(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
予測対象の特定太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す所定の第１単位時間毎の第１発電変化量と、前記特定太陽光発電装置の設置場所から所定範囲以内に存在する前記特定太陽光発電装置以外の複数の参照太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す前記第１単位時間毎の第２発電変化量に対して、前記参照太陽光発電装置毎に、予測時点以前の所定時間長の第１期間の前記第１発電変化量と前記第１期間より所定の第１時間差前の前記第１期間と同じ時間長の第２期間の前記第２発電変化量の間の相関度を算出する相関度算出手段と、
算出された前記相関度に基づいて、前記複数の参照太陽光発電装置の中から、気象変化に伴う発電量の変動パターンが前記第１時間差だけ先行して前記特定太陽光発電装置の当該変動パターンと類似する類似太陽光発電装置を抽出する類似太陽光発電装置抽出手段と、
前記類似太陽光発電装置の前記予測時点より前記第１時間差前の第１時点から前記予測時点までの前記第２発電変化量に基づいて、前記特定太陽光発電装置の前記予測時点から前記予測時点より前記第１時間差後の第２時点までの発電量を予測する発電量予測手段と、を備えてなることを特徴とする太陽光発電量予測装置。
【請求項２】
前記特定太陽光発電装置及び前記複数の参照太陽光発電装置を含む複数の太陽光発電装置から、前記太陽光発電装置の前記第１単位時間毎または所定の単位時間毎の実測発電量を所定の通信回線を介して取得する発電量取得装置を備えることを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項３】
前記発電量取得装置から前記複数の太陽光発電装置の前記第１単位時間毎または所定の単位時間毎の実測発電量を取得して、前記特定太陽光発電装置の前記第１発電変化量及び前記複数の参照太陽光発電装置夫々の前記第２発電変化量を算出する発電変化算出手段を備えることを特徴とする請求項２に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項４】
前記発電量予測手段が予測した前記特定太陽光発電装置の発電量の予測値を、前記所定の通信回線を介して前記特定太陽光発電装置に送信することを特徴とする請求項１〜３の何れか１項に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項５】
前記相関度算出手段、前記類似太陽光発電装置抽出手段、及び、前記発電量予測手段が、前記特定太陽光発電装置に内蔵或いは併設されていることを特徴とする請求項２または３に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項６】
前記第１発電変化量が、前記特定太陽光発電装置の予測時点を含む日の前記第１単位時間毎または所定の単位時間毎の予め算出された推定最大発電量と実測発電量の比に基づいて算出され、
前記第２発電変化量が、前記参照太陽光発電装置の予測時点を含む日の前記第１単位時間毎または所定の単位時間毎の予め算出された推定最大発電量と実測発電量の比に基づいて算出されることを特徴とする請求項１〜５の何れか１項に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項７】
前記相関度算出手段が、前記第１時間差を複数通り変化させて前記相関度の算出を行い、
前記発電量予測手段が、抽出された前記類似太陽光発電装置の前記相関度の算出に用いられた前記第１時間差を、前記発電量の予測に使用することを特徴とする請求項１〜６の何れか１項に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項８】
前記相関度算出手段が、前記類似太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す前記第１単位時間毎の前記第２発電変化量と、前記類似太陽光発電装置の設置場所から所定範囲以内に存在する前記類似太陽光発電装置以外の複数の第２参照太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す前記第１単位時間毎の第３発電変化量に対して、前記第２参照太陽光発電装置毎に、予測時点以前の所定時間長の第３期間の前記第２発電変化量と前記第３期間より所定の第２時間差前の前記第３期間と同じ時間長の第４期間の前記第３発電変化量の間の相関度を第２相関度として算出し、
前記類似太陽光発電装置抽出手段が、算出された前記第２相関度に基づいて、前記複数の第２参照太陽光発電装置の中から、気象変化に伴う発電量の変動パターンが前記第２時間差だけ先行して前記類似太陽光発電装置の当該変動パターンと類似する第２の類似太陽光発電装置を抽出し、
前記発電量予測手段が、前記第２の類似太陽光発電装置の前記予測時点より前記第２時間差前の第３時点から前記予測時点までの前記第３発電変化量に基づいて、前記特定太陽光発電装置の前記第２時点から前記第２時点より前記第２時間差後の第４時点までの発電量を予測することを特徴とする請求項１〜７の何れか１項に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項９】
前記発電量予測手段が、前記第１時点から前記予測時点までの前記第２発電変化量に代えて、前記第３時点より前記第１時間差前の第５時点から前記第３時点までの前記第３発電変化量に基づいて、前記特定太陽光発電装置の前記予測時点から前記第２時点までの発電量を予測することを特徴とする請求項８に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項１０】
前記類似太陽光発電装置抽出手段が、算出された前記第２相関度に基づいて、前記複数の第２参照太陽光発電装置の中から、複数の前記第２の類似太陽光発電装置の候補を抽出し、
前記相関度算出手段が、前記第２の類似太陽光発電装置の候補毎に、予測時点以前の所定時間長の第５期間の前記第１発電変化量と前記第５期間より前記第１時間差と前記第２時間差の合計時間前の前記第５期間と同じ時間長の第６期間の前記第３発電変化量の間の相関度を第３相関度として算出し、
前記類似太陽光発電装置抽出手段が、算出された前記第３相関度に基づいて、複数の前記第２の類似太陽光発電装置の候補の中から前記第２の類似太陽光発電装置を抽出することを特徴とする請求項８または９に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項１１】
前記類似太陽光発電装置抽出手段が、算出された前記第２相関度に基づいて、前記複数の第２参照太陽光発電装置の中から、複数の前記第２の類似太陽光発電装置の候補を抽出し、
前記類似太陽光発電装置抽出手段が、前記第２の類似太陽光発電装置の候補毎に、前記第２の類似太陽光発電装置の候補の設置場所から前記類似太陽光発電装置の設置場所に向かう方向と、前記類似太陽光発電装置の設置場所から前記特定太陽光発電装置の設置場所に向かう方向のズレの最も小さい前記第２の類似太陽光発電装置の候補を、前記第２の類似太陽光発電装置として抽出することを特徴とする請求項８または９に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項１２】
前記相関度算出手段が、予測時点以前の所定時間長の第７期間の前記第１発電変化量と前記第７期間より第３時間差前の前記第７期間と同じ時間長の第８期間の前記第３発電変化量の間の相関度を第４相関度として、前記第３時間差を前記第１時間差と前記第２時間差を合計した時間差を含む複数通りに変化させて算出し、
前記類似太陽光発電装置抽出手段が、算出された前記第４相関度に基づいて、複数の前記第３時間差の中から前記第４相関度が最大となるものを抽出し、当該第３時間差から前記第１時間差を差し引いた値を前記第２時間差とすることを特徴とする請求項８〜１１の何れか１項に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項１３】
前記第２発電変化量が、前記類似太陽光発電装置の予測時点を含む日の前記第１単位時間毎または所定の単位時間毎の予め算出された推定最大発電量と実測発電量の比に基づいて算出され、
前記第３発電変化量が、前記第２参照太陽光発電装置の予測時点を含む日の前記第１単位時間毎または所定の単位時間毎の予め算出された推定最大発電量と実測発電量の比に基づいて算出されることを特徴とする請求項８〜１２の何れか１項に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項１４】
前記相関度算出手段が、前記第２時間差を複数通り変化させて前記第２相関度の算出を行い、
前記発電量予測手段が、抽出された前記第２の類似太陽光発電装置の前記第２相関度の算出に用いられた前記第２時間差を、前記発電量の予測に使用することを特徴とする請求項８〜１３の何れか１項に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項１５】
前記相関度算出手段と前記類似太陽光発電装置抽出手段による、前記類似太陽光発電装置から前記第２の類似太陽光発電装置を抽出する一連の処理を繰り返し実行し、第３以降の類似太陽光発電装置を抽出することを特徴とする請求項８〜１４の何れか１項に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項１６】
前記発電量予測手段が予測した前記特定太陽光発電装置の予測発電量と実測値の比較を、前記予測時点から一定時間経過後に行う第１予測発電量検証手段を備え、
前記予測発電量と前記実測値が、所定の誤差範囲内で一致していない場合には、前記予測発電量の予測に用いた前記類似太陽光発電装置の抽出をやり直し、
前記予測発電量と前記実測値が、所定の誤差範囲内で一致している場合には、前記予測発電量の予測に用いた前記類似太陽光発電装置を前記予測に引き続き使用することを特徴とする請求項１〜１５の何れか１項に記載の太陽光発電量予測装置。
【請求項１７】
前記相関度算出手段が、前記特定太陽光発電装置の設置場所から所定の第１範囲以内に存在する前記特定太陽光発電装置以外の複数の第４参照太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す前記第１単位時間毎の第４発電変化量と、前記複数の第４参照太陽光発電装置の夫々から所定の第２範囲以内に存在する複数の第５参照太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す前記第１単位時間毎の第５発電変化量に対して、前記第４参照太陽光発電装置毎及び前記第５参照太陽光発電装置毎に、予測時点以前の所定時間長の第９期間の前記第４発電変化量と前記第９期間より所定の第４時間差前の前記第９期間と同じ時間長の第１０期間の前記第５発電変化量の間の相関度を第５相関度として算出し、
算出された前記第５相関度に基づいて、前記第４参照太陽光発電装置毎に、前記複数の第５参照太陽光発電装置の中から、気象変化に伴う発電量の変動パターンが前記第４時間差だけ先行して前記第４参照太陽光発電装置の当該変動パターンと類似する類似参照太陽光発電装置を１つ抽出する類似参照太陽光発電装置抽出手段と、
前記第４参照太陽光発電装置と前記類似参照太陽光発電装置の組み合わせ毎に、前記類似参照太陽光発電装置の設置場所から当該類似参照太陽光発電装置に対応する前記第４参照太陽光発電装置の設置場所に向かう方向と、前記第４参照太陽光発電装置の設置場所から前記特定太陽光発電装置の設置場所に向かう方向のズレが一定角度範囲内である場合に、当該組み合わせの前記第４参照太陽光発電装置における前記第９期間の前記第４発電変化量で示される発電量の変動が、前記発電量予測手段が予測した前記特定太陽光発電装置の発電量に存在するか否かを判定する第２予測発電量検証手段と、を更に備えることを特徴とする請求項１〜１６の何れか１項に記載の太陽光発電量予測装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽光発電装置の発電量を予測する太陽光発電量予測装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
住宅の屋根やビルの屋上等に太陽電池パネルを設置して構成される太陽光発電装置が、地球温暖化対策の有効な手段の一つとして注目され、今後大きく普及することが期待されている。
【０００３】
太陽光発電装置の発電量は、太陽電池パネルの面積や定格出力、太陽電池パネルの設置条件（経度緯度、設置方位、傾斜角度、等）、及び、設置場所の日照条件（時期、時刻、気象条件、隣接する建物による日影の状態、等）に大きく左右される。従って、太陽光発電装置を導入する前に予めどの程度の発電量が見込めるかを予測する必要があり、また、導入後においても、発電量をリアルタイムで正確に予測できることが望ましい場合もある。
【０００４】
前者の導入前の予測では、月単位等の平均的な概算の発電量を予測できれば十分な場合があり、下記の特許文献１に開示の太陽光発電量予測装置では、国内に設定された複数の地域の過去の実測値に基づく各月の平均日射量データと、太陽電池パネルの設置条件に基づいて、例えば月毎の発電量を算出している。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特許第３７３４３４４号明細書
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、気象庁等が提供している日射量、気温等の実測もしくは予報データを用いて太陽光発電量を予測する場合、太陽電池パネルの設置条件を予め把握しておく必要があり、また、時々刻々変化している気象条件や隣接する建物による日影の状態等の日照条件を反映させることが極めて困難であるという問題がある。
【０００７】
従って、特定の場所に設置された太陽光発電装置に対して、例えば、或る１日の発電量の変化の予測を、日射量の予報データを用いてリアルタイムで行うことは、当該予報データが、当該特定の場所に特化して作成され、且つ、リアルタイムで提供されるものでない限り不可能である。
【０００８】
そこで、本願発明者は、太陽電池パネルの設置条件や日射量の実測もしくは予報データを用いずに、しかも、時々刻々変化する日照条件を反映させて、太陽光発電量の予測ができれば、太陽光発電装置が発電した電力を、より効率的に利用できるものと考えた。
【０００９】
本発明は、上記従来の平均的な日射量データを用いた太陽光発電量予測装置における問題に鑑みてなされたものであり、その目的は、日射量の実測もしくは予報データを用いずに太陽光発電量の予測が可能な太陽光発電量予測装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
上記目的を達成するため、本発明は、予測対象の特定太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す所定の第１単位時間毎の第１発電変化量と、前記特定太陽光発電装置の設置場所から所定範囲以内に存在する前記特定太陽光発電装置以外の複数の参照太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す前記第１単位時間毎の第２発電変化量に対して、前記参照太陽光発電装置毎に、予測時点以前の所定時間長の第１期間の前記第１発電変化量と前記第１期間より所定の第１時間差前の前記第１期間と同じ時間長の第２期間の前記第２発電変化量の間の相関度を算出する相関度算出手段と、算出された前記相関度に基づいて、前記複数の参照太陽光発電装置の中から、気象変化に伴う発電量の変動パターンが前記第１時間差だけ先行して前記特定太陽光発電装置の当該変動パターンと類似する類似太陽光発電装置を抽出する類似太陽光発電装置抽出手段と、前記類似太陽光発電装置の前記予測時点より前記第１時間差前の第１時点から前記予測時点までの前記第２発電変化量に基づいて、前記特定太陽光発電装置の前記予測時点から前記予測時点より前記第１時間差後の第２時点までの発電量を予測する発電量予測手段と、を備えてなることを第１の特徴とする太陽光発電量予測装置を提供する。
【００１１】
更に、上記第１の特徴の太陽光発電量予測装置は、前記特定太陽光発電装置及び前記複数の参照太陽光発電装置を含む複数の太陽光発電装置から、前記太陽光発電装置の前記第１単位時間毎または所定の単位時間毎の実測発電量を所定の通信回線を介して取得する発電量取得装置を備える構成であっても良く、更には、前記発電量取得装置から前記複数の太陽光発電装置の前記第１単位時間毎または所定の単位時間毎の実測発電量を取得して、前記特定太陽光発電装置の前記第１発電変化量及び前記複数の参照太陽光発電装置夫々の前記第２発電変化量を算出する発電変化算出手段を備える構成であっても良い。
【００１２】
更に、上記第１の特徴の太陽光発電量予測装置は、前記発電量予測手段が予測した前記特定太陽光発電装置の発電量の予測値を、前記所定の通信回線を介して前記特定太陽光発電装置に送信する構成であっても良く、或いは、前記相関度算出手段、前記類似太陽光発電装置抽出手段、及び、前記発電量予測手段が、前記特定太陽光発電装置に内蔵或いは併設されている構成であっても良い。
【００１３】
上記第１の特徴の太陽光発電量予測装置によれば、予測対象の特定太陽光発電装置と、発電量の気象変化に対する感度が類似し、当該気象変化に対する発電量の変動が、特定太陽光発電装置より時間的に先行して出現する類似太陽光発電装置を抽出することができ、従って、先行して出現した類似太陽光発電装置の当該気象変化に対する発電量の変動を利用して、特定太陽光発電装置の発電量の変化を予測することが可能となり、リアルタイムでの日射量予報データ、気象予報データ等の供給を受けずに、気象変化に伴う発電量の変動を考慮した正確な発電量予測が可能となる。
【００１４】
ここで、上記第１の特徴の太陽光発電量予測装置は、複数の太陽光発電装置が夫々計測した実測発電量のデータを共用することで、その中の１つの太陽光発電装置が予測対象の特定太陽光発電装置となった場合に、他の複数の太陽光発電装置の中から、特定太陽光発電装置に対して先行して発電量が気象変化の影響を受ける範囲内にあって、気象変化の影響を受けない場合において、気象変化以外の太陽電池パネルの設置条件や設置場所の日照条件等の発電量に影響を与える要素が共通する太陽光発電装置を、夫々の太陽光発電装置についての当該要素の詳細を知ることなく抽出でき、最終的には、気象変化に対する感度も共通する類似太陽光発電装置を抽出することが可能となる。つまり、複数の太陽光発電装置が夫々計測した実測発電量のデータを共用することで、他の複数の太陽光発電装置に関する詳細な情報を取得することなく、夫々の太陽光発電装置の正確な発電量予測が可能となる。
【００１５】
上述のように、上記第１の特徴の太陽光発電量予測装置は、複数の太陽光発電装置が夫々計測した実測発電量のデータを共用することが重要であり、当該共用が可能であれば、太陽光発電量予測装置の具体的な構成の如何は不問であり、種々の構成を採用することができる。尚、実測発電量のデータを共用することは、複数の太陽光発電装置が他の太陽光発電装置の実測発電量を直接する利用する場合に限らず、複数の太陽光発電装置の実測発電量を利用して得られるデータを利用する場合も含まれる。
【００１６】
更に、上記第１の特徴の太陽光発電量予測装置は、前記第１発電変化量が、前記特定太陽光発電装置の予測時点を含む日の前記第１単位時間毎または所定の単位時間毎の予め算出された推定最大発電量と実測発電量の比に基づいて算出され、前記第２発電変化量が、前記参照太陽光発電装置の予測時点を含む日の前記第１単位時間毎または所定の単位時間毎の予め算出された推定最大発電量と実測発電量の比に基づいて算出されることが好ましい。これにより、個々の太陽光発電装置に固有の属性（太陽電池パネルの設置条件等）の影響を排除して、発電量の気象変化に伴う変動をより特徴的に示す第１及び第２発電変化量を算出することができ、相関度算出手段による相関度の算出において、気象変化に対する感度の相関の低い参照太陽光発電装置をより効果的に排除することができ、類似太陽光発電装置をより正確に抽出することが可能となる。
【００１７】
更に、上記第１の特徴の太陽光発電量予測装置は、前記相関度算出手段が、前記第１時間差を複数通り変化させて前記相関度の算出を行い、前記発電量予測手段が、抽出された前記類似太陽光発電装置の前記相関度の算出に用いられた前記第１時間差を、前記発電量の予測に使用することが好ましい。これにより、予め想定した１つの第１時間差で相関度を算出した場合に、相関の強い太陽光発電装置の抽出ができない場合でも、他の第１時間差で相関度の算出を試みることで、より確実に類似太陽光発電装置を抽出することが可能となる。
【００１８】
また、上記第１の特徴の太陽光発電量予測装置は、前記相関度算出手段が、前記類似太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す前記第１単位時間毎の前記第２発電変化量と、前記類似太陽光発電装置の設置場所から所定範囲以内に存在する前記類似太陽光発電装置以外の複数の第２参照太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す前記第１単位時間毎の第３発電変化量に対して、前記第２参照太陽光発電装置毎に、予測時点以前の所定時間長の第３期間の前記第２発電変化量と前記第３期間より所定の第２時間差前の前記第３期間と同じ時間長の第４期間の前記第３発電変化量の間の相関度を第２相関度として算出し、前記類似太陽光発電装置抽出手段が、算出された前記第２相関度に基づいて、前記複数の第２参照太陽光発電装置の中から、気象変化に伴う発電量の変動パターンが前記第２時間差だけ先行して前記類似太陽光発電装置の当該変動パターンと類似する第２の類似太陽光発電装置を抽出し、前記発電量予測手段が、前記第２の類似太陽光発電装置の前記予測時点より前記第２時間差前の第３時点から前記予測時点までの前記第３発電変化量に基づいて、前記特定太陽光発電装置の前記第２時点から前記第２時点より前記第２時間差後の第４時点までの発電量を予測することを第２の特徴とする。
【００１９】
上記第２の特徴の太陽光発電量予測装置によれば、第１の特徴の太陽光発電量予測装置で抽出された類似太陽光発電装置と、発電量の気象変化に対する感度が類似し、当該気象変化に対する発電量の変動が、類似太陽光発電装置より時間的に先行して出現する第２の類似太陽光発電装置を抽出することができ、従って、先行して出現した第２の類似太陽光発電装置の当該気象変化に対する発電量の変動を利用して、特定太陽光発電装置の発電量の変化を第１の特徴の太陽光発電量予測装置より長期に予測することが可能となり、リアルタイムでの日射量予報データ、気象予報データ等の供給を受けずに、気象変化に伴う発電量の変動を考慮した正確な発電量予測が可能となる。つまり、第２の特徴の太陽光発電量予測装置では、気象変化の影響が第２の類似太陽光発電装置、類似太陽光発電装置、特定太陽光発電装置の順に伝達する現象を正確に把握することで、類似太陽光発電装置及び第２の類似太陽光発電装置に出現する第２及び第３発電変化量を特定太陽光発電装置の発電量の予測に利用するというものである。
【００２０】
更に、上記第２の特徴の太陽光発電量予測装置は、前記発電量予測手段が、前記第１時点から前記予測時点までの前記第２発電変化量に代えて、前記第３時点より前記第１時間差前の第５時点から前記第３時点までの前記第３発電変化量に基づいて、前記特定太陽光発電装置の前記予測時点から前記第２時点までの発電量を予測する構成であっても良い。この場合、第２の類似太陽光発電装置に出現する第３発電変化量だけを特定太陽光発電装置の発電量の予測に利用する構成となる。これは、換言すれば、第１の特徴の太陽光発電量予測装置による類似太陽光発電装置の抽出を２段階のステップで行うことと等価であり、各段階での参照太陽光発電装置及び第２参照太陽光発電装置の選択範囲を狭めることができるため、相関度算出手段の処理負荷が軽減される。
【００２１】
更に、上記第２特徴の太陽光発電量予測装置は、前記類似太陽光発電装置抽出手段が、算出された前記第２相関度に基づいて、前記複数の第２参照太陽光発電装置の中から、複数の前記第２の類似太陽光発電装置の候補を抽出し、前記相関度算出手段が、前記第２の類似太陽光発電装置の候補毎に、予測時点以前の所定時間長の第５期間の前記第１発電変化量と前記第５期間より前記第１時間差と前記第２時間差の合計時間前の前記第５期間と同じ時間長の第６期間の前記第３発電変化量の間の相関度を第３相関度として算出し、  前記類似太陽光発電装置抽出手段が、算出された前記第３相関度に基づいて、複数の前記第２の類似太陽光発電装置の候補の中から前記第２の類似太陽光発電装置を抽出する構成とすることが好ましい。
【００２２】
或いは、上記第２特徴の太陽光発電量予測装置は、前記類似太陽光発電装置抽出手段が、算出された前記第２相関度に基づいて、前記複数の第２参照太陽光発電装置の中から、複数の前記第２の類似太陽光発電装置の候補を抽出し、前記類似太陽光発電装置抽出手段が、前記第２の類似太陽光発電装置の候補毎に、前記第２の類似太陽光発電装置の候補の設置場所から前記類似太陽光発電装置の設置場所に向かう方向と、前記類似太陽光発電装置の設置場所から前記特定太陽光発電装置の設置場所に向かう方向のズレの最も小さい前記第２の類似太陽光発電装置の候補を、前記第２の類似太陽光発電装置として抽出する構成とすることが好ましい。
【００２３】
上記２つの構成の何れか一方または両方を採用することで、特定太陽光発電装置とより相関の強い、特定太陽光発電装置の発電量予測に使用するのに適した第２の類似太陽光発電装置を抽出することができ、特定太陽光発電装置の発電量の予測精度が向上する。
【００２４】
更に、上記第２の特徴の太陽光発電量予測装置は、前記相関度算出手段が、予測時点以前の所定時間長の第７期間の前記第１発電変化量と前記第７期間より第３時間差前の前記第７期間と同じ時間長の第８期間の前記第３発電変化量の間の相関度を第４相関度として、前記第３時間差を前記第１時間差と前記第２時間差を合計した時間差を含む複数通りに変化させて算出し、前記類似太陽光発電装置抽出手段が、算出された前記第４相関度に基づいて、複数の前記第３時間差の中から前記第４相関度が最大となるものを抽出し、当該第３時間差から前記第１時間差を差し引いた値を前記第２時間差とすることが好ましい。これにより、第２の類似太陽光発電装置から特定太陽光発電装置までの気象変化の移動時間が、第２の類似太陽光発電装置から類似太陽光発電装置までの移動時間（第２時間差に相当）と類似太陽光発電装置から特定太陽光発電装置までの移動時間（第１時間差に相当）の合計と異なる場合において、第２時間差を修正することで、特定太陽光発電装置の発電量の予測精度が向上する。
【００２５】
更に、上記第２の特徴の太陽光発電量予測装置は、前記第２発電変化量が、前記類似太陽光発電装置の予測時点を含む日の前記第１単位時間毎または所定の単位時間毎の予め算出された推定最大発電量と実測発電量の比に基づいて算出され、前記第３発電変化量が、前記第２参照太陽光発電装置の予測時点を含む日の前記第１単位時間毎または所定の単位時間毎の予め算出された推定最大発電量と実測発電量の比に基づいて算出されることが好ましい。これにより、個々の太陽光発電装置に固有の属性（太陽電池パネルの設置条件等）の影響を排除して、発電量の気象変化に伴う変動をより特徴的に示す第２及び第３発電変化量を算出することができ、相関度算出手段による第２相関度の算出において、気象変化に対する感度の相関の低い第２参照太陽光発電装置をより効果的に排除することができ、第２の類似太陽光発電装置をより正確に抽出することが可能となる。
【００２６】
更に、上記第２の特徴の太陽光発電量予測装置は、前記相関度算出手段が、前記第２時間差を複数通り変化させて前記第２相関度の算出を行い、前記発電量予測手段が、抽出された前記第２の類似太陽光発電装置の前記第２相関度の算出に用いられた前記第２時間差を、前記発電量の予測に使用することが好ましい。これにより、予め想定した１つの第２時間差で第２相関度を算出した場合に、相関の強い太陽光発電装置の抽出ができない場合でも、他の第２時間差で相関度の算出を試みることで、より確実に第２の類似太陽光発電装置を抽出することが可能となる。
【００２７】
上記第２の特徴の太陽光発電量予測装置は、上記第１の特徴の太陽光発電量予測装置と同様に、複数の太陽光発電装置が夫々計測した実測発電量のデータを共用することが重要であり、当該共用が可能であれば、太陽光発電量予測装置の具体的な構成の如何は不問であり、種々の構成を採用することができる。
【００２８】
更に、上記第２の特徴の太陽光発電量予測装置は、前記相関度算出手段と前記類似太陽光発電装置抽出手段による、前記類似太陽光発電装置から前記第２の類似太陽光発電装置を抽出する一連の処理を繰り返し実行し、第３以降の類似太陽光発電装置を抽出することが好ましい。
【００２９】
これにより、第２の特徴の太陽光発電量予測装置が、第１の特徴の太陽光発電量予測装置による類似太陽光発電装置の抽出を３段階以上のステップで行うことと等価となり、各段階での参照太陽光発電装置及び第２参照太陽光発電装置の選択範囲を狭めて、相関度算出手段の処理負荷を極端に増大させることなく、より長期に亘る特定太陽光発電装置の発電量の予測が可能となる。
【００３０】
更に、上記第１または第２の特徴の太陽光発電量予測装置は、前記発電量予測手段が予測した前記特定太陽光発電装置の予測発電量と実測値の比較を、前記予測時点から一定時間経過後に行う第１予測発電量検証手段を備え、前記予測発電量と前記実測値が、所定の誤差範囲内で一致していない場合には、前記予測発電量の予測に用いた前記類似太陽光発電装置の抽出をやり直し、前記予測発電量と前記実測値が、所定の誤差範囲内で一致している場合には、前記予測発電量の予測に用いた前記類似太陽光発電装置を前記予測に引き続き使用する構成としても良い。当該構成によれば、気象条件が複雑に変化する場合において、時々刻々変化する気象条件に追従してより相関の強い類似太陽光発電装置をタイムリーに抽出することができ、より正確な発電量の変化を予測できる。
【００３１】
更に、上記第１または第２の特徴の太陽光発電量予測装置は、前記相関度算出手段が、前記特定太陽光発電装置の設置場所から所定の第１範囲以内に存在する前記特定太陽光発電装置以外の複数の第４参照太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す前記第１単位時間毎の第４発電変化量と、前記複数の第４参照太陽光発電装置の夫々から所定の第２範囲以内に存在する複数の第５参照太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す前記第１単位時間毎の第５発電変化量に対して、前記第４参照太陽光発電装置毎及び前記第５参照太陽光発電装置毎に、予測時点以前の所定時間長の第９期間の前記第４発電変化量と前記第９期間より所定の第４時間差前の前記第９期間と同じ時間長の第１０期間の前記第５発電変化量の間の相関度を第５相関度として算出し、算出された前記第５相関度に基づいて、前記第４参照太陽光発電装置毎に、前記複数の第５参照太陽光発電装置の中から、気象変化に伴う発電量の変動パターンが前記第４時間差だけ先行して前記第４参照太陽光発電装置の当該変動パターンと類似する類似参照太陽光発電装置を１つ抽出する類似参照太陽光発電装置抽出手段と、前記第４参照太陽光発電装置と前記類似参照太陽光発電装置の組み合わせ毎に、前記類似参照太陽光発電装置の設置場所から当該類似参照太陽光発電装置に対応する前記第４参照太陽光発電装置の設置場所に向かう方向と、前記第４参照太陽光発電装置の設置場所から前記特定太陽光発電装置の設置場所に向かう方向のズレが一定角度範囲内である場合に、当該組み合わせの前記第４参照太陽光発電装置における前記第９期間の前記第４発電変化量で示される発電量の変動が、前記発電量予測手段が予測した前記特定太陽光発電装置の発電量に存在するか否かを判定する第２予測発電量検証手段と、を更に備える構成としても良い。
【００３２】
上記第１または第２の特徴の太陽光発電量予測装置は、既に抽出した類似太陽光発電装置或いは第２の類似太陽光発電装置の第２または第３発電変化量に基づく気象変化を、特定太陽光発電装置の発電量の予測に反映させるものであるが、類似太陽光発電装置或いは第２の類似太陽光発電装置において出現する以外の気象変化については、特定太陽光発電装置の発電量の予測に反映させることはできない。しかし、上記構成によれば、類似太陽光発電装置或いは第２の類似太陽光発電装置において出現する以外の気象変化の存在を、事前に知ることができ、第２予測発電量検証手段から発信される警報信号等を受信することで、新たな類似太陽光発電装置或いは第２の類似太陽光発電装置の抽出のやり直しや、予測した発電量の修正が可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００３３】
【図１】本発明に係る太陽光発電量予測装置の第１乃至第６実施形態における概略構成を示す図
【図２】或る気象条件下での２地点間の太陽光発電装置の実測発電量の一例を示す図
【図３】図２に示す２地点間の実測発電量と推定最大発電量の比を離散的変数とした場合のラグ相関を示す図
【図４】図２に示す２地点間の実測発電量を離散的変数とした場合のラグ相関を示す図
【図５】図２に示す２地点間の実測発電量と推定最大発電量の差を離散的変数とした場合のラグ相関を示す図
【図６】或る気象条件下での２地点間の太陽光発電装置の実測発電量の別の一例を示す図
【図７】図６に示す２地点間の実測発電量と推定最大発電量の比を離散的変数とした場合のラグ相関を示す図
【図８】図６に示す２地点間の実測発電量を離散的変数とした場合のラグ相関を示す図
【図９】図６に示す２地点間の実測発電量と推定最大発電量の差を離散的変数とした場合のラグ相関を示す図
【図１０】本発明に係る太陽光発電量予測装置の第２実施形態における処理手順を説明する図
【図１１】本発明に係る太陽光発電量予測装置における特定太陽光発電装置の発電量の予測における予測時点、予測期間、第１及び第２時間差の間の関係を説明する図
【図１２】本発明に係る太陽光発電量予測装置の第６実施形態における処理手順を説明する図
【図１３】本発明に係る太陽光発電量予測装置の第７実施形態における概略構成を示す図
【図１４】本発明に係る太陽光発電量予測装置の第８実施形態における概略構成を示す図
【図１５】本発明に係る太陽光発電量予測装置の第８実施形態における処理手順を説明する図
【図１６】本発明に係る太陽光発電量予測装置の別実施形態における第１の構成例を示す図
【図１７】本発明に係る太陽光発電量予測装置の別実施形態における第２の構成例を示す図
【発明を実施するための形態】
【００３４】
本発明に係る太陽光発電量予測装置（以下、適宜「本発明装置」という）の実施形態につき、図面に基づいて説明する。
【００３５】
〈第１実施形態〉
図１に示すように、第１実施形態に係る本発明装置１は、発電量取得装置１１、相関度算出手段１２、発電変化算出手段１３、最大発電量推定手段１４、類似太陽光発電装置抽出手段１５、及び、発電量予測手段１６を備えて構成される。
【００３６】
発電量取得装置１１は、図１に示すように、複数のユーザ建造物（住宅やビル等）に夫々設置された複数の太陽光発電装置３０から、各太陽光発電装置３０の所定の単位時間毎（例えば１分毎）の実測発電量Ｐｉ（ｔ）をアナログ或いはデジタル公衆電話回線やインターネット網等の所定のデータ通信回線３１を介して取得する。ここで、ｉは太陽光発電装置３０の識別番号で、ｔは予測当日の所定の基準時（例えば、午前０時）からの離散的な（例えば１分毎の）経過時間（時点）を示す離散値である。
【００３７】
各太陽光発電装置３０は、図示しないが、太陽電池パネル、太陽電池パネルの発電電力を家庭用の交流電力に変換するインバータ装置、太陽電池パネルの発電電量を逐次計測する電力計等を備え、発電量取得装置１１に対して、計測した単位時間毎の実測発電量を逐次（同じ単位時間毎に）送信するか、或いは、一定期間（例えば、１０分間）分を蓄積してから所定の時間間隔（例えば、１０分毎）で纏めて送信する。従って、発電量取得装置１１と太陽光発電装置３０の双方には、データ通信回線３１を介したデータ通信に必要な通信インターフェースが具備されている。
【００３８】
本実施形態では、複数の太陽光発電装置３０は、例えば複数の都道府県に跨る広範なエリアに分散して配置され、上記エリアを細分した住居等の存在する小区画（例えば１ｋｍ四方）内には、夫々数台乃至数１０台以上の太陽光発電装置３０が存在する場合を想定する。しかし、上記想定は一例であり、複数の太陽光発電装置３０の配置範囲や配置密度は上記に限定されるものではない。
【００３９】
相関度算出手段１２は、複数の太陽光発電装置３０の中から選択された予測対象の特定太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す所定の第１単位時間毎（例えば、１分毎）の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）と、特定太陽光発電装置の設置場所から所定範囲以内に存在する特定太陽光発電装置以外の複数の参照太陽光発電装置の発電量の気象変化に伴う変動を示す第１単位時間毎（例えば、１分毎）の第２発電変化量ＱＢｊ（ｔ）に対して、参照太陽光発電装置毎に、予測時点（ｔ＝ｔｆ）以前の所定時間長の第１期間Ｔ１の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）と第１期間Ｔ１より所定の第１時間差Δｔ１前の第１期間Ｔ１と同じ時間長の第２期間Ｔ２の第２発電変化量ＱＢｊ（ｔ−Δｔ１）の間の相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）を、以下の数１により算出する。ここで、ｊは参照太陽光発電装置３０の識別番号で、上記実測発電量Ｐｉ（ｔ）の識別番号ｉと同じであり、識別番号ｊの集合は、識別番号ｉの集合の部分集合である。相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）は、第１時間差Δｔ１の時差を有するラグ相関を示している。
【００４０】
（数１）
Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）＝Ｓ（Ｘ，Ｙ）／（σＸ・σＹ）
Ｓ（Ｘ，Ｙ）＝Σ｛（Ｘ−Ｘａ）・（Ｙ−Ｙａ）｝／ｎ
Ｘ＝ＱＡ（ｔ）
Ｙ＝ＱＢｊ（ｔ−Δｔ１）
【００４１】
上記数１第１式の右辺分子のＳ（Ｘ，Ｙ）は、離散的変数ＸとＹの共分散で、第２式に示すように、ＸとＹ夫々の離散値と平均値（Ｘａ，Ｙａ）との差の対応するもの同士の積を離散値の標本数ｎ分加算して（演算子Σ）、標本数ｎで除して得られる。右辺分母のσＸとσＹは夫々離散的変数ＸとＹの標準偏差である。離散的変数Ｘ及びＹの時間変数ｔは、第１期間Ｔ１内に属する離散値であり、離散的変数Ｘ（ｔ）と離散的変数Ｙ（ｔ）は同じ離散値ｔのものが対応する。
【００４２】
ここで、本実施形態では、第１期間Ｔ１と第２期間Ｔ２の所定時間長は、複数の参照太陽光発電装置の存在位置における日の出時刻ｔ０と、第１時間差Δｔ１によって一義的に決定される。つまり、第２期間Ｔ２を、予測当日の日の出時刻ｔ０から所定時間後（例えば、３０分後）に開始し、予測時点（ｔ＝ｔｆ）より第１時間差Δｔ１前に終了する期間と定め、第１期間Ｔ１を、第２期間Ｔ２より開示時点及び終了時点を夫々第１時間差Δｔ１ずつ遅らせた期間と設定する。尚、第１及び第２期間Ｔ１，Ｔ２に上限値を設け、予測時点の進行につれて、第１及び第２期間Ｔ１，Ｔ２が当該上限値を超過する場合には、第１及び第２期間Ｔ１，Ｔ２の各開始時刻を遅らせるようにしても良い。この場合、当該上限値は、例えば３時間程度に設定する。
【００４３】
第１発電変化量ＱＡ（ｔ）と第２発電変化量ＱＢｊ（ｔ）は、夫々、発電量取得装置１１で取得された複数の太陽光発電装置３０の実測発電量Ｐｉ（ｔ）の内の、特定太陽光発電装置の第１期間Ｔ１における実測発電量Ｐｘ（ｔ）と複数の参照太陽光発電装置の第２期間Ｔ２における実測発電量Ｐｊ（ｔ）に基づいて、発電変化算出手段１３によって夫々算出される。当該算出処理は、発電変化算出手段１３が、発電量取得装置１１から各太陽光発電装置３０の実測発電量Ｐｉ（ｔ）を取得する毎に、逐次、取得した実測発電量Ｐｉ（ｔ）に対応する発電変化量ＱＢｉ（ｔ）の比として、以下の数２に示す算出式により算出され、実測発電量Ｐｉ（ｔ）と発電変化量ＱＢｉ（ｔ）が所定の記憶装置１７内に記憶される。従って、第１期間Ｔ１における実測発電量Ｐｘ（ｔ）と第２期間Ｔ２における実測発電量Ｐｊ（ｔ）は、既に算出された発電変化量ＱＢｉ（ｔ）から必要部分を抽出することで得られる。尚、実測発電量Ｐｉ（ｔ）は所定の単位時間毎の離散値であるが、その所定の単位時間は、上記第１時間単位と同じであるのが好ましいが、異なっていても構わない。異なっている場合は、下記の数２の計算時に、実測発電量Ｐｉ（ｔ）の時間間隔を上記第１時間単位に合わせるように調整すれば良い。
【００４４】
（数２）
ＱＢｉ（ｔ）＝Ｐｉ（ｔ）／ＰＡｉ（ｔ）
【００４５】
数１中の右辺分母のＰＡｉ（ｔ）は、各太陽光発電装置３０の予測当日における所定の第１単位時間毎（例えば、１分毎）の推定最大発電量である。つまり、ＰＡｉ（ｔ）は、予測当日の時刻ｔにおける推定最大発電量を過去の実測データに基づいて算出したものである。本実施形態では、推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）として、例えば、予測当日前の１カ月間における同じ時刻ｔにおける実測発電量Ｐｉ（ｔ）の最大値を使用する。他の算出例としては、例えば、１年前の実測データが存在する場合は、予測当日前の２週間と、１年前の同日とその後２週間における同じ時刻ｔにおける実測発電量Ｐｉ（ｔ）の最大値を使用するようにしても良い。これは、１か月程の期間を想定すれば、必ずその期間内に快晴日が含まれ、最大日射量で発電した期間が存在するとの仮定に基づく。更に、他の算出例として、上記最大値を抽出する期間内で、上位２つまたは３つの最大値を抽出して、その２つまたは３つの最大値と各抽出日から予測当日の最大値を線形補間等によって推測するようにしても良い。更には、平均日射量の日推移や平均気温の日推移を考慮した所定の補正式を導出しておき、算出された最大値とその抽出日に基づいてその補正式より予測当日の最大値を補正するようにしても良い。
【００４６】
尚、各太陽光発電装置３０の推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）は、予測当日の予測処理開始前の所定時刻（午前０時から日の出時刻ｔ０の間、例えば、午前１時）に、最大発電量推定手段１４によって算出される。最大発電量推定手段１４は、記憶装置１７に保存されている過去の実測発電量Ｐｉ（ｔ）に基づいて、予測当日の推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）を計算して、記憶装置１７に保存する。
【００４７】
ここで、推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）を使用する意義について説明する。推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）は、各太陽光発電装置３０に設けられた太陽電池パネルの発電量に関係する諸条件の内、気象変化の影響を除く、太陽電池パネルの面積や定格出力、太陽電池パネルの設置条件（経度緯度、設置方位、傾斜角度、等）、及び、設置場所の日照条件（時期、時刻、隣接する建物による日影の状態、等）が全て考慮された後の、各時点での最大発電量となっている。従って、数１で規定される発電変化量ＱＢｉ（ｔ）は、実測発電量Ｐｉ（ｔ）と比較して、各太陽光発電装置３０における気象変化に起因する発電量の変化をより顕著に示す値になっている。この結果、推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）を使用する場合は、複数の太陽光発電装置３０の配置範囲の配置密度が低い場合、つまり、上記小区画内の太陽光発電装置３０の配置数が少ない場合においても、発電量に関係する諸条件が異なる太陽光発電装置３０間においても、気象変化に起因する発電量の変化のパターンが特定太陽光発電装置と類似する太陽光発電装置（後述する類似太陽光発電装置）の抽出がより効率的に可能となる。
【００４８】
本実施形態では、発電変化算出手段１３と最大発電量推定手段１４は、相関度算出手段１２と並列して設けられる構成を想定しているが、発電変化算出手段１３と最大発電量推定手段１４で算出される結果は、上述のように、相関度算出手段１２において使用されるため、発電変化算出手段１３と最大発電量推定手段１４を、相関度算出手段１２が備える構成としても良い。
【００４９】
相関度算出手段１２による特定太陽光発電装置と参照太陽光発電装置間の相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）の算出について、更に、詳細に説明する。本実施形態で対象とする気象変化には、低気圧等の比較的移動速度の速い雲（例えば、５０ｋｍ／ｈ程度）によるものや、夕立等の突発的に発生し、移動速度の遅い現象（例えば、２０ｋｍ／ｈ程度）によるものが含まれる。よって、これらの気象変化による発電量の変化を予測する場合、例えば３０分後の発電量の変動を予測するには、特定太陽光発電装置から２５ｋｍ程度の範囲内に存在する太陽光発電装置３０を参照太陽光発電装置として選択する。当該選択は、複数の太陽光発電装置３０に関する設置場所（経度緯度）を含む属性データを格納したデータベース１８にアクセスして、特定太陽光発電装置から２５ｋｍ程度の範囲内の設置場所（経度緯度）の太陽光発電装置３０を検索して行う。尚、当該検索によって選択された参照太陽光発電装置の数が多過ぎる場合や、特定の小区画内に集中している場合は、上記諸条件の内、特定の項目が相違するものを除外して、間引く処理を行っても構わない。これにより、層間度の算出に掛かる処理時間が短くなる。また、参照太陽光発電装置の選択範囲は、特定太陽光発電装置を中心とする円形エリア内でなくても良く、例えば、当該円形エリアの円周内側の円環部分、或いは、当該円周部分に位置する上記小区画の集合であっても良い。
【００５０】
相関度算出手段１２は、１つの特定太陽光発電装置に対して上記要領で選択された複数の参照太陽光発電装置に対して、第１時間差Δｔ１を、３０分後の発電量の変動を予測する場合には、３０分に初期設定して、上記数１に示す相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）を計算する。
【００５１】
類似太陽光発電装置抽出手段１５は、相関度算出手段１２が算出した相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）に基づいて、複数の参照太陽光発電装置の中から、相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）が最大の参照太陽光発電装置を、類似太陽光発電装置として抽出する。但し、最初に設定した第１時間差Δｔ１で、所定の閾値（例えば、０．８〜０．９の間の数値を設定する）を超える相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）が、全ての参照太陽光発電装置の中から算出されなかった場合は、第１時間差Δｔ１の設定を、例えば、±１分ずつ変更して、上記閾値を超える参照太陽光発電装置が現れるまで、全ての参照太陽光発電装置に対して相関度の計算を繰り返し実行する。或いは、第１時間差Δｔ１の初期設定として、予め複数通りを設定しておき、その初期設定範囲での計算結果の中に、上記閾値を超える参照太陽光発電装置が含まれていれば、相関度の計算を終了し、そうでなければ、上述のように、第１時間差Δｔ１の設定を、例えば、±１分ずつ変更して、上記閾値を超える参照太陽光発電装置が現れるまで、全ての参照太陽光発電装置に対して相関度の計算を繰り返し実行するようにしても良い。以上の要領で、気象変化に伴う発電量の変動パターンが第１時間差Δｔ１だけ先行して予測対象の特定太陽光発電装置の当該変動パターンと類似する類似太陽光発電装置が抽出される。
【００５２】
発電量予測手段１６は、類似太陽光発電装置抽出手段１５が抽出した類似太陽光発電装置の予測時点（ｔ＝ｔｆ）より第１時間差Δｔ１前の第１時点（ｔ＝ｔｆ−Δｔ１）から予測時点（ｔ＝ｔｆ）までの発電変化量ＱＢｉ（ｔ）のデータを記憶装置１７から読み出し、当該発電変化量ＱＢｉ（ｔ）を、特定太陽光発電装置の予測時点（ｔ＝ｔｆ）から第１時間差Δｔ１後の第２時点（ｔ＝ｔｆ＋Δｔ１）までの第１発電変化量ＱＡ（ｔ）とする。ここで、予測時点（ｔ＝ｔｆ）での第１発電変化量ＱＡ（ｔ）と予測時点（ｔ＝ｔｆ）より第１時間差Δｔ１前の類似太陽光発電装置の発電変化量ＱＢｉ（ｔ）が必ずしも同じ値であるとは限らないため、所定の誤差（例えば±５％）以上の乖離がある場合には、予測時点（ｔ＝ｔｆ）から第１時間差Δｔ１後までの第１発電変化量ＱＡ（ｔ）を以下の数３に示す算出式で補正して求めるようしても良い。但し、発電変化量ＱＢｉ（ｔｆ−Δｔ１）が１の場合は、係数ｋ１が無限大となり計算不能となるので、第１発電変化量ＱＡ（ｔｆ）が上記誤差範囲で１でない場合は、当該類似太陽光発電装置は、発電量予測に不適当であるとして、同様の条件下において次に相関度の高い参照太陽光発電装置を類似太陽光発電装置として抽出する。
【００５３】
（数３）
ＱＡ（ｔ）＝１−ｋ１・（１−ＱＢｉ（ｔ））
ｋ１＝（１−ＱＡ（ｔｆ））／（１−ＱＢｉ（ｔｆ−Δｔ１））
【００５４】
上記要領で導出した予測時点（ｔ＝ｔｆ）から第１時間差Δｔ１後までの第１発電変化量ＱＡ（ｔ）を、上記数２の左辺に代入すると、予測時点（ｔ＝ｔｆ）から第１時間差Δｔ１後まで（以下、「第１予測期間」と称す。）の特定太陽光発電装置の発電量の予測値が得られる。得られた予測値は、特定太陽光発電装置を特定して、記憶装置１７に一旦記憶される。尚、第１時間差Δｔ１は、類似太陽光発電装置の抽出に使用した相関度の算出時における第１時間差Δｔ１である。
【００５５】
以上の要領で、第１予測期間における特定太陽光発電装置の発電量の予測値は、過去の特定太陽光発電装置の発電量の実績値に基づいて算出された気象変化の影響を含まない推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）と、気象変化の影響を含む類似太陽光発電装置の発電変化量ＱＢｉ（ｔ）に基づいて算出される。
【００５６】
尚、第１時間差Δｔ１の設定を変更して相関度の計算を繰り返し実行しても、上記閾値を超える参照太陽光発電装置が抽出できない場合は、類似太陽光発電装置を抽出せず、予測時点（ｔ＝ｔｆ）から第１時間差Δｔ１後までの第１発電変化量ＱＡ（ｔ）は、以下の数４に示す算出式で求める。つまり、予測時点（ｔ＝ｔｆ）から第１時間差Δｔ１後までの推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）に予測時点での第１発電変化量ＱＡ（ｔｆ）を乗じてＱＡＱＡ予測値ＱＡ（ｔ）を求める。例えば、１日中快晴或いは雲の動きのない曇天等の気象変化のない日では、数４の予測式が適用できる。
【００５７】
（数４）
ＱＡ（ｔ）＝ＰＡｉ（ｔ）×ＱＡ（ｔｆ）
【００５８】
以上の要領で、１つの特定太陽光発電装置の発電量の予測値が得られるが、本実施形態では、複数の太陽光発電装置３０の中から、特定太陽光発電装置を１つずつ順次選択して、当該処理を繰り返して、全ての太陽光発電装置３０に対して、発電量の予測を実行する。また、当該処理は、一定の時間間隔（例えば、１５分〜３０分毎）で、日の出後所定時間経過後から周期的に日没まで繰り返し実行される。予測結果の発電量Ｐｉ（ｔ）は、発電量取得装置１１の通信インターフェースから、データ通信回線３１を経由して特定太陽光発電装置に都度提供され、特定太陽光発電装置において、当該予測データを用いた制御或いは予測値の表示が行われる。ここで、特定太陽光発電装置側での予測データを用いた制御や表示の詳細な内容は、本発明の本旨ではないので説明を省略する。
【００５９】
尚、発電量の予測対象となる太陽光発電装置３０は、複数の太陽光発電装置３０の全数ではなく、一部に限定しても構わない。つまり、当該予測値の提供を希望するユーザに限定して、予測結果を提供するようにしても良い。
【００６０】
本発明装置１を構成する発電量取得装置１１及び各手段１２〜１６は、上述の各処理が本発明装置１を構成するコンピュータのハードウェアを利用したデータ処理及び演算処理によって実現されるように構成されている。従って、本発明装置１は、コンピュータのハードウェアとそのハードウェア上で実行されるアプリケーションソフトウェアで構成される。
【００６１】
次に、本発明装置１の上記予測手法により、気象変化による発電量の変化を予測できることの説明を、実験データを用いて行う。
【００６２】
図２は、或る気象条件下での約１０ｋｍ離れた２地点（Ａ点とＢ点）間の実測発電量を示している（Ａ点を実線、Ｂ点を破線で示している）。図３は、図２に示す同じ日のＡ点とＢ点の実測発電量Ｐｉ（ｔ）を用いて上記数１及び数２により計算した相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）を、横軸を第１時間差Δｔ１としてプロットしたグラフである。図４は、同じ日のＡ点とＢ点の実測発電量Ｐｉ（ｔ）をそのまま上記数１の相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）の算出式における離散的変数ＸとＹとした場合の相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）を、横軸を第１時間差Δｔ１としてプロットしたグラフである。図５は、同じ日のＡ点とＢ点の実測発電量Ｐｉ（ｔ）と夫々の推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）との差分（ＰＡｉ（ｔ）−Ｐｉ（ｔ））を上記数１の相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）の算出式における離散的変数ＸとＹとした場合の相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）を、横軸を第１時間差Δｔ１としてプロットしたグラフである。
【００６３】
図２に示す日は、晴天から曇天、雨天と気象条件が変化した日で、雲の影響によって、実測発電量が何回にも亘って大きく変化している。図２に示すように、当該発電量の変化は約２０分の時間差をもってＡ点からＢ点に推移していることが分かる。図３〜図５は、発電量の変化のＡ点とＢ点間の３種類の相関度を示すグラフであるが、何れも第１時間差Δｔ１が約２１〜２２分のところにピークが存在しており、図２に示す時間差と一致しているが、図３に示す上記数１及び数２で規定する相関度が最も良好に気象変化による発電量の変化の２地点間の相関度を表していることが分かる。
【００６４】
図６に、同じ２地点（Ａ点とＢ点）間の別の日の実測発電量を示す（Ａ点を実線、Ｂ点を破線で示す）。図７〜図９に、上記図３〜図５に対応する３種類の相関度を、横軸を第１時間差Δｔ１としてプロットしたグラフを示す。図６に示す日は、Ａ点とＢ点で、明らかに互いに相関のない異なる気象変化が起きていることが分かる。従って、図７〜図９に示す３種類の相関度は何れも０．４以下の低い相関度を示している。しかし、図７に示す上記数１により計算した相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）が最も低い相関度を示しており、相関度の計算に用いる離散的変数Ｘ及びＹとして、数２に示す実測発電量Ｐｉ（ｔ）と推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）の比である発電変化量ＱＢｉ（ｔ）が最適であることが分かる。
【００６５】
〈第２実施形態〉
上記第１実施形態の本発明装置１において、特定太陽光発電装置の発電量の第１予測期間は、第１時間差Δｔ１で規定されるため、より長い第１予測期間は、第１時間差Δｔ１をより長く設定することで実現する。しかし、第１時間差Δｔ１を長く設定すると、選択する参照太陽光発電装置３０の範囲（面積）が拡大するため、参照太陽光発電装置３０の選択数が、第１時間差Δｔ１の増加率の２乗で増大する。そこで、本第２実施形態では、参照太陽光発電装置３０の選択数の増大を抑制して、予測期間を延長する方法を説明する。尚、本発明装置１の構成は、第１実施形態と同じであるので、重複する説明は割愛する。
【００６６】
本第２実施形態では、第１実施形態において抽出した類似太陽光発電装置を基準として、第２の類似太陽光発電装置を抽出して、第２の類似太陽光発電装置の発電変化量ＱＢｉ（ｔ）を基に、第１実施形態による予測時点（ｔ＝ｔｆ）から第１時間差Δｔ１後の第２時点までの第１予測期間以降において、第２時点から第２時点より第２時間差Δｔ２経過後の第４時点までの第２予測期間における特定太陽光発電装置の発電量を予測する。以下、第２の類似太陽光発電装置の抽出手順について説明する。
【００６７】
先ず、複数の太陽光発電装置３０の実測発電量Ｐｉ（ｔ）、推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）は、第１実施形態で取得されたものを使用することを前提として、図１０に示すように、相関度算出手段１２が、複数の太陽光発電装置３０の中から複数の第２参照太陽光発電装置を、第１実施形態における参照太陽光発電装置の選択と同じ要領で選択する。図１０中、Ｓ０が特定太陽光発電装置、Ｓ１が類似太陽光発電装置、Ｓ２が第２の類似太陽光発電装置、Ａ０が参照太陽光発電装置の選択範囲、Ａ１が第２参照太陽光発電装置の選択範囲を夫々示している。尚、図中の矢印は、気象変化の進行する方向を示している。第２参照太陽光発電装置は、類似太陽光発電装置Ｓ１から第２予測期間の長さ（第２時間差Δｔ２）に応じて定まる所定距離範囲内の存在する太陽光発電装置３０が選択される。仮に、第２予測期間の長さを仮に第１実施形態と同じく３０分とすれば、類似太陽光発電装置Ｓ１から２５ｋｍ程度の範囲内に存在する太陽光発電装置３０が、第２参照太陽光発電装置として選択される。第１予測期間と第２予測期間の長さは必ずしも同じである必要はない。ここで、選択された第２参照太陽光発電装置の内、類似太陽光発電装置Ｓ１より特定太陽光発電装置Ｓ０に近い範囲Ｂ０（図１０参照）内に存在するものを除外するようにしても良い。
【００６８】
相関度算出手段１２は、１つの類似太陽光発電装置に対して上記要領で選択された複数の第２参照太陽光発電装置に対して、第２時間差Δｔ２を、第２予測期間が３０分である場合には、３０分に初期設定して、以下の数５に示す第２相関度Ｒ２ｋ（ｔ＝ｔｆ）を計算する。第２相関度Ｒ２ｋ（ｔ＝ｔｆ）は、予測時点（ｔ＝ｔｆ）以前の所定時間長の第３期間Ｔ３の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）と第３期間Ｔ３より所定の第２時間差Δｔ２前の第３期間Ｔ３と同じ時間長の第４期間Ｔ４の第３発電変化量ＱＢｋ（ｔ−Δｔ２）の間の相関度である。ここで、ｊは類似太陽光発電装置の識別番号、ｋは第２参照太陽光発電装置の識別番号であり、離散的変数Ｘは類似太陽光発電装置の発電変化量ＱＢｊ（ｔ）であり、離散的変数Ｙは第２参照太陽光発電装置の発電変化量ＱＢｊ（ｔ−Δｔ２）である。第３発電変化量ＱＢｋ（ｔ）は、第２参照太陽光発電装置の実測発電量Ｐｉ（ｔ）に対応する発電変化量ＱＢｉ（ｔ）の比として、上記数２によって算出されるが、離散的変数Ｘ及びＹの各発電変化量は、複数の太陽光発電装置３０の実測発電量Ｐｉ（ｔ）に基づいて、発電変化算出手段１３が既に算出して記憶装置１７内に記憶した発電変化量ＱＢｉ（ｔ）から必要部分を抽出することで得られる。第２時間差Δｔ３を初期設定から変更する場合の要領、及び、第５期間Ｔ５及び第６期間Ｔ６の設定方法は、第１実施形態における第１時間差Δｔ１、第１期間Ｔ１及び第２期間Ｔ２の場合と同じであるので、重複する説明は割愛する。
【００６９】
（数５）
Ｒ２ｋ（ｔ＝ｔｆ）＝Ｓ（Ｘ，Ｙ）／（σＸ・σＹ）
Ｓ（Ｘ，Ｙ）＝Σ｛（Ｘ−Ｘａ）・（Ｙ−Ｙａ）｝／ｎ
Ｘ＝ＱＢｊ（ｔ）
Ｙ＝ＱＢｋ（ｔ−Δｔ２）
【００７０】
類似太陽光発電装置抽出手段１５は、第１実施形態の類似太陽光発電装置の抽出と同じ要領で、相関度算出手段１２が算出した第２相関度Ｒ２ｋ（ｔ＝ｔｆ）に基づいて、複数の第２参照太陽光発電装置の中から、第２相関度Ｒ２ｋ（ｔ＝ｔｆ）が最大の第２参照太陽光発電装置を第２の類似太陽光発電装置として抽出する。
【００７１】
発電量予測手段１６は、類似太陽光発電装置抽出手段１５が抽出した第２の類似太陽光発電装置の予測時点（ｔ＝ｔｆ）より第２時間差Δｔ２前の第３時点（ｔ＝ｔｆ−Δｔ２）から予測時点（ｔ＝ｔｆ）までの発電変化量ＱＢｉ（ｔ）のデータを記憶装置１７から読み出し、当該発電変化量ＱＢｉ（ｔ）を、特定太陽光発電装置の第２予測期間（第２時点（ｔ＝ｔｆ＋Δｔ１）から第２時間差Δｔ２後の第４時点（ｔ＝ｔｆ＋Δｔ１＋Δｔ２）まで）の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）とする。ここで、第２時点（ｔ＝ｔｆ＋Δｔ１）での第１実施形態で導出した第１発電変化量ＱＡ（ｔ）と予測時点（ｔ＝ｔｆ）より第２時間差Δｔ２前の第２の類似太陽光発電装置の発電変化量ＱＢｉ（ｔ）が必ずしも同じ値であるとは限らないため、所定の誤差（例えば±５％）以上の乖離がある場合には、第２時点（ｔ＝ｔｆ＋Δｔ１）から第２時間差Δｔ２後の第４時点までの第１発電変化量ＱＡ（ｔ）を以下の数６に示す算出式で補正して求めるようしても良い。但し、発電変化量ＱＢｉ（ｔｆ−Δｔ２）が１の場合は、係数ｋ２が無限大となり計算不能となるので、第１発電変化量ＱＡ（ｔｆ）が上記誤差範囲で１でない場合は、当該類似太陽光発電装置は、発電量予測に不適当であるとして、同様の条件下において次に第２相関度の高い参照太陽光発電装置を類似太陽光発電装置として抽出する。
【００７２】
（数６）
ＱＡ（ｔ）＝１−ｋ２・（１−ＱＢｉ（ｔ））
ｋ２＝（１−ＱＡ（ｔｆ＋Δｔ１））／（１−ＱＢｉ（ｔｆ−Δｔ２））
【００７３】
上記要領で導出した第２時点（ｔ＝ｔｆ＋Δｔ１）から第２時間差Δｔ２後までの第２予測期間の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）を、上記数２の左辺に代入すると、第２予測期間の特定太陽光発電装置の発電量の予測値が得られる。得られた予測値は、特定太陽光発電装置を特定して、記憶装置１７に一旦記憶される。尚、第２時間差Δｔ２は、類似太陽光発電装置の抽出に使用した相関度の算出時における第２時間差Δｔ２である。
【００７４】
更に、別実施形態として、上記第１実施形態で算出した第１予測期間の特定太陽光発電装置の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）についても、第２の類似太陽光発電装置の発電変化量ＱＢｉ（ｔ）を使用するようにしても良い。つまり、発電量予測手段１６が、第２の類似太陽光発電装置の予測時点（ｔ＝ｔｆ）より第１時間差Δｔ１と第２時間差Δｔ２の合計時間差（Δｔ１＋Δｔ２）前の第５時点から予測時点（ｔ＝ｔｆ）までの発電変化量ＱＢｉ（ｔ）のデータを記憶装置１７から読み出し、当該発電変化量ＱＢｉ（ｔ）を、特定太陽光発電装置の第１予測期間と第２予測期間の両方（予測時点（ｔ＝ｔｆ）から第１時間差Δｔ１と第２時間差Δｔ２の合計時間差（Δｔ１＋Δｔ２）後の第４時点まで）の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）とするようにしても良い。そして、上記要領で導出した第１及び第２予測期間の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）を、上記数２の左辺に代入すると、第１及び第２予測期間の特定太陽光発電装置の発電量の予測値が得られる。
【００７５】
図１１に、予測時点（ｔ＝ｔｆ）、第１時点〜第５時点（図１１中において、ｔ１〜ｔ５で示す）、第１時間差Δｔ１、第２時間差Δｔ２、第１及び第２予測期間の時間的な位置関係について、理解の容易のために纏めて示す。
【００７６】
〈第３実施形態〉
上記第２実施形態の第１の別実施形態（第３実施形態）について説明する。上記第２実施形態では、第１実施形態で抽出した類似太陽光発電装置を基準として、第２の類似太陽光発電装置を１つ抽出して、その１つの第２の類似太陽光発電装置の発電変化量ＱＢｉ（ｔ）に基づいて、特定太陽光発電装置の第２予測期間または第１及び第２予測期間における発電量を予測した。しかし、第２の類似太陽光発電装置と特定太陽光発電装置間の相関度については、当然に高いものと推定して実際にはその確認を行っていない。しかし、第２の類似太陽光発電装置と特定太陽光発電装置間は、ある程度の相関が高いと認められるものの、第２の類似太陽光発電装置から特定太陽光発電装置までの気象変化の移動時間が、第２の類似太陽光発電装置から類似太陽光発電装置までの移動時間（第２時間差Δｔ２に相当）と類似太陽光発電装置から特定太陽光発電装置までの移動時間（第１時間差Δｔ１に相当）の和になっているとは限らない。例えば、特定太陽光発電装置と類似太陽光発電装置と第２の類似太陽光発電装置が直線上に並んでいない場合は、両方の移動時間の和より早く気象変化が現れる可能性もある。また、逆に地形等の影響で遅く現れる可能性もある。
【００７７】
そこで、本第３実施形態では、発電量予測手段１６が特定太陽光発電装置の第２予測期間または第１及び第２予測期間における発電量を予測する前に、上記第２実施形態で抽出した１つの第２の類似太陽光発電装置と特定太陽光発電装置間の相関度（第３相関度）の確認を、相関度算出手段１２が実行する。具体的には、相関度算出手段１２が、下記の数７に示す第３相関度Ｒ３ｋ（ｔ＝ｔｆ）を計算する。第３相関度Ｒ３ｋ（ｔ＝ｔｆ）は、予測時点（ｔ＝ｔｆ）以前の所定時間長の第５期間Ｔ５の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）と第５期間Ｔ５より所定の第３時間差Δｔ３前の第５期間Ｔ５と同じ時間長の第６期間Ｔ６の第３発電変化量ＱＢｋ（ｔ−Δｔ３）の間の相関度である。ここで、ｋは第２の類似太陽光発電装置の識別番号、離散的変数Ｘは特定太陽光発電装置の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）であり、離散的変数Ｙは第２の類似太陽光発電装置の第３発電変化量ＱＢｋ（ｔ−Δｔ３）である。第３時間差Δｔ３は、初期値として（Δｔ１＋Δｔ２）に設定され、例えば±１分刻みで複数通りに変更される。第３発電変化量ＱＢｋ（ｔ）は、第２の類似太陽光発電装置の実測発電量Ｐｉ（ｔ）に対応する発電変化量ＱＢｉ（ｔ）の比として、上記数２によって算出されるが、離散的変数Ｘ及びＹの各発電変化量は、複数の太陽光発電装置３０の実測発電量Ｐｉ（ｔ）に基づいて、発電変化算出手段１３が既に算出して記憶装置１７内に記憶した発電変化量ＱＢｉ（ｔ）から必要部分を抽出することで得られる。第３時間差Δｔ３を初期設定から変更する場合の要領、及び、第５期間Ｔ５及び第６期間Ｔ６の設定方法は、第１実施形態における第１時間差Δｔ１、第１期間Ｔ１及び第２期間Ｔ２の場合と同じであるので、重複する説明は割愛する。
【００７８】
（数７）
Ｒ３ｋ（ｔ＝ｔｆ）＝Ｓ（Ｘ，Ｙ）／（σＸ・σＹ）
Ｓ（Ｘ，Ｙ）＝Σ｛（Ｘ−Ｘａ）・（Ｙ−Ｙａ）｝／ｎ
Ｘ＝ＱＡ（ｔ）
Ｙ＝ＱＢｋ（ｔ−Δｔ３）
【００７９】
類似太陽光発電装置抽出手段１５は、数７により算出した複数の第３時間差Δｔ３での第３相関度Ｒ３ｋ（ｔ＝ｔｆ）の中から最大の第３相関度Ｒ３ｋ（ｔ＝ｔｆ）を与える第３時間差Δｔ３を選択する。ここで、第３相関度Ｒ３ｋ（ｔ＝ｔｆ）中に上記所定の閾値（または、上記所定の閾値とは異なる別の閾値（例えば、０．８〜０．９の間の数値を設定する））以上となるものが存在しない場合は、第２相関度Ｒ２ｋ（ｔ＝ｔｆ）の次に大きい第２参照太陽光発電装置を第２の類似太陽光発電装置として抽出して、再度第３相関度Ｒ３ｋ（ｔ＝ｔｆ）を算出して、上記所定の閾値（または別の閾値）以上の第２参照太陽光発電装置が見つかるまで、当該処理を繰り返す。
【００８０】
そして、発電量予測手段１６は、第３時間差Δｔ３から第１時間差Δｔ１を差し引いた値を第２時間差Δｔ２と修正して、類似太陽光発電装置抽出手段１５が抽出した第２の類似太陽光発電装置の予測時点（ｔ＝ｔｆ）より第２時間差Δｔ２前から予測時点（ｔ＝ｔｆ）までの発電変化量ＱＢｉ（ｔ）のデータを記憶装置１７から読み出し、当該発電変化量ＱＢｉ（ｔ）を、特定太陽光発電装置の第２予測期間（第２予測時点（ｔ＝ｔｆ＋Δｔ１）から第２時間差Δｔ２後まで）の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）とする。第１発電変化量ＱＡ（ｔ）を上記数２の左辺に代入すると、第２予測期間の特定太陽光発電装置の発電量の予測値が得られる。
【００８１】
或いは、別実施形態として、発電量予測手段１６が、第２の類似太陽光発電装置の予測時点（ｔ＝ｔｆ）より第３時間差Δｔ３前から予測時点（ｔ＝ｔｆ）までの発電変化量ＱＢｉ（ｔ）のデータを記憶装置１７から読み出し、当該発電変化量ＱＢｉ（ｔ）を、特定太陽光発電装置の第１予測期間と第２予測期間の両方（予測時点（ｔ＝ｔｆ）から第３時間差Δｔ３後まで）の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）とするようにしても良い。第１発電変化量ＱＡ（ｔ）を上記数２の左辺に代入すると、第１及び第２予測期間の特定太陽光発電装置の発電量の予測値が得られる。
【００８２】
〈第４実施形態〉
上記第２実施形態の第２の別実施形態（第４実施形態）について説明する。上記第２実施形態では、第１実施形態で抽出した類似太陽光発電装置を基準として、第２の類似太陽光発電装置を１つ抽出して、その１つの第２の類似太陽光発電装置の発電変化量ＱＢｉ（ｔ）に基づいて、特定太陽光発電装置の第２予測期間または第１及び第２予測期間における発電量を予測した。しかし、第２の類似太陽光発電装置と特定太陽光発電装置間の相関度については、当然に高いと推定して実際にはその確認を行っていない。しかし、第２の類似太陽光発電装置と特定太陽光発電装置間は、ある程度の高い相関があると認められるものの、第２参照太陽光発電装置の中から特定太陽光発電装置との間で相関度が最高のものが抽出されているとは限らない。
【００８３】
そこで、本第４実施形態では、上記第２実施形態における第２の類似太陽光発電装置の抽出を、１つではなく複数に変更する。つまり、類似太陽光発電装置抽出手段１５は、相関度算出手段１２が算出した第２相関度Ｒ２ｋ（ｔ＝ｔｆ）に基づいて、複数の第２参照太陽光発電装置の中から、第２相関度Ｒ２ｋ（ｔ＝ｔｆ）の大きい順に複数（例えば、２以上１０以下の値）の第２参照太陽光発電装置を第２の類似太陽光発電装置の候補として抽出する。
【００８４】
そして、相関度算出手段１２が、第２の類似太陽光発電装置の候補の夫々に対して、以下の数８に示す第４相関度Ｒ４ｋ（ｔ＝ｔｆ）を計算する。第４相関度Ｒ４ｋ（ｔ＝ｔｆ）は、予測時点（ｔ＝ｔｆ）以前の所定時間長の第７期間Ｔ７の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）と第７期間Ｔ７より所定の時間差（第１時間差Δｔ１と第２時間差Δｔ２の合計）前の第７期間Ｔ７と同じ時間長の第８期間Ｔ８の第３発電変化量ＱＢｋ（ｔ−Δｔ１−Δｔ２）の間の相関度である。ここで、ｋは第２の類似太陽光発電装置の識別番号、離散的変数Ｘは特定太陽光発電装置の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）であり、離散的変数Ｙは第２の類似太陽光発電装置の第３発電変化量ＱＢｋ（ｔ−Δｔ１−Δｔ２）である。また、離散的変数Ｘ及びＹの各発電変化量は、複数の太陽光発電装置３０の実測発電量Ｐｉ（ｔ）に基づいて、発電変化算出手段１３が既に算出して記憶装置１７内に記憶した発電変化量ＱＢｉ（ｔ）から必要部分を抽出することで得られる。第７期間Ｔ７及び第８期間Ｔ８の設定方法は、第１実施形態における第１期間Ｔ１及び第２期間Ｔ２の場合と同じであるので、重複する説明は割愛する。
【００８５】
（数８）
Ｒ４ｋ（ｔ＝ｔｆ）＝Ｓ（Ｘ，Ｙ）／（σＸ・σＹ）
Ｓ（Ｘ，Ｙ）＝Σ｛（Ｘ−Ｘａ）・（Ｙ−Ｙａ）｝／ｎ
Ｘ＝ＱＡ（ｔ）
Ｙ＝ＱＢｋ（ｔ−Δｔ１−Δｔ２）
【００８６】
類似太陽光発電装置抽出手段１５は、数８により算出した複数の第４相関度Ｒ４ｋ（ｔ＝ｔｆ）の中から最大の第４相関度Ｒ４ｋ（ｔ＝ｔｆ）を与える第２の類似太陽光発電装置の候補を第２の類似太陽光発電装置として抽出する。ここで、第４相関度Ｒ４ｋ（ｔ＝ｔｆ）中に上記所定の閾値（または、上記所定の閾値とは異なる別の閾値（例えば、０．８〜０．９の間の数値を設定する））以上となるものが存在しない場合は、第２の類似太陽光発電装置の抽出を行わない。第２の類似太陽光発電装置を抽出した以降の処理は、第２実施形態と同様であるので、重複する説明は省略する。
【００８７】
〈第５実施形態〉
上記第２実施形態の第３の別実施形態（第５実施形態）について説明する。上記第２実施形態では、第１実施形態で抽出した類似太陽光発電装置を基準として、第２の類似太陽光発電装置を１つ抽出して、その１つの第２の類似太陽光発電装置の発電変化量ＱＢｉ（ｔ）に基づいて、特定太陽光発電装置の第２予測期間または第１及び第２予測期間における発電量を予測した。しかし、第２の類似太陽光発電装置と類似太陽光発電装置と特定太陽光発電装置の相互間の位置関係が、必ずしも１つの気象変化が連続して進行する位置関係となっていない可能性もある。つまり、第２の類似太陽光発電装置と類似太陽光発電装置間の相関性の基となる気象変化と、類似太陽光発電装置と特定太陽光発電装置間の相関性の基となる気象変化が異なる場合もあり得る。
【００８８】
そこで、本第５実施形態では、上記第２実施形態における第２の類似太陽光発電装置の抽出を、１つではなく複数に変更する。つまり、類似太陽光発電装置抽出手段１５は、相関度算出手段１２が算出した第２相関度Ｒ２ｋ（ｔ＝ｔｆ）に基づいて、複数の第２参照太陽光発電装置の中から、第２相関度Ｒ２ｋ（ｔ＝ｔｆ）の大きい順に複数（例えば、２以上１０以下の値）の第２参照太陽光発電装置を第２の類似太陽光発電装置の候補として抽出する。
【００８９】
次に、類似太陽光発電装置抽出手段１５が、第２の類似太陽光発電装置の候補と類似太陽光発電装置と特定太陽光発電装置の各設置場所（経度緯度）を、データベース１８にアクセスして検索し、類似太陽光発電装置の設置場所から特定太陽光発電装置の設置場所に向かう第１方向の方位角（例えば、北を０度、東を９０度、南を１８０度、西を２７０度
として０〜３６０度で表す）と、第２の類似太陽光発電装置の候補毎の第２の類似太陽光発電装置の設置場所から類似太陽光発電装置の設置場所に向かう第２方向の方位角を、夫々算出し、第１方向と第２方向の方位角の差の最も小さい第２の類似太陽光発電装置の候補を、第２の類似太陽光発電装置として抽出する。第２の類似太陽光発電装置を抽出した以降の処理は、第２実施形態と同様であるので、重複する説明は省略する。
【００９０】
〈第６実施形態〉
上記第２実施形態の更に幾つかの別実施形態について纏めて説明する。
【００９１】
上記第３乃至第５実施形態は、何れも上記第２実施形態で抽出された第２の類似太陽光発電装置と予測対象の特定太陽光発電装置の間の関係を直接確認する処理を追加的に設けたものであり、夫々の追加的に設けた確認処理は、夫々単独で実行される場合を説明した。しかし、上記第３乃至第５実施形態の各確認処理は、その内の２乃至３を組み合わせて実行しても良い。
【００９２】
上記第２乃至第５実施形態では、図１０に示すように、第１実施形態において抽出した類似太陽光発電装置Ｓ１を基準として、第２の類似太陽光発電装置Ｓ２を抽出して、第２の類似太陽光発電装置Ｓ２の発電変化量ＱＢｉ（ｔ）を基に、第２予測期間または第１及び第２予測期間における特定太陽光発電装置Ｓ０の発電量の予測値を求めた。これに対して、図１２に示すように、類似太陽光発電装置Ｓ１を基準として、第２の類似太陽光発電装置Ｓ２を抽出するのと同様の要領で、第２の類似太陽光発電装置Ｓ２を基準として、所定の範囲Ａ２内の複数の第３参照太陽光発電装置を選択して、その中から第３の類似太陽光発電装置Ｓ３を抽出し、第３の類似太陽光発電装置Ｓ３の発電変化量ＱＢｉ（ｔ）を基に、少なくとも第２予測期間より先の予測期間について特定太陽光発電装置Ｓ０の発電量の予測値を求めるようにしても良い。同様に、更に、第４の類似太陽光発電装置Ｓ４を抽出して、予測期間を長くするようにしても良い。この場合、第３以降の類似太陽光発電装置Ｓ３、Ｓ４についても、特定太陽光発電装置の間の関係を直接確認する上記第２乃至第５実施形態の追加的処理を実行するようにするのも好ましい。
【００９３】
〈第７実施形態〉
第７実施形態に係る本発明装置２は、図１３に示すように、上記第１乃至第６実施形態の本発明装置１に対して、第１予測発電量検証手段１９を備えた構成となっている。
【００９４】
第１予測発電量検証手段１９は、或る予測時点（ｔ＝ｔｆ）から一定時間経過後の検証時点（ｔ＝ｔｆ＋Δｔ）において、当該予測時点から検証時点までの検証期間中における発電量予測手段１６が予測した特定太陽光発電装置の発電量の予測値と、発電量取得装置１１が新たに取得した実測値の比較を行い、予測精度の検証を行う。一定時間Δｔは当然に第１時間差Δｔ１より短く、例えば、第１時間差Δｔ１の２０〜８０％程度の範囲内の１または複数通りを設定する。
【００９５】
予測精度の検証は、例えば、以下の２種類の検証の何れか一方または両方を行う。第１の検証では、当該検証期間の所定の単位時間毎（例えば１分毎）の差分値（絶対値）を予測値で除した誤差の最大値と平均値の何れか一方または両方が夫々の所定の上限値（例えば、最大値：１０％、平均値：５％）以下の場合に、予測が正しいと判断する。第２の検証では、当該検証期間の予測値と実測値のラグ相関を求め、相関の強い時間差を調べ、当該時間差が例えば±１分以内であれば、予測が正しいと判断する。ラグ相関の求め方は、上記数１の第１及び第２式に示す相関度Ｒｊ（ｔ＝ｔｆ）と同じ算出式を用い、夫々の離散的変数Ｘ，Ｙを当該検証期間の予測値と実測値とする。本実施形態では、第１の検証で予測が正しくないと判断されても、第２の検証で、予測が正しいと判断された場合は、第２の検証結果を優先する。
【００９６】
上記検証の結果、予測が正しくないと判定された場合は、その検証時点で、類似太陽光発電装置の抽出処理をやり直して、特定太陽光発電装置の発電量の予測値を再計算する。また、上記検証の結果、予測が正しいと判定された場合は、次の予め設定された予測時点まで、直近の予測時点で予測した予測値を使用する。
【００９７】
〈第８実施形態〉
第８実施形態に係る本発明装置３は、図１４に示すように、上記第１乃至第６実施形態の本発明装置１に対して、類似参照太陽光発電装置抽出手段２０と第２予測発電量検証手段２１を備えた構成となっている。尚、図１４には、上記第７実施形態の第１予測発電量検証手段１９を破線枠で表示しており、第１予測発電量検証手段１９を併設する別実施形態が可能であることを示している。
【００９８】
第８実施形態に係る本発明装置３は、上記第１または第２実施形態で予測された特定太陽光発電装置の発電量の予測値に対して、当該予測の基礎となっている気象変化と別の気象変化で、特定太陽光発電装置との相関の低い別の太陽光発電装置２０で既に発生しているイレギュラー或いは突発的な気象変化の影響による発電量の変動が、特定太陽光発電装置の発電量の変動として影響を及ぼすか否かの判定を行う。以下、当該判定を便宜的に「突発変動判定」と称し、具体的な「突発変動判定」の処理手順について説明する。
【００９９】
上記第１または第２実施形態で説明した特定太陽光発電装置の発電量の予測（通常予測）が終了した後、先ず、相関度算出手段１２が、図１５に示すように、複数の太陽光発電装置３０の中から特定太陽光発電装置Ｓ０から所定範囲Ｂ１（第１範囲に相当）内に存在する太陽光発電装置３０を第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉとして複数選択する。更に、相関度算出手段１２が、選択した第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉ毎に、複数の太陽光発電装置３０の中から特定太陽光発電装置Ｓ０から所定範囲Ｂ２内で、第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉから夫々所定範囲Ｂ３ｉ内（第２範囲に相当）に存在する太陽光発電装置３０を第５参照太陽光発電装置Ｃ２ｉｊとして選択する。ｉ及びｊは、本第８実施形態において、第４及び第５参照太陽光発電装置の識別番号である。所定範囲Ｂ１は、第１または第２実施形態の通常予測で予測した第１予測期間または第２予測期間内の一部の期間で上記イレギュラー或いは突発的な気象変化が到達し得る範囲として設定され、例えば、参照太陽光発電装置の選択範囲Ａ０の外縁を含む円環状のエリアを用いる。また、所定範囲Ｂ２は、所定範囲Ｂ１より外側に位置する円環状のエリアを用いる。一例として、参照太陽光発電装置の選択範囲Ａ０が、特定太陽光発電装置Ｓ０の設置場所を中心とする半径２５ｋｍの円形エリアとすると、所定範囲Ｂ１は特定太陽光発電装置Ｓ０の設置場所を中心とする半径２０〜２５ｋｍの円環状エリアであり、所定範囲Ｂ２は特定太陽光発電装置Ｓ０の設置場所を中心とする半径３０〜３５ｋｍの円環状エリアが想定される。また、所定範囲Ｂ３ｉは、第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉから夫々１５〜２０ｋｍ程度以内の範囲に設定される。尚、第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉ及び第５参照太陽光発電装置Ｃ２ｉｊの選択は、参照太陽光発電装置の選択と同様に、複数の太陽光発電装置３０に関する設置場所（経度緯度）を含む属性データを格納したデータベース１８にアクセスして、上記各範囲内の太陽光発電装置３０を検索して行う。
【０１００】
次に、相関度算出手段１２が、選択した第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉ毎に、選択した第５参照太陽光発電装置Ｃ２ｉｊに対して、第４時間差Δｔ４を、例えば２０分に設定して、以下の数９に示す第５相関度Ｒ５ｉｊ（ｔ＝ｔｆ）を夫々計算する。第５相関度Ｒ５ｉｊ（ｔ＝ｔｆ）は、予測時点（ｔ＝ｔｆ）以前の所定時間長の第９期間Ｔ９の第４発電変化量ＱＢｉ（ｔ）と第９期間Ｔ９より所定の第４時間差Δｔ４前の第９期間Ｔ９と同じ時間長の第１０期間Ｔ１０の第５発電変化量ＱＢｉｊ（ｔ−Δｔ４）の間の相関度である。ここで、離散的変数Ｘは第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉの第４発電変化量ＱＢｉ（ｔ）であり、離散的変数Ｙは第５参照太陽光発電装置Ｃ２ｉｊの第５発電変化量ＱＢｉｊ（ｔ−Δｔ４）である。第４発電変化量ＱＢｉ（ｔ）は、第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉの実測発電量Ｐｉ（ｔ）に対応する発電変化量ＱＢｉ（ｔ）の比として、上記数２によって算出される、第５発電変化量ＱＢｉｊ（ｔ）は、第５参照太陽光発電装置Ｃ２ｉｊの実測発電量Ｐｉｊ（ｔ）に対応する発電変化量ＱＢｉｊ（ｔ）の比として、上記数２によって算出されるが、離散的変数Ｘ及びＹの各発電変化量は、複数の太陽光発電装置３０の実測発電量Ｐｉ（ｔ）に基づいて、発電変化算出手段１３が既に算出して記憶装置１７内に記憶した発電変化量ＱＢｉ（ｔ）から必要部分を抽出することで得られる。第４時間差Δｔ４を初期設定から変更する場合の要領、及び、第９期間Ｔ９及び第１０期間Ｔ１０の設定方法は、第１実施形態における第１時間差Δｔ１、第１期間Ｔ１及び第２期間Ｔ２の場合と同じであるので、重複する説明は割愛する。尚、上記第５相関度Ｒ５ｉｊ（ｔ＝ｔｆ）の計算は、全ての選択した第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉと対応する全ての第５参照太陽光発電装置Ｃ２ｉｊに対して実行される。
【０１０１】
（数９）
Ｒ５ｉｊ（ｔ＝ｔｆ）＝Ｓ（Ｘ，Ｙ）／（σＸ・σＹ）
Ｓ（Ｘ，Ｙ）＝Σ｛（Ｘ−Ｘａ）・（Ｙ−Ｙａ）｝／ｎ
Ｘ＝ＱＢｉ（ｔ）
Ｙ＝ＱＢｉｊ（ｔ−Δｔ４）
【０１０２】
次に、類似参照太陽光発電装置抽出手段２０が、第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉ毎に、算出された第５相関度Ｒ５ｉｊ（ｔ＝ｔｆ）に基づいて、複数の第５参照太陽光発電装置Ｃ２ｉｊの中から、第５相関度Ｒ５ｉｊ（ｔ＝ｔｆ）が最大の第５参照太陽光発電装置Ｃ２ｉｊを１ずつ、気象変化に伴う発電量の変動パターンが第４時間差Δｔ４だけ先行して第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉの当該変動パターンと類似する類似参照太陽光発電装置Ｃ３ｉとして抽出する。
【０１０３】
次に、第２予測発電量検証手段２１が、第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉと対応する類似参照太陽光発電装置Ｃ３ｉの組み合わせ毎に、類似参照太陽光発電装置Ｃ３ｉの設置場所から対応する第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉの設置場所に向かう第１方向の方位角Ｄ１ｉと、第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉの設置場所から特定太陽光発電装置Ａ０の設置場所に向かう第２方向の方位角Ｄ２ｉの差を夫々算出し、以下の第１乃至第４ステップの処理（判定）を全ての第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉと対応する類似参照太陽光発電装置Ｃ３ｉの組み合わせに対して順次行う。
【０１０４】
第１ステップとして、２つの方位角Ｄ１ｉ，Ｄ２ｉが一定角度範囲内（例えば、±２０°以下）であるか否かをチェックする。上記一定角度範囲外であれば、次の第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉに移行し、最後の第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉであれば、判定処理を終了する。上記一定角度範囲内であれば、次のステップに移行する。
【０１０５】
第２ステップとして、予測時点（ｔ＝ｔｆ）より直前の、第１または第２実施形態の通常予測で予測された期間と同じ長さの期間内に、第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉの第４発電変化量ＱＢｉ（ｔ）の所定の短い期間（例えば、５分間）内での大きな減少が存在するか否かをチェックする。大きな減少の判定基準として、例えば、第４発電変化量ＱＢｉ（ｔ）の０．５以上の減少を想定する。大きな減少が確認できれば、次のステップに移行する。当該減少が確認できなければ、次の第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉに移行し、最後の第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉであれば、判定処理を終了する。
【０１０６】
第３ステップとして、当該減少の第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉから特定太陽光発電装置Ａ０までの移動時間を計算する。当該計算は、第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉと類似参照太陽光発電装置Ｃ３ｉ間の距離と第５相関度Ｒ５ｉｊ（ｔ＝ｔｆ）の計算に用いた第４時間差Δｔ４から移動速度を求め、第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉと特定太陽光発電装置Ａ０間の距離を、当該移動速度で除して求める。そして、当該減少の発生時刻と移動時間から、当該減少が、特定太陽光発電装置Ａ０で発生する時刻を予測する。
【０１０７】
第４ステップとして、特定太陽光発電装置Ａ０の発電量の予測値の当該発生予測時刻に同様の発電変化量の減少が存在するか否かをチェックする。同様の発電変化量の減少が存在する場合は、次の第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉに移行し、最後の第４参照太陽光発電装置Ｃ１ｉであれば、判定処理を終了する。逆に、同様の発電変化量の減少が存在しない場合は、当該発電変化量の減少を示すアラームデータ（発生時刻及び発電変化量の減少量）を特定太陽光発電装置Ａ０に、発電量取得装置１１の通信インターフェースから、データ通信回線３１を経由して提供される。ここで、特定太陽光発電装置側での当該アラームデータを用いた制御や表示の詳細な内容は、本発明の本旨ではないので説明を省略する。
【０１０８】
以下に、別の実施形態につき説明する。
〈１〉上記第１乃至第８実施形態では、本発明装置１〜３は、複数の太陽光発電装置３０とは、所定のデータ通信回線３１を介してデータの授受が可能に接続されている場合を想定した。つまり、本発明装置１〜３は、複数の太陽光発電装置３０の夫々とは、一定の距離を隔てて離間している場合を想定したが、本発明装置１〜３は、複数の太陽光発電装置３０の１つに内蔵或いは併設される構成であっても良い。
【０１０９】
更に、本発明装置１〜３の一部の構成要素が、複数の太陽光発電装置３０の内の予測対象の特定太陽光発電装置となる１または複数の太陽光発電装置３０に内蔵或いは併設される構成であっても良い。具体的には、例えば、図１６及び図１７に示す２つの構成例が考えられる。
【０１１０】
図１６に示す第１の構成例では、発電量取得装置１１、発電変化算出手段１３、最大発電量推定手段１４、記憶装置１７、及び、データベース１８が一纏まりとなって、本発明装置４から分離したセンター装置５として、複数の太陽光発電装置３０に対して１つ存在し、相関度算出手段１２、類似太陽光発電装置抽出手段１５、及び、発電量予測手段１６が一纏まりとなって、特定太陽光発電装置毎に分散配置される本発明装置４として、特定太陽光発電装置となる１または複数の太陽光発電装置３０に内蔵或いは併設される。
【０１１１】
図１７に示す第２の構成例では、発電量取得装置１１、記憶装置１７、及び、データベース１８が一纏まりとなって、本発明装置６から分離したセンター装置７として、複数の太陽光発電装置３０に対して１つ存在し、相関度算出手段１２、発電変化算出手段１３、最大発電量推定手段１４、類似太陽光発電装置抽出手段１５、及び、発電量予測手段１６が一纏まりとなって、特定太陽光発電装置毎に分散配置される本発明装置６として、特定太陽光発電装置となる１または複数の太陽光発電装置３０に内蔵或いは併設される。第２の構成例では、各特定太陽光発電装置側に、発電変化算出手段１３と最大発電量推定手段１４が設けられているため、発電変化算出手段１３と最大発電量推定手段１４で算出された各特定太陽光発電装置の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）と推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）が、各特定太陽光発電装置が計測した実測発電量Ｐｉ（ｔ）とともに、データ通信回線３１を介してセンター装置７側の発電量取得装置１１に送信される。この場合、或る特定太陽光発電装置の第１発電変化量ＱＡ（ｔ）は、他の特定太陽光発電装置に対する第２発電変化量ＱＢｊ（ｔ）や第３発電変化量ＱＢｋ（ｔ）となる。
【０１１２】
図１６及び図１７では、全ての太陽光発電装置３０が特定太陽光発電装置となる場合を想定している。尚、第７実施形態の第１予測発電量検証手段１９を備えた構成とする場合には、第１予測発電量検証手段１９は、特定太陽光発電装置側の本発明装置４，６に設けるのが良いが、センター装置５，７に設けることも可能である。また、第８実施形態の類似参照太陽光発電装置抽出手段２０と第２予測発電量検証手段２１を備えた構成とする場合には、類似参照太陽光発電装置抽出手段２０と第２予測発電量検証手段２１は、特定太陽光発電装置側の本発明装置４，６に設けるのが良いが、センター装置５，７に設けることも可能である。センター装置５，７に、第１予測発電量検証手段１９、或いは、類似参照太陽光発電装置抽出手段２０と第２予測発電量検証手段２１を設ける場合は、センター装置５，７は、各本発明装置４，６から夫々の特定太陽光発電装置の発電量の予測値を、データ通信回線３１を介して取得しておく必要がある。
【０１１３】
ところで、本別実施形態の本発明装置４，６及びセンター装置５，７の発電量取得装置１１、記憶装置１７、データベース１８、及び、各手段１２〜１６は、上記第１乃至第８実施形態の対応する装置及び手段と同じ機能を有するので、それらの詳細については重複する説明は省略する。但し、本発明装置４，６は、特定太陽光発電装置毎に分散して設けられているため、各本発明装置４，６は、対応する太陽光発電装置の１台だけを特定太陽光発電装置として、上述の処理を実行する。
【０１１４】
〈２〉上記実施形態では、第１発電変化量ＱＡ（ｔ）や第２発電変化量ＱＢｊ（ｔ）等の各太陽光発電装置３０の発電量の気象変化に伴う変動を示す発電変化量ＱＢｉ（ｔ）として、数２で示される実測発電量Ｐｉ（ｔ）を推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）で除した比を用いたが、実測発電量Ｐｉ（ｔ）をそのまま用いることも可能である。これは、図４を参照して説明したように、実測発電量Ｐｉ（ｔ）をそのまま相関度算出用の離散的変数ＸとＹとした場合でも、数２で算出される発電変化量を離散的変数ＸとＹとする上記各実施形態と同様に、或る程度の相関を検査できるからである。但し、各太陽光発電装置３０の実測発電量Ｐｉ（ｔ）は、気象変化以外の諸条件、つまり、太陽電池パネルの面積や定格出力、太陽電池パネルの設置条件（経度緯度、設置方位、傾斜角度、等）、及び、設置場所の日照条件（時期、時刻、隣接する建物による日影の状態、等）の影響も受けている。このため、相関度を算出する際に、これらの気象変化以外の諸条件の影響をできる限り排除する必要があり、複数の参照太陽光発電装置、複数の第２参照太陽光発電装置等の相関度算出時の対象となる太陽光発電装置の選択時に、気象変化以外の諸条件が共通する太陽光発電装置を選択すれば良い。斯かる選択方法として、例えば、太陽光発電装置間で、推定最大発電量ＰＡｉ（ｔ）の相関度の高い組み合わせのグループを予め抽出しておき、同じグループ内で、実測発電量Ｐｉ（ｔ）をそのまま離散的変数ＸとＹとして、数１に規定する相関度を算出する複数の参照太陽光発電装置等を選択する方法が考えられる。
【産業上の利用可能性】
【０１１５】
本発明に係る太陽光発電量予測装置は、太陽光発電装置の発電量の気象変化の伴う変動を予測するのに利用可能である。
【符号の説明】
【０１１６】
１，２，３，４，６：  太陽光発電量予測装置
５，７：  センター装置
１１：  発電量取得装置
１２：  相関度算出手段
１３：  発電変化算出手段
１４：  最大発電量推定手段
１５：  類似太陽光発電装置抽出手段
１６：  発電量予測手段
１７：  記憶装置
１８：  データベース
１９：  第１予測発電量検証手段
２０：  類似参照太陽光発電装置抽出手段
２１：  第２予測発電量検証手段
３０：  太陽光発電装置
３１：  データ通信回線
Ａ０：  参照太陽光発電装置の選択範囲
Ａ１：  第２参照太陽光発電装置の選択範囲
Ｂ０：  参照太陽光発電装置の選択除外範囲
Ｂ１：  第４参照太陽光発電装置の選択範囲
Ｂ２：  第５参照太陽光発電装置の第１の選択範囲
Ｂ３ｉ：  第５参照太陽光発電装置の第２の選択範囲
Ｃ１ｉ：  第４参照太陽光発電装置
Ｃ３ｉ：  類似参照太陽光発電装置
Ｓ０：  特定太陽光発電装置
Ｓ１：  類似太陽光発電装置
Ｓ２：  第２の類似太陽光発電装置
Ｓ３：  第３の類似太陽光発電装置
Ｓ４：  第４の類似太陽光発電装置
ｔ１：  第１時点
ｔ２：  第２時点
ｔ３：  第３時点
ｔ４：  第４時点
ｔ５：  第５時点
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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