"太陽光発電における発電量の算出において、使用される情報を算出する太陽光発電情報算出装置における太陽光発電情報算出方法であって、前記太陽光発電情報算出装置は、欠損値を有する前記太陽光照射値を記憶部に格納しており、前記記憶部に格納されている気象情報を基に、欠損している太陽光照射値を算出することを特徴とする太陽光発電情報算出方法。前記太陽光照射値は、単位時間あたりの日射量である日照時間であり、前記太陽光発電情報算出装置は、式1を基に前記日照時間を算出することを特徴とする請求項1に記載の太陽光発電情報算出方法。h2n=r×T-Tminh1n1ここで、nは算出対象時刻、h2nは算出される日照時間、rは予め設定されている気温補正係数、Tは前記気象情報に含まれる、算出対象時刻における平均気温、Tminは前記気象情報に含まれる、算出対象日の最低気温、h1nは、前記欠損している日照時間に対して、予め設定されている日照時間定数である。前記太陽光照射値算出装置は、前記算出された太陽光照射値を基に、太陽光発電装置における発電量を算出することを特徴とする請求項1または請求項2に記載の太陽光発電情報算出方法。前記太陽光照射値算出装置は、前記気象情報を送信している外部装置から、前記気象情報を取得することを特徴とする請求項1から請求項3のいずれか一項に記載の太陽光発電情報算出方法。前記気象情報は、将来の予報気象情報であり、前記太陽光照射値は、将来の予測値であることを特徴とする請求項1から請求項4のいずれか一項に記載の太陽光発電情報算出方法。太陽光発電における発電量の算出において、使用される太陽光照射値を算出する太陽光発電情報算出装置であって、欠損値を有する前記太陽光照射値と、気象情報とを格納している記憶部と、前記気象情報を基に、欠損している太陽光照射値を算出する算出部、を有することを特徴とする太陽光発電情報算出装置。前記太陽光照射値は、単位時間あたりの日射量である日照時間であり、前記算出部は、式2を基に前記日照時間を算出することを特徴とする請求項6に記載の太陽光発電情報算出装置。h2n=r×T-Tminh1n2ここで、nは算出対象時刻、h2nは算出される日照時間、rは予め設定されている気温補正係数、Tは前記気象情報に含まれる、算出対象時刻における平均気温、Tminは前記気象情報に含まれる、算出対象日の最低気温、h1nは、前記欠損している日照時間に対して、予め設定されている日照時間定数である。太陽光発電の電源のみによる電力系統の運用を想定した場合、単位時間あたり0.12kw/m2未満の日射量日照時間を無視したことによる日照時間の予報誤差による影響が想定よりも大きく、太陽光発電の電力供給量を正確に予測できない。つまり、曇天であったり、日の出、日の入直後のときなど、実際には微弱な日照時間日射量が計測されていても、それらの日照時間が計測機器の誤差として無視されてしまう。結果として、実際に計測されるはずなのにもかかわらず、日照時間が0となってしまうという状況が生じてしまう。このような誤差は、30分毎や、1時間毎など短周期で日射量や、太陽光発電量を予測しようとした場合、実際には日射量や、太陽光発電量が0ではないのに、0となってしまう時間帯ができてしまう。特に、単位時間あたり0.12kw/m2未満の日射量日照時間が数時間続いた場合、全天日射量の実績値の積算値は増加していくはずであるが、全天日射量Jの予測値の積算値は増加しないため、電力供給量の予測値が実績値に比べて小さくなってしまう。また、発電量の予測には、1日単位、1週間単位などの中長周期の予測に加えて、30分単位、1時間単位などの短周期予測も重要である。しかしながら、太陽光発電を含む電力発電システムにおいて、30分単位、1時間単位といった短周期で太陽光発電量を予測計算する際に、日照時間のデータに計測誤差を無視したデータが含まれていると、本来日照を受けている時間であるにもかかわらず日照時間としてカウントされない場合が生じてしまう。つまり、日照時間が無視されているデータが含まれていても、中長期的な予測では、その影響は小さい。しかしながら、30分単位、1時間単位といった短周期的な予測では、実際には発電しているのに、太陽光の発電予測量が0となる時間帯が生じてしまう。結果として、日射量、太陽光発電量の計算結果に誤差を生じるという事態が生じてしまう。実際には誤差ではないにもかかわらず、計測誤差として無視されてしまうという問題の改善策として、システムを設置する場所において日照時間の実績値を収集し、最適化手法を用いて、誤差として無視されてしまった時間の日照時間を予測する方法が考えられる。しかし、気象予報のための日射計よりも精度が高く、かつ外乱の影響を受けない計器が必要となることや、実績値の収集に年月を要することから、この方法を用いて日照時間の予測誤差を低減することは現実的ではない。また、特許文献1に記載の技術は、月単位、10日単位、5日単位といった比較的長周期の日射量を算出する方法である。そして、特許文献1に記載の技術では、単位時間あたり0.12kw/m2未満の日射量日照時間が誤差として無視されてしまうという課題については考慮していない。従って、1時間単位、30分単位で日射量や、太陽光発電量を予測することには向いておらず、ひいては電力需給運用には適していない。このような背景に鑑みて本発明がなされたのであり、本発明は、太陽光照射値の欠損値を補完することを目的とする。前記課題を解決するため、本発明は、太陽光発電における発電量の算出において、使用される情報を算出する太陽光発電情報算出装置における太陽光発電情報算出方法であって、前記太陽光発電情報算出装置は、欠損値を有する前記太陽光照射値を記憶部に格納しており、前記記憶部に格納されている気象情報を基に、欠損している太陽光照射値を算出することを特徴とする。その他の解決手段については、実施形態中で適宜説明する。本発明によれば、太陽光照射値の欠損値を補完することができる。次に、本発明を実施するための形態実施形態というについて、適宜図面を参照しながら詳細に説明する。予測装置図1は、本実施形態に係る予測装置の構成例を示す図である。太陽光発電情報算出装置である予測装置1は、情報を処理する処理部100、情報を記憶する記憶部200、情報の送受信を行う通信部300を有する。処理部100は、情報取得部101、ベース日照時間作成部102、日照時間予測部算出部103、平滑化処理部104、予測発電量算出部105、スケジュール部106を有する。情報取得部101は、通信部300を介して情報管理装置4図2から予報気象情報気象情報などを取得し、記憶部200に記憶する。ベース日照時間作成部102は、記憶部200に格納されている予報気象情報のうち、予測対象日の日照時間、日の出時刻、日の入時刻などを基に日照時間の予測補完の基となるベース日照時間日照時間定数を作成する。日照時間予測部103は、ベース日照時間作成部102で作成されたベース日照時間と、予報気象情報のうちの気温に関する情報などから、計測誤差とみなされ情報が得られていない欠損値時間帯の日照時間太陽光照射値を予測補完する。平滑化処理部104は、日照時間予測部103で予測補完された日照時間を移動平均によって平滑化する。なお、平滑化処理部104は省略可能である。予測発電量算出部105は、平滑化処理部104で平滑化された日照時間を用いて、太陽光発電システム7図2における予測発電量を算出する。スケジュール部106は、予測発電量算出部105において算出された太陽光発電システム7における発電量などをユーザが知りたい期間毎の発電量にまとめる。なお、記憶部200には、情報管理装置4から取得した太陽光パネルの設置位置、角度などのパネル設置条件、太陽光発電システム7の発電効率、インバータの直交変換効率などの発電損失率なども記憶されている。また、処理部100、各部101~106は、図示しないROMReadOnlyMemoryや、HDHardDiskに格納されたプログラムが、RAMRandomAccessMemoryに展開され、CPUCentralProcessingUnitによって実行されることによって具現化する。太陽光発電管理システム図2は、本実施形態に係る太陽光発電管理システムの構成例を示す図である。太陽光発電管理システムZは、予測装置1、GW装置2、気象情報取得装置3、情報管理装置4、系統情報取得装置5、情報配信装置6および太陽光発電システム7を有する。予測装置1は、気象センタ装置8から収集した予報気象情報を基に、計測誤差と判定され、無視された日照時間を補完予測し、さらに補完予測した日照時間を基に太陽光発電量を算出する。GW装置2は、VPNVirtualPrivateNetworkあるいは公衆回線などのネットワーク11を介して気象センタに設置されている気象センタ装置8に接続しており、ネットワーク11からの情報のうち、必要な情報を通過させ、不要な情報を遮断する。気象情報取得装置3は、ネットワーク11経由で予測対象日の日照時間、気温、湿度、積雪量、降雨量などの情報を含む予報気象情報を、気象センタ装置8から定周期で受信し、その他にも1日1回の周期で日の出時刻、日の入り時刻などの情報も予報気象情報として受信する。情報管理装置4は、気象情報取得装置3が取得した日照時間、気温、湿度、積雪量、降雨量などの情報や、日の出、日の入時刻に関する情報を含む予報気象情報や、系統情報取得装置5が取得した系統実績情報の保存管理を行う。なお、予報気象情報は、未来の予報情報として定期的に配信取得され、新たな予報情報が配信された場合には、その都度最新の情報に更新されていく。系統情報取得装置5は、太陽光発電システム7や系統設備の情報である系統情報を、情報配信装置6を介して太陽光発電システム7などから受信する。系統情報は、太陽光発電システム7が発電した実績発電量と、系統設備や太陽光発電システム7の電流、電圧、周波数、有効電力、無効電力などの数値情報と、系統設備に接続した設備の設備状態などの情報を含む。ここで、系統設備とは、太陽光発電システム7で発電された電力が配電消費される設備である。情報配信装置6は、自身に接続されている太陽光発電システム7と系統設備との情報である系統情報を収集保持し、周期的に系統情報取得装置5へ系統情報を配信する。太陽光発電システム7は、情報配信装置6と接続しており、少なくとも1つの太陽光発電器を有する発電システムであり、一定周期で太陽光発電システム7自身が発電した総発電量、太陽光発電システム7自身の設備情報などを収集し、系統情報に含めて情報配信装置6へ送信する。系統情報を送信した後、太陽光発電システム7は送信した系統情報を削除してもよい。気象センタ装置8は、気象センタに設置されている装置であり、予報気象情報などの情報を送信している。ネットワーク11は、GW装置2と、気象センタ装置8とが接続されているVPNあるいは公衆回線などのネットワークである。Web-LANLocalAreaNetwork12は、GW装置2と、気象情報取得装置3が接続されているLANであり、気象情報取得装置3がネットワーク11から受信する応答電文や、気象情報取得装置3からネットワーク11に対して送信される要求電文が流れる。基幹LAN13は、気象情報取得装置3、情報管理装置4、系統情報取得装置5、予測装置1が互いに接続されているLANであり、気象情報取得装置3、系統情報取得装置5が情報管理装置4に対して送信する電文や、予測装置1が情報管理装置4に対して送信する要求電文や、予測装置1が情報管理装置4から受信する応答電文などが流れる。設備LAN14は、系統情報取得装置5や、情報配信装置6が接続されているLANであり、情報配信装置6から系統情報取得装置5に対して送信される電文が流れる。全体処理図3は、本実施形態に係る発電量予測処理の手順を示すフローチャートである。なお、各処理においてすべての時刻についての処理が行われる。まず、情報取得部101が、情報管理装置4から予測対象日の日の出時刻、日の入り時刻、時刻毎の取得日照時間、時刻毎の予報気温などの予報気象情報を取得する予報気象情報取得処理を行いS101、記憶部200に格納する。この予報気象情報に含まれる日照時間取得日照時間において、前記したように単位時間あたり0.12kw/m2未満の日射量である日照時間は0となっている。また。前記したように、新たな予報気象情報が配信される都度、情報取得部101は予報気象情報を更新する。次に、ベース日照時間作成部102が、図4A,図4Bのフローチャートに示す手順に従ってベース日照時間を時刻毎に作成するベース日照時間作成処理を行うS102。詳細は、図4A,図4Bにて示すが、この処理においてベース日照時間作成部102は、日照時間が所定の値未満つまり、計測誤差とみなされカウントされていない日照時間にベース日照時間定数を設定する。次に、日照時間予測部103は、ステップS102で作成したベース日照時間が設定された時刻に対し、以下の式3から予測日照時間h2nを時刻毎に算出する予測日照時間算出処理を行うS103。h2n=r×T-Tminh1n3ここで、nは予測対象時刻、h2nは予測日照時間、rは気温補正係数、Tは予測対象時刻の予報平均気温、Tminは予測対象日の予報最低気温、h1nはステップS101で作成した予測対象時刻nにおけるベース日照時間日照時間定数である。これらのうち、気温補正係数rはユーザによって季節や、月毎に予め設定されている。平均気温Tは時刻n-1から時刻nの間のその日の予報平均気温であるが、時刻n-1から時刻n1までの予報平均気温などとしてもよい。つまり、予測が30分毎に行われている場合、nが0:30であるとすると、h2nは0:00~0:30までの予測日照時間を示すものとする。なお、nが0:15のようにして、h2nは0:00~0:30までの予測日照時間を示すものとしてもよい。次に、平滑化処理部104は、すべてのnについて以下の式4を算出して、予測日照時間h2nの移動平均を算出する平滑化処理を行うS104。これにより、予測日照時間h2nのノイズが平滑化される。なお、式4では、前後3時刻分の移動平均を算出しているが、t時刻分t≧2分の移動平均を算出してもよい。また、ステップS103は省略可能である。h3n={h2n-1h2nh2n1}/34なお、式4の移動平均をとる期間は、n,n1,n2などとしてもよく、式4の期間に限られない。そして、予測発電量算出部105が、算出した予測日照時間と、取得した取得日照時間から時刻毎の予測発電量を算出する予測発電量算出処理を行うS105。日照時間から発電量を算出する際には、例えば式1、式2などが使用される。次に、スケジュール部106が、ステップS105で算出された予測発電量をユーザが知りたい期間毎の発電量にまとめる発電スケジュール作成処理を行うS106。例えば、ユーザが日単位の発電量を知りたい場合には、スケジュール部106が作成した予測発電量を日単位で加算する。そして、スケジュール部106が通信部300を介してステップS106で作成された発電スケジュールを電力需給管理システム不図示などに送信する発電スケジュール送信処理を行うS107。ベース日照時間作成処理図4Aおよび図4Bは、本実施形態に係るベース日照時間作成処理図3のステップS102の手順を示すフローチャートである。まず、ベース日照時間作成部102は処理対象時刻nを最初の時刻に設定する図4AのS201。ここでは、予測対象日の0:30とする。次に、ベース日照時間作成部102は、処理対象時刻nが日の出時刻以前であるか否かを判定するS202。ステップS202の結果、処理対象時刻nが日の出時刻以前であればS202→Yes、太陽がまだ出ていないので、ベース日照時間作成部102は図4BのステップS217へ処理を進める。ステップS202の結果、処理対象時刻nが日の出時刻より後であればS202→Noベース日照時間作成部102は、処理対象時刻nが日の入時刻以後であるか否かを判定するS203。ステップS203の結果、処理対象時刻nが日の入時刻以後であればS203→Yes、太陽が没した後なので、ベース日照時間作成部102は図4BのステップS217へ処理を進める。ステップS203の結果、処理対象時刻nが日の入時刻より前であればS203→No、ベース日照時間作成部102は処理対象時刻nが最初の測定時刻であるか否かを判定するS204。ステップS204の結果、処理対象時刻nが最初の測定時刻であればS204→Yes、ベース日照時間作成部102は、処理対象時刻nを日の出時刻まで戻らせるS205。そして、処理対象時刻nのベース日照時間h1nを予め設定してある日照時間定数とするS206。日照時間定数は、時刻毎に予め設定されている値である。ここで、最初の測定時刻について、図5aを参照して説明する。図5aにおける実線は、太陽光発電における実績発電量の推移を示している。これに対し、破線は日照時間を基に算出された予測発電量を示している。図5aの符号501の時刻において、実績発電量が初めて0より大きい値となっている。つまり、この時刻までに太陽が上り、太陽光発電システム7図2が発電を行っていることになる。そこで、符号5015:30を日の出とする。しかしながら、符号501の時刻における推定発電量は、0のままである。これは、前記したように予測される単位時間あたりの日射量日照時間が0.12kw/m2未満であるため、日照時間が無視されてしまったためである。この状態が、10:00まで続き、符号502の時刻10:30において、初めて予測発電量が算出されている。これは、この時刻において、初めて予測される単位時間あたりの日射量日照時間が0.12kw/m2を超えたためである。この符号502の時刻10:30を最初の測定時刻とする。そして、ベース日照時間作成部102は、処理対象時刻nが最初の測定時刻であるか否かを判定するS207。ステップS207の結果、処理対象時刻nが最初の測定時刻ではない場合S207→No、ベース日照時間作成部102は処理対象時刻nを30分進めS208、ステップS206へ処理を戻す。ステップS207の結果、処理対象時刻nが最初の測定時刻である場合S207→Yes、ベース日照時間作成部102は、処理対象時刻nをステップS204の段階での時刻に戻しS209、ベース日照時間作成部102は図4BのステップS210へ処理を進める。ステップS204の結果、処理対象時刻nが最初の測定時刻ではない場合S204→No、ベース日照時間作成部102は処理対象時刻nが最後の測定時刻より後の時刻であるか否かを判定する図4BのS210。ここで、最後の測定時刻について、図5aを参照して説明する。前記したように、図5aにおける実線は、太陽光発電における実績発電量の推移を示している。これに対し、破線は予測発電量を示している。日の出時刻の場合と同様に、実績発電量が0以上となっている最後の時刻を日の入時刻とする。つまり、この時刻までは太陽が上っており、太陽光発電システム7が発電を行っていることになる。そこで、図5aの例では符号50419:30の時刻がこのような時刻に相当し、この時刻を日の入時刻とする。しかしながら、推定発電量は、符号503の後の17:30以降0のままである。これは、前記したように予測される単位時間あたりの日射量日照時間が0.12kw/m2未満であるため、日照時間が無視されてしまったためである。従って、予測される単位時間あたりの日射量日照時間が0.12kw/m2を超えている最後の時刻である符号50317:00の時刻を最後の測定時刻とする。ステップS210の結果、処理対象時刻nが最後の測定時刻より後の時刻である場合S210→Yes、ベース日照時間作成部102はベース日照時間h1nを日照時間定数としS211、処理対象時刻nが日の入時刻より後であるか否かを判定するS212。ステップS212の結果、処理対象時刻nが日の入時刻以前である場合S212→No、ベース日照時間作成部102は処理対象時刻nを30分進めS213、ステップS211へ処理を戻す。ステップS212の結果、処理対象時刻nが最後の測定時刻より後の時刻である場合S212→Yes、ベース日照時間作成部102は、処理対象時刻nをステップS207の段階での時刻に戻しS214、ベース日照時間作成部102はステップS217へ処理を進める。ステップS210の結果、処理対象時刻nが最後の測定時刻以前の時刻である場合S210→No、ベース日照時間作成部102は、取得日照時間が所定の値未満の値であるか否かを判定するS215。なお、ステップS215において、ベース日照時間作成部102が取得日照時間が0であるか否かを判定するようにしてもよい。ステップS215の結果、取得日照時間が、その時刻の所定の値以上の値である場合S215→No、ベース日照時間作成部102はステップS217へ処理を進める。ステップS215の結果、取得日照時間がその時刻の所定の値未満の値である場合S215→Yes、ベース日照時間作成部102は、ベース日照時間h1nを日照時間定数としS216、処理対象時刻nが最終時刻つまり、予測対象日の翌日23:30であるか否かを判定するS217。ステップS215、S216の処理は、例えば曇りなどで、取得日照時間の値が小さくなってしまい、計測誤差として無視された時刻に対しても推測可能とすることが目的である。処理対象時刻nが最終時刻ではない場合S217→No、ベース日照時間作成部102は処理対象時刻nを30分進めS218、ステップS201へ処理を戻す。処理対象時刻nが最終時刻である場合S217→Yes、処理部100は図3のステップS103へリターンする。適用例次に、図5および図6における適用例を参照して、本実施形態の効果を説明する。図5は、比較例に係る日照時間の予測方法を用いて太陽光発電量の予測を行った結果であり、図5aは実績発電量実線と予測発電量破線とを示すグラフであり、図5bは実績発電量に対する予測発電量の誤差を示す表である。すなわち、単位時間あたり0.12kW/m2未満の日射量が無視されたままの状態で太陽光発電量が予測された例である。なお、図5aおよび図6aにおいて、縦軸は発電量kWhであり、横軸は時刻を示している。図5aおよび図6aでは、0:30~24:00まで30分毎に実績発電量および予測発電量が48点プロットされている。まず、図5aを参照して、比較例における予測発電量を説明する。図5aにおいて、前記したように、符号501時刻5:30が日の出時刻であり、符号502時刻10:30の時刻において初めて日照時間が測定されている最初の測定時刻。そして、符号501から符号502の前の時刻最初の測定時刻直前10:00までの間、実績発電量は上昇していっているのに対し、予測発電量は、0のままである。これは、前記したように、この時間における単位時間あたりの日射量日照時間が0.12kw/m2未満であるため、計測誤差として無視されてしまった結果である。そして、符号503の時刻17:00において、最後の予測発電量が算出されているつまり、最後の測定時刻。また、符号504の時刻19:30において日の入となっている。そして、符号503の後の時刻最後の測定時刻直後から、符号504までのあいだ、実績発電量は0以上の値を示しているのに対し、予測発電量は0のままである。これも、この時間における単位時間あたりの日射量日照時間が0.12kw/m2未満であるため、計測誤差として無視されてしまった結果である。次に、図5bを参照して、比較例における実績発電量と、予測発電量との誤差を説明する。誤差は以下の式5で算出されている。Er=xm-xe21/25ここで、Erは誤差を示し、xmは実績発電量を示し、xeは予測発電量を示している。図5bにおける上段は日の出時刻5:30,符号501から最初の測定時刻時刻10:30,符号502の前の時刻最初の測定時刻直前:すなわち、時刻10:00までの実績発電量に対する予測発電量の誤差を示している。図5bにおける下段は、最後の測定時刻時刻17:00,符号503の後の時刻最後の測定時刻直後:すなわち、時刻17:30から、日の入時刻19:00までの実績発電量に対する予測発電量の誤差を示している。これらの誤差の平均は18.571である。図6は、本実施形態に係る日照時間の予測方法を用いて太陽光発電量の予測を行った結果であり、図6aは実績発電量実線と予測発電量破線とを示すグラフであり、図6bは実績発電量に対する予測発電量の誤差を示す表である。図6aおよび図6bの表示は図5aおよび図5bと同様であるので、説明を省略する。図6aと図5aとを比較すると、符号501日の出から、符号502最初の測定時刻までの予測発電量において、図6a本実施形態の方が、より実績発電量に近い値を示していることがわかる。また、符号503最後の測定時刻から符号504日の入までの予測発電量も、図6a本実施形態の方が、より実績発電量に近い値を示していることがわかる。また、図6bと図5bとを比較すると、図6b本実施形態の方が、誤差が小さいことがわかる。図6bに示す誤差の平均値は4.607であり、前記した図5bの誤差の平均値18.571よりも小さい。なお、本実施形態では、予測対象を日照時間単位時間あたりの日射量としたが、単なる日射量など他の太陽光照射値としてもよい。また、本実施形態では、予測周期を30分としたが、10分や、1時間など他の周期でもよい。さらに、本実施形態では、未来の日照時間単位時間あたりの日射量を算出しているが、過去における日照時間の欠損値を推定してもよい。また、本実施形態では、予報気象情報を外部装置である気象センタ装置8から取得しているが、予測装置1に備えられている図示しない入力部などを介して、ユーザによる手入力で予報気象情報が入力されてもよい。本実施形態によれば、計測誤差として無視される日照時間が存在していても、日照時間の予測が可能となり、このような時間帯でも太陽光発電量の予測を行うことができる。また、計測誤差として無視される日照時間が存在していても、太陽光発電量の予測を行うことができるため、30分単位、1時間単位といった短周期の太陽光発電量の予測を行うことができる。これにより、太陽光発電において、発電機の発電量予測精度を向上し、効率的な電力需給スケジュールの作成が可能となる。また、本実施形態によれば、太陽光発電機が設置されていない地域において、その地域における太陽光発電量シミュレーションの精度を向上し、太陽光発電機の設置条件等の検討が容易となる。"