JP2011215672A - 情報処理装置、発電出力推定方法およびプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】需要家側発電装置の普及が見込まれる状況において、長期的な電力需要の予測精度を高めることを課題とする。
【解決手段】情報処理装置１に、測定地点の単位あたり需要家側発電出力を保持する情報保持部２５と、単位あたり推定需要家側発電出力の算出の対象地点Ｐ１と測定地点との間の距離を取得する距離取得部２６と、対象地点Ｐ１からの距離が短い測定地点Ｐ２、Ｐ３、Ｐ４を選択する地点選択部２７と、地点選択部２７によって選択された測定地点Ｐ２、Ｐ３、Ｐ４の単位あたり需要家側発電出力を取得する選択地点発電出力取得部２８と、取得された測定地点Ｐ２、Ｐ３、Ｐ４の単位あたり需要家側発電出力の夫々に対して、測定地点Ｐ２、Ｐ３、Ｐ４と対象地点Ｐ１との間の距離Ｄ２、Ｄ３、Ｄ４に応じた重み付けを行うことで、対象地点Ｐ１の単位あたり推定需要家側発電出力を算出する地点発電出力推定部２９と、を備えた。
【選択図】図９Ａ

Description

本発明は、需要家側発電装置による発電出力を推定する技術に関する。

時間帯別の日射強度予報値と、時間帯別の最大発電時の日射強度とから、時間帯別に太陽光発電量の予測値を算出する太陽光発電量予測装置がある（特許文献１を参照）。

また、過去の気温予報と日射量との関係を求め、現在の気温予報から日射量を予測する太陽光発電システムの発電量予測方法（特許文献２を参照）や、日射量を衛星観測データから求める発電量予測システム（特許文献３を参照）、既存の太陽電池発電実績から新規地点の出力を予測する発電量予測装置（特許文献４を参照）、対象地点の地理情報および建物情報から日照時間データを生成し、太陽光発電量を予測する技術（特許文献５を参照）等がある。

特開２００７−１７３６５７号公報 特開２００６−３３９０８号公報 特開２００６−２１０７５０号公報 特開２００４−４７８７５号公報 特開２００３−２４２２３２号公報

近年、一般家庭等の小規模な需要家側に設置される、太陽光発電（ＰＶ：Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ）装置や燃料電池（ＦＣ：Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）等の発電装置（以下、「需要家側発電装置」と称する）が開発され、また販売されている。ここで、電気事業者等の電力供給側の視点に立てば、需要家側発電装置による発電出力は、電力需要の減少分にあたる。このため、電気事業者等は、収入の想定、電力設備の形成および運用を行うにあたって、これらの需要家側発電装置による発電出力の予測を行うことが望ましい。

将来的には、広域の電力系統において、太陽光発電装置等の需要家側発電装置がより普及することが予想される。このため、電力需要の予測精度を高く維持するためには、マイナスの需要量とみなすことが出来る需要家側発電装置の発電出力を、電力の需要予測に適切に加味する必要がある。十分な予測精度が得られない場合、収入想定の精度を低下させ、経営計画の策定にも影響を与えることとなる。例えば、設備計画・運転計画や人員計画等における将来想定と実際の必要量が相違し、これらを過大に見積もった場合、無用な設備投資等のコストをかけることとなってしまう。特に、電気事業者の設備量計画は広域かつ長期（数十年）に亘るものであるため、予測の精度が低いと、設備の規模が需要に対して過剰となる虞もある。このため、可能な限り高い精度で、需要予測を行う技術が望まれている。

本発明は、上記した問題に鑑み、需要家側発電装置の普及が見込まれる状況において、電力需要の予測精度を高めることを課題とする。

本発明では、上記課題を解決するために、以下の手段を採用した。即ち、本発明は、地
点情報として、該地点情報が示す地点における単位あたり需要家側発電出力を保持する情報保持手段と、単位あたり推定需要家側発電出力の算出の対象地点と前記地点情報が示す地点との間の距離を取得する距離取得手段と、前記距離に基づいて、前記対象地点からの距離が短い地点を優先的に複数の地点を選択する地点選択手段と、前記情報保持手段によって保持されている前記単位あたり需要家側発電出力から、前記地点選択手段によって選択された前記複数の地点の単位あたり需要家側発電出力を取得する選択地点発電出力取得手段と、取得された前記複数の地点の単位あたり需要家側発電出力の夫々に対して、該単位あたり需要家側発電出力に係る地点と前記対象地点との間の距離に応じた重み付けを行うことで、前記対象地点の単位あたり推定需要家側発電出力を算出する地点発電出力推定手段と、を備える情報処理装置である。

本発明に係る情報処理装置は、単位あたり推定需要家側発電出力を算出する情報処理装置である。ここで、需要家側発電出力とは、太陽光発電装置や燃料電池等の発電装置等の需要家側に設置される発電装置の出力であり、出力は電力量等を用いて表すことが出来る。また、本発明において「単位あたり」とは、一定の発電主体についての発電出力を示すために用いられる語であり、例えば、１発電装置あたり、１発電施設あたり、定格出力の所定量あたり、の発電出力を表すために用いられる。また、地点情報は、少なくとも地点情報が表す地点から対象地点までの距離を取得可能な情報を含む。距離を取得するための情報としては、例えば緯度および経度の情報を用いることが出来る。

本発明は、選択等されることで特定された対象地点に近い複数の地点の単位あたり需要家側発電出力を、対象地点からの距離に応じて重み付けすることで、対象地点について単位あたり推定需要家側発電出力を算出する。本発明によれば、選択等される対象地点が、例えば気象測定装置が無いために太陽光発電に係る単位あたり推定需要家側発電出力を得ることが困難な対象地点であるような場合にも、この対象地点における発電出力を推定することが可能となる。但し、本発明は、太陽光発電のみならず、風力発電や燃料電池等、需要家側において用いられる様々な発電装置からの出力の推定に用いることが出来る。本発明は、上記のような出力推定が可能であることにより、例えば広域かつ長期的な需要予測を行う場合の需要家側発電出力の予測に用いられることで、大きな効果を発揮する。

また、本発明に係る情報処理装置は、前記地点情報に係る地点の日射量を用いて、該地点に設置される太陽光発電装置による単位あたり太陽光発電出力を算出する太陽光発電出力算出手段を更に備え、前記情報保持手段は、算出された前記単位あたり太陽光発電出力を、前記単位あたり需要家側発電出力として保持してもよい。

単位あたり太陽光発電出力は、例えば、日射量に対して太陽光発電装置の変換効率を乗算することで算出することが出来る。変換効率には、太陽光発電装置の定格値が用いられてよい。また、変換効率は、算出対象時点の水平面日射量や風速、気温等の様々な条件に応じて補正されてもよい。但し、太陽光発電出力は、その他の方法を用いて算出されてもよい。

また、本発明に係る情報処理装置は、前記地点情報に係る地点の日照時間に係る実測値、および該地点の日射量の実測値である実測日射量を取得する実測値取得手段と、前記実測値取得手段によって前記日照時間に係る実測値および前記実測日射量が何れも取得された地点の日照時間に係る実測値、および実測日射量に基づいて、少なくとも前記日照時間に係る実測値と前記実測日射量との関係性を示す変換係数を算出する変換係数算出手段と、前記日照時間に係る実測値が取得された地点について、該地点の日照時間に係る実測値に対して、前記変換係数を用いた重み付けを行うことで、該地点の推定日射量を算出する推定日射量算出手段と、を更に備え、前記太陽光発電出力算出手段は、前記実測日射量または前記推定日射量を用いて、前記単位あたり太陽光発電出力を算出してもよい。

太陽光発電出力は、算出のためのパラメータの１つとして日射量を用いて算出することが出来る。しかし、実際には、気象測定装置が設置されている地点であっても、日射量が測定されていない場合があり得る。そこで、本発明では、日照時間と日射量との双方が実測されている地点について、これらの実測値に基づいて、日照時間から日射量を算出する際に用いる変換係数を求め、日射量が測定されていない地点については、この変換係数を用いて日照時間から推定日射量を算出することで、日射量が実測されていないような地点についても、正確な日射量を得ることを可能とした。なお、本発明において推定日射量とは、実測によらず、他のパラメータを用いて推定された日射量を指す。

また、本発明において、前記地点選択手段は、前記距離取得手段によって取得された前記対象地点からの距離が短い地点を優先的に３地点選択してもよい。

また、本発明に係る情報処理装置は、前記対象地点の単位あたり推定需要家側発電出力、および該対象地点が含まれる地域における需要家側発電装置の普及量に係る情報を用いて、該地域における推定需要家側発電出力を算出する地域発電出力推定手段を更に備えてもよい。

即ち、本発明によれば、ある地域における推定需要家側発電出力の総計を得たい場合には、この地域に含まれる任意の地点を対象地点として単位あたり推定需要家側発電出力を算出し、算出された単位あたり推定需要家側発電出力に、その地域における需要家側発電装置の普及量を乗算等することで、地域における推定需要家側発電出力の総計を算出することが出来る。なお、ここで用いられる普及量を、予測される将来の普及量とすることで、ある地域の、将来における需要家側発電出力の総計を予測することが可能である。また、需要家側発電出力の予測を行う場合には、人口推移といった社会的変動要因も加味して普及量が予測されることが好ましい。

また、本発明に係る情報処理装置は、全地域の世帯数に対する前記地域の世帯数の割合を、全地域における需要家側発電装置の普及総量に乗算することで、前記需要家側発電装置の普及量を算出する普及量算出手段を更に備え、前記地域発電出力推定手段は、算出された前記普及量を用いて、前記地域における推定需要家側発電出力を算出してもよい。

実際には、ある需要家側発電装置の普及量を、地域毎に把握することは困難である。このため、本発明では、全地域の世帯数に対する地域の世帯数の割合を、全地域における需要家側発電装置の普及総量に乗算することで、地域における需要家側発電装置の普及量を算出することとしてもよい。

また、本発明において、前記地域発電出力推定手段は、年間に含まれる時間帯毎の単位あたり推定需要家側発電出力および普及量に係る情報に基づいて、時間帯毎の推定需要家側発電出力を算出し、本発明に係る情報処理装置は、算出された時間帯毎の推定需要家側発電出力から、推定需要家側発電出力の最大値、最小値、平均値の少なくとも何れかを抽出する抽出手段を更に備えてもよい。

このようにして、推定需要家側発電出力の最大値、最小値または平均値を得ることで、電力の供給を行う電気事業者等は、需要家側発電出力が最大となった場合の負荷予測に基づいた電力流通設備の設計を行うことや、需要家側発電出力が最小となった場合の電力需要予測に基づいたバックアップ用発電設備（火力発電所等）の設計を行うこと、需要家側発電出力が平均値に基づいた需要家側からの買電量の予測を行うことが可能となる。

また、本発明は、コンピュータによって実行される方法の発明、プログラムの発明、ま
たはこのようなプログラムが記録されたコンピュータ読取可能な記録媒体の発明として把握されてもよい。例えば、本発明は、コンピュータが、地点情報として、該地点情報が示す地点における単位あたり需要家側発電出力を保持する情報保持ステップと、単位あたり推定需要家側発電出力の算出の対象地点と前記地点情報が示す地点との間の距離を取得する距離取得ステップと、前記距離に基づいて、前記対象地点からの距離が短い地点を優先的に複数の地点を選択する地点選択ステップと、前記情報保持ステップにおいて保持されている前記単位あたり需要家側発電出力から、前記地点選択ステップにおいて選択された前記複数の地点の単位あたり需要家側発電出力を取得する選択地点発電出力取得ステップと、取得された前記複数の地点の単位あたり需要家側発電出力の夫々に対して、該単位あたり需要家側発電出力に係る地点と前記対象地点との間の距離に応じた重み付けを行うことで、前記対象地点の単位あたり推定需要家側発電出力を算出する地点発電出力推定ステップと、を実行する発電出力推定方法である。

本発明によれば、需要家側発電装置の普及が見込まれる状況において、電力需要の予測精度を高めることが可能となる。

実施形態に係る発電出力推定システム全体の構成を示す図である。 実施形態に係る情報処理装置の機能構成を示す図である。 実施形態に係る緯度経度情報テーブルの構成を示す図である。 実施形態に係る日射量情報テーブルの構成を示す図である。 実施形態に係る日照割合情報テーブルの構成を示す図である。 実施形態に係る世帯数情報テーブルの構成を示す図である。 実施形態に係る日射量算出処理の流れを示すフローチャートである。 実施形態に係る、単位あたり太陽光発電出力算出処理の流れを示すフローチャートである。 実施形態に係る、予測対象年度の、予測対象地域全体における推定需要家側発電出力算出処理の流れを示すフローチャートの前半部分である。 実施形態に係る、予測対象年度の、予測対象地域全体における推定需要家側発電出力算出処理の流れを示すフローチャートの後半部分である。 実施形態において用いられるユーザインターフェースの出力イメージを示す図である。 実施形態において用いられるユーザインターフェースの出力イメージを示す図である。

以下、本発明に係る情報処理装置を用いた発電出力推定システム１００の実施の形態について、図面に基づいて説明する。なお、以下に説明する実施の形態は、本発明を実施する一例を示すものであって、本発明を以下に説明する具体的構成に限定するものではない。本発明を実施するにあたっては、実施の形態に応じた具体的構成が適宜採用されることが好ましい。

＜構成＞
図１は、本実施形態に係る発電出力推定システム１００全体の構成を示す図である。本実施形態に係る発電出力推定システム１００は、情報処理装置１およびユーザ端末２がネットワーク９を介して接続されたシステムである。また、情報処理装置１は、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）１１と、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）１２と、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）１３と、補助記憶装置１９と、ディスプレイやマウス、キーボード等の入出力装置１４と、ネッ
トワークインターフェース１６と、が電気的に接続されたコンピュータである。補助記憶装置１９としては、例えば、ＥＥＰＲＯＭ（Ｅｌｅｃｔｒｉｃａｌｌｙ Ｅｒａｓａｂｌｅ Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ ＲＯＭ）やＨＤＤ（Ｈａｒｄ Ｄｉｓｋ Ｄｒｉｖｅ）、ＳＳＤ（Ｓｏｌｉｄ Ｓｔａｔｅ Ｄｒｉｖｅ）等を用いることが出来る。

ＣＰＵ１１は、中央処理装置であり、ＲＡＭ１２等に展開された命令及びデータを処理することで、ＲＡＭ１２、補助記憶装置１９、入出力装置１４等を制御する。ＲＡＭ１２は、主記憶装置であり、ＣＰＵ１１によって制御され、各種命令やデータが書き込まれ、読み出される。補助記憶装置１９は、不揮発性の記憶装置であり、主に情報処理装置１の電源を落としても保持したい情報が書き込まれ、読み出される。入力装置から入力された内容はＲＡＭ１２に記録され、ＣＰＵ１１によって処理される。

補助記憶装置１９には、ＲＡＭ１２にロードされる情報処理装置１のＯＳ（Ｏｐｅｒａｔｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）や、図７以降のフローチャートに示された処理を実行するための発電出力推定プログラムの他、情報処理装置１によって使用される各種データが記憶される。

また、ユーザ端末２は、情報処理装置１と同様、ＣＰＵと、ＲＡＭと、ＲＯＭと、補助記憶装置と、ディスプレイやマウス、キーボード等の入出力装置と、ネットワークインターフェースと、が電気的に接続されたコンピュータである。ユーザは、ユーザ端末２を介して、または情報処理装置１の入出力装置１４を介して、情報処理装置１における処理のためのユーザ操作を行い、また情報処理装置１からの出力を受けることが出来る。

図２は、本実施形態に係る情報処理装置１の機能構成を示す図である。本実施形態に係る情報処理装置１は、ＣＰＵ１１が、ＲＡＭ１２に展開された発電出力推定プログラムを解釈および実行することで、実測値取得部２１と、変換係数算出部２２と、推定日射量算出部２３と、太陽光発電出力算出部２４と、情報保持部２５と、距離取得部２６と、地点選択部２７と、選択地点発電出力取得部２８と、地点発電出力推定部２９と、普及量算出部３０と、地域発電出力推定部３１と、抽出部３２と、を備える情報処理装置１として機能する。これらの各機能部は、本発明に係る情報処理装置が備える各手段に相当する機能を実行する。また、本実施形態では、これらの機能がいずれも汎用のＣＰＵ１１によって実行される例について説明しているが、これらの機能は、その一部または全部が、１または複数の専用のプロセッサによって実現されてもよい。

＜データ構成＞
本実施形態に係る発電出力推定システム１００では、補助記憶装置１９上に、以下に説明する各種テーブルを含むデータベースが構築される。以下、本実施形態に係る処理において用いられる各種テーブルについて、図面を参照して説明する。但し、本発明を実施するにあたって必要なテーブルは、以下に説明するものに限定されない。

図３は、本実施形態に係る緯度経度情報テーブルの構成を示す図である。緯度経度情報テーブルには、後述する測定地点や予測対象地点等の各地点の地点情報として、地点名称と、該地点の緯度および経度と、が記録される。ここで、測定地点とは、気象測定装置が設置されていることで、日照量や日照時間等の実測値が得られる地点である。但し、本実施形態では、測定地点として、実測日射量と実測日照割合との両方が取得可能な測定地点は一部であり、多くの測定地点においては、実測日射量は取得されない。

図４は、本実施形態に係る日射量情報テーブルの構成を示す図である。日射量情報テーブルには、実測されたかまたは推定された日射量が、地点毎、年度および日時によって特定される時間帯毎に記録される。日射量情報テーブルに記録された日射量は、実測値取得
部２１によって取得されて、後述する各種処理のために提供される。

図５は、本実施形態に係る日照割合情報テーブルの構成を示す図である。日照割合情報テーブルには、実測されたかまたは推定された日照割合が、地点毎、時間帯毎に記録される。本実施形態において、日照割合とは、単位時間に占める日照時間の割合を示す値であり、実測日照割合とは、単位時間に占める実測された日照時間の割合を示す値である。日照割合情報テーブルに記録された日照割合は、実測値取得部２１によって取得されて、後述する各種処理のために提供される。

図６は、本実施形態に係る世帯数情報テーブルの構成を示す図である。世帯数情報テーブルには、過去の世帯数情報または予測された未来の世帯数情報が、世帯数情報に係る年度および地域に関連付けられて記録される。

＜処理の詳細＞
以下、本実施形態における処理の流れについて、図７から図９Ｂに示すフローチャート等を用いて説明する。以下に説明する処理に先立って、情報処理装置１は、複数の測定地点において実測された、測定地点の緯度および経度、測定地点における実測日照割合、および測定地点における実測日射量を、外部から入力装置等を介して入力される方法や、ネットワーク９を介して受信する方法等で予め取得し、保持している。各実測値は、測定地点を識別可能な地点情報に関連付けられて、緯度経度情報テーブル（図３を参照）、日照割合情報テーブル（図５を参照）、および日射量情報テーブル（図４を参照）へ記録される。また、情報処理装置１には、予め行われた調査等によって取得された、各地域の世帯数情報が入力される。入力された世帯数情報は、世帯数情報テーブル（図６を参照）へ記録される。

図７は、本実施形態に係る日射量算出処理の流れを示すフローチャートである。本フローチャートに示された処理は、ユーザ端末２や入出力装置１４を介したユーザ操作やスケジューリング等に基づいて、日射量算出処理の開始指示が受け付けられたことを契機として開始される。なお、本フローチャートに示された処理の具体的な内容および順序は一例であり、処理内容および順序には、実施の形態に適したものが適宜採用されることが好ましい。

ステップＳ１０１では、基準測定地点が選択される。情報処理装置１は、測定地点のリストから基準測定地点を選択し、選択した基準測定地点の緯度および経度を緯度経度情報テーブル（図３を参照）から取得する。ここで、基準測定地点とは、実測日照割合等の情報から推定日射量を算出する際に用いる変換係数を算出するための基準として選択される測定地点である。本実施形態において、変換係数の算出には、実測日射量および実測日照割合が用いられるため、基準測定地点は、実測日射量および実測日照割合の双方のデータがそろっている測定地点の中から選択される。

ステップＳ１０２では、選択された基準測定地点の理想日射量が算出される。本実施形態において、理想日射量とは、日射量に影響を与える要因（例えば、大気等）がないと仮定した場合の理想的な状況下における日射量の理論値である。なお、本実施形態では、実測日射量として、水平面全天日射量が用いられ、これに対応する理想日射量として、緯度および日時に基づいて算出される大気外水平面全天日射量（ＴＨＯ）が用いられる。変換係数算出部２２は、基準年度における、ステップＳ１０１で取得された緯度および経度が示す地点（基準測定地点）の大気外水平面全天日射量を、公知の手法を用いて、１時間単位で算出する。ここで、基準年度とは、変換係数算出の基準となる過去の年度であり、ユーザ端末２や入出力装置１４を介したユーザによって選択されること等の方法で予め決定されている。算出された基準測定地点の大気外水平面全天日射量は、データベースへ記録
される。その後、処理はステップＳ１０３へ進む。

ステップＳ１０３では、大気外水平面全天日射量、および基準年度の基準測定地点の実測日照割合に基づいて、変換係数が算出され、記録される。実測値取得部２１は、地点情報に係る地点の基準年度の基準測定地点での実測日射量および実測日照割合を取得する。そして、変換係数算出部２２は、基準年度の基準測定地点での実測日射量と、大気外水平面全天日射量と、実測日照割合との関係を、以下の式（１）のように置き、変換係数を算出する。

実測日射量（ｉ） ＝ 大気外水平面全天日射量（ｉ） × 変換係数 × 実測日照割合（ｉ） ・・・式（１）

なお、上記変換係数の算出において、ｉは、１年度を１時間単位で分割した場合の各時間帯を示すための変数であり、変換係数の算出対象となる時間帯ｉの実測日射量（ｉ）は日射量情報テーブル（図４を参照）から読み出され、大気外水平面全天日射量（ｉ）はデータベースから読み出され、実測日照割合（ｉ）は日照割合情報テーブル（図５を参照）から読み出される。変換係数算出部２２は、算出された変換係数を、データベースへ記録する。

なお、本実施形態において、変換係数の算出単位は１時間とし、一次関数を用いて変換係数を算出したが、変換係数の算出には、分析に用いられる様々なタイプの式が用いられてよい。例えば、変換係数の算出には、以下に示す式（２）が用いられてもよい。式（２）では、ａからｅの５つの係数が算出され、また、図８を用いて後述する日射量の算出においても大気外水平面全天日射量および実測日照割合に加えて、気温、湿度、太陽高度変換関数がパラメータとして用いられるため、より正確な日射量算出が期待できる。なお、式（２）において、ｉは、１年度を１時間単位で分割した場合の各時間帯を示すための変数であり、ｊは、１年度を１０分単位で分割した場合の各時間帯を示すための変数であり、ｋは、１年度を１日単位で分割した場合の各日を示すための変数である。また、式（２）に示すような回帰分析において、用いる説明変数の種類や数は、実施の形態に応じて任意に設定されることが好ましい。

実測日射量（ｊ） ＝ 大気外水平面全天日射量（ｊ） × ｛ａ × 実測日照割合（ｊ） ＋ ｂ × 実測日照割合（ｉ）＋ ｃ × 気温（ｋ） ＋ ｄ × 湿度（ｋ） ＋ ｅ × ｓｉｎ（太陽高度変換関数（ｊ））｝ ・・・式（２）

また、上記分析には、ベイズ統計モデル等の、回帰予測モデル以外の予測手法が用いられてもよい。変換係数が算出されると、処理はステップＳ１０４へ進む。

ステップＳ１０４およびＳ１０５では、実測日射量が得られていない測定地点について、各測定地点の大気外水平面全天日射量、実測日照割合（測定が実施された年度のデータ）および変換係数に基づいて、推定日射量が算出される。推定日射量算出部２３は、各測定地点の大気外水平面全天日射量（理想日射量）を１時間単位で算出する（ステップＳ１０４）。なお、大気外水平面全天日射量の具体的な算出方法については、ステップＳ１０２において説明した通りであるから、説明を省略する。

大気外水平面全天日射量が算出されると、推定日射量算出部２３は、ステップＳ１０４で算出された大気外水平面全天日射量と、日照割合情報テーブル（図５を参照）から取得された実測日照割合と、ステップＳ１０３で算出された変換係数とを用いて、変換係数を用いた重み付けを行うことで、年間における時間帯毎の推定日射量を算出する（ステップＳ１０５）。具体的には、変換係数の算出に式（１）が用いられた場合、これらの値を以
下に示す式（３）に代入することで、各測定地点の推定日射量を算出することが出来る。変換係数の算出に式（２）が用いられた場合、これらの値を以下に示す式（４）に代入することで、各測定地点の推定日射量を算出することが出来る。また、ステップＳ１０３における変換係数の算出において実測日射量として水平面全天日射量が用いられた場合、ここで算出される推定日射量は、水平面全天日射量である。算出された推定日射量は、日射量情報テーブル（図４を参照）へ記録される。その後、処理はステップＳ１０６へ進む。

推定日射量（ｉ） ＝ 大気外水平面全天日射量（ｉ） × 変換係数 × 実測日照割合（ｉ） ・・・式（３）

推定日射量（ｊ） ＝ 大気外水平面全天日射量（ｊ） × ｛ａ × 実測日照割合（ｊ） ＋ ｂ × 実測日照割合（ｉ）＋ ｃ × 気温（ｋ） ＋ ｄ × 湿度（ｋ） ＋ ｅ × ｓｉｎ（太陽高度変換関数（ｊ））｝ ・・・式（４）

ステップＳ１０６では、全ての測定地点について日射量（実測日射量または推定日射量）が得られているか否かが判定される。全ての測定地点について日射量が得られていない場合、処理はステップＳ１０４へ進む。即ち、本フローチャートに示した処理では、全ての測定地点について日射量が得られるまで、各測定地点の推定日射量の算出が繰り返される。全ての測定地点について日射量が得られている場合、本フローチャートに示された処理は終了する。

なお、本実施形態では、日射量として観測データによる実測日射量または算出による推定日射量を用いることとしているが、気象トレンドに基づく将来の日照割合を日照割合情報テーブル（図５を参照）等に記録しておき、この日照割合および変換係数を用いて推定日射量の算出を行ってもよい。算出された推定日射量は、日射量情報テーブル（図４を参照）に記録される。なお、このトレンドデータの元となるデータは、過去データの外挿予測によって算出されてよいし、データの算出時には、更に地球温暖化等のその他のトレンドが考慮されてもよい。

図８は、本実施形態に係る、単位あたり太陽光発電出力算出処理の流れを示すフローチャートである。本フローチャートに示された処理は、図７を用いて説明した処理に続いて開始される。なお、本フローチャートに示された処理の具体的な内容および順序は一例であり、処理内容および順序には、実施の形態に適したものが適宜採用されることが好ましい。

ステップＳ２０１では、単位あたり太陽光発電出力を算出するために必要な情報が読み出される。太陽光発電出力算出部２４は、算出対象の測定地点の水平面全天日射量（実測日射量または推定日射量）を日射量情報テーブル（図４を参照）から読み出し、更に、算出対象の測定地点の緯度および経度を緯度経度情報テーブル（図３を参照）から読み出し、算出対象日時における太陽高度角を算出する。その後、処理はステップＳ２０２へ進む。

ステップＳ２０２では、水平面全天日射量が直達成分および散乱成分へ分離される。本実施形態では、太陽光発電出力算出部２４は、水平面全天日射量および太陽高度角、等を入力値として用い、太陽光の成分を直達日射量と水平面散乱日射量とに分離するＥｒｂｓモデルを用いて、水平面全天日射量を直達成分および散乱成分へ分離する（直散分離）。なお、直散分離には、公知の様々な演算手法を用いることが出来る。例えば、直散分離に用いられる演算手法としては、Ｅｒｂｓモデルの他、Ｎａｇａｔａモデル、Ｕｄａｇａｗａモデル、Ｐｅｒｅｚモデル、等がある。その後、処理はステップＳ２０３へ進む。

ステップＳ２０３では、斜面日射量が算出される。本実施形態では、太陽光発電出力算出部２４は、直達日射量、水平面散乱日射量、水平面に対するパネルの傾斜角、パネルの方位角、太陽高度角、等を入力値として用いるＰｅｒｅｚモデルを用いて、斜面日射量を算出する。なお、斜面日射量の算出には、公知の様々な演算手法を用いることが出来る。例えば、斜面日射量の算出に用いられる演算手法としては、Ｐｅｒｅｚモデルの他、Ｉｓｏｔｒｏｐｉｃモデル、Ｈａｙモデル等がある。その後、処理はステップＳ２０４へ進む。

なお、斜面日射量は、太陽光発電装置のパネルの傾斜角・方位角に依存するため、斜面日射量の算出前に、傾斜角・方位角を設定する必要がある。しかし、現実には設置箇所によって傾斜角・方位角は異なるため、太陽光発電装置の設置状況調査等の結果から傾斜角・方位角を角度分布として設定し、角度の範囲（カテゴリ）毎に斜面日射量を計算し、カテゴリに対する角度分布の比率で加重平均する方法等が採用されてよい。例えば、以下に示す角度分布の例では、傾斜角１０°のカテゴリには２０％の太陽光発電装置が分布しており、方位角０°（真南）のカテゴリには６０％の太陽光発電装置が分布している。この分布比率を用いて加重平均し、斜面日射量算出のために用いる傾斜角・方位角としてよい。

傾斜角 分布比率
０° ５％
１０° ２０％
２０° ３０％
３０° ３０％
４０° １５％

方位角 分布比率
−１８０° ５％
−１５０° ５％
−１２０° ５％
・・・（省略）・・・
０°（真南） ６０％
・・・（省略）・・・

ステップＳ２０４では、単位あたり太陽光発電出力（単位あたり需要家側発電出力）が算出される。太陽光発電出力算出部２４は、ステップＳ２０３までの処理で算出された斜面日射量に対して、太陽光発電装置の変換効率を乗算することで、測定地点に太陽光発電装置が設置されたと仮定した場合の、単位あたり太陽光発電出力を算出する（以下に示す式（５）を参照）。なお、変換効率としては、太陽光発電装置の定格値が用いられてよいが、変換効率は、算出対象時点の水平面日射量や風速、気温等の様々な条件に応じて補正されてもよい。

単位あたり太陽光発電出力 ＝ 斜面日射量 ＊ 変換効率 ・・・式（５）

ステップＳ２０５では、全ての測定地点について単位あたり太陽光発電出力の算出が完了したか否かが判定される。情報保持部２５は、算出された単位あたり太陽光発電出力を、単位あたり需要家側発電出力として、測定地点情報に関連づけて保持する。情報処理装置１は、上記ステップＳ２０１からＳ２０４に示された処理を繰り返し、全ての測定地点について単位あたり太陽光発電出力の算出が完了した場合、本フローチャートに示された処理は終了する。

図９Ａおよび図９Ｂは、本実施形態に係る、予測対象年度の、予測対象地域全体における推定需要家側発電出力算出処理の流れを示すフローチャートである。本フローチャートに示された処理は、図８を用いて説明した処理に続いて開始される。なお、本フローチャートに示された処理の具体的な内容および順序は一例であり、処理内容および順序には、実施の形態に適したものが適宜採用されることが好ましい。

ステップＳ３０１では、太陽光発電出力算出のための予測対象年度および予測対象地域（以下、単に「対象地域」ともいう）の選択が受け付けられ、太陽光発電出力を算出するために必要な情報が読み出される。情報処理装置１は、選択可能な年度のリストと、地域のリストまたは地図画像等と、をユーザ端末２または情報処理装置１のディスプレイに表示し、ユーザ端末２や入出力装置１４を介したユーザによる予測対象年度および予測対象地域の選択の入力を受け付ける。選択可能な対象地域は、後述する世帯数に基づく普及量の予測を容易にするため、行政区分に従って分割されていてもよい。また、予測対象地域は、複数選択することが出来る。本フローチャートに示された処理によれば、選択された複数の予測対象地域について推定需要家側発電出力を推定し、合計することで、複数の地域にまたがる電力供給エリアにおける推定需要家側発電出力を予測することが可能となる。

予測対象地域が選択されると、情報処理装置１は、予測対象地域の緯度および経度を、緯度経度情報テーブル（図３を参照）から読み出すか、地図情報等から読み出す。ここで、予測対象地域の緯度および経度は、予測対象地域内に定められた基準地点（以下、「対象地点」ともいう）Ｐ１の緯度および経度を用いることとしてよい。例えば、予測対象地域が行政区分で分割されている場合、該当する行政区分の役所の所在地を対象地域の位置特定における基準地点Ｐ１とし、この基準地点（対象地点）Ｐ１の緯度および経度が取得される。その後、処理はステップＳ３０２へ進む。

ステップＳ３０２およびＳ３０３では、対象地域の基準地点（対象地域が行政区分である場合には、役所等）Ｐ１から最も近い測定地点が３つ索出され、選択される。情報処理装置１は、ステップＳ３０１で選択された対象地点Ｐ１の緯度および経度を緯度経度情報テーブル（図３を参照）から取得する。そして、距離取得部２６は、緯度経度情報テーブルから、該テーブルに記録されている複数の測定地点の緯度および経度を順次取得し、選択された対象地点Ｐ１とこれら複数の測定地点の夫々との間の距離を算出、取得する（ステップＳ３０２）。距離の算出には、緯度および経度に基づいて２地点間の距離を算出する様々な方法が採用されてよい。

そして、地点選択部２７は、取得された距離を比較することで、測定地点から、算出された対象地点Ｐ１と各測定地点との距離が短い順に、上位３つの測定地点Ｐ２、Ｐ３、Ｐ４を選択する（ステップＳ３０３）。以下、ここで選択された測定地点と対象地点Ｐ１との間の距離を、距離Ｄ２、Ｄ３、Ｄ４とする。なお、本実施形態では、複数の地点の選択方法として、対象地点Ｐ１から最も近いものから順に所定数の地点が選択される方法が採用されているが、このような方法に代えて、対象地点Ｐ１から所定の距離以内にある地点が全て選択される方法等、その他の選択方法が採用されてもよい。その後、処理はステップＳ３０４へ進む。

ステップＳ３０４およびＳ３０５では、測定地点Ｐ２、Ｐ３、Ｐ４の単位あたり太陽光発電出力を対象地域（基準地点Ｐ１）からの距離Ｄ２、Ｄ３、Ｄ４に応じて重み付けして、選択した地域の単位あたり太陽光発電出力が算出される。選択地点発電出力取得部２８は、情報保持部２５によって保持されている単位あたり需要家側発電出力から、測定地点Ｐ２、Ｐ３、Ｐ４の夫々の単位あたり需要家側発電出力を取得する（ステップＳ３０４）。

地点発電出力推定部２９は、取得された測定地点Ｐ２、Ｐ３、Ｐ４の単位あたり需要家側発電出力の夫々に対して、測定地点Ｐ２、Ｐ３、Ｐ４と対象地点Ｐ１との間の距離Ｄ２、Ｄ３、Ｄ４に応じた重み付けを行うことで、対象地点Ｐ１の単位あたり推定需要家側発電出力を算出する。より具体的には、地点発電出力推定部２９は、年間における１時間単位の全ての時間帯（３６５日×２４時間）に対して、選択された対象地点Ｐ１の単位あたり太陽光発電出力を、以下の式（６）を用いて算出し（ステップＳ３０５）、データベースに記録する。なお、以下に示す式（６）において、ｉは、１年度を１時間単位で分割した場合の各時間帯を示すための変数である。選択した地域の単位あたり太陽光発電出力が算出されると、処理はステップＳ３０６へ進む。

対象地点Ｐ１の単位あたり太陽光発電出力（ｉ）＝（１／距離Ｄ２×測定地点Ｐ２の単位あたり太陽光発電出力（ｉ）＋１／距離Ｄ３×測定地点Ｐ３の単位あたり太陽光発電出力（ｉ）＋１／Ｄ４×測定地点Ｐ４の単位あたり太陽光発電出力（ｉ））／（１／距離Ｄ２＋１／距離Ｄ３＋１／距離Ｄ４） ・・・式（６）

ステップＳ３０６では、地域（市町村等）別の、太陽光発電装置の普及量が、定格出力ベース、装置台数ベース、または設置施設ベース等、実施の形態に応じて適宜設定された単位で算出される。普及量算出部３０は、全地域における太陽光発電装置の普及量である太陽光発電普及総量と、世帯数情報テーブル（図６を参照）に保持されている情報とに基づいて、予測対象地域の太陽光発電の普及量を算出する。より具体的には、情報処理装置１は、普及量（ｋＷ）を、以下の式（７）を用いて、全地域の世帯数に対する地域の世帯数の割合を、全地域における需要家側発電装置の普及総量に乗算することで、需要家側発電装置の普及量を算出する。

予測対象地域の太陽光発電普及量 ＝ 太陽光発電普及総量 × 予測対象地域の戸建て世帯数 ／ 全地域の戸建て世帯数（供給エリア） ・・・式（７）

なお、予測対象地域の戸建て世帯数、および全地域の戸建て世帯数は、世帯数情報テーブル（図６を参照）から読み出された家庭世帯数に、予め設定された係数を掛けて算出することが出来る。ここで用いられる係数は、戸建て世帯数と家庭世帯数の双方が判明している地域について、「戸建て世帯数／家庭世帯数」を演算することで算出出来る。但し、戸建て世帯数が判明している地域については、上記係数を用いた算出によらず、判明している戸建て世帯数を直接、式（７）において用いてもよい。

また、本実施形態では、世帯数に関しては地域の全世帯数を用いて、家屋に関しては集合住宅・戸建住宅の別を加味せずに、普及量の算出を行ったが、統計値を用いて世帯数を集合分・戸建分に分割し、集合住宅・戸建住宅ごとに太陽光発電出力を算出してもよい。また、工場等の産業分野についても、工場に対する太陽光発電普及総量、予測対象地域の工場数、全地域の工場数、等の情報に基づいて、予測対象地域の、工場に対する太陽光発電普及量を算出することが出来る。

本実施形態においては、地域の太陽光発電普及量を、予測対象年の全地域の戸建て世帯数を、世帯数割合を用いて案分することで算出したが、地域の過去普及実績を入力し、外挿の将来予測を行い算出する方法等、その他の演算手法を用いて算出されてもよい。また、地域の太陽光発電普及量の算出にあたって、地域の年収データの基づく補正や、アンケート調査の結果に基づく補正が行われてもよい。更に、将来の社会動向として、世帯数推移だけではなく、地域の平均年齢や家族構成を加味し、地域の太陽光発電普及量を算出してもよい。このような要素を考慮して普及量を算出することで、装置普及量や需要家側発電出力の予測精度を向上させることが出来る。その後、処理はステップＳ３０７へ進む。

ステップＳ３０７では、対象地域における時間帯毎の推定需要家側発電出力が算出される。地域発電出力推定部３１は、対象地点Ｐ１の、年間のうちの時間帯毎の単位あたり推定需要家側発電出力と、普及量算出部３０によって算出された、対象地点Ｐ１が含まれる地域における需要家側発電装置の普及量に係る情報と、の積を算出することで、対象地域における時間帯毎の推定需要家側発電出力を算出する（以下に示す式（８）を参照）。その後、処理はステップＳ３０８へ進む。

推定需要家側発電出力（ｉ） ＝ 単位あたり推定需要家側発電出力（ｉ） × 普及量 ・・・式（８）

ステップＳ３０８では、ステップＳ３０１で選択された全ての対象地域について時間帯毎の推定需要家側発電出力の算出が完了したか否かが判定される。全ての対象地域についての算出が未完了である場合、処理はステップＳ３０２へ進む。即ち、本フローチャートに示した処理では、全ての対象地域について時間帯毎の推定需要家側発電出力の算出が完了するまで、各対象地域の時間帯毎の推定需要家側発電出力の算出が繰り返される。全ての対象地域についての算出が完了した場合、処理はステップＳ３０９へ進む。

ステップＳ３０９では、選択された対象地域の推定需要家側発電出力が合計される。情報処理装置１は、ステップＳ３０１で選択された全ての対象地域に関する、ステップＳ３０７で算出された、時間帯毎の推定需要家側発電出力を合計する。例えば、ステップＳ３０１において、一まとまりの電力供給エリア全体に含まれる地域が対象地域として選択された場合、本実施形態に係る情報処理装置１は、この電力供給エリア全体における推定需要家側発電出力を算出することが出来る。

ステップＳ３１０では、推定需要家側発電出力の最大値、最小値および平均値が抽出される。抽出部３２は、算出された時間帯毎の推定需要家側発電出力から、推定需要家側発電出力の最大値、最小値および平均値を抽出する。より具体的には、例えば、抽出部３２は、過去（例えば１０年間）の、太陽光発電出力の最大、最小および平均を保持しておき、出力の予測バリエーション（最大の場合、最小の場合、平均の場合）を算出する。

このようなバリエーションをもって予測を行うことで、太陽光発電出力による電力流通設備への負荷が最大となった場合を想定した電力流通設備の計画や、太陽光発電出力による出力が最小となった場合を想定したバックアップ用発電設備（火力発電所等）の計画、太陽光発電出力による出力の平均値に基づいた、需要家側からの買電量の予測、等に役立てることが出来る。また、本実施形態に係る情報処理装置１は、算出された推定需要家側発電出力に基づいて、需要家側発電の普及に伴う電力需要の減少量や需要予測を算出してもよい。その後、処理はステップＳ３１１へ進む。

本実施形態では、算出された推定需要家側発電出力から推定需要家側発電出力の最大値、最小値および平均値が抽出されるが、このような方法に代えて、予め日射量情報テーブル（図４を参照）に記録された時間帯ごとの日射量から、最も値の大きな日射量（以下、「最大日射量」と称する）、最も値の小さな日射量（以下、「最小日射量」と称する）、およびある期間における日射量の平均値（以下、「平均日射量」と称する）等の日射量データを抽出しておき、これらの日射量を用いて、最大日射量時の推定需要家側発電出力、最小日射量時の推定需要家側発電出力、平均日射量時の推定需要家側発電出力を算出することとしてもよい。

ステップＳ３１１では、推定需要家側発電出力算出処理の結果が出力される。情報処理装置１は、ディスプレイへの出力、印刷出力、電子メール等の送信出力、補助記憶装置１
９等の記憶装置への出力等、実施の形態に応じた出力方法を用いて、推定需要家側発電出力算出処理の結果を出力する。ここでは、算出された推定需要家側発電出力の他、推定需要家側発電出力に基づいて算出された電力需要の減少量や需要予測が出力されてもよい。また、ステップＳ３１０において抽出された、推定需要家側発電出力の最大値、最小値および平均値は、互いに比較可能に出力されることが好ましい。その後、本フローチャートに示された処理は終了する。

図１０および図１１は、本実施形態において用いられるユーザインターフェースの出力イメージを示す図である。図１０および図１１に示した例では、ユーザ端末２または入出力装置１４を介したユーザ操作によって、プルダウンメニューを用いて予測対象地域および予測対象年度が選択され、太陽光発電普及総量および燃料電池普及総量が入力されて、図７、図８、図９Ａおよび図９Ｂに示したフローチャートに示された処理が実行される。そして、図７、図８、図９Ａおよび図９Ｂに示したフローチャートに示された処理が完了すると、予測対象地域および予測対象年度における推定需要家側発電出力が算出され、更に、需要家側発電の普及に伴う電力需要の減少量や需要予測が算出され、結果がグラフィカルに表示される。

なお、本実施形態においては、１年度を１時間単位で分割した場合の、推定需要家側発電出力の算出および記録を行うが、推定需要家側発電出力は、１０分等の更に短い時間を単位として、あるいは３時間等の更に長い時間を単位として算出および記録されてもよい。

また、上記説明した実施形態では、太陽光発電装置からの出力予測について主に説明したが、本発明は、燃料電池等、その他の需要家側発電装置についての出力予測にも適用し得る。例えば、１年度を１時間単位で分割した場合の時間帯ごとの単位あたり燃料電池出力を取得し、また予測対象年度の地域普及量を取得して、以下の式（９）を用いて推定需要家側発電出力を算出することとしてもよい。なお、以下に示す式（９）において、ｉは、１年度を１時間単位で分割した場合の各時間帯を示すための変数である。

推定需要家側発電出力（ｉ） ＝ 単位あたり燃料電池出力（ｉ） × 普及量
・・・式（９）

更に、本実施形態に係る情報処理装置１は、太陽光発電、燃料電池の普及に限らず、断熱住宅や省エネ家庭用電化機器の普及、エネルギー価格高騰や経済不況等にともなう需要家の省エネ意識進展、行政の環境規制強化にともなう業務・産業需要の縮小といった要素について算出し記録してもよい。

１ 情報処理装置
２０ 発電出力推定システム
２１ 実測値取得部
２２ 変換係数算出部
２３ 推定日射量算出部
２４ 太陽光発電出力算出部
２５ 情報保持部
２６ 距離取得部
２７ 地点選択部
２８ 選択地点発電出力取得部
２９ 地点発電出力推定部
３０ 普及量算出部
３１ 地域発電出力推定部
３２ 抽出部

Claims (13)

1. 地点情報として、該地点情報が示す地点における単位あたり需要家側発電出力を保持する情報保持手段と、
   単位あたり推定需要家側発電出力の算出の対象地点と前記地点情報が示す地点との間の距離を取得する距離取得手段と、
   前記距離に基づいて、前記対象地点からの距離が短い地点を優先的に複数の地点を選択する地点選択手段と、
   前記情報保持手段によって保持されている前記単位あたり需要家側発電出力から、前記地点選択手段によって選択された前記複数の地点の単位あたり需要家側発電出力を取得する選択地点発電出力取得手段と、
   取得された前記複数の地点の単位あたり需要家側発電出力の夫々に対して、該単位あたり需要家側発電出力に係る地点と前記対象地点との間の距離に応じた重み付けを行うことで、前記対象地点の単位あたり推定需要家側発電出力を算出する地点発電出力推定手段と、
   を備える情報処理装置。
2. 前記地点情報に係る地点の日射量を用いて、該地点に設置される太陽光発電装置による単位あたり太陽光発電出力を算出する太陽光発電出力算出手段を更に備え、
   前記情報保持手段は、算出された前記単位あたり太陽光発電出力を、前記単位あたり需要家側発電出力として保持する、
   請求項１に記載の情報処理装置。
3. 前記地点情報に係る地点の日照時間に係る実測値、および該地点の日射量の実測値である実測日射量を取得する実測値取得手段と、
   前記実測値取得手段によって前記日照時間に係る実測値および前記実測日射量が何れも取得された地点の日照時間に係る実測値、および実測日射量に基づいて、少なくとも前記日照時間に係る実測値と前記実測日射量との関係性を示す変換係数を算出する変換係数算出手段と、
   前記日照時間に係る実測値が取得された地点について、該地点の日照時間に係る実測値に対して、前記変換係数を用いた重み付けを行うことで、該地点の推定日射量を算出する推定日射量算出手段と、を更に備え、
   前記太陽光発電出力算出手段は、前記実測日射量または前記推定日射量を用いて、前記単位あたり太陽光発電出力を算出する、
   請求項２に記載の情報処理装置。
4. 前記地点選択手段は、前記距離取得手段によって取得された前記対象地点からの距離が短い地点を優先的に３地点選択する、
   請求項１から３の何れか一項に記載の情報処理装置。
5. 前記対象地点の単位あたり推定需要家側発電出力、および該対象地点が含まれる地域における需要家側発電装置の普及量に係る情報を用いて、該地域における推定需要家側発電出力を算出する地域発電出力推定手段を更に備える、
   請求項１から４の何れか一項に記載の情報処理装置。
6. 全地域の世帯数に対する前記地域の世帯数の割合を、全地域における需要家側発電装置の普及総量に乗算することで、前記需要家側発電装置の普及量を算出する普及量算出手段を更に備え、
   前記地域発電出力推定手段は、算出された前記普及量を用いて、前記地域における推定需要家側発電出力を算出する、
   請求項５に記載の情報処理装置。
7. 前記地域発電出力推定手段は、年間に含まれる時間帯毎の単位あたり推定需要家側発電出力および普及量に係る情報に基づいて、時間帯毎の推定需要家側発電出力を算出し、
   算出された時間帯毎の推定需要家側発電出力から、推定需要家側発電出力の最大値、最小値、平均値の少なくとも何れかを抽出する抽出手段を更に備える、
   請求項５または６に記載の情報処理装置。
8. コンピュータが、
   地点情報として、該地点情報が示す地点における単位あたり需要家側発電出力を保持する情報保持ステップと、
   単位あたり推定需要家側発電出力の算出の対象地点と前記地点情報が示す地点との間の距離を取得する距離取得ステップと、
   前記距離に基づいて、前記対象地点からの距離が短い地点を優先的に複数の地点を選択する地点選択ステップと、
   前記情報保持ステップにおいて保持されている前記単位あたり需要家側発電出力から、前記地点選択ステップにおいて選択された前記複数の地点の単位あたり需要家側発電出力を取得する選択地点発電出力取得ステップと、
   取得された前記複数の地点の単位あたり需要家側発電出力の夫々に対して、該単位あたり需要家側発電出力に係る地点と前記対象地点との間の距離に応じた重み付けを行うことで、前記対象地点の単位あたり推定需要家側発電出力を算出する地点発電出力推定ステップと、
   を実行する発電出力推定方法。
9. コンピュータが、
   前記地点情報に係る地点の日射量を用いて、該地点に設置される太陽光発電装置による単位あたり太陽光発電出力を算出する太陽光発電出力算出ステップを更に実行し、
   前記情報保持ステップでは、算出された前記単位あたり太陽光発電出力を、前記単位あたり需要家側発電出力として保持する、
   請求項８に記載の発電出力推定方法。
10. コンピュータが、
    前記地点情報に係る地点の日照時間に係る実測値、および該地点の日射量の実測値である実測日射量を取得する実測値取得ステップと、
    前記実測値取得ステップにおいて前記日照時間に係る実測値および前記実測日射量が何れも取得された地点の日照時間に係る実測値、および実測日射量に基づいて、少なくとも前記日照時間に係る実測値と前記実測日射量との関係性を示す変換係数を算出する変換係数算出ステップと、
    前記日照時間に係る実測値が取得された地点について、該地点の日照時間に係る実測値に対して、前記変換係数を用いた重み付けを行うことで、該地点の推定日射量を算出する推定日射量算出ステップと、を更に実行し、
    前記太陽光発電出力算出ステップでは、前記実測日射量または前記推定日射量を用いて、前記単位あたり太陽光発電出力を算出する、
    請求項９に記載の発電出力推定方法。
11. コンピュータを、
    地点情報として、該地点情報が示す地点における単位あたり需要家側発電出力を保持する情報保持手段と、
    単位あたり推定需要家側発電出力の算出の対象地点と前記地点情報が示す地点との間の距離を取得する距離取得手段と、
    前記距離に基づいて、前記対象地点からの距離が短い地点を優先的に複数の地点を選択する地点選択手段と、
    前記情報保持手段によって保持されている前記単位あたり需要家側発電出力から、前記地点選択手段によって選択された前記複数の地点の単位あたり需要家側発電出力を取得する選択地点発電出力取得手段と、
    取得された前記複数の地点の単位あたり需要家側発電出力の夫々に対して、該単位あたり需要家側発電出力に係る地点と前記対象地点との間の距離に応じた重み付けを行うことで、前記対象地点の単位あたり推定需要家側発電出力を算出する地点発電出力推定手段と、
    として機能させる発電出力推定用プログラム。
12. コンピュータを、
    前記地点情報に係る地点の日射量を用いて、該地点に設置される太陽光発電装置による単位あたり太陽光発電出力を算出する太陽光発電出力算出手段として更に機能させ、
    前記情報保持手段は、算出された前記単位あたり太陽光発電出力を、前記単位あたり需要家側発電出力として保持する、
    請求項１１に記載の発電出力推定用プログラム。
13. コンピュータを、
    前記地点情報に係る地点の日照時間に係る実測値、および該地点の日射量の実測値である実測日射量を取得する実測値取得手段と、
    前記実測値取得手段によって前記日照時間に係る実測値および前記実測日射量が何れも取得された地点の日照時間に係る実測値、および実測日射量に基づいて、少なくとも前記日照時間に係る実測値と前記実測日射量との関係性を示す変換係数を算出する変換係数算出手段と、
    前記日照時間に係る実測値が取得された地点について、該地点の日照時間に係る実測値に対して、前記変換係数を用いた重み付けを行うことで、該地点の推定日射量を算出する推定日射量算出手段と、として更に機能させ、
    前記太陽光発電出力算出手段は、前記実測日射量または前記推定日射量を用いて、前記単位あたり太陽光発電出力を算出する、
    請求項１２に記載の発電出力推定用プログラム。

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