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WO2019180988A1 - 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 - Google Patents

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 Download PDF

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WO2019180988A1
WO2019180988A1 PCT/JP2018/031452 JP2018031452W WO2019180988A1 WO 2019180988 A1 WO2019180988 A1 WO 2019180988A1 JP 2018031452 W JP2018031452 W JP 2018031452W WO 2019180988 A1 WO2019180988 A1 WO 2019180988A1
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WO
WIPO (PCT)
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solar cell
electrode
insulator
photoelectric conversion
conversion layer
Prior art date
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Ceased
Application number
PCT/JP2018/031452
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English (en)
French (fr)
Inventor
聡一郎 芝崎
山崎　六月
山本　和重
祐弥 保西
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Toshiba Corp
Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Original Assignee
Toshiba Corp
Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
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Publication date
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Priority to US16/556,345 priority patent/US11302831B2/en
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    • Y02E10/547—Monocrystalline silicon PV cells

Definitions

  • Embodiments of the present invention relate to a solar cell, a multi-junction solar cell, a solar cell module, and a solar power generation system.
  • an insulating material is disposed in a transparent conductive film to reduce the contact region and suppress interface recombination between the photoelectric conversion layer / transparent conductive film, thereby achieving high efficiency.
  • the material of the insulator passivation layer
  • it reacts with the photoelectric conversion layer, and an unintended substance is formed.
  • a conductive material it may become a leak source.
  • it may be a factor of deteriorating the film quality of the photoelectric conversion layer itself.
  • the problem to be solved by the present invention is to provide a solar cell, a multi-junction solar cell, a solar cell module and a solar power generation system with improved conversion efficiency.
  • the solar cell of the embodiment includes a first electrode, a second electrode, a photoelectric conversion layer provided between the first electrode and the second electrode, and a surface of the first electrode facing the second electrode. It consists of a plurality of insulators arranged, and any two adjacent two of the plurality of insulators are arranged across a gap.
  • the cross-sectional conceptual diagram of the solar cell which concerns on 1st Embodiment Sectional drawing which shows the outline of the porosity measurement.
  • the expanded sectional view which shows the outline of the porosity measurement.
  • the flowchart which shows the manufacturing method of the solar cell which concerns on 1st Embodiment.
  • the cross-sectional conceptual diagram of the multijunction positive battery which concerns on 2nd Embodiment.
  • the perspective conceptual diagram of the solar cell module which concerns on 3rd Embodiment.
  • FIG. 1 is a conceptual cross-sectional view of a solar cell 100 according to the first embodiment.
  • a solar cell 100 according to this embodiment includes a substrate 1, a first electrode 2 on the substrate 1, a light-transmissive second electrode 5, a first electrode 2, and a second electrode.
  • the photoelectric conversion layer 3 is provided between 5.
  • a plurality of insulators 6 are arranged on the surface of the first electrode 2 facing the second electrode 5. Any two adjacent ones of the plurality of insulators are arranged with the gap 7 therebetween.
  • the insulator 6 and the gap 7 may be collectively referred to as an insulator.
  • An intermediate layer (not shown) may be included between the first electrode 2 and the photoelectric conversion layer 3 or between the photoelectric conversion layer 3 and the second electrode 5. Sunlight is more preferably incident from the upper side of the second electrode 5, but may be incident from the lower side of the first electrode 2.
  • the insulator 6 may react with the photoelectric conversion layer 3 to form an unintended substance.
  • the presence of the void 7 in at least a portion between the insulators 6, The contact area between the photoelectric conversion layer 3 and the insulator 6 can be reduced.
  • the gap 7 is also an insulator, the amount of the insulator 6 can be reduced without reducing the amount of the insulator, so that the photoelectric conversion layer 3 and the insulator 6 react with each other, which is not intended.
  • the formation of a substance can also be suppressed. Therefore, it is possible to suppress a leak source, a band offset defect, and an increase in interface defects.
  • the difference in refractive index between the photoelectric conversion layer 3 and the gap 7 is large, the absorption of light within the photoelectric conversion layer 3 increases, and the efficiency can be improved.
  • the substrate 1 As the substrate 1 according to the first embodiment, it is desirable to use white plate glass, and general glass such as soda lime glass, quartz, chemically tempered glass, stainless steel, Al (aluminum), Ti (titanium) or Cr (chromium). It is also possible to use a metal plate or a resin such as polyimide or acrylic. When the substrate is conductive, it can also serve as the first electrode.
  • the first electrode 2 exists between the substrate 1 and the photoelectric conversion layer 3 and is in direct contact with the substrate 1 and the photoelectric conversion layer 3.
  • the first electrode 2 is preferably a laminated film, and an oxide transparent conductive film containing Sn as a main component is provided as a first layer in contact with the photoelectric conversion layer 3, and Sn is used as a second layer in contact with the substrate 1. It is preferable to provide a transparent conductive film having a lower resistance than the oxide transparent conductive film.
  • the reason why the laminated film is preferable is that the resistivity of the oxide transparent conductive film mainly composed of Sn as the first layer is higher than that of the second layer. This is because the power generation loss due to the resistance component is large.
  • an oxide containing Sn as a main component such as SnO 2 is preferable, and the additive is Zn, Al, Ga, In, Si, Ge, Ti, Cu, Sb, Nb, F, Ta, W, Mo, F, Cl, etc. are not particularly limited.
  • Examples of the second layer include indium tin oxide (Indium Tin Oxide: ITO), aluminum-doped zinc oxide (Al-doped Zinc Oxide: AZO), boron-doped zinc oxide (Boron-doped Zinc Oxide: BZO), and gallium-doped zinc oxide.
  • ITO Indium Tin Oxide
  • Al-doped Zinc Oxide: AZO aluminum-doped zinc oxide
  • BZO boron-doped zinc oxide
  • gallium-doped zinc oxide Gadium-doped Zinc Oxide: GZO
  • Indium-doped Zinc Oxide: IZO Indium-doped Zinc Oxide: IZO
  • Titanium-doped Indium Oxide: ITiO Indium Gallium Zinc Oxide
  • Hydrogen-doped indium oxide Hydrogen-doped indium oxide (Hydrogen-doped Indium-Ox ide: IOH) or the like can be used, and is
  • the transparent conductive film may be a laminated film, and a film such as tin oxide may be included in the laminated film in addition to the above oxide. Moreover, what laminated
  • the transparent conductive film is as described above, the metal film is not particularly limited, such as a film of Mo, Au, or W.
  • the first electrode 2 may be an electrode in which a dot-shaped, line-shaped or mesh-shaped metal is provided on a transparent conductive film. At this time, the dot-shaped, line-shaped or mesh-shaped metal is disposed between the transparent conductive film and the photoelectric conversion layer 3.
  • the dot-shaped, line-shaped or mesh-shaped metal preferably has an aperture ratio of 50% or more with respect to the transparent conductive film.
  • the dot, line, or mesh metal is not particularly limited, such as Mo, Au, or W.
  • insulator region In the first embodiment, in the insulator region 4, a plurality of insulators 6 existing on the surface of the first electrode 2 facing the second electrode 5, and gaps 7 are formed in a part between the plurality of insulators 6. Prepare. When the insulator 6 is present on the boundary surface between the first electrode 2 and the photoelectric conversion layer 3, it is preferable to arrange them uniformly. By arranging in this way, it is possible to easily alleviate the distortion of the solar cell due to the difference in thermal expansion coefficient at the electrode interface.
  • the insulator 6 does not react with the photoelectric conversion layer 3. Therefore, it is preferable to include at least one of Mg, Al, Si, Ca, Sc, Ti, Ga, Ge, Sn, Sb, Hf, Ta, and lanthanide and at least one of N, O, and S.
  • nitrides such as SiO 2 , SiON, SiN x , and AlN x are preferably used. This is because it does not easily react with Cu 2 O contained in the photoelectric conversion layer 3 and does not hinder the operation of the solar cell.
  • a metal that is easily oxidized can be used as the insulator 6. This is because the metal that is easily oxidized can be oxidized in a later manufacturing process to become the insulator 6.
  • the shape of the insulator 6 is not limited, and for example, when the insulator 6 is viewed from the first electrode 2 side, it may be a circle, a cylinder, or a square. Further, when the solar cell 100 is observed from a cross section cut in the direction from the second electrode 5 to the first electrode 2, the insulator 6 can take various shapes such as a triangle, a trapezoid, and a rectangular parallelepiped. Furthermore, the angle formed by the surface from the first electrode 2 toward the second electrode 5 and the surface where the first electrode 2 and the insulator 6 are in contact may be an acute angle.
  • the bottom cell direction This is more preferable because light can be transmitted through the light.
  • the insulator 6 is formed on the first electrode 2 by lithography or coating. At that time, in order to secure a contact between the photoelectric conversion layer 3 and the first electrode 2, it is desirable that the insulator 6 is present by being appropriately dispersed. This is because, when some cells are covered with an insulator, the solar cell characteristics may become zero when a series structure is produced.
  • the abundance of the insulator 6 can be measured as follows.
  • a part of the solar cell is hollowed out, etched or directly polished from the second electrode 5 side, and cut out to the photoelectric conversion layer 3. At the time of cutting, pay attention to over-etching and excessive polishing, and do not observe the portion where the first electrode 2 can be confirmed visually.
  • the machined surface is imaged by secondary ion mass spectrometry (Secondary Ion Mass Spectrometry: SIMS), and the observation field is 20 ⁇ m ⁇ 20 ⁇ m, and the insulator 6 and the first electrode 2 are specified.
  • the binarization process is performed on the image obtained in this manner with or without the insulator 6, the area of the portion where the insulator 6 and the insulator 6 do not exist is obtained, and the presence rate of the insulator 6 is calculated.
  • the calculation formula is as follows.
  • the presence rate of the insulator 6 ([area of the region where the insulator 6 exists] / [(area of the region where the insulator 6 exists) + (area of the region where the insulator 6 does not exist)]) Do 20 places.
  • the bottom cell 201 is peeled off from the multi-junction solar cell 200 so that the top cell 100 is not damaged. I do.
  • the photoelectric conversion layer 3 is a layer obtained by heterojunction or homojunction of an n-type compound semiconductor layer and a p-type compound semiconductor layer.
  • the p-type compound semiconductor layer is in direct contact with the first electrode 2 and the n-type compound semiconductor layer.
  • electrons are supplied to the second electrode 5 from the interface between the n-type and p-type compound semiconductor layers by light transmitted from above the second electrode 5.
  • light enters from the direction of the first electrode 2 and supplies electrons to the first electrode 2.
  • the p-type compound semiconductor layer preferably contains Cu 2 O. This is because the band gap is as large as about 2.1 eV.
  • the solar cell having the photoelectric conversion layer 3 having a narrow band gap such as Si is used as a top cell in a multi-junction solar cell described later, this embodiment is used. This is because the solar cell 100 can increase the amount of power generation in the bottom cell because the solar cell 100 has high transmittance of wavelengths that contribute to power generation on the bottom cell side.
  • an additive element may be added to the photoelectric conversion layer 3 for the purpose of adjusting the band gap, and the additive element is selected from group IA such as Ag, Li, Na, K, Cs, and Rb or a monovalent element. However, it is not particularly limited.
  • the thickness of the photoelectric conversion layer 3 can be determined by cross-sectional observation using a scanning electron microscope (SEM) or a step meter, and is preferably 100 nm or more and 200,000 nm or less. This is because the photoelectric conversion layer 3 can sufficiently absorb light having a band gap or more and easily transmits long wavelength light toward the bottom cell. If the film quality is good, the film thickness can be increased. However, if the film thickness is large, recombination inside the photoelectric conversion layer 3 increases. Therefore, the optimum film thickness is adjusted as appropriate.
  • SEM scanning electron microscope
  • the interface between the first electrode 2 and the photoelectric conversion layer 3 is preferably in ohmic contact with the holes.
  • an oxide region containing at least one element of Sn and Sb is preferably present between the photoelectric conversion layer 3 and the first electrode 2.
  • Sn and Sb have a concentration of 10 16 / cm 3 or more only in a region within 1,000 nm from the first electrode 2.
  • the n-type compound semiconductor layer exists between the p-type compound semiconductor layer and the second electrode 5 and is in direct contact with each other.
  • a layer in which characteristic deterioration hardly occurs when the first electrode 2 is formed is preferable.
  • the sulfide layer used for the n-type includes Zn x In 2-2x S 3-2xy , ZnS y , In x Ga 1-x S y (for example, InS and In 2 S 3 ), In-Ga-Zn- A layer made of one or more sulfides selected from the group consisting of O is preferred.
  • the method for forming the photoelectric conversion layer 3 includes a process such as a sputtering method and the like, and is not limited as long as it is a method capable of forming a film while having the gap 7 on the first electrode 2 having the insulator 6. Need to pay attention to the atmosphere. If a film is formed at a high temperature in order to promote crystal growth, a reducing atmosphere is created, so that it is necessary to increase the oxygen flow rate. If the film is formed at a low temperature, the oxygen flow rate needs to be reduced because of an oxidizing atmosphere. If the temperature is too low, the amount of oxygen necessary to produce the photoelectric conversion layer 3 becomes very small, so that a higher performance vacuum device is required and it is considered that film formation becomes difficult. Moreover, the characteristic of a solar cell deteriorates because the ratio of an impurity increases. In particular, when impurities are present at the pn interface, the characteristic deterioration is noticeable.
  • the substrate 1 may be greatly deformed and subsequent film formation may be difficult.
  • this temperature varies depending on the measurement environment and is only a guide.
  • the film formation of the photoelectric conversion layer 3 will be specifically described by taking the photoelectric conversion layer 3 containing Cu 2 O as an example.
  • an insulator 6 is deposited on the first electrode 2.
  • the insulator 6 is formed by a spray method or photolithography, or once the insulator 6 is uniformly formed on the first electrode 2, a laser (or mechanical) scribe is performed on the uniform insulator 6.
  • patterning is performed on a plurality of insulators 6 having an arbitrary shape by laser ablation.
  • the heating temperature is preferably 400 ° C. or higher and 600 ° C. or lower.
  • 450 ° C. to 550 ° C. is preferable.
  • a low temperature of less than 400 ° C. is not preferable because the film quality of the p-type layer is deteriorated.
  • O 2 is introduced into the sputtering apparatus with respect to the Ar flow rate, and Cu is sputtered. If the oxygen flow rate at the time of sputtering is small, Cu remains unreacted, and if it is large, the reaction proceeds too much and CuO is generated.
  • An RF power source is used as a Cu target, and pre-sputtering is performed with the shutter closed for about 2 minutes to remove surface adsorbate and the like. Sputter 50 minutes after opening the shutter. In this way, the thickness of the p-type layer can be reduced to about 2 ⁇ m.
  • Ar and O 2 introduction is stopped and cooling is performed slowly.
  • the method for forming the n-type layer is the same as that used for forming the p-type layer except that the method is performed at room temperature.
  • Zn-Ge-O is used for the n-type layer
  • an appropriate amount of O 2 is introduced into the sputtering apparatus with respect to the Ar flow rate.
  • the Zn / Ge ratio can be changed, and an appropriate band offset can be adjusted.
  • the thickness of the n-type layer is too large, the efficiency is reduced due to recombination inside the n-type layer, which is not preferable.
  • CBD CBD (Chemical Bath Deposition), CVD (Chemical Vapor Deposition), ALD (Atomic Layer Deposition), and coating methods.
  • the air gap 7 according to the first embodiment exists in at least a part between the insulators 6 present in the insulator region 4.
  • the void 7 is formed together with the film formation of the photoelectric conversion layer 3 described above.
  • the JEM-ARM200F made by JEOL is used to observe the insulator region 4 from the second electrode 5 side with a TEM bright field image of 50,000 times with an acceleration voltage of 200 kV. To do.
  • the region where the detection value of the main constituent element is 50% or less is defined as the void 7. It can be observed together with the observation of the field image.
  • the air gap 7 exists in at least a part between the insulators 6, but the air gap 7 does not necessarily need to be in contact with the insulator 6.
  • the gap 7 is in contact with the first electrode 2 but the photoelectric conversion layer 3 exists between the insulator 6 and the gap 7, the gap is not in contact with either the first electrode 2 or the insulator 6, insulation Some are in contact with the object 6 but are not in contact with the first electrode 2, and some are between the insulators 6 but are not in contact with the first electrode 2. Further, there is a case where the gap 7 covers a part of the insulator 6.
  • the presence of the gap 7 is preferable because the contact between the photoelectric conversion layer 3 and the first electrode 2 can be reduced and the absorption of light in the photoelectric conversion layer 3 is increased. This is because, as described above, it is possible to suppress a decrease in the performance of the solar cell due to an unintended reaction product of the insulator 6 and the photoelectric conversion layer 3, and in addition, the presence of the gap 7 causes a region having a low refractive index. Because it is introduced, it can be reflected inside the photoelectric conversion layer 3 and the power generation loss of light that is not sufficiently absorbed by the photoelectric conversion layer 3 can be reduced.
  • the efficiency is compared when one solar cell has a void 7 and the other does not have a void 7 Then, the efficiency of the former solar cell is improved. Further, for example, in two solar cells, the air gap 7 in one solar cell and the insulator 6 of the other solar cell are present in the same amount, and the latter air gap is not present in the latter. The efficiency of the solar cell having 7 is improved.
  • solar cells for example, if the contact resistance of the photoelectric conversion layer 3 and the first electrode 2 operates at 1 .OMEGA.cm 2 below, as long as the material resistance of 10 -3 [Omega] cm 2 of the first electrode 2, the area of contact Works even at 1/1000. For this reason, even if the insulating region between the photoelectric conversion layer 3 and the first electrode 2 is increased by the gap 7, if the contact resistance is low, the performance of the solar cell is not significantly reduced.
  • the size of the gap 7 existing between the insulators 6 is affected by the presence rate of the insulators 6. Therefore, the higher the abundance of the insulator 6, the higher the porosity described later. As the porosity is higher, the absorption of light in the photoelectric conversion layer 3 described above can be increased. However, if the entire surface of the first electrode 2 is covered with the insulator 6 and the void 7, the photoelectric conversion layer 3 and the first layer are formed as described above. One electrode 2 is not completely in contact with each other and cannot generate power. In addition, the insulated region may be larger than the diffusion length in the photoelectric conversion layer 3.
  • the insulator 6 and the gap 7 are present on the first electrode, they are separated by the photoelectric conversion layer 3 that exists mainly in the vertical direction from the substrate 1 and in the portion sandwiched between the insulator 6 and the gap 7 and the second electrode. In some cases, electrons and holes cannot reach the corresponding electrodes and are deactivated, resulting in loss of photoelectric flow rate. This does not apply as long as the diffusion length of electrons and holes in the photoelectric conversion layer 3 is sufficiently long.
  • the insulator 6 of the photoelectric conversion layer 3 existing between the second electrode and the insulator 6 Since the electrons separated by the photoelectric conversion layer 3 existing in the vicinity of the center may not reach the first electrode 2 and may be deactivated, it is not preferable.
  • the substrate type is not preferable because holes may not reach the first electrode 2 and may be deactivated. Therefore, the porosity is preferably 1% or more and 99% or less. It is because the absorption of the light in the photoelectric converting layer 3 can be improved, maintaining the contact of the 1st electrode 2 and the photoelectric converting layer 3 because it exists in this range.
  • the solar cell according to the present embodiment when the gap 7 is present, it is possible to suppress the solar cell from being bent due to the difference in the thermal expansion coefficients of the substrate 1, the first electrode 2, and the photoelectric conversion layer 3. Since the solar cell is bent in the direction of the second electrode 5, the photoelectric conversion layer 3 is cracked, which may cause insulation and conductivity on the cracked surface, which may cause a short circuit. When cracks and wrinkles are generated in the photoelectric conversion layer 3, the diffusion length of electrons and holes in the photoelectric conversion layer 3 is reduced, leading to a reduction in efficiency. Also, in the multi-junction solar cell described later, if there is an extra “gap” between the top cell and the bottom cell, the thickness of the “gap” changes depending on the location.
  • the abundance of the void 7 can be determined from the porosity measured from the cross section of the solar cell.
  • the porosity is the ratio of the gap 7 existing between the insulator 6 with respect to the distance between the insulator 6 and the closest insulator 6.
  • FIG. 2 is a cross-sectional view showing an outline of porosity measurement
  • FIG. 3 is an enlarged cross-sectional view showing an outline of porosity measurement.
  • the solar cell is cut along a straight line passing through one insulator 6 and the insulator 6 closest to the insulator 6 to produce a cross section.
  • the closest insulator 6 is specified by observing the solar cell from the substrate 1 side.
  • ⁇ Observe the cross section of the solar cell with TEM.
  • the obtained cross section is made into a sample suitable for TEM imaging using a focused ion beam method (Focused Ion Beam: FIB).
  • FIB focused ion beam method
  • JEM-ARM200F manufactured by JEOL Ltd. is used for observing the manufactured sample, the acceleration voltage is set to 200 kV, two insulators 6 exist in the field of view, and the air gap 7 exists.
  • the two insulators 6 being imaged are referred to as a first insulator 6 and a second insulator 6.
  • the maximum distance between the first electrode 2 and the surface of the first insulator 6 and the second insulator 6 facing the second electrode 5 is measured.
  • the distances at this time are Rd1 and Rd2.
  • the ratio of the length of the gap 7 during imaging and the portion where the photoelectric conversion layer 3 exists is obtained.
  • the TEM image is appropriately enlarged, and the ratio of the length of the gap 7 to the photoelectric conversion layer 3 is obtained.
  • This ratio is obtained by connecting the first insulator 6 and the second insulator 6 with a straight line parallel to the first electrode 2 in each TEM image, and the length of the gap 7 portion on the straight line (when the gap is interrupted) Is the sum of the respective portions) and the length of the portion where the photoelectric conversion layer 3 is present (the sum of the respective portions when there is a break), which are defined as L ins and L abs , respectively.
  • the L ins determined either smaller min (Rd1, Rd2) until the 10nm intervals to a height of Rd1, Rd2 from directly above the L abs of the first electrode 2, L ins, L abs and insulation at a certain height
  • the ratio (Rsp) L ins / (L ins + L abs ) of the voids 7 in the distance between the objects 6 is obtained.
  • the refractive indexes of the photoelectric conversion layer 3 and the first electrode 2 exhibit relatively high values, and reflection at the interface between them is easily suppressed. Light that is not sufficiently absorbed by the photoelectric conversion layer 3 causes a loss of power generation, and is therefore preferably reflected in front of the first electrode 2. Since the region having a low refractive index is introduced due to the presence of the void 7, the region can be reflected inside the photoelectric conversion layer 3.
  • the average porosity of the 20 cross sections is about 1% or more.
  • the porosity is 8% or more, the contact between the photoelectric conversion layer 3 and the first electrode 2 can be further reduced, and the power generation loss can be reduced, so that the efficiency of the solar cell can be further improved. More preferable.
  • gap 7 can replace with the space
  • the value corresponding to the porosity can also be measured in the same manner as the porosity.
  • the second electrode 5 is in direct contact with the photoelectric conversion layer 3.
  • a transparent conductive film is preferable.
  • the same material as that of the first electrode 2 can be used.
  • the composition of the solar cell 100 is determined by X-ray photoelectron spectroscopy (XPS) and SIMS.
  • XPS X-ray photoelectron spectroscopy
  • FIG. 4 the flowchart of the manufacturing method of the solar cell which concerns on this embodiment is shown.
  • a material to be the first electrode 2 is formed on the substrate 1 by sputtering or the like under vacuum conditions. (S1). Next, an insulator 6 is formed on the first electrode 2. At this time, the method as described above is used. S2). Then, it introduce
  • CBD Chemical Bath Deposition
  • CVD Chemical ap Vapor Deposition
  • ALD Atomic Layer Deposition
  • a coating method and the like can be mentioned.
  • the solar cell according to the present embodiment includes a first electrode 2, a second electrode 5, a photoelectric conversion layer 3 provided between the first electrode 2 and the second electrode 5, and a second electrode of the first electrode 2. It consists of a plurality of insulators 6 arranged on the opposing surfaces, and a gap 7 is provided in at least a part between the plurality of insulators 6.
  • a gap 7 is provided in at least a part between the plurality of insulators 6.
  • the second embodiment relates to a multi-junction solar cell.
  • FIG. 5 shows a conceptual cross-sectional view of the multi-junction solar cell 200 of the second embodiment.
  • the multi-junction solar cell 200 of FIG. 5 includes the solar cell (first solar cell) 100 and the second solar cell 201 of the first embodiment on the light incident side.
  • the band gap of the photoelectric conversion layer of the second solar cell 201 has a smaller band gap than the photoelectric conversion layer 3 of the solar cell 100 of the first embodiment.
  • the multi-junction solar cell of the embodiment includes a solar cell in which three or more solar cells are joined.
  • the band gap of the photoelectric conversion layer 3 of the solar cell 100 of the first embodiment is about 2.0-2.4 eV
  • the band gap of the photoelectric conversion layer of the second solar cell 201 is 1.0 eV or more and 1.7 eV.
  • the photoelectric conversion layer of the second solar cell 101 is composed of one or more compound semiconductor layers or crystalline silicon and a perovskite compound of CIGSSe, CIT, CIS, and CdTe based on a high In content ratio. It is preferable that it is 1 type chosen from a group.
  • FIG. 6 shows a perspective conceptual view of the solar cell module 300 of the third embodiment.
  • the solar cell module 300 in FIG. 6 is a solar cell module in which a first solar cell module 301 and a second solar cell module 302 are stacked.
  • the first solar cell module 301 is on the light incident side, and uses the solar cell 100 of the first embodiment. It is preferable to use the second solar cell 201 for the second solar cell module 302.
  • FIG. 7 shows a conceptual cross-sectional view of the solar cell module 300.
  • the structure of the 1st solar cell module 301 is shown in detail, and the structure of the 2nd solar cell module 302 is not shown.
  • the structure of the solar cell module is appropriately selected according to the photoelectric conversion layer of the solar cell to be used.
  • the solar cell module of FIG. 7 includes a plurality of submodules 303 surrounded by a broken line in which a plurality of solar cells 100 (solar cells) are arranged in the horizontal direction and electrically connected in series. Electrically connected in parallel or in series. Adjacent submodules 303 are electrically connected by a bus bar 304.
  • the solar cell 100 is scribed, and the adjacent second solar cell 100 is connected to the second electrode 5 on the upper side and the first electrode 2 on the lower side.
  • the solar cell 100 of the third embodiment also includes the substrate 1, the first electrode 2, the second electrode 5, and the photoelectric conversion layer 3.
  • a plurality of insulators 6 arranged on the surface of the first electrode 2 facing the second electrode 5 are arranged apart from each other.
  • a gap 7 is provided at least at a part between the plurality of insulators 6.
  • Both ends of the solar cell 100 in the submodule 303 are connected to the bus bar 304, and the bus bar 304 electrically connects the plurality of submodules 303 in parallel or in series to adjust the output voltage with the second solar cell module 302. It is preferable that it is comprised.
  • the fourth embodiment relates to a photovoltaic power generation system.
  • the solar cell module 300 of the third embodiment can be used as a generator that generates power in the solar power generation system of the fourth embodiment.
  • the solar power generation system according to the embodiment generates power using a solar cell module.
  • the solar cell module that generates power means for converting the generated electricity, and the generated electricity
  • FIG. 8 shows a conceptual diagram of the configuration of the photovoltaic power generation system 400 of the embodiment.
  • the solar power generation system of FIG. 8 includes a solar cell module 401 (300), a converter 402, a storage battery 403, and a load 404.
  • the storage battery 403 or the load 404 may be omitted.
  • the load 404 may be configured to be able to use electrical energy stored in the storage battery 403.
  • the converter 402 is a device including a circuit or element that performs power conversion such as transformation or DC / AC conversion, such as a DC-DC converter, a DC-AC converter, or an AC-AC converter.
  • a suitable configuration may be adopted according to the configuration of the generated voltage, the storage battery 403, and the load 404.
  • the solar cells included in the received submodule 303 included in the solar cell module 300 generate power, and the electric energy is converted by the converter 402 and stored in the storage battery 403 or consumed by the load 404.
  • the solar cell module 401 is provided with a solar light tracking drive device for always directing the solar cell module 401 toward the sun, a condensing body for concentrating sunlight, a device for improving power generation efficiency, and the like. It is preferable to add.
  • the solar power generation system 400 is preferably used for real estate such as a residence, a commercial facility or a factory, or used for movable property such as a vehicle, an aircraft or an electronic device.
  • a residence such as a residence, a commercial facility or a factory
  • movable property such as a vehicle, an aircraft or an electronic device.
  • Example 1 First, a method for manufacturing a top cell will be described.
  • White plate glass was used as the substrate.
  • ITO 150 nm
  • SnO 2 100 nm
  • SiO fine particles were applied by a spray method. At this time, the abundance ratio of the SiO fine particles in the solar cell (the abundance ratio of the insulator) was adjusted to be 0.05%.
  • the substrate was introduced into the sputtering apparatus and evacuated by the method described in the first embodiment. The substrate was heated to 500 ° C. and Cu was sputtered. At this time, sputtering was performed as described in the first embodiment.
  • the method for forming the n-type layer was also performed as described in the first embodiment.
  • Zn-Ge-O was used for the n-type.
  • ZnO: Al is produced by sputtering as the second electrode (upper first electrode).
  • the substrate temperature is preferably from room temperature to 150 ° C. Film formation at a relatively low temperature is preferable because the open-circuit voltage tends to increase.
  • MgF 2 is deposited on the second electrode as an antireflection film to a thickness of about 100 nm.
  • the conversion efficiency is measured as follows.
  • a solar simulator simulating an AM1.5G light source is used, and the light quantity is adjusted to 1 sun using a reference Si cell under the light source.
  • the temperature is 25 ° C.
  • the horizontal axis is voltage and the vertical axis is current density
  • the point that intersects the horizontal axis is Voc
  • a voltage sweep is performed to -0.4V), and the current value at that time is measured.
  • the value divided by the area of the solar cell is the current density (mA / cm 2 ), and the value of the current density when the applied voltage is 0 V is Jsc (short circuit current density).
  • the solar cell efficiency (FF) of the example was calculated based on a comparative example described later.
  • the efficiency of the comparative example is represented by ⁇ , 1.02 ⁇ or more and less than 1.05 ⁇ is represented by ⁇ , and 1.05 ⁇ or more is represented by ⁇ .
  • the method for measuring the porosity is the method described in the first embodiment.
  • Example 2 It was produced in the same manner as Example 1 except that the substrate temperature was changed to 450 ° C.
  • Example 3 It was produced in the same manner as Example 1 except that the substrate temperature was changed to 550 ° C.
  • Example 4 It was produced in the same manner as Example 1 except that the substrate temperature was 410 ° C.
  • Example 1 It was produced in the same manner as Example 1 except that the substrate temperature was changed to 570 ° C.
  • Example 1 was prepared in the same manner except that the abundance of the insulator in the solar cell was 0.1%.
  • Example 6 It was produced in the same manner as Example 5 except that the substrate temperature was changed to 450 ° C.
  • Example 7 It was produced in the same manner as Example 5 except that the substrate temperature was changed to 550 ° C.
  • Example 8 It was produced in the same manner as Example 5 except that the substrate temperature was 410 ° C.
  • Example 2 It was produced in the same manner as Example 5 except that the substrate temperature was changed to 570 ° C.
  • Example 9 Example 1 was produced in the same manner except that the abundance of the insulator in the solar cell was 1%.
  • Example 10 It was produced in the same manner as Example 9 except that the substrate temperature was changed to 450 ° C.
  • Example 11 It was produced in the same manner as Example 9 except that the substrate temperature was changed to 550 ° C.
  • Example 12 It was produced in the same manner as Example 9 except that the substrate temperature was 410 ° C.
  • Example 1 was prepared in the same manner except that the abundance of the insulator in the solar cell was 5%.
  • Example 14 It was produced in the same manner as Example 13 except that the substrate temperature was changed to 450 ° C.
  • Example 15 It was produced in the same manner as Example 13 except that the substrate temperature was changed to 550 ° C.
  • Example 16 It was produced in the same manner as Example 13 except that the substrate temperature was 410 ° C.
  • Example 4 It was produced in the same manner as Example 13 except that the substrate temperature was changed to 570 ° C.
  • Example 17 Example 1 was produced in the same manner except that the abundance of the insulator in the solar cell was 10%.
  • Example 18 It was produced in the same manner as Example 17 except that the substrate temperature was changed to 450 ° C.
  • Example 19 It was produced in the same manner as Example 17 except that the substrate temperature was 550 ° C.
  • Example 20 It was produced in the same manner as Example 17 except that the substrate temperature was 410 ° C.
  • Example 5 It was produced in the same manner as Example 17 except that the substrate temperature was changed to 570 ° C.
  • Example 21 Example 1 was prepared in the same manner except that the abundance of the insulator in the solar cell was 25%.
  • Example 22 It was produced in the same manner as Example 21 except that the substrate temperature was changed to 450 ° C.
  • Example 23 This was manufactured in the same manner as Example 21 except that the substrate temperature was changed to 550 ° C.
  • Example 24 It was produced in the same manner as Example 21 except that the substrate temperature was 410 ° C.
  • Example 1 was prepared in the same manner except that the abundance of the insulator in the solar cell was 50%.
  • Example 26 This was prepared in the same manner as in Example 25 except that the substrate temperature was changed to 450 ° C.
  • Example 27 This was manufactured in the same manner as in Example 25 except that the substrate temperature was changed to 550 ° C.
  • Example 28 This was prepared in the same manner as in Example 25 except that the substrate temperature was changed to 410 ° C.
  • Example 7 This was manufactured in the same manner as in Example 25 except that the substrate temperature was changed to 570 ° C.
  • the presence of voids improves the efficiency of the solar cell. This is because the presence of a void having a low refractive index can reflect light and increase the amount of light that can be absorbed by the photoelectric conversion layer. Furthermore, it can be seen that the efficiency of the solar cell is most improved when the porosity is 8% or more and 80% or less. This is because the contact between the photoelectric conversion layer and the first electrode can be reduced, and light that can be absorbed by the photoelectric conversion layer can be increased.
  • a solar cell having a void has higher conversion efficiency than a solar cell having no void.

Landscapes

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Abstract

変換効率を改善した太陽電池、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こと。　実施形態の太陽電池は第１電極と、第２電極と、前記第１電極と前記第２電極の間に設けられる光電変換層と、前記第１電極の前記第２電極に対向する面に配置される複数の絶縁物とよりなり、複数の絶縁物のうちの任意の隣り合う２つは、空隙をはさんで配置されている。

Description

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
　本発明の実施形態は、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。
　従来の太陽電池では、絶縁物を透明導電膜に配置することで、コンタクト領域を減らし、光電変換層／透明導電膜間での界面再結合を抑制して、高効率化を図っている。しかしながら、絶縁物（パッシベーション層）の材質によっては光電変換層と反応し、意図しない物質が形成され、導電性材料の場合はリーク源になる可能性もあり、絶縁性材料の場合でもバンドオフセットの不具合や界面欠陥増大を引き起こす恐れがある。加えて、光電変換層自体の膜質を低下させる要因にもなりうる。
　また、絶縁物だけを透明導電膜上に存在させると、絶縁物/光電変換層、透明導電膜の界面で意図しない導電性、またはバンドオフセットのずれた絶縁性の化合物を作り、太陽電池として良好な特性を示さなく機能しなくなる可能性がある。また、光電変換層/透明導電膜のコンタクトを劣化させる場合がある。
米国特許出願公開第2015/0083212号公報 特開２００５－２３９５２６号公報
　本発明が解決しようとする課題は、変換効率を改善した太陽電池、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ことである。
　実施形態の太陽電池は、第１電極と、第２電極と、前記第１電極と前記第２電極の間に設けられる光電変換層と、前記第１電極の前記第２電極に対向する面に配置される複数の絶縁物よりなり、複数の前記絶縁物のうちの任意の隣り合う２つは、空隙をはさんで配置されている。
第１の実施形態に係る太陽電池の断面概念図。 空隙率測定の概略を示す断面図。 空隙率測定の概略を示す拡大断面図。 第１の実施形態に係る太陽電池の製造方法を示すフローチャート。 第２の実施形態に係る多接合型陽電池の断面概念図。 第３の実施形態に係る太陽電池モジュールの斜視概念図。 第３の実施形態に係る太陽電池モジュールの断面概念図。 第４の実施形態に係る太陽光電池システムの構成概念図。
　以下、実施の形態について図面を参照しながら説明する。なお、実施の形態を通して共通の構成には同一の符号を付すものとし、重複する説明は省略する。また、各図は実施の形態の説明とその理解を促すための模式図であり、その形状や寸法、比などは実際の装置と異なる個所があるが、これらは以下の説明と公知の技術とを参酌して、適宜設計変更することができる。
（第１実施形態）
　第１実施形態は、光透過性を有する太陽電池に関する。図１は、第１実施形態に係る太陽電池１００の断面概念図を示す。図１に示すように、本実施形態に係る太陽電池１００は、基板１と、基板１の上に第１電極２と、光透過性の第２電極５と、第１電極２と第２電極５の間に光電変換層３を備える。第１電極２の第２電極５に対向する面に複数の絶縁物６が配置される。複数の前記絶縁物のうちの任意の隣り合う２つは、空隙７をはさんで配置されている。絶縁物６と空隙７は総称して絶縁体と称する場合がある。
　第１電極２と光電変換層３との間や、光電変換層３と第２電極５との間には、図示しない中間層が含まれていても良い。太陽光は第２電極５の上側から入射するのがより好ましいが、第１電極２の下側から入射しても良い。
　一般に絶縁物６は光電変換層３と反応して意図しない物質の形成される場合があるが、本実施形態のように、絶縁物６の間の少なくとも一部に空隙７が存在することで、光電変換層３と絶縁物６とのコンタクトする面積を減らすことができる。加えて、空隙７も絶縁体であることから、絶縁体の量を減らさずに絶縁物６の量を少なくすることができるため、光電変換層３と絶縁物６が反応することにより、意図しない物質の形成を抑制することもできる。そのため、リーク源やバンドオフセットの不具合、界面欠陥増大を抑制することができる。さらに、光電変換層３と空隙７の屈折率の差が大きいため、光電変換層３の内部での光の吸収の増大が起こり、効率を向上させることができる。
　電極界面で基板１や第１電極２と光電変換層３の材料の熱膨張係数の違いなどに起因する歪みが存在する場合、歪を緩和させることができる空隙7が存在することが望ましい。これより、光電変換層３と第１電極２間の歪を緩和させることができる。
　第１の実施形態に係る太陽電池を構成する部材について説明する。
（基板）
　第１の実施形態に係る基板１としては、白板ガラスを用いることが望ましく、ソーダライムガラス、石英、化学強化ガラスなどガラス全般、ステンレス、Ａｌ（アルミニウム）、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。基板が導電性の場合、第１電極を兼ねることができる。
（第１電極）
　第１電極２は、基板１と光電変換層３の間に存在し、基板１と光電変換層３と直接接している。第１電極２は積層膜が好ましく、光電変換層３と接する側の第１層としてＳｎを主成分とする酸化物透明導電膜を設け、基板１と接する側の第２層としてＳｎを主成分とする酸化物透明導電膜よりも低抵抗な、透明導電膜を設けることが好ましい。積層膜が好ましい理由は、第1の層であるＳｎを主成分とする酸化物透明導電膜の抵抗率が、第2の層と比較して高いため、第1の層単独の場合で用いると、抵抗成分による発電損失が大きいためである。
　第１層としては、ＳｎＯ２など、Ｓｎを主成分とする酸化物が好ましく、添加物はＺｎ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｔｉ、Ｃｕ、Ｓｂ、Ｎｂ、Ｆ、Ｔａ、Ｗ、Ｍｏ、Ｆ、Ｃｌなど特に限定されない。
　第２層としては、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)、インジウムドープ酸化亜鉛(Ｉｎｄｉｕｍ－ｄｏｐｅｄ　Ｚｉｎｃ　Ｏｘｉｄｅ：ＩＺＯ)、チタンドープ酸化インジウム（Ｔｉｔａｎｉｕｍ－ｄｏｐｅｄ　Ｉｎｄｉｕｍ　Ｏｘｉｄｅ：ＩＴｉＯ）や酸化インジウムガリウム亜鉛（ＩｎｄｉｕｍＧａｌｌｉｕｍ Ｚｉｎｃ Ｏｘｉｄｅ：ＩＧＺＯ）、水素ドープ酸化インジウム（Ｈｙｄｒｏｇｅｎ－ｄｏｐｅｄ　Ｉｎｄｉｕｍ Ｏｘｉｄｅ：ＩＯＨ）などを用いることができ、特に限定されない。透明導電膜は、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。また、金属膜と透明導電膜を積層したものを用いることもできる。透明導電膜については先述したとおりだが、金属膜としては、Ｍｏ、ＡｕやＷの膜など特に限定されない。また、第１電極２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３の間に配置される。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やＷなど特に限定されない。
（絶縁物領域）
　第１の実施形態において絶縁物領域４には、第１電極２の第２電極５に対向する面に存在する複数の絶縁物６、および複数の絶縁物６の間の一部に空隙７を備える。絶縁物６を第１電極２と光電変換層３との境界面上に存在させるとき、均等に配置させることが好ましい。このように配置させることで、電極界面での熱膨張係数の違いによる太陽電池の歪を緩和させやすくできる。
　絶縁物６は光電変換層３と反応しないものが望ましい。そのため、Mg、Al、Si、Ca、Sc、Ti、Ga、Ge、Sn、Sb、Hf、Ta、ランタニドのうち少なくとも１種と、N、O、Sのうち少なくとも1種を含むことが好ましい。特にＳｉＯ２やＳｉＯＮ、ＳｉＮｘ、ＡｌＮｘなどの窒化物を用いることが好ましい。これは光電変換層３に含まれるＣｕ２Ｏと反応しにくく、太陽電池の動作を阻害しないためである。
　また、絶縁物６として、酸化しやすい金属も用いることができる。酸化しやすい金属は後の製造工程で酸化し、絶縁物６となることができるためである。
　絶縁物６の形状は問わず、例えば絶縁物６を第１電極２側から見たとき、円でも筒型でも四角でも構わない。また、太陽電池１００を第２電極５から第１電極２の方向へ切断した断面から観察した場合、絶縁物６は三角形や台形、直方体など、様々な形状をとることができる。さらに、第１電極２から第２電極５の方向へ向かう面と、第１電極２と絶縁物６とが接する面の成す角は、鋭角でも構わない。
　絶縁物６が持つ面のうち、光の入る方向を向いた面が多いほど、光電変換層３への光導入量を増加させることができ、さらに後述する多接合型太陽電池の場合、ボトムセル方向へ光を透過させることができるため、より好ましい。
　絶縁物６の太陽電池の面積に対する存在率は、１％以上９５％以下が好ましい。これは、絶縁物６が１％以上存在することで、太陽電池に空隙７を設けることができ、太陽電池の効率を向上させることができるからである。また、９５％より絶縁物６の存在率が多いと、絶縁物６の間をすべて空隙７が埋めてしまう場合が多くなる。絶縁物６の間を空隙７ですべて埋められた部分については、光電変換層３と第１電極２とのコンタクトが生じなくなり、太陽電池の性能が低下することが考えられる。そのため、絶縁物６の太陽電池の面積に対する存在率は９５％以下が好ましい。
　ここで、絶縁物６の製膜方法について説明する。絶縁物６の製膜には、絶縁物６をリソグラフィーや塗布で第１電極２の上に形成する。その際、光電変換層３と第１電極２の間のコンタクトを確保するため、適度に分散して絶縁物６が存在させることが望ましい。これは、仮に一部のセルが絶縁体で覆われている場合、直列構造を作製した際に太陽電池特性が０になる恐れがある。
　絶縁物６の存在率は次のように測定することができる。
　太陽電池の一部をくりぬき、第２電極５側からエッチングや直接研磨し、光電変換層３まで削り出す。削り出す際、オーバーエッチングや過剰研磨に注意し、完全に第１電極２が目視で確認できる部分に対しては観察しない。削り出した面に対して、二次イオン質量分析法（Secondary Ion Mass Spectrometry：ＳＩＭＳ）によるイメージングを行い、観察視野は２０μｍ×２０μｍで、絶縁物６と第１電極２の特定を行う。
　こうして得た画像に対して、絶縁物６の有無で二値化処理を行い、絶縁物６と絶縁物６が存在しない部分の面積を求め、絶縁物６の存在率を算出する。算出式は次のとおりである。
　絶縁物６の存在率＝（［絶縁物６が存在する領域の面積］／［（絶縁物６が存在する領域の面積）＋（絶縁物６が存在しない領域の面積）］）この処理を、２０箇所行う。
　後述する多接合型太陽電池２００の場合は、多接合型太陽電池２００に対してボトムセル２０１をトップセル１００が傷つかないよう剥がし、トップセル１００のみにしてから上述した絶縁物６の存在率の測定を行う。
（光電変換層）
　第１の実施形態において光電変換層３は、ｎ型の化合物半導体層とｐ型の化合物半導体層とをヘテロ接合又はホモ接合した層である。ｐ型の化合物半導体層は第１電極２とｎ型の化合物半導体層と直接接している。サブストレート型の場合、第２電極５の上から透過する光によってｎ型とｐ型の化合物半導体層界面から第２電極５に電子を供給する。スーパーストレート型の場合は第１電極２の方向から光が入り、第１電極２に電子を供給する。ｐ型の化合物半導体層はＣｕ２Ｏを含むことが好ましい。これはバンドギャップが約２．１ｅＶと大きいため、後述する多接合型太陽電池においてトップセルとし、Ｓｉなどのナローバンドギャップな光電変換層３を有する太陽電池をボトムセルとしたときに、本実施形態に係る太陽電池１００はボトムセル側での発電に寄与する波長の透過性が高いため、ボトムセルでの発電量を高くすることができるからである。
　また、光電変換層３にはバンドギャップを調整する目的で添加元素を加えても良く、添加元素はＡｇ、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｃｓ、ＲｂなどのＩＡ族または１価の元素から選ばれることが好ましいが、特に限定されない。
　光電変換層３の厚さは、走査型電子顕微鏡（Scanning Electron Microscope：ＳＥＭ）による断面観察や、段差計によって求めることができ、１００ｎｍ以上２００，０００ｎｍ以下が好ましい。これは、光電変換層３としてバンドギャップ以上の光を十分吸収でき、ボトムセル向けに長波長光を透過しやすい厚さであるためである。膜質が良い場合は膜厚を厚くすることもできるが、膜厚が厚いと光電変換層３内部での再結合が増える。そのため、適宜最適な膜厚を調整する。
　第１電極２と光電変換層３の界面は、正孔に対してオーミックコンタクトであることが好ましい。光電変換層３と第１電極２の間に、Ｃｕに加えて、Ｓｎ、Ｓｂのうち少なくとも一方の元素を含む酸化物領域が存在するのが好ましい。さらに、光電変換層３の内部において、ＳｎとＳｂの濃度は、第１電極２から１，０００ｎｍ以内の領域のみで１０１６／ｃｍ３以上の領域が存在することが好ましい。
　ｎ型の化合物半導体層は、ｐ型の化合物半導体層と第２電極５との間に存在し、それぞれと直接接している。ｎ型の化合物半導体層としては、第１電極２を製膜する際、特性劣化が生じにくいものが好ましい。例えば、酸化物層や硫化物層、窒化物などが挙げられる。より具体的には、ｎ型に用いる酸化物層は、Ｚｎ１－ｘＡｘＯｙ（Ａ＝Ｓｉ、Ｇｅ、Ｓｎ）、Ｃｕ２－ｘＭｘＯｙ（Ｍ＝Ｍｎ、Ｍｇ、Ｃａ、Ｚｎ、Ｓｒ、Ｂａ）、Ａｌ２－ｘＧａｘＯ３ーｙからなる群から選ばれる層が好ましい。ｎ型に用いる硫化物層は、ＺｎｘＩｎ２－２ｘＳ３－２ｘーｙ、ＺｎＳｙ、ＩｎｘＧａ１－ｘＳｙ（例えば、ＩｎＳやＩｎ２Ｓ３）、Ｉｎ‐Ｇａ‐Ｚｎ‐Ｏからなる群から選ばれる１種以上の硫化物からなる層が好ましい。
　ここで、光電変換層３の製膜方法を説明する。
　光電変換層３の製膜方法はスパッタリング法などのプロセス等が挙げられ、絶縁物６を有する第１電極２上に空隙７を有しつつ製膜可能な方法であれば限定されないが、温度条件、雰囲気に留意する必要がある。結晶成長を促進させるために高温で製膜すると、還元雰囲気になるので酸素流量を増やす必要がある。低温で製膜すると、酸化雰囲気になるため酸素流量を減らす必要がある。低温にしすぎると光電変換層３を作製するために必要な酸素量がとても少なくなるため、より高性能な真空装置が必要になり製膜が難しくなると考えられる。また、不純物の割合が増えることで太陽電池の特性は劣化する。特に不純物がｐｎ界面に存在する場合は顕著に特性劣化が見られる。
　このため、高温で製膜することが望ましい。ただし、過度に高温（例えば６００℃より高温）にすると、基板１によっては大きく変形し、その後の製膜が困難となる場合があるため、注意が必要である。ただし、この温度は測定環境により異なり、目安でしかない。
　光電変換層３の製膜について、Ｃｕ２Ｏを含む光電変換層３を例に具体的に説明する。
　まず、第１電極２の上に絶縁物６を堆積させる。このとき、絶縁物６はスプレー法又はフォトリソグラフィーで形成、若しくは一度絶縁物６を第１電極２の上に一様に製膜し、一様な絶縁物６に対してレーザー（もしくはメカニカル）スクライブ又はレーザーアブレーションで任意の形状の複数の絶縁物６にパターニングする。
　次に前述した第１電極２の上に絶縁物６を配置したものをスパッタ装置へ導入し、真空引きを行う。この後加熱を行う。加熱温度は４００℃以上６００℃以下が望ましい。高品質なｐ型層を製膜するためには、４５０℃から５５０℃が好ましい。４００℃未満といった低温だと、ｐ型層の膜質が低下するため好ましくない。
　この後ｐ型層の製膜を開始する。スパッタ装置にＡｒ流量に対して、Ｏ２を導入し、Ｃｕをスパッタする。スパッタ時の酸素流量は少ないとＣｕが未反応のまま残り、多いと反応が進み過ぎ、ＣｕＯが生じるため注意する必要がある。ＣｕターゲットにＲＦ電源を用い、２分程シャッターを閉めた状態でプレスパッタを行い、表面吸着物等を除去する。シャッターを開けて５０分スパッタを行う。このようにするとｐ型層の膜厚を２μｍ程度にすることができる。スパッタ終了後はＡｒとＯ２導入を止めて徐冷する。
　ｎ型層を製膜する方法は、室温で行う以外、ｐ型層の製膜で用いた方法と同様である。ｎ型層は例えば、Ｚｎ‐Ｇｅ‐Ｏを用いる場合、スパッタ装置にＡｒ流量に対して、Ｏ２を適量導入する。Ｚｎ源とＧｅ源にかける電力量を変化させることでＺｎ／Ｇｅ比率を変えることができ、適切なバンドオフセットを調整することが可能である。このとき、ｎ型層の膜厚が厚すぎると、ｎ型層内部での再結合により効率低下が生じるため、好ましくない。
　ｎ型層を製膜する際、ｐ型層へのダメージを抑えるために、スパッタリングなら低温、低出力で製膜を行うことが望ましい。
　他の手法では、ＣＢＤ（Chemical Bath Deposition）、ＣＶＤ（Chemical Vapor　Deposition）、ＡＬＤ（Atomic Layer Deposition）、塗布法などが挙げられる。
（空隙）
　第１の実施形態に係る空隙７は、絶縁物領域４に存在する絶縁物６の間の少なくとも一部に存在する。空隙７は先述した光電変換層３の製膜とともに形成される。空隙７の形状を観察するには、例えば、絶縁物領域４を第２電極５側から日本電子製のＪＥＭ－ＡＲＭ２００Ｆを用い、加速電圧を２００ｋＶにして５万倍のＴＥＭ明視野像にて観察する。
　空隙７はＴＥＭのエネルギー分散型Ｘ線分光法（Energy Dispersive X-ray Spectroscopy：ＥＤＸ）を用い分析した際、主要構成元素の検出値が５０％以下の領域を空隙７とすることで、ＴＥＭ明視野像の観察と合わせて、観察することもできる。
　空隙７は絶縁物６の間の少なくとも一部に存在するが、空隙７は必ずしも絶縁物６に接している必要は無い。例えば、第１電極２に空隙７は接しているが絶縁物６と空隙７の間に光電変換層３が存在するもの、第１電極２、絶縁物６のいずれにも接していないもの、絶縁物６には接しているが、第１電極２には接していないもの、絶縁物６間に存在するが、第１電極２には接していないもの、などが存在する。また、空隙７が絶縁物６の一部を覆って存在している場合もある。
　空隙７の形状に依らず、空隙７が存在することで、光電変換層３と第１電極２のコンタクトを減らすことができ、さらに光電変換層３での光の吸収が増加するため好ましい。これは、先述したとおり、絶縁物６と光電変換層３の意図しない反応生成物による太陽電池の性能の低下を抑制することができることに加え、空隙７が存在することで屈折率の低い領域が導入されるため、光電変換層３の内部に反射させることができ、光電変換層３で十分に吸収されない光の発電のロスを低減させることができるからである。そのため、例えば、2つの太陽電池があり、その両方の絶縁体の量が同じだった場合、1つの太陽電池には空隙７が存在し、もう一方には空隙７が存在しない場合の効率を比較すると、前者の太陽電池の方が効率は向上する。さらに例えば、２つの太陽電池において、１つの太陽電池における空隙７と、もう一方の太陽電池の絶縁物６が同じ量存在し、かつ後者には空隙７が存在しない場合と比較すると、前者の空隙７が存在する太陽電池の方が効率は向上する。
　また、太陽電池が、例えば光電変換層３と第１電極２のコンタクト抵抗が１Ωｃｍ２以下で動作するなら、第１電極２の抵抗が１０－３Ωｃｍ２の材料であれば、コンタクトの面積は１／１０００でも動作する。そのため、空隙７により光電変換層３と第１電極２の絶縁領域が増えたとしても、コンタクト抵抗が低ければ太陽電池の性能を大幅に低下させるには至らない。
　絶縁物６の間に存在する空隙７の大きさは、絶縁物６の存在率に影響される。そのため、絶縁物６の存在率が高いほど後述する空隙率は高くなる。空隙率が高いほど先述した光電変換層３での光の吸収を高めることができるが、第１電極２の上をすべて絶縁物６と空隙７で覆うと、先述した通り光電変換層３と第１電極２が完全に接しない状態となり、発電できない。また、光電変換層３中の拡散長よりも絶縁された領域が大きくなる場合がある。第１電極上に絶縁物６や空隙７が存在する場合、主として基板１から鉛直方向で、絶縁物６や空隙７と第２電極で挟まれた部分に存在する光電変換層３で分離された電子・正孔がそれぞれ対応する電極まで到達できずに失活し、結果として光電流量のロスが発生しやすくなる場合がある。光電変換層３内の電子・正孔の拡散長が十分に長ければこの限りではない。スーパーストレート型では、このように絶縁物６と空隙７を合わせた長さが拡散長よりも大きい場合、第２電極と絶縁物６の間に存在する光電変換層３のうち、絶縁物６の中央付近に存在する光電変換層３で分離された電子が第１電極２に到達できずに失活する場合があるため、好ましくない。サブストレート型では、正孔が第１電極２に到達できずに失活する場合があるため、好ましくない。そのため、空隙率は１％以上９９％以下であることが好ましい。この範囲にあることで、第１電極２と光電変換層３のコンタクトを保ちつつ、光電変換層３での光の吸収を高めることができるからである。また、より好ましくは８％以上８０％以下である。この範囲にあることで、絶縁物６を減らしつつ、より一層光電変換層３で十分に吸収されない光の発電のロスを低減させることができ、光電変換層３の内部に反射させることができるからである。
　また、空隙７が存在すると本実施形態に係る太陽電池において、基板１、第１電極２と光電変換層３の熱膨張係数の違いにより、太陽電池が湾曲することを抑制することができる。太陽電池が第２電極５の方向に湾曲することで、光電変換層３に割れが生じ、絶縁化や割れた面に導電性が生じて短絡の原因になる場合があり、好ましくない。光電変換層３に割れやしわが生じることで光電変換層３内部で電子、正孔の拡散長が低下し、効率低下につながる。また、後述する多接合型太陽電池においては、トップセルとボトムセルの間に余計な“間隙”が存在すると、“間隙”の厚さが場所によって変化することから、ボトムセル側で吸収するべき波長の一部が効果的に吸収されず、ボトムセルの効率低下につながる恐れがあるため、望ましくない。また、太陽電池を大面積化する際に湾曲していると、太陽電池の厚みが増し、設置時や設置後に割れやすくなるため、湾曲は少ないほど好ましい。
　空隙７の存在量は、太陽電池の断面から測定される空隙率から求めることができる。空隙７の存在量が小さいほど、空隙率は小さくなる。ここで、空隙率とはある絶縁物６と最近接する絶縁物６の間の距離に対して、その絶縁物６の間に存在する空隙７の割合のことである。
　ここで、空隙率の測定方法を説明する。空隙率は太陽電池の２０カ所（２０断面）のＴＥＭ明視野像を撮像し、このＴＥＭ像を用いて測定する。測定のイメージは図２と図３に示した。図２は、空隙率測定の概略を示す断面図、図３は、空隙率測定の概略を示す拡大断面図である。
　まず、太陽電池の断面を作製するために、あるひとつの絶縁物６と、この絶縁物６と最近接する絶縁物６を通る直線で太陽電池を切断し、断面を作製する。最近接する絶縁物６は、基板１の側から太陽電池を観察することで特定する。
　太陽電池の断面をＴＥＭで観察する。まず、得た断面を集束イオンビーム法（Focused Ion Beam：ＦＩＢ）を用いてＴＥＭ撮像に適した試料にする。作製した試料の観察には、日本電子製のＪＥＭ－ＡＲＭ２００Ｆを用い、加速電圧は２００ｋＶにし、視野中には絶縁物６が２つ存在し、かつ空隙７が存在するようにする。便宜上撮像中の２つの絶縁物６を第１絶縁物６、第２絶縁物６とする。
　このようにして得た２０断面のＴＥＭ像それぞれについて、第１電極２と、第１絶縁物６、第２絶縁物６の第２電極５の方向を向いている面との最大距離（各絶縁物６における最大膜厚）を測定する。このときの距離をＲｄ１、Ｒｄ２とする。
　次に、撮像中における空隙７と、光電変換層３が存在する部分の長さの比率を求める。このとき、適宜ＴＥＭ像を拡大し、空隙７と光電変換層３の長さの比率を求める。
　この比率は、それぞれのＴＥＭ像中で第１絶縁物６、第２絶縁物６の間を第１電極２と平行な直線で結び、その直線上における空隙７部分の長さ（途切れている場合はそれぞれの合計）と光電変換層３が存在する部分の長さ（途切れている場合はそれぞれの合計）を求め、それぞれ、Ｌｉｎｓ、Ｌａｂｓとする。
　このＬｉｎｓ、Ｌａｂｓを第１電極２の直上からＲｄ１、Ｒｄ２のどちらか小さい方ｍｉｎ(Ｒｄ１、Ｒｄ２)までの高さまでを１０ｎｍ間隔で求め、Ｌｉｎｓ、Ｌａｂｓ及び、ある高さにおける絶縁物６の間の距離における空隙７の割合（Ｒｓｐ）＝Ｌｉｎｓ／（Ｌｉｎｓ＋Ｌａｂｓ）をそれぞれ求める。
　こうして求めたｍｉｎ(Ｒｄ１、Ｒｄ２)までの高さのＲｓｐ＝Ｌｉｎｓ／（Ｌｉｎｓ＋Ｌａｂｓ）の中で、Ｍａｘ（Ｒｓｐ）を空隙率と定義する。
　光電変換層３、第１電極２の屈折率は比較的高い値を示すものが多く、それらの界面での反射は抑制されやすい。光電変換層３で十分に吸収されない光は発電のロスになるため、第１電極２の前で反射されることが望ましい。空隙７が存在することで屈折率の低い領域が導入されるため、光電変換層３内部に反射させることができる。
　そのため、本実施形態における太陽電池において、２０断面のうちの一部のＴＥＭ断面観測結果から得られる空隙率が０％程度であっても、２０断面の平均空隙率が１％程度以上であれば、空隙７による光の乱反射により、光電変換層３の変換効率を上昇させることができ、太陽電池の効率を向上させることができる。
　空隙率は８％以上あると、さらに光電変換層３と第１電極２のコンタクトを減らすことができ、かつ発電ロスを低減させることができるため、太陽電池の効率をより向上することができるため、より好ましい。
　なお、空隙７にかわり、Ｓ、Ｓｅ、Ｔｅ、Ｎ、Ｏからなる群れより選ばれる少なくとも１種を含む化合物を備えることもできる。この場合空隙率に相当する値も、空隙率と同様に測定することができる。
（第２電極）
　図１では、第２電極５は、光電変換層３と直接接している。第２電極５としては、透明導電膜が好ましい。透明導電膜は、第１電極２と同様の材料を用いることができる。
　太陽電池１００の組成などは、Ｘ線光電子分光（X-ray Photoelectron Spectroscopy:XPS）及びSIMSによって求められる。また、各層の厚さや粒径は、太陽電池１００の断面を１０万倍でTEMによる観察を行えばよい。
　ここで、第１の実施形態に係る太陽電池の作製方法を説明する。
（製造方法）
　図４に、本実施形態に係る太陽電池の製造方法のフローチャートを示す。
　基板１の上に第１電極２となる材料を、真空条件下でスパッタなどで製膜する。（Ｓ１）。次に第１電極２上に絶縁物６を製膜する。この際、先述したような方法を用いる。Ｓ２）。その後、真空装置へ導入し、真空引きを行う（Ｓ３）。真空条件下で光電変換層３となる材料をスパッタなどで製膜する（Ｓ４）。その後、第２電極５６となる材料をスパッタなどで製膜する（Ｓ５）。作製する際はスーパーストレート型でもサブストレート型でもよい。
　製造方法は、上記のみに限られない。例えば、ＣＢＤ（Chemical Bath Deposition）、ＣＶＤ（Chemical Vapor　Deposition）、ＡＬＤ（Atomic Layer Deposition）、塗布法などが挙げられる。
　本実施形態に係る太陽電池は、第１電極２と、第２電極５と、第１電極２と第２電極５の間に設けられる光電変換層３と、第１電極２の第２電極に対向する面に配置される複数の絶縁物６よりなり、複数の絶縁物６の間の少なくとも一部に空隙７を備える。絶縁物６の間に空隙７を備えることで、光電変換層３と第１電極２のコンタクトを減らしつつ、絶縁物６による意図しない反応生成物の形成を抑制することができる。さらに光電変換層３と空隙７の屈折率の差が大きいため、光電変換層３内部での吸収の増大が起こり、変換効率を向上させることができる。また、空隙７が存在することで、電極界面で熱膨張係数の違いによる歪が存在する場合、歪を緩和させることもできる。
（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５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５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３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。
　第１実施形態の太陽電池１００の光電変換層３のバンドギャップが２．０－２．４ｅＶ程度であるため、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１．７ｅＶ以下であることが好ましい。第２太陽電池１０１の光電変換層としては、Ｉｎの含有比率が高いＣＩＧＳＳｅ系、ＣＩＴ系、ＣＩＳ系及びＣｄＴｅ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とペロブスカイト型化合物からなる群から選ばれる１種であることが好ましい。
（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６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６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の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。
　図７に太陽電池モジュール３００の断面概念図を示す。図７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２０１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７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。隣り合うサブモジュール３０３は、バスバー３０４で電気的に接続している。
　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５と下部側の第１電極２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１と、第１電極２と、第２電極５と、光電変換層３を備える。第１電極２の第２電極５に対向する面に配置される複数の絶縁物６が互いに離間して配置される。複数の絶縁物６の間の少なくとも一部に空隙７を備える。サブモジュール３０３中の太陽電池１００の両端は、バスバー３０４と接続し、バスバー３０４が複数のサブモジュール３０３を電気的に並列もしくは直列に接続し、第２太陽電池モジュール３０２との出力電圧を調整するように構成されていることが好ましい。
（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８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８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。
　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３０３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。
　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。
　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）
　トップセルを作製し、太陽電池の変換効率、空隙率を測定する。
（実施例１）
　まず、トップセルの作製方法について、説明する。基板として白板ガラスを用いた。第１電極（裏面第１電極）としてＩＴＯ（１５０ｎｍ）、ＳｎＯ２（１００ｎｍ）をスパッタで製膜した。ＳｉＯ微粒子をスプレー法で塗布した。この際、ＳｉＯ微粒子の太陽電池における存在率（絶縁物の存在率）は０．０５％になるように調整した。第1の実施形態で述べた方法により、基板をスパッタ装置へ導入し、真空引きを行った。基板を５００℃に加熱し、Ｃｕのスパッタを行った。このとき、第１の実施形態で記載したようにスパッタを行った。
　ｎ型層の製膜方法も第１の実施形態に記載した通り行った。ｎ型にはＺｎ－Ｇｅ－Ｏを用いた。
　第２電極（上部第１電極）としてＺｎＯ：Ａｌをスパッタで作製する。基板温度は室温－１５０℃が望ましい。比較的低温で製膜を行うと、開放電圧が大きくなりやすく好ましい。
　第２電極に反射防止膜としてＭｇＦ２を１００ｎｍ厚程度蒸着する。
　変換効率の測定方法は、以下の通りである。
　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℃。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Ｖｏｃとなり、電圧計でＶｏｃをカバーするような値（たとえば、２．０Ｖ）からＪｓｃが測定できる範囲（マイナス領域、たとえば－０．４Ｖ）まで電圧スイープを行い、その際の電流値を測定する。太陽電池の面積で除した値が電流密度（ｍＡ/ｃｍ２）となり、印加電圧が０Ｖでの電流密度の値がＪｓｃ(短絡電流密度)となる。
効率ηはη=Ｖｏｃ×Ｊｓｃ×ＦＦ/Ｐ×１００
Ｐは入射パワー密度、ＡＭ１．５の疑似太陽光を基準太陽電池セルで校正する。
ＦＦはＦＦ=Ｖｍｐｐ×Ｊｍｐｐ/（Ｖｏｃ×Ｊｓｃ）で求まる。Ｖｍｐｐ、ＪｍｐｐはＶ×Ｊの積が一番大きくなる点でのＶ、Ｊの値である。
　このとき、表１には、後述する比較例を基準として、実施例の太陽電池効率（ＦＦ）を算出した。比較例の効率をηとし、１．０２η以上１．０５η未満を○、１．０５η以上を◎と表記する。
　空隙率の測定方法は第１の実施形態で説明した方法を用いる。
　結果を表１にまとめた。実施例２～２８及び比較例１～７の結果についても同様に表１にまとめた。
（実施例２）
　実施例１とは基板温度を４５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例３）
　実施例１とは基板温度を５５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例４）
　実施例１とは基板温度を４１０℃にした以外同様に作製した。
（比較例１）
　実施例１とは基板温度を５７０℃にした以外同様に作製した。
（実施例５）
　実施例１とは、太陽電池における絶縁物の存在率を０．１％にした以外は同様に作製した。
（実施例６）
　実施例５とは基板温度を４５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例７）
　実施例５とは基板温度を５５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例８）
　実施例５とは基板温度を４１０℃にした以外同様に作製した。
（比較例２）
　実施例５とは基板温度を５７０℃にした以外同様に作製した。
（実施例９）
　実施例１とは、太陽電池における絶縁物の存在率を１％にした以外は同様に作製した。
（実施例１０）
　実施例９とは基板温度を４５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例１１）
　実施例９とは基板温度を５５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例１２）
　実施例９とは基板温度を４１０℃にした以外同様に作製した。
（比較例３）
　実施例９とは基板温度を５７０℃にした以外同様に作製した。
（実施例１３）
　実施例１とは、太陽電池における絶縁物の存在率を５％にした以外は同様に作製した。
（実施例１４）
　実施例１３とは基板温度を４５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例１５）
　実施例１３とは基板温度を５５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例１６）
　実施例１３とは基板温度を４１０℃にした以外同様に作製した。
（比較例４）
　実施例１３とは基板温度を５７０℃にした以外同様に作製した。
（実施例１７）
　実施例１とは、太陽電池における絶縁物の存在率を１０％にした以外は同様に作製した。
（実施例１８）
　実施例１７とは基板温度を４５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例１９）
　実施例１７とは基板温度を５５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例２０）
　実施例１７とは基板温度を４１０℃にした以外同様に作製した。
（比較例５）
　実施例１７とは基板温度を５７０℃にした以外同様に作製した。
（実施例２１）
　実施例１とは、太陽電池における絶縁物の存在率を２５％にした以外は同様に作製した。
（実施例２２）
　実施例２１とは基板温度を４５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例２３）
　実施例２１とは基板温度を５５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例２４）
　実施例２１とは基板温度を４１０℃にした以外同様に作製した。
（比較例６）
　実施例２１とは基板温度を５７０℃にした以外同様に作製した。
（実施例２５）
　実施例１とは、太陽電池における絶縁物の存在率を５０％にした以外は同様に作製した。
（実施例２６）
　実施例２５とは基板温度を４５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例２７）
　実施例２５とは基板温度を５５０℃にした以外同様に作製した。
（実施例２８）
　実施例２５とは基板温度を４１０℃にした以外同様に作製した。
（比較例７）
　実施例２５とは基板温度を５７０℃にした以外同様に作製した。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　表１に示される通り、空隙が存在することで太陽電池の効率が向上することがわかる。これは、屈折率の低い空隙が存在することで、光を反射させることができ、光電変換層で吸収させることができる光を増やすことができるからである。さらに、空隙率は８％以上８０％以下になることで最も太陽電池の効率を向上させることがわかる。これは、光電変換層と第１電極とのコンタクトを減らし、光電変換層で吸収させることができる光を増やすことができるからである。
　本発明で説明したいずれの実施形態においても、空隙が存在する太陽電池の方が、空隙の存在しない太陽電池よりも、高い変換効率を持つことがわかる。
　本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
１００…太陽電池 (トップセル)
１…基板
２…第１電極
３…光電変換層
４…領域
５…第２電極
６…絶縁物
７…空隙
２００…多接合型太陽電池
２０１…ボトムセル (第２太陽電池)
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
３０３…サブモジュール
３０４…バスバー
４００…太陽光発電システム
４０１…太陽電池モジュール
４０２…コンバーター
４０３…蓄電池
４０４…負荷

Claims (10)

  1. 　第１電極と、
    　第２電極と、
    　前記第１電極と前記第２電極の間に設けられる光電変換層と、
    　前記第１電極の前記第２電極に対向する面に配置される複数の絶縁物よりなり、
    　複数の前記絶縁物のうちの任意の隣り合う２つは、空隙をはさんで配置されている太陽電池。
  2. 　前記太陽電池の複数断面の夫々において、前記絶縁物と前記絶縁物に最近接する他の前記絶縁物との間に、前記第１電極から前記第２電極の方向に沿って１０ｎｍ毎に平行な仮想直線を設け、前記仮想直線の前記絶縁物と前記最近接する他の前記絶縁物の間の長さに対する前記空隙の長さの割合を求め、１０ｎｍ毎の前記空隙の長さの割合の最大値を空隙率とした場合に、前記複数断面の前記空隙率の平均が１％以上９９％以下である請求項１記載の太陽電池。
  3. 　前記太陽電池の複数断面の夫々において、前記絶縁物と前記絶縁物に最近接する他の前記絶縁物との間に、前記第１電極から前記第２電極の方向に沿って１０ｎｍ毎に平行な仮想直線を設け、前記仮想直線の前記絶縁物と前記最近接する他の前記絶縁物の間の長さに対する前記空隙の長さの割合を求め、１０ｎｍ毎の前記空隙の長さの割合の最大値を空隙率とした場合に、前記複数断面の前記空隙率の平均が８％以上８０％以下である請求項１記載の太陽電池。
  4. 　前記空隙の少なくとも一部が前記第１電極と接している請求項１乃至３のいずれか１項に記載の太陽電池。
  5. 　前記光電変換層はCu２Oを含む請求項１乃至４のいずれか１項に記載の太陽電池。
  6. 　前記絶縁物はMg、Al、Si、Ca、Sc、Ti、Ga、Ge、Sn、Sb、Hf、Ta、ランタニドのうち少なくとも１種と、N、O、Sのうち少なくとも1種を含む請求項１記載の太陽電池。
  7. 　請求項１乃至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。
  8. 　請求項７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。
  9. 　請求項８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。
  10. 　第１電極と、
    　第２電極と、
    　前記第１電極と前記第２電極の間に設けられる光電変換層と、
    　前記第１電極の前記第２電極に対向する面に配置される複数の絶縁物と、
    　複数の前記絶縁物の間の少なくとも一部にＳ、Ｓｅ、Ｔｅ、Ｎ、Ｏからなる群れより選ばれる少なくとも１種を含む化合物と、
    　を備える太陽電池。
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