JP2018148161A - 配線フィルムおよび光電変換素子モジュール - Google Patents

Abstract

【課題】 金属光沢を抑制すべく黒化処理層を施した金属線を採用していても、十分な導電性も担保した配線フィルム等を提供する。【解決手段】 配線フィルム１０では、金属線１１は、母材１２の表面１２Ｆのうち一部のみを黒化処理層１３で覆っており、導電性酸化物膜１６は、母材１２の表面１２Ｆにおける黒化処理層１３以外の部分である側面１２Ｓを覆うとともに、母材１２の表面１２Ｆにおける外表面である天面１２Ｕを覆う黒化処理層１３を覆う。【選択図】 図１

Description

本発明は、配線フィルムおよびそれを用いた光電変換素子モジュールに関する。

配線フィルムは、様々な機器において使用される導電性フィルムで、太陽電池モジュール、タッチパネル、または薄型ディスプレイ等に採用される。このうち、太陽電池モジュールに内蔵される太陽電池に使用する配線フィルムは、太陽電池の光電変換に必要な受光のために透光性を要するとともに、受光により生成した導電性キャリアの輸送ロスを抑制させるために電気的な低抵抗性も要する。

この低抵抗性を担保するにあたり、配線フィルムの配線に導電性の良い金属線を用いることがあるが、金属線は非透光部材である。そのため、金属線の線幅または本数によっては、配線フィルムの透光性が犠牲になることがある。したがって、配線フィルムでは、透光性と低抵抗性とをバランスよく設計しなくてはならない。

このような透光性と低抵抗性とのバランスを考慮した種々の配線フィルムが提案されている。例えば特許文献１には、導電性ポリマー体層と細線化された金属線とを支持フィルム上の同一平面に形成した配線フィルムが開示されている。そして、この配線フィルムでは、金属線の反射（金属光沢）を抑えるべく、金属線に対して黒化処理が施される。

特開２００８−２８８０６７号公報

しかしながら、このような黒化処理層は、電気的に比較的高抵抗な化合物であることがあり、かかる場合、そのような配線フィルムが太陽電池モジュール（光電変換素子モジュール）に採用されていると、導電性キャリアが太陽電池から配線フィルムに輸送されにくい。

本発明は、上記の課題を解決するためになされたものである。そして、その目的は、金属光沢を抑制すべく黒化処理層を施した金属線を採用していても、十分な導電性も担保した配線フィルム等を提供することにある。

電極を有する光電変換素子に取り付けられる配線フィルムは、支持フィルムと、前記支持フィルムに配置される金属線と、前記金属線を覆う導電性酸化物膜とを含む。この配線フィルムでは、前記金属線は、母材の表面のうち一部のみを黒化処理層で覆っており、前記導電性酸化物膜は、前記母材の表面において前記黒化処理層以外の部分である残表面の少なくとも一部を覆うとともに、前記母材の表面における外表面を覆う前記黒化処理層の少なくとも一部を覆う。

本発明によれば、金属光沢を抑制すべく黒化処理層を施した金属線を採用していても、十分な導電性も担保した配線フィルムとなる。

は、図２の太陽電池モジュールの拡大断面図である。 は、図３の太陽電池モジュールにおけるＡ−Ａ’線矢視断面図である。 は、太陽電池モジュールと人とを示す説明図である。 は、太陽電池モジュールの拡大断面図である。 は、配線フィルムの製造工程を示す説明図である。 は、太陽電池モジュールの断面図である。 は、太陽電池モジュールの部分平面図である。 は、配線フィルムの平面図である。 は、太陽電池モジュールの断面図である。 は、太陽電池モジュールの断面図である。 は、太陽電池モジュールの平面図である。 は、太陽電池モジュールの製造工程におけるラミネートでの温度と時間との関係を示すグラフである。 は、太陽電池の電極の極性を詳細にした、直接接続の太陽電池モジュールの断面図である。 は、太陽電池の電極の極性を詳細にした、並列接続の太陽電池モジュールの断面図である。 は、配線フィルムの平面図である。 は、太陽電池モジュールの平面図である。

本発明の一実施形態について説明すると以下の通りであるが、本発明はこれに限定されるものではない。図３は、太陽電池モジュール５０を示す。太陽電池モジュール５０は、例えば一対の透光部材３１・３１で、マトリックス状に配置した複数の太陽電池２０を挟み込んだ電気機器である。そして、このような太陽電池モジュール５０では、図３に示すように、太陽電池２０は光を遮り、透光部材３１は光を透過させる。このことから、このような太陽電池モジュール５０は、ライトスルー型といわれている。

図２は太陽電池モジュール５０の厚み方向に沿った断面図（Ａ−Ａ’線矢視断面図）であり、図１は図２における太陽電池２０付近（点線枠参照）を拡大した拡大断面図である。これらの図に示すように、太陽電池モジュール［光電変換素子モジュール］５０は、複数の太陽電池２０をモジュール化したもので、太陽電池２０の他に、透光部材３１・３１、封止材４１、および配線フィルム１０を含む。

太陽電池２０は、光を受光することで、その光を電流（電子・正孔というキャリア）に変換する光電変換素子である。光電変換材料としては、特に限定されるものではなく、例えば、結晶シリコンまたはＩＩＩ−Ｖ型化合物等が挙げられる。また、光電変換素子の構造も、同一相からなるホモ接合構造に限らず、結晶相を異とするヘテロ接合構造であっても構わない。

なお、図１に示される太陽電池２０は、光電変換により生じた電流を外部機器に流すための電極２１を含むが、これに限定されるものではない。例えば、図４に示すように、電極を無くした太陽電池２０であっても構わない。このような図４の太陽電池モジュール５０では、配線フィルム１０の金属線１１が、太陽電池２０の電極の機能を果たす。

また、太陽電池２０において、配線フィルム１０が取り付けられる面を、取り付け面２０Ｆと称する。したがって、図１の太陽電池モジュール５０の場合、電極２１の形成された面（電極形成面２１Ｆ）が取り付け面となる。なお、以降では、電極２１を有する太陽電池２０を例に挙げて説明する。また、光電変換素子の一例として、太陽電池２０を挙げて説明するが、これに限定されるものではない。

透光部材３１は、例えば、板状またはフィルム状の部材で、太陽電池２０を挟み込む。透光部材３１の材料としては、太陽光等を透過させる材料であれば、特に限定されるものではなく、例えば、ガラスまたは樹脂が挙げられる。また、一対の透光部材３１・３１において、両方とも同質の材料である必要はなく、互いに異質な材料であっても構わない。

封止材４１は、透光部材３１同様に透光性を有した材料で、透光部材３１・３１間に充填される。詳説すると、封止材４１は、透光部材３１と太陽電池２０との隙間を埋めて封止する。すなわち、封止材４１は、透光部材３１と太陽電池２０との間を物理的に接合する接着剤としての役割を果たす。また、封止材４１は、空気または水等に起因する、太陽電池２０または配線フィルム１０の劣化を防ぐためのバリア材としての役割も果たす。

透光部材３１の材料としては、上記役割を果たし、光を透過する材料であれば、特に限定されるものではなく、例えば、ホットメルト型の化合物であるエチレン−酢酸ビニル共重合樹脂（ＥＶＡ）またはエチレン・α−オレフィン共重合体等が挙げられる。

配線フィルム１０は、太陽電池２０にて発生する電流を、例えば外部機器へ流すための導電性フィルムであり、図１に示すように、太陽電池２０の電極２１に電気的に接続されるために、電極２１の形成面２１Ｆを覆うように配置される。そして、このような配線フィルム１０は、支持フィルム１７、金属線１１、および導電性酸化物膜１６を含む。

支持フィルム１７は、金属線１１等を配置させる。この支持フィルム１７の厚みは、２０μｍ以上２００μｍ以下、さらには４０μｍ以上１５０μｍ以下であると好ましい。支持フィルム１７の材料としては、光を透過する材料であれば、特に限定されるものではなく、ポリエステル系、ポリオレフィン系、ポリアクリル系、またはポリカーボネート系の軟質な樹脂が挙げられる。

なお、支持フィルム１７の主面１７Ｍ上に、金属線１１および導電性酸化物膜１６が配置される。このことから、これら部材に対する密着性の観点より、支持フィルム１７の主面１７Ｍには、易接着層が製膜されていても構わない。また、支持フィルム１７の材料に起因するオリゴマーの拡散を予防するオリゴマーブロック層、支持フィルム１７を保護するハードコート層、または、光学的な利得を得るためのインデックスマッチング層等が、支持フィルム１７の主面上に製膜されていても構わない。

金属線１１は、太陽電池２０から発生する電流を流すための導電部材で、太陽電池２０の電極２１に電気的に接続する。金属線１１は、母材１２と、この母材１２に対する表面処理層１３とを含む。

母材１２は、線状の金属である。以降では、母材１２の表面１２Ｆにおいて、支持フィルム１７に対向する面を底面１２Ｂ、この底面１２Ｂの反対面を天面１２Ｕ（支持フィルム１７の主面１７Ｍと同じ方向に向いて支持フィルム１７に覆われない表面１２Ｆ）、天面１２Ｕおよび底面１２Ｂ以外の面（支持フィルム１７の主面１７Ｍに対して交差する面）を側面１２Ｓと称する。また、底面１２Ｂは、支持フィルム１７にて覆われることから内表面と称し、支持フィルム１７にて覆われない表面１２Ｆの部分（天面１２Ｕ・側面１２Ｓ）を外表面と称す。

母材１２の材料としては、導電性を担保する観点から、導電率の比較的高い材料、例えば銅または銀が挙げられる。

また、母材１２は、非透光性部材であることから、外部からの非視認性を高めるべく、線幅を５μｍ以上２００μｍ以下、さらには８μｍ以上１００μｍ以下であると好ましい。また、このような細線化のための加工処理ために、母材１２の厚みは、１μｍ以上５０μｍ以下、さらには２μｍ以上３０μｍ以下であると好ましい。

また、支持フィルム１７の主面１７Ｍにおける母材１２、ひいては金属線１１の被覆率は、太陽電池２０の受光性の観点から、３％以上２７％以下であると好ましい。ここでの被覆率は、支持フィルム１７の主面１７Ｍに対して、金属線１１の占有面積をその主面１７Ｍの面積で割った値（百分率）で表される。

なお、母材１２の形成方法は、特に限定されるものではなく、例えば、蒸着法等のドライプロセス、または、電界めっき法等のウエットプロセスが挙げられる。例えば、母材１２の材料が銅の場合、ドライプロセスでもウエットプロセスでも採用される。一方で、母材１２の材料が銀の場合、蒸着法が好ましい。

また、電解めっき法では、いわゆるシード層（導電性基材）を要するが、後に詳述する表面処理層１３をシード層として、母材１２を形成しても構わない。

表面処理層１３は、母材１２固有の反射（金属光沢）に起因する高い視認性を抑制させるためのものであり、例えば、母材１２の表面に対して行われる黒化処理により生じた層が挙げられる。黒化処理とは、例えば、母材１２の表面に、金属酸化物または金属窒化物等の黒色薄膜層を形成することをいう。

黒化処理により生じた表面処理層１３（黒化処理層１３）の厚みは、特に限定されるものではなく、３ｎｍ以上８０ｎｍ以下、さらには５ｎｍ以上３５ｎｍ以下であると好ましい。この膜厚の範囲であれば、黒化処理層１３は、金属光沢を抑えるだけでなく、防錆性能も発揮し、さらに、加工処理もしやすいためである（なお、黒化処理層１３を防錆処理層と表現しても構わない）。

また、このような黒化処理層１３は、図１に示すように、支持フィルム１７の主面１７Ｍに対して沿う、母材１２の天面１２Ｕ（太陽電池２０に対向する表面１２Ｆ）および底面１２Ｂ、すなわち、母材１２の表面１２Ｆのうちの一部のみを覆う。このように、母材１２の表面１２Ｆの全部を覆うことなく一部のみを黒化処理層１３が覆っていると、この黒化処理層１３固有の電気抵抗に起因する、金属線１１としての導電性の低下が抑制される。

なお、黒化処理層１３の被覆部分は、図１に示されるような母材１２の天面１２Ｕおよび底面１２Ｂの両方に限定されるものではなく、例えば、天面１２Ｕのみでも構わない。すなわち、母材１２において、支持フィルム１７の主面１７Ｍに対して沿う天面１２Ｕに少なくとも形成されていればよい。

また、母材１２の表面１２Ｆ（母材１２における天面１２Ｕ・底面１２Ｂ・側面１２Ｓの合計面積）における黒化処理層１３の被覆率は、１％以上５０％以下、さらには１％以上３０％以下であると好ましい。この範囲であると、母材１２の金属光沢の抑制と母材１２の導電性確保とがバランスよく担保されるためである。

黒化処理層１３の材料としては、母材１２の金属光沢を抑制しつつ、一定の導電性を有する材料であれば、特に限定されるものではなく、例えば、銅、ニッケル、若しくは銅とニッケルとの合金の、酸化物、窒化物、若しくは酸窒化物が挙げられる。

また、黒化処理層１３の形成方法としては、例えば、スパッタリング若しくは蒸着等の物理的堆積法、または、ＣＶＤ等の化学堆積法であるドライプロセスが挙げられる。なお、ドライプロセスを採用する場合、生産性の観点からは、物理的堆積法が好ましい。ただし、これに限定されるものではなく、化学堆積法でも構わないし、ウエットプロセスでも構わない。

また、母材１２の底面１２Ｂに形成される黒化処理層１３は、母材１２を電解めっき法で形成する場合のシード層としての機能も果たすこともある。このような場合、黒化処理層１３は、シード層となるための導電性を要するが、この導電性は、スパッタリング若しくは蒸着等において、導入する酸素量または窒素量の調整で担保される。

なお、黒化処理層１３の導電性が担保されない場合には、この黒化処理層１３上に別途のシード層をスパッタリングまたは蒸着により５０ｎ以上２００ｎｍ以下程度形成し、母材１２を電解めっき法で形成しても構わない。

また、金属線１１と支持フィルム１７との密着性を高めるために、例えば、母材１２の底面１２Ｂに形成される黒化処理層１３と支持フィルム１７との間に、下地層が形成された金属線１１であっても構わない。このような下地層の材料としては、銅またはニッケルの酸窒化物が挙げられる。

導電性酸化物膜１６は、金属線１１同様、太陽電池２０から発生する電流を流すための導電部材で、太陽電池２０の電極２１に電気的に接続する。

導電性酸化物膜１６の材料としては、酸化インジウム、酸化錫、または酸化亜鉛を主成分とする材料が挙げられる。この中でも、導電性の観点から、酸化インジウムを主成分とした材料が好ましい。また、導電性酸化物膜１６の製法は、特に限定されるものではなく、例えば、スパッタリング法またはイオンプレーティング法が挙げられる。生産性の観点からは、導電性酸化物膜１６の製法は、スパッタリング法が好ましい。

また、導電性酸化物膜１６は、結晶化させるために、アニール処理されていると好ましい。結晶化した導電性酸化物膜１６は、導電性または透明性を高められるためである。また、導電性酸化物膜１６に対するアニール処理は、導電性酸化物膜１６と金属線１１との密着性、または、導電性酸化物膜１６と支持フィルム１７との密着性を向上させる点からも、好ましい。

なお、導電性酸化物膜１６に対して、酸化錫、酸化亜鉛、酸化チタン、または酸化タングステンが、導電性添加剤として添加されていても構わない。

以上のような導電性酸化物膜１６は、支持フィルム１７の主面１７Ｍ上に配置された金属線１１、および、支持フィルム１７の主面１７Ｍを覆うように形成される。すなわち、配線フィルム１０は、支持フィルム１７と、この支持フィルム１７に配置される金属線１１と、金属線１１を覆う導電性酸化物膜１６とを含む。

そして、この配線フィルム１０では、金属線１１は、母材１２の表面１２Ｆのうち一部のみを黒化処理層１３で覆う。さらに、導電性酸化物膜１６は、母材１２の表面１２Ｆにおける黒化処理層１３以外の部分（残表面）である側面１２Ｓを覆うとともに、母材１２の表面１２Ｆにおける外表面である天面１２Ｕを覆う黒化処理層１３を覆う。

このようになっていると、導電性酸化物膜１６は、電極２１に対向する天面１２Ｕ上の黒化処理層１３を覆いながらも、金属線１１において黒化処理層１３に覆われていない母材１２の側面１２Ｓと、太陽電池２０の電極２１とを覆う。そのため、電極２１から導電性酸化物膜１６を経て金属線１１へ流れる電流の流路として、導電性酸化物膜１６から黒化処理層１３を経て母材１２へ流れる第１電流路と、導電性酸化物膜１６から母材１２へ流れる第２電流路とが生じる。

黒化処理層１３が母材１２よりも電気抵抗が高い場合、このように第２電流路が存在する配線フィルム１０は、例えば第１電流路しか生じさせない配線フィルム、または、導電性酸化物膜を含まずに電極２１に対して黒化処理層のみを直接接触させて母材に電流を流すような配線フィルムに比べて、効率よく、太陽電池２０の電流を流せる。つまり、透明性を担保すべく黒化処理層１３を施した金属線１１を採用していても、十分な導電性も担保した配線フィルム１０となる。

なお、以上では、導電性酸化物膜１６は、母材１２の表面１２Ｆにおいて黒化処理層１３以外の部分で、残表面でもある側面１２Ｓの全部を覆っていたが、これに限定されず、一部のみを覆っていても構わない。また、導電性酸化物膜１６は、母材１２の表面１２Ｆにおける外表面（天面１２Ｕ）を覆う黒化処理層１３の全部を覆っていたが、これに限定されず一部のみを覆っていても構わない。

すなわち、導電性酸化物膜１６は、母材１２の表面１２Ｆにおいて黒化処理層１３以外の部分である残表面の少なくとも一部を覆うとともに、母材１２の表面１２Ｆにおける外表面を覆う黒化処理層１３の少なくとも一部を覆っていればよい。

また、黒化処理層１３は、支持フィルム１７の主面１７Ｍに対して沿う母材１２の天面１２Ｕに少なくとも形成されると好ましい。このような配線フィルム１０であると、電気抵抗の比較的高い黒化処理層１３であっても、それと太陽電池２０の電極２１とが導電性酸化物膜１６を介在してしか接触しない。そのため、確実に、上記の第２電流路が確保される。

なお、太陽電池２０の受光性の観点から、金属線１１の幅が５μｍ以上２００μｍ以下であり、支持フィルム１７の主面１７Ｍにおける金属線１１の被覆率が３％以上２７％以下に設計すると好ましい。

また、黒化処理層１３に覆われていない母材１２の残表面は、支持フィルム１７の主面１７Ｍに対して交差する面、詳説すると、主面１７Ｍに対して立ち上がるように位置する側面１２Ｓであると好ましい。このようになっていると、支持フィルム１７の主面１７Ｍを正面視した場合に、母材１２の目立ちにくい個所に、配線フィルム１０の導電性担保のための導電性酸化物膜１６が付着する。

つまり、この配線フィルム１０は、金属光沢の目立ちにくい個所に導電性酸化物膜１６を付着させることで、配線フィルム１０の導電性を担保する。

なお、母材１２の側面１２Ｓに導電性酸化物膜１６を付着させるに好適な配線フィルム１０の製造方法の一例について説明すると、以下の通りである。

まず、図５Ａに示すような支持フィルム１７の主面１７Ｍに、図５Ｂに示すように、黒化処理層１３が形成される。次に、図５Ｃに示すように、黒化処理層１３上に母材１２が形成され、続けて、図５Ｄに示すように、母材１２上に黒化処理層１３を形成される。

この後、例えば、フォトリソグラフィ法またはレーザスクライブ法によるパターニングを行うことで、黒化処理層１３および母材１２の積層に窪み（凹状）を設けることで、支持フィルム１７上に隆起（凸状）になった金属線１１が生じる。したがって、パターニングにより溶解した部分に対向する母材１２の面は、黒化処理層１３に覆われない側面１２Ｓとなる。

ところで、以上では、配線フィルム１０と、この配線フィルム１０が電気的に接続しつつ取り付けられる太陽電池２０と、配線フィルム１０および太陽電池２０を挟持する一対の透光部材３１・３１と、透光部材３１・３１間を埋める封止材４１と、を含む太陽電池モジュール５０の一例として、図２を用いて説明してきた。

この図２の太陽電池モジュール５０では、配線フィルム１０が、太陽電池２０の電極形成面２１Ｆの全部に対して重なっていたが、これに限定されるものではない。例えば、図６に示すように、配線フィルム１０が、太陽電池２０の電極形成面２１Ｆに対して、部分的に重なっていても構わない。

このようになっていると、配線フィルム１０に起因する、太陽電池２０のシャドウロスの量が抑えられ、太陽電池２０がより多くの発電量を得る。そして、より多くの発電量を得るために、太陽電池モジュール５０は、太陽電池２０の電極形成面２１Ｆ毎に対する配線フィルム１０により覆われる面積ＰＡを、電極形成面２１Ｆ毎の全面積ＥＡに対して１／２以下にしていると好ましい。

また、導電性酸化物膜１６は、配線フィルム１０の全面（金属線１１等の配置された主面１７Ｍ）を覆うように形成されてもよいが、これに限定されるものではない。例えば、図７の平面図に示すような太陽電池２０を覆うように配置される配線フィルム１０において、図８に示すように配線フィルム１０の全面において、太陽電池２０に重なる部分のみに、導電性酸化物膜１６が、例えばマスクを使用して形成されても構わない。

つまり、導電性酸化物膜１６は、配線フィルム１０において太陽電池２０に重なる予定部分にのみに形成されていても構わない。このようになっていると、導電性酸化物膜１６の使用量が比較的少量で済み、配線フィルム１７のコストが削減される。また、隣り合う太陽電池２０同士の間、すなわち、太陽電池モジュール５０におけるシースルー部分に導電性酸化物膜１６が重ならず、より一層透光性が増す。

また、太陽電池モジュール５０の封止材４１は、一種類のみではなく、複数種を採用してもよい。例えば、図９に示すように、隣り合う太陽電池２０と太陽電池２０との間に、支持フィルム１７の材料の平均線膨張係数と同程度の平均線膨張係数を有する封止材４２を配置させても構わない。

例えば、支持フィルム１７が、ポリエステル系、ポリオレフィン系、ポリアクリル系、またはポリカーボネート系の軟質な樹脂であれば、それと同じ系の材料で、封止材４２が形成されているとよい。

このような封止材４２が配置されると、比較的大きな熱収縮率差を有する、支持フィルム１７とＥＶＡ等の封止材４１との界面の面積が減少する（図２・図９参照）。そのため、この熱収縮率差に起因するシワが抑制される。

また、隣り合う太陽電池２０と太陽電池２０との間の封止材を無くす、すなわち、図１０に示すように、複数の太陽電池２０が隣接して配置されても構わない。

このようになっていると、図１１に示すように、太陽電池モジュール５０において、太陽電池２０が一連状に並び、意匠性の選択肢が増える。なお、一連状の太陽電池２０の群が一方向に並列した場合、隣り合う群同士を電気的に接続する接続配線４５、または、太陽電池モジュール５０を外部機器等に接続するための引出線４６は、透光部材３１の周縁外に配置される。しかし、例えば、太陽電池モジュール５０が窓そのものになっている場合、不図示の窓枠に、それら線４５・４６は隠れることになり、意匠性は損なわれない。

つまり、このような太陽電池モジュール５０は、金属線１１を用いた高導電性の配線フィルム１０を採用しながらも、その配線フィルム１０を目立たせない一方で、視認性の有る太陽電池２０を利用して、全体としての意匠性を高めている。

ここで、太陽電池モジュール５０の製造について説明する。太陽電池モジュール５０の製造工程において、ラミネートを行う場合、一種類または複数種の封止材４１／４２を溶融させなくてはならない点から、熱ラミネート法が好適である。また、太陽電池モジュール５０内部の空気を十分に排除させる点から、真空ラミネート法が好適である。

このような真空熱ラミネート法を採用して、太陽電池モジュール５０を製造する場合、太陽電池モジュール５０となる部材を収納したチャンバーの真空排気工程、ラミネート圧の印加工程、ラミネート圧の保持工程、の３段階の工程が存在する。

一般的な真空熱ラミネート法では、チャンバーの真空排気工程の段階においてチャンバーの予備加熱を行う。しかし、太陽電池モジュール５０の製造工程では、封止材４１に対する温度と処理時間との関係グラフである図１２に示すように、真空排気工程は、封止材４１の軟化温度（Ｔ_１）以下である室温（Ｔ_０）状態にて行われる。

そして、真空排気工程終了後のラミネート圧の印加工程中にチャンバーの加熱が開始され、同印加工程の途中で目的温度（Ｔ_２）に到達させる。つまり、封止材４１の軟化温度よりも低温である開始温度において、封止材４１を加圧させながら昇温させていく昇温加圧工程（ラミネート圧の印加工程）を行う。このようになっていると、十分な荷重がかかった後に封止剤の軟化が始まるために、封止材４１そのものにシワが付きにくく、その封止材４１を覆う透光部材３１にもシワが付きにくくなる。

なお、封止材４１の軟化温度は、配線フィルム１０の支持フィルム１７の軟化温度よりも低いと好ましい。このようになっていると、金属線１１を配置させた支持フィルム１７は、封止材４１の軟化する温度であっても、軟化しない。そのため、支持フィルム１７、ひいては配線フィルム１０は、歪むことなく、太陽電池モジュール５０に内蔵される。そのため、支持フィルム１７の歪みに起因するような金属線１１の乖離等は起きない。

ところで、図２に示す太陽電池モジュール５０は、両面受光型の太陽電池モジュール５０で、太陽電池２０における正極（＋）の電極形成面２１Ｆと負極（−）の電極形成面２１Ｆは、図１３に示すように、太陽電池モジュール５０の受光面５１・５１の各面に対向する電極形成面２１Ｆは、隣り合う太陽電池２０同士で異なる。そして、電気的に異なった電極形成面２１Ｆ同士に、配線フィルム１０が架け渡ることで、複数の太陽電池２０は電気的に接続される。

このような電気的接続を直列接続という。しかし、太陽電池モジュール５０における太陽電池２０の接続は、直列接続に限定されるものではない。例えば、図１４に示すように、太陽電池モジュール５０の受光面５１・５１に対向する電極形成面２１Ｆの極性は、隣り合う太陽電池２０同士で同じであってもよい。そして、電気的に同じ電極形成面２１Ｆ同士に、配線フィルム１０が架け渡ることで、複数の太陽電池２０は電気的に接続される。このような電気的接続を並列接続という。

そして、直接接続および並列接続は、太陽電池モジュール５０の用途等に合わせて、適宜選択すればよい。例えば、太陽電池モジュール５０としての発電量の回収を優先する場合には直列接続にすればよいし、太陽電池モジュール５０としての寿命を優先する場合には並列接続にすればよい。また、太陽電池モジュール５０の製造面から、簡易に製造することを優先させる場合には、配線フィルム１０の枚数の少ない並列接続にすればよい。

また、並列接続は、太陽電池２０に対する配線フィルム１０の配置および接続が直列接続に比べて容易なことから、太陽電池モジュール５０内部における複数の太陽電池２０を模様として複雑に配置させられる。そのため、太陽電池モジュール５０の意匠性が高まる。

また、図１５に示すように、配線フィルム１０における導電性酸化物膜１６が、配線フィルム１０における面内方向（金属線１１の配置された主面１７Ｍ）において、散点状（ドット状）に形成されても構わない。このようになっていると、配線フィルム１０のサイズが大判であっても、導電性酸化物膜１６の使用量が比較的少量で済む。その上、図１６に示すように、太陽電池モジュール５０のシースルー部分において、導電性酸化物膜１６が模様となり、意匠性が高まる。

つまり、このような太陽電池モジュール５０は、高導電性の配線フィルム１０を採用しながらも、その配線フィルム１０で特に目立つ金属線１１を目立たせない一方で、導電性酸化物膜１６を用いて、全体としての意匠性を高めている。

本発明は上記した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る。すなわち、請求項に示した範囲で適宜変更した技術的手段を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。

以下、本発明を実施例により具体的に説明するが、本発明はこれらの実施例により限定されるものではない。

＜電気的接合性の評価＞
太陽電池モジュールにソーラーシミュレーターを用いて、ＡＭ（エアマス）１．５相当の光を照射し、ＪＩＳ Ｃ８９１３に従って、電流−電圧特性の測定を実施した。得られた特性から直列抵抗成分を求め、その大小を評価した。直列抵抗成分は開放電圧以上の電流−電圧特性を直線近似し、オームの法則にのっとって算出した。

＜外観（シワ・金属光沢）の評価＞
太陽電池モジュールの外観を目視で確認した。太陽電池モジュールのシワ等の有無や、金属線に由来する金属光沢の視認可否について評価した。なお、シワ等の外観評価では、目視でシワがまったく見られなかった場合を「◎」、軽度のシワ（２ｍ以上の遠距離から見た場合には認識されない）の場合を「○」、２ｍ未満の近距離で見た場合でもシワを認識できた場合を「×」と評価した。金属光沢の評価では、３０ｃｍの距離から金属の光沢（銅であればあかがね色）を認識できない場合を「○」、認識できた場合を「×」と評価した。

［実施例１］
配線フィルムは、支持フィルムとして、厚み１００μｍのポリエステルフィルムを使用した。なお、このポリエステルフィルムの両方の主面には、アクリル系樹脂からなる厚み２μｍのオリゴマーブロック層を形成した。

黒化処理層は、ポリエステルフィルムの主面に、ニッケル−銅合金（銅含有率：４０ａｔｏｍ．％）の酸化物をスパッタリング法により３０ｎｍの厚みで形成した。スパッタリング条件は、ニッケル−銅合金（銅含有率：４０ａｔｏｍ．％）のターゲットを用いて、酸素分圧０．０２Ｐａとなる条件で、１Ｗ／ｃｍ^２のパワー密度により製膜した。

母材は、この黒化処理層の上に、銅を蒸着法により２μｍの厚みで形成した。したがって、上記の黒化処理層は、母材の底面を覆う黒化処理層となる。

さらに、この銅層の上に、黒化処理層を、上記した黒化処理層と同じ条件で３０ｎｍの厚みで形成した。

このようにして得られた多層膜をフォトリソグラフィ法によりパターニングを行った。エッチング液には塩化鉄（ＩＩ）の１０重量％水溶液を用いた。形成したパターンは、ハニカム（正六角形の連続構造）パターンであり、金属線の線幅は８μｍ、支持フィルムの主面に対する金属線の被覆率は１０％であった。また、母材表面における銅の露出面積（黒化処理層で覆われていない面積）は２５％であった。

さらに、パターン化された金属線の配置面である支持フィルムの主面に対して、導電性酸化物膜を形成した。導電性酸化物膜は、インジウム−錫複合酸化物（酸化錫１０重量％含有）をターゲットとしたスパッタリング法を用いた。酸素分圧を０．００２体積％とし、０．４Ｗ／ｃｍ^２のパワー密度で４０ｎｍの厚みを形成した。そして、導電性酸化物膜を形成後に、その支持フィルムを１５０℃の温度で１時間アニール処理を行った。

以上のようにして製造した配線フィルムと、単結晶シリコン基板（厚み１５０μｍ）の主面にヘテロ接合を有する板状の結晶シリコン太陽電池とを用いて、以下のようにして、太陽電池モジュールを製造した。

まず、板厚１．１ｍｍのガラス基板上に、大型のエチレン−酢酸ビニル共重合樹脂（ＥＶＡ）製のシート（厚み０．４ｍｍ）を配置させ、さらに、その上に、複数の配線フィルムを配置させた。さらに、配線フィルム上の両端毎に、１つの太陽電池の主面の全てが載るように配置した。また、隣り合う太陽電池同士の隙間を埋めるように、小型のＥＶＡ製シート（厚み２００μｍ）を配置した。

この後、小型のＥＶＡ製シートを挟む電極同士に架け渡るように、配線フィルムを配置させ、さらに、大判のＥＶＡ製シートを配置した。このような小型と大型のＥＶＡ製シートを用いた積層構造にしておくと、積層構造上、上側に位置する配線フィルムと下側に位置する配線フィルムとが、小型のＥＶＡ製シートの存在により、短絡し難くなる。

そして、太陽電池を挟み込んだ大判および小型のＥＶＡ製シートの積層構造体上に、上記したガラス基板同様のガラス基板を配置した。そして、この一対のガラス基板で挟持された太陽電池およびＥＶＡ製シートを、２５℃に設定されたチャンバーに収納し、ダイヤフラム真空ポンプを用いて、真空排気工程を１０分間行った。

その後、上部ダイヤフラム内を大気圧にすることでラミネート圧の印加工程を１０分間行った。この印加工程の開始時に、ヒーター温度を１５０℃に設定し、毎分１２．５℃の昇温速度で加熱を行った。この後、ラミネート圧の保持工程を１５分間行い、終了後に圧力を大気圧に戻し、ヒーター温度を室温まで降温して、太陽電池モジュールを取り出した。このように製造した太陽電池モジュールの電気的接合性と外観評価とを実施した。

［実施例２］
実施例１の小型のＥＶＡ製シートに換えて、ポリエステル系の材料で形成された支持フィルムと同系のポリエチレンテレフタレートフィルム（厚み１５０μｍ）を配置した以外は、実施例１と同様にした。

［実施例３］
実施例１の配線フィルム上の両端毎に、１つの太陽電池の主面の一部が載るように配置した以外は、実施例１と同様にした。なお、太陽電池の電極形成面毎に対する配線フィルムにより覆われる面積は、電極形成面毎の全面積に対して１／２とした。

［実施例４］
ラミネート開始温度を５０℃とした以外は、実施例１と同様にして、太陽電池モジュールを製造した。

［比較例１］
導電性酸化物膜を積層させていない配線フィルムを用いた以外は、実施例１と同様にして、太陽電池モジュールを製造した。

［比較例２］
黒化処理層を積層させていない配線フィルムを用いた以外は、実施例１と同様にして、太陽電池モジュールを製造した。

［比較例３］
ラミネート開始温度を１４０℃とした以外は、実施例１と同様にして、太陽電池モジュールを製造した。

それぞれの太陽電池モジュールの評価結果とラミネート条件とを表１に示す。

実施例１と比較例１とより、導電性酸化物膜を設けることで、太陽電池と配線フィルムとの電気的接合性が高まることがわかった。また、実施例２より、太陽電池同士の間に、支持フィルムの熱収縮率と同程度の平均線膨脹係数を有する封止材を配置させることで、ＥＶＡのシワが大幅に減少することがわかった。

また、実施例３より、太陽電池を被覆する配線フィルムの面積が小さいほど、配線フィルムによるシャドウロスが無くなり、太陽電池モジュールの電流は大きくなる。そのため、配線フィルムに覆われない導電性酸化物膜の面積分だけ、抵抗値は実施例１よりも若干上昇するものの、実施例１に比べて、１．３倍程度高い電流値となった。

また、全実施例で、ＥＶＡの軟化温度である７０℃〜９０℃付近よりも低い温度からラミネートを開始したところ、これらの太陽電池モジュール５０の外観は良好であった。

比較例２では、黒化処理層を設けなかったため、金属線（母材）を８μｍの線幅まで細くしても、金属光沢を防げなかった。

比較例３では、ラミネート開始温度が高かったため、真空排気プロセス開始前からＥＶＡの熱収縮が始まり、シワが生じた。

１０ 配線フィルム
１１ 金属線
１２ 母材
１２Ｆ 母材の表面
１２Ｕ 母材の天面［母材の外表面］
１２Ｂ 母材の底面［母材の内表面］
１２Ｓ 母材の側面［母材の残表面、母材の外表面］
１３ 黒化処理層
１６ 導電性酸化物膜
１７ 支持フィルム
１７Ｍ 支持フィルムの主面
２０ 太陽電池［光電変換素子］
２０Ｆ 太陽電池における配線フィルムの取り付け面
２１ 電極
２１Ｆ 太陽電池における電極の形成面［取り付け面］
３１ 透光部材
４１ 封止材
４２ 封止材
５０ 太陽電池モジュール［光電変換素子モジュール］

Claims (12)

1. 光電変換素子に取り付けられる配線フィルムにあって、
   支持フィルムと、前記支持フィルムの主面側に配置される金属線と、前記金属線を覆う導電性酸化物膜とが含まれており、
   前記金属線は、母材の表面のうち一部のみを黒化処理層で覆っており、
   前記導電性酸化物膜は、前記母材の表面において前記黒化処理層以外の部分である残表面の少なくとも一部を覆うとともに、前記母材の表面における外表面を覆う前記黒化処理層の少なくとも一部を覆う配線フィルム。
2. 前記黒化処理層は、前記母材において、前記支持フィルムの主面に対して沿う天面に少なくとも形成される請求項１に記載の配線フィルム。
3. 前記金属線の幅が５μｍ以上２００μｍ以下であり、前記支持フィルムの主面における前記金属線の被覆率が３％以上２７％以下である請求項１または２に記載の配線フィルム。
4. 前記残表面は、前記母材において、前記支持フィルムの主面に対して交差する側面である請求項１〜３のいずれか１項に記載の配線フィルム。
5. 前記導電性酸化物膜は、前記配線フィルムにおいて前記光電変換素子に重なる予定部分にのみに形成される請求項１〜４の少なくとも１項に記載の配線フィルム。
6. 前記導電性酸化物膜は、前記配線フィルムにおける面内方向において、散点状に形成される請求項１〜４の少なくとも１項に記載の配線フィルム。
7. 請求項１〜６のいずれか１項に記載の配線フィルムと、
   この配線フィルムが電気的に接続しつつ取り付けられる光電変換素子と、
   前記配線フィルムおよび前記光電変換素子を挟持する一対の透光部材と、
   前記透光部材間を埋める封止材と、
   を含む光電変換素子モジュール。
8. 前記配線フィルムが、前記光電変換素子における前記配線フィルムの取り付け面に対して、部分的に重なる請求項７に記載の光電変換素子モジュール。
9. 前記取り付け面毎に対する前記配線フィルムにより覆われる面積は、前記取り付け面毎の全面積に対して１／２以下である請求項８に記載の光電変換素子モジュール。
10. 複数の前記光電変換素子が隣接して配置される請求項７〜９のいずれか１項に記載の光電変換素子モジュール。
11. 前記封止材の軟化温度は、前記配線フィルムの前記支持フィルムの軟化温度よりも低い請求項７〜１０のいずれか１項に記載の光電変換素子モジュール。
12. 請求項７〜１１のいずれか１項に記載の光電変換素子モジュールの製造方法にあって、
    前記封止材の軟化温度よりも低温である開始温度において、前記封止材を加圧させながら昇温させていく昇温加圧工程を含む光電変換素子モジュールの製造方法。