WO2021070743A1 - 太陽電池モジュール - Google Patents

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WO2021070743A1
WO2021070743A1 PCT/JP2020/037546 JP2020037546W WO2021070743A1 WO 2021070743 A1 WO2021070743 A1 WO 2021070743A1 JP 2020037546 W JP2020037546 W JP 2020037546W WO 2021070743 A1 WO2021070743 A1 WO 2021070743A1
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WO
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solar cell
protective layer
cell module
filler
layer
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Application number
PCT/JP2020/037546
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English (en)
French (fr)
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敬太 黒須
祐介 宮道
翔英 佐藤
賢 北山
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京セラ株式会社
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    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • This disclosure relates to a solar cell module.
  • a solar cell module in which a plurality of solar cell elements arranged in a plane and electrically connected are located so as to be sandwiched between a translucent member and a back surface member (for example,). , JP-A-2001-250965, JP-A-2004-014791 and JP-A-2012-004146).
  • a plurality of solar cell elements are provided between a translucent member such as a glass substrate and a back member such as a back sheet by using a filler containing ethylene vinyl acetate copolymer (EVA) as a main component. Is in a covered state.
  • EVA ethylene vinyl acetate copolymer
  • the solar cell module is disclosed.
  • the solar cell module includes a front surface protective layer, a back surface protective layer, a plurality of solar cell elements, and a filler.
  • the surface protective layer has a first surface and a second surface opposite to the first surface, and has translucency.
  • the back surface protective layer is in a state of facing the second surface.
  • the plurality of solar cell elements are located between the second surface and the back surface protective layer.
  • the filler is in a state of covering the plurality of solar cell elements between the surface protective layer and the plurality of solar cell elements.
  • the material of the filler has a chemical structure in which free acid is generated.
  • the surface protective layer is a layer made of a weather-resistant resin. At least a part of the first surface is exposed to the space outside the solar cell module.
  • the solar cell module includes a front surface protective layer, a back surface protective layer, a plurality of solar cell elements, and a filler.
  • the surface protective layer has a first surface and a second surface opposite to the first surface, and has translucency.
  • the back surface protective layer is in a state of facing the second surface.
  • the plurality of solar cell elements are located between the second surface and the back surface protective layer.
  • the filler is in a state of covering the plurality of solar cell elements between the surface protective layer and the plurality of solar cell elements.
  • the material of the filler has a chemical structure in which free acid is generated.
  • the surface protective layer has a plurality of fine through holes extending from the first surface to the second surface, and has weather resistance. At least a part of the first surface is exposed to the space outside the solar cell module.
  • FIG. 1A is a plan view showing an example of the appearance of the solar cell module according to the first embodiment when viewed in a plan view.
  • FIG. 1B is a diagram showing an example of a virtual cut surface along the line Ib-Ib of the solar cell module of FIG. 1A.
  • FIG. 2A is a diagram showing an example of a structure when the first element surface of the solar cell element is viewed in a plan view.
  • FIG. 2B is a diagram showing an example of a structure when the second element surface of the solar cell element is viewed in a plan view.
  • FIG. 3A is a diagram showing an example of how the free acid generated in the filler is released from the solar cell module to the external space.
  • FIG. 3B is a diagram showing specific examples of the water vapor transmittance and the mean time between failures for each material of the surface protective layer in the solar cell module.
  • 4 (a) to 4 (c) are diagrams illustrating a cross-sectional state during manufacturing of the solar cell module according to the first embodiment, respectively.
  • FIG. 5 is a diagram showing an example of a virtual cut surface at a position corresponding to the virtual cut surface of FIG. 1 (b) in the solar cell module according to the second embodiment.
  • FIG. 6A is a diagram showing an example of a structure when the solar cell module according to the third embodiment is viewed in a plan view.
  • FIG. 6B is a diagram showing an example of a virtual cut surface along the VIb-VIb line of the solar cell module of FIG. 6A.
  • FIG. 7A is a diagram showing an example of a structure when the solar cell unit according to the third embodiment is viewed in a plan view.
  • FIG. 7B is a diagram showing an example of a virtual cut surface along the line VIIb-VIIb of the solar cell section of FIG. 7A.
  • FIG. 8 is a diagram showing another example of the virtual cut surface at the position corresponding to the virtual cut surface of FIG. 6 (b) in the solar cell module according to the third embodiment.
  • FIG. 9A is a plan view showing an example of the appearance of the solar cell module according to the fourth embodiment when viewed in a plan view.
  • FIG. 9B is a diagram showing an example of a virtual cut surface along the line IXb-IXb of the solar cell module of FIG. 9A.
  • FIG. 10A is a diagram showing an example of a configuration in which the first wiring material and the first protective member are located on the first element surface of the solar cell element in the solar cell module according to the fifth embodiment.
  • FIG. 10B is a diagram showing an example of a configuration in which the first wiring material and the second protective member are located on the second element surface of the solar cell element in the solar cell module according to the fifth embodiment.
  • FIG. 11 is a diagram showing an example of a virtual cut surface of a part of the solar cell module according to the fifth embodiment at a position along the line XI-XI of FIGS. 10 (a) and 10 (b). .. FIG.
  • FIG. 12A shows an example of a structure in which the first wiring material and the second protective member are located on the second element surface of the solar cell element in the solar cell module according to one modification of the fifth embodiment. It is a figure.
  • FIG. 12B is a diagram showing an example of a virtual cut surface of a part of the solar cell module according to a modification of the fifth embodiment at a position along the line XIIb-XIIb of FIG. 12A. is there.
  • FIG. 13A shows the first output wiring material, the third protective member, the second output wiring material, and the second output wiring material on the electrodes of the solar cell element in the solar cell portion of the solar cell module according to the sixth embodiment. 4 It is a figure which shows an example of the structure in which a protective member is located.
  • FIG. 13 (b) shows a virtual line along the XIIIb-XIIIb line for the solar cell unit, the first output wiring material, the third protective member, the second output wiring material, and the fourth protective member of FIG. 13 (a). It is a figure which shows an example of a typical cut surface.
  • FIG. 14 (a) is a diagram showing an example of a virtual cut surface at a position corresponding to the virtual cut surface of FIG. 6 (b) in the solar cell module according to a modification of the sixth embodiment. is there.
  • FIG. 14B shows FIG. 13 (b) of the solar cell unit, the first output wiring material, the second output wiring material, and the fifth protective member of the solar cell module according to the modified example of the sixth embodiment. It is a figure which shows an example of the virtual cut surface at the position corresponding to the virtual cut surface of b).
  • the solar cell module is, for example, in a state in which a translucent member such as a glass substrate, a back member such as a back sheet, and the translucent member and the back member are arranged in a plane and electrically connected to each other. It is equipped with a plurality of solar cell elements in the above. Further, in this solar cell module, for example, an ethylene-vinyl acetate copolymer in a state of being filled so as to cover a plurality of solar cell elements between a translucent member and a back surface member. : EVA) and other fillers are located.
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • EVA generates a free acid such as acetic acid due to heat and moisture, and this free acid may corrode the electrode of the solar cell element. Further, for example, the free acid may corrode the joint portion between the electrode of the solar cell element and the wiring material. If the electrodes and joints of the solar cell element are corroded, the output of the solar cell module may decrease, and the maintenance of the output of the solar cell module for a long period of time (also referred to as long-term reliability) may decrease.
  • the inventors of the present disclosure have created a technique capable of improving the long-term reliability of the solar cell module.
  • the longitudinal direction of the front surface 10f of the solar cell panel 10 is the + X direction
  • the lateral direction of the front surface 10f is the + Y direction
  • the direction is the + Z direction.
  • the solar cell module 100 includes, for example, a solar cell panel 10.
  • the solar cell panel 10 has, for example, a light receiving surface (also referred to as a front surface) 10f on which light is mainly incident, and a back surface 10b located on the opposite side of the front surface 10f.
  • the front surface 10f is in a state of facing the + Z direction.
  • the back surface 10b is in a state of facing the ⁇ Z direction.
  • the + Z direction is set, for example, to face the sun in the south.
  • the front surface 10f has a rectangular shape.
  • the solar cell module 100 may include, for example, a terminal box 5.
  • the terminal box 5 is located, for example, on the back surface 10b of the solar cell panel 10, and can output the electricity obtained by the power generation of the solar cell panel 10 to the outside.
  • the solar cell module 100 may be fixed, for example, on a plate-shaped member (also referred to as a plate-shaped member) having excellent rigidity with an adhesive or the like. In this case, for example, a mode in which the back surface 10b of the solar cell panel 10 is fixed on the surface surface of the plate-shaped member with an adhesive or the like can be considered. Then, for example, the terminal box 5 may be fixed on the back surface of the plate-shaped member with an adhesive or the like.
  • the solar cell module 100 may include, for example, a frame or the like. In this case, the frame is located along the outer peripheral portion of the solar cell panel 10, for example, and can protect the outer peripheral portion of the solar cell panel 10.
  • the solar cell panel 10 includes, for example, a front surface protective layer 1, a back surface protective layer 2, a solar cell unit 3, and a filler 4. ing.
  • the surface protective layer 1 has, for example, a first surface 1f and a second surface 1s.
  • the first surface 1f constitutes, for example, the front surface 10f of the solar cell panel 10.
  • the first surface 1f is exposed to the external space (also referred to as the external space) 200 of the solar cell module 100.
  • the second surface 1s is the surface opposite to the first surface 1f.
  • the surface protective layer 1 has, for example, translucency. Specifically, the surface protective layer 1 has, for example, translucency with respect to light having a wavelength in a specific range.
  • the wavelength in the specific range includes, for example, the wavelength of light that can be photoelectrically converted by the solar cell unit 3. If the wavelength in a specific range includes the wavelength of light having a high irradiation intensity in sunlight, the photoelectric conversion efficiency of the solar cell module 100 can be improved.
  • a weather-resistant resin is applied to the material of the surface protective layer 1.
  • a layer made of a weather-resistant resin is applied to the surface protective layer 1.
  • the weather resistance means, for example, a property that does not easily cause deterioration such as deformation, discoloration and deterioration when used outdoors.
  • the surface protective layer 1 reduces the infiltration of water such as water droplets from the external space 200 of the solar cell module 100 toward the solar cell unit 3, and also reduces the infiltration of water. It has the property that moisture easily passes from the filler 4 to the external space 200 (also referred to as moisture permeable and waterproof property).
  • the resin having weather resistance includes, for example, a fluorine-based resin.
  • Fluorine-based resins include, for example, Fluorinated Ethylene Propylene (FEP), Ethylene Tetrafluoroethylene (ETFE) and Ethylene Chlorotrifluoroethylene copolymers. : ECTFE) and the like.
  • the surface protective layer 1 may be composed of two or more layers of a resin having weather resistance.
  • the fluorine-based resin applied to the surface protective layer 1 may be, for example, two or more kinds of resins. Therefore, for example, it is conceivable that the fluorine-based resin applied to the surface protective layer 1 contains at least one of FEP, ETFE, and ECTFE.
  • the thickness of the surface protective layer 1 is, for example, about 0.05 mm (mm) to 0.5 mm.
  • the solar cell unit 3 is located, for example, between the front surface protection layer 1 and the back surface protection layer 2. As shown in FIGS. 1A and 1B, the solar cell unit 3 has, for example, a plurality of solar cell elements 31. Therefore, for example, the plurality of solar cell elements 31 are located between the second surface 1s of the front surface protection layer 1 and the back surface protection layer 2. In the first embodiment, the plurality of solar cell elements 31 are in a state of being two-dimensionally arranged. In the examples of FIGS. 1A and 1B, the plurality of solar cell elements 31 are arranged in a plane so as to be located along the second surface 1s of the surface protective layer 1.
  • the solar cell unit 3 has, for example, a plurality of first wiring materials 32 and a plurality of second wiring materials 33.
  • the solar cell unit 3 includes, for example, a plurality of (here, 10) solar cell strings 30.
  • Each of the plurality of solar cell strings 30 includes, for example, a plurality of (here, seven) solar cell elements 31 and a plurality of first wiring materials 32.
  • the plurality of first wiring materials 32 are in a state in which, for example, two solar cell elements 31 adjacent to each other among the plurality of solar cell elements 31 are electrically connected to each other.
  • the plurality of second wiring materials 33 are in a state in which two adjacent solar cell strings 30 among the plurality of solar cell strings 30 are electrically connected to each other. In the examples of FIGS.
  • the second wiring material 33 connected to the solar cell string 30 located at the most ⁇ X direction end of the plurality of solar cell strings 30 The second wiring material 33 connected to the solar cell string 30 located at the most + X direction end of the plurality of solar cell strings 30 is in a state of being pulled out to the outside of the solar cell panel 10. ..
  • the two second wiring materials 33 are in a state of being pulled out to the outside of the solar cell panel 10 through, for example, through holes provided in the back surface protective layer 2.
  • Each of the plurality of solar cell elements 31 can convert light energy into electrical energy, for example.
  • each of the plurality of solar cell elements 31 is a surface (also referred to as a first element surface) 31f located on the front surface side.
  • the first element surface 31f is in the + Z direction
  • the second element surface 31s is in the ⁇ Z direction.
  • the first element surface 31f mainly serves as a surface on which light is incident (also referred to as a light receiving surface), and the second element surface 31s is a surface on which light is not mainly incident (also referred to as a non-light receiving surface). ).
  • each of the plurality of solar cell elements 31 includes a semiconductor substrate 310, a first output extraction electrode 311 and a first current collector. It has an electrode 312, a second output extraction electrode 313, and a second current collecting electrode 314.
  • the semiconductor substrate 310 includes, for example, a crystalline semiconductor such as crystalline silicon, an amorphous semiconductor such as amorphous silicon, four types of elements such as copper, indium, gallium and selenium, or two types of elements such as cadmium and tellurium.
  • a compound semiconductor using the above is applied.
  • crystalline silicon is applied to the semiconductor substrate 310.
  • the semiconductor substrate 310 mainly has a region having a first conductive type (also referred to as a first conductive type region) and a region having a second conductive type opposite to the first conductive type (second conductive type region). Also called) and.
  • the first conductive type region is located, for example, on the second element surface 31s side of the semiconductor substrate 310 in the ⁇ Z direction.
  • the second conductive type region is located, for example, on the surface layer portion of the semiconductor substrate 310 on the side of the first element surface 31f in the + Z direction.
  • the semiconductor substrate 310 has a pn junction located at the interface between the first conductive type region and the second conductive type region.
  • the first output extraction electrode 311 and the first current collector electrode 312 are located, for example, on the surface of the semiconductor substrate 310 on the first element surface 31f side.
  • a bus bar electrode is applied to the first output take-out electrode 311.
  • a finger electrode is applied to the first current collecting electrode 312.
  • two substantially parallel first output extraction electrodes 311 are located on the first element surface 31f side of the semiconductor substrate 310, and a large number of substantially parallel first current collecting electrodes 312 are located. It is located so as to be substantially orthogonal to the two first output extraction electrodes 311.
  • the first output take-out electrode 311 is silver
  • the first output take-out electrode 311 is fired after the silver paste is applied to a desired shape by screen printing or the like. Can be formed.
  • the principal component means the component having the largest (highest) content ratio (also referred to as content rate) among the contained components.
  • the silver paste for example, a metal powder containing silver as a main component, an organic vehicle, and a metal paste containing glass frit are applied.
  • the main component of the first current collector electrode 312 is silver
  • silver paste is applied to the first current collector electrode 312 in a desired shape by screen printing or the like, similarly to the first output extraction electrode 311. It can be formed by firing afterwards.
  • the first output take-out electrode 311 and the first current collector electrode 312 may be formed, for example, in separate steps or in the same step.
  • the second output extraction electrode 313 and the second current collector electrode 314 are located, for example, on the surface of the semiconductor substrate 310 on the second element surface 31s side.
  • a bus bar electrode is applied to the second output take-out electrode 313.
  • two rows of second output extraction electrodes 313 that are substantially parallel to each other along the + Y direction are located on the second element surface 31s side of the semiconductor substrate 310.
  • the second current collector electrode 314 has a second current collecting electrode 314 on the second element surface 31s side of the semiconductor substrate 310, except for a portion where the second output extraction electrode 313 and the second current collector electrode 314 are overlapped with each other and are connected to each other.
  • Each of the two rows of second output take-out electrodes 313 includes, for example, four electrodes arranged in a row. Further, for example, a thin film of oxide or nitride such as aluminum oxide is a passivation film between the first conductive type region of the semiconductor substrate 310 and the second output extraction electrode 313 and the second current collecting electrode 314 in a desired pattern. May exist as.
  • the main component of the second output take-out electrode 313 is silver
  • the second output take-out electrode 313 has a desired shape when the silver paste is screen-printed or the like, similarly to the first output take-out electrode 311.
  • the second current collector electrode 314 can be formed by being applied to and then fired.
  • the second current collector electrode 314 can be formed by applying an aluminum paste to a desired shape by screen printing or the like and then firing the paste. ..
  • the aluminum paste for example, a metal powder containing aluminum as a main component, an organic vehicle, and a metal paste containing glass frit are applied.
  • the first wiring material 32 includes, for example, the first output take-out electrode 311 of one solar cell element 31 and the second output take-out electrode 313 of another solar cell element 31 adjacent to this one solar cell element 31. Is in a state of being electrically connected.
  • the outer edge of the first wiring material 32 attached to each of the plurality of solar cell elements 31 is virtually drawn by a two-dot chain line.
  • the first wiring material 32 is in a state of being joined to, for example, the first output take-out electrode 311 and the second output take-out electrode 313.
  • 321 also referred to as a joint portion
  • the first wiring material 32 is in a state of being bonded to the first output extraction electrode 311 of one solar cell element 31 via the first bonding portion 321.
  • a portion located between the first wiring material 32 and the second output take-out electrode 313 and joining the first wiring material 32 and the second output take-out electrode 313 both the second joint portion.
  • the first wiring material 32 is joined to the second output extraction electrode 313 of another one solar cell element 31 adjacent to one solar cell element 31 via the second joining portion 322. It is in.
  • a linear or strip-shaped conductive metal body is applied to the first wiring material 32.
  • a low melting point alloy such as solder or a low melting point single metal is applied. More specifically, for example, a copper foil having a thickness of about 0.1 mm to 0.2 mm and a width of about 1 mm to 2 mm is applied to the first wiring material 32, and solder is applied to the entire surface of the first wiring material 32. Is in a covered state.
  • the first wiring material 32 is in a state of being electrically connected to the first output take-out electrode 311 and the second output take-out electrode 313 by, for example, soldering.
  • the solder located between the first wiring material 32 and the first output take-out electrode 311 constitutes the first joint portion 321.
  • the solder located between the first wiring material 32 and the second output take-out electrode 313 is in a state of forming the second joint portion 322.
  • the first joint portion 321 and the second joint portion 322 are also referred to as, for example, simply "joint portions".
  • the filler 4 is in a state of covering the solar cell portion 3 between the front surface protective layer 1 and the back surface protective layer 2.
  • the filler 4 is in a state of covering a plurality of solar cell elements 31 between the front surface protective layer 1 and the back surface protective layer 2.
  • the filler 4 is, for example, in a state where 10 g of a region (also referred to as a gap region) between the front surface protective layer 1 and the back surface protective layer 2 is filled while covering the solar cell portion 3. is there.
  • the filler 4 is, for example, a filler 41 located on the front surface 10f side (also referred to as a first filler) 41 and a filler located on the back surface 10b side (both the second filler). Includes 42 and.
  • the first filler 41 is, for example, in a state of covering the entire surface of the solar cell unit 3 on the surface protective layer 1 side.
  • the first filler 41 is in a state of covering the plurality of solar cell elements 31 between the surface protective layer 1 and the plurality of solar cell elements 31, for example.
  • the second filler 42 is, for example, in a state of covering the entire surface of the solar cell unit 3 on the back surface protective layer 2 side.
  • the second filler 42 is in a state of covering the plurality of solar cell elements 31 between the back surface protective layer 2 and the plurality of solar cell elements 31, for example. Therefore, in the first embodiment, the solar cell unit 3 is surrounded so as to be sandwiched between, for example, the first filler 41 and the second filler 42. Thereby, for example, the attitude of the solar cell unit 3 can be maintained by the filler 4.
  • the filler 4 has, for example, translucency.
  • the filler 4 has, for example, translucency with respect to light having a wavelength in the above-mentioned specific range.
  • the incident light from the front surface 10f side can be emitted.
  • the material of the first filler 41 has, for example, a chemical structure in which free acid is generated.
  • polyvinyl acetal such as ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA) and polyvinyl butyral (PVB) and an acid-modified resin are applied to the material of the first filler 41.
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • PVB polyvinyl butyral
  • an acid-modified resin for example, if a relatively inexpensive EVA is applied to the material of the first filler 41, the performance of protecting the plurality of solar cell elements 31 can be easily realized.
  • the acid-modified resin for example, a modified polyolefin resin that can be formed by graft modification with an acid to a resin such as polyolefin is applied.
  • acids that can be used for graft modification of acid-modified resins include acrylic acid, methacrylic acid, maleic acid, fumaric acid, itaconic acid, maleic anhydride, hymic anhydride, itaconic anhydride and citraconic anhydride.
  • the free acid is, for example, an acid that is not bound to a base.
  • the free acid is, for example, an acid that can form a solvate in solution but is not bound to anything other than the solvent.
  • chemical structures that generate free acids in EVA, PVB, etc. include, for example, acetoxy groups.
  • a resin having an acetoxy group may generate acetic acid, which is a free acid, by, for example, thermal decomposition and hydrolysis.
  • the material of the second filler 42 for example, polyvinyl acetal such as EVA and PVB, an acid-modified resin, and the like are applied as in the case of the first filler 41.
  • the first filler 41 and the second filler 42 may be composed of, for example, two or more kinds of materials.
  • the back surface protective layer 2 is in a state of forming, for example, the back surface 10b of the solar cell panel 10.
  • the back surface protective layer 2 is, for example, in a state of facing the second surface 1s of the front surface protective layer 1.
  • the back surface protective layer 2 can protect the solar cell unit 3 from the back surface 10b side, for example.
  • a back sheet constituting the back surface 10b is applied to the back surface protective layer 2.
  • the thickness of the back sheet is, for example, about 0.3 mm to 0.5 mm.
  • one resin of polyvinyl fluoride (PVF), polyethylene terephthalate (PET) and polyethylene naphthalate (PEN), or at least one resin of these resins is applied. ..
  • the back surface protective layer 2 is positioned so as to wrap the solar cell portion 3 and the filler 4 from the back surface 10b side and the side outer peripheral portion side.
  • the back surface protective layer 2 is in a state of being adhered to the outer peripheral portion of the front surface protective layer 1.
  • the back surface protective layer 2 has the same shape as the front surface protective layer 1 when viewed in a plane from the back surface 10b side, for example.
  • both the front surface protection layer 1 and the back surface protection layer 2 have a rectangular outer shape when viewed from the back surface 10b side in a plane.
  • the surface protective layer 1 has moisture permeability and waterproof property. Therefore, for example, even if the filler 4 generates a free acid such as acetic acid by thermal decomposition and hydrolysis, it is generated in the filler 4 as shown by the two-dot chain line arrow in FIG. 3 (a).
  • the free acid to be released can be dissipated into the external space 200 via the surface protective layer 1.
  • the electrode and the joint portion of the solar cell element 31 are less likely to be corroded by the free acid.
  • the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the water vapor transmittance Water Vapor Transmission Rate: WVTR
  • the mean time between failures Mean Time To Failure: MTTF
  • WVTR Water Vapor Transmission Rate
  • MTTF mean time between failures
  • a glass plate having a thickness of 3.2 mm also referred to as a glass plate
  • a FEP film having a thickness of 0.1 mm also referred to as a glass plate
  • An ETFE film (also referred to as FEP film) and an ETFE film having a thickness of 0.1 mm were used, respectively.
  • the water vapor transmittance (WVTR) for each of the glass plate, FEP film and ETFE film is measured according to the "moisture-proof packaging material permeation humidity test method (cup method)" specified in Japanese Industrial Standards (JIS) Z0208. Obtained.
  • Water vapor transmission rate (WVTR) represents the amount of water vapor that permeates a 1 square meter (1 m 2) film in 24 hours in grams. The unit of this water vapor transmittance (WVTR) is shown as g / m 2 / day.
  • the mean time between failures (MTTF) of the solar cell module 100 using a glass plate, a FEP film, and an ETFE film as the surface protective layer 1 was determined by performing a high temperature and high humidity test using a constant light solar simulator. It was obtained by measuring the time when the maximum output (Pm) decreased by 10%, 15%, 20% and 30% from the value in the initial state, respectively. Therefore, here, mean time between failures (MTTF) indicates the durability of the solar cell module 100 under high temperature and high humidity conditions.
  • the mean time between failures (MTTF) of the solar cell module 100 using the FEP film and the ETFE film as the surface protective layer 1 is the mean time between the solar cell modules 100 using the glass plate as the surface protective layer 1. It is shown as a value with the failure time (MTTF) as the reference value of 1.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the glass plate decreases by 10% was set to 1, which is the reference value.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the FEP film decreases by 10% is the measured value of the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the FEP film decreases by 10% on a glass plate. It was obtained by dividing by the measured value of mean time between failures (MTTF), which reduces the maximum output (Pm) by 10%.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the ETFE film decreases by 10% is the measured value of the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the ETFE film decreases by 10% on a glass plate. It was obtained by dividing by the measured value of mean time between failures (MTTF), which reduces the maximum output (Pm) by 10%.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the glass plate decreases by 15% was set to 1, which is the reference value.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the FEP film decreases by 15% is the measured value of the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the FEP film decreases by 15% on a glass plate. It was obtained by dividing by the measured value of mean time between failures (MTTF), which reduces the maximum output (Pm) by 15%.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the ETFE film decreases by 15% is the measured value of the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the ETFE film decreases by 15% on a glass plate. It was obtained by dividing by the measured value of mean time between failures (MTTF), which reduces the maximum output (Pm) by 15%.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the glass plate drops by 20% was set to 1, which is the reference value.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the FEP film decreases by 20% is the measured value of the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the FEP film decreases by 20% on a glass plate. It was obtained by dividing by the measured value of mean time between failures (MTTF), which reduces the maximum output (Pm) by 20%.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the ETFE film decreases by 20% is the measured value of the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the ETFE film decreases by 20% on a glass plate. It was obtained by dividing by the measured value of mean time between failures (MTTF), which reduces the maximum output (Pm) by 20%.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the glass plate decreases by 30% was set to 1, which is the reference value.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the FEP film decreases by 30% is the measured value of the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the FEP film decreases by 30% on a glass plate. It was obtained by dividing by the measured value of mean time between failures (MTTF), which reduces the maximum output (Pm) by 30%.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the ETFE film decreases by 30% is the measured value of the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) of the ETFE film decreases by 30% on a glass plate. It was obtained by dividing by the measured value of mean time between failures (MTTF), which reduces the maximum output (Pm) by 30%.
  • the water vapor transmittance (WVTR) of the glass plate having a thickness of 3.2 mm was 0 g / m 2 / day.
  • the water vapor transmittance (WVTR) of the FEP film having a thickness of 0.1 mm was 0.9 g / m 2 / day.
  • the water vapor transmittance (WVTR) of the ETFE film having a thickness of 0.1 mm was 4.9 g / m 2 / day.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) is reduced by 10% is 1.09.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) decreases by 15% is 1.71
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) decreases by 20% is 1.89, which is the maximum.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the output (Pm) decreased by 30% was 3.35.
  • the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) decreases by 10% is 0.81
  • the mean time between failures (Pm) decreases by 15% is 0.81
  • the time (MTTF) is 2.62 and the mean time between failures (MTTF) where the maximum output (Pm) decreases by 20% is 3.39 and the mean time between failures (Pm) decreases by 30% (MTTF).
  • MTTF) was 4.78.
  • the water vapor transmittance (WVTR) is 0 g / m 2 / day. It was confirmed that the mean time between failures (MTTF) required to reduce the maximum output (Pm) is significantly longer than that when a certain glass plate is used for the surface protective layer 1.
  • the water vapor transmission rate (WVTR) is 0.9 g / m 2 / day. It was confirmed that the mean time between failures (MTTF) at which the maximum output (Pm) is reduced by 15% or more is longer than that when the FEP film is used for the surface protective layer 1.
  • the material of the surface protective layer 1 is a resin such as FEP and ETFE having weather resistance
  • the material of the surface protective layer 1 is glass that does not allow moisture to pass through. Therefore, it was found that the solar cell element 31 is unlikely to deteriorate.
  • the material of the surface protective layer 1 is a resin such as FEP and ETFE having weather resistance
  • the surface protective layer 1 has moisture permeability and waterproof property, so that the free acid generated in the filler 4 is the surface protective layer 1. It is presumed that the electrodes and the joint portion of the solar cell element 31 are less likely to be corroded by being dissipated to the external space 200 via the above, and the long-term reliability of the solar cell element 31 is improved.
  • the surface protective layer 1 a resin film having a rectangular front and back surface and weather resistance is prepared.
  • a fluorine-based resin is adopted.
  • FEP, ETFE, ECTFE, or the like is adopted.
  • a treatment for activating the surface such as a corona treatment or a plasma treatment is applied to the second surface 1s, which is one side of the surface protection layer 1.
  • the front surface protective layer 1, the first sheet 41s, the solar cell unit 3, the second sheet 42s, and the back surface protective layer 2 are arranged in this description order.
  • a laminated body 10s is formed.
  • wiring for being pulled out from the solar cell unit 3 to the outside of the solar cell panel 10 and connected to a terminal box or the like is appropriately arranged.
  • the first sheet 41s is, for example, a sheet made of a resin (EVA or the like) that is a base of the first filler 41.
  • the second sheet 42s is, for example, a sheet of a resin (EVA or the like) that is a base of the second filler 42.
  • a laminating process is performed on the laminated body 10s.
  • a laminating device laminator
  • the laminate 10s is placed on a heater plate in the chamber, and the thickness of the laminate 10s is reduced from 50 Pascal (Pa) to about 150 Pa while the pressure in the chamber is reduced from 100 ° C (100 ° C) to 200 ° C. Heat to about degree (200 ° C).
  • the first sheet 41s and the second sheet 42s are in a state where they can flow to some extent by heating.
  • the laminated body 10s is integrated by pressing the laminated body 10s with a diaphragm sheet or the like in the chamber.
  • the solar cell panel 10 as shown in FIGS. 1 (a) and 1 (b) can be formed.
  • the solar cell panel 10 may be fixed on the surface of the plate-shaped member with an adhesive or the like, and the terminal box 5 or the like may be attached on the back surface of the plate-shaped member with an adhesive or the like. Further, for example, the terminal box 5 and the aluminum frame may be appropriately attached to the solar cell panel 10. At this time, for example, the wiring drawn from the solar cell unit 3 to the outside of the solar cell panel 10 is appropriately connected to the terminals in the terminal box. Further, for example, an aluminum frame is attached along the side surface of the solar cell panel 10. At this time, for example, a sealing material having a low moisture permeability such as a butyl resin may be filled between the side surface of the solar cell panel 10 and the frame. As a result, the solar cell module 100 can be formed. Here, the solar cell module 100 may not have, for example, a frame, or may not have a terminal box. In other words, the solar cell module 100 has at least the solar cell panel 10.
  • the material of the surface protective layer 1 is a resin having weather resistance. If such a configuration is adopted, for example, the surface protective layer 1 has moisture permeability and waterproofness. Therefore, for example, even if the filler 4 generates free acids such as acetic acid by thermal decomposition and hydrolysis, the free acids generated in the filler 4 are dissipated to the external space 200 via the surface protective layer 1. Can be done. As a result, for example, the electrodes and the joint portion of the solar cell element 31 are less likely to be corroded by the free acid. As a result, for example, the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the protective film 50A may be located on a part of the first surface 1f of the surface protective layer 1.
  • the solar cell module 100 may have, for example, a protective film 50A.
  • the protective film 50A can protect, for example, the first surface 1f. As a result, for example, scratches and the like are less likely to occur on the first surface 1f of the resin surface protective layer 1.
  • Inorganic materials such as silicon oxide and silicon nitride are applied to the material of the protective film 50A. These inorganic materials have, for example, weather resistance.
  • the protective film 50A has, for example, a through hole 51A that is in a state of penetrating in the thickness direction.
  • the free acid generated in the filler 4 can be dissipated into the external space 200 through the surface protective layer 1 and the through hole 51A of the protective film 50A. Therefore, for example, the free acid generated from the filler 4 can be dissipated to the external space 200 through the surface protective layer 1 while the first surface 1f of the surface protective layer 1 is protected by the protective film 50A. Therefore, for example, if at least a part of the first surface 1f of the surface protective layer 1 is exposed to the external space 200 of the solar cell module 100, the free acid generated from the filler 4 will be generated. It can be dissipated into the exterior space 200 through the surface protective layer 1. As a result, for example, the electrodes and the joint portion of the solar cell element 31 are less likely to be corroded by the free acid. As a result, for example, the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the protective film 50A can be formed by, for example, a dry film forming method such as a sputtering method or chemical vapor deposition (CVD), or a wet film forming method such as a coating method.
  • a dry film forming method such as a sputtering method or chemical vapor deposition (CVD)
  • CVD chemical vapor deposition
  • a wet film forming method such as a coating method.
  • a protective film 50A having a very thin thickness is formed by a dry film forming method
  • a protective film 50A having a large number of through holes 51A can be formed.
  • a protective film 50A having a desired shape and number of through holes 51A can be formed by using a mesh-shaped mask or the like. ..
  • a liquid also referred to as a coating liquid
  • a coating liquid in which an inorganic material is dissolved in a solvent is applied on the first surface 1f of the surface protective layer 1 via a mesh-shaped mask, and then the coating liquid is dried.
  • a protective film 50A having a desired shape and number of through holes 51A can be formed.
  • the solar cell unit 3 is a plurality of thin films including a thin film semiconductor and a transparent electrode, respectively. It may be changed to the solar cell unit 3B having the solar cell element 31B of the system.
  • Thin film semiconductors include, for example, silicon-based, compound-based or other types of semiconductors.
  • the silicon-based thin-film semiconductor for example, a semiconductor using amorphous silicon, thin-film polycrystalline silicon, or the like is applied.
  • Compound-based thin-film semiconductors include, for example, compound semiconductors having a chalcopyrite structure such as CIS semiconductors or CIGS semiconductors, compound semiconductors such as compounds having a perovskite structure, compound semiconductors having a kesterite structure, or cadmium telluride (CdTe) semiconductors. Is applied.
  • the CIS semiconductor is a compound semiconductor containing copper (Cu), indium (In) and selenium (Se).
  • the CIGS semiconductor is a compound semiconductor containing Cu, In, gallium (Ga) and Se.
  • the solar cell unit 3B includes a substrate 6 and a plurality of solar cell elements 31B arranged in a plane on the substrate 6.
  • "arranged in a plane” means that each of the plurality of solar cell elements 31B is located along a virtual or actual plane, and that the plurality of solar cell elements 31B are arranged in a plane.
  • the plurality of solar cell elements 31B are arranged on the substrate 6 along the surface of the substrate 6. For example, a transparent glass substrate having a thickness of about 0.5 mm to 2 mm is applied to the substrate 6.
  • the solar cell unit 3B includes N solar cell elements 31B (N is a natural number of 2 or more).
  • N is a natural number of 2 or more.
  • N solar cell elements 31B are electrically connected in series, the larger the numerical value N, the larger the output voltage of the solar cell unit 3B can be.
  • 7 (a) and 7 (b) show an example in which a plurality of (here, 7) solar cell elements 31B are arranged along the + Y direction.
  • each of the solar cell elements 31B has an elongated shape having a longitudinal direction along the + X direction.
  • the solar cell unit 3B has several tens to several hundreds of solar cell elements 31B. Can be lined up.
  • Each of the plurality of solar cell elements 31B has, for example, a first electrode layer 8a, a semiconductor layer 8b, and a second electrode layer 8c, as shown in FIG. 7B. Further, in the solar cell unit 3B, for example, as shown in FIG. 7B, a connecting unit 9 and a transparent unit 7 are present between adjacent solar cell elements 31B.
  • the second electrode layer 8c is a layer having higher translucency to light having a wavelength in a specific range than the semiconductor layer 8b (also referred to as a translucent electrode layer), in each solar cell element 31B. The incident light can pass through the second electrode layer 8c.
  • the incident light transmitted through the surface protection layer 1 can be transmitted through the second electrode layer 8c and irradiated to the semiconductor layer 8b.
  • the incident light can be absorbed by the semiconductor layer 8b.
  • the back surface protective layer 2 is made of a material having the same translucency as the front surface protective layer 1
  • the first electrode layer 8a is light having a wavelength in a specific range than that of the semiconductor layer 8b.
  • the incident light transmitted through the back surface protective layer 2 can be transmitted through the first electrode layer 8a and irradiated to the semiconductor layer 8b.
  • the first electrode layer 8a is located, for example, on the surface of the substrate 6 facing the + Z direction.
  • the first electrode layer 8a is, for example, an electrode (also referred to as a first electrode) capable of collecting charges generated by photoelectric conversion in response to light irradiation in the semiconductor layer 8b. If, for example, a transparent conductive oxide (TCO) having translucency with respect to light having a wavelength in a specific range is applied to the material of the first electrode layer 8a, light having a wavelength in a specific range is applied. Can pass through the back surface protective layer 2 and the first electrode layer 8a and be incident on the semiconductor layer 8b.
  • TCO transparent conductive oxide
  • TCO includes, for example, indium tin oxide (ITO: Indium Tin Oxide), fluorine-doped tin oxide (FTO), zinc oxide (ZnO), and the like.
  • ITO Indium Tin Oxide
  • FTO fluorine-doped tin oxide
  • ZnO zinc oxide
  • the TCO may optionally contain aluminum (Al), boron (B) or gallium (Ga).
  • Al aluminum
  • B boron
  • Ga gallium
  • seven first electrode layers 8a are arranged in a plane along the + Y direction on the surface protection layer 1.
  • the first electrode layer 8a of the mth solar cell element 31Bm (m is a natural number from 1 to 6) and the first electrode layer 8a of the (m + 1) first solar cell element 31B (m + 1) are the mth sun.
  • the portion extending toward the battery element 31Bm is in a state of being lined up with a gap (also referred to as a first gap) G1 in between.
  • a gap also referred to as a first gap
  • the first gap G1 is sandwiched between them.
  • Each first gap G1 has a longitudinal direction along the + X direction.
  • the semiconductor layer 8b is located between the first electrode layer 8a and the second electrode layer 8c.
  • the first electrode layer 8a of the adjacent (m + 1) solar cell element 31B (m + 1) in the + Y direction extends in the ⁇ Y direction. It is located so as to extend over the edges of the portion.
  • the semiconductor layer 8b of the first solar cell element 31B1 extends to the end of the portion where the first electrode layer 8a of the adjacent second solar cell element 31B2 extends in the ⁇ Y direction. It is located like.
  • the semiconductor layer 8b is composed of, for example, the above-mentioned thin film semiconductor.
  • the second electrode layer 8c is located on the semiconductor layer 8b.
  • the second electrode layer 8c is an electrode (also referred to as a second electrode) capable of collecting charges generated by photoelectric conversion in response to light irradiation in the semiconductor layer 8b.
  • a transparent conductive oxide (TCO) having translucency with respect to light having a wavelength in a specific range can be adopted as in the material of the first electrode layer 8a. ..
  • the seven second electrode layers 8c are arranged in a plane along the + Y direction.
  • the second electrode layer 8c is in a state of being lined up with a gap (also referred to as a second gap) G2 in between.
  • a gap also referred to as a second gap
  • G2 there is a gap (second gap) between the portion where the second electrode layer 8c of the first solar cell element 31B1 extends in the + Y direction and the second electrode layer 8c of the second solar cell element 31B2. They are lined up across G2.
  • Each second gap G2 has a longitudinal direction along the + X direction.
  • each of the second gaps G2 there is a third groove portion P3 having the first electrode layer 8a as the bottom surface.
  • the second gap G2 is + Y more than the first gap G1. It exists in a position shifted in the direction. Therefore, for example, the inter-cell region 31ga between the mth solar cell element 31Bm and the (m + 1) th solar cell element 31B (m + 1) adjacent to each other in the + Y direction is the edge of the first gap G1 in the ⁇ Y direction. It is located from the portion to the edge of the second gap G2 in the + Y direction.
  • the connection unit 9 is in a state in which two adjacent solar cell elements 31B among the plurality of solar cell elements 31B are electrically connected in series.
  • the mth connecting portion 9m is located so as to penetrate between the semiconductor layer 8b and the transparent portion 7.
  • the mth connection portion 9m is in a state of electrically connecting the mth solar cell element 31Bm and the (m + 1) th solar cell element 31 (m + 1).
  • the first connecting portion 91 is in a state of electrically connecting the first solar cell element 31B1 and the second solar cell element 31B2.
  • the m-th connection portion 9m electrically connects the second electrode layer 8c of the mth solar cell element 31Bm and the first electrode layer 8a of the (m + 1) th solar cell element 31B (m + 1). It is connected to.
  • the first connecting portion 91 is in a state of electrically connecting the second electrode layer 8c of the first solar cell element 31B1 and the first electrode layer 8a of the second solar cell element 31B2.
  • the plurality of solar cell elements 31B are electrically connected in series.
  • the end surface of the semiconductor layer 8b facing the + Y direction and the end surface of the transparent portion 7 facing the ⁇ Y direction are both side surfaces, and the surface of the first electrode layer 8a facing the ⁇ Z direction is the bottom surface. It exists in the second groove portion P2.
  • Each second groove P2 has a longitudinal direction along the + X direction. Then, the connecting portion 9 is filled in the second groove portion P2.
  • the transparent portion 7 has higher translucency to light having a wavelength in a specific range than the semiconductor layer 8b.
  • the transparent portion 7 can be formed, for example, by locally heating a part of the semiconductor layer having a perovskite structure.
  • the mth transparent portion 7m is located between the mth connection portion 9m of the mth solar cell element 31Bm and the (m + 1) th solar cell element 31B (m + 1).
  • the first transparent portion 71 is located between the first connection portion 91 of the first solar cell element 31B1 and the second solar cell element 31B2. In the example of FIG.
  • the m-th transparent portion 7m includes the m-th connection portion 9m of the m-th solar cell element 31Bm, the m-th solar cell element 31Bm, and the (m + 1) th solar cell element 31B. It is located between the third groove portion P3 existing between the (m + 1) and the third groove portion P3.
  • the first transparent portion 71 exists between the first connection portion 91 of the first solar cell element 31B1 and the first solar cell element 31B1 and the second solar cell element 31B2. It is located between the three groove portions P3.
  • the transparent portion 7 may be composed of, for example, a non-transparent semiconductor layer.
  • the first electrode layer 8a has a portion (also referred to as a first extending portion) 8ae extending in the ⁇ Y direction from the semiconductor layer 8b and the second electrode layer 8c.
  • the semiconductor layer 8b and the second electrode layer 8c extend in the + Y direction from the first electrode layer 8a, and the second electrode layer 8c extends in the + Y direction from the semiconductor layer 8b. It has a portion (also referred to as a second extension portion) of 8 ce that extends to the surface.
  • a wiring material for output of the first polarity (also referred to as a wiring material for first output) 32a is electrically connected on the first extension portion 8ae.
  • the first output wiring material 32a is in a state of being joined to, for example, the first extending portion 8ae which is a part of the electrodes of the first solar cell element 31B1. Specifically, for example, it is located between the first output wiring material 32a and the first extension portion 8ae, and joins the first output wiring material 32a and the first extension portion 8ae. There is a portion (also referred to as a third junction portion) 321B in a state. In the example of FIG. 7A, the first output wiring material 32a is located along the end side of the first solar cell element 31B1 located in the ⁇ Y direction.
  • a wiring material for output of the second polarity (also referred to as a wiring material for second output) 32b is electrically connected on the second extension portion 8ce.
  • the second output wiring material 32b is, for example, in a state of being joined to the second extending portion 8ce, which is a part of the electrodes of the seventh solar cell element 31B7. Specifically, for example, it is located between the second output wiring material 32b and the second extension portion 8ce, and joins the second output wiring material 32b and the second extension portion 8ce.
  • the second output wiring material 32b is located along the end side of the seventh solar cell element 31B7 located in the + Y direction.
  • a linear or strip-shaped conductive metal body is applied to the first output wiring material 32a and the second output wiring material 32b, respectively.
  • a low melting point alloy such as solder or a low melting point single metal is applied.
  • a copper foil having a thickness of about 0.1 mm to 0.2 mm and a width of about 1 mm to 2 mm is applied to the first output wiring material 32a and the second output wiring material 32b, respectively. The entire surfaces of the first output wiring material 32a and the second output wiring material 32b are covered with solder.
  • the first output wiring material 32a is in a state of being electrically connected to the first extending portion 8ae by, for example, soldering.
  • the second output wiring material 32b is in a state of being electrically connected to the second extending portion 8ce by, for example, soldering.
  • the solder located between the first output wiring material 32a and the first extending portion 8ae constitutes the third joint portion 321B.
  • the solder located between the second output wiring material 32b and the second extending portion 8ce constitutes the fourth joint portion 322B.
  • the third joint portion 321B and the fourth joint portion 322B are also abbreviated as “joint portions” as appropriate.
  • the second polarity is the positive electrode.
  • the second polarity is negative.
  • Each of the first output wiring material 32a and the second output wiring material 32b is in a state of being pulled out to the outside through, for example, a through hole penetrating the back surface protective layer 2.
  • the free acid generated in the filler 4 can be dissipated to the external space 200 via the surface protective layer 1.
  • the first electrode layer 8a, the second electrode layer 8c, the third junction portion 321B, and the fourth junction portion 322B in the thin-film solar cell element 31B are less likely to be corroded by the free acid.
  • the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the filler 4 may be, for example, a filler 4B having the first filler 41 without having the second filler 42, as shown in FIG.
  • the filler 4B is in a state of covering the solar cell unit 3B between the surface protective layer 1 and the solar cell unit 3B including the plurality of solar cell elements 31B. Therefore, the filler 4B is in a state of covering the plurality of solar cell elements 31B between the surface protective layer 1 and the plurality of solar cell elements 31B, for example.
  • the substrate 6 of the solar cell unit 3B may be the back surface protective layer 2.
  • the surface protective layer 1 extends from the first surface 1f to the second surface 1s, respectively. It may be changed to the surface protection layer 1C having a plurality of fine through holes (also referred to as fine through holes) 1 Ct.
  • the diameter of the fine through hole 1Ct is, for example, less than the diameter of water droplets such as raindrops and drizzle and equal to or larger than the diameter of water particles in water vapor.
  • the diameter of the fine through hole 1Ct is, for example, about 0.1 mm to 1 mm.
  • the plurality of microthrough holes 1Ct in the surface protective layer 1C can be formed, for example, by micromachining or punching with a laser on a sheet of weather-resistant resin.
  • the waterproof property of the surface protective layer 1C is unlikely to decrease, and the moisture permeability of the surface protective layer 1C can be improved. Therefore, for example, even if the filler 4 generates free acids such as acetic acid by thermal decomposition and hydrolysis, the free acids generated in the filler 4 pass through the plurality of fine through holes 1Ct of the surface protection layer 1C. Can be dissipated into the external space 200.
  • the electrodes and the joint portion of the solar cell element 31 are less likely to be corroded by the free acid.
  • the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the material of the surface protection layer 1C may be, for example, a resin having weather resistance similar to the material of the surface protection member 1 of the first embodiment or the second embodiment, or has weather resistance. Other materials may be used.
  • the surface protective layer 1C may have, for example, a plurality of fine through holes 1Ct extending from the first surface 1f to the second surface 1s, and may have weather resistance. Even if such a configuration is adopted, for example, the free acid generated from the filler 4 can be dissipated into the external space 200 through the fine through holes 1Ct of the surface protective layer 1C. As a result, for example, corrosion of the electrodes and joints of the solar cell element 31 due to free acid is less likely to occur.
  • the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • glass or the like is applied to other materials having weather resistance adopted as the material of the surface protective layer 1C.
  • Glass has, for example, a lower water vapor transmission rate (WVTR) than resin.
  • WVTR water vapor transmission rate
  • the plurality of fine through holes 1Ct in the glass surface protective layer 1C can be formed, for example, by microfabrication of a glass plate using a laser.
  • a Gore-Tex (registered trademark) membrane which is a material having waterproof and breathable properties, may be applied to the material of the surface protective layer 1C.
  • the diameter of the fine through hole 1Ct may be, for example, about 0.2 micrometer ( ⁇ m), which is the average hole diameter of ePTFE. In other words, the diameter of the fine through hole 1Ct may be, for example, about 0.2 ⁇ m to 1 mm.
  • the plurality of fine through holes 1Ct of the surface protection layer 1C may be mainly located above, for example, the first output take-out electrode 311.
  • the light directed from the external space 200 to the portion other than the first output extraction electrode 311 of the solar cell unit 3 is less likely to be diffusely reflected by the surface protective layer 1C by the plurality of fine through holes 1Ct.
  • the photoelectric conversion efficiency of the solar cell module 100 is unlikely to decrease.
  • free acid easily diffuses from the region on the first output take-out electrode 311 of the filler 4 into the external space 200 through the fine through hole 1Ct of the surface protective layer 1C.
  • corrosion of the electrodes and the joint portion of the solar cell element 31 due to free acid is less likely to occur, and the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the solar cell module 100 covers the first joint portion 321. It may have a protective member (also referred to as a first protective member) 81D located between the first joint portion 321 and the first filler 41.
  • a protective member also referred to as a first protective member
  • the first protective member 81D is located between the first filler 41 and the solar cell element 31.
  • the first protective member 81D can protect, for example, the first joint portion 321. Therefore, for example, even if the filler 4 generates free acid such as acetic acid by thermal decomposition and hydrolysis, the free acid generated in the filler 4 is first bonded due to the presence of the first protective member 81D.
  • the first protective member 81D has the first filler 41 and the first filler 41 from the region between the first filler 41 and the first wiring material 32 so as to cover the first joint portion 321. It is located over the area between the output take-out electrode 311 and the output take-out electrode 311. In the example of FIG. 11, the entire surface of the first wiring material 32 is covered with the coating layer 34.
  • a metal strip-shaped metal body such as a copper foil is applied to the first wiring material 32.
  • a metal having a low melting point such as solder is applied to the material of the coating layer 34.
  • the portion of the coating layer 34 that joins the first output take-out electrode 311 and the first wiring material 32 serves as the first joint portion 321.
  • the coating layer 34 has a portion located between the first wiring material 32 and the first filler 41.
  • the first protective member 81D is in contact with the coating layer 34 and the first output extraction electrode 311.
  • the first protective member 81D is the first wiring material 32 and the first output take-out electrode.
  • a form in which it is in contact with 311 is adopted.
  • the first protective member 81D protrudes above the region (also referred to as a light absorption region) 315a of the first element surface 31f where the first output extraction electrode 311 and the first current collector electrode 312 are not formed.
  • the first protective member 81D is positioned so as to cover the first output take-out electrode 311 for example, the first protective member 81D can protect the first output take-out electrode 311.
  • the presence of the first protective member 81D makes it difficult for the free acid generated in the filler 4 to reach the first output extraction electrode 311.
  • the first output extraction electrode 311 is less likely to be corroded by the free acid, and the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the solar cell module 100 is located between the second joint portion 322 and the second filler 42 so as to cover the second joint portion 322. It may have a protective member (also referred to as a second protective member) 82D.
  • the second protective member 82D is located between the second filler 42 and the solar cell element 31.
  • the second protective member 82D can protect, for example, the second joint portion 322. Therefore, for example, even if the filler 4 generates free acid such as acetic acid by thermal decomposition and hydrolysis, the free acid generated in the filler 4 is second-bonded due to the presence of the second protective member 82D. It becomes difficult to reach the portion 322.
  • the second joint portion 322 between the second output take-out electrode 313 and the first wiring material 32 is less likely to be corroded by the free acid.
  • the second protective member 82D has the second filler 42 and the second filler 42 from the region between the second filler 42 and the first wiring material 32 so as to cover the second joint portion 322. It is located over the area between the output take-out electrode 313.
  • the portion where the second output take-out electrode 313 and the first wiring material 32 are joined is the second portion.
  • the coating layer 34 has a portion located between the first wiring material 32 and the second filler 42. Then, for example, the second protective member 82D is in contact with the coating layer 34 and the second output extraction electrode 313.
  • the second protective member 82D is the first wiring material 32 and the second output take-out electrode. The form in contact with the 313 is adopted.
  • the second protective member 82D is positioned so as to cover the second output take-out electrode 313, the second output take-out electrode 313 can be protected.
  • the presence of the second protective member 82D makes it difficult for the free acid generated in the filler 4 to reach the second output take-out electrode 313.
  • the second output take-out electrode 313 is less likely to be corroded by the free acid, and the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • a fluorine-based tape is applied to the first protective member 81D and the second protective member 82D.
  • the fluorine-based tape has excellent weather resistance, the durability of the first protective member 81D and the second protective member 82D can be enhanced. Thereby, for example, the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the fluorine-based tape has, for example, a band-shaped base material containing a fluorine-based resin (also referred to as a fluorine-based base material) and an adhesive located on the surface of the base material.
  • a film of a fluorine-based resin such as polytetrafluoroethylene (PTFE), ETFE, ECTFE or FEP, or a film impregnated with PTFE, ETFE, ECTFE or FEP or the like is applied.
  • a film of a fluorine-based resin such as polytetrafluoroethylene (PTFE), ETFE, ECTFE or FEP, or a film impregnated with PTFE, ETFE, ECTFE or FEP or the like is applied. ..
  • PTFE polytetrafluoroethylene
  • ETFE ECTFE
  • FEP a film impregnated with PTFE, ETFE, ECTFE or FEP or the like
  • the adhesive for example, an acrylic adhesive or a silicone adhesive is applied.
  • a tape having weather resistance other than the fluorine-based tape may be applied to the first protective member 81D and the second protective member 82D.
  • a base material using a material such as polyimide such as Kapton (registered trademark), polyethylene terephthalate (PET), acrylic, polycarbonate, cellophane or vinyl chloride may be used.
  • the first protective member 81D and the second protective member 82D have an adhesive, the solar cell is used in the manufacturing process of the solar cell module 100 before forming the laminated body 10s for the laminating process.
  • the first protective member 81D and the second protective member 82D can be attached to the desired positions of the portion 3.
  • the positions of the first protective member 81D and the second protective member 82D are less likely to shift when the solar cell unit 3 is moved before the laminated body 10s is formed and during the laminating process.
  • the first joint portion 321 and the second joint portion 322 can be more reliably protected by the first protective member 81D and the second protective member 82D.
  • the first protective member 81D and the second protective member 82D do not have to have an adhesive.
  • the first protective member 81D and the second protective member 81D and the second protective member 81D are protected against a desired position of the solar cell unit 3.
  • a mode in which the member 82D is arranged can be considered.
  • the first protective member 81D may be located between the first joint portion 321 and the first filler 41 so as to cover at least a part of the first joint portion 321. Even in this case, for example, the free acid generated in the filler 4 is less likely to reach the first joint portion 321. As a result, for example, the first joint portion 321 between the first output take-out electrode 311 and the first wiring material 32 is less likely to be corroded by the free acid. As a result, for example, the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved. Further, for example, the second protective member 82D may be located between the second joint portion 322 and the second filler 42 so as to cover at least a part of the second joint portion 322.
  • the free acid generated in the filler 4 is less likely to reach the second joint portion 322.
  • the second joint portion 322 between the second output take-out electrode 313 of the solar cell element 31 and the first wiring material 32 is less likely to be corroded by the free acid.
  • the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the second protective member 82D can protect, for example, the second current collector electrode 314. Therefore, for example, even if the filler 4 generates free acids such as acetic acid by thermal decomposition and hydrolysis, the free acids generated in the filler 4 are collected by the presence of the second protective member 82D. It becomes difficult to reach the electric electrode 314. As a result, for example, the second current collector electrode 314 is less likely to be corroded by the free acid. As a result, for example, the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the second protective member 82D is located between the second current collector electrode 314 and the second filler 42 so as to cover the second current collector electrode 314, the second current collector electrode 314 Can be protected.
  • the presence of the second protective member 82D makes it more difficult for the free acid generated in the filler 4 to reach the second current collector electrode 314.
  • the second current collector electrode 314 is less likely to be corroded by the free acid, and the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • first joint portion 321 and the second joint portion 322 have a surface portion 34s containing at least one material of, for example, tin oxide, lead oxide, tin sulfide, and lead sulfide.
  • the outer peripheral portion of the coating layer 34 around the first wiring material 32 is a surface portion 34s containing at least one of tin oxide, lead oxide, tin sulfide, and lead sulfide is considered. Be done.
  • the first junction portion 321 and the second junction portion 322 are less likely to react with free acids such as acetic acid and water.
  • the first joint portion 321 and the second joint portion 322 are less likely to be corroded by the free acid.
  • the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the material of the coating layer 34 located around the first wiring material 32 is solder
  • the solder material contains tin (Sn)
  • the lamination for laminating treatment is performed.
  • the surface portion 34s of the coating layer 34 may contain tin oxide.
  • the solar cell unit 3 is heated in an oxygen atmosphere heating furnace before forming the laminate 10s for the lamination treatment.
  • the surface portion 34s of the coating layer 34 may contain lead oxide. Further, for example, if the solder material contains tin (Sn), the solar cell unit 3 can be heated in a heating furnace having a hydrogen sulfide atmosphere before forming the laminated body 10s for laminating treatment. , The surface portion 34s of the coating layer 34 may contain tin sulfide. Further, for example, if the solder material contains lead (Pb), the solar cell unit 3 can be heated in a heating furnace having a hydrogen sulfide atmosphere before forming the laminated body 10s for laminating treatment. , The surface portion 34s of the coating layer 34 may contain lead sulfide.
  • the surface of the first protection member 81D facing the surface protection layer 1 is the first wiring material 32 or the coating layer 34. It may have a hue color closer to the light absorption region 315a in the solar cell element 31 than the surface of the solar cell element 31.
  • the presence of the first wiring material 32 and the coating layer 34 located behind the first protection member 81D becomes inconspicuous. As a result, for example, the portion where the solar cell module 100 is arranged becomes difficult to see from the appearance as if the solar cell module 100 is arranged.
  • the designability in the portion where the solar cell module 100 is arranged can be improved.
  • the color of the surface of the first protective member 81D can be realized by, for example, the color of the base material itself of the first protective member 81D, the color of a colorant such as a pigment applied on the base material, or the like.
  • the surface of the first protection member 81D facing the surface protection layer 1 has a color similar to that of the light absorption region 315a.
  • the presence of the first wiring material 32 and the coating layer 34 located behind the first protective member 81D is more present. It becomes less noticeable.
  • the "similar colors” are, for example, colors having the same hue and different lightness or saturation, colors having the same hue and different hues (tones), and hues having the same hue. It may be any of the colors adjacent to each other in the ring.
  • the color wheel include a Munsell color system color wheel (also referred to as a Munsell color wheel system), an Ostwald color system color wheel (also referred to as an Ostwald color wheel system), or a PCCS (Practical Color Co-ordinate System) color wheel. Is applied.
  • the hue circle may be one in which the colors of 24 hues are arranged in a ring like the Ostwald hue circle and the PCCS hue circle, or 20 hues such as the Mansell hue circle. The colors may be arranged in a ring.
  • the surface of the first protection member 81D facing the surface protection layer 1 has substantially the same color as the light absorption region 315a. If the solar cell module 100 is present, the presence of the first wiring material 32 and the coating layer 34 located behind the first protective member 81D becomes less noticeable when the solar cell module 100 is viewed from the surface protective layer 1 side.
  • the surface portion 34s of the coating layer 34 located so as to cover the first wiring material 32 is tin sulfide and sulfurized. It may contain at least one material of lead.
  • the color of tin sulfide and lead sulfide is black.
  • the solar cell module 100 is viewed from the surface protection layer 1 side, if the color of the light absorption region 315a of the solar cell element 31 is black in appearance, the first protection is provided on the first wiring material 32. Even if there is a portion where the member 81D is not arranged, the presence of the first wiring material 32 becomes inconspicuous when the solar cell module 100 is viewed from the surface protection layer 1 side.
  • the first wiring material is used between the adjacent solar cell elements 31 when the solar cell module 100 is viewed from the front surface protective layer 1 side.
  • the existence of 32 becomes inconspicuous.
  • the portion where the solar cell module 100 is arranged becomes difficult to see from the appearance as if the solar cell module 100 is arranged.
  • the designability in the portion where the solar cell module 100 is arranged can be improved.
  • the surface portion 34s of the coating layer 34 contains tin sulfide, tin sulfide having a property of being difficult to dissolve in water
  • the presence improves the durability of the coating layer 34.
  • the presence of the first wiring material 32 may become inconspicuous for a long period of time.
  • the designability of the portion where the solar cell module 100 is arranged can be improved over a long period of time.
  • a protective member (also referred to as a third protective member) 83F located so as to cover the third joint portion 321B. May be provided.
  • the solar cell module 100 has a third protective member 83F located between the third joint portion 321B and the first filler 41 so as to cover the third joint portion 321B. May be good.
  • the third protective member 83F is located between the first extending portion 8ae of the first electrode layer 8a and the first filler 41 in the first solar cell element 31B1.
  • a protective member (also referred to as a fourth protective member) 84F located so as to cover the fourth joint portion 322B may be provided.
  • the solar cell module 100 has a fourth protective member 84F located between the fourth joint portion 322B and the first filler 41 so as to cover the fourth joint portion 322B. May be good.
  • the fourth protective member 84F is located between the second extending portion 8ce of the second electrode layer 8c in the seventh solar cell element 31B7 and the first filler 41.
  • the third joint portion 321B can be protected.
  • the electrode layer 8a is located over the region between the electrode layer 8a and the first extending portion 8ae. In this case, for example, even if the filler 4 generates free acid such as acetic acid by thermal decomposition and hydrolysis, the free acid generated in the filler 4 is the first due to the presence of the third protective member 83F.
  • the joint portion 321B It becomes difficult to reach the joint portion 321B.
  • the third joint portion 321B between the first extending portion 8ae of the first electrode layer 8a and the wiring material 32a for the first output is less likely to be corroded by free acid, and the long-term reliability of the solar cell module 100 is reduced.
  • the sex can be improved.
  • the fourth protective member 84F is positioned so as to cover the fourth joint portion 322B, the fourth joint portion 322B can be protected.
  • the fourth protective member 84F has the first filler 41 and the second filler 41 and the second filler 41 from the region between the first filler 41 and the second output wiring material 32b so as to cover the fourth joint portion 322B.
  • the electrode layer 8c is located over the region between the second extending portion 8ce and the electrode layer 8c. In this case, for example, even if the filler 4 generates free acid such as acetic acid by thermal decomposition and hydrolysis, the free acid generated in the filler 4 is the first due to the presence of the fourth protective member 84F.
  • the fourth joint portion 322B between the second extending portion 8ce of the second electrode layer 8c and the wiring material 32b for the second output is less likely to be corroded by the free acid, and the long-term reliability of the solar cell module 100 The sex can be improved.
  • the third protective member 83F and the fourth protective member 84F for example, those having the same configurations as the first protective member 81D and the second protective member 82D according to the fifth embodiment can be applied.
  • the first wiring material 32 of the fifth embodiment if the entire surface of the first output wiring material 32a is covered with the same coating layer as the coating layer 34, the first wiring material in the coating layer.
  • the portion where the 1 extending portion 8ae and the first output wiring material 32a are joined has a role as the third joining portion 321B.
  • the third protective member 83F is in contact with the coating layer of the first output wiring material 32a and the first extending portion 8ae.
  • the third protective member 83F is the first output wiring material 32a and the first.
  • a form in which the extension portion 8ae is in contact with the extension portion 8ae is adopted.
  • the first wiring material 32 of the fifth embodiment if the entire surface of the wiring material 32b for the second output is covered with the same coating layer as the coating layer 34, the first wiring material in the coating layer.
  • the portion where the 2 extending portion 8ce and the second output wiring material 32b are joined has a role as the fourth joining portion 322B.
  • the fourth protective member 84F is in contact with the coating layer of the second output wiring material 32b and the second extending portion 8ce.
  • the fourth protective member 84F is the second output wiring material 32b and the second. A form in which the extension portion 8ce is in contact with the extension portion 8ce is adopted.
  • the third protective member 83F is located between the third joint portion 321B and the first filler 41 so as to cover at least a part of the third joint portion 321B, the third protective member 83F is filled. It becomes difficult for the free acid generated in the material 4 to reach the third joint portion 321B. As a result, for example, the third joint portion 321B between the first extending portion 8ae and the first output wiring material 32a is less likely to be corroded by the free acid, and the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the filler is used. It becomes difficult for the free acid generated in No. 4 to reach the fourth bonding portion 322B. As a result, for example, the fourth joint portion 322B between the second extension portion 8ce and the second output wiring material 32b is less likely to be corroded by the free acid, and the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the third joint portion 321B and the fourth joint portion 322B are tin oxide, lead oxide, and tin sulfide, as in the case of the first joint portion 321 and the second joint portion 322 according to the fifth embodiment. And may have a surface portion similar to the above-mentioned surface portion 34s containing at least one material of lead sulfide.
  • the outer peripheral portion of the coating layer around each of the first output wiring material 32a and the second output wiring material 32b is made of at least one of tin oxide, lead oxide, tin sulfide, and lead sulfide. It is conceivable that the surface portion contains.
  • the third junction portion 321B and the fourth junction portion 322B are less likely to react with free acids such as acetic acid and water, and the third junction portion 321B and the fourth junction portion 322B are less likely to be corroded.
  • the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the material of the coating layer located around the first output wiring material 32a and the second output wiring material 32b is solder, if the solder material contains tin.
  • the surface portion of the coating layer may contain tin oxide.
  • the surface of the coating layer is surfaced by heating the solar cell portion 3B in a heating furnace in an oxygen atmosphere before forming a laminate for laminating treatment.
  • the part may contain lead oxide.
  • the solar cell portion 3B is heated in a heating furnace in a hydrogen sulfide atmosphere before forming a laminate for laminating treatment, thereby forming a coating layer.
  • the surface portion may contain tin sulfide.
  • the solar cell portion 3B is heated in a heating furnace in a hydrogen sulfide atmosphere before forming a laminate for laminating treatment, thereby forming a coating layer.
  • the surface portion may contain lead sulfide.
  • the surface of the third protective member 83F facing the surface protective layer 1 is the surface of the first output wiring material 32a or the first. 1 Has a hue color closer to the region (also referred to as the light absorption region) on the surface protection layer 1 side of the semiconductor layer 8b in the solar cell element 31B than the surface of the coating layer in the state of covering the output wiring material 32a. You may be.
  • the surface of the fourth protective member 84F facing the surface protection layer 1 is the surface of the second output wiring material 32b or the second.
  • the light absorption region may be composed of, for example, an antireflection film such as silicon nitride formed on the second electrode layer 8c.
  • the presence of the first output wiring material 32a and the second output wiring material 32b becomes inconspicuous. As a result, for example, the portion where the solar cell module 100 is arranged becomes difficult to see from the appearance as if the solar cell module 100 is arranged.
  • the designability in the portion where the solar cell module 100 is arranged can be improved.
  • the surface color of the third protective member 83F and the fourth protective member 84F is, for example, the color of the base material itself of the third protective member 83F and the fourth protective member 84F, or a pigment applied on the base material. It can be realized by the color of the colorant or the like. Further, here, for example, when the solar cell module 100 is viewed from the surface protective layer 1 side, the surface of the third protective member 83F and the fourth protective member 84F facing the surface protective layer 1 is illuminated.
  • the solar cell module 100 has a color similar to that of the absorption region, the presence of the first output wiring material 32a and the second output wiring material 32b becomes more conspicuous when the solar cell module 100 is viewed from the surface protection layer 1 side. It disappears. Then, for example, when the solar cell module 100 is viewed from the surface protective layer 1 side, the surface of the third protective member 83F and the fourth protective member 84F facing the surface protective layer 1 is the light absorption region. If the solar cell modules 100 have substantially the same color, the presence of the first output wiring material 32a and the second output wiring material 32b becomes less noticeable when the solar cell module 100 is viewed from the surface protection layer 1 side.
  • the first output wiring material 32a and the second output wiring material 32b are covered so as to cover the first output wiring material 32a and the second output wiring material 32b.
  • the surface portion of the coated layer in the positioned state may contain at least one material of tin sulfide and lead sulfide.
  • the color of tin sulfide and lead sulfide is black.
  • the solar cell module 100 when the solar cell module 100 is viewed from the surface protection layer 1 side, if the color of the light absorption region of the solar cell element 31B is black in appearance, the first output wiring material 32a and Even if there is a portion on the wiring material 32b for the second output where the third protective member 83F and the fourth protective member 84F are not arranged, the first output is obtained when the solar cell module 100 is viewed from the surface protective layer 1 side.
  • the presence of the wiring material 32a for the second output and the wiring material 32b for the second output becomes inconspicuous.
  • the first output wiring material 32a and the second output wiring material 32a and the second are around the solar cell unit 3B when the solar cell module 100 is viewed from the front surface protective layer 1 side.
  • the presence of the output wiring material 32b becomes inconspicuous.
  • the portion where the solar cell module 100 is arranged is apparently arranged with the solar cell module. It becomes difficult to see as if it were.
  • the designability in the portion where the solar cell module 100 is arranged can be improved.
  • the surface portion of the coating layer located so as to cover the first output wiring material 32a contains tin sulfide. If it is contained, the durability of the coating layer is improved by the presence of tin sulfide having a property of being poorly soluble in water. As a result, for example, when the solar cell module 100 is viewed from the surface protection layer 1 side, the presence of the first output wiring material 32a may become inconspicuous for a long period of time. As a result, for example, the designability of the portion where the solar cell module 100 is arranged can be improved over a long period of time.
  • the surface portion of the coating layer located so as to cover the second output wiring material 32b contains tin sulfide. If it is contained, the durability of the coating layer is improved by the presence of tin sulfide having a property of being poorly soluble in water. As a result, for example, when the solar cell module 100 is viewed from the surface protection layer 1 side, the presence of the second output wiring material 32b may become inconspicuous for a long period of time. As a result, for example, the designability of the portion where the solar cell module 100 is arranged can be improved over a long period of time.
  • the solar cell unit 3B may be, for example, a solar cell unit 3G in which the solar cell unit 3B is turned upside down, as shown in FIGS. 14 (a) and 14 (b).
  • the filler 4 may be, for example, a filler 4G having the second filler 42 without having the first filler 41, as shown in FIG. 14A.
  • the filler 4G is in a state of covering the solar cell portion 3G between the back surface protective layer 2 and the solar cell portion 3G including the plurality of solar cell elements 31B. Therefore, the filler 4G is in a state of covering the plurality of solar cell elements 31B between the back surface protective layer 2 and the plurality of solar cell elements 31B, for example.
  • the fifth protective member 85G is located between the second electrode layer 8c and the second filler 42 of each solar cell element 31B. You may be doing it.
  • the fifth protective member 85G is located instead of the third protective member 83F and the fourth protective member 84F. Specifically, the fifth protective member 85G is positioned so as to cover the third joint portion 321B, the fourth joint portion 322B, and the second electrode layer 8c. In this case, the fifth protective member 85G can protect each second electrode layer 8c, for example.
  • the free acid generated in the filler 4 due to the presence of the fifth protective member 85G is the second electrode. It becomes difficult to reach the layer 8c. As a result, for example, the second electrode layer 8c is less likely to be corroded by the free acid. As a result, for example, the long-term reliability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the fifth protective member 85G for example, those having the same configurations as the first protective member 81D, the second protective member 82D, the third protective member 83F, and the fourth protective member 84F described above can be applied.
  • the presence of the first protective member 81D and the second protective member 82D causes the solar cell.
  • the long-term reliability of the module 100 can be improved.
  • at least one of the first protective member 81D and the second protective member 82D may be present.
  • the third protective member 83F and the fourth protective member 84F or the fifth protective member 85G are applied.
  • the presence of can improve the long-term reliability of the solar cell module 100.
  • at least one of the third protective member 83F and the fourth protective member 84F may be present.

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Abstract

太陽電池モジュール（１００）は、表面保護層（１）と、裏面保護層（２）と、複数の太陽電池素子（３１）と、充填材（４）と、を備える。表面保護層（１）は、第１面（１ｆ）および該第１面（１ｆ）の逆側の第２面（１ｓ）を有し、透光性を有する。裏面保護層（２）は、第２面（１ｓ）に対向している状態にある。複数の太陽電池素子（３１）は、第２面（１ｓ）と裏面保護層（２）との間に位置している。充填材（４）は、表面保護層（１）と複数の太陽電池素子（３１）との間において、複数の太陽電池素子（３１）を覆っている状態にある。充填材（４）の素材は、遊離酸が発生する化学構造を有する。表面保護層（１）は、耐候性を有する樹脂で構成された層である。第１面（１ｆ）の少なくとも一部が、太陽電池モジュール（１００）の外部の空間に対して露出している状態にある。

Description

太陽電池モジュール
　本開示は、太陽電池モジュールに関する。
　平面的に配列されて電気的に接続された複数の太陽電池素子が、透光性部材と背面部材との間に挟まれている状態で位置している太陽電池モジュールが知られている（例えば、特開２００１－２５０９６５号公報、特開２００４－０１４７９１号公報および特開２０１２－００４１４６号公報の記載を参照）。
　この太陽電池モジュールでは、例えば、ガラス基板などの透光性部材とバックシートなどの背面部材との間において、エチレン酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）を主成分とした充填材によって複数の太陽電池素子が覆われている状態にある。
　太陽電池モジュールが開示される。
　太陽電池モジュールの一態様は、表面保護層と、裏面保護層と、複数の太陽電池素子と、充填材と、を備える。前記表面保護層は、第１面および該第１面の逆側の第２面を有するとともに透光性を有する。前記裏面保護層は、前記第２面に対向している状態にある。前記複数の太陽電池素子は、前記第２面と前記裏面保護層との間に位置している。前記充填材は、前記表面保護層と前記複数の太陽電池素子との間において、前記複数の太陽電池素子を覆っている状態にある。前記充填材の素材は、遊離酸が発生する化学構造を有する。前記表面保護層は、耐候性を有する樹脂で構成された層である。前記第１面の少なくとも一部が、前記太陽電池モジュールの外部の空間に対して露出している状態にある。
　太陽電池モジュールの他の一態様は、表面保護層と、裏面保護層と、複数の太陽電池素子と、充填材と、を備える。前記表面保護層は、第１面および該第１面の逆側の第２面を有するとともに透光性を有する。前記裏面保護層は、前記第２面に対向している状態にある。前記複数の太陽電池素子は、前記第２面と前記裏面保護層との間に位置している。前記充填材は、前記表面保護層と前記複数の太陽電池素子との間において、前記複数の太陽電池素子を覆っている状態にある。前記充填材の素材は、遊離酸が発生する化学構造を有する。前記表面保護層は、前記第１面から前記第２面にそれぞれ至る複数の微細な貫通孔を有するとともに、耐候性を有する。前記第１面の少なくとも一部が、前記太陽電池モジュールの外部の空間に対して露出している状態にある。
図１（ａ）は、第１実施形態に係る太陽電池モジュールを平面視した場合の外観の一例を示す平面図である。図１（ｂ）は、図１（ａ）の太陽電池モジュールのＩｂ－Ｉｂ線に沿った仮想的な切断面の一例を示す図である。 図２（ａ）は、太陽電池素子の第１素子面を平面視した場合の構造の一例を示す図である。図２（ｂ）は、太陽電池素子の第２素子面を平面視した場合の構造の一例を示す図である。 図３（ａ）は、充填材で発生した遊離酸が太陽電池モジュールから外部の空間に発散される様子の一例を示す図である。図３（ｂ）は、太陽電池モジュールにおける表面保護層の素材ごとの水蒸気透過率および平均故障時間の具体例を示す図である。 図４（ａ）から図４（ｃ）は、それぞれ第１実施形態に係る太陽電池モジュールの製造途中における断面の状態を例示する図である。 図５は、第２実施形態に係る太陽電池モジュールのうちの図１（ｂ）の仮想的な切断面に対応する位置における仮想的な切断面の一例を示す図である。 図６（ａ）は、第３実施形態に係る太陽電池モジュールを平面視した場合の構造の一例を示す図である。図６（ｂ）は、図６（ａ）の太陽電池モジュールのVIｂ－VIｂ線に沿った仮想的な切断面の一例を示す図である。 図７（ａ）は、第３実施形態に係る太陽電池部を平面視した場合の構造の一例を示す図である。図７（ｂ）は、図７（ａ）の太陽電池部のVIIｂ－VIIｂ線に沿った仮想的な切断面の一例を示す図である。 図８は、第３実施形態に係る太陽電池モジュールのうちの図６（ｂ）の仮想的な切断面に対応する位置における仮想的な切断面の他の一例を示す図である。 図９（ａ）は、第４実施形態に係る太陽電池モジュールを平面視した場合の外観の一例を示す平面図である。図９（ｂ）は、図９（ａ）の太陽電池モジュールのIXｂ－IXｂ線に沿った仮想的な切断面の一例を示す図である。 図１０（ａ）は、第５実施形態に係る太陽電池モジュールにおいて太陽電池素子の第１素子面上に第１配線材および第１保護部材が位置している構成の一例を示す図である。図１０（ｂ）は、第５実施形態に係る太陽電池モジュールにおいて太陽電池素子の第２素子面上に第１配線材および第２保護部材が位置している構成の一例を示す図である。 図１１は、図１０（ａ）および図１０（ｂ）のXI－XI線に沿った位置における第５実施形態に係る太陽電池モジュールの一部の仮想的な切断面の一例を示す図である。 図１２（ａ）は、第５実施形態の一変形例に係る太陽電池モジュールにおいて太陽電池素子の第２素子面上に第１配線材および第２保護部材が位置している構造の一例を示す図である。図１２（ｂ）は、図１２（ａ）のXIIｂ－XIIｂ線に沿った位置における第５実施形態の一変形例に係る太陽電池モジュールの一部の仮想的な切断面の一例を示す図である。 図１３（ａ）は、第６実施形態に係る太陽電池モジュールのうちの太陽電池部において太陽電池素子の電極上に第１出力用配線材、第３保護部材、第２出力用配線材および第４保護部材が位置している構成の一例を示す図である。図１３（ｂ）は、図１３（ａ）の太陽電池部、第１出力用配線材、第３保護部材、第２出力用配線材および第４保護部材についてのXIIIｂ－XIIIｂ線に沿った仮想的な切断面の一例を示す図である。 図１４（ａ）は、第６実施形態の一変形例に係る太陽電池モジュールのうちの図６（ｂ）の仮想的な切断面に対応する位置における仮想的な切断面の一例を示す図である。図１４（ｂ）は、第６実施形態の一変形例に係る太陽電池モジュールのうちの太陽電池部、第１出力用配線材、第２出力用配線材および第５保護部材についての図１３（ｂ）の仮想的な切断面に対応する位置における仮想的な切断面の一例を示す図である。
　太陽電池モジュールは、例えば、ガラス基板などの透光性部材と、バックシートなどの背面部材と、透光性部材と背面部材との間で平面的に配列されて電気的に接続されている状態にある複数の太陽電池素子と、を備えている。また、この太陽電池モジュールでは、例えば、透光性部材と背面部材との間において複数の太陽電池素子を覆うように充填されている状態にある、エチレン酢酸ビニル共重合体（ethylene-vinyl acetate copolymer：ＥＶＡ）などの充填材が位置している。
　このような太陽電池モジュールでは、例えば、熱および水分によってＥＶＡが酢酸などの遊離酸を生じ、この遊離酸によって太陽電池素子の電極が腐食されるおそれがある。また、例えば、遊離酸によって、太陽電池素子の電極と配線材との接合部分も腐食されるおそれがある。そして、太陽電池素子の電極および接合部分が腐食されると、太陽電池モジュールの出力が低下し、太陽電池モジュールの長期間にわたる出力の維持（長期信頼性ともいう）が低下するおそれがある。
　そこで、本開示の発明者らは、太陽電池モジュールの長期信頼性を向上させることができる技術を創出した。
　これについて、以下、第１実施形態から第６実施形態を図面に基づいて説明する。図面においては同様な構成および機能を有する部分に同じ符号が付されており、下記説明では重複説明が省略される。図面は模式的に示されたものである。図１（ａ）から図３（ａ）および図４（ａ）から図１４（ｂ）には、右手系のＸＹＺ座標系が付されている。このＸＹＺ座標系では、太陽電池パネル１０の前面１０ｆの長手方向が＋Ｘ方向とされ、前面１０ｆの短手方向が＋Ｙ方向とされ、＋Ｘ方向と＋Ｙ方向との両方に直交する前面１０ｆの法線方向が＋Ｚ方向とされている。
　＜１．第１実施形態＞
　＜１－１．太陽電池モジュール＞
　第１実施形態に係る太陽電池モジュール１００を、図１（ａ）から図３（ｂ）に基づいて説明する。
　図１（ａ）および図１（ｂ）で示されるように、太陽電池モジュール１００は、例えば、太陽電池パネル１０を備えている。太陽電池パネル１０は、例えば、主に光が入射する受光面（前面ともいう）１０ｆと、この前面１０ｆの逆側に位置している裏面１０ｂと、を有する。第１実施形態では、前面１０ｆが、＋Ｚ方向を向いている状態にある。裏面１０ｂが、－Ｚ方向を向いている状態にある。＋Ｚ方向は、例えば、南中している太陽に向く方向に設定される。図１（ａ）の例では、前面１０ｆが、長方形状の形状を有する。ここで、図１（ｂ）で示されるように、太陽電池モジュール１００は、例えば、端子ボックス５を備えていてもよい。端子ボックス５は、例えば、太陽電池パネル１０の裏面１０ｂ上などに位置し、太陽電池パネル１０における発電で得られた電気を外部に出力することができる。太陽電池モジュール１００は、例えば、優れた剛性を有する板状の部材（板状部材ともいう）の上に接着剤などで固定されてもよい。この場合には、例えば、板状部材の表面上に、太陽電池パネル１０の裏面１０ｂを接着剤などで固定する態様が考えられる。そして、例えば、板状部材の裏面上に、端子ボックス５が接着剤などで固定されてもよい。また、太陽電池モジュール１００は、例えば、フレームなどを備えていてもよい。この場合には、フレームは、例えば、太陽電池パネル１０の外周部に沿って位置し、太陽電池パネル１０の外周部を保護することができる。
　図１（ａ）および図１（ｂ）で示されるように、太陽電池パネル１０は、例えば、表面保護層１と、裏面保護層２と、太陽電池部３と、充填材４と、を備えている。
　＜１－１－１．表面保護層＞
　表面保護層１は、例えば、第１面１ｆと第２面１ｓとを有する。第１実施形態では、第１面１ｆは、例えば、太陽電池パネル１０の前面１０ｆを構成している状態にある。図１（ａ）および図１（ｂ）の例では、第１面１ｆが、太陽電池モジュール１００の外部の空間（外部空間ともいう）２００に対して露出している状態にある。また、第２面１ｓは、第１面１ｆの逆側の面である。
　表面保護層１は、例えば、透光性を有する。具体的には、表面保護層１は、例えば、特定範囲の波長の光に対する透光性を有する。特定範囲の波長は、例えば、太陽電池部３が光電変換し得る光の波長を含む。特定範囲の波長に、太陽光のうちの照射強度の高い光の波長が含まれていれば、太陽電池モジュール１００の光電変換効率が向上し得る。
　表面保護層１の素材には、例えば、耐候性を有する樹脂が適用される。換言すれば、表面保護層１には、例えば、耐候性を有する樹脂で構成された層が適用される。ここで、耐候性は、例えば、屋外で使用された場合に、変形、変色および劣化などの変質を起こしにくい性質を意味する。表面保護層１の素材に樹脂が適用されることで、表面保護層１は、例えば、太陽電池モジュール１００の外部空間２００から太陽電池部３へ向けた水滴などの水の浸入を低減するとともに、充填材４から外部空間２００へ向けて湿気が通過しやすい性質（透湿防水性ともいう）を有する。ここで、耐候性を有する樹脂は、例えば、フッ素系の樹脂を含む。フッ素系の樹脂は、例えば、フッ化エチレンプロピレン共重合体（Fluorinated Ethylene Propylene：ＦＥＰ）、エチレン・テトラフルオロエチレン共重合体（Ethylene Tetrafluoroethylene：ＥＴＦＥ）およびエチレン・クロロトリフルオロエチレン共重合体（Ethylene Chlorotrifluoroethylene：ＥＣＴＦＥ）などを含む。ここで、例えば、表面保護層１が、２層以上の耐候性を有する樹脂で構成されてもよい。この場合には、表面保護層１に適用されるフッ素系の樹脂は、例えば、２種類以上の樹脂であってもよい。このため、例えば、表面保護層１に適用されるフッ素系の樹脂が、ＦＥＰ、ＥＴＦＥおよびＥＣＴＦＥのうちの少なくとも１つの樹脂を含む態様が考えられる。
　また、表面保護層１の厚さは、例えば、０．０５ミリメートル（ｍｍ）から０．５ｍｍ程度とされる。
　＜１－１－２．太陽電池部＞
　太陽電池部３は、例えば、表面保護層１と裏面保護層２との間に位置している。図１（ａ）および図１（ｂ）で示されるように、太陽電池部３は、例えば、複数の太陽電池素子３１を有する。このため、例えば、複数の太陽電池素子３１は、表面保護層１の第２面１ｓと裏面保護層２との間に位置している。第１実施形態では、複数の太陽電池素子３１は、２次元的に並んでいる状態にある。図１（ａ）および図１（ｂ）の例では、複数の太陽電池素子３１は、表面保護層１の第２面１ｓに沿って位置するように平面的に配列された状態にある。
　また、太陽電池部３は、例えば、複数の第１配線材３２と、複数の第２配線材３３と、を有する。太陽電池部３は、例えば、複数（ここでは、１０個）の太陽電池ストリング３０を含む。複数の太陽電池ストリング３０のそれぞれは、例えば、複数（ここでは、７個）の太陽電池素子３１と、複数の第１配線材３２と、を含む。複数の第１配線材３２は、例えば、複数の太陽電池素子３１のうちの相互に隣り合う２つの太陽電池素子３１をそれぞれ電気的に接続している状態にある。複数の第２配線材３３は、複数の太陽電池ストリング３０のうちの相互に隣り合う２つの太陽電池ストリング３０をそれぞれ電気的に接続している状態にある。図１（ａ）および図１（ｂ）の例では、複数の太陽電池ストリング３０のうちの最も－Ｘ方向の端部に位置している太陽電池ストリング３０に接続された第２配線材３３と、複数の太陽電池ストリング３０のうちの最も＋Ｘ方向の端部に位置している太陽電池ストリング３０に接続された第２配線材３３と、が太陽電池パネル１０の外部に引き出された状態にある。ここで、２本の第２配線材３３は、例えば、裏面保護層２に設けられた貫通孔を介して、太陽電池パネル１０の外部に引き出された状態にある。
　複数の太陽電池素子３１のそれぞれは、例えば、光エネルギーを電気エネルギーに変換することができる。図２（ａ）および図２（ｂ）で示されるように、複数の太陽電池素子３１のそれぞれは、表（おもて）面側に位置している面（第１素子面ともいう）３１ｆと、この第１素子面３１ｆの逆側の面（第２素子面ともいう）３１ｓと、を有する。図２（ａ）および図２（ｂ）の例では、第１素子面３１ｆが、＋Ｚ方向を向いている状態にあり、第２素子面３１ｓが、－Ｚ方向を向いている状態にある。この場合には、例えば、第１素子面３１ｆが主として光が入射される面（受光面ともいう）としての役割を果たし、第２素子面３１ｓが主として光が入射されない面（非受光面ともいう）としての役割を果たす。
　第１実施形態では、図２（ａ）および図２（ｂ）で示されるように、複数の太陽電池素子３１のそれぞれは、半導体基板３１０と、第１出力取出電極３１１と、第１集電電極３１２と、第２出力取出電極３１３と、第２集電電極３１４と、を有する。
　半導体基板３１０には、例えば、結晶シリコンなどの結晶系半導体、アモルファスシリコンなどの非晶質系の半導体、あるいは銅とインジウムとガリウムとセレンの４種類の元素またはカドミウムとテルルの２種類の元素などを用いた化合物半導体が適用される。ここで、半導体基板３１０に結晶シリコンが適用される場合を想定する。この場合には、半導体基板３１０は、主として第１導電型を有する領域（第１導電型領域ともいう）と、第１導電型とは逆の第２導電型を有する領域（第２導電型領域ともいう）と、を有する。第１導電型領域は、例えば、半導体基板３１０の－Ｚ方向の第２素子面３１ｓ側に位置している。第２導電型領域は、例えば、半導体基板３１０の＋Ｚ方向の第１素子面３１ｆ側の表層部に位置している。ここで、例えば、第１導電型がｐ型である場合には、第２導電型がｎ型となる。また、例えば、第１導電型がｎ型である場合には、第２導電型がｐ型となる。これにより、半導体基板３１０は、第１導電型領域と第２導電型領域との界面に位置しているｐｎ接合部を有する。
　第１出力取出電極３１１および第１集電電極３１２は、例えば、半導体基板３１０のうちの第１素子面３１ｆ側の面上に位置している。第１出力取出電極３１１には、例えば、バスバー電極が適用される。第１集電電極３１２には、例えば、フィンガー電極が適用される。図２（ａ）の例では、半導体基板３１０の第１素子面３１ｆ側に、略平行な２本の第１出力取出電極３１１が位置し、略平行な多数本の第１集電電極３１２が、２本の第１出力取出電極３１１に略直交するように位置している。また、半導体基板３１０の第２導電型領域の上のうち、第１出力取出電極３１１および第１集電電極３１２が形成されていない領域には、例えば、窒化シリコンなどによって構成されている状態にある反射防止膜３１５としての絶縁膜が位置していてもよい。ここで、例えば、第１出力取出電極３１１の主成分が銀である場合には、第１出力取出電極３１１は、銀ペーストがスクリーン印刷などで所望の形状に塗布された後に焼成されることで形成され得る。主成分とは、含有成分のうち含有される比率（含有率ともいう）が最も大きい（高い）成分のことを意味する。銀ペーストには、例えば、主成分として銀を含む金属粉末、有機ビヒクルおよびガラスフリットを含有する金属ペーストが適用される。例えば、第１集電電極３１２の主成分が銀である場合には、第１集電電極３１２は、第１出力取出電極３１１と同様に、銀ペーストがスクリーン印刷などで所望の形状に塗布された後に焼成されることで形成され得る。第１出力取出電極３１１と第１集電電極３１２とは、例えば、互いに別工程で形成されてもよいし、同一の工程で形成されてもよい。
　第２出力取出電極３１３および第２集電電極３１４は、例えば、半導体基板３１０のうちの第２素子面３１ｓ側の面上に位置している。第２出力取出電極３１３には、例えば、バスバー電極が適用される。図２（ｂ）の例では、半導体基板３１０の第２素子面３１ｓ側に、＋Ｙ方向に沿った互いに略平行な２列の第２出力取出電極３１３が位置している。第２集電電極３１４は、半導体基板３１０の第２素子面３１ｓ側において、第２出力取出電極３１３と第２集電電極３１４とが重畳することで相互に接続されている部分を除き、第２出力取出電極３１３が形成されていない領域の略全面に位置している。２列の第２出力取出電極３１３のそれぞれは、例えば、一列に並んでいる４つの電極を含む。また、例えば、半導体基板３１０の第１導電型領域と第２出力取出電極３１３および第２集電電極３１４との間に、所望のパターンで酸化アルミニウムなどの酸化物または窒化物の薄膜がパッシベーション膜として存在していてもよい。ここで、例えば、第２出力取出電極３１３の主成分が銀である場合には、第１出力取出電極３１１と同様に、第２出力取出電極３１３は、銀ペーストがスクリーン印刷などで所望の形状に塗布された後に焼成されることで形成され得る。例えば、第２集電電極３１４の主成分がアルミニウムである場合には、第２集電電極３１４は、アルミニウムペーストがスクリーン印刷などで所望の形状に塗布された後に焼成されることで形成され得る。アルミニウムペーストには、例えば、主成分としてアルミニウムを含む金属粉末、有機ビヒクルおよびガラスフリットを含有する金属ペーストが適用される。
　第１配線材３２は、例えば、１つの太陽電池素子３１の第１出力取出電極３１１と、この１つの太陽電池素子３１の隣の他の１つの太陽電池素子３１の第２出力取出電極３１３とを電気的に接続している状態にある。図２（ａ）および図２（ｂ）の例では、複数の太陽電池素子３１のそれぞれに取り付けられる第１配線材３２の外縁が仮想的に２点鎖線で描かれている。ここでは、第１配線材３２は、例えば、第１出力取出電極３１１および第２出力取出電極３１３に接合された状態にある。具体的には、例えば、第１配線材３２と第１出力取出電極３１１との間に位置しており、第１配線材３２と第１出力取出電極３１１とを接合している部分（第１接合部分ともいう）３２１が存在している。このため、例えば、第１配線材３２は、１つの太陽電池素子３１の第１出力取出電極３１１に第１接合部分３２１を介して接合している状態にある。また、例えば、第１配線材３２と第２出力取出電極３１３との間に位置しており、第１配線材３２と第２出力取出電極３１３とを接合している部分（第２接合部分ともいう）３２２が存在している。このため、例えば、第１配線材３２は、１つの太陽電池素子３１の隣の他の１つの太陽電池素子３１の第２出力取出電極３１３に第２接合部分３２２を介して接合している状態にある。第１配線材３２には、例えば、線状あるいは帯状の導電性を有する金属体が適用される。第１接合部分３２１および第２接合部分３２２の素材には、例えば、半田（はんだ）などの低融点の合金または低融点の単体の金属などが適用される。より具体的には、例えば、０．１ｍｍから０．２ｍｍ程度の厚さと１ｍｍから２ｍｍ程度の幅とを有する銅箔が第１配線材３２に適用され、この第１配線材３２の全面に半田が被覆された状態にある。第１配線材３２は、例えば、半田付けによって、第１出力取出電極３１１および第２出力取出電極３１３に電気的に接続されている状態にある。この場合には、例えば、第１配線材３２と第１出力取出電極３１１との間に位置している半田が第１接合部分３２１を構成している状態にある。また、例えば、第１配線材３２と第２出力取出電極３１３との間に位置している半田が第２接合部分３２２を構成している状態にある。以下では、第１接合部分３２１および第２接合部分３２２を、例えば、単に「接合部分」とも称する。
　＜１－１－３．充填材＞
　充填材４は、表面保護層１と裏面保護層２との間において太陽電池部３を覆っている状態にある。換言すれば、充填材４は、表面保護層１と裏面保護層２との間において、複数の太陽電池素子３１を覆っている状態にある。別の観点から言えば、充填材４は、例えば、表面保護層１と裏面保護層２との間の領域（間隙領域ともいう）１０ｇに、太陽電池部３を覆いつつ充填されている状態にある。
　第１実施形態では、充填材４は、例えば、前面１０ｆ側に位置している充填材（第１充填材ともいう）４１と、裏面１０ｂ側に位置している充填材（第２充填材ともいう）４２と、を含む。第１充填材４１は、例えば、太陽電池部３の表面保護層１側の全面を覆っている状態にある。換言すれば、第１充填材４１は、例えば、表面保護層１と複数の太陽電池素子３１との間において、複数の太陽電池素子３１を覆っている状態にある。第２充填材４２は、例えば、太陽電池部３の裏面保護層２側の全面を覆っている状態にある。換言すれば、第２充填材４２は、例えば、裏面保護層２と複数の太陽電池素子３１との間において、複数の太陽電池素子３１を覆っている状態にある。このため、第１実施形態では、太陽電池部３は、例えば、第１充填材４１と第２充填材４２とによって挟み込まれるように囲まれている状態にある。これにより、例えば、充填材４によって太陽電池部３の姿勢が保たれ得る。
　また、充填材４は、例えば、透光性を有する。ここでは、充填材４は、例えば、上述した特定範囲の波長の光に対する透光性を有する。ここで、例えば、充填材４を構成する第１充填材４１および第２充填材４２のうち、少なくとも第１充填材４１が透光性を有していれば、前面１０ｆ側からの入射光が、太陽電池部３まで到達し得る。
　また、第１充填材４１の素材は、例えば、遊離酸が発生する化学構造を有する。ここでは、第１充填材４１の素材には、例えば、エチレン酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、ポリビニルブチラール（ＰＶＢ）などのポリビニルアセタールおよび酸変性樹脂などが適用される。ここで、例えば、第１充填材４１の素材に比較的安価なＥＶＡが適用されれば、複数の太陽電池素子３１を保護する性能を容易に実現することができる。酸変性樹脂には、例えば、ポリオレフィンなどの樹脂に対する酸によるグラフト変性などで形成することができる変性ポリオレフィン樹脂などが適用される。酸変性樹脂のグラフト変性に使用可能な酸には、例えば、アクリル酸、メタクリル酸、マレイン酸、フマル酸、イタコン酸、無水マレイン酸、無水ハイミック酸、無水イタコン酸および無水シトラコン酸などが適用される。遊離酸は、例えば、塩基と結合していない酸である。遊離酸は、例えば、溶液中では溶媒和を形成し得るが溶媒以外とは結合していない酸である。例えば、ＥＶＡおよびＰＶＢなどにおいて遊離酸を発生する化学構造は、例えば、アセトキシ基を含む。アセトキシ基を有する樹脂は、例えば、熱分解および加水分解などによって遊離酸である酢酸を発生させるおそれがある。第２充填材４２の素材には、例えば、第１充填材４１と同様に、ＥＶＡ、ＰＶＢなどのポリビニルアセタールおよび酸変性樹脂などが適用される。第１充填材４１および第２充填材４２は、例えば、２種類以上の素材によって構成されていてもよい。
　＜１－１－４．裏面保護層＞
　裏面保護層２は、例えば、太陽電池パネル１０の裏面１０ｂを構成している状態にある。裏面保護層２は、例えば、表面保護層１の第２面１ｓに対向している状態にある。
　裏面保護層２は、例えば、太陽電池部３を裏面１０ｂ側から保護することができる。裏面保護層２には、例えば、裏面１０ｂを構成するバックシートが適用される。バックシートの厚さは、例えば、０．３ｍｍから０．５ｍｍ程度とされる。バックシートの素材には、例えば、ポリビニルフルオライド（ＰＶＦ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）およびポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）のうちの１種の樹脂、あるいはこれらの樹脂の少なくとも１種の樹脂が適用される。また、図１（ｂ）の例では、裏面保護層２は、太陽電池部３および充填材４を、裏面１０ｂ側および側方の外周部側から包み込むように位置している。そして、裏面保護層２が、表面保護層１の外周部に接着している状態にある。このとき、裏面保護層２は、例えば、裏面１０ｂ側から平面透視した場合に、表面保護層１と同様な形状を有する。例えば、裏面１０ｂ側から平面透視した場合に、表面保護層１および裏面保護層２の双方が長方形状の外形を有する構成が想定される。
　＜１－２．太陽電池モジュールの特性＞
　上述したように、例えば、表面保護層１の素材が耐候性を有する樹脂であれば、表面保護層１は、透湿防水性を有する。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、図３（ａ）の２点鎖線の矢印で示されるように、充填材４で発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１の電極および接合部分が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性を向上させることができる。
　ここで、表面保護層１の素材に、耐候性を有する樹脂であるＦＥＰおよびＥＴＦＥをそれぞれ適用した場合における水蒸気透過率（Water Vapor Transmission Rate：ＷＶＴＲ）および平均故障時間（Mean Time To Failure：ＭＴＴＦ）の測定結果の具体例を挙げて説明する。また、表面保護層１の素材にガラスを適用した場合における水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）および平均故障時間（ＭＴＴＦ）の測定結果の一例も参考例として併せて挙げる。ここでは、図３（ｂ）で示されるように、表面保護層１として、３．２ｍｍの厚さを有するガラスの板（ガラス板ともいう）、０．１ｍｍの厚さを有するＦＥＰのフィルム（ＦＥＰフィルムともいう）および０．１ｍｍの厚さを有するＥＴＦＥのフィルム（ＥＴＦＥフィルムともいう）をそれぞれ用いた。
　ガラス板、ＦＥＰフィルムおよびＥＴＦＥフィルムのそれぞれについての水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）は、日本工業規格（ＪＩＳ）Ｚ０２０８で規定された「防湿包装材料の透過湿度試験方法（カップ法）」に従った測定で得た。水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）は、１平方メートル（１ｍ２）のフィルムを２４時間で透過する水蒸気の量をグラム数で表す。この水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）の単位を、ｇ／ｍ２／ｄａｙと示す。
　表面保護層１としてガラス板、ＦＥＰフィルムおよびＥＴＦＥフィルムをそれぞれ用いた太陽電池モジュール１００の平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、定常光ソーラーシミュレーターを用いて、高温高湿試験を行い、太陽電池モジュール１００の最大出力（Ｐｍ）が初期状態の値からそれぞれ１０％、１５％、２０％および３０％低下する時間を測定することで得た。このため、ここでは、平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、高温高湿の条件下における太陽電池モジュール１００の耐久性を示す。図３（ｂ）では、表面保護層１としてＦＥＰフィルムおよびＥＴＦＥフィルムをそれぞれ用いた太陽電池モジュール１００の平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、表面保護層１としてガラス板を用いた太陽電池モジュール１００の平均故障時間（ＭＴＴＦ）を基準値である１とした値で示されている。
　具体的には、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）を、基準値である１とした。ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。
　また、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）を、基準値である１とした。ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。
　また、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）を、基準値である１とした。ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。
　また、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）を、基準値である１とした。ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＦＥＰフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、ＥＴＦＥフィルムに係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値を、ガラス板に係る最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）の実測値で除することで得た。
　図３（ｂ）で示されるように、厚さが３．２ｍｍのガラス板の水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）は、０ｇ／ｍ２／ｄａｙであった。厚さが０．１ｍｍのＦＥＰフィルムの水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）は、０．９ｇ／ｍ２／ｄａｙであった。厚さが０．１ｍｍのＥＴＦＥフィルムの水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）は、４．９ｇ／ｍ２／ｄａｙであった。
　また、図３（ｂ）で示されるように、表面保護層１にＦＥＰフィルムを用いた場合には、最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、１．０９であり、最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、１．７１であり、最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、１．８９であり、最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、３．３５であった。表面保護層１にＦＴＦＥフィルムを用いた場合には、最大出力（Ｐｍ）が１０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、０．８１であり、最大出力（Ｐｍ）が１５％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、２．６２であり、最大出力（Ｐｍ）が２０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、３．３９であり、最大出力（Ｐｍ）が３０％低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）は、４．７８であった。
　このため、例えば、水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）が０．９ｇ／ｍ２／ｄａｙであるＦＥＰフィルムを表面保護層１に用いた場合には、水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）が０ｇ／ｍ２／ｄａｙであるガラス板を表面保護層１に用いた場合と比較して、最大出力（Ｐｍ）の低下に要する平均故障時間（ＭＴＴＦ）が大幅に長くなることが確認された。また、水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）が４．９ｇ／ｍ２／ｄａｙであるＥＴＦＥフィルムを表面保護層１に用いた場合には、水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）が０．９ｇ／ｍ２／ｄａｙであるＦＥＰフィルムを表面保護層１に用いた場合と比較して、最大出力（Ｐｍ）が１５％以上低下する平均故障時間（ＭＴＴＦ）がさらに長くなることが確認された。
　上記の測定結果の具体例および参考例より、表面保護層１の素材が耐候性を有するＦＥＰおよびＥＴＦＥなどの樹脂であれば、表面保護層１の素材が湿気を通さないガラスである場合と比較して、太陽電池素子３１が劣化しにくいことが分かった。ここでは、表面保護層１の素材が耐候性を有するＦＥＰおよびＥＴＦＥなどの樹脂であれば、表面保護層１が透湿防水性を有するため、充填材４で発生する遊離酸が表面保護層１を介して外部空間２００に放散されることで太陽電池素子３１の電極および接合部分が腐食されにくく、太陽電池素子３１の長期信頼性が向上したものと推察された。
　＜１－３．太陽電池モジュールの製造＞
　太陽電池モジュール１００の製造方法の一例について、図４（ａ）から図４（ｃ）に基づいて説明する。
　まず、表面保護層１を準備する。ここでは、例えば、表面保護層１として、長方形状の表裏面と耐候性とを有する樹脂製のフィルムを準備する。耐候性を有する樹脂として、例えば、フッ素系の樹脂が採用される。フッ素系の樹脂としては、例えば、ＦＥＰ、ＥＴＦＥまたはＥＣＴＦＥなどが採用される。ここで、例えば、表面保護層１の片面である第２面１ｓにコロナ処理またはプラズマ処理などの表面を活性化させるための処理を施す。これにより、後述するラミネート処理において表面保護層１と充填材４との間における密着性が向上し得る。
　次に、例えば、図４（ｂ）および図４（ｃ）で示されるように、表面保護層１、第１シート４１ｓ、太陽電池部３、第２シート４２ｓおよび裏面保護層２をこの記載順に積層することで、積層体１０ｓを形成する。このとき、太陽電池部３から太陽電池パネル１０の外部に引き出されて端子ボックスなどに接続させるための配線が適宜配置される。ここでは、第１シート４１ｓは、例えば、第１充填材４１の素になる樹脂（ＥＶＡなど）製のシートである。第２シート４２ｓは、例えば、第２充填材４２の素になる樹脂（ＥＶＡなど）のシートである。
　次に、例えば、積層体１０ｓを対象としたラミネート処理を行う。ここでは、例えば、ラミネート装置（ラミネータ）を用いて、積層体１０ｓを一体化させる。例えば、ラミネータでは、チャンバー内のヒーター盤上に積層体１０ｓを載置し、チャンバー内を５０パスカル（Ｐａ）から１５０Ｐａ程度まで減圧させつつ、積層体１０ｓを摂氏１００度（１００℃）から摂氏２００度（２００℃）程度まで加熱する。このとき、第１シート４１ｓおよび第２シート４２ｓが加熱によってある程度流動可能な状態となる。この状態で、チャンバー内において、積層体１０ｓを、ダイヤフラムシートなどで押圧することで、積層体１０ｓを一体化させる。これにより、図１（ａ）および図１（ｂ）で示されたような太陽電池パネル１０を形成することができる。
　その後、例えば、太陽電池パネル１０が、板状部材の表面上に接着剤などで固定され、この板状部材の裏面上に接着剤などで端子ボックス５などが取り付けられてもよい。また、例えば、太陽電池パネル１０に、端子ボックス５およびアルミニウム製のフレームなどが適宜取り付けられてもよい。このとき、例えば、太陽電池部３から太陽電池パネル１０の外部に引き出された配線が、端子ボックス内の端子に適宜接続される。また、例えば、太陽電池パネル１０の側面に沿ってアルミニウム製のフレームが取り付けられる。このとき、例えば、太陽電池パネル１０の側面とフレームとの間にブチル系の樹脂などの透湿度が低い封止材が充填されてもよい。これにより、太陽電池モジュール１００が形成され得る。ここで、太陽電池モジュール１００は、例えば、フレームを有していなくてもよいし、端子ボックスを有していなくてもよい。換言すれば、太陽電池モジュール１００は、少なくとも太陽電池パネル１０を有する。
　＜１－４．第１実施形態のまとめ＞
　第１実施形態に係る太陽電池モジュール１００では、例えば、表面保護層１の素材が耐候性を有する樹脂である。このような構成が採用されれば、例えば、表面保護層１が透湿防水性を有する。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、充填材４で発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１における電極および接合部分が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
　＜２．他の実施形態＞
　本開示は上述の第１実施形態に限定されるものではなく、本開示の要旨を逸脱しない範囲において種々の変更および改良などが可能である。
　＜２－１．第２実施形態＞
　上記第１実施形態において、例えば、図５で示されるように、表面保護層１の第１面１ｆ上の一部に保護膜５０Ａが位置していてもよい。換言すれば、太陽電池モジュール１００は、例えば、保護膜５０Ａを有していてもよい。この保護膜５０Ａは、例えば、第１面１ｆを保護することができる。これにより、例えば、樹脂製の表面保護層１の第１面１ｆに引っ掻き傷などが生じにくくなる。保護膜５０Ａの素材には、例えば、酸化シリコンおよび窒化シリコンなどの無機材料が適用される。これらの無機材料は、例えば、耐候性を有する。保護膜５０Ａは、例えば、厚さ方向において貫通している状態にある貫通孔５１Ａを有する。これにより、例えば、保護膜５０Ａが存在していても、充填材４で発生する遊離酸が表面保護層１および保護膜５０Ａの貫通孔５１Ａなどを介して外部空間２００に放散され得る。したがって、例えば、表面保護層１の第１面１ｆが保護膜５０Ａで保護されながら、充填材４から発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。このため、例えば、表面保護層１の第１面１ｆの少なくとも一部が、太陽電池モジュール１００の外部空間２００に対して露出している状態にあれば、充填材４から発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１における電極および接合部分が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
　保護膜５０Ａは、例えば、スパッタリング法もしくは化学気相成長（Chemical Vapor Deposition：ＣＶＤ）などの乾式の成膜法あるいは塗布法などの湿式の成膜法によって形成され得る。例えば、乾式の成膜法で厚さが非常に薄い保護膜５０Ａを形成する場合には、多数の貫通孔５１Ａを有する保護膜５０Ａが形成され得る。また、例えば、乾式の成膜法で保護膜５０Ａが形成される場合には、メッシュ状のマスクなどが用いられることで、所望の形状および数の貫通孔５１Ａを有する保護膜５０Ａが形成され得る。また、例えば、表面保護層１の第１面１ｆ上に、無機材料を溶剤に溶解させた液（塗布液ともいう）がメッシュ状のマスクを介して塗布された後に、塗布液が乾燥させられることで、所望の形状および数の貫通孔５１Ａを有する保護膜５０Ａが形成され得る。
　＜２－２．第３実施形態＞
　上記１実施形態および上記第２実施形態において、例えば、図６（ａ）から図７（ｂ）で示されるように、太陽電池部３が、薄膜系半導体と透明電極とをそれぞれ含む複数の薄膜系の太陽電池素子３１Ｂを有する太陽電池部３Ｂに変更されてもよい。薄膜系半導体は、例えば、シリコン系、化合物系またはその他のタイプの半導体を含む。シリコン系の薄膜系半導体には、例えば、アモルファスシリコンまたは薄膜多結晶シリコンなどを用いた半導体が適用される。化合物系の薄膜系半導体には、例えば、ＣＩＳ半導体またはＣＩＧＳ半導体などのカルコパイライト構造を有する化合物半導体、ペロブスカイト構造を有する化合物などの化合物半導体、ケステライト構造を有する化合物半導体、あるいはカドミウムテルル（ＣｄＴｅ）半導体が適用される。ＣＩＳ半導体は、銅（Ｃｕ）、インジウム（Ｉｎ）およびセレン（Ｓｅ）を含む化合物半導体である。ＣＩＧＳ半導体は、Ｃｕ、Ｉｎ、ガリウム（Ｇａ）およびＳｅを含む化合物半導体である。ここでは、基板６上に複数の薄膜系の太陽電池素子３１Ｂが位置している例を挙げて説明する。
　図６（ａ）から図７（ｂ）で示されるように、太陽電池部３Ｂは、基板６と、この基板６上に平面的に並んでいる状態にある複数の太陽電池素子３１Ｂと、を有する。ここで、平面的に並ぶとは、仮想あるいは実際の平面に沿って、複数の太陽電池素子３１Ｂのそれぞれが位置しているとともに、複数の太陽電池素子３１Ｂが並んでいることを意味する。図７（ａ）および図７（ｂ）の例では、複数の太陽電池素子３１Ｂは、基板６上において基板６の表面に沿って並んでいる状態にある。基板６には、例えば、０．５ｍｍから２ｍｍ程度の厚さを有する透明なガラス基板などが適用される。ここで、例えば、太陽電池部３Ｂに、Ｎ個（Ｎは２以上の自然数）の太陽電池素子３１Ｂが含まれる場合を想定する。この場合、例えば、Ｎ個の太陽電池素子３１Ｂが電気的に直列に接続されれば、数値Ｎが大きい程、太陽電池部３Ｂの出力電圧が大きくなり得る。図７（ａ）および図７（ｂ）には、＋Ｙ方向に沿って複数個（ここでは７個）の太陽電池素子３１Ｂが並んでいる例が示されている。ここでは、例えば、太陽電池素子３１Ｂのそれぞれが、＋Ｘ方向に沿った長手方向を有する細長い形状を有する。この場合、例えば、太陽電池素子３１Ｂの＋Ｙ方向における幅が数ミリメートル（ｍｍ）から１センチメートル（ｃｍ）程度であれば、太陽電池部３Ｂには数十個から数百個の太陽電池素子３１Ｂが並び得る。
　複数の太陽電池素子３１Ｂのそれぞれは、例えば、図７（ｂ）で示されるように、第１電極層８ａと、半導体層８ｂと、第２電極層８ｃと、を有する。また、太陽電池部３Ｂには、例えば、図７（ｂ）で示されるように、隣り合う太陽電池素子３１Ｂの間に、接続部９および透明部７が存在している。ここでは、例えば、第２電極層８ｃが、半導体層８ｂよりも特定範囲の波長の光に対する透光性が高い層（透光性電極層ともいう）であれば、各太陽電池素子３１Ｂにおいて、入射光が第２電極層８ｃを透過し得る。これにより、例えば、表面保護層１を透過した入射光が、第２電極層８ｃを透過して半導体層８ｂに照射され得る。このとき、例えば、入射光が半導体層８ｂで吸収され得る。ここで、例えば、裏面保護層２が表面保護層１と同様に透光性を有する素材で構成されている場合には、第１電極層８ａが、半導体層８ｂよりも特定範囲の波長の光に対する透光性が高い層（透光性電極層）であれば、裏面保護層２を透過した入射光が、第１電極層８ａを透過して半導体層８ｂに照射され得る。
　第１電極層８ａは、例えば、基板６のうちの＋Ｚ方向を向いた面上に位置している。第１電極層８ａは、例えば、半導体層８ｂにおける光の照射に応じた光電変換で生じた電荷を集めることができる電極（第１の電極ともいう）である。第１電極層８ａの素材に、例えば、特定範囲の波長の光に対して透光性を有する透明導電性酸化物（ＴＣＯ：Transparent Conductive Oxide）などが適用されれば、特定範囲の波長の光が裏面保護層２と第１電極層８ａとを透過して半導体層８ｂに入射され得る。ＴＣＯには、例えば、酸化インジウムスズ（ＩＴＯ：Indium Tin Oxide）、フッ素ドープ酸化スズ（ＦＴＯ：Fluorine-doped tin oxide）または酸化亜鉛（ＺｎＯ）などが含まれる。ＴＣＯとして酸化亜鉛を使用する場合には、ＴＣＯは、必要に応じてアルミニウム（Ａｌ）、ホウ素（Ｂ）またはガリウム（Ｇａ）を含んでいてもよい。図７（ｂ）の例では、表面保護層１の上に、７つの第１電極層８ａが、＋Ｙ方向に沿って平面的に並んでいる状態にある。ここで、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍ（ｍは１から６の自然数）の第１電極層８ａと、第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）の第１電極層８ａが第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍに向けて延出している部分とが、間隙（第１間隙ともいう）Ｇ１を挟んで並んでいる状態にある。例えば、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の第１電極層８ａと、第２の太陽電池素子３１Ｂ２のうちの第１電極層８ａが第１の太陽電池素子３１Ｂ１に向けて延出している部分とが、第１間隙Ｇ１を挟んで並んでいる。各第１間隙Ｇ１は、＋Ｘ方向に沿った長手方向を有する。ここでは、各第１間隙Ｇ１において、基板６の表面を底面とする第１溝部Ｐ１が存在している。
　半導体層８ｂは、第１電極層８ａと第２電極層８ｃとの間に位置している。ここでは、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍの半導体層８ｂは、＋Ｙ方向における隣の第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）の第１電極層８ａが－Ｙ方向に向けて延出している部分の端部上に至るまで延びるように位置している。例えば、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の半導体層８ｂは、隣の第２の太陽電池素子３１Ｂ２の第１電極層８ａが－Ｙ方向に向けて延出している部分の端部上に至るまで延びるように位置している。半導体層８ｂは、例えば、上述した薄膜系半導体によって構成されている。
　第２電極層８ｃは、半導体層８ｂの上に位置している。第２電極層８ｃは、半導体層８ｂにおける光の照射に応じた光電変換で生じた電荷を集めることができる電極（第２の電極ともいう）である。第２電極層８ｃの素材には、例えば、第１電極層８ａの素材と同様に、特定範囲の波長の光に対して透光性を有する透明導電性酸化物（ＴＣＯ）などが採用され得る。図７（ｂ）の例では、７つの第２電極層８ｃが、＋Ｙ方向に沿って平面的に並んでいる状態にある。ここでは、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍの第２電極層８ｃが第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）に向けて延出している部分と、第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）の第２電極層８ｃとが、間隙（第２間隙ともいう）Ｇ２を挟んで並んでいる状態にある。例えば、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の第２電極層８ｃが＋Ｙ方向に向けて延出している部分と、第２の太陽電池素子３１Ｂ２の第２電極層８ｃとが、間隙（第２間隙）Ｇ２を挟んで並んでいる状態にある。各第２間隙Ｇ２は、＋Ｘ方向に沿った長手方向を有する。ここでは、各第２間隙Ｇ２において、第１電極層８ａを底面とする第３溝部Ｐ３が存在している。また、ここでは、例えば、＋Ｙ方向において隣り合う第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍと第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）との間において、第２間隙Ｇ２は、第１間隙Ｇ１よりも＋Ｙ方向にずれた位置に存在している。このため、例えば、＋Ｙ方向において隣り合う第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍと第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）との間のセル間領域３１ｇａは、第１間隙Ｇ１の－Ｙ方向の縁部から第２間隙Ｇ２の＋Ｙ方向の縁部まで位置している。
　接続部９は、複数の太陽電池素子３１Ｂのうちの隣り合う２つの太陽電池素子３１Ｂを電気的に直列に接続している状態にある。図７（ｂ）の例では、第ｍの接続部９ｍは、半導体層８ｂと透明部７との間を貫通するように位置している。この第ｍの接続部９ｍは、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍと第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１（ｍ＋１）とを電気的に接続している状態にある。例えば、第１の接続部９１が、第１の太陽電池素子３１Ｂ１と第２の太陽電池素子３１Ｂ２とを電気的に接続している状態にある。より具体的には、第ｍの接続部９ｍは、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍの第２電極層８ｃと第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）の第１電極層８ａとを電気的に接続している状態にある。例えば、第１の接続部９１は、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の第２電極層８ｃと第２の太陽電池素子３１Ｂ２の第１電極層８ａとを電気的に接続している状態にある。これにより、複数の太陽電池素子３１Ｂが電気的に直列に接続されている状態にある。また、接続部９は、半導体層８ｂの＋Ｙ方向を向いた端面と透明部７の－Ｙ方向を向いた端面とを両側面とし、第１電極層８ａの－Ｚ方向を向いた面を底面とする第２溝部Ｐ２内に存在している。各第２溝部Ｐ２は、＋Ｘ方向に沿った長手方向を有する。そして、この第２溝部Ｐ２に接続部９が充填された状態にある。
　透明部７は、半導体層８ｂよりも特定範囲の波長の光に対する透光性が高い。透明部７は、例えば、ペロブスカイト構造を有する半導体層の一部が局所的に加熱されることで、形成され得る。ここでは、第ｍの透明部７ｍは、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍの第ｍの接続部９ｍと第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）との間に位置している。例えば、第１の透明部７１は、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の第１の接続部９１と第２の太陽電池素子３１Ｂ２との間に位置している。図７（ｂ）の例では、第ｍの透明部７ｍは、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍの第ｍの接続部９ｍと、第ｍの太陽電池素子３１Ｂｍと第（ｍ＋１）の太陽電池素子３１Ｂ（ｍ＋１）との間に存在している第３溝部Ｐ３と、の間に位置している。例えば、第１の透明部７１は、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の第１の接続部９１と、第１の太陽電池素子３１Ｂ１と第２の太陽電池素子３１Ｂ２との間に存在している第３溝部Ｐ３と、の間に位置している。透明部７は、例えば、透明でない半導体層で構成されていてもよい。
　第１の太陽電池素子３１Ｂ１では、第１電極層８ａが、半導体層８ｂおよび第２電極層８ｃよりも、－Ｙ方向に延出している部分（第１延出部とも言う）８ａｅを有する。第７の太陽電池素子３１Ｂ７では、半導体層８ｂおよび第２電極層８ｃは、第１電極層８ａよりも＋Ｙ方向に延出しており、第２電極層８ｃが、半導体層８ｂよりも、＋Ｙ方向に延出している部分（第２延出部とも言う）８ｃｅを有する。第１延出部８ａｅ上には、第１の極性の出力用の配線材（第１出力用配線材ともいう）３２ａが電気的に接続されている状態にある。ここでは、第１出力用配線材３２ａは、例えば、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の電極の一部である第１延出部８ａｅに接合された状態にある。具体的には、例えば、第１出力用配線材３２ａと第１延出部８ａｅとの間に位置しており、第１出力用配線材３２ａと第１延出部８ａｅとを接合している状態にある部分（第３接合部分ともいう）３２１Ｂが存在している。図７（ａ）の例では、第１の太陽電池素子３１Ｂ１の－Ｙ方向に位置する端辺に沿って、第１出力用配線材３２ａが位置している。第２延出部８ｃｅ上には、第２の極性の出力用の配線材（第２出力用配線材ともいう）３２ｂが電気的に接続されている状態にある。ここでは、第２出力用配線材３２ｂは、例えば、第７の太陽電池素子３１Ｂ７の電極の一部である第２延出部８ｃｅに接合された状態にある。具体的には、例えば、第２出力用配線材３２ｂと第２延出部８ｃｅとの間に位置しており、第２出力用配線材３２ｂと第２延出部８ｃｅとを接合している状態にある部分（第４接合部分ともいう）３２２Ｂが存在している。図７（ａ）の例では、第７の太陽電池素子３１Ｂ７の＋Ｙ方向に位置する端辺に沿って、第２出力用配線材３２ｂが位置している。
　第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂには、例えば、線状あるいは帯状の導電性を有する金属体がそれぞれ適用される。第３接合部分３２１Ｂおよび第４接合部分３２２Ｂの素材には、例えば、半田（はんだ）などの低融点の合金または低融点の単体の金属などが適用される。より具体的には、例えば、０．１ｍｍから０．２ｍｍ程度の厚さと１ｍｍから２ｍｍ程度の幅とを有する銅箔が第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂにそれぞれ適用され、これらの第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの全面に半田が被覆された状態にある。第１出力用配線材３２ａは、例えば、半田付けによって、第１延出部８ａｅに電気的に接続されている状態にある。また、第２出力用配線材３２ｂは、例えば、半田付けによって、第２延出部８ｃｅに電気的に接続されている状態にある。この場合には、例えば、第１出力用配線材３２ａと第１延出部８ａｅとの間に位置している半田が第３接合部分３２１Ｂを構成している状態にある。また、例えば、第２出力用配線材３２ｂと第２延出部８ｃｅとの間に位置している半田が第４接合部分３２２Ｂを構成している状態にある。以下では、第３接合部分３２１Ｂおよび４接合部分３２２Ｂも、適宜「接合部分」と略称する。また、ここで、例えば、第１の極性が負極であれば、第２の極性が正極となる。例えば、第１の極性が正極であれば、第２の極性が負極となる。そして、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂのそれぞれは、例えば、裏面保護層２を貫通する貫通孔などを介して外部に引き出された状態にある。
　このような構成を有する第３実施形態に係る太陽電池モジュール１００においても、充填材４で発生する遊離酸が、表面保護層１を介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、薄膜系の太陽電池素子３１Ｂにおける第１電極層８ａ、第２電極層８ｃ、第３接合部分３２１Ｂおよび第４接合部分３２２Ｂが遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
　ここで、充填材４は、例えば、図８で示されるように、第２充填材４２を有することなく第１充填材４１を有する充填材４Ｂとされてもよい。この場合には、例えば、充填材４Ｂは、表面保護層１と、複数の太陽電池素子３１Ｂを含む太陽電池部３Ｂと、の間において、太陽電池部３Ｂを覆っている状態にある。このため、充填材４Ｂは、例えば、表面保護層１と複数の太陽電池素子３１Ｂとの間において、複数の太陽電池素子３１Ｂを覆っている状態にある。
　ここで、例えば、太陽電池部３Ｂのうちの基板６が裏面保護層２とされてもよい。
　＜２－３．第４実施形態＞
　上記第１実施形態または上記第２実施形態において、例えば、図９（ａ）および図９（ｂ）で示されるように、表面保護層１は、第１面１ｆから第２面１ｓにそれぞれ至る複数の微細な貫通孔（微細貫通孔ともいう）１Ｃｔを有する表面保護層１Ｃに変更されてもよい。微細貫通孔１Ｃｔの径は、例えば、雨粒および霧雨などの水滴の径未満であって水蒸気における水の粒の径以上とされる。ここで、微細貫通孔１Ｃｔの径は、例えば、０．１ｍｍから１ｍｍ程度とされる。表面保護層１Ｃにおける複数の微細貫通孔１Ｃｔは、例えば、耐候性を有する樹脂のシートに対するレーザーを用いた微細加工または打ち抜き加工などによって形成され得る。ここでは、例えば、表面保護層１Ｃが複数の微細貫通孔１Ｃｔを有することで、表面保護層１Ｃにおける防水性が低下しにくく、表面保護層１Ｃにおける透湿性が向上し得る。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、充填材４で発生する遊離酸が表面保護層１Ｃの複数の微細貫通孔１Ｃｔを介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１における電極および接合部分が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性を向上させることができる。
　ここで、表面保護層１Ｃの素材は、例えば、上記第１実施形態または上記第２実施形態の表面保護部材１の素材と同様に耐候性を有する樹脂であってもよいし、耐候性を有するその他の素材であってもよい。換言すれば、表面保護層１Ｃは、例えば、第１面１ｆから第２面１ｓにそれぞれ至る複数の微細貫通孔１Ｃｔを有するとともに、耐候性を有していてもよい。このような構成が採用されても、例えば、充填材４から発生する遊離酸が表面保護層１Ｃの微細貫通孔１Ｃｔを介して外部空間２００に放散され得る。これにより、例えば、太陽電池素子３１における電極および接合部分の遊離酸による腐食が生じにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。ここで、表面保護層１Ｃの素材として採用される耐候性を有するその他の素材には、例えば、ガラスなどが適用される。ガラスは、例えば、樹脂よりも低い水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）を有する。ガラス製の表面保護層１Ｃにおける複数の微細貫通孔１Ｃｔは、例えば、ガラスの板に対するレーザーを用いた微細加工などによって形成され得る。また、表面保護層１Ｃの素材には、例えば、防水透湿性を有する素材であるゴアテックス（登録商標）メンブレンなどが適用されてもよい。ゴアテックス（登録商標）メンブレンには、ＰＴＦＥを利用した延伸多孔質ポリテトラフルオロエチレン（ｅＰＴＦＥ）が適用される。このため、微細貫通孔１Ｃｔの径は、例えば、ｅＰＴＦＥの平均孔径である０．２マイクロメートル（μｍ）程度であってもよい。換言すれば、微細貫通孔１Ｃｔの径は、例えば、０．２μｍから１ｍｍ程度であってもよい。
　また、ここで、表面保護層１Ｃの複数の微細貫通孔１Ｃｔは、例えば、第１出力取出電極３１１の上方に主に位置していてもよい。この場合には、例えば、複数の微細貫通孔１Ｃｔによって、外部空間２００から太陽電池部３の第１出力取出電極３１１以外の部分に向かう光が表面保護層１Ｃで乱反射されにくい。これにより、例えば、太陽電池モジュール１００における光電変換効率が低下しにくい。また、この場合には、例えば、充填材４のうちの第１出力取出電極３１１上の領域から遊離酸が表面保護層１Ｃの微細貫通孔１Ｃｔを介して外部空間２００に拡散しやすくなる。その結果、例えば、太陽電池素子３１における電極および接合部分の遊離酸による腐食が生じにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
　＜２－４．第５実施形態＞
　上記第１実施形態、上記第２実施形態および上記第４実施形態において、例えば、図１０（ａ）および図１１で示されるように、太陽電池モジュール１００が、第１接合部分３２１を覆うように第１接合部分３２１と第１充填材４１との間に位置している保護部材（第１保護部材ともいう）８１Ｄを有していてもよい。換言すれば、例えば、第１保護部材８１Ｄは、第１充填材４１と太陽電池素子３１との間に位置している。この第１保護部材８１Ｄは、例えば、第１接合部分３２１を保護することができる。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、第１保護部材８１Ｄの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第１接合部分３２１まで到達しにくくなる。これにより、例えば、第１出力取出電極３１１と第１配線材３２との間の第１接合部分３２１が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。具体的には、例えば、第１保護部材８１Ｄは、第１接合部分３２１を覆うように、第１充填材４１と第１配線材３２との間の領域から、第１充填材４１と第１出力取出電極３１１との間の領域にかけて位置している。図１１の例では、第１配線材３２の全面が被覆層３４によって被覆されている状態にある。第１配線材３２には、例えば、銅箔などの金属製の帯状の金属体などが適用される。被覆層３４の素材には、例えば、半田などの低融点の金属が適用される。そして、被覆層３４のうち、第１出力取出電極３１１と第１配線材３２とを接合している部分が、第１接合部分３２１としての役割を有する。また、被覆層３４は、第１配線材３２と第１充填材４１との間に位置している部分を有する。そして、例えば、第１保護部材８１Ｄは、被覆層３４および第１出力取出電極３１１に接触している状態にある。ここで、例えば、第１配線材３２と第１充填材４１との間に被覆層３４が位置していない場合には、第１保護部材８１Ｄが、第１配線材３２および第１出力取出電極３１１に接触している状態にある形態が採用される。
　ここで、第１保護部材８１Ｄは、例えば、第１素子面３１ｆのうちの第１出力取出電極３１１および第１集電電極３１２が形成されていない領域（光吸収領域ともいう）３１５ａ上まではみ出ている領域が小さいほど、表面保護層１を介して半導体基板３１０まで到達する光の量が低下しにくい。これにより、例えば、太陽電池モジュール１００における発電効率が低下しにくい。また、ここで、第１保護部材８１Ｄが、例えば、第１出力取出電極３１１を覆うように位置していれば、第１保護部材８１Ｄは、第１出力取出電極３１１を保護することができる。この場合には、例えば、第１保護部材８１Ｄの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第１出力取出電極３１１まで到達しにくくなる。これにより、例えば、第１出力取出電極３１１が遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
　また、例えば、図１０（ｂ）および図１１で示されるように、太陽電池モジュール１００が、第２接合部分３２２を覆うように第２接合部分３２２と第２充填材４２との間に位置している保護部材（第２保護部材ともいう）８２Ｄを有していてもよい。換言すれば、例えば、第２保護部材８２Ｄは、第２充填材４２と太陽電池素子３１との間に位置している。この第２保護部材８２Ｄは、例えば、第２接合部分３２２を保護することができる。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、第２保護部材８２Ｄの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第２接合部分３２２まで到達しにくくなる。これにより、例えば、第２出力取出電極３１３と第１配線材３２との間の第２接合部分３２２が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。具体的には、例えば、第２保護部材８２Ｄは、第２接合部分３２２を覆うように、第２充填材４２と第１配線材３２との間の領域から、第２充填材４２と第２出力取出電極３１３との間の領域にかけて位置している。図１１の例では、第１配線材３２の全面に被覆されている状態にある被覆層３４のうち、第２出力取出電極３１３と第１配線材３２とを接合している部分が、第２接合部分３２２としての役割を有する。また、被覆層３４は、第１配線材３２と第２充填材４２との間に位置している部分を有する。そして、例えば、第２保護部材８２Ｄは、被覆層３４および第２出力取出電極３１３に接触している状態にある。ここで、例えば、第１配線材３２と第２充填材４２との間に被覆層３４が位置していない場合には、第２保護部材８２Ｄが、第１配線材３２および第２出力取出電極３１３に接触している状態にある形態が採用される。
　ここで、例えば、第２保護部材８２Ｄは、第２出力取出電極３１３を覆うように位置していれば、第２出力取出電極３１３を保護することができる。この場合には、例えば、第２保護部材８２Ｄの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第２出力取出電極３１３まで到達しにくくなる。これにより、例えば、第２出力取出電極３１３が遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
　第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄには、例えば、フッ素系のテープが適用される。この場合には、例えば、フッ素系のテープが優れた耐候性を有するため、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄの耐久性を高めることができる。これにより、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。ここでは、フッ素系のテープは、例えば、フッ素系の樹脂を含む帯状の基材（フッ素系基材ともいう）と、この基材の表面上に位置している接着剤と、を有する。フッ素系基材には、例えば、ポリテトラフルオロエチレン（ＰＴＦＥ）、ＥＴＦＥ、ＥＣＴＦＥまたはＦＥＰなどのフッ素系の樹脂のフィルム、あるいはＰＴＦＥ、ＥＴＦＥ、ＥＣＴＦＥまたはＦＥＰなどを含浸させたフィルムなどが適用される。接着剤には、例えば、アクリル系またはシリコーン系の接着剤などが適用される。また、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄには、例えば、フッ素系のテープ以外の耐候性を有するテープが適用されてもよい。例えば、フッ素系基材の代わりに、例えば、カプトン（登録商標）などのポリイミド、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、アクリル、ポリカーボネート、セロハンまたは塩化ビニルなどの素材を用いた基材が用いられてもよい。ここで、例えば、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄが接着剤を有していれば、太陽電池モジュール１００の製造工程において、ラミネート処理用の積層体１０ｓを形成する前に、太陽電池部３の所望の位置に対して、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄを貼付することができる。これにより、例えば、積層体１０ｓの形成前に太陽電池部３を移動させる際およびラミネート処理の際に、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄの位置がずれにくい。その結果、例えば、第１接合部分３２１および第２接合部分３２２を第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄによってより確実に保護することができる。また、例えば、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄは、接着剤を有していなくてもよい。この場合には、例えば、太陽電池モジュール１００の製造工程において、ラミネート処理用の積層体１０ｓを形成する際に、太陽電池部３の所望の位置に対して、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄを配置する態様が考えられる。
　ここで、例えば、第１保護部材８１Ｄは、第１接合部分３２１のうちの少なくとも一部を覆うように、第１接合部分３２１と第１充填材４１との間に位置していてもよい。この場合でも、例えば、充填材４で発生する遊離酸が、第１接合部分３２１まで到達しにくくなる。これにより、例えば、第１出力取出電極３１１と第１配線材３２との間の第１接合部分３２１が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。また、例えば、第２保護部材８２Ｄは、第２接合部分３２２のうちの少なくとも一部を覆うように、第２接合部分３２２と第２充填材４２との間に位置していてもよい。この場合でも、例えば、充填材４で発生する遊離酸が、第２接合部分３２２まで到達しにくくなる。これにより、例えば、太陽電池素子３１の第２出力取出電極３１３と第１配線材３２との間の第２接合部分３２２が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
　ここで、例えば、図１２（ａ）および図１２（ｂ）で示されるように、第２保護部材８２Ｄは、第２集電電極３１４と第２充填材４２との間に位置していてもよい。この場合には、第２保護部材８２Ｄは、例えば、第２集電電極３１４を保護することができる。このため、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、第２保護部材８２Ｄの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第２集電電極３１４まで到達しにくくなる。これにより、例えば、第２集電電極３１４が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。ここでは、例えば、第２保護部材８２Ｄが、第２集電電極３１４を覆うように第２集電電極３１４と第２充填材４２との間に位置していれば、第２集電電極３１４を保護することができる。この場合には、例えば、第２保護部材８２Ｄの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第２集電電極３１４までさらに到達しにくくなる。これにより、例えば、第２集電電極３１４が遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
　ここで、例えば、第１接合部分３２１および第２接合部分３２２は、例えば、酸化スズ、酸化鉛、硫化スズおよび硫化鉛のうちの少なくとも１つの材料を含有する表面部３４ｓを有していてもよい。ここでは、例えば、第１配線材３２の周囲の被覆層３４の外周部分が、酸化スズ、酸化鉛、硫化スズおよび硫化鉛のうちの少なくとも１つの材料を含有する表面部３４ｓである態様が考えられる。この場合には、例えば、第１接合部分３２１および第２接合部分３２２が酢酸などの遊離酸および水分などと反応しにくくなる。これにより、例えば、第１接合部分３２１および第２接合部分３２２が遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。ここでは、例えば、第１配線材３２の周囲に位置している被覆層３４の素材が半田である場合には、半田の素材がスズ（Ｓｎ）を含有していれば、ラミネート処理用の積層体１０ｓを形成する前に、太陽電池部３を酸素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層３４の表面部３４ｓが酸化スズを含有するものとなり得る。また、例えば、半田の素材が鉛（Ｐｂ）を含有していれば、ラミネート処理用の積層体１０ｓを形成する前に、太陽電池部３を酸素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層３４の表面部３４ｓが酸化鉛を含有するものとなり得る。また、例えば、半田の素材がスズ（Ｓｎ）を含有していれば、ラミネート処理用の積層体１０ｓを形成する前に、太陽電池部３を硫化水素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層３４の表面部３４ｓが硫化スズを含有するものとなり得る。また、例えば、半田の素材が鉛（Ｐｂ）を含有していれば、ラミネート処理用の積層体１０ｓを形成する前に、太陽電池部３を硫化水素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層３４の表面部３４ｓが硫化鉛を含有するものとなり得る。
　ここで、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１保護部材８１Ｄのうちの表面保護層１に対向している表面が、第１配線材３２または被覆層３４の表面よりも太陽電池素子３１における光吸収領域３１５ａに近い色相の色を有していてもよい。この場合には、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１保護部材８１Ｄの背後に位置している第１配線材３２および被覆層３４の存在が目立たなくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置されている部分が、外観上、太陽電池モジュール１００が配置されているようには見えにくくなる。したがって、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が向上し得る。ここでは、第１保護部材８１Ｄの表面の色は、例えば、第１保護部材８１Ｄの基材そのものの色、または基材上に塗布する顔料などの着色料の色などによって実現され得る。また、ここで、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１保護部材８１Ｄのうちの表面保護層１に対向している表面が、光吸収領域３１５ａと同系色の色を有していれば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１保護部材８１Ｄの背後に位置している第１配線材３２および被覆層３４の存在がより目立たなくなる。ここで、「同系色」は、例えば、同じ色相を有しており且つ明度または彩度が異なる色、同じ色相を有しており且つ色調（トーン）が違う色、および同一の色調についての色相環で隣り合う色のうちの何れであってもよい。色相環には、例えば、マンセル表色系の色相環（マンセル色相環ともいう）、オストワルト表色系の色相環（オストワルト色相環ともいう）またはＰＣＣＳ（Practical Color Co-ordinate System）の色相環などが適用される。また、色相環は、例えば、オストワルト色相環およびＰＣＣＳの色相環のように２４個の色相の色が環状に並べられたものであってもよいし、マンセル色相環のように２０個の色相の色が環状に並べられたものであってもよい。そして、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１保護部材８１Ｄのうちの表面保護層１に対向している表面が、光吸収領域３１５ａとほぼ同一の色を有していれば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１保護部材８１Ｄの背後に位置している第１配線材３２および被覆層３４の存在がさらに目立たなくなる。
　ここで、例えば、第１配線材３２と第１充填材４１との間において、第１配線材３２を覆うように位置している状態にある被覆層３４の表面部３４ｓが、硫化スズおよび硫化鉛のうちの少なくとも１つの素材を含んでいてもよい。ここでは、例えば、硫化スズおよび硫化鉛の色は、黒色である。例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、仮に太陽電池素子３１の光吸収領域３１５ａの色が外観上において黒色系であれば、第１配線材３２上に第１保護部材８１Ｄが配置されていない部分があっても、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１配線材３２の存在が目立たなくなる。また、例えば、裏面保護層２の色が外観上において黒色系であれば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、隣り合う太陽電池素子３１の間において、第１配線材３２の存在が目立たなくなる。このように、例えば、第１配線材３２の存在が目立たなくなれば、太陽電池モジュール１００が配置されている部分が、外観上、太陽電池モジュール１００が配置されているようには見えにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が向上し得る。また、ここで、例えば、第１配線材３２と第１充填材４１との間において、被覆層３４の表面部３４ｓが、硫化スズを含んでいれば、水に溶けにくい性質を有する硫化スズの存在によって被覆層３４の耐久性が向上する。これにより、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、長期間にわたって第１配線材３２の存在が目立たなくなり得る。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が長期間にわたって向上し得る。
　＜２－５．第６実施形態＞
　上記第３実施形態において、例えば、図１３（ａ）および図１３（ｂ）で示されるように、第３接合部分３２１Ｂを覆うように位置している保護部材（第３保護部材ともいう）８３Ｆを設けてもよい。換言すれば、例えば、太陽電池モジュール１００が、第３接合部分３２１Ｂを覆うように第３接合部分３２１Ｂと第１充填材４１との間に位置している第３保護部材８３Ｆを有していてもよい。この場合には、例えば、第３保護部材８３Ｆは、第１の太陽電池素子３１Ｂ１における第１電極層８ａの第１延出部８ａｅと第１充填材４１との間に位置している。また、例えば、第４接合部分３２２Ｂを覆うように位置している保護部材（第４保護部材ともいう）８４Ｆを設けてもよい。換言すれば、例えば、太陽電池モジュール１００が、第４接合部分３２２Ｂを覆うように第４接合部分３２２Ｂと第１充填材４１との間に位置している第４保護部材８４Ｆを有していてもよい。この場合には、例えば、第４保護部材８４Ｆは、第７の太陽電池素子３１Ｂ７における第２電極層８ｃの第２延出部８ｃｅと第１充填材４１との間に位置している。
　例えば、第３保護部材８３Ｆは、第３接合部分３２１Ｂを覆うように位置していれば、第３接合部分３２１Ｂを保護することができる。ここでは、例えば、第３保護部材８３Ｆが、第３接合部分３２１Ｂを覆うように、第１充填材４１と第１出力用配線材３２ａとの間の領域から、第１充填材４１と第１電極層８ａの第１延出部８ａｅとの間の領域にかけて位置している形態が考えられる。この場合には、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、第３保護部材８３Ｆの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第３接合部分３２１Ｂまで到達しにくくなる。その結果、例えば、第１電極層８ａの第１延出部８ａｅと第１出力用配線材３２ａとの間の第３接合部分３２１Ｂが遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
　また、例えば、第４保護部材８４Ｆは、第４接合部分３２２Ｂを覆うように位置していれば、第４接合部分３２２Ｂを保護することができる。ここでは、例えば、第４保護部材８４Ｆは、第４接合部分３２２Ｂを覆うように、第１充填材４１と第２出力用配線材３２ｂとの間の領域から、第１充填材４１と第２電極層８ｃの第２延出部８ｃｅとの間の領域にかけて位置している形態が考えられる。この場合には、例えば、仮に充填材４が熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、第４保護部材８４Ｆの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第４接合部分３２２Ｂまで到達しにくくなる。その結果、例えば、第２電極層８ｃの第２延出部８ｃｅと第２出力用配線材３２ｂとの間の第４接合部分３２２Ｂが遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
　ここで、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆには、例えば、上記第５実施形態に係る第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄと同様な構成を有するものが適用され得る。また、例えば、上記第５実施形態の第１配線材３２と同様に、第１出力用配線材３２ａの全面が上記の被覆層３４と同様な被覆層で被覆されていれば、被覆層における第１延出部８ａｅと第１出力用配線材３２ａとを接合している部分が、第３接合部分３２１Ｂとしての役割を有する。この場合には、例えば、第３保護部材８３Ｆは、第１出力用配線材３２ａの被覆層および第１延出部８ａｅに接触している状態にある。ここで、例えば、第１出力用配線材３２ａと第１充填材４１との間に被覆層が位置していない場合には、第３保護部材８３Ｆが、第１出力用配線材３２ａおよび第１延出部８ａｅに接触している状態にある形態が採用される。また、例えば、上記第５実施形態の第１配線材３２と同様に、第２出力用配線材３２ｂの全面が上記の被覆層３４と同様な被覆層で被覆されていれば、被覆層における第２延出部８ｃｅと第２出力用配線材３２ｂとを接合している部分が、第４接合部分３２２Ｂとしての役割を有する。この場合には、例えば、第４保護部材８４Ｆは、第２出力用配線材３２ｂの被覆層および第２延出部８ｃｅに接触している状態にある。ここで、例えば、第２出力用配線材３２ｂと第１充填材４１との間に被覆層が位置していない場合には、第４保護部材８４Ｆが、第２出力用配線材３２ｂおよび第２延出部８ｃｅに接触している状態にある形態が採用される。
　ここで、例えば、第３保護部材８３Ｆは、第３接合部分３２１Ｂのうちの少なくとも一部を覆うように、第３接合部分３２１Ｂと第１充填材４１との間に位置していれば、充填材４で発生する遊離酸が、第３接合部分３２１Ｂまで到達しにくくなる。これにより、例えば、第１延出部８ａｅと第１出力用配線材３２ａとの間の第３接合部分３２１Ｂが遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。また、例えば、第４保護部材８４Ｆは、第４接合部分３２２Ｂのうちの少なくとも一部を覆うように、第４接合部分３２２Ｂと第１充填材４１との間に位置していれば、充填材４で発生する遊離酸が、第４接合部分３２２Ｂまで到達しにくくなる。これにより、例えば、第２延出部８ｃｅと第２出力用配線材３２ｂとの間の第４接合部分３２２Ｂが遊離酸によって腐食されにくくなり、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。
　ここで、例えば、第３接合部分３２１Ｂおよび第４接合部分３２２Ｂは、例えば、上記第５実施形態に係る第１接合部分３２１および第２接合部分３２２と同様に、酸化スズ、酸化鉛、硫化スズおよび硫化鉛のうちの少なくとも１つの材料を含有する上記の表面部３４ｓと同様な表面部を有していてもよい。ここでは、例えば、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂのそれぞれの周囲の被覆層の外周部分が、酸化スズ、酸化鉛、硫化スズおよび硫化鉛のうちの少なくとも１つの材料を含有する表面部である態様が考えられる。この場合には、例えば、第３接合部分３２１Ｂおよび第４接合部分３２２Ｂが酢酸などの遊離酸および水分などと反応しにくくなり、第３接合部分３２１Ｂおよび第４接合部分３２２Ｂが腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。ここでは、例えば、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの周囲に位置している被覆層の素材が半田である場合には、半田の素材がスズを含有していれば、ラミネート処理用の積層体を形成する前に、太陽電池部３Ｂを酸素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層の表面部が酸化スズを含有するものとなり得る。また、例えば、半田の素材が鉛を含有していれば、ラミネート処理用の積層体を形成する前に、太陽電池部３Ｂを酸素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層の表面部が酸化鉛を含有するものとなり得る。また、例えば、半田の素材がスズを含有していれば、ラミネート処理用の積層体を形成する前に、太陽電池部３Ｂを硫化水素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層の表面部が硫化スズを含有するものとなり得る。また、例えば、半田の素材が鉛を含有していれば、ラミネート処理用の積層体を形成する前に、太陽電池部３Ｂを硫化水素の雰囲気の加熱炉内で加熱することで、被覆層の表面部が硫化鉛を含有するものとなり得る。
　ここで、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第３保護部材８３Ｆの表面保護層１に対向している表面が、第１出力用配線材３２ａの表面または第１出力用配線材３２ａを被覆している状態の被覆層の表面よりも太陽電池素子３１Ｂにおける半導体層８ｂの表面保護層１側の領域（光吸収領域ともいう）に近い色相の色を有していてもよい。また、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第４保護部材８４Ｆの表面保護層１に対向している表面が、第２出力用配線材３２ｂの表面または第２出力用配線材３２ｂを被覆している状態の被覆層の表面よりも太陽電池素子３１Ｂにおける半導体層８ｂの表面保護層１側の領域（光吸収領域）に近い色相の色を有していてもよい。ここでは、光吸収領域は、例えば、第２電極層８ｃ上に形成された窒化シリコンなどの反射防止膜で構成されていてもよい。ここでは、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの存在が目立たなくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置されている部分が、外観上、太陽電池モジュール１００が配置されているようには見えにくくなる。したがって、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が向上し得る。ここでは、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆの表面の色は、例えば、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆの基材そのものの色、または基材上に塗布する顔料などの着色料の色などによって実現され得る。また、ここで、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆのうちの表面保護層１に対向している表面が、光吸収領域と同系色の色を有していれば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの存在がより目立たなくなる。そして、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆのうちの表面保護層１に対向している表面が、光吸収領域とほぼ同一の色を有していれば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの存在がさらに目立たなくなる。
　ここで、例えば、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂと第１充填材４１との間において、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂを覆うように位置している状態にある被覆層の表面部が、硫化スズおよび硫化鉛のうちの少なくとも１つの素材を含んでいてもよい。ここでは、例えば、硫化スズおよび硫化鉛の色は、黒色である。このため、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、仮に太陽電池素子３１Ｂの光吸収領域の色が外観上において黒色系であれば、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂ上に第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆが配置されていない部分があっても、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの存在が目立たなくなる。また、例えば、裏面保護層２の色が黒色系であれば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、太陽電池部３Ｂの周囲において第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの存在が目立たなくなる。このように、例えば、第１出力用配線材３２ａおよび第２出力用配線材３２ｂの存在が目立たなくなれば、太陽電池モジュール１００が配置されている部分が、外観上、太陽電池モジュールが配置されているようには見えにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が向上し得る。
　また、ここで、例えば、第１出力用配線材３２ａと第１充填材４１との間において、第１出力用配線材３２ａを覆うように位置している被覆層の表面部が、硫化スズを含んでいれば、水に溶けにくい性質を有する硫化スズの存在によって被覆層の耐久性が向上する。これにより、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、長期間にわたって第１出力用配線材３２ａの存在が目立たなくなり得る。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が長期間にわたって向上し得る。また、ここで、例えば、第２出力用配線材３２ｂと第１充填材４１との間において、第２出力用配線材３２ｂを覆うように位置している被覆層の表面部が、硫化スズを含んでいれば、水に溶けにくい性質を有する硫化スズの存在によって被覆層の耐久性が向上する。これにより、例えば、太陽電池モジュール１００を表面保護層１側から見た場合に、長期間にわたって第２出力用配線材３２ｂの存在が目立たなくなり得る。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００が配置された部分における意匠性が長期間にわたって向上し得る。
　ここで、太陽電池部３Ｂは、例えば、図１４（ａ）および図１４（ｂ）で示されるように、太陽電池部３Ｂの上下が逆とされた太陽電池部３Ｇとされてもよい。この場合には、充填材４は、例えば、図１４（ａ）で示されるように、第１充填材４１を有することなく第２充填材４２を有する充填材４Ｇとされてもよい。ここでは、例えば、充填材４Ｇは、裏面保護層２と、複数の太陽電池素子３１Ｂを含む太陽電池部３Ｇと、の間において、太陽電池部３Ｇを覆っている状態にある。このため、充填材４Ｇは、例えば、裏面保護層２と複数の太陽電池素子３１Ｂとの間において、複数の太陽電池素子３１Ｂを覆っている状態にある。そして、例えば、図１４（ａ）および図１４（ｂ）で示されるように、第５保護部材８５Ｇが、各太陽電池素子３１Ｂの第２電極層８ｃと第２充填材４２との間に位置していてもよい。図１４（ｂ）の例では、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆの代わりに、第５保護部材８５Ｇが位置している。具体的には、第５保護部材８５Ｇは、第３接合部分３２１Ｂと、第４接合部分３２２Ｂと、第２電極層８ｃと、を覆うように位置している。この場合には、第５保護部材８５Ｇは、例えば、各第２電極層８ｃを保護することができる。このため、例えば、仮に充填材４Ｇが熱分解および加水分解などによって酢酸などの遊離酸を発生させても、第５保護部材８５Ｇの存在によって、充填材４で発生する遊離酸が、第２電極層８ｃまで到達しにくくなる。これにより、例えば、第２電極層８ｃが遊離酸によって腐食されにくくなる。その結果、例えば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。第５保護部材８５Ｇには、例えば、上述した第１保護部材８１Ｄ、第２保護部材８２Ｄ、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆと同様な構成を有するものが適用され得る。
　＜３．その他＞
　上記第１実施形態から上記第６実施形態では、例えば、表面保護層１の素材に適用されるフッ素系の樹脂として、ＥＣＴＦＥが適用されれば、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が容易に向上し得る。これは、ＥＣＴＦＥの水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）が、ＦＥＰの水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）とＥＴＦＥの水蒸気透過率（ＷＶＴＲ）との間にあることが知られており、ＥＣＴＦＥがＥＴＦＥよりも安価であるためである。
　上記第４実施形態では、例えば、太陽電池部３の代わりに、上記第３実施形態および上記第６実施形態に係る太陽電池部３Ｂ，３Ｇなどの異なる形態の太陽電池部が適用されてもよい。
　上記第５実施形態では、例えば、表面保護層１が、ガラス板などの透湿性を有していない部材が適用されても、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄの存在によって、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。また、例えば、第１保護部材８１Ｄおよび第２保護部材８２Ｄのうちの少なくとも一方の保護部材が存在していてもよい。
　上記第６実施形態では、例えば、表面保護層１が、ガラス板などの透湿性を有していない部材が適用されても、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆあるいは第５保護部材８５Ｇの存在によって、太陽電池モジュール１００における長期信頼性が向上し得る。また、例えば、第３保護部材８３Ｆおよび第４保護部材８４Ｆのうちの少なくとも一方の保護部材が存在していてもよい。
　上記各実施形態および各種変形例をそれぞれ構成する全部または一部を、適宜、矛盾しない範囲で組み合わせ可能であることは、言うまでもない。
　１，１Ｃ　表面保護層
　１Ｃｔ　微細貫通孔
　１ｆ　第１面
　１ｓ　第２面
　２　裏面保護層
　３，３Ｂ，３Ｇ　太陽電池部
　４，４Ｂ，４Ｇ　充填材
　１０　太陽電池パネル
　１０ｂ　裏面
　１０ｆ　前面
　３１，３１Ｂ　太陽電池素子
　３２　第１配線材
　３２ａ　第１出力用配線材
　３２ｂ　第２出力用配線材
　３３　第２配線材
　３４　被覆層
　３４ｓ　表面部
　４１　第１充填材
　４２　第２充填材
　５０Ａ　保護膜
　５１Ａ　貫通孔
　８１Ｄ　第１保護部材
　８２Ｄ　第２保護部材
　８３Ｆ　第３保護部材
　８４Ｆ　第４保護部材
　８５Ｇ　第５保護部材
　１００　太陽電池モジュール
　２００　外部空間
　３１５ａ　光吸収領域
　３２１　第１接合部分
　３２２　第２接合部分
　３２１Ｂ　第３接合部分
　３２２Ｂ　第４接合部分

Claims (6)

  1. 　太陽電池モジュールであって、
    　第１面および該第１面の逆側の第２面を有するとともに透光性を有する表面保護層と、
    　前記第２面に対向している状態にある裏面保護層と、
    　前記第２面と前記裏面保護層との間に位置している複数の太陽電池素子と、
    　前記表面保護層と前記複数の太陽電池素子との間において、前記複数の太陽電池素子を覆っている状態にある充填材と、を備え、
    　前記充填材の素材は、遊離酸が発生する化学構造を有し、
    　前記表面保護層は、耐候性を有する樹脂で構成された層であり、
    　前記第１面の少なくとも一部が、前記太陽電池モジュールの外部の空間に対して露出している状態にある、太陽電池モジュール。
  2. 　請求項１に記載の太陽電池モジュールであって、
    　前記表面保護層の素材は、フッ素系の樹脂を含む、太陽電池モジュール。
  3. 　請求項２に記載の太陽電池モジュールであって、
    　前記フッ素系の樹脂は、フッ化エチレンプロピレン共重合体、エチレン・テトラフルオロエチレン共重合体およびエチレン・クロロトリフルオロエチレン共重合体のうちの少なくとも１つの樹脂を含む、太陽電池モジュール。
  4. 　請求項１から請求項３の何れか１つの請求項に記載の太陽電池モジュールであって、
    　前記第１面上の一部に位置している状態にある前記第１面を保護するための保護膜、をさらに備える、太陽電池モジュール。
  5. 　請求項１から請求項４の何れか１つの請求項に記載の太陽電池モジュールであって、
    　前記表面保護層は、前記第１面から前記第２面にそれぞれ至る複数の微細な貫通孔を有する、太陽電池モジュール。
  6. 　太陽電池モジュールであって、
    　第１面および該第１面の逆側の第２面を有するとともに透光性を有する表面保護層と、
    　前記第２面に対向している状態にある裏面保護層と、
    　前記第２面と前記裏面保護層との間に位置している複数の太陽電池素子と、
    　前記表面保護層と前記複数の太陽電池素子との間において、前記複数の太陽電池素子を覆っている状態にある充填材と、を備え、
    　前記充填材の素材は、遊離酸が発生する化学構造を有し、
    　前記表面保護層は、前記第１面から前記第２面にそれぞれ至る複数の微細な貫通孔を有するとともに、耐候性を有し、
    　前記第１面の少なくとも一部が、前記太陽電池モジュールの外部の空間に対して露出している状態にある、太陽電池モジュール。
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