ES2385720T3 - Célula fotovoltaica - Google Patents

Célula fotovoltaica Download PDF

Info

Publication number
ES2385720T3
ES2385720T3 ES06250987T ES06250987T ES2385720T3 ES 2385720 T3 ES2385720 T3 ES 2385720T3 ES 06250987 T ES06250987 T ES 06250987T ES 06250987 T ES06250987 T ES 06250987T ES 2385720 T3 ES2385720 T3 ES 2385720T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
type
based semiconductor
amorphous
amorphous silicon
semiconductor film
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
ES06250987T
Other languages
English (en)
Inventor
Akira Terakawa
Toshio Asaumi
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.)
Sanyo Electric Co Ltd
Original Assignee
Sanyo Electric 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
Priority claimed from JP2005051174A external-priority patent/JP4502845B2/ja
Priority claimed from JP2005052741A external-priority patent/JP4744161B2/ja
Application filed by Sanyo Electric Co Ltd filed Critical Sanyo Electric Co Ltd
Application granted granted Critical
Publication of ES2385720T3 publication Critical patent/ES2385720T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/06—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by potential barriers
    • H01L31/072—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by potential barriers the potential barriers being only of the PN heterojunction type
    • H01L31/0745—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by potential barriers the potential barriers being only of the PN heterojunction type comprising a AIVBIV heterojunction, e.g. Si/Ge, SiGe/Si or Si/SiC solar cells
    • H01L31/0747—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by potential barriers the potential barriers being only of the PN heterojunction type comprising a AIVBIV heterojunction, e.g. Si/Ge, SiGe/Si or Si/SiC solar cells comprising a heterojunction of crystalline and amorphous materials, e.g. heterojunction with intrinsic thin layer
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/02—Details
    • H01L31/0224—Electrodes
    • H01L31/022466—Electrodes made of transparent conductive layers, e.g. TCO, ITO layers
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/0248—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof characterised by their semiconductor bodies
    • H01L31/0352—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof characterised by their semiconductor bodies characterised by their shape or by the shapes, relative sizes or disposition of the semiconductor regions
    • H01L31/035272—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof characterised by their semiconductor bodies characterised by their shape or by the shapes, relative sizes or disposition of the semiconductor regions characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier
    • 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
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/548—Amorphous silicon PV cells

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Computer Hardware Design (AREA)
  • Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Photovoltaic Devices (AREA)
  • Electromechanical Clocks (AREA)

Abstract

Célula fotovoltaica que comprende:un semiconductor a base de cristal de un tipo de conductividad;una primera película semiconductora a base de amorfos sustancialmente intrínseca;una segunda película semiconductora a base de amorfos de un tipo n;una tercera película semiconductora a base de amorfos sustancialmente intrínseca;una cuarta película semiconductora a base de amorfos de un tipo p;una primera capa de electrodo transparente, yuna segunda capa de electrodo,estando provista dicha primera película semiconductora a base de amorfos, dicha segunda película semiconductoraa base de amorfos, y dicha primera capa de electrodo en este orden sobre una primera superficie de dichosemiconductor a base de cristal,estando provista dicha tercera película semiconductora a base de amorfos, dicha cuarta película semiconductora abase de amorfos, y dicha segunda capa de electrodo en este orden sobre una segunda superficie de dichosemiconductor a base de cristal,estando formada dicha primera película semiconductora a base de amorfos y dicha segunda películasemiconductora a base de amorfos sobre una primera zona excluyendo una periferia exterior con una anchurapredeterminada sobre el citado semiconductor a base de cristal,estando formada dicha primera capa electrodo de manera que cubre una zona que se extiende hacia dicha periferiaexterior sobre el citado semiconductor a base de cristal desde la parte superior de dicha segunda películasemiconductora a base de amorfos, yestando formada dicha segunda capa de electrodo en una zona menor que la zona en la que está formada dichaprimera capa de electrodo.

Description

Célula fotovoltaica
Antecedentes de la invención
Campo de la invención
La presente invención se refiere a una célula fotovoltaica que utiliza una unión semiconductora.
Descripción de la técnica anterior
En los últimos años se han desarrollado células fotovoltaicas que tienen uniones pn entre sustratos de silicio monocristalino de tipo n y películas de silicio amorfo de tipo p. En tales células fotovoltaicas, deben mejorarse los factores de llenado FF manteniendo, al mismo tiempo, elevadas corrientes de cortocircuito Isc y tensiones de abertura Voc para mejorar las eficiencias de conversión fotoeléctrica.
Sin embargo, en las uniones entre sustratos de silicio monocristalino de tipo n y películas de silicio amorfo tipo p existen un gran número de estados de interfaz. Por lo tanto, se produce una recombinación de portadores, de modo que las tensiones de abertura Voc se reducen.
Por lo tanto, se ha propuesto una célula fotovoltaica que tiene una estructura HIT (heterounión con capa intrínseca delgada) en la cual se inserta una película de silicio amorfo sustancialmente intrínseca (una película de silicio amorfo de tipo i) entre un solo sustrato de silicio cristalino de tipo n y una película de silicio amorfo de tipo p con el fin de limitar la recombinación de portadores en una unión entre el substrato de silicio monocristalino de tipo n y la película de silicio amorfo de tipo p (véase JP 2001-345463 A, por ejemplo).
Alternativamente, también es conocida una célula fotovoltaica que tiene una estructura BSF (campo posterior retrodifusor) en la cual se forma una película de silicio amorfo de tipo i y una película de silicio amorfo de tipo n sobre una superficie posterior de un sustrato de silicio mono cristalino de tipo n para limitar la recombinación de portadores en la superficie posterior del substrato de silicio monocristalino de tipo n.
Con el fin de mejorar más el rendimiento de conversión fotoeléctrica de la célula fotovoltaica, el área de la película de silicio amorfo formada en la superficie principal y la superficie posterior del substrato silicio mono cristalino de tipo n puede hacerse tan grande como sea posible para mejorar el factor de captación de portadores de fotoproducción. Es decir, la película de silicio amorfo puede formarse sobre las respectivas áreas enteras de la superficie principal y la superficie posterior del substrato de silicio monocristalino de tipo n.
En la formación de la película de silicio amorfo antes mencionada, generalmente se utiliza un procedimiento CVD (deposición química en fase de vapor) de plasma. Aquí, un intento de formar una película de silicio amorfo de tipo i y una película de silicio amorfo de tipo p mediante el procedimiento CVD de plasma en todo el área de la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n puede provocar que las películas de silicio amorfo de tipo i y de tipo p se desvíen alrededor de la superficie lateral y la superficie posterior del substrato de silicio monocristalino de tipo n. Del mismo modo, un intento de formar la película de silicio amorfo de tipo i y la película de silicio amorfo de tipo n mediante el procedimiento CVD de plasma en todo el área de la superficie posterior del substrato de silicio monocristalino de tipo n puede provocar que las películas de silicio amorfo de tipo i y tipo n se desvíen alrededor de la superficie lateral y la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n. En este caso, la película de silicio amorfo de tipo p sobre la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n y la película de silicio amorfo de tipo n sobre su superficie posterior entran en contacto entre sí en la superficie lateral del substrato de silicio monocristalino de tipo n, de manera que se evita que se genere una corriente de fuga. De este modo, la eficiencia de conversión fotoeléctrica de la célula fotovoltaica se reduce.
Con el fin de resolver tal problema, por lo tanto, se ha propuesto una célula fotovoltaica en la cual se impide que una película de silicio amorfo de tipo p sobre una superficie principal de un substrato de silicio monocristalino de tipo n y una película de silicio amorfo de tipo n sobre una superficie posterior del mismo entren en contacto entre sí reduciendo las respectivas áreas de una película de silicio amorfo de tipo i y la película de silicio amorfo de tipo n que se forman en la superficie posterior del substrato de silicio monocristalino de tipo n (véase JP 2001-44461 A, por ejemplo).
En la célula fotovoltaica en la cual se reduce el área de la película de silicio amorfo formada en la superficie posterior del substrato de silicio monocristalino de tipo n, tal como se ha descrito anteriormente, sin embargo, no se captan fotoportadores generados en una parte que no tiene película de silicio amorfo formada en los mismos sobre la superficie posterior del substrato de silicio monocristalino de tipo n, de modo que los fotoportadores pueden recombinarse en estados superficiales. Particularmente en un caso en el que una superficie, en el lado de la película de silicio amorfo de tipo n, de la célula fotovoltaica es una superficie de incidencia de luz, la corriente de salida de la célula fotovoltaica se reduce.
Descripción de la invención
Un objetivo de la presente invención es disponer una célula fotovoltaica cuyas características de salida se mejoren.
En la memoria, un semiconductor a base de cristal incluirá un semiconductor monocristalino y un semiconductor policristalino, y un semiconductor a base de amorfos incluirá un semiconductor amorfo y un semiconductor microcristalino.
Un semiconductor a base de amorfos intrínseco es una película semiconductora a base de amorfos en la que las impurezas no están dopadas intencionadamente, y también incluye una película semiconductora a base de amorfos que incluye impurezas contenidas inherentemente en un material semiconductor de partida e impurezas contenidas naturalmente en el proceso de fabricación.
(1)
Una célula fotovoltaica de acuerdo con un aspecto de la presente invención es tal como se define en la redacción de la reivindicación 1 o la reivindicación 2 y comprende un semiconductor a base de cristal de un tipo de conductividad; una primera película semiconductora a base de amorfos sustancialmente intrínseca; una segunda película semiconductora a base de amorfos de un tipo de conductividad idéntica u opuesta a la del semiconductor base de cristales; y una primera capa de electrodo transparente, estando provista la primera película semiconductora a base de amorfos, la segunda película semiconductora a base de amorfos, y la primera capa de electrodo en este orden sobre una primera superficie del semiconductor a base de cristal, estando formada la segunda película semiconductora en una primera zona excluyendo una periferia exterior con una anchura predeterminada en el semiconductor a base de cristal o la primera película semiconductora a base de amorfos, y estando formada la primera capa de electrodo de manera que cubre una zona que se extiende hacia la periferia exterior sobre el semiconductor a base de cristal o la primera película semiconductora a base de amorfos desde la parte superior de la segunda película semiconductora a base de amorfos. En la célula fotovoltaica, la primera y la segunda película semiconductora a base de amorfos están formadas en la primera superficie del semiconductor a base de cristal, y la primera capa de electrodo se forma de manera que cubre la zona que se extiende hacia la periferia exterior sobre el semiconductor base de cristal o la primera película semiconductora a base de amorfos de la parte superior de la segunda película semiconductora a base de amorfos. En este caso, la primera capa de electrodo está formada en la periferia exterior sobre el semiconductor a base de cristal o la primera película semiconductora a base de amorfos, de modo que fotoportadores generados en la periferia exterior sobre el semiconductor a base de cristal o la primera película semiconductora a base de amorfos pueden moverse hacia la primera capa de electrodo. De este modo, los fotoportadores que se recombinan en estados superficiales en la periferia exterior en el semiconductor a base de cristal o la primera película semiconductora a base de amorfos puede reducirse. En consecuencia, se mejoran las características de salida de la célula fotovoltaica.
(2)
Una superficie, sobre el lado de la primera capa de electrodo, de la célula fotovoltaica puede ser una superficie de incidencia de luz principal. En este caso, la primera y la segunda película semiconductora a base de amorfos y la primera capa de electrodo se forman sobre el lado de la superficie de incidencia de luz del semiconductor a base de cristal, de modo que los fotoportadores que tienen una alta concentración generada sobre el lado de la superficie de incidencia de luz del semiconductor a base de cristal pueden captarse eficientemente. De este modo se mejoran más las características de salida de la célula fotovoltaica.
(3)
La primera película semiconductora a base de amorfos puede estar formada en la primera zona, y la primera capa de electrodo puede estar formada de manera que cubra una zona que se extienda hacia la periferia exterior sobre semiconductor a base de cristal desde la parte superior de la segunda película semiconductora a base de amorfos. En este caso, la primera capa de electrodo está formada en la periferia exterior del semiconductor a base de cristal, de modo que los fotoportadores generados en la periferia exterior del semiconductor a base de cristal pueden moverse hacia la primera capa de electrodo. De este modo, los fotoportadores que se recombinan en estados superficiales en la periferia exterior del semiconductor a base de cristal pueden reducirse. En consecuencia, se mejoran las características de salida de la célula fotovoltaica.
(4)
La primera película semiconductora a base de amorfos puede formarse sobre todo el área de la primera superficie del semiconductor a base de cristal, y la primera capa de electrodo puede estar formada de manera que cubra una
zona que se extienda hacia la periferia exterior de la primera película semiconductora a base de amorfos desde la parte superior de la segunda película semiconductora a base de amorfos. En este caso, la primera película semiconductora a base de amorfos está formada sobre todo el área de la primera superficie del semiconductor a base de cristal, de modo que puede evitarse que los fotoportadores se recombinen en la primera superficie del semiconductor a base de cristal. Puesto que la primera capa de electrodo está formada en la periferia exterior sobre la primera película semiconductora a base de amorfos, los fotoportadores en la periferia exterior de la primera película semiconductora a base de amorfos pueden moverse hacia la primera capa de electrodo. De este modo, los fotoportadores que se recombinan en estados superficiales en la periferia exterior sobre la primera película semiconductora a base de amorfos puede reducirse. Como resultado de estos, se mejoran más las características de salida de la célula fotovoltaica.
(5)
La célula fotovoltaica comprende, además, una tercera película semiconductora a base de amorfos sustancialmente intrínseca, y una cuarta película semiconductora a base de amorfos de un tipo de conductividad opuesta a la segunda película semiconductora a base de amorfos, y disponiéndose en este orden una segunda capa de electrodo, la tercera película semiconductores base de amorfos, la cuarta película semiconductora a base de amorfos, y la segunda capa de electrodo sobre una segunda superficie del semiconductor a base de cristal. En este caso, la tercera película semiconductora a base de amorfos está formada sobre la segunda superficie del semiconductor a base de cristal, de manera que puede evitarse que los fotoportadores se recombinen en estados superficiales sobre la segunda superficie. Dado que la cuarta película semiconductora a base de amorfos está formada sobre la tercera película semiconductora a base de amorfos, la eficacia de extracción de portadores se mejora. Como resultado de estos, se mejoran más las características de salida de la célula fotovoltaica.
(6)
El semiconductor a base de cristal y la segunda película semiconductora a base de amorfos pueden ser de idéntico tipo de conductividad. En este caso, el semiconductor a base de cristal y la cuarta película semiconductora a base de amorfos pueden ser de tipos de conductividad opuestos. Los fotoportadores se generan principalmente en el lado de la segunda superficie del semiconductor a base de cristal. Aquí, en un caso en el que la luz es incidente desde el lado de la primera superficie del semiconductor a base de cristal, la cantidad de luz incidente sobre el semiconductor a base de cristal no se reduce incluso si el grosor de la cuarta película semiconductora a base de amorfos aumenta. En consecuencia, el grosor de la cuarta película semiconductora a base de amorfos puede aumentarse sin reducir la cantidad de luz recibida por el semiconductor a base de cristal. Por lo tanto, la eficacia de la extracción de portadores por el semiconductor a base de cristal y la cuarta película semiconductora a base de amorfos puede mejorarse. Como resultado, pueden mejorarse las características de salida de la célula fotovoltaica.
(7)
La segunda capa de electrodo puede estar formada en una zona excluyendo una periferia exterior con una anchura predeterminada sobre la cuarta película semiconductora a base de amorfos. En este caso, puede evitase que la segunda capa de electrodo se forme hasta las superficies laterales respectivas del semiconductor a base de cristal y la tercera y la cuarta película semiconductora a base de amorfos. Esto impide que la primera capa de electrodo y la segunda capa de electrodo entren en contacto entre si, de modo que puede evitarse la generación de corriente de fuga. En consecuencia, se mejoran más las características de salida de la célula fotovoltaica.
(8)
Una zona donde se forma la segunda capa de electrodo puede ser más pequeña que una zona donde se forma la primera capa de electrodo. En este caso, puede impedirse que la segunda capa de electrodo se forme hasta las superficies laterales respectivas del semiconductor a base de cristal y la tercera y la cuarta película semiconductora base de amorfos. Esto evita de manera fiable que la primera capa de electrodo y la segunda capa de electrodo entren en contacto entre sí, de modo que puede evitarse que se genere una corriente de fuga. De este modo, las características de salida de la célula fotovoltaica se mejoran de manera fiable.
(9)
Las zonas donde se forman respectivamente la tercera y la cuarta película semiconductora a base de amorfos pueden ser mayores que la zona donde forma la primera capa de electrodo. En este caso, puede impedirse de manera fiable que los fotoportadores se recombinen en estados superficiales sobre la segunda superficie semiconductora a base de cristal. De este modo, se mejoran más las características de salida de la célula fotovoltaica.
(Otras disposiciones)
(10)
Es preferible que el grosor de la cuarta película semiconductora a base de amorfos no sea menor de 6 nm ni mayor de 80 nm.
Dado que la primera capa de electrodo transparente se forma sobre el lado de la primera superficie del semiconductor a base de cristal, y la cuarta película semiconductora a base de amorfos se forma sobre el lado de la segunda superficie semiconductora a base de cristal, la cantidad de luz incidente sobre el semiconductor a base de cristal desde el lado de la primera capa de electrodo no se reduce incluso si el grosor de la cuarta película semiconductora a base de amorfos aumenta. Incluso si se establece que el grosor de la cuarta película semiconductora a base de amorfos no sea menor de 6 nm, por lo tanto, se evita que la cantidad de luz recibida por el semiconductor a base de cristal se reduzca. De este modo, la eficacia de la extracción de portadores en el semiconductor a base de cristal puede mejorarse evitando al mismo tiempo que se reduzca la eficiencia de generación de fotoportadores. Incluso si la superficie de la cuarta película semiconductora a base de amorfos se degrada al formar la segunda capa de electrodo, la cuarta a película semiconductora a base de amorfos tiene un grosor suficiente, de modo que puede reducirse su efecto. Si el grosor de la cuarta película semiconductora a base de amorfos no es mayor de 80 nm, la pérdida de absorción de luz por la cuarta película semiconductora a base de amorfos puede reducirse. Por lo tanto, puede evitarse que se reduzcan las cantidades respectivas de luz incidente sobre el semiconductor a base de cristal desde el lado de la segunda capa de electrodo y la luz incidente sobre el semiconductor a base de cristal al reflejarse sobre la segunda capa de electrodo después de incidir desde el lado de la primera capa de electrodo. Como resultado de estos, las características de salida de la célula fotovoltaica se mejoran de manera fiable.
(11)
Es preferible que el grosor de la cuarta película semiconductora a base de amorfos no sea mayor de 40 nm. En este caso, la pérdida de absorción de luz por la cuarta película semiconductora a base de amorfos puede reducirse de manera fiable. Por lo tanto, puede evitarse que se reduzcan las respectivas cantidades de luz incidente sobre el semiconductor a base de cristal desde el lado de la segunda capa de electrodo y la luz incidente sobre el semiconductor a base de cristal al reflejarse sobre la segunda capa de electrodo tras incidir desde el lado de la primera capa de electrodo. Como resultado, se mejoran de manera fiable las características de salida de la célula fotovoltaica.
(12)
El tipo de conductividad del semiconductor a base de cristal puede ser de tipo n. En este caso, la fabricación es sencilla, de modo que el coste de fabricación se reduce.
(13)
Es preferible que el grosor de la segunda película semiconductora a base de amorfos no sea menor de 2 nm ni mayor de 8 nm. En este caso, incluso si la segunda película semiconductora a base de amorfos se degrada al formar la primera capa de electrodo, su efecto puede reducirse, y puede reducirse la pérdida de absorción de luz por la segunda película semiconductora a base de amorfos. De este modo se mejoran más las características de salida de la célula fotovoltaica.
(14)
Es preferible que el grosor de la segunda película semiconductora a base de amorfos no sea menor de 4 nm. En este caso, el efecto de la degradación de la primera capa de electrodo puede reducirse de manera fiable. De este modo, las características de salida de la célula fotovoltaica se mejoran de manera fiable.
(15)
Es preferible que el grosor de la primera película semiconductora a base de amorfos no sea mayor de 8 nm. En este caso, puede evitarse que se reduzca la corriente de cortocircuito de la célula fotovoltaica.
(16)
Es preferible que el grosor de la primera película semiconductora a base de amorfos no sea menor de 3,5 nm. En este caso, puede evitarse de manera fiable que los fotoportadores se recombinen en estados superficiales del semiconductor a base de cristal. De este modo se mejoran las características de salida de la célula fotovoltaica.
(17)
Es preferible que el grosor de la tercera película semiconductora a base de amorfos no sea menor de 10 nm. En este caso puede evitarse de manera fiable que los fotoportadores se recombinen en estados superficiales del semiconductor a base de cristal. De este modo se mejoran las características de salida de la célula fotovoltaica.
(18)
Es preferible que el grosor de la tercera película semiconductora a base de amorfos no sea mayor de 20 nm. En este caso, puede evitarse que se reduzca la corriente de corto-circuito de la célula fotovoltaica.
Otros aspectos, elementos, características y ventajas de la presente invención serán más claras a partir de la siguiente descripción de realizaciones preferidas de la presente invención con referencia a los dibujos adjuntos.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
La figura 1 es una vista superior de una célula fotovoltaica de acuerdo con una primera realización de la presente invención; La figura 2 es una vista inferior de la célula fotovoltaica de acuerdo con la primera realización de la presente invención; La figura 3 es una vista en sección transversal según línea A -A de la célula fotovoltaica que se muestra en la figura 1; La figura 4 es una vista esquemática en sección que muestra la configuración de una célula fotovoltaica de acuerdo con una segunda realización de la presente invención; La figura 5 es una vista esquemática en sección que muestra la configuración de una célula fotovoltaica en un ejemplo comparativo 1; La figura 6 es una vista esquemática en sección que muestra la configuración de una célula fotovoltaica en un ejemplo comparativo 3; La figura 7 es una vista esquemática en sección que muestra la configuración de una célula fotovoltaica en un ejemplo comparativo 5; La figura 8 es una vista esquemática en sección que muestra la configuración de una célula fotovoltaica en un ejemplo comparativo 6; La figura 9 es un diagrama que muestra la relación entre el grosor de una película de silicio amorfo de tipo p, y la potencia máxima Pmax; La figura 10 es un diagrama que muestra la relación entre el grosor de una película de silicio amorfo tipo n, y la potencia máxima, Pmax; La figura 11 es un diagrama que muestra la relación entre el grosor de una película de silicio amorfo de tipo i en el lado de una superficie de incidencia de luz y la potencia máxima Pmax, y La figura 12 es un diagrama que muestra la relación entre el grosor de una película de silicio amorfo de tipo i en el lado opuesto de una superficie de incidencia de luz y la potencia máxima Pmax.
Descripción de las realizaciones preferidas
Se describirán realizaciones de la presente invención.
(Primera realización)
Las figuras 1 y 2 son, respectivamente, una vista superior y una vista inferior de una célula fotovoltaica de acuerdo con una primera realización de la presente invención.
Tal como se muestra en la figura 1, una célula fotovoltaica 100 comprende un substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 que tiene una forma sustancialmente cuadrada. Un electrodo frontal 12 está formado a través de una película de silicio amorfo, que se describe más adelante, sobre una superficie principal (una superficie receptora de luz) del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11. Una pluralidad de electrodos de barras conductoras de bandas 13 están formados paralelos entre sí sobre el electrodo frontal 12, y una pluralidad de electrodos de dedos de bandas 14 están formados paralelos entre sí para quedar respectivamente perpendiculares a los electrodos de barras conductoras 13. Los electrodos de barras conductoras 13 y los electrodos de dedos 14 constituyen un electrodo de captación. La anchura del electrodo de barras conductoras 13 es de 1,5 mm, por ejemplo, y la anchura del electrodo de dedos 14 es de 100 pm, por ejemplo. La separación entre los electrodos de dedos 14 es de 2 mm, por ejemplo.
Tal como se muestra en la figura 2, un electrodo posterior 16 está formado sobre una superficie posterior del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 a través de una película de silicio amorfo, que se describe más adelante. Una pluralidad de electrodos de barras conductoras de bandas 17 están formados paralelos entre sí sobre el electrodo posterior 16, y una pluralidad de electrodos de dedos de bandas 18 están formados paralelos entre sí para quedar respectivamente perpendiculares a los electrodos de barras conductoras 17. Los electrodos de barras conductoras 17 y los electrodos de dedos 18 constituyen un electrodo de captación 19. La anchura del electrodo de barras conductoras 17 es de 3 mm, por ejemplo, y la anchura del electrodo de dedos 18 es de 200 m, por ejemplo. La separación entre los electrodos de dedos 18 es de 1 mm, por ejemplo.
El electrodo frontal 12 y el electrodo posterior 16 son electrodos transparentes compuestos de ITO (óxido de indio y estaño), SiO2 (óxido de estaño), ZnO (óxido de zinc), o similares, por ejemplo, y los electrodos de captación 15 y 19 están formados de una pasta conductora que incluye partículas conductoras tales como Ag (plata), por ejemplo. En un caso en el que la luz es incidente sólo desde el lado del electrodo frontal 12, puede ser utilizarse un electrodo metálico que no sea transparente como electrodo posterior 16.
La figura 3 es una vista en sección transversal según una línea A -A de la célula fotovoltaica 100 mostrada en la figura 1.
Tal como se muestra en la figura 3, una película de silicio amorfo de tipo i 21 (una película de silicio amorfo no dopado) y una película de silicio amorfo de tipo n 22 están formados en este orden en una zona excluyendo una anchura predeterminada de una periferia exterior en una superficie principal del sustrato silicio monocristalino de tipo n 11. Además, el electrodo frontal 12 está formado de manera que cubre la película de silicio amorfo de tipo i 21 y la película de silicio amorfo de tipo n 22 en la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11, y el electrodo de captación 15 está formado sobre el electrodo frontal 12. En la figura 3, los electrodos de barras conductoras 13 (véase figura 1) en el electrodo de captación 15 no se ilustran, y solamente se muestran los electrodos de dedos 14 en el electrodo de captación 15.
Una película de silicio amorfo de tipo i 23 y una película de silicio amorfo de tipo p 24 están formadas sobre todo el área de una superficie posterior del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11. Además, el electrodo posterior 16 está formado en una zona excluyendo una anchura predeterminada de una periferia exterior de la película de silicio amorfo de tipo p 24, y el electrodo de captación 19 está formado en el electrodo posterior 16. En la figura 3, los electrodos de barras conductoras 17 (véase figura 2) en el electrodo de captación 19 no se ilustran, y solamente se muestran los electrodos de dedos 18 en los electrodos de captación 19. En la célula fotovoltaica 100, el sustrato de silicio monocristalino de tipo n 11 sirve de capa principal de generación de energía.
Aquí, en la célula fotovoltaica 100 de acuerdo con la presente realización, los electrones generados en el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 son captados por dos zonas que son el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 y la película de silicio amorfo de tipo n 22 dopados en una alta concentración. En este caso, la eficiencia de captación de electrones por el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 y la película de silicio amorfo de tipo n 22 se vuelve mayor, en comparación con la eficiencia de captación de orificios mediante la película de silicio amorfo de tipo p 24. Incluso si el volumen del electrodo de captación 15 se hace menor que el del electrodo de captación 19, por lo tanto, puede evitarse que la eficiencia de captación de electrones sea menor que la eficiencia de captación de orificios. De este modo, el electrodo de barras conductoras 13 y el electrodo de dedos 14 pueden hacerse más delgados, en comparación con el electrodo de barras conductoras 17 y el electrodo de dedos 18, y el número de electrodos de dedos 14 puede reducirse, tal como se ha descrito anteriormente. En consecuencia, la cantidad de luz protegida por el electrodo de captación 15 puede reducirse, de manera que la luz puede incidir eficientemente sobre el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 a través del electrodo frontal 12. En consecuencia, la eficiencia de generación de fotoportadores en el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 puede mejorarse tomando una superficie en el lado del electrodo frontal 12, de la célula fotovoltaica 100 como superficie de incidencia de luz principal.
A continuación se describe un procedimiento de fabricación de una célula fotovoltaica 100. En primer lugar se calienta un substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 limpio en el interior de una cámara de vacío. De este modo se elimina el agua que se adhiere a una superficie del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11.
Después se introduce gas SiH4 (silano) en la cámara de vacío y se forma una película de silicio amorfo de tipo i 23 sobre toda el área de una superficie posterior del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 mediante un procedimiento CVD (deposición química en fase de vapor) de plasma. Después se introduce gas SiH4, gas H2 y gas B2H6 (diborano) en la cámara de vacío, y se forma una película de silicio amorfo de tipo p 24 sobre la película de silicio amorfo tipo i 23 mediante el procedimiento CVD de plasma.
Después se introduce gas SiH4 en la cámara de vacío y se forma una película de silicio amorfo de tipo i 21 sobre una superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 mediante el procedimiento CVD de plasma. Después se introduce gas SiH4, gas H2 y gas PH3 (fosfina) en la cámara de vacío, y se forma una película de silicio amorfo de tipo n 22 sobre en la película de silicio amorfo de tipo i 21 mediante el procedimiento CVD de plasma. Aquí, la película de silicio amorfo de tipo i 21 y la película de silicio amorfo de tipo n 22 se forman en una zona excluyendo una anchura predeterminada de una periferia exterior en la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 disponiendo una máscara metálica en una zona con la anchura predeterminada de la periferia exterior del sustrato de silicio monocristalino de tipo n 11. De este modo, puede evitarse que las partes respectivas de la película de silicio amorfo de tipo i 21 y la película de silicio amorfo de tipo p 22 se desvíen alrededor de una superficie lateral del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11. En la presente realización, la película de silicio amorfo de tipo i 21 y la película de silicio amorfo de tipo n 22 están formadas respectivamente en las zonas excluyendo una anchura de 2 mm en la periferia exterior del sustrato de silicio monocristalino de tipo n 11, por ejemplo.
A continuación se forma un electrodo posterior 16 sobre en la película de silicio amorfo de tipo p 24 mediante un procedimiento de bombardeo de iones, y se forma un electrodo frontal 12 de manera que cubre la película de silicio amorfo de tipo i 21 y la película de silicio amorfo de tipo n 22 sobre la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11.
El electrodo frontal 12 se forma hasta las proximidades de un extremo de la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 utilizando una máscara metálica. Aquí, el procedimiento de bombardeo de iones controla más fácilmente una zona de formación de película en el momento de la formación de la película, en comparación con el procedimiento CVD de plasma. Incluso si el electrodo frontal 12 se forma hasta las proximidades del extremo de la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11, tal como ha descrito anteriormente, puede evitarse que el electrodo frontal 12 se forme hasta la superficie lateral del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11.
El electrodo posterior 16 está formado en una zona excluyendo una anchura predeterminada de una periferia exterior de la película de silicio amorfo de tipo p 24 disponiendo una máscara metálica en una zona con la anchura predeterminada de la periferia exterior de la película de silicio amorfo de tipo p 24. En la presente realización, el electrodo posterior 16 está formado en una zona más pequeña que una zona donde se forma el electrodo frontal 12 sobre el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11. En este caso, puede evitarse de manera fiable que el electrodo posterior16 se forme hasta la superficie lateral del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 cuando se forma.
Finalmente, un electrodo de captación 15 y un electrodo de captación 19 se forman respectivamente sobre el electrodo frontal 12 y el electrodo posterior 16 mediante un procedimiento de impresión por serigrafía.
Tal como se ha descrito anteriormente, en la célula fotovoltaica 100 de acuerdo con la presente realización, la película de silicio amorfo de tipo i 21 y la película de silicio amorfo de tipo n 22 están formadas respectivamente en las zonas excluyendo la anchura predeterminada de la periferia exterior sobre el sustrato de silicio monocristalino de tipo n 11. Incluso si respectivas partes de la película de silicio amorfo de tipo i 23 y la película de silicio amorfo de tipo p 24 se desvían alrededor de la superficie lateral del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 en el momento de la formación de la película, por lo tanto, puede evitarse que la película de silicio amorfo de tipo n 22 y la película de silicio amorfo de tipo p 24 entren en contacto entre sí. De este modo, puede evitarse que se genere una corriente de fuga.
El electrodo frontal 12 se forma mediante el procedimiento de bombardeo iónico, de manera que se evita que el electrodo frontal 12 se forme hasta la superficie lateral del substrato de silicio mono cristalino de tipo n 11. De este modo se evita que el electrodo frontal 12 y la película de silicio amorfo de tipo p 24 entren en contacto entre sí, de modo que se evita que se genere una corriente de fuga.
El electrodo posterior 16 está formado en una zona más pequeña que el electrodo frontal 12, de modo que puede evitarse que el electrodo posterior 16 se forme en la superficie lateral del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 cuando se forma. Incluso si el electrodo frontal 12 se forma en la superficie lateral de substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 cuando se forma, por lo tanto, puede evitarse que el electrodo frontal 12 y el electrodo posterior 16 entren en contacto entre sí. De este modo, puede evitarse que se genere una corriente de fuga.
El electrodo frontal 12 está formado en una zona que no tiene película de silicio amorfo formado en la misma sobre la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11. En este caso, los fotoportadores generados en la zona que no tiene película de silicio amorfo formado en la misma sobre el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 pueden moverse hacia el electrodo frontal 12. De este modo, pueden reducirse los fotoportadores que se recombinan para desaparecer en la zona que no tiene película de silicio amorfo formado en la misma en el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11. En consecuencia, se mejora una corriente de salida de la célula fotovoltaica
100.
Como que el área del electrodo de captación 15 es pequeña, el electrodo frontal 12 puede recibir la luz de manera eficiente. En esta realización, se utiliza una superficie en el lado del electrodo frontal 12 como superficie de incidencia de luz principal, de manera que la eficiencia de la generación de fotoportadores puede mejorarse más.
Es preferible que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 21 no sea mayor de 8 nm. De este modo, puede evitarse que se reduzca la corriente de cortocircuito de la célula fotovoltaica 100. Es preferible que el grosor de la película de silicio amorfo tipo i 21 no sea menor que 3,5 nm. De este modo, puede evitarse que los fotoportadores se recombinen en estados superficiales del sustrato de silicio monocristalino de tipo n 11. Por lo tanto, es preferible que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 21 no sea menor que 3,5 nm ni mayor que 8 nm.
Es preferible que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22 no sea mayor de 8 nm. De este modo puede reducirse la pérdida de absorción de luz por la película de silicio amorfo de tipo n 22. Es preferible que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22 no sea menor que 2 nm. En este caso, incluso si la superficie de la película de silicio amorfo tipo n 22 se degrada en la formación del electrodo frontal 12 por el procedimiento de bombardeo por iones, la película de silicio amorfo de tipo n 22 tiene un grosor suficiente, de modo que el efecto de la degradación puede reducirse. Es más preferible que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22 no sea inferior a 4 nm. De este modo, el efecto de la degradación en la superficie de la película de silicio amorfo de tipo n 22 puede reducirse de manera fiable. Por lo tanto, el grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22 es preferiblemente no menor de 2 nm ni mayor de 8 nm, y más preferiblemente no menor de 4 nm ni mayor de 8 nm.
Es preferible que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 23 no sea menor de 10 nm. De este modo puede evitarse que los fotoportadores se recombinen en estados superficiales del sustrato de silicio monocristalino de tipo n 11. Es preferible que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 23 no sea mayor de 20 nm. De este modo, puede evitarse que se reduzca la corriente de cortocircuito de la célula fotovoltaica 100. Por lo tanto, es preferible que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 23 no sea menor de 10 nm ni mayor de 20 nm.
Es preferible que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 no sea menor de 6 nm. Aquí, en la célula fotovoltaica 100 de acuerdo con la presente realización, la superficie en el lado del electrodo frontal 12 se utiliza como superficie de incidencia de luz principal. En este caso, incluso si el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 aumenta, la cantidad de luz incidente sobre el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 desde el lado del electrodo frontal 12 no se reduce. Incluso si se establece que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 sea no menor de 6 nm, por lo tanto, puede evitar que se reduzca la cantidad de luz recibida por el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11. Por lo tanto, la eficacia de la extracción de portadores puede mejorarse a la vez que se evita que se reduzca la eficiencia de la generación de fotoportadores en el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11. Incluso si la superficie de la película de silicio amorfo de tipo p 24 se degrada al formar el electrodo posterior 16 por bombardeo de iones, la película de silicio amorfo de tipo p 24 tiene un grosor suficiente, de modo que puede reducirse su efecto.
Es preferible que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 no sea inferior a 15 nm. En este caso, el efecto de la degradación sobre la superficie de la película de silicio amorfo de tipo p 24 puede reducirse de manera fiable.
Es preferible que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 no sea mayor de 80 nm. En este caso, la pérdida de absorción de luz por la película de silicio amorfo de tipo p 24 puede reducirse. Por lo tanto, puede evitarse que se reduzcan las cantidades respectivas de luz incidente sobre el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 desde el lado del electrodo posterior 16 y la luz incidente sobre el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 al ser reflejada en el electrodo posterior 16 después de incidir desde el lado del electrodo frontal 12.
Es más preferible que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 no sea mayor de 40 nm. En este caso, la pérdida de absorción de luz por la película de silicio amorfo de tipo p 24 puede reducirse de manera fiable. De este modo, puede evitarse que se reduzcan las cantidades respectivas de luz incidente sobre el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 desde el lado del electrodo posterior 16 y la luz incidente sobre el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 al ser reflejada sobre el electrodo posterior 16 después de incidir desde el lado del electrodo frontal 12. En consecuencia, el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 es preferiblemente no menor de 6 nm ni mayor de 80 nm, y más preferiblemente no menor de 15 nm ni mayor de 40 nm.
Como resultado de estos, las características de salida de la célula fotovoltaica 100 pueden mejorarse.
(Segunda realización)
La figura 4 es una vista esquemática en sección que muestra la configuración de una célula fotovoltaica de acuerdo con una segunda realización de la presente invención.
En la figura 4 se muestra un dispositivo fotovoltaico 101 que es igual a la célula fotovoltaica 100 que se muestra en la figura 3, excepto en lo siguiente.
Tal como se muestra en la figura 4, en la célula fotovoltaica 101, una película de silicio amorfo de tipo i 21a está formada sobre toda el área de una superficie principal de un substrato de silicio monocristalino de tipo n 11, y una película de silicio amorfo de tipo n 22 está formada en un zona excluyendo una anchura predeterminada de una periferia exterior de la película de silicio amorfo de tipo i 21a, como en la célula fotovoltaica 100 mostrada en la figura
3. Además, un electrodo frontal 12a está formado de manera que cubre la película de silicio amorfo de tipo n 22 en la película de silicio amorfo de tipo i 21a.
El electrodo frontal 12a está formado mediante un procedimiento de bombardeo de iones utilizando una máscara de metálica, de manera similar al electrodo frontal 12 que se muestra en la figura 3, de modo que se evita que el electrodo frontal 12a se forme hasta una superficie lateral del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11. Esto evita que el electrodo frontal 12a y una película de silicio amorfo de tipo p 24 queden en contacto entre sí, de modo que puede evitarse que se genere una corriente de fuga.
En la presente realización, la película de silicio amorfo de tipo i 21a se forma sobre toda el área de la superficie principal de la película de silicio monocristalino de tipo n 11. Esto evita que los fotoportadores se recombinen en un extremo sobre la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11.
Además, el electrodo frontal 12a está formado de manera que cubre la película de silicio amorfo de tipo n 22 en la película de silicio amorfo de tipo 21a. En este caso, los fotoportadores en el extremo de la película de silicio amorfo de tipo i 21a pueden moverse hacia el electrodo frontal 12a. De este modo, pueden reducirse los fotoportadores que se recombinan para desaparecer en el extremo de la película de silicio amorfo de tipo i 21a.
Como resultado de estos, las características de salida de la célula fotovoltaica 101 pueden mejorarse más.
(Otra realización)
Aunque en las realizaciones mencionadas anteriormente, el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 se utiliza como sustrato semiconductor a base de cristal, la presente invención no se limita al mismo. Por ejemplo, el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 puede sustituirse por un sustrato de silicio policristalino de tipo n, un sustrato de silicio monocristalino de tipo p, o un substrato de silicio policristalino de tipo p.
En un caso en el que se utilice el substrato de silicio monocristalino de tipo p o el substrato de silicio microcristalino de tipo p, se dispone una película de silicio amorfo de tipo p y una película de silicio amorfo de tipo n respectivamente en lugar de la película de silicio amorfo de tipo n 22 y la película de silicio amorfo de tipo p 24 que se muestran en las figuras 3 y 4. De este modo puede obtenerse el mismo efecto que los de las realizaciones mencionadas anteriormente.
Las películas de silicio amorfo de tipo i 21 y 21a, la película de silicio amorfo de tipo n 22, y la película de silicio amorfo de tipo p 24 pueden incluir silicio microcristalino.
Aunque en las realizaciones mencionadas anteriormente, el silicio se utiliza como material para el semiconductor a base de cristal y la película semiconductora a base de amorfos, la presente invención no se limita a los mismos. Por ejemplo, puede utilizarse otros elementos del Grupo IV tales como SiC (carburo de silicio), SiGe (silicio germanio), y Ge (germanio).
(Correspondencias entre elementos de las reivindicaciones y las unidades de las realizaciones)
En los párrafos siguientes, se dan ejemplos no limitativos de correspondencias entre los distintos elementos de las reivindicaciones siguientes y los descritos anteriormente respecto a varias realizaciones preferidas de la presente invención. En la realización descrita anteriormente, el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 corresponde a un semiconductor a base de cristal de un tipo de conductividad, las películas de silicio amorfo de tipo i 21 y 21a corresponden a una primera película semiconductora base de amorfos, la película de silicio amorfo de tipo n 22 corresponde a una segunda película semiconductora a base de amorfos, los electrodos frontales 12 y 12a corresponden a una primera capa de electrodo, la película de silicio amorfo de tipo i 23 corresponde a una tercera película semiconductora a base de amorfos, la película de silicio amorfo de tipo p 24 corresponde a una cuarta película semiconductora a base de amorfos, y el electrodo posterior 16 corresponde a una segunda capa de electrodo.
<Ejemplos>
Se formaron células fotovoltaicas en ejemplos inventivos y ejemplos comparativos de la invención para medir las características de salida de cada una de las células fotovoltaicas formadas. Se evaluó el efecto de la forma y el grosor de una película de silicio amorfo sobre las características de salida.
(1) Efecto de la forma de la película de silicio amorfo sobre las características de salida
En primer lugar, se evaluó el efecto de la forma de una película de silicio amorfo sobre las características de salida.
(Ejemplo inventivo 1)
En un ejemplo inventivo 1, la célula fotovoltaica 100 mostrada en la figura 3 se formó mediante el procedimiento de acuerdo con la primera realización. La Tabla 1 muestra las condiciones de formación de la célula fotovoltaica 100 en el ejemplo de la invención 1. Las respectivas condiciones de formación de una película de silicio amorfo de tipo i, una película de silicio amorfo de tipo n, y una película de silicio amorfo de tipo p en un ejemplo inventivo 2 y
ejemplos comparativos 1 a 6, que se describen más adelante, son los mismos. [Tabla 1]
Procesamiento
Condiciones de formación
Temperatura del sustrato [ºC]
Gas utilizado [sccm] Presión [Pa] Densidad del polvo [mW/cm2]
Superficie principal
Película de silicio amorfo de tipo i 170 SiH4:40 H2:0~100 40 8,33
Película de silicio amorfo de tipo n
170 SiH4:40 PH3(1%):40 40 8,33
Superficie posterior
Película de silicio amorfo de tipo i 170 SiH4:40 H2:0~100 40 8,33
Película de silicio amorfo de tipo p
170 SiH4:40 B2H6(2%):40 40 8,33
5 La luz incidió desde el lado de un electrodo frontal 12 en la célula fotovoltaica formada 100, para medir sus características de salida. Como resultado, una tensión de abertura Voc fue 0,703V, una corriente de cortocircuito Isc fue 3,679A, un factor de relleno FF fue 0,809, y la potencia máxima Pmax fue 2,092.
10 (Ejemplo inventivo 2)
En un ejemplo inventivo 2, la célula fotovoltaica 101 mostrada en la figura 4 se formó mediante el procedimiento de acuerdo con la segunda realización.
15 La luz incidente desde el lado de un electrodo frontal 12a en la célula fotovoltaica formada 101, para medir sus características de salida. Como resultado, una tensión de abertura Voc fue 0,705V, una corriente de cortocircuito Isc fue 3,701A, un factor de relleno FF fue 0,815, y la potencia máxima Pmax fue 2,127.
(Ejemplo comparativo 1)
20 La figura 5 es una vista esquemática en sección que muestra la configuración de una célula fotovoltaica en un ejemplo comparativo 1.
La célula fotovoltaica 102 que se muestra en la figura 5 es la misma que la célula fotovoltaica 100 que se muestra en 25 la figura 1 excepto en lo siguiente.
Tal como se muestra en la figura 5, en la célula fotovoltaica 102, una película de silicio amorfo de tipo i 21 y una película de silicio amorfo de tipo n 22 no estaban cubiertas con un electrodo frontal, y un electrodo frontal 12b se formó en una zona excluyendo una anchura predeterminada de una periferia exterior de la película de silicio amorfo
30 de tipo n 22.
La luz incidió desde el lado del electrodo frontal 12b en la célula fotovoltaica formada 102, para medir sus características de salida. Como resultado, una tensión de abertura Voc fue 0,703V, una corriente de cortocircuito Isc fue 3.596A, un factor de relleno FF fue 0.796, y la potencia máxima Pmax fue 2,012.
35 (Ejemplo comparativo 2)
En un ejemplo comparativo 2, la luz incidió desde el lado de un electrodo posterior 16 en una célula fotovoltaica 102 que tiene la misma configuración que en el ejemplo comparativo 1, para medir sus características de salida. Como
40 resultado, una tensión de abertura Voc fue 0.704V, una corriente de cortocircuito Isc fue 3,752A, un factor de relleno FF fue 0,771, y la potencia máxima Pmax fue 2,037. En el ejemplo comparativo 2, cada una de las películas de silicio amorfo en la célula fotovoltaica 102 se formó con un grosor más adecuado para la incidencia de la luz desde el lado del electrodo posterior 16.
45 (Ejemplo comparativo 3)
La figura 6 es una vista esquemática en sección que muestra la configuración de una célula fotovoltaica en un ejemplo comparativo 3.
Una célula fotovoltaica 103 mostrada en la figura 6 es la misma que la célula fotovoltaica 102 mostrada en la figura 5 a excepción de lo siguiente.
Tal como se muestra en la figura 6, en la célula fotovoltaica 103, una película de silicio amorfo de tipo i 23a y una película de silicio amorfo de tipo p 24a se formaron sobre una superficie posterior de un sustrato de silicio monocristalino de tipo n 11 en la misma zona que una zona donde se formó una película de silicio amorfo de tipo i 21 y una película de silicio amorfo de tipo n 22, y un electrodo posterior 16a se formó en la película de silicio amorfo de tipo p 24a.
La luz incidió desde el lado de un electrodo frontal 12b en la célula fotovoltaica formada 103 para medir sus características de salida. Como resultado, una tensión de abertura Voc fue 0,704V, una corriente de cortocircuito Isc fue 3,601A, un factor de relleno FF fue 0,811, y la potencia máxima Pmax fue 2,056.
(Ejemplo comparativo 4)
En un ejemplo comparativo 4, la luz incidió desde el lado de un electrodo posterior 16a en una célula fotovoltaica 103 que tiene la misma configuración que en el ejemplo comparativo 3, para medir sus características de salida. Como resultado, una tensión de abertura Voc era 0,704V, una corriente de cortocircuito Isc era 3,642A, un factor de relleno FF era 0,774, y la potencia máxima Pmax era 1,985. En el ejemplo comparativo 4, cada una de las películas de silicio amorfo en la célula fotovoltaica 103 se formó con un grosor más adecuado para incidencia de la luz desde el lado del electrodo posterior 16a.
(Ejemplo comparativo 5)
La figura 7 es una vista esquemática en sección que muestra la configuración de una célula fotovoltaica en un ejemplo comparativo 5.
Una célula fotovoltaica 104 que se muestra en la figura 7 es la misma que la célula fotovoltaica 103 que se muestra en la figura 6 a excepción de lo siguiente.
Tal como se muestra en la figura 7, en la célula fotovoltaica 104, una película de silicio amorfo de tipo i 21a y una película de silicio amorfo de tipo n 22a se formaron sobre todo el área de una superficie principal de un substrato de silicio monocristalino de tipo n 11, y un electrodo frontal 12c se formó sobre la película de silicio amorfo de tipo n 22a.
La luz incidió desde el lado del electrodo frontal 12c en la célula fotovoltaica formada 104 para medir sus características de salida. Como resultado, una tensión de abertura Voc era 0,701V, una corriente de cortocircuito Isc era 3,580A, un factor de relleno FF era 0,801, y la potencia máxima Pmax era 2,010.
(Ejemplo comparativo 6)
La figura 8 es una vista esquemática en sección que muestra la configuración de una célula fotovoltaica en un ejemplo comparativo 6.
La célula fotovoltaica 105 que se muestra en la figura 8 es la misma que la célula fotovoltaica 100 que se muestra en la figura 3, excepto en lo siguiente.
Tal como se muestra en la figura 8, en la célula fotovoltaica 105, una película de silicio amorfo de tipo i 21a y una película de silicio amorfo de tipo n 22a se formaron en todo el área de una superficie principal de un substrato de silicio monocristalino de tipo n 11, y un electrodo frontal 12c se formó sobre la película de silicio amorfo de tipo n 22a.
La luz incidió desde el lado del electrodo frontal 12c en la célula fotovoltaica formada 105 para medir sus características de salida. Como resultado, una tensión de abertura Voc era 0,695V, una corriente de cortocircuito Isc era 3,728A, un factor de relleno FF era 0,626, y la potencia máxima Pmax era 1,621.
(Evaluación de los resultados de la medición)
La Tabla 2 muestra los resultados de la medición de las características de salida de las células fotovoltaicas en los ejemplos inventivos 1 y 2 y los ejemplos comparativos 1 a 6.
Voc [V]
lsc [A] FF Pmax [W]
Ejemplo inventivo 1
0,703 3,679 0,809 2,092
Ejemplo inventivo 2
0,705 3,701 0,815 2,127
Ejemplo comparativo 1
0,703 3,596 0,796 2,012
Ejemplo comparativo 2
0,704 3,752 0,771 2,037
Ejemplo comparativo 3
0,704 3,601 0,811 2,056
Ejemplo comparativo 4
0,704 3,642 0,774 1,985
Ejemplo comparativo 5
0,701 3,580 0,801 2,010
Ejemplo comparativo 6
0,695 3,728 0,626 1,621
(a) Evaluación del ejemplo inventivo 1 y el ejemplo comparativo 1
Tal como se muestra en la Tabla 2, la corriente de cortocircuito Isc, el factor de llenado FF, y la potencia máxima 5 Pmax de la célula fotovoltaica 100 en el ejemplo inventivo 1 se han mejorado, en comparación con los de la célula fotovoltaica 102 del ejemplo comparativo 1.
En la célula fotovoltaica 100 en el ejemplo 1 de la invención, el electrodo frontal 12 está formado en la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 de manera que cubre casi la película de silicio amorfo de 10 tipo i 21 y la película de silicio amorfo de tipo n 22 y la periferia exterior en la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11, tal como se muestra en la figura 3. En este caso, los fotoportadores generados en la zona que no tiene película de silicio amorfo formada en la misma sobre el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 pueden moverse hacia el electrodo frontal 12. De este modo pueden reducirse los fotoportadores que se recombinan para desaparecer en la zona que no tiene película de silicio amorfo formada en la misma sobre el
15 substrato de silicio monocristalino de tipo n 11. En consecuencia, se considera que se mejoraron las características de salida de la célula fotovoltaica 100 en el ejemplo inventivo 1.
Por otra parte, en la célula fotovoltaica 102 del ejemplo comparativo 1, el electrodo 12b frontal no está formado en la parte que no tiene película de silicio amorfo formada en la misma en el extremo de la superficie principal del silicio
20 sustrato monocristalino de tipo n 11, tal como se muestra en la figura 5. En este caso, los fotoportadores generados en la parte que no tiene película de silicio amorfo formada en la misma en el extremo en la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 desaparecen por recombinación. De este modo, se considera que las características de salida de la célula fotovoltaica 102 del ejemplo comparativo 1 se deterioraron en comparación con las de la célula fotovoltaica 100 del ejemplo inventivo 1.
(b) Evaluación del ejemplo inventivo 2
Tal como se muestra en la Tabla 2, las características de salida de la célula fotovoltaica 101 del ejemplo inventivo 2 se mejoran en comparación con las de la célula fotovoltaica 100 del ejemplo inventivo 1.
30 En el ejemplo de inventivo 2, la película de silicio amorfo de tipo i 21a se forma sobre todo el área de la superficie principal del sustrato de silicio monocristalino de tipo n 11, y el electrodo frontal 12a está formado de manera que cubre casi la película de silicio amorfo de tipo n 22 y la periferia exterior de la película de silicio amorfo de tipo i 21a sobre la película de silicio amorfo de tipo i 21a, tal como se muestra en la figura 4.
35 En este caso, los fotoportadores en el extremo de la película de silicio amorfo de tipo i 21a pueden moverse hacia los electrodos frontales 12a. De este modo pueden reducirse los fotoportadores que se recombinan para desaparecer en el extremo de la película de silicio amorfo de tipo i 21a.
40 Como que la película de silicio amorfo de tipo i 21a se forma sobre todo el área de la superficie principal de la película de sustrato silicio monocristalino de tipo n 11, se evita que los fotoportadores se recombinen en el extremo sobre la superficie principal del sustrato silicio monocristalino de tipo n 11.
Como resultado de estos, se considera que se mejoraron más las características de salida de la célula fotovoltaica 45 101 del ejemplo inventivo 2.
(c) Evaluación del ejemplo comparativo 2
Tal como se muestra en la Tabla 2, se hace disminuir el factor de llenado FF y la potencia máxima Pmax en el ejemplo comparativo 2, en comparación con los de los ejemplos inventivos 1 y 2, como en el ejemplo comparativo 1. Esto ha demostrado que, de acuerdo con la configuración de la célula fotovoltaica 102 que se muestra en la figura 5, incluso si la luz incide desde el lado del electrodo frontal 12b o incide desde el lado del electrodo posterior 16, el factor de llenado FF y la potencia máxima Pmax se deterioran, en comparación con los de los ejemplos inventivos 1 y2.
En particular, se hace disminuir el factor de llenado FF en el ejemplo comparativo 2, en comparación con los de los ejemplos inventivos 1 y 2 y el ejemplo comparativo 1. Esto ha demostrado que el factor de llenado FF se mejora tomando una superficie sobre el lado de la película amorfa de silicio de tipo n 22, de la célula fotovoltaica como superficie de incidencia de la luz.
(d) Evaluación del ejemplo comparativo 3 y el ejemplo comparativo 4
Tal como se muestra en la Tabla 2, se hace disminuir la corriente de cortocircuito Isc y la potencia máxima Pmax en los ejemplos comparativos 3 y 4, en comparación con las de los ejemplos inventivos 1 y 2.
En los ejemplos comparativos 3 y 4, el electrodo frontal 12b y el electrodo posterior 16a no se forman en la parte que no tiene película de silicio amorfo formada en la misma en los respectivos extremos de ambas superficies del sustrato de silicio monocristalino de tipo n 11, tal como se muestra en la figura 6. En este caso, los fotoportadores generados en la zona que no tiene película de silicio amorfo formada en la misma en los extremos del sustrato de silicio monocristalino de tipo n 11 desaparecen por recombinación. En consecuencia, se considera que las características de salida se deterioraron.
En particular, se hace disminuir el factor de llenado FF en el ejemplo comparativo 4, en comparación con los de los ejemplos inventivos 1 y 2 y el ejemplo comparativo 3. Esto ha demostrado que el factor de llenado FF se mejora tomando una superficie, sobre el lado de la película amorfa de silicio de tipo n 22, de la célula fotovoltaica como superficie de incidencia de la luz.
(e) Evaluación de ejemplo comparativo 5
Tal como se muestra en la Tabla 2, las características de salida en el ejemplo comparativo 5 se deterioraron en comparación con las de los ejemplos inventivos 1 y 2.
Aunque en el ejemplo comparativo 5, la película de silicio amorfo está formada sobre casi todo el área de la superficie principal del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11, tal como se muestra en la figura 7, la zona de la película de silicio amorfo formada en la superficie posterior del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 es más pequeña en comparación con las células fotovoltaicas 100 y 101 que se muestran en las figuras 3 y 4. En este caso, el área de la unión pin se reduce, de modo que la cantidad de generación de los fotoportadores se reduce. En consecuencia, se considera que las características de salida de la célula fotovoltaica 104 en el ejemplo comparativo 5 se deterioraron.
(f) Evaluación del ejemplo comparativo 6
Tal como se muestra en la Tabla 2, se hace disminuir la tensión de abertura Voc, el factor de llenado FF y la potencia máxima Pmax en el ejemplo comparativo 6, en comparación con las de los ejemplos inventivos 1 y 2.
En el ejemplo comparativo 6, las películas de silicio amorfo están formadas respectivamente sobre casi toda el área de ambas superficies del sustrato de silicio monocristalino de tipo n 11, tal como se muestra en la figura 8. En este caso, puede evitarse que los fotoportadores se recombinen en el extremo en la superficie del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11, mientras que una parte de la película de silicio amorfo tipo n 22a y una parte de la película de silicio amorfo de tipo p 24 son desviadas alrededor de la superficie lateral del substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 para quedar en contacto con la misma. De este modo, se genera una corriente de fuga, de modo que se considera que las características de salida se deterioraron.
(2) Efecto del grosor de la película de silicio amorfo sobre las características de salida
Se evalúa después el efecto del grosor de la película de silicio amorfo sobre las características de salida. Aquí, en la siguiente evaluación, varios tipos de células fotovoltaicas, que comprenden respectivamente películas de silicio amorfo que difieren en grosor se formaron en la misma configuración que la de la célula fotovoltaica 105 que se muestra en la figura 8. La luz incidió desde el lado de los electrodos frontales 12c y el lado del electrodo posterior 16
en cada una de las células fotovoltaicas para medir su potencia máxima Pmax.
(Evaluación)
(a) Relación entre el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p y la potencia máxima Pmax
Se formaron varios tipos de células fotovoltaicas comprenden respectivamente películas de silicio amorfo de tipo p 24 que difieren en grosor para medir la potencia máxima Pmax de cada una de las células fotovoltaicas. La figura 9 muestra los resultados de la medición. En la figura 9, el eje horizontal indica el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24, y el eje vertical indica la potencia máxima Pmax. Una línea de un punto y rayas indica los resultados de la medición de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz (una superficie receptora de luz), y una línea continua indica los resultados de la medición de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz.
El valor de la potencia máxima Pmax es un valor normalizado, haciendo que sea uno el valor máximo de la potencia máxima Pmax de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz. El grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 21a en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz es de 5 nm, el grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22a es de 5 nm, y el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 23 es de 15 nm. Además, el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 21a en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz es de 15 nm, el grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22a es de 14 nm, y el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 23 es de 8 nm.
Tal como se muestra en la figura 9, en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c actúa de superficie de incidencia de luz, cuando el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 es de 6 a 80 nm, el valor de la potencia máxima Pmax supera el valor máximo de la potencia máxima Pmax de la superficie de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz.
Aquí, en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz, la película de silicio amorfo de tipo p 24 está formada en el lado de la superficie de incidencia de luz. En este caso, cuando aumenta el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24, la pérdida de absorción de luz por la película de silicio amorfo de tipo p 24 aumenta, de manera que la cantidad de luz incidente sobre el sustrato de silicio monocristalino de tipo n 11 se reduce. De este modo, la eficiencia de la generación de fotoportadores en el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 se reduce.
Cuando se reduce el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24, el efecto de la superficie de la película de silicio amorfo de tipo p 24 degradado en el momento de la formación del electrodo posterior 16 no puede reducirse, y la eficiencia de extracción de portadores se reduce.
Por otra parte, en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, la película de silicio amorfo de tipo p 24 está formada sobre el lado de la superficie posterior del substrato de silicio monocristalino 11. Es decir, la película de silicio amorfo de tipo p 24 se forma sobre el lado opuesto de la superficie de incidencia de luz. En este caso, incluso si el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 aumenta hasta no menos de 6 nm, la cantidad de luz incidente sobre el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 desde el lado de la superficie de incidencia de luz no se reduce. De este modo, el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 puede mejorarse a la vez que se evita que se reduzca la cantidad de luz recibida por el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11. En consecuencia, puede mejorarse la eficacia de la extracción de portadores a la vez que se evita que se reduzca la eficiencia de la generación de fotoportadores en el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 aumentando el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24.
Incluso si la superficie de la película de silicio amorfo de tipo p 24 se degrada en el momento de la formación del electrodo posterior 16, su efecto puede reducirse aumentando el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24.
En un caso en el que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 no es mayor de 80 nm, la pérdida de absorción de luz por la película de silicio amorfo 24 puede reducirse. Esto puede evitar que se reduzca la cantidad de luz que incide de nuevo sobre el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11 al reflejarse en el electrodo posterior 16 después de pasar por el substrato de silicio monocristalino de tipo n 11.
Como resultado de estos, se considera que se mejora la potencia máxima Pmax de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz.
Aunque el valor de la potencia máxima Pmax de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz varía bruscamente en función de la variación de grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24, el valor de la potencia máxima Pmax de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz varía suavemente en un intervalo en el que el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 no es menor de 6 nm. Es decir, en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, el rango del grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 es tal que la máxima potencia Pmax que puede obtenerse es elevada. En consecuencia, la precisión necesaria para controlar el grosor se alivia.
(b) Relación entre el grosor de la película de silicio amorfo de tipo n y la potencia máxima Pmax.
Se formaron varios tipos de células fotovoltaicas que comprenden respectivamente películas de silicio amorfo de tipo n 22a que difieren en grosor para medir la potencia máxima Pmax de cada una de las células fotovoltaicas. La figura 10 muestra los resultados de la medición. En la figura 10, el eje horizontal indica el grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22a, y el eje vertical indica la potencia máxima Pmax. Una línea de un punto y rayas indica los resultados de la medición de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, y una línea continua indica los resultados de la medición de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz.
El valor de la potencia máxima Pmax es un valor normalizado, haciendo que sea uno el valor máximo de la potencia máxima Pmax de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz. El grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 21a en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz es de 5 nm, el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 23 es de 15 nm, y el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 es de 20 nm. El grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 21a en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz es de 15 nm, el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 23 es de 8 nm, y el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 es de 5 nm.
Tal como se muestra en la figura 10, en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, cuando el grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22a es de 4 a 8 nm, el valor de la potencia máxima, Pmax supera el valor máximo de la potencia máxima Pmax de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz. Es decir, en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, puede obtenerse una potencia máxima Pmax elevada controlando el grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22a en un rango de 4 a 8 nm.
Aquí, en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, la película de silicio amorfo de tipo n 22a se forma sobre el lado de la superficie de incidencia de luz. En este caso, se considera que es posible reducir el efecto de la superficie de la película de silicio amorfo de tipo n 22a degradada en el momento de la formación del electrodo frontal 12c así como reducir suficientemente la pérdida de absorción de la luz por la película de silicio amorfo de tipo n 22a estableciendo el grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22a en no menos de 4 nm ni mayor de 8 nm. En consecuencia, se considera que se mejora la potencia máxima Pmax de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz.
(c) Relación entre el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i sobre el lado de la superficie de incidencia de luz y la potencia máxima Pmax
Se formaron varios tipos de células fotovoltaicas que comprenden respectivamente películas de silicio amorfo de tipo i 21a que difieren en grosor sobre el lado de los electrodos frontales 12c que actúan de superficies de incidencia de luz y células fotovoltaicas respectivamente que comprenden películas de silicio amorfo de tipo i 23 que difieren en grosor sobre el lado de los electrodos posteriores 16 que sirven de superficie de incidencia de la luz, para medir la potencia máxima Pmax de cada una de las células fotovoltaicas. Es decir, en esta evaluación se formaron varios tipos de células fotovoltaicas que comprenden respectivamente películas de silicio amorfo de tipo i que difieren en grosor sobre el lado de las superficies de incidencia de luz para medir la potencia máxima Pmax de cada una de las células fotovoltaicas.
La figura 11 muestra los resultados de la medición. En la figura 11, el eje horizontal indica el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 21a en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, o el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 23 en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que sirve de superficie de incidencia de luz, es decir, el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i en el lado de la superficie de incidencia de luz, y el eje vertical indica la potencia máxima Pmax. Una línea de un punto y rayas indica los resultados de la medición de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, y una línea continua indica los resultados de la medición de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de la luz.
El valor de la potencia máxima Pmax es un valor normalizado, haciendo que sea uno el valor máximo de la potencia máxima Pmax de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz. El grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22a en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz es de 5 nm, el grosor de la película de silicio amorfo tipo i 23 es de 15 nm, y el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 es de 20 nm. El grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 21a en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que sirve de superficie de incidencia de luz es de 15 nm, el grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22a es de 14 nm, y el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 es de 15 nm.
Tal como se muestra en la figura 11, en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, cuando el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 21a es de aproximadamente 3,5 a 8 nm, el valor de la potencia máxima Pmax supera el valor máximo de la potencia máxima Pmax de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz. Es decir, en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, puede obtenerse una potencia máxima Pmax elevada controlando el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 21a en un rango de 3,5 a 8 nm.
(d) Relación entre el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i sobre un lado de la superficie posterior y la potencia máxima Pmax
Se formaron varios tipos de células fotovoltaicas que comprenden respectivamente películas de silicio amorfo de tipo i 23 que difieren en grosor sobre el lado de los electrodos frontales 12c que sirven de superficies de incidencia de la luz y células fotovoltaicas que comprenden respectivamente películas de silicio amorfo de tipo i 21a que difieren en grosor en el lado de los electrodos posteriores 16 que sirven de superficies de incidencia de la luz, para medir la potencia máxima Pmax de cada una de las células fotovoltaicas. Es decir, en esta evaluación, se formaron varios tipos de células fotovoltaicas que comprenden respectivamente películas de silicio amorfo de tipo i que difieren en grosor en el lado opuesto de las superficies de incidencia de la luz, para medir la potencia máxima Pmax de cada una de las células fotovoltaicas.
La figura 12 muestra los resultados de la medición. En la figura 12, el eje horizontal indica el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 23 en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, o el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 21a en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz, es decir, el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i en el lado opuesto de la superficie de incidencia de luz, y el eje vertical indica la potencia máxima Pmax. Una línea de un punto y rayas indica los resultados de la medición de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, y una línea continua indica los resultados de la medición de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz.
El valor de la potencia máxima Pmax es un valor normalizado, haciendo que sea uno el valor máximo de la potencia máxima Pmax de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz. El grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 21a en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz es de 5 nm, el grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22a es de 5 nm, y el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 es de 20 nm. El grosor de la película de silicio amorfo de tipo n 22a en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz es de 14 nm, el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 23 es de 8 nm, y el grosor de la película de silicio amorfo de tipo p 24 es de 5 nm.
Tal como se muestra en la figura 12, en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, cuando el grosor de la película de silicio amorfo tipo i 23 es de aproximadamente 10 a 20 nm, el valor de la potencia máxima Pmax supera el valor máximo de la potencia máxima Pmax de la célula fotovoltaica que comprende el electrodo posterior 16 que actúa de superficie de incidencia de luz. Es decir, en la célula fotovoltaica que comprende el electrodo frontal 12c que actúa de superficie de incidencia de luz, puede obtenerse una potencia máxima Pmax elevada controlando el grosor de la película de silicio amorfo de tipo i 23 en un intervalo de 10 a 20 nm.
Aunque se han descrito anteriormente realizaciones preferidas de la presente invención, se entiende que para los expertos en la materia serán evidentes variaciones y modificaciones sin apartarse del alcance de la presente invención, tal como se determina por las siguientes reivindicaciones con referencia a la descripción y los dibujos.

Claims (8)

  1. REIVINDICACIONES
    1. Célula fotovoltaica que comprende:
    un semiconductor a base de cristal de un tipo de conductividad; una primera película semiconductora a base de amorfos sustancialmente intrínseca; una segunda película semiconductora a base de amorfos de un tipo n; una tercera película semiconductora a base de amorfos sustancialmente intrínseca; una cuarta película semiconductora a base de amorfos de un tipo p; una primera capa de electrodo transparente, y una segunda capa de electrodo,
    estando provista dicha primera película semiconductora a base de amorfos, dicha segunda película semiconductora a base de amorfos, y dicha primera capa de electrodo en este orden sobre una primera superficie de dicho semiconductor a base de cristal, estando provista dicha tercera película semiconductora a base de amorfos, dicha cuarta película semiconductora a base de amorfos, y dicha segunda capa de electrodo en este orden sobre una segunda superficie de dicho semiconductor a base de cristal, estando formada dicha primera película semiconductora a base de amorfos y dicha segunda película semiconductora a base de amorfos sobre una primera zona excluyendo una periferia exterior con una anchura predeterminada sobre el citado semiconductor a base de cristal, estando formada dicha primera capa electrodo de manera que cubre una zona que se extiende hacia dicha periferia exterior sobre el citado semiconductor a base de cristal desde la parte superior de dicha segunda película semiconductora a base de amorfos, y estando formada dicha segunda capa de electrodo en una zona menor que la zona en la que está formada dicha primera capa de electrodo.
  2. 2. Célula fotovoltaica según la reivindicación 1, que comprende:
    un semiconductor a base de cristal de un tipo de conductividad; una primera película semiconductora a base de amorfos sustancialmente intrínseca; una segunda película semiconductora a base de amorfos de un tipo n; una tercera película semiconductora a base de amorfos sustancialmente intrínseca; una cuarta película semiconductora a base de amorfos de un tipo p; una primera capa de electrodo transparente, y una segunda capa de electrodo,
    estando provista dicha primera película semiconductora a base de amorfos, dicha segunda película semiconductora a base de amorfos, y dicha primera capa de electrodo en este orden sobre una primera superficie de dicho semiconductor a base de cristal, estando provista dicha tercera película semiconductora a base de amorfos, dicha cuarta película semiconductora a base de amorfos, y dicha segunda capa de electrodo en este orden sobre una segunda superficie de dicho semiconductor a base de cristal, estando formada dicha segunda película semiconductora a base de amorfos sobre una primera zona excluyendo una periferia exterior con una anchura predeterminada sobre dicha primera película semiconductor a base de amorfos, y estando formada dicha primera capa electrodo de manera que cubre una zona que se extiende hacia dicha periferia exterior sobre dicha primera película semiconductora a base de amorfos desde la parte superior de dicha segunda película semiconductora a base de amorfos.
  3. 3.
    Célula fotovoltaica según la reivindicación 1 o 2, caracterizada por el hecho de que su superficie sobre el lado de dicha primera capa de electrodo es una superficie de incidencia de luz principal.
  4. 4.
    Célula fotovoltaica según la reivindicación 2, caracterizada por el hecho de que dicha primera película semiconductora a base de amorfos está formada sobre todo el área de dicha primera superficie del citado semiconductor a base de cristal.
  5. 5.
    Célula fotovoltaica según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizada por el hecho de que el citado semiconductor a base de cristal y dicha segunda película semiconductora a base de amorfos son del mismo tipo de conductividad.
  6. 6.
    Célula fotovoltaica según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, caracterizada por el hecho de que dicha segunda capa de electrodo está formada en una zona excluyendo una periferia exterior con una anchura
    predeterminada sobre dicha cuarta película semiconductora a base de amorfos.
  7. 7.
    Célula fotovoltaica según cualquiera de las reivindicaciones 2 a 6, caracterizada por el hecho de que una zona
    donde está formada dicha segunda capa de electrodo es menor que una zona donde está formada dicha primera 5 capa de electrodo.
  8. 8. Célula fotovoltaica según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, caracterizada por el hecho de que zonas donde están formadas respectivamente dicha tercera y cuarta película semiconductora a base de amorfos son mayores que la zona donde está formada dicha primera capa de electrodo.
    REFERENCIAS CITADAS EN LA DESCRIPCIÓN
    Esta lista de referencias citadas por el solicitante es únicamente para la comodidad del lector. No forma parte del 5 documento de la patente europea. A pesar del cuidado tenido en la recopilación de las referencias, no se pueden excluir errores u omisiones y la EPO niega toda responsabilidad en este sentido.
    Documentos de patentes citados en la descripción
    •
    JP 2001345463 A
    •
    JP 2001044461 A
ES06250987T 2005-02-25 2006-02-24 Célula fotovoltaica Active ES2385720T3 (es)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2005051174 2005-02-25
JP2005051174A JP4502845B2 (ja) 2005-02-25 2005-02-25 光起電力素子
JP2005052741A JP4744161B2 (ja) 2005-02-28 2005-02-28 光起電力素子
JP2005052741 2005-02-28

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2385720T3 true ES2385720T3 (es) 2012-07-30

Family

ID=36581547

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES06250987T Active ES2385720T3 (es) 2005-02-25 2006-02-24 Célula fotovoltaica

Country Status (5)

Country Link
US (2) US7781669B2 (es)
EP (2) EP2439780B1 (es)
AT (1) ATE553501T1 (es)
ES (1) ES2385720T3 (es)
HU (1) HUE046791T2 (es)

Families Citing this family (63)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2009062117A1 (en) * 2007-11-09 2009-05-14 Sunpreme, Inc. Low-cost solar cells and methods for their production
WO2009067483A1 (en) * 2007-11-19 2009-05-28 Applied Materials, Inc. Solar cell contact formation process using a patterned etchant material
US20090139568A1 (en) * 2007-11-19 2009-06-04 Applied Materials, Inc. Crystalline Solar Cell Metallization Methods
US8076175B2 (en) * 2008-02-25 2011-12-13 Suniva, Inc. Method for making solar cell having crystalline silicon P-N homojunction and amorphous silicon heterojunctions for surface passivation
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
JP2009200419A (ja) * 2008-02-25 2009-09-03 Seiko Epson Corp 太陽電池の製造方法
TWI390756B (zh) 2008-07-16 2013-03-21 Applied Materials Inc 使用摻質層遮罩之混合異接面太陽能電池製造
EP2324509A2 (en) 2008-08-27 2011-05-25 Applied Materials, Inc. Back contact solar cells using printed dielectric barrier
US8796066B2 (en) * 2008-11-07 2014-08-05 Sunpreme, Inc. Low-cost solar cells and methods for fabricating low cost substrates for solar cells
US7951640B2 (en) * 2008-11-07 2011-05-31 Sunpreme, Ltd. Low-cost multi-junction solar cells and methods for their production
US20100186802A1 (en) * 2009-01-27 2010-07-29 Peter Borden Hit solar cell structure
CN102396073B (zh) 2009-04-14 2015-09-09 三菱电机株式会社 光电动势装置及其制造方法
US9012766B2 (en) 2009-11-12 2015-04-21 Silevo, Inc. Aluminum grid as backside conductor on epitaxial silicon thin film solar cells
JP5535709B2 (ja) * 2010-03-19 2014-07-02 三洋電機株式会社 太陽電池、その太陽電池を用いた太陽電池モジュール及び太陽電池の製造方法
KR101579318B1 (ko) * 2010-04-29 2015-12-21 엘지전자 주식회사 태양 전지 및 그 제조 방법
US8686283B2 (en) * 2010-05-04 2014-04-01 Silevo, Inc. Solar cell with oxide tunneling junctions
US20120318340A1 (en) * 2010-05-04 2012-12-20 Silevo, Inc. Back junction solar cell with tunnel oxide
US9214576B2 (en) 2010-06-09 2015-12-15 Solarcity Corporation Transparent conducting oxide for photovoltaic devices
US9773928B2 (en) 2010-09-10 2017-09-26 Tesla, Inc. Solar cell with electroplated metal grid
US9800053B2 (en) 2010-10-08 2017-10-24 Tesla, Inc. Solar panels with integrated cell-level MPPT devices
US9530925B2 (en) * 2010-10-19 2016-12-27 Air Products And Chemicals, Inc. Conductive composition and method for making conductive features on thin film PV cells
KR101699299B1 (ko) 2011-03-29 2017-01-24 엘지전자 주식회사 양면 수광형 태양전지
US9054256B2 (en) 2011-06-02 2015-06-09 Solarcity Corporation Tunneling-junction solar cell with copper grid for concentrated photovoltaic application
KR20120137821A (ko) * 2011-06-13 2012-12-24 엘지전자 주식회사 태양전지
KR101969032B1 (ko) * 2011-09-07 2019-04-15 엘지전자 주식회사 태양전지 및 이의 제조방법
WO2013106225A1 (en) 2012-01-12 2013-07-18 Applied Materials, Inc. Methods of manufacturing solar cell devices
DE102012104289A1 (de) 2012-05-16 2013-11-21 Roth & Rau Ag Heterokontakt-Solarzelle und Verfahren zu deren Herstellung
ES2873473T5 (es) * 2012-07-02 2024-06-07 Meyer Burger Germany Gmbh Procedimientos de fabricación de células solares de heterounión con aislamiento de bordes
CN102842634A (zh) * 2012-08-16 2012-12-26 常州天合光能有限公司 一种背发射极异质结太阳电池及制备方法
CN104781936A (zh) 2012-10-04 2015-07-15 喜瑞能源公司 具有电镀的金属格栅的光伏器件
US9865754B2 (en) * 2012-10-10 2018-01-09 Tesla, Inc. Hole collectors for silicon photovoltaic cells
US9281436B2 (en) 2012-12-28 2016-03-08 Solarcity Corporation Radio-frequency sputtering system with rotary target for fabricating solar cells
US9219174B2 (en) 2013-01-11 2015-12-22 Solarcity Corporation Module fabrication of solar cells with low resistivity electrodes
US10074755B2 (en) 2013-01-11 2018-09-11 Tesla, Inc. High efficiency solar panel
US9412884B2 (en) 2013-01-11 2016-08-09 Solarcity Corporation Module fabrication of solar cells with low resistivity electrodes
CN109599450A (zh) 2013-04-03 2019-04-09 Lg电子株式会社 太阳能电池
US9624595B2 (en) 2013-05-24 2017-04-18 Solarcity Corporation Electroplating apparatus with improved throughput
KR102018650B1 (ko) * 2013-05-28 2019-11-04 엘지전자 주식회사 태양 전지 및 이의 제조 방법
JP6491602B2 (ja) * 2013-10-30 2019-03-27 株式会社カネカ 太陽電池の製造方法、および太陽電池モジュールの製造方法
US11949026B2 (en) * 2014-05-27 2024-04-02 Maxeon Solar Pte. Ltd. Shingled solar cell module
US10309012B2 (en) 2014-07-03 2019-06-04 Tesla, Inc. Wafer carrier for reducing contamination from carbon particles and outgassing
KR102219804B1 (ko) 2014-11-04 2021-02-24 엘지전자 주식회사 태양 전지 및 그의 제조 방법
JP6219913B2 (ja) 2014-11-28 2017-10-25 エルジー エレクトロニクス インコーポレイティド 太陽電池及びその製造方法
US9899546B2 (en) 2014-12-05 2018-02-20 Tesla, Inc. Photovoltaic cells with electrodes adapted to house conductive paste
US9947822B2 (en) 2015-02-02 2018-04-17 Tesla, Inc. Bifacial photovoltaic module using heterojunction solar cells
KR102272433B1 (ko) 2015-06-30 2021-07-05 엘지전자 주식회사 태양 전지 및 이의 제조 방법
US10923610B2 (en) 2015-09-30 2021-02-16 Panasonic Intellectual Property Management Co., Ltd. Solar cell and solar cell module
US10784396B2 (en) 2015-09-30 2020-09-22 Panasonic Intellectual Property Management Co., Ltd. Solar cell, solar cell module, and production method for solar cell
US9761744B2 (en) 2015-10-22 2017-09-12 Tesla, Inc. System and method for manufacturing photovoltaic structures with a metal seed layer
US9842956B2 (en) 2015-12-21 2017-12-12 Tesla, Inc. System and method for mass-production of high-efficiency photovoltaic structures
US9496429B1 (en) 2015-12-30 2016-11-15 Solarcity Corporation System and method for tin plating metal electrodes
KR101778128B1 (ko) * 2016-01-20 2017-09-13 엘지전자 주식회사 태양전지
US10115838B2 (en) 2016-04-19 2018-10-30 Tesla, Inc. Photovoltaic structures with interlocking busbars
US10672919B2 (en) 2017-09-19 2020-06-02 Tesla, Inc. Moisture-resistant solar cells for solar roof tiles
US11190128B2 (en) 2018-02-27 2021-11-30 Tesla, Inc. Parallel-connected solar roof tile modules
JP2019179838A (ja) * 2018-03-30 2019-10-17 パナソニック株式会社 太陽電池セル、及び、太陽電池セルの製造方法
DE102019123785A1 (de) 2019-09-05 2021-03-11 Meyer Burger (Germany) Gmbh Rückseitenemitter-Solarzellenstruktur mit einem Heteroübergang sowie Verfahren und Vorrichtung zur Herstellung derselben
CN112002779A (zh) * 2020-07-24 2020-11-27 隆基绿能科技股份有限公司 硅异质结太阳能电池及其制作方法
CN114171630A (zh) * 2020-08-21 2022-03-11 嘉兴阿特斯技术研究院有限公司 异质结太阳能电池及光伏组件
CN114171629A (zh) * 2020-08-21 2022-03-11 嘉兴阿特斯技术研究院有限公司 异质结太阳能电池及光伏组件
CN114171631A (zh) * 2020-08-21 2022-03-11 嘉兴阿特斯技术研究院有限公司 异质结太阳能电池及光伏组件
CN114300565A (zh) * 2020-09-22 2022-04-08 嘉兴阿特斯技术研究院有限公司 异质结太阳能电池
CN114628543A (zh) * 2020-11-27 2022-06-14 嘉兴阿特斯技术研究院有限公司 异质结太阳能电池及其制作方法

Family Cites Families (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE2944185A1 (de) * 1979-11-02 1981-05-07 Licentia Patent-Verwaltungs-Gmbh, 6000 Frankfurt Solarzelle
US4487989A (en) * 1983-07-25 1984-12-11 Atlantic Richfield Company Contact for solar cell
US5034068A (en) * 1990-02-23 1991-07-23 Spectrolab, Inc. Photovoltaic cell having structurally supporting open conductive back electrode structure, and method of fabricating the cell
US5213628A (en) 1990-09-20 1993-05-25 Sanyo Electric Co., Ltd. Photovoltaic device
JP2994716B2 (ja) 1990-09-25 1999-12-27 三洋電機株式会社 光起電力装置
US5705828A (en) 1991-08-10 1998-01-06 Sanyo Electric Co., Ltd. Photovoltaic device
JP2614561B2 (ja) 1991-10-08 1997-05-28 三洋電機株式会社 光起電力素子
JPH0795603A (ja) 1993-09-24 1995-04-07 Hitachi Ltd 投射型カラーテレビジョン装置
FR2711276B1 (fr) * 1993-10-11 1995-12-01 Neuchatel Universite Cellule photovoltaïque et procédé de fabrication d'une telle cellule.
JPH07249788A (ja) 1994-03-11 1995-09-26 Tonen Corp 太陽電池
JPH07249787A (ja) 1994-03-11 1995-09-26 Tonen Corp 太陽電池
JP3349308B2 (ja) 1995-10-26 2002-11-25 三洋電機株式会社 光起電力素子
JPH09153632A (ja) 1995-11-30 1997-06-10 Kyocera Corp 光電変換装置
JPH09181343A (ja) 1995-12-26 1997-07-11 Kyocera Corp 光電変換装置
JPH09181347A (ja) 1995-12-27 1997-07-11 Kyocera Corp 光電変換装置
JPH1012903A (ja) 1996-06-26 1998-01-16 Kyocera Corp 光電変換装置
JP3469729B2 (ja) 1996-10-31 2003-11-25 三洋電機株式会社 太陽電池素子
JPH11224954A (ja) 1998-02-04 1999-08-17 Sanyo Electric Co Ltd 太陽電池、太陽電池モジュール、太陽電池モジュールの設置方法及び太陽電池の製造方法
JP2003504856A (ja) * 1999-07-02 2003-02-04 ディジラッド・コーポレーション 半導体装置に対する間接的裏面コンタクト
JP3825585B2 (ja) 1999-07-26 2006-09-27 三洋電機株式会社 光起電力素子の製造方法
JP3557148B2 (ja) 2000-02-21 2004-08-25 三洋電機株式会社 太陽電池モジュール
JP2001345463A (ja) 2000-05-31 2001-12-14 Sanyo Electric Co Ltd 光起電力装置及びその製造方法
JP4169463B2 (ja) 2000-08-29 2008-10-22 三洋電機株式会社 光起電力素子の製造方法
JP4070483B2 (ja) * 2002-03-05 2008-04-02 三洋電機株式会社 光起電力装置並びにその製造方法
JP4107971B2 (ja) 2003-01-17 2008-06-25 三洋電機株式会社 光起電力装置およびその製造方法
JP4194379B2 (ja) * 2003-01-22 2008-12-10 三洋電機株式会社 光起電力装置
JP4171428B2 (ja) * 2003-03-20 2008-10-22 三洋電機株式会社 光起電力装置
JP4093892B2 (ja) 2003-03-25 2008-06-04 三洋電機株式会社 光起電力装置の製造方法
JP4614655B2 (ja) 2003-12-24 2011-01-19 三洋電機株式会社 光起電力装置の製造方法

Also Published As

Publication number Publication date
EP2439780A2 (en) 2012-04-11
US7781669B2 (en) 2010-08-24
ATE553501T1 (de) 2012-04-15
EP1696492B1 (en) 2012-04-11
USRE45872E1 (en) 2016-01-26
US20060283499A1 (en) 2006-12-21
EP2439780B1 (en) 2019-10-02
EP1696492A1 (en) 2006-08-30
HUE046791T2 (hu) 2020-03-30
EP2439780A3 (en) 2015-05-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2385720T3 (es) Célula fotovoltaica
JP4502845B2 (ja) 光起電力素子
KR100993513B1 (ko) 태양전지
JP3998619B2 (ja) 光起電力素子およびその製造方法
EP2293351B1 (en) Solar cell
CN102074599B (zh) 太阳能电池及其制造方法
US8680392B2 (en) Solar cell and method of manufacturing the same
JP4744161B2 (ja) 光起電力素子
US20100101633A1 (en) Photovoltaic device and method for manufacturing the same
JP6722117B2 (ja) 結晶シリコンを用いた太陽電池の受光面のパッシベーション
KR101316375B1 (ko) 태양전지 및 이의 제조방법
KR101918737B1 (ko) 태양 전지
JP2008085374A (ja) 光起電力素子
CN105706253A (zh) 具有硅异质结的光伏电池
ES2605635T3 (es) Célula fotovoltaica con heterounión y procedimiento de fabricación de dicha célula
US20130186457A1 (en) Solar cell, solar cell manufacturing device, and method for manufacturing the same
JP2009290234A (ja) 光起電力素子
US20140166091A1 (en) Photovoltaic device with double-junction
JP6058881B2 (ja) フォトダイオード、その製造方法及びそれを含むフォトセンサ
KR20160097919A (ko) 태양 전지
KR20100045213A (ko) 광기전력 변환소자 및 제조방법
US20120048358A1 (en) Solar cell and method for manufacturing the same
KR101692429B1 (ko) 태양전지
KR20150060416A (ko) 태양 전지