"融点が125°C以上の樹脂層を金属層で挟んだ金属樹脂複合基材と、前記金属樹脂複合基材上に位置する下部封止層及び/又は接着層と、前記下部封止層又は前記接着層上に位置する一対の電極に挟まれた発電層を有する発電素子とを備えることを特徴とする太陽電池モジュール。前記発電素子上に位置する上部封止層と、前記上部封止層上に位置する耐候性層とを、さらに備え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。前記下部封止層上に位置する発電素子基材をさらに備え、前記上部封止層の厚さが、30μm以上、800μm以下であり、前記発電素子基材の厚さが、前記上部封止層の厚さより薄いことを特徴とする請求項1又は2に記載の太陽電池モジュール。周辺部分が、受光面方向とは反対方向に折り曲げられている形状を有することを特徴とする請求項1乃至3のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。前記発電素子基材が、金属箔、融点が85°C以上,350°C以下の樹脂フィルム、又は、金属箔と融点が85°C以上,350°C以下の樹脂フィルムとの積層体であることを特徴とする請求項1乃至4のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。曲面形状を有することを特徴とする請求項1乃至5のいずれか一項に記載の太陽電池モジュール。金属樹脂複合基材と、下部封止層と、一対の電極に挟まれた発電層を有する発電素子とを含む太陽電池モジュールの製造方法であって、前記金属樹脂複合基材としての,融点が125°C以上の樹脂層を金属層で挟んだ部材と、前記太陽電池モジュールの他の各構成要素とを積層し、積層した構成要素群を熱ラミネートによって一体化することにより前記太陽電池モジュールを製造することを特徴とする太陽電池モジュールの製造方法。前記金属樹脂複合基材と、前記下部封止層と、発電素子基材と、前記発電素子と、上部封止層と、耐候性層とを、この順に積層した太陽電池モジュールを製造す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の製造方法。そこで、本発明の課題は、金属樹脂複合基材上に太陽電池発電素子を形成したタイプの耐久性に優れた太陽電池モジュールと、金属樹脂複合基材上に太陽電池を形成したタイプの耐久性に優れた太陽電池モジュールを簡単に製造できる太陽電池モジュールの製造方法とを、提供することにある。上記課題を解決するために、本発明の太陽電池モジュールは、融点が125°C以上の樹脂層を金属層で挟んだ金属樹脂複合基材と、金属樹脂複合基材上に位置する下部封止層及び/又は接着層と、下部封止層又は接着層上に位置する一対の電極に挟まれた発電層を有する発電素子とを、備える。すなわち、本発明の太陽電池モジュールは、PEフィルム融点=120°Cよりも融点が高い樹脂層を金属層で挟んだ金属樹脂複合基材を備えたものであるが故に、その製造時に、従来モジュールよりも高温の熱ラミネートが可能なものとなっている。そして、熱ラミネートの温度が高い方が、金属樹脂複合基材太陽電池間の接着性が良くなるのであるから、本発明の太陽電池モジュールは、金属樹脂複合基材上に太陽電池を形成したタイプの耐久性に優れた太陽電池モジュールとなっていると言うことが出来る。本発明の太陽電池モジュールには、発電素子上に位置する上部封止層と、上部封止層上に位置する耐候性層とを設けておくことが出来る。また、本発明の太陽電池モジュールを実現するに際して、金属樹脂複合基材下部封止層及び/又は接着層間、下部封止層及び/又は接着層発電素子基材間、発電素子上部封止層間、上部封止層耐候性層間に他層を挿入しておくことが出来る。なお、他層としては、接着剤層、下地層、波長変換機能層、UV吸収層、調色層、不燃層、緩衝層などを例示できる。本発明の太陽電池モジュールを実現するに際しては、下部封止層上に発電素子基材が位置し、上部封止層の厚さが、30μm以上、800μm以下より好ましくは60μm以上、600μm以下、さらに好ましくは100μm以上、400μm以下、最も好ましくは150μm以上、300μm以下となり、かつ、発電素子基材の厚さが、上部封止層の厚さより薄くなるようにしておくことが望ましい。何故ならば、上部封止層、発電素子基材の厚さをそのようなものとしておけば、上部封止層を、モジュール温度の変化時に生ずる,耐候性層と,上部封止層よりも下の層との間の伸縮量の差違を吸収する層及び衝撃吸収層として機能させることが出来ることになるからである。本発明の太陽電池モジュールを実現するに際しては、太陽電池モジュールを他部材建築物の壁面等に容易に固定できるようにするために、太陽電池モジュールの形状を、周辺部分が、受光面方向とは反対方向に折り曲げられている形状としておくことが出来る。また、太陽電池モジュールの形状を、壁の交差部等を覆う装飾することが容易な形状、すなわち、曲面形状となるように加工しておくことも出来る。また、本発明の太陽電池モジュールの発電素子基材としては、さまざまなものを使用することが出来る。例えば、発電素子基材として、金属箔や、融点が85°C以上,350°C以下の樹脂フィルムや、金属箔と融点が85°C以上,350°C以下の樹脂フィルムとの積層体を使用することが出来る。そして、本発明の太陽電池モジュールの製造方法では、金属樹脂複合基材と、下部封止層と、一対の電極に挟まれた発電層を有する発電素子とを含む太陽電池モジュールが、金属樹脂複合基材としての,融点が125°C以上の樹脂層を金属層で挟んだ部材と、太陽電池モジュールの他の各構成要素とを積層し、積層した構成要素群を熱ラミネートによって一体化することにより製造される。従って、この製造方法によれば、金属樹脂複合基材上に太陽電池発電素子を形成したタイプの耐久性に優れた太陽電池モジュールを簡単に製造できることになる。本発明の太陽電池モジュールの製造方法を、金属樹脂複合基材と、下部封止層と、発電素子基材と、発電素子と、上部封止層と、耐候性層とを、この順に積層した太陽電池モジュールを製造するものとしておくことも出来る。本発明によれば、金属樹脂複合基材上に太陽電池を形成したタイプの耐久性に優れた太陽電池モジュールを実現できる。以下、本発明の実施の形態を、図面を参照して詳細に説明する。図1A~図1Cに、本発明の一実施形態に係る太陽電池モジュール10の要部断面図を示す。図1A~図1Cに示してあるように、本実施形態に係る太陽電池モジュール10は、耐候性層11、上部封止層12、発電素子13、発電素子基材14、下部封止層15及び/又は接着層15b、及び、金属樹脂複合基材16が、上から、この順に積層された構成構造を有している。なお、各図に示した太陽電池モジュール10の構成要素中、本発明の太陽電池モジュールに必須な構成要素は、発電素子13、下部封止層15及び/又は接着層15b、及び、金属樹脂複合基材16だけである。すなわち、本発明の太陽電池モジュールは、発電素子13、下部封止層15及び金属樹脂複合基材16のみからなる太陽電池モジュール図1A参照、発電素子13、下部封止層15、接着層15b及び金属樹脂複合基材16のみからなる太陽電池モジュール図1B参照、発電素子13、接着層15b及び金属樹脂複合基材16のみからなる太陽電池モジュール図1C参照等としても実現出来るものである。金属樹脂複合基材16太陽電池モジュール10の構成要素として使用される金属樹脂複合基材16は、融点が125°C以上の樹脂層16bが一対の金属層16aで挟まれた構成/構造を有する部材である。なお、太陽電池モジュール10は、熱ラミネートにより製造する各構成要素を一体化する:詳細は後述ことを想定して開発したものである。そして、樹脂層16bの融点が高い方が、熱ラミネート時の加熱温度を高くすることができるが故に、耐久性屋外での耐環境性に優れた太陽電池モジュールを得ることができる。そのため、樹脂層16bの融点樹脂層16bの構成樹脂の融点は、135°C以上であることがより好ましく、145°C以上であることがさらに好ましく、155°C以上であることが特に好ましい。また、金属樹脂複合基材16を作製しやすくするために、樹脂層16bの融点は、290°C以下であることが好ましく、250°C以上であることがより好ましく、200°C以上であることが特に好ましい。樹脂層16bの構成樹脂としては、様々なものを使用することが出来る。具体的には、樹脂層16bの構成樹脂として、例えば、ポリプロピレン、ポリエチレンナフタレート、ポリブチレンテレフタレート、ポリカーボネート、ポリアミド6、ポリアミド66、これらをブレンドしたものや、これらのコーポリマーを使用できる。また、樹脂層16bの構成樹脂は、リン酸エステル化合物、塩化パラフィンなどのハロゲン化合物、酸化アンチモン、水酸化アンチモン、ホウ酸バリウム、ガラス繊維などの無機物を含むものであっても、何らかの手法により発泡させたものであっても良い。樹脂層16bの厚さは、選択する樹脂の物性を踏まえ、トレードオフの関係にある金属樹脂複合基材16の重量と機械的強度とを考慮して決定すべきものであるが、樹脂層16bの厚さは、通常0.5mm以上であり、好ましくは1mm以上、より好ましくは1.5mm以上、最も好ましくは2mm以上である。また、樹脂層16bの厚さは、通常30mm以下、好ましくは20mm以下、より好ましくは15mm以下、最も好ましくは10mm以下である。金属樹脂複合基材16の各金属層16aとしては、アルミニウム、ステンレス、銅、チタン、鉄、それらの合金等からなる板状部材いわゆる金属板/箔を使用できる。この金属層16aの厚さも、重量と機械的強度とを考慮して決定すべきものである。ただし、金属層16aの厚さは、0.1mm以上であることが好ましく、0.2mm以上であることがより好ましく、0.3mm以上であることがさらに好ましく、0.4mm以上であることが最も好ましい。また、金属層16aの厚さは、2mm以下であることが好ましく、1.5mm以下であることがより好ましく、1mm以下であることがさらに好ましく、0.8mm以下であることが最も好ましい。金属樹脂複合基材16は、金属層16a及び樹脂層16b以外の層例えば、接着剤層を両層間に含むものであっても良い。また、金属樹脂複合基材16の製造方法も特に限定されない。発電素子13発電素子13は、耐候性層11側から入射される太陽光に基づき発電を行う素子である。この発電素子13は、光エネルギーを電気エネルギーに変換でき、変換によって得られた電気エネルギーを外部に取り出せるものでありさえすれば良い。従って、太陽電池モジュール10の発電素子13としては、一対の電極で、発電層光電変換層、光吸収層を挟んだもの、一対の電極で、発電層と他層バッファ層等との積層体を挟んだもの、そのようなもの以下、セルと表記するを、複数個、直列若しくは/かつ並列接続したものなどを用いることが出来る。また、発電素子13の発電層としても様々なものを採用することが出来る。ただし、発電層は、薄膜単結晶シリコン、薄膜多結晶シリコン、アモルファスシリコン、微結晶シリコン、CdTe、Cu-In―Ge-Seなどの無機半導体材料、ブラックダイなどの有機色素材料、共役高分子/フラーレンなどの有機半導体材料等からなる層としておくことが好ましい。何故ならば、これらの材料を用いておけば、発電効率光電変換効率が比較的に高く、薄い軽量な発電素子13を実現できるからである。なお、さらに高い発電効率を実現するために、発電層の表面又は発電素子基材14に凸凹構造を形成することなどにより、発電素子13/太陽電池モジュール10に光閉じ込め構造を導入しておくことが好ましい。また、発電層をアモルファスシリコン層としておけば、可視域での光学吸収係数が大きく、厚さ1μm程度の薄膜でも太陽光を十分に吸収できる発電素子13を実現できる。しかも、アモルファスシリコンや微結晶シリコン、無機半導体材料、有機色素材料、有機半導体材料は、非結晶質の材料、または結晶性の低い材料であるが故に、変形にも耐性を有している。従って、発電素子13を、発電層としてアモルファスシリコン層を備えたものとしておけば、特に軽量な、変形に対しても或る程度の耐性を有する太陽電池モジュール10を実現できることになる。発電層を無機半導体材料化合物半導体層としておけば、発電効率が高い発電素子13を実現することが出来る。なお、発電効率の観点からは、発電層を、S、Se、Teなどカルコゲン元素を含むカルコゲナイド系発電層としておくことが好ましく、I-III-VI2族半導体系カルコパイライト系発電層としておくことがより好ましく、I族元素としてCuを用いたCu-III-VI2族半導体系発電層、特に、CIS系半導体CuInSe1ySy2;0≦y≦1層やCIGS系半導体CuIn1xGaxSe1ySy2;0<x<1、0≦y≦1層としておくことが、望ましい。発電層として、酸化チタン層及び電解質層などからなる色素増感型発電層を採用しても、発電効率が高い発電素子13を実現することが出来る。発電層として、有機半導体層p型の半導体とn型の半導体を含む層を採用することも出来る。なお、有機半導体層を構成し得るp型の半導体としては、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リフィリン等のプルフィリン化合物;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;テトラセンやペンタセンのポリアセン;セキシチオフェン等のオリゴチオフェン及びこれら化合物を骨格として含む誘導体が例示できる。さらに、有機半導体層を構成し得るp型の半導体として、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、ポリピロール等の高分子等も例示できる。有機半導体層を構成し得るn型の半導体としては、フラーレンC60、C70、C76;オクタアポフィリン;上記p型半導体のパーフルオロ体;ナフラレンテトラカルボン酸無水物、ナフラレンテトラカルボン酸ジイミド、ペリレンテトラカルボン酸無水物、ペリレンテトラカルボン酸ジイミド等の芳香族カルボン酸無水物やそのイミド化合物;及び、これら化合物を骨格として含む誘導体などを例示できる。有機半導体層の具体的な構成例としては、p型半導体とn型半導体が層内で相分離した層i層を有するバルクヘテロ接合型、それぞれp型半導体を含む層p層とn型半導体を含む層n層を積層した積層型ヘテロpn接合型、ショットキー型およびそれらの組み合わせを、挙げることが出来る。発電素子13の各電極は、導電性を有する任意の材料を1種又は2種以上用いて形成することが出来る。電極材料電極の構成材料としては、例えば、白金、金、銀、アルミニウム、クロム、ニッケル、銅、チタン、マグネシウム、カルシウム、バリウム、ナトリウム等の金属、あるいはそれらの合金;酸化インジウムや酸化錫等の金属酸化物、あるいはその合金ITO:酸化スズインジウム;ポリアニリン、ポリピロール、ポリチオフェン、ポリアセチレン等の導電性高分子;そのような導電性高分子に、塩酸、硫酸、スルホン酸等の酸、FeCl3等のルイス酸、ヨウ素等のハロゲン原子、ナトリウム、カリウム等の金属原子などのドーパントを含有させたもの;金属粒子、カーボンブラック、フラーレン、カーボンナノチューブ等の導電性粒子をポリマーバインダー等のマトリクスに分散した導電性の複合材料などを例示できる。電極材料は、正孔又は電子を捕集するのに適した材料としておくことが好ましい。なお、正孔の捕集に適した電極材料つまり、高い仕事関数を有する材料としては、Au、Ag、Cu、Al、ITO、IZO、ZnO2等を例示できる。また、電子の捕集に適した電極材料つまり、低い仕事関数を有する材料としては、Alを例示できる。電極の形成方法にも特に制限はない。従って、電極を、真空蒸着、スパッタ等のドライプロセスにより形成することも、導電性インク等を用いたウェットプロセスにより形成することもできる。なお、導電性インクとしては、任意のもの導電性高分子、金属粒子分散液等を使用することができる。発電素子13の各電極は、発電層とほぼ同サイズのものであっても、発電層よりも小さなものであっても良い。ただし、発電素子13の,受光面側耐候性層11側の電極を、比較的に大きなものその面積が、発電層面積に比して十分に小さくないものとする場合には、当該電極を、透明な透光性を有する電極、特に、発電層が効率良く電気エネルギーに変換できる波長例えば、300~1200nm、好ましくは500~800nmの光の透過率が比較的に高い例えば、50以上電極、としておくべきである。なお、透明な電極材料としては、ITO、IZO酸化インジウム-亜鉛酸化物等の酸化物;金属薄膜などを、例示できる。また、発電素子13の各電極の厚さ及び発電層の厚さは、必要とされる出力等に基づき、決定することが出来るが、厚すぎると電気抵抗が大きくなり、薄すぎると耐久性が低下する恐れがある。発電素子基材14発電素子基材14は、その一方の面上に、発電素子13が形成される部材である。従って、発電素子基材14は、機械的強度が比較的に高く、耐候性、耐熱性、耐水性等に優れ、且つ、軽量なものであることが望まれる。また、発電素子基材14は、変形に対して或る程度の耐性を有するものであることも望まれる。一方で形成される発電素子13と材料物性例えば、線膨張係数、融点などが著しく異なると形成後の界面で歪や剥離などが生じる恐れがある。そのため、発電素子基材14としては、金属箔や、融点が85~350°Cの樹脂フィルム、幾つかの金属箔/樹脂フィルムの積層体を採用しておくことが好ましい。発電素子基材14又は、その構成要素として使用し得る金属箔としては、アルミニウム、ステンレス、金、銀、銅、チタン、ニッケル、鉄、それらの合金からなる箔を、例示できる。融点が85~350°Cの樹脂フィルムとしては、ポリエチレン、ポリプロピレン、ポリスチレン、ポリ塩化ビニル、ポリエチレンテレフタレート、ポリエチレンナフタレート、ポリブチレンテレフタレート、ポリカーボネート、ポリアセタール、アクリル樹脂、ポリアミド樹脂、ABS樹脂、ACS樹脂、AES樹脂、ASA樹脂、これらの共重合体、PVDF、PVFなどのフッ素樹脂、シリコーン樹脂、セルロース、ニトリル樹脂、フェノール樹脂、ポリウレタン、アイオノマー、ポリブタジエン、ポリブチレン、ポリメチルペンテン、ポリビニルアルコール、ポリアリレート、ポリエーテルエーテルケトン、ポリエーテルケトン、ポリエーテルスルホンなどからなるフィルムを、例示できる。また、金属樹脂複合基材16の生産性の観点から、樹脂フィルムは熱可塑性樹脂製のものが好ましい。なお、発電素子基材14として使用する樹脂フィルムは、上記のような樹脂中に、酸化アンチモン、水酸化アンチモン、ホウ酸バリウム、ガラス繊維などの無機物、有機繊維、炭素繊維等を分散させたフィルムであってもよい。発電素子基材14又は、その構成要素として使用する樹脂フィルムの融点が85°C以上であることが好ましい理由は、融点が過度に低いと、太陽電池モジュール10の通常の使用環境下で発電素子基材14が変形し、発電素子13にダメージを与える恐れがあるからである。また、樹脂フィルムの融点が350°C以下であることが好ましい理由は、融点が過度に高いと、発電素子13との界面に温度変化などによる歪を生ずる結果として、発電素子13が発電素子基材14から剥離する恐れがあるからである。従って、発電素子基材14又は、その構成要素として使用する樹脂フィルムの融点は、100°C以上であることがより好ましく、120°C以上であることがさらに好ましく、150°C以上であることが特に好ましく、180°C以上であることが最も好ましい。また、樹脂フィルムの融点は、300°C以下であることがより好ましく、280°C以下であることがさらに好ましく、250°C以下であることが特に好ましい。また、発電素子基材14として、上部封止層12詳細は後述よりも薄いものを採用しておくと、太陽電池モジュール10を曲げた場合に、上部封止層12等に亀裂が生じ易くなることが各種実験結果から分かっている。そのため、発電素子基材14の厚さは、上部封止層12の厚さよりも薄いことが好ましく、上部封止層12の厚さの0.83=1/1.2倍以下であることがより好ましい。また、発電素子基材14の厚さは、上部封止層12の厚さの0.67=1/1.5倍以下であることがさらに好ましく、その厚さが、上部封止層12の厚さの0.5倍以下であることが特に好ましい。上部封止層12、下部封止層15上部封止層12及び下部封止層15は、発電素子13を封止することや、その上下の層間を接着すること等を目的として、太陽電池モジュール10に設けられている層である。ただし、各封止層12、15は、機械的強度、耐侯性、ガスバリア性などの向上にも寄与している。また、少なくとも、受光面側に位置する上部封止層12は、可視光を透過させる、耐熱性の高いものであることが好ましい。この上部封止層12に他の光学的機能、若しくは機械的機能を付加することも可能である。具体的な光学的機能としては、光閉じ込め機能、波長変換機能などが挙げられ、機械的機能としてはクッション機能などが挙げられる。各封止層12、15の材料は、上記事項を考慮して選ぶべきものである。また、各封止層12、15の材料の種類や厚さは同じであっても、異なっていてもよい。各封止層12、15の材料の具体例としては、エチレン-酢酸ビニル共重合体EVA樹脂、ポリオレフィン系樹脂、ASアクリロニトリル-スチレン樹脂、ABSアクリロニトリル-ブタジエン-スチレン樹脂、ポリ塩化ビニル樹脂、フッ素系樹脂、ポリエチレンテレフタラート、ポリエチレンナフタレート等のポリエステル樹脂、フェノール樹脂、ポリアクリル系樹脂、ポリメタクリル系樹脂、クロロプレン系樹脂、水添エポキシ樹脂、各種ナイロン等のポリアミド樹脂、ポリイミド樹脂、ポリアミド-イミド樹脂、ポリウレタン樹脂、セルロース系樹脂、シリコン系樹脂、ポリカーボネート樹脂などを挙げられる。中でも、好ましいものとしてはエチレン系共重合体樹脂が挙げられ、より好ましいものとしては、エチレン-酢酸ビニル共重合体EVA樹脂またはエチレンと他のオレフィンとの共重合体からなるポリオレフィン系樹脂プロピレンエチレンα-オレフィン共重合体、エチレンα-オレフィン共重合体等が挙げられる。エチレン-酢酸ビニル共重合体EVA樹脂組成物は、通常、耐候性の向上のために架橋剤を配合して架橋構造を構成させ、EVA樹脂とする。架橋剤としては、一般に100°C以上でラジカルを発生する有機過酸化物が用いられる。例えば、2,5-ジメチルヘキサン;2,5-ジハイドロパーオキサイド;2,5-ジメチル-2,5-ジt-ブチルパーオキシヘキサン;3-ジ-t-ブチルパーオキサイド等が挙げられる。有機過酸化物の配合量は、EVA樹脂100重量部に対して通常1~5重量部である。また、EVA樹脂組成物に架橋助剤を含有させてもよい。EVA樹脂組成物には、接着力向上の目的でシランカップリング剤を含有させたり、安定性を向上させる目的でハイドロキノン等を含有させたりしてもよい。プロピレンエチレンα-オレフィン共重合体としては、通常、プロピレン系重合体と軟質プロピレン系共重合体を適切な組成で配合した熱可塑性樹脂組成物が用いられる。各封止層12、15は、上記した材料を2種以上含むものであっても、2種以上の異種材料層の積層体であってもよい。また、各封止層12、15の厚みは、特に限定されないが、モジュール温度変化における隣接する層の追随性の観点から、上部封止層12の厚さは、30μm以上であることが好ましく、60μm以上であることがより好ましく、100μm以上であることがさらに好ましい。また、上部封止層12が薄すぎると耐衝撃性が損なわれる危険性がある。そのため、上部封止層12の厚さは、800μm以下であることが好ましく、600μm以下であることがより好ましくは、400μm以下であることがさらに好ましい。下部封止層15の厚さは、特に限定されないが、発電素子13との絶縁を保つことが重要である。そのため、下部封止層15の厚さは、10μm以上であることが好ましく、50μm以上であることがより好ましく、100μm以上であることがさらに好ましい。また、下部封止層15の厚さは、3mm以下であることが好ましく、1m以下であることがより好ましくは、500μm以下であることがさらに好ましい。ただし、上部封止層12としては、その厚さが、発電素子基材14の厚さの1倍以上、好ましくは、1.2倍以上、より好ましくは1.5倍以上、より好ましくは2倍以上となっているものを使用しておくことが望ましい。何故ならば、既に説明したように、上部封止層12が、発電素子基材14より薄い場合、曲げ加工時に上部封止層12に亀裂が生じ易くなる上部封止層12が発電素子基材14の曲げに追随し難くなるからである。接着層15b接着層15bは、金属層16aと下部封止層15又は発電素子基材14とを接着するための樹脂層である。この接着層15bの構成材料接着層15b形成用の樹脂は、非接着面と接着しやすいものであれば、どのような種類の樹脂熱可塑性樹脂、熱硬化性樹脂、光硬化性樹脂などであっても良い。具体的には、接着層15bの構成材料として、ビニル系樹脂、酢酸ビニル樹脂、オレフィン系樹脂、アクリル系樹脂、エポキシ系樹脂、ウレタン系樹脂、ニトリルゴム系樹脂、ブタジエンゴム系樹脂、クロロプレンゴム系樹脂、シリコーン系樹脂、またはこれらの2種以上の混合物、共重合体などを使用できる。なお、生産性を向上させるという観点からは、接着層15bの構成材料として、オレフィン系樹脂、ニトリルゴム系樹脂、ブタジエンゴム系樹脂、クロロプレンゴム系樹脂、シリコーン系樹脂などの熱可塑性樹脂や熱硬化性樹脂を用いておくことが好ましい。また、接着の耐久性を向上させるという観点からは、接着層15bの構成材料として、アクリル系樹脂、エポキシ系樹脂、ウレタン系樹脂、酢酸ビニル樹脂などの熱硬化性樹脂、光硬化性樹脂を用いておくことが好ましい。接着層15bの膜厚が過度に薄いと接着性が著しく低下する恐れがある。そのため、接着層15bの膜厚は、0.05μm以上であることが好ましく、0.1μm以上であることがより好ましく、0.5μm以上であることがさらに好ましく、1μm以上であることが最も好ましい。また、接着層15bの膜厚が過度に厚いと、温度変化により接着層15bが膨張/収縮した場合に接着性が低下する恐れがある。そのため、接着層15bの膜厚は、5mm以下であることが好ましく、1mm以下であることがより好ましく、0.5mm以下であることがさらに好ましく、0.1mm以下であることが最も好ましい。接着層15bは、ラミネート前の部材の被接着面、すなわち、発電素子基材14図1C参照の下面、下部封止層15図1B参照の下面、又は、金属樹脂複合基材16図1B、図1C参照の上面に形成する。接着層15bの或る部材への形成時に接着層15b及び当該部材を加熱しても良い。また、接着層15bとして光硬化性樹脂を用いた場合には、ラミネート後に光照射することでにより、接着層15bの接着性を向上させることができる。耐候性層11耐候性層11は、太陽電池モジュール10に、機械的強度、耐侯性、耐スクラッチ性、耐薬品性、ガスバリア性などを付与するための層である。この耐候性層11は、発電素子13の光吸収を妨げないもの、すなわち、可視光を透過させるものであることが好ましい。より具体的には、耐候性層11は、波長360~830nmの光の透過率が65以上のものであることが好ましく、80以上のものであることがより好ましく、90以上のものであることが最も好ましい。また、太陽電池モジュール10は、太陽光により熱せられるものであるため、耐候性層11は、耐熱性を有することが好ましい。従って、耐候性層11の構成材料は、融点が、100°C以上の材料であることが好ましく、150°C以上の材料であることがより好ましい。また、耐候性層11の構成材料は、融点が、320°C以下の材料であることが好ましく、250°C以下の材料であることがより好ましい。耐候性層11の構成材料は、上記事項を考慮して選ぶことができる。例えば、ポリプロピレン樹脂、環状ポリオレフィン樹脂、ASアクリロニトリル-スチレン樹脂、ABSアクリロニトリル-ブタジエン-スチレン樹脂、ポリ塩化ビニル樹脂、PFA、FEP、PCTFE,ETFE、ECTFE,PVDF、PVFなどのフッ素系樹脂、ポリエチレンテレフタラート、ポリエチレンナフタレート等のポリエステル樹脂、フェノール樹脂、ポリアクリル系樹脂、水添エポキシ樹脂、各種ナイロン等のポリアミド樹脂、ポリイミド樹脂、ポリアミド-イミド樹脂、ポリウレタン樹脂、セルロース系樹脂、シリコン系樹脂、ポリカーボネート樹脂などを、耐候性層11の構成材料とすることが出来る。なお、耐候性層11も、封止層12、15と同様に、上記した材料を2種以上含むものであっても、2種以上の異種材料層の積層体であっても良い。耐候性層11の厚さは特に規定されないが、厚さを厚くすることで耐候性や機械的強度が高まる傾向にあり、薄くすることで柔軟性が高まる傾向にある。そのため、耐候性層11の厚さは、通常10μm以上、好ましくは15μm以上、より好ましくは20μm以上である。また、耐候性層11の厚さは、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。金属層16aと発電素子基材14との間の間隔が、10μm以上であれば、発電素子13金属層16a間の絶縁を保つことができる。そのため、金属層16a発電素子基材14間の間隔は、10μm以上であることが好ましく、150μm以上であることがより好ましく、300μm以上であることが特に好ましい。なお、太陽電池モジュールが大型例えば、1m2以上である場合、場所による膜厚のバラツキが出やすくなる。そのため、太陽電池モジュールが大型である場合には、金属層16a発電素子基材14間の間隔を広めにしておくことが好ましい。金属層16a発電素子基材14間の間隔を過度に広くしておくと、太陽電池モジュールの製造コストが上昇してしまうことになる。そのため、金属層16a発電素子基材14間の間隔は、800μm以下であることが好ましく、700μm以下であることが特に好ましい。太陽電池モジュール10の全体構成及び製造方法既に説明したように、太陽電池モジュール10は、熱ラミネートにより製造することを想定して開発したものである。そして、太陽電池モジュール10は、各構成要素耐候性層11、上部封止層12、発電素子13、発電素子基材14、下部封止層15及び/又は接着層15b、及び、金属樹脂複合基材16を個別に用意し、それらを熱ラミネートにより一体化することによっても製造できるものとなっている。ただし、発電素子13と発電素子基材14とを別々に用意するようにしたのでは、太陽電池モジュール10の製造を困難にするだけである。そのため、太陽電池モジュール10の各構成要素を熱ラミネートによって一体化する前に、発電素子基材14上に発電素子13を製造しておくことが望ましい。なお、熱ラミネートの温度は、100°C以上であることが好ましく、110°C以上であることがより好ましく、120°C以上であることが特に好ましい。また、熱ラミネートの温度は、180°C以下であることが好ましく、170°C以下であることがより好ましい。また、太陽電池モジュール10を製造するための熱ラミネートは、加熱のみを行うものであっても良い。ただし、熱ラミネートを、加圧下及び/又は真空下で行うようにしておいた方が、各層間がより強固に接着した太陽電池モジュール10を得ることが出来る。また、図1に示した太陽電池モジュール10は、上部封止層12発電素子13間、発電素子基材14下部封止層15及び/又は接着層15b間に他層を含まないものであるが、上部封止層12発電素子13間、発電素子基材14下部封止層15又は接着層15b間に、接着性、不燃性、発電効率向上に寄与する光学的機能性や熱的機能性をさらに高めるための樹脂層等を挿入しておくことも出来る。また、太陽電池モジュール10は、様々な形で使用できるものである。ただし、金属樹脂複合基材16が用いられていることから明らかなように、太陽電池モジュール10は、建築物等の外装材として、特に使用しやすいものとなっている。そして、外装材として太陽電池モジュール10を使用する場合には、美観の観点から、金属樹脂複合基材16金属層16aが見えるようにしておいた方が良い。そのため、太陽電池モジュール10は、図2に模式的に示してあるように、発電素子基材14及び発電素子13が、他の各構成要素よりも明らかに小サイズのもの金属樹脂複合基材16の,発電素子13により覆われていない部分の面積が比較的に大きなものとして製造しておくことが好ましい。なお、太陽電池モジュール10を、図2に示してあるような形状のものとして製造する場合、発電素子13から電力を取り出すための取り出し電極リード線を、発電素子13から太陽電池モジュール10の端方向に伸びた形状のものとしておくことも、発電素子13通常、発電素子13の端部から太陽電池モジュール10の裏面金属樹脂複合基材16の下部封止層15側ではない方の面に抜ける形状のものとしておくことも出来る。また、同一サイズの金属樹脂複合基材16、下部封止層15及び/又は接着層15b、上部封止層12及び耐候性層11と、より小サイズの発電素子基材14及び発電素子13とから、発電素子基材14及び発電素子13がほぼ中央に位置している太陽電池モジュール10を製造した後、当該太陽電池モジュール10を、図3に示した形状のものに加工することも出来る。すなわち、小さな発電素子基材14及び発電素子13を設けた太陽電池モジュール10を、各端部が、受光面方向とは反対方向に折り曲げられており、折り曲げられている部分に、幾つかのモジュール固定用孔19が設けられている形状のものに加工することも出来る。そして、太陽電池モジュール10を、そのような形状を有するものに加工しておけば、図4に模式的に示したように、Z字状クランク状のアングル30等により太陽電池モジュール10を、目的とする箇所に設置できることになる。なお、太陽電池モジュール10を、図3に示したような形状のものに加工する場合、耐候性層11、上部封止層12、下部封止層15の膜厚の合計が、100μm以上であることが好ましく、150μm以上であることがより好ましく、300μm以上であることがさらに好ましく、500μm以上であることが特に好ましい。上記合計が大きな方が折り曲げに対する耐久性耐性が高くなるが、上記合計を100μm以上としておけば、太陽電池モジュール10に実用上十分なレベルの耐久性を付与できるからである。また、太陽電池モジュール10の端部の加工の有無に拘わらず、太陽電池モジュール10の耐候性層11、上部封止層12、下部封止層15の膜厚の合計は、3000μm以下であることが好ましく、2000μm以下であることがより好ましい。そのようにしておけば、太陽電池モジュール10の製造コストが無駄に上昇してしまうことを防止できるためである。また、太陽電池モジュール10を、図5に示したような曲面形状のもの、つまり、壁の交差部等を覆える装飾できる形状のもの、に加工しておくことも出来る。なお、太陽電池モジュール10の加工後の曲面形状は、S字状であってもよい。また、太陽電池モジュール10をどのような曲面に加工するかは、太陽電池モジュール10を設置する建築物の形状から決定すべきことであるが、太陽電池モジュール10を曲率半径が過度に小さな曲面に加工した場合、太陽電池の特性に悪影響を及ぼす恐れがある。そのため、曲面へ加工した後の太陽電池モジュール10の曲率半径は、300mm以上であることが好ましく、500mm以上であることがより好ましくは、800mm以上であることが特に好ましい。太陽電池モジュール10の上記のような形状図3,図5への加工は、周知の工作機械/工具切断機、ロールベンダ、ロール成型器、プレスブレーキ、ドリル等を用いて行うことが出来る。また、太陽電池モジュール10を上記のような形状に加工する場合、取り出し電極は、発電素子13から太陽電池モジュール10の裏面に抜ける形状のものとしておくことが好ましい。何故ならば、取り出し電極を、発電素子13から太陽電池モジュール10の端方向に伸びた形状のものとしておいた場合、端部の曲げ加工時に、取り出し電極が断線してしまう可能性や、取り出し電極を介して発電素子13に加わる力により発電素子13が損傷してしまう可能性があるからである。以下、実施例、比較例により本発明をさらに具体的に説明する。《第1実施例、第1比較例及び第2比較例》1第1実施例、第1、第2比較例に係る太陽電池モジュールの構成及び製造手順第1実施例本発明の第1実施例に係る太陽電池モジュールは、図1Aに示した構成を有するものであり、以下の手順で製造されたものとなっている。なお、本明細書において、第n実施例/比較例n=1,2...に係る太陽電池モジュールとは、1つの太陽電池モジュールのことではなく、同材料を用いて同手順で製造した太陽電池モジュール群のことである。第1実施例に係る太陽電池モジュールの製造時には、まず、発電素子基材14としての,50μm厚のPENポリエチレンナフタレートフィルム上に、アルミニウム裏面電極とアモルファスシリコン層発電層と透明電極とを形成することによって、その一方の面上に発電素子13が形成されている発電素子基材14を作製した。また、樹脂層16bとしての厚さ3.0mmのポリプロプレン樹脂融点165°Cフィルムを、金属層16aとしての厚さ0.5mmのアルミ板で挟んだ部材を用意作製し、用意した部材を熱ラミネートにより一体化することにより、そのサイズが、発電素子基材14よりも大きな金属樹脂複合基材16を作製した。次いで、そのようにして作製した各部材と、耐候性層11としての100μm厚のETFEフィルムAGC製100HK-DCS、上部封止層12としての300μm厚のEVAフィルムHangzhouFirstPVMaterials社製F806、下部封止層15としての300μm厚のEVAフィルム同上とを、図1Aに示した順及び向きに積層した上で、150°Cでの熱ラミネート真空5分、加圧5分、保持10分を行うことにより、第1実施例に係る太陽電池モジュールを製造した。第1実施例に係る太陽電池モジュールとしては、発電素子基材14のサイズが、およそ95mm×150mmのものと、およそ52mm×150mmのものとを製造している。なお、上記手順で製造した第1実施例に係る太陽電池モジュール及び後述する各太陽電池モジュールは、いずれも、取り出し電極として、三光金属株式会社製のリード線Cu-O-100-4-Rを使用したものである。また、各太陽電池モジュールは、電力の取り出しが太陽電池モジュールの裏面側から行えるように、取り出し電極を配置したものともなっている。第1比較例第1比較例に係る太陽電池モジュールは、樹脂層16bとして、厚さ3.0mmのポリエチレン樹脂融点110°Cフィルムが用いられていることのみが、上記した第1実施例に係る太陽電池モジュールと異なる太陽電池モジュールである。第2比較例第2比較例に係る太陽電池モジュールは、熱ラミネートを120°Cで行ったことのみが、上記した第1比較例に係る太陽電池モジュール熱ラミネート温度:150°Cと異なる太陽電池モジュールである。2第1実施例、第1、第2比較例に係る太陽電池モジュールの評価結果樹脂層16bとして、厚さ3.0mmのポリエチレン樹脂フィルムを用い金属樹脂複合基材16として、厚さ3.0mmのポリエチレン樹脂フィルムを厚さ0.5mmのアルミ板で挟んだ部材を用い、150°Cの熱ラミネートを行って製造した第1比較例に係る太陽電池モジュールは、アルミ板金属層16a間からポリエチレン樹脂が溶出したものつまり、製品となり得ないものとなっていた。ポリエチレン樹脂の溶出により、厚みが局所的に変化し、外観も著しく悪く、さらにモジュール厚みの均一性も著しく損なわれていることから、モジュール周辺部分を折り曲げたり、曲面形状への加工が困難であった。第1実施例、第2比較例に係る太陽電池モジュールは、外観上は問題がないものであった。ただし、各太陽電池モジュールの下部封止層15と金属層16a間の接着強度を、JISK6854-2に準拠した180度剥離試験により測定した所、第1実施例に係る太陽電池モジュールの接着強度が53N/25mmであるのに対し、第2比較例に係る太陽電池モジュールの接着強度が16N/25mmしかないことが分かった。また、第1実施例に係る太陽電池モジュールについては、図6~図9に示した試験結果も得られている。なお、これらの図及び後述する図10、11において、ACMとは、金属樹脂複合基材16のことである。また、図7、図8に示してある太陽電池特性短絡電流、開放電圧、最大出力、フィルファクターFF中の短絡電流、開放電圧、最大出力が、図6、図9における各値と大きく異なっているのは、発電素子基材14のサイズが異なる太陽電池モジュールを各試験に用いたためである。図6~図9に示した試験結果のうち、図6に示した試験結果は、第1実施例に係る太陽電池モジュールの太陽電池特性を、岩崎電気株式会社製メタルハライドランプ方式耐候性試験機で24時間光照射放射照度:1000W/m2することにより初期光安定化させた後以下、単に、初期光安定化させた後と表記すると、ダイプラウィンテス社製超促進耐候性試験機メタルハライドランプ方式、フィルタ:KF-1フィルタ、試料面放射強度:750W/m2、ブラックパネル温度:63°C、相対湿度:50RH、水噴霧サイクル:118分照射後2分照射および水噴射で288時間処理した後288時間と、同試験機で600時間処理した後とにソーラシミュレータにて測定評価した結果である。図7に示した試験結果は、第1実施例に係る太陽電池モジュールの太陽電池特性を、初期光安定化させた後と、スガ試験機社製キセノンフェードメーターキセノンランプ方式、放射照度:320W/m2、ブラックパネル温度:63°C、相対湿度:50RHにて200時間キセノン光を照射した後と、同装置にて500時間キセノン光を照射した後とにソーラシミュレータにて測定した結果である。図8に示した試験結果は、第1実施例に係る太陽電池モジュールの太陽電池特性を、初期光安定化させた後と、85°C、85→-20°C、1サイクル6時間のサイクルを10回繰り返す結露凍結試験後と、同サイクルを100回繰り返す結露凍結試験後とに、ソーラシミュレータにて測定した結果である。図9に示した試験結果は、第1実施例に係る太陽電池モジュールの太陽電池特性を、初期光安定化させた後と、高温高湿環境下85°C、85に200時間放置した後と、高温高湿環境下85°C、85に400時間放置した後と、高温高湿環境下85°C、85に1000時間放置した後とにソーラシミュレータにて測定した結果である。このように、第1実施例に係る太陽電池モジュールが、極めて耐候性が高いもの長時間の耐候性/光照射/結露凍結/高温高湿試験を行っても殆ど太陽電池特性が変化しないものとなっていることも確認できている。従って、第1実施例に係る太陽電池モジュールに採用されている構成つまり、本発明の太陽電池モジュールの構成は、金属樹脂複合基材上に太陽電池を形成したタイプの,耐久性が優れた太陽電池モジュールを実現できるものとなっていると言うことが出来る。《第2実施例》第2実施例に係る太陽電池モジュールは、上記した第1実施例に係る太陽電池モジュールと基本的には同手順で製造したものである。ただし、第2実施例に係る太陽電池モジュールは、上部封止層12、下部封止層15として、いずれも、400μm厚のEVAフィルム三井化学ファブロ製ソーラエバ:SC52Bを採用し、熱ラミネート条件を150°C、真空5分、加圧5分、保持25分に変えて製造したものとなっている。要するに、第2実施例に係る太陽電池モジュールは、上部封止層12、下部封止層15を第1実施例に係る太陽電池モジュールよりも厚くした上で、第1実施例に係る太陽電池モジュールよりも過酷な高温状態での保持時間が長い熱ラミネートを行うことにより製造したものとなっている。この第2実施例に係る太陽電池モジュールも、外観上、問題のないモジュールであると共に、図10及び図11に示したように、極めて耐候性が高いものとなっていた。なお、第2実施例に係る太陽電池モジュールの下部封止層15金属層16a間の接着強度を、上記手順/方法で測定した所、50N/25mmであった。《第3~第5実施例》本発明の第3実施例に係る太陽電池モジュールは、上記した第1実施例に係る太陽電池モジュールを大型化したものである。より具体的には、第3実施例に係る太陽電池モジュールは、発電素子基材14及び発電素子13のサイズを750mm×900mmとし、発電素子13を750×900セルからなるものとし、金属樹脂複合基材16のサイズを937mm×1405mmとしたものとなっている。本発明の第4実施例に係る太陽電池モジュールは、第3実施例に係る太陽電池モジュールの各端部端から50mmの部分を受光面方向とは反対方向に折り曲げたもの図3参照である。本発明の第5実施例に係る太陽電池モジュールは、第3実施例に係る太陽電池モジュールを、3本ロールにより、曲率半径1000mmの曲面形状図4参照に加工したものである。第3~第5実施例に係る太陽電池モジュールについての,太陽電池特性の評価結果を図12に示す。この評価結果から明らかなように、第3実施例に係る太陽電池モジュールの構成は、太陽電池特性が劣化しない形で、端部の曲げ加工や、全体の曲面化加工が行えるものとなっている。《第6実施例》図13に、本発明の第6実施例に係る太陽電池モジュール20の構成を示す。この図13と図1とを比較すれば明らかなように、第6実施例に係る太陽電池モジュール20は、太陽電池モジュール10における発電素子13と発電素子基材14とからなる部分を、PETポリエチレンテレフタレートフィルム21、EVAフィルム22、発電素子13、発電素子基材14、EVAフィルム22及びPETフィルム21を、この順に積層した樹脂サンド発電素子23に置き換えたものである。より具体的には、この太陽電池モジュール20は、以下の手順で製造されたものとなっている。まず、100μm厚のPETフィルム21、300μm厚のEVAフィルム22HangzhouFirstPVMaterial社製F806、発電素子13が形成されている発電素子基材14、300μm厚のEVAフィルム22同上及び100μm厚のPETフィルム21を、この順に積層した上で、150°Cの熱ラミネートを行うことにより、樹脂サンド発電素子23を作製した。次いで、耐候性層11として厚さ100μmのETFEフィルムAGC製100HK-DCS、上部封止層12として厚さ300μmのEVAフィルムHangzhouFirstPVMaterial社製F806、作製した樹脂サンド発電素子23、下部封止層15としての厚さ300μmのEVAフィルムHangzhouFirstPVMaterial社製F806、金属樹脂複合基材16アルポリック社製:200mm×200mmを積層し、150°Cで熱ラミネート真空5分、加圧5分、保持10分することによって太陽電池モジュール20を製造した。そして、製造した太陽電池モジュール20の機械的強度や太陽電池特性の評価を行った所、太陽電池モジュール20が、太陽電池モジュール10と同程度の太陽電池特性を有し、太陽電池モジュール10よりも機械的強度が高いものとなっていることが分かった。換言すれば、上部封止層12と下部封止層15との間に設けるものを、発電素子13及び発電素子基材14のみとしなくても良いことが確認できた。"