JP7581363B2 - 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

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）を光吸収層に用いた太陽電池がある。Ｃｕ２Ｏは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。
特開２０１８－４６１９６号公報
本発明が解決しようとする課題は、変換効率に優れた太陽電池、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、ｐ電極と、ｎ電極と、ｐ電極とｎ電極の間に位置する亜酸化銅を主体とするｐ型光吸収層と、ｐ型光吸収層とｎ電極の間に位置し、Ｇａｘ１Ｍ１ｘ２Ｍ２ｘ３Ｍ３ｘ４Ｍ４ｘ５Ｏｘ６で表される化合物を主体とする層であって、Ｍ１はＨｆ又は／及びＺｒであり、Ｍ２はＩｎ、Ｔｉ及びＺｎからなる群から選ばれる１種以上であり、Ｍ３はＡｌ又は／及びＢであり、Ｍ４はＳｎ、Ｓｉ及びＧｅからなる群より選ばれる１種以上であり、ｘ１、ｘ２及びｘ６は、０より大きい数値であり、ｘ３、ｘ４及びｘ５は０以上の数値であり、ｘ１、ｘ２、ｘ３、ｘ４及びｘ５の和は２であり、ｘ６は３．０以上３．８以下である第１ｎ型層と、有する。ｐ型光吸収層の伝導帯下端と第１ｎ型層の伝導帯下端の差は、０．０ｅＶ以上０．４ｅＶ以下である。
図１は、実施形態の太陽電池の断面図。 図２は、実施形態の太陽電池の分析スポットを説明する図。 図３は、実施形態の太陽電池の断面図。 図４は、実施形態の太陽電池の断面図。 図５は、実施形態の太陽電池の断面図。 図６は、実施形態の太陽電池の断面図。 図７は、実施形態の多接合型太陽電池の断面図。 図８は、実施形態の太陽電池モジュールの斜視図。 図９は、実施形態の太陽電池モジュールの断面図。 図１０は、実施形態の太陽光発電システムの構成図。 図１１は、実施形態の車両の概念図。 図１２は、実施例の表。 図１３は、実施例の表。
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。なお、特に記載が無い限り、２５℃、１気圧（大気）における値を示している。
（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１に示すように、本実施形態に係る太陽電池１００は、基板１、第１電極であるｐ電極２と、ｐ型光吸収層３と、第１ｎ型層４Ａと、第２電極であるｎ電極５を有する。ｎ型層４の第１ｎ型層４Ａとｎ電極５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５側、ｐ電極２側いずれから入射しても良いが、ｎ電極５側から入射するのがより好ましい。実施形態の太陽電池１００は、透過型の太陽電池であるため、多接合型太陽電池のトップセル（光入射側）に用いることが好ましい。図１では基板１をｐ電極２のｐ型光吸収層３側とは反対側に設けているが、基板１をｎ電極５の第１ｎ型層４Ａ側とは反対側に設けてもよい。以下は、図１に示す形態について説明するが、基板１の位置が異なること以外はｎ電極５側に基板１が設けられた形態も同様である。実施形態の太陽電池１００は、ｎ電極５側からｐ電極２側に向かって光が入射する。
基板１は、透明な基板である。基板１には、光を透過するアクリル、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。基板１は、上記に挙げた基板を積層してもよい。
ｐ電極２は、基板１上に設けられており、基板１とｐ型光吸収層３との間に配置されている。ｐ電極２は、ｐ型光吸収層３側に設けられた光透過性を有する導電層である。ｐ電極２の厚さは、典型的には、１００ｎｍ以上２，０００ｎｍ以下である。図１では、ｐ電極２は、光吸収層３と直接接している。ｐ電極２は、１層以上の酸化物透明導電膜を含むことが好ましい。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）、ドープされた酸化スズ、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）、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。酸化物透明導電膜は、複数の膜を持つ積層膜であってもよい。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、Ｔａ、Ｗ、Ｍｏ、Ｆ及びＣｌなどからなる群から選ばれる1種以上であれば特に限定されない。ｐ電極２は、Ｉｎ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｔｉ、Ｃｕ、Ｓｂ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｗ、Ｍｏ、Ｆ及びＣｌなどからなる群から選ばれる1種以上の元素がドープされた酸化スズ膜が含まれることが好ましい。ドープされた酸化スズ膜において、Ｉｎ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｔｉ、Ｃｕ、Ｓｂ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｗ、Ｍｏ、Ｆ及びＣｌなどからなる群から選ばれる1種以上の元素は、酸化スズ膜に含まれるスズに対して１０原子％以下含まれることが好ましい。ｐ電極２として、酸化物透明導電膜と金属膜を積層した積層膜を用いることができる。金属膜は、厚さが１０ｎｍ以下であることが好ましく、金属膜に含まれる金属（合金を含む）は、Ｍｏ、Ａｕ、Ｃｕ、Ａｇ、Ａｌ、ＴａやＷなど特に限定されない。またｐ電極２は、酸化物透明導電膜と基板１の間、又は、酸化物透明導電膜とｐ型光吸収層３の間にドット状、ライン状もしくはメッシュ状の電極（金属、合金、グラフェン、導電性窒化物及び導電性酸化物からなる群より選ばれる１種以上）を含むことが好ましい。ドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属は、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。ライン状やメッシュ状の金属膜を用いる場合、透過性は開口部で確保されるため、金属膜の膜厚に関してはこの限りではない。
ｐ型光吸収層３は、ｐ型の半導体層である。ｐ型光吸収層３は、ｐ電極２と直接的に接していても良いし、ｐ電極２とのコンタクトを確保できる限り、他の層が存在していても良い。ｐ型光吸収層３は、電極２と第１ｎ型層４Ａとの間に配置される。ｐ型光吸収層３は第１ｎ型層４Ａとｐｎ接合を形成する。ｐ型光吸収層３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／及び亜酸化銅の複合酸化物である。ｐ型光吸収層３の９０ｗｔ％以上は亜酸化銅又は／及び亜酸化銅の複合酸化物であることが好ましい。ｐ型光吸収層３の９５ｗｔ％以上は亜酸化銅又は／及び亜酸化銅の複合酸化物であることがより好ましい。ｐ型光吸収層３の９８ｗｔ％以上は亜酸化銅又は／及び亜酸化銅の複合酸化物であることがさらにより好ましい。ｐ型光吸収層３は、異相であるＣｕ又は／及びＣｕＯをほとんど含まないことが好ましい。ｐ型光吸収層３に含まれる異相が少なく結晶性が良いとｐ型光吸収層３の透光性が高くなるため好ましい。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３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３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３には、ＳｎやＳｂをさらに含んでもよい。ｐ型光吸収層３のＳｎやＳｂは、光吸収層３に添加されたものでもよいし、ｐ電極２に由来するものでもよい。ｐ型光吸収層３は、ＣｕａＭｂＯｃで表される酸化物の層である。Ｍは、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３の組成比は、ｐ型光吸収層３の全体の組成比である。また、上記のｐ型光吸収層３の化合物組成比は、ｐ型光吸収層３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３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３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３と第１ｎ型層４Ａの組成は、ＳＩＭＳ（Secondary Ion Mass Spectrometry）で求められる。分析位置は、ｐ電極２と同じで求められた値の平均値を各層組成とすることができる。
ｐ型光吸収層３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。
第１ｎ型層４Ａは、ｎ型の半導体層である。第１ｎ型層４Ａは、ｐ型光吸収層３とｎ電極５との間に配置される。第１ｎ型層４Ａは、ｐ型光吸収層３のｐ電極２と接した面とは反対側の面と直接接している。第１ｎ型層４ＡはＧａを含む酸化物半導体層であって、Ｇａをベースとする化合物を含むことが好ましい。第１ｎ型層４ＡはＧａをベースとする酸化物に他の酸化物が混合していてもよいし、Ｇａをベースとする酸化物に他の元素がドープしていてもよいし、他の元素がドープしたＧａベースの酸化物と他の酸化物が混合していてもよい。
第１ｎ型層４Ａは、Ｇａｘ１Ｍ１ｘ２Ｍ２ｘ３Ｍ３ｘ４Ｍ４ｘ５Ｏｘ６で表される化合物を主体（５０ｗｔ％以上）とする層であって、Ｍ１はＨｆ又は／及びＺｒであり、Ｍ２はＩｎ、Ｔｉ及びＺｎからなる群から選ばれる１種以上であり、Ｍ３はＡｌ又は／及びＢであり、Ｍ４はＳｎ、Ｓｉ及びＧｅからなる群より選ばれる１種以上が好ましい。ｘ１、ｘ２及びｘ６は、０より大きい数値である。ｘ３とｘ４及びｘ５は０以上の数値である。ｘ１、ｘ２、ｘ３、ｘ４及びｘ５の和を２とする場合、ｘ６は３．０以上３．８以下であることが好ましい。Ｇａをベースとする酸化物に他の酸化物が混合した形態、Ｇａをベースとする酸化物に他の元素がドープしている形態及び他の元素がドープしたＧａベースの酸化物と他の酸化物が混合した形態のいずれもＧａｘ１Ｍ１ｘ２Ｍ２ｘ３Ｍ３ｘ４Ｍ４ｘ ５Ｏｘ６で表している。
第１ｎ型層４Ａの９０ｗｔ％以上は、Ｇａｘ１Ｍ１ｘ２Ｍ２ｘ３Ｍ３ｘ４Ｍ４ｘ５Ｏｘ ６で表される化合物であることが好ましい。第１ｎ型層４Ａの９５ｗｔ％以上は、Ｇａｘ １Ｍ１ｘ２Ｍ２ｘ３Ｍ３ｘ４Ｍ４ｘ５Ｏｘ６で表される化合物であることがより好ましい。第１ｎ型層４Ａの９８ｗｔ％以上は、Ｇａｘ１Ｍ１ｘ２Ｍ２ｘ３Ｍ３ｘ４Ｍ４ｘ５Ｏｘ ６で表される化合物であることがさらにより好ましい。第１ｎ型層４ＡはＧａｘ１Ｍ１ｘ ２Ｍ２ｘ３Ｍ３ｘ４Ｍ４ｘ５Ｏｘ６で表される化合物で構成されていることがより好ましい。残りの組成成分には例えば、ＭｇＯなどが入っていても良い。例えば、Ｚｎが構成元素に入っている際のＺｎとＭｇの比率に関しては、ｎ電極側に向いＺｎが増大しＭｇが減少する依存性がみられることで伝導帯のつながりが良くなるので好ましい。
なお、第１ｎ型層４Ａの化合物の組成は、特に条件を付けなければ第１ｎ型層４Ａ全体の平均組成である。第１ｎ型層４Ａの組成は、第１ｎ型層４Ａの厚さをｄとする場合、ｐ型光吸収層３側の第１ｎ型層４Ａの表面から０．２ｄ、０．５ｄ、０．８ｄの深さにおける組成の平均値である。第１ｎ型層４Ａの化合物の元素組成比が傾斜しているといった条件がある場合を除き各深さにおいて、第１ｎ型層４Ａは、上記及び下記の好適な組成を満たすことが好ましい。なお、第１ｎ型層４Ａが非常に薄い場合（例えば５ｎｍ以下）は、ｐ型光吸収層３側の第１ｎ型層４Ａの表面から０．５ｄの深さにおける組成を第１ｎ型層４Ａの全体の組成とみなすことができる。なお、分析はｎ型層の表面からの各距離において図２の分析スポットに示すような等間隔に可能な限り隔たり無く分布した分析スポットを例えば二次イオン質量分析法（Secondary Ion Mass Spectrometry；ＳＩＭＳ）で分析することで求められる。図２は太陽電池１００を光の入射側から見た模式図である。Ｄ１は第１ｎ型層４Ａの幅方向の長さであり、Ｄ２は第１ｎ型層４Ａの奥行き方向の長さである。
第１ｎ型層４Ａの膜厚は、典型的には、３ｎｍ以上１００ｎｍ以下である。第１ｎ型層４Ａの厚さが３ｎｍ未満であると第１ｎ型層４Ａ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。第１ｎ型層４Ａの厚さが５０ｎｍを超えると第１ｎ型層４Ａ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、第１ｎ型層４Ａの厚さは３ｎｍ以上３０ｎｍ以下がより好ましく、５ｎｍ以上３０ｎｍ以下がさらにより好ましい。
ｐ型光吸収層３の伝導帯下端（Conduction Band Minimum：ＣＢＭ）と第１ｎ型層４Ａの伝導帯下端の差が小さくなる第１ｎ型層４Ａが好ましい。Ｇａ２Ｏ３はｐ型光吸収層３に対して伝導帯下端がとても低く、伝導帯下端の差を小さくするために、Ｍ１の元素が第１ｎ型層４Ａの化合物に含まれる。ｐ型光吸収層３の伝導帯下端と第１ｎ型層４Ａの伝導帯下端の差（［ｐ型光吸収層３の伝導帯下端］－［第１ｎ型層４Ａの伝導帯下端］）は、０．０ｅＶ以上０．４ｅＶ以下であることが好ましい。
Ｍ１の元素の酸化物とＧａ２Ｏ３が混合した第１ｎ型層４Ａは、Ｇａ２Ｏ３層と比べて屈折率が下がらない（実質的に下がらない）。そこで、Ｍ１の元素を含むＧａｘ１Ｍ１ｘ ２Ｍ２ｘ３Ｍ３ｘ４Ｍ４ｘ５Ｏｘ６で表される化合物が第１ｎ型層４Ａに含まれることが好ましい。Ｃｕ２Ｏの屈折率は大きく、ｎ電極５の屈折率は、Ｃｕ２Ｏに比べて小さい。そこで、ｐ型光吸収層３に入射される光量を増やすために、ｐ型光吸収層３からｎ電極５間の光の透過率を上げるために、第１ｎ型層４Ａの屈折率はｐ型光吸収層３の屈折率の１．０倍以下でｎ電極５の屈折率の１．０倍以上であることが好ましい。Ｇａに加え、Ｈｆ又は／及びＺｒが比較的多く含まれる酸化物の屈折率は、Ｇａ２Ｏ３そのものの屈折率よりも低くならないことから上記の好適な屈折率の間に調整することが容易である。そこで伝導体下端と屈折率を考慮するとＭ１の元素としてＨｆ又は／及びＺｒを用いることが好ましい。ＨｆやＺｒなどＧａより重い元素を添加することで第１ｎ型層の屈折率を大きくすることができ、光吸収層３やｎ電極５との屈折率差を調整することができるため、各層界面での屈折率差由来の反射が抑制され、ｎ型層の膜厚が厚くても短絡電流の低下が抑制できる。
実施形態の第１ｎ型層４Ａは、主にＧａとＭ１の元素によって伝導帯下端が調整されている。Ｍ１の元素比率を高めることで第１ｎ型層４Ａの伝導帯下端が上がり、ｐ型光吸収層３の伝導帯下端の差を少なくすることができる。第１ｎ型層４Ａにおいて、（ｘ１＋ｘ２）／（ｘ１＋ｘ２＋ｘ３＋ｘ４＋ｘ５）は、０．６０以上１．００以下が好ましい。同観点から、第１ｎ型層４Ａにおいて、（ｘ１＋ｘ２）／（ｘ１＋ｘ２＋ｘ３＋ｘ４＋ｘ５）は、０．８０以上１．００以下が好ましく、０．９０以上１．００以下がより好ましい。
ｘ２／（ｘ１＋ｘ２）は、０．１０以上０．６０以下が好ましい。ｘ２／（ｘ１＋ｘ２）が０．１０未満である場合は、ｐｎ接合界面の伝導帯が不連続となる大きなクリフが生じてＶｏｃが低いため、変換効率の高い太陽電池を得ることは難しい。また、ｘ２／（ｘ１＋ｘ２）が０．６０より大きい場合は、ｐｎ接合界面の伝導帯が不連続となるスパイクが生じてＦＦが低くなるため、変換効率の高い太陽電池を得ることは難しい。ＨｆとＺｒは上述の通りＧａベースの酸化物のｎ型層の屈折率を下げないため、好適な量のＭ１の元素が含まれるＧａｘ１Ｍ１ｘ２Ｍ２ｘ３Ｍ３ｘ４Ｍ４ｘ５Ｏｘ６で表される化合物はさらにＪｓｃが向上することで、太陽電池１００の変換効率の向上に寄与する。上記観点から、ｘ２／（ｘ１＋ｘ２）は、０．２０以上０．５５以下がより好ましい。
第１ｎ型層４Ａの化合物にはＭ２で表されるＩｎ、Ｔｉ及びＺｎからなる群から選ばれる１種以上を含むことができる。Ｍ２の元素は第１ｎ型層４Ａの屈折率を高くすることができる元素である。また、Ｍ２の元素は、第１ｎ型層４Ａの伝導帯下端を調整することができる。Ｍ２の元素が多すぎると第１ｎ型層４Ａとｐ型光吸収層３の伝導帯下端の差が大きくなる場合があるため、ｘ３／（ｘ１＋ｘ２＋ｘ３＋ｘ４＋ｘ５）は、０．００以上０．４０以下であることが好ましく、０．００以上０．１０以下がより好ましく、０．００以上０．０５以下がより好ましい。
第１ｎ型層４Ａの化合物にはＭ３で表されるＡｌ又は／及びＢを含むことができる。Ｍ３の元素はＭ２の元素と異なり、第１ｎ型層４Ａの屈折率を下げる元素である。実施形態では、これらの元素は少ないことが好ましく、ｘ４／（ｘ１＋ｘ２＋ｘ３＋ｘ４＋ｘ５）は、０．００以上０．２０以下であることが好ましく、０．００以上０．１０以下がより好ましい。Ｍ３の元素が含まれると第１ｎ型層４Ａの伝導帯下端も変化するため、第１ｎ型層４Ａの伝導帯下端を調整する目的でＭ３の元素の比率を選択することができる。
第１ｎ型層４Ａの化合物にはＭ４で表されるＳｎ、Ｓｉ及びＧｅからなる群から選ばれる１種以上を含むことができる。Ｍ４の元素が第１ｎ型層４Ａに含まれると、第１ｎ型層４Ａのキャリア濃度を高くすることができる。ｘ５／（ｘ１＋ｘ２＋ｘ３＋ｘ４＋ｘ５）は、０．００以上０．２０以下であることが好ましく、０．００以上０．１０以下であることがより好ましく、０．００以上０．０５以下がより好ましい。
Ｇａ、Ｍ１の元素、Ｍ２の元素、Ｍ３の元素及びＭ４の元素からなる群より選ばれる１以上は、第１ｎ型層４Ａ中で第１ｎ型層４Ａの膜厚方向に組成比率が変化していてもよい。Ｍ２及びＭ４の元素は、ｐ型光吸収層３側で少なく、ｎ電極５側で多いことが好ましい。Ｍ３の元素は、ｐ型光吸収層３側で多く、ｎ電極５側で少ないことが好ましい。Ｍ１は他の元素の組成比率の変化に応じて組成を変化させることが好ましい。組成の変化は、傾斜的、階段状又は傾斜的な変化と階段状の変化が組み合わさっていることが好ましい。また、組成の変化は太陽電池１００の各層の積層方向に全体的又は部分的である。これらの元素の組成分布を変えることで、ｐ型光吸収層３側からｎ電極５側に向かって、キャリア濃度、伝導帯下端及び屈折率を調整することができ、変換効率の向上に寄与することができる。
第１ｎ型層４Ａは、例えばスパッタやＡＬＤ（Atomic Layer Deposition）などによって成膜されることが好ましい。
ｎ電極５は、可視光に対して、光透過性を有する第１ｎ型層４Ａ側の電極である。ｎ電極５とｐ型光吸収層３によって第１ｎ型層４Ａを挟んでいる。第１ｎ型層４Ａとｎ電極５の間には、図示しない中間層を設けることができる。この中間層にはメッシュやライン形状の電極を含むことができる。中間層を設けた場合も、第１ｎ型層４Ａとｎ電極５は直接的に接していることが好ましい。ｎ電極５には、酸化物透明導電膜を用いることが好ましい。ｎ電極５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、アルミニウムドープ酸化亜鉛、ボロンドープ酸化亜鉛、ガリウムドープ酸化亜鉛、インジウムドープ酸化亜鉛、チタンドープ酸化インジウム、酸化インジウムガリウム亜鉛及び水素ドープ酸化インジウム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５には、グラフェンも用いることができる。グラフェンは、銀ナノワイヤと積層させることが好ましい。
ｎ電極５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５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実施形態は太陽電池に関する。図３に第２実施形態の太陽電池１０１の断面概念図を示す。第２実施形態の太陽電池１０１は、第１ｎ電極４Ａと第２ｎ型層４Ｂが積層したｎ型層４を有することなどが第１実施形態の太陽電池１００と異なることである。第１実施形態と第２実施形態で共通する説明は省略する。
第２ｎ型層４Ｂは、第１ｎ型層４Ａとｎ電極５との間に位置する。第２ｎ型層４Ｂの第１ｎ型層４Ａ側の面は、第１ｎ型層４Ａと直接的に接している。第２ｎ型層４ＢはＧａを含む酸化物半導体層であって、Ｇａをベースとする化合物を含むことが好ましい。第１ｎ型層４Ａと第２ｎ型層４Ｂの界面は明瞭な場合と不明瞭な場合がある。第２ｎ型層４ＢはＧａをベースとする酸化物に他の酸化物が混合していてもよいし、Ｇａをベースとする酸化物に他の元素がドープしていてもよいし、他の元素がドープしたＧａベースの酸化物と他の酸化物が混合していてもよい。第２ｎ型層４Ｂとｎ電極５の間には、図示しない中間層を設けることができる。反射低減の観点から、第２ｎ型層４Ｂの屈折率は第１ｎ型層４Ａの屈折率より小さくなることが好ましい。
第２ｎ型層４Ｂは、Ｇａｙ１Ｍ１ｙ２Ｍ２ｙ３Ｍ３ｙ４Ｍ４ｙ５Ｏｙ６で表される化合物を主体（５０ｗｔ％以上）とする層であって、Ｍ１はＨｆ又は／及びＺｒであり、Ｍ２はＩｎ、Ｔｉ及びＺｎからなる群から選ばれる１種以上であり、Ｍ３はＡｌ又は／及びＢであり、Ｍ４はＳｎ、Ｓｉ及びＧｅからなる群より選ばれる１種以上が好ましい。ｙ１及びｙ６は、０より大きい数値である。ｙ２、ｙ３、ｙ４及びｙ５は０以上の数値である。ｙ１、ｙ２、ｙ３、ｙ４及びｙ５の和を２とする場合、ｙ６は３．０以上３．８以下であることが好ましい。Ｇａをベースとする酸化物に他の酸化物が混合した形態、Ｇａをベースとする酸化物に他の元素がドープしている形態及び他の元素がドープしたＧａベースの酸化物と他の酸化物が混合した形態のいずれもＧａｙ１Ｍ１ｙ２Ｍ２ｙ３Ｍ３ｙ４Ｍ４ｙ ５Ｏｙ６で表している。
第２ｎ型層４Ｂの９０ｗｔ％以上は、Ｇａｙ１Ｍ１ｙ２Ｍ２ｙ３Ｍ３ｙ４Ｍ４ｙ５Ｏｙ ６で表される化合物であることが好ましい。第２ｎ型層４Ｂの９５ｗｔ％以上は、Ｇａｙ １Ｍ１ｙ２Ｍ２ｙ３Ｍ３ｙ４Ｍ４ｙ５Ｏｙ６で表される化合物であることがより好ましい。第２ｎ型層４Ｂの９８ｗｔ％以上は、Ｇａｙ１Ｍ１ｙ２Ｍ２ｙ３Ｍ３ｙ４Ｍ４ｙ５Ｏｙ ６で表される化合物であることがさらにより好ましい。第２ｎ型層４ＢはＧａｙ１Ｍ１ｙ ２Ｍ２ｙ３Ｍ３ｙ４Ｍ４ｙ５Ｏｙ６で表される化合物で構成されていることがより好ましい。
第２ｎ型層４Ｂは、主にＧａとＭ１の元素によって伝導帯下端が調整されている。Ｍ１の元素比率を第１ｎ型層４Ａよりも少なくすることで第２ｎ型層４Ａの伝導帯下端が第１ｎ型層４Ａよりも下がる。そして、第１ｎ型層４Ａからｎ電極５の間の伝導帯下端の接続の連続性が向上する。第２ｎ型層４Ｂにおいて、（ｙ１＋ｙ２）／（ｙ１＋ｙ２＋ｙ３＋ｙ４＋ｙ５）は、０．６０以上１．００以下が好ましい。同観点から、第２ｎ型層４Ｂにおいて、（ｙ１＋ｙ２）／（ｙ１＋ｙ２＋ｙ３＋ｙ４＋ｙ５）は、０．８０以上１．００以下が好ましく、０．９０以上１．００以下がより好ましい。
第２ｎ型層４Ｂは、第１ｎ型層４Ａよりも伝導帯下端が低い層であり、第２ｎ型層４Ｂの伝導帯下端は、第１ｎ型層４Ａとｎ電極５の間にある。第２ｎ型層４Ｂを用いることで、ｐ型光吸収層３からｎ電極５まで伝導帯下端が連続的につながりＦＦ及びＶｏｃが向上して変換効率の向上に寄与する。ｙ２が０より大きな数値である場合は、第１ｎ型層４Ａと共通するＭ１の元素を第２ｎ型層４Ｂも有すことが好ましい。つまり、第１ｎ型層４ＡにＨｆが含まれれば第２ｎ型層４ＢにＨｆが含まれないことよりもＨｆが含まれることが好ましい。そして、ｙ１はｘ１より大きく、ｙ２はｘ２より小さいことに起因して第２ｎ型層４Ｂの伝導体下端を第１ｎ型層４Ａの伝導帯下端よりも低くなり、伝導帯下端の接続の連続性が向上する。同観点からｙ２／（ｙ１＋ｙ２）は、０．００以上０．３０以下が好ましく、０．００以上０．２０以下がより好ましい。また、ｘ２とｙ２が近い値であると第２ｎ型層４Ｂを設けることによる伝導帯下端の接続の連続性の向上が少ない。そこでｙ２はｘ２の９０％以下が好ましく、ｙ２はｘ２の８０％以下がより好ましく、ｙ２は、ｘ２の７０％以下がより好ましい。
ｙ３、ｙ４及びｙ５の数値は、第１実施形態のｘ３、ｘ４及びｘ５の好適な数値が好ましい。従って、ｙ３／（ｙ１＋ｙ２＋ｙ３＋ｙ４＋ｙ５）は、０．００以上０．４０以下であることが好ましく、０．００以上０．１０以下がより好ましく、０．００以上０．０５以下がより好ましい。ｙ４／（ｙ１＋ｙ２＋ｙ３＋ｙ４＋ｙ５）は、０．００以上０．１０以下が好ましい。ｙ５／（ｙ１＋ｙ２＋ｙ３＋ｙ４＋ｙ５）は、０．００以上０．２０以下が好ましく、０．００以上０．１０以下であることがより好ましく０．００以上０．０５以下がさらにより好ましい。
第１ｎ型層４Ａの膜厚と第２ｎ型層４Ｂの膜厚の和は、典型的には、３ｎｍ以上１００ｎｍ以下である。第１ｎ型層４Ａの膜厚と第２ｎ型層４Ｂの膜厚の和が３ｎｍ未満であると第１ｎ型層４Ａと第２ｎ型層４Ｂ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。第１ｎ型層４Ａの膜厚と第２ｎ型層４Ｂの膜厚の和が５０ｎｍを超えると第１ｎ型層４Ａ及び第２ｎ型層４Ｂを合わせたｎ型層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、第１ｎ型層４Ａの膜厚と第２ｎ型層４Ｂの膜厚の和は３ｎｍ以上３０ｎｍ以下がより好ましく、５ｎｍ以上３０ｎｍ以下がさらにより好ましい。
Ｇａ、Ｍ１の元素、Ｍ２の元素、Ｍ３の元素及びＭ４の元素からなる群より選ばれる１以上は、第２ｎ型層４Ｂ中で第２ｎ型層２Ｂの膜厚方向に組成比率が変化していてもよい。Ｍ２及びＭ４の元素は、ｐ型光吸収層３側で少なく、ｎ電極５側で多いことが好ましい。Ｍ３の元素は、ｐ型光吸収層３側で多く、ｎ電極５側で少ないことが好ましい。組成の変化は、傾斜的、階段状又は傾斜的な変化と階段状の変化が組み合わさっていることが好ましい。また、組成の変化は太陽電池１００の各層の積層方向に全体的又は部分的である。これらの元素の組成分布を変えることで、ｐ型光吸収層３側からｎ電極５側に向かって、キャリア濃度、伝導帯下端及び屈折率を調整することができ、変換効率の向上に寄与することができる。
（第３実施形態）
第３実施形態は太陽電池に関する。図４に第３実施形態の太陽電池１０２の断面概念図を示す。第３実施形態の太陽電池１０２は、第１領域４ａと第２領域４ｂを有する第１ｎ型層４Ａを有することなどが第１実施形態の太陽電池１００と異なることである。第１実施形態から第２実施形態と第３実施形態で共通する説明は省略する。
第１領域４ａは、第３ｎ型層４Ａのｐ型光吸収層３側に位置する。また、第２領域４ｂは、第１ｎ型層４Ａのｎ電極５側に位置する。第３実施形態の第１ｎ型層４Ａにおいて、ｐ型光吸収層３側とｎ電極５側では組成が明確に異なるが、第１領域４ａと第２領域４ｂの界面は確認されない。第１ｎ型層４Ａのｐ型光吸収層３側の表面からｎ電極５側に向かって第１ｎ型層４Ａの厚さの半分までを第１領域４ａとする。また、第１ｎ型層４Ａのｎ電極５側の表面からｐ型光吸収層３側に向かって第１ｎ型層４Ａの厚さの半分までを第２領域４ｂとする。なお、分析は第１実施形態と同様にｎ型層の表面からの各距離において図２の分析スポットに示すような等間隔に可能な限り隔たり無く分布した分析スポットを例えばＳＩＭＳで分析することで求められる。
第１領域４ａ中の化合物の組成は、特に条件を付けなければ第１領域４ａ全体の平均組成である。第１領域４ａの組成は、第１ｎ型層４Ａの厚さをｄとする場合、ｐ型光吸収層３側の第１ｎ型層４Ａの表面から０．１０ｄ、０．２５ｄ、０．４０ｄの深さにおける組成の平均値である。第１ｎ型層４Ａの厚さが非常に薄い（１０ｎｍ以下）場合は、第１ｎ型層４Ａの表面から０．２５ｄの深さにおける組成を第１領域４ａ全体の平均組成とみなす。第２領域４ｂの組成は、第１ｎ型層４Ａの厚さをｄとする場合、ｐ型光吸収層３側の第１ｎ型層４Ａの表面から０．６０ｄ、０．７５ｄ、０．８０ｄの深さにおける組成の平均値である。第１ｎ型層４Ａの厚さが非常に薄い（１０ｎｍ以下）場合は、第１ｎ型層４Ａの表面から０．７５ｄの深さにおける組成を第２領域４ｂ全体の平均組成とみなす。
第１領域４ａ中において、（ｘ１＋ｘ２）／（ｘ１＋ｘ２＋ｘ３＋ｘ４＋ｘ５）は、０．８０以上１．００以下が好ましく、０．９０以上１．００以下がより好ましい。また、第２領域４ｂ中において、（ｘ１＋ｘ２）／（ｘ１＋ｘ２＋ｘ３＋ｘ４＋ｘ５）は、０．６０以上１．００以下であり、０．８０以上１．００以下が好ましく、０．９０以上１．００以下がより好ましい。
Ｍ１の元素の組成比率であるｘ２は、第１ｎ型層４Ａのｐ型光吸収層３側からｎ電極５に向かって傾斜的、階段状、又は、傾斜的な変化と階段状が組み合わさったように変化することが好ましい。Ｍ１の組成比率が膜厚方向に変化する場合、Ｇａの組成比率はＭ１の変化に対応するように膜厚方向に変化することが好ましい。また、組成の変化は太陽電池１００のｐ型光吸収層３と第１ｎ型層４Ａの積層方向に全体的又は部分的である。Ｍ１の元素が第１領域４ａ側で高く第２領域４ｂ中で低いと、伝導帯下端の接続の連続性が向上することが好ましい。第２領域４ｂ中のｘ２は、第１領域４ａ中のｘ２よりも低いことが好ましく、第１領域４ａ中のｘ２よりも２０％以上低いことがより好ましい。そこで、第１領域４ａ中のｘ２／（ｘ１＋ｘ２）は、０．２０以上０．５５以下が好ましく、第２領域４ｂ中のｘ２／（ｘ１＋ｘ２）は、０．００以上０．３０以下であることが伝導帯下端の接続の連続性を考慮すると好ましい。
Ｍ２の元素が含まれる場合、Ｍ２の元素は、第１ｎ型層４Ａのｐ型光吸収層３側からｎ電極５に向かって傾斜的、階段状、又は、傾斜的な変化と階段状が組み合わさったように変化することが好ましい。また、組成の変化は太陽電池１００のｐ型光吸収層３と第１ｎ型層４Ａの積層方向に全体的又は部分的である。Ｍ２の組成の変化のさせ方は、領域の位置や接している層の伝導帯下端と屈折率を考慮して適宜選択される。例えば、伝導帯下端の接続の連続性を考慮すると、第１領域４ａ中のｘ３は、第２領域４ｂ中のｘ３よりも低いことが好ましく、第２領域４ｂ中のｘ３よりも２０％以上低いことがより好ましい。屈折率を考慮すると、第１領域４ａ中のｘ３は、第２領域４ｂ中のｘ３よりも低いことが好ましく、第２領域４ｂ中のｘ３よりも２０％以上低いことがより好ましい。
Ｍ３の元素が含まれる場合、Ｍ３の元素は、第１ｎ型層４Ａのｐ型光吸収層３側からｎ電極５に向かって傾斜的、階段状、又は、傾斜的な変化と階段状が組み合わさったように変化することが好ましい。また、組成の変化は太陽電池１００のｐ型光吸収層３と第１ｎ型層４Ａの積層方向に全体的又は部分的である。伝導帯下端の接続の連続性を考慮すると、第２領域４ｂ中のｘ４は、第１領域４ａ中のｘ４よりも低いことが好ましく、第１領域４ａ中のｘ４よりも２０％以上低いことがより好ましい。
Ｍ４の元素が含まれる場合、Ｍ４の元素は、第１ｎ型層４Ａのｐ型光吸収層３側からｎ電極５に向かって傾斜的、階段状、又は、傾斜的な変化と階段状が組み合わさったように変化することが好ましい。また、組成の変化は太陽電池１００のｐ型光吸収層３と第１ｎ型層４Ａの積層方向に全体的又は部分的である。ｎ電極５側のキャリア濃度を考慮すると、第１領域４ａ中のｘ５は、第２領域４ｂ中のｘ５よりも低いことが好ましく、第２領域４ｂ中のｘ５よりも２０％以上低いことがより好ましい。
第３実施形態の第１領域４ａと第２領域４ｂの関係と第２実施形態の第１ｎ型層４Ａと第２ｎ型層４Ｂの関係は、元素の組成比率が対応している。従って、第３実施形態において説明した傾斜的な組成変化等については第２実施形態の太陽電池１０１等においても同様である。
（第４実施形態）
第４実施形態は太陽電池に関する。図５に第４実施形態の太陽電池１０３の断面概念図を示す。第４実施形態の太陽電池１０３は、第１ｎ型層４Ａ、第２ｎ型層４Ｂと第３ｎ型層４Ｃが積層したｎ型層４を有することなどが第２実施形態の太陽電池１０１と異なることである。第１実施形態から第３実施形態と第４実施形態で共通する説明は省略する。
第３ｎ型層４Ｃは、第２ｎ型層４Ｂとｎ電極５との間に位置する。第３ｎ型層４Ｃの第２ｎ型層４Ｂ側の面は、第２ｎ型層４Ｂと直接的に接している。第３ｎ型層４ＣはＧａ又は／及びＺｎを含む酸化物半導体層であって、Ｇａ又は／及びＺｎをベースとする化合物を含むことが好ましい。第２ｎ型層４Ｂと第３ｎ型層４Ｃの界面は明瞭な場合と不明瞭な場合がある。第３ｎ型層４ＣはＧａベースとする酸化物に他の酸化物が混合していてもよいし、Ｇａ又は／及びＺｎをベースとする酸化物に他の元素がドープしていてもよいし、他の元素がドープしたＧａ又は／及びＺｎベースの酸化物と他の酸化物が混合していてもよい。第３ｎ型層４Ｃとｎ電極５の間には、図示しない中間層を設けることができる。
第３ｎ型層４Ｃは、Ｇａｚ１Ｚｎｚ２Ｓｎｚ３Ｍ５ｚ４Ｏｚ５で表される化合物を主体（５０ｗｔ％以上）とする層であって、Ｍ５はＨｆ、Ｚｒ、Ｉｎ、Ｔｉ、Ａｌ、Ｂ、Ｓｉ、Ｍｇ及びＧｅからなる群より選ばれる１種以上が好ましい。ｚ１、ｚ２、ｚ３、ｚ４及びｚ５は０以上の数値である。ｚ１、ｚ２、ｚ３及びｚ４の和を２とする場合、ｚ５は２．２以上３．６以下であることが好ましい。ｚ３、ｚ５は０より大きいことが好ましい。Ｇａ又は／及びＺｎをベースとする酸化物に他の酸化物が混合した形態、Ｇａ又は／及びＺｎをベースとする酸化物に他の元素がドープしている形態及び他の元素がドープしたＧａ又は／及びＺｎをベースの酸化物と他の酸化物が混合した形態のいずれもＧａｚ１Ｚｎｚ２Ｓｎｚ３Ｍ５ｚ４Ｏｚ５で表している。
第３ｎ型層４Ｃの９０ｗｔ％以上は、Ｇａｚ１Ｚｎｚ２Ｓｎｚ３Ｍ５ｚ４Ｏｚ５で表される化合物であることが好ましい。第３ｎ型層４Ｃの９５ｗｔ％以上は、Ｇａｚ１Ｚｎｚ ２Ｓｎｚ３Ｍ５ｚ４Ｏｚ５で表される化合物であることがより好ましい。第３ｎ型層４Ｃの９８ｗｔ％以上は、Ｇａｚ１Ｚｎｚ２Ｓｎｚ３Ｍ５ｚ４Ｏｚ５で表される化合物であることがさらにより好ましい。第３ｎ型層４Ｃは、Ｇａｚ１Ｚｎｚ２Ｓｎｚ３Ｍ５ｚ４Ｏｚ ５で表される化合物で構成されていることがより好ましい。
第３ｎ型層４Ｃは、主にＧａ、ＺｎとＳｎによって第２ｎ型層４Ｂ及びｎ電極５との伝導帯下端の差が少なくなるように調整されている。ＺｎＯ及びＳｎＯ２の伝導体下端は、Ｇａ２Ｏ３の伝導帯下端よりも低いため、第３ｎ型層４Ｃは、Ｇａ２Ｏ３よりもｎ電極５との伝導帯下端の差を小さくすることができる。ＺｎとＳｎの元素比率を第１ｎ型層４Ａ及び第２ｎ型層４ＢのＺｎとＳｎの元素比率よりも高めることで第３ｎ型層４Ｃの伝導帯下端が第１ｎ型層４Ａよりも下がる。そして、第１ｎ型層４Ａからｎ電極５の間の伝導帯下端の接続の連続性が向上する。第３ｎ型層４Ｃにおいて、（ｚ１＋ｚ２）／（ｚ１＋ｚ２＋ｚ３＋ｚ４）は、０．６０以上０．９８以下が好ましい。同観点から、第３ｎ型層４Ｃにおいて、（ｚ１＋ｚ２）／（ｚ１＋ｚ２＋ｚ３＋ｚ４）は、０．６５以上０．９５以下が好ましく、０．７０以上０．９０以下がより好ましい。
第３ｎ型層４Ｃは、ｎ型層において最もｎ電極５側に位置し、好ましくは第３ｎ型層４Ｃはｎ電極５と直接的に接している。第１ｎ型層４Ａ及び第２ｎ型層４ＢにＺｎやＳｎが含まれる場合、それらの組成比率は、第３ｎ型層４Ｃ中のＺｎとＳｎのそれぞれの濃度よりも低いことが好ましい。
また、第３ｎ型層４Ｃには、Ｓｎが含まれていることが好ましい。Ｓｎが第３ｎ型層４Ｃに含まれていると伝導帯下端の接続の連続性が向上しキャリア濃度が増えることが好ましい。そこで、ｚ３／（ｚ１＋ｚ２＋ｚ３＋ｚ４）は、０．１０以上０．５０以下が好ましく、０．１５以上０．３０以下がより好ましい。
Ｍ５の元素は第３ｎ型層４Ｃに含まれていてもよいし含まれていなくてもよい。Ｍ５の元素が含まれる場合は、その組成比率は低いことが好ましい。そこで、ｚ４／（ｚ１＋ｚ２＋ｚ３＋ｚ４）は０．００以上０．０５以下であることが好ましい。Ｍ５の元素は、第２ｎ型層４Ｂに含まれる元素と共通していることが好ましい。
第３ｎ型層４Ｃにおいても、Ｇａ、Ｚｎ、Ｓｎ及びＭ５の元素は、ｐ型光吸収層３側からｎ電極５に向かって傾斜的、階段状、又は、傾斜的な変化と階段状が組み合わさったように変化してもよい。例えば、Ｓｎはｎ電極５側に多く、Ｇａ及びＺｎは第２ｎ型層４ｂ側に多くすることが好ましい。
第１ｎ型層４Ａの膜厚、第２ｎ型層４Ｂの膜厚と第３ｎ型層４Ｃの膜厚の和は、典型的には、３ｎｍ以上１００ｎｍ以下である。第１ｎ型層４Ａの膜厚、第２ｎ型層４Ｂの膜厚と第３ｎ型層４Ｃの膜厚の和が３ｎｍ未満であると第１ｎ型層４Ａの膜厚、第２ｎ型層４Ｂの膜厚と第３ｎ型層４Ｃの膜厚の和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。第１ｎ型層４Ａの膜厚、第２ｎ型層４Ｂの膜厚と第３ｎ型層４Ｃの膜厚の和が５０ｎｍを超えると第１ｎ型層４Ａから第３ｎ型層４Ｃをまでのｎ型層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、第１ｎ型層４Ａの膜厚、第２ｎ型層４Ｂの膜厚と第３ｎ型層４Ｃの膜厚の和は３ｎｍ以上３０ｎｍ以下がより好ましく、５ｎｍ以上３０ｎｍ以下がさらにより好ましい。
Ｇａ、Ｚｎ、Ｓｎ及びＭ５の元素からなる群より選ばれる１以上は、第３ｎ型層４Ｃ中で第３ｎ型層３Ｃの膜厚方向に組成比率が変化していてもよい。
第２ｎ型層４Ｂが含まれないｎ型層、つまり第１ｎ型層４Ａと第３ｎ型層４Ｃとで構成されるｎ型層を有する太陽電池等が第４実施形態の変形例に含まれる。
（第５実施形態）
第５実施形態は、太陽電池に関する。図６に第５実施形態の太陽電池１０４の断面概念図を示す。第５実施形態の太陽電池１０４は、第１ｎ型層４Ａが第１領域４ａ、第２領域４ｂ及び第３領域４ｃを有することなどが第３実施形態の太陽電池１０２と異なることである。第１実施形態から第４実施形態と第５実施形態で共通する説明は省略する。第５実施形態の第３領域４ｃは、第４実施形態の第３ｎ型層４Ｃに相当する。
第３領域４ｃは、第３ｎ型層４Ａのｎ型層５側に位置する。また、第３領域４ｃと第１領域４ａの間に第２領域４ｂが位置している。第５実施形態の第１ｎ型層４Ａにおいて、ｐ型光吸収層３側とｎ電極５側では組成が明確に異なるが、第１領域４ａと第２領域４ｂの界面と第２領域４ｂと第３領域４ｃの界面は確認されない。第１ｎ型層４Ａの厚さをｄとする場合、第１ｎ型層４Ａのｐ型光吸収層３側の表面からｎ電極５側に向かって０．３３ｄまでを第１領域４ａとする。また、第１ｎ型層４Ａのｎ電極５側の表面からｐ型光吸収層３側に向かって０．３３ｄまでを第３領域４ｃとする。第１領域４ａと第３領域４ｃの間を第２領域４ｂとする。
第１領域４ａ中の化合物の組成は、特に条件を付けなければ第１領域４ａ全体の平均組成である。第１領域４ａの組成は、第１ｎ型層４Ａの厚さをｄとする場合、ｐ型光吸収層３側の第１ｎ型層４Ａの表面から０．１０ｄ、０．２０ｄ、０．３０ｄの深さにおける組成の平均値である。第１ｎ型層４Ａの厚さが非常に薄い（１０ｎｍ以下）場合は、第１ｎ型層４Ａの表面から０．２０ｄの深さにおける組成を第１領域４ａ全体の平均組成とみなす。第２領域４ｂの組成は、第１ｎ型層４Ａの厚さをｄとする場合、ｐ型光吸収層３側の第１ｎ型層４Ａの表面から０．４０ｄ、０．５０ｄ、０．６０ｄの深さにおける組成の平均値である。第１ｎ型層４Ａの厚さが非常に薄い（１０ｎｍ以下）場合は、第１ｎ型層４Ａの表面から０．５０ｄの深さにおける組成を第２領域４ｂ全体の平均組成とみなす。第３領域４ｃの組成は、第１ｎ型層４Ａの厚さをｄとする場合、ｐ型光吸収層３側の第１ｎ型層４Ａの表面から０．７０ｄ、０．８０ｄ、０．９０ｄの深さにおける組成の平均値である。第１ｎ型層４Ａの厚さが非常に薄い（１０ｎｍ以下）場合は、第１ｎ型層４Ａの表面から０．８０ｄの深さにおける組成を第３領域４ｃ全体の平均組成とみなす。
第１領域４ａ、第２領域４ｂ、第３領域４ｃの組成は、第４実施形態の第１ｎ型層４Ａ、第２ｎ型層４Ｂ、第３ｎ型層４Ｃのそれぞれに対応する。
（第６実施形態）
第６実施形態は、多接合型太陽電池に関する。図７に第６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。なお、第６実施形態において、第１実施形態の太陽電池１００の代わりに第２実施形態から第５実施形態の太陽電池１０１－１０４を用いてもよい。
第１実施形態の第１太陽電池１００のｐ型光吸収層３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、ＣｕＺｎＳｎＳＳｅ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７実施形態）
第７実施形態は、太陽電池モジュールに関する。図８に第６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９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）が横方向に並んで配線３０４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３０５で電気的に接続している。
隣り合う太陽電池１００は、上部側のｎ電極５と下部側のｐ電極２が配線３０４によって接続している。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、ｐ電極２、ｐ型光吸収層３、第１ｎ型層４Ａとｎ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３０５と接続し、バスバー３０５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。なお、第４実施形態に示す太陽電池１００の接続形態は一例であり、他の接続形態によって太陽電池モジュールを構成することができる。
（第８実施形態）
第８実施形態は太陽光発電システムに関する。第７実施形態の太陽電池モジュールは、第８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。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１１に車両５００の構成概念図を示す。図１５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等を備えた第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５０２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５０２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）
ガラス基板上に、裏面側のｐ電極として、ガラスと接する側に上面にＩＴＯ（Ｉｎ：Ｓｎ＝９０：１０、膜厚２０ｎｍ）とＡＴＯ（Ｓｎ：Ｓｂ＝９８：２、膜厚１５０μｍ）を堆積する。透明なｐ電極上に酸素、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。その後、ＡＬＤ法により、ｎ型層として組成傾斜の無いＧａ１．２０Ｈｆ０．８０Ｏ３．４を１０ｎｍ堆積し、表面側のｎ電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。そして、反射防止膜としてＭｇＦ２膜を成膜することで太陽電池を得る。得られた太陽電池について、短絡電流（Ｊｓｃ）、開放電圧（Ｖｏｃ）、フィルファクター（ＦＦ）、変換効率及び透光性を評価する。なお、ｎ型層の酸素組成比は金属酸化物の金属の種類と組成比から求めている。
太陽電池の透光性を評価する。太陽電池の透過性は、分光光度計で波長７００－１２００ｎｍを測定した際の平均透過率である。
（実施例２－３８、比較例）
図１２、１３に実施例の表を表している。図１２の表に実施例及び比較例のｎ型層の条件を示している。ｎ型層の条件以外は、実施例１と同様である。実施例で２層又は３層のｎ型層を形成している場合は、各ｎ型層の厚さを６ｎｍとしている。実施例３２においては、第１ｎ型層のTiがｐ型光吸収層側で多く、ｎ電極側で少なくなるようにＴｉの組成を傾斜的に変化させている。実施例３３においては第１ｎ型層のＡｌがｐ型光吸収層側で多く、ｎ電極側で少なくなるようにＡｌの組成を階段状に変化させている。実施例３４においては、第１ｎ型層のＨｆがｐ型光吸収層側で多く、ｎ電極側で少なくなるようにＨｆの組成を傾斜的に変化させている。実施例３５から実施例３８はｎ型層が１層で表に示している組成比になるようにターゲット比率を傾斜的に変えていて、ｎ型層中に界面が無く、図１２の表に示す複数のｎ型領域が含まれるようにｎ型層を形成している。
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。測定は大気圧下で測定室内の気温は２５℃とする。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（ｍｐｐ：マキシマムパワーポイント）とすると、ＦＦ＝（Ｖｍｐｐ＊Ｊｍｐｐ）／（Ｖｏｃ＊Ｊｓｃ）であり、変換効率Ｅｆｆ．はＥｆｆ．＝Ｖｏｃ＊Ｊｓｃ＊ＦＦで求まる。
表２に実施例及び比較例の短絡電流密度（Ｊｓｃ）、開放電圧（Ｖｏｃ）、フィルファクター（ＦＦ）、変換効率及び透光性をまとめて示す。
透光性は、７００ｎｍ以上１２００ｎｍ以下の波長帯の光の透光率が７５％以上である場合をＡと評価し、７００ｎｍ以上１２００ｎｍ以下の波長帯の光の透光率が７０％以上７５％未満である場合をＢと評価し、７００ｎｍ以上１２００ｎｍ以下の波長帯の光の透光率が７０％未満である場合をＣと評価する。
Ｊｓｃは、比較例１の変換効率に対して１．０２倍以上である場合をＡと評価し、比較例１のＪｓｃに対して０．９５倍以上１．０２倍未満である場合をＢと評価して、比較例１のＪｓｃに対して０．９５倍未満である場合をＣと評価する。
Ｖｏｃは、比較例１の変換効率に対して１．３０倍以上である場合をＡと評価し、比較例１のＶｏｃに対して１．００倍以上１．３０倍未満である場合をＢと評価して、比較例１のＶｏｃに対して１．００倍未満である場合をＣと評価する。
ＦＦは、比較例１の変換効率に対して１．０１倍以上である場合をＡと評価し、比較例１のＦＦに対して０．７０倍以上１．０１倍未満である場合をＢと評価して、比較例１のＦＦに対して０．７倍未満である場合をＣと評価する。
変換効率は、比較例１の変換効率に対して１．３倍以上である場合をＡと評価し、比較例１の変換効率に対して１．０１倍以上１．３倍未満である場合をＢと評価して、比較例１の変換効率に対して１．０１倍未満である場合をＣと評価する。
図１３の表から分るように、
短絡電流密度ＪｓｃはＴｉ、Ｓｎが多いときや多層化の際に大きくなる傾向がある。これは、ＴｉＯ２やＳｎＯ２の屈折率がＧａ２Ｏ３に比べて大きいため、Ｃｕ２Ｏからｎ電極にかけての屈折率分布が改善して、Ｃｕ２Ｏ内部での光吸収量が増えたことに対応していると考えられる。比較例２から４もＩｎ、Ｚｎを導入することで、屈折率が増大した結果、短絡電流密度が増大したものと考えられる。また、多層化することで界面での再結合が抑制された結果でも増えている様子が見える。さらに、ｎ型層内部に組成傾斜を形成することで、ｎ型層内部で電子が再結合しにくくなっている様子も見て取れる。フィルファクターにも多層化の影響は表れており、多層化するほど大きくなっていることも見て取れる。開放電圧に関しては、第１ｎ型層（第１領域）のＨｆ、Ｚｒ量が多い場合に大きくなる傾向があり、Ｃｕ２Ｏと第１ｎ型層（第１領域）の伝導帯位置の差を小さくすることが寄与していると考えられる。ただ、Ｈｆ、Ｚｒが多すぎると伝導帯位置がＣｕ２Ｏの伝導帯位置よりも高くなりすぎ、結果として変換効率の低下要因になりうる場合がある。実施例の太陽電池をトップセルとして用い、Ｓｉを光吸収層とする太陽電池をボトムセルとする多接合型太陽電池において、トップセルの高い透光率と変換効率によって、多接合型太陽電池においても優れた変換効率が得られる。
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…基板、２…ｐ電極（第１ｐ電極２ａ、第２ｐ電極２ｂ）、３…ｐ型光吸収層、４…ｎ型層、５…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
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 (15)

  1. ｐ電極と、
    ｎ電極と、
    前記ｐ電極と前記ｎ電極の間に位置する亜酸化銅を主体とするｐ型光吸収層と、
    前記ｐ型光吸収層と前記ｎ電極の間に位置し、Ｇａｘ１Ｍ１ｘ２Ｍ２ｘ３Ｍ３ｘ４Ｍ４ｘ５Ｏｘ６で表される化合物を主体とする層であって、前記Ｍ１はＨｆ又は／及びＺｒであり、Ｍ２はＩｎ、Ｔｉ及びＺｎからなる群から選ばれる１種以上であり、前記Ｍ３はＡｌ又は／及びＢであり、前記Ｍ４はＳｎ、Ｓｉ及びＧｅからなる群より選ばれる１種以上であり、前記ｘ１、ｘ２及びｘ６は、０より大きい数値であり、前記ｘ３、ｘ４及びｘ５は０以上の数値であり、前記ｘ１、ｘ２、ｘ３、ｘ４及びｘ５の和は２であり、前記ｘ６は３．０以上３．８以下である第１ｎ型層と、
    有し、
    前記ｐ型光吸収層の伝導帯下端と前記第１ｎ型層の伝導帯下端の差は、０．０ｅＶ以上０．４ｅＶ以下である太陽電池。
  2. （ｘ１＋ｘ２）／（ｘ１＋ｘ２＋ｘ３＋ｘ４＋ｘ５）は、０．６０以上１．００以下であり、
    ｘ２／（ｘ１＋ｘ２）は、０．１０以上０．６０以下であり。
    ｘ３／（ｘ１＋ｘ２＋ｘ３＋ｘ４＋ｘ５）は、０．００以上０．４０以下である請求項１に記載の太陽電池。
  3. （ｘ１＋ｘ２）／（ｘ１＋ｘ２＋ｘ３＋ｘ４＋ｘ５）は、０．８０以上１．００以下であり、
    ｘ２／（ｘ１＋ｘ２）は、０．３０以上０．５５以下であり、
    ｘ３／（ｘ１＋ｘ２＋ｘ３＋ｘ４＋ｘ５）は、０．００以上０．１０以下であり、
    ｘ４／（ｘ１＋ｘ２＋ｘ３＋ｘ４＋ｘ５）は、０．００以上０．１０以下であり、
    ｘ５／（ｘ１＋ｘ２＋ｘ３＋ｘ４＋ｘ５）は、０．００以上０．１０以下である請求項１又は２に記載の太陽電池。
  4. 前記Ｇａ、Ｍ１の元素、Ｍ２の元素、Ｍ３の元素及びＭ４の元素からなる群より選ばれる１以上は、前記第１ｎ型層中で前記第１ｎ型層の膜厚方向に組成比率が変化している請求項１ないし３のいずれか１項に記載の太陽電池。
  5. 前記第１ｎ型層と前記ｎ電極の間にＧａｙ１Ｍ１ｙ２Ｍ２ｙ３Ｍ３ｙ４Ｍ４ｙ５Ｏｙ６で表される化合物を主体とする第２ｎ型層を有し、
    前記ｙ２は、ｘ２より小さく、
    前記ｙ１及びｙ６は、０より大きい数値であり、
    前記ｙ２、ｙ３、ｙ４及びｙ５は０以上の数値であり、
    前記ｙ１、ｙ２、ｙ３、ｙ４及びｙ５の和は２であり、ｙ６は３．０以上３．８以下であり、
    前記第２ｎ型層の伝導帯下端は、前記第１ｎ型層の伝導帯下端よりも低く、
    前記第２ｎ型層の伝導体下端は、前記第１ｎ型層の伝導帯下端と前記ｎ電極の伝導帯下端の間にある請求項１ないし４に記載の太陽電池。
  6. ｙ２／（ｙ１＋ｙ２）は、０．００以上０．３０以下であり、
    （ｙ１＋ｙ２）／（ｙ１＋ｙ２＋ｙ３＋ｙ４＋ｙ５）は、０．８０以上１．００以下であり、
    ｙ３／（ｙ１＋ｙ２＋ｙ３＋ｙ４＋ｙ５）は、０．００以上０．１０以下であり、
    ｙ４／（ｙ１＋ｙ２＋ｙ３＋ｙ４＋ｙ５）は、０．００以上０．１０以下であり、
    ｙ５／（ｙ１＋ｙ２＋ｙ３＋ｙ４＋ｙ５）は、０．００以上０．１０以下である請求項５に記載の太陽電池。
  7. 前記ｙ２／（ｙ１＋ｙ２）は、０．００以上０．２０以下であり、
    前記（ｙ１＋ｙ２）／（ｙ１＋ｙ２＋ｙ３＋ｙ４＋ｙ５）は、０．９０以上１．００以下であり、
    前記ｙ３／（ｙ１＋ｙ２＋ｙ３＋ｙ４＋ｙ５）は、０．００以上０．１０以下であり、
    前記ｙ４／（ｙ１＋ｙ２＋ｙ３＋ｙ４＋ｙ５）は、０．００以上０．０５以下である請求項５又は６に記載の太陽電池。
  8. 前記ｙ２は、前記ｘ２の７０％以下である請求項５ないし７のいずれか１項に記載の太陽電池。
  9. 前記Ｇａ、Ｍ１の元素、Ｍ２の元素、Ｍ３の元素及びＭ４の元素からなる群より選ばれる１以上は、前記第２ｎ型層中で前記第２ｎ型層の膜厚方向に組成比率が変化している請求項５ないし７のいずれか１項に記載の太陽電池。
  10. 前記第１ｎ型層と前記ｎ電極の間にＧａｚ１Ｚｎｚ２Ｓｎｚ３Ｍ５ｚ４Ｏｚ５で表される化合物を主体とする第３ｎ型層を有し、
    前記Ｍ５はＨｆ、Ｚｒ、Ｉｎ、Ｔｉ、Ａｌ、Ｂ、Ｓｉ、Ｍｇ及びＧｅからなる群より選ばれる１種以上であり、
    前記ｚ１、ｚ２、ｚ３、ｚ４及びｚ５は０以上の数値であり、
    前記ｚ１、ｚ２、ｚ３及びｚ４の和は２であって前記ｚ５は２．２以上３．６以下であり、
    前記第３ｎ型層中のＺｎとＳｎの元素比率の合計は、前記第１ｎ型層の中のＺｎとＳｎの元素比率の合計より大きく、
    前記第３ｎ型層中のＺｎとＳｎの元素比率の合計は、前記第２ｎ型層の中のＺｎとＳｎの元素比率の合計より大きい請求項５ないし８に記載の太陽電池。
  11. （ｚ１＋ｚ２）／（ｚ１＋ｚ２＋ｚ３＋ｚ４）は、０．６５以上０．９０以下であり、
    ｚ３／（ｚ１＋ｚ２＋ｚ３＋ｚ４）は、０．１０以上０．３０以下であり、
    ｚ４／（ｚ１＋ｚ２＋ｚ３＋ｚ４）は０．００以上０．０５以下である請求項１０に記載の太陽電池。
  12. Ｇａ及びＭ５の元素からなる群より選ばれる１以上は、第３ｎ型層中で第３ｎ型層の膜厚方向に組成比率が変化している請求項１０又は１１に記載の太陽電池。
  13. 請求項１ないし１２のいずれか１項に記載の太陽電池と、
    請求項１ないし１２のいずれか１項に記載の太陽電池の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とを有する多接合型太陽電池。
  14. 請求項１ないし１２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。
  15. 請求項１４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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