JP2008141918A - 太陽光発電システム評価装置、方法、およびプログラム - Google Patents

太陽光発電システム評価装置、方法、およびプログラム Download PDF

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Abstract

【課題】太陽電池の発電量の予測を基に計画した充放電計画に基づいて蓄電装置の充電を制御する太陽光発電システムを評価することのできる装置を提供する。
【解決手段】計画決定部２２は、太陽電池の発電量の予測値と、負荷装置の消費電力の予測値と、蓄電装置の容量性能とを基に、蓄電装置の充放電計画を決定する。評価部２５は、太陽電池の発電量の実績相当値と、負荷装置の消費電力の実績相当値と、充放電計画と、その充放電計画に基づく蓄電装置の充放電制御の実績相当内容とを基に、電力評価係数を算出する。
【選択図】図２

Description

本発明は、太陽光発電システムに関し、特に太陽光発電システムを評価する技術に関する。
近年、石油等の化石燃料に依存しない無限エネルギーである太陽光発電システムや風力発電システムなどの自然エネルギーを利用した発電システムが注目されている。ＣＯ2の排出権問題やＲＰＳ（Ｒｅｎｅｗａｂｌｅ Ｐｏｒｔｆｏｌｉｏ Ｓｔａｎｄａｒｄ）制度の導入により、今後さらにその重要性が増すことが予想される。
その中で太陽光発電システムは気象条件により発電量が大きく変動する非常に不安定な発電設備である。そこで商用系統によって充電する蓄電装置を併用することによって電力供給を安定させた複合的なシステムの検討が進められている。例えば、負荷での消費電力に対する太陽電池での発電量の余剰分あるいは不足分を蓄電装置の充放電によって補完することによって全体として電力供給を安定させるシステムが考えられている。
このような複合的な太陽光発電システムでは、設計段階では適切なシステムを設計することが重要であり、また運用段階では適切なシステムとなっているかどうかを知ることが重要である。上述したような太陽電池での発電量の余剰分あるいは不足分を蓄電装置の充放電によって単純に補完する太陽光発電システムの構成を評価することは可能である（特許文献１参照）。
一方で太陽光発電システムに対する検討は進展しており、発電予測や需要予測を基にし、メタヒューリスティック手法などの最適化手法を用いて燃料電池の発電計画や蓄電装置の充放電計画を事前に最適化する制御技術が検討されている（非特許文献１参照）。燃料電池の発電計画や蓄電装置の充放電計画の最適化制御は経済性や環境性の向上を志向している。
特開２００３−１８７６３号公報 "エネルギーネットワークの最適制御技術"、ＮＴＴ技術ジャーナル（社団法人電気通信協会）、２００６年１月、Ｖｏｌ．１８、Ｎｏ．１、ｐ２９−ｐ３２
既に開示されている評価方法は、負荷での消費電力に対する太陽電池での発電量の余剰分あるいは不足分を蓄電装置の充放電によって単純に補完するようなシステムを前提とした評価方法であった。そのため、この方法ではシステムに他の要素が加わった場合に評価が困難となってしまうという問題があった。
蓄電装置から電力を供給するには蓄電装置への事前の充電が不可欠であり、経済性や環境性を考えれば蓄電装置への充電は必要に応じて適切に行なうのが好ましい。またその充電は電力料金が安い夜間に充電しておくのが好ましい場合がある。そのため、例えば翌日の発電量の予測結果に基づいて充放電計画を決定し、事前に充電しておく電力量を適応的に制御することが考えられる。この場合には前提となるシステムが複雑化するので、既存の評価方法では適切な評価が困難であった。
また、蓄電装置からの電力供給について考えても、太陽光発電システムでは太陽電池から供給できる電力は気象条件に依存して変化し、また充電が制御される蓄電装置には様々な定格容量のものがある。そのため、商用系統に余剰電力を売る状況と、商用系統から不足電力を買う状況とを含めて、発電量の予測に基づいて蓄電装置の充放電を制御する太陽光発電システムが商用系統に与える影響を蓄電装置の容量性能を考慮して評価することは困難であった。
さらに、蓄電装置の充電を適応的に制御することによって、太陽電池の発電予測における予測誤差がシステム全体に与える影響も複雑となり、評価することが困難であった。
本発明は、太陽電池の発電量の予測を基に計画した充放電計画に基づいて蓄電装置の充電を制御する太陽光発電システムを評価することのできる装置および方法を提供することである。
上記目的を達成するために、本発明の太陽光発電システム評価装置は、太陽電池および蓄電装置を含み、商用系統と連系して負荷装置に給電する太陽光発電システムを評価する太陽光発電システム評価装置であって、
前記太陽電池の発電量の予測値と、前記負荷装置の消費電力の予測値と、前記蓄電装置の容量性能とを基に、前記蓄電装置の充放電計画を決定する計画決定部と、
前記太陽電池の発電量の実績に相当する発電量の実績相当値と、前記負荷装置の消費電力の実績に相当する消費電力の実績相当値と、前記計画決定部によって決定された前記充放電計画と、該充放電計画に基づく前記蓄電装置の充放電制御の実績に相当する充放電の実績相当内容とを基に、前記太陽光発電システムの評価を示す電力評価係数を算出する評価部と、を有する太陽光発電システム評価装置である。
本発明によれば、発電量の実績相当値と、消費電力の実績相当値と、充放電計画と、充放電計画に基づく充放電制御の実績に相当する充放電の実績相当内容とを基に太陽光発電システムの評価を示す電力評価係数を算出するので、太陽電池の発電量の予測を基に計画した充放電計画に基づいて蓄電装置の充電を制御する太陽光発電システムを発電量および消費電力から評価することができる。
また、前記計画決定部で決定された前記充放電計画に基づいて前記蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部を更に有し、
前記評価部は、前記充放電制御部による制御の実績を前記充放電の実績相当内容として用いることにしてもよい。
また、予測される日射量から前記発電量の予測値を算出して前記計画決定部に与える発電量予測部を更に有することにしてもよい。
また、前記太陽電池の発電量を測定し、または前記発電量の予測値の想定される誤差によって該発電量の予測値から変動した発電変動予測量を算出し、測定または算出により得られた値を前記実績相当値として前記評価部に与える発電量取得部を更に有することにしてもよい。
これによれば、発電量の実測値または予測誤差による変動を示した発電変動予測量を用いて太陽光発電システムを評価することができる。それにより、運用開始後には設計時の想定どおりにシステムが運用できているかどうかを判断することができる。また、設計段階では適切なシステム設計になっているかどうかを判断することができる。
また、前記評価部は、前記太陽電池の発電容量と前記蓄電装置の容量との少なくとも一方をパラメータとして前記電力評価係数が最小となるシステムを探索することにしてもよい。
これによれば、電力評価係数を小さくした適切なシステム設計が可能となる。
また、前記計画決定部で決定された前記充放電計画に基づく前記蓄電装置の充放電制御は、前記充放電計画に従いつつ、前記太陽電池の発電量の予測誤差を前記蓄電装置の充放電で相殺するように変更して行なうことにしてもよい。
また、前記電力評価係数は、前記太陽光発電システムが前記商用系統と売買する売買電力量、または該売買電力量と電力単価から算出される売買電力コストのいずれかであるとしてもよい。
本発明によれば、太陽電池の発電量の予測を基に計画した充放電計画に基づいて蓄電装置の充電を制御する太陽光発電システムを発電量および消費電力から評価することができる。
本発明を実施するための形態について図面を参照して詳細に説明する。
図１は、本実施形態の太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。図１を参照すると、太陽光発電システム１０は、太陽電池１１、コンバータ１２、蓄電装置１３、充放電装置１４、および制御・評価装置１５を有している。また、太陽光発電システム１０は双方向コンバータ１６を介して商用系統１７に接続され、商用系統１７への売電と商用系統１７からの買電とを可能にしている。さらに、太陽光発電システム１０は負荷装置１８に接続され、負荷装置１８への給電を可能としている。
太陽電池１１は、太陽光を受けて発電する装置である。太陽電池１１の発電特性（Ｉ−Ｖ特性）は太陽光の日射量に従って変化する。
コンバータ１２は、太陽電池１１の発電特性（Ｉ−Ｖ特性）の変化に追従し、出力電力が最大となるように入力インピーダンスを変化させるコンバータである。
蓄電装置１３は、所望の電力量の充電および放電が可能な蓄電池を備えており、制御に従って、蓄電池に蓄えた電力を負荷装置１８に供給する。
充放電装置１４は、蓄電装置１３への充電と蓄電装置１３からの放電を行なう装置である。また、充放電装置１４は、例えば、蓄電装置１３が鉛蓄電池で構成されている場合ように満充電や過放電によって劣化する場合、満充電や過放電による劣化を防ぐために充電あるいは放電を停止する機能を備えている。
制御・評価装置１５は、太陽電池１１の将来の発電量を予測し、その予測値に基づいて蓄電装置１３の充放電計画を決定し、その充放電計画に従って充放電装置１４による蓄電装置１３の充電および放電を制御する。また、制御・評価装置１５は、太陽電池１１による発電量と負荷装置１８の消費電力量を取得し、取得した発電量および消費電力量と、先に決定した充放電計画およびそれに基づく充放電制御とから、太陽光発電システム１０を評価する。評価は、太陽光発電システムの良否を判断するための電力評価係数を算出することにより行なわれる。
図２は、制御・評価装置１５の構成を示すブロック図である。図２を参照すると、制御・評価装置１５は、発電量予測部２１、計画決定部２２、充放電制御部２３、発電量取得部２４、評価部２５、消費電力予測部２６、および消費電力取得部２７を有している。
発電量予測部２１は、例えば気象予報または過去の発電量の測定値を基に太陽電池１１の将来の発電量を予測し、予測した発電量（予測発電量）を計画決定部２２に与える。例えば、気象現象を説明変数として回帰分析やニューラルネットワークなどの予測手法を用いることにより発電量を予測すればよい。
消費電力予測部２６は、負荷装置１８に関する情報を基に、負荷装置１８の将来の消費電力を予測し、予測した消費電力量（予測消費量）を計画決定部２２に与える。例えば、負荷装置１８として常時動作させておくような通信装置を想定した場合、消費電力は終日一定値になると予想される。一般的な負荷装置を想定した場合、気温等を説明変数として予測手法を用いることにより消費電力を予測すればよい。
計画決定部２２は、発電量予測部２１から与えられた予測発電量と、需用予測部２６から与えられた予測消費量と、蓄電装置１３の容量性能に関する情報（蓄電装置情報）と、商用系統１７の商用電力の価格に関する情報（商用電力価格情報）とを基に、電力供給コストが最小となるような蓄電装置１３の充放電計画を算出し、充放電制御部２３および評価部２５に与える。充放電計画には、時間帯別に、充電量あるいは放電量と、蓄電装置１３に蓄電されている電力量（蓄電量）とが定められる。例えば、予測発電量、予測消費量、蓄電装置情報、商用電力価格情報に加えて、コンバータ１２の変換効率と、双方向コンバータ１６の変換効率とを用い、遺伝的アルゴリズムやタブサーチなどのメタヒューリスティック手法により、電力供給コストの最小化を目的関数とした充放電パターンの探索を行なえばよい。
充放電制御部２３は、計画決定部２２で算出された充放電計画に基づいて、充放電装置１４による蓄電装置１３の充電および放電を制御する。その際、充放電制御部２３は、充放電計画に忠実に従う制御ポリシーとしてもよいし、発電量の誤差を吸収するために充放電計画と異なる制御を行なう制御ポリシーとしてもよい。充放電制御部２３による充放電制御の実績は評価部２５に伝えられる。
発電量取得部２４は、太陽電池１１の発電量を取得し、得られた値を発電量の実績値（実績発電量）として評価部２５に与える。例えば、太陽電池１１が実際に発電した電力量を測定することにより実績発電量を取得してもよい。また、シミュレーションとして気象現象が予報から変動した場合の発電量（発電変動予測値）を算出し、その結果を実績発電量に相当する値として代わりに用いてもよい。
消費電力取得部２７は、負荷装置１８の消費電力を取得し、得られた値を消費電力の実績値（実績消費量）として評価部２５に与える。例えば、負荷装置１８が実際に消費した電力量を測定することにより実績消費量を取得してもよい。また、例えば、負荷装置１８として公衆網の通信装置を想定した場合、実績消費量は終日一定かつ予測消費量と等しいので、予測消費量と同じ値を実績消費量に相当する値として代わりに用いてもよい。また、一般的な負荷装置を想定したシミュレーションで、気温等が予報から変動したものとして消費電力を算出し、その結果を実績消費量に相当する値として代わりに用いてもよい。
評価部２５は、計画決定部２２から与えられた充放電計画と、その充放電計画に基づく充放電制御部２３による実際の制御の実績と、発電量取得部２４から与えられた実績発電量と、消費電力取得部２７から与えられた実績消費量とを基に電力評価係数を算出する。電力評価係数は例えば計画外売買電力量あるいは計画外売買電力コストである。なお、充放電制御部２３が充放電計画に忠実に従う制御ポリシーを採用していれば充放電計画と実際の制御実績とが一致するので、充放電計画をそのまま制御実績として用いればよい。また、充放電制御部２３が、予め定められた制御ポリシーに従って充放電計画と異なる制御を行なうのであれば、充放電計画と制御ポリシーから制御実績に相当する情報を算出することができる。
計画外売買電力量は、充放電計画を外れて売買した電力量である。電力供給コストが最小となるように充放電計画が決定されているので、計画外売買電力量が大きければ大きいほど電力供給コストが上がる。したがって、計画売買買電力量は小さいほどよいと言える。
また、計画外売買電力コストは計画外売買電力量と商用系統１７の電力の単価とから求まるコスト値である。商用系統１７の電力価格が時間帯によって異なる場合にも太陽光発電システムの計画外に生じるコストを適切に示す。
次に、制御・評価装置１５が充放電計画を決定するときの処理の詳細な流れについて説明する。
まず初めに日射量の予測値を求める。これは発電量予測部２１によって行なわれる。
この日射量の予測値を算出するために予め実施日前の約１ヶ月にわたり時間帯別の天気現象および日射量を測定しておく。そして、その測定結果を用いて、ｎ時における日射量を目的変数とし、ｎ時における天気現象を説明変数とした回帰分析を実施する。なお、天気現象は、晴れを“１”、曇りを“２”、雨を“３”、雪を“４”として数値化する。回帰モデルを式（１）に示す。
Figure 2008141918
ここで、Ｙが目的変数、Ｘ1が説明変数、β0が定数項、β1が回帰係数、ｕが誤差項、ｉが標本番号である。
式（１）を基に最小二乗法によって回帰係数および定数項を求め、日射量の予測値を算出するための予測式を導出する。そして、予測式に時系列の天気現象の予報を入力し、日射量の予測値を算出する。さらに予測値の時間間隔を線形補間やスプライン補間などの手法を用いて補間し、任意間隔の予測値を算出する。
日射量の予測値が得られると、次に予測発電量を算出する。これは発電量予測部２１によって行なわれる。
太陽電池１１の予測発電量は、先に求めた日射量の予測値と気温の予報とを基に太陽電池モデルを用いて算出する。太陽電池モデルは、太陽電池１１の等価回路モデルおよび温度特性モデルから構成され、太陽電池の設置方位、設置角度、結線形態、設置場所の緯度・経度、日射量および気温の情報を基に、Ｉ−Ｖ特性とコンバータ損失とを計算することにより、発電量を算出することが可能なモデルである。
予測発電量が算出されると、次に充放電計画を決定する。これは計画決定部２１によって行なわれる。
充放電計画は、メタヒューリスティック手法を用い、電力供給コストの最小化を目的関数として、蓄電装置１３の充放電パターンを探索することにより得られる時間帯別の充放電量と蓄電量である。目的関数における充放電パターンの探索は、予測発電量、負荷装置１８の消費電力量、蓄電装置１３に用いられている蓄電池の蓄電池モデル（蓄電池の定格容量、蓄電量、充放電効率、自己放電効率）、商用系統１７の電力価格（電力単価）、コンバータ１２の変換効率、双方向コンバータ１６の変換効率などを基に行なわれる。
なお、本実施例では、負荷装置１８が常時動作させておくような通信装置であるとし、負荷装置１８の消費電力は時間帯によらず終日一定であるものとする。また、予測発電量および実績発電量が事前に収集されていれば、日射量から発電量を算出する計算を省略してもよい。
以上のようにして決定した充放電計画を決定した制御・評価装置１５は、その充放電計画に基づいて、充放電装置１４による蓄電装置１３の充放電を制御する。制御・評価装置１５が発電量の予測値と実績値との誤差に対して採りうる制御ポリシーとして様々なものが考えられる。
例えば、制御・評価装置１５は、充放電計画に忠実に充放電を制御することにしてもよい。また、制御・評価装置１５は、発電量の予測値と実績値の誤差を可能な限り蓄電装置１３の充放電で吸収することにしても良い。また、制御・評価装置１５は、発電量の予測値と実績値の誤差を可能な限り蓄電装置１３の充放電で吸収し、吸収したことによる蓄電量のずれを次の時間帯以降の充放電計画に反映させてもよい。そして、それら各制御方法を採用した場合について太陽光発電システム１０を評価することができる。
以下、制御・評価装置１５が各制御ポリシーを採用した場合の太陽光発電システムの実施例について説明する。各実施例の説明において、日射量をＩとし、気温をＴとする。太陽電池１１の発電量をＷpvとし、負荷装置１８の消費電力（負荷消費量）をＷLとする。充放電計画における計画充電量をＷsbcとし、計画放電量をＷsbdとする。蓄電装置１３の計画蓄電量をＳocsとし、満充電蓄電量をＳocfとし、過放電蓄電量をＳoceとする。さらに充電量をＷbcとし、放電量をＷbdとし、蓄電量をＳocする。商用系統１７への売電電力量をＷCSとし、商用系統１７からの買電電力量をＷCBとする。充放電装置１４および蓄電装置１３の充放電効率をｎbとする。双方向コンバータ１６の変換効率をｎcとする。
（第１の実施例）
第１の実施例は、制御・評価装置１５が充放電計画に忠実に従って蓄電装置１３の充放電を制御した場合の例である。図３は、第１の実施例における評価の流れを示すフローチャートである。ここでは時刻ｔを基準としている。
図３を参照すると、まず太陽光発電システム１０の設置場所における日射量の実績値Ｉ（ｔ）と気温の実績値Ｔ（ｔ）とから発電量Ｗpv（ｔ）を算出する（ステップ１ａ）。そのとき、まず日射量Ｉ（ｔ）と気温Ｔ（ｔ）を太陽電池モデルに入力することによってコンバータ入力電力を計算する。続いて、コンバータ入力電力に、コンバータ１２のコンバータモデルによるコンバータ変換効率を乗算して発電量Ｗpv（ｔ）を算出する。
次に、充放電計画において、時刻（ｔ）に、充電計画があるか、放電計画があるか、いずれも無いかを判定する（ステップ２ａ）。充電計画があればステップ３ａ1へ移行し、放電計画があればステップ３ａ2へ移行し、充放電計画がいずれも無ければステップ３ａ3へ移行する。
ステップ３ａでは、発電量Ｗpv（ｔ）が、負荷消費量ＷL（ｔ）と計画充電量Ｗsbc（ｔ）の和より大きいか否か、すなわち消費電力に対して発電量に余剰があるか不足があるかを判定する（ステップ３ａ1）。発電量実績値Ｗpv（ｔ）が、負荷消費量ＷL（ｔ）と計画充電量Ｗsbc（ｔ）の和より大きければ、つまり余剰があればステップ４ａ1へ移行する。負荷消費量ＷL（ｔ）と計画充電量Ｗsvc（ｔ）の和より小さければステップ４ａ1’へ移行する。
本実施例では充電量Ｗbc（ｔ）は充放電計画に示された計画充電量Ｗsvc（ｔ）に等しいので、ステップ４ａ1では、その充電量Ｗbc（ｔ）に充放電効率を乗算した値と、時刻ｔ−１の蓄電量Ｓoc（ｔ−１）に自己放電率を乗算した値とを加算し、得られた値を時刻ｔにおけるＳoc（ｔ）とする。また、発電量Ｗpv（ｔ）から負荷消費量ＷL（ｔ）と充電量Ｗbc（ｔ）を減算した余剰電力量に、双方向コンバータの効率を乗算した電力量を商用系統１７への売電電力量ＷCS（ｔ）とする。
ステップ４ａ1’では、計画充電量Ｗsbc（ｔ）と等しい充電量Ｗbc（ｔ）に充放電効率を乗算した値と、時刻ｔ−１の蓄電量Ｓoc（ｔ−１）に自己放電率を乗算した値とを加算し、得られた値を時刻ｔにおけるＳoc（ｔ）とする。また、負荷消費量ＷL（ｔ）と充電量Ｗbc（ｔ）の和から発電量Ｗpv（ｔ）を減算した不足電力量に、双方向コンバータの効率を乗算した電力量を商用系統１７からの買電電力量ＷCB（ｔ）とする。
ステップ３ａ2では、発電量Ｗpv（ｔ）と計画放電量Ｗsbd（ｔ）の和が負荷消費量ＷL（ｔ）より大きいか否か、すなわち消費電力に対して発電量に余剰があるか不足があるかを判定する。発電量Ｗpv（ｔ）と計画放電量Ｗsbd（ｔ）の和が負荷消費量ＷL（ｔ）より大きければステップ４ａ2へ移行する。発電量Ｗpv（ｔ）と計画放電量Ｗsbd（ｔ）の和が負荷消費量ＷL（ｔ）より小さければステップ４ａ2’へ移行する。
ステップ４ａ2では、計画放電量Ｗsbd（ｔ）と等しい放電量Ｗbd（ｔ）に充放電効率を乗算した値を、時刻ｔ−１の蓄電量Ｓoc（ｔ−１）に自己放電率を乗算した値から減算した値を時刻ｔにおけるＳoc（ｔ）とする。また、発電量Ｗpv（ｔ）と放電量Ｗbd（ｔ）の和から負荷消費量ＷL（ｔ）を減算した余剰電力量に、双方向コンバータの効率を乗算した電力量を商用系統１７からの売電電力量ＷCS（ｔ）とする。
ステップ４ａ2’では、計画放電量Ｗsbd（ｔ）と等しい放電量Ｗbd（ｔ）に充放電効率を乗算した値を、時刻ｔ−１の蓄電量Ｓoc（ｔ−１）に自己放電率を乗算した値から減算した値を時刻ｔにおけるＳoc（ｔ）とする。また、負荷消費量ＷL（ｔ）から発電量Ｗpv（ｔ）と放電量Ｗbd（ｔ）とを減算した不足電力量に、双方向コンバータの効率を乗算した電力量を商用系統１７からの買電電力量ＷCB（ｔ）とする。
ステップ３ａ3では、発電量Ｗpv（ｔ）が負荷消費量ＷL（ｔ）より大きいか否か、すなわち消費電力に対して発電量に余剰があるか不足があるかを判定する。発電量Ｗpv（ｔ）が負荷消費量ＷL（ｔ）より大きければステップ４ａ3へ移行する。発電量Ｗpv（ｔ）が負荷消費量ＷL（ｔ）より小さければステップ４ａ3’へ移行する。
ステップ４ａ3では、負荷消費量ＷL（ｔ）から発電量Ｗpv（ｔ）を減算した不足電力量に、双方向コンバータ１６の効率を乗算した電力量を商用系統１７からの買電電力量ＷCB（ｔ）とする。蓄電量Ｓoc（ｔ）は時刻ｔ−１の蓄電量Ｓoc（ｔ−１）に自己放電率を乗算した値とする。
ステップ４ａ3’では、発電量Ｗpv（ｔ）から負荷消費量ＷL（ｔ）を減算した余剰電力量に、双方向コンバータ１６の効率を乗算した電力量を商用系統１７への売電電力量ＷCS（ｔ）とする。蓄電量Ｓoc（ｔ）は時刻ｔ−１の蓄電量Ｓoc（ｔ−１）に自己放電率を乗算した値とする。
次に、本実施例の具体的な評価例について説明する。ここでは太陽電池１１の定格容量を２００ｋＷとし、負荷装置１８の消費電力を４０ｋＷとし、蓄電装置１３の定格容量を６００ｋＷｈとして設計された太陽光発電システム１０を想定する。なお、ここでは各装置間の電力変換効率は簡単のため無視するものとする。
図４は、具体的な充放電計画の作成例について説明するための模式図である。この例では２４時間毎にスケジューリング（充放電計画の決定および適用）を行なうものとする。また、太陽電池１１の予測発電量と負荷装置１８の消費電力量とから電力供給コストが最適となるように蓄電装置１３の充放電計画が作成されるものとする。
まず、発電量の予測値と消費電力の予測値を求める。図４（ａ）には発電量の予測値（予測発電量）と消費電力の予測値（予測消費量）とが示されている。予測発電量は、過去の天気予報から得られた日射量の予測値を太陽電池１１の発電量に変換した値である。予測消費量は、負荷装置１８として常に動作している通信装置を想定し、常時一定の負荷消費量となっている。
次に、充放電計画を決定する。
図４（ｂ）には、充放電計画に含まれている計画充電量と計画放電量とが示されている。この充放電計画は、図４（ａ）に示された予測発電量と負荷消費量を基に、蓄電装置１３の充放電効率などを考慮し、メタヒューリスティック手法や線形計画法などを用いて算出されている。充放電計画を作成することは時間帯毎の充放電の組合せ問題を解くことでもある。
次に、充放電計画に基づく蓄電量の推移と売買電力量とを算出する。
図４（ｃ）には、充放電計画に基づく蓄電量の推移が示されている。図４（ｄ）には、充放電計画に基づく商用系統１７に対する売買電力量が示されている。
図５は、発電量の予測値と実績値の間に生じた誤差を商用系統で吸収する例について説明するための模式図である。図５（ａ）には、発電量の実績値（実績発電量）が示されている。この例では、１２時台は実績発電量が予測発電量を上回っており、１４時台から１７時台は実績発電量が予測発電量を下回っている。
図５（ｂ）には、充電量および放電量の実績値が示されている。本実施例では、充放電計画に忠実に従って充放電を制御するので図５（ｂ）は図４（ｂ）と一致している。
図５（ｃ）には、充放電を制御した結果の蓄電量の推移が示されている。本実施例では、図５（ｂ）に示したように、充放電計画に忠実に従って充放電を制御するので図５（ｃ）は図４（ｃ）と一致している。
図５（ｄ）には売買電力量が示されている。発電量の予測値と実績値との誤差を商用系統１７で吸収した結果、売買電力量は当初の計画通りではなくなっている。図５（ｄ）では、１２時台に計画外の売電があり、１４時台から１７時台まで計画外の買電がある。
図５を用いて説明した評価例では、発電量の予測値と実績値との誤差を商用系統１７で吸収したことで、総計で１００ｋＷを超過する計画外の売買電力量が生じてしまっている。このことから発電量の予測値と実績値との誤差を商用系統１７で吸収するシステム構成では誤差による電力供給コストの上昇が大きいという評価結果が得られる。
（第２の実施例）
第２の実施例は、制御・評価装置１５が、発電量の予測値と実績値との誤差を蓄電装置１３の充放電で吸収する例である。図６は、第２の実施例における評価の流れを示すフローチャートである。ここでは時刻ｔを基準としている。
図６を参照すると、まず太陽光発電システム１０の設置場所における日射量の実績値Ｉ（ｔ）と気温の実績値Ｔ（ｔ）とから発電量Ｗpv（ｔ）を算出する（ステップ１ｂ）。そのとき、まず日射量Ｉ（ｔ）と気温Ｔ（ｔ）を太陽電池モデルに入力することによってコンバータ入力電力を計算する。続いて、コンバータ入力電力に、コンバータ１２のコンバータモデルによるコンバータ変換効率を乗算して発電量Ｗpv（ｔ）を算出する。
次に、発電量Ｗpv（ｔ）が負荷消費量ＷL（ｔ）より大きいか否か、すなわち消費電力に対して発電量に余剰があるか不足があるかを判定する（ステップ２ｂ）。発電量Ｗpv（ｔ）が負荷消費量ＷL（ｔ）より大きければ、つまり余剰があればステップ３ｂ1へ移行する。発電量Ｗpv（ｔ）が負荷消費量ＷL（ｔ）より小さければ、つまり不足があればステップ３ｂ2へ移行する。
ステップ３ｂ1では、発電量Ｗpv（ｔ）から負荷消費量ＷL（ｔ）を減算した値を充電量Ｗbc（ｔ）とする。また、充電量Ｗbc（ｔ）に充放電効率を乗算した値を、時刻ｔ−１の蓄電量Ｓoc（ｔ−１）に自己放電率を乗算した値に加算した値を時刻ｔにおける蓄電量Ｓoc（ｔ）とする。
次に、蓄電量Ｓoc（ｔ）が、満充電領域の下限に設定された満充電蓄電量Ｓocfよりも大きいか否か、すなわち蓄電装置１３が満充電の状態か否か判定する（ステップ４ｂ1）。蓄電量Ｓoc（ｔ）が満充電蓄電量Ｓocfよりも大きければ５ｂ1へ移行する。
蓄電量Ｓoc（ｔ）が満充電蓄電量Ｓocfよりも小さければステップ５ｂ1’へ移行する。
ステップ５ｂ1では、満充電蓄電量Ｓocfから、時刻ｔ−１の蓄電量Ｓoc（ｔ−１）に自己放電率を乗算した値を減算した値を充電量Ｗbc（ｔ）とする。また、発電量Ｗpv（ｔ）から負荷消費量ＷL（ｔ）と充電量Ｗbc（ｔ）を減算した値に、双方向コンバータの効率を乗算した値を商用系統１７への売電電力量ＷCS（ｔ）とする。
ステップ５ｂ1’では、発電量Ｗpv（ｔ）から負荷消費量ＷL（ｔ）を減算した値を充電量Ｗbc（ｔ）とする。充電量Ｗbc（ｔ）に充放電効率を乗算した値と、時刻ｔ−１の蓄電量Ｓoc（ｔ−１）に自己放電率を乗算した値とを加算した値を時刻ｔにおける蓄電量Ｓoc（ｔ）とする。
ＳＴＥＰ３ｂ2では、負荷消費量ＷL（ｔ）から発電量Ｗpv（ｔ）を減算した値を放電量Ｗbd（ｔ）とする。放電量Ｗbd（ｔ）に充放電効率を乗算した値を、時刻ｔ−１の蓄電量Ｓoc（ｔ−１）に自己放電率を乗算した値から減算した値を時刻ｔにおける蓄電量Ｓoc（ｔ）とする。
次に、蓄電量Ｓoc（ｔ）が、過放電領域の上限に設定された過放電蓄電量Ｓoceよりも小さいか否か、すなわち蓄電装置１３が過放電の状態か否か判定する（ステップ４ｂ2）。蓄電量Ｓoc（ｔ）が過放電蓄電量Ｓoceよりも小さければステップ５ｂ2へ移行する。蓄電量Ｓoc（ｔ）が過放電蓄電量Ｓoceよりも大きければステップ５ｂ2’へ移行する。
ステップ５ｂ2では、時刻ｔ−１の蓄電量Ｓoc（ｔ−１）に自己放電率を乗算した値から、過放電蓄電量Ｓoceを減算した値を放電量Ｗbd（ｔ）とする。また、負荷消費量ＷL（ｔ）から発電量Ｗpv（ｔ）と放電量Ｗbd（ｔ）とを減算した不足電力量に、双方向コンバータの効率ｎcを乗算した電力量を商用系統１７からの買電電力量ＷCB（ｔ）とする。
ＳＴＥＰ４ｂ2’では、負荷消費量ＷL（ｔ）から発電量Ｗpv（ｔ）を減算した値を放電量Ｗbd（ｔ）とする。放電量Ｗbd（ｔ）に充放電効率を乗算した値を、時刻ｔ−１の蓄電量Ｓoc（ｔ−１）に自己放電率を乗算した値から減算した値を時刻ｔにおける蓄電量Ｓoc（ｔ）とする。
図７は、発電量の予測値と実績値の間に生じた誤差を蓄電装置の充放電によって吸収する例について説明するための模式図である。図７（ａ）には、発電量の実績値（実績発電量）が示されている。この例では、１２時台は実績発電量が予測発電量を上回っており、１４時台から１７時台は実績発電量が予測発電量を下回っている。
図７（ｂ）には、充電量および放電量の実績値が示されている。本実施例では、充放電の制御は誤差を吸収するために充放電計画と異なる場合がある。計画外充電量および計画外放電量が充放電計画と異なる部分である。
図７（ｃ）には、充放電を制御した結果の蓄電量の推移が示されている。図７（ｂ）に示したように、充放電計画と異なる制御がされるので、蓄電量も充放電計画による計画蓄電量とは異なっている。
図５（ｄ）には売買電力量が示されている。発電量の予測値と実績値の誤差を蓄電装置１３の充放電で吸収した結果、商用系統１７との電力売買は、図４（ｄ）に示した当初の計画通りとなっている。
図７を用いて説明した評価例では、発電量の予測値と実績値との誤差を蓄電装置１３で吸収したことで、売買電力量は計画通りとなっており、電力供給コストの上昇が無いという評価結果が得られる。
なお、この例は誤差が蓄電装置１３で吸収できる程度なので商用系統１７との電力売買が無いが、誤差が蓄電装置１３で吸収しきれなければ太陽光発電システム１０は商用系統１７との電力売買を行なう必要がある。例えば、蓄電装置１３の蓄電量が満充電（６００ｋＷｈ以上）になれば余剰の電力を商用系統１７に計画外で売電することになる。また、蓄電装置１３の蓄電量が過放電（放電深度を３０％とすれば１８０ｋＷｈ）になれば不足の電力を商用系統１７から計画外で買電することになる。その場合、計画外の売買電力量によって電力供給コストが上昇するという評価結果になる。
（第３の実施例）
第３の実施例は、制御・評価装置１５が、発電量の予測値と実績値との誤差を、第２の実施例に示したように蓄電装置１３で吸収し、誤差を吸収したことにより当初の計画からずれた蓄電装置１３の蓄電量を商用系統１７で計画通りに戻すという例である。
第２の実施例のように誤差を蓄電装置１３で吸収すると蓄電量が当初の計画蓄電量からずれることがある。当初の充放電計画は電力供給コストが最小となるように決定されているが、蓄電量が当初の計画からずれると、電力供給コストが最小でなくなることがある。例えば、蓄電量が多すぎたり、少なすぎたりする状況をそのままにしておくと、次回の充放電計画をスケジューリングするときに蓄電装置１３の利用範囲が制限される可能性がある。そこで、第３の実施例では、充放電計画を修正することにより蓄電量のずれを解消し、その修正によって生じる計画外の充放電を商用系統１７で吸収する。
図８は、第３の実施例における評価の流れを示すフローチャートである。図８に示す処理は図６に示した処理の後に実行される。図８を参照すると、図６のステップ５ｂ1、５ｂ1’、５ｂ2、または５ｂ2’の処理の後、ステップ６では、蓄電量Ｓoc（ｔ）が時刻ｔにおける充放電計画に基づく計画蓄電量Ｓocs（ｔ）より大きいか否か、すなわち蓄電量が計画よりも多くなっているか否か判定する。蓄電量Ｓoc（ｔ）が計画蓄電量Ｓocs（ｔ）より大きければステップ７に移行する。蓄電量Ｓoc（ｔ）が計画蓄電量Ｓocs（ｔ）より小さければステップ７’に移行する。
ステップ７では、蓄電量Ｓoc（ｔ）から時刻ｔにおける充放電計画に基づく計画蓄電量Ｓocs（ｔ）を減算した値を、時刻ｔからｎ時間後の計画充電量Ｗsbc（ｔ＋ｎ）から減算するか、あるいは計画放電量Ｗsbd（ｔ＋ｎ）に加算する。
ステップ７’では、時刻ｔにおける充放電計画に基づく計画蓄電量Ｓocs（ｔ）から蓄電量Ｓoc（ｔ）を減算した値を、時刻ｔからｎ時間後の計画充電量Ｗsbc（ｔ＋ｎ）に加算するか、あるいは計画放電量Ｗsbd（ｔ＋ｎ）から減算する。
図９は、発電量の予測値と実績値の間に生じた誤差を蓄電装置で吸収し、蓄電量のずれを商用系統で解消する例について説明するための模式図である。図９（ａ）には、発電量の実績値（実績発電量）が示されている。この例では、１２時台は実績発電量が予測発電量を上回っており、１４時台から１７時台は実績発電量が予測発電量を下回っている。
図９（ｂ）には、充電量および放電量の実績値が示されている。充放電の制御は誤差を吸収するために充放電計画と異なっている。充放電計画と異なる制御をすることによって蓄電量が当初の計画とずれる。この例では２３時台から２４時台の充放電計画を修正することにより蓄電量を当初の計画と一致させる。
図９（ｃ）には、充放電を制御した結果の蓄電量の推移が示されている。図９（ｂ）に示したように、充放電計画と異なる制御がされるので、蓄電量も充放電計画による計画蓄電量とは異なっている。しかし、図９（ｂ）に示したように充電あるいは放電を修正したことにより、修正計画蓄電量が加わり最終的に蓄電量が当初の計画と一致している。
図９（ｄ）には売買電力量が示されている。蓄電装置１３の充放電計画を修正したことにより、不足した電力を商用系統１７からの計画外の買電で補っている。
図９を用いて説明した評価例では、発電量の予測値と実績値との誤差を蓄電装置１３で吸収した後に、それにより生じた蓄電量のずれを商用系統１７で吸収したことで、計画外の売買電力量は総計で６０ｋＷ程度となっている。このことから本システム構成では誤差によって電力供給コストが上昇するという評価結果が得られる。ただし、太陽電池１１を発電容量の高いものにしたり、蓄電装置１３の蓄電池の容量を上げたりすることで改善されるものと考えられる。
また、第１〜第３の実施例では、電力評価係数として計画外売買電力量を用いたが、本発明はこれに限定されるものではない。他の例として計画外売買電力コストを用いてもよい。計画外売買電力コストは、計画外売買電力量と電力単価から求めることができる。この計画外売買電力コストによる評価は、電力単価が時間帯によって異なる場合に有効である。
また、第１〜第３の実施例では、太陽光発電システム１０を設計し構築して稼動させた後に実績値を用いて評価を行なう例について説明したが、本発明はこれに限定されるものではない。太陽光発電システムを設計する段階での評価に本発明を適用してもよい。その場合、発電量の実績値は存在しないので、気象現象が予報から変動した場合や、気象現象から算出される発電量の誤差を想定して、予測発電量から変動した発電量の予測値（発電変動予測量）を用いればよい。発電変動予測量は、例えば過去の類似システムにおける予測発電量と実績発電量の誤差を基に推定することができる。設計段階での評価をするには、図２に示した構成の中の設計・評価装置１５を単独で用いればよく、その場合、充放電制御部２３は不要である。
（第４の実施例）
第４の実施例は、本実施形態の評価方法を太陽光発電システムの設計段階に用いる例である。設計・評価装置１５の評価部２５は、太陽光発電システム１０の電力評価係数が最小となるように各構成要素のパラメータを決定すれば適切なシステムの構築が可能となる。構成要素のパラメータとしては、太陽電池１１の発電容量、蓄電装置１３の容量、負荷装置１８の負荷容量、コンバータ１２の効率などがある。
具体的なシステム設計の手順としては、初めに負荷装置１８の想定される負荷容量（例えば７０ｋＷ）を決定する。次に、各構成要素のパラメータをある値に規定したシステム（例えば太陽電池容量が１００ｋＷ、蓄電池容量が７００ｋＷ）について電力評価係数を算出する。続いて、各構成要素のパラメータを順次変化させたシステムについて同様に電力評価係数を算出する。
ある一定数のシステムについて評価を行なった後、電力評価係数が最小のシステムを抽出する。例えば、電力評価係数である計画外売買電力量が３０ｋＷであり、そのシステムの太陽電池容量が１５０ｋＷで蓄電池容量が６００ｋＷであるというように抽出する。
続いて、電力評価係数が最小として抽出されたシステムの各構成要素のパラメータを小さい幅で順次変化させ、電力評価係数の減少が止まるところ評価を続けて極小点を探索する。このようにして最終的に電力評価係数が最小値となったシステム（例えば太陽電池容量が１８０ｋＷで蓄電容量が６５０ｋＷ）を最適なシステムとする。
以上説明したように、本実施形態によれば、第１〜第３の実施例に示したように、実績発電量と、実績消費量と、充放電計画と、充放電計画に基づく充放電制御の実績内容に基に太陽光発電システム１０の評価を示す電力評価係数を算出するので、太陽電池１１の発電量の予測を基に計画した充放電計画に基づいて蓄電装置１３の充電を制御する太陽光発電システム１０を、発電量および消費電力の実測値を用いて評価し、蓄電装置１３の蓄電量の推移や商用系統１７に対する売買電力量を把握することができる。それらの評価結果から、設計時の想定どおりの運用になっているかどうか、太陽電池１１や蓄電池の容量が適切か増設の必要があるか、制御ポリシーが適切に選択されているか等を把握することができる。
また、本実施形態によれば、第４の実施例に示したように、太陽光発電システム１０を設計する段階でもシステムを設置しようとする地域の過去の日射量と天気予報を入手すれば、それを用いて評価を実施し、蓄電装置１３の蓄電量の推移や商用系統１７に対する売買電力量を把握することができる。それらの評価結果から、適切なシステム設計になっているかどうかを判断することができる。また、それらの評価結果から電力評価係数を小さくした設計機能を評価部２５に持たせれば、太陽電池１１の発電容量、蓄電池の容量、制御ポリシーを適切に選択したシステム設計が可能となる。例えば、太陽電池１１の定格容量が大きすぎたり、蓄電池の定格容量が小さすぎたりすれば、商用系統１７への影響が大きくなる。太陽電池１１の発電量が大きすぎて商用系統１７に流す電力が大きすぎれば商用系統１７の電圧が上昇するというような影響が考えられる。
本実施形態による太陽光発電システム１０の時刻ｔにおける評価を時間間隔Δｔ毎に逐次実施し、蓄電装置１３の蓄電量や商用系統１７への売買電力量などの各要素を算出することにより、太陽光発電システム１０が適切に運用されているかどうかを継続的に監視することができる。その際、時刻ｔにおいて未知の変数については時刻ｔ−Δｔの値によって近似すればよい。
また、本実施形態では、太陽電池１１の発電量や負荷装置１８の消費電力については実績値あるいは相当するシミュレーション用の値を用いて評価を行なうこととしたが、本発明はこれに限定されるものではない。マージンを取ったシステム設計を行なうために、実績値に相当するシミュレーション用の値を所定分だけ変動させて評価を行なってもよい。
また、本実施形態による太陽光発電システム１０の評価方法は、上述した制御・評価装置１５の機能を実現するためのソフトウェアプログラムをコンピュータで実行することにより、実施することができる。そのプログラムは、コンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータに読み込ませ、実行するものであってもよい。コンピュータ読み取り可能な記録媒体とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＣＤ−ＲＯＭ等の記録媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク装置等の記憶装置を指す。さらにコンピュータ読み取り可能な記録媒体は、インターネットを介してプログラムを送信する場合のように、短時間、動的にプログラムを保持するもの（伝送媒体もしくは伝送波）、その場合のサーバとなるコンピュータ内の揮発性メモリのように、一定時間プログラムを保持しているものを含む。
本発明は、必ずしも上記した手段および手法に限定されるものではなく、本発明による目的を達成し、本発明による効果を有する範囲において適宜変更実施することが可能なものである。
本実施形態の太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。 制御・評価装置１５の構成を示すブロック図である。 第１の実施例における評価の流れを示すフローチャートである。 具体的な充放電計画の作成例について説明するための模式図である。 第１の実施例における発電量の予測値と実績値の間に生じた誤差を商用系統で吸収する例について説明するための模式図である。 第２の実施例における評価の流れを示すフローチャートである。ここでは時刻ｔを基準としている。 第２の実施例における発電量の予測値と実績値の間に生じた誤差を蓄電装置の充放電によって吸収する例について説明するための模式図である。 第３の実施例における評価の流れを示すフローチャートである。 第３の実施例における発電量の予測値と実績値の間に生じた誤差を蓄電装置で吸収し、蓄電量のずれを商用系統で解消する例について説明するための模式図である。
符号の説明
１０ 太陽光発電システム
１１ 太陽電池
１２ コンバータ
１３ 蓄電装置
１４ 充放電装置
１５ 制御・評価装置
１６ 双方向コンバータ
１７ 商用系統
１８ 負荷装置
２１ 発電量予測部
２２ 計画決定部
２３ 充放電制御部
２４ 発電量取得部
２５ 評価部
２６ 消費電力予測部
２７ 消費電力取得部

Claims (13)

  1. 太陽電池および蓄電装置を含み、商用系統と連系して負荷装置に給電する太陽光発電システムを評価する太陽光発電システム評価装置であって、
    前記太陽電池の発電量の予測値と、前記負荷装置の消費電力の予測値と、前記蓄電装置の容量性能とを基に、前記蓄電装置の充放電計画を決定する計画決定部と、
    前記太陽電池の発電量の実績に相当する発電量の実績相当値と、前記負荷装置の消費電力の実績に相当する消費電力の実績相当値と、前記計画決定部によって決定された前記充放電計画と、該充放電計画に基づく前記蓄電装置の充放電制御の実績に相当する充放電の実績相当内容とを基に、前記太陽光発電システムの評価を示す電力評価係数を算出する評価部と、を有する太陽光発電システム評価装置。
  2. 前記計画決定部で決定された前記充放電計画に基づいて前記蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部を更に有し、
    前記評価部は、前記充放電制御部による制御の実績を前記充放電の実績相当内容として用いる、請求項１に記載の太陽光発電システム評価装置。
  3. 予測される日射量から前記発電量の予測値を算出して前記計画決定部に与える発電量予測部を更に有する、請求項１または２に記載の太陽光発電システム評価装置。
  4. 前記太陽電池の発電量を測定し、または前記発電量の予測値の想定される誤差によって該発電量の予測値から変動した発電変動予測量を算出し、測定または算出により得られた値を前記実績相当値として前記評価部に与える発電量取得部を更に有する、請求項１から３のいずれか１項に記載の太陽光発電システム評価装置。
  5. 前記評価部は、前記太陽電池の発電容量と前記蓄電装置の容量との少なくとも一方をパラメータとして前記電力評価係数が最小となるシステムを探索する、請求項１から４のいずれか１項に記載の太陽光発電システム評価装置。
  6. 前記計画決定部で決定された前記充放電計画に基づく前記蓄電装置の充放電制御は、前記充放電計画に従いつつ、前記太陽電池の発電量の予測誤差を前記蓄電装置の充放電で相殺するように変更して行なう、請求項１から５のいずれか１項に記載の太陽光発電システム評価装置。
  7. 前記電力評価係数は、前記太陽光発電システムが前記商用系統と売買する売買電力量、または該売買電力量と電力単価から算出される売買電力コストのいずれかである、請求項１から６のいずれか１項に記載の太陽光発電システム評価装置。
  8. 太陽電池および蓄電装置を含み、商用系統と連系して負荷装置に給電する太陽光発電システムを評価するための太陽光発電システム評価方法であって、
    前記太陽電池の発電量の予測値と、前記負荷装置の消費電力の予測値と、前記蓄電装置の容量性能とを基に、前記蓄電装置の充放電計画を決定し、
    前記太陽電池の発電量の実績に相当する発電量の実績相当値と、前記負荷装置の消費電力の実績に相当する消費電力の実績相当値と、前記充放電計画と、該充放電計画に基づく前記蓄電装置の充放電制御の実績に相当する充放電の実績相当内容とを基に、前記太陽光発電システムの評価を示す電力評価係数を算出する、太陽光発電システム評価方法。
  9. 予測される日射量から前記発電量の予測値を算出する、請求項８に記載の太陽光発電システム評価方法。
  10. 前記太陽電池の発電量を測定し、または前記発電量の予測値の想定される誤差によって該発電量の予測値から変動した発電変動予測量を算出し、測定または算出により得られた値を前記実績相当値として用いる、請求項８または９に記載の太陽光発電システム評価方法。
  11. 前記太陽電池の発電容量と前記蓄電装置の容量との少なくとも一方をパラメータとして前記電力評価係数を最小とするようにシステムを探索する、請求項８から１０のいずれか１項に記載の太陽光発電システム評価方法。
  12. 前記充放電計画に基づく前記蓄電装置の充放電制御は、前記充放電計画に従いつつ、前記太陽電池の発電量の予測誤差を前記蓄電装置の充放電で相殺するように変更して行なう、請求項８から１１のいずれか１項に記載の太陽光発電システム評価方法。
  13. 太陽電池および蓄電装置を含み、商用系統と連系して負荷装置に給電する太陽光発電システムを評価するコンピュータに実行させるための太陽光発電システム評価プログラムであって、
    前記太陽電池の発電量の予測値と、前記負荷装置の消費電力の予測値と、前記蓄電装置の容量性能とを基に、前記蓄電装置の充放電計画を決定する手順と、
    前記太陽電池の発電量の実績に相当する発電量の実績相当値と、前記負荷装置の消費電力の実績に相当する消費電力の実績相当値と、前記充放電計画と、該充放電計画に基づく前記蓄電装置の充放電制御の実績に相当する充放電の実績相当内容とを基に、前記太陽光発電システムの評価を示す電力評価係数を算出する手順とをコンンピュータに実行させるための太陽光発電システム評価プログラム。
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