(57)【要約】      （修正有）【課題】高い耐久性を備えた太陽電池モジュールを提供することを目的とする。【解決手段】素子基板３と、太陽電池素子４と、保護フィルム８，９と、太陽電池素子４で発生した電気を外部に取り出すための集電線７と、を有する薄膜太陽電池モジュールであって、保護フィルム８，９の４０℃、９０％ＲＨ環境下における水蒸気透過率が１×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上、１×１０-3ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下であることを特徴とする薄膜太陽電池モジュール。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
少なくとも、素子基板と、太陽電池素子と、保護フィルムと、を有する薄膜太陽電池モジュールであって、
前記保護フィルムの４０℃、９０％ＲＨ環境下における水蒸気透過率が１×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上、１×１０-3ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下であることを特徴とする薄膜太陽電池モジュール。
【請求項２】
前記保護フィルムの４０℃、湿度０％の環境下における酸素透過率が１×１０-3ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以上、１×１０-2ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以下であることを特徴とする請求項１に記載の薄膜太陽電池モジュール。
【請求項３】
前記太陽電池素子は、少なくとも、一対の電極と、該一対の電極間に活性層と、を有し、前記活性層が有機半導体化合物又はペロブスカイト半導体化合物を含有することを特徴とする請求項１又は２に記載の薄膜太陽電池モジュール。
【請求項４】
前記太陽電池素子が、前記一対の電極の少なくとも一方の電極と前記活性層との間に電子取り出し層を有し、前記活性層又は前記電子取り出し層の少なくとも一方が、フラーレン又はフラーレン誘導体を含有することを特徴とする請求項１〜３のいずれか１項に記載の薄膜太陽電池モジュール。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は薄膜太陽電池モジュールに関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、有機半導体ポリマー又はペロブスカイト半導体化合物を用いた太陽電池が盛んに検討されている。なかでも、太陽電池の変換効率を向上させるために、太陽電池素子を構成する層の材料として、ＰＣＢＭを用いた例が報告されている。例えば、特許文献１、２には、バルクヘテロ型の有機太陽電池素子として、活性層のｎ型半導体材料としてＰＣＢＭを用いた例が報告されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１２−１１１１４１号公報
【特許文献２】特開２００９−９０６３４号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
有機半導体化合物又はペロブスカイト半導体化合物は、一般的に水分に弱い傾向があると考えられているために、薄膜太陽電池モジュールに水蒸気透過率の低いバリア層を設けることが好ましいと考えられる。例えば、特許文献１には、ＰＥＮフィルム上にスパッタリング法で積層したＳｉＯｘをバリア層として用いることが記載されている。また、特許文献２には、ＰＥＮフィルム上にプラズマＣＶＤ法で積層したＳｉＮおよびＳｉＨＮ層をバリア層として用いることが記載されている。しかしながら、本発明者らの検討によると、バリア層の水蒸気透過率が低すぎる場合、かえって、薄膜太陽電池モジュールの変換効率が徐々に低下する傾向があることが判明した。本発明は、上記問題を解決し、高い耐久性を備えた薄膜太陽電池モジュールを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００５】
本発明者らは上記課題を解決すべく鋭意検討したところ、特定のバリア層を用いることにより、上記問題を解決することができ、本発明を達成するに至った。
【０００６】
すなわち、本発明の要旨は、以下のとおりである。
［１］少なくとも、素子基板と、太陽電池素子と、保護フィルムと、を有する薄膜太陽電池モジュールであって、前記保護フィルムの４０℃、９０％ＲＨ環境下における水蒸気透過率が１×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上、１×１０-3ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下であることを特徴とする薄膜太陽電池モジュール。
［２］前記保護フィルムの４０℃、湿度０％の環境下における酸素透過率が１×１０-3ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以上、１×１０-2ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以下であることを特徴とする［１］に記載の薄膜太陽電池モジュール。
［３］前記太陽電池素子は、少なくとも、一対の電極と、該一対の電極間に活性層と、を有し、前記活性層が有機半導体化合物又はペロブスカイト半導体化合物を含有することを特徴とする［１］又は［２］に記載の薄膜太陽電池モジュール。
［４］前記太陽電池素子が、前記一対の電極の少なくとも一方の電極と前記活性層との間に電子取り出し層を有し、前記活性層又は前記電子取り出し層の少なくとも一方が、フラーレン又はフラーレン誘導体を含有することを特徴とする［１］〜［３］のいずれかに記載の薄膜太陽電池モジュール。
【発明の効果】
【０００７】
本発明により高い耐久性を備えた光デバイスを提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【０００８】
【図１】薄膜太陽電池モジュールの模式断面図である。
【図２】薄膜太陽電池モジュールの模式断面図である。
【０００９】
以下、本発明について実施形態を詳細に説明するが、本発明は以下の実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない限り、これらの内容に限定されない。
【００１０】
＜１．薄膜太陽電池モジュール＞
図１に示すように、本発明の一実施形態に係る薄膜太陽電池モジュールは、保護フィルム８と、素子基板３と、太陽電池素子４と、保護フィルム９と、をこの順に有する。また、太陽電池素子４には、太陽電池素子４で発生した電気を外部に取り出すための集電線７が設けられている。以下、薄膜太陽電池モジュールを構成する各構成層について、図１を参照に説明する。
【００１１】
＜１−１．保護フィルム８、９＞
保護フィルム８、９は、防湿性、酸素透過防止性、光による劣化防止性、耐衝撃性等が付与された層から構成されるものであり、単層構造であってもよいし、積層構造であってもよい。なお、本発明において、保護フィルム８、９の４０℃、９０％ＲＨ環境下における水蒸気透過率を１×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上、１×１０-3ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下とすることにより高い耐久性を備えた薄膜太陽電池モジュールを提供できる。
【００１２】
通常、有機半導体化合物又はペロブスカイト半導体化合物を含有する活性層を備えた太陽電池素子３は、湿気及び酸素に弱い傾向があると言われている。そこで、バリア性能が付与された保護フィルムにより太陽電池素子封止することで、該太陽電池素子３を水及び酸素から保護し、発電性能を高く維持することができるものと考えられる。この点を考慮すると、理屈上、保護フィルムの水蒸気透過率は低ければ、低いほど良いと考えられる。
【００１３】
しかしながら、本発明者らの検討によると、驚くことに保護フィルムの水蒸気透過率を低くしすぎると、逆に薄膜太陽電池モジュールの耐久性が低下してしまう場合があることが判明した。この理由は明らかではないが、以下の理由が考えられる。
【００１４】
薄膜太陽電池モジュールの製造段階において、保護フィルムを構成する封止層やバリアフィルム等に酸素が残存していると、薄膜太陽電池モジュールの実使用環境下において、太陽電池素子の活性層とバッファ層との界面、又はバッファ層と電極との界面の電荷蓄積が余剰となる。その結果、電子移動度が減少してしまい、薄膜太陽電池モジュールの発電性能が落ちてしまう場合がある。本発明者らの検討によると、この現象は、特に、活性層又はバッファ層がフラーレン又はフラーレン誘導体を含有する場合に顕著になる傾向がある。しかしながら、上記のような過剰な電荷蓄積の問題は、適度な水分が存在することにより、電荷蓄積が緩和され、その結果、薄膜太陽電池モジュールの発電性能が回復するものと思われる。従って、本発明においては、保護フィルムの４０℃、９０％ＲＨ雰囲気下における水蒸気透過率を１×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上、１×１０-3ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下とするとすることで、外部から多量の水分が薄膜太陽電池モジュール内部に浸入するのを防ぎつつも、外部から適度な水分を取り込むことができ、上述のような酸素劣化に起因する発電性能の劣化を回復することがでると考えられる。そのため、高い耐久性を備えた薄膜太陽電池モジュールを提供できるものと考えられる。
【００１５】
なかでも、保護フィルム８、９の４０℃、９０％ＲＨ雰囲気下における水蒸気透過率は、２×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上であることがさらに好ましく、３×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上であることが特に好ましく、一方、９×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下であることがさらに好ましく、８×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下であることが特に好ましい。
【００１６】
保護フィルム８、９の水蒸気透過率は、ＪＩＳ  Ｋ  ７１２９に準じた感湿センサ、赤外線センサ、ガスクロマトグラフを備えた装置による測定、カップ法（ＪＩＳ  Ｚ０２０８）により、４０℃９０％ＲＨ環境で測定することができる。なお、保護フィルム８、９に限らず、他の層の水蒸気透過率を測定する際も同様の方法により測定することができる。
【００１７】
一方、酸素は、活性層又はバッファ層材料との反応が進みやすい傾向があるために、太陽電池素子の酸素劣化を防ぐ目的から、極力外部から酸素侵入を抑えることが求められる。そのため、保護フィルム８、９の４０℃、湿度０％の環境下における酸素透過率は、１×１０-1ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以下であることが好ましく、１×１０-2ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以下であることがさらに好ましく、１×１０-3ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以下であることが特に好ましい。一方、下限は特に無い。
【００１８】
また、保護フィルム８、９の酸素透過率は、ＪＩＳ  Ｋ  ７１２６−１に準じた差圧法に基づく装置、あるいはＪＩＳ  Ｋ  ７１２６−２に準じた等圧法に基づく赤外線センサ、ガスクロマトグラフを備えた装置で測定することができる。なお、保護フィルム８、９に限らず、他の層の酸素透過率を測定する際も同様の方法により測定することができる。
【００１９】
保護フィルム８、９は上述の通り、単層構造であってもよいし、積層構造であってもよいが、保護フィルム８、９を積層構造とする場合、各層の水蒸気透過率及び／又は酸素透過率を適宜調整して、保護フィルムの水蒸気透過率及び／又は酸素透過率を上記範囲となるようにすればよい。
【００２０】
保護フィルム８、９を構成する層としては、特段の制限はないが、例えば、封止層、バリアフィルム、耐光層、ハードコート層、ゲッター剤層、衝撃吸収層等が挙げられる。なお、本発明において、保護フィルム８は、素子基板３側に形成された全ての層を含むものとする。また、保護フィルム９は、太陽電池素子４上に設けられた集電線７以外の全ての層を含むものとする。以下、図２を参照して、保護フィルム８、９を、それぞれ封止層とバリアフィルムにより構成した薄膜太陽電池モジュールの例について説明する。
【００２１】
＜１−１−１．バリアフィルム１、６＞
バリアフィルム１、６は、特段の制限は無いが、樹脂基材にバリア剤層である薄膜の無機層を積層させた構造を有することが好ましい。
【００２２】
樹脂基材の形成材料は、特段の制限はなく、例えば、エチレン、プロピレン、ブテン等の単独重合体又は共重合体等のポリオレフィン系樹脂；環状ポリオレフィン等の非晶質ポリオレフィン系樹脂；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）等のポリエステル系樹脂；ナイロン６、ナイロン６６、ナイロン１２、共重合ナイロン等のポリアミド系樹脂；エチレン−酢酸ビニル共重合体部分加水分解物（ＥＶＯＨ）、ポリイミド系樹脂、ポリエーテルイミド系樹脂、ポリサルホン系樹脂、ポリエーテルサルホン系樹脂、ポリエーテルエーテルケトン系樹脂、ポリカーボネート系樹脂、ポリビニルブチラール系樹脂、ポリアリレート系樹脂、フッ素樹脂、アクリル樹脂、生分解性樹脂等が挙げられる。なかでも、無機層を形成する際の耐熱性の観点から、ポリエステル系樹脂が好ましく、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）又はポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）が特に好ましい。
【００２３】
樹脂基材の厚さは特段の制限はないが、有機太陽電池素子の機械的強度を向上させるために１０μｍ以上であることが好ましく、２０μｍ以上であることがさらに好ましく、３０μｍ以上であることが特に好ましく、一方、薄膜太陽電池モジュールのフレキシブル性の低下を防ぐために５００μｍ以下であることが好ましく、４００μｍ以下であることがさらに好ましく、３００μｍ以下であることが特に好ましい。
【００２４】
なお、樹脂基材は複数の材料により形成されていてもよい。また、耐候性を向上させるために、樹脂基材は公知の無機フィラー等を含んでいてもよい。
【００２５】
無機フィラーとしては、特段の制限はないが、例えば、シリカ、マイカ、タルク、クレー、ベントナイト、モンモリロナイト、カオリナイト、ワラストナイト、炭酸カルシウム、酸化チタン、アルミナ、硫酸バリウム、チタン酸カリウム、ガラス繊維などが挙げられる。これらのなかでも、好ましくはタルクが挙げられる。なお、樹脂基材中に混合される無機フィラーは、１種類であってもよいし、２種類以上であってもよい。
【００２６】
無機層を構成する無機材料は、珪素、アルミニウム、マグネシウム、亜鉛、錫、ニッケル、チタン、あるいは、これらの酸化物、炭化物、窒化物、酸化炭化物、酸化窒化物、酸化炭化窒化物、ダイヤモンドライクカーボン又はこれらの混合物等が挙げられる。これらのなかでも、薄膜太陽電池モジュールに適用した場合に、電流のリークを防ぐために、無機層を構成する材料は、酸化珪素、酸化炭化珪素、酸化窒化珪素、酸化炭化窒化珪素、酸化アルミニウム、酸化炭化アルミニウム、酸化窒化アルミニウム、窒化珪素、窒化アルミニウム、ダイヤモンドライクカーボン並びにこれらの混合物が好ましい。これらのなかでも、高い防湿性が安定に維持できるために、酸化珪素、酸化炭化珪素、酸化窒化珪素、酸化炭化窒化珪素、窒化珪素、酸化アルミニウム、酸化炭化アルミニウム、酸化窒化アルミニウム、窒化アルミニウム及びこれらの混合物が特に好ましい。なお、無機層は複数の無機材料により構成されていてもよい。また、複数の無機層を有していてもよい。この場合も、複数の無機層は同じ材料で形成されていてもよいし、異なる材料で形成されていてもよい。薄膜太陽電池モジュールの意匠性の観点から、光学物性はより透明であることがよく、酸化珪素、酸化窒化珪素、窒化珪素が好ましい。
【００２７】
無機層の形成方法としては、特段の制限はなく、使用する材料に合わせて任意の方法で形成すればよい。具体的には、蒸着法、コーティング法等の方法がいずれも使用できる。なかでも、バリア性の高い均一な薄膜が得られるという点で蒸着法が好ましい。この蒸着法には、物理気相蒸着（ＰＶＤ）、化学気相蒸着（ＣＶＤ）、原子層堆積（ＡＬＤ）等の方法が含まれる。物理気相蒸着法としては、真空蒸着、イオンプレーティング、スパッタリング等が挙げられ、化学気相蒸着法としては、プラズマを利用したプラズマＣＶＤ、加熱触媒体を用いて材料ガスを接触熱分解する触媒化学気相成長法（Ｃａｔ−ＣＶＤ）等が挙げられる。
【００２８】
無機層の厚さは、防湿性能の向上のために、１０ｎｍ以上であることが好ましく、２０ｎｍ以上であることがさらに好ましく、３０ｎｍ以上であることが特に好ましく、一方、透明性の向上のために、１０００ｎｍ以下であることが好ましく、８００ｎｍ以下であることがさらに好ましく、６００ｎｍ以下であることが特に好ましい。
【００２９】
保護フィルム８、９の４０℃、９０％ＲＨ雰囲気下における水蒸気透過率を１×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上、１×１０-3ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下とすることができれば、バリアフィルム１、６の水蒸気透過率に特段の制限は無いが、通常、保護フィルム８、９の水蒸気透過率は、バリアフィルムの水蒸気透過率に依存するために、バリアフィルム１、６の４０℃、９０％ＲＨ雰囲気下における水蒸気透過率は１×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上であることが好ましく、３×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上であることがさらに好ましく、４×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上であることが特に好ましく、一方、１×１０-3ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下であることが好ましく、８×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下であることがさらに好ましく、６×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下であることが特に好ましい。
【００３０】
なお、バリアフィルムの水蒸気透過率は、公知の方法により調整することができ、例えば、無機層の膜厚を厚くする方法、無機層と有機層の多層構造にする方法、樹脂基材と無機層の間にアンカーコート層を導入する方法、樹脂基材に無機フィラーを添加する方法、樹脂基材に水分ゲッター材を添加する方法、等が挙げられる。
【００３１】
保護フィルム８、９の４０℃、湿度０％の環境下における酸素透過率を１×１０-1ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以下とする場合、保護フィルム８、９を構成する他の層の酸素透過率を考慮して調整すればよいが、保護フィルム８、９の酸素透過率も通常、バリアフィルムに依存する傾向がある。そのため、バリアフィルム１、６の４０℃、湿度０％の環境下における酸素透過率は、１×１０-1ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以下であることが好ましく、１×１０-2ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以下であることがさらに好ましく、１×１０-3ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以下であることが特に好ましい。一方、下限は特に無い。
【００３２】
なお、バリアフィルムの酸素透過率は、公知の方法により調整することができ、例えば、無機層の膜厚を厚くする方法、無機層と有機層の多層構造にする方法、樹脂基材と無機層の間にアンカーコート層を導入する方法、樹脂基材に無機フィラーを添加する方法、樹脂基材に酸素捕捉材を添加する方法、等が挙げられる。
【００３３】
＜１−１−２．封止層２、５＞
封止層２、５はそれぞれ、太陽電池素子４と、バリア層１、６との密着性を高めるために設けられる層である。
【００３４】
封止層２、５を形成する材料は特段の制限はないが、例えば、ポリスチレン（ＰＳ）樹脂、ポリ塩化ビニル（ＰＶＣ）樹脂、ポリビニルブチラール（ＰＶＢ）樹脂、ポリイソブチレン（ＰＩＢ）樹脂、ポリイミド樹脂（ＰＩ）、アクリロニトリル−ブタジエン−スチレン共重合（ＡＢＳ）樹脂、ポリメタクリル酸メチル（ＰＭＭＡ）樹脂、ポリウレタン（ＰＵ）樹脂、エポキシ樹脂、アクリル系粘着剤、エチレン−酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）樹脂、ポリエチレン（ＰＥ）樹脂、ポリプロピレン（ＰＰ）樹脂、ポリオキシメチレン（ＰＯＭ）樹脂、ポリエチレンテレフタラート（ＰＥＴ）樹脂、ポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）樹脂、マレイン酸またはシラン等で変性した変性ポリエチレン樹脂、変性ポリプロピレン樹脂、又はポリアミド（ＰＡ）樹脂が挙げられる。
【００３５】
なお、封止層２、５はそれぞれ１種の材料で形成されていてもよく、２種以上の材料で形成されていても良い。また、封止層２、５はそれぞれ単層であってもよいし、２層以上の積層構造であってもよい。積層構造の場合、封止層を形成する材料は同じであってもよいし異なっていてもよい。また、封止層２、５は、無機フィラー等を有していてもよい。
【００３６】
また、薄膜太陽電池モジュールを施工する際や曲げが生じた場合に、薄膜太陽電池モジュール内部での剥離を防止するために、封止層２、５と素子基板１とのＴ字型剥離試験で測定される層間密着強度は５Ｎ／２５ｍｍ以上であることが好ましく、１０Ｎ／２５ｍｍ以上であることがさらに好ましい。一方、上限は特にない。
【００３７】
封止層２、５は、薄膜太陽電池モジュールの強度保持の観点から曲げ強度が高いことが好ましい。封止材以外の層の強度とも関係することになり一概には規定しにくいが、薄膜太陽電池モジュール全体が良好な曲げ加工性を有し、折り曲げ部分の剥離を生じないような曲げ強度を有するのが望ましい。具体的には、施工する際に薄膜太陽電池モジュール内部に生じる応力を緩和する観点から、封止層２、５の２５℃における曲げ強度は１．０×１０5Ｐａ以上、１．０×１０7Ｐａ以下であることが好ましい。
【００３８】
また、封止層２、５は、薄膜太陽電池モジュールを施工する際に薄膜太陽電池モジュールに加わる外的応力を緩和する観点から２５℃における縦弾性率が高い方が好ましい。特にフィルム型の薄膜太陽電池モジュールにおいては重要な実用性能である。縦弾性率の測定方法としては、封止層を溶融した後に試験片に加工し（硬化が必要な場合は硬化処理を含む）、得られた試験片から従来公知の引張試験機で測定される応力−歪曲線において、フックの法則が成立する弾性範囲での同軸方向の応力と歪の比例定数から求められる。
【００３９】
封止層２、５の２５℃における縦弾性率は、１．０×１０8Ｐａ以上、好ましくは５．０×１０8Ｐａ以上、より好ましくは１．０×１０9Ｐａ以上である。縦弾性率がこの範囲にあることで、薄膜太陽電池モジュールへのダメージを最小限とし施工することができ、仕上がり後の薄膜太陽電池モジュールの意匠性が良好である。さらに、薄膜太陽電池モジュールとしてのコシも付与できるため、施工時や加工時の薄膜太陽電池モジュールの折れ、シワの防止、および薄膜太陽電池モジュール取扱いの際のハンドリング性を向上させることができる。
【００４０】
さらに、薄膜太陽電池モジュールは光を受けて熱せられることが多いため、封止層２、５も熱に対する耐性を有することが好ましい。この観点から、封止層２、５を形成する材料の融点は、通常１００℃以上、好ましくは１２０℃以上、より好ましくは１３０℃以上であり、また、通常３５０℃以下、好ましくは３２０℃以下、より好ましくは３００℃以下である。融点を高くすることで薄膜太陽電池モジュールの使用時に封止材が融解・劣化するのを防ぐことができる。
【００４１】
封止層２、５の膜厚は特段の制限はないが、薄膜太陽電池モジュール表層側からの外圧や衝撃により有機薄膜太陽電池素子がダメージを受けることを防止するために、１０μｍ以上であることが好ましく、２０μｍ以上であることがさらに好ましく、３０μｍ以上であることが特に好ましく、一方、可視光線透過率が大幅に低下するのを防ぐために、１００μｍ以下であることが好ましく、７５μｍ以下であることがさらに好ましく、６０μｍ以下であることが特に好ましい。
【００４２】
なお、封止層２、５に、紫外線遮断、熱線遮断、導電性、反射防止、防眩性、光拡散、光散乱、波長変換、ガスバリア性等の機能を付与してもよい。特に、有機薄膜太陽電池素子は、水や酸素により劣化しやすい傾向があり、また、太陽光の紫外線により劣化する場合があるため、ガスバリア性や紫外線遮断機能を持つことが好ましい。このような機能を付与する方法としては、機能を有する層を塗布成膜等により封止層２、５上に積層してもよいし、このような機能を有する材料を溶解・分散させるなどして封止層２、５に含有させてもよい。
【００４３】
保護フィルム８、９が上述のような水蒸気透過率を有する限りにおいて、封止層２、５の１００μｍにおける水蒸気透過率は、特段の制限は無いが、バリアフィルムで制御された水分透過量が太陽電池素子側へ十分に供給できるように、４０℃、９０％ＲＨ環境下で１０-2ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上であることが好ましく、好ましくは１０-1ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上である。また、薄膜太陽電池モジュールの端部から太陽電池素子への水分浸入を防ぐため、４０℃、９０％ＲＨ環境下で２０ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下であることが好ましく、好ましくは１０ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下、より好ましくは５ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下である。
【００４４】
また、保護フィルム８、９を上述のような酸素透過率とする場合、上述の通り、保護フィルム８、９の酸素透過率はバリアフィルム１、６の酸素透過率に依存する傾向があるために、必ずしも封止層の酸素透過率を低く設定する必要性はない。しかしながら、外部から薄膜太陽電池モジュール内部に酸素が浸入するのを極力抑えるために、封止層２、５の酸素透過率は、４０℃、湿度０％の環境気下において、１×１０2ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以下であることが好ましく、１×１０1ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以下であることがさらに好ましく、１ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍ以下であることが特に好ましい。酸素が透過しなければしないほど、薄膜太陽電池素子の酸化による劣化が抑えられる利点がある。
【００４５】
なお、上述のように、保護フィルム８、９の構成は図２の構成に限定されず、他の層を含んでいてもよい。例えば、ハードコート層、ゲッター剤層、耐光層、衝撃吸収層等を有していてもよい。
【００４６】
ハードコート層は、薄膜太陽電池モジュールに耐薬品性、耐擦傷性および表面平滑性を付与することができる層である。
【００４７】
ハードコート層は、公知の材料により形成することができ、例えば、紫外線硬化樹脂；電子線硬化樹脂；アルコキシシラン加水分解縮合系樹脂；メラミン系樹脂；（メタ）アクリレート系アルコール変性多官能化合物、トリメチロールプロパン（メタ）アクリレート、トリプロピレングリコールジアクリレート、ペンタエリスリトールトリアクリレート、１，６ヘキサンジオール（メタ）アクリレート等のアクリル系樹脂等を用いて形成することができる。また、ハードコート層は上記の材料に加えて、シリカ粒子とマット剤とを含有していることが好ましい。
【００４８】
シリカ粒子の平均一次粒径は特段の制限はないが、０．０００５μｍ以上であることが好ましく、０．００１μｍ以上であることがさらに好ましく、一方、０．１μｍ以下であることが好ましく、０．０１μｍ以下であることがさらに好ましい。
【００４９】
ハードコート層の硬度は、鉛筆硬度で２Ｈ以上であるのが好ましく、３Ｈ以上であるのがさらに好ましい。
【００５０】
ハードコート層の膜厚は、耐擦傷性を向上させるために、１μｍ以上であることが好ましく、２μｍ以上であることがさらに好ましく、一方、ハードコート層の硬化収縮を抑えるために１０μｍ以下であることが好ましく、８μｍ以下であることがさらに好ましい。
【００５１】
また、ハードコート層を塗布した表面保護フィルムとは反対側の面のＪＩＳ  Ｂ０６０１（１９９４）に規定する算術平均粗さ（Ｒａ）を適切な範囲とすることで薄膜太陽電池モジュールの透過性を制御することができる。
【００５２】
算術平均粗さ（Ｒａ）が、０．０１μｍ未満であると、十分にニュートンリングの発生を抑制できない。また、当該（Ｒａ）が０．０５μｍを超えると、ギラツキが大きくなり視認性が低下してしまう。当該（Ｒａ）は、０．０１〜０．０５μｍであることが、ニュートンリングの発生及びギラツキをより抑制する点、透過性を高くする点から好ましい。算術平均粗さ（Ｒａ）は、（株）小坂研究所製ＳＥ−３４００を用いることにより求めることができる。
【００５３】
ゲッター剤層は水分及び／又は酸素を吸収する層である。太陽電池素子の構成部品のなかには上述の通り、水分で劣化するものがあり、また、酸素によって劣化するものもある。そこで、ゲッター剤層により太陽電池素子を覆うことにより、太陽電池素子等を水分及び／又は酸素から保護し、発電性能を高く維持することが可能となる。
【００５４】
ここで、ゲッター剤層は上述のようなバリアフィルムとは異なり、水分の透過を妨げるものではなく、水分を吸収するものである。水分を吸収する層を用いることにより、バリアフィルム等で太陽電池素子を被覆した場合に、バリアフィルム間で形成される空間に僅かに浸入する水分をゲッター層が捕捉して水分による太陽電池素子への影響を排除できる。
【００５５】
ゲッター剤層の水分吸収能力の程度は、通常０．１ｍｇ／ｃｍ2以上、好ましくは０．５ｍｇ／ｃｍ2以上、より好ましくは１ｍｇ／ｃｍ2以上である。この数値が高いほど水分吸収能力が高く太陽電池素子の劣化を抑制しうる。また、上限に制限は無いが、通常１０ｍｇ／ｃｍ2以下である。また、ゲッター剤層が酸素を吸収することにより、バリアフィルム等で太陽電池素子を被覆した場合に、バリアフィルムで形成される空間に僅かに浸入する酸素をゲッター剤層が捕捉して酸素による太陽電池素子への影響を排除できる。
【００５６】
さらに、薄膜太陽電池モジュールは光を受けて熱せされることが多いため、ゲッター剤層も熱に対する耐性を有することが好ましい。この観点から、ゲッター剤層の構成材料の融点は、通常１００℃以上、好ましくは１２０℃以上、より好ましくは１３０℃以上であり、また、通常３５０℃以下、好ましくは３２０℃以下、より好ましくは３００℃以下である。融点を高くすることで薄膜太陽電池モジュールの使用時にゲッター剤層が融解・劣化する可能性を低減できる。
【００５７】
ゲッター剤層の厚みは特に規定されないが、通常５μｍ以上、好ましくは１０μｍ以上、より好ましくは１５μｍ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。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。
【００５８】
ゲッター剤層は吸水剤又は乾燥剤の種類に応じて任意の方法で形成することができるが、例えば、吸水剤又は乾燥剤を分散したフィルムを粘着剤で添付する方法、吸水剤又は乾燥剤の溶液をスピンコート法、インクジェット法又はディスペンサー法等で塗布する方法等を用いることができる。また真空蒸着法やスパッタリング法等の成膜法を使用してもよい。
【００５９】
吸水剤又は乾燥剤のためのフィルムとしては、例えば、ポリエチレン系樹脂、ポリプロピレン系樹脂、環状ポリオレフィン系樹脂、ポリスチレン系樹脂、アクリロニトリル−スチレン共重合体（ＡＳ樹脂）、アクリロニトリル−ブタジエン−スチレン共重合体（ＡＢＳ樹脂）、ポリ塩化ビニル系樹脂、フッ素系樹脂、ポリ（メタ）アクリル系樹脂又はポリカーボネート系樹脂等を用いることができる。中でも、ポリエチレン系樹脂、フッ素系樹脂、環状ポリオレフィン系樹脂又はポリカーボネート系樹脂のフィルムが好ましい。なお、前記樹脂は１種を用いてもよく、２種以上を任意の組み合わせ及び比率で併用しても良い。
【００６０】
耐光層は有機系紫外線吸収剤を含有してなる層であり、紫外線をカットする機能を有する。有機系紫外線吸収剤として、例えば、ベンゾフェノン系、ベンゾトリアゾール系、トリアジン系、ベンゾオキサジノン系、サリシレート系、シアノアクリレート系、サルチレート系およびアクリロニトリル系の有機系紫外線吸収剤を用いることができる。これらの中でも、ベンソフェノン系、ベンゾトリアゾール系、ベンゾオキサジノン系の有機系紫外線吸収剤は、紫外線の吸収率が高く、波長制御が容易である点から、特に好ましく用いることができる。
【００６１】
衝撃吸収層は、外部からの物理的な圧力を緩和する層であり、また、薄膜太陽電池モジュールを設置する際の粘着糊層としての役割を果たす層である。
【００６２】
粘着層の厚さは特段の制限はないが、物理的な衝撃の緩和のために、１０μｍ以上であることが好ましく、２０μｍ以上であることがさらに好ましく、一方、太陽電池素子が多くの光を受光するために２００μｍ以下であることが好ましく、１５０μｍ以下であることがさらに好ましい。
【００６３】
粘着層の形成材料は、特段の制限はないが、アクリル系粘着剤、ポリエステル系粘着剤、ゴム系粘着剤、シリコーン系粘着剤、及びポリウレタン系粘着剤などが挙げられる。なかでも、耐候性および透明性の観点からアクリル系粘着材が好ましい。
【００６４】
なお、保護フィルムが上述のような層を含んで形成される場合、各層の水蒸気透過率は、保護フィルム８、９の水蒸気透過率が上述の範囲となるように、各層の水蒸気透過率を適宜調整すればよい。但し、上述の通り、保護フィルム８、９の水蒸気透過率は、バリアフィルム１、６の水蒸気透過率に依存する傾向があるために、主にバリアフィルム１、６の水蒸気透過率で保護フィルム８、９の水蒸気透過率を調整することが好ましい。なお、酸素透過率についても同様である。
【００６５】
＜１−２．素子基板３＞
素子基板３は太陽電池素子４を支持する支持部材である。なお、本発明において、素子基板３は、特段の制限はないが、バリア層１側を薄膜太陽電池モジュールの受光面とする場合、素子基板３の可視光線透過率は６０％以上であることが好ましく、７０％以上であることがさらに好ましく、８０％以上であることが特に好ましい。
【００６６】
素子基板３は特段の制限はなく、ガラス基板、樹脂基材、又は絶縁性が付与された金属基材等が挙げられる。なかでも、薄膜太陽電池モジュールの軽量化が可能となり、薄膜太陽電池モジュールの設置自由度を上げる観点から、素子基板は樹脂基材であることが好ましい。
【００６７】
樹脂基材の材料としては、特段の制限はないが、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、ポリエーテルスルホン、ポリイミド、ナイロン、ポリスチレン、ポリビニルアルコール、エチレンビニルアルコール共重合体、フッ素樹脂フィルム、ポリ塩化ビニル、ポリエチレン、ポリプロピレン、環状ポリオレフィン、セルロース、アセチルセルロース、ポリ塩化ビニリデン、アラミド、ポリフェニレンスルフィド、ポリウレタン、ポリカーボネート、ポリ（メタ）アクリル樹脂、フェノール樹脂、エポキシ樹脂、ポリアリレート、ポリノルボルネン等の有機材料などが挙げられる。これらのなかでも、太陽電池素子３の形成のし易さから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、ポリイミド、ポリ（メタ）アクリル樹脂が好ましく、特に、上述の通り、薄膜太陽電池モジュールの周辺領域を溶融する場合、素子基板４の材料は、ポリエチレンテレフタレート又はポリエチレンナフタレートを用いることが好ましい。
【００６８】
素子基板３の厚さは特段の制限はないが、太陽電池素子を製造する際の張力や加熱に対する耐性を向上させるために、１０μｍ以上であることが好ましく、２０μｍ以上であることがさらに好ましく、３０μｍ以上であることが特に好ましく、一方、フレキシブルな薄膜太陽電池モジュールとする場合、素子基板３の厚さが大きすぎると、薄膜太陽電池モジュールのフレキシブル性が低下するために５００μｍ以下であることが好ましく、４００μｍ以下であることがさらに好ましく、３００μｍ以下であることが特に好ましい。
【００６９】
＜１−３．太陽電池素子４＞
太陽電池素子４は、少なくとも、一対の電極と、該一対の電極間に活性層と、を有して形成される。また、活性層の電極間には、バッファ層を有していてもよい。
【００７０】
なお、薄膜太陽電池モジュール内部に残存する酸素による太陽電池素子の劣化の問題は、上述の通り、活性層とバッファ層の少なくとも一層がフラーレン又はフラーレン誘導体を含有して形成される場合に特に顕著になりうる。従って、本発明は、活性層とバッファ層のうち少なくとも一層がフラーレン又はフラーレン誘導体を含有する場合により有効であり、活性層と電子取り出し層のうち少なくとも一層がフラーレン又はフラーレン誘導体を含有する場合に特に有効となりうる。
【００７１】
＜１−３−１．一対の電極＞
一対の電極は、下部電極及び上部電極により構成され、一対の電極のうち一方の電極は活性層が光を吸収することにより発生する正孔を捕集する機能を有する電極（以下、アノードと称す）であり、他方の電極は、活性層が光を吸収することにより発生する電子を捕集する機能を有する電極である（以下、カソードと称す）。下部電極をアノードとする場合、上部電極をカソードとし、下部電極をカソードとする場合、上部電極をアノードとすることが好ましい。
【００７２】
なお、一対の電極のうち、一方の電極は透明電極であれば、他方の電極は透明電極であってもよいし、非透明電極であってもよい。但し、薄膜太陽電池モジュールを透過型の薄膜太陽電池モジュール、所謂、シースルー型の薄膜太陽電池モジュールとする場合、一対の電極はともに透明電極であることが好ましい。なお、本発明において、透明電極とは、通常６０％以上の可視光線透過率を有する電極を意味するが、変換効率を向上させるためには、透明電極の可視光線透過率は７０％以上であることが好ましく、８０％以上であることがさらに好ましい。一方、上限は特段限定されないが、通常９０％以下である。なお、該電極の可視光線透過率は、上述の素子基板４の可視光線透過率の測定方法と同様の方法により測定することができる。
【００７３】
透明電極は、単層の透明導電層で形成されていてもよいし、透明導電層及び金属層との積層により形成されていてもよく、例えば、透明導電層、金属薄層及び透明導電層が順次形成された積層構造であってもよい。
【００７４】
透明電極層に用いられる材料としては、特段の制限はないが、スズをドープしたインジウム酸化物（ＩＴＯ）、亜鉛をドープしたインジウム酸化物（ＩＺＯ）、タングステンをドープしたインジウム酸化物（ＩＷＯ）、亜鉛とアルミニウムとの酸化物（ＡＺＯ）、酸化インジウム（Ｉｎ2Ｏ3）等である。これらの中でも、スズをドープしたインジウム酸化物（ＩＴＯ）、亜鉛をドープしたインジウム酸化物（ＩＺＯ）、タングステンをドープしたインジウム酸化物（ＩＷＯ）等の非晶質性酸化物を用いることが好ましい。
【００７５】
透明電極を、透明導電層及び金属層の積層構造とする場合、金属層の材料は、特段の制限はなく、例えば、金、白金、銀、アルミニウム、ニッケル、チタン、マグネシウム、カルシウム、バリウム、ナトリウム、クロム、銅、コバルトの等の金属又はその合金が挙げられる。これらのなかでも、金属層を形成する材料は、高い電気伝導性を示すとともに、薄膜における可視光線透過率の高い銀又は銀の合金であることが好ましい。なお、銀の合金としては、硫化又は塩素化の影響を受けにくく薄膜としての安定性を向上させるために、銀と金の合金、銀と銅の合金、銀とパラジウムの合金、銀と銅とパラジウムの合金、銀と白金の合金等が挙げられる。
【００７６】
金属層の膜厚は、透明電極として７０％以上の可視光線透過率を維持できる限りにおいて、特段の制限はなく、１ｎｍ以上であることが好ましく、５ｎｍ以上であることがより好ましく、一方、１５ｎｍ以下であることが好ましく、１０ｎｍ以下であることがより好ましい。この理由は、金属層が薄すぎると、高い導電性を得ることが困難となる場合があり、また、金属層が厚すぎると光透過率が低下して有機太陽電池素子に入射する光量が低下してしまい、変換効率が低下してしまうためである。
【００７７】
非透明電極を用いる場合、特段の制限はないが、例えば、上述したような金属層を厚膜化して形成することにより、非透明電極を形成することができる。
【００７８】
下部電極及び上部電極のそれぞれの厚さは、特段の制限はなく、光学特性及び電気特性を考慮して任意で選択すればよい。なかでも、シート抵抗を抑えるために、下部電極及び上部電極のそれぞれの厚さは、１０ｎｍ以上であることが好ましく、２０ｎｍ以上であることがより好ましく、５０ｎｍ以上であることがさらに好ましく、一方、高い透過率を維持するために、１０μｍ以下であることが好ましく、１μｍ以下であることがより好ましく、５００ｎｍ以下であることがさらに好ましい。
【００７９】
下部電極をアノードとし、上部電極をカソードとする場合、下部電極は上部電極よりも仕事関数の大きい材料を使用することが好ましい。一方、下部電極をカソードとして、上部電極をアノードとする場合、下部電極は上部電極よりも仕事関数の小さい材料により形成することが好ましい。なお、有機太陽電池素子に、後述するような下部バッファ層及び／又は上部バッファ層を設けて仕事関数を調整することにより、下部電極及び上部電極は同じ仕事関数を有する材料により形成することもできる。
【００８０】
下部電極及び上部電極の形成方法は、特段の制限はなく、使用する材料に合わせて公知の方法により形成することができる。例えば、蒸着法、スパッタ法等の真空成膜方法、又はナノ粒子や前駆体を含有するインクを塗布して成膜する湿式成膜法等が挙げられる。
【００８１】
＜１−３−２．活性層＞
活性層の形成材料は特段の制限はないが、本発明は、特に、水や酸素に対して劣化しやすい有機半導体化合物又はペロブスカイト半導体化合物を含有する活性層の場合に特に有効な発明である。
【００８２】
活性層の構成としては、特段の制限はないが、ｐ型の有機半導体化合物を含有する層とｎ型の半導体化合物を含有する層とが積層された薄膜積層型、ｐ型の有機半導体化合物とｎ型の半導体化合物が混合した層（混合層）であるバルクヘテロ型接合型、又はペロブスカイト半導体化合物を含有する層が挙げられる。なお、バルクヘテロ接合型の活性層又はペロブスカイト半導体化合物を含有する活性層は、他にｐ型の半導体化合物を含有する層及び／又はｎ型の半導体化合物を含有する層がさらに積層された構造であってもよい。
【００８３】
ｐ型の有機半導体化合物は、特段の制限はなく、ｐ型の低分子有機半導体化合物、ｐ型の有機半導体オリゴマー、及びｐ型の有機半導体ポリマーが挙げられる。
【００８４】
ｐ型の低分子有機半導体化合物は、特段の制限はないが、テトラベンゾポルフィリン、テトラベンゾ銅ポルフィリン、テトラベンゾ亜鉛ポルフィリン等のポルフィリン化合物；フタロシアニン、銅フタロシアニン、亜鉛フタロシアニン等のフタロシアニン化合物；ナフタロシアニン化合物；テトラセンやペンタセンのポリアセン等が挙げられる。
【００８５】
ｐ型の有機半導体オリゴマーは特段の制限はないが、セキシチオフェン等のオリゴチオフェン又はこれら化合物を骨格として含む誘導体等が挙げられる。
【００８６】
ｐ型の有機半導体ポリマーは、特段の制限はない。例えば、ポリ（３−アルキルチオフェン）などを含むポリチオフェン、ポリフルオレン、ポリフェニレンビニレン、ポリトリアリルアミン、ポリアセチレン、ポリアニリン、ポリピロール、チオフェン環又はチオフェン縮合環を含むポリマー等が挙げられる。より具体的には、国際公開第２０１１／０１６４３０号パンフレット、国際公開第２０１３／１８０２４３号パンフレット、日本国特開２０１２−１９１１９４号公報等に記載されるような公知のｐ型半導体ポリマーが挙げられる。
【００８７】
ｎ型半導体化合物としては、特段の制限はないが、例えば、フラーレン；フラーレン誘導体；８−ヒドロキシキノリンアルミニウムに代表されるキノリノール誘導体金属錯体；ナフタレンテトラカルボン酸ジイミド又はペリレンテトラカルボン酸ジイミド等の縮合環テトラカルボン酸ジイミド類；ペリレンジイミド誘導体、ターピリジン金属錯体、トロポロン金属錯体、フラボノール金属錯体、ペリノン誘導体、ベンズイミダゾール誘導体、ベンズオキサゾール誘導体、チアゾール誘導体、ベンズチアゾール誘導体、ベンゾチアジアゾール誘導体、オキサジアゾール誘導体、チアジアゾール誘導体、トリアゾール誘導体、アルダジン誘導体、ビススチリル誘導体、ピラジン誘導体、フェナントロリン誘導体、キノキサリン誘導体、ベンゾキノリン誘導体、ビピリジン誘導体、ボラン誘導体；アントラセン、ピレン、ナフタセン又はペンタセン等の縮合多環芳香族炭化水素の全フッ化物；単層カーボンナノチューブ、ｎ型ポリマー（ｎ型高分子半導体材料）等が挙げられる。これらのなかでも、フラーレン又はフラーレン誘導体が特に好ましい。フラーレン誘導体としては、特段の制限はないが、メタノフラーレン誘導体、プラトー・フラーレン誘導体、ディールス・アルダー・フラーレン誘導体、ジアゾリン・フラーレン誘導体、ビンゲル・フラーレン誘導体、ケトラクタム・フラーレン誘導体、およびアザフレロイド・フラーレン誘導体が挙げられる。これらの具体的な構造は、例えば、国際公開第２０１１／０１６４３０号、日本国特開２０１２−１９１１９４号公報又は日本国特開２０１１−５０４１６８号公報等の公知文献に記載のものが挙げられる。なお、２種以上のフラーレン誘導体を用いてもよい。なかでも、フラーレン誘導体は、［６，６］−フェニル−Ｃ61−酪酸メチルエステル（［６０］ＰＣＢＭ）、［６，６］−フェニル−Ｃ71−酪酸メチルエステル（［７０］ＰＣＢＭ）、又はこれらの混合物であることが好ましい。
【００８８】
ペロブスカイト半導体化合物は、特段の制限はないが、下記式（１）で表わされる化合物であることが好ましい。
【００８９】
ＡnＭＸ(n+2)  ・・・（１）
【００９０】
式（１）中、ｎは１又は２の整数を表わす。
【００９１】
式（１）中、Ａは１価の有機分子を表す。
【００９２】
１価の有機分子は特段の制限はないが、例えば、メチルアミン、エチルアミン、プロピルアミン、ブチルアミン、ペンチルアミン、ヘキシルアミン、ジメチルアミン、ジメチルアミン、ジプロピルアミンジブチルアミン、ジペンチルアミン、ジヘキシルアミン、トリメチルアミン、トリエチルアミン、トリプロピルアミン、トリブチルアミン、トリペンチルアミン、トリヘキシルアミン、エチルメチルアミン、メチルプロピルアミン、ブチルメチルアミン、メチルペンチルアミン、ヘキシルメチルアミン、エチルプロピルアミン、エチルブチルアミン、イミダゾール、アゾール、ピロール、アジリジン、アジリン、アゼチジン、アゼト、アゾール、イミダゾリン、カルバゾール及びこれらのイオン（例えば、メチルアンモニウム（ＣＨ3ＮＨ3）等）やフェネチルアンモニウム等が挙げられる。なかでも、メチルアミン、エチルアミン、プロピルアミン、ブチルアミン、ペンチルアミン、ヘキシルアミン及びこれらのイオンやフェネチルアンモニウムが好ましく、メチルアミン、エチルアミン、プロピルアミン及びこれらのイオンがより好ましい。
【００９３】
式（１）中、Ｍは２価の金属原子を表す。２価の金属原子は特段の制限はないが、鉛、スズ、亜鉛、チタン、アンチモン、ビスマス、ニッケル、鉄、コバルト、銀、銅、ガリウム、ゲルマニウム、マグネシウム、カルシウム、インジウム、アルミニウム、マンガン、クロム、モリブデン、ユーロピウム等が挙げられる。これらの元素は単独で用いられてもよく、２種以上が併用されてもよい。
【００９４】
式（１）中、Ｘはハロゲン原子又はカルコゲン原子を表す。ハロゲン原子は、特段の制限はないが、例えば、塩素、臭素、ヨウ素、硫黄が挙げられる。また、カルコゲン原子は特段の制限はないが、セレンが挙げられる。これらは単独で用いられてもよく、２種以上が併用されてもよい。
【００９５】
なお、ペロブスカイト半導体化合物の具体例としては、例えば、国際公開第２０１４／０４５０２１号、日本国特開２０１４−４９５９６号公報、日本国特開２０１６−８２００３号公報等に記載のペロブスカイト半導体化合物が挙げられる。
【００９６】
また、活性層がペロブスカイト半導体化合物により形成されている場合、当該化合物を含む層の下に、ＴｉＯ2、Ａｌ2Ｏ3等の多孔質膜が形成されていてもよい。
【００９７】
活性層の膜厚は、特段の制限はないが、通常５０ｎｍ以上、好ましくは１００ｎｍ以上であり、一方、通常１０００ｎｍ以下、好ましくは５００ｎｍ以下である。活性層の膜厚が５０ｎｍ以上であることは、膜の均一性が保たれ、短絡を起こしにくくなるため、好ましい。また、活性層の厚さが１０００ｎｍ以下であることは、内部抵抗が小さくなる点、及び電極間が離れすぎず電荷の拡散が良好となる点で、好ましい。
【００９８】
活性層の形成方法は、特段の制限はく、使用する材料を考慮して、公知の方法により形成することができる。具体的には、蒸着法、スパッタ法等の真空成膜法又は該活性層を形成する化合物又はその前駆体化合物と、溶媒を含有するインクを用いた湿式成膜法により形成することができる。
【００９９】
湿式成膜法としては、特段の制限はなく、スピンコート法、リバースロールコート法、グラビアコート法、キスコート法、ロールブラッシュ法、スプレーコート法、エアナイフコート法、ワイヤーバーバーコート法、パイプドクター法、含浸・コート法、カーテンコート法等が挙げられる。
【０１００】
溶媒は、特段の制限はないが、例えば、ヘキサン、ヘプタン、オクタン、イソオクタン、ノナン、テトラリン若しくはデカン等の脂肪族炭化水素類；トルエン、キシレン、メシチレン、シクロヘキシルベンゼン、クロロベンゼン若しくはオルトジクロロベンゼン等の芳香族炭化水素類；シクロペンタン、シクロヘキサン、メチルシクロヘキサン、シクロヘプタン、シクロオクタン、テトラリン若しくはデカリン等の脂環式炭化水素類；メタノール、エタノール若しくはプロパノール等の低級アルコール類；アセトン、メチルエチルケトン、シクロペンタノン若しくはシクロヘキサノン等の脂肪族ケトン類；アセトフェノン若しくはプロピオフェノン等の芳香族ケトン類；酢酸エチル、酢酸ブチル若しくは乳酸メチル等のエステル類；クロロホルム、塩化メチレン、ジクロロエタン、トリクロロエタン若しくはトリクロロエチレン等のハロゲン炭化水素類；エチルエーテル、テトラヒドロフラン若しくはジオキサン等のエーテル類；又は、ジメチルホルムアミド若しくはジメチルアセトアミド等のアミド類等が挙げられる。なお、溶媒は１種の溶媒を単独で用いてもよいし、任意の２種以上の溶媒を任意の比率で併用してもよい。
【０１０１】
活性層をｐ型の有機半導体化合物を含む層とｎ型の半導体化合物とを含む層の薄膜積層型とする場合、特段の制限はないが、上述のような方法により各層を成膜することにより形成すればよい。また、活性層をバルクヘテロ接合型とする場合、特段の制限はないが、ｐ型の有機半導体化合物と、ｎ型の半導体化合物と、溶媒とを含むインクを作製しておき、該インクを用いて湿式成膜法により形成することが好ましい。
【０１０２】
また、活性層をペロブスカイト半導体化合物により形成する場合、活性層の形成方法は特段の制限はないが、国際公開第２０１４／０４５０２１号、日本国特開２０１４−４９５９６号公報、日本国特開２０１６−８２００３号公報等に記載されるように前駆体となる塗布液を塗布することにより、該活性層を形成することができる。
【０１０３】
＜１−３−３．バッファ層＞
バッファ層とは、活性層からカソードへの電子取り出し効率を向上させる電子取り出し層又は活性層からアノードへの正孔取り出し効率を向上させる正孔取り出し層に分類される。下部電極をアノードとし、上部電極をカソードとする場合、下部バッファ層を正孔取り出し層とし、上部バッファ層を電子取り出し層とすればよい。一方、下部電極をカソードとし、上部電極をアノードとする場合、下部バッファ層を電子取り出し層とし、上部バッファ層を正孔取り出し層とすればよい。
【０１０４】
電子取り出し層の材料は、活性層からカソードへの電子取り出し効率を向上させることができる材料であれば特段の制限はなく、無機化合物又は有機化合物が挙げられる。
【０１０５】
無機化合物の例としては、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ又はＣｓ等のアルカリ金属の塩；酸化チタン（ＴｉＯｘ）や酸化亜鉛（ＺｎＯ）のようなｎ型半導体酸化物等が挙げられる。なかでも、アルカリ金属の塩としては、ＬｉＦ、ＮａＦ、ＫＦ又はＣｓＦのようなフッ化物塩が好ましく、ｎ型半導体酸化物としては、酸化亜鉛（ＺｎＯ）が好ましい。このような材料の動作機構は不明であるが、Ａｌ等で構成されるカソードと組み合わされた際にカソードの仕事関数を小さくし、太陽電池素子内部に印加される電圧を上げる事が考えられる。
【０１０６】
有機化合物の例としては、例えば、トリアリールホスフィンオキシド化合物のようなリン原子と第１６族元素との二重結合を有するホスフィン化合物；バソキュプロイン（ＢＣＰ）又はバソフェナントレン（Ｂｐｈｅｎ）のような、置換基を有してもよく、１位及び１０位がヘテロ原子で置き換えられていてもよいフェナントレン化合物；トリアリールホウ素のようなホウ素化合物；（８−ヒドロキシキノリナト）アルミニウム（Ａｌｑ3）のような有機金属酸化物；オキサジアゾール化合物又はベンゾイミダゾール化合物のような、置換基を有していてもよい１又は２の環構造を有する化合物；ナフタレンテトラカルボン酸無水物（ＮＴＣＤＡ）又はペリレンテトラカルボン酸無水物（ＰＴＣＤＡ）のような、ジカルボン酸無水物のような縮合ジカルボン酸構造を有する芳香族化合物等が挙げられる。
【０１０７】
また、電子取り出し層として、フラーレン又はフラーレン誘導体を用いることもできる。特に、ペロブスカイト半導体化合物を使用する際には、電子取り出し層として、フラーレン又はフラーレン誘導体を用いることが好ましい。フラーレン誘導体としては、特段の制限はないが、メタノフラーレン誘導体、プラトー・フラーレン誘導体、ディールス・アルダー・フラーレン誘導体、ジアゾリン・フラーレン誘導体、ビンゲル・フラーレン誘導体、ケトラクタム・フラーレン誘導体、およびアザフレロイド・フラーレン誘導体が挙げられる。これらの具体的な構造は、例えば、国際公開第２０１１／０１６４３０号、日本国特開２０１２−１９１１９４号公報又は日本国特開２０１１−５０４１６８号公報等の公知文献に記載のものが挙げられる。なお、２種以上のフラーレン誘導体を用いてもよい。なかでも、フラーレン誘導体は、［６，６］−フェニル−Ｃ61−酪酸メチルエステル（［６０］ＰＣＢＭ）、［６，６］−フェニル−Ｃ71−酪酸メチルエステル（［７０］ＰＣＢＭ）、又はこれらの混合物であることが好ましい。
【０１０８】
正孔取り出し層の材料としては、活性層からアノードへの正孔の取り出し効率を向上させることが可能な材料であれば、特段の制限はないが、例えば、ポリチオフェン、ポリピロール、ポリアセチレン、トリフェニレンジアミン又はポリアニリン等に、スルホン酸及び／又はヨウ素等がドーピングされた導電性ポリマー、スルホニル基を置換基に有するポリチオフェン誘導体、アリールアミン等の導電性有機化合物等の導電性化合物；酸化銅、酸化ニッケル、酸化マンガン、酸化モリブデン、酸化バナジウム又は酸化タングステン等の金属酸化物半導体、ナフィオン、後述のｐ型半導体等の半導体化合物；が挙げられる。好ましくは、スルホン酸をドーピングした導電性ポリマーであり、より好ましくは、ポリチオフェン誘導体にポリスチレンスルホン酸をドーピングした（３，４−エチレンジオキシチオフェン）ポリ（スチレンスルホン酸）（ＰＥＤＯＴ：ＰＳＳ）である。
【０１０９】
バッファ層の膜厚は特段の制限はないが、バッファ層材料として半導体化合物を用いる場合、電子又は正孔取り出し効率を向上させるために、１０ｎｍ以上であることが好ましく、３０ｎｍ以上であることがさらに好ましく、５０ｎｍ以上であることが特に好ましく、一方、有機太陽電池素子の内部抵抗を低く保ち、有機太陽電池素子の変換効率を向上させるために、３００ｎｍ以下であることが好ましく、２００ｎｍ以下であることがさらに好ましく、１００ｎｍ以下であることが特に好ましい。一方、バッファ層材料として導電性化合物を用いる場合、電子又は正孔取り出し効率を向上させるために、１０ｎｍ以上であることが好ましく、５０ｎｍ以上であることがさらに好ましく、１００ｎｍ以上であることが特に好ましく、一方、有機太陽電池素子の内部抵抗を低く保ち、有機太陽電池素子の変換効率を向上させるために１０００ｎｍ以下であることが好ましく、７００ｎｍ以下であることがさらに好ましく、５００ｎｍ以下であることが特に好ましい。
【０１１０】
電子取り出し層及び正孔取り出し層の形成方法は特段の制限は無く、使用する材料に合わせて公知の方法により形成することができる。例えば、昇華性を有する材料を用いる場合は蒸着法、スパッタ法等の真空蒸着法により形成することができる。また、溶媒に可溶な材料を用いる場合は、スピンコートやインクジェット等の湿式塗布法等により形成することができる。また、半導体材料を用いる場合は、活性層の低分子有機半導体化合物と同様に、前駆体を用いて層を形成した後に前駆体を半導体化合物に変換してもよい。
＜１−４．集電線７＞
集電線７は、太陽電池素子で発生した電気を外部に取り出すために配線である。具体的には、太陽電池素子４の上部電極及び／又は下部電極に接続することで、太陽電池素子において発電した電気を取り出すことができる。
【０１１１】
集電線の材料としては、金属や合金などが挙げられ、中でも抵抗率の低い銅やアルミ、銀、金、ニッケルなどを用いることが好ましく、銅やアルミが安価であることから、特に好ましい。また、錆防止のため、集電線の周囲をスズや銀などでメッキしたり、表面を樹脂などでコートしてあったり、フィルムをラミネートしてあってもよい。集電線の形状としては、例えば、平角線、箔、平板、ワイヤ状等が挙げられるが、接着面積の確保などの理由から、平角線や、箔、平板状のものを用いることが好ましい。また、集電線を電気取出端子として使用することができるため、平板状であることがより好ましい。  
【０１１２】
なお、本明細書において「箔」は厚みが１００μｍ未満のものをいい、「板」は厚みが１００μｍ以上のものをいう。また「平角線」とは、断面が円形のワイヤを圧延して、断面の形状を四角形にしたものをいう。
【０１１３】
集電線は、導電性を有する限り特段の限定はされないが、接続する上部電極や下部電極よりも抵抗値が低いものが好ましく、特に、上部電極や下部電極より厚さを厚くすることによって、抵抗値を低減させることが好ましい。集電線の厚さとしては、５μｍ以上であることが好ましく、より好ましくは１０μｍ以上である。また、２ｍｍ以下であることが好ましく、より好ましくは１ｍｍ以下、さらに好ましくは５００μｍ以下、特に好ましくは３００μｍ以下である。集電線の厚さが上記下限以上であることで、集電線の抵抗値の上昇を抑制し、発電した電力を効率よく外部に取り出すことができる。また、上記上限以下であることで、薄膜太陽電池モジュールの重量が増加するとともに可撓性が減少したり、薄膜太陽電池モジュール表面に凹凸が発生しやすくなったり、生産コストが増加するなどの問題が生じる恐れがある。
【０１１４】
集電線の幅は、通用０．５ｍｍ以上、好ましくは１ｍｍ以上、より好ましくは２ｍｍ以上であり、通常５０ｍｍ以下、好ましくは２０ｍｍ以下、より好ましくは１０ｍｍ以下である。集電線の幅が上記下限以上であることで、集電線の抵抗値の上昇を抑制し、発電した電力を効率よく取り出すことができる。また、集電線の機械強度を維持し、破断等を抑制することができる。上記上限以下であることで、モジュール全体における開口率を維持し、モジュールの発電量の低下を抑制することができる。  
【０１１５】
なお、集電線を太陽電池素子の電極と接続する方法は特段の制限はなく、公知の方法により接続させればよい。例えば、導電性接着剤、導電性テープ、はんだ等により接続することができ、なかでも導電性接着剤により接続させることが好ましい。導電性接着剤としては、公知のものを使用することができ、例えば、熱可塑性、熱硬化性等の導電性接着剤を使用することができる。
【０１１６】
なお、薄膜太陽電池モジュールは図２の構成に限定されず、薄膜太陽電池モジュールとして機能する限りにおいて、その構成に特段の制限はない。例えば、保護フィルム８及び保護フィルム９の構成は同じであってもよいし、異なっていてもよい。また、バリア層１及び封止層２から構成される保護フィルム８を設けない構成であってもよい。このような構成の場合、素子基板３にバリア材層に該当する無機層を積層させてバリア性能を高めることが好ましい。なお、無機層は特段の制限はないが、上述の＜１−１−１．バリア層（１、６）＞の項目において挙げた無機層を用いることができる。この場合、保護フィルム９の４０℃、９０％ＲＨ環境下における水蒸気透過率が１×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上、１×１０-3ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下であることが好ましい。
【０１１７】
＜２．薄膜太陽電池モジュールの製造方法＞
本実施態様に係る薄膜太陽電池モジュールの製造方法は、特段の制限はなく、上記構成が得られる限り、任意の方法で形成することができる。例えば、素子基板３上に太陽電池素子４を形成する工程、及び太陽電池素子４が形成された素子基板３を封止する封止工程により薄膜太陽電池モジュールを製造することができる。
【０１１８】
＜２−１．素子基板３上に太陽電池素子４を形成する工程＞
素子基板３上に太陽電池素子４を形成する方法は特段の制限はない、上述の＜１−３．太陽電池素子４＞で説明したように、太陽電池素子３を構成する各層を順次積層させて形成することができる。
【０１１９】
太陽電池素子４を構成する各層は、枚葉式で形成してもよいし、ロール・ツー・ロール方式で形成してもよい。但し、生産性を向上させるためには、ロール・ツー・ロール方式により各層又は少なくとも一部の層を形成することが好ましい。
【０１２０】
なお、薄膜太陽電池モジュールは、１つの太陽電池素子により構成されていてもよいし、直列に接続された複数の太陽電池素子により構成されていてもよい。さらには、直列に接続された複数の太陽電池素子を複数有し、それらが互いに並列接続された構成であってもよい。薄膜太陽電池モジュールが、複数の太陽電池素子が直列に接続された構成とする場合、各層を成膜した後に、公知のレーザ―スクライブ法等を用いて直列化構造を形成すればよい。
【０１２１】
＜２−２．太陽電池素子３の封止工程＞
太陽電池素子４及び素子基板３を封止するためには、バリア層１、６それぞれに封止層を形成する樹脂組成物を塗布、又はシート状の樹脂組成物を重ねて積層体を形成し、該積層体の樹脂組成物が設けられた側が、太陽電池素子４及び素子基板３側になるように重ねて公知の方法により貼り合わせて封止すればよい。なお、封止方法は、特段の制限はなく、真空ラミネートやロールラミネートといった公知の方法により行えばよい。
【実施例】
【０１２２】
本発明を実施例によって更に具体的に説明するが、本発明はその要旨を超えない限り、以下の実施例の記載に限定されるものではない。
【０１２３】
なお、以下の実施例に記載のバリアフィルム、及び薄膜太陽電池モジュールの水蒸気透過率、酸素透過率の測定、並びに、薄膜太陽電池モジュールの変換効率の測定は下記の方法により行った。
【０１２４】
＜保護フィルムの水蒸気透過率の測定方法＞
バリアフィルムを１００ｍｍ各のサイズに切出し、温度４０℃、湿度９０％ＲＨの条件で、Ｔｅｃｈｎｏｌｏｘ社製の水蒸気透過率測定装置、ＤＥＬＴＡＰＥＲＭを使用して、差圧法に基づいて２回測定した平均値を算出した。
【０１２５】
＜保護フィルムの酸素透過率の測定方法＞
保護フィルムを１００ｍｍ各のサイズに切出し、温度４０℃、湿度０％の条件で、ＭＯＣＯＮ社製の酸素透過率測定装置、ＯＸＴＲＡＮを使用して、ＪＩＳ  Ｋ  ７１２６−２に記載の方法（等圧法）に基づいて２回測定した平均値を算出した。
【０１２６】
＜薄膜太陽電池モジュールの変換効率の測定方法＞
薄膜太陽電池モジュールにソーラシュミレーター（分光計器社製）でＡＭ１．５Ｇ条件にて光を照射して（照射強度１０００Ｗ／ｃｍ2）、得られた電流・電圧曲線から、エネルギー変換効率（ＰＣＥ）を求めた。
【０１２７】
＜実施例１：薄膜太陽電池モジュールの作製＞
【０１２８】
太陽電池素子基板として用意したポリエチレンナフタレートフィルム（帝人デュポンフィルム社製Ｑ６５、厚さ１００μｍ）の片面に、スパッタリング法により、厚さ５０ｎｍの第１の酸化インジウム層、厚さ８ｎｍの銀層、厚さ３０ｎｍの第２の酸化インジウム層をこの順に積層して、下部電極を形成した。
【０１２９】
次に、下部電極の上に、日本国特開２０１５−１２７４０８号公報に記載された方法により、電子取り出し層として、厚さ５０ｎｍの酸化亜鉛層を形成した。
【０１３０】
次に、酸化亜鉛層上に、厚さ３２０ｎｍの活性層を形成した。具体的には、高分子有機半導体とフェニルＣ６１フラーレン酪酸メチルエステル（ＰＣＢＭ）を重量比１：２．５で含む混合物を、６質量％となるように有機溶媒に溶解させた溶液を用いて塗布により形成した。
【０１３１】
次に、活性層上に、正孔取り出し層として、厚さ４００ｎｍのＰＥＤＯＴ：ＰＳＳ層を形成した。具体的には、ＰＥＤＯＴ：ＰＳＳ層は、ＰＥＤＯＴ：ＰＳＳ分散液を超音波分散した後、９６時間放置し、その後、ドクターブレード法で活性層上に塗布し、窒素雰囲気化１４５℃、３０分間乾燥して形成した。
【０１３２】
次に、正孔取り出し層上に、スパッタリング法により厚さ８ｎｍの銀層、及び厚さ４０ｎｍの酸化インジウム層をこの順に積層して、上部電極を形成した。こうして、太陽電池素子基板上に太陽電池素子を作製した。
【０１３３】
次に、導電性熱硬化樹脂組成物付集電線（デグセリアルズ社製  ＤＴ１０１Ｃ４、（導電性粒子としてニッケル粒子を含むエポキシ系導電性硬化樹脂、硬化温度１２０℃）１５μｍ＋銅箔３５μｍ厚、幅４ｍｍ）を設置した。
【０１３４】
次に、厚み５０μｍのポリエチレンテレフタレート基材の一方の面にウレタンアクリレート３μｍを塗布、硬化させた。そのウレタンアクリレート膜上に厚さ２００ｎｍのＳｉＯ2をスパッタリングして、バリアフィルムＡを作成した。作成したバリアフィルム１の４０℃、９０％ＲＨ環境下における水蒸気透過率及び４０℃、湿度０％の環境下における酸素透過率はそれぞれ、５×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ、８×１０-3ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍであった。続いて、作成したバリアフィルムＡに封止層として厚み５０μｍのオレフィン樹脂（クラボウ社製クランベター）を積層した積層体を２つ作製した。
【０１３５】
次に、下から順に、バリアフィルムＡ、封止層、素子基板、太陽電池素子、封止層、バリアフィルムＡとなるように上記の方法により作製した積層体、太陽電池素子及び太陽電池基板を重ねて、真空ラミネーター（ＮＰＣ社製、ＮＬＭ−２７０×４００）に投入した。最初にラミネーター内部を減圧下で１５分間保持した後、積層体を大気圧で圧着状態としつつ１２０℃で１０分間保持し、その後すぐに室温下まで冷却し、図２に示される薄膜太陽電池モジュールを得た。なお、保護フィルムに該当する封止層及びバリアフィルムＡの積層体の４０℃、９０％ＲＨ環境下における水蒸気透過率及び４０℃、湿度０％の環境下における酸素透過率は、ともにバリアフィルムＡに依存しており、それぞれ、５×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ、８×１０-3ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍであった。
【０１３６】
得られた薄膜太陽電池モジュールの初期の変換効率を測定した。また、薄膜太陽電池モジュールの耐久性を検討するために、薄膜太陽電池モジュールを６５℃、８５％ＲＨ環境下に保持した恒温槽に静置し、６００時間経過後の変換効率を測定し、下記の式によりモジュール耐久性を評価した。得られた結果を表１に示す。
【０１３７】
＜モジュール耐久性の判断基準＞
下記式で算出される変換効率の維持率に応じて判定した。
変換効率の維持率＝（６５℃、８５％ＲＨ、６００時間経過後の変換効率）／（初期の変換効率）×１００
○：変換効率の維持率が９０％以上
△：変換効率の維持率が８０％以上、９０％未満
×：変換効率の維持率が８０％未満
【０１３８】
＜比較例１：薄膜太陽電池モジュールの作製＞
バリアフィルムＡを以下の有機、無機の多層バリア膜（バリアフィルムＢ）に変更した以外は、実施例１と同様の方法により薄膜太陽電池モジュールを作製し、同様の評価を行った。
【０１３９】
ポリエチレンナフタレートフィルム（帝人デュポンフィルム社製Ｑ６５、厚さ１００μｍ）の一方の面に、ダイセルサイテック社製ＥＢ−３７０２を１４質量部と、チバ・スペシャルティ・ケミカルズ社製重合開始剤であるＩＲＧＣＵＲＥ９０７を１質量部、２−ブタノン１８５質量部からなる組成物を塗布し、紫外線硬化により厚さ４００ｎｍの有機ポリマー層を得た。次に、この有機ポリマー層の表面に厚さ３５ｎｍとなるようにＡｌ2Ｏ3を真空スパッタにより製膜し、Ａｌ2Ｏ3の無機層を形成した。同様の方法で、Ａｌ2Ｏ3層上に有機ポリマー４００ｎｍおよびＡｌ2Ｏ3を順に製膜し、有機化合物及び無機化合物の多層バリア膜を有するバリアフィルムＢを作成した。作成したバリアフィルムＢの４０℃９０％ＲＨの環境下における水蒸気透過率及び４０℃、湿度０％の環境下における酸素透過率はそれぞれ、８×１０-5ｇ／ｍ2／ｄａｙ、５×１０-3ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍであった。また、保護フィルムに該当する封止層及びバリアフィルムＢの積層体の４０℃、９０％ＲＨの環境下における水蒸気透過率及び４０℃、湿度０％の環境下における酸素透過率は、ともにバリアフィルムＢに依存しており、それぞれ、８×１０-5ｇ／ｍ2／ｄａｙ、５×１０-3ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍであった。
【０１４０】
＜比較例２：薄膜太陽電池モジュールの作製＞
バリアフィルムＡを三菱樹脂製のＶＩＥＷ−ＢＡＲＲＩＥＲ、ＶＤＫ３ＤＡ（バリアフィルムＣ、４０℃、９０％ＲＨの環境下における水蒸気透過率５×１０-3ｇ／ｍ2／ｄａｙ）に変更した以外は、実施例１と同様の方法により薄膜太陽電池モジュールを作製し、同様の評価を行った。得られた結果を表１に示す。なお、保護フィルムに該当する封止層及びバリアフィルムＣの積層体の４０℃、９０％ＲＨ環境下における水蒸気透過率及び４０℃、湿度０％の環境下における酸素透過率は、それぞれ、バリアフィルムＣに依存しており、５×１０-3ｇ／ｍ2／ｄａｙ、１×１０-2ｃｃ／ｍ2／ｄａｙ／ａｔｍであった。
【０１４１】
【表１】
2018137409.tif 000003
【０１４２】
実施例１の薄膜太陽電池モジュールにおいては、６５℃、８５％ＲＨ環境下で６００時間経過した後の変換効率の維持率が高く、初期と同様の発電性能を有することが分かる。一方、比較例１、２の薄膜太陽電池モジュールにおいては、６００時間経過後の変換効率の維持率が低く、初期から変換効率が低下していることが分かる。実施例１の薄膜太陽電池モジュールに使用したバリアフィルムは水蒸気透過率が４０℃、９０％ＲＨ環境下１×１０-3ｇ／ｍ2／ｄａｙ以上、１×１０-4ｇ／ｍ2／ｄａｙ以下の範囲にあり、高温高湿環境において少量の水分が薄膜太陽電池モジュール内部に浸入することにより、酸素を起因とする太陽電池素子の劣化が改善されたと考えられる。
【符号の説明】
【０１４３】
１、６    バリアフィルム
２、５    封止層
３        素子基板
４        太陽電池素子
７        集電線
８、９    保護フィルム
【図１】
2018137409.tif 000004
【図２】
2018137409.tif 000005