(57)【要約】【課題】発電事業者に対する評価クラスの目標達成の確実化を図りつつ、経済性をも追求する運転計画を立案する発電プラントの運転計画立案装置を提供する。【解決手段】運転計画立案装置は、省エネ取組状況に応じて発電事業者をクラス分けするための事業者評価基準における目標評価クラスを達成可能な、ＣＯ２の排出に関する規制パラメータの目標値である目標規制値を取得する目標規制値取得部と、化石発電プラントにより発電される電気の単位量あたりの単位売電利益を単位期間毎に予測する単位売電利益予測部と、目標規制値、および単位期間毎の単位売電利益に基づいて、評価期間の経過後に算出される評価期間を対象とした規制パラメータの評価値が目標規制値を超えないように、評価期間における化石発電プラントによる単位期間毎の個別発電量を決定する発電量計画立案部と、を備える。【選択図】  図１
2019114159.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
化石燃料で発電する化石発電プラントを含む発電プラントの単位期間毎の個別発電量を、複数の前記単位期間で構成される評価期間にわたって立案する発電プラントの運転計画立案装置であって、
省エネ取組状況に応じて発電事業者をクラス分けするための事業者評価基準における目標評価クラスを達成可能な、ＣＯ２の排出に関する規制パラメータの目標値である目標規制値を取得する目標規制値取得部と、
前記化石発電プラントにより発電される電気の単位量あたりの単位売電利益を前記単位期間毎に予測する単位売電利益予測部と、
前記目標規制値、および前記単位期間毎の前記単位売電利益に基づいて、前記評価期間の経過後に算出される前記評価期間を対象とした前記規制パラメータの評価値が前記目標規制値を超えないように、前記評価期間における前記化石発電プラントによる前記個別発電量を決定する発電量計画立案部と、を備えることを特徴とする発電プラントの運転計画立案装置。
【請求項２】
前記化石燃料の単位量あたりの過去の購入価格である燃料単価実績と、単位発電量あたりの過去の売電価格である売電単価実績とを対応付けて格納する過去実績データベースを、さらに備え、
前記単位売電利益予測部は、
前記過去実績データベースに格納された前記燃料単価実績に基づいて、前記評価期間における前記単位期間毎の燃料単価予測を取得する燃料単価予測部と、
前記過去実績データベースに格納された前記燃料単価実績に基づいて、前記評価期間における前記単位期間毎の売電単価予測を取得する売電単価予測部と、
前記単位発電量を発電するのに要する燃料量を算出すると共に、前記燃料量、前記燃料単価予測、および前記売電単価予測に基づいて前記単位売電利益を算出する利益算出部と、を有することを特徴とする請求項１に記載の発電プラントの運転計画立案装置。
【請求項３】
前記目標規制値は、前記規制パラメータであるＣＯ２排出係数の目標値である目標排出係数であり、
前記化石発電プラントで発電する発電量の前記評価期間における合計であって、前記評価期間において前記目標排出係数を達成可能な化石総発電量を取得する化石総発電量取得部を、さらに備え、
前記発電量計画立案部は、前記化石総発電量と前記単位期間毎の前記単位売電利益とに基づいて、前記個別発電量を決定することを特徴とする請求項１または２に記載の発電プラントの運転計画立案装置。
【請求項４】
前記発電プラントは、前記ＣＯ２を排出したと見做されない再生可能エネルギーを利用した再エネ発電プラントであって、燃料の燃焼以外の方法により発電する再エネ成行発電プラントを、さらに含み、
前記化石総発電量取得部は、
前記化石発電プラントで発電する発電量の前記評価期間における合計であって所望の値を有する化石総発電目標量を取得する化石総発電目標量取得部と、
前記再エネ成行発電プラントによる前記評価期間における総発電量である再エネ成行総発電量を取得する再エネ成行総発電量取得部と、
前記化石総発電目標量および前記再エネ成行総発電量に基づいて算出される前記ＣＯ２の実排出係数によって、前記目標排出係数の達成が可能か否かを判定する目標規制達成判定部と、
前記目標規制達成判定部によって前記目標排出係数の達成が可能と判定された場合の前記化石総発電目標量を、前記化石総発電量として決定する化石総発電量決定部と、を有することを特徴とする請求項３に記載の発電プラントの運転計画立案装置。
【請求項５】
前記発電プラントは、前記再エネ発電プラントであってバイオマス燃料で発電するバイオマス発電プラントを、さらに含み、
前記化石総発電量取得部は、
前記目標規制達成判定部によって前記目標排出係数の達成が不可と判定された場合には、前記バイオマス発電プラントによる前記評価期間における総発電量であるバイオマス総発電量と、前記化石総発電目標量と、前記再エネ成行総発電量とに基づいて算出される前記ＣＯ２の実排出係数によって前記目標排出係数が達成されるように、前記バイオマス総発電量を算出するバイオマス総発電量算出部を、さらに有し、
前記化石総発電量決定部は、前記バイオマス総発電量算出部による前記バイオマス総発電量の算出に用いられた前記化石総発電目標量を、前記化石総発電量として決定することを特徴とする請求項４に記載の発電プラントの運転計画立案装置。
【請求項６】
前記目標規制値は、前記規制パラメータであるＣＯ２総排出規制量の目標値である目標総排出規制量であり、
前記化石発電プラントの過去の実排出係数と前記目標総排出規制量とに基づいて、前記評価期間において前記化石発電プラントによって発電可能な総発電量である第２化石総発電量を取得する第２化石総発電量取得部を、さらに備え、
前記発電量計画立案部は、前記第２化石総発電量と前記単位期間毎の前記単位売電利益とに基づいて、前記個別発電量を決定することを特徴とする請求項１または２に記載の発電プラントの運転計画立案装置。
【請求項７】
前記目標規制値取得部は、前記目標評価クラスにおいて予め定められた前記規制パラメータの基準値と前記安全パラメータとに基づいて、前記目標評価クラスにおける前記基準値から所定値または所定割合だけ小さい値を前記目標規制値として算出することを特徴とする請求項１〜６のいずれか１項に記載の発電プラントの運転計画立案装置。
【請求項８】
化石燃料で発電する化石発電プラントを含む発電プラントの単位期間毎の個別発電量を、複数の前記単位期間で構成される評価期間にわたって立案する発電プラントの運転計画立案方法であって、
省エネ取組状況に応じて発電事業者をクラス分けするための事業者評価基準における目標評価クラスを達成可能な、ＣＯ２の排出に関する規制パラメータの目標値である目標規制値を取得する目標規制値取得ステップと、
前記化石発電プラントにより発電される電気の単位量あたりの単位売電利益を前記単位期間毎に予測する単位売電利益予測ステップと、
前記目標規制値、および前記単位期間毎の前記単位売電利益に基づいて、前記評価期間の経過後に算出される前記評価期間を対象とした前記規制パラメータの評価値が前記目標規制値を超えないように、前記評価期間における前記化石発電プラントによる前記個別発電量を決定する発電量計画立案ステップと、を備えることを特徴とする発電プラントの運転計画立案方法。
【請求項９】
前記化石燃料の単位量あたりの過去の購入価格である燃料単価実績と、単位発電量あたりの過去の売電価格である売電単価実績とを対応付けて格納する過去実績データベースを、さらに備え、
前記単位売電利益予測ステップは、
前記過去実績データベースに格納された前記燃料単価実績に基づいて、前記評価期間における前記単位期間毎の燃料単価予測を取得する燃料単価予測ステップと、
前記過去実績データベースに格納された前記燃料単価実績に基づいて、前記評価期間における前記単位期間毎の売電単価予測を取得する売電単価予測ステップと、
前記単位発電量を発電するのに要する燃料量を算出すると共に、前記燃料量、前記燃料単価予測、および前記売電単価予測に基づいて前記単位売電利益を算出する利益算出ステップと、を有することを特徴とする請求項８に記載の発電プラントの運転計画立案方法。
【請求項１０】
前記目標規制値は、前記規制パラメータであるＣＯ２排出係数の目標値である目標排出係数であり、
前記化石発電プラントで発電する発電量の前記評価期間における合計であって、前記評価期間において前記目標排出係数を達成可能な化石総発電量を取得する化石総発電量取得ステップを、さらに備え、
前記発電量計画立案ステップは、前記化石総発電量と前記単位期間毎の前記単位売電利益とに基づいて、前記個別発電量を決定することを特徴とする請求項８または９に記載の発電プラントの運転計画立案方法。
【請求項１１】
前記発電プラントは、前記ＣＯ２を排出したと見做されない再生可能エネルギーを利用した再エネ発電プラントであって、燃料の燃焼以外の方法により発電する再エネ成行発電プラントを、さらに含み、
前記化石総発電量取得ステップは、
前記化石発電プラントで発電する発電量の前記評価期間における合計であって所望の値を有する化石総発電目標量を取得する化石総発電目標量取得ステップと、
前記再エネ成行発電プラントによる前記評価期間における総発電量である再エネ成行総発電量を取得する再エネ成行総発電量取得ステップと、
前記化石総発電目標量および前記再エネ成行総発電量に基づいて算出される前記ＣＯ２の実排出係数によって、前記目標排出係数の達成が可能か否かを判定する目標規制達成判定ステップと、
前記目標規制達成判定ステップによって前記目標排出係数の達成が可能と判定された場合の前記化石総発電目標量を、前記化石総発電量として決定する化石総発電量決定ステップと、を有することを特徴とする請求項１０に記載の発電プラントの運転計画立案方法。
【請求項１２】
前記発電プラントは、前記再エネ発電プラントであってバイオマス燃料で発電するバイオマス発電プラントを、さらに含み、
前記化石総発電量取得ステップは、
前記目標規制達成判定ステップによって前記目標排出係数の達成が不可と判定された場合には、前記バイオマス発電プラントによる前記評価期間における総発電量であるバイオマス総発電量と、前記化石総発電目標量と、前記再エネ成行総発電量とに基づいて算出される前記ＣＯ２の実排出係数によって前記目標排出係数が達成されるように、前記バイオマス総発電量を算出するバイオマス総発電量算出ステップを、さらに有し、
前記化石総発電量決定ステップは、前記バイオマス総発電量算出ステップによる前記バイオマス総発電量の算出に用いられた前記化石総発電目標量を、前記化石総発電量として決定することを特徴とする請求項１１に記載の発電プラントの運転計画立案方法。
【請求項１３】
前記目標規制値は、前記規制パラメータであるＣＯ２総排出規制量の目標値である目標総排出規制量であり、
前記化石発電プラントの過去の実排出係数と前記目標総排出規制量とに基づいて、前記評価期間において前記化石発電プラントによって発電可能な総発電量である第２化石総発電量を取得する第２化石総発電量取得ステップを、さらに備え、
前記発電量計画立案ステップは、前記第２化石総発電量と前記単位期間毎の前記単位売電利益とに基づいて、前記個別発電量を決定することを特徴とする請求項８または９に記載の発電プラントの運転計画立案方法。
【請求項１４】
前記目標規制値取得ステップは、前記目標評価クラスにおいて予め定められた前記規制パラメータの基準値と前記安全パラメータとに基づいて、前記目標評価クラスにおける前記基準値から所定値または所定割合だけ小さい値を前記目標規制値として算出することを特徴とする請求項８〜１３のいずれか１項に記載の発電プラントの運転計画立案方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は、化石燃料で発電する化石発電プラントを含む発電プラントの単位期間における発電量を所定の評価期間にわたって立案する装置、方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
経済産業省の省エネルギー小委員会にて近年議論されている工場等におけるエネルギー使用の合理化について、事業者名公表や事業停止などの規制（ペナルティ）と、事業者表彰やグリーン電力証書による環境付加価値の証券化などの支援（ボーナス）との両面からの検討が進められている。例えば、エネルギーの使用の合理化等に関する法律（工場等に係る措置）に基づく事業者クラス分け評価制度（Ｓ、Ａ、Ｂ、Ｃ）が既に開始されており、各事業者は、二酸化炭素（以下、ＣＯ２）の排出係数（実排出係数）といった評価指標の事業者毎の算出を通して、評価期間毎に各評価クラスにクラス分けされる。そして、優良事業者（Ｓクラス）を業種別に公表して称揚する一方、停滞事業者（Ｂクラス以下）はより厳格な調査の対象とされる。このように、発電事業者には、事業者クラス分け評価制度による評価を踏まえた事業運営が求められる。なお、従来から、発電システムの経済性評価のみならず、環境負荷評価を行うことが可能な評価システムは提案されている（例えば、特許文献１）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２００６−４０８０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
しかしながら、化石燃料を用いて発電する発電事業者にとっては、発電量を増大させればその分の売電利益の増大が期待できる一方で、化石燃料を用いた発電によりＣＯ２が必ず発生するので、発電量に応じてＣＯ２の排出量も増大する。また、発電プラントを省エネ優先で運転させると売電利益の減少につながる可能性があるなど、発電事業者にとって、どの程度省エネを優先させるべきかの判断は難しい。このような中で、本発明者らは、各評価クラスにおける売電利益を試算すれば、目指すべき評価クラスとその際の試算結果から、省エネ優先をどの程度行うかの判断をより容易化できると考えた。さらに、例えば、Ｓクラスや、ペナルティを課されないＡクラスなどの目標評価クラスに応じて、その時々の電力価格、ＣＯ２削減効果の各々の市場価値に応じた最適な運転計画を立案するシステムがあれば、目標評価クラス達成の確実化を図りつつ、経済性も追及でき、最適な事業運営に寄与できるものと考えた。
【０００５】
上述の事情に鑑みて、本発明の少なくとも一実施形態は、発電事業者に対する評価クラスの目標達成の確実化を図りつつ、経済性をも追求する運転計画を立案する発電プラントの運転計画立案装置を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
（１）本発明の少なくとも一実施形態に係る発電プラントの運転計画立案装置は、
化石燃料で発電する化石発電プラントを含む発電プラントの単位期間毎の個別発電量を、複数の前記単位期間で構成される評価期間にわたって立案する発電プラントの運転計画立案装置であって、
省エネ取組状況に応じて発電事業者をクラス分けするための事業者評価基準における目標評価クラスを達成可能な、ＣＯ２の排出に関する規制パラメータの目標値である目標規制値を取得する目標規制値取得部と、
前記化石発電プラントにより発電される電気の単位量あたりの単位売電利益を前記単位期間毎に予測する単位売電利益予測部と、
前記目標規制値、および前記単位期間毎の前記単位売電利益に基づいて、前記評価期間の経過後に算出される前記評価期間を対象とした前記規制パラメータの評価値が前記目標規制値を超えないように、前記評価期間における前記化石発電プラントによる前記個別発電量を決定する発電量計画立案部と、を備える。
【０００７】
例えば、資源エネルギー庁が近年開始したエネルギーの使用の合理化等に関する法律（工場等に係る措置）に基づく事業者クラス分け評価制度では、各発電事業者は、それぞれ、化石燃料による発電に伴って排出されたＣＯ２の量（実二酸化炭素排出量）を販売電力量で除して算出したＣＯ２の実排出係数を評価指標の一つとして、Ｓ、Ａ、Ｂ、Ｃの各評価クラスにクラス分けされる。
【０００８】
上記（１）の構成によれば、上記の事業者クラス分け評価制度などの事業者評価基準における目標評価クラスを達成可能なＣＯ２排出係数などの規制パラメータの目標規制値と、評価期間を構成する複数の単位期間の各々における単位売電利益の予測結果とに基づいて、目標規制値を達成しつつ、例えば評価期間に得られる売電利益の合計（総売電利益）が最大化されるように、複数の単位期間の各々における発電量（個別発電量）がそれぞれ決定される。これによって、目標評価クラスの達成の確実化を図りつつ、評価期間で得られる総発電利益が最大化されるなどの、その目標評価クラスにおける経済性をも追求するような発電プラントの運転計画を立案することができる。
【０００９】
（２）幾つかの実施形態では、上記（１）の構成において、
前記化石燃料の単位量あたりの過去の購入価格である燃料単価実績と、単位発電量あたりの過去の売電価格である売電単価実績とを対応付けて格納する過去実績データベースを、さらに備え、
前記単位売電利益予測部は、
前記過去実績データベースに格納された前記燃料単価実績に基づいて、前記評価期間における前記単位期間毎の燃料単価予測を取得する燃料単価予測部と、
前記過去実績データベースに格納された前記燃料単価実績に基づいて、前記評価期間における前記単位期間毎の売電単価予測を取得する売電単価予測部と、
前記単位発電量を発電するのに要する燃料量を算出すると共に、前記燃料量、前記燃料単価予測、および前記売電単価予測に基づいて前記単位売電利益を算出する利益算出部と、を有する。
【００１０】
上記（２）の構成によれば、過去実績データベースの燃料単価実績に基づいて単位期間毎の燃料単価を予測（燃料単価予測を取得）すると共に、この燃料単価予測と、過去実績データベースの燃料単価実績との比較に基づいて、例えば燃料単価予測に一致する燃料単価実績に対応付けられている売電単価実績を抽出するなどを通して得た売電単価実績に基づいて売電単価を予測（売電単価予測を算出）する。そして、単位発電量を発電するのに要する燃料量と燃料単価予測とに基づいて、単位発電量を発電するのに要する燃料費を算出し、この燃料費と売電単価予測とに基づいて単位売電利益を算出する。これによって、単位売電利益を過去実績に基づいて予測することができる。
【００１１】
（３）幾つかの実施形態では、上記（１）〜（２）の構成において、
前記目標規制値は、前記規制パラメータであるＣＯ２排出係数の目標値である目標排出係数であり、
前記化石発電プラントで発電する発電量の前記評価期間における合計であって、前記評価期間において前記目標排出係数を達成可能な化石総発電量を取得する化石総発電量取得部を、さらに備え、
前記発電量計画立案部は、前記化石総発電量と前記単位期間毎の前記単位売電利益とに基づいて、前記個別発電量を決定する。
【００１２】
上記（３）の構成によれば、評価期間の経過後に算出されるＣＯ２排出係数の評価値（実排出係数）が、規制パラメータであるＣＯ２排出係数の目標値（目標排出係数）を達成するような化石発電プラントによる総発電量（化石総発電量）を算出すると共に、評価期間における総売電利益が例えば最大になるように、算出した化石総発電量を複数の単位期間に分配するようにして、評価期間における上述した個別発電量を決定する。これによって、目標排出係数を満たすことにより目標評価クラスを達成しつつ、上記の総売電利益を最大にするなどの経済性をも追求する運転計画を立案することができる。
【００１３】
（４）幾つかの実施形態では、上記（３）の構成において、
前記発電プラントは、前記ＣＯ２を排出したと見做されない再生可能エネルギーを利用した再エネ発電プラントであって、燃料の燃焼以外の方法により発電する再エネ成行発電プラントを、さらに含み、
前記化石総発電量取得部は、
前記化石発電プラントで発電する発電量の前記評価期間における合計であって所望の値を有する化石総発電目標量を取得する化石総発電目標量取得部と、
前記再エネ成行発電プラントによる前記評価期間における総発電量である再エネ成行総発電量を取得する再エネ成行総発電量取得部と、
前記化石総発電目標量および前記再エネ成行総発電量に基づいて算出される前記ＣＯ２の実排出係数によって、前記目標排出係数の達成が可能か否かを判定する目標規制達成判定部と、
前記目標規制達成判定部によって前記目標排出係数の達成が可能と判定された場合の前記化石総発電目標量を、前記化石総発電量として決定する化石総発電量決定部と、を有する。
【００１４】
化石燃料を用いた発電は燃料の種類（区分）に応じたＣＯ２を排出するとされる一方で、太陽光、風力、水力、地熱、太陽熱、大気中の熱その他の自然界に存する熱、バイオマスなどである再生可能エネルギーを利用した発電は、ＣＯ２を排出したと見做されない。そして、一般に、この再生可能エネルギーによる発電は、電力需要に対する電力供給能力や経済性から考えると化石燃料を用いた火力発電に劣る。しかし、規制パラメータが、単位電力量（例えばｋＷｈ）あたりのＣＯ２排出量（例えばｋｇ）であるＣＯ２排出係数の場合には、発電プラントによる評価期間における実排出係数が化石燃料および再生可能エネルギーによる合計の総発電量で、化石燃料によるＣＯ２の総排出量を除算して求めるので、ＣＯ２の排出を伴わない再生可能エネルギーによる総発電量は、実排出係数の算出結果を小さくさせる希釈効果をもたらす。
【００１５】
上記（４）の構成によれば、規制パラメータがＣＯ２排出係数の目標値（目標排出係数）である場合において、再エネ成行総発電量による実排出係数の希釈効果を考慮することにより、目標排出係数が達成されるか否かを判定する。具体的には、バイオマスを除く再生可能エネルギーで発電する再エネ発電プラント（再エネ成行発電プラント）によるＣＯ２の排出を伴わない総発電量（再エネ成行総発電量）と、化石発電プラントによるＣＯ２の排出を伴う目標（予定）の総発電量（化石総発電目標量）との合計発電量で、化石総発電量の発電に伴って排出されるＣＯ２の総排出予定量を除した実排出係数が、目標排出係数以下となるかを判定する。そして、目標排出係数の達成が可能と判定された場合の化石総発電目標量を化石総発電量にする。これによって、複数の評価クラスの各々について運転計画を立案する場合に、達成可能な評価クラスを判定しつつ、そのような評価クラスにおいて経済性をも追及する運転計画を立案することができる。
【００１６】
（５）幾つかの実施形態では、上記（４）の構成において、
前記発電プラントは、前記再エネ発電プラントであってバイオマス燃料で発電するバイオマス発電プラントを、さらに含み、
前記化石総発電量取得部は、
前記目標規制達成判定部によって前記目標排出係数の達成が不可と判定された場合には、前記バイオマス発電プラントによる前記評価期間における総発電量であるバイオマス総発電量と、前記化石総発電目標量と、前記再エネ成行総発電量とに基づいて算出される前記ＣＯ２の実排出係数によって前記目標排出係数が達成されるように、前記バイオマス総発電量を算出するバイオマス総発電量算出部を、さらに有し、
前記化石総発電量決定部は、前記バイオマス総発電量算出部による前記バイオマス総発電量の算出に用いられた前記化石総発電目標量を、前記化石総発電量として決定する。
【００１７】
太陽光、風力などの再生可能エネルギーを利用する発電は、制御できない気象条件などの自然条件に応じて行われることから状況に応じて成り行きで発電がなされるので、発電量の制御が難しいことが想定される一方で、バイオマスなどの燃料を燃焼させる方式で再生可能エネルギーを利用する発電は、燃料の使用量に応じた発電が期待できるので、発電量の制御が比較的容易である。
【００１８】
上記（５）の構成によれば、発電プラントが、化石発電プラントと、再エネ成行発電プラントおよびバイオマス発電プラントを含む再エネ発電プラントとを含む場合において、評価期間の経過後に算出されるＣＯ２排出係数の評価値（実排出係数）が目標排出係数を達成するのに必要なバイオマス発電プラントによる総発電量（バイオマス総発電量）を算出する。これによって、複数の評価クラスの各々について運転計画を立案する場合に、達成可能な評価クラスを判定しつつ、そのような評価クラスにおいて経済性をも追及する運転計画を立案することができる。
【００１９】
（６）幾つかの実施形態では、上記（１）〜（２）の構成において、
前記目標規制値は、前記規制パラメータであるＣＯ２総排出規制量の目標値である目標総排出規制量であり、
前記化石発電プラントの過去の実排出係数と前記目標総排出規制量とに基づいて、前記評価期間において前記化石発電プラントによって発電可能な総発電量である第２化石総発電量を取得する第２化石総発電量取得部を、さらに備え、
前記発電量計画立案部は、前記第２化石総発電量と前記単位期間毎の前記単位売電利益とに基づいて、前記個別発電量を決定する。
【００２０】
上記（６）の構成によれば、評価期間の経過後に算出されるＣＯ２総排出量の評価値が、規制パラメータであるＣＯ２総排出規制量の目標値（目標総排出規制量）を達成するような化石発電プラントによる総発電量（第２化石総発電量）を算出すると共に、評価期間における総売電利益が例えば最大になるように、算出した化石総発電量を複数の単位期間に分配するようにして、評価期間における上述した個別発電量をそれぞれ決定する。これによって、目標総排出規制量を満たすことにより目標評価クラスを達成しつつ、上記の総売電利益を最大にするなどの経済性をも追及する運転計画を立案することができる。
【００２１】
（７）幾つかの実施形態では、上記（１）〜（６）の構成において、
前記目標規制値取得部は、前記目標評価クラスにおいて予め定められた前記規制パラメータの基準値と前記安全パラメータとに基づいて、前記目標評価クラスにおける前記基準値から所定値または所定割合だけ小さい値を前記目標規制値として算出する。
【００２２】
上述した複数の評価クラスの各々は、規制パラメータの所定の範囲に対応付けて設定されている。そして、各評価クラスにおける規制パラメータの最大値は、その評価クラスの評価を得るための規制パラメータの上限値であり、その評価クラスにおける規制パラメータの最大値なので経済性が最も良いものとなる。また、各評価クラスの最大値を少しでも超えると、その評価クラスより悪い評価クラスに格付されてしまう。よって、実際には、目標評価クラスの最大値よりも小さい値を目標規制値とするのが、所望の目標評価クラスの格付けを確実に得るためには望ましい。
【００２３】
上記（７）の構成によれば、目標規制値を、ユーザによる任意の設定が可能なような安全パラメータと、目標評価クラスの最大値などの基準値とに基づいて算出する。これによって、目標評価クラスの基準値よりも小さい値を目標規制値に設定することができ、想定外の事象が生じた場合であっても、発電事業者が望む目標評価クラスの格付けを確実に得られる運転計画を立案することができる。
【００２４】
（８）本発明の少なくとも一実施形態に係る発電プラントの運転計画立案方法は、
化石燃料で発電する化石発電プラントを含む発電プラントの単位期間毎の個別発電量を、複数の前記単位期間で構成される評価期間にわたって立案する発電プラントの運転計画立案方法であって、
省エネ取組状況に応じて発電事業者をクラス分けするための事業者評価基準における目標評価クラスを達成可能な、ＣＯ２の排出に関する規制パラメータの目標値である目標規制値を取得する目標規制値取得ステップと、
前記化石発電プラントにより発電される電気の単位量あたりの単位売電利益を前記単位期間毎に予測する単位売電利益予測ステップと、
前記目標規制値、および前記単位期間毎の前記単位売電利益に基づいて、前記評価期間の経過後に算出される前記評価期間を対象とした前記規制パラメータの評価値が前記目標規制値を超えないように、前記評価期間における前記化石発電プラントによる前記個別発電量を決定する発電量計画立案ステップと、を備える。
【００２５】
上記（８）の構成によれば、上記（１）と同様の効果を奏する。
【００２６】
（９）幾つかの実施形態では、上記（８）の構成において、
前記化石燃料の単位量あたりの過去の購入価格である燃料単価実績と、単位発電量あたりの過去の売電価格である売電単価実績とを対応付けて格納する過去実績データベースを、さらに備え、
前記単位売電利益予測ステップは、
前記過去実績データベースに格納された前記燃料単価実績に基づいて、前記評価期間における前記単位期間毎の燃料単価予測を取得する燃料単価予測ステップと、
前記過去実績データベースに格納された前記燃料単価実績に基づいて、前記評価期間における前記単位期間毎の売電単価予測を取得する売電単価予測ステップと、
前記単位発電量を発電するのに要する燃料量を算出すると共に、前記燃料量、前記燃料単価予測、および前記売電単価予測に基づいて前記単位売電利益を算出する利益算出ステップと、を有する。
【００２７】
上記（９）の構成によれば、上記（２）と同様の効果を奏する。
【００２８】
（１０）幾つかの実施形態では、上記（８）〜（９）の構成において、
前記目標規制値は、前記規制パラメータであるＣＯ２排出係数の目標値である目標排出係数であり、
前記化石発電プラントで発電する発電量の前記評価期間における合計であって、前記評価期間において前記目標排出係数を達成可能な化石総発電量を取得する化石総発電量取得ステップを、さらに備え、
前記発電量計画立案ステップは、前記化石総発電量と前記単位期間毎の前記単位売電利益とに基づいて、前記個別発電量を決定する。
上記（１０）の構成によれば、上記（３）と同様の効果を奏する。
【００２９】
（１１）幾つかの実施形態では、上記（１０）の構成において、
前記発電プラントは、前記ＣＯ２を排出したと見做されない再生可能エネルギーを利用した再エネ発電プラントであって、燃料の燃焼以外の方法により発電する再エネ成行発電プラントを、さらに含み、
前記化石総発電量取得ステップは、
前記化石発電プラントで発電する発電量の前記評価期間における合計であって所望の値を有する化石総発電目標量を取得する化石総発電目標量取得ステップと、
前記再エネ成行発電プラントによる前記評価期間における総発電量である再エネ成行総発電量を取得する再エネ成行総発電量取得ステップと、
前記化石総発電目標量および前記再エネ成行総発電量に基づいて算出される前記ＣＯ２の実排出係数によって、前記目標排出係数の達成が可能か否かを判定する目標規制達成判定ステップと、
前記目標規制達成判定ステップによって前記目標排出係数の達成が可能と判定された場合の前記化石総発電目標量を、前記化石総発電量として決定する化石総発電量決定ステップと、を有する。
上記（１１）の構成によれば、上記（４）と同様の効果を奏する。
【００３０】
（１２）幾つかの実施形態では、上記（１１）の構成において、
前記発電プラントは、前記再エネ発電プラントであってバイオマス燃料で発電するバイオマス発電プラントを、さらに含み、
前記化石総発電量取得ステップは、
前記目標規制達成判定ステップによって前記目標排出係数の達成が不可と判定された場合には、前記バイオマス発電プラントによる前記評価期間における総発電量であるバイオマス総発電量と、前記化石総発電目標量と、前記再エネ成行総発電量とに基づいて算出される前記ＣＯ２の実排出係数によって、前記目標排出係数が達成されるように、前記バイオマス総発電量を算出するバイオマス総発電量算出ステップを、さらに有し、
前記化石総発電量決定ステップは、前記バイオマス総発電量算出ステップによる前記バイオマス総発電量の算出に用いられた前記化石総発電目標量を、前記化石総発電量として決定する。
上記（１２）の構成によれば、上記（５）と同様の効果を奏する。
【００３１】
（１３）幾つかの実施形態では、上記（８）〜（９）の構成において、
前記目標規制値は、前記規制パラメータであるＣＯ２総排出規制量の目標値である目標総排出規制量であり、
前記化石発電プラントの過去の実排出係数と前記目標総排出規制量とに基づいて、前記評価期間において前記化石発電プラントによって発電可能な総発電量である第２化石総発電量を取得する第２化石総発電量取得ステップを、さらに備え、
前記発電量計画立案ステップは、前記第２化石総発電量と前記単位期間毎の前記単位売電利益とに基づいて、前記個別発電量を決定する。
上記（１３）の構成によれば、上記（６）と同様の効果を奏する。
【００３２】
（１４）幾つかの実施形態では、上記（８）〜（１３）の構成において、
前記目標規制値取得ステップは、前記目標評価クラスにおいて予め定められた前記規制パラメータの基準値と前記安全パラメータとに基づいて、前記目標評価クラスにおける前記基準値から所定値または所定割合だけ小さい値を前記目標規制値として算出する。
上記（１４）の構成によれば、上記（７）と同様の効果を奏する。
【発明の効果】
【００３３】
本発明の少なくとも一実施形態によれば、発電事業者に対する評価クラスの目標達成の確実化を図りつつ、経済性をも追求する運転計画を立案する発電プラント運転計画立案装置が提供される。
【図面の簡単な説明】
【００３４】
【図１】本発明の一実施形態に係る発電プラントの運転計画立案装置の入出力を概略的に示す図である。
【図２Ａ】本発明の一実施形態に係る発電プラントの運転計画立案装置の機能を示すブロック図であり、評価クラス毎の運転計画を立案する。
【図２Ｂ】本発明の一実施形態に係る発電プラントの運転計画立案装置の機能を示すブロック図であり、ユーザが指定した目標評価クラスの運転計画を立案する。
【図３】本発明の一実施形態に係る規制パラメータと各評価クラスとの関係を説明するための図である。
【図４】本発明の一実施形態に係るバイオマス総発電量の算出ロジックを説明するための図である。
【図５】本発明の一実施形態に係る発電プラントの運転計画立案方法を示すフロー図である。
【図６】本発明の一実施形態に係る化石総発電量取得ステップ（Ｓ３）を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００３５】
以下、添付図面を参照して本発明の幾つかの実施形態について説明する。ただし、実施形態として記載されている又は図面に示されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
例えば、「ある方向に」、「ある方向に沿って」、「平行」、「直交」、「中心」、「同心」或いは「同軸」等の相対的或いは絶対的な配置を表す表現は、厳密にそのような配置を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の角度や距離をもって相対的に変位している状態も表すものとする。
例えば、「同一」、「等しい」及び「均質」等の物事が等しい状態であることを表す表現は、厳密に等しい状態を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の差が存在している状態も表すものとする。
例えば、四角形状や円筒形状等の形状を表す表現は、幾何学的に厳密な意味での四角形状や円筒形状等の形状を表すのみならず、同じ効果が得られる範囲で、凹凸部や面取り部等を含む形状も表すものとする。
一方、一の構成要素を「備える」、「具える」、「具備する」、「含む」、又は、「有する」という表現は、他の構成要素の存在を除外する排他的な表現ではない。
【００３６】
図１は、本発明の一実施形態に係る発電プラント８の運転計画立案装置１の入出力を概略的に示す図である。図２Ａは、本発明の一実施形態に係る発電プラントの運転計画立案装置１の機能を示すブロック図であり、評価クラスＣ毎の運転計画Ｏｐを立案する。図２Ｂは、本発明の一実施形態に係る発電プラントの運転計画立案装置１の機能を示すブロック図であり、ユーザが指定した目標評価クラスＣｔの運転計画Ｏｐを立案する。また、図３は、本発明の一実施形態に係る規制パラメータＲと各評価クラスＣとの関係を説明するための図である。
【００３７】
発電プラントの運転計画立案装置１（以下、単に、運転計画立案装置１）は、石油や石炭、天然ガスなどの化石燃料で発電する化石発電プラント８１（火力発電プラント）を含む発電プラント８の単位期間Ｔｕ毎の個別発電量を、複数の単位期間Ｔｕで構成される評価期間Ｔにわたって立案する装置（システム）である。評価期間Ｔは、後述する事業者評価基準で発電事業者をクラス分けする際に、評価の算定対象となる例えば年、月、日、時間などの任意の期間である。また、単位期間Ｔｕは、評価期間Ｔよりも短い任意の期間であり、評価期間が年単位の場合には、月、日、時間などになる。
【００３８】
また、運転計画立案装置１は、図１に示すように、発電事業者を評価する際の評価基準であって、後述する評価クラスＣ毎の規制パラメータＲの値の範囲を規定する評価クラス情報Ｃｒや、評価期間Ｔ、単位期間Ｔｕ、安全パラメータＳ（後述）などを運転計画Ｏｐの立案のための基本的な入力情報とする。なお、図１に示す実施形態では、これらの入力情報は設定情報として予め記憶装置Ｍ（後述）に記憶されている。そして、運転計画立案装置１は、前述の入力情報の下で、過去実績データベース７（後述）を参照しながら発電プラント８の運転計画Ｏｐを立案し、立案した運転計画Ｏｐを出力する。
【００３９】
この運転計画Ｏｐは、評価期間Ｔにおいて時系列で並ぶ単位期間Ｔｕの各々での発電量（個別発電量）を定めた発電量の計画であり、例えば評価期間Ｔの開始前などに作成される。図１に示す実施形態では、運転計画立案装置１が立案した運転計画Ｏｐは、化石発電プラント８１を制御するプラント制御装置８１ｃに送られることにより、プラント制御装置８１ｃの制御下で運転計画Ｏｐに従った発電量が化石発電プラント８１で発電されるようになっている。また、実際の運転結果として得られる情報（後述する燃料単価実績Ｂｒ、売電単価実績Ｓｒなど）は、過去実績データベース７（後述）に蓄積され、次の評価期間Ｔの運転計画Ｏｐの立案時に利用されるようになっている。
【００４０】
そして、図１に示すように、運転計画立案装置１は、上述した運転計画Ｏｐを立案するために、目標規制値取得部２と、単位売電利益予測部３と、発電量計画立案部４と、を備える。なお、運転計画立案装置１は、コンピュータで構成されており、図示しないＣＰＵ（プロセッサ）や、ＲＯＭやＲＡＭといったメモリや補助記憶装置（記憶装置Ｍ）を備える。そして、主記憶装置にロードされたプログラム（運転計画立案プログラム）の命令に従ってＣＰＵが動作（データの演算など）することで、運転計画Ｏｐを立案（算出）する。立案した運転計画Ｏｐは、表示装置（ディスプレイを有する装置、プリンタなど）により画面上や紙上などに出力しても良い。
以下、運転計画立案装置１が備える上記の機能部について、図２Ａ〜図２Ｂを用いてそれぞれ説明する。
【００４１】
目標規制値取得部２は、省エネ取組状況に応じて発電事業者をクラス分けするための事業者評価基準における目標評価クラスＣｔを達成可能な、ＣＯ２（二酸化炭素。以下同様）の排出に関する規制パラメータＲの目標値である目標規制値Ｖを取得する。事業者評価基準は、例えば資源エネルギー庁が近年開始したエネルギーの使用の合理化等に関する法律（工場等に係る措置）に基づく事業者クラス分け評価制度などである。上記の事業者クラス分け評価制度では、化石燃料による発電に伴って排出されたＣＯ２の量（実二酸化炭素排出量）を販売電力量で除して算出したＣＯ２の実排出係数（以下、適宜、単に実排出係数という。）を評価指標の一つとする。そして、評価期間Ｔ毎に各発電事業者の各々の実排出係数などの評価指標が算出され、算出された評価指標と評価基準との比較を通して得られる評価基準の達成状況に応じて、Ｓクラス（省エネが優良な事業者）、Ａクラス（一般的な事業者）、Ｂクラス（省エネが停滞している事業者）、Ｃクラス（Ｂクラスの中で注意を要する事業者）のいずれかの評価クラスにクラス分けされる。
【００４２】
上記の目標評価クラスＣｔは、事業者評価基準が定めるＳ、Ａ、Ｂ、Ｃなどの各評価クラスＣのうちの一つである。幾つかの実施形態では、目標評価クラスＣｔは、上述した複数の評価クラスＣから順番に選択された評価クラスＣであっても良い。この場合には、図２Ａに示すように、各評価クラスＣの各々について、それぞれ運転計画Ｏｐが算出される。なお、図２Ａに示す実施形態では、ユーザが、複数の運転計画Ｏｐを比較するなどした検討を通して１つの運転計画Ｏｐを選択（モード選択）するようになっている。他の幾つかの実施形態では、図２Ｂに示すように、目標評価クラスＣｔは、ユーザが選択（モード選択）するなどした任意の１つ評価クラスＣであっても良い。
【００４３】
上記の規制パラメータＲは、ＣＯ２の排出に関して発電事業者を評価するための評価指標であり、具体的にはＣＯ２排出係数や、ＣＯ２総排出規制量などである。図３に示す実施形態では、評価期間Ｔは１年間であり、Ｓクラスに分類される発電事業者は、評価期間Ｔにおける規制パラメータＲの実績値の例えば平均などの評価値がＲ１値以下であることが要件の一つになっている（Ｓクラス：Ｒ≦Ｒ１）。同様に、Ａクラスに分類される発電事業者は、上記の評価値がＲ１値より大きく、Ｒ２値以下であることが求められる（Ａクラス：Ｒ２≧Ｒ＞Ｒ１）。また、上記の評価値がＲ２値よりも大きいと、ＢまたはＣクラスに分類される（Ｂクラス以下：Ｒ＞Ｒ２）。
【００４４】
また、上記の目標規制値Ｖは、上述した目標評価クラスＣｔに属する規制パラメータＲの任意の値である。よって、発電事業者の評価期間Ｔを対象とした規制パラメータＲの評価値が目標規制値Ｖ以下となれば、目標評価クラスＣｔが達成される。例えば図３に示す実施形態では、図３に示すように、規制パラメータＲの値が大きいほど省エネ取組状況については低い評価となる反面、経済性は高くなるという関係がある。このため、ある目標評価クラスＣｔを達成しつつ、経済性を追求するためには、目標評価クラスＣｔを達成するための規制パラメータＲの値の範囲のうち、目標評価クラスＣｔに対して評価が１段階劣る評価クラスＣとの境界の値（つまり、各評価クラスＣにおける規制パラメータＲの最大値）を目標規制値Ｖとすれば良いことになる。具体的には、目標評価クラスＣｔがＳクラス、Ａクラスの各々の場合には、それぞれ、目標規制値ＶはＲ１値、Ｒ２値になる。
【００４５】
よって、幾つかの実施形態では、目標規制値取得部２は、上述した評価クラス情報Ｃｒおよび目標評価クラスＣｔに基づいて、上述した境界値を目標規制値Ｖとして設定することにより、目標規制値Ｖを取得しても良い。他の幾つかの実施形態では、目標規制値取得部２は、ユーザから入力された値を目標規制値Ｖとして取得しても良い。ただし、上述したような境界値（最大値）をそのまま目標規制値Ｖにすると、想定外の事象が生じた場合に目標評価クラスＣｔを達成できない場合が生じやすくなる。そこで、図１に示す実施形態では、目標評価クラスＣｔの範囲内で、上述した境界値（最大値）よりも小さい値を目標規制値Ｖとするための安全パラメータＳを用いて、目標規制値Ｖを設定するようにしている。
【００４６】
具体的には、目標規制値取得部２は、目標規制値Ｖを算出するための安全パラメータＳを取得する安全パラメータ取得部２１と、目標評価クラスＣｔにおいて予め定められた規制パラメータＲの基準値（例えば上述した最大値である境界値）と安全パラメータＳとに基づいて、目標評価クラスＣｔにおける上記の基準値から所定値または所定割合だけ小さい値を目標規制値Ｖとして算出する目標規制値算出部２２と、を有しても良い。図１〜図２Ｂに示す実施形態では、安全パラメータＳはユーザが任意に設定可能になっている。そして、目標規制値算出部２２は、安全パラメータＳの値が大きいほど、目標規制値Ｖが上記の基準値よりも小さくなるように算出する。これによって、目標評価クラスＣｔの最大値などの基準値よりも小さい値を目標規制値Ｖに設定することができ、想定外の事象が生じた場合であっても、発電事業者が望む目標評価クラスＣｔの格付けを確実に得られる運転計画Ｏｐを立案するようにしている。
【００４７】
単位売電利益予測部３は、化石発電プラント８１により発電される電気の単位量あたりの単位売電利益Ｐｕを単位期間Ｔｕ毎に予測する。ここで、売電利益は、発電した電気を売電することにより得られる利益であり、ある発電量を販売することにより得た売電収入から、その発電量を発電するのに用いた燃料の燃料費を差し引いて算出しても良い（売電利益＝売電収入−燃料費）。通常、化石発電プラント８１によって発電される電気による売電収入は、売電単価（例えば円／ｋＷｈなど）が需要と供給との関係で決まるため、日々変動する。同様に、燃料費も、単位重量などの単位量あたりの化石燃料の単価（燃料単価）や使用する燃料量に応じて、日々変動する。このため、電気の単位量あたりの利益（単位売電利益Ｐｕ）も、売電単価や燃料単価の変動に伴って変動するため、単位売電利益予測部３は、単位売電利益Ｐｕを単位期間Ｔｕ毎に予測する。例えば、後述するように、売電単価や燃料単価を予測し、その予測値に基づいて単位売電利益Ｐｕを算出しても良い。
【００４８】
発電量計画立案部４は、目標規制値Ｖ、および単位期間Ｔｕ毎の単位売電利益Ｐｕに基づいて、評価期間Ｔの経過後に算出される評価期間Ｔを対象とした規制パラメータＲの評価値が目標規制値Ｖを超えないように、評価期間Ｔにおける化石発電プラント８１による個別発電量を決定する。つまり、評価期間Ｔにおける運転計画Ｏｐを立案する。例えば、目標規制値Ｖを超えない範囲で、評価期間Ｔに得られる売電利益の合計（総売電利益）が最大化されるように運転計画Ｏｐを立案しても良い。具体的には、単位売電利益予測部３によって予測された各単位期間Ｔｕの単位売電利益Ｐｕに基づいて、単位売電利益Ｐｕが相対的に小さい単位期間Ｔｕでの発電量を減らしつつ、単位売電利益Ｐｕが相対的に高い単位期間Ｔｕでの発電量を増やすようにすれば、単位期間Ｔｕ毎の単位売電利益Ｐｕが変動する中で評価期間Ｔにわたって同じような電力量を発電するよりも、評価期間Ｔにおける総売電利益は高くなることが期待できるようになる。
【００４９】
なお、上述した構成を備える運転計画立案装置１は、図２Ａ〜図２Ｂに示す実施形態では、発電量計画立案部４は、上述した目標規制値取得部２および単位売電利益予測部３にそれぞれ接続されている。そして、運転計画立案装置１によって立案された運転計画Ｏｐで発電プラント８（化石発電プラント８１）の運転を行うようになっている。この際、図２Ａに示す実施形態では、発電量計画立案部４は、目標規制値取得部２によって複数の評価クラスＣから順番に取得された評価クラスＣである目標評価クラスＣｔ毎に、単位売電利益予測部３による単位売電利益Ｐｕの予測結果に基づいて、運転計画Ｏｐを立案するようになっている。また、立案した運転計画Ｏｐ毎（評価クラスＣ毎）に総売電利益などの経済性評価の結果をユーザに提示することで、どの運転計画Ｏｐ（評価クラスＣ）で化石発電プラント８１を運転するかをユーザに選択させるようになっている。一方、図２Ｂに示す実施形態では、発電量計画立案部４は、目標規制値取得部２によって取得されたユーザが選択した目標評価クラスＣｔと、単位売電利益予測部３による単位売電利益Ｐｕの予測結果とに基づいて、運転計画Ｏｐを立案するようになっている。
【００５０】
上記の構成によれば、上述した事業者クラス分け評価制度などの事業者評価基準における目標評価クラスＣｔを達成可能なＣＯ２排出係数などの規制パラメータＲの目標規制値Ｖと、評価期間Ｔを構成する複数の単位期間Ｔｕの各々における単位売電利益Ｐｕの予測結果とに基づいて、例えば目標規制値Ｖを達成しつつ、例えば評価期間Ｔに得られる総売電利益が最大化されるように、複数の単位期間Ｔｕの各々における発電量（個別発電量）がそれぞれ決定される。これによって、目標評価クラスＣｔの達成の確実化を図りつつ、評価期間Ｔで得られる総発電利益が最大化されるなどの、その目標評価クラスＣｔにおける経済性をも追求するような発電プラント８の運転計画Ｏｐを立案することができる。
【００５１】
次に、上述した単位売電利益予測部３に関する幾つかの実施形態について説明する。
幾つかの実施形態では、単位売電利益予測部３は過去実績に基づいて売電利益を予測しても良い。より詳細には、図１に示すように、運転計画立案装置１は、過去実績データベース７を、さらに備える。そして、図２Ａ〜図２Ｂに示すように、単位売電利益予測部３は、燃料単価予測部３１と、売電単価予測部３２と、利益算出部３３とを有する。なお、燃料単価は、単位重量や単位体積などの単位量当たりの燃料価格である。売電単価は、単位発電量あたりの販売額である。
【００５２】
過去実績データベース７は、化石燃料の単位量あたりの過去の購入価格（販売価格）である燃料単価実績Ｂｒと、単位発電量あたりの過去の売電価格（販売価格）である売電単価実績Ｓｒとを対応付けて格納するデータベースである。より具体的には、後述するように燃料単価予測Ｂｐを取得（算出）するために、過去実績データベース７には過去の燃料単価実績Ｂｒの時間推移が記憶される。
【００５３】
例えば、図１に示すように、過去実績データベース７が管理するテーブルは、月単位、日単位、時間単位などの日時を格納するための日時情報フィールドと、その日時における燃料単価実績Ｂｒを格納するための燃料単価実績情報フィールドとを有していても良い。あるいは、過去実績データベース７のテーブルが日時情報フィールドと、その日時における燃料価格、その燃料価格での燃料量（重量、体積など）をそれぞれ格納するための情報フィールドとを有していても良い。そして、このようなテーブルが複数のレコードを有することによって、過去実績データベース７に燃料単価実績Ｂｒの時間推移が記憶される。
【００５４】
また、過去実績データベース７には、後述するように売電単価予測Ｓｐを算出するために、例えば、上記のテーブルが過去の売電単価実績Ｓｒを格納するための売電単価実績情報フィールドを有することにより（図１参照）、あるいは、燃料単価実績Ｂｒの時間推移を記憶するための上記のテーブルと、売電単価実績Ｓｒの時間推移を格納する他のテーブルとが日付やＩＤなどで関連付けられていることにより、過去の燃料単価実績Ｂｒと過去の売電単価実績Ｓｒとが対応付けられている。
【００５５】
燃料単価予測部３１は、過去実績データベース７に格納された燃料単価実績Ｂｒに基づいて、評価期間Ｔにおける単位期間Ｔｕ毎の燃料単価予測Ｂｐを取得する。幾つかの実施形態では、燃料単価予測部３１は、燃料単価予測Ｂｐを評価期間Ｔにわたって一定として求めても良い。より具体的には、過去実績データベース７から最新の燃料単価実績Ｂｒを取得し、その値を評価期間Ｔにおける燃料単価予測Ｂｐとしても良い。過去の１つあるいは複数の評価期間Ｔから得られる複数の燃料単価実績Ｂｒの平均値や、最頻値、中央値などの統計値を燃料単価予測Ｂｐとしても良い。他の幾つかの実施形態では、燃料単価予測部３１は、燃料単価予測Ｂｐを評価期間Ｔにおいて変化するものとして求めても良い。より具体的には、過去の任意の評価期間Ｔにおける燃料単価実績Ｂｒの変化と同様に評価期間Ｔにおける燃料単価予測Ｂｐが変化するとのものとして、評価期間Ｔに属する各単位期間Ｔｕの燃料単価予測Ｂｐをそれぞれ取得しても良い。
【００５６】
なお、燃料単価予測部３１は、評価期間Ｔのうちの必要な範囲の期間における燃料単価予測Ｂｐを少なくとも取得すれば良く、例えば化石発電プラント８１の運転停止期間の予定がある場合などには、このような期間では発電しないので、そのような期間と重なる単位期間Ｔｕについては燃料単価予測Ｂｐを取得しても良いし、取得しなくても良い。
【００５７】
売電単価予測部３２は、過去実績データベース７に格納された燃料単価実績Ｂｒに基づいて、評価期間Ｔにおける単位期間Ｔｕ毎の売電単価予測Ｓｐを取得する。幾つかの実施形態では、過去実績データベース７に格納された燃料単価実績Ｂｒと、燃料単価予測部３１によって取得された燃料単価予測Ｂｐとの比較に基づいて、評価期間Ｔにおける単位期間Ｔｕ毎の売電単価予測Ｓｐを取得しても良い。具体的には、売電単価予測部３２は、燃料単価予測部３１によって取得された燃料単価予測Ｂｐを検索条件とするＳＱＬなどで記述した検索命令を過去実績データベース７に送信し、検索条件に一致した燃料単価実績Ｂｒを有するレコードを過去実績データベース７から抽出する。この際、燃料単価予測Ｂｐと燃料単価実績Ｂｒとの差異（差）が所定値以内（±α％以内など）であれば検索条件に一致するとするなど、完全に同一になっていなくても良く、所定の幅を持って上記の一致の判定をするようにしても良い。この際、複数の燃料単価実績Ｂｒが抽出された場合には、それらの複数の燃料単価実績Ｂｒをそれぞれ有する各レコードから得られる複数の売電単価実績Ｓｒの平均値や、最頻値などの統計値を売電単価予測Ｓｐとしても良い。
【００５８】
ただし、上記の実施形態に本発明は限定されない。他の幾つかの実施形態では、過去実績データベース７は、売電単価に影響するような湿度、気温などの気象条件を含む各種追加情報（売電単価影響情報）を売電単価実績Ｓｒに対応付けて格納したり、および／または、燃料単価に影響するような貯炭量や石炭生産性などの各種追加情報（燃料単価影響情報）を燃料単価実績Ｂｒに対応付けて格納したりする。貯炭量（在庫）が多いと価格は下がる傾向があり、石炭生産性が上がると価格は下がる傾向などがある。そして、売電単価予測部３２は、これらの追加情報（売電単価影響情報および／または燃料単価影響情報）の評価期間Ｔにおける予測情報および／または燃料単価予測Ｂｐと、過去実績データベース７に格納された追加情報および／または燃料単価実績Ｂｒの実績とに基づいて、評価期間Ｔにおける燃料単価予測Ｂｐおよび追加情報の少なくとも一部と、過去実績データベース７で管理する複数のレコードとの類似度を求め、例えば類似度が高いレコードを取得するなど、求めた類似度に基づいて１以上のレコードを取得しても良い。複数のレコードを取得した場合には、上記と同様に統計値に基づいて売電単価予測Ｓｐを算出しても良い。より具体的には、動的計画法によるマッチングなど類似度を求めることのできる既知の手法を適用したり、各種情報をパラメータとする機械学習を実行し、比較対象との一致の判定を通して最も類似度の高いものを一致するものとして判定したりして、一致が判定された売電単価実績Ｓｒを取得しても良い。なお、機械学習においては、テーブルで管理される各種情報を教師データとして、予め一致を判定するトレーニングを行い判定モデルとして完成させても良いし、実際に一致判定を重ねながら、モデルをトレーニングしても良い。これによって、類似度の高い売電単価実績Ｓｒを過去実績データベース７から取得できる。燃料単価予測Ｂｐのベースとなったレコードに含まれる燃料単価実績Ｂｒと売電単価実績Ｓｒの比率（例えばＢｒ÷Ｓｒ等）を求め、燃料単価予測Ｂｐにその逆数を掛け合わせることで、売電単価予測Ｓｐを求めても良い（Ｓｐ＝Ｂｐ×Ｓｒ÷Ｂｒ）。
【００５９】
同様に燃料単価予測部３１についても、上記の追加情報（燃料単価影響情報）の評価期間Ｔにおける予測値と、過去実績データベース７に記録された追加情報の実績値との比較に基づいて、過去の１つあるいは複数の評価期間Ｔから取得される複数の燃料単価実績Ｂｒを取得し、その統計値などを算出しても良い。上記の追加情報の各々の予測値のセットとの類似度を機械学習等によりレコード毎に求め、類似度が最も高い１つのレコードから得られる燃料単価実績Ｂｒを燃料単価予測Ｂｐとしても良いし、類似度の高い複数のレコードから得られる燃料単価実績Ｂｒの統計値を燃料単価予測Ｂｐとしても良い。
【００６０】
利益算出部３３は、単位発電量を発電するのに要する燃料量（単位発電燃料量）を算出すると共に、算出した燃料量、燃料単価予測、および売電単価予測に基づいて、単位売電利益Ｐｕを算出する。具体的には、この単位発電燃料量は、発電プラント８の実績値や仕様（定格負荷運転時の効率など）から求めても良い。そして、単位期間Ｔｕ毎の単位売電利益Ｐｕは、売電単価予測Ｓｐから、燃料単価予測Ｂｐと単位発電燃料量とを乗じた値を減算することにより求めることができる（Ｐｕ＝Ｓｐ−Ｂｐ×単位発電燃料量）。
【００６１】
上記の構成によれば、過去実績データベース７の燃料単価実績Ｂｒに基づいて単位期間Ｔｕ毎の燃料単価を予測（燃料単価予測Ｂｐを取得）すると共に、この燃料単価予測Ｂｐと、過去実績データベース７の燃料単価実績Ｂｒとの比較に基づいて、例えば燃料単価予測Ｂｐに一致する燃料単価実績Ｂｒに対応付けられている売電単価実績Ｓｒを抽出するなどを通して得た売電単価実績Ｓｒに基づいて売電単価を予測（売電単価予測Ｓｐを算出）する。そして、単位発電量を発電するのに要する燃料量と燃料単価予測Ｂｐとに基づいて、単位発電量を発電するのに要する燃料費を算出し、この燃料費と売電単価予測Ｓｐとに基づいて単位売電利益Ｐｕを算出する。これによって、単位売電利益Ｐｕを過去実績に基づいて予測することができる。
【００６２】
以下では、図１に示すように、運転計画立案装置１が化石総発電量取得部５（第２化石総発電量取得部５２）を備えることにより、上述した規制パラメータＲの目標規制値Ｖに基づいて後述するように求めた化石総発電量Ｇｃ（第２化石総発電量も含む）と、上述した評価期間Ｔに属する複数の単位期間Ｔｕ毎の個別発電量とに基づいて、上述した運転計画Ｏｐを立案する実施形態について説明する。
【００６３】
最初に、上述した規制パラメータＲがＣＯ２排出係数（例えばｋｇ／ｋＷｈ）である場合の幾つかの実施形態について説明する。
この場合には、発電事業者毎に、評価期間Ｔの単位で、化石燃料による発電に伴って排出された実二酸化炭素排出量を販売電力量で除して実排出係数を算出し、算出した実排出係数の値と各評価クラスＣの規制パラメータＲの範囲との関係から、その事業者の評価クラスＣが決まることになる。また、上記の算出方法から理解されるように、実排出係数は、発電プラント８のＣＯ２の排出量と発電量との効率的な関係性を示す指標とも言え、ＣＯ２排出係数が小さいほど、発電プラント８２からの単位発電量当たりのＣＯ２の排出量が小さいので、望ましい。資源エネルギー庁によれば、実二酸化炭素排出量は、燃料種の使用量、燃料種ごとの単位発熱量、燃料種別排出係数の乗算に基づいて求められる。よって、燃料種別排出係数がより小さい燃料種を採用したり、化石発電プラント８１の運転効率を改善するなどして燃料種ごとの単位発熱量を小さくしたりすることにより、実排出係数を下げることが可能である。
【００６４】
本実施形態について詳述すると、幾つかの実施形態では、上述した目標規制値Ｖは、規制パラメータＲであるＣＯ２排出係数の目標値である目標排出係数Ｖｃである。また、図１に示すように、化石総発電量取得部５は、化石発電プラント８１で発電する発電量の評価期間Ｔにおける合計であって、評価期間Ｔにおいて目標排出係数Ｖｃを達成可能な化石総発電量Ｇｃを取得する。そして、上述した発電量計画立案部４は、化石総発電量Ｇｃと単位期間Ｔｕ毎の単位売電利益Ｐｕとに基づいて、上述した個別発電量をそれぞれ決定する。
【００６５】
上記の化石総発電量Ｇｃの求め方について説明すると、過去の評価期間Ｔにおける化石発電プラント８１の実排出係数（過去実績）が目標排出係数Ｖｃ以下の場合には、運転計画Ｏｐの立案対象の評価期間Ｔにおける化石発電プラント８１の設備、燃料、運転方法などの運転条件が同様とすれば同様の過去の実排出係数を見込めるので、化石総発電量Ｇｃは所望の発電量とすることが可能である。よって、例えば、実排出係数が目標排出係数Ｖｃ以下との条件を満たした場合の過去の総発電量や、その化石発電プラント８１の評価期間Ｔで発電可能な最大の発電量であっても良い。この最大の発電量は、例えば、過去の化石発電プラント８１の稼働率なども考慮して算出しても良い。逆に、化石発電プラント８１の実排出係数が目標排出係数Ｖｃよりも大きい場合には、化石総発電量Ｇｃは、後述する再生可能エネルギーにより発電される総発電量（再エネ成行総発電量Ｇｒおよび／またはバイオマス総発電量Ｇｂ）による実排出係数の希釈効果を前提に、目標排出係数Ｖｃを達成できることになる最大の発電量以下の値にする必要がある（詳細は後述）。
【００６６】
また、発電量計画立案部４は、既に述べたのと同様に、求めた化石総発電量Ｇｃを、単位売電利益Ｐｕが相対的に高い単位期間Ｔｕに優先的に割り当てるようにすることにより、単位期間Ｔｕ毎の個別発電量をそれぞれ決定する。例えば、発電対象となる複数の単位期間Ｔｕを、その単位売電利益Ｐｕが高い順に並べた時に、一番目から順に単位期間Ｔｕにおける最大発電量まで、化石総発電量Ｇｃの発電量を割り当ていくことにより、複数の単位期間Ｔｕの各々の個別発電量を決定しても良い。これによって、発電量が割り当てられた時系列順の複数の単位期間Ｔｕにより構成される評価期間Ｔにおける運転計画Ｏｐが立案される。
【００６７】
上記の構成によれば、評価期間の経過後に算出されるＣＯ２排出係数の評価値（実排出係数）が、規制パラメータＲであるＣＯ２排出係数の目標値（目標排出係数Ｖｃ）を達成するような化石発電プラント８１による総発電量（化石総発電量Ｇｃ）を算出すると共に、評価期間Ｔにおける総売電利益が例えば最大になるように、算出した化石総発電量Ｇｃを複数の単位期間Ｔｕに分配するようにして、評価期間Ｔにおける上述した個別発電量を決定する。これによって、目標排出係数Ｖｃを満たすことにより目標評価クラスＣｔを達成しつつ、上記の総売電利益を最大にするなどの経済性をも追及する運転計画Ｏｐを立案することができる。
【００６８】
また、上述した、化石発電プラント８１の過去の実排出係数が目標排出係数Ｖｃよりも大きい場合について、図４を用いて説明する。図４は、本発明の一実施形態に係るバイオマス総発電量Ｇｂの算出ロジックを説明するための図である。
【００６９】
幾つかの実施形態では、発電プラント８は、図１に示すように、ＣＯ２を排出したと見做されない再生可能エネルギーを利用した再エネ発電プラント８２であって、燃料の燃焼以外の方法により発電する再エネ成行発電プラント８２ａを、さらに含む。再生可能エネルギーのうち太陽光、風力、水力、地熱、太陽熱、大気中の熱その他の自然界に存する熱を利用した発電は、同じく再生可能エネルギーであるバイオマスのように、バイオマスを燃料として燃焼することにより発電する方法とは異なり、自然条件に応じて成り行きで発電がなされる。
【００７０】
そして、図４に示すように、上述した化石総発電量取得部５は、化石発電プラント８１で発電する発電量の評価期間Ｔにおける合計であって所望の値を有する化石総発電目標量Ｇａを取得する化石総発電目標量取得部６１と、上述したようなバイオマスを除く再生可能エネルギーで発電する再エネ発電プラント８２（再エネ成行発電プラント８２ａ）による評価期間Ｔにおける総発電量（再エネ成行総発電量Ｇｒ）を取得する再エネ成行総発電量取得部６２と、化石総発電目標量Ｇａ、および再エネ成行総発電量Ｇｒに基づいて算出されるＣＯ２の実排出係数によって、目標排出係数Ｖｃの達成が可能か否かを判定する目標規制達成判定部６３と、目標規制達成判定部６３によって目標排出係数Ｖｃの達成が可能と判定された場合の化石総発電目標量Ｇａを、上述した化石総発電量Ｇｃとして決定する化石総発電量決定部６５と、をさらに備える。
【００７１】
ここで、化石燃料を用いた発電は燃料の種類（区分）に応じたＣＯ２を排出するとされる一方で、太陽光、風力、水力、地熱、太陽熱、大気中の熱その他の自然界に存する熱、バイオマスなどである再生可能エネルギーを利用した発電は、ＣＯ２を排出したと見做されない。そして、一般に、この再生可能エネルギーによる発電は、電力需要に対する電力供給能力や経済性から考えると化石燃料を用いた火力発電に劣る。しかし、規制パラメータＲが、単位電力量（例えばｋＷｈ）あたりのＣＯ２排出量（例えばｋｇ）であるＣＯ２排出係数（例えばｋｇ／ｋＷｈ）の場合には、発電プラント８による評価期間Ｔにおける実排出係数が化石燃料および再生可能エネルギーによる合計の総発電量で、化石燃料によるＣＯ２の総排出予定量を除算して求めるので、ＣＯ２の排出を伴わない再生可能エネルギーによる総発電量は、実排出係数の算出結果を小さくさせる希釈効果をもたらす。
【００７２】
実排出係数は、化石燃料の燃料種をよりＣＯ２の排出の少ないもの（燃料種別排出係数がより小さいもの）に変えたり、設備をより良い物に変えたり、運転効率を改善したりなどしない限り、運転計画Ｏｐの立案の対象となる評価期間Ｔでも同様な値となると考えられる。このため、直近の過去の実排出係数などが目標排出係数Ｖｃよりも大きい場合には、まずは、化石発電プラント８１により評価期間Ｔで発電したい発電量、あるいは、化石発電プラント８１の設備情報や稼働率の実績などに基づいて総発電量の能力値などを算出し、算出値を化石総発電目標量Ｇａとして、化石総発電目標量Ｇａと過去の実排出係数とに基づいてＣＯ２の総排出予定量を算出する（ＣＯ２の総排出予定量＝過去の実排出係数×化石総発電目標量Ｇａ）。次に、前段で算出したＣＯ２の総排出予定量を、化石総発電目標量Ｇａおよび再エネ成行総発電量Ｇｒの合計で除した値が目標排出係数Ｖｃ以下となるのに必要な再エネ成行総発電量Ｇｒを算出する（Ｇｒ＝ＣＯ２の総排出予定量÷Ｖｃ−Ｇａ）。
【００７３】
そして、この再エネ成行総発電量Ｇｒの要求値が、再エネ成行総発電量取得部６２によって取得される再エネ成行総発電量Ｇｒ以下の場合には、目標規制達成判定部６３は目標排出係数Ｖｃの達成が可能と判定する。この際、再エネ成行総発電量Ｇｒは、例えば、再エネ成行発電プラント８２ａ（再エネ成行発電装置）による過去の総発電量の実績であって、過去の任意の評価期間Ｔにおける総発電量の実績、あるいは、過去の複数の評価期間Ｔの各々における総発電量の実績の統計値、または、評価期間における再エネ成行発電プラント８２ａによる総発電量を予測した予測値であっても良い。
【００７４】
逆に、再エネ成行総発電量Ｇｒの要求値が、再エネ成行総発電量取得部６２によって取得される再エネ成行総発電量Ｇｒよりも大きい場合には、目標規制達成判定部６３は目標排出係数Ｖｃの達成が可能でないと判定する。この場合には、その分の発電量を、他の発電事業者によって再生可能エネルギーで発電された発電量を購入したり、後述するようなバイオマス燃料による発電を行ったりして賄うようにしても良く、このようにして賄えば、発電事業者は、目標評価クラスＣｔの選択の幅を広げることが可能になる。あるいは、化石総発電量取得部５は、化石総発電目標量Ｇａを減少させることによって発電プラント８からのＣＯ２の総排出予定量を減らすことにより、目標排出係数Ｖｃが達成可能な化石総発電量Ｇｃを取得しても良い。例えば、図１に示す実施形態では、目標規制達成判定部６３が、目標排出係数Ｖｃが達成可能なように、化石総発電目標量Ｇａよりも小さい補正化石総発電目標量Ｇａ´を算出しても良い。これらの組み合わせであっても良い。なお、図１に示す実施形態では、再エネ成行総発電量Ｇｒを取得するための情報は、過去実績データベース７で管理されている。
【００７５】
上記の構成によれば、規制パラメータＲがＣＯ２排出係数の目標値（目標排出係数Ｖｃ）である場合において、再エネ成行総発電量Ｇｒによる実排出係数の希釈効果を考慮することにより、目標排出係数Ｖｃが達成可能か否かを判定する。これによって、複数の評価クラスＣの各々について運転計画Ｏｐを立案する場合に、達成可能な評価クラスＣを判定しつつ、そのような評価クラスＣにおいて経済性をも追及する運転計画Ｏｐを立案することができる。
【００７６】
また、上述した実施形態において、目標規制達成判定部６３は目標排出係数Ｖｃの達成が可能でないと判定した場合などには、上述した再エネ発電プラント８２の一つであってバイオマス燃料で発電するバイオマス発電プラント８２ｂによる、ＣＯ２の排出を伴わない発電量とされるバイオマス総発電量Ｇｂによる実排出係数の希釈効果を考慮しても良い。太陽光、風力などの再生可能エネルギーを利用する発電は、制御できない気象条件などの自然条件に応じて行われることから状況に応じて成り行きで発電がなされるので、発電量の制御が難しいことが想定される。その一方で、バイオマスなどの燃料を燃焼させる方式で再生可能エネルギーを利用する発電は、燃料の使用量に応じた発電が期待できるので、発電量の制御が比較的容易である。よって、バイオマス発電による実排出係数の希釈効果により、目標排出係数Ｖｃを達成するための調整を行うことが可能である。
【００７７】
このため、幾つかの実施形態では、発電プラント８は、図１に示すように、上記のバイオマス発電プラント８２ｂを、さらに含む。そして、図４に示すように、化石総発電量取得部５は、目標規制達成判定部６３によって目標排出係数Ｖｃの達成が不可と判定された場合には、バイオマス発電プラント８２ｂによる評価期間Ｔにおける総発電量であるバイオマス総発電量Ｇｂと、化石総発電目標量Ｇａと、再エネ成行総発電量Ｇｒとに基づいて算出されるＣＯ２の実排出係数によって目標排出係数Ｖｃが達成されるように、上記のバイオマス総発電量Ｇｂを算出するバイオマス総発電量算出部６４を、さらに備える。つまり、バイオマス総発電量算出部６４は、上述した発電プラント８からのＣＯ２の総排出予定量を、既に取得された化石総発電目標量Ｇａおよび再エネ成行総発電量Ｇｒにバイオマス総発電量Ｇｂを加えた合計の発電量で除した値が目標排出係数Ｖｃ以下となるのに必要な、バイオマス総発電量Ｇｂを算出する。
【００７８】
なお、バイオマス総発電量Ｇｂに上限値があるなどの場合に、化石総発電量取得部５は、発電プラント８からのＣＯ２の総排出予定量を、上記の化石総発電目標量Ｇａ、再エネ成行総発電量Ｇｒ、およびバイオマス総発電量Ｇｂの上限値の合計の発電量で除した値が目標排出係数Ｖｃ以下にならない場合には、化石総発電目標量Ｇａを減少させることによってＣＯ２の総排出予定量を減らすことにより、目標排出係数Ｖｃが達成可能な化石総発電量Ｇｃを取得しても良い。例えば、図４に示す実施形態では、目標排出係数Ｖｃを達成可能なように、バイオマス総発電量算出部６４が、化石総発電目標量Ｇａよりも小さい補正化石総発電目標量Ｇａ´を算出しても良い。これらの組み合わせであっても良い。なお、図１に示す実施形態では、再エネ成行総発電量Ｇｒおよびバイオマス総発電量Ｇｂを取得するための情報は、過去実績データベース７で管理されている。
【００７９】
この際、幾つかの実施形態では、上述した化石発電プラント８１の運転計画Ｏｐの立案手法と同様に、バイオマス発電プラント８２ｂの運転計画Ｏｐ（バイオマス運転計画Ｏｐｂ）を立案しても良い。具体的には、単位売電利益予測部３は、過去実績データベース７に格納された情報に基づいて、評価期間Ｔにおけるバイオマス燃料の燃料単価、バイオマス燃料により発電された電気の売電単価を予測し、この予測結果に基づいて、評価期間Ｔを構成する単位期間Ｔｕ毎の発電量あたりの売電利益を算出する。また、発電量計画立案部４は、単位売電利益予測部３によって予測されたバイオマス総発電量Ｇｂを発電量あたりの売電利益が高い単位期間Ｔｕに優先的に割り当てるようにして、バイオマス発電プラント８２ｂのバイオマス運転計画Ｏｐｂを立案しても良い。売電単価は、固定価格買取制度（ＦＩＴ）などの下で固定されていても良い。
【００８０】
また、上述したバイオマス総発電量Ｇｂの算出は評価期間Ｔの始まる前などに行うが、評価期間Ｔが始まった後に見直しても良い。より詳細には、立案した運転計画Ｏｐに従って発電プラント８を運転しつつ、再エネ成行発電プラント８２ａによって成り行きで発電される実際の発電量の計測値を累積していくなどした監視結果に基づいて、バイオマス総発電量Ｇｂが評価期間Ｔで得られるか否かを判定し、その判定結果に基づいて見直しても良い。具体的には、まずは、再エネ成行発電プラント８２ａによって発電された、評価期間Ｔの開始後の任意の見直し時点における実際の発電量の累積値（実成行累積発電量）とその予測値を比較する。この結果に基づいて、再エネ成行発電プラント８２ａによる実際の発電量が、再エネ成行総発電量Ｇｒに満たないと予測される場合には、上記の見直し時点以降で行われるバイオマス発電プラント８２ｂの発電量を増やす。逆に、見直し時点において、再エネ成行発電プラント８２ａによる評価期間Ｔにわたる発電量が、再エネ成行総発電量Ｇｒを超えると予測される場合には、上記の見直し時点以降で行われるバイオマス発電プラント８２ｂの発電量を減らしても良い。
【００８１】
このため、幾つかの実施形態では、図４に示すように、運転計画立案装置１は、再エネ成行発電プラント８２ａによる累積発電量の評価期間Ｔにおける推移予測を算出する成行累積発電量推移予測部（不図示）と、決定された運転計画Ｏｐに従った化石発電プラント８１の運転中に、再エネ成行発電プラント８２ａによる実際の実成行累積発電量と成行累積発電量との間に乖離が生じていると判定する場合には、このような乖離を是正可能なように、以降のバイオマス発電プラント８２ｂによる発電量を算出するバイオマス総発電量是正部（不図示）と、をさらに備えていても良い。これによって、上記の乖離を是正し、実成行累積発電量と成行累積発電量とが一致するように、バイオマス発電プラント８２ｂによる発電量を決定できる。そして、例えばバイオマス総発電量是正部を発電量計画立案部４に接続することで、バイオマス運転計画Ｏｐｂを再度立案して、バイオマス発電プラント８２ｂのプラント制御装置８２ｃに送ったり、直接、プラント制御装置８２ｃに送ったりすることにより、上記の決定した発電量をバイオマス発電プラント８２ｂのバイオマス運転計画Ｏｐｂに反映させることで、再エネ成行総発電量Ｇｒを予定通りに実現することができ、目標排出係数Ｖｃを確実に達成させることが可能となる。
【００８２】
上記の構成によれば、発電プラント８が、化石発電プラント８１と、再エネ成行発電プラント８２ａおよびバイオマス発電プラント８２ｂを含む再エネ発電プラント８２とを含む場合において、目標排出係数Ｖｃが達成されるように、バイオマス発電プラント８２ｂによる発電量（バイオマス総発電量Ｇｂ）を算出する。これによって、複数の評価クラスＣの各々について運転計画Ｏｐを立案する場合に、達成可能な評価クラスＣを判定すると共に、そのような評価クラスＣにおいて経済性も高い運転計画を立案することができる。
【００８３】
なお、化石発電プラント８１が、化石燃料とバイオマス燃料とを所定の混焼割合で混焼可能な混焼発電プラントである場合には、バイオマス燃料の混焼割合（混焼率）を増やすと、その分だけ、化石燃料を減らすことによる化石燃料による発電量は減るものの、ＣＯ２の排出量の低減、および、バイオマス燃料によるＣＯ２の排出を伴わない発電量の増加が見込めるので、実排出係数を小さくすることが可能となる。よって、目標規制達成判定部６３によって目標排出係数Ｖｃの達成が不可と判定された場合であるか否かにかかわらず、また、発電プラント８が再エネ成行発電プラント８２ａを含むか否かにかかわらず、混焼発電プラントの混焼割合を、目標排出係数Ｖｃが達成されるように調整しても良い。
【００８４】
次に、上述した規制パラメータＲがＣＯ２総排出規制量（例えばｋｇ）である場合の幾つかの実施形態について説明する。
この場合には、発電事業者毎に、評価期間Ｔの単位で、化石燃料による発電に伴って排出された実二酸化炭素排出量と、各評価クラスＣの規制パラメータＲの範囲との関係から、その事業者の評価クラスＣが決まることになる。
【００８５】
詳述すると、幾つかの実施形態では、上述した目標規制値Ｖは、規制パラメータＲであるＣＯ２総排出規制量の目標値である目標総排出規制量Ｖｑである。また、図１に示すように、運転計画立案装置１は、化石発電プラント８１の過去の実排出係数（例えばｋｇ／ｋＷｈ）と目標総排出規制量Ｖｑとに基づいて、化石発電プラント８１によって発電可能な発電量である化石総発電量Ｇｃ（第２化石総発電量）を取得する化石総発電量取得部５（第２化石総発電量取得部５２）を、さらに備える。そして、発電量計画立案部４は、第２化石総発電量と複数の単位期間Ｔｕの各々における単位売電利益Ｐｕとに基づいて、前記個別発電量を決定する。
【００８６】
具体的には、化石総発電量取得部５は、目標総排出規制量Ｖｑを過去の実排出係数で除すことで、化石総発電量Ｇｃを得る（第２化石総発電量＝目標総排出規制量÷過去の実排出係数）。また、発電量計画立案部４は、上述した規制パラメータＲがＣＯ２排出係数（例えばｋｇ／ｋＷｈ）である場合と同様に、評価期間Ｔにおいて目標総排出規制量Ｖｑを達成可能な化石総発電量Ｇｃを、売電利益が相対的に高い単位期間Ｔｕに優先的に割り当てるようにする。
【００８７】
上記の構成によれば、規制パラメータＲであるＣＯ２総排出規制量の目標値（目標総排出規制量Ｖｑ）を達成可能な化石発電プラント８１による化石総発電量Ｇｃを算出すると共に、評価期間Ｔにおける売電利益が例えば最大になるように、算出した化石総発電量Ｇｃを複数の単位期間Ｔｕに分配するようにして、単位期間Ｔｕ毎の発電量（個別発電量）を決定する。これによって、目標総排出規制量Ｖｑを満たすことにより目標評価クラスＣｔを達成しつつ、売電利益を最大にするなどの経済性の高い運転計画Ｏｐを立案することができる。
【００８８】
以下、上述した運転計画立案装置１が実行する処理に対応した発電プラントの運転計画立案方法について、図５〜図６を用いて説明する。図５は、本発明の一実施形態に係る発電プラントの運転計画立案方法を示すフロー図である。また、図６は、本発明の一実施形態に係る化石総発電量取得ステップ（Ｓ３）を示す図である。
【００８９】
発電プラントの運転計画立案方法（以下、単に、運転計画立案方法）は、上述した化石発電プラント８１を含む発電プラント８の単位期間Ｔｕ毎の個別発電量を評価期間Ｔにわたって立案する方法である。図５に示すように、運転計画立案方法は、目標規制値取得ステップ（Ｓ１）と、単位売電利益予測ステップ（Ｓ２）と、発電量計画立案ステップ（Ｓ４）と、を備える。また、図５に示す実施形態では、化石総発電量取得ステップ（Ｓ３）を、単位売電利益予測ステップ（Ｓ１）と、発電量計画立案ステップ（Ｓ４）との間で実行する。なお、運転計画立案方法は、運転計画Ｏｐを立案する対象の評価期間Ｔの開始前などに、運転計画立案装置１を用いて自動的に実行する。人手で実行しても良い。
図５に示す運転計画立案方法を、図５のステップ順に説明する。
【００９０】
図５のステップＳ１において、目標規制値取得ステップを実行する。目標規制値取得ステップ（Ｓ１）は、上述した事業者評価基準における目標評価クラスＣｔを達成可能な、上述した規制パラメータＲの目標規制値Ｖを取得するステップである。規制パラメータＲは、ＣＯ２排出係数であっても良いし、ＣＯ２総排出規制量であっても良い。目標規制値取得ステップ（Ｓ１）は、上述した目標規制値取得部２が実行する処理内容と同様であるため、詳細は省略するが、幾つかの実施形態では、目標規制値取得ステップ（Ｓ１）は、上述した安全パラメータＳを取得する安全パラメータ取得ステップ（不図示）と、上述した目標評価クラスＣｔにおいて予め定められた規制パラメータＲの基準値と安全パラメータＳとに基づいて、目標評価クラスＣｔにおける上記の基準値から所定値または所定割合だけ小さい値を目標規制値Ｖとして算出する目標規制値算出ステップ（不図示）と、を有しても良い。なお、安全パラメータ取得ステップ、目標規制値算出ステップは、それぞれ、上述した安全パラメータ取得部２１、目標規制値算出部２２が実行する処理内容と同様であるため、詳細は省略する。
【００９１】
ステップＳ２において、単位売電利益予測ステップを実行する。単位売電利益予測ステップ（Ｓ２）は、化石発電プラント８１により発電される上述した単位売電利益Ｐｕを単位期間Ｔｕ毎に予測するステップである。単位売電利益予測ステップ（Ｓ２）は、上述した単位売電利益予測部３が実行する処理内容と同様であるため、詳細は省略するが、幾つかの実施形態では、単位売電利益予測ステップ（Ｓ２）は、上述した過去実績データベース７に格納された燃料単価実績Ｂｒに基づいて、評価期間Ｔにおける単位期間Ｔｕ毎の燃料単価予測Ｂｐを取得する燃料単価予測ステップ（Ｓ２１）と、過去実績データベース７に格納された燃料単価実績Ｂｒに基づいて、評価期間Ｔにおける単位期間Ｔｕ毎の売電単価予測Ｓｐを取得する売電単価予測ステップ（Ｓ２２）と、上述した単位発電燃料量を算出すると共に、算出した単位発電燃料量、燃料単価予測Ｂｐ、および売電単価予測Ｓｐに基づいて、単位売電利益Ｐｕを算出する利益算出ステップ（Ｓ２３）を有していても良い。なお、燃料単価予測ステップ（Ｓ２１）、売電単価予測ステップ（Ｓ２２）、利益算出ステップ（Ｓ２３）は、それぞれ、上述した燃料単価予測部３１、売電単価予測部３２、利益算出部３３が実行する処理内容と同様であるため、詳細は省略する。なお、図５に示す実施形態では、ステップＳ２２では、燃料単価予測Ｂｐと、過去実績データベース７に格納された燃料単価実績Ｂｒとの比較に基づいて、評価期間Ｔにおける単位期間Ｔｕ毎の売電単価予測Ｓｐを取得している。
【００９２】
ステップＳ３において、上述した化石総発電量Ｇｃを取得する化石総発電量取得ステップを実行する。化石総発電量取得ステップ（Ｓ３）は、上述した化石総発電量取得部５（第２化石総発電量取得部５２）が実行する処理内容と同様であるため詳細は省略するが、上述したように、規制パラメータＲがＣＯ２排出係数である場合には、化石総発電量Ｇｃは評価期間Ｔにおいて目標排出係数Ｖｃを達成可能な化石燃料による総発電量であり、規制パラメータＲがＣＯ２総排出規制量である場合には、化石総発電量Ｇｃは、例えば化石発電プラント８１の目標総排出規制量Ｖｑを過去の実排出係数で除すことで得られる化石燃料による総電力量である。
【００９３】
また、上記の化石総発電量取得ステップ（Ｓ３）では、上述したような、再生可能エネルギーによる発電量による実排出係数の希釈効果を前提に、評価期間Ｔにおいて目標排出係数Ｖｃを達成可能な化石燃料による化石総発電量Ｇｃ求めても良い。すなわち、幾つかの実施形態では、図６に示すように、化石総発電量取得ステップ（Ｓ３）は、発電プラント８が上述した再エネ成行発電プラント８２ａを含む場合に、上述した化石総発電目標量Ｇａを取得する化石総発電目標量取得ステップ（Ｓ３１）と、上述した再エネ成行総発電量Ｇｒを取得する再エネ成行総発電量取得ステップ（Ｓ３２）と、化石総発電目標量Ｇａおよび再エネ成行総発電量Ｇｒに基づいて算出されるＣＯ２の実排出係数によって、目標排出係数Ｖｃの達成が可能か否かを判定する目標規制達成判定ステップ（Ｓ３３〜Ｓ３４）と、この目標規制達成判定ステップ（Ｓ３３〜Ｓ３４）によって目標排出係数Ｖｃの達成が可能と判定された場合の化石総発電目標量Ｇａを、化石総発電量Ｇｃとして決定する化石総発電量決定ステップ（Ｓ３６）と、を有しても良い。
【００９４】
さらに、発電プラント８が上述したバイオマス発電プラント８２ｂをさらに含む場合には、図６に示すように、上記の化石総発電量取得ステップ（Ｓ３）は、上記の目標規制達成判定ステップ（Ｓ３３〜Ｓ３４）によって目標排出係数Ｖｃの達成が不可と判定された場合には、上述したバイオマス総発電量Ｇｂと、化石総発電目標量Ｇａと、再エネ成行総発電量Ｇｒとに基づいて算出されるＣＯ２の実排出係数によって、目標排出係数Ｖｃが達成されるようにバイオマス総発電量Ｇｂを算出するバイオマス総発電量算出ステップ（Ｓ３５）を、さらに有し、上述した化石総発電量決定ステップ（Ｓ３６）は、バイオマス総発電量算出ステップ（Ｓ３５）によるバイオマス総発電量Ｇｂの算出に用いられた化石総発電目標量Ｇａを、化石総発電量Ｇｃとして決定しても良い。
【００９５】
ステップＳ４において、発電量計画立案ステップを実行する。発電量計画立案ステップ（Ｓ４）は、目標規制値Ｖ、および単位期間Ｔｕ毎の単位売電利益Ｐｕに基づいて、評価期間Ｔの経過後に算出される評価期間Ｔを対象とした規制パラメータＲの評価値が目標規制値Ｖを超えないように、評価期間Ｔにおける化石発電プラント８１による個別発電量を決定するステップである。発電量計画立案ステップ（Ｓ４）は、上述した発電量計画立案部４が実行する処理内容と同様であるため、詳細は省略する。
【００９６】
上記の構成によれば、目標評価クラスＣｔの達成の確実化を図りつつ、評価期間Ｔで得られる総発電利益が最大化されるなどの、その目標評価クラスＣｔにおける経済性をも追求するような発電プラント８の運転計画を立案することができるといった効果を奏する。
【００９７】
本発明は上述した実施形態に限定されることはなく、上述した実施形態に変形を加えた形態や、これらの形態を適宜組み合わせた形態も含む。
【符号の説明】
【００９８】
１      運転計画立案装置
２      目標規制値取得部
２１    安全パラメータ取得部
２２    目標規制値算出部
３      単位売電利益予測部
３１    燃料単価予測部
３２    売電単価予測部
３３    利益算出部
４      発電量計画立案部
５      化石総発電量取得部
５２    第２化石総発電量取得部
６１  化石総発電総発電目標量取得部
６２    再エネ成行総発電量取得部
６３  目標規制達成判定部
６４  バイオマス総発電量算出部
６５  化石総発電量決定部
７      過去実績データベース
８      発電プラント
８１    化石発電プラント
８１ｃ  プラント制御装置
８２    再エネ発電プラント
８２ａ  再エネ成行発電プラント
８２ｂ  バイオマス発電プラント
８２ｃ  プラント制御装置
Ｔ      評価期間
Ｔｕ    単位期間
Ｒ      規制パラメータ
Ｖ      ＣＯ２の目標規制値
Ｖｃ    ＣＯ２の目標排出係数
Ｖｑ    ＣＯ２の目標総排出規制量
Ｃ      評価クラス
Ｃｒ    評価クラス情報
Ｃｔ    目標評価クラス
Ｐｕ    単位売電利益
Ｏｐ    運転計画
Ｏｐｂ  バイオマス運転計画
Ｓｐ    売電単価予測
Ｓｒ    売電単価実績
Ｂｐ    燃料単価予測
Ｂｒ    燃料単価実績
Ｇｃ    化石総発電量
Ｇａ    化石総発電目標量
Ｇａ´  補正化石総発電目標量
Ｇｂ    バイオマス総発電量
Ｇｒ    再エネ成行総発電量
Ｓ      安全パラメータ
【図１】
2019114159.tif 000003
【図２Ａ】
2019114159.tif 000004
【図２Ｂ】
2019114159.tif 000005
【図３】
2019114159.tif 000006
【図４】
2019114159.tif 000007
【図５】
2019114159.tif 000008
【図６】
2019114159.tif 000009