JP5739076B2 - 太陽電池モジュール及びその製造方法 - Google Patents

Description

本発明は、太陽電池モジュール及びその製造方法に関する。本発明は、特に太陽電池の集電極と配線部材の接続構造に関する。

エネルギー問題や地球環境問題が深刻化する中、化石燃料にかわる代替エネルギーとして、太陽電池が注目されている。
太陽電池は、半導体接合等からなる光電変換部を内蔵している。太陽電池は、この光電変換部に光を照射することによって、発生するキャリア（電子及び正孔）を外部回路に取り出して発電することが可能である。
また、太陽電池は、この光電変換部で発生するキャリアを集中的に効率良く外部回路へ取り出すための集電極を備えている。この集電極は、太陽電池の光電変換部上に取り付けられている。

この太陽電池を電力源（エネルギー源）として用いる場合、太陽電池セル１個あたりの出力は高々数ワット程度である。そのため、一般的に複数枚の太陽電池を電気的に直列に接続した太陽電池モジュールとして用いられる。この太陽電池モジュールは、太陽電池セル間を電気的に直列に接続することによって、それぞれの太陽電池内の光電変換部に加わる電圧を加えていき、出力を高めることができる。
なお、本明細書内での「太陽電池モジュール」は、上記したような複数の太陽電池セルが接続されたものだけでなく、１枚の太陽電池（以下、太陽電池セル、又はセルともいう）も含んで定義する。

また、太陽電池モジュールは、太陽電池の表面側（光入射面側）を保護する表面保護材と、太陽電池の背面側を保護する背面保護材とを有している。太陽電池モジュールは、これら表面保護材と背面保護材の間に封止材を充填することによって、各太陽電池が封止されている。
一般的に、表面保護材には、ガラス基板などの透光性を有するものが使用される。また、封止材には、ＥＶＡ（Ethylene Vinyl Acetate）などの透光性を有するものが使用される。

ここで、太陽電池モジュールの各太陽電池セル間の接続構造について詳説する。太陽電池モジュールは、上記したように、各太陽電池セルの表面（受光面，光入射面）に集電極が設けられている。この集電極を配線部材（例えば、タブやインターコネクタなど）に接続することによって、隣接する太陽電池間、又は、太陽電池と外部回路の接続配線間を電気的に接続している。

太陽電池には、例えば、単結晶シリコン基板や多結晶シリコン基板を用いた、いわゆる結晶シリコン系の太陽電池がある。この結晶シリコン系の太陽電池では、受光面に金属からなる集電極が設けられる。また、太陽電池には、結晶シリコン基板上に非晶質シリコン層及び透明電極層を有する、いわゆるヘテロ接合太陽電池がある。このヘテロ接合太陽電池でも、透明電極層上に集電極が設けられる。

また太陽電池には、非晶質シリコン薄膜や結晶質シリコン薄膜等を用いたシリコン系薄膜太陽電池や、ＣＩＧＳ、ＣＩＳ等の化合物太陽電池、有機薄膜太陽電池、色素増感太陽電池等の薄膜太陽電池がある。これらの太陽電池では、受光面での表面抵抗を減少させる観点から、光電変換部の受光面側の面上に透明電極層が設けられている。

このように、いずれの種類の太陽電池でも、受光面に集電極を設けることができる。

ここで、上記した透明電極層が導電性を有した構造においては、集電極としての機能を果たす。そのため、原理的には、透明電極層上に別途の集電極を設けることは、不要と考えられる。

しかしながら、実用化する際には、透明電極層として、酸化インジウム錫（ＩＴＯ；Indium Tin Oxide）や酸化亜鉛（ＺｎＯ；Zinc Oxide）等の導電性酸化物を使用することが多い。これらの導電性酸化物は、金属に比べて抵抗率が高いので、透明電極層として導電性酸化物を使用すると、太陽電池モジュール全体の内部抵抗が高くなるという問題がある。
そのため、従来から、太陽電池の透明電極層上に金属製の集電極を設けて、集電極を取出電極として機能させている。こうすることによって、電流の取出効率を高める取り組みが従来からなされている（例えば、特許文献１）。

また、この集電極は、導電性酸化物で形成された透明電極層の電気伝導を補助する補助電極又は電流を取り出す取出電極として機能させるものである。すなわち、この集電極は、基本的には、電気伝導の補助又は取出に必要な所定の厚み及び面積が確保できればよい。そこで、電解めっき法や無電解めっき法で集電極（以下、めっき電極ともいう）を形成する取り組みもなされている（例えば、特許文献２，３）。電解めっきや無電解めっきで集電極を形成することによって、太陽電池モジュールの低コスト化が実現することが可能となる。

特開２００８−１３５６５４号公報 特開２０１０−０９８２３２号公報 特表２０１３−５０７７８１号公報

ところで、太陽電池モジュールは、上記した集電極を配線部材（例えば、タブやインターコネクタなど）に接続することによって、隣接する太陽電池間、又は、太陽電池と外部回路間を電気的に接続する。この集電極と配線部材は、一般的に、集電極と配線部材の間にはんだや異方性導電膜等の導電性接着剤を介在させることによって接着されている。

そこで、本発明者は、集電極（めっき電極）を電解めっき法にて形成し、当該めっき電極に対して配線部材を接続した太陽電池モジュールを試作した。この試作した太陽電池モジュールは、従来と同様、配線部材とめっき電極とをはんだによって接着したものである。
本発明者は、この試作した太陽電池モジュールの構造を採用することで、めっき法によって集電極を形成するので、製造コストの低減ができるとともに、光電変換部と配線部材間の抵抗損失も低減できると予想した。

しかしながら、試作した太陽電池モジュールは、製造コストが低減され、ある程度の抵抗損失が低減されたものの、新たな問題が発生した。
すなわち、はんだを介して、めっき電極と配線部材を接着すると、めっき電極とその下地となる層との間の接着強度が弱くなることがわかった。
そのため、試作した太陽電池モジュールは、衝撃等の外部要因等により断線するおそれがあり、太陽電池モジュールとして不安定なものとなっていた。

また、本発明者は、はんだの代わりに導電性フィルム（ＣＦ；Conductive Film）によって接着した太陽電池モジュールについても試作した。
しかしながら、当該試作した太陽電池モジュールにおいても、はんだを用いた場合と同様、めっき電極とその下地となる層との間の接着強度が弱くなるという結果となっていた。

そこで、本発明は、従来に比べて光電変換部と配線部材間の抵抗損失が小さく、かつ、十分な接着強度を有する太陽電池モジュールを提供することを課題とする。また、本発明は、このような特性を有した太陽電池モジュールを容易に製造できる太陽電池モジュールの製造方法を提供することを課題とする。

本発明者は、上記した接着強度の低下の原因として、次のように考察した。
すなわち、めっき電極と配線部材をはんだ等を介して接着すると、めっき電極と配線部材は実質的に一体となる。そのため、衝撃等の外部要因等により、配線部材に荷重がかかると、配線部材に加わった荷重は、めっき電極とめっき電極の下地となる層の界面に集中的に加わってしまう。すなわち、配線部材とめっき層の界面に荷重が分散せず、集中的にめっき電極とその下地となる層の界面にかかる。そのため、めっき電極とその下地となる層との間の接着強度が特に弱くなると考察した。

この考察のもとに導き出された本発明の一つの様相は、光電変換部と集電極を有した太陽電池と、前記太陽電池と外部回路又は他の太陽電池を接続する配線部材と、を備えた太陽電池モジュールにおいて、前記太陽電池は、光電変換部を平面視したときに、前記集電極が設けられた部位であって、所定の方向に延伸したフィンガー電極部を有しており、前記フィンガー電極部は、前記光電変換部を基準として前記光電変換部の外側に、第一導電層と、第二導電層が順に積層した積層構造を有し、当該第二導電層は、第一導電層とは異なる層であり、前記第二導電層の電気抵抗は、第一導電層の電気抵抗以下であり、前記配線部材は、前記光電変換部を基準として第一導電層の外側にあって、かつ、前記フィンガー電極部又はフィンガー電極部の延長と交差するように配されており、太陽電池のフィンガー電極部又はフィンガー電極部の延長と配線部材の交差部位は、以下の（１）又は（２）の積層構造を備えていることである。
（１）第一導電層上に配線部材が直接接する積層構造
（２）第一導電層と配線部材が、第二導電層と異なる接着層を介して接する積層構造。

ここでいう「延長」とは、仮想的な延長を表す。すなわち、「フィンガー電極部の延長と配線部材の交差部位」とは、仮にフィンガー電極部が延長したと仮定した状態において、配線部材が交差する部位を表し、実際には、交差していない状態を表す。例えば、平面視したときに、フィンガー電極部が断続的に延びており、配線部材が延び方向で隣接するフィンガー電極部の間に配される場合には、この重なる部位がフィンガー電極部の延長と配線部材の交差部位となる。
また、ここでいう「積層」とは、直接的又は間接的に層が重なることをいう。
さらに、ここでいう「異なる層」とは、比較対象に対して完全に同一でない層をいう。「第一導電層と異なる層」の例としては、例えば、材質の異なるものや第一導電層と同じ工程で形成されていないものなどが挙げられる。すなわち、当該定義においては、素材だけではなく、組成や配合量が異なるものも「異なる層」に該当する。

ここでいう「延伸」とは、「全体」として延びている状態を表し、部分的に延びる方向が異なっていても、全体が所定の方向に延びていれば、「延伸」に含まれる。例えば、ジグザグ状であっても全体として所定の方向に延びていれば許容される。
「全体として延びる状態」とは、例えば、図２７に示される物質Ａの場合、幅Ｗ（全体の延伸方向に対して直交方向の長さ）を１としたときに、長さＬ（全体の延伸方向の長さ）が１００以上である状態をいう。

本様相によれば、フィンガー電極部は、光電変換部上に第一導電層と、第二導電層が積層した積層構造を有しており、第二導電層の電気抵抗は、第一導電層の電気抵抗以下である。すなわち、この積層構造を有する部分では、第二導電層は、第一導電層内での電気伝導を補助する補助電極として機能する。そのため、本様相によれば、第一導電層だけ設ける場合に比べて、抵抗損失が小さい。なお、第一導電層と第二導電層が同一の電気抵抗を備える場合においても、第一導電層と第二導電層は同一の導電経路を形成するので、第一導電層のみの場合に比べて、導電経路の断面積が大きくなり、電流の通過量が増加する。そのため、抵抗損失を抑制することができる。

また、本様相によれば、配線部材は、前記集電極上であって、かつ、フィンガー電極部又はフィンガー電極部の延長と交差するように配されている。すなわち、配線部材は、フィンガー電極部と交差する方向に延びている。そのため、配線部材によって、所定の方向（配線部材の延びる方向）において均等に電流を取り出すことが可能である。また、フィンガー電極部によって、当該所定の方向と交差する方向において均等に電力を取り出すことが可能である。それ故に、太陽電池モジュールの面内において、均等に電力を取り出すことが可能であり、局所的に過負荷がかかりにくく、部分的な短絡を防止することができる。

好ましい様相は、前記第二導電層は、めっき層であることである。

好ましい様相は、前記光電変換部を基準として、配線部材の外側に透光性を有した透光性部材を備え、前記太陽電池は、当該透光性部材を介して光電変換部に入射光を収集可能であり、前記交差部位において、前記光電変換部を基準として、配線部材の外側面の一部又は全部に第二導電層が積層しており、前記第二導電層の表面粗さは、前記配線部材の表面粗さよりも大きいことである。

本様相によれば、太陽電池のフィンガー電極部又はフィンガー電極部の延長と配線部材の交差部位において、配線部材上の一部又は全部に配線部材よりも表面粗さが粗い第二導電層が積層している。すなわち、透光性部材から入射した光は、表面粗さが粗い第二導電層の表面で入射方向に対して異なる方向に反射される。また、当該反射光は、透光性部材と空気との界面でさらに反射して、光電変換部に入射する。
このように、透光性部材から入射した光は、光電変換部を基準として透光性部材の内側（光電変換部側）に封じ込められるので、配線部材上に第二導電層を設けない場合に比べて、光学損失を減少させることができる。

より好ましい様相は、前記光電変換部を基準として、光電変換部の外側に絶縁層を有し、前記絶縁層は、透光性を有していることである。

本様相によれば、光電変換部の外側に位置する絶縁層は、透光性を有しているので、絶縁層を除去せずとも光を光電変換部に取り込むことができる。
また、例えば、第二導電層をめっき浴に浸して形成する場合において、絶縁層が形成された部位には、原則的には第二導電層が形成されない。そのため、当該絶縁層が形成された部位において、光は第二導電層によって遮られることなく、光電変換部内に導入することができる。

好ましい様相は、前記フィンガー電極部は、前記第一導電層と前記第二導電層の間に絶縁層が介在しており、前記絶縁層は、開口部を有し、第一導電層と第二導電層は、開口部を経由して導通されていることである。

本様相によれば、第二導電層をめっき法などによって開口部の形状に合わせて堆積することができ、所望の形状の第二導電層を形成させることができる。

好ましい様相は、前記光電変換部を基準として、光電変換部の外側に絶縁層を有し、前記交差部位の側面は、第一導電層及び配線部材に跨がって、前記絶縁層が被覆されていることである。

本様相によれば、第一導電層と配線部材に跨がって絶縁層が被覆されているので、水等が第一導電層と配線部材の間に進入することを防止できる。また、絶縁層自身の剛性により、第一導電層と配線部材間の一体化強度も補強できる。

好ましい様相は、複数の前記太陽電池を有し、当該複数の太陽電池のうち、少なくとも２つの太陽電池は、前記配線部材を介して接続されており、前記２つの太陽電池は、前記集電極側に正極又は負極を担う表面電極層と、前記集電極に対して反対側に前記表面電極層と異なる極を担う裏面電極層とを有するものであり、前記配線部材は、一方の太陽電池の表面電極層と、他方の太陽電池の裏面電極層とを電気的に接続していることである。

本様相によれば、複数の太陽電池のうち、２つの太陽電池は、集電極側に正極又は負極を担う表面電極層と、集電極に対して反対側に前記電極層と異なる極を担う裏面電極層を有するものである。すなわち、２つの太陽電池は、表面電極層が正極を担う場合には、裏面電極層が負極を担い、表面電極層が負極を担う場合には、裏面電極層が正極を担う。
そして、本様相によれば、配線部材は、一方の太陽電池の表面電極層と、他方の太陽電池の裏面電極層とを電気的に接続している。そのため、太陽電池間を電気的に直列接続することができる。

上記した様相は、前記一方の太陽電池は、前記他方の太陽電池の姿勢を基準として、天地が逆転した姿勢をとっていてもよい。

ここでいう「天地が逆転した姿勢」とは、通常、太陽電池モジュールは主面を太陽に向けて設置するので、表裏を逆転した姿勢を表す。すなわち、太陽電池の表裏を反転させた状態を表す。

この様相によれば、一方の太陽電池は、他方の太陽電池の姿勢を基準として、天地が逆転した姿勢をとっている。そのため、配線部材を直線状に延ばすことによって、一方の太陽電池の表面電極層と、他方の太陽電池の裏面電極層を接続することが可能であり、容易に太陽電池間を電気的に直接接続することができる。

上記した様相は、前記第一導電層と配線部材の間に第二導電層が介在しなくてもよい。

この様相によれば、第一導電層と配線部材の間に第二導電層が介在しない。そのため、たとえ第二導電層がめっき層である場合であって、かつ、衝撃等の外部要因等により、配線部材に荷重がかかった場合でも、従来技術に比べて第一導電層に対して第二導電層が乖離して配線部材が脱離することを防止できる。

上記した様相は、前記配線部材は、配線本体と、コーティング層を有し、前記コーティング層は、前記第一導電層よりも軟らかいものであって、配線本体の表面を被覆しており、前記第一導電層の一部は、コーティング層に食い込んでいてもよい。

ここでいう「軟らかい」とは、硬度が低いことをいう。

この様相によれば、配線本体の表面を被覆し、第一導電層よりも軟らかいコーティング層に第一導電層の一部が食い込んでいるので、第一導電層に対して配線部材がずれにくい。また、第一導電層と配線部材を直接接する場合において、第一導電層と配線部材間の界面抵抗を下げることができる。

上記した様相は、前記接着層は、導電性接着材であってもよい。

ここでいう「導電性接着材」とは、導電性を有したものであって、かつ二部材間を接着可能なものである。導電性接着材は、例えば、液状体を固化したものでもよいし、シート状の粘着体でもよい。

この様相によれば、導電性を維持しつつ接着強度を高めることができる。

上記した様相は、前記第一導電層は、熱流動開始温度が摂氏８０度（８０℃）以上摂氏２５０度（２５０℃）以下の低融点材料を含んでいてもよい。

上記した様相は、前記第二導電層は、銅を含んでいてもよい。

この様相によれば、金や銀等に比べて、比較的に安価に第二導電層を形成できる。

上記した様相は、前記太陽電池は、光電変換部を平面視したときに、前記集電極が設けられた部位であって、前記フィンガー電極部に対して交差する方向に延びたバスバー電極部を有し、前記フィンガー電極部は、前記バスバー電極部から張り出しており、前記配線部材は、前記バスバー電極部と重なるように配されていてもよい。

この様相によれば、バスバー電極部はフィンガー電極部の延長上に位置するので、フィンガー電極部の延長と配線部材は、交差することとなる。

本発明の一つの様相は、上記した太陽電池モジュールの製造方法であって、前記光電変換部を基準として、前記光電変換部の外側に第一導電層を形成する第一導電層形成工程と、前記配線部材を第一導電層の外側に接続する配線部材接着工程と、めっき法によって第一導電層の外側に第二導電層を形成するめっき工程をこの順に含むことである。

本様相によれば、めっき法により集電極の第二導電層を形成するので、集電極の抵抗を下げることが可能であり、太陽電池の変換効率を向上させることができる。
また、本様相によれば、第二導電層は、電解めっき法や無電解めっき法などのめっき法によって形成されているので、第二導電層を形成する際に光電変換部が損傷する程度の高温に至らない。そのため、光電変換部が劣化しにくい。さらに、本様相によれば、めっき法によって形成されているので、真空蒸着法やスパッタ法等を用いて形成する場合に比べてコストも低減できる。

本発明の一つの様相は、上記した太陽電池モジュールの製造方法であって、前記光電変換部を基準として、前記光電変換部の外側に第一導電層を形成する第一導電層形成工程と、前記配線部材を第一導電層の外側に接続する配線部材接着工程と、前記第一導電層の外側に絶縁層を形成する絶縁層形成工程と、前記絶縁層に設けられた開口部を介して、めっき法により第一導電層と導通する第二導電層を形成するめっき工程と、を含むことである。

本様相によれば、めっき工程において、絶縁層に設けられた開口部を介して第一導電層と導通するように第二導電層が形成されるので、開口部の形状等によって、第二導電層を形成する部位を制御できる。

好ましい様相は、前記第一導電層形成工程、前記配線部材接着工程、前記絶縁層形成工程、前記めっき工程の順に行うことである。

好ましい様相は、前記めっき工程において、太陽電池をめっき液に浸し、前記配線部材に給電することによって第二導電層を形成することである。

本様相によれば、配線部材に給電することによって第二導電層を形成する。そのため、めっき用の電極を太陽電池に当接させることなく、第二導電層を形成することができる。すなわち、製造工程でのめっき用の電極の当接による破損等の不具合の発生を低減でき、歩留まりがよく、製造コストをさらに低減できる。

特に好ましい様相は、配線部材の太陽電池との接着部位と異なる部位に給電することによって、第二導電層を形成することである。

本様相によれば、配線部材と太陽電池が接着した接着部位以外の部位である非接着部に給電することにより、第二導電層を形成する。すなわち、配線部材と太陽電池が接着した接着部位からずれた位置に給電点が存在するので、容易に給電することが可能であり、製造しやすい。

好ましい様相は、複数の前記太陽電池を備えた太陽電池モジュールの製造方法であって、各太陽電池を配線部材によって接続し、当該配線部材に給電することによって、複数の前記太陽電池に同時に第二導電層を形成することである。

本様相によれば、複数の太陽電池に対してまとめて第二導電層を形成することが可能であるため、１枚ずつ太陽電池に対して第二導電層を形成する場合に比べて、生産性を向上させることができる。

上記した様相は、前記配線部材によって、隣接する太陽電池を互いに天地が逆転した姿勢で接続し、前記配線部材に給電することによって、前記隣接する太陽電池に同時に第二導電層を形成してもよい。

この様相によれば、配線部材を取り付け易く、さらに生産性を向上させることができる。

上記した様相は、前記光電変換部を基準として、前記光電変換部の外側に第一導電層を形成する第一導電層形成工程と、前記第一導電層の外側に薄膜状の接着層を形成する接着層形成工程と、前記接着層を介して、配線部材を第一導電層上に接着する配線部材接着工程をこの順に有し、配線部材接着工程において、前記接着層上に熱圧着によって前記接着層の一部に開口を形成し、当該開口を経由して第一導電層と配線部材を直接接触させてもよい。

この様相によれば、配線を熱圧着させることにより生じる接着層の開口を経由して第一導電層と配線部材を直接接触させているので、たとえ接着層が絶縁性を有していても第一導電層と配線部材の導通を確保することができる。

本発明の太陽電池モジュールによれば、従来に比べて光電変換部と配線部材間の抵抗損失が小さい。また、本発明の太陽電池モジュールによれば、光電変換部と配線部材との接着強度が十分に大きい。そのため、高変換効率で、高信頼性の太陽電池モジュールとなる。
本発明の太陽電池モジュールの製造方法によれば、製造コストを低減可能である。

第１実施形態における太陽電池モジュールを模式的に表す斜視図である。 図１の太陽電池モジュールの一部の分解斜視図である。 図１の太陽電池モジュールのＡ−Ａ断面図である。 図１の太陽電池と配線部材を表す分解斜視図である。 図１の太陽電池モジュールの要部を模式的に表した説明図であり、（ａ）はフィンガー電極部近傍の断面図であり、（ｂ）はバスバー電極部近傍の断面図である。 図１の太陽電池の説明図であり、各領域を表す説明図である。 図１の太陽電池の内部の断面構造を表す模式図である。 図１の太陽電池モジュールの要部の一部破断斜視図である。 図８の状態から絶縁層及び第二導電層を取り除いた図である。 図１の太陽電池モジュールの製造工程におけるフィンガー電極部近傍及びバスバー電極部近傍を模式的に表した説明図であり、（ａ）から（ｃ）は、各工程を表す。 図１の太陽電池モジュールの製造工程におけるフィンガー電極部近傍及びバスバー電極部近傍を模式的に表した説明図であり、（ｄ）から（ｆ）は、各工程を表す。 めっき工程に使用するめっき装置の概念図である。 めっき工程の状態を表す概念図であり、（ａ）は電極接点治具と配線部材の設置位置の一例を表す図であり、（ｂ）は電極接点治具を表す図であり、（ｃ）は電極接点治具の設置位置の他の一例を表す図である。 図１の太陽電池モジュールにおける入射光の光路を模式的に表す断面図であり、矢印が光の光路を表す。（ａ）はフィンガー電極部近傍の断面図であり、（ｂ）はバスバー電極部近傍の断面図である。 本発明の第２実施形態における太陽電池モジュールの要部の一部破断斜視図である。 図１５の太陽電池モジュールの製造工程におけるフィンガー電極部近傍及びバスバー電極部近傍を模式的に表した説明図であり、（ａ）から（ｃ）は、各工程を表す。 図１５の太陽電池モジュールの製造工程におけるフィンガー電極部近傍及びバスバー電極部近傍を模式的に表した説明図であり、（ｄ）から（ｆ）は、各工程を表す。 他の実施形態におけるめっき工程に使用するめっき装置の概念図である。 他の実施形態におけるめっき工程に使用するめっき装置の概念図である。 他の実施形態におけるめっき工程に使用するめっき装置の概念図である。 他の実施形態における太陽電池を模式的に示した断面図である。 光入射面側に形成された絶縁層の各波長における屈折率（ｎ）及び消衰係数（ｋ）を表す図である。 他の実施形態における太陽電池モジュールの要部を模式的に表した説明図であり、（ａ）はフィンガー電極部近傍の断面図であり、（ｂ）はバスバー電極部近傍の断面図である。 他の実施形態における太陽電池間の配線部材の接続構造の説明図である。 他の実施形態におけるバスバー電極部近傍の断面図である。 他の実施形態における孔の形成方法の説明図であり、（ａ）は第一導電層にレジスト層を形成する工程を表し、（ｂ）は第二導電層を形成する工程を表し、（ｃ）はレジスト層を剥離する工程を表す。 物質が延伸した状態を表す説明図である。

以下、本発明の実施形態について詳細に説明する。

なお、以下の説明において、特に断りがない限り、太陽電池モジュール１の上下の位置関係は、図１の姿勢を基準に説明する。また、図面は、理解を容易にするために全体的に実際の大きさ（長さ、幅、厚さ）に比べて誇張して描写していることがある。
本明細書においては、体積抵抗率が１０^-2Ω・ｃｍ以下であれば導電性であると定義する。また、体積抵抗率が、１０²Ω・ｃｍ以上であれば、絶縁性であると定義する。以下の説明においては、太陽電池２全体の表裏を表す際には、原則として表面を第一主面、裏面を第二主面という。さらに、以下の説明において、内外を表すときは、特に断りがない限り、光電変換部３０を基準とする。

第１実施形態における太陽電池モジュール１は、実用に供するに際して、太陽電池２をモジュール化したものである。

すなわち、太陽電池モジュール１は、図２，図３のように複数枚の太陽電池２（２ａ，２ｂ）が配線部材３によって電気的に直列又は並列に接続されて形成されるものである。なお、本実施形態では、複数枚の太陽電池２が配線部材３によって電気的に直列接続されたものについて説明する。

また、太陽電池モジュール１は、図１，図３のように表面部材５（透光性部材）と裏面部材６の間に複数の太陽電池２を介在しており、太陽電池２が埋没するように表面部材５と裏面部材６の間に充填材７が充填されて封止されている。
太陽電池モジュール１は、図３に示すように、一方の太陽電池２の第一主面（受光面）に設けられた集電極８（正極）と、他方の太陽電池２の第二主面に設けられた裏面電極２８（裏面電極層，負極）は、配線部材３により接続されている。そのため、隣接する太陽電池２間は互いに電気的に直列に接続されている。

太陽電池２は、図４のように、光電変換機能を備えた光電変換部３０を有している。
すなわち、太陽電池２は、表面部材５を通過した入射光を光電変換部３０で収集し、発電するものである。
この光電変換部３０の表面（受光面側の面）上には、図４に示されるように櫛形状の集電極８が設けられている。

集電極８は、図５のように光電変換部３０側から順に、第一導電層２１と第二導電層２２とを有している。また、第一導電層２１と第二導電層２２との間には、絶縁層１９が介在している。言い換えると、第二導電層２２は、絶縁層１９を挟んで第一導電層２１と対向する側に設けられている。

太陽電池２は、光電変換部３０を平面視したときに、図５，図６から読み取れるように光電変換部３０上に第一導電層２１が被覆された第一導電層形成領域３７と、それ以外の領域である第一導電層非形成領域３８を有している。また、第一導電層形成領域３７は、複数（多数）のフィンガー電極部３１と、複数のバスバー電極部３２を有している。

フィンガー電極部３１は、図６のように長さ方向ｌに第一導電層２１が延伸した部位であって、線状をした部位である。
各フィンガー電極部３１は、光電変換部３０の表面（受光面側の面）上に分布して配されている。すなわち、各フィンガー電極部３１は、幅方向ｓに所定の間隔を空けて配されており、そのそれぞれが平行になるように等間隔に並設されている。

図６の拡大図に示される各フィンガー電極部３１の幅（幅方向の長さ）Ｗ１は、断線防止の観点から１０μｍ以上であることが好ましく、３０μｍ以上であることがより好ましい。
各フィンガー電極部３１の幅Ｗ１は、光電変換部３０へのより多くの光を導入する観点から１５０μｍ以下であることが好ましく、９０μｍ以下であることがより好ましい。

各フィンガー電極部３１間の間隔（ピッチ）Ｗ２は、光電変換部３０へのより多くの光を導入する観点から０．５ｍｍ以上であることが好ましく、１ｍｍ以上であることがより好ましい。
各フィンガー電極部３１間の間隔Ｗ２は、光電変換部３０の面内における電流の分布をより均一にする観点から、４ｍｍ以下であることが好ましく、２．５ｍｍ以下であることがより好ましい。

バスバー電極部３２は、図６のように幅方向ｓ（長さ方向に対して直交する方向）に第一導電層２１が延伸した部位であって、帯状の部位である。
各バスバー電極部３２は、光電変換部３０の表面（受光面側の面）上に分布して配されている。各バスバー電極部３２は、長さ方向ｌに所定の間隔を空けて配されており、そのそれぞれが平行になるように並設されている。
バスバー電極部３２の個数は、フィンガー電極部３１の個数に比べて少ない。具体的には、バスバー電極部３２の個数は、１個以上５個以下であることが好ましく、２個以上４個以下であることがより好ましい。

各バスバー電極部３２の幅（長さ方向の長さ）Ｗ３は、十分な導電経路を確保する観点から０．３ｍｍ以上であることが好ましく、断線等を確実に防止する観点から０．９ｍｍ以上であることがより好ましい。
各バスバー電極部３２の幅Ｗ３は、より光を光電変換部３０に入射させる観点から３ｍｍ以下であることが好ましく、２．１ｍｍ以下であることがより好ましい。

ここで、フィンガー電極部３１と、バスバー電極部３２の位置関係について簡潔に説明する。フィンガー電極部３１及びバスバー電極部３２は、櫛形状に広がっている。すなわち、バスバー電極部３２は、図６のように幅方向ｓに延びており、フィンガー電極部３１は、バスバー電極部３２の中間部位から面方向において交差する方向に張り出している。
本実施形態では、２つのバスバー電極部３２が互いに平行に延びており、多数のフィンガー電極部３１が、２つのバスバー電極部３２を跨がって延びている。すなわち、一つのバスバー電極部３２に対して複数のフィンガー電極部３１が直交方向に張り出すように延びている。

絶縁層１９は、絶縁性を有した層である。絶縁層１９は、図５のように部材厚方向に貫通した孔２３（開口部）が形成されている。
第一導電層２１と第二導電層２２は、絶縁層１９の孔２３の開口を経由して物理的に接続されている。すなわち、第二導電層２２の一部は、絶縁層１９の孔２３の開口を介して、第一導電層２１に導通されている。
ここで「一部が導通されている」とは、一部が電気的に接続された状態であり、静電気による導電も含む。典型的には絶縁層１９に開口が形成され、その開口に第二導電層２２の材料が充填されていることによって、導通されている状態である。

絶縁層１９は、図５のように少なくともフィンガー電極部３１に位置しており、絶縁層１９は、第一導電層非形成領域３８に跨がって形成されていることが好ましく、ほぼ全面に形成されていることが特に好ましい。
ここでいう「ほぼ全面」とは、基準面の９０パーセント以上の部分を表す。すなわち、絶縁層１９は、積層対象（本実施形態では、光電変換部３０等）の片面の９０パーセント以上の部分に積層されている。絶縁層１９は、積層対象（本実施形態では、光電変換部３０等）の全面に積層されていることが特に好ましい。
以下、「ほぼ全面」は、基準面の９０パーセント以上の部分と定義する。

絶縁層１９は、上記したように第一導電層非形成領域３８にも形成されている。そのため、絶縁層１９は、めっき法により第二導電層２２が形成される場合に、光電変換部３０をめっき液から化学的及び電気的に保護することが可能である。
すなわち、本実施形態の太陽電池２のように、光電変換部３０の表面（光入射面側の面）に後述する透明電極層１８（図７参照）が形成されている場合は、めっき液に透明電極層１８が晒されて透明電極層１８が浸食されるおそれがある。

そこで、本実施形態の太陽電池２では、透明電極層１８（表面電極層）の表面上に絶縁層１９が形成されることで、透明電極層１８がめっき液に直接接触することを抑止されている。そのため、絶縁層１９により、透明電極層１８上への金属層（第二導電層２２）の析出を防ぐことができる。また、絶縁層１９により、めっき液による透明電極層１８の浸食も防止できる。
生産性の観点からも、光電変換部３０の第一主面側の面上において、全体に絶縁層１９が形成されることがより好ましい。
本実施形態では、絶縁層１９は、光電変換部３０の第一主面側の面のほぼ全面を覆うように形成されている。

配線部材３は、図４のように長尺状の部材であり、導電性を有した箔状又は板状の部材である。配線部材３としては、例えば、銅等の金属からなる薄板などに金属めっき加工を施したものが採用できる。すなわち、配線部材３には、金属単体だけではなく、めっき加工等の表面加工を施されたものを含む。
本実施形態の配線部材３は、図９の拡大図に示されるように、配線本体６０と、配線本体６０の表面に被覆されたコーティング層６１から形成されている。

配線本体６０は、配線部材３の基体となる部位であり、導電体によって形成されている。
コーティング層６１は、配線本体６０を外傷等から守る部位である。第一導電層２１よりも軟らかい層で形成されている。
具体的には、本実施形態の配線部材３は、銅箔の表面にはんだめっき加工を施したものを採用している。すなわち、配線本体６０は、銅箔で形成されており、コーティング層６１は、はんだなどによって形成されている。

配線部材３は、図５（ｂ）のように太陽電池２の第一導電層２１と接着材３３を介して物理的及び電気的に接続されている。

配線部材３の幅及び厚みは、配線部材３の太陽電池２への接続本数などを勘案して決定されるが、幅は０．５ｍｍ以上２．５ｍｍ以下であることが好ましく、厚みは５０μｍ以上５００μｍ以下であることが好ましい。

配線部材３の長さは、特に限定されないが、太陽電池２の一辺の長さより長くすることが望ましい。また、配線部材３の長さは、図２のように光電変換部３０の横方向（幅方向）の長さよりも長くして、配線部材３が太陽電池２の外部まで引き伸ばされていることがより好ましい。
本実施形態では、配線部材３の長さは、図３のように、太陽電池２ａの幅を超えて、さらに隣接する太陽電池２ｂまで至っている。

表面部材５（透光性部材）は、図２のように太陽電池２の第一主面側（光入射側の面）を覆う部材であり、透光性を有した板状又はシート状の部材である。表面部材５の材質としては、ガラス、透光性プラスチックなどが採用できる。

裏面部材６は、図２のように太陽電池２の第二主面側を覆う部材であり、板状又はフィルム状の部材である。裏面部材６としては、ポリエチレンテレフタレートフィルムなどの樹脂フィルムや鋼板、ガラス板などが採用できる。

充填材７は、図１，図３のように表面部材５と裏面部材６の間を充填して太陽電池２を封止するものであり、透光性及び絶縁性を有した接着材である。具体的には、充填材７は、樹脂を含んだ樹脂接着剤である。
この絶縁性を有した樹脂接着剤としては、例えば、エチレン・酢酸ビニル共重合樹脂であるＥＶＡ（エチレンビニルアセテート）やポリビニルブチラールなどの熱硬化性樹脂が採用できる。

続いて、太陽電池モジュール１の各部材の位置関係について説明する。なお、太陽電池モジュール１の各部材の詳細な構成については後述する。

まず、第一導電層形成領域３７のフィンガー電極部３１について注目する。太陽電池２は、図５（ａ）のように光電変換部３０の表面上に第一導電層２１が直接接触するように積層されている。

第一導電層２１上には、絶縁層１９が被覆されており、その上に第二導電層２２が積層されている。第二導電層２２は、上記したように絶縁層１９の孔２３を介して第一導電層２１と直接物理的に接続されている。
絶縁層１９の孔２３の内部は、第二導電層２２が埋まっており、隣接する孔２３，２３間は、第二導電層２２を介して繋がっている。そのため、第一導電層２１よりも電気抵抗が小さな第二導電層２２によって、第一導電層２１と配線部材３間の電気伝導を補助されているので、第一導電層２１と配線部材３での抵抗損失を抑制することができる。

第一導電層形成領域３７のバスバー電極部３２について注目する。太陽電池２は、図５（ｂ）のように光電変換部３０の表面上に第一導電層２１が直接接触するように積層されている。第一導電層２１上には接着材３３（接着層）を介して配線部材３が接着されている。

第一導電層２１と配線部材３の非接着面には、絶縁層１９が被覆されており、その上の一部又は全部に第二導電層２２が積層されている。すなわち、第一導電層２１と配線部材３の側面は、絶縁層１９に覆われており、第一導電層２１は、絶縁層１９によっても、配線部材３と接合されている。
つまり、太陽電池２は、バスバー電極部３２は、第一導電層２１及び配線部材３に跨がって、絶縁層１９が被覆されている。

また、バスバー電極部３２全体に配線部材３が接続されており、第一導電層２１と配線部材３が接着材３３を介して面状に接着されている。そのため、十分に導電面積を確保することができる。

第一導電層非形成領域３８について注目する。太陽電池２は、図８から読み取れるように光電変換部３０の表面上に絶縁層１９が被覆している。つまり、第一導電層非形成領域３８全体に絶縁層１９が位置している。

フィンガー電極部３１とバスバー電極部３２の交差する部位（すなわち、配線部材３とフィンガー電極部３１又はその延長が交差する部位）に注目する。太陽電池２は、図９のように光電変換部３０の表面上に第一導電層２１が直接接触するように積層されている。第一導電層２１上には接着材３３を介して配線部材３が接着されている。第一導電層２１と配線部材３の非接着面には、絶縁層１９が被覆している。
本実施形態では、第一導電層２１と配線部材３は、絶縁層１９によって被覆されている。

太陽電池モジュール１全体をみると、配線部材３の一端は、図３のように太陽電池２ａの第一主面（表面）に設けられた第一導電層２１と接続されている。配線部材３のもう一端は、公知の導電性接着材によって、他の太陽電池２ｂの光電変換部３０の第二主面（裏面）に位置する裏面電極２８と接続されている。すなわち、配線部材３は、太陽電池２ａの第一主面側から、太陽電池２ａと他の太陽電池２ｂの間を経由して、太陽電池２ｂの第二主面側に回っている。

続いて、太陽電池モジュール１の各部材の詳細な構成について説明する。なお、上記の説明と重複する部分は説明を省略する。

第一導電層２１は、図５のように低融点材料３４及び高融点材料３５の双方を有しており、低融点材料３４及び高融点材料３５はともに導電性を有していることが好ましい。

低融点材料３４（下地材料）は、アニール工程において熱流動を生じ、第一導電層２１の表面形状に変化を生じさせるものである。
低融点材料３４としては、低融点金属材料の単体もしくは合金、複数の低融点金属材料の混合物を好適に用いることができる。
この低融点金属材料としては、例えば、インジウムやビスマス、ガリウム等が挙げられる。

また、低融点材料３４の熱流動開始温度Ｔ１は、アニール温度Ｔａよりも低温であることが好ましい。
ここでいう「熱流動開始温度」とは、加熱により材料が熱流動を生じ、低融点材料３４を含む層の表面形状が変化する温度である。典型的には融点である。
高分子材料やガラスでは、融点よりも低温で材料が軟化して熱流動を生じる場合がある。このような材料では、熱流動開始温度＝軟化点と定義できる。
軟化点とは、粘度が４．５×１０⁶Ｐａ・ｓとなる温度である。すなわち、この場合の熱流動開始温度はガラスの軟化点の定義と同じである。

また、本実施形態の第一導電層２１は、後述するように太陽電池モジュール１の製造時に光電変換部３０の耐熱温度よりも低温のアニール温度Ｔａでアニール工程が行われる。したがって、低融点材料３４の熱流動開始温度Ｔ１は、光電変換部３０の損傷を防止する観点から光電変換部３０の耐熱温度よりも低温であることが好ましい。

ここでいう「光電変換部３０の耐熱温度」とは、太陽電池２の特性が不可逆的に低下する温度である。
本実施形態の太陽電池２の場合、図７に示される光電変換部３０の骨格を構成する基板１５は、５００℃以上の高温に加熱された場合でも特性変化を生じ難い。
しかしながら、シリコン系薄膜１６，１７，２５として非晶質シリコン系薄膜を用いた場合や、透明電極層１８，２７として透明導電酸化物を用いた場合は、２５０℃程度に加熱されると、熱劣化を生じたり、ドープ不純物の拡散を生じ、太陽電池特性の不可逆的な低下を生じたりする場合がある。
そのため、本実施形態の太陽電池２においては、第一導電層２１は、熱流動開始温度Ｔ１が２５０℃以下の低融点材料３４を含むことが好ましい。

低融点材料３４の熱流動開始温度Ｔ１の下限は特に限定されない。
後述するアニール工程における第一導電層２１の表面形状の変化量を大きくして、絶縁層１９に孔２３を容易に形成する観点から、第一導電層２１の形成工程において、低融点材料３４は実質的に熱流動を生じないことが好ましい。
例えば、塗布や印刷により第一導電層２１が形成される場合は、乾燥のために加熱が行われることがある。この場合は、低融点材料３４の熱流動開始温度Ｔ１は、第一導電層２１の乾燥のための加熱温度よりも高温であることが好ましい。この観点から、低融点材料３４の熱流動開始温度Ｔ１は、８０℃以上が好ましく、１００℃以上がより好ましい。

低融点材料３４は、熱流動開始温度Ｔ１が上記範囲であれば、有機物であっても、無機物であってもよい。
低融点材料３４は、電気的には導電性であっても、絶縁性でも良いが、光電変換部３０と配線部材３間の導電経路の一部を構成させる観点から導電性を有する金属材料であることが望ましい。
低融点材料３４が金属材料であれば、他材料を使用する場合に比べて、第一導電層２１の抵抗値を小さくできる。そのため、電解めっきにより第二導電層２２が形成される場合に、第二導電層２２の膜厚の均一性を高めることができる。また、低融点材料３４が金属材料であれば、光電変換部３０と集電極８との間の接触抵抗を低下させることも可能となる。

低融点材料３４の材料として、金属粒子等の粒子状の低融点材料が用いられる場合、低融点材料３４の粒径ＤＬは、第一導電層２１の膜厚ｄの１／２０以上であることが好ましく、１／１０以上であることがより好ましい。
この範囲にすることにより、アニール工程での絶縁層１９への開口の形成を容易とすることができる。
低融点材料３４の粒径ＤＬは、０．２５μｍ以上が好ましく、０．５μｍ以上がより好ましい。

第一導電層２１の一部を構成する高融点材料３５は、低融点材料３４よりも相対的に高温の熱流動開始温度（融点）Ｔ２を有する。
高融点材料３５としては、例えば、銀、アルミニウム、銅などの金属材料の単体もしくは複数の金属材料やそれらの合金を好ましく用いることができる。

第一導電層２１は、めっき法により第二導電層２２が形成される際の導電性下地層として機能する層である。そのため、第一導電層２１は電解めっきの下地層として機能し得る程度の導電性を有していればよい。すなわち、第一導電層２１の体積抵抗率は１０^-2Ω・ｃｍ以下であり、１０^-4Ω・ｃｍ以下であることが好ましい。

第一導電層２１の平均膜厚は、コストを抑制する観点から２０μｍ以下が好ましく、１０μｍ以下がより好ましい。
また、第一導電層２１のライン抵抗を所望の範囲とする観点から、平均膜厚は０．５μｍ以上が好ましく、１μｍ以上がより好ましい。

第一導電層２１の形成方法は、特に限定されない。第一導電層２１の形成方法は、インクジェット法、スクリーン印刷法、導線接着法、スプレー法、真空蒸着法、スパッタ法、電解めっき法、無電解めっき等の公知技術によって作製できる。
第一導電層２１は、例えば、低融点材料３４と高融点材料３５を導電性ペーストとしてスクリーン印刷法により形成することができる。第一導電層２１は、例えば、パターン形状に対応したマスクを用いて、蒸着法やスパッタ法により形成されてもよい。

本実施形態の第一導電層２１は、櫛形等の所定形状にパターン化されている。そのため、パターン化された第一導電層２１の形成には、生産性の観点からスクリーン印刷法が適している。このスクリーン印刷法を用いることによって、第一導電層２１の厚みを薄くすることも可能であり、第一導電層２１の使用量を低減でき、低コスト化も可能となる。

第二導電層２２は、無電解めっき法、電解めっき法のいずれのめっき法でも形成され得るが、生産性の観点から、電解めっき法を用いることが好適である。電解めっき法では、電流等を変化させることで金属の析出速度を大きくできるので、第二導電層２２を短時間で形成することができる。
なお、本実施形態では、第二導電層２２は、第一導電層２１の表面を被めっき面として、電解めっき法により形成されている。
電解めっき法では、めっき電源４０から被めっき面への給電が必要となるが、図１２のようにめっき電源４０からの給電点４１は配線部材３上に設けることが望ましい。

配線部材３と太陽電池基板４６を接着する際に、配線部材３が太陽電池基板４６（第二導電層２２が積層される前の太陽電池２）と接着しない部分（非接着部）を設け、後述するめっき工程において、当該太陽電池基板４６と接着しない部分に給電点４１を設けることがより望ましい。
こうすることにより、給電点４１での接点治具と太陽電池基板４６との接触による太陽電池基板４６の破損をより防ぐことが可能となる。また、太陽電池基板４６の被めっき面と給電点４１との間の導通の一部を、電気抵抗が小さい配線部材３に担わせることができるので、第一導電層２１として電気抵抗が大きいものも適用可能になる。そのため、第一導電層２１の材料の選択の幅を広げることも可能となる。

また、太陽電池基板４６をめっき浴に浸漬して、配線部材３に電流を流すことで、配線部材３の第一導電層２１及び絶縁層１９との接着面以外の表面に第二導電層２２を形成することができる。このことにより、配線部材３の電気抵抗をより下げることができる。

一方、配線部材３の表面（第一導電層２１側と反対側の面）を絶縁体で被覆することが好ましい。
配線部材３の表面を絶縁体で被覆することで、配線部材３の表面付近でのめっき液内の金属イオンの浪費を抑えることができる。

太陽電池の外観（意匠性）の観点から、第二導電層２２と配線部材３の反射率は低いことが好ましい。また、第二導電層２２と配線部材３の反射率は略等しいことがより好ましい。
ここでいう「反射率が略等しい」とは、反射率の差が反射率の３パーセント以内であることをいう。

太陽電池の外観（意匠性）の観点から、第二導電層２２と配線部材３の表面が同一の低反射率材料で覆われていることが好ましい。
この低反射率材料としては、ニッケルやクロムなどが挙げられる。
また、生産性の観点から、第二導電層２２上の低反射率材料と配線部材３上の低反射率材料は同時に形成されることが好ましい。
本発明においては、例えば、第二導電層２２とは別に第二のめっき層を形成し、この第二のめっき層（第二導電層２２の外側のめっき層）として、配線部材３の表面を形成するコーティング層６１と同一の低反射率材料を形成することにより実現できる。

第二導電層２２の表面粗さは、配線部材３の表面粗さより大きい。第二導電層２２は、めっき法によって形成されているので、微小な凹凸を有している。

図８に示される、光電変換部３０上を被覆する絶縁層１９に目を向けると、絶縁層１９は、電気的に絶縁性を有した層である。
絶縁層１９は、第二導電層２２を形成する際に使用されるめっき液に対する化学的安定性を有する材料によって形成されている。すなわち、絶縁層１９にめっき液に対する化学的安定性が高い材料を用いているので、第二導電層２２の形成時のめっき工程中に、絶縁層１９がめっき液に溶解しにくい。

また、絶縁層１９としては、光電変換部３０との付着強度が大きいものを採用することが好ましい。すなわち、本実施形態の太陽電池２の絶縁層１９は、図７のように光電変換部３０の表面に位置する光入射側の透明電極層１８との付着強度が大きいことが好ましい。
透明電極層１８と絶縁層１９との付着強度が大きい場合、めっき工程中に、絶縁層１９が剥離しにくくなり、透明電極層１８上への金属の析出を防ぐことができる。

また、絶縁層１９は、光吸収が少ない材料によって形成されていることが好ましい。
上記したように、絶縁層１９は、光電変換部３０の光入射面側に形成される。そのため、絶縁層１９による光吸収が小さければ、より多くの光を光電変換部３０へ取り込むことが可能である。
具体的には、絶縁層１９は、透過率９０パーセント以上であることが好ましい。このような十分な透明性を有する場合、絶縁層１９での光吸収による光学的な損失が小さい。そのため、第二導電層２２の形成後に絶縁層１９を除去することなく、そのまま太陽電池２として使用することができる。また、太陽電池２の製造工程を単純化でき、生産性をより向上させることができる。

絶縁層１９を除去せずにそのまま太陽電池２として使用される場合、絶縁層１９は、透明性に加えて、十分な耐候性、熱・湿度に対する安定性、並びに、金属イオンや水蒸気等の不純物に対する高いバリア性を有する材料を用いることがより望ましい。

絶縁層１９の材料は、無機絶縁性材料と有機絶縁性材料のいずれの材料でも採用できる。

有機絶縁性材料としては、例えば、ポリエステル、エチレン酢酸ビニル共重合体、アクリル樹脂、エポキシ樹脂、ポリウレタン等の材料を用いることができる。

無機絶縁性材料としては、めっき液耐性や透明性の観点からは、酸化シリコン、窒化シリコン、酸化窒化シリコン、酸化アルミニウム、サイアロン（ＳｉＡｌＯＮ）、酸化イットリウム、酸化マグネシウム、チタン酸バリウム、酸化サマリウム、タンタル酸バリウム、酸化タンタル、フッ化マグネシウム、酸化チタン、チタン酸ストロンチウム、酸化亜鉛等が好ましく用いられる。

無機絶縁性材料の中でも、電気的特性や透明電極層との密着性等の観点からは、酸化シリコン、窒化シリコン、酸化窒化シリコン、酸化アルミニウム、サイアロン（ＳｉＡｌＯＮ）、酸化イットリウム、酸化マグネシウム、チタン酸バリウム、酸化サマリウム、タンタル酸バリウム、酸化タンタル、フッ化マグネシウム等が好ましく、屈折率を適宜に調整し得る観点からは、酸化シリコンや窒化シリコン等が特に好ましく用いられる。
なお、これらの無機材料は、化学量論的（stoichiometric）組成を有するものに限定されず、酸素欠損等を含むものであってもよい。

絶縁層１９の膜厚は、絶縁層１９の材料や形成方法に応じて適宜設定される。
絶縁層１９の膜厚は、本実施形態においては、後述するアニール工程における第一導電層２１の表面形状の変化に伴って生じる界面の応力等によって、絶縁層１９に孔２３（開口部）が形成される程度に薄いことが好ましい。
かかる観点から、本実施形態の絶縁層１９の膜厚は、１０００ｎｍ以下であることが好ましく、５００ｎｍ以下であることがより好ましい。

また、第一導電層２１を形成しない部位における絶縁層１９の光学特性や膜厚を適宜設定することで、光反射特性を改善し、太陽電池２の内部へ導入される光量を増加させ、変換効率をより向上させることが可能となる。
このような効果を得るためには、絶縁層１９の屈折率が、光電変換部３０の表面の屈折率よりも低いことが好ましい。また、絶縁層１９に好適な反射防止特性を付与する観点から、膜厚は３０ｎｍ〜２５０ｎｍの範囲内で設定されることが好ましく、５０ｎｍ〜２５０ｎｍの範囲内で設定されることがより好ましい。

なお、第一導電層形成領域３７（図６参照）の絶縁層１９の膜厚と第一導電層非形成領域３８（図６参照）の絶縁層１９の膜厚は、異なっていてもよい。
例えば、第一導電層形成領域３７では、アニール工程での孔２３（開口部）の形成を容易とする観点で絶縁層１９の膜厚が設定され、第一導電層非形成領域３８では、適宜の反射防止特性を有する光学膜厚となるように絶縁層１９の膜厚が設定されていてもよい。

本実施形態の太陽電池２では、図７のように光電変換部３０の表面（光入射側）に透明電極層１８（一般的な屈折率：１．９〜２．１程度）を有する。絶縁層１９の屈折率は、界面での光反射防止効果を高めて太陽電池２内部へ導入される光量を増加させるために、空気（屈折率＝１．０）と透明電極層１８との中間的な値であることが好ましい。

また、本実施形態の太陽電池モジュール１のように太陽電池２が封止されてモジュール化される場合、絶縁層１９の屈折率は、充填材７と透明電極層１８の中間的な値であることが好ましい。
かかる観点から、絶縁層１９の屈折率は、１．４〜１．９が好ましく、１．５〜１．８がより好ましく、１．５５〜１．７５がさらに好ましい。
なお、本明細書における屈折率は、特に断りがない限り、波長５５０ｎｍの光に対する屈折率であり、分光エリプソメトリーにより測定される値である。また、絶縁層１９の屈折率に応じて、反射防止特性が向上するように絶縁層１９の光学膜厚（屈折率×膜厚）が設定されることが好ましい。

絶縁層１９は、公知の方法を用いて形成できる。例えば、酸化シリコンや窒化シリコン等の無機絶縁性材料の場合は、プラズマＣＶＤ法、スパッタ法等の乾式法が好ましく用いられる。また、有機絶縁性材料の場合は、スピンコート法、スクリーン印刷法等の湿式法が好ましく用いられる。これらの方法によれば、ピンホール等の欠陥が少なく、緻密な構造の膜を形成することが可能となる。

中でも、より緻密な構造の膜を形成する観点から、絶縁層１９はプラズマＣＶＤ法で形成されることが好ましい。
この方法により、２００ｎｍ程度の比較的厚いものだけでなく、３０〜１００ｎｍ程度の比較的薄い膜厚の絶縁層１９を形成した場合も、緻密性の高い構造の膜を形成することができる。

図７に示される本実施形態の太陽電池２のように、光電変換部３０の表面にテクスチャ構造（凹凸構造）を有する場合、テクスチャの凹部や凸部にも精度よく膜形成できる観点からも、絶縁層１９はプラズマＣＶＤ法により形成されることが好ましい。
緻密性が高い絶縁層１９を用いることにより、めっき処理時の表面側（光入射側）に位置する透明電極層１８へのダメージを低減できる。さらに、緻密性が高い絶縁層１９を用いることにより、これに加えて、透明電極層１８上への金属の析出を防止することができる。
また、緻密性が高い絶縁層１９を用いることにより、光電変換部３０の内部の他の層に対しても、水や酸素などのバリア層として機能し得る。そのため、太陽電池２の長期信頼性の向上の効果も期待できる。

なお、第一導電層２１と第二導電層２２との間にある絶縁層１９、すなわち第一導電層形成領域３７（図６参照）上の絶縁層１９の形状は、必ずしも連続した層状でなくてもよく、島状であっても良い。
ここでいう「島状」とは、基準面の一部に層が形成されていない領域を有する状態を意味する。本実施形態の場合には、第一導電層２１の表面の一部に、絶縁層１９が形成されていない領域を有する状態を意味する。

絶縁層１９は、第一導電層２１と第二導電層２２との付着力の向上にも寄与する機能を有する。
例えば、第一導電層２１の材料が銀であり、第二導電層２２の材料が銅である場合、第一導電層２１（下地電極層）上にめっき法により第二導電層２２が形成されると、第一導電層２１と第二導電層２２との付着力は小さくなる。
そこで、酸化シリコン等の絶縁層１９上に第二導電層２２を形成することにより、第二導電層２２の付着力が高められ、太陽電池２の信頼性を向上することが期待される。

図７に示される第二主面側の裏面電極２８は、光電変換部３０の裏面側の面のほぼ全面に形成してもよいし、受光面側（第一主面側）の集電極８のように櫛型電極としてもよい。

図５（ｂ）に示されるバスバー電極部３２において、第一導電層２１と配線部材３を接着する接着材３３に注目する。接着材３３は、例えば導電性を有した接着材であり、例えば、はんだ材料などの導電性接着剤、導電性フィルムなどの導電性接着材が採用できる。

はんだ材料としては、例えば、共晶はんだやＳｎＡｇＣｕ系はんだ、錫ビスマス（ＳｎＢｉ）系はんだ等が好適に使用できる。
導電性フィルムとしては、例えば、導電性フィルム（ＣＦ）やタブ等のインターコネクタなどが好適に使用できる。導電性フィルムの中でも、異方性導電接着フィルム（ＡＣＦ）を用いるのが望ましい。

続いて、本実施形態の太陽電池モジュール１の製造方法について説明する。特に、集電極８について詳細に説明する。なお、図１０及び図１１はフィンガー電極部３１近傍及びバスバー電極部３２近傍の製造工程の説明図である。

まず、図１０（ａ）のように光電変換部３０を形成する（光電変換部準備工程）。
すなわち、図７に示されるように、基板１５上に、シリコン系薄膜１６，１７，２５，２６及び透明電極層１８，２７等を形成し、光電変換部３０を形成する。

その後、図１０（ｂ）のように印刷法によって光電変換部３０の表面上に、低融点材料３４を含む第一導電層２１を形成する（第一導電層形成工程）。
このとき、第一導電層２１は所定の形状にパターニングされている。

第一導電層形成工程の後、図１０（ｃ）のように配線部材３をバスバー電極部３２内の第一導電層２１上に載置し、接着材３３によって接着する（配線部材接着工程）。

このとき、配線部材３と第一導電層２１は、接着材３３によって面状に広がりをもって接着されており、互いに密着している。
なお、このとき、太陽電池２に第一主面側と第二主面側との短絡部があれば、短絡部を除去してから、配線部材３を接着してもよい。

その後、図１１（ｄ）のように第一導電層２１及び／又は配線部材３上に、絶縁層１９を形成する（絶縁層形成工程）。

このとき、図５，図１１（ｄ）から読み取れるように、フィンガー電極部３１近傍において、絶縁層１９は、第一導電層形成領域３７の第一導電層２１上にのみ形成されていてもよいし、第一導電層非形成領域３８の光電変換部３０上にも形成されていてもよい。
また、バスバー電極部３２近傍においても、絶縁層１９は、配線部材３上にのみ形成されていてもよいし、第一導電層非形成領域３８上にも形成されていてもよい。

本実施形態では、太陽電池２がヘテロ接合太陽電池であって、光電変換部３０の表面（光入射側の面）に透明電極層１８が形成されており、第一導電層非形成領域３８上にも絶縁層１９が形成されている。すなわち、本実施形態では、光電変換部３０の一主面側（第一主面側）の全面に絶縁層１９が設けられている。

絶縁層１９が形成された後、図１１（ｅ）のように、アニール温度Ｔａで加熱してアニールする（アニール工程）。
このとき、低融点材料３４の変形に伴って、絶縁層１９が変形し、フィンガー電極部３１において孔２３が形成される。

ここで、アニール温度Ｔａは、Ｔ１＋１℃≦Ｔａ≦Ｔ１＋１００℃を満たすことがより好ましく、Ｔ１＋５℃≦Ｔａ≦Ｔ１＋６０℃を満たすことがさらに好ましい。アニール温度は、第一導電層２１の材料の組成や含有量等に応じて適宜設定され得る。
なお、上記したように、Ｔ１は、第一導電層２１の低融点材料３４の熱流動開始温度である。

また、上記したように、アニール温度Ｔａは、光電変換部３０の耐熱温度よりも低温である。この光電変換部３０の耐熱温度は、光電変換部３０の構成により異なる。
例えば、本実施形態の太陽電池２のように、ヘテロ接合太陽電池やシリコン系薄膜太陽電池といった透明電極層や非結晶質シリコン系薄膜を有する場合の耐熱温度は、一般的に２５０℃程度である。
そのため、光電変換部３０が非晶質シリコン系薄膜を備えるヘテロ接合太陽電池や、シリコン系薄膜太陽電池の場合、非晶質シリコン系薄膜及びその界面での熱ダメージ抑制の観点から、アニール温度Ｔａは２５０℃以下に設定されることが好ましい。
より高性能の太陽電池２を実現するためにはアニール温度Ｔａは２００℃以下にすることがより好ましく、１８０℃以下にすることがさらに好ましい。
これに伴って、第一導電層２１の低融点材料３４の熱流動開始温度Ｔ１は、２５０℃未満であることが好ましく、２００℃未満がより好ましく、１８０℃未満がさらに好ましい。

一方、基板１５の片面（一主面）上に逆導電型の拡散層を有する結晶シリコン太陽電池は、非晶質シリコン薄膜や透明電極層を有していないので、耐熱温度は８００℃〜９００℃程度である。そのため、２５０℃よりも高温のアニール温度Ｔａでアニール工程が行われてもよい。

アニール工程後に、図１１（ｆ）のように、めっき法により、第一導電層形成領域３７の絶縁層１９上に、第二導電層２２を形成する（めっき工程）。

アニール後のフィンガー電極部３１において、第一導電層２１の表面は、絶縁層１９により被覆されており、絶縁層１９に孔２３が形成された部分では、第一導電層２１が露出した状態となっている。そのため、当該めっき工程においては、第一導電層２１の露出部位は孔２３を通過してめっき液に曝されることとなり、この孔２３を起点として第二導電層２２が析出される。
また、アニール後のバスバー電極部３２において、配線部材３の表面は、絶縁層１９により被覆されており、その一部に第二導電層２２が析出される。
このような本実施形態の方法によれば、集電極８の形状に対応する開口部を有するレジスト材料層を設けずとも、集電極８の形状に対応する第二導電層２２をめっき法により形成することができる。

また、このとき、第二導電層２２として析出させる金属は、めっき法で形成できる材料であれば特に限定されず、例えば、銅、ニッケル、錫、アルミニウム、クロム、銀、金、亜鉛、鉛、パラジウム等、あるいはこれらの混合物を用いることができる。
なお、めっき電源４０との給電点は、図１２，図１３のように配線部材３上に設けることが好ましい。こうすることによって、配線部材３の電気抵抗は低く、めっき用に電流を印加しても配線部材３上の電位はほぼ一定に保たれることから、太陽電池２の表面の電位分布の発生が抑制できる。その結果、析出量の分布（膜厚や線幅の分布）を抑制することができる。

本実施形態では、配線部材３上に設けるめっき電源４０との給電点４１の位置は、図１３（ａ）に示すように、太陽電池２と接着していない領域（非接着領域）の配線部材３上に設けており、めっき電源４０の電極接点が太陽電池２と直接接触しない。この電極接点を含む電極接点治具４２の形状は任意に設計できる。

ここで、電極接点治具４２の一例について説明する。図１３（ｂ）のようにばね式の部材の先端に電極接点を設ければ、この点で配線部材３と接触させることができると同時に、配線部材３を保持することができる。すなわち、電極接点治具４２は、２つの腕があり、当該腕によって配線部材３を挟持することが可能となっている。
そのため、この電極接点治具４２によれば、めっき工程中に太陽電池２を所定の位置に固定させることが可能となる。

また、電極接点治具４２の接点以外の表面は、表面への金属の析出を防ぐ観点から、絶縁体としておくことが好ましい。配線部材３の給電点４１と電極接点治具４２の電極接点とは、図１３（ｂ）で示すように腕の一部で、点接触させてもよいし、線状に接触させてもよい。
電極接点の個数もまた、適宜選択することができる。電極接点は、図１３（ａ）に示すように、太陽電池２の一辺方向のみに設けてもよい。すなわち、太陽電池２の一辺側のみに設けてもよい。

また電極接点は、図１３（ｃ）に示すように、太陽電池２の二辺方向に設けてもよい。すなわち、太陽電池２の一辺側及びその対辺側に設けてもよい。このように電極接点を二辺方向に設けた場合、めっき槽内での動きを制限することができるので、工程中の破損、配線部材３の剥がれをより防ぐことができる。

ここで、上記しためっき工程について、酸性銅めっきを例として、電解めっき法による第二導電層２２の形成方法を説明する。
図１２は、上記したように第二導電層２２の形成に用いられるめっき装置４５の概念図である。
太陽電池基板４６と、陽極４７とが、めっき槽４８中のめっき液４９に浸されている。
なお、太陽電池基板４６は、光電変換部３０上に第一導電層２１及び絶縁層１９が形成され、上記工程によってアニール処理が施されたものである。

太陽電池基板４６上の第一導電層２１は、基板ホルダ５０を介してめっき電源４０と電気的に接続されている。
陽極４７と太陽電池基板４６の配線部材３との間に電圧を印加することにより、フィンガー電極部３１において絶縁層１９で覆われていない第一導電層２１（非接続部）の上に選択的に第二導電層２２（銅）を析出させることができる。
すなわち、陽極４７と太陽電池基板４６の配線部材３との間に電圧を印加することにより、図５に示されるアニール処理により絶縁層１９に生じた孔２３（開口部）を起点として、選択的に銅を析出させることができる。
以上がめっき工程の説明である。

製造方法の説明に戻ると、めっき工程の後には、めっき液除去工程を設けて、太陽電池基板４６の表面に残留しためっき液４９を除去する。

その後、必要に応じて太陽電池２に対して外部回路への電力を取り出すための引き出し線等を接続し、表面部材５、裏面部材６及び充填材７で太陽電池２を封止して太陽電池モジュール１が製造される。

続いて、太陽電池２の詳細な構造について説明する。

本実施形態の太陽電池２は、ヘテロ接合結晶シリコン太陽電池（以下、ヘテロ接合太陽電池ともいう）を採用している。
具体的には、太陽電池２は、図７のように、基板１５の一方の面（光入射側の面，表面）上に、真性シリコン系薄膜１６、導電型シリコン系薄膜１７、及び透明電極層１８がこの順に積層されている。また、太陽電池２は、さらに、透明電極層１８の上に、絶縁層１９及び集電極８が設けられている。
一方、基板１５の他方の面（光反射側の面，裏面）上に真性シリコン系薄膜２５、導電型シリコン系薄膜２６及び透明電極層２７がこの順に積層されている。また、太陽電池２は、さらに、透明電極層２７上に、裏面電極２８が積層されている。

すなわち、太陽電池２の光電変換部３０は、裏面側（第二主面側）から表面側（第一主面側）に向けて、透明電極層２７、導電型シリコン系薄膜２６、真性シリコン系薄膜２５、基板１５、真性シリコン系薄膜１６、導電型シリコン系薄膜１７、及び透明電極層１８の順に積層して形成されている。また、基板１５と導電型シリコン系薄膜１７，２６とのそれぞれの間には、真性シリコン系薄膜１６，２５が介在している。

基板１５は、一導電型単結晶シリコン基板によって形成されている。
ここで、一般的に単結晶シリコン基板には、シリコン原子に電子を導入するための原子（例えばリン）を含有させたｎ型と、シリコン原子に正孔を導入する原子（例えばホウ素）を含有させたｐ型がある。
ここでいう「一導電型」とは、ｎ型又はｐ型のどちらか一方であることをいう。
つまり、基板１５は、ｎ型又はｐ型のどちらか一方の単結晶シリコン基板である。
本実施形態の基板１５は、ｎ型単結晶シリコン基板であることが好ましい。

基板１５は、表面及び裏面にテクスチャ構造を有している。すなわち、基板１５を基体として形成される光電変換部３０もテクスチャ構造を備える。そのため、太陽電池２は、入射した光を光電変換部３０に閉じ込めることができ、発電効率が高い。

シリコン系薄膜１６，１７，２５，２６の成膜方法としては、プラズマＣＶＤ法が好ましい。

導電型シリコン系薄膜１７，２６は、一導電型又は逆導電型のシリコン系薄膜である。
ここでいう「逆導電型」とは、「一導電型」と異なる導電型であることをいう。
例えば、「一導電型」がｎ型である場合には、「逆導電型」はｐ型である。
本実施形態では、導電型シリコン系薄膜１７は、逆導電型シリコン系薄膜であり、導電型シリコン系薄膜２６は、一導電型シリコン系薄膜である。

シリコン系薄膜は、シリコン系薄膜であれば特に限定されないが、非晶質シリコン系薄膜を用いることが好ましい。
本実施形態では、導電型シリコン系薄膜１７は、ｐ型非晶質シリコン系薄膜であり、導電型シリコン系薄膜２６は、ｎ型非晶質シリコン系薄膜を採用している。

真性シリコン系薄膜１６，２５としては、シリコンと水素で構成されるｉ型水素化非晶質シリコンが好ましい。

太陽電池２の光電変換部３０は、図７のように導電型シリコン系薄膜１７，２６上の外側に、透明電極層１８，２７を備えている。
透明電極層１８，２７は、導電性酸化物を主成分としていることが好ましい。導電性酸化物の中でも酸化インジウム錫（ＩＴＯ）を主成分とするものがより好ましい。
ここで「主成分とする」とは、含有量が５０重量パーセントより多いことを意味し、７０重量パーセント以上が好ましく、９０重量パーセント以上がより好ましい。

透明電極層１８，２７は、単層でもよく、複数の層からなる積層構造でもよい。
透明電極層１８，２７には、ドーピング剤を添加することもできる。

光入射側の透明電極層１８の膜厚は、透明性、導電性、及び光反射低減の観点から、１０ｎｍ以上１４０ｎｍ以下であることが好ましい。
透明電極層１８の役割は、集電極８へのキャリアの輸送であるから、膜厚を１０ｎｍ以上にすることによって、必要な導電性を備えることができる。
膜厚を１４０ｎｍ以下にすることにより、透明電極層１８での吸収ロスが小さく、透過率の低下に伴う光電変換効率の低下を抑制することができる。
また、透明電極層１８の膜厚が上記範囲内であれば、透明電極層１８内のキャリア濃度上昇も防ぐことができる。そのため、赤外域の透過率低下に伴う光電変換効率の低下も抑制される。

透明電極層１８，２７の成膜方法は、特に限定されないが、例えばスパッタ法などにより形成することができる。

光電変換部３０を基準として、第二主面側の透明電極層２７のさらに外側に位置する裏面電極２８に注目する。裏面電極２８としては、近赤外から赤外域の反射率が高く、かつ導電性や化学的安定性が高い材料を用いることが望ましい。
このような特性を満たす材料としては、銀やアルミニウム等の金属が挙げられる。裏面電極２８の成膜方法は、特に限定されない。

本実施形態の太陽電池２のように、ヘテロ接合太陽電池であって結晶シリコン基板を用いた場合、発電する電流量が大きい。そのため、透明電極層１８／集電極８間の接触抵抗の損失による発電ロスが顕著となる傾向がある。
これに対して、本実施形態の太陽電池モジュール１によると、第一導電層２１と第二導電層２２を有する集電極８は、透明電極層１８との接触抵抗が低い。そのため、接触抵抗に起因する発電ロスを低減することが可能となる。

本実施形態の太陽電池モジュール１は、配線部材３よりも表面粗さが大きい第二導電層２２が最も表面部材５側に位置している。また、第二導電層２２のさらに外側に表面部材５を有している。そのため、太陽電池モジュール１は、従来に比べて光電変換率の高い太陽電池モジュールとなる。

この点について図１４を用いて詳説する。
本実施形態のバスバー電極部３２では、図１４（ａ）に示されるように表面部材５を透過して入射した光（入射光）は、第二導電層２２の外側面で反射されて、表面部材５の内側面に向かう。表面部材５の内側面に向かって反射された光は、空気と表面部材５との屈折率の差により、反射されて光電変換部３０に向かう。

一方、従来のようにバスバー電極部３２において、第二導電層２２を形成しない場合には、図１４（ｂ）に示されるように、表面部材５を透過した入射光は、絶縁層１９又は配線部材３の表面で全反射して表面部材５を透過して外部に逃げる。
このように、従来であれば、表面部材５から入射し、配線部材３によって遮られていた光も、本実施形態の太陽電池モジュール１では、表面部材５からの入射光の大部分を光電変換部３０で収集できる。

上記した第１実施形態では、絶縁層形成工程を配線部材接着工程の後に行ったが、本発明はこれに限定されるものではなく、絶縁層形成工程を配線部材接着工程前に行ってもよい。
その一例について、第２実施形態の太陽電池モジュール８０として説明する。なお、第１実施形態と同様のものは同じ符番を付して説明を省略する。

第２実施形態の太陽電池モジュール８０に内蔵する太陽電池８１は、第１実施形態の太陽電池２と、バスバー電極部８２における積層構造が異なる。
すなわち、太陽電池８１のバスバー電極部８２は、図１５から読み取れるように、光電変換部３０上に第一導電層２１が積層し、第一導電層２１の表面を覆うように絶縁層１９が形成されている。また、光電変換部３０を基準として絶縁層１９の外側に配線部材３が位置している。そして、第一導電層２１と配線部材３の間には導電性を有した接着材３３が介在している。

絶縁層１９には、第１実施形態の孔２３に加えて貫通孔８３が形成されている。
貫通孔８３は、絶縁層１９の厚み方向に貫通した孔であり、第一導電層２１と配線部材３が電気的に接続するための孔である。
貫通孔８３には、接着材３３が充填されており、第一導電層２１は、絶縁層１９の貫通孔８３を経由して配線部材３と電気的に接続されている。

続いて、本実施形態の太陽電池モジュール８０の製造方法について説明する。特に、集電極８について詳細に説明する。
なお、第１実施形態の太陽電池モジュール１の製造方法と同一の工程については、簡潔に説明する。また、バスバー電極部８２の近傍に注目して説明する。図１６及び図１７はフィンガー電極部３１近傍及びバスバー電極部８２近傍の製造工程の説明図である。

まず、図１６（ａ）に示されるように光電変換部準備工程にて光電変換部３０を形成する。
その後、第一導電層形成工程にて、図１６（ｂ）に示されるようにスクリーン印刷法によって光電変換部３０の外側に第一導電層２１を形成する。

続いて、図１６（ｃ）に示されるように第一導電層２１上に、絶縁層１９を形成する（絶縁層形成工程）。すなわち、第２実施形態の太陽電池モジュール８０の製造方法では、配線部材接着工程よりも先に絶縁層１９を形成する。

このとき、バスバー電極部８２近傍において、絶縁層１９は、第一導電層形成領域３７の第一導電層２１上にのみ形成してもよいし、第一導電層非形成領域３８の光電変換部３０上にも形成されていてもよい。
本第２実施形態では、光電変換部３０の一主面側（第一主面側）の全面に絶縁層１９が形成されている。

絶縁層形成工程の後、図１７（ｄ）に示されるように配線部材３をバスバー電極部８２内の第一導電層２１上に載置し、接着材３３によって熱圧着する（配線部材接着工程）。

このとき、配線部材３と第一導電層２１との間には、絶縁層１９が介在しているが、熱圧着することによって、絶縁層１９の一部が剥がれて、貫通孔８３が形成される。そして、貫通孔８３に接着材３３が充填され、配線部材３と第一導電層２１が接着材３３を介して電気的に接続される。

配線部材接着工程後、図１７（ｅ）に示されるようにアニール工程を行い、配線部材３が設置された基板をアニール温度Ｔａで加熱してアニールする。

このとき、フィンガー電極部３１において、絶縁層１９に孔２３が形成される。

アニール工程後に、図１７（ｆ）に示されるように、めっき法により、第一導電層形成領域３７の絶縁層１９上に、第二導電層２２を形成する（めっき工程）。

このとき、配線部材３の表面に第二導電層２２が堆積する。そのため、配線部材３の外側の面は、表面が粗くなっている。また、バスバー電極部８２の配線部材３の一部は、第二導電層２２に埋没する。

その後、必要に応じてめっき液除去工程を行い、外部回路への電力を取り出すための引き出し線等を接続した後、表面部材５と裏面部材６と充填材７によって封止する。
このようにして、太陽電池モジュール８０が製造される。

上記した実施形態では、電解めっき法にて、表面側電極たる集電極８のみを設けたが、本発明はこれに限定されるものではない。例えば、太陽電池の第一主面と第二主面の両面に金属電極を形成する場合は、表面側電極（例えば、第二導電層２２）と裏面側電極（例えば、裏面電極２８）とを電解めっき法にて形成することもできる。
製造工程を簡略化する観点から、表面側電極と裏面側電極を同時に形成することが好ましい。

具体的には、図１３（ｃ）に示すように、二辺方向に電極接点（給電点４１）を設けて、太陽電池基板４６の表面と裏面に電気が流れるように電極接点（給電点４１）を設ける。また、図１８に示すように、太陽電池２の表面（第一主面）と裏面（第二主面）の両面にそれぞれ対向するように陽極４７を設置する。そして、これらに電圧を印加することにより、太陽電池基板４６の表面と裏面との両方に対して同時にめっきすることが可能となる。
この際には、配線を単純化することができるので、太陽電池基板４６の表面と裏面との電位が共通となるように実施することが好ましい。

また、太陽電池基板４６の両面にめっきする方法としては、太陽電池基板４６の表面、裏面の両面に配線部材３を接着して設ける。そして、配線部材３を介して、太陽電池基板４６の被めっき面に給電を行うことが好ましい。
めっき工程前に隣接する太陽電池２同士を配線部材３で接続した後、めっき装置に導入する。そして、被めっき面（例えば、フィンガー電極部３１の第一導電層２１）へめっき電源４０から給電することにより、複数の太陽電池２の第二導電層２２を同時に形成することができる。

このとき、第二導電層２２の線幅及び膜厚の均一性を向上させる観点から、図１３（ｃ）に示されるように、配線部材３ごとにめっき電源４０の電極接点との給電点４１を設けることが好ましい。

また、太陽電池モジュール１の製造には、図１９に模式的に示すような治具も用いることができる。すなわち、太陽電池モジュール１の製造には、座ぐり等の凹凸構造や当て板等の位置調整用機構を有する治具を用いることができる。
この治具を用いることによって、太陽電池２，２間にある配線部材３上の給電点４１と、治具に設置された電極接点とが精度よく位置あわせできる。また、この治具を用いることによって、配線部材３と治具との接続点において、確実に電気的接続が実現できる。
また、この治具を用いると、治具に設置させた状態で太陽電池２を搬送することができるため、搬送時の破損を防ぐことも可能となる。

第二導電層２２を形成するめっき工程において、治具により太陽電池基板４６の被製膜面側（第二導電層２２の形成面側の面）が覆われると、当該治具により覆われた部分には、第二導電層２２が形成されにくくなる。
このような現象を防ぐためには、図１９に示されるように、治具の隣接した太陽電池２，２間に位置する間隔の幅を、太陽電池２，２間の間隔と同程度か、太陽電池２，２間の間隔よりも小さくすることが好ましい。

特に四隅の形状が円弧状の太陽電池基板４６を用いる場合には、配線部材３の給電点４１の位置を太陽電池基板４６の一辺近傍に設けることによっても防ぐことができる。
この場合は、図２０に示すように電極接点の位置あわせ精度や治具の機械的強度に余裕ができる場合がある。

なお、太陽電池基板４６の外周部で表面の電極層（例えば、裏面電極２８）と裏面の電極層（例えば、第一導電層２１）とが電気的に短絡している場合は、配線部材３を接着する前に、絶縁処理を行うことが好ましい。

また、めっき工程後には、配線部材３と治具との接点にも第二導電層２２の材料が析出する場合がある。この析出した第二導電層２２の材料により、配線部材３の前記接点での接触抵抗が上昇する場合がある。これらのことから、上記したように、めっき工程後に洗浄を行い、配線部材３の前記接点に析出した金属材料を除去することが好ましい。

特に、上記した場合のように、複数枚の太陽電池２を同一のめっき槽を用いてめっき処理を実施する場合においては、配線部材３と治具との接点での接触抵抗の相違が、第二導電層２２の膜厚や線幅の変動要因となる場合がある。このことから、めっき工程後の接点の洗浄を実施することがより好ましい。

上記した実施形態では、一の太陽電池２ａから隣接する太陽電池２ｂに配線部材３を介して接続するにあたって、太陽電池２ａと、それに隣接する太陽電池２ｂとが同一方向を向いていたが、本発明はこれに限定されるものではなく、図２４のように太陽電池２ａと、それに隣接する太陽電池２ｂの姿勢が天地逆転していてもよい。
すなわち、太陽電池２ａ，２ｂ間で表裏が逆転していてもよい。この場合、太陽電池２ａ，２ｂ間を直列接続するにあたって、配線部材３を太陽電池２の第一主面側から第二主面側に回す必要がないので、容易に接続できる。

上記した実施形態では、配線部材３の被接着面の全面と第一導電層２１が接着していたが、本発明はこれに限定されるものではなく、配線部材３の被接着面の全面と第一導電層２１が接着していなくてもよい。
すなわち、第一導電層２１がバスバー電極部３２を有さない構造であってもよいし、第一導電層２１が、開口部、切り欠き部、間隙部を含む形状であってもよい。

また上記した実施形態では、複数のフィンガー電極部３１と、複数のバスバー電極部３２とを有した第一導電層２１を用いたが、本発明はこれに限定されるものではなく、第一導電層２１の構成は特に限定されない。

例えば、第一導電層は、複数のフィンガー電極部３１のみにより構成され、バスバー電極部３２を有さない所謂バスバーレスの電極であってもよい。
また、第一導電層２１は、光電変換部３０の受光面と接するように設けられた透光性導電膜上に形成しても良い。この場合、この透光性導電膜は、酸化インジウム錫（ＩＴＯ）や酸化亜鉛（ＺｎＯ）等の透光性導電酸化物により構成することができる。

上記した実施形態では、太陽電池２をモジュール化するにあたって、一の太陽電池２の裏面電極２８を、タブ等の配線部材３を介して、他の太陽電池２のバスバー電極部３２と接続する。こうすることによって、複数の太陽電池２を直列又は並列に接続する。そして、接続された太陽電池２，２を、表面部材５、裏面部材６、及び充填材７により封止することによってモジュール化を行ったが、本発明はこれに限定されるものではない。
例えば、上記したように太陽電池２単独であってもよい。この場合も、本明細書では、上記したように太陽電池モジュールと呼ぶ。

上記した実施形態では、第一導電層２１の材料として、低融点材料３４と高融点材料３５との組み合わせることによって孔２３（開口部）を形成したが、本発明はこれに限定されるものではない。
すなわち、孔２３の形成方法は、特に限定されるものではなく、マスク、レーザー照射、機械的な孔開け、化学エッチング等の方法により、孔２３（開口部）を形成してもよい。その場合、高融点材料３５のみでも使用可能である。

上記した実施形態では、アニール温度における第一導電層２１の性状の変化を利用して、絶縁層１９の孔２３を形成し、第二導電層２２を形成することで集電極８を形成していたが、本発明はこれに限定されるものではない。
例えば、絶縁層形成工程において、図２６（ａ）のようにフォトレジスト等のレジスト層１００によってあらかじめ孔１０１（開口部）を形成し、図２６（ｂ）のようにめっき工程で第二導電層２２を形成する。そして、図２６（ｃ）のように、レジスト層１００を剥がすことによって、集電極８を形成してもよい。

また、第一導電層２１の材料として、粒径が１μｍ以下の金属微粒子を使用してもよい。すなわち、ナノオーダーの金属微粒子は、融点よりも低温にすることで、焼結ネッキング（微粒子の融着）を生じうるので、焼結ネッキング開始温度Ｔ１’以上融点Ｔ１以下の温度で加熱することで、微粒子の外周部付近に変形が生じさせる。こうすることにより、第一導電層２１の表面形状を変化させ、絶縁層１９に孔２３を形成することができる。
例えば、材料の大きさ（例えば、粒径）等を調整することにより、アニール工程での加熱による第一導電層２１の断線を抑制し、変換効率を向上させることも可能である。
具体的には、銀、銅、金等の高い融点を有する材料も、粒径が１μｍ以下の微粒子であれば、融点よりも低温の２００℃程度あるいはそれ以下の温度Ｔ１’で焼結ネッキング（微粒子の融着）を生じうる。そのため、銀、銅、金等の高い融点を有する材料も、低融点材料３４として用いることができる。
このような焼結ネッキングを生じる材料は、焼結ネッキング開始温度Ｔ１’以上に加熱されると、微粒子の外周部付近に変形が生じる。そのため、第一導電層２１の表面形状を変化させ、絶縁層１９に孔２３を形成することができる。
また、微粒子が焼結ネッキング開始温度以上に加熱された場合であっても、融点Ｔ２’未満の温度であれば微粒子は固相状態を維持する。そのため、材料の粗大化による断線が生じ難い。すなわち、金属微粒子等の焼結ネッキングを生じる材料は、低融点材料３４でありながら、高融点材料３５としての側面も有しているといえる。

このような焼結ネッキングを生じる材料では、焼結ネッキング開始温度Ｔ１’＝熱流動開始温度Ｔ１と定義できる。
なお、焼結ネッキング開始温度を厳密に測定することが困難な場合は、微粒子を含有する第一導電層２１を形成し、その上に絶縁層１９を形成して、加熱により絶縁層１９に孔２３（き裂）が生じる温度を焼結ネッキング開始温度とみなすことができる。
また、絶縁層１９を形成する際に加熱が行われる場合は、絶縁層１９を形成する際の基板の加熱により孔２３（き裂）が生じる温度を、焼成ネッキング開始温度とみなすことができる。

上記した実施形態では、太陽電池２に配線部材３を取り付ける工程について説明したが、本発明はこれに限定されるものではない。例えば、複数の太陽電池２を含む太陽電池モジュール１を製造する場合においては、図１９に示されるように一の太陽電池基板４６に接着した配線部材３を、他の太陽電池基板４６に接着してから、第二導電層２２を形成してもよい。このような方法によれば、生産性を高めることができる。

上記した実施形態では、第二導電層２２は、単一の層から形成されていたが、本発明はこれに限定されるものではなく、複数の層から構成させても良い。
例えば、第二導電層２２として、銅（Ｃｕ）等の導電率の高い材料からなる第一のめっき層を、絶縁層１９を介して第一導電層２１上に形成した後、化学的安定性に優れる第二のめっき層を第一のめっき層の表面に形成する。
こうすることにより、第一のめっき層上に第二のめっき層が積層された多層構造となり、低抵抗で化学的安定性に優れた集電極８を形成することができる。

上記した実施形態では、太陽電池モジュール１は、絶縁層１９をそのまま被覆した状態で用いているが、本発明はこれに限定されるものではなく、集電極形成後（めっき工程後）に絶縁層除去工程が行われてもよい。
特に、絶縁層１９として光吸収の大きい材料が用いられる場合は、絶縁層１９の光吸収による太陽電池の光電特性の低下を抑制するために、絶縁層除去工程が行われることが好ましい。
この際、光取り込み効果をより向上させる観点から、第一導電層非形成領域３８上の絶縁層１９が全て除去されることがより好ましい。

上記した実施形態では、太陽電池２として、ヘテロ接合太陽電池を用い、光入射側（第一主面側）に集電極８が設けられるものであったが、本発明はこれに限定されるものではなく、裏面側（光入射側に対して反対側）にも同様の集電極が形成されてもよい。

上記した実施形態では、太陽電池２として、ヘテロ接合太陽電池であって、結晶シリコン系太陽電池を用いたが、本発明はこれに限定されるものでなく、他の種類の太陽電池であってもよい。例えば、単結晶シリコンウェハや多結晶シリコンウェハ等の結晶系半導体ウェハから形成される太陽電池でもよい。
このとき、用いられる結晶系半導体ウェハは、略正方形状であることが好ましい。また、結晶系半導体ウェハは、平均厚みが０．０５ｍｍ以上０．１５ｍｍであることが好ましく、０．１ｍｍ以上０．２ｍｍ以下であることがより好ましい。
結晶系半導体ウェハをこのような範囲に設定することにより、基板としての機能を十分な強度を保持しつつ、薄い太陽電池が形成できる。
また、結晶系半導体ウェハをこのような範囲に設定することにより、比較的平均厚みが薄くなるので、押圧等により、割れやすくなるものの、上記した実施形態のような製造方法を使用することで、破損なく製膜することができる。

この太陽電池２は、図２１のように積層方向において、ｎ型半導体領域１０とｐ型半導体領域１１とがあり、ｎ型半導体領域１０とｐ型半導体領域１１との界面部分で半導体接合部１２が形成されている。
ｎ型半導体領域１０とｐ型半導体領域１１は、結晶系半導体から構成しても良いし、非晶質半導体から構成しても良い。
このようなウェハを薄膜化した太陽電池であっても、上記した実施形態のように、めっき工程において、めっき電源４０との給電点を配線部材３上に設けることで、めっき電源４０の接続端子からの押圧による破損を防止することができる。

また、この太陽電池の他に単結晶シリコン基板と非晶質シリコン層との間に実質的に真性な非晶質シリコン層を挟み、その界面での欠陥を低減し、ヘテロ結合界面の特性を改善した構造を有する太陽電池であってもよい。

また、本発明の太陽電池には、ヘテロ接合太陽電池以外の結晶シリコン太陽電池や、ＧａＡｓ等のシリコン以外の半導体基板が用いられる太陽電池、非晶質シリコン系薄膜や結晶質シリコン系薄膜のｐｉｎ接合あるいはｐｎ接合上に透明電極層が形成されたシリコン系薄膜太陽電池や、ＣＩＳ，ＣＩＧＳ等の化合物半導体太陽電池、色素増感太陽電池や有機薄膜（導電性ポリマー）等の有機薄膜太陽電池のような各種の太陽電池でも適用可能である。

上記した実施形態では、接着材３３を第一導電層２１に設けた後に配線部材３を接続したが、本発明はこれに限定されるものではなく、接着材３３をあらかじめ配線部材３の表面に形成しておいてもよい。
例えば、はんだ材料があらかじめ形成された配線部材を使用し、当該配線部材を使用して太陽電池２の表面に接着してもよい。

上記した第１，２実施形態では、バスバー電極部３２において、第二導電層２２は、配線部材３上に絶縁層１９を一部又は全部で挟んで積層していたが、本発明はこれに限定されるものではない。
図２３のように配線部材３と第二導電層２２の間に絶縁層１９を挟まなくてもよい。この場合、配線部材３の表面に絶縁層１９を設けずに、めっき工程を行うことが好ましい。

上記した実施形態では、配線部材接着工程において、第一導電層２１上に配線部材３を接着する際に、配線部材３と別体の接着材３３を用いて接着したが、本発明はこれに限定されるものではない。

あらかじめ配線部材３の表面に接着材３３がコーティングされているものを用いる場合には、配線部材接着工程において、再度、接着材３３を塗布しなくてもよい。すなわち、配線部材３のコーティング層６１が接着材３３で形成されている場合には、配線部材３と第一導電層２１との間に改めて接着材３３を介在させなくてもよい。言い換えると、配線部材接着工程において、あらかじめ配線部材３の表面に接着材３３をコーティングにして接着してもよい。

上記した実施形態では、バスバー電極部３２において第一導電層２１と配線部材３との間に接着材３３を介在させたが、本発明はこれに限定されるものではなく、第一導電層２１上に配線部材３を直接接着してもよい。

この場合、コーティング層６１を第一導電層２１よりも軟らかいものを採用し、第一導電層２１の表面に凹凸を形成して、第一導電層２１と配線部材３を圧着させることが好ましい。すなわち、図２５に示されるように、第一導電層２１の凸部を配線部材３のコーティング層６１に食い込ませることが好ましい。こうすることによって、第一導電層２１に対して配線部材３がずれにくくできる。
この凹凸の形成方法として、例えば、エッチング等により、表面を加工して形成したり、めっき法等によって直接形成したりすることができる。めっき法によって形成する場合の一例には、めっき液の成分を調整して、めっき表面が針状に粗化するようにめっきを行うことが挙げられる。

上記した実施形態では、第二導電層２２として第一導電層２１よりも電気抵抗が小さなものを用いたが、本発明はこれに限定されるものではなく、第二導電層２２は、第一導電層２１の電気抵抗以下の抵抗を有していればよい。

上記した実施形態では、基板１５と導電型シリコン系薄膜１７，２６のそれぞれの間に真性シリコン系薄膜１６，２５を設けたが、本発明はこれに限定されるものではなく、真性シリコン系薄膜１６，２５を設けなくてもよい。

以下に、実施例をもって本発明をさらに具体的に説明するが、本発明はこれらの実施例に限定されるものではない。

本発明の具体的な実施例及び実施例に対する比較例の太陽電池及び太陽電池モジュールの作製手順と、これらの評価結果を説明する。

（実施例１）
実施例１のヘテロ接合太陽電池を、以下のようにして製造した。
基板１５たる一導電型単結晶シリコン基板として、入射面の面方位が（１００）で、厚みが２００μｍ、６インチ(１５６ｍｍ)角の略正方形のｎ型単結晶シリコンウェハを用いた。このシリコンウェハを２重量％のフッ化水素酸（ＨＦ）水溶液に３分間浸漬し、表面の酸化シリコン膜を除去した後、超純水によるリンスを２回行った。このシリコン基板を、７０℃に保持された５／１５重量％の水酸化カリウム（ＫＯＨ）／イソプロピルアルコール水溶液に１５分間浸漬し、ウェハの表面をエッチングすることでテクスチャ構造を形成した。その後に超純水によるリンスを２回行った。
原子間力顕微鏡（ＡＦＭ パシフィックナノテクノロジー社製）により、ウェハの表面観察を行ったところ、ウェハの表面はエッチングが最も進行しており、（１１１）面が露出したピラミッド型のテクスチャが形成されていた。

エッチング後のウェハをＣＶＤ装置へ導入し、そのウェハの光入射側に、真性シリコン系薄膜１６としてｉ型非晶質シリコンを５ｎｍの膜厚となるように成膜した。ｉ型非晶質シリコンの成膜条件は、基板温度：１５０℃、圧力：１２０Ｐａ、ＳｉＨ₄／Ｈ₂流量比：３／１０、投入パワー密度：０．０１１Ｗ／ｃｍ²であった。なお、本実施例における薄膜の膜厚は、ガラス基板上に同条件にて成膜された薄膜の膜厚を、分光エリプソメトリー（商品名Ｍ２０００、ジェー・エー・ウーラム社製）にて測定することにより求められた成膜速度から算出された値である。

ｉ型非晶質シリコン層上に、導電型シリコン系薄膜１７たる逆導電型シリコン系薄膜としてｐ型非晶質シリコンを７ｎｍの膜厚となるように成膜した。ｐ型非晶質シリコン層の成膜条件は、基板温度が１５０℃、圧力６０Ｐａ、ＳｉＨ₄／Ｂ₂Ｈ₆流量比が１／３、投入パワー密度が０．０１Ｗ／ｃｍ²であった。なお、上記でいうＢ₂Ｈ₆ガス流量は、Ｈ₂によりＢ₂Ｈ₆濃度が５０００ｐｐｍまで希釈された希釈ガスの流量である。

次にウェハの裏面側に、真性シリコン系薄膜２５としてｉ型非晶質シリコン層を６ｎｍの膜厚で成膜した。ｉ型非晶質シリコン層の成膜条件は、上記のｉ型非晶質シリコン層の成膜条件と同様であった。ｉ型非晶質シリコン層上に、導電型シリコン系薄膜２６としてｎ型非晶質シリコン層を４ｎｍの膜厚となるように成膜した。ｎ型非晶質シリコン層の成膜条件は、基板温度：１５０℃、圧力：６０Ｐａ、ＳｉＨ₄／ＰＨ₃流量比：１／２、投入パワー密度：０．０１Ｗ／ｃｍ²であった。なお、上記でいうＰＨ₃ガス流量は、Ｈ₂によりＰＨ₃濃度が５０００ｐｐｍまで希釈された希釈ガスの流量である。

この上に光入射側の透明電極層１８及び裏面側の透明電極層２７として、各々酸化インジウム錫（ＩＴＯ、屈折率：１．９）を１００ｎｍの膜厚となるように成膜した。ターゲットとして酸化インジウムを用い、基板温度：室温、圧力：０．２Ｐａのアルゴン雰囲気中で、０．５Ｗ／ｃｍ²のパワー密度を印加して透明電極層１８，２７の成膜を行った。

透明電極層２７上には、裏面電極２８として銀をスパッタ法により、５００ｎｍの膜厚となるように形成した。透明電極層１８上には、第一導電層２１及び第二導電層２２を有する集電極８が以下のように形成された。

第一導電層２１の形成には、低融点材料３４としての錫ビスマス（ＳｎＢｉ）金属粉末（粒径Ｄ_L＝２５〜３５μｍ、融点Ｔ１＝１４１℃）と、高融点材料３５としての銀粉末（粒径Ｄ_H＝１２〜３μｍ、融点Ｔ２＝９７１℃）とを、２０：８０の重量比で含み、さらにバインダー樹脂としてエポキシ系樹脂を含む印刷ペーストを用いた。この印刷ペーストを、集電極パターンに対応する開口幅（Ｌ＝８０μｍ）を有する＃２３０メッシュ（開口幅：ｌ＝８５μｍ）のスクリーン版を用いて、スクリーン印刷し、９０℃で乾燥した。

第一導電層２１の形成領域は、バスバー電極部３２と、フィンガー電極部３１とからなり、バスバー電極部３２の幅は１．５ｍｍ、フィンガー電極部３１の線幅は１０５μｍ、フィンガー電極部３１の間隔は２ｍｍであった。

第一導電層２１が形成されたウェハを、ＣＶＤ装置に投入し、絶縁層１９として酸化シリコン層（屈折率：１．５）を、プラズマＣＶＤ法により８０ｎｍの厚みとなるように光入射面側に形成した。

絶縁層１９の成膜条件は、基板温度：１３５℃、圧力１３３Ｐａ、ＳｉＨ₄／ＣＯ₂流量比：１／２０、投入パワー密度：０．０５Ｗ／ｃｍ²（周波数１３．５６ＭＨｚ）であった。
この条件で光入射面側に形成された絶縁層１９の屈折率（ｎ）及び消衰係数（ｋ）は図２２に示す通りであった。

その後、絶縁層１９を形成した後のウェハを熱風循環型オーブンに導入し、大気雰囲気において、１８０℃で２０分間、アニール処理を実施した。

その後、レーザー加工機によりセル外周部のシリコンウェハを０．５ｍｍの幅で除去し、表面（第一主面側）と裏面（第二主面側）との間の電気的短絡部を除去した。

幅１．５ｍｍ、厚さ０．２ｍｍ、長さ１５５ｍｍの銅箔からなる配線部材３を、バスバー電極部３２の第一導電層２１上に、幅１．２ｍｍ、長さ１５２ｍｍの導電性フィルムを用いて接着した。すなわち、第一導電層２１上に配線部材３を載置し、熱圧着させることによって接着した。

このとき、配線部材３の一端がシリコン基板端部から１．５ｍｍの位置に配置されるようにして配線部材３の接着を行った。配線部材３の接着には、導電性フィルムを用いた。また、めっき電極側給電点との接点は、配線部材３のもう一端から１．５ｍｍの位置に設けた。

以上のように配線部材３が接着された太陽電池基板４６を、図１２に示すように、めっき槽４８に投入した。めっき電源４０との接点は、太陽電池基板４６（シリコン基板）と接着していない領域の配線部材３上に設けた。すなわち、太陽電池基板４６と配線部材３の接続部位以外の位置にめっき電源４０との接点をとった。

めっき液４９には、硫酸銅五水和物、硫酸、及び塩化ナトリウムが、それぞれ１２０ｇ／ｌ、１５０ｇ／ｌ、及び７０ｍｇ／ｌの濃度となるように調製された溶液に、添加剤（上村工業製：品番ＥＳＹ−２Ｂ、ＥＳＹ−Ｈ、ＥＳＹ−１Ａ）が添加されたものが用いられた。
このめっき液を用いて、温度４０℃、電流３Ａ／ｄｍ²の条件でめっきを行った。第一導電層２１上の絶縁層１９上に、第二導電層２２として銅が１０μｍ程度の厚みで均一に析出した。第一導電層２１が形成されていない領域への銅の析出は、原則としてほとんど見られなかった。

その後、第二導電層２２が形成された基板等に対して水洗を行い、表面に付着しためっき液４９を取り除いた。このとき、バスバー電極部３２のライン抵抗率の測定を行ったところ、１Ω／ｃｍであった。

（実施例２）
錫ビスマス（ＳｎＢｉ）金属粉末と銀粉末との比率を６０：４０として、バスバー電極部３２のライン抵抗率が１０Ω／ｃｍとなった点を除き、実施例１と同様にして太陽電池を作製した。

（実施例３）
集電極８にバスバー電極部３２の第一導電層２１を設けない、所謂バスバーレス構造の集電極とした点を除き、実施例１と同様にして太陽電池を作製した。

（実施例４）
第一導電層２１を形成した太陽電池２の仕掛品を、実施例１に記載した方法により４枚準備し、ｐ型非晶質シリコン面が上側になるように４枚の太陽電池２を一直線上に並べた。その後、４枚の太陽電池２が電気的に直列接続となるように、それぞれ隣接する太陽電池２の表面側と裏面側とを配線部材３により接続した。

また、並列方向両端部の太陽電池２、すなわち、いずれか一方にしか隣接する太陽電池２を有さない太陽電池２に対しては、隣接する太陽電池２への配線部材３の非接着面側に外部回路への電力を取り出すための引き出し線を接着した。このとき、配線部材３の長さを３１０ｍｍ、隣接する太陽電池２間の間隔（隣接する太陽電池２，２間の距離）を２ｍｍとした。

その後、配線部材３のうち太陽電池基板４６，４６の間に位置する部位、すなわち、図１９に示すように太陽電池基板４６と接着していない部分を給電点４１として、電解めっきを実施した。

このとき、配線部材３により接続した一連の太陽電池基板４６を硫酸銅めっき液の入っためっき槽に浸漬させた。この浸漬させた状態で、給電点４１においてめっき電源４０から通電を行い、第一導電層２１上と裏面電極２８上に銅を析出させた。その後、水洗を行い、表面に付着しためっき液を取り除いた。
めっき後の一連の太陽電池２、両端の太陽電池２に外部回路への引き出し線を接続した。その後、これらの太陽電池をガラス基板（表面部材５）及び裏面シート（裏面部材６）で挟み込み、封止剤（充填材７）を充填させて封止した。その後、引き出し線を配線ボックスに取り付けて太陽電池モジュール１を作製した。

（比較例１）
めっき電源との給電点を、各バスバー電極部３２の第一導電層２１の端部に設けて第二導電層２２を形成し、その後、配線部材３を第二導電層２２上に接着した点を除いて、実施例１と同様にして太陽電池２を作製した。

（比較例２）
第一導電層２１の材料として、実施例２で用いた材料を用いた点を除き、比較例１と同様にして太陽電池を作製した。

（比較例３）
比較例１と同様にして作製した太陽電池２を４個準備し、これらを実施例４と同様に配線部材３により電気的に直列接続になるように連結させて、太陽電池モジュール１を作製した。

上記した実施例１〜４及び比較例１〜３の太陽電池に対し、第一導電層２１を形成した段階でバスバー電極部３２の第一導電層２１のライン抵抗測定を実施した。また、上記した実施例１〜４及び比較例１〜３の太陽電池に対し、太陽電池特性をソーラーシミュレータにより測定を行った。この太陽電池特性測定後、配線部材３の付着強度を評価するために、引き剥がし試験を行い、試験後の外観を観察した。

なお、実施例３においては、バスバー電極部３２を有さないことから、バスバー電極部３２を構成する第一導電層２１のライン抵抗の測定は実施しなかった。また、モジュール化された実施例４及び比較例３に対しては、配線部材３の付着強度テストを実施しなかった。

上記各実施例１〜４及び比較例１〜３のヘテロ接合太陽電池の作製条件、配線部材３の付着強度テスト結果、及び太陽電池特性（曲線因子（ＦＦ））の測定結果（実施例１の結果を１として規格化して表記）を表１に示す。

なお、太陽電池特性のうち、実施例１〜３と比較例１、２においては、開放端電圧（Ｖｏｃ）と短絡電流（Ｊｓｃ）には、優位差は認められなかったので、表１への記載を省略する。

各比較例１，２での配線部材３の付着強度の測定結果から、剥離は第一導電層２１と第二導電層２２との間で生じていることか明らかとなった。このことは、第一導電層２１と第二導電層２２との付着強度がその他の界面よりも弱いことを示しており、第一導電層２１と第二導電層２２との間での剥離が生じやすいことが示唆される。

一方、本発明の太陽電池２においては、表１から読み取れるように配線部材３が十分強い強度で太陽電池２と付着していることが分かった。
また、バスバー電極部３２における第一導電層２１のライン抵抗に関して、１０Ω／ｃｍとした比較例２において、ＦＦの低下が確認された。一方、本実施例においては、いずれもＦＦの低下は生じなかった。

以上、実施例を用いて説明したように、本発明によれば、信頼が高い太陽電池を単純な工程により低コストで提供することが可能となることがわかった。

１，８０ 太陽電池モジュール
２，８１ 太陽電池
３ 配線部材
５ 表面部材（透光性部材）
１８ 透明電極層（表面電極層）
２１ 第一導電層
２２ 第二導電層
２３，１０１ 孔（開口部）
２８ 裏面電極（裏面電極層）
３０ 光電変換部
３１ フィンガー電極部
３３ 接着材（接着層）

Claims (13)

1. 光電変換部と集電極を有した太陽電池と、前記太陽電池と外部回路又は他の太陽電池を接続する配線部材と、を備えた太陽電池モジュールにおいて、
   前記太陽電池は、光電変換部を平面視したときに、前記集電極が設けられた部位であって、所定の方向に延伸したフィンガー電極部を有しており、
   前記フィンガー電極部は、前記光電変換部を基準として前記光電変換部の外側に、第一導電層と、第二導電層が順に積層した積層構造を有し、
   当該第二導電層は、第一導電層とは異なる層であって、めっき層であり、
   前記第二導電層の電気抵抗は、第一導電層の電気抵抗以下であり、
   前記配線部材は、前記光電変換部を基準として第一導電層の外側にあって、かつ、前記フィンガー電極部又はフィンガー電極部の延長と交差するように配されており、
   太陽電池のフィンガー電極部又はフィンガー電極部の延長と配線部材の交差部位は、以下の（１）又は（２）の積層構造を備えていることを特徴とする太陽電池モジュール。
   （１）第一導電層上に配線部材が直接接する積層構造
   （２）第二導電層とは異なる接着層を介して、第一導電層と配線部材が接する積層構造。
2. 前記光電変換部を基準として、配線部材の外側に透光性を有した透光性部材を備え、
   前記太陽電池は、当該透光性部材を介して光電変換部に入射光を収集可能であり、
   前記配線部材の交差部位において、前記光電変換部を基準として、配線部材の外側面の一部又は全部に第二導電層が積層しており、
   前記第二導電層の表面粗さは、前記配線部材の表面粗さよりも大きいことを特徴とする請求項１に記載の太陽電池モジュール。
3. 前記光電変換部を基準として、光電変換部の外側に絶縁層を有し、
   前記絶縁層は、透光性を有していることを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽電池モジュール。
4. 前記フィンガー電極部は、前記第一導電層と前記第二導電層の間に絶縁層が介在しており、
   前記絶縁層は、開口部を有し、
   第一導電層と第二導電層は、開口部を経由して導通されていることを特徴とする請求項１〜３のいずれかに記載の太陽電池モジュール。
5. 前記光電変換部を基準として、光電変換部の外側に絶縁層を有し、
   前記交差部位の側面は、第一導電層及び配線部材に跨がって、前記絶縁層が被覆されていることを特徴とする請求項１〜４のいずれかに記載の太陽電池モジュール。
6. 複数の前記太陽電池を有し、
   当該複数の太陽電池のうち、少なくとも２つの太陽電池は、前記配線部材を介して接続されており、
   前記２つの太陽電池は、前記集電極側に正極又は負極を担う表面電極層と、前記集電極に対して反対側に前記表面電極層と異なる極を担う裏面電極層とを有するものであり、
   前記配線部材は、一方の太陽電池の表面電極層と、他方の太陽電池の裏面電極層とを電気的に接続していることを特徴とする請求項１〜５のいずれかに記載の太陽電池モジュール。
7. 太陽電池のフィンガー電極部又はフィンガー電極部の延長と配線部材の交差部位は、第一導電層と配線材の間に第二導電層を有さないことを特徴とする請求項１〜６のいずれかに記載の太陽電池モジュール。
8. 請求項１〜７のいずれかに記載の太陽電池モジュールの製造方法であって、
   前記光電変換部を基準として、
   前記光電変換部の外側に第一導電層を形成する第一導電層形成工程と、
   前記配線部材を第一導電層の外側に接続する配線部材接着工程と、
   めっき法によって第一導電層の外側に第二導電層を形成するめっき工程をこの順に含むことを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法。
9. 請求項４〜７のいずれかに記載の太陽電池モジュールの製造方法であって、
   前記光電変換部を基準として、
   前記光電変換部の外側に第一導電層を形成する第一導電層形成工程と、
   前記配線部材を第一導電層の外側に接続する配線部材接着工程と、
   前記第一導電層の外側に絶縁層を形成する絶縁層形成工程と、
   前記絶縁層に設けられた開口部を介して、めっき法により第一導電層と導通する第二導電層を形成するめっき工程と、を含むことを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法。
10. 前記第一導電層形成工程、前記配線部材接着工程、前記絶縁層形成工程、前記めっき工程の順に行うことを特徴とする請求項９に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
11. 前記めっき工程において、太陽電池をめっき液に浸し、前記配線部材に給電することによって第二導電層を形成することを特徴とする請求項８〜１０のいずれかに記載の太陽電池モジュールの製造方法。
12. 配線部材の太陽電池との接着部位と異なる部位に給電することによって、第二導電層を形成することを特徴とする請求項１１に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
13. 複数の前記太陽電池を備えた太陽電池モジュールの製造方法であって、
    各太陽電池を配線部材によって接続し、
    当該配線部材に給電することによって、複数の前記太陽電池に同時に第二導電層を形成することを特徴とする請求項８〜１２のいずれかに記載の太陽電池モジュールの製造方法。

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