WO2021106872A1 - 太陽電池モジュール、その製造方法、及びそれを用いた建築用外壁材 - Google Patents

太陽電池モジュール、その製造方法、及びそれを用いた建築用外壁材 Download PDF

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WO2021106872A1
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solar cell
resin
cell module
thickness
tmf
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祐 小野崎
酒井　智弘
康夫 菅原
雄一 ▲桑▼原
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Ａｇｃ株式会社
エージーシー グラス ユーロップ
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    • Y02B10/10—Photovoltaic [PV]

Definitions

  • the present invention relates to a solar cell module, a manufacturing method thereof, and a building outer wall material using the same.
  • the number of buildings with solar cell arrays installed on the roof or roof is increasing.
  • the solar cell module constituting the solar cell array when viewed from the light receiving surface side, the solar cell may be visually recognized.
  • the visual appearance of the solar cell when the solar cell module is installed on the wall surface or window of the building, the visual appearance of the solar cell may affect the appearance design of the building or the like.
  • Patent Documents 1 to 3 when the solar cell module is viewed from the light receiving surface side, nanoparticles, pigments, etc. are used on the visible side of the solar cell in order to improve the design by visually recognizing the solar cell. It is disclosed to cover with a layer containing.
  • the solar cell module is obtained, for example, by heat-bonding a laminate in which each layer constituting the solar cell module is laminated.
  • the layer for forming the design layer may be deformed or broken at the time of heat crimping. It was found that there is room for improvement in workability during the manufacture of solar cell modules.
  • the present inventors have made a method for manufacturing a solar cell module having a first sealing layer, a design layer, a second sealing layer and a solar cell in this order from the light receiving surface of the solar cell module.
  • the thickness of the first sealing layer, the design layer and the second sealing layer is within a predetermined range, and the first resin contained in the first sealing layer and the second sealing layer contained in the second sealing layer.
  • the cover glass, the first sealing material containing the first resin, the design material containing the fluororesin, the second sealing material containing the second resin, and the solar cell are arranged in this order and heated. It is a method of manufacturing a solar cell module by crimping. In order from the light receiving surface side of the solar cell module With the cover glass A first sealing layer having a thickness of 50 to 2,000 ⁇ m formed from the first sealing material and A design layer having a thickness of 10 to 1,000 ⁇ m formed from the design material and A second sealing layer having a thickness of 50 to 2,000 ⁇ m formed from the second sealing material and The solar cells are provided in this order.
  • the melting point of the fluororesin is Tmf [° C.]
  • the melting point of the first resin is Tm1 [° C.]
  • the melting point of the second resin is Tm2 [° C.]
  • the value obtained by subtracting the Tm1 from the Tmf is 30 ° C. or higher.
  • the fluororesin comprises an ethylene-tetrafluoroethylene copolymer, an ethylene-chlorotrifluoroethylene copolymer, a polychlorotrifluoroethylene, a tetrafluoroethylene-hexafluoropropylene copolymer, and a polyvinylidene fluoride.
  • [4] The method for manufacturing a solar cell module according to any one of [1] to [3], wherein the heating temperature in the heat crimping is Tmf or less and higher than Tm1 and Tm2.
  • the solar cell is a silicon-based solar cell composed of single crystal silicon or polycrystalline silicon, or a compound-based solar cell composed of CIS or CIGS [1] to [4].
  • [6] The method for manufacturing a solar cell module according to any one of [1] to [5], wherein the Tmf is 170 ° C. or higher, and Tm1 and Tm2 are 200 ° C. or lower.
  • the thickness of the design layer is 0.1 to 0.9 times that of the first sealing layer, and / or the thickness of the design layer is 0.1 to 0 of the second sealing layer.
  • the method for manufacturing a solar cell module according to any one of [1] to [7], which is 9.9 times. [9] From the light receiving surface side of the solar cell module, a cover glass, a first sealing layer containing a first resin and a thickness of 50 to 2,000 ⁇ m, and a fluororesin containing a thickness of 10 to 1,000 ⁇ m. A second sealing layer containing a second resin and having a thickness of 50 to 2,000 ⁇ m, and a solar cell are provided in this order.
  • the melting point of the fluororesin is Tmf [° C.]
  • the melting point of the first resin is Tm1 [° C.]
  • the melting point of the second resin is Tm2 [° C.]
  • the value obtained by subtracting the Tm1 from the Tmf is 30 ° C. or higher.
  • a cover glass From the light receiving surface side of the solar cell module, a cover glass, a first sealing layer containing a crosslinked product of the first resin and having a thickness of 50 to 2,000 ⁇ m, and a fluororesin containing a thickness of 10 to 10 to A design layer having a thickness of 1,000 ⁇ m, a second sealing layer containing a crosslinked product of the second resin and having a thickness of 50 to 2,000 ⁇ m, and a solar cell are provided in this order.
  • Tmf melting point
  • the glass transition temperature of the crosslinked product of the first resin is Tg1 [° C.]
  • the glass transition temperature of the crosslinked product of the second resin is Tg2 [° C.]
  • the fluororesin comprises an ethylene-tetrafluoroethylene copolymer, an ethylene-chlorotrifluoroethylene copolymer, a polychlorotrifluoroethylene, a tetrafluoroethylene-hexafluoropropylene copolymer, and a polyvinylidene fluoride.
  • the solar cell module according to any one of [9] to [13], which comprises at least one selected from the group.
  • a building exterior wall material having the solar cell module according to any one of [9] to [14].
  • the present invention it is possible to provide a solar cell module having excellent workability at the time of manufacturing, a manufacturing method thereof, and a building outer wall material using the same.
  • the meanings of the terms in the present invention are as follows.
  • the numerical range represented by using "-" means a range including the numerical values before and after "-" as the lower limit value and the upper limit value.
  • the unit is a general term for an atomic group derived from one molecule of the monomer, which is directly formed by polymerizing a monomer, and an atomic group obtained by chemically converting a part of the atomic group.
  • the content (mol%) of each unit with respect to all the units contained in the polymer is determined by analyzing the polymer by a nuclear magnetic resonance spectrum (NMR) method.
  • NMR nuclear magnetic resonance spectrum
  • (Meta) acrylate is a general term for acrylate and methacrylate
  • (meth) acrylic is a general term for acrylic and methacrylic.
  • the hydrolyzable silyl group is a group that becomes a silanol group by hydrolysis.
  • the surface free energy of each material is a value measured according to JIS-K6788.
  • a wet tension test mixed solution manufactured by Wako Pure Chemical Industries, Ltd. was used for the measurement.
  • the melting point of the resin is the temperature at the endothermic peak due to melting measured by the differential scanning calorimetry (DSC) method.
  • the glass transition temperature (Tg) of the resin is the midpoint glass transition temperature measured by the differential scanning calorimetry (DSC) method.
  • the layer thickness in the solar cell module is an arithmetic mean value obtained by measuring the thickness of each layer used in the manufacture of the solar cell module using the Mitutoyo Coolant Proof Micrometer MDC-25MX. ..
  • the method for manufacturing a solar cell module of the present invention includes a cover glass, a first sealing material containing a first resin, a design material containing a fluororesin, and a second resin.
  • This is a method of manufacturing a solar cell module by arranging the second sealing material and the solar cell in this order and heat-pressing them.
  • the melting point of the fluororesin is Tmf [° C.]
  • the melting point of the first resin is Tm1 [° C.]
  • the melting point of the second resin is Tm2 [° C.]
  • the value obtained by subtracting Tm1 from Tmf. is 30 ° C.
  • the formed design layer having a thickness of 10 to 1,000 ⁇ m, the second sealing layer formed from the second sealing material and having a thickness of 50 to 2,000 ⁇ m, and the solar cell A solar cell module having this order can be manufactured.
  • the workability at the time of manufacturing the solar cell module is excellent.
  • excellent workability at the time of manufacturing the solar cell module means that deformation and breakage of the design material can be prevented at the time of manufacturing the solar cell module.
  • the reason why the processability at the time of manufacturing is excellent is not always clear, but it is presumed as follows. Since the melting point of the fluororesin contained in the design material is higher than the melting points of the first resin contained in the first encapsulant and the second resin contained in the second encapsulant, the first resin and the first resin and the first resin are heat-bonded. 2 It is considered that the design material is stably arranged between the first sealing material and the second sealing material even when the resin is melted.
  • the deformation of the design material due to the stress caused by the flow of the first sealing material and the second sealing material during heat crimping can be prevented.
  • the thicknesses of the first sealing layer, the design layer and the second sealing layer after heat crimping are within a predetermined range, the design material may be distorted in the laminate or the design material may be wrinkled during heat crimping. It is thought that it is possible to suppress the entry of. It is presumed that these actions functioned synergistically to suppress deformation and breakage of the design material when manufacturing the solar cell module.
  • the cover glass, the first sealing material, the design material, the second sealing material, and the solar cell in this order to obtain a laminated body and heat-press.
  • a part of these materials may be laminated in advance and heat-bonded, and then laminated with the remaining material and heat-bonded.
  • cover glass examples include a glass plate.
  • specific examples of the materials constituting the glass plate include soda lime silicate glass, quartz glass, crystal glass, non-alkali glass, aluminosilicate glass, borosilicate glass, and barium borosilicate glass.
  • Soda lime silicate glass is preferred.
  • SiO 2 is the main component of the soda lime silicate glass.
  • Soda-lime silicate glass in addition to the above materials, K 2 O, TiO 2, ZrO 2 and at least one material may further contain a selected from the group consisting of LiO 2.
  • the soda lime silicate glass may further contain a fining agent (for example, SO 3 , SnO 2 , Sb 2 O 3).
  • the cover glass may be a tempered glass plate that has been subjected to a tempering treatment.
  • the tempered glass plate is preferable in that it is less likely to be broken as compared with the cover glass which has not been subjected to the tempered treatment.
  • the tempered glass plate includes, for example, a surface layer having a residual compressive stress, a back surface layer having a residual compressive stress, and an intermediate layer formed between the front surface layer and the back surface layer and having a residual tensile stress. Is used.
  • Specific examples of the strengthening treatment include a chemical strengthening treatment performed by a known ion exchange method and the like, and a physical strengthening treatment performed by a known air cooling strengthening method and the like.
  • the chemically strengthened glass plate has sufficient strength because the value of the residual compressive stress of the front surface layer or the back surface layer can be increased even when the plate thickness is thin.
  • the cover glass may be surface-treated from the viewpoint of adhesion to the first sealing material.
  • a surface treatment method a known method can be used, and activation treatment (plasma method, vapor deposition method, acid treatment, base treatment, etc.), chemical conversion treatment, material surface polishing, sander treatment, pore-sealing treatment, blast treatment, primer Processing and the like can be mentioned.
  • the primer agent include a silane coupling agent (particularly, alkoxysilane and the like), an epoxy resin, a (meth) acrylic resin, and a polyester resin.
  • the cover glass preferably contains Fe 2 O 3 in an amount of 0.3% by mass or less, more preferably 0.1% by mass or less, and particularly preferably 0.03% by mass or less in terms of mass percentage based on oxide. preferable.
  • the content of Fe 2 O 3 is 0.3% by mass or less, the absorption of near-infrared light by Fe 2 O 3 can be suppressed, so that the power generation efficiency is improved. Therefore, a cover glass having a Fe 2 O 3 content of 0.3% by mass or less is suitable for a solar cell module having a solar cell having high spectral sensitivity to near infrared light.
  • the content of Fe 2 O 3 in the present specification means the content when the content of total iron contained in the cover glass is converted into Fe 2 O 3, and is obtained by the fluorescent X-ray measurement method. ..
  • the thickness of the cover glass can be arbitrarily set from the design wind pressure of the building and the like.
  • the thickness of the cover glass is preferably 1 to 30 mm, more preferably 3 to 20 mm, and particularly preferably 3 to 15 mm. If the thickness is 1 mm or more, the durability is high and the cover glass is hard to break. If the thickness is 30 mm or less, the cover glass becomes lightweight, so that the solar cell module is preferably used for the wall surface and windows of a building.
  • the thickness of the cover glass is an arithmetic mean value of the thickness obtained by measuring the cover glass with a thickness gauge.
  • the first sealing material is a material containing the first resin and forming the first sealing layer contained in the solar cell module by heat pressure bonding.
  • the first resin may or may not be crosslinked.
  • the resin in the first sealing layer is preferably crosslinked.
  • the second sealing material is a material containing a second resin and forming a second sealing layer contained in the solar cell module by heat pressure bonding.
  • the second resin may or may not be crosslinked.
  • the resin in the second sealing layer is preferably crosslinked.
  • the first encapsulant and the second encapsulant may be the same or different.
  • first sealing material and the second sealing material are collectively referred to as a sealing material
  • first resin and the second resin are collectively referred to as a sealing resin
  • first sealing layer and the second sealing layer are also collectively referred to as a sealing layer.
  • the sealing material contains a sealing resin.
  • a sealing resin at least one resin selected from the group consisting of olefin resin (particularly ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA resin)), polyvinyl butyral resin (PVB resin), ionomer resin and silicone resin is used.
  • EVA resin ethylene-vinyl acetate copolymer
  • PVB resin polyvinyl butyral resin
  • ionomer resin and silicone resin is used.
  • at least one resin selected from the group consisting of ethylene-vinyl acetate copolymer and polyvinyl butyral resin is particularly preferable in terms of adhesion, durability and transparency between the cover glass and the design layer.
  • the melting point of the sealing resin is preferably 200 ° C. or lower, more preferably 40 to 200 ° C., and 50 to 170 ° C. from the viewpoint of processability during manufacturing of the solar cell module and the handling and storage stability of the sealing material. °C is more preferable, and 60 to 150 ° C is particularly preferable.
  • Two or more kinds of sealing resins may be used in combination.
  • the content of the sealing resin in the sealing material is preferably 50% by mass or more, preferably 70% by mass or more, based on the total mass of the sealing material, in that the workability at the time of manufacturing the solar cell module is more excellent. More preferably, 90% by mass or more is particularly preferable.
  • the upper limit of the resin content in the encapsulant is usually 99.99% by mass.
  • the sealing material may or may not contain an ultraviolet absorber, a cross-linking agent, and the like.
  • the encapsulant preferably contains an ultraviolet absorber, a cross-linking agent, etc. from the viewpoint of durability of the encapsulating layer. Further, the sealing material may contain components such as inorganic particles described later.
  • an ultraviolet absorber such as salicylic acid ester-based, benzotriazole-based, benzophenone-based, cyanoacrylate-based, or triazine-based is preferable.
  • UV absorbers include BASF's "Tinuvin 326", “Tinuvin 400", “Tinuvin 405", “Tinuvin 460", “Tinuvin 900", “Tinuvin 928", and Clariant's "Sanduvor VSU”. , Clariant's "Hastavin PR-25 Gran” and the like. Two or more kinds of ultraviolet absorbers may be used in combination.
  • the ultraviolet absorber is particularly preferably contained in the first encapsulant.
  • the first encapsulant forms the first encapsulant layer arranged on the sunlight receiving surface side of the design layer. Therefore, if the first encapsulant contains an ultraviolet absorber, It is possible to manufacture a solar cell module having excellent weather resistance of the design layer.
  • the content of the ultraviolet absorber is preferably 0.01 to 5% by mass, particularly 0.2 to 3% by mass, based on the total mass of the sealing layer in that the weather resistance of the solar cell module is more excellent. preferable.
  • cross-linking agent examples include known cross-linking agents such as organic peroxides. Two or more kinds of cross-linking agents may be used in combination.
  • the thickness of the sealing material is equal to or less than the thickness of the sealing layer included in the solar cell module.
  • the thickness of the encapsulant is 50 to 2,000 ⁇ m, more preferably 100 to 1,500 ⁇ m, and particularly preferably 200 to 1,000 ⁇ m.
  • the thickness of the sealing material is 50 ⁇ m or more, the workability at the time of manufacturing the solar cell module is excellent.
  • the generation of strong stress at the adhesive interface due to the difference in thermal expansion of each layer tends to cause peeling of each layer.
  • this stress can be reduced and the durability is excellent.
  • the encapsulant may consist of only one type, or two or more types may be laminated. When two or more kinds of sealing materials are laminated, each layer may have the same composition, thickness, or the like, or may be different. When the encapsulant is composed of two or more layers, the thickness of the encapsulant means the total thickness of each layer constituting the encapsulant.
  • the sealing material is preferably in the form of a film or a sheet when laminated.
  • the design material is a material that forms the design layer contained in the solar cell module by heat crimping.
  • the design material contains a fluororesin that is solid at room temperature (23 ° C.).
  • a fluorine-containing polymer containing a unit having a fluorine atom (hereinafter, also referred to as a unit F) is preferable.
  • the fluorine-containing polymer preferably contains a unit based on a fluoroolefin (hereinafter, also referred to as a unit F1) as the unit F.
  • a fluoroolefin is an olefin in which one or more hydrogen atoms are substituted with fluorine atoms. In the fluoroolefin, one or more hydrogen atoms which are not substituted with fluorine atoms may be substituted with chlorine atoms.
  • the number of carbon atoms of the fluoroolefin is preferably 2 to 8, more preferably 2 to 6, and particularly preferably 2 to 4.
  • TFE, CTFE, VDF, HFP, PFBE and the like are preferable because the weather resistance of the solar cell module is more excellent. Two or more kinds of fluoroolefins may be used in combination.
  • the content of the unit F1 is preferably 20 to 100 mol%, more preferably 30 to 100 mol%, and more preferably 40 to 60, based on the weather resistance of the solar cell module with respect to all the units contained in the fluorine-containing polymer. Mol% is particularly preferred.
  • the fluorine-containing polymer may contain only the unit F1, and the unit F is a unit based on a monomer containing a fluorine atom other than a fluoroolefin (hereinafter, also referred to as a monomer F2) (hereinafter, also referred to as a unit F2). ) May be contained, or a unit (hereinafter, also referred to as unit D) based on a monomer (hereinafter, also referred to as monomer D) that does not contain a fluorine atom may be contained.
  • Examples of the monomer F2 include fluorovinyl ether, a monomer having an aliphatic ring or an aliphatic heterocyclic structure containing a fluorine atom, fluoroalkyl (meth) acrylate, and the like, and fluorovinyl ether is preferable.
  • the fluorovinyl ether may have a functional group such as -SO 2 F, -CO 2 CH 3.
  • the monomer having an aliphatic ring or an aliphatic heterocyclic structure containing a fluorine atom include perfluoro (2,2-dimethyl-1,3-dioxolane) and 2,2,4-trifluoro-5-. Examples thereof include trifluoromethoxy-1,3-dioxolane and perfluoro (2-methylene-4-methyl-1,3-dioxolane).
  • Examples of the monomer D include olefins, vinyl ethers, vinyl carboxylates, allyl ethers, (meth) acrylic acid esters, carboxylic acids having a polymerizable unsaturated group, unsaturated acid anhydrides, and the like.
  • Monomer D may have a functional group.
  • Examples of the functional group include a hydroxy group, a carboxy group, an amino group and a hydrolyzable silyl group, and a hydroxy group or a carboxy group is preferable from the viewpoint of further improving the strength of the design layer.
  • Examples of the olefin include ethylene, propylene, isobutene and the like, and ethylene is preferable.
  • Examples of the vinyl ether include ethyl vinyl ether, tert-butyl vinyl ether, 2-ethylhexyl vinyl ether, cyclohexyl vinyl ether, 2-hydroxyethyl vinyl ether, 4-hydroxybutyl vinyl ether and the like.
  • Examples of vinyl carboxylate include vinyl acetate, vinyl pivalate, vinyl neononanoate, vinyl neodecanoate, vinyl benzoate, tert-butyl vinyl benzoate, vinyl versatic acid and the like, and vinyl acetate is preferable.
  • Examples of the allyl ether include 2-hydroxyethyl allyl ether and the like.
  • Examples of the (meth) acrylic acid ester include tert-butyl (meth) acrylate, benzyl (meth) acrylate, and 2-hydroxyethyl (meth) acrylate.
  • Examples of the carboxylic acid having a polymerizable unsaturated group include undecylenic acid and crotonic acid.
  • Examples of unsaturated acid anhydrides include maleic anhydride, itaconic anhydride, citraconic anhydride, and hymic anhydride (5-norbornen-2,3-dicarboxylic acid anhydride).
  • As the monomer D ethylene or vinyl ether is preferable from the viewpoint of processability at the time of manufacturing the solar cell module.
  • the fluorine-containing polymer contains the unit D
  • the content of the unit D is preferably more than 0 mol% and 80 mol% or less, and more than 0 mol% and 70 mol% or less with respect to all the units contained in the fluorine-containing polymer. More preferably, 40 to 60 mol% is particularly preferable.
  • fluorine-containing polymer containing only the unit F1 examples include a homopolymer of a fluoroolefin and two or more copolymers of a fluoroolefin.
  • Specific examples of the fluoropolymer containing only the unit F1 include polytetrafluoroethylene, polychlorotrifluoroethylene (PCTFE), tetrafluoroethylene-hexafluoropropylene copolymer (FEP), and polyvinylidene fluoride (polyvinylidene fluoride). PVDF), and PCTFE, FEP or PVDF is preferable, and PCTFE or FEP is particularly preferable, from the viewpoint of processability at the time of manufacturing the present solar cell module.
  • fluoropolymer containing the unit F1 and the unit D examples include an ethylene-tetrafluoroethylene copolymer (ETFE), an ethylene-chlorotrifluoroethylene copolymer (ECTFE), and a chlorotrifluoroethylene-vinyl ether copolymer.
  • ETFE ethylene-tetrafluoroethylene copolymer
  • ECTFE ethylene-chlorotrifluoroethylene copolymer
  • FEVE chlorotrifluoroethylene-vinyl ether copolymer
  • ETFE, ECTFE or FEVE is preferable from the viewpoint of processability at the time of manufacturing the present solar cell module.
  • the ETFE includes TFE units and ethylene units, and the molar ratio of TFE units to ethylene units (TFE units / ethylene units) is preferably 40/60 to 60/40.
  • ETFE may contain units other than TFE units and ethylene units, and the content when the units are contained is preferably 0.5 to 10 mol% with respect to all the units contained in ETFE.
  • an HFP unit, a PFBE unit, a PPVE unit and the like are preferable.
  • the melting point (Tmf) of the fluororesin is preferably 170 ° C. or higher, more preferably 190 ° C. or higher, and particularly preferably 200 ° C. or higher, in that the processability at the time of manufacturing the solar cell module is more excellent.
  • the upper limit of Tmf is not particularly limited.
  • the design material may contain two or more kinds of fluororesins.
  • the content of the fluororesin in the design material is preferably 5 to 100% by mass, particularly preferably 10 to 90% by mass, based on the total mass of the design layer, from the viewpoint of weather resistance of the solar cell module.
  • the design material preferably contains inorganic particles.
  • the inorganic particles include composite oxidation containing two or more metal atoms selected from the group consisting of chromium, titanium, antimony, iron, aluminum, nickel, barium, lead, vanadium, bismuth, zinc, cobalt and manganese. Things can be mentioned. More specific examples include a composite oxide of chromium, titanium and antimony (orange), a composite oxide of iron, aluminum and titanium (orange), a composite oxide of nickel, titanium and antimony (yellow), titanium and nickel.
  • the inorganic particles are preferably colored inorganic particles (inorganic pigments) having a specific color among the above-mentioned inorganic particles.
  • the content of the inorganic particles is 1 to 1 to 100 parts by mass of the fluororesin from the viewpoint of balancing the concealing property of the solar cell and the strength and flexibility of the design layer. 100 parts by mass is preferable, 3 to 60 parts by mass is more preferable, and 10 to 50 parts by mass is particularly preferable.
  • the shape of the inorganic particles is not particularly limited, and may be spherical, elliptical, needle-shaped, plate-shaped, rod-shaped, cone-shaped, columnar, cubic, rectangular parallelepiped, diamond-shaped, star-shaped, scale-shaped, amorphous, or the like.
  • the particles may have any shape.
  • the inorganic particles may be hollow particles or solid particles.
  • the inorganic particles may be porous particles.
  • the design material may contain two or more kinds of inorganic particles.
  • the design material may contain a non-fluororesin.
  • the non-fluororesin is a resin that does not contain a fluorine atom and is solid at room temperature (23 ° C.).
  • Specific examples of the non-fluorinated resin include alkyd resin, aminoalkyd resin, polyester resin, epoxy resin, urethane resin, epoxy polyester resin, vinyl acetate resin, acrylic resin, vinyl chloride resin, phenol resin, modified polyester resin, and acrylic silicone resin. , Silicone resin can be mentioned.
  • the design material may contain components other than the above, if necessary.
  • components include curing catalysts, organic fillers, organic pigments (copper phthalocyanine (blue, green), perylene (red), etc.), light stabilizers, ultraviolet absorbers, matting agents, leveling agents, degassing agents. , Filler, heat stabilizer, thickener, dispersant, surfactant, antistatic agent, rust preventive, silane coupling agent, antifouling agent, decontamination treatment agent and the like.
  • the thickness of the design material is preferably 10 to 1,000 ⁇ m, more preferably 20 to 800 ⁇ m, and particularly preferably 40 to 500 ⁇ m from the viewpoint of preventing deformation during lamination.
  • the design material may consist of only one type, or two or more types may be laminated. When two or more kinds of design materials are laminated, each layer may have the same composition, thickness, or the like, or may be different. When the design material is composed of two or more layers, the thickness of the design material means the total thickness of each layer constituting the design material.
  • the kneaded product is stretched with a heating roll press or the like to form a film or a film.
  • a heating roll press or the like There is a method of making it into a sheet.
  • the design material is in the form of a film (sheet) when laminated.
  • the design material may be produced by applying a composition containing a fluororesin on the first sealing material or the second sealing material.
  • plasma treatment corona discharge treatment, surface treatment by high frequency sputtering, RF bombard treatment, from the viewpoint of adjusting the surface free energy to improve the adhesion to the first sealing layer and the second sealing layer, DC bombard treatment, glow discharge treatment, etc. may be performed.
  • -Tm2) is 30 ° C. or higher, and is preferably 40 ° C. or higher, more preferably 50 ° C. or higher, in that the processability at the time of manufacturing the solar cell module is more excellent.
  • the upper limit of Tmf-Tm1 and Tmf-Tm2 is not particularly limited, but 300 ° C. or lower is preferable, 250 ° C. or lower is more preferable, and 230 ° C. or lower is further preferable in that the handling of the first resin and the second resin is better. preferable.
  • the total thickness of the first encapsulant, the design material and the second encapsulant is preferably 150 to 3000 ⁇ m, more preferably 300 to 1500 ⁇ m in terms of distortion and durability.
  • the design material is preferably thinner than the first encapsulant, and specifically, the thickness of the design material is 0.1 to 0.9 times that of the first encapsulant. It is preferable in terms of workability.
  • the design layer is preferably thinner than the second encapsulant, and specifically, it is distorted that the thickness of the design layer is 0.1 to 0.9 times that of the second encapsulant. It is preferable in terms of workability and workability. If the thickness of the design material is 0.1 times or more that of the first sealing material, the appearance after processing is excellent. When the thickness of the design material is 0.9 times or less that of the first sealing material, the design material can be easily cut according to the shape of the solar cell module, and the workability is excellent.
  • the solar cell has a function of converting the light energy received by the light receiving surface of the solar cell into electrical energy.
  • the solar cell may have the function only on one light receiving surface, or may have the function on the other light receiving surface.
  • the solar cell is a silicon-based solar cell composed of monocrystalline silicon, polycrystalline silicon, or the like, an amorphous silicon type solar cell, GaAs, CIS, CIGS, CdTe, InP, Zn 3 P 2 or Cu 2 S (preferably).
  • Can use known solar cells such as compound-based solar cells composed of CIS or CIGS), perovskite-type solar cells, and the like.
  • the solar cell is preferably a material having spectral sensitivity in the near infrared region because it is easy to achieve both designability and power generation efficiency.
  • a silicon-based solar cell composed of single crystal silicon, polycrystalline silicon, or the like, and GaAs, CIS, CIGS, CdTe, InP, Zn 3 P 2 or Cu 2 S (preferably CIS or CIGS).
  • single crystal silicon-based solar cells, CIS-based solar cells, and CIGS-based solar cells are particularly preferable because they are superior in power generation in the near-infrared light region.
  • the CIS-based solar cell and the CIGS-based solar cell are particularly preferable because the design of the solar cell module is excellent because there is no wiring and the solar cell module can be suitably used as an outer wall material.
  • the wiring is preferably colored, and particularly preferably black, from the viewpoint of the design of the solar cell module.
  • the peak of the spectral sensitivity of the solar cell preferably exists in the wavelength range of 780 to 1,200 nm, and particularly preferably exists in the wavelength range of 780 to 1,000 nm.
  • FIG. 1 is a graph showing a solar spectrum (solar energy) on the ground and a spectral sensitivity curve of a single crystal silicon-based solar cell.
  • the single crystal silicon-based solar cell has a high spectral sensitivity even in a wavelength region longer than the wavelength of 780 nm. Therefore, it is possible to exhibit the design by scattering the light in the visible light region and to show good power generation efficiency by transmitting the near infrared light. That is, by using a cover glass that exhibits high transmittance in a long wavelength region, it means that a solar cell module capable of having designability and power generation efficiency can be obtained.
  • materials other than those described above may be arranged between the materials or outside the laminated body.
  • a laminate having a third encapsulant on the side opposite to the second encapsulant with respect to the solar cell can also be used.
  • a laminate in which the cover glass, the first sealing material, the design material, the second sealing material, the solar cell, and the third sealing material are arranged in this order may be used.
  • the third sealing material contains a third resin and is heat-bonded to form a third sealing layer that can be contained in the solar cell module.
  • Specific examples and preferred embodiments of the third encapsulant and the third resin are the same as those of the encapsulant and the encapsulant resin described above.
  • the third encapsulant and the third resin may be the same as or different from the other encapsulants and encapsulants.
  • a laminate having a back glass or a back sheet on the side opposite to the second sealing material with respect to the solar cell can also be used.
  • a laminated body having the above-mentioned third sealing material may be used together with the back glass or the back sheet.
  • the cover glass, the first sealing material, the design material, the second sealing material, the solar cell, the third sealing material, and the back glass or the back sheet are arranged in this order.
  • a laminated body may be used.
  • the preferred embodiment of the back glass is the same as that of the cover glass.
  • the backsheet contains resin.
  • the resin in the back sheet examples include polyvinyl fluoride, polyvinylidene fluoride, tetrafluoroethylene-hexafluoropropylene copolymer, polyethylene terephthalate copolymer and the like.
  • a back sheet may be used instead of the back glass.
  • the back glass or back sheet may further have a black or black colored layer (black layer). As a result, it is possible to prevent the light transmitted through the solar cell from entering the solar cell from the side opposite to the side of the solar cell where the first sealing layer is provided.
  • the black layer has a black appearance, and specifically, the L * value of the black colorant is preferably 0 to 40, more preferably 0 to 20, and particularly preferably 0 to 10. ..
  • the mode of laminating the cover glass, the first sealing material, the design material and the second sealing material only on one side of the solar cell has been shown, but the present manufacturing method is not limited to this. ..
  • the present manufacturing method not only one side of the solar cell but also the other side of the solar cell may be provided with the same configuration as the one side of the solar cell.
  • the thermocompression bonding can be performed using, for example, a thermocompression bonding device, a vacuum thermocompression bonding device, or the like.
  • the heating temperature in the heat crimping is preferably Tmf or less (preferably less than Tmf) and higher than Tm1 and Tm2 in that the workability at the time of manufacturing the solar cell module is more excellent.
  • the heating temperature in the heat crimping is preferably 120 to 200 ° C., more preferably 130 to 180 ° C., and particularly preferably 140 to 165 ° C.
  • FIG. 2 is a schematic cross-sectional view showing one aspect of the solar cell module obtained by the present manufacturing method.
  • the solar cell module 10 includes a cover glass 11, a first sealing layer 12, a design layer 13, and a second sealing layer 14 from the light receiving surface side of the solar cell module 10.
  • the solar cell 15, the third sealing layer 16, and the back glass 17 are provided in this order.
  • Each of the plurality of solar cell 15s is sealed by the second sealing layer 14 and the third sealing layer 16.
  • the cover glass and solar cell included in the solar cell module obtained by this manufacturing method are the same as the cover glass and solar cell used in this manufacturing method.
  • the first sealing layer is a layer containing the above-mentioned first resin or a crosslinked product of the first resin and corresponding to the first sealing material contained in the laminate. Therefore, the components contained in the first sealing layer and the content thereof are the same as those of the first sealing material.
  • the range and preferred embodiments of the thickness of the first sealing layer are the same as the range and preferred embodiments of the thickness of the encapsulant described above.
  • the glass transition temperature of the crosslinked product of the first resin is the point of processability at the time of manufacturing the solar cell module and the handling and storage of the first sealing material. From the viewpoint of stability, 120 ° C. or lower is preferable, ⁇ 40 ° C. to 100 ° C.
  • the first sealing layer may be arranged closer to the light receiving surface side of sunlight than the design layer from the viewpoint of protecting the design layer described later from ultraviolet rays, but from the viewpoint of adhesion to the design layer and the cover glass. , It is preferable that the layers are laminated so that one surface is in contact with the design layer and the other surface is in contact with the cover glass.
  • the design layer is a layer containing the above-mentioned fluororesin and corresponding to the design material contained in the laminate.
  • the design layer can conceal the solar cell and improve the design of the solar cell module.
  • the design layer is preferably colored.
  • the fact that the design layer is colored means that the visible light average of the design layer is defined as the visible light average reflectance when the arithmetic average value of the reflectance in increments of 5 nm is defined in the visible light region having a wavelength of 380 to 780 nm. It means that the reflectance is 10% or more.
  • the visible light average reflectance of the design layer is 10% or more, the incident light is reflected / scattered by the design layer and the reflected / scattered light is visually recognized, so that it is recognized as colored.
  • the average visible light reflectance of the design layer can be arbitrarily changed according to the desired color tone.
  • the design layer may be uniformly colored or partially colored and may have a pattern, but it is preferable that the design layer is uniformly colored from the viewpoint of power generation efficiency of the solar cell module.
  • the content of the fluororesin in the design layer is preferably the same as the content of the fluororesin contained in the design material.
  • the components other than the fluororesin contained in the design layer and their contents are the same as those of the design material.
  • the range and preferred embodiments of the thickness of the design layer are the same as the range and preferred embodiments of the thickness of the design material described above.
  • the second sealing layer is a layer containing the above-mentioned second resin or a crosslinked product of the second resin and corresponding to the second sealing material contained in the laminate. Therefore, the components contained in the second sealing layer and the content thereof are the same as those of the second sealing material.
  • the range of the thickness of the second sealing layer and the preferred embodiment are the same as the range of the thickness of the sealing material and the preferred embodiment described above.
  • the glass transition temperature of the crosslinked product of the second resin is the point of processability at the time of manufacturing the solar cell module and the handling and storage of the second sealing material. From the viewpoint of stability, 120 ° C. or lower is preferable, ⁇ 40 ° C. to 100 ° C.
  • the second sealing layer may be arranged closer to the solar cell than the design layer in order to seal the solar cell, but from the viewpoint of adhesion to the design layer and the solar cell, one surface thereof. It is preferable that the layers are laminated so as to be in contact with the design layer and in contact with the solar cell on the other surface.
  • the design layer of the present invention contains a fluororesin, adhesion between layers may become an issue. As described above, the presence of the design layer between the first sealing layer and the second sealing layer greatly improves the interlayer adhesion in the solar cell module.
  • the solar cell module obtained by this manufacturing method includes a third sealing layer.
  • the third sealing layer is a layer containing the above-mentioned third resin or a crosslinked product of the first resin and corresponding to the third sealing material contained in the laminate. Therefore, the components contained in the third sealing layer and the content thereof are the same as those of the third sealing material.
  • the range and preferred embodiment of the thickness of the third sealing layer are the same as the range and preferred embodiment of the thickness of the sealing material described above.
  • the third sealing layer is preferably laminated so as to be in contact with the solar cell from the viewpoint of sealing the solar cell together with the second sealing layer.
  • the solar cell module obtained by this manufacturing method includes the back glass.
  • the back glass included in the solar cell module is the same as the back glass included in the laminate.
  • FIG. 3 is a schematic cross-sectional view showing another aspect of the solar cell module obtained by this manufacturing method.
  • the solar cell module 100 has a plurality of solar cell 150, and the second sealing layer 140A, the design layer 130A, and the second sealing layer 130A are on the first light receiving surface 150A side of the solar cell 150.
  • the first sealing layer 120A and the cover glass 110A are provided in this order, and the second sealing layer 140B, the design layer 130B, and the first sealing layer 120B are placed on the second light receiving surface 150B side of the solar cell 150. And the cover glass 110B in this order.
  • the cover glass 110A, the first sealing layer 120A, the design layer 130A, the second sealing layer 140A, and the solar cell 150 are the cover glass 11, the first sealing layer 12, the design layer 13, and the first in FIG. 2, respectively. 2 Since it is the same as the sealing layer 14 and the solar cell 15, the description thereof will be omitted.
  • the cover glass 110B, the first sealing layer 120B, the design layer 130B and the second sealing layer 140B are the cover glass 11, the first sealing layer 12, the design layer 13 and the second sealing layer 14 in FIG. 2, respectively. Since it is the same as the above, the description thereof will be omitted.
  • the solar cell module 100 is preferably used when sunlight is incident from any surface such as a fence.
  • One aspect of the solar cell module of the present invention includes a cover glass, a first sealing layer containing the first resin and a thickness of 50 to 2,000 ⁇ m, and a fluororesin from the light receiving surface side of the solar cell module. It has a design layer having a thickness of 10 to 1,000 ⁇ m, a second sealing layer containing a second resin and having a thickness of 50 to 2,000 ⁇ m, and a solar cell in this order. Further, in the solar cell module of the present invention, when the melting point of the fluororesin is Tmf [° C.], the melting point of the first resin is Tm1 [° C.], and the melting point of the second resin is Tm2 [° C.], from the above Tmf.
  • the value obtained by subtracting the Tm1 and the value obtained by subtracting the Tm2 from the Tmf are both 30 ° C. or higher, preferably 40 ° C. or higher, and particularly preferably 50 ° C. or higher. Further, from the viewpoint of good processability and excellent appearance after processing, it is preferable that Tmf is 170 ° C. or higher and Tm1 and Tm2 are 200 ° C. or lower.
  • the solar cell module of the present invention is preferably a solar cell module obtained by the above-mentioned method for manufacturing a solar cell module. Since the configuration of the solar cell module of the present invention is the same as the configuration of the solar cell module obtained by the above-described method for manufacturing the solar cell module, the description thereof will be omitted.
  • One aspect of the solar cell module of the present invention is a cover glass, a first sealing layer containing a crosslinked product of the first resin and a thickness of 50 to 2,000 ⁇ m, and fluorine from the light receiving surface side of the solar cell module.
  • a design layer containing a resin and having a thickness of 10 to 1,000 ⁇ m, a second sealing layer containing a crosslinked product of the second resin and having a thickness of 50 to 2,000 ⁇ m, and a solar cell are arranged in this order.
  • the total thickness of the first sealing layer, the design layer and the second sealing layer is preferably 150 to 3000 ⁇ m, more preferably 300 to 1500 ⁇ m in terms of distortion and durability.
  • the design layer is preferably thinner than the first sealing layer, and specifically, the thickness of the design layer is 0.1 to 0.9 times that of the first sealing layer. It is preferable in terms of workability.
  • the design layer is preferably thinner than the second sealing layer, and specifically, it is distorted that the thickness of the design layer is 0.1 to 0.9 times that of the second sealing layer. It is preferable in terms of workability and workability.
  • the thickness of the design layer is 0.1 times or more that of the first sealing layer, the appearance after processing is excellent.
  • the thickness of the design layer is 0.9 times or less that of the first sealing layer, the design layer can be easily cut according to the shape of the solar cell module, and the workability is excellent.
  • the melting point of the fluororesin is Tmf [° C.]
  • the glass transition temperature of the crosslinked product of the first resin is Tg1 [° C.]
  • the glass transition temperature of the crosslinked product of the second resin is Tg2.
  • the value obtained by subtracting the Tg1 from the Tmf and the value obtained by subtracting the Tg2 from the Tmf are both 80 ° C. or higher, preferably 90 ° C. or higher, preferably 100 ° C. or higher. Is particularly preferable.
  • Tmf is 170 ° C. or higher and Tg1 and Tg2 are 120 ° C.
  • the solar cell module of the present invention is preferably a solar cell module obtained by the above-mentioned method for manufacturing a solar cell module. Since the configuration of the solar cell module of the present invention is the same as the configuration of the solar cell module obtained by the above-described method for manufacturing the solar cell module, the description thereof will be omitted.
  • FIG. 4 is a schematic plan view showing an example of a solar cell array configured by the solar cell module of the present invention.
  • the solar cell array 20 is configured by arranging a plurality of rectangular solar cell modules 10 in a plane and connecting them in series and parallel.
  • Specific examples of the installation location of the solar cell array include the rooftop, roof, and outer wall (for example, wall surface, window) of a building.
  • the solar cell array having the solar cell module of the present invention is preferably used for a building outer wall material (for example, a wall surface of a building, a window).
  • FIG. 4 shows an aspect in which the solar cell array has a rectangular shape, but the shape of the solar cell array is not particularly limited.
  • the building exterior wall material of the present invention has the solar cell module of the present invention.
  • Specific examples of building exterior wall materials include curtain walls, wall materials, and windows.
  • Examples 1 to 10, 13, 15 and 16 are examples, and examples 11, 12 and 14 are comparative examples.
  • E1 A film containing an ultraviolet absorber (hereinafter, also referred to as UVA) and an ethylene-vinyl acetate copolymer (hereinafter, also referred to as EVA) (PHOTPCAP 15585P HL manufactured by STR), melting point: 70 ° C., thickness: 400 ⁇ m, Surface free energy: 40 dyn / cm)
  • E2 A film formed by stretching E1 to a thickness of 40 ⁇ m with a heating roll press machine
  • E3 A film formed by stretching E1 to a thickness of 100 ⁇ m with a heating roll press machine
  • E4 A film containing polyvinyl butyral resin (manufactured by Aldrich) 182567, melting point: 130 ° C., thickness: 400 ⁇ m, surface free energy: 40 dyn / cm))
  • D1 Ethylene-tetrafluoroethylene copolymer (hereinafter, also referred to as ETFE) (product number 427209 manufactured by Sigma Aldrich, melting point: 270 ° C.) and 20 g of titanium oxide (STR-100A-LP manufactured by Sakai Chemical Co., Ltd.).
  • ETFE Ethylene-tetrafluoroethylene copolymer
  • STR-100A-LP manufactured by Sakai Chemical Co., Ltd.
  • D2 A film formed in the same manner in D1 except that the thickness is changed to 150 ⁇ m
  • D3 A film formed in the same manner in D1 except that the thickness is changed to 50 ⁇ m
  • D4 D1 has a thickness of 20 ⁇ m.
  • PCTFE polychlorotrifluoroethylene
  • ETFE tetrafluoroethylene-hexafluoropropylene copolymer
  • FEP tetrafluoroethylene-hexafluoropropylene copolymer
  • the film D9 D1 formed in the same manner except that the thickness was changed to 150 ⁇ m using PVDF (manufactured by Sigma Aldrich Co., Ltd., product number 427144, melting point: 170 ° C.), polymethylmethacrylate (polymethylmethacrylate) was used instead of ETFE.
  • PVDF manufactured by Sigma Aldrich Co., Ltd., product number 427144, melting point: 170 ° C.
  • polymethylmethacrylate polymethylmethacrylate
  • ETFE a film formed in the same manner using PMMA (manufactured by Sigma Aldrich Co., Ltd., product number 182230, melting point: 160 ° C.) except that the thickness is changed to 150 ⁇ m.
  • the thickness of the encapsulant and the thickness of the design material were measured using a coolant proof micrometer MDC-25MX manufactured by Mitutoyo.
  • Example 1 One back glass with a black layer (AGC Lacobel-T DEEP BLACK, size: 297 mm x 210 mm, thickness: 5 mm), two E1 as the third encapsulant, crystalline silicon solar cell (single crystal) One side, 1 piece of NSP 5BB-PERC), 1 piece of E1 as the second sealing material, 1 piece of D1 as the design material, 1 piece of E1 as the first sealing material, soda lime tempered as the cover glass Glass plates (thickness: 2.8 mm, Fe 2 O 3 content 0.1% by mass) were stacked in this order and heat-bonded at a pressure of 700 bar and a temperature of 150 ° C. for 18 minutes to obtain a solar cell module M1. The obtained M1 was evaluated as described later.
  • Example 2 to 16 The configuration of the first encapsulant, the design material, and the second encapsulant was changed as shown in Table 1, and the heating temperature during heat crimping was changed as shown in Table 1, in the same manner as in Example 1.
  • Solar cell modules M2 to M16 were obtained and evaluated as described below.
  • the solar cell modules M1 to M5 manufactured at a crimping temperature of 150 ° C. using EVA having a thickness of 400 to 800 ⁇ m as the first sealing material and the second sealing material and ETFE having a thickness of 20 to 300 ⁇ m as the design material have a good appearance. showed that. Further, the solar cell module M4 having a design layer thickness of 20 ⁇ m, the solar cell module M13 having a first sealing layer thickness of 100 ⁇ m, and the solar cell module M15 having a second sealing layer thickness of 100 ⁇ m have minute design layers. Distortion was confirmed.
  • the solar cell modules M12 and M14 in which the thickness of the first sealing layer or the second sealing layer is less than 50 ⁇ m, remarkable wrinkles and distortions of the design layer and minute breaks were confirmed, and in particular, the solar cell modules.
  • M14 color unevenness due to the elongation of the design layer was confirmed.
  • the solar cell module M6 using the same member as M2 and having a crimping temperature of 170 ° C. also showed a good appearance.
  • the solar cell modules M2 using ETFE as the design material, and the solar cell modules M7 to M9 using PCTFE, FEP, and ECTFE have a good appearance because the melting point of the resin in the design material is sufficiently higher than the heating temperature at the time of crimping.

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Abstract

本発明は、製造時の加工性に優れた太陽電池モジュール、その製造方法、及びそれを用いた建築用外壁材の提供を課題とする。　本発明の太陽電池モジュール（１０）の製造方法は、カバーガラスと、第１樹脂を含む第１封止材と、フッ素樹脂を含む意匠材と、第２樹脂を含む第２封止材と、太陽電池セルとをこの順に配置し加熱圧着して、太陽電池モジュール（１０）の受光面側から、カバーガラス（１１）と、第１封止材から形成された厚さが５０～２，０００μｍである第１封止層（１２）と、意匠材から形成された厚さが１０～１，０００μｍである意匠層（１３）と、第２封止材から形成された厚さが５０～２，０００μｍである第２封止層（１４）と、太陽電池セル（１５）とをこの順に有する太陽電池モジュール（１０）を得る方法であり、フッ素樹脂の融点をＴｍｆ［℃］、第１樹脂の融点をＴｍ１［℃］、第２樹脂の融点をＴｍ２［℃］とした場合、ＴｍｆからＴｍ１を差し引いた値、及び、ＴｍｆからＴｍ２を差し引いた値がいずれも３０℃以上である。

Description

太陽電池モジュール、その製造方法、及びそれを用いた建築用外壁材
　本発明は、太陽電池モジュール、その製造方法、及びそれを用いた建築用外壁材に関する。
　屋上又は屋根に太陽電池アレイが設置された建築物が増えている。ここで、太陽電池アレイを構成する太陽電池モジュールを受光面側から見た場合に、太陽電池セルが視認されることがある。具体的には、ビルの壁面又は窓等に太陽電池モジュールを設置した際に、太陽電池セルの視認によって、ビル等の外観デザインに影響する場合がある。
　特許文献１～３には、太陽電池モジュールを受光面側から見た場合において、太陽電池セルが視認されることによる意匠性の改善のために、太陽電池セルの視認側をナノ粒子や顔料等を含む層で被覆することが開示されている。
米国特許第８４０４９６７号明細書 米国特許第９２７６１４１号明細書 国際公開第２０１８／２１２９８８号
　太陽電池モジュールは、例えば、太陽電池モジュールを構成する各層を積層した積層体を加熱圧着して得られる。
　本発明者らが、特許文献１～３に記載されているような意匠層を含む太陽電池モジュールを製造したところ、加熱圧着時に意匠層を形成するための層が変形又は破断してしまう場合があり、太陽電池モジュールの製造時における加工性に改善の余地があるのを知見した。
　本発明は、上記課題に鑑みて、製造時の加工性に優れた太陽電池モジュール、その製造方法、及びそれを用いた建築用外壁材の提供を課題とする。
　本発明者らは、上記課題について鋭意検討した結果、太陽電池モジュールの受光面から、第１封止層、意匠層、第２封止層及び太陽電池セルをこの順に有する太陽電池モジュールの製造方法において、第１封止層、意匠層及び第２封止層の厚さが所定範囲内であり、かつ、第１封止層に含まれる第１樹脂及び第２封止層に含まれる第２樹脂の融点又はガラス転移温度と、意匠層に含まれるフッ素樹脂の融点と、が所定の関係にあれば、製造時における加工性に優れることを見出し、本発明に至った。
　すなわち、発明者らは、以下の構成により上記課題が解決できることを見出した。
　［１］　カバーガラスと、第１樹脂を含む第１封止材と、フッ素樹脂を含む意匠材と、第２樹脂を含む第２封止材と、太陽電池セルとをこの順に配置し、加熱圧着して太陽電池モジュールを製造する方法であって、
　前記太陽電池モジュールの受光面側から順に、
　前記カバーガラスと、
　前記第１封止材から形成された、厚さが５０～２，０００μｍである第１封止層と、
　前記意匠材から形成された、厚さが１０～１，０００μｍである意匠層と、
　前記第２封止材から形成された、厚さが５０～２，０００μｍである第２封止層と、
　前記太陽電池セルとをこの順に有し、
　前記フッ素樹脂の融点をＴｍｆ［℃］、前記第１樹脂の融点をＴｍ１［℃］、前記第２樹脂の融点をＴｍ２［℃］とした場合、前記Ｔｍｆから前記Ｔｍ１を差し引いた値、及び、前記Ｔｍｆから前記Ｔｍ２を差し引いた値がいずれも３０℃以上である、太陽電池モジュールの製造方法。
　［２］　前記第１樹脂及び前記第２樹脂の少なくとも一方が、エチレン－酢酸ビニル共重合体及びポリビニルブチラール樹脂からなる群より選択される少なくとも１種を含む、［１］に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
　［３］　前記フッ素樹脂が、エチレン－テトラフルオロエチレン共重合体、エチレン－クロロトリフルオロエチレン共重合体、ポリクロロトリフルオロエチレン、テトラフルオロエチレン－ヘキサフルオロプロピレン共重合体、ポリビニリデンフルオリドからなる群より選択される少なくとも１種を含む、［１］又は［２］に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
　［４］　前記加熱圧着における加熱温度が、前記Ｔｍｆ以下であり、前記Ｔｍ１及び前記Ｔｍ２よりも高い、［１］～［３］のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
　［５］　前記太陽電池セルが、単結晶シリコンもしくは多結晶シリコンから構成されるシリコン系太陽電池セル、又は、ＣＩＳもしくはＣＩＧＳから構成される化合物系太陽電池セルである、［１］～［４］のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
　［６］　前記Ｔｍｆが１７０℃以上であり、前記Ｔｍ１及び前記Ｔｍ２が２００℃以下である、［１］～［５］のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
　［７］　第１樹脂が架橋されていて、且つ、第２樹脂が架橋されている、［１］～［６］のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
　［８］　意匠層の厚さが、第１封止層の０．１～０．９倍であるか、および／または、意匠層の厚さが、第２封止層の０．１～０．９倍である、［１］～［７］のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
　［９］　太陽電池モジュールの受光面側から、カバーガラスと、第１樹脂を含み厚さが５０～２，０００μｍである第１封止層と、フッ素樹脂を含み厚さが１０～１，０００μｍである意匠層と、第２樹脂を含み厚さが５０～２，０００μｍである第２封止層と、太陽電池セルと、をこの順に有し、
　前記フッ素樹脂の融点をＴｍｆ［℃］、前記第１樹脂の融点をＴｍ１［℃］、前記第２樹脂の融点をＴｍ２［℃］とした場合、前記Ｔｍｆから前記Ｔｍ１を差し引いた値、及び、前記Ｔｍｆから前記Ｔｍ２を差し引いた値がいずれも３０℃以上であることを特徴とする太陽電池モジュール。
　［１０］　前記Ｔｍｆが１７０℃以上であり、前記Ｔｍ１及び前記Ｔｍ２が２００℃以下である、［９］に記載の太陽電池モジュール。
　［１１］　太陽電池モジュールの受光面側から、カバーガラスと、第１樹脂の架橋物を含み厚さが５０～２，０００μｍである第１封止層と、フッ素樹脂を含み厚さが１０～１，０００μｍである意匠層と、第２樹脂の架橋物を含み厚さが５０～２，０００μｍである第２封止層と、太陽電池セルと、をこの順に有し、
　前記フッ素樹脂の融点をＴｍｆ［℃］、前記第１樹脂の架橋物のガラス転移温度をＴｇ１［℃］、前記第２樹脂の架橋物のガラス転移温度をＴｇ２［℃］とした場合、前記Ｔｍｆから前記Ｔｇ１を差し引いた値、及び、前記Ｔｍｆから前記Ｔｇ２を差し引いた値がいずれも８０℃以上であることを特徴とする太陽電池モジュール。
　［１２］　前記Ｔｍｆが１７０℃以上であり、前記Ｔｇ１及び前記Ｔｇ２が１２０℃以下である、［１１］に記載の太陽電池モジュール。
　［１３］　前記第１樹脂及び前記第２樹脂の少なくとも一方が、エチレン－酢酸ビニル共重合体及びポリビニルブチラール樹脂からなる群より選択される少なくとも１種を含む、［９］～［１２］のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
　［１４］　前記フッ素樹脂が、エチレン－テトラフルオロエチレン共重合体、エチレン－クロロトリフルオロエチレン共重合体、ポリクロロトリフルオロエチレン、テトラフルオロエチレン－ヘキサフルオロプロピレン共重合体、ポリビニリデンフルオリドからなる群より選択される少なくとも１種を含む、［９］～［１３］のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
　［１５］　［９］～［１４］のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールを有する、建築用外壁材。
　本発明によれば、製造時の加工性に優れた太陽電池モジュール、その製造方法、及びそれを用いた建築用外壁材を提供できる。
地上での太陽光スペクトルと単結晶シリコンの太陽電池の分光感度曲線を示すグラフである。 本製造方法によって得られる太陽電池モジュールの一態様を示す概略断面図である。 本製造方法によって得られる太陽電池モジュールの一態様を示す概略断面図である。 本発明の太陽電池モジュールによって構成された太陽電池アレイの一態様を示す概略平面図である。
　本発明における用語の意味は以下の通りである。
　「～」を用いて表される数値範囲は、「～」の前後に記載される数値を下限値及び上限値として含む範囲を意味する。
　単位とは、単量体が重合して直接形成された、上記単量体１分子に由来する原子団と、上記原子団の一部を化学変換して得られる原子団との総称である。なお、重合体が含む全単位に対する、それぞれの単位の含有量（モル％）は、重合体を核磁気共鳴スペクトル（ＮＭＲ）法により分析して求められる。
　（メタ）アクリレートとは、アクリレート及びメタクリレートの総称であり、（メタ）アクリルとは、アクリルとメタクリルの総称である。
　加水分解性シリル基とは、加水分解によってシラノール基となる基である。
　各材の表面自由エネルギーは、ＪＩＳ－Ｋ６７８８に従って測定される値である。なお、本明細書の実施例においては、測定に際して和光純薬社製　濡れ張力試験用混合液を用いた。
　樹脂の融点は、示差走査熱量測定（ＤＳＣ）法で測定した融解による吸熱ピークにおける温度である。
　樹脂のガラス転移温度（Ｔｇ）は、示示差走査熱量測定（ＤＳＣ）法で測定される中間点ガラス転移温度である。
　太陽電池モジュールにおける層の厚さは、太陽電池モジュールの製造時に使用する各層の厚さを、ミツトヨ社製　クーラントプルーフマイクロメーター　ＭＤＣ－２５ＭＸを用いて測定して得られる厚さの算術平均値である。
　本発明の太陽電池モジュールの製造方法（以下、本製造方法ともいう。）は、カバーガラスと、第１樹脂を含む第１封止材と、フッ素樹脂を含む意匠材と、第２樹脂を含む第２封止材と、太陽電池セルとをこの順に配置し加熱圧着して、太陽電池モジュールを製造する方法である。
　本製造方法において、上記フッ素樹脂の融点をＴｍｆ［℃］、上記第１樹脂の融点をＴｍ１［℃］、上記第２樹脂の融点をＴｍ２［℃］とした場合、ＴｍｆからＴｍ１を差し引いた値、及び、ＴｍｆからＴｍ２を差し引いた値がいずれも３０℃以上である。
　本製造方法によれば、太陽電池モジュールの受光面側から、カバーガラスと、第１封止材から形成された、厚さが５０～２，０００μｍである第１封止層と、意匠材から形成された、厚さが１０～１，０００μｍである意匠層と、第２封止材から形成された、厚さが５０～２，０００μｍである第２封止層と、太陽電池セルとをこの順に有する太陽電池モジュールを製造できる。
　本製造方法によれば、太陽電池モジュールの製造時の加工性が優れる。ここで、太陽電池モジュールの製造時の加工性に優れるとは、太陽電池モジュールを製造する際に、意匠材の変形及び破断を防止できることを意味する。
　製造時の加工性が優れる理由は必ずしも明らかではないが、以下のように推測される。
　意匠材に含まれるフッ素樹脂の融点が、第１封止材に含まれる第１樹脂及び第２封止材に含まれる第２樹脂の融点よりも高いことで、加熱圧着時に第１樹脂及び第２樹脂が溶融した場合であっても、第１封止材と第２封止材との間に意匠材が安定して配置されると考えられる。また、加熱圧着時の第１封止材及び第２封止材の流動に伴う応力による、意匠材の変形を防ぐことができると考えられる。また、加熱圧着後の第１封止層、意匠層及び第２封止層の厚さが所定範囲内であれば、加熱圧着時において、意匠材が積層体中で歪んだり、意匠材にシワが入ったりすることを抑制できると考えられる。これらの作用が相乗的に機能して、太陽電池モジュールを製造する際に、意匠材の変形及び破断を抑制できたと推測される。
　本製造方法では、カバーガラス、第１封止材、意匠材、第２封止材及び太陽電池セルをこの順に配置して積層体を得て、加熱圧着することが好ましい。なお、これらの材のうち一部をあらかじめ積層し加熱圧着したのちに、残りの材と積層し加熱圧着してもよい。
　カバーガラスとしては、ガラス板が挙げられる。ガラス板を構成する材料の具体例としては、ソーダライムシリケートガラス、石英ガラス、クリスタルガラス、無アルカリガラス、アルミノシリケートガラス、ホウケイ酸ガラス、バリウムホウケイ酸ガラスが挙げられ、透明性が高い点から、ソーダライムシリケートガラスが好ましい。
　ソーダライムシリケートガラスの具体例としては、酸化物基準で６０～７５質量％のＳｉＯ２、０～３質量％のＡｌ２Ｏ３、０～１５質量％のＣａＯ、０～１２質量％のＭｇＯ、及び、５～２０質量％のＮａ２Ｏの組成を持つガラスが挙げられる。ここで、ＳｉＯ２は、ソーダライムシリケートガラスの主成分である。
　ソーダライムシリケートガラスは、上記材料の他に、Ｋ２Ｏ、ＴｉＯ２、ＺｒＯ２及びＬｉＯ２からなる群より選択される少なくとも１種の材料を更に含んでいてもよい。
　また、ソーダライムシリケートガラスは、清澄剤（例えば、ＳＯ３、ＳｎＯ２、Ｓｂ２Ｏ３）を更に含んでいてもよい。
　カバーガラスは、強化処理が施された強化ガラス板であってもよい。強化ガラス板は、強化処理が施されていないカバーガラスと比較して割れ難くなる点で好ましい。強化ガラス板には、例えば、残留圧縮応力を有する表面層と、残留圧縮応力を有する裏面層と、表面層と裏面層との間に形成され残留引張応力を有する中間層と、を有するガラス板が用いられる。
　強化処理の具体例としては、公知のイオン交換法等によって行われる化学強化処理、及び、公知の風冷強化法等によって行われる物理強化処理が挙げられる。化学強化処理したガラス板は、板厚が薄い場合であっても、表面層又は裏面層の残留圧縮応力の値を大きくできるので、十分な強度を有する。
　カバーガラスは、第１封止材との密着性の点から、表面処理されていてもよい。表面処理方法としては、公知の方法を使用でき、活性化処理（プラズマ法、蒸着法、酸処理、塩基処理等）、化成処理、材料表面の研磨、サンダー処理、封孔処理、ブラスト処理、プライマー処理等が挙げられる。
　プライマー剤の具体例としては、シランカップリング剤（特に、アルコキシシラン等）、エポキシ樹脂、（メタ）アクリル樹脂、ポリエステル樹脂が挙げられる。
　カバーガラスは、酸化物基準の質量百分率表示でＦｅ２Ｏ３を０．３質量％以下含むことが好ましく、０．１質量％以下含むことがより好ましく、０．０３質量％以下含むことが特に好ましい。Ｆｅ２Ｏ３の含有量が０．３質量％以下であれば、Ｆｅ２Ｏ３による近赤外光の吸収を抑制できるため、発電効率が向上する。したがって、Ｆｅ２Ｏ３の含有量が０．３質量％以下のカバーガラスは、近赤外光に対する分光感度が高い太陽電池セルを有する太陽電池モジュールに好適である。
　ここで、本明細書におけるＦｅ２Ｏ３の含有量は、カバーガラスに含まれる全鉄の含有量をＦｅ２Ｏ３に換算した場合の含有量を意味し、蛍光Ｘ線測定法によって求められる。
　カバーガラスの厚さは、建造物の設計風圧等から任意に設定できる。カバーガラスの厚さとしては、１～３０ｍｍが好ましく、３～２０ｍｍがより好ましく、３～１５ｍｍが特に好ましい。厚さが１ｍｍ以上であれば、耐久性が高く、カバーガラスが割れにくくなる。厚さが３０ｍｍ以下であれば、本カバーガラスが軽量になるため、本太陽電池モジュールがビルの壁面や窓により好適に用いられる。
　カバーガラスの厚さは、厚み計を用いてカバーガラスを測定して得られる厚さの算術平均値である。
　第１封止材は、第１樹脂を含み、加熱圧着によって、太陽電池モジュールに含まれる第１封止層を形成する材である。第１樹脂は、架橋されていても架橋されていなくてもよい。第１封止層における樹脂は、架橋されていることが好ましい。
　同様に、第２封止材は、第２樹脂を含み、加熱圧着によって、太陽電池モジュールに含まれる第２封止層を形成する材である。第２樹脂は、架橋されていても架橋されていなくてもよい。第２封止層における樹脂は、架橋されていることが好ましい。第１封止材と第２封止材とは、同一であってもよく、異なってもよい。
　以下、第１封止材と第２封止材との共通事項をまとめて説明する。説明にあたり、第１封止材と第２封止材とを総称して封止材ともいい、第１樹脂と第２樹脂とを総称して封止樹脂ともいう。また、第１封止層と第２封止層とを総称して封止層ともいう。
　封止材は、封止樹脂を含む。封止樹脂としては、オレフィン樹脂（特に、エチレン－酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ樹脂））、ポリビニルブチラール樹脂（ＰＶＢ樹脂）、アイオノマー樹脂及びシリコーン樹脂からなる群より選択される少なくとも１種の樹脂が好ましく、カバーガラスと意匠層との密着性、耐久性及び透明性の点で、エチレン－酢酸ビニル共重合体及びポリビニルブチラール樹脂からなる群より選択される少なくとも１種の樹脂が特に好ましい。
　封止樹脂の融点としては、太陽電池モジュールの製造時の加工性の点並びに封止材の取り扱い及び保管安定性の点から、２００℃以下が好ましく、４０～２００℃がより好ましく、５０～１７０℃が更に好ましく、６０～１５０℃が特に好ましい。
　封止樹脂は、２種以上を併用してもよい。
　封止材における封止樹脂の含有量としては、太陽電池モジュールの製造時の加工性がより優れる点で、封止材の全質量に対して、５０質量％以上が好ましく、７０質量％以上がより好ましく、９０質量％以上が特に好ましい。封止材における樹脂の含有量の上限値は、通常９９．９９質量％である。
　封止材は、紫外線吸収剤、架橋剤等を含んでいても含んでいなくてもよい。封止材は、封止層の耐久性の点から、紫外線吸収剤、架橋剤等を含むことが好ましい。また、封止材は、後述する無機粒子等の成分を含んでもよい。
　紫外線吸収剤としては、サリチル酸エステル系、ベンゾトリアゾール系、ベンゾフェノン系、シアノアクリレート系、トリアジン系等の紫外線吸収剤が好ましい。
　紫外線吸収剤の具体例としては、ＢＡＳＦ製の「Ｔｉｎｕｖｉｎ　３２６」、「Ｔｉｎｕｖｉｎ　４００」、「Ｔｉｎｕｖｉｎ　４０５」、「Ｔｉｎｕｖｉｎ　４６０」、「Ｔｉｎｕｖｉｎ　９００」、「Ｔｉｎｕｖｉｎ　９２８」、Ｃｌａｒｉａｎｔ製の「Ｓａｎｄｕｖｏｒ　ＶＳＵ　ｐｏｗｄｅｒ」、Ｃｌａｒｉａｎｔ製の「Ｈａｓｔａｖｉｎ　ＰＲ－２５　Ｇｒａｎ」等が挙げられる。紫外線吸収剤は、２種以上を併用してもよい。
　紫外線吸収剤は、特に、第１封止材に含まれるのが好ましい。第１封止材は、太陽電池モジュールにおいて、意匠層よりも太陽光の受光面側に配置された第１封止層を形成するため、第１封止材に紫外線吸収剤が含まれれば、意匠層の耐候性により優れた太陽電池モジュールを製造できる。
　紫外線吸収剤の含有量としては、太陽電池モジュールの耐候性がより優れる点で、封止層の全質量に対して、０．０１～５質量％が好ましく、０．２～３質量％が特に好ましい。
　架橋剤としては、有機過酸化物等の公知の架橋剤が挙げられる。架橋剤は、２種以上を併用してもよい。
　封止材の厚さは、太陽電池モジュールに含まれる封止層の厚さ以下である。
　封止材の厚さは、５０～２，０００μｍであり、１００～１，５００μｍがより好ましく、２００～１，０００μｍが特に好ましい。封止材の厚さが５０μｍ以上であれば、太陽電池モジュールの製造時の加工性が優れる。
　太陽電池モジュールにおいては、各層の熱膨張差により接着界面に強い応力が発生することが、各層の剥離の原因となりやすい。封止材の厚みが５０μｍ以上であれば、この応力を低減することができ、耐久性が優れる。封止材の厚さが２，０００μｍ以下であれば、経済性に優れ、また封止層の変形が抑制されることから建材としての堅牢性に優れる。
　封止材は、１種のみからなってもよいし、２種以上が積層されていてもよい。封止材において２種以上が積層されている場合、各層は、組成や厚さ等が同一であっても異なっていてもよい。封止材が２層以上からなる場合、上記封止材の厚さは、封止材を構成する各層の厚さの合計を意味する。
　封止材は、積層される際において、フィルム状又はシート状であるのが好ましい。
　意匠材は、加熱圧着によって、太陽電池モジュールに含まれる意匠層を形成する材である。
　意匠材は、常温（２３℃）で固体であるフッ素樹脂を含む。フッ素樹脂としては、フッ素原子を有する単位（以下、単位Ｆともいう。）を含む含フッ素重合体が好ましい。
　含フッ素重合体は、単位Ｆとして、フルオロオレフィンに基づく単位（以下、単位Ｆ１ともいう。）を含むのが好ましい。
　フルオロオレフィンは、水素原子の１個以上がフッ素原子で置換されたオレフィンである。フルオロオレフィンは、フッ素原子で置換されていない水素原子の１個以上が塩素原子で置換されていてもよい。フルオロオレフィンの炭素数としては、２～８が好ましく、２～６がより好ましく、２～４が特に好ましい。
　フルオロオレフィンの具体例としては、ＣＦ２＝ＣＦ２（ＴＦＥ）、ＣＦ２＝ＣＦＣｌ（ＣＴＦＥ）、ＣＦ２＝ＣＨＦ、ＣＨ２＝ＣＦ２（ＶＤＦ）、ＣＦ２＝ＣＦＣＦ３（ＨＦＰ）、ＣＦ２＝ＣＨＣＦ３、ＣＦ３ＣＨ＝ＣＨＦ、ＣＦ３ＣＦ＝ＣＨ２、ＣＨ２＝ＣＨＣＦ２ＣＦ３、ＣＨ２＝ＣＨＣＦ２ＣＦ２ＣＦ２ＣＦ３（ＰＦＢＥ）等の単量体が挙げられる。フルオロオレフィンとしては、本太陽電池モジュールの耐候性がより優れる点から、ＴＦＥ、ＣＴＦＥ、ＶＤＦ、ＨＦＰ、ＰＦＢＥ等が好ましい。フルオロオレフィンは、２種以上を併用してもよい。
　単位Ｆ１の含有量は、含フッ素重合体が含む全単位に対して、本太陽電池モジュールの耐候性の点から、２０～１００モル％が好ましく、３０～１００モル％がより好ましく、４０～６０モル％が特に好ましい。
　含フッ素重合体は、単位Ｆ１のみを含んでもよく、更に単位Ｆとしてフルオロオレフィン以外のフッ素原子を含む単量体（以下、単量体Ｆ２ともいう。）に基づく単位（以下、単位Ｆ２ともいう。）を含んでもよく、またフッ素原子を含まない単量体（以下、単量体Ｄともいう。）に基づく単位（以下、単位Ｄともいう。）等を含んでもよい。
　単量体Ｆ２としては、フルオロビニルエーテル、フッ素原子を含む脂肪族環又は脂肪族ヘテロ環構造を有する単量体、（メタ）アクリル酸フルオロアルキル等が挙げられ、フルオロビニルエーテルが好ましい。
　フルオロビニルエーテルの具体例としては、ＣＦ２＝ＣＦＯＣＦ３、ＣＦ２＝ＣＦＯＣＦ２ＣＦ３、ＣＦ２＝ＣＦＯ（ＣＦ２）２ＣＦ３（ＰＰＶＥ）、ＣＦ２＝ＣＦＯＣＦ２ＣＦ（ＣＦ３）Ｏ（ＣＦ２）２ＣＦ３、ＣＦ２＝ＣＦＯ（ＣＦ２）３Ｏ（ＣＦ２）２ＣＦ３、ＣＦ２＝ＣＦＯ（ＣＦ２ＣＦ（ＣＦ３）Ｏ）２（ＣＦ２）２ＣＦ３、ＣＦ２＝ＣＦＯＣＦ２ＣＦ（ＣＦ３）Ｏ（ＣＦ２）２ＣＦ３、ＣＦ２＝ＣＦＯＣＦ２ＣＦ＝ＣＦ２、ＣＦ２＝ＣＦＯ（ＣＦ２）２ＣＦ＝ＣＦ２が挙げられる。フルオロビニルエーテルは、－ＳＯ２Ｆ、－ＣＯ２ＣＨ３等の官能基を有していてもよい。
　フッ素原子を含む脂肪族環又は脂肪族ヘテロ環構造を有する単量体の具体例としては、ペルフルオロ（２，２－ジメチル－１，３－ジオキソール）、２，２，４－トリフルオロ－５－トリフルオロメトキシ－１，３－ジオキソール、ペルフルオロ（２－メチレン－４－メチル－１，３－ジオキソラン）が挙げられる。
　単量体Ｄとしては、オレフィン、ビニルエーテル、カルボン酸ビニル、アリルエーテル、（メタ）アクリル酸エステル、重合性不飽和基を有するカルボン酸、不飽和酸無水物等が挙げられる。単量体Ｄは、官能基を有していてもよい。官能基としては、ヒドロキシ基、カルボキシ基、アミノ基、加水分解性シリル基が挙げられ、意匠層の強度がより向上する点から、ヒドロキシ基又はカルボキシ基が好ましい。
　オレフィンとしては、エチレン、プロピレン、イソブテン等が挙げられ、エチレンが好ましい。
　ビニルエーテルとしては、エチルビニルエーテル、ｔｅｒｔ－ブチルビニルエーテル、２－エチルヘキシルビニルエーテル、シクロヘキシルビニルエーテル、２－ヒドロキシエチルビニルエーテル、４－ヒドロキシブチルビニルエーテル等が挙げられる。
　カルボン酸ビニルとしては、酢酸ビニル、ピバル酸ビニル、ネオノナン酸ビニル、ネオデカン酸ビニル、安息香酸ビニル、ｔｅｒｔ－ブチル安息香酸ビニル、バーサチック酸ビニル等が挙げられ、酢酸ビニルが好ましい。
　アリルエーテルとしては、２－ヒドロキシエチルアリルエーテル等が挙げられる。
　（メタ）アクリル酸エステルとしては、（メタ）アクリル酸ｔｅｒｔ－ブチル、（メタ）アクリル酸ベンジル、（メタ）アクリル酸２－ヒドロキシエチル等が挙げられる。
　重合性不飽和基を有するカルボン酸としては、ウンデシレン酸、クロトン酸等が挙げられる。
　不飽和酸無水物としては、無水マレイン酸、無水イタコン酸、無水シトラコン酸、無水ハイミック酸（５－ノルボルネン－２，３－ジカルボン酸無水物）等が挙げられる。
　単量体Ｄとしては、本太陽電池モジュールの製造時の加工性の点から、エチレン又はビニルエーテルが好ましい。
　単量体Ｄは、２種以上を併用してもよい。
　含フッ素重合体が単位Ｄを含む場合、単位Ｄの含有量は、含フッ素重合体が含む全単位に対して、０モル％超８０モル％以下が好ましく、０モル％超７０モル％以下がより好ましく、４０～６０モル％が特に好ましい。
　単位Ｆ１のみを含む含フッ素重合体としては、フルオロオレフィンの単独重合体、フルオロオレフィンの２種以上の共重合体が挙げられる。単位Ｆ１のみを含む含フッ素重合体としては、具体的には、ポリテトラフルオロエチレン、ポリクロロトリフルオロエチレン（ＰＣＴＦＥ）、テトラフルオロエチレン－ヘキサフルオロプロピレン共重合体（ＦＥＰ）、ポリビニリデンフルオリド（ＰＶＤＦ）が挙げられ、本太陽電池モジュールの製造時の加工性の点から、ＰＣＴＦＥ、ＦＥＰ又はＰＶＤＦが好ましく、ＰＣＴＦＥ又はＦＥＰが特に好ましい。
　単位Ｆ１と、単位Ｄとを含む含フッ素重合体としては、エチレン－テトラフルオロエチレン共重合体（ＥＴＦＥ）、エチレン－クロロトリフルオロエチレン共重合体（ＥＣＴＦＥ）、クロロトリフルオロエチレン－ビニルエーテル共重合体（ＦＥＶＥ）、テトラフルオロエチレン－カルボン酸ビニル共重合体（ＦＥＶＥｓ）等が挙げられ、本太陽電池モジュールの製造時の加工性の点から、ＥＴＦＥ、ＥＣＴＦＥ又はＦＥＶＥが好ましい。
　ＥＴＦＥとしては、ＴＦＥ単位及びエチレン単位を含み、ＴＦＥ単位とエチレン単位とのモル比（ＴＦＥ単位／エチレン単位）が４０／６０～６０／４０であることが好ましい。ＥＴＦＥは、ＴＦＥ単位及びエチレン単位以外の単位を含んでもよく、該単位を含む場合の含有量は、ＥＴＦＥが含む全単位に対して０．５～１０モル％であることが好ましい。ＴＦＥ単位及びエチレン単位以外の単位としては、ＨＦＰ単位、ＰＦＢＥ単位、ＰＰＶＥ単位等が好ましい。
　フッ素樹脂の融点（Ｔｍｆ）は、太陽電池モジュールの製造時の加工性がより優れる点で、１７０℃以上が好ましく、１９０℃以上がより好ましく、２００℃以上が特に好ましい。Ｔｍｆの上限値は、特に限定されない。
　意匠材は、フッ素樹脂の２種以上を含んでもよい。
　意匠材におけるフッ素樹脂の含有量としては、本太陽電池モジュールの耐候性の点から、意匠層の全質量に対して、５～１００質量％が好ましく、１０～９０質量％が特に好ましい。
　意匠材は、無機粒子を含むのが好ましい。これにより、本太陽電池モジュールの耐候性を維持しながら高い意匠性を付与できる。
　無機粒子の具体例としては、クロム、チタン、アンチモン、鉄、アルミニウム、ニッケル、バリウム、鉛、バナジウム、ビスマス、亜鉛、コバルト、マンガンからなる群より選択される２種以上の金属原子を含む複合酸化物が挙げられる。より具体例には、クロム、チタン及びアンチモンの複合酸化物（オレンジ色）、鉄、アルミニウム及びチタンの複合酸化物（オレンジ色）、ニッケル、チタン及びアンチモンの複合酸化物（黄色）、チタン、ニッケル及びバリウムの複合酸化物、クロム及び鉛の複合酸化物（黄色）、バナジウム及びビスマスの複合酸化物（黄色）、ニッケル、コバルト、亜鉛及びチタンの複合酸化物（緑色）、コバルト、亜鉛及びチタンの複合酸化物（緑色）、亜鉛、ニッケル及びチタンの複合酸化物（茶色）、マンガン、アンチモン及びチタンの複合酸化物（茶色）、アルミニウム及びコバルトの複合酸化物（青色）、コバルト、鉄及びクロムの複合酸化物（黒色）等が挙げられる。
　金属の複合酸化物以外の無機粒子の具体例としては、酸化ケイ素、酸化チタン（白色）、酸化ジルコニウム（白色）、酸化鉄（赤色）、リン酸コバルトリチウム（紫色）が挙げられる。
　無機粒子としては、太陽電池モジュールの意匠性の点から、上述した無機粒子のうち具体的に色を記載した有色の無機粒子（無機顔料）であることが好ましい。
　意匠材が無機粒子を含む場合、無機粒子の含有量としては、太陽電池セルの隠蔽性と、意匠層の強度及び柔軟性とがバランスする点から、フッ素樹脂１００質量部に対して、１～１００質量部が好ましく、３～６０質量部がより好ましく、１０～５０質量部が特に好ましい。
　無機粒子の形状は特に限定されず、球状、楕円状、針状、板状、棒状、円すい状、円柱状、立方体状、長方体状、ダイヤモンド状、星状、鱗片状、不定形状等のいずれの形状の粒子であってもよい。また、無機粒子は、中空粒子であってもよく、中実粒子であってもよい。また、無機粒子は、多孔質粒子であってもよい。
　意匠材は、２種以上の無機粒子を含んでいてもよい。
　意匠材は、非フッ素樹脂を含んでもよい。非フッ素樹脂とは、フッ素原子を含まない、常温（２３℃）で固体の樹脂である。非フッ素樹脂の具体例としては、アルキッド樹脂、アミノアルキッド樹脂、ポリエステル樹脂、エポキシ樹脂、ウレタン樹脂、エポキシポリエステル樹脂、酢酸ビニル樹脂、アクリル樹脂、塩化ビニル樹脂、フェノール樹脂、変性ポリエステル樹脂、アクリルシリコーン樹脂、シリコーン樹脂が挙げられる。
　意匠材は、必要に応じて上記以外の成分を含んでもよい。このような成分としては、例えば、硬化触媒、有機フィラー、有機顔料（銅フタロシアニン（青色、緑色）、ペリレン（赤色）等）、光安定剤、紫外線吸収剤、つや消し剤、レベリング剤、脱ガス剤、充填剤、熱安定剤、増粘剤、分散剤、界面活性剤、帯電防止剤、防錆剤、シランカップリング剤、防汚剤、低汚染化処理剤等が挙げられる。
　意匠材の厚さは、ラミネート時の変形を防ぐ点から、１０～１，０００μｍが好ましく、２０～８００μｍがより好ましく、４０～５００μｍが特に好ましい。
　意匠材は、１種のみからなってもよいし、２種以上が積層されていてもよい。意匠材において２種以上が積層されている場合、各層は、組成や厚さ等が同一であっても異なっていてもよい。意匠材が２層以上からなる場合、上記意匠材の厚さは、意匠材を構成する各層の厚さの合計を意味する。
　意匠材の製造方法の具体例としては、フッ素樹脂及び必要に応じて使用する無機粒子等を混錬機で混錬した後、混錬物を加熱ロールプレス機等によって延伸して、フィルム状又はシート状にする方法が挙げられる。この場合、意匠材は、積層される際において、フィルム状（シート状）である。なお、意匠材は、フッ素樹脂を含む組成物を第１封止材又は第２封止材上に塗布して製造してもよい。
　意匠材には、表面自由エネルギーを調整して第１封止層や第２封止層との密着性を向上する点から、プラズマ処理、コロナ放電処理、高周波スパッタによる表面処理、ＲＦボンバード処理、直流ボンバード処理、グロー放電処理等が施されていてもよい。
　フッ素樹脂の融点（Ｔｍｆ）から第１樹脂の融点（Ｔｍ１）を差し引いた値（Ｔｍｆ－Ｔｍ１）、及び、フッ素樹脂の融点（Ｔｍｆ）から第２樹脂の融点（Ｔｍ２）を差し引いた値（Ｔｍｆ－Ｔｍ２）はいずれも、３０℃以上であり、太陽電池モジュールの製造時の加工性がより優れる点で、４０℃以上が好ましく、５０℃以上がより好ましい。
　Ｔｍｆ－Ｔｍ１及びＴｍｆ－Ｔｍ２の上限値に特に限定はないが、第１樹脂及び第２樹脂の取り扱いがより優れる点で、３００℃以下が好ましく、２５０℃以下がより好ましく、２３０℃以下がさらに好ましい。
　第１封止材、意匠材および第２封止材の合計の厚さは、１５０～３０００μｍ、さらに３００～１５００μｍであることが歪みや耐久性の面で好ましい。また、意匠材は、第１封止材よりも薄いことが好ましく、具体的には、意匠材の厚さが、第１封止材の０．１～０．９倍であることが歪みや加工性の面で好ましい。同様に、意匠層は、第２封止材よりも薄いことが好ましく、具体的には、意匠層の厚さが、第２封止層の０．１～０．９倍であることが歪みや加工性の面で好ましい。意匠材の厚さが、第１封止材の０．１倍以上であれば、加工後の外観に優れる。意匠材の厚さが、第１封止材の０．９倍以下であれば、太陽電池モジュールの形状に合わせた意匠材の切断が容易になり、加工性に優れる。
　太陽電池セルは、太陽電池セルの受光面で受光した光エネルギーを電気エネルギーに変換する機能を有する。太陽電池セルは、一方の受光面のみに該機能を有してもよく、他方の受光面にも該機能を有してもよい。
　太陽電池セルは、単結晶シリコンもしくは多結晶シリコン等により構成されるシリコン系太陽電池セル、アモルファスシリコン型太陽電池セル、ＧａＡｓ、ＣＩＳ、ＣＩＧＳ、ＣｄＴｅ、ＩｎＰ、Ｚｎ３Ｐ２もしくはＣｕ２Ｓ（好ましくは、ＣＩＳ又はＣＩＧＳ）により構成される化合物系太陽電池セル、ペロブスカイト型太陽電池セルなど、公知の太陽電池セルを用いることができる。
　太陽電池セルは、意匠性と発電効率の両立が容易であることから、近赤外領域に分光感度を有する材料であることが好ましい。具体的には、単結晶シリコンもしくは多結晶シリコン等により構成されるシリコン系太陽電池セル、及び、ＧａＡｓ、ＣＩＳ、ＣＩＧＳ、ＣｄＴｅ、ＩｎＰ、Ｚｎ３Ｐ２もしくはＣｕ２Ｓ（好ましくは、ＣＩＳ又はＣＩＧＳ）により構成される化合物系太陽電池セルが挙げられ、近赤外光領域における発電により優れる点から、単結晶シリコン系太陽電池セル、ＣＩＳ系太陽電池セル及びＣＩＧＳ系太陽電池セルが特に好ましい。また、配線がないために本太陽電池モジュールの意匠性により優れ、外壁材として好適に使用できる点から、ＣＩＳ系太陽電池セル及びＣＩＧＳ系太陽電池セルが特に好ましい。また、太陽電池セルが配線を有する場合は、本太陽電池モジュールの意匠性の点から、配線は着色されていることが好ましく、黒色に着色されていることが特に好ましい。
　太陽電池セルの分光感度のピークは、波長７８０～１，２００ｎｍの範囲内に存在するのが好ましく、波長７８０～１，０００ｎｍの範囲内に存在するのが特に好ましい。
　ここで、図１は、地上での太陽光スペクトル（日射エネルギー）と単結晶シリコン系太陽電池の分光感度曲線を示すグラフである。
　図１に示す通り、単結晶シリコン系太陽電池は波長７８０ｎｍよりも長波長領域にも高い分光感度を有する。従って、可視光領域の光を散乱することで意匠性を発現させ、かつ近赤外光を透過させることで良好な発電効率を示すことができる。つまり、長波長領域で高い透過率を示すカバーガラスを用いることで、意匠性と発電効率を具備できる太陽電池モジュールが得られることを意味する。
　本製造方法においては、上記積層体において、上述した以外の材を、各材の間もしくは上記積層体の外側に配置してもよい。
　本製造方法において、例えば、太陽電池セルに対し第２封止材とは反対の面側に、第３封止材を更に有する積層体を用いることもできる。この場合、カバーガラスと、第１封止材と、意匠材と、第２封止材と、太陽電池セルと、第３封止材とがこの順に配置された積層体を用いればよい。
　第３封止材は、第３樹脂を含み、加熱圧着によって、太陽電池モジュールに含まれ得る第３封止層を形成する。第３封止材及び第３樹脂に関する具体例及び好適態様は、上述した封止材及び封止樹脂と同様である。第３封止材及び第３樹脂は、他の封止材及び封止樹脂と同一であってもよく、異なってもよい。
　本製造方法において、例えば、太陽電池セルに対し第２封止材とは反対の面側に、バックガラス又はバックシートを更に有する積層体を用いることもできる。バックガラス又はバックシートとともに、更に上述した第３封止材を有する積層体を用いてもよい。この場合、例えば、カバーガラスと、第１封止材と、意匠材と、第２封止材と、太陽電池セルと、第３封止材と、バックガラス又はバックシートとがこの順に配置された積層体を用いればよい。
　バックガラスの好適態様については、カバーガラスと同様である。
　バックシートは、樹脂を含む。バックシートにおける樹脂としては、ポリフッ化ビニル、ポリビニリデンフルオリド、テトラフルオロエチレン－ヘキサフルオロプロピレン共重合体、ポリエチレンテレフタレート共重合体などが挙げられる。
　なお、図１の例では、バックガラス１７を用いた態様を示したが、バックガラスの代わりに、バックシートを用いてもよい。
　本製造方法においては、太陽電池モジュールが建材として優れた堅牢性及び耐久性を備えることから、バックガラスを使用することが好ましい。
　バックガラス又はバックシートは、黒色であるか黒色の着色層（黒色層）を更に有していてもよい。これにより、太陽電池セルを透過した光が、太陽電池セルにおける第１封止層が設けられた側とは反対側から太陽電池セルに入射することを抑制できる。その結果、太陽電池モジュールの耐候性がより向上する。
　黒色層は黒色の外観を呈し、具体的には、黒色着色剤のＬ＊値が、０～４０であるの好ましく、０～２０であるのがより好ましく、０～１０であるのが特に好ましい。
　以上の説明においては、太陽電池セルの一方の側のみに、カバーガラス、第１封止材、意匠材及び第２封止材を積層する態様を示したが、本製造方法はこれに限定されない。
　例えば、本製造方法においては、太陽電池セルの一方の側だけでなく、太陽電池セルの他方の側についても、太陽電池セルの一方の側と同様の構成を設けてもよい。
　加熱圧着は、例えば、熱圧着装置や真空熱圧着装置等を用いて実施できる。
　加熱圧着における加熱温度は、太陽電池モジュールの製造時の加工性がより優れる点で、Ｔｍｆ以下であり（好ましくは、Ｔｍｆ未満）、かつ、Ｔｍ１及びＴｍ２よりも高いことが好ましい。
　加熱圧着における加熱温度は、１２０～２００℃が好ましく、１３０～１８０℃がより好ましく、１４０～１６５℃が特に好ましい。
　本製造方法によれば、積層体を加熱圧着することによって、太陽電池モジュールの受光面側から、カバーガラスと、第１封止層と、意匠層と、第２封止層と、太陽電池セルと、をこの順に有する太陽電池モジュールが得られる。
　図２は、本製造方法によって得られた太陽電池モジュールの一態様を示す概略断面図である。図２に示すように、太陽電池モジュール１０は、太陽電池モジュール１０の受光面側から、カバーガラス１１と、第１封止層１２と、意匠層１３と、第２封止層１４と、複数の太陽電池セル１５と、第３封止層１６と、バックガラス１７と、をこの順に有する。複数の太陽電池セル１５はいずれも、第２封止層１４及び第３封止層１６によって封止されている。
　本製造方法により得られた太陽電池モジュールに含まれるカバーガラス及び太陽電池セルは、本製造方法で用いたカバーガラス及び太陽電池セルと同様である。
　第１封止層は、上述の第１樹脂を含むか、第１樹脂の架橋物を含み、積層体に含まれる第１封止材に対応する層である。そのため、第１封止層に含まれる成分及びその含有量は、第１封止材と同様である。
　第１封止層の厚さの範囲及び好適態様は、上述した封止材の厚さの範囲及び好適態様と同様である。
　第１封止層が第１樹脂の架橋物を含む場合、第１樹脂の架橋物のガラス転移温度としては、太陽電池モジュールの製造時の加工性の点並びに第１封止材の取り扱い及び保管安定性の点から、１２０℃以下が好ましく、－４０～１００℃がより好ましく、－３５～８０℃が特に好ましい。
　第１封止層は、後述する意匠層を紫外線から保護する点から、意匠層よりも太陽光の受光面側に配置されていればよいが、意匠層及びカバーガラスとの密着性の点から、一方の面で意匠層と接し、且つ他方の面でカバーガラスと接するように積層されていることが好ましい。
　意匠層は、上述のフッ素樹脂を含み、積層体に含まれる意匠材に対応する層である。
　意匠層は、太陽電池セルを隠蔽し、太陽電池モジュールの意匠性を向上させることができる。意匠層は、有色であることが好ましい。意匠層が有色であるとは、具体的には、波長３８０～７８０ｎｍの可視光領域において、５ｎｍ刻みの反射率の算術平均値を可視光平均反射率としたときに、意匠層の可視光平均反射率が１０％以上であることを意味する。意匠層の可視光平均反射率が１０％以上であれば、入射光が意匠層で反射・散乱しその反射・散乱光を視認するため、有色と認識される。意匠層の可視光平均反射率は、求める色調に応じて任意に変更することができる。
　意匠層は、一様に有色であってもよく、部分的に有色であり模様を呈していてもよいが、太陽電池モジュールの発電効率の点からは、一様に有色であることが好ましい。
　意匠層におけるフッ素樹脂の含有量は、意匠材に含まれるフッ素樹脂の含有量と同様であるのが好ましい。
　意匠層に含まれるフッ素樹脂以外の成分及びその含有量は、意匠材と同様である。
　意匠層の厚さの範囲及び好適態様は、上述した意匠材の厚さの範囲及び好適態様と同様である。
　第２封止層は、上述の第２樹脂を含むか、第２樹脂の架橋物を含み、積層体に含まれる第２封止材に対応する層である。そのため、第２封止層に含まれる成分及びその含有量は、第２封止材と同様である。
　第２封止層の厚さの範囲及び好適態様は、上述した封止材の厚さの範囲及び好適態様と同様である。
　第２封止層が第２樹脂の架橋物を含む場合、第２樹脂の架橋物のガラス転移温度としては、太陽電池モジュールの製造時の加工性の点並びに第２封止材の取り扱い及び保管安定性の点から、１２０℃以下が好ましく、－４０～１００℃がより好ましく、－３５～８０℃が特に好ましい。
　第２封止層は、太陽電池セルを封止するために、意匠層よりも太陽電池セル側に配置されていればよいが、意匠層及び太陽電池との密着性の点から、一方の面で意匠層と接し、且つ他方の面で太陽電池セルと接するように積層されていることが好ましい。特に、本発明の意匠層はフッ素樹脂を含むので、層間の密着性が課題となる場合があることを、本発明者らは知見している。このように、第１封止層と第２封止層との間に意匠層が存在することにより、太陽電池モジュールにおける層間密着性は大幅に改善する。
　第３封止材を有する積層体を用いた場合、本製造方法により得られた太陽電池モジュールは、第３封止層を含む。
　第３封止層は、上述の第３樹脂を含むか、第１樹脂の架橋物を含み、積層体に含まれる第３封止材に対応する層である。そのため、第３封止層に含まれる成分及びその含有量は、第３封止材と同様である。
　第３封止層の厚さの範囲及び好適態様は、上述した封止材の厚さの範囲及び好適態様と同様である。
　第３封止層は、第２封止層と共に太陽電池セルを封止する点から、太陽電池セルと接するように積層されていることが好ましい。
　バックガラスを有する積層体を用いた場合、本製造方法により得られた太陽電池モジュールは、バックガラスを含む。この場合、太陽電池モジュールに含まれるバックガラスは、積層体に含まれるバックガラスと同様である。
　また、太陽電池セルの一方の側だけでなく、太陽電池セルの他方の側についても、太陽電池セルの一方の側と同様の層構成を有する積層体を用いた場合、図３に示すように、太陽電池セルの両側の面が上述の構成である太陽電池モジュールが得られる。
　図３は、本製造方法によって得られた太陽電池モジュールの他の態様を示す概略断面図である。
　図３に示すように、太陽電池モジュール１００は、複数の太陽電池セル１５０を有し、太陽電池セル１５０の第１受光面１５０Ａ側に、第２封止層１４０Ａと、意匠層１３０Ａと、第１封止層１２０Ａと、カバーガラス１１０Ａと、をこの順に有し、太陽電池セル１５０の第２受光面１５０Ｂ側に、第２封止層１４０Ｂと、意匠層１３０Ｂと、第１封止層１２０Ｂと、カバーガラス１１０Ｂと、をこの順に有する。
　カバーガラス１１０Ａ、第１封止層１２０Ａ、意匠層１３０Ａ、第２封止層１４０Ａ及び太陽電池セル１５０はそれぞれ、上述の図２におけるカバーガラス１１、第１封止層１２、意匠層１３、第２封止層１４及び太陽電池セル１５と同様であるので、その説明を省略する。
　カバーガラス１１０Ｂ、第１封止層１２０Ｂ、意匠層１３０Ｂ及び第２封止層１４０Ｂはそれぞれ、上述の図２におけるカバーガラス１１、第１封止層１２、意匠層１３及び第２封止層１４と同様であるので、その説明を省略する。
　太陽電池モジュール１００は、例えばフェンス等の、いずれの面からも太陽光が入射する場合において好適に用いられる。
　本発明の太陽電池モジュールの一態様は、太陽電池モジュールの受光面側から、カバーガラスと、第１樹脂を含み厚さが５０～２，０００μｍである第１封止層と、フッ素樹脂を含み厚さが１０～１，０００μｍである意匠層と、第２樹脂を含み厚さが５０～２，０００μｍである第２封止層と、太陽電池セルと、をこの順に有する。
　また、本発明の太陽電池モジュールにおいて、フッ素樹脂の融点をＴｍｆ［℃］、上記第１樹脂の融点をＴｍ１［℃］、上記第２樹脂の融点をＴｍ２［℃］とした場合、上記Ｔｍｆから上記Ｔｍ１を差し引いた値、及び、上記Ｔｍｆから上記Ｔｍ２を差し引いた値がいずれも、３０℃以上であり、４０℃以上であるのが好ましく、５０℃以上であるのが特に好ましい。
　また、加工性が良好であり加工後の外観に優れる点から、Ｔｍｆが１７０℃以上であり、かつＴｍ１及びＴｍ２が２００℃以下であるのが好ましい。
　本発明の太陽電池モジュールは、上述の太陽電池モジュールの製造方法によって得られた太陽電池モジュールであるのが好ましい。
　本発明の太陽電池モジュールの構成は、上述の太陽電池モジュールの製造方法によって得られた太陽電池モジュールの構成と同様であるので、その説明を省略する。
　本発明の太陽電池モジュールの一態様は、太陽電池モジュールの受光面側から、カバーガラスと、第１樹脂の架橋物を含み厚さが５０～２，０００μｍである第１封止層と、フッ素樹脂を含み厚さが１０～１，０００μｍである意匠層と、第２樹脂の架橋物を含み厚さが５０～２，０００μｍである第２封止層と、太陽電池セルと、をこの順に有する。
　第１封止層、意匠層および第２封止層の合計の厚さは、１５０～３０００μｍ、さらに３００～１５００μｍであることが歪みや耐久性の面で好ましい。また、意匠層は、第１封止層よりも薄いことが好ましく、具体的には、意匠層の厚さが、第１封止層の０．１～０．９倍であることが歪みや加工性の面で好ましい。同様に、意匠層は、第２封止層よりも薄いことが好ましく、具体的には、意匠層の厚さが、第２封止層の０．１～０．９倍であることが歪みや加工性の面で好ましい。意匠層の厚さが、第１封止層の０．１倍以上であれば、加工後の外観に優れる。意匠層の厚さが、第１封止層の０．９倍以下であれば、太陽電池モジュールの形状に合わせた意匠層の切断が容易になり、加工性に優れる。
　また、本発明の太陽電池モジュールにおいて、フッ素樹脂の融点をＴｍｆ［℃］、上記第１樹脂の架橋物のガラス転移温度をＴｇ１［℃］、上記第２樹脂の架橋物のガラス転移温度をＴｇ２［℃］とした場合、上記Ｔｍｆから上記Ｔｇ１を差し引いた値、及び、上記Ｔｍｆから上記Ｔｇ２を差し引いた値がいずれも、８０℃以上であり、９０℃以上であるのが好ましく、１００℃以上であるのが特に好ましい。
　また、加工性が良好であり加工後の外観に優れる点から、Ｔｍｆが１７０℃以上であり、かつＴｇ１及びＴｇ２が１２０℃以下（好ましくは１００℃以下）であるのが好ましい。
　本発明の太陽電池モジュールは、上述の太陽電池モジュールの製造方法によって得られた太陽電池モジュールであるのが好ましい。
　本発明の太陽電池モジュールの構成は、上述の太陽電池モジュールの製造方法によって得られた太陽電池モジュールの構成と同様であるので、その説明を省略する。
　図４は、本発明の太陽電池モジュールによって構成された太陽電池アレイの一例を示す概略平面図である。
　図４に示すように、太陽電池アレイ２０は、複数枚の矩形状の太陽電池モジュール１０を平面的に配列し、直並列に接続して構成される。
　太陽電池アレイの設置場所の具体例としては、ビルの屋上、屋根、外壁（例えば、壁面、窓）が挙げられる。
　本発明の太陽電池モジュールを有する太陽電池アレイは、建築用外壁材（例えば、ビルの壁面、窓）に用いるのが好ましい。
　図４では、太陽電池アレイが矩形状である態様を示したが、太陽電池アレイの形状は、特に制限されない。
　本発明の建築用外壁材は、本発明の太陽電池モジュールを有する。建築用外壁材の具体例としては、カーテンウォール、壁材、窓が挙げられる。
　以下、例によって本発明を詳細に説明するが、本発明は以下の例に限定されない。例１～１０、１３、１５及び１６は実施例であり、例１１、１２及び１４は比較例である。
＜封止材Ｅ１～Ｅ４＞
　Ｅ１：紫外線吸収剤（以下、ＵＶＡともいう。）及びエチレン－酢酸ビニル共重合体（以下、ＥＶＡともいう。）を含むフィルム（ＳＴＲ社製　ＰＨＯＴＰＣＡＰ　１５５８５Ｐ ＨＬ、融点：７０℃、厚さ：４００μｍ、表面自由エネルギー：４０ｄｙｎ／ｃｍ）
　Ｅ２：Ｅ１を加熱ロールプレス機により厚さ４０μｍに延伸して形成したフィルム
　Ｅ３：Ｅ１を加熱ロールプレス機により厚さ１００μｍに延伸して形成したフィルム
　Ｅ４：ポリビニルブチラール樹脂を含むフィルム（Ａｌｄｒｉｃｈ社製　１８２５６７、融点：１３０℃、厚さ：４００μｍ、表面自由エネルギー：４０ｄｙｎ／ｃｍ））
＜意匠材Ｄ１～Ｄ４＞
　Ｄ１：エチレン－テトラフルオロエチレン共重合体（以下、ＥＴＦＥともいう。）（シグマアルドリッチ社製　品番４２７２０９、融点：２７０℃）１００ｇと、酸化チタン（堺化学社製　ＳＴＲ－１００Ａ－ＬＰ）２０ｇを、東洋精機社製　ラボプラストミルを用い混錬したのちに加熱ロールプレス機により延伸し、プラズマ処理して形成したフィルム（厚さ：３００μｍ、表面自由エネルギー：５０ｄｙｎ/ｃｍ）
　Ｄ２：Ｄ１において、厚さを１５０μｍに変更する以外は同様にして形成したフィルム
　Ｄ３：Ｄ１において、厚さを５０μｍに変更する以外は同様にして形成したフィルム
　Ｄ４：Ｄ１において、厚さを２０μｍに変更する以外は同様にして形成したフィルム
　Ｄ５：Ｄ１において、ＥＴＦＥの代わりにポリクロロトリフルオロエチレン（以下、ＰＣＴＦＥともいう。）（シグマアルドリッチ社製　品番４５４７１０、融点：２１０℃、Ｔｇ：１０３℃）を用い、厚さを１５０μｍに変更する以外は同様にして形成したフィルム
　Ｄ６：Ｄ１において、ＥＴＦＥの代わりにテトラフルオロエチレン－ヘキサフルオロプロピレン共重合体（以下、ＦＥＰともいう。）（ダイキン社製　品番ＮＰ－１２０、融点：２６０℃）を用い、厚さを１５０μｍに変更する以外は同様にして形成したフィルム
　Ｄ７：Ｄ１において、ＥＴＦＥの代わりにエチレン－クロロトリフルオロエチレン共重合体（以下、ＥＣＴＦＥともいう。）（Ｓｏｌｖａｙ社製　品番Ｈａｌａｒ　９３０ＬＣ、融点：２４５℃）を用い、厚さを１５０μｍに変更する以外は同様にして形成したフィルム
　Ｄ８：Ｄ１において、ＥＴＦＥの代わりにポリビニリデンフルオリド（以下、ＰＶＤＦともいう。）（シグマアルドリッチ社製　品番４２７１４４、融点：１７０℃）を用い、厚さを１５０μｍに変更する以外は同様にして形成したフィルム
　Ｄ９：Ｄ１において、ＥＴＦＥの代わりにポリメタクリル酸メチル（以下、ＰＭＭＡともいう。）（シグマアルドリッチ社製　品番１８２２３０、融点：１６０℃）を用い、厚さを１５０μｍに変更する以外は同様にして形成したフィルム
　なお、封止材の厚さ、及び、意匠材の厚さは、ミツトヨ社製　クーラントプルーフマイクロメーター　ＭＤＣ－２５ＭＸを用いて測定した。
（例１）
　黒色層を有するバックガラス（ＡＧＣ社製　Ｌａｃｏｂｅｌ－Ｔ　ＤＥＥＰ　ＢＬＡＣＫ、サイズ：２９７ｍｍ×２１０ｍｍ、厚さ：５ｍｍ）の１枚、第３封止材としてＥ１の２枚、結晶シリコン太陽電池セル（単結晶片面、ＮＳＰ社製５ＢＢ－ＰＥＲＣ）の１枚、第２封止材としてＥ１の１枚、意匠材としてＤ１の１枚、第１封止材としてＥ１の１枚、カバーガラスとしてのソーダライム強化ガラス板（厚さ：２．８ｍｍ、Ｆｅ２Ｏ３含量０．１質量％）をこの順に重ね、圧力：７００ｂａｒ、温度：１５０℃で１８分加熱圧着し、太陽電池モジュールＭ１を得た。得られたＭ１につき、後述の通り評価した。
（例２～１６）
　第１封止材、意匠材、及び第２封止材の構成を表１に示すように変更し、加熱圧着時の加熱温度を表１に示すようにした以外は、例１と同様にして太陽電池モジュールＭ２～Ｍ１６を得て、後述の通り評価した。
＜評価方法＞
（加工性）
　太陽電池モジュールの外観を目視観察し、下記基準でモジュール化に際する加工性を判定した。結果を表１に示す。
　Ａ：意匠層にシワ、歪み及び破断が確認されなかった。
　Ｂ：意匠層にシワ又は歪みが確認されたが、破断は確認されなかった。
　Ｃ：意匠層にシワ又は歪み、及び破断が確認された。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　第１封止材及び第２封止材として厚さ４００～８００μｍのＥＶＡ、意匠材として厚さ２０～３００μｍのＥＴＦＥを用い、圧着温度１５０℃で作製した太陽電池モジュールＭ１～Ｍ５は良好な外観を示した。また、意匠層の厚さが２０μｍである太陽電池モジュールＭ４、第１封止層の厚さが１００μｍのＭ１３、第２封止層の厚さが１００μｍの太陽電池モジュールＭ１５は意匠層の微小な歪みが確認された。一方、第１封止層又は第２封止層の厚さが５０μｍ未満である太陽電池モジュールＭ１２及びＭ１４は、意匠層の顕著なシワ及び歪み、並びに微小な破断が確認され、特に太陽電池モジュールＭ１４は意匠層の伸びによる色むらが確認された。また、Ｍ２と同じ部材を用い圧着温度を１７０℃とした太陽電池モジュールＭ６も良好な外観を示した。
　意匠材としてＥＴＦＥを用いた太陽電池モジュールＭ２、ＰＣＴＦＥ、ＦＥＰ，ＥＣＴＦＥを用いた太陽電池モジュールＭ７～Ｍ９は、意匠材における樹脂の融点が圧着時の加熱温度よりも十分に高いため、良好な外観のモジュールが得られた。一方、意匠材としてＰＶＤＦを用い、ＰＶＤＦの融点と同程度の温度で圧着した太陽電池モジュールＭ１０は微小なシワ及び歪みが確認された。また、意匠材としてＰＭＭＡを用い、ＰＭＭＡの融点よりも高い温度で圧着した太陽電池モジュールＭ１１は、意匠層の顕著なシワ及び歪み並びに微小な破断が確認され、また意匠層の変形による色むらが確認された。
　１０、１００　太陽電池モジュール
　１１、１１０Ａ、１１０Ｂ　カバーガラス
　１２、１２０Ａ、１２０Ｂ　第１封止層
　１３、１３０Ａ、１３０Ｂ　意匠層
　１４、１４０Ａ、１４０Ｂ　第２封止層
　１５、１５０　太陽電池セル
　１５Ａ、１５０Ａ　第１受光面
　１６　第３封止層
　１７　バックガラス
　２０　太陽電池アレイ
　１５０Ｂ　第２受光面
　なお、２０１９年１１月２５日に出願された日本特許出願２０１９－２１２１４２号の明細書、特許請求の範囲、図面及び要約書の全内容をここに引用し、本発明の明細書の開示として、取り入れるものである。

Claims (15)

  1. 　カバーガラスと、第１樹脂を含む第１封止材と、フッ素樹脂を含む意匠材と、第２樹脂を含む第２封止材と、太陽電池セルとをこの順に配置し、加熱圧着して太陽電池モジュールを製造する方法であって、
    　前記太陽電池モジュールの受光面側から順に、
    　前記カバーガラスと、
    　前記第１封止材から形成された、厚さが５０～２，０００μｍである第１封止層と、
    　前記意匠材から形成された、厚さが１０～１，０００μｍである意匠層と、
    　前記第２封止材から形成された、厚さが５０～２，０００μｍである第２封止層と、
    　前記太陽電池セルとをこの順に有し、
    　前記フッ素樹脂の融点をＴｍｆ［℃］、前記第１樹脂の融点をＴｍ１［℃］、前記第２樹脂の融点をＴｍ２［℃］とした場合、前記Ｔｍｆから前記Ｔｍ１を差し引いた値、及び、前記Ｔｍｆから前記Ｔｍ２を差し引いた値がいずれも３０℃以上である、太陽電池モジュールの製造方法。
  2. 　前記第１樹脂及び前記第２樹脂の少なくとも一方が、エチレン－酢酸ビニル共重合体及びポリビニルブチラール樹脂からなる群より選択される少なくとも１種を含む、請求項１に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  3. 　前記フッ素樹脂が、エチレン－テトラフルオロエチレン共重合体、エチレン－クロロトリフルオロエチレン共重合体、ポリクロロトリフルオロエチレン、テトラフルオロエチレン－ヘキサフルオロプロピレン共重合体、ポリビニリデンフルオリドからなる群より選択される少なくとも１種を含む、請求項１又は２に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  4. 　前記加熱圧着における加熱温度が、前記Ｔｍｆ以下であり、前記Ｔｍ１及び前記Ｔｍ２よりも高い、請求項１～３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  5. 　前記太陽電池セルが、単結晶シリコンもしくは多結晶シリコンから構成されるシリコン系太陽電池セル、又は、ＣＩＳもしくはＣＩＧＳから構成される化合物系太陽電池セルである、請求項１～４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  6. 　前記Ｔｍｆが１７０℃以上であり、前記Ｔｍ１及び前記Ｔｍ２が２００℃以下である、請求項１～５のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  7. 　第１樹脂が架橋されていて、且つ、第２樹脂が架橋されている、請求項１～６のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  8. 　意匠層の厚さが、第１封止層の０．１～０．９倍であるか、および／または、意匠層の厚さが、第２封止層の０．１～０．９倍である、請求項１～７のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  9. 　太陽電池モジュールの受光面側から、カバーガラスと、第１樹脂を含み厚さが５０～２，０００μｍである第１封止層と、フッ素樹脂を含み厚さが１０～１，０００μｍである意匠層と、第２樹脂を含み厚さが５０～２，０００μｍである第２封止層と、太陽電池セルと、をこの順に有し、
    　前記フッ素樹脂の融点をＴｍｆ［℃］、前記第１樹脂の融点をＴｍ１［℃］、前記第２樹脂の融点をＴｍ２［℃］とした場合、前記Ｔｍｆから前記Ｔｍ１を差し引いた値、及び、前記Ｔｍｆから前記Ｔｍ２を差し引いた値がいずれも３０℃以上であることを特徴とする太陽電池モジュール。
  10. 　前記Ｔｍｆが１７０℃以上であり、前記Ｔｍ１及び前記Ｔｍ２が２００℃以下である、請求項９に記載の太陽電池モジュール。
  11. 　太陽電池モジュールの受光面側から、カバーガラスと、第１樹脂の架橋物を含み厚さが５０～２，０００μｍである第１封止層と、フッ素樹脂を含み厚さが１０～１，０００μｍである意匠層と、第２樹脂の架橋物を含み厚さが５０～２，０００μｍである第２封止層と、太陽電池セルと、をこの順に有し、
    　前記フッ素樹脂の融点をＴｍｆ［℃］、前記第１樹脂の架橋物のガラス転移温度をＴｇ１［℃］、前記第２樹脂の架橋物のガラス転移温度をＴｇ２［℃］とした場合、前記Ｔｍｆから前記Ｔｇ１を差し引いた値、及び、前記Ｔｍｆから前記Ｔｇ２を差し引いた値がいずれも８０℃以上であることを特徴とする太陽電池モジュール。
  12. 　前記Ｔｍｆが１７０℃以上であり、前記Ｔｇ１及び前記Ｔｇ２が１２０℃以下である、請求項１１に記載の太陽電池モジュール。
  13. 　前記第１樹脂及び前記第２樹脂の少なくとも一方が、エチレン－酢酸ビニル共重合体及びポリビニルブチラール樹脂からなる群より選択される少なくとも１種を含む、請求項９～１２のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  14. 　前記フッ素樹脂が、エチレン－テトラフルオロエチレン共重合体、エチレン－クロロトリフルオロエチレン共重合体、ポリクロロトリフルオロエチレン、テトラフルオロエチレン－ヘキサフルオロプロピレン共重合体、ポリビニリデンフルオリドからなる群より選択される少なくとも１種を含む、請求項９～１３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  15. 　請求項９～１４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールを有する、建築用外壁材。
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