(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
樹脂基板、封止層、薄膜太陽電池素子、封止層、耐侯層をこの順に有する積層体を製造する工程において、前記積層体を熱ラミネートするラミネート工程、を含む太陽電池モジュールの製造方法であって、
前記ラミネート工程は、前記樹脂基板のガラス転移温度（Ｔｇ）よりも低い温度で、耐候層と薄膜太陽電池素子との間の封止層のゲル化率が５０％以上になるように行うことを特徴とする、太陽電池モジュールの製造方法。
【請求項２】
前記樹脂基板は、２５℃におけるヤング率が５００ＭＰａ以上である、請求項１に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
【請求項３】
前記樹脂基板は、膜厚が１００μｍ以上である、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。
【請求項４】
前記樹脂基板は、ポリエチレンテレフタレート、ポリエチレンナフタレート、ナイロン、ポリエーテルスルホン、ポリカーボネート、ポリエチレン、ポリプロピレン、アクリル樹脂、ウレタン樹脂、又はフッ素系樹脂からなる群から選択される１種以上を含む、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。
【請求項５】
前記樹脂基板は、ポリカーボネート樹脂、またはアクリル樹脂である、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。
【請求項６】
前記ラミネート工程は、前記樹脂基板のガラス転移温度（Ｔｇ）よりも５℃以上低い温度で行う、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。
【請求項７】
前記封止層は、１３０℃で４５分保持した場合におけるゲル化率が７０％以上のエチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）である、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。
【請求項８】
前記樹脂基板は、ガラス転移温度（Ｔｇ）が１５０℃以下である、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。
【請求項９】
前記樹脂基板は、ガラス転移温度（Ｔｇ）が１４０℃以下である、請求項１〜８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。
【請求項１０】
前記薄膜太陽電池素子が、有機材料を含む発電層を有する、請求項１〜９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。
【請求項１１】
前記積層体製造工程は、裏面保護層、離型層、樹脂基板、封止層、薄膜太陽電池素子、封止層、耐侯層をこの順に積層する、請求項１〜１０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。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽電池モジュールの製造方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、エコロジーに対する人々の意識が高まり、クリーンなエネルギーである太陽電池に対する期待が益々大きくなっており、様々な種類の太陽電池の開発が進んでいる。これら太陽電池の中でも、導電性の基体上にシリコンを堆積し、その上に導電層を形成したアモルファスシリコン太陽電池などの薄膜太陽電池は、軽量でかつ柔軟性に優れており、使用性の良い薄膜太陽電池モジュールとしての応用が期待されている。
【０００３】
このような太陽電池モジュールとしては、例えば特許文献１には、裏面被覆材、充填材、充填材保持材、太陽電池素子、充填材保持材、充填材、表面被覆材の順に積層し、１５０℃で熱ラミネートすることにより製造された太陽電池モジュールが開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開平０９−９２８４８号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
特許文献１では、裏面被覆材にはポリカーボネート（ＰＣ）などの耐侯性透明樹脂板を使用している。本発明者らが詳細に検討したところ、特許文献１の太陽電池モジュールは、太陽電池特性、特にフィルファクター（ＦＦ）が低下するという現象を見出した。また、この現象は、太陽電池素子に薄膜太陽電池素子を用いた場合に顕著であることも見出した。本発明は、このような課題を解決するものである。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
本発明者らは、上記の課題を解決すべく鋭意研究を重ね、熱ラミネートと裏面被覆材（樹脂基板）の関係に着目した。そして、太陽電池モジュールを製造する際の熱ラミネートにより樹脂基板が膨張し、その後の冷却によって樹脂基板が収縮する場合があり、この樹脂基板の収縮力が太陽電池素子にダメージを与え、結果として太陽電池としての性能を低下させるという知見を得た。また、太陽電池モジュールを熱ラミネートによって製造する際の熱により太陽電池モジュールを構成する層がそれぞれ膨張および収縮することに起因して、太陽電池モジュールの受光面側にシワが発生し、意匠性を低下させるという知見を得た。
この現象は、外部応力、特に圧縮応力に弱い薄膜太陽電池素子を用いた場合に顕著である。
【０００７】
そこで本発明者らは、上記の知見に基づいて鋭意研究を重ね、太陽電池モジュールを製造する際の熱ラミネートを、樹脂基板のガラス転移温度Ｔｇよりも低い温度で行うことにより、太陽電池性能の低下を防ぎ、更に表面保護層側の封止層をゲル化率が５０％以上になるように熱ラミネートすることによりシワの発生も抑制できることに想到し、本発明を完成させた。本発明は、
樹脂基板、封止層、薄膜太陽電池素子、封止層、耐侯層をこの順に有する積層体を製造する工程において、前記積層体を熱ラミネートする工程、を含む太陽電池モジュールの製造方法であって、前記ラミネート工程は、前記樹脂基板のガラス転移温度Ｔｇよりも低い温度で耐候層と薄膜太陽電池との間の封止層のゲル化率が５０％以上になるように行うこ
とを特徴とする、太陽電池モジュールの製造方法である。
【０００８】
また、前記樹脂基板は、２５℃におけるヤング率が５００ＭＰａ以上であることが好ましく、膜厚が１００μｍ以上であることが好ましい態様である。
【０００９】
また、前記樹脂基板は、ポリカーボネート樹脂、またはアクリル樹脂であることが好ましい態様である。また、前記ラミネート工程は、前記樹脂基板のガラス転移温度Ｔｇよりも５℃以上低い温度で行うことが好ましい態様である。
【００１０】
また、前記封止層は、１３０℃で４５分保持した場合におけるゲル化率が７０％以上のエチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）であることが好ましい態様である。
【００１１】
また、前記積層体製造工程は、裏面保護層、離型層、樹脂基板、封止層、薄膜太陽電池素子、封止層、耐侯層をこの順に積層することが好ましい態様である。
【００１２】
また、本発明の別の態様は、裏面保護層、離型層、樹脂基板、封止層、薄膜太陽電池素子、封止層、耐侯層を含む太陽電池モジュールであり、該太陽電池モジュールにおいて、薄膜太陽電池素子と耐侯層との間の封止層のゲル化率が５０％以上であることが好ましい。
【発明の効果】
【００１３】
本発明の製造方法により、太陽電池性能、特にフィルファクター（ＦＦ）の低下を防止し、太陽電池モジュールの受光面側に発生するシワの発生を抑制した太陽電池モジュールを提供することができる。更には、熱ラミネートによる反りが抑制された太陽電池モジュールを提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】本発明の太陽電池モジュールの一実施態様の模式図である。
【図２】本発明の太陽電池モジュールの一実施態様の模式図である。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
本発明の太陽電池モジュールの製造方法は、樹脂基板、封止層、薄膜太陽電池素子、封止層、耐侯層をこの順に有する積層体を製造する工程において前記積層体を熱ラミネートする工程、を含む製造方法である。そして、ラミネート工程が樹脂基板のガラス転移温度（Ｔｇ）よりも低い温度で行われること、及び、薄膜太陽電池素子と耐候層との間の封止層のゲル化率が５０％以上になるように熱ラミネートを行うことを特徴としている。
【００１６】
＜ラミネート工程＞
本発明の製造方法は、熱ラミネートにより太陽電池モジュールを製造する方法である。積層体を製造する工程で製造した積層体を熱ラミネートすることにより太陽電池モジュールを製造する方法が好ましい。熱ラミネートの方法には特段限定がなく、通常用いられるラミネート機を用いて行うことができる。
本発明のラミネート工程は、積層体に含まれる樹脂基板のガラス転移温度Ｔｇよりも低い温度で、耐候層と薄膜太陽電池との間の封止層のゲル化率が５０％以上になるように行う。
樹脂基板のＴｇを超えた温度でラミネートした場合、樹脂基板は熱膨張する。そのため、熱膨張した状態の樹脂基板と、樹脂基板に積層している封止層や薄膜太陽電池素子がラミネートにより接着することとなる。ラミネートされた積層体はその後常温に冷却されるが、冷却することで膨張した樹脂基板が収縮してしまうものもある。熱膨張した樹脂基板が収縮しようとすると、その収縮しようとする力が積層する薄膜太陽電池素子にも伝わることとなり、薄膜太陽電池素子が変形を起こし、性能の低下、特にフィルファクターの低下につながることを本発明者らは見出した。
【００１７】
そして本発明者らは、用いる樹脂基板のガラス転移温度Ｔｇよりも低い温度でラミネート工程を行うことで、樹脂基板の膨張、収縮、変形を抑え、太陽電池素子の性能の低下を防止することができることに想到した。ラミネート温度は、樹脂基板の膨張をより抑制する観点から、樹脂基板のガラス転移温度Ｔｇよりも５℃以上低い温度で行うことが好ましく、１０℃以上低い温度で行うことがより好ましく、１３℃以上低い温度で行うことさらに好ましく、２０℃以上低い温度で行うことが特に好ましい。一方、ラミネート温度の下限値は熱ラミネートが可能な温度であれば特段限定されないが、通常８０℃以上であり、１１０℃以上であることがより好ましい。
【００１８】
更に、用いる樹脂基板のガラス転移温度Ｔｇよりも低い温度でラミネート工程を行った場合でも、耐候層と薄膜太陽電池素子との間の封止層のゲル化率が５０％未満であると、ラミネート工程における熱により積層体を構成する各層が熱膨張及び収縮することで太陽電池モジュールにシワが発生しやすいことを本発明者らは見出した。
そして本発明者らは、耐候層と薄膜太陽電池素子との間の封止層のゲル化率が５０％以上になるようにラミネート工程を行うことで太陽電池モジュールのシワの発生を抑制することに想到した。耐候層と薄膜太陽電池素子との間の封止層のゲル化率は、好ましくは５５％以上、より好ましくは６０％以上、更に好ましくは７０％以上、最も好ましくは８０％以上である。
本発明の製造方法では、耐候層と薄膜太陽電池素子との間の封止層のゲル化率を上記範囲にすることにより、太陽電池モジュールの受光面側のシワの発生を抑制できる。
熱ラミネート時に太陽電池モジュールに発生するシワは、太陽電池モジュールを構成する各層および層間において生じうるものである。具体的には例えば、耐候層がラミネート後の冷却時に収縮することによるシワ、封止層の膨張・収縮に起因するシワ、隣接する層の熱膨張・収縮の差が大きい場合に隣接する一方または両方の層で発生するシワなどが挙げられる。
封止層は、薄膜太陽電池素子を封止する機能のみならず、本発明の太陽電池モジュールの構成において、樹脂基板と薄膜太陽電池素子との間、および薄膜太陽電池素子と耐侯層との間に位置し、太陽電池モジュールを構成する各層を接着することで、熱ラミネートによる各層の膨張および収縮を抑制する機能を有し、封止層のゲル化率を本発明の範囲にすることで、シワの発生を抑制することができる。シワは特に太陽電池素子の受光面側に発生すると意匠性を悪化させるばかりか、その量が多い場合には透過率が低下して太陽電池モジュールの発電効率を低下させる。本発明によれば、これらの問題を解決することができる。
封止層のゲル化率は、後述する封止材の組成および熱ラミネート条件により調整することができるが、熱ラミネート条件でゲル化率を調整するためには、熱ラミネートの温度を上記の温度範囲において可能な範囲で高くし、ラミネート時間を長くすればよい。なお、ここでいう熱ラミネートの時間は、耐候層と薄膜太陽電池素子との間の封止層が熱ラミネートに供された時間の積算をいう。
【００１９】
本発明のラミネート工程は、用いる樹脂基板のガラス転移温度Ｔｇよりも低い温度でラミネートし、かつ耐候層と薄膜太陽電池素子との間の封止層のゲル化率を上記範囲になるようにする以外は特に限定されないが、ラミネート工程は真空条件で行うことが好ましい。通常真空度が３０Ｐａ以上、好ましくは５０Ｐａ以上、より好ましくは７０Ｐａ以上である。一方上限は、通常１５０Ｐａ以下、好ましくは１２０Ｐａ以下、より好ましくは１００Ｐａ以下である。上記範囲とすることで、モジュール内の各層において気泡の発生を抑制することができ、生産性も向上するため好ましい。
真空時間としては、通常２０秒以上、好ましくは３０秒以上、より好ましくは１分以上
である。一方上限は、通常１５分以下、好ましくは１２分以下、さらに好ましくは１０分以下である。真空時間を上記範囲とすることで、熱ラミネート後の太陽電池モジュールの外観が良好となり、またモジュール内の各層において気泡の発生を抑制することができるため好ましい。
【００２０】
熱ラミネートの加圧条件は、通常圧力が５０ｋＰａ以上、好ましくは７０ｋＰａ以上、より好ましくは９０ｋＰａ以上である。一方上限値は、通常１５０ｋＰａ以下、好ましくは１１０ｋＰａ以下であることが好ましい。上記範囲の加圧条件とすることで、太陽電池モジュールを損傷することなく、また適度な接着性を得ることができるため、耐久性の観点からも好ましい。
上記圧力の保持時間は、通常１分以上、好ましくは３分以上、より好ましくは５分以上である。一方上限は、通常２時間以下、好ましくは９０分以下、より好ましくは６０分以下である。上記保持時間とすることで、封止層のゲル化率を適正とすることができるため、封止層の薄膜太陽電池素子を保護する機能を十分に発揮することができ、また十分な接着強度を得ることができる。
【００２１】
熱ラミネートの加熱時間は、通常１０分以上、好ましくは１２分以上、より好ましくは１５分以上である。一方上限は２時間以下、好ましくは９０分以下、より好ましくは６０分以下である。上記加熱時間とすることで、封止層の架橋が適度に行われるため耐久性能が向上し、適度な柔軟性を有することができるため、好ましい。
熱ラミネートの加圧と加熱は、同時に行っても良い。又、加圧後に加圧を保持したまま加熱しても構わない。
【００２２】
本発明の太陽電池モジュールの製造方法においては、上記積層体を製造する工程は、樹脂基板、封止層、薄膜太陽電池素子、封止層、耐侯層をこの順に有する積層体、好ましくは、裏面保護層、離型層、樹脂基板、封止層、薄膜太陽電池素子、封止層、耐侯層をこの順に有する積層体を製造できる限りどのような方法により積層体を製造しても良い。その方法は特段限定されず、全ての層を同時に積層しても、段階的に積層してもよい。中でも樹脂基板（好ましい態様においては裏面保護層、離型層および樹脂基板）以外の層を予め積層して予備積層体を製造する工程、具体的には熱ラミネートにより予備積層体である上部モジュールを製造する予備ラミネート工程、を含むことが好ましい。上部モジュールは少なくとも封止層、薄膜太陽電池素子および封止層を含み、好ましくは耐候層、封止層、薄膜太陽電池素子及び封止層を含む。上記予備ラミネート工程により上部モジュールを製造後、該上部モジュールと樹脂基板を積層し、積層体を得ることができる。予備ラミネート工程を含むことにより、樹脂基盤の種類の変更に対して製造工程の管理が容易になる。
【００２３】
上記予備ラミネート工程は、樹脂基板を積層していない状態でラミネートするため、温度、圧力、真空時間、ラミネート時間などの諸条件は、一般的なラミネートを行う場合に準じて適宜設定すれば良い。
本発明の方法を採用することで、太陽電池モジュールの性能（特にフィルファクター）を良好にすることができ、更には太陽電池モジュールの受光面のシワの抑制ができるため好ましい。
【００２４】
＜樹脂基板＞
本発明の積層体製造工程に用いる樹脂基板は、広く汎用されている樹脂を用いることができる。具体的な樹脂の種類としては、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、ポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）、ナイロン、ポリエーテルスルホン（ＰＥＳ）、ポリカーボネート（ＰＣ）、ポリエチレン（ＰＥ）、ポリプロピレン（ＰＰ）、アクリル樹脂、ウレタン樹脂、フッ素系樹脂等のプラスチックが例示できる。
【００２５】
樹脂基板に用いる樹脂は、ガラス転移温度Ｔｇが１５０℃以下であることが好ましく、１４０℃以下であることがより好ましい。また、樹脂のＴｇが７０℃以上であることが好ましく、８０℃以上であることが好ましい。Ｔｇが上記範囲にある場合には、太陽電池モジュールのラミネート時に適度な柔軟性を有し、加工性に優れる。なお、ガラス転移点ＴｇはＤＳＣ測定により測定する。
【００２６】
また、樹脂基板に用いる樹脂は、通常、重量平均分子量（Ｍｗ）が１００００以上である。上限は限定されないが、７００００以下が好ましく、２００００以下であることがより好ましい。本発明における重量平均分子量はＳＥＣ（サイズ排除クロマトグラフィー）測定により決定される。ＳＥＣ測定では高分子量成分ほど溶出時間が短く、低分子量成分ほど溶出時間が長くなるが、分子量既知のポリスチレン（標準試料）の溶出時間から算出した校正曲線を用いて、サンプルの溶出時間を分子量に換算することによって、重量平均分子量が算出される。
【００２７】
加えて、樹脂基板に用いる樹脂は、２５℃におけるヤング率が５００ＭＰａ以上であることが好ましい。本発明においては、樹脂のＴｇ以下の温度でラミネートを行うことで樹脂の膨張を極力防ぐことが可能となり、太陽電池素子の性能低下を防止することができるが、樹脂基板の２５℃におけるヤング率が５００ＭＰａ以上であるような、冷却時に大きな収縮力が発生する樹脂基板を用いた場合には、Ｔｇ以上の温度で熱ラミネートした場合の薄膜太陽電池素子の性能低下が著しいため、本発明の効果が特に顕著である。好ましくは、２５℃におけるヤング率が２０００ＭＰａ以上である。一方、樹脂基板のヤング率の上限は特段限定はされないが、通常２５℃におけるヤング率が４０００ＭＰａ以下であり、好ましくは、２５℃におけるヤング率が２４００ＭＰａ以下である。
【００２８】
さらに、樹脂基板の膜厚は１００μｍ以上であることが好ましく、１０００μｍ以上であることがより好ましい。膜厚が厚い場合にも、膨張した樹脂基板が収縮する力がより強くなり、太陽電池素子の性能低下が表れやすい。そのため、樹脂基板の膜厚が１８００μｍ以上であるような、冷却時に大きな収縮力が発生する樹脂基板を用いた場合に、本発明の効果が顕著である。一方、本発明は薄膜太陽電池であり、通常膜厚の上限は５０００μｍ以下であり、好ましくは３０００μｍ以下である。
【００２９】
本発明の製造方法において好ましく用いられる樹脂基板の具体例としては、ポリカーボネート樹脂、またはアクリル樹脂が挙げられる。
【００３０】
上記ヤング率は、ＪＩＳ−Ｋ７１６１引張試験に準じて測定した値である。測定にはエーアンドデイ社製シングルコラム型引張圧縮試験機を用いた。
【００３１】
＜封止層＞
本発明の積層体製造工程に用いる封止層は、薄膜太陽電池素子を封止すること等を目的として、太陽電池モジュールのうち、太陽電池素子を覆うように設けられる。この封止層としては、日射透過率が比較的高い樹脂材料、例えば、ポリエチレン、ポリプロピレン、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、エチレン−アクリル酸メチル共重合体、エチレン−アクリル酸エチル共重合体、プロピレン・エチレン・α−オレフィン共重合体などのポリオレフィン樹脂、ブチラール樹脂、スチレン樹脂、エポキシ樹脂、（メタ）アクリル樹脂、ウレタン樹脂、シリコーン樹脂、合成ゴム等を使用することができ、これらの１種以上の混合体、若しくは共重合体を使用できる。中でも、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）が好ましい。
【００３２】
封止層の厚さは、１００μｍ以上であることが好ましく、２００μｍ以上であることがより好ましく、３００μｍ以上であることが更に好ましい。一方、１０００μm以下であ
ることが好ましく、８００μm以下であることがより好ましく、５００μm以下であることが更に好ましい。封止層の厚さを上記範囲とすることで、適度な耐衝撃性を得ることができると共に、コストおよび重量の観点からも好ましく、発電特性も十分に発揮することができる。
【００３３】
封止層としては、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）を用いることが好ましく、さらに、１３０℃で４５分保持した場合におけるゲル化率が７０％以上のＥＶＡを用いることがより好ましい。より好ましくは８０％以上、さらに好ましくは９０％以上である。又、通常９９％以下であり、好ましくは９８％以下、より好ましくは９６％以下である。
本発明の製造方法では、熱ラミネートが樹脂基板のＴｇよりも低温で行われることを特徴としている。そのため、比較的低温で熱ラミネートすることとなるが、低温でラミネートする場合には、ＥＶＡが十分に架橋されず、封止層としての保護機能を十分に発揮できない場合がある。そのため、１３０℃で４５分保持した場合におけるゲル化率が７０％以上のＥＶＡを用いることで、低温のラミネートでもＥＶＡの架橋が十分に進むため好ましい。
また、本発明においては、耐候層と薄膜太陽電池素子との間の封止層のゲル化率が５０％以上となるように熱ラミネートするが、封止層のゲル化率を調整するためには、封止層に用いられる樹脂材料に架橋剤、過酸化物、シランカップリング剤などを混合する方法が挙げられる。架橋剤、過酸化物、シランカップリング剤は、樹脂材料のゲル化を促進するものであれば特に限定されず、公知の化合物から適宜選択すればよい。混合する量は限定されないが、通常、混合する架橋剤の量は樹脂材料に対して０．０１〜５重量％、過酸化物の量は樹脂材料に対して０．０１〜５重量％、シランカップリング剤の量は樹脂材料に対して通常０．０１〜５重量％であり、これらの総和が樹脂材料に対して通常０．０１〜１０重量％の範囲で調整する。
１３０℃で４５分保持した場合におけるゲル化率が７０％以上のＥＶＡも同様の方法で製造することができる。
なお、本発明におけるＥＶＡのゲル化率は、ＥＶＡを１３０℃で４５分保持した後、６０℃のトルエンに４時間浸漬後、ろ過・乾燥して重量を測定し、浸漬前の重量で除した値をいう。
本発明における封止層のゲル比率は、ラミネート工程後の封止層を６０℃のトルエンに４時間浸漬後、ろ過・乾燥して重量を測定し、浸漬前の重量で除した値をいう。
【００３４】
＜薄膜太陽電池素子＞
本発明で用いる薄膜太陽電池素子は、太陽光を電気に変換する発電素子と、発電素子の形状変化を抑制するための発電素子基材から構成されている。その他、必要に応じて、ガスバリア層、波長変換層、ＵＶ吸収層を積層してもよい。
【００３５】
（発電素子）
上記発電素子は、耐候層側から入射される太陽光に基づき発電を行う素子である。この発電素子は、光エネルギーを電気エネルギーに変換することができ、変換によって得られた電気エネルギーを外部に取り出せるものである。
【００３６】
発電素子としては、一対の電極で発電層（光電変換層、光吸収層）を挟んだもの、一対の電極で発電層と他層（バッファ層等）との積層体を挟んだもの、そのようなものを複数個、直列接続したものを用いることができる。
発電層としては様々なものを採用することができるが、アモルファスシリコン、有機半導体材料を用いることで、発電効率が比較的高く、薄い（軽量な）発電素子を実現できる。
【００３７】
発電素子をアモルファスシリコン層とした場合、可視域での光学吸収係数が大きく、厚
さ１μｍ程度の薄膜でも太陽光を十分に吸収できる太陽電池素子を実現できる。しかも、アモルファスシリコンは、非結晶質の材料であるが故に、変形にも耐性を有している。そのため、発電層をアモルファスシリコン層とした場合、特に軽量な、変形に対してもある程度の耐性を有する太陽電池モジュールを実現できる。
【００３８】
また、有機半導体層の具体的な構成例としては、ｐ型半導体とｎ型半導体が層内で相分離した層（ｉ層）を有するバルクヘテロ接合型、それぞれｐ型半導体を含む層（ｐ層）とｎ型半導体を含む層（ｎ層）を積層した積層型（ヘテロｐｎ接合型）、ショットキー型およびそれらの組み合わせを挙げることができる。
【００３９】
発電素子の各電極は、導電性を有する任意の材料を１種又は２種以上用いて形成することができる。電極材料（電極の構成材料）としては、例えば、白金、金、銀、アルミニウム、クロム、ニッケル、銅、チタン、マグネシウム、カルシウム、バリウム、ナトリウム等の金属、あるいはそれらの合金；酸化インジウムや酸化錫等の金属酸化物、あるいはその合金（ＩＴＯ：酸化スズインジウム）；ポリアニリン、ポリピロール、ポリチオフェン、ポリアセチレン等の導電性高分子；そのような導電性高分子に、塩酸、硫酸、スルホン酸等の酸、ＦｅＣｌ3等のルイス酸、ヨウ素等のハロゲン原子、ナトリウム、カリウム等の金属原子などのドーパントを含有させたもの；金属粒子、カーボンブラック、フラーレン、カーボンナノチューブ等の導電性粒子をポリマーバインダー等のマトリクスに分散した導電性の複合材料などが挙げられる。
【００４０】
電極材料は、正孔又は電子を捕集するのに適した材料としておくことが好ましい。なお、正孔の捕集に適した電極材料（つまり、高い仕事関数を有する材料）としては、金、ＩＴＯ等を例示できる。また、電子の捕集に適した電極材料（つまり、低い仕事関数を有する材料）としては、銀、アルミニウムを例示できる。
【００４１】
発電素子の各電極は、発電層とほぼ同サイズのものであっても、発電層よりも小さなものであっても良い。ただし、発電素子の，受光面側（耐候性層側）の電極を、比較的に大きなもの（その面積が、発電層面積に比して十分に小さくないもの）とする場合には、当該電極を、透明な（透光性を有する）電極、特に、発電層が効率良く電気エネルギーに変換できる波長の光の透過率が比較的に高い（例えば、５０％以上）電極、としておくべきである。なお、透明な電極材料としては、ＩＴＯ、ＩＺＯ（酸化インジウム−亜鉛酸化物）等の酸化物；金属薄膜などを、例示できる。
【００４２】
発電素子の各電極の厚さ及び発電層の厚さは、必要とされる出力等に基づき、決定することが出来る。
さらに電極に接するように補助電極を設置してもよい。特に、ＩＴＯなど導電性のやや低い電極を用いる場合には効果的である。補助電極材料としては、導電性が良好ならば上記金属材料と同じ材料を用いることができるが、銀、アルミニウム、銅が例示される。
【００４３】
（発電素子基材）
薄膜太陽電池素子に用いる発電素子基材は、その一方の面上に、発電素子が形成される部材である。そのため発電素子基材は、機械的強度が比較的に高く、耐候性、耐熱性、耐薬品性等に優れ、且つ軽量なものであることが望まれる。また、発電素子基材は、変形に対して或る程度の耐性を有するものであることも望まれる。そのため、発電素子基材としては、金属箔や、融点が８５〜３５０℃の樹脂フィルム、幾つかの金属箔／樹脂フィルムの積層体を採用することが好ましい。
【００４４】
発電素子基材（又は、その構成要素）として使用し得る金属箔としては、アルミニウム、ステンレス、金、銀、銅、チタン、ニッケル、鉄、それらの合金からなる箔を、例示できる。また、融点が８５〜３５０℃の樹脂フィルムとしては、ポリエチレン、ポリプロピレン、ポリスチレン、ポリ塩化ビニル、ポリエチレンテレフタレート、ポリエチレンナフタレート、ポリブチレンテレフタレート、ポリカーボネート、ポリアセタール、アクリル樹脂、ポリアミド樹脂、ＡＢＳ樹脂、ＡＣＳ樹脂、ＡＥＳ樹脂、ＡＳＡ樹脂、これらの共重合体、ＰＶＤＦ、ＰＶＦなどのフッ素樹脂、シリコーン樹脂、セルロース、ニトリル樹脂、フェノール樹脂、ポリウレタン、アイオノマー、ポリブタジエン、ポリブチレン、ポリメチルペンテン、ポリビニルアルコール、ポリアリレート、ポリエーテルエーテルケトン、ポリエーテルケトン、ポリエーテルスルホンなどからなるフィルムを、例示できる。なお、発電素子基材として使用する樹脂フィルムは、上記のような樹脂中に、ガラス繊維、有機繊維、炭素繊維等を分散させたフィルムであってもよい。
【００４５】
また、発電素子基材として、前述した封止層よりも薄いものを採用しておくと、太陽電池モジュールを曲げた場合に、封止層に亀裂が生じ易くなることが各種実験結果から判明している。そのため、発電素子基材としては、封止層よりも薄いものを採用しておくべきであり、その厚さが、封止層の厚さの０．８３（＝“１／１．２”）倍以下となっているものを採用しておくことが好ましく、０．６７（＝１／１．５）倍以下となっているものを採用しておくことがさらに好ましく、０．５倍以下となっているものを採用しておくことが特に好ましい。
【００４６】
＜耐侯層＞
本発明で用いる耐侯層は、太陽電池モジュールに、機械的強度、耐候性、耐スクラッチ性、耐薬品性、ガスバリア性などを付与するための層である。この耐候層は、発電素子の光吸収を妨げないもの、すなわち、発電素子が効率良く電気エネルギーに変換できる波長の光を透過させるものであることが好ましく、例えば、日射透過率が８０％以上であることが好ましく、８５％以上であることがより好ましい。
【００４７】
また、太陽電池モジュールは、太陽光により熱せられるものであるため、耐候層は、耐熱性を有することが好ましい。従って、耐候層の構成材料は、融点が、１００℃以上であることが好ましく、１２０℃以上であることがより好ましい。一方融点の上限は３２０℃以下であることが好ましい。
【００４８】
耐候層の構成材料は、これら特性を考慮して選ぶことができ、例えば、ポリエチレン樹脂、ポリプロピレン樹脂、環状ポリオレフィン樹脂、ＡＳ（アクリロニトリル−スチレン）樹脂、ＡＢＳ（アクリロニトリル−ブタジエン−スチレン）樹脂、ポリ塩化ビニル樹脂、フッ素系樹脂、ポリエチレンテレフタレート、ポリエチレンナフタレート等のポリエステル樹脂、フェノール樹脂、ポリアクリル系樹脂、（水添）エポキシ樹脂、各種ナイロン等のポリアミド樹脂、ポリイミド樹脂、ポリアミド−イミド樹脂、ポリウレタン樹脂、セルロース系樹脂、シリコーン系樹脂、ポリカーボネート樹脂などを、耐候層の構成材料とすることが出来る。中でも耐候性の観点から、ＥＴＦＥ（テトラフルオロエチレンとエチレンの共重合体）などのフッ素系樹脂を用いることが好ましい。
耐候層は、２種以上の材料からなるものであっても良い。また、耐候層は、単層であっても、２層以上からなる積層体であっても良い。更に、必要に応じて、積層面にコロナ処理、プラズマ処理、オゾン処理、ＵＶ照射、電子線照射、火炎処理などの表面処理を施してもよい。
【００４９】
耐候層の厚みは特に規定されないが、厚みを厚くすることで機械的強度が高まる傾向にあり、薄くすることで柔軟性が高まる傾向にある。そのため、耐候層の厚みは、通常１０μｍ以上、好ましくは１５μｍ以上、より好ましくは２０μｍ以上であり、また、通常２００μｍ以下、好ましくは１８０μｍ以下、より好ましくは１５０μｍ以下である。要するに、耐候層としては、耐候性、耐熱性等を有する材料からなる、さまざまな厚みの層を採用することが出来る。
【００５０】
＜離型層＞
本発明の製造方法に用いる積層体は、樹脂基板の薄膜太陽電池素子側と反対の面、すなわち樹脂基板の裏面に、離型層および裏面保護層を設けることが好ましい。
本発明で用いられる離型層は、太陽電池モジュールにおける樹脂基板の裏面側に積層し、熱ラミネートにより落下しない程度の接着力で樹脂基板に接着し、施工時には樹脂基板から容易に剥がすことができるものである。したがって、樹脂基板と完全に溶着せず、かつ自重で剥がれない程度の、一定の力で樹脂基板に接着することが必要である。このような離型層を後述する裏面保護層と積層して設けることにより、熱ラミネートによる太陽電池モジュールの反りを抑制できる。また、太陽電池モジュールの製造時から施工時までの間、樹脂基板の裏面に傷がつくことを防止することができる。
【００５１】
離型層に用いる樹脂は、樹脂基板との関係では熱ラミネートによって溶解し樹脂基板と一体化せず、適度な接着力で樹脂基板に接着するものであり、後述する裏面保護層との関係では熱ラミネートによって裏面保護層と一体化するものを選択する。このような性質の樹脂は、オレフィン樹脂、アクリル樹脂およびシリコーン樹脂などから適宜選択することができる。
離型層の厚みは特に限定されないが、通常１μｍ以上、好ましくは３μｍ以上、より好ましくは５μｍ以上、更に好ましくは１０μｍ以上であり、通常１００μｍ以下、好ましくは８０μｍ以下、より好ましくは５０μｍ以下である。
【００５２】
また、太陽電池モジュールにおける受光側積層部分、すなわち樹脂基板より太陽光側に位置する耐侯層、封止層、薄膜太陽電池素子、及び封止層においてヤング率の高い樹脂が用いられている場合には、離型層に用いる樹脂のヤング率を高くすることが好ましい。このような態様とすることで、製造した太陽電池モジュールの反りを防止することができる。
離型層の適切なヤング率は耐候層、封止層、薄膜太陽電池素子の種類により異なるが、具体的には１００ＭＰａ以上が好ましく、２００ＭＰａ以上がより好ましく、４００ＭＰａ以上が更に好ましい。また、３０００ＭＰａ以下が好ましく、２０００ＭＰａ以下がより好ましく、１０００ＭＰａ以下が更に好ましい。
【００５３】
離型層と樹脂基板との剥離強度は、自重で剥がれず、施工時に容易に剥がすことができる程度であればよく、具体的には５Ｎ／２５ｍｍ以上、２５Ｎ／２５ｍｍ以下であることが好ましく、２０Ｎ／２５ｍｍ以下であることがより好ましい。
【００５４】
＜裏面保護層＞
本発明の裏面保護層は、太陽電池モジュールの樹脂基板の裏面に傷がつくことを防止するものであり、機械的強度、耐スクラッチ性、耐薬品性、ガスバリア性、耐光性などを付与するための層である。
裏面保護層としては、ポリエチレン樹脂、ポリプロピレン樹脂、環状ポリオレフィン樹脂、ＡＳ（アクリロニトリル−スチレン）樹脂、ＡＢＳ（アクリロニトリル−ブタジエン−スチレン）樹脂、ポリ塩化ビニル樹脂、フッ素系樹脂、ポリエチレンテレフタレート、ポリエチレンナフタレート等のポリエステル樹脂、フェノール樹脂、ポリアクリル系樹脂、（水添）エポキシ樹脂、各種ナイロン等のポリアミド樹脂、ポリイミド樹脂、ポリアミド−イミド樹脂、ポリウレタン樹脂、セルロース系樹脂、シリコーン系樹脂、ポリカーボネート樹脂などを、裏面保護層の構成材料とすることが出来る。また、裏面保護層は、２種以上の材料からなるものであっても良い。
裏面保護層としては、着色した不透明な層であることが好ましい。着色した不透明な層であることにより耐光性が高まり、太陽電池モジュールを設置するまでの保存時の劣化が
少なくなる。
【００５５】
裏面保護層の厚みは特に規定されないが、厚みを厚くすることで機械的強度が高まる傾向にあり、薄くすることで柔軟性が高まる傾向にある。そのため、離型層と併せて通常１０μｍ以上、好ましくは２０μｍ以上、より好ましくは３０μｍ以上であり、また、通常１０００μｍ以下、好ましくは５００μｍ以下、より好ましくは１００μｍ以下である。
ただし、先に述べたように、太陽電池モジュールにおける受光側積層部分の膜厚が大きい場合には、表面保護層の厚みも大きくする必要が生じる場合がある。しかしながら、離型層及び裏面保護層は施工時に捨てることから、あまり膜厚を大きくすることはコスト的に好ましくない。
【００５６】
太陽電池モジュールにおける受光側積層部分においてヤング率の高い樹脂が用いられている場合には、裏面保護層に用いる樹脂のヤング率を高くすることが好ましい。このような態様とすることで、製造した太陽電池モジュールの反りを防止することができる。
裏面保護層の適切なヤング率は耐候層、封止層、薄膜太陽電池素子の種類により異なるが、具体的には１００ＭＰａ以上が好ましく、２００ＭＰａ以上がより好ましく、４００ＭＰａ以上が更に好ましい。また、３０００ＭＰａ以下が好ましく、２０００ＭＰａ以下がより好ましく、１０００ＭＰａ以下が更に好ましい。
なお、裏面保護層に用いる樹脂のヤング率が低い場合であっても、前述の離型層に用いる樹脂にヤング率が高いものを採用すればよい。離型層および裏面保護層の厚みおよび／またはヤング率を適宜調整することにより、反りの程度を調整することができる。
また、裏面保護層に用いる樹脂は、ガラス転移点が熱ラミネート温度以上であることが好ましい。そのような樹脂を用いることで、熱ラミネートにより離型層と適切に一体化することができるためである。
【００５７】
以下、本発明の太陽電池モジュールについて図面を参照して説明するが、本発明はこのような実施態様のみに限定されるわけではない。
【００５８】
図１は、本発明の太陽電池モジュールの一実施態様に係る、概略図である。本発明の太陽電池モジュールは、ポリカーボネート樹脂やアクリル樹脂などの樹脂基板５上、すなわち樹脂基板５の太陽光１入射光側に、封止層３、薄膜太陽電池素子４、封止層３、及び耐候層２をこの順に積層したものである。
これらの積層体を樹脂基板５のＴｇよりも低い温度で熱ラミネートすることで、本発明の太陽電池モジュールは製造される。
【００５９】
熱ラミネートの方法は、樹脂基板５のＴｇよりも低い温度で行う限り、特段限定されないが、樹脂基板５以外の部分（耐侯層２、封止層３、及び薄膜太陽電池素子４、以下上部モジュール部分ともいう）について先に熱ラミネートを行い、その後、樹脂基板５と上部モジュール部分を熱ラミネートする態様も好ましい。このような製造方法を行うことで、太陽電池モジュールの性能（特にフィルファクター）を良好にすることができる。なお、上部モジュール部分のラミネートについては、樹脂基板のＴｇ以下の温度で熱ラミネートする必要はない。
【００６０】
また、図２は本発明の好ましい実施態様に係る概略図である。樹脂基板５の入射光側と反対側に、離型層６及び裏面保護層７をこの順に積層した太陽電池モジュールである。このような態様とすることで、離型層６及び裏面保護層７により、樹脂基板５の裏面に傷がつくことを防止できる。また、樹脂基板５を中心として、封止層３、薄膜太陽電池素子４、封止層３、及び耐候層２を含む受光面側積層部分８と、離型層６及び裏面保護層７を含む裏面側積層部分９に分けられるため、熱ラミネート後の冷却による樹脂の収縮の力を調整することができる。そのため、太陽電池モジュールの反りを防ぐことができる。なお、図１乃至２に示されていない層を用途に応じて適宜設けることが可能であることはいうまでもない。
【実施例】
【００６１】
以下、実施例により本発明の太陽電池モジュールの製造方法について更に詳細に説明するが、本発明は実施例の態様のみに限定されるものではない。
なお、実施例においてフィルファクター（Ｆｉｌｌ  Ｆａｃｔｏｒ）、ゲル化率、シワの有無、および反りは、以下の方法により評価した。
（Ｆｉｌｌ   Ｆａｃｔｏｒ）
セリック社製ソーラーシミュレータを用い、太陽電池モジュールのＦｉｌｌ  Ｆａｃｔｏｒを評価した。
（ゲル化率の評価）
ナスフラスコ中にトルエンを所定量入れ、その中に熱ラミネート後の封止層を投入した。
６０℃に加熱した温水が入っているウォータバス中に、前記ナスフラスコを浸し、４時間攪拌した。攪拌後、ナスフラスコ中に残留した封止層成分をろ過し、重量を測定した。測定した重量から、処理前後の残留封止層成分の分率を算出し、ゲル化率とした。
（シワの有無の評価）
作製した太陽電池モジュールにおける、発電領域と発電領域外のシワの有無を受光面側から目視観察し、以下の基準で評価を行った。
○：最大のシワの長さが３ｍｍ未満あるいはシワが存在しない。
△：最大のシワの長さが３ｍｍ以上１０ｍｍ未満であり、３ｍｍ以上１０ｍｍ未満のシワが３個以上
×：最大のシワの長さが１０ｍｍ以上であり、１０ｍｍ以上のシワが３個以上
（反り）
太陽電池モジュールを常温にて耐候層を上として平板に置き、太陽電池モジュールの面の中心と太陽電池モジュールの四辺の高さの差の最大値を測定した。
【００６２】
＜実施例１＞
図１に示す太陽電池モジュールを製造した。具体的には、
・耐候層：厚さ５０μｍのＥＴＦＥフィルム（５０ＨＫ−ＤＣＳ、旭硝子株式会社製）
・封止層：厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（ＦＩＲＳＴ社製Ｆ８０６、１３０℃４５分保持ゲル化率：７５％）
・厚さ５０μｍの薄膜太陽電池素子（厚さ５０μｍのＰＥＮ（２５℃におけるヤング率：１０００ＭＰa）を発電素子基板とし、アモルファスシリコン層を堆積させたもの）
・封止層：厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（ＦＩＲＳＴ社製Ｆ８０６、１３０℃４５分保持ゲル化率：７５％）
・封止層：厚さ５０μｍのＥＴＦＥフィルム（５０ＨＫ−ＤＣＳ、旭硝子株式会社製）
これらを重ね合わせ積層体とし、ＮＰＣ社製真空ラミネータを使用し、１５０℃で熱ラミネート（真空度：８０Ｐａ、真空時間：５分、加圧：１００ｋＰａ、加熱保持時間：１５分）して上部モジュールを作製した（予備ラミネート工程）。
次に、
・上部モジュール
・封止層：厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（ＦＩＲＳＴ社製Ｆ８０６、１３０℃４５分保持ゲル化率：７５％）
・樹脂基板：厚さ２ｍｍのポリカーボネート基板（三菱樹脂製、２５℃におけるヤング率：２３００ＭＰa、Ｔｇ：１３７℃、５００ｍｍ×５００ｍｍ、１５０℃、１５分で乾燥済み）
これらを重ね合わせ、ＮＰＣ社製真空ラミネータを使用し、１３０℃で再度、熱ラミネート（真空度：８０Ｐａ、真空時間：５分、加圧：１００ｋＰａ、加熱保持時間：１５分）
して太陽電池モジュール１を作製した。
【００６３】
＜実施例２＞
２度目の熱ラミネート条件のうち、保持時間を２０分にした以外は実施例１と同様にして、太陽電池モジュール２を製造した。
【００６４】
＜実施例３＞
２度目の熱ラミネート条件のうち、ラミネート温度を１３５℃にした以外は実施例１と同様にして、太陽電池モジュール３を製造した。
【００６５】
＜実施例４＞
２度目の熱ラミネート条件のうち、保持時間を２０分にした以外は実施例３と同様にして、太陽電池モジュール４を製造した。
【００６６】
＜比較例１＞
２度目の熱ラミネート条件ののうち、ラミネート温度を１５０℃、保持時間を１０分にした以外は実施例１と同様にして、太陽電池モジュール５を製造した。
太陽電池モジュール１乃至５の耐候層と薄膜太陽電池との間の封止層のゲル化率、及びフィルファクターを測定した結果、並びにシワの有無、及び反りの評価結果を表１に示す。結果、ラミネート温度が１３５℃を超えるとフィルファクターが５０％を下回り著しく性能が低下する。また、発電領域、及び発電領域外の両方で１０ｍｍ以上の大きなシワが多数確認された。
【００６７】
＜実施例５＞
図１に示す太陽電池モジュールを製造した。具体的には、
・耐候層：厚さ５０μｍのＥＴＦＥフィルム（５０ＨＫ−ＤＣＳ、旭硝子株式会社製）
・封止層：厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（ＦＩＲＳＴ社製Ｆ８０６、１３０℃４５分保持ゲル化率：７５％）
・厚さ５０μｍの薄膜太陽電池素子（厚さ５０μｍのＰＥＮ（２５℃におけるヤング率：１０００ＭＰa）を発電素子基板とし、アモルファスシリコン層を堆積させたもの）
・封止層：厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（ＦＩＲＳＴ社製Ｆ８０６、１３０℃４５分保持ゲル化率：７５％）
・封止層：厚さ５０μｍのＥＴＦＥフィルム（５０ＨＫ−ＤＣＳ、旭硝子株式会社製）
・封止層：厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（ＦＩＲＳＴ社製Ｆ８０６、１３０℃４５分保持ゲル化率：７５％）
・樹脂基板：厚さ２ｍｍのポリカーボネート基板（三菱樹脂製、２５℃におけるヤング率：２３００ＭＰa、Ｔｇ：１３７℃、５００ｍｍ×５００ｍｍ、１５０℃、１５分で乾燥済み）
これらを重ね合わせ、ＮＰＣ社製真空ラミネータを使用し、１３０℃で熱ラミネート（真空度８０Ｐａ、真空時間５分、加圧時間５分、保持１０分）して太陽電池モジュール６を作製した。太陽電池モジュール６の耐候層と薄膜太陽電池との間の封止層のゲル化率、及びフィルファクターを測定した結果、並びにシワの有無、及び反りの評価結果を表１に示す。太陽電池モジュール６を目視したところ、製品としては問題とならない小さなしわが存在した。
【００６８】
＜比較例２＞
熱ラミネート温度を１５０℃とした以外は実施例５と同様にして、太陽電池モジュール７を製造した。
太陽電池モジュール７の耐候層と薄膜太陽電池との間の封止層のゲル化率、及びフィルファクターを測定した結果、並びにシワの有無、及び反りの評価結果を表１に示す。太陽
電池モジュール７を目視したところ１０ｍｍ以上の大きなしわが多数存在し、製品としての意匠性の問題が生じた。
【００６９】
＜実施例６＞
図１に示す太陽電池モジュールを製造した。具体的には、
・耐候層：厚さ５０μｍのＥＴＦＥフィルム（５０ＨＫ−ＤＣＳ、旭硝子株式会社製）
・封止層：厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（シーアイ化成社製ＦＨＣＥ、１３０℃４５分保持ゲル化率：７５％）
・厚さ５０μｍの薄膜太陽電池素子（厚さ５０μｍのＰＥＮ（２５℃におけるヤング率：１０００ＭＰa）を発電素子基板とし、アモルファスシリコン層を堆積させたもの）
・封止層：厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（シーアイ化成社製ＦＨＣＥ、１３０℃４５分保持ゲル化率：７５％）
・樹脂基板：厚さ２ｍｍのポリカーボネート基板（三菱樹脂製、２５℃におけるヤング率：２３００ＭＰa、Ｔｇ：１３７℃、５００ｍｍ×５００ｍｍ、１５０℃、１５分で乾燥済み）
これらを重ね合わせ、ＮＰＣ社製真空ラミネータを使用し、１３０℃で熱ラミネート（真空度８０Ｐａ、真空時間５分、加圧時間５分、保持１０分）して太陽電池モジュール８を作製した。このときの耐候層と薄膜太陽電池との間の封止層のゲル化率は５８％であった。
太陽電池モジュール８を目視したところ、製品としては問題とならない小さなしわが存在した。このときのＦｉｌｌ  Ｆａｃｔｏｒは、６６％であった。太陽電池モジュール８の耐候層と薄膜太陽電池との間の封止層のゲル化率、及びフィルファクターを測定した結果、並びにシワの有無、及び反りの評価結果を表１に示す。
【００７０】
＜実施例７＞
図２に示す太陽電池モジュールを製造した。
具体的には、まず、
・樹脂基板：厚さ２ｍｍのポリカーボネート基板（三菱樹脂製、２５℃におけるヤング率：２３００ＭＰa、Ｔｇ：１３７℃、５００ｍｍ×５００ｍｍ、１５０℃、１５分で乾燥済み）に厚み５μｍの離型層（シリコーン系樹脂）及び厚さ５０μｍの裏面保護層（ＰＥＴ）を積層した。
次に、以下の層
・耐候層：厚さ５０μｍのＥＴＦＥフィルム（５０ＨＫ−ＤＣＳ、旭硝子株式会社製）
・封止層：厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（シーアイ化成社製低温架橋ＥＶＡ、１３０℃４５分保持ゲル化率：９０％）
・厚さ５０μｍの薄膜太陽電池素子（厚さ５０μｍのＰＥＮ（２５℃におけるヤング率：１０００ＭＰa）を発電素子基板とし、アモルファスシリコン層を堆積させたもの）
・封止層：厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（シーアイ化成社製低温架橋ＥＶＡ、１３０℃４５分保持ゲル化率：９０％）
・上記の、離型材及び離型フィルムを積層した厚さ２ｍｍのポリカーボネート基板（離型フィルムを積層した面とは反対側の面に太陽電池を積層する）
これらを重ね合わせ、ＮＰＣ社製真空ラミネータを使用し、１２５℃で熱ラミネート（真空度８０Ｐａ、真空時間５分、加圧時間５分、保持２５分）して太陽電池モジュール９を作製した。このときの耐候層と薄膜太陽電池との間の封止層のゲル化率は７７％であった。
太陽電池モジュール９を目視したところ、製品としては問題とならない小さなしわが存在した。このときのＦｉｌｌ  Ｆａｃｔｏｒは、６６％であった。
さらに、太陽電池モジュール９は反りがなく、極めて平面性が高く、また離型フィルムによりモジュールの裏面を保護しているため、外観上も傷がないモジュールが得られた。太陽電池モジュール９の耐候層と薄膜太陽電池との間の封止層のゲル化率、及びフィルフ
ァクターを測定した結果、並びにシワの有無、及び反りの評価結果を表１に示す。
厚い樹脂基板（ポリカーボネート）に対して発電部分と保護フィルム部分とを異なる面に配することで、熱ラミネート工程においても容易にモジュールの平面性を維持することができる。
【００７１】
＜比較例３＞
図１に示す太陽電池モジュールを製造した。具体的には、
・耐候層：厚さ５０μｍのＥＴＦＥフィルム（５０ＨＫ−ＤＣＳ、旭硝子株式会社製）
・封止層：厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（シーアイ化成社製ＦＨＣＥ、１３０℃４５分保持ゲル化率：７５％）
・厚さ５０μｍの薄膜太陽電池素子（厚さ５０μｍのＰＥＮ（２５℃におけるヤング率：１０００ＭＰa）を発電素子基板とし、アモルファスシリコン層を堆積させたもの）
・封止層：厚さ３００μｍのＥＶＡフィルム（シーアイ化成社製ＦＨＣＥ、１３０℃４５分保持ゲル化率：７５％）
・樹脂基板：厚さ２ｍｍのポリカーボネート基板（三菱樹脂製、２５℃におけるヤング率：２３００ＭＰa、Ｔｇ：１３７℃、５００ｍｍ×５００ｍｍ、１５０℃、１５分で乾燥済み）
これらを重ね合わせ、ＮＰＣ社製真空ラミネータを使用し、１３０℃で熱ラミネート（真空度８０Ｐａ、真空時間５分、加圧時間５分）して太陽電池モジュール１０を作製した。このときの耐候層と薄膜太陽電池との間の止層のゲル化率は４５％であった。
太陽電池モジュール１０を目視したところ大きなしわが多数存在し、製品としての意匠性の問題が生じた。これは、加熱時間（加圧時間及び真空時間）が短いため、ラミネート時に封止層が発電素子基板界面に馴染むことができず、架橋してしまうため、界面には局所的な空間（気泡）が残り易く、加熱時間が短いことで、封止層に隣接する層（ＥＴＦＥや発電素子）が十分に暖められずに、封止層と隣接する層との熱膨張に差が生じ、剥離の原因となっている。また、ゲル分率が低いと、−４０℃〜８５℃のような寒暖差のある環境下に長期間さらされる状況下において封止層の膨張と収縮が激しいため、封止層の収縮応力によってセルにダメージが生じる。
太陽電池モジュール１０の耐候層と薄膜太陽電池との間の封止層のゲル化率、及びフィルファクターを測定した結果、並びにシワの有無、及び反りの評価結果を表１に示す。
【００７２】
【表１】
0005974580.tif 000002
【符号の説明】
【００７３】
１    太陽光
２    耐候層
３    封止材
４    薄膜太陽電池素子
５    樹脂基板
６    離型層
７    裏面保護層
８    受光面側積層部
９    裏面側積層部
【図１】
0005974580.tif 000003
【図２】
0005974580.tif 000004