(57)【要約】【課題】環境負荷削減対策や省エネルギ対策や省エネルギコスト対策に係るリスクを低減して、それらの対策を施し易くする。【解決手段】ＣＯ２等地球温暖化効果ガス発生量などの環境負荷を削減する対策前に環境負荷削減量の目標値を定め、対策後に環境負荷削減量の実績値を求め、目標値と実績値を用いてサービス対価を調整して受払いすることにし、サービス対価は、目標値に応じて定める対価調整量Ａと、目標値と実績値の大小関係及び差に応じて定める対価調整量Ｂの少なくとも１つを用いて調整する。【選択図】　　図２
2004110188.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
ＣＯ２等地球温暖化効果ガス発生量などの環境負荷を削減する対策前に環境負荷削減量の目標値を定め、対策後に環境負荷削減量の実績値を求め、前記目標値と前記実績値を用いてサービス対価を調整して受払いするエネルギサービス方法。
【請求項２】
前記サービス対価は、前記目標値に応じて定める対価調整量Ａと、前記目標値と前記実績値の大小関係及び差に応じて定める対価調整量Ｂの少なくとも１つを用いて調整することを特徴とする請求項１に記載のエネルギサービス方法。
【請求項３】
前記目標値と前記対価調整量Ａの少なくとも一方は、予め定めた環境負荷削減量の予測モデルに基づいて定めることを特徴とする請求項１に記載のエネルギサービス方法。
【請求項４】
前記環境負荷削減量の予測モデルは、前記環境負荷削減量に影響を及ぼす変動因子の予測モデルを用いて求めることを特徴とする請求項３に記載のエネルギサービス方法。
【請求項５】
前記予測モデルは、予測値の期待値、分散、予測値ごとの発生確率を表す確率分布の少なくとも１つであることを特徴とする請求項３又は４に記載のエネルギサービス方法。
【請求項６】
前記対価調整量Ｂによるサービス対価の調整は、調整なし、前記差によらない一定額の経済価値、前記差に対策実施前に定める係数を乗じた額の経済価値、前記差に相当する環境負荷削減量に関する対策実施後の市場における経済価値、前記差に相当する環境負荷量の削減実績を第三者が認証する手段のいずれかを、前記大小関係に従って調整することを特徴とする請求項２に記載のエネルギサービス方法。
【請求項７】
前記実績値が前記目標値を満たしていない場合、前記目標値を満たすように前記環境負荷削減対策に係る設備の保守又は改善を無償で行なうことを特徴とする請求項１に記載のエネルギサービス方法。
【請求項８】
前記環境負荷削減対策前の環境負荷量を、該環境負荷量に影響を及ぼす変動因子のデータを付してデータベースに格納することを特徴とする１乃至７のいずれかに記載のエネルギサービス方法。
【請求項９】
前記環境負荷削減量に影響を及ぼす変動因子は、サービス対価算定の対象期間の気温と、前記対象期間における生産設備等の稼動日数と、該生産設備等の稼動時間と、該生産設備等の稼動率と、該稼動日数と該稼動時間と該稼動率に影響を及ぼす市場インデックスとの少なくとも１つであることを特徴とする請求項８に記載のエネルギサービス方法。
【請求項１０】
前記市場インデックスは、前記生産設備等に係る製品の市場総出荷額と市場総出荷台数の少なくとも一方であることを特徴とする請求項９に記載のエネルギサービス方法。
【請求項１１】
ＣＯ２等地球温暖化効果ガス発生量などの環境負荷を削減する対策に際して、環境負荷量に影響を及ぼす市場インデックスを定めるとともに該市場インデックスの基準値を設定し、環境負荷削減対策後に前記市場インデックスの実績値と前記基準値に応じてサービス対価を調整して受払いするエネルギサービス方法。
【請求項１２】
前記サービス対価の調整は、前記基準値に基づいて定める対価調整量Ｃと、前記実績値と前記基準値の大小関係および差に基づいて定める対価調整量Ｄの少なくとも１つを用いて行なうことを特徴とする請求項１１に記載のエネルギサービス方法。
【請求項１３】
前記対価調整量Ｄは、環境負荷削減量と前記市場インデックスを対応付ける相関モデルを用いて定めることを特徴とする請求項１２に記載のエネルギサービス方法。
【請求項１４】
前記基準値と前記対価調整量Ｃの少なくとも一方は、予め定めた市場インデックスの予測モデルに基づいて定めることを特徴とする請求項１２に記載のエネルギサービス方法。
【請求項１５】
前記市場インデックスの予測モデルは、予測値の期待値、分散、予測値ごとの発生確率を表す確率分布の少なくとも１つであることを特徴とする請求項１３に記載のエネルギサービス方法。
【請求項１６】
エネルギ消費量を削減する対策を実施して、そのサービス対価を受払いするエネルギサービス方法において、
前記エネルギ削減量に影響を及ぼす市場インデックスを定めるとともに該市場インデックスの基準値を設定し、前記市場インデックスの実績値と前記基準値に応じて前記サービス対価を調整することを特徴とするエネルギサービス方法。
【請求項１７】
前記サービス対価の調整は、前記基準値に基づいて定める対価調整量Ｅと、前記実績値と前記基準値の大小関係および差に基づいて定める対価調整量Ｆの少なくとも１つを用いて行なうことを特徴とする請求項１６に記載のエネルギサービス方法。
【請求項１８】
前記対価調整量Ｆは、前記エネルギ削減量と前記市場インデックスとを対応付ける相関モデルを用いて定めることを特徴とする請求項１７に記載のエネルギサース方法。
【請求項１９】
前記基準値と前記対価調整量Ｅの少なくとも一方は、予め定めた市場インデックスの予測モデルに基づいて定めることを特徴とする請求項１７に記載のエネルギサービス方法。
【請求項２０】
前記市場インデックスの予測モデルは、予測値の期待値、分散、予測値ごとの発生確率を表す確率分布の少なくとも１つであることを特徴とする請求項１９に記載のエネルギサービス方法。
【請求項２１】
エネルギコストを削減する対策を実施して、そのサービス対価を受払いするエネルギサービス方法において、
前記エネルギコストに影響を及ぼす市場インデックスを定めるとともに該市場インデックスの基準値を設定し、前記市場インデックスの実績値と前記基準値に応じて前記サービス対価を調整することを特徴とするエネルギサービス方法。
【請求項２２】
前記サービス対価の調整は、前記基準値に基づいて定める対価調整量Ｇと、前記実績値と前記基準値の大小関係および差に基づいて定める対価調整量Ｈの少なくとも１つを用いて行なうことを特徴とする請求項２１に記載のエネルギサービス方法。
【請求項２３】
前記対価調整量Ｈは、前記エネルギ削減量と前記市場インデックスとを対応付ける相関モデルを用いて定めることを特徴とする請求項２２に記載のエネルギサース方法。
【請求項２４】
前記基準値と前記対価調整量Ｇの少なくとも一方は、予め定めた市場インデックスの予測モデルに基づいて定めることを特徴とする請求項２２に記載のエネルギサービス方法。
【請求項２５】
前記市場インデックスの予測モデルは、予測値の期待値、分散、予測値ごとの発生確率を表す確率分布の少なくとも１つであることを特徴とする請求項２４に記載のエネルギサービス方法。
【請求項２６】
ＣＯ２等地球温暖化効果ガス発生量などの環境負荷を削減する対策を実施する前に計測した環境負荷に係るデータが格納されたデータベースと、環境負荷削減対策の実施後に計測された環境負荷に係るデータと前記データベースに格納された前記対策前の環境負荷に係るデータとを比較して環境負荷削減量の実績値を求める実績演算手段と、前記環境負荷削減量の前記実績値と予め定めた目標値とを用いてサービス対価を調整する対価演算手段とを備えてなるエネルギサービスシステム。
【請求項２７】
サービス対象設備のＣＯ２等地球温暖化効果ガス発生量などの環境負荷に影響を及ぼす市場インデックスを通信回線を介して取得する通信手段と、該取得した市場インデックスを記憶する記憶手段と、環境負荷削減対策の実施前に定めた前記市場インデックスの基準値と環境負荷削減対策の実施後における前記市場インデックスの実績値に応じて前記環境負荷削減対策のサービス対価を調整する対価演算手段とを備えてなるエネルギサービスシステム。
【請求項２８】
サービス対象設備のエネルギ削減量に影響を及ぼす市場インデックスを通信回線を介して取得する通信手段と、該取得した市場インデックスを記憶する記憶手段と、エネルギ削減対策の実施前に定めた前記市場インデックスの基準値とエネルギ削減対策の実施後における前記市場インデックスの実績値に応じて前記エネルギ削減対策のサービス対価を調整する対価演算手段とを備えてなるエネルギサービスシステム。
【請求項２９】
サービス対象設備のエネルギコスト削減量に影響を及ぼす市場インデックスを通信回線を介して取得する通信手段と、該取得した市場インデックスを記憶する記憶手段と、エネルギコスト削減対策の実施前に定めた前記市場インデックスの基準値とエネルギコスト削減対策の実施後における前記市場インデックスの実績値に応じて前記エネルギコスト削減対策のサービス対価を調整する対価演算手段とを備えてなるエネルギサービスシステム。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、ＣＯ２等の地球温暖化効果ガスなどの環境負荷の排出量削減や省エネルギを推進するのに好適なエネルギサービス方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
地球温暖化や地球環境保護について世界的な感心が高まっており、それらを改善する取り組みが国際的に進められている。特に、地球環境の保護にとって負荷となる炭酸ガス（ＣＯ２）などの環境負荷を削減するため、事業者に対して環境負荷の削減量を義務付ける公的規制が検討されている。また、削減義務を達成できない事業者に対しては、不足分を他の事業者から調達する制度（例えば、排出権取引制度などと呼ばれている。）の導入も検討されている。これは、削減義務を達成できない一の事業者が、他の事業者の排出削減量の一部をその事業者に対価を支払うことで、一の事業者の削減分として認定する制度である。一方、公的規制が導入されない段階でも、事業者が環境保護に積極的に取り組んで企業イメージを高める動きに合わせて、民間事業者が環境負荷の削減実績を認定する認証サービスを導入する動きもみられる。
【０００３】
また、エネルギ消費量を削減することで、ＣＯ２などの環境負荷も削減されるが、大口のエネルギ消費者である工場やビルの事業者に対し、省エネルギの目標値を定め、その目標値を例えば一定の期間内に達成するように、省エネルギ対策を実施することが要請されている。このような背景の下に、省エネルギ技術の研究や開発が各方面で進められている。例えば、省エネルギ対策の導入促進を狙いとして、エネルギサービス事業者が省エネルギ対策を実施して、その費用を省エネルギ効果に応じて回収するエネルギサービス方法が提案されている（特許文献１）。
【０００４】
【特許文献１】
特開２００２−３２４３８号
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、特許文献１に記載されたエネルギサービス方法では、省エネルギ効果や省エネルギコスト効果に対する対価を課金するもので、ＣＯ２等の環境負荷削減効果を適正に評価できない。例えば、各一次エネルギ種別ごとの原油換算係数とＣＯ２排出係数は異なるために、原油換算ベースの省エネルギ効果が同じ場合でも、電気やガスや油などの一次エネルギ種別ごとの削減量が異なれば、環境負荷削減量が異なってくる。
【０００５】
特に、義務付けられた環境負荷削減量に対して実績が不足する場合、他の事業者等から排出権を調達する等の必要が生じ、その調達コストの負担や、企業イメージの低下が懸念される。
【０００６】
また、実際、気温などの気象条件の変動などで対策設備の効率が低下して、省エネルギ効果、省エネルギコスト効果や環境負荷削減効果が期待したとおりに得られない場合がある。あるいは、工場の生産設備の稼動率が低くて、対策設備の稼動率が低下し、省エネルギ効果、省エネルギコスト効果や環境負荷削減効果が縮小することが懸念される。
【０００７】
そこで、エネルギサービスを受ける事業者である顧客にとっては、上述のような環境負荷削減等のリスクをヘッジできるエネルギサービスのニーズは大きい。例えば、環境負荷削減効果が当初の計画値を下回った場合、エネルギサービス事業者がそのための排出権調達コストを負担する等のサービスが考えられる。しかし、これによれば、エネルギサービス事業者の補償コストが発生し、エネルギサービス事業者の事業収益が圧迫されることになる。
【０００８】
このように、エネルギサービスを受ける事業者及び提供する事業者の双方の課題を解決するエネルギサービスモデルのニーズは大きい。また、効果保証のニーズは、環境負荷削減効果だけでなく、省エネルギ効果や省エネルギコスト効果についても、同様である。
【０００９】
本発明は、エネルギサービスを受ける事業者（以下、顧客という。）が、環境負荷削減対策や省エネルギ対策や省エネルギコスト対策に係るリスクを低減して、それらの対策を施し易くすることを課題とする。
【００１０】
【課題を解決するための手段】
本発明は、次に述べる手段により、上記課題を解決するものである。
【００１１】
本発明のエネルギサービスは、ＣＯ２等地球温暖化効果ガス発生量などの環境負荷を削減する対策前に環境負荷削減量の目標値を定め、対策後に環境負荷削減量の実績値を求め、前記目標値と前記実績値を用いてサービス対価を調整して受払いすることを特徴とする。
【００１２】
ここで、環境負荷削減対策の対象設備には、各種の生産設備、ユーティリティ設備（例えば、電力、ガス、熱、空気、水）、一般建築物（例えば、オフィスビル、病院、公共施設）等のエネルギ消費を伴うあらゆる設備、施設、機器、装置が含まれる。また、省エネルギ対策、エネルギコスト削減対策、環境負荷削減対策には、既存設備を省エネルギ型の新規設備への置換、省エネルギ設備の付設、省エネルギのための保守の提案、省エネルギのための設備運用や管理の提案、等の対策が含まれる。また、エネルギには、電力、ガス、熱（冷熱、温熱）、等の他、本発明では水、空気、その他のユーティリティを含めるものとする。
【００１３】
本発明は、上記のエネルギサービス方法において、サービス対価を、環境負荷削減量の目標値に応じて定める対価調整量Ａと、目標値と実績値の大小関係及び差に応じて定める対価調整量Ｂの少なくとも１つを用いて調整することを特徴とする。これによれば、例えば、対価調整量Ｂによる調整を、目標値＞実績値の場合は、その差に応じた対価調整量Ｂをサービス対価から割引くと定めることにより、環境負荷削減量が目標値未達の場合、顧客はサービス対価の低減分を原資に他事業者から排出権を購入できるなどの対策が可能になるので、環境負荷の削減対策に係るリスクを低減できる。一方、エネルギサービス事業者は、目標値に応じて定める対価調整量Ａを顧客より受け取ることで、計画の目標値を達成できない場合の経済的リスクに準備することができる。
【００１４】
この場合において、目標値と対価調整量Ａの少なくとも一方は、予め定めた環境負荷削減量の予測モデルに基づいて定めることができる。また、環境負荷削減量の予測モデルは、環境負荷削減量に影響を及ぼす変動因子の予測モデルを用いて設定することができる。この予測モデルには、予測値の期待値、分散、予測値ごとの発生確率を表す確率分布がある。例えば、変動因子の年間の実績データに基づいて、夏期、冬期及び中間期などの季節、さらに平日及び休日に分けて確率分布を作成し、この変動因子の予測モデルを用いて年間の環境負荷削減量の確率分布を作成することが考えられる。変動因子には、サービス対価算定に係る対象期間の気温と、対象期間における生産設備等の稼動日数と、生産設備等の稼動時間と、生産設備等の稼動率と、稼動日数や稼動時間や稼動率に影響を及ぼす指標となる市場インデックス等がある。
【００１５】
一方、対価調整量Ｂによるサービス対価の調整は、（１）調整なし、（２）前記差によらない一定額の経済価値、（３）前記差に対策実施前に定める係数を乗じた額の経済価値、（４）前記差に相当する環境負荷削減量に関する対策実施後の市場における経済価値、（５）前記差に相当する環境負荷量の削減実績を第三者が認証する手段のいずれかを、前記大小関係に従って定めることができる。
【００１６】
また、エネルギサービス事業者は、前記実績値が前記目標値を満たしていない場合、前記目標値を満たすように前記環境負荷削減対策に係る設備の保守又は改善を無償で行なうサービスを提供することができる。
【００１７】
このような本発明のエネルギサービス方法は、例えば、ＣＯ２等地球温暖化効果ガス発生量などの環境負荷を削減する対策を実施する前に計測した環境負荷に係るデータが格納されたデータベースと、環境負荷削減対策の実施後に計測された環境負荷に係るデータと前記データベースに格納された前記対策前の環境負荷に係るデータとを比較して環境負荷削減量の実績値を求める実績演算手段と、前記環境負荷削減量の前記実績値と予め定めた目標値とを用いてサービス対価を調整する対価演算手段とを備えてなるエネルギサービスシステムにより実現できる。
【００１８】
上述したエネルギサービス方法は、対策前後の環境負荷削減量の目標値と実績値に基づいてサービス対価を調整する場合を説明した。しかし、環境負荷削減量は、顧客の生産設備等の稼動率に大きく影響を受ける。これに対して、その稼動率と相関がある製品市場に関する指標（以下、市場インデックスという。）を定めるとともに該市場インデックスの基準値を設定し、環境負荷削減対策後に前記市場インデックスの実績値と前記基準値に応じてサービス対価を調整する方法を導入することが好ましい。製品市場は、一般には複数の事業者が関与し、エネルギサービスの受け手である顧客の単独の意図によって市場インデックスを操作することは難しい。したがって、市場インデックスを用いてサービス対価の受払い条件を定めることにより、エネルギサービス事業者が客観的にその変動による環境負荷削減量の変動リスクを負担することも可能になる。
【００１９】
この場合において、特に、前記サービス対価の調整は、対策前に環境負荷削減量と市場インデックス値を対応付ける相関モデルを設定し、該相関モデルを用いて対象期間における市場インデックスの実績値に対応する環境負荷削減量と、前記基準値に対応する環境負荷削減量とを求め、前記基準値に基づいて定める対価調整量Ｃと、前記実績値と前記基準値に対応する前記環境負荷削減量との差に基づいて定める対価調整量Ｄの少なくとも１つを用いて調整することができる。
【００２０】
また、市場インデックスの基準値と対価調整量Ｃの少なくとも一方は、予め定めた市場インデックスの予測モデルに基づいて定めることができる。この市場インデックスの予測モデルは、予測値の期待値、分散、予測値ごとの発生確率を表す確率分布の少なくとも１つを適用できる。
【００２１】
このような本発明のエネルギサービス方法は、例えば、サービス対象設備のＣＯ２等地球温暖化効果ガス発生量などの環境負荷に影響を及ぼす市場インデックスを通信回線を介して取得する通信手段と、該取得した市場インデックスを記憶する記憶手段と、環境負荷削減対策の実施前に定めた前記市場インデックスの基準値と環境負荷削減対策の実施後における前記市場インデックスの実績値に応じて前記環境負荷削減対策のサービス対価を調整する対価演算手段とを備えてなるエネルギサービスシステムにより実現できる。
【００２２】
また、市場インデックスに基づいたエネルギサービス方法は、環境負荷削減に限らず、エネルギ削減及びエネルギコスト削減にも適用できる。すなわち、エネルギ削減量に影響を及ぼす市場インデックスを定めるとともに該市場インデックスの基準値を設定し、市場インデックスの実績値と基準値に応じてサービス対価を調整することができる。そして、サービス対価の調整は、基準値に基づいて定める対価調整量Ｅと、実績値と基準値の大小関係およびそれらの差に基づいて定める対価調整量Ｆの少なくとも１つを用いて行なう。この場合、対価調整量Ｆは、エネルギ削減量と市場インデックスとを対応付ける相関モデルを用いて定めることができる。また、基準値と対価調整量Ｅの少なくとも一方は、環境負荷削減で説明したのと同様に、市場インデックスの予測モデルに基づいて定めることができる。
【００２３】
このようなエネルギサービス方法は、サービス対象設備のエネルギ削減量に影響を及ぼす市場インデックスを通信回線を介して取得する通信手段と、該取得した市場インデックスを記憶する記憶手段と、エネルギ削減対策の実施前に定めた前記市場インデックスの基準値とエネルギ削減対策の実施後における前記市場インデックスの実績値に応じて前記エネルギ削減対策のサービス対価を調整する対価演算手段とを備えてなるエネルギサービスシステムにより実現できる。
【００２４】
また、エネルギコストに影響を及ぼす市場インデックスを定めるとともに該市場インデックスの基準値を設定し、市場インデックスの実績値と基準値に応じてサービス対価を調整するようにする。この場合も、サービス対価の調整は、基準値に基づいて定める対価調整量Ｇと、実績値と基準値の大小関係およびそれらの差に基づいて定める対価調整量Ｈの少なくとも１つを用いて行なう。ここで、対価調整量Ｈは、エネルギ削減量と市場インデックスとを対応付ける相関モデルを用いて定めることができ、基準値と対価調整量Ｇの少なくとも一方は、予め定めた市場インデックスの予測モデルに基づいて定めることができる。予測モデルは、エネルギ削減の場合と同様な考え方を適用できる。
【００２５】
このようなエネルギサービス方法は、例えば、サービス対象設備のエネルギコスト削減量に影響を及ぼす市場インデックスを通信回線を介して取得する通信手段と、該取得した市場インデックスを記憶する記憶手段と、エネルギコスト削減対策の実施前に定めた前記市場インデックスの基準値とエネルギコスト削減対策の実施後における前記市場インデックスの実績値に応じて前記エネルギコスト削減対策のサービス対価を調整する対価演算手段とを備えてなるエネルギサービスシステムにより実現できる。
【００２６】
また、本発明は、エネルギサービス事業者の費用負担によって環境負荷削減対策を施し、その環境負荷削減対策の費用をエネルギサービスのサービス対価によって回収するようにしてもよい。
【００２７】
【発明の実施の形態】
以下、本発明に係るエネルギサービス方法及びシステムの実施の形態について図を用いて説明する。
【００２８】
図１は、本発明のエネルギサービス方法を適用してなるエネルギサービス事業の一実施形態の概念図を示し、図２は、本発明のエネルギサービス方法の一実施形態をフローにして示している。
【００２９】
図１に示すように、エネルギサービス事業者１００は、エネルギサービスの提供を受ける顧客２００が保有するエネルギサービス対象設備について、省エネルギ対策、エネルギコスト削減対策、及びＣＯ２等地球温暖化効果ガスなどの環境負荷の削減対策を計画して実行し、これらの業務について顧客２００との間でサービス対価の受払いをすることを基本とする。ここで、エネルギサービス対象設備には、各種の生産設備、ユーティリティ設備（例えば、電力、ガス、熱、空気、水）、一般建築物（例えば、オフィスビル、病院、公共施設）等のエネルギ消費を伴うあらゆる設備、施設、機器、装置が含まれる。また、省エネルギ対策、エネルギコスト削減対策、環境負荷削減対策には、既存設備を省エネルギ型の新規設備への置換、省エネルギ設備の付設、省エネルギのための保守の提案、省エネルギのための設備運用や管理の提案、等の対策が含まれる。また、エネルギには、電力、ガス、熱（冷熱、温熱）、等の他、本発明では水、空気、その他のユーティリティを含めるものとする。
【００３０】
本実施形態では、省エネルギ効果、エネルギコスト削減効果及び環境負荷削減効果に応じて、契約に基づいたサービス対価を受払いすることを特徴とする。特に、省エネルギ効果、エネルギコスト削減効果及び環境負荷削減効果に関する目標値を一定の条件のもとに定めて、目標値に応じて定める対価調整量Ａと、目標値と実績値の大小関係およびそれらの差に応じて定める対価調整量Ｂを用いて、サービス対価を調整することを特徴とする。
【００３１】
例えば、対価調整量Ｂによる調整を、目標値＞実績値の場合は、その差に応じた対価調整量Ｂをサービス対価から割引くことを定めることにより、顧客２００は、計画の目標値を達成できない場合の経済的リスクを軽減することができる。一方、エネルギサービス事業者は、目標値に応じて定める対価調整量Ａを顧客より受け取ることで、計画の目標値を達成できない場合の経済的リスクに準備することができる。
【００３２】
本実施形態では、環境負荷削減対策を中心に説明するが、省エネルギ対策及びエネルギコスト削減対策にも同様に適用できる。これらの３つの対策は互いに独立ではなく、多くの場合、相互に兼ねたものになる。さらに、環境負荷としてＣＯ２を対象としてとして説明するが、本発明に係る環境負荷はこれに限られないことはいうまでもない。
【００３３】
以下、本発明のエネルギサービス方法の業務フローについて、図２を用いて具体的に説明する。
（ステップＳ１１）対象設備の現状診断
ＣＯ２削減対策の業務は、顧客２００の依頼に応じ、エネルギサービス対象設備の現状を調査し、ＣＯ２削減に関する診断から開始する。
（ステップＳ１２）ＣＯ２削減対策の立案
次に、ＣＯ２削減対策の計画を立案する。計画の始めに、エネルギサービス設備の設置スペース、投資額、償却年数、環境への影響、将来の増設計画などの基本条件を設定して、ＣＯ２削減対策の基本計画を立案する。ここで、ＣＯ２削減対策には、既存設備の省エネルギ型や低環境負荷型の新規設備への置換、省エネルギ設備の付設、省エネルギやエネルギコスト削減や環境負荷削減のための保守の提案、省エネルギやエネルギコスト削減や環境負荷削減のための設備運用や管理の提案、等の対策が含まれる。
（ステップＳ１３）計画の評価
次に、ＣＯ２削減対策の計画案について、運転費、設備費、保守費、人件費などを試算するとともに、ＣＯ２削減効果、省エネルギ効果及びエネルギコスト削減効果を試算し、計画の妥当性を大まかに評価する。つまり、ＣＯ２削減対策設備の導入による各種費用の増加と、ＣＯ２削減効果、省エネルギ効果及びエネルギコスト削減効果をマクロ的に比較検討するととともに、ＣＯ２削減対策設備導入の障害の有無などについて、基本的な計画の妥当性を評価する。
（ステップＳ１４）計画の妥当性の判断
計画の妥当性が欠ける場合は計画を中止し、妥当性がある場合は、以下の詳細計画に進む。
（ステップＳ１５）エネルギ診断
ここでは、対象設備について、現状のエネルギ消費量の計測を行ない、詳細なエネルギ診断を行なう。この診断は、後述するＣＯ２削減効果を算定する際の対策前データ（過去データ）になる。各対象設備のエネルギ消費量は、対象設備の負荷である生産設備などの稼動時間又は稼動率、天候（気温、湿度など）、季節、昼夜、等の変動因子により変動し得るから、それらの変動因子を対応付けてエネルギ消費量を記録する。また、契約で定めている場合は、生産設備に係る製品等の市場インデックスを対応付けて記録する。市場インデックスには、例えば、その製品に関する市場総出荷額や市場総出荷数などが含まれる。対策前後のエネルギ消費量を比較してＣＯ２削減量を算出するため、対策前の各対象設備のエネルギ消費量を、対象施設の負荷、気温、湿度などの属性データ（変動因子）を付してできるだけ長期間にわたって収集してデータベースを作成する。
（ステップＳ１６）計画の具体的検討
ステップＳ１５で作成したデータベースに基づいて、具体的なＣＯ２削減対策を計画する。ＣＯ２削減対策は、例えば、複合発電装置（コ−ジェネレータ）のように、油又はガスなどの燃料を燃やして電力と熱を発生させる省エネルギ設備の導入を検討する。さらに、ポンプやファンの駆動モータをインバータ制御に変更し、それらの負荷の変化に合わせてモータの回転数を制御することにより省エネルギを図る。その他、種々の省エネルギ対策によりＣＯ２削減を図ることができる。
【００３４】
このようにして、具体的なＣＯ２削減対策を計画した後、その対策を施した場合のエネルギ削減量、エネルギコスト削減量及びＣＯ２削減量を試算する。
（ステップＳ１７）計画の評価・契約条件の設定
ＣＯ２削減計画の検討の結果に基づいて、ＣＯ２削減対策に必要な設備改修等にかかる投資費用を回収できる効果が得られるか否かの評価を行なう。つまり、妥当な年数で回収できる評価が得られた場合、顧客とエネルギサービス事業者は、例えば、その年数以上の契約年数を定め、ＣＯ２削減対策によって同時に得られるエネルギコスト削減額の一部をサービス対価として顧客からエネルギサービス事業者に支払うことを内容とする契約を検討する。サービス対価の算定については、例えば各年ごとにサービス対価を定めるとすれば、投資費用をエネルギサービス事業者が負担する場合は、
年間投資回収額＋（年間エネルギコスト削減額−年間投資回収額）×一定割合をサービス対価とすることが考えられる。省エネルギ効果の対価の考え方は、特開２００２−３２４３８号と同様である。
【００３５】
さらに、ＣＯ２削減量の目標値を定めておき、サービス対価を、目標値に応じて定める対価調整量Ａと、目標値と実績値の大小関係およびそれらの差に応じて定める対価調整量Ｂを用いて調整する方法を採用することができる。このサービス対価調整方法の詳細については後述する。
（ステップＳ１８）契約合意
ステップ１７における契約条件によって両者が合意した場合、ＣＯ２削減対策の実施及び運営について契約を結ぶ。
（ステップＳ１９）詳細設計・改修工事
エネルギサービス事業者又はエネルギサービス事業者に関連する機関は、契約に基づいてＣＯ２削減対策の詳細設計を行ない、各種設備の置き換えや改修等の工事を実施する。
（ステップＳ２０）運営管理
エネルギサービス事業者は、ＣＯ２削減対策の実施後、エネルギサービス設備の監視及び保守、ＣＯ２削減効果の検証、サービス対価の算定など、サービス業務等の運営管理を行なう。
【００３６】
以下、図１の業務フローにおける主要部について、詳細に説明する。
【００３７】
まず、本発明のエネルギサービス方法を適用した一実施形態のエネルギサービスシステムの全体構成図を図３を用いて説明する。図示のように、顧客２００のＣＯ２削減対策にかかわる生産設備ｉ（ｉ＝１〜ｎ）２０２について、消費電力、ガス又は油などの燃料消費量等のエネルギ消費量の他、エネルギ消費に関係する温度、熱量、流量などのデータを図示していない計測器により計測し、それらをリモートステーション２０３と監視制御ＬＡＮ２０４を介して運用管理装置２０５に取込む。運用管理装置２０５は、演算装置（ＣＰＵ）、記憶装置（ＨＤＤ）、表示装置及び通信装置などを備えて構成されている。また、契約管理装置２０６が備えられている。
【００３８】
運用管理装置２０５は、取込んだ計測データを記憶装置に格納する。また、計測データとともに、エネルギ消費量に影響を及ぼす気温、湿度、生産設備等の稼動率等のデータが、属性データとして取込まれる。運用管理装置２０５の表示装置には、運転状況、機器保守情報、省エネルギ効果、エネルギコスト削減効果、ＣＯ２削減効果、運転コスト（電気、ガス、油など）、属性データ、機器性能故障状況、劣化状況などが表示可能になっている。
【００３９】
一方、エネルギサービス事業者１００には、コンピュータから成る遠隔管理装置１０１と、この遠隔管理装置１０１に社内ＬＡＮ１０２を介して接続されたデータベース１０３及びプリンタ１０４などを備えて構成されている。
【００４０】
遠隔管理装置１０１は、通信回線２５０を介して顧客２００のコンピュータから成る運用管理装置２０５に通信可能に接続されている。通信回線２５０としては、公衆回線又はメールを媒体とすることができる。遠隔管理装置２０１は、演算装置（ＣＰＵ）、記憶装置（ＨＤＤ）、表示装置などを有して構成されている。表示装置には、顧客側の運用管理装置２０５と同一内容の表示ができるようになっている。
【００４１】
また、遠隔管理装置１０１は、エネルギサービス事業に係る各種の業務処理を行なうようになっている。例えば、ＣＯ２削減量や省エネルギ量やエネルギコスト削減量の演算、契約に基づくサービス対価の計算、請求書の作成、等を行なう。請求書は、ＣＯ２削減量や省エネルギ量やエネルギコスト削減量などの運転状況データを添付して、郵送又は通信回線２５０を介して、顧客のコンピュータから成る契約管理装置２０６に送付される。
【００４２】
このように構成されることから、運用管理装置２０５により収集され記憶装置に格納された計測データ及び気温や湿度などの属性データは、通信回線２５０を介して遠隔管理装置１０１に伝送される。遠隔管理装置１０１は、計測データと属性データを必要に応じてデータベース又はワーキングメモリに転送格納する。この計測データの転送は、周期的（例えば、１５分ごと）に行なわれる。そして、遠隔管理装置１０１は、後述する処理手順に従ってエネルギサービス業務を実行するようになっている。
【００４３】
ここで、図２のステップＳ１２又はＳ１６において検討するＣＯ２削減対策として、具体的な例を説明する。
（ａ）太陽光発電設備
太陽光により発電し、商用電力に比べてＣＯ２排出換算係数（単位電力あたりのＣＯ２排出量を表す係数）が小さいので、ＣＯ２削減効果が得られる。また、発電により商用電力の購入を削減し、エネルギコストを削減できる。
（ｂ）複合発電システム（コ−ジェネレータ）
ガスや油燃料によりエンジンなどの原動機を駆動して発電し、同時に原動機の廃熱を空調及び給湯に利用することにより、高い総合効率が得られ、省エネルギ、エネルギコスト削減、ＣＯ２削減を図ることができる。
（ｃ）冷熱源設備（冷却塔）
冷却塔の冷却効率を改善し、冷却水や冷水の入口出口の温度差を大きくすることにより、冷却水や冷水のポンプを小容量化して電力を低減できるので、省エネルギ、エネルギコスト削減、ＣＯ２削減を図ることができる。
（ｄ）インバータ駆動
空調機のファン、冷水ポンプ等の駆動モータをインバータ制御に変え、空調負荷に応じて回転数を下げることにより、また蛍光灯の周波数を高くすることにより、省エネルギ、エネルギコスト削減、ＣＯ２削減を図ることができる。
（ｅ）受変電設備
変圧器などの受変電機器の損失（無負荷損、負荷損）を低減して、消費電力を低減することにより、省エネルギ、エネルギコスト削減、ＣＯ２削減を図ることができる。
（ｆ）その他の対策
昼間の電力に対して、夜間の電力についてのＣＯ２排出量の換算値が小さい場合は、電力貯蔵設備や氷蓄熱システムに夜間電力を貯蔵し、昼間の電力消費量のピーク時に放電させたり、氷の冷熱を昼間の空調に利用する。これにより、電力消費量を平準化して実質的にＣＯ２排出量の削減を図ることができる。
【００４４】
次に、サービス対価の算定方法について、図４を用いて説明する。サービス対価の算定は、１ヶ月単位、６ヶ月単位、年単位、複数年単位など各種考えられるが、そのいずれにするかは本発明の本質ではないので、ここでは年単位を例に説明する。
（ステップＳ２１）対策後のエネルギ消費量と属性データの計測・記録
ＣＯ２削減対策及び省エネルギ対策後のエネルギ消費量を周期的（例えば、１５分〜１時間おき）に計測し、対策後の計測データとして記録する。このとき、対象施設の稼動率、気温、湿度などの属性データを合わせて計測して記録する。なお、エネルギ消費量の算出に必要な電圧、電流、燃料の流量の流量、冷媒等の流体の流量、温度、等を計測するようにしてもよい。
（ステップＳ２２）サービス対価の算定の起動
予め定めるサービス対価計算の時点になったら、ステップＳ２３以降のサービス対価計算処理を実行する。
（ステップＳ２３）対策後の年間エネルギ消費量の算定
ステップＳ２１において過去１年間に周期的に記録されたエネルギ消費量を合計して、対策後の年間エネルギ消費量を算定する。
（ステップＳ２４）対策前の年間エネルギ消費量の算定
ステップＳ２１において対策後の過去１年間に記録された各記録周期ごとのエネルギ消費量又は計測データに対応する過去のエネルギ消費量を、データベースを検索して抽出し、それらを合計して対策前の年間エネルギ消費量を算出する。この場合、属性データが同一又は略一致する対策前データを検索するが、該当する対策前データがないときは、内挿法又は外挿法などにより近似計算する。
（ステップＳ２５）年間エネルギコスト削減額の算定
対策前後の年間エネルギ消費量を用いて、事前に定めたエネルギコスト算定式に従って年間エネルギコスト削減額を算定する。
（ステップＳ２６）エネルギコスト削減によるサービス対価の算定
投資費用をエネルギサービス事業者が負担する場合は、
サービス対価＝年間投資回収額＋（年間エネルギコスト削減額−年間投資回収額）×一定割合とし、
投資費用を顧客が負担する場合は、
サービス対価＝（年間エネルギコスト削減額−年間投資回収額）×一定割合として算定する。一定割合は、ＣＯ２削減対策実施前に予め定めるものとする。（ステップＳ２７）年間ＣＯ２削減量の算出　対策前の年間エネルギ消費量から対策後の年間エネルギ消費量を差し引いて、年間エネルギ削減量ΔＥを算出し、年間エネルギ削減量ΔＥから年間ＣＯ２削減量Ｄを算出する。例えば、年間エネルギ削減量ΔＥの燃料種別毎の内訳（例えば、電力、ガス、油など）に予め定めておく、それぞれのＣＯ２排出換算係数（各エネルギ単位量あたりのＣＯ２排出量を定める係数）を乗じたものを足し合わせて算出することができる。
（ステップＳ２８）年間ＣＯ２削減量によるサービス対価の調整
実績値と目標値との差の値（＝実績値−目標値）に応じて、対価調整量Ｂを定める。対価調整量Ｂとしては、▲１▼調整なし、▲２▼前記差の値の符号に対策前に予め定める額の経済価値を乗じたもの、▲３▼前記差の値に対策実施前に定める額の経済価値を乗じたもの、▲４▼前記差の値の大きさのＣＯ２削減量に関する対策実施後の市場における経済価値（例えばＣＯ２排出権市場価格など）に前記差の値の符号をつけたもの、▲５▼前記差の値の大きさのＣＯ２削減量の実績を第三者が認証する手段（例えばＣＯ２排出権など）に前記差の値の符号をつけたもの等から、選択して契約しておくことができる。符号がマイナスの場合、すなわち目標値＞実績値の場合は、エネルギサービス事業者から顧客に対価調整量Ｂから符号を除いたものを支払い、符号がプラスの場合、すなわち目標値＜実績値の場合は、顧客からエネルギサービス事業者に対価調整量Ｂから符号をとったものを支払うとする。符号によって、すなわち目標値と実績値の大小関係によって、対価調整量Ｂの内容を変えることも考えられる。
【００４５】
また、予め定めてある年間ＣＯ２削減量の目標値に応じて設定される対価調整量Ａをサービス対価に増額する。目標確と対価調整量Ａの設定方法について次に説明する。
【００４６】
本実施形態では、目標値と対価調整量Ａを年間ＣＯ２削減量の予測モデルを用いて定める。年間ＣＯ２削減量の予測モデルとして、例えば、予測値毎にその確率を対応付ける確率分布を定める。この予測モデルを用いることにより、目標値をある値に定めた場合の年間ＣＯ２削減量の実績値がその目標値を達成できる確率を求めることができる。すなわち、言い換えると、エネルギサービス事業者として、一定以上の確率で達成できるように目標値を定めることができる。また、対価調整量Ａについては、例えば、前記予測モデルを用いて対価調整量Ｂの期待値を求め、これと０の大きい方を対価調整量Ａとすることができる。この場合、（対価調整量Ａ＋対価調整量Ｂの期待値）≧０とすることができるので、エネルギサービス事業者として、年間ＣＯ２削減量の目標値に関するリスクに備えることができる。ここで、対価調整量Ｂについては、経済価値以外のものが定められている場合は、それを一定の基準で経済価値に換算しておくものとする。
【００４７】
年間ＣＯ２削減量の予測モデルは、例えば、次のように構築することができる。　既設の冷凍機を高効率タイプのものに更新する省エネルギ対策またはＣＯ２削減対策を例に説明する。冷熱需要は変わらないものとすれば、更新前後で冷凍機の出力パターンは変わらず、入力パターンが変わることになる。高効率タイプのものに更新するので、当然、入力エネルギは削減される。また、冷凍機の入出力関係は気温によって影響を受け、従って年間ＣＯ２削減量が気温によって変動することに注意する。年間ＣＯ２削減量を下式により計算する。
【００４８】
年間ＣＯ２削減量＝Σ（ＮＲ（Ｅ（ｔ）、Ｔ（ｔ））−ＯＲ（Ｅ（ｔ）、Ｔ（ｔ））
ここに、
Σは、年間を１時間単位に分割した場合の各時刻ｔに関する年間にわたる和、
Ｅ（ｔ）は、時刻ｔにおける冷凍機出力、
Ｔ（ｔ）は、時刻ｔにおける気温、
ＮＲ（Ｅ（ｔ）、Ｔ（ｔ））は、冷凍機出力Ｅ（ｔ）と気温Ｔ（ｔ）における更新後冷凍機の入力エネルギ、
ＯＲ（Ｅ（ｔ）、Ｔ（ｔ））は、冷凍機出力Ｅ（ｔ）と気温Ｔ（ｔ）における更新前冷凍機の入力エネルギを表す。
【００４９】
時刻ｔにおける冷凍機出力Ｅ（ｔ）は、更新前の冷凍機の運転実績を用いて定めることができる。時刻ｔにおける気温Ｔ（ｔ）は、例えば、別途定める季節毎（夏期、冬期、中間期）各時刻毎の気温の確率分布に従って定める。この気温の確率分布は、例えば、過去の気象データに基づいて、季節毎（夏期、冬期、中間期）各時刻毎の気温の実績値の分布として定めることができる。
【００５０】
以上により、上記の年間ＣＯ２削減量の計算式を用いて、気温Ｔ（ｔ）を上記の気温の確率分布に従った乱数として発生させてシミュレーションし、得られる年間ＣＯ２削減量の確率分布を、年間ＣＯ２削減量の予測モデルとすることができる。
【００５１】
上記では、年間ＣＯ２削減量の変動因子として気温を例に、また冷凍機の更新を例に説明したが、他の変動因子についても、また他のＣＯ２削減対策や省エネルギ対策についても、変動因子をパラメータとする年間ＣＯ２削減量の計算式と、変動因子の確率分布を設定することで、同様に年間ＣＯ２削減量の予測モデルを構築することができる。
【００５２】
次に、サービス対価の算定方法における、ステップＳ２８の「年間ＣＯ２削減量によるサービス対価の調整」に関する変形例について説明する。本変形例は、次のような課題を解決するものである。つまり、生産設備の稼働率もＣＯ２削減量の変動要因の１つであるが、稼働率は顧客の生産計画にも依存するなど、客観的に予測することが難しく、稼働率が変動したことによるＣＯ２削減量の減少そのものをエネルギサービス事業者が補償するのは、エネルギサービス事業収益の安定性という点から現実的でないという課題である。
【００５３】
本変形例では、顧客主要製品に関する年間市場総出荷額などの市場統計値に基づく補償を行なう。その基本的な枠組みは下記の通りである。
【００５４】
▲１▼エネルギサービス計画時に、年間市場総出荷額に関する基準値と補償率を定め、また基準値に応じた対価調整量Ｃを定めておく。
【００５５】
▲２▼エネルギサービス開始後、各年のサービス対価算定時に、下記の計算式により対価調整量Ｄと対価Ｄを算定する、
対価調整量Ｄ＝（年間市場総出荷額の実績値―年間市場総出荷額の基準値）×補償率
対価Ｄ＝｜対価調整量Ｄ｜
▲３▼実績値＜基準値の場合は、対価Ｄをサービス対価から減じる。
【００５６】
▲４▼実績値＞基準値の場合は、対価Ｄをサービス対価に増じる。
【００５７】
▲５▼実績値と基準値の関係によらず、対価Ｃをサービス対価に増じる。
【００５８】
例えば、基準値を予想される年間市場総出荷額の期待値とし、補償率を年間市場総出荷額が基準値から単位量減少したときの年間ＣＯ２削減量の減少量に相当する経済価値とすれば、対価Ｄは年間市場総出荷額変動による年間ＣＯ２削減量の変動量の径済価値に相当する。特に、実績値＜基準値の場合は、顧客にとって年間ＣＯ２削減量減少分の補償効果が期待できる。
【００５９】
年間市場総出荷額が単位量変動したときの年間ＣＯ２削減量の変動量を求めるため、ＣＯ２削減対策や省エネルギ対策の前に、年間市場総出荷額と年間ＣＯ２削減量を対応付ける相関モデルを設定しておく。一般に、顧客生産設備の年間稼働率は顧客主要製品の年間出荷額と相関があり、顧客主要製品の年間出荷額はその製品に関する市場全体の規模に大きく影響を受けるので、顧客主要製品に関する年間市場総出荷額と顧客生産設備の年間稼働率の間にはある程度の相関があり、したがって顧客主要製品に関する年間市場総出荷額と年間ＣＯ２削減量との間にはある程度の相関があるといえる。
【００６０】
そこで、過去の実績データに基づいて、年間出荷額と年間稼働率の関係、年間市場総出荷額と年間出荷額の関係をそれぞれ最小二乗法により直線近似して、それぞれの近似式を、
年間稼働率＝α２×年間出荷額＋β２、
年間出荷額＝α１×年間市場総出荷額＋β１とすれば、
年間市場総出荷額と年間稼働率の関係式を、
年間稼働率＝α２×α１×年間市場総出荷額＋α２×β１＋β２
と定めることができる。
【００６１】
さらに、年間稼働率と年間ＣＯ２削減量の対応関係を
年間ＣＯ２削減量＝α３×年間稼働率＋β３
と想定すれば、
年間ＣＯ２削減量＝α３×α２×α１×年間市場総出荷額＋α３×α２×β１＋α３×β２＋β３
という相関モデルを設定することができる。この相関モデルを用いて、年間市場総出荷額が単位量変動したときの年間ＣＯ２削減量の変動量を、α３×α２×α１と定めることができる。ここに、α１、α２、α３、β１、β２、β３は、それぞれ定数である。
【００６２】
上記においては直線による近似をベースに相関モデルを定める例を説明したが、曲線その他による近似をもとに、年間ＣＯ２削減量と年間市場総出荷額を対応付ける相関モデルを構成することもできる。この場合、補償率は基準値に応じて、また実績値に応じて設定することになる。
【００６３】
対価調整量Ｃについては、年間市場総出荷額の予測モデルを用いて対価調整量Ｄの期待値を求め、これと０の大きい方を対価調整量Ｃとすることができる。これにより、（対価Ｃ＋調整値Ｄの期待値）≧０とすることができるので、エネルギサービス事業者として、年間市場総出荷額の基準値に関するりスクに備えることができる。予測モデルとしては、例えば、過去の実績値の分布から、予測値毎にその確率を与える確率分布を定めることができる。
【００６４】
また、上記では、稼働率と相関のある市場インデックスとして、顧客主要製品に関する市場総出荷額を例に説明したが、市場総出荷台数でも全く同様である。さらに、顧客主要製品が複数にわたる場合など、次のような市場インデックスを採用することができる。
【００６５】
▲１▼各主要製品の市場総出荷額（あるいは市場総出荷数）の合計
▲２▼各主要製品の市場総出荷額（あるいは市場総出荷数）を各製品の顧客出荷額（あるいは顧客出荷数）の比で重み付けした合計
▲３▼顧客の総出荷額（あるいは総出荷数）の一定割合以上を占める主要製品の市場総出荷額（市場総出荷数）の合計
▲４▼エネルギ原単位（製品１個あたり生産するのに要するエネルギ量）の大きい製品の市場総出荷額の合計
【発明の効果】
以上述べたように、本発明によれば、エネルギサービスを受ける事業者である顧客が、環境負荷削減対策や省エネルギ対策や省エネルギコスト対策に係るリスクを低減できるから、それらの対策を施し易くなる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明のエネルギサービス方法を適用してなるエネルギサービス事業の一実施形態の概念図である。
【図２】本発明のエネルギサービス方法の一実施形態の業務フローを示す図である。
【図３】本発明のエネルギサービスシステムの全体構成を示す図である。
【図４】サービス対価算定の処理手順を示すフローチャートである。
【符号の説明】
１００　エネルギサービス事業者
１０１　遠隔管理装置
１０３　データベース
１０４　プリンタ
２００　顧客
２０２　設備
２０３　リモートステーション
２０４　監視制御ＬＡＮ
２０５　運営管理装置
２０６　契約管理装置
２５０　通信回線
【図１】
2004110188.tif 000003
【図２】
2004110188.tif 000004
【図３】
2004110188.tif 000005
【図４】
2004110188.tif 000006