０に記載の発明は、燃料を用いて発電する自家用発電設備の出力と温室効果ガスの排出係数の値との関係、又は、当該自家用発電設備の発電効率と温室効果ガスの排出係数の値との関係を参照し、自家消費分を超える余剰電力を当該自家用発電設備から電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する算出部と、算出された前記第１の削減価値を登録する登録部とを有する価値管理システムである。
請求項１１に記載の発明は、前記算出部は、前記自家用発電設備で自家消費分だけを発電する場合における温室効果ガスの排出係数の値と、当該自家用発電設備で自家消費分に加えて余剰電力分を発電する場合における温室効果ガスの排出係数の値とに基づいて前記第１の削減価値を算出する、請求項１０に記載の価値管理システムである。
請求項１２に記載の発明は、前記算出部は、前記自家用発電設備で自家消費分だけを発電する場合における温室効果ガスの排出量と、当該自家用発電設備で自家消費分に加えて余剰電力分を発電する場合における温室効果ガスの排出量とに基づいて前記第１の削減価値を算出する、請求項１０に記載の価値管理システムである。
請求項１３に記載の発明は、前記自家用発電設備の余剰電力が特定の需要家又は事業者により受電される場合に、特定の需要家又は事業者が電気の調達先を変更することで生じる、受電量分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第２の削減価値として算出する第２の算出部と、算出された前記第２の削減価値を登録する第２の登録部とを更に有する、請求項１０～１２のいずれか１項に記載の価値管理システムである。
請求項１４に記載の発明は、前記第２の算出部は、調達先を変更する前の排出係数の値と、調達先を変更した後の排出係数の値とを用いて前記第２の削減価値を算出する、請求項１３に記載の価値管理システムである。
請求項１５に記載の発明は、前記自家用発電設備の発電効率は、発電のために供給される燃料の流量と熱量に基づいて計算される、請求項２に記載の価値管理方法である。
請求項１６に記載の発明は、温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続されるコンピュータに、燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電することに起因する発電効率の上昇が、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量を削減する効果を第１の削減価値として算出する機能と、算出された前記第１の削減価値を登録する機能と、を実現させるためのプログラムである。
請求項１７に記載の発明は、温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続されるコンピュータに、燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電して電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する機能と、算出された前記第１の削減価値を登録する機能と、を実現させるためのプログラムであり、前記第１の削減価値を、前記自家用発電設備で自家消費分だけを発電する場合における温室効果ガスの排出係数の値と、当該自家用発電設備で自家消費分に加えて余剰電力分を発電する場合における温室効果ガスの排出係数の値とに基づいて算出する、プログラムである。
請求項１８に記載の発明は、温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続されるコンピュータに、燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電して電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する機能と、算出された前記第１の削減価値を登録する機能と、を実現させるためのプログラムであり、前記第１の削減価値を、前記自家用発電設備で自家消費分だけを発電する場合における温室効果ガスの排出量と、当該自家用発電設備で自家消費分に加えて余剰電力分を発電する場合における温室効果ガスの排出量とに基づいて算出する、プログラムである。

請求項１記載の発明によれば、自家用発電設備の出力電力の変動に伴う温室効果ガスの削減効果を削減価値として管理できる。
請求項２記載の発明によれば、自家用発電設備の出力電力の変動に伴う温室効果ガスの削減効果を、変動前後の温室効果ガスの排出係数を用いて算出できる。
請求項３記載の発明によれば、自家用発電設備の出力電力の変動に伴う温室効果ガスの削減効果を、変動前後の温室効果ガスの排出量を用いて算出できる。
請求項４記載の発明によれば、削減価値の計算負荷を低減できる。
請求項５記載の発明によれば、余剰電力を受電する需要家又は事業者側における電気の調達先の変更に伴う温室効果ガスの削減効果を削減価値として管理できる。
請求項６記載の発明によれば、余剰電力を受電する需要家又は事業者側における電気の調達先の変更に伴う温室効果ガスの削減効果を、変更前後の排出係数を用いて算出できる。
請求項７記載の発明によれば、余剰電力を受電する需要家又は事業者側における電気の調達先の変更に伴う温室効果ガスの削減効果を、変更前後の排出係数を用いて算出できる。
請求項８記載の発明によれば、削減価値を独立した経済価値として取引できる。
請求項９記載の発明によれば、余剰電力の逆潮を温室効果ガスの削減効果が見込める場合に限定できる。
請求項１０記載の発明によれば、自家用発電設備の出力電力の変動に伴う温室効果ガスの削減効果を削減価値として管理できる。
請求項１１記載の発明によれば、自家用発電設備の出力電力の変動に伴う温室効果ガスの削減効果を、変動前後の温室効果ガスの排出係数を用いて算出できる。
請求項１２記載の発明によれば、自家用発電設備の出力電力の変動に伴う温室効果ガスの削減効果を、変動前後の温室効果ガスの排出量を用いて算出できる。
請求項１３記載の発明によれば、余剰電力を受電する需要家又は事業者側における電気の調達先の変更に伴う温室効果ガスの削減効果を削減価値として管理できる。
請求項１４記載の発明によれば、余剰電力を受電する需要家又は事業者側における電気の調達先の変更に伴う温室効果ガスの削減効果を、変動前後の温室効果ガスの排出係数を用いて算出できる。
請求項１５記載の発明によれば、発電効率の変化を遅滞なく計算できる。
請求項１６記載の発明によれば、自家用発電設備の出力電力の変動に伴う温室効果ガスの削減効果を削減価値として管理できる。
請求項１７記載の発明によれば、自家用発電設備の出力電力の変動に伴う温室効果ガスの削減効果を、変動前後の温室効果ガスの排出係数を用いて算出できる。
請求項１８記載の発明によれば、自家用発電設備の出力電力の変動に伴う温室効果ガスの削減効果を、変動前後の温室効果ガスの排出量を用いて算出できる。

実施の形態１で想定する電力システムの構成例を示す図である。 本実施の形態で使用する自家用発電設備の出力と発電効率の関係を説明する図である。 余剰電力の融通に伴う発電効率の変化を説明する図である。（Ａ）はＡさんの自家消費分（６ｋＷ）だけを発電する場合の発電効率（６０％）を示し、（Ｂ）はＡさんの自家消費分（６ｋＷ）に加えてＢさんの受電分（４ｋＷ）を発電する場合の発電効率（６５％）を示す。 実施の形態１で使用する削減価値管理サーバの機能上の構成例を示す図である。 Ａさんの削減価値の算出過程を説明する図表である。 Ｂさんの削減価値の算出過程を説明する図表である。 ＣＯ_２の削減価値の取引情報の一例を説明する図表である。 実施の形態１に示す電力システムで実行される処理動作の一例を示す図である。 実施の形態２で想定する電力システムの構成例を示す図である。

以下、図面を参照して、本発明の実施の形態を説明する。

＜実施の形態＞
＜システムの構成＞
図１は、実施の形態１で想定する電力システム１の構成例を示す図である。本実施の形態では、説明を簡単にするため、電力系統１０に接続される需要家として、自家用発電設備２１を有する需要家２０（以下「Ａさん」と言うことがある）と、自家用発電設備２１を有しない需要家３０（以下「Ｂさん」と言うことがある）の二者を想定する。
需要家２０及び３０は、電気を購入して消費する個人又は法人である。

需要家２０（Ａさん）には、燃料を用いて発電する自家用発電設備２１と、不図示の電力線に接続される電気使用機器２２と、電力系統１０に逆潮される電力量など、電力系統１０との電力送受電量を測定する電気メーター２３と、電力系統１０から受電する又は自家用発電設備２１から受電する電力量を測定する電気メーター２４と、インターネット４０を通じて削減価値管理サーバ５０に接続される端末２５とが設置されている。ここでの電力系統１０は、一般電気事業者の送配電ネットワークを含む。具体的には、送電線、配電線、引込線、自営線などの電力設備を含む。

本実施の形態における自家用発電設備２１は、例えば石油、ガスなどの燃料の燃焼により又は水素、アルコールなどの燃料と空気中の酸素等との反応により発電する電源である。換言すると、自然環境とは無関係に出力の大きさを制御可能な電源である。この種の電源は、分散電源の一形態である。
自家用発電設備２１で発電された電気は、基本的に同じ敷地内に設置された電気使用機器２２で消費されるが、電気使用機器２２で使用される電気量を超える分（すなわち余剰電力分）は、電力系統１０に逆潮することが可能である。
本実施の形態の場合、逆潮分は電気小売事業者に売電されるか、送受が成約した第三者（ここではＢさん）に送電される。従って、本実施の形態における逆潮分は、Ａさんの別の地点の電気使用機器２２への送電には使用されないものとする。すなわち、逆潮分は、自己託送には用いられないものとする。

例外的な使用形態であるが、電気使用機器２２は、電力系統１０から受電した電気で動作することも可能である。このような使用の形態は、自家用発電設備２１が故障した場合や自家用発電設備２１による発電量が一時的に不足する場合に生じる。
図１の場合、需要家２０（Ａさん）に設置される電気使用機器２２の消費電力は６ｋＷである。なお、図１に示す消費電力の値は一例である。需要家３０に設置される電気使用機器３１の消費電力についても同様である。
ここでの消費電力は、変動値である。また、図１に示す消費電力の値は、説明のための数値であり、瞬時値、平均値、電力量のいずれでもよい。平均値には、予め定めた時間間隔（例えば３０分間隔）の平均を使用する。

端末２５は、自家用発電設備２１、電気メーター２３、２４その他との通信により収集される情報を、インターネット４０を通じて削減価値管理サーバ５０に送信する通信端末である。端末２５は、ＩｏＴ（Internet of Things）機器としての自家用発電設備２１、電気メーター２３、２４その他と通信するアクセスポイント、ルータ、コンピュータ端末等である。

本実施の形態の場合、端末２５は、自家用発電設備２１の発電（出力）の状態、自家消費電力、逆潮電力などの情報を削減価値管理サーバ５０に送信する。
ここで、電気メーター２３、２４は、測定機能と通信機能を内蔵するスマートメーターでもよい。電気メーター２３、２４がスマートメーターである場合、電気メーター２３、２４が端末２５の機能を兼用してもよい。
図１では不図示であるが、自家用発電設備２１に供給される燃料の流量を計測するメーターが設けられている。流量を把握することができれば、メーターで無くても良い。なお、燃料の熱量は既知である。

需要家３０（Ｂさん）には、電力線を通じて電力系統１０に接続される電気使用機器３１と、電力系統１０から受電する電力量を測定する電気メーター３２と、インターネット４０を通じて削減価値管理サーバ５０に接続される端末３３とが設置されている。
前述したように、需要家３０（Ｂさん）は、需要家２０（Ａさん）と異なる第三者である。なお、需要家２０（Ａさん）と需要家３０（Ｂさん）の間に面識は不要である。

本実施の形態における需要家２０（Ａさん）は、自家用発電設備２１の定格出力に対して自家消費される電気量が少ない需要家、換言すると、発電余力がある需要家であればよい。また、需要家３０（Ｂさん）は、需要家２０（Ａさん）の余剰電力を使用することで、ＣＯ_２の排出量を低減できる需要家であればよい。換言すると、需要家３０（Ｂさん）は、電気の発生源（電源）を切り替えることで、ＣＯ_２の排出量を低減できる需要家であればよい。
図１では、需要家２０及び需要家３０が一対一の関係にあり、需要家２０が逆潮する余剰電力の全てを需要家３０が受電しているが、需要家２０が逆潮する余剰電力を複数の需要家３０で受電してもよい。また、複数の需要家２０が逆潮する余剰電力分を単一の需要家３０が受電してもよい。
なお、電力を実際にやりとりするかどうかは必要なく、同時同量の考え方に則りメーター値から計算してもよい。

図２は、本実施の形態で使用する自家用発電設備２１（図１参照）の出力と発電効率の関係を説明する図である。横軸が出力であり、縦軸が発電効率である。
図２に示す自家用発電設備２１の出力と発電効率の間には、非線形の単調増加関係がある。例えば出力が６ｋＷの場合の発電効率は６０％であるが、出力が１０ｋＷの場合の発電効率は６５％である。
なお、出力は瞬時値であり、実際には変動している。以下の説明では、出力値を瞬時値だけでなく、予め定めた時間間隔（例えば３０分間隔）の平均値の意味でも使用する。
本実施の形態の場合、自家用発電設備２１の出力と発電効率の関係は、自家用発電設備２１に内蔵の記憶装置や端末２５の記憶装置に記憶されている。もっとも、自家用発電設備２１の出力と発電効率の関係は、削減価値管理サーバ５０（図１参照）の不図示のハードディスク装置等に記憶されていてもよい。

図３は、余剰電力の融通に伴う発電効率の変化を説明する図である。（Ａ）はＡさんの自家消費分（６ｋＷ）だけを発電する場合の発電効率（６０％）を示し、（Ｂ）はＡさんの自家消費分（６ｋＷ）に加えてＢさんの受電分（４ｋＷ）を発電する場合の発電効率（６５％）を示す。
図３に示すように、出力値を増やすことで自家消費分（６ｋＷ）もより高い発電効率（６５％）で発電することが可能になる。すなわち、自家消費分だけの発電に用いる場合に比して自家用発電設備２１の発電効率を高めることができる。このことは、同じ出力値をより少ない燃料で発電できることを意味する。

出力と発電効率の関係は、自家用発電設備２１毎に既知である。前述したように、出力と発電効率の関係（図２参照）が、例えば自家用発電設備２１の内部の記憶領域に保存されていてもよいし、削減価値管理サーバ５０に事前に登録されていてもよいし、インターネット４０を通じて取得可能でもよい。
もっとも、出力と発電効率の関係が未知の場合でも、発電効率は、発電のために供給される燃料の流量（不図示の流量メーターで測定可能）と、使用する燃料に固有の熱量を既知の計算式に与えることにより計算できる。出力の平均値は、例えば電気メーターの測定値を計測時間で除算することにより計算できる。

＜削減価値管理サーバの構成＞
削減価値管理サーバ５０（図１参照）は、インターネット４０（図１参照）に接続されるコンピュータ端末であり、需要家２０側の端末２５（図１参照）及び需要家３０側の端末３３（図１参照）と共に価値管理システムを構成する。
本実施の形態の場合、価値管理システムにおける管理機能は、単一の削減価値管理サーバ５０に集約されているが、一部の機能が需要家２０側の端末２５や需要家３０の端末３３に搭載されてもよい。すなわち、インターネット上の複数の端末に分散されていてもよい。また、後述する削減価値管理サーバ５０の機能は、複数のサーバに分散されて実行されてもよい。なお、削減価値や電力融通の量に関する情報は、ブロックチェーンなどの技術を用いて管理しても良い。

削減価値管理サーバ５０の管理主体は、需要家２０と需要家３０が供給契約を結んでいる小売電気事業者を想定する。もっとも、削減価値管理サーバ５０の管理主体は、小売電気事業者から独立した他の事業者又は組織でもよい。例えば削減価値を取引する事業者又は組織が管理主体でもよい。
コンピュータ端末としての削減価値管理サーバ５０は、プログラム（基本ソフトウェアを含む）の実行を通じて装置全体を制御するＣＰＵ（Central Processing Unit）と、ＢＩＯＳ（Basic Input Output System）等を記憶するＲＯＭ（Read Only Memory）と、プログラムの実行領域として使用されるＲＡＭ（Random Access Memory）と、記憶領域としてのハードディスク装置等を有している。

図４は、実施の形態１で使用する削減価値管理サーバ５０の機能上の構成例を示す図である。
図４に示す機能構成は、ＣＰＵによるプログラムの実行を通じて実現される。なお、削減価値管理サーバ５０は、ＣＯ_２に代表される温室効果ガスの削減価値の管理機能の専用装置である必要はない。
図４に示すように、削減価値管理サーバ５０は、自家用発電設備２１を設置する需要家２０（Ａさん）に付与される削減価値を管理する管理機能部５１と、電力系統１０から受電する電気の発生源（電源）をＣＯ_２の排出量が少ない電源に切り替えた需要家３０（Ｂさん）に付与される削減価値を管理する管理機能部５２と、削減価値の取引情報を記録する取引情報記録部５３等の機能を有している。

Ａさん用の管理機能部５１は、自家用発電設備２１の発電効率に関する情報を取得する発電効率情報取得部５１１と、自家消費分以上の電気を発電して電力系統１０に逆潮することによる発電効率の変化に伴うＣＯ_２排出量の削減効果を削減価値として算出する削減価値算出部５１２と、Ａさんの自家消費分について算出された削減価値を登録する削減価値登録部５１３を有している。
発電効率情報取得部５１１は、Ａさんの端末２５との通信を通じ、自家用発電設備２１（図１参照）における出力値や出力値に対応する発電効率の値を取得する。
取得は、実時間でもよいし、予め定めた周期でもよい。例えば端末２５が算出する発電効率の平均値の更新に連動してもよい。例えばＡさんの自家消費分だけを発電している期間（６ｋＷ出力時）では、発電効率として６０％の値が取得され、Ａさんの自家消費分に加えてＢさんの消費分も発電している期間（１０ｋＷ）では、発電効率として６５％の値が取得される。
なお、自家用発電設備２１の機種等を特定する情報と出力値が分かれば発電効率は特定可能であるので、出力値だけを端末２５から取得してもよい。
また、Ａさんによって自家消費される電力の値が変動する場合には、自家消費される電力分に相当する出力値に応じた発電効率の値も取得する。

削減価値算出部５１２は、Ａさんにより自家消費される電力分に加えてＢさんが消費する電力分（余剰電力分）を発電することに伴う発電効率の変化の情報に基づいて、Ａさんが自家消費する電力の発電に伴い排出されるＣＯ_２の削減量を算出する処理と、算出された削減量に応じた削減価値を算出する処理とを実行する。ここでの削減価値算出部５１２は、算出部の一例である。
Ｂさんが消費する電力分（本実施の形態ではＡさんの余剰電力分）の発電の有無は、例えば逆潮される電気の有無により検知が可能である。なお、自家消費される電力の発電に要する発電効率の情報は、電気メーター２４（図１参照）の計測値から単位時間あたりの出力値を計算することにより特定が可能である。
ここでの削減価値は、第１の削減価値の一例である。

図５は、Ａさんの削減価値の算出過程を説明する図表である。
図５に示す図表は、算出の過程を視覚化するために用いるものであり、必ずしも図示した図表をＲＡＭやハードディスク装置上に保存する必要はない。もっとも、図５に示す図表のＲＡＭ等への保存を排除する意図ではない。
ここで、Ａさんが自家消費分だけを発電する場合の自家用発電設備２１の出力は６ｋＷであり、その際の発電効率は６０％である。発電効率が分かると、ＣＯ_２の排出係数の値も分かる。図５の例では、α１である。このとき、自家用発電設備２１によるＣＯ_２の総排出量Ｘ１とＡさんの自家消費分に相当するＣＯ_２の排出量Ｘ２は同じであり、総排出量Ｘ１は式１で計算される。
Ｘ１＝Ｘ２＝α１＊６ｋＷ …式１
説明の都合上、総排出量Ｘ１及び排出量Ｘ２は瞬時値で表しているが、実際の排出量は時間係数を乗算した値になる。

一方、Ａさんが自家消費分に加えてＢさんの消費分（４ｋＷ）も発電する場合の自家用発電設備２１の出力は１０ｋＷであり、その際の発電効率は６５％となる。発電効率が分かると、ＣＯ_２の排出係数の値も分かる。図５の例では、α２（＜α１）である。このとき、自家用発電設備２１によるＣＯ_２の総排出量Ｘ３は式２で計算され、Ａさんの自家消費分に相当するＣＯ_２の排出量Ｘ４は式３で計算される。
Ｘ３＝α２＊１０ｋＷ …式２
Ｘ４＝α２＊６ｋＷ …式３
ここでの総排出量Ｘ３及び排出量Ｘ４も瞬時値で表しているが、実際の排出量は時間係数を乗算した値になる。

これらの値が求まると、Ｂさんの消費分を追加で発電することによりＡさんの自家消費分の発電に伴い排出されるＣＯ_２の削減量Ｖ１は式４で計算される。
Ｖ１＝Ｘ２－Ｘ４＝（α１－α２）＊６ｋＷ …式４
前述した削減価値算出部５１２（図４参照）は、ここでの削減量Ｖ１に応じた削減価値Ｐ１を算出する。削減量Ｖ１に応じた削減価値Ｐ１の換算式は、予め与えられている。換算式は固定でもよいし、市場の取引実績等に応じて換算式が変化してもよい。
なお、削減価値Ｐ１は、正の値、０、負の値のいずれかである。後述する削減価値Ｐ２も同様である。
本実施の形態の場合、発電効率とＣＯ_２の排出係数の値との関係、自家用発電設備２１の出力とＣＯ_２の排出係数の値との関係は、削減価値管理サーバ５０（図１参照）の不図示のハードディスク装置等に記憶されている。
なお、排出係数は、温室効果ガスがＣＯ_２の場合、電気の単位はｋｇ／ｋＷｈ、燃料の単位はｋｇ／ｍ^３やｋｇ／Ｌなどを用いることができる。分散電源の発電電力の排出係数は、燃料使用量や効率から算出することができる。

図４の説明に戻る。
削減価値登録部５１３は、ＣＯ_２の削減量Ｖ１に応じた削減価値Ｐ１をＡさんに関連付けて登録する処理を実行する。なお、削減量Ｖ１も同時に登録してもよい。ここでの削減価値登録部５１３は、登録部の一例である。

Ｂさん用の管理機能部５２は、電力系統１０から受電する電気の発生源（電源）に関する情報を取得する電源情報取得部５２１と、Ｂさんが電気の調達先を切り替えることに伴うＣＯ_２排出量の削減効果を削減価値として算出する削減価値算出部５２２と、Ｂさんの消費分について算出された削減価値を登録する削減価値登録部５２３を有している。
電源情報取得部５２１は、Ｂさんの端末３３（図１参照）との通信、Ｂさんが契約する小売電気事業者との通信等に基づいてＢさんが消費する電気の発生源（電源）に関する情報を取得する。
本実施の形態の場合、調達先を変更する前のＢさんは、電力系統１０を通じて特定の小売電気事業者から電気を購入している。この場合、電源情報取得部５２１は、Ｂさんの電源を電力系統１０とする。調達先をＡさんに変更した場合、電源情報取得部５２１は、Ｂさんの電源として、Ａさんの自家用発電設備２１（図１参照）を登録する。なお、電力系統１０を用いる場合のＣＯ_２の排出係数β１（図６参照）は既知である。

削減価値算出部５２２は、Ｂさんが受電する電気をＡさんの余剰電力に変更することに伴うＣＯ_２の削減量を算出する処理と、算出された削減量に応じた削減価値を算出する処理とを実行する。ここでの削減価値算出部５２２は、第２の算出部の一例である。
Ｂさんが消費する電力分は、電気メーター３２によって測定可能である。本実施の形態の場合、電気メーター３２の測定値とＡさん側に配置される電気メーター２３の測定値は同じである。
ここでの削減価値は、第２の削減価値の一例である。

図６は、Ｂさんの削減価値の算出過程を説明する図表である。
図６に示す図表は、算出の過程を視覚化するために用いるものであり、必ずしも図示した図表をＲＡＭやハードディスク装置上に保存する必要はない。
ここでは、Ｂさんが電力系統１０から受電する場合も、ＢさんがＡさんの余剰電力を受電する場合も、Ｂさんの受電量は４ｋＷである。
前述したように、Ｂさんに余剰電力の送電を開始した後の自家用発電設備２１の発電効率は６５％であり、その際のＣＯ_２の排出係数はα２である。本実施の形態の場合、α２＜β１である。α２≧β１では、ＣＯ_２の削減効果が期待されないためである。

Ｂさんが電力系統１０から受電する場合のＣＯ_２の排出量Ｙ１は、式５で計算される。
Ｙ１＝β１＊４ｋＷ …式５
一方、ＢさんがＡさんの余剰電力を受電する場合のＣＯ_２の排出量Ｙ２は、式６で計算される。
Ｙ２＝α２＊４ｋＷ …式６
説明の都合上、排出量Ｙ１及びＹ２はいずれも瞬時値で表しているが、実際の排出量は時間係数を乗算した値になる。

これらの値が求まると、ＢさんがＡさんの余剰電力分を受電することによるＣＯ_２の排出量の削減量Ｖ２は式７で計算される。
Ｖ２＝Ｙ１－Ｙ２＝（β１－α２）＊４ｋＷ …式７
前述した削減価値算出部５２２（図４参照）は、ここでの削減量Ｖ２に応じた削減価値Ｐ２を算出する。削減量Ｖ２に応じた削減価値Ｐ２の換算式は、予め与えられている。換算式は固定でもよいし、市場の取引実績等に応じて換算式が変化してもよい。
図４の説明に戻る。
削減価値登録部５２３は、ＣＯ_２の削減量Ｖ２に応じた削減価値Ｐ２をＢさんに関連付けて登録する処理を実行する。なお、削減量Ｖ２も同時に登録してもよい。ここでの削減価値登録部５２３は、第２の登録部の一例である。

取引情報記録部５３は、Ａさんに紐付けられて登録された削減価値Ｐ１とＢさんに紐付けられて登録された削減価値Ｐ２の取引情報を記録する。
図７は、ＣＯ_２の削減価値の取引情報の一例を説明する図表である。図７に示す図表は一例であり、管理情報は記載の項目に限らない。
図７に示す例では、ＣＯ_２の削減価値を提供するＡさんを取引者として、ＣＯ_２の取引量Ｖ１と削減価値の取引量Ｐ１が登録されている。同じく、ＣＯ_２の削減価値を提供するＢさんを取引者として、ＣＯ_２の取引量Ｖ２と削減価値の取引量Ｐ２が登録されている。なお、削減価値は、ＣＯ_２が排出される時間帯も考慮した上で、ＣＯ_２量でも、排出係数でも、経済的な価値でも、その他の値でも良い。

また、図７の例では、同日同時刻に、ＣＯ_２の削減価値を購入するＣさんを取引者として、ＣＯ_２の取引量Ｖ１＋Ｖ２と削減価値の取引量Ｐ１＋Ｐ２が登録されている。
もっとも、Ｃさんが購入する削減価値は、取引可能な削減価値の総和と同じである必要はなく、例えば取引が可能な取引量の総和よりも小さい任意の取引量が記録され得る。
ここでのＣさんは、例えばＣＯ_２の削減価値を取引する市場への参加者であれば任意である。例えばＡさんやＢさんでもよいし、削減価値管理サーバ５０の管理者でもよいし、小売電気事業者でもよい。

＜電力システムの処理動作＞
図８は、実施の形態１に示す電力システム１で実行される処理動作の一例を示す図である。なお、図中の記号Ｓはステップを示す。
ここでの処理動作は、削減価値を管理する処理（価値管理方法）の一形態である。
本実施の形態の場合、需要家２０（Ａさん）の端末２５（図１参照）が削減価値管理サーバ５０に対して発電余力を通知する（ステップ１）。自家消費分が定格出力に対して十分小さくても電力の融通を希望しない需要家も考えられるため、需要家２０からの通知を前提とする。また、定格出力と自家消費分との差分で与えられる発電余力が予め定めた閾値より小さい場合には、ステップ１に示す発電余力は通知されない。

本実施の形態の場合、需要家３０（Ｂさん）の端末３３（図１参照）が削減価値管理サーバ５０に対して受電量を通知する（ステップ２）。受電量の通知は、需要家３０が電源の変更を希望している場合を前提としてもよいし、電源の変更の希望とは無関係でもよい。ただし、電源の変更は、需要家３０が電源の変更を希望している場合に実行される。なお、Ｂさんによる受電量の通知は、受電中の電力の全部ではなく一部でもよい。
ステップ１とステップ２は、どちらが先でもよい。

図８の場合、削減価値管理サーバ５０は、Ｂさんの受電分の発電をＡさんに要請する（ステップ３）。本実施の形態の場合、４ｋＷの出力の追加をＡさんに要請する。また、削減価値管理サーバ５０は、Ｂさんの電源の情報を変更する（ステップ４）。電源の情報の変更は、Ｂさんに対して通知される他、Ｂさんが契約している小売電気事業者にも通知される。
削減価値管理サーバ５０から要請を受信した需要家２０の側では、自家用発電設備２１（図１参照）による自家消費分（６ｋＷ）とＢさんの受電分（４ｋＷ）の和（１０ｋＷ）に相当する電力の出力が開始され、余剰電力分（Ｂさんの受電分）の逆潮が開始される（ステップ５）。

本実施の形態では、この後、削減価値管理サーバ５０がＡさんの発電効率情報を取得し（ステップ６）、ＡさんとＢさんの削減価値を算出する（ステップ７）。また、削減価値管理サーバ５０は、算出されたＡさんとＢさんの削減価値を登録する（ステップ８）。
なお、Ｂさんが電気の調達先をＡさんから変更する場合、削減価値管理サーバ５０は、Ａさんに対してＢさんの受電分の発電の停止を要請する（ステップ９）。また、要請を受けたＡさんの側では、自家消費分の発電に戻る（ステップ１０）。
なお、本実施の形態では、登録された削減価値の取引が成立した時点で、削減価値管理サーバ５０が削減価値の取引情報を記録する（ステップ１１）。
本実施の形態では、自家用発電設備２１の定格出力内での余剰電力を融通し合うＡさんとＢさんに発生した削減価値を第三者であるＣさん等が購入する。

＜実施の形態２＞
前述の実施の形態では、削減価値を管理する専用のサーバ（すなわち削減価値管理サーバ５０）を設ける場合について説明したが、必ずしも専用のサーバを必要としない。
図９は、実施の形態２で想定する電力システム１Ａの構成例を示す図である。図９には、図１との対応部分に対応する符号を付して示している。
図９の場合には、需要家２０（Ａさん）側の端末２５Ａと需要家３０（Ｂさん）側の端末３３Ａに、前述した削減価値管理サーバ５０の機能の全部又は一部を割り当てる。

例えば需要家２０（Ａさん）側の端末２５Ａには、Ａさんの削減価値を管理する管理機能部５１（図４参照）の機能を設け、需要家３０（Ｂさん）側の端末３３Ａには、Ｂさんの削減価値を管理する管理機能部５２（図４参照）の機能を設ける。なお、取引情報記録部５３は、端末２５Ａ及び３３Ａのうちの一方に設けてもよいし、削減価値が取引される市場側に設けてもよい。
本実施の形態の場合、需要家２０（Ａさん）の端末２５Ａと需要家３０（Ｂさん）の端末３３Ａとの通信を通じて実施の形態１と同様の処理が実現される。

＜他の実施形態＞
以上、本発明の実施の形態について説明したが、本発明の技術的範囲は上述の実施の形態に記載の範囲に限定されない。前述した実施の形態に、種々の変更又は改良を加えたものも、本発明の技術的範囲に含まれることは、特許請求の範囲の記載から明らかである。

（１）前述の実施の形態では、削減価値Ｐ２がマイナスになることはないが、電気の調達先におけるＣＯ_２の排出係数の値の方が調達先の切り替え前よりも大きくなる場合には、削減価値Ｐ２をマイナスとして扱うことも可能である。
もっとも、削減価値Ｐ２のマイナスが予測される場合又は温室効果ガスの排出係数の値が現状より大きくなる場合には、電気の調達先の切り替えを認めない運用とすることも可能であるし、自家用発電設備２１（図１参照）による追加の発電を許可しない設定とすることも可能である。または、余剰電力分の発電自体は可能でも、余剰電力を電力系統１０に逆潮させない制御としてもよい。

（２）前述の実施の形態では、削減価値Ｐ１の発生がＡさんに紐付けられ、削減価値Ｐ２の発生がＢさんに紐付けられているが、削減価値Ｐ１及びＰ２の両方又は一方の発生を小売電気事業者などの第三者に紐付けることも可能である。または、削減価値Ｐ１及びＰ２の両方を、自家用発電設備２１を有するＡさんに紐付けることも可能であるし、Ａさんの余剰電力を受電するＢさんに紐付けることも可能である。
（３）前述の実施の形態１では、削減価値の算出や切り替えに必要な情報を削減価値管理サーバ５０（図１参照）に集約する場合について説明し、実施の形態２では、ＡさんとＢさんの直接通信を通じて交換する場合について説明したが、インターネット４０（図１参照）上に閲覧可能に公開してもよい。
削減価値の算出や切り替えに必要な情報には、例えば自家用発電設備２１（図１参照）の出力情報、その発電余力、その出力と効率との関係、効率とＣＯ_２の排出係数の値との関係、Ｂさんが使用中の電源とそのＣＯ_２の排出係数の値等が含まれる。

（４）前述の実施の形態１の場合には、削減価値管理サーバ５０（図１参照）で削減価値の取引も管理しているが、削減価値の発生に関する管理と取引に関する管理を分離してもよい。
（５）前述の実施の形態２の場合には、Ａさん側では削減価値Ｐ１を登録し、Ｂさん側では削減価値Ｐ２を登録しているが、削減価値Ｐ１及びＰ２の両方をＡさん側で登録してもよいし、Ｂさん側で登録してもよい。また、削減価値Ｐ１及びＰ２の登録は、逆潮される電気を購入する小売電気事業者等が行ってもよいし、登録事務を担当する他の事業者等が行ってもよいし、削減価値の取引を管理する事業者等が行ってもよい。また、削減価値Ｐ１だけを取引してもよいし、削減価値Ｐ２だけを取引してもよい。

（６）前述の実施の形態の場合には、図２に示すように、自家用発電設備２１による出力電力の増加に伴い発電効率が単調に増加する場合を想定したが、山型（すなわち逆Ｖ字又はΛ状）の関係を有する自家用発電設備２１を用いてもよい。この場合でも、自家消費分を超える電気の出力によって発電効率が高まるのであれば、削減価値が発生する。また、自家用発電設備２１の制御として、発電効率の頂点までしか発電しない制御を入れてもよい。
（７）前述の実施の形態においては、例えば電気メーター２３等を用いて３０分単位で測定される電力量を使用して平均的な発電効率を特定しているが、電流計の測定値と電圧計の測定値の積を算出して各時点における出力電力をリアルタイムで特定し、発電効率とＣＯ_２の排出係数の値の変動をリアルタイムで記録してもよい。

（８）前述の実施の形態においては、図８に示すように、発電余力がある需要家２０（Ａさん）に別の需要家３０（Ｂさん）の受電量分の発電を要請することにより、自家消費分を超える発電や逆潮が開始される場合について説明したが、これらの事前のやり取りは必須ではない。
例えば自家用発電設備２１を有する需要家２０（Ａさん）が売電等の形態で余剰電力分を電力系統１０に逆潮すれば、余剰電力分の発電に伴う発電効率の向上分の削減価値Ｐ１が発生する仕組みとしてもよい。
また例えばＣＯ_２の排出量が少なくなるように電源が自動的に切り替えられるサービスの利用により、需要家３０（Ｂさん）が受電する電力分に応じた削減価値Ｐ２が発生する仕組みとしてもよい。

（９）前述の実施の形態においては、自家用発電設備２１の発電余力を活用してＣＯ_２の削減価値を発生させているが、定格出力が現製品よりも大きい自家用発電設備２１への変更によりＣＯ_２の削減価値を発生させることも可能である。同じ電力値が出力される場合、定格出力の大きい自家用発電設備２１の方が定格出力の小さい自家用発電設備２１よりも発電効率が高くなるためである。この場合における削減価値の発生は、電気の調達先を切り替えるＢさんに削減価値が発生するのと同じ理由である。
なお、自家消費分を変更前の自家用発電設備２１で出力する場合のＣＯ_２の排出係数の値と自家消費分を変更後の自家用発電設備２１で出力する場合のＣＯ_２の排出係数の値とを用いることで削減価値の算出が可能である。

１、１Ａ…電力システム、１０…電力系統、２０、３０…需要家、２１…自家用発電設備、２２、３１…電気使用機器、２３、２４、３２…電気メーター、２５、２５Ａ、３３、３３Ａ…端末、４０…インターネット、５０…削減価値管理サーバ、５１、５２…管理機能部、５３…取引情報記録部、５１１…発電効率情報取得部、５１２、５２２…削減価値算出部、５１３、５２３…削減価値登録部、５２１…電源情報取得部

Claims (18)

1. 温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続される端末で実行される価値管理方法であって、
   燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電することに起因する発電効率の上昇が、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量を削減する効果を第１の削減価値として算出する処理と、
   算出された前記第１の削減価値を登録する処理と、
   を有する価値管理方法。
2. 温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続される端末で実行される価値管理方法であって、
   燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電して電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する処理と、
   算出された前記第１の削減価値を登録する処理と、
   を有し、
   前記第１の削減価値を、前記自家用発電設備で自家消費分だけを発電する場合における温室効果ガスの排出係数の値と、当該自家用発電設備で自家消費分に加えて余剰電力分を発電する場合における温室効果ガスの排出係数の値とに基づいて算出する価値管理方法。
3. 温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続される端末で実行される価値管理方法であって、
   燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電して電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する処理と、
   算出された前記第１の削減価値を登録する処理と、
   を有し、
   前記第１の削減価値を、前記自家用発電設備で自家消費分だけを発電する場合における温室効果ガスの排出量と、当該自家用発電設備で自家消費分に加えて余剰電力分を発電する場合における温室効果ガスの排出量とに基づいて算出する価値管理方法。
4. 前記第１の削減価値は、予め定めた時間間隔ごとの平均値として算出される、請求項１～３のいずれか１項に記載の価値管理方法。
5. 前記自家用発電設備の余剰電力が特定の需要家又は事業者により受電される場合に、特定の需要家又は事業者が電気の調達先を変更することで生じる、受電量分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第２の削減価値として算出する処理と、
   算出された前記第２の削減価値を登録する処理と
   を更に有する、請求項１～３のいずれか１項に記載の価値管理方法。
6. 温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続される端末で実行される価値管理方法であって、
   燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電して電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する処理と、
   算出された前記第１の削減価値を登録する処理と、
   前記自家用発電設備の余剰電力が特定の需要家又は事業者により受電される場合に、特定の需要家又は事業者が電気の調達先を変更することで生じる、受電量分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第２の削減価値として算出する処理と、
   算出された前記第２の削減価値を登録する処理と、
   を有し、
   前記第２の削減価値を、調達先を変更する前の排出係数の値と、調達先を変更した後の排出係数の値とを用いて算出する、価値管理方法。
7. 前記第２の削減価値を、調達先を変更する前の排出係数の値と、調達先を変更した後の排出係数の値とを用いて算出する、請求項５に記載の価値管理方法。
8. 前記第１の削減価値を提供する需要家又は事業者と当該第１の削減価値を受け取る他の需要家又は他の事業者との間の取引を記録する処理を更に有する、請求項１～３のいずれか１項に記載の価値管理方法。
9. 温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続される端末で実行される価値管理方法であって、
   燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電して電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する処理と、
   算出された前記第１の削減価値を登録する処理と、
   前記自家用発電設備の余剰電力を受電する需要家又は事業者の現在の調達先における温室効果ガスの排出係数の値が、当該自家用発電設備から余剰電力を受電する場合における温室効果ガスの排出係数の値よりも大きい場合に、余剰電力分を電力系統に逆潮させる処理と、
   を有する価値管理方法。
10. 燃料を用いて発電する自家用発電設備の出力と温室効果ガスの排出係数の値との関係、又は、当該自家用発電設備の発電効率と温室効果ガスの排出係数の値との関係を参照し、自家消費分を超える余剰電力を当該自家用発電設備から電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する算出部と、
    算出された前記第１の削減価値を登録する登録部と
    を有する価値管理システム。
11. 前記算出部は、前記自家用発電設備で自家消費分だけを発電する場合における温室効果ガスの排出係数の値と、当該自家用発電設備で自家消費分に加えて余剰電力分を発電する場合における温室効果ガスの排出係数の値とに基づいて前記第１の削減価値を算出する、請求項１０に記載の価値管理システム。
12. 前記算出部は、前記自家用発電設備で自家消費分だけを発電する場合における温室効果ガスの排出量と、当該自家用発電設備で自家消費分に加えて余剰電力分を発電する場合における温室効果ガスの排出量とに基づいて前記第１の削減価値を算出する、請求項１０に記載の価値管理システム。
13. 前記自家用発電設備の余剰電力が特定の需要家又は事業者により受電される場合に、特定の需要家又は事業者が電気の調達先を変更することで生じる、受電量分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第２の削減価値として算出する第２の算出部と、
    算出された前記第２の削減価値を登録する第２の登録部と
    を更に有する、請求項１０～１２のいずれか１項に記載の価値管理システム。
14. 前記第２の算出部は、調達先を変更する前の排出係数の値と、調達先を変更した後の排出係数の値とを用いて前記第２の削減価値を算出する、請求項１３に記載の価値管理システム。
15. 前記自家用発電設備の発電効率は、発電のために供給される燃料の流量と熱量に基づいて計算される、請求項２に記載の価値管理方法。
16. 温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続されるコンピュータに、
    燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電することに起因する発電効率の上昇が、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量を削減する効果を第１の削減価値として算出する機能と、
    算出された前記第１の削減価値を登録する機能と、
    を実現させるためのプログラム。
17. 温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続されるコンピュータに、
    燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電して電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する機能と、
    算出された前記第１の削減価値を登録する機能と、
    を実現させるためのプログラムであり、
    前記第１の削減価値を、前記自家用発電設備で自家消費分だけを発電する場合における温室効果ガスの排出係数の値と、当該自家用発電設備で自家消費分に加えて余剰電力分を発電する場合における温室効果ガスの排出係数の値とに基づいて算出する、プログラム。
18. 温室効果ガスの削減価値を管理するシステムに接続されるコンピュータに、
    燃料を用いて発電する自家用発電設備で自家消費分を超える余剰電力を発電して電力系統に逆潮することで生じる、自家消費分に対応する温室効果ガスの排出量の削減効果を第１の削減価値として算出する機能と、
    算出された前記第１の削減価値を登録する機能と、
    を実現させるためのプログラムであり、
    前記第１の削減価値を、前記自家用発電設備で自家消費分だけを発電する場合における温室効果ガスの排出量と、当該自家用発電設備で自家消費分に加えて余剰電力分を発電する場合における温室効果ガスの排出量とに基づいて算出する、プログラム。

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