(57)【要約】【課題】  実施形態は、変換効率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】  実施形態の太陽電池は、高抵抗な酸化物層と、ライン状の導電性部材又はメッシュ状の導電性部材を有する第１電極と、第２電極と、高抵抗な酸化物層と第２の電極の間に光吸収層３を有し、第１電極は、高抵抗な酸化物層と光吸収層３の間に存在する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
高抵抗な酸化物層と、
ライン状の導電性部材又はメッシュ状の導電性部材を有する第１電極と、
第２電極と、
前記高抵抗な酸化物層と前記第２の電極の間に光吸収層３を有し、
前記第１電極は、前記高抵抗な酸化物層と前記光吸収層３の間に存在する太陽電池。
【請求項２】
前記ライン状又はメッシュ状の導電性部材は、前記光吸収層と接している請求項１に記載の太陽電池。
【請求項３】
前記高抵抗な酸化物層は、Ｓｂ及びＦの総ドープ濃度が０．０ａｔ％以上２．８ａｔ％以下である請求項１又は２に記載の太陽電池。
【請求項４】
前記第１電極の前記高抵抗な酸化物層に対する開口率は、５０％以上９９％以下である請求項１ないし３のいずれか１項に記載の太陽電池。
【請求項５】
前記ライン状の導電性部材又はメッシュ状の導電性部材は、金属、合金、導電性酸化物と導電性窒化物のうちのいずれか１種以上を含む請求項１ないし４のいずれか１項に記載の太陽電池。
【請求項６】
前記ライン状又はメッシュ状の導電性部材の間には、第１絶縁膜が存在する請求項１ないし５のいずれか１項に記載の太陽電池。
【請求項７】
前記ライン状又はメッシュ状の導電性部材と前記酸化物層の間には、第２絶縁膜が存在する請求項１ないし６のいずれか１項に記載の太陽電池。
【請求項８】
請求項１ないし７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９】
請求項１ないし７のいずれか１項に記載の太陽電池または請求項８に記載の多接合型太陽電池を用いた太陽電池モジュール。
【請求項１０】
請求項９に記載の太陽電池モジュールを用いた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。波長帯毎に効率の良いセルを用いることができるため、単接合よりも高効率が期待される。ＣＩＧＳを始めとしたカルコパイライト太陽電池は効率が高いことが知られており、ワイドギャップ化をすることによりトップセル候補となりうる。しかしながら、トップセルとして用いる場合、バンドギャップ以下の光を透過させる必要がある。透明電極を用いると、透明電極と光吸収層の界面酸化によりコンタクトが悪化し、効率が高くなりにくい。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特表２００９−５０２０２７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
実施形態は、変換効率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、高抵抗な酸化物層と、ライン状の導電性部材又はメッシュ状の導電性部材を有する第１電極と、第２電極と、高抵抗な酸化物層と第２の電極の間に光吸収層３を有し、第１電極は、高抵抗な酸化物層と光吸収層３の間に存在する。
【図面の簡単な説明】
【０００６】
【図１】実施形態にかかわる太陽電池の断面概念図。
【図２】実施形態にかかわる太陽電池のイメージ図。
【図３】実施形態にかかわる太陽電池の斜視概念図。
【図４】実施形態にかかわる太陽電池の斜視概念図。
【図５】実施形態にかかわるライン間隔、ライン幅と開口率の関係を示したグラフ。
【図６】実施形態にかかわるメッシュ間隔、メッシュ幅と開口率の関係を示したグラフ。
【図７】実施形態にかかわる太陽電池の断面概念図。
【図８】実施形態にかかわる太陽電池の断面概念図。
【図９】実施形態にかかわる多接合太陽電池の断面概念図。
【図１０】実施形態にかかわる太陽電池モジュールの概念図。
【図１１】実施形態にかかわる太陽電池モジュールの平面概念図（ａ）と断面概念図（ｂ）。
【図１２】実施形態にかかわる太陽電池モジュールの平面概念図（ａ）と断面概念図（ｂ）。
【図１３】実施形態にかかわる太陽光発電システムの概念図。
【発明を実施するための形態】
【０００７】
以下、図面を参照しながら、本発明の好適な一実施形態について詳細に説明する。
（第１実施形態）
図１に示すように、本実施形態に係る太陽電池１００は、基板１と、基板１上に酸化物層２と、を備える。酸化物層２と第２電極６の間に、光吸収層３とｎ型層５が存在する。また、酸化物層２とｎ型層５の間に、光吸収層３が存在する。そして、酸化物層２と光吸収層３の間に、第１電極４としてラインもしくはメッシュ領域を有する。図１は、第２方向と第３方向の断面図である。第１方向は、断面の奥行方向である。第１方向と第２方向は交差する。第３方向は、積層方向であり、第１方向及び第２方向と直行する。
【０００８】
（基板）
実施形態の基板１としては、ソーダライムガラスを用いることが望ましく、石英、白板ガラス、化学強化ガラスなどガラス全般、ステンレス、Ｔｉ（チタン）又はＣｒ（クロム）等の金属板あるいはポリイミド、アクリル等の樹脂を用いることもできる。
【０００９】
（酸化物層）
実施形態の酸化物層２は、透明電極と比較して太陽電池１００において基板１への透過率を増加させる。従来、多接合型太陽電池の光入射側の太陽電池では、基板１と光吸収層３の間には、透明電極が設けられる。透明電極は、キャリア密度が高いため波長が９００ｎｍ以上の赤外光を反射しやすい性質がある。多接合型太陽電池の光入射側の太陽電池に赤外光を反射しやすい性質の透明電極を設けると、光入射側の太陽電池を透過する赤外光が減少し、光入射側よりも下層の太陽電池における発電量が低下してしまう。良好なコンタクトと光の透過を実現するために、ライン状もしくはメッシュ状に配置した電極を、高抵抗な酸化物層２上の酸化物層２と光吸収層３の間に配置することが好ましい。高抵抗であるＳｎＯ２は低抵抗な透明電極〔ＡＴＯ（Antimony Tin Oxide），ＩＴＯ（Indium Tin Oxide）〕と比較して、赤外光を含めた光の透過率（波長７００−１１５０ｎｍの透過光の平均値）を向上させることができる。
【００１０】
酸化物層２は、例えば、基板１上に形成された高抵抗な（導電性の小さい）透明の金属酸化物層である。酸化物層２は、基板１と光吸収層３の間に存在する。酸化物層２としては、ＳｎＯ２層を少なくとも含む単層の金属酸化層又は多層の金属酸化層を用いることができる。多層の金属酸化層は、ＳｎＯ２層の他に、ＩｎＯ２、ＴｉＯ２とＺｎＯなどからなる群のうちのいずれか１種以上の酸化物を含む層をさらに含んでもよい。
【００１１】
酸化物層２は、高抵抗であるため電極としては機能せず、ライン領域又はメッシュ領域を有する第１電極４が太陽電池の一方の電極として機能する。ＳｎＯ２：Ｓｂ（ＡＴＯ：Antimony Tin Oxide）、ＳｎＯ２：Ｆ（ＦＴＯ：Fluorine-doped tin oxide）などの透明電極に用いられる酸化物層のキャリア濃度は、３．０ａｔ％以上であるため、ＡＴＯやＦＴＯと称される導電性の酸化物層と実施形態の酸化物層２とはキャリア濃度が異なる。絶縁性の透明な層として高抵抗性かつ赤外光の高い透過性を得るためには、キャリアとなるドーパントであるＳｂとＦは含まれていない又は低濃度であることが好ましい。赤外線透過性の観点から、酸化物層２中のＳｂとＦの総ドープ量は０．０ａｔ％以上２．８ａｔ％以下であることが好ましく、さらには０．０ａｔ％以上２．５ａｔ％以下が好ましく、さらには０．０ａｔ％以上２．０ａｔ％以下が好ましい。赤外線透過性の観点から酸化物層２に含まれるいずれの金属酸化物層中のＳｂとＦの総ドープ量は０．０ａｔ％以上２．８ａｔ％以下であることが好ましい。実施形態の酸化物層２のＳｂとＦの総ドープ量は、透明電極として機能する低抵抗な酸化物層よりも少ない。酸化物層２中のＳｎ，Ｉｎ，Ｔｉ，Ｚｎ，Ｓｂ，ＦとＯ以外の元素が不純物として含まれる場合がある。これらの不純物は、赤外線透過率を低下させ、又は、酸化物を低抵抗にするものも含まれるため、第１電極４を用いた実施形態の太陽電池には、できるだけ含まれないことが好ましい。酸化物層２中に含まれる不純物の総濃度は１．０ａｔ％以下であることが好ましく、０．５ａｔ％以下であることがより好ましい。ＳｎＯ２は、透明電極（ＡＴＯ，ＦＴＯ，ＩＴＯ）と比較して、赤外光の透過率を向上させることができる。例えば、ＩＴＯ（Ｉｎｄｉｕｍ−Ｔｉｎ Ｏｘｉｄｅ）やキャリアドープされたＺｎＯ：Ｇａ、ＺｎＯ：Ａｌなどの透明電極として機能する酸化物層は、低抵抗であるか、赤外線透過性の低さのいずれかの理由で、実施形態の酸化物層２には含まれない。
【００１２】
ＳｂとＦのドープ量の評価は、二次イオン質量分析（Secondary Ion Mass Spectrometry：ＳＩＭＳ）により行われる。光吸収層３の第１電極４を向く面を図２のイメージ図のように格子状に１２領域（横２、縦６）に等分割し、各領域の中央部をＳＩＭＳ分析した平均値でドープ量を評価する。領域は、長辺方向に６分割、短辺側に２分割する。形状が正方形である場合は、どちらを６分割してもよい。分析する領域は、酸化物層２を含む面である。Ｓｂ及びＦのドープ量は、酸化物層２中のＳｂとＦの濃度を標準試料を用いて作成した検量線から求められる。なお、各層の厚さや第１電極４の厚さ、間隔、高さは、太陽電池１００の断面を走査型電子顕微鏡（Scanning Electron Microscope：ＳＥＭ）で観察して求めればよい。また、各層の組成は、エネルギー分散型Ｘ線分析装置付き走査型電子顕微鏡（Scanning Electron Microscope Energy Dispersed X-ray spectrometry：ＳＥＭ−ＥＤＸ）で断面観察及び元素分析をして求めればよい。
【００１３】
酸化物層２はＳｎＯ２層を含むことが好ましい。基板１と酸化物層２のＳｎＯ２層の間には、ＩｎＯ２、ＴｉＯ２、ＺｎＯなどの酸化物を含む層が酸化物層２の一部として存在し、積層してもよい。光吸収層３と酸化物層２のＳｎＯ２層の間には、ＩｎＯ２、ＳｎＯ２とＴｉＯ２の一方又は両方の酸化物を含む層が酸化物層２の一部として存在し、積層してもよい。酸化物層２が積層構造である場合、酸化物層２は、例えば、基板１側から光吸収層３側にＩｎＯ２とＳｎＯ２を積層したものや、ＩｎＯ２、ＳｎＯ２とＴｉＯ２を積層したものが好ましい。酸化物層２の光吸収層３と接する層は、格子不整合による光吸収層３の剥離が起きにくく、密着性がよいという理由によりＩｎＯ２、ＳｎＯ２とＴｉＯ２のうちのいずれかの酸化物層であることが好ましい。
【００１４】
また、基板１と酸化物層２の間にＳｉＯ２等の酸化物（絶縁層）を含む層をさらに設けても良い。酸化物層２にＳｉＯ２層が含まれると、基板１からの不純物が酸化物層２や光吸収層３に拡散することを抑制するバリア層として機能するため好ましい。
【００１５】
酸化物層２及びＳｉＯ２層は基板１にスパッタするなどして製膜することができる。
酸化物層２の膜厚は、例えば、１０ｎｍ以上１μｍ以下である。酸化物層２が薄すぎると、十分なカバレージが確保できずに光吸収層３が直接基板１上に製膜されて、剥離が起きやすくなり、密着性が悪化するという理由により好ましくない、酸化物層２が厚すぎると基板１からのアルカリ元素の拡散が阻害されるという理由により好ましくない。より好ましい酸化物層２の膜厚は、１０ｎｍ以上５００ｎｍ以下である。高い透光性は、多接合型太陽電池のトップセルやミドルセルとして用いる際に好適な特性である。また、多接合型太陽電池に用いるだけでなく、透明性が求められる太陽電池の用途としても、実施形態の太陽電池は好適である。
【００１６】
（第１電極）
第１電極４はライン状電極又はメッシュ状電極である。ライン状電極は、単一又は複数のライン状の導電性部材で構成される。メッシュ状電極は、単一又は複数のメッシュ状の導電性部材で構成される。第１電極４は、ライン状又はメッシュ状であるため透光性部材である。第１電極４は、光吸収層３と直接的に接し、太陽電池１００の電極として機能する。ライン状電極とメッシュ状電極を組み合わせた第１電極４としてもよい。
【００１７】
実施形態のライン状もしくはメッシュ状の導電性部材は、酸化物層２と光吸収層３との間に存在するライン状又はメッシュ状のパターンを有する導電性部材である。第１電極４は、べた膜ではなく、開口率が５０％以上である。開口率は、第１電極の高抵抗な酸化物層に対する開口率を表し、より具体的には、酸化物層２の面積に対する第１電極４の導電性部材が占める面積（［第１電極４の導電性部材が占める面積］／［酸化物層２の面積］）である。
【００１８】
第１電極４の開口率は、５０％以上９９％以下であることが好ましい。開口率が５０％未満であると、透光性が低下してしまい好ましくない。開口率は、９８％未満は有効数字２桁（四捨五入）で表す。また、開口率が９９％を超えると集電率が低下し、太陽電池１００の発電量が低下してしまうため好ましくない。より好ましい開口率は、６５％以上９９％以下、８０％以上９９％以下である。
【００１９】
第１電極４の開口率は、高いと透明性に優れる。化合物半導体と高抵抗な酸化物層間にはコンタクト抵抗が生じ得るが、（わずかにでもキャリアドープされていればコンタクト抵抗は生じる）その部分で低抵抗のラインを介した伝導が支配的になり、かつ、ラインの存在する部分では酸化膜が形成されにくくなるために、良好なコンタクトが形成される。そのため、ライン部分に集電され、高い開口率を保ちつつ、効果的に機能する。
【００２０】
図３に、ライン状の第１電極４を太陽電池１００に適用した場合の、太陽電池１００の斜視概念図を示す。斜視概念図では、第１電極４のライン状の導電性部材４ａを示している。ライン状の導電性部材４ａが酸化物層２上に複数設けられている。図３では、内部のライン状の導電性部材４ａも示している。ライン状の導電性部材の幅はＷ１、ライン状の導電性部材４ａの間隔はＰ１、ライン状の導電性部材の高さはＨ１で示している。ライン状の導電性部材４ａは、１つの方向に延伸した電極構造を有している。第１電極４は、第１方向及び第２方向に平行な面方向に延伸している。第１方向及び第２方向に垂直な第３方向が太陽電池１００構成する部材の積層方向であり、第１電極４の高さ方向である。
【００２１】
図４に、メッシュ状の第１電極４を太陽電池１００に適用した場合の、実施形態の太陽電池１００の斜視概念図を示す。斜視概念図では、第１電極４のメッシュ状の導電性部材４ｂを示している。メッシュ状の導電性部材４ｂが酸化物層２上に設けられている。図４では、内部のメッシュ状の導電性部材４ｂも示している。メッシュ状の導電性部材４ｂの幅はＷ２、メッシュ状の導電性部材の間隔はＰ２、メッシュ状の導電性部材４ｂの高さはＨ２で示している。メッシュ状の導電性部材４ｂは、２つの方向に延伸したライン状の導電性部材が交差してメッシュ状の電極構造を形成している。メッシュ状の導電性部材４ｂは、２以上の方向に延伸し、かつ、交差した電極構造を有している。図４では、メッシュ状の導電性部材４ｂは、第１方向と第２方向に延伸し、かつ、直行した電極構造を有している。第１電極４は、第１方向及び第２方向に平行な面方向に延伸している。第１方向及び第２方向に垂直な第３方向が太陽電池１００構成する部材の積層方向であり、第１電極４の高さ方向である。
【００２２】
第１電極４の非開口部分にライン状導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部材４ｂが存在する。非開口部分では、ライン状導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部材４ｂは、光吸収層３の酸化物層２を向いている面と直接的に接している。また、ライン状導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部材４ｂの光吸収層３と接した面とは反対側の面は、酸化物層２の光吸収層３を向いている面と接している。第１電極４は、酸化物層２への高い透光性を備え、かつ、光吸収層３化合物半導体の酸化を抑える効果を有する。光透過性のある透明電極を用いる場合と比較して、化合物半導体と電極界面での酸化領域形成を抑える働きも有し、コンタクト部分がライン状導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部材４ｂになることで、導電性部材部分に電界を集中し、界面再結合を抑え開放電圧を向上できる。光吸収層３の酸化が抑えられると開放電圧が向上し、変換効率も向上する。光吸収層３の酸化防止としての機能は、極めて高い開口率でも生じる。
【００２３】
第１電極４のライン状又はメッシュ状の導電性部材４ａ、４ｂは、光吸収層３と反応しない材料又はほとんど反応しない材料で構成されることが好ましい。そこで、第１電極４の導電性部材は、金属、合金と導電性酸化物のうちのいずれか１種以上を含むことが好ましい。光吸収層３がＳｅやＳを含む場合、第１電極４の導電性部材はＳｅやＳによる腐食に耐えられる材料が望ましい。金属であれば、貴金属系元素やＭｏが好ましい。そこで、第１電極４の導電性部材の金属又は合金に含まれる金属は、Ｍｏ、Ｒｕ、Ｒｈ、Ｐｄ、Ａｇ、ＩｒとＰｔなどからなる群のうちのいずれか１種以上が望ましい。導電性酸化物としては、Ｓｅ及びＳ耐食性の観点から、ＲｕＯ２、ＰｄＯ、Ｒｈ２Ｏ３、ＰｔＯ２とＩｒＯ２などからなる群のうちのいずれか１種以上が望ましい。また、光吸収層３とオーミック接続できる金属が好ましい。仕事関数が深い金属や化合物（酸化物、窒化物）が好ましい。仕事関数は、５．４ｅＶ以上の金属や化合物（酸化物）が好ましい。これらのことから、第１電極４の導電性部材は、Ｍｏ，Ｐｔ，ＩｒとＰｄなどからなる群のうちのいずれか１種以上を含むことがより好ましい。
【００２４】
ライン状もしくはメッシュ状の導電性部材４ａ、４ｂの断面の形状は、特に限定されない。ライン状もしくはメッシュ状の導電性部材４ｂの断面の形状の具体例としては、円形、楕円型、多角形、Ｍ字型、多重線などが挙げられる。これらの円形、楕円型、多角形は中空（Ｏ型など）を有するものでもよく、特に限定はない。
【００２５】
ライン状の導電性部材４ａの幅（Ｗ１）およびメッシュ状の導電性部材４ｂの幅（Ｗ２）は、１０ｎｍ以上１００μｍ以下が好ましい。ライン状の導電性部材４ａの幅（Ｗ１）およびメッシュ状の導電性部材４ｂの幅（Ｗ２）は、３０ｎｍ以上１０μｍ以下がより好ましい。ライン状の導電性部材４ａの幅Ｗ１及びメッシュ状の導電性部材４ｂの幅Ｗ２が小さすぎると酸化物層２面上で形成するのが困難である。また、ライン状の導電性部材４ａの幅Ｗ１及びメッシュ状の導電性部材４ｂの幅Ｗ２が大きすぎると、透光性のばらつきが生じたり、光吸収層３が酸化されやすくなったりするため好ましくない。
【００２６】
ライン状の導電性部材４ａの高さＨ１及びメッシュ状の導電性部材４ｂの高さＨ２は、作製のしやすさなどの観点から、１０ｎｍ以上５０μｍ以下が好ましい。ライン状の導電性部材４ａの高さＨ１及びメッシュ状の導電性部材４ｂの高さＨ２が高すぎると作製上困難であり、また、斜め入射光に対する光透過性の観点から好ましくない。光吸収層３の移動度があまり高くない場合は、多重線形状のラインやこれを交差させたメッシュを用いることで金属同士の間隔を縮めつつ、開口率を高くできるという点で好ましい。
【００２７】
ライン状の導電性部材４ａの間隔Ｐ１及びメッシュ状の導電性部材４ｂの間隔Ｐ２は、１０ｎｍ以上１００μｍ以下が好ましい。ライン状の導電性部材４ａの幅Ｗ１とライン状の導電性部材４ａの間隔Ｐ１は、図５のライン間隔、ライン幅と開口率の関係を示したグラフに示す、［（ライン間隔Ｐ１）／（ライン幅Ｗ１）と開口率の関係］を満たす範囲で調整できる。具体的には、第１電極４がライン状の場合、開口率＝（ライン間隔Ｐ１）／（ライン間隔Ｐ１＋ライン幅Ｗ１）×１００で求められる。上記開口率を満たすのは、（ライン間隔Ｐ１）／（ライン幅Ｗ１）比が１以上９９以下のときである。メッシュ状の導電性部材４ｂの幅Ｗ２とメッシュ状の導電性部材４ｂの間隔Ｐ２は、図６のグラフに示す、［（メッシュ間隔Ｐ２）／（メッシュ幅Ｗ２）と開口率の関係］を満たす範囲で調整できる。第１電極がメッシュ状の場合、開口率＝（（メッシュ間隔Ｐ２）／（メッシュ間隔Ｐ２＋メッシュ幅Ｗ２））２×１００で求められ、上記開口率を満たすのは、（メッシュ間隔Ｐ）／（メッシュ幅Ｗ２）比が２．４２以上１９９以下のときである。
【００２８】
ライン状の導電性部材４ａ及びメッシュ状の導電性部材４ｂは均等に配列されて光吸収層３と酸化物層２の間に存在することが好ましい。そこで、ライン状の導電性部材４ａ及びメッシュ状の導電性部材４ｂは、全体的に上記開口率を満たすことが好ましい。ライン状の導電性部材４ａ及びメッシュ状の導電性部材４ｂが均等に配列されていると光透過性にばらつきが少なく、太陽電池１００の光学特性が向上し、また、同じ開口率で同じ幅のラインである場合、均等に配列している程、光吸収層３の酸化防止の機能が向上して好ましい。また、ライン状の導電性部材４ａ及びメッシュ状の導電性部材４ｂの高さのばらつきが多いと、太陽電池に対して斜めに光が入射した際の、光透過のばらつきが大きくなってしまう。従って、ライン幅Ｗ１の平均値と最大値の差が１０％以下であり、平均値と最小値の差が１０％以下であることが好ましい。さらに、ライン間隔Ｐ１の平均値と最大値の差が１０％以下であり、平均値と最小値の差が１０％以下であることが好ましい。さらに、ライン高さＨ１の平均値と最大値の差が１０％以下であり、平均値と最小値の差が１０％以下であることが好ましい。さらに、メッシュ幅Ｗ２の平均値と最大値の差が１０％以下であり、平均値と最小値の差が１０％以下であることが好ましい。さらに、メッシュ間隔Ｐ２の平均値と最大値の差が１０％以下であり、平均値と最小値の差が１０％以下であることが好ましい。さらに、メッシュ高さＨ２の平均値と最大値の差が１０％以下であり、平均値と最小値の差が１０％以下であることが好ましい。
【００２９】
メッシュ状の導電性部材４ｂで第１電極４を構成するとき、メッシュ状の導電性部材４ｂは。第１方向と第２方向にそれぞれ延伸しているため、第１方向と第２方向のそれぞれにメッシュ幅、メッシュ間隔とメッシュ高さのパラメータがある。第１方向と第２方向のそれぞれのメッシュ幅、メッシュ間隔とメッシュ高さのパラメータが、上記範囲を満たすことが好ましい。
【００３０】
ライン状電極は、ライン状の導電性部材４ａが１つの方向に延伸した構造であるが、メッシュ状電極は、ライン状の導電性部材が２つの方向に延伸することで、メッシュを構成している。従って、ライン状電極に比べメッシュ状電極は、光吸収層３の結晶とより多く直接的に接しやすいことから、メッシュ状電極の方が、光生成キャリア収集のためには有利である。高い透光性は、多接合型太陽電池の光入射側であるトップセルとして用いる際に好適な特性である。また、多接合型太陽電池に用いるだけでなく、透明性が求められる太陽電池の用途としても、実施形態の太陽電池は好適である。ライン状電極とメッシュ電極は、金属膜、酸化膜や窒化膜を製膜してマスクを用いて任意のパターンになるように加工する方法や、ラインもしくはメッシュパターン形状を有する鋳型を用いてインプリントすることによって形成することができる。
【００３１】
（光吸収層）
実施形態の光吸収層３は、ｐ型の化合物半導体層である。光吸収層３は、酸化物層２とｎ型層５との間に存在する。光吸収層３は、Ｉ族、ＩＩＩ族とＶＩ族元素を含む化合物を含む層である。Ｉ族元素は、Ｃｕを少なくとも含むことが好ましい。ＩＩＩ族元素は、Ｇａを少なくとも含むことが好ましい。ＶＩ族元素は、Ｓｅを少なくとも含むことが好ましい。Ｉ族（Ｉｂ族）元素、ＩＩＩ族（ＩＩＩｂ）族元素とＶＩ族（ＶＩｂ族）元素を含む、例えばＣｕ（Ｉｎ，Ｇａ）Ｓｅ２やＣｕＩｎＴｅ２、ＣｕＧａＳｅ２、Ｃｕ（Ｉｎ，Ａｌ）Ｓｅ２，Ｃｕ（Ａｌ，Ｇａ）（Ｓ，Ｓｅ）２、Ｃｕ（Ｉｎ，Ｇａ）（Ｓ，Ｓｅ）２、ＣｕＧａ（Ｓ，Ｓｅ）２，Ａｇ（Ｉｎ，Ｇａ）Ｓｅ２といったカルコパイライト構造を有する化合物半導体層を光吸収層として用いることができる。Ｉｂ族元素がＣｕ又はＣｕ及びＡｇからなり、ＩＩＩｂ族元素がＧａ、ＡｌとＩｎのうちの１種以上の元素であり、ＶＩｂ族元素は、Ｓｅ、ＳとＴｅのうちの１種以上の元素であることが好ましい。その中でも、Ｉｂ族元素がＣｕからなり、ＩＩＩｂ族元素がＧａ、Ａｌ、又は、Ｇａ及びＡｌからなり、ＶＩｂ族元素は、Ｓｅ、Ｓ、又は、Ｓｅ及びＳからなることがより好ましい。ＩＩＩｂ族元素にＩｎが少ないと、多接合型の太陽電池のトップセルとして、光吸収層３のバンドギャップを好適な値に調整しやすいことが好ましい。光吸収層３の膜厚は、例えば、８００ｎｍ以上３０００ｎｍ以下である。元素の組み合わせにより、バンドギャップの大きさを目的とする値に調節しやすくすることができる。目的とするバンドギャップの値とは、例えば１．０ｅＶ以上２．７ｅＶ以下である。光吸収層３の製膜方法は、３段階法などの蒸着プロセス等が挙げられ、第１電極４を有する酸化物層２上に製膜可能な方法であれば限定されない。酸化物層２上に中間層を有し、中間層上に第１電極４を有する太陽電池であっても、光吸収層３の製膜方法は同様である。
【００３２】
（ｎ型層）
実施形態のｎ型層５は、ｎ型の半導体層である。ｎ型層５は、光吸収層３と第２電極６との間に存在する。ｎ型層５は、光吸収層３の酸化物層２側を向いた面とは反対側の面と物理的に接した層である。そして、ｎ型層５は、光吸収層３とヘテロ接合する層である。ｎ型層５は、高い開放電圧の光電変換素子を得ることのできるようにフェルミ準位が制御されたｎ型半導体が好ましい。ｎ型層５は、例えば、Ｚｎ１−ｙＭｙＯ１−ｘＳｘ、Ｚｎ１−ｙ−ｚＭｇｚＭｙＯ、ＺｎＯ１−ｘＳｘ、Ｚｎ１−ｚＭｇｚＯ（ＭはＢ、Ａｌ、Ｉｎ及びＧａからなる群から選ばれる少なくとも１つの元素，０≦ｘ≦１，０＜ｙ＜１，０＜ｚ＜１）や、ＣｄＳ、キャリア濃度を制御したｎ型のＧａＰなどを用いることができる。ｎ型層５の厚さは、２ｎｍ以上８００ｎｍ以下であることが好ましい。ｎ型層５は、例えば、スパッタやＣＢＤ（化学溶液析出法）によって製膜される。ｎ型層５をＣＢＤで製膜する場合、例えば、水溶液中で金属塩（例えばＣｄＳＯ４）、硫化物（チオウレア）と錯化剤（アンモニア）を化学反応により、光吸収層３上に形成できる。光吸収層３にＣｕＧａＳｅ２層、ＡｇＧａＳｅ２層、ＣｕＧａＡｌＳｅ２層、ＣｕＧａ（Ｓｅ，Ｓ）２層などＩＩＩｂ族元素にＩｎを含まないカルコパイライト型化合物を用いた場合、ｎ型層５としては、ＣｄＳが好ましい。
【００３３】
（薄膜酸化物層）
実施形態の薄膜酸化物層は、ｎ型層５と第２電極６の間に設けることが好ましい。薄膜酸化物層は、Ｚｎ１−ｘＭｇｘＯ、ＺｎＯ１−ｙＳｙとＺｎ１−ｘＭｇｘＯ１−ｙＳｙ（０≦ｘ≦１，０≦ｙ＜１）のいずれかの化合物を含む薄膜である。薄膜酸化物層は、第２電極６側を向いたｎ型層５の面のすべてを覆っていない形態でもよい。例えば、第２電極６側のｎ型層５の面の５０％を覆っていればよい。ほかの候補として、ウルツ型のＡｌＮやＧａＮ、ＢｅＯなども挙げられる。薄膜酸化物層の体積抵抗率は、１Ωｃｍ以上であると光吸収層３内に存在する可能性のある低抵抗成分に由来するリーク電流を抑えることが可能になるという利点がある。なお、実施形態では、薄膜酸化物層を省略することができる。これらの薄膜酸化物層は、酸化物粒子層であり、酸化物層中には多数の空隙を有することが好ましい。中間層は、上記の化合物や物性に限定されるものではなく、太陽電池の変換効率向上等に寄与する層であればよい。中間層は、物性の異なる複数の層であってもよい。
【００３４】
（第２電極）
実施形態の第２電極６は太陽光のような光を透過し尚且つ導電性を有する電極膜である。第２電極６は、中間層やｎ型層５の光吸収層３側を向いた面とは反対側の面と物理的に接している。第２電極６と酸化物層２の間に、接合した光吸収層３とｎ型層５が存在する。第２電極６は、例えば、Ａｒ雰囲気中でスパッタリングを行なって製膜される。第２電極６は、例えば、アルミナ（Ａｌ２Ｏ３）を２ｗｔ％含有したＺｎＯターゲットを用いたＺｎＯ：Ａｌ或いはジボランまたはトリエチルボロンからのＢをドーパントとしたＺｎＯ：Ｂを用いることができる。
【００３５】
（第３電極）
実施形態の第３電極は、太陽電池１００の電極であって、第２電極上の光吸収層３側とは反対側に形成された金属膜である。第３電極としては、ＮｉやＡｌ等の導電性の金属膜を用いることができる。第３電極の膜厚は、例えば、２００ｎｍ以上２０００ｎｍ以下である。また、第２電極６の抵抗値が低く、直列抵抗成分が無視できるほどの場合等には、第３電極を省いても構わない。
【００３６】
（反射防止膜）
実施形態の反射防止膜は、光吸収層３へ光を導入しやすくするための膜であって、第２電極６上又は第３電極上の光吸収層３側とは反対側に形成されている。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（８０−１２０ｎｍ）蒸着することが好ましい。
【００３７】
（第２実施形態）
図７の断面概念図に示すように、本実施形態に係る太陽電池１０１は、基板１と、基板１上に酸化物層２と、を備える。酸化物層２と第２電極６の間に、光吸収層３とｎ型層５が存在する。また、酸化物層２とｎ型層５の間に、光吸収層３が存在する。そして、酸化物層２と光吸収層３の間に、第１電極４を有する。第１電極４の導電性部材間には、第１絶縁膜７が存在する。第１絶縁膜７に関すること以外は、第１実施形態の太陽電池１００と共通する。第１実施形態と第２実施形態で共通する説明は省略する。
【００３８】
（第１絶縁膜）
第１絶縁膜７は、第１電極４のライン状の導電性部材４ａ又はメッシュ状の導電性部材４ｂの間の光吸収層３と酸化物層２の間、つまり、光吸収層３と酸化物層２の間の第１電極４の導電性部材が形成されていない酸化物層２上の全面又は一部に存在する。第１絶縁膜７は、光吸収層３の酸化を防止する透光性のある膜である。酸化物層２の光吸収層３側を向く面は、第１絶縁膜７の酸化物層２側を向く面と物理的に接する。光吸収層３の酸化物層２側を向く面は、第１絶縁膜７の光吸収層３側を向く面と物理的に接する。第１絶縁膜７の側面、つまり第１電極４の導電性部材側を向く面は、第１電極４の導電性部材又は光吸収層３と物理的に接する。ライン状の導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部材４ｂによって光吸収層３の酸化を一部防止できるが、酸化防止の観点からライン状の導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部材４ｂの開口率が低い方が良いが、光の透過率が低下してしまうため好ましくない。
【００３９】
第１絶縁膜７は酸化物層２よりも酸素を引き抜きにくい酸化物もしくは非酸化物の材料を用いることによって、酸化物層２と光吸収層３間の界面酸化を抑制することができ、曲率因子ＦＦが向上し、変換効率が向上する。第１絶縁膜７の酸化物もしくは非酸化物は、ノンドープ（０ａｔ％）の材料である。なお、ＥＤＸで第１絶縁膜７の酸化物について定量分析し、検出限界（例えば）以下であれば、ノンドープの酸化物もしくは非酸化物とする。第１絶縁膜７としては、酸化膜と窒化膜のいずれかが挙げられる。酸化膜としては、具体的には、ＡｌＯｘ、とＭｇＯと（Ａｌ，Ｍｇ）Ｏｘのうちのいずれか１種以上の膜が好ましい。また、窒化膜としては、ＳｉＮｘ、ＡｌＮｘとＧａＮｘと（Ｓｉ，Ａｌ，Ｇａ）Ｎｘのうちのいずれか１種以上の膜が好ましい。第１絶縁膜７の厚さは、ラインもしくはメッシュ領域のラインの高さより厚くてもよいが、好ましくは、ライン状の導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部材４ｂの高さ以下であり、１ｎｍ以上２００ｎｍ以下である。第１絶縁膜７の厚さは、ライン状の導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部材４ｂの高さ以下であり、５ｎｍ以上１００ｎｍ以下がより好ましい。第１絶縁膜７は、ライン間における光吸収層３と酸化物層２の間の全面を覆わなくても上記効果がある。酸化防止及びＦＦ向上の観点、並びに、製膜プロセスの観点からは、第１絶縁膜７は、光吸収層３と酸化物層２の間の全面に存在することが好ましい。
また、第１絶縁膜７が窒化物の場合、酸化物層２と第１絶縁膜７の間にＴａ２Ｏ５，ＣｅＯ２，ＺｒＯ等の酸化物（絶縁膜）を含む層をさらに設けても良い。第１絶縁膜７にＴａ２Ｏ５層が含まれると、酸化物層２と第１絶縁膜７の密着性が増すため好ましい。
【００４０】
第１絶縁膜７の形成方法は半導体製造プロセスを採用することができる。例えば、酸化物層２上にライン状の導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部に加工される金属膜を製膜し、レジストマスクを用いてラインパターンもしくはメッシュパターンに加工してライン状の導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部（第１電極４）を形成する。続いて、ライン状の導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部材４ｂのレジストマスク上と酸化物層２の露出面に第１絶縁膜７となる材料をＣＶＤ（Ｃｈｅｍｉｃａｌ  Ｖａｐｏｒ  Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ）やスパッタなどで製膜する。レジストマスクとともにライン状の導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部材４ｂ上の第１絶縁膜７を除去し、第１実施形態と同様に光吸収層３を製膜するとこができる。
【００４１】
酸化物層２は、光吸収層３および第１電極４を基板１上から剥離しにくくする（密着性を向上する）ことに作用する。しかし、酸化物層２は光吸収層３との界面に酸化層を形成するため、界面再結合を防ぐことができない。そこで、第１絶縁膜は、光吸収層３の酸化を防止することに作用する。酸化物層２上に酸化物層２よりも酸素を引き抜きにくい酸化物または窒化物の第１絶縁膜を形成することで、光吸収層界面の酸化を抑制することができるため、界面再結合を抑制して曲線因子ＦＦを向上することができる。更に、第１絶縁膜７は第１電極４以外へのキャリア注入を完全に抑制することができ、高い開放電圧を保つことができる。
【００４２】
（第３実施形態）
図８の断面概念図に示すように、本実施形態に係る太陽電池１０２は、基板１と、基板１上に酸化物層２と、を備える。酸化物層２と第２電極６の間に、光吸収層３とｎ型層５が存在する。また、酸化物層２とｎ型層５の間に、光吸収層３が存在する。そして、酸化物層２と光吸収層３の間に、第１電極４を有する。第１電極４と酸化物層２の間には、第２絶縁膜８が存在する。第２絶縁膜８に関すること以外は、第１実施形態の太陽電池１００と共通する。第１実施形態と第３実施形態で共通する説明は省略する。なお、第２実施形態の第１絶縁膜７と本実施形態の第２絶縁膜８を組み合わせてもよい。
【００４３】
（第２絶縁膜）
第２絶縁膜８は、光吸収層３の酸化物層２を向く面と酸化物層２の光吸収層３を向く面との間と、第１電極４の酸化物層２を向く面と酸化物層２の第１電極４を向く面との間の両方に存在する絶縁膜である。第２絶縁膜８は酸化物層２よりも酸素を引き抜きにくい酸化物もしくは非酸化物の材料を用いることによって、酸化物層２と光吸収層３間の界面酸化を抑制することができ、曲率因子ＦＦが向上し、変換効率が向上する。第２絶縁膜８は、ＣＶＤ（Ｃｈｅｍｉｃａｌ  Ｖａｐｏｒ  Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ）やスパッタなどで製膜される。第２絶縁膜８の厚さは、１ｎｍ以上２００ｎｍ以下が好ましい。また、第１絶縁膜７は異なる材料を積層してもよい。第２絶縁膜８を用いた第３実施形態は、第２実施形態よりも作製を容易にするために、第１絶縁膜７は、ライン状の導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部（第１電極４）の開口部に埋め込まず、酸化物層２上に積層して、その上にライン状の導電性部材４ａもしくはメッシュ状の導電性部（第１電極４）を形成してもよい。
【００４４】
（第４実施形態）（多接合型太陽電池）
第４実施形態は、第１実施形態の太陽電池を用いた多接合型太陽電池である。図９に第４実施形態の多接合型太陽電池の断面概略図を示す。図９の多接合型太陽電池は、トップセルの太陽電池２０１とボトムセルの太陽電池２０２を有する。第１実施形態の太陽電池１００から第３実施形態の太陽電池１０２は、多接合型太陽電池２００のトップセル２０１に用いられる。ボトムセルの電池２０２には、例えば、Ｓｉの光吸収層を有する太陽電池や、トップセルの太陽電池２０１よりもナローギャップな光吸収層３を有する第１実施形態の太陽電池１００から第３実施形態の太陽電池１０２を用いることもできる。第１実施形態の太陽電池１００をトップセルに用いる場合は、吸収波長と変換効率の観点から、Ｉ族元素はＣｕ、ＩＩＩ族元素はＧａで、ＶＩ族元素はＳｅが好ましい。第１実施形態の太陽電池の光吸収層は、ワイドギャップであるためトップセルに用いることが好ましい。第１実施形態の太陽電池１００をボトムセルに用いる場合は、吸収波長と変換効率の観点から、Ｉ族元素はＣｕ、ＩＩＩ族元素はＩｎとＧａで、ＶＩ族元素はＳｅが好ましい。
【００４５】
（第５実施形態）（太陽電池モジュール）
第１から第４実施形態の太陽電池は、第５実施形態の太陽電池モジュールにおける発電素子として用いることができる。実施形態の太陽電池が発電した電力は、太陽電池と電気的に接続した負荷で消費されたり、太陽電池と電気的に接続した蓄電池にて貯められたりする。
【００４６】
実施形態の太陽電池モジュールは、太陽電池のセルが複数、直列、並列、又は、直列及び並列に接続した部材又は単一のセルがガラス等の支持部材に固定された構造が挙げられる。太陽電池モジュールには、集光体を設け、太陽電池セルの面積よりも多くの面積で受光する光を電力に変換する構成にしてもよい。太陽電池セル中には、直列、並列、又は、直列及び並列に接続した太陽電池が含まれる。
【００４７】
図１０に複数の太陽電池セルを直列に接続したサブモジュール３０１を横方向に５セル並べた太陽電池モジュール３００の構成概念図を示す。図１０の太陽電池モジュール３００は、接続配線を省略しているが、前述のとおり、複数の太陽電池モジュール３０１を、直列、並列、又は、直列及び並列に接続することが好ましい。サブモジュール３０１の太陽電池セルには、第１実施形態の太陽電池１００や第４実施形態の多接合型太陽電池２００が用いられることが好ましい。また、実施形態の太陽電池モジュール３００は、第１実施形態の太陽電池１００から第４実施形態の多接合型太陽電池２００を用いたモジュールと他の太陽電池を用いたモジュールを重ねたモジュール構造を採用してもよい。他にも変換効率を高める構造を採用することが好ましい。実施形態の太陽電池モジュール３００において、太陽電池セルは、ワイドバンドギャップの光電変換層を有することから、受光面側に設けられることが好ましい。
【００４８】
図１１に、実施形態のライン状の導電性部材４ａを有する第１電極を用いた３つの太陽電池セル（太陽電池）を直列に接続したサブモジュール３０１の平面概念図（ａ）と断面概念図（ｂ）を示す。図１１は、サブモジュールの部分図面である。図１１（ａ）は、（ｂ）のＡ−Ａ’仮想平面の平面図である。サブモジュールは、太陽電池セル（太陽電池１００）が３つ電気的に直列に接続しており、両端には、バスバー３０２がライン状の導電性部材４ａと接続し、太陽電池セル１００で発電した電力がバスバー３０２より取り出される。第１電極４であるライン状の導電性部材４ａは、図面の横方向に延伸し、横方向に配列された太陽電池セル１００の下部電極として機能する。上部電極である第２電極６は、光吸収層３を貫通して、ライン状の導電性部材４ａと接続することで、直列接続を形成しているために、ライン状の導電性部材４ａは、一部分断されている。ライン状の導電性部材４ａを複数列の組をサブモジュールの数に応じて複数設けることで、開口率を維持しつつ、太陽電池の電極として機能している。
【００４９】
図１２に、実施形態のメッシュ状の導電性部材４ｂを有する第１電極を用いた３つの太陽電池セル（太陽電池）を直列に接続したサブモジュール３０１の平面概念図（ａ）と断面概念図（ｂ）を示す。図１２は、サブモジュールの部分図面である。図１２（ａ）は、（ｂ）のＢ−Ｂ’仮想平面の平面図である。サブモジュールは、太陽電池セル（太陽電池１００）が３つ電気的に直列に接続しており、両端には、バスバー３０２がメッシュ状の導電性部材４ｂと接続し、太陽電池セル１００で発電した電力がバスバー３０２より取り出される。第１電極４であるメッシュ状の導電性部材４ｂは、図面の横方向と縦方向に延伸し、横方向に配列された太陽電池セル１００の下部電極として機能する。上部電極である第２電極６は、光吸収層３を貫通して、メッシュ状の導電性部材４ｂと接続することで、直列接続を形成しているために、メッシュ状の導電性部材４ｂは、一部分断されている。メッシュ状の導電性部材４ｂをサブモジュールの数に応じて複数設けることで、開口率を維持しつつ、太陽電池の電極として機能している。図１１と図１２の概念図は、サブモジュール３０１及びバスバー３０２を用いた構成の一例である。
【００５０】
（第６実施形態）
実施形態の太陽電池モジュール３００は、第６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１３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１３の太陽光発電システムは、太陽電池モジュール４０１（３００）と、コンバーター４０２と、蓄電池４０３と、負荷４０４とを有する。蓄電池４０３と負荷４０４は、どちらか一方を省略しても良い。負荷４０４は、蓄電池４０３に蓄えられた電気エネルギーを利用することもできる構成にしてもよい。コンバーター４０２は、ＤＣ−ＤＣコンバーター、ＤＣ−ＡＣコンバーター、ＡＣ−ＡＣコンバーターなど変圧や直流交流変換などの電力変換を行う回路又は素子を含む装置である。コンバーター４０２の構成は、発電電圧、蓄電池４０３や負荷４０４の構成に応じて好適な構成を採用すればよい。
【００５１】
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。
【００５２】
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光電変換素子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。
【００５３】
以下、実施例に基づき本発明をより具体的に説明するが、本発明は以下の実施例に限定されるものではない。
（実施例１）
トップセルとボトムセルの２つの太陽電池を接合し多接合型太陽電池を作成し、多接合型太陽電池の変換効率、トップセルのＶｏｃ（開放電圧）、Ｊｓｃ（短絡電流密度）、ＦＦ（出力因子）、光の透過率（７００ｎｍから１１５０ｎｍの平均）、開口率と変換効率、さらに、ボトムセルの変換効率を評価する。まず、トップセルの作製方法について説明する。基板としてソーダライムガラスを用いる。酸化物層としてキャリアドープしない高抵抗なＳｎＯ２（キャリア濃度は、０．０％）を２００ｎｍ厚スパッタで成膜する。その後、厚さ１００ｎｍのＭｏ膜を酸化物層上に製膜し、マスクを用いて、ライン幅１０μｍ、ライン間隔２０μｍのライン状の導電性部材からなる第１電極を形成する。有機洗浄後、基板を３７０℃に加熱し、Ｇａ，Ｓｅを蒸着する。基板温度を５５０℃まで加熱しながら、Ｃｕ，Ｓｅを蒸着する。吸熱反応が見られたら、Ｃｕ，Ｓｅ蒸着時間の１０％まで蒸着を続け、最後にＧａ，Ｓｅを蒸着する。目的のＣｕ／Ｇａ組成に到達したらＧａ蒸着をやめ、その後基板温度を下げる。基板温度が３８０℃まで下がったらＳｅの蒸着を停止する。
【００５４】
次いで、溶液成長法（Chemical Bath Deposition：ＣＢＤ）でｎ型層として、ＣｄＳ層を作製する。硫酸カドミウムをアンモニア水溶液に溶かし、チオウレアを投入、３００秒後に取り出し水洗する。有機Ｚｎ化合物をスピンコートにより基板に塗布する。１２０℃で５分加熱し、３０ｎｍのＺｎＯ保護層を作製する。
【００５５】
第２電極（上部透明電極）としてＺｎＯ：Ａｌをスパッタで作製する。基板温度は６０−１５０℃が望ましい。比較的低温で成膜を行うと、開放電圧が大きくなりやすく好ましい。
第３電極（上部電極）としてＮｉ／Ａｌを蒸着する。Ｎｉを先に蒸着することで透明電極との界面で酸化が起こっても伝導性を保つことができるため望ましい。その上にＡｌを蒸着する。膜厚はそれぞれ６０ｎｍ、５００ｎｍ程度が好ましい。
反射防止膜としてＭｇＦ２を１００ｎｍ厚で蒸着する。
【００５６】
次に、ボトムセルの作製方法について説明する。０．５μｍ厚のＳｉウエハーを用意し、光照射側にｎ型ドーパントをイオン注入する。Ａｇ配線の直下は良好なコンタクトを形成するために、ｎ＋型にする。その上から反射防止膜を形成する。裏面側にはＳｉＮｘを用いてパッシベーション層（領域）を作る。ＳｉＮｘの存在しない部分を形成し、一部のみ裏面Ａｌ電極と導通させることで結晶界面の再結合を減らし高い効率のボトムセルが得られる。
【００５７】
変換効率の測定方法を記述する。ＡＭ１．５Ｇの光源を模擬したソーラーシミュレータを用い、その光源下で基準となるＳｉセルを用いて１Ｓｕｎになるように光量を調節する。気温は２５℃である。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Ｊｓｃとなる。測定曲線状において、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で求まる。
【００５８】
透過率は分光光度計を用いてサンプル面を光源に対して垂直になるようにして入射光に対する透過光の割合を測定する。反射率は、入射光に対し垂直から５°程傾けたサンプルの反射光を測定することで求められる。透過率・反射率からバンドギャップが求められる。バンドギャップ以下で透過が大きくなる領域（目安５０％以上透過）の波長からボトムセルが吸収できる波長範囲内を目安として、実施例１では波長７００−１１５０ｎｍの透過光の平均値を算出する。
結果を表１にまとめる。他の実施例および比較例の結果についても同様に表１にまとめる。
【００５９】
（比較例１）
比較例１では、第１電極と高抵抗な酸化物層はなく、ソーダライムガラス上に第１電極としてＩＴＯ（１５０ｎｍ）、ＡＴＯ（１００ｎｍ）（それぞれのキャリア濃度は、１１．８％、３．４％）をスパッタで成膜すること以外は、実施例１と同様の方法でトップセルの太陽電池を作製し、比較例１の多接合型太陽電池を得る。そして、実施例１と同様の方法で太陽電池の評価をする。
ボトムセルへの開口率は高いが、高温成膜により第１電極のＡＴＯと化合物半導体界面が酸化し、トップセルのＶｏｃおよびＦＦは低下する。
【００６０】
（実施例２−４）
実施例２−４では、第１電極として、厚さ１００ｎｍのＭｏ膜を酸化物層上に製膜し、マスクを用いて、幅４．５μｍで間隔１０μｍのライン状の導電性部材からなる第１電極（実施例２）、幅２μｍで間隔８μｍのライン状の導電性部材からなる第１電極（実施例３）、幅１μｍで間隔７μｍのライン状の導電性部材からなる第１電極（実施例４）を形成すること以外は実施例１と同様の方法でトップセルの太陽電池を作製し、実施例２−４の多接合型太陽電池を得る。そして、実施例１と同様の方法で太陽電池の評価をする。
開口率および集電率の差により、実施例１よりも効率は増加する。
【００６１】
（比較例２）
比較例２では、酸化物層はなく、ソーダライムガラス上に透明電極としてＡＴＯ（２００ｎｍ）（キャリア濃度は、３．４％）をスパッタで成膜し、その後、厚さ１００ｎｍのＭｏ膜を透明電極上に製膜し、マスクを用いて、ライン幅４．５μｍでライン間隔１０μｍのライン状の導電性部材からなる第１電極を形成すること以外は、実施例２と同様の方法でトップセルの太陽電池を作製し、比較例２の多接合型太陽電池を得る。そして、実施例２と同様の方法で太陽電池の評価をする。
キャリアドープされたＡＴＯを用いることで赤外光の透過率が減少し、ボトムセルへの光透過は実施例２よりも低い。さらに、金属と化合物半導体とのコンタクト以外に、透明電極と化合物半導体とのコンタクトが形成され、透明電極とのコンタクト界面に形成された酸化層を介したキャリア注入により、トップセルのＦＦおよびＶｏｃが低下して、実施例２と比較してトップセルおよびボトムセルの効率は低下する。
【００６２】
（実施例５）
実施例５では、酸化物層として、厚さ１００ｎｍのキャリアドープしない高抵抗なＳｎＯ２（キャリア濃度は、０．０％）をスパッタで成膜する。その後、第１電極として、厚さ１００ｎｍのＭｏ膜を酸化物層上に製膜し、マスクを用いて、ライン幅４．５μｍ、ライン間隔１０μｍのライン状の導電性部材からなる第１電極を形成すること以外は実施例１と同様の方法でトップセルの太陽電池を作製し、実施例５の多接合型太陽電池を得る。そして、実施例１と同様の方法で太陽電池の評価をする。
【００６３】
（実施例６−７）
実施例６−７では、第１電極として、厚さ１００ｎｍのＭｏ膜を酸化物層上に製膜し、マスクを用いて、幅２μｍ、間隔１０μｍのメッシュ状の導電性部材からなる第１電極（実施例６）、幅１μｍ、間隔１０μｍのメッシュ状の導電性部材（実施例７）からなる第１電極を形成すること以外は実施例１と同様の方法でトップセルの太陽電池を作製し、実施例６−７の多接合型太陽電池を得る。そして、実施例１と同様の方法で太陽電池の評価をする。
ライン状と比較して、メッシュ状パターンを用いることで金属同士の間隔を縮めることができ、開口率を保ちながら集電率（電流寄与率）が高くなる。また、ライン幅が小さい場合に途中断線の恐れが少ない。
【００６４】
（実施例８）
実施例８では、マスクを用いてラインパターンを形成する代わりに、インプリントでラインを形成する。ライン幅は２５０ｎｍ、ライン間隔は２μｍのライン状の導電性部材からなる第１電極を形成する。Ｍｏ厚さは５０ｎｍである。これらのこと以外は実施例１と同様の方法でトップセルの太陽電池を作製し、実施例８の多接合型太陽電池を得る。そして、実施例１と同様の方法で太陽電池の評価をする。
【００６５】
（実施例９）
実施例９では、第１電極として厚さ１００ｎｍのＭｏ膜を酸化物層上に製膜し、マスクを用いて、ライン幅２μｍ、ライン間隔８μｍのライン状の導電性部材からなる第１電極を形成する。その後、第１絶縁層として、厚さ４０ｎｍのＳｉＮｘを製膜する。これらのこと以外は実施例１と同様の方法でトップセルの太陽電池を作製し、実施例９の多接合型太陽電池を得る。そして、実施例１と同様の方法で太陽電池の評価をする。
実施例１と比較して、化合物半導体とＳｎＯ２界面の酸化をより防止するため、ＦＦが高くなる。
【００６６】
（実施例１０）
実施例１０では、酸化物層として厚さ２００ｎｍのＺｎＯをソーダライムガラス上にスパッタで成膜する。その後、第１電極として厚さ１００ｎｍのＭｏ膜を酸化物層上に製膜し、マスクを用いて、ライン幅４．５μｍ、ライン間隔１０μｍのライン状の導電性部材からなる第１電極を形成すること以外は実施例１と同様の方法でトップセルの太陽電池を作製し、実施例１０の多接合型太陽電池を得る。そして、実施例１と同様の方法で太陽電池の評価をする。
【００６７】
（実施例１１）
実施例１１では、Ｍｏの代わりに、Ｐｔを用いてライン状の導電性部材からなる第１電極を形成する。Ｐｔの厚さは１００ｎｍ、ライン幅は４．５μｍ、ライン間隔は１０μｍである。これらのこと以外は実施例１と同様の方法でトップセルの太陽電池を作製し、実施例１１の多接合型太陽電池を得る。そして、実施例１と同様の方法で太陽電池の評価をする。
【００６８】
（比較例３）
比較例３では、Ｍｏの代わりに、Ａｕを用いてライン状の導電性部材からなる第１電極を形成する。Ａｕの厚さは１００ｎｍ、ライン幅は４．５μｍ、ライン間隔は１０μｍである。これらのこと以外は実施例１と同様の方法でトップセルの太陽電池を作製し、比較例３の多接合型太陽電池を得る。そして、実施例１と同様の方法で太陽電池の評価をする。
Ａｕは光吸収層中や光吸収層表面への金属元素の拡散が確認され、開口率が著しく低下する。光吸収層内にリークパスが形成されて変換効率は低下する。
【００６９】
【表１】
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【００７０】
表１では、開口率を除き、比較例２と比較して相対的に示している。Ｖｏｃが実施例においていずれも増加している。これは、ライン状又はメッシュ状電極を用いることによって、光吸収層と第１電極（実施例ではライン状又はメッシュ状電極で、比較例では透明電極）とのコンタクト性が向上していることを表している。また、実施例において、Ｊｓｃが低下する傾向がなく、ＦＦが向上している。これは、光吸収層とライン状又はメッシュ状の電極との間で酸化を抑制し、さらに、第１電極によって、電極の集電効率が向上していることを表している。また、実施例２と比較例２では、同じライン電極を用いたため同じ開口率ではあるが、透過率比は実施例２が高い。これは、比較例２では、ライン電極と接する酸化物層に透明電極として用いられるキャリアドープ（３．４％）されたＡＴＯを用いているために赤外線透過率が低下していることを表している。赤外線透過率の違いによって、ボトムセルでの変換効率に違いが生じ、ライン電極を用いたトップセルでもノンドープの酸化物層とライン電極との組み合わせによって変換効率が向上している。従って、トップセルとボトムセルを組み合わせた多接合型太陽電池において、相乗的に変換効率が向上している。トップ及びボトムセルでの変換効率の向上は、いずれの実施形態においても確認されており、実施形態のライン状又はメッシュ状の電極とノンドープ（〜２．８％ドープ）の酸化物層を組み合わせることで、トップセル及びボトムセルの両方で変換効率が向上する。
明細書中、元素の一部は元素記号のみで表している。
【００７１】
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】
【００７２】
１００、１０１、１０２…太陽電池、１…基板、２…酸化物層、３…光吸収層、４…第１電極、４ａ…ライン状の導電性部材、４ｂ…メッシュ状の導電性部材、５…ｎ型層、６…第２電極、７…第１絶縁膜、８…第２絶縁膜、２００…多接合型太陽電池、２０１…トップセルの太陽電池、２０２…ボトムセルの太陽電池、３００…太陽電池モジュール、３０１…サブモジュール、３０２…バスバー、４００…太陽電池システム、４０１…太陽電池モジュール、４０２…コンバーター、４０３…蓄電池、４０４…負荷
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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