"互いに対向して配置された導光体と反射体と、前記導光体と前記反射体との間に配置された低屈折率層と、前記導光体から射出された光を受光する太陽電池素子と、を備え、前記導光体は、第1主面と第2主面と前記第1主面および前記第2主面に接する第1端面とを有し、外部からの光を前記第1主面から入射させ内部を伝播させて前記第1端面から射出させ、前記反射体は、前記導光体の第1主面から入射して前記導光体を透過し、前記反射体に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射部を有し、前記低屈折率層は、前記導光体の屈折率よりも低い屈折率を有し、前記太陽電池素子は、前記導光体の第1端面から射出された光を受光し、前記導光体の厚みが当該導光体の第1端面の遠くから当該導光体の第1端面に近づくにつれて徐々に厚くなっていることを特徴とする太陽電池モジュール。前記反射部には、前記導光体の第2主面に対して所定の傾斜角をなすように傾斜した傾斜面が設けられ、前記傾斜面が前記反射体に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能することを特徴とする請求項1に記載の太陽電池モジュール。前記傾斜面には反射膜が形成されていることを特徴とする請求項2に記載の太陽電池モジュール。前記反射部が平坦面となっており、前記平坦面が前記反射体に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能することを特徴とする請求項1に記載の太陽電池モジュール。前記導光体の第2主面と前記平坦面とが互いに平行であることを特徴とする請求項4に記載の太陽電池モジュール。前記導光体の第2主面と前記平坦面との間の間隔が当該導光体の第1端面の遠くから当該導光体の第1端面に近づくにつれて徐々に大きくなっていることを特徴とする請求項4に記載の太陽電池モジュール。前記導光体には、該導光体に入射した光を受けて蛍光を発する蛍光体が分散された蛍光体層が設けられていることを特徴とする請求項1ないし6のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。前記蛍光体層は、透明フィルムの内部に前記蛍光体を分散させた蛍光フィルムであることを特徴とする請求項7に記載の太陽電池モジュール。前記蛍光体層は、前記導光体と、該導光体の第1主面と第2主面の少なくとも一面上に積層される透明部材と、を接着する透明樹脂の内部に前記蛍光体を分散させた接着層であることを特徴とする請求項7に記載の太陽電池モジュール。前記導光体の第1主面、第2主面及び第1端面以外の面には、前記蛍光体から放射された蛍光を反射する反射層が設けられていることを特徴とする請求項7ないし9のいずれか1項に記載の太陽電池モジュール。前記導光体と前記反射体とを保持する枠体を備え、前記枠体の内面が前記蛍光体から放射された蛍光を反射する反射面として機能することを特徴とする請求項7ないし9のいずれか1項に記載の太陽電池モジュール。前記導光体の第1端面から射出された光を集光し、前記太陽電池素子に入射させる集光部材を備えていることを特徴とする請求項1ないし11のいずれか1項に記載の太陽電池モジュール。前記低屈折率層は、空気層であることを特徴とする請求項1ないし12のいずれか1項に記載の太陽電池モジュール。前記導光体の材料は、400nm以下の波長に対して透過性を有することを特徴とする請求項1ないし13のいずれか1項に記載の太陽電池モジュール。請求項1ないし14のいずれか1項に記載の太陽電池モジュールを備えることを特徴とする太陽光発電装置。請求項1ないし14のいずれか1項に記載の太陽電池モジュールを、前記導光体の第1主面が日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に向くよう傾斜させて配置することを特徴とする太陽電池モジュールの設置方法。しかしながら、特許文献1の技術では、導光部材のサイズを大きくした場合、入射光を導光部材の内部で伝播させて端面に集光させる過程において、入射光が複数のV字状溝の反射面で複数回反射される。これにより、入射光の反射面における反射角度が変わり、入射光が反射面において全反射条件を満たさなくなり外部へ抜けてしまう。その結果、太陽電池への入光効率が低下し、発電効率が低下してしまう。本発明は、上記の課題を解決するためになされたものであって、発電効率の低下を抑制することが可能な太陽電池モジュール、太陽光発電装置および太陽電池モジュールの設置方法の提供を目的とする。上記の目的を達成するために、本発明の太陽電池モジュールは、互いに対向して配置された導光体と反射体と、前記導光体と前記反射体との間に配置された低屈折率層と、前記導光体から射出された光を受光する太陽電池素子と、を備え、前記導光体は、第1主面と第2主面と前記第1主面および前記第2主面に接する第1端面とを有し、外部からの光を前記第1主面から入射させ内部を伝播させて前記第1端面から射出させ、前記反射体は、前記導光体の第1主面から入射して前記導光体を透過し、前記反射体に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射部を有し、前記低屈折率層は、前記導光体の屈折率よりも低い屈折率を有し、前記太陽電池素子は、前記導光体の第1端面から射出された光を受光し、前記導光体の厚みは、当該導光体の第1端面の遠くから当該導光体の第1端面に近づくにつれて徐々に厚くなっていることを特徴とする。本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記反射部には、前記導光体の第2主面に対して所定の傾斜角をなすように傾斜した傾斜面が設けられ、前記傾斜面が前記反射体に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能してもよい。本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記傾斜面には反射膜が形成されていてもよい。本発明の太陽電池モジュールは、前記反射部が平坦面となっており、前記平坦面が前記反射体に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能してもよい。本発明の太陽電池モジュールは、前記導光体の第2主面と前記平坦面とが互いに平行であってもよい。本発明の太陽電池モジュールは、前記導光体の第2主面と前記平坦面との間の間隔が当該導光体の第1端面の遠くから当該導光体の第1端面に近づくにつれて徐々に大きくなっていてもよい。本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記導光体には、該導光体に入射した光を受けて蛍光を発する蛍光体が分散された蛍光体層が設けられていてもよい。本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記蛍光体層は、透明フィルムの内部に前記蛍光体を分散させた蛍光フィルムであってもよい。本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記蛍光体層は、前記導光体と、該導光体の第1主面と第2主面の少なくとも一面上に積層される透明部材と、を接着する透明樹脂の内部に前記蛍光体を分散させた接着層であってもよい。本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記導光体の第1主面、第2主面及び第1端面以外の面には、前記蛍光体から放射された蛍光を反射する反射層が設けられていてもよい。本発明の太陽電池モジュールは、前記導光体と前記反射体とを保持する枠体を備え、前記枠体の内面が前記蛍光体から放射された蛍光を反射する反射面として機能してもよい。本発明の太陽電池モジュールは、前記導光体の第1端面から射出された光を集光し、前記太陽電池素子に入射させる集光部材を備えていてもよい。本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記低屈折率層は、空気層であってもよい。本発明の太陽電池モジュールにおいて、前記導光体の材料は、400nm以下の波長に対して透過性を有していてもよい。本発明の太陽光発電装置は、上記本発明の太陽電池モジュールを備えることを特徴とする。本発明の太陽電池モジュールの設置方法は、上記本発明の太陽電池モジュールを、前記導光体の第1主面が日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に向くよう傾斜させて配置することを特徴とする。本発明によれば、発電効率の低下を抑制することが可能な太陽電池モジュール、太陽光発電装置および太陽電池モジュールの設置方法を提供することができる。第1の実施形態本実施形態では、太陽電池モジュールを固定部材で固定した太陽光発電装置の例を挙げる。図1は、本発明の第1の実施形態の太陽光発電装置1を示す斜視図である。太陽光発電装置1は、図1に示すように、太陽電池モジュール2と、固定部材7と、から構成されている。太陽電池モジュール2は、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール2の4隅に固定部材7が取り付けられている。固定部材7は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール2に固定される。太陽電池モジュール2は、図1に示すように、互いに対向して配置された導光体3と反射体4と、導光体3と反射体4との間に配置された低屈折率層5と、導光体3から射出された光を受光する太陽電池素子6と、を備えている。導光体3は、光入射面である第1主面3aと、第1主面3aと対向する第2主面3bと、光射出面である第1端面3cと、を備えている。反射体4は、導光体3の第1主面3aから入射して導光体3を透過し、反射体4に入射した光を反射させて光の進行方向を変更する反射部4aを備えている。導光体3と反射体4とは、導光体3の第2主面3bと反射体4の反射部4aとが対向した状態で、導光体3の屈折率よりも低い屈折率を有する低屈折率層5を挟んで固定部材7により固定されている。低屈折率層5は、空気層である。なお、導光体3と反射体4との間は必ずしも空気層である必要はない。低屈折率層5は、屈折率が導光体よりも低い層であれば良く、より屈折率が低い媒質であることが望ましい。導光体3は、第1主面3a及び第2主面3bを有する側面視台形の部材である。導光体3の厚みは、当該導光体3の第1端面3cの遠くから当該導光体3の第1端面3cに近づくにつれて徐々に厚くなっている。ここで、導光体3の厚みとは、当該導光体3の第2主面3bと直交する方向から視たときの、導光体3の第1主面3aと導光体3の第2主面3bとの間の距離である。言い換えると、導光体3の第1主面3aは、当該導光体3の第2主面3bと直交する方向から視て、導光体3の第1主面3aと導光体3の第2主面3bとの間の距離が導光体3の第1端面3cの遠くから導光体3の第1端面3cに近づくにつれて徐々に大きくなるよう傾斜している。導光体3の第1主面3a、第2主面3bは平坦面となっている。導光体3としては、例えば、アクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂、ガラスなどの透明性の高い有機材料もしくは無機材料が用いられる。本実施形態において、導光体3は、一例としてポリメタクリル酸メチル樹脂PMMAにジルコニア粒子を分散させた材料で形成されているものとする。ジルコニア粒子の平均粒径は20nm程度であり、光の波長に比べて十分に小さい。本実施形態において、導光体3の屈折率n1は1.8である。導光体3の屈折率1.8は、PMMA樹脂にジルコニア粒子を成分比1:1で分散することにより得ることができる。図6は、導光体3の透過率特性を示す図である。図6において、横軸は光の波長、縦軸は導光体3の透過率である。なお、図6では、導光体3の材料として三菱レイヨン社製のXY-0159を用いたときの導光体3の透過率特性を示している。外光を有効に取り込めるように、導光体3の材料は、400nm以上の波長に対して透過性を有するとともに、下限は400nm以下の波長に対しても透過性を有することが望ましい。例えば、360nm以上800nm以下の波長領域の光に対して90以上、より好ましくは93以上の透過率を有するものが好適である。例えば、シリコン樹脂基板や石英基板、或いは、PMMA樹脂基板においては三菱レイヨン社製のアクリライト登録商標のなかでUV吸収材を含まないものは、広い波長領域に光に対して高い透明性を有することから、好適である。図1に示すように、反射体4の導光体3と対向する部分には、導光体3の第1主面3aから入射して導光体3を透過し、反射体4に入射した光を反射させて光の進行方向を変更する反射部4aが形成されている。反射体4としては、例えば、アクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂、ガラスなどの透明性の高い有機材料もしくは無機材料が用いられる。反射部4aには、導光体3の第2主面3bに対して所定の傾斜角をなすように傾斜した傾斜面が設けられている。傾斜面は、反射体4に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能する。図2に示すように、反射体4の導光体3と対向する部分には、複数の三角柱状の凸条Tが連続して形成されている。凸条Tは、XY平面と平行な面に対して大きな角度で傾斜した急傾斜面T1と、XY平面と平行な面に対して小さな角度で傾斜した緩傾斜面T2と、を有する。凸条Tは、例えば、凸条Tの形状を反転させた金型を用いて樹脂例えばPMMAを射出成形することにより形成されている。なお、凸条Tは、元々平坦な反射体4の主面導光体3と対向する面を切削加工することによって形成することもできる。本実施形態において、反射体4の屈折率n2は1.3である。反射体4の屈折率1.3は、PMMA樹脂に中空PMMA粒子を所定の比率で分散させることにより得ることができる。反射体4の反射部4aには、このような凸条Tが、急傾斜面T1と緩傾斜面T2とが互いに接するようにY方向に複数設けられている。反射部4aに設けられた複数の凸条Tの形状及び大きさは、全て同じである。各凸条Tは三角柱状であると説明したが、図2に示すように、反射体4をYZ平面に沿った平面で切断したときの各凸条の断面形状は、正三角形や二等辺三角形ではなく、不等辺三角形である。太陽電池素子6としては、公知のものを使用することができ、例えばアモルファスシリコン太陽電池、多結晶シリコン太陽電池、単結晶シリコン太陽電池、化合物系太陽電池InGaP、GaAs、InGaAs、AlGaAs、CuIn,GaSe2、CuIn,GaSe,S2、CuInS2、CdTe、CdSなど、量子ドット太陽電池Si、InGaAsなど等を用いることができる。本実施形態では、太陽電池素子6として化合物系太陽電池を用いる。太陽電池素子6の形状および寸法は、導光体3の第1端面3c内に収まる形状および寸法であれば特に限定されることはない。太陽電池素子6は、例えばタイカ社製のαGEL登録商標を用いて、導光体3の第1端面3cに接着される。図7は、太陽電池素子における吸収波長と強度、吸収感度の関係を示す図である。図7において、横軸は吸収波長、縦軸は強度、吸収感度である。図7に示すように、InGaP太陽電池、GaAs太陽電池、及びInGaAs太陽電池等の化合物系太陽電池は、結晶シリコンcSi太陽電池およびアモルファスシリコンaSi太陽電池等のシリコン系太陽電池に比べて、光の吸収波長域は狭いものの強度、吸収感度については高いピークを有する。そのため、強度、吸収感度について高いピークが得られる特定の光の吸収波長域において化合物系太陽電池を使用することにより、シリコン系太陽電池を使用する場合に比べて、太陽光を高効率で電気に変換することが可能となる。図2は、本実施形態の太陽電池モジュール2の断面図である。図3は、本実施形態の反射体4の部分断面図である。なお、図2においては、便宜上、太陽電池素子6の図示を省略している。導光体3は、Y軸に対して角度θAをなす第1主面3aを有する断面視台形の部材である。角度θAは、太陽の日週運動等を考慮して、例えばθA<45°なる関係を満たすように設定されている。導光体3の寸法は、一例として、第2主面3bとなる矩形の縦横図2のx軸方向およびy軸方向の寸法が300mm×300mmであり、厚みの小さい方の厚さdA1図2のz軸方向の寸法が1mmであり、厚みの大きい方の厚さdA2図2のz軸方向の寸法が27mmであり、角度θAが5°である。なお、縦横の寸法、厚みの小さい方の厚さdA1、厚みの大きい方の厚さdA2、角度θAはこれに限定されない。反射体4は板状部材であり、反射体4の反射部4aにはX方向に延びる複数の凸条Tが設けられている。凸条Tは、Y軸に対して角度θB1をなす急傾斜面T1と、Y軸に対して角度θB2をなす緩傾斜面T2と、が稜線T3において交差する三角柱である。角度θB1と角度θB2はθB1>θB2なる関係を満たす。稜線T3を挟んでY方向側に緩傾斜面T2が配置され、-Y方向側に急傾斜面T1が配置されている。反射体4の反射部4aにおいて、隣り合う2つの凸条Tの間には、平坦部Sが設けられている。平坦部Sを設けることで、緩傾斜面T2で反射された光が隣の凸条Tの急傾斜面T1に入射しにくくなる。つまり、緩傾斜面T2で反射された光が急傾斜面T1の影響を受けて当該光の導光体3の第2主面3bに対する入射角が小さくなり、導波条件が崩れ、光が外部に漏れてしまうことが抑制される。反射体4の寸法は、一例として、矩形の縦横図2のx軸方向およびy軸方向の寸法が300mm×300mmであり、反射体4の厚さdB図2のz軸方向の寸法、反射体4の稜線T3を含む仮想平面と反射体4の下面との間の距離が10mmであり、角度θB1が45°であり、角度θB2が15°であり、1本の凸条TのY方向の幅P1が100μmであり、2本の凸条Tの間の平坦部SのY方向の幅P2が50μmである。なお、縦横の寸法、厚さdB、角度θB1、角度θB2、凸条TのY方向の幅P1、及び平坦部SのY方向の幅P2はこれに限定されない。図4は、太陽電池モジュール2における光の伝播の様子を示す図である。図4aは、導光体3に対して浅い角度で入射する光の伝播の様子を示す図であり、図4bは、導光体3に対して深い角度で入射する光の伝播の様子を示す図である。なお、図4においては、便宜上、太陽電池素子6の図示を省略している。図4aに示すように、導光体3に対して浅い角度で入射する光L1第1主面3a対して小さな角度で入射する光は、反射体4に入射することなく、導光体3内のみを伝播して第1端面3cに向かう。図4bに示すように、導光体3に対して深い角度で入射する光L2第2主面3aに対して大きな角度で入射する光は、導光体3を透過し低屈折率層5を通過して反射体4に入射するものの、反射部4aで反射されて進行方向が導光体3の第1端面3cに向かう方向に変更される。反射部4aで反射された光L2は、導光体3の内部を伝播して第1端面3cに向かう。図5は、本実施形態の太陽電池モジュール2における反射面の作用を説明するための図である。図5において、符号L1は導光体3の第1主面3aに対して相対的に大きい入射角θ1aで入射する光、符号L2は導光体3の第1主面3aに対して相対的に小さい入射角θ2aで入射する光を示している。なお、図5においては、便宜上、太陽電池素子6の図示を省略している。図5に示すように、導光体3の第1主面3aに対して太陽光L1が入射角θ1aで入射したとすると、太陽光L1は第1主面3aにおいて屈折角θ1bで屈折して導光体3内に入射する。その後、導光体3の第2主面3b導光体3と低屈折率層5との間の界面に入射角θ1cで入射した光は、当該界面において反射角θ1cで全反射し、導光体3内を第1端面3cに向けて伝播する。なお、当該第2主面3bで全反射した光が第1主面3aに入射角θ1dで入射した場合でも、当該第1主面3aに対して反射角θ1dで全反射し、導光体3内を第1端面3cに向けて伝播する。一方、導光体3の第1主面3aに対して太陽光L2が入射角θ2aで入射したとすると、太陽光L2は第1主面3aにおいて屈折角θ2bで屈折して導光体3内に入射する。導光体3の第2主面3b導光体3と低屈折率層5との間の界面に入射角θ2cで入射した光は、当該界面において屈折角θ2dで屈折して反射体4に入射する。反射体4の緩傾斜面T2に対して入射角θ2eで入射した光の一部は、当該緩傾斜面T2に対して反射角θ2eで反射し、進行方向が導光体3の第1端面3cに向かう方向に変更される。導光体3の第2主面3b導光体3と低屈折率層5との間の界面に入射角θ2fで入射した光は、当該界面において屈折角θ2gで屈折して導光体3内に入射する。導光体3の第1主面3aに入射角θ2hで入射した光は、当該第1主面3aに対して反射角θ2hで全反射し、導光体3内を伝播する。導光体3の第1主面3aは、反射体4の反射部4a緩傾斜面T2で反射して導光体3に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能する。導光体3の第2主面3b導光体3と低屈折率層5との間の界面に入射角θ2iで入射した光は、当該第2主面3bに対して反射角θ2iで全反射し、導光体3内を第1端面3cに向けて伝播する。具体的には、一例として、導光体3の角度θAを5度、導光体3の屈折率n1を1.8、反射体4の緩傾斜角度θB2を15度、反射体4の屈折率n2を1.3、空気外部の空気および導光体3と反射体4との間の空気層の屈折率n0を1.0とする。この場合Snellの法則より、導光体3と低屈折率層5導光体3と外部の空気との界面における臨界角は34度となる。ここで、導光体3の第1主面3aへの太陽光L1の入射角θ1aが64度以上であったとすると、太陽光L1が導光体3内に入射する際の屈折角θ1bは30度以上となる。すると、導光体3の第2主面3bへの光の入射角θ1cは35度以上となりθ1c=θ1bθA、入射角θ1cが臨界角以上であるためθ1c≧34度、光L1は導光体3の第2主面3bで全反射する。当該第2主面3bで全反射した光は、導光体3内を第1端面3cに向けて伝播する。なお、当該第2主面3bで全反射した光が第1主面3aに入射したとしても、当該第1主面3aへの光の入射角θ1dは40度以上となりθ1d=θ1cθA、入射角θ1dが臨界角以上であるためθ1d≧34度、光L1は導光体3の第1主面3aで全反射する。よって、導光体3の第2主面3bにおいて一度でも全反射した光は、導光体3の外部に漏れることなく、導光体3の内部を伝播して第1端面3cに導かれる。一方、導光体3の第1主面3aへの太陽光L2の入射角θ2aが40度未満であったとすると、太陽光L2が導光体3内に入射する際の屈折角θ2bは21度未満となる。すると、導光体3の第2主面3bへの光の入射角θ2cは26度未満となりθ2c=θ2bθA、入射角θ2cが臨界角未満であるためθ2c<34度、光L2は導光体3の第2主面3bを透過する。導光体3の第2主面3bへの光の入射角θ2cが26度未満であったとすると、光L2が低屈折率層5内に入射する際の屈折角θ2dは52度未満となる。すると、反射体4の緩傾斜面T2への光の入射角θ2eは67度未満となるθ2e=θ2dθB2。反射体4の緩傾斜面T2に入射した光の一部は、当該緩傾斜面T2で所定の反射角θ2eで反射し、進行方向が導光体3の第1端面3cに向かう方向に変更される。反射体4の緩傾斜面T2での光の反射角θ2eが49度以上であったとすると、導光体3の第2主面3bへの光の入射角θ2fは64度以上となるθ2f=θ2eθB2。すると、光が導光体3内に入射する際の屈折角θ2gは30度以上となる。すると、導光体3の第1主面3aへの光の入射角θ2hは35度以上となりθ2h=θ2gθA、入射角θ2hが臨界角以上であるためθ2f≧34度、光L2は導光体3の第1主面3aで全反射する。導光体3の第1主面3aでの反射角θ2hが35度以上であったとすると、導光体3の第2主面3bへの光の入射角θ2iは40度以上となるθ2i=θ2hθA。すると、入射角θ2iが臨界角以上であるためθ2i≧34度、光L2は導光体3の第2主面3bで全反射する。第2主面3bで全反射した光は、導光体3内を第1端面3cに向けて伝播する。よって、導光体3の第1主面3aにおいて一度でも全反射した光は、導光体3の外部に漏れることなく、導光体3の内部を伝播して第1端面3cに導かれる。本実施形態では、導光体3の第1主面3aは、当該導光体3の第2主面3bと直交する方向から視て、導光体3の第1主面3aと導光体3の第2主面3bとの間の距離が導光体3の第1端面3cの遠くから導光体3の第1端面3cに近づくにつれて徐々に大きくなるよう傾斜している。そのため、導光体3内に入射する際の屈折角θ1bよりも導光体3の第2主面3bに入射する際の入射角θ1cのほうが大きくなる。したがって、導光体3内に入射した光は、導光体3の第2主面3bで全反射条件を満たし、導光体3の第1端面3cに向けて反射されやすくなる。また、導光体3と反射体4との間には導光体3の屈折率n1よりも小さい屈折率n0を有する低屈折率層5が配置されているn1>n2。そのため、導光体3の第2主面3bに入射する際の入射角θ2cよりも低屈折率層5に入射する際の屈折角θ2dのほうが大きくなる。したがって、低屈折率層5内に入射した光は、反射体4の緩傾斜面T2で反射されて、導光体3の第1端面3cに向けて進行方向が変更されやすくなる。仮に、導光体3と反射体4との間に導光体3の屈折率n1よりも大きい層が存在すると、低屈折率層5内に入射した光は反射体4の緩傾斜面T2で反射されず、反射体4を透過して外部に漏れてしまいやすくなる。反射体4に入射した光は反射体4の緩傾斜面T2で反射することにより低屈折率層5内を伝播する角度XY平面と平行な面と光の伝播方向とのなす角度が浅くなる。そのため、反射体4の緩傾斜面T2で全反射した光が導光体3内に入射する際の屈折角θ2gは、光が最初に導光体3の第2主面3bに入射する際の入射角θ2cよりも大きくなる。したがって、導光体3内に入射した光は、導光体3の第1主面3aで全反射条件を満たし、導光体3の第1端面3cに向けて反射されやすくなる。導光体3内に入射した光は導光体3の第1主面3aで全反射をすることにより導光体3内を伝播する角度XY平面と平行な面と光の伝播方向とのなす角度が浅くなる。そのため、導光体3の第1主面3aで全反射した光が導光体3の第2主面3bに入射する際の入射角θ2iは、最初に導光体3内に入射した光が導光体3の第2主面3bに入射する際の入射角θ2cよりも大きくなる。したがって、導光体3の第1主面3aで全反射した光は、導光体3の第2主面3bで全反射条件を満たし、導光体3の第1端面3cに向けて反射されやすくなる。導光体3の第2主面3bで全反射条件を満たした光は、もはや低屈折率層5内に入射することなく、導光体3内のみを伝播して第1端面3cに向かうこととなる。すなわち、本実施形態においては、反射体4の反射部4aに形成された凸条Tの緩傾斜面T2が反射体4に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面となり、導光体3の第1主面3aが反射体4の反射面で反射して導光体3内に入射した光を反射させて当該光の進行方向を第1端面3cに向かう方向に変更する反射面となる。本実施形態の太陽光発電装置1においては、導光体3の導光機能および反射体4の反射機能を分離することにより、反射部4aで反射された光が反射部4aへ再入射することを抑制することができる。具体的には、導光体3および反射体4を備えているので、外部からの光を導光体3の内部で伝播させて太陽電池素子6に導くことができ、さらに導光体3を透過した光を反射体4で反射させ導光体3の内部を伝播させて太陽電池素子6に導くことができる。また、導光体3の第2主面3bと直交する方向から視たときの導光体3の第1主面3aと導光体3の第2主面3bとの間の距離が第1端面3cに近づくにつれて徐々に大きくなるよう傾斜しており、導光体3内に入射する際の屈折角θ1bよりも導光体3の第2主面3bに入射する際の入射角θ1cのほうが大きくなる。このため、導光体3内に入射した光は、導光体3の第2主面3bで全反射条件を満たし、太陽電池素子6に導かれやすくなる。また、導光体3と反射体4との間には導光体3の屈折率n1よりも小さい屈折率n0を有する低屈折率層5が存在しているn1>n2ので、導光体3の第2主面3bに入射する際の入射角θ2cよりも低屈折率層5に入射する際の屈折角θ2dのほうが大きくなる。このため、低屈折率層5内に入射した光は、反射体4の緩傾斜面T2で反射され、太陽電池素子6に導かれやすくなる。また、反射体4の緩傾斜面T2で反射されて導光体3内に入射した光は、導光体3の第1主面3aで全反射をすることにより導光体3内を伝播する角度XY平面と平行な面と光の伝播方向とのなす角度が浅くなる。このため、導光体3の第1主面3aで全反射した光は、導光体3の第2主面3bで全反射条件を満たし、太陽電池素子6に導かれやすくなる。したがって、発電効率の低下を抑制することが可能な太陽電池モジュール2、およびこれを用いた太陽光発電装置1を提供することができる。また、反射体4の反射部4aの緩傾斜面T2が反射面として機能するので、光が当該反射面で反射して導光体3に入射する際の入射角θ2fを調整することが容易となる。例えば、緩傾斜面T2の傾斜角θB2を大きくすれば導光体3に入射する際の入射角θ2fは大きくなり、緩傾斜面T2の傾斜角θB2を小さくすれば導光体3に入射する際の入射角θ2fは小さくなる。また、導光体3の第1主面3aは平坦面となっているので、光が導光体3内に入射して第2主面3bに入射する際の入射角θ1cを調整することが容易となる。例えば、第1主面3aの傾斜角度θAを大きくすれば第2主面3bに入射する際の入射角θ1cは大きくなり、傾斜角度θAを小さくすれば第2主面3bに入射する際の入射角θ1cは小さくなる。また、導光体3の材料は400nm以下の波長に対して透過性を有するので、広い波長領域の光を透過することとなる。よって、外光を有効に取り込むことができる。第1の実施形態の第1の変形例以下、本実施形態の第1の変形例について、図8及び図9を用いて説明する。本変形例の太陽光発電装置1Aの基本構成は上記実施形態と同様であり、固定部材7に替えて支持枠8を用いている点、反射体4Aの傾斜面に反射膜4Rが形成されている点が上記実施形態と異なるのみである。図8は、図1に対応した、本変形例の太陽光発電装置1Aを示す斜視図である。図9は、図3に対応した、本変形例の反射体4Aの部分断面図であるなお、図8及び図9において、上記実施形態で用いた図1及び図3と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。太陽光発電装置1Aは、図8に示すように、太陽電池モジュール2Aと、支持枠8と、から構成されている。太陽電池モジュール2Aは、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール2Aの4辺を取り囲むように支持枠8が取り付けられている。支持枠8は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール2Aに固定される。太陽電池モジュール2Aは、図8に示すように、互いに対向して配置された導光体3と反射体4Aと、導光体3と反射体4Aとの間に配置された低屈折率層5と、導光体3から射出された光を受光する太陽電池素子6と、を備えている。反射体4Aは、導光体3の第1主面3aから入射して導光体3を透過し、反射体4Aに入射した光を反射させて光の進行方向を変更する反射部4Aaを備えている。導光体3と反射体4Aとは、導光体3の第2主面3bと反射体4Aの反射部4Aaとが対向した状態で、低屈折率層5を挟んで支持枠8により固定されている。なお、導光体3と反射体4Aとは、導光体3の第2主面3bと反射体4Aの反射部4Aaとが対向した状態で、直接接触している。具体的には、導光体3の第2主面3bと反射体4Aの反射部4Aaの稜線T3とが接触している。つまり、本変形例では、導光体3の第2主面3bと反射体4Aの反射部4Aaに形成された凸条の傾斜面とに囲まれた領域に空気層が存在している。反射体4Aの反射部4Aaの傾斜面Tには、図9に示すように、反射膜4Rが形成されている。反射膜4Rとしては、例えばアルミニウムAlなどの反射率の高い金属材料が用いられる。なお、反射膜4RはAlに限らず、反射率が少なくとも90以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。本変形例の太陽光発電装置1Aにおいては、反射体4Aの反射部4Aaの傾斜面Tに反射膜4Rが形成されているので、低屈折率層5内に入射した光は、反射体4Aの緩傾斜面T2で確実に反射され、太陽電池素子6に導かれる。よって、発電効率の低下を確実に抑制することができる。ここで、本発明者は、本変形例の太陽電池モジュール2Aの効果を実証するために、光の端面到達率のシミュレーションを行った。ここで、光の端面到達率とは、導光体3の第1主面3aに入射する太陽光の照射量の割合を100としたときに導光体3の第1端面3cに到達する光量の割合である。実施例1のシミュレーションの条件は、導光体3の縦横寸法を300mm×300mm、第1主面3aの傾斜角θAを5度、反射体4Aの縦横寸法を300mm×300mm、反射体4Aの厚みを10mmとした。実施例1の太陽電池モジュール2Aに対して導光体3の第1主面3a側から太陽光を照射したときの端面到達率は、17.3であった。また、実施例1の太陽電池モジュール2Aの集光比は1.9倍であった。ここで、集光比とは、縦横寸法が300mm×300mmの太陽電池に直接を太陽光を照射したときの集光比を1倍としたときの値である。なお、太陽電池素子6の出力条件は、JISで規定されたエアマスAM1.5を基準としている。一方、比較例として、実施例1の導光体3に替えて微細構造を有する平板状の導光体平板の一方面光入射面と反対側の面に複数の凸条が形成された構成を用い、導光体の縦横寸法を300mm×300mmとして上記シミュレーションを行った。比較例の太陽電池モジュールに対して光入射面側から太陽光を照射したときの端面到達率は、12.1であった。また、比較例の太陽電池モジュールの集光比は1.3倍であった。このように、本実施形態の太陽光発電装置1Aによれば、比較例の導光体よりも高い端面到達率および高い集光比を得ることができることが判った。第2の実施形態以下、本発明の第2の実施形態について、図10及び図11を用いて説明する。本実施形態の太陽光発電装置10の基本構成は第1の実施形態と同様であり、導光体3に蛍光体層9が設けられている点、導光体3に蛍光を反射する反射層13Rが設けられている点が第1の実施形態と異なるのみである。図10は、本実施形態の太陽光発電装置10を示す断面図である。図11は、本実施形態の太陽電池モジュール12を示す斜視図である。なお、図10及び図11において、第1の実施形態の太陽光発電装置1の構成と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。太陽光発電装置10は、図10に示すように、太陽電池モジュール12と、固定部材17と、から構成されている。太陽電池モジュール12は、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール12の4隅に固定部材17が取り付けられている。固定部材17は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール12に固定される。太陽電池モジュール12は、図10に示すように、互いに対向して配置された導光体ユニット13と反射体4Aと、導光体ユニット13と反射体4Aとの間に配置された低屈折率層5と、導光体ユニット13から射出された光を受光する太陽電池素子16と、を備えている。導光体ユニット13は、導光体3と、蛍光体層9と、保護フィルム11と、反射層13R図11参照と、を備えている。蛍光体層9は、導光体3の第2主面3bに設けられている。蛍光体層9は、アクリル樹脂、ポリカーボネート樹脂、ガラス等の透明性の高い有機材料もしくは無機材料からなる板状部材の内部に蛍光体を分散させることにより形成された蛍光板である。蛍光体は、導光体ユニット13に入射した光を受けて蛍光を発するものである。例えば、蛍光体としては、578nmに発光スペクトルのピーク波長を有するBASF社製の蛍光物質LumogenFRed305商品名が用いられる。蛍光体層9は、例えばタイカ社製のαGEL登録商標を用いて、導光体3の第2主面3bに接着されている。保護フィルム11は、蛍光体層9に対して導光体3とは反対に設けられている。保護フィルム11は、例えばハードコートであり、導光体3及び蛍光体層9のいずれよりも硬度が高い。保護フィルム11は、導光体3及び蛍光体層9に磨耗やキズが生じないように、導光体3及び蛍光体層9を保護する。保護フィルム11は、例えばタイカ社製のαGEL登録商標を用いて、蛍光体層9の導光体3とは反対側の面に接着されている。反射層13Rは、図11に示すように、導光体ユニット13を構成する導光体3の第1主面3a、保護フィルム11の蛍光体層9とは反対側の面及び太陽電池素子16が取り付けられる面以外の面に、設けられている。反射層13Rとしては、例えばAlなどの反射率の高い金属材料が用いられる。なお、反射層13RはAlに限らず、反射率が少なくとも90以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。導光体ユニット13を構成する導光体3の第1主面3aから入射した外光の一部は、蛍光体層9の内部に分散された蛍光体に吸収され、蛍光に変換される。蛍光体から放射された蛍光は導光体ユニット13の内部を全反射しながら伝播し、太陽電池素子16に入射する。また、導光体ユニット13を透過して低屈折率層5に入射した光は、反射体4Aの緩傾斜面T2で反射され、太陽電池素子16に導かれる。外光には、太陽から直接導光体ユニット13に入射する光と、雲などによって散乱されて導光体ユニット13に入射する散乱光が含まれている。外光には、様々な角度で導光体ユニット13に入射する光が存在するが、これらの光はいずれも導光体ユニット13中の蛍光体によって吸収され、蛍光に変換される。入射角度によって光の利用効率がほとんど変化しないので、安定した発電が可能となる。太陽電池素子の発光効率は、太陽電池素子に入射する光の波長によって変化する。例えば、InGaPを用いた太陽電池素子の場合、450nm以上600nm以下の波長の光に対して分光感度が高い。本実施形態の太陽光発電装置10では、導光体ユニット13を構成する導光体3の第1主面3aから入射した外光の一部を太陽電池素子において分光感度の高い蛍光に変換している。例えば、蛍光体の発光スペクトルのピーク波長は578nmである。この波長の光は、InGaP半導体を用いた太陽電池素子において分光感度の高い光である。よって、太陽電池素子16によって効率よく電力に変換される。本実施形態の太陽光発電装置10においては、導光体ユニット13に蛍光体層9が設けられているため、蛍光体の発光スペクトルのピーク波長を任意に設定し、導光体ユニット13の内部を伝播する光を太陽電池素子16において分光感度の高い蛍光に変換することができる。そのため、太陽電池素子16に入射する光を効率よく発電に寄与させることができ、高い発電効率が得られる。また、導光体ユニット13を構成する導光体3の第1主面3a、保護フィルム11の蛍光体層9とは反対側の面及び太陽電池素子16が取り付けられる面以外の面に反射層13Rが設けられているので、蛍光体から放射された蛍光が外部に漏れることを抑制することができる。よって、蛍光を効率よく太陽電池素子16に入射させることができ、高い発電効率が得られる。ここで、本発明者は、本実施形態の太陽電池モジュール12の効果を実証するために、光の端面到達率のシミュレーションを行った。ここで、光の端面到達率とは、導光体ユニット13を構成する導光体3の第1主面3aに入射する太陽光の照射量の割合を100としたときに導光体ユニット13の光射出面に到達する光量の割合である。実施例2のシミュレーションの条件は、導光体3の縦横寸法を300mm×300mm、第1主面3aの傾斜角θAを5度、反射体4Aの縦横寸法を300mm×300mm、反射体4Aの厚みを10mmとした。実施例2の太陽電池モジュール12に対して導光体3の第1主面3a側から太陽光を照射したときの端面到達率は、29.2であった。また、実施例2の太陽電池モジュール12の集光比は3.1倍であった。ここで、集光比とは、縦横寸法が300mm×300mmの太陽電池に直接を太陽光を照射したときの集光比を1倍としたときの値である。なお、太陽電池素子16の出力条件は、JISで規定されたエアマスAM1.5を基準としている。このように、本実施形態の太陽光発電装置10によれば、実施例1の導光体端面到達率17.3、集光比1.9倍よりも高い端面到達率および高い集光比を得ることができることが判った。第2の実施形態の第1の変形例以下、本実施形態の第1の変形例について、図12及び図13を用いて説明する。本変形例の太陽光発電装置10Aの基本構成は上記実施形態と同様であり、蛍光体層9Aが蛍光フィルムである導光体ユニット13Aを備える点、導光体ユニット13Aと反射体4とを保持する枠体14を備える点が上記実施形態と異なるのみである。図12は、図10に対応した、本変形例の太陽光発電装置10Aを示す断面図である。図13は、図11に対応した、本変形例の太陽光発電装置10Aを示す斜視図であるなお、図12及び図13において、上記実施形態で用いた図10及び図11と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。太陽光発電装置10Aは、図12に示すように、太陽電池モジュール12Aと、固定部材17と、枠体14と、から構成されている。太陽電池モジュール12Aは、互いに対向して配置された導光体ユニット13Aと反射体4Aと、導光体ユニット13Aと反射体4Aとの間に配置された低屈折率層5と、導光体ユニット13Aから射出された光を受光する太陽電池素子16と、を備えている。導光体ユニット13Aは、導光体3と、蛍光体層9Aと、透明部材11Aと、を備えている。蛍光体層9Aは、導光体3の第1主面3aに設けられている。蛍光体層9Aは、透明フィルムの内部に蛍光体を分散させることにより形成された蛍光フィルムである。例えば、蛍光体としては、578nmに発光スペクトルのピーク波長を有するBASF社製の蛍光物質LumogenFRed305商品名が用いられる。蛍光体層9Aは、例えばタイカ社製のαGEL登録商標を用いて、導光体3の第1主面3aに接着されている。透明部材11Aは、蛍光体層9Aに対して導光体3とは反対に設けられている。透明部材11Aは、ポリエステル樹脂やガラスなどの透明性の高い有機材料もしくは無機材料からなる。透明部材11Aは、蛍光体を含まない透明性の高い材料で構成されるが、透明部材11Aの内部での波長変換を目的として意図的に蛍光体を分散したものでなければ、若干の蛍光体を含み、完全に透明ではない材料で構成されたものであってもよい。透明部材11Aは、例えば透明なフィルム部材として構成されるが、ガラスなどの非可撓性の板状部材を透明部材11Aとして用いてもよい。透明部材11Aは、例えばタイカ社製のαGEL登録商標を用いて、蛍光体層9Aの導光体3とは反対側の面に接着されている。枠体14は、導光体ユニット13Aと反射体4Aとを保持する箱状部材である。枠体14の内面が蛍光体から放射された蛍光を反射する反射面として機能する。例えば、枠体14の内面には反射層14Rが形成されている。反射層14Rとしては、例えばAlなどの反射率の高い金属材料が用いられる。なお、反射層14RはAlに限らず、反射率が少なくとも90以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。導光体ユニット13Aを構成する透明部材11Aの上面から入射した外光の一部は、蛍光体層9Aの内部に分散された蛍光体に吸収され、蛍光に変換される。蛍光体から放射された蛍光は導光体ユニット13Aの内部を全反射しながら伝播し、太陽電池素子16に入射する。また、導光体ユニット13Aを透過して低屈折率層5に入射した光は、反射体4Aの緩傾斜面T2で反射され、太陽電池素子16に導かれる。本実施形態の太陽光発電装置10Aにおいては、蛍光体層9Aが蛍光フィルムであるので、蛍光体層9Aから放射された蛍光は蛍光体層9A内部の蛍光体によって吸収されにくくなる。つまり、自己吸収によるロスが少なくなるので、蛍光体層9Aから放射された蛍光は概ねすべて太陽電池素子16に入射する。よって、発電効率の高い太陽光発電装置10Aが得られる。また、枠体14の内面が反射面として機能するので、枠体14に導光体ユニット13Aを収容することで、蛍光体から放射された蛍光が外部に漏れることを抑制することができる。よって、蛍光を効率よく太陽電池素子16に入射させることができ、高い発電効率が得られる。なお、本実施形態では、蛍光体層が蛍光板や蛍光フィルムである例を挙げて説明したが、これらに限らない。例えば、蛍光体層は、導光体3と、導光体3の第1主面3aと第2主面3bの少なくとも一面上に積層される透明部材と、を接着する透明樹脂の内部に蛍光体を分散させた接着層であってもよい。これにより、導光体3と蛍光体層とを接着するための接着層透明部材と蛍光体層とを接着させるための接着層が省略できるため、この接着層による光のロスがなくなり、さらに発電効率が向上する。さらに、蛍光体層が蛍光板や蛍光フィルムである場合に比べて接着層の厚みが薄いので、蛍光板や蛍光フィルムの内部に蛍光体を分散させる場合に比べて、蛍光体の使用量を少なくすることができる。よって、部材コストが低減される。第3の実施形態以下、本発明の第3の実施形態について、図14及び図15を用いて説明する。本実施形態の太陽光発電装置20の基本構成は第2の実施形態と同様であり、導光体ユニット13の光射出面にから射出された光を集光する集光部材21と、集光部材21で集光された光を受光する太陽電池素子26とを備える点が第2の実施形態と異なるのみである。図14は、本実施形態の太陽光発電装置20を示す断面図である。図15は、本実施形態の集光部材21を示す平面図である。なお、図14及び図15において、第2の実施形態の太陽光発電装置10の構成と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。太陽光発電装置20は、図14に示すように、太陽電池モジュール22と、固定部材27と、から構成されている。太陽電池モジュール22は、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール22の4隅に固定部材27が取り付けられている。固定部材27は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール22に固定される。太陽電池モジュール22は、図14に示すように、互いに対向して配置された導光体ユニット13と反射体4Aと、導光体ユニット13と反射体4Aとの間に配置された低屈折率層5と、導光体ユニット13から射出された光を集光する集光部材21と、集光部材21で集光された光を受光する太陽電池素子26と、を備えている。集光部材21は、例えば、導光体ユニット13の光射出面から射出された光の強度分布を均一化して太陽電池素子26に射出するインテグレータ光学素子ホモジナイザーである。集光部材21は、導光体ユニット13の光射出面と対向する光入射面21aと、光入射面21aから入射した光を射出する光射出面21bと、光入射面21aから入射した光を反射させて光射出面21bに伝播させる反射面21cと、を備えている。集光部材21は、例えば、光入射面21aを底面、光射出面21bを上面、反射面21cを側面とする四角錐台の形状を有する。集光部材21は、例えば、ポリメタクリル酸メチルPMMAなどの樹脂を射出成形することにより形成されている。反射面21cは、全反射により光を反射するものとされるが、反射面21cに金属膜又は誘電体多層膜からなる反射層を形成し、該反射層によって光を反射するようにしてもよい。例えば、集光部材21の反射面21cに、Alなどの反射率の高い金属材料を用いて反射層を形成してもよい。なお、反射層はAlに限らず、反射率が少なくとも90以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。太陽電池素子26は、受光面を集光部材21の光射出面21bと対向させて配置されている。集光部材21の光入射面21aに入射した導光体ユニット13からの光は、集光部材21の反射面21cで反射を繰り返すうちに照度分布が均一化される。そして、照度分布が均一化された光が太陽電池素子26に入射される。太陽電池素子26に入射する光の照度分布が均一化されることにより、太陽電池素子26の発電効率を高めることができる。太陽電池素子26としては、シリコン系太陽電池、化合物系太陽電池、有機系太陽電池などの公知の太陽電池を使用することができる。中でも、化合物半導体を用いた化合物系太陽電池は、高効率な発電が可能となることから、太陽電池素子26として好適である。化合物系太陽電池は、一般に高価であるが、導光体ユニット13及び集光部材21によって光を集光することができることから、太陽電池素子26の面積は小さく抑えられる。よって、部材コストの上昇は抑えられる。本実施形態の太陽光発電装置20においては、集光部材21により集光した光を太陽電池素子26に入射させることができる。よって、集光比を向上させ、発電量を増大させることができる。また、導光体ユニット13の光射出面から射出された光を集光部材21で集光することにより集光倍率を向上させることができる。ここで、集光部材21の光入射面21aへの集光倍率をX倍、集光部材21の反射面21cの反射率をY、反射回数をNとし、集光部材21において光入射面21aの横寸法をa2、縦寸法をb2、光射出面21bの横寸法をa1、縦寸法をb1とすると、集光倍率CRは、式1で求められる。集光部材21の反射面21cの反射率を高くする高反射率の集光部材を使用することで、集光部材21による光の吸収は低減できるため、集光比を大きくすることができる。集光式太陽電池の短絡電流密度、開放電圧および変換効率は、一般に、集光比に対し、式2のような関係にある。ここで、集光比をCR、ダイオード因子をn、逆方向飽和電流値をJ0、ボルツマン定数をk、温度をT、電荷をq、非集光時の短絡電流密度をJSC1、集光時の短絡電流密度をJSC2、非集光時の開放電圧をVOC1、集光時の開放電圧をVOC2、非集光時の曲線因子をFF1、集光時の曲線因子をFF2、非集光時の変換効率をη1、集光時の変換効率をη2、非集光時の太陽光強度100mW/cm2をPin1とする。式2に示すように、短絡電流密度JSCは集光比CRに比例して増加し、解放電圧VOCは集光比の対数に比例して増加する。また、曲線因子FFは直列抵抗やスペクトル変化による影響がなければVOCの増加に伴って増加するFF2>FF1ため、集光時の変換効率η2はVOCの増加およびFFの増加により増加することとなる。したがって、導光体ユニットの光射出面へ到達する光量は同じであっても、集光部材の作用により、発電量を増大させることができる。ここで、本発明者は、本実施形態の太陽電池モジュール22の効果を実証するために、光の端面到達率のシミュレーションを行った。ここで、光の端面到達率とは、導光体ユニット13を構成する導光体3の第1主面3aに入射する太陽光の照射量の割合を100としたときに導光体ユニット13の光射出面に到達する光量の割合である。実施例3のシミュレーションの条件は、導光体3の縦横寸法を300mm×300mm、第1主面3aの傾斜角θAを5度、反射体4Aの縦横寸法を300mm×300mm、反射体4Aの厚みを10mm、集光部材21において光入射面21aの横寸法a2を300mm、光入射面21aの縦寸法b2を28mm、光射出面21bの横寸法a1を100mm、光射出面21bの縦寸法b1を14mmとした。実施例3の太陽電池モジュール22に対して導光体3の第1主面3a側から太陽光を照射したときの端面到達率は、29.2であった。また、実施例3の太陽電池モジュール12の集光比は18.8倍であった。ここで、集光比とは、縦横寸法が300mm×300mmの太陽電池に直接を太陽光を照射したときの集光比を1倍としたときの値である。なお、太陽電池素子26の出力条件は、JISで規定されたエアマスAM1.5を基準としている。このように、本実施形態の太陽光発電装置20によれば、実施例2の導光体端面到達率29.2、集光比3.1倍と端面到達率は変わらないものの、実施例2の導光体よりも高い集光比を得ることができることが判った。第3の実施形態の第1の変形例以下、本実施形態の第1の変形例について、図16を用いて説明する。本変形例の太陽光発電装置20の基本構成は上記実施形態と同様であり、集光部材21が複数2つの集光部を備える点が上記実施形態と異なるのみである。図16は、図15に対応した、本変形例の集光部材21Aを示す平面図である。集光部材21Aは、図16に示すように、複数2つの集光部を備えている。なお、集光部の設置数は2つに限らず、3以上設けられていてもよい。本変形例においても、集光部材21Aにより集光した光を太陽電池素子26に入射させることができる。よって、集光比を向上させ、発電量を増大させることができる。第4の実施形態以下、本発明の第4の実施形態について、図17及び図18を用いて説明する。本実施形態の太陽光発電装置30の基本構成は第2の実施形態と同様であり、反射体34の反射部34aが平坦面となっている点が第2の実施形態と異なるのみである。図17は、本実施形態の太陽光発電装置30を示す断面図である。図18は、本実施形態の太陽光発電装置30の設置方法太陽電池モジュールの設置方法を示す図である。なお、図17及び図18において、第2の実施形態の太陽光発電装置20の構成と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。太陽光発電装置30は、図17に示すように、太陽電池モジュール32と、固定部材17と、から構成されている。太陽電池モジュール32は、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール32の4隅に固定部材17が取り付けられている。固定部材17は、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール32に固定される。太陽電池モジュール32は、図17に示すように、互いに対向して配置された導光体ユニット13と反射体34と、導光体ユニット13と反射体34との間に配置された低屈折率層5と、導光体ユニット13から射出された光を受光する太陽電池素子16と、を備えている。導光体ユニット13と反射体34とは、導光体ユニット13ユニットを構成する保護フィルム11の下面と反射体34の反射部34aとが対向した状態で、低屈折率層5を介して配置されている。反射体34の反射部34aは平坦面となっており、当該平坦面が反射体34に入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能する。導光体ユニット13ユニットを構成する保護フィルム11の下面と反射体34の平坦面とは互いに平行となっている。反射体34は、例えば基板の上面に反射膜34Rを形成することにより構成されている。反射膜34Rとしては、例えばアルミニウムAlなどの反射率の高い金属材料が用いられる。なお、反射膜34RはAlに限らず、反射率が少なくとも90以上のものであれば良く、より高反射率を有するものであることが望ましい。太陽電池モジュールの設置方法図18に示すように、太陽光発電装置30太陽電池モジュール33を、導光体ユニット32の上面導光体3の第1主面3aが日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に向くよう傾斜させて配置する。具体的には、北半球では、太陽電池モジュール33を構成する反射体34の反射部34a反射膜34Rに対して太陽からの光が浅く入射するよう反射膜34Rの表面に対する光の入射角が大きくなるよう太陽電池モジュール33を北向きに傾ける。例えば、太陽光発電装置30の太陽電池素子6が取り付けられた側とは反対側の端部に支柱31を設けることにより、太陽光発電装置30太陽電池モジュール33を日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に傾斜させて配置する構成を実現することができる。本実施形態の太陽光発電装置30においては、反射部34aが平坦面であり、当該平坦面が反射面として機能するので、低屈折率層5内に入射した光は、反射体34の平坦面で確実に反射され、太陽電池素子16に導かれる。よって、発電効率の低下を確実に抑制することができる。また、導光体ユニット13を構成する保護フィルム11の下面と反射体34の平坦面とが互いに平行であるので、導光体ユニット13と反射体34との間の低屈折率層5を薄くしたり反射体34自体を薄くしたりすることにより、装置全体を薄型化コンパクト化することができる。本実施形態の太陽電池モジュール33の設置方法においては、太陽電池モジュール33を傾斜させることで反射体34の反射部34a反射膜34Rに対して太陽からの光が浅く入射するので、低屈折率層5内に入射した光は、反射体34の平坦面で反射されやすくなる。よって、発電効率の低下を確実に抑制することができる。第4の実施形態の第1の変形例以下、本実施形態の第1の変形例について、図19を用いて説明する。本変形例の太陽光発電装置30Aの基本構成は上記実施形態と同様であり、反射体34に替えて反射面が傾斜した反射体34Aを備える点が上記実施形態と異なるのみである。図19は、図17に対応した、本変形例の太陽光発電装置30Aを示す断面図である。なお、図19において、上記実施形態で用いた図17と共通の構成要素には同一の符号を付し、その説明は省略する。太陽光発電装置30Aは、図19に示すように、太陽電池モジュール32Aと、固定部材37Aと、から構成されている。太陽電池モジュール32Aは、平面形状が略矩形状となっている。太陽電池モジュール12Aの4隅に固定部材37Aが取り付けられている。固定部材37Aは、例えばアクリル系接着剤を用いて太陽電池モジュール32Aに固定される。太陽電池モジュール32Aは、図19に示すように、互いに対向して配置された導光体ユニット13と反射体34Aと、導光体ユニット13と反射体34Aとの間に配置された低屈折率層5と、導光体ユニット13から射出された光を受光する太陽電池素子16と、を備えている。反射体34Aの反射部34Aaは平坦面となっており、当該平坦面が反射体34Aに入射した光を反射させて当該光の進行方向を変更する反射面として機能する。導光体ユニット13を構成する保護フィルム11の下面と反射体34Aの平坦面との間の距離が導光体ユニット13の光射出面の遠くから導光体ユニット13の光射出面に近づくにつれて徐々に小さくなっている。反射体34Aは、例えば基板の上面に反射膜34Rを形成することにより構成されている。本変形例の太陽光発電装置30においては、反射体34Aの反射部34Aa反射膜34Rに対して太陽からの光が浅く入射する。このため、低屈折率層5内に入射した光は、反射体34Aの平坦面で反射されやすくなる。よって、発電効率の低下を確実に抑制することができる。太陽電池モジュールの設置方法図20は、太陽電池モジュールの設置方法の第1変形例を示す図である図20に示すように、太陽光発電装置30を例えば家などの建築物31Aの屋根に取り付ける。具体的には、太陽光発電装置30の太陽電池素子6が取り付けられた側とは反対側の端部が屋根の稜線尾根を向くよう太陽光発電装置を建築物の屋根に取り付ける。これにより、太陽光発電装置30太陽電池モジュール33を日中太陽が最も高い位置にあるときの方角とは反対側の方角に傾斜させて配置する構成を実現することができる。本変形例の太陽電池モジュールの設置方法においても、太陽電池モジュール33を傾斜させることで反射体34の反射部34a反射膜34Rに対して太陽からの光が浅く入射するので、低屈折率層5内に入射した光は、反射体34の平坦面で反射されやすくなる。よって、発電効率の低下を確実に抑制することができる。太陽光発電装置図21は、太陽光発電装置1000の概略構成図である。太陽光発電装置1000は、太陽光のエネルギーを電力に変換する太陽電池モジュール1001と、太陽電池モジュール1001から出力された直流電力を交流電力に変換するインバータ直流/交流変換器1004と、太陽電池モジュール1001から出力された直流電力を蓄える蓄電池1005と、を備えている。太陽電池モジュール1001は、太陽光を集光する導光体1002と、導光体1002によって集光された太陽光によって発電を行う太陽電池素子1003と、を備えている。太陽電池モジュール1001としては、例えば、第1実施形態ないし第4実施形態で説明した太陽電池モジュールが用いられる。太陽光発電装置1000は外部の電子機器1006に対して電力を供給する。電子機器1006には、必要に応じて補助電力源1007から電力が供給される。太陽光発電装置1000は、上述した本発明に係る太陽電池モジュールを備えているため、発電効率の高い太陽光発電装置となる。なお、本発明の技術範囲は上記実施形態に限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲において種々の変更を加えることが可能である。例えば上記実施形態では、導光体として板状体を用いたが、導光体の形状は板状体に限定されることなく、例えば棒状体であっても良く、適宜変更が可能である。その他、上記実施形態における各種構成要素の形状、寸法、数、配置、構成材料、製造方法等については、上記実施形態で例示したものに限らず、適宜変更が可能である。"