これからのエネルギー技術
産業技術総合研究所

近藤 道雄

抄録
震災による原発事故によって日本のエネルギー政策が大きく見直されようとしている。原子力発電の比率は大幅に低下し、その結果燃料の輸入による国富の流出が懸念される。その中で再生可能エネル
ギーに注目が集まっており、特に最近では風力と太陽光発電の導入量が大きく伸びてきている。これからの課題は発電コストのさらなる低減と電力の需要呼応性（dispatchability）であろう。太陽光発電についてコストはドイツでも 20 円 /kWh を下回っている。日本では PV2030 ＋という技術ロードマップがあるがその目標を 10 年以上前倒しする必要があるだろう。
技術的に見ると、結晶シリコンでは薄型化と高効率化が、薄膜系では高効率化が最大の課題であり、コスト低減にも不可欠な開発課題である。超高効率では化合物半導体の集光系が主流であり、40％を超える変換効率が達成されてきている。将来技術としての有機系も最近の進展は目覚ましく、10％を超える効率が報告されている。
最近の国際競争の激化は技術がコモデティ化したことによるところが大きいが、カギとなる知財をしっかり押さえることと、逆に標準化などによって市場での主導権を握るという技術開発と並行した市場戦略が必要であろう。

はじめに

プライチェーンの寸断、そして原発事故による電力不足、さらにはタイを襲った洪水と、単なる偶然の一致では片づ2011 年 3 月 11 日に起こった東日本大震災がもたらした

けられない巨大な危機が日本を襲ってきている。

影響は金額では計り知れないほど巨大なものであった。恐日本はエネルギーも資源もない国であり、技術と知恵でらく日本の、そして日本人の運命を 180 度変えてしまっ

経済を支えてきた。それが、日本の牙城であったモノづく

たといえよう。リーマンショックに端を発した世界的な不りの国外流出と空洞化によって崩れ去ろうというとき、景気、ヨーロッパ経済危機、アメリカの経済危機、そして我々技術開発に関わる者は何をし、どこを目指していくべ

今度はそれが中国をはじめとするアジア経済にも影響をもきであろうか？

たらしつつある。通貨危機は金への投機や円買いへと波及

本稿では日本の将来を支える電力エネルギー技術についし、日本企業は世界的不景気と円高による二重苦にあえいてあるべき姿を現実論に基づいて述べてみたい。

でいた。そこに致命的な追い打ちをかけるような震災、サ

図1

各国の発電設備の電源構成（出典 JEPIC）

tokugikon

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これからのエネルギー技術

NEXT ENERGY TECHNOLOGY○震災後、各原子力発電所が順次定期検査入りしていることにより、国内発電量に占める原子力の比率は 12 月には約 7％にまで低下。他方、火力発電比率は、約 86％に上昇。
電気事業者（一般・卸）の 2011 年度の火力・原子力発電比率の推移

100%

石油火力発電比率

90%
80%

77.5%

78.0%

10%

10%

72.8%

70%
60%

63.0%

63.7%

5%

6%

38%

39%

68.1%
6%

7%

13%

82.1%
14%

23.1%

20%
10%

20%

0%

4月

19%
5月

石炭火力発電比率

16%

火力発電比率
原子力発電比率
5%

41%

43%

43%

41%

42%

43%

46%
32%
31.7%

28.2%

30%

LNG 火力発電比率

86.1%

59.8%

50%
40%

81.1%

19.0%
21%

6月

16.3%
12.6%

10.5%

10.4%

10.9%

24%

25%

26%

25%

8月

9月

10 月

11 月

25%

7月

7.4%

23%

23%
12 月 （参考）2010 年度

出所：電力調査統計及び事業者からのヒアリングにより作成

図2

図3

震災以後の電源構成の変化（資源エネルギー庁資料）

各種再生可能エネルギーの発電量の年次推移（出典 IEA Deploying Renewables 2011）

電力エネルギーの現状おける断面図とご理解いただきたい。これを電力量で見ると震災前は 30％近くあった原子力比率が 7％にまで低下

図 1 は震災前の OECD 各国の電源構成を表したものであしている。今後、メンテナンスで短期かもしれないが比率る。日本は原子力比率が電力量では 30％程度であるが、がゼロになることもあるだろう。その代わり増えているの

設備容量比率で言うと 17％程度である。これは原子力発

は火力発電であり、燃料の高騰によって各電力会社は軒並

電が稼働率が高い、ある意味 “優等生” であることを示し

み収益で赤字転落となっている。今後燃料費はさらに高騰ている。あとで述べるが、逆に昼間のピーク需要に合わせすることが予想されるので電力料金の値上げ、生産拠点のようとすると夜には電気が余ってしまい、深夜電力料金な国外流出という悪循環が繰り返される懸念がある。

るものが設定されることになる。言い換えると昼間の需要

震災以後期待が高まっているのは再生可能エネルギーで増に合わせるということができないわけである。この比率あるが、再生可能エネルギーの現状はどうであろうか。

はフランスに次いで高いが、原発全廃と言っているドイツ

図 3には世界の再生可能エネルギーの中で大規模水力をと比べると大差なく、原発大国であると錯覚を持つ米国よ除いたものの年次変化が示されている。これを見るとバイり比率が高い。

オエネルギーと風力で全体の 86％を占めていることが分か

震災以後これがどうなったか？ 図 2 は震災後の日本のる。太陽光発電は 2009 年にようやく姿を現してきたところ

電源構成の変化について調査されたものである。その後原であり、その割合は発電量で 3％程度であった。しかし、世子力発電所はさまざまな事情で稼働停止されたところが増界の太陽光発電導入量を見ると2009 年と2011年では 3 倍

えているので、事情は刻々と変わっているが、ある時点に程度に増加していることから、発電量でも再生可能エネル

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表1

リットであると言える。原発事故直後の真夏の節電の要請

主要国の再生可能エネルギー累積導入量（単位 GW）

を思い出すと、日射が強いときほどピーク需要は高まるの

米国

ドイツ

中国

日本

世界全体

太陽光

4.2

24.7

2.9

4.7

67

であるから、その時に最も発電電力の多い太陽光発電は都

風力

40.2

27.2

42.3

1.7

194

合が良い。原発比率が下がった今、ピーク需要への対応は
喫緊の課題であり、ピークカットに寄与しうる太陽光発電のキロワット価値を評価すべきであろうと考える。もちろ

ギーの10％程度を占めるようになってきた。伸び率から言ん、曇りの日は発電量が落ちるが需要は大きく落ちるわけ

うと、2009 年の 2000 年比で風力でも 3 倍弱なのに対し太ではないという課題はあるが、燃料の焚き減らしには確実

陽光では 20 倍に増加している。その意味で、図 3はあと数に貢献しうるものと考えられる。

年すると大きく様変わりしてくると予想される。

このように考えると、再生可能エネルギー先進国と言わまた、再生可能エネルギー全体は総発電量が 600TWh

れているドイツでは再生可能エネルギーによる電力は立を超えているが、これはドイツ一国の年間発電量を上回派な基幹電力と言えるのである。日本では太陽光と風力合

り、日本の年間発電量の 70％に相当する量であるから、わせても年間発電量の 1％程度でしかなく、まだまだ基幹

これはもはや無視できる量とは言えない。

とは言い難いが、ドイツの例を見る限り、再生可能エネル
ギーを基幹電力にすることはもはや夢物語ではないので日本について言うと、2011 年末現在太陽光発電の導入ある。

量は太陽光が 4.7GW 程度、風力が 1.7GW 程度である。これを主要国あるいは世界の傾向と比較すると日本は風力が次に個別の技術について見てみよう。図 4 には各種電源圧倒的に少なく、ドイツが太陽光の割合が高いことが分かのコストが 2004，2010，2030 年それぞれについて計算るだろう。年間発電量を計算するには Capacity Factor とされている。 ここでの計算はいわゆる LCOE（Levelized

呼 ば れ る 割 合 を 8760 時 間 ／ 年 に 掛 け れ ば 大 体 の kWh

Cost Of Electricity）であり、初期投資（資本費）、運転維持

ベースの発電量が分かる。地域によって異なるが太陽光で費、燃料費、二酸化炭素対策費、などを含めて毎年発生すおおざっぱに 10％、 風力では 20％と考えればいいだろ

る経費を運転開始時の価値に換算し（割り引い）て計算さう。このように考えるとドイツでは太陽光と風力を合わせれる。図 4 では割引き率は 3％と設定されている。割引率

ると 80TWh 程度の年間発電量と推定され、年間発電量のが高くなると、後年度負担より初期投資が安い方が有利で15％程度を太陽光と風力でまかなっていることになる。

あるが、燃料費の値上がり率が割引率より高くなると、燃また太陽光のピーク電力は設備容量の 20％程度を占めて料費の割合が高い電源は不利になる。
図 4 を見ると、太陽光発電は、現在の発電コストが高いいることから、天気が良ければ昼間の電力需要の 20％以が、唯一 2030 年に現在よりコストが下がる可能性がある

上を太陽光が占めていることになるのである。

電源で、その時は他の電源と十分競争できるコストになっ

このピーク電力需要への適合性は太陽光発電の大きなメ

図4

各種電源の発電コスト 2004 年、2010 年、2030 年それぞれについて LCOE を計算（コスト等検証委員会資料より）

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太陽光発電の課題と将来展望

太陽光発電においてはよく発電コストが高いと言われ、家庭電力料金の倍であると言われる。しかしながら、実際にもう少し現実の市場価格を踏まえて計算しなおされると、 図 5 に示されるように日本の住宅用太陽光発電では33 円／kWh から 38 円／kWh 程度となっている。 一方、
非住宅のメガソーラーでは 30.1 円／kWh から 45.8 円／
kWh まで幅がある。これは設置条件によって多様性があるからである。一方、ドイツやアメリカでは 20 円／kWh前後である。これは流通経路の違いや設置基準の違いが反映されている。事実、2012 年 1 月時点でのドイツでの太陽光発電電力の買取金額は住宅用小規模で 24 ユーロセン
図5

ト、地上設置で 18 ユーロセントであるから、発電コスト

各国における太陽光発電の発電コストの比較がそれ以上であることはないと考えられる。つまり、太陽（コスト等検証委員会資料より）

光発電の発電コストが高いというのは過去の話になりつつあり、少なくとも家庭用電力料金並みの発電コストは十分ていると期待される。また、よく言われる太陽光パネルの達成可能であるということである。

寿命についても 20 年で使えなくなるわけではなく、歴史

さらに将来を見てみると、日本では図 6 に示されるようが浅いために実績がまだ十分でないというだけで、実際にに 2030 年までのコスト目標として 7 円／kWh を掲げてい

20 年以上故障なく運転されている例はいくつも見受けらる。これはパネルの製造コストに換算すると 50 円／W でれる。発電事業においてはむしろ水力発電のように 30 年あり、現在の半分以下である。しかし、米国ではこのコス

以上の寿命で発電コストを計算されるべきであろうと考え

ト目標を 2020 年に達成するようなプログラムが発表される。逆に化石燃料や原子力を含めて天然資源に依存する電た。つい最近ドイツでも 2016 年における買い取り価格が源では発電コストはむしろ上昇傾向にある。2030 年まで発表され、 物議を醸している。2016 年には小規模で 13持続可能な電源は発電コストで 10 円／kWh 以下を実現で

ユーロセント、大規模で 7 ユーロセントと、日本におけるきるかどうかにかかっているといって良いであろう。

2030 年コスト目標を 2016 年に達成しなければならない。

以降ではここ 10 年の伸び率がもっとも高く、コスト低

このような低コスト化の圧力は市場だけでなく政策サイド

減の可能性も大きい太陽光発電について注目する。

図6

からも強まってきており、日本のロードマップも前倒し達

日本における低コスト化シナリオ、PV2030 ＋における、コスト目標と技術目標（出典 NEDO）

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成するような加速化が必要と考えられる。

二度手間のために 2 倍になり、効率も低く、シリコンの厚さも今の 2 倍以上あったために回収年数が 10 年という、技術開発について

余り効率のよくない物であったが、その時はまだ日本の住宅の屋根には一軒も太陽電池が載っていなかった時代のこ

これまで述べてきたようなコスト目標を達成するためにとであり、その議論を持ち出すのは時代錯誤も甚だしいとはそれに応じた様々な技術目標が必要である。太陽電池に言える。いまや日本の住宅には 100 万軒に近づかんとすは図 7 に示されるようにさまざまな材料を用いた太陽電池

る軒数の屋根に太陽電池が載っており、製造エネルギーのが開発され、かつ市場投入されてきた。これほど多様性の省エネ化も進展し、エネルギー回収年数は長くて 3 年、短高い技術というのは珍しいのではないかと思うが、その理

くて 2 年程度と見積もられている。あとで述べる薄膜型に由はどれも決定打に欠けるということであろう。

至っては 1 年未満であるし、有機系では 0.1 年という試算もある。つまりエネルギーの回収という観点からは太陽電

シリコン系

池は極めて優秀な発電技術と言える。

単結晶（24.7%）

しかしながら、毎年 30％を超える率で成長を続けると、多結晶（20.3%）

太陽電池が導入されることによって削減される二酸化炭素

薄膜 （13%）化合物系

単結晶（InGaP, InGaAs,Gemj）（~42%）
薄膜 CdTe、Cu（In,Ga）Se2 （~20%）

有機系

薄膜 （11 %）色素 （12%）

新概念

量子ドット

量と毎年余分に排出される二酸化炭素量のバランスが崩れ、結果的に年々二酸化炭素排出量が増えることになりかねない。昨今話題の消費電力が多い代表業種である電炉業
界（鉄スクラップから電気炉で溶融して鋼材を生産する）と比較しても電気炉で鉄 1 トン生産するのに排出される二酸化炭素量は 0.5 トン程度であるのに対し、単結晶シリコ

図7

太陽電池の種類と研究レベルでの変換効率の最高値

ン 1 トン生産するのに排出される二酸化炭素量は 90 トンと 200 倍近い排出原単位（すなわち消費電力）となる。したがって、コスト的、エネルギー的に考えて、シリコンを結晶シリコン太陽電池

何百万トンも生産するということは現状ではそう容易ではないということになる。

まずはじめに、今市場の 85％を占めている結晶シリコン

逆に言うと、これだけエネルギーを使って生産してもわについて見ると、シリコンという豊富な元素を用い、効率

ずか 2 〜 3 年の発電量でエネルギーが回収できるというこも集光型を除けば最も高く、実績もあって、値段も安いととは太陽の恵みが如何に大きいかが理解されるだろう。すなれば良いことづくめのようであるが、今後の市場の大き

なわち、結晶シリコンの製造効率を高めることは極めて重さを考えると、たとえば 2011 年の生産量は 30GW 程度で要な意味を持つのである。また、製造エネルギーを大幅にあり、これを生産するのに必要なシリコン原料の量は 20 万下げることができればこれはまさに夢のエネルギーと言えトンから 30 万トン程度である。かつては高純度シリコン原

るのではないだろうか？

料は半導体が中心で、太陽電池用はおまけのようなものででは結晶シリコン太陽電池の今後の技術の方向性はどのあったが、今や太陽電池用に使われるシリコンが半導体よようであろうか？ 結晶シリコン太陽電池の最大の強みはり一桁近く多いという逆転現象が起こっている。これは従高い効率が製品レベルで達成されていることである。これ

来のように余剰の生産能力を使って生産していた時代かは今後パネルの製造コストを低減する上で大きな強みであら、それ専用の製造設備が必要になるということであり、る。現状ではシリコンの市場の値段がだいぶ安くなったこ

設備の投資コストを考えると、むしろ昔のように安く作れともあって、パネルの中でシリコン原料が占める割合は半なくなってしまっているというネガティブな側面もある。

分以下になっている。残りは部材やプロセスにかかるコス

また、製造に必要なエネルギーも無視できなくなってくトであり、これは効率と比例しているので、効率を 2 割高る。よくある太陽電池への批判に、製造エネルギーが膨大めればコストは 2 割下がる。

で、発電で製造エネルギーを回収できないというものが最近の結晶シリコンの変換効率の例が表 2 に示されていあったが、これは筆者が各所で講演したり執筆したりしてる。古くはオーストラリアの Green 教授が発表した 24.7％

いても未だに無くならない批判である。

の変換効率がいまだに最高効率を誇っているが、この太陽

これは 20 年前に、結晶シリコン太陽電池の製造エネル

電池の構造がある意味、今の高効率太陽電池のお手本とギーが見積もられた時には、製造プロセスにおいては半導なっており、これを如何に低コストで実現するかという技

体用シリコンのスクラップをもう一度溶かし、インゴット術開発が競われている。この太陽電池の構造が図 8 に示さにして製造したために、溶融引き上げの消費エネルギーがれている。基本的には 4 族元素のシリコンに 3 属元素のボ

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NEXT ENERGY TECHNOLOGY
ロンなどを 1ppm 程度に微量添加した p 型のウエーハの表働くようになり、光によって生成された負の電気である電面に 5 族元素であるリンを過剰に添加し、表面を n 型化す

子は表面側に、その相棒である正の電気を持った正孔は裏る。これによって、表面は負極となり、裏面は正極として面側へと引き寄せられ、光起電力すなわち電圧が発生する。これだけでは単結晶シリコンを用いても 10％程度の変換効率しか得られない。これを 25％まで高める技術のポイントは表面のダングリグボンド欠陥を不活性化する
パッシベーション技術である。結晶シリコンは結晶の質が高いので光で作られた電子や正孔などのキャリアが再結合で消失する確率より、表面の方が欠陥が多いので、表面で消失する確率の方が高い。さらに電気を取り出す金属電極との界面が最も欠陥が多いので、その影響を減らすことが重要である。そのほかにも、光の反射を減らし、結晶内の光の吸収を増長する表面逆ピラミッド構造とか、pn 接合の表面側の n 層の不純物濃度を減らして短波長側の光の吸収を改善するバイオレットセル構造などの工夫が凝らされ

図8 高 効率結晶シリコン太陽電池の代表的構造を表す模
式図

表2
面積
㎠
単結晶

パッシベー
ション

4
155
22

ている。理論的には 28 〜 29％程度が変換効率の上限と見結晶系シリコン太陽電池の変換効率

Voc
mV

Jsc
mA／㎠

FF
％

セル効率
％

報告機関

認証機関

706

42.22

82.8

24.7

UNSW

SandiaPERL

24.2

SunPower

NREL

145 μ m, BC 型

655

40.8

78.7

21.0

Q-Cells

SiO2
SiO2

特記事項

BC 型（小型）

702

40.1

80.5

22.7

UNSW

157

647

38.7

80.1

20.1

SHARP

BC 型 130 μ m 厚

4

663

38.8

82.5

21.3

FhISE

BC 型

156.25

632

35.53

77.4

17.4

ECN

スクリーンプリント

3.8

640

37.7

78.3

18.9

Georgia Tech.

スクリーンプリント

Al2O3／SiN

SandiaFz, n-Si , PERT

618

40.73

80.0

20.1

PTC

4

591

33.5

75.9

15.0

ZAE Bayern

78

632

35.6

73.8

16.6

IMEC

Sandia80 μ m , i-PERC

662

37.2

77.3

19.0

FhISE

NREL

36 μ m 厚 , IP-LFC

666

37.0

82.0

20.1

ANU

SLIVER

630

37.3

77.8

18.3

ECN

n型

703

41.5

80.2

23.4

FhISE

FhISE

n 型 , PERL

640

38.5

78.5

19.4

UNSW

FhISE

LDSE, 200 μ m 厚

664

37.7

80.9

20.3

FhISE

NREL

99 μ m 厚

SiN,SiO2
155.724

Al2O3／SiN

156
SiO2 wet

Al2O3
90 μ m 厚 , 張り合せ

多結晶

1

p型

233

626

37.33

78.5

18.3

京セラ

AIST

WT 型

232.5

613

36.8

76.0

17.13

京セラ

AIST

WT 型 , 100 μ m 厚

616

37.5

74.2

17.1

Q-Cells

636

36.9

77.0

18.1

Konstanz

150

651

38.76

76.4

19.3

三菱電機

AIST

ハニカム

243

647

36.8

77.4

18.45

Q-Cells

FhISE

裏面パ

FhISE

裏面パ , UMG

AIST

98 μ m 厚

92
137.7

SiN

WT 型
FhISE

243

650

36.5

77.2

18.35

Q-Cellsn型

156.25

607

335.2

76.7

16.4

ECN

HIT 型

100.7

745

39.38

80.9

23.7

SANYO

697

40.6

80.8

22.9

カネカ

IBC

21.8

カネカ

Ag フリー, IBC

19.8

HMI

639

39.3

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78.9

23

tokugikon

FhISE

p 型基板

積もられているが、研究レベルでの 25％というのは実現

る電圧が増大するという 2 つの効果がある。さらにシリコ可能な値としてはかなり限界に近いものである。製品レベンの場合は金属電極と結晶シリコンが直接触れないように

ルでは 20％程度の変換効率が得られている。さらなる高することが重要であるので、これらを総合すると図 10 に効率化のために p 型ウエーハを n 型に置き換えることで、

示 さ れ る よ う な 構 造 に な る。 こ の 構 造 は HIT（Hetero-

発電に重要な少数キャリアの寿命が長いという利点を生か

junction with Intrinsic Thin layer）構造と呼ばれており、そうという試みもなされてきており、22％程度の変換効1990 年ごろ、三洋電機（現パナソニック）の田中らが開率が期待されている。

発したものである。この構造はまず結晶シリコンと金属電結晶シリコン太陽電池の高効率化の方法にはあと 2 つの極の間に薄いアモルファスシリコン層が挿入されており、方法が有効であると考えられている。一つは裏面電極型でアモルファスシリコンも p あるいは n 型とアンドープの i

あり、もう一つはヘテロ構造型と呼ばれる構造である。

型が積層された構造になっているという点である。これは裏面電極型はスタンフォード大学の Swanson らが最初

まず金属電極と結晶シリコンが直接接触していないためにに開発したもので、図 9 に示されるように正極と負極が図界面欠陥の形成が抑制され、さらに i 型水素化アモルファ

8 のように表裏にあるのではなく、同じ裏面側に配置されスシリコンが結晶シリコン表面を被覆することで表面欠陥ている点が特徴である。これにより、表側には電極が一切が極めて少ない界面が実現されることによって高効率化がなくなり、電極の影による光の損失をなくすことができ実現されたものである。最表面の p 型および n 型層はそれる。電極の面積は実用化レベルでは数％と言われているのぞれ正極と負極を形成する役割を果たしている。この構造で、相対的に数％の効率向上が期待できる。また、見た目は結晶シリコンの表面界面欠陥を減らすとともに、アモルという点でも表面側に金属電極がないのですっきりとした

ファスシリコンのバンドギャップが大きいことによって、均一なデザインが可能となる。これは現在米国のサンパ

電圧の温度低下が少なく、気温が高いところに設置された

ワー社とシャープが実用化に成功している。この方法の利場合でも効率の低下が通常の結晶シリコン太陽電池の半分

点は高効率であるが、欠点は正極と負極をミリオーダーか程度になるという利点がある。

らサブミリオーダーで交互に配置しなくてはならないため通常の結晶シリコン太陽電池では 1℃温度が上がるごとにデバイスを作る工程が複雑になるということと、セルとに 0.45％程度ずつ相対的に効率が低下する。たとえば真呼ばれる個々の電池をパネルにするときに直列接続が必要

夏の日中では太陽電池の温度が 60 度以上に上がることがになるが、その配線が複雑になるという課題がある。

良くあるが、その時にはいわゆる標準状態（25℃）の時のさらに少し変わった技術としてヘテロ接合について触れ

変換効率と比べると相対値で 15％も効率が低下しているる。 ヘテロ接合はシリコンという同じ材料で pn 接合をことになるのに対し、HIT 型では 8％程度で収まる。これ作って正極と負極を形成するのではなく、異なる材料で接により、年間の発電量で比較すると日本の気象条件下では合を作るものである。 この構造は光の入射側にバンド

HIT 型は 10％弱通常型より高いことが屋外試験からも明ギャップの大きい材料を配すると、光の吸収が抑制される

らかになっている。さらにこの HIT 型は構造が表裏で対称という効果（つまり電流が増大する）と、接合で生成されに作れるので両面受光構造が作りやすいとか薄型ウエーハへの適合性が高いなどの利点を持っている。最近では 98
μ m の厚さの薄型ウエーハを用いて 745mV という高い電圧と 23.7％という高い効率を達成している。最近基本特許の期限が切れたこともあり、国内外の企業がこの技術に取り組んでいるが、それはこの方式の優秀さを顕していると考えられる。

図9

裏面電極型（BackContact 型）構造の模式図

図 10

HIT 型太陽電池構造を表す模式図（SUNPOWER 社 HP より）

tokugikon

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2012.5.14. no.265

これからのエネルギー技術

NEXT ENERGY TECHNOLOGY
結晶シリコンの今後の方向性はすでに述べたように、高できないからである。また、多結晶ではできる結晶のボ効率化と低コスト化の両立である。また日本の産業としてリュームが大きいので結果的にるつぼから結晶内部に取りはコモデティ化した技術への競争力維持という課題もあ込まれる酸素不純物を通常の CZ 単結晶より減らすことがる。その意味では、多結晶汎用品レベルのセル効率 16 〜

できるという優位性もある。したがってこのモノライク結17％のレンジでは価格競争は厳しいであろう。やはりセ晶シリコンは多結晶の高い生産性、低い酸素濃度と、単結ルレベルで 20％以上の効率を量産で実現すべきであると晶の高効率を併せ持つ、理想的な材料であると言える。た

同時に、シリコンの使用量を減らすことが必要である。少だし、実際はモノライクと言ってもインゴットの周辺部はし前までのシリコンの平均使用量はワットあたり 10g と多結晶化しており、完全に均一な単結晶が得られるわけで見積もられていたが、近年は技術の進展により、5 〜 7gはないので、均一性という点で今後どこまで改善できる程度と推測される。しかし、たとえばインゴットからの切か、また最終的に得られる変換効率でどこまで単結晶に迫り代を考えてシリコンの利用効率を 50％とし、100 ミク

れるかがモノになるかどうかを左右するであろう。

ロン厚のウエーハで 22％の効率を実現すると、ワットあ

薄膜太陽電池たりの使用量は 2g となり、従来の 1／2 から 1／3 に低減することができるのでコスト的にもエネルギー的にも有利になる。しかしながら、100 ミクロン以下のウエーハの扱

薄膜太陽電池には図 7 に示されるように、シリコンと化

いはデリケートなので量産時の歩留まりを考えると高度な合物半導体に分けられる。薄膜太陽電池のメリットは使用

オートメーション技術やすり合わせ技術が必要である。こする資源量が少ないということであり、必然的に製造時ののあたりは日本の得意とする技術分野でもあるので、技術

エネルギー消費も少ないということになる。たとえば同じをブラックボックス化して、差別化を図ることが肝要であシリコン系でも、結晶シリコンに対して薄膜シリコンはろうと考える。知財戦略については後段で触れたい。

ワットあたりのシリコンの使用量は 1／100 と少なく、エ

薄型化については、まず薄いシリコンのウエーハを製造

ネルギー回収年数も半分程度と短い。製品レベルの変換効することを考えなくてはならないが、近年発展してきたダ

率は 10 〜 12％程度であり、多結晶シリコンの汎用品と比イアモンドの小さい粒を金属ワイアに電着や接着剤などでべても 1 〜 2 ポイント低い。その中でも Cu-In-Ga-Se 系の固着させてシリコンを切断するというダイアモンドワイア

いわゆる CIGS 系太陽電池がやや効率でリードしている。

ソーの技術によって、100 ミクロン級の厚さのウエーハを

これは研究レベルの最高効率が 20％と最も高いというこ

切り代（カーフロスという）も 100 ミクロン程度で切れるとと関連している。次に効率が高いのが CdTe 系太陽電池

ようになってきたので、技術的には問題ないと考えるが、でこれは研究レベルでは 17％程度である。もっとも効率問題はそのあとの工程でどれだけウエーハの割れを防ぐこで 劣 る の は 薄 膜 シ リ コ ン 型 で あ り、 初 期 効 率 で こ そとができるかという機械的な部分がコストを大きく左右す

16.3％を最近達成したが、光劣化という現象があり、劣る。効率については 50 ミクロン程度の厚さでも 20％程度

化後の安定化効率で 12 〜 13％にとどまっている。これらの効率はすでに実証されているのでこれも歩留りとコストの中で CIGS 系太陽電池は現状実用化されている範囲内での問題で原理的には問題ないと考える。したがって今後のは結晶シリコンとほぼ同じ波長帯に吸収があり、バンド

技術のポイントは変換効率を 20％からどれだけ高くできギャップが 1eV 程度とやや狭い。 それに対して CdTe はるかという点と、ウエーハ割れによる歩留まり低下をどこ

1.4eV、 薄膜シリコンはアモルファスシリコンが 1.7 〜まで低減できるかという点であろう。

1.8eV と大きいので、高温時の動作においては CIGS 系よ

最後に結晶シリコン材料について述べる。上で述べたより有利である。ただし CIGS 系太陽電池は Ga 濃度や Se を S

うに、高効率化を目指すには通常の多結晶では厳しくなりに置きかえることで広範囲にバンドギャップを制御できるつつある。そこで最近注目されているのは擬単結晶とでもので、将来的には太陽電池として最適と考えられる 1.4eV

いうべき、モノライク結晶シリコンである。これは製造方程度のバンドギャップの太陽電池も実用化されるかもしれ

法は多結晶と同様大きなるつぼの中に溶融シリコンを流しない。

込み、冷却してたとえば 70 ㎝角といった、156 ミリのイ

薄膜シリコン太陽電池は効率向上が課題であり、初期にンゴットが 16 本とれるような大きなブロックを得るが、開発されたアモルファスシリコンの単接合型は効率が製品

その時、るつぼの最下部に単結晶の種層を置いておき、そレベルで 7％程度、研究レベルでも 10％程度と低い。この上に単結晶を成長させるという方法である。単結晶に対れは光劣化と呼ばれる現象で、初期効率から 20％程度のして多結晶の利点は、一度に大きなブロックを作製できる効率が低下する。光劣化の原因については諸説あり、これ点にあり、これが大きなコストメリットを持つ。単結晶のという決め手となる解釈はまだないが、アモルファスシリ

場合は一つの炉で 20 ㎝直径の丸いインゴットを引き上げ

コンにはシリコンと 10％程度の水素が含まれており、水るので、一つの装置では一本のインゴットしかとることが素がシリコンのダングリングボンド欠陥と結合して欠陥を2012.5.14. no.265

25

tokugikon

終端することで、太陽電池に使える材料が得られるのであAlNi electrode

るが、その水素が原因で光照射時に終端が外れて欠陥が生

MgF2AR coating

成されるという解釈が一般的である。薄膜シリコン太陽電池では高効率化のために図 11 に示されるようなアモル

Al:ZnO window layer (0.6µm)

ファスシリコン（a-Si:H）と微結晶シリコン（μ c-Si:H）を

i-ZnO (0.1µm)

積層し、光の入射側（図では下部のガラス側）にアモルファ

CBD-CdS (50nm)

スシリコンを配して短波長側（λ＜ 800nm）程度の光を吸

p-CuInGaSe2(2µm)

収させ、裏面側に微結晶シリコンを配して長波長側（800＜λ＜ 1100nm）を吸収させるという多接合型が主流に

Mo back contact(0.8µm)

なってきている。現在製品レベルで 10％程度の変換効率

Soda-lime glassが発表されている。
（光劣化後）
図 12

CIGS 太陽電池の構造の例

CBD は Chemical Bath Deposition の略称と高いが、これは 3 段階法と呼ばれる方法で製膜されており、 第 1 段階で（InGa）2Se3 を蒸着し、 第 2 段階で Cu-Se
を蒸着し、第 3 段階で Ga-Se-In を再び蒸着するというやり方である。この時それぞれの段階で最適な製膜温度（500
度以上が一般的）に設定される。現在量産技術が最も進んでいるのはセレン化法と呼ばれる方法であり、Cu-In-Ga の金属プリカーサを何らかの方法で Mo 層の上に製膜し、Seの蒸気の中でアニールすると CIGS 層が出来上がる。これ
図 11までの通説では 3 段階法は効率は高いが量産には向かず、

薄膜シリコン多接合太陽電池の構造

セレン化法は量産に適するが効率が低いということであっガラス、透明導電膜（TCO）を介してアモルファスシリコン pin 太陽電池と微結晶シリコン pin 太陽電池が積層されている。裏面側には光を反射する層が置かれている。

たが、最近では 3 段階法や蒸着法を量産に使う動きがあると同時にセレン化法でも効率向上が見られ、セレン化法でもサブモジュールで 17.2％という効率を達成している。
表 3 に各国企業から発表されている CIGS モジュール変換

現在、研究レベルの変換効率では初期効率で 16.3％が効率の一覧表を示す。

最高である。 光劣化後の効率は未確認だが、 おそらく13％を少し下回るのではないかと考えられている。現在

化合物太陽電池にはその他に CdTe 太陽電池があり、む各国で研究レベルでの変換効率で 15％、製品レベルでのしろ生産量としては世界的にはこちらが主流であるが、日効率で 13％をめざした研究開発が進められている。
（いず

本では Cd に対するアレルギーがあり、日本での普及の可

れも光劣化後）能性は不透明である。しかし、世界的に見ると主として大次に CIGS であるが、太陽電池の基本構造は図 12 に示さ規模な発電事業で好んで使われている。最大の理由は価格れている。薄膜シリコンと違うのは積層順序であり、薄膜である。 製造コストとしてはすでに 70 セント／W を下シリコンでは入射側のガラス TCO から始まって p,i,n 各層回っているとも言われており、健全な価格とは言い難い昨を積層していくスーパーストレート型と呼ばれる構造が一

今の一部の結晶シリコンモジュールの値段を別にすれば、般的であるが、CIGS の場合は裏面側にソーダライムガラ

最も低コストで生産できる太陽電池と言える。製品レベル

スがあり、その上に Mo を裏面電極として CIGS 層（通常 pの変換効率は 12％程度であり、そこそこの効率で価格が型である）、pn 接合を形成する CdS あるいは ZnO などの n

安いということを売りにしている。現在生産設備容量は型層があり、 表面側の透明電極層 ZnO が配されており、

2GW と言われており、スケールメリットという点でも十

このような構造をサブストレート型と呼ぶ。薄膜シリコン分である。

では用途によってサブストレート型もありうるが、CIGS

ただし、CdTe の本当の問題は Cd ではない。Cd だけをの場合スーパーストレート型は難しい。したがって、CIGS

あげつらうのであれば日本には相当量の NiCd 充電池が普太陽電池の場合は表側と裏側の両面にガラスを使った、サ及している。NiCd 電池は国内で年間 5000 トン排出されてンドイッチ構造を取ることがほとんどである。これは水分いる。CdTe 太陽電池のカドミウムの使用量は 1 キロワッの浸入による太陽電池の劣化を防ぐということにも一役

トあたり 100g にも満たないので 1 ギガワットでも 100 ト

買っている。CIGS 太陽電池は小面積での変換効率は 20％ン程度と、充電池に比べれば無視しうる量である。しかも

tokugikon

26

2012.5.14. no.265

これからのエネルギー技術

NEXT ENERGY TECHNOLOGY
表3
接合構造

各国企業の大面積 CIGS モジュールの性能（2011 年 12 月現在）
開口部面積
Voc
／基板（㎠） （V）

Isc
（A）

Voc/ セルJsc（mV） （mA）

FF

ηap
（％）

Pmax
（W）

機関名

ZnO:B/Zn（O,S,OH）/CIGSSe/
11310
Mo/SLG（90 × 120）

116.6

2.16

685.9/
170

32.5

0.709

15.8

178.3

Solar Fronteir

ZnO:B/Zn（O,S,OH）/CIGSSe/
808
Mo/SLG（30 × 30）

−

−

698

34.6

0.716

17.2

−

Solar Fronteir

ZnO:Al/In（O,S,OH）/CIGSe/Mo/
6854
LAG（93 × 73.7）

−

−

−

−

−

13.5*

92.5

Honda Soltec

ZnO:Al/ZnO/CdS/CIGS/Mo/SLG

6840

−

−

−

−

−

14.7

−

SolibroZnO:Al/ZnO/CdS/CIGS/Mo/SLG

6507/79

51

2.32

−

−

0.715

13.0

85

Wuerth Solar

ZnO:Al/ZnO/CdS/CIGS/Mo/SLG （60 × 120）

−

−

−

−

−

15.1

−

Manz

ZnO:Al/CdS/CIGSSe/Mo/SLG

5400

−

−

−

−

−

12.8

−

AVANCIS

ZnO:Al/CdS/CIGSSe/Mo/SLG

643

−

−

590

36.5

0.723

15.6

−

AVANCIS

ZnO:Al/CdS/CIGSe/Mo/SLG

−

−

−

582

33.6

0.632

12.4

−

Centrotherm

ZnO:Al/ZnO/CdS/CIGS/Mo/SLG

7500

−

−

592

31.3

0.713

13.1

98.2

Soltecture

ZnO:Al/ZnO/CdS/CIGS/Mo/SS

3883

11.86

6.428

−

−

0.671

13.2

51.1

Global Solar

ZnO:Al/ZnO/CdS/CIGS/Mo/SS

3700

−

−

−

−

0.640

12.5

−

SoloPower

ZnO:Al/ZnO/buffer/CIGS/Mo/SS

9703

28.24

7.254

−

−

0.725

15.7

148.5

MiasoleZnO:Al/ZnO/CdS/CIGS/Mo/SLG（30 × 30）

35.85

0.36

−

−

0.640

12.0

−

HelioVolt

ZnO:Al/ZnO/CdS/CIGS/Mo/Al

218.9

0.367

7.84

−

−

0.647

11.3

2.48

Nanosolar

ZnO:Al/ZnO/CdS/CIGS/Mo/PI

6300

47.5

1.8

−

−

−

−

52.6

Ascent Solar

ZnO:Al/ZnO/CdS/CIGS/Mo/SLG （60 × 120）

−

−

−

−

−

13.0

−

LG Innotek

ZnO:Al/CdS/CIGSSe/Mo/SLG

−

−

−

−

−

15.5

−

Samsung SDI（30 × 30）

ηap：開口部変換効率、* 印：モジュール変換効率、Cu（InGa）Se2=CIGS、CIGSSe=Cu（InGa）（SSe）2、SLG：ソーダライムガラス、LAG：低アルカリガラス、SS：ステンレス、PI：ポリイミド

FirstSolar 社は製品回収とリサイクルを 95％（同社発表値）

示されるように 500 倍程度の倍率のフレネルレンズと呼の割合で行っているが、NiCd 電池の回収率が 50％程度でばれるプラスチックレンズで集光されて用いられる。電池しかない。むしろ技術的課題は Te という希少元素であり、の素子の大きさは数ミリ角であり、変換効率は集光下で現行の Te の生産量から考えるとこれ以上の大幅な増産は40％程度となる。この太陽電池は直射日光（直達光 Direct

難しいという見方がある。

Normal Irradiance）のもとでないと発電せず、太陽の動き

レアメタルはいろんなところで問題視されているが、Inに合わせて、正確に向きを変える必要があるので設置されや Te といった希少金属を減らそうという動きは前からある場所の気象条件を選ぶ必要がある。

り、その一例として Cu-Zn-Sn-S 系太陽電池を上げる。ここの集光型太陽電池は今でも効率を着実に向上させておれは CIGS 太陽電池の派生材料ともいえるが、最大の特徴

り、45％程度の変換効率もそう遠くない将来に実現されは希少元素を使わないということであり、 変換効率もそうである。太陽電池の理論限界効率は 70％程度と考え10％程度が得られたことで今後注目される材料である。

られている。これには波長の短い光から長い光までを余さず、エネルギー損失無しに電気エネルギーに変えることが次世代太陽電池必要である。特に、波長の長い光はエネルギーが小さいのでバンドギャップの小さい材料が必要となるが、あまりに結晶シリコンと薄膜太陽電池はすでに実用化され、技術的には発展途上にあるもののある程度の市場を形成してきた。それらに対して、まだ実用化されて間がないもの、今InGaP(1.84eV)

後の成長が期待できるものを次世代太陽電池とここでは位置づけて述べることにする。

GaInAs(1.3eV)

まず実用化に最も近いところにあるのは、集光型太陽電池である。集光型太陽電池に用いられる太陽電池の一例は

Ge(0.7eV)

図 13 に示されるように Ge 基板の上に GaInAs と InGaP からなる 3 種類の太陽電池を積み重ねて作成され、図 14 に2012.5.14. no.265

図 13

27

tokugikon

集光型太陽電池の構造

Fresnel lensSolar cell
550 X (GCR)
1kW System(2m×2m)

図 14

集光型太陽電池システム（大同特殊鋼提供）

もバンドギャップが小さい材料は実際の設置環境の動作温とができる（右図）。言い換えると多接合化による複雑さ

度では発電能力が極端に低下するので現実的でない。まを緩和することができるというものである。これらの太陽

た、波長の短い光はバンドギャップの大きい材料で変換す電池の断面図が図 16 に示されている。この例では 15nm

る必要があるが、多接合型では各材料の結晶格子の長さの間隔で GaAs 層とその中に埋め込まれた InGaAs 量子ドット

整合が必要という制約があるので材料選択が限られるといが交互に積層されている。量子ドットは垂直方向にキャリう問題がある。

アが流れるために垂直方向に位置がそろっている必要があ

そこで図 15 に示されるような量子ドット型太陽電池がる。この構造の太陽電池では量子ドットを埋め込まれてい提案された。これは波長の短い光の時はバンドギャップのない GaAs 太陽電池の性能を上回ることが期待されるが、整数倍（例えば 2 倍）の時には通常一個の光の粒子に対し取り出せる電流は向上するものの、電圧の低下を防ぐことて一組の電子正孔対が生成されるが、逆オージェ過程にが課題となっており、大幅な向上はまだ達成できていない

よって 2 組の電子正孔対が生成されるというものであるのが現状である。

（左図）。波長の長い光に対しては中間バンドと呼ばれる

有機太陽電池準位を介して二光子で吸収が起こり、発電に寄与させるこ

最後に有機太陽電池について簡単に述べる。いわゆる有機太陽電池には二通りあって色素増感型太陽電池と有機薄膜太陽電池に分けることができる。色素増感太陽電池

Auger

は図 17 に示されるように透明導電膜（酸化錫が多い）の上

2Egにチタニア（TiO2）のナノメートルサイズの微粒子からなるナノポーラスな電極とその上に吸着された色素を負極とEg

し、ヨウ素を含む電解質液を介して反対側に配された白金や炭素電極からなる正極で構成されている。ナノポーラス

図 15

量子ドット太陽電池の動作原理を示す模式図

なチタニア電極は微粒子を含むペーストをスクリーン印刷
で塗布し、焼き固めるだけであり、色素の吸着は色素を含む溶液に浸して一定時間置くだけと、高価な製膜装置が不要であるという特徴があり、低コスト化が期待されている。また、材料的にも色素の構造を変えることで吸収波長帯を調整したり、電圧を向上させたりと開発要素が残されているため、さらなる高効率化も期待できる。色素は図18 に示されるように従来 Ru を含む錯体が高効率化の代表選手であったが Ru を含まない色素も注目されている。色素増感太陽電池では黄金の組み合わせとでもいうべき組み合わせがあり、ナノポーラスチタニア、Ru 錯体、ヨウ素
電解質の 3 つである。チタニアが別のたとえば ZnO 系電極

図 16になると最適な色素や電解質の組み合わせが変わってく

量子ドット太陽電池の断面電子顕微鏡写真る。 現在までの最高効率は公的機関の測定で 11.4％で、（産業技術総合研究所提供）

tokugikon

28

2012.5.14. no.265

これからのエネルギー技術

NEXT ENERGY TECHNOLOGY
これは上で述べた黄金の組み合わせを改良したものである

んとしている。物質単体の性能を見ても図 19 に示されるが、自主測定ではスイス EPFL が Zn ポルフィリン色素と共ように p 型 n 型いずれも 1 を超えていることから、有機半増感剤を用い Co ベースの電解質で 1sun で 12.3％を報告

導体の性能はアモルファスシリコンに匹敵すると言える。

している。従来の Ru とヨウ素系電解質の組み合わせ以外

アモルファスシリコンの太陽電池の変換効率は初期効率でで高効率が得られている点が注目に値する。

12％程度であるから、 最近有機太陽電池の変換効率が製品に近いところではモジュール化がさまざまに検討さ11％に達したことは至極自然なことであるともいえる。

れてきたが、現在では 9.9％とほぼ 10％に近い変換効率が問題はこの後、15％の壁を越えられるかという点にある。

17 ㎠の大きさのモジュールで得られている。モジュール

いまのところ、15％の壁を越えている材料は有機無機を化の最大の課題は封止である。有機材料は一般に湿気や酸問わず、結晶シリコン、CIGS（多結晶）、CdTe（多結晶）、素に敏感であるが、色素増感型ではさらに電解質が漏れ出

GaAs や InGaP（単結晶）くらいであり、結局どれも結晶材すという問題がある。そのため厳重な封止が必要で、そこ料である。

にコストがかかると考えられる。特に太陽電池は必ず外に有機薄膜太陽電池で特徴的なのはバルクヘテロ構造にお配線を取りだすところが必要なので、そこがネックになりけるミクロ相分離である。バルクヘテロ構造とは結晶シリやすい。

コンのように p 層と n 層が層状に接しているのではなく、次に有機薄膜であるが、最近 11％という変換効率が発図 20 に示されるようにお互いに入り組んだ構造になって表されたように、ここ 3 〜 4 年で効率が倍近くにうなぎ上いると考えられている。当初は p 型と n 型材料を共蒸着ありに上昇している。有機＝効率が低いという図式はもはや

るいは混合液を塗布すると性能が上がるのでさまざまなモ

成り立たない。初期効率ではアモルファスシリコンに迫らデルが考えられた。このミクロ相分離構造では、まず光励起されてできた電子正孔の対（エキシトンと呼ばれ、有機材料の中では容易に分解しない）が p 材料と n 材料の界面eまで到達したときに電子と正孔に分かれる。電子と正孔はeそれぞれ n 型層と p 型層をそれぞれ流れて電極に到達する。ミクロ相分離の意義は励起子が界面に到達するとき
e

I‒/I3‒

e

色素

Ru
N

電解液
ナノポーラス
酸化チタン電極

図 17
1

10

a-Si:H TFT

Pt/TCO
電極

HOOC

色素増感太陽電池の構造

図 18p-type (Deposition)n-type (Coating)

PENTACENE

C60MC12

0

10

Mobilityμ（㎠ /Vs)

10

R

-3

10

S

S

10

S

S

n
R

Mg-Doped C60
0.06 ㎠ /Vs(AIST)

-4

10

-5

10

1980

1985

1990

e

n-type (Coating)n-type (Deposition)
FULLERENE (C60)

図 19

n 電極

0.11 ㎠ /Vs(AIST)POLYTHIOPHENE

-2

NCS

p 電極

N

p-type (Coating)NCS

Ru を含む代表的色素 Black Dye の分子構造

Me

-1

N

N

光

TCO
電極

COOH

NCS

HOOC

1995

Year

2000

PCBM

h

OMe
O

0.004 ㎠ /Vs (Siemens)⇒0.02 ㎠ /Vs (AIST)

2005

2010

有機半導体の性能を示す易動度（Mobility）の年次推移

図 20

1 ㎠／VS がアモルファスシリコンの値として知られ、
電子デバイスとして使えるかどうかの境目といわれる

2012.5.14. no.265

29

tokugikonバルクヘテロジャンクション構造におけるミクロ相分離構造の模式図

に、有機薄膜の厚さよりずっと短い距離で界面に到達できに立たされていると言える。産業構造を根本から変えるのるという点にある。

か、この構造を守ろうとするのか、そのために何が必要

有機薄膜太陽電池もモジュール化技術が重要である。特か？ この方向性はある程度政策サイドで決められることに酸素や水分の浸入を阻害する封止技術の開発が必須であになるのではないだろうか？

ろう。

例えばエネルギーコストに優遇策が無いままで高ければ（最近では配給制限まであるが）、エネルギー消費型産業

特許

は日本に残らないであろう。結晶シリコン原料を大量に日本で作るということはほとんどコスト競争力がなく不可能

昨今日本企業の国際競争力の低下が指摘されている。こである。日本国内に製造業を残すシナリオが現時点では明れまで日本は太陽電池の技術開発で世界のトップレベルを維確でないが、可能性があるのはたとえば限られた高品質な持してきた。特に量産化技術を含む実用化という部分ではす

シリコン原料から高性能の太陽電池を有効に原料を使ってべての太陽電池において世界一の技術力を誇示してきた。

作り出すことであろう。

しかしながら、技術のコモデティ化、国際競争の激化な一方、エネルギー政策という観点から見ると、安い太陽

どにより、技術開発力にも陰りが見え始めている。特許出電池が普及した方が好ましく、それがどこで作られようが願数でみても、太陽電池に関する特許は図 21 に示される

あまり関係はない。その方が大量に導入が進み、太陽光発

ように日米欧中韓へ出願された出願人国籍別の年次推移

電の発電量も増えるであろう。むしろ課題は、電力供給の（出願年）は日本籍が年々下降しており、逆に中国籍が増

変動が増えることであり、その結果、系統安定化に余計なえてきているように見える。また、特許数とビジネスにおコストがかかるかもしれない。

ける相関を見ると特許が実用化されるまで 3 年程度かかっ

そういう意味では最も好ましいシナリオというのは、太ていると考えると、2007 年に日本が地域としての太陽電

陽光発電だけでなくさまざまな技術が並行してバランスよ池生産量で世界一の座から転落したこととこの特許数の減く導入が進行して行くことかもしれない。

少は説明できるかもしれない。言い換えると、特許数の減
少は技術のコモデティ化を意味し、事業戦略としては技術開発以外の部分、標準化などをもっと視野に入れるべき

profileだったかもしれない。
標準化と差別化は非常に難しい戦略であるが、技術の初近藤 道雄（こんどう みちお）

期段階では差別化、成熟期には標準化という使い分けかもしれない。特に太陽電池は安いということが最大の競争力

1980 年
1987 年
1987 年
1993 年
2004 年

京都大学理学部卒。
大阪大学基礎工学研究科博士課程修了。工学博士。
東京大学物性研究所助手。
電子技術総合研究所 主任研究官。
産業技術総合研究所 太陽光発電研究センターセンター長。
2011 年 産 業技術総合研究所 太陽光発電工学研究セン
ター センター長。現在に至る。
東工大 総理工 物質科学創造専攻 連携教授併任。

である。差別化してもコストが高いまま下がらないといつかは市場から消えていく運命にある。

終わりにこれからのエネルギー技術の中で太陽光発電を中心に現状と今後の方向を紹介した。いま日本の産業は大きな岐路

1,600
1,400

1,317

1,241

1,096

1,200

1,342

出願人国籍

出願件数

1,089

977

1,000

優先権主張
2000-2006 年

日本国籍
米国籍

908

欧州国籍

800

中国籍

600

韓国籍

400

その他

200

合計
2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

出願年（優先権主張年）

図 21

太陽電池関連の特許の日米欧中韓に出願された特許の出願人国籍別年次推移（出典：特許庁

平成 20 年度

特許出願技術動向調査報告書「太陽電池」）

tokugikon

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2012.5.14. no.265