JP2016063159A - 多接合型太陽電池 - Google Patents

Abstract

【課題】変換効率を向上させた多接合型太陽電池を提供する。【解決手段】第１の太陽電池１００と、第２の太陽電池２００と、絶縁層３００と、を備えた多接合型太陽電池である。前記第１の太陽電池は、第１の光電変換素子２１０を有する。前記第２の太陽電池は、直列に接続された複数の第２の光電変換素子２１０を有し前記第１の太陽電池と並列に接続される。前記絶縁層は、前記第１の太陽電池と前記第２の太陽電池との間に設けられる。前記第２の光電変換素子は、光入射面とは反対側の面を含むｐ＋領域２１２に接続されたｐ電極２１４と、光入射面とは反対側の面を含むｎ＋領域２１３に接続されたｎ電極２１５と、を有する。前記複数の第２の光電変換素子が互いに隣り合う領域においては、前記ｐ電極同士または前記ｎ電極同士が対向する。【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、多接合型太陽電池に関する。

高効率な太陽電池として、多接合型（タンデム）太陽電池がある。多接合型太陽電池では、単接合型太陽電池と比較して高効率が期待される。一方で、各層で吸収されるフォトン数に差があると、電流値に差が出てしまう。電流値に差が出ると、一番低い電流値の層に変換効率が制限されてしまう。これは、各層を直列接合する限りは不可避である。これに対して、各層から端子を取り出すことにより、前述した変換効率の制限を回避できる。しかし、複数のパワーコンバーターなどが必要となってしまう。多接合型太陽電池において、変換効率の向上が望まれる。

特開２０１２−１９５４１６号公報

本発明の実施形態は、変換効率を向上させた多接合型太陽電池を提供する。

実施形態によれば、第１の太陽電池と、第２の太陽電池と、絶縁層と、を備えた多接合型太陽電池が提供される。前記第１の太陽電池は、第１の光電変換素子を有する。前記第２の太陽電池は、直列に接続された複数の第２の光電変換素子を有し前記第１の太陽電池と並列に接続される。前記絶縁層は、前記第１の太陽電池と前記第２の太陽電池との間に設けられる。前記第２の光電変換素子は、光入射面とは反対側の面を含むｐ＋領域に接続されたｐ電極と、光入射面とは反対側の面を含むｎ＋領域に接続されたｎ電極と、を有する。前記複数の第２の光電変換素子が互いに隣り合う領域においては、前記ｐ電極同士または前記ｎ電極同士が対向する。

実施形態にかかる多接合型太陽電池を表す模式的断面図である。 実施形態にかかる素子分離の形態を表す模式的平面図である。 実施形態にかかる他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。 実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。 実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。 実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。 実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。 測定結果の例を表す表およびグラフ図である。 実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。 実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。 実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。 図１１に表した例における配線パターンを表す模式図である。

以下に、各実施の形態について図面を参照しつつ説明する。
なお、図面は模式的または概念的なものであり、各部分の厚みと幅との関係、部分間の大きさの比率などは、必ずしも現実のものと同一とは限らない。また、同じ部分を表す場合であっても、図面により互いの寸法や比率が異なって表される場合もある。
なお、本願明細書と各図において、既出の図に関して前述したものと同様の要素には同一の符号を付して詳細な説明は適宜省略する。

以下では、基板上にｐ層側から成膜する方法（サブストレート法）を例に挙げ説明する。但し、スーパーストレート法でも同様の効果が得られる。

図１は、実施形態にかかる多接合型太陽電池を表す模式的断面図である。
実施形態の多接合型太陽電池１０は、図１に示すように、第１の太陽電池１００と、絶縁層３００と、第２の太陽電池２００と、を備える。絶縁層３００は、第１の太陽電池１００と、第２の太陽電池２００と、の間に存在する。実施形態では、２接合の太陽電池を例に挙げ説明する。但し、実施形態の多接合型太陽電池１０は、３接合以上の太陽電池でもよい。第１の太陽電池１００は、第２の太陽電池２００と並列に接続される。

第１の太陽電池１００は、１以上の第１の光電変換素子１１０を有する。第１の太陽電池１００は、多接合型太陽電池１０のトップセルとなる。図１に表した第１の太陽電池１００は、任意の数の第１の光電変換素子１１０が直列に接続された形態を有する。第１の光電変換素子１１０の数は、設計に応じる。第１の太陽電池１００の第１の光電変換素子１１０は、絶縁層３００上に設けられ、下部電極１１１と、下部電極１１１上に設けられた光電変換層１１２と、光電変換層１１２上に設けられた上部電極１１３と、を有する。上部電極１１３上には、図示しない反射防止膜が設けられてもよい。

（下部電極）
実施形態の下部電極１１１は、第１の光電変換素子１１０の電極であって、絶縁層３００上に形成された導電性膜である。絶縁層３００上に一体に形成された導電性膜は、例えば、スクライブによって、第１の光電変換素子１１０の素子数に応じた下部電極１１１に分割される。下部電極１１１としては、導電性と透光性とを有する膜を用いることができる。その中でも、下部電極１１１は、例えば、透明でかつ導電性を有する透明導電膜であれば何ら限定されるものではないが、ＩＴＯ（酸化インジウムスズ（（Ｉｎ，Ｓｎ）Ｏｘ）：Ｉｎｄｉｕｍ Ｔｉｎ Ｏｘｉｄｅ）膜を含んでいることが望ましい。実施形態では、下部電極１１１（透明電極）がＩＴＯ電極である場合を例に挙げ説明する。但し、下部電極１１１（透明電極）は、ＩＴＯ電極には限定されない。下部電極１１１の膜厚は、例えば、１００ナノメートル（ｎｍ）以上１０００ｎｍ以下である。下部電極１１１は、隣の上部電極１１３と接続される。下部電極１１１と上部電極１１３との接続によって、複数の第１の光電変換素子１１０は、互いに直列に接続される。

（光電変換層）
実施形態の光電変換層１１２は、ｐ形化合物半導体層とｎ形化合物半導体層とがホモ接合した化合物半導体層や、ｐ形化合物半導体層とｎ形バッファ層とがヘテロ接合した化合物半導体層である。下部電極１１１上に一体に形成された光電変換層１１２は、スクライブによって、第１の光電変換素子１１０の素子数に応じた光電変換層１１２に分割される。

光電変換層１１２は、化合物半導体によって光を電気に変換する。ｐ形化合物半導体層は、光電変換層１１２の内、下部電極１１１側の領域にある層である。ｎ形化合物半導体層やｎ形バッファ層は、光電変換層１１２の内、上部電極１１３側の領域にある層である。

例えば、第１１族元素（Ｉｂ族元素）と、第１３族元素（ＩＩＩｂ族元素）と、第１６属元素（ＶＩｂ族元素）と、を含むカルコパイライト化合物を化合物半導体として光電変換層１１２に用いることができる。なお、元素の族の表記は、ＩＵＰＡＣ（Internatinal Union of Pure and Applied Physics：国際純粋・応用物理学連合）の表記法に準拠している。括弧内の表記は、ＩＵＰＡＣの旧表記である。

カルコパイライト化合物としては、例えばＣｕ（Ｉｎ，Ａｌ，Ｇａ）（Ｓｅ，Ｓ）_２やＣｕＧａＳｅ_２、ＣｕＧａ（Ｓ，Ｓｅ）_２、Ｃｕ（Ｇａ，Ａｌ）Ｓｅ_２、Ｃｕ（Ａｌ，Ｇａ）（Ｓ，Ｓｅ）_２（以下必要により「ＣＩＧＳ」という。）などが挙げられる。カルコパイライト化合物の他に、ステナイト化合物やケステナイト化合物であるＣｕ（Ｚｎ，Ｓｎ）Ｓ_２、Ｃｕ（Ｚｎ，Ｓｎ）（Ｓ，Ｓｅ）_２、Ｃｕ（Ｚｎ，Ｓｎ）Ｓｅ_２なども光電変換層１１２の化合物半導体として使用することができる。また、これらの他に、第２の太陽電池２００の光電変換層よりもワイドギャップな化合物半導体層を第１の光電変換素子１１０の光電変換層１１２に用いることができる。第１の太陽電池１００は、一般的に第１の光電変換素子１１０の直列数が変更可能なものであれば何ら限定されるものではない。

ｎ形バッファ層としては、ＣｄＳ等を使用することができる。光電変換層１１２の化合物を化学式で表すと、Ｃｕ（Ａｌ_ｗＩｎ_ｘＧａ_{１−ｗ−ｘ}）（Ｓ_ｙＳｅ_ｚＴｅ_{１−ｙ−ｚ}）_２、Ｃｕ_２ＺｎＳｎ（Ｓ_ｙＳｅ_１−ｙ）_４等が挙げられる。ｗ、ｘ、ｙおよびｚは、それぞれ、０≦ｗ＜１、０≦ｘ≦１、０≦ｙ≦１、０≦ｚ≦１、ｗ＋ｘ≦１およびｙ＋ｚ≦１を満たす。光電変換層１１２の組成については、誘導結合プラズマ（ＩＣＰ：Ｉｎｄｕｃｔｉｖｅｌｙ Ｃｏｕｐｌｅｄ Ｐｌａｓｍａ）分析で測定することができる。

光電変換層１１２の膜厚は、例えば、１０００ｎｍ以上３０００ｎｍ以下である。この内、ｐ形化合物半導体層の膜厚は、１０００ｎｍ以上２５００ｎｍ以下が好ましい。また、ｎ形化合物半導体層やｎ形バッファ層の膜厚は、１０ｎｍ以上８００ｎｍ以下が好ましい。第１１族元素としては、Ｃｕが好ましい。第１３族元素としては、Ａｌ、Ｉｎ及びＧａからなる群から選ばれる少なくとも１種以上の元素が好ましく、Ｇａを含むことがより好ましい。第１６族元素としては、Ｏ、Ｓ、Ｓｅ及びＴｅからなる群から選ばれる少なくとも１種以上の元素が好ましく、Ｓｅを含むことがより好ましい。また、第１６族元素としては、Ｓを用いることがｐ形半導体になりやすいことからより好ましい。

具体的には、光電変換層１１２として、Ｃｕ（Ａｌ，Ｇａ）（Ｓ，Ｓｅ）_２、Ｃｕ（Ａｌ，Ｇａ）（Ｓｅ，Ｔｅ）_２、又はＣｕ（Ａｌ，Ｇａ，Ｉｎ）Ｓｅ_２、Ｃｕ_２ＺｎＳｎＳ_４等の化合物半導体、より具体的には、Ｃｕ（Ａｌ，Ｇａ）Ｓｅ_２、Ｃｕ（Ｉｎ，Ａｌ）Ｓｅ_２、ＣｕＧａＳｅ_２、ＣｕＧａ（Ｓ，Ｓｅ）_２、ＣｕＡｌＳｅ_２、Ａｇ（Ｉｎ，Ｇａ）Ｓｅ_２、Ａｇ（Ｉｎ，Ａｌ）Ｓｅ_２、Ａｇ（Ｇａ，Ａｌ）Ｓｅ_２、Ａｇ（Ｉｎ，Ｇａ，Ａｌ）（Ｓ，Ｓｅ）_２等の化合物半導体を使用することができる。下部電極１１１と光電変換層１１２との間には、それぞれに含まれる元素で構成される化合物が存在することが好ましい。これ以外の太陽電池でも、光透過性の下部電極１１１を用いた太陽電池であれば、実施形態で説明する効果が得られる。

（上部電極）
実施形態の上部電極１１３は、太陽光のような光を透過し尚且つ導電性を有する膜である。光電変換層１１２上に一体に形成された上部電極１１３は、スクライブによって、第１の光電変換素子１１０の素子数に応じた上部電極１１３に分割される。上部電極１１３は、下部電極１１１と接続して、複数の第１の光電変換素子１１０を直列に接続する。

上部電極１１３は、例えば、Ａｌ、Ｂ、ＧａなどをドープしたＺｎＯを用いることができる。上部電極１１３は、スパッタリング、化学気相成長法（Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｖａｐｏｒ Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ：ＣＶＤ）等によって、成膜することができる。なお、上部電極１１３と光電変換層１１２との間には、半絶縁層としてｉ−ＺｎＯを例えば１０ｎｍ以上１００ｎｍ以下程度の厚さで形成してもよい。半絶縁層は、たとえばＺｎ、Ｔｉ、ＩｎやＭｇ、Ｓｎ、Ｇａ、Ｚｒ等のうち少なくともいずれか１種以上の元素を含む酸化物の粒子を含む層である。例えば、ＺｎおよびＭｇの元素を含む酸化物の粒子は、Ｚｎ_１−ｘＭｇ_ｘＯ（０≦ｘ≦１）で表される。

酸化物粒子の平均一次粒径は、１ｎｍ以上４０ｎｍ以下であることが好ましい。また、上部電極１１３は、光電変換層１１２より上部に位置することから、透明で太陽光吸収ロスが少ないものが望ましい。なお、上記半絶縁層と光電変換層１１２との間には、ＣｄＳやＺｎ（Ｏ，Ｓ）を例えば１ｎｍ以上１０ｎｍ以下程度の厚さで形成してもよい。これは、光電変換層１１２の第１６族元素の欠損を埋める働きを有し、開放電圧を向上させる。また、ＣｄＳやＺｎ（Ｏ，Ｓ）の膜厚は、極薄であるため、光吸収損失はほとんど無い。なお、上部電極１１３と光電変換層１１２との間には、窓層を設けてもよい。

（窓層：図示せず）
実施形態の窓層（図示せず）は、上部電極１１３と光電変換層１１２との間に設けられたｉ型の高抵抗（半絶縁）層である。窓層は、ＺｎＯ、ＭｇＯ、（Ｚｎ_ａＭｇ_１−ａ）Ｏ、Ｉｎ_ａＧａ_ｂＺｎ_ｃＯ、Ｓｎ_ａＯ、Ｉｎ_ａＳｎ_ｂＯ、ＴｉＯ_２およびＺｒＯ_２のうちのいずれかの化合物を含む層又は前記１種乃至複数種の化合物からなる層である。ａ、ｂおよびｃは、それぞれ、０＜ａ＜１、０＜ｂ＜１および０＜ｃ＜１を満たすことが好ましい。

高抵抗な層を、上部電極１１３と光電変換層１１２との間に設けることで、ｎ形化合物半導体層から上部電極１１３へのリーク電流を減らし、変換効率を向上させる利点がある。窓層を構成する化合物には、高抵抗な化合物が含まれる。そのため、窓層は、厚すぎるのは好ましくない。また、窓層の膜厚が薄すぎると、リーク電流を減らす効果が実質的になくなってしまう。そこで、窓層の好適な膜厚は、平均で５ｎｍ以上１００ｎｍ以下である。

窓層の形成方法としては、ＣＶＤ法、スピンコート法、ディップ法、蒸着法、スパッタ法などが挙げられる。
ＣＶＤ法は、次の方法によって、窓層の酸化物薄膜を得る。光電変換層１１２まで形成した部材をチャンバーに導入して、加熱した状態にし、Ｚｎ、Ｍｇ、Ｉｎ、Ｇａ、Ｓｎ、ＴｉおよびＺｒのうちの少なくともいずれかを含む有機金属化合物と水等とをチャンバーに更に導入して、ｎ形化合物半導体層上で反応させて、酸化物薄膜を得る。
スピンコート法は、次の方法によって、窓層の酸化物薄膜を得る。光電変換層１１２まで形成した部材上に、Ｚｎ、Ｍｇ、Ｉｎ、Ｇａ、Ｓｎ、ＴｉおよびＺｒのうちの少なくともいずれかを含む有機金属化合物又は酸化物粒子を含む溶液をスピンコート塗布する。塗布後、乾燥機で加熱又は反応させ、酸化物薄膜を得る。
ディップ法は、次の方法によって、窓層の酸化物薄膜を得る。スピンコート法と同様の溶液に、光電変換層１１２まで形成した部材のｎ形化合物半導体層側を浸す。所要時間後に溶液から、部材を引き上げる。引き上げ後、加熱又は反応させて、酸化物薄膜を得る。 蒸着法は、次の方法によって、窓層の化合物薄膜を得る。抵抗加熱、レーザー照射などで、窓層材料を昇華させ、酸化物薄膜を得る方法である。
スパッタ法は、ターゲットにプラズマを照射することで、窓層を得る方法である。
ＣＶＤ法、スピンコート法、ディップ法、蒸着法、スパッタ法の中でも、スピンコート法およびディップ法は、光電変換層へのダメージが少ない成膜方法であり、光電変換層に再結合中心を生じさせない点で、高効率化の観点から好ましい製法である。

（中間層：図示せず）
実施形態の中間層（図示せず）は、光電変換層１１２と上部電極１１３との間に又は光電変換層１１２と窓層との間に設けられた化合物薄膜層である。実施形態において、中間層を有する第１の光電変換素子１１０が好ましいが、中間層を省略してもよい。中間層は、ＺｎＳ、Ｚｎ（Ｏ_αＳ_βＳｅ_{１−α−β}）、Ｚｎ（Ｏ_αＳ_１−α）、（Ｚｎ_βＭｇ_１−β）（Ｏ_αＳ_１−α）、（Ｚｎ_βＣｄ_γＭｇ_{１−β−γ}）（Ｏ_αＳ_１−α）、ＣｄＳ、Ｃｄ（Ｏ_αＳ_１−α）、（Ｃｄ_βＭｇ_１−β）Ｓ、（Ｃｄ_βＭｇ_１−β）（Ｏ_αＳ_１−α）、Ｉｎ_２Ｓ_３、Ｉｎ_２（Ｏ_αＳ_１−α）、ＣａＳ、Ｃａ（Ｏ_αＳ_１−α）、ＳｒＳ、Ｓｒ（Ｏ_αＳ_１−α）、ＺｎＳｅ、ＺｎＩｎ_２−δＳｅ_４−ε、ＺｎＴｅ、ＣｄＴｅおよびＳｉ（α、β、γ、δおよびεは、それぞれ、０≦α≦１、０≦β≦１、０≦γ≦１、０≦δ≦２、０≦ε≦４およびβ＋γ≦１を満たすことが好ましい。）のいずれかの化合物を含む薄膜又は前記１種乃至複数種の化合物からなる薄膜である。

中間層は、上部電極１１３側のｎ形化合物半導体層の面のすべてを覆っていない形態でもよい。例えば、上部電極１１３側のｎ形化合物半導体層の面の５０％を覆っていればよい。環境問題の観点から、中間層はＣｄを含まない化合物を用いると好ましい。中間層の体積抵抗率は、１Ωｃｍ以上であるとｐ形化合物半導体層内に存在する可能性のある低抵抗成分由来のリーク電流を押さえることが可能になるという利点がある。なお、Ｓを含む中間層を形成することによって、中間層に含まれるＳをｎ形化合物半導体層にドープすることができる。

中間層を有することで、ホモ接合型の光電変換層１１２を有する第１の光電変換素子１１０の変換効率を向上させることができる。中間層を有することで、ホモ接合構造の光電変換層１１２を有する第１の光電変換素子１１０の開放電圧を増やし、変換効率を向上させることができる。中間層の役割は、ｎ形化合物半導体層と上部電極１１３との間のコンタクト抵抗を下げることである。

変換効率向上の観点から、中間層の平均膜厚は、１ｎｍ以上１０ｎｍ以下が好ましい。中間層の平均膜厚は、第１の光電変換素子１１０の断面画像から求める。光電変換層１１２がヘテロ接合型の場合、バッファ層として例えば５０ｎｍといった数十ｎｍ以上の厚さのＣｄＳ層が必要である。中間層は、これよりも薄い膜をｎ形化合物半導体層上に有する。ヘテロ接合型の光電変換層１１２を有する第１の光電変換素子１１０の場合、バッファ層の膜厚を実施形態の中間層の膜厚と同程度にすると、あるいは光電変換層１１２の膜厚を実施形態の中間層の膜厚と同程度にすると変換効率が低下するため好ましくない。

中間層は、変換効率向上の観点から、硬い膜であることが好ましい。硬い膜を成膜する方法としては、溶液成長法（Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｂａｔｈ Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ：ＣＢＤ）、ＣＶＤ法や物理気相成長法（Ｐｈｙｓｉｃａｌ Ｖａｐｏｒ Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ：ＰＶＤ）のいずれかの方法が好ましい。硬い膜であれば、中間層が酸化物の膜であってもよい。なお、硬い膜とは、密度の高い緻密な膜を意味する。

中間層の成膜時にｎ形化合物半導体層へダメージを与えると、表面再結合中心が形成されてしまう。そのため、低ダメージ成膜の観点から、中間層の成膜方法は、上記方法のうちＣＢＤ法が好ましい。１ｎｍ以上１０ｎｍ以下といった薄膜を作るに際しては、膜の成長時間を厚さに応じて短くすればよい。例えば、６０ｎｍの中間層をＣＢＤ法で成長させるために必要な反応時間が４２０秒とする成膜条件において、例えば、５ｎｍの中間層を成膜する場合は、反応時間を３５秒にすればよい。膜厚を調整する方法としては、調整溶液の濃度を変えることでも可能である。

（反射防止膜）
実施形態の反射防止膜は、光電変換層１１２へ光を導入しやすくするための膜であって、上部電極１１３上に形成されている。反射防止膜としては、例えば、ＭｇＦ_２やマイクロレンズ（例えば、オプトメイト社製）を用いることが望ましい。反射防止膜の膜厚は、例えば、９０ｎｍ以上１２０ｎｍ以下である。反射防止膜は、例えば、電子ビーム蒸着法により成膜することができる。市販のマイクロレンズを用いる場合は、そのマイクロレンズの厚さとなる。

第１の太陽電池１００中の１つの第１の光電変換素子１１０が壊れた場合に、太陽電池乃至太陽電池パネルへの影響を軽減するために整流素子（バイパスダイオード）を設けることが好ましい。各第１の光電変換素子１１０に並列に接続したバイパスダイオードを設けることで、複数の第１の光電変換素子１１０のいずれかが壊れても、太陽電池への影響を軽減することができる。各第１の光電変換素子１１０の下部電極１１１と各第１の光電変換素子１１０の上部電極１１３とに、バイパスダイオードを接続することが好ましい。バイパスダイオード及びその配線は、光電変換層１１２への光を妨げない構成が好ましい。

ダイオードは、第１の太陽電池１００と直列に接続されてもよい。第１の太陽電池１００と直列に接続するダイオードは、そのアノードを第１の太陽電池１００の負極となる下部電極１１１と接続する。又は、そのカソードを第１の太陽電池１００の正極となる上部電極１１３と接続する。第１の太陽電池１００と直列に接続するダイオードは、第１の太陽電池１００の開放電圧が第２の太陽電池２００の開放電圧よりも低い場合に、電気が逆流することを防ぐ機能を有する。

第２の太陽電池２００にも同様に、第２の太陽電池２００と直列に接続するダイオードを設けてもよい。第２の太陽電池２００と直列に接続するダイオードは、そのアノードが第２の太陽電池２００の負極と接続する。又は、そのカソードを第２の太陽電池２００の正極と接続する。この場合、第２の太陽電池２００と直列に接続するダイオードは、第１の太陽電池と直列に接続したダイオードと同様に機能する。

第１の太陽電池１００と第２の太陽電池２００との両方に、直列に接続するダイオードを設けてもよい。バイパスダイオードを用いる場合には、各光電変換素子のいずれかの光電変換素子の故障により、太陽電池の開放電圧が低下しても、第１の太陽電池１００と第２の太陽電池２００との電圧の整合が保てない場合に、直列接続したダイオードが機能する。直列に接続するダイオードは、電圧を降下させる。そのため、変換効率の観点から、直列に接続するダイオードは、電圧降下の少ないものが好ましい。

（第２の太陽電池）
第２の太陽電池２００は、複数の第２の光電変換素子２１０を有する。第２の太陽電池２００は、多接合型太陽電池１０のボトムセルとなる。図１では、複数の第２の光電変換素子２１０が直列に接続されている。図１に表した第２の太陽電池２００は、任意の数の第２の光電変換素子２１０が直列に接続された形態を有する。第２の光電変換素子２１０の数は、設計に応じる。

第２の光電変換素子２１０は、バックコンタクトを有する形態の太陽電池である。第２の光電変換素子２１０は、絶縁層３００からみて第１の太陽電池１００とは反対側の絶縁層３００の面に設けられる。第２の光電変換素子２１０は、ｎ形又はｐ形のシリコン層２１１と、ｐ＋領域２１２と、ｎ＋領域２１３と、ｐ電極２１４と、ｎ電極２１５と、を有する。ｐ＋領域２１２は、シリコン層２１１からみて絶縁層３００とは反対側のシリコン層２１１の面（光入射面とは反対側の面）を含む領域に設けられる。ｎ＋領域２１３は、シリコン層２１１からみて絶縁層３００とは反対側のシリコン層２１１の面（光入射面とは反対側の面）を含む領域に設けられる。ｎ＋領域２１３は、ｐ＋領域２１２とは離隔して設けられる。ｐ電極２１４は、ｐ＋領域２１２と接続される。ｎ電極２１５は、ｎ＋領域２１３と接続される。

例えば、第２の光電変換素子２１０のｎ電極２１５が第２の光電変換素子２１０のｐ電極２１４と配線部２１７によって接続される。複数の第２の光電変換素子２１０のそれぞれは、直列に接続される。ｐ＋領域２１２やｎ＋領域２１３は、第２の光電変換素子２１０の裏面であるバックコンタクト面２２１に存在する。実施形態では、シリコン層２１１をｎ形として説明するがｐ形でもよい。図４および図５に関して後述するように、ｐ電極２１４とｎ電極２１５と配線部２１７とで囲まれた領域には、絶縁膜２１９が設けられることがある。この場合には、配線部２１７は、リード線あるいは膜状として設けられる。

第２の太陽電池２００において、例えば、第２の光電変換素子２１０は、それぞれ素子分離されている。図１に表したように、素子分離は、複数の第２の光電変換素子２１０の間の領域に配線部２１７を施すことによってなされる。
なお、図１では、説明の便宜上、隣り合う複数の第２の光電変換素子２１０同士の間に二点鎖線を描いている。但し、複数の第２の光電変換素子２１０は、物理的に分割されているわけではない。つまり、シリコン層２１１は、一体的に形成されている。

配線部２１７によって素子分離が施された領域（素子分離領域）２０７が増えると、直列に接続できる第２の光電変換素子２１０の数が多くなり、第２の太陽電池２００の発電電圧を高くすることができる。

シリコン層２１１は、ｐ形又はｎ形の単結晶シリコン層である。シリコン層２１１の膜厚は、例えば５０マイクロメートル（μｍ）以上４００μｍ以下である。シリコン層２１１には、ｐ＋領域２１２とｎ＋領域２１３とが設けられる。シリコン層２１１は、Ｂ、Ａｌ、Ｎ、ＰやＡｓなどのドーパントを含む。シリコン層２１１と、ｐ＋領域２１２又はｎ＋領域２１３と、は、互いにｐｎ接合し、光電変換層となる。シリコン層２１１と絶縁層３００との間に、反射防止膜を設けてもよい。

ｐ＋領域２１２は、シリコン層２１１を例えばイオン注入によってｐ形化（ｐ＋）した領域であって、シリコン層２１１からみて絶縁層３００とは反対側の面（裏面）を含む領域に形成される。ｎ＋領域２１３は、シリコン層２１１を例えばイオン注入によってｎ形化（ｎ＋）した領域であって、シリコン層２１１からみて絶縁層３００とは反対側の面（裏面）を含む領域に形成される。

ｐ＋領域２１２およびｎ＋領域２１３は、それぞれ同様のＵ字型や櫛形などの形状を有する。ｐ＋領域２１２は、ｐ電極２１４の裏側（シリコン層２１１の側）に設けられる。ｎ＋領域２１３は、ｎ電極２１５の裏側（シリコン層２１１の側）に設けられる。ｐ＋領域２１２は、ｎ＋領域２１３と噛み合うように配置される。ｐ＋領域２１２は、ｎ＋領域２１３と接してはいない。ｐ＋領域２１２とｎ＋領域２１３との間に、シリコン層２１１の領域があることが好ましい。

イオン注入は、マスクを用いて、例えば深さ５０ｎｍ以上２μｍ以下の領域（バックコンタクト面２２１と、バックコンタクト面２２１からシリコン層２１１の内部へ向かって５０ｎｍ以上２μｍ以下の範囲の箇所と、の間の領域）がｐ＋領域２１２又はｎ＋領域２１３として形成されるように、Ｂ、Ａｌ、Ｎ、ＰやＡｓなどのドーパントをシリコン層２１１にドーピングして行われる。各領域のドーパント濃度は、１．０×１０^１８ｃｍ^−３以上１．０×１０^２０ｃｍ^−３以下程度が好ましい。ｐ＋領域２１２およびｎ＋領域２１３のドーパント濃度は、シリコン層２１１の不純物濃度よりも高い。
ｐ＋領域２１２およびｎ＋領域２１３の形成方法については、イオン注入以外に熱拡散法などを用いることもコスト面から好ましい。

ｐ＋領域２１２は、ｐ電極２１４と接続されている。ｎ＋領域２１３は、ｎ電極２１５と接続されている。ｐ電極２１４およびｎ電極２１５が、第２の太陽電池２００のバックコンタクトの電極となる。ｐ電極２１４およびｎ電極２１５は、複数の第２の光電変換素子２１０を並列ないし直列に接続するための電極となる。バイパスダイオードを設ける場合には、ｐ電極２１４およびｎ電極２１５の少なくともいずれかとダイオードとを接続する。ｐ電極２１４およびｎ電極２１５は、例えば、マスクを用いて堆積された厚さ１μｍ程度のＣｕやＡｌ膜である。

第２の太陽電池２００中の１つの第２の光電変換素子２１０が壊れた場合に、太陽電池乃至太陽電池パネルへの影響を軽減するためにバイパスダイオードを設けることが好ましい。各第２の光電変換素子２１０と並列に接続したバイパスダイオードを設けることで、複数の第２の光電変換素子２１０のいずれかが壊れても、太陽電池への影響を軽減することができる。各第２の光電変換素子２１０のｐ電極２１４と各第２の光電変換素子２１０のｎ電極２１５とに、バイパスダイオードを接続することが好ましい。シリコン層２１１中にイオン注入などによってダイオードを形成してもよいし、ダイオードを外付けにしてもよい。

次に、図面を参照しつつ、素子分離の形態と、多接合型太陽電池と、について説明する。
図２は、実施形態にかかる素子分離の形態を表す模式的平面図である。
なお、図２は、実施形態にかかる多接合型太陽電池を図１に表した矢視Ａ１に方向にみたときの模式的平面図である。

第１の太陽電池１００は、１つの素子でもよいし、複数の素子を直列に接続した構造を有していてもよい。例えば、シリコン基板２１１が一体化されている場合であっても、第２の光電変換素子２１０がひとつのセルであると認識できればよい。
図２では、第２の太陽電池２００の４つの第２の光電変換素子２１０を素子分離する形態の多接合型太陽電池１０ａの概念図を示す。図２の多接合型太陽電池１０ａでは、隣り合う第２の光電変換素子２１０の間が電気的にほぼ遮断されている。言い換えれば、素子分離領域２０７では、隣り合う第２の光電変換素子２１０が互いに電気的に分離されており、物理的に分離されているわけではない。一般的なバックコンタクト方式のシリコン太陽電池では、１つのｐ電極２１４と１つのｎ電極２１５とが１組として存在する。例えば、図２に表した例において一般的なバックコンタクト方式のシリコン太陽電池を説明すると、複数のｐ電極２１４のうちで最も左側に配置された１つのｐ電極２１４と、複数のｎ電極２１５のうちで最も左側に配置された１つのｎ電極２１５と、が１組として存在し、左側の素子分離領域２０７においてシリコン層２１１が物理的に分離されている。この場合には、配線部２１７は、例えばリード線として設けられる。実施形態によれば、従来の製造においてセル毎に分割する工程が不要であり、さらに、分割され小片となったセルを取り扱う必要が無く、製造上も好ましい。

（第１の実施例）
第１の実施例では、図２の概念図に示す形態の多接合型太陽電池１０ａを作製する。まず、絶縁層３００の一部となるソーダライムガラス上に第１の太陽電池１００を作製する。厚さ２００ｎｍのＩＴＯ膜（下部電極１１１）が形成された１ｃｍ×１ｃｍのソーダライムガラスを用い、光電変換層１１２となるＣｕ_０．８５（Ｉｎ_０．１２Ｇａ_０．５９Ａｌ_０．２９）（Ｓ_０．１Ｓｅ_０．９）_２薄膜を蒸着法（３段階法）により堆積する。まず、基板温度を３００℃に加熱し、Ａｌ及びＩｎとＧａとＳとＳｅを堆積する（第１段階目）。その後、基板温度を５００℃まで加熱し、Ｃｕ及びＳとＳｅを堆積する。吸熱反応の開始を確認し、一旦、Ｃｕが過剰の組成でＣｕの堆積を停止する（第２段階目）。堆積停止直後、再びＡｌ及びＩｎとＧａとＳとＳｅを堆積する（第３段階目）ことで、Ｃｕ欠損状態になるようにＡｌ又はＩｎ又はＧａ等の第１３族元素過剰組成にする。光電変換層１１２の膜厚は、約２０００ｎｍ程度とする。

得られた光電変換層１１２の一部をｎ形化するため、光電変換層１１２まで堆積した部材を濃度０．０８ｍＭの硫酸カドミウムを溶解させた２５％アンモニア溶液に浸し、室温（２５℃）で２２分間反応させる。これにより、光電変換層１１２の上部電極１１３を形成する側の深さ１００ｎｍ程度の領域にＣｄがドーピングされたｎ形半導体層が形成される。このｎ形半導体層上にＣｄＳコンタクト層を、半絶縁層であるi-ＺｎＯ薄膜をスピンコートにより堆積する。続いて、この半絶縁層上に、上部電極１１３となるアルミナ（Ａｌ_２Ｏ_３）を２ｗｔ％含有するＺｎＯ：Ａｌターゲットを用いてスパッタを行い、３００ｎｍ程度堆積する。最後に、反射防止膜としてＭｇＦ_２を電子ビーム蒸着法により１０５ｎｍ程度堆積してソーダライムガラス上に第１の太陽電池１００を作製する。

次に、第２の太陽電池２００を作製する。ｎ形の２００μｍ厚の単結晶シリコン層の一方の表面の一部にＢ元素とＰ元素とをそれぞれ別の領域に濃度が２．０×１０^１９ｃｍ^−３で深さ０．２μｍ、幅３００μｍとなるようにイオン注入することにより、一部ｐ＋、ｎ＋形化する。ｐ＋形化とｎ＋形化とによって、シリコン層２１１のバックコンタクト面２２１（図１参照）側には、ｐ＋領域２１２とｎ＋領域２１３とが２つずつｐ＋、ｎ＋、ｐ＋、ｎ＋の順に形成される。そして、２つの第２の光電変換素子２１０が形成される。なお、図２は、４つの第２の光電変換素子２１０が形成された例を表している。ｐ＋領域２１２とｎ＋領域２１３との間には、イオン注入がなされていない領域が存在する。ｐ＋領域２１２上にマスクを用いてｐ電極２１４としてＣｕを１μｍ堆積する。ｎ＋領域２１３上にマスクを用いてｎ電極２１５としてＣｕを１μｍ堆積する。

図２に表したように、隣り合う２つの第２の光電変換素子２１０において、いずれか一方のｎ電極２１５は、いずれか他方のｐ電極２１４と配線部２１７により接続されている。素子分離は、隣り合う２つの第２の光電変換素子２１０の間の領域に配線部２１７を施すことによりなされている。これにより、複数の第２の光電変換素子２１０は、互いに直列に接続される。

素子分離領域２０７の両側においては、同極の電極同士が対向している。例えば、図２に表した例では、中央の素子分離領域２０７の両側において、ｐ電極２１４同士が対向している。また、図２に表した例では、左側の素子分離領域２０７および右側の素子分離領域２０７のそれぞれにおいて、ｎ電極２１５同士が対向している。このようにして、第２の太陽電池２００を作製する。
なお、同極の電極同士が対向している素子分離領域２０７における電極同士の距離Ｄ１は、より近い方が好ましい。しかしながら、電極同士の距離Ｄ１が所定の距離よりも近いとリーク電流が存在することがある。そのため、実施形態では、電極同士の距離Ｄ１は、リーク電流が存在しない距離とする。

次に、第１の太陽電池１００を有するソーダライムガラスの第１の太陽電池１００を有する面とは反対側の面に接着剤としてアクリル樹脂を用いて、第２の太陽電池２００のシリコン層２１１のｎ＋領域２１３およびｐ＋領域２１２を有する面とは反対側の面を貼り付ける。接着剤の層の厚さは、５０μｍ程度である。

第１の太陽電池１００のＩＴＯ電極および上部電極１１３と、ｐ＋領域２１２と、ｎ＋領域２１３と、を半導体パラメータアナライザに接続し、ソーラーシミュレータによりＡＭ１．５の擬似太陽光照射下で、第１の太陽電池１００単独、第１の太陽電池１００が形成された状態での第２の太陽電池２００単独、さらに第１の太陽電池１００と第２の太陽電池２００とを並列に接続した多接合型太陽電池の開放電圧（Ｖｏｃ）、短絡電流（Ｉｓｃ）及び変換効率（η）をそれぞれ測定する。測定した結果を表１に示す。変換効率ηは、開放電圧Ｖｏｃ、短絡電流密度Ｊｓｃ、出力因子ＦＦ、入射パワー密度Ｐを用い、η＝Ｖｏｃ・Ｊｓｃ・ＦＦ／Ｐ・１００の式から計算される。なお、第１の実施例においては、１ｃｍ×１ｃｍ（面積が１ｃｍ^２）のソーダライムガラスを用いているため、短絡電流（Ｉｓｃ）は、短絡電流密度（Ｊｓｃ）と等価である。これは、後述する第１の比較例においても同様である。

（第１の比較例）
素子分離を行わないこと、すなわち図２に示すような隣り合う２つの第２の光電変換素子２１０において、いずれか一方のｎ電極２１５は、いずれか他方のｐ電極２１４と配線部２１７により接続されていないこと以外は、第１の実施例と同様に多接合型太陽電池を作製する。第１の比較例の多接合型太陽電池についても、第１の実施例と同様に、開放電圧、短絡電流及び変換効率を測定する。測定した結果を表１に示す。

表１に表したように、第１の実施例では、第２の太陽電池２００の電圧は、直列化（素子分離）していないもの（第１の比較例）に対し、ほぼ２倍に向上している。また、第１の実施例では、第２の太陽電池２００の電流値は、直列化（素子分離）していないもの（第１の比較例）に対し、ほぼ半分となっている。これにより、目的とする性能を示している。

第１の比較例では、第２の太陽電池２００の電圧向上がほとんど得られていない。これは、素子分離がなされていないため、直列構造になっていないことを起因とする。第１の比較例では、裏面電極の形が直列化しているものとパターンが異なるため、吸収したフォトンの一部が再結合してしまうことで、電流値も稼ぐことができずに低い効率となってしまっている。第１の実施例の結果と、第１の比較例の結果と、を比較すると、素子分離をしないと電圧整合することができないことが理解できる。つまり、実施形態にかかる多接合型太陽電池１０ａでは、第２の太陽電池２００において素子分離を行い、第１の太陽電池１００と第２の太陽電池２００との間の電圧整合を行うことで、変換効率を向上させることができる。
なお、電圧整合に限らず、電流整合も可能である。すなわち、電圧が等しくなるように素子を分割するのではなく、セル面積当たりに吸収するフォトン量が等しくなるように素子を分割することで電流整合も可能である。

他の比較例として、第１の太陽電池１００が形成されていない状態での第２の太陽電池２００単独の開放電圧、短絡電流及び変換効率の測定結果を表２に示す。

表１に表した多接合型太陽電池の変換効率と、表２に表した変換効率と、を比較すると、第１の実施例の多接合型太陽電池の変換効率は、第１の太陽電池１００が形成されていない状態での第２の太陽電池２００単独の変換効率よりも高い。一方で、第１の比較例の多接合型太陽電池の変換効率は、第１の太陽電池１００が形成されていない状態での第２の太陽電池２００単独の変換効率よりも低い。このように、第１の太陽電池１００と第２の太陽電池２００との間の電圧整合を行うことなく単に多接合型太陽電池を作製すると、その多接合型太陽電池の変換効率が第２の太陽電池２００単独の変換効率よりも低くなることがある。

図３は、実施形態にかかる他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。
図３では、多接合型太陽電池１０ｂの概念図と回路とを併せて表している。

（第２の実施例）
１２ｃｍ×１２ｃｍの基板上に、スクライブによりＩＴＯ電極（下部電極１１１）を２０素子分に分割し、光電変換層１１２をＩＴＯ電極上に堆積する。第１の光電変換素子１１０が２０等分になるように光電変換層１１２をスクライブし、２０の第１の光電変換素子１１０が直列に接続されるように上部電極１１３を形成し、スクライブしてから、さらに反射防止膜を形成して第１の光電変換素子１１０が２０直列に接続した第１の太陽電池１００を作製する。

次いで、１２ｃｍ×１２ｃｍのシリコン層２１１に３８ずつの直列接続されるｐ＋領域２１２とｎ＋領域２１３とをイオン注入で形成し、３８の等面積の第２の光電変換素子２１０を作製する。これを第１の太陽電池１００が形成された基板と張り合わせ、第１の実施例と同様に多接合型太陽電池１０ｂを作製する。測定した結果を表３に示す。

（第２の比較例）
第２の比較例では、下地のシリコン太陽電池を直列化しない。つまり、第２の太陽電池２００において、素子分離を行わない。その他は、第２の実施例と同様に多接合型太陽電池を作製する。測定した結果を表３に示す。

第２の実施例では、第２の太陽電池２００の第２の光電変換素子２１０の直列数が増えている。また、第１の太陽電池１００の電圧と、第２の太陽電池２００の電圧と、の間の差が小さくなっている。そのために、第２の実施例では、第１の実施例１と比較して、高効率な多接合型太陽電池が得られており、有効性が示されている。

図４は、実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。
図５は、実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。

図４に表した例では、第１の実施例と同様に多接合型太陽電池１０ｃを作製する。図４に表したように、隣り合う２つの第２の光電変換素子２１０において、いずれか一方のｎ電極２１５は、いずれか他方のｐ電極２１４と配線部２１７により接続されている。これにより、複数の第２の光電変換素子２１０は、互いに直列に接続される。

配線部２１７とシリコン層２１１との間には、絶縁膜２１９が設けられている。なお、配線部２１７とシリコン層２１１との間における導電性が低い場合には、絶縁膜２１９は、必ずしも設けられていなくともよい。

例えば、素子分離領域２０７の両側においてｐ電極２１４がｎ電極２１５と対向すると、電界分布の形状によりリーク電流が発生し、ｐｎ接続の効果が薄まる。これに対して、図４に表した例では、素子分離領域２０７の両側においてｐ電極２１４同士が対向している。これにより、ｐｎ接続の効果が薄まることを抑えることができる。

絶縁膜２１９が配線部２１７とシリコン層２１１との間に設けられた場合には、図５（ａ）および図５（ｂ）に表した多接合型太陽電池１０ｄのように、例えばｐ＋領域２１２およびｐ電極２１４は、配線部２１７の下側を通過してもよい。これによれば、素子分離領域２０７の両側のｐ電極２１４とｎ電極２１５との間において、リーク電流が発生することをより抑えることができる。
なお、配線部２１７の下側を通過する領域は、ｎ＋領域２１３であってもよく、配線部２１７の下側を通過する電極は、ｎ電極であってもよい。

図６は、実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。
図６に表した例では、第１の実施例と同様に多接合型太陽電池１０ｅを作製する。図６に表したように、隣り合う２つの第２の光電変換素子２１０において、いずれか一方のｎ電極２１５は、いずれか他方のｐ電極２１４と配線部２１７により接続されている。

ここで、複数の第２の光電変換素子２１０は、第１の方向（図６では横方向）だけではなく、第１の方向とは異なる第２の方向（図６では縦方向）においても配線部２１７により接続されている。これにより、図６に表した例では、４つの第２の光電変換素子２１０は、互いに直列に接続される。

図６に表した例においても、素子分離領域２０７の両側においては、同極の電極同士が対向している。例えば、図６に表した例では、素子分離領域２０７の両側において、ｐ電極２１４同士が対向している。

図７は、実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。
図８は、測定結果の例を表す表およびグラフ図である。

図７に表した例では、第１の実施例と同様に多接合型太陽電池１０ｆを作製する。図７に表した例では、素子分離領域２０７の両側において互いに対向する同極の電極の一方の電極２１４ａの長さを変化させる。図７に表したように、例えば、素子分離領域２０７の左側に配置されたｐ電極２１４ａの長さを変化させる。

シリコン層２１１の一辺の長さＬ１に対するｐ電極２１４ａの長さの比率ＬＲ（％）を、「５０」、「６０」、「７０」、「８０」、「９０」、および「１００」に設定する。比率ＬＲが「１００」とは、シリコン層２１１を「電極側」から見た場合においてシリコン層２１１がｐ電極２１４ａにより完全に分断された状態（実際にはシリコン層２１１がｐ電極２１４ａで覆われた状態）を表す。

シリコン層２１１として、１２ｃｍ×１２ｃｍのウェーハを用いる。シリコン層２１１単体の短絡電流密度Ｊｓｃは、３８ｍＡ／ｃｍ^２である。シリコン層２１１単体の開放電圧Ｖｏｃは、０．７Ｖである。また、２つの第２の光電変換素子２１０が接続された状態（シリコン層２１１が完全に分断された状態）の短絡電流密度Ｊｓｃの理論限界値を、シリコン層２１１単体の短絡電流密度の１／２倍の値（１９ｍＡ／ｃｍ^２）に設定する。また、開放電圧Ｖｏｃの理論限界値として、シリコン層２１１単体の開放電圧の値（０．７Ｖ）に設定する。

図７の多接合型太陽電池１０ｆの場合に、第２の光電変換素子２１０における隣り合うｐ電極２１４において、一方の第２の光電変換素子２１０のｐ電極２１４の比率ＬＲ（％）を１００％とし、他方の第２の光電変換素子２１０のｐ電極２１４の比率ＬＲ（％）を変化させたときの短絡電流密度Ｊｓｃ、開放電圧Ｖｏｃ、出力因子ＦＦ、変換効率η（％）、および理論限界値における変換効率η_Ｉｄ（％）に対する変換効率ηの比率η／η_Ｉｄ（％）を測定する。測定時には、一方の第２の光電変換素子２１０のｎ電極２１５と、他方の第２の光電変換素子２１０のｐ電極２１４と、を互いに接続する。測定した結果を図８（ａ）および図８（ｂ）に示す。

図８（ａ）および図８（ｂ）に表したように、比率ＬＲ（％）を高くすると、比率η／η_Ｉｄ（％）が高くなる。つまり、２つの第２の光電変換素子２１０が接続された状態（シリコン層２１１が電気的に完全に分断された状態）に近づけると、変換効率ηは、理論限界値における変換効率η_Ｉｄ近づく。

図９は、実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。
図９に表した例では、第１の実施例と同様に多接合型太陽電池１０ｇを作製する。図７〜図８（ｂ）に関して前述した測定結果に基づいて、図９に表した例では、ｐ電極２１４は、ｎ電極２１５の周囲を囲む配置パターンを有する。言い換えれば、ｐ電極２１４は、電極が一周にわたって配置された一周電極パターンを有する。なお、ｐ電極２１４ではなく、ｎ電極２１５が一周電極パターンを有していてもよい。

図９に表したように、隣り合う２つの第２の光電変換素子２１０において、いずれか一方のｎ電極２１５は、いずれか他方のｐ電極２１４と配線部２１７により接続されている。これにより、２つの第２の光電変換素子２１０は、互いに直列に接続される。図４および図５に関して前述したように、配線部２１７とシリコン層２１１との間には、絶縁膜２１９が設けられもよい。この場合には、配線部２１７は、リード線あるいは膜状として設けられる。

図９に表した例では、変換効率をさらに向上させることができる。
なお、図９では、ｐ電極２１４またはｎ電極２１５が一周電極パターンを有する場合を例示した。ｐ電極２１４またはｎ電極２１５は、一周電極パターンではなく櫛形電極パターンを有していてもよい。この場合でも、変換効率を向上させることができる。

各一周電極パターンの面積が等しい場合には、各第２の光電変換素子２１０には略同じ電流値の電流が流れる。そのため、各一周電極パターンの面積が等しい場合には、第２の光電変換素子２１０の分割数を任意に設定することができる。例えば、縦３列×横３列や、縦２列×横５列などのように、分割数は、きりの良い数である必要はない。例えば、分割数は、「１１」などであってもよい。

図１０は、実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。
２ｃｍ×２ｃｍの基板上に、スクライブによりＩＴＯ電極（下部電極１１１）を４素子分に分割し、光電変換層１１２をＩＴＯ電極上に堆積する。ＩＴＯ電極の寸法Ｌ２（図１参照）は、光電変換層１１２の移動度などの関係上、例えば約５ミリメートル（ｍｍ）程度である。ＩＴＯ電極の寸法Ｌ２は、第１の光電変換素子１１０の幅の寸法と等価である。光電変換層１１２として、ＣｕＧａ（Ｓ，Ｓｅ）_２（以下必要により「ＣＧＳＳ」という。）のカルコパイライト化合物を用いる。

第１の光電変換素子１１０が４等分になるように光電変換層１１２をスクライブし、４つの第１の光電変換素子１１０が直列に接続されるように上部電極１１３を形成し、スクライブしてから、さらに反射防止膜を形成して第１の光電変換素子１１０が４直列に接続した第１の太陽電池１００を作製する。

次いで、２ｃｍ×２ｃｍのシリコン層２１１に７ずつのｐ＋領域２１２とｎ＋領域２１３とをイオン注入で形成し、７の等面積の第２の光電変換素子２１０を作製する。これを第１の太陽電池１００が形成された基板と張り合わせ、第１の実施例と同様に多接合型太陽電池１０ｈを作製する。

第１の太陽電池１００単独で測定した開放電圧Ｖｏｃは、４．８ボルト（Ｖ）である。第１の太陽電池１００単独で測定した短絡電流密度Ｊｓｃは、４ミリアンペア／平方センチメートル（ｍＡ／ｃｍ^２）である。
一方で、第１の太陽電池１００が形成された状態での第２の太陽電池２００単独で測定した開放電圧Ｖｏｃは、４．７（Ｖ）である。第１の太陽電池１００が形成された状態での第２の太陽電池２００単独で測定した短絡電流密度Ｊｓｃは、３．４（ｍＡ／ｃｍ^２）である。
変換効率ηは２７（％）となり、比較的高い変換効率を有する多接合型太陽電池が得られる。

なお、この例では、第１の太陽電池１００のバンドギャップが１．９エレクトロンボルト（ｅＶ：electron volt）である場合を想定している。

第１の太陽電池１００が形成された状態での第２の太陽電池２００単独で測定した開放電圧Ｖｏｃは、４．７（Ｖ）である。第１の太陽電池１００が形成された状態での第２の太陽電池２００単独で測定した短絡電流密度Ｊｓｃは、２．９（ｍＡ／ｃｍ^２）である。 一方で、第１の光電変換素子１１０を５等分にすると、第１の太陽電池１００単独で測定した開放電圧Ｖｏｃは、５．０（Ｖ）である。第１の太陽電池１００単独で測定した短絡電流密度Ｊｓｃは、４（ｍＡ／ｃｍ^２）である。
変換効率ηは、２６（％）となる。

図１１は、実施形態にかかるさらに他の素子分離の形態を表す模式的平面図である。
図１２は、図１１に表した例における配線パターンを表す模式図である。
図１１（ａ）は、実施形態にかかる第１の太陽電池１００を表す模式的平面図である。図１１（ｂ）は、実施形態にかかる第２の太陽電池２００を表す模式的平面図である。図１１（ｃ）は、参考例にかかる第２の太陽電池２００ａを表す模式的平面図である。図１２（ａ）は、図１１に表した例における配線パターンを表す模式的断面図である。図１２（ｂ）は、図１１に表した例における配線パターンを表す模式的平面図である。
なお、図１２（ａ）では、第２の太陽電池２００を省略している。

図１１（ａ）〜図１２（ｃ）では、基板がパネルサイズの場合を例に挙げ説明する。
より具体的には、１２ｃｍ×１２ｃｍのシリコン層２１１が１２枚使用された場合を例に挙げ説明する。
図１１（ａ）に表したように、この場合において、第１の太陽電池１００の一辺の長さは、４００ｍｍである。第１の太陽電池１００の他の一辺の長さは、５００ｍｍである。

図１０に関して前述したように、光電変換層１１２としてＣＧＳＳを用いる場合には、ＩＴＯ電極の寸法Ｌ２（第１の光電変換素子１１０の幅の寸法）は、光電変換層１１２の移動度などの関係上、例えば約６ｍｍ程度である。すると、第１の太陽電池１００の一辺の長さが４００ｍｍであるため、第１の太陽電池１００では、第１の光電変換素子１１０が６６直列に接続されることとなる。

ここで、１枚のシリコンウェーハで直列に接続できる素子数には限りがあるため、第１の太陽電池１００を並列化することも可能である。
すなわち、図１２（ａ）および図１２（ｂ）に表したように、３３直列に接続された第１の光電変換素子１１０の群を２つ形成し、その２つの群を互いに並列接続する。図１２（ａ）および図１２（ｂ）に表した境界部１２０では、隣り合う第１の光電変換素子１１０は、互いに電気的に切断されている。

なお、２２直列に接続された第１の光電変換素子１１０の群を３つ形成し、その３つの群を互いに並列接続してもよい。また、１枚のパネルを直列に接続してもよいし、より小さな２枚のパネルを用意し直列に接続してもよい。

このように、第１の太陽電池１００を並列化することで、１枚のシリコンウェーハで直列に接続する第２の光電変換素子２１０の数を減少させることができる。

図１２（ｂ）に表したように、３３直列に接続された第１の光電変換素子１１０の群を２つ形成し、その２つの群を互いに並列接続する場合には、シリコン層２１１に５ずつのｐ＋領域２１２とｎ＋領域２１３とをイオン注入で形成し、５の等面積の直列接合された第２の光電変換素子２１０を作製する。図１１（ｂ）および図１１（ｃ）では、左上の第２の太陽電池２００、２００ａにおいて、５の等面積の第２の光電変換素子２１０が直列接合された形態を表している。５の等面積の第２の光電変換素子２１０が直列接合された形態は、左上以外の第２の太陽電池２００、２００ａにおいても同じである。

図１１（ｂ）に表したように、そのシリコン層２１１を例えば第１の方向に３枚並べ、第２の方向に４枚並べる。第１の方向において、３つのシリコン層２１１を直列に接続する。また、３直列のシリコン層２１１を第２の方向において並列に接続する。つまり、１２枚のシリコン層２１１を３直列で４並列に接続する。言い換えれば、第１の方向において直列に接続された３つのシリコン層２１１の群は、第２の方向において、第１の方向において直列に接続された３つのシリコン層２１１の他の群と並列に接続される。そして、第１の太陽電池１００と第２の太陽電池２００とを並列に接続する。

ここで、図１１（ｃ）に表した参考例のように、１２枚のシリコン層２１１が直列に接続された例を考える。１２枚のシリコン層２１１の少なくともいずれかのシリコン層２１１の上に影４０１が存在すると、影４０１の下に存在する第２の太陽電池２００ａの出力は、ほぼゼロとなる。すると、１２枚のシリコン層２１１が直列に接続されているため、１２個の第２の太陽電池２００ａの全体の出力は、ほぼゼロとなる。

これに対して、図１１（ｂ）に表した例では、前述したように、１２枚のシリコン層２１１が３直列で４並列に接続されている。そのため、影４０１の下に存在する領域の出力はほぼゼロとなる一方で、影４０１が存在しない領域の出力は、ほぼゼロとはならない。これにより、１２枚のシリコン層２１１の全体の面積に対する影４０１が存在する領域の面積の割合の分だけの出力が低下する。言い換えれば、１２枚のシリコン層２１１の全ての上に影４０１が存在する場合を除き、１２枚のシリコン層２１１のいずれかのシリコン層２１１の上に影が存在しても、１２個の第２の太陽電池２００の全体の出力が、ほぼゼロとなることを抑えることができる。なお、図１１（ｂ）に表した例において、電気が逆流することを防ぐダイオードが設けられることがより望ましい。

なお、実施形態では、多接合型（タンデム）の太陽電池を例に挙げ説明している。但し、太陽電池は、タンデムではなくシリコン単体が接続された構造を有していてもよい。

図１１（ａ）、図１１（ｂ）、図１２（ａ）および図１２（ｂ）に表した例において、多接合型太陽電池１０ｉの短絡電流Ｉｓｃは、１．５６（Ａ）である。多接合型太陽電池１０ｉの開放電圧Ｖｏｃは、４０（Ｖ）である。多接合型太陽電池１０ｉの変換効率ηは、２４．３（％）である。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

１０、１０ａ、１０ｂ、１０ｃ、１０ｄ、１０ｅ、１０ｆ、１０ｇ、１０ｈ、１０ｉ 多接合型太陽電池、 １００ 第１の太陽電池、 １１０ 第１の光電変換素子、 １１１ 下部電極、 １１２ 光電変換層、 １１３ 上部電極、 １２０ 境界部、 ２００、２００ａ 第２の太陽電池、 ２０７ 素子分離領域、 ２１０ 第２の光電変換素子、 ２１１ シリコン層、 ２１２ ｐ＋領域、 ２１３ ｎ＋領域、 ２１４ ｐ電極、 ２１４ａ ｐ電極、 ２１５ ｎ電極、 ２１７ 配線部、 ２１９ 絶縁膜、 ２２１ バックコンタクト面、 ３００ 絶縁層、 ４０１ 影

Claims (10)

1. 第１の光電変換素子を有する第１の太陽電池と、
   直列に接続された複数の第２の光電変換素子を有し前記第１の太陽電池と並列に接続された第２の太陽電池と、
   前記第１の太陽電池と前記第２の太陽電池との間に設けられた絶縁層と、
   を備え、
   前記第２の光電変換素子は、光入射面とは反対側の面を含むｐ＋領域に接続されたｐ電極と、光入射面とは反対側の面を含むｎ＋領域に接続されたｎ電極と、を有し、
   前記複数の第２の光電変換素子が互いに隣り合う領域においては、前記ｐ電極同士または前記ｎ電極同士が対向する多接合型太陽電池。
2. 前記第２の光電変換素子は、前記複数の第２の光電変換素子が互いに隣り合う領域において前記ｐ電極と前記ｎ電極とを互いに接続する配線部をさらに有する請求項１記載の多接合型太陽電池。
3. 前記ｐ＋領域および前記ｎ＋領域のそれぞれは、櫛形の形状を有し、
   前記ｐ＋領域は、前記ｎ＋領域と噛み合うように配置された請求項１または２に記載の多接合型太陽電池。
4. 前記ｐ電極および前記ｎ電極のいずれか一方は、前記ｐ電極および前記ｎ電極のいずれか他方の周囲を囲むように配置された請求項１または２に記載の多接合型太陽電池。
5. 前記第２の光電変換素子は、前記ｐ＋領域および前記ｎ＋領域を有するシリコン層と、前記配線部と前記シリコン層との間に設けられた絶縁膜と、を有し、
   前記ｐ電極または前記ｎ電極は、前記配線部の下側を通過して配置された請求項２記載の多接合型太陽電池。
6. 前記第２の太陽電池は、複数設けられ、
   複数の前記シリコン層は、第１の方向において直列に接続され、
   前記第１の方向において直列に接続された前記複数の前記シリコン層の群は、前記第１の方向とは異なる第２の方向において、前記第１の方向において直列に接続された前記複数の前記シリコン層の他の群と並列に接続された請求項５記載の多接合型太陽電池。
7. 前記複数の第２の光電変換素子のうちの一部は、第１の方向において前記直列に接続され、
   前記複数の第２の光電変換素子のうちの他の一部は、第１の方向とは異なる第２の方向において前記直列に接続された請求項１〜３のいずれか１つに記載の多接合型太陽電池。
8. 前記第１の太陽電池は、複数の前記第１の光電変換素子を有し、
   前記複数の前記第１の光電変換素子は、直列に接続された請求項１〜７のいずれか１つに記載の多接合型太陽電池。
9. 前記第１の光電変換素子が有する光電変換層は、ＣｕＧａ（Ｓ，Ｓｅ）_２を含み、
   前記直列に接続された前記複数の前記第１の光電変換素子の群は、前記直列に接続された前記複数の前記第１の光電変換素子の他の群と並列に接続された請求項８記載の多接合型太陽電池。
10. 前記第１の光電変換素子は、カルコパイライト化合物、ステナイト化合物、およびケステナイト化合物のうちのいずれかを含む請求項１〜９のいずれか１つに記載の多接合型太陽電池。

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