DE102011052261B4

DE102011052261B4 - Verfahren zum Herstellen einer Solarzelle, Solarzelle und Solarmodul

Info

Publication number: DE102011052261B4
Application number: DE102011052261.1A
Authority: DE
Inventors: Torsten Weber; Kristian SCHLEGEL
Original assignee: Solarworld Ind GmbH; SolarWorld Industries GmbH
Current assignee: Meyer Burger Germany GmbH
Priority date: 2011-07-28
Filing date: 2011-07-28
Publication date: 2018-12-13
Anticipated expiration: 2031-07-29
Also published as: DE102011052261A1

Abstract

Verfahren zum Herstellen einer Solarzelle aus einem Silizium-Substrat (102, 202), mit einer lichtempfangenden Vorderseite und einer Rückseite, wobei das Verfahren aufweist:
• Bilden einer dielektrischen Schicht (112, 212) auf der Vorderseite der Solarzelle;
• Bilden einer dielektrischen Schicht (114, 214) auf der Rückseite der Solarzelle;
• Aufbringen einer Aluminium aufweisenden Metallisierung (122, 222) auf der dielektrischen Schicht (114, 214) auf der Rückseite der Solarzelle;
• Bilden von Laser-gefeuerten Rückseitenkontakten (132, 232) durch die Aluminium-Metallisierung und die dielektrische Schicht (114, 214) auf der Rückseite der Solarzelle hindurch;
• Anschließendes Bilden einer Metallisierung (142, 242) auf der Vorderseite der Solarzelle;
• Anschließendes Erhitzen der Solarzelle, wobei das anschließende Erhitzen auf mindestens 750°C erfolgt, so dass Vorderseitenkontakte (152, 252) durch die dielektrische Schicht (112, 212) auf der Vorderseite der Solarzelle hindurch gebildet werden, wobei zugleich die gebildeten Rückseitenkontakte (132, 232) zumindest teilweise aufgeschmolzen und verstärkt werden.

Description

Verschiedene Ausführungsbeispiele betreffen ein Verfahren zum Herstellen einer Solarzelle, eine Solarzelle und ein Solarmodul.
Es sind verschiedene Verfahren zum Herstellen einer Solarzelle bekannt.
Bei einem herkömmlichen Verfahren wird beispielsweise in einem eine Basis der Solarzelle bildenden Substrat aus Silizium, welches p-dotiert ist, mittels Diffusion von Phosphor ein hoch n-dotierter Emitterbereich gebildet. Anschließend wird auf die freiliegende Oberfläche des Emitterbereichs, d.h. auf der Vorderseite der Solarzelle, eine Antireflektionsschicht, üblicherweise aus Siliziumnitrid (SiN), aufgebracht. Anschließend werden auf der freiliegenden Oberfläche der Basis, d.h. anders ausgedrückt auf der Rückseite der Solarzelle, elektrisch leitfähige Kontaktpads (welche zum nachfolgenden Verlöten von Solarzellen-Verbindern vorgesehen sind), üblicherweise aus Silber (Ag), mittels Siebdruckens einer Silberpaste aufgebracht. Nach einem Trocknen der aufgebrachten Silberpaste wird ein weiterer Siebdruck-Prozess durchgeführt, mittels dessen auf der Rückseite der Solarzelle ein weiteres Metall, üblicherweise Aluminium (Al), unter Aussparung der zuvor gebildeten elektrisch leitfähigen Kontaktpads in Form einer Aluminiumpaste aufgedruckt wird; auf diese Weise wird ein so genanntes Al-Back Surface Field (Rückseiten-Oberflächenfeld) (Al-BSF) gebildet. Anschließend wird auch die aufgedruckte Aluminiumpaste getrocknet. In einem nachfolgenden Prozess wird auf der Vorderseite der Solarzelle mittels eines Siebdruck-Prozesses eine Metallisierungsstruktur (auch bezeichnet als Vorderseiten-Grid) auf der Antireflektionsschicht gebildet. Die Metallisierungsstruktur wird anschließend mittels eines Feuerschritts durch die (dielektrische) Antireflektionsschicht hindurchgefeuert, so dass ein elektrischer Kontakt zwischen der Metallisierungsstruktur und dem Emitterbereich gebildet wird. Mittels eines Sortiermoduls können verschiedene Leistungsparameter der gebildeten Solarzelle gemessen werden und die Solarzelle kann entsprechend klassifiziert und einsortiert werden im Rahmen der Bildung von Solarzellen-Strings und schließlich eines Solarmoduls.
In einem anderen herkömmlichen Verfahren zum Herstellen einer Solarzelle wird beispielsweise in einem eine Basis der Solarzelle bildenden Substrat aus Silizium, welches p-dotiert ist, mittels Diffusion von Phosphor ein hoch n-dotierter Emitterbereich gebildet. Anschließend wird auf die freiliegende Oberfläche des Emitterbereichs, d.h. auf der Vorderseite der Solarzelle, eine Antireflektionsschicht, üblicherweise aus Siliziumnitrid (SiN), aufgebracht. Ferner wird auf der freiliegenden Oberfläche der Basis, d.h. anders ausgedrückt auf der Rückseite der Solarzelle, eine weitere dielektrische Schicht aufgebracht. In einem nachfolgenden Prozess wird auf der Vorderseite der Solarzelle mittels eines Siebdruck-Prozesses eine Metallisierungsstruktur (auch bezeichnet als Vorderseiten-Grid) auf der Antireflektionsschicht gebildet. Die Metallisierungsstruktur wird anschließend mittels eines Feuerschritts durch die (dielektrische) Antireflektionsschicht hindurchgefeuert, so dass ein elektrischer Kontakt zwischen der Metallisierungsstruktur und dem Emitterbereich gebildet wird. Ferner wird in diesem herkömmlichen Verfahren auf der Rückseite der Solarzelle auf der freiliegenden Oberfläche der weiteren dielektrischen Schicht mittels eines physikalischen Abscheideverfahrens aus der Gasphase (Physical Vapor Deposition) Aluminium in gewünschter Form aufgebracht, gegebenenfalls zuzüglich einer lötfähigen Schicht, die beispielsweise aus Nickel-Vanadium (NiV) gebildet werden kann. Anschließend werden mittels des aufgebrachten Aluminiums Laser-gefeuerte Rückseitenkontakte durch die dielektrische Schicht auf der Rückseite der Solarzelle hindurch gebildet mittels eines Laser-gefeuerten Kontakt-Prozesses (Laser Fired Contact-Prozess, LFC-Prozess). Anschließend ist ein so genannter Alneal-Prozess unter Verwendung von Formiergas (95 % N₂, 5 % H₂) vorgesehen. Mittels eines Sortiermoduls können dann verschiedene Leistungsparameter der gebildeten Solarzelle gemessen werden und die Solarzelle kann entsprechend klassifiziert und einsortiert werden im Rahmen der Bildung von Solarzellen-Strings und schließlich eines Solarmoduls.
In noch einem anderen herkömmlichen Verfahren zum Herstellen einer Solarzelle wird beispielsweise in einem eine Basis der Solarzelle bildenden Substrat aus Silizium, welches p-dotiert ist, mittels Diffusion von Phosphor ein hoch n-dotierter Emitterbereich gebildet. Anschließend wird auf die freiliegende Oberfläche des Emitterbereichs, d.h. auf der Vorderseite der Solarzelle, eine Antireflektionsschicht, üblicherweise aus Siliziumnitrid (SiN), aufgebracht. Ferner wird auf der freiliegenden Oberfläche der Basis, d.h. anders ausgedrückt auf der Rückseite der Solarzelle, eine weitere dielektrische Schicht aufgebracht. Anschließend werden auf der dielektrischen Schicht auf der Rückseite, elektrisch leitfähige Kontaktpads, üblicherweise aus Silber (Ag), mittels Siebdruckens einer Silberpaste aufgebracht. Nach einem Trocknen der aufgebrachten Silberpaste wird ein weiterer Siebdruck-Prozess durchgeführt, mittels dessen auf der Rückseite der Solarzelle ein weiteres Metall, üblicherweise Aluminium (Al), unter Aussparung der zuvor gebildeten elektrisch leitfähigen Kontaktpads in Form einer Aluminiumpaste aufgedruckt wird. Anschließend wird auch die aufgedruckte Aluminiumpaste getrocknet. In einem nachfolgenden Prozess wird auf der Vorderseite der Solarzelle mittels eines Siebdruck-Prozesses eine Metallisierungsstruktur (auch bezeichnet als Vorderseiten-Grid) auf der Antireflektionsschicht gebildet. Die Metallisierungsstruktur wird anschließend mittels eines Feuerschritts durch die (dielektrische) Antireflektionsschicht hindurchgefeuert, so dass ein elektrischer Kontakt zwischen der Metallisierungsstruktur und dem Emitterbereich gebildet wird. Anschließend werden mittels des aufgebrachten Aluminiums Laser-gefeuerte Rückseitenkontakte durch die dielektrische Schicht auf der Rückseite der Solarzelle hindurch gebildet mittels eines Laser-gefeuerten Kontakt-Prozesses (Laser Fired Contact-Prozess, LFC-Prozess). Anschließend ist ein so genannter Alneal-Prozess unter Verwendung von Formiergas (95 % N₂, 5 % H₂) vorgesehen. Mittels eines Sortiermoduls können dann verschiedene Leistungsparameter der gebildeten Solarzelle gemessen werden und die Solarzelle kann entsprechend klassifiziert und einsortiert werden im Rahmen der Bildung von Solarzellen-Strings und schließlich eines Solarmoduls.
Somit wird zusammenfassend bei verschiedenen herkömmlichen Herstellungsverfahren die Kontaktbildung bei dem LFC-Ansatz nach dem Feuer-Schritt (auch bezeichnet als FFI-Schritt) und vor den gemäß dem Stand der Technik immer erforderlichen Alneal-Schritt durchgeführt. Somit ist den herkömmlichen LFC-Prozessen gemein, dass die Kontaktierung der Rückseite nach dem Feuerschritt erfolgt.
Diese herkömmlichen LFC-Prozesse können verschiedene Nachteile aufweisen wie beispielsweise:

• die Kontaktbildung ebenso wie die Al-BSF-Bildung ist stark von den gewählten Laserparametern abhängig (instabiler Prozess);
• es ist ein zusätzlicher Alneal-Schritt erforderlich;
• je höher die Temperatur bei dem Alnealing ist, desto besser ist die Wirkung; jedoch wird die maximale Temperatur durch die Schädigung der bereits vorhandenen Vorderseiten-Metallisierung begrenzt;
• SD-LFC über Rückseiten Ag-Pads zeigen ein mangelhaftes Lötverhalten (Abzugswerte eher schlecht im Vergleich zu der neuen Prozesssequenz gemäß verschiedenen Ausführungsbeispielen).

In HEIDE, J. van der; [u.a.]: Improving the Back Surface Reflection of Germanium. In: 21st European Photovoltaic Solar Energy Conference, Dresden, Germany, September 2006, S. 43-46. - ISSN / ISBN 3-936338-20-5, ist die Herstellung einer Thermophotovoltaikzelle beschrieben, gemäß den zuvor beschriebenen herkömmlichen Herstellungsverfahren. In WO 2009/ 018 472 A1 wird das Bilden von polykristallinen Halbleiterschichten bei niedrigen Temperaturen mittels metallinduzierter Kristallisation beschrieben. In DE 10 2007 042 428 A1 wird ein Verfahren zum Tempern von Halbleiter-Bauelementen beschrieben, gemäß dem zuvor beschriebenen herkömmlichen Herstellungsverfahren.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen wird ein Verfahren zum Herstellen einer Solarzelle aus einem Silizium-Substrat mit einer lichtempfangenden Vorderseite und einer Rückseite bereitgestellt. Das Verfahren kann aufweisen ein Bilden einer dielektrischen Schicht auf der Vorderseite einer Solarzelle; ein Bilden einer dielektrischen Schicht auf der Rückseite der Solarzelle; ein Aufbringen einer Aluminium aufweisenden Metallisierung auf der dielektrischen Schicht auf der Rückseite der Solarzelle; ein Bilden von Laser-gefeuerten Rückseitenkontakten durch die Aluminium-Metallisierung und die dielektrische Schicht auf der Rückseite der Solarzelle hindurch; ein anschließendes Bilden einer Metallisierung auf der Vorderseite der Solarzelle; und ein anschließendes Erhitzen der Solarzelle, wobei das anschließende Erhitzen bei mindestens 750°C erfolgt, so dass Vorderseitenkontakte durch die dielektrische Schicht auf der Vorderseite der Solarzelle hindurch gebildet werden, wobei zugleich die gebildeten Rückseitenkontakte zumindest teilweise aufgeschmolzen und verstärkt werden.
In einer Ausgestaltung kann die Metallisierung auf der Rückseite der Solarzelle mittels eines Abscheideverfahrens gebildet werden, beispielsweise mittels eines Abscheideverfahrens aus der Gasphase, beispielsweise mittels eines physikalischen Abscheideverfahrens aus der Gasphase (beispielsweise mittels Sputterns oder mittels Verdampfens, beispielsweise mittels Elektronenstrahl-Verdampfens).
In noch einer Ausgestaltung kann nach dem Erhitzen der Solarzelle eine lötfähige Schicht auf die Rückseite der Solarzelle aufgebracht werden.
In noch einer Ausgestaltung kann vor dem Aufbringen der lötfähigen Schicht eine Plasmabehandlung der Aluminium-Metallisierung erfolgen.
In noch einer Ausgestaltung kann die Aluminium-Metallisierung freibleibende Bereiche aufweisen.
Alternativ kann in einer Ausgestaltung die Metallisierung auf der Rückseite der Solarzelle mittels eines Druckverfahrens, beispielsweise mittels eines Siebdruckverfahrens, gebildet werden.
In noch einer Ausgestaltung kann das Verfahren ferner aufweisen ein Trocknen der Metallisierung auf der Rückseite der Solarzelle vor dem Bilden der Rückseitenkontakte.
In noch einer Ausgestaltung kann die Metallisierung auf der Vorderseite der Solarzelle mittels eines Druckverfahrens, beispielsweise mittels eines Siebdruckverfahrens, gebildet werden.
In noch einer Ausgestaltung kann das Erhitzen unter Zugabe von Schutzgas erfolgen, anders ausgedrückt in einer Schutzgasumgebung, die beispielsweise Stickstoff aufweist.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen wird eine Solarzelle bereitgestellt, die gemäß einem Verfahren hergestellt worden ist, wie es oben beschrieben worden ist oder wie es im Folgenden noch im Detail beschrieben wird.
Ferner kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen ein Solarmodul mit mehreren miteinander elektrisch verbundenen Solarzellen gemäß verschiedenen Ausführungsbeispielen bereitgestellt werden.
Ausführungsbeispiele der Erfindung sind in den Figuren dargestellt und werden im Folgenden näher erläutert.
Es zeigen

1A bis 1F Querschnittansichten einer Solarzelle zu unterschiedlichen Zeitpunkten ihrer Herstellung; und
2A bis 2F Querschnittansichten einer Solarzelle zu unterschiedlichen Zeitpunkten ihrer Herstellung.

In der folgenden ausführlichen Beschreibung wird auf die beigefügten Zeichnungen Bezug genommen, die Teil dieser bilden und in denen zur Veranschaulichung spezifische Ausführungsformen gezeigt sind, in denen die Erfindung ausgeübt werden kann. In dieser Hinsicht wird Richtungsterminologie wie etwa „oben“, „unten“, „vorne“, „hinten“, „vorderes“, „hinteres“, usw. mit Bezug auf die Orientierung der beschriebenen Figur(en) verwendet. Da Komponenten von Ausführungsformen in einer Anzahl verschiedener Orientierungen positioniert werden können, dient die Richtungsterminologie zur Veranschaulichung und ist auf keinerlei Weise einschränkend. Es versteht sich, dass andere Ausführungsformen benutzt und strukturelle oder logische Änderungen vorgenommen werden können, ohne von dem Schutzumfang der vorliegenden Erfindung abzuweichen. Es versteht sich, dass die Merkmale der hierin beschriebenen verschiedenen beispielhaften Ausführungsformen miteinander kombiniert werden können, sofern nicht spezifisch anders angegeben. Die folgende ausführliche Beschreibung ist deshalb nicht in einschränkendem Sinne aufzufassen, und der Schutzumfang der vorliegenden Erfindung wird durch die angefügten Ansprüche definiert.
Im Rahmen dieser Beschreibung werden die Begriffe „verbunden“, „angeschlossen“ sowie „gekoppelt“ verwendet zum Beschreiben sowohl einer direkten als auch einer indirekten Verbindung, eines direkten oder indirekten Anschlusses sowie einer direkten oder indirekten Kopplung. In den Figuren werden identische oder ähnliche Elemente mit identischen Bezugszeichen versehen, soweit dies zweckmäßig ist.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen wird eine optimierte Prozesssequenz für einen LFC-Prozessansatz bereitgestellt.
Anschaulich wird in verschiedenen Ausführungsbeispielen eine Prozesssequenz bereitgestellt, die den LFC-Schritt beispielsweise nach dem Trocknen der Rückseitenpaste bzw. nach dem kontaktlosen Aufbringen der Rückseiten-Metallschicht aus Aluminium (im PVD Fall) und vor dem FFI-Schritt beinhaltet. Der gemäß dem Stand der Technik an sich erforderliche finale Alneal Schritt kann zudem während des FFI-Schrittes passieren bzw. durchgeführt werden bzw. bei einer Modifikation des den Prozess durchführenden Ofens im direkten Anschluss daran. Es ist darauf hinzuweisen, dass in verschiedenen Ausführungsbeispielen der Alneal-Prozess sogar weggelassen werden kann.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen ist eine Erzeugung des lokalen Rückseitenkontaktes nach dem Trocknen der Rückseitenpaste vorgesehen. Ferner kann ein verbessertes Alnealing erreicht werden, da höhere Temperaturen beim Alneal-Prozess eingesetzt werden können.
1A bis 1F zeigen Querschnittansichten einer Solarzelle zu unterschiedlichen Zeitpunkten ihrer Herstellung gemäß verschiedenen Ausführungsbeispielen.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen wird unter einer Solarzelle eine Einrichtung verstanden, die Strahlungsenergie von überwiegend sichtbarem Licht (beispielsweise zumindest ein Teil des Lichts im sichtbaren Wellenlängenbereich von ungefähr 300 nm bis ungefähr 1150 nm; es ist anzumerken, dass zusätzlich auch Ultraviolett(UV)-Strahlung und/oder Infrarot(IR)-Strahlung umgewandelt werden kann), beispielsweise von Sonnenlicht, direkt in elektrische Energie umwandelt mittels des so genannten photovoltaischen Effekts.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen wird unter einem Solarmodul eine elektrisch anschlussfähige Einrichtung verstanden mit mehreren Solarzellen (die miteinander in Serie und/oder parallel verschaltet sind), und optional mit einem Witterungsschutz (beispielsweise Glas), einer Einbettung und einer Rahmung.
In 1A ist ein Ausgangssubstrat dargestellt, beispielsweise in Form eines Wafers 100, der wie an sich üblich bis zur Phosphordiffusion prozessiert wurde. Dies bedeutet, dass der Wafer 100 ein Substrat 102 aufweist.
Das Substrat 102 kann aufweisen oder bestehen aus mindestens einer Photovoltaikschicht. Alternativ kann mindestens eine Photovoltaikschicht auf oder über dem Substrat 102 angeordnet sein. Die Photovoltaikschicht kann aufweisen oder bestehen aus Halbleitermaterial (wie beispielsweise Silizium), einem Verbundhalbleitermaterial (wie beispielsweise einem III-V-Verbundhalbleitermaterial (wie beispielsweise GaAs), einem II-VI-Verbundhalbleitermaterial (wie beispielsweise CdTe), einem I-III-V-Verbundhalbleitermaterial (wie beispielsweise Kupfer-Indium-Disulfid)). Als eine weitere Alternative kann die Photovoltaikschicht organisches Material aufweisen oder daraus bestehen. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann das Silizium aufweisen oder bestehen aus einkristallinem Silizium, polykristallinem Silizium, amorphem Silizium, und/oder mikrokristallinem Silizium. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann die Photovoltaikschicht aufweisen oder bestehen aus einer Halbleiter-Übergangsstruktur wie beispielsweise einer pn-Übergangsstruktur, einer pin-Übergangsstruktur, einer Schottky-artigen Übergangsstruktur, und dergleichen. Das Substrat 102 und/oder die Photovoltaikschicht können/kann mit einer Grunddotierung eines ersten Leitungstyps versehen werden.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann die Grunddotierung in dem Solarzellen-Substrat eine Dotierkonzentration (beispielsweise einer Dotierung des ersten Leitungstyps, beispielsweise einer Dotierung mit Bor (B))) aufweisen in einem Bereich von ungefähr 10¹³ cm^-3 bis 10¹⁸ cm^-3, beispielsweise in einem Bereich von ungefähr 10¹⁴ cm^-3 bis 10¹⁷ cm^-3, beispielsweise in einem Bereich von ungefähr 10¹⁵ cm^-3 bis 2 ∗ 10¹⁶ cm^-3.
Das Solarzellen-Substrat 102 kann aus einem Solarzellen-Wafer hergestellt werden und kann beispielsweise eine runde Form wie beispielsweise eine Kreisform oder eine Ellipsenform aufweisen oder eine Polygonform wie beispielsweise eine quadratische Form. In verschiedenen Ausführungsbeispielen können die Solarzellen des Solarmoduls jedoch auch eine nicht-quadratische Form aufweisen. In diesen Fällen können die Solarzellen des Solarmoduls beispielsweise durch Trennen (beispielsweise Schneiden) und damit Teilen einer oder mehreren (in ihrer Form auch als Standard-Solarzelle bezeichneten) Solarzelle(n) zu mehreren nicht-quadratischen oder quadratischen Solarzellen gebildet werden. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann es in diesen Fällen vorgesehen sein, Anpassungen der Kontaktstrukturen in der Standard-Solarzelle vorzunehmen, beispielsweise können Rückseitenquerstrukturen zusätzlich vorgesehen sein.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann die hergestellte Solarzelle die folgenden Dimensionen aufweisen: eine Breite in einem Bereich von ungefähr 5 cm bis ungefähr 50 cm, eine Länge in einem Bereich von ungefähr 5 cm bis ungefähr 50 cm, und eine Dicke in einem Bereich von ungefähr 50 µm bis ungefähr 300 µm, beispielweise 100 µm bis 200 µm.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann, wie oben beschrieben worden ist, ein Basisbereich in der Photovoltaikschicht gebildet werden, beispielsweise dotiert mit Dotierstoff eines ersten Dotierungstyps (auch bezeichnet als erster Leitungstyp), beispielsweise mit Dotierstoff vom p-Dotierungstyp, beispielsweise mit Dotierstoff der III. Hauptgruppe des Periodensystems, beispielsweise mit Bor (B).
Ferner kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen ein Emitterbereich 104 gebildet werden, dotiert mit Dotierstoff eines zweiten Dotierungstyps (auch bezeichnet als zweiter Leitungstyp), wobei der zweite Dotierungstyp entgegengesetzt zum ersten Dotierungstyp ist, beispielsweise mit Dotierstoff vom n-Dotierungstyp, beispielsweise mit Dotierstoff der V. Hauptgruppe des Periodensystems, beispielsweise mit Phosphor (P).
Der Emitterbereich 104 bildet mit dem Basisbereich beispielsweise einen pn-Übergang. In verschiedenen Ausführungsbeispielen ist der Emitterbereich 104 in körperlichem Kontakt mit dem Basisbereich in dem Substrat 102.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann der Emitterbereich 104 dotiert werden mit einem geeigneten Dotierstoff wie beispielsweise Phosphor. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann der zweite Leitungstyp ein p-Leitungstyp sein und der erste Leitungstyp kann ein n-Leitungstyp sein. Alternativ kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen der zweite Leitungstyp ein n-Leitungstyp sein und der erste Leitungstyp kann ein p-Leitungstyp sein.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann der Emitterbereich 104 aus einem hoch dotierten Bereich bestehen. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann der Emitterbereich 104 mehrere, unterschiedlich hoch dotierte Bereiche, einen niedrig dotierten ersten Emitterbereich (der beispielsweise in Kontakt steht mit dem Basisbereich in dem Substrat 102) und einen hoch dotierten zweiten Emitterbereich, so dass ein so genannter selektiver Emitter gebildet wird.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann oder können der Bereich oder die Bereiche mit erhöhter Dotierstoffkonzentration (d.h. beispielsweise der Emitterbereich 104 oder der zweite Emitterbereich) hoch dotiert werden mit Dotierstoff zum Dotieren mit dem zweiten Leitungstyp mit einer Oberflächen-Dotierkonzentration in einem Bereich von ungefähr 10¹⁸ cm^-3 bis ungefähr 10²² cm^-3, beispielsweise mit einer Dotierkonzentration in einem Bereich von ungefähr 10¹⁹ cm^-3 bis ungefähr 10²² cm^-3, beispielsweise mit einer Dotierkonzentration in einem Bereich von ungefähr 10²⁰ cm^-3 bis ungefähr 2 ∗ 10¹⁶ cm^-3. Der Schichtwiderstand in den hochdotierten Bereichen mit dem zweiten Leitungstyp liegt im Bereich von ungefähr 10 Ohm/sq bis ungefähr 80 Ohm/sq, beispielsweise in einem Bereich von ungefähr 30 Ohm/sq bis ungefähr 60 Ohm/sq, beispielsweise in einem Bereich von ungefähr 35 Ohm/sq bis ungefähr 50 Ohm/sq.
Ferner kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen, wenn vorhanden, der andere Emitterbereich, d.h. beispielsweise der erste Emitterbereich, mit dem zweiten Leitungstyp niedrig dotiert werden mit Dotierstoff zum Dotieren mit dem zweiten Leitungstyp mit einer Oberflächen-Dotierkonzentration in einem Bereich von ungefähr 10¹⁶ cm^-3 bis ungefähr 2 ∗ 10²¹ cm^-3, beispielsweise mit einer Dotierkonzentration in einem Bereich von ungefähr 10¹⁹ cm^-3 bis ungefähr 10²¹ cm^-3, beispielsweise mit einer Dotierkonzentration in einem Bereich von ungefähr 5 ∗ 10¹⁹ cm^-3 bis ungefähr 5 ∗ 10²⁰ cm^-3. Der Schichtwiderstand in den niedrigdotierten Bereichen, d.h. beispielsweise dem ersten Emitterbereich, liegt in einem Bereich von ungefähr 60 Ohm/sq bis ungefähr 300 Ohm/sq, beispielsweise in einem Bereich von ungefähr 70 Ohm/sq bis ungefähr 200 Ohm/sq, beispielsweise in einem Bereich von ungefähr 80 Ohm/sq bis ungefähr 120 Ohm/sq.
Auf diese Weise wird anschaulich, wie im Folgenden noch näher erläutert wird, in verschiedenen Ausführungsbeispielen ein selektiver Emitter zumindest auf der Vorderseite der Photovoltaikschicht gebildet.
Nach der Dotierung des Emitterbereichs 104 durch z.B. eine Gasphasendiffusion kann das Phosphorsilikatglas im Falle einer Phosphordiffusion mittels einer PSG-Ätze in beispielsweise einer 2,5 % bis 25 % HF-Lösung entfernt werden. Es ist anzumerken, dass in verschiedenen alternativen Ausführungsbeispielen jeglicher andere geeignete Dotierprozess, beispielsweise Diffusionsprozess, eingesetzt werden kann.
Anschließend kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen auf der freiliegenden Oberfläche des Emitterbereichs 104, beispielsweise auf der Vorderseite der Solarzelle (anders ausgedrückt der (Sonnen)lichtempfangenden Seite der Solarzelle) eine dielektrische Schicht als Antireflektionsschicht 112, beispielsweise aufweisend oder bestehend aus Siliziumnitrid, alternativ aus einem oder mehreren der folgenden Materialien gebildet werden: Siliziumoxid, einem Schichtenstapel mit mindestens einer Schicht aus Siliziumoxid und mindestens einer Schicht aus Siliziumnitrid, Magnesium-Fluorid (MgF₂), einem Schichtenstapel mit mindestens einer Schicht aus Magnesium-Fluorid (MgF₂) und mindestens einer Schicht aus Siliziumnitrid.
Anschließend kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen auf der freiliegenden Oberfläche des Substrats 102, beispielsweise des Basisbereichs, beispielsweise auf der Rückseite der Solarzelle eine weitere dielektrische Schicht 114 aufgebracht werden.
Die beiden dielektrischen Schichten 112, 114 können beispielsweise mittels eines Abscheideverfahrens aus der Gasphase (beispielsweise chemisches Abscheideverfahren aus der Gasphase (chemical vapor deposition, CVD) oder physikalisches Abscheideverfahren aus der Gasphase (physical vapor deposition, PVD) gebildet werden. In verschiedenen Ausführungsbeispielen können die beiden dielektrischen Schichten 112, 114 ganzflächig aufgebracht werden.
Dies ist in einer zweiten Querschnittansicht 110 in 1B dargestellt.
Weiterhin kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen, wie in einer dritten Querschnittansicht 120 in 1C dargestellt ist, eine Rückseitenkontaktierung (auch bezeichnet als Metallisierung) 122 auf die weitere dielektrische Schicht 114 aufgebracht werden, wobei mittels eines physikalischen Abscheideverfahrens aus der Gasphase (Physical Vapor Deposition, PVD) oder mittels Elektronenstrahl-Verdampfens Aluminium (Al) in gewünschter Form auf die freiliegende Oberfläche der weiteren dielektrischen Schicht 114 aufgebracht wird, gegebenenfalls zuzüglich einer lötfähigen Schicht (nicht dargestellt), die beispielsweise aus Nickel-Vanadium (NiV) oder einem anderen geeigneten Material gebildet werden kann, nachdem die LFC-Kontakte gebildet sind.
Damit die lötfähige Schicht auf der Aluminium-Metallisierung gut haftet, kann ein vorheriger Plasma-Reinigungsschritt vorgesehen sein.
Eine andere Variante zur Verbesserung der Haftfähigkeit der lötbaren Schicht besteht in verschiedenen Ausführungsbeispielen darin, in der Aluminium-Metallisierung kleine freibleibende Bereiche vorzusehen. An diesen Stellen kann die lötfähige Schicht einen direkten Kontakt mit der dielektrischen Schicht auf der Rückseite der Solarzelle haben, der eine verbesserte Haftung bewirkt.
Wie in einer vierten Querschnittansicht 130 in 1D dargestellt ist, können anschließend mittels eines Laser-gefeuerten Kontakt-Prozesses (Laser Fired Contact-Prozess, LFC-Prozess) Laser-gefeuerte Rückseitenkontakte 132, gebildet von dem zuvor aufgebrachten Aluminium, durch die weitere dielektrische Schicht 114 auf der Rückseite der Solarzelle hindurch gebildet werden, so dass das Substrat 102, beispielsweise der Basisbereich in dem Substrat 102, elektrisch mit der Rückseitenkontaktierung 122 verbunden ist.
Anschließend kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen eine Metallisierung (auch bezeichnet als Metallisierungsstruktur) 142 auf der freiliegenden Oberfläche der Antireflektionsschicht 112 auf der Vorderseite der Solarzelle aufgebracht werden, wie in einer fünften Querschnittansicht 140 in 1E dargestellt ist. Dies kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen erfolgen in Form eines Kontaktgrids (allgemein eine Metallisierungsstruktur, beispielsweise in Form eines Metallisierungsgitters), das mittels eines Druckverfahrens (beispielsweise mittels eines Siebdruckverfahrens) oder beispielsweise mittels eines physikalischen Abscheideverfahrens aus der Gasphase, beispielsweise mittels Sputterns, gebildet wird. Das Kontaktgrid kann eine Mehrzahl separater Metallbereiche, beispielsweise eine Mehrzahl von Kontaktlinien oder Kontaktpunkte, beispielsweise eine Mehrzahl von Kontaktfingern 142, aufweisen. Die Kontaktfinger 142 können beispielsweise in einem Abstand zueinander und parallel zueinander angeordnet sein oder werden. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann die Metallisierungsstruktur 142 beispielsweise aus einem oder mehreren der folgenden Metalle gebildet werden: Ag, Ni, Cu, Co, Al, Ti, oder dergleichen.
Anschließend wird die Solarzelle erhitzt, so dass Vorderseitenkontakte 152 durch die dielektrische Schicht 112 (d.h. die Antireflektionsschicht 112) auf der Vorderseite der Solarzelle hindurch gebildet werden mit dem Emitterbereich 104, wobei zugleich die gebildeten Rückseitenkontakte 132 zumindest teilweise aufgeschmolzen und verstärkt werden (siehe sechste Querschnittansicht 150 in 1F). Anders ausgedrückt wird während des Feuer-Prozesses zum Durchfeuern der Vorderseiten-Metallisierungsstruktur 142 durch die Antireflektionsschicht 112 hindurch die zuvor gebildeten LFC-Rückseitenkontakte 132 aus Aluminium wieder teilweise aufgeschmolzen und es fließt anschaulich noch mehr Aluminium von der Rückseitenkontaktierung 122 in die LFC-Rückseitenkontakte 132 hinein und verstärkt diese. In verschiedenen Ausführungsbeispielen erfolgt das Erhitzen der Solarzelle und damit der Vorderseiten-Metallisierungsstruktur 142 und die Rückseitenkontaktierung 122 auf eine Temperatur von mindestens 750°C, beispielsweise auf eine Temperatur von mindestens 800°C, beispielsweise auf eine Temperatur von mindestens 850°C, beispielsweise auf eine Temperatur von mindestens 900°C, beispielsweise auf eine Temperatur von mindestens 950°C, beispielsweise auf eine Temperatur von mindestens 1000°C. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann das Erhitzen unter Zugabe von Schutzgas durchgeführt werden. Als Schutzgas kann beispielsweise eines der folgenden Gase eingesetzt werden: N₂ oder beispielsweise (95% N₂/5% H₂; 98% N₂/2% H₂).
Mittels eines (nicht dargestellten) Sortiermoduls können dann verschiedene Leistungsparameter der gebildeten Solarzelle gemessen werden und die Solarzelle kann entsprechend klassifiziert und einsortiert werden im Rahmen der Bildung von Solarzellen-Strings und schließlich eines Solarmoduls.
Anschließend können mehrere Solarzellen mittels Solarzellen-Verbindern zu einem oder mehrere so genannten Solarzellen-Strings zusammengeschaltet werden. Ein oder mehrere Solarzellen-Strings werden in verschiedenen Ausführungsbeispielen zusammengeschaltet und zu einem Solarmodul zusammengebaut.
2A bis 2F zeigen Querschnittansichten einer Solarzelle zu unterschiedlichen Zeitpunkten ihrer Herstellung gemäß verschiedenen Ausführungsbeispielen.
Der Unterschied des in den 2A bis 2F dargestellten Prozesses zu dem in den 1A bis 1F dargestellten Prozess kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen darin gesehen werden, dass die Rückseitenkontaktierung auf der freiliegenden Oberfläche der Basis mittels Siebdruckens beispielsweise einer Silberpaste aufgebracht wird, und nicht mittels eines PVD-Verfahrens.
In 2A ist ein Ausgangssubstrat dargestellt, beispielsweise in Form eines Wafers 200, der wie an sich üblich bis zur Phosphordiffusion prozessiert wurde. Dies bedeutet, dass der Wafer 200 ein Substrat 202 aufweist.
Das Substrat 202 kann aufweisen oder bestehen aus mindestens einer Photovoltaikschicht. Alternativ kann mindestens eine Photovoltaikschicht auf oder über dem Substrat 202 angeordnet sein. Die Photovoltaikschicht kann aufweisen oder bestehen aus Halbleitermaterial (wie beispielsweise Silizium), einem Verbundhalbleitermaterial (wie beispielsweise einem III-V-Verbundhalbleitermaterial (wie beispielsweise GaAs), einem II-VI-Verbundhalbleitermaterial (wie beispielsweise CdTe), einem I-III-V-Verbundhalbleitermaterial (wie beispielsweise Kupfer-Indium-Disulfid)). Als eine weitere Alternative kann die Photovoltaikschicht organisches Material aufweisen oder daraus bestehen. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann das Silizium aufweisen oder bestehen aus einkristallinem Silizium, polykristallinem Silizium, amorphem Silizium, und/oder mikrokristallinem Silizium. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann die Photovoltaikschicht aufweisen oder bestehen aus einer Halbleiter-Übergangsstruktur wie beispielsweise einer pn-Übergangsstruktur, einer pin-Übergangsstruktur, einer Schottky-artigen Übergangsstruktur, und dergleichen. Das Substrat 202 und/oder die Photovoltaikschicht können/kann mit einer Grunddotierung eines ersten Leitungstyps versehen werden.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann die Grunddotierung in dem Solarzellen-Substrat eine Dotierkonzentration (beispielsweise einer Dotierung des ersten Leitungstyps, beispielsweise einer Dotierung mit Bor (B))) aufweisen in einem Bereich von ungefähr 10¹³ cm^-3 bis 10¹⁸ cm^-3, beispielsweise in einem Bereich von ungefähr 10¹⁴ cm^-3 bis 10¹⁷ cm^-3, beispielsweise in einem Bereich von ungefähr 10¹⁵ cm^-3 bis 2 ∗ 10¹⁶ cm^-3.
Das Solarzellen-Substrat 202 kann aus einem Solarzellen-Wafer hergestellt werden und kann beispielsweise eine runde Form wie beispielsweise eine Kreisform oder eine Ellipsenform aufweisen oder eine Polygonform wie beispielsweise eine quadratische Form. In verschiedenen Ausführungsbeispielen können die Solarzellen des Solarmoduls jedoch auch eine nicht-quadratische Form aufweisen. In diesen Fällen können die Solarzellen des Solarmoduls beispielsweise durch Trennen (beispielsweise Schneiden) und damit Teilen einer oder mehreren (in ihrer Form auch als Standard-Solarzelle bezeichneten) Solarzelle(n) zu mehreren nicht-quadratischen oder quadratischen Solarzellen gebildet werden. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann es in diesen Fällen vorgesehen sein, Anpassungen der Kontaktstrukturen in der Standard-Solarzelle vorzunehmen, beispielsweise können Rückseitenquerstrukturen zusätzlich vorgesehen sein.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann die hergestellte Solarzelle die folgenden Dimensionen aufweisen: eine Breite in einem Bereich von ungefähr 5 cm bis ungefähr 50 cm, eine Länge in einem Bereich von ungefähr 5 cm bis ungefähr 50 cm, und eine Dicke in einem Bereich von ungefähr 50 µm bis ungefähr 300 µm, beispielsweise 100 µm bis 200µm.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann, wie oben beschrieben worden ist, ein Basisbereich in der Photovoltaikschicht gebildet werden, beispielsweise dotiert mit Dotierstoff eines ersten Dotierungstyps (auch bezeichnet als erster Leitungstyp), beispielsweise mit Dotierstoff vom p-Dotierungstyp, beispielsweise mit Dotierstoff der III. Hauptgruppe des Periodensystems, beispielsweise mit Bor (B).
Ferner kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen ein Emitterbereich 204 gebildet werden, dotiert mit Dotierstoff eines zweiten Dotierungstyps (auch bezeichnet als zweiter Leitungstyp), wobei der zweite Dotierungstyp entgegengesetzt zum ersten Dotierungstyp ist, beispielsweise mit Dotierstoff vom n-Dotierungstyp, beispielsweise mit Dotierstoff der V. Hauptgruppe des Periodensystems, beispielsweise mit Phosphor (P).
Der Emitterbereich 204 bildet mit dem Basisbereich beispielsweise einen pn-Übergang. In verschiedenen Ausführungsbeispielen ist der Emitterbereich 204 in körperlichem Kontakt mit dem Basisbereich in dem Substrat 202.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann der Emitterbereich 204 dotiert werden mit einem geeigneten Dotierstoff wie beispielsweise Phosphor. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann der zweite Leitungstyp ein p-Leitungstyp sein und der erste Leitungstyp kann ein n-Leitungstyp sein. Alternativ kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen der zweite Leitungstyp ein n-Leitungstyp sein und der erste Leitungstyp kann ein p-Leitungstyp sein.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann der Emitterbereich 204 aus einem hoch dotierten Bereich bestehen. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann der Emitterbereich 204 mehrere, unterschiedlich hoch dotierte Bereiche, einen niedrig dotierten ersten Emitterbereich (der beispielsweise in Kontakt steht mit dem Basisbereich in dem Substrat 202) und einen hoch dotierten zweiten Emitterbereich, so dass ein so genannter selektiver Emitter gebildet wird.
In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann oder können der Bereich oder die Bereiche mit erhöhter Dotierstoffkonzentration (d.h. beispielsweise der Emitterbereich 204 oder der zweite Emitterbereich) hoch dotiert werden mit Dotierstoff zum Dotieren mit dem zweiten Leitungstyp mit einer Oberflächen-Dotierkonzentration in einem Bereich von ungefähr 10¹⁸ cm^-3 bis ungefähr 10²² cm^-3, beispielsweise mit einer Dotierkonzentration in einem Bereich von ungefähr 10¹⁹ cm^-3 bis ungefähr 10²² cm^-3, beispielsweise mit einer Dotierkonzentration in einem Bereich von ungefähr 10²⁰ cm^-3 bis ungefähr 2 ∗ 10²¹ cm^-3. Der Schichtwiderstand in den hochdotierten Bereichen mit dem zweiten Leitungstyp liegt im Bereich von ungefähr 10 Ohm/sq bis ungefähr 80 Ohm/sq, beispielsweise in einem Bereich von ungefähr 30 Ohm/sq bis ungefähr 60 Ohm/sq, beispielsweise in einem Bereich von ungefähr 35 Ohm/sq bis ungefähr 50 Ohm/sq. Ferner kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen, wenn vorhanden, der andere Emitterbereich, d.h. beispielsweise der erste Emitterbereich, mit dem zweiten Leitungstyp niedrig dotiert werden mit Dotierstoff zum Dotieren mit dem zweiten Leitungstyp mit einer Oberflächen-Dotierkonzentration in einem Bereich von ungefähr 10¹⁸ cm^-3 bis ungefähr 2 ∗ 10²¹ cm^-3, beispielsweise mit einer Dotierkonzentration in einem Bereich von ungefähr 10¹⁹ cm^-3 bis ungefähr 10²¹ cm^-3, beispielsweise mit einer Dotierkonzentration in einem Bereich von ungefähr 5 ∗ 10¹⁹ cm^-3 bis ungefähr 5 ∗ 10¹⁶ cm^-3. Der Schichtwiderstand in den niedrigdotierten Bereichen, d.h. beispielsweise dem ersten Emitterbereich, liegt in einem Bereich von ungefähr 60 Ohm/sq bis ungefähr 300 Ohm/sq, beispielsweise in einem Bereich von ungefähr 70 Ohm/sq bis ungefähr 200 Ohm/sq, beispielsweise in einem Bereich von ungefähr 80 Ohm/sq bis ungefähr 120 Ohm/sq.
Auf diese Weise wird anschaulich, wie im Folgenden noch näher erläutert wird, in verschiedenen Ausführungsbeispielen ein selektiver Emitter zumindest auf der Vorderseite der Photovoltaikschicht gebildet.
Nach der Dotierung des Emitterbereichs 204 durch z.B. eine Gasphasendiffusion kann das Phosphorsilikatglas im Falle einer Phosphordiffusion mittels einer PSG-Ätze in beispielsweise einer 2,5 % bis 25 % HF-Lösung entfernt werden. Es ist anzumerken, dass in verschiedenen alternativen Ausführungsbeispielen jeglicher andere geeignete Dotierprozess, beispielsweise Diffusionsprozess, eingesetzt werden kann.
Anschließend kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen auf der freiliegenden Oberfläche des Emitterbereichs 204, beispielsweise auf der Vorderseite der Solarzelle (anders ausgedrückt der (Sonnen)lichtempfangenden Seite der Solarzelle) eine dielektrische Schicht als Antireflektionsschicht 212, beispielsweise aufweisend oder bestehend aus Siliziumnitrid, alternativ aus einem der folgenden Materialien gebildet werden: Siliziumoxid, einem Schichtenstapel mit mindestens einer Schicht aus Siliziumoxid und mindestens einer Schicht aus Siliziumnitrid, Magnesium-Fluorid (MgF₂), einem Schichtenstapel mit mindestens einer Schicht aus Magnesium-Fluorid (MgF₂) und mindestens einer Schicht aus Siliziumnitrid.
Anschließend kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen auf der freiliegenden Oberfläche des Substrats 202, beispielsweise des Basisbereichs, beispielsweise auf der Rückseite der Solarzelle eine weitere dielektrische Schicht 214 aufgebracht werden.
Die beiden dielektrischen Schichten 212, 214 können beispielsweise mittels eines Abscheideverfahrens aus der Gasphase (beispielsweise chemisches Abscheideverfahren aus der Gasphase (chemical vapor deposition, CVD) oder physikalisches Abscheideverfahren aus der Gasphase (physical vapor deposition, PVD) gebildet werden. In verschiedenen Ausführungsbeispielen können die beiden dielektrischen Schichten 212, 214 ganzflächig aufgebracht werden.
Dies ist in einer zweiten Querschnittansicht 210 in 2B dargestellt.
Weiterhin kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen, wie in einer dritten Querschnittansicht 220 in 2C dargestellt ist, eine Rückseitenkontaktierung (auch bezeichnet als Metallisierung) 222 auf die weitere dielektrische Schicht 214 aufgebracht werden. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann die Rückseitenkontaktierung 222 auf der freiliegenden Oberfläche der Basis, d.h. anders ausgedrückt auf der Rückseite der Solarzelle, gebildet werden, indem elektrisch leitfähige Kontaktpads (die zum nachfolgenden Verlöten der Solarzellen-Verbinder vorgesehen sind), beispielsweise aus Silber (Ag), mittels Siebdruckens einer Silberpaste aufgebracht werden. Nach einem Trocknen der aufgebrachten Silberpaste (beispielsweise bei einer Temperatur in einem Bereich von ungefähr 200°C bis ungefähr 280°C) wird ein weiterer Siebdruck-Prozess durchgeführt, mittels dessen auf der Rückseite der Solarzelle ein weiteres Metall, beispielsweise Aluminium (Al), unter Aussparung der zuvor gebildeten elektrisch leitfähigen Kontaktpads in Form einer Aluminiumpaste aufgedruckt wird; auf diese Weise wird ein so genanntes Al-Back Surface Field (Rückseiten-Oberflächenfeld) (Al-BSF) gebildet. Anschließend wird auch die aufgedruckte Aluminiumpaste getrocknet (beispielsweise bei einer Temperatur in einem Bereich von ungefähr 200°C bis ungefähr 280°C).
Wie in einer vierten Querschnittansicht 230 in 2D dargestellt ist, können anschließend mittels eines Laser-gefeuerten Kontakt-Prozesses (Laser Fired Contact-Prozess, LFC-Prozess) Laser-gefeuerte Rückseitenkontakte 232, gebildet von dem zuvor aufgebrachten Aluminium, durch die weitere dielektrische Schicht 214 auf der Rückseite der Solarzelle hindurch gebildet werden, so dass das Substrat 202, beispielsweise der Basisbereich in dem Substrat 202, elektrisch mit der Rückseitenkontaktierung 222 verbunden ist.
Anschließend kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen eine Metallisierung (auch bezeichnet als Metallisierungsstruktur) 242 auf der freiliegenden Oberfläche der Antireflektionsschicht 212 auf der Vorderseite der Solarzelle aufgebracht werden, wie in einer fünften Querschnittansicht 240 in 2E dargestellt ist. Dies kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen erfolgen in Form eines Kontaktgrids (allgemein eine Metallisierungsstruktur, beispielsweise in Form eines Metallisierungsgitters), das mittels eines Druckverfahrens (beispielsweise mittels eines Siebdruckverfahrens) oder beispielsweise mittels eines physikalischen Abscheideverfahrens aus der Gasphase, beispielsweise mittels Sputterns, gebildet wird. Das Kontaktgrid kann eine Mehrzahl separater Metallbereiche, beispielsweise eine Mehrzahl von Kontaktlinien oder Kontaktpunkte, beispielsweise eine Mehrzahl von Kontaktfingern 242, aufweisen. Die Kontaktfinger 242 können beispielsweise in einem Abstand zueinander und parallel zueinander angeordnet sein oder werden. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann die Metallisierungsstruktur 242 beispielsweise aus einem oder mehreren der folgenden Metalle gebildet werden: Ag, Ni, Cu, Co, Al, Ti, oder dergleichen.
Anschließend wird die Solarzelle erhitzt, so dass Vorderseitenkontakte 252 durch die dielektrische Schicht 212 (d.h. die Antireflektionsschicht 212) auf der Vorderseite der Solarzelle hindurch gebildet werden mit dem Emitterbereich 204, wobei zugleich die gebildeten Rückseitenkontakte 132 zumindest teilweise aufgeschmolzen und verstärkt werden (siehe sechste Querschnittansicht 250 in 2F). Anders ausgedrückt wird während des Feuer-Prozesses zum Durchfeuern der Vorderseiten-Metallisierungsstruktur 242 durch die Antireflektionsschicht 212 hindurch die zuvor gebildeten LFC-Rückseitenkontakte 232 aus Aluminium wieder teilweise aufgeschmolzen und es fließt anschaulich noch mehr Aluminium von der Rückseitenkontaktierung 222 in die LFC-Rückseitenkontakte 232 hinein und verstärkt diese. In verschiedenen Ausführungsbeispielen erfolgt das Erhitzen der Solarzelle und damit der Vorderseiten-Metallisierungsstruktur 242 und die Rückseitenkontaktierung 222 auf eine Temperatur von mindestens 750°C, beispielsweise auf eine Temperatur von mindestens 800°C, beispielsweise auf eine Temperatur von mindestens 850°C, beispielsweise auf eine Temperatur von mindestens 900°C, beispielsweise auf eine Temperatur von mindestens 950°C, beispielsweise auf eine Temperatur von mindestens 1000°C. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann das Erhitzen unter Zugabe von Schutzgas durchgeführt werden. Als Schutzgas kann beispielsweise eines der folgenden Gase eingesetzt werden: N₂ oder beispielsweise (95% N₂/5% H₂; 98% N₂/2% H₂).
Anschließend kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen optional ein Alneal-Prozess unter Verwendung von Formiergas (95 % N₂, 5 % H₂) vorgesehen sein. In verschiedenen Ausführungsbeispielen kann der optionale Alneal-Prozess unter Verwendung von Formiergas (95 % N₂, 5 % H₂) auch während des Feuer-Prozesses zum Durchfeuern der Vorderseiten-Metallisierungsstruktur 242 durch die Antireflektionsschicht 212 hindurch durchgeführt werden.
Mittels eines (nicht dargestellten) Sortiermoduls können dann verschiedene Leistungsparameter der gebildeten Solarzelle gemessen werden und die Solarzelle kann entsprechend klassifiziert und einsortiert werden im Rahmen der Bildung von Solarzellen-Strings und schließlich eines Solarmoduls.
Anschließend können mehrere Solarzellen mittels Solarzellen-Verbindern zu einem oder mehrere so genannten Solarzellen-Strings zusammengeschaltet werden. Ein oder mehrere Solarzellen-Strings werden in verschiedenen Ausführungsbeispielen zusammengeschaltet und zu einem Solarmodul zusammengebaut.
Es wurde in verschiedenen Ausführungsbeispielen festgestellt, dass aufgrund des Bildens der LFC-Rückseitenkontakte nach dem Trocknerschritt teilweise eine bessere Kontaktausbildung durch Einlaufen des geschmolzenen Aluminiums in die Rückseiten-Kontaktstruktur während des FFI Schrittes, d.h. während des Durchfeuerns der Vorderseiten-Metallisierung durch die Antireflektionsschicht, erzielt wird.
Ferner wurde in verschiedenen Ausführungsbeispielen festgestellt, dass kein zusätzlicher Alneal-Prozess und teilweise auch kein zusätzliches Alneal-Tool nötig ist. Weiterhin kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen eine verbesserte Leerlaufspannung bei einer gemäß verschiedenen Ausführungsbeispielen hergestellten Solarzelle erreicht werden.
Ferner kann in verschiedenen Ausführungsbeispielen eine verbesserte Lötbarkeit bei SD(Siebdruck)-LFC prozessierten Ag-Lötkontaktpads erzielt werden.

Claims

Verfahren zum Herstellen einer Solarzelle aus einem Silizium-Substrat (102, 202), mit einer lichtempfangenden Vorderseite und einer Rückseite, wobei das Verfahren aufweist: • Bilden einer dielektrischen Schicht (112, 212) auf der Vorderseite der Solarzelle; • Bilden einer dielektrischen Schicht (114, 214) auf der Rückseite der Solarzelle; • Aufbringen einer Aluminium aufweisenden Metallisierung (122, 222) auf der dielektrischen Schicht (114, 214) auf der Rückseite der Solarzelle; • Bilden von Laser-gefeuerten Rückseitenkontakten (132, 232) durch die Aluminium-Metallisierung und die dielektrische Schicht (114, 214) auf der Rückseite der Solarzelle hindurch; • Anschließendes Bilden einer Metallisierung (142, 242) auf der Vorderseite der Solarzelle; • Anschließendes Erhitzen der Solarzelle, wobei das anschließende Erhitzen auf mindestens 750°C erfolgt, so dass Vorderseitenkontakte (152, 252) durch die dielektrische Schicht (112, 212) auf der Vorderseite der Solarzelle hindurch gebildet werden, wobei zugleich die gebildeten Rückseitenkontakte (132, 232) zumindest teilweise aufgeschmolzen und verstärkt werden.
Verfahren gemäß Anspruch 1, wobei die Metallisierung (122, 222) auf der Rückseite der Solarzelle mittels eines Abscheideverfahrens gebildet wird.
Verfahren gemäß Anspruch 2, wobei nach dem Erhitzen der Solarzelle eine lötfähige Schicht auf die Rückseite der Solarzelle aufgebracht wird.
Verfahren gemäß Anspruch 3, wobei vor dem Aufbringen der lötfähigen Schicht eine Plasmabehandlung der Aluminium-Metallisierung (122, 222) erfolgt.
Verfahren gemäß Anspruch 3 oder 4, wobei die Aluminium-Metallisierung (122, 222) freibleibende Bereiche aufweist.
Verfahren gemäß Anspruch 1 oder einem der Ansprüche 3 bis 5, wobei die Metallisierung (122, 222) auf der Rückseite der Solarzelle mittels eines Druckverfahrens gebildet wird.
Verfahren gemäß Anspruch 6, ferner aufweisend: Trocknen der Metallisierung (122, 222) auf der Rückseite der Solarzelle vor dem Bilden der Rückseitenkontakte (132, 232).
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 7, wobei die Metallisierung (142, 242) auf der Vorderseite der Solarzelle mittels eines Druckverfahrens gebildet wird.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 8, wobei das Erhitzen in einer Schutzgasumgebung erfolgt.
Solarzelle, hergestellt gemäß einem Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9.
Solarmodul mit mehreren miteinander elektrisch verbundenen Solarzellen gemäß Anspruch 10.