JP2023181470A - 太陽電池モジュール - Google Patents
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Abstract
【課題】太陽電池モジュールにおける長期信頼性を向上させる。
【解決手段】太陽電池モジュールは、表面保護層と、裏面保護層と、複数の太陽電池素子と、充填材と、を備える。表面保護層は、第１面および該第１面の逆側の第２面を有し、透光性を有する。裏面保護層は、第２面に対向している状態にある。複数の太陽電池素子は、第２面と裏面保護層との間に位置している。充填材は、表面保護層と複数の太陽電池素子との間において、複数の太陽電池素子を覆っている状態にある。充填材の素材は、遊離酸が発生する化学構造を有する。表面保護層は、耐候性を有する樹脂で構成された層である。第１面の少なくとも一部が、太陽電池モジュールの外部の空間に対して露出している状態にある。
【選択図】図１
【解決手段】太陽電池モジュールは、表面保護層と、裏面保護層と、複数の太陽電池素子と、充填材と、を備える。表面保護層は、第１面および該第１面の逆側の第２面を有し、透光性を有する。裏面保護層は、第２面に対向している状態にある。複数の太陽電池素子は、第２面と裏面保護層との間に位置している。充填材は、表面保護層と複数の太陽電池素子との間において、複数の太陽電池素子を覆っている状態にある。充填材の素材は、遊離酸が発生する化学構造を有する。表面保護層は、耐候性を有する樹脂で構成された層である。第１面の少なくとも一部が、太陽電池モジュールの外部の空間に対して露出している状態にある。
【選択図】図１
Description
本開示は、太陽電池モジュールに関する。
平面的に配列されて電気的に接続された複数の太陽電池素子が、透光性部材と背面部材との間に挟まれている状態で位置している太陽電池モジュールが知られている（例えば、特許文献１から特許文献３の記載を参照）。
この太陽電池モジュールでは、例えば、ガラス基板などの透光性部材とバックシートなどの背面部材との間において、エチレン酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）を主成分とした充填材によって複数の太陽電池素子が覆われている状態にある。
太陽電池モジュールについては、長期信頼性を向上させる改善の余地がある。
太陽電池モジュールが開示される。
太陽電池モジュールの一態様は、表面保護層と、裏面保護層と、複数の太陽電池素子と、充填材と、を備える。前記表面保護層は、第１面および該第１面の逆側の第２面を有するとともに透光性を有する。前記裏面保護層は、前記第２面に対向している状態にある。前記複数の太陽電池素子は、前記第２面と前記裏面保護層との間に位置している。前記充填材は、前記表面保護層と前記複数の太陽電池素子との間において、前記複数の太陽電池素子を覆っている状態にある。前記充填材の素材は、遊離酸が発生する化学構造を有する。前記表面保護層は、耐候性を有する樹脂で構成された層である。前記第１面の少なくとも一部が、前記太陽電池モジュールの外部の空間に対して露出している状態にある。
太陽電池モジュールの他の一態様は、表面保護層と、裏面保護層と、複数の太陽電池素子と、充填材と、を備える。前記表面保護層は、第１面および該第１面の逆側の第２面を有するとともに透光性を有する。前記裏面保護層は、前記第２面に対向している状態にある。前記複数の太陽電池素子は、前記第２面と前記裏面保護層との間に位置している。前記充填材は、前記表面保護層と前記複数の太陽電池素子との間において、前記複数の太陽電池素子を覆っている状態にある。前記充填材の素材は、遊離酸が発生する化学構造を有する。前記表面保護層は、前記第１面から前記第２面にそれぞれ至る複数の微細な貫通孔を有するとともに、耐候性を有する。前記第１面の少なくとも一部が、前記太陽電池モジュールの外部の空間に対して露出している状態にある。
例えば、太陽電池モジュールにおける長期信頼性を向上させることができる。
太陽電池モジュールは、例えば、ガラス基板などの透光性部材と、バックシートなどの背面部材と、透光性部材と背面部材との間で平面的に配列されて電気的に接続されている状態にある複数の太陽電池素子と、を備えている。また、この太陽電池モジュールでは、例えば、透光性部材と背面部材との間において複数の太陽電池素子を覆うように充填されている状態にある、エチレン酢酸ビニル共重合体（ethylene-vinyl acetate copolymer：ＥＶＡ）などの充填材が位置している。
このような太陽電池モジュールでは、例えば、熱および水分によってＥＶＡが酢酸などの遊離酸を生じ、この遊離酸によって太陽電池素子の電極が腐食されるおそれがある。また、例えば、遊離酸によって、太陽電池素子の電極と配線材との接合部分も腐食されるおそれがある。そして、太陽電池素子の電極および接合部分が腐食されると、太陽電池モジュールの出力が低下し、太陽電池モジュールの長期間にわたる出力の維持（長期信頼性ともいう）が低下するおそれがある。
そこで、本開示の発明者らは、太陽電池モジュールの長期信頼性を向上させることができる技術を創出した。
これについて、以下、第１実施形態から第６実施形態を図面に基づいて説明する。図面においては同様な構成および機能を有する部分に同じ符号が付されており、下記説明では重複説明が省略される。図面は模式的に示されたものである。図１（ａ）から図３（ａ）および図４（ａ）から図１４（ｂ）には、右手系のＸＹＺ座標系が付されている。このＸＹＺ座標系では、太陽電池パネル１０の前面１０ｆの長手方向が＋Ｘ方向とされ、前面１０ｆの短手方向が＋Ｙ方向とされ、＋Ｘ方向と＋Ｙ方向との両方に直交する前面１０ｆの法線方向が＋Ｚ方向とされている。
＜１．第１実施形態＞
＜１－１．太陽電池モジュール＞
第１実施形態に係る太陽電池モジュール１００を、図１（ａ）から図３（ｂ）に基づいて説明する。
＜１－１．太陽電池モジュール＞
第１実施形態に係る太陽電池モジュール１００を、図１（ａ）から図３（ｂ）に基づいて説明する。
図１（ａ）および図１（ｂ）で示されるように、太陽電池モジュール１００は、例えば、太陽電池パネル１０を備えている。太陽電池パネル１０は、例えば、主に光が入射する受光面（前面ともいう）１０ｆと、この前面１０ｆの逆側に位置している裏面１０ｂと、を有する。第１実施形態では、前面１０ｆが、＋Ｚ方向を向いている状態にある。裏面１０ｂが、－Ｚ方向を向いている状態にある。＋Ｚ方向は、例えば、南中している太陽に向く方向に設定される。図１（ａ）の例では、前面１０ｆが、長方形状の形状を有する。ここで、図１（ｂ）で示されるように、太陽電池モジュール１００は、例えば、端子ボックス５を備えていてもよい。端子ボックス５は、例えば、太陽電池パネル１０の裏面１０ｂ上などに位置し、太陽電池パネル１０における発電で得られた電気を外部に出力することができる。太陽電池モジュール１００は、例えば、優れた剛性を有する板状の部材（板状部材ともいう）の上に接着剤などで固定されてもよい。この場合には、例えば、板状部材の表面上に、太陽電池パネル１０の裏面１０ｂを接着剤などで固定する態様が考えられる。そして、例えば、板状部材の裏面上に、端子ボックス５が接着剤などで固定されてもよい。また、太陽電池モジュール１００は、例えば、フレームなどを備えていてもよい。この場合には、フレームは、例えば、太陽電池パネル１０の外周部に沿って位置し、太陽電池パネル１０の外周部を保護することができる。
図１（ａ）および図１（ｂ）で示されるように、太陽電池パネル１０は、例えば、表面保護層１と、裏面保護層２と、太陽電池部３と、充填材４と、を備えている。
＜１－１－１．表面保護層＞
表面保護層１は、例えば、第１面１ｆと第２面１ｓとを有する。第１実施形態では、第１面１ｆは、例えば、太陽電池パネル１０の前面１０ｆを構成している状態にある。図１（ａ）および図１（ｂ）の例では、第１面１ｆが、太陽電池モジュール１００の外部の空間（外部空間ともいう）２００に対して露出している状態にある。また、第２面１ｓは、第１面１ｆの逆側の面である。
表面保護層１は、例えば、第１面１ｆと第２面１ｓとを有する。第１実施形態では、第１面１ｆは、例えば、太陽電池パネル１０の前面１０ｆを構成している状態にある。図１（ａ）および図１（ｂ）の例では、第１面１ｆが、太陽電池モジュール１００の外部の空間（外部空間ともいう）２００に対して露出している状態にある。また、第２面１ｓは、第１面１ｆの逆側の面である。
表面保護層１は、例えば、透光性を有する。具体的には、表面保護層１は、例えば、特定範囲の波長の光に対する透光性を有する。特定範囲の波長は、例えば、太陽電池部３が光電変換し得る光の波長を含む。特定範囲の波長に、太陽光のうちの照射強度の高い光の波長が含まれていれば、太陽電池モジュール１００の光電変換効率が向上し得る。
表面保護層１の素材には、例えば、耐候性を有する樹脂が適用される。換言すれば、表面保護層１には、例えば、耐候性を有する樹脂で構成された層が適用される。ここで、耐候性は、例えば、屋外で使用された場合に、変形、変色および劣化などの変質を起こしにくい性質を意味する。表面保護層１の素材に樹脂が適用されることで、表面保護層１は、例えば、太陽電池モジュール１００の外部空間２００から太陽電池部３へ向けた水滴などの水の浸入を低減するとともに、充填材４から外部空間２００へ向けて湿気が通過しやすい性質（透湿防水性ともいう）を有する。ここで、耐候性を有する樹脂は、例えば、フッ素系の樹脂を含む。フッ素系の樹脂は、例えば、フッ化エチレンプロピレン共重合体（Fluorinated Ethylene Propylene：ＦＥＰ）、エチレン・テトラフルオロエチレン共重合体（Ethylene Tetrafluoroethylene：ＥＴＦＥ）およびエチレン・クロロトリフルオロエチレン共重合体（Ethylene Chlorotrifluoroethylene：ＥＣＴＦＥ）などを含む。ここで、例えば、表面保護層１が、２層以上の耐候性を有する樹脂で構成されてもよい。この場合には、表面保護層１に適用されるフッ素系の樹脂は、例えば、２種類以上の樹脂であってもよい。このため、例えば、表面保護層１に適用されるフッ素系の樹脂が、ＦＥＰ、ＥＴＦＥおよびＥＣＴＦＥのうちの少なくとも１つの樹脂を含む態様が考えられる。
また、表面保護層１の厚さは、例えば、０．０５ミリメートル（ｍｍ）から０．５ｍｍ程度とされる。
＜１－１－２．太陽電池部＞
太陽電池部３は、例えば、表面保護層１と裏面保護層２との間に位置している。図１（ａ）および図１（ｂ）で示されるように、太陽電池部３は、例えば、複数の太陽電池素子３１を有する。このため、例えば、複数の太陽電池素子３１は、表面保護層１の第２面１ｓと裏面保護層２との間に位置している。第１実施形態では、複数の太陽電池素子３１は、２次元的に並んでいる状態にある。図１（ａ）および図１（ｂ）の例では、複数の太陽電池素子３１は、表面保護層１の第２面１ｓに沿って位置するように平面的に配列された状態にある。
太陽電池部３は、例えば、表面保護層１と裏面保護層２との間に位置している。図１（ａ）および図１（ｂ）で示されるように、太陽電池部３は、例えば、複数の太陽電池素子３１を有する。このため、例えば、複数の太陽電池素子３１は、表面保護層１の第２面１ｓと裏面保護層２との間に位置している。第１実施形態では、複数の太陽電池素子３１は、２次元的に並んでいる状態にある。図１（ａ）および図１（ｂ）の例では、複数の太陽電池素子３１は、表面保護層１の第２面１ｓに沿って位置するように平面的に配列された状態にある。
また、太陽電池部３は、例えば、複数の第１配線材３２と、複数の第２配線材３３と、を有する。太陽電池部３は、例えば、複数（ここでは、１０個）の太陽電池ストリング３０を含む。複数の太陽電池ストリング３０のそれぞれは、例えば、複数（ここでは、７個）の太陽電池素子３１と、複数の第１配線材３２と、を含む。複数の第１配線材３２は、例えば、複数の太陽電池素子３１のうちの相互に隣り合う２つの太陽電池素子３１をそれぞれ電気的に接続している状態にある。複数の第２配線材３３は、複数の太陽電池ストリング３０のうちの相互に隣り合う２つの太陽電池ストリング３０をそれぞれ電気的に接続している状態にある。図１（ａ）および図１（ｂ）の例では、複数の太陽電池ストリング３０のうちの最も－Ｘ方向の端部に位置している太陽電池ストリング３０に接続された第２配線材３３と、複数の太陽電池ストリング３０のうちの最も＋Ｘ方向の端部に位置している太陽電池ストリング３０に接続された第２配線材３３と、が太陽電池パネル１０の外部に引き出された状態にある。ここで、２本の第２配線材３３は、例えば、裏面保護層２に設けられた貫通孔を介して、太陽電池パネル１０の外部に引き出された状態にある。
複数の太陽電池素子３１のそれぞれは、例えば、光エネルギーを電気エネルギーに変換することができる。図２（ａ）および図２（ｂ）で示されるように、複数の太陽電池素子３１のそれぞれは、表（おもて）面側に位置している面（第１素子面ともいう）３１ｆと、この第１素子面３１ｆの逆側の面（第２素子面ともいう）３１ｓと、を有する。図２（ａ）および図２（ｂ）の例では、第１素子面３１ｆが、＋Ｚ方向を向いている状態にあり、第２素子面３１ｓが、－Ｚ方向を向いている状態にある。この場合には、例えば、第１素子面３１ｆが主として光が入射される面（受光面ともいう）としての役割を果たし、第２素子面３１ｓが主として光が入射されない面（非受光面ともいう）としての役割を果たす。
第１実施形態では、図２（ａ）および図２（ｂ）で示されるように、複数の太陽電池素子３１のそれぞれは、半導体基板３１０と、第１出力取出電極３１１と、第１集電電極３１２と、第２出力取出電極３１３と、第２集電電極３１４と、を有する。
半導体基板３１０には、例えば、結晶シリコンなどの結晶系半導体、アモルファスシリコンなどの非晶質系の半導体、あるいは銅とインジウムとガリウムとセレンの４種類の元素またはカドミウムとテルルの２種類の元素などを用いた化合物半導体が適用される。ここで、半導体基板３１０に結晶シリコンが適用される場合を想定する。この場合には、半導体基板３１０は、主として第１導電型を有する領域（第１導電型領域ともいう）と、第１導電型とは逆の第２導電型を有する領域（第２導電型領域ともいう）と、を有する。第１導電型領域は、例えば、半導体基板３１０の－Ｚ方向の第２素子面３１ｓ側に位置している。第２導電型領域は、例えば、半導体基板３１０の＋Ｚ方向の第１素子面３１ｆ側の表層部に位置している。ここで、例えば、第１導電型がｐ型である場合には、第２導電型がｎ型となる。また、例えば、第１導電型がｎ型である場合には、第２導電型がｐ型となる。これにより、半導体基板３１０は、第１導電型領域と第２導電型領域との界面に位置しているｐｎ接合部を有する。
第１出力取出電極３１１および第１集電電極３１２は、例えば、半導体基板３１０のうちの第１素子面３１ｆ側の面上に位置している。第１出力取出電極３１１には、例えば、バスバー電極が適用される。第１集電電極３１２には、例えば、フィンガー電極が適用される。図２（ａ）の例では、半導体基板３１０の第１素子面３１ｆ側に、略平行な２本の第１出力取出電極３１１が位置し、略平行な多数本の第１集電電極３１２が、２本の第１出力取出電極３１１に略直交するように位置している。また、半導体基板３１０の第２導電型領域の上のうち、第１出力取出電極３１１および第１集電電極３１２が形成されていない領域には、例えば、窒化シリコンなどによって構成されている状態にある反射防止膜３１５としての絶縁膜が位置していてもよい。ここで、例えば、第１出力取出電極３１１の主成分が銀である場合には、第１出力取出電極３１１は、銀ペーストがスクリーン印刷などで所望の形状に塗布された後に焼成されることで形成され得る。主成分とは、含有成分のうち含有される比率（含有率ともいう）が最も大きい（高い）成分のことを意味する。銀ペーストには、例えば、主成分として銀を含む金属粉末、有機ビヒクルおよびガラスフリットを含有する金属ペーストが適用される。例えば、第１集電電極３１２の主成分が銀である場合には、第１集電電極３１２は、第１出力取出電極３１１と同様に、銀ペーストがスクリーン印刷などで所望の形状に塗布された後に焼成されることで形成され得る。第１出力取出電極３１１と第１集電電極３１２とは、例えば、互いに別工程で形成されてもよいし、同一の工程で形成されてもよい。
第２出力取出電極３１３および第２集電電極３１４は、例えば、半導体基板３１０のうちの第２素子面３１ｓ側の面上に位置している。第２出力取出電極３１３には、例えば、バスバー電極が適用される。図２（ｂ）の例では、半導体基板３１０の第２素子面３１ｓ側に、＋Ｙ方向に沿った互いに略平行な２列の第２出力取出電極３１３が位置している。第２集電電極３１４は、半導体基板３１０の第２素子面３１ｓ側において、第２出力取出電極３１３と第２集電電極３１４とが重畳することで相互に接続されている部分を除き、第２出力取出電極３１３が形成されていない領域の略全面に位置している。２列の第２出力取出電極３１３のそれぞれは、例えば、一列に並んでいる４つの電極を含む。また、例えば、半導体基板３１０の第１導電型領域と第２出力取出電極３１３および第２集電電極３１４との間に、所望のパターンで酸化アルミニウムなどの酸化物または窒化物の薄膜がパッシベーション膜として存在していてもよい。ここで、例えば、第２出力取出電極３１３の主成分が銀である場合には、第１出力取出電極３１１と同様に、第２出力取出電極３１３は、銀ペーストがスクリーン印刷などで所望の形状に塗布された後に焼成されることで形成され得る。例えば、第２集電電極３１４の主成分がアルミニウムである場合には、第２集電電極３１４は、アルミニウムペーストがスクリーン印刷などで所望の形状に塗布された後に焼成されることで形成され得る。アルミニウムペーストには、例えば、主成分としてアルミニウムを含む金属粉末、有機ビヒクルおよびガラスフリットを含有する金属ペーストが適用される。
第１配線材３２は、例えば、１つの太陽電池素子３１の第１出力取出電極３１１と、この１つの太陽電池素子３１の隣の他の１つの太陽電池素子３１の第２出力取出電極３１３とを電気的に接続している状態にある。図２（ａ）および図２（ｂ）の例では、複数の太陽電池素子３１のそれぞれに取り付けられる第１配線材３２の外縁が仮想的に２点鎖線で描かれている。ここでは、第１配線材３２は、例えば、第１出力取出電極３１１および第２出力取出電極３１３に接合された状態にある。具体的には、例えば、第１配線材３２と第１出力取出電極３１１との間に位置しており、第１配線材３２と第１出力取出電極３１１とを接合している部分（第１接合部分ともいう）３２１が存在している。このため、例えば、第１配線材３２は、１つの太陽電池素子３１の第１出力取出電極３１１に第１接合部分３２１を介して接合している状態にある。また、例えば、第１配線材３２と第２出力取出電極３１３との間に位置しており、第１配線材３２と第２出力取出電極３１３とを接合している部分（第２接合部分ともいう）３２２が存在している。このため、例えば、第１配線材３２は、１つの太陽電池素子３１の隣の他の１つの太陽電池素子３１の第２出力取出電極３１３に第２接合部分３２２を介して接合している状態にある。第１配線材３２には、例えば、線状あるいは帯状の導電性を有する金属体が適用される。第１接合部分３２１および第２接合部分３２２の素材には、例えば、半田（はんだ）などの低融点の合金または低融点の単体の金属などが適用される。より具体的には、例えば、０．１ｍｍから０．２ｍｍ程度の厚さと１ｍｍから２ｍｍ程度の幅とを有する銅箔が第１配線材３２に適用され、この第１配線材３２の全面に半田が被覆された状態にある。第１配線材３２は、例えば、半田付けによって、第１出力取出電極３１１および第２出力取出電極３１３に電気的に接続されている状態にある。この場合には、例えば、第１配線材３２と第１出力取出電極３１１との間に位置している半田が第１接合部分３２１を構成している状態にある。また、例えば、第１配線材３２と第２出力取出電極３１３との間に位置している半田が第２接合部分３２２を構成している状態にある。以下では、第１接合部分３２１および第２接合部分３２２を、例えば、単に「接合部分」とも称する。
＜１－１－３．充填材＞
充填材４は、表面保護層１と裏面保護層２との間において太陽電池部３を覆っている状態にある。換言すれば、充填材４は、表面保護層１と裏面保護層２との間において、複数の太陽電池素子３１を覆っている状態にある。別の観点から言えば、充填材４は、例えば、表面保護層１と裏面保護層２との間の領域（間隙領域ともいう）１０ｇに、太陽電池部３を覆いつつ充填されている状態にある。
充填材４は、表面保護層１と裏面保護層２との間において太陽電池部３を覆っている状態にある。換言すれば、充填材４は、表面保護層１と裏面保護層２との間において、複数の太陽電池素子３１を覆っている状態にある。別の観点から言えば、充填材４は、例えば、表面保護層１と裏面保護層２との間の領域（間隙領域ともいう）１０ｇに、太陽電池部３を覆いつつ充填されている状態にある。
第１実施形態では、充填材４は、例えば、前面１０ｆ側に位置している充填材（第１充填材ともいう）４１と、裏面１０ｂ側に位置している充填材（第２充填材ともいう）４２と、を含む。第１充填材４１は、例えば、太陽電池部３の表面保護層１側の全面を覆っている状態にある。換言すれば、第１充填材４１は、例えば、表面保護層１と複数の太陽電池素子３１との間において、複数の太陽電池素子３１を覆っている状態にある。第２充填材４２は、例えば、太陽電池部３の裏面保護層２側の全面を覆っている状態にある。換言すれば、第２充填材４２は、例えば、裏面保護層２と複数の太陽電池素子３１との間において、複数の太陽電池素子３１を覆っている状態にある。このため、第１実施形態では、太陽電池部３は、例えば、第１充填材４１と第２充填材４２とによって挟み込まれるように囲まれている状態にある。これにより、例えば、充填材４によって太陽電池部３の姿勢が保たれ得る。
また、充填材４は、例えば、透光性を有する。ここでは、充填材４は、例えば、上述した特定範囲の波長の光に対する透光性を有する。ここで、例えば、充填材４を構成する第１充填材４１および第２充填材４２のうち、少なくとも第１充填材４１が透光性を有していれば、前面１０ｆ側からの入射光が、太陽電池部３まで到達し得る。
また、第１充填材４１の素材は、例えば、遊離酸が発生する化学構造を有する。ここでは、第１充填材４１の素材には、例えば、エチレン酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、ポリビニルブチラール（ＰＶＢ）などのポリビニルアセタールおよび酸変性樹脂などが適用される。ここで、例えば、第１充填材４１の素材に比較的安価なＥＶＡが適用されれば、複数の太陽電池素子３１を保護する性能を容易に実現することができる。酸変性樹脂には、例えば、ポリオレフィンなどの樹脂に対する酸によるグラフト変性などで形成することができる変性ポリオレフィン樹脂などが適用される。酸変性樹脂のグラフト変性に使用可能な酸には、例えば、アクリル酸、メタクリル酸、マレイン酸、フマル酸、イタコン酸、無水マレイン酸、無水ハイミック酸、無水イタコン酸および無水シトラコン酸などが適用される。遊離酸は、例えば、塩基と結合していない酸である。遊離酸は、例えば、溶液中では溶媒和を形成し得るが溶媒以外とは結合していない酸である。例えば、ＥＶＡおよびＰＶＢなどにおいて遊離酸を発生する化学構造は、例えば、アセトキシ基を含む。アセトキシ基を有する樹脂は、例えば、熱分解および加水分解などによって遊離酸である酢酸を発生させるおそれがある。第２充填材４２の素材には、例えば、第１充填材４１と同様に、ＥＶＡ、ＰＶＢなどのポリビニルアセタールおよび酸変性樹脂などが適用される。第１充填材４１および第２充填材４２は、例えば、２種類以上の素材によって構成されていてもよい。
＜１－１－４．裏面保護層＞
裏面保護層２は、例えば、太陽電池パネル１０の裏面１０ｂを構成している状態にある。裏面保護層２は、例えば、表面保護層１の第２面１ｓに対向している状態にある。
裏面保護層２は、例えば、太陽電池パネル１０の裏面１０ｂを構成している状態にある。裏面保護層２は、例えば、表面保護層１の第２面１ｓに対向している状態にある。
裏面保護層２は、例えば、太陽電池部３を裏面１０ｂ側から保護することができる。裏面保護層２には、例えば、裏面１０ｂを構成するバックシートが適用される。バックシートの厚さは、例えば、０．３ｍｍから０．５ｍｍ程度とされる。バックシートの素材には、例えば、ポリビニルフルオライド（ＰＶＦ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）およびポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）のうちの１種の樹脂、あるいはこれらの樹脂の少なくとも１種の樹脂が適用される。また、図１（ｂ）の例では、裏面保護層２は、太陽電池部３および充填材４を、裏面１０ｂ側および側方の外周部側から包み込むように位置している。そして、裏面保護層２が、表面保護層１の外周部に接着している状態にある。このとき、裏面保護層２は、例えば、裏面１０ｂ側から平面透視した場合に、表面保護層１と同様な形状を有する。例えば、裏面１０ｂ側から平面透視した場合に、表面保護層１および裏面保護層２の双方が長方形状の外形を有する構成が想定される。
＜１－２．太陽電池モジュールの特性＞
上述したように、例えば、表面保護層１の素材が耐候性を有する樹脂であれば、表面保護層１は、透湿防水性を有する。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、図３（ａ）の２点鎖線の矢印で示されるように、充填材４で発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１の電極および接合部分が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性を向上させることができる。
上述したように、例えば、表面保護層１の素材が耐候性を有する樹脂であれば、表面保護層１は、透湿防水性を有する。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、図３（ａ）の２点鎖線の矢印で示されるように、充填材４で発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１の電極および接合部分が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性を向上させることができる。
ここで、表面保護層１の素材に、耐候性を有する樹脂であるＦＥＰおよびＥＴＦＥをそれぞれ適用した場合における水蒸気透過率（Water Vapor Transmission Rate：ＷＶＴＲ）および平均故障時間（Mean Time To Failure：ＭＴＴＦ）の測定結果の具体例を挙げて説明する。また、表面保護層１の素材にガラスを適用した場合における水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）および平均故障時間（ＭＴＴＦ）の測定結果の一例も参考例として併せて挙げる。ここでは、図３（ｂ）で示されるように、表面保護層１として、３．２ｍｍの厚さを有するガラスの板（ガラス板ともいう）、０．１ｍｍの厚さを有するＦＥＰのフィルム（ＦＥＰフィルムともいう）および０．１ｍｍの厚さを有するＥＴＦＥのフィルム（ＥＴＦＥフィルムともいう）をそれぞれ用いた。
ガラス板、ＦＥＰフィルムおよびＥＴＦＥフィルムのそれぞれについての水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）は、日本工業規格（ＪＩＳ）Ｚ０２０８で規定された「防湿包装材料の透過湿度試験方法（カップ法）」に従った測定で得た。水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）は、１平方メートル（１ｍ２）のフィルムを２４時間で透過する水蒸気の量をグラム数で表す。この水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）の単位を、ｇ／ｍ２／ｄａｙと示す。
表面保護層１としてガラス板、ＦＥＰフィルムおよびＥＴＦＥフィルムをそれぞれ用いた太陽電池モジュール１００の平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、定常光ソーラーシミュレーターを用いて、高温高湿試験を行い、太陽電池モジュール１００の最大出力（Ｐｍ）が初期状態の値からそれぞれ１０％、１５％、２０％および３０％低下する時間を測定することで得た。このため、ここでは、平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、高温高湿の条件下における太陽電池モジュール１００の耐久性を示す。図３（ｂ）では、表面保護層１としてＦＥＰフィルムおよびＥＴＦＥフィルムをそれぞれ用いた太陽電池モジュール１００の平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、表面保護層１としてガラス板を用いた太陽電池モジュール１００の平均故障時間（ＭＴＴＦ）を基準値である１とした値で示されている。
具体的には、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）を、基準値である１とした。ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。
また、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）を、基準値である１とした。ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。
また、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）を、基準値である１とした。ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。
また、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）を、基準値である１とした。ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。
図３（ｂ）で示されるように、厚さが３．２ｍｍのガラス板の水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）は、０ｇ／ｍ２／ｄａｙであった。厚さが０．１ｍｍのＦＥＰフィルムの水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）は、０．９ｇ／ｍ２／ｄａｙであった。厚さが０．１ｍｍのＥＴＦＥフィルムの水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）は、４．９ｇ／ｍ２／ｄａｙであった。
また、図３（ｂ）で示されるように、表面保護層１にＦＥＰフィルムを用いた場合には、最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、１．０９であり、最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、１．７１であり、最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、１．８９であり、最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、３．３５であった。表面保護層１にＦＴＦＥフィルムを用いた場合には、最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、０．８１であり、最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、２．６２であり、最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、３．３９であり、最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、４．７８であった。
このため、例えば、水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）が０．９ｇ／ｍ２／ｄａｙであるＦＥＰフィルムを表面保護層１に用いた場合には、水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）が０ｇ／ｍ２／ｄａｙであるガラス板を表面保護層１に用いた場合と比較して、最大出力（Ｐｍ）の低下に要する平均故障時間（ＭＴＴＦ）が大幅に長くなることが確認された。また、水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）が４．９ｇ／ｍ２／ｄａｙであるＥＴＦＥフィルムを表面保護層１に用いた場合には、水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）が０．９ｇ／ｍ２／ｄａｙであるＦＥＰフィルムを表面保護層１に用いた場合と比較して、最大出力（Ｐｍ）が１５％以上低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）がさらに長くなることが確認された。
上記の測定結果の具体例および参考例より、表面保護層１の素材が耐候性を有するＦＥＰおよびＥＴＦＥなどの樹脂であれば、表面保護層１の素材が湿気を通さないガラスである場合と比較して、太陽電池素子３１が劣化しにくいことが分かった。ここでは、表面保護層１の素材が耐候性を有するＦＥＰおよびＥＴＦＥなどの樹脂であれば、表面保護層１が透湿防水性を有するため、充填材４で発生する遊離酸が表面保護層１を介して外部空間２００に放散されることで太陽電池素子３１の電極および接合部分が腐食されにくく、太陽電池素子３１の長期信頼性が向上したものと推察された。
＜１－３．太陽電池モジュールの製造＞
太陽電池モジュール１００の製造方法の一例について、図４（ａ）から図４（ｃ）に基づいて説明する。
太陽電池モジュール１００の製造方法の一例について、図４（ａ）から図４（ｃ）に基づいて説明する。
まず、表面保護層１を準備する。ここでは、例えば、表面保護層１として、長方形状の表裏面と耐候性とを有する樹脂製のフィルムを準備する。耐候性を有する樹脂として、例えば、フッ素系の樹脂が採用される。フッ素系の樹脂としては、例えば、ＦＥＰ、ＥＴＦＥまたはＥＣＴＦＥなどが採用される。ここで、例えば、表面保護層１の片面である第２面１ｓにコロナ処理またはプラズマ処理などの表面を活性化させるための処理を施す。これにより、後述するラミネート処理において表面保護層１と充填材４との間における密着性が向上し得る。
次に、例えば、図４（ｂ）および図４（ｃ）で示されるように、表面保護層１、第１シート４１ｓ、太陽電池部３、第２シート４２ｓおよび裏面保護層２をこの記載順に積層することで、積層体１０ｓを形成する。このとき、太陽電池部３から太陽電池パネル１０の外部に引き出されて端子ボックスなどに接続させるための配線が適宜配置される。ここでは、第１シート４１ｓは、例えば、第１充填材４１の素になる樹脂（ＥＶＡなど）製のシートである。第２シート４２ｓは、例えば、第２充填材４２の素になる樹脂（ＥＶＡなど）のシートである。
次に、例えば、積層体１０ｓを対象としたラミネート処理を行う。ここでは、例えば、ラミネート装置（ラミネータ）を用いて、積層体１０ｓを一体化させる。例えば、ラミネータでは、チャンバー内のヒーター盤上に積層体１０ｓを載置し、チャンバー内を５０パスカル（Ｐａ）から１５０Ｐａ程度まで減圧させつつ、積層体１０ｓを摂氏１００度（１００℃）から摂氏２００度（２００℃）程度まで加熱する。このとき、第１シート４１ｓおよび第２シート４２ｓが加熱によってある程度流動可能な状態となる。この状態で、チャンバー内において、積層体１０ｓを、ダイヤフラムシートなどで押圧することで、積層体１０ｓを一体化させる。これにより、図１（ａ）および図１（ｂ）で示されたような太陽電池パネル１０を形成することができる。
その後、例えば、太陽電池パネル１０が、板状部材の表面上に接着剤などで固定され、この板状部材の裏面上に接着剤などで端子ボックス５などが取り付けられてもよい。また、例えば、太陽電池パネル１０に、端子ボックス５およびアルミニウム製のフレームなどが適宜取り付けられてもよい。このとき、例えば、太陽電池部３から太陽電池パネル１０の外部に引き出された配線が、端子ボックス内の端子に適宜接続される。また、例えば、太陽電池パネル１０の側面に沿ってアルミニウム製のフレームが取り付けられる。このとき、例えば、太陽電池パネル１０の側面とフレームとの間にブチル系の樹脂などの透湿度が低い封止材が充填されてもよい。これにより、太陽電池モジュール１００が形成され得る。ここで、太陽電池モジュール１００は、例えば、フレームを有していなくてもよいし、端子ボックスを有していなくてもよい。換言すれば、太陽電池モジュール１００は、少なくとも太陽電池パネル１０を有する。
＜１－４．第１実施形態のまとめ＞
第１実施形態に係る太陽電池モジュール１００では、例えば、表面保護層１の素材が耐候性を有する樹脂である。このような構成が採用されれば、例えば、表面保護層１が透湿防水性を有する。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、充填材４で発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１における電極および接合部分が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
第１実施形態に係る太陽電池モジュール１００では、例えば、表面保護層１の素材が耐候性を有する樹脂である。このような構成が採用されれば、例えば、表面保護層１が透湿防水性を有する。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、充填材４で発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１における電極および接合部分が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
＜２．他の実施形態＞
本開示は上述の第１実施形態に限定されるものではなく、本開示の要旨を逸脱しない範囲において種々の変更および改良などが可能である。
本開示は上述の第１実施形態に限定されるものではなく、本開示の要旨を逸脱しない範囲において種々の変更および改良などが可能である。
＜２－１．第２実施形態＞
上記第１実施形態において、例えば、図５で示されるように、表面保護層１の第１面１ｆ上の一部に保護膜５０Ａが位置していてもよい。換言すれば、太陽電池モジュール１００は、例えば、保護膜５０Ａを有していてもよい。この保護膜５０Ａは、例えば、第１面１ｆを保護することができる。これにより、例えば、樹脂製の表面保護層１の第１面１ｆに引っ掻き傷などが生じにくくなる。保護膜５０Ａの素材には、例えば、酸化シリコンおよび窒化シリコンなどの無機材料が適用される。これらの無機材料は、例えば、耐候性を有する。保護膜５０Ａは、例えば、厚さ方向において貫通している状態にある貫通孔５１Ａを有する。これにより、例えば、保護膜５０Ａが存在していても、充填材４で発生する遊離酸が表面保護層１および保護膜５０Ａの貫通孔５１Ａなどを介して外部空間２００に放散され得る。したがって、例えば、表面保護層１の第１面１ｆが保護膜５０Ａで保護されながら、充填材４から発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。このため、例えば、表面保護層１の第１面１ｆの少なくとも一部が、太陽電池モジュール１００の外部空間２００に対して露出している状態にあれば、充填材４から発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１における電極および接合部分が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
上記第１実施形態において、例えば、図５で示されるように、表面保護層１の第１面１ｆ上の一部に保護膜５０Ａが位置していてもよい。換言すれば、太陽電池モジュール１００は、例えば、保護膜５０Ａを有していてもよい。この保護膜５０Ａは、例えば、第１面１ｆを保護することができる。これにより、例えば、樹脂製の表面保護層１の第１面１ｆに引っ掻き傷などが生じにくくなる。保護膜５０Ａの素材には、例えば、酸化シリコンおよび窒化シリコンなどの無機材料が適用される。これらの無機材料は、例えば、耐候性を有する。保護膜５０Ａは、例えば、厚さ方向において貫通している状態にある貫通孔５１Ａを有する。これにより、例えば、保護膜５０Ａが存在していても、充填材４で発生する遊離酸が表面保護層１および保護膜５０Ａの貫通孔５１Ａなどを介して外部空間２００に放散され得る。したがって、例えば、表面保護層１の第１面１ｆが保護膜５０Ａで保護されながら、充填材４から発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。このため、例えば、表面保護層１の第１面１ｆの少なくとも一部が、太陽電池モジュール１００の外部空間２００に対して露出している状態にあれば、充填材４から発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１における電極および接合部分が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
保護膜５０Ａは、例えば、スパッタリング法もしくは化学気相成長（Chemical Vapor Deposition：ＣＶＤ）などの乾式の成膜法あるいは塗布法などの湿式の成膜法によって形成され得る。例えば、乾式の成膜法で厚さが非常に薄い保護膜５０Ａを形成する場合には、多数の貫通孔５１Ａを有する保護膜５０Ａが形成され得る。また、例えば、乾式の成膜法で保護膜５０Ａが形成される場合には、メッシュ状のマスクなどが用いられることで、所望の形状および数の貫通孔５１Ａを有する保護膜５０Ａが形成され得る。また、例えば、表面保護層１の第１面１ｆ上に、無機材料を溶剤に溶解させた液（塗布液ともいう）がメッシュ状のマスクを介して塗布された後に、塗布液が乾燥させられることで、所望の形状および数の貫通孔５１Ａを有する保護膜５０Ａが形成され得る。
＜２－２．第３実施形態＞
上記１実施形態および上記第２実施形態において、例えば、図６（ａ）から図７（ｂ）で示されるように、太陽電池部３が、薄膜系半導体と透明電極とをそれぞれ含む複数の薄膜系の太陽電池素子３１Ｂを有する太陽電池部３Ｂに変更されてもよい。薄膜系半導体は、例えば、シリコン系、化合物系またはその他のタイプの半導体を含む。シリコン系の薄膜系半導体には、例えば、アモルファスシリコンまたは薄膜多結晶シリコンなどを用いた半導体が適用される。化合物系の薄膜系半導体には、例えば、ＣＩＳ半導体またはＣＩＧＳ半導体などのカルコパイライト構造を有する化合物半導体、ペロブスカイト構造を有する化合物などの化合物半導体、ケステライト構造を有する化合物半導体、あるいはカドミウムテルル（ＣｄＴｅ）半導体が適用される。ＣＩＳ半導体は、銅（Ｃｕ）、インジウム（Ｉｎ）およびセレン（Ｓｅ）を含む化合物半導体である。ＣＩＧＳ半導体は、Ｃｕ、Ｉｎ、ガリウム（Ｇａ）およびＳｅを含む化合物半導体である。ここでは、基板６上に複数の薄膜系の太陽電池素子３１Ｂが位置している例を挙げて説明する。
上記１実施形態および上記第２実施形態において、例えば、図６（ａ）から図７（ｂ）で示されるように、太陽電池部３が、薄膜系半導体と透明電極とをそれぞれ含む複数の薄膜系の太陽電池素子３１Ｂを有する太陽電池部３Ｂに変更されてもよい。薄膜系半導体は、例えば、シリコン系、化合物系またはその他のタイプの半導体を含む。シリコン系の薄膜系半導体には、例えば、アモルファスシリコンまたは薄膜多結晶シリコンなどを用いた半導体が適用される。化合物系の薄膜系半導体には、例えば、ＣＩＳ半導体またはＣＩＧＳ半導体などのカルコパイライト構造を有する化合物半導体、ペロブスカイト構造を有する化合物などの化合物半導体、ケステライト構造を有する化合物半導体、あるいはカドミウムテルル（ＣｄＴｅ）半導体が適用される。ＣＩＳ半導体は、銅（Ｃｕ）、インジウム（Ｉｎ）およびセレン（Ｓｅ）を含む化合物半導体である。ＣＩＧＳ半導体は、Ｃｕ、Ｉｎ、ガリウム（Ｇａ）およびＳｅを含む化合物半導体である。ここでは、基板６上に複数の薄膜系の太陽電池素子３１Ｂが位置している例を挙げて説明する。
図６（ａ）から図７（ｂ）で示されるように、太陽電池部３Ｂは、基板６と、この基板６上に平面的に並んでいる状態にある複数の太陽電池素子３１Ｂと、を有する。ここで、平面的に並ぶとは、仮想あるいは実際の平面に沿って、複数の太陽電池素子３１Ｂのそれぞれが位置しているとともに、複数の太陽電池素子３１Ｂが並んでいることを意味する。図７（ａ）および図７（ｂ）の例では、複数の太陽電池素子３１Ｂは、基板６上において基板６の表面に沿って並んでいる状態にある。基板６には、例えば、０．５ｍｍから２ｍｍ程度の厚さを有する透明なガラス基板などが適用される。ここで、例えば、太陽電池部３Ｂに、Ｎ個（Ｎは２以上の自然数）の太陽電池素子３１Ｂが含まれる場合を想定する。この場合、例えば、Ｎ個の太陽電池素子３１Ｂが電気的に直列に接続されれば、数値Ｎが大きい程、太陽電池部３Ｂの出力電圧が大きくなり得る。図７（ａ）および図７（ｂ）には、＋Ｙ方向に沿って複数個（ここでは７個）の太陽電池素子３１Ｂが並んでいる例が示されている。ここでは、例えば、太陽電池素子３１Ｂのそれぞれが、＋Ｘ方向に沿った長手方向を有する細長い形状を有する。この場合、例えば、太陽電池素子３１Ｂの＋Ｙ方向における幅が数ミリメートル（ｍｍ）から１センチメートル（ｃｍ）程度であれば、太陽電池部３Ｂには数十個から数百個の太陽電池素子３１Ｂが並び得る。
複数の太陽電池素子３１Ｂのそれぞれは、例えば、図７（ｂ）で示されるように、第１電極層８ａと、半導体層８ｂと、第２電極層８ｃと、を有する。また、太陽電池部３Ｂには、例えば、図７（ｂ）で示されるように、隣り合う太陽電池素子３１Ｂの間に、接続部９および透明部７が存在している。ここでは、例えば、第２電極層８ｃが、半導体層８ｂよりも特定範囲の波長の光に対する透光性が高い層（透光性電極層ともいう）であれば、各太陽電池素子３１Ｂにおいて、入射光が第２電極層８ｃを透過し得る。これにより、例えば、表面保護層１を透過した入射光が、第２電極層８ｃを透過して半導体層８ｂに照射され得る。このとき、例えば、入射光が半導体層８ｂで吸収され得る。ここで、例えば、裏面保護層２が表面保護層１と同様に透光性を有する素材で構成されている場合には、第１電極層８ａが、半導体層８ｂよりも特定範囲の波長の光に対する透光性が高い層（透光性電極層）であれば、裏面保護層２を透過した入射光が、第１電極層８ａを透過して半導体層８ｂに照射され得る。
第１電極層８ａは、例えば、基板６のうちの＋Ｚ方向を向いた面上に位置している。第１電極層８ａは、例えば、半導体層８ｂにおける光の照射に応じた光電変換で生じた電荷を集めることができる電極（第１の電極ともいう）である。第１電極層８ａの素材に、例えば、特定範囲の波長の光に対して透光性を有する透明導電性酸化物（ＴＣＯ：Transparent Conductive Oxide）などが適用されれば、特定範囲の波長の光が裏面保護層２と第１電極層８ａとを透過して半導体層８ｂに入射され得る。ＴＣＯには、例えば、酸化インジウムスズ（ＩＴＯ：Indium Tin Oxide）、フッ素ドープ酸化スズ（ＦＴＯ：Fluorine-doped tin oxide）または酸化亜鉛（ＺｎＯ）などが含まれる。ＴＣＯとして酸化亜鉛を使用する場合には、ＴＣＯは、必要に応じてアルミニウム（Ａｌ）、ホウ素（Ｂ）またはガリウム（Ｇａ）を含んでいてもよい。図７（ｂ）の例では、表面保護層１の上に、７つの第１電極層８ａが、＋Ｙ方向に沿って平面的に並んでいる状態にある。ここで、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍ（ｍは１から６の自然数）の第１電極層８ａと、第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）の第１電極層８ａが第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍに向けて延出している部分とが、間隙（第１間隙ともいう）Ｇ１を挟んで並んでいる状態にある。例えば、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の第１電極層８ａと、第２の太陽電池素子３１Ｂ２のうちの第１電極層８ａが第１の太陽電池素子３１Ｂ１に向けて延出している部分とが、第１間隙Ｇ１を挟んで並んでいる。各第１間隙Ｇ１は、＋Ｘ方向に沿った長手方向を有する。ここでは、各第１間隙Ｇ１において、基板６の表面を底面とする第１溝部Ｐ１が存在している。
半導体層８ｂは、第１電極層８ａと第２電極層８ｃとの間に位置している。ここでは、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍの半導体層８ｂは、＋Ｙ方向における隣の第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）の第１電極層８ａが－Ｙ方向に向けて延出している部分の端部上に至るまで延びるように位置している。例えば、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の半導体層８ｂは、隣の第２の太陽電池素子３１Ｂ２の第１電極層８ａが－Ｙ方向に向けて延出している部分の端部上に至るまで延びるように位置している。半導体層８ｂは、例えば、上述した薄膜系半導体によって構成されている。
第２電極層８ｃは、半導体層８ｂの上に位置している。第２電極層８ｃは、半導体層８ｂにおける光の照射に応じた光電変換で生じた電荷を集めることができる電極（第２の電極ともいう）である。第２電極層８ｃの素材には、例えば、第１電極層８ａの素材と同様に、特定範囲の波長の光に対して透光性を有する透明導電性酸化物（ＴＣＯ）などが採用され得る。図７（ｂ）の例では、７つの第２電極層８ｃが、＋Ｙ方向に沿って平面的に並んでいる状態にある。ここでは、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍの第２電極層８ｃが第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）に向けて延出している部分と、第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）の第２電極層８ｃとが、間隙（第２間隙ともいう）Ｇ２を挟んで並んでいる状態にある。例えば、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の第２電極層８ｃが＋Ｙ方向に向けて延出している部分と、第２の太陽電池素子３１Ｂ２の第２電極層８ｃとが、間隙（第２間隙）Ｇ２を挟んで並んでいる状態にある。各第２間隙Ｇ２は、＋Ｘ方向に沿った長手方向を有する。ここでは、各第２間隙Ｇ２において、第１電極層８ａを底面とする第３溝部Ｐ３が存在している。また、ここでは、例えば、＋Ｙ方向において隣り合う第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍと第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）との間において、第２間隙Ｇ２は、第１間隙Ｇ１よりも＋Ｙ方向にずれた位置に存在している。このため、例えば、＋Ｙ方向において隣り合う第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍと第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）との間のセル間領域３１ｇａは、第１間隙Ｇ１の－Ｙ方向の縁部から第２間隙Ｇ２の＋Ｙ方向の縁部まで位置している。
接続部９は、複数の太陽電池素子３１Ｂのうちの隣り合う２つの太陽電池素子３１Ｂを電気的に直列に接続している状態にある。図７（ｂ）の例では、第ｍの接続部９ｍは、半導体層８ｂと透明部７との間を貫通するように位置している。この第ｍの接続部９ｍは、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍと第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１（ｍ＋１）とを電気的に接続している状態にある。例えば、第１の接続部９１が、第１の太陽電池素子３１Ｂ１と第２の太陽電池素子３１Ｂ２とを電気的に接続している状態にある。より具体的には、第ｍの接続部９ｍは、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍの第２電極層８ｃと第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）の第１電極層８ａとを電気的に接続している状態にある。例えば、第１の接続部９１は、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の第２電極層８ｃと第２の太陽電池素子３１Ｂ２の第１電極層８ａとを電気的に接続している状態にある。これにより、複数の太陽電池素子３１Ｂが電気的に直列に接続されている状態にある。また、接続部９は、半導体層８ｂの＋Ｙ方向を向いた端面と透明部７の－Ｙ方向を向いた端面とを両側面とし、第１電極層８ａの－Ｚ方向を向いた面を底面とする第２溝部Ｐ２内に存在している。各第２溝部Ｐ２は、＋Ｘ方向に沿った長手方向を有する。そして、この第２溝部Ｐ２に接続部９が充填された状態にある。
透明部７は、半導体層８ｂよりも特定範囲の波長の光に対する透光性が高い。透明部７は、例えば、ペロブスカイト構造を有する半導体層の一部が局所的に加熱されることで、形成され得る。ここでは、第ｍの透明部７ｍは、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍの第ｍの接続部９ｍと第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）との間に位置している。例えば、第１の透明部７１は、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の第１の接続部９１と第２の太陽電池素子３１Ｂ２との間に位置している。図７（ｂ）の例では、第ｍの透明部７ｍは、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍの第ｍの接続部９ｍと、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍと第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）との間に存在している第３溝部Ｐ３と、の間に位置している。例えば、第１の透明部７１は、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の第１の接続部９１と、第１の太陽電池素子３１Ｂ１と第２の太陽電池素子３１Ｂ２との間に存在している第３溝部Ｐ３と、の間に位置している。透明部７は、例えば、透明でない半導体層で構成されていてもよい。
第１の太陽電池素子３１Ｂ１では、第１電極層８ａが、半導体層８ｂおよび第２電極層８ｃよりも、－Ｙ方向に延出している部分（第１延出部とも言う）８ａｅを有する。第７の太陽電池素子３１Ｂ７では、半導体層８ｂおよび第２電極層８ｃは、第１電極層８ａよりも＋Ｙ方向に延出しており、第２電極層８ｃが、半導体層８ｂよりも、＋Ｙ方向に延出している部分（第２延出部とも言う）８ｃｅを有する。第１延出部８ａｅ上には、第１の極性の出力用の配線材（第１出力用配線材ともいう）３２ａが電気的に接続されている状態にある。ここでは、第１出力用配線材３２ａは、例えば、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の電極の一部である第１延出部８ａｅに接合された状態にある。具体的には、例えば、第１出力用配線材３２ａと第１延出部８ａｅとの間に位置しており、第１出力用配線材３２ａと第１延出部８ａｅとを接合している状態にある部分（第３接合部分ともいう）３２１Ｂが存在している。図７（ａ）の例では、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の－Ｙ方向に位置する端辺に沿って、第１出力用配線材３２ａが位置している。第２延出部８ｃｅ上には、第２の極性の出力用の配線材（第２出力用配線材ともいう）３２ｂが電気的に接続されている状態にある。ここでは、第２出力用配線材３２ｂは、例えば、第７の太陽電池素子３１Ｂ７の電極の一部である第２延出部８ｃｅに接合された状態にある。具体的には、例えば、第２出力用配線材３２ｂと第２延出部８ｃｅとの間に位置しており、第２出力用配線材３２ｂと第２延出部８ｃｅとを接合している状態にある部分（第４接合部分ともいう）３２２Ｂが存在している。図７（ａ）の例では、第７の太陽電池素子３１Ｂ７の＋Ｙ方向に位置する端辺に沿って、第２出力用配線材３２ｂが位置している。
第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂには、例えば、線状あるいは帯状の導電性を有する金属体がそれぞれ適用される。第３接合部分３２１Ｂおよび第４接合部分３２２Ｂの素材には、例えば、半田（はんだ）などの低融点の合金または低融点の単体の金属などが適用される。より具体的には、例えば、０．１ｍｍから０．２ｍｍ程度の厚さと１ｍｍから２ｍｍ程度の幅とを有する銅箔が第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂにそれぞれ適用され、これらの第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの全面に半田が被覆された状態にある。第１出力用配線材３２ａは、例えば、半田付けによって、第１延出部８ａｅに電気的に接続されている状態にある。また、第２出力用配線材３２ｂは、例えば、半田付けによって、第２延出部８ｃｅに電気的に接続されている状態にある。この場合には、例えば、第１出力用配線材３２ａと第１延出部８ａｅとの間に位置している半田が第３接合部分３２１Ｂを構成している状態にある。また、例えば、第２出力用配線材３２ｂと第２延出部８ｃｅとの間に位置している半田が第４接合部分３２２Ｂを構成している状態にある。以下では、第３接合部分３２１Ｂおよび第４接合部分３２２Ｂも、適宜「接合部分」と略称する。また、ここで、例えば、第１の極性が負極であれば、第２の極性が正極となる。例えば、第１の極性が正極であれば、第２の極性が負極となる。そして、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂのそれぞれは、例えば、裏面保護層２を貫通する貫通孔などを介して外部に引き出された状態にある。
このような構成を有する第３実施形態に係る太陽電池モジュール１００においても、充填材４で発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、薄膜系の太陽電池素子３１Ｂにおける第１電極層８ａ、第２電極層８ｃ、第３接合部分３２１Ｂおよび第４接合部分３２２Ｂが遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
ここで、充填材４は、例えば、図８で示されるように、第２充填材４２を有することなく第１充填材４１を有する充填材４Ｂとされてもよい。この場合には、例えば、充填材４Ｂは、表面保護層１と、複数の太陽電池素子３１Ｂを含む太陽電池部３Ｂと、の間において、太陽電池部３Ｂを覆っている状態にある。このため、充填材４Ｂは、例えば、表面保護層１と複数の太陽電池素子３１Ｂとの間において、複数の太陽電池素子３１Ｂを覆っている状態にある。
ここで、例えば、太陽電池部３Ｂのうちの基板６が裏面保護層２とされてもよい。
＜２－３．第４実施形態＞
上記第１実施形態または上記第２実施形態において、例えば、図９（ａ）および図９（ｂ）で示されるように、表面保護層１は、第１面１ｆから第２面１ｓにそれぞれ至る複数の微細な貫通孔（微細貫通孔ともいう）１Ｃｔを有する表面保護層１Ｃに変更されてもよい。微細貫通孔１Ｃｔの径は、例えば、雨粒および霧雨などの水滴の径未満であって水蒸気における水の粒の径以上とされる。ここで、微細貫通孔１Ｃｔの径は、例えば、０．１ｍｍから１ｍｍ程度とされる。表面保護層１Ｃにおける複数の微細貫通孔１Ｃｔは、例えば、耐候性を有する樹脂のシートに対するレーザーを用いた微細加工または打ち抜き加工などによって形成され得る。ここでは、例えば、表面保護層１Ｃが複数の微細貫通孔１Ｃｔを有することで、表面保護層１Ｃにおける防水性が低下しにくく、表面保護層１Ｃにおける透湿性が向上し得る。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、充填材４で発生する遊離酸が表面保護層１Ｃの複数の微細貫通孔１Ｃｔを介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１における電極および接合部分が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性を向上させることができる。
上記第１実施形態または上記第２実施形態において、例えば、図９（ａ）および図９（ｂ）で示されるように、表面保護層１は、第１面１ｆから第２面１ｓにそれぞれ至る複数の微細な貫通孔（微細貫通孔ともいう）１Ｃｔを有する表面保護層１Ｃに変更されてもよい。微細貫通孔１Ｃｔの径は、例えば、雨粒および霧雨などの水滴の径未満であって水蒸気における水の粒の径以上とされる。ここで、微細貫通孔１Ｃｔの径は、例えば、０．１ｍｍから１ｍｍ程度とされる。表面保護層１Ｃにおける複数の微細貫通孔１Ｃｔは、例えば、耐候性を有する樹脂のシートに対するレーザーを用いた微細加工または打ち抜き加工などによって形成され得る。ここでは、例えば、表面保護層１Ｃが複数の微細貫通孔１Ｃｔを有することで、表面保護層１Ｃにおける防水性が低下しにくく、表面保護層１Ｃにおける透湿性が向上し得る。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、充填材４で発生する遊離酸が表面保護層１Ｃの複数の微細貫通孔１Ｃｔを介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１における電極および接合部分が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性を向上させることができる。
ここで、表面保護層１Ｃの素材は、例えば、上記第１実施形態または上記第２実施形態の表面保護層１の素材と同様に耐候性を有する樹脂であってもよいし、耐候性を有するその他の素材であってもよい。換言すれば、表面保護層１Ｃは、例えば、第１面１ｆから第２面１ｓにそれぞれ至る複数の微細貫通孔１Ｃｔを有するとともに、耐候性を有していてもよい。このような構成が採用されても、例えば、充填材４から発生する遊離酸が表面保護層１Ｃの微細貫通孔１Ｃｔを介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１における電極および接合部分の遊離酸による腐食が生じにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。ここで、表面保護層１Ｃの素材として採用される耐候性を有するその他の素材には、例えば、ガラスなどが適用される。ガラスは、例えば、樹脂よりも低い水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）を有する。ガラス製の表面保護層１Ｃにおける複数の微細貫通孔１Ｃｔは、例えば、ガラスの板に対するレーザーを用いた微細加工などによって形成され得る。また、表面保護層１Ｃの素材には、例えば、防水透湿性を有する素材であるゴアテックス（登録商標）メンブレンなどが適用されてもよい。ゴアテックス（登録商標）メンブレンには、ＰＴＦＥを利用した延伸多孔質ポリテトラフルオロエチレン（ｅＰＴＦＥ）が適用される。このため、微細貫通孔１Ｃｔの径は、例えば、ｅＰＴＦＥの平均孔径である０．２マイクロメートル（μｍ）程度であってもよい。換言すれば、微細貫通孔１Ｃｔの径は、例えば、０．２μｍから１ｍｍ程度であってもよい。
また、ここで、表面保護層１Ｃの複数の微細貫通孔１Ｃｔは、例えば、第１出力取出電極３１１の上方に主に位置していてもよい。この場合には、例えば、複数の微細貫通孔１Ｃｔによって、外部空間２００から太陽電池部３の第１出力取出電極３１１以外の部分に向かう光が表面保護層１Ｃで乱反射されにくい。これにより、例えば、太陽電池モジュール１００における光電変換効率が低下しにくい。また、この場合には、例えば、充填材４のうちの第１出力取出電極３１１上の領域から遊離酸が表面保護層１Ｃの微細貫通孔１Ｃｔを介して外部空間２００に拡散しやすくなる。その結果、例えば、太陽電池素子３１における電極および接合部分の遊離酸による腐食が生じにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
＜２－４．第５実施形態＞
上記第１実施形態、上記第２実施形態および上記第４実施形態において、例えば、図１０（ａ）および図１１で示されるように、太陽電池モジュール１００が、第１接合部分３２１を覆うように第１接合部分３２１と第１充填材４１との間に位置している保護部材（第１保護部材ともいう）８１Ｄを有していてもよい。換言すれば、例えば、第１保護部材８１Ｄは、第１充填材４１と太陽電池素子３１との間に位置している。この第１保護部材８１Ｄは、例えば、第１接合部分３２１を保護することができる。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、第１保護部材８１Ｄの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第１接合部分３２１まで到達しにくくなる。これにより、例えば、第１出力取出電極３１１と第１配線材３２との間の第１接合部分３２１が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。具体的には、例えば、第１保護部材８１Ｄは、第１接合部分３２１を覆うように、第１充填材４１と第１配線材３２との間の領域から、第１充填材４１と第１出力取出電極３１１との間の領域にかけて位置している。図１１の例では、第１配線材３２の全面が被覆層３４によって被覆されている状態にある。第１配線材３２には、例えば、銅箔などの金属製の帯状の金属体などが適用される。被覆層３４の素材には、例えば、半田などの低融点の金属が適用される。そして、被覆層３４のうち、第１出力取出電極３１１と第１配線材３２とを接合している部分が、第１接合部分３２１としての役割を有する。また、被覆層３４は、第１配線材３２と第１充填材４１との間に位置している部分を有する。そして、例えば、第１保護部材８１Ｄは、被覆層３４および第１出力取出電極３１１に接触している状態にある。ここで、例えば、第１配線材３２と第１充填材４１との間に被覆層３４が位置していない場合には、第１保護部材８１Ｄが、第１配線材３２および第１出力取出電極３１１に接触している状態にある形態が採用される。
上記第１実施形態、上記第２実施形態および上記第４実施形態において、例えば、図１０（ａ）および図１１で示されるように、太陽電池モジュール１００が、第１接合部分３２１を覆うように第１接合部分３２１と第１充填材４１との間に位置している保護部材（第１保護部材ともいう）８１Ｄを有していてもよい。換言すれば、例えば、第１保護部材８１Ｄは、第１充填材４１と太陽電池素子３１との間に位置している。この第１保護部材８１Ｄは、例えば、第１接合部分３２１を保護することができる。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、第１保護部材８１Ｄの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第１接合部分３２１まで到達しにくくなる。これにより、例えば、第１出力取出電極３１１と第１配線材３２との間の第１接合部分３２１が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。具体的には、例えば、第１保護部材８１Ｄは、第１接合部分３２１を覆うように、第１充填材４１と第１配線材３２との間の領域から、第１充填材４１と第１出力取出電極３１１との間の領域にかけて位置している。図１１の例では、第１配線材３２の全面が被覆層３４によって被覆されている状態にある。第１配線材３２には、例えば、銅箔などの金属製の帯状の金属体などが適用される。被覆層３４の素材には、例えば、半田などの低融点の金属が適用される。そして、被覆層３４のうち、第１出力取出電極３１１と第１配線材３２とを接合している部分が、第１接合部分３２１としての役割を有する。また、被覆層３４は、第１配線材３２と第１充填材４１との間に位置している部分を有する。そして、例えば、第１保護部材８１Ｄは、被覆層３４および第１出力取出電極３１１に接触している状態にある。ここで、例えば、第１配線材３２と第１充填材４１との間に被覆層３４が位置していない場合には、第１保護部材８１Ｄが、第１配線材３２および第１出力取出電極３１１に接触している状態にある形態が採用される。
ここで、第１保護部材８１Ｄは、例えば、第１素子面３１ｆのうちの第１出力取出電極３１１および第１集電電極３１２が形成されていない領域（光吸収領域ともいう）３１５ａ上まではみ出ている領域が小さいほど、表面保護層１を介して半導体基板３１０まで到達する光の量が低下しにくい。これにより、例えば、太陽電池モジュール１００における発電効率が低下しにくい。また、ここで、第１保護部材８１Ｄが、例えば、第１出力取出電極３１１を覆うように位置していれば、第１保護部材８１Ｄは、第１出力取出電極３１１を保護することができる。この場合には、例えば、第１保護部材８１Ｄの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第１出力取出電極３１１まで到達しにくくなる。これにより、例えば、第１出力取出電極３１１が遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
また、例えば、図１０（ｂ）および図１１で示されるように、太陽電池モジュール１００が、第２接合部分３２２を覆うように第２接合部分３２２と第２充填材４２との間に位置している保護部材（第２保護部材ともいう）８２Ｄを有していてもよい。換言すれば、例えば、第２保護部材８２Ｄは、第２充填材４２と太陽電池素子３１との間に位置している。この第２保護部材８２Ｄは、例えば、第２接合部分３２２を保護することができる。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、第２保護部材８２Ｄの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第２接合部分３２２まで到達しにくくなる。これにより、例えば、第２出力取出電極３１３と第１配線材３２との間の第２接合部分３２２が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。具体的には、例えば、第２保護部材８２Ｄは、第２接合部分３２２を覆うように、第２充填材４２と第１配線材３２との間の領域から、第２充填材４２と第２出力取出電極３１３との間の領域にかけて位置している。図１１の例では、第１配線材３２の全面に被覆されている状態にある被覆層３４のうち、第２出力取出電極３１３と第１配線材３２とを接合している部分が、第２接合部分３２２としての役割を有する。また、被覆層３４は、第１配線材３２と第２充填材４２との間に位置している部分を有する。そして、例えば、第２保護部材８２Ｄは、被覆層３４および第２出力取出電極３１３に接触している状態にある。ここで、例えば、第１配線材３２と第２充填材４２との間に被覆層３４が位置していない場合には、第２保護部材８２Ｄが、第１配線材３２および第２出力取出電極３１３に接触している状態にある形態が採用される。
ここで、例えば、第２保護部材８２Ｄは、第２出力取出電極３１３を覆うように位置していれば、第２出力取出電極３１３を保護することができる。この場合には、例えば、第２保護部材８２Ｄの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第２出力取出電極３１３まで到達しにくくなる。これにより、例えば、第２出力取出電極３１３が遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄには、例えば、フッ素系のテープが適用される。この場合には、例えば、フッ素系のテープが優れた耐候性を有するため、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄの耐久性を高めることができる。これにより、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。ここでは、フッ素系のテープは、例えば、フッ素系の樹脂を含む帯状の基材（フッ素系基材ともいう）と、この基材の表面上に位置している接着剤と、を有する。フッ素系基材には、例えば、ポリテトラフルオロエチレン（ＰＴＦＥ）、ＥＴＦＥ、ＥＣＴＦＥまたはＦＥＰなどのフッ素系の樹脂のフィルム、あるいはＰＴＦＥ、ＥＴＦＥ、ＥＣＴＦＥまたはＦＥＰなどを含浸させたフィルムなどが適用される。接着剤には、例えば、アクリル系またはシリコーン系の接着剤などが適用される。また、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄには、例えば、フッ素系のテープ以外の耐候性を有するテープが適用されてもよい。例えば、フッ素系基材の代わりに、例えば、カプトン（登録商標）などのポリイミド、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、アクリル、ポリカーボネート、セロハンまたは塩化ビニルなどの素材を用いた基材が用いられてもよい。ここで、例えば、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄが接着剤を有していれば、太陽電池モジュール１００の製造工程において、ラミネート処理用の積層体１０ｓを形成する前に、太陽電池部３の所望の位置に対して、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄを貼付することができる。これにより、例えば、積層体１０ｓの形成前に太陽電池部３を移動させる際およびラミネート処理の際に、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄの位置がずれにくい。その結果、例えば、第１接合部分３２１および第２接合部分３２２を第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄによってより確実に保護することができる。また、例えば、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄは、接着剤を有していなくてもよい。この場合には、例えば、太陽電池モジュール１００の製造工程において、ラミネート処理用の積層体１０ｓを形成する際に、太陽電池部３の所望の位置に対して、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄを配置する態様が考えられる。
ここで、例えば、第１保護部材８１Ｄは、第１接合部分３２１のうちの少なくとも一部を覆うように、第１接合部分３２１と第１充填材４１との間に位置していてもよい。この場合でも、例えば、充填材４で発生する遊離酸が、第１接合部分３２１まで到達しにくくなる。これにより、例えば、第１出力取出電極３１１と第１配線材３２との間の第１接合部分３２１が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。また、例えば、第２保護部材８２Ｄは、第２接合部分３２２のうちの少なくとも一部を覆うように、第２接合部分３２２と第２充填材４２との間に位置していてもよい。この場合でも、例えば、充填材４で発生する遊離酸が、第２接合部分３２２まで到達しにくくなる。これにより、例えば、太陽電池素子３１の第２出力取出電極３１３と第１配線材３２との間の第２接合部分３２２が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
ここで、例えば、図１２（ａ）および図１２（ｂ）で示されるように、第２保護部材８２Ｄは、第２集電電極３１４と第２充填材４２との間に位置していてもよい。この場合には、第２保護部材８２Ｄは、例えば、第２集電電極３１４を保護することができる。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、第２保護部材８２Ｄの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第２集電電極３１４まで到達しにくくなる。これにより、例えば、第２集電電極３１４が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。ここでは、例えば、第２保護部材８２Ｄが、第２集電電極３１４を覆うように第２集電電極３１４と第２充填材４２との間に位置していれば、第２集電電極３１４を保護することができる。この場合には、例えば、第２保護部材８２Ｄの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第２集電電極３１４までさらに到達しにくくなる。これにより、例えば、第２集電電極３１４が遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
ここで、例えば、第１接合部分３２１および第２接合部分３２２は、例えば、酸化スズ、酸化鉛、硫化スズおよび硫化鉛のうちの少なくとも１つの材料を含有する表面部３４ｓを有していてもよい。ここでは、例えば、第１配線材３２の周囲の被覆層３４の外周部分が、酸化スズ、酸化鉛、硫化スズおよび硫化鉛のうちの少なくとも１つの材料を含有する表面部３４ｓである態様が考えられる。この場合には、例えば、第１接合部分３２１および第２接合部分３２２が酢酸などの遊離酸および水分などと反応しにくくなる。これにより、例えば、第１接合部分３２１および第２接合部分３２２が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。ここでは、例えば、第１配線材３２の周囲に位置している被覆層３４の素材が半田である場合には、半田の素材がスズ（Ｓｎ）を含有していれば、ラミネート処理用の積層体１０ｓを形成する前に、太陽電池部３を酸素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層３４の表面部３４ｓが酸化スズを含有するものとなり得る。また、例えば、半田の素材が鉛（Ｐｂ）を含有していれば、ラミネート処理用の積層体１０ｓを形成する前に、太陽電池部３を酸素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層３４の表面部３４ｓが酸化鉛を含有するものとなり得る。また、例えば、半田の素材がスズ（Ｓｎ）を含有していれば、ラミネート処理用の積層体１０ｓを形成する前に、太陽電池部３を硫化水素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層３４の表面部３４ｓが硫化スズを含有するものとなり得る。また、例えば、半田の素材が鉛（Ｐｂ）を含有していれば、ラミネート処理用の積層体１０ｓを形成する前に、太陽電池部３を硫化水素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層３４の表面部３４ｓが硫化鉛を含有するものとなり得る。
ここで、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１保護部材８１Ｄのうちの表面保護層１に対向している表面が、第１配線材３２または被覆層３４の表面よりも太陽電池素子３１における光吸収領域３１５ａに近い色相の色を有していてもよい。この場合には、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１保護部材８１Ｄの背後に位置している第１配線材３２および被覆層３４の存在が目立たなくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置されている部分が、外観上、太陽電池モジュール１００が配置されているようには見えにくくなる。したがって、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が向上し得る。ここでは、第１保護部材８１Ｄの表面の色は、例えば、第１保護部材８１Ｄの基材そのものの色、または基材上に塗布する顔料などの着色料の色などによって実現され得る。また、ここで、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１保護部材８１Ｄのうちの表面保護層１に対向している表面が、光吸収領域３１５ａと同系色の色を有していれば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１保護部材８１Ｄの背後に位置している第１配線材３２および被覆層３４の存在がより目立たなくなる。ここで、「同系色」は、例えば、同じ色相を有しており且つ明度または彩度が異なる色、同じ色相を有しており且つ色調（トーン）が違う色、および同一の色調についての色相環で隣り合う色のうちの何れであってもよい。色相環には、例えば、マンセル表色系の色相環（マンセル色相環ともいう）、オストワルト表色系の色相環（オストワルト色相環ともいう）またはＰＣＣＳ（Practical Color Co-ordinate System）の色相環などが適用される。また、色相環は、例えば、オストワルト色相環およびＰＣＣＳの色相環のように２４個の色相の色が環状に並べられたものであってもよいし、マンセル色相環のように２０個の色相の色が環状に並べられたものであってもよい。そして、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１保護部材８１Ｄのうちの表面保護層１に対向している表面が、光吸収領域３１５ａとほぼ同一の色を有していれば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１保護部材８１Ｄの背後に位置している第１配線材３２および被覆層３４の存在がさらに目立たなくなる。
ここで、例えば、第１配線材３２と第１充填材４１との間において、第１配線材３２を覆うように位置している状態にある被覆層３４の表面部３４ｓが、硫化スズおよび硫化鉛のうちの少なくとも１つの素材を含んでいてもよい。ここでは、例えば、硫化スズおよび硫化鉛の色は、黒色である。例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、仮に太陽電池素子３１の光吸収領域３１５ａの色が外観上において黒色系であれば、第１配線材３２上に第１保護部材８１Ｄが配置されていない部分があっても、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１配線材３２の存在が目立たなくなる。また、例えば、裏面保護層２の色が外観上において黒色系であれば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、隣り合う太陽電池素子３１の間において、第１配線材３２の存在が目立たなくなる。このように、例えば、第１配線材３２の存在が目立たなくなれば、太陽電池モジュール１００が配置されている部分が、外観上、太陽電池モジュール１００が配置されているようには見えにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が向上し得る。また、ここで、例えば、第１配線材３２と第１充填材４１との間において、被覆層３４の表面部３４ｓが、硫化スズを含んでいれば、水に溶けにくい性質を有する硫化スズの存在によって被覆層３４の耐久性が向上する。これにより、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、長期間にわたって第１配線材３２の存在が目立たなくなり得る。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が長期間にわたって向上し得る。
＜２－５．第６実施形態＞
上記第３実施形態において、例えば、図１３（ａ）および図１３（ｂ）で示されるように、第３接合部分３２１Ｂを覆うように位置している保護部材（第３保護部材ともいう）８３Ｆを設けてもよい。換言すれば、例えば、太陽電池モジュール１００が、第３接合部分３２１Ｂを覆うように第３接合部分３２１Ｂと第１充填材４１との間に位置している第３保護部材８３Ｆを有していてもよい。この場合には、例えば、第３保護部材８３Ｆは、第１の太陽電池素子３１Ｂ１における第１電極層８ａの第１延出部８ａｅと第１充填材４１との間に位置している。また、例えば、第４接合部分３２２Ｂを覆うように位置している保護部材（第４保護部材ともいう）８４Ｆを設けてもよい。換言すれば、例えば、太陽電池モジュール１００が、第４接合部分３２２Ｂを覆うように第４接合部分３２２Ｂと第１充填材４１との間に位置している第４保護部材８４Ｆを有していてもよい。この場合には、例えば、第４保護部材８４Ｆは、第７の太陽電池素子３１Ｂ７における第２電極層８ｃの第２延出部８ｃｅと第１充填材４１との間に位置している。
上記第３実施形態において、例えば、図１３（ａ）および図１３（ｂ）で示されるように、第３接合部分３２１Ｂを覆うように位置している保護部材（第３保護部材ともいう）８３Ｆを設けてもよい。換言すれば、例えば、太陽電池モジュール１００が、第３接合部分３２１Ｂを覆うように第３接合部分３２１Ｂと第１充填材４１との間に位置している第３保護部材８３Ｆを有していてもよい。この場合には、例えば、第３保護部材８３Ｆは、第１の太陽電池素子３１Ｂ１における第１電極層８ａの第１延出部８ａｅと第１充填材４１との間に位置している。また、例えば、第４接合部分３２２Ｂを覆うように位置している保護部材（第４保護部材ともいう）８４Ｆを設けてもよい。換言すれば、例えば、太陽電池モジュール１００が、第４接合部分３２２Ｂを覆うように第４接合部分３２２Ｂと第１充填材４１との間に位置している第４保護部材８４Ｆを有していてもよい。この場合には、例えば、第４保護部材８４Ｆは、第７の太陽電池素子３１Ｂ７における第２電極層８ｃの第２延出部８ｃｅと第１充填材４１との間に位置している。
例えば、第３保護部材８３Ｆは、第３接合部分３２１Ｂを覆うように位置していれば、第３接合部分３２１Ｂを保護することができる。ここでは、例えば、第３保護部材８３Ｆが、第３接合部分３２１Ｂを覆うように、第１充填材４１と第１出力用配線材３２ａとの間の領域から、第１充填材４１と第１電極層８ａの第１延出部８ａｅとの間の領域にかけて位置している形態が考えられる。この場合には、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、第３保護部材８３Ｆの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第３接合部分３２１Ｂまで到達しにくくなる。その結果、例えば、第１電極層８ａの第１延出部８ａｅと第１出力用配線材３２ａとの間の第３接合部分３２１Ｂが遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
また、例えば、第４保護部材８４Ｆは、第４接合部分３２２Ｂを覆うように位置していれば、第４接合部分３２２Ｂを保護することができる。ここでは、例えば、第４保護部材８４Ｆは、第４接合部分３２２Ｂを覆うように、第１充填材４１と第２出力用配線材３２ｂとの間の領域から、第１充填材４１と第２電極層８ｃの第２延出部８ｃｅとの間の領域にかけて位置している形態が考えられる。この場合には、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、第４保護部材８４Ｆの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第４接合部分３２２Ｂまで到達しにくくなる。その結果、例えば、第２電極層８ｃの第２延出部８ｃｅと第２出力用配線材３２ｂとの間の第４接合部分３２２Ｂが遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
ここで、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆには、例えば、上記第５実施形態に係る第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄと同様な構成を有するものが適用され得る。また、例えば、上記第５実施形態の第１配線材３２と同様に、第１出力用配線材３２ａの全面が上記の被覆層３４と同様な被覆層で被覆されていれば、被覆層における第１延出部８ａｅと第１出力用配線材３２ａとを接合している部分が、第３接合部分３２１Ｂとしての役割を有する。この場合には、例えば、第３保護部材８３Ｆは、第１出力用配線材３２ａの被覆層および第１延出部８ａｅに接触している状態にある。ここで、例えば、第１出力用配線材３２ａと第１充填材４１との間に被覆層が位置していない場合には、第３保護部材８３Ｆが、第１出力用配線材３２ａおよび第１延出部８ａｅに接触している状態にある形態が採用される。また、例えば、上記第５実施形態の第１配線材３２と同様に、第２出力用配線材３２ｂの全面が上記の被覆層３４と同様な被覆層で被覆されていれば、被覆層における第２延出部８ｃｅと第２出力用配線材３２ｂとを接合している部分が、第４接合部分３２２Ｂとしての役割を有する。この場合には、例えば、第４保護部材８４Ｆは、第２出力用配線材３２ｂの被覆層および第２延出部８ｃｅに接触している状態にある。ここで、例えば、第２出力用配線材３２ｂと第１充填材４１との間に被覆層が位置していない場合には、第４保護部材８４Ｆが、第２出力用配線材３２ｂおよび第２延出部８ｃｅに接触している状態にある形態が採用される。
ここで、例えば、第３保護部材８３Ｆは、第３接合部分３２１Ｂのうちの少なくとも一部を覆うように、第３接合部分３２１Ｂと第１充填材４１との間に位置していれば、充填材４で発生する遊離酸が、第３接合部分３２１Ｂまで到達しにくくなる。これにより、例えば、第１延出部８ａｅと第１出力用配線材３２ａとの間の第３接合部分３２１Ｂが遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。また、例えば、第４保護部材８４Ｆは、第４接合部分３２２Ｂのうちの少なくとも一部を覆うように、第４接合部分３２２Ｂと第１充填材４１との間に位置していれば、充填材４で発生する遊離酸が、第４接合部分３２２Ｂまで到達しにくくなる。これにより、例えば、第２延出部８ｃｅと第２出力用配線材３２ｂとの間の第４接合部分３２２Ｂが遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
ここで、例えば、第３接合部分３２１Ｂおよび第４接合部分３２２Ｂは、例えば、上記第５実施形態に係る第１接合部分３２１および第２接合部分３２２と同様に、酸化スズ、酸化鉛、硫化スズおよび硫化鉛のうちの少なくとも１つの材料を含有する上記の表面部３４ｓと同様な表面部を有していてもよい。ここでは、例えば、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂのそれぞれの周囲の被覆層の外周部分が、酸化スズ、酸化鉛、硫化スズおよび硫化鉛のうちの少なくとも１つの材料を含有する表面部である態様が考えられる。この場合には、例えば、第３接合部分３２１Ｂおよび第４接合部分３２２Ｂが酢酸などの遊離酸および水分などと反応しにくくなり、第３接合部分３２１Ｂおよび第４接合部分３２２Ｂが腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。ここでは、例えば、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの周囲に位置している被覆層の素材が半田である場合には、半田の素材がスズを含有していれば、ラミネート処理用の積層体を形成する前に、太陽電池部３Ｂを酸素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層の表面部が酸化スズを含有するものとなり得る。また、例えば、半田の素材が鉛を含有していれば、ラミネート処理用の積層体を形成する前に、太陽電池部３Ｂを酸素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層の表面部が酸化鉛を含有するものとなり得る。また、例えば、半田の素材がスズを含有していれば、ラミネート処理用の積層体を形成する前に、太陽電池部３Ｂを硫化水素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層の表面部が硫化スズを含有するものとなり得る。また、例えば、半田の素材が鉛を含有していれば、ラミネート処理用の積層体を形成する前に、太陽電池部３Ｂを硫化水素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層の表面部が硫化鉛を含有するものとなり得る。
ここで、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第３保護部材８３Ｆの表面保護層１に対向している表面が、第１出力用配線材３２ａの表面または第１出力用配線材３２ａを被覆している状態の被覆層の表面よりも太陽電池素子３１Ｂにおける半導体層８ｂの表面保護層１側の領域（光吸収領域ともいう）に近い色相の色を有していてもよい。また、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第４保護部材８４Ｆの表面保護層１に対向している表面が、第２出力用配線材３２ｂの表面または第２出力用配線材３２ｂを被覆している状態の被覆層の表面よりも太陽電池素子３１Ｂにおける半導体層８ｂの表面保護層１側の領域（光吸収領域）に近い色相の色を有していてもよい。ここでは、光吸収領域は、例えば、第２電極層８ｃ上に形成された窒化シリコンなどの反射防止膜で構成されていてもよい。ここでは、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの存在が目立たなくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置されている部分が、外観上、太陽電池モジュール１００が配置されているようには見えにくくなる。したがって、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が向上し得る。ここでは、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆの表面の色は、例えば、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆの基材そのものの色、または基材上に塗布する顔料などの着色料の色などによって実現され得る。また、ここで、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆのうちの表面保護層１に対向している表面が、光吸収領域と同系色の色を有していれば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの存在がより目立たなくなる。そして、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆのうちの表面保護層１に対向している表面が、光吸収領域とほぼ同一の色を有していれば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの存在がさらに目立たなくなる。
ここで、例えば、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂと第１充填材４１との間において、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂを覆うように位置している状態にある被覆層の表面部が、硫化スズおよび硫化鉛のうちの少なくとも１つの素材を含んでいてもよい。ここでは、例えば、硫化スズおよび硫化鉛の色は、黒色である。このため、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、仮に太陽電池素子３１Ｂの光吸収領域の色が外観上において黒色系であれば、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂ上に第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆが配置されていない部分があっても、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの存在が目立たなくなる。また、例えば、裏面保護層２の色が黒色系であれば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、太陽電池部３Ｂの周囲において第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの存在が目立たなくなる。このように、例えば、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの存在が目立たなくなれば、太陽電池モジュール１００が配置されている部分が、外観上、太陽電池モジュールが配置されているようには見えにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が向上し得る。
また、ここで、例えば、第１出力用配線材３２ａと第１充填材４１との間において、第１出力用配線材３２ａを覆うように位置している被覆層の表面部が、硫化スズを含んでいれば、水に溶けにくい性質を有する硫化スズの存在によって被覆層の耐久性が向上する。これにより、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、長期間にわたって第１出力用配線材３２ａの存在が目立たなくなり得る。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が長期間にわたって向上し得る。また、ここで、例えば、第２出力用配線材３２ｂと第１充填材４１との間において、第２出力用配線材３２ｂを覆うように位置している被覆層の表面部が、硫化スズを含んでいれば、水に溶けにくい性質を有する硫化スズの存在によって被覆層の耐久性が向上する。これにより、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、長期間にわたって第２出力用配線材３２ｂの存在が目立たなくなり得る。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が長期間にわたって向上し得る。
ここで、太陽電池部３Ｂは、例えば、図１４（ａ）および図１４（ｂ）で示されるように、太陽電池部３Ｂの上下が逆とされた太陽電池部３Ｇとされてもよい。この場合には、充填材４は、例えば、図１４（ａ）で示されるように、第１充填材４１を有することなく第２充填材４２を有する充填材４Ｇとされてもよい。ここでは、例えば、充填材４Ｇは、裏面保護層２と、複数の太陽電池素子３１Ｂを含む太陽電池部３Ｇと、の間において、太陽電池部３Ｇを覆っている状態にある。このため、充填材４Ｇは、例えば、裏面保護層２と複数の太陽電池素子３１Ｂとの間において、複数の太陽電池素子３１Ｂを覆っている状態にある。そして、例えば、図１４（ａ）および図１４（ｂ）で示されるように、第５保護部材８５Ｇが、各太陽電池素子３１Ｂの第２電極層８ｃと第２充填材４２との間に位置していてもよい。図１４（ｂ）の例では、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆの代わりに、第５保護部材８５Ｇが位置している。具体的には、第５保護部材８５Ｇは、第３接合部分３２１Ｂと、第４接合部分３２２Ｂと、第２電極層８ｃと、を覆うように位置している。この場合には、第５保護部材８５Ｇは、例えば、各第２電極層８ｃを保護することができる。このため、例えば、仮に充填材４Ｇが熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、第５保護部材８５Ｇの存在によって、充填材４Ｇで発生する遊離酸が、第２電極層８ｃまで到達しにくくなる。これにより、例えば、第２電極層８ｃが遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。第５保護部材８５Ｇには、例えば、上述した第１保護部材８１Ｄ、第２保護部材８２Ｄ、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆと同様な構成を有するものが適用され得る。
＜３．その他＞
上記第１実施形態から上記第６実施形態では、例えば、表面保護層１の素材に適用されるフッ素系の樹脂として、ＥＣＴＦＥが適用されれば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が容易に向上し得る。これは、ＥＣＴＦＥの水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）が、ＦＥＰの水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）とＥＴＦＥの水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）との間にあることが知られており、ＥＣＴＦＥがＥＴＦＥよりも安価であるためである。
上記第１実施形態から上記第６実施形態では、例えば、表面保護層１の素材に適用されるフッ素系の樹脂として、ＥＣＴＦＥが適用されれば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が容易に向上し得る。これは、ＥＣＴＦＥの水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）が、ＦＥＰの水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）とＥＴＦＥの水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）との間にあることが知られており、ＥＣＴＦＥがＥＴＦＥよりも安価であるためである。
上記第４実施形態では、例えば、太陽電池部３の代わりに、上記第３実施形態および上記第６実施形態に係る太陽電池部３Ｂ，３Ｇなどの異なる形態の太陽電池部が適用されてもよい。
上記第５実施形態では、例えば、表面保護層１が、ガラス板などの透湿性を有していない部材が適用されても、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄの存在によって、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。また、例えば、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄのうちの少なくとも一方の保護部材が存在していてもよい。
上記第６実施形態では、例えば、表面保護層１が、ガラス板などの透湿性を有していない部材が適用されても、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆあるいは第５保護部材８５Ｇの存在によって、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。また、例えば、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆのうちの少なくとも一方の保護部材が存在していてもよい。
上記各実施形態および各種変形例をそれぞれ構成する全部または一部を、適宜、矛盾しない範囲で組み合わせ可能であることは、言うまでもない。
１，１Ｃ 表面保護層
１Ｃｔ 微細貫通孔
１ｆ 第１面
１ｓ 第２面
２ 裏面保護層
３，３Ｂ，３Ｇ 太陽電池部
４，４Ｂ，４Ｇ 充填材
１０ 太陽電池パネル
１０ｂ 裏面
１０ｆ 前面
３１，３１Ｂ 太陽電池素子
３２ 第１配線材
３２ａ 第１出力用配線材
３２ｂ 第２出力用配線材
３３ 第２配線材
３４ 被覆層
３４ｓ 表面部
４１ 第１充填材
４２ 第２充填材
５０Ａ 保護膜
５１Ａ 貫通孔
８１Ｄ 第１保護部材
８２Ｄ 第２保護部材
８３Ｆ 第３保護部材
８４Ｆ 第４保護部材
８５Ｇ 第５保護部材
１００ 太陽電池モジュール
２００ 外部空間
３１５ａ 光吸収領域
３２１ 第１接合部分
３２２ 第２接合部分
３２１Ｂ 第３接合部分
３２２Ｂ 第４接合部分
１Ｃｔ 微細貫通孔
１ｆ 第１面
１ｓ 第２面
２ 裏面保護層
３，３Ｂ，３Ｇ 太陽電池部
４，４Ｂ，４Ｇ 充填材
１０ 太陽電池パネル
１０ｂ 裏面
１０ｆ 前面
３１，３１Ｂ 太陽電池素子
３２ 第１配線材
３２ａ 第１出力用配線材
３２ｂ 第２出力用配線材
３３ 第２配線材
３４ 被覆層
３４ｓ 表面部
４１ 第１充填材
４２ 第２充填材
５０Ａ 保護膜
５１Ａ 貫通孔
８１Ｄ 第１保護部材
８２Ｄ 第２保護部材
８３Ｆ 第３保護部材
８４Ｆ 第４保護部材
８５Ｇ 第５保護部材
１００ 太陽電池モジュール
２００ 外部空間
３１５ａ 光吸収領域
３２１ 第１接合部分
３２２ 第２接合部分
３２１Ｂ 第３接合部分
３２２Ｂ 第４接合部分
Claims (6)
- 太陽電池モジュールであって、
第１面および該第１面の逆側の第２面を有するとともに透光性を有する表面保護層と、
前記第２面に対向している状態にある裏面保護層と、
前記第２面と前記裏面保護層との間に位置している複数の太陽電池素子と、
前記表面保護層と前記複数の太陽電池素子との間において、前記複数の太陽電池素子を覆っている状態にある充填材と、を備え、
前記充填材の素材は、遊離酸が発生する化学構造を有し、
前記表面保護層は、耐候性を有する樹脂で構成された層であり、
前記第１面の少なくとも一部が、前記太陽電池モジュールの外部の空間に対して露出している状態にある、太陽電池モジュール。 - 請求項１に記載の太陽電池モジュールであって、
前記表面保護層の素材は、フッ素系の樹脂を含む、太陽電池モジュール。 - 請求項２に記載の太陽電池モジュールであって、
前記フッ素系の樹脂は、フッ化エチレンプロピレン共重合体、エチレン・テトラフルオロエチレン共重合体およびエチレン・クロロトリフルオロエチレン共重合体のうちの少なくとも１つの樹脂を含む、太陽電池モジュール。 - 請求項１から請求項３の何れか１つの請求項に記載の太陽電池モジュールであって、
前記第１面上の一部に位置している状態にある前記第１面を保護するための保護膜、をさらに備える、太陽電池モジュール。 - 請求項１から請求項４の何れか１つの請求項に記載の太陽電池モジュールであって、
前記表面保護層は、前記第１面から前記第２面にそれぞれ至る複数の微細な貫通孔を有する、太陽電池モジュール。 - 太陽電池モジュールであって、
第１面および該第１面の逆側の第２面を有するとともに透光性を有する表面保護層と、
前記第２面に対向している状態にある裏面保護層と、
前記第２面と前記裏面保護層との間に位置している複数の太陽電池素子と、
前記表面保護層と前記複数の太陽電池素子との間において、前記複数の太陽電池素子を覆っている状態にある充填材と、を備え、
前記充填材の素材は、遊離酸が発生する化学構造を有し、
前記表面保護層は、前記第１面から前記第２面にそれぞれ至る複数の微細な貫通孔を有するとともに、耐候性を有し、
前記第１面の少なくとも一部が、前記太陽電池モジュールの外部の空間に対して露出している状態にある、太陽電池モジュール。
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