(57)【要約】      （修正有）【課題】周縁領域に位置する薄膜太陽電池セルの剥離を抑制することが可能な薄膜太陽電池モジュールおよび薄膜太陽電池モジュールの製造方法を提供する。【解決手段】集積セルストリング１１０の周縁領域における表面透明電極層２のヘイズ率が、集積セルストリング１１０の中心領域における表面透明電極層２のヘイズ率よりも高く、集積セルストリング１１０の周縁領域における白色封止材７の厚さが、集積セルストリング１１０の中心領域における白色封止材７の厚さよりも薄い薄膜太陽電池モジュールとその製造方法である。【選択図】図１
2013138143.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
透光性絶縁基板と、
前記透光性絶縁基板上に設けられた集積セルストリングと、
前記集積セルストリング上に設けられた白色封止材と、を備え、
前記集積セルストリングは、前記透光性絶縁基板に接する表面透明電極層を有する薄膜太陽電池セルの複数が直列接続されてなり、
前記集積セルストリングの周縁領域における前記表面透明電極層のヘイズ率が、前記集積セルストリングの中心領域における前記表面透明電極層のヘイズ率よりも高く、
前記集積セルストリングの前記周縁領域における前記白色封止材の厚さが、前記集積セルストリングの前記中心領域における前記白色封止材の厚さよりも薄い、薄膜太陽電池モジュール。
【請求項２】
前記集積セルストリングの前記中心領域に対応する前記表面透明電極層の波長５５０ｎｍの光に対する前記ヘイズ率の最小値が６％以上である、請求項１に記載の薄膜太陽電池モジュール。
【請求項３】
前記透光性絶縁基板の表面の面積が１ｍ2以上である、請求項１または２に記載の薄膜太陽電池モジュール。
【請求項４】
透光性絶縁基板上に集積セルストリングを形成する工程と、
前記透光性絶縁基板と白色封止材との間に前記集積セルストリングを封止する工程と、を含み、
前記集積セルストリングは、前記透光性絶縁基板に接する表面透明電極層を有する薄膜太陽電池セルの複数が直列接続されてなり、
前記集積セルストリングの周縁領域における前記表面透明電極層のヘイズ率が、前記集積セルストリングの中心領域における前記表面透明電極層のヘイズ率よりも高く、
前記集積セルストリングを封止する工程において、前記集積セルストリングは、前記集積セルストリングの前記周縁領域における前記白色封止材の厚さが、前記集積セルストリングの前記中心領域における前記白色封止材の厚さよりも薄くなるように封止される、薄膜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、薄膜太陽電池モジュールおよび薄膜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、クリーンエネルギー源として太陽電池モジュールが急速に普及しつつある。一般に、最も普及している太陽電池モジュールは、結晶シリコン太陽電池セルなどの結晶系の太陽電池セルを用いたものであるが、資源面での制約がより少なく、かつ発電コストの削減を見込めることから、近年、薄膜半導体を用いた薄膜系の薄膜太陽電池セルを用いた薄膜太陽電池モジュールの開発が盛んに行なわれている。
【０００３】
従来の薄膜太陽電池セルは、一般に、ガラスなどの透光性絶縁基板上に、順に積層された、表面透明電極層と、ｐ型薄膜半導体層、ｉ型薄膜半導体層およびｎ型薄膜半導体層で構成される１つ以上の薄膜半導体光電変換ユニットと、裏面電極層とを含んでいる。近年最も開発が行なわれている薄膜太陽電池セルは、シリコンを主成分とするものであり、非晶質シリコン系、結晶質シリコン系、および両者を積層して直列に重ねたタンデム系などが実用化されている。
【０００４】
上記の薄膜半導体光電変換ユニットの厚さの大部分は、実質的に真性の半導体層であるｉ型薄膜半導体層によって占められ、光電変換作用は主としてこのｉ型薄膜半導体層内で生じる。したがって、光電変換層であるｉ型薄膜半導体層の膜厚は、光吸収のためには厚い方が好ましいが、必要以上に厚くした場合には、その堆積のためのコストと時間とが増大することになる。
【０００５】
この問題を解決する方法として、たとえば特許文献１には、裏面電極層を酸化亜鉛（ＺｎＯ）などの裏面透明導電層と銀（Ａｇ）などの高反射金属層との２層を用いて、薄膜半導体光電変換ユニットを透過した光を薄膜半導体光電変換ユニットに再入射させる方法、および入射光側の表面透明電極層や裏面電極層に凹凸を設けて光を拡散させ、光路長を長くすることによって、吸収量を増加させる方法などが記載されている。
【０００６】
また、特許文献２には、裏面電極層として、透明酸化物導電層と白色封止材からなる裏面反射層とを用いて発電効率の高い薄膜太陽電池モジュールが得られることが記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】特開２００１−７３６１号公報
【特許文献２】米国特許出願公開第２００５／０１７２９９７号明細書
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
しかしながら、従来の薄膜太陽電池セルを用いた薄膜太陽電池モジュールにおいては、周縁領域に位置する薄膜太陽電池セルが、中心領域に位置する薄膜太陽電池セルと比べて剥離しやすいという問題もあった。
【０００９】
上記の事情に鑑みて、本発明の目的は、周縁領域に位置する薄膜太陽電池セルの剥離を抑制することが可能な薄膜太陽電池モジュールおよび薄膜太陽電池モジュールの製造方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
本発明は、透光性絶縁基板と、透光性絶縁基板上に設けられた集積セルストリングと、集積セルストリング上に設けられた白色封止材と、を備え、集積セルストリングは、透光性絶縁基板に接する表面透明電極層を有する薄膜太陽電池セルの複数が直列接続されてなり、集積セルストリングの周縁領域における表面透明電極層のヘイズ率が、集積セルストリングの中心領域における表面透明電極層のヘイズ率よりも高く、集積セルストリングの周縁領域における白色封止材の厚さが、集積セルストリングの中心領域における白色封止材の厚さよりも薄い薄膜太陽電池モジュールである。
【００１１】
ここで、本発明の薄膜太陽電池モジュールにおいては、集積セルストリングの中心領域に対応する表面透明電極層の波長５５０ｎｍの光に対するヘイズ率の最小値が６％以上であることが好ましい。
【００１２】
また、本発明の薄膜太陽電池モジュールにおいては、透光性絶縁基板の表面の面積は１ｍ2以上であることが好ましい。
【００１３】
さらに、本発明は、透光性絶縁基板上に集積セルストリングを形成する工程と、透光性絶縁基板と白色封止材との間に集積セルストリングを封止する工程と、を含み、集積セルストリングは、透光性絶縁基板に接する表面透明電極層を有する薄膜太陽電池セルの複数が直列接続されてなり、集積セルストリングの周縁領域における表面透明電極層のヘイズ率が、集積セルストリングの中心領域における表面透明電極層のヘイズ率よりも高く、集積セルストリングを封止する工程において、集積セルストリングは、集積セルストリングの周縁領域における白色封止材の厚さが、集積セルストリングの中心領域における白色封止材の厚さよりも薄くなるように封止される薄膜太陽電池モジュールの製造方法である。
【発明の効果】
【００１４】
本発明によれば、周縁領域に位置する薄膜太陽電池セルの剥離を抑制することが可能な薄膜太陽電池モジュールおよび薄膜太陽電池モジュールの製造方法を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールの模式的な断面図である。
【図２】図１のＩＩ−ＩＩに沿った模式的な断面図である。
【図３】実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールの製造方法の一例の製造工程の一部について図解する模式的な断面図である。
【図４】実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールの製造方法の一例の製造工程の他の一部について図解する模式的な断面図である。
【図５】実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールの製造方法の一例の製造工程の他の一部について図解する模式的な断面図である。
【図６】実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールの製造方法の一例の製造工程の他の一部について図解する模式的な断面図である。
【図７】実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールの製造方法の一例の製造工程の他の一部について図解する模式的な断面図である。
【図８】実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールの製造方法の一例の製造工程の他の一部について図解する模式的な断面図である。
【図９】実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールの製造方法の一例の製造工程の他の一部について図解する模式的な平面図である。
【図１０】実施の形態２の薄膜太陽電池モジュールの模式的な断面図である。
【図１１】実施例１において形成した酸化亜鉛膜からなる表面透明電極層の波長５５０ｎｍの光に対するヘイズ率を示す図である。
【図１２】実施例１の薄膜太陽電池モジュールの中心領域と周縁領域に配置された薄膜太陽電池セルを図解するための模式的な平面図である。
【図１３】実施例１で用いられた白色封止材をガラス基板上にラミネートして硬化させたサンプルの白色封止材の厚さとガラス基板側から測定した反射率との関係を示す図である。
【図１４】実施例１で用いられた白色封止材の厚さを様々に変更してガラス基板上にラミネートして硬化させたサンプルに対して、様々な波長の光を照射したときの反射率を示す図である。
【図１５】比較例１の薄膜太陽電池モジュールの表面透明電極層の面内のヘイズ率と薄膜太陽電池セルのボトムセルの短絡電流密度との関係を示す図である。
【図１６】比較例１の薄膜太陽電池モジュールの白色封止材の厚さと、特定の薄膜太陽電池セルのトップセルの短絡電流密度およびボトムセルの短絡電流密度との関係を示す図である。
【図１７】実施例１および比較例１の薄膜太陽電池モジュールの薄膜太陽電池セルの段数と短絡電流密度との関係を示す図である。
【図１８】ヘイズ率を説明するための模式図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
以下、本発明の実施の形態について説明する。なお、本発明の図面において、同一の参照符号は、同一部分または相当部分を表わすものとする。
【００１７】
＜実施の形態１＞
図１に、実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールの模式的な断面図を示す。図１に示すように、実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールは、透光性絶縁基板１と、透光性絶縁基板１上に設けられた集積セルストリング１１０と、集積セルストリング１１０上に設けられた白色封止材７と、白色封止材７上に設けられた裏面保護材８と、透光性絶縁基板１の周縁に取り付けられたフレーム９と、を備えている。
【００１８】
図２に、図１のＩＩ−ＩＩに沿った模式的な断面図を示す。図２に示すように、集積セルストリング１１０は、透光性絶縁基板１に接する表面透明電極層２を有する薄膜太陽電池セル１０７の複数が直列接続されることによって構成されている。個々の薄膜太陽電池セル１０７は、第１分離溝１０２によって分離された表面透明電極層２と、第１分離溝１０２によって分離された個々の表面透明電極層２上に、薄膜半導体光電変換ユニット４と、裏面透明電極層６と、がこの順に積層された構造を有している。なお、図２においては、説明の便宜のため、裏面保護材８については図示していない。
【００１９】
薄膜半導体光電変換ユニット４は、第２分離溝１０４によって分離されており、第２分離溝１０４を埋め込んだ裏面透明電極層６が、隣り合う他の薄膜太陽電池セル１０７の表面透明電極層２と電気的に接続することによって、隣り合う薄膜太陽電池セル１０７同士が順次直列接続されている。
【００２０】
個々の薄膜太陽電池セル１０７は、第３分離溝１０６によって分離されており、第３分離溝１０６には、絶縁性の白色封止材７が埋め込まれている。
【００２１】
上記の構造を有する実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールにおいては、透光性絶縁基板１側から太陽光などの光が入射光として入射し、薄膜半導体光電変換ユニット４で吸収されてキャリアが発生する。そして、薄膜半導体光電変換ユニット４で発生したキャリアは、表面側の表面透明電極層２と、裏面側の裏面透明電極層６とから、電流として取り出される。なお、裏面透明電極層６には、バスバー（図示せず）が形成されており、バスバーには出力取り出し用のリード線（図示せず）が接続されている。さらに、リード線は、端子ボックスを介して外部に取り出されている。
【００２２】
実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールにおいては、集積セルストリング１１０の周縁領域における白色封止材７の厚さが、集積セルストリング１１０の中心領域における白色封止材７の厚さよりも薄くなっている。
【００２３】
これは、本発明者が鋭意検討した結果、薄膜太陽電池モジュールの集積セルストリング１１０の中心領域に配置されている薄膜太陽電池１０７よりも、周縁領域に配置されている薄膜太陽電池１０７の方が剥離しやすく、集積セルストリング１１０の周縁領域における白色封止材７の厚さを集積セルストリング１１０の中心領域における白色封止材７の厚さよりも薄くすることによって、このような周縁領域に配置されている薄膜太陽電池１０７の剥離を抑制できることを見い出したことによるものである。
【００２４】
また、本発明者が鋭意検討した結果、表面透明電極層２の表面の周縁領域のヘイズ率が中心領域のヘイズ率よりも高い場合に剥離抑制効果が最も大きくなる。しかし、このときヘイズ率の高低によって、集積セルストリング内の薄膜太陽電池セル間の電流密度にばらつきが生じることが判明した。薄膜太陽電池モジュール全体の電流密度は、集積セルストリング１１０内の薄膜太陽電池セル１０７の最も小さい電流密度に律速されるため、集積セルストリング１１０内の薄膜太陽電池セル１０７の電流密度はなるべく同一であることが好ましい。
【００２５】
そして、表面透明電極層２のヘイズ率が低い中心領域に対応する白色封止材７の厚さよりも、表面透明電極層２のヘイズ率が高い周縁領域に対応する白色封止材７の厚さを薄くすることによって、集積セルストリング１１０内の薄膜太陽電池セル１０７の電流密度のばらつきを低減することができ、薄膜太陽電池モジュール全体の電流密度の低下を抑制することができる。
【００２６】
すなわち、表面透明電極層２の面内のヘイズ率が低い場合には、透光性絶縁基板１側から入射してきた光が表面透明電極層２で散乱および／または屈折される割合が小さいため、薄膜半導体光電変換ユニット４を通過する距離（光路長）を十分に伸ばすことができないことから、薄膜半導体光電変換ユニット４で吸収されることなく、透過してしまう割合が大きい。そのため、表面透明電極層２のヘイズ率が低い中心領域に対応する白色封止材７の領域では、表面透明電極層２のヘイズ率が高い周縁領域に対応する白色封止材７の領域と比べて、白色封止材７の厚さを厚くすることによって、白色封止材７側に透過してきた光の薄膜半導体光電変換ユニット４側への反射率が上がる。これにより、中心領域の薄膜半導体光電変換ユニット４に入射する光量が増大して、中心領域に配置された薄膜太陽電池セル１０７の電流密度が増大する。
【００２７】
なお、本明細書において、「ヘイズ率」とは、たとえば図１８の模式図に示すように、透光性絶縁基板１および表面透明電極層２を透過してきた入射光２１の全光線透過光（Ｔｔ）２２中の拡散透過光（Ｔｄ）２３の割合で、ヘイズ率（％）＝１００×Ｔｄ／Ｔｔの式で表わされ、ヘイズ率が高いほど光の拡散する割合が高いことを意味する。
【００２８】
また、本明細書において、表面透明電極層２のヘイズ率が低い中心領域に対応する白色封止材７の領域とは、表面透明電極層２の面内の中心領域から、表面透明電極層２の表面に対して、垂直方向に位置する白色封止材７の領域を意味する。また、表面透明電極層２のヘイズ率が高い周縁領域に対応する白色封止材７の領域とは、表面透明電極層２の面内の周縁領域から、表面透明電極層２の表面に対して、垂直方向に位置する白色封止材７の領域を意味する。
【００２９】
また、本明細書において、白色封止材７の厚さは、白色封止材７が設けられている面に対して垂直方向の厚さを意味する。
【００３０】
また、集積セルストリング１１０の中心領域に対応する表面透明電極層２の波長５５０ｎｍの光に対するヘイズ率の最小値は６％以上であることが好ましい。この場合には、表面透明電極層２の表面に凹凸を形成して太陽電池モジュールとしたときの表面透明電極層２の剥離が発生しにくくなり、表面透明電極層２の表面の凹凸で光を散乱させて、より多くの光を薄膜半導体光電変換ユニット４に到達させることができる。
【００３１】
以下、図３〜図９を参照して、実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールの製造方法の一例について説明する。まず、図３の模式的断面図に示すように、透光性絶縁基板１上に表面透明電極層２を形成する。
【００３２】
透光性絶縁基板１としては、たとえば、透光性および絶縁性を有する板状のガラス基板、ポリイミド樹脂などの透明樹脂を含む樹脂基板、またはこれらの基板の複数を積層した基板などを用いることができる。また、表面透明電極層２としては、たとえば酸化錫膜、ＩＴＯ（Indium  Tin  Oxide）膜、酸化亜鉛膜、若しくはこれらの膜に微量の不純物を添加した膜の単層またはこれらを複数重ね合わせた複数層などを用いることができる。表面透明電極層２は、光を多く透過させることができるとともに良好な導電性を有することが望ましい。表面透明電極層２が複数層から構成される場合には、すべての層が同一の材料から形成されていてもよく、少なくとも１層が他と異なる材料から形成されていてもよい。
【００３３】
透光性絶縁基板１上に表面透明電極層２を形成する方法は、特に限定されないが、たとえばＣＶＤ（Chemical  Vapor  Deposition）法またはスパッタ法などを用いることができる。
【００３４】
また、表面透明電極層２の表面にはたとえば図１に示すような凹凸が形成されていることが好ましい。表面透明電極層２の表面に凹凸が形成されていることによって、透光性絶縁基板１側から入射した入射光を散乱および／または屈折させて光路長を伸ばすことができ、薄膜半導体光電変換ユニット４における光閉じ込め効果を高めることができるため短絡電流密度を増大させることができる。表面透明電極層２の表面に凹凸を形成する方法としては、たとえば、エッチング法やサンドブラストのような機械加工による方法、または表面透明電極層２の結晶成長を利用する方法などを用いることができる。
【００３５】
表面透明電極層２の表面に凹凸が形成されている場合には、表面透明電極層２のヘイズ率は、表面透明電極層２の製造条件によって、周縁領域で高く、中心領域で低くすることができる。
【００３６】
また、表面透明電極層２の面内におけるヘイズ率を周縁領域で高く、中心領域で低くする方法としては、表面透明電極層２の表面をたとえばドライエッチングすることなども挙げることができる。たとえば、所望のヘイズ率よりも大きなヘイズ率を有する酸化亜鉛膜を表面透明電極層２として透光性絶縁基板１上に形成し、たとえばアルゴンガスや窒素ガスをＲＩＥ（反応性イオンエッチング）装置に導入して表面透明電極層２の表面のドライエッチングを行なう。このとき、ヘイズ率の高い周縁領域ではエッチングレートを小さくし、ヘイズ率の低い中心領域ではエッチングレートを大きくすることによって、表面透明電極層２の面内に所望のヘイズ率のばらつきを形成することができる。
【００３７】
エッチングレートを変更する方法としては、たとえば、ヘイズ率の高い周縁領域ではヘイズ率の低い中心領域よりもプラズマ放電密度を小さくする方法、またはヘイズ率の高い周縁領域ではヘイズ率の低い中心領域よりもカソードとアノードと間のギャップを小さくする方法などがある。
【００３８】
また、表面透明電極層２が、表面透明電極層２の面内において、ヘイズ率が周縁領域で高く、中心領域で低くなるようなばらつきを有している場合には、たとえば、表面透明電極層２の表面を上記のように処理して、ヘイズ率のばらつきを形成しなくてもよい。
【００３９】
次に、図４の模式的断面図に示すように、透光性絶縁基板１上の表面透明電極層２を分離する第１分離溝１０２を形成する。
【００４０】
第１分離溝１０２の形成方法は、特に限定されないが、たとえばレーザスクライブ法により表面透明電極層２の一部を除去する方法などを用いることができる。第１分離溝１０２の形成のためのレーザスクライブ法に用いられるレーザ光としては、たとえばＹＡＧ（イットリウム・アルミニウム・ガーネット）レーザ光の基本波（波長１０６４ｎｍ）などを好適に用いることができる。
【００４１】
次に、図５の模式的断面図に示すように、表面透明電極層２上に薄膜半導体光電変換ユニット４を形成する。このとき、表面透明電極層２を分離する第１分離溝１０２が薄膜半導体光電変換ユニット４によって埋め込まれることになる。
【００４２】
薄膜半導体光電変換ユニット４としては、たとえば、透光性絶縁基板１側から、非晶質シリコン光電変換ユニットと、微結晶シリコン光電変換ユニットとをこの順に積層した積層体などを用いることができる。
【００４３】
非晶質シリコン光電変換ユニットは、たとえば、表面透明電極層２側から、第１のｐ型半導体層と、第１のｉ型半導体層と、第１のｎ型半導体層とがこの順に積層された積層体から構成することができる。
【００４４】
第１のｐ型半導体層としては、たとえば、ｐ型非晶質シリコン層、ｐ型微結晶シリコン層、ｐ型非晶質炭化シリコン層、またはｐ型非晶質窒化シリコン層などのｐ型層の単層またはこれらを複数重ね合わせた複数層を用いることができる。第１のｐ型半導体層が複数層から構成される場合には、すべての層が同一の半導体材料から形成されていてもよく、少なくとも１層が他と異なる半導体材料から形成されていてもよい。第１のｐ型半導体層にドープされるｐ型不純物元素としては、たとえばボロンなどを用いることができる。
【００４５】
第１のｉ型半導体層としては、たとえば、非晶質シリコン層の単層または複数層などを用いることができる。第１のｉ型半導体層は、ｐ型不純物元素およびｎ型不純物元素のいずれもドープされない真性半導体であるが、第１のｐ型半導体層との界面近傍および第１のｎ型半導体層との界面近傍ではそれぞれｐ型不純物元素およびｎ型不純物元素が第１のｉ型半導体層中に微量に含まれる場合がある。また、第１のｉ型半導体層のバンドギャップを制御するために、炭素、ゲルマニウム等の元素を積極的に添加した非晶質炭化シリコン、非晶質シリコンゲルマニウム等を用いることもできる。
【００４６】
第１のｎ型半導体層としては、たとえば、ｎ型非晶質シリコン層、またはｎ型微結晶シリコン層などのｎ型層の単層またはこれらを複数重ね合わせた複数層などを用いることができる。第１のｎ型半導体層が複数層から構成される場合には、すべての層が同一の半導体材料から形成されていてもよく、少なくとも１層が他と異なる半導体材料から形成されていてもよい。第１のｎ型半導体層にドープされるｎ型不純物元素としては、たとえばリンなどを用いることができる。
【００４７】
なお、第１のｐ型半導体層および第１のｎ型半導体層としては、第１のｉ型半導体層と同一の半導体材料を用いてもよく、異なる半導体材料を用いてもよい。たとえば、第１のｐ型半導体層および第１のｉ型半導体層にそれぞれｐ型非晶質シリコン層およびｉ型非晶質シリコン層を用いるとともに、第１のｎ型半導体層にｎ型微結晶シリコン層を用いてもよい。また、たとえば、第１のｐ型半導体層にｐ型非晶質炭化シリコン層を用い、第１のｉ型半導体層に非晶質シリコン層を用い、第１のｎ型半導体層にｎ型微結晶シリコン層を用いてもよい。
【００４８】
また、本明細書において、「非晶質シリコン」は「水素化非晶質シリコン」を含む概念であり、「微結晶シリコン」は「水素化微結晶シリコン」を含む概念である。
【００４９】
微結晶シリコン光電変換ユニットは、非晶質シリコン光電変換ユニット側から、第２のｐ型半導体層と、第２のｉ型半導体層と、第２のｎ型半導体層とがこの順に積層された積層体から構成することができる。
【００５０】
第２のｐ型半導体層としては、たとえば、ｐ型微結晶シリコン層、ｐ型微結晶炭化シリコン層、またはｐ型微結晶窒化シリコン層などのｐ型層の単層またはこれらを複数重ね合わせた複数層を用いることができる。第２のｐ型半導体層が複数層から構成される場合には、すべての層が同一の半導体材料から形成されていてもよく、少なくとも１層が他と異なる半導体材料から形成されていてもよい。第２のｐ型半導体層にドープされるｐ型不純物元素としては、たとえばボロンなどを用いることができる。
【００５１】
第２のｉ型半導体層としては、たとえば、微結晶シリコン層の単層または複数層などを用いることができる。第２のｉ型半導体層は、ｐ型不純物元素およびｎ型不純物元素のいずれもドープされない真性半導体層であるが、第２のｐ型半導体層との界面近傍および第２のｎ型半導体層との界面近傍では、それぞれｐ型不純物元素およびｎ型不純物元素が第２のｉ型半導体層中に微量に含まれる場合がある。
【００５２】
第２のｎ型半導体層としては、たとえば、ｎ型非晶質シリコン層、またはｎ型微結晶シリコン層などのｎ型層の単層またはこれらを複数重ね合わせた複数層などを用いることができる。第２のｎ型半導体層が複数層から構成される場合には、すべての層が同一の半導体材料から形成されていてもよく、少なくとも１層が他と異なる半導体材料から形成されていてもよい。第２のｎ型半導体層にドープされるｎ型不純物元素としては、たとえばリンなどを用いることができる。
【００５３】
なお、第２のｐ型半導体層および第２のｎ型半導体層としては、第２のｉ型半導体層と同一の半導体材料を用いてもよく、異なる半導体材料を用いてもよい。また、第２のｐ型半導体層および第２のｎ型半導体層についてもそれぞれ、互いに同一の半導体材料を用いてもよく、異なる半導体材料を用いてもよい。
【００５４】
薄膜半導体光電変換ユニット４の形成方法は、特に限定されないが、たとえばプラズマＣＶＤ法などを用いることができる。
【００５５】
次に、図６の模式的断面図に示すように、薄膜半導体光電変換ユニット４を分離する第２分離溝１０４を形成する。
【００５６】
第２分離溝１０４の形成方法は、特に限定されないが、たとえばレーザスクライブ法により薄膜半導体光電変換ユニット４の一部を除去する方法などを用いることができる。第２分離溝１０４の形成のためのレーザスクライブ法に用いられるレーザ光としては、たとえばＹＡＧレーザ光の第２高調波（波長５３２ｎｍ）などを好適に用いることができる。
【００５７】
次に、図７の模式的断面図に示すように、薄膜半導体光電変換ユニット４上に裏面透明電極層６を形成する。このとき、薄膜半導体光電変換ユニット４を分離する第２分離溝１０４が裏面透明電極層６によって埋め込まれることになる。
【００５８】
裏面透明電極層６としては、たとえば酸化錫膜、ＩＴＯ膜、酸化亜鉛膜、若しくはこれらの膜に微量の不純物を添加した膜の単層またはこれらを複数重ね合わせた複数層などの光を透過させることができるとともに導電性である膜を用いることができる。裏面透明電極層６が複数層から構成される場合には、すべての層が同一の材料から形成されていてもよく、少なくとも１層が他と異なる材料から形成されていてもよい。
【００５９】
次に、図８の模式的断面図に示すように、薄膜半導体光電変換ユニット４および裏面透明電極層６を分離する第３分離溝１０６を形成する。これにより、個々の薄膜太陽電池セル１０７に分離されるとともに、透光性絶縁基板１上において隣り合う薄膜太陽電池セル１０７同士が直列接続された集積セルストリング１１０が形成される。
【００６０】
第３分離溝１０６の形成方法は、特に限定されないが、たとえばレーザスクライブ法により薄膜半導体光電変換ユニット４および裏面透明電極層６のそれぞれの一部を除去する方法などを用いることができる。第３分離溝１０６の形成のためのレーザスクライブ法に用いられるレーザ光としては、たとえばＹＡＧレーザ光の第２高調波（波長５３２ｎｍ）などを好適に用いることができる。
【００６１】
次に、図９の模式的平面図に示すように、集積セルストリング１１０の周縁を取り囲む周縁分離溝１０８を形成するとともに、直列接続された薄膜太陽電池セル１０７同士をさらに分離する第４分離溝１０９を形成する。
【００６２】
周縁分離溝１０８および第４分離溝１０９の形成方法は、特に限定されないが、たとえば、レーザスクライブ法またはブラスト加工法などによって、表面透明電極層２、薄膜半導体光電変換ユニット４および裏面透明電極層６の一部をそれぞれ除去する方法などを用いることができる。なお、レーザスクライブ法を用いて周縁分離溝１０８および第４分離溝１０９を形成する場合のレーザ光としては、たとえばＹＡＧレーザ光の基本波（波長１０６４ｎｍ）などを好適に用いることができる。
【００６３】
次に、図９に示すように、第４分離溝１０９で分離された集積セルストリング１１０の両端の薄膜太陽電池セル１０７の裏面透明電極層６にそれぞれバスバー電極１４を取り付けた後、バスバー電極１４に出力取り出し用のリード線（図示せず）を取り付ける。
【００６４】
その後、透光性絶縁基板１と白色封止材７との間に集積セルストリング１１０を封止する。集積セルストリング１１０の封止は、たとえば以下のようにして行なうことができる。まず、図２に示すように裏面透明電極層６上に白色封止材７を設置し、その後、白色封止材７上に裏面保護材８を設置する。次に、裏面保護材８の設置後の透光性絶縁基板１を真空ラミネート装置内に設置し、裏面保護材８と透光性絶縁基板１との間を脱気しながら加圧および加熱する。その後、白色封止材７を冷却することにより、透光性絶縁基板１と白色封止材７との間に集積セルストリング１１０を封止することができる。なお、裏面保護材８としては、たとえばガラス基板、ＰＥＴ樹脂フィルムまたはフッ素樹脂フィルムなどを用いることができる。
【００６５】
ここで、集積セルストリング１１０の封止は、集積セルストリング１１０の周縁領域における白色封止材７の厚さが、集積セルストリング１１０の中心領域における白色封止材７の厚さよりも薄くなるようにして行なわれる。
【００６６】
集積セルストリング１１０の封止は、より具体的には、たとえば以下の（i）または（ii）のいずれかの方法、あるいは（i）および（ii）を組み合わせた方法により行なうことができる。
【００６７】
（i）集積セルストリング１１０の中心領域に設置された白色封止材７よりも薄くなるように、集積セルストリング１１０の周縁領域に白色封止材７を設置して、集積セルストリング１１０の封止を行なう。
【００６８】
（ii）集積セルストリング１１０の中心領域に設置された白色封止材７よりも、集積セルストリング１１０の周縁領域に設置された白色封止材７の方がラミネート時の加熱温度が高くなるように加熱して、集積セルストリング１１０の封止を行なう。
【００６９】
白色封止材７としては、目視にて白色または略白色である絶縁材料を用いることができ、たとえば、酸化チタンおよび／若しくは酸化亜鉛などの誘電体微粒子を添加した、ＥＶＡ（エチレンビニルアセテート）、ＰＶＢ（ポリビニルブチラール）、アイオノマー樹脂、またはこれらの同等物などを用いることができる。なかでも、白色封止材７としては、酸化チタンおよび／若しくは酸化亜鉛などの誘電体微粒子を添加した、ＰＶＢまたはアイオノマー樹脂を用いることが好ましい。
【００７０】
なお、ＰＶＢの一例としては、たとえば、（株）クラレ製の「TROSIFOL(R)  SOLAR  PVBフィルム  R40」、またはＤｕｐｏｎ社製の「DuponTM PV5200 Series」などを挙げることができる。
【００７１】
白色封止材７は、集積セルストリング１１０を封止することができる封止材を兼ねることもできるが、白色封止材７とは別の封止材を白色封止材７上に設置して、集積セルストリング１１０の封止を行なってもよい。このような封止材としては、たとえば、ＥＶＡおよび／またはアイオノマー樹脂などを用いることができる。
【００７２】
次に、出力取り出し用のリード線を端子ボックスを介して外部に取り出し、その後、透光性絶縁基板１の周縁にたとえばアルミニウムなどからなるフレーム９を取り付けることによって、実施の形態１の薄膜太陽電池モジュールを作製することができる。
【００７３】
＜実施の形態２＞
図１０に、実施の形態２の薄膜太陽電池モジュールの模式的な断面図を示す。実施の形態２の薄膜太陽電池モジュールは、フレーム９を用いることなく、透光性絶縁基板１と裏面保護材８との間に、集積セルストリング１１０および白色封止材７を設置している点に特徴がある。
【００７４】
実施の形態２の薄膜太陽電池モジュールにおいても、集積セルストリング１１０の周縁領域における白色封止材７の厚さが、集積セルストリング１１０の中心領域における白色封止材７の厚さよりも薄くなっている。
【００７５】
また、表面透明電極層２の面内のヘイズ率が、周縁領域で高く、中心領域で低くなっており、表面透明電極層２のヘイズ率が低い中心領域に対応する白色封止材７の厚さよりも表面透明電極層２のヘイズ率が高い周縁領域に対応する白色封止材７の厚さが薄くなっており、表面透明電極層２のヘイズ率が高い周縁領域に対応する白色封止材７の厚さよりも表面透明電極層２のヘイズ率が低い中心領域に対応する白色封止材７の厚さが厚くなっている。
【００７６】
したがって、実施の形態２の薄膜太陽電池モジュールにおいても、集積セルストリング１１０の周縁領域に配置されている薄膜太陽電池セル１０７の剥離を抑制することができ、かつ薄膜太陽電池モジュールの全体の電流密度の低下を抑制することができる。
【００７７】
なお、実施の形態２における上記以外の説明は実施の形態１と同様であるため、その説明については省略する。
【実施例】
【００７８】
＜実施例１＞
まず、図３に示すように、長辺長さ１３００ｍｍ×短辺長さ１０００ｍｍの大きさの矩形表面を有し、厚さ３．２ｍｍの無アルカリガラスのガラス基板からなる透光性絶縁基板１の当該矩形表面上に面内平均厚さが１．８μｍの酸化亜鉛膜からなる表面透明電極層２がＣＶＤ法により予め形成されたものを用意した。
【００７９】
次に、酸化亜鉛膜からなる表面透明電極層２の面内の周縁領域のヘイズ率が中心領域のヘイズ率よりも高くなるように表面透明電極層２の表面をドライエッチングすることによって、表面透明電極層２の表面に凹凸を形成した。
【００８０】
次に、上記のようにして形成した表面透明電極層２の波長５５０ｎｍの光に対するヘイズ率を日本分光株式会社製の紫外可視分光光度計により、全光線透過光（Ｔｔ）および拡散透過光（Ｔｄ）を測定し、ヘイズ率（％）＝１００×Ｔｄ／Ｔｔの式によって求めた。その結果を図１１に示す。図１１の縦軸はヘイズ率（％）を示し、図１１のＡ〜Ｅは短辺側の１０００ｍｍを示し、図１１のＥ〜Ｙは長辺側の１３００ｍｍを示す。また、図１１においては、斜線の種類によって、ヘイズ率の高さが分類されている。
【００８１】
図１１に示すように、上記の表面透明電極層２については、表面透明電極層２の面内の周縁領域のヘイズ率が中心領域のヘイズ率よりも高くなっていることが確認された。
【００８２】
次に、図４に示すように、ＹＡＧレーザ光の基本波（波長１０６４ｎｍ）を直線状に移動させながら、表面透明電極層２に照射することによって、表面透明電極層２の一部を除去して、表面透明電極層２を直線状に分離する第１分離溝１０２を形成した。
【００８３】
次に、図５に示すように、表面透明電極層２上に薄膜半導体光電変換ユニット４を積層した。ここで、薄膜半導体光電変換ユニット４は、以下のようにして作製した。
【００８４】
まず、上記のヘイズ率のばらつきを有する表面透明電極層２を備えた透光性絶縁基板１をプラズマＣＶＤ装置の成膜室内に設置し、プラズマＣＶＤ装置の成膜室の内部の圧力が０．１Ｐａとなるまで成膜室内のガスを排気した後、成膜室内にＨ2ガス、ＳｉＨ4ガス、Ｂ2Ｈ6ガスおよびＣＨ4ガスを導入して、プラズマＣＶＤ法により酸化亜鉛膜の表面上にｐ型非晶質炭化シリコン層を形成した。
【００８５】
次に、成膜室内へのガスの導入を停止し、成膜室の内部の圧力が０．１Ｐａとなるまで成膜室中のガスを排気した後、成膜室内にＨ2ガスおよびＳｉＨ4ガスを導入して、プラズマＣＶＤ法によりｐ型非晶質炭化シリコン層の表面上にノンドープｉ型非晶質シリコン層を形成した。
【００８６】
次に、成膜室内へのガスの導入を停止し、成膜室の内部の圧力が０．１Ｐａとなるまで成膜室内のガスを排気した後、成膜室内にＨ2ガス、ＳｉＨ4ガスおよびＰＨ3ガスを導入して、プラズマＣＶＤ法によりノンドープｉ型非晶質シリコン層の表面上にｎ型非晶質シリコン層を形成した後に、Ｈ2／ＳｉＨ4流量比（（Ｈ2の流量）／（ＳｉＨ4の流量））が高くなるようにＨ2ガスの流量およびＳｉＨ4ガスの流量を変更して、同じくプラズマＣＶＤ法によりｎ型非晶質シリコン層の表面上にｎ型微結晶シリコン層を形成した。
【００８７】
上記のようにして、上記の酸化亜鉛膜の表面上に、ｐ型非晶質炭化シリコン層、ノンドープｉ型非晶質シリコン層、ｎ型非晶質シリコン層およびｎ型微結晶シリコン層の積層体からなるトップセルである非晶質シリコン光電変換ユニットを形成した。
【００８８】
次に、成膜室内へのガスの導入を停止し、成膜室の内部の圧力が０．１Ｐａとなるまで成膜室中のガスを排気した後、成膜室内にＨ2ガス、ＳｉＨ4ガスおよびＢ2Ｈ6ガスを導入して、プラズマＣＶＤ法によりｎ型微結晶シリコン層の表面上にｐ型微結晶シリコン層を形成した。
【００８９】
次に、成膜室内へのガスの導入を停止し、成膜室の内部の圧力が０．１Ｐａとなるまで成膜室内のガスを排気した後、成膜室内にＨ2ガスおよびＳｉＨ4ガスを導入して、プラズマＣＶＤ法によりｐ型微結晶シリコン層の表面上にノンドープｉ型微結晶シリコン層を形成した。
【００９０】
次に、成膜室内へのガスの導入を停止し、成膜室の内部の圧力が０．１Ｐａとなるまで成膜室内のガスを排気した後、成膜室内にＨ2ガス、ＳｉＨ4ガスおよびＰＨ3ガスを導入して、プラズマＣＶＤ法によりノンドープ微結晶シリコン層の表面上にｎ型非晶質シリコン層を形成した後に、Ｈ2／ＳｉＨ4流量比（（Ｈ2の流量）／（ＳｉＨ4の流量））が高くなるようにＨ2ガスの流量およびＳｉＨ4ガスの流量を変更して、プラズマＣＶＤ法によりｎ型非晶質シリコン層の表面上にｎ型微結晶シリコン層を形成した。
【００９１】
上記のようにして作製したｐ型微結晶シリコン層、ノンドープｉ型微結晶シリコン層、ｎ型非晶質シリコン層およびｎ型微結晶シリコン層の積層体からなるボトムセルである微結晶シリコン光電変換ユニットを形成した。
【００９２】
以上により、上記のヘイズ率のばらつきを有する表面透明電極層２上に、表面透明電極層２側から、非晶質シリコン光電変換ユニットからなるトップセルおよび微結晶シリコン光電変換ユニットからなるボトムセルがこの順に積層された薄膜半導体光電変換ユニット４を形成した。
【００９３】
次に、図６に示すように、ＹＡＧレーザ光の第２高調波（波長５３２ｎｍ）を直線状に移動させながら、薄膜半導体光電変換ユニット４に照射することによって、薄膜半導体光電変換ユニット４の一部を除去して、薄膜半導体光電変換ユニット４を直線状に分離する第２分離溝１０４を形成した。
【００９４】
次に、薄膜半導体光電変換ユニット４の形成後の透光性絶縁基板１をプラズマＣＶＤ装置から取り出してマグネトロンスパッタリング装置内に設置し、マグネトロンスパッタリング法によって、図７に示すように、薄膜半導体光電変換ユニット４の表面上に酸化亜鉛層からなる裏面透明電極層６を形成した。
【００９５】
次に、図８に示すように、ＹＡＧレーザ光の第２高調波（波長５３２ｎｍ）を直線状に移動させながら、裏面透明電極層６に照射することによって、薄膜半導体光電変換ユニット４および裏面透明電極層６のそれぞれの一部を除去して、薄膜半導体光電変換ユニット４および裏面透明電極層６を直線状に分離する第３分離溝１０６を形成した。これにより、薄膜太陽電池セル１０７に分離されるとともに、透光性絶縁基板１上において隣り合う薄膜太陽電池セル１０７同士が直列接続された集積セルストリング１１０を形成した。
【００９６】
次に、図９に示すように、ＹＡＧレーザ光の基本波（波長１０６４ｎｍ）を移動させながら、裏面透明電極層６に照射することによって、裏面透明電極層６、薄膜半導体光電変換ユニット４および表面透明電極層２のそれぞれの一部を除去して、集積セルストリング１１０の周縁を取り囲む周縁分離溝１０８を形成するとともに、直列接続された薄膜太陽電池セル１０７同士を分離する第４分離溝１０９を形成した。第４分離溝１０９の形成により、集積セルストリング１１０は、９０段の薄膜太陽電池セル１０７が順次直列接続された構成とされた。なお、図９では、説明の便宜のため、９０段の薄膜太陽電池セル１０７のすべてが示されているわけではない。
【００９７】
次に、図１２に示す中心領域に配置された薄膜太陽電池セル１０７ａでは厚くなり、周縁領域に配置された薄膜太陽電池セル１０７ｂでは薄くなるように白色封止材７を設置した。白色封止材７としては、Ｄｕｐｏｎ社製の「DuponTM PV5200 Series」を用いた。なお、中心領域に配置された薄膜太陽電池セル１０７ａは、直列接続された薄膜太陽電池セル１０７同士を分離する第４分離溝１０９のうち透光性絶縁基板１の中心に最も近い第４分離溝１０９ａに垂直に交わり、かつ透光性絶縁基板１の中心を通る仮想線１１１を含む若しくは仮想線１１１に最も近い位置に配置された薄膜太陽電池セルである。また、周縁領域に配置された薄膜太陽電池セル１０７ｂは、透光性絶縁基板１の周縁に最も近い位置に配置された薄膜太陽電池セルである。なお、図１２においては、説明の便宜のため、中心領域に配置された薄膜太陽電池セル１０７ａおよび周縁領域に配置された薄膜太陽電池セル１０７ｂは、それぞれ、その一部のみを図示しており、すべてを図示していない。
【００９８】
ここで、上記の白色封止材７をガラス基板上にラミネートして硬化させたサンプルを作製し、当該サンプルの白色封止材７の厚さとガラス基板側から測定した反射率との関係を調査した。その結果を図１３に示す。なお、図１３の縦軸は、波長９００ｎｍの光に対する反射率（％）を示し、図１３の横軸は、白色封止材７の厚さ（ｍｍ）を示している。
【００９９】
図１３に示すように、白色封止材７の厚さが厚くなるとともに反射率が高くなり、白色封止材７の厚さが１ｍｍであるときには９８％の反射率を有することが確認された。
【０１００】
図１４に、上記のサンプルの白色封止材７の厚さを、それぞれ０．７３４ｍｍ、０．３３８ｍおよび０．２８８ｍｍとし、波長を様々に変化させて白色封止材７に光を照射したときの反射率を示す。図１４の縦軸は、反射率（％）を示し、図１４の横軸は、白色封止材７に照射された光の波長（ｎｍ）を示している。また、図１４の実線、破線および１点鎖線は、それぞれ、厚さ０．７３４ｍｍ、０．３３８ｍおよび０．２８８ｍｍの白色封止材７の反射率の変化を示している。
【０１０１】
図１４に示すように、波長６００ｎｍ〜１２００ｎｍの範囲の光に対しては、白色封止材の厚さが厚くなるほど、白色封止材の反射率が高くなることが確認された。
【０１０２】
次に、白色封止材７上にＰＥＴ樹脂フィルムからなる裏面保護材８を設置して、裏面保護材８が設置された後の透光性絶縁基板１を真空ラミネート装置内に設置した。そして、透光性絶縁基板１と裏面保護材８との間を脱気しながら加圧および加熱することによって、透光性絶縁基板１と裏面保護材８との間の白色封止材７で薄膜半導体光電変換ユニット４を封止した。
【０１０３】
その後、出力取り出し用のリード線を端子ボックスを介して外部に取り出し、その後、図１に示すように、透光性絶縁基板１の周縁にたとえばアルミニウムなどからなるフレーム９を取り付けることによって、実施例１の薄膜太陽電池モジュールを作製した。
【０１０４】
＜実施例２＞
フレーム９を取り付けなかったこと、および裏面保護材８としてガラス基板を用いたこと以外は実施例１と同様にして、実施例２の薄膜太陽電池モジュールを作製した。
【０１０５】
＜比較例１＞
比較のため、白色封止材７の厚さを均一にしたこと以外は実施例１と同様にして、比較例１の薄膜太陽電池モジュールを作製した。
【０１０６】
上記のようにして作製した比較例１の薄膜太陽電池モジュールの透光性絶縁基板１側からソーラーシミュレータを用いて擬似太陽光（ＡＭ１．５、エネルギ密度１００ｍＷ／ｃｍ2）を照射し、波長５５０ｎｍの光に対する表面透明電極層２の面内のヘイズ率がそれぞれ１３．５％、３０．６％および３４．１％に対応する位置に配置された薄膜太陽電池セル１０７のボトムセルの短絡電流密度を測定した。その結果を図１５に示す。
【０１０７】
なお、図１５の横線は、１３．５％、３０．６％および３４．１％のそれぞれのヘイズ率に対応する位置に配置された薄膜太陽電池セル１０７のボトムセルの短絡電流密度の平均値を示している。また、図１５の縦軸は、表面透明電極層２の面内のヘイズ率が１３．５％に対応する位置に配置された薄膜太陽電池セル１０７のボトムセルの短絡電流密度の平均値を１としたときのボトムセルの短絡電流密度の相対値を示し、図１５の横軸は、表面透明電極層２の面内のヘイズ率を示している。
【０１０８】
図１５に示すように、表面透明電極層２の面内のヘイズ率が大きい領域に対応する位置に配置された薄膜太陽電池セル１０７の方が、ボトムセルの短絡電流密度が大きくなることが確認された。
【０１０９】
次に、比較例１の薄膜太陽電池モジュールの白色封止材７の厚さを均一にそれぞれ０．２８８ｍｍ、０．３３８ｍｍおよび０．７３４ｍｍとして、透光性絶縁基板１側からソーラーシミュレータを用いて擬似太陽光（ＡＭ１．５、エネルギ密度１００ｍＷ／ｃｍ2）を照射したときの特定の薄膜太陽電池セル１０７のトップセルの短絡電流密度およびボトムセルの短絡電流密度を測定した。その結果を図１６に示す。
【０１１０】
なお、図１６において、菱形のマークがトップセルの短絡電流密度を示し、正方形のマークがボトムセルの短絡電流密度を示している。また、図１６の縦軸は、白色封止材７の厚さが０．２８８ｍｍであるときのトップセルおよびボトムセルの短絡電流密度を１としたときのトップセルおよびボトムセルの短絡電流密度の相対値を示している。また、図１６の横軸は、白色封止材７の厚さを示している。
【０１１１】
図１６に示すように、白色封止材７の厚さの増大に伴ってボトムセルの短絡電流密度は向上したが、トップセルの短絡電流密度はボトムセルほど向上しないことが確認された。
【０１１２】
＜比較例２＞
フレーム９を取り付けなかったこと、および裏面保護材８としてガラス基板を用いたこと以外は比較例１と同様にして、比較例２の薄膜太陽電池モジュールを作製した。
【０１１３】
＜剥離性の評価＞
実施例１、実施例２、比較例１および比較例２の薄膜太陽電池モジュールの周縁領域に配置された薄膜太陽電池セルの高温高湿試験前の剥離の有無、および高温高湿試験後の剥離の有無を目視により確認した。
【０１１４】
表１に、実施例１、実施例２、比較例１および比較例２のそれぞれの薄膜太陽電池モジュールの周縁領域に配置された薄膜太陽電池セルの高温高湿試験前の剥離の有無を示し、表２に、実施例１、実施例２、比較例１および比較例２のそれぞれの薄膜太陽電池モジュールの周縁領域に配置された薄膜太陽電池セルの高温高湿試験後の剥離の有無を示す。
【０１１５】
なお、薄膜太陽電池セルの剥離の有無は、実施例１、実施例２、比較例１および比較例２の薄膜太陽電池モジュールの複数個の周縁領域のうち、少なくとも１つの周縁領域で１０ｍｍ以上の膜剥離が観察された場合に剥離有りと判断した。また、表１および表２においては、剥離の有無が百分率（％）で示されている。
【０１１６】
また、高温高湿試験は、「ＪＩＳ  Ｃ８９９１：２０１１の１０．１３  高温高湿試験」に基づき、試験温度：８５℃±２℃、相対湿度：（８５±５）％の試験槽に、実施例１、実施例２、比較例１および比較例２の薄膜太陽電池モジュールをそれぞれ１０００時間放置し、高温高湿試験前後の薄膜太陽電池セルの剥離の有無を目視により確認することにより行なった。
【０１１７】
【表１】
2013138143.tif 000003
【０１１８】
【表２】
2013138143.tif 000004
【０１１９】
表１に示すように、高温高湿試験前においては、実施例１、実施例２、比較例１および比較例２のいずれにおいても、薄膜太陽電池モジュールの周縁領域に配置された薄膜太陽電池セルの高温高湿試験前の剥離は見られなかった。
【０１２０】
しかしながら、表２に示すように、高温高湿試験後においては、実施例１および実施例２の薄膜太陽電池モジュールでは周縁領域に配置された薄膜太陽電池セルの剥離は見られなかったが、比較例１の薄膜太陽電池モジュールでは２５％の周縁領域において、比較例２の薄膜太陽電池モジュールでは３７．５％の周縁領域において、それぞれ、薄膜太陽電池セルの剥離が見られた。
【０１２１】
以上の結果から、集積セルストリングの周縁領域における白色封止材の厚さを集積セルストリングの中心領域における白色封止材の厚さよりも薄くすることによって、周縁領域に配置された薄膜太陽電池セルの剥離を有効に抑制できることが確認された。
【０１２２】
＜電流密度の評価＞
次に、上記の実施例１および比較例１の薄膜太陽電池モジュールに対して、それぞれ、透光性絶縁基板１側からソーラーシミュレータを用いて擬似太陽光（ＡＭ１．５、エネルギ密度１００ｍＷ／ｃｍ2）を照射したときの第１段目、第２２段目、第４５段目、第６９段目および第９０段目の各薄膜太陽電池セル１０７の短絡電流密度を測定した。その結果を図１７に示す。
【０１２３】
なお、図１７において、菱形のマークが比較例１の薄膜太陽電池モジュールの各薄膜太陽電池セル１０７の短絡電流密度を示し、正方形のマークが実施例１の薄膜太陽電池モジュールの各薄膜太陽電池セル１０７の短絡電流密度を示している。また、図１７の縦軸は、比較例１の薄膜太陽電池モジュールの第４５段目の薄膜太陽電池セル１０７の短絡電流密度を１としたときの各薄膜太陽電池セル１０７の短絡電流密度の相対値を示している。また、図１７の横軸は、短絡電流密度が測定された薄膜太陽電池セル１０７の段数を示している。
【０１２４】
図１７に示すように、実施例１の薄膜太陽電池モジュールにおいては、比較例１の薄膜太陽電池モジュールと比べて、各薄膜太陽電池セル１０７の短絡電流密度のばらつきが低減できていることが確認された。また、集積セルストリング１１０の発電効率は、実施例１の方が比較例１と比べて０．３３％向上していることが確認された。これらは、白色封止材７の厚さを厚くすることにより、表面透明電極層２の面内のヘイズ率が低い中心領域の薄膜太陽電池セル１０７の電流密度が増加したためであると考えられる。
【０１２５】
以上のように本発明の実施の形態および実施例について説明を行なったが、上述の各実施の形態および各実施例の構成を適宜組み合わせることも当初から予定している。
【０１２６】
今回開示された実施の形態および実施例はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
【産業上の利用可能性】
【０１２７】
本発明は、薄膜太陽電池モジュールおよび薄膜太陽電池モジュールの製造方法に利用することができる。
【符号の説明】
【０１２８】
１  透光性絶縁基板、２  表面透明電極層、４  薄膜半導体光電変換ユニット、６  裏面透明電極層、７  白色封止材、８  裏面保護材、９  フレーム、１４  バスバー電極、２１  入射光、２２  全光線透過光、２３  拡散透過光、１０２  第１分離溝、１０４  第２分離溝、１０６  第３分離溝、１０７，１０７ａ，１０７ｂ  薄膜太陽電池セル、１０８  周縁分離溝、１０９，１０９ａ  第４分離溝、１１０  集積セルストリング、１１１  仮想線。
【図１】
2013138143.tif 000005
【図２】
2013138143.tif 000006
【図３】
2013138143.tif 000007
【図４】
2013138143.tif 000008
【図５】
2013138143.tif 000009
【図６】
2013138143.tif 000010
【図７】
2013138143.tif 000011
【図８】
2013138143.tif 000012
【図９】
2013138143.tif 000013
【図１０】
2013138143.tif 000014
【図１１】
2013138143.tif 000015
【図１２】
2013138143.tif 000016
【図１３】
2013138143.tif 000017
【図１４】
2013138143.tif 000018
【図１５】
2013138143.tif 000019
【図１６】
2013138143.tif 000020
【図１７】
2013138143.tif 000021
【図１８】
2013138143.tif 000022