JP2010123944A - 反射構造を有する太陽電池 - Google Patents

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Abstract

【課題】光電変換層の厚さを減らし、短絡電流密度（Jsc）を増加させることのできる反射構造を有する太陽電池を提供する。
【解決手段】反射構造を有する太陽電池は、積み重ねられたフロント接点と、Ｐ層と、Ｉ層と、Ｎ層と、バック接点とを含む。反射構造を有する太陽電池は、Ｎ層が低屈折率層で、低屈折率層の屈折率がＩ層の屈折率よりも低いことを特徴とする。さらに、Ｎ層は、低屈折率膜と高屈折率膜を交互に積み重ねた複数の膜から成る多層構造であってもよい。多層構造においてＩ層に接する膜は、低屈折率膜である。低屈折率膜の屈折率は、Ｉ層の屈折率よりも低い。
【選択図】図１

Description

本発明は、反射構造を有する太陽電池に関するものである。
太陽電池は、無公害で無尽蔵のエネルギー源である。そのため、石油化学のエネルギー源が公害や不足等の問題に直面した時に、太陽エネルギー源をどのように有効利用するかが次第に焦点になっている。太陽電池は太陽エネルギーを直接電気エネルギーに変換することができるため、現在、太陽電池が太陽エネルギーの利用に関するキーポイントになっている。
しかしながら、太陽電池に使用されている現在のアモルファスシリコン（a-Si）膜の商品には、２つの問題が存在する。１つは照射安定性、もう１つは波長が８００ｎｍ未満の太陽光しか吸収されないことである。
そのため、利用効率を上げることのできる別の方法が要求される。現在、効率を上げるための最も好ましい解決法は、水素化アモルファスシリコン（a-Si:H）光電変換層の厚さを減らすことと、波長の長い光を吸収することのできるマイクロクリスタルシリコン（μc-Si）膜太陽電池を積み重ねてタンデム型太陽電池（tandem solar cell）になることである。
したがって、光電変換層の厚さを減らすと吸光度を下げるが、従来のタンデム型太陽電池は、両方の電池の屈折率係数が非常に近く、これらの電池はいずれも屈折率が約４のシリコン層であるため、光が２つの電池間の界面を通過する時に反射界面を形成せず、光が銀層に到達した時にだけボトムセル（bottom cell）のマイクロクリスタルシリコン（μc-Si）層に反射される。
本発明は、光をアモルファスシリコン（a-Si）層に直接反射することによって、光電変換層の厚さを減らすことのできる反射構造を有する太陽電池を提供することを目的とする。
本発明は、さらに、光電変換層の光束(light flux)および吸収を増加させ、それによって短絡電流密度（Jsc）を増加させることのできる反射構造を有する太陽電池を提供することを目的とする。
ここに例示および概説しているように、本発明は、積み重ねられたフロント接点、Ｐ層、真性層（Ｉ層）、Ｎ層、およびバック接点を含む反射構造を有する太陽電池を提供する。太陽電池は、Ｎ層が低屈折率層で、低屈折率層の屈折率がＩ層の屈折率よりも低いことを特徴とする。
本発明は、さらに、積み重ねられたフロント接点、Ｐ層、Ｉ層、Ｎ層、およびバック接点を含む反射構造を有する太陽電池を提供する。反射構造を有する太陽電池は、Ｎ層が低屈折率膜と高屈折率膜を交互に積み重ねるようにして複数の膜によって形成された多層構造であることを特徴とする。多層構造において、I層に接する膜は低屈折率膜である。低屈折率膜の屈折率は、I層の屈折率よりも低い。
以上に基づき、本発明は、太陽電池構造に低屈折率のN層を提供し、界面の反射を増やして、アモルファスシリコン（a-Si）太陽電池におけるI層の厚さを減らし、太陽光の最も高い利用効果を達成することによって、短絡電流密度（Jsc）を増加させ、要素効率(element efficiency)を向上させることができる。
本発明の上記及び他の目的、特徴、および利点をより分かり易くするため、図面と併せた幾つかの実施形態を以下に説明する。
本発明の第１実施形態に係る反射構造を有する太陽電池を示した概略的断面図である。 本発明の第２実施形態に係る反射構造を有する太陽電池を示した概略的断面図である。 本発明の第３実施形態に係る反射構造を有する太陽電池を示した概略的断面図である。 本発明の第４実施形態に係る反射構造を有する太陽電池を示した概略的断面図である。 波長の変化に伴うＮ型酸化シリコン（N-SiOx）、Ｎ型水素化アモルファスシリコン（N-a-Si:H）およびＮ型水素化マイクロクリスタルシリコン（N-mc-Si:H）の屈折率を示した曲線図である。 波長の変化に伴うＮ型酸化シリコン（N-SiOx）、Ｎ型水素化アモルファスシリコン（N-a-Si:H）およびＮ型水素化マイクロクリスタルシリコン（N-mc-Si:H）の消衰係数(extinction coefficient)を示した曲線図である。 波長の変化に伴う本発明のＮ層および従来のＮ層の反射率を示した曲線図である。 波長の変化に伴う本発明の太陽電池および従来の単一接合太陽電池の量子効率（ＱＥ）を示した曲線図である。 波長の変化に伴う本発明の実例１、実例２および比較例の量子効率（ＱＥ）を示した曲線図である。 波長の変化に伴う図９における比較例の量子効率（ＱＥ）を示した曲線図である。 波長の変化に伴う実験例５における低屈折率層を有するタンデム型太陽電池の量子効率（ＱＥ）を示した曲線図である。 波長の変化に伴う実験例５における反射効果を有する多層構造を備えたタンデム型太陽電池の量子効率（ＱＥ）を示した曲線図である。 Ｎ型酸化シリコン（N-SiOx）層のナノビーム回折パターンである。
以下、本発明の好ましい実施形態を添付の図面を参照してさらに詳細に説明する。各図面および関連説明において、同一または類似する構成要素には、同一の参照番号を使用する。
図１は、本発明の第１実施形態に係る反射構造を有する太陽電池を示した概略的断面図である。
図１を参照すると、第１実施形態の反射構造を有する太陽電池１００は、フロント接点１０２と、Ｐ層１０４と、真性層（Ｉ層）１０６と、Ｎ層として用いられる低屈折率層１０８と、バック接点１１０とを含む。低屈折率層１０８の屈折率は、Ｉ層１０６の屈折率よりも低い。さらに、低屈折率層１０８の屈折率とＩ層１０６の屈折率の差は、例えば、１．５以上である。第１実施形態において、低屈折率層１０８の屈折率は、例えば、２．１以下であり、厚さは、約１５０ｎｍ未満である。低屈折率層１０８は、Ｎ型酸化シリコン（N-SiOx）、Ｎ型炭化シリコン（N-SiCx）、Ｎ型窒化シリコン（N-SiNx）、Ｎ型アモルファスシリコン（N-a-Si）、およびＮ型マイクロクリスタルシリコン（N-mc-Si）から成る群から選ばれた材料で作られたものである。例えば、低屈折率層１０８がＮ型酸化シリコン（N-SiOx）層の時、低屈折率層１０８の導電率は、少なくとも１０-7Ｓ／ｃｍよりも大きい。さらに、金属層１１２（例えば、銀）は、通常、バック接点１１０の背面に配置される。
第１実施形態の低屈折率層１０８は、光を反射してＩ層１０６に戻すことができるため、Ｉ層１０６に反射して戻された光の光増加(ゲイン量)をさらに利用して、Ｉ層１０６は可視領域の周波帯を有する光を再吸収し、さらに多くの光電流を生成することができる。また、低屈折率層１０８は、例えば、マイクロクリスタル構造である。
図２は、本発明の第２実施形態に係る反射構造を有する太陽電池を示した概略的断面図である。図２において、図１と同じ構成要素に対しては、同じ参照符号を使用する。
図２を参照すると、第２実施形態の反射構造を有する太陽電池２００は、フロント接点１０２と、Ｐ層１０４と、Ｉ層１０６と、Ｎ層として用いられる多層構造２０２と、バック接点１１０とを含む。多層構造２０２は、低屈折率膜と高屈折率膜を交互に積み重ねるようにして複数の膜によって形成される。さらに、多層構造２０２においてＩ層１０６に接する膜は、低屈折率膜２０４である。低屈折率膜２０４の屈折率は、Ｉ層１０６の屈折率よりも低い。低屈折率膜２０４の屈折率とＩ層１０６の屈折率の差は、例えば、１．５以上である。第２実施形態において、低屈折率膜２０４の屈折率は、例えば、２．１以下である。低屈折率膜２０４の材料は、第１実施形態の低屈折率層１０８の材料を参照して得ることができる。例えば、低屈折率膜２０４がＮ型酸化シリコン（N-SiOx）層の時、低屈折率膜２０４の導電率は、少なくとも１０-7Ｓ／ｃｍよりも大きい。また、低屈折率膜２０４は、例えば、マイクロクリスタル構造である。多層構造２０２において、バック接点１１０に接する膜は、高屈折率膜２０６である。高屈折率膜２０６の屈折率は、通常、バック接点１１０の屈折率よりも大きいため、高屈折率膜２０６は、先行技術においてＮ層として用いられるＮ型水素化アモルファスシリコン（N-a-Si:H）で作られたものを選択してもよい。さらに、低屈折率膜２０４の屈折率と高屈折率膜２０６の屈折率の差は、例えば、１．５以上である。
第２実施形態において、多層の反射界面（例えば、I層１０６と低屈折率膜２０４の間の界面、低屈折率膜２０４と高屈折率膜２０６の間の界面、高屈折率膜２０６とバック接点１１０の間の界面）が提供されるため、光電変換層の光束(light flux)および吸収を増加させ、それによって短絡電流密度（Jsc）を増加させることができる。
図２の多層構造２０２には、１つの低屈折率膜２０４と１つの高屈折率膜２０６しかないが、多層構造２０２の膜の数は設計の必要に応じて増やしてもよい。しかしながら、多層構造２０２の厚さは、１５０ｎｍ未満が好ましい。金属層１１２は、通常、バック接点１１０の背面に配置される。
図３は、本発明の第３実施形態に係る反射構造を有する太陽電池を示した概略的断面図である。図３において、図１と同じ構成要素に対しては、同じ参照符号を使用する。
図３を参照すると、実施形態３の反射構造を有する太陽電池３００は、タンデム型太陽電池（tandem solar cell）である。タンデム型太陽電池は、１組のトップセル３０２および１組のボトムセル３０４を有する。タンデム型太陽電池におけるトップセル３０２のそれぞれは、第１実施形態で述べたように積み重ねられたＰ層１０４と、Ｉ層１０６と、Ｎ層として用いられる低屈折率層１０８とを含む。ボトムセル３０４のそれぞれは、積み重ねられたボトムセルＰ層３０６と、ボトムセルＩ層３０８と、ボトムセルＮ層３１０と含む。ボトムセル３０４のボトムセルＰ層３０６は、トップセル３０２の低屈折率層１０８に接する。バック接点１１０は、ボトムセル３０４のボトムセルＮ層３１０の背面に配置され、バック接点１１０の背面には、通常、金属層１１２がさらに配置される。
第３実施形態の低屈折率層１０８は、光を反射してＩ層１０６に戻すことができるため、中間層（intermediate layer）を有する従来のタンデム型太陽電池におけるN／P層が反射光を再吸収するのを防ぐことができる。さらに、反射機能を有する低屈折率層１０８は、従来のタンデム型太陽電池の中間層を除外することができる。
図４は、発明の第４実施形態に係る反射構造を有する太陽電池を示した概略的断面図である。図４において、図３と同じ構成要素に対しては、同じ参照符号を使用する。
図４を参照すると、実施形態４の反射構造を有する太陽電池４００もタンデム型太陽電池であり、１組のトップセル４０２および１組のボトムセル３０４を有する。ボトムセル３０４のそれぞれは、第３実施形態で述べたように積み重ねられたボトムセルＰ層３０６と、ボトムセルＩ層３０８と、ボトムセルＮ層３１０とを含む。トップセル４０２のそれぞれは、第１実施形態で述べたように積み重ねられたＰ層１０４と、Ｉ層１０６と、Ｎ層として用いられる多層構造４０４とを含む。多層構造４０４は、低屈折率膜と高屈折率膜を交互に積み重ねるようにして複数の膜によって形成される。多層構造４０４において、Ｉ層１０６に接する膜は低屈折率膜４０６であり、その後、高屈折率膜４０８と別の低屈折率膜４１０がさらに積み重ねられる。低屈折率膜４０６および４１０の屈折率は、それぞれＩ層１０６、ボトムセルＰ層３０６、および高屈折率膜４０８の屈折率よりも低い。本実施形態において、低屈折率膜４０６および４１０の屈折率とＩ層１０６および高屈折率膜４０８の屈折率の差は、１．５以上である。
第４実施形態において、低屈折率膜４０６および４１０の屈折率は、例えば、２．１以下である。高屈折率膜４０８は、先行技術におけるＮ層の材料で作られたものを選択してもよい。つまり、多層構造４０４において、交互に積み重ねられる膜の材料は、Ｎ型酸化シリコン（N-SiOx）、Ｎ型炭化シリコン（N-SiCx）、Ｎ型窒化シリコン（N-SiNx）、Ｎ型アモルファスシリコン（N-a-Si）、およびＮ型マイクロクリスタルシリコン（N-mc-Si）から成る群から選ぶことができる。例えば、低屈折率膜４０６および４１０がＮ型酸化シリコン（N-SiOx）層の時、低屈折率膜４０６および４１０の導電率は、少なくとも１０-7Ｓ／ｃｍよりも大きい。高屈折率膜４０８は、Ｎ型アモルファスシリコン（N-a-Si）層でもよく、その導電率は、約１０-4Ｓ／ｃｍである。多層構造４０４の各層は、同じ製造プロセスで完成される。
第４実施形態において、多層の反射界面（例えば、I層１０６と低屈折率膜４０６の間の界面、低屈折率膜４０６と高屈折率膜４０８の間の界面、高屈折率膜４０８と低屈折率膜４１０の間の界面、低屈折率膜４１０とボトムセルＰ層３０６の間の界面）が提供されるため、光電変換層の光束(light flux)および吸収を増加させ、それによって短絡電流密度（Jsc）を増加させることができる。さらに、低屈折率膜４０６および４１０のうち少なくとも１つは、例えば、マイクロクリスタル構造である。図４の多層構造４０４は、２つの低屈折率膜４０６、４１０、およびＮ層として用いられる１つの高屈折率膜４０８によって形成されるが、多層構造４０４における膜の数は、設計の必要に応じて増やしてもよい。しかしながら、多層構造４０４の厚さの合計は、１５０ｎｍ未満が好ましい。
以下にいくつかの実験例を並べ、本発明の効果を証明する。
実験例１
本発明の上記の各実施形態において例示したＮ型酸化シリコン（N-SiOx）が適当な低屈折率の材料であることを証明するため、このＮ型酸化シリコン（N-SiOx）と、タンデム型太陽電池のトップセルに使用される従来のＮ層の材料、つまり、Ｎ型水素化アモルファスシリコン（N-a-Si:H）、およびタンデム型太陽電池のボトムセルに使用される従来のＮ層の材料、つまり、Ｎ型水素化マイクロクリスタルシリコン（N-mc-Si:H）を比較する。
波長の変化に伴うＮ型酸化シリコン（N-SiOx）、Ｎ型水素化アモルファスシリコン（N-a-Si:H）およびＮ型水素化マイクロクリスタルシリコン（N-mc-Si:H）の屈折率を示した曲線図（図５）からわかるように、本発明の各実施形態において例示したＮ型酸化シリコン（N-SiOx）の屈折率は、Ｎ型水素化アモルファスシリコン（N-a-Si:H）およびＮ型水素化マイクロクリスタルシリコン（N-mc-Si:H）の屈折率よりも低い。
波長の変化に伴うＮ型酸化シリコン（N-SiOx）、Ｎ型水素化アモルファスシリコン（N-a-Si:H）およびＮ型水素化マイクロクリスタルシリコン（N-mc-Si:H）の消衰係数(extinction coefficient)を示した曲線図（図６）からわかるように、本発明の各実施形態において例示したＮ型酸化シリコン（N-SiOx）の消衰係数(extinction coefficient)も、Ｎ型水素化アモルファスシリコン（N-a-Si:H）およびＮ型水素化マイクロクリスタルシリコン（N-mc-Si:H）の消衰係数(extinction coefficient)よりも低い。
実験例２
本発明のＮ層が光反射の増加にも貢献することを証明するため、１．１ｍｍのガラスを基板として使用する。３００ｎｍのアモルファスシリコン（a-Si）（ｎ＝４）をI層として基板の上に積み重ね、その後、低屈折率の１００ｎｍの酸化シリコン（SiOx）（ｎ＝２．１）を本発明のＮ層としてＩ層の上に積み重ねる。
さらに、比較例を作成する。上述した方法と同じ方法で、１．１ｍｍのガラスを基板として使用する。３００ｎｍのアモルファスシリコン（a-Si）（ｎ＝４．５）をI層として基板の上に積み重ねる。上述した方法との違いは、その後、３０ｎｍのマイクロクリスタルシリコン（μc-Si）を従来のＮ層としてＩ層の上に積み重ねることである。
続いて、異なる波長を有する光をガラスからＮ層に向かって照射して、Ｎ層の反射率を測定し、図７に示す。図７からわかるように、波長が５５０ｎｍ〜８００ｎｍの間のＮ層の反射率は従来のＮ層の反射率よりもはるかに大きいため、本発明の低屈折率膜は光反射を増加させることが可能である。
実験例３
本発明の短絡電流密度（Jsc）と単一接合太陽電池の短絡電流密度（Jsc）を比較するため、まず、本発明の低屈折率層を備えた太陽電池を製造する。太陽電池は、フロント接点として用いられるＴＣＯと、１００ｎｍのＰ層と、３５０ｎｍのＩ層（ｎ＝４）と、本発明のN層として用いられる低屈折率の１００ｎｍのＮ型酸化シリコン（N-SiOx）層（ｎ＝２）と、バック接点として用いられるＴＣＯと、銀層とを含む。
さらに、比較例を作成する。比較例と上述した太陽電池のただ１つの違いは、３０ｎｍのアモルファスシリコン（a-Si）（ｎ＝４．５）を従来のＮ層として使用することである。
その後、異なる波長の光をフロント接点から太陽電池に照射して、Ｎ層の量子効率（quantum efficiency, QE）を測定し、図８に示す。図８からわかるように、太陽電池における従来のＮ層を低屈折率のＮ型酸化シリコン（N-SiOx）層と置き換えた時、量子効率（ＱＥ）が５５０ｎｍ〜７５０ｎｍの間の波長で増加し、それによって、短絡電流密度（Jsc）が０．５％増加した。
実験例４
本発明のタンデム型太陽電池の短絡電流密度（Jsc）と従来のタンデム型太陽電池の短絡電流密度（Jsc）を比較するため、まず、フロント接点として用いられるＴＣＯと、１０ｎｍのＰ層、２８０ｎｍのＩ層（ｎ＝４）および低屈折率の４４ｎｍのＮ型酸化シリコン（N-SiOx）層（ｎ＝２）を有するトップセルと、１０ｎｍのＰ層、Ｉ層として用いられる３μｍのマイクロクリスタルシリコン（mc-Si）および２０ｎｍの従来のＮ層を有するボトムセルと、バック接点として用いられるＴＣＯと、銀層とを含む本発明の低屈折率層を備えたタンデム型太陽電池（実例１）を設計する。ここで、Ｎ型酸化シリコン（N-SiOx）層は、図１１のナノビーム回折（nano beam diffraction, NBD）パターンに示したようなマイクロクリスタル構造である。
さらに、本発明の反射効果を有する多層構造を備えたタンデム型太陽電池（実例２）を設計する。実例２と実例１の違いは、トップセルのＮ層が５５ｎｍのＮ型酸化シリコン（N-SiOx）層（ｎ＝２）、２７．５ｎｍのＮ型アモルファスシリコン（N-a-Si）層（ｎ＝４．５）、およびマイクロクリスタル構造を有する５５ｎｍのＮ型酸化シリコン（N-SiOx）層（ｎ＝２）によって形成された多層構造と置き換えられ、ボトムセルのＩ層が４μｍのマイクロクリスタルシリコン（mc-Si）と置き換えられていることである。
対応する比較例は、フロント接点として用いられるＴＣＯと、１０ｎｍのＰ層、２８０ｎｍのＩ層（ｎ＝４）および３０ｎｍの従来のＮ層（アモルファスシリコン、ｎ＝４）を有するトップセルと、１０ｎｍのＰ層、Ｉ層として用いられる２μｍのマイクロクリスタルシリコン（mc-Si）および２０ｎｍの従来のＮ層を有するボトムセルと、バック接点として用いられるＴＣＯと、銀層とを含む。
その後、異なる波長の光をフロント接点からタンデム型太陽電池に照射する模擬実験を行って、量子効率（ＱＥ）を測定し、図９に示す。図９からわかるように、タンデム型太陽電池では、比較例と比べて、実例１は５００ｎｍ〜７００ｎｍの間の波長で光反射の大幅な増加を達成し、同時に、トップセルの量子効率（ＱＥ）が増加して、ボトムセルの量子効率（ＱＥ）が減少した。トップセルのＩ層の厚さを固定した実例２では、トップセルの短絡電流密度（Jsc）が８．０５ｍＡ／ｃｍ2から８．８７ｍＡ／ｃｍ2まで増加し、つまり、短絡電流密度（Jsc）が１０％増加した。同時に、ボトムセルのＩ層の厚さが約５０％増加し、トップセルとボトムセルの間の電流マッチング（current match）が達成された。
実験例５
ボトムセルおよびトップセルにおけるI層の厚さの変化をさらに説明するために、実験例４の比較例に基づいて模擬実験を行って量子効率（ＱＥ）の変化の曲線図を獲得し、図１０Ａに示す。
その後、フロント接点として用いられるＴＣＯと、１０ｎｍのＰ層、２３０ｎｍのＩ層（ｎ＝４）および４４ｎｍの低屈折率のＮ型酸化シリコン（N-SiOx）層（ｎ＝２）を有するトップセルと、１０ｎｍのＰ層、Ｉ層として用いられる２．５μｍのマイクロクリスタルシリコン（mc-Si）および２０ｎｍの従来のＮ層を有するボトムセルと、バック接点として用いられるＴＣＯと、銀層とを含んだ低屈折率層を有するタンデム型太陽電池を設計する。ここで、Ｎ型酸化シリコン（N-SiOx）層は、図１１に示したようなマイクロクリスタル構造である。続いて、模擬実験を行って量子効率（ＱＥ）の変化の曲線図を獲得し、図１０Ｂに示す。
その後、反射効果を有する多層構造を備えたタンデム型太陽電池を設計する。タンデム型太陽電池と実例１の違いは、トップセルのＩ層の厚さが１９０ｎｍまで減少し、Ｎ層が５５ｎｍのＮ型酸化シリコン（N-SiOx）層（ｎ＝２）、２７．５ｎｍのＮ型アモルファスシリコン（N-a-Si）層（ｎ＝４．５）、および５５ｎｍのＮ型酸化シリコン（N-SiOx）層（ｎ＝２）を有する多層構造と置き換えられ、ボトムセルのＩ層が３．３μｍに変わったことである。ここで、Ｎ型酸化シリコン（N-SiOx）層は、図１１に示したようなマイクロクリスタル構造である。続いて、模擬実験を行って量子効率（ＱＥ）の変化の曲線図を獲得し、図１０Ｃに示す。
タンデム型太陽電池において、Ｎ層を多層構造となるように設計し、トップセルの電流を固定する。トップセルのＩ層の厚さは、３２％減少してもよい。ボトムセルのＩ層の厚さが約３９％増加しさえすれば、トップセルとボトムセルの電流マッチングを達成することができる。
実験例４および実験例５からわかるように、トップセルの電流を固定して、トップセルの厚さを減らすことによって、光劣化（Staebler Wronski効果、通称ＳＷＥ）を軽減することができる。同時に、フィルファクター（fill factor）を追加して、ボトムセルの厚さの増加を減らすことができる。このように、トップセルの電流を固定して、トップセルの厚さを減らす方法は、トップセルの厚さを固定する方法よりもさらに好適である。
以上のように、本発明は、反射と導電機能を有するＮ層を備え、光を反射してＩ層に戻すことができるとともに、Ｉ層に反射された光の増加（ゲイン量）を利用してアモルファスシリコン膜が可視領域の波長を有する光を再吸収できるようにして、厚膜と同じ効果を得ながらＩ層の厚さを減らすことができる。あるいは、同じ厚さのＩ層を使用することができるとともに、本発明の反射と導電機能を有するＮ層膜は、さらに多くの光電流を生成することができる。さらに、本発明をタンデム型太陽電池に適用した時、反射と導電機能を有するＮ層を使用して、トップセルに単一層または多層構造を設計することができる。設計された構造界面での反射を利用して、光電変換層の光束(light flux)および吸収を増加させ、それによって短絡電流密度（Jsc）を増加させることができる。
以上のごとく、この発明を実施形態により開示したが、もとより、この発明を限定するためのものではなく、当業者であれば容易に理解できるように、この発明の技術思想の範囲内において、適当な変更ならびに修正が当然なされうるものであるから、その特許権保護の範囲は、特許請求の範囲および、それと均等な領域を基準として定めなければならない。
１００、２００、３００、４００ 反射構造を有する太陽電池
１０２ フロント接点
１０４ Ｐ層
１０６ 真性層（Ｉ層）
１０８ 低屈折率層
１１０ バック接点
１１２ 金属層
２０２、４０４ 多層構造
２０４、４０６、４１０ 低屈折率膜
２０６、４０８ 高屈折率膜
３０２、４０２ トップセル
３０４ ボトムセル
３０６ ボトムセルＰ層
３０８ ボトムセルＩ層
３１０ ボトムセルＮ層

Claims (17)

  1. 積み重ねられたフロント接点と、Ｐ層と、Ｉ層（真性層）と、Ｎ層と、バック接点とを含み、
    前記Ｎ層が低屈折率層であり、前記低屈折率層の屈折率が前記Ｉ層の屈折率よりも低いことを特徴とする反射構造を有する太陽電池。
  2. 前記低屈折率層の屈折率と前記低屈折率層に接する前記Ｉ層の屈折率の差が、１．５以上である請求項１記載の反射構造を有する太陽電池。
  3. 前記低屈折率層の厚さが、１５０ｎｍ未満である請求項１記載の反射構造を有する太陽電池。
  4. 前記低屈折率層が、Ｎ型酸化シリコン（N-SiOx）、Ｎ型炭化シリコン（N-SiCx）、Ｎ型窒化シリコン（N-SiNx）、Ｎ型アモルファスシリコン（N-a-Si）、またはＮ型マイクロクリスタルシリコン（N-mc-Si）で作られたものである請求項１記載の反射構造を有する太陽電池。
  5. 前記低屈折率層がＮ型酸化シリコン（N-SiOx）層の時、前記Ｎ型酸化シリコン（N-SiOx）層の導電率が１０-7Ｓ／ｃｍよりも大きい請求項１記載の反射構造を有する太陽電池。
  6. 前記Ｎ層と前記バック接点の間に設けられた１組のボトムセルをさらに含み、
    前記ボトムセルのそれぞれが、積み重ねられたボトムセルＰ層と、ボトムセルＩ層と、ボトムセルＮ層とを含み、前記低屈折率層がマイクロクリスタル構造を有する請求項１記載の反射構造を有する太陽電池。
  7. 前記低屈折率層の屈折率が前記ボトムセルＰ層の屈折率よりも低い請求項６記載の反射構造を有する太陽電池。
  8. 積み重ねられたフロント接点と、Ｐ層と、Ｉ層（真性層）と、Ｎ層と、バック接点とを含み、
    前記Ｎ層が、低屈折率膜と高屈折率膜を交互に積み重ねるようにして複数の膜によって形成された多層構造であり、前記多層構造において前記Ｉ層に接する膜が低屈折率膜で、前記低屈折率膜の屈折率が前記Ｉ層の屈折率よりも低いことを特徴とする反射構造を有する太陽電池。
  9. 前記低屈折率膜の屈折率と前記低屈折率膜に接する前記Ｉ層の屈折率の差が、１．５以上である請求項８記載の反射構造を有する太陽電池。
  10. 前記多層構造の厚さが、１５０ｎｍよりも小さい請求項８記載の反射構造を有する太陽電池。
  11. 前記低屈折率膜が、Ｎ型酸化シリコン（N-SiOx）、Ｎ型炭化シリコン（N-SiCx）、Ｎ型窒化シリコン（N-SiNx）、Ｎ型アモルファスシリコン（N-a-Si）、またはＮ型マイクロクリスタルシリコン（N-mc-Si）で作られたものである請求項８記載の反射構造を有する太陽電池。
  12. 前記低屈折率膜がＮ型酸化シリコン（N-SiOx）層の時、前記Ｎ型酸化シリコン（N-SiOx）層の導電率が１０-7Ｓ／ｃｍよりも大きい請求項８記載の反射構造を有する太陽電池。
  13. 前記多層構造において前記バック接点に接する膜が高屈折率膜であり、前記高屈折率膜の屈折率が前記バック接点の屈折率よりも大きい請求項８記載の反射構造を有する太陽電池。
  14. 前記低屈折率膜の屈折率と前記高屈折率膜の屈折率の差が、１．５以上である請求項１３記載の反射構造を有する太陽電池。
  15. 前記Ｎ層と前記バック接点の間に設けられたボトムセルをさらに含み、
    前記ボトムセルが、ボトムセルＰ層と、ボトムセルＩ層と、ボトムセルＮ層とを含み、前記低屈折率膜がマイクロクリスタル構造を有する請求項８記載の反射構造を有する太陽電池。
  16. 前記多層構造が、積み重ねられた前記低屈折率膜と、前記高屈折率膜と、別の低屈折率膜とを含む請求項１５記載の反射構造を有する太陽電池。
  17. 前記別の低屈折率膜の屈折率が、前記ボトムセルＰ層の屈折率よりも低い請求項１６記載の反射構造を有する太陽電池。
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