JP7102504B2 - 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
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Description
本発明は、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。
新しい太陽電池の１つに、亜酸化銅（Ｃｕ２Ｏ）太陽電池がある。Ｃｕ２Ｏはバンドギャップが２．１ｅＶのワイドギャップ半導体である。Ｃｕ２Ｏは地球上に豊富に存在する銅と酸素からなる安全かつ安価な材料であるため、高効率かつ低コストな太陽電池が実現できると期待されている。
ｎ電極とｐ電極の両方に透明電極を用いた、光透過性Ｃｕ２Ｏ太陽電池が開発されている。光透過性Ｃｕ２Ｏ太陽電池の場合、原理的に、ｎ電極側とｐ電極側のいずれからも光照射が可能になるが、ｐ電極側から光照射した場合、ｎ電極側からの光照射と比較して短絡電流が小さく、そのため効率が低下する問題があった。
本発明が解決しようとする課題は、効率の高い光透過性の太陽電池、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、ｐ電極と、ｐ電極と直接的に接し、Ｃｕを主成分とする金属の酸化物の半導体層であるｐ型光吸収層と、ｎ型層と、ｎ電極と、を有する。ｐ型光吸収層とｎ電極との間にｎ型層が配置される。ｐ型吸収層とｐ電極の界面からｎ型層方向に存在する領域はｐ型ドーパントを含むｐ＋型領域であり、ｐ＋型領域は界面を１端とし、他端を３０ｎｍから７０ｎｍまでの領域範囲に有し、ｐ電極は酸化物透明導電膜を含む透明電極である。
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に、第１実施形態の太陽電池１００の断面図を示す。図２に示すように、本実施形態に係る太陽電池１００は、ｐ電極１と、ｐ型光吸収層２と、ｎ型層３と、ｎ電極４を有する。ｎ型層３とｎ電極４との間等には、図示しない中間層が含まれていてもよい。太陽光はｎ電極４側、ｐ電極１側いずれから入射できるように、両電極が透明電極であることが好ましい。図示しない基板がｐ電極１側又はｎ電極４側に設けられてもよい。
（第１実施形態）
第１実施形態は、太陽電池に関する。図１に、第１実施形態の太陽電池１００の断面図を示す。図２に示すように、本実施形態に係る太陽電池１００は、ｐ電極１と、ｐ型光吸収層２と、ｎ型層３と、ｎ電極４を有する。ｎ型層３とｎ電極４との間等には、図示しない中間層が含まれていてもよい。太陽光はｎ電極４側、ｐ電極１側いずれから入射できるように、両電極が透明電極であることが好ましい。図示しない基板がｐ電極１側又はｎ電極４側に設けられてもよい。
（ｐ電極１）
ｐ電極１は、可視光に対して、光透過性を有する電極である。ｐ電極１は、ｐ型光吸収層２と直接的に接した電極である。ｐ電極１には、酸化物透明導電膜などの透明電極を用いることが好ましい。基板がｐ電極１側に設けられている場合、ｐ電極１は、基板とｐ型光吸収層２の間に存在する層である。このとき、ｐ電極１は、基板とｐ型光吸収層２と直接接している。
ｐ電極１は、可視光に対して、光透過性を有する電極である。ｐ電極１は、ｐ型光吸収層２と直接的に接した電極である。ｐ電極１には、酸化物透明導電膜などの透明電極を用いることが好ましい。基板がｐ電極１側に設けられている場合、ｐ電極１は、基板とｐ型光吸収層２の間に存在する層である。このとき、ｐ電極１は、基板とｐ型光吸収層２と直接接している。
ｐ電極１には単層膜や積層膜を用いることができる。積層型のｐ電極１は、例えば、積層した第１ｐ電極と第２ｐ電極で構成される。ｐ型光吸収層２側に配置され、ｐ型光吸収層２と直接接している電極を第１ｐ電極とし、第２ｐ電極とｐ型光吸収層２の間に第１ｐ電極が配置される。第１ｐ電極には、Ｓｎを主成分とする酸化物透明導電膜を用い、第２ｐ電極には、Ｓｎを主成分とする酸化物透明導電膜よりも低抵抗な、透明導電膜を用いることが好ましい。積層膜とする理由は、Ｓｎを主成分とする酸化物透明導電膜の抵抗率は単独ではしばしば高く、抵抗成分による発電損失を生じるため、これを防ぐために低抵抗な酸化物透明電極と組合せる訳である。ｐ電極が単層膜である場合は、例えば、第２ｐ電極で挙げる酸化物透明導電膜を用いることが好ましい。
第１ｐ電極としては、ＳｎＯ２など、Ｓｎを主成分（９０ａｔｏｍ％以上）とする酸化物が好ましく、添加物はＺｎ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｔｉ、Ｃｕ、Ｓｂ、Ｎｂ、Ｆ、Ｔａなど特に限定されない。
第２ｐ電極として用いる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：ＧＺＯ)、インジウムドープ酸化亜鉛(Indium-doped Zinc Oxide：ＩＺＯ)、チタンドープ酸化インジウム（Titanium-doped Indium Oxide：ＩＴｉＯ）や酸化インジウムガリウム亜鉛（Indium Gallium Zinc Oxide：ＩＧＺＯ）、水素ドープ酸化インジウム（Hydrogen-doped Indium Oxide：Ｉｎ２Ｏ３）など特に限定されない。第２ｐ電極中に含まれる金属のうちＳｎとＳｂの合計濃度は、１０ａｔｏｍ％以下であることが好ましい。
（ｐ型光吸収層２）
ｐ型光吸収層２は、ｐ型の半導体層である。ｐ型光吸収層２はｐ電極１とｎ型層３との間に配置される。ｐ型光吸収層２としては、Ｃｕを主成分とする金属の酸化物の半導体層である。Ｃｕを主成分とする金属の酸化物は、亜酸化銅又は亜酸化銅の複合酸化物である。以下、明細書では、Ｃｕを主成分とする金属の酸化物をｐ型光吸収層２として用いた太陽電池をＣｕ２Ｏ太陽電池する。Ｃｕを主成分とする金属の酸化物は、Ｃｕが６０．０ａｔｏｍ％以上６７．０ａｔｏｍ％以下であり、Ｏ（酸素）が３２．５ａｔｏｍ％以上３４．０ａｔｏｍ％以下である。亜酸化銅の複合酸化物には、Ｃｕ以外の金属が含まれる。亜酸化銅の複合酸化物に含まれる金属は、Ｃｕに加えて、Ｓｎ、Ｓｂ、Ａｇ、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｃｓ、Ｒｂ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｚｎ、Ｍｇ及びＣａからなる群より選ばれる１種以上の金属である。Ｃｕ以外にＡｇ、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｃｓ、Ｒｂ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｚｎ、Ｍｇ及びＣａからなる群より選ばれる１種以上の金属が含まれると、ｐ型光吸収層２のバンドギャップを調整することができる。ｐ型光吸収層２のｐ電極１側にはＳｉ、Ｇｅ及びＮのうちのいずれか１種以上のｐ型ドーパントが高濃度に分散したｐ＋型領域２ａを含むため、ｐ型光吸収層２は、局所的にｐ型ドーパントを含む。ｐ型光吸収層２のバンドギャップは、２．０ｅＶ以上２．２ｅＶ以下であることが好ましい。かかる範囲のバンドギャップであると、Ｓｉを光吸収層に用いた太陽電池をボトムセルに用い、実施形態の太陽電池をトップセルに用いた多接合型太陽電池において、トップセル及びボトムセルの両方で太陽光を効率よく利用できる。ｐ型光吸収層２は、ＣｕａＭｂＯｃで表される酸化物の層である。Ｍは、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｎ、Ｓｎ、Ｓｂ、Ａｇ、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｃｓ、Ｒｂ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｚｎ、Ｍｇ及びＣａからなる群より選ばれる１種以上の金属である。ａ、ｂ及びｃは、１．８０≦ａ≦２．０１、０．００≦ｂ≦０．２０及び０．９８≦ｃ≦１．０２を満たすことが好ましい。上記ｐ型光吸収層２の組成比は、ｐ型光吸収層２の全体の組成比である。また、上記のｐ型光吸収層２の化合物組成比は、ｐ型光吸収層２において全体的に満たすことが好ましい。なお、Ｓｎ及びＳｂのｐ型光吸収層中の濃度が高いと、欠陥が増加して、キャリア再結合が増えてしまう。そこで、ｐ型光吸収層２中のＳｂ及びＳｎの合計体積濃度は、１．５ｘ１０１９ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以下が好ましい。
ｐ型光吸収層２は、ｐ型の半導体層である。ｐ型光吸収層２はｐ電極１とｎ型層３との間に配置される。ｐ型光吸収層２としては、Ｃｕを主成分とする金属の酸化物の半導体層である。Ｃｕを主成分とする金属の酸化物は、亜酸化銅又は亜酸化銅の複合酸化物である。以下、明細書では、Ｃｕを主成分とする金属の酸化物をｐ型光吸収層２として用いた太陽電池をＣｕ２Ｏ太陽電池する。Ｃｕを主成分とする金属の酸化物は、Ｃｕが６０．０ａｔｏｍ％以上６７．０ａｔｏｍ％以下であり、Ｏ（酸素）が３２．５ａｔｏｍ％以上３４．０ａｔｏｍ％以下である。亜酸化銅の複合酸化物には、Ｃｕ以外の金属が含まれる。亜酸化銅の複合酸化物に含まれる金属は、Ｃｕに加えて、Ｓｎ、Ｓｂ、Ａｇ、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｃｓ、Ｒｂ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｚｎ、Ｍｇ及びＣａからなる群より選ばれる１種以上の金属である。Ｃｕ以外にＡｇ、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｃｓ、Ｒｂ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｚｎ、Ｍｇ及びＣａからなる群より選ばれる１種以上の金属が含まれると、ｐ型光吸収層２のバンドギャップを調整することができる。ｐ型光吸収層２のｐ電極１側にはＳｉ、Ｇｅ及びＮのうちのいずれか１種以上のｐ型ドーパントが高濃度に分散したｐ＋型領域２ａを含むため、ｐ型光吸収層２は、局所的にｐ型ドーパントを含む。ｐ型光吸収層２のバンドギャップは、２．０ｅＶ以上２．２ｅＶ以下であることが好ましい。かかる範囲のバンドギャップであると、Ｓｉを光吸収層に用いた太陽電池をボトムセルに用い、実施形態の太陽電池をトップセルに用いた多接合型太陽電池において、トップセル及びボトムセルの両方で太陽光を効率よく利用できる。ｐ型光吸収層２は、ＣｕａＭｂＯｃで表される酸化物の層である。Ｍは、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｎ、Ｓｎ、Ｓｂ、Ａｇ、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｃｓ、Ｒｂ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｚｎ、Ｍｇ及びＣａからなる群より選ばれる１種以上の金属である。ａ、ｂ及びｃは、１．８０≦ａ≦２．０１、０．００≦ｂ≦０．２０及び０．９８≦ｃ≦１．０２を満たすことが好ましい。上記ｐ型光吸収層２の組成比は、ｐ型光吸収層２の全体の組成比である。また、上記のｐ型光吸収層２の化合物組成比は、ｐ型光吸収層２において全体的に満たすことが好ましい。なお、Ｓｎ及びＳｂのｐ型光吸収層中の濃度が高いと、欠陥が増加して、キャリア再結合が増えてしまう。そこで、ｐ型光吸収層２中のＳｂ及びＳｎの合計体積濃度は、１．５ｘ１０１９ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以下が好ましい。
（ｐ＋型領域２ａ）
ｐ型光吸収層２のｐ電極１側における再結合を抑制するために、ｐ型光吸収層２は、ｐ電極１側にｐ＋型領域２ａを含む。ｐ＋型領域２ａは、局所的にｐ型ドーパントを高濃度に含む領域である。ｐ型ドーパントとしては、Ｓｉ、Ｇｅ及びＮからなる群より選ばれる１種以上の元素が挙げられる。ｐ型ドーパントとしては、Ｓｉ及びＧｅからなる群より選ばれる１種以上の元素を含むことが好ましい。ｐ＋型領域２ａは、ｐ型光吸収層２のｐ電極１側に存在する領域である。ｐ型吸収層２とｐ電極１の界面（起点）からｎ型層３方向に１０ｎｍから１００ｎｍ（終点）までの領域（ｐ型吸収層２とｐ電極１の界面（起点）からｎ型層３方向に最小１０ｎｍから最大１００ｎｍ（終点）までの領域）がｐ＋型領域２ａである。ｐ型吸収層２とｐ電極１の界面（起点）からｎ型層３方向に３０ｎｍから７０ｎｍ（終点）までの領域（ｐ型吸収層２とｐ電極１の界面（起点）からｎ型層３方向に最小３０ｎｍから最大７０ｎｍ（終点）までの領域）がｐ＋型領域であることが好ましい。ｐ＋型領域２ａは、ｐ型光吸収層２中に含まれる領域である。
ｐ型光吸収層２のｐ電極１側における再結合を抑制するために、ｐ型光吸収層２は、ｐ電極１側にｐ＋型領域２ａを含む。ｐ＋型領域２ａは、局所的にｐ型ドーパントを高濃度に含む領域である。ｐ型ドーパントとしては、Ｓｉ、Ｇｅ及びＮからなる群より選ばれる１種以上の元素が挙げられる。ｐ型ドーパントとしては、Ｓｉ及びＧｅからなる群より選ばれる１種以上の元素を含むことが好ましい。ｐ＋型領域２ａは、ｐ型光吸収層２のｐ電極１側に存在する領域である。ｐ型吸収層２とｐ電極１の界面（起点）からｎ型層３方向に１０ｎｍから１００ｎｍ（終点）までの領域（ｐ型吸収層２とｐ電極１の界面（起点）からｎ型層３方向に最小１０ｎｍから最大１００ｎｍ（終点）までの領域）がｐ＋型領域２ａである。ｐ型吸収層２とｐ電極１の界面（起点）からｎ型層３方向に３０ｎｍから７０ｎｍ（終点）までの領域（ｐ型吸収層２とｐ電極１の界面（起点）からｎ型層３方向に最小３０ｎｍから最大７０ｎｍ（終点）までの領域）がｐ＋型領域であることが好ましい。ｐ＋型領域２ａは、ｐ型光吸収層２中に含まれる領域である。
ｐ＋型領域２ａの領域厚さが薄すぎると、下記に説明する再結合抑制の効果が少なくなってしまう。また、ｐ＋型領域２ａの領域厚さが厚すぎると、ｐ＋型領域２ａの光キャリア生成の量子効率はｐ＋型領域２ａ以外の光キャリア層の量子効率と比べて低いため、短絡電流が低下する効果が現れ出して好ましくない。再結合を抑制する観点から、ｐ＋型領域２ａ中のｐ型ドーパントの最高濃度は、５．０×１０１９ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以上１．０×１０２１ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以下であることが好ましい。ｐ＋型領域２ａ中のｐ型ドーパントの最低濃度は、１．０×１０１８ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以上５．０×１０１８ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以下であることが好ましい。ｐ＋型領域２ａ中のｐ型ドーパントの平均濃度は１．０×１０１９ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以上１．０×１０２０ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以下であることが好ましい。ｐ＋型領域２ａ以外のｐ型光吸収層２では、ｐ型ドーパント濃度は１．０×１０１８ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以下である。なお、実施形態では、ｐ型ドーパントの検出限界は、１．０×１０１８ａｔｏｍｓ／ｃｍ３とし、ｐ型ドーパント濃度が１．０×１０１８ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以下とは、ｐ型ドーパントが含まれない場合と検出限界以下の濃度のｐ型ドーパントを含む場合の両方を含む。ｐ型ドーパントの最高濃度となる位置は、ｐ＋型領域２ａのｐ型光吸収層２とｐ電極１との界面側、つまり、ｐ＋型領域２ａの起点側に存在する。また、ｐ型ドーパントの最低濃度となる位置は、ｐ＋型領域２ａのｎ型層３側、つまり、ｐ＋型領域２ａの終点側に存在する。
ｐ＋型領域２ａ中のｐ型ドーパントの平均濃度は、ｐ＋型領域２ａ中のｐ型ドーパントの最低濃度の５倍以上１００倍以下であることが好ましく、１０倍以上１００倍以下であることがより好ましい。実施形態において、ｐ型ドーパントの最低濃度と平均濃度の差が大きいことは、ｐ＋型領域２ａの起点側ｐ型ドーパント濃度と比べて、ｐ＋型領域２ａの終点側では、ｐ型ドーパントの濃度が非常に低下していることを表している。
ｐ＋型領域２ａ中のｐ型ドーパントの最高濃度は、ｐ＋型領域２ａのｐ型ドーパントの平均濃度の５倍以上１００倍以下であることが好ましく、１０倍以上１００倍以下であることがより好ましい。実施形態において、ｐ型ドーパントの最高濃度と平均濃度の差が大きいことは、ｐ＋型領域２ａの終点側のｐ型ドーパント濃度と比べて、ｐ＋型領域２ａの起点側では、ｐ型ドーパントの濃度が非常に高いことを表している。
ｐ＋型領域２ａ中のｐ型ドーパントの最高濃度は、ｐ＋型領域２ａのｐ型ドーパントの最低濃度の２５倍以上１０００倍以下であることが好ましく、１００倍以上１０００倍以下であることがより好ましい。実施形態において、ｐ型ドーパントの最高濃度と平均濃度の差が大きいことは、ｐ＋型領域２ａの終点側のｐ型ドーパント濃度と比べて、ｐ＋型領域２ａの起点側では、ｐ型ドーパントの濃度が非常に高いことを表している。
狭いｐ＋型領域２ａにおいて、大きな濃度変化があることで、再結合を抑制し、短絡電流の低下を防ぐことで実施形態の太陽電池の発電効率が向上する。ｐ型光吸収層２全体的にｐ型ドーパントが低濃度に分散していても、高濃度に分散していても、再結合の抑制と短絡電流の低下を防ぐことはできない。亜酸化銅型の光吸収層において、局所的にｐ＋型領域２ａを設けることはこれまで、実現されておらず、本発明のｐ＋型領域２ａの条件を満たす場合において生じる効果である。
ここで、本発明の中核をなす、Ｃｕ２Ｏ太陽電池における、ｐ電極１／Ｃｕ２Ｏ（ｐ型光吸収層２）界面へのｐ型ドーパントの高ドープによる特性改善のメカニズムについて説明する。
まず短絡電流が低下する原因から説明を行う。電流低下現象は、従来のＡｕ電極を用いたＣｕ２Ｏ太陽電池では、この現象が起きているか否かが判らなかったが、これはｎ電極４側一方からしか光照射をできなかったためである。これに対して、我々が開発した光透過性Ｃｕ２Ｏ太陽電池は、ｐ電極１とｎ電極４の両方から光照射が可能であり、入射方向で電流値に大きな差があることが明らかになったため、問題として初めて認識されたものである。
（ｎ電極側から光照射した場合における短絡電流低下）
図２は、ｎ電極側から光照射した場合における、Ｃｕ２Ｏ太陽電池の模式的なバンド図（ａ）と、各波長に対する分光感度Ａ／Ｗ（光電流／光強度）（ｂ）を示す。ここで、ｐ電極１はＡｕ電極と透明電極のいずれでもよく、ｎ電極４は透明電極である。
図２は、ｎ電極側から光照射した場合における、Ｃｕ２Ｏ太陽電池の模式的なバンド図（ａ）と、各波長に対する分光感度Ａ／Ｗ（光電流／光強度）（ｂ）を示す。ここで、ｐ電極１はＡｕ電極と透明電極のいずれでもよく、ｎ電極４は透明電極である。
図２ａは、ｐ電極１表面でのキャリア再結合の様子を示す。図より、ｐ電極１に近いほど、電子（黒丸）と正孔（白丸）はｐ電極１に拡散して再結合が生じる。
図２ｂは、図２ａのセルの模式的な分光感度を示す。図から分るように、Ｃｕ２Ｏ吸収端近傍の波長５００－６００ｎｍの分光感度が低い。これは、波長５００－６００ｎｍの光に対するＣｕ２Ｏの光吸収係数が小さいため、長波長になるほど光がＣｕ２Ｏの内部まで侵入しやすく、内部で発生した電子と正孔がｐ電極１側に拡散、再結合して、光電流が低下するためである。
以上の説明が、ｎ電極４側から照射した場合、ｐ電極１付近で発生したキャリアは、ｐ電極１表面で再結合しやすいため、波長５００－６００ｎｍの光についてその分だけ短絡電流が低下して効率低下が生じる理由である。これは、ｐ電極１がＡｕ電極でも透明電極であっても起きる、再結合現象である。
（ｐ電極側から光照射した場合における短絡電流低下）
次に、図３は、ｐ電極１側から光照射した場合における、Ｃｕ２Ｏ太陽電池の模式的なバンド図（ａ）と、各波長に対する分光感度（ｂ）を示す。ここで、ｐ電極１とｎ電極４はいずれも透明電極である。
次に、図３は、ｐ電極１側から光照射した場合における、Ｃｕ２Ｏ太陽電池の模式的なバンド図（ａ）と、各波長に対する分光感度（ｂ）を示す。ここで、ｐ電極１とｎ電極４はいずれも透明電極である。
図３ａは、ｐ電極表面でのキャリア再結合の様子を示す。図より、ｐ電極１に近いほど、電子と正孔はｐ電極１に拡散して再結合が生じる。
図３ｂは、図３ａのセルの模式的な分光感度を示す。先の図２ｂとは異なり、波長５００ｎｍ以下の分光感度が低い。これは、波長５００ｎｍ以下の光はＣｕ２Ｏの吸収係数が大きいため、ｐ電極１近傍でほぼ全て吸収され、直ちに再結合して、光電流として取り出し難いためである。一方、吸収係数の小さい波長５００－６００ｎｍの光はＣｕ２Ｏの内部まで侵入し、発生した電子と正孔がｐｎ界面側に拡散するため、電流量としては小さいが、光電流になる。
以上の説明が、ｐ電極１側から照射した場合、ｐ電極１表面の再結合のために殆どのキャリアが再結合して、短絡電流が大幅に低下して、大きな効率低下が生じる理由である。
（ｐ型ドーパントの高ドープに短絡電流増加のメカニズム）
Ｃｕ２Ｏ太陽電池では、ｎ電極４側とｐ電極１側から光照射する場合で程度は異なるが、上記説明の通り、いずれの場合もｐ電極１表面での再結合により短絡電流の低下が生じる。Ｃｕ２Ｏのｐ電極１表面近傍にｐ型ドーパントを高ドープすると、再結合を抑えて、短絡電流を増加すること、すなわち効率を改善することが可能になる。図４は、ｐ電極１表面近傍にｐ型ドーパントを高ドープした場合の、Ｃｕ２Ｏ太陽電池の模式的なバンド図（ａ）と、各波長に対する分光感度（ｂ）を示す。
Ｃｕ２Ｏ太陽電池では、ｎ電極４側とｐ電極１側から光照射する場合で程度は異なるが、上記説明の通り、いずれの場合もｐ電極１表面での再結合により短絡電流の低下が生じる。Ｃｕ２Ｏのｐ電極１表面近傍にｐ型ドーパントを高ドープすると、再結合を抑えて、短絡電流を増加すること、すなわち効率を改善することが可能になる。図４は、ｐ電極１表面近傍にｐ型ドーパントを高ドープした場合の、Ｃｕ２Ｏ太陽電池の模式的なバンド図（ａ）と、各波長に対する分光感度（ｂ）を示す。
図４ａは、ｐ電極１表面近傍にｐ型ドーパントを高ドープした場合の、Ｃｕ２Ｏ太陽電池の模式的なバンド図を示す。ここで、太陽光はｐ電極１側から入射する場合を図示した。図から分るように、ｐ電極１の手前に高ドープによる電位障壁が形成され、電子はｐ電極に近づけず、ｐｎ界面側に拡散することを示している。すなわち、ｐ電極１表面で電子と正孔が空間的に分離されるために、再結合が抑制されて、短絡電流が増加して効率が改善するというメカニズムである。
図４ｂは、図４ａのセルの模式的な分光感度を示す。参照データとして、ｐ型ドーパントを添加しなかった参照セルの分光感度（図３ｂのデータ）を合わせて示す。図より、全波長領域で分光感度は増えるが、とくに参照セルは殆ど光電流が流れなかった波長５００ｎｍ以下で高い感度を示すことが判る。
以上の説明はｐ電極１側からの光照射で行ったが、ｎ電極４側から光照射する場合についても、同様なメカニズムで短絡電流と効率は増加する。
従来のＣｕ２Ｏ太陽電池では、ｐ電極１表面で再結合して電流低下を生じるが、Ｃｕ２Ｏのｐ電極１表面近傍にｐ型ドーパントを高ドープすることで再結合を抑制することが可能であり、短絡電流と効率の改善が実現可能になる。
ｐ＋型領域２ａは、二次イオン質量分析法（Secondary Ion Mass Spectrometry: ＳＩＭＳ）で位置とｐ型ドーパント濃度を求めることができる。分析条件は、一次イオン種にＣｓ＋を用い、一次加速電圧は５．０ｋＶであり、検出領域は、２８μｍ×２８μｍである。ｐ電極１側でｐ型ドーパント濃度分布とＣｕ濃度分布の両方に屈曲点が現れる深さをｐ電極１とｐ型光吸収層２の界面とし、界面からｎ型層３に向かってｐ型ドーパント濃度のフィッティングカーブ（ドーパント濃度＝Ｃｓ×ｅｒｆｃ（ｘ／２／Ｌ）。ｅｒｆｃ：相補誤差関数、Ｃｓ：ｐ電極１とｐ型光吸収層２の界面におけるドーパント濃度、ｘ：深さ。ｐ電極１とｐ型光吸収層２の界面はｘ＝０、Ｌ：ドーパントの拡散長）から得られた深さをｐ型ドーパントの拡散長とし、１．０×１０１８ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以上の領域をｐ＋型領域２ａとする。なお、ｐ型ドーパントが２種類以上含まれる場合は、合計濃度をｐ型ドーパント濃度とする。ｐ電極１側のＣｕ濃度分布の屈曲点（要するにｐ電極１とｐ型光吸収層２の界面）におけるｐ型ドーパント濃度が１．０×１０１８ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以下である場合は、ｐ＋型領域２ａは、ｐ型光吸収層２に存在しないものとして取り扱う。ｐ電極１とｐ型光吸収層２の界面からｎ型層４側に１００ｎｍより深い位置でｐ型ドーパント濃度が１．０×１０１８ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以上を含む場合は、ｐ＋型領域２ａは、光吸収層２に含まれない場合としてみなす。
なお、ＳＩＭＳによる分析では、太陽電池１００の中心を含む断面において、ｐ電極１からｎ電極４に向かう方向に、５等分割する。そして、５等分割した各領域のｐ電極１の中心とｎ電極４の中心を結ぶ仮想線上において、ｐ電極１からｐ型光吸収層２にかけて分析する。得られた５領域の結果を平均して、ｐ型ドーパント濃度などを求めることができる。
ｐ電極１上に、ｐ型ドーパントを含むＳｉＯｘ、ＧｅＯｘ、ＳｉＧｅｘＯｙ、ＳｉＮｘ、ＳｉＯｘＮｙ及びＧｅＯｘＮｙ（０＜ｘ≦２、０＜ｙ≦２）からなる群より選ばれる１種以上の化合物などの薄膜を膜厚２ｎｍ以下で堆積した後、ｐ型光吸収層２を成膜することで、ｐ電極１界面近傍にｐ型ドーパントを高ドープすることができる。なお、ｐ型ドーパントを含む化合物の薄膜は、ｐ型光吸収層２などの成膜プロセスの過程でｐ型光吸収層２に吸収され残らない。
ｐ型ドーパントを含む化合物の薄膜が残存しないことは、太陽電池１００の断面を透過型電子顕微鏡（Transmission Electron Microscope: TEM）（条件、倍率４万倍、２００ｋＶの加速電圧）で観察した画像から判別することができる。図５に実施形態の太陽電池１００の断面ＴＥＭ画像を示す。図５に示す通り、実施形態太陽電池１００では、ｐ電極１のｐ型光吸収層２と対向する面の全面とｐ型光吸収層２のｐ電極１と対向する面の全面が界面を形成していることがわかる。
（パッシベーション層２ｂ）
なお、図６の太陽電池１０１の断面図に示すように、実施形態の太陽電池１００、１０１において、上述した再結合をさらに抑制するために、パッシベーション層２ｂが配置されていることがより好ましい。パッシベーション層２ｂは、間隙を有する絶縁層である。実施形態のパッシベーション層２ｂは、太陽電池１００を構成する層の積層方向において、ｐ電極１とｐ型光吸収層２の間に存在する絶縁層で、一部でｐ電極１とｐ型光吸収層２が接するように不連続な形状を有する。つまり、パッシベーション層２ｂの上面及び側面は、ｐ型光吸収層２と直接的に接し、パッシベーション層２ｂの下面は、ｐ電極１と直接的に接している。パッシベーション層２ｂの側面の少なくとも一部は、ｐ型光吸収層２のｐ＋型領域２ａと直接的に接していることが好ましい。
なお、図６の太陽電池１０１の断面図に示すように、実施形態の太陽電池１００、１０１において、上述した再結合をさらに抑制するために、パッシベーション層２ｂが配置されていることがより好ましい。パッシベーション層２ｂは、間隙を有する絶縁層である。実施形態のパッシベーション層２ｂは、太陽電池１００を構成する層の積層方向において、ｐ電極１とｐ型光吸収層２の間に存在する絶縁層で、一部でｐ電極１とｐ型光吸収層２が接するように不連続な形状を有する。つまり、パッシベーション層２ｂの上面及び側面は、ｐ型光吸収層２と直接的に接し、パッシベーション層２ｂの下面は、ｐ電極１と直接的に接している。パッシベーション層２ｂの側面の少なくとも一部は、ｐ型光吸収層２のｐ＋型領域２ａと直接的に接していることが好ましい。
再結合を抑制する観点から、パッシベーション層２ｂの膜厚は５ｎｍ以上２００ｎｍ以下が好ましい。パッシベーション層２ｂの膜厚は、ｐ＋型領域２ａの厚さより薄い場合と厚い場合の両方が実施形態に含まれる。再結合を抑制する観点から、ｐ電極１からｎ電極４に向かう方向において、パッシベーション層２ｂとｐ型光吸収層２が接している面積は、パッシベーション層２ｂとｐ型光吸収層２が接している面積とｐ型光吸収層２とｐ電極１が接している面積の和の８０％以上９５％以下であることが好ましい。筆者らの研究によれば、パッシベーション層２ｂは絶縁層であることが必須条件で、材料としてはＨｆ酸化物、Ｔａ酸化物など特に限定されないが、Ｓｉ酸窒化物、Ｇｅ酸窒化物は適さない。パッシベーション層２ｂは、メッシュ状、ドット状、ライン状など間隙があるベタ膜ではない絶縁層である。なお、パッシベーション層２ｂが配置されている部分では、ｐ電極１とｐ型光吸収層２は対向しないが、パッシベーション層２ｂの間隙において、ｐ電極１とｐ型光吸収層２は対向する。
ｐ型光吸収層２の厚さは、電子顕微鏡による断面観察や、段差計によって求められ、１，０００ｎｍ以上１０，０００ｎｍ以下が好ましい。
ｐ型光吸収層２は、例えばスパッタなどによって成膜されることが好ましい。
（ｎ型層３）
ｎ型層３は、ｎ型の半導体層である。ｎ型層３は、ｐ型光吸収層２とｎ電極４との間に配置される。ｎ型層３は、ｐ型光吸収層２のｐ電極１と接した面とは反対側の面と直接接している。ｎ型層３としては、酸化物層や硫化物層を含む層が好ましい。より具体的には、ｎ型層３に用いる酸化物層は、Ｚｎ（１－ｘ）ＡｘＯｙ（Ａ＝Ｓｉ、Ｇｅ、Ｓｎ）、Ｃｕ（２－ｘ）ＭｘＯ（Ｍ＝Ｍｎ、Ｍｇ、Ｃａ、Ｚｎ、Ｓｒ、Ｂａ）、Ａｌ（２－ｘ）ＧａｘＯ３からなる群から選ばれる層が好ましい。ｎ型層に用いる硫化物層は、ＺｎｘＩｎ（２－２ｘ）Ｓ（３－２ｘ）、ＺｎＳ、ＩｎｘＧａ（１－ｘ）Ｓからなる群から選ばれる１種以上の硫化物からなる層が好ましい。Ｚｎ（１－ｘ）ＡｘＯｙをｎ型層に用いる場合、Ｚｎ／Ａ組成比は、１乃至３の範囲が望ましく、１．５乃至２．５がより好ましい。
ｎ型層３は、ｎ型の半導体層である。ｎ型層３は、ｐ型光吸収層２とｎ電極４との間に配置される。ｎ型層３は、ｐ型光吸収層２のｐ電極１と接した面とは反対側の面と直接接している。ｎ型層３としては、酸化物層や硫化物層を含む層が好ましい。より具体的には、ｎ型層３に用いる酸化物層は、Ｚｎ（１－ｘ）ＡｘＯｙ（Ａ＝Ｓｉ、Ｇｅ、Ｓｎ）、Ｃｕ（２－ｘ）ＭｘＯ（Ｍ＝Ｍｎ、Ｍｇ、Ｃａ、Ｚｎ、Ｓｒ、Ｂａ）、Ａｌ（２－ｘ）ＧａｘＯ３からなる群から選ばれる層が好ましい。ｎ型層に用いる硫化物層は、ＺｎｘＩｎ（２－２ｘ）Ｓ（３－２ｘ）、ＺｎＳ、ＩｎｘＧａ（１－ｘ）Ｓからなる群から選ばれる１種以上の硫化物からなる層が好ましい。Ｚｎ（１－ｘ）ＡｘＯｙをｎ型層に用いる場合、Ｚｎ／Ａ組成比は、１乃至３の範囲が望ましく、１．５乃至２．５がより好ましい。
ｎ型層３の厚さは、５ｎｍ以上１００ｎｍ以下であることが好ましい。ｎ型層３の厚さが５ｎｍ以下であるとｎ型層３のカバレッジが悪い場合にリーク電流が発生し、好ましくない。ｎ型層３の厚さが１００ｎｍを超えると透過率が低下し短絡電流が低下するので好ましくない。従って、ｎ型層３の厚さは１０ｎｍ以上５０ｎｍ以下がより好ましい。また、カバレッジの良い膜を実現するためにｎ型層３の表面粗さは５ｎｍ以下が好ましい。
ｎ型層３は、例えばスパッタなどによって成膜されることが好ましい。
（ｎ電極４）
ｎ電極４は、可視光に対して、光透過性を有するｎ型層３側の電極である。ｎ電極４とｐ型光吸収層２によってｎ型層３を挟んでいる。ｎ型層３とｎ電極４の間には、図示しない中間層を設けることができる。ｎ電極４には、酸化物透明導電膜を用いることが好ましい。ｎ電極４で用いられる酸化物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：ＧＺＯ)、インジウムドープ酸化亜鉛(Indium-doped Zinc Oxide：ＩＺＯ)、チタンドープ酸化インジウム（Titanium-doped Indium Oxide：ＩＴｉＯ）や酸化インジウムガリウム亜鉛（Indium Gallium Zinc Oxide：ＩＧＺＯ）及び水素ドープ酸化インジウム（Hydrogen-doped Indium Oxide：Ｉｎ２Ｏ３）からなる群より選ばれる１種以上の透明導電膜であることが好ましい。
ｎ電極４は、可視光に対して、光透過性を有するｎ型層３側の電極である。ｎ電極４とｐ型光吸収層２によってｎ型層３を挟んでいる。ｎ型層３とｎ電極４の間には、図示しない中間層を設けることができる。ｎ電極４には、酸化物透明導電膜を用いることが好ましい。ｎ電極４で用いられる酸化物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：ＧＺＯ)、インジウムドープ酸化亜鉛(Indium-doped Zinc Oxide：ＩＺＯ)、チタンドープ酸化インジウム（Titanium-doped Indium Oxide：ＩＴｉＯ）や酸化インジウムガリウム亜鉛（Indium Gallium Zinc Oxide：ＩＧＺＯ）及び水素ドープ酸化インジウム（Hydrogen-doped Indium Oxide：Ｉｎ２Ｏ３）からなる群より選ばれる１種以上の透明導電膜であることが好ましい。
ｎ電極４の厚さは、電子顕微鏡による断面観察や、段差計によって求められ、特に限定はないが、典型的には、１ｎｍ以上２μｍ以下である。
ｎ電極４は、例えばスパッタなどによって成膜されることが好ましい。
（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７に第２実施形態の多接合型太陽電池の断面概念図を示す。図７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２０１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ｐ型光吸収層２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２実施形態は、多接合型太陽電池に関する。図７に第２実施形態の多接合型太陽電池の断面概念図を示す。図７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２０１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ｐ型光吸収層２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２実施形態の第１太陽電池１００のｐ型光吸収層２のバンドギャップが２．０ｅＶ－２．２ｅＶ程度であるため、第２太陽電池２００の光吸収層のバンドギャップは、１．０ｅＶ以上１．６ｅＶ以下であることが好ましい。第２太陽電池の光吸収層としては、Ｉｎの含有比率が高いＣＩＧＳ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、結晶シリコン及びペロブスカイト型化合物からなる群より選ばれる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８に第３実施形態の太陽電池モジュール３００の斜視図を示す。図８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を用いている。第２の太陽電池モジュール３０２には、第２太陽電池２０１を用いることが好ましい。
第３実施形態は、太陽電池モジュールに関する。図８に第３実施形態の太陽電池モジュール３００の斜視図を示す。図８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を用いている。第２の太陽電池モジュール３０２には、第２太陽電池２０１を用いることが好ましい。
図９に太陽電池モジュール３００の断面図を示す。図９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８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、スクライブされていて、隣り合う太陽電池１００は、上部側のｎ電極４と下部側のｐ電極１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、ｐ電極１、ｐ型光吸収層２、ｎ型層３とｎ電極４を有し、さらにｐ電極１と第２太陽電池モジュール３０２の間に基板６を有する。基板６としては、白板ガラスを用いることが望ましく、石英、ソーダライムガラス、化学強化ガラスなどガラス全般、あるいはポリイミド、アクリル等の樹脂等を用いることもできる。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１０に実施形態の太陽光発電システム４００の構成図を示す。図１０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。
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１０に実施形態の太陽光発電システム４００の構成図を示す。図１０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。また、太陽光発電システム４００は、得られた電力で水電解をして燃料電池用の水素製造等に利用することもできる。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。
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）
実施例１の太陽電池は、光透過性太陽電池の例である。ガラス基板上に、裏面側の積層タイプのｐ電極として、ガラスと接する側にＩＴＯ透明導電膜を堆積し、次にＩＴＯ上にＡＴＯ（Ａｎｔｉｍｏｎｙ－ｄｏｐｅｄ Ｔｉｎ Ｏｘｉｄｅ）透明導電膜を堆積する。ｐ電極上には、室温、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により２ｎｍ程度のＳｉＯｘ薄膜を成膜する。その後、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により５００℃で加熱してＣｕ２Ｏ光吸収層を成膜する。更に、室温でＣＶＤ法により、ｎ型層としてＺｎＧｅＯ酸化物を堆積し、表面側のｎ電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。
実施例１の太陽電池は、光透過性太陽電池の例である。ガラス基板上に、裏面側の積層タイプのｐ電極として、ガラスと接する側にＩＴＯ透明導電膜を堆積し、次にＩＴＯ上にＡＴＯ（Ａｎｔｉｍｏｎｙ－ｄｏｐｅｄ Ｔｉｎ Ｏｘｉｄｅ）透明導電膜を堆積する。ｐ電極上には、室温、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により２ｎｍ程度のＳｉＯｘ薄膜を成膜する。その後、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により５００℃で加熱してＣｕ２Ｏ光吸収層を成膜する。更に、室温でＣＶＤ法により、ｎ型層としてＺｎＧｅＯ酸化物を堆積し、表面側のｎ電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。
ｐ電極と接する側の光吸収層にＳｉを高ドープすることで、ｐ電極表面での再結合が抑制されて、短絡電流が改善する。ｎ電極側から光が入射した場合は、ｐ＋型領域を形成しない場合（ＳｉＯｘ薄膜を形成しない場合）と比べて、短絡電流、ＦＦ（フィルファクター）、Ｖが向上し、変換効率が１．４倍に改善する。ｐ電極側から光が入射した場合は、ｐ＋型領域を形成しない場合（ＳｉＯｘ薄膜を形成しない場合）と比べて、短絡電流が向上し、変換効率が１．７倍に改善する。
（実施例２）
実施例２の太陽電池は、光透過性太陽電池の例である。ガラス基板上に、裏面側の積層タイプのｐ電極として、ガラスと接する側にＩＴＯ透明導電膜を堆積し、次にＩＴＯ上にＡＴＯ（Ａｎｔｉｍｏｎｙ－ｄｏｐｅｄ Ｔｉｎ Ｏｘｉｄｅ）透明導電膜を堆積する。ｐ電極上には、室温、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により２ｎｍ程度のＳｉＯｘＮｙ薄膜を成膜する。その後、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により５００℃で加熱してＣｕ２Ｏ光吸収層を成膜する。更に、室温でＣＶＤ法により、ｎ型層としてＺｎＧｅＯ酸化物を堆積し、表面側のｎ電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。
実施例２の太陽電池は、光透過性太陽電池の例である。ガラス基板上に、裏面側の積層タイプのｐ電極として、ガラスと接する側にＩＴＯ透明導電膜を堆積し、次にＩＴＯ上にＡＴＯ（Ａｎｔｉｍｏｎｙ－ｄｏｐｅｄ Ｔｉｎ Ｏｘｉｄｅ）透明導電膜を堆積する。ｐ電極上には、室温、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により２ｎｍ程度のＳｉＯｘＮｙ薄膜を成膜する。その後、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により５００℃で加熱してＣｕ２Ｏ光吸収層を成膜する。更に、室温でＣＶＤ法により、ｎ型層としてＺｎＧｅＯ酸化物を堆積し、表面側のｎ電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。
ｐ電極と接する側の光吸収層にＳｉとＮを高ドープすることで、ｐ電極表面での再結合が抑制されて、短絡電流が改善する。ｎ電極側から光が入射した場合は、ｐ＋型領域を形成しない場合（ＳｉＯｘＮｙ薄膜を形成しない場合）と比べて、短絡電流、ＦＦ（フィルファクター）、Ｖが向上し、変換効率が１．４倍に改善する。ｐ電極側から光が入射した場合は、ｐ＋型領域を形成しない場合（ＳｉＯｘＮｙ薄膜を形成しない場合）と比べて、短絡電流が向上し、変換効率が１．７倍に改善する。
（実施例３）
実施例３の太陽電池は、光透過性太陽電池の例である。ガラス基板上に、裏面側の積層タイプのｐ電極として、ガラスと接する側にＩＴＯ透明導電膜を堆積し、次にＩＴＯ上にＡＴＯ（Ａｎｔｉｍｏｎｙ－ｄｏｐｅｄ Ｔｉｎ Ｏｘｉｄｅ）透明導電膜を堆積する。ｐ電極上には、室温、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により２ｎｍ程度のＳｉＧｅｘＯｙ薄膜を成膜する。その後、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により５００℃で加熱してＣｕ２Ｏ光吸収層を成膜する。更に、室温でＣＶＤ法により、ｎ型層としてＺｎＧｅＯ酸化物を堆積し、表面側のｎ電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。
実施例３の太陽電池は、光透過性太陽電池の例である。ガラス基板上に、裏面側の積層タイプのｐ電極として、ガラスと接する側にＩＴＯ透明導電膜を堆積し、次にＩＴＯ上にＡＴＯ（Ａｎｔｉｍｏｎｙ－ｄｏｐｅｄ Ｔｉｎ Ｏｘｉｄｅ）透明導電膜を堆積する。ｐ電極上には、室温、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により２ｎｍ程度のＳｉＧｅｘＯｙ薄膜を成膜する。その後、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により５００℃で加熱してＣｕ２Ｏ光吸収層を成膜する。更に、室温でＣＶＤ法により、ｎ型層としてＺｎＧｅＯ酸化物を堆積し、表面側のｎ電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。
ｐ電極と接する側の光吸収層にＳｉとＧｅを高ドープすることで、ｐ電極表面での再結合が抑制されて、短絡電流が改善する。ｎ電極側から光が入射した場合は、ｐ＋型領域を形成しない場合（ＳｉＧｅｘＯｙ薄膜を形成しない場合）と比べて、短絡電流、ＦＦ（フィルファクター）、Ｖが向上し、変換効率が１．４倍に改善する。ｐ電極側から光が入射した場合は、ｐ＋型領域を形成しない場合（ＳｉＧｅｘＯｙ薄膜を形成しない場合）と比べて、短絡電流が向上し、変換効率が１．７倍に改善する。
（実施例４）
実施例４の太陽電池は、光透過性太陽電池の例である。ガラス基板上に、裏面側の積層タイプのｐ電極として、ガラスと接する側にＩＴＯ透明導電膜を堆積し、次にＩＴＯ上にＡＴＯ（Ａｎｔｉｍｏｎｙ－ｄｏｐｅｄ Ｔｉｎ Ｏｘｉｄｅ）透明導電膜を堆積する。ｐ電極上には、室温、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法によりＳｉＧｅｘＯｙＮｚ薄膜を成膜する。その後、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により５００℃で加熱してＣｕ２Ｏ光吸収層を成膜する。更に、室温でＣＶＤ法により、ｎ型層としてＺｎＧｅＯ酸化物を堆積し、表面側のｎ電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。Ｇｅ／（Ｚｎ＋Ｇｅ）組成比は、０．５乃至３の範囲が望ましく、１乃至２がより好ましい。
実施例４の太陽電池は、光透過性太陽電池の例である。ガラス基板上に、裏面側の積層タイプのｐ電極として、ガラスと接する側にＩＴＯ透明導電膜を堆積し、次にＩＴＯ上にＡＴＯ（Ａｎｔｉｍｏｎｙ－ｄｏｐｅｄ Ｔｉｎ Ｏｘｉｄｅ）透明導電膜を堆積する。ｐ電極上には、室温、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法によりＳｉＧｅｘＯｙＮｚ薄膜を成膜する。その後、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により５００℃で加熱してＣｕ２Ｏ光吸収層を成膜する。更に、室温でＣＶＤ法により、ｎ型層としてＺｎＧｅＯ酸化物を堆積し、表面側のｎ電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。Ｇｅ／（Ｚｎ＋Ｇｅ）組成比は、０．５乃至３の範囲が望ましく、１乃至２がより好ましい。
ｐ電極と接する側の光吸収層にＳｉ、Ｇｅ、Ｎを高ドープすることで、ｐ電極表面での再結合が抑制されて、短絡電流が改善する。ｎ電極側から光が入射した場合は、ｐ＋型領域を形成しない場合（ＳｉＧｅｘＯｙＮｚ薄膜を形成しない場合）と比べて、短絡電流、ＦＦ（フィルファクター）、Ｖが向上し、変換効率が１．４倍に改善する。ｐ電極側から光が入射した場合は、ｐ＋型領域を形成しない場合（ＳｉＧｅｘＯｙＮｚ薄膜を形成しない場合）と比べて、短絡電流が向上し、変換効率が１．７倍に改善する。
（実施例５）
実施例５の太陽電池は、光透過性太陽電池の例である。ガラス基板上に、裏面側の積層タイプのｐ電極として、ガラスと接する側にＩＴＯ透明導電膜を堆積し、次にＩＴＯ上にＡＴＯ（Ａｎｔｉｍｏｎｙ－ｄｏｐｅｄ Ｔｉｎ Ｏｘｉｄｅ）透明導電膜を堆積する。ｐ電極上には、パッシベーション層として部分的にコンタクトホールの開いたＨｆＯｘ層を形成する（パッシベーション層の作製法の一例：ｐ電極上にフォトレジストを塗布し、パターニングして、コンタクホール部分にレジストを残す。その後全面にＨｆＯｘをスパッタ成膜し、次にレジストを溶剤で溶かしてＨｆＯｘ層をリフトオフすることで、部分的にコンタクトホールが空いたＨｆＯｘ層を形成）。
実施例５の太陽電池は、光透過性太陽電池の例である。ガラス基板上に、裏面側の積層タイプのｐ電極として、ガラスと接する側にＩＴＯ透明導電膜を堆積し、次にＩＴＯ上にＡＴＯ（Ａｎｔｉｍｏｎｙ－ｄｏｐｅｄ Ｔｉｎ Ｏｘｉｄｅ）透明導電膜を堆積する。ｐ電極上には、パッシベーション層として部分的にコンタクトホールの開いたＨｆＯｘ層を形成する（パッシベーション層の作製法の一例：ｐ電極上にフォトレジストを塗布し、パターニングして、コンタクホール部分にレジストを残す。その後全面にＨｆＯｘをスパッタ成膜し、次にレジストを溶剤で溶かしてＨｆＯｘ層をリフトオフすることで、部分的にコンタクトホールが空いたＨｆＯｘ層を形成）。
ｐ電極上には、室温、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法によりＳｉＯｘＮｙ薄膜を成膜する。その後、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により５００℃で加熱してＣｕ２Ｏ光吸収層を成膜する。更に、室温でＣＶＤ法により、ｎ型層としてＺｎＧｅＯ酸化物を堆積し、表面側のｎ電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。Ｇｅ／（Ｚｎ＋Ｇｅ）組成比は、０．５乃至３の範囲が望ましく、１乃至２がより好ましい。
ｐ電極と接する側の光吸収層にＳｉとＮを高ドープし、さらにパッシベーション層でｐ電極とｐ層のコンタクト面積を減じることで、ｐ電極表面での再結合が一層抑制されて、短絡電流が改善する。ｎ電極側から光が入射した場合は、ｐ＋型領域を形成しない場合（ＳｉＯｘＮｙ薄膜を形成しない場合）と比べて、短絡電流、ＦＦ（フィルファクター）、Ｖが向上し、変換効率が１．４倍に改善する。ｐ電極側から光が入射した場合は、ｐ＋型領域を形成しない場合（ＳｉＯｘＮｙ薄膜を形成しない場合）と比べて、短絡電流が向上し、変換効率が１．７倍に改善する。
ｐ電極と接する側の光吸収層にＳｉとＮを高ドープし、さらにパッシベーション層でｐ電極とｐ層のコンタクト面積を減じることで、ｐ電極表面での再結合が一層抑制されて、短絡電流が改善する。ｎ電極側から光が入射した場合は、ｐ＋型領域を形成しない場合（ＳｉＯｘＮｙ薄膜を形成しない場合）と比べて、短絡電流、ＦＦ（フィルファクター）、Ｖが向上し、変換効率が１．４倍に改善する。ｐ電極側から光が入射した場合は、ｐ＋型領域を形成しない場合（ＳｉＯｘＮｙ薄膜を形成しない場合）と比べて、短絡電流が向上し、変換効率が１．７倍に改善する。
（参考例１）
参考例１の太陽電池は、可視光に対して不透明な、非光透過性太陽電池の例である。ガラス基板上に、裏面側の積層タイプのｐ電極として、ガラスと接する側に接着層としてＴｉを堆積し、次にＴｉ上にＡｕを堆積する。ｐ電極上には、室温、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法によりＳｉＯｘ薄膜を成膜する。その後、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により５００℃で加熱してＣｕ２Ｏ光吸収層を成膜する。更に、室温でＣＶＤ法により、ｎ型層としてＺｎＧｅＯ酸化物を堆積し、表面側のｎ電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。Ｇｅ／（Ｚｎ＋Ｇｅ）組成比は、０．５乃至３の範囲が望ましく、１乃至２がより好ましい。
ｐ電極と接する側の光吸収層にＳｉを高ドープすることで、ｐ電極表面での再結合が抑制されて、短絡電流が改善する。
参考例１の太陽電池は、可視光に対して不透明な、非光透過性太陽電池の例である。ガラス基板上に、裏面側の積層タイプのｐ電極として、ガラスと接する側に接着層としてＴｉを堆積し、次にＴｉ上にＡｕを堆積する。ｐ電極上には、室温、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法によりＳｉＯｘ薄膜を成膜する。その後、酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法により５００℃で加熱してＣｕ２Ｏ光吸収層を成膜する。更に、室温でＣＶＤ法により、ｎ型層としてＺｎＧｅＯ酸化物を堆積し、表面側のｎ電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。Ｇｅ／（Ｚｎ＋Ｇｅ）組成比は、０．５乃至３の範囲が望ましく、１乃至２がより好ましい。
ｐ電極と接する側の光吸収層にＳｉを高ドープすることで、ｐ電極表面での再結合が抑制されて、短絡電流が改善する。
（実施例６）
実施例６の太陽電池は、実施例１の太陽電池をタンデム太陽電池のトップセルに用いた例である。トップセルの構成は、実施例１と同じである。
タンデム太陽電池を構成するために、ボトムセルには単体での変換効率が２２％の単結晶Ｓｉを用い、トップセルとボトムセルを積層して、電気的に並列に接続した。なお、両者の出力電圧が一致するように、トップセルのセル数ｍとボトムセルのセル数ｎを、ｍ×出力Ｖ（トップセル）＝ｎ×Ｖ（ボトムセル）となるように調整している。
実施例６の太陽電池は、実施例１の太陽電池をタンデム太陽電池のトップセルに用いた例である。トップセルの構成は、実施例１と同じである。
タンデム太陽電池を構成するために、ボトムセルには単体での変換効率が２２％の単結晶Ｓｉを用い、トップセルとボトムセルを積層して、電気的に並列に接続した。なお、両者の出力電圧が一致するように、トップセルのセル数ｍとボトムセルのセル数ｎを、ｍ×出力Ｖ（トップセル）＝ｎ×Ｖ（ボトムセル）となるように調整している。
太陽電池特性を調べた結果、１ｓｕｎの擬似太陽光を照射することで、ｐ＋型領域がない太陽電池を用いた多接合型太陽電池と比べて、トップセル単体として効率が約１０％向上し、タンデム太陽電池としても効率が向上する。
明細書中一部の元素は、元素記号のみで示している
明細書中一部の元素は、元素記号のみで示している
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…ｐ電極、２…ｐ型光吸収層、２ａ…ｐ＋型領域、２ｂ…パッシベーション層、３…ｎ型層、４…ｎ電極、
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、６…基板、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
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、６…基板、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 (16)
- ｐ電極と、
前記ｐ電極と直接的に接し、Ｃｕを主成分とする金属の酸化物の半導体層であるｐ型光吸収層と、
ｎ型層と、
ｎ電極と、を有し、
前記ｐ型光吸収層と前記ｎ電極との間に前記ｎ型層が配置され、
前記ｐ型光吸収層と前記ｐ電極の界面から前記ｎ型層方向に存在する領域はｐ型ドーパントを含むｐ＋型領域であり、
前記ｐ＋型領域は前記界面を１端とし、他端を３０ｎｍから７０ｎｍまでの範囲に有し、
前記ｐ電極は酸化物透明導電膜を含む透明電極である太陽電池。 - 前記ｐ型ドーパントは、Ｓｉ、Ｇｅ及びＮからなる群より選ばれる１種以上の元素である請求項１に記載の太陽電池。
- ｐ電極と、
前記ｐ電極と直接的に接したｐ型光吸収層と、
ｎ型層と、
ｎ電極と、を有し、
前記ｐ型光吸収層と前記ｎ電極との間に前記ｎ型層が配置され、
前記ｐ型光吸収層と前記ｐ電極の界面から前記ｎ型層方向に存在する領域はＳｉをｐ型ドーパントとして含むｐ＋型領域であり、
前記ｐ＋型領域は前記界面を１端とし、他端を３０ｎｍから７０ｎｍまでの範囲に有し
前記ｐ電極は酸化物透明導電膜を含む透明電極である太陽電池。 - 前記ｐ＋型領域中の前記ｐ型ドーパントの最低濃度は、１．０×１０１８ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以上５．０×１０１８ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以下であり、
前記ｐ＋型領域中の前記ｐ型ドーパントの最高濃度は、５．０×１０１９ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以上１．０×１０２１ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以下である請求項１ないし３のいずれか１項に記載の太陽電池。 - 前記ｐ＋型領域中の前記ｐ型ドーパントの平均濃度は１．０×１０１９ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以上１．０×１０２０ａｔｏｍｓ／ｃｍ３以下である請求項１ないし４のいずれか１項に記載の太陽電池。
- 前記ｐ型ドーパントの最高濃度となる位置は、前記ｐ＋型領域の前記界面側に存在し、
前記ｐ型ドーパントの最低濃度となる位置は、前記ｐ＋型領域の前記ｎ型層側に存在する請求項１ないし５のいずれか１項に記載の太陽電池。 - 前記ｐ＋型領域中の前記ｐ型ドーパントの平均濃度は、前記ｐ＋型領域中の前記ｐ型ドーパントの最低濃度の５倍以上１００倍以下であり、
前記ｐ＋型領域中の前記ｐ型ドーパントの最高濃度は、前記ｐ＋型領域の前記ｐ型ドーパントの平均濃度の５倍以上１００倍以下であり、
前記ｐ＋型領域中の前記ｐ型ドーパントの最高濃度は、前記ｐ＋型領域の前記ｐ型ドーパントの最低濃度の２５倍以上１０００倍以下である請求項１ないし６のいずれか１項に記載の太陽電池。 - 前記ｐ＋型領域中の前記ｐ型ドーパントの平均濃度は、前記ｐ＋型領域中の前記ｐ型ドーパントの最低濃度の１０倍以上１００倍以下であり、
前記ｐ＋型領域中の前記ｐ型ドーパントの最高濃度は、前記ｐ＋型領域の前記ｐ型ドーパントの平均濃度の１０倍以上１００倍以下であり、
前記ｐ＋型領域中の前記ｐ型ドーパントの最高濃度は、前記ｐ＋型領域の前記ｐ型ドーパントの最低濃度の１００倍以上１０００倍以下である請求項１ないし７のいずれか１項に記載の太陽電池。 - 前記ｐ型光吸収層の厚さは、１，０００ｎｍ以上１０，０００ｎｍ以下である請求項１ないし８のいずれか１項に記載の太陽電池。
- 前記ｐ電極と前記ｐ型光吸収層の間にメッシュ状、ドット状又はライン状の絶縁膜が配置される請求項１ないし９のいずれか１項に記載の太陽電池。
- 前記ｐ電極から前記ｎ電極に向かう方向において、前記絶縁膜と前記ｐ型光吸収層が接している面積は、前記絶縁膜と前記ｐ型光吸収層が接している前記面積と前記ｐ型光吸収層と前記ｐ電極が接している面積の和の８０％以上９５％以下である請求項１０に記載の太陽電池。
- 請求項１ないし１１のいずれか１項に記載の太陽電池と、
請求項１ないし１１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太陽電池とを有する多接合型太陽電池。 - 前記請求項１ないし１１のいずれか１項に記載の太陽電池の前記ｐ型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太陽電池の光吸収層は、化合物半導体層、結晶シリコン及びペロブスカイト型化合物からなる群より選ばれる１種である請求項１２に記載の多接合型太陽電池。
- 請求項１ないし１１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１２又は１３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。
- 請求項１４又は１５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。
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