JP6886933B2 - 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 - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、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。

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。この多接合型太陽電池は、波長帯毎に効率の良いセルを用いることができるため、単接合よりも高効率が期待される。ＣＩＧＳを始めとしたカルコパイライト太陽電池は効率が高いことが知られており、ワイドギャップ化をすることによりトップセル候補となりうる。しかしながら、トップセルとして用いる場合バンドギャップ以下の光を透過させるために第１電極を用いる必要がある。第１電極上に直接光吸収層を製膜すると界面が酸化してしまい良いコンタクトが形成できずに効率が高くなりにくい。

特許第５８７５１２４号公報 特許第４９３７３７９号公報

本実施形態は、変換効率を改善した太陽電池、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ことを目的とする。

本発明のひとつの実施形態では透光性を持つ導電膜である第１電極と、透光性を持つ導電膜である第２電極と、前記第１電極と前記第２電極の間に設けられたカルコパイライト構造を有する化合物半導体である光吸収層と、前記第１電極の前記第２電極に対向する面に存在する複数の金属部よりなり、複数の前記金属部の間の少なくとも一部に空隙を備える太陽電池を提供する。

第１の実施形態に係る太陽電池の断面概念図。 第１の実施形態に係るイメージ図。 空隙率測定の概略を示す断面図。 空隙率測定の概略を示す断面図。 第２の実施形態に係る太陽電池の断面概念図。 第３の実施形態に係る太陽電池の断面概念図。 第３の実施形態に係る太陽電池の断面ＴＥＭ画像。 第４の実施形態に係る太陽電池の断面概念図。 第５の実施形態に係る多接合太陽電池の断面概念図。 第６の実施形態に係る太陽電池モジュールの概念図。 第７実施形態に係る太陽光電池システムの概念図。

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の実施形態）
図１に示すように、第１の実施形態に係る太陽電池１００は、基板１と、基板１の上に第１電極２と、第１電極２の上方に第２電極５と、第１電極２と第２電極５の間に設けられた光吸収層３とを備える。そして、第１電極２と光吸収層３の間にドット領域４を有している。このドット領域４には複数の導電性の金属部７が存在する。光吸収層３は複数の金属部７の間の少なくとも一部に空隙８を備える。

金属部７の間の少なくとも一部に空隙８を備えることで、太陽電池としての特性の並列抵抗が増大し、形状因子が高くなり効率向上に繋がる。また、光吸収層３と空隙８の屈折率の差が大きいため、入射光の一部が空隙８で反射され光吸収層３の内部に戻る。このため、光吸収層３の内部での吸収の増大が起こり、効率向上に繋がる。

本実施形態に係る太陽電池を構成する部材を説明する。

（基板）
第１の実施形態に係る基板１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）
第１の実施形態に係る第１電極２は、太陽電池１００の電極である。第１電極２は、例えば、基板１の上に形成された半導体膜を含む透明電極である。第１電極２は、基板１と光吸収層３の間に存在する。第１電極２としては、酸化インジウムスズ（Indium-Tin Oxide：ＩＴＯ）を少なくとも含む半導体膜を用いることができる。光吸収層３側のＩＴＯ上には、ＳｎＯ_２、ＴｉＯ_２、キャリアドープされたＺｎＯ：Ｇａ、ＺｎＯ：Ａｌなどの酸化物を含む層を積層してもよい。基板１側から光吸収層３側にＩＴＯとＳｎＯ_２を積層したものでもよいし、基板１の側から光吸収層３の側にＩＴＯ、ＳｎＯ_２とＴｉＯ_２を積層したものなどでもよい。第１電極２の光吸収層３と接する層は、ＩＴＯ、ＳｎＯ_２とＴｉＯ_２のうちのいずれかの酸化物層であることが好ましい。また、基板１とＩＴＯの間にＳｉＯ_２等の酸化物を含む層をさらに設けても良い。第１電極２は基板１にスパッタするなどして製膜することができる。第１電極２の膜厚は、例えば、１００ｎｍ以上１０００ｎｍ以下である。実施形態の太陽電池を多接合型の太陽電池に用いる場合は、実施形態の太陽電池はトップセル側やミドルセル側に存在して、第１電極２は透光性のある半導体膜であることが好ましい。

（ドット領域）
第１の実施形態に係るドット領域４は、第１電極２の第２電極５に対向する面に存在する複数の導電性の金属部７を有する領域のことである。この金属部７は第１電極２と光吸収層３との境界面上に存在している。また、後述する第３の実施形態のように、第１電極２を貫通していてもよい。ドット領域４は、金属部７が存在しその開口率（［金属部７が存在しない領域の面積］／［（金属部７が存在する領域の面積）＋（金属部７が存在しない領域の面積）］）が５０％以上の領域である。非開口部分に金属部７が存在する。

非開口部分では、金属部７は、光吸収層３の第１電極２の方向を向いている面と接する、又は光吸収層３の内部まで形成される。また、金属部７が光吸収層３と接した面とは反対側の面は、第１電極２の光吸収層３を向いている面と接する、又は基板表面に接している。また、開口部分、つまり、金属部７が存在しない領域の少なくとも一部には、光吸収層３が存在する。ドット領域４は、第１電極２への高い透光性を備え、かつ、光吸収層３を構成する化合物半導体の酸化を抑える効果を有する。化合物半導体と第１電極２との界面での酸化領域形成を抑える働きも有し、コンタクト部分が金属部７になることで、金属部７の部分に電界を集中し、界面再結合を抑え開放電圧を向上できる。光吸収層３の酸化が抑えられると開放電圧が向上し、変換効率も向上する。高い透光性は、多接合型太陽電池のトップセルとして用いる際に好適な特性である。また、多接合型太陽電池に用いるだけでなく、透明性が求められる太陽電池の用途としても、本実施形態の太陽電池は好適である。

ドット領域４の開口率は、５０％以上９９．９５％以下であることが好ましい。開口率が５０％未満であると、透光性が低下してしまい好ましくない。開口率は、９９％未満は有効数字２桁（四捨五入）で表し、９９％以上では有効数字３桁又は４桁（四捨五入）で表す。また、開口率が９９．９５％を超えるとドット領域４の存在による光吸収層３の酸化防止の効果がほとんど見られず、変換効率向上に寄与しにくくなる。

開口率は次のように調べることができる。
例えば光透過性のある基板１を用いている太陽電池の場合、目視で金属部７が確認できる方向から光学顕微鏡を用い、倍率は４０倍で太陽電池の中央部付近を図２のように観察する。このとき、スクライブラインは避けて観察する。太陽電池の端部は観察には用いない。金属部７が観察できない場合は適宜倍率を変化させる。観察時の画像を用いて開口率を測定するので、画像中に太陽電池を作製時のサイドエッチングにより部分的に金属部７が第１電極２から取れてしまったものや、レジストが観察部に存在するなど、太陽電池の一部のみに見られる特殊な形状が存在するような画像は用いない。

この観察を２０箇所行い、それぞれの画像に対して、明暗の二値化処理を行い、金属部７が存在する領域の面積（非開口部）と金属部７が存在しない領域の面積（開口部）を求める。

＜二値化処理＞
まず、得た画像を画像処理ソフトに取り込み、取り込んだ画像に対して二値化処理を行う。このとき、二値化した画像において、白は金属部７部分、黒は第１電極２となるように、閾値を設定する。二値化した画像の白、黒の面積比を求め、全体の中に黒が存在する部分を１００分率で示したものが開口率となる。

なお、光透過性のない基板１を用いる場合は太陽電池の一部をくりぬき、第２電極の方からエッチングや直接研磨し、光吸収層３まで削り出す。削り出す際、オーバーエッチングや過剰研磨に注意し、完全に第１電極２が目視で確認できる部分に対しては観察しない。削り出した面に対して、二次イオン質量分析法（Secondary Ion Mass Spectrometry：ＳＩＭＳ）によるイメージングを行い、観察視野は２０μｍ×２０μｍで、金属部７と第１電極２の特定を行う。

こうして得た画像に対して、金属部の有無で二値化処理を行い、開口部と非開口部の面積を求め、開口率を算出する。この処理を、２０箇所行う。

後述する図９などで示す多接合型太陽電池２００の場合は、多接合型太陽電池２００に対してトップセル２０１とボトムセル２０２をトップセル２０１が傷つかないよう剥がし、トップセル２０１のみにしてから上述した開口率の測定を行う。

上記方法で求められる開口率が上記開口率を満たすことが、ドット領域４は、上記開口率を満たすことを意味する。つまり、５０％≦開口率≦９９．５％が好ましい。６１％≦開口率≦９９．５％がより好ましい。８０％≦開口率≦９９．５％がより好ましい。そして、２０箇所すべてで上記開口率を満たした状態がより好ましい。この状態を、ドット領域４は全体的に上記開口率を満たすものとする。

金属部７は、光吸収層３と反応しない材料又はほとんど反応しない材料で構成されることが好ましい。そこで、金属部７は、金属、合金と導電性酸化物のうちのいずれか１種以上を含むことが好ましい。光吸収層３がＳｅやＳを含む場合、金属部７を構成する材料はＳｅやＳによる腐食に耐えられる材料が望ましい。金属であれば、貴金属系元素やＭｏが好ましい。そこで、金属部７の金属又は合金に含まれる金属は、Ｍｏ、Ｒｕ、Ｒｈ、Ｐｄ、Ａｇ、ＩｒとＰｔなどのうちのいずれか１種以上が望ましい。導電性酸化物としては、Ｓｅ及びＳ耐食性の観点から、ＲｕＯ_２、ＰｄＯ、Ｒｈ_２Ｏ_３、ＰｔＯ_２、ＩｒＯ_２などが好ましい。また、光吸収層３とオーミック接続できる金属が好ましい。仕事関数が深い金属や化合物（酸化物）が好ましい。仕事関数は、５．４ｅＶ以上の金属や化合物（酸化物）が好ましい。これらのことから、金属部７は、Ｍｏ、Ｐｔ、ＩｒとＰｄのうちのいずれか１種以上を含むことがより好ましい。金属部７は、一種でも二種以上の材料の組合わせで構成されていても良い。また、金属部７の一部や、後述する空隙８に代わり用いることのできるＳ、Ｓｅ、Ｔｅ、Ｎ、Ｏからなる群れより選ばれる少なくとも１種を含む化合物の一部などが太陽電池を作製するうえで反応し、金属部７の周囲にこれらの反応生成物が存在することがある。

金属部７の形状は、特に限定されない。金属部７の形状の具体例としては、円形、楕円型、多角形などが挙げられる。これらの円形、楕円型、多角形は中空（Ｏ型など）や開口（Ｃ型や括弧形状など）を有するものでもよく、特に限定はない。金属部７の大きさは、２ｎｍ以上２０μｍ以下が好ましい。金属部７の大きさは、６ｎｍ以上１０μｍ以下がより好ましい。金属部７が小さすぎると第１電極２面上で分散させるのが困難である。また、金属部７が大きすぎると、透光性のばらつきが生じたり、光吸収層３が酸化されやすくなったりするため好ましくない。ドット領域４の金属部７の高さは、特に限定されないが、作製のしやすさなどの観点から、２ｎｍ以上５０μｍ以下が好ましい。光吸収層３の移動度があまり高くない場合は、穴あきの中空形状の金属部７を用いることで金属同士の間隔を縮めつつ、開口率を高くできるという点で好ましい。金属粒子を含んだ溶液を塗布・乾燥させることによって第１電極２の上に形成させた金属部７である場合、金属粒子は一部凝集している場合がある。また、金属部７はひとつひとつが独立した円形や楕円形状をとる必要はなく、メッシュ状の金属網を第１電極２の上に配置してもよい。

金属部７は分散して光吸収層３と第１電極２の間に存在することが好ましい。そこで、ドット領域４は、全体的に上記開口率を満たすことが好ましい。また、各金属部７の大きさの差は小さいことが好ましい。

金属部７が偏在していると、金属部７が多い領域では透光性が低く、金属部７が少ない領域では光吸収層３の第１電極２を向いた面が酸化しやすいため好ましくない。そこで、ドット領域中の金属部７の間隔の差は小さいことが好ましい。ドット領域中の金属部７の間隔の最小値及び最大値は、金属部７の間隔の平均値の０．８倍以上１．２倍以下であることが好ましい。ドット領域中の金属部７の間隔の最小値及び最大値は、金属部７の間隔の平均値の０．９倍以上１．１倍以下であることがより好ましい。

金属部７の間隔は、０．５ｎｍ以上２４μｍ以下が好ましい。このように金属部７が均一に分散していると、光透過性にばらつきが少なく、太陽電池１００の光学特性が向上し、また、同じ開口率で同じ大きさの金属部７である場合、均一に分散している程、光吸収層３の酸化防止の機能が向上して好ましい。これは、金属部７が非常に少ない又は無い領域において酸化が進行しやすく、金属部７が少しでもあることで酸化膜の形成を阻害し、結果として変換効率が向上すると考えられる。

金属部７の間隔は、特に０．８ｎｍ以上２００ｎｍが好ましい。金属部７の間隔がこの範囲にあることで、後述する空隙８を効率よく作製することができ、太陽電池の効率を向上させることができる。

ドット領域４は、金属部７となる金属粒子を含んだ液体を塗布・乾燥させる方法や、金属膜、酸化膜や窒化膜を製膜してマスクを用いて任意の金属部パターンになるように加工する方法や、金属部パターン形状を有する鋳型を用いてインプリントすることによって形成することができる。

例えば、第１電極２を作製した後、レジストマスクで金属部パターンを作製する。その後金属部７の材料をスパッタする。その後レジストを剥離し、金属部７を作製する。

（空隙）
本実施形態に係る空隙８は、ドット領域４に存在する金属部７の間の少なくとも一部に存在する。空隙８は後述する光吸収層３の作製時に形成される。空隙８の形状を観察するには、例えば、ドット領域４を第２電極側から日本電子製のＪＥＭ-ＡＲＭ２００Ｆを用い、加速電圧を２００ｋＶにして５万倍の透過型電子顕微鏡（Transmission Electron Microscope：ＴＥＭ）の明視野像にて観察する。

空隙８はＴＥＭのエネルギー分散型Ｘ線分光法（Energy Dispersive X-ray Spectroscopy：ＥＤＸ）を用い分析した際、主要構成元素の検出値が５０％以下の領域を空隙８とすることで、ＴＥＭ明視野像の観察と合わせて、観察することもできる。

空隙８は金属部７の間の少なくとも一部に存在するが、空隙８は必ずしも金属部７に接している必要は無い。例えば、第１電極に空隙８は接しているが金属部７と空隙８の間に光吸収層が存在するもの、第１電極、金属部７のいずれにも接していないもの、金属部７には接しているが、第１電極には接していないもの、金属部７の間に存在するが、第１電極には接していないもの、などが存在する。また、空隙８が金属部７の一部を覆って存在している場合もある。

空隙８の形状に依らず、第１電極と空隙８の接している面積が大きいほど、並列抵抗を高く保つことができるため、好ましい。

空隙８は、太陽電池全体での存在量が太陽電池の効率に作用している。この空隙８の存在量は、太陽電池の断面から測定される空隙率が大きいほど多くなる。また、空隙８の存在量が多いほど、空隙８と第１電極２とが接する面積が増加しやすくなる。

空隙率とはある金属部７と最近接する金属部７の間の距離に対して、その金属部７の間に存在する空隙８の割合のことである。

ここで、空隙率の測定方法を説明する。空隙率は太陽電池の断面２０カ所のＴＥＭ明視野像を撮像し、このＴＥＭ像を用いて測定する。測定のイメージは図３と図４に示した。

まず、太陽電池の断面を作製するために、あるひとつの金属部７と、この金属部７と最近接する金属部７を通る直線で太陽電池を切断し、断面を作製する。最近接する金属部７は、基板側から太陽電池を観察することで特定する。

太陽電池の断面をＴＥＭで観察する。まず、得た断面を集束イオンビーム法（Focused Ion Beam：ＦＩＢ）を用いてＴＥＭ撮像に適した試料にする。作製した試料の観察には、日本電子製のＪＥＭ−ＡＲＭ２００Ｆを用い、加速電圧は２００ｋＶにし、視野中には金属部７が２つ存在し、かつ空隙８が存在するようにする。便宜上撮像中の２つの金属部７を第１金属部７、第２金属部７とする。

ＴＥＭ−ＥＤＸ撮影部と同じ部分をＴＥＭで撮像する。このようにして得た２０カ所のＴＥＭ像それぞれについて、第１電極２と、第１金属部７、第２金属部７の第２電極５方向を向いている面との最大距離（各金属部７における最大膜厚）を測定する。このときの距離をＲｄ１、Ｒｄ２とする。

次に、撮像中における空隙８と、光吸収層が存在する部分の長さの比率を求める。このとき、適宜ＴＥＭ像を拡大し、空隙８と光吸収層の長さの比率を求める。

この比率は、それぞれのＴＥＭ像中で第１金属部７、第２金属部７の間を第１電極と平行な直線（仮想直線）で結び、その直線上における空隙８が存在する部分の長さ（途切れている場合はそれぞれの合計）と光吸収層３が存在する部分の長さ（途切れている場合はそれぞれの合計）を求め、それぞれ、Ｌｇ、Ｌａとする。

このＬｇ、Ｌａを第１電極直上からＲｄ１、Ｒｄ２のどちらか小さい方ｍｉｎ(Ｒｄ１、Ｒｄ２)までの高さまでを１０ｎｍ間隔で求め、Ｌｇ、Ｌａ及び、ある高さにおける金属部７間の距離における空隙８の割合（Ｒｓｐ）＝Ｌｇ／（Ｌｇ＋Ｌａ）をそれぞれ求める。

こうして求めたｍｉｎ(Ｒｄ１、Ｒｄ２)までの高さのＲｓｐ＝Ｌｇ／（Ｌｇ＋Ｌａ）の中で、Ｍａｘ（Ｒｓｐ）を空隙率と定義する。

空隙８が第１電極２と接して存在することで、必要な部分以外での第１電極２と光吸収層３の電気伝導を抑制することが可能となり、太陽電池の特性を向上させることができる。

また、光吸収層３、第１電極２の屈折率は比較的高い値を示すものが多く、それらの界面での反射は抑制されやすい。光吸収層３で十分に吸収されない光は発電のロスになるため、第１電極２の前で反射されることが望ましい。空隙８が存在することで屈折率の低い領域が導入されるため、光吸収層３の内部に反射する効果が得られる。

そのため、本実施形態における太陽電池において、２０カ所測定したうちの一部のＴＥＭ断面観測結果から得られる空隙率が０％程度であっても、２０カ所測定した平均空隙率が１％程度以上であれば、太陽電池の特性を向上することができる。これは、空隙８による光の乱反射により、光吸収層３の変換効率を上昇させることができ、かつ空隙８が存在することで、光吸収層３と第１電極２との接触を低減させることができるためである。

空隙率は１０％以上あると、前述の空隙８の作用により、太陽電池の効率をより向上することができるため、より好ましい。

なお、空隙にかわり、Ｓ、Ｓｅ、Ｔｅ、Ｎ、Ｏからなる群れより選ばれる少なくとも１種を含む化合物を備えることもできる。この場合空隙率に相当する値も、空隙率の測定方法と同様に測定することができる。
この化合物とは、絶縁性を持つ、つまり高抵抗の化合物を指す。

（光吸収層）
本実施形態の光吸収層３は、ｎ型とｐ型の化合物半導体層を含みヘテロ接合又はホモ接合した層である。第１電極２と第２電極５との間に存在し、第２電極５の上から透過する光によってｎ型とｐ型の化合物半導体から第２電極５に電子を供給する。

ｎ型半導体層は、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型層は、例えば、Ｚｎ_１−ｙＭｙＯ_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型層の厚さは、２ｎｍ以上８００ｎｍ以下であることが好ましい。ｎ型層は、例えば、スパッタやＣＢＤ（化学溶液析出法）によって製膜される。ｎ型層をＣＢＤで製膜する場合、例えば、水溶液中で金属塩（例えばＣｄＳＯ_４）、硫化物（チオウレア）と錯化剤（アンモニア）を化学反応により、光吸収層３上に形成できる。光吸収層３にＣｕＧａＳｅ_２層、ＡｇＧａＳｅ_２層、ＣｕＧａＡｌＳｅ_２層、ＣｕＧａ（Ｓｅ，Ｓ）_２層などＩＩＩｂ族元素にＩｎを含まないカルコパイライト型化合物を用いた場合、ｎ型層としては、ＣｄＳが好ましい。

ｐ型の化合物半導体は、Ｉ族、ＩＩＩ族とＶＩ族元素を含む化合物を含んでいる。Ｉ族元素は、Ｃｕを少なくとも含むことが好ましい。ＩＩＩ族元素は、Ｇａを少なくとも含むことが好ましい。ＶＩ族元素は、Ｓｅを少なくとも含むことが好ましい。Ｉ族（Ｉｂ族）元素、ＩＩＩ族（ＩＩＩｂ）族元素とＶＩ族（ＶＩｂ族）元素を含む、例えばＣｕ（Ｉｎ，Ｇａ）Ｓｅ_２やＣｕＩｎＴｅ_２、ＣｕＧａＳｅ_２、Ｃｕ（Ｉｎ，Ａｌ）Ｓｅ_２，Ｃｕ（Ａｌ，Ｇａ）（Ｓ，Ｓｅ）_２、Ｃｕ（Ｉｎ，Ｇａ）（Ｓ，Ｓｅ）_２、ＣｕＧａ（Ｓ，Ｓｅ）_２，Ａｇ（Ｉｎ，Ｇａ）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。Ｉｂ族元素がＣｕ又はＣｕ及びＡｇからなり、ＩＩＩｂ族元素がＧａ、ＡｌとＩｎのうちの１種以上の元素であり、ＶＩｂ族元素は、Ｓｅ、ＳとＴｅのうちの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からなり、ＩＩＩｂ族元素がＧａ、Ａｌ、Ｇａ及びＩｎ、又は、Ｇａ及びＡｌからなり、ＶＩｂ族元素は、Ｓｅ、Ｓ、又は、Ｓｅ及びＳからなることがより好ましい。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、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。目的とするバンドギャップの値とは、例えば１．０ｅＶ以上２．７ｅＶ以下である。

光吸収層３の製膜方法は、３段階法などの蒸着プロセス等が挙げられ、ドット領域４を有する第１電極２の上に空隙８を有しつつ製膜可能な方法であれば限定されないが、温度条件に留意する必要がある。結晶成長を促進させるために高温で製膜すると、結晶の成長とともに、金属部７の間まで光吸収層３が成長し、空隙８はできにくい。製膜温度を下げると金属部７の間に空隙８ができやすいが、温度を下げ過ぎると光吸収層３の結晶性が悪くなり太陽電池特性が低下する。そこで、結晶成長を抑制しない範囲で温度を下げることで空隙８のある光吸収層３が作製できる。分子線エピタキシー法（Ｍｏｌｅｃｕｌａｒ Ｂｅａｍ Ｅｐｉｔａｘｙ；ＭＢＥ）を例として製膜温度を記すと、最高５００℃から５５０℃の範囲で製膜すると、良好な光吸収層３ができやすい。ただし、この温度は測定環境により異なり、目安でしかない。

ここで、例としてＭＢＥを用いた３段階法による蒸着方法を説明する。

（第１段階目）基板温度を２００℃以上４００℃以下に加熱し、ＩＩＩｂ族元素（たとえば、Ｇａ）とＶＩｂ族元素（たとえばＳｅ）を堆積する。

（第２段階目）基板温度を３００℃以上６００℃以下まで加熱し、Ｉｂ族元素（たとえばＣｕ）とＶＩｂ族元素（たとえばＳｅ）を堆積する。吸熱反応の開始を確認し、Ｉｂ族元素（たとえばＣｕ）が過剰となる組成でＩｂ族元素とＶＩｂ族元素の堆積を停止する。

（第３段階目）吸熱反応の開始後、Ｉｂ族元素の供給時間の５％程度以上の時間供給を続けることで結晶の質が高まることから望ましい。第２段階目終了後、再びＩＩＩｂ族元素とＶＩｂ族元素を堆積する。Ｉｂ族元素に対してＩＩＩｂ族元素が若干過剰に組成で停止させることでバルク内に存在するＩｂ−ＶＩｂ族化合物（たとえば、Ｃｕ−Ｓｅ化合物）によるリークを抑制することができる。

第２段階目の温度については高温にするほど結晶の質が高まることから望ましいが、結晶の成長をさせ過ぎると、金属部７の間の空隙８を埋めてしまうことがある。また、第２段階目の温度が低温だと結晶の粒成長が促進されずに太陽電池特性の低下が見られる。そのため、第２段階目の基板温度は、４５０℃から５７０℃の範囲で製膜することが望ましい。この条件だと空隙８を明確に確認することができる。製膜温度が高温になるほど空隙８の大きさは小さくなる傾向がある。

第１電極２の上に中間層を有し、中間層上にドット領域４を有する太陽電池であっても、光吸収層３の製膜方法は同様であり、空隙８も同様に存在させることができる。

（第２電極）
第１の実施形態に係る第２電極５は太陽光のような光を透過し尚且つ導電性を有する電極膜である。第２電極５は、中間層やｎ型層の光吸収層３側を向いた面とは反対側の面と物理的に接している。第２電極５と第１電極２の間に、接合した光吸収層３とｎ型層が存在する。第２電極５は、例えば、Ａｒ雰囲気中でスパッタリングＣＶＤ（Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｖａｐｏｒ Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ：化学気相成長）法を行なって製膜される。第２電極５は、例えば、アルミナ（Ａｌ_２Ｏ_３）を２ｗｔ％含有したＺｎＯターゲットを用いたＺｎＯ：Ａｌ或いはジボランまたはトリエチルボロンからのＢをドーパントとしたＺｎＯ：Ｂを用いることができる。

＜変形例＞
（酸化物層）
本実施形態は酸化物層を備えていてもよい。酸化物層は、ｎ型層と第２電極５の間に設けることが好ましい薄膜である。酸化物層は、Ｚｎ_１−ｘＭｇ_ｘＯ、ＺｎＯ_１−ｙＳ_ｙとＺｎ_１−ｘＭｇ_ｘＯ_１−ｙＳ_ｙ（０≦ｘ，ｙ＜１）のいずれかの化合物を含む薄膜である。酸化物層は、第２電極５側を向いたｎ型層の面のすべてを覆っていない形態でもよい。例えば、第２電極５側のｎ型層の面の５０％を覆っていればよい。ほかの候補として、ウルツ型のＡｌＮやＧａＮ、ＢｅＯなども挙げられる。酸化物層の体積抵抗率は、１Ωｃｍ以上であると光吸収層３内に存在する可能性のある低抵抗成分に由来するリーク電流を抑えることが可能になるという利点がある。なお、実施形態では、酸化物層を省略することができる。これらの酸化物層は、酸化物粒子層であり、酸化物層中には多数の空隙８を有することが好ましい。中間層は、上記の化合物や物性に限定されるものではなく、太陽電池の変換効率向上等に寄与する層であればよい。中間層は、物性の異なる複数の層であってもよい。

（第３電極）
本実施形態は、第３電極を備えていてもよい。第３電極は、光電変換素子１００の電極であって、第２電極５の上の光吸収層３の側とは反対側に形成された金属膜である。第３電極としては、ＮｉやＡｌ等の導電性の金属膜を用いることができる。第３電極の膜厚は、例えば、２００ｎｍ以上２０００ｎｍ以下である。また、第２電極５の抵抗値が低く、直列抵抗成分が無視できるほどの場合等には、第３電極を省いても構わない。

（反射防止膜）
本実施形態は反射防止膜を備えていてもよい。反射防止膜は、光吸収層３へ光を導入しやすくするための膜であって、第２電極上又は第３電極上の光吸収層側とは反対側に形成されている。反射防止膜としては、例えば、ＭｇＦ_２やＳｉＮ_ｘ、ＳｉＯ_２を用いることが望ましい。なお、実施形態において、反射防止膜を省くことができる。各層の屈折率に応じて膜厚を調整する必要があるが、７０−１３０ｎｍ（好ましくは、８０−１２０ｎｍ）蒸着することが好ましい。

本実施形態に係る太陽電池は、第１電極２と、第２電極５と、第１電極２と第２電極５の間に設けられた光吸収層３と、第１電極２の第２電極５に対向する面に存在する複数の金属部７よりなり、複数の金属部７の間の少なくとも一部に空隙８を備える。

第1の実施形態に係る太陽電池が提供されることで、太陽電池特性の並列抵抗を高く保つことができ、形状因子が維持できるうえ、光吸収層３と空隙８の屈折率の差が大きいため、入射光の一部が反射され光吸収層内部での吸収の増大が起こり、変換効率を向上することができる。さらに、光吸収層３の酸化を阻害することができ、変換効率を向上させることができる。

（第２の実施形態）
第１の実施形態と共通する部分に関しては省略する。

第２の実施形態では、ドット領域４の金属部７は、図５に示すように、第１電極２を貫通し、第１電極２の光吸収層３側表面まで形成されており、その結果、金属部７は、基板１および光吸収層３の両方にコンタクトしている。この金属部７は、基板１にコンタクトしていればよく、たとえば図５に示すように金属部７が第１電極２を貫通し、光吸収層３の内部まで形成されていてもよい。また、本実施形態の作用を得られる場合には、金属部７は、第１電極２の光吸収層側の表面まで形成されず第１電極２の内部まで形成されていてもよい。

金属部７が基板１にコンタクトしているかどうかは、第１の実施形態で説明したように、太陽電池の断面を観察し、調べることができる。

次に本実施形態における金属部７の製造方法を述べる。

基板１上に金属部７の材料を製膜する。レジストマスクを用いて、金属部７を所定のパターンに加工する。その後、第１電極２となる材料をスパッタなどで製膜する。レジストマスクを除去する。その後、光吸収層３となる材料をスパッタなどで製膜する。この光吸収層３の製膜方法は前述した通りである。第２電極５となる材料をスパッタなどで製膜する。

製造方法は、上記のみに限られない。例えば、基板１上に第１電極２となる材料をスパッタで製膜し、その後レジストマスクを用いて、第１電極２を所定のパターンに加工して、金属部７となる材料をスパッタする。最後にレジストマスクを除去する。このような製造方法も同様に行うことが可能である。

本実施形態に係る太陽電池が提供されることで、太陽電池特性の並列抵抗を高く保つことができ、形状因子が維持できるうえ、光吸収層３と空隙８の屈折率の差が大きいため、入射光の一部が反射され光吸収層内部での吸収の増大が起こり、変換効率を向上することができる。さらに、光吸収層の酸化を阻害することができ、変換効率を向上させることができる。また、金属部７と基板１がコンタクトしていることで、基板１から光吸収層内部へ金属部７を経由し電子、ホールが移動しやすくなる。これにより電流特性を改善することができる。

（第３の実施形態）
第１の実施形態と共通する部分に関しては省略する。

図６、図７に示すように、第３実施形態に係る太陽電池１００では、ドット領域４の金属部７間には、第１絶縁膜６を設けている。金属部７と第１絶縁膜６の間の少なくとも一部および／または、光吸収層３と第１絶縁膜６の間の少なくとも一部に空隙８が存在する。なお、図７において第２電極５の上に存在する観察用のノリとは、ＴＥＭを用いて観察する際に行った処理によるものであり、本実施形態における構成ではない。

ドット領域４の金属部７が穴あきの中空形状（例えばO型）である場合には、中空部分には第１絶縁膜６が存在しても空隙８が存在しても構わない。金属部７の中空に第１絶縁膜６又は空隙８が存在しない場合、中空領域に光吸収層３が入ってきてしまい、直接第１電極２に触れてしまい並列抵抗を減少させかねないので、第１絶縁膜６又は空隙８が存在することが好ましい。第１絶縁膜６に関すること以外は、第１実施形態の太陽電池１００と共通する。第１実施形態と共通する説明は省略する。

（第１絶縁膜）
第１絶縁膜６は、金属部７の間の光吸収層３と第１電極２の間の全面又は一部に存在する。第１絶縁膜６は、光吸収層３の酸化を防止する透光性のある膜である。第１電極２の光吸収層側を向く面は、第１絶縁膜６の第１電極２側を向く面と物理的に接する。光吸収層３の第１電極側を向く面は、第１絶縁膜６の光吸収層側を向く面と物理的に接する。第１絶縁膜６の側面、つまりドット領域側を向く面は、金属部７又は光吸収層３と物理的に接する。ドット領域４によって光吸収層の酸化を一部の防止できるが、酸化防止の観点からはドット領域４の開口率が低い方が良いが、光の透過率が低下してしまうため好ましくない。また、第１絶縁膜６を光吸収層３と第１電極２の間の全面に設け、ドット領域４を設けない太陽電池では電極と光吸収層３のコンタクトが良好でなくなり変換効率が向上しない。

単純に第１絶縁膜６を導入すると、太陽電池の直列抵抗成分（Ｒｓ）が大きくなり効率が減少してしまう。第１電極２の上に第１絶縁膜６を導入すると、電極と化合物半導体のコンタクト部分が物理的に少なくなり（絶縁領域がパッシベーション膜に相当する）、更に界面再結合を抑制し、高い開放電圧を保つことができる。

第１絶縁膜６が光吸収層３と第１電極２の間に存在すると、第１電極２と光吸収層３の間の電気伝導を抑制することができ、曲率因子ＦＦが向上し、変換効率が向上する。第１絶縁膜６としては、酸化膜と窒化膜のいずれかが挙げられる。酸化膜としては、具体的には、ＡｌＯ_ｘ、ＳｉＯ_ｘとＭｇＯと（Ａｌ，Ｓｉ，Ｍｇ）Ｏｘのうちのいずれか１種以上の膜が好ましい。また、窒化膜としては、ＳｉＮ_ｘ、ＡｌＮ_ｘとＧａＮ_ｘと（Ｓｉ，Ａｌ，Ｇａ）Ｎ_ｘのうちのいずれか１種以上の膜が好ましい。第１絶縁膜６の厚さは、ドット領域４の金属部７の高さより厚くてもよいが、好ましくは、金属部７の高さ以下であり、１ｎｍ以上８０ｎｍ以下である。第１絶縁膜６の厚さは、金属部７の高さ以下であり、５ｎｍ以上５０ｎｍ以下がより好ましい。第１絶縁膜６は、金属部７間における光吸収層３と第１電極２の間の全面を覆わなくても上記効果がある。酸化防止及びＦＦ向上の観点、並びに、製膜プロセスの観点からは、第１絶縁膜６は、金属部７間における光吸収層３と第１電極２の間の全面に存在することが好ましい。

第１絶縁膜６の形成方法は半導体製造プロセスを採用することができる。例えば、第１電極２の上にドット領域４用の金属膜を製膜し、レジストマスクを用いて金属部７パターンに加工してドット領域４を形成する。続いて、ドット領域４のレジストマスク上と第１電極２の露出面に第１絶縁膜６となる材料をスパッタなどで製膜する。レジストマスクとともにドット領域４上の第１絶縁膜６を除去し、第１実施形態と同様に光吸収層３を製膜するとこができる。

このとき、金属部７の光吸収層３と接している面の一部が第１絶縁膜６に覆われると、金属部７と光吸収層３との電気伝導性が悪化する。この場合、同じ透過率を維持したままではコンタクト抵抗が増大するため、開放電圧Ｖｏｃが低下し、効率も低下するため、空隙８が存在する方が好ましい。

第１絶縁膜６はメッシュ状の形状をとることもできる。第１絶縁膜６がメッシュ状の形状をとることで、より多く空隙８を備えることができる。こうすることで、絶縁性を保ちながら、屈折率の低い領域が導入されるため、光吸収層内部に反射する効果が得ることができる。

第３の実施形態に係る太陽電池における空隙８は、第１の実施形態で説明した空隙８と同様に、必ずしも金属部７に接している必要はなく、第１の実施形態で説明した空隙８のように、第１電極２と第１絶縁膜６とに空隙８は接しているが金属部７と空隙８の間に光吸収層３が存在するもの、第１電極と金属部７とに空隙８は接しているが第１絶縁膜６と空隙８の間に光吸収層３が存在するもの、第１電極２には接しているが、金属部７と第１絶縁膜６の間に位置し、そのどちらにも接していないもの、第１電極２、金属部７、第１絶縁膜６のいずれにも接していないもの、金属部７と第１絶縁膜６には接しているが、第１電極２には接していないもの、などが存在する。また、空隙８が金属部７や第１絶縁膜６の一部を覆って存在している場合もある。

空隙率の測定方法は第1の実施形態で述べたとおりである。

空隙８が存在することで、第1の実施形態で述べたように、第１電極２と光吸収層３の絶縁性が高まり太陽電池の特性向上に繋がる。光吸収層３や第１電極同様、第１絶縁膜６の屈折率も比較的高い値を示すものが多く、それらの界面での反射は抑制されやすい。光吸収層３で十分に吸収されない光は発電のロスになるため、第１電極の前で反射されることが望ましい。空隙８が存在することで屈折率の低い領域が導入されるため、光吸収層内部に反射する効果が得られる。

第１絶縁膜６が金属部７の間を埋め、空隙８が存在しない場合、第１絶縁膜６の種類と加熱処理によっては、第１絶縁膜６と金属部７が反応し、意図しない導電部が第１絶縁膜６の一部に含まれることになり、コンタクトが悪化する可能性がある。そのため、金属部７と第１絶縁膜６の間に空隙８が存在することで、金属部７の間の絶縁性の保持と、反射による効率向上を図りつつ、金属部７以外に導電部を備えることがないため、金属部７と第１絶縁膜６の間には空隙８が存在することがより好ましい。

本実施形態に係る太陽電池が提供されることで、太陽電池特性の並列抵抗を高く保つことができ、形状因子が維持できるうえ、光吸収層と空隙８の屈折率の差が大きいため、入射光の一部が反射され光吸収層内部での吸収の増大が起こり、変換効率を向上することができる。さらに、光吸収層３の酸化を阻害することができ、変換効率を向上させることができる。

（第４の実施形態）
第１〜第３の実施形態と共通する部分に関しては省略する。

本実施形態に係る太陽電池は、図８で示す通り、ドット領域４の金属部７間には、第１絶縁膜６が存在する。ドット領域４の金属部７と、第１絶縁膜６の間には空隙８が存在する。金属部７は基板１側表面から第１電極２を貫通し、光吸収層３側表面まで形成されている。その結果、金属部７は、基板１および光吸収層３の両方にコンタクトしている。この金属部７は、基板１にコンタクトしていればよく、基板１側表面から光吸収層３内部まで形成されていてもよい。

また、紹介するいずれの実施形態の作用を得られる場合には、金属部７は、第１電極２の光吸収層側表面まで形成されず、第１電極２内部まで形成されていてもよい。

本実施形態に係る太陽電池が提供されることで、太陽電池特性の並列抵抗を高く保つことができ、形状因子が維持できるうえ、光吸収層３と空隙８の屈折率の差が大きいため、入射光の一部が反射され光吸収層内部での吸収の増大が起こり、変換効率を向上することができる。さらに、光吸収層３の酸化を阻害することができ、変換効率を向上させることができる。

（第５の実施形態）
第５実施形態は、第１〜第４実施形態の太陽電池の何れか１つ、又は組み合わせて用いた多接合型太陽電池である。図９に本実施形態の多接合型太陽電池の断面概略図を示す。図９の多接合型太陽電池は、トップセルの太陽電池２０１とボトムセルの太陽電池２０２を有する。第１〜第４実施形態の太陽電池１００は、多接合型太陽電池２００のトップセル２０１に用いられる。トップセルの太陽電池２０１の基板１を透過した光が、次にボトムセルの太陽電池２０２に入射する。ボトムセルの電池２０２には、例えば、Ｓｉの光吸収層３を有する太陽電池や、トップセルの太陽電池２０１よりもナローギャップな光吸収層３を有する第１実施形態の太陽電池１００から第２実施形態の太陽電池１００を用いることもできる。第１実施形態の太陽電池１００をトップセルに用いる場合は、吸収波長と変換効率の観点から、Ｉ族元素はＣｕ、ＩＩＩ族元素はＧａ及びＩｎで、ＶＩ族元素はＳｅ及びＳが好ましい。第１実施形態の太陽電池の光吸収層３は、ワイドギャップであるためトップセルに用いることが好ましい。第１実施形態の太陽電池１００をボトムセルに用いる場合は、吸収波長と変換効率の観点から、Ｉ族元素はＣｕ、ＩＩＩ族元素はＩｎとＧａで、ＶＩ族元素はＳｅが好ましい。

（第６の実施形態）
第１から第５の実施形態の太陽電池は、本実施形態の太陽電池モジュールにおける発電素子として用いることができる。実施形態の太陽電池が発電した電力は、太陽電池と電気的に接続した負荷で消費されたり、太陽電池と電気的に接続した蓄電池にて貯められたりする。

本実施形態の太陽電池モジュールは、太陽電池のセルが複数、直列、並列、又は、直列及び並列に接続した部材又は単一のセルがガラス等の支持部材に固定された構造が挙げられる。太陽電池モジュールには、集光体を設け、太陽電池セルの面積よりも多くの面積で受光する光を電力に変換する構成にしてもよい。太陽電池セル中には、直列、並列、又は、直列及び並列に接続した太陽電池が含まれる。

図１０に複数の太陽電池セル３０１を横方向に６セル、縦方向に６セル並べた太陽電池モジュール３００の構成概念図を示す。図１０の太陽電池モジュール３００は、接続配線を省略しているが、前述のとおり、複数の太陽電池セル３０１を、直列、並列、又は、直列及び並列に接続することが好ましい。太陽電池セル３０１には、第１実施形態の太陽電池１００から第５実施形態の多接合型太陽電池２００が用いられることが好ましい。また、実施形態の太陽電池モジュール３００は、第１実施形態の太陽電池１００から第５実施形態の多接合型太陽電池２００を用いたモジュールと他の太陽電池を用いたモジュールを重ねたモジュール構造を採用してもよい。他にも変換効率を高める構造を採用することが好ましい。実施形態の太陽電池モジュール３００において、太陽電池セル３０１は、ワイドバンドギャップの光電変換層を有することから、受光面側に設けられることが好ましい。

（第７の実施形態）
本実施形態の太陽電池モジュール３００は、本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。本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１１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１１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太陽電池セル３０１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）
（実施例１）
トップセルを作成し、太陽電池の変換効率、空隙率を測定する。

まず、トップセルの作製方法について、説明する。基板としてソーダライムガラスを用いる。第１電極（裏面第１電極）としてＩＴＯ（１５０ｎｍ）、ＳｎＯ_２（１００ｎｍ）をスパッタで製膜する。Ｐｄ分散液（原液４ｗｔ％、平均直径１０ｎｍ）をスプレー法で塗り、酸素気流中３００℃、３０分で過熱し有機物を飛ばす。ＵＶ洗浄後、第1の実施形態で述べた方法により、基板を３７０℃に加熱し、Ｇａ、Ｓｅ（Ｓ）を蒸着する。基板温度を５２０℃まで加熱しながら、Ｃｕ、Ｓｅ（Ｓ）を蒸着する。吸熱反応が見られたら、Ｃｕ、Ｓｅ（Ｓ）蒸着時間の１０％まで蒸着を続け、最後にＧａ、Ｓｅ（Ｓ）を蒸着する。目的のＣｕ／Ｇａ組成に到達したらＧａ蒸着をやめ、そのまま５分アニールを行い、その後基板温度を下げる。基板温度が３８０℃まで下がったらＳｅ（Ｓ）の蒸着を停止する。

ＣＢＤ（Chemical Bath Deposition：液相成長法）でｎ型層として、ＣｄＳ層を作製する。硫酸カドミウムをアンモニア水溶液に溶かし、チオウレアを投入、３００秒後に取り出し水洗する。有機Ｚｎ化合物をフォトソリグラフィーにより基板に塗布する。１２０℃で５分加熱し、３０ｎｍのＺｎＯ保護層を作製する。

第２電極（上部第１電極）としてＺｎＯ：Ａｌをスパッタで作製する。基板温度は室温−１５０℃が望ましい。比較的低温で製膜を行うと、開放電圧が大きくなりやすく好ましい。

第２電極に反射防止膜としてＭｇＦ_２を１００ｎｍ厚程度で蒸着する。

変換効率の測定方法は、以下の通りである。
ＡＭ１．５Ｇの光源を模擬したソーラーシミュレータを用い、その光源下で基準となるＳｉセルを用いて１ｓｕｎになるように光量を調節する。気温は２５℃。横軸を電圧、縦軸を電流密度とした際に、横軸と交わる点がＶｏｃとなり、電圧計でＶｏｃをカバーするような値（たとえば、１．４Ｖ）からＪｓｃが測定できる範囲（マイナス領域、たとえば−０．４Ｖ）まで電圧スイープを行い、その際の電流値を測定する。太陽電池の面積で除した値が電流密度（ｍＡ/ｃｍ^２）となり、印加電圧が０Ｖでの電流密度の値がＪｓｃ(短絡電流密度)となる。
効率ηはη=Ｖｏｃ×Ｊｓｃ×ＦＦ/Ｐ×１００
Ｐは入射パワー密度、ＡＭ１．５の疑似太陽光を基準太陽電池セルで校正する。
ＦＦはＦＦ=Ｖｍｐｐ×Ｊｍｐｐ/（Ｖｏｃ×Ｊｓｃ）で求まる。Ｖｍｐｐ、ＪｍｐｐはＶ×Ｊの積が一番大きくなる点でのＶ、Ｊの値である。

このとき、表１には、後述する比較例を基準として、実施例の太陽電池効率（ＦＦ）を算出した。比較例の効率をη０とし、１．０２η以上１．０５η未満を◎、１．０５η以上を◎^＋と表記する。

空隙率の測定方法は第１の実施形態で説明した方法を用いる。

結果を表１にまとめた。実施例２および比較例１の結果についても同様に表１にまとめた。

（実施例２）
実施例１とはＣｕ、Ｓｅの蒸着の際に基板温度を５６０℃に変更した以外は同様に作製した。

（比較例１）
実施例１とはＣｕ、Ｓｅの蒸着の際に基板温度を６００℃に変更した以外は同様に作製した。

（実施例３）
トップセルの作製方法について、説明する。基板として高透過率ガラスやソーダライムガラスを用いる。第１電極としてＩＴＯ（１５０ｎｍ）、ＳｎＯ_２（１００ｎｍ）をスパッタで製膜する。リソグラフィーを用い、第１電極に穴をあけ、金属部（導入体の直径：３μｍ、厚さ：２５０ｎｍ）を導入する。ここで開口率は、８６％である。この例では金属部として、Ｍｏを用いる。その後３７０℃に加熱し、その上にＧａ、Ｓｅ（Ｓ）を蒸着する。基板温度を５２０℃まで加熱しながら、Ｃｕ、Ｓｅ（Ｓ）を蒸着する。吸熱反応が見られたら、Ｃｕ、Ｓｅ（Ｓ）蒸着時間の１０％まで蒸着を続け、最後にＧａ、Ｓｅ（Ｓ）を蒸着する。目的のＣｕ／Ｇａ組成に到達したらＧａ蒸着をやめ、そのまま５分アニールを行い、その後基板温度を下げる。基板温度が３８０℃まで下がったらＳｅ（Ｓ）の蒸着を停止する。なお、第１電極に穴をあけた後、インプリントを用いて金属部を穴に導入してもよい。ｎ型層、第２、第３電極の作製方法は実施例１と同様である。

結果を表２にまとめた。実施例４と比較例２も同様に表２にまとめた。

（実施例４）
実施例３とはＣｕ、Ｓｅの蒸着の際に基板温度を５６０℃に変更した以外は同様に作製した。

（比較例２）
実施例４とはＣｕ、Ｓｅの蒸着の際に基板温度を６００℃に変更した以外は同様に作製した。

（実施例５）
第１電極直上にＳｉＮｘをスパッタし、絶縁膜を作製した以外、実施例１と同様に作製した。

結果を表３にまとめた。実施例６と比較例３も同様に表３にまとめた。

（実施例６）
実施例５とはＣｕ、Ｓｅの蒸着の際に基板温度を５６０℃に変更した以外は同様に作製した。

（比較例３）
実施例５とはＣｕ、Ｓｅの蒸着の際に基板温度を６００℃に変更した以外は同様に作製した。

（実施例７）
実施例７とは第１電極直上にＳｉＮｘをスパッタし、絶縁膜を作製した以外は同様に作製した。

結果を表４にまとめた。実施例８と比較例４も同様に表４にまとめた。

（実施例８）
実施例７とはＣｕ、Ｓｅの蒸着の際に基板温度を５６０℃に変更した以外は同様に作製した。

（比較例４）
実施例７とはＣｕ、Ｓｅの蒸着の際に基板温度を６００℃に変更した以外は同様に作製した。

表１から表４より、いずれの実施例においても、空隙が存在することで、太陽電池の効率が向上することがわかる。これは、屈折率の低い空隙が存在することで、光を反射させることができ、光吸収層で吸収させることができる光を増やすことができるからである。また、空隙率が大きいほど、太陽電池の効率を上げることができていることから、空隙率が大きいほど、太陽電池の効率を向上させることができることがわかる。

また、空隙率が大きいほど光吸収層と第１電極が接しにくくなるため、絶縁性の向上をはかることができる。

本発明で説明したいずれの実施形態においても、空隙が存在する太陽電池の方が、空隙の存在しない太陽電池よりも、高い変換効率を持つことがわかる。

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。

１００、…太陽電池、１…基板、２…第１電極、３…光吸収層、４…ドット領域、５…第２電極、６…第１絶縁膜、７…金属部、８…空隙、２００…多接合型太陽電池、２０１…トップセルの太陽電池、２０２…ボトムセルの太陽電池、３００…太陽電池モジュール、３０１…太陽電池セル、４００…太陽電池システム、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 (17)

1. 透光性を持つ導電膜である第１電極と、
   透光性を持つ導電膜である第２電極と、
   前記第１電極と前記第２電極の間に設けられたカルコパイライト構造を有する化合物半導体である光吸収層と、
   前記第１電極の前記第２電極に対向する面に存在する複数の金属部と、
   複数の前記金属部の間の少なくとも一部に空隙を備える太陽電池。
2. 前記太陽電池の断面において、前記金属部と前記金属部に最近接する他の前記金属部との間に、前記第１電極の前記第２電極に対向する面および前記対向する面から前記第２電極方向に１０ｎｍ毎に平行な仮想直線を設け、前記仮想直線の前記金属部と前記最近接する他の前記金属部の間の長さに対する前記空隙の長さの割合を求め、１０ｎｍ毎の前記空隙の長さの割合の最大値を空隙率とした場合に、前記空隙率の平均が１％以上である請求項1記載の太陽電池。
3. 前記太陽電池の断面において、前記金属部と前記金属部に最近接する他の前記金属部との間に、前記第１電極の前記第２電極に対向する面および前記対向する面から前記第２電極方向に１０ｎｍ毎に平行な仮想直線を設け、前記仮想直線の前記金属部と前記最近接する他の前記金属部の間の長さに対する前記空隙の長さの割合を求め、１０ｎｍ毎の前記空隙の長さの割合の最大値を空隙率とした場合に、前記空隙率の平均が１０％以上である請求項１又は２記載の太陽電池。
4. 前記空隙の少なくとも一部が前記第1電極と接している請求項1乃至３のいずれか1項に記載の太陽電池。
5. 前記金属部の間の距離が０．８ｎｍ以上２００ｎｍ以下である請求項１乃至４のいずれか１項に記載の太陽電池。
6. 前記金属部が、金属、合金、導電性酸化物と導電性窒化物のうちのいずれか１種以上を含む請求項１乃至５のいずれか１項に記載の太陽電池。
7. 前記金属部がＭｏ、Ｔａ、Ｎｂ、Ｗ、Ｒｕ、Ｒｈ、Ｐｄ、Ａｇ、ＩｒとＰｔから選ばれる少なくとも１つ以上の元素で構成されていることを特徴とする請求項１乃至６のいずれか１項に記載の太陽電池。
8. 前記金属部がＭｏ、Ｐｔ及びＩｒ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１乃至６いずれか１項に記載の太陽電池。
   
9. 前記金属部は中空又は開口を有する形状である請求項１乃至８のいずれか1項に記載の太陽電池。
10. 前記金属部が前記第１電極の前記第２電極に対向する面の反対の面から前記第1電極を貫通し、前記第１電極の光吸収層側表面まで形成されてなる、請求項１乃至９のいずれか1項に記載の太陽電池。
11. 前記金属部が前記第１電極の前記第２電極に対向する面の反対の面から前記第1電極を貫通し、前記光吸収層内部まで形成されてなる、請求項１乃至９のいずれか1項に記載の太陽電池。
12. 請求項１乃至１１のいずれか1項に記載の太陽電池であって、
    前記第１電極の前記第２電極に対向する面の前記金属部の間に絶縁膜が存在し、前記空隙が前記金属部と前記絶縁膜の間の少なくとも一部に存在する太陽電池。
13. 前記絶縁膜がＡｌＯｘ，ＡｌＮｘ，ＭｇＯ，ＳｉＯｘ，ＳｉＮｘからなる群より選ばれる少なくとも１種以上で構成されている請求項１２記載の太陽電池。
14. 請求項１乃至１３のいずれか１項に記載の太陽電池を用いた多接合型太陽電池。
15. 請求項１乃至１３のいずれか１項に記載の太陽電池をトップセルに用いた多接合型太陽電池。
16. 請求項１乃至１３のいずれか１項に記載の太陽電池または請求項１４又は１５に記載の多接合型太陽電池を用いた太陽電池モジュール。
17. 請求項１６に記載の太陽電池モジュールを用いた太陽光発電システム。

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