JP2019057651A

JP2019057651A - 太陽電池、多接合型太陽電池、太陽電池モジュール及び太陽光発電システム

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Publication number: JP2019057651A
Application number: JP2017181750A
Authority: JP
Inventors: 紗良吉尾; Sara Yoshio; 美雪塩川; Miyuki Shiokawa; 聡一郎芝崎; Soichiro Shibazaki; 中川　直之; Naoyuki Nakagawa; 直之中川; 幸民水野; Sachitami Mizuno; 浩平中山; Kohei Nakayama; 山崎　六月; Mutsuki Yamazaki; 六月山崎; 平岡　佳子; Yoshiko Hiraoka; 佳子平岡; 山本　和重
Original assignee: Toshiba Corp
Current assignee: Toshiba Corp
Priority date: 2017-09-21
Filing date: 2017-09-21
Publication date: 2019-04-11
Also published as: WO2019058603A1

Abstract

【課題】変換効率を向上させた太陽電池、多接合型太陽電池、太陽電池モジュール及び太陽光発電システムを提供する。【解決手段】太陽電池は、第１電極２と、ＳｎとＩ族元素、ＩＩＩ族元素とＶＩ族元素を含む化合物を含む光吸収層３と、ｎ型層４と、第２電極５とを備え、光吸収層は、第１電極とｎ型層の間に存在し、ｎ型層は、光吸収層と第２電極の間に存在し、光吸収層中のＳｎ濃度は、１×１０14（Ａｔｏｍｓ／ｃｍ３）以上である。【選択図】図１

Description

実施形態は、太陽電池、多接合型太陽電池、太陽電池モジュール及び太陽光発電システムに関する。

半導体薄膜を光吸収層として用いる化合物を用いた光電変換素子の開発が進んできており、中でもカルコパイライト構造を有するＩ−ＩＩＩ−ＶＩ族化合物であるＣｕ（Ｉｎ，Ｇａ）Ｓｅ_２やＣｕＧａＳｅ_２を光吸収層（ＣＩＧＳ、ＣＧＳ）とする薄膜光電変換素子は高い変換効率を示す。また、これを用いた太陽電池モジュールや太陽光発電システムがある。ＣＩＧＳ系の光電変換素子において、更なる変換効率の向上が望まれる。

カルコパイライト構造を有するＩ−ＩＩＩ−ＶＩ族化合物の中の、Ｃｕ（Ｉｎ，Ｇａ）Ｓｅ２では、Ｇａ／（Ｉｎ＋Ｇａ）の膜厚方向の分布がＶ字構造になることで２重傾斜禁制帯を得ることができるため、結晶粒界が変換効率の低下要因とならないことから、結晶粒界の影響を受けにくいが、高Ｇａ濃度のＣＩＧＳ薄膜では結晶粒界の影響は無視できないことから、ＣＩＧＳ結晶の大粒径化が望まれる。

特許第６０９９４３５号

実施形態は、変換効率を向上させた太陽電池、多接合型太陽電池、太陽電池モジュール及び太陽光発電システムを提供する。

実施形態の太陽電池は、第１電極と、Ｓｎを含む光吸収層と、
ｎ型層と、第２電極とを備え、光吸収層は、第１電極とｎ型層の間に存在し、ｎ型層は、光吸収層と第２電極の間に存在し、光吸収層中のＳｎ濃度は、１×１０¹⁴（Ａｔｏｍｓ／ｃｍ^３）以上である。

実施形態にかかわる太陽電池の断面概念図。実施形態にかかわる太陽電池の断面概念図。実施形態にかかわる太陽電池の一部の斜視概念図実施形態にかかわる多接合太陽電池の断面概念図。実施形態にかかわる太陽電池モジュールの概念図。実施形態にかかわる太陽電池モジュールの断面概念図。実施形態にかかわる太陽光電池システムの概念図。実施例２のＳＩＭＳ測定結果。実施例２の走査型電子顕微鏡撮影像。比較例１の走査型電子顕微鏡撮影像。

以下、図面を参照しながら、本発明の好適な一実施形態について詳細に説明する。
（第１実施形態）
第１実施形態は、太陽電池に関する。図１の概念図に、第１実施形態の太陽電池１００の概念図を示す。図１に示すように、本実施形態に係る太陽電池１００は、基板１と、基板１上に第１電極２と、第１電極２上に光吸収層３と、光吸収層３上にｎ型層４と、ｎ型層４上に第２電極５と、を備える。第１電極２と光吸収層３との間やｎ型層４と第２電極５との間などには、図示しない中間層が含まれていてもよい。

（基板）
実施形態の基板１としては、ソーダライムガラスを用いることが望ましく、石英、白板ガラス、化学強化ガラスなどガラス全般、ステンレス、Ｔｉ（チタン）又はＣｒ（クロム）等の金属板あるいはポリイミド、アクリル等の樹脂を用いることもできる。

（第１電極）
実施形態の第１電極２は、基板１と光吸収層３の間に存在する層である。図１では、第１電極２は、基板１と光吸収層３と直接接している。第１電極２としては、透明導電膜、金属膜と透明導電膜と金属膜を積層したものが好ましい。透明導電膜としては、酸化インジウムスズ（Indium Tin Oxide; ＩＴＯ）、アルミニウムドープ酸化亜鉛(Al-doped Zinc Oxide; AZO)、ボロンドープ酸化亜鉛（Boron-doped Zinc Oxide; BZO）、ガリウムドープ酸化亜鉛(Gallium-doped Zinc Oxide)、フッ素ドープ酸化スズ（Fluorine-doped Tin Oxide; FTO）、チタンドープ酸化インジウム（Titanium-doped Indium Oxide; ITiO）、酸化インジウム酸化亜鉛(Indium Zinc Oxide; IZO)や酸化インジウムガリウム亜鉛（Indium Gallium Zinc Oxide; IGZO）などの特に限定されない。透明導電膜は、積層膜であってもよい。金属膜としては、Ｍｏ、ＡｕやＷの膜など特に限定されない。また、第１電極２は、透明導電膜上にドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属を設けた電極でもよい。このとき、ドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属は、透明導電膜と光吸収層３の間に配置される。ドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属は、透明導電膜に対して開口率が５０％以上であることが好ましい。ドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属は、Ｍｏ、ＡｕやＷなど特に限定されない。

また、図２の太陽電池１０１の断面概念図に示すように第２電極２と光吸収層３との間に光吸収層３と直接接する酸化スズ膜６が存在してもよい。酸化スズ膜６を設けることで、光吸収層３中にＳｎが拡散し、光吸収層３中のＳｎ濃度を一部上げることができる。酸化スズ膜６の厚さは、１０ｎｍ以上２００ｍ以下であることが好ましい。これは、１０ｎｍより薄いと著しく耐久性が悪くなるためで、逆に厚すぎると透過率が下がってしまうためである。酸化スズ膜６の厚さは、２０ｎｍ以上１５０ｍ以下であることがより好ましい。第１電極２が透明導電膜上にドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属を設けた電極である場合、酸化スズ膜６は、透明導電膜とドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属の間、又は、ドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属の間及びドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属と光吸収層３の間のどちらに存在してもよい。

（光吸収層）
実施形態の光吸収層３は、第１電極２とｎ型層４の間に存在するｐ型の層である。図１では、光吸収層３は、第１電極１とｎ型層４と直接接している。図２では、光吸収層３は、酸化スズ膜６とｎ型層４の間に存在する。

光吸収層３は、Ｉ族元素、ＩＩＩ族元素とＶＩ族元素を含む化合物とｎ型ドーパントを含む層である。Ｉ族元素、ＩＩＩ族元素とＶＩ族元素を含む化合物は、カルコパイライト構造を有する。Ｉｂ族元素がＣｕ、又は、Ｃｕ及びＡｇであり、ＩＩＩｂ族元素がＧａ、ＡｌとＩｎからなる群から選ばれる１種以上の元素であり、ＶＩｂ族元素は、Ｓｅ、ＳとＴｅからなる群から選ばれる１種以上の元素であることが好ましい。その中でも、Ｉｂ族元素がＣｕであり、ＩＩＩｂ族元素がＧａ、Ｉｎ、又は、Ｇａ及びＩｎであり、ＶＩｂ族元素は、Ｓｅ、Ｓ、又は、Ｓｅ及びＳであることがより好ましい。例えばＣｕ（Ｉｎ，Ｇａ）Ｓｅ_２やＣｕＩｎＴｅ_２、ＣｕＧａＳｅ_２、Ｃｕ（Ｉｎ，Ｇａ）（Ｓ，Ｓｅ）_２、ＣｕＧａ（Ｓ，Ｓｅ）_２といったカルコパイライト構造を有する化合物半導体層を光吸収層３として用いることができる。

光吸収層３のＩｂ族元素がＣｕであり、ＩＩＩｂ族元素がＧａとＩｎからなる群から選ばれる１種であり、ＶＩｂ族元素は、ＳｅとＳからなる群から選ばれる１種以上であることが好ましい。ＩＩＩｂ族元素は、Ｇａであることも好ましい。ＩＩＩｂ族元素にＩｎが少ないと、多接合型の太陽電池のトップセルとして、光吸収層３のバンドギャップを好適な値に調整しやすいことが好ましい。光吸収層３の膜厚は、例えば、８００ｎｍ以上３０００ｎｍ以下である。

元素の組み合わせにより、光吸収層３のバンドギャップの大きさを目的とする値に調節しやすくすることができる。光吸収層３のバンドギャップは、１．３ｅＶ以上２．４ｅＶ以下である。

カルコパイライト構造を有するＩ−ＩＩＩ−ＶＩ族化合物の中の、Ｃｕ（Ｉｎ，Ｇａ）（Ｓｅ、Ｓ）_２では、Ｇａ／（Ｉｎ＋Ｇａ）≧０．５が好ましい。Ｇａ／（Ｉｎ＋Ｇａ）比が低い場合、Ｓｎによる光吸収層３が大粒径化せず、Ｓｎが存在することによる変換効率向上の効果が期待できない。

光吸収層３にｎ型ドーパントであるＳｎが含まれると、光吸収層３の界面／バルクの低欠陥化及び大粒径化を促進され、移動度が大きくなる。含まれるＳｎ濃度が１×１０^１２（Ａｔｏｍｓ／ｃｍ^３）以上ほどで効果が得られる。しかし、Ｓｎはｎ型ドーパントとして働くため、多すぎるとｐ型半導体として機能しないため、１×１０¹⁴（Ａｔｏｍｓ／ｃｍ^３）以上１×１０^１8（Ａｔｏｍｓ／ｃｍ^３）以下が好ましい。１×１０^1５（Ａｔｏｍｓ／ｃｍ^３）以上１×１０^１8（Ａｔｏｍｓ／ｃｍ^３）以下がより好ましい。１×１０^１6（Ａｔｏｍｓ／ｃｍ^３）以上１×１０^１7（Ａｔｏｍｓ／ｃｍ^３）以下であれば、Ｊｓｃの大きい高品質なｐ型半導体を得られるためさらにより好ましい。

また、光吸収層３には、ｐ型ドーパントがさらに含まれていてもよい。ｐ型ドーパントとしては、光吸収層３には、例えば、Ｎ、Ｐ、Ａｓ、ＢｉやＳｂなどからなる群から選ばれる１種以上であることが好ましい。光吸収層３中のｐ型ドーパントの濃度は、光吸収層３中のｎ型ドーパントの濃度よりも低い。例えば、ｐ型ドーパントとしてＳｂが含まれると、光吸収層３の結晶が大粒径化する点で好ましい。

実施形態の太陽電池１００の光吸収層３は、ｐ型であるがｎ型ドーパントを含み、さらに、ｐ型ドーパントが含まれていてもＳｎの濃度はｐ型ドーパントよりも高い。実施形態の光吸収層３は、結晶性が高く、さらにｎ型層４と良好なｐｎ接合を形成し、太陽電池１００の高効率化に寄与する。

Ｓｎやｐ型ドーパントが光吸収層３に含まれることは二次イオン質量分析法（Secondary Ion Mass Spectrometry; SIMS）による分析を行うことによって確認できる。ｎ型層４から光吸収層３に向かって深さ方向の分析をＳＩＭＳで行う。ｎ型層４と光吸収層３に含まれる元素は、太陽電池の断面をエネルギー分散型分光−透過型電子顕微鏡（Transmission Electron Microscope-Energy dispersive X-ray spectrometry; TEM EDX）であらかじめ測定することが好ましい。分析位置は、図３の太陽電池１００の一部の斜視概念図に示すようにｎ型層４を長手方向に４等分割、短手方向に２等分割して生じた８領域の中心の７８μｍ×７８μｍの領域である。測定する深さは光吸収層３のｎ型層４側の表面から第１電極２方向に３００ｎｍから少なくとも光吸収層３の第１電極側の表面まで領域である。ｎ型層４中の最大濃度を有する元素の濃度が光吸収層のＶＩ族元素の濃度（２種なら総濃度）と交差した点を光吸収層３のｎ型層４側の表面とする。光吸収層３の厚さをＤとするとき、光吸収層３のｎ型層４側の表面から第１方向に向かって深さ３００ｎｍのところ（起点）から、Ｄ−３００ｎｍの深さのところ（終点）までの深さの平均値を光吸収層３のＳｎの濃度とする。ＳＩＭＳの測定装置には、ＰＨＩＡＤＥＰＴ１０１０を用い、一次イオン種がＣｓ^＋で、一次加速電圧が５．０ｋＶである。

光吸収層３の第１電極２近傍においてのみＳｎ濃度が１×１０^１6（Ａｔｏｍｓ／ｃｍ^３）以上であっても、実施形態の光吸収層３に比べて結晶性が高くないため、変換効率はあまり高くならない。例えば、酸化スズ膜６を設け、光吸収層３の製膜中にＳｎ添加をしない場合は、第１電極２の近傍においてのみＳｎが高くなる。同様にｎ型層４側からＳｎが拡散するだけでは、実施形態の光吸収層３のように好適なＳｎ濃度にはならない。

光吸収層３中のＳｎ濃度は、光吸収層３の結晶の質に影響を及ぼすことから、ばらつきが大きくない方が好ましい。そこで、光吸収層３のｎ型層４側の表面から第１電極２方向に３００ｎｍから５００ｎｍの深さの領域において、Ｓｎの濃度の最小値は、Ｓｎの濃度の最大値の１／１００以上であることが好ましく、１／５０以上であることがより好ましく、１／１０以上であることがさらにより好ましい。

実施形態の光吸収層３の製膜中にＳｎを少量添加して製膜することで、Ｓｎが光吸収層３中の全体に拡散する。

実施形態の光吸収層３はＳｎを含むことによって、結晶が大粒径化している。光吸収層３の平均結晶粒径（粒径が５０ｎｍ以下は除く）は、０．５μｍ以上２．０μｍ以下である。光吸収層３の結晶は、２万倍で光吸収層３の断面を走査型電子顕微鏡で観察して結晶の直径を求める。結晶の直径Ｒは、各結晶の内接円直径Ｒ１と外接円直径Ｒ２を求め、Ｒ＝（Ｒ１＋Ｒ２）／２で求められる。

次に実施形態の光吸収層３の製造方法は、光吸収層３の製膜中にＳｎを添加すればよい。実施形態の光吸収層３を製膜する方法の一例として、３段階法で製膜する方法を示す。３段階法は、光吸収層３の元素の分布に応じて変更される。３段階法の他にも光吸収層３を製膜する方法は、スパッタ法や分子線エピキタシー法が挙げられる。

蒸着法（３段階法）では、まず、基板（基板１に第１電極２が形成された部材）に、Ｉｎ又はＧａ等のＩＩＩｂ族元素とＳｅ等のＶＩｂ族元素を堆積する（第１段階目）。Ｉｂ族元素であるＣｕと、Ｓｅ等のＶＩｂ族元素と、Ｓｎを堆積する（第２段階目）。次いで、再びＩｎ又はＧａ等のＩＩＩｂ族元素とＳｅ等のＶＩｂ族元素を堆積する（第３段階目）。３段階目の工程後、さらに加熱することで光吸収層３の結晶が大粒径化する。

（ｎ型層）
実施形態のｎ型層４は、ｎ型の半導体層であって、光吸収層３と第２電極５との間に存在する。図１では、ｎ型層４は、光吸収層３と第２電極５と直接接している。ｎ型層４は、光吸収層３とヘテロ接合する層である。ｎ型層４は、高い開放電圧の光電変換素子を得ることのできるようにフェルミ準位が制御されたｎ型半導体が好ましい。ｎ型層５は、例えば、Ｚｎ_１−ｙＭ_ｙＯ_１−ｘＳ_ｘ、Ｚｎ_{１−ｙ−ｚ}Ｍｇ_ｚＭ_ｙＯ、ＺｎＯ_１−ｘＳ_ｘ、Ｚｎ_１−ｚＭｇ_ｚＯ（ＭはＢ、Ａｌ、Ｉｎ及びＧａからなる群から選ばれる少なくとも１つの元素）や、ＣｄＳなどを用いることができる。ｎ型層４の厚さは、２ｎｍ以上８００ｎｍ以下であることが好ましい。

（第２電極）
実施形態の第２電極５は、ｎ型層４上に存在する電極である。図１では、第２電極５は、ｎ型層４と直接接している。第２電極５としては、透明導電膜が好ましい。透明導電膜は、第１電極２と同様の材料を用いることが好ましい。第２電極５には、取り出し電極を設けてもよい。ｎ型層４と第２電極５の間には、ＺｎＭｇＯやＺｎＯＳなどの高抵抗層、ｉ−ＺｎＯなどの半絶縁層を設けてもよい。

（第２実施形態）
第２実施形態は、多接合型太陽電池に関する。図４に第２実施形態の多接合型太陽電池２００の断面概念図を示す。図４の多接合型太陽電池２００は、光入射側に第１実施形態の太陽電池（第１太陽電池）１００、１０１と、第２太陽電池２０１を有する。第２太陽電池１０１の光吸収層のバンドギャップは、第１実施形態の太陽電池１００の光吸収層３よりも小さいバンドギャップを有する。なお、実施形態の多接合型太陽電池２００は、３以上の太陽電池を接合させた太陽電池も含まれる。

第１実施形態の太陽電池１００の光吸収層３のバンドギャップが１．３ｅＶ以上２．４ｅＶ以下であるため、第２太陽電池１０１の光吸収層のバンドギャップは、１．０ｅＶ以上１，４ｅＶ以下であることが好ましい。第２太陽電池１０１の光吸収層としては、Ｉｎの含有比率が高いＣＩＧＳ系、ＣＩＴ系及びＣｄＴｅ系からなる群から選ばれる１種以上の化合物半導体層、結晶シリコンとペロブスカイト型化合物からなる群から選ばれる１種であることが好ましい。

（第３実施形態）
第３実施形態は、太陽電池モジュールに関する。図５に第３実施形態の太陽電池モジュール３００の斜視概念図を示す。図５の太陽電池モジュール３００は、第１太陽電池モジュール３０１と第２太陽電池モジュール３０２を積層した太陽電池モジュールである。第１太陽電池モジュール３０１は、光入射側であり、第１実施形態の太陽電池１００、１０１を用いている。第２太陽電池モジュール３０２は、第２実施形態の第２太陽電池２０１を用いている。

図６に太陽電池モジュール３００の断面概念図を示す。図６では、第１太陽電池モジュール３０１の構造を詳細に示し。第２太陽電池モジュール３０２の構造は示していない。第２太陽電池モジュール３０１では、用いる太陽電池の光吸収層などに応じて適宜、太陽電池モジュールの構造を選択する。図６の太陽電池モジュールは、複数の太陽電池１００（太陽電池セル）が横方向に並んで電気的に直列に接続した破線で囲われたサブモジュール３０３が複数含まれ、複数のサブモジュール３０３が電気的に並列もしくは直列に接続している。隣り合うサブモジュール３０３は、バスバー３０４で電気的に接続している。

太陽電池１００は、スクライブＰ１、Ｐ２、Ｐ３されていて、隣り合う太陽電池１００は、上部側と第２電極５と下部側の第１電極２が接続している。第３実施形態の太陽電池１００も第１実施形態の太陽電池１００と同様に、基板１、第１電極２、光吸収層３、ｎ型層４と第２電極５を有する。サブモジュール３０３中の太陽電池１００の両端は、バスバー３０４と接続し、バスバー３０４が複数のサブモジュール３０３を電気的に並列もしくは直列に接続し、第２太陽電池モジュール３０２との出力電圧を調整するように構成されていることが好ましい。

（第４実施形態）
第４実施形態は太陽光発電システムに関する。第３実施形態の太陽電池モジュール３００は、第４実施形態の太陽光発電システムにおいて、発電を行う発電機として用いることができる。実施形態の太陽光発電システムは、太陽電池モジュールを用いて発電を行うものであって、具体的には、発電を行う太陽電池モジュールと、発電した電気を電力変換する手段と、発電した電気をためる蓄電手段又は発電した電気を消費する負荷とを有する。図７に実施形態の太陽光発電システム４００の構成概念図を示す。図７の太陽光発電システムは、太陽電池モジュール４０１（３００）と、コンバーター４０２と、蓄電池４０３と、負荷４０４とを有する。蓄電池４０３と負荷４０４は、どちらか一方を省略しても良い。負荷４０４は、蓄電池４０３に蓄えられた電気エネルギーを利用することもできる構成にしてもよい。コンバーター４０２は、ＤＣ−ＤＣコンバーター、ＤＣ−ＡＣコンバーター、ＡＣ−ＡＣコンバーターなど変圧や直流交流変換などの電力変換を行う回路又は素子を含む装置である。コンバーター４０２の構成は、発電電圧、蓄電池４０３や負荷４０４の構成に応じて好適な構成を採用すればよい。

太陽電池モジュール３００に含まれる受光したサブモジュール３０１に含まれる太陽電池セルが発電し、その電気エネルギーは、コンバーター４０２で変換され、蓄電池４０３で蓄えられるか、負荷４０４で消費される。太陽電池モジュール４０１には、太陽電池モジュール４０１を常に太陽に向けるための太陽光追尾駆動装置を設けたり、太陽光を集光する集光体を設けたり、発電効率を向上させるための装置等を付加することが好ましい。

太陽光発電システム４００は、住居、商業施設や工場などの不動産に用いられたり、車両、航空機や電子機器などの動産に用いられたりすることが好ましい。実施形態の変換効率に優れた光電変換素子を太陽電池モジュール４０１に用いることで、発電量の増加が期待される。
以下、実施例に基づき本発明をより具体的に説明するが、本発明は以下の実施例に限定されるものではない。

（実施例１）
青板ガラス上にＭｏ単体から構成される膜状の第１電極をＡｒ気流中スパッタにより青板ガラス上に形成する。第１電極の膜厚は５００ｎｍとする。青板ガラス上のＭｏ電極上に光吸収層としてＣｕ、Ｇａ、Ｓｅを蒸着法により膜厚が１．５μｍ程度になるように製膜を行う。この際、表面のＣｕ濃度が薄くなるように、蒸着レートを調整した。また、成膜中にＳｎを極少量蒸着させ、拡散させるためにアニールを行う。その後ＣＢＤ法でＣｄＳをｎ型層として成膜する。ｎ層形成の後ＺｎＯ：Ａｌを膜上に２００ｎｍ程度スパッタする。これにより実施例１の太陽電池を得ることができる。得られた太陽電池に１Ｓｕｎの擬似太陽光を照射し、変換効率（％）及び短絡電流（ｍＡ）を測定する。各実施例及び比較例の結果を表１にまとめる。表１において、実施例１、７と比較例１、２の変換効率は、比較例１に対する比で表している。表１において、実施例２−６と比較例５−７の変換効率は、比較例６に対する比で表している。表１において、比較例４の変換効率は、比較例３に対する比で表している。

（実施例２）
実施例１の作製手順のうち、青板ガラス上に第１電極としてＩＴＯを１５０ｎｍ堆積させ、ＩＴＯ上部には、ＳｎＯ_２を１００ｎｍ堆積させること以外は実施例１と同様の方法で実施例２の太陽電池を得ることができる。図８に実施例２のＳＩＭＳ測定結果を示す。また、図９に、実施例２の光吸収層製膜後の透過型電子顕微鏡像（２万倍）を示す。図８のＳＩＭＳ測定結果には、Ｓｎ（太線）、Ｃｄ（細線）、Ｋ（太破線）、Ｎａ（破線）、Ｓｅ（一点長鎖線）とＺｎ（二点長鎖線）の濃度若しくはイオン強度が示されている。また、Ｎａ、ＳｎとＫのバックグラウンドレベル、妨害イオンの可能性のあるピーク、チャージアップの影響についても示されている。

（実施例３）
実施例２の作製手順のうち、青板ガラス上に第１電極としてＩＴＯを１５０ｎｍ堆積させること以外は実施例１と同様の方法で実施例３の太陽電池を得ることができる。

（実施例４）
実施例２の作製手順のうち、青板ガラス上に第１電極としてＩＴＯを１５０ｎｍ堆積させ、Ｓｎの蒸着量を増やすこと以外は実施例１と同様の方法で実施例４の太陽電池を得ることができる。

（実施例５）
実施例２の作製手順のうち、光吸収層として、Ｃｕ、Ｉｎ、Ｇａ、Ｓｅを蒸着すること以外は実施例１と同様の方法で実施例５の太陽電池を得ることができる。実施例５のＧａ／（Ｉｎ＋Ｇａ）は、０．５となるように調整する。

（実施例６）
実施例２の作製手順のうち、光吸収層として、Ｃｕ、Ｉｎ、Ｇａ、Ｓｅ、Ｓを蒸着すること以外は実施例１と同様の方法で実施例６の太陽電池を得ることができる。実施例６のＧａ／（Ｉｎ＋Ｇａ）は、０．７となるように調整する。

（実施例７）
実施例１の作製手順のうち、青板ガラス上にＭｏ電極上に２ｎｍのＳｂ膜を堆積させること以外は実施例１と同様の方法で実施例２の太陽電池を得ることができる。

（比較例１）
実施例１の作製手順のうち、成膜中のＳｎの蒸着過程を行わずに、他工程は同様に行い、比較例１の太陽電池を得る。図１０に比較例１の光吸収層製膜後の透過型電子顕微鏡像（２万倍）を示す。

（比較例２）
実施例１の作製手順のうち、成膜中にＣｕ、Ｉｎ、Ｇａ、Ｓｅに対し、０．１％にあたるＳｎの蒸着を行い、他工程は実施例１と同様に行い、比較例２の太陽電池を得る。

（比較例３）
実施例１の作製手順のうち、光吸収層の成膜中のＳｎの蒸着過程を行わずに、ＩｎとＧａのフラックスを調整することで、Ｇａ／（Ｉｎ＋Ｇａ）＝０．２になるようにし、他工程は実施例１と同様に行い、比較例３の太陽電池を得る。

（比較例４）
実施例１の作製手順のうち、ＩｎとＧａのフラックスを調整することで、Ｇａ／（Ｉｎ＋Ｇａ）＝０．２になるようにし、他工程は実施例１と同様に行い、比較例４の太陽電池を得る。

（比較例５）
実施例２の作製手順のうち、光吸収層の成膜中の基板の最高到達温度が５２０℃になるように成膜を行い、他工程は同様に行い、比較例５の太陽電池を得る。

（比較例６）
実施例２の作製手順のうち、光吸収層の成膜中の成膜中のＳｎの蒸着過程を行わずに、他工程は同様に行い、比較例６の太陽電池を得る。

（比較例７）
実施例３の作製手順のうち、光吸収層の成膜中の成膜中のＳｎの蒸着過程を行わずに、他工程は同様に行い、比較例７太陽電池を得る。

実施例１と比較例１を比べると、Ｓｎの添加により、電流値が大きく改善することがわかる。また、比較例２のようにＳｎが多すぎた場合、光吸収層のｎ型化がすすみ、太陽電池として機能しなかった。実施例５と６のように光吸収層にCIGSeを用いた場合、Ｉｎ／（Ｉｎ＋Ｇａ）が小さい場合Ｓｎの添加によるＣＩＧＳ粒の大粒径化が起こり、多少セル特性の改善が見られたものの、Ｉｎ／（Ｉｎ＋Ｇａ）が大きい場合、もともとベースとなる変換効率が高いく、比較例３と比較例４を比べてわかるように、Ｓｎの添加によるＣＩＧＳ粒の大粒径化は起きず、セル特性の改善もみられなかった。実施例２と比較例５より、成膜温度を上げるとＳｎＯ_２／ＣＧＳ界面で反応し裏面側のＳｎ濃度があがり、セル特性は低下した。実施例１と７を見ると、Ｓｂが添加された場合も、効果に差はでなかった。一方、比較例６と比較例７のようにＳｎの量が少ないと効果は得られなかった。なお、比較例１、３と７では、ＳＩＭＳ測定で、光吸収層３中のＳｎ濃度がバックグラウンドレベルであった。

（実施例８）
実施例２の太陽電池（トップセル）を光入射面側に配置し、バンドギャップが１．１ｅＶの結晶Ｓｉ太陽電池（ボトムセル）と積層させた多接合型太陽電池を作製する。得られた太陽電池に１Ｓｕｎの擬似太陽光を照射し、変換効率（％）を求める。

（比較例８）
比較例６の太陽電池を光入射面側に配置し、バンドギャップが１．１ｅＶの結晶Ｓｉ太陽電池と積層させた多接合型太陽電池を作製する。得られた太陽電池に１Ｓｕｎの擬似太陽光を照射し、変換効率（％）を求める。

多接合型太陽電池においても、光吸収層に好適な濃度のＳｎが存在する実施例２の太陽電池をトップセルとして用いることで、比較例の多接合型太陽電池に比べて変換効率が増加する。透光性のある電極を用いた実施例の太陽電池は、多接合型太陽電池においても好適である。
明細書中、一部の元素は元素記号のみで表している。

以上、本発明の実施形態を説明したが、本発明は上記実施形態そのままに限定解釈されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより種々の発明を形成することができる。例えば、変形例の様に異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせても良い。

１００、１０１…太陽電池（第１太陽電池）、１…基板、２…第１電極、３…光吸収層、４…ｎ型層、５…第２電極、６…酸化スズ膜、
２００…多接合型太陽電池、２０１…第２太陽電池、
３００…太陽電池モジュール、３０１第１太陽電池モジュール、３０２…第２太陽電池モジュール、３０３…サブモジュール、３０４…バスバー、
４００…太陽光発電システム、４０１…太陽電池モジュール、４０２…コンバーター、４０３…蓄電池、４０４…負荷

Claims

第１電極と、
Ｓｎを含む光吸収層と、
ｎ型層と、
第２電極とを備え、
前記光吸収層は、前記第１電極と前記ｎ型層の間に存在し、
前記ｎ型層は、前記光吸収層と前記第２電極の間に存在し、
前記光吸収層中のＳｎ濃度は、１×１０¹⁴（Ａｔｏｍｓ／ｃｍ^３）以上である太陽電池。
前記Ｓｎ濃度は、１×１０¹⁴（Ａｔｏｍｓ／ｃｍ^３）以上１×１０^１8（Ａｔｏｍｓ／ｃｍ^３）以下である請求項１に記載の太陽電池。
前記光吸収層は、Ｉ族元素、ＩＩＩ族元素とＶＩ族元素を含む化合物と前記Ｓｎを含む請求項１又は２に記載の太陽電池。
前記光吸収層のＩｂ族元素がＣｕ、又は、Ｃｕ及びＡｇであり、
前記光吸収層のＩＩＩｂ族元素がＧａ、ＡｌとＩｎからなる群から選ばれる１種以上の元素であり、
前記光吸収層のＶＩｂ族元素は、Ｓｅ、ＳとＴｅからなる群から選ばれる１種以上の元素である請求項１ないし３のいずれか１項に記載の太陽電池。
前記光吸収層のＩｂ族元素がＣｕであり、
前記光吸収層のＩＩＩｂ族元素がＧａ及びＩｎであり、
前記光吸収層のＶＩｂ族元素は、ＳｅとＳからなる群から選ばれる１種以上の元素であり、
前記ＧａとＩｎの元素比率は、Ｇａ／（Ｇａ＋Ｉｎ）≧０．５を満たす請求項１ないし４のいずれか１項に記載の太陽電池。
前記光吸収層は、Ｎ、Ｐ、Ａｓ、ＢｉとＳｂからなる群から選ばれる１種以上のｐ型ドーパントを含み、
前記ｐ型ドーパントの濃度は、前記Ｓｎ濃度よりも低い請求項１ないし５のいずれか１項に記載の太陽電池。
前記光吸収層のバンドギャップは、１．３ｅＶ以上２．４ｅＶ以下である請求項１ないし６のいずれか１項に記載の太陽電池。
請求項１ないし７のいずれか１項に記載の太陽電池と、
請求項１ないし７のいずれか１項に記載の太陽電池の光吸収層よりもバンドギャップの小さい光吸収層を有する第２の太陽電池とを有する多接合型太陽電池。
前記第２の太陽電池の光吸収層は、化合物半導体又は結晶シリコンである請求項８に記載の多接合型太陽電池。
請求項１ないし７のいずれか１項に記載の太陽電池を用いた太陽電池モジュール。
請求項１ないし７のいずれか１項に記載の太陽電池と、前記請求項１ないし６のいずれか１項に記載の太陽電池の光吸収層よりもバンドギャップの小さい光吸収層を有する第２の太陽電池とを有する太陽電池モジュール。
請求項１０又は１１に記載の太陽電池モジュールを用いて太陽光発電を行う太陽光発電システム。