[go: up one dir, main page]

JP6664065B2 - 太陽電池素子および太陽電池モジュール - Google Patents

太陽電池素子および太陽電池モジュール Download PDF

Info

Publication number
JP6664065B2
JP6664065B2 JP2017509202A JP2017509202A JP6664065B2 JP 6664065 B2 JP6664065 B2 JP 6664065B2 JP 2017509202 A JP2017509202 A JP 2017509202A JP 2017509202 A JP2017509202 A JP 2017509202A JP 6664065 B2 JP6664065 B2 JP 6664065B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
valley
solar cell
amorphous silicon
silicon layer
silicon substrate
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Active
Application number
JP2017509202A
Other languages
English (en)
Other versions
JPWO2016157695A1 (ja
Inventor
慎一朗 古瀬
慎一朗 古瀬
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.)
Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
Original Assignee
Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
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.)
Filing date
Publication date
Application filed by Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd filed Critical Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
Publication of JPWO2016157695A1 publication Critical patent/JPWO2016157695A1/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP6664065B2 publication Critical patent/JP6664065B2/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/70—Surface textures, e.g. pyramid structures
    • H10F77/703—Surface textures, e.g. pyramid structures of the semiconductor bodies, e.g. textured active layers
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F10/00—Individual photovoltaic cells, e.g. solar cells
    • H10F10/10—Individual photovoltaic cells, e.g. solar cells having potential barriers
    • H10F10/16—Photovoltaic cells having only PN heterojunction potential barriers
    • H10F10/164—Photovoltaic cells having only PN heterojunction potential barriers comprising heterojunctions with Group IV materials, e.g. ITO/Si or GaAs/SiGe photovoltaic cells
    • H10F10/165—Photovoltaic cells having only PN heterojunction potential barriers comprising heterojunctions with Group IV materials, e.g. ITO/Si or GaAs/SiGe photovoltaic cells the heterojunctions being Group IV-IV heterojunctions, e.g. Si/Ge, SiGe/Si or Si/SiC photovoltaic cells
    • H10F10/166—Photovoltaic cells having only PN heterojunction potential barriers comprising heterojunctions with Group IV materials, e.g. ITO/Si or GaAs/SiGe photovoltaic cells the heterojunctions being Group IV-IV heterojunctions, e.g. Si/Ge, SiGe/Si or Si/SiC photovoltaic cells the Group IV-IV heterojunctions being heterojunctions of crystalline and amorphous materials, e.g. silicon heterojunction [SHJ] photovoltaic cells
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F19/00—Integrated devices, or assemblies of multiple devices, comprising at least one photovoltaic cell covered by group H10F10/00, e.g. photovoltaic modules
    • H10F19/80—Encapsulations or containers for integrated devices, or assemblies of multiple devices, having photovoltaic cells
    • H10F19/807—Double-glass encapsulation, e.g. photovoltaic cells arranged between front and rear glass sheets
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F71/00—Manufacture or treatment of devices covered by this subclass
    • H10F71/10—Manufacture or treatment of devices covered by this subclass the devices comprising amorphous semiconductor material
    • H10F71/103—Manufacture or treatment of devices covered by this subclass the devices comprising amorphous semiconductor material including only Group IV materials
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/10—Semiconductor bodies
    • H10F77/16—Material structures, e.g. crystalline structures, film structures or crystal plane orientations
    • H10F77/162—Non-monocrystalline materials, e.g. semiconductor particles embedded in insulating materials
    • H10F77/166—Amorphous semiconductors
    • H10F77/1662—Amorphous semiconductors including only Group IV materials
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F19/00—Integrated devices, or assemblies of multiple devices, comprising at least one photovoltaic cell covered by group H10F10/00, e.g. photovoltaic modules
    • H10F19/80—Encapsulations or containers for integrated devices, or assemblies of multiple devices, having photovoltaic cells
    • H10F19/804—Materials of encapsulations
    • H—ELECTRICITY
    • H10—SEMICONDUCTOR DEVICES; ELECTRIC SOLID-STATE DEVICES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H10F—INORGANIC SEMICONDUCTOR DEVICES SENSITIVE TO INFRARED RADIATION, LIGHT, ELECTROMAGNETIC RADIATION OF SHORTER WAVELENGTH OR CORPUSCULAR RADIATION
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/93—Interconnections
    • H10F77/933—Interconnections for devices having potential barriers
    • H10F77/935—Interconnections for devices having potential barriers for photovoltaic devices or modules
    • H10F77/937—Busbar structures for modules
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/548—Amorphous silicon PV cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
    • Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product

Landscapes

  • Photovoltaic Devices (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)

Description

本発明は、太陽電池素子、太陽電池モジュール、および太陽電池素子の製造方法に関する。
太陽電池素子の受光面に、角錐が２次元状に配置されたテクスチャ構造と呼ばれる凹凸形状が形成されることにより、反射光を低減させて素子内部への入射光を増加させ、太陽電池素子の発電効率を向上させることが知られている。
特許文献１には、テクスチャ構造が形成されたシリコン基板と、当該シリコン基板の表面上に設けられた非晶質シリコン層とを備え、断面視における非晶質シリコン層の谷部におけるエピタキシャル成長領域が谷部以外のエピタキシャル成長領域よりも厚い太陽電池が開示されている。
国際公開２０１４／１５５８３３号
エピタキシャル成長領域は、非晶質シリコン層の主たる構成要素である非晶質領域に比べて導電性に優れている。従って、非晶質シリコン層において、エピタキシャル成長領域の占有率が高いほど抵抗損失が低減され、曲線因子（ＦＦ）を向上させることができる。なお、エピタキシャル成長領域および非晶質領域の上記関係と同様に、結晶領域および非晶質領域の関係においても、結晶領域の占有率が高いほど曲線因子（ＦＦ）を向上させることができる。
しかしながら、非晶質シリコン層における結晶領域の占有率が高くなると、開放電圧（Ｖｏｃ）が低下するという問題がある。結晶領域は、非晶質シリコン層の谷部を起点として成長する。よって、曲線因子（ＦＦ）および開放電圧（Ｖｏｃ）の双方を最適化するには、非晶質シリコン層の谷部の結晶領域の占有率を最適化することが重要となる。
そこで、本発明は、上記課題を解決するためになされたものであって、曲線因子（ＦＦ）および開放電圧（Ｖｏｃ）の双方が最適化された太陽電池素子、太陽電池モジュール、および太陽電池素子の製造方法を提供することを目的とする。
上記課題を解決するために、本発明に係る太陽電池素子は、複数の角錐が２次元状に配列されたテクスチャ構造を第１主面に有するシリコン基板と、前記シリコン基板の前記第１主面上に形成され、前記テクスチャ構造を反映した凹凸形状を有する第１非晶質シリコン層とを備え、前記第１非晶質シリコン層は、前記凹凸形状の頂部、および、当該頂部と谷部とを結ぶ傾斜部において非晶質であり、前記凹凸形状の谷部において前記シリコン基板面から略垂直方向に向けて柱状に成長し、かつ、前記谷部のうち前記シリコン基板と接する下端部と反対側の上端部において基板面に略平行な方向に離散的に存在する結晶領域を有し、前記第１非晶質シリコン層を断面視した場合、前記谷部における前記結晶領域の前記谷部に対する占有率は、前記谷部における非晶質領域の前記谷部に対する占有率よりも高い。
また、本発明に係る太陽電池素子の製造方法は、シリコン基板の（１００）面をエッチングして、複数の角錐が２次元状に配列されたテクスチャ構造を前記シリコン基板の第１主面に形成する第１エッチング工程と、前記第１エッチング工程を経た前記シリコン基板の第１主面を等方性エッチングする第２エッチング工程と、前記第２エッチング工程を経た、前記テクスチャ構造が形成された前記第１主面を、フッ酸および過酸化水素を含有する混合溶液に浸漬して、前記第１主面を表面処理する表面処理工程と、前記表面処理された前記第１主面上に、シリコンを含む原材料ガスを用いた気相成長法により前記テクスチャ構造を反映した凹凸形状を有する第１非晶質シリコン層を形成するシリコン層形成工程とを含む。
本発明に係る太陽電池素子、太陽電池モジュール、または太陽電池素子の製造方法によれば、曲線因子（ＦＦ）および開放電圧（Ｖｏｃ）の双方が最適化された太陽電池素子を提供することが可能となる。
図１は、実施の形態に係る太陽電池モジュールの概観平面図である。 図２は、実施の形態に係る太陽電池モジュールの列方向における構造断面図である。 図３は、実施の形態に係る太陽電池素子の平面図である。 図４は、実施の形態に係る太陽電池素子の積層構造を表す模式断面図である。 図５Ａは、実施の形態に係るシリコン基板の第１主面のテクスチャ構造の拡大平面の模式図である。 図５Ｂは、実施の形態に係るシリコン基板の第１主面のテクスチャ構造の拡大断面の模式図である。 図６Ａは、実施の形態に係る太陽電池素子の拡大断面図である。 図６Ｂは、実施の形態に係る非晶質シリコン層の谷部およびその周辺の拡大断面図である。 図７は、実施の形態に係る非晶質シリコン層の谷部のアール形状を表す曲率半径を説明する図である。 図８は、実施の形態に係る非晶質シリコン層の谷部のアール形状を表す臨み角を説明する図である。 図９は、実施の形態に係る太陽電池素子の製造方法を説明する工程フローチャートである。 図１０Ａは、実施の形態に係る太陽電池素子の谷部構造を示す模式断面図である。 図１０Ｂは、比較例に係る太陽電池素子の谷部構造を示す模式断面図である。
以下では、本発明の実施の形態に係る太陽電池素子、太陽電池モジュール、および太陽電池素子の製造方法について、図面を用いて詳細に説明する。以下に説明する実施の形態は、いずれも本発明の好ましい一具体例を示すものである。したがって、以下の実施の形態で示される数値、形状、材料、構成要素、構成要素の配置、接続形態および工程などは、一例であり、本発明を限定する趣旨ではない。よって、以下の実施の形態における構成要素のうち、本発明の最上位概念を示す独立請求項に記載されていない構成要素については、任意の構成要素として説明される。
各図は、模式図であり、必ずしも厳密に図示されたものではない。また、各図において、同じ構成部材については同じ符号を付している。
本明細書において、太陽電池素子の「表面」とは、その反対側の面である「裏面」に比べ、光が多く内部へ入射可能な面を意味（５０％超過〜１００％の光が表面から内部に入射する）し、「裏面」側から光が内部に全く入らない場合も含む。また太陽電池モジュールの「表面」とは、太陽電池素子の「表面」と対向する側の光が入射可能な面を意味し、「裏面」とはその反対側の面を意味する。また、「第１の部材上に第２の部材を設ける」などの記載は、特に限定を付さない限り、第１および第２の部材が直接接触して設けられる場合のみを意図しない。即ち、この記載は、第１および第２の部材の間に他の部材が存在する場合を含む。また、「略＊＊」との記載は、「略同一」を例に挙げて説明すると、全く同一はもとより、実質的に同一と認められるものを含む意図である。
［１．太陽電池モジュールの構成］
本実施の形態に係る太陽電池モジュールの平面構成の一例について、図１を用いて説明する。
図１は、実施の形態に係る太陽電池モジュール１００の概観平面図である。また、図２は、実施の形態に係る太陽電池モジュール１００の列方向における構造断面図である。具体的には、図２は、図１の太陽電池モジュール１００におけるＩＩ−ＩＩ断面図である。
図１に示すように、太陽電池モジュール１００は、複数の太陽電池素子１と、タブ配線１２０と、わたり配線１３０と、枠体１５０とを備える。また、図２には示すように、太陽電池モジュール１００は、さらに、表面充填部材１７０Ａと、裏面充填部材１７０Ｂと、表面保護部材１８０Ａと、裏面保護部材１８０Ｂとを備える。
太陽電池素子１は、受光面に２次元状に配置され、光照射により電力を発生する平板状の光起電力セルである。
タブ配線１２０は、太陽電池素子１の表面に配置され、列方向に隣接する太陽電池素子１を電気的に接続する配線部材である。タブ配線１２０は、例えば、リボン状の金属箔である。タブ配線１２０は、例えば、銅箔や銀箔等の金属箔の表面全体を半田や銀等で被覆したものを所定の長さに短冊状に切断することによって作製することができる。
わたり配線１３０は、太陽電池ストリングどうしを接続する配線部材である。なお、太陽電池ストリングとは、列方向に配置されタブ配線１２０により接続された複数の太陽電池素子１の集合体である。
枠体１５０は、複数の太陽電池素子１が２次元配列されたパネルの外周部を覆う外枠部材である。
また、隣り合う太陽電池素子１の間に、光拡散部材が配置されていてもよい。これにより、太陽電池素子１の間の隙間領域へ入射した光を、太陽電池素子１へと再配光できるので、太陽電池素子１の集光効率が向上する。よって、太陽電池モジュール全体の光電変換効率を向上させることが可能となる。
図２に示すように、列方向に隣接する２つの太陽電池素子１において、一方の太陽電池素子１の表面に配置されたタブ配線１２０は、他方の太陽電池素子１の裏面にも配置される。より具体的には、タブ配線１２０の一端部の下面は、一方の太陽電池素子１の表面側のバスバー電極に接合され、タブ配線１２０の他端部の上面は、他方の太陽電池素子１の裏面側のバスバー電極に接合される。
タブ配線１２０とバスバー電極とは、例えば、導電性接着剤により接合される。導電性接着剤は、例えば、導電性接着ペースト、導電性接着フィルムまたは異方性導電フィルムを用いることができる。導電性接着剤ペーストは、例えば、エポキシ樹脂、アクリル樹脂またはウレタン樹脂等の熱硬化型の接着性樹脂材料に導電性粒子を分散させたペースト状の接着剤である。導電性接着フィルムおよび異方性導電フィルムは、熱硬化型の接着性樹脂材料に導電性粒子を分散させてフィルム状に形成されたものである。
なお、上記導電性接着剤は、ハンダ材であってもよい。また、導電性接着剤に代えて、導電性粒子を含まない樹脂接着剤を用いてもよい。この場合、樹脂接着剤の塗布厚みを適切に設計することによって、熱圧着時の加圧時に樹脂接着剤が軟化し、バスバー電極とタブ配線１２０とを直接接触させて電気的に接続させることができる。
また、図２に示すように、太陽電池素子１の表面側には表面保護部材１８０Ａが配設され、裏面側には裏面保護部材１８０Ｂが配設されている。そして、太陽電池素子１を含む面と表面保護部材１８０Ａとの間には表面充填部材１７０Ａが配置され、太陽電池素子１を含む面と裏面保護部材１８０Ｂとの間には裏面充填部材１７０Ｂが配置されている。表面保護部材１８０Ａおよび裏面保護部材１８０Ｂは、それぞれ、表面充填部材１７０Ａおよび裏面充填部材１７０Ｂにより固定されている。
表面保護部材１８０Ａは、太陽電池モジュール１００の表面側を保護する透光性基板であり、太陽電池モジュール１００の内部（太陽電池素子１など）を、風雨や外部衝撃、火災等の外部環境から保護する。表面保護部材１８０Ａは、透光性を有する透光部材であり、例えば、透明ガラス材料からなるガラス基板（透明ガラス基板）、または、フィルム状や板状の透光性および遮水性を有する硬質の樹脂材料からなる樹脂基板である。
裏面保護部材１８０Ｂは、太陽電池モジュール１００の裏面を外部環境から保護する部材であり、例えば、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）等の樹脂フィルム、または、Ａｌ箔を樹脂フィルムでサンドイッチした構造を有する積層フィルムなどを用いることができる。
表面充填部材１７０Ａおよび裏面充填部材１７０Ｂは、太陽電池素子１を外部環境から遮断するための封止機能を有している。表面充填部材１７０Ａおよび裏面充填部材１７０Ｂの配置により、屋外設置が想定される太陽電池モジュール１００の高耐熱性および高耐湿性を確保することが可能となる。
表面充填部材１７０Ａおよび裏面充填部材１７０Ｂは、封止機能を有する透光性の高分子材料からなる。表面充填部材１７０Ａの高分子材料は、例えば、エチレンビニルアセテート（ＥＶＡ）等の透光性樹脂材料が挙げられる。
なお、製造工程の簡素化および表面充填部材１７０Ａと裏面充填部材１７０Ｂとの界面の密着性といった観点から、表面充填部材１７０Ａと裏面充填部材１７０Ｂとは、同じ材料系であってもよい。
［２．太陽電池素子の構造］
太陽電池モジュール１００の主たる構成要素である太陽電池素子１の構造について説明する。
図３は、実施の形態に係る太陽電池素子１の平面図である。同図に示すように、太陽電池素子１は、平面視において略正方形状である。太陽電池素子１は、例えば、縦１２５ｍｍ×横１２５ｍｍ×厚み２００μｍである。また、太陽電池素子１の表面上には、ストライプ状の複数のバスバー電極３２が互いに平行に形成され、バスバー電極３２と直交するようにストライプ状の複数のフィンガー電極３１が互いに平行に形成されている。バスバー電極３２およびフィンガー電極３１は、集電極３３を構成する。集電極３３は、例えば、Ａｇ（銀）などの導電性粒子を含む導電性ペーストにより形成される。なお、バスバー電極３２の線幅は、例えば、１．５ｍｍであり、フィンガー電極３１の線幅は、例えば、１００μｍであり、フィンガー電極３１のピッチは、例えば、２ｍｍである。また、バスバー電極３２の上には、タブ配線１２０が接合されている。
図４は、実施の形態に係る太陽電池素子１の積層構造を表す模式断面図である。なお、同図は、図３における太陽電池素子１のＩＶ−ＩＶ断面図である。図４に示すように、太陽電池素子１は、シリコン基板１０と、非晶質シリコン層２０および４０と、透明電極３０および５０と、フィンガー電極３１および５１とを備える。なお、図４では、集電極３３のうち、フィンガー電極３１のみが示されている。
シリコン基板１０は、互いに背向する第１主面および第２主面に、複数の角錐が２次元状に配置されたテクスチャ構造を有している。シリコン基板１０は、ｎ型の単結晶シリコン基板である。なお、シリコン基板１０は、多結晶シリコンから構成されてもよい。
非晶質シリコン層２０は、シリコン基板１０の第１主面に配置され、シリコン基板１０のテクスチャ構造を反映した凹凸形状を有し、当該凹凸形状の谷部の一部を除く部分において実質的にアモルファス状態である第１非晶質シリコン層である。非晶質シリコン層２０は、誘電体膜２１と、ｎ型非晶質シリコン膜２２とを有している。
誘電体膜２１は、シリコン基板１０の第１主面上に形成された第１誘電体膜であり、例えば、水素を含むアモルファスの真性シリコン半導体薄膜である。ここで、真性の半導体薄膜とは、含有されるｐ型またはｎ型のドーパントの濃度が５×１０１８／ｃｍ３以下である、もしくは、ｐ型およびｎ型のドーパントの双方が含まれる場合には、ｐ型とｎ型とのドーパント濃度の差が５×１０１８／ｃｍ３以下である半導体薄膜をいう。誘電体膜２１は、光の吸収をできるだけ抑えられるように薄くし、一方でシリコン基板１０の表面が十分にパッシベーションされる程度に厚くすることが好適である。誘電体膜２１の膜厚は、例えば、１ｎｍ以上２５ｎｍ以下であり、好ましくは５ｎｍ以上１０ｎｍ以下である。
なお、誘電体膜２１は、上記のような真性シリコン半導体薄膜でなくてもよく、シリコン酸化物膜、シリコン窒化物膜、および、酸化アルミニウム膜であってもよい。また、誘電体膜２１は、なくてもよく、ｎ型非晶質シリコン膜２２がシリコン基板１０の第１主面に直接形成されていてもよい。
ｎ型非晶質シリコン膜２２は、誘電体膜２１の上に形成された、シリコン基板１０の導電型と同じｎ型のドーパントを含み、上記凹凸形状の谷部を除く部分において実質的にアモルファス状態である第１非晶質シリコン膜である。ｎ型非晶質シリコン膜２２は、例えば、水素を含むアモルファスのシリコン半導体薄膜である。ｎ型非晶質シリコン膜２２は、誘電体膜２１よりも膜中のｎ型のドーパントの濃度が高く、ｎ型のドーパント濃度は１×１０２０／ｃｍ３以上とすることが好ましい。ｎ型のドーパントとしては、例えば、リン（Ｐ）である。ｎ型非晶質シリコン膜２２は、光の吸収をできるだけ抑えられるように薄くし、一方で、シリコン基板１０内で発生したキャリアが効果的に分離され、かつ、発生したキャリアが透明電極３０で効率よく収集される程度に厚くすることが好適である。
非晶質シリコン層４０は、シリコン基板１０の第２主面に配置され、シリコン基板１０のテクスチャ構造を反映した凹凸形状を有し、当該凹凸形状の谷部を除く部分において実質的にアモルファス状態である第２非晶質シリコン層である。非晶質シリコン層４０は、誘電体膜４１と、ｐ型非晶質シリコン膜４２とを有している。
誘電体膜４１は、シリコン基板１０の第２主面上に形成された第２誘電体膜であり、例えば、水素を含むアモルファスの真性シリコン半導体薄膜である。誘電体膜４１の膜厚は、例えば、誘電体膜２１の膜厚と同様であり、１ｎｍ以上２５ｎｍ以下であり、好ましくは５ｎｍ以上１０ｎｍ以下である。
なお、誘電体膜４１は、上記のような真性シリコン半導体薄膜でなくてもよく、シリコン酸化物膜、シリコン窒化物膜、および、酸化アルミニウム膜であってもよい。また、誘電体膜４１はなくてもよく、ｐ型非晶質シリコン膜４２がシリコン基板１０の第２主面に直接形成されていてもよい。
ｐ型非晶質シリコン膜４２は、誘電体膜４１の上に形成された、シリコン基板１０の導電型と逆のｐ型のドーパントを含み、上記凹凸形状の谷部を除く部分において実質的にアモルファス状態である第２非晶質シリコン膜である。ｐ型非晶質シリコン膜４２は、例えば、水素を含むアモルファスのシリコン半導体薄膜である。ｐ型非晶質シリコン膜４２は、誘電体膜４１よりも膜中のｐ型のドーパントの濃度が高く、ｐ型のドーパント濃度は１×１０２０／ｃｍ３以上とすることが好ましい。ｐ型のドーパントとしては、例えば、ホウ素（Ｂ）である。ｐ型非晶質シリコン膜４２は、光の吸収をできるだけ抑えられるように薄くし、一方で、シリコン基板１０内で発生したキャリアが効果的に分離され、かつ、発生したキャリアが透明電極５０で効率よく収集される程度に厚くすることが好適である。
透明電極３０は、非晶質シリコン層２０上に形成され、ｎ型非晶質シリコン膜２２内のキャリアを集電する。また、透明電極５０は、非晶質シリコン層４０上に形成され、ｐ型非晶質シリコン膜４２内のキャリアを集電する。透明電極３０および５０は、例えば、インジウムスズ酸化物（ＩＴＯ）などの透明導電性酸化物などから形成される。
なお、シリコン基板１０の第１主面側を受光面（主として外部から光を導入する面）とするか、第２主面側を受光面とするかは任意である。
また、本実施の形態では、シリコン基板１０の導電型はｎ型であるとしているが、ｐ型であってもよい。この場合、非晶質シリコン層４０のｐ型非晶質シリコン膜４２がシリコン基板１０の導電型と同じ導電型となるので、非晶質シリコン層４０が第１非晶質シリコン層となる。また、非晶質シリコン層２０のｎ型非晶質シリコン膜２２がシリコン基板１０の導電型と逆の導電型となるので、非晶質シリコン層２０が第２非晶質シリコン層となる。
また、本実施の形態に係る太陽電池素子１は、第２主面側にも透明電極５０が配置された両面受光型の太陽電池素子としたが、透明電極５０を、透明でない金属電極とした片側受光型の太陽電池素子としてもよい。
［２−１．シリコン基板の表面構造］
次に、シリコン基板１０が有するテクスチャ構造について説明する。
図５Ａおよび図５Ｂは、それぞれ、実施の形態に係るシリコン基板１０の第１主面のテクスチャ構造の拡大平面の模式図および拡大断面の模式図である。なお、図５Ｂは、図５Ａにおけるシリコン基板１０の第１主面のＶｂ−Ｖｂ断面図である。
図５Ａに示すように、シリコン基板１０の表面には、複数の角錐が２次元状に配置されたテクスチャ構造が形成されており、図５Ｂに示すように、当該テクスチャ構造は、四角錐の基板頂部１１２、および、隣接する基板頂部１１２で挟まれた基板谷部１１３を有している。本実施の形態では、基板頂部１１２と基板谷部１１３との間の角錐面はシリコン結晶の（１１１）面となっている。
また、基板谷部１１３から基板頂部１１２までの高さは、例えば、１〜１０μｍであり、隣接する基板頂部１１２の間隔は、例えば、１〜１０μｍである。
なお、本実施の形態に係るシリコン基板１０のテクスチャ構造では、基板頂部１１２および基板谷部１１３の高さおよびピッチはランダムであるが、規則的であってもよい。
また、本実施の形態では、シリコン基板１０の第２主面にも、上記テクスチャ構造が形成されているが、第２主面側には、上記テクスチャ構造が形成されていなくてもよい。
［２−２．非晶質シリコン層の構造］
図６Ａは、実施の形態に係る太陽電池素子の拡大断面図である。具体的には、図６Ａは、シリコン基板１０、非晶質シリコン層２０および透明電極３０の谷部付近の積層構造を拡大した断面図であり、谷線方向から見た断面図である。図６Ａの断面図は、非晶質シリコン層２０の頂部２１２および谷部２１３を結ぶ傾斜部２１４と、隣接する２つの傾斜部２１４に挟まれた谷部２１３とを示している。図６Ａに示すように、非晶質シリコン層２０は、シリコン基板１０の表面のテクスチャ構造を反映した凹凸形状を有しており、また、透明電極３０も当該テクスチャ構造を反映した凹凸形状を有している。
ここで、図６Ａに示すように、太陽電池素子１を断面視した（Ｙ軸方向から見た）場合、非晶質シリコン層２０は、谷部２１３において、丸みを帯びた形状（アール形状）を有している。これは、シリコン基板１０の基板谷部１１３のアール形状を反映しており、基板谷部１１３の表面は、シリコン結晶の（１００）面を含んでいる。
図６Ｂは、実施の形態に係る非晶質シリコン層２０の谷部２１３およびその周辺の拡大断面図である。具体的には、図６Ｂは、図６Ａに示された非晶質シリコン層２０の谷部２１３の領域ＶＩｂを拡大した断面図である。
図６Ｂに示すように、非晶質シリコン層２０は、谷部２１３に、結晶領域２１３ｃとアモルファス領域２１３ａとを含んでいる。一方、非晶質シリコン層２０の頂部２１２（図示せず）、および、頂部２１２と谷部２１３とで挟まれた傾斜部２１４は、谷部２１３と傾斜部２１４との境界部を除き、実質的に非結晶からなる。なお、結晶領域２１３ｃは、例えば、シリコン基板１０の結晶方位を反映したエピタキシャル領域や微細な結晶領域を含んでもよい。また、アモルファス領域２１３ａは、シリコン基板の結晶方位を反映しない、非結晶で占有された領域である。
本実施の形態に係る太陽電池素子１において、谷部２１３の結晶領域２１３ｃは、谷部２１３の略全域にわたり分布している。また、谷部２１３の結晶領域２１３ｃは、シリコン基板１０の基板面から略垂直方向に向けて柱状に成長し、かつ、谷部２１３のうちシリコン基板１０と接する下端部と反対側の上端部において基板面に略平行な方向（略Ｘ軸方向）に離散的に存在する。また、非晶質シリコン層２０を断面視した場合、谷部２１３における結晶領域２１３ｃの谷部２１３領域に対する占有率は、谷部２１３におけるアモルファス領域２１３ａの谷部２１３領域に対する占有率よりも高いことを特徴とする。なお、占有率とは、太陽電池素子１を断面視した場合の、非晶質シリコン層の谷部領域の面積に対する結晶領域または非晶質領域の面積の割合である。また、上記「柱状」の結晶領域２１３ｃは、非晶質シリコン層２０の上方に配置された透明電極３０へ貫通していなくてもよく、また、上記下端部において基板面に略平行な方向（略Ｘ軸方向）に繋がって（連続して）いてもよく、また、空洞を有していてもよい。
結晶領域は、非晶質シリコン層２０の主たる構成要素であるアモルファス領域に比べて、導電性に優れている。従って、非晶質シリコン層２０において、結晶領域の占有率が高いほど抵抗損失が低減され、曲線因子（ＦＦ）を向上させることができる。
しかしながら、非晶質シリコン層２０における結晶領域の占有率が高くなり過ぎると、開放電圧（Ｖｏｃ）が低下するという問題がある。結晶領域は、非晶質シリコン層２０の谷部２１３を起点として成長する。よって、曲線因子（ＦＦ）および開放電圧（Ｖｏｃ）の双方を最適化するには、非晶質シリコン層２０の谷部２１３の結晶領域２１３ｃの占有率を最適化することが重要となる。
本実施の形態に係る太陽電池素子１において、非晶質シリコン層２０を断面視した場合、谷部２１３における結晶領域２１３ｃの谷部２１３領域に対する占有率は、谷部２１３におけるアモルファス領域２１３ａの谷部２１３領域に対する占有率よりも高い。これにより、谷部２１３においてアモルファス領域２１３ａが支配的である非晶質シリコン層と比べて、非晶質シリコン層２０における抵抗損失が低減され、太陽電池素子１の曲線因子（ＦＦ）を向上させることができる。また、谷部２１３における結晶領域２１３ｃが、谷部２１３の下端部から上端部にわたり柱状形成されているので、膜面に垂直な方向における電流パスが確保されるという観点から、曲線因子（ＦＦ）にとって有利である。
一方、谷部２１３の結晶領域２１３ｃは、谷部２１３の下端部から上端部に向けて柱状に成長し、かつ、上端部において離散的に存在するので、谷部２１３においてアモルファス領域２１３ａと結晶領域２１３ｃとが分散して混在している。これにより、谷部２１３を結晶領域２１３ｃが、全域において専有する非晶質シリコン層と比べて、非晶質シリコン層２０における低抵抗化を維持したまま、太陽電池素子１の開放電圧（Ｖｏｃ）の低下を抑制できる。
次に、非晶質シリコン層２０における谷部２１３の範囲について説明する。
図７は、実施の形態に係る非晶質シリコン層２０の谷部２１３のアール形状を表す曲率半径を説明する図である。上述したように、谷部２１３は、太陽電池素子１を断面視した（Ｙ軸方向から見た）場合、シリコン基板１０の基板谷部１１３の形状を反映したアール形状を有している。谷部２１３は、略直線形状の傾斜部２１４に挟まれた領域である。ここで、谷部２１３の範囲は、図７に示すように、傾斜部２１４の斜面の傾きが変化する２つの点Ｘで挟まれた領域と定義される。
ここで、図７に示された谷部２１３の曲率半径Ｒ１３は、１５０ｎｍ以下である。谷部２１３の断面形状を、曲率半径Ｒ１３が１５０ｎｍ以下であるアール形状とすることにより、谷部２１３において、選択的に結晶成長させることが可能となる。また、谷部２１３の曲率半径Ｒ１３は、１００ｎｍ以下であることが好ましく、１〜５０ｎｍであることがさらに好ましい。なお、谷部２１３の曲率半径Ｒ１３とは、上記２つの点Ｘと、当該２つの点Ｘで挟まれた谷部曲面とを含む円Ｃ１３の半径と定義される。
なお、本実施の形態に係る谷部２１３の範囲は、上述したような所定の曲率半径を有する円弧に含まれる領域と定義されるが、以下で説明する臨み角により定義されてもよい。
図８は、実施の形態に係るシリコン層２０の谷部２１３のアール形状を表す臨み角を説明する図である。上述したように、谷部２１３は、太陽電池素子１を断面視した（Ｙ軸方向から見た）場合、シリコン基板１０の基板谷部１１３の形状を反映したアール形状を有している。谷部２１３は、略直線形状の傾斜部２１４に挟まれた領域である。ここで、谷部２１３を挟む２つの傾斜部２１４とシリコン基板１０との界面を含む直線Ｌ１およびＬ２の交点Ｐ１４を定義する。この場合、谷部２１３の範囲は、図８に示すように、交点Ｐ１４から上方（Ｚ軸正方向）に向けて谷部２１３を見た場合の臨み角により定義することができ、当該臨み角は６０度以下である。
上記臨み角で定義される谷部２１３において、結晶領域２１３ｃがシリコン基板１０の基板面から略垂直方向に向けて柱状に成長し、かつ、谷部２１３の上端部において離散的に存在し、結晶領域２１３ｃの谷部２１３領域に対する占有率がアモルファス領域２１３ａの谷部２１３領域に対する占有率よりも高い。これにより、太陽電池素子１の開放電圧（Ｖｏｃ）の低下を抑制しながら、曲線因子（ＦＦ）を向上させることができる。よって、太陽電池素子１の発電効率を向上させることが可能となる。
［３．太陽電池素子の製造方法］
次に、上述した特徴的なシリコン層２０の構造を有する太陽電池素子１の製造方法について説明する。
図９は、実施の形態に係る太陽電池素子１の製造方法を説明する工程フローチャートである。
まず、シリコン基板１０の（１００）面を異方性エッチングする（Ｓ１０：エッチング工程）。これにより、複数の角錐が２次元状に配列されたテクスチャ構造をシリコン基板１０の第１主面および第２主面に形成する。
具体的には、（１００）面を有するシリコン基板１０をエッチング液に浸漬する。エッチング液は、アルカリ水溶液を含む。アルカリ水溶液は、例えば、水酸化ナトリウム（ＮａＯＨ）、水酸化カリウム（ＫＯＨ）、および水酸化テトラメチルアンモニウム（ＴＭＡＨ）の少なくとも１つを含むアルカリ水溶液が挙げられる。シリコン基板１０の（１００）面を上記アルカリ水溶液に浸漬することにより、シリコン基板の表面および裏面が、（１１１）面に沿って異方性エッチングされる。この結果、図５Ａおよび図５Ｂに示すように、シリコン基板１０の表面および裏面に、基板頂部１１２および基板谷部１１３を有する四角錐が２次元状に配列されたテクスチャ構造が形成される。四角錐の角錐面は、（１１１）面である。なお、エッチング液に含まれるアルカリ水溶液の濃度は、例えば、０．１〜１０重量％である。
次に、上記テクスチャ構造が形成されたシリコン基板１０を、等方性エッチングする（Ｓ２０）。これにより、基板谷部１１３がアール形状に加工される（図６Ａおよび図６Ｂ参照）。本工程には、具体的には、フッ酸（ＨＦ）と硝酸（ＨＮＯ３）との混合溶液またはフッ酸（ＨＦ）と硝酸（ＨＮＯ３）と酢酸（ＣＨ３ＣＯＯＨ）との混合溶液を用いたウェットエッチング、あるいは、四フッ化メタン（ＣＦ４）と酸素（Ｏ２）との混合ガスを用いたドライエッチングを適用することができる。また、上記材料の混合比および処理時間などを制御することにより、基板谷部１１３の曲率半径を調整できる。また、本工程により、基板頂部１１２やテクスチャ構造の稜線部分を丸くしてもよい。
次に、上記等方性エッチング工程を経たシリコン基板１０を、フッ酸（ＨＦ）および過酸化水素（Ｈ２Ｏ２）を含有する混合溶液に浸漬する（Ｓ３０：表面処理工程）。本工程において、フッ酸および過酸化水素の混合溶液を用いることで、アール形状となった基板谷部１１３の表面が選択的に改質される。なお、上記混合溶液に含まれるフッ酸の濃度は、０．１〜５重量％であり、過酸化水素の濃度は、０．１〜５重量％であることが好ましい。さらに好ましくは、上記混合溶液に含まれるフッ酸の濃度は、０．５〜３重量％であり、過酸化水素（Ｈ２Ｏ２）の濃度は、２〜４重量％である。
次に、表面処理されたシリコン基板１０の第１主面および第２主面に、非晶質シリコン層２０および４０を形成する（Ｓ４０：シリコン層形成工程）。シリコン層形成工程Ｓ４０では、誘電体膜２１、ｎ型非晶質シリコン膜２２、誘電体膜４１、およびｐ型非晶質シリコン膜４２をこの順で形成する。なお、形成順序はこれに限られず、例えば、誘電体膜２１および誘電体膜４１を同時形成した後、ｎ型非晶質シリコン膜２２およびｐ型非晶質シリコン膜４２をこの順で形成してもよい。
まず、シリコン基板１０の表面に、誘電体膜２１を形成する（Ｓ４１）。誘電体膜２１は、例えば、アモルファスの真性シリコン半導体薄膜であり、プラズマ化学気相成長法（ＰＥＣＶＤ）、Ｃａｔ−ＣＶＤ（Ｃａｔａｌｙｔｉｃ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｖａｐｏｒ Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ）、およびスパッタリング法などにより形成される。ＰＥＣＶＤは、ＲＦプラズマＣＶＤ法、周波数の高いＶＨＦプラズマＣＶＤ法、およびマイクロ波プラズマＣＶＤ法など、いずれの手法を用いてもよい。本実施の形態では、例えば、ＲＦプラズマＣＶＤ法を用いて誘電体膜２１を形成する。具体的には、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガスを水素で希釈したガスを製膜室に供給し、当該製膜室に配置された平行平板電極にＲＦ高周波電力を印加して当該ガスをプラズマ化する。このプラズマ化されたガスを、１５０℃以上２５０℃以下に加熱されたシリコン基板１０の表面に供給することにより、誘電体膜２１が形成される。
次に、誘電体膜２１の上に、ｎ型非晶質シリコン膜２２を形成する（Ｓ４２）。ｎ型非晶質シリコン膜２２は、ＰＥＣＶＤ、Ｃａｔ−ＣＶＤ、およびスパッタリング法などにより形成される。ＰＥＣＶＤは、ＲＦプラズマＣＶＤ法が適用される。具体的には、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガスおよびホスフィン（ＰＨ３）などのｎ型ドーパント含有ガスを水素で希釈した混合ガスを製膜室に供給し、当該製膜室に配置された平行平板電極にＲＦ高周波電力を印加して当該混合ガスをプラズマ化する。なお、混合ガスにおけるホスフィン（ＰＨ３）の濃度は、例えば２％である。このプラズマ化されたガスを、１５０℃以上２５０℃以下に加熱されたシリコン基板１０およびの表面に供給することにより、誘電体膜２１上にｎ型非晶質シリコン膜２２が形成される。
次に、シリコン基板１０の裏面に、誘電体膜４１を形成する（Ｓ４３）。誘電体膜４１は、例えば、アモルファスの真性シリコン半導体薄膜であり、ＰＥＣＶＤ、Ｃａｔ−ＣＶＤ、およびスパッタリング法などにより形成される。ＰＥＣＶＤは、ＲＦプラズマＣＶＤ法、周波数の高いＶＨＦプラズマＣＶＤ法、およびマイクロ波プラズマＣＶＤ法など、いずれの手法を用いてもよい。本実施の形態では、例えば、ＲＦプラズマＣＶＤ法を用いて誘電体膜４１を形成する。具体的には、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガスを水素で希釈したガスを製膜室に供給し、当該製膜室に配置された平行平板電極にＲＦ高周波電力を印加して当該ガスをプラズマ化する。このプラズマ化されたガスを、１５０℃以上２５０℃以下に加熱されたシリコン基板１０の表面に供給することにより、誘電体膜４１が形成される。
次に、誘電体膜４１の上に、ｐ型非晶質シリコン膜４２を形成する（Ｓ４４）。ｐ型非晶質シリコン膜４２は、ＰＥＣＶＤ、Ｃａｔ−ＣＶＤ、およびスパッタリング法などにより形成される。ＰＥＣＶＤは、ＲＦプラズマＣＶＤ法が適用される。具体的には、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガスおよびジボラン（Ｂ２Ｈ６）などのｐ型ドーパント含有ガスを水素で希釈した混合ガスを製膜室に供給し、当該製膜室に配置された平行平板電極にＲＦ高周波電力を印加して当該混合ガスをプラズマ化する。なお、混合ガスにおけるジボラン（Ｂ２Ｈ６）の濃度は、例えば１％である。このプラズマ化されたガスを、１５０℃以上２５０℃以下に加熱されたシリコン基板１０およびの表面に供給することにより、誘電体膜４１上にｐ型非晶質シリコン膜４２が形成される。
以上の工程Ｓ４１〜Ｓ４４により、シリコン基板１０の表面および裏面に、非晶質シリコン層２０および４０が形成される。
最後に、非晶質シリコン層２０および４０上に、透明電極３０および５０、ならびに金属電極を形成する（Ｓ５０）。まず、ｎ型非晶質シリコン膜２２の上に透明電極３０を形成し、ｐ型非晶質シリコン膜４２の上に、透明電極５０を形成する。具体的には、ｎ型非晶質シリコン膜２２およびｐ型非晶質シリコン膜４２の上に、インジウムスズ酸化物（ＩＴＯ）などの透明導電性酸化物を、蒸着法およびスパッタリング法などにより製膜する。次に、透明電極３０の上にフィンガー電極３１を含む集電極３３（金属電極）を形成し、透明電極５０の上にフィンガー電極５１を含む集電極（金属電極）を形成する。集電極は、例えば、樹脂材料をバインダとし、銀粒子などの導電性粒子をフィラーとした熱硬化型である樹脂型導電性ペーストを用いて、スクリーン印刷などの印刷法により形成することができる。
以上の工程Ｓ１０〜Ｓ５０により、本実施の形態に係る太陽電池素子１が形成される。
上記太陽電池素子１の製造方法によれば、図６Ｂに示されるように、谷部２１３の結晶領域２１３ｃは、シリコン基板１０の基板面から略垂直方向に向けて柱状に成長し、かつ、谷部２１３のうちシリコン基板１０と接する下端部と反対側の上端部において基板面に略平行な方向（略Ｘ軸方向）に離散的に存在する。また、非晶質シリコン層２０および４０を断面視した場合、谷部２１３における結晶領域２１３ｃの谷部２１３領域に対する占有率は、谷部２１３におけるアモルファス領域２１３ａの谷部２１３領域に対する占有率よりも高くなる。
以下では、本実施の形態に係る太陽電池素子１の断面構造と、比較例に係る太陽電池素子の断面構造とを比較する。
図１０Ａは、実施の形態に係る太陽電池素子１の谷部２１３の構造を示す模式断面図であり、図１０Ｂは、比較例に係る太陽電池素子の谷部構造を示す模式断面図である。
図１０Ｂに示された、比較例に係る太陽電池素子では、シリコン基板の表面にテクスチャ構造を形成するにあたり、順に、異方性エッチング、フッ酸および硝酸などの等方性エッチング、水素プラズマ処理を実行している。これにより、（１１１）面を含む谷部表面の自然酸化膜を除去している。このため、谷部２１３において、結晶領域の成長が促進される反面、谷部２１３における結晶領域の占有率を制御することが困難である。よって、図１０Ｂに示すように、谷部２１３のほぼ全領域に結晶領域が形成されることが想定される。非晶質シリコン層２０において、結晶領域は、非晶質シリコン層２０の谷部２１３を起点として成長する。このため、谷部２１３の全領域が結晶領域となった場合には、谷部２１３を起点として傾斜部２１４にも結晶領域が拡散する可能性がある。これにより、開放電圧（Ｖｏｃ）が低下するという問題がある。
これに対して、図１０Ａに示された、本実施の形態に係る太陽電池素子１では、シリコン基板の表面にテクスチャ構造を形成するにあたり、異方性エッチングの後、フッ酸および過酸化水素の混合溶液により、等方性エッチング、かつ、（１１１）面を含む谷部表面の選択的表面処理を行っている。
これにより、本実施の形態に係る非晶質シリコン層２０の谷部２１３は、シリコン基板１０の基板谷部１１３の表面改質処理により、図１０Ｂの谷部に比べて結晶性が乱される。よって、図１０Ａに示されるように、結晶領域２１３ｃは、シリコン基板１０の基板面から略垂直方向に向けて柱状に成長し、かつ、谷部２１３のうちシリコン基板１０と接する下端部と反対側の上端部において基板面に略平行な方向（略Ｘ軸方向）に離散的に存在するようになる。また、非晶質シリコン層２０を断面視した場合、谷部２１３における結晶領域２１３ｃの谷部２１３領域に対する占有率は、谷部２１３におけるアモルファス領域２１３ａの谷部２１３領域に対する占有率よりも大きくなる。
結晶領域２１３ｃは、非晶質シリコン層２０の主たる構成要素であるアモルファス領域に比べて、導電性に優れている。従って、非晶質シリコン層２０において、結晶領域の占有率が高いほど抵抗損失が低減され、曲線因子（ＦＦ）を向上させることができる。
一方で、非晶質シリコン層２０における結晶領域の占有率が高くなると、開放電圧（Ｖｏｃ）が低下するという問題がある。結晶領域は、非晶質シリコン層２０の谷部２１３を起点として成長する。よって、曲線因子（ＦＦ）および開放電圧（Ｖｏｃ）の双方を最適化するには、非晶質シリコン層２０の谷部２１３の結晶領域の占有率を最適化することが重要となる。
本実施の形態に係る太陽電池素子１において、非晶質シリコン層２０を断面視した場合、谷部２１３における結晶領域２１３ｃの谷部２１３領域に対する占有率は、谷部２１３におけるアモルファス領域２１３ａの谷部２１３領域に対する占有率よりも高い。これにより、谷部２１３においてアモルファス領域２１３ａが支配的である非晶質シリコン層と比べて、非晶質シリコン層２０における抵抗損失が低減され、太陽電池素子１の曲線因子（ＦＦ）を向上させることができる。
一方、谷部２１３の結晶領域２１３ｃは、下端部から上端部に向けて柱状に成長し、かつ、上端部において離散的に存在するので、谷部２１３においてアモルファス領域２１３ａと結晶領域２１３ｃとが分散して混在している。これにより、上記比較例に示されたような、谷部２１３を結晶領域２１３ｃが専有する非晶質シリコン層と比べて、非晶質シリコン層２０における低抵抗化を維持したまま、太陽電池素子１の開放電圧（Ｖｏｃ）の低下を抑制できる。よって、太陽電池素子１の発電効率を向上させることが可能となる。
なお、上記実施の形態では、非晶質シリコン層２０の谷部２１３における結晶構造において、上記のような特徴的な構成を有することを説明したが、非晶質シリコン層４０の谷部においても、同様の特徴的な構成を有していてもよい。すなわち、非晶質シリコン層４０の谷部の結晶領域は、シリコン基板１０側面から略垂直方向に向けて柱状に成長し、かつ、上記谷部のうちシリコン基板１０と接する上端部と反対側の下端部において基板面に略平行な方向（略Ｘ軸方向）に離散的に存在してもよい。また、非晶質シリコン層４０を断面視した場合、上記谷部における結晶領域の谷部領域に対する占有率は、当該谷部におけるアモルファス領域の谷部領域に対する占有率よりも高くてもよい。
これにより、シリコン基板１０の両面において、開放電圧（Ｖｏｃ）の低下を抑制しながら、曲線因子（ＦＦ）を向上させることが可能となる。
なお、本実施の形態に係る太陽電池素子１において、太陽電池素子１を断面視した場合、非晶質シリコン層２０の谷部２１３における結晶領域２１３ｃの谷部２１３領域に対する占有率は、非晶質シリコン層４０の谷部における結晶領域の当該谷部の領域に対する占有率よりも高いことが好ましい。つまり、シリコン基板１０の導電型と同じ導電型を有する非晶質シリコン層の谷部における結晶領域の谷部に対する占有率は、シリコン基板１０の導電型と逆の導電型を有する非晶質シリコン層の谷部における上記占有率よりも大きいことが好ましい。
シリコン基板１０の導電型と異なる導電型を有する非晶質シリコン層４０の場合、界面であるｐｎ接合部でキャリアが効果的に分離される。よって、ｐｎ接合部での抵抗損失を考慮する重要度は低い。従って、開放電圧（Ｖｏｃ）の低下抑制を重点的に対策すればよいという観点から、シリコン基板１０の導電型と同じ導電型を有する非晶質シリコン層２０と比べて、谷部における結晶領域の占有率が小さい構造としてもよい。
また、上記観点から、シリコン基板１０の導電型と異なる導電型を有する非晶質シリコン層４０は、谷部において結晶領域がなくてもよい。これにより、シリコン基板１０の導電型と同じ導電型を有する非晶質シリコン層２０により、開放電圧（Ｖｏｃ）の低下を抑制しつつ曲線因子（ＦＦ）を向上させ、シリコン基板１０の導電型と逆の導電型を有する非晶質シリコン層４０により、開放電圧（Ｖｏｃ）の低下を効果的に抑制することが可能となる。
［４．効果など］
本実施の形態に係る太陽電池素子１は、複数の角錐が２次元状に配列されたテクスチャ構造を第１主面に有するシリコン基板１０と、シリコン基板１０の第１主面に形成され、上記テクスチャ構造を反映した凹凸形状を有する非晶質シリコン層２０とを備え、非晶質シリコン層２０は、凹凸形状の頂部、および、当該頂部と谷部２１３とを結ぶ傾斜部２１４において、非晶質であり、谷部２１３においてシリコン基板１０の基板面から略垂直方向に向けて柱状に成長し、かつ、谷部２１３のうちシリコン基板１０と接する下端部と反対側の上端部において基板面に略平行な方向に離散的に存在する結晶領域２１３ｃを有し、非晶質シリコン層２０を断面視した場合、谷部２１３における結晶領域２１３ｃの谷部２１３に対する占有率は、谷部２１３におけるアモルファス領域２１３ａの谷部２１３に対する占有率よりも高い。
これにより、谷部２１３における結晶領域２１３ｃの占有率がアモルファス領域２１３ａの占有率よりも高いので、谷部２１３においてアモルファス領域２１３ａが支配的である場合と比べて、非晶質シリコン層２０における抵抗損失が低減され、太陽電池素子１の曲線因子（ＦＦ）を向上させることができる。
一方、谷部２１３の結晶領域２１３ｃは、下端部から上端部に向けて柱状に成長し、かつ、上端部において離散的に存在するので、谷部２１３においてアモルファス領域２１３ａと結晶領域２１３ｃとが分散して混在している。これにより、谷部２１３を結晶領域２１３ｃが専有する場合と比べて、非晶質シリコン層２０における低抵抗化が抑制され、太陽電池素子１の開放電圧（Ｖｏｃ）の低下を抑制できる。
また、谷部２１３は、太陽電池素子１を断面視した場合、曲率半径が１５０ｎｍ以下のアール形状を有していてもよい。
また、太陽電池素子１を断面視した場合、谷部２１３はアール形状を有し、谷部２１３を挟むシリコン基板１０の２つの角錐面のそれぞれを含む２つの直線の交点から谷部２１３を見た場合の臨み角は６０度以下であってもよい。
これらにより、谷部２１３において、選択的に結晶成長させることが可能となる。
また、非晶質シリコン層２０は、シリコン基板１０の導電型と同じ導電型を有していてもよい。
これにより、シリコン基板１０の導電型と同じ導電型を有する非晶質シリコン層２０において、より抵抗損失が低減され、曲線因子（ＦＦ）を向上させることができる。
また、非晶質シリコン層２０は、第１主面上に形成された誘電体膜２１と、誘電体膜２１の上に形成された、シリコン基板１０の導電型と同じ導電型のドーパントを含むｎ型非晶質シリコン膜２２とを有してもよい。
また、シリコン基板１０は、さらに、テクスチャ構造を第２主面に有し、太陽電池素子１は、さらに、シリコン基板１０の第２主面に配置され、上記テクスチャ構造を反映した凹凸形状を有し、シリコン基板１０の導電型と逆の導電型を有する非晶質シリコン層４０を備え、非晶質シリコン層２０および４０を断面視した場合、非晶質シリコン層２０の谷部における結晶領域の谷部に対する占有率は、非晶質シリコン層４０の谷部における上記占有率よりも高くてもよい。
シリコン基板１０の導電型と異なる導電型を有する非晶質シリコン層４０の場合、界面であるｐｎ接合部でキャリアが効果的に分離される。よって、ｐｎ接合部での抵抗損失を考慮する重要度は低い。従って、開放電圧（Ｖｏｃ）の低下抑制を重点的に対策すればよいという観点から、シリコン基板１０の導電型と同じ導電型を有する非晶質シリコン層２０と比べて、谷部における結晶領域の占有率を小さくすることが可能となる。これにより、シリコン基板１０の導電型と同じ導電型を有する非晶質シリコン層２０により、開放電圧（Ｖｏｃ）の低下を抑制しつつ曲線因子（ＦＦ）を向上させ、シリコン基板１０の導電型と逆の導電型を有する非晶質シリコン層４０により、開放電圧（Ｖｏｃ）の低下を効果的に抑制することが可能となる。
また、非晶質シリコン層４０は、第２主面上に形成された誘電体膜４１と、誘電体膜４１の上に形成された、シリコン基板１０の導電型と逆の導電型のドーパントを含むｐ型非晶質シリコン膜４２とを有していてもよい。
また、本実施の形態に係る太陽電池モジュール１００は、２次元状に配置された上記記載の複数の太陽電池素子１と、太陽電池素子１の表面側に配置された表面保護部材１８０Ａと、太陽電池素子１の裏面側に配置された裏面保護部材１８０Ｂと、太陽電池素子１と表面保護部材１８０Ａとの間に配置された表面充填部材１７０Ａと、太陽電池素子１と裏面保護部材１８０Ｂとの間に配置された裏面充填部材１７０ＢＡとを備えることを特徴とする。
これにより、太陽電池素子１の曲線因子（ＦＦ）を向上させつつ、開放電圧（Ｖｏｃ）の低下を抑制できるので、太陽電池モジュールの発電効率を向上させることが可能となる。
また、本実施の形態に係る太陽電池素子１の製造方法は、シリコン基板１０の（１００）面をエッチングして、複数の角錐が２次元状に配列されたテクスチャ構造をシリコン基板１０の第１主面に形成する第１エッチング工程と、第１エッチング工程を経たシリコン基板１０の第１主面を等方性エッチングする第２エッチング工程と、第２エッチング工程を経た、テクスチャ構造が形成された第１主面を、フッ酸および過酸化水素を含有する混合溶液に浸漬して、当該第１主面を処理する表面処理工程と、表面処理された表面上に、シリコンを含む原材料ガスを用いた気相成長法によりテクスチャ構造を反映した凹凸形状を有する非晶質シリコン層２０を形成するシリコン層形成工程とを含む。
これにより、谷部２１３の結晶領域２１３ｃは、シリコン基板１０の基板面から略垂直方向に向けて柱状に成長し、かつ、谷部２１３のうちシリコン基板１０と接する下端部と反対側の上端部において基板面に略平行な方向（略Ｘ軸方向）に離散的に存在する。また、谷部２１３における結晶領域２１３ｃの体積は、谷部２１３におけるアモルファス領域２１３ａの体積よりも大きくなる。よって、非晶質シリコン層２０における抵抗損失が低減され、太陽電池素子１の曲線因子（ＦＦ）を向上させることができるとともに、太陽電池素子１の開放電圧（Ｖｏｃ）の低下を抑制できる。
また、第２エッチング工程では、複数の角錐の間にアール形状を有する凹部を形成し、表面処理工程では、凹部の表面を選択的に表面処理し、シリコン層形成工程では、谷部２１３において、シリコン基板１０の基板面の略垂直方向に向けて柱状に成長し、かつ、谷部２１３のうちシリコン基板１０と接する下端部と反対側の上端部において基板面に略平行な方向に離散的に存在する結晶領域２１３ｃを形成し、非晶質シリコン層２０を断面視した場合、谷部２１３における結晶領域２１３ｃの谷部２１３に対する占有率はアモルファス領域２１３ａの谷部２１３に対する占有率よりも高くてもよい。
また、第１エッチング工程では、シリコン基板１０の（１００）面をエッチングして、複数の角錐が２次元状に配列されたテクスチャ構造をシリコン基板１０の両面に形成し、第２エッチング工程では、シリコン基板１０の両面を等方性エッチングし、表面処理工程では、互いに背向する第１主面および第２主面の両面を、フッ酸および過酸化水素を含有する混合溶液に浸漬して、当該両面を表面処理し、シリコン層形成工程では、表面処理された第１主面上に、シリコン基板１０の導電型と同じ導電型のドーパントおよびシリコンを含む原材料ガスを用いた気相成長法により、シリコン基板１０の導電型と同じ導電型を有する非晶質シリコン層２０を形成し、第２主面上に、シリコン基板１０の導電型と逆の導電型のドーパントおよびシリコンを含む原材料ガスを用いた気相成長法により、シリコン基板１０の導電型と逆の導電型を有する非晶質シリコン層４０を形成し、非晶質シリコン層２０および４０を断面視した場合、非晶質シリコン層２０の谷部２１３における結晶領域２１３ｃの谷部２１３に対する占有率は、非晶質シリコン層４０の谷部における上記占有率よりも高くてもよい。
これにより、シリコン基板１０の導電型と同じ導電型を有する非晶質シリコン層２０により、開放電圧（Ｖｏｃ）の低下を抑制しつつ曲線因子（ＦＦ）を向上させ、シリコン基板１０の導電型と逆の導電型を有する非晶質シリコン層４０により、開放電圧（Ｖｏｃ）の低下を効果的に抑制することが可能となる。
（その他の実施の形態）
以上、本発明に係る太陽電池素子１、太陽電池モジュール１００、および太陽電池素子の製造方法について、上記実施の形態に基づいて説明したが、本発明は、上記の実施の形態に限定されるものではない。
例えば、上記実施の形態に係る太陽電池モジュール１００では、複数の太陽電池素子１が面上に行列状配置された構成を示したが、行列状配置に限られない。例えば、円環状配置や１次元の直線状または曲線状に配置された構成であってもよい。
その他、各実施の形態に対して当業者が思いつく各種変形を施して得られる形態や、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で各実施の形態における構成要素および機能を任意に組み合わせることで実現される形態も本発明に含まれる。
１ 太陽電池素子
１０ シリコン基板
２０ 非晶質シリコン層（第１非晶質シリコン層）
２１ 誘電体膜（第１誘電体膜）
２２ ｎ型非晶質シリコン膜（第１非晶質シリコン膜）
４０ 非晶質シリコン層（第２非晶質シリコン層）
４１ 誘電体膜（第２誘電体膜）
４２ ｐ型非晶質シリコン膜（第２非晶質シリコン膜）
１００ 太陽電池モジュール
１７０Ａ 表面充填部材
１７０Ｂ 裏面充填部材
１８０Ａ 表面保護部材
１８０Ｂ 裏面保護部材
２１３ 谷部
２１３ａ アモルファス領域（非晶質領域）
２１３ｃ 結晶領域
２１４ 傾斜部

Claims (8)

  1. 複数の角錐が２次元状に配列されたテクスチャ構造を第１主面に有するシリコン基板と、
    前記シリコン基板の前記第１主面上に形成され、前記テクスチャ構造を反映した凹凸形状を有する第１非晶質シリコン層とを備え、
    前記第１非晶質シリコン層は、
    前記凹凸形状の頂部、および、当該頂部と谷部とを結ぶ傾斜部において非晶質であり、
    前記凹凸形状の谷部において前記シリコン基板の基板面から略垂直方向に向けて柱状に成長し、かつ、前記谷部のうち前記シリコン基板と接する下端部と反対側の上端部において前記基板面に略平行な方向に離散的に存在する結晶領域を有し、
    前記第１非晶質シリコン層を断面視した場合、前記谷部における前記結晶領域の前記谷部に対する占有率は、前記谷部における非晶質領域の前記谷部に対する占有率よりも高い
    太陽電池素子。
  2. 前記谷部は、前記太陽電池素子を断面視した場合、曲率半径が１５０ｎｍ以下のアール形状を有する
    請求項１に記載の太陽電池素子。
  3. 前記太陽電池素子を断面視した場合、前記谷部はアール形状を有し、前記谷部を挟む前記シリコン基板の２つの角錐面のそれぞれを含む２つの直線の交点から前記谷部を見た場合の臨み角は６０度以下である
    請求項１または２に記載の太陽電池素子。
  4. 前記第１非晶質シリコン層は、前記シリコン基板の導電型と同じ導電型を有する
    請求項１〜３のいずれか１項に記載の太陽電池素子。
  5. 前記第１非晶質シリコン層は、
    前記第１主面上に形成された第１誘電体膜と、
    前記第１誘電体膜の上に形成された、前記シリコン基板の導電型と同じ導電型のドーパントを含む第１非晶質シリコン膜とを有する
    請求項４に記載の太陽電池素子。
  6. 前記シリコン基板は、さらに、前記テクスチャ構造を、前記第１主面と背向する第２主面に有し、
    前記太陽電池素子は、さらに、
    前記シリコン基板の前記第２主面上に配置され、前記テクスチャ構造を反映した凹凸形状を有し、前記シリコン基板の導電型と逆の導電型を有する第２非晶質シリコン層を備え、
    前記第１非晶質シリコン層および前記第２非晶質シリコン層を断面視した場合、前記第１非晶質シリコン層の前記谷部における前記結晶領域の前記谷部に対する占有率は、前記第２非晶質シリコン層の前記谷部における前記結晶領域の前記谷部に対する占有率よりも高い
    請求項４または５に記載の太陽電池素子。
  7. 前記第２非晶質シリコン層は、
    前記第２主面上に形成された第２誘電体膜と、
    前記第２誘電体膜の上に形成された、前記シリコン基板の導電型と逆の導電型のドーパントを含む第２非晶質シリコン膜とを有する
    請求項６に記載の太陽電池素子。
  8. ２次元状に配置された、請求項１〜７のいずれか１項に記載の複数の太陽電池素子と、
    前記複数の太陽電池素子の表面側に配置された表面保護部材と、
    前記複数の太陽電池素子の裏面側に配置された裏面保護部材と、
    前記複数の太陽電池素子と前記表面保護部材との間に配置された表面充填部材と、
    前記複数の太陽電池素子と前記裏面保護部材との間に配置された裏面充填部材とを備える
    太陽電池モジュール。
JP2017509202A 2015-03-31 2016-02-19 太陽電池素子および太陽電池モジュール Active JP6664065B2 (ja)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2015073128 2015-03-31
JP2015073128 2015-03-31
PCT/JP2016/000903 WO2016157695A1 (ja) 2015-03-31 2016-02-19 太陽電池素子、太陽電池モジュール、および太陽電池素子の製造方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JPWO2016157695A1 JPWO2016157695A1 (ja) 2017-10-05
JP6664065B2 true JP6664065B2 (ja) 2020-03-13

Family

ID=57006903

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2017509202A Active JP6664065B2 (ja) 2015-03-31 2016-02-19 太陽電池素子および太陽電池モジュール

Country Status (4)

Country Link
US (1) US10374108B2 (ja)
JP (1) JP6664065B2 (ja)
CN (1) CN107431100B (ja)
WO (1) WO2016157695A1 (ja)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102514785B1 (ko) * 2017-05-19 2023-03-29 상라오 징코 솔라 테크놀러지 디벨롭먼트 컴퍼니, 리미티드 태양 전지 및 이의 제조 방법
EP3404724B1 (en) * 2017-05-19 2022-08-03 LG Electronics Inc. Solar cell and method for manufacturing the same
CN109616550B (zh) * 2018-11-16 2020-02-14 常州大学 一种提高Sb2Se3薄膜晶粒柱状生长趋势的方法
JP2020088111A (ja) * 2018-11-22 2020-06-04 パナソニック株式会社 太陽電池セルおよび太陽電池モジュール

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1005095B1 (en) 1997-03-21 2003-02-19 Sanyo Electric Co., Ltd. Method of manufacturing a photovoltaic element
JP5084133B2 (ja) 2005-11-15 2012-11-28 三洋電機株式会社 光起電力素子、光起電力モジュールおよび光起電力モジュールの製造方法
EP2320477A4 (en) * 2008-08-22 2012-08-08 Sanyo Electric Co SOLAR CELL MODULE, SOLAR CELL AND METHOD FOR PRODUCING A SOLAR CELL MODULE
US9437758B2 (en) * 2011-02-21 2016-09-06 Semiconductor Energy Laboratory Co., Ltd. Photoelectric conversion device
WO2012150627A1 (ja) * 2011-05-02 2012-11-08 三菱電機株式会社 シリコン基板の洗浄方法および太陽電池の製造方法
EP2980861B1 (en) * 2013-03-28 2020-01-08 Panasonic Intellectual Property Management Co., Ltd. Solar cell
CN107342331B (zh) * 2013-08-02 2018-10-19 南通大学 一种t型顶电极背反射薄膜太阳电池的生产工艺
CN104377251B (zh) * 2013-08-12 2016-09-14 上海理想万里晖薄膜设备有限公司 一种多尺度陷光的柔性大面积叠层太阳能电池及制备方法
JP2015053398A (ja) * 2013-09-06 2015-03-19 株式会社ジェイ・イー・ティ 太陽電池の製造方法
CN103730522A (zh) * 2014-01-28 2014-04-16 友达光电股份有限公司 光电转换结构、应用其的太阳能电池及其制造方法

Also Published As

Publication number Publication date
WO2016157695A1 (ja) 2016-10-06
CN107431100A (zh) 2017-12-01
US20180006168A1 (en) 2018-01-04
CN107431100B (zh) 2019-05-10
JPWO2016157695A1 (ja) 2017-10-05
US10374108B2 (en) 2019-08-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6975368B1 (ja) 太陽電池及び太陽電池モジュール
JP5533878B2 (ja) 太陽電池、太陽電池モジュールおよび太陽電池システム
JP5710024B2 (ja) 太陽電池の製造方法
CN111739955A (zh) 太阳能单电池和太阳能电池组件
US10522705B2 (en) Solar cell and solar cell module
JP2009135338A (ja) 太陽電池及び太陽電池の製造方法
CN116364794A (zh) 太阳能电池、光伏组件及太阳能电池的制备方法
JP2012156460A (ja) 太陽電池及び太陽電池モジュール
WO2012132854A1 (ja) 光電変換装置及びその製造方法
WO2011034145A1 (ja) 太陽電池、太陽電池モジュールおよび太陽電池システム
JP6664065B2 (ja) 太陽電池素子および太陽電池モジュール
CN116666460A (zh) 太阳能电池及制备方法、光伏组件
JP6423373B2 (ja) 光電変換素子およびそれを備えた太陽電池モジュール
JP6785775B2 (ja) 光電変換素子、それを備えた太陽電池モジュールおよび太陽光発電システム
US9184320B2 (en) Photoelectric conversion device
JP6653696B2 (ja) 光電変換素子
JP2015133341A (ja) 裏面接合型太陽電池及びその製造方法
US20150179843A1 (en) Photovoltaic device
US11038071B2 (en) Solar cell, solar cell module, and method for manufacturing solar cell
JP6143520B2 (ja) 結晶シリコン系太陽電池およびその製造方法
JP6689757B2 (ja) 光電変換素子、それを備えた太陽電池モジュールおよび太陽光発電システム
JP2014072276A (ja) 光起電力装置
JP2016009846A (ja) 光電変換素子および光電変換システム
CN111211187A (zh) 太阳能单电池和太阳能电池组件
CN118870846A (zh) 叠层电池及其制作方法、光伏组件

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20170623

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20180417

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20180911

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20181206

A911 Transfer to examiner for re-examination before appeal (zenchi)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A911

Effective date: 20181218

A912 Re-examination (zenchi) completed and case transferred to appeal board

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A912

Effective date: 20190201

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20191205

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20200129

R151 Written notification of patent or utility model registration

Ref document number: 6664065

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R151