特許 7660401 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】2025-04-03

(45)【発行日】2025-04-11

(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 20240101AFI20250404BHJP

   H02J 3/00 20060101ALI20250404BHJP

   H02J 3/38 20060101ALI20250404BHJP

【ＦＩ】

G06Q50/06

H02J3/00 170

H02J3/38 130

【請求項の数】 13

(21)【出願番号】P 2021040605

(22)【出願日】2021-03-12

(65)【公開番号】P2022139991

(43)【公開日】2022-09-26

【審査請求日】2023-12-11

(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】100118762

【弁理士】

【氏名又は名称】高村 順

(72)【発明者】

【氏名】森 俊治

(72)【発明者】

【氏名】安並 一浩

【審査官】松浦 かおり

(56)【参考文献】

【文献】特開２０１９－２０１４８２（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１７－０２８８２２（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１６－１３９２７０（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１４－１７９４６４（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０２０－０１３４５６（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０２０－１９１７６４（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２０１８－０１１４９４（ＪＰ，Ａ）

(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)

Ｇ０６Ｑ １０／００－９９／００

Ｈ０２Ｊ ３／００－ ５／００

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

太陽光発電設備から予め定められた距離内の日射強度を示す日射強度情報を用いて前記太陽光発電設備の発電出力を推定する発電出力推定部と、
前記日射強度情報と、前記太陽光発電設備が設置された需要家のみかけ上の消費電力である残余需要との相関を示す過積載判定係数を算出し、前記過積載判定係数を用いて、前記太陽光発電設備が過積載であるか否かを判定する過積載推定部と、
を備えることを特徴とする太陽光発電出力推定装置。

【請求項2】

前記日射強度情報は、第１太陽光発電設備の発電出力である第１太陽光発電出力であり、前記太陽光発電設備は、前記第１太陽光発電設備から前記予め定められた距離内に設置された第２太陽光発電設備であり、推定対象の前記発電出力は前記第２太陽光発電設備の発電出力である第２太陽光発電出力であることを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電出力推定装置。

【請求項3】

前記第２太陽光発電設備が過積載でないと判定された場合に、前記第２太陽光発電出力の推定時点より前の少なくとも１つの第１期間における、前記第１太陽光発電出力の時系列データと前記第２太陽光発電設備が設置された需要家の残余需要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共分散算出部と、
前記第２太陽光発電設備が過積載でないと判定された場合に、前記第１期間における前記第１太陽光発電出力の時系列データと前記第１期間から遅延時間だけずれた第２期間の前記第１太陽光発電出力の時系列データとの自己共分散である第２共分散を算出する第２共分散算出部と、
を備え、
前記発電出力推定部は、前記第２太陽光発電設備が過積載でないと判定された場合に、前記第１共分散および前記第２共分散を用いて前記第１太陽光発電出力と前記第２太陽光発電出力との比である係数を算出し、前記係数を前記推定時点から遅延時間ずれた前記第１太陽光発電出力に乗じることで前記第２太陽光発電出力を推定することを特徴とする請求項２に記載の太陽光発電出力推定装置。

【請求項4】

前記係数は、前記第１共分散を前記第２共分散で除して－１を乗じた値であることを特徴とする請求項３に記載の太陽光発電出力推定装置。

【請求項5】

前記過積載判定係数は、前記第１期間における定められた長さの時間窓内の前記第１太陽光発電出力の時系列データと前記残余需要の時系列データとの相関係数であり、
前記過積載推定部は、前記第１期間内の時刻ごとに、当該時刻を含む前記時間窓を順次移動させることで、前記時刻ごとに前記相関係数を算出し、前記相関係数が閾値を下回る時間帯があるか否かに基づいて前記太陽光発電設備が過積載であるか否かを判定することを特徴とする請求項３または４に記載の太陽光発電出力推定装置。

【請求項6】

前記過積載推定部は、前記相関係数が閾値を下回る時間帯の直前の時刻である第１時刻と、前記相関係数が閾値を上回る時間帯の直後の時刻である第２時刻を求め、
前記第１共分散算出部は、前記第２太陽光発電設備が過積載であると判定された場合に、前記第１期間のうち前記第１時刻以前の時刻および前記第１期間のうち前記第２時刻以降の時刻の前記第１太陽光発電出力の時系列データと前記残余需要の時系列データとを用いて、前記第１太陽光発電出力の時系列データと前記残余需要の時系列データとの共分散である第３共分散を算出し、
前記第２共分散算出部は、前記第２太陽光発電設備が過積載であると判定された場合に、前記第１期間のうち前記第１時刻以前の時刻および前記第１期間のうち前記第２時刻以降の時刻の前記第１太陽光発電出力の時系列データと当該第１太陽光発電出力の時系列データから前記遅延時間ずれた前記第１太陽光発電出力の時系列データとを用いて、前記遅延時間ずれた２つの前記第１太陽光発電出力の時系列データの自己共分散である第４共分散を算出し、
前記発電出力推定部は、前記第２太陽光発電設備が過積載であると判定された場合に、前記第３共分散および前記第４共分散を用いて前記係数を算出し、
前記過積載推定部は、前記第１時刻から遅延時間ずれた前記第１太陽光発電出力に前記係数を乗じた値と、前記第２時刻から遅延時間ずれた前記第１太陽光発電出力に前記係数を乗じた値とのうち大きい方を前記第２太陽光発電設備の飽和値に設定し、
前記発電出力推定部は、時刻ごとに前記係数を前記推定時点から遅延時間ずれた前記第１太陽光発電出力に乗じた値と前記飽和値とのうち小さい方を前記第２太陽光発電出力の推定値とすることを特徴とする請求項５に記載の太陽光発電出力推定装置。

【請求項7】

前記係数は、前記第３共分散を前記第４共分散で除して－１を乗じた値であることを特徴とする請求項６に記載の太陽光発電出力推定装置。

【請求項8】

前記第１共分散算出部は、前記第２太陽光発電設備の前記飽和値が設定済である場合、前記第１期間を前記第２太陽光発電出力が飽和しない期間に設定し、前記第１期間のすべての時刻の前記第１太陽光発電出力の時系列データと前記残余需要の時系列データとを用いて前記第１共分散を算出し、
第２共分散算出部は、前記第２太陽光発電設備の前記飽和値が設定済である場合、前記第２太陽光発電出力が飽和しない期間に設定された前記第１期間のすべての時刻の前記第１太陽光発電出力の時系列データと前記第１期間から前記遅延時間ずれた前記第２期間の前記第１太陽光発電出力の時系列データとを用いて前記第２共分散を算出し、
前記発電出力推定部は、前記第２太陽光発電設備の前記飽和値が設定済の場合、前記第１共分散および前記第２共分散を用いて前記係数を算出し、時刻ごとに前記係数を前記推定時点から遅延時間ずれた前記第１太陽光発電出力に乗じた値と前記飽和値とのうち小さい方を前記第２太陽光発電出力の推定値とすることを特徴とする請求項６または７に記載の太陽光発電出力推定装置。

【請求項9】

前記太陽光発電設備の発電出力の推定結果、前記過積載推定部による判定結果および前記過積載判定係数のうち少なくとも１つを表示する表示部、
を備えることを特徴とする請求項１から８のいずれか１つに記載の太陽光発電出力推定装置。

【請求項10】

前記表示部は、選択された地域ごとに、過積載と判定された前記太陽光発電設備の数を表示することを特徴とする請求項９に記載の太陽光発電出力推定装置。

【請求項11】

前記表示部は、過積載と判定された前記太陽光発電設備の位置と過積載と判定されていない前記太陽光発電設備の位置とを異なる図形により地図上に表示することを特徴とする請求項９または１０に記載の太陽光発電出力推定装置。

【請求項12】

太陽光発電出力推定装置が、太陽光発電設備から予め定められた距離内の日射強度を示す日射強度情報を用いて前記太陽光発電設備の発電出力を推定し、
太陽光発電出力推定装置が、前記日射強度情報と、前記太陽光発電設備が設置された需要家のみかけ上の消費電力である残余需要との相関を示す過積載判定係数を算出し、前記過積載判定係数を用いて、前記太陽光発電設備が過積載であるか否かを判定することを特徴とする太陽光発電出力推定方法。

【請求項13】

太陽光発電設備から予め定められた距離内の日射強度を示す日射強度情報を用いて前記太陽光発電設備の発電出力を推定するステップと、
前記日射強度情報と、前記太陽光発電設備が設置された需要家のみかけ上の消費電力である残余需要との相関を示す過積載判定係数を算出し、前記過積載判定係数を用いて、前記太陽光発電設備が過積載であるか否かを判定するステップと、
をコンピュータに実行させることを特徴とす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を推定する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に関する。

【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、これらを電力系統という）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では、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。このため、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装置が提案されている（例えば、特許文献１参照）。なお、上記の発電出力を把握できる太陽光発電設備は、全量買取制度の契約（以下、全量買取契約という）の対象となっている太陽光発電設備であり、発電出力を把握できない太陽光発電設備は、余剰電力買取制度の契約（以下、余剰買取契約という）の対象となっている太陽光発電設備である。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には、太陽光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。

【0003】

特許文献１には、電力系統に接続された負荷に電力を供給する太陽光発電設備の所定時点での発電出力である太陽光発電出力を推定する太陽光発電出力推定装置であって、所定時点以前の期間であって、太陽の南中高度が所定時点での当該南中高度から所定範囲内の期間における、所定地点での日射強度と電力系統の有効電力とを用いて、太陽光発電出力を推定する発電出力推定部を備えることを特徴とする、太陽光発電出力推定装置が開示されている。この太陽光発電出力推定装置は、変電所周辺に設置した日射計などで測定した日射強度と、変電所などに設置した計測器で測定した有効電力とを用いて、電力系統に連系した太陽光発電設備の発電出力を推定する。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0004】

【文献】特開２０１６－１３９２７０号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0005】

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において、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ているものの、電力系統に連系されているすべ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、たとえば、電力流通設備の設備形成計画時には、過去の実負荷の実績値を踏まえ、将来の電力流通設備に流れる潮流を予測する必要があるが、太陽光発電出力が未知の場合には、実負荷も未知であるため、正確な潮流予測を行うことができず、適切な設備形成計画の立案が難しくなる。また、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。

【0006】

このため、太陽光発電設備の発電出力を正確に推定する必要がある。一方、太陽光発電設備のなかには、過積載の太陽光発電設備と呼ばれるものがある。過積載の太陽光発電設備は、ＰＣＳ（Power Conditioning System：パワーコンディショナ）の定格容量が太陽光パネル容量よりも小さい太陽光発電設備である。特許文献１の太陽光発電出力推定装置によれば、日射強度を太陽光発電設備の発電出力に変換する係数を用いて発電出力を推定しているが、過積載の太陽光発電設備ではＰＣＳの定格容量に達すると発電出力が飽和するため発電出力と日射強度との相関が低くなることがある。特許文献１に記載の太陽光発電出力推定装置では、過積載の太陽光発電設備を判別せずに過積載ではない太陽光発電設備と同様の手法で推定しているため、過積載の太陽光発電設備発電出力の推定精度が低下するという問題がある。このため、発電出力の推定対象の太陽光発電設備が過積載であるか否かを推定することが望まれる。

【0007】

本開示は、上記に鑑みてなされたものであって、発電出力の推定対象の太陽光発電設備が過積載であるか否かを推定することができる太陽光発電出力推定装置を得ることを目的とする。

【課題を解決するための手段】

【0008】

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本開示にかかる太陽光発電出力推定装置は、太陽光発電設備から予め定められた距離内の日射強度を示す日射強度情報を用いて太陽光発電設備の発電出力を推定する発電出力推定部と、日射強度情報と、太陽光発電設備が設置された需要家のみかけ上の消費電力である残余需要との相関を示す過積載判定係数を算出し、過積載判定係数を用いて、太陽光発電設備が過積載であるか否かを判定する過積載推定部と、を備える。

【発明の効果】

【0009】

本開示によれば、発電出力の推定対象の太陽光発電設備が過積載であるか否かを推定することができるという効果を奏する。

【図面の簡単な説明】

【0010】

【図1】実施の形態１にかかる太陽光発電出力推定システムの構成例を示す図

【図2】実施の形態１の太陽光発電出力推定装置の機能構成例を示すブロック図

【図3】実施の形態１の太陽光発電出力推定装置を実現するコンピュータシステムの構成例を示す図

【図4】実施の形態１の太陽光発電出力推定装置による第２太陽光発電出力の推定処理手順の一例を示すフローチャート

【図5】実施の形態１の場所情報データにより示される各需要家の太陽光発電設備の地理的位置を模式的に示す図

【図6】実施の形態１の発電出力の推定対象の太陽光発電設備と推定に使用する太陽光発電設備との対応を示す図

【図7】実施の形態１の移動窓の一例を示す図

【図8】実施の形態１の過積載判定係数の計算結果の一例を示す図

【図9】実施の形態１の飽和値の推定結果の一例を示す図

【図10】実施の形態１の過積載推定データの一例を示す図

【図11】第１共分散算出部における第１共分散算出処理手順の一例を示すフローチャート

【図12】実施の形態１の第２共分散算出部による第２共分散の算出処理手順の一例を示すフローチャート

【図13】実施の形態１の発電出力推定部における処理手順の一例を示すフローチャート

【図14】実施の形態１の表示部によって表示される第２太陽光発電出力の推定結果の一例を示す図

【図15】実施の形態１の表示部によって表示される第２太陽光発電出力の推定結果の一例を示す図

【図16】実施の形態１の過積載の太陽光発電設備の判定結果を表示する領域を選択するための画面の一例を示す図

【図17】実施の形態１の過積載の太陽光発電設備の判定結果の表示画面の一例を示す図

【図18】実施の形態１の過積載の太陽光発電設備の判定結果の拡大した表示画面の一例を示す図

【図19】実施の形態１の過積載の太陽光発電設備の判定結果をテキストで表示した表示画面の一例を示す図

【図20】実施の形態１における複数の需要家の太陽光発電設備を推定対象とする場合の係数αの一例を示す図

【図21】実施の形態２の太陽光発電出力推定装置による第２太陽光発電出力の推定処理手順の一例を示すフローチャート

【発明を実施するための形態】

【0011】

以下に、実施の形態にかかる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を図面に基づいて詳細に説明する。

【0012】

実施の形態１．
図１は、実施の形態１にかかる太陽光発電出力推定システムの構成例を示す図である。本実施の形態の太陽光発電出力推定システム１０は、太陽光発電出力推定装置１００と、複数の需要家の下に設置された各種の設備とが、通信ネットワーク５０を介して接続された構成である。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需要家２００－１、需要家２００－２、需要家２００－３、需要家２００－４、・・・、需要家２００－ｍ、・・・、需要家２００－ｎを図示している。需要家２００－１～２００－ｎのそれぞれには、負荷２０１および太陽光発電設備（図では、ＰＶ（PhotoVoltaic）と略す）２０２が接続されている。なお、図１に示した例では、ｎは６以上の整数であり、ｍは５以上ｎ未満の整数であるが、ｎ，ｍの値は、図１に示した例に限定されない。また、各需要家２００－１～２００－ｎの負荷２０１は、電力を消費する１つ以上の設備を示しており、一般には、負荷２０１を構成する具体的な設備は全需要家２００－１～２００－ｎで同一ではない。太陽光発電設備２０２についても、同様に、一般には、全需要家２００－１～２００－ｎで同一ではない。

【0014】

需要家２００－１に設けられている太陽光発電設備２０２は、全量買取契約対象の太陽光発電設備である。需要家２００－２～２００－ｎに設けられている太陽光発電設備２０２は、余剰買取契約対象の太陽光発電設備である。

【0015】

太陽光発電設備２０２は、例えば、需要家２００－１～２００－ｎ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ーなどの大規模太陽光発電所を含む。太陽光発電設備２０２は、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。また、電力系統２０には、図１に示すように、各需要家２００－１～２００－ｎの負荷２０１が接続されている。負荷２０１は電力系統２０から電力供給を受け、電力を消費する。

【0016】

負荷２０１および太陽光発電設備２０２が設けられている需要家２００－１～２００－ｎは、電力系統２０からの電力供給を受けるとともに太陽光発電設備２０２によって発電された電力を電力系統２０に供給することになる。このため、電力系統２０から見た各需要家２００－１～２００－ｎの見かけ上の消費電力は、負荷２０１の実際の消費電力と太陽光発電設備２０２による発電出力との両方に依存することになる。なお、負荷２０１による消費電力を太陽光発電設備２０２による発電出力が上回る場合には、電力系統２０からみると当該需要家の発電出力が電力系統２０に供給されることになるため、見かけ上の消費電力は負の値になる。以下では、電力系統２０から見た、各需要家２００－１～２００－ｎの見かけ上の消費電力を、残余需要と呼ぶ。

【0017】

余剰買取契約を締結している需要家２００－２～２００－ｎには、スマートメータ（図では、ＳＭ（Smart Meter）と略す）２０５が設置されている。ｉを２からｎまでの任意の整数とすると、需要家２００－ｉのスマートメータ２０５は、時刻をｔとするとき、需要家２００－ｉの太陽光発電設備２０２の発電出力Ｐ_ＰＶｉ（ｔ）と負荷２０１による消費電力Ｐ_Ｌｉ（ｔ）とが合算された電力を計測する。すなわち、スマートメータ２０５が計測する電力は上述した残余需要であり、需要家２００－２～２００－ｎごとに、負荷２０１の消費電力から太陽光発電設備２０２の発電出力が差し引かれた量である。スマートメータ２０５が計測した残余需要の計測データは、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１００に送られる。

【0018】

例えば、需要家２００－２では、スマートメータ２０５が、太陽光発電設備２０２の発電出力Ｐ_ＰＶ２（ｔ）と負荷２０１による消費電力Ｐ_Ｌ２（ｔ）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、スマートメータ２０５は、需要家２００－２の残余需要の計測データを、通信網２５と通信ネットワーク５０とを介して、太陽光発電出力推定装置１００に送信する。このようにして太陽光発電出力推定装置１００は、余剰買取契約対象の太陽光発電設備２０２を保有する需要家２００－２～２００－ｎに設置されたスマートメータ２０５の計測値である残余需要の計測データを取得する。

【0019】

また、需要家２００－３には、需要家２００－３に設けられた太陽光発電設備２０２の発電出力Ｐ_ＰＶ３（ｔ）を計測する計測器２０６が設けられている。計測器２０６は、太陽光発電設備２０２を制御するＰＣＳ、ＨＥＭＳ（Home Energy Management System）などの装置の一部であってもよいし、個別に設けられた計測器であってもよい。計測器２０６は、計測した発電出力Ｐ_ＰＶ３（ｔ）の計測データを、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１００に送る。なお、ここでは、需要家２００－３に計測器２０６が設けられる例を説明するが、需要家２００－２～２００－ｎのうち計測器２０６が設けられる需要家は０軒であってもよいし、また、複数であってもよい。

【0020】

全量買取契約を締結している需要家２００－１には、スマートメータ２０３とスマートメータ２０４とが設置されている。スマートメータ２０３は、需要家２００－１の負荷２０１の消費出力Ｐ_Ｌ１（ｔ）を計測および記録する。スマートメータ２０４は、需要家２００－１の太陽光発電設備２０２の発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ）を計測および記録する。スマートメータ２０４が計測した需要家２００－１の太陽光発電設備２０２の発電出力の計測データは、通信網２５と通信ネットワーク５０とを介して太陽光発電出力推定装置１００に送られる。このようにして太陽光発電出力推定装置１００は、需要家２００－１の太陽光発電設備２０２の発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ）の計測データを取得する。スマートメータ２０３の計測データも、通信網２５と通信ネットワーク５０とを介して太陽光発電出力推定装置１００に送られる。なお、スマートメータ２０３とスマートメータ２０４の少なくともどちらか一方の装置、あるいは、それらの装置の代わりに図示しない装置が、スマートメータ２０３の計測データとスマートメータ２０４の計測データとの合算である見かけ上の消費電力、つまり、残余需要を計測（あるいは、算出）し、計測（あるいは、算出）された残余需要を太陽光発電出力推定装置１００に送信してもよい。

【0021】

以上のように、需要家２００－１～２００－ｎのうち、需要家２００－１，２００－３については、スマートメータ２０４または計測器２０６により太陽光発電設備２０２の発電出力の計測データを得ることができる。スマートメータ２０４も計測器の一部であると考えることができるため、需要家２００－１および需要家２００－３はいずれも、太陽光発電設備２０２の発電出力の計測データを取得できる需要家である。一方、需要家２００－１～２００－ｎのうち、スマートメータ２０４および計測器２０６のいずれも設けられていない需要家では、消費電力と合算された残余需要は計測されているものの、太陽光発電設備２０２の発電出力は直接計測されていないため正確に発電出力を求めることが困難である。本実施の形態では、太陽光発電出力推定装置１００が、需要家２００－１および需要家２００－３のうち少なくとも一方を用いて、スマートメータ２０４および計測器２０６のいずれも設けられていない需要家の発電出力を正確に推定する方法について説明する。以下、発電出力の推定において基準として用いられる需要家２００－１，２００－３の太陽光発電設備を第１太陽光発電設備とも呼び、発電出力の推定対象となる太陽光発電設備を第２太陽光発電設備とも呼ぶ。また、第１太陽光発電設備が設けられる需要家（需要家２００－１，２００－３など）を第１需要家とも呼び、第２太陽光発電設備が設けられる需要家（需要家２００－２など）を第２需要家とも呼ぶ。

【0022】

太陽光発電出力推定装置１００は、第１太陽光発電設備の発電出力である第１太陽光発電出力を利用して、第２太陽光発電設備の予め定められた時点（以下、「推定時点」と称する）の太陽光発電出力である第２太陽光発電出力を推定する。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１００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良いし、専用のコンピュータシステムによって実現されても良い。太陽光発電出力推定装置１００の詳細な構成については、後述する。なお、第１太陽光発電設備と第２太陽光発電設備との間の距離は、予め定められた値以下である。予め定められた値は、例えば数ｋｍであるがこれに限定されない。

【0023】

次に、太陽光発電出力推定装置１００の機能について説明する。太陽光発電出力推定装置１００は、基準となる第１太陽光発電出力と推定対象の需要家の残余需要とを用いて、推定対象の需要家の太陽光発電設備２０２の発電出力である第２太陽光発電出力を推定する。第１太陽光発電出力は、第１需要家に設けられる第１太陽光発電設備の発電出力であり、第２太陽光発電出力は、第２需要家に設けられる第２太陽光発電設備の発電出力である。なお、太陽光発電設備２０２の発電出力と負荷２０１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２０２の発電出力と負荷２０１の消費電力は、有効電力を指すものとする。

【0024】

ここで、太陽光発電出力推定装置１００における太陽光発電設備２０２の発電出力の推定方法の概要について説明する。ここでは、発電出力の推定対象として需要家２００－２の太陽光発電設備２０２を例に挙げて説明し、また推定において基準として用いられる太陽光発電出力として需要家２００－１の太陽光発電設備２０２の発電出力を例にあげて説明する。すなわち、この例において、第１太陽光発電出力は需要家２００－１の太陽光発電設備２０２の発電出力であり、推定対象の第２太陽光発電出力は、需要家２００－２の太陽光発電設備２０２の発電出力である。なお、推定対象が、需要家２００－４～２００－ｎのそれぞれの太陽光発電設備２０２の発電出力である場合、すなわち第２太陽光発電出力が需要家２００－４～２００－ｎのそれぞれの太陽光発電設備２０２の発電出力である場合も、残余需要としてそれぞれの需要家に対応する値を用いることで、同様に太陽光発電設備２０２の発電出力を推定することができる。また、基準として用いられる太陽光発電出力である第１太陽光発電出力として、需要家２００－１の太陽光発電設備２０２の発電出力の代わりに、需要家２００－３の太陽光発電設備２０２の発電出力、すなわち計測器２０６により計測される発電出力を用いる場合も、同様に、第２太陽光発電出力を推定することができる。

【0025】

第２需要家である需要家２００－２の残余需要をＰ_２（ｔ）、需要家２００－２の負荷２０１の消費電力をＰ_Ｌ２（ｔ）、第２太陽光発電出力である需要家２００－２の太陽光発電設備２０２の発電出力をＰ_ＰＶ２（ｔ）とする。また、第１需要家である需要家２００－１の太陽光発電設備２０２の発電出力、すなわち第１太陽光発電出力をＰ_ＰＶ１（ｔ）とする。このとき、以下の式（１）のように、Ｐ_２（ｔ）に関する式が成り立ち、さらに、式（２）のように、Ｐ_ＰＶ２（ｔ）に関する式を仮定できる。

【0026】

【数1】

【0027】

【数2】

【0028】

ここで、αは第１太陽光発電出力を第２太陽光発電出力に変換する係数、τ_ｓは遅延時間、すなわち、第１太陽光発電設備の設置地点と第２太陽光発電設備の設置地点との間を日射変動が伝播する時間、ε_１２（ｔ）は時間的外乱である。

【0029】

そして、Ｐ_Ｌ２（ｔ）とε_１２（ｔ）の変動が、それぞれ、Ｐ_ＰＶ１（ｔ）の変動と相関がないと仮定し、上記の式（１）、式（２）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（１）と式（２）から、以下の式（３）が導かれる。

【0030】

【数3】

【0031】

ここで、Ｃｏｖ_ｔ［］は２つの量の共分散を計算する演算子を意味しており、上記の式（３）におけるＣｏｖ_ｔ［Ｐ_ＰＶ１（ｔ），Ｐ_ＰＶ１（ｔ＋τ＋τ_ｓ）］は、τ＝－τ_ｓのときに最大値をとる。このため、第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要との時系列データの共分散関数Ｃｏｖ_ｔ［Ｐ_ＰＶ１（ｔ），Ｐ_２（ｔ＋τ）］が最小値（符号が「－」かつ絶対値が最大値）をとるときのタイムラグτに－１を乗じた値が、遅延時間τ_ｓである。

【0032】

また、上記の式（３）にτ＝０を代入すると、以下の式（４）が得られる。

【0033】

【数4】

【0034】

そして、上記の式（４）を以下の式（５）に変形することで、係数αの推定値を得ることができる。

【0035】

【数5】

【0036】

Ｃｏｖ_ｔ［Ｐ_ＰＶ１（ｔ），Ｐ_２（ｔ）］は、第１太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ）と残余需要Ｐ_２（ｔ）との共分散であり、この共分散を第１共分散と呼ぶ。Ｃｏｖ_ｔ［Ｐ_ＰＶ１（ｔ），Ｐ_ＰＶ１（ｔ＋τ_ｓ）］は、遅延時間τ_ｓずれた２つの第１太陽光発電出力であるＰ_ＰＶ１（ｔ）とＰ_ＰＶ１（ｔ＋τ_ｓ）との自己共分散であり、この自己共分散を第２共分散と呼ぶ。そして、αは、第１共分散Ｃｏｖ_ｔ［Ｐ_ＰＶ１（ｔ），Ｐ_２（ｔ）］を第２共分散Ｃｏｖ_ｔ［Ｐ_ＰＶ１（ｔ），Ｐ_ＰＶ１（ｔ＋τ_ｓ）］で除して－１を乗じて得られる係数である。

【0037】

また、ε_１２（ｔ＋τ）は微小であり無視できると仮定すれば、上記の式（２）から、第２太陽光発電出力に関する近似式である以下の式（６）を得ることができる。

【0038】

【数6】

【0039】

本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００は、以上で述べた推定方法を用いて第２太陽光発電出力を推定する。すなわち、太陽光発電出力推定装置１００は、上述した第１共分散、第２共分散を算出し、算出した第１共分散、第２共分散を用いて式（５）により、係数αの推定値を求める。係数αを求める処理は、第２太陽光発電出力の推定対象の時刻である推定時点より前に行われていればよい。ただし、推定時点が過去の場合は、推定時点の未来にあたる推定時点から現在までに行うことでもよい。上述したように、係数αの算出には、各計測データの時系列データを用いるため、ある程度の期間の計測データが必要である。この期間は、推定時点以前であって、かつ推定時点から時間的に離れすぎていない範囲で設定される。例えば、この期間は、第２太陽光発電出力を推定する推定時点から１，２週間程度遡った期間までの間の任意の期間である。そして、太陽光発電出力推定装置１００は、係数αの推定値に、推定時点ｔから遅延時間τ_ｓずれた時点における第１太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ＋τ_ｓ）を乗じることで、第２太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ２（ｔ）の推定値を算出することができる。なお、第２太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ２（ｔ）の推定値を算出する際には、遅延時間τ_ｓを０であると仮定し、係数αの推定値に、推定時点における第１太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ）を乗じることで推定を行ってもよい。

【0040】

上述した推定方法である第１の推定方法（以下、第１推定方法という）を用いることで、余剰買取契約対象の太陽光発電設備２０２の発電出力を高精度に推定することができる。一方、太陽光発電設備２０２のなかには、過積載の太陽光発電設備が含まれる場合がある。過積載の太陽光発電設備には、次のような課題がある。一般には、太陽光発電設備２０２の設置者は、太陽光発電設備２０２を連系させる際に、太陽光パネル容量、あるいは、ＰＣＳの定格容量のどちらか一方を、電力会社などの系統運用者へ申請すればよいことが多い。したがって、電力会社などの系統運用者は、各太陽光発電設備２０２が過積載であるか否かを管理することができない。過積載の太陽光発電設備２０２では、日射強度が強い（大きい）と太陽光発電出力がＰＣＳの定格容量で飽和するため、太陽光発電出力が日射強度と比例関係とはならない。上述した推定方法では、太陽光発電出力が日射強度と比例関係となることを前提とし、式（２）を仮定しているため、過積載の太陽光発電設備２０２に関してそのまま上述した推定方法によって太陽光発電出力を推定すると、日射強度が強い場合に推定精度が低下する。

【0041】

本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００による推定結果は、例えば、当該推定結果を用いて実負荷を算出することで、電力流通設備の設備形成計画などのアセットマネジメントに利用することができる。このとき、太陽光発電出力が精度良く推定できないと、実負荷の推定精度も低下し、正確な潮流予測を行うことができず、適切な設備形成計画の立案が難しくなる。このため、まず、過積載の太陽光発電設備２０２を判別することが望まれ、さらには過積載の太陽光発電設備２０２の発電出力を精度良く推定することが望まれる。

【0042】

上述したように、過積載の太陽光発電設備２０２において飽和が生じている時間帯では、日射強度と当該太陽光発電設備２０２の発電出力との相関が低くなる。このため、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であれば、第１太陽光発電出力と第２太陽光発電出力との相関が低くなり、これにより第１需要家の太陽光発電設備２０２の発電出力である第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要との相関も低くなると想定される。本実施の形態では、これを利用して、太陽光発電出力推定装置１００は、第１需要家の太陽光発電設備２０２の発電出力である第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要との相関を示す過積載判定係数が閾値を下回る時刻が存在する場合には、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であると判定する。過積載判定係数は、例えば、第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要との相関係数である。以下では、過積載判定係数が第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要との相関係数である例を説明するが、過積載判定係数はこれに限定されず、例えば、第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要との共分散を、第１太陽光発電出力の自己共分散（つまり、分散）で除した値、あるいは、第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要との共分散そのものを用いてもよい。

【0043】

さらに、本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００は、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であると判定すると、第２の推定方法（以下、第２推定方法という）によって第２需要家の太陽光発電設備２０２の発電出力を推定する。具体的には、太陽光発電出力推定装置１００は、過積載判定係数が閾値以上となる時間帯における第１太陽光発電出力および第２需要家の残余需要を用いて上記式（５）により係数αを推定する。そして、太陽光発電出力推定装置１００は、過積載判定係数が閾値以上となる時間帯における第１太陽光発電出力と係数αとを用いて第２需要家の太陽光発電設備２０２の飽和値を推定する。飽和値の算出方法については後述する。太陽光発電出力推定装置１００は、推定時点の時刻ごとに、飽和値と上記式（６）により算出される値とのうち小さい方を、第２太陽光発電出力の推定値とする。本実施の形態では、このように、過積載であると判定された第２太陽光発電出力の飽和値を推定し、推定した飽和値と上記式（６）により算出する値とを用いて推定するので、過積載の第２需要家の太陽光発電設備２０２の発電出力を精度良く推定することができる。

【0044】

なお、本実施の形態の過積載の太陽光発電設備２０２の判別方法は、上述した太陽光発電出力推定方法で太陽光発電出力を推定する場合に限定されず、他の用途に適用することも可能である。例えば、日射強度の推定値を用いて太陽光発電出力を推定する場合にも、過積載の太陽光発電設備２０２を判別して、過積載の太陽光発電設備２０２と過積載ではない太陽光発電設備２０２とで推定手順を分けて推定した方が、推定精度が向上する。このため、別の方法で太陽光発電出力を推定する場合に、本実施の形態の過積載の太陽光発電設備２０２の判別方法を適用してもよい。また、系統運用者などが、地域ごとの過積載の太陽光発電設備２０２の数を把握したいといった要望、過積載の太陽光発電設備２０２の地理的分布を把握したいといった要望があることも考えられ、このような用途に本実施の形態の過積載の太陽光発電設備２０２の判別方法が用いられてもよい。本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００は、過積載の太陽光発電設備２０２を判別することができるため、地域ごとの過積載の太陽光発電設備２０２の数、過積載の太陽光発電設備２０２の地理的分布などを表示することができる。

【0045】

次に、太陽光発電出力推定装置１００の機能構成例について説明する。図２は、本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００の機能構成例を示すブロック図である。太陽光発電出力推定装置１００は、太陽光発電設備２０２の推定時点の発電出力である第２太陽光発電出力を推定する装置である。図２に示すように、太陽光発電出力推定装置１００は、データ取得部１１０と、第１共分散算出部１２０と、第２共分散算出部１３０と、発電出力推定部１４０と、過積載推定部１５０と、表示部１６０と、入力受付部１７０と、記憶部１８０とを備える。

【0046】

データ取得部１１０は、通信網２５と通信ネットワーク５０とを介して、スマートメータ２０３～２０５および計測器２０６から計測データを受信し、受信した計測データを記憶部１８０に格納する。詳細には、スマートメータ２０４および計測器２０６から受け取った計測データは太陽光発電出力データ１８２として記憶部１８０に格納され、スマートメータ２０５から受け取った計測データは残余需要データ１８３として記憶部１８０に格納される。これらの計測データは、計測値ごとに時刻と対応づけられている。なお、記憶部１８０に格納されるこれらの計測データの各計測値の時間間隔は、例えば１秒、１０秒、１分、３０分、または１時間などであるが、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、これらの計測データは、需要家２００－１～２００－ｎの識別情報または太陽光発電設備２０２の識別情報とともに格納される。また、データ取得部１１０は、需要家２００－１のスマートメータ２０３の計測データとスマートメータ２０４の計測データとを受信した場合は、これらの計測データを用いて需要家２００－１の残余需要を算出して残余需要データ１８３として記憶部１８０に格納する。

【0047】

なお、ここでは、太陽光発電出力推定装置１００が、通信網２５と通信ネットワーク５０とを介してスマートメータ２０３～２０５および計測器２０６から計測データを取得する例を示すが、スマートメータ２０３～２０５の計測データは、いわゆる集約装置またはヘッドエンドシステムなどにより収集され、収集した装置から太陽光発電出力推定装置１００へ送信されてもよい。すなわち、通信網２５および通信ネットワーク５０内に、計測データを収集する装置が存在し、当該装置から太陽光発電出力推定装置１００が計測データを取得してもよい。また、太陽光発電出力推定装置１００とスマートメータ２０３～２０５および計測器２０６との間の通信ルートは図１および図２に示した例に限定されず、太陽光発電出力推定装置１００が計測器２０６を受信する通信ルートと、太陽光発電出力推定装置１００がスマートメータ２０３～２０５の計測データを受信する通信ルートとは異なっていてもよい。また、太陽光発電出力推定装置１００とスマートメータ２０３～２０５および計測器２０６との間の通信ネットワークは、通信網２５と通信ネットワーク５０とに分離されていなくてもよい。また、太陽光発電出力推定装置１００は、複数の通信ルートでスマートメータ２０３～２０５の計測データを受信してもよい。

【0048】

記憶部１８０は、上述した太陽光発電出力データ１８２および残余需要データ１８３を格納するとともに、太陽光発電出力推定装置１００において算出された各種のデータを算出データ１８５として記憶する。また、記憶部１８０には、例えば、ユーザにより入力受付部１７０を介して入力された場所情報データ１８１が格納される。なお、場所情報データ１８１は、入力受付部１７０を介して入力される代わりに他の装置から送信され、データ取得部１１０によって取得されて記憶部１８０に格納されてもよい。場所情報データ１８１は、太陽光発電設備２０２を保有する需要家２００－１～２００－ｎの住所または緯度経度などの場所情報のデータである。また、記憶部１８０は、過積載の太陽光発電設備２０２に関するデータである過積載推定データ１８４を記憶する。過積載推定データ１８４は、過積載であると判定された太陽光発電設備２０２の識別情報を含む。過積載推定データ１８４は、過積載であると判定された太陽光発電設備２０２の飽和値の推定値を含んでいてもよい。

【0049】

第１共分散算出部１２０は、記憶部１８０の場所情報データ１８１を参照して、発電出力の推定対象の需要家である第２需要家との距離が、予め定められた距離以内であって推定の際に基準となる太陽光発電設備２０２を有する第１需要家を選択する。第１需要家は、上述したように、全量買取契約の対象の太陽光発電設備２０２を有する需要家２００－１、または計測器２０６により太陽光発電設備２０２の発電出力が計測されている需要家２００－３である。第１共分散算出部１２０は、第１需要家の太陽光発電設備２０２の発電出力である第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要との共分散である第１共分散を算出し、算出した第１共分散を記憶部１８０に算出データ１８５として格納する。発電出力の推定対象の需要家は、上述したように例えば需要家２００－２であるが、需要家２００－４～２００－ｎであってもよい。需要家２００－２，２００－４～２００－ｎのすべてを順次推定対象として、需要家２００－２，２００－４～２００－ｎごとに推定が行われてもよいし、その合計値が必要な場合はその合計値を一括で推定することにしてもよい。

【0050】

具体的には、第１共分散算出部１２０は、少なくとも１つの第１期間における第１太陽光発電出力を記憶部１８０の太陽光発電出力データ１８２から抽出して読み出し、第２需要家の残余需要を記憶部１８０の残余需要データ１８３から抽出して読み出す。第１期間は、推定時点から１，２週間程度遡った期間内の、例えば、６時間から１０時間程度の期間であり、好ましくは８時間である。第１期間は、日出から日入までの期間内で選択される。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。第１期間は１つであってもよいし、複数であってもよい。第１共分散算出部１２０は、過積載推定部１５０から通知される判定結果に応じて、第１期間のすべての時刻のデータを処理対象とするか、第１期間のうち一部の時刻のデータを処理対象とするかを決定する。過積載推定部１５０から通知される判定結果と一部の時刻とについては、後述する。

【0051】

第１共分散算出部１２０は、読み出した、第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要とのうち処理対象として決定された時刻のデータを用いて、第１期間における第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要との共分散である第１共分散を算出して、記憶部１８０に算出データ１８５として格納する。さらに、第１共分散算出部１２０は、読み出し済の第１太陽光発電出力と、同じく読み出し済の第２需要家の残余需要とを用いて、第１期間における遅延時間τ_ｓを算出し、記憶部１８０に算出データ１８５として格納する。なお、遅延時間は算出せずに、０と近似することにしてもよい。

【0052】

第２共分散算出部１３０は、遅延時間τ_ｓを記憶部１８０の算出データ１８５から抽出して読み出し、第１期間における第１太陽光発電出力と、第１期間より遅延時間τ_ｓずれた第２期間における第１太陽光発電出力とを記憶部１８０の太陽光発電出力データ１８２から抽出して読み出す。第２共分散算出部１３０は、過積載推定部１５０から通知される判定結果に応じて、第１期間のすべての時刻のデータを処理対象とするか、第１期間のうち一部の時刻のデータを処理対象とするかを決定する。なお、このとき、処理対象として決定された時刻は、上述した第１共分散算出部１２０が第１共分散を算出した時刻と同一とする。そして、第２共分散算出部１３０は、読み出したデータのうち処理対象として決定された時刻のデータを用いて、遅延時間τ_ｓずれた２つの第１太陽光発電出力の自己共分散である第２共分散を算出し、算出した第２共分散を記憶部１８０に算出データ１８５として格納する。詳細には、第２共分散算出部１３０は、記憶部１８０の太陽光発電出力データ１８２から、第１期間の第１太陽光発電出力の時系列データと、第１期間より遅延時間τ_ｓずれた第２期間の第１太陽光発電出力の時系列データとを読み出す。そして、第２共分散算出部１３０は、第１期間における第１太陽光発電出力の時系列データと第２期間の第１太陽光発電出力の時系列データとの自己共分散である第２共分散を算出し、算出した第２共分散を記憶部１８０に算出データ１８５として格納する。なお、遅延時間τ_ｓを０と近似する場合は、第２共分散算出部１３０は、第１期間における第１太陽光発電出力の時系列データの分散を、第２共分散として算出する。

【0053】

発電出力推定部１４０は、過積載推定部１５０から通知される判定結果に応じて、第１推定方法または第２推定方法により、第２太陽光発電出力を推定する。具体的には、発電出力推定部１４０は、過積載推定部１５０から通知される判定結果が、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載でないことを示している場合、第１推定方法によって第２太陽光発電出力を推定し、過積載推定部１５０から通知される判定結果が、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であることを示している場合、第２推定方法によって第２太陽光発電出力を推定する。

【0054】

詳細には、第１推定方法により推定する場合、記憶部１８０に算出データ１８５として格納されている第１共分散および第２共分散を用いて第１太陽光発電出力を第２太陽光発電出力に変換する係数である（第１太陽光発電出力と第２太陽光発電出力との比ともいえる）係数αを算出（推定）し、係数αを推定時点から遅延時間ずれた第１太陽光発電出力に乗じることで第２太陽光発電出力を推定する。また、第２推定方法により推定する場合、発電出力推定部１４０は、記憶部１８０に算出データ１８５として格納されている第１共分散および第２共分散を用いて第１太陽光発電出力と第２太陽光発電出力との比である係数αを算出（推定）し過積載判定係数が閾値以上となる時間帯の前後の時刻のそれぞれに関して、その時刻から遅延時間ずれた第１太陽光発電出力に係数αを乗算した値を算出し、算出した値のうち大きい方を飽和値に設定する。そして、発電出力推定部１４０は、推定時点の時刻ごとに、飽和値と推定時点から遅延時間ずれた第１太陽光発電出力に乗じた値とのうち小さい方を、第２太陽光発電出力の推定値とする。

【0055】

なお、係数αは１，２週間などの短期間では変化しにくいものの、遅延時間τ_ｓは風向または風速の変化によって短期間で変化しやすい。従って、この第２太陽光発電出力を推定する際の遅延時間τ_ｓは、気象データなどを考慮してリアルタイムで変更されたものが用いられるのが好ましい。また、０と近似してもよい。

【0056】

表示部１６０は、記憶部１８０に格納された各種データを表示する。入力受付部１７０は、ユーザからの入力を受け付ける。

【0057】

ここで、太陽光発電出力推定装置１００のハードウェア構成について説明する。本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００は、コンピュータシステム上で、太陽光発電出力推定装置１００における処理が記述されたプログラムである太陽光発電出力推定プログラムが実行されることにより、コンピュータシステムが太陽光発電出力推定装置１００として機能する。図３は、本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００を実現するコンピュータシステムの構成例を示す図である。図３に示すように、このコンピュータシステムは、制御部１０１と入力部１０２と記憶部１０３と表示部１０４と通信部１０５と出力部１０６とを備え、これらはシステムバス１０７を介して接続されている。

【0058】

図３において、制御部１０１は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等のプロセッサであり、本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００における処理が記述された太陽光発電出力推定プログラムを実行する。入力部１０２は、たとえばキーボード、マウスなどで構成され、コンピュータシステムの使用者が、各種情報の入力を行うために使用する。記憶部１０３は、ＲＡＭ（Random Access Memory），ＲＯＭ（Read Only Memory）などの各種メモリおよびハードディスクなどのストレージデバイスを含み、上記制御部１０１が実行すべきプログラム、処理の過程で得られた必要なデータ、などを記憶する。また、記憶部１０３は、プログラムの一時的な記憶領域としても使用される。表示部１０４は、ディスプレイ、ＬＣＤ（液晶表示パネル）などで構成され、コンピュータシステムの使用者に対して各種画面を表示する。通信部１０５は、通信処理を実施する受信機および送信機である。出力部１０６は、プリンタなどである。なお、図３は、一例であり、コンピュータシステムの構成は図３の例に限定されない。

【0059】

ここで、本実施の形態の太陽光発電出力推定プログラムが実行可能な状態になるまでのコンピュータシステムの動作例について説明する。上述した構成をとるコンピュータシステムには、たとえば、図示しないＣＤ（Compact Disc）－ＲＯＭドライブまたはＤＶＤ（Digital Versatile Disc）－ＲＯＭドライブにセットされたＣＤ－ＲＯＭまたはＤＶＤ－ＲＯＭから、太陽光発電出力推定プログラムが記憶部１０３にインストールされる。そして、太陽光発電出力推定プログラムの実行時に、記憶部１０３から読み出された太陽光発電出力推定プログラムが記憶部１０３に格納される。この状態で、制御部１０１は、記憶部１０３に格納されたプログラムに従って、本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００としての処理を実行する。

【0060】

なお、上記の説明においては、ＣＤ－ＲＯＭまたはＤＶＤ－ＲＯＭを記録媒体として、太陽光発電出力推定装置１００における処理を記述したプログラムを提供しているが、これに限らず、コンピュータシステムの構成、提供するプログラムの容量などに応じて、たとえば、通信部１０５を経由してインターネットなどの伝送媒体により提供されたプログラムを用いることとしてもよい。

【0061】

図２に示した第１共分散算出部１２０、第２共分散算出部１３０、発電出力推定部１４０および過積載推定部１５０は、図３に示した記憶部１０３に記憶された太陽光発電出力推定プログラムが図３に示した制御部１０１により実行されることにより実現される。図２に示した記憶部１８０は、図３に示した記憶部１０３の一部である。図２に示したデータ取得部１１０は、図３に示した通信部１０５および制御部１０１により実現される。図２に示した表示部１６０は、図３に示した表示部１０４により実現され、図２に示した入力受付部１７０は、図３に示した入力部１０２により実現される。太陽光発電出力推定装置１００は複数のコンピュータシステムにより実現されてもよい。

【0062】

次に、本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００の動作の詳細について説明する。図４は、本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００による第２太陽光発電出力の推定処理手順の一例を示すフローチャートである。以下、図４のフローに沿って、太陽光発電出力推定装置１００が第２太陽光発電出力を推定する処理について説明する。まず、第１共分散算出部１２０は、第１太陽光発電設備を選択する（ステップＳ１）。

【0063】

具体的には、ステップＳ１では、第１共分散算出部１２０が、記憶部１８０の場所情報データ１８１を参照して、発電出力の推定対象の需要家である第２需要家との距離が、予め定められた距離以内であって推定の際に基準となる太陽光発電設備２０２を有する第１需要家の太陽光発電設備２０２を第１太陽光発電設備として選択する。なお、このステップＳ１は、発電出力推定部１４０により行われて、結果が第１共分散算出部１２０に通知されてもよい。

【0064】

図５は、本実施の形態の場所情報データ１８１により示される各需要家の太陽光発電設備２０２の地理的位置を模式的に示す図である。図５では、各需要家の太陽光発電設備２０２の地理的位置が当該需要家の地理的位置と一致すると仮定している。図５では、需要家２００－ｉ（ｉ＝１，２，…，８）の太陽光発電設備２０２を、ＰＶｉとして示している。例えば、ＰＶ１は、需要家２００－１の太陽光発電設備２０２であり、ＰＶ２は、需要家２００－２の太陽光発電設備２０２である。実線の枠で示したＰＶ１，ＰＶ３は、それぞれ需要家２００－１，２００－３の太陽光発電設備２０２であり、発電出力が計測されている。破線の枠で示したＰＶ２などは、それぞれ需要家２００－２など発電出力が計測されていない太陽光発電設備２０２である。

【0065】

図５の範囲３０１は、需要家２００－１の太陽光発電設備２０２であるＰＶ１を中心とした上記予め定められた距離を半径とする円であり、範囲３０１内の需要家の太陽光発電設備２０２の発電出力の推定に、ＰＶ１の発電出力を用いることができる。同様に、図５の範囲３０２は、需要家２００－３の太陽光発電設備２０２であるＰＶ３を中心とした上記予め定められた距離を半径とする円であり、範囲３０２内の需要家の太陽光発電設備２０２の発電出力の推定に、ＰＶ３の発電出力を用いることができる。したがって、例えば、需要家２００－２の太陽光発電設備２０２であるＰＶ２が発電出力の推定対象として設定されている場合、ＰＶ２は範囲３０１内でありかつ範囲３０２内であるため、ＰＶ１に対応する需要家２００－１とＰＶ３に対応する需要家２００－３との両方が第１需要家の候補となる。このように、複数の第１需要家の候補が存在する場合には、推定対象のＰＶ２に近い方の需要家である需要家２００－２が第１需要家として選択される。あるいは、複数の第１需要家の候補の計測データを合算して使うことにしてもよく、その場合は、複数の需要家が第１需要家として選択される。

【0066】

図６は、本実施の形態の発電出力の推定対象の太陽光発電設備２０２と推定に使用する太陽光発電設備２０２との対応を示す図である。第１共分散算出部１２０は、発電出力の推定のたびに、ステップＳ１を行ってもよいが、図６に示すように、発電出力の推定対象の太陽光発電設備２０２ごとに、ステップＳ１で選択した太陽光発電設備２０２との対応を算出データ１８５に設備対応データとして保持しておき、設備対応データに記録されている太陽光発電設備２０２を推定対象とするときには、算出データ１８５の設備対応データを読み出すことでステップＳ１の処理を省略してもよい。この場合も、第１共分散算出部１２０は、例えば、一定時間以上経過した場合に、ステップＳ１を実施することで算出データ１８５に設備対応データを更新してもよい。

【0067】

図４の説明に戻る。ステップＳ１の後、第１共分散算出部１２０は、第１期間での第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要を取得する（ステップＳ２）。詳細には、第１共分散算出部１２０は、記憶部１８０に格納されている太陽光発電出力データ１８２内の第１需要家の太陽光発電設備２０２の発電出力である第１太陽光発電出力の時系列データを参照し、日射強度が強い期間を探索する。例えば、第１共分散算出部１２０は、第２太陽光発電出力を推定する日の前日のうち、第１太陽光発電出力が大きい６時間から１０時間程度の期間を探索する。そして、第１共分散算出部１２０は、探索した期間を第１期間として設定する。なお、第１共分散算出部１２０は、上記の期間（例えば、第２太陽光発電出力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。なお、上述したとおり、この第１太陽光発電出力が大きい６時間から１０時間程度の期間の探索を行わずに任意の方法で第１期間を設定してもよい。第１共分散算出部１２０は、取得した第１期間での第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要とを保持するとともに、過積載推定部１５０へ出力する。

【0068】

次に、過積載推定部１５０は、移動窓内のＮ_Ａ点の時刻の第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要とを用いて過積載判定係数を計算する（ステップＳ３）。Ｎ_Ａは２以上の整数であり、例えば３である。Ｎ_Ａの値は、３に限定されず、ユーザにより設定可能である。次に、過積載推定部１５０は、第１期間のすべての時間帯の過積載判定係数の計算が終了したか否かを判断する（ステップＳ４）。第１期間のすべての時間帯の過積載判定係数の計算が終了していない場合（ステップＳ４ Ｎｏ）、過積載推定部１５０は、移動窓の位置を変更し（ステップＳ５）、ステップＳ３からの処理を繰り返す。

【0069】

図７は、本実施の形態の移動窓の一例を示す図である。図７では、横軸は時間を示し縦軸は有効電力を示している。図７に示した例では、データ４０１における丸で示した点は、第１太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ）の時系列データを示し、データ４０２における三角形で示した点は、第２需要家の残余需要Ｐ_２（ｔ）の時系列データを示している。図７に示した例では、第１太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ）および第２需要家の残余需要Ｐ_２（ｔ）は３０分ごとのデータであり、時間窓である移動窓４０３内には、第１太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ）および第２需要家の残余需要Ｐ_２（ｔ）のそれぞれ３点のデータが含まれている。また、図７に示した例では、第１期間は、ある日の７時から１６時半（正確には、１６時半のデータは１６時半から１７時（ただし、１７時は含まず）の平均値であるため、１７時の直前）までである。過積載推定部１５０は、初回のステップＳ３では、移動窓４０３内の３点ずつのデータを用いて、過積載判定係数を計算する。上述したように、ここでは、過積載判定係数は、例えば、第１太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ）と第２需要家の残余需要Ｐ_２（ｔ）との相関係数である。２回目のステップＳ３では、移動窓４０４に示すように、移動窓の位置を１点分移動させて、移動窓４０４内の３点ずつのデータを用いて、過積載判定係数を計算する。

【0070】

このように、過積載推定部１５０は、第１期間内の時刻ごとに、当該時刻を含む時間窓を順次移動させることで、時刻ごとに過積載判定係数を算出する。過積載判定係数に対応する時刻は、例えば、対応する時間窓の中心の時刻である。

【0071】

図４の説明に戻る。第１期間のすべての時間帯の過積載判定係数の計算が終了した場合（ステップＳ４ Ｙｅｓ）、過積載推定部１５０は、過積載判定係数が閾値を下回る時刻が存在するか否かを判断する（ステップＳ６）。図７に示した例では、過積載推定部１５０は、移動窓の位置を１点ずつ移動させて過積載判定係数を計算することを繰り返し、移動窓４０５内の３点ずつのデータを用いた過積載判定係数の計算を終了すると、ステップＳ４でＹｅｓと判定する。過積載判定係数が閾値を下回る時刻が存在する場合（ステップＳ６ Ｙｅｓ）、第２推定方法により第２太陽光発電出力の推定が行われ、過積載判定係数が閾値を下回る時刻が存在しない場合（ステップＳ６ Ｎｏ）、第１推定方法により第２太陽光発電出力の推定が行われる。第１推定方法による第２太陽光発電出力の推定処理は、ステップＳ１１～ステップＳ１２の処理であり、第２推定方法による第２太陽光発電出力の推定処理は、ステップＳ７～ステップＳ１０の処理である。このように、本実施の形態の過積載推定部１５０は、過積載判定係数が閾値を下回る時刻が存在する否かにより、第２太陽光発電設備が過積載か否かを判定する。そして、第２太陽光発電設備が過積載でないと判定された場合には、第１推定方法より第２太陽光発電出力の推定が行われ、第２太陽光発電設備が過積載であると判定された場合には、第２推定方法より第２太陽光発電出力の推定が行われる。

【0072】

図８は、本実施の形態の過積載判定係数の計算結果の一例を示す図である。図８に示した例では、過積載推定部１５０は、過積載判定係数として第１太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ）と第２需要家の残余需要Ｐ_２（ｔ）との相関係数を計算している。図８では、横軸は時間を示し縦軸は相関係数を示している。計算結果４０６における各ひし形の点は、図７に示した第１太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ）と第２需要家の残余需要Ｐ_２（ｔ）との相関係数を示している。図８に示した閾値４０７は、ステップＳ６で用いられる閾値であり、発電出力の推定対象の太陽光発電設備２０２が過積載であるか否かの判定に用いられる閾値である。ここでは、閾値を０．９に設定しているが、閾値は相関が高いことを示す値に設定さればよく０．９に限定されない。図８に示した例では、８時半から１３時半までの期間で相関係数が閾値を下回っている。このように、相関係数が閾値を下回る場合、過積載推定部１５０は、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であると判定して第２推定方法による第２太陽光発電出力の推定処理を開始する。なお、図４に示したステップＳ６では、相関係数がＮ_Ｂ回連続して閾値を下回った場合にＹｅｓと判定し、相関係数が連続して閾値を下回る回数がＮ_Ｂ回未満の場合にはステップＳ６でＮｏと判定するようにしてもよい。また、第１期間内に、相関係数が閾値を下回る回数が合計でＮ_Ｂ回以上の場合にはステップＳ６でＹｅｓと判定し、相関係数が閾値を下回る回数が合計でＮ_Ｂ回未満の場合にはステップＳ６でＮｏと判定するようにしてもよい。Ｎ_Ｂは１以上の整数であり、ユーザにより設定可能である。

【0073】

図４の説明に戻る。ステップＳ６でＹｅｓの場合、過積載推定部１５０は、過積載判定係数が閾値を最初に下回る直前の時刻ｔ_１と閾値を最後に上回った直後の時刻ｔ_２を記録する（ステップＳ７）。第１時刻である時刻ｔ_１は、相関係数が閾値を下回る時間帯の直前の時刻であり、第２時刻である時刻ｔ_２は、相関係数が閾値を下回る時間帯の直後の時刻である。過積載推定部１５０は、記憶部１８０の算出データ１８５に一時的に時刻ｔ_１および時刻ｔ_２を記録してもよいし、記憶部１８０の過積載推定データ１８４として、発電出力の推定対象の太陽光発電設備２０２の識別情報とともに時刻ｔ_１および時刻ｔ_２を記録してもよい。なお、前者の場合には、過積載推定部１５０は、記憶部１８０の過積載推定データ１８４に、発電出力の推定対象の第２需要家の太陽光発電設備２０２の識別情報を記憶部１８０の過積載推定データ１８４として記録する。過積載推定部１５０は、時刻ｔ_１および時刻ｔ_２を記録すると、第１共分散算出部１２０へ、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であるか否かの判定結果を通知する。詳細には、過積載推定部１５０は、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であることを示す判定結果を、第１共分散算出部１２０、第２共分散算出部１３０および発電出力推定部１４０へ通知する。

【0074】

なお、第１期間における日射強度がそれほど強くない場合には、ステップＳ６でＮｏと判断されても、実際には第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載の場合がある。例えば、冬季などでは第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であっても、第２太陽光発電出力が飽和しない場合も考えられる。このような場合には、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であっても第１推定方法によって第２太陽光発電出力を推定しても推定精度は低下しない。つまり、本実施の形態における過積載であるか否かの判定は、実際に過積載である否かの判定ではなく、過積載の太陽光発電設備２０２として扱って第２太陽光発電出力を推定するか否かの判定を示す。なお、第１期間として日射強度が十分に強い期間を選択すれば、第２需要家の太陽光発電設備２０２が実際に過積載であるか否かを判定することができる。

【0075】

例えば、図８に示した例では、閾値４０７を下回る時間帯である飽和時間帯４０８は、発電出力の推定対象の第２需要家の太陽光発電設備２０２が飽和していると推定される時間帯である。図８に示した例では、ステップＳ７において、飽和時間帯４０８の直前の時刻ｔ_１と直後の時刻ｔ_２とが記録される。

【0076】

図４の説明に戻る。ステップＳ７の後、太陽光発電出力推定装置１００は、ｔ≦ｔ_１、および、ｔ≧ｔ_２の時間帯の第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要とを利用して、係数αを推定する（ステップＳ８）。詳細には、第１共分散算出部１２０は、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であることを示す判定結果の通知を受けると、記憶部１８０の算出データ１８５または過積載推定データ１８４に記録されている時刻ｔ_１および時刻ｔ_２を読み出し、ｔ≦ｔ_１、および、ｔ≧ｔ_２の時間帯の第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要を利用して、第１共分散および遅延時間を算出し、記憶部１８０の算出データ１８５に記録する。第２共分散算出部１３０は、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載でないことを示す判定結果の通知を受けると、記憶部１８０の算出データ１８５から遅延時間を読み出し、記憶部１８０の太陽光発電出力データ１８２から第１期間と第１期間から遅延時間ずれた第２期間との第１太陽光発電出力を抽出して読み出す。そして、第２共分散算出部１３０は、太陽光発電出力データ１８２から読み出した第１太陽光発電出力のうち、ｔ≦ｔ_１、および、ｔ≧ｔ_２の時間帯に対応するデータを用いて第２共分散を算出し、記憶部１８０の算出データ１８５に記録する。そして、発電出力推定部１４０は、算出データ１８５から第１共分散および第２共分散を読み出し、読み出した第１共分散および第２共分散を用いて、上述した式（５）により係数αを推定し、係数αを過積載推定部１５０へ通知する。

【0077】

次に、過積載推定部１５０は、飽和値を設定する（ステップＳ９）。詳細には、過積載推定部１５０は、発電出力推定部１４０から通知された係数αとステップＳ２で取得した第１太陽光発電出力とステップＳ７で記録した時刻ｔ_１および時刻ｔ_２とを用いて、時刻ｔ_１における第１太陽光発電出力に係数αを乗算した値であるα・Ｐ_ＰＶ１（ｔ_１）と、時刻ｔ_２における第１太陽光発電出力に係数αを乗算した値であるα・Ｐ_ＰＶ１（ｔ_２）とを算出する。そして、以下の式（７）により第２太陽光発電出力の飽和値Ｐ_ＰＶ２ ^ｍａｘを推定する。

【0078】

【数7】

【0079】

すなわち、過積載推定部１５０は、α・Ｐ_ＰＶ１（ｔ_１）とα・Ｐ_ＰＶ１（ｔ_２）とのうち大きい方の値を第２太陽光発電出力の飽和値の推定値とする。例えば、過積載推定部１５０は、上記推定値を飽和値として記憶部１８０の過積載推定データ１８４に記録することで、第２需要家の太陽光発電設備２０２の飽和値を設定する。なお、ここでは、過積載推定部１５０が飽和値を推定して設定するようにしたが、この処理は発電出力推定部１４０によって行われてもよい。

【0080】

図９は、本実施の形態の飽和値の推定結果の一例を示す図である。図９に示したデータ４０９における各丸は、各時刻におけるα・Ｐ_ＰＶ１（ｔ）を示す。すなわち、第１太陽光発電出力を用いて第１推定方法によって推定される第２太陽光発電出力に相当する。なお、係数αの算出にｔ≦ｔ_１、および、ｔ≧ｔ_２の時間帯のデータを使用している点で第１推定方法とは異なっているが、ｔ≦ｔ_１、および、ｔ≧ｔ_２の時間帯に限れば、α・Ｐ_ＰＶ１（ｔ）は、第１推定方法によって推定された第２太陽光発電出力に相当する。図９に示すように、データ４０９に示したα・Ｐ_ＰＶ１（ｔ）は飽和時間帯４０８において飽和していると推定される。このため、本実施の形態では、飽和時間帯４０８の直前の時刻ｔ_１におけるデータ４１０と直後の時刻ｔ_２におけるデータ４１１とのうち大きい方の値を飽和値の推定値とする。図９に示した例では、時刻ｔ_２におけるデータ４１１の方が大きいため、時刻ｔ_２におけるデータ４１１の値であるα・Ｐ_ＰＶ１（ｔ_２）が飽和値Ｐ_ＰＶ２ ^ｍａｘに設定される。

【0081】

図１０は、本実施の形態の過積載推定データ１８４の一例を示す図である。図１０に示した例では、過積載推定データ１８４は、過積載と判定された第２需要家の太陽光発電設備２０２（図１０では、過積載ＰＶと記載）の識別情報と、飽和値とを含む。上述したように、過積載推定データ１８４に時刻ｔ_１および時刻ｔ_２を含めてもよい。なお、飽和値は１つの太陽光発電設備２０２に一度決めれば短期間では変化しないが、時刻ｔ_１および時刻ｔ_２は、第１期間として選択する日によって変わる一時的なデータであるため、上述したように過積載推定データ１８４に含めずに算出データ１８５に一時的に記録してもよい。

【0082】

図４の説明に戻る。ステップＳ９の後、発電出力推定部１４０は、飽和値、係数αおよび第１太陽光発電出力を用いて第２需要家の発電出力を推定し（ステップＳ１０）、第２太陽光発電出力の推定処理が終了する。具体的には、ステップＳ１０では、発電出力推定部１４０は、推定時点から遅延時間ずれた第１太陽光発電出力を記憶部１８０の太陽光発電出力データ１８２から抽出して読み出し、記憶部１８０の過積載推定データ１８４から飽和値を読み出す。発電出力推定部１４０は、読み出した推定時点から遅延時間ずれた第１太陽光発電出力および飽和値と、ステップＳ８で推定した係数αとを用いて、以下の式（８）により、第２太陽光発電出力を推定する。すなわち、推定時点の時刻ごとに、α・Ｐ_ＰＶ１（ｔ＋τ_ｓ）と飽和値とのうち小さい方を第２太陽光発電出力の推定値とする。なお、遅延時間τ_ｓは０と近似することにしてもよい。

【0083】

【数8】

【0084】

一方、過積載判定係数が閾値を下回る時刻が存在しない場合（ステップＳ６ Ｎｏ）、太陽光発電出力推定装置１００はステップＳ１１～ステップＳ１２により第２太陽光発電出力を推定し、第２太陽光発電出力の推定処理が終了する。

【0085】

ステップＳ１１では、太陽光発電出力推定装置１００は、すべての時間帯の第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要とを利用して係数αを推定する。詳細には、第１共分散算出部１２０は、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載でないことを示す判定結果の通知を受けると、ステップＳ２で取得した第１期間での第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要のうちすべての時間帯の第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要とを利用して、第１共分散および遅延時間を算出し、記憶部１８０の算出データ１８５に記録する。第２共分散算出部１３０は、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載でないことを示す判定結果の通知を受けると、記憶部１８０の算出データ１８５から遅延時間を読み出し、記憶部１８０の太陽光発電出力データ１８２から第１期間と第１期間から遅延時間ずれた第２期間との第１太陽光発電出力を読み出して、読み出したデータを用いて第２共分散を算出し、記憶部１８０の算出データ１８５に記録する。そして、発電出力推定部１４０は、算出データ１８５から第１共分散および第２共分散を読み出し、読み出した第１共分散および第２共分散を用いて、上述した式（５）により係数αを推定する。

【0086】

ステップＳ１２では、係数αおよび第１太陽光発電出力を用いて第２需要家の第２太陽光発電出力を推定する。詳細には、発電出力推定部１４０は、推定時点から遅延時間ずれた第１太陽光発電出力を記憶部１８０の太陽光発電出力データ１８２から抽出して読み出し、読み出した第１太陽光発電出力とステップＳ１１で推定した係数αとを用いて、上述した式（６）により第２需要家の第２太陽光発電出力を推定する。

【0087】

なお、図４に示した例では、第２太陽光発電出力の推定のたびに、係数αを推定しているが、係数αの推定処理（飽和値の設定も含む）と、係数αを用いた第２太陽光発電出力の推定処理との実施タイミングを個別に設定してもよい。例えば、係数αの推定処理であるステップＳ１～ステップＳ９の処理またはステップＳ１～ステップＳ１１の処理は、１週間ごとに行い、第２太陽光発電出力の推定処理は、一日おきに行うなどであってもよい。また、第１太陽光発電出力のリアルタイムデータが得られる場合には、例えば、係数αの推定は前日までに過去のデータを用いて行っておき、リアルタイムで得られた第１太陽光発電出力を用いて第２太陽光発電出力の推定処理を行ってもよい。

【0088】

次に、第１共分散算出部１２０、第２共分散算出部１３０および発電出力推定部１４０の動作について説明する。図１１は、第１共分散算出部１２０における第１共分散算出処理手順の一例を示すフローチャートである。図１１に示すように、まず、第１共分散算出部１２０は、第１期間での第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要とを取得する（ステップＳ２１）。具体的には、第１共分散算出部１２０は、記憶部１８０の太陽光発電出力データ１８２のうち第１期間における第１太陽光発電出力の時系列データを読み出すことで、第１期間での第１太陽光発電出力を取得し、記憶部１８０の残余需要データ１８３のうち第１期間における第２需要家の残余需要の時系列データを読み出すことで、第１期間での第２需要家の残余需要を取得する。

【0089】

次に、第１共分散算出部１２０は、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であるか否かを判断する（ステップＳ２２）。具体的には、第１共分散算出部１２０は、過積載推定部１５０から通知された判定結果が、発電出力の推定対象の第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であることを示している場合、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であると判断する。

【0090】

第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載でない場合（ステップＳ２２ Ｎｏ）、第１共分散算出部１２０は、後述するステップＳ２４へ処理を進める。第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載である場合（ステップＳ２２ Ｙｅｓ）、第１共分散算出部１２０は、ｔ≦ｔ_１、および、ｔ≧ｔ_２の時間帯のデータを抽出する（ステップＳ２３）。詳細には、第１共分散算出部１２０は、ステップＳ２１で取得した第１期間での第１太陽光発電出力の時系列データと第２需要家の残余需要の時系列データとからｔ≦ｔ_１、および、ｔ≧ｔ_２の時間帯のデータを抽出する。

【0091】

次に、第１共分散算出部１２０は、第１共分散を算出する（ステップＳ２４）。詳細には、第１共分散算出部１２０は、第１太陽光発電出力の時系列データと第２需要家の残余需要の時系列データとの共分散を第１共分散として算出し、記憶部１８０の算出データ１８５に書き込む。ステップＳ２４では、第１共分散算出部１２０は、ステップＳ２３を経由している場合にはステップＳ２３で抽出した第１太陽光発電出力の時系列データと第２需要家の残余需要の時系列データとを用いて第１共分散を算出し、ステップＳ２３を経由していない場合には、第１期間のすべての第１太陽光発電出力の時系列データと第２需要家の残余需要の時系列データとを用いて第１共分散を算出する。このように、第１共分散算出部１２０は、第２太陽光発電設備が過積載であると判定された場合に、第１期間のうち時刻ｔ_１以前の時刻および第１期間のうち時刻ｔ_２以降の時刻の第１太陽光発電出力の時系列データと第２需要家の残余需要の時系列データとを用いて第１共分散を算出する。第２太陽光発電設備が過積載であると判定された場合に算出される第１共分散を第３共分散とも呼ぶ。

【0092】

ステップＳ２４の後、第１共分散算出部１２０は、遅延時間を取得し（ステップＳ２５）、記憶部１８０に算出データ１８５として格納し、第１共分散の算出処理を、終了する。ステップＳ２５では、第１共分散算出部１２０は、ステップＳ２３を経由している場合にはステップＳ２３で抽出した第１太陽光発電出力の時系列データと第２需要家の残余需要の時系列データとを用いて遅延時間を算出し、ステップＳ２３を経由していない場合には、第１期間のすべての第１太陽光発電出力の時系列データと第２需要家の残余需要の時系列データとを用いて遅延時間を算出する。

【0093】

ステップＳ２５では、詳細には、例えば、発電出力の推定対象である第２太陽光発電設備の設置地点と、第１太陽光発電設備の設置地点との間の遅延時間を算出し、記憶部１８０に算出データ１８５として格納する。この遅延時間は、上述したように第１太陽光発電設備の設置地点と第２太陽光発電設備の設置地点との間を日射変動が伝播する時間である。第１共分散算出部１２０は、例えば、第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要との時系列データの共分散関数Ｃｏｖ_ｔ［Ｐ_ＰＶ１（ｔ），Ｐ_２（ｔ＋τ）］が最小値（符号が「－」かつ絶対値が最大値）をとるときのタイムラグτに－１を乗じて遅延時間τ_ｓを算出する。

【0094】

次に、第２共分散の算出処理について説明する。図１２は、本実施の形態の第２共分散算出部１３０による第２共分散の算出処理手順の一例を示すフローチャートである。

【0095】

第２共分散算出部１３０は、記憶部１８０に格納されている算出データ１８５内の遅延時間τ_ｓを読み出すことで遅延時間τ_ｓを取得する（ステップＳ３１）。次に、第２共分散算出部１３０は、遅延時間τ_ｓずれた２つの第１太陽光発電出力の時系列データを取得する（ステップＳ３２）。つまり、第２共分散算出部１３０は、第１期間における第１太陽光発電出力の時系列データと、第１期間より遅延時間τ_ｓずれた第２期間における第１太陽光発電出力の時系列データとを、記憶部１８０の太陽光発電出力データ１８２から抽出して読み出して取得する。遅延時間τ_ｓが０の場合は、遅延時間τ_ｓずれた２つの第１太陽光発電出力は同一となるため、第２共分散算出部１３０は、記憶部１８０の太陽光発電出力データ１８２から第１期間の第１太陽光発電出力を読み出せばよい。

【0096】

次に、第２共分散算出部１３０は、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であるか否かを判断する（ステップＳ３３）。具体的には、第２共分散算出部１３０は、過積載推定部１５０から通知された判定結果が、発電出力の推定対象の第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であることを示している場合、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であると判断する。

【0097】

第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載でない場合（ステップＳ３３ Ｎｏ）、第２共分散算出部１３０は、後述するステップＳ３５へ処理を進める。第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載である場合（ステップＳ３３ Ｙｅｓ）、第２共分散算出部１３０は、ｔ≦ｔ_１、および、ｔ≧ｔ_２の時間帯のデータを抽出する（ステップＳ３４）。詳細には、第２共分散算出部１３０は、ステップＳ３２で取得した第１期間での第１太陽光発電出力の時系列データのうち、ｔ≦ｔ_１、および、ｔ≧ｔ_２の時間帯のデータを抽出し、ステップＳ３２で取得した第２期間の第１太陽光発電出力の時系列データのうちｔ≦ｔ_１＋τ_ｓ、および、ｔ≧ｔ_２＋τ_ｓの時間帯のデータを抽出する。

【0098】

次に、第２共分散算出部１３０は、第２共分散を算出し（ステップＳ３５）、算出した第２共分散を算出データ１８５に書き込み、第２共分散の算出処理を終了する。詳細には、ステップＳ３５では、第２共分散算出部１３０は、遅延時間τ_ｓずれた２つの第１太陽光発電出力の時系列データの自己共分散である第２共分散を算出する。具体的には、第２共分散算出部１３０は、ステップＳ３４を経由している場合には、抽出された２つの第１太陽光発電出力の時系列データの自己共分散を第２共分散として算出し、ステップＳ３４を経由していない場合には、ステップＳ３２で取得された第１期間における第１太陽光発電出力の時系列データと第２期間における第１太陽光発電出力の時系列データとの自己共分散を第２共分散として算出する。このように、第２共分散算出部１３０は、第２太陽光発電設備が過積載であると判定された場合に、第１期間のうち時刻ｔ_１以前の時刻および第１期間のうち時刻ｔ_２以降の時刻の第１太陽光発電出力の時系列データと当該第１太陽光発電出力の時系列データから遅延時間ずれた第１太陽光発電出力の時系列データとを用いて第２共分散を算出する。第２太陽光発電設備が過積載であると判定された場合に算出される第２共分散を第４共分散とも呼ぶ。

【0099】

次に、発電出力推定部１４０における動作について説明する。図１３は、本実施の形態の発電出力推定部１４０における処理手順の一例を示すフローチャートである。発電出力推定部１４０は、まず、第１共分散および第２共分散を用いて係数αを算出する（ステップＳ４１）。詳細には、発電出力推定部１４０は、記憶部１８０の算出データ１８５から第１共分散および第２共分散を読み出し、読み出した第１共分散および第２共分散を用いて、上述した式（５）により係数αを算出する。

【0100】

次に、発電出力推定部１４０は、遅延時間を算出する（ステップＳ４２）。詳細には、発電出力推定部１４０は、推定時点における第１太陽光発電設備の設置地点と第２太陽光発電設備の設置地点との遅延時間を算出する。発電出力推定部１４０は、記憶部１８０に算出データ１８５として格納されている遅延時間を推定時点における遅延時間として利用してもよいし、推定時点における気象データなどを反映して遅延時間を更新することにしてもよい。例えば、発電出力推定部１４０は、気象データに含まれる風向風速データから雲が通過する時間を算出し、その算出した値を用いて遅延時間を更新してもよいし、衛星画像等を用いて遅延時間を更新してもよいし、これら以外の方法により気象データを用いた更新を行ってもよい。また、遅延時間を０と近似することにしてもよい。

【0101】

次に、発電出力推定部１４０は、推定対象の時刻すなわち推定時点から遅延時間ずれた時刻の第１太陽光発電出力を取得する（ステップＳ４３）。詳細には、発電出力推定部１４０は、記憶部１８０の太陽光発電出力データ１８２内の第１太陽光発電設備に対応するデータのうち推定時点から遅延時間ずれた時刻のデータを取得する。

【0102】

次に、発電出力推定部１４０は、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であるか否かを判断する（ステップＳ４４）。具体的には、発電出力推定部１４０は、過積載推定部１５０から通知された判定結果が、発電出力の推定対象の第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であることを示している場合、第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載であると判断する。

【0103】

第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載である場合（ステップＳ４４ Ｙｅｓ）、発電出力推定部１４０は、時刻ごとに推定時点から遅延時間ずれた時刻の第１太陽光発電出力に係数αを乗算した値と飽和値とのうち小さい方を推定対象の太陽光発電設備２０２の発電出力の推定値とすることで、推定対象の太陽光発電設備２０２の発電出力を推定し（ステップＳ４５）、処理を終了する。ステップＳ４５では、詳細には、発電出力推定部１４０は、記憶部１８０の過積載推定データ１８４から対応する飽和値を読み出し、読み出した飽和値と、ステップＳ４３で取得した推定時点から遅延時間ずれた時刻の第１太陽光発電出力とステップＳ４１で算出した係数αとを用いて、上述した式（８）により第２太陽光発電出力を推定する。

【0104】

第２需要家の太陽光発電設備２０２が過積載でない場合（ステップＳ４４ Ｎｏ）、発電出力推定部１４０は、第１太陽光発電出力に係数αを乗算して、推定対象の太陽光発電設備２０２の発電出力を推定し（ステップＳ４６）、処理を終了する。詳細には、発電出力推定部１４０は、ステップＳ４３で取得した推定時点から遅延時間ずれた時刻の第１太陽光発電出力とステップＳ４１で算出した係数αとを用いて、上述した式（６）により第２太陽光発電出力を推定する。

【0105】

以上のような処理により、本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００は、過積載の太陽光発電設備２０２を判別することが可能となり、さらに、過積載の太陽光発電設備２０２の発電出力を精度良く推定することができる。

【0106】

次に、本実施の形態の表示部１６０によって表示される表示画面に例について説明する。本実施の形態の表示部１６０は、第２太陽光発電出力の推定結果、第２太陽光発電出力の推定に用いられたデータ、過積載の太陽光発電設備２０２に関する情報などを表示することができる。例えば、表示部１６０は、第２太陽光発電出力の推定結果、過積載推定部１５０による判定結果および過積載判定係数のうち少なくとも１つを表示する。

【0107】

図１４は、本実施の形態の表示部１６０によって表示される第２太陽光発電出力の推定結果の一例を示す図である。図１４では、表示部１６０によって表示される表示画面の一例として、過積載の太陽光発電設備２０２の第２太陽光発電出力の推定結果の表示画面を示している。図１４では横軸は時間を表し、縦軸は有効電力を表している。図１４に示した例では、飽和値が１．８３ｋＷであり、９時３０分から１３時までの間は第２太陽光発電出力の推定結果が飽和値となっている。図１４に示すように、例えば、第２太陽光発電出力の推定結果は、需要家＃２といった推定対象の需要家２００の識別情報とともに表示される。

【0108】

図１５は、本実施の形態の表示部１６０によって表示される第２太陽光発電出力の推定結果の一例を示す図である。図１５では横軸は時間を表し、縦軸は有効電力または相関係数を表している。図１５に示した例では、表示部１６０は、係数αの推定において入力データとして用いられた第１太陽光発電出力（基準太陽光発電出力）と第２需要家の残余需要（推定対象需要家の残余需要）が表示されるとともに、これらの相関係数が表示されている。また、図１５に示した例では、推定対象の需要家２００の識別情報と基準として用いられる需要家２００の識別情報とが表示されている。

【0109】

また、表示部１６０は、図９に示したように、係数αの推定に用いられた第１太陽光発電出力に係数αを乗算した結果を、表示してもよく、このときに、図９に示したように、時刻ｔ_１および時刻ｔ_２における値が判別できるように丸で囲むなどにより、強調表示をしてもよい。強調表示の方法は、色を変えたりマークを変えたりといった方法でもよく、丸で囲む方法に限定されない。

【0110】

図１６は、本実施の形態の過積載の太陽光発電設備２０２の判定結果を表示する領域を選択するための画面の一例を示す図である。表示部１６０は、過積載の太陽光発電設備２０２の判定結果を表示するために、例えば、図１６に例示した選択画面を表示し、入力欄５０１～５０３を用いて、ユーザからの入力を受け付ける。入力欄５０１は、全域表示を行う場合に押下される選択ボタンであり、入力欄５０２は、都道府県を選択する際に利用されるプルダウンメニュー形式の入力欄である。入力欄５０３は、ユーザによって住所が入力される入力欄５０３である。ユーザにより、入力欄５０１が押下される、または入力欄５０２においてプルダウンメニュー形式で都道府県が選択される、または入力欄５０３に住所が入力されてエンターキーなどが押下されることによって、表示される地理的領域が選択される。なお、全域は、日本など国全体であってもよいし、系統運用者の管轄する領域の全域であってもよい。また、入力欄５０２においてプルダウンメニュー形式で都道府県が選択されると、その後に市区町村を選択するためのプルダウンメニュー形式の入力欄が表示され、県全域を表示するか市区町村単位で表示するかを選択できるようにしてもよい。なお、入力欄５０１～５０３の入力の受付は、入力受付部１７０が実施する。

【0111】

図１７は、本実施の形態の過積載の太陽光発電設備２０２の判定結果の表示画面の一例を示す図である。図１７に示した例では、地理的領域としてＡ県が選択された場合の表示画面の一例を示している。図１７に示した例では、表示部１６０は、過積載以外の太陽光発電設備２０２（図１７では、ＰＶ（過積載以外）と記載）の地理的位置に丸印で示し、過積載の太陽光発電設備２０２（図１７では、過積載ＰＶと記載）の地理的位置をひし形で示している。表示部１６０は、記憶部１８０の場所情報データ１８１および過積載推定データ１８４を用いることで、図１７に例示したように、各太陽光発電設備２０２を、過積載とそれ以外とを区別して表示することができる。また、図１７の領域５０４で示したように、ユーザから領域の選択を受け付けることで、表示部１６０は、領域５０４内を拡大表示するようにしてもよい。なお、領域５０４の選択の受付は、入力受付部１７０が実施する。

【0112】

図１８は、本実施の形態の過積載の太陽光発電設備２０２の判定結果の拡大した表示画面の一例を示す図である。図１８では、図１７に示した領域の一部を拡大し、道路などを示す地図情報と判定結果とを重ね合わせて表示した画面を示している。このように、表示部１６０は、過積載と判定された太陽光発電設備２０２の位置と過積載と判定されていない太陽光発電設備２０２の位置とを異なる図形により地図上に表示することができる。また、図１７および図１８では、上部に表示されている領域の住所などを示す情報と、全ＰＶ数と過積載ＰＶ数とが示されている。全ＰＶ数は選択された領域内の太陽光発電設備２０２の全数であり、過積載ＰＶ数は選択された領域内の太陽光発電設備２０２のうち過積載と判定された太陽光発電設備２０２の数である。このように、表示部１６０は、選択された地域ごとに、過積載と判定された太陽光発電設備２０２の数を表示することができる。図１７および図１８に示したように、過積載の太陽光発電設備２０２の判定結果を表示することで、系統運用者はどの太陽光発電設備２０２が過積載であるかを把握したり、過積載の太陽光発電設備２０２の数がどの程度であるかを把握したりすることができる。

【0113】

なお、図１７および図１８に示した例では、地図上に判定結果を示したが、表示部１６０は、領域ごとの過積載ＰＶ数をテキストで表示してもよい。図１９は、本実施の形態の過積載の太陽光発電設備２０２の判定結果をテキストで表示した表示画面の一例を示す図である。図１９に示すように、領域ごとの全ＰＶ数および過積載ＰＶ数をテキストで表示してもよい。また、図示は省略するが、表示部１６０は、領域ごとの全ＰＶ数および過積載ＰＶ数をグラフ表示してもよい。

【0114】

なお、図１４～図１９に示した表示画面は、一例であり、表示画面における各表示項目の表示位置、ＰＶ（過積載以外）および過積載ＰＶを示すマークの形状、表示する項目、入力の受付方法などは、図１４～図１９に示した例に限定されない。

【0115】

なお、以上では、１つの第２需要家の第２太陽光発電設備の発電出力を１つの第１需要家の第１太陽光発電設備の発電出力を用いて推定する例を説明した。過積載の第２太陽光発電設備については個別に発電出力を推定することになるが、過積載ではない複数の第２太陽光発電設備の発電出力の総量（合算値）を１つの第１需要家の第１太陽光発電設備の発電出力を用いて推定してもよい。また、過積載ではない複数の第２太陽光発電設備の発電出力の総量（合算値）または１つの第２太陽光発電設備の発電出力を、複数の第１需要家の第１太陽光発電設備の発電出力の総量（合算値）を用いて推定してもよい。例えば、柱上トランス単位などの配電区間単位、配電線単位、送電線単位などのように、複数の需要家の太陽光発電設備２０２の発電出力の総量を推定する必要がある場合、発電出力の計測が行われていない需要家の発電出力の総量を、同様に推定することができる。

【0116】

図２０は、本実施の形態における複数の需要家２００の太陽光発電設備２０２を推定対象とする場合の係数αの一例を示す図である。第２太陽光発電設備が複数の第２太陽光発電設備の発電出力を複数の第１需要家の第１太陽光発電設備の発電出力を用いて推定する場合、図２０に示したように複数の太陽光発電設備の組み合わせごとに係数αが算出される。なお、このような場合には、遅延時間は、第１太陽光発電設備の設置地点の重心的位置と第２太陽光発電設備の設置地点の重心的位置との間を日射変動が伝播する時間となる。なお、遅延時間を０としてもよい。図２０では、配電区間ごとに係数αを定めて配電区間ごとに発電出力を推定する例を示しているが、需要家２００を統合する単位はこれに限定されない。

【0117】

また、上述したように、第１太陽光発電出力としては、全量買取契約の対象となっている太陽光発電設備２０２のスマートメータの計測値、ＰＣＳまたはＨＥＭＳによる計測値などの計測値を用いることができる。第１太陽光発電出力はこれに限定されず、計測データである第１太陽光発電出力を用いて第２太陽光発電出力を推定した後、推定された第２太陽光発電出力を第１太陽光発電出力として用いて、さらに別の太陽光発電設備の発電出力を推定してもよい。これを繰り返すことで、例えば、推定対象の太陽光発電設備２０２から予め定められた距離内に発電出力が計測されている太陽光発電設備２０２が存在しない場合であっても、推定対象の太陽光発電設備２０２の発電出力を推定することができる。すなわち、第１太陽光発電出力は、計測値であってもよいし推定値であってもよい。

【0118】

また、第１太陽光発電出力の代わりに日射強度の実測値または推定値を用いてもよい。この場合、日射強度の実測値または推定値は、第２太陽光発電設備から予め定められた距離内のものである。すなわち、第１太陽光発電出力は、日射強度を示す日射強度情報の一例である。なお、衛星画像を利用した日射強度推定値を利用する場合、日射強度推定値は衛星画像の解像度に依存するＸ［ｋｍ］×Ｙ［ｋｍ］のメッシュ単位で推定されることが多い。このため、衛星画像を利用した日射強度推定値を利用する場合には、推定対象の第２太陽光発電設備が含まれるメッシュの日射強度推定値を利用する。

【0119】

以上で述べたように、本実施の形態では、発電出力推定部１４０は、日射強度を示す日射強度情報を用いて太陽光発電設備２０２の発電出力を推定し、過積載推定部１５０は、日射強度情報と、第２太陽光発電設備が設置された需要家のみかけ上の消費電力である残余需要との相関を示す過積載判定係数を算出し、過積載判定係数を用いて、太陽光発電設備が過積載であるか否かを判定する。また、本実施の形態の太陽光発電出力推定プログラムは、太陽光発電設備２０２から予め定められた距離内の日射強度を示す日射強度情報を用いて太陽光発電設備２０２の発電出力を推定するステップと、日射強度情報と太陽光発電設備２０２が設置された需要家のみかけ上の消費電力である残余需要との相関を示す過積載判定係数を算出し、過積載判定係数を用いて、太陽光発電設備２０２が過積載であるか否かを判定するステップと、をコンピュータに実行させる。

【0120】

なお、全量買取契約対象の第１太陽光発電設備または計測器２０６により発電出力が計測されている第１太陽光発電設備が、過積載であることも考えられるが、これらについては、第１太陽光発電出力の計測値が飽和するか否かに基づいて過積載であるか否かを判定することができる。また、飽和値についても、計測値に基づいて推定することができる。過積載の太陽光発電設備２０２については、第１太陽光発電設備として用いないようにしてもよいし、飽和していない時間帯の第１太陽光発電出力だけを第２太陽光発電出力の推定に用いてもよい。

【0121】

また、太陽光発電出力推定装置１００は、過去の複数日に関してそれぞれ推定した係数αの代表値（たとえば、中央値、平均値などの統計量）を算出し、代表値を用いてステップＳ９，Ｓ１０，Ｓ１２の処理を実施してもよい。代表値を用いることで、係数αの推定精度が向上し、これにより第２太陽光発電出力の推定精度が向上する。

【0122】

なお、冬季などでは、快晴日であっても日射強度があまり強くならない日があり、このような日では、過積載の第２太陽光発電設備であっても第２太陽光発電出力が飽和しない可能性がある。第２太陽光発電出力が飽和しない日は、過積載判定係数は閾値を下回らない。一方、係数αは、太陽光発電出力同士の比率であるため、一年を通して、大きくは変動しない。このことを利用し、過積載判定係数が閾値を下回らない日の第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要とを用いて係数αを推定して記憶しておき、記憶しておいた係数αと、日射強度の強い日における第１太陽光発電出力および第２需要家の残余需要とを用いて第２太陽光発電設備の飽和値を設定してもよい。すなわち、太陽光発電出力推定装置１００は、日射強度の強い日における第１太陽光発電出力および第２需要家の残余需要を用いて図４に示した処理を実施する際に、ステップＳ８を実施せず、上記の記憶されている係数α（過積載判定係数が閾値未満とならない日のデータを用いて推定された係数α）を用いてステップＳ９，Ｓ１０を実施するようにしてもよい。

【0123】

本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００は、以上の処理により、発電出力の推定対象の太陽光発電設備２０２が過積載であるか否かを推定することができ、さらに、過積載の太陽光発電設備２０２の発電出力を精度良く推定することができる。これにより、過積載の太陽光発電設備２０２を含む太陽光発電設備２０２の太陽光発電出力を高精度に推定することができる。

【0124】

実施の形態２．
次に、実施の形態２にかかる太陽光発電出力推定装置１００について説明する。本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００の機能構成およびハードウェア構成は、実施の形態１の太陽光発電出力推定装置１００と同様の構成である。ただし、第１共分散算出部１２０の動作が一部実施の形態１と異なる。実施の形態１と同様の機能を有する構成要素は実施の形態１と同一の符号を付して説明し、実施の形態１と重複する説明を省略する。以下、実施の形態１と異なる点を主に説明する。

【0125】

図２１は、本実施の形態の太陽光発電出力推定装置１００による第２太陽光発電出力の推定処理手順の一例を示すフローチャートである。太陽光発電出力推定装置１００は、実施の形態１のステップＳ１と同様に、第１太陽光発電設備を選択する（ステップＳ５１）。

【0126】

次に、太陽光発電出力推定装置１００は、推定対象の太陽光発電設備の飽和値を設定済みであるか否かを判断する（ステップＳ５２）。詳細には、第１共分散算出部１２０が、記憶部１８０の過積載推定データ１８４を参照して、推定対象の太陽光発電設備２０２の飽和値が過積載推定データ１８４に格納済みであるか否かを判断する。すなわち、第１共分散算出部１２０は、推定対象の太陽光発電設備２０２の飽和値を設定済みであるか否かを判断する。

【0127】

推定対象の太陽光発電設備２０２の飽和値を設定済みでない場合（ステップＳ５２ Ｎｏ）、太陽光発電出力推定装置１００は、過積載判定を含む推定処理を実施する（ステップＳ５６）。過積載判定を含む推定処理は、実施の形態１の図４に示したステップＳ２～ステップＳ１２の処理である。

【0128】

推定対象の太陽光発電設備２０２の飽和値を設定済みである場合（ステップＳ５２ Ｙｅｓ）、第１共分散算出部１２０は、飽和が生じない第１期間を選択し、第１期間における第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要を取得する（ステップＳ５３）。詳細には、第１共分散算出部１２０は、例えば、第１太陽光発電出力の最大値が第１閾値以上であり、第２閾値以下となる期間を第１期間として設定することで、第１期間を第２太陽光発電出力が飽和しない期間に設定する。なお、第２閾値は第１閾値より大きい。第１閾値は、雨天など日射強度が弱い日を第１期間から除外するように定められ、第２閾値は、例えば過去に算出された係数αの値に基づいて第２需要家の太陽光発電設備２０２の飽和値を超えないように決定される。または、日射強度の最大値が第３閾値以上であり第４閾値以下となる期間を第１期間として設定されてもよい。または、第１共分散算出部１２０は、実施の形態１と同様に第１期間を選択し、第１共分散算出部１２０および過積載推定部１５０により実施の形態１のステップＳ２～Ｓ６を実施し、ステップＳ６で過積載判定係数が閾値を下回る時刻があると判定された場合、第１期間を前回より日射強度の低い期間に設定しなおして、ステップＳ２～Ｓ６を実施する。そして、ステップＳ６で過積載判定係数が閾値を下回るまで第１の期間の変更とステップＳ２～Ｓ６を繰り返すことで、飽和が生じない第１期間を選択するようにしてもよい。または、過積載判定係数が閾値を下回る時刻のみを第１期間から除外することにしてもよい。

【0129】

ステップＳ５３の後、実施の形態１のステップＳ１１と同様に、ステップＳ５４を実施する。すなわち、ステップＳ５４では、第１期間のすべての時間帯のデータを用いて係数αの推定が行われる。そして、実施の形態１のステップＳ１０と同様に、ステップＳ５５を実施する。すなわち、発電出力推定部１４０は、推定時点から遅延時間ずれた第１太陽光発電出力を記憶部１８０の太陽光発電出力データ１８２から抽出して読み出し、記憶部１８０の過積載推定データ１８４から飽和値を読み出す。そして、発電出力推定部１４０は、読み出した推定時点から遅延時間ずれた第１太陽光発電出力および飽和値と、ステップＳ５４で推定した係数αとを用いて、推定時点の時刻ごとに、α・Ｐ_ＰＶ１（ｔ＋τ_ｓ）と飽和値とのうち小さい方を第２太陽光発電出力の推定値とする。なお、遅延時間τ_ｓは０と近似することにしてもよい。

【0130】

このように、本実施の形態では、第１期間を、第２太陽光発電出力が飽和しない期間に設定することで、第１期間のすべての時間帯のデータを用いて係数αを推定する。以上述べた以外の本実施の形態の動作は、実施の形態１と同様である。本実施の形態においても、実施の形態１と同様に、発電出力の推定対象の太陽光発電設備２０２が過積載であるか否かを推定することができる。

【0131】

なお、過積載太陽光発電設備であることと、その飽和値とが需要家からの申請により電力会社によって管理されていることもある。この場合においても、飽和値の推定は必要ないものの、実施の形態１または実施の形態２で述べたように、過積載判定係数が閾値を下回らない時間帯または過積載判定係数が閾値を下回らない日を求めて、求めた時間帯のみまたは求めた日のみの第１太陽光発電出力と第２需要家の残余需要とを利用して係数αを推定することで第２太陽光発電出力の推定精度を向上させることができる。そして、その係数αを使って推定した第２太陽光発電出力と申請に基づく飽和値とを比較し、小さい方を、最終的な第２太陽光発電出力とすれば推定精度の向上を図ることができる。

【0132】

以上の実施の形態に示した構成は、一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、実施の形態同士を組み合わせることも可能であるし、要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。

【符号の説明】

【0133】

１０ 太陽光発電出力推定システム、１００ 太陽光発電出力推定装置、１１０ データ取得部、１２０ 第１共分散算出部、１３０ 第２共分散算出部、１４０ 発電出力推定部、１５０ 過積載推定部、１６０ 表示部、１７０ 入力受付部、１８０ 記憶部、２００－１～２００－４，２００－ｍ，２００－ｎ 需要家、２０１ 負荷、２０２ 太陽光発電設備、２０３～２０５ スマートメータ、２０６ 計測器。

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】

【図8】

【図9】

【図10】

【図11】

【図12】

【図13】

【図14】

【図15】

【図16】

【図17】

【図18】

【図19】

【図20】

【図21】