特許7403410太陽光発電出力推定装置、太陽光発電出力推定方法、および太陽光発電出力推定プログラム
(19)【発行国】日本国特許庁(JP)
(12)【公報種別】特許公報(B2)
(11)【特許番号】
(24)【登録日】2023-12-14
(45)【発行日】2023-12-22
(54)【発明の名称】太陽光発電出力推定装置、太陽光発電出力推定方法、および太陽光発電出力推定プログラム
(51)【国際特許分類】
G06Q 50/06 20120101AFI20231215BHJP
G06Q 10/04 20230101ALI20231215BHJP
H02J 13/00 20060101ALI20231215BHJP
H02J 3/00 20060101ALI20231215BHJP
H02J 3/38 20060101ALI20231215BHJP
【ＦＩ】
G06Q50/06
G06Q10/04
H02J13/00 301A
H02J3/00 170
H02J3/38 130
【請求項の数】
13
(21)【出願番号】P 2020132248
(22)【出願日】2020-08-04
(65)【公開番号】P2022029106
(43)【公開日】2022-02-17
【審査請求日】2022-10-21
(73)【特許権者】
【識別番号】000006013
【氏名又は名称】三菱電機株式会社
(74)【代理人】
【識別番号】100088672
【弁理士】
【氏名又は名称】吉竹 英俊
(74)【代理人】
【識別番号】100088845
【弁理士】
【氏名又は名称】有田 貴弘
(72)【発明者】
【氏名】安並 一浩
【審査官】加舎 理紅子
(56)【参考文献】
【文献】特開２０１７－１２１１３３（ＪＰ，Ａ）
【文献】特開２０１９－１５４２１３（ＪＰ，Ａ）
【文献】特開２０１３－１６２６６６（ＪＰ，Ａ）
【文献】特開２０１８－００７３７０（ＪＰ，Ａ）
(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)
Ｇ０６Ｑ １０／００－９９／００
Ｈ０２Ｊ ３／００－ ５／００
１３／００
(57)【特許請求の範囲】
【請求項1】
推定時点における推定対象エリア内の特定の電力系統に連系されている全ての太陽光発電設備の発電出力の合計値であるＰＶ発電出力合計値を推定する太陽光発電出力推定装置であって、前記推定時点より前の特定の期間における、前記太陽光発電設備が設置された全ての需要家の見かけ上の消費電力である残余需要および前記推定対象エリアの日射強度であるエリア日射強度を記憶する記憶部と、
全ての前記需要家の前記残余需要の合計値である残余需要合計値および前記エリア日射強度に基づき、前記エリア日射強度を前記ＰＶ発電出力合計値に変換するための係数であるＰＶ変換係数を推定する変換係数算出部と、
前記ＰＶ変換係数および前記推定時点における前記エリア日射強度に基づき、前記ＰＶ発電出力合計値を推定する発電出力推定部と、
を備える太陽光発電出力推定装置。
【請求項2】
前記記憶部には、さらに、前記エリア日射強度と前記推定対象エリアとの対応付け、ならびに、全ての前記需要家の残余需要と前記推定対象エリアおよび前記特定の電力系統との対応付けを行うための場所関連情報データが記憶されている、請求項１に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項3】
前記記憶部は、前記エリア日射強度の時系列データおよび全ての前記需要家の前記残余需要の時系列データとを記憶し、前記変換係数算出部は、前記エリア日射強度の時系列データと全ての前記需要家の前記残余需要の合計値である前記残余需要合計値の時系列データとに基づき、前記ＰＶ変換係数を推定する、
請求項１に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項4】
前記変換係数算出部は、前記推定時点より前の少なくとも１つの第１期間における、前記エリア日射強度の時系列データと前記残余需要合計値の時系列データとに基づき、前記ＰＶ変換係数を推定する、請求項３に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項5】
前記第１期間は、前記太陽光発電設備の設備容量の、前記推定時点での設備容量に対する差分が、予め定められた範囲内となる期間である、請求項４に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項6】
前記第１期間における、前記エリア日射強度の時系列データと前記残余需要合計値の時系列データとの共分散である第１共分散を算出する第１共分散取得部と、前記第１期間における、前記エリア日射強度の時系列データの分散である第２共分散を算出する第２共分散取得部と、
をさらに備え、
前記変換係数算出部は、前記第１共分散および前記第２共分散を用いて、前記ＰＶ変換係数を推定する、
請求項４または請求項５に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項7】
前記発電出力推定部は、前記ＰＶ変換係数に前記推定時点のエリア日射強度を乗じることで、前記ＰＶ発電出力合計値を推定する、請求項１に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項8】
前記ＰＶ変換係数は、前記第１共分散を前記第２共分散で除して－１を乗じた値である、請求項６に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項9】
前記第１期間は複数設定され、前記第１共分散取得部は、複数の前記第１期間のそれぞれに対応する複数の前記第１共分散を算出し、
前記第２共分散取得部は、複数の前記第１期間のそれぞれに対応する複数の前記第２共分散を算出し、
前記変換係数算出部は、複数の前記第１共分散および複数の前記第２共分散から算出される複数の前記ＰＶ変換係数の代表値を、最終的な前記ＰＶ変換係数とする、
請求項６または請求項８に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項10】
前記太陽光発電設備は、余剰買取契約対象の太陽光発電設備である、請求項１から請求項９のいずれか一項に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項11】
前記太陽光発電設備は、全量買取契約対象の太陽光発電設備および余剰買取契約対象の太陽光発電設備の両方を含む、請求項１から請求項９のいずれか一項に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項12】
推定時点における推定対象エリア内の特定の電力系統に連系されている全ての太陽光発電設備の発電出力の合計値であるＰＶ発電出力合計値を推定する太陽光発電出力推定方法であって、コンピュータが、前記推定時点より前の特定の期間における、前記太陽光発電設備が設置された全ての需要家の見かけ上の消費電力である残余需要および前記推定対象エリアの日射強度であるエリア日射強度を記憶するステップと、
前記コンピュータが、全ての前記需要家の前記残余需要の合計値である残余需要合計値および前記エリア日射強度に基づき、前記エリア日射強度を前記ＰＶ発電出力合計値に変換するための係数であるＰＶ変換係数を推定するステップと、
前記コンピュータが、前記ＰＶ変換係数および前記推定時点における前記エリア日射強度に基づき、前記ＰＶ発電出力合計値を推定するステップと、
を備える太陽光発電出力推定方法。
【請求項13】
請求項１２に記載の太陽光発電出力推定方法の各ステップを前記コンピュータに実行させる太陽光発電出力推定プログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
本開示は、太陽光発電設備の発電出力の推定に関するものである。
【背景技術】
【0002】
近年、再生可能エネルギーの利用を拡大することの重要性が高まっており、太陽光発電設備（ＰＶ）などの分散型電源を設置し、送電系統または配電系統（以下、送電系統または配電系統のことを「電力系統」という）に電力を供給する需要家が増えてきている。一方、電力系統を運用する電力会社などは、一部の太陽光発電設備の発電出力は把握しているものの、多くの太陽光発電設備の発電出力は把握できていない。
【0003】
通常、電力会社などが発電出力を把握できる太陽光発電設備は、全量買取契約の対象となっている太陽光発電設備（以下、「全量買取ＰＶ」という）であり、余剰買取契約の対象となっている太陽光発電設備（以下、「余剰買取ＰＶ」という）の発電出力は、電力会社などが把握することができない。これは、全量買取契約の対象となっている太陽光発電設備を保有する需要家（以下、「全量買取需要家」という）には、太陽光発電設備の発電量を計測するスマートメータ（ＳＭ）と、需要家内の負荷の消費電力量を計測するスマートメータとが個別に設置されているのに対し、余剰買取契約の対象となっている太陽光発電設備を保有する需要家（以下、「余剰買取需要家」という）には、太陽発電設備の発電量と負荷の消費電力量との合算値を計測するスマートメータしか設置されていないためである。
【0004】
このような事情から、各需要家が設置した太陽光発電設備の発電出力を推定する技術が考案されている。例えば、下記の特許文献１には、特定時点での太陽光発電設備の発電出力を推定する太陽光発電出力推定装置が開示されている。特許文献１の太陽光発電出力推定装置は、特定時点より前の特定期間における、太陽光発電設備の設置者ごとの太陽光発電設備の発電量の情報と、太陽光発電設備の設置者ごとの太陽光発電設備の設置場所での日射強度の情報に基づいて、設置者ごとまたは複数の設置者における特定時点での太陽光発電設備の発電出力と日射強度との関係式を推定し、その関係式を用いて、特定時点での太陽光発電設備の発電出力を推定する。太陽光発電設備の発電量の情報としては、全量買取需要家に設置されたスマートメータで測定した全量買取ＰＶの発電量を利用することができる。また、太陽光発電設備の設置場所での日射強度は、変電所周辺に設置された日射計による測定値から推定、あるいは、気象衛星が撮影した雲画像（以下、「衛星画像」という）などから推定することができる。よって、この太陽光発電出力推定装置は、全量買取ＰＶの発電量の情報と、全量買取ＰＶの設置場所での日射強度の情報とから、発電出力と日射強度の関係式を推定し、特定時点における余剰買取ＰＶの発電出力を推定することができる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【0005】
【文献】特開２０１８－７３７０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0006】
電力会社などが多くの太陽光発電設備の発電出力を把握できていない状況下で、太陽光発電設備が大量に導入された場合、電力系統の運用には様々な問題が生じる。電力会社などでは、自身が所管する変電所などで、太陽光発電設備の発電出力を加味した見かけ上の電力系統の負荷（以下、「見かけ上の負荷」という）の消費電力を計測器などで計測できるものの、電力系統に連系されている全ての太陽光発電設備の発電出力合計値が未知であるため、実際の負荷（以下、「実負荷」という）の消費電力を正確に把握することができない。このため、太陽光発電設備が大量に導入された場合、重回帰分析などを利用して予測を行っている実負荷の消費電力の予測誤差が大きくなるという需給制御上のリスクが増大したり、系統事故後の復旧操作に支障が生じるという系統制御上のリスクが増大したりする。従って、太陽光発電設備の発電出力をより正確に推定することが可能な技術が望まれている。
【0007】
特許文献１の技術は、全量買取ＰＶと余剰買取ＰＶとで特性（効率や温度特性など）が同じであるという仮定に基づいている。よって、全量買取ＰＶと余剰買取ＰＶとで特性に大きな違いがある場合には、太陽光発電設備の発電出力の推定誤差が大きくなる。実際のところ、太陽光パネルの種類、設置方向、設置角度などは太陽光発電設備ごとに異なり、また、発電された直流電力を交流電力に変換するパワーコンディショナの効率や特性も太陽光発電設備ごとに異なるため、全量買取ＰＶと余剰買取ＰＶとで特性が大きく異なる可能性は高い。それゆえ、特許文献１の技術のように、全量買取ＰＶの発電出力の情報を用いて余剰買取ＰＶの発電出力を推定する方法では、電力系統に連系された太陽光発電設備の発電出力を十分な精度で推定することは困難である。
【0008】
本開示は以上のような課題を解決するためになされたものであり、全量買取ＰＶの発電出力の情報を利用することなく、余剰買取ＰＶの発電出力を推定する太陽光発電出力推定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】
【0009】
本開示に係る太陽光発電出力推定装置は、推定時点における推定対象エリア内の特定の電力系統に連系されている全ての太陽光発電設備の発電出力の合計値であるＰＶ発電出力合計値を推定する太陽光発電出力推定装置であって、前記推定時点より前の特定の期間における、前記太陽光発電設備が設置された全ての需要家の見かけ上の消費電力である残余需要および前記推定対象エリアの日射強度であるエリア日射強度を記憶する記憶部と、全ての前記需要家の前記残余需要の合計値である残余需要合計値および前記エリア日射強度に基づき、前記エリア日射強度を前記ＰＶ発電出力合計値に変換するための係数であるＰＶ変換係数を推定する変換係数算出部と、前記ＰＶ変換係数および前記推定時点における前記エリア日射強度に基づき、前記ＰＶ発電出力合計値を推定する発電出力推定部と、を備える。
【発明の効果】
【0010】
本開示に係る太陽光発電出力推定装置によれば、全量買取ＰＶの発電出力の情報を利用することなく、需要家の残余需要および日射強度の情報を利用して、日射強度と需要家に設置されている太陽光発電設備の発電出力との関係式（変換係数）を推定するため、全量買取ＰＶと余剰買取ＰＶとの特性の差の影響を受けず、太陽光発電設備の発電出力を高い精度で推定することが可能である。
【図面の簡単な説明】
【0011】
【図1】実施の形態１の太陽光発電出力推定システムの構成図である。
【図2】実施の形態１の太陽光発電出力推定装置の機能を示すブロック図である。
【図3】太陽光発電出力を推定する対象エリアと、その分割を説明するための図である。
【図4】実施の形態１の太陽光発電出力推定装置の構成図である。
【図5】実施の形態１の太陽光発電出力推定装置のハードウェア構成を示す図である。
【図6】実施の形態１の太陽光発電出力推定装置によるＰＶ発電出力合計値の推定処理の一例を示すフローチャートである。
【図7】第１共分散取得部による第１共分散の取得処理の一例を示すフローチャートである。
【図8】第２共分散取得部による第２共分散の取得処理の一例を示すフローチャートである。
【図9】変換係数算出部によるＰＶ変換係数の推定処理の一例を示すフローチャートである。
【図10】発電出力推定部によるＰＶ発電出力合計値の推定処理の一例を示すフローチャートである。
【図11】ＰＶ発電出力合計値の実測値を示すグラフである。
【図12】実施の形態１の太陽光発電出力推定装置によるＰＶ発電出力合計値の推定値を示すグラフである。
【発明を実施するための形態】
【0012】
＜Ａ．実施の形態１＞
＜Ａ－１．構成＞
図１は、実施の形態１の太陽光発電出力推定システム１１の構成図である。太陽光発電出力推定システム１１は、太陽光発電出力推定装置１０１と、日射強度測定網６０と、複数の需要家の下に設置された各種の設備とが、通信網２５および通信ネットワーク５０を介して接続された構成を有している。図１において、実線は電力の流れを表し、破線は情報の流れを表している。
＜Ａ－１．構成＞
図１は、実施の形態１の太陽光発電出力推定システム１１の構成図である。太陽光発電出力推定システム１１は、太陽光発電出力推定装置１０１と、日射強度測定網６０と、複数の需要家の下に設置された各種の設備とが、通信網２５および通信ネットワーク５０を介して接続された構成を有している。図１において、実線は電力の流れを表し、破線は情報の流れを表している。
【0013】
図１では、複数の需要家として、第１需要家Ｃ１、第２需要家Ｃ２、・・・、第ｎ需要家Ｃｎが想定されている。第１需要家Ｃ１～第ｎ需要家Ｃｎには、負荷Ｌ１～Ｌｎと太陽光発電設備ＰＶ１～ＰＶｎとがそれぞれ設置されている。第１需要家Ｃ１～第ｎ需要家Ｃｎに設置された太陽光発電設備ＰＶ１～ＰＶｎは、余剰買取対象の太陽光発電設備、すなわち余剰買取ＰＶである。つまり、需要家Ｃ１～Ｃｎは、余剰買取需要家である。
【0014】
日射強度測定網６０は、広域の日射強度の測定値あるいは推定値を収集して配信（提供）する観測網である。日射強度測定網６０は、例えば、日射計で測定した日射強度の測定値、気象庁のＡＭｅＤＡＳ（地域気象観測システム）で観測されたデータなどから推定した日射強度の推定値、衛星画像から推定した日射強度の推定値などを収集し、それらの情報を任意のエリアまたは地点の日射強度を配信する。
【0015】
太陽光発電出力推定装置１０１は、日射強度測定網６０から配信される任意のエリアの日射強度と、当該エリア内に存在する余剰買取需要家の残余需要（残余需要については後述する）の電力系統毎の合計値とを利用して、当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの発電出力の電力系統毎の合計値と当該エリアの日射強度との関係式、具体的には、当該エリアの日射強度を、当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの発電出力の電力系統毎の合計値に変換するための変換係数を推定する。さらに、太陽光発電出力推定装置１０１は、推定した変換係数と当該エリアの日射強度とを利用して、当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの予め定められた時点（以下、「推定時点」という）での発電出力の電力系統毎の合計値を推定する。なお、推定時点には、現在の時点のみならず、過去または未来の時点が含まれる。太陽光発電出力推定装置１０１は、パーソナルコンピュータなどの汎用のコンピュータシステムがプログラムを実行することによって実現されてもよいし、専用のコンピュータシステムによって実現されてもよい。太陽光発電出力推定装置１０１の詳細な構成については、後述する。
【0016】
太陽光発電設備ＰＶ１～ＰＶｎは、例えば、需要家が有する建築物の屋根などに設置されている太陽光発電設備であり、小規模な太陽光発電設備のみならず、いわゆるメガソーラなどの大規模太陽光発電所も含まれてもよい。太陽光発電設備ＰＶ１～ＰＶｎは、電源３０が連系されている電力系統２０に連系されており、発電した電力を電力系統２０に供給する。
【0017】
また、図１に示すように、電力系統２０には、第１需要家Ｃ１～第ｎ需要家Ｃｎにそれぞれ設置された負荷Ｌ１～Ｌｎが接続されている。負荷Ｌ１～Ｌｎは電力系統２０から電力供給を受け、電力を消費する。電力系統２０から見た負荷Ｌ１～Ｌｎの見かけ上の消費電力は、電力系統２０に接続されている負荷Ｌ１～Ｌｎの実際の消費電力と、電力系統２０に連系されている太陽光発電設備ＰＶ１～ＰＶｎの発電出力とに応じて変動する。以下、電力系統２０から見た、各需要家の負荷Ｌ１～Ｌｎによる見かけ上の消費電力を「残余需要」と呼ぶ。
【0018】
第１需要家Ｃ１～第ｎ需要家Ｃｎには、それぞれスマートメータＳＭ１～ＳＭｎが設置されている。スマートメータＳＭ１～ＳＭｎは、余剰買取ＰＶである太陽光発電設備ＰＶ１～ＰＶｎの発電出力と負荷Ｌ１～Ｌｎの消費電力とが需要家毎に合算された残余需要を計測する。ここで、スマートメータＳＭ１～ＳＭｎが計測する「合算された残余需要」は、負荷Ｌ１～Ｌｎの消費電力から、太陽光発電設備ＰＶ１～ＰＶｎの発電出力が、需要家毎にそれぞれ差し引かれた量である。スマートメータＳＭ１～ＳＭｎが計測した残余需要の情報は、通信網２５と通信ネットワーク５０を介して、太陽光発電出力推定装置１０１に送られる。
【0019】
例えば、第１需要家Ｃ１では、スマートメータＳＭ１が、太陽光発電設備ＰＶ１の発電出力と負荷Ｌ１の消費電力との合算値を残余需要として計測および記録する。そして、第１需要家Ｃ１の残余需要の情報は、スマートメータＳＭ１から通信網２５と通信ネットワーク５０を介して、太陽光発電出力推定装置１０１に送られる。このようにして、太陽光発電出力推定装置１０１は、余剰買取ＰＶである太陽光発電設備ＰＶ１～ＰＶｎを保有する需要家（つまり、余剰買取需要家）に設置されたスマートメータＳＭ１～ＳＭｎの計測値である残余需要を取得する。
【0020】
日射強度測定網６０には、日射計で測定した日射強度の測定値、気象庁のＡＭｅＤＡＳで観測されたデータなどから推定した日射強度の推定値、衛星画像から推定した日射強度の推定値などが収集および記録されている。そして、広域のエリアの日射強度の情報は、日射強度測定網６０から通信網２５と通信ネットワーク５０を介して、太陽光発電出力推定装置１０１に送られる。このようにして、太陽光発電出力推定装置１０１は、広域のエリアの日射強度を取得する。
【0021】
次に、太陽光発電出力推定装置１０１の詳細な機能について説明する。図２は、太陽光発電出力推定装置１０１の機能を示すブロック図である。上述したように、太陽光発電出力推定装置１０１は、任意のエリアの日射強度と、当該エリア内に存在する余剰買取需要家の残余需要の電力系統毎の合計値を利用して、当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの発電出力の電力系統毎の合計値と当該エリアの日射強度との関係式、具体的には、当該エリアの日射強度を、当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの発電出力の電力系統毎の合計値に変換するための変換係数を推定する。さらに、太陽光発電出力推定装置１０１は、推定した変換係数と当該エリアの日射強度とを利用して、当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの推定時点での発電出力の電力系統毎の合計値を推定する。上記の任意のエリアの詳細については、後述する。
【0022】
図２に示すように、太陽光発電出力推定装置１０１は、第１共分散取得部１１０と、第２共分散取得部１２０と、変換係数算出部１３０と、発電出力推定部１４０と、記憶部１５０とを備えている。
【0023】
記憶部１５０は、任意のエリアの日射強度を当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの発電出力の電力系統毎の合計値に変換するための変換係数と、当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの推定時点での発電出力の電力系統毎の合計値とを、推定するためのデータなどを記憶しているメモリである。具体的には、記憶部１５０は、場所関連情報データ１５１と、日射強度データ１５２と、残余需要データ１５３と、変換係数データ１５４と、算出データ１５５とを記憶する。
【0024】
場所関連情報データ１５１には、余剰買取ＰＶを保有する需要家の位置情報（住所または緯度経度）と、当該余剰買取ＰＶの所属するエリアの情報（後述する対象エリアのうち、どのエリアに属しているのかという識別情報）と、余剰買取ＰＶの所属する電力系統の情報（どの配電系統あるいは送電系統に属しているのかという識別情報）とが含まれている。日射強度データ１５２は、日射強度測定網６０から取得された日射強度の測定値あるいは推定値である。残余需要データ１５３は、スマートメータＳＭ１～ＳＭｎから取得された残余需要の計測値（正確には、瞬時値である計測値そのもの、あるいは、スマートメータ内部で処理し、積算処理等の加工を行った値）である。変換係数データ１５４は、変換係数算出部１３０によって算出された、任意のエリアの日射強度を当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの発電出力の電力系統毎の合計値に変換するための変換係数である。算出データ１５５は、第１共分散取得部１１０、第２共分散取得部１２０、および、発電出力推定部１４０が算出したデータである。
【0025】
図３は、太陽光発電出力を推定する対象エリア（言い換えると、日射強度測定網６０から日射強度を入手できるエリア）と、その分割を説明するための図である。図３において、対象エリアＡ０は、Ｌ［ｋｍ］×Ｍ［ｋｍ］の広さをもつ領域として規定されている。このＬとＭは、共に同じ値（つまりＬ＝Ｍ）でもよいし、互いに異なる値でもよい。さらに、対象エリアＡ０は、入手できる日射強度データの空間分解能に合わせて、それぞれがＸ［ｋｍ］×Ｙ［ｋｍ］の面積をもつ、（Ｌ×Ｍ）／（Ｘ×Ｙ）個のエリアＡ１に、メッシュ状に分割される。このＸとＹは、共に同じ値（つまり、Ｘ＝Ｙ）でもよいし、互いに異なる値でもよい。例えば、気象庁の静止気象衛星ひまわり８号が撮影する衛星画像では、Ｘ＝Ｙ＝０．５であり、これと同じ値のＸおよびＹが用いられてもよい。なお、上述した任意のエリアは、この（Ｌ×Ｍ）／（Ｘ×Ｙ）個のエリアＡ１のうちの１つである。以下では、ｋ番目のエリアＡ１のことをエリアＡ１（ｋ）と表記することにする。
【0026】
図４は、図３中の任意のエリアＡ１（ｋ）を拡大した図である。この任意のエリアＡ１（ｋ）の中には、余剰買取需要家である第１需要家Ｃ１、第２需要家Ｃ２、第ｉ需要家Ｃｉ、第ｊ需要家Ｃｊが存在している。このうち、第１需要家Ｃ１の負荷Ｌ１および太陽光発電設備ＰＶ１と、第２需要家Ｃ２の負荷Ｌ２および太陽光発電設備ＰＶ２とは、電源３０が連系されている電力系統２０に連系されている。一方、第ｉ需要家Ｃｉの負荷Ｌｉおよび太陽光発電設備ＰＶｉと、第ｊ需要家Ｃｊの負荷Ｌｊおよび太陽光発電設備ＰＶｊとは、電源３１が連系されている電力系統２１に連系されている。つまり、第１需要家Ｃ１の設備と第２需要家Ｃ２の設備とは共に同じ電源系統に連系されており、第ｉ需要家Ｃｉの設備と第ｊ需要家Ｃｊの設備とは共に同じ電源系統に連系されている。しかし、第１需要家Ｃ１の設備および第２需要家Ｃ２の設備と、第ｉ需要家Ｃｉおよび第ｊ需要家Ｃｊ）設備とは、互いに異なる電源系統に接続されている。
【0027】
図４の例では、１つの電源系統に、それぞれ２軒の余剰買取需要家が連系されているが、各電源系統の規模はどのような規模でもよい。例えば、送電系統程度の規模でもよいし、配電系統程度の規模でもよい。さらには、柱上変圧器単位程度の規模でもよいし、１軒の需要家単位の規模でもよい。
【0028】
太陽光発電出力推定装置１０１は、任意のエリアＡ１（ｋ）毎に、さらに、電源系統毎に（図４の例では電力系統２０と電力系統２１とで別々に）、当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの発電出力の電力系統毎の合計値と当該エリアの日射強度との関係式、具体的には、当該エリアの日射強度を当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの発電出力の電力系統毎の合計値に変換するための変換係数を推定する。さらに、太陽光発電出力推定装置１０１は、推定した変換係数と当該エリアの日射強度を利用して、当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの推定時点での発電出力の電力系統毎の合計値を推定する。
【0029】
図５は、太陽光発電出力推定装置１０１のハードウェア構成を示す図である。図５に示すように、太陽光発電出力推定装置１０１は、コンピュータ１、外部記憶装置５、出力装置７、および入力装置８を備えて構成されている。コンピュータ１は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）２、主記憶装置３、および補助記憶装置４を備えて構成される。外部記憶装置５は、ネットワーク６を介してコンピュータ１に接続されていてもよい。出力装置７はコンピュータ１の処理結果を表示または出力する。入力装置８はマウスおよびキーボードなどで構成できる。コンピュータ１のＣＰＵ２が主記憶装置３に格納されたプログラムを実行することにより、太陽光発電出力推定装置１０１の各機能が実行される。すなわち、主記憶装置３には、コンピュータ１を、余剰買取ＰＶが設置された余剰買取需要家の見かけ上の消費電力である残余需要と、広域のエリアの日射強度と、を記憶する記憶部１５０と、任意のエリアに存在する余剰買取需要家の残余需要の電力系統毎の合計値と当該エリアの日射強度とに基づき、当該エリアの日射強度を当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの発電出力の電力系統毎の合計値に変換するための変換係数を推定する変換係数算出部１３０と、その変換係数と当該エリアの日射強度を利用して、当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの推定時点での発電出力の電力系統毎の合計値を推定する発電出力推定部１４０と、として動作させるための、太陽光発電出力推定プログラムが格納されている。
【0030】
発電出力推定部１４０は、変換係数算出部１３０が、任意のエリアに存在する余剰買取需要家の残余需要の電力系統毎の合計値と当該エリアの日射強度とに基づき算出（推定）した、当該エリアの日射強度を当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの発電出力の電力系統毎の合計値に変換するための変換係数と当該エリアの日射強度とを用いて、当該エリア内に存在する余剰買取ＰＶの推定時点での発電出力の電力系統毎の合計値を推定する。
【0031】
なお、太陽光発電設備ＰＶ１～ＰＶｎの発電出力と負荷Ｌ１～Ｌｎの消費電力には、有効電力と無効電力とが存在する。しかし、一般的な太陽光発電設備、特に家庭用の太陽光発電設備は力率一定で運転されているため、有効電力を推定することで無効電力も容易に推定することが可能である。このため、以下に記載する、太陽光発電設備ＰＶ１～ＰＶｎの発電出力と負荷Ｌ１～Ｌｎの消費電力は、有効電力を指すものとする。
【0032】
本実施の形態では、説明の簡単化のため、図４に示す任意のエリアＡ１（ｋ）の電力系統２０に連系されている余剰買取需要家を対象にして説明する。つまり、推定対象とする任意のエリア（以下、「推定対象エリア」という）はエリアＡ１（ｋ）であり、対象とする電源系統（以下、「推定対象系統」という）は電力系統２０である。また、推定対象エリア内に存在する余剰買取需要家の残余需要の推定対象系統における合計値（以下、「残余需要合計値」という）は、第１需要家Ｃ１に設置されているスマートメータＳＭ１の測定値であるＰ１（ｔ）と第２需要家Ｃ２に設置されているスマートメータＳＭ２の測定値であるＰ２（ｔ）の合計値である。また、推定対象エリアの日射強度（以下、「エリア日射強度」という）はエリアＡ１（ｋ）の日射強度である。また、推定対象エリア内に存在する余剰買取ＰＶの発電出力の推定対象系統における合計値（以下、「ＰＶ発電出力合計値」という）は、第１需要家Ｃ１に設置されている太陽光発電設備ＰＶ１の発電出力ＰＰＶ１（ｔ）と第２需要家Ｃ２に設置されている太陽光発電設備ＰＶ２の発電出力ＰＰＶ２（ｔ）との合計値である。なお、以下の説明は、その他のエリア、およびその他の電力系統についても同様に適用される。
【0033】
変換係数算出部１３０は、予め定められた期間における残余需要合計値とエリア日射強度とを用いて、エリア日射強度をＰＶ発電出力合計値に変換するための変換係数（以下、「ＰＶ変換係数」という）を推定する。また、発電出力推定部１４０は、ＰＶ変換係数と推定時点のエリア日射強度とを用いて、ＰＶ発電出力合計値を推定する。この予め定められた期間は、推定対象エリア内に存在し、推定対象系統に連系された太陽光発電設備ＰＶ１～ＰＶ２の設備容量が、推定時点での設備容量から予め定められた範囲内となる期間であることが好ましい。すなわち、当該期間は、太陽光発電設備ＰＶ１～ＰＶ２の設備容量の、推定時点における設備容量に対する差分が、予め定められた範囲内となる期間であることが好ましい。
【0034】
つまり、変換係数算出部１３０は、推定対象エリアであるエリアＡ１（ｋ）に存在し、推定対象系統である電力系統２０に連系された太陽光発電設備ＰＶ１～ＰＶ２の設備容量が、推定時点での設備容量から予め定められた範囲内にある期間における、残余需要合計値とエリア日射強度とを用いて、ＰＶ変換係数を推定する。予め定められた期間とは、ＰＶ発電出力合計値を推定する推定時点以前の期間である。例えば、予め定められた期間は、ＰＶ発電出力合計値を推定する推定時点から１、２週間程度遡った期間であり、具体的にはＰＶ発電出力合計値を推定する日の前日などである。
【0035】
さらに具体的には、変換係数算出部１３０は、予め定められた期間内の短時間における、残余需要合計値の時系列データとエリア日射強度の時系列データとを用いて、ＰＶ変換係数を推定する。ここで、短時間とは、例えば、６時間から１０時間程度の短い期間であり、好ましくは８時間である。つまり、変換係数算出部１３０は、ＰＶ発電出力合計値を推定する推定時点から１、２週間程度遡った期間内の６時間から１０時間程度の短時間における、残余需要合計値、および、エリア日射強度の時系列データを用いて、ＰＶ変換係数を推定する。なお、この短時間は、以下の「第１期間」に相当する。
【0036】
変換係数算出部１３０は、以下に説明する第１共分散取得部１１０および第２共分散取得部１２０がそれぞれ取得する第１共分散および第２共分散を用いて、ＰＶ変換係数を推定する。
【0037】
第１共分散取得部１１０は、残余需要合計値の時系列データとエリア日射強度の時系列データとの共分散である第１共分散を取得する。具体的には、第１共分散取得部１１０は、第１期間における残余需要合計値の時系列データと第１期間におけるエリア日射強度の時系列データとを取得し、残余需要合計値の時系列データとエリア日射強度の時系列データとの共分散を第１共分散として算出する。
【0038】
例えば、第１共分散取得部１１０は、記憶部１５０に記憶された日射強度データ１５２を参照することで、第１期間におけるエリア日射強度の時系列データを取得する。なお、第１共分散取得部１１０は、記憶部１５０に記憶された場所関連情報データ１５１を利用することで、広域のエリアの日射強度から、推定対象エリアの日射強度を選択することができる。
【0039】
つまり、日射強度測定網６０は、第１共分散取得部１１０および記憶部１５０に接続されている。そして、第１共分散取得部１１０は、日射強度測定網６０から読み取った広域のエリア（ここではエリアＡ０）の日射強度を、日射強度データ１５２として記憶部１５０に随時記憶させる。そして、第１共分散取得部１１０は、第１期間における、推定対象エリア（ここではエリアＡ１（ｋ））のエリア日射強度を、日射強度データ１５２から読み出すことで取得する。
【0040】
第１共分散取得部１１０が日射強度測定網６０から広域のエリアの日射強度を読み取り、それを日射強度データ１５２として記憶部１５０に記憶させる時間間隔は、例えば１秒、１０秒、１分、３０分、または１時間などが考えられるが、特にこれらには限定されず、ユーザによって適切な数値が定められる。また、第１共分散取得部１１０は、一定時間間隔ではなくユーザによって任意に定められたタイミングで、日射強度測定網６０から広域の日射強度を読み取ってもよい。また、第１共分散取得部１１０が読み取った広域のエリアの日射強度を日射強度データ１５２として記憶部１５０に記憶させるタイミングについても、特に制約はない。第１共分散取得部１１０が広域のエリアの日射強度を読み取るたびに、日射強度データ１５２を記憶部１５０に記憶させてもよいし、ユーザによって任意に定められたタイミングで記憶させてもよい。
【0041】
残余需要の時系列データは、記憶部１５０に残余需要データ１５３として記憶されている。第１共分散取得部１１０は、場所関連情報データ１５１を利用して、残余需要データ１５３を参照することで、第１期間における、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている全ての余剰買取需要家の残余需要の時系列データを取得し、それらの合算処理を行うことで、残余需要合計値の時系列データを算出および取得する。そして、第１共分散取得部１１０は、第１期間におけるエリア日射強度の時系列データと第１期間における残余需要合計値の時系列データとの共分散である第１共分散を算出する。
【0042】
つまり、推定対象エリア内に存在し且つ推定対象系統に連系されている余剰買取需要家である第１需要家Ｃ１および第２需要家Ｃ２のスマートメータＳＭ１およびＳＭ２は、第１共分散取得部１１０および記憶部１５０に接続されている。そして、第１共分散取得部１１０は、スマートメータＳＭ１およびＳＭ２から読み取った第１需要家Ｃ１および第２需要家の残余需要を、残余需要データ１５３として記憶部１５０に随時記憶させる。さらに、第１共分散取得部１１０は、記憶部１５０に記憶された残余需要データ１５３から、第１期間における第１需要家Ｃ１および第２需要家Ｃ２の残余需要の時系列データを読み出し、それらの合算処理を行うことで、残余需要合計値を算出および取得する。
【0043】
第１共分散取得部１１０が、スマートメータＳＭ１およびＳＭ２から第１需要家Ｃ１および第２需要家Ｃ２の残余需要を読み取り、残余需要データ１５３として記憶部１５０に記憶させる時間間隔は、例えば１秒、１０秒、１分、３０分、または１時間などが考えられ、好ましくはスマートメータＳＭ１およびＳＭ２が残余需要を取得する時間間隔、あるいは、取得した残余需要を内部で加工（積算処理などの加工）する時間間隔であるが、特にこれらには限定されず、ユーザによって適切な数値が定められる。また、第１共分散取得部１１０は、一定時間間隔ではなくユーザによって任意に定められたタイミングで、スマートメータＳＭ１およびＳＭ２から残余需要を読み取ってもよい。また、第１共分散取得部１１０がスマートメータＳＭ１およびＳＭ２から読み取った残余需要を残余需要データ１５３として記憶部１５０に記憶させるタイミングについても、特に限定されない。第１共分散取得部１１０がスマートメータＳＭ１およびＳＭ２から残余需要を読み取るたびに記憶させてもよいし、ユーザによって任意に定められたタイミングで記憶させてもよい。
【0044】
上述のように、第１期間は上記の「短時間」に相当する期間であり、例えば、ＰＶ発電出力合計値を推定する推定時点から１、２週間程度遡った期間内の６時間から１０時間程度の期間である。また、第１期間は、日射強度が強く、かつ、日射強度の変動が大きい期間であるのが好ましい。このように、第１共分散取得部１１０は、日射強度が強く、かつ、日射強度の変動が大きい期間を第１期間として、第１共分散を算出する。そして、第１共分散取得部１１０は、算出した第１共分散を、算出データ１５５として記憶部１５０に書き込み、記憶させる。
【0045】
第２共分散取得部１２０は、第１期間におけるエリア日射強度の時系列データの分散を第２共分散として算出する。そして、第２共分散取得部１２０は、算出した第２共分散を、算出データ１５５として記憶部１５０に書き込み、記憶させる。
【0046】
例えば、第１期間におけるエリア日射強度の時系列データが、記憶部１５０に日射強度データ１５２として記憶される。第２共分散取得部１２０は、日射強度データ１５２を参照することで、第１期間におけるエリア日射強度の時系列データを取得する。そして、第２共分散取得部１２０は、第１期間におけるエリア日射強度の時系列データの分散である第２共分散を算出する。なお、第２共分散取得部１２０は、記憶部１５０の場所関連情報データ１５１を利用することで、広域のエリアの日射強度の中からエリア日射強度を選択することができる。
【0047】
変換係数算出部１３０は、記憶部１５０に記憶された算出データ１５５から、第１共分散取得部１１０が取得した第１共分散と第２共分散取得部１２０が取得した第２共分散とを読み出し、ＰＶ変換係数を推定する。
【0048】
ここで、ＰＶ変換係数とは、第１共分散を第２共分散で除して－１を乗じた値である。つまり、変換係数算出部１３０は、第１共分散を第２共分散で除して－１を乗じた値をＰＶ変換係数として算出する。そして、変換係数算出部１３０は、算出したＰＶ変換係数を、変換係数データ１５４として記憶部１５０に書き込み、記憶させる。
【0049】
発電出力推定部１４０は、変換係数算出部１３０が取得したＰＶ変換係数を変換係数データ１５４から読み出すとともに、第１共分散取得部が取得したエリア日射強度を日射強度データ１５２から読み出し、推定対象エリアの推定対象系統におけるＰＶ発電出力合計値を推定する。具体的には、発電出力推定部１４０は、ＰＶ変換係数に、推定時点のエリア日射強度を乗じることで、ＰＶ発電出力合計値を算出する。
【0050】
＜Ａ－２．動作＞
図６は、太陽光発電出力推定装置１０１によるＰＶ発電出力合計値の推定処理の一例を示すフローチャートである。以下、図６のフローに沿って、太陽光発電出力推定装置１０１がＰＶ発電出力合計値を推定する処理について説明する。
図６は、太陽光発電出力推定装置１０１によるＰＶ発電出力合計値の推定処理の一例を示すフローチャートである。以下、図６のフローに沿って、太陽光発電出力推定装置１０１がＰＶ発電出力合計値を推定する処理について説明する。
【0051】
まず、第１共分散取得部１１０は、推定対象エリアであるエリアＡ１（ｋ）のエリア日射強度の時系列データと、当該エリアＡ１（ｋ）内に存在し、推定対象系統である電力系統２０に連系されている全ての余剰買取需要家の残余需要合計値の時系列データの共分散である第１共分散を取得する（ステップＳ１０１）。具体的には、第１共分散取得部１１０は、第１共分散を算出することで取得し、取得した第１共分散を、記憶部１５０に算出データ１５５として書き込む。第１共分散取得部１１０が第１共分散を取得する処理の詳細については、後述する。
【0052】
次に、第２共分散取得部１２０は、推定対象エリアであるエリアＡ１（ｋ）のエリア日射強度の時系列データの分散である第２共分散を取得する（ステップＳ１０２）。具体的には、第２共分散取得部１２０は、第２共分散を算出することで取得し、取得した第２共分散を、記憶部１５０に算出データ１５５として書き込む。第２共分散取得部１２０が第２共分散を取得する処理の詳細については、後述する。
【0053】
続いて、変換係数算出部１３０は、推定対象エリアであるエリアＡ１（ｋ）のエリア日射強度と、当該エリアＡ１（ｋ）内に存在し、推定対象系統である電力系統２０に連系されている全ての余剰買取需要家（つまり、第１需要家Ｃ１と第２需要家Ｃ２）の残余需要合計値とを用いて、ＰＶ変換係数を推定する（ステップＳ１０３）。具体的には、変換係数算出部１３０は、記憶部１５０に記憶された算出データ１５５から、第１共分散取得部１１０が取得した第１共分散と、第２共分散取得部１２０が取得した第２共分散とを読み出し、それらの第１共分散と第２共分散とを用いて、ＰＶ変換係数を算出することで推定し、推定したＰＶ変換係数を、変換係数データ１５４として記憶部１５０に書き込む。変換係数算出部１３０がＰＶ変換係数を推定する処理の詳細については、後述する。
【0054】
そして、発電出力推定部１４０は、ＰＶ変換係数と、推定対象エリアであるエリアＡ１（ｋ）のエリア日射強度とを用いて、ＰＶ発電出力合計値を推定する（ステップＳ１０４）。具体的には、発電出力推定部１４０は、記憶部１５０に記憶された変換係数データ１５４から、変換係数算出部１３０が推定したＰＶ変換係数を読み出すとともに、記憶部１５０に記憶された日射強度データ１５２からエリア日射強度を読み出し、それらのＰＶ変換係数とエリア日射強度とを用いて、ＰＶ発電出力合計値を算出することで推定する。発電出力推定部１４０がＰＶ発電出力合計値を推定する処理の詳細については、後述する。
【0055】
以上により、太陽光発電出力推定装置１０１がＰＶ発電出力合計値を推定する処理は終了する。
【0056】
図７は、第１共分散取得部１１０による第１共分散の取得処理の一例を示すフローチャートである。以下、第１共分散取得部１１０が第１共分散を取得する処理（図６のステップＳ１０１）について、図７のフローに沿って詳細に説明する。
【0057】
まず、第１共分散取得部１１０は、エリア日射強度の時系列データを取得する（ステップＳ２０１）。記憶部１５０に記憶されている日射強度データ１５２には、日射強度測定網６０によって測定または推定された広域のエリアのエリア日射強度の時系列データが含まれており、第１共分散取得部１１０は、推定対象エリアのエリア日射強度の時系列データを日射強度データ１５２から読み出すことで取得する。
【0058】
より具体的には、第１共分散取得部１１０は、ＰＶ発電出力合計値を推定する推定時点以前の期間であって、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている全ての余剰買取ＰＶ（ここでは太陽光発電設備ＰＶ１およびＰＶ２）の設備容量が推定時点での当該設備容量から予め定められた範囲内となる期間におけるエリア日射強度の時系列データを取得する。設備容量が推定時点での設備容量から予め定められた範囲内となる期間については、例えば、設備容量が推定時点での設備容量から±約５％以内になる期間など、ユーザによって適宜定められる。
【0059】
なお、第１共分散取得部１１０が取得するエリア日射強度の時系列データの期間は、第１共分散取得部１１０に予め入力されていてもよいし、ユーザによって適宜変更されてもよいし、第１共分散取得部１１０が算出して決定してもよい。本実施の形態では、第１共分散取得部１１０は、当該期間を、例えば、ＰＶ発電出力合計値を推定する日の前日とし、前日におけるエリア日射強度の時系列データを取得する。
【0060】
次に、第１共分散取得部１１０は、第１期間を探索する（ステップＳ２０２）。具体的には、第１共分散取得部１１０は、取得したエリア日射強度の時系列データを参照し、日射強度が強く、かつ、日射強度の変動が大きい期間を探索する。例えば、第１共分散取得部１１０は、ＰＶ発電出力合計値を推定する日の前日のうち、エリア日射強度が大きく、かつ、エリア日射強度の変動が大きい６時間から１０時間程度の短い期間を探索する。そして、第１共分散取得部１１０は、探索した期間を第１期間と決定する。なお、第１共分散取得部１１０は、上記の期間（例えば、ＰＶ発電出力合計値を推定する日の前日）の中から、第１期間を探索するのではなく、上記の期間自体を探索してから、当該期間の中から第１期間を探索することにしてもよい。
【0061】
続いて、第１共分散取得部１１０は、第１期間におけるエリア日射強度の時系列データと、第１期間における残余需要の時系列データとを取得する（ステップＳ２０３）。具体的には、第１共分散取得部１１０は、日射強度データ１５２から、第１期間における推定対象エリアのエリア日射強度の時系列データを読み出し、残余需要データ１５３から、第１期間における推定対象エリア内の推定対象系統に連系されている全ての余剰買取需要家の残余需要の時系列データを読み出して、取得する。
【0062】
そして、第１共分散取得部１１０は、推定対象エリア内に存在し、推定対象系統に連系されている全ての余剰買取需要家の残余需要の時系列データについて、合算処理を行うことで、残余需要合計値の時系列データを算出して取得する（ステップＳ２０４）。
【0063】
続いて、第１共分散取得部１１０は、エリア日射強度の時系列データと残余需要合計値の時系列データとの共分散を第１共分散として算出する（ステップＳ２０５）。そして、第１共分散取得部１１０は、算出した第１共分散を、算出データ１５５として記憶部１５０に書き込む。
【0064】
以上のようにして、第１共分散取得部１１０が第１共分散を取得する処理（図６のステップＳ１０１）は、終了する。
【0065】
図８は、第２共分散取得部１２０による第２共分散の取得処理の一例を示すフローチャートである。以下、第２共分散取得部１２０が第２共分散を取得する処理（図６のステップＳ１０２）について、図８のフローに沿って詳細に説明する。
【0066】
まず、第２共分散取得部１２０は、第１期間におけるエリア日射強度の時系列データを取得する（ステップＳ３０１）。具体的には、第２共分散取得部１２０は、記憶部１５０に記憶されている日射強度データ１５２から、第１期間における推定対象エリアのエリア日射強度の時系列データを読み出すことで取得する。
【0067】
そして、第２共分散取得部１２０は、エリア日射強度の時系列データの分散である第２共分散を算出する（ステップＳ３０２）。具体的には、第２共分散取得部１２０は、第１期間における推定対象エリアのエリア日射強度の時系列データの分散を第２共分散として算出する。また、第２共分散取得部１２０は、算出した第２共分散を、算出データ１５５として記憶部１５０に書き込む。
【0068】
以上のようにして、第２共分散取得部１２０が第２共分散を取得する処理（図６のステップＳ１０２）は、終了する。
【0069】
図９は、変換係数算出部１３０によるＰＶ変換係数の推定処理の一例を示すフローチャートである。以下、変換係数算出部１３０がＰＶ変換係数を推定する処理（図６のステップＳ１０３）について、図９のフローに沿って詳細に説明する。
【0070】
まず、変換係数算出部１３０は、記憶部１５０に記憶された算出データ１５５から、第１共分散および第２共分散を取得する（ステップＳ４０１）。
【0071】
そして、変換係数算出部１３０は、第１共分散および第２共分散を用いてＰＶ変換係数を算出する（ステップＳ４０２）。具体的には、変換係数算出部１３０は、第１共分散を第２共分散で除して－１を乗じることで、ＰＶ変換係数を算出する。また、変換係数算出部１３０は、算出したＰＶ変換係数を変換係数データ１５４として記憶部１５０に書き込む。
【0072】
以上のようにして、変換係数算出部１３０がＰＶ変換係数を取得する処理（図６のステップＳ１０３）は、終了する。
【0073】
図１０は、発電出力推定部１４０によるＰＶ発電出力合計値の推定処理の一例を示すフローチャートである。以下、発電出力推定部１４０がＰＶ発電出力合計値を推定する処理（図６のステップＳ１０４）について、図１０のフローに沿って詳細に説明する。
【0074】
まず、発電出力推定部１４０は、推定時点の推定対象エリアのエリア日射強度を取得する（ステップＳ５０１）。具体的には、発電出力推定部１４０は、記憶部１５０に記憶されている日射強度データ１５２から、推定時点の推定対象エリアのエリア日射強度を読み出すことで取得する。
【0075】
次に、発電出力推定部１４０は、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている余剰買取ＰＶのＰＶ変換係数を取得する（ステップＳ５０２）。具体的には、発電出力推定部１４０は、記憶部１５０に記憶されている変換係数データ１５４から、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている余剰買取ＰＶのＰＶ変換係数を読み出すことで取得する。
【0076】
そして、発電出力推定部１４０は、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている余剰買取ＰＶのＰＶ変換係数と、推定時点の推定対象エリアのエリア日射強度とを用いて、推定時点の推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている全ての余剰買取ＰＶのＰＶ発電出力合計値を算出する（ステップＳ５０３）。また、発電出力推定部１４０は、算出したＰＶ発電出力合計値を算出データ１５５として記憶部１５０に書き込む。
【0077】
以上のようにして、発電出力推定部１４０がＰＶ発電出力合計値を推定する処理（図６のステップＳ１０４）は、終了する。
【0078】
次に、変換係数算出部１３０が、ＰＶ変換係数を算出する方法について、具体的に説明する。ここでは、上記の事例と同様、推定対象エリア内に存在し、且つ、推定対象系統に連系されている余剰買取需要家は第１需要家Ｃ１および第２需要家Ｃ２であるものとし、第１需要家Ｃ１および第２需要家Ｃ２は、それぞれ余剰買取ＰＶである太陽光発電設備ＰＶ１および太陽光発電設備ＰＶ２を所有しているものとする。
【0079】
また、第１需要家Ｃ１の残余需要をＰ１（ｔ）、第２需要家Ｃ２の残余需要をＰ２（ｔ）、第１需要家Ｃ１の負荷Ｌ１の消費電力をＰＬ１（ｔ）、第２需要家Ｃ２の負荷Ｌ２の消費電力をＰＬ２（ｔ）、第１需要家Ｃ１の太陽光発電設備ＰＶ１の発電出力をＰＰＶ１（ｔ）、第２需要家Ｃ２の太陽光発電設備ＰＶ２の発電出力をＰＰＶ２（ｔ）、推定対象エリアのエリア日射強度をＳＲ（ｔ）とする。
【0080】
ここで、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている全ての余剰買取需要家の残余需要の合計値（上述の残余需要合計値に相当）をＰ（ｔ）、負荷の消費電力の合計値をＰＬ（ｔ）、太陽光発電設備の発電出力の合計値（上述のＰＶ発電出力合計値に相当）をＰＰＶ（ｔ）とすると、以下の式（１）、式（２）、式（３）、式（４）が成り立つことは自明である。
【0081】
【数1】
【0082】
【数2】
【0083】
【数3】
【0084】
【数4】
【0085】
また、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている全ての余剰買取ＰＶの発電出力の合計値であるＰＶ発電出力合計値が、推定対象エリアのエリア日射強度に概ね比例すると仮定すると、次の式（５）が成立すると仮定できる。
【0086】
【数5】
【0087】
式（５）において、係数ｗは、推定対象エリアのエリア日射強度を、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている全ての余剰買取ＰＶの発電出力の合計値であるＰＶ発電出力合計値に変換する係数、つまり、上述したＰＶ変換係数に相当する係数である。また、ε（ｔ）は時間的外乱である。
【0088】
そして、ＰＬ（ｔ）およびε（ｔ）の変動とＰＰＶ（ｔ）の変動との間に相関がないと仮定すると、上記の式（４）と式（５）から、次の式（６）が導かれる。
【0089】
【数6】
【0090】
式（６）において、Ｃｏｖｔ［ ］は共分散をとる演算子を示している。そして、上記の式（６）を以下の式（７）に変形することで、係数ｗの推定値を得ることができる。
【0091】
【数7】
【0092】
つまり、Ｃｏｖｔ［ＳＲ（ｔ），Ｐ（ｔ）］は、エリア日射強度ＳＲ（ｔ）と残余需要合計値Ｐ（ｔ）との共分散である第１共分散である。そして、Ｃｏｖｔ［ＳＲ（ｔ），ＳＲ（ｔ）］は、エリア日射強度ＳＲ（ｔ）の分散である第２共分散である。そして、ｗは、第１共分散Ｃｏｖｔ［ＳＲ（ｔ），Ｐ（ｔ）］を第２共分散Ｃｏｖｔ［ＳＲ（ｔ），ＳＲ（ｔ）］で除して－１を乗じたもの、すなわち、ＰＶ変換係数である。
【0093】
以上のようにして、変換係数算出部１３０は、第１共分散を第２共分散で除して－１を乗ずることで得られるＰＶ変換係数ｗの推定値を算出することができる。
【0094】
引き続き、発電出力推定部１４０が、ＰＶ発電出力合計値を算出する方法について、具体的に説明する。
【0095】
時間的外乱ε（ｔ）は微小であり無視できると仮定すると、上記の式（５）から、ＰＶ発電出力合計値に関する近似式として、次の式（８）を得ることができる。
【0096】
【数8】
【0097】
よって、発電出力推定部１４０は、式（７）を用いて推定したＰＶ変換係数ｗの推定値に、推定時点ｔにおける推定対象エリアのエリア日射強度ＳＲ（ｔ）を乗じることで、ＰＶ発電出力合計値ＰＰＶ（ｔ）の推定値を算出することができる。
【0098】
第１期間が一つの期間として設定される場合、変換係数算出部１３０は、式（７）により推定した係数ｗをＰＶ変換係数とする。しかし、第１期間が複数の期間として設定される場合、変換係数算出部１３０は、各第１期間に対して式（７）により係数ｗを推定する。すなわち、第１共分散取得部１１０および第２共分散取得部１２０は、複数の第１期間に対して、複数の第１共分散と複数の第２共分散とをそれぞれ算出する。そして、変換係数算出部１３０は、複数の第１共分散と複数の第２共分散とに基づき、複数の係数ｗを推定する。この場合、変換係数算出部１３０は、推定した複数の係数ｗの代表値をＰＶ変換係数として採用する。そして、発電出力推定部１４０は、ＰＶ変換係数を用いてＰＶ発電出力合計値の推定を行う。なお、複数の係数ｗの代表値は、複数の係数ｗの中央値であることが望ましいが、平均値、または、最頻値のような統計量であってもよい。このような処理を行うことで、稀に発生する係数ｗの外れ値、すなわち推定誤差が大きい係数ｗの影響により発生する、ＰＶ発電出力合計値の推定精度の悪化を軽減することができる。
【0099】
上の説明では、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている余剰買取需要家の件数を２軒（第１需要家Ｃ１と第２需要家Ｃ２）としたが、これは２軒に限られるものではなく、１軒でもよいし、３軒以上でもよい。また、この軒数は、推定対象系統の規模を調整することで、調整可能である。例えば、推定対象系統の規模を、需要家単位とすると、推定対象系統に連系されている余剰買取需要家の数は１軒となる。また、推定対象系統の規模を、柱上変圧器単位とすると、数軒～数十軒程度の規模となり、配電線単位とすると、それよりも大きな規模に、さらに、送電線単位とすると、さらに大きな規模となる。また、推定対象エリア内に含まれる電力系統全てを推定対象系統とすると、推定対象エリア内に存在する全ての余剰買取需要家に設置されている余剰買取ＰＶの発電出力の合計値を一括して推定することも可能である。
【0100】
また、実施の形態１では、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている余剰買取需要家単位で、余剰買取ＰＶの発電出力の合計値の推定を行った。しかし、上述のように、推定対象エリア内に存在する全ての余剰買取需要家に設置されている余剰買取ＰＶの発電出力の合計値を一括で推定した上で、推定対象エリア内に存在する電力系統毎に、それぞれの電力系統に連系する全ての余剰買取ＰＶの発電出力の合計値を、上で推定した推定対象エリア内に存在する全ての余剰買取ＰＶの発電出力の合計値を案分して割り振ることで、推定することも可能である。なお、その案分処理は、例えば、それぞれの電力系統に連系する余剰買取ＰＶの定格容量の合計値を利用して、案分比を求めることなどで実現できる。
【0101】
ＰＶ変換係数を推定する際に利用するエリア日射強度と、ＰＶ発電出力合計値を推定する際に利用するエリア日射強度とは、それぞれ、別の計測システムの出力値を利用してもよい。例えば、ＰＶ変換係数を推定する際に利用するエリア日射強度として、全天日射計などで測定した日射強度の測定値を用い、ＰＶ発電出力合算値を推定する際に利用するエリア日射強度として、衛星画像から推定した日射強度の推定値を用いてもよい。さらに、ＰＶ変換係数を推定する際に利用するエリア日射強度として、全天日射計などで測定した日射強度の測定値を用い、ＰＶ発電出力合算値を推定する際に利用するエリア日射強度として、気象予測システムの出力値（予測値）を用いてもよい。なお、後者の場合は、推定時点が将来となるため、ＰＶ発電出力合算値の推定値は予測値となる。
【0102】
＜Ａ－３．効果＞
次に、太陽光発電出力推定装置１０１が奏する効果の検証結果を図１１と図１２を用いて説明する。この検証では、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている余剰買取需要家が５００軒程度存在するような、推定対象エリアおよび推定対象系統を検証の対象とした。また、推定対象エリア内のエリア日射強度は、この推定対象エリアに設置されている全天日射計の測定値を利用した。そして、５００軒程度の余剰買取需要家のスマートメータの計測値である残余需要と、全天日射計の測定値であるエリア日射強度とを用いて、全ての余剰買取需要家に設置されている太陽光発電設備、つまり、余剰買取ＰＶの発電出力の合計値であるＰＶ発電出力合計値を推定した。なお、本検証例では、精度を検証するため、全ての余剰買取ＰＶの発電出力も特別に計測し、その合算値を実測値（ＰＶ発電出力合計値の真値）として扱い、当該実測値と太陽光発電出力推定装置１０１の推定結果とを比較した。
次に、太陽光発電出力推定装置１０１が奏する効果の検証結果を図１１と図１２を用いて説明する。この検証では、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている余剰買取需要家が５００軒程度存在するような、推定対象エリアおよび推定対象系統を検証の対象とした。また、推定対象エリア内のエリア日射強度は、この推定対象エリアに設置されている全天日射計の測定値を利用した。そして、５００軒程度の余剰買取需要家のスマートメータの計測値である残余需要と、全天日射計の測定値であるエリア日射強度とを用いて、全ての余剰買取需要家に設置されている太陽光発電設備、つまり、余剰買取ＰＶの発電出力の合計値であるＰＶ発電出力合計値を推定した。なお、本検証例では、精度を検証するため、全ての余剰買取ＰＶの発電出力も特別に計測し、その合算値を実測値（ＰＶ発電出力合計値の真値）として扱い、当該実測値と太陽光発電出力推定装置１０１の推定結果とを比較した。
【0103】
図１１のグラフは、ＰＶ発電出力合計値の実測値（真値）を示し、図１２のグラフは、太陽光発電出力推定装置１０１によるＰＶ発電出力合計値の推定値を示している。これらの図において、横軸は、時刻を示している。図１１の縦軸は、ＰＶ発電出力合計値（有効電力）の実測値（真値）を示し、図１２の縦軸は、ＰＶ発電出力合計値（有効電力）の推定値を示している。図１１と図１２とを比較すると、太陽光発電出力推定装置１０１によるＰＶ発電出力合計値の推定精度は非常に高いことが確認できる。
【0104】
このように、実施の形態１の太陽光発電出力推定装置１０１によれば、全量買取ＰＶの発電出力の情報を利用することなく、需要家の残余需要と日射強度のみを利用して、日射強度と需要家に設置されている太陽光発電設備の発電出力の関係式（変換係数）を高い精度で推定することで、太陽光発電設備の発電出力を高い精度で推定することができる。推定対象エリアの設定の仕方によっては、系統をまたいで発電出力を推定することも可能である。また、推定対象エリアを狭くすることで、発電出力の推定対象とする系統を絞ることや、さらに狭い領域に限定して発電出力を推定することも可能である。
【0105】
＜Ｂ．実施の形態２＞
＜Ｂ－１．構成＞
実施の形態１では、太陽光発電出力推定装置１０１が推定する対象を、推定対象エリア内に存在し、推定対象系統に連系されている余剰買取需要家に設置されている太陽光発電設備である余剰買取ＰＶの発電出力とした。上述したように、発電出力が計測されていない太陽光発電設備は余剰買取ＰＶであり、本来、推定を行いたいのは、余剰買取ＰＶの発電出力のみである。しかし、電力会社などの系統運者が、本当に欲しい情報は、対象とする電力系統に連系されている太陽光発電設備の発電出力の合算値である。
＜Ｂ－１．構成＞
実施の形態１では、太陽光発電出力推定装置１０１が推定する対象を、推定対象エリア内に存在し、推定対象系統に連系されている余剰買取需要家に設置されている太陽光発電設備である余剰買取ＰＶの発電出力とした。上述したように、発電出力が計測されていない太陽光発電設備は余剰買取ＰＶであり、本来、推定を行いたいのは、余剰買取ＰＶの発電出力のみである。しかし、電力会社などの系統運者が、本当に欲しい情報は、対象とする電力系統に連系されている太陽光発電設備の発電出力の合算値である。
【0106】
つまり、電力会社は、最終的には、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系されている太陽光発電設備の発電出力の合算値、すなわち、余剰買取ＰＶの発電出力だけでなく、全量買取ＰＶの発電出力も合算した値を把握したいというニーズがある（把握する必要性がある）。ゆえに、電力会社が実施の形態１の太陽光発電出力推定装置１０１を利用した場合には、余剰買取ＰＶの発電出力の合計値しか把握することができないため、別途、全量買取ＰＶの発電出力の計測値を、推定された余剰買取ＰＶの発電出力の合計値に合算する処理が必要となる。また、推定時点が将来である場合には、別途、全量買取ＰＶの発電出力の予測値を算出して、推定（予測）された余剰買取ＰＶの発電出力の合計値に合算する処理が必要となる。
【0107】
そこで、実施の形態２では、実施の形態１で使用した、推定対象エリア内に存在し、推定対象系統に連系されている余剰買取需要家の残余需要合計値の代わりに、推定対象エリア内に存在し、推定対象系統に連系されている太陽光発電設備を所有する全ての需要家（つまり、全量買取需要家と余剰買取需要家）の残余需要合計値を用いて、ＰＶ変換係数を推定する。そうすることにより、太陽光発電出力推定装置１０１が最終的に推定するＰＶ発電出力合計値は、推定対象エリア内に存在し、推定対象系統に連系されている太陽光発電設備（つまり、全量買取ＰＶと余剰買取ＰＶ）の発電出力の合計値となる。
【0108】
なお、上の説明では、太陽光発電設備を所有する全ての需要家（つまり、全量買取需要家と余剰買取需要家）の残余需要合計値を用いたが、全量買取需要家については、通常、残余需要を直接的には計測していないため、ＰＶ発電出力をそのまま利用してもよい。つまり、上の説明における、推定対象エリア内に存在し、推定対象系統に連系されている太陽光発電設備を所有する全ての需要家（つまり、全量買取需要家と余剰買取需要家）の残余需要合計値の代わりに、推定対象エリア内に存在し、推定対象系統に連系されている余剰買取需要家の残余需要合計値と全量買取ＰＶの発電出力との合計値とを合算した値、を用いてもよい。
【0109】
＜Ｂ－２．効果＞
推定対象エリア内に存在し、推定対象系統に連系されている全ての太陽光発電設備の発電出力合計値の推定値を容易に取得できるようになるため、計算リソースの削減、処理時間の削減等につながる。
推定対象エリア内に存在し、推定対象系統に連系されている全ての太陽光発電設備の発電出力合計値の推定値を容易に取得できるようになるため、計算リソースの削減、処理時間の削減等につながる。
【0110】
＜Ｃ．実施の形態３＞
＜Ｃ－１．構成＞
実施の形態１では、式（４）～式（７）を用いて説明したように、負荷の消費電力の合計値ＰＬ（ｔ）および時間的外乱ε（ｔ）の変動と太陽光発電設備の発電出力の合計値ＰＰＶ（ｔ）（ＰＶ発電出力合計値に相当）の変動との間に相関がないとの仮定のもと、ＰＶ変換係数である係数ｗを、式（７）を用いて算出した。実施の形態３では、さらに、式（４）および式（５）において時間的な定常性が成立すると仮定し、係数ｗの推定方法を以下の方法に変更する。
＜Ｃ－１．構成＞
実施の形態１では、式（４）～式（７）を用いて説明したように、負荷の消費電力の合計値ＰＬ（ｔ）および時間的外乱ε（ｔ）の変動と太陽光発電設備の発電出力の合計値ＰＰＶ（ｔ）（ＰＶ発電出力合計値に相当）の変動との間に相関がないとの仮定のもと、ＰＶ変換係数である係数ｗを、式（７）を用いて算出した。実施の形態３では、さらに、式（４）および式（５）において時間的な定常性が成立すると仮定し、係数ｗの推定方法を以下の方法に変更する。
【0111】
ＰＬ（ｔ）およびε（ｔ）の変動とＰＰＶ（ｔ）の変動との間に相関がなく、且つ、式（４）および式（５）において時間的な定常性が成立すると仮定すると、上記の式（４）および式（５）から、次の式（９）が導かれる。
【0112】
【数9】
【0113】
ここで、Ｃｏｖｔ［ ］は共分散をとる演算子を示している。式（９）は、以下の式（１０）のように変形できる。
【0114】
【数10】
【0115】
実施の形態３では、式（１０）に－ｎΔｔ≦τ≦ｎΔｔを満たす計２ｎ＋１個のτをそれぞれ代入し、それぞれの場合について、係数ｗを推定する。ここで、ｎは自然数、Δｔはサンプリング周期（時間分解能を意味し、積算値の場合は、積算値の時間間隔に当たる）である。そして、その結果得られた係数ｗの複数の推定値の代表値（例えば、中央値、平均値、最頻値など）を、係数ｗの最終的な推定値とする。
【0116】
＜Ｃ－２．効果＞
複数のτを利用して係数ｗを推定し、その結果得られた係数ｗの複数の推定値の代表値（例えば、中央値、平均値、最頻値など）を最終的な係数ｗの推定値とすることで、稀に発生する係数ｗの推定値の外れ値の影響が除外され、ＰＶ変換係数の推定精度を向上させることができる。それにより、ＰＶ発電出力合計値の推定値の推定精度を向上させることができる。
複数のτを利用して係数ｗを推定し、その結果得られた係数ｗの複数の推定値の代表値（例えば、中央値、平均値、最頻値など）を最終的な係数ｗの推定値とすることで、稀に発生する係数ｗの推定値の外れ値の影響が除外され、ＰＶ変換係数の推定精度を向上させることができる。それにより、ＰＶ発電出力合計値の推定値の推定精度を向上させることができる。
【0117】
＜Ｄ．ハードウェア構成＞
上述した太陽光発電出力推定装置１０１における各部の構成は、処理回路により実現される。すなわち、処理回路は太陽光発電出力推定装置１０１における各部の構成を備える。処理回路には、専用のハードウェアが適用されてもよいし、メモリに格納されるプログラムを実行するプロセッサが適用されてもよい。プロセッサは、例えば中央処理装置、処理装置、演算装置、マイクロプロセッサ、マイクロコンピュータ、ＤＳＰ（Digital Signal Processor）等である。
上述した太陽光発電出力推定装置１０１における各部の構成は、処理回路により実現される。すなわち、処理回路は太陽光発電出力推定装置１０１における各部の構成を備える。処理回路には、専用のハードウェアが適用されてもよいし、メモリに格納されるプログラムを実行するプロセッサが適用されてもよい。プロセッサは、例えば中央処理装置、処理装置、演算装置、マイクロプロセッサ、マイクロコンピュータ、ＤＳＰ（Digital Signal Processor）等である。
【0118】
処理回路が専用のハードウェアである場合、処理回路は、例えば、単一回路、複合回路、プログラム化したプロセッサ、並列プログラム化したプロセッサ、ＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、ＦＰＧＡ（Field-Programmable Gate Array）、またはこれらを組み合わせたものが該当する。太陽光発電出力推定装置１０１における各部の機能それぞれは、複数の処理回路で実現されてもよいし、各部の機能をまとめて一つの処理回路で実現されてもよい。
【0119】
処理回路がプロセッサである場合、太陽光発電出力推定装置１０１における各部の機能は、ソフトウェア等（ソフトウェア、ファームウェアまたはソフトウェアとファームウェア）との組み合わせにより実現される。ソフトウェア等はプログラムとして記述され、メモリに格納される。処理回路に適用されるプロセッサは、メモリに記憶されたプログラムを読み出して実行することにより、各部の機能を実現する。ここで、メモリには、例えば、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、フラッシュメモリ、ＥＰＲＯＭ（Erasable Programmable Read Only Memory）、ＥＥＰＲＯＭ（Electrically Erasable Programmable Read Only Memory）などの、不揮発性または揮発性の半導体メモリ、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、磁気ディスク、フレキシブルディスク、光ディスク、コンパクトディスク、ミニディスク、ＤＶＤ（Digital Versatile Disk）及びそのドライブ装置等、または、今後使用されるあらゆる記憶媒体であってもよい。
【0120】
以上、太陽光発電出力推定装置１０１の各機能が、ハードウェア及びソフトウェア等のいずれか一方で実現される構成について説明した。しかしこれに限ったものではなく、一部の構成を専用のハードウェアで実現し、別の一部の構成をソフトウェア等で実現する構成であってもよい。以上のように、処理回路は、ハードウェア、ソフトウェア等、またはこれらの組み合わせによって、上述の各機能を実現することができる。
【0121】
以上、太陽光発電出力推定装置１０１および太陽光発電出力推定システム１１について説明した。しかし、本開示は、上記の各実施の形態に限定されるものではない。各実施の形態を自由に組み合わせたり、各実施の形態を適宜、変形、省略したりすることが可能である。
【0122】
例えば、上記の実施の形態において、変換係数算出部１３０は、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系された余剰買取ＰＶの設備容量が推定時点での設備容量から予め定められた範囲内にある期間におけるデータを用いて、ＰＶ変換係数を推定することにした。しかし、変換係数算出部１３０は、推定対象エリア内の、推定対象系統に連系された余剰買取ＰＶの設備容量が予め定められた範囲となる期間を考慮することなく、ＰＶ変換係数を推定してもよい。
【0123】
また、上記の実施の形態において、残余需要は、スマートメータで計測、記録、保存、送信されることにした。しかし、残余需要の計測、記録、保存、送信は、スマートメータ以外の装置で行ってもよい。例えば、ＨＥＭＳ（Home Energy Management System）、パワーコンディショナ（PCS = Power Conditioning System）、スマートインバータ等で行ってもよいし、複数の装置で分担して行ってもよい。
【符号の説明】
【0124】
１ コンピュータ、２ ＣＰＵ、３ 主記憶装置、４ 補助記憶装置、５ 外部記憶装置、６ ネットワーク、７ 出力装置、８ 入力装置、１１ 太陽光発電出力推定システム、２０，２１ 電力系統、２５ 通信網、３０，３１ 電源、５０ 通信ネットワーク、６０ 日射強度測定網、１０１ 太陽光発電出力推定装置、１１０ 第１共分散取得部、１２０ 第２共分散取得部、１３０ 変換係数算出部、１４０ 発電出力推定部、１５０ 記憶部、１５１ 場所関連情報データ、１５２ 日射強度データ、１５３ 残余需要データ、１５４ 変換係数データ、１５５ 算出データ、Ｃ１～Ｃｎ 需要家、ＰＶ１～ＰＶｎ 太陽光発電設備、Ｌ１～Ｌｎ 負荷、ＳＭ１～ＳＭｎ スマートメータ、Ａ０ 推定対象エリアの全体、Ａ１ 推定対象エリア、Ａ１（ｋ） ｋ番目の推定対象エリア。
【図1】
【図2】
【図3】
【図4】
【図5】
【図6】
【図7】
【図8】
【図9】
【図10】
【図11】
【図12】