(57)【要約】【課題】発電事業者、需要家、電力事業者の全員が経済的利益を得る計画を策定することにより、電力事業者の参加を促して、全体として、省エネルギー、電源の利用率向上及び温室効果ガスの排出抑制が促進される。【解決手段】Ｇｒｉｄ事業者と需要家との間での電力の需給に伴う温室効果ガス低減による利益よりも、Ｇｒｉｄ事業者、発電事業者及び需要家の間での電力の需給に伴う温室効果ガス低減による利益が大きくなるように、発電事業者及びＧｒｉｄ事業者の電源の運転計画を作成する電源運転計画立案部１３０、運転計画に基づいて、発電事業者、電力事業者及び需要家の経済効果を算定する事業者経済効果算定部１４０、算定された経済効果について、発電事業者、電力事業者及び需要家への配分を調整する経済効果配分調整部１５０を有する。【選択図】図１
2015158750.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
需要家への売電を行う発電事業者と前記需要家との間での電力の需給に伴う温室効果ガス低減による利益よりも、前記需要家への売電及び前記発電事業者からの買電を行う電力事業者と前記発電事業者と前記需要家との間での電力の需給に伴う温室効果ガス低減による利益が大きくなるように、前記発電事業者及び前記電力事業者の電源の運転計画を立案する電源運転計画立案部と、
前記運転計画に基づいて、前記発電事業者、前記電力事業者及び前記需要家のそれぞれの利益及び電力の売買の収支を含めた経済効果を算定する事業者経済効果算定部と、
前記事業者経済効果算定部により算定された経済効果について、前記発電事業者、前記電力事業者及び前記需要家への配分を調整する経済効果配分調整部と、
を有することを特徴とする電源運用計画策定装置。
【請求項２】
前記電源運転計画立案部は、前記発電事業者から前記電力事業者への売電を、前記電力事業者の電源の発電に伴う温室効果ガスの発生量の基準となる発電原単位が高い時に行い、前記電力事業者から前記需要家への売電を、前記電力事業者の発電原単位が低い時に行う運転計画を立案することを特徴とする請求項１記載の電源運用計画策定装置。
【請求項３】
前記電源運転計画立案部は、前記需要者における電源が自然エネルギー発電の電源である場合に、当該電源からの電力の供給により前記需要者から前記電力事業者への売電を行うことにより温室効果ガス低減による利益が得られるように、運転計画を立案することを特徴とする請求項１又は請求項２記載の電源運用計画策定装置。
【請求項４】
前記電源運転計画立案部は、前記需要者の電源よりも、前記電力事業者の電源の方が温室効果ガスの低減効果が高い場合に、前記需要者から前記電力事業者への売電を行わないことにより温室効果ガス低減による利益が得られるように、運転計画を立案することを特徴とする請求項１〜３のいずれか１項に記載の電源運用計画策定装置。
【請求項５】
事業者経済効果算定部は、前記電力事業者への売電の料金に、別途準備された時間別料金体系を反映させて算定することを特徴とする請求項１〜４のいずれか１項に記載の電源運用計画策定装置。
【請求項６】
前記経済効果配分調整部は、前記発電事業者、前記電力事業者及び前記需要家との間での売電単価のいずれの単位をどの程度変更すると、経済効果にどの程度の変化があるのかを示す指標である感度を計算する感度計算部を有することを特徴とする請求項１〜５のいずれか１項に記載の電源運用計画策定装置。
【請求項７】
前記売電単価の入力と、前記感度計算部により計算された感度の出力部への表示を制御するインターフェース部を有することを特徴とする請求項６記載の電源運用計画策定装置。
【請求項８】
前記電力事業者の電源において、温室効果ガスの発生量の基準となる発電原単位が高い時間の情報と、低い時間の情報とを出力する出力部を有することを特徴とする請求項１〜７のいずれか１項に記載の発電計画策定装置。
【請求項９】
前記電力事業者の電源のうち、温室効果ガスの発生量の基準となる発電原単位が高い電源であって、停止可能な電源の情報を出力する出力部を有することを特徴とする請求項１〜８のいずれか１項に記載の発電計画策定装置。
【請求項１０】
コンピュータ又は電子回路が、
需要家への売電を行う発電事業者と前記需要家との間での電力の需給に伴う温室効果ガス低減による利益よりも、前記需要家への売電及び前記発電事業者からの買電を行う電力事業者と前記発電事業者と前記需要家との間での電力の需給に伴う温室効果ガス低減による利益が大きくなるように、前記発電事業者及び前記電力事業者の電源の運転計画を立案する電源運転計画立案処理と、
前記運転計画に基づいて、前記発電事業者、前記電力事業者及び前記需要家のそれぞれの利益及び電力の売買の収支を含めた経済効果を算定する事業者経済効果算定処理と、
前記事業者経済効果算定処理により算定された経済効果について、前記発電事業者、前記電力事業者及び前記需要家への配分を調整する経済効果配分調整処理と、
を実行することを特徴とする電源運用計画策定方法。
【請求項１１】
コンピュータに、
需要家への売電を行う発電事業者と前記需要家との間での電力の需給に伴う温室効果ガス低減による利益よりも、前記需要家への売電及び前記発電事業者からの買電を行う電力事業者と前記発電事業者と前記需要家との間での電力の需給に伴う温室効果ガス低減による利益が大きくなるように、前記発電事業者及び前記電力事業者の電源の運転計画を立案する電源運転計画立案処理と、
前記運転計画に基づいて、前記発電事業者、前記電力事業者及び前記需要家のそれぞれの利益及び電力の売買の収支を含めた経済効果を算定する事業者経済効果算定処理と、
前記事業者経済効果算定処理により算定された経済効果について、前記発電事業者、前記電力事業者及び前記需要家への配分を調整する経済効果配分調整処理と、
を実行させることを特徴とする電源運用計画策定プログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は、たとえば、複数の事業者が参加する電源運用計画の策定装置、方法及びプログラムに関する。
【背景技術】
【０００２】
地熱発電、太陽光発電、風力発電などの低炭素型電源の発電単価は、一般的に火力発電などに比べて高い。そこで、温室効果ガス（ＧＨＧ：Ｇｒｅｅｎｈｏｕｓｅ  Ｇａｓ）の排出や削減量に応じて、低炭素型電源を優遇する仕組みの導入が国際的に普及しつつある。
【０００３】
このような仕組みの例として、京都メカニズムの一つであるＣＤＭ（Ｃｌｅａｎ  Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ  Ｍｅｃｈａｎｉｓｍ）がある。また、二国間クレジット制度などを想定した新興国と先進国間でのＣＯ２排出権の取引、同一国内でのＣＯ２排出量取引や炭素税がある。さらに、低炭素型電源由来の電力を高く買い取る固定買取制度の導入なども、同様に世界各国に普及しつつある。
【０００４】
一方、スマートグリッドを想定した発電設備の運用においては、設備利用率を高める目的で、デマンドレスポンス（ＤＲ）を適用した需要調整によるピークシフトなどが検討されている。設備利用率は、年間の発電実績（ＭＷｈ）／年間の最大発電量（ＭＷｈ）×１００で求める。ＤＲは、電力供給側の要請に応じて、需要家等の利用者が、あらかじめ決められた時間、使用量を抑制した場合に、料金の割引などインセンティブを提供する仕組みである。また、ＤＲでは、ＧＨＧ排出量を抑制するための省エネも検討されている。
【０００５】
このような背景のもと、低炭素型電源を有する発電事業者は、特定の需要家とＥＭＳ（Ｅｎｅｒｇｙ  Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ  Ｓｙｓｔｅｍ）により連携してＤＲを行い、計画的に設備利用率を高めた発電を行うことが考えられる。
【０００６】
低炭素型電源を有する発電事業者としては、例えば、日本国内においては、ＩＰＰやＰＰＳがある。ＩＰＰ（Ｉｎｄｅｐｅｎｄｅｎｔ  Ｐｏｗｅｒ  Ｐｒｏｄｕｃｅｒ）は、独立系発電事業者である。ＩＰＰは、典型的には、発電設備を有する自治体が運営している。ＰＰＳ（Ｐｏｗｅｒ  Ｐｒｏｄｕｃｅｒ  ａｎｄ  Ｓｕｐｐｌｉｅｒ）は、特定規模電気事業者である。ＰＰＳは、典型的には、工場、プラント等の発電設備を有する企業等が運営している。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】特許第４４３５１０１号公報
【特許文献２】特願２０１１−１７０８０５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
発電事業者と需要家との間で電力を供給する取り決めがあり、発電事業者の発電能力が需要家の電力需要を上回る場合、余剰の電力が生じる。この場合、発電事業者は、余剰の電力を、既存の電力会社等の電力事業者に売電することが想定される。
【０００９】
例えば、低炭素型電源を有する発電事業者（ＩＰＰ、ＰＰＳなど）が、特定の需要家とＥＭＳにより連携してＤＲを行い、発電設備の利用率を高めた運転を計画する場合を想定する。ここで、発電事業者の発電能力が電力需要を上回るケースでは、ＣＯ２削減の観点からは、発電事業者の余剰発電量を、電力事業者に売電することが望ましい。
【００１０】
しかし、総需要を一定とした場合には、電力事業者にとって、電力販売量が減るというデメリットが生じる。また、電力事業者は、現状の固定買取制度の下では、発電事業者の低炭素型電源の電力を、高い価格で買い取る必要がある。このため、電力事業者にとって、このようなＣＯ２削減事業に参加するメリットが少なく、ＣＯ２削減が促進されない。さらに、電力事業者の自主努力によるＣＯ２削減も、電力事業者に高い負担を強いるものであり、限界がある。
【００１１】
本発明の実施形態は、上記の従来技術の問題点を解決するために提案されたものであり、その目的は、発電事業者、需要家、電力事業者の全員が経済的利益を得る計画を策定することにより、電力事業者の温室効果ガス削減事業への参加を促して、全体として、省エネルギー、電源の利用率向上及び温室効果ガスの排出抑制を促進することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１２】
上記の目的を達成するため、本発明の実施形態は、需要家への売電を行う発電事業者と前記需要家との間での電力の需給に伴う温室効果ガス低減による利益よりも、前記需要家への売電及び前記発電事業者からの買電を行う電力事業者と前記発電事業者と前記需要家との間での電力の需給に伴う温室効果ガス低減による利益が大きくなるように、前記発電事業者及び前記電力事業者の電源の運転計画を立案する電源運転計画立案部と、前記運転計画に基づいて、前記発電事業者、前記電力事業者及び前記需要家のそれぞれの利益及び電力の売買の収支を含めた経済効果を算定する事業者経済効果算定部と、前記事業者経済効果算定部により算定された経済効果について、前記発電事業者、前記電力事業者及び前記需要家への配分を調整する経済効果配分調整部と、を有することを特徴とする。
【００１３】
なお、他の態様として、上記の各部の機能をコンピュータ又は電子回路により実現するための方法及びコンピュータに実行させるプログラムとして捉えることもできる。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】温室効果ガス削減事業の概要であって、（ａ）は従来例、（ｂ）は第１の実施形態の適用例を示す説明図
【図２】第１の実施形態のデータ処理プロセスを含むシステムの構成を示すブロック図
【図３】需要予測部の詳細を示すブロック図
【図４】電源運用計画立案部の詳細を示すブロック図
【図５】Ｇｒｉｄ需給計画策定部の出力画面例を示す図
【図６】事業者経済効果算定部の詳細を示すブロック図
【図７】発電事業者経済効果算定部の詳細を示すブロック図
【図８】需要家経済効果算定部の詳細を示すブロック図
【図９】Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定部の詳細を示すブロック図
【図１０】経済効果配分調整部の詳細を示すブロック図
【図１１】感度の定義を示す説明図
【図１２】単価の入力画面例を示す説明図
【図１３】第２の実施形態が適用される事業の概要を示す説明図
【図１４】第２の実施形態のデータ処理プロセスを含むシステムの構成を示すブロック図
【図１５】需要予測部の詳細を示すブロック図
【図１６】事業者経済効果算定部の詳細を示すブロック図
【図１７】第３の実施形態が適用される事業の概要を示す説明図
【図１８】第３の実施形態のデータ処理プロセスを含むシステムの構成を示すブロック図
【図１９】需要予測部の詳細を示すブロック図
【図２０】事業者経済効果算定部の詳細を示すブロック図
【図２１】第４の実施形態が適用される事業の概要を示す説明図
【図２２】第４の実施形態のデータ処理プロセスを含むシステムの構成を示すブロック図
【図２３】第５の実施形態が適用される事業の概要を示す説明図
【図２４】第５の実施形態のデータ処理プロセスを含むシステムの構成を示すブロック図
【発明を実施するための形態】
【００１５】
［第１の実施形態］
［概要］
まず、本実施形態が適用されるシステムの概要を、図１を用いて説明する。本システムが適用される温室効果ガス削減事業（プロジェクト）に参加する事業参加者は、発電事業者（Ａ）、需要家（Ｂ）、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）及び公的機関（Ｄ）である。なお、本実施形態では、温室効果ガスとして典型的なＣＯ２を対象とする場合を示す。
【００１６】
発電事業者（Ａ）は、電源である発電設備からの電力を、外部へ供給する事業者である。例えば、電力を供給して料金収入を得る事業者は、発電事業者（Ａ）である。この発電事業者（Ａ）としては、ＩＰＰ、ＰＰＳを含む。電源としては、温室効果ガスの排出量が少ない自然エネルギー発電設備、原子力発電設備等の低炭素型電源を含む。
【００１７】
需要家（Ｂ）は、外部から電力の供給を受けて消費する電力消費設備（以下、負荷と呼ぶ場合もある）を有し、消費した電力に応じて、料金を支払う者である。この需要家（Ｂ）としては、家屋、ビル、工場などを所有又は賃借している個人及び組織を含む。電力消費設備としては、照明、空調機、その他の電気機器及び電子機器、電力を消費する製造装置、加工装置、その他機械を含む。
【００１８】
Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）は、電力事業者である。電力事業者は、電源である発電設備からの電力の外部への供給、発電事業者（Ａ）の電源からの電力の購入を行う事業者である。電力事業者としては、水力、火力、原子力、風力、太陽光等の大規模な発電所と、発電所からの電力を系統を介して供給する一般電気事業者を含む。
【００１９】
本実施形態における電力事業者としてのＧｒｉｄ事業者（Ｃ）は、電力網及び情報通信網であるグリッド（Ｇｒｉｄ）を介して、電力の需要と供給及びこれに関する情報の管理を行う。なお、このような管理が可能な事業者であれば、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）は、必ずしも電源やＧｒｉｄを所有していなくてもよい。また、電力事業者は、発電事業者と送電事業者とが分離していてもよい。
【００２０】
公的機関（Ｄ）は、温室効果ガスの削減量に応じて、経済的な利益であるクレジット代を支出する仕組みを提供する機関である。公的機関（Ｄ）は、政府間機関（国連等）、非政府間機関、各国政府、地方公共団体、非営利組織等を含む。クレジット代を支出する仕組みとしては、例えば、京都メカニズムにおけるＣＤＭ（Ｃｌｅａｎ  Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ  Ｍｅｃｈａｎｉｓｍ）、日本国内における各種のクレジット制度がある。
【００２１】
このようなクレジット代を得る仕組みを活用するプロジェクトの単純な例は、発電事業者（Ａ）が単独で実施するものである。また、スマートコミュニティを想定したプロジェクトとして、需要家（Ｂ）と発電事業者（Ａ）が参加するＤＲを通じて実施されるものも検討されている。スマートコミュニティとは、電力、水、情報などのインフラの統合的な管理と最適制御を実現する共同体である。
【００２２】
図１（ａ）（ｂ）は、クレジット代を得る仕組みを活用するプロジェクトの態様を説明する図である。なお、図１（ａ）（ｂ）において、二点鎖線で示した矢印は電気の流れ、破線で示した矢印は金銭の流れを示す。金銭は、電気代、クレジット代、省エネルギーの対価等の経済的利益を示す。また、図中の「Ｐシフト」はピークシフトを意味している。ピークシフトは、電力需要が集中する昼間の電力消費の一部を、夜間に移行させることである。さらに、図中、各種のメリットを白丸、デメリットを黒丸で示す。
【００２３】
図１（ａ）は、発電事業者（Ａ）と需要家（Ｂ）の間での温室効果ガスの削減量に応じて、発電事業者（Ａ）が公的機関（Ｄ）からクレジット代を入手できる仕組みを導入した場合の説明図である。
【００２４】
発電事業者（Ａ）は、需要家（Ｂ）との間で、電力を供給し、電気代の支払いを受ける契約を締結している。また、発電事業者（Ａ）は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）との間で、余剰電力を供給し、電気代を受け取る（売電）契約を締結している。さらに、需要家（Ｂ）は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）との間で、発電事業者（Ａ）からの電力では不足する分の電力の供給を受けて、電気代を支払う契約を締結している。
【００２５】
発電事業者（Ａ）は、本実施形態の電源運用計画策定装置としての連携ＥＭＳを導入している。連携ＥＭＳは、各事業参加者が有するシステム（端末、サーバ、制御装置等のコンピュータ）の間で、それぞれが保有する情報を相互に送受信し、電源運用計画の策定を行う発電計画システムである。
【００２６】
図１（ａ）のプロジェクトの場合、Ｐシフト、省エネルギーにより、発電事業者（Ａ）は温室効果ガスの排出量を削減してクレジット代を得ることができ、需要家（Ｂ）は電気代を削減できる。
【００２７】
つまり、発電事業者（Ａ）は、Ｐシフトにより、電源の利用率を高め、省エネルギーの実現により、公的機関（Ｄ）からクレジット代を受け取ることができる。これらの経済効果により、ＥＭＳへの投資を回収できるというメリットが得られる。また、需要家（Ｂ）は、省エネルギーにより年間電気代を削減でき、発電事業者（Ａ）との協議に従って、クレジット代を受け取ることもできる。
【００２８】
この図１（ａ）のプロジェクトでは、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）は、発電事業者（Ａ）の余剰電力を買い取り、需要家（Ｂ）の不足電力を供給するというだけで、プロジェクトに参加しているわけではない。Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の発電にともなうＣＯ２排出量は、排出が多い基準値として扱われるため、ＣＯ２削減によりクレジット収入を得る効果は得られない。
【００２９】
プロジェクトにより、発電事業者（Ａ）の低炭素型電源による発電量や需要家（Ｂ）の省エネルギーが増えても、発電事業者（Ａ）が発電する分、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の売電電力量は減るので、発電収入は減る。このため、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）は、発電事業者（Ａ）及び需要家（Ｂ）との間で、かかる契約に応じることに消極的とならざるを得ない。このような状況は、発電事業者（Ａ）の低炭素型電源による発電や需要家（Ｂ）の省エネルギーの更なる推進にとって、ブレーキを掛ける原因となる。
【００３０】
本実施形態においては、図１（ｂ）に示すように、プロジェクトの参加者として、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）を加えている。電源運用計画策定装置としての連携ＥＭＳは、発電事業者（Ａ）、需要家（Ｂ）、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の各システムを連携して、電源及び負荷の運用計画を策定する。
【００３１】
連携ＥＭＳは、需要家（Ｂ）側の負荷の需要量と、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）側の電源の発電原単位を、所定時間刻みで予測した予測情報を作成する。発電原単位とは、単位電力当たりの温室効果ガスの排出量（排出原単位）である。例えば、ＣＯ２の場合、ｔ（トン）ＣＯ２/ＭＷｈ等の単位で表すことができる。この発電原単位は、時間ごとに変化する。
【００３２】
連携ＥＭＳは、予測情報に基づいて、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）による発電事業者（Ａ）からの電力の購入及び需要家（Ｂ）への電力の供給を含めて、運転計画を立案する。運用計画は、発電事業者（Ａ）とＧｒｉｄ事業者（Ｃ）の発電計画と、需要家（Ｂ）の負荷計画を含む。この運転計画においては、最適な時間にＰシフトを行うことにより、発電事業者（Ａ）及びＧｒｉｄ事業者（Ｃ）の発電効率の向上、需要家（Ｂ）の省エネルギーを図る。
【００３３】
また、連携ＥＭＳによる運転計画の立案は、発電事業者（Ａ）、需要家（Ｂ）及びＧｒｉｄ事業者（Ｃ）の３者が、コストメリットを得るように行う。より具体的には、発電事業者（Ａ）からＧｒｉｄ事業者（Ｃ）への売電は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の発電原単位が高い時に行う。Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）から需要家（Ｂ）への売電は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の発電原単位が小さい時に行う。これにより、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が参加したことによる新たなクレジット代を発生させることができる。これに加えて、連携ＥＭＳは、３者の収入の再配分も行う。
【００３４】
なお、本実施形態においては、温室効果ガスの削減による経済効果を、クレジット収入として説明する。但し、経済効果は、経済的な観点から利点が得られる状況を広く含む。例えば、クレジット収入と同様の効果は、炭素税が導入された場合にも、支払うべき税金が削減できる経済効果として、算定することができる。また、各種の補助金収入が得られる場合にも、経済効果として適用できる。
【００３５】
また、発電事業者（Ａ）が供給可能な電力は、需要家（Ｂ）の需要量を上回っていても、下回っていてもよい。但し、発電事業者（Ａ）の電力が、需要家（Ｂ）の需要量を上回っていても、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）からの電力の供給を受ける計画となる場合がある。例えば、温室効果ガスの排出量等の諸条件によっては、発電事業者（Ａ）、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）のいずれの供給を優先するかが変わる。
【００３６】
より具体的には、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が、やむを得ず石炭等の非効率な発電設備を使用しなければならない場合には、発電事業者（Ａ）からの電力を優先して活用する。一方、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）側に、温室効果ガスの排出量の少ない電力の供給能力が十分にある場合には、その電力を需要家（Ｂ）に積極的に使用してもらう。これにより、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の所有する温室効果ガスの排出量が少ない発電設備を、排出量が少なくなる時間帯に稼働させる。従って、全体的に、温室効果ガスの排出量を削減できる。
【００３７】
つまり、本実施形態は、発電事業者（Ａ）がＧｒｉｄ事業者（Ｃ）と連携せずに別々に発電して需要家（Ｂ）へ供給するよりも、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の発電計画を考慮して、最適な発電設備の選択、発電時間等の決定ができる。これにより、本実施形態では、より大規模、広範囲な温室効果ガスの削減効果が期待できる。
【００３８】
［構成］
本実施形態の構成を、図２〜図１２を参照して説明する。
［全体構成］
図２は、本実施形態を適用したシステム全体を示すブロック図である。発電事業者（Ａ）は、発電計画システム１００を有する。需要家（Ｂ）は、需要家システム２００を有する。Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）は、Ｇｒｉｄ事業者システム３００を有する。
【００３９】
発電計画システム１００は、電源運用計画策定装置であり、需要家システム２００及びＧｒｉｄ事業者システム３００と連携して電源運用計画を策定する連携ＥＭＳの機能を持つ。
【００４０】
需要家システム２００は、需要家（Ｂ）が有する電力消費設備に接続され、発電計画システム１００からの負荷計画に基づいて、電力消費設備を制御する。また、電力消費設備の電力消費の実績情報を、需要実績として、後述する需要家ＤＢ５１０に記録する。
【００４１】
Ｇｒｉｄ事業者システム３００は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の火力発電所、ＰＶ発電所等の種々の発電所及び変電所における制御システムを、相互に接続する電力事業者ＬＡＮに接続されている。Ｇｒｉｄ事業者システム３００は、発電計画システム１００において作成された電源運用計画に基づく制御信号を、各制御システムに送信する。また、Ｇｒｉｄ事業者システム３００は、各制御システムから、発電についての実績情報を、後述するＧｒｉｄ事業者ＤＢ５４０に記憶する。
【００４２】
また、発電計画システム１００には、処理に必要な各種の情報を格納した記憶部が接続されている。この記憶部は、予測情報データベース（以下、ＤＢとする）５００、需要家ＤＢ５１０、需要予測ＤＢ５２０、需要計画一時保管ＤＢ５３０、Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０、Ｇｒｉｄ原単位ＤＢ５５０、ＣＯ２クレジットＤＢ５６０、発電機ＤＢ５７０を含む。
【００４３】
予測情報ＤＢ５００は、所定時間毎の天候、温湿度等の気象情報である予測情報等を記憶する記憶部である。需要家ＤＢ５１０は、所定時間毎の需要家（Ｂ）の負荷の計画である負荷計画、負荷計画毎の消費電力量、需要家（Ｂ）の過去の需要量の実績である需要実績等を記憶する記憶部である。
【００４４】
需要予測ＤＢ５２０は、所定時間毎の需要家（Ｂ）の需要量の予測である需要予測を記憶する記憶部である。この需要予測は、クレジットの活用、Ｐシフトを考慮していないものである。
【００４５】
需要計画一時保管ＤＢ５３０は、新需要予測５３１、最新需要予測５３２を一時的に記憶する記憶部である（図４参照）。新需要予測５３１は、クレジットの活用、Ｐシフトを考慮した場合の需要家（Ｂ）の所定時間毎の需要予測である。最新需要予測５３２は、一日の中で、所定時間毎の需要変更によって、温室効果ガスの削減量が増える効果が認められる場合に変更される最新の需要予測である。
【００４６】
Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の電源に関する情報を記憶するＤБである。この情報としては、例えば、以下のものを含む（図４参照）。
・停止可能発電機リスト
・発電機毎の発電原単位
・発電機毎の運転実績
・全発電機の運転計画
・発電機毎の効率特性
・発電機毎の使用燃料種
・燃料単価
・Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）から需要家（Ｂ）への売電単価の計画
【００４７】
停止可能発電機リストは、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が管理している発電機のうち、発電効率が悪い、老朽化している、などの理由で停止可能な発電機のリストである。このリストは、複数の発電機の停止の優先度に関する情報を有する場合もある。また、時間帯で停止対象や停止の優先順位が変わることも考えられるため、所定時間毎にリスト化されている。なお、発電機毎の発電原単位、発電機毎の運転実績は、年平均である。全発電機の運転計画、売電単価の計画については、所定時間毎である。
【００４８】
Ｇｒｉｄ原単位ＤＢ５５０は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の発電機の発電原単位に関する情報を記憶するＤＢである。この情報としては、例えば、以下のものを含む（図４参照）。
・年平均Ｇｒｉｄ原単位
・新需要予測Ｇｒｉｄ原単位
・最新需要予測Ｇｒｉｄ原単位
【００４９】
年平均Ｇｒｉｄ原単位は、発電原単位の年平均である。新需要予測Ｇｒｉｄ原単位は、新需要予測に基づく所定時間毎の発電原単位である。最新需要予測Ｇｒｉｄ原単位は、最新需要予測に基づく所定時間毎の発電原単位である。
【００５０】
ＣＯ２クレジットＤＢ５６０は、温室効果ガスの削減量に応じたクレジット代の単価を記憶するＤＢである。
【００５１】
発電機ＤＢ５７０は、発電事業者（Ａ）の発電機の特性、売電価格に関する情報を記憶する記憶部である。この情報としては、例えば、以下のものがある（図６参照）。
・効率特性（出力変化に対する効率の変化）
・発電原単位
・発電事業者からＧｒｉｄ事業者への売電単価計画
・発電事業者から需要家への売電単価計画
なお、売電単価計画は、所定時間毎の計画である。
【００５２】
［発電計画システム］
発電計画システム１００は、所定のプログラムを実行するコンピュータにより実現されるシステムであり、出力部１０２及び入力部１０３が接続されている。
【００５３】
出力部１０２は、Ｇｒｉｄ需給計画策定画面、単価調整画面等を、運転員等が認識可能となるように出力する構成部である。この出力部４０としては、たとえば、表示装置、プリンタ等が考えられる。但し、現在又は将来において利用可能なあらゆる出力装置を含む。また、出力部１０２としては、通信ネットワークを介して情報を出力するインターフェース等も含まれる。
【００５４】
入力部１０３は、発電計画システム１００としての処理に必要な情報の入力、処理の選択や指示を入力する構成部である。この入力部１０３としては、たとえば、キーボード、マウス、タッチパネル（表示装置に構成されたものを含む）等が考えられる。但し、現在又は将来において利用可能なあらゆる入力装置を含む。また、入力部１０３には、通信ネットワークからの情報の入力を受け付けるインターフェース等も含まれる。
【００５５】
そして、発電計画システム１００は、条件設定部１０１、需要予測部１１０、需要制御計画部１２０、電源運転計画立案部１３０、事業者経済効果算定部１４０、経済効果配分調整部１５０、情報提供部１６０、合意確認部１７０を有する。以下、各部を詳説する。
【００５６】
（条件設定部）
条件設定部１０１は、予測期間として予測開始日と終了日を設定する処理部である。この設定は、入力部１０３から、運転員が入力した所望の予測開始日と終了日に応じて行われる。なお、デフォルトで、発電計画の対象となる日（計画立案日の翌日）を予測期間としてもよい。
【００５７】
（需要予測部）
需要予測部１１０は、予測情報ＤＢ５００に記憶された予測情報に基づいて、需要予測を生成する処理部である。需要予測は、所定時間毎の需要家の需要量の予測である。この需要予測部１１０の予測方法は、例えば、電力会社などで既に採用している既存の方法を用いることができる。但し、予測の手法としては、現在又は将来において利用可能なあらゆる手法を適用可能である。
【００５８】
このような需要予測を行うために、需要予測部１１０は、例えば、図３に示すように、気象情報取得部１１１、日タイプ決定部１１２、需要計算部１１３を有する。
【００５９】
気象情報取得部１１１は、所定時間毎に、予測情報ＤＢ５００から、気象情報を取得する処理部である。日タイプ決定部１１２は、予測の対象となる日について、一般的に需要が共通する傾向のある日毎に区別した日タイプを決定する処理部である。日タイプとしては、例えば、平日、祝日、祭日、特定のイベント開催日等がある。
【００６０】
需要計算部１１３は、所定時間毎に需要予測を算出して、所定時間毎に出力する処理部である。この需要予測の算出は、気象情報、日タイプに加えて、所定時間毎の負荷計画、負荷計画毎の消費電力量、需要実績等に基づいて行う。出力された需要予測は、需要予測ＤＢ５２０が記憶する。
【００６１】
（需要制御計画部）
需要制御計画部１２０は、需要予測に基づいて、需要制御計画を作成する処理部である。需要制御計画は、需要家（Ｂ）の消費電力を需要予測よりも節約する省エネルギーが可能な場合、ＤＲよるＰシフトが可能な場合に、これらを実施した場合の需要計画である。この計画作成についても、既に検討が進んでいる既存の手法や、将来において利用可能な手法を用いることができる。作成された需要計画は、需要計画一時保管ＤＢ５３０が、省エネルギー、Ｐシフト等を考慮した負荷計画である新需要予測として新需要予測ＤＢ５３１が記憶する。
【００６２】
（電源運転計画立案部）
電源運転計画立案部１３０は、Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０から取得する情報に基づいて、発電事業者（Ａ）及びＧｒｉｄ事業者（Ｃ）の電源の運転計画を立案する処理部である。Ｃｒｉｄ事業者ＤＢ５４０の情報としては、上記のように、燃料単価、停止対象発電機リスト、発電機毎の効率特性、発電原単位、Ｇｒｉｄから需要家への売電単価計画などが含まれる。
【００６３】
この電源運転計画立案部１３０は、システム全体の運用に伴うクレジット収入を増やすことができるように、運転計画を立案する。例えば、発電事業者（Ａ）からＧｒｉｄ事業者（Ｃ）への売電は、Ｇｒｉｄ発電原単位が高い時に行う計画とする。また、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）から需要家（Ｂ）への売電は、Ｇｒｉｄ発電原単位が低い時に行う計画とする。つまり、発電事業者（Ａ）と需要家（Ｂ）のみが参加する事業よりも、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の参加で、ＣＯ２削減量の増加に応じたクレジット収入が増加する計画とする。
【００６４】
このような電源運転計画を立案するために、電源運転計画立案部１３０は、たとえば、図４に示すように、Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１、需要計画更新部１３２、従来立案部１３３を有する。
【００６５】
Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１は、発電事業者（Ａ）と需要家（Ｂ）に加えて、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が参加する３者でのＣＯ２排出量削減、省エネルギー、Ｐシフトを考慮した電源運転計画を立案する処理部である。この計画の対象となる電源は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）と発電事業者（Ａ）の発電機である。そして、この運転計画は、上記のように、Ｇｒｉｄ発電原単位が高い時に、発電事業者（Ａ）からＧｒｉｄ事業者（Ｃ）への売電を行うものとする。また、運転計画は、Ｇｒｉｄ発電原単位が小さい時に、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）から需要家（Ｂ）への売電を行うものとする。
【００６６】
このようなＧｒｉｄ連携時立案部１３１は、例えば、Ｇｒｉｄ停止可能発電機設定部１３１ａ、年平均Ｇｒｉｄ原単位算定部１３１ｂ、期間Ｇｒｉｄ原単位算定部１３１ｃ、Ｇｒｉｄ需給計画策定部１３１ｄ、電源計画策定部１３１ｅを有する。
【００６７】
Ｇｒｉｄ停止可能発電機設定部１３１ａは、Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０に記憶された停止可能発電機リストを取得する処理部である。停止可能発電機リストは、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が管理する発電機のうち、停止可能な発電機のリストである。停止可能である理由としては、例えば、発電効率が悪い、老朽化しているなどを含む。停止可能な発電機が複数存在する場合には、停止させる優先順位が設定されていてもよい。
【００６８】
また、時間帯により、停止可能な発電機及びその停止の優先順位が変わることも考えられる。このため、停止可能な発電機及びその優先順位は、所定の時間毎にリスト化されている。この停止可能発電機のリストは、後述するように、出力部１０２が画面表示することができる（図５参照）。
【００６９】
年平均Ｇｒｉｄ原単位算定部１３１ｂは、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の年平均の発電原単位を算定する処理部である。年平均の発電原単位とは、時間で区切らない１日の発電原単位の年間の平均値である。この算定は、Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０に格納された発電機毎の年平均の発電原単位、発電機毎の年平均の運転実績などの情報に基づいて行うことができる。算定の手法としては、現在又は将来において利用可能なあらゆる手法を適用可能である。例えば、京都メカニズムのＣＤＭなどで定められた算定方法などを適用できる。算定された年平均の発電原単位は、Ｇｒｉｄ原単位ＤＢ５５０が記憶する。
【００７０】
期間Ｇｒｉｄ原単位算定部１３１ｃは、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の所定時間毎の運転計画に沿う発電原単位の予測値を算定する処理部である。この発電原単位は、１日のうちの所定時間毎の発電原単位の年間の平均値である。この算定は、Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０に格納された全発電機の所定時間毎の運転計画、発電機毎の効率特性、発電機毎の使用燃料種などの情報に基づいて行うことができる。算定の手法としては、現在又は将来において利用可能なあらゆる手法を適用可能である。例えば、ＣＤＭやＩＰＣＣのガイドラインに沿った手法を用いることができる。
【００７１】
Ｇｒｉｄ需給計画策定部１３１ｄは、発電事業者（Ａ）がＧｒｉｄ事業者（Ｃ）に売電する場合の推奨時間、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が需要家（Ｂ）に電力を供給する場合の推奨時間を策定する処理部である。この策定は、上記の停止可能発電機、年平均の発電原単位、所定の時間毎の発電原単位の情報に基づいて、ＣＯ２の削減量が増えるように行う。
【００７２】
電源計画策定部１３１ｅは、Ｇｒｉｄ需給計画策定部１３１ｄが策定した推奨時間に基づいて、発電事業者（Ａ）の発電機と、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の発電機を含む電源全体の運転計画を策定する処理部である。この策定は、発電事業者（Ａ）から需要家（Ｂ）及びＧｒｉｄ事業者（Ｃ）への電力供給の有無、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）から需要家（Ｂ）への電力供給の有無を、所定時間毎に決定する形で行う。
【００７３】
需要計画更新部１３２は、需要計画一時保管ＤＢ５３０に記憶された最新需要予測ＤＢ５３２を、電源計画策定部１３１ｅが策定した最新の運転計画に基づく需要計画により更新する処理部である。
【００７４】
従来立案部１３３は、発電事業者（Ａ）が特定の需要家（Ｂ）に電力を供給するという２者間での電源運転計画を立案する処理部である。この電源運転計画は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が余剰電力の買い取り、不足電力の供給を行うだけで、プロジェクトには参加しない計画に相当する。
【００７５】
つまり、従来立案部１３３による電源運転計画は、特定の需要家（Ｂ）の需要に応じて、発電事業者（Ａ）が電力を供給する計画である。この運転計画では、需要に対する発電事業者（Ａ）の電力が余剰の場合には、余剰電力をＧｒｉｄ事業者（Ｃ）に売電する。一方、需要に対する発電事業者（Ａ）の電力が不足する場合には、不足電力について、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）から需要家（Ｂ）に供給する。この計画も、所定時間毎に策定する。
【００７６】
従来立案部１３３による運転計画の立案は、需要予測ＤＢ５２０から取得する需要家（Ｂ）の負荷計画である需要予測に基づいて行われる。需要予測は、クレジットの活用、Ｐシフトを考慮していない。このため、運転計画は、ＣＯ２削減量をクレジット化しないベースラインとして、ＤＲによるＰシフトや省エネも実施しない計画となる。
【００７７】
（事業者経済効果算定部）
事業者経済効果算定部１４０は、電源運転計画立案部１３０で立案した運転計画に基づき、発電事業者（Ａ）、需要家（Ｂ）、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の３者の経済的な効果を算定する処理部である。経済的な効果とは、発電事業者（Ａ）とＧｒｉｄ事業者（Ｃ）について売電収入の増加、需要家（Ｂ）については省エネルギーによる電気代の削減である。
【００７８】
このような算定を行うために、事業者経済効果算定部１４０は、例えば、図６に示すように、発電事業者経済効果算定部１４１、需要家経済効果算定部１４２、Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定部１４３を有する。
【００７９】
発電事業者経済効果算定部１４１は、発電事業者（Ａ）の経済効果を算定する処理部である。需要家経済効果算定部１４２は、需要家（Ｂ）の経済効果を算定する処理部である。Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定部１４３は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の経済効果を算定する処理部である。
【００８０】
各経済効果算定部１４１、１４２、１４３は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）との連携時の運転計画と、従来の運転計画との比較で、経済効果を算出する処理部である。ここでは、クレジット収入も効果として考慮する。発電事業者（Ａ）とＧｒｉｄ事業者（Ｃ）の経済効果は、所定期間中の売電収入増加分とし、需要家（Ｂ）の経済効果は、同じ期間中の電気代削減分とする。以下、各経済効果算定部１４１、１４２、１４３を、図７〜図８を参照して説明する。
【００８１】
（発電事業者経済効果算定部）
発電事業者経済効果算定部１４１は、図７に示すように、Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４１ａ、従来収支計算部１４１ｂ、クレジット収入計算部１４１ｃ、効果集計部１４１ｄを有する。
【００８２】
Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４１ａは、Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１により立案された運転計画に基づいて、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）との連携時における発電事業者（Ａ）の経済的な収支を計算する処理部である。従来収支計算部１４１ｂは、従来立案部１３３により立案された運転計画に基づいて、発電事業者（Ａ）の経済的な効果を計算する処理部である。
【００８３】
Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４１ａ、従来収支計算部１４１ｂは、発電機の効率特性に基づく発電単価の算定、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）及び需要家（Ｂ）への売電による収入の算定を、所定時間毎に行う。
【００８４】
この算定のため、Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４１ａは、発電効率算定部１４１ａ−１、発電単価算定部１４１ａ−２、Ｇｒｉｄ売電収入算定部１４１ａ−３、需要家売電収入算定部１４１ａ−４を有する。また、従来収支計算部１４１ｂは、発電効率算定部１４１ｂ−１、発電単価算定部１４１ｂ−２、Ｇｒｉｄ売電収入算定部１４１ｂ−３、需要家売電収入算定部１４１ｂ−４を有する。
【００８５】
発電効率算定部１４１ａ−１、１４１ｂ−１は、発電機ＤＢ５７０から取得する発電機の効率特性に基づいて、発電効率を算出する処理部である。発電単価算定部１４１ａ−２、１４１ｂ−２は、発電効率と、発電機ＤＢ５７０から取得する買電単価に基づいて、発電単価を算出する処理部である。
【００８６】
Ｇｒｉｄ売電収入算定部１４１ａ−３、１４１ｂ−３は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）への売電による収入を計算する処理部である。Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）への売電単価は、発電機ＤＢ５７０から取得する。需要家売電収入算定部１４１ａ−４、１４１ｂ−４は、需要家（Ｂ）への売電による収入を計算する処理部である。これらの計算は、所定時間毎に行う。売電単価は、発電機ＤＢ５７０から取得する。需要家（Ｂ）への売電価格は、発電事業者（Ａ）が設定できる。
【００８７】
クレジット収入計算部１４１ｃは、発電事業者（Ａ）のクレジット収入を算定する処理部である。このクレジット収入の算定は、例えば、以下のような情報を取得して行う。
・発電効率の変化を考慮できるデータとしての発電原単位（発電機ＤＢ５７０から）
・所定時間毎の新需要予測Ｇｒｉｄ原単位（Ｇｒｉｄ原単位ＤＢ５５０から）
・クレジット単価（ＣＯ２クレジットＤＢ５６０から）
・Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１と従来立案部１３３のＧｒｉｄ事業者（Ｃ）と需要家（Ｂ）への電力の売買に関する情報
【００８８】
効果集計部１４１ｄは、発電事業者（Ａ）の年間の追加収入と収入増加率を、算定する処理部である。以上のように、発電事業者経済効果算定部１４１が計算する各種収支に関する計算式の例は、後述する。
【００８９】
（需要家経済効果算定部）
需要家経済効果算定部１４２は、図８に示すように、Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４２ａ、従来収支計算部１４２ｂ、クレジット収入計算部１４２ｃ、効果集計部１４２ｄを有する。
【００９０】
Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４２ａは、Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１により立案された運転計画に基づいて、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）との連携時における需要家（Ｂ）の経済的な収支を計算する処理部である。従来収支計算部１４２ｂは、従来立案部１３３により立案された運転計画に基づいて、需要家（Ｂ）の経済的な効果を計算する処理部である。
【００９１】
Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４２ａ、従来収支計算部１４２ｂは、発電事業者（Ａ）からの買電による支出、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）からの買電による支出の算定を所定時間毎に行う。
【００９２】
この算定のため、Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４２ａは、発電事業者買電支出算定部１４２ａ−１、Ｇｒｉｄ買電支出算定部１４２ａ−２を有する。また、従来収支計算部１４２ｂは、発電事業者買電支出算定部１４２ｂ−１、Ｇｒｉｄ買電支出算定部１４２ｂ−２を有する。
【００９３】
発電事業者買電支出算定部１４２ａ−１、１４２ｂ−１は、発電事業者（Ａ）からの買電支出の計算を、所定時間毎に行う処理部である。発電事業者（Ａ）からの買電単価は、発電機ＤＢ５７０から取得する。Ｇｒｉｄ買電支出算定部１４２ａ−２、１４２ｂ−２は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）からの買電支出の計算を、所定時間毎に行う。Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）からの買電単価は、Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０から取得する。
【００９４】
クレジット収入計算部１４２ｃは、需要家（Ｂ）のクレジット収入を算定する処理部である。このクレジット収入の算定は、例えば、以下のような情報を取得して行う。
・所定時間毎の新需要予測Ｇｒｉｄ原単位（Ｇｒｉｄ原単位ＤＢ５５０から）
・クレジット単価（ＣＯ２クレジットＤＢ５６０から）
・Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１と従来立案部１３３のＧｒｉｄ事業者（Ｃ）と需要家（Ｂ）への電力の売買に関する情報
【００９５】
効果集計部１４２ｄは、需要家（Ｂ）の年間の出費抑制量と出費抑制率を算定する処理部である。以上のように、需要家経済効果算定部１４２が計算する各種収支に関する計算式の例は、後述する。
【００９６】
（Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定部）
Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定部１４３は、図９に示すように、Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４３ａ、従来収支計算部１４３ｂ、クレジット収入計算部１４３ｃ、効果集計部１４３ｄを有する。
【００９７】
Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４３ａは、Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１により立案された運転計画に基づいて、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が連携した時におけるその経済的な収支を計算する処理部である。従来収支計算部１４３ｂは、従来立案部１３３により立案された運転計画に基づいて、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の経済的な効果を計算する処理部である。
【００９８】
Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４３ａ、従来収支計算部１４３ｂは、需要家（Ｂ）への売電による収入の計算、発電事業者（Ａ）からの買電による支出の算定を、所定時間毎に行う。
【００９９】
この算定のため、Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４３ａは、需要家売電収入算定部１４３ａ−１、発電事業者買電支出算定部１４３ａ−２を有する。また、従来収支計算部１４３ｂは、需要家売電収入算定部１４３ｂ−１、発電事業者買電支出算定部１４３ｂ−２を有する。
【０１００】
需要家売電収入算定部１４３ａ−１、１４３ｂ−１は、需要家（Ｂ）への売電による収入を計算する処理部である。需要家（Ｂ）への売電単価は、Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０から取得する。発電事業者買電支出算定部１４３ａ−２、１４３ｂ−２は、発電事業者（Ａ）からの買電による支出を計算する処理部である。発電事業者（Ａ）からの買電単価は、発電機ＤＢ５７０から取得する。
【０１０１】
クレジット収入計算部１４３ｃは、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）のクレジット収入を算定する処理部である。この算定は、例えば、以下のような情報を取得して行う。
・所定時間毎の最新需要予測Ｇｒｉｄ原単位（Ｇｒｉｄ原単位ＤＢ５５０から）
・クレジット単価（ＣＯ２クレジットＤＢ５６０から）
・Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１と従来立案部１３３のＧｒｉｄ事業者（Ｃ）と需要家（Ｂ）への電力の売買に関する情報
【０１０２】
効果集計部１４３ｄは、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）からの年間の追加収入と収入増加率を算定する処理部である。以上のように、Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定部１４３が計算する各種収支に関する計算式の例は、後述する。
【０１０３】
（経済効果配分調整部）
経済効果配分調整部１５０は、発電事業者（Ａ）、需要家（Ｂ）、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の３者の経済効果の配分を調整する処理部である。経済効果配分調整部１５０は、電力単価の変更に応じた経済効果の配分を試算し、各事業参加者（Ａ）（Ｂ）（Ｃ）に対する確認結果に応じて配分を調整する。
【０１０４】
このような調整処理のため、経済効果配分調整部１５０は、図１０に示すように、事業者別改善率取得部１５１、感度計算部１５２、インターフェース部１５３、調整有無判定部１５４、条件変更部１５５を有する。
【０１０５】
事業者別改善率取得部１５１は、事業者経済効果算定部１４０で求めた発電事業者（Ａ）、需要家（Ｂ）、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の収支の改善量と改善率を取得する処理部である。改善量は、追加収入又は出費抑制量である。改善率は、収入増加率又は出費抑制率である。
【０１０６】
感度計算部１５２は、事業者別改善率取得部１５１と並行して、各事業者毎に感度分析を行う処理部である。感度は、いずれの単位をどの程度変更すると、事業参加者のいずれかにおいて、経済効果にどの程度の変化があるのかを示す指標である。例えば、後述するように、感度は、経済効果の変化率と、各種の単位の変化率との比の値により求める値とすることができる（図１１参照）。
【０１０７】
インターフェース部１５３は、出力部１０２の表示画面への事業者別の改善率と感度等の表示（図１２参照）と、入力部１０３を介した条件設定等を制御する処理部である。
【０１０８】
調整有無判定部１５４は、単価の変更の有無に応じて、調整の有無を判定する処理部である。条件変更部１５５は、事業者経済効果算定部１４１による算定条件を変更して、経済効果の算定に反映させる処理部である。
【０１０９】
（情報提供部）
情報提供部１６０は、調整有無判定部１５４により調整無しとして確定した単価及び運転計画の情報を、出力部１０２を介して需要家システム２００、Ｇｒｉｄ事業者システム３００に送信する処理部である。
【０１１０】
（合意確認部）
合意確認部１７０は、需要家システム２００、Ｇｒｉｄ事業者システム３００から入力部１０３を介して受信した連絡が、単価に対して合意するか、合意できない（ＮＧ）かを確認する処理部である。合意できない場合に同時に送信されてくる希望の単価情報も、入力部１０３が受信する。
【０１１１】
［作用］
［概要］
以上のような本実施形態の処理の概要を、図２を参照して説明する。まず、条件設定部１０１は、入力部１０３を用いたユーザからの入力に応じて、予測期間として予測開始日と終了日を設定する。
【０１１２】
需要予測部１１０は、予測情報ＤＢ５００に記憶された所定時間毎の予測情報に基づいて、電力需要を予測した需要予測を作成し、需要予測ＤＢ５２０に記憶する。なお、以下の処理における所定時間は、例えば、３０分とする。つまり、１日を３０分毎の時間帯に区切って、種々の情報を算出することにより、需要予測の精度を確保しつつ、需要の変化に応じた電源の起動、停止、切替等も可能としている。
【０１１３】
需要制御計画部１２０は、需要予測に基づいて、需要家（Ｂ）の省エネルギー及びＰシフトを考慮した需要計画を作成する。作成された需要計画は、需要計画一時保管ＤＢ５３０が記憶する。
【０１１４】
電源運転計画立案部１３０は、Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０から取得する情報に基づいて、本システムの運用に伴うクレジット収入を増やすことができるように、運転計画を立案する。この運転計画は、発電事業者（Ａ）からＧｒｉｄ事業者（Ｃ）への売電は、Ｇｒｉｄ発電原単位が高い時に行う計画とする。また、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）から需要家（Ｂ）への売電は、Ｇｒｉｄ発電原単位が低い時に行う計画とする。
【０１１５】
例えば、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が非効率な発電設備を稼働させなければならないときには、再生可能エネルギー電源を持った発電事業者（Ａ）が、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）に電力を売る。これにより、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の発電量が削減される。このように連携を図ることで、さらなるＣＯ２削減を図ることができ、クレジット収入を増やすことができる。
【０１１６】
また、例えば、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）は、夜間等には、ＣＯ２の排出量が少ない水力発電等の電源からの電力を得ることができる。このため、そのような電源の稼働時間が把握できる場合には、需要家（Ｂ）が、その電力を優先して買うようなスケジューリングを行う。この場合も、発電事業者（Ａ）の電源の稼働状況を見ながら運転を行う。このように連系を図ることで、追加的なＣＯ２削減を図ることができ、追加的なクレジット収入を増やすことができる。
【０１１７】
さらに、電源運転計画立案部１３０は、Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０の情報に基づき、Ｇｒｉｄ原単位を求める。このＧｒｉｄ原単位は、Ｇｒｉｄ原単位ＤＢ５５０が記憶する。
【０１１８】
事業者経済効果算定部１４０は、電源運転計画立案部１３０が立案した運転計画に基づき、発電事業者（Ａ）、需要家（Ｂ）、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の３者の経済的な効果を算定する。つまり、発電事業者（Ａ）とＧｒｉｄ事業者（Ｃ）において増加する売電収入、需要家（Ｂ）において省エネルギーにより削減される電気代を算出する。
【０１１９】
経済効果配分調整部１５０は、各種単価の変更による経済効果の配分を試算し、３者の経済効果のバランスを確認できるようにする。その結果としての電力単価は、情報提供部１６０が、需要家システム２００、Ｇｒｉｄ事業者システムに配信する。合意確認部１７０は、需要家（Ｂ）及びＧｒｉｄ事業者（Ｃ）から、合意が得られた場合には、各種単価を確定する。
【０１２０】
［需要予測処理］
次に、需要予測処理について、図３を参照して説明する。まず、気象情報取得部１１１は、予測対象日における予測情報である気象予報データを、予測情報ＤＢ５００から３０分毎に取得する。
【０１２１】
日タイプ決定部１１２は、あらかじめ設定されたカレンダー、イベントの日程データ等に基づいて、平日、祝日、ワールドカップ開催日などといった予測対象日の日タイプを決定する。
【０１２２】
需要計算部１１３は、気象予報データと日タイプに加え、３０分毎の需要の負荷計画、負荷計画毎の消費電力量、過去の電力消費実績に基づいて、電力需要を予測した需要予測を作成する。需要予測ＤＢ５２０は、需要計算部１１３が、３０分毎に予測して出力した需要予測を記憶する。
【０１２３】
［需要制御計画処理］
需要制御計画部１２０は、需要予測に基づいて、３０分毎に、需要家（Ｂ）のクレジット活用のための省エネルギー及びＰシフトを考慮した負荷計画である需要計画を作成する。作成された需要計画は、クレジット活用後の３０分毎の新需要予測として、需要計画一時保管ＤＢ５３０が記憶する。
【０１２４】
［電源運転計画立案処理］
電源計画の立案処理を、図４を参照して説明する。
（Ｇｒｉｄ連携時立案処理）
まず、Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１の処理を説明する。Ｇｒｉｄ停止可能発電機設定部１３１ａは、Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０から、３０分毎の停止可能な発電機リストを取得する。次に、年平均Ｇｒｉｄ原単位算定部１３１ｂは、発電機毎の発電原単位の年平均と、発電機毎の運転実績の年平均に基づいて、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の年間平均の発電原単位を算定する。
【０１２５】
期間Ｇｒｉｄ原単位算定部１３１ｃは、運転計画に沿う発電原単位の予測値を算定する。この算定は、Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０に記憶された全発電機の３０分毎の運転計画、発電機毎の効率特性、発電機毎の使用燃料種の情報に基づいて、３０分毎に行う。
【０１２６】
Ｇｒｉｄ需給計画策定部１３１ｄは、停止可能発電機、発電機の３０分毎の発電原単位の予測値に基づいて、ＣＯ２削減量が増えるように、売電の推奨時間を求める。Ｇｒｉｄ発電原単位が高い時間は、発電事業者（Ａ）からＧｒｉｄ事業者（Ｃ）へ売電すべき時間となる。Ｇｒｉｄ発電原単位が低い時間は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が需要家（Ｂ）に売電すべき時間となる。
【０１２７】
ここで、Ｇｒｉｄ需給計画策定部１３１ｄによる策定結果を、出力部１０２が表示した表示画面例を、図５に示す。この表示画面は、ある一日のデータを表示している。表示画面の上段は、Ｇｒｉｄ原単位平均値を、３０分刻みで表示している。Ｇｒｉｄ原単位平均値は、３０分毎の時間帯における発電原単位の年間の平均値の、時間概念がない１日の発電原単位の年間の平均値に対する比率である。各時間帯の年平均が、１日の年平均の０．８、つまり８０％程度が平均値である。
【０１２８】
これにより、ＣＯ２排出削減効果を増やすために、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）から電力を購入すべき推奨時間と、販売すべき推奨時間を求めることができる。例えば、Ｇｒｉｄ発電原単位が年平均の８０％以下であれば、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が需要家（Ｂ）へ売電すべき推奨時間となる。発電原単位が年平均の１２０％以上であれば、発電事業者（Ａ）がＧｒｉｄ事業者（Ｃ）に売電すべき推奨時間となる。
【０１２９】
図５では、３０分毎の時間帯のうち、０：００〜０：２９、２３：００〜２３：２９、２３：３０〜２３：５９の時間帯においては、それぞれ０．５５０、０．５３０、０．５３５であり、発電原単位が年平均の８０％以下である。また、１３：３０〜１３：５９の時間帯は、０．９００であり発電原単位が年平均の１２０％以上である。
【０１３０】
そして、図５の表示画面では、発電原単位が年平均の８０％以下の場合と、１２０％以上の場合を色分けして区別表示（図中、ハッチング部分）している。これにより、運転員等は、発電原単位が小さい時間と大きい時間が明確に分かる。色付けの閾値は、任意に決めてよく、表現方法も表ではなくグラフでもよい。これにより、運転員等は、ＣＯ２排出削減効果を増やすために、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）から電力を購入すべき推奨時間と、販売すべき推奨時間を視覚により即座に把握することができる。
【０１３１】
一方、表示画面の下段には、上記と同じ時間帯毎に、上から下へ、発電原単位の大きい順に、発電原単位、発電所名（Ａ、Ｂ、Ｃ、…）と発電機名（１号、２号、…）がリスト表示されている。Ｇｒｉｄ停止可能発電機設定部１３１ａで得た情報に基づいて、停止可能な発電機には、フラグが立っている。例えば、図中、塗り潰された正方形が表示されている。
【０１３２】
つまり、発電機毎に発電原単位を明示するとともに、停止可能な発電機を区別して表示している。このため、運転員等は、停止すべき発電機を明確に把握することができる。従って、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が発電量を絞る時に、ＣＯ２の排出量が大きい発電機を優先的に停止して、ＣＯ２排出量を削減できる。また、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）において停止可能な発電機の電力を、発電事業者（Ａ）の発電機の電力に置き換えることにより、ＣＯ２排出量の削減量をより多くすることができる。
【０１３３】
電源計画策定部１３１ｅは、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の発電機と発電事業者（Ａ）の発電機を含む電源全体の運転計画を、３０分毎に策定する。例えば、Ｇｒｉｄ原単位が高い時には、発電事業者（Ａ）が、極力、需要家（Ｂ）又はＧｒｉｄ事業者（Ｃ）に電気を供給する運転計画として、ＣＯ２削減量を増やす。また、発電事業者（Ａ）の電気だけでは需要家（Ｂ）の負荷を賄えず、需要家（Ｂ）がＧｒｉｄ事業者（Ｃ）から電気を購入する負荷計画は、Ｇｒｉｄ原単位が低い時に立てて、ＣＯ２削減量を増やす。
【０１３４】
また、Ｐシフトなど、一日の中での需要変更によって、ＣＯ２削減量が増える効果が認められる場合は、需要計画一時保管ＤＢ５３０から取得する新需要予測ＤＢ５３１を、最新需要予測ＤＢ５３２に更新する。
【０１３５】
需要計画更新部１３２は、電源計画策定部１３１ｅが策定した最新計画に基づく需要計画を、最新需要予測ＤＢ５３２として、需要計画一時保管ＤＢ５３０に追加登録する。また、需要計画更新部１３２は、３０分毎の新需要予測Ｇｒｉｄ原単位と最新需要予測Ｇｒｉｄ原単位を、Ｇｒｉｄ原単位ＤＢ５５０に記憶する。
【０１３６】
従来立案部１３３は、需要予測ＤＢ５２０から取得する需要家の負荷計画に基づいて、発電事業者（Ａ）が需要家（Ｂ）に供給する運転計画を立案する。この運転計画は、Ｇｒｉｄ連携時の経済効果との対比のために立案されるものであり、クレジット活用のための省エネルギー及びＰシフトを考慮していない。
【０１３７】
つまり、単に、発電事業者（Ａ）の余剰電力をＧｒｉｄ事業者（Ｃ）に供給し、逆に、発電事業者（Ａ）の電力が不足したときに、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）から需要家（Ｂ）に電気を供給する計画である。ここでも、計画は３０分毎に立案する。
【０１３８】
［事業者経済効果算定処理］
事業者経済効果算定部１４０による経済効果算定処理を、図７及び図８を参照して説明する。この経済効果算定処理は、発電事業者経済効果算定処理と、需要家経済効果算定処理と、Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定処理が含まれる。
【０１３９】
［発電事業者経済効果算定処理］
まず、発電事業者経済効果算定部１４１による経済効果算定処理を説明する。発電事業者経済効果算定部１４１におけるＧｒｉｄ連携時収支計算部１４１ａは、発電効率、発電単価、Ｇｒｉｄ売電収入、需要家売電収入を算定する。この算定は、Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１による運転計画に基づいて、発電効率算定部１４１ａ−１、発電単価算定部１４１ａ−２、Ｇｒｉｄ売電収入算定部１４１ａ−３、需要家売電収入算定部１４１ａ−４が行う。
【０１４０】
また、従来収支計算部１４１ｂは、発電効率、発電単価、Ｇｒｉｄ売電収入、需要家売電収入を算定する。この算定は、従来立案部１３３による運転計画に基づいて、発電効率算定部１４１ｂ−１、発電単価算定部１４１ｂ−２、Ｇｒｉｄ売電収入算定部１４１ｂ−３、需要家売電収入算定部１４１ｂ−４が行う。
【０１４１】
クレジット収入計算部１４１ｃは、Ｇｒｉｄ連携時収支と、従来収支に基づいて、発電事業者（Ａ）のクレジット収入を算定する。効果集計部１４１ｄは、年間の追加収入と収入増加率を算定する。
【０１４２】
以上のように、発電事業者経済効果算定部１４１において計算される各種収支に関する計算式の例を、以下に示す。これは、所定時間である３０分毎に、１日４８点の情報を求める場合の計算式である。
【０１４３】
＜クレジット収入＞
クレジット収入（円/日）＝クレジット単価×CO2削減量（t-CO2/年）
【０１４４】
＜ＣＯ２削減量＞
CO2削減量＝発電効率向上によるCO2削減量＋Grid売電によるCO2削減量
【０１４５】
＜発電効率向上によるＣＯ２削減量＞
発電効率向上によるCO2削減量
＝Σ４８点/日(発電原単位×発電量)従来
−Σ４８点/日(発電原単位×発電量)最新需要予測時
【０１４６】
＜Ｇｒｉｄ売電によるＣＯ２削減量＞
Grid売電によるCO2削減量
＝Σ４８点/日(新需要予測Grid原単位×Grid売電量)
−Σ４８点/日(発電原単位×Grid売電量）
【０１４７】
＜一日の追加収入＞
一日の追加収入（円/日）
＝Grid売電追加収入＋需要家売電追加収入＋クレジット収入
【０１４８】
＜Ｇｒｉｄ売電追加収入＞
Grid売電追加収入（円/日）
＝(Grid売電収入最新需要予測時−発電支出最新需要予測時)
−(Grid売電収入従来−発電支出従来)
【０１４９】
＜Ｇｒｉｄ売電収入最新需要予測時＞
Grid売電収入最新需要予測時
＝Σ４８点/日(売電単価×Grid売電量)最新需要予測時
【０１５０】
＜発電支出最新需要予測時＞
発電支出最新需要予測時
＝Σ４８点/日(発電単価×Grid売電量)最新需要予測時
【０１５１】
＜Ｇｒｉｄ売電収入従来＞
Grid売電収入従来＝Σ４８点/日(売電単価×Grid売電量)従来
【０１５２】
＜発電支出従来＞
発電支出従来＝Σ４８点/日(発電単価×Grid売電量)従来
【０１５３】
＜需要家売電追加収入＞
需要家売電追加収入（円/日）
＝(需要家売電収入最新需要予測時−発電支出最新需要予測時)
−(需要家売電収入従来−発電支出従来)
【０１５４】
＜需要家売電収入最新需要予測時＞
需要家売電収入最新需要予測時
＝Σ４８点/日(売電単価×需要家売電量)最新需要予測時
【０１５５】
＜発電支出最新需要予測時＞
発電支出最新需要予測時
＝Σ４８点/日(発電単価×需要家売電量)最新需要予測時
【０１５６】
＜需要家売電収入従来＞
需要家売電収入従来
＝Σ４８点/日(売電単価×需要家売電量)従来
【０１５７】
＜発電支出従来＞
発電支出従来＝Σ４８点/日(発電単価×需要家売電量)従来
【０１５８】
＜収入増加率＞
収入増加率（％）＝一日追加収入／従来一日収入×１００
【０１５９】
［需要家経済効果算定処理］
次に、需要家経済効果算定部１４２による経済効果算定処理を、図８を参照して説明する。需要家経済効果算定部１４２におけるＧｒｉｄ連携時収支計算部１４２ａは、発電事業者買電支出、Ｇｒｉｄ売電支出の算定を行う。この算定は、Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１による運転計画に基づいて、発電事業者買電支出算定部１４２ａ−２、Ｇｒｉｄ買電支出算定部１４２ａ−１が行う。
【０１６０】
また、従来収支計算部１４２ｂは、発電事業者買電支出、Ｇｒｉｄ売電支出の算定を行う。この算定は、従来立案部１３３による運転計画に基づいて、発電事業者買電支出算定部１４２ｂ−２、Ｇｒｉｄ買電支出算定部１４２ｂ−１が行う。
【０１６１】
クレジット収入計算部１４２ｃは、Ｇｒｉｄ連携時収支と従来収支に基づいて、需要家（Ｂ）のクレジット収入を算定する。効果集計部１４２ｄは、年間の追加収入と年間の支出抑制率を算定する。
【０１６２】
以上のように、需要家経済効果算定部１４２において計算される各種収支に関する計算式の例を、以下に示す。これは、所定時間である３０分毎に、１日４８点の情報を求める場合の計算式である。
【０１６３】
＜クレジット収入＞
クレジット収入（円/日）＝クレジット単価×CO2削減量（t-CO2/日）
【０１６４】
＜ＣＯ２削減量＞
CO2削減量＝省エネによるCO2削減量
＝Grid発電抑制による効果＋発電事業者発電抑制による効果
＝Σ４８点/日(新需要予測連携前Grid原単位×需要削減量)
＋Σ４８点/日(発電原単位×需要削減量)
【０１６５】
＜一日の追加収入＞
一日の追加収入（円/日）
＝Grid買電支出削減量＋発電事業者買電支出削減量＋クレジット収入
【０１６６】
＜Ｇｒｉｄ買電支出削減量＞
Grid買電支出削減量（円/日）＝Grid買電支出従来−Grid買電支出最新需要予測時
【０１６７】
＜Ｇｒｉｄ買電支出従来＞
Grid買電支出従来＝Σ４８点/日(Grid買電単価×需要量)従来
（＝Grid事業者需要家売電収入従来＝Σ４８点/日(売電単価×需要家売電量)従来）
【０１６８】
＜Ｇｒｉｄ買電支出最新需要予測時＞
Grid買電支出最新需要予測時＝Σ４８点/日(Grid買電単価×需要量)最新需要予測時
（＝Grid事業者需要家売電収入最新需要予測時＝Σ４８点/日(売電単価×需要家売電量)最新需要予測時）
【０１６９】
＜発電事業者買電支出削減量＞
発電事業者買電支出削減量（円/日）
＝発電事業者買電支出従来−発電事業者買電支出最新需要予測時
【０１７０】
＜発電事業者買電支出従来＞
発電事業者買電支出従来＝Σ４８点/日(発電事業者買電単価×需要量)従来
（＝発電事業者需要家売電収入従来＝Σ４８点/日(売電単価×需要家売電量)従来）
【０１７１】
＜発電事業者買電支出最新需要予測時＞
発電事業者買電支出最新需要予測時＝Σ４８点/日(発電事業者買電単価×需要量)最新需要予測時
（＝発電事業者需要家売電収入最新需要予測時＝Σ４８点/日(売電単価×需要家売電量)最新需要予測時）
【０１７２】
＜支出抑制率＞
支出抑制率（％）＝一日の追加収入／従来の一日の支出×１００
【０１７３】
［Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定処理］
さらに、Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定部１４３による経済効果算定処理を、図９を参照して説明する。Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定部１４３におけるＧｒｉｄ連携時収支計算部１４３ａは、発電事業者買電支出、Ｇｒｉｄ売電支出を算定する。この算定は、Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１による運転計画に基づいて、需要家売電収入算定部１４３ａ−１、発電事業買電支出算定部１４３ａ−２が行う。
【０１７４】
また、従来収支計算部１４３ｂは、発電事業者買電支出、Ｇｒｉｄ売電支出を算定する。この算定は、従来立案部１３３による運転計画に基づいて、需要家売電収入算定部１４３ｂ−１、発電事業買電支出算定部１４３ｂ−２が行う。
【０１７５】
クレジット収入計算部１４３ｃは、Ｇｒｉｄ連携時収支と従来収支に基づいて、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）のクレジット収入を算定する。効果集計部１４３ｄは、年間の追加収入と収入増加率を算定する。
【０１７６】
以上のように、Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定部１４３において計算される各種収支に関する計算式の例を、以下に示す。これは、所定時間である３０分毎に、１日４８点の情報を求める場合の計算式である。
【０１７７】
＜クレジット収入＞
クレジット収入（円/日）＝クレジット単価×CO2削減量（t-CO2/日）
【０１７８】
＜ＣＯ２削減量＞
CO2削減量＝Grid連携した需要家売電によるCO2削減量
＋Grid連携した発電事業者買電によるCO2削減量
【０１７９】
＜Ｇｒｉｄ連携した需要家買電によるＣＯ２削減量＞
Grid連携した需要家売電によるCO2削減量
＝Σ４８点/日(新需要予測Grid原単位×売電量)
−Σ４８点/日(最新需要予測Grid原単位×売電量)
【０１８０】
＜Ｇｒｉｄ連携した発電事業者買電によるＣＯ２削減量＞
Grid連携した発電事業者買電によるCO2削減量
＝Σ４８点/日(新需要予測Grid原単位×買電量)
−Σ４８点/日(最新需要予測Grid原単位×買電量)
【０１８１】
＜年間追加収入＞
年間追加収入（円/日）
＝需要家売電追加収入−発電事業者買電追加支出＋クレジット収入
【０１８２】
＜需要家買電追加収入＞
需要家売電追加収入（円/日）＝需要家売電収入最新需要予測時−需要家売電収入新需要予測時
【０１８３】
＜需要家買電収入最新需要予測時＞
需要家売電収入最新需要予測時＝Σ４８点/日(売電単価×需要家売電量)最新需要予測時
【０１８４】
＜需要家買電収入新需要予測時＞
需要家売電収入新需要予測時＝Σ４８点/日(売電単価×需要家売電量)新需要予測時
【０１８５】
＜発電事業者買電追加支出＞
発電事業者買電追加支出（円/日）
＝発電事業者買電支出最新需要予測時−発電事業者買電支出新需要予測時
【０１８６】
＜発電事業者買電支出最新需要予測時＞
発電事業者買電支出最新需要予測時＝Σ４８点/日(買電単価×買電量)最新需要予測時
【０１８７】
＜発電事業者買電支出新需要予測時＞
発電事業者買電支出新需要予測時＝Σ４８点/日(買電単価×買電量)新需要予測時
【０１８８】
＜収入増加率＞
収入増加率（％）
＝一日の追加収入／新需要予測時の一日の年間収入×１００
【０１８９】
［経済効果配分調整処理］
経済効果配分調整部１５０による経済効果配分調整処理を、図１０を参照して説明する。経済効果配分調整部１５０における事業者別改善率取得部１５１は、事業者経済効果算定部１４０で求めた発電事業者（Ａ）、需要家（Ｂ）、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の収支の改善量（追加収入又は出費抑制量）と改善率（収入増加率又は出費抑制率）を取得する。
【０１９０】
これと並行して、感度計算部１５２は、変数に対する各事業者毎の感度分析を行う。この感度分析において変数となる単位は、例えば、以下のように、電力を売買する売買単価、クレジット単価とする。
【０１９１】
・変数(1)：売電単価（発電事業者→需要家）
・変数(2)：売電単価（発電事業者→Grid事業者）
・変数(3)：売電単価（Grid事業者→需要家）
・変数(4)：クレジット単価
【０１９２】
感度は、例えば、図１１に示すように、経済メリットの変化率と、各種の単価（ＩＮ）の変化率との比の値により求める値である。経済メリットとは、発電事業者（Ａ）又はＧｒｉｄ事業者（Ｃ）の場合、買電収入（円）であり、需要家（Ｂ）の場合、支出抑制額（円）である。
【０１９３】
ある売買単価を１円変えた場合と、他のいずれかの売買単価を１円変えた場合とで、ある事業参加者にとって経済的なメリットの変化がより大きい方が、感度が高いといえる。感度を求めることにより、どの買電単価を変えたら、全体としてのメリットがどの程度あるのか、どの事業者のメリットにどの程度変化があるのかが分かる。
【０１９４】
売買単価は、発電事業者（Ａ）、需要家（Ｂ）、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の間で決めることができる。なお、現在は、少なくとも発電事業者（Ａ）と需要家（Ｂ）との間では自由に決めることができる。発電事業者（Ａ）からのＧｒｉｄ事業者（Ｃ）の買い取り価格は、現在は固定だが、将来は自由に決められる可能性がある。従って、いずれの単価が固定か、自由に決められるかは限定されない。事業者（Ａ）〜（Ｃ）についてそれぞれ４つの変数(1)〜(4)を決めることになるので、全１２ケースとなる。
【０１９５】
［条件設定画面処理］
インターフェース部１５３は、出力部１０２の表示画面への事業者別の改善率と感度の表示と、表示画面を介しての条件設定を制御する。このような表示画面例を、図１２を参照して説明する。
【０１９６】
この表示画面では、上段に条件に関する情報として、変数(1)〜(4)の値（単価調整前後）を表示している。ここで、「調整前」の値は各事業者のＤＢが有していた基本データを示す。一方で、「調整後」の欄には、運転員等が入力部１０３を用いて所望の値を入力できる。「調整後」の欄は、例えば、色分け（図中ではハッチング）表示されていることにより、運転員等が入力すべき欄を明確に識別できる。
【０１９７】
感度計算部１５２は、各事業参加者の改善率が同じになる単価の値を計算する。つまり、感度計算部１５２は、いずれかの売電単価の値を変えながら、改善率がすべて等しくなる条件を算出する。この計算は、公知の手法に基づく。売電単価である変数は、運転員等が入力部１０３を用いて変更することができるが、自動計算により変更することもできる。自動計算の場合、変数の変更は、あらかじめ設定された増分若しくは減分及び順序により行う。但し、この例では、各事業参加者がコントロールできないクレジット単価については、変更しない。なお、初期状態では、インターフェース部１５３は、感度計算部１５２が自動計算した値を、「調整後」の欄に、デフォルト値として表示させている。
【０１９８】
この表示画面の下段には、感度と改善率が一覧できる表が表示される。しかも、改善率については、調整前の値と調整後の値が表示される。このため、運転員等は、入力部１０３を用いて、色分けされた欄に値を入れながら、改善率の違いを試算することができる。改善率とともに感度が表示されているため、運転員は、条件変更の絶対量を少なくしながら、変更による効果の高い条件を見つけることが容易になる。
【０１９９】
上記のように、運転員等によって変数(1)〜(3)の単価が変更された場合、単価調整有無判定部１５４は、調整有と判断する。すると、条件変更部１５５が条件を変更し、その結果は、事業者経済効果算定部１４０による算定に反映される。自動計算の場合は、この変更作業を効果が同じになるまで自動で繰り返すことになる。これにより、変数(1)〜(3)の単価が決定される。
【０２００】
［条件確認処理］
情報提供部１６０は、単価調整有無判定部１５４が、単価が確定したと判定した場合に、需要家システム２００、Ｇｒｉｄ事業者システム３００に単価及び運転計画を送信する。
【０２０１】
合意確認部１７０は、需要家システム２００、Ｇｒｉｄ事業者システム３００から受信した連絡が、合意であることを確認した場合には、運転計画を最終的に確定する。また、合意確認部１７０は、受信した連絡が合意できないもの（ＮＧ）であると確認した場合は、電源運転計画立案部１３０による再計算を行わせる。この再計算は、連絡に含まれる希望の単価情報に基づいて行う。
【０２０２】
［効果］
以上のような本実施形態によれば、発電事業者（Ａ）と需要家（Ｂ）の２者間での運転計画よりもはるかに複雑となる運転計画を、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）を加えた３者に経済的メリットが得られるように、リアルタイムに策定できる。このように、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が参加した場合の経済的メリットを、２者間による場合よりも大きくすることによって、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の温室効果ガス削減事業への参加を促すことができる。
【０２０３】
また、２者間での運転計画に比べて増加した経済的メリットは、３者で分かち合うことができる。この場合、等分とすることもできるが、少なくともＧｒｉｄ事業者（Ｃ）が損をしないか又はデメリットを相殺できるクレジット配分とすることにより、参加者全員がメリットを得る運転計画が立案できるとともに、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の参加を促進できる。
【０２０４】
発電事業者（Ａ）、需要家（Ｂ）、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）に経済的メリットを与える発電と需要の計画として、需要家（Ｂ）の省エネルギーやＰシフトなどの需要抑制を行う計画を立案できる。このため、省エネルギーと発電所利用率向上による温室効果ガスの排出抑制を、より一層促進できる。
【０２０５】
発電事業者（Ａ）からＧｒｉｄ事業者（Ｃ）への売電は、Ｇｒｉｄ原単位が高い時に行い、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）から需要家（Ｂ）への売電は、Ｇｒｉｄ原単位が低い時に行うことで、３者によるＣＯ２削減量の増加が可能となる。これにより、クレジット収入が増加するため、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）は、参加することにより経済的利益が見込めることになり、事業への参加意欲が増す。
【０２０６】
また、ＥＭＳを発電事業者（Ａ）が管理する場合に、需要家（Ｂ）は、この時間帯に需要を増やしたい、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）は、この時期に電力を抑えたいといったことを、発電事業者（Ａ）に事前に連絡しておくことにより、３者の希望に沿った計画を作成できる。
【０２０７】
感度計算部１５２により、売電単価に応じた経済効果への感度を求めることにより、この感度に基づいて、高い経済効果が得られる売電単価を設定できる。特に、売電単価を入力し、これに応じた感度を計算する画面表示によって、売電単価の調整を容易に行うことができる。
【０２０８】
出力部１２０の表示画面において、Ｇｒｉｄ原単位の低い時間と、高い時間を明示することにより、温室効果ガス排出削減効果を増やすために、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）から電力を購入すべき推奨時間と、販売すべき推奨時間を知ることができる。また、表示画面において、Ｇｒｉｄ原単位の高い発電機であって、停止可能な発電機を明示することにより、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が発電量を絞る時に、温室効果ガスの排出量が大きい発電機を優先的に停止して、温室効果ガス排出量を削減できる。
【０２０９】
［第２の実施形態］
本実施形態を、図１３〜図１６を参照して説明する。なお、上記の実施形態と同様の部分については、説明を省略する。
【０２１０】
［概要］
まず、本実施形態の概要を、図１３を参照して説明する。本実施形態においては、需要家（Ｂ）は、自然エネルギーの発電設備（電源）を有することを前提としている。このため、需要家（Ｂ）は、自己の発電設備からの電力を、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）に売電することで、売電収入と、ＣＯ２削減量に応じたクレジット代の入手が可能となる。
【０２１１】
［構成］
本実施形態の構成を、図１４〜１６を参照して説明する。本実施形態は、基本的には、上記の実施形態と同様の構成を有している。但し、本実施形態は、図１４に示すように、需要家ＤＢ５１０に、需要家（Ｂ）の自然エネルギーの発電設備による発電実績が追加されている。また、Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０には、需要家（Ｂ）の自然エネルギーの発電原単位が追加されている。また、図１５に示すように、需要予測部１１０には、自然エネルギー発電予測部１１４が追加されている。
【０２１２】
また、図１６に示すように、電源運転計画立案部１３０のＧｒｉｄ連携時立案部１３１及び従来立案部１３３による計画立案は、需要家（Ｂ）からＧｒｉｄ事業者（Ｃ）へ売電する計画も含まれる。
【０２１３】
そして、需要家経済効果算定部１４２のＧｒｉｄ連携時収支計算部１４２ａ及び従来収支計算部１４２ｂは、Ｇｉｒｄ売電収入算定部１４２ａ−３、１４２ｂ−３（図示は省略）を有している。さらに、Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定部１４２のＧｒｉｄ連携時収支計算部１４３ａ及び従来収支計算部１４３ｂは、需要家買電支出算定部１４３ａ−３、１４３ｂ−３（図示は省略）を有している。
【０２１４】
［作用］
以上のような本実施形態の作用を説明する。なお、上記の実施形態と同様の処理については、説明を省略若しくは簡略化する。まず、図１５に示すように、自然エネルギー発電予測部１１４は、自然エネルギーの発電実績データと気象予報情報に基づいて、需要家（Ｂ）の自然エネルギーの発電量を予測する。ここでの発電予測も、所定時間（例えば、３０分）毎に行う。その結果は、需要予測ＤＢ５２０が記憶する。自然エネルギー発電予測部１１４における予測方法は、上記のように、種々の手法を適用可能である。
【０２１５】
図１４に示すように、需要家（Ｂ）の自然エネルギー発電設備の発電量予測は、需要制御計画部１２０が、Ｐシフトや省エネルギーなどを実施した需要計画の策定に反映させる。策定された需要計画は、需要計画一時保管ＤＢ５３０が記憶する。なお、蓄電池などを組合せたＤＲ計画は、色々な手法が適用可能であるが、その制御方法の立案手法については、説明を省略する。
【０２１６】
図１６に示すように、電源運転計画立案部１３０は、需要家（Ｂ）からＧｒｉｄ事業者（Ｃ）への売電計画を、所定時間、例えば、３０分刻みで立案する。ここでは、Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１及び従来立案部１３３ともに、需要家（Ｂ）の自然エネルギー発電設備からの電力を、余剰時にＧｒｉｄ事業者（Ｃ）に売電することも含めた計画とする。
【０２１７】
但し、Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１による立案は、上記の実施形態と同様に、発電事業者（Ａ）、需要家（Ｂ）、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の３者での電源運転計画の立案である。つまり、３者のそれぞれの電源の発電原単位が低い時に売電する計画となる。
【０２１８】
一方、従来立案部１３３による立案は、上記のように、基本的には、需要家（Ｂ）と発電事業者（Ａ）の運転計画であり、発電事業者（Ａ）の電力不足を補う形でＧｒｉｄ事業者（Ｃ）から需要家（Ｂ）へ売電する計画となる。このため、需要家（Ｂ）の自然エネルギー発電を、余剰時にＧｒｉｄ事業者（Ｃ）に売電する場合、購入するＧｒｉｄ事業者（Ｃ）の収入は減る可能性がある。
【０２１９】
また、需要家経済効果算定部１４２に追加されたＧｒｉｄ売電収入算定部１４２ａ−３、１４２ｂ−３は、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）への売電収入を追加算出する。Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定部１４３に追加された需要家買電支出算定部１４３ａ−３、１４３ｂ−３は、需要家（Ｂ）からの買電支出を追加算出する。
【０２２０】
クレジット収入計算部１４２ｃでは、需要家（Ｂ）からＧｒｉｄ事業者（Ｃ）に売電することによるＣＯ２削減効果を含めて、クレジット収入を計算する。この計算には、需要家発電ＤＢ５８０に新たに格納されている自然エネルギー原単位を用いる。ＣＯ２削減効果の計算方法はＣＤＭなど公知の算定方法を適用できる。その後の処理は、上記の実施形態と同様である。
【０２２１】
［効果］
以上のような本実施形態では、需要家（Ｂ）における自然エネルギー発電によるクレジット収入の増加、売電収入分を、全体の発電計画に組み入れることができる。需要家（Ｂ）からＧｒｉｄ事業者（Ｃ）への売電を、発電原単位の低い時に行う等により、全体のクレジット収入を増加させて、これを３者に配分するので、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の減収を補うことができる。従って、需要家（Ｂ）の自然エネルギー発電による温室効果ガス削減効果を得るとともに、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の参加をさらに促進できる。
【０２２２】
［第３の実施形態］
本実施形態を、図１７〜図２０を参照して説明する。なお、上記の実施形態と同様の部分については、説明を省略する。
【０２２３】
［概要］
まず、本実施形態の概要を、図１７を参照して説明する。本実施形態においては、需要家（Ｂ）は、発電原単位が高いコークスやディーゼルなどの自家発電・熱供給設備を有することを前提としている。この場合、需要家（Ｂ）は、自然エネルギー発電設備を有していても有していなくてもよい。需要家（Ｂ）は、自己の発電原単位が大きい発電設備（電源）を停止して、発電事業者（Ａ）の再生可能エネルギーに置換することで、ＣＯ２排出量が削減され、クレジット代を増やすことができる。
【０２２４】
［構成］
本実施形態の構成を、図１８〜２０を参照して説明する。本実施形態は、基本的には、上記の実施形態と同様の構成を有している。但し、本実施形態においては、図１８に示すように、需要家ＤБ５１０に、自家発電設備による自家発電実績が追加されている。また、Ｇｒｉｄ事業者ＤБ５４０には、需要家（Ｂ）の自家発電設備の発電原単位が追加されている。また、図１９に示すように、需要予測部１１０には、自家発電予測部１１５が追加されている。
【０２２５】
また、図２０に示すように、電源運転計画立案部１３０による計画立案は、Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１、従来立案部１３３ともに、需要家（Ｂ）からＧｒｉｄ事業者（Ｃ）へ売電する計画も含まれる。そして、Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４２ａ及び従来収支計算部１４２ｂは、Ｇｉｒｄ売電収入算定部１４２ａ−３、１４２ｂ−３（図示せず）を有する。さらに、Ｇｒｉｄ連携時収支計算部１４３ａ及び従来収支計算部１４３ｂは、需要家買電支出算定部１４３ａ−３、１４３ｂ−３（図示せず）を有する。
【０２２６】
［作用］
以上のような本実施形態の作用を説明する。なお、上記の実施形態と同様の処理については、説明を省略若しくは簡略化する。まず、図１９に示すように、自家発電予測部１１５は、自家発電設備の発電実績データと需要家の負荷計画に基づいて、需要家の自家発電設備の発電量を予測する。ここでの発電予測も、所定時間（例えば、３０分）毎に行う。その結果は、需要予測ＤＢ５２０が記憶する。自家発電予測部１１５における予測方法は、上記のように種々の手法を適用可能である。
【０２２７】
図１８に示す通り、需要家（Ｂ）の自家発電設備の発電量予測は、需要制御計画部１２０が、Ｐシフトや省エネルギーなどを実施した需要計画の策定に反映させる。策定された需要計画は、需要計画一時保管ＤＢ５３０が記憶する。なお、蓄電池などを組合せたＤＲ計画は、上記のように、色々な手法が適用可能である。
【０２２８】
図２０に示すように、電源運転計画立案部１３０は、需要家（Ｂ）からＧｒｉｄ事業者（Ｃ）への売電計画と、所定時間、例えば、３０分刻みで立案する。ここでは、Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１及び従来立案部１３３ともに、需要家（Ｂ）の自然エネルギー発電設備からの電力を、余剰時に、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）に売電することを含めた計画とする。
【０２２９】
但し、Ｇｒｉｄ連携時立案部１３１による立案は、上記の実施形態と同様に、発電事業者（Ａ）、需要家（Ｂ）、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の３者での電源運転計画の立案である。つまり、３者のそれぞれの電源の発電原単位が低い時に売電する計画となる。さらに、需要家（Ｂ）が所有する発電原単位の高い自家発電設備は、売電によりＣＯ２排出量が増えることが想定される。このため、このような自家発電設備からの売電は行わず、経済的な観点からも、自家発電設備を停止する。
【０２３０】
所定時間毎の期間Ｇｒｉｄ原単位と自家発電設備の原単位とを比較して、自家発電設備の方が大きく、その自家発電設備の停止によって得られるクレジット代を考慮すると、経済的に優位な場合がある。この場合には、自家発電設備を停止させる計画となる。例えば、自家発電設備に、コークス炊きの乾燥用熱源などが含まれる場合には、熱源を電気に交換することになる。その後の処理は、上記の実施形態と同様である。
【０２３１】
［効果］
以上のような本実施形態では、需要家（Ｂ）における発電原単位が高い自家発電設備を最適運用（多くの場合は停止）することにより、温室効果ガスの排出量を低減できるとともに、クレジット収入の増加を全体の発電計画に組み入れることができる。
【０２３２】
［第４の実施形態］
本実施形態を、図２１、図２２を参照して説明する。なお、上記の実施形態と同様の部分については、説明を省略する。
【０２３３】
［概要］
まず、本実施形態の概要を、図２１を参照して説明する。本実施形態においては、発電事業者（Ａ）が複数（例えば、発電事業者（Ｅ）（Ｆ））存在することを前提としている。そして、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が、制御対象となる発電設備を有する発電事業者（Ａ）（Ｅ）（Ｆ）を選択できる。
【０２３４】
［構成］
本実施形態の構成を、図２２を参照して説明する。本実施形態は、基本的には、上記の実施形態と同様の構成を有している。但し、本実施形態においては、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）におけるＧｒｉｄ事業者システム３００が、複数の温室効果ガス削減事業について、事業参加対象となる発電設備を選択する事業範囲設定部３１０を有する。なお、本実施形態においては、発電計画システム１００としての連携ＥＭＳを、複数の発電事業者毎に設けて、事業者毎に管理してもよい。
【０２３５】
［作用］
以上のような本実施形態の作用を説明する。本実施形態の作用は、基本的には、上記の実施形態と同様である。但し、本実施形態においては、事業範囲設定部３１０が、複数の事業の事業参加対象となる発電事業者及びその発電設備を選択する。この選択には、複数の事業について、発電設備が重複しない制約がある。
【０２３６】
例えば、発電事業者（Ａ）と、発電事業者（Ｅ）（Ｆ）などを対象する複数の事業について、発電事業者（Ａ）の事業Ｘに参加する発電設備と、発電事業者（Ｅ）（Ｆ）の事業Ｙに参加する発電設備とが、重複しないように、事業範囲設定部３１０が事業範囲を設定する。これにより、図２１に示すように、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）は、従来の発電事業者（Ａ）の事業Ｘへの参加に加え、新たに別の発電事業者（Ｅ）（Ｆ）の事業Ｙへ参加が可能となる。
【０２３７】
［効果］
以上のような本実施形態では、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が複数の発電事業者毎に、発電設備を割り当てることによって、複数の発電事業者が同時に同様なサービスを実施することができる。これにより、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が、複数の事業へ参加することを促し、全体として、クレジット収入等の経済的利益の増大を図ることができる。
【０２３８】
また、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）側に連携ＥＭＳを設けて、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）が複数の事業を統一的に管理することも可能である。このようにすれば、各発電事業者の連携ＥＭＳは働かなくても、互いの事業には影響を与えない。
【０２３９】
［第５の実施形態］
本実施形態を、図２３及び図２４を参照して説明する。なお、上記の実施形態と同様の部分については、説明を省略する。
【０２４０】
本実施形態においては、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）との間で売買する電気料金とは別途準備された時間別の料金大系を、自動的に反映させた運転計画を作成することができる。すなわち、図２４に示すように、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）は、Ｇｒｉｄ事業者システム３００の売電単価設定部３２０により、所定時間（例えば、３０分など）刻みで、契約料金体系を設定しておく。契約料金大系は、具体的には電気料金単価である。
【０２４１】
一方、ＤＲによる料金体系については、基本料金をデフォルト値として、運転者等が、入力部１０３を用いて、その都度設定することができる。または、ＤＲの料金体系は、時々刻々と変化するので、外部から入力部１０３を介して所定時間毎に自動的に入力されるようにしてもよい。
【０２４２】
例えば、１２時から１４時において、基本料金を、デフォルト値から２(円／ｋｗｈ)上乗せするＣＰＰを発行する場合、その日に設定する料金大系は、１２時から１４時を２円高い金額に設定する。ＣＰＰ（Ｃｒｉｔｉｃａｌ  Ｐｅａｋ  Ｐｒｉｃｅ）は、電力ピーク日を設けて、ピーク日の特定時間帯に、より高額な料金を設定する料金体系方式である。
【０２４３】
この料金体系を反映させた運転計画を作成するために、Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ５４０には、契約料金体系に、ＤＲによる料金体系が反映された売電単価計画が登録される。なお、ＤＲ計画は、需要制御計画部１２０における策定に反映されたものと整合している必要がある。このように登録された売電単価計画に基づいて、上記のように、事業者経済効果算定部１４０による経済効果が算定される。その他の処理は、上記の実施形態と同様である。
【０２４４】
ＤＲの料金体系は、発電事業者（Ａ）と需要家（Ｂ）と間で決定されるものであり、決定された後の変更し難い。このため、かかる料金体系は、他の処理に対する制約となる。本実施形態では、このように他の処理に対する制約となる料金体系を、Ｇｒｉｄ事業者（Ｃ）の時間別料金体系に対して、容易に反映させることができる。
【０２４５】
［他の実施形態］
本実施形態は、上記の態様に限定されるものではない。
（１）発電計画システム、需要家システム、Ｇｒｉｄ事業者システム、各ＤＢ等は、ＣＰＵ等を含むコンピュータを所定のプログラムで制御することによって実現できる。この場合のプログラムは、コンピュータのハードウェアを物理的に活用することで、上記のような各部の処理を実現するものである。
【０２４６】
上記の各部の処理を実行する方法、プログラム及びプログラムを記録した記録媒体も、実施形態の一態様である。また、ハードウェアで処理する範囲、プログラムを含むソフトウェアで処理する範囲をどのように設定するかは、特定の態様には限定されない。たとえば、上記の各部のいずれかを、それぞれの処理を実現する回路として構成することも可能である。
【０２４７】
（２）上記の各処理部、各ＤＢ等は、共通のコンピュータにおいて実現してもよいし、ネットワークで接続された複数のコンピュータによって実現してもよい。また、上記の実施形態では、連携のための主要な処理を実行する発電計画システムとしての連携ＥＭＳを、発電事業者が設置する例となっている。但し、発電計画システムは、Ｇｒｉｄ事業者システム、需要家システムのいずれかに設置されていても、相互に必要な情報を授受することで、同じ作用効果を得ることができる。Ｇｒｉｄ事業者システムに設置することの利点は、上記の第４の実施形態で述べた通りである。
【０２４８】
さらに、クラウドコンピューティングのように、ネットワークを介して、遠隔の地に構成された複数のコンピュータにより、発電計画システムを実現する態様も、本実施形態の一態様である。これにより、各事業者側の設備を簡略化して、導入コストを節約することができ、普及の促進に繋がる。
【０２４９】
（３）各ＤＢは、それぞれが異なる記憶部としても、共通の記憶部の異なる記憶領域としても構成できる。これらの記憶部は、典型的には、内蔵された又は外部接続された各種メモリ、ハードディスク等により構成できる。ただし、記憶部としては、現在又は将来において利用可能なあらゆる記憶媒体を利用可能である。演算に用いるレジスタ等も、記憶部として捉えることができる。記憶の態様も、長時間記憶が保持される態様のみならず、処理のために一時的に記憶され、短時間で消去又は更新される態様も含まれる。
【０２５０】
（４）本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。
【符号の説明】
【０２５１】
１００  発電計画システム
１０１  条件設定部
１０２  出力部
１０３  入力部
１１０  需要予測部
１１１  気象情報取得部
１１２  日タイプ決定部
１１３  需要計算部
１１４  自然エネルギー発電予測部
１１５  自家発電予測部
１２０  需要制御計画部
１３０  電源運転計画立案部
１３１  Ｇｒｉｄ連携時立案部
１３１ａ  Ｇｒｉｄ停止可能発電機設定部
１３１ｂ  年平均Ｇｒｉｄ原単位算定部
１３１ｃ  期間Ｇｒｉｄ原単位算定部
１３１ｄ  Ｇｒｉｄ需給計画策定部
１３１ｅ  電源計画策定部
１３２  需要計画更新部
１３３  従来立案部
１４０  事業者経済効果算定部
１４１  発電事業者経済効果算定部
１４１ａ  Ｇｒｉｄ連携時収支計算部
１４１ａ−１、１４１ｂ−１  発電効率算定部
１４１ａ−２、１４１ｂ−２  発電単価算定部
１４１ａ−３、１４１ｂ−３、１４２ａ−３、１４２ｂ−３  Ｇｒｉｄ売電収入算定部
１４１ａ−４、１４１ｂ−４、１４３ａ−１、１４３ｂ−１  需要家売電収入算定部
１４１ｂ  従来収支計算部
１４１ｃ  クレジット収入計算部
１４１ｄ  効果集計部
１４２  需要家経済効果算定部
１４２ａ  Ｇｒｉｄ連携時収支計算部
１４２ａ−１、１４２ｂ−１、１４３ａ−２、１４３ｂ−２  発電事業者買電支出算定部
１４２ａ−２、１４２ｂ−２  Ｇｒｉｄ買電支出算定部
１４２ｂ  従来収支計算部
１４２ｃ  クレジット収入計算部
１４２ｄ  効果集計部
１４３  Ｇｒｉｄ事業者経済効果算定部
１４３ａ  Ｇｒｉｄ連携時収支計算部
１４３ａ−３、１４３ｂ−３  需要家買電支出算定部
１４３ｂ  従来収支計算部
１４３ｃ  クレジット収入計算部
１４３ｄ  効果集計部
１５０  経済効果配分調整部
１５１  事業者別改善率取得部
１５２  感度計算部
１５３  インターフェース部
１５４  調整有無判断部
１５５  条件変更部
１６０  情報提供部
１７０  合意確認部
２００  需要家システム
３００  Ｇｒｉｄ事業者システム
３１０  事業範囲設定部
３２０  売電単価設定部
５００  予測情報ＤＢ
５１０  需要家ＤＢ
５２０  需要予測ＤＢ
５３０  需要計画一時保管ＤＢ
５３１  新需要予測ＤＢ
５３２  最新需要予測ＤＢ
５４０  Ｇｒｉｄ事業者ＤＢ
５５０  Ｇｒｉｄ原単位ＤＢ
５６０  ＣＯ２クレジットＤＢ
５７０  発電機ＤＢ
５８０  需要家発電ＤＢ
【図１】
2015158750.tif 000003
【図２】
2015158750.tif 000004
【図３】
2015158750.tif 000005
【図４】
2015158750.tif 000006
【図５】
2015158750.tif 000007
【図６】
2015158750.tif 000008
【図７】
2015158750.tif 000009
【図８】
2015158750.tif 000010
【図９】
2015158750.tif 000011
【図１０】
2015158750.tif 000012
【図１１】
2015158750.tif 000013
【図１２】
2015158750.tif 000014
【図１３】
2015158750.tif 000015
【図１４】
2015158750.tif 000016
【図１５】
2015158750.tif 000017
【図１６】
2015158750.tif 000018
【図１７】
2015158750.tif 000019
【図１８】
2015158750.tif 000020
【図１９】
2015158750.tif 000021
【図２０】
2015158750.tif 000022
【図２１】
2015158750.tif 000023
【図２２】
2015158750.tif 000024
【図２３】
2015158750.tif 000025
【図２４】
2015158750.tif 000026