"光電変換部と、前記光電変換部の主面上に設けられた電極と、を備え、前記電極は、バインダ樹脂と導電性フィラーとを含んで構成されたバスバーを有し、前記バスバーのヤング率25°Cは、0.05~1GPaである太陽電池。請求項1に記載の太陽電池あって、前記電極は、バインダ樹脂と導電性フィラーとを含んで構成されたフィンガーを有し、前記フィンガーのヤング率25°Cは、1超過~50GPaである。請求項2に記載の太陽電池あって、前記フィンガー及び前記バスバーは、各々の前記バインダ樹脂の組成が互いに異なる。請求項3に記載の太陽電池あって、前記フィンガーを構成する前記バインダ樹脂は、エポキシ系樹脂、ウレタン系樹脂、ウレア系樹脂、アクリル系樹脂、イミド系樹脂、及びフェノール系樹脂からなる群より選択される少なくとも1種である熱硬化性樹脂を90超過~100重量含有し、前記バスバーを構成する前記バインダ樹脂は、前記熱硬化性樹脂を50~90重量、及びガラス転移温度が25°C以下であるゴム又は熱可塑性エラストマーを10~50重量含有する。請求項4に記載の太陽電池あって、前記ゴムは、ジエン系ゴム、オレフィン系ゴム、ウレタン系ゴム、アクリル系ゴム、含ケイ素ゴム、含ハロゲンゴム、及びこれらの変性物からなる群より選択される少なくとも1種である。請求項4に記載の太陽電池あって、前記熱可塑性エラストマーは、スチレン系熱可塑性エラストマー、オレフィン系熱可塑性エラストマー、ウレタン系熱可塑性エラストマー、エステル系熱可塑性エラストマー、アクリル系熱可塑性エラストマー、シリコーン系熱可塑性エラストマー、及びこれらの変性物からなる群より選択される少なくとも1種である。請求項2~6のいずれか1項に記載の太陽電池あって、前記バスバーにおける前記導電性フィラーの含有率は、前記フィンガーにおける前記導電性フィラーの含有率よりも低い。請求項2~7のいずれか1項に記載の太陽電池あって、前記バスバーの高さは、前記フィンガーの高さよりも高い。請求項1~8のいずれか1項に記載の複数の太陽電池と、前記バスバーに取り付けられた配線材と、を備えた太陽電池モジュール。上記従来技術によれば、キャリアを効率良く収集でき、且つバスバーと配線材との良好な接続性を実現できる。しかしながら、太陽電池の普及が急速に進んでいる現状において、さらなる光電変換効率の向上が要求されている。本発明の一態様に係る太陽電池は、光電変換部と、光電変換部の主面上に設けられた電極とを備え、電極は、バインダ樹脂と導電性フィラーとを含んで構成されたバスバーを有し、バスバーのヤング率25°Cは、0.05~1GPaである。本発明によれば、良好な光電変換特性を有する太陽電池を提供することができる。図面を参照して、本発明の実施形態を詳細に説明する。本発明は、以下の実施形態に限定されない。また、実施形態において参照する図面は、模式的に記載されたものであり、図面に描画された構成要素の寸法比率などは、現物と異なる場合がある。具体的な寸法比率等は、以下の説明を参酌して判断されるべきである。図1は、太陽電池モジュール10の一部を示す断面図である。太陽電池モジュール10は、複数の太陽電池11と、太陽電池11の受光面側に配置される第1保護部材12と、太陽電池11の裏面側に配置される第2保護部材13とを備える。複数の太陽電池11は、第1保護部材12と第2保護部材13とにより挟持されると共に、エチレン酢酸ビニル共重合体EVA等の樹脂からなる充填剤14の層中に封止されている。太陽電池モジュール10は、さらに、各太陽電池11を電気的に接続する配線材15を備える。また、太陽電池モジュール10は、通常、配線材15同士を接続する渡り配線材、フレーム、端子ボックスいずれも図示せずなどを備える。ここで、受光面とは、太陽電池11の外部から光が主に入射する主面を意味する。例えば、光電変換素子11に入射する光のうち50超過~100が受光面側から入射する。また、裏面とは、受光面と反対側の面を意味する。換言すると、主面のうち後述する電極面積が大きい方が裏面となる。太陽電池11は、太陽光等の光を受光することでキャリアを生成する光電変換部20と、光電変換部20の受光面上に設けられた受光面電極である第1電極30と、光電変換部20の裏面上に設けられた裏面電極である第2電極40とを備える。太陽電池モジュール10では、光電変換部20で生成されたキャリアが第1電極30及び第2電極40により収集され、配線材15を介して外部に出力される。尚、太陽電池11の裏面では、受光面と比べて光電変換特性に対する遮光ロスの影響が少ないため、第1電極30よりも大面積に第2電極40を形成できる。第1保護部材12には、例えば、ガラス基板や樹脂基板、樹脂フィルム等の透光性を有する部材を用いることができるが、耐久性等の観点からガラス基板が好適である。第2保護部材13には、第1保護部材12と同様の部材を用いることができるが、コストの削減や軽量化等の観点から、ポリエチレンテレフタレートPET製等の樹脂基板又は樹脂フィルムが好適である。尚、裏面側からの受光を想定しない場合、第2保護部材13は、不透明な基板や樹脂フィルムとしてもよく、例えば、アルミ箔をラミネートした積層基材であってもよい。配線材15は、隣接して配置される太陽電池11同士を接続する。配線材15の一端側は、隣接して配置される太陽電池11のうち、一方の太陽電池11の第1電極30に取り付けられる。配線材15の他端側は、他方の太陽電池11の第2電極40に接続される。つまり、配線材15は、隣接する太陽電池11の間で太陽電池モジュール10の厚み方向に折れ曲がり、隣接する太陽電池11を電気的に直列に接続する。太陽電池モジュール10では、後述するように、接着剤16を用いてバスバー32,42と配線材15とを接続する。接着剤16には、非導電性の樹脂接着剤や銀Ag等の導電性フィラーを含有する導電性の樹脂接着剤を用いることができるが、非導電性或いは異方導電性の樹脂接着剤が好適である。以下、図2~図4を参照しながら、さらに太陽電池11の構成について詳説する。図2は、太陽電池11を受光面側から見た平面図である。図3は、図2のA‐A線断面図であって、フィンガー31が延びる方向に沿って太陽電池11を厚み方向に切断した断面を示す。図4は、図3のB部拡大図において、配線材15の接続形態を示す。光電変換部20は、例えば、結晶系シリコンc‐Si、ガリウム砒素GaAs、又はインジウム燐InP等の半導体材料からなる基板を有する。光電変換部20は、例えば、n型単結晶シリコン基板の受光面上に、i型非晶質シリコン層と、p型非晶質シリコン層と、酸化インジウム等を主成分とする透光性導電酸化物TCO:TransparentConductiveOxideからなる透明導電層とを順に有する。また、n型単結晶シリコン基板の裏面上に、i型非晶質シリコン層と、n型非晶質シリコン層と、透明導電層とを順に有する。尚、光電変換部20はこの構成に限定されるものではなく、種々の構成を採ることができる。光電変換部20の受光面は、テクスチャ構造21図4参照を有することが好適である。テクスチャ構造21とは、表面反射を抑制し、光電変換部20の光吸収量を増大させる表面凹凸構造である。テクスチャ構造21の凹凸高さ、即ち凹部の深さは、1μm~15μmが好適であり、5μm~10μmが特に好適である。テクスチャ構造21の具体例としては、100面を有する単結晶シリコンからなる基板の受光面に異方性エッチングを施すことによって得られるピラミッド状四角錐状や四角錐台状の凹凸構造が例示できる。或いは、結晶シリコンからなる基板の受光面に等方性エッチングを施すことによって得られる凹凸構造が例示できる。尚、テクスチャ構造21は、裏面にも設けられることが好ましい。第1電極30は、例えば、複数例えば、50本のフィンガー31と、複数例えば、2本のバスバー32とを含んで構成される。フィンガー31は、光電変換部20で生成されたキャリアを収集するキャリア収集用の電極であり、受光面上の広範囲に形成される細線状の電極である。バスバー32は、フィンガー31からキャリアを集電する電極であって、全てのフィンガー31に電気的に接続されている。バスバー32は配線材15が接続される接続用の電極でもある。太陽電池11では、2本のバスバー32が所定の間隔を空けて互いに平行に配置され、これに交差して複数のフィンガー31が配置されている。複数のフィンガー31は、一部がバスバー32の各々から受光面の端縁側に延び、残りが2本のバスバー32を繋ぐように配置される。尚、本実施形態では、第2電極40も、複数例えば、250本のフィンガー41と、複数例えば、2本のバスバー42とを含んで構成され、第1電極30と同様の電極配置を有する。フィンガー31の幅は、特に限定されないが、遮光ロス低減等の観点から30μm~150μmが好適である。バスバー32からの距離が遠くなるほど幅を細くしてもよく、この場合、最細部の幅は30μm~80μmが好適である。バスバー32の幅は、例えば、0.5mm~1.5mmが好適であり、配線材15の接続により発生する応力の緩和等の観点から、配線材15の幅の80~100同等とすることが特に好適である。尚、第2電極40では、フィンガー41の幅をフィンガー31よりも太くすることが好適であり、例えば、60μm~250μmに設定する。フィンガー31及びバスバー32の高さは、特に限定されないが、抵抗損失低減等の観点から40μm~150μmが好適である。また、バスバー32の高さh2は、配線材15との電気的接続を良好にするため、フィンガー31の高さh1と同等かh1よりも高いことが好適である図4参照。ここで、高さh1,h2とは、光電変換部20の最上面テクスチャ構造21の凸部から各々の電極の最上面までの長さであって、走査型電子顕微鏡SEMを用いた断面観察により計測される値の平均値である。尚、第2電極40は、第1電極30よりも電極面積が大きいため、第1電極30の場合よりも電極高さを低くできる。バスバー42の高さは、第1電極30の場合と同様に、フィンガー41の高さと同等かh1よりも高くすることが好適であるフィンガー31,41、及びバスバー32,42は、バインダ樹脂と導電性フィラーとを含んで構成される。導電性フィラーには、例えば、銀Ag、銅Cu、ニッケルNi等の金属粒子やカーボン、又はこれらの混合物などが用いられる。これらのうち、銀粒子が好適である。銀粒子の形状は、特に限定されず、球状や紡錘状、針状、フレーク状、イガ栗状等であってもよい。銀粒子等の導電性フィラーは、バインダ樹脂中に分散されており、その含有量は、電極構成成分の全重量に対して、70~95重量が好ましく、75~92重量がより好ましく、80~90重量が特に好ましい。バインダ樹脂の含有量は、電極構成成分の全重量に対して、5~30重量が好ましく、8~25重量がより好ましく、10~20重量が特に好ましい。尚、電極構成成分には、フィラー分散剤等の添加剤が少量含まれていてもよい。フィンガー31,41、及びバスバー32,42は、スクリーン印刷法により形成されることが好適である。フィンガー31等のスクリーン印刷法では、例えば、フィンガー31等の形状に対応した開口部を有するスクリーン版、及びスキージを用いて、光電変換部20の主面上に電極構成成分を含むインクを転写する。そして、転写されたインクを加熱等により固化させてフィンガー31等を形成する。インクとしては、上記バインダ樹脂と上記導電性フィラーとを混合した加熱硬化タイプの導電性ペーストが好適である。当該導電性ペーストには、粘度調整等の目的で少量の溶剤例えば、アルコール系、グリコールエーテル系、炭化水素系等の有機溶剤、又はこれらの混合溶剤等を加えても良い。尚、フィンガーとバスバーとは、別の印刷工程で印刷され、各印刷工程で異なる導電性ペーストが使用される。太陽電池11では、フィンガー31,41のヤング率25°Cが、1超過~50GPaであり、バスバー32,42のヤング率25°Cが、0.05~1GPaである。ヤング率は、TMA法を用いて測定する。ヤング率は、室温25°Cにて圧縮応力に対する歪み量を測定することにより得られる。これらの関係式を下記に示す。σ=Eεσ:応力,E:ヤング率,ε:歪みバスバー32,42における上記導電性フィラーの含有率電極構成成分の全重量に対するは、フィンガー31,41における上記導電性フィラーの含有率よりも低いことが好適である。即ち、各電極の機能に合わせて導電性フィラーの含有率を変更することが好適である。好ましくは、前者が85重量未満、後者が85重量以上である。フィンガー31,41における導電性フィラーの含有率を高くすることで、フィンガー31,41の抵抗損失を低減することができる。尚、導電性フィラーの含有率を下げると、電極の柔軟性が高まり、ヤング率が下がる傾向にある。バスバー32,42の抵抗の大幅な上昇を抑制しながら、柔軟性をさらに高めるため、上記バインダ樹脂の組成を各電極の機能に合わせて変更することが好適である。本実施形態では、フィンガー31及びバスバー32は、各々のバインダ樹脂の組成が互いに異なり、フィンガー41はフィンガー31と同一組成、バスバー42はバスバー32と同一組成である。バスバー32,42は、導電性フィラーの含有率を70~85重量、好ましくは80~85重量とし、且つヤング率を0.07~0.7GPaとすることが好ましく、0.1~0.5GPaとすることが特に好ましい。尚、フィンガー31,41のヤング率25°Cは、10~40GPaが好ましく、15~35GPaが特に好ましい。以下、上記バインダ樹脂の組成について詳説する。フィンガー31,41を構成するバインダ樹脂は、熱硬化性樹脂を90超過~100重量含有することが好適である。上記熱硬化性樹脂としては、例えば、エポキシ系樹脂、ウレタン系樹脂、ウレア系樹脂、アクリル系樹脂、イミド系樹脂、及びフェノール系樹脂からなる群より選択される少なくとも1種を用いることができる。これらのうち、エポキシ系樹脂、及びウレタン系樹脂が好ましく、エポキシ系樹脂を主成分50重量以上とすることが特に好ましい。また、エポキシ系樹脂等に、少量のシリコーン系樹脂等を加えてもよい。尚、上記熱硬化性樹脂は、複数のグループに分類されるもの例えば、エポキシ系樹脂及びウレタン系樹脂の両方に分類できる樹脂であってもよい。上記エポキシ系樹脂としては、脂環式エポキシ樹脂、鎖状エポキシ樹脂、ビスフェノールA型エポキシ樹脂、エポキシフェノールノボラック型樹脂、ポリグリシジルエーテル型エポキシ樹脂、ポリアルキレンエーテル型エポキシ樹脂、エポキシアクリレート樹脂、脂肪酸変性エポキシ樹脂、ウレタン変性エポキシ樹脂等が例示できる。バスバー32,42を構成するバインダ樹脂は、上記熱硬化性樹脂を50~90重量、及びガラス転移温度以下、Tgというが25°C以下であるゴム又はエラストマーを10~50重量含有することが好適である。より好ましくは、前者が60~85重量、後者が15~40重量であり、特に好ましくは、前者が70~80重量、後者が20~30重量である。尚、Tgは、示差走査型熱量計DSCで測定した値である。エラストマーは、熱可塑性エラストマーでも良いし、架橋エラストマーでも良い。上記ゴムは、Tgが25°C以下、好ましくは0°C以下、特に好ましくは-20°C以下の架橋性のポリマーを意味する。架橋構造は、加硫等により形成できる。上記ゴムとしては、例えば、ジエン系ゴム、オレフィン系ゴム、ウレタン系ゴム、アクリル系ゴム、含ケイ素ゴム、含ハロゲンゴム、及びこれらの変性物からなる群より選択される少なくとも1種を用いることができる。尚、上記ゴムは、複数のグループに分類されるものであってもよい。ジエン系ゴムとしては、天然ゴム、ブタジエンゴム、イソプレンゴム、メチルゴム、ブチルゴム、ポリペンタジエンゴム、ノルボルネンゴム、ニトリルゴムアクリロニトリル-ブタジエン共重合体、アクリロニトリル-イソプレン共重合体等、スチレン-ブタジエン共重合体ゴム等が例示できる。オレフィン系ゴムとしては、エチレン-プロピレンゴム、エチレン-プロピレン-ジエン共重合体ゴム、ポリイソブチレンゴム、ポリイソブチルエーテルゴム、ポリシクロペンテンゴム、マレイン酸変性エチレン-プロピレン共重合体ゴム等が例示できる。ウレタン系ゴムとしては、ポリエーテルウレタンゴム、ポリエステルウレタンゴム等が例示できる。アクリル系ゴムとしては、アクリル酸エステル-アクリロニトリル共重合体ゴム、アクリル酸エステル-クロロエチルビニルエーテル共重合体ゴム、アクリル酸エステル-ブタジエン共重合体ゴム等が例示できる。含ケイ素ゴムとしては、シリコーンゴムメチルビニルシリコーンゴム、メチルフェニルビニルシリコーンゴム等等が例示できる。含ハロゲンゴムとしては、クロロプレンゴム、臭素化ブチルゴム、塩素化ブチルゴム、ヒドリンゴムエピクロロヒドリンゴム等、クロロスルホン化ポリエチレンゴム、塩素化ポリエチレンゴム、マレイン酸変性塩素化ポリエチレンゴム、フッ素ゴムビニリデンフルオロライドゴム、含フッ素ビニルエーテルゴム、含フッ素ホスファゼンゴム等が例示できる。使用するゴム材に求められる特性としては、低温での密着性や柔軟性を保つためにTgが低いこと、太陽電池モジュール10の最高到達温度約120°Cでの劣化が少ない等の耐熱性が高いことなどが挙げられる。また、ゴム材は、導電性ペーストの安定性等の観点から熱硬化性樹脂との適切な相溶性、分散性を有する必要がある。このような特性を満たすものであれば、セルの保護性、密着性などの機能を保つことが可能となる。上記熱可塑性エラストマーは、Tgが25°C以下、好ましくは0°C以下、特に好ましくは-20°C以下の非架橋性のポリマーを意味する。上記熱可塑性エラストマーとしては、例えば、スチレン系熱可塑性エラストマー、オレフィン系熱可塑性エラストマー、ウレタン系熱可塑性エラストマー、エステル系熱可塑性エラストマー、アクリル系熱可塑性エラストマー、シリコーン系熱可塑性エラストマー、及びこれらの変性物からなる群より選択される少なくとも1種を用いることができる。これらのうち、スチレン系熱可塑性エラストマー、ウレタン系熱可塑性エラストマー、及びシリコーン系熱可塑性エラストマーが好ましく、シリコーン系熱可塑性エラストマー、及びウレタン系熱可塑性エラストマーが特に好ましい。尚、上記熱可塑性エラストマーは、複数のグループに分類されるものであってもよい。スチレン系熱可塑性エラストマーとしては、スチレン-エチレン-ブチレン共重合体SEB等のスチレン系AB型ジブロック共重合体、スチレン-ブタジエン-スチレン共重合体SBS、SBSの水素添加物SEBS、スチレン-イソプレン-スチレン共重合体SIS、SISの水素添加物S、スチレン-イソブチレン-スチレン共重合体SIBS等のスチレン系ABA型トリブロック共重合体、スチレン-ブタジエン-スチレン-ブタジエンSBSB等のスチレン系ABAB型テトラブロック共重合体等が例示できる。ウレタン系熱可塑性エラストマーとしては、低分子ジオールとジイソシアネートからなるハードセグメントと、高分子ジオールからなるソフトセグメントとを有するポリマー等が例示できる。低分子ジオールには、例えば、炭素数2~15の脂肪族二価アルコール、炭素数5~15の脂環式二価アルコール、炭素数6~15の芳香族二価アルコール等を用いることができる。これらのうち、二価アルコール及び二価フェノールが好ましく、エチレングリコール、ハイドロキノン、及びビスフェノールAが特に好ましい。ジイソシアネートには、例えば、炭素数6~20の芳香族ジイソシアネート、炭素数2~18の脂肪族ジイソシアネート、炭素数4~15の脂環式ジイソシアネート、炭素数8~15の芳香脂肪族ジイソシアネート等を用いることができる。これらのうち、芳香族ジイソシアネート、及び脂肪族ジイソシアネートが好ましく、TDI、MDI、及びHDIが特に好ましい。高分子ジオールには、低分子ジオールのアルキレンオキサイド付加物等の重量平均分子量が500~10000のポリエーテル、重量平均分子量が500~10000のポリエステル、重量平均分子量が500~10000のポリカーボネート等を用いることができる。これらのうち、二価アルコールのアルキレンオキサイド付加物、及び二価フェノールのアルキレンオキサイド付加物が好ましく、エチレングリコールのアルキレンオキサイド付加物、及びビスフェノールAのアルキレンオキサイド付加物が特に好ましい。シリコーン系熱可塑性エラストマーとしては、ポリジメチルシロキサンPDMS、ポリメチルフェニルシロキサン、ポリジフェニルシロキサン等が例示できる。上記熱可塑性エラストマーの重量平均分子量Mwは、組成等によって多少異なるが、20,000~500,000が好ましく、30,000~300,000がより好ましく、40,000~150,000が特に好ましい。ここで、重量平均分子量Mwは、ポリスチレン換算の相対値であり、GPC法により測定される。太陽電池11を含む太陽電池モジュール10によれば、バスバー32,42のヤング率を0.05~1GPaに制御することにより、配線材15へのキャリアの伝達に必要な導電性を損なうことなく、バスバー32,42と配線材15との密着性を向上させることができる。さらに、配線材15の接続に起因して発生する応力の影響を緩和できる。当該応力としては、例えば、バスバー32,42と配線材15との線膨張係数の違いに起因して発生する応力、配線材15の圧着時に加わる応力、第2保護部材13である樹脂フィルム等の伸縮に起因して発生する応力等がある。尚、当該応力は、バスバー32,42と配線材15との界面やバスバー32,42と光電変換部20との界面に発生し易い。つまり、バスバー32,42は、配線材15の接続部として好適な柔軟性を有するため配線材15の圧着時に加わる圧力によって変形し易く、配線材15との接触面積を向上させることができる。これにより、配線材15との密着性が向上し、例えば、高温又は寒冷環境下においても配線材15の剥離を抑制することができる。そして、バスバー32,42は、柔軟性が高く弾性変形し易いため、上記応力を吸収して、その影響を緩和することができる。これにより、光電変換部20の亀裂や割れ、脆性破壊等の損傷を抑制することができる。バスバー32,42は、光電変換部20の厚みが薄い場合であっても、亀裂等の損傷を十分に抑制することができる。また、バスバー32,42における導電性フィラーの含有率をフィンガー31,41よりも低くすることで、電極の柔軟性が向上するだけでなく、製造コストを削減できる。或いは、製造コストの上昇を抑制しながら、バスバー32,42の幅を太くして上記応力の分散を図り、上記応力の緩和性能をさらに高めることができる。但し、バスバー32,42における導電性フィラーの含有率を低くし過ぎると、配線材15へのキャリアの伝達に必要な導電性が損なわれる。そこで、バスバー32,42のバインダ樹脂に、室温以下でゴム弾性を有するゴム又は熱可塑性エラストマーを加えることによって、当該導電性を損なうことなく電極の柔軟性をさらに向上させることができる。尚、ゴム又は熱可塑性エラストマーを増やしすぎるとバスバー32,42の機械的な強度が低下してしまい、配線材15からの応力によりバスバー32,42中にマイクロクラックが発生し、キャリアの収集を阻害する可能性がある。一方、フィンガー31,41は、バスバー32,42よりも導電性フィラーの含有率を高めて、ヤング率を1超過~50GPaに制御する。これにより、光電変換部20の広範囲から効率良くキャリアを収集できる。以上のように、各電極の機能に合わせて、電極のヤング率を適切な範囲に制御することにより、良好な光電変換特性を有する太陽電池モジュール10を提供することができる。尚、本実施形態は、本発明の目的を損なわない範囲で適宜設計変更できる。例えば、図5に示されるように、フィンガー41の代わりに、銀等の金属薄膜41xを光電変換部20の裏面上に形成した構成とすることもできる。図5に例示する太陽電池11xにおいて、第2電極40xは、金属薄膜41xと、その上に形成されたバスバー42xとを含んで構成されている。金属薄膜41xは光電変換部20で生成されたキャリアを収集し、バスバー42xは金属薄膜41xで収集されたキャリアを集電する。バスバー42xは金属薄膜41x上の一部に形成されていれば良い。また、バスバー32とバスバー42とでヤング率を異ならせてもよい。例えば、バスバー42のヤング率をバスバー32のヤング率より低くすることは好適である。これは、第1保護部材12には、通常、ガラス基板が適用され、第2保護部材13には、通常、PETフィルム等の樹脂フィルムが適用されるため、第1電極30側よりも第2電極40側で上記応力が発生し易くなるからである。或いは、第1電極30では、フィンガー31及びバスバー32のヤング率を変化させず、同一の導電性ペーストを用いて形成し、第2電極40のみにおいて、フィンガー31及びバスバー32のヤング率を変化させてもよい。以下、実施例により本発明をさらに説明するが、本発明はこれらの実施例に限定されるものではない。<実施例1>評価用の光電変換部を以下の手順で作製する。尚、光電変換部は、全ての実施例比較例で同じものを用いる。まず、水酸化カリウムKOH水溶液を用いて100面を異方性エッチングし、受光面及び裏面にテクスチャ構造を形成した清浄なn型単結晶シリコン基板以下、基板というを準備する。続いて、当該基板を真空チャンバ内に設置し、CVDにより、当該基板の裏面上にi型非晶質シリコン膜、n型非晶質シリコン膜を順に形成する。i型非晶質シリコン膜の形成工程では、シランガスSiH4を原料ガスとする。また、n型非晶質シリコン膜の形成工程では、シランSiH4、水素H2、及びホスフィンPH3を原料ガスとする。基板の受光面にも、CVDにより、i型非晶質シリコン膜、p型非晶質シリコン膜を順に形成する。p型非晶質シリコン膜の形成工程では、PH3の代わりに、ジボランB2H6を原料ガスとする。続いて、スパッタリングにより、n型非晶質シリコン膜上、及びp型非晶質シリコン膜上に、酸化インジウムを主成分とするTCO膜を形成する。こうして、TCO膜/i型非晶質シリコン膜/p型非晶質シリコン膜/基板/i型非晶質シリコン膜/n型非晶質シリコン膜/TCO膜の層構造を有する光電変換部を作製した。次に、作製した光電変換部の受光面上に受光面電極を、光電変換部の裏面上に裏面電極をそれぞれ形成する。受光面電極は、2本のバスバー、及びこれに直交する50本のフィンガーとし、いずれもスクリーン印刷により下記組成等を有する導電性ペーストを受光面上に印刷して形成する。まず、フィンガーを印刷し、次いでバスバーを印刷する。尚、各印刷工程において、スキージ角度、印圧等の印刷条件は同じとする。続いて、仮乾燥工程150°C×15分により転写された導電性ペーストの溶剤の一部を除去する。裏面電極は、2本のバスバー、及びこれに直交する250本のフィンガーとする。スクリーン版の開口部のパターンが異なる以外は、受光面電極の場合と同様にして裏面電極を印刷する。その後、本乾燥工程200°C×60分により転写された導電性ペーストの溶剤を除去し、バインダ樹脂を熱硬化させる。こうして、下記寸法等を有する受光面電極及び裏面電極を備える太陽電池を作製した。<フィンガー用導電性ペースト>[バインダ樹脂]ビスフェノールA型エポキシ樹脂[導電性フィラー]銀粒子粒径;1~10μm、形状;フレーク粉及び球状粉の混合型配合比は50:50wt[配合比]溶剤:バインダ樹脂:導電性フィラー=1:9:90wt<バスバー用導電性ペースト>[導電性フィラー]フィンガーの場合と同じ[バインダ樹脂]熱硬化性樹脂60重量;フィンガーの場合と同じエラストマーA40重量;シリコーンゴムTg;-120°C[配合比]溶剤:バインダ樹脂:導電性フィラー=1:19:80<受光面電極>[フィンガー]高さ;40μm、ヤング率;30GPa[バスバー]高さ;50μm、ヤング率;005GPa<裏面電極>[フィンガー]高さ;30μm、ヤング率;30GPa[バスバー]高さ;40μm、ヤング率;005GPa次に、作製した複数の太陽電池を同一平面上に並べて、隣接する太陽電池同士を配線材で接続し、太陽電池モジュールを作製する。配線材は、フィルム状接着剤エポキシ樹脂系接着剤を用いてバスバー上に接続する。まず、フィルム状接着剤をバスバー上に配置し、次いで当該接着剤上に配線材を配置する。配線材は、バスバー上の全域を覆い、フィンガーにかからないように配置する。そして、配線材上にヒートシールバーを取り付けて熱圧着することにより、配線材とバスバーとを接続する。続いて、配線材を接続して得られた太陽電池のストリングをEVA充填材、ガラス基板第1保護部材、PETフィルム第2保護部材を用いてラミネートする。ラミネート装置では、ヒーター上にモジュール材料を重ね合わせた状態で置く。ヒーター側から、ガラス基板/EVAシート/ストリング/EVAシート/PETフィルムの順に配置して、真空状態で材料を150°C程度で加熱する。その後、大気圧下でヒーター側に材料を押し付けながら加熱を継続し、EVAを架橋させる。最後に、フレーム等を取り付ける。こうして、太陽電池モジュールを作製した。作製した太陽電池モジュールについて、太陽電池/太陽電池モジュールの出力相関、及び温度サイクル試験の評価を行った。評価結果は、電極のヤング率等と共に表1に示した。出力相関は、モジュール化前後の曲線因子FFの変化を示す値であり、モジュール化直後のFF/電極を形成した直後の太陽電池のFF×100により算出される。温度サイクル試験の結果は、400サイクル最低温度-40°C及び最高温度の前後の最大出力Pmaxの変化を示し、サイクル試験後のPmax/サイクル試験前のPmax×100により算出される。<実施例2~8、比較例1~3>バスバーを構成するバインダ樹脂の組成を表1に示すものに変更した以外は、実施例1と同様にして太陽電池の作製及び評価を行なった。エラストマーB;ウレタンゴムTg;-30°CエラストマーC;オレフィンゴムTg;-55°C表1に示すように、実施例の太陽電池モジュールは、いずれも出力相関が99.5以上であり、且つ温度サイクル試験によるPmaxの変化率が950以上であった。つまり、実施例の太陽電池モジュールは、初期の出力特性に優れると共に、その特性が長期の使用により劣化し難い。この優れた特性は、バスバーのヤング率25°Cを0.05~1GPaの範囲内に制御することによって、またフィンガーのヤング率25°Cを1超過~50GPaの範囲内に制御することによって得られたものである。一方、比較例の太陽電池モジュールは、初期の出力特性が高いがその特性が劣化し易いもの比較例1、或いは初期の出力特性が低いもの比較例2,3であった。また、エラストマーの含有量を10~30重量として、バスバーのヤング率25°Cを0.1~1GPaの範囲内に制御することにより、出力相関が99.5以上であり、且つ温度サイクル試験によるPmaxの変化率が99.1以上という、特に優れた特性が得られる。"