JP7301636B2 - 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

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 Download PDF

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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。
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。タンデム太陽電池は、波長帯毎に分光感度が高いセルを用いることができるため、単接合よりも高効率化できる。またタンデム太陽電池のトップセルとして、安価な材料でかつバンドギャップが広い亜酸化銅化合物などが期待されている。
特開２０１８－４６１９６号公報
実施形態は、特性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、透明な第１電極と、第１電極上に亜酸化銅を主体とする光電変換層と、光電変換層上に、ｎ型層と、ｎ型層上に透明な第２電極とを有し、光電変換層のｎ型層側には、混合領域又は／及び混合層が存在し、混合領域及び混合層は、第１グループ、第２グループ及び第３グループの元素を含み、第１グループは、Ｚｎ及びＳｎからなる群より選ばれる１種以上の元素であり、第２グループは、Ｙ、Ｓｃ、Ｖ、Ｃｒ、Ｍｎ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ｚｒ、Ｂ、Ａｌ、Ｇａ、Ｎｂ、Ｍｏ、Ｆ、Ｃｌ、Ｂｒ及びＩからなる群より選ばれる１種以上の元素であり、第３グループは、Ｇｅ及びＳｉからなる群より選ばれる１種以上の元素である。混合領域及び混合層中の前記第１グループの元素の平均濃度を濃度ａとし、混合領域及び混合層中の第２グループの元素の平均濃度を濃度ｂとし、混合領域及び混合層中の第３グループの元素の平均濃度を濃度ｃとし、濃度ａ、濃度ｂ及び濃度ｃは、ａ＋ｂ＞ｃを満たし、濃度ａ及び濃度ｃは、ｃ／ａ＜１を満たす。
実施形態の太陽電池の断面概念図。 実施形態の太陽電池の断面概念図。 実施形態の太陽電池の分析スポットを説明する図。 実施形態の多接合太陽電池の断面概念図。 実施形態の太陽電池モジュールの概念図。 実施形態の太陽電池モジュールの断面概念図。 実施形態の太陽光発電システムの概念図。 実施形態の車両の概念図。
（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、第１電極１と、第１電極１上に光電変換層２と、光電変換層２上にｎ型層３と、ｎ型層３上に第２電極４と、を備える。第１電極１と光電変換層２との間やｎ型層３と第２電極４との間には、図示しない中間層が含まれていてもよい。光は第１電極１側から入射しても第２電極４側から入射してもよい。光が太陽電池１００に入射して発電することができる。
（第１電極）
実施形態の第１電極１は、光電変換層２側に設けられた透明な導電層である。図１では、第１電極１は、光電変換層２と直接接している。第１電極１としては、透明導電膜、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；ＧＺＯ）、フッ素ドープ酸化スズ（Fluorine-doped Tin Oxide；ＦＴＯ）、アンチモンドープ酸化スズ（Antimony-doped Tin Oxide；ＡＴＯ）、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）、タンタルドープ酸化スズ（Ta-doped Tin Oxide；ＳｎＯ２：Ｔａ）、ニオブドープ酸化スズ（Nb-doped Tin Oxide；ＳｎＯ２：Ｎｂ）、タングステンドープ酸化スズ（W-doped Tin Oxide；ＳｎＯ２：Ｗ）、モリブデンドープ酸化スズ（Mo-doped Tin Oxide；ＳｎＯ２：Ｍｏ）、フッ素ドープ酸化スズ（F-doped Tin Oxide；ＳｎＯ２：Ｆ）、水素ドープ酸化インジウム（Hydrogen-doped Indium Oxide；ＩＯＨ）など特に限定されない。透明導電膜は、複数の膜を持つ積層膜であってもよく、上記酸化物の他に酸化スズなどの膜が積層膜に含まれていてもよい。酸化スズなどの膜へのドーパントとしては、Ｉｎ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｔｉ、Ｃｕ、Ｓｂ、Ｎｂ、Ｆ、Ｔａ、Ｗ、Ｍｏ、Ｆ、Ｃｌなど特に限定されない。金属膜としては、Ｍｏ、Ａｕ、Ｃｕ、Ａｇ、Ａｌ、ＴａやＷの膜など特に限定されない。また、第１電極１は、透明導電膜の下にドット状、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、透明導電膜の光電変換層２とは反対側に配置される。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、Ｃｕ、Ａｇ、Ａｌ、ＴａやＷなど特に限定されない。第１電極１に金属膜を用いる場合、透過性の観点から５ｎｍ以下程度の膜厚とすることが好ましい。
（光電変換層）
実施形態の光電変換層２は、第１電極１とｎ型層３の間に配置された半導体層である。光電変換層２としては、化合物半導体層が好ましい。光電変換層２としては、亜酸化銅を主体（９０ｗｔ％以上）とする半導体層が挙げられる。光電変換層２が厚くなると透過率が低下し、また、スパッタでの成膜を考慮すると１０μｍ以下が実用的であり、化合物半導体層としては、亜酸化銅を主体とする半導体層が好ましい。光電変換層２の厚さは、８００ｎｍ以上１０μｍ以下であることが好ましい。化合物半導体層としては、亜酸化銅等を主体とする半導体層には、添加物が含まれていてもよい。
光電変換層２のｎ型層３側の領域（混合領域）又は光電変換層２のｎ型層３側の層（混合層）には、第１グループの元素、第２のグループの元素及び第３グループの元素が含まれることが好ましい。図１の概念図には、光電変換層２のｎ型層３側に混合領域２ａが存在する形態を示す。図２の概念図には、光電変換層２のｎ型層３側に混合層２ｂが存在する形態を示す。光電変換層２は、混合領域２ａ及び／又は混合層２ｂを含む半導体層である。
第１グループの元素は、Ｚｎ及びＳｎからなる群より選ばれる１種以上の元素であることが好ましい。第１グループの元素は、ｎ型層３にも含まれる。
第２グループの元素は、Ｙ、Ｓｃ、Ｖ、Ｃｒ、Ｍｎ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ｚｒ、Ｂ、Ａｌ、Ｇａ、Ｎｂ、Ｍｏ、Ｔｉ、Ｆ、Ｃｌ、Ｂｒ及びＩからなる群より選ばれる１種以上の元素であることが好ましい。
第３グループの元素は、Ｇｅ及びＳｉからなる群より選ばれる１種以上の元素であることが好ましい。更に第グループの元素は、ｎ型層３にも含まれる。
第１グループの元素は、光電変換層２において、存在する領域を高抵抗化する働きを有すると考えられる。第２グループの元素についても、第１グループ同様に、光電変換層２において、存在する領域を高抵抗化する働きを持つと考えられる。これに対し、第３グループの元素は、光電変換層２において、存在する領域を低抵抗化する働きを持つと考えられる。
第１グループの元素、第２グループの元素及び第３グループの元素の３種が含まれていることでＶｏｃ及びＦＦ（フィルファクター）が向上する。３つのグループのうち、１つのグループの元素が含まれていないとＶｏｃ及びＦＦは向上しないか、あまり向上しない。そのため、混合領域及び混合層に第１グループの元素、第２グループの元素及び第３グループの元素の３種が含まれていることが重要である。
混合領域２ａ及び混合層２ｂ中に、このような働きを持つと考えられる各グループの元素が含まれる場合にＶｏｃ及びＦＦが向上する理由について、以下のとおり推察できる。
混合領域２ａ及び混合層２ｂの抵抗が、高抵抗化し、抵抗値が適正な範囲に達すると、ｐｎ接合領域における光生成キャリア（電子と正孔）の生成に有利に作用してＶｏｃとＦＦが向上する。しかし、混合領域２ａ及び混合層２ｂの抵抗が適正範囲を外れて高抵抗化したり、あるいは逆に低抵抗化したりすると、ｐｎ接合領域での光生成キャリアの再結合が増加してＶｏｃとＦＦが低下すると推察できる。そのため、混合領域２ａ及び混合層２ｂに第１グループ、第２グループ及び第３グループの元素が存在することで、混合領域２ａ及び混合層２ｂの抵抗値を適正な値に保つことができるため、Ｖｏｃ及びＦＦが向上させることができると推察できる。
ｎ型層３を構成する第１グループと第３グループの元素の一部が、混合領域２ａ及び混合層２ｂに拡散して、ｎ型層３の組成を変えた場合に、混合領域２ａ及び混合層２ｂ中での第１グループと第３グループの元素濃度が変化する。このように第１グループと第３グループの混合領域２ａ及び混合層２ｂ中での元素濃度が変化することで、混合領域２ａ及び混合層２ｂにおける第１グループの元素の平均濃度を濃度ａ、第３グループの元素の平均濃度を濃度ｃとしたときに、Ｖｏｃ及びＦＦをより向上させるために、濃度ａ及び濃度ｃは、ｃ＜ａを満たすことでＶｏｃとＦＦの向上し、ｃ＜ａ＜１００ｃを満たすことがＶｏｃとＦＦの向上により好ましい。
ここで、第１グループと第３グループの元素は全てｎ型層の構成元素であるため、ｎ型層と光電変換層の伝導帯のエネルギーマッチングを改善するために、ｎ型層中で第３グループの元素の濃度を第１グループの元素の濃度より高い場合、つまり、混合領域２ａ及び混合層２ｂ中に含まれる濃度ａ、濃度ｃがｃ＞ａとなる場合には、ＶｏｃとＦＦは低下する。
そこで、新たに第２グループの元素を混合領域２ａ及び混合層２ｂに存在させると、混合領域２ａ及び混合層２ｂにおける第２グループの元素の平均濃度を濃度ｂとしたときに、第１、第２、３グループの元素を同時に含む場合は、ａ＜ｃであっても、ａ＋ｂ＞ｃを満たすことでＶｏｃ及びＦＦを向上させることができる。さらにｃ＜ａ＋ｂ＜１００ｃを満たすことがより好ましい。
更に、第１電極側の光電変換層２（混合領域２ａ及び混合層２ｂは除く）に含まれる第１グループ、第２グループの元素の平均濃度は、濃度ａ及び濃度ｂよりも小さいことが好ましい。このような濃度関係にあることで、ＶｏｃとＦＦは更に向上する。これは、第１電極１側の光電変換層が適正範囲を超えて高抵抗化すると、光電変換層２が全体的に絶縁体化する方向に変化する。そのため、光生成キャリアが再結合し易くなると推察されるためである。
混合領域２ａの厚さは１ｎｍ以上２０ｎｍ以下が好ましく、１ｎｍ以上１０ｎｍ以下がより好ましい。透過型電子顕微鏡（Transmission Electron Microscope；ＴＥＭ）で２００万倍に拡大し、光電変換層２とｎ型層３の界面近傍を観察し、エネルギー分散型Ｘ線分光法（Energy Dispersive X-ray Spectroscopy；ＥＤＸ）で光電変換層２とｎ型層３の界面を含む光電変換層２側の元素分析を行なって、Ｃｕ２Ｏ、第１から第３グループの元素を確認することによって、混合領域２ａの存在を確認し、混合領域２ａに含まれる第１から第３グループの元素の種類及び濃度を求めることができる。
混合領域２ａは、光電変換層２の成膜中において、光電変換層２の表面部分を成膜しているときに第１から第３グループの元素を添加するか、ｎ型層３から元素を拡散させるかのどちらか一方又は両方によって作られる。第１から第３グループの元素は、いずれも添加する元素とｎ型層３から拡散させる元素の少なくとも一方に含まれる。
第１から第３グループの元素を光電変換層２のｎ型層３側に添加して、かつ、ｎ型層３から元素を拡散させる場合、第１グループの元素は、添加する元素とｎ型層３から拡散させる元素の少なくとも一方に含まれ、第２グループの元素は、添加する元素とｎ型層３から拡散させる元素の少なくとも一方に含まれ、第３グループの元素は、添加する元素とｎ型層３から拡散させる元素の少なくとも一方に含まれる。第１から第３グループの元素を光電変換層２のｎ型層３側に添加して、かつ、ｎ型層３から元素を拡散させる場合、第１グループの元素は、ｎ型層３から拡散させる元素に含まれることが好ましく、第２グループの元素は、添加する元素に含まれることが好ましく、第３グループの元素は、ｎ型層３から拡散させる元素に含まれることが好ましい。
混合層２ｂの厚さは、１ｎｍ以上２０ｎｍ以下が好ましく、１ｎｍ以上１０ｎｍ以下がより好ましい。ＴＥＭで２００万倍に拡大し、光電変換層２とｎ型層３の界面近傍を観察し、光電変換層２のｎ型層３側に薄い層の存在を確認し、ＥＤＸで薄い層の元素分析を行なって、Ｃｕ２Ｏ、第１から第３グループの元素を確認することによって、混合層２ｂの存在を確認し、混合層２ｂに含まれる第１から第３グループの元素の種類及び濃度を求めることができる。
混合層２ｂは、一度、第１から第３グループの元素を含まない条件で光電変換層２を成膜し、その後、再び、光電変換層２を成膜する際に第１から第３グループの３種類の元素が添加されるように亜酸化銅を薄く成膜することによって形成される。
混合層２ｂと混合領域２ａの両方が存在していてもよい。このとき、混合領域２ａと混合層２ｂは直接的に接しており、混合層２ｂがｎ型層３側に位置しており、混合領域２ａが第１電極１側に位置していることが好ましい。
濃度測定は、次の分析スポットを測定して求める。図３の分析スポットを説明する図に示すように太陽電池１００を第２電極４側から見た表面の９スポットＡ１～Ａ９を定める。各スポットは、正方形状で少なくとも５ｍｍ２の領域を有する。そして、図３に示すように、長さＤ１と幅Ｄ２（Ｄ１≧Ｄ２）とした場合、太陽電池１００の幅方向に対向する２辺からそれぞれ内側にＤ３（＝Ｄ１／１０）の距離のところに仮想線を引き、太陽電池１００の長さ方向に対向する２辺からそれぞれ内側にＤ４（＝Ｄ２／１０）の距離のところに仮想線を引き、さらに、太陽電池１００の中心を通る幅方向に平行な仮想線を引き、太陽電池１００の中心を通る長さ方向に平行な仮想線を引き、仮想線の交点９点を中心とする領域を観察スポットＡ１～Ａ９とする。ＳＥＭやＴＥＭによる観察断面は、図３の面に対して垂直方向である。なお、太陽電池１００を第２電極４側からみた形状が矩形ではない場合は、内接する矩形を基準に分析スポットを定めることが好ましい。濃度は、９点の分析スポットにおける値の最大値と最小値を除く７点の分析結果の平均値とする。
第１から第３グループの元素のうち、１つのグループの元素又は２つのグループの元素を光電変換層２のｎ型層３側に含有させた場合は、ＦＦ及びＶｏｃの向上は軽微であり、元素の添加による効果は変換効率の向上に実質的に寄与しない。第１グループの元素、第２のグループの元素及び第３グループの元素の３種類の元素を添加した場合に、ＦＦ及びＶｏｃが向上し、変換効率が向上する。第１から第３グループの元素の３種類の元素が光電変換層２のｎ型層３側に含まれることで、Ｖｏｃが向上し、さらに、太陽電池１００のＩ－Ｖ特性が理想的な特性に近づく。
光電変換層２はスパッタリングによって作製する。スパッタ中の雰囲気は、Ａｒなどの不活性ガスと酸素ガスとの混合ガス雰囲気とすることが好ましい。太陽電池１００を保持する基板の種類にもよるが、基板温度を１００℃以上６００℃以下に加熱して、Ｃｕを含むターゲットを用いてスパッタする。例えば、スパッタリングの温度や酸素分圧を調整することによって大粒径な亜酸化銅薄膜を第１電極１上に成膜することができる。太陽電池１００を作製するために用いる基板（第１電極１を保持する基板）としては、アクリル、ポリイミド、ポリカーボネート、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）ポリプロピレン（ＰＰ）、フッ素系樹脂（ポリテトラフルオロエチレン（ＰＴＦＥ）、パーフルオロエチレンプロペンコポリマー（ＦＥＰ）、エチレンテトラフルオロエチレンコポリマー（ＥＴＦＥ）、ポリクロロトリフルオロエチレン（ＰＣＴＦＥ）、パーフルオロアルコキシアルカン（ＰＦＡ）など）、ポリアリレート、ポリサルフォン、ポリエーテルサルフォンやポリエーテルイミドなどの有機系の基板やソーダライムガラス、白板ガラス、化学強化ガラスや石英などの無機系の基板を用いることができる。
光電変換層２の９５％以上は亜酸化銅で構成されていることが好ましい。光電変換層２の９８％以上が亜酸化銅で構成されていることがより好ましい。つまり、光電変換層２は、ＣｕＯやＣｕ等の異相をほとんど（実質的に）含まないことが好ましい。光電変換層２には、ＣｕＯやＣｕなどの異相が含まれず、実質的にＣｕ２Ｏ単相の薄膜であると、非常に高い透光性となるため好ましい。光電変換層２が実質的にＣｕ２Ｏの単相であることは、フォトルミネッセンス法（Photo Luminescence；ＰＬ法）により測定することで確認できる。
（ｎ型層）
ｎ型層３は、光電変換層２と第２電極４の間に配置されたｎ型の半導体層である。ｎ型層３の光電変換層２を向く面は、光電変換層２のｎ型層３を向く面と直接的に接していることが好ましい。ｎ型層３は、Ｚｎ又は／及びＳｎの中から選ばれた金属酸化物層であり、かつＳｉ又は／及びＧｅを含んでいることが好ましい。つまり金属酸化物層は、ＺｎとＺｎの少なくとも一方及びＳｉとＧｅの少なくとも一方を含む金属酸化物層（ｎ型層３）は、光電変換層２とｎ型層３との伝導帯のエネルギーマッチングを考慮して、Ｚｎ、Ｓｎ、Ｇｅ、Ｓｉの他に、Ｇａ、Ａｌ、及びＢからなる群より選ばれる１種以上の元素をさらに含む金属酸化物層であることがより好ましい。なお、光電変換層２とｎ型層３との伝導帯のエネルギーマッチングをさらに考慮して、上記以外の元素をｎ型層３に添加してもよい。
ｎ型層３の膜厚は、典型的には、３ｎｍ以上１００ｎｍ以下である。ｎ型層３の厚さが３ｎｍ未満であると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、特性を低下させてしまう場合がある。カバレッジが良い場合は上記膜厚に限定されない。ｎ型層３の厚さが５０ｎｍを超えるとｎ型層３の過度の高抵抗化による特性低下や、透過率低下による短絡電流低下が起こる場合がある。従って、ｎ型層３の厚さは３ｎｍ以上２０ｎｍ以下がより好ましく、５ｎｍ以上２０ｎｍ以下がさらにより好ましい。
ｎ型層３は、例えば、原子層堆積法（Atomic Layer Deposition；ＡＬＤ）やスパッタ法などで成膜することができる。
光電変換層２の伝導帯下端（Conduction Band Minimum：ＣＢＭ）の位置（Ｅｃｐ（ｅＶ））とｎ型層３の伝導帯下の位置（Ｅｃｎ（ｅＶ））の差である伝導帯オフセット（ΔＥ＝Ｅｃｐ－Ｅｃｎ）は、－０．６ｅＶ以上０．２ｅＶ以下（－０．６ｅＶ≦ΔＥ≦＋０．２ｅＶ）であることが好ましい。伝導帯オフセットが０より大きいとｐｎ接合界面の伝導帯が不連続となりスパイクが生じる。伝導帯オフセットが０より小さいとｐｎ接合界面の伝導帯が不連続となりクリフが生じる。スパイクは、光生成電子を第２電極から取り出す際のエネルギー障壁となり、クリフは取り出す光生成電子の電圧を下げるため、ともに絶対値が小さい方が好ましい。従って、伝導帯オフセットは、－０．４ｅＶ以上０．０ｅＶ以下（－０．４ｅＶ≦ΔＥ≦０．０ｅＶ）であることがより好ましい。ただし、ギャップ内準位を利用して伝導する場合はこの限りではない。ＣＢＭの位置は、以下の手法を用いて見積もることができる。電子占有準位の評価法である光電子分光により価電子帯上端（Valence Band Maximum：ＶＢＭ）を実測し、続いて測定対象の材料のバンドギャップを仮定してＣＢＭを算出する。しかしながら、実際のｐｎ接合界面では、相互拡散や陽イオンの空孔発生など理想的な界面を維持していないため、バンドギャップが変化する可能性が高い。このため、ＣＢＭも直接的に光電子放出の逆過程を利用する逆光電子分光により評価することが好ましい。具体的には、太陽電池表面を低エネルギーイオンエッチングと正・逆光電子分光測定の繰り返しにより、ｐｎ接合界面の電子状態を評価できる。混合領域及び／または混合層に含まれる第１から第３グループの元素は、ｎ型層３とのＣＢＭの差を考慮して適宜選択される。
（第２電極）
実施形態の第２電極４は、ｎ層上に設けられた透明な導電層である。第２電極４は、第１電極１で挙げた電極と同様の透明電極を用いることが好ましい。第２電極４は、透明導電膜の上にドット状、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。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、Ｃｕ、Ａｇ、Ａｌ、ＴａやＷなど特に限定されない。第２電極４に金属膜を用いる場合、透過性の観点から５ｎｍ以下程度の膜厚とすることが好ましい。第２電極４は、第１電極１で挙げた電極と同様の透明電極を用いることが好ましい。第２電極４としては他にも金属ワイヤーを含む取出電極が設けられた多層グラフェン等の他の透明電極を採用することもできる。
（反射防止膜）
実施形態の反射防止膜は、光電変換層２へ光を導入しやすくするための膜であって、第１電極１上又は第２電極４上の光電変換層２側とは反対側に形成されていることが好ましい。反射防止膜としては、例えば、ＭｇＦ２やＳｉＯ２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）程度の厚さの薄膜を蒸着することが好ましい。
（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と、第２太陽電池２０１を有する。第２太陽電池２０１の光電変換層のバンドギャップは、第１実施形態の太陽電池１００の光電変換層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の光電変換層２のバンドギャップが約２．０ｅＶであるため、第２太陽電池２０１の光電変換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２０１の光電変換層としては、Ｉｎの含有比率が高いＣＩＧＳ系、ＣＩＴ系及びＣｄＴｅ系、酸化銅系のうちのいずれか１種以上の化合物半導体層又は結晶シリコンであることが好ましい。
第１実施形態に係る太陽電池１００を第１太陽電池とすることで、第１太陽電池での意図しない波長域の光を吸収してしまうことによりボトムセル（第２太陽電池）の変換効率を低下させることを防ぐことができるので、効率の良い多接合型太陽電池とすることができる。
（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を用いている。第２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３０２では、用いる太陽電池の光電変換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。
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、上部側の第２電極４と下部側の第１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、基板１０、第１電極１、光電変換層２、ｎ型層３と第２電極４を有する。
モジュール毎に出力電圧が異なると電圧の低い部分に電流が逆流したり、余計な熱を発生させたりすることがあるためモジュールの出力低下につながる。
また、本願の太陽電池を用いると各波長帯に適した太陽電池を用いることができるため、トップセルやボトムセルの太陽電池を単体で用いたときと比較して効率良く発電できるようになり、モジュールの全体の出力が増大するため望ましい。
モジュール全体の変換効率が高いと、照射された光エネルギーのうち、熱になるエネルギー割合を低くすることができる。そのためモジュール全体の温度が上昇による効率の低下を抑制することができる。
（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、電力変換装置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。電力変換装置４０２は、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。電力変換装置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太陽電池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。
太陽光発電システム４００の利用例として車両を示す。図８に車両５００の構成概念図を示す。図８の車両５００は、車体５０１、太陽電池モジュール５０２、電力変換装置５０３、蓄電池５０４、モーター５０５とタイヤ（ホイール）５０６を有する。車体５０１の上部に設けられた太陽電池モジュール５０１で発電した電力は、電力変換装置５０３変換されて、蓄電池５０４にて充電されるか、モーター５０５等の負荷で電力が消費される。太陽電池モジュール５０１又は蓄電池５０４から供給される電力を用いてモーター５０５によってタイヤ（ホイール）５０６を回転させることにより車両５００を動かすことができる。太陽電池モジュール５０１としては、多接合型ではなく、第１実施形態の太陽電池１００を備えた第１太陽電池モジュールだけで構成されていてもよい。透過性のある太陽電池モジュール５０１を採用する場合は、車体５０１の上部に加え、車体５０１の側面に発電する窓として太陽電池モジュール５０１を使用することも好ましい。
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では、基板に白板ガラス基板を用い、裏面側の第１電極としてＳｂドープしたＳｎＯ２を含む透明導電膜を用いる。第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して光電変換層として亜酸化銅化合物を成膜する。なお、亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＭｎを添加する。その後、原子層堆積法により光電変換層上にｎ型層としてＺｎ及びＧｅを含む金属酸化物層を堆積し、ＺｎとＧｅを光電変換層へ拡散させてＺｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。
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℃。電圧をスイープし、電流密度（電流をセル面積で割ったもの）を測定する。横軸を電圧、縦軸を電流密度とした際に、横軸と交わる点が開放電圧Ｖｏｃとなり、縦軸と交わる点が短絡電流密度Ｊｓｃとなる。測定曲線上において、電圧と電流密度を掛け合わせ、最大になる点をそれぞれＶｍｐｐ、Ｊｍｐｐ（マキシマムパワーポイント）とすると、ＦＦ＝（Ｖｍｐｐ＊Ｊｍｐｐ）／（Ｖｏｃ＊Ｊｓｃ）、効率Ｅｆｆ．＝Ｖｏｃ＊Ｊｓｃ＊ＦＦで求まる。
得られる太陽電池の断面をＴＥＭ－ＥＤＸで観察し各元素の濃度を求める。
（実施例２）
光電変換層上にｎ型層として、Ｚｎ、Ｓｎ及びＧｅを含む金属酸化物層を堆積し、Ｚｎ、Ｓｎ及びＧｅを光電変換層へ拡散させてＺｎ及びＳｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例３）
光電変換層上にｎ型層として、Ｓｎ及びＧｅを含む金属酸化物層を堆積し、Ｓｎ及びＧｅを光電変換層へ拡散させてＳｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例４）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＮｂを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｎｂ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例５）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＺｒを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｚｒ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例６）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＭｏを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｍｏ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例７）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＣｒを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｃｒ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例８）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＣｌを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｃｌ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例９）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＩを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｉ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例１０）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＦｅを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｆｅ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例１１）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＮｉを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｎｉ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例１２）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＡｌを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ａｌ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例１３）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＧａを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｇａ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例１４）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＹを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｙ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例１５）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＳｃを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｓｃ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例１６）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＶを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｖ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例１７）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＦを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｆ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例１８）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＢｒを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｂｒ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例１９）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＢを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｂ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例２０）
光電変換層上にｎ型層として、Ｚｎ及びＳｉを含む金属酸化物層を堆積し、Ｚｎ及Ｓｉを光電変換層へ拡散させてＺｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＳｉ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例２１）
光電変換層上にｎ型層として、Ｚｎ及びＳｉを含む金属酸化物層を堆積し、Ｚｎ及Ｓｉを光電変換層へ拡散させてＺｎ（第１グループ）、Ｎｂ（第２グループ）及びＳｉ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例４と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例２２）
光電変換層上にｎ型層として、Ｚｎ及びＳｉを含む金属酸化物層を堆積し、Ｚｎ及Ｓｉを光電変換層へ拡散させてＺｎ（第１グループ）、Ｚｒ（第２グループ）及びＳｉ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例５と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例２３）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＺｎとＭｎを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例２４）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＭｎとＧｅを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例２５）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＺｎ、ＭｎとＧｅを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例２６）
混合領域の厚さが１ｎｍになるように、亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でのＭｎ添加の時期及び拡散条件を変更すること以外は、実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例２７）
混合領域の厚さが１０ｎｍになるように、亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でのＭｎ添加の時期及び拡散条件を変更すること以外は、実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例２８）
混合領域の厚さが２０ｎｍになるように、亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でのＭｎ添加の時期及び拡散条件を変更すること以外は、実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例２９）
Ｍｎを最終段階に添加した亜酸化銅化合物層上に、Ｃｕを主体とし、Ｚｎ、Ｍｎ及びＧｅを微量添加させた５ｎｍ厚の混合層を形成し、Ｚｎ及びＧｅを混合層及びｎ型層から拡散させて、混合領域（Ｚｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む）と混合層（Ｚｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む）を含む光電変換層を形成すること以外は、実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例３０）
Ｍｎを最終段階に添加せずに亜酸化銅化合物層を成膜し、亜酸化銅化合物層上にＣｕを主体とし、Ｚｎ、Ｍｎ及びＧｅを微量添加させた５ｎｍ厚の混合層を形成して、混合領域がなく、混合層（Ｚｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む）を含む光電変換層を形成すること以外は、実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例３１）
光電変換層上にｎ型層として、Ｚｎ、Ｓｎ及びＳｉを含む金属酸化物層を堆積し、Ｚｎ、Ｓｎ及Ｓｉを光電変換層へ拡散させてＺｎ及びＳｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＳｉ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例３２）
光電変換層上にｎ型層として、Ｓｎ及びＳｉを含む金属酸化物層を堆積し、Ｓｎ及Ｓｉを光電変換層へ拡散させてＳｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＳｉ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例３３）
光電変換層上にｎ型層として、Ｓｎ、Ｇｅ及びＳｉを含む金属酸化物層を堆積し、Ｓｎ、Ｇｅ及Ｓｉを光電変換層へ拡散させてＳｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＧｅ及びＳｉ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（実施例３４）
光電変換層上にｎ型層として、Ｚｎ、Ｓｎ、Ｇｅ及びＳｉを含む金属酸化物層を堆積し、Ｚｎ、Ｓｎ、Ｇｅ及Ｓｉを光電変換層へ拡散させてＺｎ及びＳｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＧｅ及びＳｉ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（比較例１）
Ｍｎを最終段階に添加せずに亜酸化銅化合物層を成膜し、Ｚｎ及Ｇｅを光電変換層へ拡散させてＺｎ（第１グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域（第２グループの元素は含有しない）を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（比較例２）
Ｍｎを最終段階に添加した亜酸化銅化合物層上に、Ｃｕを主体とし、Ｚｎ及びＭｎを微量添加させた５ｎｍ厚の混合層を形成し、光電変換層上にｎ型層として、ＺｎＯを金属酸化物層として堆積し、Ｚｎを光電変換層へ拡散させてＺｎ（第１グループ）及びＭｎ（第２グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域（第３グループの元素は含有しない）を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（比較例３）
Ｍｎを最終段階に添加せずに成膜した亜酸化銅化合物層上に、Ｃｕを主体とし、Ｚｎを微量添加させた５ｎｍ厚の混合層を形成し、光電変換層上にｎ型層として、ＺｎＯを金属酸化物層として堆積し、Ｚｎを光電変換層へ拡散させてＺｎ（第１グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域（第２グループ及び第３グループの元素は含有しない）を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（比較例４）
光電変換層上にｎ型層として、ＧｅＯを金属酸化物層として堆積し、Ｇｅを光電変換層へ拡散させてＭｎ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域（第１グループの元素は含有しない）を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（比較例５）
光電変換層上にｎ型層として、酸化チタン層を堆積し、Ｍｎ（第２グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域（第１、第３グループの元素は含有しない）を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（比較例６）
Ｍｎを最終段階に添加せずに亜酸化銅化合物層を成膜し、ＧｅＯを金属酸化物層として堆積し、Ｇｅを光電変換層へ拡散させてＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域（第１グループ及び第２グループの元素は含有しない）を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（比較例７）
Ｍｎを最終段階に添加せずに成膜した亜酸化銅化合物層上に、Ｃｕを主体とし、ＺｎとＧｅを微量添加させた５ｎｍ厚の混合層を形成し、光電変換層上にｎ型層として、ＺｎとＧｅを含む金属酸化物層として堆積し、Ｚｎ及びＧｅを光電変換層へ拡散させず、Ｚｎ（第１グループ）とＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域（第２グループの元素は含有しない）を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（比較例８）
光電変換層上にｎ型層として、Ｍｇ及びＧｅを含む金属酸化物層を堆積し、Ｍｇ及びＧｅを光電変換層へ拡散させてＭｇ（いずれのグループにも属さない）、Ｍｎ（第２グループ）及びＧｅ（第３グループ）を含む約５ｎｍ厚の混合領域（第１グループの元素は含有しない）を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（比較例９）
光電変換層上にｎ型層として、Ｚｎ及びＳｂを含む金属酸化物層を堆積し、Ｚｎ及びＳｂを光電変換層へ拡散させてＺｎ（第１グループ）、Ｍｎ（第２グループ）及びＳｂ（いずれのグループにも属さない）を含む約５ｎｍ厚の混合領域（第３グループの元素は含有しない）を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
（比較例１０）
亜酸化銅化合物層の成膜の最終段階でＷを添加して、Ｚｎ（第１グループ）、Ｇｅ（第３グループ）及びＷ（いずれのグループにも属さない）を含む約５ｎｍ厚の混合領域（第２グループの元素は含有しない）を形成すること以外は実施例１と同様に太陽電池を作製し、評価する。
表１に実施例及び比較例の結果を示す。濃度ａ、濃度ｂと濃度ｃの関係であるａ＋ｂ＞ｃを満たすとき、ａ＋ｂ＞ｃの評価をＡとし、ｃ＜ａ＋ｂ＜１００ｃを満たすとき、ａ＋ｂ＞ｃの評価をＢとする。濃度ａと濃度ｃの関係であるｃ／ａ＜１を満たすとき、ｃ／ａの評価をＡとし、０．０１＜ｃ／ａ＜１を満たすとき、ｃ／ａの評価をＢとする。第１から第３グループのうち１種類または２種類しか混合領域２ａ又は混合層２ｂに含まれない比較例と比べて、ＦＦとＶｏｃが向上する場合をそれぞれＡと評価し、ＦＦとＶｏｃが比較例以下の場合はＢと評価する。
Figure 0007301636000001
実施例の太陽電池は、全て混合領域２ａ又は混合層２ｂに３グループの元素を添加した場合にのみ、ＶｏｃとＦＦが向上したが、これによって、実施例の太陽電池の効率も改善した。これは混合領域２ａ又は混合層２ｂを含むｐｎ接合領域での光生成キャリアの再結合や、電圧低下が改善したためである。これは、３グループの元素を適正濃度添加し、抵抗値を適正化したことと考えられる。以上の実施例に示されるように、混合領域２ａ又は混合層２ｂへの適切な元素添加により、亜酸化銅太陽電池を用いた高効率太陽電池を実現可能になる。
全ての実施例において、第１グループの元素の平均濃度である濃度ａと、銅元素の平均濃度である濃度ｄは、０．０００００１＜ａ／ｄ＜０．１を満たし、第２グループの元素の平均濃度である濃度ｂと濃度ｄは、０．００００００１＜ｂ／ｄ＜０．１を満たし、第３グループの元素の平均黄土である濃度ｃと濃度ｄは、０．０００００１＜ｃ／ｄ＜０．００１を満たす。
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…太陽電池（第１太陽電池、トップセル）、１…第１電極、２…光電変換層、３…ｎ型層、４…第２電極、２００…多接合型太陽電池、２０１…第２太陽電池（ボトムセル）、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、１０…基板、３０３…サブモジュール、４００…太陽光発電システム、４０１…太陽電池モジュール、４０２…電力変換装置、４０３…蓄電池、４０４…負荷、５００…車両、５０１…車体、５０２…太陽電池モジュール、５０３…電力変換装置、５０４…蓄電池、５０５…モーター、５０６…タイヤ（ホイール）

Claims (8)

  1. 透明な第１電極と、
    前記第１電極上に亜酸化銅を主体とする光電変換層と、
    前記光電変換層上に、ｎ型層と、
    前記ｎ型層上に透明な第２電極とを有し、
    前記光電変換層の前記ｎ型層側には、混合領域又は／及び混合層が存在し、
    前記混合領域及び前記混合層は、第１グループ、第２グループ及び第３グループの元素を含み、
    前記第１グループは、Ｚｎ及びＳｎからなる群より選ばれる１種以上の元素であり、
    前記第２グループは、Ｙ、Ｓｃ、Ｖ、Ｃｒ、Ｍｎ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ｚｒ、Ｂ、Ａｌ、Ｇａ、Ｎｂ、Ｍｏ、Ｆ、Ｃｌ、Ｂｒ及びＩからなる群より選ばれる１種以上の元素であり、
    前記第３グループは、Ｇｅ及びＳｉからなる群より選ばれる１種以上の元素であり、
    前記混合領域及び前記混合層中の前記第１グループの元素の平均濃度を濃度ａとし、
    前記混合領域及び前記混合層中の前記第２グループの元素の平均濃度を濃度ｂとし、
    前記混合領域及び前記混合層中の前記第３グループの元素の平均濃度を濃度ｃとし、
    前記濃度ａ、前記濃度ｂ及び前記濃度ｃは、ａ＋ｂ＞ｃを満たし、
    前記濃度ａ及び前記濃度ｃは、ｃ／ａ＜１を満たす太陽電池。
  2. 前記濃度ａ、前記濃度ｂ及び前記濃度ｃは、ｃ＜ａ＋ｂ＜１００ｃを満たす請求項１に記載の太陽電池。
  3. 前記濃度ａ及び前記濃度ｃは、ｃ＜ａ＜１００ｃを満たす請求項１又は２に記載の太陽電池。
  4. 前記ｎ型層は、ＺｎとＳｎの少なくともどちらか一方及びＧｅとＳｉの少なくともどちらか一方を含む金属酸化物層である請求項１ないし３のいずれか１項に記載の太陽電池。
  5. 前記第１電極側の前記光電変換層に含まれる前記第１グループ、前記第２グループ及び前記第３グループの元素の平均濃度は前記濃度ａ、前記濃度ｂ及び前記濃度ｃよりも小さい請求項１ないし４のいずれか１項に記載の太陽電池。
  6. 請求項１ないし５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。
  7. 請求項１ないし５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。
  8. 請求項７に記載の太陽電池モジュールを用いて発電する太陽光発電システム。
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