一以上の太陽電池パネルと、日射量を測定するための日射量測定手段と、温度を検出するための温度検出手段と、前記太陽電池パネルにより発電される実際の発電を検出するための発電検出手段と、前記日射量測定手段により測定された日射量情報と、前記温度検出手段により検出された温度情報と、前記発電検出手段により検出された発電情報とを収集するための計測値収集手段と、前記計測値収集手段で収集された収集情報に基づいて、前記太陽電池パネルの異常の発生の有無を判別するための異常判定手段と、を備えており、前記異常判定手段は、日射量情報及び温度情報に基づいて、得られるであろう発電情報を推定し、該推定された推定発電情報に対し、前記発電検出手段で実測された実測発電情報が所定の異常判定閾値以上、低下している場合に、太陽発電パネルに異常が発生したと判別するよう構成してなることを特徴とする太陽光発電システム。請求項1に記載の太陽光発電システムであって、前記所定の異常判定閾値が、定格発電量の10であることを特徴とする太陽光発電システム。請求項2に記載の太陽光発電システムであって、前記太陽電池パネルの一枚あたりの発電量をMとし、該太陽電池パネルをn枚使用している場合の、前記所定の異常判定閾値が、Mn-0.1であることを特徴とする太陽光発電システム。請求項1から3のいずれか一に記載の太陽光発電システムであって、前記太陽電池パネルが複数、それぞれを系統として計測値収集手段に接続されており、前記異常判定手段が、各系統の発電情報を比較して、他の系統との発電情報の差分に基づいて異常判定を行うよう構成してなることを特徴とする太陽光発電システム。請求項4に記載の太陽光発電システムであって、前記異常判定手段が、発電情報の差分が所定値よりも大きい系統が存在する場合に、該系統の実際の発電量を、理論発電量と比較して異常判定を行うよう構成してなることを特徴とする太陽光発電システム。請求項1から5のいずれか一に記載の太陽光発電システムであって、さらに、前記異常判定手段で異常と判定されたことを受けて、警告を発する警告手段を備えることを特徴とする太陽光発電システム。請求項1から6のいずれか一に記載の太陽光発電システムであって、前記計測値収集手段が、前記異常判定手段とデータ通信を行うための収集側通信手段を備えており、前記異常判定手段が、前記測定値収集手段の収集側通信手段とデータ通信を行うための判定側通信手段を備えており、前記異常判定手段は、前記計測値収集手段と異なる場所に設置されてなることを特徴とする太陽光発電システム。請求項7に記載の太陽光発電システムであって、前記異常判定手段が、複数の計測値収集手段とデータ通信可能な状態で接続されていることを特徴とする太陽光発電システム。請求項7又は8に記載の太陽光発電システムであって、前記異常判定手段が、計測値収集手段と公衆通信回線を介してデータ通信可能な状態で接続されていることを特徴とする太陽光発電システム。請求項1から9のいずれか一に記載の太陽光発電システムであって、前記発電検出手段で実測された実測発電情報が、太陽電池パネルの開放端電圧であることを特徴とする太陽光発電システム。請求項1から10のいずれか一に記載の太陽光発電システムであって、前記温度検出手段が、外気温を検出するための外気温度センサであることを特徴とする太陽光発電システム。請求項1から10のいずれか一に記載の太陽光発電システムであって、前記温度検出手段が、前記太陽電池パネルの温度を測定するためのパネル温度センサであることを特徴とする太陽光発電システム。複数の場所に設置された太陽電池パネルと、日射量を測定するための日射量測定手段と、温度を検出するための温度検出手段と、前記太陽電池パネルにより発電される実際の発電を検出するための発電検出手段と、前記日射量測定手段により測定された日射量情報と、前記温度検出手段により検出された温度情報と、前記発電検出手段により検出された発電情報とを収集するための計測値収集手段と、前記計測値収集手段で収集された収集情報に基づいて、前記太陽電池パネルの異常の発生の有無を判別するための異常判定手段と、各太陽電池パネルで発電された発電エネルギーを集積するエネルギー集積手段と、を備える太陽光発電システムの管理方法であって、複数の異なる場所に位置する家屋の屋根又は遊休地に、それぞれ前記太陽電池パネルを設置する工程と、各太陽電池パネルの発電エネルギーを前記エネルギー集積手段に集めて、所定の電力供給事業者に対し供給する工程と、該供給によって該電力供給事業者から得られる対価を、各太陽電池パネルの設置場所単位で、発電量に応じて配分する工程と、各太陽電池パネルの設置場所単位で、該電力供給事業者に対して供給した発電量が、予め定めた保証発電量に満たない場合、不足分の発電量に応じた対価を演算し、演算された額を補償する工程と、を含むことを特徴とする太陽光発電システムの管理方法。請求項13に記載の太陽光発電システムの管理方法であって、前記保証発電量が、前記太陽電池パネルを設置した場所における、設置コストに基づいて、該設置コストを償還する年数で除算した値に基づいて決定されてなることを特徴とする太陽光発電システムの管理方法。本発明は、従来のこのような問題点に鑑みてなされたものである。本発明の主な目的は、太陽光発電時の故障を早期に発見してダウンタイムを抑制可能な太陽光発電システム及びその管理方法を提供することにある。また、本発明の他の目的は、太陽電池パネルの設置による設置コスト回収のリスクを低減して、より多くの協力者を得られやすくした太陽光発電システム及びその管理方法を提供することにある。以下、本発明の実施例を図面に基づいて説明する。ただし、以下に示す実施例は、本発明の技術思想を具体化するための、太陽光発電システム及びその管理方法を例示するものであって、本発明は、太陽光発電システム及びその管理方法を以下のものに特定しない。また本明細書においては、特許請求の範囲を理解しやすいように、実施例に示される部材に対応する番号を、特許請求の範囲および課題を解決するための手段の欄に示される部材に付記している。ただ、本明細書は特許請求の範囲に示される部材を、実施の形態の部材に特定するものでは決してない。特に実施の形態に記載されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は特に特定的な記載がない限りは、本発明の範囲をそれのみに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。なお、各図面が示す部材の大きさや位置関係等は、説明を明確にするため誇張していることがある。さらに以下の説明において、同一の名称、符号については同一もしくは同質の部材を示しており、詳細説明を適宜省略する。さらに、本発明を構成する各要素は、複数の要素を同一の部材で構成して一の部材で複数の要素を兼用する態様としてもよいし、逆に一の部材の機能を複数の部材で分担して実現することもできる。また、一部の実施例、実施形態において説明された内容は、他の実施例、実施形態等に利用可能なものもある。実施の形態1図1に、本発明の実施の形態1に係る太陽光発電システム100を示す。この太陽光発電システム100は、太陽電池パネル1と、収集ユニット20と、管理ユニット30を備えている。太陽電池パネル1で発電した発電エネルギーは、収集ユニット20に送られ、必要に応じて直流電力を交流電力に変換して出力する。また収集ユニット20は、太陽電池パネル1の温度情報や発電情報などを収集して、管理ユニット30に送出する計測値収集手段21も有する。さらに管理ユニット30は、収集ユニット20から送出された各種の収集情報に基づいて、太陽電池パネル1に何らかの異常が発生していないかどうかを監視する異常判定手段32を備える。また異常判定手段32で異常が検出されると、警告を発する警告手段34を備えることもできる。太陽電池パネル1太陽電池パネル1は、家屋の屋根や遊休地などに設置される。太陽電池パネル1は、複数の太陽電池セルを組み合わせたパネルである。このような太陽電池セルには、アモルファスシリコン系や結晶シリコン系、あるいはこれらのハイブリッドHIT型の太陽電池セルや、GaAs、CIS系等の化合物系太陽電池、有機系太陽電池を用いることができる。これらの太陽電池は温度係数が少ないため、太陽電池パネル1の最大出力動作電圧Vopの季節変動が小さいという利点がある。そのため、季節を通して高効率に充電をするための電圧設計が容易になる利点が得られる。収集ユニット20収集ユニット20は、太陽電池パネル1で発電された直流出力の電力変換を行う出力手段25として、パワーコンディショナー25Bを備えている。パワーコンディショナー25Bは、三相200Vに変換するためのAC/DCインバータである。また、入力側の太陽電池パネル1の出力や、需要側の要求に応じて、変圧器を介して6600Vや7000Vを超える特別高圧としたり、逆に一般家庭で利用可能なAC100Vインバータを利用することもできる。また収集ユニット20は、太陽電池パネル1に関する各種の情報を収集する計測値収集手段21も備える。計測値収集手段21は、日射量を測定するための日射量測定手段41と、温度を検出するための温度検出手段42と、太陽電池パネル1により発電される実際の発電を検出するための発電検出手段44とを備えている。温度検出手段42温度検出手段42は、ここでは外気温を検出するための外気温度センサとできる。この場合は、一の外気温度センサで検出された温度でもって全体の温度を評価でき、温度センサの数を低減できるため、部品コストや配線等の面で有利となる。ただ、本発明はこの構成に限らず、例えば外気温度センサに加えて、あるいはこれに加えて、太陽電池パネルの温度を個別に測定するパネル温度センサを利用することもできる。この構成であれば、各太陽電池パネルの温度を個別に検出できるため、温度上昇による太陽電池パネルの異常検出が可能となる。ただし、各太陽電池パネルにパネル温度センサを設けると、コスト上昇や配線の手間等がかかるため、好ましくは、代表的な太陽電池パネル、例えば隅部に位置する太陽電池パネルや、隣接する太陽電池パネルの一定の個数毎にパネル温度センサを設ける。あるいは、2枚の太陽電池パネル同士の間隔や、4枚の太陽電池パネルが集中する隅部に設けることで、一のパネル温度センサで複数の太陽電池パネルの温度を測定するように構成してもよい。なお温度検出手段42や日射量測定手段41は、図1の例では収集ユニット20に設けているが、この構成に限られず、例えば太陽電池パネル側に設けることもできる。この場合は、太陽電池パネルに、パネルの温度やパネルが受ける日射量を検出するセンサ類を設けて、太陽電池パネルユニットとして、収集ユニットに接続する。発電検出手段44は、実測発電情報として、例えば太陽電池パネル1の開放端電圧を検出する。この発電検出手段44は、太陽電池パネル1毎に設けられる。一方、日射量測定手段41は、太陽電池パネル1の設置場所単位で設ければ足りる。計測値収集手段21は、このように日射量測定手段41により測定された日射量情報と、温度検出手段42により検出された温度情報と、発電検出手段44により検出された発電情報等を収集し、管理ユニット30の異常判定手段32に送出する。計測値収集手段21と異常判定手段32とは、データ通信可能な状態で接続される。このため計測値収集手段21は収集側通信手段23を、異常判定手段32は測定値収判定側通信手段33を、それぞれ備えている。データ通信は、専用回線を用意することもできるが、好ましくは公衆通信回線を利用する。これにより、インターネット通信等の汎用的なネットワーク通信回線を用いて、安価にネットワーク接続を構築でき、遠隔地の管理を一層簡単に行うことができる。また、図1の例では計測値収集手段21と異常判定手段32とを1:1とした接続例を示しているが、本発明はこれに限るものでない。例えば図2に示すように、複数の計測値収集手段21を共通の異常判定手段32に接続して、複数箇所に設置した太陽電池パネルの異常発生を集中管理することも可能である。これにより、ネットワーク接続と相俟って、遠隔地に配置した太陽電池パネルの異常監視を統合的に行える利点が得られる。すなわち、中央管理センターに管理ユニット30を置き、各場所に配置された太陽電池パネルの状態を把握できる。管理ユニット30管理ユニット30は、上述の通り異常判定手段32を備える。異常判定手段32は、計測値収集手段21で収集された収集情報に基づいて、太陽電池パネル1の異常の発生の有無を判別する。ここで異常判定手段32は、日射量情報及び温度情報に基づいて、得られるであろう発電情報を推定する。そして、推定された推定発電情報に対し、発電検出手段44で実測された実測発電情報が所定の異常判定閾値以上例えば10以上低下している場合に、太陽発電パネルに異常が発生したと判別する。これにより、従来は困難であった太陽電池パネルの異常判定を、発電情報のみならず、日射量情報と温度情報に基づいて行うことにより、異常判定の精度を高めることができる。警告手段34また管理ユニット30は、警告手段34を設けることもできる。警告手段34は、異常判定手段32で異常と判定されたことを受けて、警告を発する。例えば、管理ユニット30の置かれた中央管理センターのモニタ上に、○○において異常が発生しましたとメッセージを表示したり、警告音を発したり、あるいはサービス部門に自動的に案内を送る。例えば、巡回中のサービスマンの携帯電話に対して○○において異常が発生しました。確認に向かって下さい。といった巡回を促すメールを通知したり、又は該当する太陽電池パネルを設置した家屋に滞在する管理者に対して自動でメールを送信して、○○において異常が発生しました。至急確認して下さい。等と通知することができる。次に、計測値収集手段21で太陽電池パネル1の各情報を収集するための構成を、図3に基づいて説明する。ここでは、複数の太陽電池パネル1を設置して、これらを共通の計測値収集手段21に接続する様子を示している。図3の例では太陽電池パネル1を直列に3枚接続して1系統とし、複数の系統を並列に接続箱22に接続している。この接続箱22は、各太陽電池パネル1で発電された発電エネルギーを集積するエネルギー集積手段として機能する。また接続箱22で得られた電力は、パワーコンディショナー25Bで交流電力に変換される。太陽電池パネル1の異常を検出するため、接続箱22に接続している各系統の電圧を測定する。図3の例では、接続箱22と個別に設けられた発電検出手段44でもって、系統毎の系統電圧が検出される。発電検出手段44は測定値収集手段21に接続される。さらに測定値収集手段21と接続された異常判定手段32でもって、太陽電池パネル1の異常を系統単位で判定する。ここで、系統電圧のみに基づいて、簡易的に太陽電池パネル1の不具合や故障を系統単位で発見することは可能である。ただ、この方法では太陽電池パネル1の一部に不具合が発生した太陽電池セルを発見することは困難である。そこで、系統電圧のみならず、発電量、日射量、温度情報なども併せて収集し、これらに基づいて異常の判定を行う。また温度検出手段42は、ここでは外気温を検出する外気温度センサを用いている。さらに日射量測定手段41も収集ユニット20側で一個設けており、これら温度検出と日射量検出は一箇所で集中的に行っている。なお、図3の例ではエネルギー集積手段である接続箱22と発電検出手段44とを個別に設けているが、接続箱で系統電圧を測定するように構成してもよい。この場合は、エネルギー集積手段と発電検出手段とを統合させることができる。計測値収集手段21計測値収集手段21は、各系統で得られた情報を収集して、異常判定手段32に送出する。この様子を図4のブロック図に示す。ここでは、太陽電池パネル1の各系統電圧、発電量、全天日射量、温度の情報を、電圧値として取得し、この値をA/D変換して、インターネット回線を介して異常判定手段32にデータ通信する。計測値収集手段21が異常判定手段32に収集情報を送出する伝送タイミングは、予め所定のタイミングに規定しておく。例えば30分に1度とすることで、1日の時系列データをグラフなどで容易に可視化できる。異常判定手段32異常判定手段32は、計測値収集手段21から送出される収集情報に基づいて、太陽電池パネル1の不具合や故障を監視する。判定の基準として、例えば各系統毎に、接続箱22で得られる測定電圧値を比較し、系統の電圧が一定値以上低下すると=発電量が低下したと捉え、異常と判断する。ただし、天候の変化、例えば曇りになったり、何らかの影になるなどして一時的に発電量が低下することもあるため、日射量を参照する。例えば、日射量の低下と発電量の低下が同時に生じている場合は、正常と判断でき、一方で日射量に変化が見られないのに発電量が低下した場合には、異常の可能性がある。異常判定手段32は、図4に示すように、異常判定時に参照するための参照テーブル35を備えることもできる。参照テーブル35の例としては、例えば一年の日付毎に日射時間及びこれに応じた予測発電量の日毎情報を予め記録した日毎情報参照テーブルが挙げられる。この場合は、計測値収集手段21で収集される収集情報に対し、収集情報が計測された日付に基づいて対応する日毎情報を、日毎情報参照テーブルから参照して、太陽電池パネル1の異常を判定する。これにより、年間の日射時間や温度に基づいて、得られるであろう発電情報を予め予測しておき、このような予測値と実測値とを対比することで、単純な発電情報のみでは判定が困難な異常の発生を、高い精度でもって判別することが可能となる。さらに異常判定手段32は、計測された日照時間や温度、発電量などの情報を、履歴としてデータベースに記録することもできる。そして、このようにしてデータベースに記録された過去の情報を、将来の異常判定に役立てることもできる。すなわち、異常と判定されたが実際には異常でなかった条件や、逆に異常でないと判定されたが実際には異常が発生していた条件などを記録しておくことで、より精度の高い異常判定が実現できる。また、データベースと参照テーブルを一体化し、予測発電量と実際の発電量とを対応付けて記録しておくことで、精度の向上に役立てることも可能となる。さらには、計測された情報毎にテーブルを持たせて、各情報を入力することでテーブルを参照して、異常かどうかの判定結果を得るようにしてもよい。この方法であれば、過去の測定データを利用して演算式が不要な異常判定を精度よく行うことができる。また、複数の太陽電池パネル系統を接続している場合の他の異常判定方法として、系列毎に測定した電圧を比較し、他の系統と大きく異なる系列を異常と判定してもよい。この方法であれば、異常かどうかの判定を、同様に配置され同様の条件で運用されている系統間で相対的に行えるため、周囲環境の変化によらず正確な異常判定が期待できる。ただし、この方法では複数の系統が同時に劣化するような場合には不適であるため、好ましくは上述した系統電圧等に基づく異常判定と併用することで、判定結果の信頼性を高めることができる。異常判定閾値また、後述するとおり太陽電池パネルの発電量に対し、所定の補償発電量を定めておき、仮に補償発電量に満たない場合は差額分を補償するような補償システムを採用する場合は、故障や不具合の早期検出が極めて重要となる。例えば補償発電量として定格出力の90以上を、太陽電池パネルの設置者に対して補償することを考えると、太陽電池パネルの発電量が定格出力の90に満たない場合は、不足分を設置者に補償する必要が生じ、この期間が長いほど、補償すべき額も大きくなる。このため、異常の発生を抑えると共に、異常発生時にはこれをできるだけ早期に発見して、回復に努めることが太陽光発電システムの運営上、余計なコストの削減に繋がる。そこで、補償発電量に応じて、異常かどうかの判定基準も設定する。例えば、定格出力の90以上を補償する補償システムを採用する場合において、太陽電池パネルの一枚あたりの発電量をM[W]とし、1系統あたりの太陽電池パネルの枚数をn[枚]とすれば、通常であれば1系統あたりM×n[W]の発電量が期待できる。ここで、いずれか一枚の太陽電池パネルに不具合が発生して、定格出力の90しか得られない場合を考えると、このときの1系統あたりの発電量は、次式で計算できる。M×0.9M×n-1[枚]=M0.9n-1=Mn-0.1[W]したがって、実際の発電量がこの値よりも低い場合は補償が発生するため、この値を異常判定閾値として設定すればよい。異常判定手段32は、これに接続された複数の系統に対して比較を行い、この異常判定閾値よりも低い発電量となっている系統に対しては、警告手段34を用いて警告を発する。なお、上述の通り太陽電池パネルが正常であっても、一時的に発電量が低下することも起こり得る。そこで、このような一時的な発電量の低下と、異常の発生とを区別するため、異常と判定された時点で直ちに警告を発するのでなく、異常状態が所定時間以上継続した場合に、異常と判定して警告手段34で警告するよう構成することが好ましい。例えば、異常が検出された状態が所定時間例えば3時間以上継続する場合に初めて、異常判定手段32は異常と判定する。また、異常が検出された場合は再度検出と演算を行い、異常との判定結果が所定回数繰り返される場合に、異常と判定してもよい。また日射量の一日の変化も考慮する。例えば夕暮れ時や早朝など日射量の弱い時間帯を無視する。さらに、年間の日照量の変化、例えば夏至や冬至などに応じた日照時間の変化も設定しておく。さらにまた、天候に応じて、例えば曇天や雨天の場合にも日照量が低下するので、このような場合にも異常判定を休止するなどの対応を講じておく。図5に、異常判定手段32が異常判定を行う手順の一例のフローチャートを示す。ここでは、系統間で差分の大きい系統がある場合に、該系統に異常が発生しているかどうかを判定している。まずステップS1において、計測値収集手段21から、接続されている複数の系統毎に、計測情報の入力を行う。次にステップS2において、複数の系統の内、他の系統に比べて特に系統電圧の低い系統が存在するかどうかを、異常検出手段が判定する。例えば異常判定手段32が、ある時点における系統電圧の平均値よりも10以上低い系統電圧を有する系統が存在するかどうかを判定する。そのような系統が存在しない場合はステップS2-1に進み、一方存在する場合はステップS3に進む。ステップS2-1においては、発電量が理論発電量よりも低いかどうかを判定する。ここで理論発電量は、次式で表現される。理論発電量=日射量kW/m2×補正係数太陽電池パネルの設置面における傾斜角度や温度補正を考慮×モジュール温度補正係数このように、理論発電量との比較を行うのは、各系統毎に接続箱22で取得される測定電圧値のみを監視するだけでは、正確な監視ができない場合があることを考慮したものである。このため、測定電圧値には表れない発電量低下を監視するために、理論発電量と実際の発電量を比較することで、従来は見逃されてきた異常発生でも捕捉でき、異常判定の信頼性向上とダウンタイムの低減を実現できる。ステップS2-1において、実際の発電量が理論発電量よりも低くない場合は、異常でないとして異常判定処理を終了する。一方、実際の発電量が理論発電量よりも低い場合はステップS3-1に進む。ステップS3-1では、日射量が低くないかどうかを判定する。日射量が低い場合例えば夕暮れ時や曇天時は、発電量が低くても正常であるから、異常でないとして異常判定処理を終了する。日射量が低いかどうかを判定するために、例えば夕暮れ時の日射量を基準日射量として設定し、この基準日射量を超えた日射量が得られているかどうかで判定できる。もし日射量が低くない場合はステップS4-1に進む。ステップS4-1においては、このような状態が所定時間以上継続しているかどうかを判定する。所定時間は、例えば3時間とする。継続していない場合は、異常でないとして異常判定処理を終了する。一方、継続している場合は、ステップS4-1に進む。ステップS4-1では、警告手段34が警告を発する。そして異常判定処理を終了する。ここでは、接続箱22で測定した系統電圧のみに基づいた判定では異常と見出せないものの、実際の発電量が理論発電量よりも低い状態であるため、系統電圧には表れない不具合や故障の可能性があるとして、この系統を監視するように警告手段34が警告を発する。よって、この警告に従ってユーザは、専門家を該当する太陽電池パネルの設置場所に対して派遣して確認作業を行わせるなど、適切な処置を講じる。なお、ステップS2において、他の系統に比べて特に系統電圧の低い系統が存在する場合はステップS3に進む。ステップS3においては、ステップS3-1と同様、日射量が低くないかどうかを判定し、低い場合は異常判定処理を終了する。一方、低くない例えば夕暮れ時でない場合はステップS4に進み、この状態が所定時間例えば3時間以上継続しているかどうかを判定する。継続していない場合は異常判定処理を終了する。一方、継続している場合はステップS5に進み、警告手段34が警告を発して処理を終了する。ここでは、接続箱22で測定した系統電圧の内、他の系統よりも低い系統電圧のものが存在しているため、この系統に異常が発生する可能性が認められるとして、この系統を調査するよう、警告手段34が指示を出す。また警告手段34は、系統電圧をモニタなどの表示画面上に表示させる機能も有している。ここで、各系統の系統電圧値が1日の日中で変化する様子を、図6のグラフに示す。この図に示す例では、系統1の電圧が、12時頃より他の系統からの乖離率が高くなっていることが判る。また、1日の同時間帯における各系統の接続箱での測定電圧を、図7のグラフに示す。この図に示す例では、系統2の電圧が、6日頃より他の系統からの乖離率が高くなり、この差が継続していることから、このような乖離が一時的なものではないことが視覚的に確認される。以上のように、太陽光発電システムによれば、大規模の太陽光発電所や、中小規模の太陽光発電において、太陽電池パネルの不具合や故障を遠隔で集中して監視することができる。特に規格値通りの発電量を満たさない太陽電池パネルが存在しないか確認するため、日射量や外気温データに基づいて、予想発電量を演算する。そして実際の発電量が低下している場合には、さらにその原因調査として、各系統に並列に接続されている太陽電池パネルの測定電圧を測定し、遠隔で不具合や故障を検出することができる。太陽電池パネルの発電量保証システムまた、このような異常判定を確実に行えることから、異常発生時に早期にこれを発見して、適切な対応を講じることでダウンタイムや発電量の低下期間を低減できるようになる。このため、太陽電池パネルの設置者に対して、発電量を保証するシステムを構築することも可能となる。例えば、工場や倉庫の屋根等、利用されていない屋根や屋上を有する者、あるいは遊休地の所有者に対して、太陽光発電システムの運営者が、太陽電池パネルの設置を提案する。システム運営者は、太陽電池パネルを設置した者と契約し、契約者から供給された発電を集めて、電力会社に売電し、売電の対価を発電量に応じて契約者に分配する。この際、仮に発電量が予想よりも少なくとも、必ず一定額が得られるように、不足分をシステム運営者が保証するシステムを提案する。このような太陽電池パネルの発電量保証システムを、図2に基づいて説明する。この図に示すように、複数の契約者とシステム運営者との間で、それぞれ契約者の太陽電池パネル1で発電した電力をシステム運営者が受ける。システム運営者は供給された電力をエネルギー集積手段50に集め、これを電力会社PSに売電する。さらにシステム運営者は、管理ユニット30でもって各契約者の太陽電池パネルの異常を、系統毎に監視する。一般には、土地あるいは家屋の所有者が設置の費用を負担することとなる。この場合、発電された電力を電力会社に販売する、売電の対価によって、設置のコストを回収することが一般的であるが、比較的長期にわたる上、確実に予期した発電量が得られるかどうかが必ずしも明らかでない。すなわち、発電量は天候等に左右されるし、また太陽電池パネルやパワーコンディショナーの不具合によって、所期の発電量が得られないことも考えられる。このため、太陽電池パネルやパワーコンディショナー等の設置費用を、計画通りの期間内に償還できるかどうかの見通しは立てにくく、リスクが伴う。このようなリスクが存在するため、太陽電池パネルの導入に関心があっても、設置に踏み切れない者が多数存在すると考えられ、我が国における太陽光発電の導入が進まない一因となっているともいえる。そこで、このような太陽光発電のポテンシャルユーザ、すなわち将来の契約者に対し、予め予想される発電量に応じて、所定の保証発電量を提示し、仮に実際の発電量が保証発電量に満たなかったとしても、発電の不足分で得られる筈の売電の対価を、システム運営者が契約者に充当することを提案する。例えば、契約者は自己資金や金融機関からの融資、リース等を利用して太陽光パネルを各自で設置する。また、契約者が自己資金を用いない場合は、システム運営者が融資やリースを取り次ぐことも可能である。そしてシステム運営者と契約者との間で、太陽電池パネルを含めた、太陽光発電のための必要な設備の設置、メンテナンス、管理、運営の契約を締結する。この際、システム運営者が発電量変動リスクを負担し、発電手数料を受け取る代わりに、契約者に対しては、融資返済額またはリース料金に発電配当金を上乗せした一定額保証額を一定期間例えば15年間支払う。この契約後、契約者は、屋根や土地で発電を行う。一方、システム運営者は契約者の屋根等で発電された電力を全量買い取り、さらに買い取った電力を電力会社に販売売電する。そしてシステム運営者は、電力会社に売電して得られた収入売電収入から、保証額を各契約者に対して支払う。システム運営者は、売電収入から保証額を差し引いた額を取り分とする。このようなリスク回避型の収入保証システムを提供し、契約者に対して収入補償を与えることで、太陽電池パネルの設置を鼓舞することができ、設置が促進される結果、より大規模な太陽光発電が、既存の家屋の屋根を利用して行えるようになる。国土の狭い我が国で、メガソーラ用の土地を新たに用意する必要をなくし、既存のビルや倉庫などの屋根や遊休地を有効利用できる。また、このようなスペースは町中でも確保しやすいことから、発電場所と発電された電力の消費地とを近付けることができ、この結果、送電時の損失も極減できる。さらに太陽光発電が普及することで、クリーンエネルギーによる発電量を増やし、原子力や化石燃料に依存したエネルギー構造も改善できるものと期待される。なおシステム運営者が契約者に保証する発電量は、太陽電池パネルを設置した場所における設置コストに基づいて、この設置コストを償還する年数で除算した値に基づいて決定することが好ましい。これにより、太陽電池パネルを設置する者は、設置コストの償還年数に応じて、配分が保証されることとなるため、発電量の変動によらず確実に対価を得ることができ、所定の年数で確実に設置コストを償還できる。このように太陽電池パネル設置者のリスクが局限されることから、太陽電池パネルの設置のモチベーションが高まり、一層の太陽電池パネルの普及効果が見込まれる利点が得られる。なお上記は一例であって、運営方法の具体例は様々である。例えば、システム運営者が屋根や土地を借りて、太陽電池パネルの設置をシステム運営者側で行うこともできる。このような無投資収入保証の例を説明すると、まず工場や倉庫の屋根等の未利用屋根や屋上、遊休土地の所有者を契約者とする。そしてシステム運営者は、契約者との間で屋根または土地の賃貸借契約を結ぶ。さらにシステム運営者は、自己資金や融資、またはリースを組むことで、契約者の屋根または土地へ太陽光パネルを設置する。さらにシステム運営者と契約者とで、土地などの賃料に加えて、発電配当金の定額保証額を支払うことを契約する。この契約後、システム運営者は屋根、土地等で発電し、発電した電力をシステム運営者自身で電力会社に販売する。そしてシステム運営者は、契約者に対して、売電収入から保証額を支払う。その上でシステム運営者は、売電収入から保証額を差し引いた額を取り分とする。このような無投資の収入保証システムによっても、同様に屋根や土地を利用した太陽光発電システムの普及が図られる。このように、いずれの方法においても、契約者はリスクを回避しながら収入を得つつ、再生可能エネルギー発電に参加できる。特に、上述した太陽光発電システムを用いることで、ダウンタイムを極小化できるため、契約者のみならずシステム運営者においても、発電量を確保でき、採算性とクリーンエネルギー発電の普及という、実現可能で持続可能な電力の需給を構築できる。