WO2024058021A1 - 太陽電池素子及び太陽電池モジュール - Google Patents

太陽電池素子及び太陽電池モジュール Download PDF

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WO2024058021A1
WO2024058021A1 PCT/JP2023/032490 JP2023032490W WO2024058021A1 WO 2024058021 A1 WO2024058021 A1 WO 2024058021A1 JP 2023032490 W JP2023032490 W JP 2023032490W WO 2024058021 A1 WO2024058021 A1 WO 2024058021A1
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solar cell
section
diffusion
electrode
cell element
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PCT/JP2023/032490
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English (en)
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浩孝 佐野
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京セラ株式会社
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    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/02—Details
    • H01L31/0224—Electrodes
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10K—ORGANIC ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES
    • H10K30/00—Organic devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation
    • H10K30/40—Organic devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation comprising a p-i-n structure, e.g. having a perovskite absorber between p-type and n-type charge transport layers
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10K—ORGANIC ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES
    • H10K30/00—Organic devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation
    • H10K30/50—Photovoltaic [PV] devices
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10K—ORGANIC ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES
    • H10K30/00—Organic devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation
    • H10K30/80—Constructional details
    • H10K30/81—Electrodes

Definitions

  • the present disclosure relates to solar cell elements and solar cell modules.
  • Patent Document 1 There is a solar cell element that includes a semiconductor that generates power using incident light, a transparent electrode film provided on the light-receiving surface of the solar cell section, and a current collecting electrode provided on the transparent electrode film.
  • Patent Document 2 it is known to utilize a transparent electrode film as an interface layer for reducing deterioration due to diffusion between the current collecting electrode and the semiconductor (for example, Patent Document 2).
  • One embodiment of the solar cell element includes a solar cell section, an electrode section, and a first diffusion reduction section.
  • the solar cell section has a light receiving surface.
  • the first diffusion reduction section is located between the solar cell section and the electrode section.
  • the first diffusion reduction section has a first surface on the light receiving surface side and a second surface on the electrode section side.
  • the first diffusion reducing section is located avoiding at least a part of the region that does not overlap with the electrode section when the light receiving surface is viewed from above.
  • the solar cell element includes a solar cell section, an electrode section, and a first diffusion reduction section.
  • the solar cell section has a light receiving surface.
  • the first diffusion reduction section is located between the solar cell section and the electrode section.
  • the first diffusion reducing section includes a first surface on the light-receiving surface side, a second surface on the electrode section side, and a first surface located in at least a part of a region that does not overlap with the electrode section when the light-receiving surface is viewed from above. has an opposite third surface. The thickness between the first surface and the third surface is smaller than the thickness between the first surface and the second surface.
  • One embodiment of the solar cell module includes a solar cell section having a light-receiving surface.
  • the solar cell module includes a first surface that is in contact with the light-receiving surface, a second surface that is the opposite surface to the first surface, and a third surface that is different from the second surface.
  • a first diffusion reduction section located at .
  • the solar cell module includes an electrode section located on the second surface.
  • the first diffusion reduction portion includes a first portion that becomes thicker from the first surface to the second surface, and a second portion that becomes thicker from the first surface to the third surface. The thickness of the second portion is smaller than the thickness of the first portion.
  • FIG. 1 is a perspective view showing a part of the solar cell element 10 according to the first embodiment.
  • FIG. 2 is a top view showing a part of the solar cell element 10 according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is an end view of the solar cell element 10 according to Embodiment 1, taken along III-III cross section in FIG.
  • FIG. 4 is an enlarged view of a part of FIG. 3 of the solar cell element 10 according to the first embodiment.
  • FIG. 5 is a diagram showing a modification of the solar cell element 10 according to the first embodiment.
  • FIG. 6 is a diagram showing an example of the solar cell element 10 according to the first embodiment.
  • FIG. 7 is a diagram showing an example of the solar cell element 10 according to the first embodiment.
  • FIG. 8 is a diagram showing an example of the solar cell element 10 according to the first embodiment.
  • FIG. 9 is a diagram showing an example of the solar cell element 10 according to the first embodiment.
  • FIG. 10 is a flow diagram of a method for manufacturing the solar cell element 10 according to the first embodiment.
  • FIG. 11 is a cross-sectional view of the solar cell module 1 according to the first embodiment.
  • FIG. 12 is a cross-sectional view of the solar cell module 2 according to the second embodiment.
  • FIG. 13 is a diagram of a solar cell element 30 according to the third embodiment.
  • FIG. 14 is a diagram of a solar cell element 40 according to the fourth embodiment.
  • FIG. 15 is a diagram of a solar cell element 50 according to the fifth embodiment.
  • FIG. 16 is a diagram of a solar cell element 60 according to Embodiment 6.
  • FIG. 17 is a diagram of a solar cell element module 6 according to the sixth embodiment.
  • FIG. 18 is a diagram of a solar cell element 70 according to Embodiment 7.
  • FIG. 19 is a diagram of a solar cell element module 7 according to Embodiment 7.
  • the solar cell element includes a first electrode part on the light-receiving surface side where the solar cell element receives light, which collects electricity generated in the solar cell part that generates electricity from the incident light.
  • the diffusion reducing part when the diffusion reducing part is formed between the first electrode part and the solar cell part, sunlight is absorbed by the diffusion reducing part, and the amount of sunlight received that contributes to power generation in the solar cell part decreases. In other words, if the diffusion reducing portion is formed, the power generation efficiency of the solar cell element may be reduced.
  • FIG. 1 is a partial perspective view of a solar cell element 10 according to the first embodiment.
  • FIG. 2 is a top view of a part of the solar cell element 10 according to the first embodiment from the light-receiving surface F1 side.
  • FIG. 3 is a cross-sectional view taken along line III--III in FIG. That is, FIG. 3 is a cross-sectional view of the first electrode section 101 in a cross section perpendicular to the longitudinal direction.
  • FIGS. 1 and 2 are diagrams showing a portion of the solar cell element 10, rather than the entire solar cell element 10.
  • the solar cell element 10 has a light-receiving surface F1 that mainly receives light, and a back surface F2 located on the opposite side of the light-receiving surface F1.
  • the light receiving surface F1 faces the +Z direction.
  • the back surface F2 faces the -Z direction.
  • the +Z direction may be set in a direction facing the sun, which is in the south.
  • the solar cell element 10 includes a first electrode section 101, a first diffusion reduction section 102, a solar cell section 103, a second electrode section 104, and a substrate section 105.
  • the solar cell section 103 includes a first carrier transport section 1031, a photoelectric conversion section 1032, and a second carrier transport section 1033.
  • the second electrode part 104, the second carrier transport part 1033, the photoelectric conversion part 1032, the first carrier transport part 1031, the first diffusion reduction part 102, and the first 1 electrode part 101 are laminated in the order shown.
  • an antireflection film may be provided on the surface of the solar cell module 1 (described later).
  • an insulating film made of silicon nitride or the like is applied to the antireflection film.
  • a passivation film may be located between the first electrode section 101, the first diffusion reduction section 102, or the solar cell section 103 and the antireflection film.
  • a thin film made of an oxide such as aluminum oxide or a nitride is used as the passivation film.
  • the plurality of solar cell elements 10 can form the solar cell module 1.
  • a solar cell module 1 having a size of about 1 m square may be manufactured.
  • the plurality of solar cell modules 1 can form a solar cell string.
  • the plurality of solar cell strings can form a solar cell array.
  • the substrate section 105 is a base on which parts included in the solar cell element 10 (solar cell section 103, etc.) are formed.
  • the material of the substrate portion 105 may be, for example, glass, plastic such as acrylic or polycarbonate, or metal such as stainless steel.
  • the shape of the substrate portion 105 may be, for example, a flat plate, a sheet, or a film.
  • the thickness of the substrate portion 105 may be, for example, approximately 0.01 millimeter (mm) to 5 mm.
  • Second electrode section 104 The second electrode section 104 is located on the substrate section 105.
  • the second electrode section 104 can collect carriers generated by photoelectric conversion in response to irradiation of light onto the solar cell section 103, which will be described later.
  • the second electrode section 104 can serve, for example, as an electrode (also referred to as a negative electrode) that collects electrons as carriers.
  • a metal with excellent conductivity such as silver (Ag), gold (Au), copper (Cu), titanium (Ti), indium (In), or tin (Sn) is used. may be applied.
  • the material of the second electrode part 104 may be, for example, a transparent conductive oxide (TCO) that is transparent to light in a specific wavelength range.
  • TCO transparent conductive oxide
  • the thickness of the second electrode portion 104 may be, for example, approximately 10 nanometers (nm) to 1000 nm.
  • the second electrode section 104 may be formed on the substrate section 105 by, for example, a vacuum process such as sputtering.
  • TCO examples include indium tin oxide (ITO), aluminum-doped zinc oxide (AZO), boron-doped zinc oxide (BZO), and gallium-doped zinc oxide (Gallium oxide).
  • the transparent conductive oxide film may be a laminated film having a plurality of films, and the laminated film may include a film of tin oxide or the like in addition to the above oxide.
  • Dopants for films such as tin oxide include In, silicon (Si), germanium (Ge), Ti, Cu, antimony (Sb), Nb, F, Ta, W, Mo, bromine (Br), and iodine (I).
  • it may be one or more selected from the group consisting of chlorine (Cl), etc., and is not particularly limited.
  • Solar cell section 103 is located above second electrode section 104 .
  • the solar cell unit 103 converts light (for example, sunlight) incident from the outside into electric power.
  • the solar cell unit 103 may generate carriers through photoelectric conversion in response to light irradiation.
  • the carrier includes at least one of electrons and holes.
  • Solar cell section 103 has a first light-receiving surface F1.
  • the first carrier transporting section 1031 as a p-type semiconductor, the photoelectric conversion section 1032 as an i-type semiconductor, and the second carrier transporting section 1033 as an n-type semiconductor form a PIN junction region. is in a state of being.
  • the PIN junction region can generate electricity through photoelectric conversion in response to light irradiation.
  • the solar cell section 103 is a perovskite solar cell.
  • the solar cell system may be an inorganic solar cell or an organic solar cell.
  • the inorganic solar cell may be a silicon solar cell or a compound solar cell.
  • the organic solar cell may be a dye-sensitized solar cell or an organic thin film solar cell.
  • the solar cell system may be a crystal solar cell or a thin film solar cell.
  • the crystalline solar cell may be a silicon solar cell or a compound semiconductor solar cell such as a CIGS solar cell.
  • the thin film solar cell may be a perovskite solar cell, a dye-sensitized solar cell, an organic thin film solar cell, or the like.
  • the solar cell section 103 includes a first carrier transport section 1031, a photoelectric conversion section 1032, and a second carrier transport section 1033.
  • a second carrier transport section 1033, a photoelectric conversion section 1032, and a first carrier transport section 1031 are stacked on the second electrode section 104 in this order.
  • the second carrier transport section 1033 is located above the second electrode section 104.
  • a semiconductor made of an inorganic material also referred to as an inorganic semiconductor
  • a semiconductor having an n-type conductivity type may be applied to the inorganic semiconductor material.
  • the second carrier transport section 1033 has a function as, for example, a so-called hole blocking layer or an electron transport layer (ETL).
  • the electron transport layer collects and outputs electrons, for example.
  • the n-type semiconductor may be, for example, methyl [6,6]-phenyl-C-61-butyrate (PCBM), C60, or an oxide semiconductor layer.
  • oxide semiconductor layer include titanium (IV) oxide (TiO 2 ), zinc oxide (ZnO), indium (III) oxide (In 2 O 3 ), tin (IV) oxide (SnO 2 ), or magnesium oxide. (MgO) may also be applied.
  • the photoelectric conversion section 1032 is located on the second carrier transport section 1033. This photoelectric conversion section 1032 can absorb light that has passed through the first diffusion reduction section 102 and the first carrier transport section 1031, which will be described later.
  • an intrinsic semiconductor also referred to as an i-type semiconductor
  • a semiconductor having a perovskite structure also referred to as a perovskite semiconductor
  • Perovskite semiconductors may include, for example, halide-based organic-inorganic perovskite semiconductors.
  • the halide-based organic-inorganic perovskite semiconductor is a semiconductor having a perovskite structure with a composition of ABX3.
  • A includes, for example, one or more of methylammonium (CH 3 NH 3 ), formamidinium (CH(NH 2 ) 2 ), cesium (Cs), rubidium (Rb), or potassium (K). ion is applied.
  • B for example, one or more ions of lead (Pb) or tin (Sn) is applied.
  • Pb lead
  • Sn tin
  • ions of iodine (I), bromine (Br), or chlorine (Cl) are applied to X.
  • a semiconductor having a perovskite structure having a composition of ABX3 is composed of an organic perovskite such as CH3NH3PbI3 or (CH( NH2 ) 2 ,Cs ) Pb(I,Br) 3, for example.
  • the organic perovskite may be formed, for example, by applying the first raw material liquid onto the second carrier transport section 1033 and drying it.
  • the organic perovskite is a thin film with crystallinity.
  • the first raw material liquid may be generated, for example, by dissolving the raw materials, halogenated alkylamine and lead halide, in a solvent.
  • the thickness of the photoelectric conversion section 1032 may be, for example, about 100 nm to 2000 nm.
  • the first carrier transport section 1031 is located above the photoelectric conversion section 1032.
  • the surface of the first carrier transport layer 1031 opposite to the photoelectric conversion section 1032 may be the light receiving surface F1.
  • a semiconductor having a p-type conductivity type also referred to as a p-type semiconductor
  • the first carrier transport section 1031 has a function as, for example, a so-called electron blocking layer or a hole transport layer (HTL).
  • HTL for example, collects and outputs holes.
  • HTL materials include, for example, soluble diamine derivative [2,2',7,7'-tetrakis(N,N-di-P-methoxyphenylamino)-9,9'-spirobifluorene] (spiro -OMeTAD) etc. are applied.
  • HTL can be generated, for example, by applying a second raw material liquid onto a layer of perovskite semiconductor serving as the photoelectric conversion portion 1032 and drying it.
  • the thickness of the carrier transport layer may be, for example, about 50 nm to 200 nm.
  • the p-type semiconductor may be, for example, nickel (II) oxide (NiO), copper (I) thiocyanate (CuSCN), copper (I) oxide (Cu 2 O), or an organic semiconductor layer.
  • the organic semiconductor layer include spiro-OMeTAD, poly[bis(4-phenyl)(2,4,6-triphenylmethyl)amine] (PTAA), and poly(3-hexylthiophene-2,5-diyl).
  • P3HT poly(3,4-ethylenedioxythiophene)/poly(4-styrene sulfonate) (PEDOT/PSS) may also be applied.
  • First diffusion reduction unit 102 The first diffusion reduction section 102 is located above the solar cell section 103. In other words, the first diffusion reducing section 102 is located above the light receiving surface F1 of the solar cell section 103. In other words, the first diffusion reducing section 102 is located between the first electrode section 101 and the solar cell section 103.
  • the first diffusion reduction section 102 includes a first surface F3, which is a surface in contact with the light-receiving surface F1 of the solar cell section 103, and a second surface F4, which is a surface opposite to the first surface F3. Good too.
  • the first surface F3 is the surface of the first diffusion reduction section 102 on the solar cell section 103 side
  • the second surface F4 is the surface of the first diffusion reduction section 102 on the first electrode section 101 side.
  • the second surface F4 is also a surface that faces the first surface F3 in the thickness direction of the solar cell section 103.
  • the first surface F3 and the second surface F4 may be flat surfaces, for example.
  • the first diffusion reduction section 102 has a third surface F5 that coincides with the first surface F3. That is, the position of the third surface F5 in the +Z direction may coincide with the position of the first surface F3 in the +Z direction. As will be described in detail in Embodiment 3 below with reference to FIG. 13, the third surface F5 may be different from the first surface F3 and the second surface F4. As shown in FIG. 13, the third surface F5 may exist between the position of the first surface F3 in the +Z direction and the position of the second surface F4 in the +Z direction. The third surface F5 is located in at least a part of the region that does not overlap with the first electrode section 101 when the light receiving surface F1 is viewed from above. Further, in FIG.
  • the third surface F5 may be composed of one surface, and may be considered as a collection of surfaces of the first diffusion reduction section 102 parallel to the first surface F3 and the second surface F4.
  • the third surface F5 is a first diffusion reducing portion in which the position of the third surface F5 in the +Z direction is between the position of the first surface F3 in the +Z direction and the position of the second surface F4 in the +Z direction. It can be thought of as a set of 102 faces.
  • the third surface F5 may be parallel to the first surface F3 and the second surface F4.
  • FIGS. 1 to 3 show the solar cell element 10 in which the thickness of the second portion A2, which will be described later, is 0.
  • the third surface F5 (here, the first surface F3) may be parallel to the second surface F4.
  • the thickness of the first diffusion reduction section 102 refers to the thickness in the +Z direction.
  • the thickness of the first diffusion reducing portion 102 may be considered as the thickness in the direction from the first surface F3 to the second surface F4.
  • the thickness of the first portion A1 or the second portion A2, which will be described later, is also considered to be the same as the thickness of the first diffusion reduction portion 102.
  • the first diffusion reduction section 102 may be formed on the first carrier transport section 1031 by, for example, a vacuum process. As the vacuum process, sputtering, chemical vapor deposition (CVD), vacuum evaporation, atomic layer deposition (ALD), or the like may be applied.
  • the thickness of the first diffusion reducing section 102 may be, for example, approximately 1 nm to 100 nm.
  • the first diffusion reduction section 102 is an interface layer between the first electrode section 101 and the solar cell section 103.
  • the interfacial layer between the upper and lower parts herein means an intermediate layer having an upper surface in contact with the upper part and a lower surface in contact with the lower part.
  • the first diffusion reduction section 102 has a function as a diffusion barrier film.
  • molecules constituting the photoelectric conversion section 1032 of the first carrier transport section 1031 may diffuse into the first electrode section 101, thereby causing the first electrode section 101 to deteriorate. Due to these, the conversion efficiency of the solar cell element 10 may deteriorate. Therefore, by providing the first diffusion reduction section 102 between the first carrier transport section 1031 and the first electrode section 101, it is possible to reduce the deterioration of the conversion efficiency of the solar cell element 10 due to diffusion. In other words, the first diffusion reduction section 102 reduces the amount of metal movement from the first electrode section 101 to the first carrier transport section 1031 and the amount of metal movement from the first carrier transport section 1031 to the first electrode section 101. Reduce at least one of them.
  • the first diffusion reduction unit 102 includes a first portion A1 and a second portion A2.
  • the first portion A1 is a portion of the first diffusion reduction portion 102 that has a thickness from the first surface F3 toward the second surface F4.
  • the second portion A2 is a portion of the first diffusion reducing portion 102 that increases in thickness from the first surface F3 toward the third surface F5.
  • the thickness of the first portion A1 is The thickness is greater than the thickness of portion A2.
  • the first diffusion reduction unit 102 can be considered to include a first portion A1 and a second portion A2 having a smaller thickness than the first portion A1.
  • the first diffusion reduction unit 102 may be considered to include a second portion A2 and a first portion A1 that is thicker than the second portion A2. That is, in the first diffusion reduction unit 102, the relatively thick portion may be considered as the first portion A1, and the relatively thin portion may be considered as the second portion A2.
  • the thickness of the second portion A2 may be 0 (see also FIG. 1).
  • the second portion A2 is a portion where the first diffusion reducing portion 102 does not cover the light receiving surface F1 of the solar cell portion 103.
  • the second portion A2 is a portion where the light-receiving surface F1 of the solar cell section 103 is exposed. Note that exposure here means, for example, that the light-receiving surface F1 of the solar cell section 103 has a portion exposed from the first diffusion reduction section 102.
  • a transparent layer different from the first diffusion reducing section 102 may be provided on the corresponding portion of the light-receiving surface F1 of the solar cell section 103.
  • the light-receiving surface F1 of the solar cell section 103 includes a first portion A1 that is a portion covered with the first diffusion reducing section 102, and a first portion A1 that is a portion not covered with the first diffusion reducing section 102. It may be considered that it includes two parts A2.
  • the first diffusion reducing portion 102 or the first electrode portion 101 is observed in the first portion A1.
  • the solar cell element 10 is viewed from above from the light-receiving surface F1 side, the light-receiving surface F1 of the solar cell section 103 is observed in the second portion A2.
  • the first diffusion reducing section 102 is located so as to avoid at least a part of the region that does not overlap with the first electrode section 101 when the light receiving surface F1 is viewed from above.
  • the first electrode portion 101 may have a plurality of longitudinal portions 1011 extending in a predetermined longitudinal direction when the light receiving surface F1 is viewed from above (see FIG. 2).
  • the longitudinal portions 1011 may be arranged at intervals in a direction intersecting the longitudinal direction.
  • the first diffusion reduction unit 102 may be located, for example, avoiding at least part of the area between the longitudinal portions 1011.
  • the thickness of the second portion A2 may be constant throughout the first diffusion reducing portion 102.
  • the position of the third surface F5 in the +Z direction is constant throughout the first diffusion reduction section 102.
  • the height of the third surface F5 in the +Z direction with respect to the first surface F3 is constant throughout the first diffusion reduction section 102.
  • the second portion A2 may have a plurality of thicknesses within the first diffusion reduction section 102.
  • the second portion A2 may include a portion having a first thickness and a portion having a second thickness.
  • the position of the third surface F5 in the +Z direction may take a plurality of positions within the first diffusion reduction unit 102.
  • the third surface F5 has a portion where the distance between the first surface F3 and the third surface F5 is equal to the first thickness, and a portion where the distance between the first surface F3 and the third surface F5 is equal to the second thickness. It may also include.
  • the first thickness or the second thickness may be 0, or may be the same thickness as the thickness between the first surface F3 and the second surface F4.
  • the second portion A2 Since the second portion A2 has a plurality of thicknesses within the first diffusion reducing portion 102, the second portion A2 has a thick portion and a thin portion. Thereby, the manufacturing cost of the solar cell element 10 regarding the thin portion of the second portion A2 can be reduced.
  • a first electrode section 101 which will be described later, is located above the first portion A1. Specifically, the first electrode portion 101, which will be described later, is located on the second surface F4 in the first portion A1.
  • the first diffusion reducing section 102 has a portion (first section A1) where the first electrode section 101 is located above the first diffusion reducing section 102 and a first electrode section above the first diffusion reducing section 102. It may be considered that the thickness of the first diffusion reducing portion 102 is different between the portion where the first diffusion reducing portion 101 is not located (second portion A2).
  • the first electrode portion 101 which will be described later, is located above the first portion A1.
  • the first electrode section 101 may be considered to be located above the first diffusion reduction section 102.
  • the thickness of the second portion A2 may be smaller than the thickness of the first portion A1.
  • the position of the third surface F5 in the +Z direction exists between the position of the first surface F3 in the +Z direction and the position of the second surface F4 in the +Z direction.
  • the thickness of the second portion A2 may be 0.
  • the third surface F5 being parallel to the first surface F3, if the third surface F5 and the first surface F3 coincide, at least a portion of the portion where the first electrode section 101 is not located
  • the first diffusion reduction unit 102 may not be provided. That is, when the solar cell element 10 is viewed from above from the first electrode part 101 side, the first diffusion reducing part 102 is formed in the second part A2 so that the light-receiving surface F1 of the solar cell part 103 is observed. Good too.
  • the material of the first diffusion reduction section 102 may include a material whose absorption wavelength overlaps with that of the photoelectric conversion section 1032. That is, the material of the first diffusion reduction section 102 may include a material that does not have transparency to the absorption wavelength of the photoelectric conversion section 1032.
  • the first diffusion reducing section 102 located under the first electrode section 101 is Even if the light has the same absorption wavelength as the absorption wavelength of the conversion unit 1032, the light incident on the photoelectric conversion unit 1032 does not change much.
  • the selection of materials to be applied to the first diffusion reduction section 102 can be increased. Therefore, when the thickness of the second portion A2 is 0, the material of the first diffusion reducing part 102 is configured to include a material whose absorption wavelength overlaps with that of the photoelectric conversion part 1032, so that the first diffusion reducing part The selection of materials to be applied to 102 can be increased.
  • the width Wp of the first diffusion reducing portion 102 of the first portion A1 may be larger than the width We of the first electrode portion 101.
  • the width Wp of the first diffusion reducing portion 102 of the first portion A1 is The width We may be larger than the width We of the portion 101.
  • the width Wp may be the width of the second surface F4 of the first diffusion reduction section 102.
  • the width Wp of the first diffusion reducing portion 102 of the first portion A1 may be the width We of the first electrode portion 101 plus a predetermined width.
  • the predetermined width may be determined based on the positional accuracy of forming the first electrode part 101. For example, the predetermined width may be determined to be a value larger than the error in forming the first electrode portion 101. In this case, since errors in forming the first electrode part 101 may occur in either the left or right direction, the predetermined width may be twice or more the error in forming the first electrode part 101.
  • the width Wp of the first diffusion reduction section 102 of the first portion A1 may be determined based on the width We of the first electrode section 101.
  • the width Wp of the first diffusion reducing portion 102 of the first portion A1 may be smaller than the width We of the first electrode portion 101 by about 100 nm or more and 100 micrometers ( ⁇ m) or less.
  • the width Wp of the first diffusion reduction portion 102 of the first portion A1 is 10 ⁇ m or more and less than the width We of the first electrode portion 101. It may be increased to about 100 ⁇ m or less.
  • the width Wp of the first diffusion reducing portion 102 of the first portion A1 may be greater than 100% and less than or equal to 200% of the width We of the first electrode portion 101.
  • the first electrode section 101 may be formed at a position biased to either the left or right side of the first diffusion reduction section 102 of the first portion A1.
  • the center line of the first electrode part 101 in the left-right direction and the center line of the first diffusion reduction part 102 of the first portion A1 in the left-right direction may be apart.
  • the distance from the left end of the first electrode part 101 to the left end of the first diffusion reduction part 102 of the first part A1, and the distance from the right end of the first electrode part 101 to the first diffusion reduction part of the first part A1 The distance to the right end of section 102 may be different.
  • the cross-sectional shape of the first diffusion reducing portion 102 of the first portion A1 is rectangular, but the cross-sectional shape of the first diffusion reducing portion 102 of the first portion A1 is not limited to this.
  • types of cross-sectional shapes of the first diffusion reducing portion 102 of the first portion A1 will be explained with reference to FIGS. 5 to 9.
  • the width Wd of the surface of the first portion A1 on the first surface F3 side may be larger than the width Wu of the surface of the first portion A1 on the second surface F4 side.
  • the area of the surface in contact with the solar cell portion 103 is larger than the area of the surface in contact with the first electrode portion 101. may also be large.
  • the center of gravity of the first diffusion reducing section 102 is located on the solar cell section 103 side, so that the stability of the structure of the first diffusion reducing section 102 can be improved.
  • the cross-sectional shape of the first diffusion reducing portion 102 of the first portion A1 may be trapezoidal, as shown in FIG. 5.
  • the cross-sectional shape of the first diffusion reducing portion 102 of the first portion A1 may be a dome shape, as shown in FIG.
  • the fourth surface F6, which is the side surface of the first portion A1 may be a curved surface that curves into an arc having a center within the first diffusion reducing section 102.
  • the cross-sectional shape of the first diffusion reducing portion 102 of the first portion A1 may be a shape with a wide base as shown in FIG.
  • the fourth surface F6 of the first portion A1 may be a curved surface that curves in an arc shape having a center outside the first diffusion reducing section 102 in the X direction.
  • the width Wd on the solar cell portion 103 side may be smaller than the width Wu on the first electrode portion 101 side, as shown in FIG.
  • the light-receiving area of the solar cell section 103 can be increased, so that the conversion efficiency of the solar cell element 10 can be improved.
  • the width Wp of the first diffusion reducing portion 102 of the first portion A1 is larger than the width We of the first electrode portion 101.
  • the material of the first diffusion reduction section 102 may include a material whose absorption wavelength overlaps with that of the photoelectric conversion section 1032.
  • the surface connecting the first surface F3 and the second surface F4 of the first portion A1 is referred to as a fourth surface F6.
  • the fourth surface F6 is a different surface from the third surface F5.
  • the fourth surface F6 may be a plane or a curved surface. Further, the fourth surface F6 may be considered as a set of surfaces connecting the first surface F3 and the second surface F4 of the first portion A1.
  • the specific resistance of the first electrode section 101 may be smaller than the specific resistance of the solar cell section 103.
  • the specific resistance value of the first diffusion reducing section 102 may be less than or equal to the specific resistance value of the solar cell section 103 and greater than or equal to the specific resistance value of the first electrode section 101.
  • the value of the specific resistance of the first diffusion reducing section 102 may be less than or equal to the value of the specific resistance of the first carrier transporting section 1031 and greater than or equal to the value of the specific resistance of the first electrode section 101.
  • the specific resistance value changes stepwise from the solar cell section 103 toward the first electrode section 101, so that an increase in resistance can be reduced.
  • the value of the specific resistance of the first diffusion reducing section 102 may be realized by selecting the material of the first diffusion reducing section 102 or adjusting the film forming conditions of the first diffusion reducing section 102.
  • the specific resistance may be a specific electrical resistance, an electrical resistivity, or a resistivity, and a unit such as ohmmeter ( ⁇ m) is used as the unit.
  • the first electrode section 101 can collect carriers generated by photoelectric conversion in response to irradiation of the photoelectric conversion section 1032 with light.
  • the first electrode section 101 can serve, for example, as an electrode (also referred to as a positive electrode) that collects holes as carriers. Further, the first electrode section 101 may serve as a current collecting electrode, for example.
  • the first electrode section 101 may be formed on the first diffusion reduction section 102 by, for example, a vacuum process such as sputtering.
  • the average thickness of the first electrode section 101 is not particularly limited, but may be in the range of 1 ⁇ m or more and 50 ⁇ m or less, for example.
  • the first electrode portion 101 may be formed, for example, by applying a metal paste as a coating liquid by screen printing or the like, and then drying and solidifying the metal paste.
  • the metal paste may be produced, for example, by adding particles having high light reflectance and conductivity to a binder such as a transparent resin.
  • a binder such as a transparent resin.
  • the resin having translucency for example, epoxy resin or the like may be used.
  • the particles contained in the metal paste for example, metal particles such as Cu, Al, Ni, and an alloy of Zn and Ag may be employed.
  • the first electrode section 101 includes a large number of conductive particles, and the conductivity of the first electrode section 101 may be ensured by the large number of particles.
  • the first electrode portion 101 may be layered, for example.
  • the shape of the first electrode part 101 is not limited to the shapes shown in FIGS. 1 to 3 of the first embodiment.
  • the shape of the first electrode section 101 and the shape of the first diffusion reduction section 102 may be changed as appropriate in order to improve carrier recovery efficiency.
  • the shape of the first electrode section 101 and the shape of the first diffusion reduction section 102 may be a so-called comb-shaped electrode structure, or a structure combining a so-called bus bar electrode and a so-called finger electrode.
  • a lead wire is electrically connected to each of the first electrode section 101 and the second electrode section 104.
  • a first lead wire is electrically connected to the first electrode section 101
  • a second lead wire is connected to the second electrode section 104.
  • Each lead wire can be joined to each of the first electrode section 101 and the second electrode section 104, for example, by soldering or the like.
  • the output obtained by photoelectric conversion in the solar cell element 10 can be taken out by the first lead wire and the second lead wire.
  • the solar cell element 10 according to the first embodiment can be manufactured by performing the processes from step S1 to step S5 in the order described.
  • the second electrode section 104 is formed on the substrate section 105.
  • the second electrode part 104 can be formed on the substrate part 105 by depositing the material of the second electrode part 104 on the substrate part 105, for example, by a vacuum process such as sputtering.
  • a metal with excellent conductivity such as Au or a TCO such as ITO, FTO, or ZnO is used.
  • a second carrier transport section 1033 is formed on the second electrode section 104.
  • the material of the second carrier transport portion 1033 is, for example, a metal oxide such as TiO 2 , SnO 2 , ZnO, or In 2 O 3 .
  • a raw material solution prepared by dissolving raw materials such as metal chlorides or metal isopropoxides in a polar solution is applied onto the second electrode part 104, and the raw materials are hydrolyzed to generate metal oxides.
  • the second carrier transport section 1033 may be formed on the second electrode section 104.
  • Metal chlorides include, for example, titanium chloride, tin chloride, zinc chloride, or indium chloride.
  • Metal isopropoxides include, for example, titanium isopropoxide, tin isopropoxide, zinc isopropoxide, or indium isopropoxide.
  • a titanium tetrachloride aqueous solution is applied onto the second electrode portion 104 by spin coating or the like and dried. Thereafter, by hydrolyzing titanium tetrachloride by heating at about 150° C. on a hot plate, for example, a second carrier transporting portion 1033 of TiO 2 can be formed on the second electrode portion 104.
  • an organic material may be applied to the material of the second carrier transport section 1033.
  • fullerene derivatives such as PCBM may be applied to this organic material.
  • a raw material solution prepared by dissolving a fullerene derivative in a chlorobenzene solvent so that about 5 milligrams (mg) to 20 mg of the fullerene derivative is contained in 1 milliliter (1 ml) of the raw material solution is used.
  • a raw material solution in which the solvent is chlorobenzene and the concentration of the fullerene derivative is about 5 mg/ml to 20 mg/ml is used.
  • the second carrier transport section 1033 of PCBM may be formed on the second electrode section 104 by drying and annealing the raw material liquid applied on the second electrode section 104.
  • the organic material used as the material of the second carrier transport portion 1033 for example, the functional group may be changed to change the solubility in the organic solvent and the physical properties.
  • the photoelectric conversion section 1032 is formed on the second carrier transport section 1033.
  • the photoelectric conversion section 1032 can be formed, for example, by applying a raw material liquid onto the second carrier transporting section 1033 and annealing the applied raw material liquid.
  • the raw material liquid can be generated, for example, by dissolving a halogenated alkylamine and lead halide or tin halide, which are raw materials for the photoelectric conversion unit 1032, in a solvent.
  • the photoelectric conversion section 1032 may be formed of a thin film of a halogenated perovskite semiconductor having crystallinity.
  • the first carrier transport section 1031 is formed on the photoelectric conversion section 1032.
  • the first carrier transport section 1031 can be formed on the photoelectric conversion section 1032 by applying a raw material liquid onto the photoelectric conversion section 1032 and drying and annealing the raw material liquid.
  • an organic semiconductor material such as spiro-OMeTAD, P3HT, PTAA, or Poly-TPD can be applied, for example.
  • the raw material liquid can be prepared by dissolving spiro-OMeTAD in chlorobenzene so that about 10 mg to 85 mg of spiro-OMeTAD is contained in 1 ml of the raw material liquid.
  • a raw material solution is used in which the solvent is chlorobenzene and the concentration of spiro-OMeTAD is about 10 mg/ml to 85 mg/ml.
  • the raw material liquid may be prepared by dissolving P3HT in dichlorobenzene so that about 5 mg to 20 mg of P3HT is contained in 1 ml of the raw material liquid.
  • a raw material solution may be used in which the solvent is dichlorobenzene and the concentration of P3HT is approximately 5 mg/ml to 20 mg/ml.
  • the raw material liquid may be prepared by dissolving PTAA in toluene so that about 5 mg to 20 mg of PTAA is contained in 1 ml of the raw material liquid.
  • a raw material solution may be used in which the solvent is toluene and the concentration of PTAA is 5 mg/ml to 20 mg/ml.
  • the raw material liquid may be prepared by dissolving Poly-TPD in chlorobenzene so that about 5 mg to 20 mg of Poly-TPD is contained in 1 ml of the raw material liquid.
  • a raw material solution may be used in which the solvent is chlorobenzene and the concentration of Poly-TPD is 5 mg/ml to 20 mg/ml.
  • the first diffusion reduction section 102 is formed on the first carrier transport section 1031.
  • the first electrode part 101 is formed on the first carrier transport part 1031 by depositing the material of the first diffusion reduction part 102 on the first carrier transport part 1031, for example, by a vacuum process such as sputtering. be able to.
  • a vacuum process such as sputtering. be able to.
  • TCO such as ITO, FTO, or ZnO is applied.
  • the first portion A1 and the second portion A2 of the first diffusion reduction portion 102 may be formed by combining a vacuum process and mask patterning. For example, by depositing the material of the first diffusion reduction part 102 on the first carrier transport part 1031 with a mask formed on the part where the second part A2 is to be formed, the first part of the first diffusion reduction part 102 can be removed. A1 may also be formed. Further, for example, by depositing the material of the first diffusion reducing part 102 on the entire surface of the first carrier transporting part 1031 and etching the part that will become the second part A2, the material of the first diffusion reducing part 102 can be etched. Two parts A2 may be formed. For etching, etching using plasma gas, etching using laser, etching using chemical liquid, or the like may be used.
  • the first electrode section 101 is formed on the first diffusion reduction section 102.
  • the first electrode section 101 is formed so as to be in contact with the surface of the first diffusion reduction section 102 on the opposite side to the first carrier transport section 1031 .
  • the first electrode part 101 is formed on the first diffusion reduction part 102 by depositing the material of the first electrode part 101 on the first diffusion reduction part 102 by a vacuum process such as sputtering. Can be done.
  • a metal with excellent conductivity such as Au, or TCO such as ITO, FTO, or ZnO is used.
  • the first electrode portion 101 may be formed, for example, by applying a metal paste as a coating liquid by screen printing or the like, and then drying and solidifying the metal paste.
  • Solar cell module 1 In the solar cell module 1, for example, as shown in FIG. 11, a plurality of solar cell elements 10 are formed on one substrate portion 105. In other words, a plurality of solar cell elements 10 share the substrate section 105. In this case, the substrate section 105 can play the role of supporting the plurality of solar cell elements 10 and the role of protecting the plurality of solar cell elements 10.
  • the substrate portion 105 for example, a flat plate having a rectangular board surface is employed.
  • the material of the substrate portion 105 for example, glass or resin such as acrylic or polycarbonate is used.
  • the glass for example, a material with high light transmittance such as white plate glass, tempered glass, heat ray reflective glass, etc. can be adopted.
  • the plurality of solar cell elements 10 are arranged in a plane along the +X direction as the first direction.
  • being lined up in a plane means that each solar cell element 10 is located along a virtual or actual plane, and that a plurality of solar cell elements 10 are lined up.
  • the plurality of solar cell elements 10 are arranged on the substrate section 105 along the surface of the substrate section 105.
  • the plurality of solar cell elements 10 may include five solar cell elements 10 lined up along the first direction (+X direction) on the substrate portion 105.
  • the five solar cell elements 10 include, for example, a first solar cell element 111, a second solar cell element 112, a third solar cell element 113, a fourth solar cell element 114, and a fifth solar cell element, which are arranged in order in the +X direction.
  • a battery element 115 is included. That is, the plurality of solar cell elements 10 include the n-th solar cell element 11n (n is a natural number from 1 to 5).
  • each solar cell element 10 has a strip-like shape with the +Y direction as the longitudinal direction.
  • Each solar cell element 10 has a first electrode section 101 , a first diffusion reduction section 102 , a solar cell section 103 , and a second electrode section 104 .
  • Embodiment 1 on the substrate section 105, five second electrode sections 104 are arranged planarly in order in the +X direction.
  • the second electrode part 104 of the m-th solar cell element 11m (m is a natural number from 1 to 4) and the second electrode part 104 of the (m+1)-th solar cell element 11 (m+1) They are lined up with G1 (also called a gap) in between.
  • G1 also called a gap
  • the second electrode part 104 of the first solar cell element 111 and the second electrode part 104 of the second solar cell element 112 are lined up with a gap (also referred to as a first gap) G1 in between.
  • Each first gap G1 has a longitudinal direction along the +Y direction.
  • there is a first groove portion P1 whose bottom surface is the substrate portion 105 and whose side surfaces are two mutually opposing end surfaces of the two second electrode portions 104 sandwiching the first gap G1.
  • the five first electrode parts 101 are arranged planarly in order in the +X direction.
  • the first electrode section 101 of the m-th solar cell element 11m and the first electrode section 101 of the (m+1)th solar cell element 11 (m+1) are lined up with a gap (also referred to as a second gap) G2 in between. I'm here.
  • the first electrode section 101 of the first solar cell element 111 and the first electrode section 101 of the second solar cell element 112 are lined up with a gap (second gap) G2 in between.
  • Each second gap G2 has, for example, a longitudinal direction along the +Y direction.
  • a third groove portion P3 having the second electrode portion 104 as a bottom surface is formed.
  • the second electrode part 104 protrudes more in the +X direction than the first electrode part 101.
  • the first gap G1 is located at a position shifted in the first direction (+X direction) from the second gap G2.
  • the connecting portion 12 electrically connects two adjacent solar cell elements 10 of the plurality of solar cell elements 10 in series.
  • the m-th connecting portion 12m electrically connects the m-th solar cell element 11m and the (m+1)th solar cell element 11 (m+1).
  • the first connecting portion 121 electrically connects the first solar cell element 111 and the second solar cell element 112.
  • the m-th connection section 12m electrically connects the second electrode section 104 of the m-th solar cell element 11m and the first electrode section 101 of the (m+1)th solar cell element 11 (m+1).
  • the first connection portion 121 electrically connects the second electrode portion 104 of the first solar cell element 111 and the first electrode portion 101 of the second solar cell element 112.
  • the plurality of solar cell elements 10 can be electrically connected in series.
  • the connecting portion 12 is located between the solar cell portions 103 in the +X direction. From another point of view, there is a second groove portion P2 whose both sides are the solar cell portion 103 and whose bottom surface is the surface of the second electrode portion 104 in the ⁇ Z direction.
  • the second groove portion P2 has a longitudinal direction along the +Y direction.
  • the second groove portion P2 is provided with the connecting portion 12.
  • the connection part 12 may be one in which the first electrode part 101 is filled in the second groove part P2.
  • the first electrode section 101 has a first electrode section 101 that is a part protruding in the -X direction from the first diffusion reducing section 102, the solar cell section 103, and the second electrode section 104.
  • a protrusion 101e is present.
  • the second electrode section 104 has a second protrusion that is a part that protrudes in the +X direction more than the first electrode section 101, the first diffusion reduction section 102, and the solar cell section 103.
  • a portion 104e is present.
  • a first conductor W1 for outputting a first polarity is electrically connected to the first protrusion 101e.
  • a second conductor W2 for outputting a second polarity is electrically connected to the second protrusion 104e.
  • the second polarity is a positive polarity.
  • the second polarity is a negative polarity.
  • Embodiment 2 will be described below. Below, differences from Embodiment 1 will be mainly explained.
  • FIG. 12 is a cross-sectional view of the solar cell module 2 according to the second embodiment from the +Y direction.
  • the solar cell module 2 and the solar cell element 20 according to the second embodiment further include a first diffusion reducing portion 102 between the connecting portion 12 (first electrode portion 101) and the second electrode portion 104 in the second groove portion P2. .
  • the contact area between the side surface of the connecting portion 12 (first electrode portion 101) and the side surface of the solar cell portion 103 can be reduced. Thereby, the possibility that the first electrode part 101 or the solar cell part 103 will deteriorate due to contact between the first electrode part 101 and the solar cell part 103 can be reduced.
  • Embodiment 3 will be described below. Below, differences from Embodiment 1 will be mainly explained.
  • FIG. 13 is a cross-sectional view perpendicular to the longitudinal direction of the electrode when the light-receiving surface F1 of the solar cell element 30 according to the third embodiment is viewed from above.
  • the thickness of the second portion A2 of the first diffusion reducing section 102 is not zero.
  • the thickness of the second portion A2 of the first diffusion reduction section 102 is zero.
  • the first diffusion reduction unit 102 includes a first portion A1 having a third thickness and a second portion A2 having a fourth thickness smaller than the third thickness.
  • the first diffusion reducing unit 102 has a first layer having a fourth thickness formed on the solar cell unit 103, and a third thickness and a fourth thickness in the first portion A1.
  • a second layer having a different thickness may be considered to be formed on top of the first layer with the resulting convex shape.
  • TCO such as ITO, FTO, or ZnO is used as the material for the first diffusion reducing portion 102.
  • the thickness of the first diffusion reduction section 102 may be, for example, about 10 nm to 1000 nm.
  • the third thickness may be, for example, about 1 nm to 100 nm larger than the fourth thickness.
  • the first electrode section 101 can improve the efficiency of collecting carriers from the first carrier transport section 1031. This can improve the conversion efficiency of the solar cell element 10.
  • the first portion A1 and the second portion A2 of the first diffusion reduction portion 102 may be formed by combining a vacuum process and mask patterning in step S5 of the first embodiment. For example, by depositing the material of the first diffusion reducing part 102 on the entire surface of the first carrier transporting part 1031 and etching the part that will become the second part A2, the second part of the first diffusion reducing part 102 can be etched. A2 may also be formed. For etching, etching using plasma gas, etching using laser, etching using chemical liquid, or the like may be used.
  • Embodiment 4 will be described below. In the following, differences from Embodiment 3 will be mainly explained.
  • FIG. 14 is a cross-sectional view perpendicular to the longitudinal direction of the electrode when the light-receiving surface F1 of the solar cell element 40 according to the fourth embodiment is viewed from above.
  • the solar cell element 40 according to the fourth embodiment further includes a second diffusion reduction section 106 between the first diffusion reduction section 102 and the solar cell section 103 (first carrier transport section 1031). That is, the second diffusion reduction section 106 is located between the first diffusion reduction section 102 and the solar cell section 103.
  • the solar cell element 40 according to the fourth embodiment is the same as the solar cell element 10 according to the first embodiment, between the first diffusion reducing section 102 and the solar cell section 103 (first carrier transport section 1031).
  • the solar cell element 40 according to the fourth embodiment is different from the first diffusion reducing section 102 between the second surface F4 and the third surface F5 in the solar cell element 30 according to the third embodiment. , it may be considered to have a configuration obtained by differentiating the first diffusion reducing portion 102 between the third surface F5 and the first surface F3.
  • the second diffusion reduction section 106 is located above the light receiving surface F1 of the solar cell section 103.
  • the second diffusion reduction section 106 includes a fifth surface F7, which is a surface in contact with the light-receiving surface F1 of the solar cell section 103, and a sixth surface F8, which is a surface opposite to the fifth surface F7.
  • the first diffusion reduction section 102 is provided on the sixth surface F8 of the second diffusion reduction section 106.
  • the first surface F3 of the first diffusion reduction section 102 contacts the sixth surface F8 of the second diffusion reduction section 106.
  • the second diffusion reduction section 106 may cover the entire light-receiving surface F1 of the solar cell section 103.
  • the first diffusion reducing section 102 or the first electrode section 101 is observed in the first portion A1 of the first diffusion reducing section 102.
  • the sixth surface F8 of the second diffusion reduction section 106 is observed in the second portion A2 of the first diffusion reduction section 102. That is, when the solar cell element 40 is viewed from above from the light-receiving surface F1 side, the sixth surface F8 of the second diffusion reduction section 106 is exposed in the second portion A2 of the first diffusion reduction section 102.
  • the value of the specific resistance of the first diffusion reduction section 102 and the value of the specific resistance of the second diffusion reduction section 106 may be different.
  • the value of the specific resistance of the second diffusion reduction section 106 may be greater than or equal to the value of the specific resistance of the first diffusion reduction section 102.
  • the value of the specific resistance of the second diffusion reduction section 106 may be larger than the value of the specific resistance of the first diffusion reduction section 102.
  • the value of the resistivity of the first diffusion reducing section 102 and the value of the resistivity of the second diffusion reducing section 106 are determined by the selection of materials for the first diffusion reducing section 102 and the second diffusion reducing section 106, or the value of the resistivity of the first diffusion reducing section 102 and the second diffusion reducing section 106. This may be achieved by adjusting the film forming conditions of the reduction unit 102 and the second diffusion reduction unit 106.
  • the first diffusion reduction section 102 and the second diffusion reduction section 106 may be made of the same kind of material.
  • the first diffusion reduction section 102 and the second diffusion reduction section 106 may be made of the same type of elements or a combination thereof. That is, the constituent elements of the first diffusion reduction section 102 and the constituent elements of the second diffusion reduction section 106 may be the same.
  • As the material of the first diffusion reduction section 102 and the material of the second diffusion reduction section 106 for example, TCO such as ITO, FTO, or ZnO is applied.
  • the first diffusion reduction section 102 and the second diffusion reduction section 106 may be formed to have different carrier densities.
  • the carrier density of the first diffusion reduction section 102 may be higher than the carrier density of the second diffusion reduction section 106.
  • TCO there is often a trade-off relationship between conductivity (carrier density) and transparency. Since no light enters the first diffusion reducing section 102 that exists under the first electrode section 101, even if the transmittance decreases, the effect on the conversion efficiency of the solar cell element 40 is small.
  • the carrier density of the first diffusion reduction section 102 and the carrier density of the second diffusion reduction section 106 may be realized by adjusting the film forming conditions of the first diffusion reduction section 102 and the second diffusion reduction section 106.
  • the first diffusion reduction section 102 and the second diffusion reduction section 106 may be made of different types of materials. That is, the constituent elements of the first diffusion reduction section 102 and the constituent elements of the second diffusion reduction section 106 may be different.
  • TCO such as ITO, FTO, or ZnO
  • the material for the first diffusion reduction portion 102 may be a conductive material such as a conductive oxide. of inorganic materials may be applied. Since no light enters the first diffusion reducing section 102 that exists under the first electrode section 101, even if the transmittance decreases, the effect on the conversion efficiency of the solar cell element 40 is small.
  • the material of the second diffusion reduction part 106 is required to have transparency to the absorption wavelength of the solar cell part 103, but the material of the first diffusion reduction part 102 is required to have transparency to the absorption wavelength of the solar cell part 103. is not required. That is, by configuring the first diffusion reducing section 102 and the second diffusion reducing section 106 from different types of materials, it is possible to expand the selection of materials that can be used for the first diffusion reducing section 102.
  • a step of forming the second diffusion reduction section 106 is performed between step S4 and step S5 of the first embodiment.
  • the second diffusion reduction section 106 is formed on the first carrier transport section 1031 of the solar cell section 103.
  • the second diffusion reducing section 106 is formed on the first carrier transporting section 1031 by depositing the material of the second diffusion reducing section 106 on the first carrier transporting section 1031, for example, by a vacuum process such as sputtering. can do.
  • the solar cell element 50 according to the fifth embodiment is a multijunction solar cell, a tandem solar cell, a laminated solar cell, a stacked solar cell, or the like. More specifically, the solar cell element of the multijunction solar cell according to Embodiment 5 is a solar cell element in which thin film solar cells are joined together.
  • the combination of thin film solar cells may be a combination of perovskite solar cells, or a combination of a perovskite solar cell and another thin film solar cell such as a silicon thin film solar cell.
  • FIG. 15 is a cross-sectional view perpendicular to the longitudinal direction of the first electrode section 101 when the light-receiving surface F1 of the solar cell element 50 according to the fifth embodiment is viewed from above.
  • the solar cell element 50 according to the fifth embodiment further includes a second solar cell section 108 in addition to the first solar cell section 107 .
  • a second electrode part 104, a second solar cell part 108, a first solar cell part 107, a first diffusion reduction part 102, a first electrode part 101 are stacked in this order.
  • the first diffusion reduction unit 102 may have the configuration described in the third embodiment or the fourth embodiment.
  • the first solar cell unit 107 converts light (for example, sunlight) incident from the outside into electric power.
  • the solar cell unit 103 may generate carriers through photoelectric conversion in response to light irradiation.
  • the carrier includes at least one of electrons and holes.
  • the first solar cell section 107 may be a perovskite solar cell, or other types of solar cells may be applied.
  • the solar cell system may be an inorganic solar cell or an organic solar cell.
  • the inorganic solar cell may be a silicon solar cell or a compound solar cell.
  • the organic solar cell may be a dye-sensitized solar cell or an organic thin film solar cell.
  • the first solar cell section 107 includes a first carrier transport section 1031, a photoelectric conversion section 1032, and a second carrier transport section 1033.
  • the material constituting the first solar cell section 107 has translucency to light having the absorption wavelength of the second solar cell section 108.
  • light having a wavelength absorbed by the second solar cell section 108 can be incident on the second solar cell section 108.
  • the second solar cell unit 108 converts light (for example, sunlight) incident from the outside into electric power.
  • the second solar cell section 108 has an absorption wavelength different from that of the first solar cell section 107 .
  • the absorption wavelength of the second solar cell section 108 may be larger than the absorption wavelength of the first solar cell section 107.
  • the absorption wavelength may include not only one wavelength but also a certain wavelength band.
  • the absorption wavelength may be in a wavelength band such as a visible light region, or may be a wavelength band from a first wavelength to a second wavelength.
  • the second solar cell section 108 may be a perovskite solar cell, or other types of solar cells may be applied.
  • the solar cell system may be an inorganic solar cell or an organic solar cell.
  • the inorganic solar cell may be a silicon solar cell or a compound solar cell.
  • the organic solar cell may be a dye-sensitized solar cell or an organic thin film solar cell.
  • the second solar cell section 108 includes a first carrier transport section 1031, a photoelectric conversion section 1032, and a second carrier transport section 1033, as in the first embodiment.
  • the plurality of solar cell parts 103 are connected in series by stacking the plurality of solar cell parts 103 such as the first solar cell part 107 and the second solar cell part 108. Therefore, since the output power of the solar cell element 50 can be increased, the conversion efficiency of the solar cell element 50 can be improved.
  • the solar cell element 50 may further include a buffer section (not shown) between the first solar cell section 107 and the second solar cell section 108. good.
  • the buffer section is used to connect the first solar cell section 107 and the second solar cell section 108.
  • the buffer section is transparent to the absorption wavelength of the second solar cell section 108.
  • FIG. 15 illustrates a two-layer multijunction solar cell element
  • the solar cell element 50 is not limited to this.
  • the solar cell element 50 may be a multi-junction solar cell element with two or more layers.
  • the solar cell section 103 is a crystalline solar cell.
  • the solar cell section 103 of the solar cell element 10 according to the first embodiment may be considered to be a crystalline solar cell.
  • FIG. 16 is a cross-sectional view perpendicular to the longitudinal direction of the first electrode section 101 when the light-receiving surface F1 of the solar cell element 60 according to the sixth embodiment is viewed from above.
  • a solar cell element 60 according to the sixth embodiment includes a third solar cell section 110.
  • the second electrode section 104, the third solar cell section 110, the first diffusion reduction section 102, and the first electrode section 101 are stacked in this order.
  • the first diffusion reduction unit 102 may have the configuration described in the second embodiment or the third embodiment.
  • the third solar cell section 110 is a solar cell containing silicon crystal.
  • the third solar cell unit 110 can generate electricity by photoelectrically converting the light incident on the silicon crystal.
  • the silicon crystal may be a silicon single crystal or a silicon polycrystal.
  • the third solar cell section 110 may be a PN junction solar cell or a PIN junction solar cell.
  • the third solar cell section 110 is made of silicon crystal and has rigidity, so it can function as the substrate section 105. Therefore, the solar cell element 60 does not need to include the substrate section 105.
  • the plurality of solar cell elements 60 are located between the first protection member 61 and the second protection member 63. Further, the plurality of solar cell elements 60 are arranged in a plane along the module surface F9 of the first protection member 61. In the example of FIG. 17, the plurality of solar cell elements 60 are two-dimensionally arranged along a virtual XY plane.
  • the solar cell module 6 has, for example, a module front surface F9 on which sunlight mainly enters, and a module back surface F10 located on the opposite side of the module front surface F9.
  • Module surface F9 is the surface of solar cell module 6 on the side toward which light-receiving surface F1 of solar cell element 60 faces.
  • the module back surface F10 is the surface of the solar cell module 6 that faces the back surface F2 of the solar cell element 60.
  • the module surface F9 is in a state facing the +Z direction.
  • the module rear surface F10 is in a state facing the ⁇ Z direction.
  • the +Z direction is set, for example, in a direction facing the sun, which is in the south.
  • the solar cell module 6 includes a plurality of solar cell elements 60, a first protection member 61, and a sealing material 62.
  • the solar cell module 6 further includes a second protection member 63.
  • the solar cell module 6 may further include a terminal box 65 for extracting the generated power to the outside.
  • the terminal box 65 is located, for example, on the back surface F10 of the module.
  • the solar cell module 6 may further include a frame 66 for protecting the outer periphery of the solar cell module 6.
  • the frame 66 is located, for example, along the outer periphery of the solar cell module 6.
  • a sealing material 62 with low moisture permeability such as a butyl resin, may be further filled between the outer peripheral portion of the solar cell module 6 and the frame 66.
  • the first protection member 61 is, for example, a member for protecting the solar cell element 60 from the module surface F9 side.
  • the first protection member 61 is in a state of forming the module surface F9, for example.
  • the first protection member 61 has, for example, translucency.
  • the first protection member 61 has, for example, transparency to light having a wavelength in a specific range.
  • the specific range of wavelengths includes, for example, the wavelength of light that can be photoelectrically converted by the solar cell element 60. If the specific range of wavelengths includes wavelengths of sunlight with high irradiation intensity, the conversion efficiency of the solar cell module 6 can be improved.
  • a sheet-like or film-like member is applied to the first protection member 61.
  • a weather-resistant resin such as a fluorine-based resin is applied.
  • weather-resistant fluorine-based resins include fluorinated ethylene propylene copolymer (FEP), ethylene tetrafluoroethylene copolymer (ETFE), and ethylene/chlorotrifluoroethylene copolymer. Including Ethylene Chlorotrifluoroethylene (ECTFE) and the like.
  • the sealing material 62 is in a state covering the solar cell element 60.
  • the sealing material 62 is filled in the area between the first protection member 61 and the second protection member 63, and the sealing material 62 is filled in the area between the first protection member 61 and the second protection member 63, and the sealing material 62 is filled in the area between the first protection member 61 and the second protection member 63. is in a state of being covered.
  • the sealing material 62 includes, for example, a sealing material 62 (also referred to as a first sealing material 621) located on the module front surface F9 side and a sealing material 62 (second sealing material 621) located on the module back surface F10 side.
  • the first sealing material 621 is in a state of covering the entire surface of the solar cell element 60 on the first protection member 61 side. In other words, the first sealing material 621 is in a state of covering the solar cell element 60 between the first protection member 61 and the solar cell element 60, for example.
  • the second sealing material 622 is in a state of covering the entire surface of the solar cell section 103 on the second protection member 63 side. In other words, the second sealing material 622 is in a state of covering the solar cell element 60 between the second protection member 63 and the solar cell element 60, for example. Therefore, the solar cell element 60 is, for example, sandwiched and surrounded by the first encapsulant 621 and the second encapsulant 622. Thereby, for example, the posture of the solar cell element 60 can be maintained by the sealing material 62.
  • the sealing material 62 has, for example, translucency.
  • the sealing material 62 has, for example, translucency to light having a wavelength in the above-mentioned specific range.
  • the module surface F9 side The incident light can reach the solar cell element 60.
  • resin is used as the material for each of the first sealing material 621 and the second sealing material 622.
  • the material of the first sealing material 621 includes, for example, polyvinyl acetal or acid such as ethylene-vinyl acetate copolymer (EVA), polyvinyl butyral (PVB), etc. Modified resin etc. are applied.
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • PVB polyvinyl butyral
  • Modified resin etc. are applied.
  • EVA ethylene-vinyl acetate copolymer
  • PVB polyvinyl butyral
  • Modified resin etc. are applied.
  • the acid-modified resin includes, for example, a modified polyolefin resin that can be formed by graft modification of a resin such as polyolefin with an acid.
  • first sealing material 621 and the second sealing material 622 may be made of two or more types of materials, for example.
  • the solar cell panel also includes a packing portion (not shown) located along an annular portion of the region between the first protection member 61 and the second protection member 63 that is open to the outside space. ) may further be provided.
  • the packing portion surrounds, for example, the outer peripheral portion of the region between the first protection member 61 and the second protection member 63 that includes the solar cell element 60 and the sealing material 62.
  • the packing part is located, for example, so as to fill the area from the first protection member 61 to the second protection member 63.
  • the packing part has a lower moisture permeability than the sealing material 62, the packing part will be attached to the outer peripheral part of the area between the first protection member 61 and the second protection member 63.
  • the part along the can be sealed.
  • the packing part can reduce the intrusion of moisture and the like from the outside of the solar cell module 6 toward the solar cell element 60, for example.
  • the material of the packing part for example, butyl resin, polyisopropylene resin, acrylic resin, or the like is used.
  • the material of the packing portion may include, for example, a metal such as copper or solder, or a non-metal such as glass, as long as it is a material with low moisture permeability.
  • the second protection member 63 is, for example, a member for protecting the solar cell element 60 from the module back surface F10.
  • the second protection member 63 is in a state of forming, for example, the module back surface F10.
  • the second protection member 63 may or may not have translucency, for example.
  • a sheet-like or flat-like member is applied to the second protection member 63.
  • a back sheet forming the module back surface F10 is applied to the sheet-like member.
  • resin is used as the material for the back sheet.
  • the current collector 64 functions as an extraction electrode.
  • the current collector 64 is, for example, aluminum or copper wiring.
  • the current collector 64 is connected to a terminal from which electricity generated by the solar cell module 6 is taken out.
  • the solar cell element 70 according to the seventh embodiment is a multijunction solar cell, a tandem solar cell, a laminated solar cell, a stacked solar cell, or the like.
  • the solar cell element 70 according to Embodiment 7 may be a solar cell element in which a crystalline solar cell and a thin film solar cell are stacked.
  • the solar cell element 70 according to the seventh embodiment is a solar cell element in which a silicon crystal solar cell and a perovskite solar cell are joined.
  • the solar cell element 70 of the multijunction solar cell according to Embodiment 7 may be a solar cell element 70 in which a perovskite solar cell is bonded onto a silicon crystal solar cell.
  • the solar cell element 70 according to the seventh embodiment is the solar cell element 10 according to the first embodiment, in which the third solar cell part 110 is inserted between the solar cell part 103 and the second electrode part 104. It may be considered to have a configuration obtained by doing so. Furthermore, it is considered that the solar cell element 70 according to the seventh embodiment has a configuration obtained by replacing the second solar cell section 108 with the third solar cell section 110 in the solar cell element 50 according to the fifth embodiment. Good too. Furthermore, in the solar cell element 70 according to the seventh embodiment, the first solar cell section 107 is inserted between the first diffusion reducing section 102 and the third solar cell section 110 in the solar cell element 60 according to the sixth embodiment. It may be considered to have a configuration obtained by
  • FIG. 18 is a cross-sectional view perpendicular to the longitudinal direction of the first electrode portion 101 when the light-receiving surface F1 of the solar cell element 70 according to the seventh embodiment is viewed from above.
  • the solar cell element 70 according to the seventh embodiment further includes a third solar cell section 110 in addition to the first solar cell section 107.
  • the second electrode section 104, the third solar cell section 110, the first solar cell section 107, the first diffusion reduction section 102, and the first electrode section 101 are stacked in this order.
  • the first diffusion reduction unit 102 may have the configuration described in the second embodiment or the third embodiment.
  • a buffer section (not shown) may be further provided between the first solar cell section 107 and the third solar cell section 110.
  • the solar cell module 7 according to the seventh embodiment is obtained by replacing the solar cell element 60 in the solar cell module 6 according to the sixth embodiment with the solar cell element 70 according to the seventh embodiment. It may have a configuration.
  • the solar cell element includes a solar cell section having a light-receiving surface, an electrode section, and a first diffusion reducing section located between the solar cell section and the electrode section.
  • the first diffusion reducing section may have a first surface on the light receiving surface side and a second surface on the electrode section side, and the first diffusion reducing section may have the light receiving surface as an upper surface.
  • the electrode portion may be located avoiding at least a portion of a region that does not overlap with the electrode portion when viewed from above.
  • the solar cell element includes a solar cell part having a light-receiving surface, an electrode part, and a first diffusion reducing part located between the solar cell part and the electrode part,
  • the first diffusion reducing portion is located on a first surface on the light-receiving surface side, a second surface on the electrode portion side, and at least a part of a region that does not overlap with the electrode portion when the light-receiving surface is viewed from above.
  • a third surface opposite to the first surface, and the thickness between the first surface and the third surface is greater than the thickness between the first surface and the second surface. It can be small.
  • the width of the second surface in the direction perpendicular to the longitudinal direction of the electrode portion is: The width may be larger than the width of the electrode section.
  • the first diffusion The width of the first portion of the reducing portion on the first surface side that is thicker from the first surface to the second surface may be greater than the width of the first portion on the second surface side. good.
  • the first diffusion reducing section is a second diffusion reducing section located between the first diffusion reducing section and the solar cell section. It is possible to further include the following.
  • the value of the specific resistance of the second diffusion reducing section may be greater than or equal to the value of the specific resistance of the first diffusion reducing section.
  • the second diffusion reduction part when the constituent elements of the second diffusion reduction part and the constituent elements of the first diffusion reduction part are the same, the second diffusion reduction part
  • the carrier density may be smaller than the carrier density of the first diffusion reduction section.
  • the solar cell portion may include a semiconductor having a perovskite structure.
  • the solar cell module includes: a solar cell section having a light-receiving surface; a first surface in contact with the light-receiving surface; a second surface opposite to the first surface; A third surface that is a different surface from the second surface, and a first diffusion reducing section located above the light receiving surface and an electrode section located above the second surface.
  • the first diffusion reducing portion has a first portion that is thicker from the first surface to the second surface, and a second portion that is thicker from the first surface to the third surface. The thickness of the second portion may be smaller than the thickness of the first portion.
  • the third surface may be coincident with the first surface.
  • the width of the first portion may be greater than the width of the electrode portion in a direction perpendicular to the longitudinal direction of the electrode portion when the light receiving surface is viewed from above.
  • the first portion when viewed in cross section from a cross section perpendicular to the longitudinal direction of the electrode portion when the light receiving surface is viewed from above, the first portion
  • the width on the first surface side may be larger than the width of the first portion on the second surface side.
  • the first diffusion reducing section further includes a second diffusion reducing section between the first diffusion reducing section and the solar cell section. You can prepare.
  • the value of the specific resistance of the second diffusion reduction section may be greater than or equal to the value of the specific resistance of the first diffusion reduction section.
  • the second diffusion reducing part when the constituent elements of the second diffusion reducing part and the constituent elements of the first diffusion reducing part are the same, the second diffusion reducing part
  • the carrier density may be smaller than the carrier density of the first diffusion reduction section.
  • the solar cell portion may include a semiconductor having a perovskite structure.
  • Solar cell module 10 Solar cell element 101: First electrode section 102: First diffusion reducing section 103: Solar cell section 1031: First carrier transport section 1032: Photoelectric conversion section 1033: Second carrier transport section 104: First 2 electrode part 105 : Substrate part 106 : Second diffusion reduction part 107 ; First solar cell part 108 : Second solar cell part 109 : Buffer part 110 : Third solar cell part 111 : First solar cell element 112 : Second Solar cell element 113 : Third solar cell element 114 : Fourth solar cell element 115 : Fifth solar cell element 12 : Connection part 121 : First connection part 122 : Second connection part 123 : Third connection part 124 : Fourth Connection part 2: Solar cell module 20: Solar cell element 3: Solar cell module 30: Solar cell element 4: Solar cell module 40: Solar cell element 5: Solar cell module 50: Solar cell element 6: Solar cell module 60: Sun Battery element 61; First protective member 62; Encapsulant 621: First encapsulant 622: Second encapsulant

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Abstract

太陽電池部（１０３）と、電極部（１０１）と、第１拡散低減部（１０２）とを備える。太陽電池部（１０３）は受光面（Ｆ１）を有する。第１拡散低減部（１０２）は太陽電池部（１０３）と電極部（１０１）との間に位置する。第１拡散低減部（１０２）は、受光面（Ｆ１）側の第１面（Ｆ３）と、電極部（１０１）側の第２面（Ｆ４）と、を有する。第１拡散低減部（１０２）は、受光面（Ｆ１）を上面視した場合において電極部（１０１）と重ならない領域の少なくとも一部を避けて位置する。

Description

太陽電池素子及び太陽電池モジュール 関連出願の相互参照
　本出願は、日本国出願２０２２－１４５４４４号（２０２２年９月１３日出願）の優先権を主張する出願であり、当該日本国出願の開示全体を、ここに参照のために取り込む。
　本開示は、太陽電池素子及び太陽電池モジュールに関する。
　入射した光で発電をする半導体と、太陽電池部の受光面上に備えられる透明電極膜と、透明電極膜上に備えられる集電電極と、を備える太陽電池素子がある（例えば、特許文献１）。このような太陽電池素子では、集電電極と半導体との間での拡散による劣化を低減するための界面層として、透明電極膜を利用することが知られている（例えば、特許文献２）。
特開２００２－７６３８５号公報 特開２０１５－１２２４３５号公報
　太陽電池素子については、信頼性を上昇させることと発電効率の低下を低減することとを両立させる点で改善の余地がある。
　太陽電池素子の一態様は、太陽電池部と、電極部と、第１拡散低減部とを備える。太陽電池部は受光面を有する。第１拡散低減部は太陽電池部と電極部との間に位置する。第１拡散低減部は、受光面側の第１面と、電極部側の第２面と、を有する。第１拡散低減部は、受光面を上面視した場合において電極部と重ならない領域の少なくとも一部を避けて位置する。
　太陽電池素子の一態様は、太陽電池部と、電極部と、第１拡散低減部とを備える。太陽電池部は受光面を有する。第１拡散低減部は太陽電池部と電極部との間に位置する。第１拡散低減部は、受光面側の第１面と、電極部側の第２面と、受光面を上面視した場合において電極部と重ならない領域の少なくとも一部に位置する第１面とは逆側の第３面とを有する。第１面と第３面との間の厚みは、第１面と第２面との間の厚みよりも小さい。
　太陽電池モジュールの一態様は、受光面を有する太陽電池部を備える。太陽電池モジュールは、受光面と接する第１面と、第１面の反対側の面である第２面と、第２面と異なる面である第３面とを備え、かつ、受光面の上に位置する第１拡散低減部を備える。太陽電池モジュールは、第２面の上に位置する電極部を備える。第１拡散低減部は、第１面から第２面に向かって厚みを有する第１部分と、第１面から第３面に向かって厚みを有する第２部分と、を備える。第２部分の厚みは、第１部分の厚みよりも小さい。
　太陽電池素子並びに太陽電池モジュールにおける、信頼性を上昇させることと発電効率の低下を低減することとを両立させることができる。
図１は、実施形態１に係る太陽電池素子１０の一部を示す斜視図である。 図２は、実施形態１に係る太陽電池素子１０の一部を示す上面図である。 図３は、実施形態１に係る太陽電池素子１０の、図２中のIII―III断面における端面図である。 図４は、実施形態１に係る太陽電池素子１０の、図３の一部を拡大した図である。 図５は、実施形態１に係る太陽電池素子１０の、変形例を示した図である。 図６は、実施形態１に係る太陽電池素子１０の、一例を示した図である。 図７は、実施形態１に係る太陽電池素子１０の、一例を示した図である。 図８は、実施形態１に係る太陽電池素子１０の、一例を示した図である。 図９は、実施形態１に係る太陽電池素子１０の、一例を示した図である。 図１０は、実施形態１に係る太陽電池素子１０の製造方法のフロー図である。 図１１は、実施形態１に係る太陽電池モジュール１の断面図である。 図１２は、実施形態２に係る太陽電池モジュール２の断面図である。 図１３は、実施形態３に係る太陽電池素子３０の図である。 図１４は、実施形態４に係る太陽電池素子４０の図である。 図１５は、実施形態５に係る太陽電池素子５０の図である。 図１６は、実施形態６に係る太陽電池素子６０の図である。 図１７は、実施形態６に係る太陽電池素子モジュール６の図である。 図１８は、実施形態７に係る太陽電池素子７０の図である。 図１９は、実施形態７に係る太陽電池素子モジュール７の図である。
　太陽電池素子は、太陽電池素子が光を受ける受光面側において、入射した光によって発電する太陽電池部で生じた電気を集める第１電極部を備える。
　このような太陽電池素子は、一定期間使用すると発電効率が低下することが知られている。発電効率が低下する要因の一つとして、太陽電池部の材料が第１電極部の中に拡散してしまうこと、又は第１電極部の材料が太陽電池部の中に拡散してしまうこと等が知られている。
　そこで、例えば、第１電極部と太陽電池部の間に拡散低減部を形成することで、第１電極部と太陽電池部の間の拡散による発電効率の低下が生じる可能性を低減させることが考えられる。つまり、第１電極部と太陽電池部の間に拡散低減部を形成することで、太陽電池素子の信頼性を向上させることが考えられる。
　しかし、第１電極部と太陽電池部の間に拡散低減部を形成すると、拡散低減部で太陽光の吸収が生じてしまい、太陽電池部において発電に寄与する太陽光の受光量が低下する。つまり、拡散低減部を形成すると、太陽電池素子の発電効率が低下することが考えられる。
　したがって、太陽電池素子については、信頼性を上昇させることと発電効率の低下を低減することとを両立させる点で改善の余地がある。また、太陽電池素子を利用する太陽電池モジュールについても同じ問題がある。
　そこで、本開示の発明者は、太陽電池素子及び太陽電池モジュールについて、発電効率及び信頼性を向上させることができる技術を創出した。これについて、以下、実施形態１から実施形態７について図面を参照しつつ説明する。
　以下において、実施形態について図面を参照しながら説明する。図面においては同じ又は類似な構成及び機能を有する部分に同じ符号が付されており、下記説明では重複説明が省略される。図面は模式的に示されたものである。各図には、それぞれ右手系のＸＹＺ座標系が付されている。このＸＹＺ座標系では、太陽電池素子１０の受光面Ｆ１の法線方向が＋Ｚ方向とされ、受光面Ｆ１に沿った一方向が＋Ｘ方向とされ、受光面Ｆ１に沿った方向であって、＋Ｘ方向と＋Ｚ方向との両方に直交する方向が＋Ｙ方向とされている。また、以下では、特に断りがない場合、上方向とは、＋Ｚ方向を指すものとする。
　［実施形態１］
　＜１－１．太陽電池素子１０＞
　実施形態１に係る太陽電池素子１０について、図１から図３を参照しつつ説明する。図１は、実施形態１に係る太陽電池素子１０の一部の斜視図である。図２は、実施形態１に係る太陽電池素子１０の一部の、受光面Ｆ１側からの上面視図である。図３は、図２の線III―IIIにおける断面図である。つまり、図３は、第１電極部１０１の長手方向に直交する断面における断面図である。なお、図１と図２は、太陽電池素子１０の全体ではなく、太陽電池素子の１０の一部を切りだして示した図である。
　図１で示されるように、太陽電池素子１０は、主に光を受ける受光面Ｆ１と、この受光面Ｆ１の逆側に位置する裏面Ｆ２と、を有する。第１実施形態では、受光面Ｆ１が、＋Ｚ方向を向いている。裏面Ｆ２が、－Ｚ方向を向いている。例えば、＋Ｚ方向は、南中している太陽に向く方向に設定されてもよい。
　図３で示されるように、太陽電池素子１０は、第１電極部１０１と、第１拡散低減部１０２と、太陽電池部１０３と、第２電極部１０４と、基板部１０５とを備えている。また、図３で示されるように、太陽電池部１０３は、第１キャリア輸送部１０３１と、光電変換部１０３２と、第２キャリア輸送部１０３３とを備えている。実施形態１では、基板部１０５の上に、第２電極部１０４と、第２キャリア輸送部１０３３と、光電変換部１０３２と、第１キャリア輸送部１０３１と、第１拡散低減部１０２と、第１電極部１０１と、がこの記載の順に積層されている。
　なお、図示していないが、太陽電池モジュール１（後述）の表面には反射防止膜が備えられてもよい。反射防止膜には、例えば、窒化シリコン等で構成された絶縁膜が適用される。また、図示していないが、第１電極部１０１、第１拡散低減部１０２又は太陽電池部１０３と反射防止膜との間に、パッシベーション膜が位置していてもよい。パッシベーション膜には、例えば、酸化アルミニウム等の酸化物又は窒化物等で構成された薄膜が適用される。
　複数の太陽電池素子１０同士を接続することで、該複数の太陽電池素子１０が太陽電池モジュール１を形成することができる。例えば、太陽電池素子１０を複数枚繋ぐことで、１ｍ角程度の大きさの太陽電池モジュール１が作製されてもよい。また、複数の太陽電池モジュール１同士を接続することで、該複数の太陽電池モジュール１が太陽電池ストリングスを形成することができる。複数の太陽電池ストリングス同士を接続することで、該複数の太陽電池ストリングスが太陽電池アレイを形成することができる。
　次に、太陽電池素子１０に含まれる部分の説明を行う。説明の簡単のために、以下では、基板部１０５から順番に各部分を説明する。
　＜１－１―１．基板部１０５＞
　基板部１０５は、太陽電池素子１０に含まれる部分（太陽電池部１０３等）を形成する土台である。基板部１０５の材料には、例えば、ガラス、アクリル又はポリカーボネート等のプラスチック、若しくはステンレス等の金属が適用されてもよい。基板部１０５の形状としては、例えば、平板状、シート状又はフィルム状等が適用されてもよい。基板部１０５の厚さは、例えば、０．０１ミリメートル（ｍｍ）から５ｍｍ程度であってもよい。
　＜１－１―２．第２電極部１０４＞
　第２電極部１０４は、基板部１０５の上に位置している。第２電極部１０４は、後述する太陽電池部１０３に対する光の照射に応じて光電変換で生じたキャリアを集めることができる。第２電極部１０４は、例えば、キャリアとしての電子を集める電極（負電極ともいう）としての役割を果たすことができる。第２電極部１０４の材料としては、例えば、銀（Ａｇ）、金（Ａｕ）、銅（Ｃｕ）、チタン（Ｔｉ）、インジウム（Ｉｎ）又はスズ（Ｓｎ）等の導電性に優れた金属が適用されてもよい。
　また、第２電極部１０４の材料には、例えば、特定波長域の光に対して透光性を有する透明導電性酸化物（ＴＣＯ）が適用されてもよい。第２電極部１０４の厚さは、例えば、１０ナノメートル（ｎｍ）から１０００ｎｍ程度とされてもよい。第２電極部１０４は、例えば、スパッタリング等の真空プロセスによって、基板部１０５上に形成されてもよい。
　ＴＣＯは、例えば、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）、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）等であってよく、特に限定されない。透明導電性酸化物膜は、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等の膜が積層膜に含まれていてもよい。酸化スズ等の膜へのドーパントは、Ｉｎ、シリコン（Ｓｉ）、ゲルマニウム（Ｇｅ）、Ｔｉ、Ｃｕ、アンチモン（Ｓｂ）、Ｎｂ、Ｆ、Ｔａ、Ｗ、Ｍｏ、臭素（Ｂｒ）、ヨウ素（Ｉ）又は塩素（Ｃｌ）等からなる群より選ばれる１種以上であってよく、特に限定されない。
　＜１－１―３．太陽電池部１０３＞
　太陽電池部１０３は、第２電極部１０４の上に位置している。太陽電池部１０３は、外部から入射された光（例えば太陽光）を電力に変換する。例えば、太陽電池部１０３は、光の照射に応じて光電変換によって、キャリアを生じてもよい。キャリアは、電子又は正孔の少なくとも一方を含む。太陽電池部１０３は第１受光面Ｆ１を有している。
　実施形態１では、ｐ型半導体としての第１キャリア輸送部１０３１と、ｉ型半導体としての光電変換部１０３２と、ｎ型半導体としての第２キャリア輸送部１０３３とが、ＰＩＮ接合領域を形成している状態にある。ＰＩＮ接合領域により、光の照射に応じた光電変換によって発電が行われ得る。
　実施形態１では、太陽電池部１０３が、ペロブスカイト型太陽電池である場合を例に説明する。しかし、これはあくまでも一例であり、他の方式の太陽電池が適用されてもよい。例えば、太陽電池の方式は、無機系太陽電池であってもよく、有機系太陽電池であってもよい。無機系太陽電池は、シリコン系太陽電池であってもよく、化合物太陽電池であってもよい。有機系太陽電池は、色素増感太陽電池であってもよく、有機薄膜太陽電池であってもよい。また、例えば、太陽電池の方式は、結晶系太陽電池であってもよく、薄膜系太陽電池であってもよい。結晶系太陽電池は、シリコン系太陽電池又はＣＩＧＳ太陽電池等の化合物半導体系の太陽電池であってもよい。薄膜系太陽電池は、ペロブスカイト型太陽電池であってもよく、色素増感太陽電池又は有機薄膜太陽電池等であってもよい。
　図３で示されるように、太陽電池部１０３は、第１キャリア輸送部１０３１と、光電変換部１０３２と、第２キャリア輸送部１０３３とを備えている。実施形態１では、第２電極部１０４の上に、第２キャリア輸送部１０３３と、光電変換部１０３２と、第１キャリア輸送部１０３１と、がこの記載の順に積層されている。
　次に、太陽電池部１０３に含まれる部分の説明を行う。説明の簡単のために、以下では、第２キャリア輸送部１０３３から順番に各部分を説明する。
　第２キャリア輸送部１０３３は、第２電極部１０４の上に位置している。第２キャリア輸送部１０３３には、例えば、第２電極部１０４よりも高い電気抵抗を有する無機材料の半導体（無機半導体ともいう）が適用されてもよい。これにより、第２電極部１０４と光電変換部１０３２との電気的なコンタクトが生じにくくなる。
　実施形態１では、無機半導体の材料には、例えば、ｎ型の導電型を有する半導体（ｎ型半導体ともいう）が適用されてもよい。この場合には、第２キャリア輸送部１０３３は、例えば、いわゆるホールブロッキング層又は電子輸送層（ＥＴＬ）としての機能を有する。電子輸送層は、例えば、電子を収集して出力する。
　ｎ型半導体としては、例えば、［６，６］－フェニル－Ｃ―６１－酪酸メチル(ＰＣＢＭ)、Ｃ６０又は酸化物半導体層であってよい。酸化物半導体層としては、例えば、酸化チタン(IV)（ＴｉＯ２）、酸化亜鉛（ＺｎＯ）、酸化インジウム(III)（Ｉｎ２Ｏ３）、酸化スズ(IV)（ＳｎＯ２）、又は酸化マグネシウム（ＭｇＯ）を適用してもよい。
　光電変換部１０３２は、第２キャリア輸送部１０３３上に位置している。この光電変換部１０３２は、後述する第１拡散低減部１０２と第１キャリア輸送部１０３１を透過した光を吸収することができる。実施形態１では、光電変換部１０３２には、例えば、真性半導体（ｉ型半導体ともいう）が適用される。ｉ型半導体には、例えば、ペロブスカイト構造を有する半導体（ペロブスカイト半導体ともいう）が適用されてもよい。ペロブスカイト半導体は、例えば、ハライド系有機－無機ペロブスカイト半導体を含み得る。ハライド系有機－無機ペロブスカイト半導体は、ＡＢＸ３の組成のペロブスカイト構造を有する半導体である。ここで、Ａには、例えば、メチルアンモニウム（ＣＨ３ＮＨ３）、ホルムアミジニウム（ＣＨ（ＮＨ２）２）、セシウム（Ｃｓ）、ルビジウム（Ｒｂ）又はカリウム（Ｋ）のうちの１種以上のイオンが適用される。また、Ｂには、例えば、鉛（Ｐｂ）又はスズ（Ｓｎ）のうちの１種以上のイオンが適用される。また、Ｘには、例えば、ヨウ素（Ｉ）、臭素（Ｂｒ）又は塩素（Ｃｌ）のうちの１種以上のイオンが適用される。具体的には、ＡＢＸ３の組成のペロブスカイト構造を有する半導体は、例えば、ＣＨ３ＮＨ３ＰｂＩ３又は（ＣＨ（ＮＨ２）２、Ｃｓ）Ｐｂ（Ｉ、Ｂｒ）３等の有機ペロブスカイトによって構成されてもよい。有機ペロブスカイトは、例えば、第２キャリア輸送部１０３３の上に第１原料液が塗布されて、乾燥されることで形成されてもよい。ここでは、有機ペロブスカイトは、結晶性を有する薄膜である。第１原料液は、例えば、原料であるハロゲン化アルキルアミンとハロゲン化鉛とが溶媒に溶かされることで生成されてもよい。光電変換部１０３２の厚さは、例えば、１００ｎｍから２０００ｎｍ程度であってもよい。
　第１キャリア輸送部１０３１は、光電変換部１０３２上に位置している。第１キャリア輸送層１０３１のうちの光電変換部１０３２とは逆側の面が受光面Ｆ１であり得る。実施形態１では、例えば、第１キャリア輸送部１０３１には、ｐ型の導電型を有する半導体（ｐ型半導体ともいう）が適用されてもよい。この場合には、第１キャリア輸送部１０３１は、例えば、いわゆる電子ブロッキング層又は正孔輸送層（ＨＴＬ）としての機能を有する。ＨＴＬは、例えば、正孔を収集して出力する。
　ＨＴＬの材料には、例えば、可溶性ジアミン誘導体である［２，２’，７，７’―テトラキス（Ｎ，Ｎ―ジ－Ｐ―メトキシフェニルアミノ）－９，９’－スピロビフルオレン］（ｓｐｉｒｏ－ＯＭｅＴＡＤ）等が適用される。ＨＴＬは、例えば、光電変換部１０３２としてのペロブスカイト半導体の層の上に第２原料液が塗布されて、乾燥されることで生成され得る。キャリア輸送層の厚さは、例えば、５０ｎｍから２００ｎｍ程度であってもよい。
　ｐ型半導体としては、例えば、酸化ニッケル（II）（ＮｉＯ）、チオシアン酸銅（Ｉ）（ＣｕＳＣＮ）又は酸化銅（Ｉ）（Ｃｕ２Ｏ）又は有機半導体層等であってもよい。有機半導体層としては、例えば、ｓｐｉｒｏ－ＯＭｅＴＡＤ、ポリ［ビス（４－フェニル）（２，４，６－トリフェニルメチル）アミン］（ＰＴＡＡ）、ポリ（３－ヘキシルチオフェン－２，５－ジイル）（Ｐ３ＨＴ）、ポリ（３，４－エチレンジオキシチオフェン）／ポリ（４－スチレンスルホン酸塩）（ＰＥＤＯＴ／ＰＳＳ）を適用してもよい。
　＜１－１―４．第１拡散低減部１０２＞
　第１拡散低減部１０２は、太陽電池部１０３の上に位置している。言い換えると、第１拡散低減部１０２は、太陽電池部１０３の受光面Ｆ１の上に位置している。さらに言い換えると、第１拡散低減部１０２は、第１電極部１０１と、太陽電池部１０３との間に位置している。ここで、第１拡散低減部１０２は、太陽電池部１０３の受光面Ｆ１と接する面である第１面Ｆ３と、第１面Ｆ３と反対側の面である第２面Ｆ４とを備えていてもよい。第１面Ｆ３は、第１拡散低減部１０２のうちの太陽電池部１０３側の面であり、第２面Ｆ４は、第１拡散低減部１０２のうちの第１電極部１０１側の面である。第２面Ｆ４は、太陽電池部１０３の厚み方向において第１面Ｆ３と向かい合う面でもある。第１面Ｆ３および第２面Ｆ４は例えば平坦面であってもよい。
　図１の例では、第１拡散低減部１０２は、第１面Ｆ３と一致する第３面Ｆ５を有している。つまり、＋Ｚ方向における第３面Ｆ５の位置は、＋Ｚ方向における第１面Ｆ３の位置と一致してもよい。後述の実施形態３において図１３を参照して詳述されるように、第３面Ｆ５は第１面Ｆ３および第２面Ｆ４と異なってもよい。図１３で示されるように、第３面Ｆ５は、＋Ｚ方向における第１面Ｆ３の位置と＋Ｚ方向における第２面Ｆ４の位置との間に存在してもよい。第３面Ｆ５は、受光面Ｆ１を上面視した場合に、第１電極部１０１と重ならない領域の少なくとも一部に位置している。また、図１３において、第３面Ｆ５は１つの面から構成されてもよく、第１面Ｆ３と第２面Ｆ４とに平行な第１拡散低減部１０２の面の集合と考えてもよい。例えば、第３面Ｆ５は、＋Ｚ方向における第３面Ｆ５の位置が、＋Ｚ方向における第１面Ｆ３の位置と＋Ｚ方向における第２面Ｆ４の位置との間に存在する、第１拡散低減部１０２の面の集合と考えてもよい。図１３の例では、第３面Ｆ５は第１面Ｆ３および第２面Ｆ４に平行であってもよい。
　図１から図３は、後述する第２部分Ａ２の厚みが０である場合の太陽電池素子１０を示している、と考えてもよい。図１および図３で示されるように、第３面Ｆ５（ここでは第１面Ｆ３）は第２面Ｆ４に平行であってもよい。
　以下において、第１拡散低減部１０２の厚みは、＋Ｚ方向の厚みをいう。言い換えると、第１拡散低減部１０２の厚みは、第１面Ｆ３から第２面Ｆ４に向かう方向の厚みと考えてもよい。後述する第１部分Ａ１又は第２部分Ａ２の厚みについても、第１拡散低減部１０２の厚みと同じに考える。
　第１拡散低減部１０２の材料としては、導電性の無機物が適用され得る。例えば、導電性酸化物、又は導電性窒化物が適用されてもよい。第１拡散低減部１０２は、例えば、真空プロセスによって第１キャリア輸送部１０３１上に形成されてもよい。真空プロセスは、スパッタリング、化学気相成長法（Ｃｈｅｍｉｃａｌ　Ｖａｐｏｒ　Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ：ＣＶＤ）、真空蒸着法、又は原子層堆積法（Ａｔｏｍｉｃ　Ｌａｙｅｒ　Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ：ＡＬＤ）等が適用されてもよい。第１拡散低減部１０２の厚みは、例えば、１ｎｍから１００ｎｍ程度としてもよい。
　第１拡散低減部１０２は、第１電極部１０１と太陽電池部１０３との界面層である。ここでいう上部と下部との界面層とは、当該上部と接する上面と、当該下部と接する下面とを有する中間層を意味する。例えば、第１拡散低減部１０２は、拡散バリア膜としての機能を有する。第１電極部１０１が受光面Ｆ１上に直接形成されると、第１電極部１０１を構成する金属が第１キャリア輸送部１０３１又は光電変換部１０３２の中に拡散することで、第１キャリア輸送部１０３１又は光電変換部１０３２が劣化することがある。あるいは、第１キャリア輸送部１０３１は光電変換部１０３２を構成する分子が第１電極部１０１の中に拡散することで、第１電極部１０１が劣化することがある。これらにより、太陽電池素子１０の変換効率が悪化してしまうことがある。そこで、第１拡散低減部１０２を第１キャリア輸送部１０３１と第１電極部１０１との間に設けることで、拡散による太陽電池素子１０の変換効率の悪化を低減することができる。つまり、第１拡散低減部１０２は、第１電極部１０１から第１キャリア輸送部１０３１への金属の移動量、および、第１キャリア輸送部１０３１から第１電極部１０１への金属の移動量の少なくともいずれか一方を低減させる。
　第１拡散低減部１０２は、第１部分Ａ１と第２部分Ａ２とを備える。第１部分Ａ１は、第１面Ｆ３から第２面Ｆ４に向かって厚みを有する、第１拡散低減部１０２の部分である。図１３から容易に理解できるように、第２部分Ａ２は、第１面Ｆ３から第３面Ｆ５に向かって厚みを有する、第１拡散低減部１０２の部分である。例えば、＋Ｚ方向における第３面Ｆ５の位置が、＋Ｚ方向における第１面Ｆ３の位置と＋Ｚ方向における第２面Ｆ４の位置との間に存在する場合、第１部分Ａ１の厚みは、第２部分Ａ２の厚みよりも大きくなる。第１拡散低減部１０２は、第１部分Ａ１と、第１部分Ａ１よりも厚みが小さい第２部分Ａ２とを備えると考えることができる。言い換えると、この場合、第１拡散低減部１０２は、第２部分Ａ２と、第２部分Ａ２よりも厚みが大きい第１部分Ａ１とを備えると考えてもよい。つまり、第１拡散低減部１０２において、厚みが相対的に大きい部分を第１部分Ａ１と、厚みが相対的に小さい部分を第２部分Ａ２と考えてもよい。
　第２部分Ａ２の厚みは０であってもよい（図１も参照）。言い換えると、第３面Ｆ５が第１面Ｆ３と平行であることに代えて、第３面Ｆ５と第１面Ｆ３とが一致し得る、と考えてよい。この場合、第２部分Ａ２は、第１拡散低減部１０２が太陽電池部１０３の受光面Ｆ１を覆っていない部分である。言い換えると、この場合、太陽電池素子１０を上面視した場合において、第２部分Ａ２は、太陽電池部１０３の受光面Ｆ１が暴露している部分である。なお、ここでいう暴露とは、例えば、太陽電池部１０３の受光面Ｆ１が、第１拡散低減部１０２から露出した部分を有することをいう。言い換えれば、太陽電池部１０３の受光面Ｆ１のうちの当該部分の上に、第１拡散低減部１０２とは別の透明な層が設けられてもよい。
　別の見方をすると、太陽電池部１０３の受光面Ｆ１は、第１拡散低減部１０２で覆われた部分である第１部分Ａ１と、第１拡散低減部１０２で覆われていない部分である第２部分Ａ２とを備えると考えてもよい。この場合、太陽電池素子１０を受光面Ｆ１側から上面視した場合、第１部分Ａ１では、第１拡散低減部１０２又は第１電極部１０１が観察される。一方で、太陽電池素子１０を受光面Ｆ１側から上面視した場合、第２部分Ａ２では、太陽電池部１０３の受光面Ｆ１が観察される。つまり、太陽電池素子１０を受光面Ｆ１側から上面視した場合、第２部分Ａ２では、太陽電池部１０３の受光面Ｆ１が暴露している。言い換えれば、第１拡散低減部１０２は、受光面Ｆ１を上面視した場合、第１電極部１０１と重ならない領域の少なくとも一部を避けて位置している。具体的な一例として、第１電極部１０１は、受光面Ｆ１を上面視した場合に、所定の長手方向に延びている複数の長手部分１０１１を有し得る（図２参照）。長手部分１０１１は、長手方向に交差する方向において間隔を空けて並んでもよい。第１拡散低減部１０２は、例えば、長手部分１０１１どうしの間の領域の少なくとも一部を避けて位置してもよい。
　なお、図１３で示されるように、第２部分Ａ２の厚みは、第１拡散低減部１０２内にわたって一定であってもよい。この場合、＋Ｚ方向における第３面Ｆ５の位置は、第１拡散低減部１０２内にわたって一定である。言い換えると、この場合、＋Ｚ方向における、第１面Ｆ３を基準とした第３面Ｆ５の高さは、第１拡散低減部１０２内にわたって一定である。第２部分Ａ２の厚みを第１拡散低減部１０２内にわたって一定とすることで、太陽電池素子１０の製造工程を簡略化することができる。
　一方で、第２部分Ａ２の厚みは、第１拡散低減部１０２内において、複数の厚みを有してもよい。例えば、第２部分Ａ２は、第１の厚みを有する部分と、第２の厚みを有する部分とを備えてもよい。言い換えると、＋Ｚ方向における、第３面Ｆ５の位置は、第１拡散低減部１０２内において、複数の位置をとってもよい。例えば、第３面Ｆ５は、第１面Ｆ３と第３面Ｆ５との距離が第１の厚みと等しい部分と、第１面Ｆ３と第３面Ｆ５との距離が第２の厚みと等しい部分とを備えてもよい。なお、第１の厚み又は第２の厚みは０であってもよく、第１面Ｆ３と第２面Ｆ４との間の厚みと同じ厚みであってもよい。第２部分Ａ２の厚みが第１拡散低減部１０２内において複数の厚みを有することで、第２部分Ａ２は、厚みが厚い部分と薄い部分とを有する。これにより、第２部分Ａ２の厚みが薄い部分に関する、太陽電池素子１０の製造コストを低減することができる。
　後述する第１電極部１０１は、第１部分Ａ１の上に位置している。具体的には、後述する第１電極部１０１は、第１部分Ａ１における第２面Ｆ４の上に位置している。言い換えると、第１拡散低減部１０２は、第１拡散低減部１０２の上に第１電極部１０１が位置する部分（第１部分Ａ１）と、第１拡散低減部１０２の上に第１電極部１０１が位置しない部分（第２部分Ａ２）とで、第１拡散低減部１０２の厚みが異なると考えてもよい。例えば、実施形態１においては、第１拡散低減部１０２の上に第１電極部１０１が位置する部分の厚みは、第１拡散低減部１０２の上に第１電極部１０１が位置しない部分の厚み（＝０）よりも大きい。
　なお、第２部分Ａ２の厚みが０の場合でも、後述する第１電極部１０１は、第１部分Ａ１の上に位置している。この場合、第１電極部１０１は、第１拡散低減部１０２の上に位置していると考えてもよい。
　上記構造を採用した場合、第１電極部１０１の下に位置する太陽電池部１０３には光が入射しないため、第１拡散低減部１０２の厚みを大きくしても光電変換部１０３２に入射する光に変化は小さい。一方で、第１拡散低減部１０２の厚みを大きくすることで第１電極部１０１と太陽電池部１０３との間で一方の分子が他方に拡散する可能性を低減することができる。つまり、第１拡散低減部１０２の第１部分Ａ１の上だけに第１電極部１０１が位置していることで、太陽電池部１０３の受光量をあまり変化させずに、第１拡散低減部１０２による拡散低減機能を向上させることができる。
　太陽電池素子１０において、第２部分Ａ２の厚みを第１部分Ａ１の厚みよりも小さくしてもよい。この場合、第１拡散低減部１０２は、＋Ｚ方向における第３面Ｆ５の位置が、＋Ｚ方向における第１面Ｆ３の位置と＋Ｚ方向における第２面Ｆ４の位置との間に存在する。この構造を採用した場合、太陽電池部１０３に入射する光が第１拡散低減部１０２の第２部分Ａ２を通過する際に減衰する量を低減することができる。つまり、第２部分Ａ２の厚みを第１部分Ａ１の厚みよりも小さくすることで、第２部分Ａ２の厚みと第１部分Ａ１の厚みとが等しい場合に比べて、太陽電池部１０３に入射する光の量を多くすることができる。これにより、太陽電池素子１０の発電効率を向上させることができる。
　例えば、第２部分Ａ２の厚みは０としてもよい。つまり、第１電極部１０１が位置しない部分の少なくとも一部に第１拡散低減部１０２を設けなくてもよい。つまり、太陽電池素子１０を受光面Ｆ１側から上面視した場合、第１電極部１０１がない部分で太陽電池部１０３が観察されるように、第１拡散低減部１０２を形成してもよい。言い換えると、第３面Ｆ５が第１面Ｆ３と平行であることに代えて、第３面Ｆ５と第１面Ｆ３とが一致する場合、第１電極部１０１が位置しない部分の少なくとも一部に第１拡散低減部１０２を設けなくてもよい。つまり、太陽電池素子１０を第１電極部１０１側から上面視した場合、第２部分Ａ２では、太陽電池部１０３の受光面Ｆ１が観察されるように、第１拡散低減部１０２を形成してもよい。
　上記構造を採用した場合、第２部分Ａ２の第１拡散低減部１０２による、光の吸収損失を低減することができる。つまり、第２部分Ａ２を通過して光電変換部１０３２に入射する光を増やすことができる。したがって、光電変換部１０３２に入射する光を増加するため、太陽電池素子１０の変換効率を向上させることができる。
　第２部分Ａ２の厚みが０の場合において、第１拡散低減部１０２の材料は光電変換部１０３２の吸収波長と吸収波長が重複する材料を含んでもよい。つまり、第１拡散低減部１０２の材料は光電変換部１０３２の吸収波長に対して透過性を有していない材料を含んでもよい。
　上記構成を採用した場合、第１電極部１０１の下に位置する太陽電池部１０３には光がもともと入射しないため、第１電極部１０１の下に位置する部分の第１拡散低減部１０２が光電変換部１０３２の吸収波長と同じ吸収波長を有していても光電変換部１０３２に入射する光にあまり変化がない。一方で、吸収波長に対する要件が緩和されるために、第１拡散低減部１０２に適用する材料の選択肢を増やすことができる。したがって、第２部分Ａ２の厚みが０の場合において、第１拡散低減部１０２の材料は光電変換部１０３２の吸収波長と吸収波長が重複する材料を含む構成とすることで、第１拡散低減部１０２に適用する材料の選択肢を増やすことができる。
　太陽電池素子１０の受光面Ｆ１を上面視した場合において、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の幅Ｗｐは、第１電極部１０１の幅Ｗｅよりも大きくてもよい。言い換えると、太陽電池素子１０の受光面Ｆ１を上面視した場合における電極の長手方向に垂直な断面（図４）において、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の幅Ｗｐは、第１電極部１０１の幅Ｗｅよりも大きくてもよい。幅Ｗｐは、第１拡散低減部１０２の第２面Ｆ４の幅であってもよい。
　上記構造を採用した場合、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の幅Ｗｐと第１電極部１０１の幅Ｗｅが同じ場合に比べて、第１電極部１０１の側面の分子が脱落して太陽電池部１０３の中に拡散することを低減することができる。これにより、太陽電池素子１０の変換効率の低下を低減し得る。
　第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の幅Ｗｐは、第１電極部１０１の幅Ｗｅに所定幅を加えた幅としてもよい。所定幅は、第１電極部１０１を形成する位置精度に基づいて決定されてもよい。例えば、第１電極部１０１を形成する際の誤差よりも大きな値に所定幅を決定してもよい。この場合、第１電極部１０１を形成する際の誤差は左右いずれの方向にも生じる可能性があるため、所定幅は第１電極部１０１を形成する際の誤差の２倍以上としてもよい。
　第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の幅Ｗｐは、第１電極部１０１の幅Ｗｅに基づいて決定されてもよい。例えば、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の幅Ｗｐは、第１電極部１０１の幅Ｗｅに対して、１００ｎｍ以上かつ１００マイクロメートル（μｍ）以下程度だけ小さくてもよい。例えば、第１電極部１０１の幅Ｗｅが１０μｍ以上かつ１００μｍ以下である場合、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の幅Ｗｐは、第１電極部１０１の幅Ｗｅに対して１０μｍ以上かつ１００μｍ以下程度大きくしてもよい。例えば、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の幅Ｗｐは、第１電極部１０１の幅Ｗｅに対して、１００％よりも大きく２００％以下としてもよい。
　なお、第１電極部１０１は、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の左右のいずれかに偏った位置に形成されてもよい。言い換えると、図４において、第１電極部１０１の左右方向の中心線と、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の左右方向の中心線とが離れていてもよい。言い換えると、図４において、第１電極部１０１の左端から第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の左端までの距離と、第１電極部１０１の右端から第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の右端までの距離とが異なってもよい。
　なお、実施形態１では、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の断面形状は矩形であるが、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の断面形状はこれに限定されない。以下では、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の断面形状の種類について図５から図９を参照して説明する。
　例えば、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の断面形状において、図５から図７のように、太陽電池部１０３に接する面の幅Ｗｄが第１電極部１０１に接する面の幅Ｗｕよりも大きくてもよい。つまり、第１部分Ａ１の第１面Ｆ３側の面の幅Ｗｄは、第１部分Ａ１の第２面Ｆ４側の面の幅Ｗｕよりも大きくてもよい。さらに言い換えると、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の断面形状において、図５から図７のように、太陽電池部１０３に接する面の面積が第１電極部１０１に接する面の面積よりも大きくてもよい。この構造を採用することで、第１拡散低減部１０２の重心が太陽電池部１０３側に位置するため、第１拡散低減部１０２の構造の安定性を高めることができる。この場合、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の断面形状は、図５のように、台形状としてもよい。また、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の断面形状は、図６のように、ドーム形状としてもよい。言い換えれば、第１部分Ａ１の側面である第４面Ｆ６は、第１拡散低減部１０２内に中心を有した弧状に湾曲する湾曲面であってもよい。また、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の断面形状は、図７のように、裾野が広がる形状であってもよい。言い換えれば、第１部分Ａ１の第４面Ｆ６は、Ｘ方向において第１拡散低減部１０２の外側に中心を有した弧状に湾曲する湾曲面であってもよい。
　例えば、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の断面形状において、図８のように、太陽電池部１０３側の幅Ｗｄが第１電極部１０１側の幅Ｗｕよりも小さくてもよい。この構造を採用することで、太陽電池部１０３の受光できる面積を増やすことができるため、太陽電池素子１０の変換効率を向上させることができる。
　また、図９のように、太陽電池素子１０の受光面Ｆ１を上面視した場合において、第１部分Ａ１の第１拡散低減部１０２の幅Ｗｐは、第１電極部１０１の幅Ｗｅよりも大きい場合においても、第１拡散低減部１０２の材料は光電変換部１０３２の吸収波長と吸収波長が重複する材料を含んでもよい。
　なお、図５から図８において、第１部分Ａ１の第１面Ｆ３と第２面Ｆ４を接続する面を第４面Ｆ６と呼ぶ。第４面Ｆ６は、第３面Ｆ５とは異なる面である。第４面Ｆ６は、平面であってもよく、曲面であってもよい。また、第４面Ｆ６は、第１部分Ａ１の第１面Ｆ３と第２面Ｆ４を接続する面の集合と考えてもよい。
　第１電極部１０１の比抵抗は太陽電池部１０３の比抵抗よりも小さくてもよい。第１拡散低減部１０２の比抵抗の値は、太陽電池部１０３の比抵抗の値以下かつ第１電極部１０１の比抵抗の値以上であってもよい。この場合、第１拡散低減部１０２の比抵抗の値は、第１キャリア輸送部１０３１の比抵抗の値以下かつ第１電極部１０１の比抵抗の値以上であってもよい。この比抵抗の値の設定によれば、太陽電池部１０３から第１電極部１０１に向けて、比抵抗の値が段階的に変化するため、抵抗の増加を低減することができる。この場合、第１拡散低減部１０２の比抵抗の値は、第１拡散低減部１０２の材料の選択又は第１拡散低減部１０２の成膜条件の調整によって実現されてもよい。なお、比抵抗は、比電気抵抗、電気抵抗率又は抵抗率であってもよく、その単位はオームメートル（Ω・ｍ）等の単位が用いられる。
　＜１－１―５．第１電極部１０１＞
　第１電極部１０１は、第１拡散低減部１０２の上に位置している。具体的には、第１電極部１０１は、第１拡散低減部１０２の第２面Ｆ４の上に備えられる。
　第１電極部１０１は、光電変換部１０３２に対する光の照射に応じて光電変換で生じたキャリアを集めることができる。第１電極部１０１は、例えば、キャリアとしての正孔を集める電極（正電極ともいう）としての役割を果たすことができる。また、第１電極部１０１は、例えば、集電電極としての役割を果たしてもよい。
　第１電極部１０１の材料としては、例えば、Ａｇ、Ａｕ、Ｃｕ、Ｔｉ、Ｉｎ又はＳｎ等の導電性に優れた金属が適用されてもよい。第１電極部１０１は、例えば、スパッタリング等の真空プロセスによって、第１拡散低減部１０２上に形成されてもよい。第１電極部１０１の平均厚みとしては、特に限定されないが、例えば１μｍ以上かつ５０μｍ以下の範囲を採用してもよい。
　また、第１電極部１０１は、例えば、塗布液としての金属ペーストがスクリーン印刷等によって塗布された後に乾燥されて該金属ペーストが固化されることで形成されてもよい。金属ペーストは、例えば、透光性を有する樹脂等のバインダーに、光反射率が高く且つ導電性を有する粒子が添加されることで作製されてもよい。ここで、透光性を有する樹脂としては、例えば、エポキシ樹脂等が採用されてもよい。また、金属ペーストに含まれる粒子としては、例えば、Ｃｕ、Ａｌ、Ｎｉ並びにＺｎとＡｇとの合金等の金属粒子が採用されてもよい。この場合、第１電極部１０１には、導電性を有する多数の粒子が含まれており、該多数の粒子によって、第１電極部１０１における導電性が確保されてもよい。第１電極部１０１は、例えば層状であってもよい。
　第１電極部１０１の形状は、実施形態１の図１から図３の形状に限定されない。第１電極部１０１の形状及び第１拡散低減部１０２の形状は、キャリアの回収効率を向上させるために、適宜変更がされてもよい。第１電極部１０１の形状及び第１拡散低減部１０２の形状は、いわゆる櫛型電極構造等であってもよく、いわゆるバスバー電極といわゆるフィンガー電極とを組み合わせた構造等であってもよい。
　第１電極部１０１及び第２電極部１０４のそれぞれには、例えば、リード線が電気的に接続されている状態にある。具体的には、例えば、第１電極部１０１に第１リード線が電気的に接続され、第２電極部１０４に第２リード線が接続されている状態にある。各リード線は、例えば、半田付け等によって、第１電極部１０１及び第２電極部１０４のそれぞれに接合され得る。ここでは、例えば、第１リード線及び第２リード線によって、太陽電池素子１０における光電変換で得られる出力が取り出され得る。
　＜１－１―６．太陽電池素子１０の製法＞
　例えば、図１０で示されるように、ステップＳ１からステップＳ５の処理を、この記載の順に行うことで、実施形態１に係る太陽電池素子１０を製造することができる。
　ステップＳ１では、基板部１０５上に第２電極部１０４を形成する。ここでは、例えば、スパッタリング等の真空プロセスによって、基板部１０５上に第２電極部１０４の材料を堆積させることで、基板部１０５上に第２電極部１０４を形成することができる。第２電極部１０４の材料には、例えば、Ａｕ等の導電性に優れた金属あるいはＩＴＯ、ＦＴＯ又はＺｎＯ等のＴＣＯが適用される。
　ステップＳ２では、第２電極部１０４上に第２キャリア輸送部１０３３を形成する。第２キャリア輸送部１０３３の材料には、例えば、ＴｉＯ２、ＳｎＯ２、ＺｎＯ又はＩｎ２Ｏ３等の金属酸化物が適用される。ここで、例えば、金属塩化物又は金属イソプロポキシド等の原料を極性溶液に溶解させることで調製した原料液を第２電極部１０４上に塗布し、原料を加水分解させて金属酸化物を生成することで、第２電極部１０４上に第２キャリア輸送部１０３３を形成してもよい。金属塩化物は、例えば、塩化チタン、塩化スズ、塩化亜鉛又は塩化インジウム等を含む。金属イソプロポキシドは、例えば、チタンイソプロポキシド、スズイソプロポキシド、亜鉛イソプロポキシド又はインジウムイソプロポキシド等を含む。具体的には、例えば、４塩化チタン水溶液をスピンコート等で第２電極部１０４上に塗布して乾燥させる。その後、例えば、ホットプレートにおける約１５０℃の加熱によって４塩化チタンを加水分解させることで、第２電極部１０４上にＴｉＯ２の第２キャリア輸送部１０３３を形成することができる。
　また、ここでは、例えば、第２キャリア輸送部１０３３の材料に、有機材料が適用されてもよい。この有機材料には、例えば、ＰＣＢＭ等のフラーレン誘導体を適用してもよい。この場合には、例えば、１ミリリットル（１ｍｌ）の原料液の中に５ミリグラム（ｍｇ）から２０ｍｇ程度のフラーレン誘導体が含まれるように、フラーレン誘導体をクロロベンゼン溶媒に溶解させることで調製した原料液を用いる。換言すれば、例えば、溶媒がクロロベンゼンであり、フラーレン誘導体の濃度が５ｍｇ／ｍｌから２０ｍｇ／ｍｌ程度である原料液を用いる。そして、第２電極部１０４上に塗布した原料液に乾燥及びアニールを施すことで、第２電極部１０４上にＰＣＢＭの第２キャリア輸送部１０３３を形成してもよい。また、第２キャリア輸送部１０３３の材料に適用される有機材料については、例えば、官能基を変更して、有機溶媒に対する溶解性及び物性を変えてもよい。
　ステップＳ３では、第２キャリア輸送部１０３３上に光電変換部１０３２を形成する。ここでは、光電変換部１０３２は、例えば、第２キャリア輸送部１０３３上に原料液を塗布し、塗布後の原料液にアニールを施すことで、形成され得る。原料液は、例えば、光電変換部１０３２の原料であるハロゲン化アルキルアミンとハロゲン化鉛若しくはハロゲン化錫とが溶媒に溶かされることで生成され得る。この場合、光電変換部１０３２は、結晶性を有するハロゲン化ペロブスカイト半導体の薄膜によって構成され得る。
　ステップＳ４では、光電変換部１０３２上に第１キャリア輸送部１０３１を形成する。ここでは、例えば、光電変換部１０３２上に原料液を塗布し、この原料液に乾燥及びアニールを施すことで、光電変換部１０３２上に第１キャリア輸送部１０３１を形成することができる。第１キャリア輸送部１０３１の材料には、例えば、ｓｐｉｒｏ－ＯＭｅＴＡＤ、Ｐ３ＨＴ、ＰＴＡＡ又はＰｏｌｙ－ＴＰＤ等の有機半導体材料が適用され得る。ここで、例えば、１ｍｌの原料液の中に１０ｍｇから８５ｍｇ程度のｓｐｉｒｏ－ＯＭｅＴＡＤが含まれるように、ｓｐｉｒｏ－ＯＭｅＴＡＤをクロロベンゼンに溶解させることで原料液を調製することができる。換言すれば、例えば、溶媒がクロロベンゼンであり、ｓｐｉｒｏ－ＯＭｅＴＡＤの濃度が１０ｍｇ／ｍｌから８５ｍｇ／ｍｌ程度である原料液を用いる。また、例えば、１ｍｌの原料液の中に５ｍｇから２０ｍｇ程度のＰ３ＨＴが含まれるように、Ｐ３ＨＴをジクロロベンゼンに溶解させることで原料液を調製してもよい。換言すれば、例えば、溶媒がジクロロベンゼンであり、Ｐ３ＨＴの濃度が５ｍｇ／ｍｌから２０ｍｇ／ｍｌ程度である原料液を用いてもよい。また、例えば、１ｍｌの原料液の中に５ｍｇから２０ｍｇ程度のＰＴＡＡが含まれるように、ＰＴＡＡをトルエンに溶解させることで原料液を調製してもよい。換言すれば、例えば、溶媒がトルエンであり、ＰＴＡＡの濃度が５ｍｇ／ｍｌから２０ｍｇ／ｍｌである原料液を用いてもよい。また、例えば、１ｍｌの原料液の中に５ｍｇから２０ｍｇ程度のＰｏｌｙ－ＴＰＤが含まれるように、Ｐｏｌｙ－ＴＰＤをクロロベンゼンに溶解させることで原料液を調製してもよい。換言すれば、例えば、溶媒がクロロベンゼンであり、Ｐｏｌｙ－ＴＰＤの濃度が５ｍｇ／ｍｌから２０ｍｇ／ｍｌである原料液を用いてもよい。
　ステップＳ５では、第１キャリア輸送部１０３１上に第１拡散低減部１０２を形成する。ここでは、例えば、スパッタリング等の真空プロセスによって、第１キャリア輸送部１０３１上に第１拡散低減部１０２の材料を堆積させることで、第１キャリア輸送部１０３１上に第１電極部１０１を形成することができる。第１拡散低減部１０２の材料には、例えば、ＩＴＯ、ＦＴＯ又はＺｎＯ等のＴＣＯが適用される。
　ステップＳ５では、真空プロセスとマスクパターニングを組み合わせることで、第１拡散低減部１０２の第１部分Ａ１と第２部分Ａ２とを形成してもよい。例えば、第２部分Ａ２を形成する部分にマスクを形成した状態で、第１キャリア輸送部１０３１上に第１拡散低減部１０２の材料を堆積させることで、第１拡散低減部１０２の第１部分Ａ１を形成してもよい。また、例えば、第１キャリア輸送部１０３１上の全面に第１拡散低減部１０２の材料を堆積させた状態で、第２部分Ａ２となる部分をエッチングすることで、第１拡散低減部１０２の第２部分Ａ２を形成してもよい。エッチングには、プラズマガスを用いたエッチング、レーザーによるエッチング、又は薬液によるエッチング等が用いられてもよい。
　ステップＳ６では、第１拡散低減部１０２上に第１電極部１０１を形成する。例えば、第１拡散低減部１０２のうちの第１キャリア輸送部１０３１とは逆側の面に接するように第１電極部１０１を形成する。ここでは、例えば、スパッタリング等の真空プロセスによって、第１拡散低減部１０２上に第１電極部１０１の材料を堆積させることで、第１拡散低減部１０２上に第１電極部１０１を形成することができる。第１電極部１０１の材料には、例えば、Ａｕ等の導電性に優れた金属あるいはＩＴＯ、ＦＴＯ又はＺｎＯ等のＴＣＯが適用される。また、第１電極部１０１は、例えば、塗布液としての金属ペーストがスクリーン印刷等によって塗布された後に乾燥されて該金属ペーストが固化されることで形成されてもよい。
　＜１－２．太陽電池モジュール１＞
　太陽電池モジュール１では、例えば図１１に示すように、１つの基板部１０５上に、複数の太陽電池素子１０が形成される。言い換えると、複数の太陽電池素子１０が基板部１０５を共有している。この場合、基板部１０５は、複数の太陽電池素子１０を支持する役割と、複数の太陽電池素子１０を保護する役割と、を果たすことができる。基板部１０５としては、例えば、矩形状の盤面を有する平板が採用される。基板部１０５の素材として、例えば、ガラスあるいはアクリル又はポリカーボネート等の樹脂が採用される。ガラスとしては、例えば、白板ガラス、強化ガラス又は熱線反射ガラス等といった光透過率の高い材料が採用され得る。
　複数の太陽電池素子１０は、第１方向としての＋Ｘ方向に沿って平面的に並んでいる。ここで、平面的に並ぶとは、仮想あるいは実際の平面に沿って、各太陽電池素子１０が位置しており且つ複数の太陽電池素子１０が並んでいることを意味する。実施形態１では、複数の太陽電池素子１０は、基板部１０５上において基板部１０５の表面に沿って並んでいる。
　より具体的には、例えば、複数の太陽電池素子１０は、基板部１０５上において第１方向（＋Ｘ方向）に沿って並んでいる５つの太陽電池素子１０を含んでもよい。５つの太陽電池素子１０には、例えば、＋Ｘ方向において順に並んでいる、第１太陽電池素子１１１、第２太陽電池素子１１２、第３太陽電池素子１１３、第４太陽電池素子１１４及び第５太陽電池素子１１５が含まれている。つまり、複数の太陽電池素子１０には、第ｎ太陽電池素子１１ｎ（ｎは１から５の自然数）が含まれている。
　実施形態１では、各太陽電池素子１０は、＋Ｙ方向を長手方向とする短冊状の形態を有している。各太陽電池素子１０は、第１電極部１０１と、第１拡散低減部１０２と、太陽電池部１０３と、第２電極部１０４と、を有している。
　実施形態１では、基板部１０５上において、５つの第２電極部１０４が、＋Ｘ方向に順に平面的に並んでいる。ここで、第ｍ太陽電池素子１１ｍ（ｍは１から４の自然数）の第２電極部１０４と、第（ｍ＋１）太陽電池素子１１（ｍ＋１）の第２電極部１０４とが、間隙（第１間隙ともいう）Ｇ１を挟んで並んでいる。例えば、第１太陽電池素子１１１の第２電極部１０４と、第２太陽電池素子１１２の第２電極部１０４とが、間隙（第１間隙ともいう）Ｇ１を挟んで並んでいる。各第１間隙Ｇ１は、＋Ｙ方向に沿った長手方向を有している。また、基板部１０５を底面とし、第１間隙Ｇ１を挟む２つの第２電極部１０４の互いに対向する２つの端面を側面とする第１溝部Ｐ１が存在している。
　実施形態１では、５つの第１電極部１０１が、＋Ｘ方向に順に平面的に並んでいる。ここでは、第ｍ太陽電池素子１１ｍの第１電極部１０１と、第（ｍ＋１）太陽電池素子１１（ｍ＋１）の第１電極部１０１とが、間隙（第２間隙ともいう）Ｇ２を挟んで並んでいる。例えば、第１太陽電池素子１１１の第１電極部１０１と、第２太陽電池素子１１２の第１電極部１０１とが、間隙（第２間隙）Ｇ２を挟んで並んでいる。各第２間隙Ｇ２は、例えば、＋Ｙ方向に沿った長手方向を有している。また、第２電極部１０４を底面とする第３溝部Ｐ３を構成している。各太陽電池素子１０において、第１電極部１０１よりも第２電極部１０４の方が＋Ｘ方向に飛び出している。別の観点から言えば、第１間隙Ｇ１は、第２間隙Ｇ２よりも第１方向（＋Ｘ方向）にずれた位置に存在している。
　接続部１２は、複数の太陽電池素子１０のうちの隣り合う２つの太陽電池素子１０を電気的に直列に接続している。実施形態１では、第ｍ接続部１２ｍが、第ｍ太陽電池素子１１ｍと第（ｍ＋１）太陽電池素子１１（ｍ＋１）とを電気的に接続している。例えば、第１接続部１２１が、第１太陽電池素子１１１と第２太陽電池素子１１２とを電気的に接続している。より具体的には、第ｍ接続部１２ｍは、第ｍ太陽電池素子１１ｍの第２電極部１０４と第（ｍ＋１）太陽電池素子１１（ｍ＋１）の第１電極部１０１とを電気的に接続している。例えば、第１接続部１２１は、第１太陽電池素子１１１の第２電極部１０４と第２太陽電池素子１１２の第１電極部１０１とを電気的に接続している。これにより、複数の太陽電池素子１０が電気的に直列に接続され得る。
　また、接続部１２は、＋Ｘ方向において、太陽電池部１０３の間に位置している。別の観点から言えば、太陽電池部１０３を両側面とし、第２電極部１０４の－Ｚ方向の面を底面とする第２溝部Ｐ２が存在している。第２溝部Ｐ２は、＋Ｙ方向に沿った長手方向を有する。そして、例えば、第２溝部Ｐ２に接続部１２が備えられている。この場合、接続部１２は、第１電極部１０１が第２溝部Ｐ２に充填されたものであってもよい。
　なお、第１太陽電池素子１１１では、第１電極部１０１は、第１拡散低減部１０２、太陽電池部１０３、及び第２電極部１０４よりも、－Ｘ方向に突出している部分である第１突出部１０１ｅが存在している。また、第５太陽電池素子１１５では、第２電極部１０４は、第１電極部１０１、第１拡散低減部１０２、及び太陽電池部１０３よりも、＋Ｘ方向に突出している部分である第２突出部１０４ｅが存在している。第１突出部１０１ｅ上には、第１の極性の出力用の第１導体Ｗ１が電気的に接続されている。第２突出部１０４ｅ上には、第２の極性の出力用の第２導体Ｗ２が電気的に接続されている。ここで、例えば、第１の極性が負極であれば、第２の極性が正極となる。なお、例えば、第１の極性が正極であれば、第２の極性が負極となる。
　＜２．他の実施形態＞
　本開示は上述の実施形態１に限定されるものではなく、本開示の要旨を逸脱しない範囲において種々の変更及び改良等が可能である。
　［実施形態２］
　以下において、実施形態２について説明する。以下においては、実施形態１に対する相違点について主として説明する。
　図１２は、実施形態２に係る太陽電池モジュール２を＋Ｙ方向から断面視した図である。実施形態２に係る太陽電池モジュール２及び太陽電池素子２０は、第２溝部Ｐ２において、接続部１２（第１電極部１０１）と第２電極部１０４の間に第１拡散低減部１０２をさらに備える。
　この構成を採用することで、接続部１２（第１電極部１０１）の側面と太陽電池部１０３の側面との接触する面積を低減することができる。これにより、第１電極部１０１と太陽電池部１０３との接触に起因して第１電極部１０１又は太陽電池部１０３が劣化する可能性を、低減することができる。
　［実施形態３］
　以下において、実施形態３について説明する。以下においては、実施形態１に対する相違点について主として説明する。
　図１３は、実施形態３に係る太陽電池素子３０の受光面Ｆ１を上面視した場合における電極の長手方向に垂直な断面図である。実施形態３に係る太陽電池素子３０では、第１拡散低減部１０２の第２部分Ａ２の厚みが０ではない。なお、実施形態１に係る太陽電池素子１０では、第１拡散低減部１０２の第２部分Ａ２の厚みが０である。実施形態３では、第１拡散低減部１０２は、第３の厚みを有する第１部分Ａ１と、第３の厚みよりも小さい第４の厚みを有する第２部分Ａ２とを有する。別の観点では、第１拡散低減部１０２は、太陽電池部１０３上に第４の厚みの第１層が形成され、第１部分Ａ１の部分において、第３の厚みと第４の厚みとの差の厚みを有する第２層が第１層の上に形成されて得られた凸状形状を有していると考えてもよい。この場合、第１拡散低減部１０２の材料としては、ＩＴＯ、ＦＴＯ又はＺｎＯ等のＴＣＯが適用される。この場合、第１拡散低減部１０２の厚みは、例えば、１０ｎｍから１０００ｎｍ程度とされてもよい。第３の厚みは、第４の厚みに対して、例えば、１ｎｍから１００ｎｍ程度大きい厚みとしてもよい。
　この場合、太陽電池部１０３の第１キャリア輸送部１０３１の上に、導電性の第１拡散低減部１０２が形成されることで、第１電極部１０１が第１キャリア輸送部１０３１からのキャリアの回収効率を向上させることができる。これによって、太陽電池素子１０の変換効率を向上させることができる。
　実施形態３では、実施形態１のステップＳ５において、真空プロセスとマスクパターニングを組み合わせることで、第１拡散低減部１０２の第１部分Ａ１と第２部分Ａ２とを形成してもよい。例えば、第１キャリア輸送部１０３１上の全面に第１拡散低減部１０２の材料を堆積させた状態で、第２部分Ａ２となる部分をエッチングすることで、第１拡散低減部１０２の第２部分Ａ２を形成してもよい。エッチングは、プラズマガスを用いたエッチング、レーザーによるエッチング、又は薬液によるエッチング等が用いられてもよい。
　［実施形態４］
　以下において、実施形態４について説明する。以下においては、実施形態３に対する相違点について主として説明する。
　図１４は、実施形態４に係る太陽電池素子４０の受光面Ｆ１を上面視した場合における電極の長手方向に垂直な断面図である。実施形態４に係る太陽電池素子４０は、第１拡散低減部１０２と太陽電池部１０３（第１キャリア輸送部１０３１）との間に、第２拡散低減部１０６をさらに備える。つまり、第２拡散低減部１０６は第１拡散低減部１０２と太陽電池部１０３との間に位置する。別の見方をすると、実施形態４に係る太陽電池素子４０は、実施形態１に係る太陽電池素子１０において、第１拡散低減部１０２と太陽電池部１０３（第１キャリア輸送部１０３１）との間に第２拡散低減部１０６が挿入されて得られた構成を有すると考えてもよい。また、別の見方をすると、実施形態４に係る太陽電池素子４０は、実施形態３に係る太陽電池素子３０において、第２面Ｆ４と第３面Ｆ５との間の第１拡散低減部１０２と、第３面Ｆ５と第１面Ｆ３との間の第１拡散低減部１０２とを異なせて得られた構成を有すると考えてもよい。
　実施形態４に係る太陽電池素子４０の構成を詳しく説明する。第２拡散低減部１０６は、太陽電池部１０３の受光面Ｆ１の上に位置している。ここで、第２拡散低減部１０６は、太陽電池部１０３の受光面Ｆ１と接する面である第５面Ｆ７と、第５面Ｆ７と反対側の面である第６面Ｆ８とを備える。第１拡散低減部１０２は、第２拡散低減部１０６の第６面Ｆ８の上に備えられる。ここで、第１拡散低減部１０２の第１面Ｆ３は、第２拡散低減部１０６の第６面Ｆ８と接する。
　第２拡散低減部１０６は、太陽電池部１０３の受光面Ｆ１の全体を覆ってもよい。この場合、太陽電池素子４０を受光面Ｆ１側から上面視した場合、第１拡散低減部１０２の第１部分Ａ１では、第１拡散低減部１０２又は第１電極部１０１が観察される。一方で、太陽電池素子１０を受光面Ｆ１側から上面視した場合、第１拡散低減部１０２の第２部分Ａ２では、第２拡散低減部１０６の第６面Ｆ８が観察される。つまり、太陽電池素子４０を受光面Ｆ１側から上面視した場合、第１拡散低減部１０２の第２部分Ａ２では、第２拡散低減部１０６の第６面Ｆ８が暴露している。
　第４実施形態に係る太陽電池素子４０において、第１拡散低減部１０２の比抵抗の値と第２拡散低減部１０６の比抵抗の値とが異なってもよい。例えば、第２拡散低減部１０６の比抵抗の値は第１拡散低減部１０２の比抵抗の値以上であってもよい。第２拡散低減部１０６の比抵抗の値は第１拡散低減部１０２の比抵抗の値よりも大きくてもよい。この構造を採用することで、第２拡散低減部１０６から第１拡散低減部１０２に向けて、キャリア密度が段階的に変化するため、バンド不整合による抵抗の増加を低減することができる。この場合、第１拡散低減部１０２の比抵抗の値及び第２拡散低減部１０６の比抵抗の値は、第１拡散低減部１０２及び第２拡散低減部１０６の材料の選択、又は第１拡散低減部１０２及び第２拡散低減部１０６の成膜条件の調整によって実現されてもよい。
　第１拡散低減部１０２及び第２拡散低減部１０６が同種の材料から構成されてもよい。この場合、第１拡散低減部１０２及び第２拡散低減部１０６が同種の元素又はそれらの組合せから構成されてもよい。つまり、第１拡散低減部１０２の構成元素と第２拡散低減部１０６の構成元素が同じであってもよい。第１拡散低減部１０２の材料及び第２拡散低減部１０６の材料としては、例えば、ＩＴＯ、ＦＴＯ又はＺｎＯ等のＴＣＯが適用される。この場合、第１拡散低減部１０２及び第２拡散低減部１０６は、キャリア密度が異なるように形成されてもよい。具体的には、第１拡散低減部１０２のキャリア密度は第２拡散低減部１０６のキャリア密度よりも大きくてもよい。一般的に、ＴＣＯでは、導電性（キャリア密度）と透過性とがトレードオフの関係にあることが多い。第１電極部１０１の下に存在する第１拡散低減部１０２には光が入射しないため、透過性が低下しても太陽電池素子４０の変換効率に与える影響が小さい。一方で、第１拡散低減部１０２の導電性を向上させて第１拡散低減部１０２での抵抗損失を低減することで、太陽電池素子４０の変換効率を向上させることができる。この場合、第１拡散低減部１０２のキャリア密度及び第２拡散低減部１０６のキャリア密度は、第１拡散低減部１０２及び第２拡散低減部１０６の成膜条件の調整によって実現されてもよい。
　第１拡散低減部１０２及び第２拡散低減部１０６が異なる種類の材料から構成されてもよい。つまり、第１拡散低減部１０２の構成元素と第２拡散低減部１０６の構成元素が異なってもよい。例えば、第２拡散低減部１０６の材料としてはＩＴＯ、ＦＴＯ又はＺｎＯ等のＴＣＯが適用されてもよく、第１拡散低減部１０２の材料としてはＴＣＯに加えて、導電性酸化物等の導電性の無機材料が適用されてもよい。第１電極部１０１の下に存在する第１拡散低減部１０２には光が入射しないため、透過性が低下しても太陽電池素子４０の変換効率に与える影響が小さい。したがって、第２拡散低減部１０６の材料には、太陽電池部１０３の吸収波長に対する透過性が要求されるが、第１拡散低減部１０２の材料には、太陽電池部１０３の吸収波長に対する透過性が要求されない。つまり、第１拡散低減部１０２及び第２拡散低減部１０６が異なる種類の材料から構成されるようにすることで、第１拡散低減部１０２に使用できる材料の選択肢を広げることができる。
　実施形態４では、実施形態１のステップＳ４とステップＳ５との間に、第２拡散低減部１０６を形成するステップを行う。
　このステップでは、太陽電池部１０３の第１キャリア輸送部１０３１上に第２拡散低減部１０６を形成する。ここでは、例えば、スパッタリング等の真空プロセスによって、第１キャリア輸送部１０３１上に第２拡散低減部１０６の材料を堆積させることで、第１キャリア輸送部１０３１上に第２拡散低減部１０６を形成することができる。
　［実施形態５］
　以下において、実施形態５について説明する。以下においては、実施形態１に対する相違点について主として説明する。実施形態５に係る太陽電池素子５０は、多接合型太陽電池、タンデム型太陽電池、積層型太陽電池、又はスタック型太陽電池等である。より具体的には、実施形態５に係る多接合型太陽電池の太陽電池素子は、薄膜系太陽電池同士を接合した太陽電池素子である。薄膜系太陽電池同士の組み合わせは、ペロブスカイト型太陽電池同士の組合せであってもよく、ペロブスカイト型太陽電池とシリコン系薄膜太陽電池等の他の薄膜系太陽電池との組合せであってもよい。
　図１５は、実施形態５に係る太陽電池素子５０の受光面Ｆ１を上面視した場合における第１電極部１０１の長手方向に垂直な断面図である。実施形態５に係る太陽電池素子５０は、第１太陽電池部１０７に加えて、第２太陽電池部１０８をさらに備える。実施形態５では、基板部１０５の上に、第２電極部１０４と、第２太陽電池部１０８と、第１太陽電池部１０７と、第１拡散低減部１０２と、第１電極部１０１と、がこの記載の順に積層されている。なお、実施形態５においても、第１拡散低減部１０２は、実施形態３又は実施形態４で説明された構成をとってもよい。
　第１太陽電池部１０７は、外部から入射された光（例えば太陽光）を電力に変換する。例えば、太陽電池部１０３は、光の照射に応じて光電変換によって、キャリアを生じてもよい。キャリアは、電子又は正孔の少なくとも一方を含む。第１太陽電池部１０７は、ペロブスカイト型太陽電池であってもよく、他の方式の太陽電池が適用されてもよい。例えば、太陽電池の方式は、無機系太陽電池であってもよく、有機系太陽電池であってもよい。無機系太陽電池は、シリコン系太陽電池であってもよく、化合物太陽電池であってもよい。有機系太陽電池は、色素増感太陽電池であってもよく、有機薄膜太陽電池であってもよい。第１太陽電池部１０７は、実施形態１と同じく、第１キャリア輸送部１０３１と、光電変換部１０３２と、第２キャリア輸送部１０３３とを備えている。
　ここで、第１太陽電池部１０７を構成する材料は、第２太陽電池部１０８の吸収波長の光に対して、透光性を有する。この構造を採用することで、第２太陽電池部１０８の吸収波長の光が、第２太陽電池部１０８に入射し得る。
　第２太陽電池部１０８は、外部から入射された光（例えば太陽光）を電力に変換する。第２太陽電池部１０８は、第１太陽電池部１０７の吸収波長とは異なる吸収波長を有する。第２太陽電池部１０８の吸収波長は、第１太陽電池部１０７の吸収波長よりも大きくてもよい。なお、吸収波長は、１つの波長だけでなく、一定の波長帯を含み得る。例えば、吸収波長は可視光領域等の波長帯であってもよく、第１波長から第２波長までの波長帯であってもよい。
　第２太陽電池部１０８は、ペロブスカイト型太陽電池であってもよく、他の方式の太陽電池が適用されてもよい。例えば、太陽電池の方式は、無機系太陽電池であってもよく、有機系太陽電池であってもよい。無機系太陽電池は、シリコン系太陽電池であってもよく、化合物太陽電池であってもよい。有機系太陽電池は、色素増感太陽電池であってもよく、有機薄膜太陽電池であってもよい。第２太陽電池部１０８は、実施形態１と同じく、第１キャリア輸送部１０３１と、光電変換部１０３２と、第２キャリア輸送部１０３３とを備えている。
　この構成を採用することで、第１太陽電池部１０７および第２太陽電池部１０８等の複数の太陽電池部１０３を積層することで、複数の太陽電池部１０３が直列接続されることになる。このため、太陽電池素子５０の出力電力を大きくすることができるため、太陽電池素子５０の変換効率を向上させることができる。
　図１５には示していないが、実施形態５に係る太陽電池素子５０は、第１太陽電池部１０７と第２太陽電池部１０８との間にさらにバッファ部（図示していない）を備えてもよい。バッファ部は、第１太陽電池部１０７と第２太陽電池部１０８とを接続するために用いられる。バッファ部は、第２太陽電池部１０８の吸収波長に対して透過性を有する。
　なお、図１５では、２層の多接合型太陽電池素子を例示したが、太陽電池素子５０はこれに限られない。例えば、太陽電池素子５０は、２層以上の多接合型太陽電池素子であってもよい。
　［実施形態６］
　以下において、実施形態６について説明する。以下においては、実施形態１に対する相違点について主として説明する。実施形態６に係る太陽電池素子６０において、太陽電池部１０３は結晶系太陽電池である。言い換えると、実施形態６に係る太陽電池素子６０は、実施形態１に係る太陽電池素子１０のうち、太陽電池部１０３が結晶系太陽電池であるものと考えてもよい。
　＜６－１．太陽電池素子６０＞
　図１６は、実施形態６に係る太陽電池素子６０の受光面Ｆ１を上面視した場合における第１電極部１０１の長手方向に垂直な断面図である。実施形態６に係る太陽電池素子６０は、第３太陽電池部１１０を備える。実施形態６では、第２電極部１０４と、第３太陽電池部１１０と、第１拡散低減部１０２と、第１電極部１０１と、がこの記載の順に積層されている。なお、実施形態６においても、第１拡散低減部１０２は、実施形態２又は実施形態３で説明された構成をとってもよい。
　第３太陽電池部１１０は、シリコン結晶を含む太陽電池である。第３太陽電池部１１０はシリコン結晶に入射された光を用いて光電変換をすることで発電することができる。シリコン結晶は、シリコンの単結晶であってもよく、シリコンの多結晶であってもよい。第３太陽電池部１１０は、ＰＮ接合型太陽電池であってもよく、ＰＩＮ接合型太陽電池であってもよい。
　なお、第３太陽電池部１１０は、シリコン結晶からなり、剛性を有するため、基板部１０５としての機能を果たすことができる。したがって、太陽電池素子６０においては、基板部１０５を備えなくてもよい。
　図１７で示されるように、複数の太陽電池素子６０は、第１保護部材６１と第２保護部材６３との間に位置している。また、複数の太陽電池素子６０は、第１保護部材６１のモジュール表面Ｆ９に沿って平面的に配列された状態にある。図１７の例では、複数の太陽電池素子６０は、仮想的なＸＹ平面に沿って２次元状に並んでいる。
　＜６－２．太陽電池モジュール６＞
　図１７で示されるように、太陽電池モジュール６は、例えば、主に太陽光が入射するモジュール表面Ｆ９と、このモジュール表面Ｆ９の逆側に位置しているモジュール裏面Ｆ１０と、を有する。モジュール表面Ｆ９は、太陽電池素子６０の受光面Ｆ１が向いている側の太陽電池モジュール６の面である。モジュール裏面Ｆ１０は、太陽電池素子６０の裏面Ｆ２が向いている側の太陽電池モジュール６の面である。
　例えば、モジュール表面Ｆ９は、＋Ｚ方向を向いている状態にある。例えば、モジュール裏面Ｆ１０は、－Ｚ方向を向いている状態にある。屋外等において太陽電池モジュール６を発電に使用する際には、＋Ｚ方向は、例えば、南中している太陽に向く方向に設定される。
　図１７で示されるように、例えば、太陽電池モジュール６は、複数の太陽電池素子６０と、第１保護部材６１と、封止材６２と、を備えている。太陽電池モジュール６は、さらに、第２保護部材６３を備えている。
　太陽電池モジュール６は、例えば、発電された電力を外部に取り出すための端子ボックス６５をさらに備えていてもよい。端子ボックス６５は、例えば、モジュール裏面Ｆ１０上等に位置している。
　太陽電池モジュール６は、例えば、太陽電池モジュール６の外周部を保護するためのフレーム６６をさらに備えていてもよい。フレーム６６は、例えば、太陽電池モジュール６の外周部に沿って位置している。この場合には、例えば、太陽電池モジュール６の外周部とフレーム６６との間に、さらにブチル系の樹脂等の透湿度が低い封止材６２が充填されていてもよい。
　＜６－２－１．第１保護部材６１＞
　第１保護部材６１は、例えば、太陽電池素子６０をモジュール表面Ｆ９側から保護するための部材である。第１保護部材６１は、例えば、モジュール表面Ｆ９を構成している状態にある。第１保護部材６１は、例えば、透光性を有する。具体的には、第１保護部材６１は、例えば、特定範囲の波長の光に対する透光性を有する。特定範囲の波長は、例えば、太陽電池素子６０が光電変換し得る光の波長を含む。特定範囲の波長に、太陽光のうちの照射強度の高い光の波長が含まれていれば、太陽電池モジュール６の変換効率が向上し得る。第１保護部材６１には、例えば、シート状又はフィルム状の部材が適用される。第１保護部材６１の素材には、例えば、耐候性を有するフッ素系の樹脂等の樹脂が適用される。耐候性を有するフッ素系の樹脂は、例えば、フッ化エチレンプロピレン共重合体（Ｆｌｕｏｒｉｎａｔｅｄ　Ｅｔｈｙｌｅｎｅ　Ｐｒｏｐｙｌｅｎｅ：ＦＥＰ）、エチレン・テトラフルオロエチレン共重合体（Ｅｔｈｙｌｅｎｅ　Ｔｅｔｒａｆｌｕｏｒｏｅｔｈｙｌｅｎｅ：ＥＴＦＥ）及びエチレン・クロロトリフルオロエチレン共重合体（Ｅｔｈｙｌｅｎｅ　Ｃｈｌｏｒｏｔｒｉｆｌｕｏｒｏｅｔｈｙｌｅｎｅ：ＥＣＴＦＥ）等を含む。
　＜６－２－２．封止材６２＞
　封止材６２は、例えば、太陽電池素子６０を覆っている状態にある。例えば、封止材６２は、第１保護部材６１と第２保護部材６３との間の領域に充填されているとともに、第１保護部材６１と第２保護部材６３との間において太陽電池素子６０を覆っている状態にある。封止材６２は、例えば、モジュール表面Ｆ９側に位置している封止材６２（第１封止材６２１ともいう）と、モジュール裏面Ｆ１０側に位置している封止材６２（第２封止材６２２ともいう）と、を含む。第１封止材６２１は、例えば、太陽電池素子６０の第１保護部材６１側の全面を覆っている状態にある。換言すれば、第１封止材６２１は、例えば、第１保護部材６１と太陽電池素子６０との間において、太陽電池素子６０を覆っている状態にある。第２封止材６２２は、例えば、太陽電池部１０３の第２保護部材６３側の全面を覆っている状態にある。換言すれば、第２封止材６２２は、例えば、第２保護部材６３と太陽電池素子６０との間において、太陽電池素子６０を覆っている状態にある。このため、太陽電池素子６０は、例えば、第１封止材６２１と第２封止材６２２とによって挟み込まれ且つ囲まれた状態にある。これにより、例えば、封止材６２によって太陽電池素子６０の姿勢が保たれ得る。
　また、封止材６２は、例えば、透光性を有する。ここで、封止材６２は、例えば、上述した特定範囲の波長の光に対する透光性を有する。例えば、封止材６２を構成している第１封止材６２１及び第２封止材６２２のうち、少なくとも第１封止材６２１が透光性を有していれば、モジュール表面Ｆ９側からの入射光が、太陽電池素子６０まで到達し得る。例えば、第１封止材６２１及び第２封止材６２２のそれぞれの素材には、樹脂が適用される。より具体的には、第１封止材６２１の素材には、例えば、エチレン酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ：Ｅｔｈｙｌｅｎｅ―Ｖｉｎｙｌ　Ａｃｅｔａｔｅ）、ポリビニルブチラール（ＰＶＢ：Ｐｏｌｙ―Ｖｉｎｙｌ　Ｂｕｔｙｒａｌ）等のポリビニルアセタール又は酸変性樹脂等が適用される。ここで、例えば、第１封止材６２１の素材に比較的安価なＥＶＡが適用されれば、複数の太陽電池素子６０を保護する性能を容易に実現することができる。酸変性樹脂には、例えば、ポリオレフィン等の樹脂に対する酸によるグラフト変性等で形成することができる変性ポリオレフィン樹脂等が適用される。第２封止材６２２の素材には、例えば、第１封止材６２１と同様に、ＥＶＡ、ＰＶＢ等のポリビニルアセタール又は酸変性樹脂等が適用される。第１封止材６２１及び第２封止材６２２のそれぞれは、例えば、２種類以上の素材によって構成されていてもよい。
　また、太陽電池パネルは、第１保護部材６１と第２保護部材６３との間の領域のうちの外部空間に対して開口している環状の部分に沿って位置しているパッキング部（不図示）をさらに備えていてもよい。この場合には、パッキング部は、例えば、第１保護部材６１と第２保護部材６３との間の領域のうちの太陽電池素子６０及び封止材６２を含む領域の外周部分を囲んでいる。ここでは、パッキング部は、例えば、第１保護部材６１から第２保護部材６３に至る領域を埋めるように位置している。ここで、例えば、パッキング部が、封止材６２よりも低い透湿度を有していれば、パッキング部は、第１保護部材６１と第２保護部材６３との間の領域のうちの外周部に沿った部分を封止することができる。これにより、パッキング部は、例えば、太陽電池モジュール６の外部から太陽電池素子６０に向けた水分等の侵入を低減することができる。パッキング部の素材には、例えば、ブチル系の樹脂、ポリイソプロピレン系の樹脂又はアクリル系の樹脂等が適用される。パッキング部の素材は、例えば、透湿度が低い素材であれば、銅若しくは半田等の金属あるいはガラス等の非金属を含み得る。
　＜６－２―３．第２保護部材６３＞
　第２保護部材６３は、例えば、太陽電池素子６０をモジュール裏面Ｆ１０から保護するための部材である。第２保護部材６３は、例えば、モジュール裏面Ｆ１０を構成している状態にある。第２保護部材６３は、例えば、透光性を有していてもよいし、透光性を有していなくてもよい。第２保護部材６３には、例えば、シート状又は平板状の部材が適用される。シート状の部材には、例えば、モジュール裏面Ｆ１０を構成するバックシートが適用される。バックシートの素材には、例えば、樹脂が適用される。
　＜６－２－４．集電部６４＞
　集電部６４は、取出電極として機能する。集電部６４は、例えばアルミニウム又は銅の配線である。集電部６４は、太陽電池モジュール６で発電した電気を取り出す端子と接続する。
　［実施形態７］
　以下において、実施形態７について説明する。以下においては、実施形態６に対する相違点について主として説明する。実施形態７に係る太陽電池素子７０は、多接合型太陽電池、タンデム型太陽電池、積層型太陽電池、又はスタック型太陽電池等である。例えば、実施形態７に係る太陽電池素子７０は、結晶系太陽電池と薄膜系太陽電池とを積層した太陽電池素子であってもよい。より具体的には、実施形態７に係る太陽電池素子７０は、シリコン結晶系太陽電池とペロブスカイト型太陽電池とを接合した太陽電池素子である。例えば、実施形態７に係る多接合型太陽電池の太陽電池素子７０は、シリコン結晶系太陽電池の上にペロブスカイト型太陽電池を接合した太陽電池素子７０であってもよい。
　別の見方をすると、実施形態７に係る太陽電池素子７０は、実施形態１に係る太陽電池素子１０において、太陽電池部１０３と第２電極部１０４との間に第３太陽電池部１１０を挿入して得られた構成を有すると考えてもよい。また、実施形態７に係る太陽電池素子７０は、実施形態５に係る太陽電池素子５０において、第２太陽電池部１０８を第３太陽電池部１１０に置換して得られた構成を有すると考えてもよい。また、実施形態７に係る太陽電池素子７０は、実施形態６に係る太陽電池素子６０において、第１拡散低減部１０２と第３太陽電池部１１０との間に第１太陽電池部１０７を挿入して得られた構成を有すると考えてもよい。
　図１８は、実施形態７に係る太陽電池素子７０の受光面Ｆ１を上面視した場合における第１電極部１０１の長手方向に垂直な断面図である。実施形態７に係る太陽電池素子７０は、第１太陽電池部１０７に加えて、第３太陽電池部１１０をさらに備える。言い換えると、実施形態７に係る太陽電池素子７０では、第２電極部１０４と、第３太陽電池部１１０と、第１太陽電池部１０７と、第１拡散低減部１０２と、第１電極部１０１と、がこの記載の順に積層されている。なお、実施形態７においても、第１拡散低減部１０２は、実施形態２又は実施形態３で説明された構成をとってもよい。
　また、実施形態７においても、第１太陽電池部１０７と第３太陽電池部１１０の間にバッファ部（図示していない）をさらに備えてもよい。
　図１９で示されるように、実施形態７に係る太陽電池モジュール７は、実施形態６に係る太陽電池モジュール６において太陽電池素子６０を実施形態７に係る太陽電池素子７０に置換して得られた構成を有してもよい。
　［その他の実施形態］
　本開示を諸図面及び実施形態に基づき説明してきたが、当業者であれば本開示に基づいた種々の変形及び修正を行うことが可能であることに留意されたい。したがって、これらの変形及び修正は本開示の範囲に含まれることに留意されたい。例えば、各機能部、各ステップ等に含まれる機能等は論理的に矛盾しないように再配置可能であり、複数の機能部及びステップ等を１つに組み合わせたり、或いは分割したりすることが可能である。また、前述した本開示の各実施形態は、それぞれ説明した各実施形態に忠実に実施することに限定されるものではなく、適宜、各特徴を組み合わせたり、一部を省略したりして実施することも可能である。
　［本開示のまとめ］
　本開示には、以下の内容が含まれる。
　一実施形態において、（１）太陽電池素子は、受光面を有する太陽電池部と、電極部と、前記太陽電池部と前記電極部との間に位置する第１拡散低減部と、を備えることができ、前記第１拡散低減部は、前記受光面側の第１面と、前記電極部側の第２面と、を有することができ、前記第１拡散低減部は、前記受光面を上面視した場合において前記電極部と重ならない領域の少なくとも一部を避けて位置することができる。
　一実施形態において、（２）太陽電池素子は、受光面を有する太陽電池部と、電極部と、前記太陽電池部と前記電極部との間に位置する第１拡散低減部と、を備え、前記第１拡散低減部は、前記受光面側の第１面と、前記電極部側の第２面と、前記受光面を上面視した場合において前記電極部と重ならない領域の少なくとも一部に位置する前記第１面とは逆側の第３面とを有し、前記第１面と前記第３面との間の厚みは、前記第１面と前記第２面との間の厚みよりも小さくてもよい。
　（３）上記（１）から（２）のいずれかの太陽電池素子において、前記受光面を上面視した場合における、前記電極部の長手方向に直交する方向において、前記第２面の幅は、前記電極部の幅よりも大きくてもよい。
　（４）上記（１）から（３）のいずれかの太陽電池素子において、前記受光面を上面視した場合における前記電極部の長手方向に直交する断面から断面視した場合において、前記第１拡散低減部のうちの前記第１面から前記第２面に向かって厚みを有する第１部分の前記第１面側の幅は、前記第１部分の前記第２面側の幅よりも大きくてもよい。
　（５）上記（１）から（４）のいずれかの太陽電池素子において、前記第１拡散低減部は、前記第１拡散低減部と、前記太陽電池部の間に位置する第２拡散低減部をさらに備えることができる。
　（６）上記（１）から（５）のいずれかの太陽電池素子において、前記第２拡散低減部の比抵抗の値は、前記第１拡散低減部の比抵抗の値以上であってもよい。
　（７）上記（１）から（６）のいずれかの太陽電池素子において、前記第２拡散低減部の構成元素と前記第１拡散低減部の構成元素とが同じ場合、前記第２拡散低減部のキャリア密度は、前記第１拡散低減部のキャリア密度よりも小さくてもよい。
　（８）上記（１）から（７）のいずれかの太陽電池素子において、前記太陽電池部は、ペロブスカイト構造を有する半導体を含むことができる。
　一実施形態において、（９）太陽電池モジュールは、受光面を有する太陽電池部と、前記受光面と接する第１面と、前記第１面の反対側の面である第２面と、前記第２面と異なる面である第３面とを備えることができ、かつ、前記受光面の上に位置する第１拡散低減部と、前記第２面の上に位置する電極部と、を備えることができ、前記第１拡散低減部は、前記第１面から前記第２面に向かって厚みを有する第１部分と、前記第１面から前記第３面に向かって厚みを有する第２部分とを備えることができ、前記第２部分の厚みは、前記第１部分の厚みよりも小さくてもよい。
　（１０）上記（９）の太陽電池モジュールにおいて、前記第３面が前記第１面と平行であることに代えて、前記第３面が前記第１面と一致することができる。
　（１１）上記（９）から（１０）のいずれかの太陽電池モジュールにおいて、前記受光面を上面視した場合における、前記電極部の長手方向に直交する方向において、前記第１部分の幅は、前記電極部の幅よりも大きくてもよい。
　（１２）上記（９）から（１１）のいずれかの太陽電池モジュールにおいて、前記受光面を上面視した場合における前記電極部の長手方向に直交する断面から断面視した場合において、前記第１部分の前記第１面側の幅は、前記第１部分の前記第２面側の幅よりも大きくてもよい。
　（１３）上記（９）から（１２）のいずれかの太陽電池モジュールにおいて、前記第１拡散低減部は、前記第１拡散低減部と、前記太陽電池部の間に第２拡散低減部をさらに備えることができる。
　（１４）上記（９）から（１３）のいずれかの太陽電池モジュールにおいて、前記第２拡散低減部の比抵抗の値は、前記第１拡散低減部の比抵抗の値以上であってもよい。
　（１５）上記（９）から（１４）のいずれかの太陽電池モジュールにおいて、前記第２拡散低減部の構成元素と前記第１拡散低減部の構成元素とが同じ場合、前記第２拡散低減部のキャリア密度は、前記第１拡散低減部のキャリア密度よりも小さくてもよい。
　（１６）上記（９）から（１５）のいずれかの太陽電池モジュールにおいて、前記太陽電池部は、ペロブスカイト構造を有する半導体を含むことができる。
１　　　：太陽電池モジュール
１０　　：太陽電池素子
１０１　：第１電極部
１０２　：第１拡散低減部
１０３　：太陽電池部
１０３１：第１キャリア輸送部
１０３２：光電変換部
１０３３：第２キャリア輸送部
１０４　：第２電極部
１０５　：基板部
１０６　：第２拡散低減部
１０７　；第１太陽電池部
１０８　：第２太陽電池部
１０９　：バッファ部
１１０　：第３太陽電池部
１１１　：第１太陽電池素子
１１２　：第２太陽電池素子
１１３　：第３太陽電池素子
１１４　：第４太陽電池素子
１１５　：第５太陽電池素子
１２　　：接続部
１２１　：第１接続部
１２２　：第２接続部
１２３　：第３接続部
１２４　：第４接続部
２　　　：太陽電池モジュール
２０　　：太陽電池素子
３　　　：太陽電池モジュール
３０　　：太陽電池素子
４　　　：太陽電池モジュール
４０　　：太陽電池素子
５　　　：太陽電池モジュール
５０　　：太陽電池素子
６　　　：太陽電池モジュール
６０　　：太陽電池素子
６１　　；第１保護部材
６２　　；封止材
６２１　：第１封止材
６２２　：第２封止材
６３　　；第２保護部材
６４　　：集電部
６５　　：端子ボックス
６６　　：フレーム
７　　　：太陽電池モジュール
７０　　：太陽電池素子
Ｆ１　　：受光面
Ｆ２　　：裏面
Ｆ３　　：第１面
Ｆ４　　：第２面
Ｆ５　　：第３面
Ｆ６　　；第４面
Ｆ７　　：第５面
Ｆ８　　：第６面
Ｆ９　　：モジュール表面
Ｆ１０　：モジュール裏面
Ａ１　　：第１部分
Ａ２　　：第２部分
Ｇ１　　：第１間隙
Ｇ２　　：第２間隙
Ｐ１　　：第１溝部
Ｐ２　　：第２溝部
Ｐ３　　：第３溝部
Ｔ１　　：第１の厚み
Ｔ２　　：第２の厚み
Ｔ３　　：第３の厚み
Ｔ４　　：第４の厚み

Claims (9)

  1. 　受光面を有する太陽電池部と、
    　電極部と、
    　前記太陽電池部と前記電極部との間に位置する第１拡散低減部と、を備え、
    　前記第１拡散低減部は、前記受光面側の第１面と、前記電極部側の第２面と、を有し、
    　前記第１拡散低減部は、前記受光面を上面視した場合において前記電極部と重ならない領域の少なくとも一部を避けて位置する、太陽電池素子。
  2. 　受光面を有する太陽電池部と、
    　電極部と、
    　前記太陽電池部と前記電極部との間に位置する第１拡散低減部と、を備え、
    　前記第１拡散低減部は、
    　前記受光面側の第１面と、
    　前記電極部側の第２面と、
    　前記受光面を上面視した場合において前記電極部と重ならない領域の少なくとも一部に位置する前記第１面とは逆側の第３面と
    を有し、
    　前記第１面と前記第３面との間の厚みは、前記第１面と前記第２面との間の厚みよりも小さい、太陽電池素子。
  3. 　前記受光面を上面視した場合における、前記電極部の長手方向に直交する方向において、前記第２面の幅は、前記電極部の幅よりも大きい、請求項１または請求項２に記載の太陽電池素子。
  4. 　前記受光面を上面視した場合における前記電極部の長手方向に直交する断面から断面視した場合において、
    　前記第１拡散低減部のうちの前記第１面から前記第２面に向かって厚みを有する第１部分の前記第１面側の幅は、前記第１部分の前記第２面側の幅よりも大きい、請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の太陽電池素子。
  5. 　前記第１拡散低減部と、前記太陽電池部の間に位置する第２拡散低減部をさらに備える、請求項１から請求項４のいずれか１項に記載の太陽電池素子。
  6. 　前記第２拡散低減部の比抵抗の値は、前記第１拡散低減部の比抵抗の値以上である、請求項５に記載の太陽電池素子。
  7. 　前記第２拡散低減部の構成元素と前記第１拡散低減部の構成元素とが同じ場合、
    　前記第２拡散低減部のキャリア密度は、前記第１拡散低減部のキャリア密度よりも小さい、請求項５または請求項６に記載の太陽電池素子。
  8. 　前記太陽電池部は、ペロブスカイト構造を有する半導体を含む、請求項１から請求項７のいずれか１項に記載の太陽電池素子。
  9. 　受光面を含む太陽電池部と、
    　前記受光面と接する第１面と、前記第１面の反対側の面である第２面と、前記第２面と異なる第３面とを備え、かつ、前記受光面の上に位置する第１拡散低減部と、
    　前記第２面の上に位置する電極部と、を備え、
    　前記第１拡散低減部は、前記第１面から前記第２面に向かって厚みを有する第１部分と、前記第１面から前記第３面に向かって厚みを有する第２部分と、を備え、
    　前記第２部分の厚みは、前記第１部分の厚みよりも小さい、太陽電池モジュール。
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