(57)【要約】【課題】  実施形態は、変換効率の高い多接合型太陽電池を提供する。【解決手段】  実施形態の多接合型太陽電池は、第１の光電変換素子を有する第1の太陽電池と、複数の第２の光電変換素子を直列に接続し、バックコンタクトを有する第２の太陽電池と、第１の太陽電池と第２の太陽電池との間に絶縁層を有し、直列に接続した第２の光電変換素子間に素子分離領域を有する。【選択図】  図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
第１の光電変換素子を有する第1の太陽電池と、
複数の第２の光電変換素子を直列に接続し、バックコンタクトを有する第２の太陽電池と、
前記第１の太陽電池と前記第２の太陽電池との間に絶縁層を有し、
前記直列に接続した第２の光電変換素子間に素子分離領域を有する多接合型太陽電池。
【請求項２】
前記絶縁層の一部に前記素子分離領域を有する請求項１に記載の多接合型太陽電池。
【請求項３】
前記素子分離領域は、前記複数の第２の光電変換素子を直列に接続する第２の光電変換素子間の断面積の４０％以上が絶縁した領域である請求項１又は２に記載の多接合型太陽電池。
【請求項４】
前記第１の光電変換素子は、カルコパイライト型化合物半導体、ステナイト型化合物半導体とケステナイト型化合物半導体のうちのいずれかの化合物半導体を含む光電変換層を有し、
前記第２の光電変換素子は、単結晶シリコンを含む光電変換層を有する請求項１乃至３のいずれか１項に記載の多接合型太陽電池。
【請求項５】
前記素子分離領域は、前記複数の第２の光電変換素子を直列に接続する第２の光電変換素子間の断面積の４０％以上がアモルファスである請求項４に記載の多接合型太陽電池。
【請求項６】
前記第１の光電変換素子と第２の光電変換素子のうちの少なくともいずれか一方と並列に接続した整流素子を有する請求項１乃至５のいずれか１項に記載の多接合型太陽電池。
【請求項７】
前記第１の太陽電池と第２の太陽電池のうちの少なくともいずれか一方と直列に接続した整流素子を有する請求項１乃至６のいずれか１項に記載の多接合型太陽電池。
【請求項８】
前記第１の太陽電池と前記第２の太陽電池を並列に接続した請求項１乃至７のいずれか１項に記載の多接合型太陽電池。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は、多接合型太陽電池に関する。
【背景技術】
【０００２】
半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。単接合よりも高効率が期待されるが、各層で吸収されるフォトン数に差があると電流値に差が出てしまい一番低い層に変換効率が制限されてしまう。これは直列に接合する限りは不可避である。一方で各層から端子を取り出すことにより回避できるが、パワーコンバーターなどが複数必要となってしまう。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１２−１９５４１６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、変換効率の高い多接合型の太陽電池を提供する。
【課題を解決するための手段】
【０００５】
実施形態の多接合型太陽電池は、第１の光電変換素子を有する第1の太陽電池と、複数の第２の光電変換素子を直列に接続し、バックコンタクトを有する第２の太陽電池と、第１の太陽電池と第２の太陽電池との間に絶縁層を有し、直列に接続した第２の光電変換素子間に素子分離領域を有する。
【図面の簡単な説明】
【０００６】
【図１】実施形態の多接合型太陽電池の概念図である。
【図２】実施形態の多接合型太陽電池の概念図である。
【図３】実施形態の多接合型太陽電池の概念図である。
【図４】実施形態の多接合型太陽電池の概念図である。
【図５】実施形態の多接合型太陽電池の概念図である。
【図６】実施形態の多接合型太陽電池の概念図である。
【図７】実施例の多接合型太陽電池のバックコンタクトの概念図である。
【図８】実施例の多接合型太陽電池のバックコンタクトの概念図である。
【図９】実施例の多接合型太陽電池の概念図と回路である。
【図１０】実施例の多接合型太陽電池の概念図と回路である。
【図１１】実施例の多接合型太陽電池の概念図と回路である。
【図１２】実施例の多接合型太陽電池の概念図と回路である。
【図１３】比較例の多接合型太陽電池の概念図と回路である。
【図１４】実施例の多接合型太陽電池の概念図と回路である。
【図１５】実施例の多接合型太陽電池の概念図と回路である。
【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。実施形態の多接合型太陽電池は、図１に示すように、第１の太陽電池Ａと、絶縁層Ｃと、第２の太陽電池Ｂとを有する。絶縁層Ｃは第１の太陽電池Ａと第２の太陽電池Ｂの間に存在する。実施形態では、２接合の太陽電池であるが、３接合以上の太陽電池でもよい。第１の太陽電池Ａと第２の太陽電池Ｂは、並列に接続される。
【０００８】
第１の太陽電池は、１以上の第１の光電変換素子１００からなる。第１の太陽電池Ａは、多接合型太陽電池のトップセルとなる。図１では、複数の第１の太陽電池Ａの光電変換素子は、１００Ａ、１００Ｂと１００Ｃで表される。図１では、３つの光電変換素子１００Ａ〜Ｃが直列に接続された形態であるが、素子の数は設計に応じる。第１の太陽電池Ａの光電変換素子１００Ａ〜Ｃは、絶縁層Ｃ上に下部電極１０１、下部電極１０１上に光電変換層１０２、光電変換層１０２上に上部電極１０３、と上部電極１０３上に反射防止膜１０４を有する。
【０００９】
（下部電極）
実施形態の下部電極１０１は、光電変換素子１００Ａ〜Ｃの電極であって、絶縁層Ｃ上に形成された導電性膜である。絶縁層Ｃ上に一体に形成された導電性膜は、例えば、スクライブによって、光電変換素子の素子数に応じた下部電極１０１に分割される。下部電極１０１としては、導電性と透光性を有する膜を用いることができる。その中でも、下部電極１０１には、透明導電膜であるＩＴＯ（酸化インジウムスズ（（Ｉｎ，Ｓｎ）Ｏα、１≦α≦３）：Ｉｎｄｉｕｍ  Ｔｉｎ  Ｏｘｉｄｅ）膜を用いることが望ましい。下部電極１０１の膜厚は、例えば、１００ｎｍ以上１０００ｎｍ以下である。下部電極１０１は、隣の上部電極１０３と接続する。光電変換素子１００Ａの上部電極１０３は、光電変換素子１００Ｂの下部電極１０１と接続し、光電変換素子Ｂの上部電極１０３は、光電変換素子１００Ｃの下部電極１０１と接続する。これら下部電極１０１と上部電極１０３との接続によって、３つの光電変換素子１００は直列に接続される。直列に接続しない場合は、これらを接続しない。並列に接続する場合は、所望の下部電極１０１同士を接続し、所望の上部電極１０３同士を接続すればよい。
【００１０】
（光電変換層）
実施形態の光電変換層１０２は、ｐ型化合物半導体層とｎ型化合物半導体層がホモ接合した化合物半導体層やｐ型化合物半導体層とｎ型バッファー層がヘテロ接合した化合物半導体層である。下部電極１０１上に一体に形成された光電変換層は、スクライブによって、光電変換素子の素子数に応じた光電変換層１０２に分割される。この光電変換層１０２は、化合物半導体によって光を電気に変換する。ｐ型化合物半導体層は、光電変換層１０２の内、下部電極１０１側の領域にある層である。ｎ型化合物半導体層やｎ型バッファー層は、光電変換層１０２の内、上部電極１０３側の領域にある層である。Ｉ族元素、ＩＩＩ族元素とＶＩ族元素を含む、例えばからなるＣｕ（Ｉｎ，Ａｌ，Ｇａ）（Ｓｅ，Ｓ）２（以下必要により「ＣＩＧＳ」という。）やＣｕＩｎＴｅ２（以下必要により「ＣＩＴ」という）といったカルコパイライト化合物を化合物半導体として、光電変換層１０２に用いることができる。カルコパイライト化合物の他に、ステナイト化合物やケステナイト化合物も光電変換層１０２の化合物半導体として使用することができる。また、これらの他に、第２の太陽電池Ｂの光電変換層よりもワイドギャップな化合物半導体層を第１の光電変換素子１００の光電変換層１０２に用いることができる。ｎ型バッファー層としては、ＣｄＳ等を使用することができる。光電変換層１０２の化合物を化学式で表すと、Ｃｕ（ＡｌｗＩｎｘＧａ１−ｗ−ｘ）（ＳｙＳｅｚＴｅ１−ｙ−ｚ）２、Ｃｕ２ＺｎＳｎ（ＳｙＳｅ１−ｙ）４等が挙げられる。ｗ、ｘ、ｙとｚは、それぞれ、０≦ｗ＜１、０≦ｘ＜１、０≦ｙ＜１、０≦ｚ＜１、ｗ＋ｘ＜１とｙ＋ｚ＜１を満たす。光電変換層１０２の組成は、誘導結合プラズマ（ＩＣＰ：Ｉｎｄｕｃｔｉｖｅｌｙ  Ｃｏｕｐｌｅｄ  Ｐｌａｓｍａ）質量分析で測定することができる。
【００１１】
光電変換層１０２の膜厚は、例えば、１０００ｎｍ以上３０００ｎｍ以下である。この内、ｐ型化合物半導体層の膜厚は、１０００ｎｍ以上２５００ｎｍ以下が好ましい。また、ｎ型化合物半導体層やｎ型バッファー層の膜厚は、１０ｎｍ以上８００ｎｍ以下が好ましい。Ｉ族元素としては、Ｃｕが好ましい。ＩＩＩ族元素としては、Ａｌ、Ｉｎ及びＧａからなる群から選ばれる少なくとも１種以上の元素が好ましく、Ａｌを含むことがより好ましい。ＶＩ族元素としては、Ｏ，Ｓ，Ｓｅ及びＴｅからなる群から選ばれる少なくとも１種以上の元素が好ましく、Ｓｅを含むことがより好ましい。また、ＩＩＩ族元素の中からはＧａを用いることがＡｌと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しやすいことからより好ましい。また、ＶＩ族元素の中からはＳを用いることがｐ型半導体になりやすいことからより好ましい。具体的には、光電変換層１０２として、Ｃｕ（Ａｌ，Ｇａ）（Ｓ，Ｓｅ）２、Ｃｕ（Ａｌ，Ｇａ）（Ｓｅ，Ｔｅ）２、又はＣｕ（Ａｌ，Ｇａ，Ｉｎ）Ｓｅ２、Ｃｕ２ＺｎＳｎＳ４等、より具体的には、Ｃｕ（Ａｌ，Ｇａ）Ｓｅ２、Ｃｕ（Ｉｎ，Ａｌ）Ｓｅ２、ＣｕＧａＳｅ２、ＣｕＩｎＴｅ２、ＣｕＡｌＳｅ２、Ａｇ（Ｉｎ，Ｇａ）Ｓｅ２、Ａｇ（Ｉｎ，Ａｌ）Ｓｅ２、Ａｇ（Ｇａ，Ａｌ）Ｓｅ２、Ａｇ（Ｉｎ，Ｇａ，Ａｌ）（Ｓ，Ｓｅ）２等の化合物半導体を使用することができる。裏面電極１０１と光電変換層１０２の間には、それぞれに含まれる元素で構成される化合物が存在することが好ましい。
【００１２】
（上部電極）
実施形態の上部電極１０３は、太陽光のような光を透過し尚且つ導電性を有する膜である。光電変換層１０２上に一体に形成された上部電極は、スクライブによって、光電変換素子１００の素子数に応じた上部電極１０３に分割される。上部電極１０３は、下部電極１０１と接続して、光電変換素子１００Ａ〜Ｃを直列に接続する。上部電極１０３は、例えば、Ａｌ、Ｂ、ＧａなどをドープしたＺｎＯを用いることができる。上部電極１０３は、スパッタリング、化学気相成長法（Ｃｈｅｍｉｃａｌ  Ｖａｐｏｒ  Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ：ＣＶＤ）等によって、成膜することができる。なお、上部電極１０３と光電変換層１０２との間には、半絶縁層としてｉ−ＺｎＯを例えば１０ｎｍ以上１００ｎｍ以下程度の厚さで形成してもよい。半絶縁層は、たとえばＺｎ、Ｔｉ、ＩｎやＭｇ等のうち少なくともいずれか１種以上の元素を含む酸化物の粒子を含む層である。例えば、ＺｎとＭｇの元素を含む酸化物の粒子は、Ｚｎ１−ｘＭｇｘＯ（０＜ｘ＜１）で表される。酸化物粒子の平均一次粒径は、１ｎｍ以上４０ｎｍ以下の粒子が好ましい。また光電変換層１０２より上部に位置することから、透明で太陽光吸収ロスが少ないものが望ましい。なお、上記半絶縁層と光電変換層１０２との間には、ＣｄＳを例えば１ｎｍ以上１０ｎｍ以下程度の厚さで形成してもよい。これは光電変換層１０２のＶＩ族元素の欠損を埋める働きがあり、開放電圧が向上する。また極薄の膜厚のため光吸収損失はほとんど無い。なお、上部電極１０３と光電変換層１０２との間には、窓層を設けてもよい。
【００１３】
（窓層：図示せず）
実施形態の窓層（図示せず）は、上部電極１０３と光電変換層１０２との間に設けられた、ｉ型の高抵抗（半絶縁）層である。窓層は、ＺｎＯ、ＭｇＯ、（ＺｎａＭｇ１−ａ）Ｏ、ＩｎＧａｂＺｎａＯｃ、ＳｎＯ、ＩｎＳｎｄＯｃ、ＴｉＯ２とＺｒＯ２のうちのいずれかの化合物を含む又は前記１種乃至複数種の化合物からなる層である。ａ、ｂ、ｃとｄは、それぞれ、０＜ａ＜１、０＜ｂ＜１、０＜ｃ＜１と０＜ｄ＜１を満たすことが好ましい。高抵抗な層を、上部電極１０３と光電変換層１０２との間に設けることで、ｎ型化合物半導体層から上部電極１０３へのリーク電流を減らし、変換効率を向上させる利点がある。窓層を構成する化合物は、高抵抗な化合物が含まれるため、窓層は、厚すぎるのは好ましくない。また、窓層の膜厚が薄すぎると、リーク電流を減らす効果が実質的になくなってしまう。そこで、窓層の好適な膜厚は、平均で５ｎｍ以上１００ｎｍ以下である。
【００１４】
窓層の形成方法としては、ＣＶＤ法、スピンコート法、ディップ法、蒸着法、スパッタ法などが挙げられる。ＣＶＤ法は、次の方法によって、窓層の酸化物薄膜を得る。光電変換層３まで形成した部材をチャンバーに導入して、加熱した状態にし、Ｚｎ、Ｍｇ、Ｉｎ、Ｇａ、Ｓｎ、ＴｉとＺｒのうちの少なくともいずれかを含む有機金属化合物と水等をチャンバーに更に導入して、ｎ型化合物半導体層上で反応させて、酸化物薄膜を得る。スピンコート法は、次の方法によって、窓層の酸化物薄膜を得る。光電変換層１０２まで形成した部材上に、Ｚｎ、Ｍｇ、Ｉｎ、Ｇａ、Ｓｎ、ＴｉとＺｒのうちの少なくともいずれかを含む有機金属化合物又は酸化物粒子を含む溶液をスピンコート塗布する。塗布後、乾燥機で加熱又は反応させ、酸化物薄膜を得る。ディップ法は、次の方法によって、窓層の酸化物薄膜を得る。スピンコート法と同様の溶液に、光電変換層１０２まで形成した部材のｎ型化合物半導体層側を浸す。所要時間後に溶液から、部材を引き上げる。引き上げ後、加熱又は反応させて、酸化物薄膜を得る。蒸着法は、次の方法によって、窓層の化合物薄膜を得る。抵抗加熱、レーザー照射などで、窓層材料を昇華させ、酸化物薄膜を得る方法である。スパッタ法は、ターゲットにプラズマを照射することで、窓層を得る方法である。ＣＶＤ法、スピンコート法、ディップ法、蒸着法、スパッタ法の中でも、スピンコート法とディップ法は、光電変換層１０２へのダメージが少ない成膜方法であり、光電変換層１０２への再結合中心を生じさせない点で、高効率化の観点から好ましい製法である。
【００１５】
（中間層：図示せず）
実施形態の中間層（図示せず）は、光電変換層１０２と上部電極１０３との間に又は光電変換層１０２と窓層との間に備えられた化合物薄膜層である。実施形態において、中間層を有する光電変換素子が好ましいが、中間層を省略してもよい。中間層は、ＺｎＳ、Ｚｎ（ＯαＳ１−α）、（ＺｎβＭｇ１−β）（ＯαＳ１−α）、（ＺｎβＣｄγＭｇ１−β−γ）（ＯαＳ１−α）、ＣｄＳ、Ｃｄ（ＯαＳ１−α）、（ＣｄβＭｇ１−β）Ｓ、（ＣｄβＭｇ１−β）（ＯαＳ１−α）、Ｉｎ２Ｓ３、Ｉｎ２（ＯαＳ１−α）、ＣａＳ、Ｃａ（ＯαＳ１−α）、ＳｒＳ、Ｓｒ（ＯαＳ１−α）、ＺｎＳｅ、ＺｎＩｎ２−δＳｅ４−ε、ＺｎＴｅ、ＣｄＴｅとＳｉ（α、β、γ、δとεは、それぞれ、０＜α＜１、０＜β＜１、０＜γ＜１、０＜δ＜２、０＜ε＜４とβ＋γ＜１を満たすことが好ましい。）のいずれかの化合物を含む又は前記１種乃至複数種の化合物からなる薄膜である。中間層は、上部電極１０３側のｎ型化合物半導体層の面のすべてを覆っていない形態でもよい。例えば、上部電極１０３側のｎ型化合物半導体層の面の５０％を覆っていればよい。環境問題の観点から、中間層はＣｄを含まない化合物を用いると好ましい。中間層の体積抵抗率は、１Ωｃｍ以上であるとｐ型化合物半導体層内に存在する可能性のある低抵抗成分由来のリーク電流を押さえることが可能になるという利点がある。なお、Ｓを含む中間層を形成することによって、中間層に含まれるＳをｎ型化合物半導体層にドープすることができる。
【００１６】
中間層を有することでホモ接合型の光電変換層１０２を有する光電変換素子１００Ａ〜Ｃの変換効率を向上させることができる。中間層を有することで、ホモ接合構造の光電変換層１０２を有する光電変換素子１００Ａ〜Ｃの開放電圧を増やし、変換効率を向上させることができる。中間層の役割は、ｎ型化合物半導体層と上部電極１０３の間のコンタクト抵抗を下げることである。
【００１７】
変換効率向上の観点から、中間層の平均膜厚は、１ｎｍ以上１０ｎｍ以下が好ましい。中間層の平均膜厚は、光電変換素子の断面画像から求める。光電変換層１０２がヘテロ接合型の場合、バッファー層として例えば５０ｎｍといった数十ｎｍ以上の厚さのＣｄＳ層が必要であるが、中間層はこれよりも薄い膜をｎ型化合物半導体層上に備える。ヘテロ接合型の光電変換層１０２を有する光電変換素子１００Ａ〜Ｃの場合、実施形態の中間層の膜厚と同程度にすると変換効率が低下するため好ましくない。
【００１８】
中間層は、変換効率向上の観点から、硬い膜であることが好ましく、硬い膜を成膜する方法としては、溶液成長法（Ｃｈｅｍｉｃａｌ  Ｂａｔｈ  Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ：ＣＢＤ）、ＣＶＤ法や物理気相成長法（Ｐｈｉｓｉｃａｌ  Ｖａｐｏｒ  Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ：ＰＶＤ）のいずれかの方法が好ましい。硬い膜であれば、中間層が酸化物の膜であってもよい。なお、硬い膜とは、密度の高い緻密な膜を意味する。中間層の成膜時にｎ型化合物半導体層へダメージを与えると表面再結合中心が形成されてしまうため、低ダメージ成膜の観点から、中間層の成膜方法は、上記方法のうちＣＢＤ法が好ましい。１ｎｍ以上１０ｎｍ以下といった薄膜を作るに際しては、膜の成長時間を厚さに応じて短くすればよい。例えば、６０ｎｍの中間層をＣＢＤ法で成長させるために必要な反応時間が４２０秒とする成膜条件において、例えば、５ｎｍの中間層を成膜する場合は、反応時間を３５秒にすればよい。膜厚を調整する方法としては、調整溶液の濃度を変えることでも可能である。
【００１９】
（反射防止膜）
実施形態の反射防止膜１０４は、光電変換層１０２へ光を導入しやすくするための膜であって、上部電極１０３上に形成されている。反射防止膜１０４としては、例えば、ＭｇＦ２やマイクロレンズ（例えば、オプトメイト社製）を用いることが望ましい。反射防止膜１０４の膜厚は、例えば、９０ｎｍ以上１２０ｎｍ以下である。反射防止膜１０４は、例えば、電子ビーム蒸着法により成膜することができる。
【００２０】
第１の太陽電池Ａ中の１つの光電変換素子１００が壊れた場合に、太陽電池乃至太陽電池パネルへの影響を軽減するために整流素子（バイパスダイオード）を設けることが好ましい。各光電変換素子１００Ａ〜Ｃに並列に接続したバイパスダイオードを設けることで、光電変換素子１００Ａ〜Ｃのいずれの光電変換素子が壊れても、太陽電池への影響を軽減することができる。各光電変換素子１００Ａ〜Ｃの下部電極１０１と上部電極１０３にバイパスダイオードを接続することが好ましい。バイパスダイオード及びその配線は、光電変換層１０２への光を妨げない構成が好ましい。
【００２１】
第１の太陽電池Ａと直列に整流素子（ダイオード）を接続してもよい。直列に接続するダイオードはそのアノードを第１の太陽電池の正極となる下部電極１０１と接続する、又は、そのカソードを第１の太陽電池Ａの負極となる上部電極１０３と接続する。第１の太陽電池と直列に接続するダイオードは、第１の太陽電池Ａの開放電圧が第２の太陽電池Ｂの開放電圧よりも低い場合に、電気が逆流することを防ぐ機能を有する。第２の太陽電池Ｂにも同様に直列に接続するダイオードを接続してもよい。第２の太陽電池Ｂと直列に接続するダイオードは、そのアノードが太陽電池の正極と接続する、又は、そのカソードを第１の太陽電池Ａの負極と接続する。この場合、第１の太陽電池Ａと直列に接続したダイオードと同様に機能する。第１の太陽電池Ａと第２の太陽電池Ｂの両方に、直列に接続するダイオードを設けてもよい。バイパスダイオードを用いる場合は、光電変換素子１００Ａ〜Ｃのいずれかの光電変換素子の故障により、太陽電池の開放電圧が低下する場合があり、この時にも、第１の太陽電池Ａと第２の太陽電池Ｂとの電圧の整合が保てない場合に、直列接続したダイオードが機能する。直列に接続するダイオードは、電圧を降下させるため、変換効率の観点から、直列に接続するダイオードは、電圧降下の少ないものが好ましい。
【００２２】
（第２の太陽電池Ｂ）
第２の太陽電池Ｂは、複数の第２の光電変換素子からなる。第２の太陽電池Ｂは、多接合型太陽電池のボトムセルとなる。図１では、複数の第２の光電変換素子は、２００Ａ、２００Ｂ、２００Ｃ、２００Ｄ、２００Ｅと２００Ｆで表される。直列に接続された光電変換素子Ａ〜Ｆのそれぞれの間には、素子分離領域２０７を有する。図１では、６つの光電変換素子Ａ〜Ｆが直列に接続された形態であるが、素子の数は設計に応じる。第２の光電変換素子は、バックコンタクトを有する形態の太陽電池である。第２の光電変換素子は、絶縁層Ｃの第１の太陽電池とは反対側の面にｎ型又はｐ型のシリコン層２０１、シリコン層２０１の絶縁層Ｃとは反対側の面に露出したｐ＋領域２０２、シリコン層２０１の絶縁層Ｃとは反対側の面に露出したｎ＋領域２０３、ｐ＋領域２０２と接続したｐ電極２０４と、ｎ＋領域２０３と接続したｎ電極２０５とを有する。例えば、第２の光電変換素子２００Ａのｎ電極２０５と第２の光電変換素子２００Ｂのｐ電極２０４とが配線部２０６によって接続して、第２の光電変換素子２００Ａ〜Ｆのそれぞれは、直列に接続される。ｐ＋領域２０２やｎ＋領域２０３は、第２の光電変換素子２００の裏面であるバックコンタクト面に存在する。実施形態では、シリコン層２０１をｎ型として説明するがｐ型でもよい。
【００２３】
第２の太陽電池Ｂは、例えば、第２の光電変換素子２００Ａ〜Ｆはそれぞれ（例えば、２００Ａと２００Ｂ）は素子分離されている。素子分離は、第２の光電変換素子２００Ａと２００Ｂの間の領域を絶縁することによってなされる。素子分離によって、第２の光電変換素子２００Ａ〜Ｆのそれぞれの光電変換素子間のリークを低減することができ、電力損失（電流損失  電圧損失）を減らすことができる。素子分離領域２０７は、隣り合う第２の光電変換素子２００Ａ〜Ｆの隣り合う第２の光電変換素子を絶縁する領域がシリコン層２０１の厚さ方向（絶縁層Ｃとは反対側の面から絶縁層Ｃ方向）に形成されていればよい。素子分離は、直列に接続する第２の光電変換素子２００Ａ〜Ｆ間の断面積の４０％以上に形成されていればよい。並列に接続する第２の光電変換素子を素子分離する際も、直列接続の素子分離と同様である。直列に接続する第２の光電変換素子２００Ａ〜Ｆ間の断面積とは、隣り合う第２の光電変換素子２００Ａ〜Ｆを直列に接続するｐ電極とｎ電極を最短距離で繋ぐ仮想線に対して垂直方向であり、かつ、シリコン層２０１のバックコンタクト面に対して垂直な断面の面積である。素子分離領域２０７が狭くなると、指数関数的にリーク低減の効果が小さくなり、実質的に効果がなくなるため、４０％未満は好ましくない。絶縁層の一部に素子分離領域を有する場合がある。つまり、シリコン層２０１の膜厚よりも深い素子分離領域２０７を多接合型太陽電池に形成してもよい。絶縁層Ｃに素子分離領域２０７が存在すると、回折効果により、光が散乱し、光電変換層への光量が増加して、変換効率が向上することが好ましい。素子分離には、シリコン層２０１の切断、シリコン層２０１への溝形成やシリコン単結晶の部分アモルファス化による移動度低下など、導電性を阻害するものが含まれる。切断や溝形成は、ダイサーなどによる切断やエッチングなどが挙げられる。移動度の低下は、イオンビームなどによって行うことができる。素子分離の切断による空隙や溝には、絶縁物が充填されていてもよい。素子分離を行う工程は、第１の太陽電池Ａと第２の太陽電池Ｂを絶縁層Ｃで張り合わせる前又は後に行うことができる。絶縁層Ｃにまで素子分離領域２０７を形成する場合は、張り合わせ精度の観点から、素子分離領域２０７を形成する前に、第１の太陽電池Ａと第２の太陽電池Ｂを張り合わせることが好ましい。
【００２４】
素子分離領域２０７が増えると、直列できる第２の光電変換素子の数が多くなり、電池の発電電圧を高くすることができる。第２の太陽電池Ｂの発電電圧を調整し、第１の太陽電池Ａと電圧整合を行うことで、多接合型太陽電池は、電圧と各太陽電池の電流値の積の発電量となる。しかし、素子分離領域２０７が多すぎると、シリコン層２０１の体積が減り、シリコン層２０１の受光量が低下して発電量（電流）が低下してしまう。そこで、バックコンタクト面の素子分離領域２０７の面積は、シリコン層２０１のバックコンタクト面の面積の１％以下が好ましい。
【００２５】
シリコン層２０１は、ｐ型又はｎ型の単結晶シリコン層である。シリコン層２０１の膜厚は、例えば５０μｍ以上４００μｍ以下である。シリコン層２０１には、ｐ＋領域２０２とｎ＋領域２０３を有する。シリコン層２０１は、Ｂ、Ａｌ、Ｎ、ＰやＡｓなどのドーパントを含む。シリコン層２０１とｐ＋領域２０２又はｎ＋領域２０３はｐｎ接合し、光電変換層となる。シリコン層２０１と絶縁層Ｃとの間に反射防止膜を設けてもよい。
【００２６】
ｐ＋領域２０２とｎ＋領域２０３は、シリコン層２０１を例えばイオン注入や熱拡散法などによってｎ型化（ｎ＋）およびｐ型化（ｐ＋）したシリコン層２０１の絶縁層Ｃとは反対側の面である裏面に形成された領域である。ｐ＋領域２０２とｎ＋領域２０３は、それぞれ同様のＵ字型や櫛形などの形状を有する。ｐ＋領域２０２とｎ＋領域２０３は、噛み合うように配置される。ｐ＋領域２０２とｎ＋領域２０３は、接しておらず、間にシリコン層２０１の領域があることが好ましい。イオン注入は、マスクを用いて例えば、深さ５０ｎｍから２μｍの領域が形成されるようにＢ、Ａｌ、Ｎ、ＰやＡｓなどのドーバントをシリコン層２０１にドーピングして行う。各領域２０２、２０３のドーパント濃度は、１．０×１０19ｃｍ-3以上１．０×１０20ｃｍ-3以下程度が好ましい。ｐ＋領域２０２およびｎ＋領域２０３のドーパント濃度は、シリコン層２０１の不純物濃度よりも高い。
【００２７】
ｐ＋領域２０２およびｎ＋領域２０３は、それぞれｐ電極２０４およびｎ電極２０５を有する。ｐ電極２０４およびｎ電極２０５が、第２の太陽電池Ｂのバックコンタクトの電極となる。ｐ電極２０４およびｎ電極２０５は、光電変換素子２００を並列ないし直列に接続するための電極となり、バイパスダイオードを設ける場合は、ｐ電極２０４およびｎ電極２０５とダイオードを接続する。電極は、例えば、マスクを用いて堆積された厚さ１μｍ程度のＣｕやＡｌ膜である。
【００２８】
第２の太陽電池Ｂ中の１つの光電変換素子２００Ａ〜Ｆのいずれかが壊れた場合に、太陽電池乃至太陽電池パネルへの影響を軽減するためにバイパスダイオードを設けることが好ましい。各光電変換素子２００と並列に接続したバイパスダイオードを設けることで、いずれの光電変換素子２００Ａ〜Ｆのいずれかが壊れても、太陽電池への影響を軽減することができる。各光電変換素子２００のｐ電極２０４とｎ電極２０５にバイパスダイオードを接続することが好ましい。シリコン層２０１中にイオン注入などによってダイオードを形成してもよいし、ダイオードを外付けにしてもよい。
【００２９】
図２から６を用いて素子分離の形態とその多接合型太陽電池について説明する。第１の太陽電池Ａについては、１素子でもよいし、複数の素子を直列に接続してもよい。
第２の太陽電池Ｂの２つの光電変換素子の素子分離を行わない形態の多接合型太陽電池の概念図を図２示す。図２の多接合型太陽電池は、第１の太陽電池Ａと、絶縁層Ｃと、第２の太陽電池Ｂとを有する。第２の太陽電池Ｂは、２つの光電変換素子が直列に接続されている。２つの光電変換素子は、素子分離されていないため、２つの光電変換素子間に光電変換素子とは、逆の起電力が生じる。逆起電力によって、光電変換素子の発電が一部相殺されるため第２の太陽電池Ｂの変換効率が低く、また、第１の太陽電池Ａと第２の太陽電池Ｂとの電圧整合がうまくできないため、多接合型太陽電池としても、変換効率が低くなる。
【００３０】
第２の太陽電池Ｂの２つの光電変換素子を素子分離する形態の多接合型太陽電池の概念図を図３示す。図３の多接合型太陽電池は、第２の光電変換素子の間（例えば、図１でいう２００Ａと２００Ｂ間）が切断され、切断された領域に絶縁物が充填されていること以外は、図２の多接合型太陽電池と同様である。図３の多接合型太陽電池は、第２の太陽電池Ｂの光電変換素子間を完全に素子分離するように素子分離領域が形成されているため、光電変換素子間に起電力が生じない構成となっている。本形態であれば、第２の太陽電池Ｂの開放電圧を高くし、第１の太陽電池Ａとの電圧整合が容易となる。第２の太陽電池Ｂは、位置合わせ精度の観点から、素子分離前に第１の太陽電池Ａと絶縁層Ｃと第２の太陽電池Ｂとを貼り合わせることが好ましい。
【００３１】
第２の太陽電池Ｂの３つの光電変換素子２００を素子分離する形態の多接合型太陽電池の概念図を図４示す。図４の多接合型太陽電池は、第２の光電変換素子の間（例えば、図１でいう２００Ａ〜２００Ｃのそれぞれ間）が不完全に切断され、切断された領域に絶縁物が充填されて、第２の光電変換素子は素子分離されている。素子分離は、２領域に存在し、その領域の深さが異なる。素子分離は、シリコン層２０１を完全に分離する形態が好ましいが、不完全な分離であっても第２の光電変換素子間の電圧のリークを低減することができる。図４中では、右側よりも左側の方が素子分離領域が深いため、左側の光電変換素子間の方が、電圧・電流のリークを低減する効果が高い。本形態であれば、第２の太陽電池Ｂの開放電圧を高くし、第１の太陽電池Ａとの電圧整合が容易となる。素子分離の深さによって、第２の太陽電池Ｂの開放電圧を調整することも可能である。本形態の第２の太陽電池Ｂは、素子分離を不完全に行っているため、素子分離後に、第１の太陽電池Ａと絶縁層Ｃと第２の太陽電池Ｂとを貼り合わせても好ましい。
【００３２】
第２の太陽電池Ｂの３つの光電変換素子を素子分離し、各光電変換素子のｐ電極２０４とｎ電極２０５間に整流素子（ダイオード）を有する形態の多接合型太陽電池の概念図を図５示す。図５の多接合型太陽電池は、図４の多接合型太陽電池とは異なり、３つの光電変換素子にそれぞれバイパスダイオードを設けた形態である。本構成の太陽電池によれば、光電変換素子のいずれかが壊れて絶縁状態になったとしても、バイパスダイオードを介して電気が流れるため、第２の太陽電池Ｂとして発電が可能である。
【００３３】
イオンビームを用いて、単結晶シリコンをアモルファス化する素子分離を行い、第２の太陽電池Ｂの３つの光電変換素子を素子分離する形態の多接合型太陽電池の概念図を図６示す。図６の多接合型太陽電池は、図４の多接合型太陽電池とは異なり、光電変換素子間のシリコン層にイオンビームを照射して、光電変換素子間のシリコン層２０１をアモルファス化し、光電変換素子間に絶縁領域を形成する代わりに、その移動度を低下させた形態である。絶縁ではなく移動度低下させているため、第２の太陽電池Ｂは、完全に素子分離した際の１０％程度の電流になるが、第１の太陽電池Ａと第２の太陽電池Ｂとの電圧整合ができるため、素子分離しない形態に比べて多接合型太陽電池の変換効率を高めることができる。
【００３４】
光電変換素子間を接続する配線部２０６が、ｐ＋領域２０２およびｎ＋領域２０３の他にシリコン層２０１をまたぐ場合は、そのシリコン層２０１上に絶縁膜を設け、リークを減らすことが好ましい。絶縁膜は、マスクを用いて形成したＳｉＯ２などである。
【００３５】
配線部２０６は、隣り合う光電変換素子のｐ電極２０４とｎ電極２０５が接続され、光電変換素子は直列に接続される。配線部２０６は、バックコンタクト面に形成されるため、ｐ電極２０４とｎ電極２０５と同様に、例えば、ＣｕやＡｌなどの金属膜を用いることができる。
上記実施形態では、第２の太陽電池Ｂをボトムセルとして説明したが、第２の太陽電池Ｂをトップセルとする多接合型太陽電池の場合は、フロントコンタクトに実施形態の直列配線と素子分離を適用することができる。第２の太陽電池をトップセルとする場合は、第２の太陽電池Ｂの電極及び配線に透光性を有する部材を用いることが好ましい。
【００３６】
（絶縁層Ｃ）
絶縁層Ｃは、第１の太陽電池Ａと第２の太陽電池Ｂを接合する絶縁性の層である。絶縁層Ｃとしては、例えば、青板ガラス、石英、白板ガラス、樹脂層（接着剤層を含む）、又は、これらを用いた積層体である。図１の多接合型太陽電池の絶縁層Ｃは、青板ガラス３０１とアクリル樹脂接着層３０２からなる。絶縁層Ｃは、第１の太陽電池Ａと第２の太陽電池Ｂを接続し、第１の太陽電池Ａを通過した光を透過して第２の太陽電池Ｂへ導く。接着剤としては、例えば、アクリル系バインダーを用いることができる。絶縁層Ｃに第２の太陽電池Ｂの素子分離領域２０７が形成される場合もある。
以下、実施例に基づき実施形態の多接合型太陽電池をより具体的に説明する。
【００３７】
（実施例１）
実施例１では、図３の概念図に示す形態の多接合型太陽電池を作製する。まず、絶縁層の一部となるソーダライムガラス上に第１の太陽電池を作製する。厚さ２００ｎｍのＩＴＯ膜が形成された１ｃｍ×１ｃｍのソーダライムガラスを用い、光電変換層となるＣｕ０．８５（Ｉｎ０．１２Ｇａ０．５９Ａｌ０．２９）（Ｓ０．１Ｓｅ０．９）２薄膜を蒸着法（３段階法）により堆積する。まず、基板温度を３００℃に加熱し、Ａｌ及びＩｎとＧａとＳとＳｅを堆積する（第１段階目）。その後、基板温度を５００℃まで加熱し、Ｃｕ及びＳとＳｅを堆積する。吸熱反応の開始を確認し、一旦、Ｃｕが過剰の組成でＣｕの堆積を停止する（第２段階目）。堆積停止直後、再びＡｌ及びＩｎとＧａとＳとＳｅを堆積する（第３段階目）ことで、若干、Ａｌ又はＩｎ又はＧａ等のＩＩＩｂ族元素過剰組成にする。光電変換層の膜厚は約２０００ｎｍ程度とする。
【００３８】
得られた光電変換層の一部をｎ型化するため、光電変換層まで堆積した部材を濃度０．０８ｍＭの硫酸カドミウムを溶解させた２５％アンモニア溶液に浸し、室温（２５℃）で２２分間反応させる。これにより光電変換層の上部電極を形成する側の深さ１００ｎｍ程度の領域にＣｄがドーピングされたｎ型半導体層が形成される。このｎ型半導体層上にＣｄＳコンタクト層、半絶縁層であるi-ＺｎＯ薄膜をスピンコートにより堆積する。続いて、この半絶縁層上に、上部電極となるアルミナ（Ａｌ２Ｏ３）を２ｗｔ％含有するＺｎＯ：Ａｌターゲットを用いてスパッタを行い、３００ｎｍ程度堆積する。最後に反射防止膜としてＭｇＦ２を電子ビーム蒸着法により１０５ｎｍ程度堆積してソーダライムガラス上に第１の太陽電池を作製する。
【００３９】
次に第２の太陽電池を作製する。ｎ型の２００μｍ厚の単結晶シリコン層の一方の表面の一部にＢ元素とＰ元素をそれぞれ別の領域に濃度が２．０×１０−１９ｃｍ−３で深さ０．２μｍ、幅３００μｍとなるようにイオン注入することにより、一部ｐ＋、ｎ＋型化する。ｐ＋型化とｎ＋型化によって、シリコン層のバックコンタクト側には、ｐ＋領域とｎ＋領域が２つずつｐ＋、ｎ＋、ｐ＋、ｎ＋の順に形成される。そして、２つの光電変換素子が形成される。ｐ＋領域とｎ＋領域の間には、イオン注入がなされていない領域が存在する。ｐ＋領域とｎ＋領域上にマスクを用いてｐ電極およびｎ電極としてＣｕを１μｍ堆積して第２の太陽電池を作製する。
【００４０】
次に、第１の太陽電池を有するソーダライムガラスの第１の太陽電池を有する面とは反対側の面に接着剤としてアクリル樹脂を用いて、第２の太陽電池のシリコン層のｎ＋領域およびｐ＋領域を有する面とは反対側の面を貼り付ける。接着剤の層の厚さは５０μｍ程度である。貼り付けられた部材のシリコン層の２つの光電変換素子の間の領域をシリコン層のバックコンタクト側の面から第１の太陽電池方向にダイサーを用いてシリコン層の端から端まで１ｃｍの長さを切断してシリコン層の光電変換素子を素子分離する。切断深さはシリコン層の厚さと同じ２００μｍであり、切断幅は、１５μｍである。シリコン層が切断されたことによって生じた空隙にアクリル樹脂を充填する。
【００４１】
次に、素子分離領域の隣にあるｎ＋領域とｐ＋領域上の電極をＣｕで配線して光電変換素子を直列に接続して実施例１の多接合型太陽電池を作製する。図７の概念図には、ｐ＋領域やｎ＋領域が形成されたシリコン層のバックコンタクト面を示す。第１の太陽電池のＩＴＯ電極と上部電極、ｐ＋領域とｎ＋領域を半導体パラメータアナライザに接続し、ソーラーシミュレータによりＡＭ１．５の擬似太陽光照射下で、第１の太陽電池単独、第１の太陽電池が形成された状態での第２の太陽電池単独、さらに第１の太陽電池と第２の太陽電池を並列に接続した多接合型太陽電池の開放電圧（Ｖｏｃ）、短絡電流密度（Ｊｓｃ）及び変換効率（η）をそれぞれ測定する。測定した結果を表１に示す。変換効率ηは、開放電圧Ｖｏｃ、短絡電流密度Ｊｓｃ、出力因子ＦＦ、入射パワー密度Ｐを用い、η＝Ｖｏｃ・Ｊｓｃ・ＦＦ／Ｐ・１００の式から計算される。
【００４２】
（実施例２）
素子分離において、ｐ＋領域やｎ＋領域が形成された面から第１の太陽電池の方向に１８０μｍの深さまで切断すること以外は、実施例１と同様に多接合型太陽電池を作製する。実施例２の多接合型太陽電池も実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表１に示す。
【００４３】
（実施例３）
素子分離において、ｐ＋領域やｎ＋領域が形成された面から第１の太陽電池の方向に８０μｍの深さまで切断すること以外は、実施例１と同様に多接合型太陽電池を作製する。実施例３の多接合型太陽電池も実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表１に示す。
【００４４】
（実施例４）
素子分離において、ｐ＋領域やｎ＋領域が形成された面から第１の太陽電池の方向に２１０μｍの深さまで切断し、アクリル樹脂にまで素子分離領域が形成されること以外は、実施例１と同様に多接合型太陽電池を作製する。実施例４の多接合型太陽電池も実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表１に示す。
【００４５】
（実施例５）
素子分離において、図８の概念図に示すように、シリコン層の両端部を０．５ｍｍずつ切断しないようにダイサーで切断すること以外は実施例１と同様に多接合型太陽電池を作製する。切断せずにシリコン層を残す領域の長さは、実施例１の切断長さの５％ずつの２領域で合計１０％である。実施例５の多接合型太陽電池も実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表１に示す。
【００４６】
（比較例１）
素子分離行わないこと以外は、実施例１と同様に多接合型太陽電池を作製する。比較例１の多接合型太陽電池も実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表１に示す。
【００４７】
【表１】
2015065249.tif 000003
【００４８】
実施例１は、第２の太陽電池の電圧が直列化していないものに対し、ほぼ２倍に向上し、電流値はほぼ半分となっており、目的とする性能を示している。実施例２は、リーク成分の存在により、電圧、電流ともにロスが生じていることが理解できる。実施例３は、素子分離が不完全であると効率向上が阻害されていることが理解できる。実施例４、５は、実施例１と比較して若干電流値が増大しているが、これは、切断部で吸収されることのなかった光が乱反射されて周囲のセルに吸収されていることに起因すると思われる。接着剤が完全に固まる前にスクライブを行った場合などは、接着剤にできた切断部と下地の太陽電池の切断部がずれている場合があるが、一部が重なっている限りは電流の増加が期待できる。また、切断部の一部に完全に切断されていない部分があっても大きなリーク源でない限りは有効であると考えられる。（たとえば、切断部の１箇所だけ、切断深さが９０％の場合など）
比較例１は、第２の太陽電池の電圧向上がほとんど得られていない。これは、素子分離がなされていないため、直列構造になっていないことを起因とする。裏面電極の形が直列化していないものとパターンが異なるため、吸収したフォトンの一部が再結合してしまうことで、電流値も稼ぐことができずに低い効率となってしまっている。各実施例と比較例１の結果を比較すると、素子分離をしないと電圧整合することができず、中途半端な素子分離ではリーク成分により高効率化の効果が得にくいことが理解できる。
【００４９】
（実施例６）
１２ｃｍ×１２ｃｍの基板上に、スクライブによりＩＴＯ電極を２０素子分に分割し、光電変換層をＩＴＯ電極上に堆積する。光電変換素子が２０等分になるように光電変換層をスクライブし、２０の光電変換素子が直列に接続されるように上部電極を形成し、スクライブしてから、さらに反射防止膜を形成して光電変換素子が２０直列に接続した第１の太陽電池を作製する。次いで、１２ｃｍ×１２ｃｍのシリコン層に３８ずつのｐ＋領域とｎ＋領域をイオン注入で形成し、３８の等面積の第２の光電変換素子を作製する。これを第１の太陽電池が形成された基板と張り合わせた後に３８の第２の光電変換素子をダイサーで切断し素子分離する。素子分離した第２の光電変換素子をすべて直列に接続した第２の太陽電池を作製すること以外は、実施例１と同様に多接合型太陽電池を作製する。作製した多接合型太陽電池の概念図と回路を図９に示す。図９中の数値は、光電変換素子の番号である。第１の太陽電池は２０の光電変換素子で、第２の太陽電池は３８の光電変換素子であることを数値は示している。実施例６の多接合型太陽電池も実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表２に示す。
【００５０】
（実施例７）
１２ｃｍ×１２ｃｍの基板上に、スクライブにより２０等分した光電変換層を形成する。その後、１から１０までの光電変換素子と、１１から２０までの光電変換素子がそれぞれ１０直列に接続するように上部電極を形成する。この時、１０と１１の光電変換素子は直列にも並列にも接続しない。さらに反射防止膜を形成する。１０直列に接続した２つの光電変換素子を並列に接続して第１の太陽電池を作製する。次いで、１２ｃｍ×１２ｃｍのシリコン層に１９ずつのｐ＋領域とｎ＋領域をイオン注入で形成し、１９の等面積の第２の光電変換素子を作製し、第１の太陽電池が形成された基板と張り合わせた後に１９の第２の光電変換素子をダイサーで切断し素子分離する。素子分離した第２の光電変換素子をすべて直列に接続した第２の太陽電池を作製すること以外は、実施例１と同様に多接合型太陽電池を作製する。作製した多接合型太陽電池の概念図と回路を図１０に示す。実施例７の多接合型太陽電池も実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表２に示す。
【００５１】
（実施例８）
１２ｃｍ×１２ｃｍの基板上に、スクライブによりＩＴＯ電極を２０素子分に分割し、光電変換層をＩＴＯ電極上に堆積する。光電変換素子が２０等分になるように光電変換層をスクライブし、２０の光電変換素子が直列に接続されるように上部電極を形成し、さらに反射防止膜を形成して光電変換素子が２０直列に接続した第１の太陽電池を作製する。次いで、１２ｃｍ×５．５ｃｍのシリコン層にイオン注入を行って１９ずつのｐ＋領域とｎ＋領域を形成する。イオン注入を行ったシリコン層を第１の太陽電池が形成された基板に貼り合わせる。次いで、シリコン層をダイサーで切断し素子分離して、１９の等面積の光電変換素子を２部作製する。そして、２部の第２の光電変換素子を直列に接続して第２の太陽電池を作製すること以外は、実施例１と同様に多接合型太陽電池を作製する。作製した多接合型太陽電池の概念図と回路を図１１に示す。実施例８の多接合型太陽電池も実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表２に示す。
【００５２】
（実施例９）
実施例９は実施例６の第２の光電変換素子にバイパスダイオードを設けた多接合型太陽電池である。第２の光電変換素子のｐ電極にダイオードのカソードを接続し、第２の光電変換素子のｎ電極にアノードを接続する。バイパスダイオードは、第２の光電変換素子のシリコン層中に形成したものではなく、外付けのダイオードである。作製した実施例９の多接合型太陽電池の概念図を図１２に示す。作製した多接合型太陽電池について実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表２に示す。
【００５３】
（比較例２）
ダイサーで素子分離する際に１つの第２の光電変換素子をすべて除去する。光電変換素子を除去した場所にも電極を形成して実施例９と同様に多接合型太陽電池を作製する。作製した多接合型太陽電池の概念図と回路を図１３に示す。黒色塗りつぶしの白抜き文字の領域は、光電変換素子が存在しない領域である。作製した比較例２の多接合型太陽電池について実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表２に示す。
【００５４】
（実施例１０）
実施例１０は実施例６の第１の太陽電池と第２の太陽電池とそれぞれ直列にダイオードを接続した多接合型太陽電池である。作製した実施例１０の多接合型太陽電池の概念図と回路を図１４に示す。作製した多接合型太陽電池について実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表２に示す。
（実施例１１）
実施例１１は実施例６において、３８の等面積の第２の光電変換素子を作製する際にダイサーで切断し素子分離して形成された溝にアクリル樹脂を流し込んだ以外は、実施例６と同様に多接合型太陽電池を作製する。作製した実施例１１の多接合型太陽電池の概念図と回路を図１５に示す。実施例１１の多接合型太陽電池も実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表２に示す。
【００５５】
【表２】
2015065249.tif 000004
【００５６】
実施例６は、直列数が増え、第１、第２の太陽電池同士の電圧差が小さくなったために、実施例１〜５より高効率な太陽電池が得られており、有効性が示されている。実施例７は、上部太陽電池を並列接続することにより開放電圧を低下させることで、下部の単結晶シリコン太陽電池の切断数を減らすことが可能であることが理解できる。これは、切断部近くのデッドエリアを減らすことができ、効率向上が可能であることを意味する。並列数は自由に選択できるため、大きなパネルを作る際には、高効率化にとって重要な手法となる。実施例８は、太陽電池パネルを作る際に、それぞれのウエハーを準備し、直列化することが可能であることが理解できる。実施例７、８において、直列・並列の選択肢が広がり、高効率太陽電池パネルの設計が容易になる。実施例９は、性能の劣化が見られないので、バイパス回路を設置することによる特性劣化は生じていない。太陽電池の光電変換素子の一部に絶縁性などの破壊が生じた場合は、破壊された光電変換素子の部分をバイパスするために、効率の低下を抑制することが可能となる。実施例１０は、逆流防止用ダイオードの電圧効果のため、電圧が低下している。バイパスダイオードと比較すると効率の低下が見られるが、万が一、第１もしくは第２の太陽電池の片方が壊れてしまった場合でも、内部でのショートを抑えることができるので、性能の低下を抑制することが可能となる。比較例２では、意図的にバイパスダイオードが動作する状態を作製しているが、電圧効果がみられるのみであるため、バイパスダイオードの有効性が示されている。実施例１１では、実施例９で第２の太陽電池にできた切断の溝に樹脂を埋め込んだ場合の性能を示している。性能の低下は確認できない。樹脂を埋めることで機械的な強度が増し、第２の太陽電池の一部が剥がれてしまい効率が低下することを抑制することができる。
【００５７】
（実施例１２）
実施例１２は実施例６において、第１の太陽電池の光電変換層のｐ層にＣｕ０．８９Ｉｎ０．４９Ａｌ０．５１Ｓｅ２を用いた以外は、実施例６と同様に多接合型太陽電池を作製する。実施例１３の多接合型太陽電池も実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表３に示す。
【００５８】
（実施例１３）
実施例１３は実施例６において、第１の太陽電池の光電変換層のｐ層にＣｕＡｌ０．５９Ｇａ０．４１Ｓｅ２を用い、スクライブにより分断する数を３８から４６に変更した以外は、実施例６と同様に多接合型太陽電池を作製する。実施例１３の多接合型太陽電池も実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表３に示す。
【００５９】
（比較例３）
素子分離行わないこと以外は、実施例１２と同様に多接合型太陽電池を作製する。比較例３の多接合型太陽電池も実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表３に示す。
【００６０】
（比較例４）
素子分離行わないこと以外は、実施例１３と同様に多接合型太陽電池を作製する。比較例４の多接合型太陽電池も実施例１と同様に開放電圧、短絡電流密度及び変換効率を測定する。測定した結果を表３に示す。
【００６１】
【表３】
2015065249.tif 000005
【００６２】
実施例１２は、第１の太陽電池のバンドギャップがほとんど変化していないため、実施例６とほとんど差がない。一方、実施例１３は、第１の太陽電池のバンドギャップが大きく変化したため、第２の太陽電池の光吸収量が変化しているが、実施例１３では本構成とすることで効率が向上している。比較例３、４は、第１と第２の太陽電池を多接合に構成した効果が得られず、特性は逆に減少している。電圧、電流ともに差が大きいためにロスが大きくなったものと思われる。比較例３、４より、第２の太陽電池内で直列化を行わないのであれば、第１の太陽電池と多接合化する効果が得られないことが理解できる。
これら実施例１２，１３より、第１の太陽電池のｐ層がＣｕ（Ｉｎ，Ａｌ）Ｓｅ２、Ｃｕ（Ｇａ，Ａｌ）Ｓｅ２を用いた場合でも本発明の効果を期待できる。このことから、前記実施例以外に、Ｃｕ（Ｉｎ，Ａｌ）（Ｓ，Ｓｅ）２、Ｃｕ（Ｇａ，Ａｌ）（Ｓ，Ｓｅ）２でも同様の効果が得られることが理解できる。さらい、ＣｕをＡｇに変えたＡｇ（Ｉｎ，Ｇａ，Ａｌ）（Ｓ，Ｓｅ）２でも同様の効果が期待できる。
【００６３】
明細書中、元素の一部は元素記号のみで表している。
以上、実施形態の光電変換素子および太陽電池を説明したが、実施形態は例示した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】
【００６４】
Ａ…第１の太陽電池、Ｂ…第２の太陽電池Ｂ…絶縁層、１００Ａ〜Ｃ…光電変換素子、１０１…下部電極、１０２…光電変換層、１０３…上部電極、１０４…反射防止膜、２００Ａ〜Ｆ…第２の光電変換素子、２０１…シリコン層、２０２…ｐ＋領域、２０３…ｎ＋領域、２０４…ｐ電極、２０５…ｎ電極、２０６…配線部、２０７…素子分離領域、３０１…青板ガラス、３０２…アクリル樹脂接着層
【図１】
2015065249.tif 000006
【図２】
2015065249.tif 000007
【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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【図１４】
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【図１５】
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