(57)【要約】      （修正有）【課題】受光面の色、特に受光面の色相及び受光面の明度の少なくとも１つが異なる２種以上の太陽電池モジュールを備えた、信頼性の高い太陽光発電パネルの提供。【解決手段】受光面の色相及び受光面の明度のうちの少なくとも１つが異なる２種以上の太陽電池モジュールを備え、２種以上の太陽電池モジュールの動作電流及び動作電圧のうちの少なくとも１つの最大値はその最小値の１．０５倍以下である太陽光発電パネル。前記２種以上の太陽電池モジュールでは、前記光電変換層の層構造を変更することにより動作電流を調整するか、又は内部抵抗を変更することにより動作電圧を調整する太陽光発電パネル。【選択図】図４
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
受光面の色相及び前記受光面の明度のうちの少なくとも１つが異なる２種以上の太陽電池モジュールを備えた太陽光発電パネルであって、
前記２種以上の太陽電池モジュールの動作電流及び動作電圧のうちの少なくとも１つの最大値はその最小値の１．０５倍以下である太陽光発電パネル。
【請求項２】
前記２種以上の太陽電池モジュールのそれぞれは、多孔質半導体層と前記多孔質半導体層に吸着された色素とを含む光電変換層を有し、
前記２種以上の太陽電池モジュールでは、前記光電変換層の層構造及び前記太陽電池モジュールの内部抵抗のうちの少なくとも１つが異なる請求項１に記載の太陽光発電パネル。
【請求項３】
前記２種以上の太陽電池モジュールのそれぞれは、多孔質半導体層と前記多孔質半導体層に吸着された色素とを含む光電変換層を有し、
前記２種以上の太陽電池モジュールでは、前記光電変換層の層構造を変更することにより動作電流が調整される請求項１又は２に記載の太陽光発電パネル。
【請求項４】
前記２種以上の太陽電池モジュールのそれぞれでは、内部抵抗を変更することにより動作電圧が調整される請求項１又は２に記載の太陽光発電パネル。
【請求項５】
前記２種以上の太陽電池モジュールが複数、配列されることによって文字、記号及び図形のうちの少なくとも１つがパネル表面に形成された請求項１〜４のいずれかに記載の太陽光パネル。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、受光面の色、特に受光面の色相及び受光面の明度のうちの少なくとも１つが異なる２種以上の太陽電池モジュールを備えた太陽光発電パネルに関する。なお、本明細書において受光面の色相と受光面の明度との両方を指す場合には「受光面の色」と記す。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電パネルの受光面（太陽光を受ける面）に特定の文字、記号又は図形のパターン等の意匠性を持たせることは、太陽光発電パネルの付加価値を高める上で極めて重要である。例えば、屋根等に設けられる電力用太陽光発電パネルにおいては、文字等を受光面に入れることにより広告塔の役目を発揮する。また、携帯用電子機器に設けられる民生用太陽光発電パネルにおいては、文字又は絵柄等を受光面に入れることにより商品の付加価値を上げることができる。そのため、特許文献１（特開２００６−１７９３８０号公報）には、受光面に色を持つ２種類以上の太陽電池モジュールを特定の文字、記号又は図形のパターンを形成するようにモザイク状に並べて太陽光発電パネルを構成することが記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２００６−１７９３８０号公報
【特許文献２】特開２０１２−２５６４７０号公報（特許第５１１８２３３号）
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
太陽電池モジュールでは、受光面の色、特に受光面の色相又は受光面の明度が異なると、特性（例えば動作電流又は動作電圧）が異なる。特性の異なる太陽電池モジュール同士を接続すると、太陽光発電パネルに逆電流が流れることがあり、長期的な視点では太陽光発電パネルの特性が低下する。すなわち、太陽光発電パネルの信頼性が低下する。
【０００５】
このような不具合の発生を防止するためには、特性が同一である太陽電池モジュール同士を接続すれば良い。しかし、太陽電池モジュールを配列して特定の文字、記号又は図形を形成する場合には、受光面の色が同一である太陽電池モジュール同士を接続するための配線が煩雑となることがある。また、太陽電池モジュールを設置した後に、太陽電池モジュールの配列を変更して文字、記号又は図形を変更することが困難となることがある。さらに、太陽電池モジュールの特性ごとにインバーターが必要となるので、２個以上のインバーターが必要となる。
【０００６】
本発明は、かかる点に鑑みてなされたものであり、その目的は、受光面の色、特に受光面の色相及び受光面の明度の少なくとも１つが異なる２種以上の太陽電池モジュールを備えた太陽光発電パネルの信頼性を高めることである。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明の太陽光発電パネルは、受光面の色相及び受光面の明度のうちの少なくとも１つが異なる２種以上の太陽電池モジュールを備える。２種以上の太陽電池モジュールの動作電流及び動作電圧のうちの少なくとも１つにおいて、その最大値はその最小値の１．０５倍以下である。
【０００８】
２種以上の太陽電池モジュールのそれぞれは、多孔質半導体層と多孔質半導体層に吸着された色素とを含む光電変換層を有することが好ましい。２種以上の太陽電池モジュールでは、光電変換層の層構造及び太陽電池モジュールの内部抵抗のうちの少なくとも１つが異なることが好ましい。
【０００９】
２種以上の太陽電池モジュールのそれぞれは、多孔質半導体層と多孔質半導体層に吸着された色素とを含む光電変換層を有することが好ましい。２種以上の太陽電池モジュールでは、光電変換層の層構造を変更することにより動作電流が調整される。
【００１０】
受光面の色相が異なる２種以上の太陽電池モジュールは、第１色素を含む第１光電変換層を有する第１太陽電池モジュールと、第１色素よりも長波長側の光を吸収する第２色素を含む第２光電変換層を有する第２太陽電池モジュールとを有することが好ましい。第２光電変換層の厚さは、第１光電変換層の厚さよりも小さいことが好ましい。
【００１１】
２種以上の太陽電池モジュールのそれぞれでは、内部抵抗を変更することにより動作電圧が調整される。
【００１２】
受光面の色相が異なる２種以上の太陽電池モジュールは、第３色素を含む第３光電変換層を有する第３太陽電池モジュールと、第３色素よりも長波長側の光を吸収する第４色素を含む第４光電変換層を有する第４太陽電池モジュールとを有することが好ましい。第３太陽電池モジュールの内部抵抗は、第４太陽電池モジュールの内部抵抗よりも大きいことが好ましい。
【００１３】
第３太陽電池モジュールは、第３光電変換層に接する導電層又は第３光電変換層とは絶縁された導電層を有することが好ましい。第４太陽電池モジュールは、第４光電変換層に接する導電層又は第４光電変換層とは絶縁された導電層を有することが好ましい。第３太陽電池モジュールの導電層の厚さは、第４太陽電池モジュールの導電層の厚さよりも小さいことが好ましい。
【００１４】
受光面の明度が異なる２種以上の太陽電池モジュールは、第５光電変換層を有する第５太陽電池モジュールと、厚さが第５光電変換層よりも小さい第６光電変換層を有する第６太陽電池モジュールとを有することが好ましい。第６太陽電池モジュールの内部抵抗は、第５太陽電池モジュールの内部抵抗よりも大きいことが好ましい。
【００１５】
第５太陽電池モジュールは、第５光電変換層に接する導電層又は第５光電変換層とは絶縁された導電層を有することが好ましい。第６太陽電池モジュールは、第６光電変換層に接する導電層又は第６光電変換層とは絶縁された導電層を有することが好ましい。第６太陽電池モジュールの導電層の厚さは、第５太陽電池モジュールの導電層の厚さよりも小さいことが好ましい。
【００１６】
２種以上の太陽電池モジュールが複数、配列されることによって文字、記号及び図形のうちの少なくとも１つがパネル表面に形成されることが好ましい。
【発明の効果】
【００１７】
本発明の太陽光発電パネルでは、信頼性を高めることができる。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】本発明の一実施形態の太陽光発電パネルの平面図である。
【図２】（ａ）及び（ｂ）は、それぞれ、本発明の一実施形態の太陽電池モジュールの平面図及び断面図である。
【図３】（ａ）及び（ｂ）は、それぞれ、本発明の一実施形態の太陽電池モジュールの平面図及び断面図である。
【図４】（ａ）及び（ｂ）は、動作電圧−動作電流特性を模式的に示すグラフである。
【図５】色素の吸収スペクトルを示すグラフである。
【図６】本発明の一実施形態の太陽光発電パネルの平面図である。
【図７】（ａ）及び（ｂ）は、それぞれ、本発明の一実施形態の太陽電池モジュールの平面図及び断面図である。
【図８】（ａ）及び（ｂ）は、それぞれ、本発明の一実施形態の太陽電池モジュールの平面図及び断面図である。
【図９】（ａ）及び（ｂ）は、動作電圧−動作電流特性を模式的に示すグラフである。
【図１０】本発明の一実施形態の太陽光発電パネルの平面図である。
【図１１】（ａ）及び（ｂ）は、それぞれ、本発明の一実施形態の太陽電池モジュールの平面図及び断面図である。
【図１２】（ａ）及び（ｂ）は、それぞれ、本発明の一実施形態の太陽電池モジュールの平面図及び断面図である。
【図１３】（ａ）及び（ｂ）は、動作電圧−動作電流特性を模式的に示すグラフである。
【図１４】（ａ）〜（ｄ）は、動作電圧−動作電流特性を模式的に示すグラフである。
【図１５】本発明の一実施形態の太陽光発電パネルの平面図である。
【図１６】本発明の一実施形態の太陽光発電パネルの平面図である。
【図１７】（ａ）及び（ｂ）は、本発明の一実施形態の太陽光発電パネルの使用例の一例を示す平面図である。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
受光面の色が異なる２種以上の太陽電池モジュールを備えた太陽光発電パネルを構成する場合、太陽電池モジュールのそれぞれは多孔性半導体層と多孔性半導体層に吸着された色素とを含む光電変換層を有することが好ましい。吸収する光の波長領域が異なる色素を用いると、太陽電池モジュールの受光面の色、特に受光面の色相を変更することができる。光電変換層の厚さを変更すると、太陽電池モジュールの受光面の明度を変更することができる。しかし、上述したように、太陽電池モジュールでは、受光面の色、特に受光面の色相又は受光面の明度が異なると、特性（例えば動作電流又は動作電圧）が異なる。
【００２０】
色素が吸収する光の波長が短いほど、色素の吸収波長領域が狭くなるので（色素の吸収端が短波長側にシフトするので）、太陽電池モジュールの動作電流が減少する傾向にある。また、色素の吸収波長領域が狭いほど、色素のバンドギャップエネルギーが大きくなるので、色素のバンドギャップエネルギーとレドックス対の酸化還元準位との差が大きくなり、よって、太陽電池モジュールの動作電圧が上昇する傾向にある。
【００２１】
また、光電変換層の厚さを小さくすると、光電変換層の表面積が小さくなるので、色素吸着量（光電変換層が吸着する色素の量）が減少する。そのため、太陽電池モジュールの動作電流が減少する傾向にある。また、光電変換層の表面積の減少に起因してリーク電流が減少するので、太陽電池モジュールの動作電圧が上昇する傾向にある。一方、光電変換層の厚さを大きくすると、光電変換層の表面積が大きくなるので、色素吸着量が増加する。そのため、太陽電池モジュールの動作電流が増加する傾向にある。また、光電変換層の表面積の増加に起因してリーク電流が増加するので、太陽電池モジュールの動作電圧が低下する傾向にある。
【００２２】
以上を踏まえて本発明者らが鋭意検討したところ、受光面の色、特に受光面の色相又は受光面の明度が異なる２種以上の太陽電池モジュールにおいてその構造を変更すれば、太陽電池モジュールの動作電流及び動作電圧の少なくとも１つを変更することができるということが分かった。このような知見に基づいて本発明の太陽光発電パネルが完成された。
【００２３】
以下、本発明について図面を用いて説明する。なお、本発明の図面において、同一の参照符号は、同一部分又は相当部分を表すものである。また、長さ、幅、厚さ、深さ等の寸法関係は図面の明瞭化と簡略化のために適宜変更されており、実際の寸法関係を表すものではない。
【００２４】
［第１の実施形態］
＜太陽光発電パネル＞
図１は、本発明の第１の実施形態の太陽光発電パネル１の平面図である。本実施形態の太陽光発電パネル１では、２種の太陽電池モジュール１１（第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂ）が並べて配置されており、第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂとが直列に接続されて構成されたモジュール列が並列に接続されている。第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂとでは、受光面（太陽光を受ける面）の色が異なる。このような太陽光発電パネル１には、インバーター３が１個、接続されている。
【００２５】
＜太陽電池モジュール＞
図２（ａ）は、第１太陽電池モジュール１１Ａの平面図であり、図２（ｂ）は、図２（ａ）に示すＩＩＢ−ＩＩＢ線における断面図である。図３（ａ）は、第２太陽電池モジュール１１Ｂの平面図であり、図３（ｂ）は、図３（ａ）に示すＩＩＩＢ−ＩＩＩＢ線における断面図である。なお、図２（ａ）には、第１光電変換層１１７Ａよりも上に設けられた層を透視した場合の第１太陽電池モジュール１１Ａの平面図を示している。また、図３（ａ）には、第２光電変換層１１７Ｂよりも上に設けられた層を透視した場合の第２太陽電池モジュール１１Ｂの平面図を示している。
【００２６】
＜第１太陽電池モジュールの構成＞
第１太陽電池モジュール１１Ａは、２個以上の第１色素増感太陽電池１０１Ａが直列に接続されて構成されている。具体的には、第１太陽電池モジュール１１Ａでは、透光性基板１１１の上面に透明導電層１１３が設けられ、透明導電層１１３に対向するように支持基板１２７が配置されている。透明導電層１１３と支持基板１２７とで挟まれてなる空間には、積層体（積層体では、第１光電変換層１１７Ａと多孔性絶縁層１１９と触媒層１２１と第１対極導電層１２３Ａとがこの順に透明導電層１１３の上に設けられている）が間隔をあけて配置されている。支持基板１２７を透光性基板１１１に固定するために、積層体のそれぞれの周囲には封止部材１２９が設けられている。積層体の周囲（透光性基板１１１と支持基板１２７と封止部材１２９とで囲まれた空間）と積層体に形成された空孔とにはキャリア輸送材料が充填されている。そして、積層体と、当該積層体の周囲と当該積層体に形成された空孔とに充填されたキャリア輸送材料と、当該積層体を挟む透光性基板１１１、透明導電層１１３及び支持基板１２７の各一部と、当該積層体を挟む封止部材１２９とで１個の第１色素増感太陽電池１０１Ａが構成されている。また、隣り合う積層体では、一方の積層体の透明導電層１１３と他方の積層体の第１対極導電層１２３Ａとが接触しており、これにより、隣り合う第１色素増感太陽電池１０１Ａが直列に接続されている。以下では、第１色素増感太陽電池１０１Ａの各構成を具体的に示す。
【００２７】
（透光性基板）
透光性基板１１１を構成する材料は、色素増感太陽電池の透光性基板として一般的に使用可能な材料であって本実施形態の効果を発揮し得る材料であれば、特に限定されない。しかし、透光性基板１１１は、第１色素増感太陽電池１０１Ａの受光面となる部分では光透過性を必要とするので、光透過性を有する材料からなることが好ましい。例えば、透光性基板１１１は、ソーダガラス又は結晶石英ガラス等からなるガラス基板であっても良いし、ポリエチレンテレフタレート（poly(ethylene terephthalate)（ＰＥＴ））又はポリエチレンナフタレート（poly(ethylene naphthalate)（ＰＥＮ））等からなる可撓性フィルムであっても良い。
【００２８】
透光性基板１１１は、第１色素増感太陽電池１０１Ａの受光面として使用される場合であっても、第１色素（後述）に実効的な感度を有する波長の光を実質的に透過するものであれば良く、必ずしも全ての波長の光に対して透過性を有する必要はない。このような透光性基板１１１の厚さは特に限定されないが、光透過性等を考慮すれば０．２ｍｍ〜５ｍｍ程度であることが好ましい。
【００２９】
（透明導電層）
透明導電層（第１光電変換層に接する導電層）１１３は、透光性基板１１１の上面に設けられており、透光性基板１１１の上面において分離ライン１１５によって分離されている。これにより、透明導電層１１３同士は絶縁されることとなる。
【００３０】
透明導電層１１３を構成する材料は、色素増感太陽電池の透明導電層として一般的に使用可能な材料であって本実施形態の効果を発揮し得る材料であれば、特に限定されない。しかし、透明導電層１１３は、第１色素増感太陽電池１０１Ａの受光面となる部分では光透過性を必要とするので、光透過性を有する材料からなることが好ましい。例えば、透明導電層１１３は、インジウム錫複合酸化物（ＩＴＯ（tin-doped indium oxide））又はフッ素がドープされた酸化錫（ＦＴＯ（Fluorine-doped tin oxide））等からなることが好ましい。
【００３１】
透明導電層１１３は、第１色素増感太陽電池１０１Ａの受光面として使用される場合であっても、第１色素（後述）に実効的な感度を有する波長の光を実質的に透過するものであれば良く、必ずしも全ての波長の光に対して透過性を有する必要はない。このような透明導電層１１３の厚さは特に限定されないが、光透過性等を考慮すれば０．０２μｍ〜５μｍ程度であることが好ましい。
【００３２】
透明導電層１１３が予め透光性基板１１１の上面に設けられてなる構造体（透明電極基板）を用いても良い。このような透明電極基板としては、例えば、ソーダ石灰フロートガラスからなる透光性基板１１１の上面にＦＴＯからなる透明導電層１１３が設けられてなる透明電極基板が挙げられる。
【００３３】
（第１光電変換層）
第１光電変換層１１７Ａは、第１多孔性半導体層と、第１多孔性半導体層に吸着された第１色素と、第１多孔性半導体層に充填されたキャリア輸送材料とを含む。第１多孔性半導体層は、多数の微細孔が形成された半導体層であり、好ましくは２０％以上の空孔率を有し、好ましくは０．５〜３００ｍ2／ｇの比表面積を有する。第１光電変換層１１７Ａでは、このような第１多孔性半導体層に対して、第１色素が吸着され、キャリア輸送材料が充填されている。そのため、第１色素の吸着量とキャリア輸送材料の充填量とを確保することができる。なお、「空孔率」は、本明細書では、層の厚さと、層の質量と、層を構成する材料の密度とを用いて、算出された値である。「比表面積」は、本明細書では、ＢＥＴ法によって求められた値である。
【００３４】
第１多孔性半導体層を構成する半導体材料としては、色素増感太陽電池の光電変換材料として一般的に使用可能な材料であれば、特に限定されない。このような材料としては、例えば、酸化チタン、酸化亜鉛、酸化錫、酸化鉄、酸化ニオブ、酸化セリウム、酸化タングステン、酸化ニッケル、チタン酸ストロンチウム、硫化カドミウム、硫化鉛、硫化亜鉛、リン化インジウム、銅−インジウム硫化物（ＣｕＩｎＳ2）、ＣｕＡｌＯ2、又は、ＳｒＣｕ2Ｏ2等の化合物が挙げられる。これらの化合物を単独で用いても良いし、これらの化合物を組み合せて用いても良い。好ましくは、酸化チタン、酸化亜鉛、酸化錫、又は、酸化ニオブを用いることである。光電変換効率、安定性、及び、安全性の観点では、酸化チタンを用いることが好ましい。
【００３５】
第１多孔性半導体層に好適に用いられる酸化チタンとしては、例えば、アナターゼ型酸化チタン、ルチル型酸化チタン、無定形酸化チタン、メタチタン酸、オルソチタン酸などの各種の狭義の酸化チタン、水酸化チタン、又は、含水酸化チタン等が挙げられる。これらの材料を単独で用いても良いし、これらの材料を組み合わせて用いても良い。製法又は熱履歴によっては、アナターゼ型酸化チタンにもなり得るし、ルチル型酸化チタンにもなり得るが、アナターゼ型酸化チタンの方が一般的である。本実施形態では、アナターゼ型酸化チタンの含有率が高い結晶系酸化チタンを用いることが好ましく、より好ましくはアナターゼ型酸化チタンの含有率が８０％以上の結晶系酸化チタンを用いる。
【００３６】
上記半導体材料からなる層に多数の微細孔を形成することにより第１多孔性半導体層を形成しても良いが、上記半導体材料からなる粒子（半導体粒子）同士を焼結させることにより第１多孔性半導体層を形成することが好ましい。
【００３７】
半導体粒子の平均粒径は、特に限定されない。例えば、半導体粒子の平均粒径が５０ｎｍ以上６００ｎｍ以下である場合には、第１光電変換層１１７Ａでは、入射光が散乱され易くなるので、光捕捉率が向上する。一方、半導体粒子の平均粒径が５ｎｍ以上３０ｎｍ以下である場合には、第１光電変換層１１７Ａでは、第１色素の吸着点が増加するので、第１色素の吸着量が増加する。第１多孔性半導体層は、平均粒径が５０ｎｍ以上６００ｎｍ以下である半導体粒子と、平均粒径が５ｎｍ以上３０ｎｍ以下である半導体粒子との両方を含んでいても良い。
【００３８】
「平均粒径」は、本明細書では、ＸＲＤ（X‐ray diffraction）スペクトルに現れる回折ピークから求められた値である。具体的には、ＸＲＤのθ／２θ測定における回折角の半値幅とシェラーの式とから平均粒径を求める。例えば半導体材料がアナターゼ型酸化チタンである場合には、（１０１）面に帰属される回折ピーク（２θ＝２５．３°付近）の半値幅を測定して半導体粒子の平均粒径を求めることができる。
【００３９】
このような第１光電変換層１１７Ａの厚さｔ11は、特に限定されないが、光電変換効率の観点から、０．５〜５０μｍ程度であることが好ましい。
【００４０】
第１色素としては、色素増感太陽電池の色素として一般的に使用可能な材料であれば、特に限定されない。このような色素としては、可視光領域及び赤外光領域のうちの少なくとも１つの領域に吸収を持つ有機色素又は金属錯体色素等が挙げられる。これらの色素を単独で用いても良いし、２種以上を混合して用いても良い。
【００４１】
有機色素としては、たとえばアゾ系色素、キノン系色素、キノンイミン系色素、キナクリドン系色素、スクアリリウム系色素、シアニン系色素、メロシアニン系色素、トリフェニルメタン系色素、キサンテン系色素、ポルフィリン系色素、ペリレン系色素、インジゴ系色素、フタロシアニン系色素、又は、ナフタロシアニン系色素等があげられる。
【００４２】
金属錯体色素は、分子（配位子）が遷移金属に配位結合されて構成されたものである。遷移金属としては、例えば、Ｃｕ、Ｎｉ、Ｆｅ、Ｃｏ、Ｖ、Ｓｎ、Ｓｉ、Ｔｉ、Ｇｅ、Ｃｒ、Ｚｎ、Ｒｕ、Ｍｇ、Ａｌ、Ｐｂ、Ｍｎ、Ｉｎ、Ｍｏ、Ｙ、Ｚｒ、Ｎｂ、Ｓｂ、Ｌａ、Ｗ、Ｐｔ、Ｔａ、Ｉｒ、Ｐｄ、Ｏｓ、Ｇａ、Ｔｂ、Ｅｕ、Ｒｂ、Ｂｉ、Ｓｅ、Ａｓ、Ｓｃ、Ａｇ、Ｃｄ、Ｈｆ、Ｒｅ、Ａｕ、Ａｃ、Ｔｃ、Ｔｅ、又は、Ｒｈ等が挙げられる。金属錯体色素としては、好ましくはフタロシアニン系金属錯体色素又はルテニウム系金属錯体色素等が挙げられ、より好ましくはルテニウム系金属錯体色素が挙げられる。
【００４３】
（多孔性絶縁層）
多孔性絶縁層１１９は、第１光電変換層１１７Ａの上面及び一対の側面に設けられており、分離ライン１１５の少なくとも一部を覆っている。これにより、第１色素増感太陽電池１０１Ａのそれぞれにおいて透明導電層１１３と第１対極導電層１２３Ａとの電気的短絡の発生が抑制されている。
【００４４】
多孔性絶縁層１１９は、多数の微細孔が形成された絶縁層であり、キャリア輸送材料に含まれる電荷が移動可能に構成されていれば良い。
【００４５】
多孔性絶縁層１１９を構成する絶縁材料としては、色素増感太陽電池の多孔性絶縁層を構成する材料として一般的に使用可能な材料であれば、特に限定されない。このような材料としては、例えば、金属酸化物等を挙げることができる。具体的には、酸化ジルコニウム、酸化ケイ素、酸化アルミニウム、酸化ニオブ、又は、チタン酸ストロンチウム等の電気伝導度の低い絶縁材料であることが好ましい。
【００４６】
多孔性絶縁層１１９は、第１光電変換層１１７Ａの上面に形成される。光の反射率の向上を考慮すれば、多孔性絶縁層１１９は、異なる材料からなる２以上の層を有することが好ましい。例えば特許文献２に記載されているように、多孔性絶縁層１１９は、電気的な絶縁を確保するために形成された多孔性絶縁層本体と、多孔性絶縁層本体の上面に形成された反射層とを有していても良い。反射層としては、反射率の高い材料を用いることが好ましく、例えば粒径の大きな金属酸化物（酸化チタン等）を用いることができる。このように多孔性絶縁層１１９を多層化することによって、電気的な絶縁性と高い反射率とを兼ね備えた多孔性絶縁層１１９を形成することができる。
【００４７】
（触媒層）
触媒層（第１光電変換層とは絶縁された導電層）１２１は、多孔性絶縁層１１９の上面に設けられており、触媒能を有し、キャリア輸送材料中の正孔を還元する働きを有する。触媒層１２１を構成する材料としては、色素増感太陽電池の触媒層を構成する材料として一般的に使用可能な材料であれば、特に限定されない。このような材料としては、例えば、白金又はパラジウム等の貴金属材料を用いることができ、カーボンブラック、グラファイト、ガラス炭素、アモルファス炭素、ハードカーボン、ソフトカーボン、カーボンホイスカー、カーボンナノチューブ又はフラーレン等のカーボン材料を用いても良い。このような触媒層１２１の厚さは、特に限定されないが、第１色素増感太陽電池１０１Ａの内部抵抗の最適化という観点から０．０１μｍ以上１０μｍ以下であることが好ましい。触媒層１２１の厚さは、触媒作用を有する厚さ以上であることが好ましく、よって、触媒層１２１の材料によって適宜選択されることが好ましい。
【００４８】
（第１対極導電層）
第１対極導電層１２３Ａを構成する材料としては、例えば、インジウム錫複合酸化物（ＩＴＯ）、酸化錫（ＳｎＯ2）、酸化錫にフッ素をドープしたもの（ＦＴＯ）、又は、酸化亜鉛（ＺｎＯ）等が挙げられる。また、チタン、ニッケル又はタンタル等のような電解液（後述）に対して腐食性を示さない金属を用いてもよい。このような材料からなる第１対極導電層１２３Ａは、スパッタ法又はスプレー法等の公知の方法によって形成できる。
【００４９】
第１対極導電層１２３Ａの厚さは、０．０２μｍ〜５μｍ程度であることが好ましい。第１対極導電層１２３Ａには、第１色素増感太陽電池１０１Ａの製造時にはキャリア輸送材料が通過し、第１色素の吸着時には色素溶液が通過する。第１対極導電層１２３Ａが形成される下地（本実施形態では触媒層１２１）の形状によっては、スパッタ法又はスプレー法等によって当該下地の上に第１対極導電層１２３Ａを形成しただけで、その第１対極導電層１２３Ａに小孔が形成されることがある。しかし、緻密な対極導電層が形成される場合もある。形成された対極導電層にキャリア輸送材料又は色素溶液が通過しにくい場合には、形成された対極導電層に複数の小孔（キャリア輸送材料又は色素溶液が通過するための孔）を形成することが好ましい。
【００５０】
形成された対極導電層に複数の小孔を形成する場合、かかる小孔は、その対極導電層に対する物理接触又はレーザー加工により形成される。小孔の大きさは、好ましくは０．１μｍ〜１００μｍ程度であり、より好ましくは１μｍ〜５０μｍ程度である。小孔と小孔との間隔は、好ましくは１μｍ〜２００μｍ程度であり、より好ましくは１０μｍ〜３００μｍ程度である。形成された対極導電層に溝状の孔を形成することによっても同様の効果が得られる。溝状の孔の間隔は、好ましくは１μｍ〜２００μｍ程度であり、より好ましくは１０μｍ〜３００μｍ程度である。
【００５１】
（キャリア輸送層）
キャリア輸送層１２５は、透明導電層１１３と支持基板１２７と封止部材１２９とで囲まれた領域と積層体に形成された空孔とに、キャリア輸送材料が充填されて構成されている。そのため、少なくとも第１光電変換層１１７Ａ及び多孔性絶縁層１１９にはキャリア輸送材料が充填されている。
【００５２】
キャリア輸送材料は、色素増感太陽電池のキャリア輸送材料として一般的に使用可能な材料であれば良く、好ましくはイオンを輸送可能な導電性材料であり、例えば、液体電解質、固体電解質、ゲル電解質又は溶融塩ゲル電解質等であることが好ましい。
【００５３】
液体電解質は、酸化還元種を含む液状物であることが好ましく、例えば、酸化還元種と酸化還元種を溶解可能な溶剤とを含んでも良いし、酸化還元種と酸化還元種を溶解可能な溶融塩とを含んでも良いし、酸化還元種と上記溶剤と上記溶融塩とを含んでも良い。
【００５４】
酸化還元種としては、例えば、Ｉ-／Ｉ3-系、Ｂｒ2-／Ｂｒ3-系、Ｆｅ2+／Ｆｅ3+系又はキノン／ハイドロキノン系等であることが好ましい。酸化還元種は、例えば、ヨウ化リチウム（ＬｉＩ）等の金属ヨウ化物とヨウ素（Ｉ2）との組み合わせであっても良いし、テトラエチルアンモニウムアイオダイド（ＴＥＡＩ）等のテトラアルキルアンモニウム塩とヨウ素との組み合わせであっても良いし、臭化リチウム（ＬｉＢｒ）等の金属臭化物と臭素との組み合わせであっても良い。これらの中でも、ＬｉＩとＩ2との組み合わせを用いることが特に好ましい。
【００５５】
酸化還元種を溶解可能な溶剤としては、例えば、プロピレンカーボネート等のカーボネート化合物、アセトニトリル等のニトリル化合物、エタノール等のアルコール類、水、又は、非プロトン極性物質等が挙げられる。これらの中でもカーボネート化合物又はニトリル化合物等を用いることが特に好ましい。これらの溶剤を２種類以上混合して用いることもできる。
【００５６】
固体電解質は、電子、ホール又はイオンを輸送できる導電性材料であることが好ましく、色素増感太陽電池の電解質として一般的に使用可能な材料であれば良く、好ましくは流動性に優れないものである。固体電解質は、例えば、ポリカルバゾール等のホール輸送材料、テトラニトロフロオルレノン等の電子輸送材料、ポリロール等の導電性ポリマー、液体電解質を高分子化合物により固体化した高分子電解質、ヨウ化銅又はチオシアン酸銅等のｐ型半導体、又は、溶融塩を含む液体電解質を微粒子により固体化した電解質等であることが好ましい。
【００５７】
ゲル電解質は、通常、電解質とゲル化剤とを含む。電解質は、例えば、上述の液体電解質であっても良いし、上述の固体電解質であっても良い。
【００５８】
ゲル化剤としては、例えば、架橋ポリアクリル樹脂誘導体、架橋ポリアクリロニトリル誘導体、ポリアルキレンオキシド誘導体、シリコーン樹脂類、又は、側鎖に含窒素複素環式四級化合物塩構造を有するポリマー等の高分子ゲル化剤等が挙げられる。
【００５９】
溶融塩ゲル電解質は、通常、上述のゲル電解質と常温型溶融塩とを含む。常温型溶融塩としては、例えば、ピリジニウム塩類又はイミダゾリウム塩類等の含窒素複素環式四級アンモニウム塩類等が挙げられる。
【００６０】
キャリア輸送材料における電解質の濃度は、好ましくは０．００１〜１．５モル／リットルの範囲であり、より好ましくは０．０１〜０．７モル／リットルの範囲である。
【００６１】
（支持基板）
支持基板１２７は、電解液の揮発の防止と第１色素増感太陽電池１０１Ａ内への水等の侵入防止とを目的として設けられている。支持基板１２７を構成する材料としては、色素増感太陽電池の支持基板（カバー部材）を構成する材料として一般的に使用可能な材料であれば、特に限定されない。このような材料としては、例えば、ソーダ石灰ガラス、鉛ガラス、ホウ珪酸ガラス、溶融石英ガラス、又は、結晶石英ガラス等であることが好ましく、ソーダ石灰フロートガラスであることがより好ましい。
【００６２】
（封止部材）
封止部材１２９は、電解液の揮発の防止、第１色素増感太陽電池１０１Ａ内への水等の侵入防止、透光性基板１１１に作用する落下物の衝撃（応力）の吸収、及び、長期にわたる使用時において透光性基板１１１に作用するたわみ等の吸収等を目的として設けられている。それだけでなく、封止部材１２９は、第１太陽電池モジュール１１Ａにおいて、隣り合う第１色素増感太陽電池１０１Ａにおけるキャリア輸送材料の行き来を防止する。
【００６３】
封止部材１２９を構成する材料としては、色素増感太陽電池の封止部材を構成する材料として一般的に使用可能な材料であれば、特に限定されない。このような材料としては、例えば、シリコーン樹脂、エポキシ樹脂又はポリイソブチレン系樹脂であっても良く、ポリアミド系樹脂、ポリオレフィン系樹脂又はアイオノマー樹脂等のホットメルト樹脂であっても良く、ガラスフリット等であっても良い。これらの材料を２種以上用いて封止部材１２９を構成する場合には、２種以上の材料を混合しても良いし、各材料からなる層を積層しても良い。
【００６４】
（第１太陽電池モジュールの製造）
まず、透光性基板１１１の上面に透明導電層形成用層を形成する。透明導電層形成用層の形成方法としては、特に限定されず、例えば、公知のスパッタ法又は公知のスプレー法等が挙げられる。市販の透明導電膜付きガラス基板を使用しても良い。
【００６５】
次に、レーザースクライブ法により透明導電層形成用層の一部を切断し、分離ライン１１５を形成する。これにより、透光性基板１１１の上面には、互いに分離された透明導電層１１３が形成される。
【００６６】
続いて、透明導電層１１３のそれぞれの上面に第１多孔性半導体層を形成する。第１多孔性半導体層の形成方法は、特に限定されない。例えば、スクリーン印刷法又はインクジェット法等により半導体粒子（半導体材料からなる粒子）を含むペーストを透明導電層１１３の上面に塗布した後に、焼成しても良い。焼成を行う代わりに、ゾル−ゲル法又は電気化学的な酸化還元反応を利用しても良い。スクリーン印刷法により半導体粒子を含むペーストを透明導電層１１３の上面に塗布すれば、厚さの大きな第１多孔性半導体層を低コストで形成することができる。
【００６７】
続いて、第１多孔性半導体層のそれぞれの上面及び側面に多孔性絶縁層１１９を形成する。多孔性絶縁層１１９の形成方法は、特に限定されないが、第１多孔性半導体層の形成方法と同様であることが好ましい。
【００６８】
続いて、多孔性絶縁層１１９のそれぞれの上面に触媒層１２１を形成する。触媒層１２１の形成方法は、特に限定されない。例えば、蒸着法又はスパッタ法により触媒層１２１を形成しても良いし、白金又はカーボンからなる微粒子を含むペーストを多孔性絶縁層１１９の上面に塗布することにより触媒層１２１を形成しても良い。
【００６９】
続いて、触媒層１２１のそれぞれの上面と多孔性絶縁層１１９のそれぞれの一側面とに第１対極導電層１２３Ａを形成する。第１対極導電層１２３Ａの形成方法は特に限定されず、蒸着法又はスパッタ法等であることが好ましい。
【００７０】
続いて、第１多孔性半導体層のそれぞれに第１色素を吸着させる。第１色素の吸着方法は、特に限定されない。例えば、第１色素が溶解された溶液（第１色素吸着用溶液）に第１多孔性半導体層を浸漬させることが好ましい。第１色素を溶解させる溶剤としては、例えば、エタノール等のアルコール類、アセトン等のケトン類、ジエチルエーテル又はテトラヒドロフラン等のエーテル類、アセトニトリル等の窒素化合物類、クロロホルム等のハロゲン化脂肪族炭化水素、ヘキサン等の脂肪族炭化水素、ベンゼン等の芳香族炭化水素、酢酸エチル等のエステル類、又は、水等が挙げられる。これらの溶剤を２種類以上混合して用いても良い。第１色素吸着用溶液における第１色素の濃度は、使用する第１色素及び溶剤の種類により適宜調整されることが好ましい。第１色素吸着用溶液における第１色素の濃度が例えば１×１０-5モル／リットル以上であれば、第１多孔性半導体層への第１色素の吸着機能を向上させることができる。
【００７１】
続いて、封止部材１２９を所定の位置に設ける。まず、透光性基板１１１の上面に形成された積層体（積層体では、第１光電変換層１１７Ａと多孔性絶縁層１１９と触媒層１２１と第１対極導電層１２３Ａとがこの順に透明導電層１１３の上に設けられている）のそれぞれの周囲を囲う形状に熱融着フィルム又は紫外線硬化樹脂等を切り出して、封止部材１２９を形成する。封止部材１２９の材料としてシリコーン樹脂、エポキシ樹脂又はガラスフリットを使用する場合には、ディスペンサーにより封止部材１２９のパターンを形成することが好ましい。封止部材１２９の材料としてホットメルト樹脂を使用する場合には、ホットメルト樹脂からなるシート部材にパターニングした穴を開けることにより封止部材１２９を形成することができる。このようにして形成された封止部材１２９によって透光性基板１１１と支持基板１２７とが貼り合わさるように、封止部材１２９を透光性基板１１１と支持基板１２７との間に配置する。加熱又は紫外線の照射により、封止部材１２９と透光性基板１１１及び支持基板１２７とを固定する。
【００７２】
続いて、支持基板１２７に予め形成されていた注入用孔からキャリア輸送材料を注入する。キャリア輸送材料が透明導電層１１３と支持基板１２７と封止部材１２９とで囲まれた領域に充填されたら、紫外線硬化樹脂を用いて注入用孔を封止する。キャリア輸送材料の充填により、キャリア輸送層１２５が形成され、また、キャリア輸送材料が第１光電変換層１１７Ａ及び多孔性絶縁層１１９に保持される。このようにして第１太陽電池モジュール１１Ａが製造される。
【００７３】
＜第２太陽電池モジュールの構成＞
第２太陽電池モジュール１１Ｂは、２個以上の第２色素増感太陽電池１０１Ｂが直列に接続されて構成されている。第２色素増感太陽電池１０１Ｂは、第１光電変換層１１７Ａとは異なる構造を有する第２光電変換層１１７Ｂを備えていることを除いては第１色素増感太陽電池１０１Ａと同様に構成されている。そのため、本実施形態では、第２色素増感太陽電池１０１Ｂの第２対極導電層１２３Ｂは、第１色素増感太陽電池１０１Ａの第１対極導電層１２３Ａと同様に構成されている。例えば、第２対極導電層１２３Ｂの厚さｔ22は第１対極導電層１２３Ａの厚さｔ21と同じである。
【００７４】
＜第１太陽電池モジュールの構成と第２太陽電池モジュールの構成との対比＞
第１光電変換層１１７Ａは、第１多孔性半導体層と、第１多孔性半導体層に吸着された第１色素とを含む。第２光電変換層１１７Ｂは、第２多孔性半導体層と、第２多孔性半導体層に吸着された第２色素とを含む。第２色素は、第１色素よりも長波長側の光を吸収する。また、第２光電変換層１１７Ｂの厚さｔ12は、第１光電変換層１１７Ａの厚さｔ11よりも小さい（ｔ12＜ｔ11）。これにより、第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂとでは、受光面の色相が異なるにも関わらず、動作電流が同一である。
【００７５】
図４（ａ）及び（ｂ）は、動作電圧−動作電流特性を模式的に示すグラフである。図４（ａ）及び（ｂ）において、Ｌ１４１は、第１太陽電池モジュール１１Ａの動作電圧−動作電流特性を表し、Ｌ４２は、第２光電変換層の厚さが第１光電変換層の厚さと同じである場合の第２太陽電池モジュールの動作電圧−動作電流特性を表し、Ｌ１４２は、第２太陽電池モジュール１１Ｂの動作電圧−動作電流特性を表す。
【００７６】
第２色素は、第１色素よりも長波長側の光を吸収する。そのため、第２光電変換層の厚さが第１光電変換層の厚さと同じである場合には、動作電流は、第２太陽電池モジュールの方が第１太陽電池モジュールよりも大きくなり（Ｉpmax１＜Ｉpmax２）、動作電圧は、第２太陽電池モジュールの方が第１太陽電池モジュールよりも低くなる（Ｖpmax１＞Ｖpmax２）（図４（ａ））。
【００７７】
しかし、第２光電変換層１１７Ｂの厚さｔ12は、第１光電変換層１１７Ａの厚さｔ11よりも小さい（ｔ12＜ｔ11）。これにより、第１光電変換層１１７Ａと第２光電変換層１１７Ｂとで入射光の吸収特性が変わるので、動作電流の調整が可能となる。具体的には、第２太陽電池モジュール１１Ｂの動作電流Ｉpmax２が小さくなって第１太陽電池モジュール１１Ａの動作電流Ｉpmax１と同一となる（（図４（ｂ）））。よって、第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂとを直列に接続した場合であっても（図１）、第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂとが直列に接続されて構成されたモジュール列の間に逆電流が発生することを防止できる。したがって、太陽光発電パネル１の信頼性を高めることができるので、受光面の色相が異なる第１光電変換層１１７Ａ及び第２光電変換層１１７Ｂを用いて信頼性に優れた太陽光発電パネル１を提供することができる。
【００７８】
また、第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂとを直列に接続した場合であっても第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂとが直列に接続されて構成されたモジュール列の間に逆電流が発生することを防止できるので、モジュール列のそれぞれの電圧が同一となるように第１太陽電池モジュール１１Ａ及び第２太陽電池モジュール１１Ｂを配置することができる。これにより、モジュール列のそれぞれにおいては、第１太陽電池モジュール１１Ａ及び第２太陽電池モジュール１１Ｂの各配置が制限されることを防止できる。よって、第１太陽電池モジュール１１Ａ及び第２太陽電池モジュール１１Ｂの各配置が制限されることなく太陽光発電パネル１を構成することができるので、太陽電池モジュールを配列させて文字、記号又は図形を形成することができる。
【００７９】
モジュール列（第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂとが直列に接続されて構成されたモジュール列）に含まれる第１太陽電池モジュール１１Ａの個数がモジュール列のそれぞれにおいて互いに同じであり、また、モジュール列に含まれる第２太陽電池モジュール１１Ｂの個数がモジュール列のそれぞれにおいて互いに同じであれば、第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂとを直列に接続した場合であってもモジュール列の間に逆電流が発生することを防止できる。よって、モジュール列のそれぞれの電圧が同一となるように、第１太陽電池モジュール１１Ａ及び第２太陽電池モジュール１１Ｂを配置することができる。これにより、太陽電池モジュール１１同士を接続するための配線が煩雑となることを防止できる。また、太陽電池モジュール１１を設置した後に、太陽電池モジュール１１の配列を変更して文字、記号又は図形を変更することができる。
【００８０】
モジュール列（第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂとが直列に接続されて構成されたモジュール列）に含まれる第１太陽電池モジュール１１Ａの個数がモジュール列のそれぞれにおいて互いに同じであり、また、モジュール列に含まれる第２太陽電池モジュール１１Ｂの個数がモジュール列のそれぞれにおいて互いに同じであれば、第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂとを直列に接続した場合であってもモジュール列の間に逆電流が発生することを防止できる。よって、モジュール列のそれぞれの電圧が同一となるように、第１太陽電池モジュール１１Ａ及び第２太陽電池モジュール１１Ｂを配置することができる。これにより、インバーター３の個数を１個とすることができる（図１）。よって、太陽光発電パネル１の設置面積を小さく抑えることができる。
【００８１】
さらに、第２光電変換層１１７Ｂの厚さｔ12を第１光電変換層１１７Ａの厚さｔ11よりも小さくすれば（ｔ12＜ｔ11）、上述の効果を得ることができる。これにより、太陽電池モジュールの製造設備又は太陽電池モジュールの製造プロセスを変更することなく信頼性に優れた太陽光発電パネル１を提供することができる。
【００８２】
その上、第１太陽電池モジュール１１Ａの受光面の大きさ又は第２太陽電池モジュール１１Ｂの受光面の大きさを変更することなく上述の効果を得ることができるので、第１太陽電池モジュール１１Ａの外観と第２太陽電池モジュール１１Ｂの外観とを統一させることができる。よって、太陽光発電パネル１の外観を損ねることなく、信頼性に優れた太陽光発電パネル１を提供することができる。
【００８３】
本明細書において、「第２色素は、第１色素よりも長波長側の光を吸収する」とは、第２色素が吸収する光のピーク波長と第１色素が吸収する光のピーク波長との差［（第２色素が吸収する光のピーク波長）−（第１色素が吸収する光のピーク波長）］が５０ｎｍ以上４００ｎｍ以下であることを意味する。好ましくは、上記差が５０ｎｍ以上３００ｎｍ以下である。上記差が５０ｎｍ以上３００ｎｍ以下であれば、第１太陽電池モジュール１１Ａの受光面の色相と第２太陽電池モジュール１１Ｂの受光面の色相とのコントラストを高めることができる。例えば、第１色素として下記化学式（１）で表される色素（Ｎ７１９）を用いた場合には、第２色素として下記化学式（２）で表される色素（Ｂｌａｃｋ  Ｄｙｅ）を用いることができる（図５参照）。
【００８４】
【化１】
2016058445.tif 000003
【００８５】
【化２】
2016058445.tif 000004
【００８６】
第１色素の吸収スペクトルが複数のピークを有する場合、「第１色素が吸収する光のピーク波長」は、第１色素の吸収スペクトルに含まれる複数のピークのうち可視光領域（４００ｎｍ以上８００ｎｍ以下の波長範囲）に存在するピークのピーク波長を意味する。同様に、第２色素の吸収スペクトルが複数のピークを有する場合、「第２色素が吸収する光のピーク波長」は、第２色素の吸収スペクトルに含まれる複数のピークのうち可視光領域に存在するピークのピーク波長を意味する。
【００８７】
本明細書において、「第２光電変換層１１７Ｂの厚さｔ12は、第１光電変換層１１７Ａの厚さｔ11よりも小さい」とは、使用する色素（本実施形態では第１色素と第２色素）の吸収波長領域に応じて第１光電変換層１１７Ａの厚さ及び第２光電変換層１１７Ｂの厚さを適宜調整することを意味する。これにより、第１太陽電池モジュール１１Ａの動作電流Ｉpmax１と第２太陽電池モジュール１１Ｂの動作電流Ｉpmax２との差をより一層小さくすることができる。よって、受光面の色相が異なる第１太陽電池モジュール１１Ａ及び第２太陽電池モジュール１１Ｂを備えた太陽光発電パネル１の信頼性をより一層、高めることができる。
【００８８】
本明細書において、「第１光電変換層１１７Ａの厚さｔ11」は、透明導電層１１３の上面に対して垂直な方向における第１光電変換層１１７Ａの大きさを意味し、例えば接触式段差計等を用いて測定される。第２光電変換層１１７Ｂの厚さｔ12についても同様の方法で測定される。
【００８９】
本明細書において、「第１太陽電池モジュール１１Ａの動作電流Ｉpmax１と第２太陽電池モジュール１１Ｂの動作電流Ｉpmax２とが同一である」とは、Ｉpmax１及びＩpmax２のうちの一方がＩpmax１及びＩpmax２のうちの他方の０．９５倍以上１．０５倍以下であることを意味する。好ましくは、Ｉpmax１及びＩpmax２のうちの一方がＩpmax１及びＩpmax２のうちの他方の０．９７倍以上１．０３倍以下である。Ｉpmax１及びＩpmax２のうちの一方がＩpmax１及びＩpmax２のうちの他方の０．９７倍以上１．０３倍以下であれば、受光面の色相が異なる第１太陽電池モジュール１１Ａ及び第２太陽電池モジュール１１Ｂを備えた太陽光発電パネル１の信頼性をより一層、高めることができる。なお、第１太陽電池モジュール１１Ａの動作電流と第２太陽電池モジュール１１Ｂの動作電流とは同一の方法にしたがって測定されることが好ましく、例えばＩ−Ｖ特性を測定することによって測定される。
【００９０】
なお、第１太陽電池モジュール１１Ａの動作電流Ｉpmax１と第２太陽電池モジュール１１Ｂの動作電流Ｉpmax２とを同一とする方法については、本実施形態に記載の方法に限定されず、第１光電変換層１１７Ａの層構造又は第２光電変換層１１７Ｂの層構造を変更しても良い。例えば２種以上の多孔性半導体層が積層されて第１多孔性半導体層が構成されている場合（後述の実施例）、第２多孔性半導体層を構成する多孔性半導体層の層数を、第１多孔性半導体層を構成する多孔性半導体層の層数よりも少なくしても良い。又は、第２多孔性半導体層を構成する多孔性半導体層の少なくとも１層の厚さを、第１多孔性半導体層を構成する多孔性半導体層の少なくとも１層の厚さよりも小さくしても良い。つまり、「第１光電変換層１１７Ａの層構造」には、第１光電変換層１１７Ａの厚さが含まれ、第１光電変換層１１７Ａが積層構造を有する場合には、第１光電変換層１１７Ａに含まれる多孔性半導体層の層数、及び、第１光電変換層１１７Ａに含まれる多孔性半導体層のそれぞれの厚さも含まれる。「第２光電変換層１１７Ｂの層構造」についても同様のことが言える。
【００９１】
また、第１多孔性半導体層と第２多孔性半導体層とでは、空孔率、比表面積、多孔性半導体層を構成する半導体材料、又は、半導体材料からなる粒子の粒径は、同一であっても良いし、異なっても良い。
【００９２】
［第２の実施形態］
図６は、本発明の第２の実施形態の太陽光発電パネル１の平面図である。本実施形態の太陽光発電パネル１では、第３太陽電池モジュール１１Ｃ同士が直列に接続されて構成された第３モジュール列と第４太陽電池モジュール１１Ｄ同士が直列に接続されて構成された第４モジュール列とが並列に接続されている。本実施形態では、第３太陽電池モジュール１１Ｃと第４太陽電池モジュール１１Ｄとにおいては色素と対極導電層の厚さとが異なる。以下では、上記第１の実施形態とは異なる点を主に示す。
【００９３】
＜太陽電池モジュール＞
図７（ａ）は、第３太陽電池モジュール１１Ｃの平面図であり、図７（ｂ）は、図７（ａ）に示すＶＩＩＢ−ＶＩＩＢ線における断面図である。図８（ａ）は、第４太陽電池モジュール１１Ｄの平面図であり、図８（ｂ）は、図８（ａ）に示すＶＩＩＩＢ−ＶＩＩＩＢ線における断面図である。なお、図７（ａ）には、第３光電変換層１１７Ｃよりも上に設けられた層を透視した場合の第３太陽電池モジュール１１Ｃの平面図を示している。また、図８（ａ）には、第４光電変換層１１７Ｄよりも上に設けられた層を透視した場合の第４太陽電池モジュール１１Ｄの平面図を示している。第３太陽電池モジュール１１Ｃは、２個以上の第３色素増感太陽電池１０１Ｃが直列に接続されて構成されている。第４太陽電池モジュール１１Ｄは、２個以上の第４色素増感太陽電池１０１Ｄが直列に接続されて構成されている。
【００９４】
＜第３太陽電池モジュールの構成と第４太陽電池モジュールの構成との対比＞
第３光電変換層１１７Ｃは、第３多孔性半導体層と、第３多孔性半導体層に吸着された第３色素とを含む。第４光電変換層１１７Ｄは、第４多孔性半導体層と、第４多孔性半導体層に吸着された第４色素とを含む。第４色素は、第３色素よりも長波長側の光を吸収する。また、第３対極導電層１２３Ｃの厚さｔ21は、第４対極導電層（第４光電変換層とは絶縁された導電層）１２３Ｄの厚さｔ22よりも小さい（ｔ21＜ｔ22）。これにより、第３太陽電池モジュール１１Ｃと第４太陽電池モジュール１１Ｄとでは、受光面の色相が異なるにも関わらず、動作電圧が同一となる。なお、本実施形態では、第３光電変換層１１７Ｃの厚さｔ11は、第４光電変換層１１７Ｄの厚さｔ12と同一である。また、第３色素が上記第１の実施形態における第１色素である場合、第４色素は上記第１の実施形態における第２色素であることが好ましい。
【００９５】
図９（ａ）及び（ｂ）は、動作電圧−動作電流特性を模式的に示すグラフである。図９（ａ）及び（ｂ）において、Ｌ４３は、第３対極導電層の厚さが第４対極導電層の厚さと同じである場合の第３太陽電池モジュールの動作電圧−動作電流特性を表し、Ｌ１４３は、第３太陽電池モジュール１１Ｃの動作電圧−動作電流特性を表し、Ｌ１４４は、第４太陽電池モジュール１１Ｄの動作電圧−動作電流特性を表す。
【００９６】
第４色素は、第３色素よりも長波長側の光を吸収する。そのため、第３対極導電層の厚さが第４対極導電層の厚さと同じである場合には、動作電流は、第３太陽電池モジュールの方が第４太陽電池モジュールよりも小さくなり（Ｉpmax３＜Ｉpmax４）、動作電圧は、第３太陽電池モジュールの方が第４太陽電池モジュールよりも高くなる（Ｖpmax３＞Ｖpmax４）（図９（ａ））。
【００９７】
しかし、第３対極導電層１２３Ｃの厚さｔ21は、第４対極導電層１２３Ｄの厚さｔ22よりも小さい（ｔ21＜ｔ22）。これにより、第３太陽電池モジュール１１Ｃの内部抵抗が増加するので、第３太陽電池モジュール１１Ｃの動作電圧Ｖpmax３が低くなって第４太陽電池モジュール１１Ｄの動作電圧Ｖpmax４と同一となる（図９（ｂ））。よって、第３太陽電池モジュール１１Ｃと第４太陽電池モジュール１１Ｄとを並列に接続した場合であっても、第３モジュール列の動作電圧と第４モジュール列の動作電圧とが同一となる。したがって、受光面の色相が異なる第３光電変換層１１７Ｃ及び第４光電変換層１１７Ｄを用いて信頼性に優れた太陽光発電パネル１を提供することができる。
【００９８】
本明細書において、「第３対極導電層１２３Ｃの厚さｔ21は、第４対極導電層１２３Ｄの厚さｔ22よりも小さい」とは、第３対極導電層１２３Ｃの厚さｔ21が第４対極導電層１２３Ｄの厚さｔ22の０．２倍以上１．０倍未満であることを意味する。好ましくは、第３対極導電層１２３Ｃの厚さｔ21が第４対極導電層１２３Ｄの厚さｔ22の０．３倍以上０．７倍以下である。第３対極導電層１２３Ｃの厚さｔ21が第４対極導電層１２３Ｄの厚さｔ22の０．２倍以上１．０倍未満であれば、第３太陽電池モジュール１１Ｃの動作電圧Ｖpmax３と第４太陽電池モジュール１１Ｄの動作電圧Ｖpmax４との差をより一層小さくすることができる。よって、受光面の色相が異なる第３太陽電池モジュール１１Ｃ及び第４太陽電池モジュール１１Ｄを備えた太陽光発電パネル１の信頼性をより一層、高めることができる。
【００９９】
本明細書において、「第３対極導電層１２３Ｃの厚さｔ21」は、第３光電変換層１１７Ｃの上面に対して垂直な方向における第３対極導電層１２３Ｃの大きさを意味し、例えば接触式段差計等を用いて測定される。第４対極導電層１２３Ｄの厚さｔ22についても同様の方法で測定される。
【０１００】
本明細書において、「第３太陽電池モジュール１１Ｃの動作電圧Ｖpmax３と第４太陽電池モジュール１１Ｄの動作電圧Ｖpmax４とが同一である」とは、Ｖpmax３及びＶpmax４のうちの一方がＶpmax３及びＶpmax４のうちの他方の０．９５倍以上１．０５倍以下であることを意味する。好ましくは、Ｖpmax３及びＶpmax４のうちの一方がＶpmax３及びＶpmax４のうちの他方の０．９７倍以上１．０３倍以下である。Ｖpmax３及びＶpmax４のうちの一方がＶpmax３及びＶpmax４のうちの他方の０．９７倍以上１．０３倍以下であれば、受光面の色相が異なる第３太陽電池モジュール１１Ｃ及び第４太陽電池モジュール１１Ｄを備えた太陽光発電パネル１の信頼性をより一層、高めることができる。第３太陽電池モジュール１１Ｃの動作電圧と第４太陽電池モジュール１１Ｄの動作電圧とは同一の方法にしたがって測定されることが好ましく、例えばＩ−Ｖ特性を測定することによって測定される。
【０１０１】
なお、第３太陽電池モジュール１１Ｃの内部抵抗を第４太陽電池モジュール１１Ｄの内部抵抗よりも大きくすれば、第３太陽電池モジュール１１Ｃの動作電圧Ｖpmax３と第４太陽電池モジュール１１Ｄの動作電圧Ｖpmax４とを同一とすることができる。例えば、第３太陽電池モジュール１１Ｃの透明導電層（第３光電変換層に接する導電層）１１３の厚さを第４太陽電池モジュール１１Ｄの透明導電層（第４光電変換層に接する導電層）１１３の厚さよりも小さくしても良いし、第３太陽電池モジュール１１Ｃの触媒層（第３光電変換層とは絶縁された導電層）１２１の厚さを第４太陽電池モジュール１１Ｄの触媒層（第４光電変換層とは絶縁された導電層）１２１の厚さよりも小さくしても良いし、第３太陽電池モジュール１１Ｃに含まれる電解液の組成又は電解液における溶質の濃度等を調整しても良い。具体的には、第３太陽電池モジュール１１Ｃの透明導電層１１３の厚さを、好ましくは第４太陽電池モジュール１１Ｄの透明導電層１１３の厚さの０．２倍以上１．０倍未満とし、より好ましくは第４太陽電池モジュール１１Ｄの透明導電層１１３の厚さの０．２５倍以上０．８倍以下とする。例えば交流インピーダンス法等によって、第３太陽電池モジュール１１Ｃの内部抵抗及び第４太陽電池モジュール１１Ｄの内部抵抗を測定することができる。
【０１０２】
［第３の実施形態］
図１０は、本発明の第３の実施形態の太陽光発電パネル１の平面図である。本実施形態の太陽光発電パネル１では、第５太陽電池モジュール１１Ｅ同士が直列に接続されて構成された第５モジュール列と第６太陽電池モジュール１１Ｆ同士が直列に接続されて構成された第６モジュール列とが並列に接続されている。本実施形態では、第５太陽電池モジュール１１Ｅと第６太陽電池モジュール１１Ｆとでは、受光面の明度が異なる。「明度」とは、物体面の明るさ（本実施形態では受光面の明るさ）を表すものである。以下では、上記第１の実施形態とは異なる点を主に示す。
【０１０３】
＜第５太陽電池モジュールの構成＞
図１１（ａ）は、第５太陽電池モジュール１１Ｅの平面図であり、図１１（ｂ）は、図１１（ａ）に示すＸＩＢ−ＸＩＢ線における断面図である。なお、図１１（ａ）には、第５光電変換層１１７Ｅよりも上に設けられた層を透視した場合の第５太陽電池モジュール１１Ｅの平面図を示している。
【０１０４】
第５太陽電池モジュール１１Ｅは、２個以上の第５色素増感太陽電池１０１Ｅが直列に接続されて構成されている。第５色素増感太陽電池１０１Ｅは、第１色素増感太陽電池１０１Ａと同様に構成されている。
【０１０５】
＜第６太陽電池モジュールの構成＞
図１２（ａ）は、第６太陽電池モジュール１１Ｆの平面図であり、図１２（ｂ）は、図１２（ａ）に示すＸＩＩＢ−ＸＩＩＢ線における断面図である。なお、図１２（ａ）には、第６光電変換層１１７Ｆよりも上に設けられた層を透視した場合の第６太陽電池モジュール１１Ｆの平面図を示している。
【０１０６】
第６太陽電池モジュール１１Ｆは、２個以上の第６色素増感太陽電池１０１Ｆが直列に接続されて構成されている。第６色素増感太陽電池１０１Ｆは、第５太陽電池モジュール１１Ｅの第５光電変換層１１７Ｅとは異なる構成を有する第６光電変換層１１７Ｆを備え、第５太陽電池モジュール１１Ｅの第５対極導電層１２３Ｅとは異なる構成を有する第６対極導電層１２３Ｆを備えている。これら２点を除いては、第６色素増感太陽電池１０１Ｆは第５色素増感太陽電池１０１Ｅと同様に構成されている。
【０１０７】
＜第５太陽電池モジュールの構成と第６太陽電池モジュールの構成との対比＞
第５光電変換層１１７Ｅは、第５多孔性半導体層と、第５多孔性半導体層に吸着された第１色素とを含む。第６光電変換層１１７Ｆは、第６多孔性半導体層と、第６多孔性半導体層に吸着された第１色素とを含む。このように本実施形態では、同一の色素が第５光電変換層１１７Ｅと第６光電変換層１１７Ｆとに含まれているが、第６光電変換層１１７Ｆの厚さｔ14は第５光電変換層１１７Ｅの厚さｔ13よりも小さい（ｔ13＞ｔ14）。これにより、第６光電変換層１１７Ｆにおける第１色素の含有量が第５光電変換層１１７Ｅにおける第１色素の含有量よりも少なくなるので、第５太陽電池モジュール１１Ｅと第６太陽電池モジュール１１Ｆとでは受光面の明度が異なることとなる。
【０１０８】
また、第６対極導電層（第６光電変換層とは絶縁された導電層）１２３Ｆの厚さｔ24は、第５対極導電層（第５光電変換層とは絶縁された導電層）１２３Ｅの厚さｔ23よりも小さい（ｔ23＞ｔ24）。これにより、第５太陽電池モジュール１１Ｅと第６太陽電池モジュール１１Ｆとでは、受光面の明度が異なるにも関わらず、動作電圧が同一となる。
【０１０９】
図１３（ａ）及び（ｂ）は、動作電圧−動作電流特性を模式的に示すグラフである。図１３（ａ）及び（ｂ）において、Ｌ１４５は、第５太陽電池モジュール１１Ｅの動作電圧−動作電流特性を表し、Ｌ４６は、第６対極導電層の厚さが第５対極導電層の厚さと同じである場合の第６太陽電池モジュールの動作電圧−動作電流特性を表し、Ｌ１４６は、第６太陽電池モジュール１１Ｆの動作電圧−動作電流特性を表す。
【０１１０】
第５光電変換層１１７Ｅと第６光電変換層１１７Ｆとでは、色素の材料は同じであるが、第６光電変換層１１７Ｆの厚さｔ14は第５光電変換層１１７Ｅの厚さｔ13よりも小さい（ｔ13＞ｔ14）。そのため、第６対極導電層の厚さが第５対極導電層の厚さと同じである場合には、動作電流は、第６太陽電池モジュールの方が第５太陽電池モジュールよりも小さくなり（Ｉpmax５＞Ｉpmax６）、動作電圧は、第６太陽電池モジュールの方が第５太陽電池モジュールよりも高くなる（Ｖpmax５＜Ｖpmax６）（図１３（ａ））。
【０１１１】
しかし、第６対極導電層１２３Ｆの厚さｔ24は、第５対極導電層１２３Ｅの厚さｔ23よりも小さい（ｔ23＞ｔ24）。これにより、第６太陽電池モジュール１１Ｆの内部抵抗が増加するので、第６太陽電池モジュール１１Ｆの動作電圧Ｖpmax６が低くなって第５太陽電池モジュール１１Ｅの動作電圧Ｖpmax５と同一となる（図１３（ｂ））。よって、第５太陽電池モジュール１１Ｅと第６太陽電池モジュール１１Ｆとを並列に接続した場合であっても、第５モジュール列の動作電圧と第６モジュール列の動作電圧とが同一となる。したがって、受光面の明度が異なる第５太陽電池モジュール１１Ｅ及び第６太陽電池モジュール１１Ｆを用いて信頼性に優れた太陽光発電パネル１を提供することができる。
【０１１２】
本明細書において、「第６光電変換層１１７Ｆの厚さｔ14は第５光電変換層１１７Ｅの厚さｔ13よりも小さい」とは、第６光電変換層１１７Ｆの厚さｔ14が第５光電変換層１１７Ｅの厚さｔ13の０．２倍以上１．０倍未満であることを意味する。好ましくは、第６光電変換層１１７Ｆの厚さｔ14が第５光電変換層１１７Ｅの厚さｔ13の０．２５倍以上０．９倍以下である。第６光電変換層１１７Ｆの厚さｔ14が第５光電変換層１１７Ｅの厚さｔ13の０．２倍以上１．０倍未満であれば、第５太陽電池モジュール１１Ｅの受光面の明度と第６太陽電池モジュール１１Ｆの受光面の明度とのコントラストを高めることができる。
【０１１３】
本明細書において、「第６対極導電層１２３Ｆの厚さｔ24は、第５対極導電層１２３Ｅの厚さｔ23よりも小さい」とは、第６対極導電層１２３Ｆの厚さｔ24が第５対極導電層１２３Ｅの厚さｔ23の０．２倍以上１．０倍未満であることを意味する。好ましくは、第６対極導電層１２３Ｆの厚さｔ24が第５対極導電層１２３Ｅの厚さｔ23の０．２５倍以上０．８倍以下である。第６対極導電層１２３Ｆの厚さｔ24が第５対極導電層１２３Ｅの厚さｔ23の０．２倍以上１．０倍未満であれば、第５太陽電池モジュール１１Ｅの動作電圧Ｖpmax５と第６太陽電池モジュール１１Ｆの動作電圧Ｖpmax６との差をより一層小さくすることができる。よって、受光面の明度が異なる第５太陽電池モジュール１１Ｅ及び第６太陽電池モジュール１１Ｆを備えた太陽光発電パネル１の信頼性をより一層、高めることができる。
【０１１４】
本明細書において、「第５対極導電層１２３Ｅの厚さｔ23」は、第５光電変換層１１７Ｅの上面に対して垂直な方向における第５対極導電層１２３Ｅの大きさを意味し、例えば例えば接触式段差計等を用いて測定される。第６対極導電層１２３Ｆの厚さｔ24についても同様の方法で測定される。
【０１１５】
本明細書において、「第５太陽電池モジュール１１Ｅの動作電圧Ｖpmax５と第６太陽電池モジュール１１Ｆの動作電圧Ｖpmax６とが同一である」については、上記第２の実施形態に記載の「第３太陽電池モジュール１１Ｃの動作電圧Ｖpmax３と第４太陽電池モジュール１１Ｄの動作電圧Ｖpmax４とが同一である」と同様のことが言える。
【０１１６】
なお、第６太陽電池モジュール１１Ｆの内部抵抗を第５太陽電池モジュール１１Ｅの内部抵抗よりも大きくすれば、第６太陽電池モジュール１１Ｆの動作電圧Ｖpmax６を第５太陽電池モジュール１１Ｅの動作電圧Ｖpmax５と同一とすることができる。その具体的な手法については、上記第２の実施形態に記載の「第３太陽電池モジュール１１Ｃの内部抵抗を第４太陽電池モジュール１１Ｄの内部抵抗よりも大きくする手法」と同様のことが言える。
【０１１７】
また、第５多孔性半導体層と第６多孔性半導体層とでは、空孔率、比表面積、多孔性半導体層を構成する半導体材料、又は、半導体材料からなる粒子の粒径は、同一であっても良いし、異なっても良い。
【０１１８】
また、第５光電変換層１１７Ｅ及び第６光電変換層１１７Ｆは、それぞれ、第１色素の代わりに、第１色素よりも長波長側の光を吸収する色素（例えば第２色素）又は第１色素よりも短波長側の光を吸収する色素を含んでいても良い。
【０１１９】
［第４の実施形態］
本発明の第４の実施形態の太陽光発電パネル１は、上記第２の実施形態の第３太陽電池モジュール１１Ｃ（図７（ａ）及び（ｂ）参照）と、上記第１の実施形態の第２太陽電池モジュール１１Ｂ（図３（ａ）及び（ｂ）参照）とを含む。つまり、第３対極導電層１２３Ｃの厚さｔ21は、第２対極導電層１２３Ｂの厚さｔ22よりも小さい（ｔ21＜ｔ22）。また、第２光電変換層１１７Ｂの厚さｔ12は、第３光電変換層１１７Ｃの厚さｔ11よりも小さい（ｔ12＜ｔ11）。以下では、上記第１の実施形態とは異なる点を主に示す。
【０１２０】
＜第３太陽電池モジュールの構成と第２太陽電池モジュールの構成との対比＞
図１４（ａ）〜（ｄ）は、動作電圧−動作電流特性を模式的に示すグラフである。図１４（ａ）〜（ｄ）において、Ｌ４２、Ｌ４３、Ｌ１４２及びＬ１４３については上述の通りである。
【０１２１】
第２色素は、第３色素よりも長波長側の光を吸収する。そのため、第３対極導電層の厚さが第２対極導電層の厚さと同じであり、第２光電変換層の厚さが第３光電変換層の厚さと同じである場合には、動作電流は、第２太陽電池モジュールの方が第３太陽電池モジュールよりも大きくなり（Ｉpmax３＜Ｉpmax２）、動作電圧は、第２太陽電池モジュールの方が第３太陽電池モジュールよりも低くなる（Ｖpmax３＞Ｖpmax２）（図１４（ａ））。
【０１２２】
しかし、第２光電変換層１１７Ｂの厚さｔ12は、第３光電変換層１１７Ｃの厚さｔ11よりも小さい（ｔ12＜ｔ11）。これにより、色素による入射光の吸収量を調整できるので、動作電流を調整できる。具体的には、第２太陽電池モジュール１１Ｂの動作電流Ｉpmax２が小さくなって第３太陽電池モジュール１１Ｃの動作電流Ｉpmax３と同一となる（図１４（ｂ））。
【０１２３】
また、第３対極導電層１２３Ｃの厚さｔ21は、第２対極導電層１２３Ｂの厚さｔ22よりも小さい（ｔ21＜ｔ22）。これにより、第３太陽電池モジュール１１Ｃの内部抵抗が増加するので、第３太陽電池モジュール１１Ｃの動作電圧Ｖpmax３が低くなって第２太陽電池モジュール１１Ｂの動作電圧Ｖpmax２と同一となる（図１４（ｃ））。
【０１２４】
以上より、第３太陽電池モジュール１１Ｃと第２太陽電池モジュール１１Ｂとでは、動作電流と動作電圧とが同一となる（図１４（ｄ））。これにより、第３太陽電池モジュール１１Ｃと第２太陽電池モジュール１１Ｂとを直列に接続した場合であっても、第２太陽電池モジュール１１Ｂと第３太陽電池モジュール１１Ｃとが直列に接続されて構成されたモジュール列の間に逆電流が発生することを防止できる。よって、太陽光発電パネル１の信頼性を高めることができる。したがって、受光面の色相が異なる第３光電変換層１１７Ｃ及び第２光電変換層１１７Ｂを備えた太陽光発電パネル１の信頼性を高めることができる。
【０１２５】
［その他の実施形態］
第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂとの配置は図１に示す配置に限定されない。また、太陽光発電パネル１は、第１太陽電池モジュール１１Ａ及び第２太陽電池モジュール１１Ｂの少なくとも一方と、第３太陽電池モジュール１１Ｃ及び第４太陽電池モジュール１１Ｄの少なくとも一方と、第５太陽電池モジュール１１Ｅ及び第６太陽電池モジュール１１Ｆの少なくとも一方とを備えていても良い。
【０１２６】
例えば、太陽光発電パネル１では、第３太陽電池モジュール１１Ｃ同士が直列に接続されて構成された第３モジュール列と第２太陽電池モジュール１１Ｂ同士が直列に接続されて構成された第２モジュール列とが並列に接続されていても良い（図１５）。
【０１２７】
また、太陽光発電パネル１では、第３太陽電池モジュール１１Ｃの個数又は第２太陽電池モジュール１１Ｂの個数がモジュール列ごとに異なっても良い（図１６）。
【０１２８】
太陽光発電パネル１に含まれる第１太陽電池モジュール１１Ａの個数及び第２太陽電池モジュール１１Ｂの個数は、それぞれ、図１に示す個数に限定されない。太陽光発電パネル１に含まれる第３太陽電池モジュール１１Ｃの個数及び第４太陽電池モジュール１１Ｄの個数は、それぞれ、図６に示す個数に限定されない。太陽光発電パネル１に含まれる第５太陽電池モジュール１１Ｅの個数及び第６太陽電池モジュール１１Ｆの個数は、それぞれ、図１０に示す個数に限定されない。
【０１２９】
太陽光発電パネル１は、受光面の色相が異なる３種以上の太陽電池モジュールを備えていても良い。この場合、好ましくは、３種以上の太陽電池モジュールの動作電流のうちの最大値がその最小値の１．０５倍以下（より好ましくは１．０３倍以下）となるように光電変換層の層構造を最適化する（上記第１の実施形態）。好ましくは、３種以上の太陽電池モジュールの動作電圧のうちの最大値がその最小値の１．０５倍以下（より好ましくは１．０３倍以下）となるように太陽電池モジュールの内部抵抗を最適化する（上記第２の実施形態）。更に好ましくは、３種以上の太陽電池モジュールの動作電流のうちの最大値がその最小値の１．０５倍以下（より一層好ましくは１．０３倍以下）となるように光電変換層の層構造を最適化し、３種以上の太陽電池モジュールの動作電圧のうちの最大値がその最小値の１．０５倍以下（より一層好ましくは１．０３倍以下）となるように太陽電池モジュールの内部抵抗を最適化する（上記第４の実施形態）。
【０１３０】
太陽光発電パネル１は、受光面の明度が異なる３種以上の太陽電池モジュールを備えていても良い。この場合、好ましくは、３種以上の太陽電池モジュールの動作電圧のうちの最大値がその最小値の１．０５倍以下（より好ましくは１．０３倍以下）となるように太陽電池モジュールの内部抵抗を最適化する（上記第３の実施形態）。
【０１３１】
複数の太陽電池モジュール１１を配列することにより、所望の文字、記号及び図面の少なくとも１つをパネル表面に形成することができる（図１７（ａ））。また、複数の太陽電池モジュール１１の配列を変更することにより、文字、記号及び図面の少なくとも１つを変更することができる（図１７（ｂ））。図１７に示すようにモジュール列（太陽電池モジュール１１が直列に接続されて構成されたモジュール列）を構成する太陽電池モジュールの種類又は個数がモジュール列のそれぞれにおいて互いに異なる場合には、すべての太陽電池モジュールにおいて動作電圧だけでなく動作電流についてもその最大値をその最小値の１．０５倍以下（より好ましくは１．０３倍以下）とすることによって、太陽電池モジュールを自由に配列させることが可能となる。
【０１３２】
［実施形態の総括］
図１等に示す太陽光発電パネル１は、受光面の色相及び受光面の明度のうちの少なくとも１つが異なる２種以上の太陽電池モジュール１１を備える。２種以上の太陽電池モジュール１１の動作電流及び動作電圧のうちの少なくとも１つにおいて、その最大値はその最小値の１．０５倍以下である。これにより、太陽光発電パネル１の信頼性を高めることができる。
【０１３３】
２種以上の太陽電池モジュール１１Ａ，１１Ｂのそれぞれは、多孔質半導体層と多孔質半導体層に吸着された色素とを含む光電変換層１１７Ａ，１１７Ｂを有することが好ましい。２種以上の太陽電池モジュール１１Ａ，１１Ｂでは、光電変換層１１７Ａ，１１７Ｂの層構造及び太陽電池モジュール１１Ａ，１１Ｂの内部抵抗のうちの少なくとも１つが異なることが好ましい。これにより、太陽光発電パネル１の信頼性の向上を実現することができる。
【０１３４】
２種以上の太陽電池モジュール１１Ａ，１１Ｂのそれぞれは、多孔質半導体層と多孔質半導体層に吸着された色素とを含む光電変換層１１７Ａ，１１７Ｂを有することが好ましい。２種以上の太陽電池モジュール１１Ａ，１１Ｂでは、光電変換層１１７Ａ，１１７Ｂの層構造を変更することにより動作電流が調整される。
【０１３５】
受光面の色相が異なる２種以上の太陽電池モジュール１１は、第１色素を含む第１光電変換層１１７Ａを有する第１太陽電池モジュール１１Ａと、第１色素よりも長波長側の光を吸収する第２色素を含む第２光電変換層１１７Ｂを有する第２太陽電池モジュール１１Ｂとを有することが好ましい。第２光電変換層１１７Ｂの厚さは、第１光電変換層１１７Ａの厚さよりも小さいことが好ましい。これにより、第１太陽電池モジュール１１Ａと第２太陽電池モジュール１１Ｂとで動作電流を同一とすることができる。
【０１３６】
２種以上の太陽電池モジュール１１Ａ，１１Ｂのそれぞれでは、内部抵抗を変更することにより動作電圧が調整される。
【０１３７】
受光面の色相が異なる２種以上の太陽電池モジュール１１は、第３色素を含む第３光電変換層１１７Ｃを有する第３太陽電池モジュール１１Ｃと、第３色素よりも長波長側の光を吸収する第４色素を含む第４光電変換層１１７Ｄを有する第４太陽電池モジュール１１Ｄとを有することが好ましい。第３太陽電池モジュール１１Ｃの内部抵抗は、第４太陽電池モジュール１１Ｄの内部抵抗よりも大きいことが好ましい。これにより、第３太陽電池モジュール１１Ｃと第４太陽電池モジュール１１Ｄとで動作電圧を同一とすることができる。
【０１３８】
第３太陽電池モジュール１１Ｃは、第３光電変換層１１７Ｃに接する導電層１１３又は第３光電変換層１１７Ｃとは絶縁された導電層１２１，１２３Ｃを有することが好ましい。第４太陽電池モジュール１１Ｄは、第４光電変換層１１７Ｄに接する導電層１１３又は第４光電変換層１１７Ｄとは絶縁された導電層１２１，１２３Ｄを有することが好ましい。第３太陽電池モジュール１１Ｃの導電層１１３，１２１，１２３Ｃの厚さは、第４太陽電池モジュール１１Ｄの導電層１１３，１２１，１２３Ｄの厚さよりも小さいことが好ましい。これにより、第３太陽電池モジュール１１Ｃの内部抵抗を第４太陽電池モジュール１１Ｄの内部抵抗よりも大きくすることができる。
【０１３９】
受光面の明度が異なる２種以上の太陽電池モジュール１１は、第５光電変換層１１７Ｅを有する第５太陽電池モジュール１１Ｅと、厚さが第５光電変換層１１７Ｅよりも小さい第６光電変換層１１７Ｆを有する第６太陽電池モジュール１１Ｆとを有することが好ましい。第６太陽電池モジュール１１Ｆの内部抵抗は、第５太陽電池モジュール１１Ｅの内部抵抗よりも大きいことが好ましい。これにより、第５太陽電池モジュール１１Ｅと第６太陽電池モジュール１１Ｆとで動作電圧を同一とすることができる。
【０１４０】
第５太陽電池モジュール１１Ｅは、第５光電変換層１１７Ｅに接する導電層１１３又は第５光電変換層１１７Ｅとは絶縁された導電層１２１，１２３Ｅを有することが好ましい。第６太陽電池モジュール１１Ｆは、第６光電変換層１１７Ｆに接する導電層１１３又は第６光電変換層１１７Ｆとは絶縁された導電層１２１，１２３Ｆを有することが好ましい。第６太陽電池モジュール１１Ｆの導電層１１３，１２１，１２３Ｆの厚さは、第５太陽電池モジュール１１Ｅの導電層１１３，１２１，１２３Ｅの厚さよりも小さいことが好ましい。これにより、第６太陽電池モジュール１１Ｆの内部抵抗を第５太陽電池モジュール１１Ｅの内部抵抗よりも大きくすることができる。
【０１４１】
２種以上の太陽電池モジュール１１Ａ，１１Ｂが複数、配列されることによって文字、記号及び図形のうちの少なくとも１つがパネル表面に形成されることが好ましい。
【実施例】
【０１４２】
以下、実施例を挙げて本発明をより詳細に説明するが、本発明はこれらに限定されるものではない。
【０１４３】
［比較例１と実施例１〜３］
（比較例１）
（太陽電池モジュールαの製造）
まず、ガラスからなる透光性基板の上面にＳｎＯ2膜が形成された透明電極基板（日本板硝子株式会社製、ＳｎＯ2膜付ガラス板）を用意した。透明電極基板の大きさは、３０ｍｍ×３０ｍｍ×１．０ｍｍ（厚さ）であった。レーザースクライブによりＳｎＯ2膜の一部分を切断し、分離ラインを形成した。このようにして、ＳｎＯ2からなる透明導電層が透光性基板の上面に形成された。
【０１４４】
次に、第１多孔性半導体層のパターンを有するスクリーン版とスクリーン印刷機（ニューロング精密工業株式会社製、型番「ＬＳ−１５０」）とを用いて、透明導電層のそれぞれの上面に市販の酸化チタンペースト（Ｓｏｌａｒｏｎｉｘ社製、商品名「Ｔ／ＳＰ」、平均粒径が１３ｎｍである酸化チタン粒子を含む）を塗布し、室温で１時間レベリングした。その後、得られた塗膜を８０℃に設定したオーブンで２０分間乾燥してから、５００℃に設定した焼成炉（株式会社デンケン製、型番「ＫＤＦ  Ｐ−１００」）を用いて空気中で６０分間焼成した。このようにしてＴ層が得られた。
【０１４５】
続いて、上述のスクリーン版と上述のスクリーン印刷機とを用いて、Ｔ層のそれぞれの上面に市販の酸化チタンペースト（Ｓｏｌａｒｏｎｉｘ社製、商品名「Ｔ／ＳＰ」、平均粒径が１３ｎｍである酸化チタン粒子に対して平均粒径が４００ｎｍである光学分散粒子を１０質量％含む）を塗布し、室温で１時間レベリングした。その後、得られた塗膜を８０℃に設定したオーブンで２０分間乾燥してから、５００℃に設定した上述の焼成炉を用いて空気中で６０分間焼成した。このようにしてＳ層が得られ、Ｔ層とＳ層とが積層されてなる第１多孔性半導体層が得られた。
【０１４６】
続いて、上述のスクリーン印刷機を用いて、第１多孔性半導体層のそれぞれの上面及び一対の側面に酸化チタンペーストを塗布した。その後、５００℃、６０分間で焼成した。このようにして多孔性絶縁層が得られた。用いた酸化チタンペーストは、下記コロイド溶液Ｉ及び下記コロイド溶液ＩＩをそれぞれ５０質量％含んでいた。
【０１４７】
（コロイド溶液Ｉの調製）
チタンイソプロポキシド（キシダ化学株式会社製）１２５ｍＬと０．１Ｍ硝酸水溶液（キシダ化学株式会社製、ｐＨ調製剤）７５０ｍＬとを混合し、８０℃にて８時間加熱した。これにより、チタンイソプロポキシドの加水分解反応が進行し、よって、ゾル液が得られた。次に、得られたゾル液をチタン製オートクレーブに入れ、２３０℃で１１時間、熱処理を行った。これにより、酸化チタン粒子が成長した。その後、超音波分散を３０分間、行った。
【０１４８】
（コロイド溶液ＩＩの調製）
コロイド溶液Ｉを調製するときに得られたゾル液をチタン製オートクレーブに入れ、２１０℃で１７時間、熱処理を行った。これにより、アナターゼ型の結晶構造を有する酸化チタン粒子が成長した。その後、超音波分散を３０分間、行った。
【０１４９】
続いて、所定のパターンが形成されたマスクと蒸着装置（アネルバ株式会社製、型番名「ＥＶＤ５００Ａ」）とを用いて、蒸着速度４Å／ｓで、多孔性絶縁層のそれぞれの上面にＰｔからなる触媒層を形成した。その後、所定のパターンが形成されたマスクと上述の蒸着装置とを用いて、蒸着速度８Å／ｓで、触媒層のそれぞれの上面及び多孔性絶縁層のそれぞれの一側面にチタンからなる対極導電層（厚さが４００ｎｍ）を形成した。
【０１５０】
このようにして得られた積層体のそれぞれを第１色素吸着用溶液に室温で１００時間、浸漬させた。その後、積層体のそれぞれをエタノールで洗浄してから約６０℃で約５分間乾燥させた。このようにして上記化学式（１）で表される第１色素（Ｓｏｌａｒｏｎｉｘ社製、商品名「Ｎ７１９」）が第１多孔性半導体層のそれぞれに吸着された。ここで、第１色素吸着用溶液では、体積比が１：１であるアセトニトリルとｔ−ブタノールとの混合溶剤に第１色素が溶解されており、第１色素吸着用溶液における第１色素の濃度は、４×１０-4モル／リットルであった。
【０１５１】
続いて、積層体のそれぞれの周囲を囲う形に切り出した熱融着フィルム（デュポン社製、商品名「ハイミラン１８５５」）を用いて、積層体が形成された透明電極基板とガラスからなる支持基板とを貼り合せた。その後、約１００℃に設定したオーブンで１０分間加熱した。このようにして熱融着フィルムが融解して封止部材となり、融解した熱融着フィルムと透明電極基板及び支持基板とがそれぞれ圧着された。
【０１５２】
次いで、支持基板に予め形成されていた注入用孔から、電解液を注入した。透明電極基板と支持基板と封止部材とで囲まれた領域内に電解液が充填されたら、紫外線硬化樹脂（株式会社スリーボンド製、型番名「３１Ｘ−１０１」）を用いて注入用孔を封止した。このようにして太陽電池モジュールαが得られた。
【０１５３】
次に示す方法にしたがって電解液を調製した。アセトニトリル（溶剤）に、濃度が０．１モル／リットルとなるようにＬｉＩ（アルドリッチ社製、酸化還元種）を溶解させ、濃度が０．０１モル／リットルとなるようにＩ2（キシダ化学社製、酸化還元種）を溶解させた。更に、上述のアセトニトリルに、濃度が０．５モル／リットルとなるようにｔ−ブチルピリジン（アルドリッチ社製、添加剤）を溶解させ、濃度が０．６モル／リットルになるようにジメチルプロピルイミダゾールアイオダイド（四国化成工業社製）を溶解させた。このようにして電解液が得られた。
【０１５４】
（太陽電池モジュールβの製造）
色素として上記化学式（２）で表される第２色素（Ｓｏｌａｒｏｎｉｘ社製、商品名「Ｂｌａｃｋ  Ｄｙｅ」）を用いたことを除いては上述の太陽電池モジュールαの製造方法にしたがって、太陽電池モジュールβを製造した。
【０１５５】
（初期動作電流及び初期動作電圧の測定）
Ｉ−Ｖ特性を測定することによって初期動作電流と初期動作電圧とを測定した。
【０１５６】
（１ヶ月後の特性保持率の算出）
太陽電池モジュールαを設置する前に、太陽電池モジュールαのＩ−Ｖ特性を測定して太陽電池モジュールαの変換効率を調べた。太陽電池モジュールαを設置し、設置後１ヶ月が経過してから、太陽電池モジュールαのＩ−Ｖ特性を測定して太陽電池モジュールαの変換効率を調べた。設置前の変換効率に対する設置後の変換効率の比率を求め、１ヶ月後の特性保持率とした。
【０１５７】
（実施例１〜３）
光電変換層の層構造を表１に示すように変更したことを除いては上記比較例１で記載の方法にしたがって、第１太陽電池モジュール及び第２太陽電池モジュールを製造した。
【０１５８】
【表１】
2016058445.tif 000005
【０１５９】
表１において、実施例１〜実施例３の「動作電流比*11」には、（第２太陽電池モジュールの初期動作電流）／（第１太陽電池モジュールの初期動作電流）を記している。また、比較例１の「動作電流比*11」には、（太陽電池モジュールβの初期動作電流）／（太陽電池モジュールαの初期動作電流）を記している。
【０１６０】
（結果と考察）
表１に示すように、実施例１〜３のいずれにおいても、第１太陽電池モジュールの初期動作電流と第２太陽電池モジュールの初期動作電流とが同一となった［０．９５≦（第２太陽電池モジュールの初期動作電流）／（第１太陽電池モジュールの初期動作電流）≦１．０５］。よって、第２色素が第１色素よりも長波長側の光を吸収する場合、第２光電変換層の厚さが第１光電変換層の厚さよりも小さければ、第１太陽電池モジュールの初期動作電流と第２太陽電池モジュールの初期動作電流とが同一となることが分かった。
【０１６１】
［比較例１と実施例４、５］
対極導電層の厚さを表２に示すように変更したことを除いては上記比較例１で記載の方法にしたがって、第３太陽電池モジュール及び第４太陽電池モジュールを製造した。
【０１６２】
【表２】
2016058445.tif 000006
【０１６３】
表２において、実施例４及び実施例５の「動作電圧比*21」には、（第３太陽電池モジュールの初期動作電圧）／（第４太陽電池モジュールの初期動作電圧）を記している。また、比較例１の「動作電圧比*21」には、（太陽電池モジュールαの初期動作電圧）／（太陽電池モジュールβの初期動作電圧）を記している。
【０１６４】
（結果と考察）
表２に示すように、実施例４及び５のいずれにおいても、第３太陽電池モジュールの初期動作電圧と第４太陽電池モジュールの初期動作電圧とが同一となった［０．９５≦（第３太陽電池モジュールの初期動作電圧）／（第４太陽電池モジュールの初期動作電圧）≦１．０５］。よって、第２色素が第１色素よりも長波長側の光を吸収する場合、第３対極導電層の厚さが第４対極導電層の厚さよりも小さければ、第３太陽電池モジュールの初期動作電圧と第４太陽電池モジュールの初期動作電圧とが同一となることが分かった。
【０１６５】
［比較例２と実施例６］
光電変換層の層構造及び対極導電層の厚さを表３に示すように変更したことを除いては上記比較例１で記載の方法にしたがって、第５太陽電池モジュール、第６太陽電池モジュール、太陽電池モジュールγ及び太陽電池モジュールδを製造した。
【０１６６】
【表３】
2016058445.tif 000007
【０１６７】
表３において、実施例６の「動作電圧比*31」には、（第６太陽電池モジュールの初期動作電圧）／（第５太陽電池モジュールの初期動作電圧）を記している。また、比較例２の「動作電圧比*31」には、（太陽電池モジュールδの初期動作電圧）／（太陽電池モジュールγの初期動作電圧）を記している。
【０１６８】
（結果と考察）
表３に示すように、実施例６では、第５太陽電池モジュールの初期動作電圧と第６太陽電池モジュールの初期動作電圧とが同一となった［０．９５≦（第６太陽電池モジュールの初期動作電圧）／（第５太陽電池モジュールの初期動作電圧）≦１．０５］。よって、色素の材料が同じであっても第６光電変換層の厚さが第５光電変換層の厚さよりも小さい場合、第６対極導電層の厚さが第５対極導電層の厚さよりも小さければ、第５太陽電池モジュールの初期動作電圧と第６太陽電池モジュールの初期動作電圧とが同一となることが分かった。
【０１６９】
［比較例１と実施例７、８］
光電変換層の層構造及び対極導電層の厚さを表４に示すように変更したことを除いては上記比較例１で記載の方法にしたがって、第３太陽電池モジュール及び第２太陽電池モジュールを製造した。
【０１７０】
【表４】
2016058445.tif 000008
【０１７１】
表４において、実施例７及び実施例８の「動作電流比*41」には、（第２太陽電池モジュールの初期動作電流）／（第３太陽電池モジュールの初期動作電流）を記している。また、比較例１の「動作電流比*41」には、（太陽電池モジュールβの初期動作電流）／（太陽電池モジュールαの初期動作電流）を記している。
【０１７２】
また、表４において、実施例７及び実施例８の「動作電圧比*42」には、（第３太陽電池モジュールの初期動作電圧）／（第２太陽電池モジュールの初期動作電圧）を記している。また、比較例１の「動作電圧比*42」には、（太陽電池モジュールαの初期動作電圧）／（太陽電池モジュールβの初期動作電圧）を記している。
【０１７３】
（結果と考察）
表４に示すように、実施例７及び８のいずれにおいても、第３太陽電池モジュールの初期動作電流と第２太陽電池モジュールの初期動作電流とが同一となった［０．９５≦（第２太陽電池モジュールの初期動作電流）／（第３太陽電池モジュールの初期動作電流）≦１．０５］。また、第３太陽電池モジュールの初期動作電圧と第２太陽電池モジュールの初期動作電圧とが同一となった［０．９５≦（第３太陽電池モジュールの初期動作電圧）／（第２太陽電池モジュールの初期動作電圧）≦１．０５］。よって、第２色素が第１色素よりも長波長側の光を吸収する場合、第２光電変換層の厚さが第３光電変換層の厚さよりも小さく、且つ、第３対極導電層の厚さが第２対極導電層の厚さよりも小さければ、第３太陽電池モジュールと第２太陽電池モジュールとでは初期動作電流及び初期動作電圧のそれぞれが同一となることが分かった。
【０１７４】
［実施例９と比較例３］
実施例９では、実施例７の第３太陽電池モジュール及び第２太陽電池モジュールを用いて図１７（ａ）に示す太陽光パネルを製造した。比較例３では、比較例１の太陽電池モジュールα及び太陽電池モジュールβを用いて図１７（ａ）に示す太陽光パネルを製造した。
【０１７５】
【表５】
2016058445.tif 000009
【０１７６】
（結果と考察）
表５に示すように、実施例７の第３太陽電池モジュール及び第２太陽電池モジュールを用いて図１７（ａ）に示す太陽光パネルを製造すれば、比較例１の太陽電池モジュールα及び太陽電池モジュールβを用いて図１７（ａ）に示す太陽光パネルを製造した場合に比べて、１ヶ月後の特性保持率が高くなった。これにより、実施例７の第３太陽電池モジュール及び第２太陽電池モジュールを用いて製造された太陽光パネルの方が、比較例１の太陽電池モジュールα及び太陽電池モジュールβを用いて製造された太陽光パネルよりも信頼性が高いことが分かった。
【０１７７】
今回開示された実施の形態及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及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。
【符号の説明】
【０１７８】
１  太陽光発電パネル、３  インバーター、１１  太陽電池モジュール、１１Ａ  第１太陽電池モジュール、１１Ｂ  第２太陽電池モジュール、１１Ｃ  第３太陽電池モジュール、１１Ｄ  第４太陽電池モジュール、１１Ｅ  第５太陽電池モジュール、１１Ｆ  第６太陽電池モジュール、１０１Ａ  第１色素増感太陽電池、１０１Ｂ  第２色素増感太陽電池、１０１Ｃ  第３色素増感太陽電池、１０１Ｄ  第４色素増感太陽電池、１０１Ｅ  第５色素増感太陽電池、１０１Ｆ  第６色素増感太陽電池、１１１  透光性基板、１１３  透明導電層、１１５  分離ライン、１１７Ａ  第１光電変換層、１１７Ｂ  第２光電変換層、１１７Ｃ  第３光電変換層、１１７Ｄ  第４光電変換層、１１７Ｅ  第５光電変換層、１１７Ｆ  第６光電変換層、１１９  多孔性絶縁層、１２１  触媒層、１２３Ａ  第１対極導電層、１２３Ｂ  第２対極導電層、１２３Ｃ  第３対極導電層、１２３Ｄ  第４対極導電層、１２３Ｅ  第５対極導電層、１２３Ｆ  第６対極導電層、１２５  キャリア輸送層、１２７  支持基板、１２９  封止部材。
【図１】
2016058445.tif 000010
【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
2016058445.tif 000016
【図８】
2016058445.tif 000017
【図９】
2016058445.tif 000018
【図１０】
2016058445.tif 000019
【図１１】
2016058445.tif 000020
【図１２】
2016058445.tif 000021
【図１３】
2016058445.tif 000022
【図１４】
2016058445.tif 000023
【図１５】
2016058445.tif 000024
【図１６】
2016058445.tif 000025
【図１７】
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