再生可能エネルギーを利用して発電装置により発電する工程と、蓄電装置に前記発電装置により発電された電力を蓄電する工程と、第1の時点と、前記第1の時点より前の第2の時点とにおける前記発電装置の発電電力に基づいて、前記第1の時点と前記第2の時点との間の発電電力の増加または減少の割合を算出し、前記割合から目標出力電力を決定する工程と、前記発電装置および前記蓄電装置の少なくとも一方から前記目標出力電力を出力する工程と、を含む電力供給方法。請求項1に従属する電力供給方法であって、前記目標出力電力決定工程は、前記第1の時点から第1の所定時間前までの期間における前記発電装置の発電電力の第1平均電力を算出する工程と、前記第2の時点から第2の所定時間前までの期間における前記発電装置の発電電力の第2平均電力を算出する工程と、前記第2の時点から前記第1の時点までの期間と、前記第2平均電力と前記第1平均電力との電力変化量とから前記割合を算出し、前記割合から前記目標出力電力を決定する工程とを含む。請求項2に従属する電力供給方法であって、前記目標出力電力決定工程において、前記第1平均電力は、前記第1の時点から前記第1の所定時間前までの期間の複数の時点における前記発電装置の発電電力データに基づいて算出され、前記第2平均電力は、前記第2の時点から前記第2の所定時間前までの期間の複数の時点における前記発電装置の発電電力データに基づいて算出される。請求項3に従属する電力供給方法であって、前記目標出力電力決定工程において、前記発電電力データを取得した時点から所定時間前までの期間における前記発電電力の平均電力が、前記複数の時点のそれぞれにおいて算出される。請求項1~4のいずれか1項に記載の電力供給方法であって、前記目標出力電力決定工程において、前記第2の時点は、前記第1の時点よりも、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の上限周期以上の期間だけ前の時点である。請求項2~4のいずれかに従属する電力供給方法であって、前記目標出力電力決定工程において、前記第1平均電力を算出するための期間内の所定の時点を基準時とし、前記基準時から前記目標出力電力を設定する目標出力電力設定時点までに、前記第1平均電力から前記割合で推移した電力値を目標出力電力として設定する。請求項6に従属する電力供給方法であって、前記基準時は、前記第1平均電力を算出するための期間内の中間近傍の時点である。請求項2に従属する電力供給方法であって、前記第1の時点から前記第1の所定時間前までの期間および前記第2の時点から前記第2の所定時間前までの期間は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の上限周期以上の期間長さである。請求項6または7に従属する電力供給方法であって、前記第1平均電力は、前記目標出力電力設定時点の直前に算出された電力平均値である。請求項2に従属する電力供給方法であって、前記目標出力電力決定工程において、前記発電装置の発電電力の変化に応じて、前記第1の時点から前記第1の所定時間前までの期間および前記第2の時点から前記第2の所定時間前までの期間と、前記第1の時点から前記第2の時点までの期間との少なくともいずれか一方を変更する。請求項10に従属する電力供給方法であって、前記目標出力電力決定工程は、所定期間内における前記発電装置の発電電力の変化量を算出する工程と、前記変化量が所定の範囲内にあるかどうかを判断する工程と、前記変化量が前記範囲内にある場合は、前記範囲内にない場合よりも、前記第1の時点から前記第1の所定時間前までの期間および前記第2の時点から前記第2の所定時間前までの期間を短くして前記目標出力電力を決定する工程とを含む。請求項10に従属する電力供給方法であって、前記目標出力電力決定工程は、所定期間内における前記発電装置の発電電力の変化量を算出する工程と、前記変化量が所定の範囲内にあるかどうかを判断する工程と、前記変化量が前記範囲内にある場合は、前記範囲内にない場合よりも、前記第1の時点から前記第2の時点までの期間を短くして前記目標出力電力を決定する工程とを含む。再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置および前記発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置を制御するための制御プログラムを記憶する、コンピュータ読み取り可能な記録媒体であって、前記プログラムはコンピュータシステムに以下の動作を実行させる、第1の時点と、前記第1の時点より前の第2の時点とにおける前記発電装置の発電電力に基づいて、前記第1の時点と前記第2の時点との間の発電電力の増加または減少の割合を算出し、前記割合から電力系統に出力する目標出力電力を決定し、前記発電装置および前記蓄電装置の少なくとも一方から前記目標出力電力を出力する。再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置と、前記発電装置または前記蓄電装置から電力系統に供給する電力を制御する充放電制御部とを備え、前記充放電制御部は、第1の時点と、前記第1の時点より前の第2の時点とにおける前記発電装置の発電電力に基づいて、前記第1の時点と前記第2の時点との間の発電電力の増加または減少の割合を算出し、前記割合から電力系統に出力する目標出力電力を決定し、前記発電装置および前記蓄電装置の少なくとも一方から前記目標出力電力を出力させるように構成されている、発電システム。しかしながら、移動平均値目標出力電力は過去の発電電力データから算出されるので、移動平均値の値は過去の発電電力の値を反映して過去の発電電力の値に近くなる。このため、移動平均値の推移は、実際の発電電力の推移から全体的に過去の発電電力の値側にずれて遅れて推移することになる。この場合、その遅れの分だけ移動平均値と実際の発電電力との間に全体的なずれが生じる。上記の実際の発電電力の推移と移動平均値の推移との全体的なずれが大きい場合には、実際の発電電力と移動平均値との差分である蓄電装置の充放電量および充放電深度も全体的に大きくなってしまい、その結果、2次電池などからなる蓄電装置の寿命が短くなるという問題点がある。この発明は、上記のような課題を解決するためになされたものであり、この発明の1つの目的は、発電装置による発電電力の変動に起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電装置の長寿命化を図ることが可能な電力供給方法、コンピュータ読み取り可能な記録媒体および発電システムを提供することである。上記目的を達成するために、本発明の電力供給方法は、再生可能エネルギーを利用して発電装置により発電する工程と、蓄電装置に発電装置により発電された電力を蓄電する工程と、第1の時点と、第1の時点より前の第2の時点とにおける発電装置の発電電力に基づいて、第1の時点と第2の時点との間の発電電力の増加または減少の割合を算出し、割合から目標出力電力を決定する工程と、発電装置および蓄電装置の少なくとも一方から目標出力電力を出力する工程とを含む。本発明のコンピュータ読み取り可能な記録媒体は、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置および発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置を制御するための制御プログラムを記憶する、コンピュータ読み取り可能な記録媒体であって、プログラムはコンピュータシステムに以下の動作を実行させる、第1の時点と、第1の時点より前の第2の時点とにおける発電装置の発電電力に基づいて、第1の時点と第2の時点との間の発電電力の増加または減少の割合を算出し、割合から電力系統に出力する目標出力電力を決定し、発電装置および蓄電装置の少なくとも一方から目標出力電力を出力する。本発明の発電システムは、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置と、発電装置または蓄電装置から電力系統に供給する電力を制御する充放電制御部とを備え、充放電制御部は、第1の時点と、第1の時点より前の第2の時点とにおける発電装置の発電電力に基づいて、第1の時点と第2の時点との間の発電電力の増加または減少の割合を算出し、割合から電力系統に出力する目標出力電力を決定し、発電装置および蓄電装置の少なくとも一方から目標出力電力を出力させるように構成されている。本発明によれば、発電装置の発電電力のみならず、発電電力の増減傾向に基づいて、目標出力電力の推移が実際の発電電力の推移に近くなるように目標出力電力を設定することができる。これにより、発電電力の変化を平滑化するための目標出力電力と実際の発電電力とのずれが全体的に小さくなるので、目標出力電力と実際の発電電力との差分の電力だけ蓄電装置の充放電を行う場合に、蓄電装置の充放電量および充放電深度を小さくすることができる。この結果、発電装置による発電電力の変動に起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電装置の長寿命化を図ることができる。以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。第1実施形態まず、図1~図3を参照して、本発明の第1実施形態による発電システム1の構造を説明する。図1に示すように、発電システム1は、太陽光を用いて発電する太陽電池からなる発電装置2および電力系統50に接続されている。発電システム1は、発電装置2により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置3と、発電装置2により発電された電力および蓄電装置3により蓄電された電力を電力系統50に出力するインバータを含む電力出力部4と、蓄電装置3の充放電を制御する充放電制御部5とを備えている。なお、発電装置2は、再生可能エネルギーを利用した発電装置であればよく、例えば風力発電装置等を用いてもよい。発電装置2と電力出力部4とを接続する母線6には、DC-DCコンバータ7が直列的に接続されている。DC-DCコンバータ7は、発電装置2により発電された電力の直流電圧を一定の直流電圧第1実施形態では、約260Vに変換して電力出力部4側に出力する。また、DC-DCコンバータ7は、いわゆるMPPTMaximumPowerPointTracking制御機能を有している。MPPT機能とは、発電装置2により発電された電力が最大となるように発電装置2の動作電圧を自動的に調整する機能である。発電装置2とDC-DCコンバータ7との間には、発電装置2に向かって電流が逆流するのを防止するためのダイオード図示せずが設けられている。蓄電装置3は、母線6に並列的に接続された蓄電池31と、蓄電池31の充放電を行う充放電部32とを含んでいる。蓄電池31としては、自然放電が少なく、充放電効率の高い2次電池たとえば、Li-ion蓄電池、Ni-MH蓄電池などが用いられている。また、蓄電池31の電圧は約48Vである。充放電部32は、DC-DCコンバータ33を有しており、母線6と蓄電池31とはDC-DCコンバータ33を介して接続されている。DC-DCコンバータ33は、充電時には、蓄電池31に供給する電力の電圧を、母線6の電圧から蓄電池31を充電するのに適した電圧まで降圧させることにより、母線6側から蓄電池31側に電力を供給する。また、DC-DCコンバータ33は、放電時には、母線6側に放電させる電力の電圧を、蓄電池31の電圧から母線6の電圧付近まで昇圧させることにより、蓄電池31側から母線6側に電力を放電させる。充放電制御部5は、DC-DCコンバータ33を制御することにより、蓄電池31の充放電制御を行う。充放電制御部5は、発電装置2の発電電力に関わらず電力系統50へ出力する電力値を平滑化するために、電力系統50へ出力する目標出力電力を設定する。充放電制御部5は、発電装置2の発電電力に応じて、電力系統50へ出力する電力量が目標出力電力となるように、蓄電池31の充放電量を制御する。すなわち、充放電制御部5は、発電装置2の発電電力が目標出力電力よりも大きい場合には、過剰分の電力を蓄電池31に充電するようにDC-DCコンバータ33を制御するとともに、発電装置2の発電電力が目標出力電力よりも小さい場合には、不足分の電力を蓄電池31から放電するようにDC-DCコンバータ33を制御する。また、充放電制御部5は、DC-DCコンバータ7の出力側に設けられた発電電力検出部8から発電装置2の発電電力データを取得する。発電電力検出部8は、発電装置2の発電電力を検出して、発電電力データを充放電制御部5に送信する。充放電制御部5は、発電電力データを発電電力検出部8から所定の検出時間間隔毎に取得する。ここでは、充放電制御部5は、60秒毎に発電装置2の発電電力データを取得している。なお、発電電力データの検出時間間隔は、長すぎても短すぎても発電電力の変化を正確に検出することができないので、発電装置2の発電電力の変動周期などを勘案して適正な値に定められる。また、充放電制御部5は、電力出力部4の出力電力を取得することにより、実際に電力出力部4から電力系統50に出力された電力と目標出力電力との差を認識することにより、電力出力部4からの出力電力が目標出力電力となるように充放電部32の充放電をフィードバック制御する。次に、充放電制御部5による蓄電池3の充放電制御方法について説明する。上述したように、充放電制御部5は、発電装置2の発電電力と蓄電池31の充放電量との合計が目標出力電力となるように蓄電池31の充放電を制御する。この目標出力電力は移動平均法を用いて算出されるが、移動平均法を用いた移動平均値をそのまま用いれば、実際の発電装置2の発電電力とずれが生じてしまう。そのため、本実施形態では、充放電制御部5は、目標出力電力を、移動平均法を用いて算出した移動平均値そのものではなく、移動平均値と発電電力の増減傾向とに基づいて算出する。なお、移動平均法とは、ある時点の移動平均値を、その時点より過去の期間の発電装置2の発電電力の平均値とする算出方法である。以下、移動平均値の算出に用いる発電電力データを取得するための期間をサンプリング期間と呼ぶ。サンプリング期間の具体的な値としては、本実施形態では、約20分としている。この場合、充放電制御部5は、約60秒置きに発電装置2の発電電力データを取得するので、過去20分の期間に含まれる20個の発電電力データの平均値を目標出力電力として算出している。次に、図2を参照して、充放電制御部5による充放電制御により、変動抑制を主に行う変動周期範囲について説明する。図2に示すように、変動周期によって対応可能な制御方法は異なっている。負荷周波数制御LFCにより対応可能な負荷の変動周期は、領域Dハッチングで示す領域に示されている。また、EDCにより対応可能な負荷の変動周期は、領域Aに示されている。なお、領域Bは、負荷変動による影響を電力系統50自体の自己制御性により自然に吸収する領域である。また、領域Cは、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能な領域である。ここで、領域Dと領域Aとの境界線が負荷周波数制御LFCにより対応可能な負荷の変動周期の上限周期T1となり、領域Cと領域Dとの境界線が負荷周波数制御により対応可能な負荷の変動周期の下限周期T2となる。この上限周期T1および下限周期T2は、図2より固有の周期ではなく、負荷変動の大きさによって変化する数値であることが分かる。さらに、構築された電力網によって図示されている変動周期の時間も変化する。第1実施形態では、EDC、電力系統50自体の自己制御性およびガバナフリー運転などによって対応できない領域DLFCにより対応可能な領域の範囲内に含まれる変動周期変動周波数を有する負荷変動に着目し、抑制することを目的としている。次に、図3を参照して、充放電制御部5による目標出力電力の算出方法について説明する。充放電制御部5は、検出時間間隔i秒毎に発電電力を検出して発電電力データを取得し、メモリ5aに逐次記憶している。また、充放電制御部5は、新たな発電電力データを取得する毎検出時間間隔毎に、現時点時刻tから過去のサンプリング期間T3内時刻t-T3~時刻tまでに取得した発電電力データに基づいて移動平均値を算出する。この移動平均値もメモリ5aに逐次記憶される。すなわち、移動平均値は過去の発電電力に基づいて算出される値である。そのため、移動平均値は実際の発電電力の推移から全体的に過去の発電電力の値側にずれて遅れて推移することになる。なお、図3では、簡略のため移動平均値を2つの時点のみ示している。ここで、充放電制御部5は、移動平均値と実際の発電電力とのずれを補正するために、移動平均値の増減傾向に基づいて発電電力の推移を予測し、目標出力電力を設定する。具体的には、充放電制御部5は、現在の時刻tにおいて時刻tiの目標出力電力Gを算出するために、まず現時点時刻tで最新の移動平均値A1時刻t、電力値Y1と、現時点よりも所定の時間間隔T4だけ前の時刻t-T4における移動平均値A2時刻t-T4、電力値Y2との間の傾きSを算出する。そして、充放電制御部5は、時刻tにおける移動平均値A1を算出するための移動平均区間時刻t-T3~時刻tの中点時刻t-T3/2において、移動平均値A1の電力値Y1を有するとした点C時刻t-T3/2、電力値Y1から発電電力が傾きSの増減率で推移したとした場合の時刻tiにおける電力値を、時刻tiにおける目標出力電力Gとする。時刻tiの直前に算出された移動平均値A1を算出するための移動平均区間サンプリング期間20分の中点を目標出力電力Gを算出する際の増減の起点とすることにより、目標出力電力Gの推移が実際の発電電力の推移から遅れなくなるように補正することができる。そのため、目標出力電力Gは、時々刻々と増減を繰り返して変動しながら推移する実際の発電電力の推移の中心に近い側を推移することになる。この目標出力電力Gの推移については、後にシミュレーション結果を示して説明する。また、傾きSを算出するための2つの時点の移動平均値移動平均値A1およびA2の間の時間間隔T4は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の上限周期T1以上の期間である。ここでは、時間間隔T4を20分としている。上記のように、充放電制御部5は、移動平均値A1と移動平均値A2との間の傾きSとに基づいて目標出力電力Gを検出時間間隔毎に算出し、発電装置2の実際の発電電力と蓄電池31の充放電量との合計が目標出力電力Gとなるように蓄電池31の充放電制御を行う。本実施形態の発電システム1は、上記構成により以下の効果を得ることができる。充放電制御部5は、発電装置2の発電電力のみならず、発電電力の増減傾向に基づいて、発電電力の変化を平滑化するための目標出力電力を算出する。上記構成により、発電電力の増減傾向に基づいて、目標出力電力の推移が実際の発電電力の推移に近くなるように目標出力電力を設定することができる。これにより、発電電力の変化を平滑化するための目標出力電力と実際の発電電力とのずれが全体的に小さくなるので、目標出力電力と実際の発電電力との差分の電力だけ蓄電池31の充放電を行う場合に、蓄電池31の充放電量および充放電深度を小さくすることができる。これにより、発電装置2による発電電力の変動に起因する電力系統50への影響を抑制しながら、蓄電池31の長寿命化を図ることができる。また、従来移動平均値を目標出力電力とする場合と比べて充放電深度が小さくなるので、従来と比べて小さい容量の蓄電池を用いて充放電制御を行うことができる。また、充放電制御部5は、移動平均値の増減傾向に基づいて算出した電力を目標出力電力とする。これにより、発電電力のみに基づいて平滑化電力を算出して目標出力電力とする従来の場合と異なり、容易に発電電力の増減傾向にも基づいた目標出力電力を算出することができる。また、充放電制御部5は、移動平均値A1と、移動平均値A1よりも前の時点における移動平均値A2との間の傾きSを発電装置2の発電電力の増減傾向として、移動平均値A1と傾きSとに基づいて目標出力電力Gを算出する。このように構成することによって、2つの時点の移動平均値間移動平均値A1と移動平均値A2との間の傾きSに基づいて、容易に発電電力の推移増減傾向を予測して目標出力電力Gを設定することができる。また、充放電制御部5は、移動平均値A1と、移動平均値A1の取得時点よりも負荷周波数制御により対応可能な変動周期の上限周期以上の期間だけ前の時点における移動平均値A2との間の傾きSに基づいて目標出力電力Gを算出する。このような時間間隔を隔てた移動平均値A1と移動平均値A2との間の傾きSに基づいて目標出力電力Gを算出することにより、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の成分を抑制するような目標出力電力Gを設定することができる。また、充放電制御部5は、移動平均値A1を算出するための移動平均区間内の中間時点において移動平均値A1の電力値Y1を有するとした点Cから傾きSの増減率で発電電力が推移した場合の発電電力を目標出力電力Gとすることにより、実際の発電電力の推移により近づくように目標出力電力Gを設定することができる。また、充放電制御部5は、サンプリング期間を負荷周波数制御により対応可能な変動周期の上限周期以上の期間とすることによって、移動平均値A1および移動平均値A2に基づいて算出される目標出力電力Gの変動に負荷周波数制御により対応可能な変動周期の変動を低減することができる。次に、図4を参照して、移動平均法のサンプリング期間の検討結果について説明する。図4は、発電電力データの取得期間であるサンプリング期間を10分とした場合のFFT解析結果と、サンプリング期間を20分とした場合のFFT解析結果を示す。図4に示すように、サンプリング期間が10分の場合には、変動周期が10分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が10分以上の範囲における変動があまり抑制されていない。また、サンプリング期間が20分の場合には、変動周期が20分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が20分以上の範囲における変動はあまり抑制されていない。したがって、サンプリング期間の大きさと、充放電制御により抑制できる変動周期との間には良好な相関関係があることがわかる。このため、サンプリング期間の設定により効果的に変動周期を抑制できる範囲が変化するといえる。そこで、本システムで主に注目している負荷周波数制御により対応可能な変動周期の部分を抑制するためには、サンプリング期間を負荷周波数制御で対応する変動周期以上、特にT1~T2の後半付近長周期付近からT1以上の範囲の期間とすることが好ましい。たとえば、図2の例では20分以上のサンプリング期間とすることにより、負荷周波数制御で対応する変動周期の殆どを抑制することができる。第2実施形態次に、本発明の第2実施形態による発電システム100について説明する。本実施形態では、第1実施形態と異なり、発電電力の変動が大きい場合に、サンプリング期間を長くする例について説明する。発電システム100は、第1実施形態の充放電制御部5に替えて充放電制御部101を備えている。充放電制御部101以外の構成は、第1実施形態による発電システム1と同様である。充放電制御部101は、発電電力の変動が所定の範囲内の場合には、サンプリング期間を20分、移動平均値の傾きを算出するための移動平均値間の時間間隔を20分として、目標出力電力を算出する。また、充放電制御部101は、発電電力の変動が所定の範囲外になった場合には、サンプリング期間を40分に延ばすとともに、移動平均値間の時間間隔を20分として、目標出力電力を算出する。発電電力の変動が所定の範囲内にあるか否かの判断は、10分間の実際の発電電力の変化量が-0.7kW以上0.7kW以下にあるか否かにより行う。すなわち、最新の発電電力と、10分前の発電電力との差分を逐次算出し、その差分の値が-70W以上70W以下にあるか否かを判断する。また、サンプリング間隔を40分に延ばした状態で、発電電力の変動が所定の範囲内にある状態が所定時間第2実施形態では、30分継続した場合には、サンプリング間隔を20分に戻す。この充放電制御におけるサンプリング期間の切替制御以外の制御目標出力電力の算出方法などについては、第1実施形態と同様である。次に、図6を参照して、発電システム100のサンプリング期間の切替制御の制御フローについて説明する。まず、ステップS1において、充放電制御部101は、サンプリング間隔を20分、移動平均値間の時間間隔を20分として、目標出力電力を算出する。また、ステップS2において、充放電制御部101は、発電電力の変動が所定の範囲内にあるか否かを判断する。発電電力の変動が所定の範囲内にある場合には、ステップS1に戻り、充放電制御部101はサンプリング期間を20分として充放電制御を行う。発電電力の変動が所定の範囲外になった場合には、ステップS3において、充放電制御部101は、サンプリング期間を40分、移動平均値間の時間間隔を20分として、目標出力電力を算出する。サンプリング期間を40分として充放電制御を行っている際に、ステップS4において、充放電制御部101は発電電力の変動が所定の範囲内に戻ったか否かを判断する。発電電力の変動が所定の範囲内に戻らない場合には、ステップS3に戻り、充放電制御部101はサンプリング期間を40分として充放電制御を行う。また、発電電力の変動が所定の範囲内に戻った場合には、ステップS5において、充放電制御部101は、発電電力の変動が所定の範囲内の状態が30分継続したか否かを判断する。30分継続しなかった場合30分以内に発電電力の変動が所定の範囲外になった場合には、ステップS3に戻り、充放電制御部101はサンプリング期間を40分として充放電制御を行う。また、30分継続した場合には、ステップS1に戻り、充放電制御部101はサンプリング期間を20分に戻して充放電制御を行う。本実施形態の発電システム100は、上記構成により以下の効果を得ることができる。充放電制御部101は、発電電力の変化が小さい場合には、サンプリング期間を20分として移動平均値A1および移動平均値A2を算出するとともに、発電電力の変化が大きい場合には、サンプリング期間を40分として移動平均値A1および移動平均値A2を算出する。このように構成することによって、発電電力の変化が大きい場合に移動平均値移動平均値A1および移動平均値A2の算出期間が長くなるので、発電電力の変化が移動平均値に与える影響を小さくすることができる。これにより、このような期間長さを長くした移動平均値A1および移動平均値A2に基づいて目標出力電力を算出することによって、発電電力の変化が大きい場合にも、その発電電力の変化に大きく左右されずに移動平均値A1および移動平均値A2間の傾きを算出して目標出力電力を算出することができるので、発電電力の変化に大きく左右されない目標出力電力を算出することができる。これにより、発電電力の変化が大きい場合にも、平滑化を十分に行い、かつ、蓄電装置3の充放電量および充放電深度を小さくして蓄電装置3の長寿命化を図ることができる。第3実施形態次に、図7および図8を参照して、本発明の第3実施形態による発電システム200について説明する。本実施形態では、第1実施形態と異なり、発電電力の変動が大きい場合に、傾きを算出するための移動平均値間の時間間隔を長くする例について説明する。図7に示すように、発電システム200は、第1実施形態の充放電制御部5に替えて充放電制御部201を備えている。充放電制御部201以外の構成は、第1実施形態による発電システム1と同様である。充放電制御部201は、発電電力の変動が所定の範囲内の場合には、サンプリング期間を20分、移動平均値の傾きを算出するための移動平均値間の時間間隔を20分として、目標出力電力を算出する。また、充放電制御部201は、発電電力の変動が所定の範囲外になった場合には、サンプリング期間を20分とし、移動平均値間の時間間隔を40分に延ばして目標出力電力を算出する。発電電力の変動が所定の範囲内にあるか否かの判断は、第2実施形態と同様である。また、充放電制御部201は、移動平均値間の時間間隔を40分に延ばした状態で、発電電力の変動が所定の範囲内にある状態が所定時間ここでは、30分継続した場合には、移動平均値間の時間間隔を20分に戻す。この充放電制御における移動平均値間の時間間隔の切替制御以外の制御目標出力電力の算出方法などについては、第1実施形態と同様である。次に、図8を参照して、発電システム200の移動平均値間の時間間隔の切替制御の制御フローについて説明する。まず、ステップS11において、充放電制御部201は、サンプリング間隔を20分、移動平均値間の時間間隔を20分として、目標出力電力を算出する。また、ステップS12において、充放電制御部201は、発電電力の変動が所定の範囲内にあるか否かを判断する。発電電力の変動が所定の範囲内にある場合には、ステップS11に戻り、充放電制御部201は移動平均値間の時間間隔を20分として充放電制御を行う。発電電力の変動が所定の範囲外になった場合には、ステップS13において、充放電制御部201は、サンプリング期間を20分、移動平均値間の時間間隔を40分として、目標出力電力を算出する。移動平均値間の時間間隔を40分として充放電制御を行っている際に、ステップS14において、充放電制御部201は、発電電力の変動が所定の範囲内に戻ったか否かを判断する。発電電力の変動が所定の範囲内に戻らない場合には、ステップS13に戻り、充放電制御部201は、移動平均値間の時間間隔を40分として充放電制御を行う。また、発電電力の変動が所定の範囲内に戻った場合には、ステップS15において、充放電制御部201は、発電電力の変動が所定の範囲内の状態が30分継続したか否かを判断する。30分継続しなかった場合30分以内に発電電力の変動が所定の範囲外になった場合には、ステップS13に戻り、充放電制御部201は移動平均値間の時間間隔を40分として充放電制御を行う。また、30分継続した場合には、ステップS11に戻り、充放電制御部201は移動平均値間の時間間隔を20分に戻して充放電制御を行う。本実施形態の発電システム200は、上記構成により以下の効果を得ることができる。充放電制御部201は、発電電力の変化が小さい場合には、移動平均値A1の取得時点と移動平均値A2の取得時点との時間間隔を20分とするとともに、発電電力の変化が大きい場合には、移動平均値A1の取得時点と移動平均値A2の取得時点との時間間隔を40分とする。このように構成することによって、発電電力の変化が大きい場合に移動平均値A1と移動平均値A2との間の時間間隔が大きくなるので、移動平均値A1および移動平均値A2間の傾きを緩やかにすることができる。これにより、このように移動平均値A1と移動平均値A2との間の時間間隔を長くして算出した傾きに基づいて目標出力電力を算出することによって、発電電力の変化が大きい場合にも、その発電電力の変化に大きく左右されずに目標出力電力を算出することができる。これにより、発電電力の変化が大きい場合にも、平滑化を十分に行い、かつ、蓄電装置3の充放電量および充放電深度を小さくして蓄電装置3の長寿命化を図ることができる。第3実施形態のその他の効果は、第1実施形態と同様である。次に、図9~図13を参照して、本発明の充放電制御を行うことによる効果を検証したシミュレーション結果例1について説明する。例1では、雲のない快晴の日における発電装置の1日の発電電力推移に対して実施例1、実施例2および比較例による充放電制御を行った場合の平滑化後の出力電力推移を検証した。なお、実施例1は、第1実施形態の制御方法サンプリング間隔20分、移動平均値間の時間間隔20分で充放電制御を行った例である。実施例2は、第2実施形態の制御方法サンプリング間隔20分/40分の切替、移動平均値間の時間間隔20分で充放電制御を行った例である。比較例は、移動平均値そのものを目標出力電力として充放電制御を行った例である。図9、図10および図11には、それぞれ、発電電力推移と実施例1の出力電力推移、発電電力推移と実施例2の出力電力推移、および、発電電力推移と比較例の出力電力推移を示している。また、図12は、例1における実施例1、実施例2および比較例の蓄電池の蓄電量の推移を示している。なお、図12においては初期値に対する蓄電量の変動を説明するために蓄電量の初期値を0としているが、これは蓄電量の初期値が0Whであることを示すものではない。図13は、例1における実施例1および比較例の出力電力変動のFFT高速フーリエ変換結果を示している。なお、図13において実施例2を示していないが、例1のような快晴の日には発電電力の変動が1日を通して小さいため、発電電力の変動が大きい場合にサンプリング間隔を延ばす実施例2の制御を行っても実施例1と略同じ結果となる。図9~図11に示すように、実施例1、実施例2および比較例のいずれにおいても、実際の発電電力の変動を平滑化できていることがわかる。また、図11に示すように、比較例による充放電制御では、発電電力が上昇していく午前中においては実際の発電電力推移よりも小さい値で推移し、発電電力が下降していく午後においては実際の発電電力推移よりも大きい値で推移していることがわかる。すなわち、移動平均値そのものを目標出力電力とする比較例では、目標出力電力が過去の発電電力の値側にずれるため、目標出力電力の推移は実際の発電電力の推移よりも全体的に遅れるように推移している。ここで、図9に示すように、実施例1の目標出力電力は、比較例に比べて実際の発電電力推移に近い値で推移している。また、図10に示すように、実施例2の目標出力電力は、比較例および実施例1に比べてさらに実際の発電電力推移に近い値で推移している。また、図12に示すように、比較例では、午前中は蓄電量が初期値から単調に増加していき、午後には蓄電量が単調に減少している。これは、図11に示したように、比較例では目標出力電力が実際の発電電力よりも全体的に遅れて推移するため、午前中において目標出力電力は実際の発電電力よりも小さい値で推移し、午後においては実際の発電電力よりも大きい値で推移するためである。その一方、実施例1および実施例2では、午前、午後に拘わらず、初期値を中心として上昇と下降とを繰り返している。これは、実施例1および実施例2では、比較例のような目標出力電力の遅れに起因する目標出力電力と実際の発電電力とのずれが抑制されるため、充電と放電とが交互に繰り返されるようになっているためである。ここで、実施例1および実施例2の蓄電池の容量変化は、比較例に比べて大幅に小さいことがわかる。具体的には、実施例1および実施例2の充放電深度H1は、比較例の充放電深度H2に比べて大幅に小さくなっている。また、実施例1および実施例2の充放電量も比較例に比べて大幅に小さいことがわかる。これにより、実施例1および実施例2では、比較例に比べて少ない蓄電池の容量で充放電制御を行うことができるとともに、蓄電池の長寿命化を図ることができる。また、実施例1および実施例2では、比較例に比べて充電のピーク値最大値が大幅に小さくなるので、初期状態の充電状態SOCを高くした場合にも、充放電制御中に満充電となってしまうことを抑制することができる。これにより、初期状態の充電状態夜間の充電状態を高くすることができるので、夜間に停電や災害などが生じた場合に、より多くの電力を蓄電池から供給して使用することができる。また、実施例1においても、比較例と同様に、1日の初めの充電状態と終わりの充電状態とを略同じにすることができる。また、図13に示すように、実施例1および実施例2では、実際の発電電力の変動周期が全体的に抑制されている。特に、負荷周波数制御により対応可能な変動周期約2分約120秒~約20分約1200秒の成分が十分に抑制されていることがわかる。次に、図14~図18を参照して、本発明の充放電制御を行うことによる効果を検証したシミュレーション結果例2について説明する。例2では、雲のある晴れの日における発電装置の1日の発電電力推移に対して実施例1、実施例2および比較例による充放電制御を行った場合の平滑化後の出力電力推移を検証した。図14~図18には、それぞれ、図9~図13と同様のシミュレーション結果を示している。図14~図16に示すように、雲のある晴れの日では発電電力の変動が大きいことがわかるが、雲のある晴れの日においても、実施例1、実施例2および比較例のいずれにおいても、実際の発電電力の変動を平滑化できていることがわかる。また、図17に示すように、実施例1および実施例2の蓄電池の容量変化は、比較例に比べて大幅に小さいことがわかる。具体的には、実施例1の充放電深度H3および実施例2の充放電深度H4は、比較例の充放電深度H5に比べて大幅に小さくなっている。すなわち、発電電力の変化の大きい日においても、本発明の制御が有効であることがわかる。また、実施例1および実施例2の充放電量も比較例に比べて大幅に小さいことがわかる。また、図18に示すように、実施例1、実施例2および比較例では、実際の発電電力の変動周期が全体的に抑制されている。ここで、実施例2では、比較例と略同じレベルで平滑化を行っていることがわかる。すなわち、実施例2では、比較例と略同じレベルで平滑化を行いながら、比較例よりも充放電深度が小さくなっている。なお、今回開示された実施形態および実施例は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。また、上記第1~第3実施形態では、需要家内で用いる負荷における消費電力量を想定しない場合について説明したが、本発明はこれに限らず、目標出力電力の算出において、需要家内で用いられる少なくとも一部の負荷で消費する電力量を検出し、その負荷消費電力量あるいは負荷消費電力変動量を加味して目標出力の算出を行ってもよい。また、上記第1~第3実施形態に記載されたサンプリング期間、母線電圧などの具体的な数値についても、本発明はこれに限られず、適宜変更が可能である。また、上記第1~第3実施形態では、2つの時点の移動平均値間の傾きに基づいて移動平均値の増減傾向発電電力の増減傾向を判断した例について説明したが、本発明はこれに限らず、3時点以上の移動平均値に基づいて移動平均値の増減傾向発電電力の増減傾向を判断してもよい。また、上記第1~第3実施形態では、現在時刻tの移動平均値A1を算出するための移動平均区間時刻t-T3~時刻tの中点時刻t-T3/2を起点として、傾きSで推移した場合の電力値を目標出力電力Gとする例について説明したが、本発明はこれに限らず、移動平均区間の中点近傍であればよい。また、移動平均区間の中点近傍でなくても、目標出力電力の設定時点よりも前で、かつ、移動平均区間内の点を起点とすれば、通常の移動平均法のみにより目標出力電力を設定する場合より目標出力電力と実際の発電電力との差を全体的に小さくすることができる。また、上記第2および第3実施形態では、10分間の発電電力の変化量が所定の範囲外になったときに、サンプリング期間または傾きを算出するための移動平均値間の時間間隔を大きくした例について説明したが、本発明はこれに限らず、発電電力の変動が大きいと判断することができれば、どのような指標を用いて判断してもよい。たとえば、所定の閾値以上の変化を複数回検知した場合に発電電力の変動が大きいと判断するようにしてもよい。また、設置場所の気候や天気予報などに基づいて、発電電力の変動が大きいと予想される日などには、最初からサンプリング期間または傾きを算出するための移動平均値間の時間間隔を大きくして充放電制御を行ってもよい。また、上記第1~第3実施形態では、本発明の平均電力の一例として移動平均値を算出した例を示したが、本発明はこれに限らず、1次遅れ法1次位相遅れ法による算出値を平均電力として算出してもよい。1次遅れ法とは、所定の時定数Tを検出時間間隔Δtで除した値時間Tに含まれる発電電力データWのデータ数をNとし、時刻tにおける算出値Qtを、その前の算出値Qt-Δtに、算出値Qt-Δtと時刻tにおける発電電力Wtとの差分をNで除した値を加えた値として計算する方法である。この1次遅れ法による算出値Qtも、算出値Qt-Δtと時刻tにおける発電電力Wtとの差分をNで除した値を用いてQtを算出するので、Qtは発電電力の変動が平滑化された値となる。また、算出値Qtも移動平均値と同様に、実際の発電電力データの推移から遅れて推移する値となる。このような1次遅れ法により平滑化を行う場合においても、本発明を適用して目標出力電力を設定することにより、発電装置による発電電力の変動に起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電装置の長寿命化を図るという本発明の効果を得ることができる。