透光性絶縁基板と、前記透光性絶縁基板上に設けられた集積セルストリングと、前記集積セルストリング上に設けられた白色封止材と、を備え、前記集積セルストリングは、前記透光性絶縁基板に接する表面透明電極層を有する薄膜太陽電池セルの複数が直列接続されてなり、前記集積セルストリングの周縁領域における前記表面透明電極層のヘイズ率が、前記集積セルストリングの中心領域における前記表面透明電極層のヘイズ率よりも高く、前記集積セルストリングの前記周縁領域における前記白色封止材の厚さが、前記集積セルストリングの前記中心領域における前記白色封止材の厚さよりも薄い、薄膜太陽電池モジュール。前記集積セルストリングの前記中心領域に対応する前記表面透明電極層の波長550nmの光に対する前記ヘイズ率の最小値が6以上である、請求項1に記載の薄膜太陽電池モジュール。前記透光性絶縁基板の表面の面積が1m2以上である、請求項1または2に記載の薄膜太陽電池モジュール。透光性絶縁基板上に集積セルストリングを形成する工程と、前記透光性絶縁基板と白色封止材との間に前記集積セルストリングを封止する工程と、を含み、前記集積セルストリングは、前記透光性絶縁基板に接する表面透明電極層を有する薄膜太陽電池セルの複数が直列接続されてなり、前記集積セルストリングの周縁領域における前記表面透明電極層のヘイズ率が、前記集積セルストリングの中心領域における前記表面透明電極層のヘイズ率よりも高く、前記集積セルストリングを封止する工程において、前記集積セルストリングは、前記集積セルストリングの前記周縁領域における前記白色封止材の厚さが、前記集積セルストリングの前記中心領域における前記白色封止材の厚さよりも薄くなるように封止される、薄膜太陽電池モジュールの製造方法。しかしながら、従来の薄膜太陽電池セルを用いた薄膜太陽電池モジュールにおいては、周縁領域に位置する薄膜太陽電池セルが、中心領域に位置する薄膜太陽電池セルと比べて剥離しやすいという問題もあった。上記の事情に鑑みて、本発明の目的は、周縁領域に位置する薄膜太陽電池セルの剥離を抑制することが可能な薄膜太陽電池モジュールおよび薄膜太陽電池モジュールの製造方法を提供することにある。本発明は、透光性絶縁基板と、透光性絶縁基板上に設けられた集積セルストリングと、集積セルストリング上に設けられた白色封止材と、を備え、集積セルストリングは、透光性絶縁基板に接する表面透明電極層を有する薄膜太陽電池セルの複数が直列接続されてなり、集積セルストリングの周縁領域における表面透明電極層のヘイズ率が、集積セルストリングの中心領域における表面透明電極層のヘイズ率よりも高く、集積セルストリングの周縁領域における白色封止材の厚さが、集積セルストリングの中心領域における白色封止材の厚さよりも薄い薄膜太陽電池モジュールである。ここで、本発明の薄膜太陽電池モジュールにおいては、集積セルストリングの中心領域に対応する表面透明電極層の波長550nmの光に対するヘイズ率の最小値が6以上であることが好ましい。また、本発明の薄膜太陽電池モジュールにおいては、透光性絶縁基板の表面の面積は1m2以上であることが好ましい。さらに、本発明は、透光性絶縁基板上に集積セルストリングを形成する工程と、透光性絶縁基板と白色封止材との間に集積セルストリングを封止する工程と、を含み、集積セルストリングは、透光性絶縁基板に接する表面透明電極層を有する薄膜太陽電池セルの複数が直列接続されてなり、集積セルストリングの周縁領域における表面透明電極層のヘイズ率が、集積セルストリングの中心領域における表面透明電極層のヘイズ率よりも高く、集積セルストリングを封止する工程において、集積セルストリングは、集積セルストリングの周縁領域における白色封止材の厚さが、集積セルストリングの中心領域における白色封止材の厚さよりも薄くなるように封止される薄膜太陽電池モジュールの製造方法である。本発明によれば、周縁領域に位置する薄膜太陽電池セルの剥離を抑制することが可能な薄膜太陽電池モジュールおよび薄膜太陽電池モジュールの製造方法を提供することができる。以下、本発明の実施の形態について説明する。なお、本発明の図面において、同一の参照符号は、同一部分または相当部分を表わすものとする。<実施の形態1>図1に、実施の形態1の薄膜太陽電池モジュールの模式的な断面図を示す。図1に示すように、実施の形態1の薄膜太陽電池モジュールは、透光性絶縁基板1と、透光性絶縁基板1上に設けられた集積セルストリング110と、集積セルストリング110上に設けられた白色封止材7と、白色封止材7上に設けられた裏面保護材8と、透光性絶縁基板1の周縁に取り付けられたフレーム9と、を備えている。図2に、図1のII-IIに沿った模式的な断面図を示す。図2に示すように、集積セルストリング110は、透光性絶縁基板1に接する表面透明電極層2を有する薄膜太陽電池セル107の複数が直列接続されることによって構成されている。個々の薄膜太陽電池セル107は、第1分離溝102によって分離された表面透明電極層2と、第1分離溝102によって分離された個々の表面透明電極層2上に、薄膜半導体光電変換ユニット4と、裏面透明電極層6と、がこの順に積層された構造を有している。なお、図2においては、説明の便宜のため、裏面保護材8については図示していない。薄膜半導体光電変換ユニット4は、第2分離溝104によって分離されており、第2分離溝104を埋め込んだ裏面透明電極層6が、隣り合う他の薄膜太陽電池セル107の表面透明電極層2と電気的に接続することによって、隣り合う薄膜太陽電池セル107同士が順次直列接続されている。個々の薄膜太陽電池セル107は、第3分離溝106によって分離されており、第3分離溝106には、絶縁性の白色封止材7が埋め込まれている。上記の構造を有する実施の形態1の薄膜太陽電池モジュールにおいては、透光性絶縁基板1側から太陽光などの光が入射光として入射し、薄膜半導体光電変換ユニット4で吸収されてキャリアが発生する。そして、薄膜半導体光電変換ユニット4で発生したキャリアは、表面側の表面透明電極層2と、裏面側の裏面透明電極層6とから、電流として取り出される。なお、裏面透明電極層6には、バスバー図示せずが形成されており、バスバーには出力取り出し用のリード線図示せずが接続されている。さらに、リード線は、端子ボックスを介して外部に取り出されている。実施の形態1の薄膜太陽電池モジュールにおいては、集積セルストリング110の周縁領域における白色封止材7の厚さが、集積セルストリング110の中心領域における白色封止材7の厚さよりも薄くなっている。これは、本発明者が鋭意検討した結果、薄膜太陽電池モジュールの集積セルストリング110の中心領域に配置されている薄膜太陽電池107よりも、周縁領域に配置されている薄膜太陽電池107の方が剥離しやすく、集積セルストリング110の周縁領域における白色封止材7の厚さを集積セルストリング110の中心領域における白色封止材7の厚さよりも薄くすることによって、このような周縁領域に配置されている薄膜太陽電池107の剥離を抑制できることを見い出したことによるものである。また、本発明者が鋭意検討した結果、表面透明電極層2の表面の周縁領域のヘイズ率が中心領域のヘイズ率よりも高い場合に剥離抑制効果が最も大きくなる。しかし、このときヘイズ率の高低によって、集積セルストリング内の薄膜太陽電池セル間の電流密度にばらつきが生じることが判明した。薄膜太陽電池モジュール全体の電流密度は、集積セルストリング110内の薄膜太陽電池セル107の最も小さい電流密度に律速されるため、集積セルストリング110内の薄膜太陽電池セル107の電流密度はなるべく同一であることが好ましい。そして、表面透明電極層2のヘイズ率が低い中心領域に対応する白色封止材7の厚さよりも、表面透明電極層2のヘイズ率が高い周縁領域に対応する白色封止材7の厚さを薄くすることによって、集積セルストリング110内の薄膜太陽電池セル107の電流密度のばらつきを低減することができ、薄膜太陽電池モジュール全体の電流密度の低下を抑制することができる。すなわち、表面透明電極層2の面内のヘイズ率が低い場合には、透光性絶縁基板1側から入射してきた光が表面透明電極層2で散乱および/または屈折される割合が小さいため、薄膜半導体光電変換ユニット4を通過する距離光路長を十分に伸ばすことができないことから、薄膜半導体光電変換ユニット4で吸収されることなく、透過してしまう割合が大きい。そのため、表面透明電極層2のヘイズ率が低い中心領域に対応する白色封止材7の領域では、表面透明電極層2のヘイズ率が高い周縁領域に対応する白色封止材7の領域と比べて、白色封止材7の厚さを厚くすることによって、白色封止材7側に透過してきた光の薄膜半導体光電変換ユニット4側への反射率が上がる。これにより、中心領域の薄膜半導体光電変換ユニット4に入射する光量が増大して、中心領域に配置された薄膜太陽電池セル107の電流密度が増大する。なお、本明細書において、ヘイズ率とは、たとえば図18の模式図に示すように、透光性絶縁基板1および表面透明電極層2を透過してきた入射光21の全光線透過光Tt22中の拡散透過光Td23の割合で、ヘイズ率=100×Td/Ttの式で表わされ、ヘイズ率が高いほど光の拡散する割合が高いことを意味する。また、本明細書において、表面透明電極層2のヘイズ率が低い中心領域に対応する白色封止材7の領域とは、表面透明電極層2の面内の中心領域から、表面透明電極層2の表面に対して、垂直方向に位置する白色封止材7の領域を意味する。また、表面透明電極層2のヘイズ率が高い周縁領域に対応する白色封止材7の領域とは、表面透明電極層2の面内の周縁領域から、表面透明電極層2の表面に対して、垂直方向に位置する白色封止材7の領域を意味する。また、本明細書において、白色封止材7の厚さは、白色封止材7が設けられている面に対して垂直方向の厚さを意味する。また、集積セルストリング110の中心領域に対応する表面透明電極層2の波長550nmの光に対するヘイズ率の最小値は6以上であることが好ましい。この場合には、表面透明電極層2の表面に凹凸を形成して太陽電池モジュールとしたときの表面透明電極層2の剥離が発生しにくくなり、表面透明電極層2の表面の凹凸で光を散乱させて、より多くの光を薄膜半導体光電変換ユニット4に到達させることができる。以下、図3~図9を参照して、実施の形態1の薄膜太陽電池モジュールの製造方法の一例について説明する。まず、図3の模式的断面図に示すように、透光性絶縁基板1上に表面透明電極層2を形成する。透光性絶縁基板1としては、たとえば、透光性および絶縁性を有する板状のガラス基板、ポリイミド樹脂などの透明樹脂を含む樹脂基板、またはこれらの基板の複数を積層した基板などを用いることができる。また、表面透明電極層2としては、たとえば酸化錫膜、ITOIndiumTinOxide膜、酸化亜鉛膜、若しくはこれらの膜に微量の不純物を添加した膜の単層またはこれらを複数重ね合わせた複数層などを用いることができる。表面透明電極層2は、光を多く透過させることができるとともに良好な導電性を有することが望ましい。表面透明電極層2が複数層から構成される場合には、すべての層が同一の材料から形成されていてもよく、少なくとも1層が他と異なる材料から形成されていてもよい。透光性絶縁基板1上に表面透明電極層2を形成する方法は、特に限定されないが、たとえばCVDChemicalVaporDeposition法またはスパッタ法などを用いることができる。また、表面透明電極層2の表面にはたとえば図1に示すような凹凸が形成されていることが好ましい。表面透明電極層2の表面に凹凸が形成されていることによって、透光性絶縁基板1側から入射した入射光を散乱および/または屈折させて光路長を伸ばすことができ、薄膜半導体光電変換ユニット4における光閉じ込め効果を高めることができるため短絡電流密度を増大させることができる。表面透明電極層2の表面に凹凸を形成する方法としては、たとえば、エッチング法やサンドブラストのような機械加工による方法、または表面透明電極層2の結晶成長を利用する方法などを用いることができる。表面透明電極層2の表面に凹凸が形成されている場合には、表面透明電極層2のヘイズ率は、表面透明電極層2の製造条件によって、周縁領域で高く、中心領域で低くすることができる。また、表面透明電極層2の面内におけるヘイズ率を周縁領域で高く、中心領域で低くする方法としては、表面透明電極層2の表面をたとえばドライエッチングすることなども挙げることができる。たとえば、所望のヘイズ率よりも大きなヘイズ率を有する酸化亜鉛膜を表面透明電極層2として透光性絶縁基板1上に形成し、たとえばアルゴンガスや窒素ガスをRIE反応性イオンエッチング装置に導入して表面透明電極層2の表面のドライエッチングを行なう。このとき、ヘイズ率の高い周縁領域ではエッチングレートを小さくし、ヘイズ率の低い中心領域ではエッチングレートを大きくすることによって、表面透明電極層2の面内に所望のヘイズ率のばらつきを形成することができる。エッチングレートを変更する方法としては、たとえば、ヘイズ率の高い周縁領域ではヘイズ率の低い中心領域よりもプラズマ放電密度を小さくする方法、またはヘイズ率の高い周縁領域ではヘイズ率の低い中心領域よりもカソードとアノードと間のギャップを小さくする方法などがある。また、表面透明電極層2が、表面透明電極層2の面内において、ヘイズ率が周縁領域で高く、中心領域で低くなるようなばらつきを有している場合には、たとえば、表面透明電極層2の表面を上記のように処理して、ヘイズ率のばらつきを形成しなくてもよい。次に、図4の模式的断面図に示すように、透光性絶縁基板1上の表面透明電極層2を分離する第1分離溝102を形成する。第1分離溝102の形成方法は、特に限定されないが、たとえばレーザスクライブ法により表面透明電極層2の一部を除去する方法などを用いることができる。第1分離溝102の形成のためのレーザスクライブ法に用いられるレーザ光としては、たとえばYAGイットリウムアルミニウムガーネットレーザ光の基本波波長1064nmなどを好適に用いることができる。次に、図5の模式的断面図に示すように、表面透明電極層2上に薄膜半導体光電変換ユニット4を形成する。このとき、表面透明電極層2を分離する第1分離溝102が薄膜半導体光電変換ユニット4によって埋め込まれることになる。薄膜半導体光電変換ユニット4としては、たとえば、透光性絶縁基板1側から、非晶質シリコン光電変換ユニットと、微結晶シリコン光電変換ユニットとをこの順に積層した積層体などを用いることができる。非晶質シリコン光電変換ユニットは、たとえば、表面透明電極層2側から、第1のp型半導体層と、第1のi型半導体層と、第1のn型半導体層とがこの順に積層された積層体から構成することができる。第1のp型半導体層としては、たとえば、p型非晶質シリコン層、p型微結晶シリコン層、p型非晶質炭化シリコン層、またはp型非晶質窒化シリコン層などのp型層の単層またはこれらを複数重ね合わせた複数層を用いることができる。第1のp型半導体層が複数層から構成される場合には、すべての層が同一の半導体材料から形成されていてもよく、少なくとも1層が他と異なる半導体材料から形成されていてもよい。第1のp型半導体層にドープされるp型不純物元素としては、たとえばボロンなどを用いることができる。第1のi型半導体層としては、たとえば、非晶質シリコン層の単層または複数層などを用いることができる。第1のi型半導体層は、p型不純物元素およびn型不純物元素のいずれもドープされない真性半導体であるが、第1のp型半導体層との界面近傍および第1のn型半導体層との界面近傍ではそれぞれp型不純物元素およびn型不純物元素が第1のi型半導体層中に微量に含まれる場合がある。また、第1のi型半導体層のバンドギャップを制御するために、炭素、ゲルマニウム等の元素を積極的に添加した非晶質炭化シリコン、非晶質シリコンゲルマニウム等を用いることもできる。第1のn型半導体層としては、たとえば、n型非晶質シリコン層、またはn型微結晶シリコン層などのn型層の単層またはこれらを複数重ね合わせた複数層などを用いることができる。第1のn型半導体層が複数層から構成される場合には、すべての層が同一の半導体材料から形成されていてもよく、少なくとも1層が他と異なる半導体材料から形成されていてもよい。第1のn型半導体層にドープされるn型不純物元素としては、たとえばリンなどを用いることができる。なお、第1のp型半導体層および第1のn型半導体層としては、第1のi型半導体層と同一の半導体材料を用いてもよく、異なる半導体材料を用いてもよい。たとえば、第1のp型半導体層および第1のi型半導体層にそれぞれp型非晶質シリコン層およびi型非晶質シリコン層を用いるとともに、第1のn型半導体層にn型微結晶シリコン層を用いてもよい。また、たとえば、第1のp型半導体層にp型非晶質炭化シリコン層を用い、第1のi型半導体層に非晶質シリコン層を用い、第1のn型半導体層にn型微結晶シリコン層を用いてもよい。また、本明細書において、非晶質シリコンは水素化非晶質シリコンを含む概念であり、微結晶シリコンは水素化微結晶シリコンを含む概念である。微結晶シリコン光電変換ユニットは、非晶質シリコン光電変換ユニット側から、第2のp型半導体層と、第2のi型半導体層と、第2のn型半導体層とがこの順に積層された積層体から構成することができる。第2のp型半導体層としては、たとえば、p型微結晶シリコン層、p型微結晶炭化シリコン層、またはp型微結晶窒化シリコン層などのp型層の単層またはこれらを複数重ね合わせた複数層を用いることができる。第2のp型半導体層が複数層から構成される場合には、すべての層が同一の半導体材料から形成されていてもよく、少なくとも1層が他と異なる半導体材料から形成されていてもよい。第2のp型半導体層にドープされるp型不純物元素としては、たとえばボロンなどを用いることができる。第2のi型半導体層としては、たとえば、微結晶シリコン層の単層または複数層などを用いることができる。第2のi型半導体層は、p型不純物元素およびn型不純物元素のいずれもドープされない真性半導体層であるが、第2のp型半導体層との界面近傍および第2のn型半導体層との界面近傍では、それぞれp型不純物元素およびn型不純物元素が第2のi型半導体層中に微量に含まれる場合がある。第2のn型半導体層としては、たとえば、n型非晶質シリコン層、またはn型微結晶シリコン層などのn型層の単層またはこれらを複数重ね合わせた複数層などを用いることができる。第2のn型半導体層が複数層から構成される場合には、すべての層が同一の半導体材料から形成されていてもよく、少なくとも1層が他と異なる半導体材料から形成されていてもよい。第2のn型半導体層にドープされるn型不純物元素としては、たとえばリンなどを用いることができる。なお、第2のp型半導体層および第2のn型半導体層としては、第2のi型半導体層と同一の半導体材料を用いてもよく、異なる半導体材料を用いてもよい。また、第2のp型半導体層および第2のn型半導体層についてもそれぞれ、互いに同一の半導体材料を用いてもよく、異なる半導体材料を用いてもよい。薄膜半導体光電変換ユニット4の形成方法は、特に限定されないが、たとえばプラズマCVD法などを用いることができる。次に、図6の模式的断面図に示すように、薄膜半導体光電変換ユニット4を分離する第2分離溝104を形成する。第2分離溝104の形成方法は、特に限定されないが、たとえばレーザスクライブ法により薄膜半導体光電変換ユニット4の一部を除去する方法などを用いることができる。第2分離溝104の形成のためのレーザスクライブ法に用いられるレーザ光としては、たとえばYAGレーザ光の第2高調波波長532nmなどを好適に用いることができる。次に、図7の模式的断面図に示すように、薄膜半導体光電変換ユニット4上に裏面透明電極層6を形成する。このとき、薄膜半導体光電変換ユニット4を分離する第2分離溝104が裏面透明電極層6によって埋め込まれることになる。裏面透明電極層6としては、たとえば酸化錫膜、ITO膜、酸化亜鉛膜、若しくはこれらの膜に微量の不純物を添加した膜の単層またはこれらを複数重ね合わせた複数層などの光を透過させることができるとともに導電性である膜を用いることができる。裏面透明電極層6が複数層から構成される場合には、すべての層が同一の材料から形成されていてもよく、少なくとも1層が他と異なる材料から形成されていてもよい。次に、図8の模式的断面図に示すように、薄膜半導体光電変換ユニット4および裏面透明電極層6を分離する第3分離溝106を形成する。これにより、個々の薄膜太陽電池セル107に分離されるとともに、透光性絶縁基板1上において隣り合う薄膜太陽電池セル107同士が直列接続された集積セルストリング110が形成される。第3分離溝106の形成方法は、特に限定されないが、たとえばレーザスクライブ法により薄膜半導体光電変換ユニット4および裏面透明電極層6のそれぞれの一部を除去する方法などを用いることができる。第3分離溝106の形成のためのレーザスクライブ法に用いられるレーザ光としては、たとえばYAGレーザ光の第2高調波波長532nmなどを好適に用いることができる。次に、図9の模式的平面図に示すように、集積セルストリング110の周縁を取り囲む周縁分離溝108を形成するとともに、直列接続された薄膜太陽電池セル107同士をさらに分離する第4分離溝109を形成する。周縁分離溝108および第4分離溝109の形成方法は、特に限定されないが、たとえば、レーザスクライブ法またはブラスト加工法などによって、表面透明電極層2、薄膜半導体光電変換ユニット4および裏面透明電極層6の一部をそれぞれ除去する方法などを用いることができる。なお、レーザスクライブ法を用いて周縁分離溝108および第4分離溝109を形成する場合のレーザ光としては、たとえばYAGレーザ光の基本波波長1064nmなどを好適に用いることができる。次に、図9に示すように、第4分離溝109で分離された集積セルストリング110の両端の薄膜太陽電池セル107の裏面透明電極層6にそれぞれバスバー電極14を取り付けた後、バスバー電極14に出力取り出し用のリード線図示せずを取り付ける。その後、透光性絶縁基板1と白色封止材7との間に集積セルストリング110を封止する。集積セルストリング110の封止は、たとえば以下のようにして行なうことができる。まず、図2に示すように裏面透明電極層6上に白色封止材7を設置し、その後、白色封止材7上に裏面保護材8を設置する。次に、裏面保護材8の設置後の透光性絶縁基板1を真空ラミネート装置内に設置し、裏面保護材8と透光性絶縁基板1との間を脱気しながら加圧および加熱する。その後、白色封止材7を冷却することにより、透光性絶縁基板1と白色封止材7との間に集積セルストリング110を封止することができる。なお、裏面保護材8としては、たとえばガラス基板、PET樹脂フィルムまたはフッ素樹脂フィルムなどを用いることができる。ここで、集積セルストリング110の封止は、集積セルストリング110の周縁領域における白色封止材7の厚さが、集積セルストリング110の中心領域における白色封止材7の厚さよりも薄くなるようにして行なわれる。集積セルストリング110の封止は、より具体的には、たとえば以下のiまたはiiのいずれかの方法、あるいはiおよびiiを組み合わせた方法により行なうことができる。i集積セルストリング110の中心領域に設置された白色封止材7よりも薄くなるように、集積セルストリング110の周縁領域に白色封止材7を設置して、集積セルストリング110の封止を行なう。ii集積セルストリング110の中心領域に設置された白色封止材7よりも、集積セルストリング110の周縁領域に設置された白色封止材7の方がラミネート時の加熱温度が高くなるように加熱して、集積セルストリング110の封止を行なう。白色封止材7としては、目視にて白色または略白色である絶縁材料を用いることができ、たとえば、酸化チタンおよび/若しくは酸化亜鉛などの誘電体微粒子を添加した、EVAエチレンビニルアセテート、PVBポリビニルブチラール、アイオノマー樹脂、またはこれらの同等物などを用いることができる。なかでも、白色封止材7としては、酸化チタンおよび/若しくは酸化亜鉛などの誘電体微粒子を添加した、PVBまたはアイオノマー樹脂を用いることが好ましい。なお、PVBの一例としては、たとえば、株クラレ製のTROSIFOLSOLARPVBフィルムR40、またはDupon社製のDuponTMPV5200Seriesなどを挙げることができる。白色封止材7は、集積セルストリング110を封止することができる封止材を兼ねることもできるが、白色封止材7とは別の封止材を白色封止材7上に設置して、集積セルストリング110の封止を行なってもよい。このような封止材としては、たとえば、EVAおよび/またはアイオノマー樹脂などを用いることができる。次に、出力取り出し用のリード線を端子ボックスを介して外部に取り出し、その後、透光性絶縁基板1の周縁にたとえばアルミニウムなどからなるフレーム9を取り付けることによって、実施の形態1の薄膜太陽電池モジュールを作製することができる。<実施の形態2>図10に、実施の形態2の薄膜太陽電池モジュールの模式的な断面図を示す。実施の形態2の薄膜太陽電池モジュールは、フレーム9を用いることなく、透光性絶縁基板1と裏面保護材8との間に、集積セルストリング110および白色封止材7を設置している点に特徴がある。実施の形態2の薄膜太陽電池モジュールにおいても、集積セルストリング110の周縁領域における白色封止材7の厚さが、集積セルストリング110の中心領域における白色封止材7の厚さよりも薄くなっている。また、表面透明電極層2の面内のヘイズ率が、周縁領域で高く、中心領域で低くなっており、表面透明電極層2のヘイズ率が低い中心領域に対応する白色封止材7の厚さよりも表面透明電極層2のヘイズ率が高い周縁領域に対応する白色封止材7の厚さが薄くなっており、表面透明電極層2のヘイズ率が高い周縁領域に対応する白色封止材7の厚さよりも表面透明電極層2のヘイズ率が低い中心領域に対応する白色封止材7の厚さが厚くなっている。したがって、実施の形態2の薄膜太陽電池モジュールにおいても、集積セルストリング110の周縁領域に配置されている薄膜太陽電池セル107の剥離を抑制することができ、かつ薄膜太陽電池モジュールの全体の電流密度の低下を抑制することができる。なお、実施の形態2における上記以外の説明は実施の形態1と同様であるため、その説明については省略する。<実施例1>まず、図3に示すように、長辺長さ1300mm×短辺長さ1000mmの大きさの矩形表面を有し、厚さ3.2mmの無アルカリガラスのガラス基板からなる透光性絶縁基板1の当該矩形表面上に面内平均厚さが1.8μmの酸化亜鉛膜からなる表面透明電極層2がCVD法により予め形成されたものを用意した。次に、酸化亜鉛膜からなる表面透明電極層2の面内の周縁領域のヘイズ率が中心領域のヘイズ率よりも高くなるように表面透明電極層2の表面をドライエッチングすることによって、表面透明電極層2の表面に凹凸を形成した。次に、上記のようにして形成した表面透明電極層2の波長550nmの光に対するヘイズ率を日本分光株式会社製の紫外可視分光光度計により、全光線透過光Ttおよび拡散透過光Tdを測定し、ヘイズ率=100×Td/Ttの式によって求めた。その結果を図11に示す。図11の縦軸はヘイズ率を示し、図11のA~Eは短辺側の1000mmを示し、図11のE~Yは長辺側の1300mmを示す。また、図11においては、斜線の種類によって、ヘイズ率の高さが分類されている。図11に示すように、上記の表面透明電極層2については、表面透明電極層2の面内の周縁領域のヘイズ率が中心領域のヘイズ率よりも高くなっていることが確認された。次に、図4に示すように、YAGレーザ光の基本波波長1064nmを直線状に移動させながら、表面透明電極層2に照射することによって、表面透明電極層2の一部を除去して、表面透明電極層2を直線状に分離する第1分離溝102を形成した。次に、図5に示すように、表面透明電極層2上に薄膜半導体光電変換ユニット4を積層した。ここで、薄膜半導体光電変換ユニット4は、以下のようにして作製した。まず、上記のヘイズ率のばらつきを有する表面透明電極層2を備えた透光性絶縁基板1をプラズマCVD装置の成膜室内に設置し、プラズマCVD装置の成膜室の内部の圧力が0.1Paとなるまで成膜室内のガスを排気した後、成膜室内にH2ガス、SiH4ガス、B2H6ガスおよびCH4ガスを導入して、プラズマCVD法により酸化亜鉛膜の表面上にp型非晶質炭化シリコン層を形成した。次に、成膜室内へのガスの導入を停止し、成膜室の内部の圧力が0.1Paとなるまで成膜室中のガスを排気した後、成膜室内にH2ガスおよびSiH4ガスを導入して、プラズマCVD法によりp型非晶質炭化シリコン層の表面上にノンドープi型非晶質シリコン層を形成した。次に、成膜室内へのガスの導入を停止し、成膜室の内部の圧力が0.1Paとなるまで成膜室内のガスを排気した後、成膜室内にH2ガス、SiH4ガスおよびPH3ガスを導入して、プラズマCVD法によりノンドープi型非晶質シリコン層の表面上にn型非晶質シリコン層を形成した後に、H2/SiH4流量比H2の流量/SiH4の流量が高くなるようにH2ガスの流量およびSiH4ガスの流量を変更して、同じくプラズマCVD法によりn型非晶質シリコン層の表面上にn型微結晶シリコン層を形成した。上記のようにして、上記の酸化亜鉛膜の表面上に、p型非晶質炭化シリコン層、ノンドープi型非晶質シリコン層、n型非晶質シリコン層およびn型微結晶シリコン層の積層体からなるトップセルである非晶質シリコン光電変換ユニットを形成した。次に、成膜室内へのガスの導入を停止し、成膜室の内部の圧力が0.1Paとなるまで成膜室中のガスを排気した後、成膜室内にH2ガス、SiH4ガスおよびB2H6ガスを導入して、プラズマCVD法によりn型微結晶シリコン層の表面上にp型微結晶シリコン層を形成した。次に、成膜室内へのガスの導入を停止し、成膜室の内部の圧力が0.1Paとなるまで成膜室内のガスを排気した後、成膜室内にH2ガスおよびSiH4ガスを導入して、プラズマCVD法によりp型微結晶シリコン層の表面上にノンドープi型微結晶シリコン層を形成した。次に、成膜室内へのガスの導入を停止し、成膜室の内部の圧力が0.1Paとなるまで成膜室内のガスを排気した後、成膜室内にH2ガス、SiH4ガスおよびPH3ガスを導入して、プラズマCVD法によりノンドープ微結晶シリコン層の表面上にn型非晶質シリコン層を形成した後に、H2/SiH4流量比H2の流量/SiH4の流量が高くなるようにH2ガスの流量およびSiH4ガスの流量を変更して、プラズマCVD法によりn型非晶質シリコン層の表面上にn型微結晶シリコン層を形成した。上記のようにして作製したp型微結晶シリコン層、ノンドープi型微結晶シリコン層、n型非晶質シリコン層およびn型微結晶シリコン層の積層体からなるボトムセルである微結晶シリコン光電変換ユニットを形成した。以上により、上記のヘイズ率のばらつきを有する表面透明電極層2上に、表面透明電極層2側から、非晶質シリコン光電変換ユニットからなるトップセルおよび微結晶シリコン光電変換ユニットからなるボトムセルがこの順に積層された薄膜半導体光電変換ユニット4を形成した。次に、図6に示すように、YAGレーザ光の第2高調波波長532nmを直線状に移動させながら、薄膜半導体光電変換ユニット4に照射することによって、薄膜半導体光電変換ユニット4の一部を除去して、薄膜半導体光電変換ユニット4を直線状に分離する第2分離溝104を形成した。次に、薄膜半導体光電変換ユニット4の形成後の透光性絶縁基板1をプラズマCVD装置から取り出してマグネトロンスパッタリング装置内に設置し、マグネトロンスパッタリング法によって、図7に示すように、薄膜半導体光電変換ユニット4の表面上に酸化亜鉛層からなる裏面透明電極層6を形成した。次に、図8に示すように、YAGレーザ光の第2高調波波長532nmを直線状に移動させながら、裏面透明電極層6に照射することによって、薄膜半導体光電変換ユニット4および裏面透明電極層6のそれぞれの一部を除去して、薄膜半導体光電変換ユニット4および裏面透明電極層6を直線状に分離する第3分離溝106を形成した。これにより、薄膜太陽電池セル107に分離されるとともに、透光性絶縁基板1上において隣り合う薄膜太陽電池セル107同士が直列接続された集積セルストリング110を形成した。次に、図9に示すように、YAGレーザ光の基本波波長1064nmを移動させながら、裏面透明電極層6に照射することによって、裏面透明電極層6、薄膜半導体光電変換ユニット4および表面透明電極層2のそれぞれの一部を除去して、集積セルストリング110の周縁を取り囲む周縁分離溝108を形成するとともに、直列接続された薄膜太陽電池セル107同士を分離する第4分離溝109を形成した。第4分離溝109の形成により、集積セルストリング110は、90段の薄膜太陽電池セル107が順次直列接続された構成とされた。なお、図9では、説明の便宜のため、90段の薄膜太陽電池セル107のすべてが示されているわけではない。次に、図12に示す中心領域に配置された薄膜太陽電池セル107aでは厚くなり、周縁領域に配置された薄膜太陽電池セル107bでは薄くなるように白色封止材7を設置した。白色封止材7としては、Dupon社製のDuponTMPV5200Seriesを用いた。なお、中心領域に配置された薄膜太陽電池セル107aは、直列接続された薄膜太陽電池セル107同士を分離する第4分離溝109のうち透光性絶縁基板1の中心に最も近い第4分離溝109aに垂直に交わり、かつ透光性絶縁基板1の中心を通る仮想線111を含む若しくは仮想線111に最も近い位置に配置された薄膜太陽電池セルである。また、周縁領域に配置された薄膜太陽電池セル107bは、透光性絶縁基板1の周縁に最も近い位置に配置された薄膜太陽電池セルである。なお、図12においては、説明の便宜のため、中心領域に配置された薄膜太陽電池セル107aおよび周縁領域に配置された薄膜太陽電池セル107bは、それぞれ、その一部のみを図示しており、すべてを図示していない。ここで、上記の白色封止材7をガラス基板上にラミネートして硬化させたサンプルを作製し、当該サンプルの白色封止材7の厚さとガラス基板側から測定した反射率との関係を調査した。その結果を図13に示す。なお、図13の縦軸は、波長900nmの光に対する反射率を示し、図13の横軸は、白色封止材7の厚さmmを示している。図13に示すように、白色封止材7の厚さが厚くなるとともに反射率が高くなり、白色封止材7の厚さが1mmであるときには98の反射率を有することが確認された。図14に、上記のサンプルの白色封止材7の厚さを、それぞれ0.734mm、0.338mおよび0.288mmとし、波長を様々に変化させて白色封止材7に光を照射したときの反射率を示す。図14の縦軸は、反射率を示し、図14の横軸は、白色封止材7に照射された光の波長nmを示している。また、図14の実線、破線および1点鎖線は、それぞれ、厚さ0.734mm、0.338mおよび0.288mmの白色封止材7の反射率の変化を示している。図14に示すように、波長600nm~1200nmの範囲の光に対しては、白色封止材の厚さが厚くなるほど、白色封止材の反射率が高くなることが確認された。次に、白色封止材7上にPET樹脂フィルムからなる裏面保護材8を設置して、裏面保護材8が設置された後の透光性絶縁基板1を真空ラミネート装置内に設置した。そして、透光性絶縁基板1と裏面保護材8との間を脱気しながら加圧および加熱することによって、透光性絶縁基板1と裏面保護材8との間の白色封止材7で薄膜半導体光電変換ユニット4を封止した。その後、出力取り出し用のリード線を端子ボックスを介して外部に取り出し、その後、図1に示すように、透光性絶縁基板1の周縁にたとえばアルミニウムなどからなるフレーム9を取り付けることによって、実施例1の薄膜太陽電池モジュールを作製した。<実施例2>フレーム9を取り付けなかったこと、および裏面保護材8としてガラス基板を用いたこと以外は実施例1と同様にして、実施例2の薄膜太陽電池モジュールを作製した。<比較例1>比較のため、白色封止材7の厚さを均一にしたこと以外は実施例1と同様にして、比較例1の薄膜太陽電池モジュールを作製した。上記のようにして作製した比較例1の薄膜太陽電池モジュールの透光性絶縁基板1側からソーラーシミュレータを用いて擬似太陽光AM1.5、エネルギ密度100mW/cm2を照射し、波長550nmの光に対する表面透明電極層2の面内のヘイズ率がそれぞれ13.5、30.6および34.1に対応する位置に配置された薄膜太陽電池セル107のボトムセルの短絡電流密度を測定した。その結果を図15に示す。なお、図15の横線は、13.5、30.6および34.1のそれぞれのヘイズ率に対応する位置に配置された薄膜太陽電池セル107のボトムセルの短絡電流密度の平均値を示している。また、図15の縦軸は、表面透明電極層2の面内のヘイズ率が13.5に対応する位置に配置された薄膜太陽電池セル107のボトムセルの短絡電流密度の平均値を1としたときのボトムセルの短絡電流密度の相対値を示し、図15の横軸は、表面透明電極層2の面内のヘイズ率を示している。図15に示すように、表面透明電極層2の面内のヘイズ率が大きい領域に対応する位置に配置された薄膜太陽電池セル107の方が、ボトムセルの短絡電流密度が大きくなることが確認された。次に、比較例1の薄膜太陽電池モジュールの白色封止材7の厚さを均一にそれぞれ0.288mm、0.338mmおよび0.734mmとして、透光性絶縁基板1側からソーラーシミュレータを用いて擬似太陽光AM1.5、エネルギ密度100mW/cm2を照射したときの特定の薄膜太陽電池セル107のトップセルの短絡電流密度およびボトムセルの短絡電流密度を測定した。その結果を図16に示す。なお、図16において、菱形のマークがトップセルの短絡電流密度を示し、正方形のマークがボトムセルの短絡電流密度を示している。また、図16の縦軸は、白色封止材7の厚さが0.288mmであるときのトップセルおよびボトムセルの短絡電流密度を1としたときのトップセルおよびボトムセルの短絡電流密度の相対値を示している。また、図16の横軸は、白色封止材7の厚さを示している。図16に示すように、白色封止材7の厚さの増大に伴ってボトムセルの短絡電流密度は向上したが、トップセルの短絡電流密度はボトムセルほど向上しないことが確認された。<比較例2>フレーム9を取り付けなかったこと、および裏面保護材8としてガラス基板を用いたこと以外は比較例1と同様にして、比較例2の薄膜太陽電池モジュールを作製した。<剥離性の評価>実施例1、実施例2、比較例1および比較例2の薄膜太陽電池モジュールの周縁領域に配置された薄膜太陽電池セルの高温高湿試験前の剥離の有無、および高温高湿試験後の剥離の有無を目視により確認した。表1に、実施例1、実施例2、比較例1および比較例2のそれぞれの薄膜太陽電池モジュールの周縁領域に配置された薄膜太陽電池セルの高温高湿試験前の剥離の有無を示し、表2に、実施例1、実施例2、比較例1および比較例2のそれぞれの薄膜太陽電池モジュールの周縁領域に配置された薄膜太陽電池セルの高温高湿試験後の剥離の有無を示す。なお、薄膜太陽電池セルの剥離の有無は、実施例1、実施例2、比較例1および比較例2の薄膜太陽電池モジュールの複数個の周縁領域のうち、少なくとも1つの周縁領域で10mm以上の膜剥離が観察された場合に剥離有りと判断した。また、表1および表2においては、剥離の有無が百分率で示されている。また、高温高湿試験は、JISC8991:2011の10.13高温高湿試験に基づき、試験温度:85°C±2°C、相対湿度:85±5の試験槽に、実施例1、実施例2、比較例1および比較例2の薄膜太陽電池モジュールをそれぞれ1000時間放置し、高温高湿試験前後の薄膜太陽電池セルの剥離の有無を目視により確認することにより行なった。表1に示すように、高温高湿試験前においては、実施例1、実施例2、比較例1および比較例2のいずれにおいても、薄膜太陽電池モジュールの周縁領域に配置された薄膜太陽電池セルの高温高湿試験前の剥離は見られなかった。しかしながら、表2に示すように、高温高湿試験後においては、実施例1および実施例2の薄膜太陽電池モジュールでは周縁領域に配置された薄膜太陽電池セルの剥離は見られなかったが、比較例1の薄膜太陽電池モジュールでは25の周縁領域において、比較例2の薄膜太陽電池モジュールでは37.5の周縁領域において、それぞれ、薄膜太陽電池セルの剥離が見られた。以上の結果から、集積セルストリングの周縁領域における白色封止材の厚さを集積セルストリングの中心領域における白色封止材の厚さよりも薄くすることによって、周縁領域に配置された薄膜太陽電池セルの剥離を有効に抑制できることが確認された。<電流密度の評価>次に、上記の実施例1および比較例1の薄膜太陽電池モジュールに対して、それぞれ、透光性絶縁基板1側からソーラーシミュレータを用いて擬似太陽光AM1.5、エネルギ密度100mW/cm2を照射したときの第1段目、第22段目、第45段目、第69段目および第90段目の各薄膜太陽電池セル107の短絡電流密度を測定した。その結果を図17に示す。なお、図17において、菱形のマークが比較例1の薄膜太陽電池モジュールの各薄膜太陽電池セル107の短絡電流密度を示し、正方形のマークが実施例1の薄膜太陽電池モジュールの各薄膜太陽電池セル107の短絡電流密度を示している。また、図17の縦軸は、比較例1の薄膜太陽電池モジュールの第45段目の薄膜太陽電池セル107の短絡電流密度を1としたときの各薄膜太陽電池セル107の短絡電流密度の相対値を示している。また、図17の横軸は、短絡電流密度が測定された薄膜太陽電池セル107の段数を示している。図17に示すように、実施例1の薄膜太陽電池モジュールにおいては、比較例1の薄膜太陽電池モジュールと比べて、各薄膜太陽電池セル107の短絡電流密度のばらつきが低減できていることが確認された。また、集積セルストリング110の発電効率は、実施例1の方が比較例1と比べて0.33向上していることが確認された。これらは、白色封止材7の厚さを厚くすることにより、表面透明電極層2の面内のヘイズ率が低い中心領域の薄膜太陽電池セル107の電流密度が増加したためであると考えられる。以上のように本発明の実施の形態および実施例について説明を行なったが、上述の各実施の形態および各実施例の構成を適宜組み合わせることも当初から予定している。今回開示された実施の形態および実施例はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。