(57)【要約】【課題】本発明は、多くの日射計および十分高い時間分解能をもった計測器を新たに設置することなく、太陽光発電設備の太陽光発電出力を推定することを目的とする。【解決手段】太陽光発電出力推定装置１０１は、第１太陽光発電設備が設置された需要家の見かけ上の消費電力である需要家消費電力と、第１太陽光発電設備から予め定められた距離内に設置された、第２太陽光発電設備の太陽光発電出力である第２太陽光発電出力と、を記憶する記憶部１４０と、第２太陽光発電出力と需要家消費電力とに基づき、第１太陽光発電設備の予め定められた推定時点の太陽光発電出力である第１太陽光発電出力を推定する発電出力推定部１３０と、を備える。【選択図】図１
2020191764.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
第１太陽光発電設備が設置された需要家の見かけ上の消費電力である需要家消費電力と、前記第１太陽光発電設備から予め定められた距離内に設置された、第２太陽光発電設備の太陽光発電出力である第２太陽光発電出力と、を記憶する記憶部と、
前記第２太陽光発電出力と前記需要家消費電力とに基づき、前記第１太陽光発電設備の予め定められた推定時点の太陽光発電出力である第１太陽光発電出力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】
前記記憶部は、前記第２太陽光発電出力の時系列データと前記需要家消費電力の時系列データとを記憶し、
前記発電出力推定部は、前記第２太陽光発電出力の時系列データと前記需要家消費電力の時系列データとに基づき、前記第１太陽光発電出力を推定する、
請求項１に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項３】
前記発電出力推定部は、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、前記第２太陽光発電出力の時系列データと前記需要家消費電力の時系列データとに基づき、前記第１太陽光発電出力を推定する、
請求項２に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項４】
前記第１期間は、前記第１太陽光発電設備の設備容量の、前記第１太陽光発電設備の前記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、
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期間における、前記第２太陽光発電出力の時系列データと前記需要家消費電力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２太陽光発電出力の時系列データのうち、前記第１期間のデータ群と前記第１期間から遅延時間だけずれた第２期間のデータ群との自己共分散である第２共分散を算出する第２共分散取得部と、をさらに備え、
前記発電出力推定部は、前記第１共分散、前記第２共分散、および前記第２太陽光発電出力を用いて、前記第１太陽光発電出力を推定する、
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】
前記発電出力推定部は、前記第１共分散と前記第２共分散とに基づき得られる係数を第１係数とし、前記第１係数に前記推定時点から前記遅延時間だけずれた時点の前記第２太陽光発電出力を乗じることで、前記第１太陽光発電出力を推定する、
請求項５に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項７】
前記第１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８】
前記第１期間は複数であり、
複数の前記第１期間に基づき、前記第１共分散取得部と前記第２共分散取得部は、複数の前記第１共分散と複数の前記第２共分散をそれぞれ算出し、
前記発電出力推定部は、複数の前記第１共分散と複数の前記第２共分散とに基づき得られる複数の前記係数の代表値を前記第１係数とする、
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】
前記遅延時間は、前記第１太陽光発電設備の設置地点と前記第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、
請求項５から８のいずれか１項に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項１０】
前記第２共分散取得部は、前記第１期間における前記第２太陽光発電出力の時系列データと、前記第２太陽光発電出力の時系列データに対してタイムラグを有する前記需要家消費電力の時系列データとの共分散が、最小値をとる場合の前記タイムラグを、前記遅延時間とする、
請求項５から９のいずれか１項に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項１１】
前記遅延時間は０である、
請求項５から８のいずれか１項に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項１２】
前記第１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り、
前記第２太陽光発電設備は、全量買取契約対象の太陽光発電設備である、
請求項１から１１のいずれか１項に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項１３】
前記発電出力推定部は、推定した前記第１太陽光発電設備の前記第１太陽光発電出力を、前記第２太陽光発電設備の前記第２太陽光発電出力として用いて、他の前記第１太陽光発電設備の前記第１太陽光発電出力を推定する、
請求項１から１１のいずれか１項に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項１４】
複数の第１太陽光発電設備が１対１で設置された複数の需要家の見かけ上の消費電力である需要家消費電力と、複数の前記第１太陽光発電設備から予め定められた距離内に設置された、少なくとも１つの第２太陽光発電設備の太陽光発電出力である第２太陽光発電出力と、を記憶する記憶部と、
前記第２太陽光発電出力と、各前記需要家の前記需要家消費電力の合算値とに基づき、各前記第１太陽光発電設備の予め定められた推定時点の太陽光発電出力である第１太陽光発電出力の合算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１５】
前記第２太陽光発電設備は複数であり、
前記発電出力推定部は、各前記第２太陽光発電設備の前記第２太陽光発電出力の合算値と、各前記需要家の前記需要家消費電力の合算値とに基づき、各前記第１太陽光発電設備の前記推定時点の前記第１太陽光発電出力の合算値を推定する、
請求項１４に記載の太陽光発電出力推定装置。
【請求項１６】
第１太陽光発電設備が設置された需要家の見かけ上の消費電力である需要家消費電力と、前記第１太陽光発電設備から予め定められた距離内に設置された、第２太陽光発電設備の太陽光発電出力である第２太陽光発電出力と、を記憶し、
前記第２太陽光発電出力と前記需要家消費電力とに基づき、前記第１太陽光発電設備の予め定められた推定時点の太陽光発電出力である第１太陽光発電出力を推定する、
太陽光発電出力推定方法。
【請求項１７】
コンピュータを、
第１太陽光発電設備が設置された需要家の見かけ上の消費電力である需要家消費電力と、前記第１太陽光発電設備から予め定められた距離内に設置された、第２太陽光発電設備の太陽光発電出力である第２太陽光発電出力と、を記憶する記憶部と、
前記第２太陽光発電出力と前記需要家消費電力とに基づき、前記第１太陽光発電設備の予め定められた推定時点の太陽光発電出力である第１太陽光発電出力を推定する発電出力推定部と、して動作させるための、
太陽光発電出力推定プログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、太陽光発電設備の発電出力の推定に関する。
【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、全量買取契約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、余剰買取契約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、太陽発電設備の発電量と負荷の消費電力量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】
【特許文献１】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。
【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。しかし、特許文献１の太陽光発電出力推定装置によれば、日射強度を測定するために多くの日射計を設置する必要性と、十分高い時間分解能を有する、すなわち十分高いサンプリング周期で計測と記録が可能な計測器を設置する必要性が生じる。また、変電所などの単位で推定を行うため、対象となる電力系統に連系された太陽光発電設備の導入量が実負荷と比較して小さくなるほど、推定精度が低下するという問題もある。それゆえ、電力系統に連系された太陽光発電設備の発電出力を高精度に推定するためには、技術的にもコスト的にも問題がある。
【０００７】
そこで、本発明は、このような問題に鑑みてなされたものであり、多くの日射計および十分高い時間分解能をもった計測器を新たに設置することなく、太陽光発電設備の太陽光発電出力を推定することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
本発明の１態様の太陽光発電出力推定装置は、第１太陽光発電設備が設置された需要家の見かけ上の消費電力である需要家消費電力と、第１太陽光発電設備から予め定められた距離内に設置された、第２太陽光発電設備の太陽光発電出力である第２太陽光発電出力と、を記憶する記憶部と、第２太陽光発電出力と需要家消費電力とに基づき、第１太陽光発電設備の予め定められた推定時点の太陽光発電出力である第１太陽光発電出力を推定する発電出力推定部と、を備える。
【発明の効果】
【０００９】
本発明の１態様の太陽光発電出力推定装置は、第２太陽光発電出力と需要家消費電力とに基づき第１太陽光発電出力を推定するため、多くの日射計および十分高い時間分解能をもった計測器を新たに設置することなく第１太陽光発電出力を推定することが可能である。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【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】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４】実施の形態１の太陽光発電出力推定装置による第１太陽光発電出力の推定処理の一例を示すフローチャートである。
【図５】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６】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７】発電出力推定部による第１太陽光発電出力の推定処理の一例を示すフローチャートである。
【図８】第１太陽光発電出力の実測値を示す図である。
【図９】実施の形態１の太陽光発電出力推定装置による第１太陽光発電出力の推定値を示す図である。
【図１０】実施の形態１の太陽光発電出力推定装置による第１太陽光発電出力の推定値の誤差のヒストグラムを示す図である。
【図１１】第１太陽光発電出力の実測値を示す図である。
【図１２】実施の形態２の太陽光発電出力推定装置による第１太陽光発電出力の推定値を示す図である。
【図１３】実施の形態２の太陽光発電出力推定装置による第１太陽光発電出力の推定値の誤差のヒストグラムを示す図である。
【図１４】第１太陽光発電出力の実測値を示す図である。
【図１５】実施の形態３の太陽光発電出力推定装置による第１太陽光発電出力の推定値を示す図である。
【図１６】実施の形態３の太陽光発電出力推定装置による第１太陽光発電出力の推定値の誤差のヒストグラムを示す図である。
【図１７】第１太陽光発電出力の実測値を示す図である。
【図１８】実施の形態４の太陽光発電出力推定装置による第１太陽光発電出力の推定値を示す図である。
【図１９】実施の形態５の太陽光発電出力推定装置１０５が、複数の需要家の太陽光発電出力を順番に推定する様子を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
＜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、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。
【００１２】
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３需要家Ｃ３、第４需要家Ｃ４、…第ｍ需要家Ｃｍ、第ｎ需要家Ｃｎを想定する。これらの第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がそれぞれ設置されている。第２需要家Ｃ２−第ｎ需要家Ｃｎに設置された太陽光発電設備ＰＶ２−ＰＶｎは、余剰買取契約対象の太陽光発電設備であり、これらを第１太陽光発電設備とも称する。また、第１需要家Ｃ１に設置された太陽光発電設備ＰＶ１は、全量買取契約対象の太陽光発電設備であり、第２太陽光発電設備とも称する。太陽光発電設備ＰＶ１は、太陽光発電設備ＰＶ２−ＰＶｎから予め定められた距離内に設置されている。ここで、予め定められた距離とは、特に限定されないが、例えば数ｋｍである。
【００１３】
太陽光発電出力推定装置１０１は、第２太陽光発電設備の発電出力である第２太陽光発電出力を利用して、第１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１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１０１の詳細な構成については、後述する。
【００１４】
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ーなどの大規模太陽光発電所を含む。太陽光発電設備ＰＶ１−ＰＶｎ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、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。
【００１５】
このように、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の発電出力とによって、電力系統２０から見た負荷Ｌ１−Ｌｎの見かけ上の消費電力は、変動する。以下では、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、需要家消費電力と呼ぶ。
【００１６】
第２−第ｎ需要家Ｃ２−Ｃｎには、スマートメータＳＭＡＬＬ２−ＳＭＡＬＬｎが設置されている。スマートメータＳＭＡＬＬ２−ＳＭＡＬＬｎは、第１太陽光発電設備である太陽光発電設備ＰＶ２−ＰＶｎの発電出力と負荷Ｌ２−Ｌｎの消費電力とが需要家毎に合算された需要家消費電力を計測する。ここで、スマートメータＳＭＡＬＬ２−ＳＭＡＬＬｎが計測する「合算された需要家消費電力」は、負荷Ｌ２−Ｌｎの消費電力から、太陽光発電設備ＰＶ２−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ＳＭＡＬＬ２−ＳＭＡＬＬｎが計測した需要家消費電力の情報は、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。
【００１７】
例えば、第２需要家Ｃ２では、スマートメータＳＭＡＬＬ２が、太陽光発電設備ＰＶ２の発電出力と負荷Ｌ２の消費電力との合算値を需要家消費電力として計測および記録する。そして、第２需要家Ｃ２の需要家消費電力の情報は、スマートメータＳＭＡＬＬ２から通信網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、第１太陽光発電設備である太陽光発電設備ＰＶ２−ＰＶｎを保有する需要家に設置されたスマートメータＳＭＡＬＬ２−ＳＭＡＬＬｎの計測値である需要家消費電力を取得する。
【００１８】
第１需要家Ｃ１には、スマートメータＳＭＰＶ１とスマートメータＳＭＬ１が設置されている。スマートメータＳＭＰＶ１は、太陽光発電設備ＰＶ１の発電出力を計測および記録する。スマートメータＳＭＰＶ１が計測した太陽光発電設備ＰＶ１の発電出力の情報は、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、第２太陽光発電設備である太陽光発電設備ＰＶ１の発電出力である第２太陽光発電出力を取得する。
【００１９】
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。太陽光発電出力推定装置１０１は、太陽光発電設備ＰＶ２−ＰＶｎの推定時点の発電出力である第１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１０１は、第１共分散取得部１１０と、第２共分散取得部１２０と、発電出力推定部１３０と、記憶部１４０とを備えている。
【００２０】
記憶部１４０は、太陽光発電設備ＰＶ２−ＰＶｎの推定時点の発電出力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１４０は、場所情報データ１４１、第２太陽光発電出力データ１４２、需要家消費電力データ１４３、および算出データ１４４を記憶している。場所情報データ１４１は、太陽光発電設備を保有する需要家の住所または緯度経度などの場所情報のデータである。第２太陽光発電出力データ１４２は、スマートメータＳＭＰＶ１による太陽光発電設備ＰＶ１の発電出力の計測値である。需要家消費電力データ１４３は、スマートメータＳＭＡＬＬ２−ＳＭＡＬＬｎによる需要家消費電力の計測値である。算出データ１４４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１３０が算出したデータである。
【００２１】
図３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３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。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、第１太陽光発電設備が設置された需要家の見かけ上の消費電力である需要家消費電力と、第１太陽光発電設備から予め定められた距離内に設置された、第２太陽光発電設備の太陽光発電出力である第２太陽光発電出力と、を記憶する記憶部１４０と、第２太陽光発電出力と需要家消費電力とに基づき、第１太陽光発電設備の予め定められた推定時点の太陽光発電出力である第１太陽光発電出力を推定する発電出力推定部１３０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。
【００２２】
発電出力推定部１３０は、第２太陽光発電出力と需要家消費電力とを用いて、第１太陽光発電出力を推定する。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。
【００２３】
本実施の形態では説明の簡単化のため、以下、太陽光発電設備ＰＶ２を第１太陽光発電設備の代表例として説明する。つまり、第１太陽光発電出力は、太陽光発電設備ＰＶ２の発電出力であり、需要家消費電力は、第２需要家Ｃ２におけるスマートメータＳＭＡＬＬ２の計測値である。しかし、以下の説明は、太陽光発電設備ＰＶ３−Ｐｖｎについても同様に適用される。
【００２４】
発電出力推定部１３０は、予め定められた期間における第２太陽光発電出力と需要家消費電力とを用いて、第１太陽光発電出力を推定する。この予め定められた期間は、太陽光発電設備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の期間であることが好ましい。つまり、発電出力推定部１３０は、電力系統２０に連系された太陽光発電設備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、第２太陽光発電出力と需要家消費電力とを用いて、第１太陽光発電出力を推定する。予め定められた期間とは、第１太陽光発電出力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、第１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であり、具体的には第１太陽光発電出力を推定する日の前日などである。
【００２５】
さらに具体的には、発電出力推定部１３０は、予め定められた期間内の短時間における、第２太陽光発電出力の時系列データと需要家消費電力の時系列データとを用いて、第１太陽光発電出力を推定する。ここで、短時間とは、例えば、３０分から２時間程度の短い期間であり、好ましくは１時間である。つまり、発電出力推定部１３０は、第１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内の３０分から２時間程度の短時間における、第２太陽光発電出力、および、需要家消費電力の時系列データを用いて、第１太陽光発電出力を推定する。なお、この短時間は、以下の第１期間に相当する。
【００２６】
発電出力推定部１３０は、以下で説明する第１共分散取得部１１０と第２共分散取得部１２０とが取得した第１共分散と第２共分散とを用いて、第１太陽光発電出力を推定する。
【００２７】
第１共分散取得部１１０は、第２太陽光発電出力と需要家消費電力との時系列データの共分散である第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期間における第２太陽光発電出力の時系列データと需要家消費電力の時系列データを取得し、第２太陽光発電出力の時系列データと需要家消費電力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。
【００２８】
例えば、第１共分散取得部１１０は、第２太陽光発電出力データ１４２を参照することで、第１期間における第２太陽光発電出力の時系列データを取得する。ところで、第１共分散取得部１１０は、記憶部１４０の場所情報データ１４１を利用して、太陽光発電設備ＰＶ２から予め定められた距離内に存在し、全量買取契約の対象となっている太陽光発電設備の中から第２太陽光発電設備を選択する。
【００２９】
つまり、第１需要家Ｃ１のスマートメータＳＭＰＶ１が第１共分散取得部１１０および記憶部１４０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ＳＭＰＶ１から読み取った太陽光発電設備ＰＶ１の発電出力を、記憶部１４０の第２太陽光発電出力データ１４２に随時記憶させる。そして、第１共分散取得部１１０は、第１期間における第２太陽光発電出力の時系列データを、第２太陽光発電出力データ１４２から読み出すことで取得する。
【００３０】
第１共分散取得部１１０が太陽光発電設備ＰＶ１の発電出力を読み取り、第２太陽光発電出力データ１４２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第２太陽光発電出力を読み取ってもよい。また、第１共分散取得部１１０が読み取った第２太陽光発電出力を第２太陽光発電出力データ１４２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が第２太陽光発電出力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。
【００３１】
需要家消費電力の時系列データは、記憶部１４０の需要家消費電力データ１４３に記憶されている。第１共分散取得部１１０は、需要家消費電力データ１４３を参照することで、第１期間における需要家消費電力の時系列データを取得する。そして、第１共分散取得部１１０は、第１期間における第２太陽光発電出力の時系列データと需要家消費電力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。
【００３２】
ここで、第１期間は、上記の短時間に相当する期間であり、例えば上記のように、第１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内の３０分から２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。また、一般的に、負荷は１２時から１３時の間に一時的に低下する傾向にあるため、第１期間は１２時から１３時を除いた期間であるのがさらに好ましい。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、記憶部１４０の算出データ１４４に書き込むことで、記憶させる。
【００３３】
第２共分散取得部１２０は、第２太陽光発電出力の時系列データのうち、第１期間のデータ群と第１期間から遅延時間だけずれた第２期間のデータ群との自己共分散を第２共分散として算出する。
【００３４】
例えば、第１期間と第２期間における第２太陽光発電出力の時系列データが記憶部１４０の第２太陽光発電出力データ１４２に記憶されている。第２共分散取得部１２０は、第２太陽光発電出力データ１４２を参照することで、第１期間と第２期間における第２太陽光発電出力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、取得した２つの期間の第２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。なお、遅延時間がゼロの場合には、第１期間と第２期間とは同じ期間となるため、第２共分散取得部１２０は、第１期間における第２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。ところで、第２共分散取得部１２０は、記憶部１４０の場所情報データ１４１を利用して、太陽光発電設備ＰＶ２から予め定められた距離内に存在し、全量買取契約の対象となっている太陽光発電設備の中から第２太陽光発電設備を選択する。
【００３５】
第２期間の第１期間に対する遅延時間とは、太陽光発電設備ＰＶ１の設置地点と太陽光発電設備ＰＶ２の設置地点との間を日射変動が伝播、すなわち日射変動が移動する時間である。具体的には、太陽光発電設備ＰＶ１の設置地点上に存在する雲が、太陽光発電設備ＰＶ２の設置地点上に到達するまでの期間である。第２共分散取得部１２０は、例えば、第１期間における第２太陽光発電出力の時系列データと、当該時系列データに対してタイムラグを有する需要家消費電力の時系列データとの共分散が、最小値をとる場合のタイムラグを、当該遅延時間として取得することができる。ここで、当該所定期間とは、上記の第１期間と同じ期間であるのが好ましい。あるいは、第２共分散取得部１２０は、気象データを参照するなどにより、遅延時間を取得することもできる。そして、第２共分散取得部１２０は、算出した第２共分散を、記憶部１４０の算出データ１４４に書き込むことで、記憶させる。
【００３６】
発電出力推定部１３０は、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、算出データ１４４から読み出し、第１太陽光発電出力を推定する。具体的には、発電出力推定部１３０は、第１共分散と第２共分散とを用いて得られる第１係数に、推定時点から遅延時間ずれた時点の第２太陽光発電出力を乗じることで、第１太陽光発電出力を算出する。
【００３７】
ここで、第１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、発電出力推定部１３０は、第１共分散を第２共分散で除して−１を乗じた値を第１係数として、第１太陽光発電出力を算出する。なお、第１係数は短期間では変化しにくいものの、遅延時間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１太陽光発電出力を推定する際の遅延時間は、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。そして、発電出力推定部１３０は、算出した第１太陽光発電出力を、記憶部１４０の算出データ１４４に書き込むことで、記憶させる。
【００３８】
＜Ａ−２．動作＞
図４は、太陽光発電出力推定装置１０１による第１太陽光発電出力の推定処理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１０１が第１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共分散取得部１１０は、第２太陽光発電出力の時系列データと需要家消費電力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１４０の算出データ１４４に書き込む。なお、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な説明については、後述する。
【００３９】
そして、第２共分散取得部１２０は、遅延時間ずれた２つの第２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１４０の算出データ１４４に書き込む。なお、この第２共分散取得部１２０が第２共分散を取得する処理の詳細な説明については、後述する。
【００４０】
そして、発電出力推定部１３０は、太陽光発電設備ＰＶ２から予め定められた距離内に設置された太陽光発電設備ＰＶ１の発電出力である第２太陽光発電出力と、需要家消費電力とを用いて、第１太陽光発電出力を推定する（ステップＳ１０３）。具体的には、発電出力推定部１３０は、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共分散とを算出データ１４４から読み出し、当該第１共分散と第２共分散とを用いて、第１太陽光発電出力を算出することで推定する。なお、発電出力推定部１３０が第１太陽光発電出力を推定する処理の詳細な説明については、後述する。以上のようにして、太陽光発電出力推定装置１０１が第１太陽光発電出力を推定する処理は、終了する。
【００４１】
図５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４のステップＳ１０１）について、図５のフローに沿って詳細に説明する。まず、第１共分散取得部１１０は、第２太陽光発電出力の時系列データを取得する（ステップＳ２０１）。具体的には、スマートメータＳＭＰＶ１によって計測された第２太陽光発電出力の時系列データが、記憶部１４０の第２太陽光発電出力データ１４２に記憶されている。第１共分散取得部１１０は、第２太陽光発電出力データ１４２から第２太陽光発電出力の時系列データを読み出すことで、取得する。
【００４２】
なお、第１共分散取得部１１０は、ステップＳ２０１において、第２太陽光発電出力の時系列データの実測値ではなく推定値を取得してもよい。この場合、第１共分散取得部１１０は、例えば本実施の形態の手法または他の手法を用いて第２太陽光発電出力を推定し、第２太陽光発電出力データ１４２に記憶させていくことで、第２太陽光発電出力の時系列データの推定値を取得することができる。または、ユーザの入力により第２太陽光発電出力の時系列データの実測値または推定値を第２太陽光発電出力データ１４２に記憶させ、第１共分散取得部１１０が当該データを取得することにしてもよい。
【００４３】
さらに具体的には、第１共分散取得部１１０は、第１太陽光発電出力を推定する推定時点以前の期間であって、太陽光発電設備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第２太陽光発電出力の時系列データを取得する。この太陽光発電設備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。
【００４４】
なお、第１共分散取得部１１０が取得する第２太陽光発電出力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、第１太陽光発電出力を推定する日の前日とし、前日における第２太陽光発電出力の時系列データを取得する。
【００４５】
図５に戻り、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、取得した第２太陽光発電出力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、第１太陽光発電出力を推定する日の前日のうち、第２太陽光発電出力が大きくかつ第２太陽光発電出力の変動が大きい３０分から２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期間は１２時から１３時を含まないことが好ましい。なお、第１共分散取得部１１０は、上記の期間（例えば、第１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。
【００４６】
そして、第１共分散取得部１１０は、第１期間における第２太陽光発電出力の時系列データと需要家消費電力の有効電力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、第２太陽光発電出力データ１４２から、第１期間における第２太陽光発電出力の時系列データを、需要家消費電力データ１４３から、第１期間における需要家消費電力の時系列データを、それぞれ読み出すことで、取得する。
【００４７】
そして、第１共分散取得部１１０は、第２太陽光発電出力の時系列データと需要家消費電力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Ｓ２０４）。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１４４に書き込む。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４のステップＳ１０１）は、終了する。
【００４８】
図６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４のステップＳ１０２）について、図６のフローに沿って詳細に説明する。
【００４９】
まず、第２共分散取得部１２０は、第２太陽光発電設備ＰＶ１の設置地点と第１太陽光発電設備ＰＶ２の設置地点との間の遅延時間を取得する（ステップＳ３０１）。具体的には、第２共分散取得部１２０は、第１期間における第２太陽光発電出力と需要家消費電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のタイムラグを、遅延時間として取得する。そして、第２共分散取得部１２０は、取得した遅延時間を算出データ１４４に書き込む。第２共分散取得部１２０が遅延時間を取得する処理の具体的な説明については、後述する。
【００５０】
そして、第２共分散取得部１２０は、遅延時間ずれた２つの第２太陽光発電出力の時系列データを取得する（ステップＳ３０２）。つまり、第２共分散取得部１２０は、第１期間における第２太陽光発電出力の時系列データと、第１期間より遅延時間ずれた第２期間における第２太陽光発電出力の時系列データとを、第２太陽光発電出力データ１４２から読み出して取得する。
【００５１】
そして、第２共分散取得部１２０は、遅延時間ずれた２つの第２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（ステップＳ３０３）。具体的には、第２共分散取得部１２０は、第１期間における第２太陽光発電出力の時系列データと、第２期間における第２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。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１４４に書き込む。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４のステップＳ１０２）は、終了する。
【００５２】
図７は、発電出力推定部１３０による第１太陽光発電出力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１３０が第１太陽光発電出力を推定する処理（図４のステップＳ１０３）について、図７のフローに沿って詳細に説明する。
【００５３】
まず、発電出力推定部１３０は、算出データ１４４から第１共分散、第２共分散、および遅延時間を取得する（ステップＳ４０１）。
【００５４】
そして、発電出力推定部１３０は、第１共分散と第２共分散とを用いて第１係数を算出する（ステップＳ４０２）。具体的には、発電出力推定部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、第１係数を算出する。
【００５５】
そして、発電出力推定部１３０は、算出した第１係数に、推定時点から遅延時間ずれた時点の第２太陽光発電出力を乗じることで、第１太陽光発電出力を算出する（ステップＳ４０３）。なお、上記の通り、第１太陽光発電出力を算出する際の遅延時間には、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。このため、発電出力推定部１３０は、気象データ等を考慮してリアルタイムで変更された遅延時間を用いて、第１太陽光発電出力を算出するのが好ましい。そして、発電出力推定部１３０は、算出した第１太陽光発電出力を算出データ１４４に書き込む。以上のようにして、発電出力推定部１３０が第１太陽光発電出力を推定する処理（図４のステップＳ１０３）は、終了する。
【００５６】
次に、発電出力推定部１３０が第１太陽光発電出力を算出する方法について、具体的に説明する。まず、第２需要家Ｃ２の需要家消費電力をＰ２（ｔ）、第２需要家Ｃ２の負荷Ｌ２の消費電力をＰＬ２（ｔ）、第１太陽光発電設備ＰＶ２の発電出力である第１太陽光発電出力をＰＰＶ２（ｔ）、第２太陽光発電設備ＰＶ１の発電出力である第２太陽光発電出力をＰＰＶ１（ｔ）とする。すると、以下の式（１）のように、Ｐ２（ｔ）に関する式が成り立ち、さらに、式（２）のように、ＰＰＶ２（ｔ）に関する式を仮定できる。
【００５７】
【数１】
2020191764.tif 000003
【００５８】
【数２】
2020191764.tif 000004
【００５９】
ここで、αは第２太陽光発電出力を第１太陽光発電出力に変換する係数である。ε１２（ｔ）は時間的外乱である。τｓは遅延時間、すなわち、第１太陽光発電設備ＰＶ２の設置地点と第２太陽光発電設備ＰＶ１の設置地点との間を日射変動が伝播する時間である。
【００６０】
そして、ＰＬ２（ｔ）とε１２（ｔ）の変動が、それぞれ、ＰＰＶ１（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。
【００６１】
【数３】
2020191764.tif 000005
【００６２】
ここで、Ｃｏｖｔ［  ］は共分散関数を示しており、上記の式（３）におけるＣｏｖｔ［ＰＰＶ１（ｔ），ＰＰＶ１（ｔ＋τ＋τｓ）］は、τ＝−τｓのときに最大値をとる。このため、第２太陽光発電出力と需要家消費電力との時系列データの共分散関数Ｃｏｖｔ［ＰＰＶ１（ｔ），Ｐ２（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に−１を乗じた値が、遅延時間τｓである。
【００６３】
このように、第２共分散取得部１２０は、第１期間における第２太陽光発電出力と需要家消費電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のタイムラグを、当該遅延時間として取得する。
【００６４】
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。
【００６５】
【数４】
2020191764.tif 000006
【００６６】
そして、上記の式（４）を以下の式（５）に変形することで、αの推定値を得ることができる。
【００６７】
【数５】
2020191764.tif 000007
【００６８】
つまり、Ｃｏｖｔ［ＰＰＶ１（ｔ），Ｐ２（ｔ）］は、第２太陽光発電出力ＰＰＶ１（ｔ）と需要家消費電力Ｐ２（ｔ）との共分散である第１共分散である。そして、Ｃｏｖｔ［ＰＰＶ１（ｔ），ＰＰＶ１（ｔ＋τｓ）］は、遅延時間τｓずれた２つの第２太陽光発電出力であるＰＰＶ１（ｔ）とＰＰＶ１（ｔ＋τｓ）の自己共分散である第２共分散である。そして、αは、第１共分散Ｃｏｖｔ［ＰＰＶ１（ｔ），Ｐ２（ｔ）］を第２共分散Ｃｏｖｔ［ＰＰＶ１（ｔ），ＰＰＶ１（ｔ＋τｓ）］で除して−１を乗じたものであり、第１係数である。
【００６９】
また、ε１２（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１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。
【００７０】
【数６】
2020191764.tif 000008
【００７１】
以上のようにして、発電出力推定部１３０は、第１共分散を第２共分散で除して−１を掛け合わせることで得られる第１係数αの推定値に、推定時点ｔから遅延時間τｓずれた時点における第２太陽光発電出力ＰＰＶ１（ｔ＋τｓ）を乗じることで、第１太陽光発電出力ＰＰＶ２（ｔ）の推定値を算出することができる。
【００７２】
第１期間が一つの期間として設定される場合、発電出力推定部１３０は式（５）により推定した係数αを第１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、発電出力推定部１３０は各第１期間に対して式（５）により係数αを推定する。すなわち、第１共分散取得部１１０と第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共分散をそれぞれ算出する。そして、発電出力推定部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αを推定する。この場合、発電出力推定部１３０は、推定した複数の係数αの代表値を第１係数として採用し、当該第１係数を用いて第１太陽光発電出力の推定を行う。なお、複数の係数αの代表値は、複数の係数αの中央値であることを望ましいが、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αの外れ値、すなわち推定誤差が大きい係数αの影響により発生する、第１太陽光発電出力の推定精度の悪化を軽減することができる。
【００７３】
＜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８から図１０を用いて説明する。この検証では、１軒の全量買取契約の対象である需要家の太陽光発電設備を第２太陽光発電設備とし、１軒の余剰買取契約の対象である需要家の太陽光発電設備を第１太陽光発電設備とした。そして、第１太陽光発電設備を保有する需要家の需要家消費電力と、第２太陽光発電設備の発電出力である第２太陽光発電出力を利用することで、第１太陽光発電設備の発電出力である第１太陽光発電出力を推定した。なお、本検証例では、精度を検証するため、第１太陽光発電出力も特別に測定して実測値として扱い、太陽光発電出力推定装置１０１の推定結果と比較している。
【００７４】
図８は第１太陽光発電出力の実測値を示し、図９は太陽光発電出力推定装置１０１による第１太陽光発電出力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８の縦軸は第１太陽光発電出力（有効電力）の実測値を示し、図９の縦軸は第１太陽光発電出力（有効電力）の推定値を示している。
【００７５】
図１０は、太陽光発電出力推定装置１０１による第１太陽光発電出力の推定値から、第１太陽光発電出力の実測値を差し引いたものを誤差とした、誤差のヒストグラムを示している。図１０の横軸は誤差を示し、縦軸は頻度を示している。なお、図１０中のＡｖｇ．は誤差の平均値、ＳＤは誤差の標準偏差、ＲＭＳＥは２乗平均平方根誤差を、それぞれ表している。図１０の結果から、太陽光発電出力推定装置１０１による第１太陽光発電出力の推定精度は、非常に高いことを確認できた。
【００７６】
以上に説明したように、実施の形態１の太陽光発電出力推定装置１０１は、第１太陽光発電設備が設置された需要家の見かけ上の消費電力である需要家消費電力と、第１太陽光発電設備から予め定められた距離内に設置された、第２太陽光発電設備の太陽光発電出力である第２太陽光発電出力と、を記憶する記憶部１４０と、第２太陽光発電出力と需要家消費電力とに基づき、第１太陽光発電設備の予め定められた推定時点の太陽光発電出力である第１太陽光発電出力を推定する発電出力推定部１３０と、を備える。従って、太陽光発電出力推定装置１０１によれば、太陽光発電出力を取得可能な太陽光発電設備が少なくとも１つあれば、当該太陽光発電設備を第２太陽光発電設備とすることで、日射計および高い時間分解能を有する計測器を設置することなく、他の所望の太陽光発電設備の太陽光発電出力を個別に推定することが可能である。
【００７７】
また、実施の形態１の太陽光発電出力推定方法によれば、第１太陽光発電設備が設置された需要家の見かけ上の消費電力である需要家消費電力と、第１太陽光発電設備から予め定められた距離内に設置された、第２太陽光発電設備の太陽光発電出力である第２太陽光発電出力と、を記憶し、第２太陽光発電出力と需要家消費電力とに基づき、第１太陽光発電設備の予め定められた推定時点の太陽光発電出力である第１太陽光発電出力を推定する。従って、太陽光発電出力を取得可能な太陽光発電設備が少なくとも１つあれば、当該太陽光発電設備を第２太陽光発電設備とすることで、日射計および高い時間分解能を有する計測器を設置することなく、他の所望の太陽光発電設備の太陽光発電出力を個別に推定することが可能である。
【００７８】
＜Ｂ．実施の形態２＞
＜Ｂ−１．構成＞
実施の形態２の太陽光発電出力推定装置１０２は、実施の形態１の太陽光発電出力推定装置１０１と同様の構成であり、その構成は図１から図３に示した通りである。
【００７９】
実施の形態１では、第２需要家Ｃ２に設置された太陽光発電設備ＰＶ２を第１太陽光発電設備の例として、第１太陽光発電出力の推定について説明した。実施の形態１の太陽光発電出力推定装置１０１は、第１太陽光発電設備が複数の需要家に亘って複数存在する場合に、需要家毎に１軒ずつ第１太陽光発電出力を推定する。これに対して、実施の形態２の太陽光発電出力推定装置１０２は、第２太陽光発電設備から予め定められた距離内に存在する全ての第１太陽光発電設備の太陽光発電出力の合算値を、推定する。
【００８０】
実施の形態２の太陽光発電出力推定装置１０２において、第１共分散取得部１１０は、記憶部１４０の場所情報データ１４１を利用して、第２太陽光発電設備ＰＶ１から予め定められた距離内に存在する第１太陽光発電設備を探索する。そして、第１共分散取得部１１０は、需要家消費電力データ１４３から、探索した第１太陽光発電設備を保有する全需要家（以下、単に「全需要家」という）の需要家消費電力を取得し、これらを合算する。そして、発電出力推定部１３０は、第２太陽光発電出力と全需要家の需要家消費電力の合算値とを用いて実施の形態１と同様の処理を行い、全需要家が保有する全ての第１太陽光発電設備の太陽光発電出力の合算値を推定する。
【００８１】
＜Ｂ−２．効果＞
次に、太陽光発電出力推定装置１０２が奏する効果の検証結果を図１１から図１３を用いて説明する。この検証では、１軒の全量買取契約の対象である需要家の太陽光発電設備を第２太陽光発電設備とし、５００軒程度の余剰買取契約の対象である需要家の太陽光発電設備を第１太陽光発電設備とした。そして、第１太陽光発電設備を保有する全ての需要家の需要家消費電力を合算した、新たな需要家消費電力と、第２太陽光発電設備の発電出力である第２太陽光発電出力を用いることで、全ての第１太陽光発電設備の発電出力を合算した、新たな第１太陽光発電出力を推定した。なお、本検証例では、精度を検証するため、全ての第１太陽光発電出力の合計値も特別に測定して実測値として扱い、太陽光発電出力推定装置１０２の推定結果と比較している。
【００８２】
図１１は第１太陽光発電出力の実測値を示し、図１２は太陽光発電出力推定装置１０２による第１太陽光発電出力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の縦軸は第１太陽光発電出力（有効電力）の実測値を示し、図１２の縦軸は第１太陽光発電出力（有効電力）の推定値を示している。
【００８３】
図１３は、太陽光発電出力推定装置１０２による第１太陽光発電出力の推定値から、第１太陽光発電出力の実測値を差し引いたものを誤差とした、誤差のヒストグラムを示している。図１３の横軸は誤差を示し、縦軸は頻度を示している。なお、図１３中のＡｖｇ．は誤差の平均値、ＳＤは誤差の標準偏差、ＲＭＳＥは２乗平均平方根誤差を、それぞれ表している。図１３の結果から、太陽光発電出力推定装置１０２による第１太陽光発電出力の推定精度は、非常に高いことを確認できた。
【００８４】
以上に説明したように、実施の形態２の太陽光発電出力推定装置１０２は、複数の第１太陽光発電設備が１対１で設置された複数の需要家の見かけ上の消費電力である需要家消費電力と、複数の第１太陽光発電設備から予め定められた距離内に設置された、少なくとも１つの第２太陽光発電設備の太陽光発電出力である第２太陽光発電出力と、を記憶する記憶部１４０と、第２太陽光発電出力と、各需要家の需要家消費電力の合算値とに基づき、各第１太陽光発電設備の予め定められた推定時点の太陽光発電出力である第１太陽光発電出力の合算値を推定する発電出力推定部１３０と、を備える。従って、太陽光発電出力推定装置１０２によれば、太陽光発電出力を取得可能な太陽光発電設備が少なくとも１つあれば、当該太陽光発電設備を第２太陽光発電設備とすることで、日射計および高い時間分解能を有する計測器を設置することなく、他の複数の太陽光発電設備の太陽光発電出力の合算値を推定することが可能である。
【００８５】
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、太陽光発電出力を需要家毎に個別に推定することができる一方、実施の形態２の太陽光発電出力推定装置１０２によれば、太陽光発電出力を複数の需要家単位でまとめて推定することができる。従って、電力会社などの管理者は、太陽光発電出力推定装置１０１、１０２を使い分けることによって、太陽光発電出力を推定する太陽光発電設備の粒度を自由に選択することができる。
【００８６】
＜Ｃ．実施の形態３＞
＜Ｃ−１．構成＞
実施の形態３の太陽光発電出力推定装置１０３は、実施の形態１の太陽光発電出力推定装置１０１と同様の構成であり、その構成は図１から図３に示した通りである。実施の形態３の太陽光発電出力推定装置１０３は、複数の第２太陽光発電設備の発電出力を用いて第１太陽光発電出力を推定するという点で実施の形態２の太陽光発電出力推定装置１０２と異なり、それ以外の点では太陽光発電出力推定装置１０２と同様である。太陽光発電出力推定装置１０３は、複数の第２太陽光発電設備の発電出力を用いて第１太陽光発電出力を推定することにより、第１太陽光発電出力の推定精度の向上を図る。
【００８７】
太陽光発電出力推定装置１０３において、第１共分散取得部１１０は、記憶部１４０の場所情報データ１４１を利用して、第１太陽光発電設備から予め定められた距離内に存在する太陽光発電設備を複数抽出して、第２太陽光発電設備とする。そして、第１共分散取得部１１０は、第２太陽光発電出力データ１４２から、複数の第２太陽光発電設備について第２太陽光発電出力を取得し、それらを合算する。また、第１共分散取得部１１０は複数の第２太陽光発電設備から予め定められた距離内に存在する第１太陽光発電設備を探索する。そして、第１共分散取得部１１０は、需要家消費電力データ１４３から、探索した第１太陽光発電設備を保有する全ての需要家の需要家消費電力を取得し、これらを合算する。
【００８８】
実施の形態３の発電出力推定部１３０は、複数の第２太陽光発電設備の第２太陽光発電出力の合算値と、第１太陽光発電設備が設置された複数の需要家の需要家消費電力の合算値とを用いて、実施の形態１と同様の処理を行い、複数の第１太陽光発電設備の第１太陽光発電出力の合算値を推定する。
【００８９】
＜Ｃ−２．効果＞
次に、太陽光発電出力推定装置１０３が奏する効果の検証結果を図１４から図１６を用いて説明する。この検証では、７軒の全量買取契約の対象である需要家の太陽光発電設備を第２太陽光発電設備とし、５００軒程度の余剰買取契約の対象である需要家の太陽光発電設備を第１太陽光発電設備とした。そして、第１太陽光発電設備を保有する全ての需要家の需要家消費電力を合算した新たな需要家消費電力と、全ての第２太陽光発電設備の発電出力を合算した、新たな第２太陽光発電出力を用いることで、全ての第１太陽光発電設備の発電出力を合算した新たな第１太陽光発電出力を推定した。なお、本検証例では、精度を検証するため、全ての第１太陽光発電出力の合計値も特別に測定して実測値として扱い、太陽光発電出力推定装置１０３の推定結果と比較している。
【００９０】
図１４は第１太陽光発電出力の実測値を示し、図１５は太陽光発電出力推定装置１０３による第１太陽光発電出力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１４の縦軸は第１太陽光発電出力（有効電力）の実測値を示し、図１５の縦軸は第１太陽光発電出力（有効電力）の推定値を示している。
【００９１】
図１６は、太陽光発電出力推定装置１０３による第１太陽光発電出力の推定値から、第１太陽光発電出力の実測値を差し引いたものを誤差とした、誤差のヒストグラムを示している。図１６の横軸は誤差を示し、縦軸は頻度を示している。なお、図１６中のＡｖｇ．は誤差の平均値、ＳＤは誤差の標準偏差、ＲＭＳＥは２乗平均平方根誤差を、それぞれ表している。図１６の結果から、太陽光発電出力推定装置１０３による第１太陽光発電出力の推定精度は、非常に高いことを確認できた。
【００９２】
実施の形態３の太陽光発電出力推定装置１０３において、第２太陽光発電設備は複数であり、発電出力推定部１３０は、各第２太陽光発電設備の第２太陽光発電出力の合算値と、各需要家の需要家消費電力の合算値とに基づき、各第１太陽光発電設備の推定時点の第１太陽光発電出力の合算値を推定する。従って、第１太陽光発電出力の合算値の推定精度が向上する。
【００９３】
＜Ｄ．実施の形態４＞
＜Ｄ−１．構成＞
実施の形態４の太陽光発電出力推定装置１０４は、実施の形態１の太陽光発電出力推定装置１０１と同様の構成であり、その構成は図１から図３に示した通りである。実施の形態１において、遅延時間τｓは、式（２）において、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として定義され、第２共分散取得部１２０により推定される。しかし、第２太陽光発電出力の時系列データと需要家消費電力の時系列データのどちらか一方の時間分解能（サンプリング周期）が低い場合には、遅延時間τｓの推定精度が低下する。また、推定に利用できるデータサンプル数が少なくなるため、第１共分散または第２共分散の算出精度が低下し、最終的に、第１太陽光発電出力の推定精度が低下する可能性がある。
【００９４】
そこで、実施の形態４では、第２太陽光発電出力の時系列データと需要家消費電力の時系列データのどちらか一方の時間分解能が低くても、第１太陽光発電出力の推定精度を低下させないことを目的とし、実施の形態１を下記のように変形する。
【００９５】
まずは、実施の形態１で用いた式（２）を以下の式（７）のように修正し、遅延時間τｓを定義しない。言い換えれば、遅延時間τｓを常に０とする。すなわち、第２共分散取得部１２０は遅延時間τｓの推定を行わない。
【００９６】
【数７】
2020191764.tif 000009
【００９７】
また、第１期間は、第１太陽光発電出力の推定時点から１、２週間程度遡った期間内の５時間程度の期間とする。具体的には、第１太陽光発電出力の推定時点から１，２週間程度遡った期間内の１０時から１５時の５時間の期間とするのが好ましい。
【００９８】
＜Ｄ−２．効果＞
次に、太陽光発電出力推定装置１０４が奏する効果の検証結果を図１７および図１８を用いて説明する。この検証では、１軒の全量買取契約の対象である需要家の太陽光発電設備を第２太陽光発電設備とし、５００軒程度の余剰買取契約の対象である需要家の太陽光発電設備を第１太陽光発電設備とした。そして、第１太陽光発電設備を保有する全ての需要家の需要家消費電力を合算した新たな需要家消費電力と、第２太陽光発電出力を用いることで、全ての第１太陽光発電設備の発電出力を合算した新たな第１太陽光発電出力を推定した。なお、本検証例では、精度を検証するため、全ての第１太陽光発電出力の合計値も特別に測定して実測値として扱い、太陽光発電出力推定装置１０４の推定結果と比較している。
【００９９】
図１７は第１太陽光発電出力の実測値を示し、図１８は太陽光発電出力推定装置１０４による第１太陽光発電出力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１７の縦軸は第１太陽光発電出力（有効電力）の実測値を示し、図１８の縦軸は第１太陽光発電出力（有効電力）の推定値を示している。これらの結果から、太陽光発電出力推定装置１０４による第１太陽光発電出力の推定精度は、非常に高いことを確認できた。
【０１００】
＜Ｅ．実施の形態５＞
＜Ｅ−１．構成＞
実施の形態５の太陽光発電出力推定装置１０５は、実施の形態１の太陽光発電出力推定装置１０１と同様の構成であり、その構成は図１から図３に示した通りである。実施の形態１の太陽光発電出力推定装置１０１は、全量買取契約対象の１つの太陽光発電設備を第２太陽光発電設備として固定し、その第２太陽光発電設備の第２太陽光発電出力を基に、第１太陽光発電設備が複数ある場合には需要家毎に１軒ずつ第１太陽光発電出力を推定する。これに対して実施の形態５の太陽光発電出力推定装置１０５は、実施の形態１の方法で推定した第１太陽光発電設備の第１太陽光発電出力を、新たな第２太陽光発電出力として、別の第１太陽光発電設備の第１太陽光発電出力の推定に利用する。
【０１０１】
図１９は、実施の形態５の太陽光発電出力推定装置１０５が、複数の需要家の太陽光発電出力を順番に推定する様子を示している。図１９において、需要家間の矢印内の括弧付き数字は、太陽光発電出力の推定順番を示している。太陽光発電出力推定装置１０５は、記憶部１４０の場所情報データ１４１を利用して、太陽光発電出力を推定する需要家の順番を決定する。そして、その順番に従って、太陽光発電出力推定装置１０５は、需要家が保有する余剰買取契約対象の太陽光発電設備の発電出力である第１太陽光発電出力を推定する。
【０１０２】
図１９の例において、まず、太陽光発電出力推定装置１０５は、第１需要家Ｃ１が保有する太陽光発電設備ＰＶ１を第２太陽光発電設備とし、第３需要家Ｃ３が保有する太陽光発電設備ＰＶ３を第１太陽光発電設備とする。つまり、太陽光発電出力推定装置１０５は、太陽光発電設備ＰＶ１の発電出力である第２太陽光発電出力と、第３需要家Ｃ３の需要家消費電力とを用いて、第３需要家Ｃ３が保有する太陽光発電設備ＰＶ３の発電出力である第１太陽光発電出力を推定する。
【０１０３】
次に、太陽光発電出力推定装置１０５は、上記で推定の対象とした第３需要家Ｃ３が保有する太陽光発電設備ＰＶ３を新たな第２太陽光発電設備とした上で、第４需要家Ｃ４の太陽光発電設備ＰＶ４を新たな第１太陽光発電設備とし、太陽光発電設備ＰＶ４の発電出力である第１太陽光発電出力を推定する。言い換えれば、太陽光発電出力推定装置１０５の発電出力推定部１３０は、既に推定した第１太陽光発電設備である太陽光発電設備ＰＶ３の第１太陽光発電出力を、第２太陽光発電設備の太陽光発電出力として用いて、他の第１太陽光発電設備の第１太陽光発電出力を推定する。
【０１０４】
つまり、太陽光発電出力推定装置１０５は、第３需要家Ｃ３が保有する太陽光発電設備ＰＶ３の第２太陽光発電出力と、第４需要家Ｃ４の需要家消費電力とを用いて、第４需要家Ｃ４が保有する太陽光発電設備ＰＶ４の第１太陽光発電出力を推定する。このような処理を順番に行うことで、太陽光発電出力推定装置１０５は、余剰買取契約対象の全ての太陽光発電設備の発電出力を、順番に推定していく。
【０１０５】
＜Ｅ−２．効果＞
以上に説明したように、実施の形態５の太陽光発電出力推定装置１０５において、発電出力推定部１３０は、推定した第１太陽光発電設備の第１太陽光発電出力を、第２太陽光発電設備の第２太陽光発電出力として用いて、他の第１太陽光発電設備の第１太陽光発電出力を推定する。
【０１０６】
図１９の例で、第１需要家Ｃ１の太陽光発電設備ＰＶ１のみが全量買取契約対象であり、かつ余剰買取契約対象の太陽光発電設備ＰＶｎは太陽光発電設備ＰＶ１から予め定められた距離外にあるものとする。このような場合、太陽光発電設備ＰＶｎの太陽光発電出力を、太陽光発電設備ＰＶ１の太陽光発電出力を基に推定することはできない。しかし、そのような場合でも、太陽光発電出力推定装置１０５によれば、太陽光発電設備ＰＶ１に近い他の需要家の太陽光発電設備の太陽光発電出力から順番に推定することで、元の太陽光発電設備ＰＶ１から離れた場所にある太陽光発電設備ＰＶｎの太陽光発電出力も推定することが可能である。
【０１０７】
＜Ｆ．ハードウェア構成＞
上述した太陽光発電出力推定装置１０１−１０５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８１は太陽光発電出力推定装置１０１−１０５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良いし、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良い。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。
【０１０８】
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１０１−１０５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。
【０１０９】
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１０１−１０５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。
【０１１０】
以上、太陽光発電出力推定装置１０１−１０５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。
【０１１１】
以上、太陽光発電出力推定装置１０１−１０５と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、本発明は、上記の各実施の形態に限定されるものではない。本発明は、その発明の範囲内において、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。
【０１１２】
例えば、上記の実施の形態において、発電出力推定部１３０は、第１太陽光発電設備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の期間におけるデータを用いて、第１太陽光発電出力を推定することにした。しかし、発電出力推定部１３０は、第１太陽光発電設備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、第１太陽光発電出力を推定してもよい。
【０１１３】
また、上記の実施の形態において、第１太陽光発電設備は、余剰買取契約の対象となっている太陽光発電設備である。しかし、第１太陽光発電設備は、買取契約に関係なく、個別にメータが設置されていないこと等に起因して太陽光発電出力を直接測定できず、太陽光発電出力を把握、推定したい太陽光発電設備であってもよい。
【０１１４】
また、上記の実施の形態において、第２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である。しかし、第２太陽光発電設備は、買取契約に関係なく、太陽光発電出力を直接測定できている太陽光発電設備であってもよい。また、第２太陽光発電設備の太陽光発電出力である第２太陽光発電出力には、日射強度の測定値または推定値を利用してもよい。
【符号の説明】
【０１１５】
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  電力系統、２５  通信網、５０  通信ネットワーク、１０１−１０５  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  発電出力推定部、１４０  記憶部、１４１  場所情報データ、１４２  第２太陽光発電出力データ、１４３  需要家消費電力データ、１４４  算出データ、ＰＶ１−ＰＶｎ  太陽光発電設備、Ｌ１−Ｌｎ  負荷。
【図１】
2020191764.tif 000010
【図２】
2020191764.tif 000011
【図３】
2020191764.tif 000012
【図４】
2020191764.tif 000013
【図５】
2020191764.tif 000014
【図６】
2020191764.tif 000015
【図７】
2020191764.tif 000016
【図８】
2020191764.tif 000017
【図９】
2020191764.tif 000018
【図１０】
2020191764.tif 000019
【図１１】
2020191764.tif 000020
【図１２】
2020191764.tif 000021
【図１３】
2020191764.tif 000022
【図１４】
2020191764.tif 000023
【図１５】
2020191764.tif 000024
【図１６】
2020191764.tif 000025
【図１７】
2020191764.tif 000026
【図１８】
2020191764.tif 000027
【図１９】
2020191764.tif 000028