(57)【要約】      （修正有）【課題】特性を向上させた太陽電池、多接合型太陽電池、太陽電池モジュール及び太陽光発電システムを提供する。【解決手段】太陽電池１００は、透明な第１電極１と、第１電極１上に亜酸化銅を主体とする光電変換層２と、光電変換層２上にＺｎ及びＳｉを含む金属酸化物層であるｎ型層３と、ｎ型層３上に透明な第２電極４とを有する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
透明な第１電極と、
前記第１電極上に亜酸化銅を主体とする光電変換層と、
前記第光電変換層上にＺｎ及びＳｉを含む金属酸化物層であるｎ型層と、
前記ｎ型層上に透明な第２電極とを有する太陽電池。
【請求項２】
前記金属酸化物層は、ＺｎｘＳｉｙＭｚＯｗで表される化合物で構成された層であり、
ｘ及びｙは、０．９０≦ｘ＋ｙ≦１．００を満たし、
ｚは、０．００≦ｚ≦０．３０を満たし、
ｗは、０．９０≦ｗ≦１．１０を満たし、
Ｍは、Ｂ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ及びＧｅからなる群から選ばれる１種以上の元素である請求項１に記載の太陽電池。
【請求項３】
前記金属酸化物層は、ＺｎｘＳｉｙＭｚＯｗで表される化合物で構成された層であり、
ｘ及びｙは、０．９０≦ｘ＋ｙ≦１．００を満たし、
前記ｙは、０．１０≦ｙ≦０．５０を満たし
ｚは、０．００≦ｚ≦０．３０を満たし、
ｗは、０．９０≦ｗ≦１．１０を満たし、
Ｍは、Ｂ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ及びＧｅからなる群から選ばれる１種以上の元素である請求項１又は２に記載の太陽電池。
【請求項４】
前記光電変換層中に含まれるＺｎ濃度は、前記光電変換層中に含まれるＳｉ濃度よりも高い請求項１ないし３のいずれか１項に記載の太陽電池。
【請求項５】
前記光電変換層と前記ｎ型層の界面から前記第１電極１方向に３ｎｍの深さまでの領域の平均Ｚｎ濃度を第１Ｚｎ濃度とし、
前記光電変換層と前記ｎ型層の界面から前記第１電極１方向に３ｎｍの深さから前記第１電極１方向にさらに３ｎｍ深いところまでの領域の平均Ｚｎ濃度を第２Ｚｎ濃度とし、
前記光電変換層と前記ｎ型層の界面から前記第１電極１方向に３ｎｍの深さまでの領域の平均Ｓｉ濃度を第１Ｓｉ濃度とし、
前記光電変換層と前記ｎ型層の界面から前記第１電極１方向に３ｎｍの深さから前記第１電極１方向にさらに３ｎｍ深いところまでの領域の平均Ｓｉ濃度を第２Ｓｉ濃度とし、
前記第１Ｚｎ濃度、前記第２Ｚｎ濃度、前記第１Ｓｉ濃度及び前記第２Ｓｉ濃度は、［第１Ｚｎ濃度］＞［第１Ｓｉ濃度］、［第２Ｚｎ濃度］＞［第２Ｓｉ濃度］、［第１Ｚｎ濃度］＞［第２Ｚｎ濃度］及び［第１Ｓｉ濃度］＞［第２Ｓｉ濃度］を満たす請求項１ないし４のいずれか１項に記載の太陽電池。
【請求項６】
前記光電変換層と前記ｎ型層の界面から前記第１電極１方向に３ｎｍの深さまでの領域の平均Ｚｎ濃度を第１Ｚｎ濃度とし、
前記光電変換層と前記ｎ型層の界面から前記第１電極１方向に３ｎｍの深さから前記第１電極１方向にさらに３ｎｍ深いところまでの領域の平均Ｚｎ濃度を第２Ｚｎ濃度とし、
前記光電変換層と前記ｎ型層の界面から前記第１電極１方向に３ｎｍの深さまでの領域の平均Ｓｉ濃度を第１Ｓｉ濃度とし、
前記光電変換層と前記ｎ型層の界面から前記第１電極１方向に３ｎｍの深さから前記第１電極１方向にさらに3ｎｍ深いところまでの領域の平均Ｓｉ濃度を第２Ｓｉ濃度とし、
前記第１Ｚｎ濃度、前記第２Ｚｎ濃度、前記第１Ｓｉ濃度及び前記第２Ｓｉ濃度は、３（［第１Ｚｎ濃度］／［第１Ｓｉ濃度］）≦（［第２Ｚｎ濃度］／［第２Ｓｉ濃度］）を満たす請求項１ないし５のいずれか１項に記載の太陽電池。
【請求項７】
請求項１ないし６のいずれか１項に記載の太陽電池を用いた多接合型太陽電池。
【請求項８】
請求項１ないし６のいずれか１項に記載の太陽電池を用いた太陽電池モジュール。
【請求項９】
請求項８に記載の太陽電池モジュールを用いて発電する太陽光発電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
実施形態は太陽電池、多接合型太陽電池、太陽電池モジュール及び太陽光発電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
高効率な太陽電池として多接合型（タンデム）太陽電池がある。タンデム太陽電池は、波長帯毎に分光感度が高いセルを用いることができるため、単接合よりも高効率化できる。またタンデム太陽電池のトップセルとして、安価な材料でかつバンドギャップが広い亜酸化銅化合物などが期待されている。
【先行技術文献】
【非特許文献】
【０００３】
【非特許文献１】Hideo Hosono et al.  PNAS., 14 (2017) 223
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
実施形態は、特性を向上させた太陽電池、多接合型太陽電池、太陽電池モジュール及び太陽光発電システムを提供する。
【課題を解決するための手段】
【０００５】
実施形態の太陽電池は、透明な第１電極と、第１電極上に亜酸化銅を主体とする光電変換層と、光電変換層上にＺｎ及びＳｉを含む金属酸化物層であるｎ型層と、ｎ型層上に透明な第２電極とを有する。
【図面の簡単な説明】
【０００６】
【図１】実施形態の太陽電池の断面概念図。
【図２】実施形態の太陽電池の分析スポットを説明する図。
【図３】実施形態の多接合太陽電池の断面概念図。
【図４】実施形態の太陽電池モジュールの概念図。
【図５】実施形態の太陽電池モジュールの断面概念図。
【図６】実施形態の太陽光発電システムの概念図。
【図７】実施形態の車両の概念図。
【発明を実施するための形態】
【０００７】
（第１実施形態）
第１実施形態は、太陽電池に関する。図１に、第１実施形態の太陽電池１００の概念図を示す。図１に示すように、本実施形態に係る太陽電池１００は、第１電極１と、第１電極１上に光電変換層２と、光電変換層２上にｎ型層３と、ｎ型層３上に第２電極４と、を備える。第１電極１と光電変換層２との間やｎ型層３と第２電極４との間には、図示しない中間層が含まれていてもよい。光は第１電極１側から入射しても第２電極４側から入射してもよい。光が太陽電池１００に入射して発電することができる。
【０００８】
（第１電極）
実施形態の第１電極１は、光電変換層２側に設けられた透明な導電層である。図１では、第１電極１は、光電変換層２と直接接している。第１電極１としては、透明導電膜、金属膜と透明導電膜と金属膜を積層したものが好ましい。透明導電膜としては、酸化インジウムスズ（Indium Tin Oxide；ＩＴＯ）、アルミニウムドープ酸化亜鉛（Al-doped Zinc Oxide；ＡＺＯ）、ボロンドープ酸化亜鉛（Boron-doped Zinc Oxide；ＢＺＯ）、ガリウムドープ酸化亜鉛（Gallium-doped Zinc Oxide；ＧＺＯ）、フッ素ドープ酸化スズ（Fluorine-doped Tin Oxide；ＦＴＯ）、アンチモンドープ酸化スズ（Antimony-doped Tin Oxide；ＡＴＯ）、チタンドープ酸化インジウム（Titanium-doped Indium Oxide；ＩＴｉＯ）、酸化インジウム酸化亜鉛（Indium Zinc Oxide；ＩＺＯ）や酸化インジウムガリウム亜鉛（Indium Gallium Zinc Oxide；ＩＧＺＯ）、タンタルドープ酸化スズ（Ta-doped Tin Oxide；ＳｎＯ２：Ｔａ）、ニオブドープ酸化スズ（Nb-doped Tin Oxide；ＳｎＯ２：Ｎｂ）、タングステンドープ酸化スズ（W-doped Tin Oxide；ＳｎＯ２：Ｗ）、モリブデンドープ酸化スズ（Mo-doped Tin Oxide；ＳｎＯ２：Ｍｏ）、フッ素ドープ酸化スズ（F-doped Tin Oxide；ＳｎＯ２：Ｆ）、水素ドープ酸化インジウム（Hydrogen-doped Indium Oxide；ＩＯＨ）など特に限定されない。透明導電膜は、複数の膜を持つ積層膜であってもよく、上記酸化物の他に酸化スズなどの膜が積層膜に含まれていてもよい。酸化スズなどの膜へのドーパントとしては、Ｉｎ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｔｉ、Ｃｕ、Ｓｂ、Ｎｂ、Ｆ、Ｔａ、Ｗ、Ｍｏ、Ｆ、Ｃｌなど特に限定されない。金属膜としては、Ｍｏ、Ａｕ、Ｃｕ、Ａｇ、Ａｌ、ＴａやＷの膜など特に限定されない。また、第１電極１は、透明導電膜上にドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属を設けた電極でもよい。このとき、ドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属は、透明導電膜と光電変換層２の間や透明導電膜の光電変換層２とは反対側に配置される。ドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属は、透明導電膜に対して開口率が５０％以上であることが好ましい。ドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属は、Ｍｏ、Ａｕ、Ｃｕ、Ａｇ、Ａｌ、ＴａやＷなど特に限定されない。第１電極１に金属膜を用いる場合、透過性の観点から５ｎｍ以下程度の膜厚とすることが好ましい。ライン状やメッシュ状の金属膜を用いる場合、透過性は開口部で確保されるため、金属膜の膜厚に関してはこの限りではない。
【０００９】
（光電変換層）
実施形態の光電変換層２は、第１電極１とｎ型層３の間に配置された半導体層である。光電変換層２としては、化合物半導体層が好ましい。光電変換層２としては、亜酸化銅を主体（９０ｗｔ％以上）とする半導体層が挙げられる。光電変換層２は、より具体的には、ｐ型の化合物半導体層である。光電変換層２が厚くなると透過率が低下し、また、スパッタでの成膜を考慮すると１０μｍ以下が実用的であり、化合物半導体層としては、亜酸化銅を主体とする半導体層が好ましい。光電変換層２の厚さは、８００ｎｍ以上１０μｍ以下であることが好ましい。化合物半導体層としては、亜酸化銅等を主体とする半導体層には、添加物を含んでもよい。光電変換層２は全体としては、ｐ型（ｐ＋型を含む）である。光電変換層２のｎ型層３側には、一部ｎ型の領域が含まれてもよい。
【００１０】
光電変換層２はスパッタリングによって作製する。スパッタ中の雰囲気は、Ａｒなどの不活性ガスと酸素ガスとの混合ガス雰囲気とすることが好ましい。太陽電池１００を保持する基板の種類にもよるが、基板温度を１００℃以上６００℃以下に加熱して、Ｃｕを含むターゲットを用いてスパッタする。例えば、スパッタリングの温度や酸素分圧を調整することによって大粒径な亜酸化銅薄膜を第１電極１上に成膜することができる。太陽電池１００を作製するために用いる基板（第１電極１を保持する基板）としては、アクリル、ポリイミド、ポリカーボネート、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、ポリプロピレン（ＰＰ）、フッ素系樹脂（ポリテトラフルオロエチレン（ＰＴＦＥ）、パーフルオロエチレンプロペンコポリマー（ＦＥＰ）、エチレンテトラフルオロエチレンコポリマー（ＥＴＦＥ）、ポリクロロトリフルオロエチレン（ＰＣＴＦＥ）、パーフルオロアルコキシアルカン（ＰＦＡ）など）、ポリアリレート、ポリサルフォン、ポリエーテルサルフォンやポリエーテルイミドなどの有機系の基板やソーダライムガラス、白板ガラス、化学強化ガラスや石英などの無機系の基板を用いることができる。
【００１１】
光電変換層２の９５％以上は亜酸化銅で構成されていることが好ましい。光電変換層２の９８％以上が亜酸化銅で構成されていることがより好ましい。つまり、光電変換層２は、ＣｕＯやＣｕ等の異相をほとんど（実質的に）含まないことが好ましい。光電変換層２には、ＣｕＯやＣｕなどの異相が含まれず、実質的にＣｕ２Ｏ単相の薄膜であると、非常に高い透光性となるため好ましい。光電変換層２が実質的にＣｕ２Ｏの単相であることは、フォトルミネッセンス法（Photo Luminescence；ＰＬ法）により測定することで確認できる。
【００１２】
（ｎ型層）
ｎ型層３は、光電変換層２と第２電極４の間に配置されたｎ型の半導体層である。ｎ型層３の光電変換層２を向く面は、光電変換層２のｎ型層３を向く面と直接的に接していることが好ましい。ｎ型層３はアモルファスの薄膜であることが好ましい。ｎ型層３は、Ｚｎ及びＳｉを含む金属酸化物層が好ましい。金属酸化物層（ｎ型層３）は、ＺｎｘＳｉｙＭｚＯｗで表される化合物で構成された層であることが好ましく、ｘ及びｙは、０．９０≦ｘ＋ｙ≦１．００を満たし、ｚは、０．００≦ｚ≦０．３０を満たし、ｗは、０．９０≦ｗ≦１．１０を満たし、Ｍは、Ｂ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ及びＧｅからなる群から選ばれる１種以上の元素であることが好ましい。金属酸化物層は、不可避的な不純物を除き実質的にＺｎｘＳｉｙＭｚＯｗであることが好ましい。ｘ、ｙ、ｚ、ｗがこれらの範囲にあることで良好なｎ型層が形成され、更にＣｕ２Ｏ膜とｎ型層の伝導帯の位置を好ましい範囲に収めることができる。
【００１３】
亜酸化銅を主体とする光電変換層２上に設けるｎ型層３としては、典型的には、ＺｎとＧｅの酸化物であるＺｎＧｅＯが用いられている。Ｇｅが高濃度含まれるＺｎＧｅＯ、例えば、Ｚｎ含有率よりもＧｅ含有率が高いＺｎＧｅＯ、より具体的には０．６≦（Ｇｅ[atom%]）／（Ｚｎ[atom%]＋Ｇｅ[atom%]）≦０．７程度のＧｅが含まれるＺｎＧｅＯは、亜酸化銅との伝導帯下端（Conduction Band Minimum：ＣＢＭ）差が少なく、高いフィルファクター（Fill Factor：ＦＦ）と高いＶｏｃが期待される。しかし、亜酸化銅を主体とする光電変換層２上にＺｎＧｅＯを成膜した太陽電池は、Ｖｏｃ及びＦＦが理論値と比べると低いため、高品質な光電変換層２を用いても変換効率の向上が期待した程度ではない。
【００１４】
亜酸化銅を主体とする光電変換層２上に設けるｎ型層３としてＺｎ及びＳｉを含む金属酸化物層を用いることで、ＦＦ及びＶｏｃが向上し高い変換効率の太陽電池１００が得られる。ｎ型層３に含まれるＺｎの割合はＳｉの割合よりも多いことが好ましい。Ｓｉの含有率であるｙは、０．１０≦ｙ≦０．５０を満たすことが好ましい。Ｓｉの含有率が０．１０未満であると変換効率の増大幅が小さいため、つまりＣｕ２Ｏ層２とｎ型層３の間の伝導帯の差（Ｃｏｎｄｕｃｔｉｏｎ  Ｂａｎｄ  Ｏｆｆｓｅｔ）が大きいため好ましくない。また、Ｓｉの含有率が０．５より大きいとＺｎ以上にＳｉがＣｕ２Ｏ側に拡散してしまい、ｎ型層３とのｐｎ接合に影響を与えやすくなることが考えられる。加えて、ｙが０．５０より大きいことで、ｎ型層３の電気伝導性が失われやすくなり、絶縁体化してしまうため好ましくない。
【００１５】
光電変換層２には、ＺｎとＳｉが微量含まれる。光電変換層２に含まれるＺｎの濃度は、光電変換層２に含まれるＳｉの濃度よりも高いことが好ましい。これはＣｕ２Ｏのｎ型層側の領域とｎ型層３とのｐｎ接合を良好にすることができるためである。光電変換層２に含まれるＺｎの濃度は、Ｓｉの濃度よりも３倍以上高いことがより好ましい。Ｚｎの濃度がＳｉの濃度よりも高い方が、ＦＦ及びＶｏｃが高くなるため上記関係を満たすことができるため、より好ましい。
【００１６】
光電変換層２において、Ｚｎは光電変換層２の深部（第１電極１側）にＳｉよりも多く存在していることが好ましい。光電変換層２のｎ型層３側の表面から第１電極１方向に向かって、例えば、６ｎｍまでの深さの領域において、光電変換層２のｎ型層３との界面側に微量のＺｎとＳｉが存在していることで、光電変換層２の性質がｎ型層３との良好なｐｎ接合になるように寄与している可能性がある。これらのＺｎとＳｉは、ｎ型層３から拡散したものでもよいし、光電変換層２の成膜中に意図的に微量添加されたものでもよい。より具体的には、光電変換層２とｎ型層３の界面（起点）から第１電極１方向に３ｎｍの深さ（終点）までの領域の平均Ｚｎ濃度を第１Ｚｎ濃度とし、光電変換層２とｎ型層３の界面から第１電極１方向に３ｎｍの深さ（起点）から第１電極１方向にさらに３ｎｍ深いところ（終点）までの領域の平均Ｚｎ濃度を第２Ｚｎ濃度とし、光電変換層２とｎ型層３の界面（起点）から第１電極１方向に３ｎｍの深さ（終点）までの領域の平均Ｓｉ濃度を第１Ｓｉ濃度とし、光電変換層２とｎ型層３の界面から第１電極１方向に３ｎｍの深さ（起点）から第１電極１方向にさらに３ｎｍ深いところ（終点）までの領域の平均Ｓｉ濃度を第２Ｓｉ濃度とする。このとき、［第１Ｚｎ濃度］＞［第１Ｓｉ濃度］、［第２Ｚｎ濃度］＞［第２Ｓｉ濃度］、［第１Ｚｎ濃度］＞［第２Ｚｎ濃度］及び［第１Ｓｉ濃度］＞［第２Ｓｉ濃度］を満たす。そして、３（［第１Ｚｎ濃度］／［第１Ｓｉ濃度］）≦（［第２Ｚｎ濃度］／［第２Ｓｉ濃度］）を満たすことがより好ましい。界面側と深部側を比較すると、界面側のＳｉ濃度に対するＺｎ濃度の比率よりも深部側のＳｉ濃度に対するＺｎ濃度の比率が３倍以上である（大きい）ことを表している。Ｚｎの方がＳｉよりも光電変換層２のより深部にまで拡散していることでｐｎ界面での再結合を抑制できるという利点がある。３（［第１Ｚｎ濃度］／［第１Ｓｉ濃度］）≦（［第２Ｚｎ濃度］／［第２Ｓｉ濃度］）のほうがよりｐｎ界面での再結合を抑制できるため、より好ましい。
【００１７】
上記の濃度は、エネルギー分散型Ｘ線分光法（Energy Dispersive X-ray Spectroscopy；ＥＤＸ）で図１の模式図の方向の断面を切り出して、ｎ型層３側から光電変換層２に向かって走査して求める。光電変換層２とｎ型層３の境界（界面）もＥＤＸから求まる。光電変換層２とｎ型層３の境界は、次のようにして求める。ＥＤＸでＣｕ濃度とＺｎ濃度を測定し、ｎ型層３側からＣｕ濃度がＺｎ濃度以上になった最も第２電極４側の位置を境界とする。測定位置は、図２の分析スポットを説明する図に示すように太陽電池１００を第２電極４側から見た表面の９スポットＡ１〜Ａ９を定める。各スポットは、正方形状で少なくとも５ｍｍ２の領域を有する。そして、図２に示すように、長さＤ１と幅Ｄ２（Ｄ１≧Ｄ２）とした場合、太陽電池１００の幅方向に対向する２辺からそれぞれ内側にＤ３（＝Ｄ１／１０）の距離のところに仮想線を引き、太陽電池１００の長さ方向に対向する２辺からそれぞれ内側にＤ４（＝Ｄ２／１０）の距離のところに仮想線を引き、さらに、太陽電池１００の中心を通る幅方向に平行な仮想線を引き、太陽電池１００の中心を通る長さ方向に平行な仮想線を引き、仮想線の交点９点を中心とする領域を観察スポットＡ１〜Ａ９とする。ＳＥＭやＴＥＭによる観察断面は、図２の面に対して垂直方向である。なお、太陽電池１００を第２電極４側からみた形状が矩形ではない場合は、内接する矩形を基準に分析スポットを定めることが好ましい。濃度は、９点の分析スポットにおける値の最大値と最小値を除く７点の分析結果の平均値とする。
【００１８】
ｎ型層３の膜厚は、典型的には、３ｎｍ以上１００ｎｍ以下である。ｎ型層３の厚さが３ｎｍ未満であるとｎ型層３のカバレッジが悪い場合にリーク電流が発生し、特性を低下させてしまう場合がある。カバレッジが良い場合は上記膜厚に限定されない。ｎ型層３の厚さが５０ｎｍを超えるとｎ型層３の過度の高抵抗化による特性低下や、透過率低下による短絡電流低下が起こる場合がある。従って、ｎ型層３の厚さは３ｎｍ以上２０ｎｍ以下がより好ましく、５ｎｍ以上２０ｎｍ以下がさらにより好ましい。
このように、ｎ型層は薄いため、元素置換を行っても光学的な影響は小さいため、トップセルの透過率は主に光電変換層の膜質、例えばＣｕ２Ｏ膜質に依存し、良好なＣｕ２Ｏ層にｎ型層を適用することで高い透過率を維持し、ボトムセルの発電量を向上させることができる。その結果、トップセル効率とボトムセル効率を併せたタンデム効率として増大することが確認できる。
【００１９】
ｎ型層３は、例えば、原子層堆積法（Atomic Layer Deposition；ＡＬＤ）やスパッタ法などで成膜することができる。
【００２０】
光電変換層２の伝導帯下端（Conduction Band Minimum：ＣＢＭ）の位置（Ｅｃｐ（ｅＶ））とｎ型層３の伝導帯下の位置（Ｅｃｎ（ｅＶ））の差である伝導帯オフセット（ΔＥ＝Ｅｃｐ−Ｅｃｎ）は、−０．２ｅＶ以上０．６ｅＶ以下（−０．２ｅＶ≦ΔＥ≦＋０．６ｅＶ）であることが好ましい。伝導帯オフセットが０より大きいとｐｎ接合界面の伝導帯が不連続となりスパイクが生じる。伝導帯オフセットが０より小さいとｐｎ接合界面の伝導帯が不連続となりクリフが生じる。スパイク及びクリフはどちらも光生成電子の障壁となるため小さい方が好ましい。従って、伝導帯オフセットは、０．０ｅＶ以上０．４ｅＶ以下（０．０ｅＶ≦ΔＥ≦＋０．４ｅＶ）であることがより好ましい。ただし、ギャップ内準位を利用して伝導する場合はこの限りではない。ＣＢＭの位置は、以下の手法を用いて見積もることができる。電子占有準位の評価法である光電子分光により価電子帯上端（Valence Band Maximum：ＶＢＭ）を実測し、続いて測定対象の材料のバンドギャップを仮定してＣＢＭを算出する。しかしながら、実際のｐｎ接合界面では、相互拡散や陽イオンの空孔発生など理想的な界面を維持していないため、バンドギャップが変化する可能性が高い。このため、ＣＢＭも直接的に光電子放出の逆過程を利用する逆光電子分光により評価することが好ましい。具体的には、太陽電池表面を低エネルギーイオンエッチングと正・逆光電子分光測定の繰り返しにより、ｐｎ接合界面の電子状態を評価できる。ｎ型層３のＺｎとＳｉの比率は、ＣＢＭの差を考慮して、上記好適な範囲内で適宜選択することができる。
【００２１】
第２電極４は、第１電極１で挙げた電極と同様の透明電極を用いることが好ましい。第２電極４としては他にも金属ワイヤーを含む取出電極が設けられた多層グラフェン等の他の透明電極を採用することもできる。必要に応じて第２電極４の上に金属の補助電極を堆積させてもよい。
【００２２】
（反射防止膜）
実施形態の反射防止膜は、光電変換層２へ光を導入しやすくするための膜であって、第１電極１上又は第２電極４上の光電変換層２側とは反対側に形成されていることが好ましい。反射防止膜としては、例えば、ＭｇＦ２やＳｉＯ２を用いることが望ましい。なお、実施形態において、反射防止膜を省くことができる。各層の屈折率に応じて膜厚を調整する必要があるが、７０〜１３０ｎｍ（好ましくは、８０〜１２０ｎｍ）程度の厚さの薄膜を蒸着することが好ましい。
【００２３】
（第２実施形態）
第２実施形態は、多接合型太陽電池に関する。図３に第２実施形態の多接合型太陽電池２００の断面概念図を示す。図３の多接合型太陽電池２００は、光入射側に第１実施形態の太陽電池（第１太陽電池）１００と、第２太陽電池２０１を有する。第２太陽電池２０１の光電変換層のバンドギャップは、第１実施形態の太陽電池１００の光電変換層２よりも小さいバンドギャップを有する。なお、実施形態の多接合型太陽電池は、３以上の太陽電池を接合させた太陽電池も含まれる。
【００２４】
第１実施形態の太陽電池１００の光電変換層２のバンドギャップが約２．０ｅＶであるため、第２太陽電池２０１の光電変換層のバンドギャップは、１．０ｅＶ以上１．４ｅＶ以下であることが好ましい。第２太陽電池２０１の光電変換層としては、Ｉｎの含有比率が高いＣＩＧＳ系、ＣＩＴ系及びＣｄＴｅ系、酸化銅系のうちのいずれか１種以上の化合物半導体層又は結晶シリコンであることが好ましい。
【００２５】
第１実施形態に係る太陽電池１００を第１太陽電池とすることで、第１太陽電池での意図しない波長域の光を吸収してしまうことによりボトムセル（第２太陽電池）の変換効率を低下させることを防ぐことができるので、効率の良い多接合型太陽電池とすることができる。
【００２６】
（第３実施形態）
第３実施形態は、太陽電池モジュールに関する。図４に第３実施形態の太陽電池モジュール３００の斜視概念図を示す。図４の太陽電池モジュール３００は、第１太陽電池モジュール３０１と第２太陽電池モジュール３０２を積層した太陽電池モジュールである。第１太陽電池モジュール３０１は、光入射側であり、第１実施形態の太陽電池１００を用いている。第２太陽電池モジュール３０２には、第２太陽電池２０１を用いることが好ましい。
【００２７】
図５に太陽電池モジュール３００の断面概念図を示す。図５では、第１太陽電池モジュール３０１の構造を詳細に示し、第２太陽電池モジュール３０２の構造は示していない。第２太陽電池モジュール３０２では、用いる太陽電池の光電変換層などに応じて適宜、太陽電池モジュールの構造を選択する。図５の太陽電池モジュールは、複数の太陽電池１００（太陽電池セル）が横方向に並んで電気的に直列に接続した破線で囲われたサブモジュール３０３が複数含まれ、複数のサブモジュール３０３が電気的に並列もしくは直列に接続している。
【００２８】
太陽電池１００は、スクライブされていて、隣り合う太陽電池１００は、上部側の第２電極４と下部側の第１電極１が接続している。第３実施形態の太陽電池１００も第１実施形態の太陽電池１００と同様に、基板１０、第１電極１、光電変換層２、ｎ型層３と第２電極４を有する。
【００２９】
モジュール毎に出力電圧が異なると電圧の低い部分に電流が逆流したり、余計な熱を発生させたりすることがあるためモジュールの出力低下につながる。
【００３０】
また、本願の太陽電池を用いると各波長帯に適した太陽電池を用いることができるため、トップセルやボトムセルの太陽電池を単体で用いたときと比較して効率良く発電できるようになり、モジュールの全体の出力が増大するため望ましい。
【００３１】
モジュール全体の変換効率が高いと、照射された光エネルギーのうち、熱になるエネルギー割合を低くすることができる。そのためモジュール全体の温度が上昇による効率の低下を抑制することができる。
【００３２】
（第４実施形態）
第４実施形態は太陽光発電システムに関する。第３実施形態の太陽電池モジュール３００は、第４実施形態の太陽光発電システムにおいて、発電を行う発電機として用いることができる。実施形態の太陽光発電システムは、太陽電池モジュールを用いて発電を行うものであって、具体的には、発電を行う太陽電池モジュールと、発電した電気を電力変換する手段と、発電した電気をためる蓄電手段又は発電した電気を消費する負荷とを有する。図６に実施形態の太陽光発電システム４００の構成概念図を示す。図６の太陽光発電システムは、太陽電池モジュール４０１（３００）と、電力変換装置４０２と、蓄電池４０３と、負荷４０４とを有する。蓄電池４０３と負荷４０４は、どちらか一方を省略しても良い。負荷４０４は、蓄電池４０３に蓄えられた電気エネルギーを利用することもできる構成にしてもよい。電力変換装置４０２は、変圧や直流交流変換などの電力変換を行う回路又は素子を含む装置である。電力変換装置４０２の構成は、発電電圧、蓄電池４０３や負荷４０４の構成に応じて好適な構成を採用すればよい。
【００３３】
太陽電池モジュール３００に含まれる受光したサブモジュール３０１に含まれる太陽電池セルが発電し、その電気エネルギーは、コンバーター４０２で変換され、蓄電池４０３で蓄えられるか、負荷４０４で消費される。太陽電池モジュール４０１には、太陽電池モジュール４０１を常に太陽に向けるための太陽光追尾駆動装置を設けたり、太陽光を集光する集光体を設けたり、発電効率を向上させるための装置等を付加することが好ましい。
【００３４】
太陽光発電システム４００は、住居、商業施設や工場などの不動産に用いられたり、車両、航空機や電子機器などの動産に用いられたりすることが好ましい。実施形態の変換効率に優れた太陽電池を太陽電池モジュール４０１に用いることで、発電量の増加が期待される。
【００３５】
太陽光発電システム４００の利用例として車両を示す。図７に車両５００の構成概念図を示す。図７の車両５００は、車体５０１、太陽電池モジュール５０２、電力変換装置５０３、蓄電池５０４、モーター５０５とタイヤ（ホイール）５０６を有する。車体５０１の上部に設けられた太陽電池モジュール５０１で発電した電力は、電力変換装置５０３変換されて、蓄電池５０４にて充電されるか、モーター５０５等の負荷で電力が消費される。太陽電池モジュール５０１又は蓄電池５０４から供給される電力を用いてモーター５０５によってタイヤ（ホイール）５０６を回転させることにより車両５００を動かすことができる。太陽電池モジュール５０１としては、多接合型ではなく、第１実施形態の太陽電池１００を備えた第１太陽電池モジュールだけで構成されていてもよい。透過性のある太陽電池モジュール５０１を採用する場合は、車体５０１の上部に加え、車体５０１の側面に発電する窓として太陽電池モジュール５０１を使用することも好ましい。
【００３６】
以下、実施例に基づき本発明をより具体的に説明するが、本発明は以下の実施例に限定されるものではない。
【００３７】
（実施例１）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．９Ｓｉ０．１Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。
【００３８】
ＡＭ１．５Ｇの光源を模擬したソーラーシミュレータを用い、その光源下で基準となるＳｉセルを用いて１ｓｕｎになるように光量を調節する。気温は２５℃とする。電圧をスイープし、電流密度（電流をセル面積で割ったもの）を測定する。横軸を電圧、縦軸を電流密度とした際に、横軸と交わる点が開放電圧Ｖｏｃとなり、縦軸と交わる点が短絡電流密度Ｊｓｃとなる。測定曲線上において、電圧と電流密度を掛け合わせ、最大になる点をそれぞれＶｍｐｐ、Ｊｍｐｐ（マキシマムパワーポイント）とすると、ＦＦ＝（Ｖｍｐｐ＊Ｊｍｐｐ）／（Ｖｏｃ＊Ｊｓｃ）
効率Ｅｆｆ．＝Ｖｏｃ＊Ｊｓｃ＊ＦＦで求まる。
【００３９】
（実施例２）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．７Ｓｉ０．３Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００４０】
（実施例３）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．５９Ｓｉ０．４１Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００４１】
（実施例４）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．７Ｓｉ０．２５Ｂ０．０５Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００４２】
（実施例５）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．７Ｓｉ０．２５Ａｌ０．０５Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００４３】
（実施例６）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．７Ｓｉ０．２５Ｇａ０．０５Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００４４】
（実施例７）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．７Ｓｉ０．２０Ｉｎ０．１０Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００４５】
（実施例８）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。亜酸化銅化合物の成膜の後半にＺｎとＳｉも一緒にスパッタする。その後、原子堆層積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．６Ｓｉ０．４Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。
【００４６】
（実施例９）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．９５Ｓｉ０．０５Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００４７】
（実施例１０）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．５Ｓｉ０．５Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００４８】
（実施例１１）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．５Ｇｅ０．３Ｓｉ０．２Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００４９】
（実施例１２）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．７Ｓｉ０．１Ａｌ０．２Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００５０】
（比較例１）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．９５Ｇｅ０．０５Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００５１】
（比較例２）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．５Ｇｅ０．５Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００５２】
（比較例３）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．５Ｇｅ０．３Ｂ０．２Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００５３】
（比較例４）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．３Ｇｅ０．７Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００５４】
（比較例５）
白板ガラス基板上に、裏面側の第１電極としてＩＴＯ透明導電膜、その上にＳｂドープしたＳｎＯ２透明導電膜を堆積する。透明な第１電極上に酸素とアルゴンガスの混合ガス雰囲気中でスパッタリング法により基板を４５０℃で加熱して亜酸化銅化合物を成膜する。その後、原子層堆積法によりｐ−亜酸化銅層上にｎ型のＺｎ０．７Ｇｅ０．２０Ｉｎ０．１０Ｏを堆積する。その後表面側の第２電極としてＡＺＯ透明導電膜を堆積する。その上に金属の補助電極を堆積させる。更に反射防止膜としてＭｇＦ２を堆積して太陽電池を得る。実施例１と同様に、変換効率、Ｖｏｃ及びＦＦを求める。
【００５５】
表１に実施例及び比較例のＶｏｃ、ＦＦ及び変換効率をまとめて示す。Ｖｏｃは、比較例１のＶｏｃに対して＋０．１Ｖ以上である場合をＡと評価し、比較例１のＶｏｃに対して＋０Ｖ以上＋０．１Ｖ未満である場合をＢと評価し、比較例１のＶｏｃに対して＋０Ｖ未満である場合をＣと評価する。ＦＦは、比較例１のＦＦに対して、１．０３倍以上である場合をＡと評価し、比較例１のＦＦに対して１．００倍以上１．０３倍未満である場合をＢと評価して、比較例１のＦＦに対して１．００倍未満である場合をＣと評価する。変換効率は、比較例１の変換効率に対して１．１倍以上である場合をＡと評価し、比較例１の変換効率に対して１．０倍以上１．１倍未満である場合をＢと評価して、比較例１の変換効率に対して１．０倍未満である場合をＣと評価する。
【００５６】
【表１】
2020202360.tif 000003
【００５７】
実施例１−１１及び比較例１−５より、Ｓｉの比率が少なすぎると、伝導帯位置の差が大きく、Ｖｏｃが低くなり、Ｓｉの比率が多すぎると、ｎ型層の電気伝導性が失われやすくなり、ＦＦが下がることがわかる。このことから、適切なＳｉ比率のｎ型層を適用することで、高いＶｏｃとＦＦを得ることができることがわかる。実施例５，６，１２より、Ａｌ、ＧａはＶｏｃを高くする効果がある一方で多量に導入するとＦＦが下がる傾向があるため、適量導入することが望ましい。実施例７よりＩｎはＡｌ、Ｇａほどではないが、Ｖｏｃを高くする効果が見える。実施例１１よりＧｅは少量ではＶｏｃの増大幅が小さいものの、一定量を超えるとＶｏｃが大きくなる傾向が見える。実施例１０−１２は比較例と比較して、伝導帯オフセットの差が減少したため、Ｖｏｃの増大幅がさらに大きくなった。そのため、比較例よりも効率が改善していることがわかる。
明細書中、一部の元素は、元素記号のみで表している。
【００５８】
以上、本発明の実施形態を説明したが、本発明は上記実施形態そのままに限定解釈されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより種々の発明を形成することができる。例えば、変形例の様に異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせても良い。
【符号の説明】
【００５９】
１００…太陽電池（第１太陽電池、トップセル）、１…第１電極、２…光電変換層、３…ｎ型層、４…第２電極、２００…多接合型太陽電池、２０１…第２太陽電池（ボトムセル）、３００…太陽電池モジュール、３０１第１太陽電池モジュール、３０２…第２太陽電池モジュール、１０…基板、３０３…サブモジュール、４００…太陽光発電システム、４０１…太陽電池モジュール、４０２…電力変換装置、４０３…蓄電池、４０４…負荷、５００…車両、５０１…車体、５０２…太陽電池モジュール、５０３…電力変換装置、５０４…蓄電池、５０５…モーター、５０６…タイヤ（ホイール）
【図１】
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【図２】
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【図３】
2020202360.tif 000006
【図４】
2020202360.tif 000007
【図５】
2020202360.tif 000008
【図６】
2020202360.tif 000009
【図７】
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