JP7369494B1 - 環境価値評価システム、環境価値評価方法、及び環境価値評価プログラム - Google Patents

環境価値評価システム、環境価値評価方法、及び環境価値評価プログラム Download PDF

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Abstract

【課題】ＣＯ２排出係数の異なる発電設備を複数所有又は契約する電力供給者を対象とした場合にも、当該電力供給者が生み出す環境価値の評価を適切に行うことが可能なシステムを提供する。【解決手段】電力供給者の所在地域に電力を供給する電源群ＰＳＧにおける電源種別排出係数データと、電源群ＰＳＧにおける電源種別発電電力量データと、電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備ＯＦＰ、ＯＮＰ別の発電設備排出係数データと、発電設備ＯＦＰ、ＯＮＰ別の単位時間毎の発電・消費電力量を示す供給者発電・消費電力量データと、を供給するデータ供給手段１と、これらデータに基づいて、電力供給者の単位発電電力量あたり実効的に削減するＣＯ２の量を示す供給者実効ＣＯ２削減係数を算出する処理手段２と、電力供給者と、算出された供給者実効ＣＯ２削減係数と、を関連付けて記憶する記憶手段４と、を備える。【選択図】図１

Description

本発明は、電力需要者や電力供給者等が電力の消費や発電によって創出された二酸化炭素排出量削減価値（環境価値）を算出・評価するための技術に関連する。
近年、持続可能な開発目標（ＳＤＧｓ）の提唱等によって、地球温暖化等の環境問題への関心は以前にも増して高まっている。
こうした状況の中、直接的な環境活動を行うことが困難な者は、Ｊクレジットや、グリーン電力証書、非化石証書等の二酸化炭素（ＣＯ２）排出量削減価値を化体化したオフセット証書を利用した、環境価値取引等によって地球温暖化対策に貢献することが可能である。
また、環境価値証書を利用したものに限らず、様々な環境価値取引を支援する技術も種々提案されている。
例えば、特許文献１には、商用電力系統を介することなく、工場で発生した未利用エネルギーの有効活用を促進させると共に、得られた環境価値の取引を活発化させることが可能な環境価値取引システム等が提案されている。
また、本発明者は、特許文献２に示すように、再生可能エネルギーを含む電力の取引で再生可能エネルギーが売れ残った場合に、売れ残った再生可能エネルギーに対する環境価値を有効に活用する電力取引システム等を提案している。
しかし、過去に創出された環境価値オフセット証書を用いて、再エネ電気料金メニューとして電力需要者に提供し、実際に再生可能エネルギーで発電される電気のＣＯ２排出量削減価値と同等に評価して取り扱う手法では、例えば夜間などの現実に再生可能エネルギー電源の構成比率が低い時間帯での電力消費を抑制し、再生可能エネルギー電源の構成比率が高い時間帯への電力需要のシフトを促すインセンティブが働きにくかった。
また、現在のオフセット証書取引は、電力需要者の構内に再生可能エネルギーを用いた発電設備を設置し、これを自家消費することによる、自家消費されるＣＯ２排出量削減価値は主にＪクレジットとして、一方、送配電ネットワーク（電力系統）で流通する再生可能エネルギー電源のＣＯ２排出量削減価値は非化石証書として、相互互換がなく別々に取り扱われており、一貫性が担保されず、仕組みも複雑で、一般の理解が得にくかった。
一方で、再生可能エネルギー発電者に対しては、どの時間に発電しても環境価値が同等に取り扱われる手法においては、例えば晴天の昼間に発電が集中してしまう傾向にあり、例えば蓄電池や電気自動車を用いる、夜間にも発電可能な手法を採用するなどして供給が不足する時間帯への電力の提供を促すインセンティブが十分に付与されていない状況があった。
こうした状況に対し、本発明者は、一般の電力需要者が電力消費によって創出し得る環境価値を、統一的な指標を用いて数値化できれば、これを対象とした個人‐個人間、個人‐事業者間も含めて環境価値取引が活性化し、電力需要者のピークシフトや需給逼迫時の消費抑制（デマンドレスポンス）や省エネ行動を促すインセンティブになると考えた。
また、再生可能エネルギーを用いた発電者や低炭素型電源を用いた発電者の（時間帯別）の価値の希少性を統一的な指標を用いて数値化できれば、再エネ電力および低炭素型電源供給の平準化を促すインセンティブになると考えた。
このような背景から、本発明者は、特許文献３に示すように、電力需要者が電力消費によって創出する環境価値の数値化が可能なシステムを提案した。
特開２０１９‐０６７２５０号公報 特開２０２１‐０４３６６９号公報 特許７２４６６５９号公報
本発明者による前述の提案により、一般の電力需要者が電力消費によって創出し得る環境価値を数値化することが可能になった。
また、特許文献３において、本発明者は、再生可能エネルギーを利用した発電設備や低炭素型電源を所有する電力供給者が、自家発電によって電力システム全体のＣＯ２排出抑制／排出削減に貢献した度合いを数値化することが可能なシステムも提案した。
ここで、同一の電力供給者がＣＯ２排出係数の異なる発電設備をオンサイト又はオフサイトで複数所有又は契約する場合が考えられる。
本発明者は、上記のような場合にも、同一の電力供給者が所有・契約する各発電設備のＣＯ２排出係数を考慮した上で当該電力供給者が生み出す環境価値を正しく算定することが、再エネ電力および低炭素型電源供給の平準化を促すインセンティブにつながると考えた。
本発明は上記のような課題に基づいてなされたものであり、ＣＯ２排出係数の異なる発電設備を複数所有又は契約する電力供給者を対象とした場合にも、当該電力供給者が生み出す環境価値の評価を適切に行うことが可能なシステムを提供することを目的とする。
上記課題を解決するために、本発明は、電力供給者の所在地域に電力を供給する電源群における電源種別の単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す電源種別排出係数データと、前記電源群における電源種別の単位時間毎の発電電力量を示す電源種別発電電力量データと、前記電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備の各々について単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す発電設備排出係数データと、前記電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備別の前記単位時間毎の発電・消費電力量を示す供給者発電・消費電力量データと、を供給するデータ供給手段と、前記電源種別排出係数データと、前記電源種別発電電力量データと、前記発電設備排出係数データと、前記供給者発電・消費電力量データと、に基づいて、前記電力供給者の単位発電電力量あたり実効的に削減するＣＯ２の量を示す供給者実効ＣＯ２削減係数を算出する処理手段と、前記電力供給者と、算出された前記供給者実効ＣＯ２削減係数と、を関連付けて記憶する記憶手段と、を備える。
本発明の好ましい形態では、前記処理手段は、前記電源種別排出係数データと、前記電源種別発電電力量データと、に基づいて、前記電源群の単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す電源群排出係数を前記単位時間毎に算出する。
本発明の好ましい形態では、前記処理手段は、前記発電設備排出係数データと、前記電源群排出係数と、に基づいて、前記発電設備の各々が単位発電電力量あたり実効的に削減するＣＯ２の量を示す補正排出係数を前記単位時間毎に算出する。
本発明の好ましい形態では、前記処理手段は、前記供給者発電・消費電力量データと、前記補正排出係数と、に基づいて、前記発電設備の各々が前記単位時間あたり実効的に削減するＣＯ２の量を示す、発電設備別実効ＣＯ２削減量を前記単位時間毎に算出する。
本発明の好ましい形態では、前記処理手段は、前記供給者発電・消費電力量データと、前記電力供給者が所有又は契約する前記発電設備の各々に関連付けられた前記発電設備別実効ＣＯ２削減量の総和と、に基づいて、前記供給者実効ＣＯ２削減係数を前記単位時間毎に算出する。
本発明の好ましい形態では、前記処理手段は、前記供給者発電・消費電力量データと、所定期間内の前記単位時間毎に算出されて前記電力供給者が所有又は契約する前記発電設備の各々に関連付けられた前記発電設備別実効ＣＯ２削減量の総和と、に基づいて、前記供給者実効ＣＯ２削減係数を前記所定期間毎に算出する。
本発明の好ましい形態では、前記供給者発電・消費電力量データに基づいて、前記電力供給者が所定量以上の電力を自家消費する供給需要者であるか否かを判定する判定手段を更に備え、
前記判定手段が、当該電力供給者を前記供給需要者と判定した場合に、
前記処理手段は、当該供給需要者が所有又は契約する一又は複数の前記発電設備の各々で前記単位時間毎に自家消費した電力量を示す発電設備別自家消費電力量と、前記補正排出係数に負数を乗じた値と、に基づいて、当該供給需要者が所有又は契約する前記発電設備の各々が前記単位時間あたり電力の自家消費により排出するＣＯ２の量を示す、発電設備別自家ＣＯ２排出量を前記単位時間毎に算出する。
本発明の好ましい形態では、前記処理手段は、前記供給者発電・消費電力量データに含まれる前記発電設備の各々の発電電力量と、前記発電設備別自家消費電力量と、に基づいて、前記供給需要者の所在地域に電力を供給する電源群の電力を前記発電設備の各々が消費した量を示す発電設備別系統電力消費量を算出し、
前記発電設備別系統電力消費量が正の場合、前記電源群排出係数に基づいて前記補正排出係数を算出し、
前記発電設備別系統電力消費量がゼロ又は負の場合、前記発電設備排出係数データと、前記電源群排出係数に基づいて、前記補正排出係数を算出する。
本発明の好ましい形態では、前記処理手段は、前記発電設備の各々について算出された前記発電設備別自家ＣＯ２排出量の総和が負の場合に、前記発電設備の各々を所有又は契約する前記供給需要者が電力を自家消費したことによるＣＯ２排出の量を示す、供給需要者自家ＣＯ２排出量として所定の値を算出する。
本発明の好ましい形態では、前記処理手段は、前記発電設備の各々について算出された前記発電設備別自家ＣＯ２排出量の各値のうち負数を除外した各値に基づいて、前記発電設備の各々を所有又は契約する前記供給需要者が電力を自家消費したことによるＣＯ２排出の量を示す、供給需要者自家ＣＯ２排出量を算出する。
本発明の好ましい形態では、前記処理手段は、前記補正排出係数と、前記発電設備別系統電力消費量と、に基づいて、前記発電設備の各々を所有又は契約する前記供給需要者が系統電力を消費したことによるＣＯ２排出の量を示す、供給需要者系統ＣＯ２排出量を算出する。
本発明の好ましい形態では、前記処理手段は、所定期間内の前記単位時間毎に算出された前記供給需要者系統ＣＯ２排出量の総和が負の場合、前記供給需要者系統ＣＯ２排出量として所定の値を算出する。
本発明の好ましい形態では、前記処理手段は、所定期間内の前記単位時間毎に算出された前記供給需要者系統ＣＯ２排出量の各値のうち負数を除外した各値に基づいて、前記供給需要者系統ＣＯ２排出量を算出する。
本発明の好ましい形態では、前記処理手段は、前記供給需要者自家ＣＯ２排出量と、前記供給需要者系統ＣＯ２排出量と、に基づいて、供給需要者実効ＣＯ２排出量を算出し、
前記発電設備別系統電力消費量がゼロでない場合に、前記供給需要者実効ＣＯ２排出量と、前記電源群排出係数と、前記発電設備別系統電力消費量と、に基づいて、レバレッジを更に算出し、
前記レバレッジと、前記供給需要者実効ＣＯ２排出量とに基づいて、レバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減量を更に算出する。
また、本発明は、電力供給者の所在地域に電力を供給する電源群における電源種別の単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す電源種別排出係数データと、前記電源群における電源種別の単位時間毎の発電電力量を示す電源種別発電電力量データと、前記電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備の各々について単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す発電設備排出係数データと、前記電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備別の前記単位時間毎の発電・消費電力量を示す供給者発電・消費電力量データと、を供給するデータ供給ステップと、前記電源種別排出係数データと、前記電源種別発電電力量データと、前記発電設備排出係数データと、前記供給者発電・消費電力量データと、に基づいて、前記電力供給者の単位発電電力量あたり実効的に削減するＣＯ２の量を示す供給者実効ＣＯ２削減係数を算出する処理ステップと、前記電力供給者と、算出された前記供給者実効ＣＯ２削減係数と、を関連付けて記憶する記憶ステップと、をコンピュータに実行させる。
また、本発明は、一又は複数のコンピュータを、電力供給者の所在地域に電力を供給する電源群における電源種別の単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す電源種別排出係数データと、前記電源群における電源種別の単位時間毎の発電電力量を示す電源種別発電電力量データと、前記電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備の各々について単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す発電設備排出係数データと、前記電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備別の前記単位時間毎の発電・消費電力量を示す供給者発電・消費電力量データと、を供給するデータ供給手段と、前記電源種別排出係数データと、前記電源種別発電電力量データと、前記発電設備排出係数データと、前記供給者発電・消費電力量データと、に基づいて、前記電力供給者の単位発電電力量あたり実効的に削減するＣＯ２の量を示す供給者実効ＣＯ２削減係数を算出する処理手段と、前記電力供給者と、算出された前記供給者実効ＣＯ２削減係数と、を関連付けて記憶する記憶手段と、として機能させる。
本発明によれば、ＣＯ２排出係数の異なる発電設備を複数所有又は契約する電力供給者を対象とした場合にも、当該電力供給者が生み出す環境価値の評価を適切に行うことが可能なシステムが提供される。
本発明の実施形態に係る環境価値評価システムが接続されるネットワーク構成の例を示す図である。 本発明の実施形態に係る環境価値評価システムの構成を示す図である。 本発明の実施形態に係る電源種別発電電力量データの例を示す図である。 本発明の実施形態に係る供給者発電・消費電力量データの例を示す図である。 本発明の実施形態に係る電源群排出係数算出処理の例を示すフローチャートである。 本発明の実施形態に係る電源群排出係数算出処理の過程で生じるデータの例を示す図である。 本発明の実施形態に係る供給者実効ＣＯ２削減係数算出処理の例を示すフローチャートである。 本発明の実施形態に係る供給者実効ＣＯ２削減係数算出処理の過程で生じ得るデータの例を示す図である。 本発明の実施形態に係る供給需要者処理の例を示すフローチャートである。 本発明の実施形態に係る供給需要者処理の過程で生じ得るデータの例を示す図である。
以下、図１～図１０を用いて、本発明の実施形態に係る環境価値評価システムについて説明する。なお、以下に示す実施形態は本発明の一例であり、本発明を以下の実施形態に限定するものではなく、他の様々な構成を採用することもできる。
また、以下の説明では、再生可能エネルギーを「再エネ」と記載する。なお、「再エネ」は低炭素型電源を含むこととする。
例えば、本実施形態では環境価値評価システムの構成、動作等について説明するが、同様の構成の方法、装置、コンピュータプログラム等も、同様の作用効果を奏することができる。また、プログラムは、記録媒体に記憶させてもよい。この記録媒体を用いれば、例えばコンピュータにプログラムをインストールすることができる。ここで、プログラムを記憶した記録媒体は、例えばＣＤ－ＲＯＭ等の非一過性の記録媒体であってもよい。
図１は、環境価値評価システムＸが接続されるネットワークの構成の例を示す図である。なお、各構成要素を結ぶ一点鎖線は送配電の流れを、各構成要素を結ぶ点線は信号やデータの流れを、それぞれ示している。
ここで、点線で示される信号やデータの流れは、有線／無線を問わない。
また、いくつかの構成要素について、図示された以外の同種の構成要素が複数存在し得ることを、図中…で示している。
送配電ネットワークＰＮＷ１、ＰＮＷ２は、それぞれ所定の地域に存在する発電所、電力需要者、電力供給者間を相互に結ぶネットワークである。
例えば日本では、北海道、東北、東京、中部、北陸、関西、中国、四国、九州、沖縄のように、所管する送配電事業者が異なる地域に存在する送配電ネットワークを、ＰＮＷ１、ＰＮＷ２、…のように区分することが可能である。
なお、場合によっては、送配電ネットワークが上記とは異なる区分にて再定義されてもよい。
また、ＰＮＷ１、ＰＮＷ２、以外の送配電ネットワークが存在してもよい。
送配電ネットワークＰＮＷ１は、火力発電所ＰＳ１、揚水発電所ＰＳ２、原子力発電所ＰＳ３、再エネ発電所ＰＳ４等の各種電源を有する電源群ＰＳＧと接続され、各電源で発電された電力を送配電する。
なお、電源群ＰＳＧは、上記ＰＳ１～ＰＳ４以外の電源を有していてもよい。
再エネ発電所ＰＳ４は、発電に伴うＣＯ２排出の無い（又は少ない）発電を行うことが可能な電源を指し、具体的には、太陽光、風力、バイオマス、水力等により創出されるエネルギーを用いて発電を行う発電所のことを指す。なお、再エネ発電を蓄電池や電気自動車等に貯蔵して放出する機能や、再エネ発電所からの電力により揚水した水力エネルギーを用いた揚水発電所も、その全てまたは一部を再エネ発電所に含めてもよい。
送配電ネットワークＰＮＷ１は、他の送配電ネットワークＰＮＷ２等と連係線でつながっており、互いに電力を融通し合うことも可能である。
電力供給者は、オンサイト電源ＯＮＰや、オフサイト電源ＯＦＰ等、自身が所有又は契約する発電設備で作られた電力を送配電ネットワークＰＮＷ１に供給する。例えば、電力供給者Ｓ１は、オンサイト電源ＯＮＰとしてバイオマス発電や、オフサイト電源ＯＦＰとして、小規模火力発電所や太陽光発電設備等を所有又は契約し、主として発電と売電を行う中小規模の電力事業者が想定される。また、電力供給者Ｓ２は、オンサイト電源ＯＮＰとして家庭用ソーラーパネル等を所有し、オフサイト電源ＯＦＰとして地域の水力発電所や地熱発電所と契約する、消費者家庭や、企業体が想定される。なお、電力供給者Ｓ２は、日常生活や事業活動等で一定量以上の電力を消費する電力需要者でもあることが想定され、再エネ発電設備を利用した自家発電と自家消費を行う供給需要者であるといえる。
また、電力供給者Ｓ２は、オンサイト電源ＯＮＰにより自家発電した電力を自家消費してもなお余剰となる分を、送配電ネットワークＰＮＷ１に戻してやる（逆潮流により売電する）こともできる。
上記のようにして、送配電ネットワークＰＮＷ１を介して電力供給者Ｓ１、Ｓ２や、その他電力供給者も含む、電力需要者及び電力供給者の間で送配電が行われる。
なお、電力需要者及び電力供給者は、上記Ｓ１、Ｓ２以外にも多数存在してよい。
上記した発電・電力消費等の状況は、スマートメータＳＭ１、ＳＭ２や電力供給者構内に設置されるＨＥＭＳ（Ｈｏｍｅ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）機器Ｈやパワーコンディショナーを用いた計測機器等により、一定時間毎（例えば、３０分毎、６０分毎等）に通信ネットワークＤＮＷに送信され、データベースＤＢ１に格納される。
データベースＤＢ１は、例えば、小売電気事業者等が管理するデータベースであり、各電力供給者が所有又は契約する発電設備の各々について単位時間毎の発電電力量・消費電力量を含むデータを各電力供給者のＩＤ等に関連付けて格納している。
また、先に述べた電源群ＰＳＧにおける各種電源ＰＳ１～ＰＳ４等においては、一定の時間毎（例えば、３０分毎、６０分毎等）に、発電実績や放充電実績、電力連係記録が通信ネットワークＤＮＷに送信され、データベースＤＢ２に格納される。
データベースＤＢ２は、例えば、送配電事業者等が管理するデータベースであり、電源種別の単位時間毎の発電電力量を含むデータを格納している。
通信ネットワークＤＮＷは、上記したデータベースＤＢ１、ＤＢ２の他にも様々な関係機関のデータベースにアクセス可能にすることができる。
例えば、電力広域的運営推進機関（ＯＣＣＴＯ）のデータベースや、日本卸電力取引所（ＪＥＰＸ）のデータベース等に任意でアクセス可能にされ得る。
通信ネットワークＤＮＷには、端末Ｄ１～Ｄ４等を含む端末群ＤＧが接続されており、これに含まれる端末Ｄ１～Ｄ４等は、単独で、又は複数で協働して、環境価値評価システムＸを構成することができる。
即ち、端末Ｄ１～Ｄ４等は、単独で、又は複数で協働して、後述するデータ供給手段１、処理手段２、判定手段３、記憶手段４の各要素を構成することができる。
端末群ＤＧに含まれる端末Ｄ１～Ｄ４等は、パーソナルコンピュータ、サーバコンピュータ、スマートフォン、タブレット等の任意のコンピュータ装置であり得る。また、端末群ＤＧに含まれる端末Ｄ１～Ｄ４等は、それらの物理的な配置を限定されず、複数箇所に分散的に配置されていても、一箇所に集中的に配置されていてもよい。
図２に示すように、環境価値評価システムＸは、データ供給手段１と、処理手段２と、判定手段３と、を備える。また、記憶手段４を更に備えていてもよい。
データ供給手段１と、処理手段２と、判定手段３と、記憶手段４と、のそれぞれについて、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）やＧＰＵ（Ｇｒａｐｈｉｃｓ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）等の演算装置、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）等の主記憶装置、ＨＤＤ（Ｈａｒｄ Ｄｉｓｋ Ｄｒｉｖｅ）やＳＳＤ（Ｓｏｌｉｄ Ｓｔａｔｅ Ｄｒｉｖｅ）、フラッシュメモリ等の補助記憶装置、ネットワークへの接続手段を含む種々の入出力装置等を備えた、任意のコンピュータ装置（パーソナルコンピュータ、サーバコンピュータ、スマートフォン、タブレット等）やその構成要素を適宜利用することができる。
データ供給手段１は、通信ネットワークＤＮＷを利用して、電力供給者の所在地域に電力を供給する電源群における電源種別の単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す電源種別排出係数データと、電源群における電源種別の単位時間毎の発電電力量を示す電源種別発電電力量データと、電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備の各々について単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す発電設備排出係数データと、電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備別の前記単位時間毎の発電電力量・消費電力量を含む供給者発電・消費電力量データと、を含む種々のデータを環境価値評価システムＸに供給する。
なお、データ供給手段１が行う「データの供給」の処理は、ネットワーク上における所望のデータの収集、所望のデータの予測推定・算出、ユーザによる入力受付、記憶された所定値の参照等、を包含する。
処理手段２は、電源種別排出係数データと、電源種別発電電力量データと、前記発電設備排出係数データと、供給者発電・消費電力量データと、に基づいて、電力供給者の単位発電電力量あたり実効的に削減するＣＯ２の量を示す供給者実効ＣＯ２削減係数を算出する他、種々の演算処理を行う。
判定手段３は、電力供給者が、再エネ発電設備を利用した自家発電及び電力の自家消費を行う供給需要者であるかどうか、を判定する。この判定は、各電力供給者のＩＤ等に関連付けられた供給需要者を示すラベルや、各電力供給者の発電・売買電記録、各電力供給者の発電・消費電力量データ（消費電力量が正の時間帯がある、など）等に基づいて行われ得る。
記憶手段４は、データ供給手段１によって供給されたデータや、処理手段２による処理結果等を記憶しておくことができる。
図３は、電源種別発電電力量データの例を示す図である。
図３に示すように、電源種別発電電力量データは、少なくとも、列ＣＬ１に示す日付と、列ＣＬ２に示す時間帯と、に関連付けて、列ＣＬ３～列ＣＬ１０に示す各日の各時間帯における電源種別発電電力量を、データとして保持している。
例えば、図３の例では、２０２２年４月１日の１１時台において、火力発電が２３９２万ｋＷｈ、水力発電が１２８万ｋＷｈ、バイオマス発電が３６万ｋＷｈ、太陽光発電が８０６万ｋＷｈ、風力発電が１８万ｋＷｈ行われたことがデータから読み取られる。
図１の例に戻れば、電源群ＰＳＧにおける各種電源ＰＳ１～ＰＳ４等において、一定時間毎の電源種別の発電実績が通信ネットワークＤＮＷに送信、電源群ＰＳＧを所管する送配電事業者データベースＤＢ２に随時格納されるため、データ供給手段１は、通信ネットワークＤＮＷを介したＡＰＩ連携やＣＳＶファイル移送等の任意の方法で、このような電源種別発電電力量データを収集することができる。
図４は、供給者発電・消費電力量データの一例を示す図である。
図４に示すように、供給者発電・消費電力量データは、少なくとも、行ＲＷ１に示す供給者ＩＤと、行ＲＷ２に示す日時と、当該時間帯及び行ＲＷ３～ＲＷ５に示す発電設備の各々に関連付けて、列ＣＬ11に示す電源群排出係数、列ＣＬ１２に示す発電設備排出係数、列ＣＬ１３に示す発電電力量、列ＣＬ１４に示す自家消費電力量を、データとして保持している。
例えば、図４の例では、供給者ＩＤが００１の電力供給者が、所有又は契約している発電設備ＰＳａについて、２０２３年４月１日の８時台に２００ｋＷｈの電力を発電しつつ、２００ｋＷｈの電力を自家消費しており、その際の発電設備排出係数が０．８ｋｇ‐ＣＯ２／ｋＷｈ、電源群排出係数が０．６ｋｇ‐ＣＯ２／ｋＷｈ、であることが示されている。
また、図４に示すように、同様のデータは一定の時間毎（例えば、一時間毎）に記録、蓄積される。
図１の例に戻れば、電力供給者Ｓ１の、一定時間毎の電力供給・消費状況は、スマートメータＳＭ１により、一定の時間毎に通信ネットワークＤＮＷに送信され、データベースＤＢ１に随時格納される。これは、電力供給者Ｓ２やその他の電力供給者、電力需要者においても同様である。
そのため、データ供給手段１は、通信ネットワークＤＮＷを介してＡＰＩ連携やＣＳＶファイル移送等の任意の方法で、各電力供給者に関連付けられた供給者発電・消費電力量データを収集することができる。
以下、図５～図１０を用いて、環境価値評価システムＸで行われる具体的な処理を説明する。
なお、以下に示すフローチャートの各処理フローは、その機能や結果を損なわない限り、順序の変更、統合、分割が適宜可能である。
また、処理の過程で算出された値は、適宜記憶手段４に記憶させ、以降の処理に用いることができる。
＜＜電源群排出係数の算出＞＞
まず、図５に示す、電源群排出係数算出処理について説明する。
図５に示すように、まず処理手段２は、データ供給手段１に対して必要なデータを要求し、参照する（ステップＳ１１）。ここでは、少なくとも電源種別発電電力量データ（図３に例示）と、電源種別排出係数データが要求、参照される。
電源種別排出係数データは、各電源種の単位発電量あたりのＣＯ２排出量を示すものであり、通常大きな変動はないデータである。そこで本実施例では、図６のように火力０．８（ｋｇ‐ＣＯ２／ｋＷｈ、以下単位省略）、水力０、バイオマス０、太陽光０、風力０とした所定値を利用する。
なお、電源種別排出係数データとしては、上記のような所定値に限らず、推定値や実測値、算出値等も、電力貯蔵機能を活用した放充電量や発電時のみならず製造・廃棄を含めたライフサイクル全体でのデータを含めて当然用いることができる。また、揚水発電の排出係数や、他のネットワークからの融通電力の排出係数についても、推定値や実測値、算出値等も当然用いることができる。
また、同一電源種でも発電方式や燃料等発電所毎に排出係数は異なっており、電源種を細分化してそれぞれに係数を設定してもよい。
次に、処理手段２は、電源種別発電電力量データに基づいて、電源群（時間帯別）合計発電電力量を算出する（ステップＳ１２）。
なお、この時、電力需要者が需要場所構内に設置する太陽光発電等の発電システムからの発電電力量を含めてもよい。
具体的に、図６を例にすると、２０２２年４月１日の０時台において、火力発電が２０６５万ｋＷｈ、水力発電が１３３万ｋＷｈ、バイオマス発電が３７万ｋＷｈ、風力発電が１７万ｋＷｈ行われている。
そうすると、２０２２年４月１日の０時台において、電源群（時間帯別）合計発電電力量は、下式で算出される。
処理手段２は、同様にして、各日、各時間帯における電源群（時間帯別）合計発電電力量を、一定の期間（一日、一月、一年等）分算出する（図６、列ＣＬ２１）。
なお、本実施例では、算出期間を一日と指定している。
次に、処理手段２は、電源種別排出係数データと、電源種別発電電力量データとに基づいて、電源群（時間帯別）ＣＯ２排出量を算出する（ステップＳ１３）。
電源群（時間帯別）ＣＯ２排出量は、電源種別の排出係数と電源種別発電電力量との積を各電源種別に求めた後、それらの総和から算出される。
具体的に、図６を例にすると、２０２２年４月１日の０時台において、火力発電が２０６５万ｋＷｈ、水力発電が１３３万ｋＷｈ、バイオマス発電が３７万ｋＷｈ、風力発電が１７万ｋＷｈ行われている。
そうすると、火力０．８（ｋｇ‐ＣＯ２／ｋＷｈ、以下単位省略）、水力０、バイオマス０、太陽光０、風力０とした電源種別排出係数からは、２０２２年４月１日の０時台において、電源群（時間帯別）ＣＯ２排出量は、下式で算出される。
処理手段２は、同様にして、各日、各時間帯における電源群（時間帯別）ＣＯ２排出量を、一定の期間（一日、一月、一年等）分算出する（図６、列ＣＬ２２）。
なお、本実施例では、算出期間を一日としている。
次に、処理手段２は、電源群（時間帯別）合計発電電力量と、電源群（時間帯別）ＣＯ２排出量とに基づいて、電源群（時間帯別）排出係数を算出する（ステップＳ１４）。
電源群（時間帯別）排出係数は、電源群（時間帯別）ＣＯ２排出量を電源群（時間帯別）合計発電電力量で割ることで算出される。
具体的に、図６を例にすると、２０２２年４月１日の０時台において、電源群（時間帯別）ＣＯ２排出量は１６５２万ｋｇ、電源群（時間帯別）合計発電電力量は２２５２万ｋＷｈと算出されている。
そうすると、２０２２年４月１日の０時台において、電源群（時間帯別）排出係数は、下式で算出される。
処理手段２は、同様にして、各日、各時間帯における電源群（時間帯別）排出係数を、一定の期間（一日、一月、一年等）分算出してよい（図６、列ＣＬ２３）。
このように算出された電源群排出係数は、記憶手段４により記憶され、以下で説明する供給者実効ＣＯ２削減係数の算出に用いることもできる。
＜＜供給者実効ＣＯ２削減係数の算出＞＞
同じ再エネ発電所でも、電力システム全体の再エネ電源比率拡大への貢献度は異なる。例えば、九州地域では、電力需要が相対的に少ない春・秋の晴天週末の日中時間帯に、大量に導入された太陽光発電により需要を大幅に超過する発電がなされ、電気は基本的には貯蔵が難しい性格上、また再エネ発電の低い負荷追従能力（柔軟性）等の問題から出力抑制により発電を止めてしまうケースがみられる。
あるいは、極端な場合、火力発電などの化石燃料を用いるなどしてＣＯ２を排出する電源が全て停止され、送配電ネットワーク・系統システムに流入する電力は再エネ電源だけとなり、ネットワーク全体のＣＯ２排出係数がゼロになるということもありうる。
このようなケースでは、追加的に太陽光発電所を新設したとしても、その電力送配電ネットワーク・系統システムにおける新規発電１ｋＷｈあたりのＣＯ２排出削減量の追加はゼロ又は極端に小さくなる。すなわち、新規に運転を開始する再エネ発電所での発電量１ｋＷｈ当たりの電力システム全体の再エネ電源比率向上への寄与度は、ネットワーク全体でのＣＯ２排出係数が小さいほど相対的に減少する傾向がある。
一方で、例えば太陽光発電がなされない夜間においては、化石燃料発電の比率が高まり、それに応じて送配電ネットワークの排出係数も高まる傾向がある。こうした時間帯での再エネ電源の希少価値は高まる。
このようなケースでは、送配電ネットワークの排出係数が大きいほど、再エネ発電所での発電量１ｋＷｈ当たりの電力システム全体の再エネ電源比率向上への寄与度は、その希少性ゆえに増加する傾向がある。
なお、同様のことは、排出係数がゼロとなり得る再エネに限らず、例えばコンバインドサイクルＬＮＧ火力発電などの、排出係数が標準に比して低い、低炭素型発電者にも当てはまる。ある電力供給者の排出係数が、ある時間帯電源群排出係数を下回るならば、その電力供給者は電力システム全体のＣＯ２排出削減に貢献しているとの解釈も可能である。
しかしながら、一般に再エネ電力（低炭素型電源電力を含む。以下同じ。）の価値は時間帯に関わらず同一と評価されており、それゆえに再エネ電源構成比率の低い時間帯に再エネ発電を行う、再エネで発電された電力を蓄電池等に充電して需給逼迫時に放電する、などの時間シフトの希少性価値が埋没し、時間帯に関わらず再エネ電力比率を向上・平準化・底上げさせるインセンティブが十分に付与されていない。
こうした状況に鑑み、時間帯別の排出係数が大きいときは再エネ需要が相対的に高い時と判断して、発電した再エネの価値を高く評価する一方で、時間帯別の排出係数が小さいときは再エネ需要が相対的に低い時と判断して、その時間帯別の希少性を加味した再エネの評価を行う方法を以下に提案する。
＜排出係数の異なる発電設備を複数所有又は契約する電力供給者＞
同一の電力供給者が排出係数の異なる発電設備をオンサイト又はオフサイトで複数所有又は契約する場合が想定される。
この場合の、当該電力供給者の供給者（時間帯別）実効ＣＯ２削減量、供給者（期間）実効ＣＯ２削減量、供給者（時間帯別）実効ＣＯ２削減係数、供給者（期間）実効ＣＯ２削減係数（再エネ希少性係数）の算出方法を、以下で説明する。
図７、図８は、発電設備ＰＳａ～ＰＳｃを所有又は契約する電力供給者について、各発電設備の発電設備排出係数に基づいて、供給者（時間帯別）実効ＣＯ２削減量を算出する一例である。
図７に示すように、まず処理手段２は、データ供給手段１に対して必要なデータを要求し、参照する（ステップＳ２１）。ここでは、少なくとも電源種別発電電力量データ（図３に例示）と、電源種別排出係数データと、供給者発電・消費電力量データ（図４に例示）と、発電設備排出係数データと、が要求、参照される。
発電設備排出係数データは、各発電設備の単位発電量あたりのＣＯ２排出量を示すものであり、通常大きな変動はないデータである。そこで本実施例では、図８に示すように発電設備ＰＳａについて０．８（ｋｇ‐ＣＯ２／ｋＷｈ、以下単位省略）、発電設備ＰＳｂについて０．２、発電設備ＰＳｃについて０とした所定値を、発電設備排出係数データとする。
なお、発電設備排出係数データとしては、上記のような所定値に限らず、推定値や実測値、算出値等も当然用いることができる。例えば、図５に示した電源群（時間帯別）排出係数の算出と同様に、各発電設備の発電電力量及びＣＯ２排出量に基づいて、時間帯別、期間別の発電設備排出係数を各発電設備について算出することもできる。
次に、判定手段３は、供給者発電・消費電力量データに基づいて、電力供給者が、所定量以上の電力を自家消費する供給需要者であるか否かを判定する（ステップＳ２２）。
ここで当該電力供給者が供給需要者であると判定された場合（Ｓ２２でＹ）、供給需要者処理（ステップＳ３０）へと進む。供給需要者処理の詳細は後述する。
ここで当該電力供給者が供給需要者でないと判定された場合（Ｓ２２でＮ）、ステップＳ２３へと進む。
次に、処理手段２は、電源群（時間帯別）排出係数及び発電設備排出係数に基づいて、補正排出係数を算出する（ステップＳ２３）。
具体的に、発電がなされる各時間帯における、電源群（時間帯別）排出係数から単位時間毎の各発電設備の発電設備排出係数を差し引くことで、単位時間毎の各発電設備における補正排出係数を算出する。なお、この値はゼロまたはマイナスになることがあり得る。
図８を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００１の電力供給者が所有又は契約している、発電設備ＰＳａの補正排出係数は－０．２（ｋｇ‐ＣＯ２／ｋＷｈ、以下単位省略）、発電設備ＰＳｂの補正排出係数は０．４、発電設備ＰＳｃの補正排出係数は０．６と算出される。
各発電設備に対応する補正排出係数を算出することで、各発電設備の単位発電電力量あたりのＣＯ２排出削減効果を明確化し、各発電設備が生み出す環境価値を示すことができる。
次に、処理手段２は、供給者発電・消費電力量データに含まれる発電設備別発電電力量と、補正排出係数と、に基づいて、発電設備の各々が単位時間あたり実効的に削減するＣＯ２の量を示す、発電設備別（時間帯別）実効ＣＯ２削減量を算出する（ステップＳ２４）。
具体的に、発電がなされる各時間帯における、発電設備別発電電力量と、補正排出係数と、を乗じて、当該時間における発電設備別実効ＣＯ２削減量を算出する。
図８を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００１の電力供給者が所有又は契約している、発電設備ＰＳａの発電設備別（時間帯別）実効ＣＯ２削減量は－４０（ｋｇ‐ＣＯ２、以下単位省略）、発電設備ＰＳｂの発電設備別（時間帯別）実効ＣＯ２削減量は１２０、発電設備ＰＳｃの発電設備別（時間帯別）実効ＣＯ２削減量は３６０と算出される。
各発電設備に対応する実効ＣＯ２削減量を算出することで、各発電設備がその発電により実効的に削減した、電力系統の電源群における発電によって排出され得たＣＯ２の量を明確化し、各発電設備が生み出す環境価値を示すことができる。
次に、処理手段２は、供給者発電・消費電力量データに含まれる発電設備別（時間帯別）発電電力量の総和と、電力供給者が所有又は契約する発電設備の各々に関連付けられた発電設備別（時間帯別）実効ＣＯ２削減量（供給者（時間帯別）実効ＣＯ２削減量）の総和と、に基づいて、供給者（時間帯別）実効ＣＯ２削減係数を算出する（ステップＳ２５、Ｓ２６）。
即ち、電力供給者が所有又は契約する全ての発電設備の当該時間帯の発電設備別実効ＣＯ２削減量を足し合わせて、当該供給者の供給者（時間帯別）実効ＣＯ２削減量が算出される。供給者（時間帯別）実効ＣＯ２削減量を当該供給者の全ての発電設備による発電電力量の和で除すことにより、供給者（時間帯別）実効ＣＯ２削減係数を算出する。
図８を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００１の電力供給者の供給者（時間帯別）実効ＣＯ２削減係数は下式のように算出される。
同様にして、処理手段２は、各時間帯において供給者（時間帯別）実効ＣＯ２削減係数を算出することが可能である（図８参照）。
例えば、２０２３年４月１日１４時台において、供給者ＩＤ００１の電力供給者の供給者（時間帯別）実効ＣＯ２削減係数は－０．０３５（ｋｇ‐ＣＯ２／ｋＷｈ）と算出される。
また、一定期間内の各時間帯における供給者（時間帯別）実効ＣＯ２削減量の総和を、供給者（期間）実効ＣＯ２削減量とし、供給者（期間）実効ＣＯ２削減量を全ての時間帯における全ての発電設備による発電電力量の和で除すことにより、供給者（期間）実効ＣＯ２削減係数を算出してもよい。
図８を例に、供給者ＩＤ００１の電力供給者について、２０２３年４月１日８時台と１４時台以外の各時間帯における供給者（時間帯別）実効ＣＯ２削減量の総和や全ての発電設備による発電電力量の総和が仮に０であるとした場合に、２０２３年４月１日の供給者（期間）実効ＣＯ２削減係数は、下式のように算出される。
上記のようにすることで、ＣＯ２排出係数の異なる発電設備を複数所有又は契約する電力供給者を対象とした場合にも、任意の時間帯や期間に当該電力供給者が生み出す環境価値を供給者実効ＣＯ２削減量や供給者実効ＣＯ２削減係数の形式で算出し、適切に評価することができる。
＜供給需要者処理＞
次に、図９、図１０を用いて、図７のステップＳ３０に示した供給需要者処理について説明する。
排出係数の異なる発電設備をオンサイト又はオフサイトで複数所有又は契約する同一の電力供給者が、所定量以上の電力を自家消費する供給需要者である場合が想定される。この場合にも、（レバレッジ調整後）供給需要者実効ＣＯ２削減量、（レバレッジ調整後）供給需要者実効ＣＯ２削減係数の形式で算出され得る。
図９、図１０は、発電設備ＰＳｄ～ＰＳｆを所有又は契約し、所定量以上の電力を自家消費する供給需要者について、各発電設備の発電設備排出係数に基づいて、レバレッジ、レバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減量、レバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減係数を算出する供給需要者処理の一例である。
なお、処理手段２は、供給需要者処理Ｓ３０よりも前のステップＳ２１において、データ供給手段１に対して必要なデータを要求し、参照している。ここでは、少なくとも電源種別発電電力量データ（図３に例示）と、電源種別排出係数データと、供給者発電・消費電力量データ（図４に例示）と、発電設備排出係数データと、が要求、参照されている。
図９に示すように、供給需要者処理Ｓ３０において、まず処理手段２は、供給者発電・消費電力量データに含まれる発電設備別発電電力量及び発電設備別自家消費電力量に基づいて、各発電設備における系統電力消費量を算出する（ステップＳ３１）。
具体的に、発電がなされる各時間帯における、発電設備別発電電力量から自家消費電力量を減算した差に負数（－１）を乗じることで、単位時間毎の発電設備別系統電力消費量を算出する。なお、この値はゼロ以下になることがあり得、その場合はその絶対値分の電力を電力系統に供給したことを示す。
図１０を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００２の供給需要者が所有又は契約している、発電設備ＰＳｄの系統電力消費量は－２００（ｋＷｈ、以下単位省略）、発電設備ＰＳｅの系統電力消費量は－１００、発電設備ＰＳｆの系統電力消費量は－２００と算出される。
次に、処理手段２は、電源群（時間帯別）排出係数及び発電設備排出係数に基づいて、補正排出係数を算出する（ステップＳ３２）。ここで、補正排出係数は、その時間帯の各発電設備における系統電力消費量の正負に応じてその算出方法が異なる。
具体的に、系統電力消費量がゼロ以下の場合には、発電がなされる各時間帯における、電源群（時間帯別）排出係数から単位時間毎の各発電設備の発電設備排出係数を差し引くことで、単位時間毎の各発電設備における補正排出係数を算出する。なお、この値はゼロまたはマイナスになることがあり得る。
図１０を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００２の供給需要者が所有又は契約している、発電設備ＰＳｄの補正排出係数は－０．２（ｋｇ‐ＣＯ２／ｋＷｈ、以下単位省略）、発電設備ＰＳｅの補正排出係数は０．４、発電設備ＰＳｆの補正排出係数は０．６と算出される。
また、系統電力消費量が正の場合には、発電がなされる各時間帯における、系統電力消費量については電源群（時間帯別）排出係数を補正排出係数とみなす。系統電力消費量以外については、各発電設備における補正排出係数を算出する。
このように、各発電設備の系統電力消費量の正負に応じて、異なる方法で補正排出係数を算出することで、各発電設備の系統電力消費量（又は系統電力への電力供給量）に基づいて、各発電設備が生み出す環境価値を明確にすることができる。
次に、処理手段２は、補正排出係数と、供給者発電・消費電力量データに含まれる自家消費電力量に基づいて、供給需要者自家ＣＯ２排出量を算出する（ステップＳ３３）。
具体的に、補正排出係数に、各時間帯における、各発電設備の自家消費電力量及び負数（－１）を乗じて、当該時間における各発電設備による電力の自家消費による発電設備別自家ＣＯ２排出量を算出し、その全発電設備の値を足し合わせて、当該供給需要者の電力の自家消費による供給需要者（時間帯別）自家ＣＯ２排出量を算出する。
図１０を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００２の供給需要者が所有又は契約している、発電設備ＰＳｄの自家ＣＯ２排出量は４０（ｋｇ‐ＣＯ２、以下単位省略）、発電設備ＰＳｅの自家ＣＯ２排出量は－８０、発電設備ＰＳｆの自家ＣＯ２排出量は－２４０と算出され、これらの総和から、当該供給需要者の電力の自家消費による供給需要者（時間帯別）自家ＣＯ２排出量は－２８０と算出される。
なお、供給需要者（時間帯別）自家ＣＯ２排出量の値が負であれば、これを所定値（ゼロ）とみなしてもよい。これは、再エネ電源や低炭素電源を供給需要者が自家消費することにより創出されるＣＯ２排出量削減価値は、自らの電力消費によって相殺するという考え方によるものである。当然のことながら、自家ＣＯ２排出量の値を所定値（ゼロ）とみなさなくてもよい。この場合は、再エネ電源や低炭素電源を供給需要者が自家消費することにより創出されるＣＯ２排出量削減価値は、自らの電力消費によって相殺されないという考え方によるものである。
図１０を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００２の供給需要者の電力の自家消費による供給需要者（時間帯別）自家ＣＯ２排出量は－２８０と算出されるため、この値を所定値（ゼロ）とみなしてもよい。
また、各発電設備における電力の自家消費による（時間帯別）自家ＣＯ２排出量の値のうち負のものをゼロとみなし、正の値のみを足し合わせて、当該供給需要者の電力の自家消費による供給需要者（時間帯別）ＣＯ２排出量としてもよい。
図１０を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００２の供給需要者が所有又は契約している、発電設備ＰＳｄの自家ＣＯ２排出量は４０（ｋｇ‐ＣＯ２、以下単位省略）、発電設備ＰＳｅの自家ＣＯ２排出量は－８０、発電設備ＰＳｆの自家ＣＯ２排出量は－２４０と算出される。
そうすると、当該供給需要者の電力の自家消費による供給需要者（時間帯別）自家ＣＯ２排出量は、正の値である発電設備ＰＳｄの自家ＣＯ２排出量のみを算入し４０と算出してもよい。
次に、処理手段２は、補正排出係数と、各発電設備における系統電力消費量とに基づいて、当該供給需要者の系統電力の消費による供給需要者系統ＣＯ２排出量を算出する（ステップＳ３４）。
具体的に、補正排出係数に、各時間帯における、各発電設備の系統電力消費量を乗じて、当該時間における各発電設備の系統電力消費による発電設備別（時間帯別）系統ＣＯ２排出量を算出し、その全発電設備の値を足し合わせて、当該供給需要者の系統電力消費による供給需要者（時間帯別）系統ＣＯ２排出量を算出する。
図１０を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００２の供給需要者が所有又は契約している、発電設備ＰＳｄの系統ＣＯ２排出量は４０（ｋｇ‐ＣＯ２、以下単位省略）、発電設備ＰＳｅの系統ＣＯ２排出量は－４０、発電設備ＰＳｆの系統ＣＯ２排出量は－１２０と算出され、これらの総和から、当該供給需要者の電力の自家消費による供給需要者（時間帯別）系統ＣＯ２排出量は－１２０と算出される。
なお、供給需要者（時間帯別）系統ＣＯ２排出量の値が負であれば、これを所定値とみなしてもよい。
図１０を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００２の供給需要者の系統電力の消費による供給需要者（時間帯別）系統ＣＯ２排出量は－１２０と算出されるため、この値を所定値（ゼロ）とみなしてもよい。
また、各発電設備における系統電力の消費による発電設備別（時間帯別）系統ＣＯ２排出量の値のうち負のものをゼロとみなし、正の値のみを足し合わせて、当該供給需要者の系統電力消費による供給需要者（時間帯別）系統ＣＯ２排出量としてもよい。
図１０を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００２の供給需要者が所有又は契約している、発電設備ＰＳｄの系統ＣＯ２排出量は４０（ｋｇ‐ＣＯ２、以下単位省略）、発電設備ＰＳｅの系統ＣＯ２排出量は－４０、発電設備ＰＳｆの系統ＣＯ２排出量は－１２０と算出される。
そうすると、当該供給需要者の電力の自家消費による供給需要者（時間帯別）自家ＣＯ２排出量は、正の値である発電設備ＰＳｄの系統ＣＯ２排出量のみを算入し４０と算出してもよい。
次に、処理手段２は、供給需要者の電力の自家消費に基づく供給需要者自家ＣＯ２排出量と系統電力消費に供給需要者系統ＣＯ２排出量を足し合わせた値を、供給需要者実効ＣＯ２排出量とする（ステップＳ３５）。
図１０を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００２の供給需要者の供給者（時間帯別）実効ＣＯ２排出量は下式のように算出される。
次に、処理手段２は、一定期間内の全ての時間帯における供給需要者（時間帯別）実効ＣＯ２排出量の総和を供給需要者（期間）実効ＣＯ２排出量と算出してもよい。
図１０を例に、供給者ＩＤ００２の電力供給者について、２０２３年４月１日８時台と１４時台以外の各時間帯における供給者（時間帯別）実効ＣＯ２排出量の総和が仮に０であるとした場合に、２０２３年４月１日の供給者（期間）実効ＣＯ２排出量は、下式のように算出される。
次に、処理手段２は、供給需要者（時間帯別）系統ＣＯ２排出量及び供給需要者（時間帯別）系統電力消費量に基づいて、供給需要者（時間帯別）実効ＣＯ２排出係数を算出する（ステップＳ３６）。
具体的に、供給需要者（時間帯別）系統ＣＯ２排出量は、当該供給需要者の各発電設備における系統ＣＯ２排出量の総和で求められ、供給需要者（時間帯別）系統電力消費量は、当該供給需要者の各発電設備における系統電力消費量の総和で求められ、供給需要者（時間帯別）実効ＣＯ２排出係数は、供給需要者（時間帯別）系統ＣＯ２排出量を供給需要者（時間帯別）系統電力消費量で除した値として算出される。
図１０を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００２の供給需要者の供給需要者（時間帯別）実効ＣＯ２排出係数は下式のように算出される。
次に、処理手段２は、当該時間帯の供給需要者の系統電力消費量がゼロか否かを判定する（ステップＳ３７）。
当該時間帯の供給需要者の系統電力消費量がゼロ（Ｓ３７でＹ）の場合、処理手段２は、レバレッジを算定せず、供給需要者（時間帯別）実効ＣＯ２排出量の絶対値を、レバレッジ調整後（時間帯別）ＣＯ２削減量とみなしてよい（ステップＳ３７１）。
当該時間帯の供給需要者の系統電力消費量（ネット）がゼロでない（Ｓ３７でＮ）場合、処理手段２は、当該時間帯の供給需要者の系統電力消費量、供給需要者（時間帯別）実効ＣＯ２排出量及び電源群排出係数に基づいて、レバレッジを算出する（ステップＳ３７２）。
具体的に、ステップＳ３７２において、レバレッジは、供給需要者（時間帯別）系統ＣＯ２排出量を、電源群（時間帯別）排出係数と系統電力消費量の積で除して算出される。
図１０を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００２の供給需要者のレバレッジは下式のように算出される。
次に、処理手段２は、レバレッジと、供給需要者（時間帯別）実効ＣＯ２排出量とに基づいて、当該時間帯のレバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減量を算出する（ステップＳ３８）。
具体的に、レバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減量は、レバレッジと、供給需要者（時間帯別）実効ＣＯ２排出量とを乗じた値の絶対値として算出される。
図１０を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００２の供給需要者のレバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減量は下式のように算出される。
次に、処理手段２は、発電設備別発電電力量と、レバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減量と、に基づいて、当該時間帯のレバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減係数を算出する（ステップＳ３９）。
具体的に、レバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減係数は、レバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減量を当該時間帯の発電設備別発電電力量の総和で除した値として算出される。
図１０を例にすると、２０２３年４月１日８時台において、供給者ＩＤ００２の供給需要者のレバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減係数は下式のように算出される。
なお、供給需要者が所有又は契約する発電設備が１つしかない場合でも、上記の算出方法を適用し、レバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減量、レバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減係数を算出することができる。
レバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減量、レバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減係数は、当該供給需要者の供給者実効ＣＯ２削減量又は供給者実効ＣＯ２削減係数とみなすことができる。
上記のようにすることで、ＣＯ２排出係数の異なる発電設備を複数所有又は契約し、かつ、電力の自家消費を行う供給需要者を対象とした場合にも、当該供給需要者が生み出す環境価値を供給者実効ＣＯ２削減量又は供給者実効ＣＯ２削減係数の形式で算出し、適切に評価することができる。
以上のように、電力供給者（供給需要者含む）が所有又は契約する発電設備の排出係数を考慮して算出された供給者実効ＣＯ２削減係数は、電力供給者が発電した電力１ｋＷｈあたりその電力を生み出すために発電所等の電源群で排出され得たＣＯ２の削減量を表し、電力供給者に関連付けて記憶手段４に記憶させることができる。
また、同様にして、各電力供給者について供給者実効ＣＯ２削減係数を算出し、各供給者に関連付けて記憶手段４に記憶させることができる。
電力供給者が所有又は契約する各発電設備の排出係数を考慮して算出された供給者実効ＣＯ２削減係数が大きいほど、その電力供給者による再エネ発電は、所在地域の電源群において再エネ電源による発電割合がより小さい時間帯（発電によるＣＯ２排出が比較的多い時間帯）に行われた、と言えるため、その供給者の環境貢献度は相対的に高いと言える。
このように、各供給者の再エネ発電による環境への貢献度、即ち供給者が生み出した環境価値を、希少性を加味して数値化し比較することができる。
なお、上述の実施形態において示した各構成や機能は、あくまでも一例であって、設計要求等に基づき種々変更可能である。
Ｘ 環境価値評価システム
１ データ供給手段
２ 処理手段
３ 判定手段
４ 記憶手段
ＰＮＷ１、ＰＮＷ２ 送配電ネットワーク
ＰＳＧ 電源群
ＰＳ１、ＰＳ２、ＰＳ３、ＰＳ４ 電源
ＯＦＰ オフサイト電源
ＯＮＰ オンサイト電源
Ｓ１、Ｓ２ 電力需要者
ＳＭ１、ＳＭ２ スマートメータ
ＤＮＷ 通信ネットワーク
ＤＢ１、ＤＢ２ データベース
ＤＧ 端末群
Ｄ１、Ｄ２、Ｄ３、Ｄ４ 端末

Claims (13)

  1. 電力供給者の所在地域に電力を供給する電源群における電源種別の単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す電源種別排出係数データと、前記電源群における電源種別の単位時間毎の発電電力量を示す電源種別発電電力量データと、前記電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備の各々について単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す発電設備排出係数データと、前記電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備別の前記単位時間毎の発電・消費電力量を示す供給者発電・消費電力量データと、を供給するデータ供給手段と、
    前記供給者発電・消費電力量データに基づいて、前記電力供給者が所定量以上の電力を自家消費する供給需要者であるか否かを判定する判定手段と、
    前記電源種別排出係数データと、前記電源種別発電電力量データと、に基づいて、前記電源群の単位発電電力量あたりのＣＯ ２ 排出量を示す電源群排出係数を前記単位時間毎に算出し、
    前記発電設備排出係数データと、前記電源群排出係数と、に基づいて、前記発電設備の各々が単位発電電力量あたり実効的に削減するＣＯ ２ の量を示す補正排出係数を前記単位時間毎に算出し、
    前記判定手段が、当該電力供給者を前記供給需要者と判定した場合に、当該供給需要者が所有又は契約する一又は複数の前記発電設備の各々で前記単位時間毎に自家消費した電力量を示す発電設備別自家消費電力量と、前記補正排出係数に負数を乗じた値と、に基づいて、当該供給需要者が所有又は契約する前記発電設備の各々が前記単位時間あたり電力の自家消費により排出するＣＯ ２ の量を示す、発電設備別自家ＣＯ ２ 排出量を前記単位時間毎に算出し、
    前記電源種別排出係数データと、前記電源種別発電電力量データと、前記発電設備排出係数データと、前記供給者発電・消費電力量データと、に基づいて、前記電力供給者の単位発電電力量あたり実効的に削減するＣＯ２の量を示す供給者実効ＣＯ２削減係数を算出する、処理手段と、
    前記電力供給者と、算出された前記供給者実効ＣＯ２削減係数と、を関連付けて記憶する記憶手段と、を備える環境価値評価システム。
  2. 前記処理手段は、前記供給者発電・消費電力量データと、前記補正排出係数と、に基づいて、前記発電設備の各々が前記単位時間あたり実効的に削減するＣＯ２の量を示す、発電設備別実効ＣＯ２削減量を前記単位時間毎に算出する、請求項１に記載の環境価値評価システム。
  3. 前記処理手段は、前記供給者発電・消費電力量データと、前記電力供給者が所有又は契約する前記発電設備の各々に関連付けられた前記発電設備別実効ＣＯ２削減量の総和と、に基づいて、前記供給者実効ＣＯ２削減係数を前記単位時間毎に算出する、請求項２に記載の環境価値評価システム。
  4. 前記処理手段は、前記供給者発電・消費電力量データと、所定期間内の前記単位時間毎に算出されて前記電力供給者が所有又は契約する前記発電設備の各々に関連付けられた前記発電設備別実効ＣＯ２削減量の総和と、に基づいて、前記供給者実効ＣＯ２削減係数を前記所定期間毎に算出する、請求項２に記載の環境価値評価システム。
  5. 前記処理手段は、前記供給者発電・消費電力量データに含まれる前記発電設備の各々の発電電力量と、前記発電設備別自家消費電力量と、に基づいて、前記供給需要者の所在地域に電力を供給する電源群の電力を前記発電設備の各々が消費した量を示す発電設備別系統電力消費量を算出し、
    前記発電設備別系統電力消費量が正の場合、前記電源群排出係数に基づいて前記補正排出係数を算出し、
    前記発電設備別系統電力消費量がゼロ又は負の場合、前記発電設備排出係数データと、前記電源群排出係数に基づいて、前記補正排出係数を算出する、請求項１に記載の環境価値評価システム。
  6. 前記処理手段は、前記発電設備の各々について算出された前記発電設備別自家ＣＯ２排出量の総和が負の場合に、前記発電設備の各々を所有又は契約する前記供給需要者が電力を自家消費したことによるＣＯ２排出の量を示す、供給需要者自家ＣＯ２排出量として所定の値を算出する、請求項５に記載の環境価値評価システム。
  7. 前記処理手段は、前記発電設備の各々について算出された前記発電設備別自家ＣＯ２排出量の各値のうち負数を除外した各値に基づいて、前記発電設備の各々を所有又は契約する前記供給需要者が電力を自家消費したことによるＣＯ２排出の量を示す、供給需要者自家ＣＯ２排出量を算出する、請求項５に記載の環境価値評価システム。
  8. 前記処理手段は、前記補正排出係数と、前記発電設備別系統電力消費量と、に基づいて、前記発電設備の各々を所有又は契約する前記供給需要者が系統電力を消費したことによるＣＯ２排出の量を示す、供給需要者系統ＣＯ２排出量を算出する、請求項６又は７に記載の環境価値評価システム。
  9. 前記処理手段は、所定期間内の前記単位時間毎に算出された前記供給需要者系統ＣＯ２排出量の総和が負の場合、前記供給需要者系統ＣＯ２排出量として所定の値を算出する、請求項８に記載の環境価値評価システム。
  10. 前記処理手段は、所定期間内の前記単位時間毎に算出された前記供給需要者系統ＣＯ２排出量の各値のうち負数を除外した各値に基づいて、前記供給需要者系統ＣＯ２排出量を算出する、請求項８に記載の環境価値評価システム。
  11. 前記処理手段は、前記供給需要者自家ＣＯ２排出量と、前記供給需要者系統ＣＯ２排出量と、に基づいて、供給需要者実効ＣＯ２排出量を算出し、
    前記発電設備別系統電力消費量がゼロでない場合に、前記供給需要者実効ＣＯ２排出量と、前記電源群排出係数と、前記発電設備別系統電力消費量と、に基づいて、レバレッジを更に算出し、
    前記レバレッジと、前記供給需要者実効ＣＯ２排出量とに基づいて、レバレッジ調整後供給需要者実効ＣＯ２削減量を更に算出する、請求項８に記載の環境価値評価システム。
  12. 電力供給者の所在地域に電力を供給する電源群における電源種別の単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す電源種別排出係数データと、前記電源群における電源種別の単位時間毎の発電電力量を示す電源種別発電電力量データと、前記電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備の各々について単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す発電設備排出係数データと、前記電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備別の前記単位時間毎の発電・消費電力量を示す供給者発電・消費電力量データと、を供給するデータ供給ステップと、
    前記供給者発電・消費電力量データに基づいて、前記電力供給者が所定量以上の電力を自家消費する供給需要者であるか否かを判定する判定ステップと、
    前記電源種別排出係数データと、前記電源種別発電電力量データと、に基づいて、前記電源群の単位発電電力量あたりのＣＯ ２ 排出量を示す電源群排出係数を前記単位時間毎に算出し、
    前記発電設備排出係数データと、前記電源群排出係数と、に基づいて、前記発電設備の各々が単位発電電力量あたり実効的に削減するＣＯ ２ の量を示す補正排出係数を前記単位時間毎に算出し、
    前記判定ステップにおいて、当該電力供給者が前記供給需要者と判定された場合に、当該供給需要者が所有又は契約する一又は複数の前記発電設備の各々で前記単位時間毎に自家消費した電力量を示す発電設備別自家消費電力量と、前記補正排出係数に負数を乗じた値と、に基づいて、当該供給需要者が所有又は契約する前記発電設備の各々が前記単位時間あたり電力の自家消費により排出するＣＯ ２ の量を示す、発電設備別自家ＣＯ ２ 排出量を前記単位時間毎に算出し、
    前記電源種別排出係数データと、前記電源種別発電電力量データと、前記発電設備排出係数データと、前記供給者発電・消費電力量データと、に基づいて、前記電力供給者の単位発電電力量あたり実効的に削減するＣＯ２の量を示す供給者実効ＣＯ２削減係数を算出する、処理ステップと、
    前記電力供給者と、算出された前記供給者実効ＣＯ２削減係数と、を関連付けて記憶する記憶ステップと、をコンピュータに実行させる、環境価値評価方法。
  13. 一又は複数のコンピュータを、
    電力供給者の所在地域に電力を供給する電源群における電源種別の単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す電源種別排出係数データと、前記電源群における電源種別の単位時間毎の発電電力量を示す電源種別発電電力量データと、前記電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備の各々について単位発電電力量あたりのＣＯ２排出量を示す発電設備排出係数データと、前記電力供給者が所有又は契約する一又は複数の発電設備別の前記単位時間毎の発電・消費電力量を示す供給者発電・消費電力量データと、を供給するデータ供給手段と、
    前記供給者発電・消費電力量データに基づいて、前記電力供給者が所定量以上の電力を自家消費する供給需要者であるか否かを判定する判定手段と、
    前記電源種別排出係数データと、前記電源種別発電電力量データと、に基づいて、前記電源群の単位発電電力量あたりのＣＯ ２ 排出量を示す電源群排出係数を前記単位時間毎に算出し、
    前記発電設備排出係数データと、前記電源群排出係数と、に基づいて、前記発電設備の各々が単位発電電力量あたり実効的に削減するＣＯ ２ の量を示す補正排出係数を前記単位時間毎に算出し、
    前記判定手段が、当該電力供給者を前記供給需要者と判定した場合に、当該供給需要者が所有又は契約する一又は複数の前記発電設備の各々で前記単位時間毎に自家消費した電力量を示す発電設備別自家消費電力量と、前記補正排出係数に負数を乗じた値と、に基づいて、当該供給需要者が所有又は契約する前記発電設備の各々が前記単位時間あたり電力の自家消費により排出するＣＯ ２ の量を示す、発電設備別自家ＣＯ ２ 排出量を前記単位時間毎に算出し、
    前記電源種別排出係数データと、前記電源種別発電電力量データと、前記発電設備排出係数データと、前記供給者発電・消費電力量データと、に基づいて、前記電力供給者の単位発電電力量あたり実効的に削減するＣＯ２の量を示す供給者実効ＣＯ２削減係数を算出する、処理手段と、
    前記電力供給者と、算出された前記供給者実効ＣＯ２削減係数と、を関連付けて記憶する記憶手段と、として機能させる、環境価値評価プログラム。
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