[go: up one dir, main page]

WO2017145633A1 - 太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法 - Google Patents

太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2017145633A1
WO2017145633A1 PCT/JP2017/002736 JP2017002736W WO2017145633A1 WO 2017145633 A1 WO2017145633 A1 WO 2017145633A1 JP 2017002736 W JP2017002736 W JP 2017002736W WO 2017145633 A1 WO2017145633 A1 WO 2017145633A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
layer
type
crystalline silicon
passivation layer
amorphous silicon
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.)
Ceased
Application number
PCT/JP2017/002736
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
藤田　和範
大介 藤嶋
泰史 角村
幹朗 田口
慶一郎 益子
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
Priority to JP2018501077A priority Critical patent/JP6719099B2/ja
Priority to CN201780012714.6A priority patent/CN108701736A/zh
Priority to EP17756075.2A priority patent/EP3422422A4/en
Publication of WO2017145633A1 publication Critical patent/WO2017145633A1/ja
Priority to US16/101,788 priority patent/US20190006534A1/en
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

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
    • H10F77/30—Coatings
    • H10F77/306—Coatings for devices having potential barriers
    • H10F77/311—Coatings for devices having potential barriers for 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
    • 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
    • H10F71/00—Manufacture or treatment of devices covered by this subclass
    • H10F71/129—Passivating
    • 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
    • H10F77/164—Polycrystalline semiconductors
    • H10F77/1642—Polycrystalline 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
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/20—Electrodes
    • H10F77/206—Electrodes for devices having potential barriers
    • H10F77/211—Electrodes for devices having potential barriers for 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
    • H10F77/00—Constructional details of devices covered by this subclass
    • H10F77/20—Electrodes
    • H10F77/244—Electrodes made of transparent conductive layers, e.g. transparent conductive oxide [TCO] layers
    • 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
    • Y02E10/546—Polycrystalline 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
    • 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
    • Y02E10/547—Monocrystalline silicon PV cells

Definitions

  • the present disclosure relates to a solar battery cell and a method for manufacturing the solar battery cell.
  • Patent Document 1 discloses a solar battery cell in which an n-type amorphous silicon layer is formed on the light-receiving surface of a crystalline silicon wafer and a p-type amorphous silicon layer is formed on the back surface of the wafer.
  • the solar battery cell disclosed in Patent Document 1 includes a transparent conductive layer and a collector electrode formed on each amorphous silicon layer.
  • a solar battery cell includes a crystalline silicon wafer, a first passivation layer formed on a light-receiving surface of the crystalline silicon wafer and mainly composed of silicon oxide, silicon carbide, or silicon nitride, An n-type crystalline silicon layer formed on one passivation layer, a second passivation layer formed on the back surface of the crystalline silicon wafer, and a p-type amorphous silicon layer formed on the second passivation layer; It is characterized by providing.
  • a method for manufacturing a solar cell according to the present disclosure includes a step of forming a first passivation layer mainly composed of silicon oxide, silicon carbide, or silicon nitride on one surface of a crystalline silicon wafer; A step of forming an n-type crystalline silicon layer on one passivation layer, a step of forming a second passivation layer on the other surface of the crystalline silicon wafer on which the n-type crystalline silicon layer is formed, and a second passivation Forming a p-type amorphous silicon layer on the layer.
  • the amount of light incident on the crystalline silicon wafer is increased, and the output characteristics can be improved.
  • the solar battery cell according to the present disclosure includes the n-type crystalline silicon layer formed on the light-receiving surface side of the crystalline silicon wafer
  • the solar cell according to the present disclosure has a wafer compared to a conventional cell including an amorphous silicon layer on the light-receiving surface side.
  • Increasing the amount of incident light provides high output characteristics.
  • a p-type amorphous silicon layer formed by a low temperature process is formed on the back side of the crystalline silicon wafer, the output characteristics can be improved while suppressing the manufacturing cost.
  • the solar cell according to the present disclosure including the n-type crystalline silicon layer on the light-receiving surface side of the crystalline silicon wafer and the p-type crystalline silicon layer on the back surface side is low in manufacturing cost and has high output characteristics.
  • the hue is highly uniform, has a good appearance, and is excellent in durability.
  • n-type dopant means an impurity that functions as a donor
  • p-type dopant means an impurity that functions as an acceptor
  • an n-type crystalline silicon wafer doped in n-type is exemplified as the crystalline silicon wafer.
  • a p-type doped p-type crystalline silicon wafer is used as the crystalline silicon wafer.
  • the first and second passivation layers, the n-type crystalline silicon layer, the p-type non-crystalline silicon wafer are used.
  • the crystalline silicon layer and the like the same configuration as that when an n-type crystalline silicon wafer is used can be applied.
  • FIG. 1 is a cross-sectional view showing a solar battery cell 10 which is an example of an embodiment.
  • the solar battery cell 10 includes an n-type crystalline silicon wafer 11, a first passivation layer 12 formed on the light receiving surface of the n-type crystalline silicon wafer 11, and a first passivation layer. And an n-type crystalline silicon layer 13 formed.
  • the solar cell 10 further includes a second passivation layer 16 formed on the back surface of the n-type crystalline silicon wafer 11 and a p-type amorphous silicon layer 17 formed on the second passivation layer 16.
  • the “light-receiving surface” of the n-type crystalline silicon wafer 11 means a surface on which light is mainly incident (over 50% to 100%), and “back surface” is a surface opposite to the light-receiving surface. means.
  • the crystallization rate of the p-type amorphous silicon layer 17 is lower than the crystallization rate of the n-type crystalline silicon layer 13, and the crystallization rate of the n-type crystalline silicon layer 13 is the crystal of the n-type crystalline silicon wafer 11. Lower than conversion rate.
  • the crystallization ratio of the wafer and each layer is measured by the area ratio of the region where the Si crystal lattice occupies the observation region using a transmission electron microscope (TEM) in the cross section of the wafer and each layer shown in FIG. That is, the larger the length in the longitudinal direction of the Si crystal lattice region, the higher the crystallization rate of the wafer and each layer.
  • TEM transmission electron microscope
  • the n-type crystalline silicon wafer 11 is made of single crystal silicon
  • the n-type crystalline silicon layer 13 is made of polycrystalline silicon.
  • the region of the Si crystal lattice formed in the p-type amorphous silicon layer 17 preferably has a length in the longitudinal direction of less than 2 nm.
  • the solar battery cell 10 includes a transparent conductive layer 14 formed on the n-type crystalline silicon layer 13 and a collector electrode 15 formed on the transparent conductive layer 14.
  • the solar battery cell 10 includes a transparent conductive layer 18 formed on the p-type amorphous silicon layer 17 and a collector electrode 19 formed on the transparent conductive layer 18.
  • the transparent conductive layer 14 and the collector electrode 15 constitute a light receiving surface electrode for collecting electrons generated in the n-type crystalline silicon wafer 11, and the transparent conductive layer 18 and the collector electrode 19 are positive electrodes generated in the n-type crystalline silicon wafer 11.
  • a back electrode for collecting holes is constructed.
  • Solar cell 10 includes a pair of electrodes formed on the light-receiving surface side and the back surface side of n-type crystalline silicon wafer 11.
  • the n-type crystalline silicon wafer 11 may be an n-type polycrystalline silicon wafer, but is preferably an n-type single crystal silicon wafer.
  • the concentration of the n-type dopant in the n-type crystalline silicon wafer 11 is, for example, 1 ⁇ 10 14 to 1 ⁇ 10 17 atoms / cm 3 .
  • the n-type dopant is not particularly limited, but generally phosphorus (P) is used.
  • the n-type crystalline silicon wafer 11 has a substantially square surface shape with one side of 120 to 160 mm, and the thickness of the n-type crystalline silicon wafer 11 is, for example, 50 to 300 ⁇ m.
  • the substantially square includes, for example, an octagon in which short sides and long sides are alternately continuous and have two sets of long sides parallel to each other.
  • a wafer manufactured by the Czochralski method (Cz method) is generally used, but a wafer manufactured by the epitaxial growth method can also be used.
  • the n-type crystalline silicon wafer 11 does not substantially contain a p-type dopant such as boron. However, the end face of the n-type crystalline silicon wafer 11 and its vicinity may contain a p-type dopant.
  • the concentration of the p-type dopant in the n-type crystalline silicon wafer 11 is 1 ⁇ 10 14 atoms / cm 3 or less, and the detection limit by secondary ion mass spectrometry (SIMS) is 1 ⁇ 10 15 atoms / cm 3 or less.
  • the p-type amorphous silicon layer 17 is formed by a low temperature process, the diffusion of boron from the p-type amorphous silicon layer 17 to the n-type crystalline silicon wafer 11 does not substantially occur. For this reason, in the photovoltaic cell 10, the composite defect by the spreading
  • the concentration of impurities at the interface in contact with the first passivation layer 12 and in the vicinity thereof is higher than the concentration of impurities at the interface in contact with the second passivation layer 16 and in the vicinity thereof.
  • the interface in contact with the first passivation layer 12 of the n-type crystalline silicon wafer 11 may be referred to as “light-receiving surface side interface”, and the interface in contact with the second passivation layer 16 may be referred to as “back surface side interface”.
  • Examples of impurities contained in the n-type crystalline silicon wafer 11 include oxygen, nitrogen, carbon and the like in addition to an n-type dopant such as phosphorus.
  • the oxygen concentration at the light receiving surface side interface and its vicinity of the n-type crystalline silicon wafer 11 is higher than the oxygen concentration at the back surface side interface and its vicinity.
  • the concentration of P, O, N, C, etc. contained in the n-type crystalline silicon wafer 11 is measured by SIMS or TEM-energy dispersive X-ray spectroscopy (TEM-EDX).
  • a texture structure (not shown) is formed on the surface of the n-type crystalline silicon wafer 11.
  • the texture structure is a surface uneven structure for increasing the light absorption amount of the n-type crystalline silicon wafer 11 by suppressing the surface reflection, and is provided on one of the light receiving surface and the back surface or on the light receiving surface and the back surface. Formed on both.
  • the texture structure can be formed by anisotropic etching of the (100) plane of the single crystal silicon wafer using an alkaline solution, and the surface of the single crystal silicon wafer has a pyramidal uneven structure with the (111) plane as an inclined surface. It is formed.
  • the height of the unevenness of the texture structure is, for example, 1 to 15 ⁇ m.
  • the first passivation layer 12 is interposed between the light receiving surface of the n-type crystalline silicon wafer 11 and the n-type crystalline silicon layer 13, and suppresses carrier recombination on the light receiving surface side of the cell.
  • a first passivation layer 12 is formed in substantially the entire area.
  • the first passivation layer 12 formed over substantially the entire area may cover the entire surface of the approximately square or the end portion of the approximately square. The entire surface except the outer peripheral area of 2 mm or less may be covered.
  • the first passivation layer 12 is preferably a layer having excellent thermal stability that does not impair passivation properties even when exposed to high temperatures.
  • the first passivation layer 12 is preferably composed mainly of silicon oxide (SiO 2 ), silicon carbide (SiC), or silicon nitride (SiN).
  • the thickness of the first passivation layer 12 is, for example, 0.1 to 5.0 nm.
  • the thickness of the first passivation layer 12 is measured by observing a cross section of the cell using a TEM (the same applies to other layers).
  • the oxygen concentration in the layer is preferably 1.0 ⁇ 10 21 atoms / cm 3 or more.
  • the first passivation layer 12 has a higher oxygen concentration than the second passivation layer 16.
  • the concentration of n-type dopants such as phosphorus in the first passivation layer 12 is higher than the concentration of p-type dopants such as boron in the second passivation layer 16.
  • the formation process of the n-type crystalline silicon layer 13 is at a higher temperature than the formation process of the p-type amorphous silicon layer 17. Therefore, phosphorus in the n-type crystalline silicon layer 13 easily diffuses into the first passivation layer 12, but boron in the p-type amorphous silicon layer 17 hardly diffuses into the second passivation layer 16.
  • the n-type crystalline silicon layer 13 is formed on the light receiving surface of the n-type crystalline silicon wafer 11 via the first passivation layer 12. On the light-receiving surface of the n-type crystalline silicon wafer 11, an n-type crystalline silicon layer 13 is formed over substantially the entire area via the first passivation layer 12.
  • the thickness of the n-type crystalline silicon layer 13 is, for example, 5 to 20 nm, preferably 8 to 15 nm.
  • the n-type crystalline silicon layer 13 is made of polycrystalline silicon or microcrystalline silicon doped n-type.
  • the region of the Si crystal lattice formed in the n-type crystalline silicon layer 13 has a length in the longitudinal direction of 2 nm or more. If the region where the Si crystal lattice is observed is within this range, high sunlight transmittance can be obtained.
  • the absorption coefficient in the wavelength range of 400 to 600 nm of the n-type crystalline silicon layer 13 is lower than the absorption coefficient of the p-type amorphous silicon layer 17, for example, 5 ⁇ 10 4 to 4 ⁇ 10 5 cm ⁇ at a wavelength of 420 nm. 1 .
  • the absorption coefficient of each layer is determined by ellipsometry.
  • the concentration of the n-type dopant in the n-type crystalline silicon layer 13 is, for example, 1 ⁇ 10 20 to 1 ⁇ 10 22 atoms / cm 3 , and preferably 3 ⁇ 10 20 to 5 ⁇ 10 21 atoms / cm 3 . .
  • the n-type dopant is not particularly limited, but generally phosphorus is used.
  • the n-type crystalline silicon layer 13 may contain the n-type dopant substantially uniformly, and a concentration gradient of the n-type dopant may exist.
  • the resistivity of the n-type crystalline silicon layer 13 is higher than that of the transparent conductive layer 14 and is, for example, 0.1 to 150 m ⁇ ⁇ cm.
  • the n-type crystalline silicon layer 13 has a lower hydrogen concentration than the p-type amorphous silicon layer 17. Further, the n-type crystalline silicon layer 13 has a lower hydrogen concentration than the second passivation layer 16.
  • the hydrogen concentration in the n-type crystalline silicon layer 13 is, for example, 1 ⁇ 10 18 to 1 ⁇ 10 21 , and preferably 7 ⁇ 10 18 to 5 ⁇ 10 20 atoms / cm 3 .
  • the refractive index of the n-type crystalline silicon layer 13 is preferably 2.5 times or more that of the transparent conductive layer 14, for example, 2.5 to 3.2. Is double.
  • the refractive index of each layer is determined by a spectroscopic ellipsometer. If the refractive index of the n-type crystalline silicon layer 13 is within the above range, the color unevenness of the cell is reduced and a good appearance is obtained.
  • the second passivation layer 16 is interposed between the back surface of the n-type crystalline silicon wafer 11 and the p-type amorphous silicon layer 17 and suppresses carrier recombination on the back surface side of the cell.
  • a second passivation layer 16 is formed over substantially the entire area.
  • the second passivation layer 16 formed over substantially the entire area may cover the entire surface of the approximately square or end portion of the approximately square. The entire surface except the outer peripheral area of 2 mm or less may be covered.
  • the second passivation layer 16 is preferably a layer that can be formed at a temperature of about 200 ° C., and has lower thermal stability than the first passivation layer 12.
  • a suitable second passivation layer 16 is substantially intrinsic amorphous silicon (hereinafter sometimes referred to as “i-type amorphous silicon”), or a non-conductive layer having a lower dopant concentration than the p-type amorphous silicon layer. It is a layer containing crystalline silicon.
  • the thickness of the second passivation layer 16 is thicker than that of the first passivation layer 12, and is, for example, 5 to 10 nm.
  • the second passivation layer 16 is preferably composed mainly of i-type amorphous silicon, and may be an i-type amorphous silicon layer substantially composed of only i-type amorphous silicon. . As described above, the second passivation layer 16 has a lower oxygen concentration than the first passivation layer 12, and the concentration of the p-type dopant such as boron in the second passivation layer 16 is n-type such as phosphorus in the first passivation layer 12. Lower than dopant concentration.
  • the p-type amorphous silicon layer 17 is formed on the back surface of the n-type crystalline silicon wafer 11 via the second passivation layer 16.
  • a p-type amorphous silicon layer 17 is formed in almost the entire region via the second passivation layer 16. Similar to the second passivation layer 16, the p-type amorphous silicon layer 17 formed over substantially the entire region may cover the entire surface of the substantially square, and the outer peripheral region of 2 mm or less is removed from the end of the approximately square. The entire surface may be covered.
  • the thickness of the p-type amorphous silicon layer 17 is, for example, 1 to 25 nm, preferably 1 to 10 nm.
  • the concentration of the p-type dopant in the p-type amorphous silicon layer 17 is, for example, 1 ⁇ 10 20 atoms / cm 3 or more.
  • the p-type dopant is not particularly limited, but boron is generally used.
  • the p-type amorphous silicon layer 17 contains, for example, boron substantially uniformly.
  • the p-type amorphous silicon layer 17 has a higher hydrogen concentration than the n-type crystalline silicon layer 13.
  • the transparent conductive layer 14 is formed over substantially the entire surface of the n-type crystalline silicon layer 13 on the light receiving surface side.
  • the transparent conductive layer 18 is formed over substantially the entire area of the back surface of the p-type amorphous silicon layer 17.
  • the transparent conductive layers 14 and 18 formed over substantially the entire area may cover the entire surface of the approximately square or the end of the approximately square. You may cover the whole surface except the outer peripheral area
  • the transparent conductive layers 14 and 18 may be formed so as to cover them.
  • the transparent conductive layers 14 and 18 are transparent in which a metal oxide such as indium oxide (In 2 O 3 ) or zinc oxide (ZnO) is doped with tungsten (W), tin (Sn), antimony (Sb), or the like. It is composed of a conductive oxide (IWO, ITO, etc.).
  • the thickness of the transparent conductive layers 14 and 18 is preferably 30 to 500 nm, particularly preferably 50 to 200 nm.
  • the collector electrodes 15 and 19 preferably each include a plurality of finger portions and a plurality of bus bar portions.
  • the finger portion is a thin wire electrode formed over a wide area of the transparent conductive layers 14 and 18.
  • the bus bar portion is a thin wire electrode that collects carriers from the finger portion, and is formed substantially orthogonal to each finger portion.
  • the collector electrodes 15 and 19 are formed, for example, by applying a conductive paste on the transparent conductive layers 14 and 18 in a pattern including a large number of finger portions and two or three bus bar portions.
  • the conductive paste for forming the collector electrodes 15 and 19 was formed by dispersing conductive particles having a diameter of 1 to 50 ⁇ m made of silver, copper, nickel or the like in a binder resin such as acrylic resin, epoxy resin, or phenol novolac. It may be a conductive paste.
  • the collector electrode 19 is preferably formed in a larger area than the collector electrode 15, and the finger portions of the collector electrode 19 are formed more than the finger portions of the collector electrode 15. Therefore, the area of the transparent conductive layer 18 covered by the collector electrode 19 is larger than the area of the transparent conductive layer 14 covered by the collector electrode 15. Further, the collector electrode 15 is formed thicker than the collector electrode 19.
  • the structure of the electrode is not particularly limited, and a metal layer may be formed over substantially the entire area of the transparent conductive layer 18 as a collecting electrode for the back electrode.
  • FIG. 2 is a flowchart showing an example of the manufacturing process of the solar battery cell 10.
  • the manufacturing process of the photovoltaic cell 10 includes the following processes. (1) A step of forming a first passivation layer 12 composed mainly of silicon oxide, silicon carbide, or silicon nitride on one surface of the n-type crystalline silicon wafer 11. (2) A step of forming an n-type crystalline silicon layer 13 on the first passivation layer 12. (3) A step of forming the second passivation layer 16 on the other surface of the n-type crystalline silicon wafer 11 on which the n-type crystalline silicon layer 13 is formed. (4) A step of forming a p-type amorphous silicon layer 17 on the second passivation layer 16.
  • an oxide film composed mainly of silicon oxide is formed as the first passivation layer 12.
  • a substantially intrinsic i-type amorphous silicon layer is formed thicker than the first passivation layer 12.
  • the second passivation layer 16 may be a layer containing amorphous silicon having a p-type dopant concentration lower than that of the p-type amorphous silicon layer 17.
  • an n-type crystalline silicon wafer 11 having a textured structure is prepared, and a silicon oxide film as the first passivation layer 12 is formed on the surface of the wafer (S1). ).
  • a silicon oxide film as the first passivation layer 12 is formed on the surface of the wafer (S1). ).
  • an n-type single crystal silicon wafer is preferably used as the n-type crystalline silicon wafer 11.
  • the silicon oxide film is formed on both surfaces of the n-type single crystal silicon wafer.
  • Examples of the silicon oxide film forming method include a steam oxidation method in which an n-type single crystal silicon wafer having a textured structure is heat-treated in a high-pressure steam atmosphere at about 500 ° C., and a nitric acid oxidation method in which the wafer is immersed in nitric acid.
  • the silicon oxide film can be selectively formed only on one surface of the n-type crystalline silicon wafer 11.
  • the oxide film removing step (S4) described later can be omitted.
  • Examples of such an oxidation method include a plasma radical oxidation method and a method of forming a silicon oxide film (SiOx film) on one surface of the n-type crystalline silicon wafer 11 by CVD, sputtering, or the like.
  • the oxygen concentration of the SiOx film can be adjusted by changing the film formation conditions.
  • the first passivation layer 12 and the n-type crystalline silicon layer 13 can be formed by forming a SiOx film with a low oxygen concentration and doping the surface of the SiOx film and the vicinity of the surface with n-type.
  • the first passivation layer 12 may be formed by forming an i-type amorphous silicon layer on one surface of the n-type crystalline silicon wafer 11 and oxidizing the i-type amorphous silicon layer. .
  • an n-type crystalline silicon layer 13 is formed on the silicon oxide film (S2).
  • the n-type crystalline silicon layer 13 is formed by, for example, CVD or sputtering under a high temperature condition of 400 to 900 ° C.
  • CVD for example, a source gas diluted with hydrogen by adding phosphine (PH 3 ) to silane gas (SiH 4 ) is used.
  • phosphine PH 3
  • silane gas SiH 4
  • the dopant concentration of the n-type amorphous silicon layer can be adjusted by changing the mixed concentration of phosphine.
  • the n-type crystalline silicon layer 13 is formed as an n-type doped microcrystalline or polycrystalline silicon layer.
  • hydrogen (H 2 ) sintering is performed on the n-type crystalline silicon wafer 11 on which the n-type crystalline silicon layer 13 is formed (S3).
  • the hydrogen sintering is performed, for example, by heat-treating the n-type crystalline silicon wafer 11 at a temperature of about 350 to 450 ° C. in a forming gas obtained by diluting hydrogen gas with an inert gas such as nitrogen gas.
  • this step makes it possible to replenish hydrogen that has escaped from one surface of the n-type crystalline silicon wafer 11 exposed to a high temperature during the formation of the n-type crystalline silicon layer 13 and the vicinity thereof. If the hydrogen concentration of the n-type crystalline silicon layer 13 is sufficiently high that it is not necessary to replenish, the hydrogen sintering step of S3 may be omitted.
  • an i-type silicon layer which is the second passivation layer 16 on the other surface of the wafer is formed in order (S5, S6).
  • the silicon oxide film on the other surface of the n-type crystalline silicon wafer 11 immerses the n-type crystalline silicon wafer 11 having the n-type crystalline silicon layer 13 formed on one surface in hydrofluoric acid (HF). Is removed.
  • HF hydrofluoric acid
  • the i-type amorphous silicon layer and the p-type amorphous silicon layer 17 are formed by CVD or sputtering with a clean n-type crystalline silicon wafer 11 placed in a vacuum chamber.
  • a source gas obtained by diluting a silane gas with hydrogen (H 2 ) is used for forming the i-type amorphous silicon layer by CVD.
  • a source gas diluted with hydrogen by adding diborane (B 2 H 6 ) to a silane gas is used.
  • the dopant concentration of the p-type amorphous silicon layer 17 can be adjusted by changing the mixed concentration of diborane.
  • transparent conductive layers 14 and 18 are respectively formed on the n-type crystalline silicon layer 13 and the p-type amorphous silicon layer 17 (S7).
  • collector electrodes 15 and 19 are formed on the transparent conductive layers 14 and 18, respectively (S8).
  • the transparent conductive layers 14 and 18 are formed by sputtering, for example.
  • the collector electrodes 15 and 19 are formed, for example, by applying a conductive paste containing silver (Ag) particles on each transparent conductive layer by screen printing or the like.
  • the solar cell 10 provided with the n-type crystalline silicon layer 13 on the light-receiving surface side of the crystalline silicon wafer 11 and the p-type crystalline silicon layer 17 on the back surface side has a low manufacturing cost, and High output characteristics.
  • the solar battery cell 10 has a good appearance with little or no color unevenness and excellent durability.
  • FIG. 3 is a cross-sectional view illustrating a solar battery cell 10A that is another example of the embodiment.
  • the solar cell 10A has an n + -type doped n + layer 11a at and near the interface in contact with the first passivation layer 12 of the n-type crystalline silicon wafer 11A.
  • the n + layer 11a is formed by diffusing an n-type dopant such as phosphorus from the light receiving surface side of the n-type crystalline silicon wafer 11A, and the concentration of the n-type dopant is higher than that of other regions of the wafer.
  • the n-type crystalline silicon wafer 11A is substantially free of p-type dopants such as boron, as in the case of the solar battery cell 10.
  • the concentration of the n-type dopant in the n + layer 11a is, for example, 1 ⁇ 10 17 to 1 ⁇ 10 20 atoms / cm 3 and is formed with a thickness of 1 ⁇ m or less from the light-receiving surface side interface of the n-type crystalline silicon wafer 11A.
  • the n-type crystalline silicon wafer 11A has a region where the dopant concentration is equal to or higher than the dopant concentration at the central portion in the thickness direction of the n-type crystalline silicon wafer 11A only in the thickness range of 1 ⁇ m or less from the light receiving surface.
  • the n + layer 11a generally has a concentration gradient in which the concentration of the n-type dopant decreases as the depth increases, that is, the distance from the light receiving surface of the n-type crystalline silicon wafer 11A increases.
  • the n-type dopant concentration gradient also exists in the n-type crystalline silicon layer 13.
  • the n-type crystalline silicon layer 13 has a concentration gradient in which the concentration of the n-type dopant increases as it approaches the first passivation layer 12.
  • it has a concentration gradient in which the concentration of the n-type dopant decreases as it approaches the first passivation layer 12.
  • FIG. 4 is a flowchart showing an example of the manufacturing process of the solar battery cell 10A.
  • S2 silicon oxide film
  • S3 N 2 annealing treatment
  • the n + layer 11 a is formed by doping the light-receiving surface side interface of the n-type crystalline silicon wafer 11 and its vicinity to n-type. It is formed.
  • the n + layer 11a is formed by diffusing the n-type dopant in the n-type amorphous silicon layer by the N 2 annealing treatment. Processes other than S2 and S3 are the same as the manufacturing process of the solar battery cell 10.
  • the n-type crystalline silicon wafer 11 on which the silicon oxide film is formed is placed in a vacuum chamber, and an n-type amorphous silicon layer is formed by CVD or sputtering.
  • an n-type amorphous silicon layer is formed by CVD or sputtering.
  • CVD for example, a source gas diluted with hydrogen by adding phosphine to silane gas is used.
  • S3 is a step of heat-treating the n-type crystalline silicon wafer 11 on which the n-type amorphous silicon layer is formed at a high temperature of about 800 to 900 ° C. in a nitrogen atmosphere.
  • S3 it is also possible to perform a high temperature / low oxygen atmosphere annealing process using an inert gas other than nitrogen, or laser annealing.
  • crystallization of the n-type amorphous silicon layer proceeds, and an n-type polycrystalline silicon layer that is the n-type crystalline silicon layer 13 is formed.
  • an n-type dopant such as phosphorus contained in the n-type amorphous silicon layer diffuses into the n-type crystalline silicon wafer 11, and an n + layer 11a is formed at and near the light-receiving surface side interface.
  • the n + layer 11a can also be formed by a thermal diffusion method using vapor such as phosphoryl chloride (POCl 3 ).
  • a SiOx film having a low oxygen concentration or an i-type amorphous silicon layer is formed on one surface of the n-type crystalline silicon wafer 11, and phosphorus is thermally diffused at a high temperature of about 800 to 900 ° C.
  • An n + layer 11a and an n-type crystalline silicon layer 13 may be formed.
  • an n-type crystalline silicon layer 13 is formed by forming a SiOx film on one surface of the n-type crystalline silicon wafer 11, applying liquid silicon on the SiOx film, and performing N 2 annealing treatment. It is also possible.
  • FIG. 5 is a cross-sectional view illustrating a solar battery cell 30 which is another example of the embodiment.
  • the solar battery cell 30 includes electrodes on the light receiving surface side and the back surface side of the n-type crystalline silicon wafer in that the electrode is provided only on the back surface side of the n-type crystalline silicon wafer 31.
  • the n-type crystalline silicon wafer 31 has an n + layer 31a doped n-type at and near the interface in contact with the first passivation layer 32.
  • the solar battery cell 30 includes a first passivation layer 32 formed on the light receiving surface of an n-type crystalline silicon wafer 31 and an n-type crystalline silicon layer 33 formed on the first passivation layer 32.
  • the solar battery cell 30 has a protective layer 34 on the n-type crystalline silicon layer 33.
  • the protective layer 34 protects, for example, the n-type crystalline silicon layer 33 and suppresses reflection of sunlight on the cell surface.
  • the protective layer 34 is preferably made of a material having high light transmittance, and is made of, for example, an insulator such as silicon oxide, silicon nitride, or silicon oxynitride as a main component.
  • Solar cell 30 includes second passivation layers 35 and 37 formed on the back side of n-type crystalline silicon wafer 31, p-type amorphous silicon layer 36, and n-type amorphous silicon layer 38. .
  • the second passivation layer 35 is formed on the back surface of the n-type crystalline silicon wafer 31 and is interposed between the n-type crystalline silicon wafer 31 and the p-type amorphous silicon layer 36.
  • the second passivation layer 37 is formed on the back surface of the n-type crystalline silicon wafer 31 and is interposed between the n-type crystalline silicon wafer 31 and the n-type amorphous silicon layer 38.
  • the p-type amorphous silicon layer 36 and the n-type amorphous silicon layer 38 form a p-type region and an n-type region on the back side of the n-type crystalline silicon wafer 31, respectively.
  • the second passivation layer 35 and the p-type amorphous silicon layer 36 constitute a p-type region
  • the second passivation layer 37 and the n-type amorphous silicon layer 38 constitute an n-type region.
  • the area of the p-type region formed on the back surface of the n-type crystalline silicon wafer 31 is preferably larger than the area of the n-type region.
  • the p-type region and the n-type region are alternately arranged in one direction and are formed in a comb-like pattern in plan view that meshes with each other.
  • a part of the p-type region overlaps a part of the n-type region, and the p-type region and the n-type region are formed on the back surface of the n-type crystalline silicon wafer 31 without a gap.
  • An insulating layer 39 is provided between the regions where the p-type region and the n-type region overlap.
  • the insulating layer 39 is composed mainly of, for example, silicon oxide, silicon nitride, or silicon oxynitride.
  • the insulating layer 39 may be made of the same material as the protective layer 34.
  • a configuration similar to that of the p-type amorphous silicon layer 17 of the solar battery cells 10 and 10A can be applied to the second passivation layers 35 and 37. Also, the same configuration as that of the p-type amorphous silicon layer 17 of the solar cells 10 and 10A can be applied to the p-type amorphous silicon layer 36.
  • the n-type amorphous silicon layer 38 is an n-type doped amorphous silicon layer.
  • the n-type dopant concentration in the n-type amorphous silicon layer 38 is, for example, 1 ⁇ 10 20 atoms / cm 3 or more.
  • the n-type amorphous silicon layer 38 generally contains an n-type dopant substantially uniformly.
  • the n-type dopant is not particularly limited, but generally phosphorus is used.
  • the p-type amorphous silicon layer 36 and the n-type amorphous silicon layer 38 have a higher hydrogen concentration and lower density than the n-type crystalline silicon layer 33.
  • the solar cell 30 includes a transparent conductive layer 40 and a collector electrode 41 formed on the p-type amorphous silicon layer 36, and a transparent conductive layer 42 and a collector electrode 43 formed on the n-type amorphous silicon layer 38.
  • the transparent conductive layer 40 and the collector electrode 41 are p-side electrodes formed on the p-type region, and the transparent conductive layer 42 and the collector electrode 43 are n-side electrodes formed on the n-type region.
  • the transparent conductive layers 40 and 42 are separated from each other at a position corresponding to the insulating layer 39.
  • the collecting electrodes 41 and 43 are formed on the transparent conductive layers 40 and 42, respectively.
  • the collector electrodes 41 and 43 may be formed using a conductive paste, but are preferably formed by electrolytic plating.
  • the collector electrodes 41 and 43 are made of, for example, a metal such as nickel (Ni), copper (Cu), silver (Ag), etc., and may have a stacked structure of a Ni layer and a Cu layer, in order to improve corrosion resistance. You may have a tin (Sn) layer in the outermost surface.
  • the solar battery cell 30 includes a first passivation layer 32, an n-type crystalline silicon layer 33, and an n + layer 31a on the light-receiving surface side of the n-type crystalline silicon wafer 31 by a method similar to that of the solar battery cell 10A. Can be formed.
  • the protective layer 34, the p-type region, the n-type region, the insulating layer 39, the transparent conductive layers 40 and 42, and the collector electrodes 41 and 43 are formed by a method similar to that of a conventionally known solar battery cell having electrodes only on the back surface side. it can. Similar to the solar battery cells 10 and 10A, the solar battery cell 30 is low in manufacturing cost, has high output characteristics, has a good appearance, and is excellent in durability.

Landscapes

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

Abstract

実施形態の一例である太陽電池セル１０は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１と、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面上に形成され、酸化シリコン、炭化シリコン、または窒化シリコンを主成分として構成される第１パッシベーション層１２と、第１パッシベーション層１２上に形成されたｎ型結晶性シリコン層１３と、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面上に形成された第２パッシベーション層１６と、第２パッシベーション層１６上に形成されたｐ型非晶質シリコン層１７とを備える。

Description

太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法
　本開示は、太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法に関する。
　従来、結晶性シリコンウェーハの両面に非晶質シリコン層を形成した太陽電池セルが知られている。例えば、特許文献１には、結晶性シリコンウェーハの受光面上にｎ型非晶質シリコン層が形成され、当該ウェーハの裏面上にｐ型非晶質シリコン層が形成された太陽電池セルが開示されている。特許文献１に開示された太陽電池セルは、各非晶質シリコン層上に形成された透明導電層と集電極を備える。
特開２００６－２３７４５２号号公報
　太陽電池セルでは、特に受光面側からシリコンウェーハに入射する光量を増やしてセルの出力特性を向上させることは重要な課題である。特許文献１を含む従来の技術では、集電極の形状などを工夫して、受光面側からの入射光量を増やしているが、さらなる改善が求められている。
　本開示に係る太陽電池セルは、結晶性シリコンウェーハと、結晶性シリコンウェーハの受光面上に形成され、酸化シリコン、炭化シリコン、または窒化シリコンを主成分として構成される第１パッシベーション層と、第１パッシベーション層上に形成されたｎ型結晶性シリコン層と、結晶性シリコンウェーハの裏面上に形成された第２パッシベーション層と、第２パッシベーション層上に形成されたｐ型非晶質シリコン層とを備えることを特徴とする。
　本開示に係る太陽電池セルの製造方法は、結晶性シリコンウェーハの一方の面上に、酸化シリコン、炭化シリコン、または窒化シリコンを主成分として構成される第１パッシベーション層を形成する工程と、第１パッシベーション層上にｎ型結晶性シリコン層を形成する工程と、ｎ型結晶性シリコン層が形成された結晶性シリコンウェーハの他方の面上に第２パッシベーション層を形成する工程と、第２パッシベーション層上にｐ型非晶質シリコン層を形成する工程とを備えることを特徴とする。
　本開示の一態様である太陽電池セルによれば、結晶性シリコンウェーハに入射する光量が増加し、出力特性の向上を図ることができる。
実施形態の一例である太陽電池セルの断面図である。 実施形態の一例である太陽電池セルの製造工程を示すフローチャートである。 実施形態の他の一例である太陽電池セルの断面図である。 実施形態の他の一例である太陽電池セルの製造工程を示すフローチャートである。 実施形態の他の一例である太陽電池セルの断面図である。
　本開示に係る太陽電池セルは、結晶性シリコンウェーハの受光面側に形成されたｎ型結晶性シリコン層を備えるため、受光面側に非晶質シリコン層を備える従来のセルと比べてウェーハに入射する光量が多く、高い出力特性が得られる。そして、結晶性シリコンウェーハの裏面側には、低温プロセスで成膜されるｐ型非晶質シリコン層が形成されているため、製造コストを抑えながら出力特性の向上を図ることができる。
　結晶性シリコンウェーハの裏面側にｐ型結晶性シリコン層を形成した場合、ボロン（Ｂ）等のｐ型ドーパントの拡散によりウェーハ中の酸素とボロンが複合欠陥を形成し、キャリアのライフタイムが低下することが予想される。当該複合欠陥の形成を抑制する方法としては、低酸素濃度のウェーハを使用する、あるいはウェーハを１０００℃以上で熱処理することが考えられるが、この場合、製造コストが大幅に上昇することになる。つまり、結晶性シリコンウェーハの受光面側にｎ型結晶性シリコン層を、裏面側にｐ型結晶性シリコン層をそれぞれ備えた本開示に係る太陽電池セルは、製造コストが安く、かつ高い出力特性を有する。また、色合いの均一性が高く良好な外観を有し、耐久性にも優れる。
　以下、図面を参照しながら、本開示に係る太陽電池セルの実施形態の一例について詳細に説明する。なお、本開示に係る太陽電池セルは以下で説明する実施形態に限定されない。実施形態の説明で参照する図面は模式的に記載されたものであり、図面に描画された構成要素の寸法比率などは以下の説明を参酌して判断されるべきである。
　本明細書において「略～」との記載は、略全域を例に挙げて説明すると、全域はもとより実質的に全域と認められる場合を含む意図である。また、ｎ型ドーパントとはドナーとして機能する不純物を意味し、ｐ型ドーパントとはアクセプターとして機能する不純物を意味する。
　以下で説明する実施形態では、結晶性シリコンウェーハとして、ｎ型にドーピングされたｎ型結晶性シリコンウェーハを例示する。但し、結晶性シリコンウェーハには、ｐ型にドーピングされたｐ型結晶性シリコンウェーハを用いることも可能であり、この場合も第１および第２パッシベーション層、ｎ型結晶性シリコン層、ｐ型非晶質シリコン層等には、ｎ型結晶性シリコンウェーハを用いる場合と同様の構成を適用できる。
　図１は、実施形態の一例である太陽電池セル１０を示す断面図である。図１に示すように、太陽電池セル１０は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１と、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面上に形成された第１パッシベーション層１２と、第１パッシベーション層上に形成されたｎ型結晶性シリコン層１３とを備える。また、太陽電池セル１０は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面上に形成された第２パッシベーション層１６と、第２パッシベーション層１６上に形成されたｐ型非晶質シリコン層１７とを備える。ここで、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の「受光面」とは、光が主に入射（５０％超過～１００％）する面を意味し、「裏面」とは受光面と反対側の面を意味する。
　ｐ型非晶質シリコン層１７の結晶化率は、ｎ型結晶性シリコン層１３の結晶化率より低く、ｎ型結晶性シリコン層１３の結晶化率は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の結晶化率より低い。ウェーハおよび各層の結晶化率は、図１に示すウェーハおよび各層の断面において、透過型電子顕微鏡（ＴＥＭ）を用いた観察領域に占めるＳｉ結晶格子が観察される領域の面積比で測定される。つまり、Ｓｉ結晶格子の領域の長手方向の長さが大きいほど、ウェーハおよび各層の結晶化率は高くなる。詳しくは後述するが、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１は単結晶シリコンから構成され、ｎ型結晶性シリコン層１３は多結晶シリコンから構成される。ｐ型非晶質シリコン層１７に形成されるＳｉ結晶格子の領域は、長手方向の長さが２ｎｍ未満であることが好ましい。
　太陽電池セル１０は、ｎ型結晶性シリコン層１３上に形成された透明導電層１４と、透明導電層１４上に形成された集電極１５とを備える。また、太陽電池セル１０は、ｐ型非晶質シリコン層１７上に形成された透明導電層１８と、透明導電層１８上に形成された集電極１９とを備える。透明導電層１４および集電極１５はｎ型結晶性シリコンウェーハ１１で発生した電子を収集する受光面電極を構成し、透明導電層１８および集電極１９はｎ型結晶性シリコンウェーハ１１で発生した正孔を収集する裏面電極を構成する。太陽電池セル１０は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面側および裏面側に形成された一対の電極を備える。
　ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１は、ｎ型多結晶シリコンウェーハであってもよいが、好ましくはｎ型単結晶シリコンウェーハである。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１におけるｎ型ドーパントの濃度は、例えば、１×１０14～１×１０17ａｔｏｍｓ／ｃｍ3である。ｎ型ドーパントは、特に限定されないが、一般的にはリン（Ｐ）が用いられる。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１は１辺が１２０～１６０ｍｍの略正方形の表面形状を有し、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の厚みは、例えば、５０～３００μｍである。略正方形は、例えば、短辺と長辺とが交互に連続し、互いに平行な２組の長辺を備えた八角形を含む。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１には、一般的にチョクラルスキー法（Ｃｚ法）により製造されるウェーハが用いられるが、エピタキシャル成長法により製造されるウェーハを用いることも可能である。
　ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１は、ボロン等のｐ型ドーパントを実質的に含有しない。ただし、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の端面およびその近傍には、ｐ型ドーパントが含有される場合がある。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１におけるｐ型ドーパントの濃度は、１×１０14ａｔｏｍｓ／ｃｍ3以下であり、二次イオン質量分析（ＳＩＭＳ）による検出限界１×１０15ａｔｏｍｓ／ｃｍ3以下である。ｐ型非晶質シリコン層１７は低温プロセスで成膜されるため、ｐ型非晶質シリコン層１７からｎ型結晶性シリコンウェーハ１１へのボロンの拡散は実質的に起こらない。このため、太陽電池セル１０では、ボロンの拡散による複合欠陥が形成されず、これに起因したキャリアのライフタイム低下が発生しない。
　ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１は、第１パッシベーション層１２と接する界面およびその近傍における不純物の濃度が、第２パッシベーション層１６と接する界面およびその近傍における不純物の濃度より高い。以下、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の第１パッシベーション層１２と接する界面を「受光面側界面」、第２パッシベーション層１６と接する界面を「裏面側界面」という場合がある。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１に含有される不純物としては、リン等のｎ型ドーパントの他に、酸素、窒素、炭素等が挙げられる。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面側界面およびその近傍における酸素濃度は、裏面側界面およびその近傍における酸素濃度より高くなっている。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１に含有されるＰ，Ｏ，Ｎ，Ｃ等の濃度は、ＳＩＭＳ、またはＴＥＭ-エネルギー分散Ｘ線分光分析（ＴＥＭ-ＥＤＸ）により測定される。
　ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の表面には、テクスチャ構造（図示せず）が形成されていることが好ましい。テクスチャ構造とは、表面反射を抑制してｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の光吸収量を増大させるための表面凹凸構造であって、受光面および裏面のうちの一方に、または、受光面および裏面の両方に形成される。テクスチャ構造は、アルカリ性溶液を用いて単結晶シリコンウェーハの（１００）面を異方性エッチングすることで形成でき、単結晶シリコンウェーハの表面に（１１１）面を斜面としたピラミッド形状の凹凸構造が形成される。テクスチャ構造の凹凸の高さは、例えば、１～１５μｍである。
　第１パッシベーション層１２は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面とｎ型結晶性シリコン層１３との間に介在し、セルの受光面側におけるキャリアの再結合を抑制する。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面上には、略全域に第１パッシベーション層１２が形成される。１辺が１２０～１６０ｍｍの略正方形のｎ型結晶性シリコンウェーハ１１を用いる場合、略全域に形成された第１パッシベーション層１２は、略正方形の全面を覆ってもよいし、略正方形の端部から２ｍｍ以下の外周領域を除いた全面を覆ってもよい。第１パッシベーション層１２は、高温に曝された場合でもパッシベーション性が損なわれない熱安定性に優れた層であることが好ましい。
　第１パッシベーション層１２は、酸化シリコン（ＳｉＯ2）、炭化シリコン（ＳｉＣ）、または窒化シリコン（ＳｉＮ）を主成分として構成されることが好適である。第１パッシベーション層１２の厚みは、例えば、０．１～５．０ｎｍである。第１パッシベーション層１２の厚みは、ＴＥＭを用いたセルの断面観察により測定される（他の層についても同様）。
　第１パッシベーション層１２が酸化シリコンを主成分として構成される場合、層中における酸素濃度は、１．０×１０21ａｔｏｍｓ／ｃｍ3以上が好ましい。第１パッシベーション層１２は、第２パッシベーション層１６より酸素濃度が高い。また、第１パッシベーション層１２におけるリン等のｎ型ドーパントの濃度は、第２パッシベーション層１６におけるボロン等のｐ型ドーパントの濃度より高い。ｎ型結晶性シリコン層１３の形成工程は、ｐ型非晶質シリコン層１７の形成工程より高温である。このため、第１パッシベーション層１２にはｎ型結晶性シリコン層１３中のリンが拡散し易いが、第２パッシベーション層１６にはｐ型非晶質シリコン層１７中のボロンが拡散し難い。
　ｎ型結晶性シリコン層１３は、第１パッシベーション層１２を介してｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面上に形成される。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面上には、第１パッシベーション層１２を介して略全域にｎ型結晶性シリコン層１３が形成される。ｎ型結晶性シリコン層１３の厚みは、例えば、５～２０ｎｍであり、好ましくは８～１５ｎｍである。
　ｎ型結晶性シリコン層１３は、ｎ型にドーピングされた多結晶シリコンまたは微結晶シリコンから構成される。ｎ型結晶性シリコン層１３に形成されるＳｉ結晶格子の領域は、は、長手方向の長さが２ｎｍ以上である。Ｓｉ結晶格子が観察される領域がこの範囲内であれば、太陽光の高い透過率が得られる。ｎ型結晶性シリコン層１３の４００～６００ｎｍの波長範囲の吸収係数は、ｐ型非晶質シリコン層１７の当該吸収係数より低く、例えば、波長４２０ｎｍで５×１０4～４×１０5ｃｍ-1である。各層の吸収係数は、エリプソメトリーにより求められる。
　ｎ型結晶性シリコン層１３におけるｎ型ドーパントの濃度は、例えば、１×１０20～１×１０22ａｔｏｍｓ／ｃｍ3であり、好ましくは３×１０20～５×１０21ａｔｏｍｓ／ｃｍ3である。ｎ型ドーパントは、特に限定されないが、一般的にはリンが用いられる。ｎ型結晶性シリコン層１３には、ｎ型ドーパントが略均一に含有されていてもよく、ｎ型ドーパントの濃度勾配が存在していてもよい。ｎ型結晶性シリコン層１３の抵抗率は、透明導電層１４より高く、例えば、０．１～１５０ｍΩ・ｃｍである。
　ｎ型結晶性シリコン層１３は、ｐ型非晶質シリコン層１７より水素濃度が低い。また、ｎ型結晶性シリコン層１３は、第２パッシベーション層１６より水素濃度が低い。ｎ型結晶性シリコン層１３における水素濃度は、例えば、１×１０18～１×１０21であり、好ましくは７×１０18～５×１０20ａｔｏｍｓ／ｃｍ3である。
　波長３５５～４０５ｎｍの範囲において、ｎ型結晶性シリコン層１３の屈折率は、透明導電層１４の屈折率に対して２．５倍以上であることが好ましく、例えば、２．５～３．２倍である。各層の屈折率は、分光エリプソメトリー装置などにより求められる。ｎ型結晶性シリコン層１３の屈折率が上記範囲内であれば、セルの色むらが低減され、良好な外観が得られる。
　第２パッシベーション層１６は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面とｐ型非晶質シリコン層１７との間に介在し、セルの裏面側におけるキャリアの再結合を抑制する。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面上には、略全域に第２パッシベーション層１６が形成される。１辺が１２０～１６０ｍｍの略正方形のｎ型結晶性シリコンウェーハ１１を用いる場合、略全域に形成された第２パッシベーション層１６は、略正方形の全面を覆ってもよいし、略正方形の端部から２ｍｍ以下の外周領域を除いた全面を覆ってもよい。第２パッシベーション層１６は、２００℃程度の温度で成膜可能な層であることが好ましく、第１パッシベーション層１２に比べて熱安定性が低い。好適な第２パッシベーション層１６は、実質的に真性な非晶質シリコン（以下、「ｉ型非晶質シリコン」という場合がある）か、またはｐ型非晶質シリコン層よりドーパント濃度が低い非晶質シリコンを含む層である。第２パッシベーション層１６の厚みは、第１パッシベーション層１２より厚く、例えば、５～１０ｎｍである。
　第２パッシベーション層１６は、ｉ型非晶質シリコンを主成分として構成されることが好ましく、実質的にｉ型非晶質シリコンのみから構成されるｉ型非晶質シリコン層であってもよい。第２パッシベーション層１６は、上述のように、第１パッシベーション層１２より酸素濃度が低く、第２パッシベーション層１６におけるボロン等のｐ型ドーパントの濃度は、第１パッシベーション層１２におけるリン等のｎ型ドーパントの濃度より低い。
　ｐ型非晶質シリコン層１７は、第２パッシベーション層１６を介してｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面上に形成される。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面上には、第２パッシベーション層１６を介して略全域にｐ型非晶質シリコン層１７が形成される。第２パッシベーション層１６と同様に、略全域に形成されたｐ型非晶質シリコン層１７は、略正方形の全面を覆ってもよいし、略正方形の端部から２ｍｍ以下の外周領域を除いた全面を覆ってもよい。ｐ型非晶質シリコン層１７の厚みは、例えば、１～２５ｎｍであり、好ましくは１～１０ｎｍである。
　ｐ型非晶質シリコン層１７におけるｐ型ドーパントの濃度は、例えば、１×１０20ａｔｏｍｓ／ｃｍ3以上である。ｐ型ドーパントは、特に限定されないが、一般的にはボロンが用いられる。ｐ型非晶質シリコン層１７には、例えば、ボロンが略均一に含有されている。なお、ｐ型非晶質シリコン層１７は、ｎ型結晶性シリコン層１３より水素濃度が高い。
　透明導電層１４は、ｎ型結晶性シリコン層１３の受光面側表面の略全域に形成される。また、透明導電層１８は、ｐ型非晶質シリコン層１７の裏面側表面の略全域に形成される。１辺が１２０～１６０ｍｍの略正方形のｎ型結晶性シリコンウェーハ１１を用いる場合、略全域に形成された透明導電層１４，１８は、略正方形の全面を覆ってもよいし、略正方形の端部から２ｍｍ以下の外周領域を除いた全面を覆ってもよい。また、略正方形の全面を覆って形成されたｎ型結晶性シリコン層１３、ｐ型非晶質シリコン層１７の上に、それぞれ、略正方形の端部から２ｍｍ以下の外周領域を除いた全面を覆って透明導電層１４，１８を形成してもよい。透明導電層１４，１８は、例えば酸化インジウム（Ｉｎ2Ｏ3）、酸化亜鉛（ＺｎＯ）等の金属酸化物に、タングステン（Ｗ）、錫（Ｓｎ）、アンチモン（Ｓｂ）等がドーピングされた透明導電性酸化物（ＩＷＯ、ＩＴＯ等）から構成される。透明導電層１４，１８の厚みは、３０～５００ｎｍが好ましく、５０～２００ｎｍが特に好ましい。
　集電極１５，１９は、複数のフィンガー部と、複数のバスバー部とをそれぞれ含むことが好適である。フィンガー部は、透明導電層１４，１８の広範囲に形成される細線状の電極である。バスバー部は、フィンガー部からキャリアを収集する細線状の電極であって、各フィンガー部に略直交して形成される。集電極１５，１９は、例えば多数のフィンガー部と、２本または３本のバスバー部とを含むパターンで透明導電層１４，１８上に導電性ペーストをそれぞれ塗工して形成される。集電極１５，１９を形成する導電性ペーストは、アクリル樹脂、エポキシ樹脂、フェノールノボラック等のバインダー樹脂中に、銀、銅、ニッケル等からなる直径１～５０μｍの導電性粒子を分散させて形成した、導電性ペーストであってよい。
　集電極１９は、集電極１５より大面積に形成されることが好ましく、集電極１９のフィンガー部は集電極１５のフィンガー部より多く形成される。したがって、集電極１９によって覆われる透明導電層１８の面積は、集電極１５によって覆われる透明導電層１４の面積より大きくなる。また、集電極１５は集電極１９より厚く形成される。ただし、電極の構造は特に限定されず、裏面電極の集電極として透明導電層１８上の略全域に金属層を形成してもよい。
　図２は、太陽電池セル１０の製造工程の一例を示すフローチャートである。太陽電池セル１０の製造工程は、下記の工程を備える。
（１）ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の一方の面上に、酸化シリコン、炭化シリコン、または窒化シリコンを主成分として構成される第１パッシベーション層１２を形成する工程。
（２）第１パッシベーション層１２上にｎ型結晶性シリコン層１３を形成する工程。
（３）ｎ型結晶性シリコン層１３が形成されたｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の他方の面上に第２パッシベーション層１６を形成する工程。
（４）第２パッシベーション層１６上にｐ型非晶質シリコン層１７を形成する工程。
　図２に示す例では、第１パッシベーション層１２として、酸化シリコンを主成分として構成される酸化膜を形成する。また、第２パッシベーション層１６を形成する工程では、実質的に真性なｉ型非晶質シリコン層を第１パッシベーション層１２より厚く形成する。なお、第２パッシベーション層１６は、ｐ型非晶質シリコン層１７よりｐ型ドーパントの濃度が低い非晶質シリコンを含む層であってもよい。
　太陽電池セル１０の製造工程では、まず初めに、テクスチャ構造が形成されたｎ型結晶性シリコンウェーハ１１を準備し、当該ウェーハの表面に第１パッシベーション層１２であるシリコン酸化膜を形成する（Ｓ１）。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１には、ｎ型単結晶シリコンウェーハを用いることが好ましい。シリコン酸化膜は、ｎ型単結晶シリコンウェーハの両面に形成される。シリコン酸化膜の形成方法としては、テクスチャ構造が形成されたｎ型単結晶シリコンウェーハを５００℃程度の高圧水蒸気雰囲気で熱処理するスチーム酸化法、ウェーハを硝酸に浸漬する硝酸酸化法などが例示できる。
　シリコン酸化膜は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の一方の面のみに選択的に形成することもできる。この場合、後述する酸化膜の除去工程（Ｓ４）を省略することができる。このような酸化法としては、プラズマ・ラジカル酸化法、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の一方の面上にＣＶＤ、スパッタリング等によりシリコン酸化膜（ＳｉＯｘ膜）を成膜する方法などが例示できる。ＳｉＯｘ膜の酸素濃度は、成膜条件を変更することで調整することが可能である。
　例えば、酸素濃度を低く設定したＳｉＯｘ膜を形成し、ＳｉＯｘ膜の表面および表面近傍をｎ型にドーピングすることで第１パッシベーション層１２およびｎ型結晶性シリコン層１３を形成することもできる。また、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の一方の面上にｉ型非晶質シリコン層を成膜し、ｉ型非晶質シリコン層を酸化処理して第１パッシベーション層１２を形成してもよい。
　次に、シリコン酸化膜上にｎ型結晶性シリコン層１３を形成する（Ｓ２）。ｎ型結晶性シリコン層１３は、例えば、４００～９００℃の高温条件下におけるＣＶＤ、スパッタリング等により成膜される。ＣＶＤによるｎ型非晶質シリコン層の成膜には、例えば、シランガス（ＳｉＨ4）にホスフィン（ＰＨ3）を添加し、水素で希釈した原料ガスを使用する。ホスフィンの混合濃度を変化させることによって、ｎ型非晶質シリコン層のドーパント濃度を調整することができる。ｎ型結晶性シリコン層１３は、ｎ型にドーピングされた微結晶または多結晶シリコン層として形成される。
　次に、ｎ型結晶性シリコン層１３が形成されたｎ型結晶性シリコンウェーハ１１に対して水素（Ｈ2）シンタリングを行う（Ｓ３）。水素シンタリングは、例えば、水素ガスを窒素ガス等の不活性ガスで希釈したフォーミングガス中で、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１を３５０～４５０℃程度の温度で熱処理することにより行われる。この工程により、特に、ｎ型結晶性シリコン層１３の成膜時に高温に曝されたｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の一方の面およびその近傍から抜けた水素を補充することができる。なお、ｎ型結晶性シリコン層１３の水素濃度が、補充する必要が無い程度に十分高い場合は、Ｓ３の水素シンタリング工程は省略してもよい。
　次に、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の他方の面上に形成されたシリコン酸化膜を除去した後（Ｓ４）、当該ウェーハの他方の面上に第２パッシベーション層１６であるｉ型シリコン層、およびｐ型非晶質シリコン層１７を順に形成する（Ｓ５，Ｓ６）。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の他方の面上のシリコン酸化膜は、一方の面上にｎ型結晶性シリコン層１３が形成されたｎ型結晶性シリコンウェーハ１１をフッ酸（ＨＦ）に浸漬することにより除去される。Ｓ４では、例えば、ｎ型結晶性シリコン層１３の表面に形成される自然酸化膜も除去される。
　ｉ型非晶質シリコン層およびｐ型非晶質シリコン層１７は、清浄なｎ型結晶性シリコンウェーハ１１を真空チャンバ内に設置して、ＣＶＤまたはスパッタリングにより形成される。ＣＶＤによるｉ型非晶質シリコン層の成膜には、例えば、シランガスを水素（Ｈ2）で希釈した原料ガスが使用される。また、ｐ型非晶質シリコン層１７の場合は、例えば、シランガスにジボラン（Ｂ2Ｈ6）を添加し、水素で希釈した原料ガスが使用される。ジボランの混合濃度を変化させることによって、ｐ型非晶質シリコン層１７のドーパント濃度を調整することができる。
　次に、ｎ型結晶性シリコン層１３上およびｐ型非晶質シリコン層１７上に透明導電層１４，１８をそれぞれ形成する（Ｓ７）。そして、透明導電層１４，１８上に集電極１５，１９をそれぞれ形成する（Ｓ８）。透明導電層１４，１８は、例えば、スパッタリングにより形成される。集電極１５，１９は、例えば、各透明導電層上に銀（Ａｇ）粒子を含有する導電性ペーストをスクリーン印刷等により塗工して形成される。
　以上のように、結晶性シリコンウェーハ１１の受光面側にｎ型結晶性シリコン層１３を、裏面側にｐ型結晶性シリコン層１７をそれぞれ備えた太陽電池セル１０は、製造コストが安く、かつ高い出力特性を有する。また、太陽電池セル１０は、色むらが無くまたは少なく良好な外観を有し、耐久性にも優れる。
　以下、図３～図５を参照しながら、実施形態の他の一例である太陽電池セル１０Ａ，３０について説明する。以下では、太陽電池セル１０との相違点について主に説明する。
　図３は、実施形態の他の一例である太陽電池セル１０Ａを示す断面図である。図３に示すように、太陽電池セル１０Ａは、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１Ａの第１パッシベーション層１２と接する界面およびその近傍に、ｎ型にドーピングされたｎ+層１１ａを有する点で、太陽電池セル１０と異なる。ｎ+層１１ａは、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１Ａの受光面側からリン等のｎ型ドーパントが拡散して形成され、ウェーハの他の領域よりｎ型ドーパントの濃度が高くなっている。ｎ+層１１ａを設けることにより、セルの出力特性がさらに向上する。なお、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１Ａには、太陽電池セル１０の場合と同様に、ボロン等のｐ型ドーパントが実質的に存在しない。
　ｎ+層１１ａにおけるｎ型ドーパントの濃度は、例えば、１×１０17～１×１０20ａｔｏｍｓ／ｃｍ3であり、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１Ａの受光面側界面から１μｍ以下の厚みで形成される。換言すると、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１Ａには、受光面から１μｍ以下の厚み範囲のみに、ドーパント濃度がｎ型結晶性シリコンウエハー１１Ａの厚み方向中央部のドーパント濃度以上となる領域が存在する。ｎ+層１１ａは、一般的に深さが深くなるほど、すなわちｎ型結晶性シリコンウェーハ１１Ａの受光面から離れるほどｎ型ドーパントの濃度が低下する濃度勾配を有する。
　太陽電池セル１０Ａでは、ｎ型結晶性シリコン層１３についてもｎ型ドーパントの濃度勾配が存在する。ｎ型結晶性シリコン層１３は、例えば、第１パッシベーション層１２に近づくほどｎ型ドーパントの濃度が高くなる濃度勾配を有する。あるいは、第１パッシベーション層１２に近づくほどｎ型ドーパントの濃度が低くなる濃度勾配を有する。
　図４は、太陽電池セル１０Ａの製造工程の一例を示すフローチャートである。図４に示すように、太陽電池セル１０Ａの製造工程では、シリコン酸化膜上にｎ型非晶質シリコン層を形成した後（Ｓ２）、Ｎ2アニール処理を行う（Ｓ３）点で、太陽電池セル１０の製造工程と異なる。Ｎ2アニールにより、ｎ型非晶質シリコン層が結晶化されｎ型結晶性シリコン層１３であるｎ型多結晶シリコンが形成される。
　すなわち、太陽電池セル１０Ａの製造工程では、非晶質シリコン層を形成した後、当該非晶質シリコン層を結晶化してｎ型結晶性シリコン層１３が形成される。また、第１パッシベーション層１２を形成した後、第２パッシベーション層１６を形成する前に、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面側界面およびその近傍をｎ型にドーピングしてｎ+層１１ａが形成される。図４に示す例では、Ｎ2アニール処理によりｎ型非晶質シリコン層中のｎ型ドーパントが拡散してｎ+層１１ａが形成される。Ｓ２，Ｓ３以外の工程は、太陽電池セル１０の製造工程と同様である。
　Ｓ２では、シリコン酸化膜が形成されたｎ型結晶性シリコンウェーハ１１を真空チャンバ内に設置して、ＣＶＤまたはスパッタリングによりｎ型非晶質シリコン層を形成する。ＣＶＤによるｎ型非晶質シリコン層の成膜には、例えば、シランガスにホスフィンを添加し、水素で希釈した原料ガスが使用される。
　Ｓ３は、窒素雰囲気下、８００～９００℃程度の高温で、ｎ型非晶質シリコン層が形成されたｎ型結晶性シリコンウェーハ１１を熱処理する工程である。Ｓ３では、窒素以外の不活性ガスを用いて高温・低酸素雰囲気アニール処理を行う、あるいはレーザーアニールを行うことも可能である。この工程により、ｎ型非晶質シリコン層の結晶化が進行し、ｎ型結晶性シリコン層１３であるｎ型の多結晶シリコン層が形成される。さらに、ｎ型非晶質シリコン層に含有されるリン等のｎ型ドーパントがｎ型結晶性シリコンウェーハ１１に拡散して、受光面側界面およびその近傍にｎ+層１１ａが形成される。
　ｎ+層１１ａは、塩化ホスホリル（ＰＯＣｌ3）等の蒸気を用いた熱拡散法により形成することもできる。例えば、酸素濃度を低く設定したＳｉＯｘ膜、またはｉ型非晶質シリコン層をｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の一方の面上に形成し、リンを８００～９００℃程度の高温で熱拡散させてｎ+層１１ａおよびｎ型結晶性シリコン層１３を形成してもよい。また、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の一方の面上にＳｉＯｘ膜を形成し、その上に液体シリコンを塗布した後、Ｎ2アニール処理を行うことで、ｎ型結晶性シリコン層１３を形成することも可能である。
　図５は、実施形態の他の一例である太陽電池セル３０を示す断面図である。図５に示すように、太陽電池セル３０は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ３１の裏面側のみに電極を備える点で、ｎ型結晶性シリコンウェーハの受光面側および裏面側に電極をそれぞれ備える太陽電池セル１０，１０Ａと異なる。ｎ型結晶性シリコンウェーハ３１は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１Ａと同様に、第１パッシベーション層３２と接する界面およびその近傍に、ｎ型にドーピングされたｎ+層３１ａを有する。
　太陽電池セル３０は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ３１の受光面上に形成された第１パッシベーション層３２と、第１パッシベーション層３２上に形成されたｎ型結晶性シリコン層３３とを備える。第１パッシベーション層３２およびｎ型結晶性シリコン層３３には、太陽電池セル１０，１０Ａの場合と同様の構成を適用できる。太陽電池セル３０は、ｎ型結晶性シリコン層３３上に保護層３４を有する。保護層３４は、例えばｎ型結晶性シリコン層３３を保護し、またセル表面における太陽光の反射を抑制する。保護層３４は、光透過性が高い材料から構成されることが好ましく、例えば、酸化シリコン、窒化シリコン、または酸窒化シリコン等の絶縁物を主成分として構成される。
　太陽電池セル３０は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ３１の裏面側に形成された第２パッシベーション層３５，３７と、ｐ型非晶質シリコン層３６と、ｎ型非晶質シリコン層３８とを備える。第２パッシベーション層３５は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ３１の裏面上に形成され、ｎ型結晶性シリコンウェーハ３１とｐ型非晶質シリコン層３６との間に介在する。第２パッシベーション層３７は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ３１の裏面上に形成され、ｎ型結晶性シリコンウェーハ３１とｎ型非晶質シリコン層３８との間に介在する。ｐ型非晶質シリコン層３６とｎ型非晶質シリコン層３８は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ３１の裏面側にｐ型領域とｎ型領域をそれぞれ形成する。以下では、第２パッシベーション層３５およびｐ型非晶質シリコン層３６がｐ型領域を、第２パッシベーション層３７およびｎ型非晶質シリコン層３８がｎ型領域をそれぞれ構成するものとして説明する。
　ｎ型結晶性シリコンウェーハ３１の裏面上に形成されるｐ型領域の面積は、ｎ型領域の面積より大きいことが好ましい。ｐ型領域とｎ型領域は、例えば一の方向に交互に配置され、互いに噛み合う平面視櫛歯状パターンで形成される。太陽電池セル３０では、ｐ型領域の一部がｎ型領域の一部に重なり、ｎ型結晶性シリコンウェーハ３１の裏面上にｐ型領域およびｎ型領域が隙間なく形成されている。ｐ型領域とｎ型領域が重なる部分には、各領域の間に絶縁層３９が設けられている。絶縁層３９は、例えば、酸化シリコン、窒化シリコン、または酸窒化シリコン等を主成分として構成される。絶縁層３９は、保護層３４と同じ材料から構成されてもよい。
　第２パッシベーション層３５，３７には、太陽電池セル１０，１０Ａのｐ型非晶質シリコン層１７と同様の構成を適用できる。また、ｐ型非晶質シリコン層３６にも、太陽電池セル１０，１０Ａのｐ型非晶質シリコン層１７と同様の構成を適用できる。ｎ型非晶質シリコン層３８は、ｎ型にドーピングされた非晶質シリコン層である。ｎ型非晶質シリコン層３８におけるｎ型ドーパントの濃度は、例えば、１×１０20ａｔｏｍｓ／ｃｍ3以上である。ｎ型非晶質シリコン層３８には、一般的にｎ型ドーパントが略均一に含有されている。ｎ型ドーパントは、特に限定されないが、一般的にはリンが用いられる。ｐ型非晶質シリコン層３６およびｎ型非晶質シリコン層３８は、ｎ型結晶性シリコン層３３より水素濃度が高く、低密度である。
　太陽電池セル３０は、ｐ型非晶質シリコン層３６上に形成された透明導電層４０および集電極４１と、ｎ型非晶質シリコン層３８上に形成された透明導電層４２および集電極４３とを備える。透明導電層４０および集電極４１はｐ型領域上に形成されるｐ側電極であり、透明導電層４２および集電極４３はｎ型領域上に形成されるｎ側電極である。透明導電層４０，４２は、絶縁層３９に対応する位置で互いに分離されている。集電極４１，４３は、透明導電層４０，４２上にそれぞれ形成される。集電極４１，４３は、導電性ペーストを用いて形成されてもよいが、好ましくは電解めっきにより形成される。集電極４１，４３は、例えばニッケル（Ｎｉ）、銅（Ｃｕ）、銀（Ａｇ）等の金属から構成され、Ｎｉ層とＣｕ層との積層構造であってもよく、耐食性を向上させるために最表面に錫（Ｓｎ）層を有していてもよい。
　太陽電池セル３０は、例えば、太陽電池セル１０Ａと同様の方法によって、ｎ型結晶性シリコンウェーハ３１の受光面側に第１パッシベーション層３２、ｎ型結晶性シリコン層３３、およびｎ+層３１ａを形成することができる。保護層３４、ｐ型領域、ｎ型領域、絶縁層３９、透明導電層４０，４２、および集電極４１，４３は、裏面側のみに電極を備える従来公知の太陽電池セルと同様の方法で形成できる。太陽電池セル３０は、太陽電池セル１０，１０Ａと同様に、製造コストが安く、かつ高い出力特性を有し、また外観が良好で、耐久性にも優れる。
　１０，１０Ａ，３０　太陽電池セル、１１，１１Ａ，３１　ｎ型結晶性シリコンウェーハ、１１ａ，３１ａ　ｎ+層、１２，３２　第１パッシベーション層、１３，３３　ｎ型結晶性シリコン層、１４，１８，４０，４２　透明導電層、１５，１９，４１，４３　集電極、１６，３５，３７　第２パッシベーション層、１７，３６　ｐ型非晶質シリコン層、３４　保護層、３９　絶縁層

Claims (17)

  1. 　結晶性シリコンウェーハと、
    　前記結晶性シリコンウェーハの受光面上に形成され、酸化シリコン、炭化シリコン、または窒化シリコンを主成分として構成される第１パッシベーション層と、
    　前記第１パッシベーション層上に形成されたｎ型結晶性シリコン層と、
    　前記結晶性シリコンウェーハの裏面上に形成された第２パッシベーション層と、
    　前記第２パッシベーション層上に形成されたｐ型非晶質シリコン層と、
    　を備えた、太陽電池セル。
  2. 　前記第２パッシベーション層は、実質的に真性な非晶質シリコンか、または前記ｐ型非晶質シリコン層よりドーパント濃度が低い非晶質シリコンを含み、前記第１パッシベーション層より厚い、請求項１に記載の太陽電池セル。
  3. 　前記ｐ型非晶質シリコン層の結晶化率は、前記ｎ型結晶性シリコン層の結晶化率より低く、
    　前記ｎ型結晶性シリコン層の結晶化率は、前記結晶性シリコンウェーハの結晶化率より低い、請求項１または２に記載の太陽電池セル。
  4. 　前記結晶性シリコンウェーハは、ｎ型結晶性シリコンウェーハであり、前記第１パッシベーション層と接する界面およびその近傍に、ｎ型にドーピングされ他の領域よりドーパント濃度が高いｎ+層を有する、請求項１～３のいずれか１項に記載の太陽電池セル。
  5. 　前記結晶性シリコンウェーハは、前記第１パッシベーション層と接する界面およびその近傍における不純物濃度が、前記第２パッシベーション層と接する界面およびその近傍における不純物濃度より高い、請求項４に記載の太陽電池セル。
  6. 　前記第１パッシベーション層は、酸化シリコンを主成分として構成され、前記第２パッシベーション層より酸素濃度が高い、請求項１に記載の太陽電池セル。
  7. 　前記第１パッシベーション層における酸素濃度は、１．０×１０21ａｔｏｍｓ／ｃｍ3以上である、請求項６に記載の太陽電池セル。
  8. 　前記ｎ型結晶性シリコン層は、前記ｐ型非晶質シリコン層より水素濃度が低い、請求項７に記載の太陽電池セル。
  9. 　前記ｎ型結晶性シリコン層は、前記第２パッシベーション層より水素濃度が低い、請求項８に記載の太陽電池セル。
  10. 　前記第１パッシベーション層におけるｎ型ドーパントの濃度は、前記第２パッシベーション層におけるｐ型ドーパントの濃度より高い、請求項１～９のいずれか１項に記載の太陽電池セル。
  11. 　前記ｎ型結晶性シリコン層上に形成され、金属酸化物を含む第１透明導電層と、
    　前記第１透明導電層上に形成された、細線状の複数のフィンガー部を含む第１集電極と、
    　前記ｐ型非晶質シリコン層上に形成され、金属酸化物を含む第２透明導電層と
    　前記第２透明導電層上に形成された、第２集電極と、
    　を更に備えた、請求項１に記載の太陽電池セル。
  12. 　前記ｎ型結晶性シリコン層の屈折率は、前記第１透明導電層の屈折率に対して２．５倍以上である、請求項１１に記載の太陽電池セル。
  13. 　前記ｎ型結晶性シリコン層上に形成され、絶縁物を主成分とする保護層と、
    　前記ｐ型非晶質シリコン層上に形成され、金属酸化物を含む第２透明導電層と、
    　前記第２透明導電層上に形成された、集電極と、
    　を更に備えた、請求項１に記載の太陽電池セル。
  14. 　結晶性シリコンウェーハの一方の面上に、酸化シリコン、炭化シリコン、または窒化シリコンを主成分として構成される第１パッシベーション層を形成する工程と、
    　前記第１パッシベーション層上にｎ型結晶性シリコン層を形成する工程と、
    　前記ｎ型結晶性シリコン層が形成された前記結晶性シリコンウェーハの他方の面上に第２パッシベーション層を形成する工程と、
    　前記第２パッシベーション層上にｐ型非晶質シリコン層を形成する工程と、
    　を備える、太陽電池セルの製造方法。
  15. 　前記第２パッシベーション層は、実質的に真性な非晶質シリコンか、または前記ｐ型非晶質シリコン層よりドーパント濃度が低い非晶質シリコンを含み、前記第１パッシベーション層より厚く形成される、請求項１４に記載の太陽電池セルの製造方法。
  16. 　前記ｎ型結晶性シリコン層は、前記第１パッシベーション層上に非晶質シリコン層を形成した後、前記非晶質シリコン層を結晶化して形成される、請求項１４または１５に記載の太陽電池セルの製造方法。
  17. 　前記第１パッシベーション層を形成した後、前記第２パッシベーション層を形成する前に、前記結晶性シリコンウェーハの前記第１パッシベーション層と接する界面およびその近傍をｎ型にドーピングして、当該界面およびその近傍にｎ+層を形成する、請求項１４～１６のいずれか１項に記載の太陽電池セルの製造方法。
PCT/JP2017/002736 2016-02-22 2017-01-26 太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法 Ceased WO2017145633A1 (ja)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2018501077A JP6719099B2 (ja) 2016-02-22 2017-01-26 太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法
CN201780012714.6A CN108701736A (zh) 2016-02-22 2017-01-26 太阳能单电池和太阳能单电池的制造方法
EP17756075.2A EP3422422A4 (en) 2016-02-22 2017-01-26 SOLAR BATTERY CELL AND METHOD FOR PRODUCING A SOLAR BATTERY CELL
US16/101,788 US20190006534A1 (en) 2016-02-22 2018-08-13 Solar cell and method for manufacturing solar cell

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2016031090 2016-02-22
JP2016-031090 2016-02-22

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US16/101,788 Continuation US20190006534A1 (en) 2016-02-22 2018-08-13 Solar cell and method for manufacturing solar cell

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2017145633A1 true WO2017145633A1 (ja) 2017-08-31

Family

ID=59685465

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2017/002736 Ceased WO2017145633A1 (ja) 2016-02-22 2017-01-26 太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20190006534A1 (ja)
EP (1) EP3422422A4 (ja)
JP (1) JP6719099B2 (ja)
CN (1) CN108701736A (ja)
WO (1) WO2017145633A1 (ja)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111052401A (zh) * 2017-12-14 2020-04-21 株式会社钟化 光电转换元件和光电转换装置
JP2023011328A (ja) * 2021-07-12 2023-01-24 住友重機械工業株式会社 アニール評価装置、アニール装置、アニール評価方法、及びアニール方法
US11621359B1 (en) 2022-04-11 2023-04-04 Zhejiang Jinko Solar Co., Ltd. Solar cell, photovoltaic module, and method for preparing the solar cell
JP7336569B1 (ja) 2022-04-11 2023-08-31 ジョジアン ジンコ ソーラー カンパニー リミテッド 太陽電池およびその製造方法、光起電力モジュール
WO2024262492A1 (ja) * 2023-06-20 2024-12-26 国立研究開発法人産業技術総合研究所 太陽電池素子および太陽電池素子の製造方法

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
MX2022001458A (es) 2019-08-09 2022-06-08 Leading Edge Equipment Tech Inc Produccion de una cinta u oblea con regiones de baja concentracion de oxigeno.
US12359343B2 (en) 2019-08-09 2025-07-15 Blue Origin Manufacturing, LLC Wafer with regions of low oxygen concentration
JP2021044384A (ja) * 2019-09-11 2021-03-18 パナソニック株式会社 太陽電池セル
CN112018208B (zh) * 2020-08-06 2022-10-04 隆基绿能科技股份有限公司 一种太阳能电池及制备方法
CN112768549B (zh) 2021-02-09 2025-06-10 通威太阳能（成都）有限公司 一种高光电转换效率的hjt电池及其制备方法
CN112802910B (zh) * 2021-02-09 2025-04-29 通威太阳能（成都）有限公司 一种高效硅异质结太阳能电池及其制备方法
CN114122154B (zh) * 2021-10-11 2023-12-19 中国科学院电工研究所 一种载流子选择性钝化接触太阳电池及其制备方法
CN115985975A (zh) * 2023-02-02 2023-04-18 浙江晶科能源有限公司 太阳能电池和光伏组件
CN118943225A (zh) * 2023-05-10 2024-11-12 天合光能股份有限公司 杂化太阳能电池及光伏组件
CN116885033A (zh) * 2023-06-02 2023-10-13 通威太阳能（成都）有限公司 制备太阳电池的方法、太阳电池和电池组件

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2005135986A (ja) * 2003-10-28 2005-05-26 Kaneka Corp 積層型光電変換装置
JP2011003639A (ja) * 2009-06-17 2011-01-06 Kaneka Corp 結晶シリコン系太陽電池とその製造方法
JP2012060080A (ja) * 2010-09-13 2012-03-22 Ulvac Japan Ltd 結晶太陽電池及びその製造方法
JP2013211392A (ja) * 2012-03-30 2013-10-10 Sanyo Electric Co Ltd 半導体装置の製造方法
JP2014216334A (ja) * 2013-04-22 2014-11-17 長州産業株式会社 光発電素子
WO2015060012A1 (ja) * 2013-10-25 2015-04-30 シャープ株式会社 光電変換素子

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090211623A1 (en) * 2008-02-25 2009-08-27 Suniva, Inc. Solar module with solar cell having crystalline silicon p-n homojunction and amorphous silicon heterojunctions for surface passivation
US20100186802A1 (en) * 2009-01-27 2010-07-29 Peter Borden Hit solar cell structure
KR101030447B1 (ko) * 2009-02-27 2011-04-25 성균관대학교산학협력단 이종접합 실리콘 태양전지와 그 제조방법
AU2010239265B2 (en) * 2009-04-21 2014-06-05 Tetrasun, Inc. High-efficiency solar cell structures and methods of manufacture
CN201699034U (zh) * 2010-01-28 2011-01-05 上海超日太阳能科技股份有限公司 一种硅基异质结太阳电池
US20130298973A1 (en) * 2012-05-14 2013-11-14 Silevo, Inc. Tunneling-junction solar cell with shallow counter doping layer in the substrate
FR2996058B1 (fr) * 2012-09-24 2014-09-26 Commissariat Energie Atomique Cellule photovoltaique a hererojonction et procede de fabrication d'une telle cellule

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2005135986A (ja) * 2003-10-28 2005-05-26 Kaneka Corp 積層型光電変換装置
JP2011003639A (ja) * 2009-06-17 2011-01-06 Kaneka Corp 結晶シリコン系太陽電池とその製造方法
JP2012060080A (ja) * 2010-09-13 2012-03-22 Ulvac Japan Ltd 結晶太陽電池及びその製造方法
JP2013211392A (ja) * 2012-03-30 2013-10-10 Sanyo Electric Co Ltd 半導体装置の製造方法
JP2014216334A (ja) * 2013-04-22 2014-11-17 長州産業株式会社 光発電素子
WO2015060012A1 (ja) * 2013-10-25 2015-04-30 シャープ株式会社 光電変換素子

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP3422422A4 *

Cited By (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111052401A (zh) * 2017-12-14 2020-04-21 株式会社钟化 光电转换元件和光电转换装置
CN111052401B (zh) * 2017-12-14 2023-03-21 株式会社钟化 光电转换元件和光电转换装置
JP2023011328A (ja) * 2021-07-12 2023-01-24 住友重機械工業株式会社 アニール評価装置、アニール装置、アニール評価方法、及びアニール方法
JP7719648B2 (ja) 2021-07-12 2025-08-06 住友重機械工業株式会社 アニール評価装置、アニール装置、アニール評価方法、及びアニール方法
US11621359B1 (en) 2022-04-11 2023-04-04 Zhejiang Jinko Solar Co., Ltd. Solar cell, photovoltaic module, and method for preparing the solar cell
JP7336569B1 (ja) 2022-04-11 2023-08-31 ジョジアン ジンコ ソーラー カンパニー リミテッド 太陽電池およびその製造方法、光起電力モジュール
JP2023155914A (ja) * 2022-04-11 2023-10-23 ジョジアン ジンコ ソーラー カンパニー リミテッド 太陽電池およびその製造方法、光起電力モジュール
JP2023155863A (ja) * 2022-04-11 2023-10-23 ジョジアン ジンコ ソーラー カンパニー リミテッド 太陽電池およびその製造方法、光起電力モジュール
US11862741B2 (en) 2022-04-11 2024-01-02 Zhejiang Jinko Solar Co., Ltd. Solar cell, photovoltaic module, and method for preparing the solar cell
US12176446B2 (en) 2022-04-11 2024-12-24 Zhejiang Jinko Solar Co., Ltd. Solar cell, photovoltaic module, and method for preparing the solar cell
US12278301B2 (en) 2022-04-11 2025-04-15 Zhejiang Jinko Solar Co., Ltd. Photovoltaic cell and photovoltaic module
WO2024262492A1 (ja) * 2023-06-20 2024-12-26 国立研究開発法人産業技術総合研究所 太陽電池素子および太陽電池素子の製造方法

Also Published As

Publication number Publication date
JPWO2017145633A1 (ja) 2018-11-29
JP6719099B2 (ja) 2020-07-08
EP3422422A1 (en) 2019-01-02
US20190006534A1 (en) 2019-01-03
CN108701736A (zh) 2018-10-23
EP3422422A4 (en) 2019-02-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6719099B2 (ja) 太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法
JP6631820B2 (ja) 太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法
US20190221702A1 (en) Solar cell and method for producing solar cell
KR20100015622A (ko) 태양 전지
TW201432925A (zh) 矽晶太陽能電池結構
JP5602251B2 (ja) 透明電極基板およびその製造方法、光電変換装置およびその製造方法、光電変換モジュール
JP6893331B2 (ja) 太陽電池
JP7228561B2 (ja) 太陽電池の製造方法
JP6109107B2 (ja) 太陽電池およびその製造方法
JP2021057436A (ja) 太陽電池セル
JP2021057435A (ja) 太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法
JP5745653B2 (ja) 光起電力装置およびその製造方法、光起電力モジュール
JP5645734B2 (ja) 太陽電池素子
TWI427808B (zh) Production method of back electrode solar cell
WO2019138613A1 (ja) 太陽電池の製造方法
JP5398772B2 (ja) 光起電力装置およびその製造方法、光起電力モジュール
CN113394309A (zh) 一种太阳能电池及其制备方法
TWI681566B (zh) 太陽能電池以及其製造方法
WO2019004126A1 (ja) 光電変換装置の製造方法
JP2013008750A (ja) 薄膜シリコン系太陽電池

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2018501077

Country of ref document: JP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2017756075

Country of ref document: EP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2017756075

Country of ref document: EP

Effective date: 20180924

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17756075

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1