JP5741450B2 - 太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法 - Google Patents

Description

本発明は、太陽電池モジュールと、太陽電池モジュールの製造方法とに、関する。

従来より、建築材として、“ＰＥ（ポリエチレン）シート等の心材を、アルミニウムシートで挟んだ部材”が使用されている。

そのような部材（以下、金属樹脂複合基材と表記する）上に、太陽電池を形成しておけば、様々な建築物にて太陽光発電を容易に行えることになる。そのため、“ＰＥシートをアルミニウムシートで挟んだ部材”上に接着剤で太陽電池を貼り付けた太陽電池モジュール（例えば、特許文献１参照。）が開発されている。ただし、この太陽電池モジュール（以下、従来モジュールと表記する）は、加工時に太陽電池が金属樹脂複合基材から剥がれやすいものとなっている。また、従来モジュールは、未加工状態で使用しても、比較的に短期間のうちに、太陽電池が金属樹脂複合基材から剥がれてしまうものともなっている。

特開２００２−１５１７１８号公報

そこで、本発明の課題は、金属樹脂複合基材上に太陽電池（発電素子）を形成したタイプの耐久性に優れた太陽電池モジュールと、金属樹脂複合基材上に太陽電池を形成したタイプの耐久性に優れた太陽電池モジュールを簡単に製造できる“太陽電池モジュールの製造方法”とを、提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明の太陽電池モジュールは、融点が１２５℃以上の樹脂層を金属層で挟んだ金属樹脂複合基材と、金属樹脂複合基材上に位置する下部封止層及び／又は接着層と、下部封止層又は接着層上に位置する一対の電極に挟まれた発電層を有する発電素子とを、備える。

すなわち、本発明の太陽電池モジュールは、ＰＥフィルム（融点＝１２０℃）よりも融点が高い樹脂層を金属層で挟んだ金属樹脂複合基材を備えたものであるが故に、その製造時に、従来モジュールよりも高温の熱ラミネートが可能なものとなっている。そして、熱ラミネートの温度が高い方が、金属樹脂複合基材・太陽電池間の接着性が良くなるのであるから、本発明の太陽電池モジュールは、金属樹脂複合基材上に太陽電池を形成したタイプの耐久性に優れた太陽電池モジュールとなっていると言うことが出来る。

本発明の太陽電池モジュールには、発電素子上に位置する上部封止層と、上部封止層上に位置する耐候性層とを設けておくことが出来る。また、本発明の太陽電池モジュールを実現するに際して、金属樹脂複合基材・下部封止層及び／又は接着層間、下部封止層及び／又は接着層・発電素子基材間、発電素子・上部封止層間、上部封止層・耐候性層間に他層を挿入しておくことが出来る。なお、他層としては、接着剤層、下地層、波長変換機能層、ＵＶ吸収層、調色層、不燃層、緩衝層などを例示できる。

本発明の太陽電池モジュールを実現するに際しては、下部封止層上に発電素子基材が位置し、上部封止層の厚さが、３０μｍ以上、８００μｍ以下（より好ましくは６０μｍ以上、６００μｍ以下、さらに好ましくは１００μｍ以上、４００μｍ以下、最も好ましくは１５０μｍ以上、３００μｍ以下）となり、かつ、発電素子基材の厚さが、上部封止層の厚さより薄くなるようにしておくことが望ましい。何故ならば、上部封止層、発電素子基材の厚さをそのようなものとしておけば、上部封止層を、『モジュール温度の変化時に生ずる，耐候性層と，上部封止層よりも下の層との間の伸縮量の差違を吸収する層』及び『衝撃吸収層』として機能させることが出来ることになるからである。

本発明の太陽電池モジュールを実現するに際しては、太陽電池モジュールを他部材（建築物の壁面等）に容易に固定できるようにするために、太陽電池モジュールの形状を、周辺部分が、受光面方向とは反対方向に折り曲げられている形状としておくことが出来る。また、太陽電池モジュールの形状を、壁の交差部等を覆う（装飾する）ことが容易な形状、すなわち、曲面形状となるように加工しておくことも出来る。

また、本発明の太陽電池モジュールの発電素子基材としては、さまざまなものを使用することが出来る。例えば、発電素子基材として、金属箔や、融点が８５℃以上，３５０℃以下の樹脂フィルムや、金属箔と融点が８５℃以上，３５０℃以下の樹脂フィルムとの積層体を使用することが出来る。

そして、本発明の太陽電池モジュールの製造方法では、金属樹脂複合基材と、下部封止層と、一対の電極に挟まれた発電層を有する発電素子とを含む太陽電池モジュールが、金属樹脂複合基材としての，融点が１２５℃以上の樹脂層を金属層で挟んだ部材と、太陽電池モジュールの他の各構成要素とを積層し、積層した構成要素群を熱ラミネートによって一体化することにより製造される。従って、この製造方法によれば、金属樹脂複合基材上に太陽電池（発電素子）を形成したタイプの耐久性に優れた太陽電池モジュールを簡単に製造できることになる。

本発明の太陽電池モジュールの製造方法を、金属樹脂複合基材と、下部封止層と、発電素子基材と、発電素子と、上部封止層と、耐候性層とを、この順に積層した太陽電池モジュールを製造するものとしておくことも出来る。

本発明によれば、金属樹脂複合基材上に太陽電池を形成したタイプの耐久性に優れた太陽電池モジュールを実現できる。

図１Ａは、本発明の一実施形態に係る太陽電池モジュールの要部断面図である。 図１Ｂは、実施形態に係る太陽電池モジュールの要部断面図である。 図１Ｃは、実施形態に係る太陽電池モジュールの要部断面図である。 図２は、実施形態に係る太陽電池モジュールの構成例を説明するための平面図である。 図３は、実施形態に係る太陽電池モジュールの加工例の説明図である。 図４は、実施形態に係る太陽電池モジュールの取り付け例の説明図である。 図５は、実施形態に係る太陽電池モジュールの他の加工例の説明図である。 図６は、本発明の第１実施例に係る太陽電池モジュールの超促進耐候性試験結果を示した図である。 図７は、第１実施例に係る太陽電池モジュールのキセノン光照射試験結果を示した図である。 図８は、第１実施例に係る太陽電池モジュールの結露凍結試験結果を示した図である。 図９は、第１実施例に係る太陽電池モジュールの高温高湿試験結果を示した図である。 図１０は、本発明の第２実施例に係る太陽電池モジュールの超促進耐候性試験結果を示した図である。 図１１は、第２実施例に係る太陽電池モジュールの高温高湿試験結果を示した図である。 図１２は、本発明の第３〜第５実施例に係る太陽電池モジュールの太陽電池特性の評価結果を示した図である。 図１３は、本発明の第６実施例に係る太陽電池モジュールの構成図である。

以下、本発明の実施の形態を、図面を参照して詳細に説明する。

図１Ａ〜図１Ｃに、本発明の一実施形態に係る太陽電池モジュール１０の要部断面図を示す。

図１Ａ〜図１Ｃに示してあるように、本実施形態に係る太陽電池モジュール１０は、耐候性層１１、上部封止層１２、発電素子１３、発電素子基材１４、下部封止層１５及び／又は接着層１５ｂ、及び、金属樹脂複合基材１６が、上から、この順に積層された構成（構造）を有している。

なお、各図に示した太陽電池モジュール１０の構成要素中、本発明の太陽電池モジュールに必須な構成要素は、発電素子１３、下部封止層１５及び／又は接着層１５ｂ、及び、金属樹脂複合基材１６だけである。すなわち、本発明の太陽電池モジュールは、発電素子１３、下部封止層１５及び金属樹脂複合基材１６のみからなる太陽電池モジュール（図１Ａ参照）、発電素子１３、下部封止層１５、接着層１５ｂ及び金属樹脂複合基材１６のみからなる太陽電池モジュール（図１Ｂ参照）、発電素子１３、接着層１５ｂ及び金属樹脂複合基材１６のみからなる太陽電池モジュール（図１Ｃ参照）等としても実現出来るものである。

〔金属樹脂複合基材１６〕
太陽電池モジュール１０の構成要素として使用される金属樹脂複合基材１６は、融点が１２５℃以上の樹脂層１６ｂが一対の金属層１６ａで挟まれた構成／構造を有する部材である。なお、太陽電池モジュール１０は、熱ラミネートにより製造する（各構成要素を一体化する：詳細は後述）ことを想定して開発したものである。そして、樹脂層１６ｂの融点が高い方が、熱ラミネート時の加熱温度を高くすることができるが故に、耐久性（屋外での耐環境性）に優れた太陽電池モジュールを得ることができる。そのため、樹脂層１６ｂの融点（樹脂層１６ｂの構成樹脂の融点）は、１３５℃以上であることがより好ましく、１４５℃以上であることがさらに好ましく、１５５℃以上であることが特に好ましい。また、金属樹脂複合基材１６を作製しやすくするために、樹脂層１６ｂの融点は、２９０℃以下であることが好ましく、２５０℃以上であることがより好ましく、２００℃以上であることが特に好ましい。

樹脂層１６ｂの構成樹脂としては、様々なものを使用することが出来る。具体的には、樹脂層１６ｂの構成樹脂として、例えば、ポリプロピレン、ポリエチレンナフタレート、ポリブチレンテレフタレート、ポリカーボネート、ポリアミド６、ポリアミド６６、これらをブレンドしたものや、これらのコーポリマーを使用できる。また、樹脂層１６ｂの構成樹脂は、リン酸エステル化合物、塩化パラフィンなどのハロゲン化合物、酸化アンチモン、水酸化アンチモン、ホウ酸バリウム、ガラス繊維などの無機物を含むものであっても、何らかの手法により発泡させたものであっても良い。

樹脂層１６ｂの厚さは、選択する樹脂の物性を踏まえ、トレードオフの関係にある金属樹脂複合基材１６の重量と機械的強度とを考慮して決定すべきものであるが、樹脂層１６ｂの厚さは、通常０．５ｍｍ以上であり、好ましくは１ｍｍ以上、より好ましくは１．５ｍｍ以上、最も好ましくは２ｍｍ以上である。また、樹脂層１６ｂの厚さは、通常３０ｍｍ以下、好ましくは２０ｍｍ以下、より好ましくは１５ｍｍ以下、最も好ましくは１０ｍｍ以下である。

金属樹脂複合基材１６の各金属層１６ａとしては、アルミニウム、ステンレス、銅、チタン、鉄、それらの合金等からなる板状部材（いわゆる金属板／箔）を使用できる。この金属層１６ａの厚さも、重量と機械的強度とを考慮して決定すべきものである。ただし、金属層１６ａの厚さは、０．１ｍｍ以上であることが好ましく、０．２ｍｍ以上であることがより好ましく、０．３ｍｍ以上であることがさらに好ましく、０．４ｍｍ以上であることが最も好ましい。また、金属層１６ａの厚さは、２ｍｍ以下であることが好ましく、１．５ｍｍ以下であることがより好ましく、１ｍｍ以下であることがさらに好ましく、０．８ｍｍ以下であることが最も好ましい。

金属樹脂複合基材１６は、金属層１６ａ及び樹脂層１６ｂ以外の層（例えば、接着剤層）を両層間に含むものであっても良い。また、金属樹脂複合基材１６の製造方法も特に限定されない。

〔発電素子１３〕
発電素子１３は、耐候性層１１側から入射される太陽光に基づき発電を行う素子である。この発電素子１３は、光エネルギーを電気エネルギーに変換でき、変換によって得られた電気エネルギーを外部に取り出せるものでありさえすれば良い。

従って、太陽電池モジュール１０の発電素子１３としては、一対の電極で、発電層（光電変換層、光吸収層）を挟んだもの、一対の電極で、発電層と他層（バッファ層等）との積層体を挟んだもの、そのようなもの（以下、セルと表記する）を、複数個、直列若しくは／かつ並列接続したものなどを用いることが出来る。

また、発電素子１３の発電層としても様々なものを採用することが出来る。ただし、発電層は、薄膜単結晶シリコン、薄膜多結晶シリコン、アモルファスシリコン、微結晶シリコン、ＣｄＴｅ、Ｃｕ−Ｉｎ―（Ｇｅ）−Ｓｅなどの無機半導体材料、ブラックダイなどの有機色素材料、共役高分子／フラーレンなどの有機半導体材料等からなる層としておくことが好ましい。何故ならば、これらの材料を用いておけば、発電効率（光電変換効率）が比較的に高く、薄い（軽量な）発電素子１３を実現できるからである。

なお、さらに高い発電効率を実現するために、発電層の表面又は発電素子基材１４に凸凹構造を形成することなどにより、発電素子１３／太陽電池モジュール１０に光閉じ込め構造を導入しておくことが好ましい。

また、発電層をアモルファスシリコン層としておけば、可視域での光学吸収係数が大きく、厚さ１μｍ程度の薄膜でも太陽光を十分に吸収できる発電素子１３を実現できる。しかも、アモルファスシリコンや微結晶シリコン、無機半導体材料、有機色素材料、有機半導体材料は、非結晶質の材料、または結晶性の低い材料であるが故に、変形にも耐性を有している。従って、発電素子１３を、発電層としてアモルファスシリコン層を備えたものとしておけば、特に軽量な、変形に対しても或る程度の耐性を有する太陽電池モジュール１０を実現できることになる。

発電層を無機半導体材料（化合物半導体）層としておけば、発電効率が高い発電素子１３を実現することが出来る。なお、発電効率の観点からは、発電層を、Ｓ、Ｓｅ、Ｔｅなどカルコゲン元素を含むカルコゲナイド系発電層としておくことが好ましく、Ｉ−III−VI2族半導体系（カルコパイライト系）発電層としておくことがより好ましく、Ｉ族元素としてＣｕを用いたＣｕ−III−VI2族半導体系発電層、特に、ＣＩＳ系半導体〔ＣｕＩｎ（Ｓｅ_1-yＳ_y）₂；０≦ｙ≦１〕層やＣＩＧＳ系半導体〔Ｃｕ（Ｉｎ_1-xＧａ_x)(Ｓｅ_1-yＳ_y）₂；０＜ｘ＜１、０≦ｙ≦１〕層としておくことが、望ましい。

発電層として、酸化チタン層及び電解質層などからなる色素増感型発電層を採用しても、発電効率が高い発電素子１３を実現することが出来る。

発電層として、有機半導体層（ｐ型の半導体とｎ型の半導体を含む層）を採用することも出来る。なお、有機半導体層を構成し得るｐ型の半導体としては、テトラベンゾポルフィリン、テトラベンゾ銅ポルフィリン、テトラベンゾ亜鉛ポリフィリン等のプルフィリン化合物；フタロシアニン、銅フタロシアニン、亜鉛フタロシアニン等のフタロシアニン化合物；テトラセンやペンタセンのポリアセン；セキシチオフェン等のオリゴチオフェン及びこれら化合物を骨格として含む誘導体が例示できる。さらに、有機半導体層を構成し得るｐ型の半導体として、ポリ（３−アルキルチオフェン）などを含むポリチオフェン、ポリフルオレン、ポリフェニレンビニレン、ポリトリアリルアミン、ポリアセチレン、ポリアニリン、ポリピロール等の高分子等も例示できる。

有機半導体層を構成し得るｎ型の半導体としては、フラーレン（Ｃ６０、Ｃ７０、Ｃ７６）；オクタアポフィリン；上記ｐ型半導体のパーフルオロ体；ナフラレンテトラカルボン酸無水物、ナフラレンテトラカルボン酸ジイミド、ペリレンテトラカルボン酸無水物、ペリレンテトラカルボン酸ジイミド等の芳香族カルボン酸無水物やそのイミド化合物；及び、これら化合物を骨格として含む誘導体などを例示できる。

有機半導体層の具体的な構成例としては、ｐ型半導体とｎ型半導体が層内で相分離した層（ｉ層）を有するバルクヘテロ接合型、それぞれｐ型半導体を含む層（ｐ層）とｎ型半導体を含む層（ｎ層）を積層した積層型（ヘテロｐｎ接合型）、ショットキー型およびそれらの組み合わせを、挙げることが出来る。

発電素子１３の各電極は、導電性を有する任意の材料を１種又は２種以上用いて形成することが出来る。電極材料（電極の構成材料）としては、例えば、白金、金、銀、アルミニウム、クロム、ニッケル、銅、チタン、マグネシウム、カルシウム、バリウム、ナトリウム等の金属、あるいはそれらの合金；酸化インジウムや酸化錫等の金属酸化物、あるいはその合金（ＩＴＯ：酸化スズインジウム）；ポリアニリン、ポリピロール、ポリチオフェン、ポリアセチレン等の導電性高分子；そのような導電性高分子に、塩酸、硫酸、スルホン酸等の酸、ＦｅＣｌ₃等のルイス酸、ヨウ素等のハロゲン原子、ナトリウム、カリウム等の金属原子などのドーパントを含有させたもの；金属粒子、カーボンブラック、フラーレン、カーボンナノチューブ等の導電性粒子をポリマーバインダー等のマトリクスに分散した導電性の複合材料などを例示できる。

電極材料は、正孔又は電子を捕集するのに適した材料としておくことが好ましい。なお、正孔の捕集に適した電極材料（つまり、高い仕事関数を有する材料）としては、Ａｕ、Ａｇ、Ｃｕ、Ａｌ、ＩＴＯ、ＩＺＯ、ＺｎＯ₂等を例示できる。また、電子の捕集に適した電極材料（つまり、低い仕事関数を有する材料）としては、Ａｌを例示できる。

電極の形成方法にも特に制限はない。従って、電極を、真空蒸着、スパッタ等のドライプロセスにより形成することも、導電性インク等を用いたウェットプロセスにより形成することもできる。なお、導電性インクとしては、任意のもの（導電性高分子、金属粒子分散液等）を使用することができる。

発電素子１３の各電極は、発電層とほぼ同サイズのものであっても、発電層よりも小さなものであっても良い。ただし、発電素子１３の，受光面側（耐候性層１１側）の電極を、比較的に大きなもの（その面積が、発電層面積に比して十分に小さくないもの）とする場合には、当該電極を、透明な（透光性を有する）電極、特に、発電層が効率良く電気エネルギーに変換できる波長（例えば、３００〜１２００ｎｍ、好ましくは５００〜８００ｎｍ）の光の透過率が比較的に高い（例えば、５０％以上）電極、としておくべきである。なお、透明な電極材料としては、ＩＴＯ、ＩＺＯ（酸化インジウム−亜鉛酸化物）等の酸化物；金属薄膜などを、例示できる。

また、発電素子１３の各電極の厚さ及び発電層の厚さは、必要とされる出力等に基づき、決定することが出来るが、厚すぎると電気抵抗が大きくなり、薄すぎると耐久性が低下する恐れがある。

〔発電素子基材１４〕
発電素子基材１４は、その一方の面上に、発電素子１３が形成される部材である。従って、発電素子基材１４は、機械的強度が比較的に高く、耐候性、耐熱性、耐水性等に優れ、且つ、軽量なものであることが望まれる。また、発電素子基材１４は、変形に対して或る程度の耐性を有するものであることも望まれる。一方で形成される発電素子１３と材料物性（例えば、線膨張係数、融点など）が著しく異なると形成後の界面で歪や剥離などが生じる恐れがある。

そのため、発電素子基材１４としては、金属箔や、融点が８５〜３５０℃の樹脂フィルム、幾つかの金属箔／樹脂フィルムの積層体を採用しておくことが好ましい。

発電素子基材１４（又は、その構成要素）として使用し得る金属箔としては、アルミニウム、ステンレス、金、銀、銅、チタン、ニッケル、鉄、それらの合金からなる箔を、例示できる。

融点が８５〜３５０℃の樹脂フィルムとしては、ポリエチレン、ポリプロピレン、ポリスチレン、ポリ塩化ビニル、ポリエチレンテレフタレート、ポリエチレンナフタレート、ポリブチレンテレフタレート、ポリカーボネート、ポリアセタール、アクリル樹脂、ポリアミド樹脂、ＡＢＳ樹脂、ＡＣＳ樹脂、ＡＥＳ樹脂、ＡＳＡ樹脂、これらの共重合体、ＰＶＤＦ、ＰＶＦなどのフッ素樹脂、シリコーン樹脂、セルロース、ニトリル樹脂、フェノール樹脂、ポリウレタン、アイオノマー、ポリブタジエン、ポリブチレン、ポリメチルペンテン、ポリビニルアルコール、ポリアリレート、ポリエーテルエーテルケトン、ポリエーテルケトン、ポリエーテルスルホンなどからなるフィルムを、例示できる。また、金属樹脂複合基材１６の生産性の観点から、樹脂フィルムは熱可塑性樹脂製のものが好ましい。なお、発電素子基材１４として使用する樹脂フィルムは、上記のような樹脂中に、酸化アンチモン、水酸化アンチモン、ホウ酸バリウム、ガラス繊維などの無機物、有機繊維、炭素繊維等を分散させたフィルムであってもよい。

発電素子基材１４（又は、その構成要素）として使用する樹脂フィルムの融点が８５℃以上であることが好ましい理由は、融点が過度に低いと、太陽電池モジュール１０の通常の使用環境下で発電素子基材１４が変形し、発電素子１３にダメージを与える恐れがあるからである。また、樹脂フィルムの融点が３５０℃以下であることが好ましい理由は、融点が過度に高いと、発電素子１３との界面に温度変化などによる歪を生ずる結果として、発電素子１３が発電素子基材１４から剥離する恐れがあるからである。

従って、発電素子基材１４（又は、その構成要素）として使用する樹脂フィルムの融点は、１００℃以上であることがより好ましく、１２０℃以上であることがさらに好ましく、１５０℃以上であることが特に好ましく、１８０℃以上であることが最も好ましい。また、樹脂フィルムの融点は、３００℃以下であることがより好ましく、２８０℃以下であることがさらに好ましく、２５０℃以下であることが特に好ましい。

また、発電素子基材１４として、上部封止層１２（詳細は後述）よりも薄いものを採用しておくと、太陽電池モジュール１０を曲げた場合に、上部封止層１２等に亀裂が生じ易くなることが各種実験結果から分かっている。そのため、発電素子基材１４の厚さは、上部封止層１２の厚さよりも薄いことが好ましく、上部封止層１２の厚さの０．８３（＝１／１．２）倍以下であることがより好ましい。また、発電素子基材１４の厚さは、上部封止層１２の厚さの０．６７（＝１／１．５）倍以下であることがさらに好ましく、その厚さが、上部封止層１２の厚さの０．５倍以下であることが特に好ましい。

〔上部封止層１２、下部封止層１５〕
上部封止層１２及び下部封止層１５は、発電素子１３を封止することや、その上下の層間を接着すること等を目的として、太陽電池モジュール１０に設けられている層である。ただし、各封止層１２、１５は、機械的強度、耐侯性、ガスバリア性などの向上にも寄与している。また、少なくとも、受光面側に位置する上部封止層１２は、可視光を透過させる、耐熱性の高いものであることが好ましい。この上部封止層１２に他の光学的機能、若しくは機械的機能を付加することも可能である。具体的な光学的機能としては、光閉じ込め機能、波長変換機能などが挙げられ、機械的機能としてはクッション機能などが挙げられる。

各封止層１２、１５の材料は、上記事項を考慮して選ぶべきものである。また、各封止層１２、１５の材料の種類や厚さは同じであっても、異なっていてもよい。各封止層１２、１５の材料の具体例としては、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）樹脂、ポリオレフィン系樹脂、ＡＳ（アクリロニトリル−スチレン）樹脂、ＡＢＳ（アクリロニトリル−ブタジエン−スチレン）樹脂、ポリ塩化ビニル樹脂、フッ素系樹脂、ポリエチレンテレフタラート、ポリエチレンナフタレート等のポリエステル樹脂、フェノール樹脂、ポリアクリル系樹脂、ポリメタクリル系樹脂、クロロプレン系樹脂、（水添）エポキシ樹脂、各種ナイロン等のポリアミド樹脂、ポリイミド樹脂、ポリアミド−イミド樹脂、ポリウレタン樹脂、セルロース系樹脂、シリコン系樹脂、ポリカーボネート樹脂などを挙げられる。

中でも、好ましいものとしてはエチレン系共重合体樹脂が挙げられ、より好ましいものとしては、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）樹脂またはエチレンと他のオレフィンとの共重合体からなるポリオレフィン系樹脂（プロピレン・エチレン・α−オレフィン共重合体、エチレン・α−オレフィン共重合体等）が挙げられる。

エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）樹脂組成物は、通常、耐候性の向上のために架橋剤を配合して架橋構造を構成させ、ＥＶＡ樹脂とする。架橋剤としては、一般に１００℃以上でラジカルを発生する有機過酸化物が用いられる。例えば、２，５−ジメチルヘキサン；２，５−ジハイドロパーオキサイド；２，５−ジメチル−２，５−ジ（ｔ−ブチルパーオキシ）ヘキサン；３−ジ−ｔ−ブチルパーオキサイド等が挙げられる。有機過酸化物の配合量は、ＥＶＡ樹脂１００重量部に対して通常１〜５重量部である。また、ＥＶＡ樹脂組成物に架橋助剤を含有させてもよい。

ＥＶＡ樹脂組成物には、接着力向上の目的でシランカップリング剤を含有させたり、安定性を向上させる目的でハイドロキノン等を含有させたりしてもよい。

プロピレン・エチレン・α−オレフィン共重合体としては、通常、プロピレン系重合体と軟質プロピレン系共重合体を適切な組成で配合した熱可塑性樹脂組成物が用いられる。

各封止層１２、１５は、上記した材料を２種以上含むものであっても、２種以上の異種材料層の積層体であってもよい。また、各封止層１２、１５の厚みは、特に限定されないが、モジュール温度変化における隣接する層の追随性の観点から、上部封止層１２の厚さは、３０μｍ以上であることが好ましく、６０μｍ以上であることがより好ましく、１００μｍ以上であることがさらに好ましい。また、上部封止層１２が薄すぎると耐衝撃性が損なわれる危険性がある。そのため、上部封止層１２の厚さは、８００μｍ以下であることが好ましく、６００μｍ以下であることがより好ましくは、４００μｍ以下であることがさらに好ましい。

下部封止層１５の厚さは、特に限定されないが、発電素子１３との絶縁を保つことが重要である。そのため、下部封止層１５の厚さは、１０μｍ以上であることが好ましく、５０μｍ以上であることがより好ましく、１００μｍ以上であることがさらに好ましい。また、下部封止層１５の厚さは、３ｍｍ以下であることが好ましく、１ｍ以下であることがより好ましくは、５００μｍ以下であることがさらに好ましい。

ただし、上部封止層１２としては、その厚さが、発電素子基材１４の厚さの１倍以上、好ましくは、１．２倍以上、より好ましくは１．５倍以上、より好ましくは２倍以上となっているものを使用しておくことが望ましい。何故ならば、既に説明したように、上部封止層１２が、発電素子基材１４より薄い場合、曲げ加工時に上部封止層１２に亀裂が生じ易くなる（上部封止層１２が発電素子基材１４の曲げに追随し難くなる）からである。

〔接着層１５ｂ〕
接着層１５ｂは、金属層１６ａと下部封止層１５又は発電素子基材１４とを接着するための樹脂層である。この接着層１５ｂの構成材料（接着層１５ｂ形成用の樹脂）は、非接着面と接着しやすいものであれば、どのような種類の樹脂（熱可塑性樹脂、熱硬化性樹脂、光硬化性樹脂など）であっても良い。具体的には、接着層１５ｂの構成材料として、ビニル系樹脂、酢酸ビニル樹脂、オレフィン系樹脂、アクリル系樹脂、エポキシ系樹脂、ウレタン系樹脂、ニトリルゴム系樹脂、ブタジエンゴム系樹脂、クロロプレンゴム系樹脂、シリコーン系樹脂、またはこれらの２種以上の混合物、共重合体などを使用できる。なお、生産性を向上させるという観点からは、接着層１５ｂの構成材料として、オレフィン系樹脂、ニトリルゴム系樹脂、ブタジエンゴム系樹脂、クロロプレンゴム系樹脂、シリコーン系樹脂などの熱可塑性樹脂や熱硬化性樹脂を用いておくことが好ましい。また、接着の耐久性を向上させるという観点からは、接着層１５ｂの構成材料として、アクリル系樹脂、エポキシ系樹脂、ウレタン系樹脂、酢酸ビニル樹脂などの熱硬化性樹脂、光硬化性樹脂を用いておくことが好ましい。

接着層１５ｂの膜厚が過度に薄いと接着性が著しく低下する恐れがある。そのため、接着層１５ｂの膜厚は、０．０５μｍ以上であることが好ましく、０．１μｍ以上であることがより好ましく、０．５μｍ以上であることがさらに好ましく、１μｍ以上であることが最も好ましい。また、接着層１５ｂの膜厚が過度に厚いと、温度変化により接着層１５ｂが膨張／収縮した場合に接着性が低下する恐れがある。そのため、接着層１５ｂの膜厚は、５ｍｍ以下であることが好ましく、１ｍｍ以下であることがより好ましく、０．５ｍｍ以下であることがさらに好ましく、０．１ｍｍ以下であることが最も好ましい。

接着層１５ｂは、ラミネート前の部材の被接着面、すなわち、発電素子基材１４（図１Ｃ参照）の下面、下部封止層１５（図１Ｂ参照）の下面、又は、金属樹脂複合基材１６（図１Ｂ、図１Ｃ参照）の上面に形成する。接着層１５ｂの或る部材への形成時に接着層１５ｂ及び当該部材を加熱しても良い。また、接着層１５ｂとして光硬化性樹脂を用いた場合には、ラミネート後に光照射することでにより、接着層１５ｂの接着性を向上させることができる。

〔耐候性層１１〕
耐候性層１１は、太陽電池モジュール１０に、機械的強度、耐侯性、耐スクラッチ性、耐薬品性、ガスバリア性などを付与するための層である。この耐候性層１１は、発電素子１３の光吸収を妨げないもの、すなわち、可視光を透過させるものであることが好ましい。より具体的には、耐候性層１１は、波長３６０〜８３０ｎｍの光の透過率が６５％以上のものであることが好ましく、８０％以上のものであることがより好ましく、９０％以上のものであることが最も好ましい。

また、太陽電池モジュール１０は、太陽光により熱せられるものであるため、耐候性層１１は、耐熱性を有することが好ましい。従って、耐候性層１１の構成材料は、融点が、１００℃以上の材料であることが好ましく、１５０℃以上の材料であることがより好ましい。また、耐候性層１１の構成材料は、融点が、３２０℃以下の材料であることが好ましく、２５０℃以下の材料であることがより好ましい。

耐候性層１１の構成材料は、上記事項を考慮して選ぶことができる。例えば、ポリプロピレン樹脂、環状ポリオレフィン樹脂、ＡＳ（アクリロニトリル−スチレン）樹脂、ＡＢＳ（アクリロニトリル−ブタジエン−スチレン）樹脂、ポリ塩化ビニル樹脂、ＰＦＡ、ＦＥＰ、ＰＣＴＦＥ，ＥＴＦＥ、ＥＣＴＦＥ，ＰＶＤＦ、ＰＶＦなどのフッ素系樹脂、ポリエチレンテレフタラート、ポリエチレンナフタレート等のポリエステル樹脂、フェノール樹脂、ポリアクリル系樹脂、（水添）エポキシ樹脂、各種ナイロン等のポリアミド樹脂、ポリイミド樹脂、ポリアミド−イミド樹脂、ポリウレタン樹脂、セルロース系樹脂、シリコン系樹脂、ポリカーボネート樹脂などを、耐候性層１１の構成材料とすることが出来る。

なお、耐候性層１１も、封止層１２、１５と同様に、上記した材料を２種以上含むものであっても、２種以上の異種材料層の積層体であっても良い。

耐候性層１１の厚さは特に規定されないが、厚さを厚くすることで耐候性や機械的強度が高まる傾向にあり、薄くすることで柔軟性が高まる傾向にある。そのため、耐候性層１１の厚さは、通常１０μｍ以上、好ましくは１５μｍ以上、より好ましくは２０μｍ以上である。また、耐候性層１１の厚さは、通常２００μｍ以下、好ましくは１８０μｍ以下、より好ましくは１５０μｍ以下である。

金属層１６ａと発電素子基材１４との間の間隔が、１０μｍ以上であれば、発電素子１３・金属層１６ａ間の絶縁を保つことができる。そのため、金属層１６ａ・発電素子基材１４間の間隔は、１０μｍ以上であることが好ましく、１５０μｍ以上であることがより好ましく、３００μｍ以上であることが特に好ましい。なお、太陽電池モジュールが大型（例えば、１ｍ²以上）である場合、場所による膜厚のバラツキが出やすくなる。そのため、太陽電池モジュールが大型である場合には、金属層１６ａ・発電素子基材１４間の間隔を広めにしておくことが好ましい。

金属層１６ａ・発電素子基材１４間の間隔を過度に広くしておくと、太陽電池モジュールの製造コストが上昇してしまうことになる。そのため、金属層１６ａ・発電素子基材１４間の間隔は、８００μｍ以下であることが好ましく、７００μｍ以下であることが特に好ましい。

〔太陽電池モジュール１０の全体構成及び製造方法〕
既に説明したように、太陽電池モジュール１０は、熱ラミネートにより製造することを想定して開発したものである。そして、太陽電池モジュール１０は、各構成要素（耐候性層１１、上部封止層１２、発電素子１３、発電素子基材１４、下部封止層１５及び／又は接着層１５ｂ、及び、金属樹脂複合基材１６）を個別に用意し、それらを熱ラミネートにより一体化することによっても製造できるものとなっている。ただし、発電素子１３と発電素子基材１４とを別々に用意するようにしたのでは、太陽電池モジュール１０の製造を困難にするだけである。そのため、太陽電池モジュール１０の各構成要素を熱ラミネートによって一体化する前に、発電素子基材１４上に発電素子１３を製造しておくことが望ましい。

なお、熱ラミネートの温度は、１００℃以上であることが好ましく、１１０℃以上であることがより好ましく、１２０℃以上であることが特に好ましい。また、熱ラミネートの温度は、１８０℃以下であることが好ましく、１７０℃以下であることがより好ましい。また、太陽電池モジュール１０を製造するための熱ラミネートは、加熱のみを行うものであっても良い。ただし、熱ラミネートを、加圧下及び／又は真空下で行うようにしておいた方が、各層間がより強固に接着した太陽電池モジュール１０を得ることが出来る。

また、図１に示した太陽電池モジュール１０は、上部封止層１２・発電素子１３間、発電素子基材１４・下部封止層１５及び／又は接着層１５ｂ間に他層を含まないものであるが、上部封止層１２・発電素子１３間、発電素子基材１４・下部封止層１５又は接着層１５ｂ間に、接着性、不燃性、発電効率向上に寄与する光学的機能性や熱的機能性をさらに高めるための樹脂層等を挿入しておくことも出来る。

また、太陽電池モジュール１０は、様々な形で使用できるものである。ただし、金属樹脂複合基材１６が用いられていることから明らかなように、太陽電池モジュール１０は、建築物等の外装材として、特に使用しやすいものとなっている。

そして、外装材として太陽電池モジュール１０を使用する場合には、美観の観点から、金属樹脂複合基材１６（金属層１６ａ）が見えるようにしておいた方が良い。そのため、太陽電池モジュール１０は、図２に模式的に示してあるように、発電素子基材１４及び発電素子１３が、他の各構成要素よりも明らかに小サイズのもの（金属樹脂複合基材１６の，発電素子１３により覆われていない部分の面積が比較的に大きなもの）として製造しておくことが好ましい。

なお、太陽電池モジュール１０を、図２に示してあるような形状のものとして製造する場合、発電素子１３から電力を取り出すための取り出し電極（リード線）を、発電素子１３から太陽電池モジュール１０の端方向に伸びた形状のものとしておくことも、発電素子１３（通常、発電素子１３の端部）から太陽電池モジュール１０の裏面（金属樹脂複合基材１６の下部封止層１５側ではない方の面）に抜ける形状のものとしておくことも出来る。

また、同一サイズの金属樹脂複合基材１６、下部封止層１５及び／又は接着層１５ｂ、上部封止層１２及び耐候性層１１と、より小サイズの発電素子基材１４及び発電素子１３とから、発電素子基材１４及び発電素子１３がほぼ中央に位置している太陽電池モジュール１０を製造した後、当該太陽電池モジュール１０を、図３に示した形状のものに加工することも出来る。すなわち、小さな発電素子基材１４及び発電素子１３を設けた太陽電池モジュール１０を、各端部が、受光面方向とは反対方向に折り曲げられており、折り曲げられている部分に、幾つかのモジュール固定用孔１９が設けられている形状のものに加工することも出来る。

そして、太陽電池モジュール１０を、そのような形状を有するものに加工しておけば、図４に模式的に示したように、Ｚ字状（クランク状）のアングル３０等により太陽電池モジュール１０を、目的とする箇所に設置できることになる。

なお、太陽電池モジュール１０を、図３に示したような形状のものに加工する場合、耐候性層１１、上部封止層１２、下部封止層１５の膜厚の合計が、１００μｍ以上であることが好ましく、１５０μｍ以上であることがより好ましく、３００μｍ以上であることがさらに好ましく、５００μｍ以上であることが特に好ましい。上記合計が大きな方が折り曲げに対する耐久性（耐性）が高くなるが、上記合計を１００μｍ以上としておけば、太陽電池モジュール１０に実用上十分なレベルの耐久性を付与できるからである。

また、太陽電池モジュール１０の端部の加工の有無に拘わらず、太陽電池モジュール１０の耐候性層１１、上部封止層１２、下部封止層１５の膜厚の合計は、３０００μｍ以下であることが好ましく、２０００μｍ以下であることがより好ましい。そのようにしておけば、太陽電池モジュール１０の製造コストが無駄に上昇してしまうことを防止できるためである。

また、太陽電池モジュール１０を、図５に示したような曲面形状のもの、つまり、壁の交差部等を覆える（装飾できる）形状のもの、に加工しておくことも出来る。

なお、太陽電池モジュール１０の加工後の曲面形状は、Ｓ字状であってもよい。また、太陽電池モジュール１０をどのような曲面に加工するかは、太陽電池モジュール１０を設置する建築物の形状から決定すべきことであるが、太陽電池モジュール１０を曲率半径が過度に小さな曲面に加工した場合、太陽電池の特性に悪影響を及ぼす恐れがある。そのため、曲面へ加工した後の太陽電池モジュール１０の曲率半径は、３００ｍｍ以上であることが好ましく、５００ｍｍ以上であることがより好ましくは、８００ｍｍ以上であることが特に好ましい。

太陽電池モジュール１０の上記のような形状（図３，図５）への加工は、周知の工作機械／工具（切断機、ロールベンダ、ロール成型器、プレスブレーキ、ドリル等）を用いて行うことが出来る。また、太陽電池モジュール１０を上記のような形状に加工する場合、取り出し電極は、発電素子１３から太陽電池モジュール１０の裏面に抜ける形状のものとしておくことが好ましい。何故ならば、取り出し電極を、発電素子１３から太陽電池モジュール１０の端方向に伸びた形状のものとしておいた場合、端部の曲げ加工時に、取り出し電極が断線してしまう可能性や、取り出し電極を介して発電素子１３に加わる力により発電素子１３が損傷してしまう可能性があるからである。

以下、実施例、比較例により本発明をさらに具体的に説明する。

《第１実施例、第１比較例及び第２比較例》
〔１〕第１実施例、第１、第２比較例に係る太陽電池モジュールの構成及び製造手順
・第１実施例
本発明の第１実施例に係る太陽電池モジュールは、図１Ａに示した構成を有するものであり、以下の手順で製造されたものとなっている。なお、本明細書において、第ｎ実施例／比較例（ｎ＝１，２…）に係る太陽電池モジュールとは、１つの太陽電池モジュールのことではなく、同材料を用いて同手順で製造した太陽電池モジュール群のことである。

第１実施例に係る太陽電池モジュールの製造時には、まず、発電素子基材１４としての，５０μｍ厚のＰＥＮ（ポリエチレンナフタレート）フィルム上に、アルミニウム（裏面電極）とアモルファスシリコン層（発電層）と透明電極とを形成することによって、その一方の面上に発電素子１３が形成されている発電素子基材１４を作製した。

また、樹脂層１６ｂとしての厚さ３．０ｍｍのポリプロプレン樹脂（融点１６５℃）フィルムを、金属層１６ａとしての厚さ０．５ｍｍのアルミ板で挟んだ部材を用意（作製）し、用意した部材を熱ラミネートにより一体化することにより、そのサイズが、発電素子基材１４よりも大きな金属樹脂複合基材１６を作製した。

次いで、そのようにして作製した各部材と、耐候性層１１としての１００μｍ厚のＥＴＦＥフィルム（ＡＧＣ製１００ＨＫ−ＤＣＳ）、上部封止層１２としての３００μｍ厚のＥＶＡフィルム（Hangzhou First PV Materials社製Ｆ８０６）、下部封止層１５としての３００μｍ厚のＥＶＡフィルム（同上）とを、図１Ａに示した順（及び向き）に積層した上で、１５０℃での熱ラミネート（真空５分、加圧５分、保持１０分）を行うことにより、第１実施例に係る太陽電池モジュールを製造した。

第１実施例に係る太陽電池モジュールとしては、発電素子基材１４のサイズが、およそ９５ｍｍ×１５０ｍｍのものと、およそ５２ｍｍ×１５０ｍｍのものとを製造している。

なお、上記手順で製造した第１実施例に係る太陽電池モジュール及び後述する各太陽電池モジュールは、いずれも、取り出し電極として、三光金属株式会社製のリード線（Ｃｕ−Ｏ−１００−４−Ｒ）を使用したものである。また、各太陽電池モジュールは、電力の取り出しが太陽電池モジュールの裏面側から行えるように、取り出し電極を配置したものともなっている。

・第１比較例
第１比較例に係る太陽電池モジュールは、樹脂層１６ｂとして、厚さ３．０ｍｍのポリエチレン樹脂（融点１１０℃）フィルムが用いられていることのみが、上記した第１実施例に係る太陽電池モジュールと異なる太陽電池モジュールである。

・第２比較例
第２比較例に係る太陽電池モジュールは、熱ラミネートを１２０℃で行ったことのみが、上記した第１比較例に係る太陽電池モジュール（熱ラミネート温度：１５０℃）と異なる太陽電池モジュールである。

〔２〕第１実施例、第１、第２比較例に係る太陽電池モジュールの評価結果
樹脂層１６ｂとして、厚さ３．０ｍｍのポリエチレン樹脂フィルムを用い（金属樹脂複合基材１６として、厚さ３．０ｍｍのポリエチレン樹脂フィルムを厚さ０．５ｍｍのアルミ板で挟んだ部材を用い）、１５０℃の熱ラミネートを行って製造した第１比較例に係る太陽電池モジュールは、アルミ板（金属層１６ａ）間からポリエチレン樹脂が溶出したもの（つまり、製品となり得ないもの）となっていた。ポリエチレン樹脂の溶出により、厚みが局所的に変化し、外観も著しく悪く、さらにモジュール厚みの均一性も著しく損なわれていることから、モジュール周辺部分を折り曲げたり、曲面形状への加工が困難であった。

第１実施例、第２比較例に係る太陽電池モジュールは、外観上は問題がないものであった。ただし、各太陽電池モジュールの下部封止層１５と金属層１６ａ間の接着強度を、ＪＩＳ Ｋ６８５４−２に準拠した１８０度剥離試験により測定した所、第１実施例に係る太陽電池モジュールの接着強度が５３Ｎ／２５ｍｍであるのに対し、第２比較例に係る太陽電池モジュールの接着強度が１６Ｎ／２５ｍｍしかないことが分かった。

また、第１実施例に係る太陽電池モジュールについては、図６〜図９に示した試験結果も得られている。なお、これらの図及び後述する図１０、１１において、“ＡＣＭ”とは、金属樹脂複合基材１６のことである。また、図７、図８に示してある太陽電池特性（短絡電流、開放電圧、最大出力、フィルファクターＦＦ）中の短絡電流、開放電圧、最大出力が、図６、図９における各値と大きく異なっているのは、発電素子基材１４のサイズが異なる太陽電池モジュールを各試験に用いたためである。

図６〜図９に示した試験結果のうち、図６に示した試験結果は、第１実施例に係る太陽電池モジュールの太陽電池特性を、
岩崎電気株式会社製メタルハライドランプ方式耐候性試験機で２４時間光照射（放射照度：１０００Ｗ／ｍ²）することにより初期光安定化させた後（以下、単に、“初期光安定化させた後”と表記する）と、
ダイプラウィンテス社製超促進耐候性試験機（メタルハライドランプ方式、フィルタ：ＫＦ−１フィルタ、試料面放射強度：７５０Ｗ／ｍ²、ブラックパネル温度：６３℃、相対湿度：５０％ＲＨ、水噴霧サイクル：１１８分照射後２分照射および水噴射）で２８８時間処理した後（“２８８時間”）と、
同試験機で６００時間処理した後とに
ソーラシミュレータにて測定（評価）した結果である。

図７に示した試験結果は、第１実施例に係る太陽電池モジュールの太陽電池特性を、
初期光安定化させた後と、
スガ試験機社製キセノンフェードメーター（キセノンランプ方式、放射照度：３２０Ｗ／ｍ²、ブラックパネル温度：６３℃、相対湿度：５０％ＲＨ）にて２００時間キセノン光を照射した後と、
同装置にて５００時間キセノン光を照射した後とに
ソーラシミュレータにて測定した結果である。

図８に示した試験結果は、第１実施例に係る太陽電池モジュールの太陽電池特性を、
初期光安定化させた後と、
“８５℃、８５％→−２０℃、１サイクル６時間”のサイクルを１０回繰り返す結露凍結試験後と、
同サイクルを１００回繰り返す結露凍結試験後とに、
ソーラシミュレータにて測定した結果である。

図９に示した試験結果は、第１実施例に係る太陽電池モジュールの太陽電池特性を、
初期光安定化させた後と、
高温高湿環境下（８５℃、８５％）に２００時間放置した後と、
高温高湿環境下（８５℃、８５％）に４００時間放置した後と、
高温高湿環境下（８５℃、８５％）に１０００時間放置した後とに
ソーラシミュレータにて測定した結果である。

このように、第１実施例に係る太陽電池モジュールが、極めて耐候性が高いもの（長時間の耐候性／光照射／結露凍結／高温高湿試験を行っても殆ど太陽電池特性が変化しないもの）となっていることも確認できている。

従って、第１実施例に係る太陽電池モジュールに採用されている構成（つまり、本発明の太陽電池モジュールの構成）は、金属樹脂複合基材上に太陽電池を形成したタイプの，耐久性が優れた太陽電池モジュールを実現できるものとなっていると言うことが出来る。

《第２実施例》
第２実施例に係る太陽電池モジュールは、上記した第１実施例に係る太陽電池モジュールと基本的には同手順で製造したものである。ただし、第２実施例に係る太陽電池モジュールは、上部封止層１２、下部封止層１５として、いずれも、４００μｍ厚のＥＶＡフィルム（三井化学ファブロ製ソーラエバ：ＳＣ５２Ｂ）を採用し、熱ラミネート条件を『１５０℃、真空５分、加圧５分、保持２５分』に変えて製造したものとなっている。

要するに、第２実施例に係る太陽電池モジュールは、上部封止層１２、下部封止層１５を第１実施例に係る太陽電池モジュールよりも厚くした上で、第１実施例に係る太陽電池モジュールよりも過酷な（高温状態での保持時間が長い）熱ラミネートを行うことにより製造したものとなっている。

この第２実施例に係る太陽電池モジュールも、外観上、問題のないモジュールであると共に、図１０及び図１１に示したように、極めて耐候性が高いものとなっていた。なお、第２実施例に係る太陽電池モジュールの下部封止層１５・金属層１６ａ間の接着強度を、上記手順／方法で測定した所、５０Ｎ／２５ｍｍであった。

《第３〜第５実施例》
本発明の第３実施例に係る太陽電池モジュールは、上記した第１実施例に係る太陽電池モジュールを大型化したものである。より具体的には、第３実施例に係る太陽電池モジュールは、発電素子基材１４及び発電素子１３のサイズを７５０ｍｍ×９００ｍｍとし、発電素子１３を７５０×９００セルからなるものとし、金属樹脂複合基材１６のサイズを９３７ｍｍ×１４０５ｍｍとしたものとなっている。

本発明の第４実施例に係る太陽電池モジュールは、第３実施例に係る太陽電池モジュールの各端部（端から５０ｍｍの部分）を受光面方向とは反対方向に折り曲げたもの（図３参照）である。

本発明の第５実施例に係る太陽電池モジュールは、第３実施例に係る太陽電池モジュールを、３本ロールにより、曲率半径１０００ｍｍの曲面形状（図４参照）に加工したものである。

第３〜第５実施例に係る太陽電池モジュールについての，太陽電池特性の評価結果を図１２に示す。この評価結果から明らかなように、第３実施例に係る太陽電池モジュールの構成は、太陽電池特性が劣化しない形で、端部の曲げ加工や、全体の曲面化加工が行えるものとなっている。

《第６実施例》
図１３に、本発明の第６実施例に係る太陽電池モジュール２０の構成を示す。

この図１３と図１とを比較すれば明らかなように、第６実施例に係る太陽電池モジュール２０は、太陽電池モジュール１０における『発電素子１３と発電素子基材１４とからなる部分』を、『ＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）フィルム２１、ＥＶＡフィルム２２、発電素子１３、発電素子基材１４、ＥＶＡフィルム２２及びＰＥＴフィルム２１を、この順に積層した樹脂サンド発電素子２３』に置き換えたものである。

より具体的には、この太陽電池モジュール２０は、以下の手順で製造されたものとなっている。

まず、１００μｍ厚のＰＥＴフィルム２１、３００μｍ厚のＥＶＡフィルム２２（Hangzhou First PV Material社製Ｆ８０６）、発電素子１３が形成されている発電素子基材１４、３００μｍ厚のＥＶＡフィルム２２（同上）及び１００μｍ厚のＰＥＴフィルム２１を、この順に積層した上で、１５０℃の熱ラミネートを行うことにより、樹脂サンド発電素子２３を作製した。

次いで、耐候性層１１として厚さ１００μｍのＥＴＦＥフィルム（ＡＧＣ製１００ＨＫ−ＤＣＳ）、上部封止層１２として厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（Hangzhou First PV Material社製Ｆ８０６）、作製した樹脂サンド発電素子２３、下部封止層１５としての厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（Hangzhou First PV Material社製Ｆ８０６）、金属樹脂複合基材１６（アルポリック社製：２００ｍｍ×２００ｍｍ）を積層し、１５０℃で熱ラミネート（真空５分、加圧５分、保持１０分）することによって太陽電池モジュール２０を製造した。

そして、製造した太陽電池モジュール２０の機械的強度や太陽電池特性の評価を行った所、太陽電池モジュール２０が、太陽電池モジュール１０と同程度の太陽電池特性を有し、太陽電池モジュール１０よりも機械的強度が高いものとなっていることが分かった。換言すれば、上部封止層１２と下部封止層１５との間に設けるものを、発電素子１３及び発電素子基材１４のみとしなくても良いことが確認できた。

本発明の太陽電池モジュールは、外壁用、外装バックパネル用、屋根用等の建材や、自動車、インテリア、鉄道、船舶、飛行機、宇宙機、家電、携帯電話、玩具の構成要素として、利用できる。また、本発明の太陽電池モジュールの製造方法は、太陽電池モジュールの製造に利用できる。

１０，２０ 太陽電池モジュール
１１ 耐候性層
１２ 上部封止層
１３ 発電素子
１４ 発電素子基材
１５ 下部封止層
１５ｂ 接着層
１６ 金属樹脂複合基材
１６ａ 金属層
１６ｂ 樹脂層
１９ モジュール固定用孔
２３ 樹脂サンド発電素子
３０ アングル

Claims (8)

1. 融点が１２５℃以上の樹脂層を、厚さが、０．１ｍｍ以上、２ｍｍ以下の金属層で挟んだ金属樹脂複合基材と、
   前記金属樹脂複合基材上に位置する下部封止層及び／又は接着層と、
   前記下部封止層又は前記接着層上に位置する一対の電極に挟まれた発電層を有する発電素子と
   を備える
   ことを特徴とする太陽電池モジュール。
2. 前記発電素子上に位置する上部封止層と、
   前記上部封止層上に位置する耐候性層と
   を、さらに備える
   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. 前記下部封止層上に位置する発電素子基材をさらに備え、
   前記上部封止層の厚さが、３０μｍ以上、８００μｍ以下であり、
   前記発電素子基材の厚さが、前記上部封止層の厚さより薄い
   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. 周辺部分が、受光面方向とは反対方向に折り曲げられている形状を有する
   ことを特徴とする請求項１乃至３のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
5. 前記発電素子基材が、金属箔、融点が８５℃以上，３５０℃以下の樹脂フィルム、又は、金属箔と融点が８５℃以上，３５０℃以下の樹脂フィルムとの積層体である
   ことを特徴とする請求項１乃至４のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
6. 曲面形状を有する
   ことを特徴とする請求項１乃至５のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。
7. 金属樹脂複合基材と、下部封止層と、一対の電極に挟まれた発電層を有する発電素子と
   を含む太陽電池モジュールの製造方法であって、
   前記金属樹脂複合基材としての，融点が１２５℃以上の樹脂層を、厚さが、０．１ｍｍ以上、２ｍｍ以下の金属層で挟んだ部材と、前記太陽電池モジュールの他の各構成要素とを積層し、
   積層した構成要素群を熱ラミネートによって一体化することにより前記太陽電池モジュールを製造する
   ことを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法。
8. 前記金属樹脂複合基材と、前記下部封止層と、発電素子基材と、前記発電素子と、上部封止層と、耐候性層とを、この順に積層した太陽電池モジュールを製造する
   ことを特徴とする請求項７に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
   
   

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