WO2026004271A1 - 太陽電池モジュール - Google Patents

太陽電池モジュール

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WO2026004271A1
WO2026004271A1 PCT/JP2025/010984 JP2025010984W WO2026004271A1 WO 2026004271 A1 WO2026004271 A1 WO 2026004271A1 JP 2025010984 W JP2025010984 W JP 2025010984W WO 2026004271 A1 WO2026004271 A1 WO 2026004271A1
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solar cell
glass
cell module
intermediate layer
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PCT/JP2025/010984
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神園剛
下村裕哉
佐藤文俊
岡本朋也
久田直人
田村公宏
大島彰人
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Aisin Corp
Original Assignee
Aisin Corp
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Publication date
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    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F19/00—Integrated devices, or assemblies of multiple devices, comprising at least one photovoltaic cell covered by group H10F10/00, e.g. photovoltaic modules
    • H10F19/80—Encapsulations or containers for integrated devices, or assemblies of multiple devices, having photovoltaic cells
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F39/00—Integrated devices, or assemblies of multiple devices, comprising at least one element covered by group H10F30/00, e.g. radiation detectors comprising photodiode arrays
    • H10F39/10—Integrated devices
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10K—ORGANIC ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES
    • H10K30/00—Organic devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation
    • H10K30/40—Organic devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation comprising a p-i-n structure, e.g. having a perovskite absorber between p-type and n-type charge transport layers
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    • H10K—ORGANIC ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES
    • H10K30/00—Organic devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation
    • H10K30/80—Constructional details
    • H10K30/88—Passivation; Containers; Encapsulations
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • 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
    • Y02E10/549—Organic PV cells

Definitions

  • This disclosure relates to a solar cell module.
  • Patent Document 1 describes how the solar cells in a solar cell module are sealed with multiple surface coating materials.
  • a fluororesin film layer is formed on the outermost surface coating material, and a glass layer (referred to as a transparent thin film layer in Patent Document 1) obtained by coating polysilazane is formed on the side of the fluororesin film layer facing the perovskite solar cell element.
  • Patent Document 2 describes a solar cell module in which a sealing material layer such as an EVA film and a resin film are laminated in that order on a solar cell, with the resin film then coated with glass.
  • Glass has high water and gas barrier properties, so covering perovskite solar cell elements with a glass layer can improve the durability of the solar cell module.
  • the glass layer is formed by applying and curing a substance such as polysilazane dissolved in a solvent.
  • a base layer such as a resin film must be provided between the solar cell and the glass layer.
  • the base layer made of resin or the like, and the glass layer have different linear expansion coefficients
  • the glass layer bonded to the base layer cannot follow the deformation of the base layer due to the thermal cycle, resulting in the development of cracks in the glass layer.
  • the intermediate layer had to be hydrophilized. This increased the number of steps required to manufacture a solar cell module, and increased manufacturing costs.
  • This disclosure was made in consideration of the above-mentioned issues, and its purpose is to provide a solar cell module that is highly durable and highly efficient to produce.
  • the solar cell module according to the present disclosure is characterized by comprising: a conductive layer disposed on a substrate; perovskite solar cell elements disposed on the conductive layer; electrodes disposed on the perovskite solar cell elements; and an encapsulant layer that encapsulates the perovskite solar cell elements and the electrodes; the encapsulant layer has at least one hydrophilic base layer, one intermediate layer made of a non-silicon material that is hydrophilic and peelable, and one glass layer; and the intermediate layer is disposed between the base layer and the glass layer.
  • the perovskite solar cell element and electrodes are sealed by an encapsulant layer having a glass layer, isolating them from the atmosphere and improving the durability of the solar cell module.
  • a peelable intermediate layer is disposed between the base layer and the glass layer, so the glass layer is not bonded to the base layer or intermediate layer. Therefore, even if the solar cell module is subjected to a thermal cycle, the base layer and intermediate layer can deform independently of the glass layer, and stresses associated with deformation of the base layer and intermediate layer do not act on the glass layer, preventing cracking of the glass layer.
  • the intermediate layer acts as a stress relief layer, resulting in a solar cell module with a highly durable glass layer.
  • the intermediate layer is hydrophilic, it can be easily formed on a hydrophilic base layer, eliminating the need for a hydrophilic treatment to form a glass layer on the base layer. This simplifies the manufacturing process for solar cell modules, improving productivity and reducing production costs. Furthermore, because the intermediate layer is made of a non-silicon material, it is possible to suppress the diffusion and movement of Si, preventing the deterioration of the solar cell module's functionality over long-term use.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing the configuration of a solar cell module according to a first embodiment.
  • 1 is a schematic plan view of a solar cell module according to a first embodiment.
  • 5 is a schematic diagram showing the configuration of a solar cell module according to a second embodiment.
  • FIG. FIG. 4 is a schematic plan view of a solar cell module according to a second embodiment.
  • 10 is a schematic diagram showing the configuration of a solar cell module according to another embodiment.
  • FIG. 10 is a schematic diagram showing the configuration of a solar cell module according to another embodiment.
  • the solar cell module 100 includes a solar cell 10, a sealing material layer 5, and a sealing portion 6.
  • the solar cell 10 is formed by laminating a substrate 1, a conductive layer 2, a perovskite solar cell element 3, and an electrode 4 in this order.
  • the solar cell module 100 may include a plurality of solar cells 10.
  • the substrate 1 functions as a support for the perovskite solar cell element 3 and the electrode 4.
  • the substrate 1 is a transparent glass substrate, a semi-transparent glass substrate, a transparent resin substrate, or the like, and has insulating properties. As shown in Figure 2, the substrate 1 has a rectangular shape when viewed along the Z direction.
  • an electrically conductive conductive layer 2 is laminated on the first surface 11 of the substrate 1.
  • the orientation of the solar cell module 100 during use but it is preferable to use it so that light is incident on the Z2 side of the substrate 1.
  • the direction from the substrate 1 to the conductive layer 2 will be referred to as the "Z1 direction” (an example of the lamination direction), the opposite direction will be referred to as the "Z2 direction,” and the Z1 direction and Z2 direction will be collectively referred to as the "Z direction.”
  • Z1 direction an example of the lamination direction
  • Z2 direction the direction from the substrate 1 to the conductive layer 2
  • Z2 direction the direction from the opposite direction
  • Z1 direction and Z2 direction will be collectively referred to as the "Z direction.”
  • the Z direction and Z2 direction will be collectively referred to as the "Z direction.”
  • the Z direction perpendicular to the Z direction will be referred to as the "X direction”
  • the direction perpendicular to the Z direction and X direction will be referred to as the "Y direction” (see Figure 2).
  • Figure 2 is a view of the solar cell module 100 shown in Figure 1 as viewed along the Z2 direction.
  • the conductive layer 2 is formed on the Z1-side surface of the substrate 1 by CVD (chemical vapor deposition), sputtering, or the like. In this embodiment, the conductive layer 2 is formed on the entire Z1-side surface of the substrate 1.
  • the conductive layer 2 contains, for example, fluorine-doped tin oxide (FTO), tin oxide (TO), or the like as a material.
  • FTO fluorine-doped tin oxide
  • TO tin oxide
  • the perovskite solar cell element 3 is disposed (stacked) on the conductive layer 2 (on the Z1-side surface).
  • the perovskite solar cell element 3 converts light energy into electrical energy.
  • the perovskite solar cell element 3 has an electron transport layer 31, a photoelectric conversion layer 32, and a hole transport layer 33, which are arranged in this order along the Z1 direction.
  • the electron transport layer 31, the photoelectric conversion layer 32, and the hole transport layer 33 each have a rectangular shape, and in this embodiment, when viewed along the Z direction, the electron transport layer 31, the photoelectric conversion layer 32, and the hole transport layer 33 each have the same size (area).
  • the electron transport layer 31 is disposed on the Z1-side surface of the conductive layer 2.
  • the electron transport layer 31 receives electrons from the photoelectric conversion layer 32 (described below) and passes through it (transports electrons).
  • the electron transport layer 31 contains, as its material, a metal oxide such as titanium oxide, tin oxide, or zinc oxide.
  • the electron transport layer 31 includes an insulating layer 311 extending into the recess 21 formed by removing a portion of the conductive layer 2.
  • the insulating layer 311 divides the conductive layer 2, which is in contact with the perovskite solar cell element 3, into two sections in the X direction.
  • the electron transport layer 31 In the electron transport layer 31, electrons can move in the Z direction but have difficulty moving in directions perpendicular to the Z direction (the X and Y directions). Therefore, electron movement between the two sections of the conductive layer 2 corresponding to each perovskite solar cell element 3 is restricted.
  • the electron transport layer 31 is sometimes referred to as a "blocking layer.”
  • the substrate 1, conductive layer 2, and electron transport layer 31 are optically transparent, light such as sunlight and indoor light is guided to the photoelectric conversion layer 32 without being substantially absorbed (or absorbed at all) by the substrate 1, conductive layer 2, and electron transport layer 31.
  • the photoelectric conversion layer 32 absorbs light energy and converts it into electrical energy. Specifically, the photoelectric conversion layer 32 absorbs light and transfers excited electrons and holes to perform photoelectric conversion.
  • the photoelectric conversion layer 32 includes a perovskite layer made of a perovskite compound.
  • the photoelectric conversion layer 32 also includes a porous oxide semiconductor layer (e.g., a porous titanium layer).
  • the hole transport layer 33 allows holes received from the photoelectric conversion layer 32 to pass through (transports holes).
  • the hole transport layer 33 contains an organic compound such as chlorobenzene as a material.
  • An electrode 4 is disposed on the hole transport layer 33 (the surface on the Z1 side).
  • the electrode 4 is conductive and functions as a positive electrode. As shown in FIG. 1, the electrode 4 is arranged on the Z1-side surface (partial region) of the conductive layer 2, extending in the Z direction from the Z1-side surface of the hole transport layer 33, past each side surface of the perovskite solar cell element 3.
  • the electrode 4 contains, for example, graphite, carbon black, carbon nanotubes, carbon nanofibers, carbon fiber, graphene, fullerene, etc. as materials.
  • the electrode 4 may also be formed using simple metals such as gold, platinum, silver, copper, etc., alloys of these metals, or oxide conductors such as FTO and indium tin oxide (ITO).
  • a solar cell module 100 may be formed by electrically connecting multiple solar cell cells 10.
  • Light such as sunlight enters the solar cell module 100 from the second surface 12 of the substrate 1.
  • Light such as sunlight enters the solar cell module 100 from the second surface 12 of the substrate 1.
  • the photoelectric conversion layer 32 via the substrate 1, the conductive layer 2, and the electron transport layer 31, it is absorbed in the photoelectric conversion layer 32, generating electrons and holes.
  • the electrons generated in the photoelectric conversion layer 32 migrate to the conductive layer 2 (negative electrode) via the electron transport layer 31.
  • the holes generated in the photoelectric conversion layer 32 migrate to the electrode 4 (positive electrode), which is electrically connected to the hole transport layer 33.
  • a load (not shown) is connected between the conductive layer 2 and the electrode 4, the holes combine with the electrons that have passed through the load. As a result, electricity is generated.
  • the solar cell module 100 is configured to prevent short circuits.
  • the sealing material layer 5 has a hydrophilic base layer 51 arranged on the Z1-side surface of the electrode 4, an intermediate layer 52 arranged on the Z1-side surface of the base layer 51, and a glass layer 53 arranged on the Z1-side surface of the intermediate layer 52.
  • the base layer 51, the intermediate layer 52, and the glass layer 53 are each rectangular and have the same size (area).
  • the area of the encapsulant layer 5 in plan view (viewed in the Z direction) is larger than the areas of the perovskite solar cell element 3 and the electrode 4.
  • the hydrophilic base layer 51 is preferably a solvent-resistant and heat-resistant transparent resin, such as polyethylene terephthalate (PET).
  • PET polyethylene terephthalate
  • a solution of glass components dissolved in a solvent such as ether is coated onto the Z1 side of the solar cell 10.
  • the solvent resistance of the base layer 51 protects the perovskite solar cell element 3 and electrode 4 from the solvent. Furthermore, the heat resistance allows the solar cell module 100 to maintain its durability even when subjected to a thermal cycle.
  • the intermediate layer 52 is hydrophilic and peelable, and is made of a non-silicone material.
  • a cross-linked alkyl compound can be used as the intermediate layer 52.
  • the intermediate layer 52 is disposed between the base layer 51 and the glass layer 53.
  • both the base layer 51 and the intermediate layer 52 are hydrophilic, it is easy to form the intermediate layer 52 on the surface of the base layer 51.
  • the intermediate layer 52 may also be obtained by coating the surface of the base layer 51 with a non-silicone resin.
  • a hydrophilic treatment of the resin or the like is required.
  • this hydrophilic treatment is not necessary, and the glass layer 53 can be easily formed on the surface of the intermediate layer 52. This eliminates the hydrophilic treatment step in the manufacturing process of the solar cell module 100, improving productivity and reducing production costs.
  • the intermediate layer 52 is peelable, even if a glass layer 53 is formed on the Z1-side surface of the intermediate layer 52, the intermediate layer 52 and the glass layer 53 will not bond together. Because the base layer 51, intermediate layer 52, and glass layer 53 have different linear expansion coefficients, if the intermediate layer 52 and the glass layer 53 were bonded together, the glass layer 53 would not be able to keep up with the expansion and contraction of the base layer 51 and the intermediate layer 52 due to thermal cycling, which could result in the glass layer 53 cracking. However, in this embodiment, because the intermediate layer 52 and the glass layer 53 are not bonded together, stresses associated with the expansion and contraction of the base layer 51 and the intermediate layer 52 do not act on the glass layer 53, preventing cracking of the glass layer 53. In other words, the intermediate layer 52 acts as a stress relief layer, improving the durability of the glass layer 53.
  • the intermediate layer 52 contains Si, the Si is likely to diffuse into the base layer 51 and glass layer 53, and the composition and function of these layers may be impaired when the solar cell module 100 is subjected to a thermal cycle.
  • the intermediate layer 52 is made of a non-silicon material, so there is no need to worry about the diffusion of Si, and the durability of the solar cell module 100 can be improved.
  • the glass layer 53 may be made of polysilazane or the like. By forming the glass layer 53 on the Z1 side surface of the intermediate layer 52, it is possible to form a glass layer 53 with a uniform thickness regardless of the shape of the electrode 4, thereby preventing cracks in the glass layer 53 due to variations in thickness.
  • the outer edge of the encapsulant layer 5 is covered by a sealing portion 6, and the sealing portion 6 that protrudes outward from the outer edge of the encapsulant layer 5 adheres to the encapsulant layer 5 and the conductive layer 2, thereby sealing the perovskite solar cell element 3 and electrode 4.
  • the sealing portion 6 prevents water and oxygen from penetrating into the encapsulant layer 5 from the outer edge.
  • the sealing portion 6 may be made of, for example, an epoxy resin.
  • the sealing portion 6 since the encapsulant layer 5 is insulating, the sealing portion 6 may be conductive.
  • the method for manufacturing the solar cell module 100 in this embodiment includes a first step of forming the solar cell 10 and a second step of arranging the encapsulant layer 5 on the solar cell 10.
  • the first step is carried out to form the solar cell 10.
  • a conductive layer 2 is formed on the first surface 11 of the substrate 1.
  • the conductive layer 2 may be formed, for example, by CVD (chemical vapor deposition) or sputtering.
  • laser scribing is performed to partially remove the conductive layer 2, forming a recess 21.
  • a perovskite solar cell element 3 and an electrode 4 are formed on the Z1 side surface of the conductive layer 2 using a known method, thereby obtaining the solar cell 10.
  • the second step is performed, in which the encapsulant layer 5 is placed on the solar cell 10.
  • the base layer 51 on which the intermediate layer 52 is formed is first placed on the electrode 4 so that the surface on which the intermediate layer 52 is formed faces the Z1 side.
  • the perovskite solar cell element 3 and electrode 4 are covered with the base layer 51 and intermediate layer 52.
  • a glass layer 53 is formed on the Z1 side surface of the intermediate layer 52.
  • the glass layer 53 is obtained by applying a solution of polysilazane dissolved in ether onto the intermediate layer 52 and then curing it. Then, a sealing portion 6 is applied to the outer edge of the sealing material layer 5 and cured. This seals the perovskite solar cell element 3 and electrode 4, resulting in a durable solar cell module 100.
  • a solar cell module 100 according to a second embodiment will be described with reference to Figures 3 and 4.
  • the glass layer 53 extends outward beyond the outer edges of the base layer 51 and the intermediate layer 52.
  • the area of the glass layer 53 according to the second embodiment in a plan view (viewed in the Z direction) is larger than the area of the base layer 51 and the intermediate layer 52. Therefore, the base layer 51 and the intermediate layer 52 are covered by the glass layer 53, and the glass layer 53 extending outward beyond the outer edges of the base layer 51 and the intermediate layer 52 is adhered to the conductive layer 2, thereby sealing the perovskite solar cell element 3 and the electrode 4.
  • the glass layer 53 which extends outward beyond the outer edges of the base layer 51 and intermediate layer 52, bonds the sealant layer 5 to the conductive layer 2, eliminating the need for a sealant 6. Therefore, in the second step of placing the sealant layer 5 on the solar cell 10, the step of providing the sealant 6 can be omitted, improving productivity and reducing production costs.
  • the thickness (dimension in the Z direction) of the glass layer 53 extending outward from the outer edges of the base layer 51 and intermediate layer 52 be 1 ⁇ m or less. If the thickness of the glass layer 53 is 1 ⁇ m or less, cracking of the glass layer 53 can be suppressed.
  • a solar cell module 100 comprising an electrically conductive layer 2 disposed on a substrate 1, a perovskite solar cell element 3 disposed on the conductive layer 2, an electrode 4 disposed on the perovskite solar cell element 3, and a sealant layer 5 that seals the perovskite solar cell element 3 and the electrode 4, wherein the sealant layer 5 has at least one hydrophilic base layer 51, one intermediate layer 52 that is hydrophilic and peelable and made of a non-silicon-based material, and one glass layer 53, and the intermediate layer 52 is disposed between the base layer 51 and the glass layer 53.
  • the perovskite solar cell element 3 and electrode 4 are sealed by the sealing material layer 5 having the glass layer 53, isolating them from the atmosphere and improving the durability of the solar cell module 100. Furthermore, because the peelable intermediate layer 52 is disposed between the base layer 51 and the glass layer 53, the glass layer 53 and the intermediate layer 52 are not bonded together. Therefore, even if the solar cell module 100 is subjected to a thermal cycle, the base layer 51 and the intermediate layer 52 can deform independently of the glass layer 53, and stresses associated with deformation of the base layer 51 and the intermediate layer 52 do not act on the glass layer 53, preventing cracking of the glass layer 53. In other words, the intermediate layer 52 acts as a stress relief layer, resulting in a solar cell module 100 with a highly durable glass layer 53.
  • the intermediate layer 52 is hydrophilic, it can be easily provided on the hydrophilic base layer 51, eliminating the need for a hydrophilic treatment to form the glass layer 53 on the base layer 51. This simplifies the manufacturing process for the solar cell module 100, improving productivity and reducing production costs. Furthermore, because the intermediate layer 52 is made of a non-silicon-based material, it is possible to suppress the diffusion and movement of Si, thereby preventing the deterioration of the solar cell module 100's functionality over long-term use.
  • the solar cell module 100 of (1) further includes a sealing portion 6 that covers the outer edge of the sealing material layer 5 and seals the perovskite solar cell element 3 and the electrode 4.
  • This configuration ensures that the outer edge of the sealing material layer 5 is sealed reliably, thereby improving the durability of the solar cell module 100.
  • the area of the glass layer 53 is larger than the areas of the base layer 51 and the intermediate layer 52, and that the glass layer 53 is adhered to the conductive layer 2 at the outer edge of the sealing material layer 5.
  • the perovskite solar cell element 3 and electrode 4 can be sealed with the glass layer 53, eliminating the need for a sealing portion 6 to seal the outer edge of the sealing material layer 5 and reducing the area in which the sealing portion 6 is placed. This increases the amount of power generated by the solar cell module 100 per unit area. Furthermore, because the process for placing the sealing portion 6 can be omitted, the production efficiency of the solar cell module 100 can be improved and production costs can be reduced.
  • the encapsulant layer 5 may have a plurality of base layers 51, intermediate layers 52, and glass layers 53.
  • the base layer 51, intermediate layer 52, glass layer 53, intermediate layer 52, base layer 51, intermediate layer 52, and glass layer 53 are stacked in this order on the electrode 4.
  • an adhesive layer 7 may be disposed between the sealant layer 5 and the conductive layer 2.
  • the adhesive layer 7 is, for example, an insulating adhesive tape, and is disposed at a position spaced outward from the outer edge of the solar cell 10 so as to surround the outer periphery of the solar cell 10 in a planar view.
  • the sealant layer 5 is formed by stacking an intermediate layer 52, a base layer 51, another intermediate layer 52, and a glass layer 53 in this order toward the Z1 side.
  • the perovskite solar cell element 3 By placing the adhesive layer 7 between the sealing material layer 5 and the conductive layer 2, the perovskite solar cell element 3 can be reliably sealed. Furthermore, by providing the intermediate layer 52 between the adhesive layer 7 and the base layer 51, adhesion between the adhesive layer 7 and the intermediate layer 52 can be prevented, thereby alleviating the stress acting on the adhesive layer 7 from the base layer 51 and the intermediate layer 52 due to thermal cycling. Furthermore, by bonding the glass layer 53 and the adhesive layer 7 at the outer edge of the sealing material layer 5, the perovskite solar cell element 3 is also sealed by the glass layer 53. This eliminates the need for a sealing section 6 to seal the outer edge of the sealing material layer 5, reducing the area required for the sealing section 6 and increasing the power generation capacity of the solar cell module 100 per unit area.
  • the solar cell module 100 may be protected by a protective layer (not shown).
  • the protective layer may be provided to cover the encapsulant layer 5, and may include a primary encapsulation layer that encapsulates the perovskite solar cell element 3 and prevents moisture from entering from the outside, and a weather-resistant secondary encapsulation layer that is disposed on top of the primary encapsulation layer.
  • This disclosure is applicable to solar cell modules having perovskite solar cell elements and methods for manufacturing solar cell modules.

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Abstract

太陽電池モジュール（１００）は、基板（１）上に配置される導電性の導電層（２）と、導電層（２）上に配置されるペロブスカイト太陽電池素子（３）と、ペロブスカイト太陽電池素子（３）上に配置される電極（４）と、ペロブスカイト太陽電池素子（３）及び電極（４）を封止する封止材層（５）と、を備え、封止材層（５）は、親水性のベース層（５１）と、親水性及び剥離性を有し非シリコン系材料からなる中間層（５２）と、ガラス層（５３）と、を少なくとも一つずつ有し、中間層（５２）は、ベース層（５１）とガラス層（５３）との間に配置される。

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。
　太陽の光エネルギーを電気エネルギーに変換するペロブスカイト太陽電池素子を有する太陽電池モジュールは、他の太陽電池モジュールと比較してエネルギー変換効率が高いこと、軽量であること等を理由として注目されている。しかしながら、ペロブスカイト太陽電池素子は、酸素や水等によって劣化し易いという課題があり、これらの課題に対する様々な技術が提案されている（例えば、特許文献１～２参照）。
　特許文献１には、太陽電池モジュール中の太陽電池セルが複数の表面被覆材によって封止されている点が記載されている。表面被覆材のうち、最も外側にはフッ素樹脂フィルム層が形成されており、フッ素樹脂フィルム層のペロブスカイト太陽電池素子側にはポリシラザンをコーティングして得られるガラス層（特許文献１では透明薄膜層）が形成されている。
　特許文献２には、太陽電池セル上にＥＶＡフィルム等の封止材層と樹脂フィルムがこの順に積層され、樹脂フィルムがガラスコーティングされた太陽電池モジュールが記載されている。
特開平９－１９９７４０号公報 特開２０１２－６４７６７号公報
　ガラスは水遮断性やガスバリア性が高いため、ペロブスカイト太陽電池素子をガラス層で覆うことにより太陽電池モジュールの耐久性を向上させることができる。ガラス層は溶剤に溶解させたポリシラザン等の塗布及び硬化によって形成されるところ、太陽電池セル上に直接ガラス層を形成すると、溶剤と太陽電池セルとが反応するおそれがある。このため、太陽電池セルとガラス層との間には、特許文献１及び２のように樹脂フィルム等のベース層を設ける必要がある。しかしながら、樹脂等からなるベース層とガラス層とは線膨張係数に差があるため、太陽電池モジュールに熱サイクルが与えられると、ベース層に接着しているガラス層が、熱サイクルに伴うベース層の変形に追従できず、ガラス層に亀裂が発生してしまうといった課題があった。
　また、樹脂フィルム等のベース層上にガラス層を設けるためには、中間層を親水化処理する必要があった。このため、太陽電池モジュールの製造に係る工程数が多く、製造コストも大きくなっていた。
　本開示は上記の課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、耐久性及び生産効率の高い太陽電池モジュールを提供することにある。
　本開示に係る太陽電池モジュールの特徴構成は、基板上に配置される導電性の導電層と、前記導電層上に配置されるペロブスカイト太陽電池素子と、前記ペロブスカイト太陽電池素子上に配置される電極と、前記ペロブスカイト太陽電池素子及び前記電極を封止する封止材層と、を備え、前記封止材層は、親水性のベース層と、親水性及び剥離性を有し非シリコン系材料からなる中間層と、ガラス層と、を少なくとも一つずつ有し、前記中間層は、前記ベース層と前記ガラス層との間に配置される点にある。
　本構成によれば、ガラス層を有する封止材層によってペロブスカイト太陽電池素子及び電極が封止されるので、これらが大気から遮断され、太陽電池モジュールの耐久性が向上する。また、ベース層とガラス層との間に剥離性を有する中間層が配置されているので、ガラス層とベース層及び中間層とが接着していない。このため、太陽電池モジュールに熱サイクルが与えられたとしても、ベース層及び中間層はガラス層とは独立して変形可能であり、ベース層及び中間層の変形に伴う応力がガラス層に作用することがなく、ガラス層の割れを抑制することができる。すなわち、中間層が応力緩和層として働くため、ガラス層の耐久性の高い太陽電池モジュールとなっている。
　また、中間層は親水性を有するため、親水性のベース層上に中間層を設けることが容易であり、ベース層上にガラス層を形成するための親水化処理を施す必要がない。このため、太陽電池モジュールの製造工程を簡略化して生産性の向上及び生産コストの低減を図ることができる。さらに、中間層は非シリコン系材料からなるため、Ｓｉの拡散移動を抑制することができ、長期使用による太陽電池モジュールの機能低下を抑制可能である。
は、第一実施形態に係る太陽電池モジュールの構成を示す模式図である。 は、第一実施形態に係る太陽電池モジュールの平面模式図である。 は、第二実施形態に係る太陽電池モジュールの構成を示す模式図である。 は、第二実施形態に係る太陽電池モジュールの平面模式図である。 は、その他の実施形態に係る太陽電池モジュールの構成を示す模式図である。 は、その他の実施形態に係る太陽電池モジュールの構成を示す模式図である。
〔第一実施形態〕
　以下に、本開示に係る太陽電池モジュールの実施形態について、図面に基づいて説明する。ただし、以下の実施形態に限定されることなく、その要旨を逸脱しない範囲内で種々の変形が可能である。
〔太陽電池モジュールの概略構成〕
　図１に示すように、太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル１０と、封止材層５と、封止部６と、を備える。太陽電池セル１０は、基板１と、導電層２と、ペロブスカイト太陽電池素子３と、電極４とがこの順に積層したものである。太陽電池モジュール１００は、複数の太陽電池セル１０を有していてもよい。
〔基板〕
　基板１は、ペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４の支持体として機能する。基板１は、透明ガラス基板、半透明ガラス基板、透明樹脂基板等であり、絶縁性を有する。図２に示すように、基板１は、Ｚ方向に沿って見たとき、矩形状である。
　図１に示すように、基板１の第一面１１上には、導電性の導電層２が積層される。太陽電池モジュール１００の使用時の向きは特に限定されないが、基板１のＺ２側の面から光が入射するよう使用されるとよい。以下では、基板１から導電層２へ向かう方向を「Ｚ１方向」（積層方向の一例）と称し、その反対方向を「Ｚ２方向」と称し、Ｚ１方向及びＺ２方向を総称して「Ｚ方向」と称する。また、Ｚ方向に直交する方向のうちの１つを「Ｘ方向」と称し、Ｚ方向及びＸ方向と直交する方向を「Ｙ方向」と称する（図２参照）。なお、図２は、図１に示す太陽電池モジュール１００をＺ２方向に沿って視た図である。
〔導電層〕
　導電層２は、ＣＶＤ（化学的気相成長法）、スパッタリング等によって基板１のＺ１側の面に形成される。本実施形態では、導電層２は、基板１のＺ１側の面の全面に形成される。導電層２は、例えば、フッ素ドープ酸化スズ（ＦＴＯ）、酸化スズ（ＴＯ）等を材料として含む。導電層２上（Ｚ１側の面）には、ペロブスカイト太陽電池素子３が配置（積層）される。
〔ペロブスカイト太陽電池素子〕
　ペロブスカイト太陽電池素子３は、光エネルギーを電気エネルギーに変換する。ペロブスカイト太陽電池素子３は、電子輸送層３１と、光電変換層３２と、ホール輸送層３３と、を有し、電子輸送層３１、光電変換層３２、及び、ホール輸送層３３が、Ｚ１方向に沿ってこの順で配置される。Ｚ方向に沿って視たときに、電子輸送層３１、光電変換層３２、及び、ホール輸送層３３の各々は矩形状であり、本実施形態では、Ｚ方向に沿って視たときに、電子輸送層３１、光電変換層３２及びホール輸送層３３の各々のサイズ（面積）は等しい。
　電子輸送層３１は、導電層２のＺ１側の面に配置される。電子輸送層３１は、後述の光電変換層３２から受け取った電子が通過する（電子を輸送する）。電子輸送層３１は、例えば、酸化チタン、酸化スズ、酸化亜鉛等の金属酸化物等を材料として含む。本実施形態では、電子輸送層３１は、導電層２の一部が除去されることにより形成された凹部２１に延在する絶縁層３１１を含む。絶縁層３１１は、ペロブスカイト太陽電池素子３が接触している導電層２をＸ方向において二つに区画する。電子は、電子輸送層３１において、Ｚ方向に沿う方向への移動は可能であるが、Ｚ方向と直交する方向（Ｘ方向及びＹ方向）へは移動し難く、各々のペロブスカイト太陽電池素子３に対応する導電層２の二つの区画の間における移動が規制される。なお、電子輸送層３１は、「ブロッキング層」とも称される場合がある。
　基板１、導電層２及び電子輸送層３１は、光透過性を有するため、太陽光、室内光等の光は、基板１、導電層２及び電子輸送層３１で略吸収されることなく（又は、吸収されることなく）、光電変換層３２へ導かれる。
　光電変換層３２は、光エネルギーを吸収して電気エネルギーに変換する。詳しくは、光電変換層３２は、光を吸収して、励起した電子とホールとを移動させて光電変換を行う。光電変換層３２は、ペロブスカイト化合物で構成されるペロブスカイト層を含む。また、光電変換層３２は、多孔質酸化半導体層（例えば、多孔質チタン層）を更に含む。
　ホール輸送層３３は、光電変換層３２から受け取ったホールが通過する（ホールを輸送する）。ホール輸送層３３は、例えば、クロロベンゼン等の有機化合物を材料として含む。ホール輸送層３３上（Ｚ１側の面）には、電極４が配置される。
　電極４は、導電性を有し、正極として機能する。図１に示すように、電極４は、ホール輸送層３３のＺ１側の面からＺ方向に沿ってペロブスカイト太陽電池素子３の各々の側面を経由して、導電層２のＺ１側の面（一部の領域）上に配置される。電極４は、例えば、グラファイト、カーボンブラック、カーボンナノチューブ、カーボンナノファイバー、カーボンファイバー、グラフェン、フラーレン等を材料として含む。なお、電極４は、金、白金、銀、銅等の金属の単体、それらの合金、ＦＴＯ、インジウムスズ酸化物（ＩＴＯ）といった酸化物導電体等を用いて形成されていてもよい。
　以上のようにして、基板１の導電層２上に積層されたペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４により構成される積層体を、太陽電池セル１０と称する。太陽電池モジュール１００は、複数の太陽電池セル１０が電気的に接続されることにより形成されてもよい。
　太陽光等の光は、基板１の第二面１２から太陽電池モジュール１００に入射する。光は、基板１、導電層２及び電子輸送層３１を介して光電変換層３２に到達すると、光電変換層３２において吸収され、結果、電子とホールとが発生する。光電変換層３２に発生した電子は、電子輸送層３１を介して導電層２（負極）へ移動する。また、これとともに、光電変換層３２において発生したホールは、ホール輸送層３３と電気的に接続される電極４（正極）へ移動する。導電層２と電極４との間に負荷（不図示）が接続されると、ホールが負荷を経由してきた電子と結合する。この結果、電気が生成される。なお、電子輸送層３１を移動する電子は、Ｚ２方向に沿って円滑に移動して導電層２に到達するものの、上記のように、絶縁層３１１によってＺ方向と直交する方向への移動が規制される。つまり、太陽電池モジュール１００は、短絡しないように構成されている。
〔封止材層〕
　図１及び図２に示すように、ペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４は、封止材層５及び封止部６によって封止されている。これにより、ペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４が大気から遮断され、太陽電池モジュール１００の耐久性が向上する。
　封止材層５は、電極４のＺ１側の面に配置される親水性のベース層５１と、ベース層５１のＺ１側の面に配置される中間層５２と、中間層５２のＺ１側の面に配置されるガラス層５３と、を有している。図２に示すように、Ｚ方向に沿って視たときに、ベース層５１、中間層５２及びガラス層５３の各々は矩形状であり、各々のサイズ（面積）は等しい。
また、平面視（Ｚ方向視）における封止材層５の面積は、ペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４の面積よりも大きい。
　親水性のベース層５１は、耐溶剤性及び耐熱性を有する透明樹脂等であるとよく、例えば、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）等を用いることができる。ガラス層５３の形成時には、エーテル等の溶剤にガラス成分を溶解させた溶液を太陽電池セル１０のＺ１側に向かってコーティングするところ、ベース層５１が耐溶剤性を有することにより、ペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４を溶剤から保護することができる。また、耐熱性を有することにより、太陽電池モジュール１００に熱サイクルが与えられても、耐久性を維持することができる。
　中間層５２は、親水性及び剥離性を有し、非シリコン系材料からなる。中間層５２として、例えば、架橋させたアルキル化合物を用いることができる。中間層５２は、ベース層５１とガラス層５３との間に配置されている。本実施形態においては、ベース層５１及び中間層５２の何れもが親水性を有しているため、ベース層５１の表面に中間層５２を形成することが容易である。なお、中間層５２は、ベース層５１の表面に非シリコン系樹脂をコーティングすることにより得てもよい。
　樹脂等の表面上にガラス層５３を形成する場合には、樹脂等の親水化処理が必要となるところ、中間層５２は親水性を有しているので親水化処理が不要であり、中間層５２の表面上にガラス層５３を容易に形成することが可能である。このため、太陽電池モジュール１００の製造工程において親水化処理工程を削減し、生産性の向上及び生産コストの低減を図ることができる。
　また、中間層５２は剥離性を有するので、中間層５２のＺ１側の面にガラス層５３を形成したとしても、中間層５２とガラス層５３とが接着しない。ベース層５１及び中間層５２とガラス層５３とは線膨張係数が異なるため、中間層５２とガラス層５３とが接着していると、熱サイクルに伴うベース層５１及び中間層５２の膨張・収縮にガラス層５３が追従できず、ガラス層５３が割れてしまうことがあった。しかし、本実施形態では、中間層５２とガラス層５３とが接着していないことにより、ベース層５１及び中間層５２の膨張・収縮に伴う応力がガラス層５３に作用しないため、ガラス層５３の割れを防止することができる。すなわち、中間層５２が応力緩和層として作用することにより、ガラス層５３の耐久性を向上可能である。
　さらに、中間層５２がＳｉを含んでいる場合には、ベース層５１及びガラス層５３へのＳｉの拡散移動が生じやすく、太陽電池モジュール１００に熱サイクルが与えられることにより、これらの組成や機能が損なわれるおそれがある。本実施形態では、中間層５２は非シリコン系材料からなるため、Ｓｉの拡散移動の心配がなく、太陽電池モジュール１００の耐久性を向上可能である。
　ガラス層５３は、ポリシラザン等からなるとよい。ガラス層５３を中間層５２のＺ１側の面に形成すれば、電極４の形状によらず均一な膜厚を有するガラス層５３を形成することができるので、膜厚のばらつきによるガラス層５３の割れ等を抑制できる。
　図１及び図２に示すように、封止材層５の外縁は封止部６によって覆われており、封止材層５の外縁から外側にはみ出した封止部６が封止材層５及び導電層２と接着することにより、ペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４が封止されている。封止部６により、封止材層５の外縁から水や酸素が封止材層５の内部に浸入することが防止される。封止部６は、例えばエポキシ樹脂等を用いることができる。本実施形態においては、封止材層５が絶縁性を有しているため、封止部６は導電性を有していてもよい。
〔太陽電池モジュールの製造方法〕
　続いて、太陽電池モジュール１００の製造方法について説明する。本実施形態における太陽電池モジュール１００の製造方法は、太陽電池セル１０を形成する第一工程と、封止材層５を太陽電池セル１０上に配置する第二工程と、を有している。
　まず、第一工程を行い、太陽電池セル１０を形成する。第一工程では、基板１の第一面１１に導電層２を形成する。導電層２は、例えば、ＣＶＤ（化学的気相成長法）やスパッタリングなどにより形成されるとよい。次いで、レーザースクライブを施して導電層２を部分的に除去し凹部２１を形成する。その後、公知の方法によりペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４を導電層２のＺ１側の面に形成することにより、太陽電池セル１０を得る。
　次に、第二工程を行い、封止材層５を太陽電池セル１０上に配置する。第二工程では、まず、中間層５２が形成されたベース層５１を、中間層５２の形成された面がＺ１側となるように電極４上に配置する。これにより、ペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４がベース層５１及び中間層５２によって覆われる。
　続いて、中間層５２のＺ１側の面にガラス層５３を形成する。ガラス層５３は、ポリシラザンをエーテルに溶解させた溶液を中間層５２上に塗布した後に硬化させることにより得られる。その後、封止材層５の外縁に封止部６を塗布して硬化させる。これにより、ペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４が封止され、耐久性を有する太陽電池モジュール１００を得ることができる。
〔第二実施形態〕
　続いて、第二実施形態に係る太陽電池モジュール１００について、図３及び図４を用いて説明する。図３に示すように、封止材層５の外縁において、ガラス層５３はベース層５１及び中間層５２の外縁よりも外側に延在している。図４に示すように、平面視（Ｚ方向視）における第二実施形態に係るガラス層５３の面積は、ベース層５１及び中間層５２の面積よりも大きい。このため、ベース層５１及び中間層５２はガラス層５３によって覆われており、ベース層５１及び中間層５２の外縁よりも外側に延在するガラス層５３と導電層２とが接着することにより、ペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４が封止されている。
　本実施形態においては、ベース層５１及び中間層５２の外縁よりも外側に延在するガラス層５３が封止材層５と導電層２とを接着するので、封止部６が不要となる。このため、封止材層５を太陽電池セル１０上に配置する第二工程において、封止部６を設ける工程を省略することができ、生産性の向上及び生産コストの低減を図ることができる。
　なお、ベース層５１及び中間層５２の外縁よりも外側に延在するガラス層５３の厚み（Ｚ方向における寸法）は、１μｍ以下であるとよい。ガラス層５３の厚みが１μｍ以下であれば、ガラス層５３の割れを抑制することができる。
　上述した実施形態では、下記の構成が想起される。
（１）基板１上に配置される導電性の導電層２と、導電層２上に配置されるペロブスカイト太陽電池素子３と、ペロブスカイト太陽電池素子３上に配置される電極４と、ペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４を封止する封止材層５と、を備え、封止材層５は、親水性のベース層５１と、親水性及び剥離性を有し非シリコン系材料からなる中間層５２と、ガラス層５３と、を少なくとも一つずつ有し、中間層５２は、ベース層５１とガラス層５３との間に配置される太陽電池モジュール１００。
　本構成によれば、ガラス層５３を有する封止材層５によってペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４が封止されるので、これらが大気から遮断され、太陽電池モジュール１００の耐久性が向上する。また、ベース層５１とガラス層５３との間に剥離性を有する中間層５２が配置されているので、ガラス層５３と中間層５２とが接着していない。このため、太陽電池モジュール１００に熱サイクルが与えられたとしてもベース層５１及び中間層５２はガラス層５３とは独立して変形可能であり、ベース層５１及び中間層５２の変形に伴う応力がガラス層５３に作用することがなく、ガラス層５３の割れを抑制することができる。すなわち、中間層５２が応力緩和層として働くため、ガラス層５３の耐久性の高い太陽電池モジュール１００となっている。
　また、中間層５２は親水性を有するため、親水性のベース層５１上に中間層５２を設けることが容易であり、ベース層５１上にガラス層５３を形成するための親水化処理を施す必要がない。このため、太陽電池モジュール１００の製造工程を簡略化して生産性の向上及び生産コストの低減を図ることができる。さらに、中間層５２は非シリコン系材料からなるため、Ｓｉの拡散移動を抑制することができ、長期使用による太陽電池モジュール１００の機能低下を抑制可能である。
（２）（１）の太陽電池モジュール１００において、封止材層５の外縁を覆い、ペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４を封止する封止部６をさらに備えると好適である。
　本構成によれば、封止材層５の外縁を確実に封止することができるので、太陽電池モジュール１００の耐久性を向上可能である。
（３）（１）又は（２）の太陽電池モジュール１００において、平面視において、ガラス層５３の面積はベース層５１及び中間層５２の面積よりも大きく、ガラス層５３は、封止材層５の外縁において導電層２と接着していると好適である。
　本構成によれば、ガラス層５３によってペロブスカイト太陽電池素子３及び電極４を封止することができるので、封止材層５の外縁を封止するための封止部６が不要となり、封止部６の配置される面積を低減可能である。これにより、単位面積当たりの太陽電池モジュール１００の発電量を増加させることができる。また、封止部６を配置するための工程を省略できるので、太陽電池モジュール１００の生産効率の向上及び生産コストの低減を図ることができる。
〔その他の実施形態〕
（ａ）図５に示すように、封止材層５は、ベース層５１、中間層５２、及びガラス層５３を複数有していてもよい。図５に示す例では、電極４上にベース層５１、中間層５２、ガラス層５３、中間層５２、ベース層５１、中間層５２、ガラス層５３がこの順に積層されている。封止材層５が複数の層から形成されることにより、太陽電池モジュール１００の耐久性を向上可能である。
（ｂ）図６に示すように、封止材層５と導電層２との間に粘着層７が配置されていてもよい。粘着層７は、例えば絶縁性を有する粘着テープであり、太陽電池セル１０の外周縁よりも外方に離間した位置において、平面視において太陽電池セル１０の外周を囲うように配置されている。また、図６に示す例では、封止材層５は中間層５２、ベース層５１、中間層５２、ガラス層５３がこの順にＺ１側へ向かって積層している。
　粘着層７が封止材層５と導電層２との間に配置されることにより、ペロブスカイト太陽電池素子３を確実に密封することが可能となる。また、粘着層７とベース層５１との間に中間層５２が設けられることにより、粘着層７と中間層５２との接着を防止することができるので、熱サイクルによりベース層５１及び中間層５２から粘着層７に作用する応力を緩和可能である。さらに、封止材層５の外縁においてガラス層５３と粘着層７とが接着することにより、ガラス層５３によってもペロブスカイト太陽電池素子３が封止される。このため、封止材層５の外縁を封止するための封止部６が不要となり、封止部６の配置される面積を低減し、単位面積当たりの太陽電池モジュール１００の発電量を増加させることができる。
（ｃ）太陽電池モジュール１００は、保護層（不図示）により保護されてもよい。保護層は封止材層５を覆うように設けられるとよく、ペロブスカイト太陽電池素子３を封止し外部からの水分の浸入を防ぐ一次封止層と、一次封止層の上面に配置され耐候性を有する二次封止層を有しているとよい。
　本開示は、ペロブスカイト太陽電池素子を有する太陽電池モジュール及び太陽電池モジュールの製造方法に利用可能である。
１：基板、２：導電層、３：ペロブスカイト太陽電池素子、４：電極、５：封止材層、６：封止部、５１：ベース層、５２：中間層、５３：ガラス層、１００：太陽電池モジュール
 

Claims (3)

  1. 　基板上に配置される導電性の導電層と、
    　前記導電層上に配置されるペロブスカイト太陽電池素子と、
    　前記ペロブスカイト太陽電池素子上に配置される電極と、
    　前記ペロブスカイト太陽電池素子及び前記電極を封止する封止材層と、を備え、
    　前記封止材層は、親水性のベース層と、親水性及び剥離性を有し非シリコン系材料からなる中間層と、ガラス層と、を少なくとも一つずつ有し、
    　前記中間層は、前記ベース層と前記ガラス層との間に配置される太陽電池モジュール。
  2. 　前記封止材層の外縁を覆い、前記ペロブスカイト太陽電池素子及び前記電極を封止する封止部をさらに備える請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  3. 　平面視において、前記ガラス層の面積は前記ベース層及び前記中間層の面積よりも大きく、
    　前記ガラス層は、前記封止材層の外縁において前記導電層と接着している請求項１又は２に記載の太陽電池モジュール。
     
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