(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽光発電設備のうちモニタリング設備を含む余剰電力買取契約設備と、太陽光発電設備のうち全量買取契約設備と、日射計とをそれぞれ複数地点に設置してある管轄内において、全ての太陽光発電設備を対象とする太陽光発電出力の推定方法であって、
各日射計が現在の日射量を自動的に測定する日射量測定ステップ、
各地点で測定された現在の日射量に基づいて管轄内の単位時間及び単位面積あたりの現在の平均日射量を自動的に算出する平均日射量算出ステップ、
全ての太陽光発電設備における現在の発電出力の推定値を現在の平均日射量から推定関数に基づいて自動的に算出する発電出力推定ステップを備え、
推定関数は、単位時間及び単位設備容量当たりのモニタリング設備の平均発電出力の基準値を現在の平均日射量に基づいて算出する基準関数と、単位時間及び単位設備容量当たりの全ての太陽光発電設備における平均発電出力の基準値を算出する変換関数に基準関数を補正するための補正係数と、全ての太陽光発電設備の設備容量の全容量であって変換関数に乗ずる既知数と、に基づく関数であり、
補正係数は、過去の同一期間内における、全ての全量買取契約設備の発電電力量の実績値と、基準関数及び全ての全量買取契約設備の設備容量の全容量に基づいて算出した全量買取契約設備の発電電力量の推定値と、に基づく係数であることを特徴とする太陽光発電出力の推定方法。
【請求項２】
日射計を設置した全地点と、全量買取契約設備を設置した全地点とには、異なる地点が存在することを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電出力の推定方法。
【請求項３】
日射計を設置した全地点と、モニタリング設備を設置した全地点とには、異なる地点が存在することを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽光発電出力の推定方法。
【請求項４】
日射計は、全天日射計であることを特徴とする請求項１、２又は３に記載の太陽光発電出力の推定方法。
【請求項５】
太陽光発電設備のうち複数地点に設置されたモニタリング設備を含む余剰電力買取契約設備と、太陽光発電設備のうち複数地点に設置された全量買取契約設備と、現在の日射量を自動的に測定するために複数地点に設置された日射計と、各日射計から送信される日射量データを受信する監視所とを管轄内に備え、
監視所は、
各地点の日射計で測定された現在の日射量データに基づいて単位時間及び単位面積あたりの管轄内の現在の平均日射量を自動的に算出する平均日射量算出手段と、
全ての太陽光発電設備における現在の発電出力の推定値を現在の平均日射量から推定関数に基づいて自動的に算出する発電出力推定手段とを備え、
推定関数は、単位時間及び単位設備容量当たりのモニタリング設備の平均発電出力の基準値を現在の平均日射量に基づいて算出する基準関数と、単位時間及び単位設備容量当たりの全ての太陽光発電設備における平均発電出力の基準値を算出する変換関数に基準関数を補正するための補正係数と、全ての太陽光発電設備の設備容量の全容量であって変換関数に乗ずる既知数と、に基づく関数であり、
補正係数は、過去の同一期間内における、全ての全量買取契約設備の発電電力量の実績値と、基準関数及び全ての全量買取契約設備の設備容量の全容量に基づいて算出した全量買取契約設備の発電電力量の推定値と、に基づく係数であることを特徴とする太陽光発電出力の推定装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力会社が電力を供給する管轄内に設置された太陽光発電設備の発電出力を推定する方法、及び装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電（以下、「ＰＶ」とも言う。）の普及が拡大している。そしてＰＶ用の設備（以下、「ＰＶ設備」とも言う。）が大量に電力系統に連系されたときには、需要と供給の関係を調整するため、電力会社は、自社の管轄内に設置された各ＰＶ設備の現時点における発電出力（以下、「ＰＶ出力」とも言う。）の合計値（以下、「ＰＶ総出力」とも言う。）を把握することが必要となる。
【０００３】
日射量からＰＶ総出力を算出する方法としては、ＰＶ設備の太陽電池パネルの設置傾斜や設置方位、設備容量、パワーコンディショナーの特性等の多数の変数を用いる方法が知られている。しかしＰＶ総出力を算出するために、各ＰＶ設備についてこのような多数の変数を把握することは現実的ではない。
【０００４】
そこでこのような多数の変数ではなく、より少数の変数を用いる方法として、管轄内を複数の地域に便宜上分け、各地域に設置した日射計の測定データ（日射量データ）、電力会社が所有している各ＰＶ設備におけるＰＶ出力の測定データ（ＰＶ出力データ）等から、ＰＶ総出力を推定する方法が提案されている（非特許文献１）。
【０００５】
この方法は、各地域のＰＶ設備におけるＰＶ出力の測定データ（ＰＶ出力データ）と、ＰＶ設備の設置箇所における日射計の日射量データとを用い、ＰＶ出力と日射量との間に相関関係があることを発見したことに基づくものであり、各地域のＰＶ出力を一次関数（各地域の日射量と、それに乗算する係数との一次関数）により算出し、各地域のＰＶ出力を合計してＰＶ総出力を求めるものである。
【先行技術文献】
【非特許文献】
【０００６】
【非特許文献１】野見山史敏、高野浩貴、村田純一、「電力系統運用を考慮した全天日射強度から太陽光発電出力への簡易換算方法に関する一検討」、平成２５年電気学会電力・エネルギー部門大会、２０１３年８月２７日、No.234、pp２６−１１、２６−１２
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
ちなみにこの非特許文献１では、ＰＶ設備と日射計の設置地点のことを観測地点と表記しており、この観測地点は、非特許文献の図１において黒丸で各地域（各県）に１つずつ示されている。したがって非特許文献においても、ＰＶ設備と日射計とは、同一地点に設置されていると判断するのが妥当である。
【０００８】
しかしながらＰＶ設備が設置された地点毎に日射計を設置することは設置場所の確保や費用等の観点から現実的ではない。ちなみにＰＶ出力を把握するためにロードサーベイメータを各ＰＶ設備に取り付けると共に、監視所で全てのＰＶ出力を把握する手法を採用すれば、日射計は不要となるが、このような手法も現実的ではない。
【０００９】
またこの非特許文献の方法で検証したのは、各地域に設置された多数のＰＶ設備のうち１つのＰＶ設備のＰＶ出力と、日射計の日射量との同一期間内における相関関係であり、各地域の全てのＰＶ設備のＰＶ出力と日射計の日射量との相関関係ではない。したがってこの方法が、管轄内の全てのＰＶ設備のＰＶ総出力に適用できるとは言い難い。
【００１０】
本発明は上記実情を考慮して創作されたもので、その目的は、日射計とＰＶ設備の設置地点が同一地点（１対１の関係に設置された地点）の場合に限らず異なる地点であったとしても、日射計の現時点の日射量データに基づいて管轄内の現時点のＰＶ総出力を推定できるようにすることである。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
本発明の太陽光発電出力の推定方法は、太陽光発電設備のうちモニタリング設備を含む余剰電力買取契約設備と、太陽光発電設備のうち全量買取契約設備と、日射計とをそれぞれ複数地点に設置してある管轄内において、全ての太陽光発電設備を対象とするものである。そして本発明の太陽光発電出力の推定方法は、各日射計が現在の日射量を自動的に測定する日射量測定ステップ、各地点で測定された現在の日射量に基づいて管轄内の単位時間及び単位面積あたりの現在の平均日射量を自動的に算出する平均日射量算出ステップ、全ての太陽光発電設備における現在の発電出力の推定値を現在の平均日射量から推定関数に基づいて自動的に算出する発電出力推定ステップを備える。また推定関数は、単位時間及び単位設備容量当たりのモニタリング設備の平均発電出力の基準値を現在の平均日射量に基づいて算出する基準関数と、単位時間及び単位設備容量当たりの全ての太陽光発電設備における平均発電出力の基準値を算出する変換関数に基準関数を補正するための補正係数と、全ての太陽光発電設備の設備容量の全容量であって変換関数に乗ずる既知数と、に基づく関数である。そして補正係数は、過去の同一期間内における、全ての全量買取契約設備の発電電力量の実績値と、基準関数及び全ての全量買取契約設備の設備容量の全容量に基づいて算出した全量買取契約設備の発電電力量の推定値と、に基づく係数である。
【００１２】
日射計と全量買取契約設備とは必ず同一地点へ設置するものであっても良いが、より現実的な対応として、次のようにすることが望ましい。
すなわち日射計を設置した全地点と、全量買取契約設備を設置した全地点とには、異なる地点が存在することである。
【００１３】
また日射計とモニタリング設備とは必ず同一地点へ設置するものであっても良いが、より現実的な対応として、次のようにすることが望ましい。
すなわち日射計を設置した全地点と、モニタリング設備を設置した全地点とには、異なる地点が存在することである。
【００１４】
日射計には、全天日射計と直達日射計が存在するが、次のようにすることが望ましい。  すなわち日射計には、全天日射計を用いることである。
【００１５】
また本発明の太陽光発電出力の推定方法に対応する推定装置は、太陽光発電設備のうち複数地点に設置されたモニタリング設備を含む余剰電力買取契約設備と、太陽光発電設備のうち複数地点に設置された全量買取契約設備と、現在の日射量を自動的に測定するために複数地点に設置された日射計と、各日射計から送信される日射量データを受信する監視所とを管轄内に備えるものとする。そして監視所は、各地点の日射計で測定された現在の日射量データに基づいて単位時間及び単位面積あたりの管轄内の現在の平均日射量を自動的に算出する平均日射量算出手段と、全ての太陽光発電設備における現在の発電出力の推定値を現在の平均日射量から推定関数に基づいて自動的に算出する発電出力推定手段とを備える。そして推定関数は、単位時間及び単位設備容量当たりのモニタリング設備の平均発電出力の基準値を現在の平均日射量に基づいて算出する基準関数と、単位時間及び単位設備容量当たりの全ての太陽光発電設備における平均発電出力の基準値を算出する変換関数に基準関数を補正するための補正係数と、全ての太陽光発電設備の設備容量の全容量であって変換関数に乗ずる既知数と、に基づく関数である。また補正係数は、過去の同一期間内における、全ての全量買取契約設備の発電電力量の実績値と、基準関数及び全ての全量買取契約設備の設備容量の全容量に基づいて算出した全量買取契約設備の発電電力量の推定値と、に基づく係数である。
【発明の効果】
【００１６】
本発明の太陽光発電出力の推定方法及び推定装置によれば、日射計と太陽光発電設備（モニタリング設備又は全量買取契約設備）の設置地点が同一地点（１対１の関係に設置された地点）の場合に限らず異なる地点の場合であったとしても、日射計の現時点の日射量データに基づいて管轄内の現時点の太陽光発電設備の発電出力を推定できる。しかも太陽光発電設備の発電出力を推定する推定関数は、モニタリング設備の平均発電出力の基準値を全量買取契約設備の発電電力量の実績値等に基づいて補正した変換関数を利用するものなので、太陽光発電出力の推定値が精度の高いものになる。
【００１７】
また日射計と太陽光発電設備の設置地点が異なる地点の場合であっても、日射計の現時点の日射量データに基づいて管轄内の現時点の太陽光発電設備の発電出力を推定できるので、実用性の高いものである。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】管轄内のＰＶ設備及び日射計の設置地点を示す説明図である。
【図２】全天日射量データの処理方法を比較したグラフである。
【図３】（ａ）〜（ｄ）図は、全天日射量データとモニタリング設備のＰＶ出力との関係性を示す季節ごとのグラフである。
【図４】全天日射量データとモニタリング設備のＰＶ出力との関係性を示す4月のグラフで、特性曲線を含めてある。
【図５】各ＰＶ設備の検針期間を示すグラフである。
【図６】基準関数から求めた発電電力量の推定値と、実績値とを比較するグラフである。
【図７】（ａ）〜（ｄ）図は、各季節に含まれる月ごとの変換関数を示すグラフである。
【図８】２０１３年（推定関数を導出したデータが属する年）の発電電力量の実績値と、推定値とを比較するグラフである。
【図９】本発明の太陽光発電出力の推定装置の第一実施形態の概要を示す説明図である。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
本発明は、＜１＞日射計およびＰＶ設備で測定した過去の特定年度の測定データに基づいてＰＶ総出力を算出する推定関数を導出すること（以下、「推定関数の導出」と言う。）、からなされたものである。
【００２０】
＜１＞推定関数の導出にあたって、まず＜１．１＞ＰＶ出力の測定地点および測定データを特定する。
＜１．１．1＞測定地点の特定
ところでＰＶは、再生可能エネルギーの固定価格買取制度において、対象エネルギーの一つとなっている。そしてこの制度では、ＰＶ設備で発生した電気の全てを電力会社が買い取るという契約が締結された設備（以下、「全量買取契約設備」と言う。）と、ＰＶ設備で発生した電気のうち余剰分（ＰＶ設備の保有者が使用しない分）の電気を電力会社が買い取るという契約が締結された設備（以下、「余剰買取契約設備」と言う。）とが存在する。そして図１には、管轄内の余剰買取契約設備のうちロードサーベイメータを設置している設備（以下、「モニタリング設備」と言う。）のＰＶ出力及び日射量の各測定地点、つまり、モニタリング設備及び日射計の設置地点が示されている。測定地点は、富山・石川・福井の３県にまたがっており、日射量（ここでは全天日射量）の測定地点（図中での丸表示）が２０１３年４月〜２０１３年９月までは２０地点、２０１３年１０月からは１地点廃止した関係上、２０１３年１０月〜２０１４年３月までは、１９地点となっている。またモニタリング設備のＰＶ出力の測定地点（図中での四角表示）が３０地点である。図から分かるように、日射計の全天日射量の測定地点とモニタリング設備のＰＶ出力の測定地点は異なっている。なお全量買取契約設備は、管轄内に多数点在しており、図１には示していないが、日射計及びモニタリング設備の設置地点とも異なっている。
【００２１】
＜１．１．２＞測定データの特定
測定データのうち日射量データ（全天日射量データ）は、水平面に設置された日射計（全天日射計）の測定データ（測定周期１秒）を使用する。
また測定データのうち、モニタリング設備のＰＶ出力の測定データ（ＰＶ出力データ）は、３０分ごとの発電電力量として自動的に測定されたデータを使用する。日射量データおよびＰＶ出力データは、後述する監視所のコンピュータに自動的に保存されたものである。またＰＶ出力データは、下記式（１）を用いて、設備容量に対する倍数で当該発電電力量を表示するＰＵ法での３０分間の平均出力として、以後、取り扱う。
【数１】
0006449670.tif 000002
Ｐ：３０分平均出力（p.u.）
Ｗ：３０分の発電電力量（kWh）
Ｃ：設備容量（kW）
設備容量とは、ＰＶ設備から出力される最大電力の理論値のことであり、より具体的な例を挙げて説明すれば、ＰＶ設備が太陽電池パネルとパワーコンディショナーとを備える構成の場合には、太陽電池パネルの定格容量と、パワーコンディショナーの定格容量のうち、小さい方である。なお両方の定格容量が同じ場合には、どちらを設備容量としても良い。
【００２２】
次に＜１．２＞日射計の全天日射量とモニタリング設備のＰＶ出力との関係性を求める。ただし図１に示すように、日射計とモニタリング設備の設置地点が異なるため、１つの日射計が測定した全天日射量データと、１つのモニタリング設備が測定したＰＶ出力データとの関係性を求めることはできない。したがって＜１．２．１＞全天日射量データの処理方法の特定、＜１．２．２＞モニタリング設備のＰＶ出力データの処理方法の特定、を行ったうえで、＜１．２．３＞全天日射量データとモニタリング設備のＰＶ出力データの関係性を求める。
【００２３】
＜１．２．１＞全天日射量データの処理方法
全天日射量データの処理方法として２通りの方法について比較した。１つ目は、日射計を設置した２０地点の全天日射量データをもとに、モニタリング設備の設置地点である３０地点のならし効果を考慮した日射量を、遷移仮説により推定し、この推定した日射量を３０分平均するという手法である。遷移仮説とは、本願の出願人によって示された説であり、太陽光発電等の再生可能エネルギーが広範囲に分散して設置されるほど、全体の出力変動（総合出力変動）が平滑化されるという、ならし効果を考慮し、その総合出力変動を高精度で予測する説である。もう少し説明すれば、総合出力変動特性は遅い出力変動では同期し、早い出力変動ではランダムとなり、遷移仮説は同期変動からランダム変動への遷移を表現するものである。一方、２つ目は、２０地点の単位時間（測定周期１秒当たり）及び単位面積（１m2当たり）の日射量を単純に平均し、その平均値をさらに３０分平均する（１秒当たりの日射量の平均値を３０分間ぶん合計し、その合計値を３０で割って１分当たりの平均日射量を算出する）という方法である。
１つ目の方法は３０地点分のならし効果を考慮しており、２つ目の方法は２０地点分のならし効果しか考慮していない。ここで３０分平均するのは、モニタリング設備のＰＶ出力との時間の整合をとるためである。
この２通りの方法により３０分平均した日射量（kW/m2）で比較した一例（２０１３年４月８日の測定データ）を図２に示す。図２から分かるように、両方法で算出した特性カーブは、ほとんど重なっている。これは３０分平均では日射量の変動にならし効果の影響が現れないためであると考えられる。したがって全天日射量データは算出の容易さを考慮して、２つ目の方法により処理する。
【００２４】
＜１．２．２＞モニタリング設備のＰＶ出力データの処理方法
モニタリング設備は全部で３０地点であり、全てのモニタリング設備のＰＶ出力は、式（１）に準拠する下記式（２）により算出される。
【数２】
0006449670.tif 000003
Ｐ：３０分平均出力（p.u.）
Ｗｉ：ｉ地点のモニタリング設備のＰＶ出力（３０分の発電電力量（kWh））
Ｃｉ：ｉ地点のモニタリング設備の設備容量（kW）
上記式（２）により、全てのモニタリング設備のＰＶ出力を算出することにより、太陽電池パネルの設置傾斜や設置方位等の条件を用いることなく、単位設備容量（１kW）あたりのおおよそのＰＶ出力を把握することが可能である。したがって上記式（２）を用いて、この後に求める全天日射量とモニタリング設備のＰＶ出力の関係性は、太陽電池パネルの設置傾斜や設置方位等の影響を含んだものとなる。
【００２５】
＜１．２．３＞全天日射量データとモニタリング設備のＰＶ出力データの関係性
図３の（ａ）〜（ｄ）は、横軸を全天日射量の２０地点の３０分平均値（以下、単に「平均全天日射量」と言う。）、縦軸を上記式（２）より求めた全てのモニタリング設備のＰＶ出力のp.u.値として、両者の関係を季節毎に表したグラフである。また各グラフには、各季節の月ごとに、両者の関係が示されている。なお同時刻において平均全天日射量またはモニタリング設備のＰＶ出力のどちらか一方でも０となるデータについては除外した。図３により、月別に比較した場合、同じ平均全天日射量でも、モニタリング設備のＰＶ出力に差があることが分かる。これは太陽電池パネルの温度が違うことが一因として考えられる。また１２月〜２月のデータでは、平均全天日射量が大きくてもモニタリング設備のＰＶ出力が小さい領域のデータが多数存在するが、これは太陽電池パネルへの積雪により、太陽光が太陽光パネルに到達しないことによるものであると考えられる。
【００２６】
ここで全天日射量データと全てのモニタリング設備のＰＶ出力データの関係性を回帰分析により求めることにする。図３（ａ）に示すように全天日射量が１kW/m2に近い領域では、モニタリング設備のＰＶ出力に飽和傾向が見られるため、関係性を二次曲線で表すことにする。回帰分析では最小二乗法を用いて、二次曲線を求めた。月別に回帰分析した結果のうち、以下の３つの条件（１）、（２）、（３）を考慮し、全天日射量とモニタリング設備のＰＶ出力との間の飽和傾向が把握できる二次曲線を選出した。
（１）太陽電池パネルへの積雪の影響がないデータが使われていること。全天日射量と積雪は無関係であるため、積雪の影響を含んでいないデータを使用する必要がある。
（２）全天日射量が１kW/m2に近い領域にもデータが十分存在すること。
（３）データのばらつきが少ないこと。ばらつきが少ないほうが関係性をより表していると言えるからである。
これらの条件を月ごとの回帰分析結果の評価を下記の表１に示す。
【表１】
0006449670.tif 000004
表１では、３つの条件（１）、（２）、（３）は横列の項目で、丸数字で表されている。条件（１）、（２）は、条件を満たせば「○」、満たさなければ「×」で評価し、条件（３）は、回帰分析の相関係数（R2）で評価する。表１より、４月から８月の特性が条件（１）、（２）を満たしている。このうち、データのばらつきが最も少ない（相関係数が最も大きい）４月の回帰分析結果を全天日射量データとモニタリング設備のＰＶ出力との関係性を表す特性曲線とする。この特性曲線は、図４に示されており、ｘを平均全天日射量とする二次関数Ｐ（ｘ）で下記式（３）のように表される。なお二次関数Ｐ（ｘ）は基準関数とも言う。
【数３】
0006449670.tif 000005
ただしＰ（ｘ）≦０の場合はＰ（ｘ）＝０、Ｐ（ｘ）≧１の場合はＰ（ｘ）＝１とする。
【００２７】
次に＜１．３＞特性曲線に基づく全量買取契約設備の発電電力量の推定値の算出方法、を特定する。
全量買取契約設備の測定データは、設備毎に検針期間は明確であるが、検針時刻は不明なものである。そこで検針時刻は一律に正午と仮定した。１つの全量買取契約設備における１ケ月間のＰＶ出力の推定値Ｗｓは、下記式（４）で表される。
【数４】
0006449670.tif 000006
Ｗｓ：１つの全量買取契約設備における発電電力量の推定値
Ｃｚ：全量買取契約設備の設備容量
ｍ：検針期間初日の正午から最終日正午までの平均全天日射量の測定回数
ｘj：ｊ回目に測定された平均全天日射量（kW/m2）
ただし設備容量は、モニタリング設備と同様に、太陽光発電設備から出力される最大電力の理論値のことであり、より具体的に言えば太陽光発電設備の太陽電池パネルの定格容量と、パワーコンディショナーの定格容量のうち、小さい方である。なお両方の定格容量が同じ場合には、どちらを設備容量としても良い。
全量買取契約設備の発電電力量の測定データは、当該設備の電力量計を作業員が検針することにより、取得する。つまり今回の検針日とその直前の検針日との間の期間（以下、「検針期間」と言う。）に発電した電力量の積算値（検針期間中に電力会社が買い取りした電力量）を検針員は、電力量計に表示された電力量から把握することができ、当該積算値が測定データとなる。つまり当該積算値は買取電力量であり、発電電力量の実績値でもある。
【００２８】
次に＜１．４＞全量買取契約設備における発電電力量の推定値と実績値との比較、を行う。
全ての全量買取契約設備について、１ケ月間の発電電力量の推定値と実績値を比較し、月ごとに特性曲線から求めた発電電力量の推定値が、同じ月における全量買取契約設備の発電電力量の実績値の合計値に一致するかどうかを確認する。
ここで全量買取契約設備の発電電力量の実績値は、設備毎に検針日が異なることに留意する必要がある。より詳しく言えば、数人の検針員が管轄内に自分の検針領域を割り当てられており、ひと月に１回、各検針員が自分の検針領域に存在する全ての全量買取契約設備を実際に見て、検針を行っている。１日に検針できる全量買取契約設備の数は、移動時間を含めると、限られており、各検針員に割り当てられた全量買取契約設備の数は、とても数日で検針できるような数ではない。したがって全ての全量買取契約設備が同一日に検針されるわけではない。また発電電力量の実績値は前述したように検針期間中に電力会社が買い取りした電力量であるが、その検針期間は上記したように設備によって異なり、その多くが月を跨いだ値となり、ひと月分（その月の初日である１日から末日（例えば３１日）までの分）の正確な発電電力量の実績値を知ることはできない。そこで何らかの指標を元に、月を跨いだ発電電力量の実績値をひと月分ごとに分類する方法を決定する必要がある。
【００２９】
たとえば（１）月を跨いだ検針期間中の発電実電力量の実績値を検針期間の日数で分割（除算）して平均化し、平均化した１日当たりの実績値にひと月ごとの日数を乗算する方法、（２）検針期間中の月ごとに日射量の合計値を求め、その月毎の合計値に応じて発電電力量の実績値を分割する方法、（３）月を跨いだ検針期間中の各月に含まれる日数を計算し、日数の多い月の発電電力量の実績値として分類する方法が挙げられる。
このうち（１）、（２）の方法は、ふた月に跨る発電電力量の実績値を分割しているので、分割して求めた電力量は推定値となる。
一方、（３）の方法は、発電電力量の実績値は検針期間中に発電した電力量の正確な値であるが、分類後の全設備の合計値には通常ふた月分のデータが含まることになる。
これら３つの方法から、ＰＶ出力の推定値と正確な発電電力量の実績値を比較できる点を考慮して、（３）の方法によって分類することとする。
【００３０】
図５は（３）の方法を示したものである。検針周期は新規に設置されてから最初の検針日までを除いて設備毎に決まっており、図５に示すように大きく分けて５パターンある。（３）の方法を、図５に示すデータ（検針期間がＡ月とＢ月を跨ぐデータ）を例に取って説明する。
ａ）当該データの検針期間に含まれるＡ月およびＢ月の日数を計算する。
ｂ）当該データの検針期間に含まれるＡ月の日数が１５日（月の半分）以上の場合、当該データをＡ月のデータに分類する。図５での設備１、３の場合、当該データはＡ月のデータに分類する。
ｃ）当該データのＢ月の検針期間に含まれるＢ月の日数が１５日（月の半分）以上の場合、当該データをＢ月のデータに分類する。図５での設備２，４の場合、当該データはＢ月のデータに分類する。
ｄ）当該データの検針期間に含まれるＡ月とＢ月の日数が同じ場合にはＢ月のデータに分類する。図５での設備５の場合、当該データはＢ月のデータに分類する。なお各設備について、ふた月に跨るデータを、Ａ月、Ｂ月の何れかのデータに決めれば、その月以降のデータは、必然的に定まる。
【００３１】
以上により全ての全量買取契約設備について分類し、同じ月に分類された全量買取契約設備の発電電力量の実績値を合計すると、その合計値は前述したように分類された月を基準におよそ前後０．５ケ月間を加えた期間の電力量も含んだ値となる。しかし全ての全量買取契約設備の設備容量の合計値に対して、設備１，２が占める割合は約７５％である。そして設備１の検針期間は月の初めから翌月の初めまでであり、設備２の検針期間は月の終わりから翌月の終わりまでであり、何れも分類された月とほぼ一致する検針期間である。したがって発電電力量の実績値の合計値のうち、設備１，２の分の発電電力量が占める割合も大きくなるため、前後０．５ケ月間の分（設備３〜５の分）の発電電力量が占める割合は小さいと考えられる。
【００３２】
（３）の方法によって分類したデータをもとに各月における全ての全量買取契約設備の発電電力量に関する実績値の合計値を算出する。ここで全ての全量買取契約設備の発電電力量の推定値ＷSTおよび発電電力量の実績値ＷRTは、下記（５）、（６）式で表される。
【数５】
0006449670.tif 000007
【数６】
0006449670.tif 000008
ＷＳＴ：全ての全量買取契約設備の発電電力量の推定値（kWh）
ＷＲＴ：全ての全量買取契約設備の発電電力量の実績値（kWh）
ＷＳｋ：各全量買取契約設備の発電電力量の推定値（kWh）
ＷＲｋ：各全量買取契約設備の発電電力量の実績値（kWh）
ｌ：同じ月に分類された全量買取契約設備の数
式（５）、（６）から算出した発電電力量の推定値と、発電電力量の実績値とを比較した結果を図６に示す。容易に比較できるように各月の発電電力量の実績値を１とし、その実績値に対する推定値の割合を図示した。図６より、どの月においても推定値よりも実績値が大きくなっており、特性曲線が全ＰＶの合計発電実績電力量に不一致であることが分かる。この原因の一つとして、モニタリング設備と全量買取契約設備の経年の違いが考えられる。モニタリング設備の多くは２０１３年度時点において経年１０年程度であり、全量買取契約設備は、２０１２年７月以降に設置されたものである。太陽電池パネルは経年により発電効率が低下するため、効率が低下したモニタリング設備の特性曲線から算出した全ての全量買取契約設備の発電電力量の推定値が発電電力量の実績値より小さくなることは考えられる。
【００３３】
（５）ＰＶ出力の推定値を発電電力量の実績値に合せるための補正係数の算出
特性曲線から算出した推定値と、発電電力量の実績値とが異なるので、推定値と実績値を等しくなるように、特性曲線を表す基準関数Ｐ（ｘ）を補正係数αにより定数倍する。この補正した二次関数αＰ（ｘ）は、全てのＰＶ設備（余剰買取契約設備および全量買取契約設備）の現状に近似した関数と考えることができる。したがって、この二次関数αＰ（ｘ）を、全天日射量から全てのＰＶ設備のＰＶ出力（発電電力量）の基準値を算出する変換関数Ｃ（ｘ）とする。ここで補正係数αは、式（４）、（５）、（６）を用いると下記式（７）で表される。
【数７】
0006449670.tif 000009
補正係数αは、過去の同一期間内における、全ての全量買取契約設備の発電電力量の実績値と、基準関数Ｐ（ｘ）及び全ての全量買取契約設備の設備容量の全容量に基づいて算出した全量買取契約設備の発電電力量の推定値と、に基づく係数である。
【００３４】
式（７）から月別に算出した補正係数αの定数を表２に、また図７に月別の変換関数Ｃ（ｘ）を示す。また月別の補正係数を適用した変換関数Ｃ（ｘ）に、全量買取契約設備の設備容量の全容量を乗算して算出した推定値と実績値とを比較した結果を図８に示す。図８から分かるように、推定関数ＰＡを用いて算出した推定値と、実績値とは等しくなる。また、設備容量を全てのＰＶ設備の設備容量の全容量（既知数）ＣＡとし、その設備容量ＣＡを変換関数Ｃ（ｘ）に乗算した関数が、全てのＰＶ設備のＰＶ出力の推定値を算出する推定関数ＰＡとなり、下記式（８）で表される。
ここで注意が必要なのは今回算出した変換関数は、太陽電池パネル上の積雪の影響を考慮していないことである。太陽電池パネル上に積雪がある場合、日射があるにも関わらずＰＶ出力が著しく低い（もしくはＰＶ出力が０）という事象が発生する。この事象を考慮せずＰＶ出力の推定値を算出した場合、推定値が本来推定されるべき値より大きくなる可能性がある。推定値が変化すれば、それに伴って補正係数αの値も変化する。したがって積雪の影響が考えられる１２月から３月までの補正係数αについては、今後さらに検討する必要がある。
【数８】
0006449670.tif 000010
ＰＡ：推定関数
ＣＡ：全てのＰＶ設備の設備容量の全容量（kW）
【表２】
0006449670.tif 000011
【００３５】
上記した＜１＞の過程により、日射量から全てのＰＶ設備におけるＰＶ発電出力の推定値を自動的に算出する方法として、推定関数ＰＡを利用することの根拠を示した。そして本発明の太陽光発電出力の推定方法を実現する具体的な推定装置の一実施形態は、図９に示すように、複数のモニタリング設備を含む余剰買取契約設備と、複数の全量買取契約設備と、複数の日射計と、日射計及びモニタリング設備の各々から送信される測定データを自動的に受信する監視所と、日射計と監視所の間並びにモニタリング設備と監視所の間を接続する通信回線であって測定データを含む各種のデータを送信する通信回線とを備える。そしてモニタリング設備と、余剰買取契約設備のうちモニタリング設備以外と、全量買取契約設備と、日射量計を設置した各地点は、いずれも異なる地点となっている。
【００３６】
余剰買取契約設備のうちモニタリング設備は、太陽電池パネルと、太陽光電池パネルで発生した直流の電力を交流電力へ変換するインバータ回路（パワーコンディショナー）と、パワーコンディショナーから電力系統及び負荷（ＰＶ設備の保有者自身の負荷）へ供給する交流電流の発電電力量を測定し、その測定結果を所定時（例えば３０分毎）に監視所へ送信するロードサーベイメータとを備える。
【００３７】
余剰買取契約設備のうちモニタリング設備以外は、太陽電池パネルと、太陽光電池パネルで発生した直流の電力を交流電力へ変換するインバータ回路（パワーコンディショナー）と、パワーコンディショナーから電力系統へ供給する交流電流の発電電力量を積算し計量する電力量計とを備える。そして電力量計では、ＰＶ設備の保有者自身が使用する電力量を把握できないものとなっている。
【００３８】
全量買取契約設備は、太陽電池パネルと、太陽光電池パネルで発生した直流の電力を交流電力へ変換するインバータ回路（パワーコンディショナー）と、パワーコンディショナーから電力系統へ供給する交流電流の発電電力量を積算し計量する電力量計とを備えている。
【００３９】
日射計は、単位時間及び単位面積あたりに太陽から放射されるエネルギー量を日射量として測定する日射計本体と、日射計本体で測定した日射量を日射量データとして監視所へ所定時間毎に（例えば単位時間としての一例である１秒毎に）自動的に送信する通信装置とを備えている。この実施形態では、日射計には全天日射計が用いられるものとし、全天日射計は水平に設置して使用される。
【００４０】
通信回線は、有線又は無線であって、この通信回線を利用して発電電力量や日射量をデータとして監視所へ送信する。
【００４１】
監視所には、コンピュータが設置されており、このコンピュータが通信回線に接続されている。またコンピュータは標準的なもので、キーボードやマウス等からなる入力装置、ディスプレイ等からなる出力装置、記憶装置、ＣＰＵを備えている。記憶装置には、本発明の太陽光発電出力の推定方法の一例を実施するための推定プログラムや推定プログラムの実行に必要なデータおよび計算結果が保存される。そして推定プログラムをコンピュータに実行させることにより、以下（１）〜（３）のように、コンピュータ又は日射計が各種の手段として機能し、各種のステップが順番に行われる。
【００４２】
（１）まず各日射計が日射量測定手段として機能し、現在の日射量を自動的に測定する日射量測定ステップが行われる。このステップでは、日射量データを送信するように監視所のコンピュータから各日射計に指令が送信される。この指令を受けて、各日射計から所定時間毎（この例では毎秒）に現在の日射量データが送信される。そして送信された現在の日射量データを監視所のコンピュータが記憶装置に、測定地点、測定時間と関連付けて記憶する。なお日射量データは、単位時間（測定周期）を１秒、単位面積を１ｍ2とする日射量データ（kW/ｍ2）である。
【００４３】
（２）次に各地点で測定された現在の日射量に基づいて管轄内の単位時間及び単位面積あたりの現在の平均日射量を自動的に算出する平均日射量算出ステップが所定周期（推定周期）で行われる。このため監視所のコンピュータが、平均日射量算出手段として機能し、複数地点で測定された日射量データから管轄内全体の現在の平均日射量を推定周期ごとに算出し、その平均日射量を記憶装置に保存する。
より具体的な算出手法として、単位時間１分、単位面積１ｍ2、推定周期１分の例を述べる。
まず複数地点で測定された１分間の日射量データから、地点ごとに日射量データの１秒当たりの平均値を算出する。つまり地点毎に、現在までに測定された６０秒分の日射量データを合計し、その合計値を６０で割る。なお、当該６０秒分の日射量データには、現在の日射量データを含む６０秒分の日射量データ、又は現在測定された日射量データを含まないがその直前の６０秒分の日射量データを用いる。これにより、単位時間を１分とし、単位面積１ｍ2とする、地点毎の現在の平均日射量が１分毎に算出される。
次に、算出したばかりの地点毎での現在の平均日射量から、管轄内での現在の平均日射量を算出する。例えば、全地点の平均日射量を合計し、その合計値を地点数で割る。これにより単位時間１分、単位面積１ｍ2、推定周期１分の管轄内全体の現在の平均日射量ｘが算出される。
【００４４】
（３）続いて、全てのＰＶ設備における現在の発電出力の推定値を、算出したばかりの管轄内全体の現在の平均日射量ｘから、前記した推定関数ＰＡ＝Ｃ(x)×ＣＡ＝αＰ（ｘ）×ＣＡに基づいて自動的に算出する発電出力推定ステップが行われる。Ｃ(x)：変換関数、ＣＡ：全てのＰＶ設備の設備容量の全容量（変換関数に乗ずる既知数）。このため監視所のコンピュータが、発電出力推定手段として機能する。
まず記憶装置に保存されている前記した基準関数Ｐ（ｘ）、つまり特性曲線の式（３）を用いて、モニタリング設備における単位時間１分(minute)及び単位設備容量１kW当たりの平均発電出力kWに関する基準値（p.u.値）を算出する。
続いて基準関数Ｐ（ｘ）から得られた基準値（モニタリング設備の平均発電出力の基準値）に補正係数αを乗ずることにより、変換関数Ｃ（ｘ）の結果、つまり全てのＰＶ設備における平均発電出力の基準値が算出される。なおこのとき補正係数αには、表２で用いた、現在の月の定数を用いることとする。
またこの基準値にＣＡを乗ずることにより、全てのＰＶ設備における現在の発電出力の推定値が算出され、その算出結果が出力装置に出力され、記憶装置に保存される。
【００４５】
上記した本発明の太陽光発電出力の推定装置の一実施形態を実行したものが、本発明の太陽光発電出力の推定方法の一実施形態となる。そしてこれら推定装置及び推定方法の一実施形態によれば、日射計とＰＶ設備（モニタリング設備又は全量買取契約設備）の設置地点が異なっているにも関わらず、日射計の現時点の日射量データに基づいて管轄内の現時点の太陽光発電設備の発電出力を推定できるので、実用性の高いものである。しかも太陽光発電設備の発電出力を推定する推定関数ＰＡは、モニタリング設備の平均発電出力の基準値を全量買取契約設備の発電電力量の実績値等に基づいて補正する変換関数C(x)を利用するものなので、ＰＶ出力の推定値が精度の高いものになる。
【００４６】
本発明は上記実施形態に限定されるものではなく、その趣旨を逸脱しない範囲において適宜変更可能である。例えば前記した例では、推定周期を１分とする場合の推定方法であったが、推定周期はｎ分（ｎ：正の整数、たとえば５分や１０分）とするものであっても良い。この場合、（２）のステップを測定周期をｎ分に対応させるものとしても良いし、（２）と（３）のステップの間に別のステップを挿入するものであっても良い。
たとえば前者の例であれば、単位時間をｎ分とし、単位面積１ｍ2とする、地点毎の現在の平均日射量がｎ分毎に算出されるようにし、その算出したばかりの地点毎での現在の平均日射量から、管轄内での現在の平均日射量として、単位時間ｎ分、単位面積１ｍ2、推定周期ｎ分の管轄内全体の現在の平均日射量ｘが算出されるようにする。
また後者の例であれば、（２）のステップでは、単位時間を１分とし、単位面積１ｍ2とする、地点毎の現在の平均日射量が１分毎に算出されるので、地点毎にこの１分毎の平均日射量をｎ分ぶん合計し、その合計値をｎで割ることにより、単位時間を１分とし、単位面積１ｍ2とする、地点毎の現在の平均日射量がｎ分毎に算出されるようにする。
【図１】
0006449670.tif 000012
【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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