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特開2024-135402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
(19)【発行国】日本国特許庁(JP)
(12)【公報種別】公開特許公報(A)
(11)【公開番号】P2024135402
(43)【公開日】2024-10-04
(54)【発明の名称】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
(51)【国際特許分類】
H01L 31/072 20120101AFI20240927BHJP
H01L 31/0352 20060101ALI20240927BHJP
【ＦＩ】
H01L31/06 400
H01L31/04 342Z
【審査請求】有
【請求項の数】23
【出願形態】ＯＬ
(21)【出願番号】P 2023046061
(22)【出願日】2023-03-22
【国等の委託研究の成果に係る記載事項】（出願人による申告）２０２１年度、国立研究開発法人新エネルギー・産業技術総合開発機構「ＮＥＤＯ先導研究プログラム／エネルギー・環境新技術先導研究プログラム／４端子タンデム太陽電池用トップセルの開発」委託研究、産業技術力強化法第１７条の適用を受ける特許出願
(71)【出願人】
【識別番号】000003078
【氏名又は名称】株式会社東芝
(74)【代理人】
【識別番号】100119035
【弁理士】
【氏名又は名称】池上 徹真
(74)【代理人】
【識別番号】100141036
【弁理士】
【氏名又は名称】須藤 章
(74)【代理人】
【識別番号】100178984
【弁理士】
【氏名又は名称】高下 雅弘
(72)【発明者】
【氏名】保西 祐弥
(72)【発明者】
【氏名】中川 直之
(72)【発明者】
【氏名】芝崎 聡一郎
(72)【発明者】
【氏名】水野 幸民
(72)【発明者】
【氏名】和田 淳
(72)【発明者】
【氏名】吉尾 紗良
(72)【発明者】
【氏名】西田 靖孝
(72)【発明者】
【氏名】山本 和重
【テーマコード（参考）】
5F251
【Ｆターム（参考）】
5F251AA07
5F251CB15
5F251CB24
5F251DA07
5F251DA15
5F251FA02
(57)【要約】
【課題】変換効率に優れた太陽電池、多接合型太陽電池、太陽電池モジュール及び太陽光発電システムを提供する。
【解決手段】実施形態の太陽電池は、ｐ電極と、ｎ電極と、ｐ電極上に設けられ、第１領域と第２領域を含んだｐ型光吸収層と、ｐ型光吸収層とｎ電極の間に設けられたｎ型層と、を含む。第１領域は、ｐ型光吸収層のｎ型層側に存在する。第２領域は、ｐ型光吸収層のｐ電極側に存在する。第１領域の平均結晶粒径である第１平均結晶粒径は、第２領域の平均結晶粒径である第２平均結晶粒径よりも大きい。第１領域の平均結晶粒径である第１平均結晶粒径は、第２領域の平均結晶粒径である第２平均結晶粒径よりも大きい。
【選択図】図１
【解決手段】実施形態の太陽電池は、ｐ電極と、ｎ電極と、ｐ電極上に設けられ、第１領域と第２領域を含んだｐ型光吸収層と、ｐ型光吸収層とｎ電極の間に設けられたｎ型層と、を含む。第１領域は、ｐ型光吸収層のｎ型層側に存在する。第２領域は、ｐ型光吸収層のｐ電極側に存在する。第１領域の平均結晶粒径である第１平均結晶粒径は、第２領域の平均結晶粒径である第２平均結晶粒径よりも大きい。第１領域の平均結晶粒径である第１平均結晶粒径は、第２領域の平均結晶粒径である第２平均結晶粒径よりも大きい。
【選択図】図１
【特許請求の範囲】
【請求項1】
ｐ電極と、
ｎ電極と、
前記ｐ電極上に設けられ、第１領域と第２領域を含んだｐ型光吸収層と、
前記ｐ型光吸収層と前記ｎ電極の間に設けられたｎ型層と、を含み、
前記第１領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｎ型層側に存在し、
前記第２領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｐ電極側に存在し、
前記第１領域の平均結晶粒径である第１平均結晶粒径は、前記第２領域の平均結晶粒径である第２平均結晶粒径よりも大きい太陽電池。
ｎ電極と、
前記ｐ電極上に設けられ、第１領域と第２領域を含んだｐ型光吸収層と、
前記ｐ型光吸収層と前記ｎ電極の間に設けられたｎ型層と、を含み、
前記第１領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｎ型層側に存在し、
前記第２領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｐ電極側に存在し、
前記第１領域の平均結晶粒径である第１平均結晶粒径は、前記第２領域の平均結晶粒径である第２平均結晶粒径よりも大きい太陽電池。
【請求項2】
前記ｐ型光吸収層は、亜酸化銅又は亜酸化銅の複合酸化物を主体とする請求項１に記載の太陽電池。
【請求項3】
前記ｐ型光吸収層の厚さは２０００［ｎｍ］以上１５０００［ｎｍ］以下であり、
前記第２領域の厚さは７０［ｎｍ］以上１０００［ｎｍ］以下である請求項１に記載の太陽電池。
前記第２領域の厚さは７０［ｎｍ］以上１０００［ｎｍ］以下である請求項１に記載の太陽電池。
【請求項4】
前記第２領域の厚さは、７０［ｎｍ］以上１０００［ｎｍ］以下であり、
前記第２領域の厚さは、前記ｐ型光吸収層の厚さの３［％］以上１５［％］未満である請求項１に記載の太陽電池。
前記第２領域の厚さは、前記ｐ型光吸収層の厚さの３［％］以上１５［％］未満である請求項１に記載の太陽電池。
【請求項5】
前記第２領域の厚さは、１５０［ｎｍ］以上６００［ｎｍ］以下であり、
前記第２領域の厚さは、前記ｐ型光吸収層の厚さの３［％］以上１５［％］未満である請求項１に記載の太陽電池。
前記第２領域の厚さは、前記ｐ型光吸収層の厚さの３［％］以上１５［％］未満である請求項１に記載の太陽電池。
【請求項6】
前記第１平均結晶粒径は、前記ｐ型光吸収層の厚さ８０［％］以上１００［％］未満である請求項１に記載の太陽電池。
【請求項7】
前記第２平均結晶粒径は、０．００５［μｍ］以上０．６０［μｍ］以下である請求項１に記載の太陽電池。
【請求項8】
前記第２領域の結晶粒径の最大値は、０．０５［μｍ］以上２．００［μｍ］以下である請求項１に記載の太陽電池。
【請求項9】
前記第１平均結晶粒径に対する前記第２平均結晶粒径（［前記第２平均結晶粒径］／［前記第１平均結晶粒径］）は、０．００５以上０．３００以下である請求項１に記載の太陽電池。
【請求項10】
前記第２領域に空隙を含み、
前記空隙の断面平均直径は、０．１［μｍ］以上０．６［μｍ］以下である請求項１に記載の太陽電池。
前記空隙の断面平均直径は、０．１［μｍ］以上０．６［μｍ］以下である請求項１に記載の太陽電池。
【請求項11】
前記第２領域の断面に占める空隙の面積比率（［前記第２領域の空隙の断面積の合計］／［前記第２領域の断面積］）は、０．０１以上０．３以下である請求項１に記載の太陽電池。
【請求項12】
前記第１領域の断面に占める空隙の面積比率（［前記第１領域の空隙の断面積の合計］／［前記第１領域の断面積］）は、０以上０．１以下である請求項１に記載の太陽電池。
【請求項13】
前記第１領域に空隙が含まれ、
前記第２領域に空隙が含まれ、
前記第２領域の断面に占める空隙の面積比率に対する前記第１領域の断面に占める空隙の面積比率は、０．００１以上０．１以下である請求項１に記載の太陽電池。
前記第２領域に空隙が含まれ、
前記第２領域の断面に占める空隙の面積比率に対する前記第１領域の断面に占める空隙の面積比率は、０．００１以上０．１以下である請求項１に記載の太陽電池。
【請求項14】
前記第２領域の０．００５［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲の粒度分布に２つのピークが含まれる請求項１に記載の太陽電池。
【請求項15】
前記第２領域の０．００５［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲の粒度分布に２つのピークが含まれ、
前記粒度分布の０．００５［μｍ］以上０．３０［μｍ］未満の範囲に第１ピークを含み、
前記粒度分布の０．３０［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲に第２ピークを含む請求項１に記載の太陽電池。
前記粒度分布の０．００５［μｍ］以上０．３０［μｍ］未満の範囲に第１ピークを含み、
前記粒度分布の０．３０［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲に第２ピークを含む請求項１に記載の太陽電池。
【請求項16】
前記第１ピークに含まれる粒子の比率又は前記第２ピークに含まれる粒子の比率が１０［％］以上８０［％］以下である請求項１５に記載の太陽電池。
【請求項17】
前記第２領域の粒子の結晶配向性は、ランダムである請求項１に記載の太陽電池。
【請求項18】
前記第２領域には、断面直径が０．０１［μｍ］以上０．１［μｍ］未満の小さな空隙と断面直径が０．１［μｍ］以上０．６［μｍ］以下の大きな空隙が含まれる請求項１に記載の太陽電池。
【請求項19】
前記第２領域は、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｒｂ、Ｃｓ、Ｍｇ、Ｃａ、Ｓｒ、Ｂａ、Ｔｉ、Ｚｒ、Ｈｆ、Ｖ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｃｒ、Ｍｏ、Ｗ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ｐｄ、Ａｇ、Ｚｎ、Ｃｄ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｃ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｓｎ、Ｎ、Ｐ、Ｓｂ及びＢｉからなる群より選ばれる１種以上を含む請求項１に記載の太陽電池。
【請求項20】
請求項１ないし１９のいずれか１項に記載の太陽電池を用いた多接合型太陽電池。
【請求項21】
請求項１ないし１９のいずれか１項に記載の太陽電池を用いた太陽電池モジュール。
【請求項22】
請求項２１に記載の太陽電池モジュールを用いて発電する太陽光発電システム。
【請求項23】
ｐ電極と、
ｎ電極と、
前記ｐ電極上に設けられ、大粒径の第１領域と小粒径の第２領域を含んだｐ型光吸収層と、
前記ｐ型光吸収層と前記ｎ電極の間に設けられたｎ型層と、を含み、
前記第１領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｎ型層側に存在し、
前記第２領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｐ電極側に存在する太陽電池。
ｎ電極と、
前記ｐ電極上に設けられ、大粒径の第１領域と小粒径の第２領域を含んだｐ型光吸収層と、
前記ｐ型光吸収層と前記ｎ電極の間に設けられたｎ型層と、を含み、
前記第１領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｎ型層側に存在し、
前記第２領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｐ電極側に存在する太陽電池。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
本発明は、太陽電池、多接合型太陽電池、太陽電池モジュール及び太陽光発電システムに関する。
【背景技術】
【0002】
新しい太陽電池の１つに、亜酸化銅（Ｃｕ２Ｏ）を光吸収層に用いた太陽電池がある。Ｃｕ２Ｏはワイドギャップ半導体である。Ｃｕ２Ｏは地球上に豊富に存在する銅と酸素からなる安全かつ安価な材料であるため、高効率かつ低コストな太陽電池が実現できると期待されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【0003】
【特許文献1】特開２０１６－１５４１７１号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0004】
本発明が解決しようとする課題は、変換効率に優れた太陽電池、多接合型太陽電池、太陽電池モジュール及び太陽光発電システムを提供する。
【課題を解決するための手段】
【0005】
実施形態の太陽電池は、ｐ電極と、ｎ電極と、ｐ電極上に設けられ、第１領域と第２領域を含んだｐ型光吸収層と、ｐ型光吸収層とｎ電極の間に設けられたｎ型層と、を含む。第１領域は、ｐ型光吸収層のｎ型層側に存在する。第２領域は、ｐ型光吸収層のｐ電極側に存在する。第１領域の平均結晶粒径である第１平均結晶粒径は、第２領域の平均結晶粒径である第２平均結晶粒径よりも大きい。
【図面の簡単な説明】
【0006】
【発明を実施するための形態】
【0007】
以下、図面を参照しながら、本発明の好適な一実施形態について詳細に説明する。なお、特に記載が無い限り、２５℃、１気圧（大気）における物性値を示している。また、平均は、算術平均値を表している。各濃度は、対象の領域又は層の平均濃度である。各層において、特定の元素が含まれるとは、例えば、ＳＩＭＳ（Secondary Ion Mass Spectrometry）で存在が確認される元素であり、特定の元素が含まれないとは、例えば、ＳＩＭＳで存在が確認できない元素である。断面画像に写される粒子の断面積をＳとした場合、各粒子の粒径（直径）は、（４Ｓ／π）１／２である。
【0008】
明細書中、「／」は、割り算記号を表している。ただし、「又は／及び」の「／」は、「又は」を意味している。明細書中「・」はかけ算記号を表している。明細書の数値の「．」は、小数点を表している。
【0009】
（第１実施形態）
第１実施形態は、太陽電池に関する。図１に、第１実施形態の太陽電池１００の模式断面図を示す。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、第１電極であるｐ電極２と、ｐ型光吸収層３と、ｎ型層４と、第２電極であるｎ電極５を有する。ｎ型層４のｎ電極５との間等には、図示しない中間層が含まれていてもよい。太陽光はｎ電極５側、ｐ電極２側いずれから入射しても良いが、ｎ電極５側から入射するのがより好ましい。実施形態の太陽電池１００は、透過型の太陽電池であるため、多接合型太陽電池のトップセル側（光入射側）に用いることが好ましい。図１では基板１をｐ電極２のｐ型光吸収層３側とは反対側に設けているが、基板１をｎ電極５のｎ型層４側とは反対側に設けてもよい。以下は、図１に示す形態について説明するが、基板１の位置が異なること以外はｎ電極５側に基板１が設けられた形態も同様である。実施形態の太陽電池１００は、ｎ電極５側からｐ電極２側に向かって光が入射する。
第１実施形態は、太陽電池に関する。図１に、第１実施形態の太陽電池１００の模式断面図を示す。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、第１電極であるｐ電極２と、ｐ型光吸収層３と、ｎ型層４と、第２電極であるｎ電極５を有する。ｎ型層４のｎ電極５との間等には、図示しない中間層が含まれていてもよい。太陽光はｎ電極５側、ｐ電極２側いずれから入射しても良いが、ｎ電極５側から入射するのがより好ましい。実施形態の太陽電池１００は、透過型の太陽電池であるため、多接合型太陽電池のトップセル側（光入射側）に用いることが好ましい。図１では基板１をｐ電極２のｐ型光吸収層３側とは反対側に設けているが、基板１をｎ電極５のｎ型層４側とは反対側に設けてもよい。以下は、図１に示す形態について説明するが、基板１の位置が異なること以外はｎ電極５側に基板１が設けられた形態も同様である。実施形態の太陽電池１００は、ｎ電極５側からｐ電極２側に向かって光が入射する。
【0010】
基板１は、透明な基板である。基板１には、光を透過するアクリル、ポリイミド、ポリカーボネート、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）ポリプロピレン（ＰＰ）、フッ素系樹脂（ポリテトラフルオロエチレン（ＰＴＦＥ）、パーフルオロエチレンプロペンコポリマー（ＦＥＰ）、エチレンテトラフルオロエチレンコポリマー（ＥＴＦＥ）、ポリクロロトリフルオロエチレン（ＰＣＴＦＥ）、パーフルオロアルコキシアルカン（ＰＦＡ）など）、ポリアリレート、ポリサルフォン、ポリエーテルサルフォンやポリエーテルイミドなどの有機系の基板やソーダライムガラス、白板ガラス、化学強化ガラスや石英などの無機系の基板を用いることができる。基板１は、上記に挙げた基板を積層してもよい。
【0011】
ｐ電極２は、基板１上に設けられており、基板１とｐ型光吸収層３との間に配置されている。ｐ電極２は、ｐ型光吸収層３とオーミック接合することが好ましい。ｐ電極２は、ｐ型光吸収層３側に設けられた光透過性を有する導電層である。ｐ電極２の厚さは、典型的には、１００ｎｍ以上２０００ｎｍ以下である。図１では、ｐ電極２は、ｐ型光吸収層３と直接接している。ｐ電極２は、１層以上の酸化物透明導電膜を含むことが好ましい。酸化物透明導電膜としては、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）、ドープされた酸化スズ、チタンドープ酸化インジウム（Titanium-doped Indium Oxide；ＩＴｉＯ）、酸化インジウム酸化亜鉛（Indium Zinc Oxide；ＩＺＯ）や酸化インジウムガリウム亜鉛（Indium Gallium Zinc Oxide；ＩＧＺＯ）、水素ドープ酸化インジウム（Hydrogen-doped Indium Oxide；ＩＯＨ）などの半導体導電膜を用いることができ、特に限定されない。酸化物透明導電膜は、複数の膜を持つ積層膜であってもよい。酸化スズなどの膜へのドーパントとしては、Ｉｎ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｔｉ、Ｃｕ、Ｓｂ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｗ、Ｍｏ、Ｆ及びＣｌなどからなる群から選ばれる1種以上であれば特に限定されない。ｐ電極２は、Ｉｎ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｔｉ、Ｃｕ、Ｓｂ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｗ、Ｍｏ、Ｆ及びＣｌなどからなる群から選ばれる1種以上の元素がドープされた酸化スズ膜が含まれることが好ましい。ドープされた酸化スズ膜において、Ｉｎ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｔｉ、Ｃｕ、Ｓｂ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｗ、Ｍｏ、Ｆ及びＣｌなどからなる群から選ばれる1種以上の元素は、酸化スズ膜に含まれるスズに対して１０原子％以下含まれることが好ましい。ｐ電極２として、酸化物透明導電膜と金属膜を積層した積層膜を用いることができる。金属膜は、厚さが１［ｎｍ］以上２［μｍ］以下であることが好ましく、金属膜に含まれる金属（合金を含む）は、Ｍｏ、Ａｕ、Ｃｕ、Ａｇ、Ａｌ、ＴａやＷなど特に限定されない。また、ｐ電極２は、酸化物透明導電膜と基板１の間、又は、酸化物透明導電膜とｐ型光吸収層３の間にドット状、ライン状もしくはメッシュ状の電極（金属、合金、グラフェン、導電性窒化物及び導電性酸化物からなる群より選ばれる１種以上）を含むことが好ましい。ドット状、ライン状もしくはメッシュ状の金属は、酸化物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、Ｃｕ、Ａｇ、Ａｌ、ＴａやＷなど特に限定されない。ｐ電極２に金属膜を用いる場合、透過性の観点から５［ｎｍ］以下程度の膜厚とすることが好ましい。ライン状やメッシュ状の金属膜を用いる場合、透過性は開口部で確保されるため、金属膜の膜厚に関してはこの限りではない。
【0012】
酸化物透明導電膜のｐ型光吸収層３側の最表面にはｐ型光吸収層３とオーミック接合するドープされた酸化スズ膜が設けられていることが好ましい。酸化物透明導電膜のｐ型光吸収層３側の最表面に設けられているドープされた酸化スズ膜の少なくとも一部がｐ型光吸収層３と直接的に接していることが好ましい。
【0013】
ｐ型光吸収層３は、ｐ型の半導体層である。ｐ型光吸収層３は、ｐ電極２上に設けられている。ｐ型光吸収層３は、ｐ電極２と直接的に接していても良いし、ｐ電極２との電気的なコンタクトを確保できる限り、他の層が存在していても良い。ｐ型光吸収層３は、ｐ電極２とｎ型層４との間に配置される。ｐ型光吸収層３はｎ型層４と直接的に接している。ｐ型光吸収層３は、第１領域３ａを含む。ｐ型光吸収層３は、化合物半導体であることが好ましい。ｐ型光吸収層３は、ノンドープであるときにｐ型の化合物半導体であることが好ましい。ノンドープであるときにｐ型の化合物半導体層としては、亜酸化銅（亜酸化銅化合物）、カルコパイライト構造を有する化合物、ケステライト構造を有する化合物及びスタンナイト構造を有する化合物を有する化合物のいずれか１種を含む半導体層であって、いずれか１種のみを含む半導体層が好ましい。カルコパイライト構造を有する化合物、ケステライト構造を有する化合物及びスタンナイト構造を有する化合物を有する化合物のいずれか１種を含む半導体層をｐ型光吸収層３に用いた場合及び亜酸化銅をｐ型光吸収層３に用いた場合にも、光路長が長くなり、５００ｎｍ以上の波長の光の量子効率が向上する
【0014】
ｐ型光吸収層３が亜酸化銅を含む場合、亜酸化銅又は亜酸化銅の複合酸化物を主体とする亜酸化銅化合物であることが好ましい。つまり、ｐ型光吸収層３は、亜酸化銅化合物を含む半導体層であることが好ましい。ｐ型光吸収層３は、亜酸化銅化合物の多結晶であることが好ましい。亜酸化銅化合物には、一部不純物として、銅（Ｃｕ）、酸化銅（ＣｕＯ）及び水酸化銅（Ｃｕ（ＯＨ）２）からなる群より選ばれる１種以上の亜酸化銅の不純物が微量に含まれていてもよい。
【0015】
亜酸化銅化合物に含まれる酸素の原子数は、銅の原子数を１とすると０．４８以上０．５６以下が好ましい。銅に対して酸素が多いと亜酸化銅化合物に含まれる酸化銅の比率が高くなることで、バンドギャップが狭くなり、ｐ型光吸収層３の透光性が低下するため好ましくない。銅の比率に対して酸素が少ないと亜酸化銅化合物に含まれる銅が多くなることで、透光性が低下するため好ましくない。
【0016】
亜酸化銅化合物は、亜酸化銅を主体とする酸化物である。ｐ型光吸収層３に含まれる全ての金属元素を１００［％］とするとき、ｐ型光吸収層３に含まれる銅元素は９５［％］以上１００［％］以下が好ましく９８［％］以下以上１００［％］以下がより好ましく、９９［％］以上１００［％］以下がさらにより好ましい。
【0017】
ｐ型光吸収層３の９５［ｗｔ％］以上１００［ｗｔ％］以下は亜酸化銅化合物であることが好ましく、ｐ型光吸収層３の９８［ｗｔ％］以上１００［ｗｔ％］以下は亜酸化銅化合物であることがより好ましく、９９［ｗｔ％］以上１００［ｗｔ％］以下は亜酸化銅化合物であることがさらにより好ましい。ｐ型光吸収層３の１００［ｗｔ％］を亜酸化銅化合物で構成することができる。
【0018】
ｐ型光吸収層３は、亜酸化銅又は／及び亜酸化銅の複合酸化物の多結晶であることが好ましい。亜酸化銅の複合酸化物は、ＣｕａＭ１ｂＯｃで表される酸化物である。Ｍ１は、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｒｂ、Ｃｓ、Ｍｇ、Ｃａ、Ｓｒ、Ｂａ、Ｔｉ、Ｚｒ、Ｈｆ、Ｖ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｃｒ、Ｍｏ、Ｗ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ｐｄ、Ａｇ、Ｚｎ、Ｃｄ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｃ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｓｎ、Ｎ、Ｐ、Ｓｂ、Ｇｅ、Ｂｉ、Ｃｌ、Ｆ、Ｂｒ、Ｉ、Ｍｎ、Ｔｃ及びＲｅからなる群より選ばれる１種以上の元素であることが好ましい。ａ、ｂ及びｃは、１．８０≦ａ≦２．０１、０．００≦ｂ≦０．２０及び０．９８≦ｃ≦１．０２を満たすことが好ましい。ｐ型光吸収層３は、異相であるＣｕ又は／及びＣｕＯをほとんど含まないことが好ましい。ｐ型光吸収層３に含まれる異相が少なく結晶性が良いとｐ型光吸収層３の透光性が高くなるため好ましい。ｐ型光吸収層３のバンドギャップは、２．０ｅＶ以上２．２ｅＶ以下であることが好ましい。かかる範囲のバンドギャップであると、Ｓｉを光吸収層に用いた太陽電池をボトムセルに用い、実施形態の太陽電池をトップセルに用いた多接合型太陽電池において、トップセル及びボトムセルの両方で太陽光を効率よく利用できる。
【0019】
上記ｐ型光吸収層３の組成比は、ｐ型光吸収層３の全体の組成比である。
【0020】
ｐ型光吸収層３の厚さは、電子顕微鏡による断面観察や、段差計によって求められ、２０００［ｎｍ］以上１５０００［ｎｍ］以下（２［μｍ］以上１５［μｍ］以下）が好ましく、２５００［ｎｍ］以上１００００［ｎｍ］以下がより好ましく、４０００［ｎｍ］以上１００００［ｎｍ］以下がさらにより好ましく、４０００［ｎｍ］以上８０００［ｎｍ］以下が好ましい。ｐ型光吸収層３は、表面に凹凸の高低差が少なくてｐ型光吸収層３の最小厚さと最大厚さの差は、０［ｎｍ］以上１００［ｎｍ］以下が好ましく、０［ｎｍ］以上５０［ｎｍ］以下がより好ましい。ｐ型光吸収層３は、直方体形状を有する。
【0021】
ｐ型光吸収層３は、大粒径の第１領域３ａ及び小粒径の第２領域３ｂを含む。第１領域３ａはｎ型層４側に存在する。第２領域３ｂはｐ電極２側に存在する。第１領域３ａと第２領域３ｂは直接的に接続していることが好ましい。
【0022】
第１領域３ａの平均結晶粒径である第１平均結晶粒径ｄ１は、第２領域３ｂの平均結晶粒径である第２平均結晶粒径ｄ２よりも大きいことが好ましい。
【0023】
ｐ型光吸収層３とｎ型層４が異種の化合物であってｐｎがヘテロ接合している場合、ｎ型層４の元素がｐ型光吸収層３に拡散し、又は／及び、ｐ型光吸収層３の元素がｎ型層４に拡散すると、ｐ型光吸収層３とｎ型層４の間にお互いの元素が拡散した厚さが２０［ｎｍ］以下の混合領域が存在する場合がある。混合領域に占める金属元素の９０［ａｔｏｍ％］以下がｐ型光吸収層３に含まれる金属であって、さらに、混合領域に占める金属元素の１０［ａｔｏｍ％］以上がｎ型層４に含まれる金属元素である。混合領域が存在する場合、ｐ型光吸収層３のｎ型層４側の表面は、混合領域を除いたｐ型光吸収層３のｎ型層４側の表面であり、ｎ型層４のｐ型光吸収層３側の表面は、混合領域を除いたｎ型層４のｐ型光吸収層３側の表面である。
【0024】
ｐ型光吸収層３の厚さは、電子顕微鏡による断面観察や、段差計によって求められ、２０００［ｎｍ］以上１５０００［ｎｍ］以下（１［μｍ］以上１５［μｍ］以下）が好ましく、２５００［ｎｍ］以上１００００［ｎｍ］以下がより好ましく、４０００［ｎｍ］以上１００００［ｎｍ］以下がさらにより好ましく、４０００［ｎｍ］以上８０００［ｎｍ］以下が好ましい。ｐ型光吸収層３は、表面に凹凸の高低差が少なくてｐ型光吸収層３の最小厚さと最大厚さの差は、０［ｎｍ］以上１００［ｎｍ］以下が好ましく、０［ｎｍ］以上５０［ｎｍ］以下がより好ましい。ｐ型光吸収層３は、直方体形状を有する。
【0025】
第２領域３ｂの厚さは、７０［ｎｍ］以上１０００［ｎｍ］以下が好ましい。第２領域３ｂが存在すると、波長が５００ｎｍ以上の光の量子効率が向上し、変換効率の向上に寄与する。第２領域３ｂの厚さが薄いと波長が５００ｎｍ以上の光の量子効率の向上効果が少ない。第２領域３ｂの厚さが厚いと光吸収層の欠陥が多くなり、電子の再結合が起きやすいという理由により好ましくない。上記観点から、第２領域３ｂの厚さは、７０[ｎｍ]より厚く１０００[ｎｍ]以下が好ましく、１００[ｎｍ]以上１０００[ｎｍ]以下がより好ましい。
【0026】
第２領域３ｂの厚さは、１５０［ｎｍ］以上６００［ｎｍ］以下が好ましい。第２領域３ｂが存在すると、波長が５００ｎｍ以上の光の量子効率が向上し、変換効率の向上に寄与する。第２領域３ｂの厚さが薄いと波長が５００ｎｍ以上の光の量子効率の向上効果が少ない。第２領域３ｂの厚さが厚いと光吸収層の欠陥が多くなり、電子の再結合が起きやすいという理由により好ましくない。上記観点から、第２領域３ｂの厚さは、１５０[ｎｍ]以上５００[ｎｍ]以下がより好ましい。
【0027】
第１領域３ａの厚さと第２領域３ｂの厚さの測定方法について説明する。図２の分析スポットＡ１～Ａ９の断面を観察して、大粒径でｎ型層４側の領域を第１領域３ａとする。また、図２の分析スポットＡ１～Ａ９の断面を観察して、小粒径でｐ電極２側の領域を第２領域３ｂとする。
【0028】
第２領域３ｂの厚さは、７０［ｎｍ］以上１０００［ｎｍ］以下であり、ｐ型光吸収層３の厚さの１［％］以上２０［％］未満であることが好ましい。ｐ型光吸収層３の厚さに対する第２領域３ｂの厚さが相対的に薄いと光路長が長くなる効果が得られなくなるという理由により好ましくない。ｐ型光吸収層３の厚さに対する第２領域３ｂの厚さが相対的に厚いと光吸収層の欠陥が多くなり、電子の再結合が起きやすいという理由により好ましくない。そこで、第２領域３ｂの厚さは、７０［ｎｍ］以上１０００［ｎｍ］以下であり、ｐ型光吸収層３の厚さの３［％］以上１５［％］未満であることが好ましい。上記観点から、第２領域３ｂの厚さは、７０[ｎｍ]より厚く１０００[ｎｍ]以下でｐ型光吸収層３の厚さの３［％］以上１５［％］未満であることが好ましく、１００[ｎｍ]以上１０００[ｎｍ]以下でありｐ型光吸収層３の厚さの３［％］以上１５［％］未満であることがより好ましい。
【0029】
第２領域３ｂの厚さは、１５０［ｎｍ］以上６００［ｎｍ］以下であり、ｐ型光吸収層３の厚さの１［％］以上２０［％］未満であることが好ましい。ｐ型光吸収層３の厚さに対する第２領域３ｂの厚さが相対的に薄いと光路長が長くなる効果が得られなくなるという理由により好ましくない。ｐ型光吸収層３の厚さに対する第２領域３ｂの厚さが相対的に厚いと光吸収層の欠陥が多くなり、電子の再結合が起きやすいという理由により好ましくない。そこで、第２領域３ｂの厚さは、１５０［ｎｍ］以上６００［ｎｍ］以下であり、ｐ型光吸収層３の厚さの３［％］以上１５［％］未満であることが好ましい。上記観点から、第２領域３ｂの厚さは、１５０［ｎｍ］以上５００［ｎｍ］以下であり、ｐ型光吸収層３の厚さの３［％］以上１５［％］未満であることが好ましい。
【0030】
第２領域３ｂの厚さがｐ型光吸収層３の厚さの１［％］以上２０［％］未満である場合、第１領域３ａの厚さは、ｐ型光吸収層３の厚さの８０［％］以上９９［％］以下であることが好ましい。第１領域３ａがｐ型光吸収層３の大部分を占めることで、変換効率の高い太陽電池１００が得られる。
【0031】
第２領域３ｂの厚さがｐ型光吸収層３の厚さの３［％］以上１５［％］未満である場合、第１領域３ａの厚さは、ｐ型光吸収層３の厚さの８５［％］以上９７［％］以下であることが好ましい。第１領域３ａがｐ型光吸収層３の大部分を占めることで、変換効率の高い太陽電池１００が得られる。
【0032】
第１領域３ａの平均結晶粒径である第１平均結晶粒径ｄ１は、１．５［μｍ］以上が好ましい。第１平均結晶粒径ｄ１は、ｐ型光吸収層３の厚さ８０［％］以上１００［％］未満が好ましい。第１領域３ａは、ｐ型光吸収層３において、光を吸収して発電する主たる領域である。第１領域３ａの第１平均結晶粒径ｄ１が大粒径であると第１領域において、３５０［ｎｍ］以上６５０［ｎｍ］未満の光を吸収して高効率に発電することができる。第１平均結晶粒径ｄ１は、ｐ型光吸収層３の厚さから第２領域３ｂの厚さを除いた厚さ、つまり、第１領域３ａの厚さの９０［％］以上１００［％］以下が好ましく、９５［％］以上１００［％］以下がより好ましい。また、ｐ型光吸収層３に含まれる粒子のうち粒径がｐ型光吸収層３の厚さの５０［％］以上１００［％］未満である粒子は、ｐ電極２に直接的に接していないことが好ましい。
【0033】
第１平均結晶粒径ｄ１は、図２の分析スポットＡ１～Ａ９の各断面画像に写るｐ型光吸収層３を観察して求められる。例えば、走査電子顕微鏡（ＳＥＭ：Scanning Electron Microscope）を用いて、断面画像を得る。倍率は、１００００倍以上２０００００倍程度とし、撮影範囲は、ｐ型光吸収層３の厚さ以上である。断面画像には、ｐ型光吸収層３、ｎ型層４及びｐ電極２が含まれる。断面画像のｎ型層４側のｐ型光吸収層３において、結晶の積層方向の直径が長い方から５つ選択する。選択した５つの結晶の積層方向の直径の平均値を求める。９つの分析スポットＡ１～Ａ９から求めた平均値をさらに平均して得られた値の平均値を平均結晶粒径ｄ１とする。
【0034】
第２領域３ｂの平均結晶粒径である第２平均結晶粒径ｄ２は、０．００５［μｍ］以上０．６０［μｍ］以下が好ましく、０．１５［μｍ］以上０．４５［μｍ］以下がより好ましい。ｐ電極２側に粒径の小さい第２領域３ｂが存在することで、第１領域３ａで吸収されなかった光のうち、長波長の光が第２領域３ｂで吸収される。このことによって、太陽電池１００の５００ｎｍ以上の波長の光の量子効率が向上する。
【0035】
第２領域３ｂの結晶粒径の最大値は、０．０５［μｍ］以上２．００［μｍ］以下が好ましく、０．３０［μｍ］以上１．０［μｍ］以下がより好ましい。
【0036】
第２平均結晶粒径ｄ２は、図２の分析スポットＡ１～Ａ９をSEM-EBSD（走査電子顕微鏡－後方散乱電子回折）を用いて測定して求められる。具体的には、ｐ電極２とｐ型光吸収層３の境界部分を観察する。観察において、第２領域２ｂの厚さが確認できる領域を選択する。加速電圧は１［ｋＶ］で、試料傾斜は７０［°］、測定領域は０．８［μｍ］×１１［μｍ］で、ＳＴＥＰは０．０１［μｍ］とした。７０［°］傾斜した試料に電子線を照射することによって、各結晶面で回折電子線が作られ、この後方散乱電子回折を解析し、画像中の結晶面方位を求めた。結晶面方位が５［°］以上の方位差がある境界を結晶粒界として扱い、粒子毎に結晶面方位に基づいて色分けする。色分けによって、粒界が視覚的に容易に認識できる。測定領域に含まれる全ての粒子の直径をピクセル数×(ステップサイズ(0.01 μm)の2乗)により粒面積を求め、粒面積×4/π)^(1/2)によって求める。粒子の直径を求める際に粒界部分を含めた領域を粒子とみなして粒子の直径を求める。分析スポットＡ１～Ａ９の測定領域に含まれる全ての粒子の直径の平均値を第２平均結晶粒径ｄ２とする。
【0037】
第１領域３ａの第１平均結晶粒径ｄ１に対する第２領域３ｂの第２平均結晶粒径ｄ２（ｄ２／ｄ１）は、０．００５以上０．３００以下が好ましく、０．０１０以上０．３００以下よりが好ましく、０．０２０以上０．１００以下がさらにより好ましい。ｄ２／ｄ１が好ましい範囲内であると、電子の再結合が少なく、裏面側の光路長が長くなるという理由で好ましい。
【0038】
第２領域３ｂには、空隙Ｇが含まれることが好ましい。空隙Ｇの断面平均直径は、０．１０［μｍ］以上０．６０［μｍ］以下が好ましく、０．１５［μｍ］以上０．４５［μｍ］以下がより好ましい。空隙が上記範囲内であることで、電子の再結合の増加を防ぐことができる可能性がある。
【0039】
第１領域３ａには、空隙Ｇがほとんど含まれないことが好ましい。第１領域３ａの断面に占める空隙Ｇの面積比率Ｒ１（［第１領域３ａの空隙Ｇの断面積の合計］／［第１領域３ａの断面積］）は、０以上０.１以下が好ましく、０以上０．０１以下がより好ましい。
【0040】
第２領域３ｂの断面に占める空隙Ｇの面積比率Ｒ２（［第２領域３ｂの空隙Ｇの断面積の合計］／［第２領域３ｂの断面積］）は、０．０１以上０．３以下が好ましく、０.０５以上０．１以下がより好ましい。
【0041】
第１領域３ａに空隙Ｇが含まれる場合、第２領域３ｂの断面に占める空隙Ｇの面積比率Ｒ２に対する第１領域３ａの断面に占める空隙Ｇの面積比率Ｒ１（Ｒ１／Ｒ２）は、０．００１以上０．１以下が好ましい。
【0042】
図２の分析スポットＡ１～Ａ９をSEM-EBSDで粒界を調べる際に、結晶以外と判断された領域を空隙Ｇとみなす。空隙Ｇの直径を第２平均結晶粒径ｄ２と同様に求める。分析スポットＡ１～Ａ９の測定領域に含まれる全ての空隙の直径の平均値を空隙Ｇの断面平均直径とする。また、第１領域３ａ又は第２領域３ｂの各空隙Ｇを合計して第１領域３ａ又は第２領域３ｂの第１領域３ａ又は第２領域３ｂの空隙Ｇの断面積の合計を求める。
【0043】
第２領域３ｂの粒度分布は、０．００５［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲に２個以上３個以下のピークを含むことが好ましく、０．００５［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲に２個のピーク（２個のみのピーク）が含まれることがより好ましい。第２領域３ｂの粒度分布の０．００５［μｍ］以上０．３０［μｍ］未満の範囲（第１範囲）に第１ピークＰ１と、０．３０［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲（第２範囲）に第２ピークＰ２を含むことが好ましい。実施形態の製造方法で作製したｐ型光吸収層３は、粒度分布に第１範囲と第２範囲の両方にピークを含む第２領域３ｂを有する。
【0044】
図３の模式断面図に示すように、実施形態の第２領域３ｂには、粒径の大きな粒子Ａ、粒径の小さな粒子Ｂ、小さな空隙ＧＳ及び大きな空隙ＧＬが含まれることが好適である。
【0045】
第２領域３ｂの０．１０［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲の粒度分布について説明する。階級の幅は０．０５［μｍ］である。例えば、０．１０［μｍ］の階級は、粒径が０．０７５［μｍ］以上０．１２５［μｍ］の粒子を含む。
【0046】
第２領域３ｂに含まれる粒子のうち、結晶粒径が０．０７５［μｍ］以上２．００［μｍ］である粒子の比率を１００［％］とした場合、第１ピークの存在比率（第１ピークＰ１に含まれる粒子の比率（［第１ピークに含まれる粒子の数］／［結晶粒径が０．０７５［μｍ］以上２．００［μｍ］以下である粒子の数］））及び第２ピークの存在比率（第２ピークＰ２に含まれる粒子の比率（［第２ピークに含まれる粒子の数］／［結晶粒径が０．０７５［μｍ］以上２．００［μｍ］以下である粒子の数］））は、それぞれ、１０［％］以上８０［％］以下であることが好ましい。
【0047】
第２領域３ｂに含まれる粒子のうち、結晶粒径が０．０７５［μｍ］以上２．００［μｍ］である粒子の比率を１００［％］とした場合、第１ピークＰ１に含まれる粒子の比率又は第２ピークＰ２に含まれる粒子の比率は、結晶粒径が０．０７５［μｍ］以上２．００［μｍ］の範囲で最も高いことが好ましい。
【0048】
第１ピークＰ１に含まれる粒子の比率又は第２ピークＰ２に含まれる粒子の比率が２０［％］以上７０［％］以下であることが好ましい。第１ピークＰ１及び第２ピークＰ２は、非常にシャープなピークでもなく、平坦に近いピークでもないことが好ましい。
【0049】
第２領域３ｂの粒度分布において、第１ピークＰ１と第２ピークＰ２の間には谷が存在することが好ましい。より具体的には、第２領域３ｂの粒度分布において、第１ピークＰ１のピークトップと第２ピークＰ２のピークトップの間に比率が０［％］以上４［％］未満の階級が含まれることが好ましい。
【0050】
SEM-EBSDで第２平均結晶粒径ｄ２を求める方法と同様に、分析スポットＡ１～Ａ９の各結晶粒径を求める。求められた粒径を、５０［ｎｍ］の階級幅で粒度分布を作成する。粒度分布の縦軸には、存在比率（第２領域３ｂに含まれる粒子数に対する階級に属する粒子数の比率）を示す。作成した粒度分布から第１ピークＰ１及び第２ピークＰ２を特定することができる。
【0051】
第２領域３ｂの粒子の結晶配向性は、ランダムであることが好ましい。実施形態の製造方法で作製したｐ型光吸収層３は、結晶配向性がランダムな第２領域３ｂを有する。実施形態の第２領域３ｂの結晶配向性がランダムか否かについては、以下の様に定める。各分析スポットで観察してＩＰＦ（Inverse Pole Figure）マップを得る。ＩＰＦマップの中心に最も高い粒子（選択した中心の粒子）を選択する。選択した中心の粒子に最も近い粒子との距離が近い２０個の粒子（選択した外周の粒子）を選択する。選択した外周の粒子である２０粒子についてそれぞれ中心の粒子との方位差を求める。方位差が１５［°］以上である粒子が１０粒子以上である場合、第２領域３ｂの粒子の結晶配向性がランダムであるとする。
【0052】
第２領域３ｂの断面は、（００１）面（（２００）面）、（１０１）面及び（１１１）面を含むことが好ましい。結晶配向性が上記の基準でランダムであっても特定の面方位に偏っているよりも、第２領域３ｂの断面には面方位が異なる複数の粒子を含むことが好ましい。
【0053】
第２領域３ｂの断面の結晶の面方位は次のように求める。SEM-EBSDで第２平均結晶粒径ｄ２を求める方法と同様に、分析スポットＡ１～Ａ９のＩＰＦマップから各結晶の面方位と中心の粒子との方位差を求める。
【0054】
第２領域３ｂには、断面直径が０．０１［μｍ］以上０．１［μｍ］未満の小さな空隙と断面直径が０．１［μｍ］以上０．６［μｍ］以下の大きな空隙が含まれることが好ましい。
【0055】
第２領域３ｂのキャリア濃度は、第１領域３ａよりもキャリア濃度が高いことが好ましい。第２領域３ｂのキャリア濃度が第１領域３ａのキャリア濃度よりも高いと裏面障壁（ＢＳＦ；Back Surface Field）によって、再結合が抑制され、短絡電流密度が向上し、変換効率の向上に寄与することが好ましい。第２領域３ｂのキャリア濃度の平均値は、第１領域３ａのキャリア濃度の平均値の１０0倍以上１０6以下が好ましい。
【0056】
第２領域３ｂのキャリア濃度が第１領域３ａよりもキャリア濃度が高い場合、第２領域３ｂは、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｒｂ、Ｃｓ、Ｍｇ、Ｃａ、Ｓｒ、Ｂａ、Ｔｉ、Ｚｒ、Ｈｆ、Ｖ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｃｒ、Ｍｏ、Ｗ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ｐｄ、Ａｇ、Ｚｎ、Ｃｄ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｃ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｓｎ、Ｎ、Ｐ、Ｓｂ及びＢｉからなる群より選ばれる１種以上が好ましい。第２領域３ｂに、Ｃｌ、Ｆ、Ｂｒ、Ｉ、Ｍｎ、Ｔｃ及びＲｅからなる群より選ばれる１種以上を含む場合、第２領域３ｂ中のＣｌ、Ｆ、Ｂｒ、Ｉ、Ｍｎ、Ｔｃ及びＲｅからなる群より選ばれる１種以上の総濃度は、第２領域３ｂのＬｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｒｂ、Ｃｓ、Ｍｇ、Ｃａ、Ｓｒ、Ｂａ、Ｔｉ、Ｚｒ、Ｈｆ、Ｖ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｃｒ、Ｍｏ、Ｗ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ｐｄ、Ａｇ、Ｚｎ、Ｃｄ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｃ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｓｎ、Ｎ、Ｐ、Ｓｂ及びＢｉからなる群より選ばれる１種以上の総濃度の１００［％］未満が好ましく、１０［％］以下がより好ましい。
【0057】
再結合を防ぐ観点から、第２領域３ｂのキャリア濃度は、第１領域３ａ側が低く、ｐ電極２側が高いことが好ましい。再結合を防ぐ観点から、第２領域３ｂのキャリア濃度は、第１領域３ａ側が低く、ｐ電極２側が高く、キャリア濃度が第１領域３ａ側からｐ電極２側に向かって傾斜的に変化することが好ましい。
【0058】
第２領域３ｂのキャリア濃度の平均値が第１領域３ａのキャリア濃度の平均値の１０0倍以上１０5以下である場合、第２領域３ｂの厚さは、0.07［μｍ］以上0.1［μｍ］以下が好ましい。第２領域３ｂのキャリア濃度の平均値が第１領域３ａのキャリア濃度の平均値の１０0倍以上１０5以下である場合、第２領域３ｂの厚さは、第１領域３ａの厚さの0.01倍以上0.05倍以下であることが好ましい。第２領域３ｂのキャリア濃度の平均値が第１領域３ａのキャリア濃度の平均値の１０１倍以上１０6以下である場合、第２領域３ｂの厚さは、0.1［μｍ］以上0.6［μｍ］以下であり、第２領域３ｂの厚さは、第１領域３ａの厚さの0.05倍以上0.3倍以下であることが好ましい。
【0059】
ｐ型光吸収層３の正孔濃度を求める。例えば、ｐ型光吸収層３の厚さが８［μｍ」で、第１領域３ａがｐ型光吸収層３のｎ型層４側の表面からｐ電極２側に向かって７［μｍ］までの深さに存在し、ｐ型光吸収層３から第１領域３ａを除いたｐ電極２側の厚さが１［μｍ］の領域を第２領域３ｂとする場合、例えば、まず、ｎ型層４側からｐ型光吸収層３側に向かって研磨又はエッチングによって部材を除去し、ｐ電極２側から基板１及びｐ電極２を除去して、ｐ型光吸収層３単体の全体の正孔濃度を測定する。次いで、ｐ型光吸収層３のｐ電極２が存在していた側からｐ型光吸収層３を除去しながら正孔濃度を測定する。例えば、除去する厚さ２００［ｎｍ］毎に正孔濃度を測定する。正孔濃度を求める際の除去厚さの間隔である２００［ｎｍ］を１０［ｎｍ］以上１００［ｎｍ］以下の一定間隔にすることで、測定精度を高めることができる。
【0060】
第１領域３ａは、第２領域３ｂに直接的に接していることが好ましい。第１領域３ａの第２領域３ｂを向く面は、第２領域３ｂの第１領域３ａを向く面と直接的に接していることが好ましい。第１領域３ａのｎ型層４を向く面は、ｎ型層４のｐ型光吸収層３を向く面と直接的に接していることが好ましい。第２領域３ｂのｐ電極２を向く面は、ｐ電極２のｐ型光吸収層３を向く面と直接的に接していることが好ましい。
【0061】
ｐ型光吸収層３は、例えばスパッタなどによって成膜されることが好ましい。図４にｐ型光吸収層３の製造方法のフローチャートを示す。図４のフローチャートに示すｐ型光吸収層３の製造方法は、低温成膜工程（Ｓ０１）及び高温成膜工程（Ｓ０２）を含む。温度の異なる２段階のスパッタリングを行うことで、第１領域３ａ及び第２領域３ｂの両方を含むｐ型光吸収層３を成膜することができる。酸化工程（Ｓ０３）を実施してもよい。
【0062】
基板１がｐ電極２側に設けられている場合は、低温成膜工程（Ｓ０１）、高温成膜工程（Ｓ０２）、酸化工程（Ｓ０３）の順に処理を行うことが好ましい。
【0063】
基板１がｎ電極５側に設けられている場合は、図４のフローチャートとは一部順番を入れ替えて、高温成膜工程（Ｓ０２）、低温成膜工程（Ｓ０１）、酸化工程（Ｓ０３）の順に処理を行うことが好ましい。
【0064】
スパッタリングにおいて、Ｃｕ以外の原子をチャンバー内に導入して、ドープされたＣｕ２Ｏ膜や亜酸化銅の複合酸化物膜を形成することができる。
【0065】
スパッタリングは、チャンバー内のステージにｐ型光吸収層３を形成させる部材（例えば、基板１上にｐ電極２が形成された部材又は基板１上にｎ電極５及びｎ型層４が形成された部材）を載置し、ステージを加熱することで部材を加熱し、銅を主成分とするターゲットを用いて酸化性雰囲気で銅を酸化させて部材上に付着させて成膜する。
【0066】
スパッタリングの温度は、ｐ型光吸収層３を形成する下地の部材の温度である。ｐ電極２側に基板１を設けている場合は、スパッタリングの温度は、基板１の温度又は／及びｐ電極２の温度である。ｎ電極５側に基板１を設けている場合は、スパッタリングの温度は、基板１の温度又は／及びｎ電極５の温度である。なお、ステージ温度を下地の部材の温度とみなすことができる。
【0067】
低温成膜工程（Ｓ０１）のスパッタリングの温度は、２００［℃］以上３５０［℃］未満であることが好ましく、２５０［℃］以上３５０［℃］以下であることが好ましい。下地の層の温度が低いことで、ｐ型光吸収層３の結晶が成長し難く、小粒径の第２領域３ｂが形成される。
【0068】
低温成膜工程（Ｓ０１）のチャンバー内の酸素分圧は、０．０１［Ｐａ］以上４．８［Ｐａ］以下が好ましい。
【0069】
低温成膜工程（Ｓ０１）のｐ型光吸収層３の堆積速度をｄ［μｍ／ｍｉｎ］とする場合、酸素分圧は、ｄの０．５倍以上１．５倍以下が好ましい（この計算において、堆積速度の次元は無視する）。
【0070】
低温成膜工程（Ｓ０１）において、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｒｂ、Ｃｓ、Ｍｇ、Ｃａ、Ｓｒ、Ｂａ、Ｔｉ、Ｚｒ、Ｈｆ、Ｖ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｃｒ、Ｍｏ、Ｗ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ｐｄ、Ａｇ、Ｚｎ、Ｃｄ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｃ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｓｎ、Ｎ、Ｐ、Ｓｂ、Ｇｅ及びＢｉからなる群より選ばれる１種以上の原子をＣｕ原子と共にチャンバー内に導入することで、キャリア濃度を高めることができる。
【0071】
高温成膜工程（Ｓ０２）のスパッタリングの温度は、３５０［℃］以上６００［℃］以下であることが好ましく、４００［℃］以上５５０［℃］以下であることが好ましい。下地の層の温度が高いことで、ｐ型光吸収層３の結晶が成長し、大粒径の第１領域３ａが形成される。
【0072】
高温成膜工程（Ｓ０２）のチャンバー内の酸素分圧は、０．０１［Ｐａ］以上４．８［Ｐａ］以下が好ましい。
【0073】
高温成膜工程（Ｓ０２）のｐ型光吸収層３の堆積速度をｄ［μｍ／ｍｉｎ］とする場合、酸素分圧は、ｄの０．５倍以上１．５倍以下が好ましい（この計算において、堆積速度の次元は無視する）。
【0074】
高温成膜工程（Ｓ０２）のスパッタリング温度は、低温成膜工程（Ｓ０１）のスパッタリング温度よりも１００［℃］以上４００［℃］以下高いことが好ましい。
【0075】
低温成膜工程（Ｓ０１）から高温成膜工程（Ｓ０２）へ移行する際に、スパッタリングを停止してから部材の温度を変更してもよいし、スパッタリングを行いながら温度を変化させてもよい。スパッタリングを行いながら部材の温度を変化させる場合は、１０［℃／ｍｉｎ］以上１００［℃／ｍｉｎ］の早さで部材温度を変化させることが好ましい。
【0076】
高温成膜工程（Ｓ０２）か低高温成膜工程（Ｓ０１）へ移行する際に、スパッタリングを停止してから部材の温度を変更してもよいし、スパッタリングを行いながら温度を変化させてもよい。スパッタリングを行いながら部材の温度を変化させる場合は、－１００［℃／ｍｉｎ］以上－１０［℃／ｍｉｎ］の早さで部材温度を変化させることが好ましい。
【0077】
高温成膜工程（Ｓ０１）において、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｒｂ、Ｃｓ、Ｍｇ、Ｃａ、Ｓｒ、Ｂａ、Ｔｉ、Ｚｒ、Ｈｆ、Ｖ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｃｒ、Ｍｏ、Ｗ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ｐｄ、Ａｇ、Ｚｎ、Ｃｄ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｃ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｓｎ、Ｎ、Ｐ、Ｓｂ、Ｇｅ、Ｂｉ、Ｃｌ、Ｆ、Ｂｒ、Ｉ、Ｍｎ、Ｔｃ及びＲｅからなる群より選ばれる１種以上の原子をＣｕ原子と共にチャンバー内に導入することができる。
【0078】
酸化工程（Ｓ０３）は、低酸素濃度（酸素分圧１００［Ｐａ］）から高酸素濃度（酸素分圧２０００００［Ｐａ］）以下の雰囲気、又は、オゾンを含む雰囲気にｐ型光吸収層３を成膜させた部材を置くことで酸化させる。酸化処理（Ｓ０３）は、省略してもよい。酸化処理（Ｓ０３）は、低温成膜工程（Ｓ０１）及び高温成膜工程（Ｓ０２）を実施した後であって、ｎ型層４の形成前（基板１をｐ電極２側に設けた場合）に行うことが好ましい。
【0079】
ｐ型光吸収層３がカルコパイライト構造を有する化合物を含む場合、カルコパイライト構造を有する化合物として、例えば、１１族元素（Ｃｕ、Ａｇ）、１３族元素（Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ）及び１６族（Ｓ、Ｓｅ、Ｔｅ）を含む化合物が挙げられる。カルコパイライト構造を有する化合物のｎ型ドーパントとしては、Ｚｎ又は／及びＣｄが好ましい。
【0080】
ｐ型光吸収層３がケステライト構造を有する化合物を含む場合、ケステライト構造を有する化合物として、例えば、Ｃｕ２ＺｎＳｎ（Ｓ，Ｓｅ）４が挙げられる。ケステライト構造を有する化合物のｎ型ドーパントとしては、Ｃｄが好ましい。
【0081】
ｐ型光吸収層３がスタンナイト構造を有する化合物を含む場合、スタンナイト構造を有する化合物として、例えば、Ｃｕ２（Ｆｅ、Ｚｎ）Ｓｎ（Ｓ，Ｓｅ）４が挙げられる。スタンナイト構造を有する化合物のｎ型ドーパントとしては、Ｃｄが好ましい。
【0082】
ｎ型層４は、ｎ型の半導体層である。ｎ型層４は、ｐ型光吸収層３とｎ電極５との間に配置される。ｎ型層４は、ｐ型光吸収層３上に設けられていることが好ましい。ｎ型層４は、ｐ型光吸収層３のｐ電極２と接した面とは反対側の面と直接接している。ｎ型層４は、Ｇａを含む酸化物を含む半導体層、又は、ｎ型の亜酸化銅化合物を含む半導体層を含むことが好ましい。Ｇａを含む酸化物を含む半導体層、又は、ｎ型の亜酸化銅化合物を含む半導体層がｐ型光吸収層３とｐｎ接合（混合領域がｉ型であればｐｉｎ接合）を形成する。ｎ型層４にＧａを含む酸化物を含む半導体層を用いるとき、太陽電池１００は、ヘテロ接合型の太陽電池である。ｎ型層４に亜酸化銅化合物を含む半導体層を用いるとき、太陽電池１００は、ホモ接合型の太陽電池である。ｎ型層４は、Ｇａを含む酸化物を含む半導体層、又は、ｎ型の亜酸化銅化合物を含む半導体層の単層でもよいし、多層でもよい。多層のｎ型層４は、組成の異なるＧａを含む酸化物を含む半導体層が複数層含まれる形態やｎ型の亜酸化銅化合物を含む半導体層組成の異なるＧａを含む酸化物を含む半導体層が複数層含まれる形態が挙げられる。ヘテロ接合型の太陽電池であってもホモ接合型の太陽電池であっても空乏層幅が拡大することで理論上は短絡電流密度が向上するため、ヘテロ接合型の太陽電池及びホモ接合型の太陽電池において第１領域３ａを設けることによって短絡電流密度及び変換効率が向上する。
【0083】
Ｇａを主成分とする化合物（酸化物）を含むことが好ましい。ｎ型層４はＧａを主成分とする酸化物に他の酸化物が混合していてもよいし、Ｇａを主成分とする酸化物に他の元素がドープしていてもよいし、他の元素がドープしたＧａを主成分とする酸化物と他の酸化物が混合していてもよい。ｎ型層４は、単層又は多層である。ｎ型層４に含まれる金属元素のうち、Ｇａが４０原子％以上であることが好ましく、５０原子％以上であることがより好ましい。ｎ型層４に含まれる金属元素は、ｐ型光吸収層３側からｎ電極５側に傾斜していてもよい。
【0084】
ｎ型層４は、Ｍ３で表される元素とＧａを含む酸化物を含むことが好ましい。Ｇａを主成分とする酸化物は、例えば、Ｍ３で表される元素とＧａを含む酸化物である。ｎ型層４は、Ｈ、Ｓｎ、Ｓｂ、Ｃｕ、Ａｇ、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｃｓ、Ｒｂ、Ａｌ、Ｉｎ、Ｚｎ、Ｍｇ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｎ、Ｂ、Ｔｉ、Ｈｆ、Ｚｒ及びＣａからなる群より選ばれる１種以上の元素であるＭ３とＧａを含む酸化物を含むことが好ましい。ｎ型層４は、Ｈ、Ｓｎ、Ｓｂ、Ｃｕ、Ａｇ、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｃｓ、Ｒｂ、Ａｌ、Ｉｎ、Ｚｎ、Ｍｇ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｎ、Ｂ、Ｔｉ、Ｈｆ、Ｚｒ及びＣａからなる群より選ばれる１種以上の元素であるＭ３とＧａを含む酸化物を９０ｗｔ％以上１００ｗｔ％以下含むことが好ましい。ｎ型層４のＧａを主成分とする化合物は、平均組成がＧａｈＭ３ｉＯｊで表されるＭ３とＧａを含む酸化物であることが好ましい。ｈ、ｉ及びｊは、１．８≦ｈ≦２．１、０≦ｉ≦０．２及び２．９≦ｊ≦３．１を満たすことが好ましい。
【0085】
ｎ型層４の９０［ｗｔ％］以上１００［ｗｔ％］以下は、Ｍ３とＧａを含む酸化物であることが好ましい。ｎ型層４の９５［ｗｔ％］以上１００［ｗｔ％］以下は、Ｍ３とＧａを含む酸化物であることがより好ましい。ｎ型層４の９８［ｗｔ％］以上１００［ｗｔ％］以下は、Ｍ３とＧａを含む酸化物で表される化合物であることがさらにより好ましい。ｎ型層４に含まれるＣｕは、ｎ型層４を成膜する原料には含まれず、ｐ型光吸収層３に含まれるＣｕがｎ型層４に拡散したものである。ｐ型光吸収層３の成膜時に他の元素も用いる場合はこれらの元素もｎ型層４に拡散する場合がある。
【0086】
ｎ型層４の膜厚は、典型的には、３［ｎｍ］以上１００［ｎｍ］以下である。ｎ型層４の厚さが３ｎｍ未満であるとｎ型層４のカバレッジが悪い場合にリーク電流が発生し、特性を低下させてしまう場合がある。カバレッジが良い場合は上記膜厚に限定されない。ｎ型層４の厚さが５０［ｎｍ］を超えるとｎ型層４の過度の高抵抗化による特性低下や、透過率低下による短絡電流低下が起こる場合がある。従って、ｎ型層４の厚さは３［ｎｍ］以上２０［ｎｍ］以下がより好ましく、５［ｎｍ］以上２０［ｎｍ］以下がさらにより好ましい。
【0087】
なお、ｎ型層４の化合物の組成は、特に条件を付けなければｎ型層４全体の平均組成である。ｎ型層４の組成は、ｎ型層４の厚さをｄ４とする場合、ｐ型光吸収層３側のｎ型層４の表面から０．２ｄ４、０．５ｄ４、０．８ｄ４の深さにおける組成の平均値である。ｎ型層４の化合物の元素組成比が傾斜しているといった条件がある場合を除き各深さにおいて、ｎ型層４は、上記及び下記の好適な組成を満たすことが好ましい。なお、ｎ型層４が非常に薄い場合（例えば５［ｎｍ］以下）は、ｐ型光吸収層３側のｎ型層４の表面から０．５ｄの深さにおける組成をｎ型層４の全体の組成とみなすことができる。なお、ｎ型層４の組成分析は、ｐ型光吸収層３と同様である。
【0088】
ｐ型光吸収層３が亜酸化銅を含まない形態において、好適なｎ型半導体層をｎ型層４として用いることができる。ｐ型光吸収層３が亜酸化銅を含まない形態において、ｎ型の酸化物をｎ型層４として用いることができる。
【0089】
ｎ電極５は、可視光に対して、光透過性を有するｎ型層４側の電極である。ｎ電極５は、ｎ型層４上に設けられていることが好ましい。ｎ電極５とｐ型光吸収層３によってｎ型層４を挟んでいる。ｎ型層４とｎ電極５の間には、図示しない中間層を設けることができる。ｎ電極５には、酸化物透明導電膜を用いることが好ましい。ｎ電極５で用いられる酸化物透明導電膜としては、酸化インジウムスズ、アルミニウムドープ酸化亜鉛、ボロンドープ酸化亜鉛、ガリウムドープ酸化亜鉛、インジウムドープ酸化亜鉛、チタンドープ酸化インジウム、酸化インジウムガリウム亜鉛及び水素ドープ酸化インジウムからなる群より選ばれる１種以上の半導体導電膜であることが好ましい。酸化スズなどの膜へのドーパントとしては、Ｉｎ、Ｓｉ、Ｇｅ、Ｔｉ、Ｃｕ、Ｓｂ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｗ、Ｍｏ、Ｆ及びＣｌなどからなる群から選ばれる1種以上であれば特に限定されない。ｎ電極５は、酸化物透明導電膜を低抵抗化するために、メッシュやライン形状の電極を含むことができる。メッシュやライン形状の電極には、Ｍｏ、Ａｕ、Ｃｕ、Ａｇ、Ａｌ、ＴａやＷなど特に限定されない。ｎ電極５には、グラフェンも用いることができる。グラフェンは、銀ナノワイヤと積層させることが好ましい。
【0090】
ｎ電極５の厚さは、電子顕微鏡による断面観察や、段差計によって求められ、特に限定はないが、典型的には、５０［ｎｍ］以上２［μｍ］以下である。
【0091】
ｎ電極５は、例えばスパッタなどによって成膜されることが好ましい。
【0092】
（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の光吸収層のバンドギャップは、第１実施形態の太陽電池１００のｐ型光吸収層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２００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の光吸収層のバンドギャップは、第１実施形態の太陽電池１００のｐ型光吸収層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２００は、３以上の太陽電池を接合させた太陽電池も含まれる。
【0093】
第１実施形態の第１太陽電池１００のｐ型光吸収層（亜酸化銅）３のバンドギャップが２．０［ｅＶ］以上２．２［ｅＶ］以下程度であるため、第２太陽電池２０１の光吸収層のバンドギャップは、１．０［ｅＶ］以上１．６［ｅＶ］以下であることが好ましい。第２太陽電池２０１の光吸収層としては、Ｉｎの含有比率が高いＣＩＧＳ系及びＣｄＴｅ系からなる群から選ばれる１種以上の化合物半導体層、結晶シリコン及びペロブスカイト型化合物からなる群より選ばれる１種であることが好ましい。
【0094】
（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。
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。
【0095】
図７に太陽電池モジュール３００の断面図を示す。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３０２では、用いる太陽電池の光吸収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６の太陽電池モジュール３００は、複数の太陽電池１００（太陽電池セル）が横方向に並んで配線３０４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３０５で電気的に接続している。
【0096】
隣り合う太陽電池１００は、上部側のｎ電極５と下部側のｐ電極２が配線３０４によって接続している。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、ｐ電極２、ｐ型光吸収層３、ｎ型層４とｎ電極５を有する。サブモジュール３０３中の太陽電池１００の両端は、バスバー３０５と接続し、バスバー３０５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。なお、第３実施形態に示す太陽電池１００の接続形態は一例であり、他の接続形態によって太陽電池モジュールを構成することができる。
【0097】
（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４実施形態の太陽電池モジュールは、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。
第４実施形態は太陽光発電システムに関する。第４実施形態の太陽電池モジュールは、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。
【0098】
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。
【0099】
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太陽電池を太陽電池モジュールに用いることで、発電量の増加が期待される。
【0100】
太陽光発電システム４００の利用例として車両を示す。図９に車両５００の構成概念図を示す。図９の車両５００は、車体５０１、太陽電池モジュール５０２、電力変換装置５０３、蓄電池５０４、モーター５０５とタイヤ（ホイール）５０６を有する。車体５０１の上部に設けられた太陽電池モジュール５０２で発電した電力は、電力変換装置５０３変換されて、蓄電池５０４にて充電されるか、モーター５０５等の負荷で電力が消費される。太陽電池モジュール５０２又は蓄電池５０４から供給される電力を用いてモーター５０５によってタイヤ（ホイール）５０６を回転させることにより車両５００を動かすことができる。太陽電池モジュール５０２としては、多接合型ではなく、第１実施形態の太陽電池１００等を備えた第１太陽電池モジュールだけで構成されていてもよい。透過性のある太陽電池モジュール５０２を採用する場合は、車体５０１の上部に加え、車体５０１の側面に発電する窓として太陽電池モジュール５０２を使用することも好ましい。
【0101】
太陽光発電システム４００の利用例として飛翔体（ドローン）を示す。飛翔体は、太陽電池モジュール４０１を用いている。本実施形態にかかる飛翔体の構成を、図１０の飛翔体６００の模式図を用いて簡単に説明する。飛翔体６００は、太陽電池モジュール４０１、機体骨格６０１、モーター６０２、回転翼６０３と制御ユニット６０４を有する。太陽電池モジュール４０１、モーター６０２、回転翼６０３と制御ユニット６０４は、機体骨格６０１に配置している。制御ユニット６０４は、太陽電池モジュール４０１から出力した電力を変換したり、出力調整したりする。モーター６０２は太陽電池モジュール４０１から出力された電力を用いて、回転翼６０３を回転させる。実施形態の太陽電池モジュール４０１を有する本構成の飛翔体６００とすることで、より多くの電力を用いて飛行することができる飛翔体が提供される。
【0102】
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。
【0103】
（実施例Ａ：実施例Ａ－１～Ａ－１２、比較例Ａ－１～Ａ－６）
ガラス基板１上に、裏面側のｐ電極２として、ガラスと接する側に上面にＩＴＯ（Ｉｎ：Ｓｎ＝８０：２０、膜厚２０［ｎｍ］）とＡＴＯ（Ｓｎ：Ｓｂ＝９８：２ １５０［ｎｍ］）を堆積する。ＡＴＯ上に酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法によりｐ型光吸収層３としてＣｕ２Ｏ層を成膜する。Ｃｕ２Ｏ層は２段階の成膜で形成する。まず、基板１の温度が２５０［℃］で０．５［μｍ］厚のＣｕ２Ｏ膜（第２領域３ｂ）を成膜し、次に、基板１の温度が４５０［℃］で５．０［μｍ］厚のＣｕ２Ｏ膜（第１領域３ａ）を成膜する。ｐ型光吸収層３の成膜後に、ｎ型層４として１０［ｎｍ］のＧａＯ膜を順に成膜する。そして、ｎ電極５として０．１［μｍ］のＡＺＯ（ＺｎＯ：Ａｌ）を成膜して太陽電池１００を得る。
ガラス基板１上に、裏面側のｐ電極２として、ガラスと接する側に上面にＩＴＯ（Ｉｎ：Ｓｎ＝８０：２０、膜厚２０［ｎｍ］）とＡＴＯ（Ｓｎ：Ｓｂ＝９８：２ １５０［ｎｍ］）を堆積する。ＡＴＯ上に酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法によりｐ型光吸収層３としてＣｕ２Ｏ層を成膜する。Ｃｕ２Ｏ層は２段階の成膜で形成する。まず、基板１の温度が２５０［℃］で０．５［μｍ］厚のＣｕ２Ｏ膜（第２領域３ｂ）を成膜し、次に、基板１の温度が４５０［℃］で５．０［μｍ］厚のＣｕ２Ｏ膜（第１領域３ａ）を成膜する。ｐ型光吸収層３の成膜後に、ｎ型層４として１０［ｎｍ］のＧａＯ膜を順に成膜する。そして、ｎ電極５として０．１［μｍ］のＡＺＯ（ＺｎＯ：Ａｌ）を成膜して太陽電池１００を得る。
【0104】
実施例Ａ－２～Ａ－１２及び比較例Ａ－１～Ａ－６は、第１領域３ａ及び第２領域３ｂの厚さが異なること以外は、実施例Ａ－１と同様である。表１に実施例Ａ－１～Ａ－１２及び比較例Ａ－１～Ａ－６の第１領域３ａ及び第２領域３ｂの厚さ、粒径及びｄ１＞ｄ２を示す。実施例Ａにおいて、ｎ型層４側の領域を第１領域３ａとし、第２領域３ｂとする。表1には、各実施例及び比較例の比較対象例を示す。ここで、表１に記載の粒径とは、第１領域３ａの平均結晶粒径であり、第２領域３ｂの平均結晶粒径である。ｄ１＞ｄ２を満たしている場合は、Ａと評価する。ｄ１＞ｄ２を満たしていない場合は、Ｂと評価する。ｄ１＞ｄ２の評価は、実施例Ａ～Ｃで共通する。
【0105】
【表1】
【0106】
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。測定は大気圧下で測定室内の気温は２５℃とする。電圧をスイープし、電流密度（電流をセル面積で割ったもの）を測定する。横軸を電圧、縦軸を電流密度とした際に、横軸と交わる点が開放電圧Ｖｏｃとなる。測定曲線上において、電圧と電流密度を掛け合わせ、最大になる点をそれぞれＶｍｐｐ、Ｊｍｐｐ（マキシマムパワーポイント）とすると、ＦＦ＝（Ｖｍｐｐ＊Ｊｍｐｐ）／（Ｖｏｃ＊Ｊｓｃ）からフィルファクターが求まる。またＥｆｆ．＝Ｖｏｃ＊Ｊｓｃ＊ＦＦから、変換効率が求まる。
【0107】
表２に実施例Ａの結果を示す。表２に実施例の開放電圧（Ｖｏｃ）、電流密度（Ｊｓｃ）、フィルファクター（ＦＦ）、変換効率（Ｅｆｆ．）及び波長が７００［ｎｍ］以上１０００［ｎｍ］以下の光の透光率を示す。
【0108】
透光率が６０％以上１００％以下の場合をＡと評価し、透光率が５０％以上６０％未満の場合をＢと評価し、透光率が５０％未満の場合をＣと評価する。評価基準は、実施例Ａ～Ｃで共通する。
【0109】
Ｖｏｃは、比較対象例のＶｏｃ未満である場合をＢと評価し、比較対象例のＶｏｃ以上の場合をＡと評価する。評価基準は、実施例Ａ～Ｃで共通する。
【0110】
Ｊｓｃは、比較対象例のＪｓｃ以下の場合をＢと評価し、比較対象例のＪｓｃより大きい場合をＡと評価する。評価基準は、実施例Ａ～Ｃで共通する。
【0111】
ＦＦは、比較対象例のＦＦ未満である場合をＢと評価し、比較対象例のＦＦ以上である場合をＡと評価する。評価基準は、実施例Ａ～Ｃで共通する。
【0112】
Ｅｆｆは、比較対象例のＥｆｆ以下である場合をＢと評価し、比較対象例のＥｆｆより大きい場合をＡと評価する。評価基準は、実施例Ａ～Ｃで共通する。
【0113】
【表2】
【0114】
実施例Ａ－１から実施例Ａ－１２において、第１平均結晶粒径ｄ１は、第２平均結晶粒径ｄ２より大きい。実施例Ａにおいては、第２領域３ｂのＣｕ２Ｏ層で結晶粒径が小さい膜を作製すると、光路長が長くなり、第２領域３ｂを含む全体のＣｕ２Ｏ層での光吸収量が増え、電流密度（Ｊｓｃ）が上がり、変換効率（Ｅｆｆ．）が上がる。
【0115】
（実施例Ｂ：実施例Ｂ－１～Ｂ－１２、比較例Ｂ－１～Ｂ－１０）
ガラス基板１上に、裏面側のｐ電極２として、ガラスと接する側に上面にＩＴＯ（Ｉｎ：Ｓｎ＝８０：２０、膜厚２０［ｎｍ］）とＡＴＯ（Ｓｎ：Ｓｂ＝９８：２ １５０［ｎｍ］）を堆積する。ＡＴＯ上に酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法によりｐ型光吸収層３としてＣｕ２Ｏ層を成膜する。Ｃｕ２Ｏ層は２段階の成膜で形成する。まず、基板１の温度が２５０［℃］で０．５［μｍ］厚のＣｕ２Ｏ膜（第２領域３ｂ）を成膜し、次に、基板１の温度が５００［℃］で５．０［μｍ］厚のＣｕ２Ｏ膜（第１領域３ａ）を成膜する。ｐ型光吸収層３の成膜後に、ｎ型層４として１０［ｎｍ］のＧａＯ、１５［ｎｍ］のＺＴＯを順に成膜する。そして、ｎ電極５として０．１［μｍ］のＡＺＯを成膜して太陽電池１００を得る。
ガラス基板１上に、裏面側のｐ電極２として、ガラスと接する側に上面にＩＴＯ（Ｉｎ：Ｓｎ＝８０：２０、膜厚２０［ｎｍ］）とＡＴＯ（Ｓｎ：Ｓｂ＝９８：２ １５０［ｎｍ］）を堆積する。ＡＴＯ上に酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法によりｐ型光吸収層３としてＣｕ２Ｏ層を成膜する。Ｃｕ２Ｏ層は２段階の成膜で形成する。まず、基板１の温度が２５０［℃］で０．５［μｍ］厚のＣｕ２Ｏ膜（第２領域３ｂ）を成膜し、次に、基板１の温度が５００［℃］で５．０［μｍ］厚のＣｕ２Ｏ膜（第１領域３ａ）を成膜する。ｐ型光吸収層３の成膜後に、ｎ型層４として１０［ｎｍ］のＧａＯ、１５［ｎｍ］のＺＴＯを順に成膜する。そして、ｎ電極５として０．１［μｍ］のＡＺＯを成膜して太陽電池１００を得る。
【0116】
第2領域３ｂの厚さとｐ型光吸収層３の厚さを変えて実施例Ｂ－２～Ｂ－１２及び比較例Ｂ－１～Ｂ－１０の太陽電池１００を作製する。表３に、各実施例及び比較例の比較対象例を示す。
【0117】
表３に実施例及び比較例の第２領域３ｂの厚さ、ｐ型光吸収層３の厚さ、［第２領域３ｂの厚さ］／［ｐ型光吸収層３の厚さ］及びｄ１＞ｄ２をまとめて示す。表３の厚さの数値は、比較例Ｂ－４を除き有効数値１桁（四捨五入）で示している。表３には、各実施例及び比較例の比較対象例を示している。比較例Ｂ－１及び比較例Ｂ－５からＢ－１０では第２領域３ｂが存在しないため、ｄ１＞ｄ２はハイフンで示している。
【0118】
【表3】
【0119】
表４に実施例Ｂの結果を示す。表４に実施例の開放電圧（Ｖｏｃ）、電流密度（Ｊｓｃ）、フィルファクター（ＦＦ）、変換効率（Ｅｆｆ．）、波長が７００［ｎｍ］以上１０００［ｎｍ］以下の光の透光率を示す。
【0120】
また、第２領域３ｂの粒子の結晶配向性がランダムであるかを確認する。第２領域３ｂの粒子の結晶配向性がランダムである場合をＡと評価し、ランダムではない場合をＢと評価する。評価基準は、実施例Ｂ～Ｃで共通する。
【0121】
また、第２領域３ｂの空隙の有無を評価する。第２領域３ｂに空隙が存在する場合をＡと評価し、空隙が存在しない場合をＢと評価する。評価基準は、実施例Ｂ～Ｃで共通する。第２領域３ｂが存在しない比較例Ｂ－１及び比較例Ｂ－５からＢ－１０では、ｐ型光吸収層３とｐ電極２との界面からｎ型層４方向に２００ｎｍの位置までの領域の結晶配向性と空隙を評価する。
【0122】
【表4】
【0123】
低い基板温度で作製し、第２領域３ｂのＣｕ２Ｏ層内に空隙を意図的に作製すると、光の反射や屈折が起こりやすくなり、光の光路長が長くなり、第２領域３ｂ全体のＣｕ２Ｏ層での光吸収量が増え、電流密度（Ｊｓｃ）が上がり、変換効率（Ｅｆｆ．）が上がる。
【0124】
表５に実施例Ｂ－２～Ｂ－６、比較例Ｂ－１～Ｂ－４の第１平均結晶粒径ｄ１、第２平均結晶粒径ｄ２、第２領域３ｂの結晶粒径の最大値を示す。
【0125】
【表5】
【0126】
スパッタ成膜温度だけでなく、第２領域３ｂのＣｕ２Ｏ層の膜厚を調節することにより、平均結晶粒径サイズを変更する事ができる。第２領域３ｂの平均粒径サイズを調節する事により、長い光路長を確保し、第２領域３ｂを含む全体のＣｕ２Ｏ層での光吸収量が増やし、電流密度（Ｊｓｃ）が改善させ、変換効率（Ｅｆｆ．）が向上する事が可能となる。なお、比較例Ｂ－１には、第２領域３ｂが確認されていないため、表５の比較例Ｂ－１の第２平均結晶粒径ｄ２及び第２領域３ｂの結晶粒径の最大値とｄ１／ｄ２はいずれもハイフンで示している。
【0127】
また、実施例の第１領域３ａの断面に占める空隙Ｇの面積比率Ｒ１は、上記の好適な範囲を満たしている。また、実施例の第２領域３ｂの断面に占める空隙Ｇの面積比率Ｒ２は、上記の好適な範囲を満たしている。また、実施例のR1/R2は、上記の好適な範囲を満たしている。
【0128】
次に、実施例Ｂ－２～Ｂ－６、比較例Ｂ－１～Ｂ－４の第２領域３ｂの粒度分布を調べた結果を示す。表６に０．００５［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の粒度分布に含まれるピークの数（ピークの数 ０．１０－０．７０）、０．００５［μｍ］以上０．３０［μｍ］未満の粒度分布に含まれるピークの数（ピークの数 ０．１０－０．３０）、０．３０［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の粒度分布に含まれるピークの数（ピークの数 ０．３０－０．７０）、第１ピークＰ１の存在比率及び第２ピークＰ２の存在比率を示す。
【0129】
【表6】
【0130】
第２領域３ｂのＣｕ２Ｏ層の膜厚を変えることにより、平均結晶粒径サイズの分布も調節する事ができる。平均粒径サイズを調節する事により、長い光路長を確保し、第２領域３ｂ全体のＣｕ２Ｏ層での光吸収量が増やし、電流密度（Ｊｓｃ）が改善させ、変換効率（Ｅｆｆ．）が向上する事が可能となる。比較例のＣｕ２Ｏ層には、第２領域３ｂのピークが確認されない。そのため、比較例はピークとピークの谷が確認されないが、実施例ではピークも確認される。また、実施例の第２領域３ｂには、小さな空隙と大きな空隙の両方が確認される。また、実施例Ｃの実施例はｄ１＞ｄ２を満たしている。
【0131】
（実施例Ｃ：実施例Ｃ－１～２５）
ガラス基板１上に、裏面側のｐ電極２として、ガラスと接する側に上面にＩＴＯ（Ｉｎ：Ｓｎ＝８０：２０、膜厚２０［ｎｍ］）とＡＴＯ（Ｓｎ：Ｓｂ＝９８：２ １５０［ｎｍ］）を堆積する。ＡＴＯ上に酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法によりｐ型光吸収層３としてＣｕ２Ｏ層を成膜する。Ｃｕ２Ｏ層は２段階の成膜で形成する。まず、基板１の温度が２５０［℃］で０．５［μｍ］厚でＮをドープしたＣｕ２Ｏ膜（第２領域３ｂ）を成膜し、次に、基板１の温度が４８０［℃］で５．０［μｍ］厚のノンドープのＣｕ２Ｏ膜（第１領域３ａ）を成膜する。ｐ型光吸収層３の成膜後に、ｎ型層４として１０［ｎｍ］のＧａＯ膜、１５［ｎｍ］のＺＴＯ膜を順に成膜した。そして、ｎ電極５として０．１［μｍ］のＡＺＯを成膜して太陽電池１００を得る。
ガラス基板１上に、裏面側のｐ電極２として、ガラスと接する側に上面にＩＴＯ（Ｉｎ：Ｓｎ＝８０：２０、膜厚２０［ｎｍ］）とＡＴＯ（Ｓｎ：Ｓｂ＝９８：２ １５０［ｎｍ］）を堆積する。ＡＴＯ上に酸素、アルゴンガス雰囲気中でスパッタリング法によりｐ型光吸収層３としてＣｕ２Ｏ層を成膜する。Ｃｕ２Ｏ層は２段階の成膜で形成する。まず、基板１の温度が２５０［℃］で０．５［μｍ］厚でＮをドープしたＣｕ２Ｏ膜（第２領域３ｂ）を成膜し、次に、基板１の温度が４８０［℃］で５．０［μｍ］厚のノンドープのＣｕ２Ｏ膜（第１領域３ａ）を成膜する。ｐ型光吸収層３の成膜後に、ｎ型層４として１０［ｎｍ］のＧａＯ膜、１５［ｎｍ］のＺＴＯ膜を順に成膜した。そして、ｎ電極５として０．１［μｍ］のＡＺＯを成膜して太陽電池１００を得る。
【0132】
第２領域３ｂの厚さやドーパントの元素を変えて実施例Ｃ－２～Ｃ－２５の太陽電池１００を作製する。表７に、各実施例及び比較例の第１領域３ａの厚さ[ｎｍ]、第２領域３ｂの厚さ[ｎｍ]、ドーパント、ｄ１＞ｄ２及び比較対象例を示す。
【0133】
【表7】
【0134】
表８に実施例Ｃ－１～Ｃ－２５の開放電圧（Ｖｏｃ）、電流密度（Ｊｓｃ）、フィルファクター（ＦＦ）、変換効率（Ｅｆｆ．）、波長が７００［ｎｍ］以上１０００［ｎｍ］以下の光の透光率、第２領域３ｂの結晶性がランダムであるか否か、及び、第２領域３ｂ中の空隙の有無を示す。
【0135】
【表8】
【0136】
低い基板温度で、不純物を添加しながらスパッタ成膜すると、第２領域３ｂのＣｕ２Ｏ層でより結晶粒径が小さくなり、また空隙が出来やすくなる。それにより光路長が長くなり、第２領域３ｂ全体のＣｕ２Ｏ層での光吸収量が増え、電流密度（Ｊｓｃ）が上がり、変換効率（Ｅｆｆ．）が上がる。
【0137】
以上、本発明の実施形態を説明したが、本発明は上記実施形態そのままに限定解釈されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより種々の発明を形成することができる。例えば、変形例の様に異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせても良い。
明細書中一部の元素は、元素記号のみで示している。
明細書中一部の元素は、元素記号のみで示している。
【0138】
以下、実施形態の技術案を付記する。
技術案１
ｐ電極と、
ｎ電極と、
前記ｐ電極上に設けられ、第１領域と第２領域を含んだｐ型光吸収層と、
前記ｐ型光吸収層と前記ｎ電極の間に設けられたｎ型層と、を含み、
前記第１領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｎ型層側に存在し、
前記第２領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｐ電極側に存在すし、
前記第１領域の平均結晶粒径である第１平均結晶粒径は、前記第２領域の平均結晶粒径である第２平均化粧粒径よりも大きい太陽電池。
技術案２
前記ｐ型光吸収層は、亜酸化銅又は亜酸化銅の複合酸化物を主体とする技術案１に記載の太陽電池。
技術案３
前記ｐ型光吸収層の厚さは２０００［ｎｍ］以上１５０００［ｎｍ］以下であり、
前記第２領域の厚さは７０［ｎｍ］以上１０００［ｎｍ］以下である技術案１又は２に記載の太陽電池。
技術案４
前記第２領域の厚さは、７０［ｎｍ］以上１０００［ｎｍ］以下であり、
前記第２領域の厚さは、前記ｐ型光吸収層３の厚さの３［％］以上１５［％］未満である技術案１ないし３のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案５
前記第２領域の厚さは、１５０［ｎｍ］以上６００［ｎｍ］以下であり、
前記第２領域の厚さは、前記ｐ型光吸収層３の厚さの３［％］以上１５［％］未満である技術案１ないし４のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案６
前記第１平均結晶粒径は、前記ｐ型光吸収層の厚さ８０［％］以上１００［％］未満である技術案１ないし５のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案７
前記第２平均結晶粒径は、０．００５［μｍ］以上０．６０［μｍ］以下である技術案１ないし６のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案８
前記第２領域の結晶粒径の最大値は、０．０５［μｍ］以上２．００［μｍ］以下である技術案１ないし７のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案９
前記第１平均結晶粒径に対する前記第２平均結晶粒径（［前記第２領域の平均結晶粒径］／［前記第１領域の平均結晶粒径］）は、０．００５以上０．３００以下である技術案１ないし８のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１０
前記第２領域に空隙を含み、
前記空隙の断面平均直径は、０．１［μｍ］以上０．６０［μｍ］以下である技術案１ないし９のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１１
前記第２領域の断面に占める空隙の面積比率（［前記第２領域の空隙の断面積の合計］／［前記第２領域の断面積］）は、０．０１以上０．３以下である技術案１ないし１０のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１２
前記第１領域の断面に占める空隙の面積比率（［前記第１領域の空隙の断面積の合計］／［前記第１領域の断面積］）は、０以上０．１以下である技術案１ないし１１のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１３
前記第１領域に空隙が含まれ、
前記第２領域に空隙が含まれ、
前記第２領域の断面に占める空隙の面積比率に対する前記第１領域の断面に占める空隙の面積比率は、０．００１以上０．１以下である技術案１ないし１２のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１４
前記第２領域の０．００５［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲の粒度分布に２つのピークが含まれる技術案１ないし１３のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１５
前記第２領域の０．００５［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲の粒度分布に２つのピークが含まれ、
前記粒度分布の０．００５［μｍ］以上０．３０［μｍ］未満の範囲に第１ピークを含み、
前記粒度分布の０．３０［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲に第２ピークを含む技術案１ないし１４のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１６
前記第１ピークに含まれる粒子の比率又は前記第２ピークに含まれる粒子の比率が１０［％］以上８０［％］以下である技術案１５に記載の太陽電池。
技術案１７
前記第２領域の粒子の結晶配向性は、ランダムである技術案１ないし１６のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１８
前記２領域には、断面直径が０．０１［μｍ］以上０．１［μｍ］未満の小さな空隙と断面直径が０．１［μｍ］以上０．６［μｍ］以下の大きな空隙が含まれる技術案１ないし１７のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１９
前記第２領域は、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｒｂ、Ｃｓ、Ｍｇ、Ｃａ、Ｓｒ、Ｂａ、Ｔｉ、Ｚｒ、Ｈｆ、Ｖ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｃｒ、Ｍｏ、Ｗ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ｐｄ、Ａｇ、Ｚｎ、Ｃｄ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｃ、Ｓｉ、Ｓｎ、Ｎ、Ｐ、Ｓｂ及びＢｉからなる群より選ばれる１種以上を含む技術案１ないし１８のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案２０
技術案１ないし１９のいずれか１案に記載の太陽電池を用いた多接合型太陽電池。技術案２１
技術案１ないし１９のいずれか１案に記載の太陽電池を用いた太陽電池モジュール。
技術案２２
技術案２１に記載の太陽電池モジュールを用いて発電する太陽光発電システム。
技術案２３
ｐ電極と、
ｎ電極と、
前記ｐ電極上に設けられ、大粒径の第１領域と小粒径の第２領域を含んだｐ型光吸収層と、
前記ｐ型光吸収層と前記ｎ電極の間に設けられたｎ型層と、を含み、
前記第１領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｎ型層側に存在し、
前記第２領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｐ電極側に存在する太陽電池。
技術案１
ｐ電極と、
ｎ電極と、
前記ｐ電極上に設けられ、第１領域と第２領域を含んだｐ型光吸収層と、
前記ｐ型光吸収層と前記ｎ電極の間に設けられたｎ型層と、を含み、
前記第１領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｎ型層側に存在し、
前記第２領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｐ電極側に存在すし、
前記第１領域の平均結晶粒径である第１平均結晶粒径は、前記第２領域の平均結晶粒径である第２平均化粧粒径よりも大きい太陽電池。
技術案２
前記ｐ型光吸収層は、亜酸化銅又は亜酸化銅の複合酸化物を主体とする技術案１に記載の太陽電池。
技術案３
前記ｐ型光吸収層の厚さは２０００［ｎｍ］以上１５０００［ｎｍ］以下であり、
前記第２領域の厚さは７０［ｎｍ］以上１０００［ｎｍ］以下である技術案１又は２に記載の太陽電池。
技術案４
前記第２領域の厚さは、７０［ｎｍ］以上１０００［ｎｍ］以下であり、
前記第２領域の厚さは、前記ｐ型光吸収層３の厚さの３［％］以上１５［％］未満である技術案１ないし３のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案５
前記第２領域の厚さは、１５０［ｎｍ］以上６００［ｎｍ］以下であり、
前記第２領域の厚さは、前記ｐ型光吸収層３の厚さの３［％］以上１５［％］未満である技術案１ないし４のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案６
前記第１平均結晶粒径は、前記ｐ型光吸収層の厚さ８０［％］以上１００［％］未満である技術案１ないし５のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案７
前記第２平均結晶粒径は、０．００５［μｍ］以上０．６０［μｍ］以下である技術案１ないし６のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案８
前記第２領域の結晶粒径の最大値は、０．０５［μｍ］以上２．００［μｍ］以下である技術案１ないし７のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案９
前記第１平均結晶粒径に対する前記第２平均結晶粒径（［前記第２領域の平均結晶粒径］／［前記第１領域の平均結晶粒径］）は、０．００５以上０．３００以下である技術案１ないし８のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１０
前記第２領域に空隙を含み、
前記空隙の断面平均直径は、０．１［μｍ］以上０．６０［μｍ］以下である技術案１ないし９のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１１
前記第２領域の断面に占める空隙の面積比率（［前記第２領域の空隙の断面積の合計］／［前記第２領域の断面積］）は、０．０１以上０．３以下である技術案１ないし１０のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１２
前記第１領域の断面に占める空隙の面積比率（［前記第１領域の空隙の断面積の合計］／［前記第１領域の断面積］）は、０以上０．１以下である技術案１ないし１１のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１３
前記第１領域に空隙が含まれ、
前記第２領域に空隙が含まれ、
前記第２領域の断面に占める空隙の面積比率に対する前記第１領域の断面に占める空隙の面積比率は、０．００１以上０．１以下である技術案１ないし１２のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１４
前記第２領域の０．００５［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲の粒度分布に２つのピークが含まれる技術案１ないし１３のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１５
前記第２領域の０．００５［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲の粒度分布に２つのピークが含まれ、
前記粒度分布の０．００５［μｍ］以上０．３０［μｍ］未満の範囲に第１ピークを含み、
前記粒度分布の０．３０［μｍ］以上０．７０［μｍ］以下の範囲に第２ピークを含む技術案１ないし１４のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１６
前記第１ピークに含まれる粒子の比率又は前記第２ピークに含まれる粒子の比率が１０［％］以上８０［％］以下である技術案１５に記載の太陽電池。
技術案１７
前記第２領域の粒子の結晶配向性は、ランダムである技術案１ないし１６のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１８
前記２領域には、断面直径が０．０１［μｍ］以上０．１［μｍ］未満の小さな空隙と断面直径が０．１［μｍ］以上０．６［μｍ］以下の大きな空隙が含まれる技術案１ないし１７のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案１９
前記第２領域は、Ｌｉ、Ｎａ、Ｋ、Ｒｂ、Ｃｓ、Ｍｇ、Ｃａ、Ｓｒ、Ｂａ、Ｔｉ、Ｚｒ、Ｈｆ、Ｖ、Ｎｂ、Ｔａ、Ｃｒ、Ｍｏ、Ｗ、Ｆｅ、Ｎｉ、Ｐｄ、Ａｇ、Ｚｎ、Ｃｄ、Ａｌ、Ｇａ、Ｉｎ、Ｃ、Ｓｉ、Ｓｎ、Ｎ、Ｐ、Ｓｂ及びＢｉからなる群より選ばれる１種以上を含む技術案１ないし１８のいずれか１案に記載の太陽電池。
技術案２０
技術案１ないし１９のいずれか１案に記載の太陽電池を用いた多接合型太陽電池。技術案２１
技術案１ないし１９のいずれか１案に記載の太陽電池を用いた太陽電池モジュール。
技術案２２
技術案２１に記載の太陽電池モジュールを用いて発電する太陽光発電システム。
技術案２３
ｐ電極と、
ｎ電極と、
前記ｐ電極上に設けられ、大粒径の第１領域と小粒径の第２領域を含んだｐ型光吸収層と、
前記ｐ型光吸収層と前記ｎ電極の間に設けられたｎ型層と、を含み、
前記第１領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｎ型層側に存在し、
前記第２領域は、前記ｐ型光吸収層の前記ｐ電極側に存在する太陽電池。
【符号の説明】
【0139】
１ ：基板
２ ：ｐ電極
３ ：ｐ型光吸収層
３ａ ：第１領域
３ｂ ：第２領域
４ ：ｎ型層
５ ：ｎ電極
１００ ：太陽電池
２００ ：多接合型太陽電池
２０１ ：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 ：配線
３０５ ：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
５００ ：車両
５０１ ：車体
５０２ ：太陽電池モジュール
５０３ ：電力変換装置
５０４ ：蓄電池
５０５ ：モーター
５０６ ：タイヤ（ホイール）
６００ ：飛翔体
６０１ ：機体骨格
６０２ ：モーター
６０３ ：回転翼
６０４ ：制御ユニット
２ ：ｐ電極
３ ：ｐ型光吸収層
３ａ ：第１領域
３ｂ ：第２領域
４ ：ｎ型層
５ ：ｎ電極
１００ ：太陽電池
２００ ：多接合型太陽電池
２０１ ：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 ：配線
３０５ ：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
５００ ：車両
５０１ ：車体
５０２ ：太陽電池モジュール
５０３ ：電力変換装置
５０４ ：蓄電池
５０５ ：モーター
５０６ ：タイヤ（ホイール）
６００ ：飛翔体
６０１ ：機体骨格
６０２ ：モーター
６０３ ：回転翼
６０４ ：制御ユニット
【図1】
【図2】
【図3】
【図4】
【図5】
【図6】
【図7】
【図8】
【図9】
【図10】
