自然エネルギーを用いて発電する第1発電システムの発電量を予測する、発電量予測装置であって、前記第1発電システムが発電に用いるものと同種の自然エネルギーを用いて発電する第2発電システムの発電量情報に基づいて、前記第1の発電システムの発電量の予測を行う発電量予測装置。前記自然エネルギーとして太陽光を用いて発電する第1発電システムの発電量を、予測する請求項1に記載の発電量予測装置。前記第1発電システムおよび前記第2発電システムのそれぞれの位置情報に基づいて、前記予測を行う請求項1または請求項2に記載の発電量予測装置。前記第1発電システムおよび前記第2発電システムに通信網を介して接続されたサーバであって、請求項1から請求項3の何れかに記載の発電量予測装置を備え、前記通信網を介して前記発電量情報を受取り、該発電量情報に基づいて前記予測を行うサーバ。複数個の前記第1発電システムの発電量を予測する、請求項4に記載のサーバであって、前記複数個の第1発電システムのうちの一または複数個を情報送出対象に設定し、前記予測の結果の情報を、前記通信網を介して前記情報送出対象へ送出するサーバ。第1発電システムからの要求に応じて、前記予測の結果の情報を、前記通信網を介して前記第1発電システムへ送出する請求項4に記載のサーバ。前記第2発電システムに通信網を介して接続された前記第1発電システムからなる発電システムであって、請求項1から請求項3の何れかに記載の発電量予測装置を備え、前記通信網を介して前記発電量情報を受取り、該発電量情報に基づいて前記予測を行う発電システム。前記通信網により互いに接続された複数の前記第1発電システムのうちの一つからなる請求項7に記載の発電システムであって、他の前記第1発電システムに設けられている前記発電量予測装置が行った前記予測の結果の情報を用いて、自身が行った前記予測の結果を補正する発電システム。自身の前記発電量情報を取得し、請求項2に記載の発電量予測装置へ提供する発電システムであって、太陽電池と、前記太陽電池の出力電圧値および出力電流値を検出するセンサを有し、該センサの検出結果に基づいて、前記太陽電池の出力についてのMPPT制御を行う制御部と、を備え、前記センサの検出結果を用いて、自身の前記発電量情報を取得する発電システム。請求項1から請求項4の何れかに記載の発電量予測装置によって発電量が予測される、発電システムであって、該発電システムの発電電力を蓄える蓄電部と、前記予測の結果に基づいて、前記蓄電部の充放電を制御する制御部と、を備えた発電システム。需要量に応じた外部への電力供給を行う請求項10に記載の発電システムであって、前記制御部は、前記予測の結果と予測される前記需要量との比較を行い、該比較の結果に基づいて、前記蓄電部の充放電を制御する発電システム。請求項1から請求項4の何れかに記載の発電量予測装置によって発電量が予測される、発電システムであって、前記予測の結果に応じた表示を行う表示装置が設けられた発電システム。しかしながら、自然エネルギーを用いる発電システムの発電量を、気象情報に依存して精度良く予測することは困難である。例えば太陽電池PVの場合、発電量は雲の広がる範囲だけでなく、その厚さによっても変化する。また更に当該発電量は、日射量以外にも、気温や湿度等の様々な要因によって左右される。本発明は上述した問題に鑑み、自然エネルギーを用いる発電システムの発電量を、より精度良く予測することが可能となる発電量予測装置の提供を目的とする。また本発明は、当該発電量予測装置を備えるサーバおよび発電システムの提供を目的とする。上記目的を達成するため、本発明に係る発電量予測装置は、自然エネルギーを用いて発電する第1発電システムの発電量を予測する、発電量予測装置であって、前記第1発電システムが発電に用いるものと同種の自然エネルギーを用いて発電する第2発電システムの発電量情報に基づいて、前記第1の発電システムの発電量の予測を行う構成とする。上述した通り、本発明に係る発電量予測装置によれば、自然エネルギーを用いる発電システムの発電量を、より精度良く予測することが可能となる。また本発明に係るサーバおよび発電システムによれば、本発明に係る発電量予測装置の利点を享受することが可能となる。本発明の実施形態について、第1実施形態から第3実施形態の各々を例に挙げて、以下に説明する。なお第1実施形態では、発電量予測装置はサーバに設けられているが、第2および第3実施形態では各発電システムに設けられている。また第2実施形態と第3実施形態では、発電量の予測手法等が異なっている。1.第1実施形態[電力制御ネットワークの構成等]まず第1実施形態について図を用いて説明する。図1は、本実施形態に係る電力制御ネットワークの概略的な構成図である。当該電力制御ネットワーク1は、複数の発電システムP、通信網NT、およびサーバ装置SVを有している。なお図1では、発電システムPとしてP1~P3の3個を例示しているが、発電システムPの個数は3個に限られない。本実施形態では図4に示すように、多数の発電システムPが、広範囲例えば全国、或いは、一または複数の地方に亘って散在するように設置される。発電システムPは図2に示すように、太陽電池5、蓄電池6、およびパワコン[パワーコンディショナ]7を有している。太陽電池5は、太陽光自然エネルギーの一種を用いて発電するように構成された発電装置である。また蓄電池6は、充放電可能に構成されており、電力を蓄える機能を有している。またパワコン7は、電力変換部11、制御部12、および情報処理部13を有しているとともに、太陽電池5、蓄電池6、通信網NT、および交流電力ラインLの各々に接続される端子を有している。なお交流電力ラインLは、交流電力の伝送に用いられるラインであり、電力系統や、需要家における各種負荷電気機器などに接続される。電力変換部11は、太陽電池5、蓄電池6、および交流電力ラインLに接続されており、制御部12の指示に従って、太陽電池5の発電電力を蓄電池6や交流電力ラインLへ伝送する動作、蓄電池6に蓄えられている電力を交流電力ラインLへ伝送する動作、および交流電力ラインLからの供給電力を蓄電池6へ伝送する動作の何れかを行う。なお電力変換部11は、電力の昇降圧や双方向の直流-交流変換を行う機能などを有しており、電力伝送を適切に行うことが可能となっている。制御部12は、電力変換部11の動作を制御する。なお制御部12は、太陽電池5の出力についてのMPPT[MaximumPowerPointTracking]制御が行われるようにするMPPT制御装置12aを有している。MPPT制御は、最大電力点追従を行う制御として既に知られている制御手法である。なお図2に示すように、パワコン7には、太陽電池5の出力電圧値および出力電流値を検出するセンサSが設けられている。MPPT制御装置12aは、このセンサSの検出結果に基づいて太陽電池5の出力電力発電電力が最大となるように、例えば太陽電池5の出力電流を制御することが可能である。制御部12は、上述したMPPT制御を行うとともに、電力の需要量交流電力ラインL側から供給が求められている量に応じて、電力変換部11の動作を制御する。例えば制御部12は、太陽電池の発電電力が需要量を下回っているときは、発電電力が交流電力ラインL側へ出力されるようにしつつ、蓄電池6から不足分が補われる放電させるようにする。一方、太陽電池の発電電力が需要量を上回っているときは、発電電力のうちの需要量分が交流電力ラインL側へ出力されるようにしつつ、余剰分が蓄電池6に充電されるようにする。なお制御部12は通常時、蓄電池6の充電量を、蓄電池6の寿命を優先した適度な量となるようにする。但し、制御部12は、将来的に電力の需要量が発電量を上回ると予測される場合には、蓄電池6の充電量を増大させ、蓄電池6の寿命よりも電力の安定供給を優先させるようになっている。この点については、改めて詳細に説明する。情報処理部13は、各種の情報処理や、通信網NTを用いた情報通信を行う機能を有している。情報処理部13は、太陽電池5の発電量を表す発電量情報を継続的に取得し、この発電量情報を、通信網NTを介してサーバ装置SVへ送信する。これによりサーバ装置SVにおいては、各発電システムPについての発電量情報を得ることが可能である。なお先述した通り、パワコン7は、太陽電池5の出力電圧値および出力電流値を検出するセンサSを有している。そのため情報処理部13は、センサSの検出結果を流用することにより、新たなセンサ等を要することなく、発電量情報を取得することが可能である。また発電量情報は、発電量を直接的に表す情報の他、発電量を間接的に表す情報例えば、最大発電量からの低下率などや、発電量の範囲を限定する情報例えば、最大発電量から20以上低下したことを示す低下検知信号などであっても構わない。また情報処理部13は、サーバ装置SVから、発電量の予測結果の情報詳しくは、後述の説明により明らかとなるを受信したときは、この受信した情報を制御部12へ転送する。これにより制御部12は、当該予測結果の情報に基づいて、電力変換部11の動作を制御することが可能である。また図2に示すように、電力システムPには、発電量の予測結果を表示する表示装置8が設けられる。表示装置8は、情報処理部13から発電量の予測結果の情報が入力され、この情報に基づいて表示を行うようになっている。これにより使用者は、発電量の予測結果を知ることができ、これに対応した行動例えば、発電量が不足する見込みのときは、電気の使用量を抑えるといった行動をとることが可能である。なお表示装置8がどのような情報を表示するかについては、様々な形態を採用することが可能である。例えば表示装置8は、予測される需要量、或いは現在の需要量や発電量の情報が入力されるように構成され、発電量の予測結果に加えて、これらの何れかの情報を表示するようにしても良い。また表示装置8は、予測発電量と予測需要量の比較結果後述するステップS22の動作により得られるに応じた情報を表示するようにしても良い。例えば、予測需要量が予測発電量を上回っていれば、所定のアラーム表示がなされるようにしても良い。なお、図2に示す電力システムPの構成形態は代表例であって、全ての発電システムPがこのような構成形態であるとは限らない。例えば、発電システムPの中には、蓄電池6が設けられないものがあっても良く、表示装置8が設けられないものがあっても良い。図1に戻り、通信網NTは、発電システムPの各々に接続されており、各種情報の伝送に用いられる。なお通信網NTは、例えばインターネットによって形成され得るが、これに限定されるものではない。サーバ装置SVは、通信網NTに接続されており、通信網NTを介して各発電システムPとの情報通信が可能となっている。またサーバ装置SVは、各発電システムPの発電量情報に基づいて、各発電システムPの発電量を予測する機能を有している。なおサーバ装置SVは、当該予測に用いる情報として、各発電システムPについての位置設置されている位置を表す位置情報を取得するようになっている。当該位置情報は、予めサーバ装置SVに登録されていても良く、例えば発電量情報と一緒に、各発電システムPから通信網NTを介して送られるようになっていても良い。また位置情報は、ある一点の位置を表す形態には限られず、一定のエリア例えば、何れかの地域を表す形態であっても構わない。この場合、複数の発電システムPの位置情報の各々が、同一となることもあり得る。[発電システムの適正化]上述した構成の電力制御ネットワーク1は、各発電システムPについての発電量の予測を通じて、各発電システムPの適正化を実現させることが可能となっている。本実施形態では、各発電システムPの適正化の一例として、蓄電池6の充電量上限についての適正化を行うようになっている。各発電システムPの適正化のために、電力制御ネットワーク1において実行される動作について、図3に示すフローチャートを参照しながら以下に説明する。なお以下では、1時間後の発電量が予測される例を挙げて説明する。サーバ装置SVは、自身および他の各発電システムPについての位置情報、1時間前の発電量情報、および現在の発電量情報を用いて、1時間後における各発電システムPの発電量を予測するステップS11。より具体的には、例えば次の動作が行われる。まずサーバ装置SVは、各発電システムPについて、1時間前の発電量が基準値最大発電量より小さい値に設定されるに達しなかったグループグループA、および、現在の発電量が当該基準値に達していないグループグループBを特定する。そしてサーバ装置SVは、グループAの発電システムPが属する位置情報としてのエリアエリアA、および、グループBの発電システムが属するエリアエリアBを特定する。ここでエリアAは、発電量を小さくさせる要因特に、日射を遮る雲が1時間前に存在していたエリアであり、エリアBは、当該要因が現在存在しているエリアであると考えられる。また更に当該要因は、過去の1時間1時間前から現在までの間に、エリアAからエリアBへ移動した例えば雲が風によって移動したと考えられる。また当該要因は、将来の1時間現在から1時間後までにおいても、過去の1時間と同様の方向および速さで移動すると見込まれる。このことから、エリアAおよびエリアBの情報に基づいて、1時間後に当該要因が存在するエリアエリアCが予測される。例えば、図4に示すようにエリアAおよびエリアBが特定されていると、この情報に基づいて、図4に示すようにエリアCが予測される。なお図4において、エリアBからエリアCへの移動方向および距離は、エリアAからエリアBへの移動方向および距離と同等である。エリアCに属している各発電システムPの1時間後の発電量は、エリアBに属している各発電システムPの現在の発電量と同様になるすなわち、基準値に達しない状態になると予測される。なお何れの発電システムPがエリアCに属しているかは、各発電システムの位置情報から判別可能である。そこでサーバ装置SVは、上述した考え方に基づき、1時間後の発電量が基準値に達しないと予測される各発電システムPを特定する。またサーバ装置SVは、基準値を複数段階に例えば、最大発電量の80、60、40、20といった具合に順次設定し、各基準値について同様にして、1時間後の発電量が当該基準値に達しないと予測される各発電システムPを特定するようにしても良い。そして例えば最大発電量の80には達しないが60には達すると予測される場合、発電量を最大発電量の60と予測するようにしても良い。このような例によれば、1時間後における各発電システムPの発電量を、より詳しく予測することが可能となる。サーバ装置SVは上述したようにして、1時間後における各発電システムPの発電量を予測する。なお予測結果は、ある一点の値に限られず、ある範囲を表すもの例えば、○○W以下であっても構わない。また、上述した各発電システムPの発電量の予測手法は一例であり、その他の予測手法が採用されても構わない。そしてサーバ装置SVは、上述した予測結果の情報発電システムPごとに生成されているを、通信網NTを介して、対応する発電システムP情報処理部13へ送信するステップS12。すなわちサーバ装置SVは、各発電システムPに対して、その発電システムPにおける1時間後の発電量予測発電量の情報を提供する。なおサーバ装置SVは、必ずしも、全ての発電システムPに対して予測発電量の情報を送出するようになっている必要はない。例えばサーバ装置SVは、一または複数個の発電システムPを情報送出対象に設定し、予測発電量の情報を情報送出対象にだけ送出するようになっていても良い。一例としては、図1に示す発電システムP1とP2が情報送出対象に設定され、発電システムP3が情報送出対象に設定されない場合があり得る。この場合にサーバ装置SVは、発電システムP1~P3の各々について発電量の予測を行うが、予測発電量の情報の送出については、発電システムP1とP2に対しては行う一方、発電システムP3に対しては行わない。なお情報送出対象に設定されるものは、例えば、サーバ装置SVへ位置情報などを送出した発電システムPであっても良く、予め管理者等により特定された発電システムPであっても良い。また、蓄電池を有さない発電システムPでは、蓄電池の充電量を制御する必要が無いため、予測発電量の情報の必要性は低い。そのため、蓄電池を有する発電システムPは情報送出対象に設定される一方、そうでない発電システムPについては、情報送出対象に設定されないようにしても良い。またサーバ装置SVは、発電システムPからの要求に応じて、予測発電量の情報をその発電システムPへ送出するようになっていても良い。一方、発電システムPの側では、情報処理部13が上述した予測結果予測発電量の情報を受信しステップS21、制御部12へ転送する。制御部12は、予測発電量の情報を取得すると、予測発電量と予測需要量の比較を行うステップS22。ここで予測需要量とは、その発電システムPにおける将来ここでは1時間後の電力の需要量として、予測される量である。なお一般的に、電力の需要量は季節や時間帯等との相関性があり、需要量がどのように変動するかの傾向は予め判明している。そのため制御部12は、例えば当該傾向の情報に基づいて、予測需要量を求めることが可能である。将来的に電力の需要量が発電量を上回ると予測される場合には、そうでない場合に比べて、蓄電池6により多くの電力を蓄えておき、電力の安定供給が極力維持されることが望まれる。そこで制御部12は、予測需要量が予測発電量を上回っていた場合にはステップS22のY、蓄電池6の充電量を増大させるようにするステップS23。例えば制御部12は、現在の発電量が余剰である場合、電力の不足量予測需要量と予測発電量の差に合わせて蓄電池6が充電されるようにする。これにより、蓄電池6により多くの電力が蓄えられることになる。なおステップS23の動作形態は、上述したものには限られない。例えば、通常時において蓄電池6に充電量の上限値が設定されている場合、制御部12は、当該上限値の増大或いは無効化を行うようになっていても良い。なおこの上限値は、蓄電池6の充電量を規制するための値であり、制御部12は、充電量が上限値を超えないように電力変換部11を制御する。これにより、例えば発電量が需要量を上回るときの余剰分の電力を用いて、蓄電池6により多くの電力を蓄えることが可能となる。なお、充電量の上限値を増大させるにあたっては、予測需要量と予測発電量の差が大きい程、より大幅に増大させるようになっていても良い。また一方で、将来的に電力の需要量が発電量を上回らないと予測される場合には、充電量を増大させるまでもなく、電力の安定供給は維持できると見込まれる。そこで制御部12は、予測需要量が予測発電量を上回っていない場合にはステップS22のN、ステップS23の動作を実行しないつまり、蓄電池6の寿命を優先させる。これにより、蓄電池6の劣化が極力抑えられることになる。[発電量予測装置について]以上の説明から明らかである通り、サーバ装置SVは、発電システムPの発電量を予測する装置発電量予測装置であるとも言える。本実施形態の発電量予測装置は、各発電システムPに対する発電量の予測を、一手に引き受けるようになっている。そのため本実施形態に係る電力制御ネットワーク1によれば、各パワコン7が予測発電量に応じて電力制御を行うことが可能でありながら、各パワコン7において発電量予測のための処理負担が生じることを、極力回避することが可能となっている。但し発電量予測装置は、上述したような形態には限られず、その他の形態となっていても構わない。以下に説明する別の実施形態では、発電量予測装置は、発電システムPごとに設けられた形態となっている。2.第2実施形態次に第2実施形態について説明する。なお第2実施形態は、サーバ装置SVの設置を省略する代わりに、パワコン7が発電量予測装置の役割を兼ねるようにした点などを除き、基本的には第1実施形態と同等である。以降の説明では、第1実施形態と異なる部分の説明に重点をおき、共通する部分については説明を省略することがある。図5は、本実施形態に係る電力制御ネットワークの概略的な構成図である。本図に示すように、当該電力制御ネットワーク1は、第1実施形態と同様に発電システムPおよび通信網NTを有しているが、第1実施形態と異なりサーバ装置SVを有していない。図6は、本実施形態に係る発電システムPの構成図である。本図に示すようにパワコン7には、第1実施形態とは異なり、発電量予測部15が設けられている。発電量予測部15は、各発電システムPの発電量情報に基づいて、自身が属する発電システムPの発電量を予測する機能を有している。なお各パワコン7は、自身の位置情報を記憶するようになっている。自身の位置情報は、例えばGPS等を用いて取得されるようになっていても良く、人の手入力例えばパワコン7の設置時の初期設定における、郵便番号等の入力によって取得されるようになっていても良い。また情報処理部13は、太陽電池5の発電量を表す発電量情報を継続的に取得し、この発電量情報を、通信網NTを介して他の各パワコン7情報処理部13へ送信する。つまり各パワコン7は、他の各パワコン7との間で、発電量情報を交換するようになっている。これにより各パワコン7においては、他の各発電システムPについての発電量情報を取得することが可能である。なお情報処理部13は、他の各発電システムPの発電量情報を受信したときは、この受信した情報を発電量予測部15へ転送する。また発電量予測部15は、他の各パワコン7についての位置情報を取得するようになっている。当該位置情報は、予め発電量予測部15に登録されていても良く、例えば発電量情報と一緒に、各パワコン7から通信網NTを介して送られるようになっていても良い。発電システムの適正化のために各パワコン7において行われる動作について、図7に示すフローチャートを参照しながら、以下に説明する。パワコン7電力量予測部15は、各発電システムPについての位置情報、1時間前の発電量情報、および現在の発電量情報を用いて、1時間後における自身の発電システムPの発電量を予測するステップS31。位置情報や発電量情報を用いて発電量を予測する手法については、第1実施形態で採用された手法に準じたものとすることが可能である。なお第1実施形態では、各発電システムPの発電量の予測をサーバ装置SVが纏めて行っていたが、第2実施形態ではその代わりに、それぞれの発電システムPにおけるパワコン7が、自身の発電量の予測を行うようになっている。従って本実施形態のパワコン7は、他の各発電システムPについての発電量を予測する必要は無く、自身の発電システムPについての発電量を予測するだけで良い。そのため当該予測に際しては、必ずしも他のあらゆる発電システムPの電力量情報や位置情報を考慮する必要は無く、自身の発電量の予測に無視出来ない程度の影響を与える情報だけを考慮すれば良い。つまり当該予測に際しては、自身に近い位置例えば、一定距離を越えない範囲の発電システムPの電力量情報や位置情報を考慮すれば十分であり、それ以外の自身から十分に離れた発電システムPの電力量情報や位置情報自身の発電量の予測には殆ど影響しないについては、考慮しないようにしても良い。このようにすることで、当該予測に必要な計算量を削減し、パワコン7の処理負担を軽減させることが可能である。また各パワコン7は、当該予測に際して考慮しない電力量情報や位置情報については、不要であるために取得を省略するようになっていても良い。当該予測が完了したら、パワコン7は、その予測結果仮予測発電量の情報を、通信網NTを介して近くの各発電システムPのパワコン7へ送信するステップS32。つまり各パワコン7は、近くの各パワコン7との間で、仮予測発電量の情報を交換するようになっている。これにより各パワコン7は、近くの各発電システムPについての仮予測発電量の情報を受信することが可能である。なお、どの範囲に位置する発電システムを近くの発電システムとみなすかについては、各種の態様としておくことが出来る。例えば、自身からの距離が所定閾値以下であるものとしても良く、自身と同じ地域例えば同じ市区町村のものとしても良い。そしてパワコン7発電量予測部15は、受信された各仮予測発電量近くの各発電システムPについての仮予測発電量の情報に基づいて、自身の仮予測発電量を補正するステップS33。当該補正は、例えば、受信された各仮予測発電量および自身の仮予測発電量の平均値をとることこの平均値を、補正予測発電量とするにより実現される。このような補正により、予測発電量についての予測精度の向上が図られる。なおこのような補正を行う代わりに、受信された各仮予測発電量を用いて、上述した補正予測発電量と同等のものが改めて算出されるようにしても良い。そしてパワコン7における制御部12は、補正予測発電量の情報に基づいて、第1実施形態と同様の動作を行う。すなわち制御部12は、補正予測発電量と予測需要量の比較を行いステップS34、予測需要量が補正予測発電量を上回っていた場合にはステップS34のY、蓄電池6の充電量を増大させステップS35、そうでない場合にはステップS34のN、ステップS35の動作を実行しない。上述したように第2実施形態に係る電力制御ネットワーク1によれば、それぞれの発電システムPにおけるパワコン7が、自身の発電量の予測を行うようになっている。そのため、第1実施形態に比べて各パワコン7における処理負担は大きくなるが、サーバ装置SVの設置を省略することが可能となっている。3.第3実施形態次に第3実施形態について説明する。なお第3実施形態は、発電量予測部15の処理負担をより軽減させた点等を除き、基本的には第2実施形態と同等である。以降の説明では、第2実施形態と異なる部分の説明に重点をおき、共通する部分については説明を省略することがある。本実施形態における各発電システムPのパワコン7には、発電量情報の取得先となる特定の他のパワコン7以下、便宜的に特定パワコンとするが、予め設定されている。なお1個のパワコン7には、特定パワコンとして、1または複数個の他のパワコン7が設定され得る。あるパワコン7における特定パワコンは、当該パワコン7が設置されている地域の風向きや風の強さ等の傾向が考慮され、特定パワコンの位置に存在する発電量を小さくさせる要因特に、日射を遮る雲が、その後の1時間のうちに当該パワコン7の位置に移動すると見込まれるように設定される。例えば、主に北側から風が吹く傾向にあり、かつ、この風によって雲が時速20km程度で移動する傾向にある地域にパワコン7が設置されている状況を想定すると、当該パワコン7における特定パワコンは、当該パワコン7から北側風上側へ20km程度離れた位置のパワコン7に設定される。これにより、特定パワコンの発電量が低下した場合には、その1時間後には、当該パワコン7の発電量が同等に低下すると予測される。なお、あるパワコン7における特定パワコンは、当該パワコン7から一定距離だけ離れた他のパワコン7に設定されても良い。また各パワコン7情報処理部13は、太陽電池5の発電量を表す発電量情報を継続的に取得し、この発電量情報を、自身を特定パワコンに設定している他の各パワコン7情報処理部13へ送信するようになっている。これにより各パワコン7においては、特定パワコンについての発電量情報を取得することが可能である。発電システムの適正化のために各パワコン7において行われる動作について、図8に示すフローチャートを参照しながら、以下に説明する。パワコン7電力量予測部15は、1時間後における自身の発電システムPの発電量予測発電量が、特定パワコンについての現在の発電量情報が表す発電量になると予測するステップS41。なおこのように、ある発電システムPでの現在の発電量を、他の発電システムPでの将来の発電量とする形態も、予測に該当する。すなわち本実施形態では、あるパワコン7の位置に存在している発電量を小さくさせる要因特に、日射を遮る雲が、1時間後には当該パワコン7を特定パワコンとする他のパワコン7の位置に移動し、これにより当該他のパワコン7の発電量が同等に低下すると予測される。また需要量に関して、ある発電システムPでの予測需要量を、他の発電システムPでの予測需要量としてもよく、このような形態も需要量の予測に該当する。なお、パワコン7において特定パワコンが複数個設定されている場合には、パワコン7は、例えば各特定パワコンの発電量情報が表す発電量の平均を、自身の発電システムPにおける予測発電量とする。そしてパワコン7における制御部12は、この予測発電量の情報に基づいて、第2実施形態と同様の動作を行う。すなわち制御部12は、予測発電量と予測需要量の比較を行いステップS42、予測需要量が予測発電量を上回っていた場合にはステップS42のY、蓄電池6の充電量を増大させステップS43、そうでない場合にはステップS42のN、ステップS43の動作を実行しない。第3実施形態によれば、各パワコン7に特定パワコンを適切に設定しておくことで、第2実施形態に比べ、より簡潔な処理によって発電量を予測することが可能である。なお第3実施形態のパワコン7は、基本的には他のパワコン7の位置情報を取得する必要はない。但し第3実施形態のパワコン7についても、第2実施形態と同様に他のパワコン7の位置情報を取得し、当該位置情報をも用いて発電量を予測するようにしても構わない。また第3実施形態のパワコン7についても、第2実施形態と同様に、近くの各発電システムPについての仮予測発電量に基づいて自身の仮予測発電量を補正し、補正予測発電量を求める動作ステップS33の動作を参照を行うようにしても構わない。またその他、パワコン7等には、発電量の予測精度を高めるための各種技術が採用され得る。4.その他以上までに説明した通り、第1実施形態のサーバ装置SV、ならびに第2および第3実施形態のパワコン7は、太陽光を用いて発電する発電システムPの発電量を予測する、発電量予測装置であるとも言える。なおそれぞれの発電システムPは、自身の発電量が予測される発電システム第1発電システムと、他の発電システムの発電量予測のために自身の発電量情報を提供する発電システム第2発電システムの両方を兼ねている。そして発電量予測装置は、第2発電システムの発電量情報に基づいて、第1発電システムの発電量の予測を行うようになっている。このように発電量予測装置は、気象情報等に依存するものではなく、第2発電システムの実際の発電量から、第1発電システムの将来の発電量を予測する。そのため発電量予測装置は、太陽光を用いる発電システムの発電量を予測する装置として、気象情報に基づいて当該予測を行うような装置に比べ、予測精度の面で有利となっている。また発電量予測装置は、気象情報を検出するための装置や、気象庁などから気象情報を受信するための装置を備える必要がない。そのため、気象情報に基づいて発電量の予測を行うような装置に比べて部品点数の削減などが容易であり、構成するためのコストの面でも有利となっている。但し発電量予測装置は、発電量の予測に際して気象情報を全く利用しないものに限られる訳ではない。例えば発電量予測装置は発電量の予測において、他の発電システムの発電量情報とともに、補足情報として、風向きの情報等を利用するようになっていても良い。なおこのように風向きの情報が得られると、発電システムPの発電量の予測がより精度良く行われる可能性がある。すなわち気象情報等による風向きを考慮しない場合は、例えば先述した図4に示すように、エリアBからエリアCへの方向は、エリアAからエリアBへの方向と同じになると画一的に推定される。この点、気象情報等による風向きが考慮される場合は、エリアBからエリアCへの方向の推定において、場所や時間帯による風向きの違い等を反映させることが可能となる。これにより、例えば図9に示すように、エリアCの位置を特定することが可能となる。なお図9における着色矢印の向きは、気象情報等による風向きが反映されている。また図9に示す例の場合、例えばエリアCの位置に発電システムPが無いときは、このエリアに対応する発電量の予測結果の情報を送出する必要はない。この場合、当該エリアに対応する予測結果は、例えば発電量予測装置に保持されるだけとしても良い。また各実施形態に係る発電システムは、自然エネルギーの一種として太陽光を用いて発電するものとなっているが、その他の種類の自然エネルギーを用いる発電システムであっても構わない。例えば当該発電システムは、風を用いて発電する風力発電システムであっても構わない。なお第1実施形態の発電量予測装置は、第2発電システムの発電量情報、および第1発電システムおよび第2発電システムのそれぞれの位置情報に基づいて、第1発電システムの発電量を予測するようになっている。また更に第1実施形態の発電量予測装置は、第1発電システムおよび第2発電システムに通信網NTを介して接続されたサーバSVに備えられている。そしてサーバSVは、通信網NTを介して第2発電システムの発電量情報を受取り、該発電量情報に基づいて第1発電システムの発電量の予測を行い、該予測の結果の情報を、通信網NTを介して第1発電システムへ送出するようになっている。また第2実施形態の発電量予測装置も、第2発電システムの発電量情報、および第1発電システムおよび第2発電システムのそれぞれの位置情報に基づいて、第1発電システムの発電量を予測するようになっている。但し第2実施形態の発電量予測装置は、第2発電システムに通信網NTを介して接続された第1発電システムに設けられており、通信網NTを介して第2発電システムの発電量情報を受取り、該発電量情報に基づいて第1発電システムの発電量の予測を行うようになっている。また第2実施形態の発電量予測装置は、通信網NTにより互いに接続された複数の第1発電システムのうちの一つに設けられているものであり、他の第1発電システムに設けられている発電量予測装置が行った予測の結果の情報を用いて、自身が行った予測の結果を補正するようになっているとも言えるステップS33の動作の説明等を参照。また第3実施形態の発電量予測装置は、第2発電システムの発電量情報に基づいて、第2実施形態の場合に比べて簡潔な処理により、第1発電システムの発電量を予測するようになっている。また各実施形態に係る発電システムP第1発電システムは、発電量予測装置によって発電量が予測されるものであり、自身の発電電力を蓄える蓄電池6蓄電部と、発電量の予測結果に基づいて蓄電池6の充放電を制御する制御部12と、を備えている。また発電システムPは、需要量に応じた外部交流電力ラインLへの電力供給を行うようになっており、制御部12は、予測発電量発電量の予測結果と予測需要量予測される需要量との比較を行い、この比較の結果に基づいて、蓄電池6の充放電を制御するようになっている。また本発明の構成は、上記実施形態のほか、発明の主旨を逸脱しない範囲で種々の変更を加えることが可能である。すなわち、上記実施形態は、全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。本発明の技術的範囲は、上記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るものであり、特許請求の範囲と均等の意味及び範囲内に属する全ての変更が含まれると理解されるべきである。また本発明において第1発電システムの発電量を予測することは、現存する第1発電システムの発電量を予測することだけに限られず、第1発電システムがある位置に存在するとした場合に、その発電量を予測することも含まれる。