JP7410349B1 - 基準価格算出装置及び基準価格算出方法 - Google Patents

Abstract

【課題】発電事業者と需要家の間で、納得感のある基準価格を定める。
【解決手段】本発明の基準価格算出装置は、発電事業者から需要家への環境価値の権利移転を行う際の、電力市場価格を参照する差金決済に供する基準価格算出装置であって、前記発電事業者と前記需要家との間の差金決済の方向及び金額を定義するバイアスを設定するバイアス設定部と、発電電力量シナリオデータ及び電力市場価格シナリオデータに基づき、前記発電事業者及び前記需要家が見込む前記差金決済の精算総額が前記バイアスに基づくバイアス総額と同値になるように前記差金決済の方向を決定する基準価格を算出する基準価格算出部と、を備えること、を特徴とする。
【選択図】図１

Description

本発明は、基準価格算出装置及び基準価格算出方法に関する。

再生可能エネルギーをめぐる事業環境の変化に伴い、発電事業者及び需要家は、事業形態を模索している。固定価格買取制度の買取価格低下及び新規受付終了に伴い、発電事業者は、固定価格買取制度によらない発電事業を模索している。一方、需要家は、ＲＥ１００（事業活動で消費するエネルギーを１００％再生可能エネルギーで賄うことをめざす国際的なイニシアティブ）をはじめとする国際的な低炭素化の流れを受けて、環境価値（発電時に二酸化炭素を排出しない価値）の調達手段を模索している。

再生可能エネルギーに係る事業形態として、ＰＰＡ（Power Purchase Agreement）、すなわち発電事業者と需要家との間で電力を売買する契約が注目されている。ＰＰＡはオンサイトＰＰＡと、オフサイトＰＰＡとに大別できる。発電事業者は、オンサイトＰＰＡでは需要家の敷地内に発電所を設置し、オフサイトＰＰＡでは需要家の敷地外に発電所を設置する。

また、オフサイトＰＰＡは、フィジカルＰＰＡと、バーチャルＰＰＡとに大別できる。フィジカルＰＰＡでは、発電事業者は、電力と環境価値の両方を需要家に供給する。バーチャルＰＰＡでは、発電事業者は、電力を電力取引市場に供給し、環境価値を需要家に供給する。環境価値の供給とは、再生可能エネルギーの発電によって生じた環境価値の権利を、発電事業者から需要家に移転することである。

バーチャルＰＰＡは、需要家にとって導入しやすいというメリットがある。オンサイトＰＰＡと比較すると、バーチャルＰＰＡは、再生可能エネルギーに適した土地を持たない需要家でも導入でき、需要家の保有する設備を改造する必要がない。フィジカルＰＰＡと比較すると、バーチャルＰＰＡは、電力の調達先を変更する必要がない。一方、バーチャルＰＰＡは、発電事業者にとって売電価格が変動してしまうというデメリットもある。なぜならば、発電された電力は、電力取引市場に供給されるからである。売電価格が変動すると、売電収益の見通しが立たず、発電事業の資金調達に困難が生じ得る。

発電事業者の売電価格を固定化するため、バーチャルＰＰＡを締結する発電事業者と需要家との間で差金決済する方法がある。これは、発電事業者と需要家との間で基準価格を定めておき、基準価格と電力市場価格との差額を精算する方法である。基準価格よりも電力市場価格が高い場合、発電事業者は、需要家に差分を支払う。逆に、基準価格よりも電力市場価格が低い場合、需要家は、発電事業者に差分を支払う。この方法により、発電事業者の売電価格は、基準価格に固定され、発電事業者は、電力市場価格の変動リスクを需要家に転嫁できる。換言すると、発電事業者は、需要家に環境価値を提供（権利を移転）し、一方、需要家は、発電事業者に差金決済という価値を提供する。

特許文献１は、スポット価格シナリオデータ、調整力価格シナリオデータ、調整力発動割合シナリオデータ、発電機データ、及び、燃料価格データに基づいて、目的関数が表す損益を最小化する最適化問題を解くことにより、発電機運転計画と、スポット市場及び需給調整市場での取引計画とを作成する技術を開示している。また、特許文献１は、先物市場における電力取引による売電金額及び差金決済額を考慮する技術も開示している。ここで、電力に係る先物市場は、事業者が電力市場価格の変動リスクをヘッジできるように東京商品取引所が提供している電力先物市場であると解釈できる。

しかし、特許文献１は、発電事業者から需要家への環境価値の権利移転を目的として電力市場価格を参照する差金決済に関する技術に言及していない。また、特許文献１が直接的に得る結果は、発電機運転計画、スポット市場での取引計画、需給調整市場での取引計画等であり、差金決済の基準価格ではない。

特開２０２１－１３６８３２号公報

差金決済では、基準価格を適切に決める必要がある。基準価格が低ければ発電事業者が受け取る総額が少なくなり、基準価格が高ければ需要家が受け取る総額が少なくなる。発電事業者は、自身の発電設備の発電コストを算出し、発電コストを基準価格として設定してもよい。しかし、再生可能エネルギー発電設備の発電コストは年々低下している一方、電力市場価格は高騰しているため、発電コストを基準価格とすると、発電事業者が受け取る総額が少なくなる懸念もある。一方、昨今の電力市場価格の平均値を基準価格としてしまうと、契約期間の電力市場価格の推移を取り込めなくなる懸念もある。そのため、発電事業者と需要家の間で、納得感のある基準価格の定め方が求められていた。

本発明の基準価格算出装置は、発電事業者から需要家への環境価値の権利移転を行う際の、電力市場価格を参照する差金決済に供する基準価格算出装置であって、前記発電事業者と前記需要家との間の契約期間における差金決済の総額であって、前記差金決済の方向を示す正又は負の符号を有するバイアス総額を設定するバイアス設定部と、前記契約期間内の時点ｔにおける発電電力量Ｇ _ｔ の時系列データである発電電力量シナリオデータ、前記契約期間内の時点ｔにおける電力市場価格Ｐ _ｔ の時系列データである電力市場価格シナリオデータ、及び、前記設定したバイアス総額に基づき、「Σ（ｍａｘ（Ｐ _ｔ －α，０）×Ｇ _ｔ ）－Σ（ｍａｘ（α－Ｐ _ｔ ，０）×Ｇ _ｔ ）」が前記設定したバイアス総額と同値になるような、前記差金決済の方向を決定する基準価格αを算出する基準価格算出部と、を備え、前記Σは、前記契約期間における総和を示し、前記ｍａｘは、引数のうち最大のものを返す関数であること、を特徴とする。
その他の手段については、発明を実施するための形態のなかで説明する。

本発明によれば、発電事業者と需要家の間で、納得感のある基準価格を定めることができる。

実施形態１に係る基準価格算出装置の構成を示す図である。 精算価格を算出するフローチャートである。 基準価格を算出するフローチャートである。 電力市場価格シナリオデータを設定するフローチャートである。 電力システムを要素に分解して、要素ごとにシナリオを設定する様子を示す図である。 ある時刻の電力市場価格を算出する様子を示す図である。 実施形態１に係る電力市場価格と基準価格との関係を示した図である。 バイアス価格が０の場合の、電力市場価格シナリオデータ、発電電力量シナリオデータ、及び、基準価格の関係を示す図である。 バイアス価格が正の場合の、電力市場価格シナリオデータ、発電電力量シナリオデータ、及び、基準価格の関係を示す図である。 実施形態２に係る基準価格算出装置の構成を示す図である。 実施形態２に係る電力市場価格と基準価格との関係を示す図である。 実施形態３に係る基準価格算出装置の構成を示す図である。 実施形態３に係る基準価格を算出するフローチャートである。 重み設定部の設定例である。 実施形態４に係る基準価格算出装置の構成を示す図である。 実施形態５に係る基準価格算出装置の構成を示す図である。 出力抑制量シナリオデータを作成するフローチャートである。 ある時刻の出力抑制量を算出する様子を示す図である。

以降、本発明を実施するための形態（“本実施形態”という）を、図等を参照しながら詳細に説明する。本実施形態は、実施形態１、実施形態２、実施形態３、実施形態４及び実施形態５を有する。

＜実施形態１＞
図１は、実施形態１に係る基準価格算出装置１の構成を示す図である。基準価格算出装置１は、一般的なコンピュータであり、中央制御装置１１、マウス、キーボード等の入力装置１２、ディスプレイ等の出力装置１３、主記憶装置１４及び補助記憶装置１５を備える。これらは、バスで相互に接続されている。主記憶装置１４における、基準価格算出部２１及びバイアス設定部２２は、プログラムである。以降において“〇〇部は”と動作主体を記した場合、それは、中央制御装置１１がこれらのプログラムを補助記憶装置１５から主記憶装置１４に読み出すことによって、それぞれのプログラムの機能（詳細後記）を実現することを意味する。補助記憶装置１５は、発電電力量シナリオデータ３１及び電力市場価格シナリオデータ３２（詳細後記）を格納している。

図２は、発電事業者から需要家への環境価値の権利移転を目的として電力市場価格を参照する差金決済をする際の、発電事業者と需要家との精算価格を算出するフローチャートである。基準価格算出部２１は、基準価格を算出した後（詳細後記）、当該フローチャートの各ステップを実行する。基準価格とは、電力市場価格に対して適用される一種の閾値であり、差金決済の方向（発電事業者から需要家への支払い、又は、需要家から発電事業者への支払い）を決定する基準となる価格である。

ステップＳ１０１において、基準価格算出部２１は、発電事業者及び需要家が日本卸電力取引所（Japan Electric Power Exchange；ＪＥＰＸ）から取得した電力市場価格を、入力装置１２を介して取得する。
ステップＳ１０２において、基準価格算出部２１は、基準価格を電力市場価格と比較する。基準価格算出部２１は、電力市場価格のほうが大きい場合（ステップＳ１０２“Ｙｅｓ”）、ステップＳ１０３に進み、それ以外の場合（ステップＳ１０２“Ｎо”）、ステップＳ１０４に進む。

ステップＳ１０３において、基準価格算出部２１は、電力市場価格から基準価格を減算した値を精算価格とする。ここでの精算価格は、発電事業者から需要家に支払われる。
ステップＳ１０４において、基準価格算出部２１は、基準価格から電力市場価格を減算した値を精算価格とする。ここでの精算価格は、需要家から発電事業者に支払われる。

このように発電事業者と需要家との間で精算することで、発電事業者の売電価格は、需要家との間で決定した基準価格で固定される。すなわち、発電事業者は、電力市場価格の変動リスクを需要家に転嫁することができる。

図３は、基準価格を算出するフローチャートである。
ステップＳ２０１において、基準価格算出部２１は、発電電力量シナリオデータ３１を設定する。発電電力量シナリオデータ３１のデータ形式は、時系列である。発電電力量シナリオデータ３１の期間は、差金決済の契約期間を含む。具体的には、基準価格算出部２１は、まず気象に関するシナリオデータ（気象シナリオデータ）を作成し、気象シナリオデータと発電出力との関係式に基づいて発電電力量に関するシナリオデータ（発電電力量シナリオデータ３１）を設定する。基準価格算出部２１は、このようにして設定された発電電力量シナリオデータ３１を補助記憶装置１５に記憶する。

気象シナリオデータを作成する方法は、以下のように２種類ある。
（方法１）方法１は、将来予測して気象シナリオデータを作成する。
（方法２）方法２は、過去の気象が繰り返すと仮定して、過去の気象シナリオデータで、将来の気象シナリオデータを代用する。

方法１で作成された気象シナリオデータの例として、データ統合・解析システム（Data Integration and Analysis System；ＤＩＡＳ）で公開されている“全球及び日本域１５０ 年連続実験データ”が挙げられる。当該データは、１９５０年から２０９９年を対象とする、気候変動に関する政府間パネル（Intergovernmental Panel on Climate Change；ＩＰＣＣ）の温室効果ガス濃度シナリオ（Representative Concentration Pathway；ＲＣＰ）である。但し、当該データは、気象庁気象研究所の全球大気モデル（ＭＲＩ－ＡＧＣＭ３．２）で数値実験された後、当該研究所の非静力学地域気候モデル（ＮＨＲＣＭ）でダウンスケール（時間及び空間分解能を細分化する処理）されている。

方法２で代用された気象シナリオデータの例として、過去の日射量及び風速の時系列として、気象庁が観測して公開しているデータ、長期再解析データ（長期間にわたって高品質で均質な気候データセット）等が挙げられる。長期再解析データとして、米国国家航空宇宙局のＭＥＲＲＡ-２、欧州中期予報センターのＥＲＡ５、気象庁のＪＲＡ-５５等が挙げられる。

気象シナリオデータと発電出力との関係式は、発電方式によって異なる。再生可能エネルギーが太陽光発電である場合、関係式は、出力係数（日射量と発電出力との関係式）である。気象シナリオデータのうちの日射量に出力係数を乗算することで、日射量は発電出力に変換され、その結果、発電電力量シナリオデータ３１が得られる。再生可能エネルギーが風力発電である場合、関係式は、パワーカーブ（風速と発電出力との関係式）である。気象シナリオデータのうちの風速にパワーカーブを乗算することで、風速は発電出力に変換され、発電電力量シナリオデータ３１が得られる。

ステップＳ２０２において、基準価格算出部２１は、電力市場価格シナリオデータ３２を設定する。電力市場価格シナリオデータ３２のデータ形式も、時系列である。電力市場価格シナリオデータ３２の期間も、差金決済の契約期間を含む。基準価格算出部２１は、電力市場価格シナリオデータ３２を設定し、補助記憶装置１５に記憶する。

電力市場価格シナリオデータ３２を設定する方法は、以下のように３種類ある。
（方法１１）方法１１は、電力市場価格の実績に基づいて電力市場価格シナリオデータ３２を設定する。方法１１は、ある時刻の電力市場価格を設定する際、過去の電力市場価格が繰り返すと仮定して、過去の同日同時刻の電力市場価格と同値とする。過去の電力市場価格はＪＥＰＸで公開されている。

（方法１２）方法１２は、電力市場価格と気象との関係に基づいて電力市場価格シナリオデータ３２を設定する。例えば気温が高い時及び低い時は、冷暖房のため、電力市場価格が高くなりやすい。また、日射量が多いときは、太陽光発電の発電電力量が多くなり、電力市場価格が低くなりやすい。まず、基準価格算出部２１は、電力市場価格と気象の実績を入手し、気象を説明変数、電力市場価格を目的変数とする回帰式を推定する。ここで推定した回帰式は、気温による２次回帰式であったとする。次に、基準価格算出部２１は、ステップＳ２０１で作成した気象シナリオデータのうち、気温を抽出し、気温シナリオデータとする。次に、基準価格算出部２１は、２次回帰式に気温シナリオデータを入力して電力市場価格を得る。

（方法１３）方法１３は、電力システムのシナリオを設定（図４のステップＳ３０１及びＳ３０２）し、当該シナリオから電力市場価格シナリオデータ３２を得る（図４のステップＳ３０３～Ｓ３０６）。
図３の途中であるが、説明は一旦、図４及び図５に移る。

図４は、電力市場価格シナリオデータ３２を設定するフローチャートである。
図５は、電力システムを要素に分解して、要素ごとにシナリオを設定する様子を示す図である。

ステップＳ３０１において、基準価格算出部２１は、電力システムを要素に分解する。基準価格算出部２１は、図５左部のように、樹形図を使用することで、視覚的に分かりやすく電力システムを分解できる。分解する階層は、任意に設定されてよいが、データが入手できる階層まで分解する方法が実用的である。

電力システムの要素には、発電、送配電、及び、需要がある。発電に係る要素には、電源種別、すなわち、火力、原子力、水力、及び、再生可能エネルギー（再エネ）がある。送配電に係る要素には、エリア間を結ぶ連系線、及び、エリア内を通る地内送電線がある。需要に係る要素には、業務部門、家庭部門、及び、運輸部門がある。さらに、各要素は、エリアごとに分解できる。エリアとは、電力会社の管轄地域であり、北海道、東北、東京、中部、北陸、関西、中国、四国、九州、及び、沖縄である。このように、電力システムを要素に分解し、各要素をさらに分解していく。

ステップＳ３０２において、基準価格算出部２１は、種々の情報源に基づいて要素ごとにシナリオを設定する。長期的な見通しを得るための情報源として、例えばエネルギー政策基本法に基づいて策定されたエネルギー基本計画が挙げられる。２０２１年に閣議決定された第６次エネルギー基本計画によると、例えば需要に係る要素に関して、人口統計及び経済水準の推計に基づいて算出された最終エネルギー消費の見通しが得られる。

また、電力広域的運営推進機関（Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators；ＯＣＣＴＯ）の広域連系系統マスタープラン、及び、各電力会社のプレスリリースによると、発電に係る要素及び送配電に係る要素に関して、各設備の新設、増設、及び、廃設の見通しが得られる。さらに、２０２０年に公開された環境省の再生可能エネルギー情報提供システム（Renewable Energy Potential System）によると、発電に係る要素のうち再生可能エネルギーに係る要素に関して、地域別の導入ポテンシャルの見通しが得られる。

ステップＳ３０３において、基準価格算出部２１は、１年ごとの処理を開始する。基準価格算出部２１は、開始年及び終了年を、差金決済の契約期間に合わせて設定する。契約期間は、例えば１０年又は２０年である。繰り返し処理の周期は、ここでは１年ごとと記載されているが、厳密に１年である必要はなく、０．５年（半年）又は２年（隔年）であってもよい。図５の円筒形は、発電、送配電及び需要に係る各年の異なる電力量の想定値を省略的に示している。

ステップＳ３０４において、基準価格算出部２１は、Ｙ年目（Ｙ＝１，２，３，・・・）の想定値を統合する。図５右部の通り、基準価格算出部２１は、各要素からＹ年目の電力量の想定値を取得し、これらを統合する。統合は、燃料費及び起動費の最小化問題に帰着する。ある発電所の燃料費は、当該発電所の出力を微増（例えば１ｋＷ）させる際に、追加的に必要となる費用である。起動費は、停止状態から起動状態に移行する際に必要となる費用である。電力システム（電力系統）全体に係る制約条件として、需給バランス制約（電力系統全体の需要量と供給量を一致させる制約）がある。発電要素に係る制約条件として、最大出力制約、最小出力制約、及び、定期検査による出力不可制約がある。送配電要素に係る制約条件として、送電線を通過する電力の上限制約がある。

ステップＳ３０５において、基準価格算出部２１は、統合結果から、時刻ごとに、電力市場価格を算出する。図４の途中であるが、説明は一旦、図６に移る。

図６は、ある時刻の電力市場価格を算出する様子を示す図である。図６の縦軸は、燃料費（価格）であり、横軸は、最大出力による発電電力量である。ある発電所の燃料費を縦の長さとし最大出力による発電電力量を横の長さとする長方形を、燃料費の順番で並べたとき、各長方形の上辺を結んだ線は、供給曲線となる。図６の供給曲線は、不連続な直線であり曲線ではない。しかしながら、この不連続な直線は、経済学の慣用にならって供給曲線と表記されている。

一般的に、再生可能エネルギー発電は、燃料費が低い（又は０と近似できる）。火力発電のうち石油火力発電は、燃料費が高い。ハッチングは、起動停止状態を表現する。点でハッチングした長方形は、起動状態にある。ハッチングのない白塗りの長方形は、停止状態にある。また、需要曲線は、ここでは曲線のように描かれているが、電力需要の価格弾力性は低い（価格が変動しても需要量が大きく変動しない）ため、簡易的には垂直であってもよい。ある時刻において、供給曲線及び需要曲線に基づいて電力市場価格を決める方法は２種類ある。

（方法２１）方法２１は、当該時刻において起動状態にある発電所の燃料費のうち最高値を電力市場価格とする。この場合、電力市場価格は、図６のＣ_３となる。Ｃ_３は、供給曲線と需要曲線との交点であり、均衡価格に相当する。

（方法２２）方法２２は、当該時刻において起動状態にあり、かつ、最大出力を使い切っている発電所の燃料費のうち最高値を電力市場価格とする。左から４番目の長方形が示す発電所の上辺は、需要曲線と交差している。つまり、当該発電所は、最大出力を使い切っていない。左から１～３番目の長方形が示す発電所は、最大出力を使いきっている。したがって、この場合、電力市場価格は、図６のＣ_２となる。統合する際、発電機の起動状態及び停止状態は、燃料費の大小関係だけではなく、種々の制約条件にも依存する。燃料費は大きいが起動費は小さい発電機を起動する断面もあり得る。方法２２に比して、当該断面で方法２１を採用すると、電力市場価格を過大評価する懸念がある。説明は、図４に戻る。

基準価格算出部２１は、ステップＳ３０４及びＳ３０５を繰り返した後、ステップＳ３０６において、１年ごとの処理を終了する。基準価格算定部２１は、繰り返し処理を終了した後、ステップＳ３０５で算出した電力市場価格を時系列に並べることで、電力市場価格シナリオデータ３２を得る。説明は、図３に戻る。

ステップＳ２０３において、基準価格算定部２１は、発電事業者と需要家との精算総額と基準価格の関係式を導出する。電力市場価格シナリオデータ３２のうち、時刻ｔにおける値（円／ｋＷｈ）をＰ_ｔとする。基準価格（円／ｋＷｈ）をαとする。このとき、時刻ｔにおいて発電事業者が需要家に支払う価格（円／ｋＷｈ）は、電力市場価格から基準価格を減算した価格を引数とする正規化線形関数の返り値“ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０）”である。一方、時刻ｔにおいて需要家が発電事業者に支払う価格（円／ｋＷｈ）は、基準価格から電力市場価格を減算した価格を引数とする正規化線形関数の返り値“ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０）”である。

正規化線形関数は、引数が正である場合、引数を返し、引数が負である場合、ゼロを返す関数である。“ｍａｘ（ａ_１，ａ_２）”を引数ａ_１及びａ_２のうち最大の引数を返す関数とすると、引数ａに対する正規化線形関数は“ｍａｘ（ａ，０）”と表記される。

発電電力量シナリオデータ３１のうち、時刻ｔにおける値（ｋＷｈ）をＧ_ｔとする。このとき、時刻ｔにおいて発電事業者が需要家に支払う金額（円）は、“ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０）×Ｇ_ｔ”である。一方、時刻ｔにおいて需要家が発電事業者に支払う金額（円）は、“ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０）×Ｇ_ｔ”である。

発電事業者が需要家に支払う見込みの総額（円）は、発電事業者が需要家に支払う金額を契約期間で総和した“Σ（ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０）×Ｇ_ｔ）”である。一方、需要家が発電事業者に支払う見込みの総額（円）は、需要家が発電事業者に支払う金額を契約期間で総和した“Σ（ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０）×Ｇ_ｔ）”である。発電事業者及び需要家が見込む精算総額は、これらを引き合わせて、“Σ（ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０）×Ｇ_ｔ）－Σ（ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０）×Ｇ_ｔ）”である。ここで、Ｐ_ｔ及びＧ_ｔは、所与であるため、αを定めれば精算総額を算出することができる。

本実施形態において、精算総額は、気候及び電力需給に基づき客観的に与えられるＰ_ｔ及びＧ_ｔと、基準価格であるαに基づいて算出される値である。これに対し、後記する“バイアス総額（価格）”は、発電事業者と需要家との間の公平感に応じて定まる政策的な値である。

ステップＳ２０４において、バイアス設定部２２は、バイアスを設定する。バイアスの使途は、ステップＳ２０５及びＳ２０６で後記する。バイアスの設定方法は、以下のように２種類ある。
（方法３１）方法３１は、バイアス価格δ_１（円／ｋＷｈ）を設定する。
（方法３２）方法３２は、バイアス総額Δ（円）を設定する。

“バイアス”とは、発電事業者と需要家との間の差金決済の方向及び金額を定義するものであり、バイアスが正である場合、差金は、発電事業者から需要家に支払われる。バイアスが負である場合、差金は、需要家から発電事業者に支払われる。バイアスの値に応じて、差金決済の金額が変化する。“バイアス”は、“バイアス価格”及び“バイアス総額”を含む概念である。

ステップＳ２０５において、バイアス設定部２２は、バイアス総額を算出する。バイアス設定部２２がバイアス価格δ_１を設定した場合、時刻ｔにおけるバイアス金額は“δ_１×Ｇ_ｔ（円）”である。このとき、バイアス総額は、バイアス金額を契約期間で総和した“Σ（δ_１×Ｇ_ｔ）（円）”である。バイアス設定部２２がバイアス総額Δを設定した場合、当然、バイアス総額は、Δ（円）である。ここで、“Δ＝Σ（δ_２×Ｇ_ｔ）”とおくと、総和Σは斉次性がある（定数倍した後、総和をした値と、総和をした後、定数倍した値が等しい）ので、“Σ（δ_２×Ｇ_ｔ）＝δ_２×Σ（Ｇ_ｔ）”である。よって“δ_２＝Δ／Σ（Ｇ_ｔ）”である。ステップＳ２０６以降では、δ_１、又は、Δに基づいて算出されたδ_２を、δ（円／ｋＷｈ）と略記する。

ステップＳ２０６において、基準価格算出部２１は、発電事業者及び需要家が見込む精算総額が、バイアス総額と同値になるように、基準価格を算出する。つまり、基準価格算出部２１は、電力市場価格シナリオデータ３２のＰ_ｔ、発電電力量シナリオデータ３１のＧ_ｔ、及び、バイアス設定部２２が設定したδに基づいて、式１を満たすαを算出する。基準価格算出部２１は、算出した基準価格を出力装置１３に表示する。

Σ（ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０）×Ｇ_ｔ）－Σ（ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０）×Ｇ_ｔ）＝Σ（δ×Ｇ_ｔ） … （式１）

ここで、正規化線形関数は、絶対値を用いて、式２及び式３のように式変形できる。また、絶対値の性質より、式４が得られる。式２、式３及び式４より、式５が得られる。

図７は、実施形態１に係る電力市場価格と基準価格との関係を示した図である。横軸は、ある時刻の電力市場価格Ｐである。“ｍａｘ（Ｐ－α，０）”から“ｍａｘ（α－Ｐ，０）”を減算すると、“Ｐ－α”が得られることが分かる。

ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０）＝（（Ｐ_ｔ－α）＋｜Ｐ_ｔ－α｜）／２ … （式２）

ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０）＝（（α－Ｐ_ｔ）＋｜α－Ｐ_ｔ｜）／２ … （式３）

｜Ｐ_ｔ－α｜＝｜α－Ｐ_ｔ｜ … （式４）

ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０）－ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０）＝Ｐ_ｔ－α … （式５）

式５より、式１は、式６のように式変形できる。総和Σは斉次性があるので、式６は、式７のように式変形できる。さらに、式７は、式８のように式変形できる。

Σ（（Ｐ_ｔ－α）×Ｇ_ｔ）＝Σ（δ×Ｇ_ｔ） … （式６）

Σ（Ｐ_ｔ×Ｇ_ｔ）－α×ΣＧ_ｔ＝δ×ΣＧ_ｔ … （式７）

α＝（Σ（Ｐ_ｔ×Ｇ_ｔ））／ΣＧ_ｔ－δ … （式８）

以上より、式１を式変形することで式８が得られる。基準価格算出部２１は、電力市場価格シナリオデータ３２のＰ_ｔ、発電電力量シナリオデータ３１のＧ_ｔ、及び、バイアス設定部２２が設定したδに基づいて、式８を満たすαを算出すればよい。基準価格算出部２１は、以下のように、δの値に応じたαを算出する。

（δを０とする場合）
基準価格算出部２１は、差金決済の結果、発電事業者が需要家に支払う見込みの総額が、需要家が発電事業者に支払う見込みの総額と同値になるようなαを算出する。換言すると、基準価格算出部２１は、発電事業者及び需要家が見込む精算総額が０になるようなαを算出する。なお、式８の性質上、δを０とする場合、αは、電力市場価格を発電電力量で加重平均した値となる。

（δを正とする場合）
基準価格算出部２１は、差金決済の結果、発電事業者が需要家に支払う見込みの総額が、需要家が発電事業者に支払う見込みの総額よりも大きくなるようなαを算出する。この場合、差金決済の価値が環境価値よりも大きい。この場合は、例えば発電事業者がより確実に収益を固定化したい場合である。

（δを負とする場合）
基準価格算出部２１は、差金決済の結果、発電事業者が需要家に支払う見込みの総額が、需要家が発電事業者に支払う見込みの総額よりも小さくなるようなαを算出する。この場合、環境価値が差金決済の価値よりも大きい。この場合は、例えば需要家の環境価値への支払意欲が高い場合である。

図８は、バイアス価格が０である場合の、電力市場価格シナリオデータ３２のＰ_ｔ、発電電力量シナリオデータ３１のＧ_ｔ、及び、基準価格αの関係を示す図である。基準価格算出部２１は、発電事業者から需要家に支払う見込みの総額（ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０）×Ｇ_ｔが囲む面積）と、需要家から発電事業者に支払う見込みの総額（ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０）×Ｇ_ｔが囲む面積）が同値になるようなαを算出する。

図９は、バイアス価格が正である場合の、電力市場価格シナリオデータ３２のＰ_ｔ、発電電力量シナリオデータ３１のＧ_ｔ、及び、基準価格αの関係を表す図である。図９のＰ_ｔ及びＧ_ｔは、図８のＰ_ｔ及びＧ_ｔと同じである。図９ではバイアス価格が正であるので、基準価格算出部２１は、発電事業者から需要家に支払う見込みの総額（ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０）×Ｇ_ｔが囲む面積）が、需要家から発電事業者に支払う見込みの総額（ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０）×Ｇ_ｔが囲む面積）及びバイアス総額（δ×Ｇｔ）の和と同値になるようなαを算出する。バイアス価格が正であるため、バイアス総額も正であり、結果として、図９のαは、図８のαよりも小さくなる。ステップＳ２０６において、基準価格算出部２１は、図８又は図９のように、発電電力量シナリオデータ３１、電力市場価格シナリオデータ３２及び前記算出した基準価格の大小関係を時系列で比較可能な態様で出力装置１３に表示してもよい。

（ステップＳ２０４の補足）
バイアス設定部２２がバイアスを設定する方法として、バイアス価格を設定する方法、及び、バイアス総額を設定する方法があることを前記した。

バイアス価格を設定する方法は、需要家が環境価値を調達する他の手段とバイアス価格を比較する場合に有用である。需要家が環境価値を調達する手段として、例えば再エネ価値取引市場から“ＦＩＴ（Feed-in Tariff）非化石証書”を調達する手段がある。２０２２年度第２回オークションにおけるＦＩＴ非化石証書の約定価格は、０．３（円／ｋＷｈ）であった。ＦＩＴ非化石証書の約定価格は、ＪＥＰＸにより公開されている。

バイアス価格が負である場合、需要家が発電事業者に支払う見込みの総額は、発電事業者が需要家に支払う見込みの総額よりも、バイアス総額の絶対値分だけ多くなる。換言すると、需要家は、発電事業者から環境価値を調達する。ＦＩＴ非化石証書の約定価格よりもバイアス価格の絶対値が低い場合、このことは、需要家が再エネ価値取引市場よりも安価に環境価値を調達できることを意味する。

バイアス価格が正である場合、発電事業者が需要家に支払う見込みの総額は、需要家が発電事業者に支払う見込みの総額よりも多い。このことは、需要家が再エネ価値取引市場よりも安価に環境価値を調達できることを意味している。

バイアス価格と比較される環境価値は、“ＦＩＴ非化石証書”だけではなく、“非ＦＩＴ非化石証書”又は“Ｊクレジット”であってもよい。Ｊクレジットはｔ‐ＣＯ２当たりの価格（円／ｔ‐ＣＯ２）で取引されるので、Ｊクレジットに排出係数（ｔ‐ＣＯ２／ｋＷｈ）を乗算することで、Ｊクレジットは、ｋＷｈ当たりの価格（円／ｋＷｈ）に換算される。バイアス総額を設定する方法は、需要家が差金決済に使える予算が決まっている場合に有用である。

＜実施形態２＞
発電事業者と需要家との精算価格（発電事業者から需要家に支払う価格、又は、需要家から発電事業者に支払う価格）に上限を設定することも考えられる。

図１０は、実施形態２に係る基準価格算出装置１の構成を示す図である。実施形態１と異なり、実施形態２に係る基準価格算出装置１は、価格上限設定部２３を備える。ある時刻ｔにおいて発電事業者から需要家に支払う価格（差金決済の価格）の上限をｂ_１とし、当該時刻ｔにおいて、需要家から発電事業者に支払う価格（差金決済の価格）の上限をｂ_２とする。ここで、“ｍｉｎ（ａ_１、ａ_２）”を引数ａ_１とａ_２のうち最小の引数を返す関数とすると、引数ａに対して上限をｂとする関数は、“ｍｉｎ（ａ、ｂ）”と表記できる。

時刻ｔにおいて発電事業者が需要家に支払う価格（円／ｋＷｈ）は、ｂ_１を上限とし、電力市場価格から基準価格を減算した価格を引数とする正規化線形関数の返り値“ｍｉｎ（ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０），ｂ_１）”である。一方、時刻ｔにおいて需要家が発電事業者に支払う価格（円／ｋＷｈ）は、ｂ_２を上限とし、基準価格から電力市場価格を減算した価格を引数とする正規化線形関数の返り値“ｍｉｎ（ｍａｘ（α-Ｐ_ｔ，０），ｂ_２）”である。

時刻ｔにおいて発電事業者が需要家に支払う金額（円）は、“ｍｉｎ（ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０），ｂ_１）×Ｇ_ｔ”である。一方、時刻ｔにおいて需要家が発電事業者に支払う金額（円）は、“ｍｉｎ（ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０），ｂ_２）×Ｇ_ｔ”である。発電事業者が需要家に支払う見込みの総額（円）は、発電事業者が需要家に支払う金額を契約期間で総和した“Σ（ｍｉｎ（ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０），ｂ_１）×Ｇ_ｔ）”である。一方、需要家が発電事業者に支払う見込みの総額（円）は、需要家が発電事業者に支払う金額を契約期間で総和した“Σ（ｍｉｎ（ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０），ｂ_２）×Ｇ_ｔ）”である。実施形態２に係る基準価格算出部２１は、電力市場価格シナリオデータ３２のＰ_ｔ、発電電力量シナリオデータ３１のＧ_ｔ、バイアス設定部２２が設定したδ、及び、価格上限設定部２３が設定したｂ_１及びｂ_２に基づいて、式９を満たすαを算出する。

Σ（ｍｉｎ（ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０），ｂ_１）×Ｇ_ｔ）＋Σ（δ×Ｇ_ｔ）＝Σ（ｍｉｎ（ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０），ｂ_２）×Ｇ_ｔ） … （式９）

図１１は、実施形態２に係る電力市場価格と基準価格との関係を示す図である。ここで、式１０のように関数ｆを定める。横軸は、ある時刻の電力市場価格Ｐ_ｔである。“ｍｉｎ（ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０），ｂ_１）”から、“ｍｉｎ（ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０），ｂ_２）”を減算すると、ｆ（Ｐ_ｔ｜α，ｂ_１，ｂ_２）が得られることが分かる。

ｆ（Ｐ_ｔ｜α，ｂ_１，ｂ_２）＝ｍｉｎ（ｍａｘ（Ｐ_ｔ－α，０），ｂ_１）－ｍｉｎ（ｍａｘ（α－Ｐ_ｔ，０），ｂ_２） … （式１０）

ｆを使用して式９を式変形すると式１１が得られる。実施形態２に係る基準価格算出部２１は、電力市場価格シナリオデータ３２のＰ_ｔ、発電電力量シナリオデータ３１のＧ_ｔ、バイアス設定部２２が設定したδ、及び、価格上限設定部２３が設定したｂ_１及びｂ_２に基づいて、式１１が定めるεを０にするようなαを算出すればよい。求根アルゴリズムとして、二分法及びブレント法が挙げられる。

ε＝Σ（ｆ（Ｐ_ｔ｜α，ｂ_１，ｂ_２）×Ｇ_ｔ）＋Σ（δ×Ｇ_ｔ） … （式１１）

＜実施形態３＞
単一のシナリオデータに基づいて基準価格を算出するのではなく、複数のシナリオデータを考慮して基準価格を算出することも考えられる。実施形態３においては、発電電力量シナリオデータ３１が複数存在し、電力市場価格シナリオデータ３２も複数存在する。

図１２は、実施形態３に係る基準価格算出装置１の構成を示す図である。実施形態１と異なり、実施形態３に係る基準価格算出装置１は、重み設定部２４を備える。

図１３は、実施形態３に係る基準価格を算出するフローチャートである。
ステップＳ４０１において、重み設定部２４は、発電電力量シナリオデータ３１及び電力市場価格シナリオデータ３２をそれぞれ複数設定する。

ステップＳ４０２において、重み設定部２４は、各シナリオデータの重みを設定する。重みは、影響度、蓋然性、又は、重要度、と言い換えられてもよい。図１３の途中であるが、説明は一旦、図１４に移る。

図１４は、重み設定部２４の設定例である。重み設定部２４は、発電電力量シナリオデータ３１を、高位シナリオデータ、中位シナリオデータ、及び、低位シナリオデータとして３種類設定し、これらに、重みとして、それぞれ２０％、７０％及び１０％を関連付けている。また、重み設定部２４は、電力市場価格シナリオデータ３２を、高位シナリオデータ、中位シナリオデータ、及び、低位シナリオデータとして３種類設定し、これらに、重みとして、それぞれ１５％、８０％及び５％を関連付けている。重み設定部２４は、それぞれの重みを乗算して、各シナリオデータの重みを得る。

例えば、発電電力量が中位（７０％）であり、電力市場価格が中位（８０％）である場合、重み設定部２４は、当該組み合わせに対し付与する重みを５６％（＝７０％×８０％）とする。重みを付与する方法として、例えばデルファイ法（複数の専門家に匿名で重みを付与してもらい、得られた集計結果を該専門家にフィードバックし、再び重みを付与してもらうアンケート手法）が挙げられる。説明は、図１３に戻る。

ステップＳ４０３において、基準価格算出部２１は、各シナリオデータにおいて基準価格を算出する。ここでは、９通りの基準価格が算出されることになる。
ステップＳ４０４において、基準価格算出部２１は、ステップＳ４０３において算出した複数の基準価格を、ステップＳ４０２において設定した重みで加重平均し、得られた値を最終的な基準価格とする。このようにして得られた基準価格は、複数のシナリオデータを織り込んだバランスの取れた基準価格となる。なお、極端な基準価格を排除する目的で、基準価格算出部は、トリム加重平均を算出してもよい。トリム加重平均とは、ステップＳ４０３において算出された基準価格のうち、最大値又は最大値付近の値、及び、最小値又は最小値付近の値を削除した後の加重平均である。

＜実施形態４＞
基準価格算出装置１は、発電事業者から需要家への環境価値の権利移転を目的として電力市場価格を参照する差金決済に供する。発電事業者と需要家との間の取引の主目的は、環境価値の権利移転である。両者間の取引が環境価値の権利移転に仮託した金融取引とならないようにする必要がある。そこで、過去の電力市場価格と比較して、基準価格が乖離している場合に、乖離している旨を出力する機能は有用である。

図１５は、実施形態４に係る基準価格算出装置１の構成を示す図である。実施形態１と異なり、実施形態４に係る基準価格算出装置１は、電力市場価格実績データ３３及び乖離判定部２５を備える。電力市場価格実績データ３３は、過去の電力市場価格を表す時系列データである。過去の電力市場価格は、ＪＥＰＸで公開されている。乖離判定部２５は、電力市場価格実績データ３３と比較して、基準価格算出部２１の算出結果が所定の閾値を超えて乖離しているか否かを判定し、乖離している場合、乖離している旨を出力装置１３に出力する。

乖離判定する条件として、例えば以下が挙げられる。
・基準価格算出部２１の算出結果が、電力市場価格実績データ３３の最大値に所定の値を乗算した（例えば１０倍した）値を上回る。
・基準価格算出部２１の算出結果が、電力市場価格実績データ３３の平均値と、その標準偏差に所定の値を乗算した（例えば３倍した）値との和を上回る。

＜実施形態５＞
従来、再生可能エネルギーは出なり（出力抑制なし）で運用されてきた。昨今、再生可能エネルギーの導入量が急増するにつれて、電力需給及び送電線混雑を理由とした出力抑制も課せられるようになってきた。そこで、基準価格を算出する際、出力抑制量を考慮できると有用である。

図１６は、実施形態５に係る基準価格算出装置１の構成を示す図である。実施形態１と異なり、実施形態５に係る基準価格算出装置１は、出力抑制量シナリオデータ３４を備える。基準価格算出部２１は、まず、発電電力量シナリオデータ３１からある時刻の発電電力量Ｇ_ｔを取得する。基準価格算出部２１は、次に、出力抑制量シナリオデータ３４から当該時刻の出力抑制量Ｒ_ｔを取得する。基準価格算出部２１は、その次に、発電電力量（出力抑制前）から出力抑制量を減算した値“Ｇ_ｔ-Ｒ_ｔ”を発電電力量と読み替えて、基準価格を算出する。

図１７は、出力抑制量シナリオデータ３４を作成するフローチャートである。図１７のステップＳ３０１～Ｓ３０４及びＳ３０６は、図４のステップＳ３０１～Ｓ３０４及びＳ３０６と同じである。

ステップＳ５０１において、基準価格算出部２１は、統合結果から時刻ごとに再生可能エネルギーの出力抑制量を算出する。図１７の途中であるが、説明は一旦、図１８に移る。

図１８は、ある時刻の出力抑制量を算出する様子を示す図である。当該時刻では価格Ｃ_０の長方形が再生可能エネルギーであったとする。当該長方形の横の長さが、再生可能エネルギー（出力抑制前）を表す。需要曲線と供給曲線との位置関係から、再生可能エネルギーが最大出力で発電してしまうと供給過多となることがわかる。そのため当該時刻では出力抑制が必要である。再生可能エネルギー発電電力量（出力抑制後）は、需要曲線と供給曲線の交点である。基準価格算出部２１は、再生可能エネルギー発電電力量（出力抑制前）から再生可能エネルギー発電電力量（出力抑制後）を減算することで、再生可能エネルギー出力抑制量を得る。基準価格算出部２１は、このように得た出力抑制量を、出力抑制量シナリオデータ３４として補助記憶装置１５に格納する。

結局、ステップＳ５０１において、基準価格算出部２１は、発電電力量シナリオデータ３１から所定の出力抑制量を減算した第２の発電電力量シナリオデータに基づいて基準価格を算出する。説明は、図１７に戻る。

ステップＳ５０２において、基準価格算出部２１は、再生可能エネルギー出力抑制量を、再生可能エネルギー発電電力量（出力抑制前）で除算することで、出力抑制率を得る。
ステップＳ５０３において、基準価格算出部２１は、得られた出力抑制率を、当該時刻の発電電力量シナリオデータ３１の値に乗算することで、当該時刻における出力抑制量を得る。基準価格算出部２１、このようにして得られた出力抑制量を時系列に並べることで、出力抑制量シナリオデータ３４を得ることができる。

本実施形態の効果は、以下の通りである。
（１）基準価格算出装置は、発電事業者と需要家との間で、納得感のある基準価格を算出することができる。基準価格算出装置は、発電事業者と需要家の双方にとって受容しやすいバーチャルＰＰＡを締結するのに有用である。
（２）基準価格算出装置は、差金決済の価格の上限を設定することができる。
（３）基準価格算出装置は、複数のシナリオデータを織り込んだバランスのとれた基準価格を算出することができる。
（４）基準価格算出装置は、基準価格が市場価格から乖離するのを防ぐことができる。
（５）基準価格算出装置は、特に再エネの出力抑制を反映して基準価格を算出することができる。
（６）基準価格算出装置は、発電電力量シナリオデータ、電力市場価格シナリオデータ及び基準価格の関係を可視化することができる。

なお、本発明は、前記した実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、前記した実施形態は、本発明を分かり易く説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明したすべての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。

また、前記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部又は全部を、例えば集積回路で設計する等によりハードウエアで実現してもよい。また、前記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウエアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、メモリや、ハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）等の記録装置、又は、ＩＣカード、ＳＤカード、ＤＶＤ等の記録媒体に置くことができる。
また、制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしもすべての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆どすべての構成が相互に接続されていると考えてもよい。

１ 基準価格算出装置
１１ 中央制御装置
１２ 入力装置
１３ 出力装置
１４ 主記憶装置
１５ 補助記憶装置
２１ 基準価格算出部
２２ バイアス設定部
２３ 価格上限設定部
２４ 重み設定部
２５ 乖離判定部
３１ 発電電力量シナリオデータ
３２ 電力市場価格シナリオデータ
３３ 電力市場価格実績データ
３４ 出力抑制量シナリオデータ

Claims (7)

1. 発電事業者から需要家への環境価値の権利移転を行う際の、電力市場価格を参照する差金決済に供する基準価格算出装置であって、
   前記発電事業者と前記需要家との間の契約期間における差金決済の総額であって、前記差金決済の方向を示す正又は負の符号を有するバイアス総額を設定するバイアス設定部と、
   前記契約期間内の時点ｔにおける発電電力量Ｇ _ｔ の時系列データである発電電力量シナリオデータ、前記契約期間内の時点ｔにおける電力市場価格Ｐ _ｔ の時系列データである電力市場価格シナリオデータ、及び、前記設定したバイアス総額に基づき、
   「Σ（ｍａｘ（Ｐ _ｔ －α，０）×Ｇ _ｔ ）－Σ（ｍａｘ（α－Ｐ _ｔ ，０）×Ｇ _ｔ ）」が前記設定したバイアス総額と同値になるような、前記差金決済の方向を決定する基準価格αを算出する基準価格算出部と、
   を備え、
   前記Σは、前記契約期間における総和を示し、
   前記ｍａｘは、引数のうち最大のものを返す関数であること、
   を特徴とする基準価格算出装置。
2. 前記差金決済の価格の上限を設定する価格上限設定部を備えること、
   を特徴とする請求項１に記載の基準価格算出装置。
3. 複数の前記発電電力量シナリオデータのうちの１つと、複数の前記電力市場価格シナリオデータのうちの１つとの組み合わせに対して、重みを設定する重み設定部を備え、
   前記基準価格算出部は、
   前記組み合わせのそれぞれについて、前記基準価格を算出し、当該算出した基準価格を前記設定した重みで加重平均すること、
   を特徴とする請求項１に記載の基準価格算出装置。
4. 前記基準価格が電力市場価格実績データから乖離しているか否かを判定する乖離判定部を備えること、
   を特徴とする請求項１に記載の基準価格算出装置。
5. 前記発電電力量Ｇ _ｔ に対し、前記契約期間内の時点ｔにおける出力抑制Ｒ _ｔ が課される場合、
   前記基準価格算出部は、
   「Σ（ｍａｘ（Ｐ _ｔ －α，０）×（Ｇ _ｔ －Ｒ _ｔ ））－Σ（ｍａｘ（α－Ｐ _ｔ ，０）×（Ｇ _ｔ －Ｒ _ｔ ））」が前記設定したバイアス総額と同値になるような、前記差金決済の方向を決定する基準価格αを算出すること、
   を特徴とする請求項１に記載の基準価格算出装置。
6. 前記基準価格算出部は、
   前記発電電力量シナリオデータ、前記電力市場価格シナリオデータ及び前記算出した基準価格の大小関係を時系列で比較可能に表示すること、
   を特徴とする請求項１に記載の基準価格算出装置。
7. 発電事業者から需要家への環境価値の権利移転を行う際の、電力市場価格を参照する差金決済に供する基準価格算出装置による基準価格算出方法であって、
   前記基準価格算出装置のバイアス決定部は、
   前記発電事業者と前記需要家との間の契約期間における差金決済の総額であって、前記差金決済の方向を示す正又は負の符号を有するバイアス総額を設定し、
   前記基準価格算出装置の基準価格算出部は、
   前記契約期間内の時点ｔにおける発電電力量Ｇ _ｔ の時系列データである発電電力量シナリオデータ、前記契約期間内の時点ｔにおける電力市場価格Ｐ _ｔ の時系列データである電力市場価格シナリオデータ、及び、前記設定したバイアス総額に基づき、
   「Σ（ｍａｘ（Ｐ _ｔ －α，０）×Ｇ _ｔ ）－Σ（ｍａｘ（α－Ｐ _ｔ ，０）×Ｇ _ｔ ）」が前記設定したバイアス総額と同値になるような、前記差金決済の方向を決定する基準価格αを算出し、
   前記Σは、前記契約期間における総和を示し、
   前記ｍａｘは、引数のうち最大のものを返す関数であること、
   を特徴とする基準価格算出方法。
   

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