WO2011099539A1 - 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

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 Download PDF

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solar cell
layer
cell module
power generation
generation element
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淳一 大泉
勝矢 船山
拓也 柏木
孝裕 米山
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三菱化学株式会社
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    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the present invention relates to a solar cell module and a method for manufacturing a solar cell module.
  • a solar cell (a solar cell module or a combination of a plurality of solar cell modules) is a clean power generation device that does not emit carbon dioxide and harmful exhaust gases that cause global warming. For this reason, solar cells are attached to various places (outer wall surfaces of buildings, top surfaces of lidded vehicles, portable devices, etc.).
  • the solar cell module adopts a configuration using a metal layer (metal plate / foil) as a base, the solar cell module can be configured as an outer wall surface (decorative panel) of a building or a casing of a portable device. Easy to use as an element. Moreover, it becomes easy to attach a solar cell module to another member.
  • a metal layer metal plate / foil
  • the solar cell module can be configured as an outer wall surface (decorative panel) of a building or a casing of a portable device. Easy to use as an element. Moreover, it becomes easy to attach a solar cell module to another member.
  • an object of the present invention is to provide a practical solar cell module using a metal layer as a base.
  • the other subject of this invention is providing the manufacturing method of the solar cell module which can manufacture such a solar cell module.
  • the inventors have conducted extensive research. The inventors have found that the metal layer and the power generation element substrate of the solar cell module (or the second sealing layer). If a fluorine-based hydrocarbon resin layer (particularly, a layer made of a resin selected from the group consisting of PFA, ETFE, PVDF, ECTFE, and FEVE) is used as a layer for adhering to It has been found that a solar cell module excellent in performance can be realized.
  • a fluorine-based hydrocarbon resin layer particularly, a layer made of a resin selected from the group consisting of PFA, ETFE, PVDF, ECTFE, and FEVE
  • the solar cell module of the present invention and the method for manufacturing the solar cell module have been conceived based on the above knowledge, and the solar cell module of the present invention is a power generation sandwiched between a weather resistant layer, a sealing layer, and a pair of electrodes.
  • a power generation element having a layer, a power generation element base, a fluorine-based hydrocarbon resin layer, and a metal layer are stacked in this order.
  • the solar cell module manufacturing method of the present invention includes a weather resistance layer, a sealing layer, a power generation element having a power generation layer sandwiched between a pair of electrodes, a power generation element base material, a fluorine-based hydrocarbon resin layer, and a metal layer.
  • the solar cell modules laminated in this order are manufactured by being integrated by thermal lamination.
  • the thickness of the sealing layer of the solar cell module of the present invention is preferably 30 ⁇ m or more and 800 ⁇ m or less. This is because if the thickness of the sealing layer is 30 ⁇ m or more and 800 ⁇ m or less, the power generation layer is prevented from being damaged during temperature change or processing without excessively increasing the module weight and manufacturing cost. This is because the thickness of the power generation element substrate is preferably smaller than the thickness of the sealing layer in order to prevent the sealing layer from cracking during bending.
  • the maximum swell wave WCM in JIS B0610 on the surface of the weather resistant layer is 18 ⁇ m or more, and the average peak spacing WC-Sm is 2.5 mm or less. It is preferable to keep it. This is because, if the surface of the weathering layer is made as such, a solar cell module can be produced without generating wrinkles in the weathering layer, and the weathering layer (solar cell module). Scattering the reflected light on the surface (to realize a solar cell module that is not dazzling from any angle) and preventing the glossiness of the metal layer (the part not covered with the power generating element) from being lost This is because it becomes possible.
  • the solar cell module in which the shape of the surface of the weather resistant layer is the above shape can also be realized by using the “weather resistant layer originally having the above surface shape”.
  • the surface of the weathering layer is processed so that the maximum waviness of filtered wave WCM in JIS B0610 is 18 ⁇ m or more and the average peak spacing WC-Sm is 2.5 mm or less during heat lamination, the weather resistance A solar cell module in which the shape of the layer surface is the above shape can be easily manufactured.
  • a second sealing layer may be provided between the power generation element substrate and the fluorinated hydrocarbon resin layer.
  • the manufacturing method of the solar cell module of this invention can also be made as what manufactures "the solar cell module provided with the 2nd sealing layer between the electric power generation element base material and the fluorine-type hydrocarbon resin layer.” .
  • the integration of each component of the solar cell module by thermal lamination can be performed by various methods / processes having different specific contents.
  • the power generation element substrate on which the power generation element is formed on one surface, and other constituent elements of the solar cell module are integrated by thermal lamination ”or“ the metal layer in which the fluorine-based hydrocarbon resin layer is formed on one surface, and the power generation element base material in which the power generation element is formed on one surface; If the other constituent elements (the weatherproof layer and the sealing layer) of the solar cell module are integrated by heat lamination ”, the solar cell module can be manufactured particularly easily.
  • a practical and durable solar cell module using a metal layer as a base, and a method for producing a solar cell module capable of producing such a solar cell module can be provided.
  • FIG. 1 is a cross-sectional view of a main part of the solar cell module according to the first embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a plan view of the solar cell module according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is an end cross-sectional view of the solar cell module according to the first embodiment.
  • FIG. 4 is a cross-sectional view of a main part of the solar cell module according to the second embodiment of the present invention.
  • FIG. 1 the principal part sectional drawing of the solar cell module 10 which concerns on 1st Embodiment of this invention is shown.
  • the solar cell module 10 includes a weather-resistant layer 11, a sealing layer 12, a power generation element 13, a power generation element base material 14, a fluorine-based hydrocarbon resin layer 16, and
  • the metal layer 17 has a configuration (structure) laminated in this order.
  • the metal layer 17 is a support member for other components of the solar cell module 10.
  • a plate-like member made of aluminum, stainless steel, copper, titanium, nickel, iron, an alloy thereof, or the like can be used.
  • the metal layer 17 may be subjected to plating treatment like a galvanium steel sheet from the viewpoint of corrosion resistance.
  • the thickness of the metal layer 17 is preferably 10 mm or less, more preferably 5 mm, and particularly preferably 3 mm.
  • the thickness of the metal layer 17 is preferably 0.1 ⁇ m or more, more preferably 0.08 mm or more, and particularly preferably 0.1 mm or more.
  • the power generation element 13 is an element that generates power based on sunlight incident from the weathering layer 11 side.
  • the power generation element 13 only needs to be able to convert light energy into electrical energy and to extract the electrical energy obtained by the conversion to the outside.
  • the power generation element 13 of the solar cell module 10 includes a pair of electrodes sandwiching a power generation layer (photoelectric conversion layer, light absorption layer), a pair of electrodes, a power generation layer and another layer (buffer layer, etc.)
  • a laminate in which a plurality of such laminates are sandwiched, or a plurality of such laminates connected in series can be used.
  • the power generation layer is preferably a layer made of thin film single crystal silicon, thin film polycrystalline silicon, amorphous silicon, microcrystalline silicon, spherical silicon, an inorganic semiconductor material, an organic dye material, an organic semiconductor material, or the like.
  • the power generation efficiency is relatively high and a thin (light) power generation element 13 can be realized.
  • the power generation element 13 can be a HIT type or tandem type element in which these are stacked.
  • the power generation element 13 is a type of element that uses indirect optical transition. Therefore, when the power generation layer is a thin-film polycrystalline silicon layer, in order to increase the light absorption, it is necessary to provide a sufficient light confinement structure such as forming an uneven structure on the power generation element substrate 14 or the surface thereof. preferable.
  • the power generation layer is an amorphous silicon layer
  • a solar cell element 13 having a large optical absorption coefficient in the visible region and capable of sufficiently absorbing sunlight even with a thin film having a thickness of about 1 ⁇ m can be realized.
  • amorphous silicon is an amorphous material, it is resistant to deformation. Therefore, if the power generation element 13 includes an amorphous silicon layer as a power generation layer, the solar cell module 10 that is particularly lightweight and has a certain degree of resistance to deformation can be realized.
  • the power generation layer is an inorganic semiconductor material (compound semiconductor) layer
  • the power generation element 13 with high power generation efficiency can be realized.
  • the power generation layer is preferably a chalcogenide power generation layer containing a chalcogen element such as S, Se, Te, etc., and the I-III-VI2 group semiconductor system (chalcopyrite system) ) More preferably as a power generation layer, a Cu-III-VI2 group semiconductor power generation layer using Cu as a group I element, particularly a CIS-based semiconductor [CuIn (Se 1-y S y ) 2 ; 0 ⁇ y ⁇ it is desirable that the 0 ⁇ x ⁇ 1,0 ⁇ y ⁇ 1 ]] layer; 1] layer and a CIGS semiconductor [Cu (in 1-x Ga x ) (Se 1-y S y) 2.
  • the power generation element 13 Even when a dye-sensitized power generation layer composed of a titanium oxide layer, an electrolyte layer, or the like is employed as the power generation layer, the power generation element 13 with high power generation efficiency can be realized.
  • an organic semiconductor layer (a layer including a p-type semiconductor and an n-type semiconductor) can be employed.
  • a p-type semiconductor which can comprise an organic-semiconductor layer
  • a purophylline compound such as tetrabenzoporphyrin, tetrabenzocopper porphyrin, tetrabenzozinc porphyrin
  • a phthalocyanine compound such as phthalocyanine, copper phthalocyanine, zinc phthalocyanine
  • a polycene of tetracene or pentacene examples include oligothiophenes such as sexithiophene and derivatives containing these compounds as a skeleton.
  • examples of the p-type semiconductor that can form the organic semiconductor layer include polymers such as polythiophene including poly (3-alkylthiophene), polyfluorene, polyphenylene vinylene, polytriallylamine, polyacetylene, polyaniline, and polypyrrole. .
  • n-type semiconductors that can constitute the organic semiconductor layer include fullerenes (C60, C70, C76); octaaporphyrins; perfluoro compounds of the above p-type semiconductors; naphthalenetetracarboxylic anhydrides, nafullerenetetracarboxylics.
  • fullerenes C60, C70, C76
  • octaaporphyrins perfluoro compounds of the above p-type semiconductors
  • naphthalenetetracarboxylic anhydrides nafullerenetetracarboxylics.
  • aromatic carboxylic acid anhydrides such as acid diimide, perylene tetracarboxylic acid anhydride, and perylene tetracarboxylic acid diimide, and imide compounds thereof; and derivatives containing these compounds as a skeleton.
  • a bulk heterojunction type having a layer (i layer) in which a p-type semiconductor and an n-type semiconductor are phase-separated in the layer, and a layer (p layer) each including a p-type semiconductor.
  • a layered type hetero pn junction type
  • a Schottky type and a combination thereof, in which layers containing an n-type semiconductor (n layer) are stacked.
  • Each electrode of the power generation element 13 can be formed using one or more arbitrary materials having conductivity.
  • the electrode material include metals such as platinum, gold, silver, aluminum, chromium, nickel, copper, titanium, magnesium, calcium, barium, sodium, and alloys thereof; indium oxide and tin oxide Metal oxides such as, or alloys thereof (ITO (indium tin oxide), etc.); conductive polymers such as polyaniline, polypyrrole, polythiophene, polyacetylene; such conductive polymers such as hydrochloric acid, sulfuric acid, sulfonic acid, etc.
  • Acids Lewis acids such as FeCl 3 , halogen atoms such as iodine, and dopants such as metal atoms such as sodium and potassium; conductive particles such as metal particles, carbon black, fullerene, carbon nanotubes, polymer binders, etc. Conductive composite material dispersed in a matrix of .
  • the electrode material is preferably a material suitable for collecting holes or electrons.
  • Examples of the electrode material suitable for collecting holes include gold and ITO.
  • Examples of the electrode material suitable for collecting electrons include silver and aluminum.
  • Each electrode of the power generation element 13 may be substantially the same size as the power generation layer or may be smaller than the power generation layer. However, in the case where the electrode on the light receiving surface side (weatherproof layer 11 side) of the power generation element 13 is relatively large (the area is not sufficiently small compared to the power generation layer area),
  • the electrode should be a transparent (translucent) electrode, particularly an electrode having a relatively high transmittance (for example, 50% or more) of light having a wavelength that can be efficiently converted into electric energy by the power generation layer. It is.
  • transparent electrode materials include oxides such as ITO and IZO (indium oxide / zinc oxide); metal thin films, and the like.
  • each electrode of the power generation element 13 and the thickness of the power generation layer can be determined based on the required output and the like.
  • an auxiliary electrode may be installed so as to be in contact with the electrode.
  • the installation of the auxiliary electrode is particularly effective when using a slightly lower electrode such as ITO.
  • the auxiliary electrode material the same material as the above metal material can be used as long as the conductivity is good, but silver, aluminum, and copper are exemplified.
  • the power generation element substrate 14 is a member on which the power generation element 13 is formed on one surface thereof. Therefore, it is desirable that the power generating element base material 14 has relatively high mechanical strength, excellent weather resistance, heat resistance, chemical resistance, and the like, and is lightweight. It is also desirable that the power generating element base material 14 has a certain degree of resistance against deformation. On the other hand, when the material properties (for example, linear expansion coefficient, melting point, etc.) of the power generation element 13 and the power generation element base material 14 to be formed are significantly different, there is a possibility that distortion or peeling occurs at the interface after formation.
  • material properties for example, linear expansion coefficient, melting point, etc.
  • a metal foil a resin film having a melting point of 85 to 350 ° C., or a laminate of several metal foils / resin films as the power generation element substrate 14.
  • Examples of the metal foil that can be used as the power generation element substrate 14 (or its constituent elements) include foils made of aluminum, stainless steel, gold, silver, copper, titanium, nickel, iron, and alloys thereof.
  • resin films having a melting point of 85 to 350 ° C. include polyethylene, polypropylene, polystyrene, polyvinyl chloride, polyethylene terephthalate, polyethylene naphthalate, polybutylene terephthalate, polycarbonate, polyacetal, acrylic resin, polyamide resin, ABS resin, ACS resin.
  • AES resin ASA resin, copolymers thereof, fluorine resin such as PVDF, PVF, silicone resin, cellulose, nitrile resin, phenol resin, polyurethane, ionomer, polybutadiene, polybutylene, polymethylpentene, polyvinyl alcohol, polyarylate, Examples thereof include films made of polyetheretherketone, polyetherketone, polyethersulfone and the like.
  • the resin film used as the power generation element substrate 14 may be a film in which glass fiber, organic fiber, carbon fiber, or the like is dispersed in the resin as described above.
  • the reason why the melting point of the resin film used as the power generation element substrate 14 (or its constituent elements) is preferably 85 ° C. or higher is that when the melting point is excessively low, power generation is performed under the normal use environment of the solar cell module 10. This is because the element base 14 may be deformed and damage the power generating element 13.
  • the reason why the melting point of the resin film is preferably 350 ° C. or lower is that if the melting point is excessively high, the power generation element 13 becomes a power generation element base material as a result of distortion caused by temperature change at the interface with the power generation element 13. This is because there is a possibility of peeling from 14.
  • the melting point of the resin film used as the power generation element substrate 14 is preferably 100 ° C. or higher, more preferably 120 ° C. or higher, and further preferably 150 ° C. or higher. It is preferably 180 ° C. or higher.
  • the melting point of the resin film is preferably 300 ° C. or less, more preferably 280 ° C. or less, and particularly preferably 250 ° C. or less.
  • the solar cell module 10 is a building material for exterior walls, exterior back panels, roofs, etc., and interior, automobile, railway, ship, airplane, spacecraft, home appliance, mobile phone, and toy components. It was developed on the assumption that it will be used (for example, an exterior material). And in such a use, it is better that the metal layer 17 can be seen from the viewpoint of aesthetics as an exterior material. Therefore, as schematically shown in FIGS. 2 and 3, the solar cell module 10 is manufactured such that the power generating element base 14 and the power generating element 13 are clearly smaller in size than the other components. It is preferable to keep it.
  • the weather resistant layer 11, the sealing layer 12, the fluorinated hydrocarbon resin layer 16, and the metal layer 17 are illustrated in substantially the same size.
  • the weather resistant layer 11 and the sealing layer 12 As long as it is larger than the element substrate 14 and the power generation element 13, it may be smaller than the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 and the metal layer 17.
  • the fluorocarbon resin layer 16 preferably covers at least one surface of the metal layer 17.
  • the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 is a layer for bonding the power generating element base material 14 and the metal layer 17 (fixing the power generating element base material 14 to the metal layer 17).
  • the fluorocarbon resin layer 16 may be a “fluorocarbon resin” layer. Therefore, the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 can be a layer made of a resin exemplified below.
  • ETFE ethylene-tetrafluoroethylene copolymer
  • PVDF polyvinylidene fluoride
  • ECTFE ethylene-chlorotrifluoroethylene copolymer
  • FEVE fluoroethylene-vinyl ether copolymer
  • PTFE Polytetrafluoroethylene
  • FEP tetrafluoroethylene-hexafluoropropylene copolymer
  • PCTFE Polychlorotrifluoroethylene
  • the constituent resin of the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 is preferably PFA, ETFE, PVDF, ECTFE, or FEVE.
  • the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 is more preferably a copolymer such as PFA, ETFE, ECTFE, FEVE, and FEP.
  • the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 is particularly preferably an alternating copolymer.
  • adopting the copolymer (alternate copolymer) of the above resin as the fluorine-type hydrocarbon resin layer 16 by adjusting the balance of a polar monomer and a nonpolar monomer, at the time of sunlight exposure The fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 having good adhesion and weather resistance can be obtained.
  • the thickness of the fluorinated hydrocarbon resin layer 16 is preferably 1 ⁇ m or more, more preferably 5 ⁇ m or more, and particularly preferably 10 ⁇ m or more.
  • the thickness of the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 is preferably 500 ⁇ m or less, more preferably 300 ⁇ m or less, and particularly preferably 100 ⁇ m or less.
  • the sealing layer 12 is a layer provided in the solar cell module 10 for the purpose of sealing the power generation element 13 or the like.
  • the sealing layer 12 contributes to improvement in mechanical strength, weather resistance, gas barrier properties, and the like. Moreover, since the sealing layer 12 is located on the light receiving surface side, it is preferable that the sealing layer 12 has high heat resistance and transmits visible light. It is also possible to add other optical functions or mechanical functions to the sealing layer 12. Examples of the optical function that can be added to the sealing layer 12 include a light confinement function and a wavelength conversion function, and examples of the mechanical function include a cushion function.
  • the material of the sealing layer 12 should be selected in consideration of the above matters.
  • Specific examples of the material of the sealing layer 12 include ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) resin, polyolefin resin, AS (acrylonitrile-styrene) resin, ABS (acrylonitrile-butadiene-styrene) resin, polyvinyl chloride resin.
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • AS acrylonitrile-styrene
  • ABS acrylonitrile-butadiene-styrene
  • Fluorinated resins polyester resins such as polyethylene terephthalate and polyethylene naphthalate, phenolic resins, polyacrylic resins, polymethacrylic resins, chloroprene resins, (hydrogenated) epoxy resins, polyamide resins such as various nylons, polyimide resins Polyamide-imide resin, polyurethane resin, cellulose resin, silicon resin, polycarbonate resin and the like.
  • ethylene copolymer resin preferred is an ethylene copolymer resin, and more preferred is an ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) resin or a polyolefin resin (copolymer of ethylene and other olefins) ( Propylene / ethylene / ⁇ -olefin copolymer, ethylene / ⁇ -olefin copolymer, etc.).
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • polyolefin resin copolymer of ethylene and other olefins
  • the ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) resin composition is usually made into an EVA resin by blending a crosslinking agent in order to improve weather resistance to form a crosslinked structure.
  • a crosslinking agent an organic peroxide that generates radicals at 100 ° C. or higher is generally used.
  • the compounding amount of the organic peroxide is usually 1 to 5 parts by weight with respect to 100 parts by weight of the EVA resin.
  • the EVA resin composition may contain a crosslinking aid.
  • the EVA resin composition may contain a silane coupling agent for the purpose of improving adhesive strength, or may contain hydroquinone or the like for the purpose of improving stability.
  • thermoplastic resin composition in which a propylene polymer and a soft propylene copolymer are blended in an appropriate composition is usually used.
  • the flame retardant added to the sealing layer 12 may be an inorganic flame retardant or an organic flame retardant.
  • the inorganic flame retardant include metal oxides such as antimony compounds, bromine compounds, aluminum hydroxide, and magnesium hydroxide.
  • Organic flame retardants include bromine compounds such as pentabromodiphenyl ether, octabromodiphenyl ether, tetrabromobisphenol A, hexabromodiclododecane, phosphorus compounds such as triphenyl phosphate, and chloride compounds such as red phosphorus and chlorinated paraffin. Can be mentioned.
  • the flame retardant added to the sealing layer 12 is preferably an organic flame retardant.
  • a bromine compound such as pentabromodiphenyl ether, octabromodiphenyl ether, tetrabromobisphenol A, hexabromodiclododecane, It is preferable to use a phosphorus compound such as phenyl phosphate as a flame retardant. From the viewpoint of safety during combustion, it is preferable to use an inorganic flame retardant as the flame retardant.
  • the sealing layer 12 may include two or more kinds of the above materials, or may be a laminate of two or more different material layers.
  • the solar cell module 10 includes a metal layer 17 having a greatly different linear expansion coefficient from that of the weather resistant layer 11 (details will be described later), that is, when the module temperature changes, the weather resistant layer 11 and the metal layer. Due to the difference in the amount of expansion / contraction of 17, a relatively large stress (strain) can be generated inside. For this reason, if the thickness of the sealing layer 12 is too thin, the stress cannot be absorbed by the sealing layer 12 and the electrodes of the power generation element 13 and the power generation layer may be damaged. In addition, if the thickness of the sealing layer 12 is reduced, the power generating element 13 is easily damaged when the shape is processed (when the solar cell module 10 is processed into a curved surface), and the impact resistance is improved. The solar cell module 10 which is not so high will be obtained.
  • the sealing layer 12 is preferably thick.
  • the thickness of the sealing layer 12 is preferably 30 ⁇ m or more, more preferably 120 ⁇ m or more, further preferably 150 ⁇ m or more, and particularly preferably 300 ⁇ m or more.
  • the thickness of the sealing layer 12 is preferably 800 ⁇ m or less, more preferably 700 ⁇ m or less, and particularly preferably 600 ⁇ m or less.
  • the thickness of the sealing layer 12 is 1 time or more, preferably 1.2 times or more, more preferably 1.5 times or more, more preferably 2 times the thickness of the power generation element substrate 14. What has been described above is used. This is because, as already described, when the sealing layer 12 is thinner than the power generation element base material 14, cracks are likely to occur in the sealing layer 12 during bending (following the bending of the power generation element base material 14). Because it becomes difficult).
  • the weather resistant layer 11 is a layer for imparting mechanical strength, weather resistance, scratch resistance, chemical resistance, gas barrier properties and the like to the solar cell module 10.
  • the weather resistant layer 11 is preferably one that does not interfere with the light absorption of the power generating element 13, that is, one that transmits light having a wavelength that can be efficiently converted into electric energy by the power generating layer. % Or more is preferable, and 85% or more is more preferable.
  • the weather-resistant layer 11 preferably has heat resistance. Therefore, the melting point of the constituent material of the weather resistant layer 11 is preferably 100 ° C. or higher, and more preferably 120 ° C. or higher.
  • the melting point of the constituent material of the weather resistant layer 11 is preferably 320 ° C. or less, and more preferably 300 ° C. or less.
  • the constituent material of the weather resistant layer 11 can be selected from various viewpoints, such as polyethylene resin, polypropylene resin, cyclic polyolefin resin, AS (acrylonitrile-styrene) resin, ABS (acrylonitrile-butadiene-styrene) resin, polyvinyl chloride.
  • Resins, fluorine resins, polyester resins such as polyethylene terephthalate and polyethylene naphthalate, phenol resins, polyacrylic resins, (hydrogenated) epoxy resins, polyamide resins such as various nylons, polyimide resins, polyamide-imide resins, polyurethane resins, Cellulose-based resins, silicon-based resins, polycarbonate resins, and the like can be used as the constituent material of the weather resistant layer 11.
  • a fluorine-based resin such as ETFE as a constituent material of the weather resistant layer 11.
  • the weather resistant layer 11 may be made of two or more materials.
  • the weather resistant layer 11 may be a single layer or a laminate composed of two or more layers.
  • the thickness of the weather-resistant layer 11 is not particularly specified, but the mechanical strength tends to increase by increasing the thickness, and the flexibility tends to increase by decreasing the thickness. Therefore, the thickness of the weather resistant layer 11 is usually 10 ⁇ m or more, preferably 15 ⁇ m or more, more preferably 20 ⁇ m or more, and usually 200 ⁇ m or less, preferably 180 ⁇ m or less, more preferably 150 ⁇ m or less.
  • the weather resistant layer 11 layers of various thicknesses made of materials having weather resistance, heat resistance, and the like can be adopted.
  • the maximum waviness of filtered wave WCM on the surface of the weather resistant layer 11 becomes small (particularly less than 18 ⁇ m), the amount of light that is regularly reflected from the incident light on the surface of the weather resistant layer 11 increases. It is known from various experimental results that the obtained solar module 10 is obtained. It has also been found that stress due to thermal shrinkage or the like during manufacturing cannot be relieved, and wrinkles increase on the surface. Therefore, it is preferable that the maximum swell wave WCM in JIS B0610 on the surface of the weather resistant layer 11 is 18 ⁇ m or more, more preferably 20 ⁇ m or more, and more preferably 25 ⁇ m or more. It is particularly preferable to keep it.
  • the average peak spacing WC-Sm of the undulations on the surface of the weather resistant layer 11 becomes excessively large, the light reflected from the metal layer 17 (portion not covered with the power generation element 13 or the like; see FIGS. 2 and 3) is reflected. It has also been found that the gloss of the metal layer 17 tends to be lost as a result of diffusion on the surface of the weathering layer 11 (the design properties of the metal layer 17 are impaired). Furthermore, it has been found that if the unevenness on the surface of the weathering layer 11 is excessively large, the power generation performance is likely to be deteriorated as a result of the dirt on the surface of the weathering layer 11 being easily attached.
  • the average peak spacing WC-Sm of the undulations on the surface of the weather resistant layer 11 is 2.5 mm or less, preferably 2.3 mm or less, more preferably 2.0 mm or less. It is desirable to keep it.
  • the method for forming the surface shape is not particularly limited.
  • the weather-resistant layer 11 that originally has irregularities can be employed, or the weather-resistant layer 11 surface can be irregularly formed by mechanically treating (scraping) the weather-resistant layer 11 surface.
  • the concavo-convexity of the sheet can be transferred to the surface of the weathering layer 11.
  • an unevenness forming material can be printed on the surface so as to form an uneven pattern.
  • the distance between the metal layer 17 and the power generation element base material 14 is preferably 10 ⁇ m or more, more preferably 150 ⁇ m or more, and particularly preferably 300 ⁇ m or more. Further, the distance between the metal layer 17 and the power generation element base material 14 is preferably 800 ⁇ m or less, and more preferably 700 ⁇ m or less. By setting the distance between the metal layer 17 and the power generation element base 14 to 10 ⁇ m or more, the insulation between the metal layer 17 and the power generation element 13 can be maintained. In particular, when the solar cell module is as large as 1 m 2 or more, it is preferable to increase the distance between the metal layer 17 and the power generation element substrate 14.
  • the solar cell module 10 may be basically manufactured by integrating the constituent elements by thermal lamination (vacuum lamination). However, if each component can be integrated, it may be manufactured by adding a step of bonding with an adhesive.
  • the temperature of the heat laminate is preferably 100 ° C. or higher, more preferably 110 ° C. or higher, and particularly preferably 120 ° C. or higher. Moreover, it is preferable that the temperature of a heat
  • the solar cell module 10 When manufacturing the solar cell module 10 by thermal lamination, it is possible to prepare each component individually. However, if the power generation element 13 and the power generation element base material 14 are prepared separately, it is only difficult to manufacture the solar cell module 10. Therefore, it is desirable to provide the power generation element 13 on the power generation element base 14 before integrating the constituent elements of the solar cell module 10 by thermal lamination.
  • the formation of the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 on the metal layer 17 is performed first, for example, by baking coating of the fluorine-based hydrocarbon resin to the metal layer 17 or the like, What has the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 firmly adhered to the surface ”can be easily formed. Therefore, it is desirable to form the fluorinated hydrocarbon resin layer 16 on the metal layer 17 before the components of the solar cell module 10 are integrated by thermal lamination.
  • a solar cell module can be obtained by adopting the above-described “method for providing irregularities on the surface of the weather resistant layer 11 using a sheet having an irregular pattern”. Concavities and convexities can be formed on the surface of the weather resistant layer 11 at the same time when the ten components are integrated by thermal lamination. Therefore, as a manufacturing method of the solar cell module 10, a method of applying unevenness to the surface of the weather resistant layer 11 using a sheet having an uneven pattern at the time of integration of each component by thermal lamination is adopted. Is desirable.
  • FIG. 4 the principal part sectional drawing of the solar cell module 20 which concerns on 2nd Embodiment of this invention is shown.
  • the solar cell module 20 includes a power generation element base material 14, a fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 of the solar cell module 10. It is a solar cell module equivalent to what inserted the 2nd sealing layer 15 between.
  • the second sealing layer 15 is a layer provided in the solar cell module 20 for the purpose of sealing the power generating element 13 or the like.
  • the same material as that of the sealing layer 12 can be used.
  • the second sealing layer 15 may be made of a material that does not transmit light.
  • the thickness of the second sealing layer 15 is not particularly limited. However, the thickness of the second sealing layer 15 is preferably 100 ⁇ m or more, more preferably 120 ⁇ m or more, further preferably 150 ⁇ m or more, and particularly preferably 320 or more. The thickness of the second sealing layer 15 is preferably 800 ⁇ m or less, more preferably 700 ⁇ m or less, and particularly preferably 600 ⁇ m or less. When the thickness of the second sealing layer 15 is within this range, the insulation between the metal layer 17 and the power generating element 13 can be maintained.
  • Example 1 The solar cell module according to Example 1 is classified into the solar cell module 20 (FIG. 4) according to the second embodiment. And the solar cell module which concerns on Example 1 is manufactured in the following procedures.
  • a back electrode, an amorphous silicon layer (power generation layer), and a transparent electrode on a 50 ⁇ m thick PEN (polyethylene naphthalate) film as the power generation element substrate 14, power generation is performed on one surface thereof.
  • a power generating element base material 14 on which the element 13 was formed was produced.
  • the produced “power generation element base material 14 on which the power generation element 13 is formed” has a size of approximately 95 mm ⁇ 150 mm.
  • a metal layer 17 in which the fluorinated hydrocarbon resin layer 16 was laminated was produced by baking the FEVE paint on a 0.5 mm thick aluminum plate as the metal layer 17.
  • the drying temperature at the time of baking coating is 100 degreeC.
  • the produced “metal layer 17 in which the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 is laminated” has a size of about 200 mm ⁇ 200 mm, that is, “a power generation element base on which the power generation element 13 is formed. It is larger than 14 ′′ (95 mm ⁇ 150 mm).
  • each of the prepared members a 100 ⁇ m-thick ETFE film (AGC 100HK-DCS) as the weathering layer 11, a 300 ⁇ m-thick EVA film (Hangzhou First PV Materials F806) as the sealing layer 12, the second A 300 ⁇ m-thick EVA film (same as above) as the sealing layer 15 is laminated in the order (and direction) shown in FIG. 4 and then the first glass for uneven transfer on the weather resistant layer 11 (ETFE film).
  • a cross was installed.
  • the laminated body on which the first glass cloth is installed is subjected to thermal lamination at 150 ° C. (vacuum 5 minutes, pressure 5 minutes, holding 10 minutes), and then removed by removing the first glass cloth.
  • a solar cell module according to Example 1 was obtained.
  • the solar cell module which concerns on Example 1 is a lead wire by Sanko Metal Co., Ltd. as an extraction electrode. It is manufactured using (Cu-O-100-4-R).
  • Example 2 The solar cell module according to Example 2 is a solar cell module different from Example 1 only in that an adhesive layer is provided between the second sealing layer 15 and the fluorinated hydrocarbon resin layer 16. .
  • each component (weather-resistant layer 11, sealing layer 12, etc.) of the solar cell module according to Example 2 is the same as each component of the solar cell module according to Example 1 described above. It has become. Moreover, at the time of manufacture of the solar cell module according to Example 2, similarly to the solar cell module according to Example 1, heat in a state where the first glass cloth is installed on the weathering layer 11 side of the laminate of each component. Lamination (150 ° C., vacuum 5 minutes, pressure 5 minutes, holding 10 minutes) is performed.
  • the solar cell module according to Example 2 is not obtained by directly laminating the “metal layer 17 having the fluorocarbon resin layer 16 laminated” with other components as it is, but by “laminating the fluorocarbon”.
  • an adhesive in this embodiment, Chuo Rika Kogyo, which is an adhesive mainly composed of a polyolefin resin
  • Example 3 The solar cell module according to Example 3 is the solar cell module according to Example 1 only in that the second glass cloth that is coarser than the first glass cloth described above is used at the time of manufacture (during thermal lamination). In other words, the solar cell module according to Example 3 was manufactured such that the unevenness on the surface of the weather resistant layer 11 was larger than that of the solar cell module according to Example 1. ing.
  • Example 4 The solar cell module according to Example 4 did not use glass cloth at the time of manufacture (only the glass cloth was heat laminated without being placed on the weathering layer 11 of the laminate). It is a solar cell module different from the solar cell module concerned. That is, the solar cell module according to Example 4 is manufactured such that the unevenness on the surface of the weather resistant layer 11 is smaller than that of the solar cell module according to Example 1.
  • the solar cell module according to Example 5 is a solar cell module that is different from the solar cell module according to Example 1 only in the thermal lamination conditions. Specifically, the solar cell module according to Example 5 is manufactured by performing thermal lamination under the conditions of 145 ° C., vacuum 5 minutes, pressurization 5 minutes, and holding 25 minutes.
  • Example 6 The solar cell module according to Example 6 differs from the solar cell module according to Example 1 only in that a 1 mm-thick coated steel sheet is used as the metal layer 17 instead of a 0.5 mm-thick aluminum plate. It is a battery module.
  • Comparative Example 1 The solar cell module according to Comparative Example 1 is also manufactured in the same procedure as the solar cell module according to Example 1. However, the solar cell module according to Comparative Example 1 employs an aluminum plate having a thickness of 0.5 mm instead of the “metal layer 17 in which the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 is laminated” (the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 The metal layer 17 and the power generating element base material 14 are bonded to each other by the second sealing layer 15).
  • Comparative Example 2 The solar cell module according to Comparative Example 2 is also manufactured in the same procedure as the solar cell module according to Example 1. However, in the solar cell module according to Comparative Example 2, “a member in which a polyester resin layer is formed on a 0.5 mm thick aluminum plate” is used instead of “the metal layer 17 in which the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 is laminated”. It has been adopted (a non-fluorinated hydrocarbon resin layer is provided instead of the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16).
  • the solar cell module (Examples 1 to 4) provided with the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 was firmly bonded between the metal layer 17 and the power generation element substrate 14.
  • the solar cell module (Comparative Example 1) in which the second sealing layer 15 is provided directly on the metal layer 17 has an adhesive strength (peel strength) between the metal layer 17 and the power generation element substrate 14.
  • peel strength an adhesive strength between the metal layer 17 and the power generation element substrate 14.
  • the adhesive strength of the solar cell module (comparative example 2) which provided the polyester resin layer on the metal layer 17 instead of the fluorine-type hydrocarbon resin layer 16 is not so high.
  • the maximum swell WCM and the like of the solar cell module according to each example had the following values.
  • the solar cell module according to Example 4 has slight wrinkles on the surface thereof, and the solar cell according to Examples 1 and 3
  • the portion of the module that has no wrinkles on the surface and is not covered by the power generation element 13 and the power generation element base material 14 of the metal layer 17 (aluminum plate) has a metallic luster that is preferable in design, and the reflected light is not dazzled. I know that it is a thing.
  • the maximum filtered wave swell WCM and the like of the surface of the solar cell module according to each example are the values shown in Table 2, and therefore, the solar cell module having a particularly good appearance (the surface is free of wrinkles and the metal
  • the surface of the weather resistant layer 11 is obtained. Therefore, it is sufficient that the maximum swell wave WCM in JIS B0610 is 18 ⁇ m or more and the average peak interval WC-Sm is 2.5 mm or less.
  • the solar cell module according to Example 1 was subjected to a constant temperature and humidity test of 85 ° C., 50% RH, 100 hours, and 85 ° C., 85% RH, 200 hours, and the second sealing layer 15 / fluorine type The adhesive strength before and after the test at the interface of the hydrocarbon resin layer 16 was measured.
  • the solar cell module according to Example 6 was subjected to a constant temperature and humidity test at 85 ° C., 85% RH, 200 hours, and before and after the test at the interface between the second sealing layer 15 and the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16. The adhesive strength of was measured.
  • Table 3 shows the adhesion strength measurement results for the solar cell module according to Example 1
  • Table 4 shows the adhesion strength measurement results for the solar cell module according to Example 6.
  • the initial value (“46”) of the adhesive strength shown in Table 3 differs from the adhesive strength (“50”) in Table 1 for the solar cell module according to Example 1 in the same procedure. This is because, in addition to individual differences among the solar cell modules, the adhesive strength of one solar cell module is slightly different depending on the location.
  • the solar cell module provided with the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 has an adhesive strength between the second sealing layer 15 and the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16 even when left in a constant temperature and humidity environment for a long time. Is maintained (not greatly reduced). Therefore, the laminated structure of the metal layer 17, the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16,..., And the weather resistant layer 11 has excellent durability (the adhesion of the metal layer 17 and the power generation element substrate 14 even when used for a long period of time). It can be said that the solar cell module can be realized.
  • condensation freezing resistance evaluation In order to evaluate condensation freezing resistance, after evaluating the solar cell characteristics of the solar cell module according to Example 5 (after measuring the IV characteristics of the solar cell module according to Example 5), 3000R bending process was given to the solar cell module which concerns, and the solar cell characteristic of the solar cell module after a bending process was evaluated. In addition, a dew condensation freezing test in which a cycle of “85 ° C., 85% ⁇ ⁇ 20 ° C., 1 cycle 6 hours” is repeated 35 times on the solar cell module after bending is performed. Battery characteristics were evaluated.
  • the weathering layer 11 is capable of realizing a solar cell module that is strong against bending and hardly freezes and freezes. You can also
  • the leakage current of the solar cell module according to any of the examples is 50 ⁇ A or less. Therefore, the laminated structure of the metal layer 17, the fluorine-based hydrocarbon resin layer 16,..., The weather resistant layer 11 has good insulation between the power generating element 13 and the metal layer 17 (the power generating element 13 and the metal layer 17 are short-circuited). It can be said that the solar cell module can be realized.
  • a battery module can be obtained.
  • the solar cell module which can be actually used for various uses can be manufactured easily.

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Abstract

　金属層を基体とした，実用可能で耐久性に優れた太陽電池モジュールを提供する。太陽電池モジュール１０は、耐候性層１１、封止層１２、一対の電極に挟まれた発電層を有する発電素子１３、発電素子基材１４、フッ素系炭化水素樹脂層１６、及び、金属層１７が、この順に積層された構成を有する。

Description

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
　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。
　太陽電池（太陽電池モジュール、又は、複数の太陽電池モジュールを組み合わせたもの）は、地球温暖化の原因となる二酸化炭素や有害な排気ガスを出さないクリーンな発電装置である。そのため、太陽電池を、さまざまな場所（建築物の外壁面、有蓋車の荷台上面、携帯機器等）に取り付けることが行われている。
特開２００２－１５１７１８号公報
　さて、太陽電池モジュールに、金属層（金属板／箔）を基体とする構成を採用しておけば、太陽電池モジュールを、建築物の外壁面（化粧パネル）や、携帯機器の筐体の構成要素として使用することが容易になる。また、太陽電池モジュールを、他の部材に取り付けることも容易になる。
　しかしながら、金属層を基体とした，実用可能な太陽電池モジュールは、未だ開発されていないのが現状である。
　そこで、本発明の課題は、金属層を基体とした，実用可能な太陽電池モジュールを提供することにある。また、本発明の他の課題は、そのような太陽電池モジュールを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にある。
　金属層を基体とした，実用可能な太陽電池モジュールを実現すべく、鋭意、研究を行った所、発明者らは、金属層と、太陽電池モジュールの発電素子基材（又は第２封止層）とを接着させるための層として、フッ素系炭化水素樹脂層（特に、ＰＦＡ、ＥＴＦＥ、ＰＶＤＦ、ＥＣＴＦＥ及びＦＥＶＥからなる群より選ばれる樹脂からなる層）を採用しておけば、実用可能で耐久性に優れた太陽電池モジュールを実現できることを見出した。
　本発明の太陽電池モジュール、太陽電池モジュールの製造方法は、上記知見に基づき想到されたものであり、本発明の太陽電池モジュールは、耐候性層、封止層、一対の電極に挟まれた発電層を有する発電素子、発電素子基材、フッ素系炭化水素樹脂層、及び、金属層が、この順に積層された構成を有する。
　また、本発明の太陽電池モジュールの製造方法は、耐候性層、封止層、一対の電極に挟まれた発電層を有する発電素子、発電素子基材、フッ素系炭化水素樹脂層、金属層が、この順に積層された太陽電池モジュールを、熱ラミネートによって一体化することによって製造することを特徴とする。
　本発明の太陽電池モジュールの封止層の厚さは、３０μｍ以上、８００μｍ以下としておくことが好ましい。何故ならば、封止層の厚さを、３０μｍ以上、８００μｍ以下としておけば、モジュール重量及び製造コストを過度に増大させることなく、温度変化時や加工時に発電層が損傷してしまうことを防止できることになるからである、また、発電素子基材の厚さは、曲げ加工時に封止層に亀裂が生じ難くするために、封止層の厚さより薄くしておくことが好ましい。
　本発明の太陽電池モジュールを実現（製造）する際には、耐候性層表面の，ＪＩＳ　Ｂ０６１０におけるろ波最大うねりＷＣＭが１８μｍ以上となり、平均山間隔ＷＣ－Ｓｍが２．５ｍｍ以下となるようにしておくことが好ましい。何故ならば、耐候性層表面の形状をそのようなものとしておけば、耐候性層にしわ等が発生することなく太陽電池モジュールを製造できることになることに加え、耐候性層（太陽電池モジュール）表面における反射光を散乱させること（どの角度から見てもまぶしくない太陽電池モジュールを実現すること）や、金属層（発電素子で覆われていない部分）の光沢が失われることを防止することも可能となるからである。
　なお、耐候性層表面の形状が上記形状となっている太陽電池モジュールは、“上記表面形状を元々有する耐候性層”を用いることによっても実現できる。ただし、熱ラミネート時に、耐候性層表面を、ＪＩＳ　Ｂ０６１０におけるろ波最大うねりＷＣＭが１８μｍ以上となり、平均山間隔ＷＣ－Ｓｍが２．５ｍｍ以下となるように加工するようにしておけば、耐候性層表面の形状が上記形状となっている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を実現する際には、発電素子基材とフッ素系炭化水素樹脂層との間に、第２封止層を設け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製造方法を、『発電素子基材とフッ素系炭化水素樹脂層との間に第２封止層を備え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。
　また、本発明の太陽電池モジュールの製造方法における，熱ラミネートによる太陽電池モジュールの各構成要素の一体化は、具体的な内容の異なる様々な手法／工程により実施することが出来る。ただし、『一方の面上に前記発電素子を形成した前記発電素子基材と、前記太陽電池モジュールの他の各構成要素（耐候性層、封止層、フッ素系炭化水素樹脂層、金属層）とを、熱ラミネートによって一体化する』又は『一方の面上に前記フッ素系炭化水素樹脂層を形成した前記金属層と、一方の面上に前記発電素子を形成した前記発電素子基材と、前記太陽電池モジュールの他の各構成要素（耐候性層、封止層）とを、熱ラミネートによって一体化する』ようにしておけば、太陽電池モジュールを特に容易に製造できることになる。
　本発明によれば、金属層を基体とした，実用可能で耐久性に優れた太陽電池モジュール、そのような太陽電池モジュールを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が出来る。
図１は、本発明の第１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、第１実施形態に係る太陽電池モジュールの平面図である。 図３は、第１実施形態に係る太陽電池モジュールの端部断面図である。 図４は、本発明の第２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。
　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。
　《第１実施形態》
　図１に、本発明の第１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。
　図示してあるように、本発明の第１実施形態に係る太陽電池モジュール１０は、耐候性層１１、封止層１２、発電素子１３、発電素子基材１４、フッ素系炭化水素樹脂層１６及び金属層１７が、この順に積層された構成（構造）を有している。
　〔金属層１７〕
　金属層１７は、太陽電池モジュール１０の他の各構成要素の支持部材である。この金属層１７としては、アルミニウム、ステンレス、銅、チタン、ニッケル、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。なお、金属層１７は、防食性の観点から、ガルバニウム鋼板のようにめっき処理が施されているものであってもよい。
　金属層１７の厚さを過度に薄くしておくと、機械的強度が弱い太陽電池モジュール１０が得られてしまうことになる。また、金属層１７の厚さを過度に厚くしておくと、重い太陽電池モジュール１０が得られてしまうことになる。そのため、金属層１７の構成材料（の強度）にもよるが、金属層１７の厚さは、１０ｍｍ以下としておくことが好ましく、５ｍｍとしておくことがより好ましく、３ｍｍとしておくことが特に好ましい。また、金属層１７の厚さは、０．１μｍ以上としておくことが好ましく、０．０８ｍｍ以上としておくことがより好ましく、０．１ｍｍ以上としておくことが特に好ましい。
　〔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、そのようなものを、複数個、直列接続したものを用いることが出来る。また、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、球状シリコン、無機半導体材料、有機色素材料、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、発電効率が比較的高く、薄い（軽量な）発電素子１３を実現できるからである。さらに、発電効率を上げるために、発電素子１３を、これらを積層したＨＩＴ型、タンデム型の素子としておくことも出来る。
　なお、発電層を薄膜多結晶シリコン層とした場合、発電素子１３は、間接光学遷移を利用するタイプの素子となる。そのため、発電層を薄膜多結晶シリコン層とする場合には、光吸収を増加させるために、発電素子基材１４又はその表面に凸凹構造を形成するなど十分な光閉じ込め構造を設け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太陽電池素子１３を実現できる。しかも、アモルファスシリコンは、非結晶質の材料であるが故に、変形に対して耐性を有している。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（光電変換効率）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（Ｓｅ1-yＳy）2；０≦ｙ≦１〕層やＣＩＧＳ系半導体〔Ｃｕ（Ｉｎ1-xＧａx）（Ｓｅ1-yＳy）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を例示できる。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。
　また、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。
　また、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）等）；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が挙げられる。
　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、金、ＩＴＯ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、銀、アルミニウムを例示できる。
　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・酸化亜鉛）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。
　さらに電極に接するように補助電極を設置してもよい。補助電極の設置は、特に、ＩＴＯなど導電性のやや低い電極を用いる場合に効果的である。補助電極材料としては、導電性が良好ならば上記金属材料と同じ材料を用いることができるが、銀、アルミニウム、銅が例示される。
　〔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、耐薬品性等に優れ、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と発電素子基材１４の材料物性（例えば、線膨張係数、融点等）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。
　また、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。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、ガラス繊維、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ためである。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ためである。
　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℃以上であることが好ましく、１２０℃以上であることがより好ましく、１５０℃以上であることがさらに好ましく、１８０℃以上であることが特に好ましい。また、当該樹脂フィルムの融点は、３００℃以下であることが好ましく、２８０℃以下であることがより好ましく、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、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、封止層１２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としては、封止層１２よりも薄いものを採用しておくべきであり、その厚さが、封止層１２の厚さの０．８３（＝“１／１．２”）倍以下となっているものを採用しておくことが好ましい。また、発電素子基材１４としては、その厚さが、封止層１２の厚さの０．６７（＝１／１．５）倍以下となっているものを採用しておくことがより好ましく、その厚さが、封止層１２の厚さの０．５倍以下となっているものを採用しておくことが特に好ましい。
　なお、本実施形態に係る太陽電池モジュール１０は、外壁用、外装バックパネル用、屋根用等の建材や、インテリア、自動車、鉄道、船舶、飛行機、宇宙機、家電、携帯電話、玩具の構成要素（例えば外装材）として使用することを想定して開発したものである。そして、そのような用途では、外装材としての美観の観点から金属層１７が見えた方が良い。そのため、太陽電池モジュール１０は、図２及び図３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として製造しておくことが好ましい。
　図２および図３では耐候性層１１、封止層１２、フッ素系炭化水素樹脂層１６、金属層１７がほぼ同じサイズで図示されているが、耐候性層１１と封止層１２は、発電素子基材１４及び発電素子１３より大きければ、フッ素系炭化水素樹脂層１６と金属層１７よりも小さいサイズでもよい。但し、金属層１７に高耐候性を付与する観点から、フッ素系炭化樹脂層１６は金属層１７の少なくとも片面を覆っていることが好ましい。
　〔フッ素系炭化水素樹脂層１６〕
　フッ素系炭化水素樹脂層１６は、発電素子基材１４・金属層１７間を接着する（発電素子基材１４を金属層１７に対して固定する）ための層である。このフッ素系炭化水素樹脂層１６は、その名称から明らかなように、“フッ素系炭化水素樹脂”の層であれば良い。従って、フッ素系炭化水素樹脂層１６は、以下に例示する樹脂からなる層としておくことが出来る。
　ＰＦＡ（テトラフルオロエチレン－パーフルオロアルキルビニルエーテル共重合体）
　ＥＴＦＥ（エチレン－テトラフルオロエチレン共重合体）
　ＰＶＤＦ（ポリビニリデンフルオライド）
　ＥＣＴＦＥ（エチレン－クロロトリフルオロエチレン共重合体）
　ＦＥＶＥ（フルオロエチレン－ビニルエーテル共重合体）
　ＰＴＦＥ（ポリテトラフルオロエチレン）
　ＦＥＰ（テトラフルオロエチレン－ヘキサフルオロプロピレン共重合体）
　ＰＣＴＦＥ（ポリクロロトリフルオロエチレン）
　ただし、フッ素系炭化水素樹脂層１６を、ＰＴＦＥ層、ＦＥＰ層、又はＰＣＴＦＥ層とすると、表面処理を行わなくては、十分な接着強さが得られない場合がある。そのため、フッ素系炭化水素樹脂層１６の構成樹脂は、ＰＦＡ、ＥＴＦＥ、ＰＶＤＦ、ＥＣＴＦＥ、又はＦＥＶＥとしておくことが好ましい。
　フッ素系炭化水素樹脂層１６は、ＰＦＡ、ＥＴＦＥ、ＥＣＴＦＥ、ＦＥＶＥ、ＦＥＰ等の共重合体であることがより好ましい。また、フッ素系炭化水素樹脂層１６は、交互共重合体であることが特に好ましい。なお、フッ素系炭化水素樹脂層１６として、上記のような樹脂の共重合体（交互共重合体）を採用する場合、極性モノマーと非極性モノマーのバランスを調整することにより、太陽光暴露時の接着性及び耐候性が良いフッ素系炭化水素樹脂層１６を得ることができる。
　フッ素系炭化水素樹脂層１６の厚さは、１μｍ以上であることが好ましく、５μｍ以上であることがより好ましく、１０μｍ以上であることが特に好ましい。また、フッ素系炭化水素樹脂層１６の厚さは、５００μｍ以下であることが好ましく、３００μｍ以下であることがより好ましく、１００μｍ以下であることが特に好ましい。
　〔封止層１２〕
　封止層１２は、発電素子１３を封止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。
　この封止層１２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、封止層１２は受光面側に位置するので、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。封止層１２に付加可能な光学的機能としては光閉じ込め機能や波長変換機能を例示でき、機械的機能としてはクッション機能を例示できる。
　封止層１２の材料は、上記事項を考慮して選ぶべきものである。封止層１２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。
　封止層１２には、難燃材を加えた材料を用いる事ができる。封止層１２に加える難燃材は、無機系難燃材であっても有機系難燃材であっても良い。無機系難燃材としては、例えば、アンチモン化合物、臭素化合物、水酸化アルミニウム、水酸化マグネシウム等の金属酸化物が挙げられる。有機系難燃材としては、ペンタブロモジフェニルエーテル、オクタブロモジフェニルエーテル、テトラブロモビスフェノールＡ、ヘキサブロモジクロドデカン等の臭素化合物、トリフェニルポスフェート等のリン化合物、赤リン、塩素化パラフィン等の塩化化合物が挙げられる。封止層１２の透明性が低いと太陽電池の出力低下の危険性があるため、封止層１２に追加する難燃材は、有機系難燃材としておくことが好ましい。また、フィルム型太陽電池素子の場合、有機系難燃材が素子へダメージを及ぼす危険性があるので、ペンタブロモジフェニルエーテル、オクタブロモジフェニルエーテル、テトラブロモビスフェノールＡ、ヘキサブロモジクロドデカン等の臭素化合物、トリフェニルポスフェート等のリン化合物などを難燃材として用いることが好ましい。また、燃焼時の安全の観点からは、無機系難燃材を難燃材として用いることが好ましい。
　封止層１２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、太陽電池モジュール１０は、耐候性層１１（詳細は後述）と線膨張係数が大きく異なる金属層１７を構成要素としたもの、つまり、モジュール温度が変化した場合、耐候性層１１と金属層１７の伸縮量の差に因りその内部に比較的に大きな応力（歪み）が発生し得るもの、となっている。そのため、封止層１２の厚さが薄すぎると、当該応力を封止層１２に吸収させることが出来ず、発電素子１３の電極や発電層が損傷してしまうことが考えられる。また、封止層１２の厚さを薄くしておくと、その形状の加工時（太陽電池モジュール１０を曲面状に加工する際等）に発電素子１３が損傷を受け易く、かつ、耐衝撃性も高くない太陽電池モジュール１０が得られてしまうことになる。
　従って、上記のような観点からは、封止層１２は、厚い方が良い。ただし、封止層１２の厚さを厚くすると、モジュール重量が増える／製造コストが上昇するといった問題が生じてしまう。そのため、封止層１２の厚さは、３０μｍ以上であることが好ましく、１２０μｍ以上であることがより好ましく、１５０μｍ以上であることがさらに好ましく、３００μｍ以上であることが特に好ましい。また、封止層１２の厚さは、８００μｍ以下であることが好ましく、７００μｍ以下であることがより好ましく、６００μｍ以下であることが特に好ましい。
　さらに、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が使用される。何故ならば、既に説明したように、封止層１２が、発電素子基材１４より薄い場合、曲げ加工時に、封止層１２に亀裂が生じ易くなる（発電素子基材１４の曲げに追随し難くなる）からである。
　〔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、発電層が効率良く電気エネルギーに変換できる波長の光を透過させるものであることが好ましく、例えば、日射透過率が８０％以上であることが好ましく、８５％以上であることがより好ましい。
　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の構成材料の融点は、１００℃以上であることが好ましく、１２０℃以上であることがより好ましい。
　また、耐候性層１１の構成材料の融点は、３２０℃以下であることが好ましく、３００℃以下であることがより好ましい。
　耐候性層１１の構成材料は、各種観点から選ぶことができ、例えば、ポリエチレン樹脂、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、フッ素系樹脂、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、耐候性を重視する場合には、ＥＴＦＥなどのフッ素系樹脂を耐候性層１１の構成材料として用いておくことが好ましい。
　耐候性層１１は、２種以上の材料からなるものであっても良い。また、耐候性層１１は、単層であっても、２層以上からなる積層体であっても良い。
　耐候性層１１の厚みは特に規定されないが、厚みを厚くすることで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の厚みは、通常１０μｍ以上、好ましくは１５μｍ以上、より好ましくは２０μｍ以上であり、また、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。
　要するに、耐候性層１１としては、耐候性、耐熱性等を有する材料からなる、さまざまな厚みの層を採用することが出来る。
　ただし、耐候性層１１表面のろ波最大うねりＷＣＭが小さくなる（特に、１８μｍ未満になる）と、耐候性層１１表面において入射光から正反射する光量が増加するため、見る角度によってはまぶしく感じられる太陽モジュール１０が得られてしまうことが、各種実験結果から分かっている。また、製造時の熱収縮等による応力を緩和することができず、シワが表面に多数してしまうことも分かっている。そのため、耐候性層１１表面の，ＪＩＳ　Ｂ０６１０におけるろ波最大うねりＷＣＭが１８μｍ以上となるようにしておくことが好ましく、２０μｍ以上となるようにしておくことがより好ましく、２５μｍ以上となるようにしておくことが特に好ましい。
　また、耐候性層１１表面のうねりの平均山間隔ＷＣ－Ｓｍが過度に大きくなると、金属層１７（発電素子１３等で覆われていない部分；図２、３参照。）から反射された光が耐候性層１１表面にて拡散される結果として、金属層１７の光沢が失われる（金属層１７の意匠性が損なわれる）傾向があることも分かっている。さらに、耐候性層１１表面の凹凸が過度に大きいと、耐候性層１１表面の汚れが付着しやすくなる結果として、発電性能が低下しやすくなることも分かっている。
　そのため、太陽電池モジュール１０の製造時には、耐候性層１１表面のうねりの平均山間隔ＷＣ－Ｓｍが、２．５ｍｍ以下、好ましくは、２．３ｍｍ以下、より好ましくは２．０ｍｍ以下となるようにしておくことが望ましい。
　上記表面形状の形成方法は特に限定されない。例えば、耐候性層１１として、元々凹凸を有するものを採用することも出来るし、耐候性層１１表面を機械的に処理する（削る等）ことにより耐候性層１１表面に凹凸をつけることも出来る。また、凹凸パターンをもつシートを耐候性層１１に押し付けることにより、当該シートの凹凸を耐候性層１１の表面に転写することも出来る。他に、凹凸パターンとなるように凹凸形成材料を表面に印刷することもできる。
　金属層１７と発電素子基材１４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。また、金属層１７と発電素子基材１４の間隔は、８００μｍ以下であることが好ましく、７００μｍ以下であることがより好ましい。金属層１７と発電素子基材１４の間隔を１０μｍ以上とすることにより、金属層１７と発電素子１３の絶縁性を保つことができる。特に、太陽電池モジュールが１ｍ２以上と大型である場合に、金属層１７と発電素子基材１４の間隔を大きくすることが好ましい。
　〔太陽電池モジュール１０の製造方法〕
　太陽電池モジュール１０は、基本的には、各構成要素を熱ラミネート（真空ラミネート）によって一体化することにより製造すれば良いものである。但し、各構成要素を一体化することができれば、接着剤により接着する工程を加えて製造してもよい。
　なお、熱ラミネートの温度は、１００℃以上が好ましく、１１０℃以上であることがさらに好ましく、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。
　太陽電池モジュール１０を熱ラミネートにより製造する際に、各構成要素を個別に用意しておくことも可能である。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を設けておくことが望ましい。
　また、金属層１７上へのフッ素系炭化水素樹脂層１６の形成を先に行うようにしておけば、例えば、フッ素系炭化水素樹脂の金属層１７への焼付け塗装等により、『金属層１７の面上にフッ素系炭化水素樹脂層１６が強固に付着しているもの』を簡単に形成することが出来ることになる。従って、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、金属層１７上へのフッ素系炭化水素樹脂層１６の形成を行うようにしておくことが望ましい。
  さらに、耐候性層１１表面に凹凸を形成するための方法として、上記した“凹凸パターンをもつシートを利用して耐候性層１１表面に凹凸を付ける方法”を採用しておけば、太陽電池モジュール１０の各構成要素の熱ラミネートによる一体化時に同時に耐候性層１１表面に凹凸を形成できることになる。そのため、太陽電池モジュール１０の製造方法としては、各構成要素の熱ラミネートによる一体化時に、凹凸パターンをもつシートを利用して耐候性層１１表面への凹凸を付与する方法を採用しておくことが望ましい。
　《第２実施形態》
　図４に、本発明の第２実施形態に係る太陽電池モジュール２０の要部断面図を示す。
　この図４と図１とを比較すれば明らかなように、本発明の第２実施形態に係る太陽電池モジュール２０は、太陽電池モジュール１０の発電素子基材１４とフッ素系炭化水素樹脂層１６との間に、第２封止層１５を挿入したものに相当する太陽電池モジュールである。
　第２封止層１５は、発電素子１３を封止すること等を目的として、太陽電池モジュール２０に設けられている層である。この第２封止層１５としては、封止層１２と同様な材料を用いる事が出来る。ただし、その位置から明らかなように、第２封止層１５としては、光を透過しない材料からなるものを使用することも出来る。
　第２封止層１５の厚さは、特に限定されない。ただし、第２封止層１５の厚さは、１００μｍ以上であることが好ましく、１２０μｍ以上であることがより好ましく、１５０μｍ以上であることがさらに好ましく、３２０以上であることが特に好ましい。また、第２封止層１５の厚さは、８００μｍ以下であることが好ましく、７００μｍ以下であることがより好ましく、６００μｍ以下であることが特に好ましい。第２封止層１５の厚さがこの範囲であることにより、金属層１７と発電素子１３の絶縁性を保つことができる。
　この第２実施形態に係る太陽電池モジュール２０の構成を採用しておいても、第２封止層１５以外の各構成要素として上記仕様のものを採用しておけば、実用可能で耐久性に優れた太陽電池モジュール２０を得ることが出来る。
　以下、実施例及び比較例により本発明をさらに具体的に説明する。なお、以下の説明おいて、実施例ｎ／比較例ｎ（ｎ＝１、２等）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、同手順で製造した太陽電池モジュール群のことである。
　まず、実施例１～６、比較例１、２に係る太陽電池モジュールの構成及び製造手順を説明する。
　《実施例１》
　実施例１に係る太陽電池モジュールは、第２実施形態に係る太陽電池モジュール２０（図４）に分類されるものである。そして、実施例１に係る太陽電池モジュールは、以下の手順で製造されたものとなっている。
　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、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り、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。なお、作製した“発電素子１３が形成されている発電素子基材１４”は、そのサイズが、およそ９５ｍｍ×１５０ｍｍとなっているものである。
　また、金属層１７としての，０．５ｍｍ厚のアルミ板上に、ＦＥＶＥ塗料を焼付け塗工することにより、フッ素系炭化水素樹脂層１６を積層した金属層１７を作製した。なお、焼付け塗工時の乾燥温度は、１００℃である。また、作製した“フッ素系炭化水素樹脂層１６を積層した金属層１７”は、そのサイズが、およそ２００ｍｍ×２００ｍｍとなっているもの、つまり、“発電素子１３が形成されている発電素子基材１４”（９５ｍｍ×１５０ｍｍ）よりも大きなものである。
　次いで、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）、封止層１２としての３００μｍ厚のＥＶＡフィルム（Ｈａｎｇｚｈｏｕ　Ｆｉｒｓｔ　ＰＶ　Ｍａｔｅｒｉａｌｓ社製Ｆ８０６）、第２封止層１５としての３００μｍ厚のＥＶＡフィルム（同上）とを、図４に示した順（及び向き）に積層した上で、耐候性層１１（ＥＴＦＥフィルム）上に凹凸転写用の第１ガラスクロスを設置した。そして、第１ガラスクロスを設置した積層体に対して、１５０℃での熱ラミネート（真空５分、加圧５分、保持１０分）を行ってから、第１ガラスクロスを取り除くことにより、実施例１に係る太陽電池モジュールを得た。
　なお、取り出し電極の取り付け位置等についての説明は省略するが、実施例１に係る太陽電池モジュール（及び、以下で説明する各太陽電池モジュール）は、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）を用いて製造したものとなっている。
　《実施例２》
　実施例２に係る太陽電池モジュールは、第２封止層１５とフッ素系炭化水素樹脂層１６との間に接着剤層が設けられている点のみが、実施例１と異なる太陽電池モジュールである。
　より具体的には、実施例２に係る太陽電池モジュールの各構成要素（耐候性層１１、封止層１２等）は、上記した実施例１に係る太陽電池モジュールの各構成要素と同じものとなっている。また、実施例２に係る太陽電池モジュールの製造時には、実施例１に係る太陽電池モジュールと同様に、各構成要素の積層体の耐候性層１１側に第１ガラスクロスを設置した状態での熱ラミネート（１５０℃、真空５分、加圧５分、保持１０分）が行われている。
　ただし、実施例２に係る太陽電池モジュールは、“フッ素系炭化水素樹脂層１６を積層した金属層１７”をそのまま他の各構成要素と積層して熱ラミネートしたものではなく、“フッ素系炭化水素樹脂層１６を積層した金属層１７”を作製後、作製した部材のフッ素系炭化水素樹脂層１６上に接着剤（本実施例では、ポリオレフィン系樹脂を主成分とした接着剤である中央理化工業株式会社製アクアテックスＡＣ－３１００）を塗工し、接着剤を塗工した“フッ素系炭化水素樹脂層１６を積層した金属層１７”と他の各構成要素とを積層して熱ラミネートすることにより製造したものとなっている。
　《実施例３》
　実施例３に係る太陽電池モジュールは、その製造時（熱ラミネート時）に、上記した第１ガラスクロスよりも目が粗い第２ガラスクロスを用いた点のみが、実施例１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、すなわち、実施例３に係る太陽電池モジュールは、耐候性層１１表面の凹凸が、実施例１に係る太陽電池モジュールのそれよりも大きくなるように製造したものとなっている。
　《実施例４》
　実施例４に係る太陽電池モジュールは、その製造時にガラスクロスを用いなかった（ガラスクロスを積層体の耐候性層１１上に設置することなく熱ラミネートを行った）ことのみが、実施例１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。すなわち、実施例４に係る太陽電池モジュールは、耐候性層１１表面の凹凸が、実施例１に係る太陽電池モジュールのそれよりも小さくなるように製造したものとなっている。
　《実施例５》
　実施例５に係る太陽電池モジュールは、熱ラミネートの条件のみが、実施例１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。具体的には、実施例５に係る太陽電池モジュールは、１４５℃、真空５分、加圧５分、保持２５分という条件の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。
　《実施例６》
　実施例６に係る太陽電池モジュールは、金属層１７として、０．５ｍｍ厚のアルミ板ではなく、１ｍｍ厚の塗装鋼板が用いられている点のみが、実施例１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。
　《比較例１》
　比較例１に係る太陽電池モジュールも、実施例１に係る太陽電池モジュールと同様の手順で製造されたものである。ただし、比較例１に係る太陽電池モジュールは、“フッ素系炭化水素樹脂層１６を積層した金属層１７”の代わりに、０．５ｍｍ厚のアルミ板を採用したもの（フッ素系炭化水素樹脂層１６を備えず、第２封止層１５により金属層１７・発電素子基材１４間が接着されているもの）となっている。
　《比較例２》
　比較例２に係る太陽電池モジュールも、実施例１に係る太陽電池モジュールと同様の手順で製造されたものである。ただし、比較例２に係る太陽電池モジュールは、“フッ素系炭化水素樹脂層１６を積層した金属層１７”の代わりに、“０．５ｍｍ厚のアルミ板上にポリエステル樹脂層を形成した部材”を採用したもの（フッ素系炭化水素樹脂層１６の代わりに、非フッ素系炭化水素樹脂層を設けたもの）となっている。
　次に、上記した各太陽電池モジュールに対して行った各種評価の内容及び評価結果を説明する。
　〔発電特性評価〕
　各太陽電池モジュールの発電特性評価は、各太陽電池モジュールの最大出力をソーラーシミュレーター（日清紡製）で測定することにより行った。その結果、いずれの太陽電池モジュールも、最大出力がおよそ０．５３Ｗとなっていること、つまり、良好な発電特性を示すものとなっていることが、確認できている。
　〔接着性評価〕
　製造した各太陽電池モジュール（各実施例／比較例の太陽電池モジュール）の金属層１７・発電素子基材１４間の接着性の評価は、引張試験機（株式会社オリエンテック製ＳＴＡ－１１５０）を用いたＪＩＳ　Ｋ６８５４－２に準拠した１８０度剥離試験により行った。より具体的には、各太陽電池モジュールから、ＪＩＳ　Ｋ６８５４－２に準拠した剥離試験用サンプルを作製し、作製した各剥離試験用サンプルに対して上記１８０度剥離試験を行うことにより、各太陽電池モジュールの金属層１７・発電素子基材１４間の接着強度を評価した。
　その結果、以下の表１に示すように、フッ素系炭化水素樹脂層１６を備えた太陽電池モジュール（実施例１～４）が、金属層１７・発電素子基材１４間が強固に接着したものとなるのに対し、金属層１７上に直接第２封止層１５が設けられている太陽電池モジュール（比較例１）は、金属層１７・発電素子基材１４間の接着強度（剥離強度）が極めて弱いものとなることが確認できている。また、フッ素系炭化水素樹脂層１６ではなくポリエステル樹脂層を金属層１７上に設けた太陽電池モジュール（比較例２）の接着強度がさほど高くないことも確認できている。さらに、フッ素系炭化水素樹脂層１６上に接着剤を塗工しておけば（実施例２）、金属層１７・発電素子基材１４間ではない部分で破壊が生じる（“材料破壊”）ほど、金属層１７・発電素子基材１４間を強固に接着できることも確認できている。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　従って、金属層１７、フッ素系炭化水素樹脂層１６、第２封止層１５、発電素子基材１４、発電素子１３，封止層１２、耐候性層１１を、この順に積層した積層構造は、金属層１７・発電素子基材１４間の接着強度が高い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。
　〔表面形状評価〕
　太陽電池モジュールの表面形状と見た目との関係を明らかにするために、実施例１、３、４に係る太陽電池モジュール表面のろ波最大うねりＷＣＭ、平均山間隔ＷＣ－Ｓｍ、中心線表面粗さＲａ、二乗平均粗さＲＭＳ、凹凸の平均間隔Ｓｍを、表面粗さ形状測定機（株式会社東京精密社製サーフコム５７０Ａ）により測定すると共に、各太陽電池モジュールの外観を目視により検査した。
　その結果、各実施例に係る太陽電池モジュールのろ波最大うねりＷＣＭ等が以下の値となっていることが分かった。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000002
　また、目視による各太陽電池モジュールの外観検査からは、実施例４に係る太陽電池モジュールが、その表面に若干しわが存在するものとなっていること、及び、実施例１、３に係る太陽電池モジュールが、表面にシワもなく、かつ、金属層１７（アルミ板）の，発電素子１３及び発電素子基材１４により覆われていない部分が、意匠上好ましい金属光沢をもち、反射光もまぶしくないものとなっていることが分かっている。
　そして、各実施例に係る太陽電池モジュールの表面のろ波最大うねりＷＣＭ等は、表２に示した値なのであるから、特に良好な外観を有する太陽電池モジュール（表面にシワがなく、かつ、金属層１７の，発電素子１３及び発電素子基材１４により覆われていない部分が、意匠上好ましい金属光沢をもち、反射光もまぶしくない太陽電池モジュール）を得るためには、耐候性層１１の表面の，ＪＩＳ　Ｂ０６１０におけるろ波最大うねりＷＣＭが１８μｍ以上となり、平均山間隔ＷＣ－Ｓｍが２．５ｍｍ以下となるようにしておけば良いことになる。
　〔耐久性評価〕
　実施例１に係る太陽電池モジュールに対して、８５℃、５０％ＲＨ、１００時間、及び、８５℃、８５％ＲＨ、２００時間の恒温恒湿試験を行い、第２封止層１５／フッ素系炭化水素樹脂層１６界面の、試験前後の接着強度を測定した。また、実施例６に係る太陽電池モジュールに対して、８５℃、８５％ＲＨ、２００時間の恒温恒湿試験を行い、第２封止層１５／フッ素系炭化水素樹脂層１６界面の、試験前後の接着強度を測定した。
　実施例１に係る太陽電池モジュールについての接着強度の測定結果を表３に示し、実施例６に係る太陽電池モジュールについての接着強度の測定結果を表４に示す。なお、表３に示した接着強度の初期値（“４６”）が、実施例１に係る太陽電池モジュールについての表１における接着強度（“５０”）と異なっているのは、同一手順で製造された太陽電池モジュールの中にも個体差があることに加え、１つの太陽電池モジュールの接着強度も場所により若干異なっているためである。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000003
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000004
　このように、フッ素系炭化水素樹脂層１６を備えた太陽電池モジュールは、恒温恒湿環境下に長時間放置しても、第２封止層１５・フッ素系炭化水素樹脂層１６間の接着強度が維持される（大きく低下しない）ものとなっている。従って、金属層１７、フッ素系炭化水素樹脂層１６、…、耐候性層１１という積層構造は、優れた耐久性を有する（長期間使用しても、金属層１７・発電素子基材１４の接着強度が低下しない）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。
　〔耐結露凍結性評価〕
　耐結露凍結性を評価するために、実施例５に係る太陽電池モジュールの太陽電池特性を評価した後（実施例５に係る太陽電池モジュールのＩ－Ｖ特性を測定した後）、実施例５に係る太陽電池モジュールに３０００Ｒ曲げ加工を施し、曲げ加工後の太陽電池モジュールの太陽電池特性を評価した。また、曲げ加工後の太陽電池モジュールに対して、“８５℃、８５％→－２０℃、１サイクル６時間”のサイクルを３５回繰り返す結露凍結試験を行い、当該試験後の太陽電池モジュールの太陽電池特性を評価した。
　その結果、曲げ加工を行っても太陽電池特性が殆ど変化せず、結露凍結試験前後でも、以下の表５に示したように、太陽電池特性が大きく変化しないことが分かった。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000005
　従って、金属層１７、フッ素系炭化水素樹脂層１６、…、耐候性層１１という積層構造は、曲げ加工に対して強く、さらに結露凍結しにくい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も出来る。
　〔電気絶縁性評価〕
　各実施例に係る太陽電池モジュールについては、リード線・金属層１７（０．５ｍｍ厚のアルミ板等）間にＤＣ３０００Ｖを１分間印加した後の漏れ電流を測定することも行っている。
　その結果、いずれの実施例に係る太陽電池モジュールの漏れ電流も５０μＡ以下となることが確認できている。従って、金属層１７、フッ素系炭化水素樹脂層１６、…、耐候性層１１という積層構造は、発電素子１３・金属層１７間の絶縁性が良い（発電素子１３・金属層１７間が短絡しにくい）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も出来る。
　本発明によれば、外壁用、外装バックパネル用、屋根用等の建材や、インテリア、自動車、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、実際に使用できる太陽電池モジュールを得ることが出来る。また、本発明の太陽電池モジュールの製造方法によれば、各種用途に実際に使用できる太陽電池モジュールを簡単に製造できることになる。
　１０，２０　太陽電池モジュール
　１１　耐候性層
　１２　封止層
　１３　発電素子
　１４　発電素子基材
　１５　第２封止層
　１６　フッ素系炭化水素樹脂層
　１７　金属層

Claims (13)

  1. 　耐候性層、封止層、一対の電極に挟まれた発電層を有する発電素子、発電素子基材、フッ素系炭化水素樹脂層、及び、金属層が、この順に積層されている
    　ことを特徴とする太陽電池モジュール。
  2. 　前記封止層の厚さが、３０μｍ以上、８００μｍ以下である
    　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. 　前記発電素子基材の厚さが、前記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. 　前記耐候性層表面の，ＪＩＳ　Ｂ０６１０におけるろ波最大うねりＷＣＭが１８μｍ以上であり、平均山間隔ＷＣ－Ｓｍが２．５ｍｍ以下である
    　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. 　前記発電素子基材と前記フッ素系炭化水素樹脂層との間に、第２封止層が設けられている
    　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. 　前記フッ素系炭化水素樹脂層が、
    　ＰＦＡ、ＥＴＦＥ、ＰＶＤＦ、ＥＣＴＦＥ及びＦＥＶＥからなる群より選ばれる樹脂からなる層である
    　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. 　耐候性層、封止層、一対の電極に挟まれた発電層を有する発電素子、発電素子基材、フッ素系炭化水素樹脂層、及び、金属層が、この順に積層された太陽電池モジュールの製造方法であって、
    　前記太陽電池モジュールの各構成要素を、熱ラミネートによって一体化する
    　ことを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法。
  8. 　前記封止層の厚さが、３０μｍ以上、８００μｍ以下である
    　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。
  9. 　前記発電素子基材の厚さが、前記封止層の厚さより薄い
    　ことを特徴とする請求項７又は８に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  10. 　一方の面上に前記フッ素系炭化水素樹脂層を形成した前記金属層と、前記太陽電池モジュールの他の各構成要素とを、熱ラミネートによって一体化する
    　ことを特徴とする請求項７乃至９のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  11. 　一方の面上に前記フッ素系炭化水素樹脂層を形成した前記金属層と、一方の面上に前記発電素子を形成した前記発電素子基材と、前記太陽電池モジュールの他の各構成要素とを、熱ラミネートによって一体化する
    　ことを特徴とする請求項７乃至９のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  12. 　熱ラミネート時に、前記耐候性層表面を、ＪＩＳ　Ｂ０６１０におけるろ波最大うねりＷＣＭが１８μｍ以上となり、平均山間隔ＷＣ－Ｓｍが２．５ｍｍ以下となるように加工する
    　ことを特徴とする請求項７乃至１１のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  13. 　前記発電素子基材と前記フッ素系炭化水素樹脂層との間に、第２封止層を備え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乃至１２のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
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