JP2011014132A - 発電取引支援システム、発電取引支援装置、発電取引支援方法、および制御プログラム - Google Patents

Abstract

【課題】近隣の建物による発電チャンスの損失を調整支援するシステムを提供する。
【解決手段】発電取引支援システム１では、時間別予測発電量算出部３０３は、太陽光発電システム１０が高層マンション２００によって発電を妨げられない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置された太陽光発電システム２０における発電量に基づいて、太陽光発電システム１０が高層マンション２００によって発電を妨げられていない場合に発電すると予測される予測発電量を算出し、月別損失発電量算出部３０７は、予め定められた評価基準に従って、予測発電量を用いて、高層マンション２００によって発電を妨げられたことによる損失を評価する。
【選択図】図１

Description

本発明は、発電に関する取引を支援するための発電取引支援システム、発電取引支援装置、発電取引支援方法、および制御プログラムに関する。

近年、地球温暖化問題の対策として、ＣＯ２などの温室効果ガスの削減が求められており、太陽光発電や風力発電など、地球に優しい自然エネルギーによる発電手法が注目を集めている。太陽光発電や風力発電は、電力会社だけでなく、個人でも発電設備を導入することができ、発電設備を設置した家庭や学校、電力会社以外の企業等が、電力会社に対して余剰電力を売却することも行われている。特に、太陽光発電については、その普及を促進させるべく、政府において、これまでの２倍程度の価格で買い取ることを電力会社に義務付ける制度を導入することが検討されている。

また、自然エネルギーによって発電された電力は、ＣＯ２の排出権取引の対象にもなっている。例えば、特許文献１には、複数の小規模発電所における電力情報をとりまとめ、とりまとめた電力情報に基づいて電力や地球温暖化気体の排出権などを売買取引の対象とする方法が提案されている。こうした状況の中、各家庭における自然エネルギーによる発電設備の導入は、今後ますます増加すると予想される。

太陽光発電では、当然のことながら発電量は日照量に依存する。そのため、太陽光発電の設備を設置している家の近隣に、大型ビルやマンションが建設されている（建設される）場合、その影響で太陽光発電の設備が長時間日陰となって日照量が減少するため、本来無料で恩恵の得られる太陽光発電のチャンスを奪われることになる。

また、風力発電についても同様に、発電設備の近隣に大きな建物が建設された場合、その影響により風の流れが妨げられ、風量が減少することになるため、風力発電のチャンスが失われる。

昭和４０年代後半には、高度経済成長に伴って高層マンションの建設が進み、日照権に関するトラブルが頻発した。日照権は、日照を享受する権利であり、憲法で保障されている健康で文化的な生活を営むための権利として認められるものである。その権利を保護するために、建築基準法５６条に北側斜線規制や日影規制が導入されることとなった。北側斜線規制は、南側の建物により北側の日照が妨げられないように建物の高さを制限するものであり、日影規制は、用途地域に応じて日影になる時間の長さなどを設定して、建築物の高さを制限するものである。これらの規制は、北側における日影の影響を完全になくすものではなく、また、規制下において日照が完全に保障されるものではない。住宅などを建築する場合の日照環境をシミュレーションするための技術が、例えば特許文献２および特許文献３に開示されている。

上述のように、昭和４０年代後半の日照権の問題では、住居建物が日影となって日照を享受できないことが問題の対象となっていたが、太陽光発電が広く普及しつつあり、排出権取引の対象にもなり得る今日においては、単に日照を享受する権利が奪われているというだけでなく、発電する権利（発電権）が奪われるということを考慮する必要がある。

また、昭和４０年代後半の日照権の問題では、日影となる側として主に住居建物を対象に議論されていた。これは健康で文化的な生活を営むための権利という居住者自身を主体とした考え方であるが、発電権利は建物を主体として考えると、住居建物に限られず、日影となる側が事業所の建物でも同様に起こりえる大きな問題である。つまり、人が住んでいるかいないかに関わらず、本来発電のチャンスが得られる建物への日照が妨げられるということ全般の問題として検討しなければならず、今後、さらに法整備も必要になると予想される。

特許第４１２５０７３号公報 特開２００１−２３５３６３号公報 特開２００３−１６７０６５号公報

上述のとおり、環境問題に対する人々の意識の高まりと共に太陽光発電等の自然エネルギーによる発電が一般家庭レベルで普及し、個人で発電設備を設置するケースが増加している状況においては、発電をめぐって近隣の建物間でのトラブルが頻発する可能性が高まっている。そのため、発電を妨げている側が、発電を妨げられている側に対して、何らかの形で発電チャンスの損失を補填する仕組みが必要になると考えられる。

しかしながら、現在、近隣の建物に起因する発電チャンスの損失を適切に評価し、損失を補填するための仕組みはなく、近隣の建物間で損失を調整することが困難であるという問題が生じる。

本願発明は、上記の問題点に鑑みてなされたものであり、近隣の建物によって生じる発電チャンスの損失を調整支援することが可能な発電取引支援システム、発電取引支援装置、発電取引支援方法、および制御プログラムを提供することを目的とする。

本発明に係る発電取引支援システムは、建物によって発電を妨げられる第１の発電設備と、上記第１の発電設備と同じ原理で発電を行う第２の発電設備であって、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置された第２の発電設備と、上記第２の発電設備における発電量に基づいて、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合に発電すると予測される予測発電量を算出する発電量予測手段と、予め定められた条件に従って、上記予測発電量を用いて、上記建物によって発電を妨げられたことによる上記第１の発電設備での発電損失を評価する損失評価手段と、を含んでいることを特徴としている。

上記の構成によれば、第１の発電設備は、建物によって発電を妨げられている。第１の発電設備としては、例えば、太陽光発電システムや風力発電システムなどがある。太陽光発電システムや風力発電システムは、例えば、高層マンションなどの建物によって、日照や風の流れが遮られた場合、発電を妨げられることになる。

また、上記の構成によれば、第２の発電設備は、上記第１の発電設備と同じ原理で発電を行い、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置されている。第２の発電設備は、例えば、第１の発電設備の発電を妨げている建物の屋上などに設置されれば、その建物によって日照や風の流れが妨げられないため、本来の（すなわち、当該建物が存在しない場合の）第１の発電設備と略同一の発電条件を得ることができる。

また、上記の構成によれば、発電量予測手段は、上記第２の発電設備における発電量に基づいて、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合に発電すると予測される予測発電量を算出する。第２の発電設備は、第１の発電設備が建物によって発電を妨げられていない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置されおり、第２の発電設備における１日の発電量の時間変化は、本来の第１の発電設備と同じ傾向を示すことになる。ここで、第１の発電設備と第２の発電設備とは、同じ発電容量とは限らないため、第２の発電設備における発電量そのものは、本来の第１の発電設備における発電量とは限らない。しかしながら、第１の発電設備と第２の発電設備との性能の差（例えば、発電量の比率）を、発電量の実測値あるいは性能理論値から算出することができるため、第２の発電設備における発電量から、第１の発電設備の本来の発電量（予測発電量）を予測することができる。

そして、損失評価手段は、予め定められた評価基準に従って、上記予測発電量を用いて、上記建物によって発電を妨げられたことによる損失を評価する。損失評価手段は、例えば、第１の発電設備における発電量の実績値を予測発電量から減算した値を損失として決定する構成であってもよいし、予測発電量のうち、予め定められた割合（あるいは、予測発電量の全部）を損失として決定する構成であってもよい。さらに、損失評価手段は、これらの発電量を予め定められた単価応じて金額に換算し、損失を金額として評価する構成であってもよいし、あるいは、予測発電量に対応した損失金額が予め定められており、その損失金額により損失を評価してもよく、予め定められた評価基準に従って損失を決定する構成であればよく、特に限定はされない。

これにより、本発明に係る発電取引支援装置では、近隣の建物によって発電を妨げられている第１の発電設備における本来の発電量を予測することができるため、近隣の建物に起因する第１の発電設備における発電チャンスの損失を適切に評価することができる。したがって、近隣の建物の所有者間で、発電チャンスの損失の調整を容易に行うことができるようになる。

本発明に係る発電取引支援装置は、建物によって発電を妨げられる第１の発電設備と同じ原理で発電を行う第２の発電設備であって、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置された第２の発電設備における発電量に基づいて、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合に発電すると予測される予測発電量を算出する発電量予測手段と、予め定められた評価基準に従って、上記予測発電量を用いて、上記建物によって発電を妨げられたことによる損失を評価する損失評価手段とを備えていることを特徴としている。

本発明に係る発電取引支援方法は、建物によって発電を妨げられる第１の発電設備と同じ原理で発電を行う第２の発電設備であって、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置された第２の発電設備における発電量に基づいて、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合に発電すると予測される予測発電量を算出する発電量予測ステップと、予め定められた評価基準に従って、上記予測発電量を用いて、上記建物によって発電を妨げられたことによる損失を評価する損失評価ステップとを含んでいることを特徴としている。

上記の構成によれば、本発明に係る発電取引支援装置と同様の作用効果を奏する。

本発明に係る発電取引支援システムでは、上記発電量予測手段は、上記第１の発電設備と上記第２の発電設備とが同じ発電条件で発電している時間帯のそれぞれの発電量の測定データについて、上記第２の発電設備の発電量と上記第１の発電設備の発電量との比率を予め算出して記憶しておき、当該比率と上記第２の発電設備の発電量の測定データとから、上記予測発電量を算出することが好ましい。

上記の構成によれば、発電量予測手段は、第１の発電設備と第２の発電設備とが同じ発電条件で発電している時間帯の発電量の測定データについて、第２の発電設備の発電量と第１の発電設備の発電量との比率を算出する。さらに、発電量予測手段は、算出した比率と第２の発電設備の発電量の測定データとから、予測発電量を算出する。例えば、発電量予測手段は、第２の発電設備の測定データに対する第１の発電設備の測定データの比率を、第２の発電設備の測定データに乗じる構成であってもよいし、あるいは、第１の発電設備の測定データに対する第２の発電設備の測定データの比率で第２の発電設備の測定データを除する構成であってもよい。また、第１の発電設備の測定データと第２の発電設備の測定データの比率としては、平均値を用いてもよいし、中央値や最頻値を用いる構成であってもよく、特に限定はされない。

これにより、実際の測定データに基づいて、第２の発電設備における発電量の測定データから、第１の発電設備における予測発電量を算出するため、実際の発電設備の性能に即して、より正確に、第１の発電設備における本来の発電量を予測することができる。

本発明に係る発電取引支援装置では、上記発電量予測手段は、上記第１の発電設備の発電容量と上記第２の発電設備の発電容量との比率を予め算出して記憶しておき、当該比率と上記第２の発電設備の発電量の測定データとから、上記予測発電量を算出することが好ましい。

上記の構成によれば、発電量予測手段は、第１の発電設備の発電容量と第２の発電設備の発電容量との比率を算出する。さらに、発電量予測手段は、算出した比率と第２の発電設備の発電量の測定データとから、予測発電量を算出する。例えば、発電量予測手段は、第２の発電設備の発電容量に対する第１の発電設備の発電容量の比率を、第２の発電設備の測定データに乗じる構成であってもよいし、あるいは、第１の発電設備の発電容量に対する第２の発電設備の発電容量の比率で第２の発電設備の測定データを除する構成であってもよい。また、第１の発電設備の測定データと第２の発電設備の測定データの比率としては、平均値を用いてもよいし、中央値や最頻値を用いる構成であってもよく、特に限定はされない。

これにより、予め公開されている発電設備の仕様の情報に基づいて、第２の発電設備における発電量の測定データから、第１の発電設備における予測発電量を算出するため、容易に第１の発電設備における本来の発電量を予測することができる。

本発明に係る発電取引支援装置では、上記損失評価手段は、上記予測発電量と上記第１の発電設備における発電量の実測値との差分を、上記損失として決定することが好ましい。

上記の構成によれば、損失評価手段は、予測発電量と第１の発電設備における発電量の実測値との差分を、損失として決定する。

これにより、予測発電量だけでなく、第１の発電設備における実際の発電量を考慮して発電量を算出するため、より厳密に損失を評価することが可能となる。

本発明に係る発電取引支援装置では、上記損失評価手段は、上記差分の発電量に、予め定められた単価を乗じて損失金額を算定することが好ましい。

上記の構成によれば、損失評価手段は、予測発電量と第１の発電設備における発電量の実測値との差分に、電力量単価を乗じて損失金額を算定する。

これにより、損失を金額として算定することができるため、近隣の建物間における損失の調整を容易に行うことができるようになる。

本発明に係る発電取引支援装置では、上記損失金額を上記建物の所有者に通知する通知手段をさらに備えていることが好ましい。

上記の構成によれば、通知手段は、損失金額を建物の所有者に通知する。

これにより、建物の所有者は、補償しなければならない損失金額を容易に知ることができるため、利便性が向上する。

本発明に係る発電取引支援装置では、上記第１の発電設備および上記第２の発電設備は、太陽光発電設備であることが好ましい。

本発明に係る発電取引支援装置では、上記第１の発電設備および上記第２の発電設備は、風力発電設備であることが好ましい。

本発明に係る発電取引支援システムでは、第１の建物が第２の建物に発電を妨げられる時間帯を表す時間帯情報、および上記第１の建物ごとに予め定められた単位時間当たりに想定される発電量を定めた発電相当量情報の各情報を格納するデータ格納部と、上記時間帯情報と上記発電相当量情報とを乗算して損失発電量を算出する損失発電量算出手段と、予め定められた評価基準に従って、上記損失発電量を用いて、上記建物によって発電を妨げられたことによる上記第１の建物での発電損失を評価する損失評価手段と、を含んでいることを特徴としている。

上記の構成によれば、データ格納部は、第１の建物が第２の建物に発電を妨げられる時間帯を表す時間帯情報、および上記第１の建物ごとに予め定められた単位時間当たりに想定される発電量を定めた発電相当量情報の各情報を格納している。例えば、データ格納部は、一戸建ての住宅が高層マンションによって日照を妨げられる時間帯情報を格納する。また、データ格納部は、例えば、第１の建物が適当な発電システムを備えた場合に想定される発電量を、発電相当量情報として格納する。

そして、損失発電量算出手段は、上記時間帯情報によって示される日照を妨げられる時間と単位時間当たりに想定される発電量とを乗算して損失発電量を算出する。

そして、損失評価手段は、予め定められた評価基準に従って、上記損失発電量を用いて、上記建物によって発電を妨げられたことによる上記第１の建物での発電損失を評価する。例えば、損失発電量そのものを発電損失として決定してもよいし、あるいは、予め定められた電力の単価に応じた金額を発電損失として決定してもよい。

これにより、第１の建物や第２の建物に発電システムを備えることなく、簡素な構成により発電取引支援システムを構築できるため、低コストで発電取引支援システムを提供することができる。

なお、上記発電取引支援装置は、コンピュータによって実現してもよい。この場合、コンピュータを上記各手段として動作させることにより上記発電取引支援装置をコンピュータにおいて実現する制御プログラム、およびその制御プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体も、本発明の範疇に入る。

本発明に係る発電取引支援システムは、建物によって発電を妨げられる第１の発電設備と、上記第１の発電設備と同じ原理で発電を行う第２の発電設備であって、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置された第２の発電設備と、上記第２の発電設備における発電量に基づいて、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合に発電すると予測される予測発電量を算出する発電量予測手段と、予め定められた条件に従って、上記予測発電量を用いて、上記建物によって発電を妨げられたことによる上記第１の発電設備での発電損失を評価する損失評価手段と、を含んでいることを特徴としている。

本発明に係る発電取引支援装置は、建物によって発電を妨げられる第１の発電設備と同じ原理で発電を行う第２の発電設備であって、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置された第２の発電設備における発電量に基づいて、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合に発電すると予測される予測発電量を算出する発電量予測手段と、予め定められた評価基準に従って、上記予測発電量を用いて、上記建物によって発電を妨げられたことによる上記第１の発電設備での発電損失を評価する損失評価手段とを備えていることを特徴としている。

本発明に係る発電取引支援方法は、建物によって発電を妨げられる第１の発電設備と同じ原理で発電を行う第２の発電設備であって、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置された第２の発電設備における発電量に基づいて、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合に発電すると予測される予測発電量を算出する発電量予測ステップと、予め定められた評価基準に従って、上記予測発電量を用いて、上記建物によって発電を妨げられたことによる上記第１の発電設備での発電損失を評価する損失評価ステップとを含んでいることを特徴としている。

それゆえ、近隣の建物によって発電を妨げられている第１の発電設備における本来の発電量を予測することができるため、近隣の建物に起因する第１の発電設備における発電チャンスの損失を適切に評価することができ、近隣の建物の所有者間で、発電チャンスの損失の調整を容易に行うことができるようになる。

本発明の一実施形態に係る発電取引支援システムの構成を示す図である。 一戸建住宅と高層マンションの日照の様子を示す図であり、（ａ）は午前のある時刻における日照の様子を示す図であり、（ｂ）は午後のある時刻における日照の様子を示す図である。 ある一日の太陽光発電システムによる発電量を示す図であり、（ａ）は高層ビルに設置された太陽光発電システムの発電量を示す図であり、（ｂ）は一戸建住宅に設置された太陽光発電システムの発電量を示す図であり、（ｃ）は太陽光発電システムの１時間ごとの発電量のデータを示す図である。 サーバ装置の構成を示す図である。 サーバ装置の機能ブロックを示す図である。 サーバ装置における処理の流れを示すフローチャートである。 本発明の他の実施形態に係る発電取引支援システムの構成を示す図である。 一戸建住宅と高層マンションにおける風向きを示す図であり、（ａ）はある時刻における風向きを示す図であり、（ｂ）は別の時刻における風向きを示す図である。 ある一日の風力発電システムによる発電量を示す図であり、（ａ）は高層ビルに設置された風力発電システムの発電量を示す図であり、（ｂ）は一戸建住宅に設置された風力発電システムの発電量を示す図であり、（ｃ）は風力発電システムの１時間ごとの発電量のデータを示す図である。 他の実施形態に係る発電取引支援システムを説明するための図である。 サーバ装置の機能ブロックを示す図である。 サーバ装置のデータ格納部に格納されているデータを示す図である。 サーバ装置における処理の流れを示すフローチャートである。 他の実施形態に係る発電取引支援システムを説明するための図である。 サーバ装置の機能ブロックを示す図である。 サーバ装置のデータ格納部に格納されているデータを示す図であり、（ａ）は日照がある場合に高層マンションによって日影となる時間帯を示す月別のデータおよび日影一時間当たりの損失発電量を示す図であり、（ｂ）は高層マンション２０２において測定された日照時間のデータを示す図である。 本発明の他の実施形態に係る発電取引支援システムの構成を示す図である。 集合住宅の日照の様子を示す図である。

〔実施形態１〕
本発明の一実施形態について、図１〜図５を用いて説明する。

（発電取引支援システム１の構成概要）
はじめに、発電取引支援システム１の構成の概要について説明する。図１は、本発明に係る発電取引支援システム１の構成を示す図である。発電取引支援システム１は、太陽光発電システム１０（第１の発電設備）と太陽光発電システム２０（第２の発電設備）とサーバ装置３０とを含んで構成される。

太陽光発電システム１０は、一戸建住宅に設置されており、太陽電池パネルアレイ１１とパワーコンディショナー１２と端末装置１３とを含んでいる。太陽光発電システム２０は、高層マンションに設置されており、太陽電池パネルアレイ２１とパワーコンディショナー２２と端末装置２３とを含んでいる。太陽光発電システム１０および太陽光発電システム２０は、ネットワーク４０を介してサーバ装置３０に接続されており、それぞれサーバ装置３０とデータの送受信が可能である。なお、本実施形態では、第一の発電設備は、一戸建住宅に、第二の発電設備は高層マンションに設置した例で説明するが、これに限らず、それぞれがオフィスビルや工場など、事業所設備の建物であっても良い。

太陽光発電システム１０、２０は、発電に関するデータをサーバ装置３０に送信する。サーバ装置３０は、太陽光発電システム１０、２０からの発電に関するデータに基づいて、発電に関する取引を支援するための機能を提供する。

なお、本実施形態では、説明を簡略にするため、一戸建住宅に設置された太陽光発電システム１０と高層マンションに設置された太陽光発電システム２０との２つがネットワークを介してサーバ装置３０に接続された構成について説明するが、２つ以上の太陽光発電システムがサーバ装置３０に接続された構成であってもよい。

また、ネットワーク４０は、インターネットを含むネットワークであってもよいし、小規模なローカルエリアネットワークであってもよい。また、太陽発電システム１０、２０とサーバ装置３０とが、ネットワークを介さずに、直接、データ通信する構成であってもよく、特に限定はされない。さらに、太陽光発電システム１０、２０とサーバ装置３０との間のデータ通信は、無線通信であってもよいし、有線通信であってもよい。

ここで、本発明に係る発電取引支援システム１を適用した一戸建住宅と高層マンションの例について説明する。図２は、一戸建住宅１００と高層マンション２００の日照の様子を示す図であり、（ａ）は午前のある時刻における日照の様子を示す図であり、（ｂ）は午後のある時刻における日照の様子を示す図である。一戸建住宅１００には、太陽光発電システム１０が設置されており、高層マンション２００には、太陽光発電システム２０が設置されている。

図２（ａ）に示すとおり、午前には、一戸建住宅１００は、高層マンション２００の日影になっていないが、図２（ｂ）に示すとおり、午後には、一戸建住宅１００は、高層マンション２００の日影になってしまう。

一戸建住宅１００の太陽光発電システム１０は、高層マンション２００が建設されていない場合には、午前だけでなく午後も、太陽光の日照を受けた状態で発電することが可能である。しかしながら、一戸建住宅１００は、高層マンション２００によって午後の日照を妨げられるため、本来、太陽光発電システム１０により発電することができる電力よりも少ない電力しか発電できていないことになる。つまり、一戸建住宅１００では、高層マンション２００によって、発電量の損失が発生している。

そこで、本発明に係る発電取引支援システム１では、高層マンション２００による一戸建住宅１００における発電量の損失を評価し、高層マンション２００と一戸建住宅１００との間における発電量の損失を調整するための支援を行う。

（太陽光発電システム１０、２０）
太陽光発電システム１０では、一戸建住宅の屋根の上に、複数の太陽電池パネルが電気的に接続されて配列された太陽電池パネルアレイ１１が設置されている。各太陽電池パネルは、シリコンなどの半導体からなる複数の太陽電池素子を含んでいる。各太陽電池素子は、太陽光を吸収し、光のエネルギーを電力に変換して発電する。太陽電池パネルアレイ１１で発電された直流電力は、パワーコンディショナー１２に伝送される。

パワーコンディショナー１２は、太陽電池パネルアレイ１１からの直流電力を交流電力に変換し、家庭内で利用される電気機器類に供給する。パワーコンディショナー１２によって変換された交流電力のうち、家庭内の電機機器で消費されて残った余りの残余電力は、電力会社の商用電力系統に送られて、電力会社に売却される。

また、パワーコンディショナー１２は、交流電力に変換された電力を測定し、端末装置１３に発電量の測定データを送信する。端末装置１３は、発電量の測定データを、ネットワーク４０を介して、サーバ装置３０に送信する。端末装置１３は、ユーザのパーソナルコンピュータを用いて構成されてもよいし、専用の装置として構成されてもよい。

太陽光発電システム２０は、太陽電池パネルアレイ２１が高層マンションの屋上に設置されており、高層マンションによって太陽電池パネルに対する日照が妨げられない点において太陽光発電システム１０と異なるが、太陽電池パネルアレイ２１、パワーコンディショナー２２、および端末装置２３の機能および動作については、それぞれ、太陽電池パネルアレイ１１、パワーコンディショナー１２、および端末装置１３と同様であり、説明を省略する。

図３は、ある一日の太陽光発電システムによる発電量を示す図であり、（ａ）は高層ビル２００に設置された太陽光発電システム２０の発電量を示す図であり、（ｂ）は一戸建住宅１００に設置された太陽光発電システム１０の発電量を示す図であり、（ｃ）は太陽光発電システム１０、２０の１時間ごとの発電量のデータを示す図である。

図３（ａ）および（ｂ）では、１時間ごとの発電量をプロットしており、図３（ａ）および（ｂ）において、黒点とそれを結ぶ実線は、発電量の実測値を示している。太陽発電システム１０および２０において発電された1時間ごとの発電量の測定データは、それぞれ、端末装置１３および２３を介して、サーバ装置３０に送信される。図３（ａ）および（ｂ）では、１時間ごとの発電量を記録した場合の例を示しているが、発電量の瞬時値を連続的に記録し、サーバ装置３０に送信する構成であってもよい。なお、図３（ｃ）では、６時から１８時までのデータのみを示しているが、他の時間帯についても計測は行われている。

図３（ａ）および（ｂ）に示すとおり、太陽光発電システム１０・２０では、いずれも６時過ぎから発電が始まっているが、太陽光発電システム２０では、１７時過ぎまで発電しているのに対して、太陽光発電システム１０では、１３時過で発電が停止している。これは、上述したように、午後になって太陽の位置が移動することによって、一戸建住宅１００が高層マンション２００の日影に入ってしまい、日照を受けられなくなるためである。

しかしながら、一戸建住宅１００と高層マンション２００との間の距離は、高層マンション２００の日影に一戸建住宅１００が入る程度に至近距離であるため、本来、一戸建住宅１００は、高層マンション２００と同じ日照を得ることができる。したがって、高層マンション２００の日影に入らなければ、一戸建住宅１００の太陽光発電システム１０における一日の発電量の変化の傾向は、高層マンション２００の太陽光発電システム２０における一日の発電量の変化の傾向と同じになる。ここで、高層マンション２００の太陽光発電システム２０は、一戸建て住宅１００の太陽光発電システム１０が高層マンション２００によって発電を妨げられていない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置されている。

図３（ｂ）において、白点とそれを結ぶ破線は、太陽光発電システム１０において、本来、発電することができたと予測される電力量（以下、予測発電量と称する）を示している。予測発電量は、サーバ装置３０において、端末装置１３および２３を介して太陽光発電システム１０および２０から送信される１時間ごとの発電量の測定データに基づいて算出されるが、具体的な算出方法については後述する。

なお、本実施の形態では、太陽光発電システム１０と太陽光発電システム２０とでは、太陽電池の性能や太陽電池パネルアレイの面積が異なっており、太陽光発電システム１０のシステム容量は、２ｋＷ（１ｋＷ／ｍ^２日射入射時）であり、太陽光発電システム２０のシステム容量は、４ｋＷ（１ｋＷ／ｍ^２日射入射時）である。図３（ｃ）に示す例では、同じ日照を得られる時間帯では、１時間毎の太陽光発電システム１０と太陽光発電システム２０との発電量の測定データの比率は、おおよそ１：２で推移している。

また、一戸建住宅１００に設置される太陽光発電システムと高層マンション２００に設置される太陽光発電システムとは、性能が同じである必要はなく、例えば、高層マンション２００に設置される太陽光発電システムは、一日の発電量を測定することのみを目的とした発電量センサとしての小規模な太陽光発電システムであってもよいし、高層マンション２００に居住する住民が使用する電気機器を動作させるための電源として利用される構成であってもよい。

（サーバ装置）
サーバ装置３０は、太陽光発電システム１０および２０からの発電量の測定データに基づいて、太陽光発電システム１０における上記予測発電量を算出する。図４は、サーバ装置３０の構成を示す図である。

図４に示されるように、サーバ装置３０は、ハードウェア構成として、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）３１と、メモリ３２と、通信ＩＦ（Ｉｎｔｅｒｆａｃｅ）３３と、入力装置３４と、ディスプレイ３５と、記録媒体ドライブ装置３６と、ＨＤ（Ｈａｒｄ Ｄｉｓｃ）３８とを含んで構成される。

入力装置３４は、サーバ装置３０の操作者が操作するキーボード及びマウス等で構成され、サーバ装置３０に各種操作情報等を入力するのに用いられる。ディスプレイ３５は、サーバ装置３０の操作者が利用するディスプレイ等で構成され、各種情報（又は画面）等を表示するのに用いられる。

通信ＩＦ３３は、サーバ装置３０をネットワーク等に接続するネットワーク接続装置である。サーバ装置３０の機能及び動作等に係るプログラムは、例えば、ＣＤ−ＲＯＭ等の記録媒体３７によってサーバ装置３０に提供されるか、ネットワーク等を通じてダウンロードされる。記録媒体３７は、記録媒体ドライブ装置３６にセットされ、プログラムが記録媒体３７から記録媒体ドライブ装置３７を介してＨＤ３８にインストールされる。

メモリ３２は、サーバ装置３０の電源投入時に最初に読み込まれるプログラム等を記録する。メモリ３２は、サーバ装置３０のメインメモリである。ＣＰＵ３１は、必要に応じて、ＨＤ３８よりプログラムやデータを読み出して、メモリ３２に展開し、プログラムを実行することで、機能及び処理等を実現する。

なお、サーバ装置３０は、ハードウェア構成として必ずしも入力装置３４、ディスプレイ３５、記録媒体ドライブ装置３６等を含まなくてもよい。

図５は、サーバ装置３０の機能ブロックを示す図である。図５に示すとおり、サーバ装置３０は、発電量データ受信部３０１と、データ格納部３０２と、時間別予測発電量算出部（発電量予測手段）３０３と、日別予測発電量算出部（発電量予測手段）３０４と、日別実績発電量積算部３０５と、日別損失発電量算出部（損失評価手段）３０６と、月別損失発電量算出部（損失評価手段）３０７と、損失金額算出部（損失評価手段）３０８と、請求金額通知部３０９とを含んで構成される。

発電量データ受信部３０１は、太陽光発電システム１０および２０からの１時間ごとの発電量の測定データを受信し、データ格納部３０２に格納する。発電量データ受信部３０１は、１時間ごとに発電量の測定データを受信する構成であってもよいし、１日分の測定データをまとめて受信する構成であってもよい。

時間別予測発電量算出部３０３は、太陽光発電システム１０における１時間ごとの本来の発電量を算出する。上述のとおり、一戸建住宅１００は、午後から高層マンション２００の日影になるため、その影響により、太陽光発電システム１０での発電量は減少する。そこで、時間別予測発電量算出部３０３は、高層マンション２００が建設されていない場合、すなわち、高層マンション２００の日影に入ることなく午前から午後を通じて日照を得ることができる場合の太陽光発電システム１０の発電量を予測する。

以下に、時間別予測発電量算出部３０３における予測発電量の算出方法について、より具体的に説明する。一戸建住宅１００と高層マンション２００とは近い距離にあるため、本来、同じ日照量を得ることができる。したがって、本来、一戸建住宅１００の太陽光発電システム１０と高層マンション２００の太陽光発電システム２０とでは、システムの発電容量の差に起因して実際の発電量は異なるものの、発電量の経時変化は同じ傾向を示すことになる。そこで、時間別予測発電量算出部３０３は、太陽光発電システム１０と太陽光発電システム２０との発電量の比例関係に基づいて、予測発電量を算出する。

図３に示すとおり、太陽光発電システム１０および２０の発電量の測定データ（黒点）を比較すると、一戸建住宅１００は、高層マンション２００の日影になる時間帯があるため、発電量の経時変化の傾向は異なる。しかしながら、高層マンション２００の日影は、太陽の位置の変化に伴って移動するため、一戸建住宅１００と高層マンション２００とで、一日のうち、同じ日照が得られる時間帯が存在する。

同じ日照量が得られる時間帯を示すデータについては、ユーザによって予めサーバ装置３０に登録されている。同じ日照量が得られる時間帯は、例えば、一戸建住宅１００と高層マンション２００との両方に日照計を設置して、実際に日照量を計測することによって、調査することができる。同じ日照量が得られる時間帯は、例えば、季節ごと（数ヶ月単位）、あるいは、一ヶ月ごとのデータとして登録される構成であってもよい。あるいは、発電量の計測と同時に、毎時間の日照量を計測し、同じ日照量が得られている時間帯のデータをサーバ装置３０に送信する構成であってもよい。

本実施の形態においては、一戸建住宅１００と高層マンション２００とで、午前６時〜９時まで同じ日照量が得られる場合の例について説明する。時間別予測発電量算出部３０３は、はじめに、データ格納部３０２から、同じ日照量が得られる時間帯（すなわち、午前６時〜９時）と、その時間帯に対応する太陽光発電システム１０および２０の発電量の測定データ（すなわち、午前６時〜９時までの１時間ごとの発電量の測定データ）を読み出す。

次に、時間別予測発電量算出部３０３は、太陽光発電システム１０および２０の日照量が同じ時間帯の測定データについて比率を算出する。図３（ｃ）に示す例では、太陽光発電システム１０の発電量に対する太陽光発電システム２０の発電量の比率が、６時〜７時の測定データ、７時〜８時の測定データ、８時〜９時の測定データについて、それぞれ、「１．９５」、「２．００」、「２．０２」であり、概ね「２」前後の比率で推移している。

そして、時間別予測発電量算出部３０３は、これらの比率の平均値（この例では「１．９９」）を算出し、太陽光発電システム２０における発電量の１時間ごとの各測定データを、算出した平均値で除算することにより、太陽光発電システム１０における１時間ごとの予測発電量（図３に示す白点の値）を算出する。そして、時間別予測発電量算出部３０３は、予測発電量を日別予測発電量積算部３０４に出力する。

なお、太陽光発電システム２０の発電量に対する太陽光発電システム１０の発電量の比率を、太陽光発電システム２０における発電量の１時間ごとの各測定データに乗じて予測発電量を算出してもよい。また、本実施の形態では、時間別予測発電量算出部３０３は、日照量が同じ時間帯の測定データの比率の平均値を用いて予測発電量を算出したが、平均値の代わりにメジアンやモードなどを用いる構成であってもよく、特に限定されない。さらに、太陽光発電システム１０および２０のシステム容量の比率と、太陽光発電システム２０における発電量の測定データとから、予測発電量を算出する構成であってもよい。すなわち、太陽光発電システム１０のシステム容量に対する太陽光発電システム２０のシステム容量の比率は、「２」であり、太陽光発電システム２０における発電量の１時間ごとの各測定データを、システム容量の比率「２」で除算して、予測発電量を算出する構成であってもよい。あるいは、太陽光発電システム２０のシステム容量に対する太陽光発電システム１０のシステム容量の比率を、太陽光発電システム２０における発電量の測定データに乗じて予測発電量を算出してもよい。

ところで、上述したように、高層マンション２００に設置されるのが太陽光発電システムではなく、一日の発電量を測定することのみを目的とした発電量センサとしての小規模な太陽光発電システムである場合もある。この場合、小規模な太陽光発電システムよりも太陽光発電システム１０のほうが発電量が大きくなることも考えられ、太陽光発電システム１０から見た比率が、「０．２」や「０．５」などと設定されることになるが、予測発電量の算出方法自体は上述したものと同じでよい。

日別予測発電量積算部３０４は、時間別予測発電量算出部３０３からの時間別の予測発電量を積算し、一日の予測発電量を算出し、日別損失発電量算出部３０６に出力する。また、日別実績発電量算出部３０５は、データ格納部３０２から、太陽光発電システム１０における１時間ごとの発電量の測定データを読み出して積算し、一日の実績発電量を算出して、日別損失発電量算出部３０６に出力する。

日別損失発電量算出部３０６は、日別予測発電量積算部３０４からの一日の予測発電量から、日別実績発電量算出部３０５からの一日の実績発電量を減算して、一日の損失発電量を算出し、データ格納部３０２に格納する。なお、一日の損失発電量は、日々、算出されてもよいし、一定の期間ごとに算出されてもよい。月別損失発電量算出部３０７は、各月ごとに、日々の損失発電量をデータ格納部３０２から読み出して積算し、月別の損失発電量を算出して、損失金額算出部３０８に出力する。

損失金額算出部３０８は、月別の損失発電量に、予め定められた電力料金の単価を乗じて、損失金額を算出し、データ格納部３０２に格納する。そして、請求金額通知部３０９は、毎月、予め定められた日に、データ格納部３０２から損失金額を読み出して、高層マンション２００の所有者に対して、高層マンション２００に日照が妨げられたことによって発生した当月分の損失金額をメールなどにより通知する。高層マンション２００の所有者は、請求金額通知部３０９から通知された損失金額を確認し、一戸建住宅１００の所有者に支払う。月別の損失金額の算出は、毎月、算出されてもよいし、数ヶ月ごとに算出される構成であってもよい。また、高層マンション２００の所有者は、一戸建住宅１００の所有者に対して、損失発電量を、お金ではなく、自家発電した電力で補填する構成であってもよい。

ここで、本実施の形態に係る発電取引支援システム１において、月１回のバッチ処理により、毎月の損失発電量および損失金額を算出する例について、図６を用いて説明する。図６は、サーバ装置３０における処理の流れを示すフローチャートであり、（ａ）は処理の概要を示すフローチャートであり、（ｂ）は発電量予測処理の詳細を示すフローチャートであり、（ｃ）は損失評価処理の詳細を示すフローチャートである。

図６（ａ）に示すとおり、バッチ処理が開始されると、サーバ装置３０は、はじめに、発電を妨げられている側の太陽光発電システム１０における本来の発電量を予測する発電量予測処理を行う（ステップＳ００１）。その後、サーバ装置３０は、マンション２００によって発電を妨げられることによって発生する太陽光発電システム１０の損失を評価する損失評価処理を行う（ステップＳ００２）。

図６（ｂ）を参照して発電量予測処理について説明すれば、以下のとおりである。サーバ装置３０は、はじめに、太陽光発電システム１０における本来の時間別の予測発電量を算出する（ステップＳ０１１）。上述のとおり、本実施の形態では、サーバ装置３０は、太陽光発電システム１０および２０からの１時間ごとの発電量の測定データを格納している。そして、サーバ装置３０は、太陽光発電システム１０および２０が同じ発電条件で発電している時間帯の測定データについて、１時間ごとの測定データの比率を算出し、算出した比率と太陽光発電システム２０の１時間ごとの発電量の測定データとを用いて、太陽光発電システム１０の１時間ごとの発電量を予測する。例えば、サーバ装置３０は、太陽光発電システム１０の発電量に対する太陽光発電システム２０の発電量の比率で、太陽光発電システム２０の発電量の測定データを除して、太陽光発電システム１０の１時間ごとの発電量を予測する。次に、発電量予測処理において、サーバ装置３０は、ステップＳ０１１において算出した太陽光発電システム１０の時間別の予測発電量を日ごとに全て加算して、日別の予測発電量を算出する（ステップＳ０１２）。

また、図６（ｃ）を参照して損失評価処理について説明すれば、以下のとおりである。サーバ装置３０は、はじめに、太陽光発電システム１０における時間別の発電量（実測値）を日ごとに全て加算して、太陽光発電システム１０における日別の実績発電量を算出する（ステップＳ０２１）。次に、サーバ装置３０は、ステップＳ０１２において算出した日別の予測発電量から、ステップＳ０２１において算出した日別の実績発電量を減算して、日別の損失発電量を算出する（ステップＳ０２２）。さらに、サーバ装置３０は、ステップＳ０２２において算出した日別の損失発電量を月ごとに全て加算して、月別の損失発電量を算出する（ステップＳ０２３）。そして、サーバ装置３０は、ステップＳ２０３において算出された月別の損失発電量に、予め定められた発電量の単価を乗算することによって損失金額を算出する（ステップＳ０２４）。サーバ装置３０は、月１回のバッチ処理において、以上の処理の流れにより、毎月の損失発電量および損失金額を決定する。

なお、本実施形態では、太陽光発電システム１０における発電量の実績値を予測発電量から減算した電力量（または、それを金額に換算した損失額）を損失として決定する構成であるが、予測発電量のうち、予め定められた割合（または、それを金額に換算した損失額）を損失として決定する構成であってもよい。あるいは、予測発電量に対応した損失金額が予め定められており、その損失金額により損失を評価する構成であってもよい。すなわち、予測発電量を用いて、予め定められた何らかの評価基準に従って損失を決定する構成であればよい。

なお、本実施の形態では、時間別予測発電量算出部３０３および日別予測発電量積算部３０４と、日別損失発電量算出部３０６、月別損失発電量算出部３０７、および損失金額算出部３０８とが同じサーバ装置３０に備えられているが、異なるサーバ装置に備えられている構成であってもよい。

〔実施形態２〕
本発明の他の実施形態について、図７〜図８を用いて説明する。

（発電取引支援システム１’の構成概要）
はじめに、発電取引支援システム１’の構成の概要について説明する。図７は、本発明に係る発電取引支援システム１’の構成を示す図である。発電取引支援システム１’は、風力発電システム１０’（第１の発電設備）と風力発電システム２０’（第２の発電設備）とサーバ装置３０とを含んで構成される。

風力発電システム１０’は、一戸建住宅に設置されており、風力発電プロペラ１１’とパワーコンディショナー１２’と端末装置１３’とを含んでいる。風力発電システム２０’は、高層マンションに設置されており、風力発電プロペラ２１’とパワーコンディショナー２２’と端末装置２３’とを含んでいる。風力発電システム１０’および風力発電システム２０’は、ネットワーク４０’を介してサーバ装置３０に接続されており、それぞれサーバ装置３０とデータの送受信が可能である。実施形態１と同様に、本実施形態においても、建物は住居に限られることはない。

風力発電システム１０’、２０’は、発電に関するデータをサーバ装置３０に送信する。サーバ装置３０は、風力発電システム１０’、２０’からの発電に関するデータに基づいて、発電に関する取引を支援するための機能を提供する。

なお、本実施形態では、説明を簡略にするため、一戸建住宅に設置された風力発電システム１０’と高層マンションに設置された風力発電システム２０’との２つがネットワークを介してサーバ装置３０に接続された構成について説明するが、２つ以上の風力発電システムがサーバ装置３０に接続された構成であってもよい。

また、ネットワーク４０’は、インターネットを含むネットワークであってもよいし、小規模なローカルエリアネットワークであってもよい。また、風力発電システム１０’、２０’とサーバ装置３０とが、ネットワークを介さずに、直接、データ通信する構成であってもよく、特に限定はされない。さらに、風力発電システム１０’、２０’とサーバ装置３０との間のデータ通信は、無線通信であってもよいし、有線通信であってもよい。

ここで、本発明に係る発電取引支援システム１’を適用した一戸建住宅と高層マンションの例について説明する。図８は、一戸建住宅１００’と高層マンション２００’における風向きを示す図であり、（ａ）はある時刻における風向きを示す図であり、（ｂ）は別の時刻における風向きを示す図である。一戸建住宅１００’には、風力発電システム１０’が設置されており、高層マンション２００’には、風力発電システム２０’が設置されている。

図８（ａ）に示す風向きでは、一戸建住宅１００’の風力発電システム１０’は、高層マンション２００’によって風の流れが妨げられていないが、図８（ｂ）に示す風向きでは、一戸建住宅１００’の風力発電システム１０’は、高層マンション２００’によって風の流れが妨げられてしまう。

一戸建住宅１００’の風力発電システム１０’は、高層マンション２００’が建設されていない場合には、一日中、風の流れを妨げられることなく、発電することが可能である。しかしながら、一戸建住宅１００’は、高層マンション２００’によって風向きによっては風の流れを妨げられるため、本来、風力発電システム１０’により発電することができる電力よりも少ない電力しか発電できていないことになる。つまり、一戸建住宅１００’では、高層マンション２００’によって、発電量の損失が発生している。

そこで、本発明に係る発電取引支援システム１’では、高層マンション２００’による一戸建住宅１００’における発電量の損失を評価し、高層マンション２００’と一戸建住宅１００’との間における発電量の損失を調整するための支援を行う。

（風力発電システム１０’、２０’）
風力発電システム１０’では、一戸建住宅の屋根の上に、風力発電プロペラ１１’が設置されている。風力発電プロペラは、翼に風を受けると回転し、回転運動を発電機で電気に変換する。風力発電プロペラ１１’で発電された直流電力は、パワーコンディショナー１２’に伝送される。

パワーコンディショナー１２’は、風力発電プロペラ１１’からの直流電力を交流電力に変換し、家庭内で利用される電気機器類に供給する。パワーコンディショナー１２’によって変換された交流電力のうち、家庭内の電機機器で消費されて残った余りの残余電力は、電力会社の商用電力系統に送られて、電力会社に売却される。

また、パワーコンディショナー１２’は、交流電力に変換された電力を測定し、端末装置１３’に発電量の測定データを送信する。端末装置１３’は、発電量の測定データを、ネットワーク４０’を介して、サーバ装置３０に送信する。端末装置１３’は、ユーザのパーソナルコンピュータを用いて構成されてもよいし、専用の装置として構成されてもよい。

風力発電システム２０’は、風力発電プロペラ２１’が高層マンションよりも高い位置（例えば高層マンションの屋上など）に設置されていて、高層マンションによりプロペラに対する風の流れを妨げられない点において風力発電システム１０’と異なるが、風力発電プロペラ２１’、パワーコンディショナー２２’、および端末装置２３’の機能および動作については、それぞれ、風力発電プロペラ１１’、パワーコンディショナー１２’、および端末装置１３’と同様であり、説明を省略する。

図９は、ある一日の風力発電システムによる発電量を示す図であり、（ａ）は高層ビル２００’に設置された風力発電システム２０’の発電量を示す図であり、（ｂ）は一戸建住宅１００’に設置された風力発電システム１０’の発電量を示す図であり、（ｃ）は風力発電システム１０’、２０’の１時間ごとの発電量のデータを示す図である。

図９（ａ）および（ｂ）では、１時間ごとの発電量をプロットしており、図９（ａ）および（ｂ）において、黒点とそれを結ぶ実線は、発電量の実測値を示している。風力発電システム１０’および２０’において発電された１時間ごとの発電量の測定データは、それぞれ、端末装置１３’および２３’を介して、サーバ装置３０に送信される。図９（ａ）および（ｂ）では、１時間ごとの発電量を記録した場合の例を示しているが、発電量の瞬時値を連続的に記録し、サーバ装置３０に送信する構成であってもよい。なお、図９（ｃ）では、７時から１９時までのデータのみを示しているが、他の時間帯についても計測は行われている。

図９（ａ）および（ｂ）に示すとおり、風力発電システム１０’・２０’では、いずれも６時過ぎから１２時まで発電しているが、風力発電システム２０’では、１２時から１８時の間も発電しているのに対して、風力発電システム１０’では、１２時以降はほとんど発電していない。これは、風向きが変わってしまったことによって、風が高層マンション２００’によって遮られてしまい、一戸建住宅１００’の風力発電システム１０’が風を受けられなくなるためである。

しかしながら、一戸建住宅１００’と高層マンション２００’との間の距離は、高層マンション２００’によって一戸建住宅１００’への風を遮る程度に至近距離であるため、本来、一戸建住宅１００’は、高層マンション２００’と同じ風量を得ることができる。したがって、高層マンション２００’によって風が遮られなければ、一戸建住宅１００’の風力発電システム１０’における一日の発電量の変化の傾向は、高層マンション２００’の風力発電システム２０’における一日の発電量の変化の傾向と同じになる。ここで、高層マンション２００’の風力発電システム２０’は、一戸建て住宅１００’の風力発電システム１０’が高層マンション２００’によって発電を妨げられていない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置されている。

図９（ｂ）において、白点とそれを結ぶ破線は、太陽光発電システム１０’において、本来、発電することができたと予測される電力量（以下、予測発電量と称する）を示している。予測発電量は、サーバ装置３０において、端末装置１３’および２３’を介して風力発電システム１０’および２０’から送信される１時間ごとの発電量の測定データに基づいて算出されるが、具体的な算出方法については後述する。

なお、本実施の形態では、風力発電システム１０’と風力発電システム２０’とでは、モーターの性能やプロペラの大きさが異なっており、風力発電システム１０’のシステム容量は、０．５ｋＷ（風速１２ｍ）であり、風力発電システム２０’のシステム容量は、１ｋＷ（風速１２ｍ）である。図９（ｃ）に示す例では、同じ風量を得られる時間帯では、１時間毎における太陽光発電システム１０と太陽光発電システム２０との発電量の測定データの比率は、おおよそ１：２で推移している。

なお、一戸建住宅１００’に設置される風力発電システムと高層マンション２００’に設置される風力発電システムとは、性能が同じである必要はなく、例えば、高層マンション２００’に設置される風力発電システムは、一日の発電量を測定することのみを目的とした発電量センサとしての小規模な風力発電システムであってもよいし、高層マンション２００’に居住する住民が使用する電気機器を動作させるための電源として利用される構成であってもよい。

（サーバ装置３０）
サーバ装置３０は、風力発電システム１０’および２０’からの発電量の測定データに基づいて、風力発電システム１０’における上記予測発電量を算出する。なお、サーバ装置３０のハードウェア構成および機能ブロックは、実施形態１と同様であり、図４および図５を用いて上述したとおりである。以下では、図５を用いて、本実施の形態に係るサーバ装置３０の動作について説明する。

発電量データ受信部３０１は、風力発電システム１０’および２０’からの１時間ごとの発電量の測定データを受信し、データ格納部３０２に格納する。時間別予測発電量算出部３０３は、風力発電システム１０における１時間ごとの本来の発電量を算出する。上述のとおり、一戸建住宅１００は、高層マンション２００によって風の流れを遮られる時間帯があり、その分、太陽光発電システム１０’での発電量は減少する。そこで、時間別予測発電量算出部３０３’は、高層マンション２００’が建設されていない場合、すなわち、１日を通じて、高層マンションによって風の流れを遮られることのない場合における風力発電システム１０’の発電量を予測する。

以下に、時間別予測発電量算出部３０３における予測発電量の算出方法について、より具体的に説明する。一戸建住宅１００’と高層マンション２００’とは近い距離にあり、周辺の風の流れは同じになるため、本来、同じ風量を得ることができる。したがって、本来、一戸建住宅１００’の風力発電システム１０’と高層マンション２００’の風力発電システム２０’とでは、システムの発電容量の差に起因して実際の発電量は異なるものの、発電量の経時変化は同じ傾向を示すことになる。そこで、時間別予測発電量算出部３０３は、風力発電システム１０’と風力発電システム２０’との発電量の比例関係に基づいて、予測発電量を算出する。

図９に示すとおり、風力発電システム１０’および２０’の発電量の測定データ（黒点）を比較すると、一戸建住宅１００’は、高層マンション２００’によって風を遮られる時間帯があるため、発電量の経時変化の傾向は異なる。しかしながら、風向きは一日のうちで変化するため、一戸建住宅１００’と高層マンション２００’とで、一日のうち、同じ風量が得られる時間帯が存在する。

同じ風量が得られる時間帯のデータについては、ユーザによって予めサーバ装置３０に登録されている。同じ風量が得られる時間帯は、例えば、一戸建住宅１００’と高層マンション２００’との両方に風量計を設置して、実際に風量を計測することによって、調査することができる。同じ風量が得られる時間帯は、例えば、季節ごと（数ヶ月単位）、あるいは、一ヶ月ごとのデータとして登録される構成であってもよい。あるいは、発電量の計測と同時に、毎時間の風量を計測し、同じ風量が得られている時間帯のデータをサーバ装置３０に送信する構成であってもよい。さらに、風量計だけでなく、風向計による風向の計測も行い、風向きが同じで風量が同じ時間帯のデータを用いて予測発電量を算出する構成であってもよい。

本実施の形態においては、一戸建住宅１００’と高層マンション２００’とで、午前８時から午後１１時まで同じ風量が得られる場合の例について説明する。時間別予測発電量算出部３０３は、はじめに、データ格納部３０２から、同じ日照量が得られる時間帯（すなわち、午前８時〜午後１１時）と、その時間帯に対応する風力発電システム１０’および２０’の発電量の測定データ（すなわち、午前８時〜１１時までの１時間ごとの発電量の測定データ）を読み出す。

次に、時間別予測発電量算出部３０３は、風力発電システム１０’および２０’の風量が同じ時間帯の測定データについて比率を算出する。図９（ｃ）に示す例では、風力発電システム１０’の発電量に対する風力発電システム２０’の発電量の比率が、８時〜９時の測定データ、９時〜１０時の測定データ、１０時〜１１時の測定データについて、それぞれ、「２．００」、「１．９３」、「２．０３」であり、概ね「２」前後の比率で推移している。

そして、時間別予測発電量算出部３０３は、これらの比率の平均値（この例では「１．９９」）を算出し、風力発電システム２０’における発電量の１時間ごとの各測定データを、算出した平均値で除算することにより、風力発電システム１０’における１時間ごとの予測発電量（図９に示す白点の値）を算出する。そして、時間別予測発電量算出部３０３は、予測発電量を日別予測発電量積算部３０４に出力する。

なお、風力発電システム２０’の発電量に対する風力発電システム１０’の発電量の比率を、風力発電システム２０’における発電量の１時間ごとの各測定データに乗じて予測発電量を算出してもよい。また、本実施の形態では、時間別予測発電量算出部３０３は、風量が同じ時間帯の測定データの比率の平均値を用いて予測発電量を算出したが、平均値の代わりにメジアンやモードなどを用いる構成であってもよく、特に限定されない。さらに、風力発電システム１０’および２０’のシステム容量の比率と、風力発電システム２０’における発電量の測定データとから、予測発電量を算出する構成であってもよい。すなわち、風力発電システム１０’のシステム容量に対する風力発電システム２０’のシステム容量の比率は、「２」であり、風力発電システム２０’における発電量の１時間ごとの各測定データを、システム容量の比率「２」で除算して、予測発電量を算出する構成であってもよい。あるいは、風力発電システム２０’のシステム容量に対する風力発電システム１０’のシステム容量の比率を、風力発電システム２０’における発電量の測定データに乗じて予測発電量を算出してもよい。

以下、日別予測発電量積算部３０４、日別実績発電量算出部３０５、日別損失発電量算出部３０６、月別損失発電量算出部３０７、損失金額算出部３０８、請求金額通知部３０９の動作は、実施形態１と同様であり、説明を省略する。また、本実施の形態に係る発電取引支援システム１’においても、毎月の損失発電量や損失金額の算出は、例えば、月１回のバッチ処理により行われるが、図６に示す実施形態１のフローチャートと同様の処理の流れであるため、説明を省略する。

なお、本実施形態では、風力発電システム１０’における発電量の実績値を予測発電量から減算した電力量（または、それを金額に換算した損失額）を損失として決定する構成であるが、予測発電量のうち、予め定められた割合（または、それを金額に換算した損失額）を損失として決定する構成であってもよい。あるいは、予測発電量に対応した損失金額が予め定められており、その損失金額により損失を評価する構成であってもよい。すなわち、予測発電量を用いて、予め定められた何らかの評価基準に従って損失を決定する構成であればよい。

なお、本実施の形態では、時間別予測発電量算出部３０３および日別予測発電量積算部３０４と、日別損失発電量算出部３０６、月別損失発電量算出部３０７、および損失金額算出部３０８とが同じサーバ装置３０に備えられているが、異なるサーバ装置に備えられている構成であってもよい。

〔実施形態３〕
本実施の形態では、発電を妨げられる一戸建住宅および発電を妨げる高層マンションのいずれからもサーバ装置３１に対して、発電量や日照量等の測定データが送信されない構成について説明する。本実施の形態では、例えば、発電を妨げられる一戸建住宅に未だ発電設備が備えられていなかったり、あるいは、発電を妨げられる一戸建住宅の発電設備が故障したりしており、さらに、高層マンションにも発電システムや日照量の計測機器を設置するのが困難な場合に好適である。

図１０は、本実施の形態に係る発電取引支援システムを説明するための図である。本実施の形態では、高層マンション２０１（第２の建物）によって一戸建住宅１０１、１０２、１０３（第１の建物）の発電のチャンスが妨げられており、高層マンション２０１の所有者が一戸建住宅１０１、１０２、１０３の所有者に対して、発電チャンスの損失を補填する。高層マンション２０１によって一戸建住宅１０１、１０２、１０３のそれぞれが被る発電チャンスの損失は、サーバ装置３１において算出される。

図１１は、サーバ装置３１の機能ブロックを示す図である。図１１に示すとおり、サーバ装置３１は、データ入力受付部３１１とデータ格納部３１２と月別損失発電量算出部３１３と請求金額通知部３１４と損失金額算出部３１５とを含んで構成される。

図１２は、サーバ装置３１のデータ格納部３１２に格納されているデータを示す図である。図１２に示すとおり、サーバ装置３１には、一戸建住宅１０１、１０２、１０３のそれぞれについて、日照がある場合に高層マンションによって日影となる時間帯を示す月別のデータ（時間帯情報）が格納されている。また、図１２に示すとおり、サーバ装置３１には、一戸建住宅１０１、１０２、１０３のそれぞれについて、日影一時間当たりの損失発電量を示すデータ（発電相当量情報）が格納されている。ここで、損失発電量とは、一戸建住宅１０１、１０２、１０３ごとに、高層マンション２０１の日影となることによって損なわれると想定される１時間あたりの発電量であって、例えば、日影となる各住宅の屋根の面積等から各住宅に適当であろうと想定されるソーラーパネルの１時間当たりの発電量であってもよいし、あるいは、日影となる各住宅の地域における過去の日照量の統計データ等も考慮した上で想定されるソーラーパネルの１時間当たりの発電量であってもよく、発電取引の当事者間（高層マンション２０１および一戸建住宅１０１、１０２、１０３の所有者間）で決定される。

当事者間で決定された日影一時間当たりの損失発電量のデータおよび高層マンションによって日影となる時間帯データは、ユーザにより、データ入力受付部３１１を介して、サーバ装置３１にデータとして登録される。

そして、サーバ装置３１では、月別損失発電量算出部３１３が、日影となる各住宅について、高層マンションによって日影となる時間に、日影１時間当たりの損失発電量を乗じて一日の損失発電量を算出し、さらに、一日の損失発電量に一月の日数を乗じて、月別の損失発電量を算出する。そして、損失金額算出部３１５が、月別の損失発電量に、損失発電量の単価を乗じて、損失金額を算定し、データ格納部３１２に格納する。なお、損失発電量の単価も発電取引の当事者間によって決定され、予めデータ格納部３１２に格納されている。その後、予め定められた時期（例えば月末など）に、請求金額通知部３１４が、データ格納部３１２から損失金額を読み出し、高層マンション２０１や一戸建住宅１０１、１０２、１０３の所有者にメール等により送信する。

ここで、本実施の形態に係る発電取引支援システムにおいて、月１回のバッチ処理により、毎月の損失発電量および損失金額を算出する例について、図１３を用いて説明する。図１３は、サーバ装置３１における処理の流れを示すフローチャートである。図１３に示すとおり、バッチ処理が開始されると、サーバ装置３１は、はじめに、発電を妨げられている側の太陽光発電システム１０における月別の損失発電量を算出する（ステップＳ１３１）。本実施の形態では、一戸建住宅１０１、１０２、１０３ごとに、マンション２０１によって発電を妨げられることによって発生する太陽光発電システムの１時間あたりの損失発電量が予め定められており、サーバ装置３１に登録されている。また、１日のうちマンション２０１によって太陽光発電システムが日影となる時間（すなわち、発電を妨げられる時間）を示す月別のデータも、サーバ装置３１に予め登録されている。そして、サーバ装置３１は、ステップＳ１３１において、当月、高層マンション２０１によって日影となる１日の時間と、１時間あたりの損失発電量とを乗算した結果に、当月の日数を乗じることにより、１ヶ月の損失発電量を算出する。そして、サーバ装置３１は、ステップＳ１３１において算出された１ヶ月の損失発電量に、予め定められた損失発電量の単価を乗じて、損失金額を算出する。サーバ装置３１は、月１回のバッチ処理において、以上の処理の流れにより、毎月の損失発電量および損失金額を決定する。

なお、本実施の形態では、高層マンションによって日影となる時間帯のデータを月ごとに登録しているが、例えば、一週間ごとや半月ごとなど、より細かく設定してもよいし、季節ごと（３月ごと）に登録する構成であってもよい。また、日照時間のデータについても、１時間ごとではなく、例えば、３０分ごとの日照時間のデータであってもよい。

また、本実施の形態では、高層マンション２０１によって一戸建住宅１０１、１０２、１０３の太陽光発電システムによる発電が妨げられる構成であるが、一戸建住宅１０１、１０２、１０３に風力発電システムが備えられていて、風力発電システムによる発電が妨げられる場合においても、同様の構成によって発電取引支援システムを構築することができる。

これにより、本実施の形態に係る発電取引支援システムによれば、簡易な構成により低コストで発電チャンスの損失を評価することができる。

〔実施形態４〕
本実施の形態では、発電を妨げられる一戸建住宅からサーバ装置に対して、発電量や日照量のデータが送信されないが、発電を妨げる高層マンションからサーバ装置に対して、日照量等のデータが送信される構成について説明する。本実施形態の構成は、例えば、発電を妨げられる一戸建住宅に未だ発電設備が備えられていない場合や、発電を妨げられる一戸建住宅の発電設備が故障している場合に好適である。

図１４は、本実施の形態に係る発電取引支援システムを説明するための図である。本実施の形態では、高層マンション２０２によって一戸建住宅１０１、１０２、１０３の発電のチャンスが妨げられており、高層マンション２０２の所有者が一戸建住宅１０１、１０２、１０３の所有者に対して、発電チャンスの損失を補填する。本実施の形態に係る高層マンション２０２は、日照計および日照計による計測データをサーバ装置３２に送信するための機器が備えられている点において、実施の形態３における高層マンション２０１と異なる。高層マンション２０２によって一戸建住宅１０１、１０２、１０３のそれぞれが被る発電チャンスの損失は、サーバ装置３２において算出される。

図１５は、サーバ装置３２の機能ブロックを示す図である。図１４に示すとおり、サーバ装置３２は、日照データ受信部３２０とデータ入力受付部３２１とデータ格納部３２２と月別損失発電量算出部３２３と請求金額通知部３２４と損失金額算出部３２５とを含んで構成される。

図１６は、サーバ装置３２のデータ格納部３１２に格納されているデータを示す図であり、（ａ）は日照がある場合に高層マンションによって日影となる時間帯を示す月別のデータおよび日影一時間当たりの損失発電量を示す図であり、（ｂ）は高層マンション２０２において測定された日照時間のデータを示す図である。図１６（ａ）に示すとおり、サーバ装置３２には、サーバ装置３１と同様、一戸建住宅１０１、１０２、１０３のそれぞれについて、日照がある場合に高層マンションによって日影となる時間帯を示す月別のデータと、日影一時間当たりの損失発電量とが格納されている。ここで、損失発電量とは、一戸建住宅１０１、１０２、１０３ごとに、高層マンション２０２の日影となることによって損なわれると想定される１時間あたりの発電量であって、例えば、日影となる各住宅の屋根の面積等から各住宅に適当であろうと想定されるソーラーパネルの１時間当たりの発電量であってもよいし、あるいは、日影となる各住宅の地域における過去の日照量の統計データ等も考慮した上で想定されるソーラーパネルの１時間当たりの発電量であってもよく、発電取引の当事者間（高層マンション２０２および一戸建住宅１０１、１０２、１０３の所有者間）で決定される。

当事者間で決定された日影一時間当たりの損失発電量のデータおよび高層マンションによって日影となる時間帯データは、ユーザにより、データ入力受付部３２１を介して、サーバ装置３２にデータとして登録される。

ところで、雨や曇りの日には、高層マンションの有無に関わらず、一戸建住宅１０１、１０２、１０３において発電することはできないため、必ずしも高層マンションによって発電量を損なわれているわけではないものの、実施形態３では、日々の天気を考慮することなく、予め定められた高層マンションによって日影となる時間に、日影１時間当たりの損失発電量を乗じている。そのため、実施形態３の構成は、簡易な構成により低コストで発電取引支援システムを提供できるが、一戸建住宅１０１、１０２、１０３における１日の損失発電量を必ずしも正確に算出するものではない。そこで、本実施の形態では、雨や曇りなどの天候により、本来、一戸建住宅１０１、１０２、１０３において発電できない時間帯については損失発電量の算出の対象とせずに、高層マンション２０２の日影となる時間帯のうち、十分な日照が得られた時間帯についてのみ、一日の損失発電量の算出の対象とすることによって、より正確に発電チャンスの損失を評価する。以下では、本実施の形態における特徴的構成について、より詳細に説明する。

上述のとおり、高層マンション２０２は、日照計および日照計による計測データの送信機器を備えており、毎日、日照量を測定し、１時間ごとの日照時間（例えば、１２０Ｗ／ｍ^２以上である時間）を表すデータをサーバ装置３２に送信する。サーバ装置３２では、日照データ受信部３２０が、サーバ装置３２からの高層マンション２０２における日照時間のデータを受信し、データ格納部３２２に格納する。図１６（ｂ）に示すとおり、サーバ装置３２は、高層マンション２０２における毎日の１時間ごとの日照時間のデータを格納している。ここで、一戸建住宅１０１、１０２、１０３は、高層マンション２０２の日影になる位の近い距離に建っているため、サーバ装置３２では、高層マンション２０２において測定された日照時間のデータを、一戸建住宅１０１、１０２、１０３の日照時間として格納している。そして、サーバ装置３２では、月別損失発電量算出部３２３が、一戸建住宅１０１、１０２、１０３のそれぞれについて、高層マンションによって日影となる時間帯を示す月別のデータと、日影一時間当たりの損失発電量と、毎日の１時間ごとの日照時間のデータとを用いて、一月の損失発電量を算出する。

以下に、一戸建住宅１０１を例に、より具体的に説明する。１月の損失発電量を算出する場合、月別損失発電量算出部３２３は、データ格納部３２２から、図１６（ａ）に示す一戸建住宅１０１のデータ（日照がある場合に高層マンションによって日影となる１月の時間帯）を読み出す。また、月別損失発電量算出部３２３は、図１６（ｂ）に示す高層マンション２０２の日照時間を、一戸建住宅１０１の日照時間のデータとして読み出す。図１６（ａ）に示すとおり、一戸建住宅１０１は、１月には、１０時〜１３時の時間帯に日照がある場合、高層マンションによって日影になる。また、図１６（ｂ）に示すとおり、１月２０日には、１０時〜１３時のうち、１０時〜１１時の間は日照時間が６０分（すなわち、高層マンション２０２による損失発電量は１００％）、１１時〜１２時の間は日照時間が３０分（すなわち、高層マンション２０２による損失発電量は５０％）、１２時〜１３時の間は日照時間が０分（すなわち、高層マンション２０２による損失発電量は０％）である。つまり、１月２０日には、高層マンション２０２によって一戸建住宅１０１が日影となる時間は、３時間ではなく、実質的には、９０分（６０分＋３０分＋０分）である。そこで、月別損失発電量算出部３２３は、図１６（ａ）に示す一戸建住宅１０１の日影１時間あたりの損失発電量（２ｋＷ）に、１．５時間（＝９０分）を乗じて、１月２０日の１日の損失発電量を３ｋＷと算定する。月別損失発電量算出部３２３は、他の日についても同様にして損失発電量を算出し、１月の各日の損失発電量を積算して、１月の損失発電量を算出する。なお、月別損失発電量算出部３２３は、図１６（ａ）に示す一戸建住宅１０１の日影１時間あたりの損失発電量（２ｋＷ）に、図１６（ａ）に示す高層マンションによって日影となる時間帯から求められる日影の時間（３時間）を乗じた結果に、１／２（＝１．５時間／３時間）を乗じて、１月２０日の１日の損失発電量を３ｋＷと算定してもよい。

さらに、損失金額算出部３２５が、月別の損失発電量に、損失発電量の単価を乗じて、損失金額を算定し、データ格納部３２２に格納する。なお、損失発電量の単価も発電取引の当事者間によって決定され、予めデータ格納部３２２に格納されている。その後、予め定められた時期（例えば月末など）に、請求金額通知部３２４が、データ格納部３２２から損失金額を読み出し、高層マンション２０２や一戸建住宅１０１、１０２、１０３の所有者にメール等により送信する。

また、本実施の形態に係る発電取引支援システムにおいても、毎月の損失発電量や損失金額の算出は、例えば、月１回のバッチ処理により行われ、図１３に示す実施形態３のフローチャートと同様の処理の流れであるが、ステップＳ１３１における処理の内容が異なる。より具体的には、本実施の形態では、一戸建住宅１０１、１０２、１０３ごとに、予め定められたマンション２０２によって発電を妨げられることにより発生する太陽光発電システムの１時間あたりの損失発電量、および、１日のうち高層マンション２０２によって太陽光発電システムが日影となる時間（すなわち、発電を妨げられる時間）を示す月別のデータに加えて、高層マンション２０２における毎日の１時間ごとの日照時間（実測値）がサーバ装置３２に登録されている。そして、サーバ装置３２は、当月、高層マンションに２０２によって太陽光発電システムが日影になる１日の時間のうち、太陽光発電システムが発電可能な日照を得られる時間と、１時間あたりの損失発電量とを乗算した結果を積算し、１ヶ月分の損失発電量を算出する点において、実施形態３の構成と異なる。他の処理内容については、実施形態３と同様であり、説明を省略する。

これにより、本実施の形態に係る発電取引支援システムによれば、日々の天候も考慮して、損失発電量を算出するため、発電チャンスの損失を正確に評価できるようになる。

本実施の形態では、高層マンションによって日影となる時間帯における本来の日照時間に、日影１時間あたりの損失発電量を乗じる構成であるが、高層マンションによって日影となる時間帯における本来の日照量と、各一戸建住宅に適当であろうと想定される太陽光発電パネルの性能（例えば、ある日照条件の元での１時間当たりの発電量）とから算出する構成であってもよい。この場合、高層マンション２０２では、日照計によって測定した日照量のデータをサーバ装置３２に送信し、サーバ装置３２では、図１６と同様の形式でデータを格納し、高層マンションによって日影となる時間帯における日照量のデータを取り出して、損失発電量を算出することになる。

なお、本実施の形態では、高層マンションによって日影となる時間帯のデータを月ごとに登録しているが、例えば、一週間ごとや半月ごとなど、より細かく設定してもよいし、季節ごと（３月ごと）に登録する構成であってもよい。また、日照時間のデータについても、１時間ごとではなく、例えば、３０分ごとの日照時間のデータであってもよい。

また、本実施の形態では、高層マンション２０２には日照計を備えた構成としたが、実際の日照量データを計測できるものであれば良いため、当然ながら他の実施の形態と同様にソーラーパネルを設置して日照量のデータを取得しても良い。

更に、本実施の形態では、高層マンション２０１によって一戸建住宅１０１、１０２、１０３の太陽光発電システムによる発電が妨げられる構成であるが、一戸建住宅１０１、１０２、１０３に風力発電システムが備えられていて、風力発電システムによる発電が妨げられる場合においても、同様の構成によって発電取引支援システムを構築することができる。

〔実施形態５〕
近年、ソーラーパネルの薄型化やコストダウンにより、壁面や窓（以下、併せて壁面等と称する）への装着が増加している。そして、オフィスビル、マンションなどの集合建築物では、各戸の各壁面で太陽光を受けることができる時間帯が異なる。そこで、本実施の形態では、発電を妨げられる建物が集合住宅の場合に、集合住宅を構成する戸別に発電チャンスの損失を補償するための構成について説明する。なお、必ずしも集合住宅を構成する全ての戸が発電設備を備えている必要はなく、一部の戸だけが発電設備を備えている構成であってもよい。

図１７は、本実施の形態に係る発電権取引支援システム１’’を説明するための図である。発電取引支援システム１’’は、太陽光発電システム１０（第１の発電設備）と太陽光発電システム２０（第２の発電設備）とサーバ装置３０とを含んで構成される。本実施の形態では、太陽光発電システム１０が集合住宅を構成する戸別に設置されており、図１７に示すとおり、一つの集合住宅内に複数の太陽光発電システム１０が設置されている。各太陽光発電システム１０は、いずれもネットワークに接続されており、サーバ装置３０とのデータ通信を行うことが可能である。なお、太陽光発電システム１０は、小型のものが各戸の壁面や窓等に設置されていたり、半透過型のものが窓に設置されていたりしており、各戸ごとに設置可能なものであれば特に限定はされない。また、太陽光発電システム１０および２０のそれぞれの構成については、実施形態１において説明したとおりである。

図１８は、ある時刻における集合住宅４００と集合住宅５００の日照の様子を示す図である。本実施の形態では、集合住宅５００（第２の建物）によって集合住宅４００（第１の建物）の発電チャンスが妨げられており、集合住宅５００の所有者が集合住宅４００を構成する各部屋の所有者に対して、発電チャンスの損失を補填する。集合住宅５００によって集合住宅４００の各部屋のそれぞれが被る発電チャンスの損失は、実施形態１と同様、サーバ装置３０において算出される。サーバ装置３０の機能構成は、図５に示すとおりである。

図１８に示すとおり、ある時刻において、集合住宅４００は、全戸が集合住宅５００によって日照を妨げられるわけではない。つまり、各戸ごとに集合住宅５００によって日照を妨げられる時間帯が異なる。そこで、本実施の形態に係る発電取引支援システム１’’では、戸別に太陽光発電システムを導入している集合住宅の場合に、集合住宅４００の戸別に発電量の損失を評価し、集合住宅４００と集合住宅５００を構成する各戸との間における発電量の損失を調整するための支援を行う。

本実施の形態においても、実施の形態１において図３を用いて説明した構成と同様、集合住宅５００に設置された太陽光発電システム２０の発電量の実測値と、集合住宅４００の戸別に設置された太陽光発電システム１０の発電量の実測値とに基づいて、発電量の損失を調整するための支援を行う。

本実施の形態では、図３（ａ）に示す実測値は、集合住宅５００の屋上に設置された太陽光発電支援システム２０によって測定された値であり、図３（ｂ）に示す実測値は、集合住宅４００の各戸に設置された太陽光発電支援システム１０によって測定された値である。そして、本実施の形態においても、実施形態１と同様、図３に示す太陽光発電システム１０および２０における発電量の測定データがサーバ装置３０に送信される。

そして、サーバ装置３０は、実施形態１と同様、太陽光発電システム１０および２０からの発電量の測定データに基づいて、太陽光発電システム１０における予測発電量を算出する。図３に示すとおり、太陽光発電システム１０および２０の発電量の測定データ（黒点）を比較すると、集合住宅４００の各戸は、集合住宅５００の日影になる時間帯があるため、発電量の経時変化の傾向は異なる。しかしながら、集合住宅４００の日影は、太陽の位置の変化に伴って移動するため、集合住宅４００の各戸と集合住宅５００の屋上とで、一日のうち、同じ日照が得られる時間帯が存在する。なお、ここでの日影とは、建築物が日光を遮ることによって日の当たらなくなる場所のことを指す。

本実施の形態においては、実施形態１と同様、図３および図５を用いて、集合住宅４００の各戸と集合住宅５００の屋上とで、午前６時〜９時まで同じ日照量が得られる場合の例について説明する。時間別予測発電量算出部３０３は、はじめに、データ格納部３０２から、同じ日照量が得られる時間帯（すなわち、午前６時〜９時）と、その時間帯に対応する太陽光発電システム１０および２０の発電量の測定データ（すなわち、午前６時〜９時までの１時間ごとの発電量の測定データ）を読み出す。

次に、時間別予測発電量算出部３０３は、太陽光発電システム１０および２０の日照量が同じ時間帯の測定データについて比率を算出する。図３（ｃ）に示す例では、太陽光発電システム１０の発電量に対する太陽光発電システム２０の発電量の比率が、６時〜７時の測定データ、７時〜８時の測定データ、８時〜９時の測定データについて、それぞれ、「１．９５」、「２．００」、「２．０２」であり、概ね「２」前後の比率で推移している。

そして、時間別予測発電量算出部３０３は、これらの比率の平均値（この例では「１．９９」）を算出し、太陽光発電システム２０における発電量の１時間ごとの各測定データを、算出した平均値で除算することにより、太陽光発電システム１０における１時間ごとの予測発電量（図３に示す白点の値）を算出する。そして、時間別予測発電量算出部３０３は、予測発電量を日別予測発電量積算部３０４に出力する。

日別予測発電量積算部３０４は、時間別予測発電量算出部３０３からの時間別の予測発電量を積算し、一日の予測発電量を算出し、日別損失発電量算出部３０６に出力する。また、日別実績発電量算出部３０５は、データ格納部３０２から、太陽光発電システム１０における１時間ごとの発電量の測定データを読み出して積算し、一日の実績発電量を算出して、日別損失発電量算出部３０６に出力する。

日別損失発電量算出部３０６は、日別予測発電量積算部３０４からの一日の予測発電量から、日別実績発電量算出部３０５からの一日の実績発電量を減算して、一日の損失発電量を算出し、データ格納部３０２に格納する。なお、一日の損失発電量は、日々、算出されてもよいし、一定の期間ごとに算出されてもよい。月別損失発電量算出部３０７は、各月ごとに、日々の損失発電量をデータ格納部３０２から読み出して積算し、月別の損失発電量を算出して、損失金額算出部３０８に出力する。

損失金額算出部３０８は、月別の損失発電量に、予め定められた電力料金の単価を乗じて、損失金額を算出し、データ格納部３０２に格納する。そして、請求金額通知部３０９は、毎月、予め定められた日に、データ格納部３０２から損失金額を読み出して、集合住宅５００の所有者に対して、集合住宅４００に各戸ごとに、集合住宅５００に日照が妨げられたことによって発生した当月分の損失金額をメールなどにより通知する。集合住宅５００の所有者は、請求金額通知部３０９から通知された損失金額を確認し、集合住宅４００の各戸の所有者に支払う。月別の損失金額の算出は、毎月、算出されてもよいし、数ヶ月ごとに算出される構成であってもよい。また、集合住宅５００の所有者は、集合住宅４００の各戸の所有者に対して、損失発電量を、お金ではなく、自家発電した電力で補填する構成であってもよい。

なお、集合住宅に発電設備が備えられていなかったり、故障したり、設置が困難な場合には、集合住宅４００および５００のいずれからもサーバ装置３０に対して、発電量や日照量等の測定データが送信されない構成とすることも可能である。この構成について、以下に説明する。

この構成の場合、集合住宅５００によって集合住宅４００の各部屋のそれぞれが被る発電チャンスの損失は、実施形態３と同様、図１１に示す機能構成のサーバ装置３１において算出される。

この構成においても、サーバ装置３１は、図１２に示すようなデータを記憶している。なお、ここでは、図１２の住宅１０１、１０２、１０３は、集合住宅４００を構成する各部屋に対応する。つまり、図１２に示すとおり、サーバ装置３１には、集合住宅４００を構成する部屋１０１、１０２、１０３のそれぞれについて、日照がある場合に集合住宅５００によって日影となる時間帯を示す月別のデータ（時間帯情報）が格納されている。また、図１２に示すとおり、サーバ装置３１には、集合住宅４００を構成する部屋１０１、１０２、１０３のそれぞれについて、日影一時間当たりの損失発電量を示すデータ（発電相当量情報）が格納されている。この損失発電量は、実施形態３において説明したとおりであり、発電取引の当事者間で決定される。

当事者間で決定された日影一時間当たりの損失発電量のデータおよび集合住宅５００によって日影となる時間帯データは、ユーザにより、データ入力受付部３１１を介して、サーバ装置３１にデータとして登録される。

そして、サーバ装置３１では、月別損失発電量算出部３１３が、日影となる集合住宅４００の各戸について、集合住宅５００によって日影となる時間に、日影１時間当たりの損失発電量を乗じて一日の損失発電量を算出し、さらに、一日の損失発電量に一月の日数を乗じて、月別の損失発電量を算出する。そして、損失金額算出部３１５が、月別の損失発電量に、損失発電量の単価を乗じて、損失金額を算定し、データ格納部３１２に格納する。なお、損失発電量の単価も発電取引の当事者間によって決定され、予めデータ格納部３１２に格納されている。その後、予め定められた時期（例えば月末など）に、請求金額通知部３１４が、データ格納部３１２から損失金額を読み出し、集合住宅５００のオーナーや集合住宅４００の各部屋１０１、１０２、１０３の所有者にメール等により送信する。

なお、集合住宅５００によって日影となる時間帯のデータを月ごとに登録しているが、例えば、一週間ごとや半月ごとなど、より細かく設定してもよいし、季節ごと（３月ごと）に登録する構成であってもよい。また、日照時間のデータについても、１時間ごとではなく、例えば、３０分ごとの日照時間のデータであってもよい。

最後に、サーバ装置３０の各ブロックは、ハードウェアロジックによって構成してもよいし、次のようにＣＰＵを用いてソフトウェアによって実現してもよい。

すなわち、サーバ装置３０は、各機能を実現する制御プログラムの命令を実行するＣＰＵ（central processing unit）、上記プログラムを格納したＲＯＭ（read only memory）、上記プログラムを展開するＲＡＭ（random access memory）、上記プログラムおよび各種データを格納するメモリ等の記憶装置（記録媒体）などを備えている。そして、本発明の目的は、上述した機能を実現するソフトウェアであるサーバ装置３０の制御プログラムのプログラムコード（実行形式プログラム、中間コードプログラム、ソースプログラム）をコンピュータで読取り可能に記録した記録媒体を、サーバ装置３０に供給し、そのコンピュータ（またはＣＰＵやＭＰＵ）が記録媒体に記録されているプログラムコードを読み出し実行することによっても、達成可能である。

上記記録媒体としては、例えば、磁気テープやカセットテープ等のテープ系、フロッピー（登録商標）ディスク／ハードディスク等の磁気ディスクやＣＤ−ＲＯＭ／ＭＯ／ＭＤ／ＤＶＤ／ＣＤ−Ｒ等の光ディスクを含むディスク系、ＩＣカード（メモリカードを含む）／光カード等のカード系、あるいはマスクＲＯＭ／ＥＰＲＯＭ／ＥＥＰＲＯＭ／フラッシュＲＯＭ等の半導体メモリ系などを用いることができる。

また、サーバ装置３０を通信ネットワークと接続可能に構成し、上記プログラムコードを、通信ネットワークを介して供給してもよい。この通信ネットワークとしては、特に限定されず、例えば、インターネット、イントラネット、エキストラネット、ＬＡＮ、ＩＳＤＮ、ＶＡＮ、ＣＡＴＶ通信網、仮想専用網（virtual private network）、電話回線網、移動体通信網、衛星通信網等が利用可能である。また、通信ネットワークを構成する伝送媒体としては、特に限定されず、例えば、ＩＥＥＥ１３９４、ＵＳＢ、電力線搬送、ケーブルＴＶ回線、電話線、ＡＤＳＬ回線等の有線でも、ＩｒＤＡやリモコンのような赤外線、Ｂｌｕｅｔｏｏｔｈ（登録商標）、８０２．１１無線、ＨＤＲ、携帯電話網、衛星回線、地上波デジタル網等の無線でも利用可能である。なお、本発明は、上記プログラムコードが電子的な伝送で具現化された、搬送波に埋め込まれたコンピュータデータ信号の形態でも実現され得る。

なお、本発明は、上述した各実施形態に限定されるものではなく、請求項に示した範囲で種々の変更が可能であり、異なる実施形態にそれぞれ開示された技術的手段を適宜組み合わせて得られる実施形態についても本発明の技術的範囲に含まれる。

例えば、サーバ装置３０をデータセンターに備えた設備とし、ネットワーク４０を介して各地からのデータを受信して処理するサービス（ＡＳＰ：Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ Ｓｅｒｖｉｃｅ Ｐｒｏｖｉｄｅｒ）としての運用を行っても良い。

また、上述した実施形態においては、一戸建住宅が発電を妨げられている構成について説明したが、アパートや低層階の集合住宅であってもよいし、住居建物だけでなく、事業所や工場等の建物であってもよい。

さらに、上述した実施形態においては、各住宅や高層マンションに太陽光発電システムまたは風量発電システムのいずれか一方が備えられた構成について説明したが、各住宅に太陽光発電システムと風力発電システムとの両方から成るハイブリッド型の発電システムを備えている構成にも適用可能である。

１ 発電取引支援システム
１０ 太陽光発電システム（第１の発電設備）
２０ 太陽光発電システム（第２の発電設備）
１２、２２ パワーコンディショナー
１３、２３ 端末装置
３０ サーバ装置
４０ ネットワーク
１００ 一戸建住宅
２００ 高層マンション
３０１ 発電量データ受信部
３０２ データ格納部
３０３ 時間別予測発電量算出部（発電量予測手段）
３０４ 日別予測発電量積算部（発電量予測手段）
３０５ 日別実績発電量積算部
３０６ 日別損失発電量算出部（損失評価手段）
３０７ 月別損失発電量算出部（損失評価手段）
３０８ 損失金額算出部（損失評価手段）
３０９ 請求金額通知部（通知手段）

Claims (12)

1. 建物によって発電を妨げられる第１の発電設備と、
   上記第１の発電設備と同じ原理で発電を行う第２の発電設備であって、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置された第２の発電設備と、
   上記第２の発電設備における発電量に基づいて、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合に発電すると予測される予測発電量を算出する発電量予測手段と、
   予め定められた評価基準に従って、上記予測発電量を用いて、上記建物によって発電を妨げられたことによる上記第１の発電設備での発電損失を評価する損失評価手段と、を含んでいることを特徴とする発電取引支援システム。
2. 上記発電量予測手段は、上記第１の発電設備と上記第２の発電設備とが同じ発電条件で発電している時間帯のそれぞれの発電量の測定データについて、上記第２の発電設備の発電量と上記第１の発電設備の発電量との比率を予め算出して記憶しておき、当該比率と上記第２の発電設備の発電量の測定データとから、上記予測発電量を算出することを特徴とする請求項１に記載の発電取引支援システム。
3. 上記発電量予測手段は、上記第１の発電設備の発電容量と上記第２の発電設備の発電容量との比率を予め算出して記憶しておき、当該比率と上記第２の発電設備の発電量の測定データとから、上記予測発電量を算出することを特徴とする請求項１に記載の発電取引支援システム。
4. 上記損失評価手段は、上記予測発電量と上記第１の発電設備における発電量の実測値との差分を、上記損失として決定することを特徴とする請求項１から３までのいずれか１項に記載の発電取引支援システム。
5. 上記損失評価手段は、上記差分の発電量に、予め定められた単価を乗じて損失金額を算定することを特徴とする請求項４に記載の発電取引支援システム。
6. 上記損失金額を上記建物の所有者に通知する通知手段をさらに備えていることを特徴とする請求項５に記載の発電取引支援システム。
7. 上記第１の発電設備および上記第２の発電設備は、太陽光発電設備であることを特徴とする請求項１から６までのいずれか１項に記載の発電取引支援システム。
8. 上記第１の発電設備および上記第２の発電設備は、風力発電設備であることを特徴とする請求項１から６までのいずれか１項に記載の発電取引支援システム。
9. 建物によって発電を妨げられる第１の発電設備と同じ原理で発電を行う第２の発電設備であって、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置された第２の発電設備における発電量に基づいて、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合に発電すると予測される予測発電量を算出する発電量予測手段と、
   予め定められた評価基準に従って、上記予測発電量を用いて、上記建物によって発電を妨げられたことによる上記第１の発電設備での発電損失を評価する損失評価手段とを備えていることを特徴とする発電取引支援装置。
10. 建物によって発電を妨げられる第１の発電設備と同じ原理で発電を行う第２の発電設備であって、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合と略同一の発電条件を得られる場所に設置された第２の発電設備における発電量に基づいて、上記第１の発電設備が上記建物によって発電を妨げられていない場合に発電すると予測される予測発電量を算出する発電量予測ステップと、
    予め定められた評価基準に従って、上記予測発電量を用いて、上記建物によって発電を妨げられたことによる上記第１の発電設備での発電損失を評価する損失評価ステップとを含んでいることを特徴とする発電取引支援方法。
11. 第１の建物が第２の建物に発電を妨げられる時間帯を表す時間帯情報、および上記第１の建物ごとに予め定められた単位時間当たりに想定される発電量を定めた発電相当量情報の各情報を格納するデータ格納部と、
    上記時間帯情報と上記発電相当量情報とを乗算して損失発電量を算出する損失発電量算出手段と、
    予め定められた評価基準に従って、上記損失発電量を用いて、上記建物によって発電を妨げられたことによる上記第１の建物での発電損失を評価する損失評価手段と、を含んでいることを特徴とする発電取引支援システム。
12. 請求項１から８までのいずれか１項に記載の発電取引支援システムの備える前記各手段としてコンピュータを動作させる制御プログラム。

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