WO2025069876A1 - 太陽電池及び太陽電池の製造方法 - Google Patents

Abstract

光電変換層への水の浸入を防ぎ、光電変換層の特性の劣化を抑制した太陽電池及び太陽電池の製造方法を提供する。支持体（１２）と支持体側電極（１４）と電子輸送層（１５）と光電変換層（１６）と正孔輸送層（１７）と封止層側電極（１８）と無機接着層（２０）と封止層（２２）とが、この順で積層された層構成を有する太陽電池（１０）であって、光電変換層（１６）は、ペロブスカイト化合物を含み、無機接着層（２０）は、Ｓｉ及びＡｌのうち、一方の元素を含む酸化物及び窒化物のうち、１つを含む化合物で構成され、無機接着層（２０）の厚み方向において、無機接着層（２０）の封止層（２２）と接する第１の接触面（２０ａ）及び無機接着層（２０）の封止層側電極（１８）と接する第２の接触面（２０ｂ）における化合物に含まれる元素と、化合物に含まれる酸素又は窒素との原子比率を第１の比率とし、無機接着層（２０）は、無機接着層（２０）の厚み方向における第１の接触面（２０ａ）と第２の接触面（２０ｂ）との間に、化合物の原子比率が第１の比率よりも低い第２の比率の領域が存在する。

Description

太陽電池及び太陽電池の製造方法

　本発明は、光電変換層がペロブスカイト化合物を含む太陽電池及び太陽電池の製造方法に関し、特に、無機接着層と封止層とを用いて封止された太陽電池及び太陽電池の製造方法に関する。

　現在、光電変換層にペロブスカイト化合物を用いたペロブスカイト型太陽電池がある。ペロブスカイト型太陽電池は、水分により特性が劣化することが知られている。このため、ペロブスカイト型太陽電池は、光電変換層への水の浸入を防ぐために封止されている。

　例えば、特許文献１に、支持体と、支持体上に設けられた太陽電池素子と、太陽電池素子を覆う接着剤層と、接着剤層を覆う封止剤層とを含み、太陽電池素子は、電極と、ペロブスカイト化合物を含む光電変換層と、裏面電極と、をこの順に含み、封止剤層は、接着剤層を覆う本体部と、本体部と接続された端部領域とを含み、端部領域の平均密度は、本体部の平均密度の１．０１倍以上２倍以下である太陽電池が提案されている。

特開２０２３－０４２６１７号公報

　特許文献１の太陽電池は、接着剤層が、アクリル樹脂又はエポキシ樹脂の硬化物等である。このようなアクリル樹脂又はエポキシ樹脂の硬化物の接着剤層は空隙が発生しやすく、接着剤層の側面部分から水が浸入する等、十分な封止効果が得られず、光電変換層、すなわち、太陽電池が劣化してしまう。
　本発明の目的は、光電変換層への水の浸入を防ぎ、光電変換層の特性の劣化を抑制した太陽電池及び太陽電池の製造方法を提供することにある。

　上述の目的を達成するために、発明［１］は、支持体と支持体側電極と電子輸送層と光電変換層と正孔輸送層と封止層側電極と無機接着層と封止層とが、この順で積層された層構成を有する太陽電池であって、光電変換層は、ペロブスカイト化合物を含み、無機接着層は、Ｓｉ及びＡｌのうち、一方の元素を含む酸化物及び窒化物のうち、１つを含む化合物で構成され、無機接着層の厚み方向において、無機接着層の封止層と接する第１の接触面及び無機接着層の封止層側電極と接する第２の接触面における化合物に含まれる元素と、化合物に含まれる酸素又は窒素との原子比率を第１の比率とし、無機接着層は、無機接着層の厚み方向における第１の接触面と第２の接触面との間に、化合物の原子比率が第１の比率よりも低い第２の比率の領域が存在する、太陽電池である。

　発明［２］は、導電性支持体と電子輸送層と光電変換層と正孔輸送層と封止層側電極と無機接着層と封止層とが、この順で積層された層構成を有する太陽電池であって、光電変換層は、ペロブスカイト化合物を含み、無機接着層は、Ｓｉ及びＡｌのうち、一方の元素を含む酸化物及び窒化物のうち、１つを含む化合物で構成され、無機接着層の厚み方向において、無機接着層の封止層と接する第１の接触面及び無機接着層の封止層側電極と接する第２の接触面における化合物に含まれる元素と、化合物に含まれる酸素又は窒素との原子比率を第１の比率とし、無機接着層は、無機接着層の厚み方向における第１の接触面と第２の接触面との間に、化合物の原子比率が第１の比率よりも低い第２の比率の領域が存在する、太陽電池である。

　発明［３］は、無機接着層は、厚みが０．３～５ｎｍである、発明［１］又は［２］に記載の太陽電池である。
　発明［４］は、化合物の原子比率は、１．０～３．０である、発明［１］～［３］のいずれか１つに記載の太陽電池である。
　発明［５］は、化合物の原子比率が第２の比率の領域は、無機接着層の厚み方向の中央にある、発明［１］～［４］のいずれか１つに記載の太陽電池である。

　発明［６］は、支持体と支持体側電極と電子輸送層と光電変換層と正孔輸送層と封止層側電極と無機接着層と封止層とが、この順で積層された層構成を有する太陽電池の製造方法であって、プラズマＣＶＤ法により、封止層の封止層側電極に対向する面に第１の無機接着体層を形成し、封止層の封止層側電極に対向する面に第１の無機接着体層を備える第１の積層体を形成する第１の形成工程と、支持体と支持体側電極と電子輸送層と光電変換層と正孔輸送層と封止層側電極とがこの順で積層された積層基材に対して封止層側電極の表面に、プラズマＣＶＤ法により、第２の無機接着体層を形成し、積層基材の封止層側電極の表面に第２の無機接着体層を備える第２の積層体を形成する第２の形成工程と、第１の積層体の第１の無機接着体層と、第２の積層体の第２の無機接着体層とを、第１の積層体及び第２の積層体のうち、先に形成した積層体の形成後、６０秒以内に積層して、無機接着層を形成する第３の形成工程とを有し、第１の無機接着体層及び第２の無機接着体層は、Ｓｉ及びＡｌのうち、一方の元素を含む酸化物及び窒化物のうち、１つを含む化合物で構成される、太陽電池の製造方法である。

　発明［７］は、導電性支持体と電子輸送層と光電変換層と正孔輸送層と封止層側電極と無機接着層と封止層とが、この順で積層された層構成を有する太陽電池の製造方法であって、プラズマＣＶＤ法により、封止層の封止層側電極に対向する面に第１の無機接着体層を形成し、封止層の封止層側電極に対向する面に第１の無機接着体層を備える第１の積層体を形成する第１の形成工程と、導電性支持体と電子輸送層と光電変換層と正孔輸送層と封止層側電極とがこの順で積層された積層基材に対して封止層側電極の表面に、プラズマＣＶＤ法により、第２の無機接着体層を形成し、積層基材の封止層側電極の表面に第２の無機接着体層を備える第２の積層体を形成する第２の形成工程と、第１の積層体の第１の無機接着体層と、第２の積層体の第２の無機接着体層とを、第１の積層体及び第２の積層体のうち、先に形成した積層体の形成後、６０秒以内に積層して、無機接着層を形成する第３の形成工程とを有し、第１の無機接着体層及び第２の無機接着体層は、Ｓｉ及びＡｌのうち、一方の元素を含む酸化物及び窒化物のうち、１つを含む化合物で構成される、太陽電池の製造方法である。

　発明［８］は、第１の積層体及び第２の積層体は枚葉シートであり、第１の形成工程及び第２の形成工程の後、第３の形成工程を実施する、発明［６］又は［７］に記載の太陽電池の製造方法である。
　発明［９］は、第１の形成工程及び第２の形成工程をロールツーロールで実施し、第１の形成工程及び第２の形成工程の後、第３の形成工程を実施する、発明［６］又は［７］に記載の太陽電池の製造方法である。
　発明［１０］は、第１の無機接着体層と、第２の無機接着体層とは厚みが同じである、発明［６］～［９］のいずれか１つに記載の太陽電池の製造方法である。

　本発明によれば、光電変換層への水の浸入を防ぎ、光電変換層の特性の劣化を抑制した太陽電池及び太陽電池の製造方法を提供できる。

本発明の実施形態の太陽電池の第１の例を示す模式的断面図である。 本発明の実施形態の太陽電池の第１の例の要部を拡大して示す模式図である。 本発明の実施形態の太陽電池の第２の例を示す模式的断面図である。 本発明の実施形態の太陽電池の第１の例の製造方法の一工程を示す模式的断面図である。 本発明の実施形態の太陽電池の第１の例の製造方法の一工程を示す模式的断面図である。 本発明の実施形態の太陽電池の第１の例の製造方法の一工程を示す模式的断面図である。 本発明の実施形態の太陽電池の製造に用いられるロールツーロール方式の装置の一例を示す模式図である。

　以下に、添付の図面に示す好適実施形態に基づいて、本発明の太陽電池及び太陽電池の製造方法を詳細に説明する。
　なお、以下に説明する図は、本発明を説明するための例示的なものであり、以下に示す図に本発明が限定されるものではない。
　なお、以下において数値範囲を示す「～」とは両側に記載された数値を含む。例えば、εが数値α～数値βとは、εの範囲は数値αと数値βを含む範囲であり、数学記号で示せばα≦ε≦βである。
　「具体的な数値で表された角度」、「平行」、及び「直交」等の角度は、特に記載がなければ、該当する技術分野で一般的に許容される誤差範囲を含む。
　また、温度は、該当する技術分野で一般的に許容される誤差範囲を含む。

　〔太陽電池の第１の例〕
　図１は本発明の実施形態の太陽電池の第１の例を示す模式的断面図である。図２は本発明の実施形態の太陽電池の第１の例の要部を拡大して示す模式図である。
　図１に示す太陽電池１０は、支持体１２と支持体側電極１４と電子輸送層１５と光電変換層１６と正孔輸送層１７と封止層側電極１８と無機接着層２０と封止層２２とが、この順で積層された層構成を有する。
　支持体１２と支持体側電極１４と電子輸送層１５と光電変換層１６と正孔輸送層１７と封止層側電極１８と無機接着層２０と封止層２２とが積層された方向を積層方向Ｄｓとする。

　支持体１２は、支持体側電極１４と電子輸送層１５と光電変換層１６と正孔輸送層１７と封止層側電極１８と無機接着層２０と封止層２２を支持するものである。
　支持体側電極１４と封止層側電極１８とは、光電変換層１６で発生した電力を外部に取り出すためのものである。
　電子輸送層１５と光電変換層１６と正孔輸送層１７とで、光電変換部２４を構成する。太陽電池１０に入射された光は、光電変換層１６で光電変換される。上述のように支持体側電極１４と封止層側電極１８とにより、光電変換層１６で光電変換により発生した電力が外部に取り出される。

　無機接着層２０は、封止層２２を接着するものである。封止層２２は、光電変換層１６を水から守るものである。無機接着層２０は、特に図示していないが光電変換層１６の周囲を覆っており、光電変換層１６の積層方向と直交する方向における端面にも形成されている。
　なお、支持体１２、支持体側電極１４、電子輸送層１５、光電変換層１６、正孔輸送層１７、封止層側電極１８、無機接着層２０及び封止層２２については、後に詳細に説明する。

　無機接着層２０は、Ｓｉ及びＡｌのうち、一方の元素を含む酸化物及び窒化物のうち、１つを含む化合物で構成される。化合物は、より具体的には、ケイ素酸化物（ＳｉＯ）、ケイ素窒化物（ＳｉＮ）、アルミニウム酸化物（ＡｌＯ）、及びアルミニウム窒化物（ＡｌＮ）である。
　無機接着層２０の厚み方向Ｄｔにおいて、無機接着層２０の封止層２２と接する第１の接触面２０ａ及び無機接着層２０の封止層側電極１８と接する第２の接触面２０ｂにおける化合物に含まれる元素と、化合物に含まれる酸素又は窒素との原子比率を第１の比率とする。
　無機接着層２０は、無機接着層２０の厚み方向Ｄｔにおける第１の接触面２０ａと第２の接触面２０ｂとの間に、化合物の原子比率が第１の比率よりも低い第２の比率の領域２５が存在する。無機接着層２０の厚み方向Ｄｔは上述の積層方向Ｄｓと平行な方向である。
　無機接着層２０において化合物がケイ素酸化物（ＳｉＯ）の場合、第１の比率及び第２の比率はＯ／Ｓｉ（ａｔ％）である。化合物がケイ素窒化物（ＳｉＮ）の場合、第１の比率及び第２の比率はＮ／Ｓｉ（ａｔ％）である。化合物がアルミニウム酸化物（ＡｌＯ）の場合、第１の比率及び第２の比率はＯ／Ａｌ（ａｔ％）である。化合物がアルミニウム窒化物（ＡｌＮ）の場合、第１の比率及び第２の比率はＮ／Ａｌ（ａｔ％）である。

　上述の無機接着層２０の化合物に含まれる元素と、化合物に含まれる酸素又は窒素との原子比率である第１の比率及び第２の比率は、無機接着層２０を、Ｘ線光電子分光法を用いたＸＰＳ装置（株式会社島津製作所製　ＡＸＩＳ-ＵＬＴＲＡ）により得られた分析結果から算出できる。
　例えば、無機接着層２０について第１の接触面２０ａと第２の接触面２０ｂとの間を、無機接着層２０の厚み方向Ｄｔに沿って、予め設定した間隔で複数個所、Ｓｉ、Ａｌ、Ｏ及びＮを測定し、Ｓｉ、Ａｌ、Ｏ及びＮの測定結果から原子比率を算出する。

　太陽電池１０では、無機接着層２０を用いることにより、封止層２２を高い密着性で設けることができる。加えて、光電変換層１６の側面からの水の浸入を防止し、十分な封止効果が得られる。これにより、太陽電池１０は高い耐湿熱性が得られる。
　無機接着層２０は上述のようにＳｉ及びＡｌのうち、一方の元素を含む酸化物及び窒化物のうち、１つを含む化合物で構成される。このため、太陽電池の封止に用いられる汎用の接着剤よりも太陽光の透過率を高くでき、光電変換層の吸光度を高くできる。

　無機接着層２０において、上述の化合物に含まれる元素と、化合物に含まれる酸素又は窒素との原子比率である第１の比率及び第２の比率は、例えば、１．０～３．０である。

　また、無機接着層２０において、化合物の原子比率が第２の比率の領域２５は、無機接着層２０の厚み方向Ｄｔの中央にあることが好ましい。
　上述のように化合物の原子比率が第２の比率の領域２５が、無機接着層２０の厚み方向Ｄｔの中央にある場合、例えば、無機接着層２０を構成する膜等の接合界面が中央にあることになる。このとき、接合する膜の膜厚が同等であり、それぞれの膜の表面粗さ又は表面の膜質が同等になるため、接合する膜の表面同士が馴染みやすく、密着力が高くなる。
　無機接着層２０の厚み方向Ｄｔの中央とは、図２に示すように第１の接触面２０ａから領域２５迄の厚み方向Ｄｔに沿った長さＬ_１と、第２の接触面２０ｂから領域２５迄の厚み方向Ｄｔに沿った長さＬ_２とが同じであることである。
　上述の長さＬ_１及び長さＬ_２は、走査電子顕微鏡（ＳＥＭ）を用いて、無機接着層２０を厚み方向Ｄｔの断面の断面画像を取得し、長さＬ_１及び長さＬ_２に該当する箇所を、それぞれ１０点測定する。各１０点の平均値を、長さＬ_１及び長さＬ_２とする。

　無機接着層２０において、化合物の原子比率が第２の比率の領域２５は、例えば、図２に示すように、無機接着層２０の厚み方向Ｄｔの中央にある領域である。第２の比率の領域２５は、例えば、厚み方向Ｄｔと直交する方向に延在する平面状の領域である。
　第２の比率の領域２５は、図２に示すように平面状の形態に限定されるものではなく、例えば、点状の領域でもよい。

　太陽電池１０は、例えば、封止層２２の表面２２ａ側から太陽光Ｌｓが照射されて、光電変換層１６で光電変換されて得られた電力が支持体側電極１４と封止層側電極１８とから外部に取り出される。
　また、太陽電池１０は、例えば、支持体１２の支持体側電極１４の反対側から太陽光Ｌｓが照射されて、光電変換層１６で光電変換されて、支持体側電極１４と封止層側電極１８とから得られた電力が外部に取り出される構成としてもよい。

　〔太陽電池の第２の例〕
　図３は本発明の実施形態の太陽電池の第２の例を示す模式的断面図である。図３において、図１及び図２と同一構成物には、同一符号を付して、その詳細な説明は省略する。
　図３に示す太陽電池１１は、図１に示す太陽電池１０に比して、支持体１２及び支持体側電極１４にかえて導電性支持体１３を用いた点が異なり、それ以外の構成は、図１に示す太陽電池１０と同様の構成である。
　太陽電池１１では、導電性支持体１３と電子輸送層１５と光電変換層１６と正孔輸送層１７と封止層側電極１８と無機接着層２０と封止層２２とが、この順で積層された層構成を有する。図１に示す支持体側電極１４がなく、導電性支持体１３上に電子輸送層１５が設けられている。
　太陽電池１１においても、光電変換層１６はペロブスカイト化合物を含む。また、無機接着層２０は、無機接着層２０の厚み方向Ｄｔにおける第１の接触面２０ａと第２の接触面２０ｂとの間に、化合物の原子比率が第１の比率よりも低い第２の比率の領域２５（図２参照）が存在する。

　太陽電池１１においても、例えば、封止層２２の表面２２ａ側から太陽光Ｌｓが照射されて、光電変換層１６で光電変換されて、得られた電力が導電性支持体１３と封止層側電極１８とから外部に取り出される。太陽電池１１は、上述の太陽電池１０に対して、支持体１２及び支持体側電極１４にかえて導電性支持体１３を用いた点が異なるだけであり、太陽電池１０と同様の効果が得られる。
　太陽電池１１においても、例えば、導電性支持体１３の電子輸送層１５の反対側から太陽光Ｌｓが照射されて、光電変換層１６で光電変換されて、支持体側電極１４と封止層側電極１８とから得られた電力が外部に取り出される構成としてもよい。
　なお、太陽電池１０及び太陽電池１１において照射される光は太陽光Ｌｓに限定されるものではない。

　〔太陽電池の製造方法の一例〕
　図４～図６は、それぞれ本発明の実施形態の太陽電池の第１の例の製造方法の一工程を示す模式的断面図である。図４～図６において、図１及び図２と同一構成物には、同一符号を付して、その詳細な説明は省略する。
　図１に示す太陽電池１０の製造方法について説明する。
　まず、プラズマＣＶＤ（Chemical Vapor Deposition）法により、封止層２２の封止層側電極１８（図１参照）に対向する面２２ｂに第１の無機接着体層２６を形成する。これにより、封止層２２の封止層側電極１８に対向する面２２ｂに第１の無機接着体層２６を備える第１の積層体３０を形成する（第１の形成工程）。第１の無機接着体層２６は、無機接着層２０を構成するものである。

　次に、図５に示す支持体１２と支持体側電極１４と電子輸送層１５と光電変換層１６と正孔輸送層１７と封止層側電極１８とがこの順で積層された積層基材２７を用意する。
　例えば、積層基材２７は、以下のようにして形成できる。例えば、支持体１２を用意し、支持体１２上に、支持体側電極１４、電子輸送層１５、光電変換層１６、正孔輸送層１７及び封止層側電極１８を、この順で公知の方法を用いて形成して、積層基材２７を得る。
　次に、積層基材２７に対して封止層側電極１８の表面１８ａに、プラズマＣＶＤ法により、図６に示すように第２の無機接着体層２８を形成し、積層基材２７の封止層側電極１８の表面１８ａに第２の無機接着体層２８を備える第２の積層体３２を形成する（第２の形成工程）。上述の第２の積層体３２を形成する第２の形成工程において、第２の無機接着体層２８は、光電変換層１６を含む光電変換部２４の周囲を覆って形成されており、光電変換層１６の積層方向と直交する方向における端面にも形成される。第２の無機接着体層２８は、無機接着層２０を構成するものである。

　次に、第１の積層体３０の第１の無機接着体層２６と、第２の積層体３２の第２の無機接着体層２８とを、第１の積層体３０及び第２の積層体３２のうち、先に形成した積層体の形成後、６０秒以内に積層して、無機接着層を形成する（第３の形成工程）。
　上述の無機接着層を形成する第３の形成工程では、例えば、図４に示す第１の積層体３０の第１の無機接着体層２６の表面２６ａと、図６に示す第２の積層体３２の第２の無機接着体層２８の表面２８ａとを対向して配置して、第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とを積層する。
　第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とを積層状態で、予め設定した温度に加熱しながら、例えば、加圧プレス装置を用いて、第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とを加圧して貼合して無機接着層２０（図１参照）を形成する。これにより、図１に示す太陽電池１０が得られる。

　先に形成した積層体の形成後、６０秒以内に第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とを積層することにより、第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とが良好に密着される。これにより、封止層２２を高い密着性で設けることができ、光電変換層１６への水の浸入を防ぎ、光電変換層１６の特性の劣化を抑制した太陽電池を得ることができる。
　なお、先に形成した積層体の形成後、６０秒以内に第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とを積層すればよく、上述のように予め設定した温度に加熱しながら、加圧して、積層状態の第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とを貼合することは、上述の６０秒を経過した後でもよい。
　第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とを積層することが仮接合であり、積層状態の第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とを加熱して加圧して貼合することが本接合である。

　一方、先に形成した積層体の形成後、６０秒を超えて第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とを積層した場合、第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８と密着性が悪くなり、上述のように積層状態の第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とを加熱して加圧して貼合しても封止層２２を高い密着性で設けることができない。このため、光電変換層１６への水の浸入を防ぐことができず、光電変換層１６の特性が劣化する。
　なお、第１の積層体３０の厚み及び第２の積層体３２の厚みに応じたプラズマＣＶＤ法による形成時間は予め決定されている。第３の工程における、先に形成した積層体の形成後、６０秒以内とは、予め決定されているプラズマＣＶＤ法による形成時間が短い方が経過した後、６０秒以内である。

　第１の無機接着体層２６及び第２の無機接着体層２８は、無機接着層２０（図１参照）を構成するものである。このため、第１の無機接着体層２６及び第２の無機接着体層２８は、上述の無機接着層２０を構成する化合物で構成される。第１の無機接着体層２６及び第２の無機接着体層２８を構成する化合物に応じて、上述のプラズマＣＶＤ法を用いた公知の方法で、第１の無機接着体層２６及び第２の無機接着体層２８が形成される。
　第１の無機接着体層２６及び第２の無機接着体層２８の形成に、プラズマＣＶＤ法を実施するプラズマ照射装置（図示せず）を用いる場合、プラズマ照射装置を固定した状態で第１の無機接着体層２６及び第２の無機接着体層２８を形成することができる。
　また、第１の無機接着体層２６の形成の際、成膜対象である封止層２２の面２２ｂに対して平行な方向にプラズマ照射装置を往復移動させ、プラズマ照射装置の速度をコントロールして、成膜対象の各部分が、それぞれ同じ時間プラズマが照射されるようにして膜厚が均一な第１の無機接着体層２６を形成することもできる。
　また、第２の無機接着体層２８の形成の際、成膜対象である封止層側電極１８の表面１８ａに対して平行な方向にプラズマ照射装置を往復移動させ、プラズマ照射装置の速度をコントロールして、成膜対象の各部分が、それぞれ同じ時間プラズマが照射されるようにして膜厚が均一な第２の無機接着体層２８を形成することもできる。

　第１の無機接着体層２６及び第２の無機接着体層２８の厚みは、形成する無機接着層２０の厚みに応じて適宜決定される。
　上述のように、領域２５を無機接着層２０の中央とする場合、第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とは厚みを同じにする。
　第１の無機接着体層２６の厚みと、第２の無機接着体層２８の厚みとは、それぞれ、例えば、プラズマＣＶＤ法による形成時間を調整することにより、予め定められた厚みにできる。
　また、第１の無機接着体層２６及び第２の無機接着体層２８は、例えば、組成が同じである。これにより、単一組成の化合物で構成された無機接着層２０が得られる。
　上述のように無機接着層２０は、Ｓｉ及びＡｌのうち、一方の元素を含む酸化物及び窒化物のうち、１つを含む化合物で構成される。組成が同じとは、Ｓｉ及びＡｌの元素と、酸化物及び窒化物との組み合わせが一致していることである。より具体的には、第１の無機接着体層２６及び第２の無機接着体層２８が、それぞれケイ素酸化物（ＳｉＯ）、ケイ素窒化物（ＳｉＮ）、アルミニウム酸化物（ＡｌＯ）、又はアルミニウム窒化物（ＡｌＮ）で構成されていることである。
　第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とは、組成が同じであることにより、膜の表面粗さ、及び表面の膜質が同等になるため、第１の無機接着体層２６の表面２６ａと第２の無機接着体層２８の表面２８ａとが馴染みやすく、第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８との密着力が高くなるため好ましい。

　太陽電池の製造方法では、例えば、第１の積層体３０及び第２の積層体３２は枚葉シートであり、第１の形成工程及び第２の形成工程の後、第３の工程を実施することができる。枚葉シートとは、１枚のシートのことである。この場合、封止層２２及び積層基材２７が、それぞれ１枚のシート状に構成される。

　また、例えば、第１の形成工程及び第２の形成工程をロールツーロールで実施し、第１の形成工程及び第２の形成工程の後、第３の工程を実施することができる。
　第１の形成工程及び第２の形成工程をロールツーロールで実施する場合、例えば、図７に示す装置４０を用いることができる。
　装置４０は、例えば、長尺の封止層２２がロール状に巻回される搬送軸４１と、搬送軸４１から送出された封止層２２を搬送する搬送ローラー４２と、後述の第１の積層体３０と第２の積層体３２とを積層するローラー対４６と、ローラー対４６で積層されて形成された積層体３４を巻き取る巻取り軸４７とを有する。
　さらに、搬送ローラー４２とローラー対４６との間に、封止層２２の面２２ｂに第１の無機接着体層２６（図４参照）を形成する成膜装置４５が設けられている。
　また、例えば、長尺の積層基材２７がロール状に巻回される搬送軸４３と、搬送軸４３から送出された積層基材２７を搬送する搬送ローラー４４とを有する。積層基材２７は搬送ローラー４４を経てローラー対４６に搬送される。搬送ローラー４４とローラー対４６との間に、積層基材２７の封止層側電極１８（図５参照）の表面１８ａ（図５参照）に第２の無機接着体層２８（図６参照）を形成する成膜装置４８が設けられている。

　成膜装置４５及び成膜装置４８は、いずれもプラズマＣＶＤ法を用いた成膜装置であり、大気圧雰囲気で実施される。上述のように第１の無機接着体層２６及び第２の無機接着体層２８をプラズマＣＶＤ法を用いて形成できれば、その構成は、特に限定されるものではない。
　成膜装置４５により、封止層２２の面２２ｂに第１の無機接着体層２６が形成されて第１の積層体３０が形成される。成膜装置４８により、積層基材２７の封止層側電極１８（図５参照）の表面１８ａ（図５参照）に第２の無機接着体層２８を形成されて第２の積層体３２が形成される。このとき、光電変換層１６を含む光電変換部２４の側面にも第２の無機接着体層２８が形成される。
　先に形成した積層体の形成後、６０秒以内にローラー対４６で、第１の積層体３０と第２の積層体３２とが積層されて積層体３４が得られ、積層体３４が巻取り軸４７にロール状に巻き取られる。すなわち、先に形成した積層体の形成後、６０秒以内に仮接合がなされる。

　また、ローラー対４６は、２つのローラー４６ａ、４６ｂを有しており、２つのローラー４６ａ、４６ｂ間の圧力を変える機能を有する。
　装置４０には、例えば、搬送軸４１、搬送軸４３及び巻取り軸４７を回転させるモーター（図示せず）及びモーターを制御する制御部（図示せず）が設けられている。
　これにより、搬送軸４１による封止層２２の送り出し、搬送軸４３による長尺の積層基材２７の送り出し、及び巻取り軸４７による積層体３４の巻取りが可能となり、さらに上述の送り出し及び巻取りのタイミングの調整が可能となる。
　巻取り軸４７に巻き取られた積層体３４は、例えば、予め定められた大きさに切り出し、切り出された切出片を加熱しながら加圧プレス装置を用いて第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とを貼合させて、太陽電池１０を得る。すなわち、第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とを本接合して太陽電池１０を得る。
　なお、図７に示す装置４０において、搬送軸４１、搬送ローラー４２及びローラー対４６の経路をラインＰといい、搬送軸４３、搬送ローラー４４及びローラー対４６の経路をラインＱという。
　装置４０では、例えば、プラズマ処理時間に合わせて、ラインＰの封止層の搬送速度、及びラインＱの積層基材の搬送速度を調整する。

　ここで、スパッタ法では、無機膜を形成する場合に、イオンによるエッチングが進行するため光電変換層等が劣化し、光電変換率が低下することがあるが、プラズマＣＶＤ法では、このようなことがない。また、スパッタ法で、上述の第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８とを形成した場合、表面が緻密で第１の無機接着体層２６と第２の無機接着体層２８との密着性が悪く、良好な無機接着層が得られない。

　以上、太陽電池１０の製造方法について説明したが、図３に示す太陽電池１１も、太陽電池１０と同様の製造方法で製造できる。図３に示す太陽電池１１は、上述の図５及び図６に示す積層基材２７の構成が異なる以外は、上述の太陽電池１０の製造方法を用いて製造できる。
　図３に示す太陽電池１１のための積層基材２７は、図示はしないが、図６に示す支持体１２及び支持体側電極１４にかえて、導電性支持体１３（図３参照）を用いた構成である。
　また、第１の工程と、第２の工程との順序は、特に限定されるものではなく、第１の工程が先であってもよく、第２の工程が先であってもよい。ロールツーロール方式のように、第１の工程と第２の工程とを並行して実施することもできる。

　以下、太陽電池の各構成について、具体的に説明する。
（支持体）
　支持体は、その上に形成される各層からなる太陽電池を保持することができるものであれば特に限定されるものではなく、例えば、ガラス、プラスチックフィルム等、目的に応じて適宜選択できる。
　フレキシブルな太陽電池とする場合、支持体はプラスチックフィルム等の可撓性を有するものが好ましい。
　上述の可撓性は、例えば、製造時又は製造後の取扱い、加熱、及び冷却等での変形でも光電変換特性が低下しない目安として、曲率半径が２ｃｍ以下の湾曲が可能であることが好ましく、曲率半径が１ｃｍ以下の湾曲が可能であることがより好ましい。なお、以下、可撓性とは、上述の説明のとおりである。

　支持体に用いられるプラスチックフィルムの材質としては、例えば、ポリエステル樹脂、メタクリル樹脂、メタクリル酸－マレイン酸共重合体からなる樹脂、ポリスチレン樹脂、フッ素樹脂、ポリイミド樹脂、フッ素化ポリイミド樹脂、ポリアミド樹脂、ポリアミドイミド樹脂、ポリエーテルイミド樹脂、セルロースアシレート樹脂、ポリウレタン樹脂、ポリエーテルエーテルケトン樹脂、ポリカーボネート樹脂、脂環式ポリオレフィン樹脂、ポリアリレート樹脂、ポリエーテルスルホン樹脂、ポリスルホン樹脂、シクロオレフィルンコポリマーからなる樹脂、フルオレン環変性ポリカーボネート樹脂、脂環変性ポリカーボネート樹脂、フルオレン環変性ポリエステル樹脂、アクリロイル化合物等の熱可塑性樹脂が挙げられる。

　プラスチックフィルムは、耐熱性を有することが好ましい。耐熱性について、具体的には、ガラス転移温度（Ｔｇ）が１００℃以上、及び線熱膨張係数が４０ｐｐｍ／Ｋ以下の少なくともいずれかの物性を満たすことが好ましい。
　なお、プラスチックフィルムのＴｇ及び線膨張係数は、ＪＩＳ（Japanese Industrial Standards）－Ｋ７１２１に記載のプラスチックの転移温度測定方法、及び、ＪＩＳ－Ｋ７１９７に記載のプラスチックの熱機械分析による線膨張率試験方法により測定される。

　プラスチックフィルムのＴｇ又は線膨張係数は、添加剤等によって調整することができる。このような耐熱性に優れる熱可塑性樹脂として、例えば、ポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ：１２０℃（Ｔｇ、以下同じ））、ポリカーボネート（ＰＣ：１４０℃）、脂環式ポリオレフィン（例えば、日本ゼオン株式会社製、ゼオノア１６００（商品名）：１６０℃）、ポリアリレート（ＰＡｒ：２１０℃）、ポリエーテルスルホン（ＰＥＳ：２２０℃）、ポリスルホン（ＰＳＦ：１９０℃）、シクロオレフィンコポリマー（ＣＯＣ：特開２００１－１５０５８４号公報の化合物：１６２℃）、フルオレン環変性ポリカーボネート（ＢＣＦ－ＰＣ：特開２０００－２２７６０３号公報の化合物：２２５℃）、脂環変性ポリカーボネート（ＩＰ－ＰＣ：特開２０００－２２７６０３号公報の化合物：２０５℃）、アクリロイル化合物（特開２００２－８０６１６号公報の化合物：３００℃以上）、ポリイミド等が挙げられる。なかでも、ポリエチレンナフタレートが好ましい。

　支持体は、光に対して透明でもよい。より具体的には、４００～８００ｎｍの波長範囲の光に対する光透過率が８０％以上が好ましく、より好ましくは８５％以上、さらに好ましくは９０％以上である。光透過率は、ＪＩＳ－Ｋ７１０５に記載された方法、すなわち積分球式光透過率測定装置を用いて全光透過率及び散乱光量を測定し、全光透過率から拡散透過率を引いて算出することができる。
　支持体は、厚みに関して、特に限定されるものではないが、例えば、１～８００μｍであり、好ましくは１０～３００μｍである。

（導電性支持体）
　導電性支持体は、導電性を有し、その上に形成される各層からなる太陽電池を保持することができるものであれば特に限定されるものではない。導電性支持体は、導電性を有する材料、例えば、金属又は導電性樹脂が利用可能である。導電性支持体には、例えば、アルミニウム基板が用いられる。
　導電性支持体は、支持体と同様に、光に対して透明でもよい。より具体的には、４００～８００ｎｍの波長範囲の光に対する光透過率が８０％以上が好ましく、より好ましくは８５％以上、さらに好ましくは９０％以上である。光透過率は、上述のとおりである。
　導電性支持体は、厚みに関して、特に限定されるものではないが、支持体と同様に、例えば、１～８００μｍであり、好ましくは１０～３００μｍである。

（支持体側電極）
　光電変換層で発生した電力を外部に取り出すためのものである。
　支持体側電極は、材質としては、特に限定さるものではなく、例えば、金属、金属酸化物、及び導電性高分子、並びにこれらの混合物が挙げられる。なかでも、可撓性の点で、導電性高分子が好ましい。
　金属としては、例えば、マグネシウム（Ｍｇ）、アルミニウム（Ａｌ）、カルシウム（Ｃａ）、チタン（Ｔｉ）、クロム（Ｃｒ）、マンガン（Ｍｎ）、鉄（Ｆｅ）、銅（Ｃｕ）、亜鉛（Ｚｎ）、ストロンチウム（Ｓｒ）、銀（Ａｇ）、インジウム（Ｉｎ）、スズ（Ｓｎ）、バリウム（Ｂａ）、ビスマス（Ｂｉ）等の金属、及びこれらの合金が挙げられる。
　金属酸化物としては、例えば、酸化スズ、フッ素ドープ酸化スズ（ＦＴＯ）、酸化亜鉛、アンチモンドープ酸化亜鉛（ＡＺＯ）、酸化インジウム、酸化インジウムスズ（ＩＴＯ）、酸化インジウム亜鉛（ＩＺＯ）、酸化インジウムタングステン（ＩＷＯ）等の透明導性酸化物（ＴＣＯ）等が挙げられる。

　導電性高分子としては、導電性を有する高分子化合物であれば、特に限定されるものではなく、輸送する電荷担体（キャリア）に関しては、正孔、電子のいずれでもよい。具体的な導電性高分子の例としては、例えば、ポリチオフェン、ポリピロール、ポリアニリン、ポリフェニレンビニレン、ポリフェニレン、ポリアセチレン、ポリキノキサリン、ポリオキサジアゾール、ポリベンゾチアジアゾール等や、これら導電骨格を複数有する高分子化合物等が挙げられる。
　これらのなかでも、ポリチオフェンが好ましく、ポリエチレンジオキシチオフェン、ポリチエノチオフェンが特に好ましい。これらのポリチオフェンは導電性を得るために、通常、部分酸化されている。導電性高分子の電気伝導率は部分酸化の程度（ドープ量）で調節することができ、ドープ量が多いほど電気伝導率が高くなる。部分酸化によりポリチオフェンはカチオン性となるので、電荷を中和するための対アニオンを要する。そのようなポリチオフェンの例としては、ポリスチレンスルホン酸を対イオンとするポリエチレンジオキシチオフェン（ＰＥＤＯＴ－ＰＳＳ）が挙げられる。
　導電性高分子については、例えば、特開２０１５－１９１９１６号公報に記載の導電性高分子を用いることができる。
　支持体側電極は、支持体と同様に、光に対して透明であることが好ましい。より具体的には、４００～８００ｎｍの波長範囲の光に対する光透過率が８０％以上であることが好ましい。光透過率は、上述のとおりである。
　支持体側電極の膜厚は、特に限定されるものではなく、例えば、０．０１～３０μｍであることが好ましい。
　なお、支持体側電極の層構成は、特に限定されるものではなく、単層構造でも積層構造等でもよい。

（電子輸送層）
　電子輸送層は、光電変換層で発生した電子を支持体側電極又は導電性支持体へと輸送する機能を有する。電子輸送層は、電子を輸送する機能を発揮することができる電子輸送材料で形成される。電子輸送材料としては、特に限定されるものではないが、有機材料（有機電子輸送材料）が好ましい。
　有機電子輸送材料としては、［６，６］－Ｐｈｅｎｙｌ－Ｃ６１－Ｂｕｔｙｒｉｃ  Ａｃｉｄ  Ｍｅｔｈｙｌ  Ｅｓｔｅｒ（ＰＣ６１ＢＭ）等のフラーレン化合物、ペリレンテトラカルボキシジイミド（pelylene tetracarboxylic diimide：ＰＴＣＤＩ）等のペリレン化合物、その他、テトラシアノキノジメタン（Tetracyano-quinodimethane：ＴＣＮＱ）等の低分子化合物、又は、高分子化合物等が挙げられる。
　電子輸送層の膜厚は、特に限定されるものではなく、０．００１～１０μｍが好ましく、０．０１～１μｍがより好ましい。

（光電変換層）
　光電変換層は、光電変換機能を有するものであり、入射した光から電力を得る。
　光電変換層は、ペロブスカイト化合物を含む。ペロブスカイト化合物は、ペロブスカイト型結晶構造を有する化合物のことである。ペロブスカイト型結晶構造を有する化合物は、特に限定されるものではない。光電変換層においては、例えば、国際公開第２０１９／０５３９６７号、特開２０１７－１７１６６号及び特開２０１５－１９１９１６号公報に記載のペロブスカイト化合物を用いることができる。
　光電変換層を形成する方法は特に限定されるものではなく、真空蒸着法、スパッタリング法、ＣＶＤ法等の気相反応法、電気化学沈積法、及び印刷法等が挙げられる。なかでも、印刷法を採用することにより、太陽電池を大面積で簡易に形成することができる。印刷法としては、例えば、スピンコート法、及びキャスト法等が挙げられ、印刷法を用いた場合、ロールツーロール法を利用できる。
　光電変換層の膜厚は、特に限定されるものではなく、例えば、０．００１～１００μｍが好ましく、０．０１～１０μｍがさらに好ましく、０．０１～５μｍが特に好ましい。

（正孔輸送層）
　正孔輸送層は、光電変換層の酸化体に電子を補充する機能を有し、好ましくは固体状の層（固体正孔輸送層）である。
　正孔輸送層を形成する正孔輸送材料は、液体材料でも固体材料でもよく、特に限定されない。例えば、ＣｕＩ、ＣｕＮＣＳ等の無機材料、及び、例えば、特開２００１－２９１５３４号公報の段落番号０２０９～０２１２に記載の有機正孔輸送材料等が挙げられる。
　有機正孔輸送材料としては、好ましくは、ポリチオフェン、ポリアニリン、ポリピロール及びポリシラン等の導電性高分子、２個の環がＣ、Ｓｉ等四面体構造をとる中心原子を共有するスピロ化合物、トリアリールアミン等の芳香族アミン化合物、トリフェニレン化合物、含窒素複素環化合物又は液晶性シアノ化合物が挙げられる。
　正孔輸送材料は、溶液塗布可能で固体状になる有機正孔輸送材料が好ましく、具体的には、２，２´，７，７´－テトラキス－（Ｎ，Ｎ－ジ－ｐ－メトキシフェニルアミノ）－９，９´－スピロビフルオレン（ｓｐｉｒｏ－ＭｅＯＴＡＤともいう。）、ポリ（３－ヘキシルチオフェン－２，５－ジイル）、４－（ジエチルアミノ）ベンズアルデヒドジフェニルヒドラゾン、ポリエチレンジオキシチオフェン（ＰＥＤＯＴ）等が挙げられる。
　正孔輸送層を形成する正孔輸送材料として、例えば、国際公開第２０１９／０５３９６７号、特開２０１７－１７１６６号公報及び特開２０１５－１９１９１６号公報に記載の正孔輸送層に用いる材料が利用可能である。
　正孔輸送層の膜厚は、特に限定されるものではなく、例えば、５０μｍ以下が好ましく、１ｎｍ～１０μｍがより好ましく、５ｎｍ～５μｍがさらに好ましく、１０ｎｍ～１μｍが特に好ましい。

（封止層側電極）
　封止層側電極は、太陽電池において正極として機能する。封止層側電極は、導電性を有していれば特に限定されない。
　封止層側電極の構造としては、集電効果が高い構造が好ましい。光電変換層に光が到達するためには、支持体又は導電性支持体と、封止層側電極との少なくとも一方は、光に対して透明である必要がある。
　太陽電池において、支持体又は導電性支持体が、光に対して透明であって太陽光等を支持体又は導電性支持体側から光を入射させる場合、封止層側電極は光を反射する性質を有することが好ましい。

　封止層側電極を形成する材料としては、例えば、白金（Ｐｔ）、金（Ａｕ）、ニッケル（Ｎｉ）、銅（Ｃｕ）、銀（Ａｇ）、インジウム（Ｉｎ）、ルテニウム（Ｒｕ）、パラジウム（Ｐｄ）、ロジウム（Ｒｈ）、イリジウム（Ｉｒ）、オスニウム（Ｏｓ）、アルミニウム（Ａｌ）等の金属、上述の導電性の金属酸化物、炭素材料及び伝導性高分子等が挙げられる。炭素材料としては、炭素原子同士が結合してなる、導電性を有する材料であればよく、例えば、フラーレン、カーボンナノチューブ、グラファイト、グラフェン等が挙げられる。
　封止層側電極の膜厚は、特に限定されるものではなく、０．０１～１００μｍが好ましく、０．０１～１０μｍがさらに好ましく、０．０１～１μｍが特に好ましい。

（無機接着層）
　封止層と封止層側電極との間に設けられ、封止層を接着して、封止層を封止層側電極に対して固定するためのものである。無機接着層を構成する化合物は上述のとおりである。
　無機接着層は、化合物の原子比率が１．０～３．０であることが好ましい。すなわち、上述の第１の比率及び第２の比率が１．０～３．０であることが好ましい。
　第２の比率の領域は、無機接着層の厚み方向の中央にあることが好ましい。無機接着層の厚み方向の中央は、上述のとおりである。
　第２の比率の領域が、無機接着層の厚み方向の中央にあると、上述のように無機接着層において密着力が高くなる。
　第２の比率の領域の無機接着層の厚み方向における位置は、例えば、第１の無機接着体層２６の厚みＤ_１（図４参照）と第２の無機接着体層２８の厚みＤ_２（図６参照）とを調製することにより、変えることができる。
　第１の無機接着体層２６の厚みＤ_１（図４参照）と第２の無機接着体層２８の厚みＤ_２（図６参照）とは、プラズマＣＶＤ法による形成時間で調製される。
　無機接着層は、厚みが０．３～５ｎｍであると、耐湿性、耐湿熱性及び無機接着層の密着性が優れることから好ましい。
　上述の第１の無機接着体層２６の厚みＤ_１と第２の無機接着体層２８の厚みＤ_２とは、走査電子顕微鏡を用いて、それぞれ第１の無機接着体層２６及び第２の無機接着体層２８の厚み方向Ｄｔの断面の断面画像を取得する。各断面画像において、上述の第１の無機接着体層２６の厚みＤ_１と第２の無機接着体層２８の厚みＤ_２とに該当する箇所を、それぞれ１０点測定する。各１０点の平均値を、上述の第１の無機接着体層２６の厚みＤ_１及び第２の無機接着体層２８の厚みＤ_２とする。

　無機接着層は、プラズマＣＶＤ法により形成される。
　例えば、無機接着層を構成する化合物がケイ素酸化物（ＳｉＯ）の場合、テトラエトキシシラン（ＴＥＯＳ）を用いてプラズマＣＶＤ法により形成される。
　無機接着層を構成する化合物がケイ素窒化物（ＳｉＮ）の場合、トリスジメチルアミノシランを用いてプラズマＣＶＤ法により形成される。
　無機接着層を構成する化合物がアルミニウム酸化物（ＡｌＯ）の場合、トリメチルアルミニウムを用いてプラズマＣＶＤ法により形成される。
　無機接着層を構成する化合物がアルミニウム窒化物（ＡｌＮ）の場合、トリメチルアミンを用いてプラズマＣＶＤ法により形成される。
　無機接着層は、第１の無機接着体層及び第２の無機接着体層で構成される。無機接着層の厚みは、例えば、第１の無機接着体層２６の厚みＤ_１（図４参照）と第２の無機接着体層２８の厚みＤ_２（図６参照）とを調製することにより、変えることができる。

（封止層）
　封止層は、太陽電池を保護するためのものである。
　封止層は、水や酸素等の光電変換層を劣化させる物質が、光電変換層に侵入することを防ぐために設けられる。
　封止層は、例えば、ＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）フィルム又はＰＥＮフィルムの上に、ケイ素若しくはアルミニウムの酸化物、窒化物、又は窒化酸化物が成膜されたものが挙げられる。
　封止層は、光電変換層の反対側の面に、必要に応じて表面機能層を有していてもよい。表面機能層として、例えば、マット剤層、反射防止層、ハードコート層、防曇層、防汚層、及び易接着層等が挙げられる。この他、表面機能層に関しては特開２００６－２８９６２７号公報に詳しく記載されている。

（その他の構成）
　太陽電池は、上述の構成に限定されるものではなく、例えば、支持体側電極又は導電性支持体と、光電変換層との間に、ブロッキング層（図示せず）と多孔質層（図示せず）を有する構成でもよい。この場合、支持体側電極又は導電性支持体と、ブロッキング層と多孔質層と光電変換層との順で積層される。

（ブロッキング層）
　太陽電池は、例えば、光電変換層又は正孔輸送層と、支持体側電極等とが電気的に接続すると逆電流を生じる。ブロッキング層は、この逆電流を防止する機能を果たす。ブロッキング層のことを短絡防止層ともいう。ブロッキング層を、光電変換層を担持する足場として機能させることもできる。

　ブロッキング層を形成する材料は、上述の機能を果たすことのできる材料であれば特に限定されるものではなく、４００～８００ｎｍの波長範囲の光を透過する物質であって、支持体側電極及び導電性支持体等に対する絶縁性物質であることが好ましい。
　「支持体側電極及び導電性支持体に対する絶縁性物質」とは、具体的には、伝導帯のエネルギー準位が、支持体側電極及び導電性支持体を形成する材料の伝導帯のエネルギー準位以上であり、かつ、多孔質層を構成する材料の伝導帯及び光電変換層を構成する材料の基底状態のエネルギー準位より低い化合物（ｎ型半導体化合物）である。
　ブロッキング層を構成する材料は、例えば、酸化ケイ素、酸化マグネシウム、酸化アルミニウム、炭酸カルシウム、炭酸セシウム、ポリビニルアルコール、ポリウレタン等が挙げられる。また、一般的に光電変換材料に用いられる材料でもよく、例えば、酸化チタン、酸化スズ、酸化亜鉛、酸化ニオブ、酸化タングステン等も挙げられる。なかでも、酸化チタン、酸化スズ、酸化マグネシウム、酸化アルミニウム等が好ましい。
　ブロッキング層の膜厚は、特に限定されるものではなく、０．００１～１０μｍが好ましく、０．００５～１μｍがさらに好ましく、０．０１～０．１μｍが特に好ましい。

（多孔質層）
　多孔質層は、ブロッキング層と光電変換層との間に設けられる。
　多孔質層は、光電変換層を担持する足場として機能する層である。太陽電池において、光吸収効率を高めるためには、少なくとも太陽光等の光を受ける部分の表面積を大きくすることが好ましく、多孔質層の全体としての表面積を大きくすることが好ましい。

　多孔質層は、多孔質層を形成する材料の微粒子が堆積又は密着してなる、細孔を有する微粒子層であることが好ましい。多孔質層は、２種以上の微粒子が堆積してなる微粒子層であってもよい。多孔質層が細孔を有する微粒子層であると、光吸収剤の担持量（吸着量）を増量できる。
　多孔質層の表面積を大きくするには、多孔質層を構成する個々の微粒子の表面積を大きくすることが好ましい。多孔質層を形成する微粒子を支持体側電極及び導電性支持体等に塗設した状態で、この微粒子の表面積が投影面積に対して１０倍以上であることが好ましく、１００倍以上であることがより好ましい。この上限には特に限定されるものではなく、通常５０００倍程度である。多孔質層を形成する微粒子の粒径は、投影面積を円に換算したときの直径を用いた平均粒径において、１次粒子として０．００１～１μｍが好ましい。微粒子の分散物を用いて多孔質層を形成する場合、微粒子の上記平均粒径は、分散物の平均粒径として０．０１～１００μｍが好ましい。

　多孔質層を構成する材料は、導電性に関しては特に限定されるものではなく、絶縁体（絶縁性の材料）であっても、導電性の材料又は半導体（半導電性の材料）であってもよい。
　多孔質層を構成する材料としては、例えば、金属のカルコゲニド（例えば、酸化物、硫化物、セレン化物等）、ペロブスカイト型結晶構造を有する化合物（光吸収剤として用いるペロブスカイト化合物を除く。）、ケイ素の酸化物（例えば、二酸化ケイ素、ゼオライト）、又はカーボンナノチューブ（カーボンナノワイヤ及びカーボンナノロッド等を含む）を用いることができる。

　金属のカルコゲニドとしては、特に限定されるものではなく、好ましくは、チタン、スズ、亜鉛、タングステン、ジルコニウム、ハフニウム、ストロンチウム、インジウム、セリウム、イットリウム、ランタン、バナジウム、ニオブ、アルミニウム又はタンタルの各酸化物、硫化カドミウム、セレン化カドミウム等が挙げられる。金属のカルコゲニドの結晶構造として、アナターゼ型、ブルッカイト型又はルチル型が挙げられ、アナターゼ型、ブルッカイト型が好ましい。

　ペロブスカイト型結晶構造を有する化合物としては、特に限定されるものではなく、遷移金属酸化物等が挙げられる。例えば、チタン酸ストロンチウム、チタン酸カルシウム、チタン酸バリウム、チタン酸鉛、ジルコン酸バリウム、スズ酸バリウム、ジルコン酸鉛、ジルコン酸ストロンチウム、タンタル酸ストロンチウム、ニオブ酸カリウム、鉄酸ビスマス、チタン酸ストロンチウムバリウム、チタン酸バリウムランタン、チタン酸カルシウム、チタン酸ナトリウム、チタン酸ビスマスが挙げられる。なかでも、チタン酸ストロンチウム、チタン酸カルシウム等が好ましい。

　多孔質層を形成する材料は、なかでも、チタン、スズ、亜鉛、ジルコニウム、アルミニウムもしくはケイ素の酸化物、又はカーボンナノチューブが好ましく、酸化チタン又は酸化アルミニウムがさらに好ましい。
　多孔質層は、上述の金属のカルコゲニド、ペロブスカイト型結晶構造を有する化合物、ケイ素の酸化物及びカーボンナノチューブのうち少なくとも１種で形成されていればよく、複数種で形成されていてもよい。
　多孔質層の膜厚は、特に限定されるものではなく、通常０．０５～１００μｍの範囲であり、好ましくは０．１～１００μｍの範囲である。太陽電池として用いる場合は、０．１～５０μｍが好ましく、０．２～３０μｍがより好ましい。
　なお、太陽電池を構成する層の膜厚に関して、特に説明がないものについては、走査電子顕微鏡を用いて、太陽電池の積層方向Ｄｓの断面の断面画像を取得し、各層の膜厚に該当する箇所を、それぞれ１０点測定する。各１０点の平均値を、太陽電池を構成する各層の膜厚とする。

　本発明は、基本的に以上のように構成されるものである。以上、本発明の太陽電池及び太陽電池の製造方法について詳細に説明したが、本発明は上述の実施形態に限定されず、本発明の主旨を逸脱しない範囲において、種々の改良又は変更をしてもよいのはもちろんである。

　以下に実施例を挙げて本発明の特徴をさらに具体的に説明する。以下の実施例に示す材料、試薬、物質量とその割合、及び、操作等は本発明の趣旨から逸脱しない限り適宜変更することができる。従って、本発明の範囲は以下の実施例に限定されるものではない。
　本実施例では、実施例１～１３及び比較例１～４の太陽電池を作製し、耐湿性、耐湿熱性、及び密着性を評価した。その結果を下記表１に示す。
　実施例１～１３及び比較例１～４の太陽電池について説明する。

（実施例１）
　実施例１は、図１に示す構成の太陽電池である。
＜支持体側電極／支持体の作製＞
　支持体に、厚さ２ｍｍのガラス基板を用いた。ガラス基板上に、支持体側電極として、フッ素ドープされたＳｎＯ_２導電膜（膜厚３００ｎｍ）を形成した。フッ素ドープされたＳｎＯ_２導電膜、すなわち、フッ素ドープ酸化スズ（ＦＴＯ）導電膜は透明な導電膜である。支持体に支持体側電極が形成されたものを支持体側電極／支持体とする。

＜ブロッキング層用溶液の調製＞
　チタニウムジイソプロポキシドビス（アセチルアセトナート）の１５質量％イソプロパノール溶液（アルドリッチ社製）を１－ブタノールで希釈して、０．０２Ｍのブロッキング層用溶液を調製した。
＜ブロッキング層の形成＞
　調製した０．０２Ｍのブロッキング層用溶液を用いてスプレー熱分解法により、４５０℃にて、支持体側電極／支持体のＳｎＯ_２導電膜上に酸化チタンからなるブロッキング層（膜厚５０ｎｍ）を形成した。

＜酸化チタンペーストの調製＞
　酸化チタン（アナターゼ、平均粒径２０ｎｍ）のエタノール分散液に、エチルセルロース、ラウリン酸及びテルピネオールを加えて、酸化チタンペーストを調製した。
＜電子輸送層の形成＞
　調製した酸化チタンペーストをブロッキング層の上にスクリーン印刷法で塗布し、空気中、５００℃で３時間焼成した。その後、得られた酸化チタンの焼成体を、４０ｍＭのＴｉＣｌ_４水溶液に浸した後、６０℃で１時間加熱し、続けて５００℃で３０分間加熱して、ＴｉＯ_２からなる多孔質層（膜厚２５０ｎｍ）を電子輸送層として形成した。
＜光電変換層の形成＞
　ヨウ化鉛をＮ，Ｎ－ジメチルホルムアミドに溶解させて１Ｍの溶液を調製し、ＴｉＯ_２からなる多孔質層上にスピンコート法によって製膜した。更に、ヨウ化メチルアンモニウムを２－プロパノールに溶解させて１Ｍの溶液を調製した。この溶液内に上記のヨウ化鉛を製膜したサンプルを浸漬させることによって、ＣＨ_３ＮＨ_３ＰｂＩ_３の有機無機ペロブスカイト化合物からなる光電変換層を得た。その後、１２０℃で３０分間アニール処理を行った。

＜正孔輸送材料溶液の調整＞
　正孔輸送材料として、Ｓｐｉｒｏ－ＯＭｅＴＡＤ（１８０ｍｇ）をクロロベンゼン（１ｍＬ）に溶解させた。このクロロベンゼン溶液に、リチウム－ビス（トリフルオロメタンスルホニル）イミド（１７０ｍｇ）をアセトニトリル（１ｍＬ）に溶解させたアセトニトリル溶液（３７．５μＬ）と、ｔ－ブチルピリジン（ＴＢＰ、１７．５μＬ）とを加えて混合し、正孔輸送材料溶液を調製した。
＜正孔輸送層の形成＞
　正孔輸送材料溶液を、スピンコート法により、光電変換層上に塗布し、塗布した正孔輸送材料溶液を乾燥して、正孔輸送層（膜厚０．１μｍ）を形成した。
＜封止層側電極の作製＞
　正孔輸送層の上に真空蒸着法により金を蒸着して、封止層側電極（膜厚１００ｎｍ）を作製した。
　このようにして、封止層側電極／正孔輸送層／光電変換層／電子輸送層／支持体側電極／支持体の層構成を有する積層基材を得た。

＜第１の積層体の作製＞
　封止層に酸化アルミニウムが蒸着されたＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）フィルム（東レ株式会社製のバリアロックス）を用いた。
　封止層の表面に後述のプラズマ照射装置から、下記条件にて、プラズマを照射し、プラズマＣＶＤ法により、封止層の表面に、第１の無機接着体層として、膜厚が５ｎｍのケイ素酸化物（ＳｉＯ）層を形成して第１の積層体を得た。膜厚が５ｎｍの第１の無機接着体層を１０秒で形成した。
　上述の第１の無機接着体層を形成する際、プラズマ照射装置を封止層の表面に対して平行な方向に往復移動させた。このとき、プラズマ照射装置の速度をコントロールし、封止層の表面の各部分が、それぞれ合計計１０秒照射されるようにして上述の膜厚が５ｎｍの第１の無機接着体層を形成した。
＜第２の積層体の作製＞
　積層基材の表面に後述のプラズマ照射装置から、下記条件にて、プラズマを照射し、プラズマＣＶＤ法により、第２の積層体の表面に、第２の無機接着体層として、膜厚が５ｎｍのケイ素酸化物（ＳｉＯ）層を形成して第２の積層体を得た。膜厚が５ｎｍの第２の無機接着体層を１０秒で形成した。
　上述の第２の無機接着体層を形成する際、プラズマ照射装置を積層基材の表面に対して平行な方向に往復移動させた。このとき、プラズマ照射装置の速度をコントロールし、積層基材の表面の各部分が、それぞれ合計計１０秒照射されるようにして上述の膜厚が５ｎｍの第２の無機接着体層を形成した。
＜第１の積層体と第２の積層体との貼合＞
　第１の積層体及び第２の積層体のうち、先に作製したものから１０秒後に、第１の積層体の第１の無機接着体層と、第２の積層体の第２の無機接着体層とを積層した。次に、１００℃に加熱しながら加圧プレス装置を用いて貼合させて、無機接着層として、厚さ１０ｎｍのケイ素酸化物（ＳｉＯ）層を形成して太陽電池を得た。
　なお、加圧プレス装置により、第１の積層体と第２の積層体との積層体に加えられる圧力は２０ＭＰａとした。太陽電池における無機接着層の厚さは１０ｎｍであった。

（プラズマ照射装置）
・大気圧プラズマジェット装置（ビュレットノズル二重管型）
・二重管構造：外管の外径１５ｍｍ、内管の外径８ｍｍ
・外管の外側に銅電極を配置
・ピーク電圧：１１ｋＶ
・パルス幅：５マイクロ秒
・バイポーラパルス：３０ｋＨｚ
・外管を流れるガス：ヘリウムガス（プラズマ生成ガス、流速：１０Ｌ／分）
・内管を流れるガス：テトラエトキシシラン（ＴＥＯＳともいう。流速：２ｍｇ／分）、酸素ガス（流速：２５ｍＬ／分）、窒素ガス（流速：５００ｍＬ／分）
・処理時間：１０秒

（実施例２）
　実施例２は、封止層に対するプラズマ処理時間を２秒に変更して第１の無機接着体層の膜厚を１ｎｍとし、積層基材に対するプラズマ処理時間を２秒に変更して第２の無機接着体層の膜厚を１ｎｍとし、無機接着層の厚さを２ｎｍにしたこと以外は実施例１と同じにした。
（実施例３）
　実施例３は、封止層に対するプラズマ処理時間を１秒に変更して第１の無機接着体層の膜厚を０．５ｎｍとし、積層基材に対するプラズマ処理時間を１秒に変更して第２の無機接着体層の膜厚を０．５ｎｍとし、無機接着層の厚さを１ｎｍにしたこと以外は実施例１と同じにした。

（実施例４）
　実施例４は、実施例１の支持体側電極／支持体の代わりにアルミニウム基板（厚さ０．３ｍｍ）を導電性支持体として用いたこと、ロールツーロール方式を用いて第１の無機接着体層及び第２の無機接着体層を作製したこと、第１の無機接着体層及び第２の無機接着体層の膜厚を１ｎｍとし、無機接着層の厚さを２ｎｍにしたことが異なり、それ以外は実施例１と同じにした。
　ロールツーロール方式には、図７に示す装置４０を用いた。
　装置４０のラインＰで、プラズマ処理時間を２秒として膜厚１ｎｍの第１の無機接着体層を封止層の表面に形成した。
　ラインＱで、プラズマ処理時間を２秒として膜厚１ｎｍの第２の無機接着体層を積層基材の表面に形成した。
　その後、すぐにラインＰとラインＱを合流させ、第１の無機接着体層と第２の無機接着体層との成膜面を合わせて、第１の無機接着体層と第２の無機接着体層とのうち、先に作製したものから１秒後に、第１の積層体の第１の無機接着体層と、第２の積層体の第２の無機接着体層とを積層し積層体を作製した。積層体における無機接着層の厚さを２ｎｍにした。
　次いで、積層体を巻取った後、積層体の一部を予め定められた大きさに切り出し、切り出した積層体を、１００℃に加熱しながら加圧プレス装置を用いて貼合させ、太陽電池を得た。
　ロールツーロール方式では、プラズマ照射装置を動かすのではなく、プラズマ処理時間に合わせて、ラインＰの封止層の搬送速度、及びラインＱの積層基材の搬送速度を調整した。

（実施例５）
　実施例５は、テトラエトキシシラン（ＴＥＯＳ）をトリメチルアルミニウムに変更し、無機接着層をＡｌＯ（アルミニウム酸化物）層にしたこと、第１の無機接着体層及び第２の無機接着体層の膜厚を１ｎｍとし、無機接着層の厚さを２ｎｍとしたこと以外は実施例１と同じにした。
　実施例５では、封止層に対するプラズマ処理時間を２秒に変更し、積層基材に対するプラズマ処理時間を２秒に変更した。
（実施例６）
　実施例６は、テトラエトキシシラン（ＴＥＯＳ）をトリメチルアルミニウムに変更し、無機接着層をＡｌＯ（アルミニウム酸化物）層にしたこと以外は実施例４と同じにした。
（実施例７）
　実施例７は、テトラエトキシシラン（ＴＥＯＳ）をトリスジメチルアミノシランに変更し、無機接着層をＳｉＮ（ケイ素窒化物）層にしたこと以外は実施例４と同じにした。

（実施例８）
　実施例８は、テトラエトキシシラン（ＴＥＯＳ）をトリメチルアミンに変更し、プラズマ照射装置の内管を流れるガスをトリメチルアミンと窒素ガス（流速：３０００ｍＬ／分）にし、無機接着層をＡｌＮ（アルミニウム窒化物）層にしたこと以外は実施例４と同じにした。
（実施例９）
　実施例９は、第１の無機接着体層の膜厚を０．５ｎｍとし、第２の無機接着体層の膜厚を１．５ｎｍとし、無機接着層の厚さを２ｎｍとしたこと以外は実施例４と同じにした。
　実施例９では、封止層に対するプラズマ処理時間を１秒に変更し、積層基材に対するプラズマ処理時間を３秒に変更した。
（実施例１０）
　実施例１０は、第１の無機接着体層の膜厚を１．５ｎｍとし、第２の無機接着体層の膜厚を０．５ｎｍとし、無機接着層の厚さを２ｎｍとしたこと以外は実施例４と同じにした。
　実施例１０では、封止層に対するプラズマ処理時間を３秒に変更し、積層基材に対するプラズマ処理時間を１秒に変更した。

（実施例１１）
　実施例１１は、第１の無機接着体層の膜厚を０．８ｎｍとし、第２の無機接着体層の膜厚を０．５ｎｍとし、無機接着層の厚さを１．２ｎｍとしたこと以外は実施例４と同じにした。
　実施例１１では、封止層に対するプラズマ処理時間を１．６秒に変更し、積層基材に対するプラズマ処理時間を２．４秒に変更した。
（実施例１２）
　実施例１２は、図３に示す構成の太陽電池である。実施例１２は、実施例１の支持体側電極／支持体の代わりにアルミニウム基板（厚さ０．５ｍｍ）を導電性支持体として用いたこと以外は実施例４と同じにした。
（実施例１３）
　実施例１３は、第１の積層体及び第２の積層体のうち、先に作製したものから６０秒後に、第１の積層体の第１の無機接着体層と、第２の積層体の第２の無機接着体層とを積層し、１００℃に加熱しながら加圧プレス装置を用いて貼合させ、無機接着層を形成し、太陽電池を得たこと以外は実施例２と同じにした。

（比較例１）
　比較例１は、第１の積層体及び第２の積層体のうち、先に作製したものから５００秒後に、第１の積層体の第１の無機接着体層と、第２の積層体の第２の無機接着体層とを積層し、１００℃に加熱しながら加圧プレス装置を用いて貼合させ、無機接着層を形成し、太陽電池を得たこと以外は実施例２と同じにした。
（比較例２）
　比較例２は、第１の無機接着体層及び第２の無機接着体層をスパッタ法を用いて形成したこと、第１の無機接着体層の膜厚を１ｎｍとし、第２の無機接着体層の膜厚を１ｎｍとし、無機接着層の厚さを２ｎｍとしたこと以外は実施例１と同じにした。
（比較例３）
　比較例３は、支持体側電極／支持体の代わりにアルミニウム基板（厚さ０．５ｍｍ）を導電性支持体として用いたこと以外は比較例１と同じにした。

（比較例４）
　比較例４は、無機接着層に変えてエポキシ樹脂を用いたこと以外は、実施例１と同じとした。
　比較例４では、ハイドロタルサイト１．０ｇ、株式会社エポック社製エポキシ樹脂（Ｅ－０１－００１（品番）主剤：４．０ｇ、硬化剤：２．０ｇ）を混合し、封止層側電極／正孔輸送層／光電変換層／電子輸送層／支持体側電極／支持体の積層基材上にスピンコート（１０００回転、１２０秒）を用いて塗布し、不要部分をアセトンにて除去した。次いで、その上に封止層を貼り付け、８０℃で１時間加熱して、太陽電池を形成した。
　封止層には酸化アルミニウムが蒸着されたＰＥＴフィルム（東レ株式会社製のバリアロックス）を用いた。

　以下、耐湿性、耐湿熱性、及び密着性の各評価項目について説明する。
＜耐湿性＞
　上述の実施例１～１３及び比較例１～４の太陽電池を、それぞれ３個作製した。３個の太陽電池、それぞれについて、電池特性試験を行い電流を測定した。そして、その３個の太陽電池の平均値を各実施例１～１３及び比較例１～４の初期の電流とした。
　電池特性試験は、ソーラーシミュレーター「ＷＸＳ－８５Ｈ」（ＷＡＣＯＭ社製）を用いて、ＡＭ（Ａｉｒ　Ｍａｓｓ）１．５フィルタを通したキセノンランプから１０００Ｗ／ｍ^２の擬似太陽光を太陽電池の封止層側から照射することにより行った。電池特性試験において、Ｉ－Ｖテスターを用いて太陽電池の電流－電圧特性を測定し、初期の光電変換効率（η（％））を求めた。
　各実施例１～１３及び比較例１～４の３個の太陽電池、それぞれを温度２５℃、湿度６０％ＲＨ（Relative Humidity）の恒温恒湿槽に２４時間保存した後、上述の電池特性試験を行って、光電変換効率（η（％））を測定した。３個の太陽電池の平均値を、実施例１～１３及び比較例１～４、それぞれの太陽電池の保存後の光電変換効率（η（％））とした。
　太陽電池の耐湿性は、下記式によって算出される光電変換効率の低下率から下記評価基準に沿って評価した。
低下率（％）＝１００－｛１００×（保存後の光電変換効率）／（初期の光電変換効率）｝
　－耐湿性評価基準－
　Ａ：低下率が１０％未満
　Ｂ：低下率が１０％以上２０％未満
　Ｃ：低下率が２０％以上３０％未満
　Ｄ：低下率が３０％以上

＜耐湿熱性＞
　上述の実施例１～１３及び比較例１～４の太陽電池を、それぞれ３個作製した。３個の太陽電池、それぞれについて、電池特性試験を行って、電流を測定した。そして、３個の太陽電池の平均値を各実施例１～１３及び比較例１～４の初期の電流とした。
　電池特性試験は、ソーラーシミュレーター「ＷＸＳ－８５Ｈ」（ＷＡＣＯＭ社製）を用いて、ＡＭ１．５フィルタを通したキセノンランプから１０００Ｗ／ｍ^２の擬似太陽光を太陽電池の封止層側から照射することにより行った。Ｉ－Ｖテスターを用いて太陽電池の電流－電圧特性を測定した。
　各実施例１～１３及び比較例１～４の３個の太陽電池、それぞれを湿度６０％ＲＨ、温度４５℃の恒温恒湿槽に８０時間静置した後、上述の電池特性試験を行い、電流を測定した。３個の太陽電池の平均値を、実施例１～１３及び比較例１～４、それぞれの静置後の電流とした。
　太陽電池の耐湿熱性は、下記式によって算出される電流の低下率から、下記評価基準に沿って評価した。
　低下率（％）＝［（初期の電流－静置後の電流）／（初期の電流）］×１００
　－耐湿熱性評価基準－
　Ａ：低下率が１０％未満
　Ｂ：低下率が１０％以上２０％未満
　Ｃ：低下率が２０％以上３０％未満
　Ｄ：低下率が３０％以上

（密着性）
　上述の実施例１～１３及び比較例１～４の太陽電池において、積層基材の表面に第２の無機接着体層を形成する際、積層基材の端部に、幅５０ｍｍ×長さ１０ｍｍのＰＥＴフィルムを挟み、積層基材と封止層とが密着しない部分、すなわち、非密着部分を設けた。これ以外は、上述の実施例１～１３及び比較例１～４の太陽電池と同様にして作製した。
　上述の実施例１～１３及び比較例１～４の太陽電池を、それぞれ５０ｍｍ×２５ｍｍのサイズに切り出し試験片とした。試験片において、積層基材のガラス基板側を土台に向け、ガラス基板と土台とを両面テープを用いて貼り付けて固定した。
　次いで、試験片において積層基材と接する封止層の上記非密着部分を折り返した。
　非密着部分の折返し部分を、剥離試験機（株式会社島津製作所製、万能試験機ＡＧＳ－１００ＮＸ）により、１８０°方向に引張り（剥離速度：５ｍｍ／秒）、最大荷重（Ｎ／２５ｍｍ）を測定した。得られた最大荷重（Ｎ／２５ｍｍ）を下記評価基準に沿って評価した。
－密着性評価基準－
　Ａ：密着力が２０Ｎ／２５ｍｍ以上
　Ｂ：密着力が１０Ｎ／２５ｍｍ以上２０Ｎ／２５ｍｍ未満
　Ｃ：密着力が１Ｎ／２５ｍｍ以上１０Ｎ／２５ｍｍ未満
　Ｄ：密着力が１Ｎ／２５ｍｍ未満

＜無機接着層の原子比率の測定＞
　ＰＥＴフィルム（東レ株式会社製、ルミラー（登録商標）　＃１２５－Ｔ６０）と離型フィルム（ニッパ株式会社製、Ｊ０Ｌ）を用意した。
　ＰＥＴフィルムに、上述の実施例１～１３及び比較例１～４の方法で第２の無機接着体層を形成した。
　剥離フィルムに、上述の実施例１～１３及び比較例１～４の方法で第１の無機接着体層を形成した。
　上述の実施例１～１３及び比較例１～４の方法で、ＰＥＴフィルムと剥離フィルムとを積層して、１００℃に加熱しながら加圧プレス装置を用いて貼合させて無機接着層を得た。次に、離型フィルムを剥離した。
　次いで、ＰＥＴフィルム表面の無機接着層をＸＰＳ装置（株式会社島津製作所製　ＡＸＩＳ－ＵＬＴＲＡ）を用いて、Ｘ線光電子分光法によるＸ線光電子分光分析を行い、無機接着層を厚み方向に沿って、Ｓｉ、Ａｌ、Ｏ及びＮを測定し、Ｓｉ、Ａｌ、Ｏ及びＮの測定結果から原子比率を算出した。

　表１に示すように、実施例１～１３は、実施例１～４に比して、耐湿性、耐湿熱性、及び密着性が優れていた。
　また、実施例１～１３は、いずれも光電変換効率が太陽電池として正常に作動するのに十分な光電変換効率であった。
　比較例１、３は、原子比率が小さい領域がなく、耐湿性、耐湿熱性、及び密着性が悪い。
　比較例２は、スパッタ法を用いている。スパッタ法を用いた場合、第１の無機接着体層と第２の無機接着体層との密着性が悪く、封止層を密着させることが困難であり、耐湿性、耐湿熱性、及び密着性が悪い。
　比較例４は、無機接着層を用いることなく、エポキシ樹脂を用いて封止層を接着しており、耐湿性、耐湿熱性、及び密着性が悪い。
　実施例１～３から、無機接着層は薄い方が、耐湿性、耐湿熱性、及び密着性がさらに優れるため好ましい。
　実施例４、６～８、１２から、無機接着層を構成する化合物は、窒化物よりも酸化物の方が、耐湿性、耐湿熱性、及び密着性がさらに優れるため好ましい。
　無機接着層を構成する化合物が同じ実施例４、９～１１から、第１の無機接着体層の膜厚と、第２の無機接着体層の膜厚とが同じである実施例４の方が、第２の比率の領域が無機接着層の厚み方向の中央にあるため、第１の無機接着体層と第２の無機接着体層との密着力が高い。このことから、実施例４は、実施例９～１１よりも、密着性がさらに優れており、耐湿性及び耐湿熱性もさらに優れていた。

　１０、１１　太陽電池
　１２　支持体
　１３　導電性支持体
　１４　支持体側電極
　１５　電子輸送層
　１６　光電変換層
　１７　正孔輸送層
　１８　封止層側電極
　１８ａ、２２ａ、２６ａ、２８ａ　表面
　２０　無機接着層
　２０ａ　第１の接触面
　２０ｂ　第２の接触面
　２２　封止層
　２２ｂ　面
　２４　光電変換部
　２５　領域
　２６　第１の無機接着体層
　２７　積層基材
　２８　第２の無機接着体層
　３０　第１の積層体
　３２　第２の積層体
　３４　積層体
　４０　装置
　４１　搬送軸
　４２、４４　搬送ローラー
　４３　搬送軸
　４５、４８　成膜装置
　４６　ローラー対
　４６ａ、４６ｂ　ローラー
　４７　巻取り軸
　Ｄｓ　積層方向
　Ｄｔ　厚み方向
　Ｌｓ　太陽光
　Ｐ、Ｑ　ライン

Claims (10)

1. 　支持体と支持体側電極と電子輸送層と光電変換層と正孔輸送層と封止層側電極と無機接着層と封止層とが、この順で積層された層構成を有する太陽電池であって、
   　前記光電変換層は、ペロブスカイト化合物を含み、
   　前記無機接着層は、Ｓｉ及びＡｌのうち、一方の元素を含む酸化物及び窒化物のうち、１つを含む化合物で構成され、
   　前記無機接着層の厚み方向において、前記無機接着層の前記封止層と接する第１の接触面及び前記無機接着層の前記封止層側電極と接する第２の接触面における前記化合物に含まれる前記元素と、前記化合物に含まれる酸素又は窒素との原子比率を第１の比率とし、
   　前記無機接着層は、前記無機接着層の厚み方向における前記第１の接触面と前記第２の接触面との間に、前記化合物の前記原子比率が前記第１の比率よりも低い第２の比率の領域が存在する、太陽電池。
2. 　導電性支持体と電子輸送層と光電変換層と正孔輸送層と封止層側電極と無機接着層と封止層とが、この順で積層された層構成を有する太陽電池であって、
   　前記光電変換層は、ペロブスカイト化合物を含み、
   　前記無機接着層は、Ｓｉ及びＡｌのうち、一方の元素を含む酸化物及び窒化物のうち、１つを含む化合物で構成され、
   　前記無機接着層の厚み方向において、前記無機接着層の前記封止層と接する第１の接触面及び前記無機接着層の前記封止層側電極と接する第２の接触面における前記化合物に含まれる前記元素と、前記化合物に含まれる酸素又は窒素との原子比率を第１の比率とし、
   　前記無機接着層は、前記無機接着層の厚み方向における前記第１の接触面と前記第２の接触面との間に、前記化合物の前記原子比率が前記第１の比率よりも低い第２の比率の領域が存在する、太陽電池。
3. 　前記無機接着層は、厚みが０．３～５ｎｍである、請求項１又は２に記載の太陽電池。
4. 　前記化合物の前記原子比率は、１．０～３．０である、請求項１又は２に記載の太陽電池。
5. 　前記化合物の前記原子比率が前記第２の比率の前記領域は、前記無機接着層の厚み方向の中央にある、請求項１又は２に記載の太陽電池。
6. 　支持体と支持体側電極と電子輸送層と光電変換層と正孔輸送層と封止層側電極と無機接着層と封止層とが、この順で積層された層構成を有する太陽電池の製造方法であって、
   　プラズマＣＶＤ法により、前記封止層の前記封止層側電極に対向する面に第１の無機接着体層を形成し、前記封止層の前記封止層側電極に対向する前記面に前記第１の無機接着体層を備える第１の積層体を形成する第１の形成工程と、
   　前記支持体と前記支持体側電極と前記電子輸送層と前記光電変換層と前記正孔輸送層と前記封止層側電極とがこの順で積層された積層基材に対して前記封止層側電極の表面に、前記プラズマＣＶＤ法により、第２の無機接着体層を形成し、前記積層基材の前記封止層側電極の前記表面に前記第２の無機接着体層を備える第２の積層体を形成する第２の形成工程と、
   　前記第１の積層体の前記第１の無機接着体層と、前記第２の積層体の前記第２の無機接着体層とを、前記第１の積層体及び前記第２の積層体のうち、先に形成した積層体の形成後、６０秒以内に積層して、前記無機接着層を形成する第３の形成工程とを有し、
   　前記第１の無機接着体層及び前記第２の無機接着体層は、Ｓｉ及びＡｌのうち、一方の元素を含む酸化物及び窒化物のうち、１つを含む化合物で構成される、太陽電池の製造方法。
7. 　導電性支持体と電子輸送層と光電変換層と正孔輸送層と封止層側電極と無機接着層と封止層とが、この順で積層された層構成を有する太陽電池の製造方法であって、
   　プラズマＣＶＤ法により、前記封止層の前記封止層側電極に対向する面に第１の無機接着体層を形成し、前記封止層の前記封止層側電極に対向する前記面に前記第１の無機接着体層を備える第１の積層体を形成する第１の形成工程と、
   　前記導電性支持体と前記電子輸送層と前記光電変換層と前記正孔輸送層と前記封止層側電極とがこの順で積層された積層基材に対して前記封止層側電極の表面に、前記プラズマＣＶＤ法により、第２の無機接着体層を形成し、前記積層基材の前記封止層側電極の前記表面に前記第２の無機接着体層を備える第２の積層体を形成する第２の形成工程と、
   　前記第１の積層体の前記第１の無機接着体層と、前記第２の積層体の前記第２の無機接着体層とを、前記第１の積層体及び前記第２の積層体のうち、先に形成した積層体の形成後、６０秒以内に積層して、前記無機接着層を形成する第３の形成工程とを有し、
   　前記第１の無機接着体層及び前記第２の無機接着体層は、Ｓｉ及びＡｌのうち、一方の元素を含む酸化物及び窒化物のうち、１つを含む化合物で構成される、太陽電池の製造方法。
8. 　前記第１の積層体及び前記第２の積層体は枚葉シートであり、
   　前記第１の形成工程及び前記第２の形成工程の後、前記第３の形成工程を実施する、請求項６又は７に記載の太陽電池の製造方法。
9. 　前記第１の形成工程及び前記第２の形成工程をロールツーロールで実施し、
   　前記第１の形成工程及び前記第２の形成工程の後、前記第３の形成工程を実施する、請求項６又は７に記載の太陽電池の製造方法。
10. 前記第１の無機接着体層と、前記第２の無機接着体層とは厚みが同じである、請求項６又は７に記載の太陽電池の製造方法。

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