JP2006332162A - シリコン系積層型薄膜太陽電池 - Google Patents

Abstract

【課題】 ガラス基板上に順に積層された、非晶質シリコン光電変換層を含む非晶質光電変換ユニット、及び結晶質シリコン光電変換層を含む結晶質光電変換ユニット、を含むシリコン系積層型薄膜太陽電池において、その製造コストを下げることである。
【解決手段】 本発明のシリコン系積層型薄膜太陽電池は、ガラス基板上に順に積層された、非晶質シリコン光電変換層を含む非晶質光電変換ユニット、及び結晶質シリコン光電変換層を含む結晶質光電変換ユニットを含むシリコン系積層型薄膜太陽電池であって、シリコン系積層型薄膜太陽電池への光照射前後において、前記結晶質光電変換ユニットの分光感度積分電流が増加することを特徴とするとする。
【選択図】 なし

Description

本発明は、ガラス基板上に順に積層された、非晶質シリコン光電変換層を含む非晶質シリコン光電変換ユニット、及び結晶質シリコン光電変換層を含む結晶質シリコン光電変換ユニットを含むシリコン系積層型薄膜太陽電池に関するものである。

近年では薄膜太陽電池も多様化し、従来の非晶質薄膜太陽電池に加えて結晶質薄膜太陽電池も開発され、これらを積層したハイブリッド太陽電池と称される積層型薄膜太陽電池も実用化されている。

薄膜太陽電池は、一般に、透光性基板上に順に積層された透明導電膜、１以上の半導体薄膜光電変換ユニット、および裏面電極を含んでいる。そして、１つの光電変換ユニットはｐ型層とｎ型層でサンドイッチされたｉ型層を含んでいる。

透明導電膜は、透光性基板側から入射された光を有効に光電変換ユニット内に閉じ込めるために、その表面には通常微細な凹凸が多数形成されており、その高低差は一般的には０．０５μｍ〜０．３μｍ程度である。透明導電膜の凹凸の度合いを表す指標としてヘイズ率がある。これは特定の光源の光を透明導電膜が付いた透光性基板に入射した際に透過する光のうち、光路が曲げられた散乱成分を全成分で割ったものに相当し、通常可視光を含むＣ光源を用いて測定される。一般的には凹凸の高低差を大きくするほど、または凹凸の凸部と凸部の間隔が大きくなるほどヘイズ率が高くなり、光電変換ユニット内に入射された光は有効に閉じ込められる。

ｉ型層は実質的に真性の半導体層であって光電変換ユニットの厚さの大部分を占め、光電変換作用は主としてこのｉ型層内で生じる。このため、このｉ型層は通常ｉ型光電変換層または単に光電変換層と呼ばれる。光電変換層は真性半導体層に限らず、ドープされた不純物（ドーパント）によって吸収される光の損失が問題にならない範囲で微量にｐ型またはｎ型にドープされた層であってもよい。光電変換層は光吸収のためには厚い方が好ましいが、必要以上に厚くすればその製膜のためのコストと時間が増大することになる。

他方、ｐ型やｎ型の導電型半導体層は光電変換ユニット内に内部電界を生じさせる役目を果たし、この内部電界の大きさによって薄膜太陽電池の重要な特性の１つである開放電圧（Ｖｏｃ）の値が左右される。しかし、これらの導電型半導体層は光電変換に直接寄与しない不活性な層であり、導電型半導体層にドープされた不純物によって吸収される光は発電に寄与しない損失となる。したがって、ｐ型とｎ型の導電型半導体層は、十分な内部電界を生じさせ得る範囲内であれば、できるだけ小さな厚さにとどめておくことが好ましい。導電型半導体層の厚さは一般的には２０ｎｍ程度以下である。

ここで、光電変換ユニットまたは薄膜太陽電池は、それに含まれるｐ型とｎ型の導電型半導体層が非晶質か結晶質かにかかわらず、その主要部を占める光電変換層が非晶質のものは非晶質ユニットまたは非晶質薄膜太陽電池と称され、光電変換層が結晶質のものは結晶質ユニットまたは結晶質薄膜太陽電池と称される。

薄膜太陽電池の変換効率を向上させる方法として、２以上の光電変換ユニットを積層する方法がある。この場合、薄膜太陽電池の光入射側に大きなバンドギャップを有する光電変換層を含む前方ユニットを配置し、その後方に順に小さなバンドギャップを有する光電変換層を含む後方ユニットを配置することにより、入射光の広い波長範囲にわたって光電変換を可能にし、これによって太陽電池全体としての変換効率の向上が図られる。このような積層型太陽電池の中でも、特に非晶質シリコン光電変換ユニットと結晶質シリコン光電変換ユニットを各々１つずつ積層し電気的に直列接続したものはシリコンハイブリッド太陽電池と称される。

例えば、ｉ型非晶質シリコンが光電変換し得る光の波長は長波長側において８００ｎｍ程度までであるが、ｉ型結晶質シリコンはそれより長い約１１５０ｎｍ程度の波長までの光を光電変換することができる。

シリコンハイブリッド太陽電池の出力特性のうち、短絡電流密度（Ｊｓｃ）は、前方に配置される非晶質シリコン光電変換ユニット（以降これを単にトップセルと称す）の分光感度積分電流（分光感度を測定し、それらにエアマス１．５に代表される太陽光スペクトル強度を波長毎に乗じて積分し算出される出力電流密度）と後方に配置される結晶質シリコン光電変換ユニット（以降これを単にボトムセルと称す）の分光感度積分電流との大小関係によって決定される。具体的には、トップセルの分光感度積分電流よりもボトムセルの分光感度積分電流が大きければ、太陽電池全体のＪｓｃはトップセルの分光感度積分電流により制限される。逆にボトムセルの分光感度積分電流のほうが小さければ、全体のＪｓｃはボトムセルの分光感度積分電流により制限される。

ところで、光吸収係数の大きな非晶質シリコン光電変換層は光吸収のためには０．３μｍ程度以下の厚さでも十分なJｓｃを得ることができるが、光吸収係数の小さな結晶質シリコン光電変換層は長波長の光をも十分に吸収するためには１．５〜３μｍ程度の厚さを有することが好ましい。すなわち、結晶質シリコン光電変換層は、通常は非晶質シリコン光電変換層に比べて５〜１０倍程度の厚さを有することが望まれる。同様に、シリコンハイブリッド太陽電池においても、両者の厚さの比を概ね５〜１０倍とすることが必要である。仮に結晶質シリコン光電変換層の厚さをそれよりも薄くすれば、全体のＪｓｃはボトムセルの分光感度積分電流で制限された値となる。

一般的にはトップセルとボトムセルの分光感度積分電流値が概ね一致するように、前記の両者の厚さの比を設定することが変換効率を大きくするには有効である。しかしながら、結晶質シリコン光電変換層の製膜速度は非晶質シリコン光電変換層の製膜速度に比べてそれほど大きくないことから、シリコンハイブリッド太陽電池の場合、結晶質シリコン光電変換層の厚さによって太陽電池全体の製造コストが左右される。

また一方で、シリコンハイブリッド太陽電池のトップセルに用いられる非晶質シリコンはステブラー・ロンスキー効果によって光劣化し分光感度積分電流も低下することが広く知られている。

このため、結晶質シリコン光電変換層の厚さは、（１）全体の性能を低下させない範囲でできるだけ薄くし、かつ（２）非晶質シリコン光電変換層の光劣化による分光感度積分電流の低下も考慮してあらかじめ薄く設計する必要がある。しかし、このような設計を行っても、なおシリコンハイブリッド太陽電池においては、結晶質シリコン光電変換層の厚さによって太陽電池全体の製造コストが左右される状況には変わりがない。

特許文献１には、非晶質シリコン光電変換層の厚さを０．３μｍ、結晶質シリコン光電変換層の厚さを４．０μｍとした場合のシリコンハイブリッド太陽電池の初期および光照射後の変換効率の値が記載されている。

また、特許文献２には非晶質シリコン光電変換層の厚さと結晶質シリコン光電変換層の厚さの組合せを変えたシリコンハイブリッド太陽電池の初期および光照射後の変換効率の値が記載されている。しかしながら、いずれの文献もその目的はシリコンハイブリッド太陽電池のレーザー集積化に関するものであり、結晶質シリコン光電変換層の厚さをできるだけ薄くし、かつ光照射後の性能を大きくするための方策を示唆するものは記載されていない。
公開特許公報Ｈ１１−１８６５８３号 公開特許公報２００１−１７７１３４号

上述のような状況に鑑み、本発明は、ガラス基板上に順に積層された、非晶質シリコン光電変換層を含む非晶質光電変換ユニット、及び結晶質シリコン光電変換層を含む結晶質光電変換ユニット、を含むシリコン系積層型薄膜太陽電池、特に非晶質シリコンから成るトップセルと結晶質シリコンから成るボトムセルを各々１つずつ配置したシリコンハイブリッド太陽電池に関し、その全体の製造コストを左右する結晶質シリコン光電変換層の厚さを減らすことにより、製造コストを下げることを目的としている。

本発明によるシリコン系積層型薄膜太陽電池は、ガラス基板上に順に積層された、非晶質シリコン光電変換層を含む非晶質光電変換ユニット、及び結晶質シリコン光電変換層を含む結晶質光電変換ユニットを含むシリコン系積層型薄膜太陽電池であって前記薄膜太陽電池への光照射後に前記結晶質光電変換ユニットの分光感度積分電流が増加することを特徴とする。これにより、結晶質光電変換ユニットを含むシリコンハイブリッド太陽電池などのシリコン系積層型薄膜太陽電池において、その結晶質シリコン光電変換層の厚さを減らすことができ、その結果全体の製造コストを下げることができる。

本発明によるシリコン系積層型薄膜太陽電池は、好ましくは前記ガラス基板として、波長７００ｎｍ以上１５００ｎｍ以下におけるその光線透過率が光照射前後において増加するものを用いることを特徴とする。これにより、前記結晶質光電変換ユニットの分光感度積分電流が光照射前後において増加するので、結晶質光電変換ユニットの厚さをあらかじめ薄く設計できる。

本発明によれば、ガラス基板上に順に積層された、非晶質シリコン光電変換層を含む非晶質光電変換ユニット、及び結晶質シリコン光電変換層を含む結晶質光電変換ユニット、を含むシリコン系積層型薄膜太陽電池に対し、その全体の製造コストを左右する結晶質シリコン光電変換層の厚さを減らすことができ、製造コストを下げることができる。

本発明においては、ガラス基板の光線透過率が光照射後に照射前よりも高くなるものを用い、好ましくは光照射後に概ね波長７００ｎｍ以上１５００ｎｍ以下におけるその光線透過率が増加するガラスを用いるので、そのような光線透過率増加のないガラス基板を用いた場合に比べて、結晶質シリコン光電変換層の厚さを薄く設計でき、太陽電池全体の製造コストを低減することができる。

つまり本発明は、光線透過率が光照射後に照射前よりも高くなる性質を有するガラス基板を利用したものであり、特にハイブリッド太陽電池の結晶質シリコン光電変換層の製造コスト低減に効果がある。

ここで、光照射とは擬似太陽光を太陽光強度に近い照射強度（約１００ｍＷ／ｃｍ²）で１０００時間程度、または太陽光強度の５倍（約５００ｍＷ／ｃｍ²）程度の照射強度で数十時間程度照射することを指し、概ね屋外曝露１年以上に相当するものとする。例えば、前記ガラス基板として含有鉄量を限定した白板ガラスを用いた場合、これに光照射を行うとその近赤外域の光線透過率が照射前の光線透過率よりも、４ｍｍ厚さのガラスに換算して１％程度高くなることがあり、それに応じて結晶質光電変換層ユニットの分光感度積分電流が増加する。

以下に、本発明の実施の形態としてのシリコンハイブリッド太陽電池を、図１を参照しつつ説明する。

透光性基板１の上に透明導電膜２が形成されている。

透光性基板１としては、ガラス、透明樹脂等から成る板状部材やシート状部材が用いられる。特にガラスを用いる場合には、光照射による可視域の透過率低下を抑制するために、ガラス中に含まれるＦｅ₂Ｏ₃に換算した全酸化鉄ができるだけ少ないことが望ましく、具体的には０．０２重量％程度以下であることが望ましい。さらにガラス中にはセリウムが含まれていないことが望ましい。例えば、公表特許公報２００１−８６６４７７号には含有鉄量とセリウム量を一定範囲に制御したガラスが開示されており、近赤外域の光線透過率が紫外線照射後に増加することが記載されている。このようなガラスを用いたガラス板は、本願の透光性基板１として好適に用いることができる。このようなガラス板を透光性基板１として用いた場合、前記ガラスに光照射を行うと近赤外域の光線透過率が向上し、４ｍｍ厚さのガラスに換算した場合の透過率が照射前に比べて１％程度増加すると考えられる。

透明導電膜２としては酸化錫、酸化亜鉛等の金属酸化物が用いられる。透明導電膜２はＣＶＤ、スパッタ、蒸着等の方法を用いて形成される。透明導電膜２は、形成条件の工夫によりその表面に微細な凹凸を生じさせて入射光の散乱を増大させる効果を有している。凹凸の高低差は０．０５〜０．３μｍ程度であり、シート抵抗は５〜２０Ω／□程度に設定される。

透明導電膜２の上にはトップセルである非晶質光電変換ユニット３が形成される。非晶質光電変換ユニット３は非晶質ｐ型シリコンカーバイド層３ｐ、ノンドープ非晶質ｉ型シリコン光電変換層３ｉ、ｎ型シリコン層３ｎから成り立っている。ノンドープ非晶質ｉ型シリコン光電変換層３ｉの材料はシリコンのみならず、シリコンカーバイド、シリコンゲルマニウム等の合金でもよい。また、ｎ型シリコン層３ｎの代わりに、非晶質ｉ型シリコン光電変換層３ｉで吸収しきれずに後方に抜けた光を再度非晶質ｉ型シリコン光電変換層３ｉ側に反射させるために、微結晶シリコンを含むシリコンオキサイド等の低屈折率層が配置されていてもよい。

非晶質光電変換ユニット３の上にボトムセルである結晶質光電変換ユニット４が形成されている。結晶質光電変換ユニット４は結晶質ｐ型シリコン層４ｐ、結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉ、および結晶質ｎ型シリコン層４ｎから成り立っている。結晶質ｎ型シリコン層４ｎの代わりに、微結晶シリコンを含むシリコンオキサイド等の低屈折率層と結晶質ｎ型シリコン層を積層したものを用いることにより、ボトムセルで吸収しきれなかった長波長光を再度ボトムセル側に有効に反射させてもよい。

非晶質光電変換ユニット３、および結晶質光電変換ユニット４（以下、この両方のユニットをまとめて単に光電変換ユニットと称する）の形成には高周波プラズマＣＶＤ法が適している。光電変換ユニットの形成条件としては、基板温度１００〜２５０℃、圧力３０〜１５００Ｐａ、高周波パワー密度０．０１〜０．５Ｗ／ｃｍ²が好ましく用いられる。

光電変換ユニット形成に使用する原料ガスとしては、ＳｉＨ₄、Ｓｉ₂Ｈ₆等のシリコン含有ガスまたは、それらのガスと水素を混合したものが用いられる。光電変換ユニットにおけるｐ型またはｎ型層を形成するためのドーパントガスとしては、Ｂ₂Ｈ₆またはＰＨ₃等が好ましく用いられる。

ｎ型シリコン層４ｎの上には裏面電極層５が形成される。裏面電極層５にはＡｇ、Ａｌまたはそれらの合金が好ましく用いられる。裏面電極層５とｎ型シリコン層４ｎとの間には、裏面電極層５からｎ型シリコン層４ｎへの金属の拡散を防止するため、透明反射層５ｔを挿入してもよい。透明反射層５ｔにはＺｎＯ、ＩＴＯ等の高抵抗で透明性の優れた金属酸化物が用いられる。透明反射層５ｔおよび裏面電極層５の形成においては、スパッタ、蒸着等の方法が好ましく用いられる。

以下に、本発明によるシリコン系積層型薄膜太陽電池として実施例１〜３を、図２を参照しつつ、比較例１と比較しながら説明する。

（実施例１）
図２は、実施例１で作製した集積型シリコンハイブリッド太陽電池を模式的に示す断面図である。

まず、透光性基板１として９１０ｍｍ×４５５ｍｍ×４ｍｍ厚の白板ガラスを用いた。このガラス中に含まれる微量成分のうち、Ｆｅ₂Ｏ₃に換算した全酸化鉄は０．０２重量％であり、また、セリウムは検出されなかった。白板ガラスの光線透過率は波長６００ｎｍにおいて９１．４％、波長９００ｎｍにおいて８９．３％であった。一方、この白板ガラスに照射エネルギー密度５００ｍＷ／ｃｍ²の擬似太陽光をガラス表面温度５０±５℃の条件で２０時間照射した後の光線透過率は、波長６８０ｎｍ付近以下においては変化がなく、それ以上の波長では波長１５００ｎｍ付近までにわたって増加し、波長９００ｎｍにおいては１．１％増加した。

次に、透光性基板１の一主面上に、酸化錫からなる表面に微細な凹凸構造を有する透明導電膜２を熱ＣＶＤ法により形成した。得られた透明導電膜２の厚さは０．８μｍ、ヘイズ率は１４％、シート抵抗は１２Ω／□であった。次に、透明導電膜２を複数の帯状パタ−ンへと分割するためにＹＡＧ基本波パルスレーザーを透光性基板１に照射することにより、幅５０μｍの透明電極層分離溝２ａを形成し、超音波洗浄および乾燥を行った。

さらに、非晶質光電変換ユニット３を形成するために、透明導電膜２が形成された透光性基板１を高周波プラズマＣＶＤ装置内に導入し、厚さ１５０Åの非晶質ｐ型シリコンカーバイド（ｐ型ａ−ＳｉＣ）層３ｐを形成した。引き続いて所定厚さのノンドープ非晶質ｉ型シリコン光電変換層３ｉを、さらに、厚さ２５０Åのｎ型シリコン層３ｎを順次積層した。ｐ型ａ−ＳｉＣ層３ｐの形成においては、ＳｉＨ₄、水素、水素希釈されたＢ₂Ｈ₆、ＣＨ₄を反応ガスとして用い、ｐ型ａ−ＳｉＣ層３ｐの厚さが８０Å相当となった時点で放電を維持したまま、水素希釈されたＢ₂Ｈ₆およびＣＨ₄の供給を止めて残り７０Åの製膜を行った。

次に、結晶質光電変換ユニット４を形成するために、引き続きプラズマＣＶＤ装置を用いて厚さ１５０Åのｐ型結晶質シリコン層４ｐ、所定厚さの結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉ、厚さ１００Åのｎ型結晶質シリコン層４ｎを順次積層した。さらに、真空状態を保持したまま基板をＤＣスパッタ装置に移動して、厚さ６００ÅのＺｎＯから成る表面保護層（図示せず）を形成した。

その後、非晶質光電変換ユニット３及び結晶質光電変換ユニット４を複数の帯状パターンへと分割するために、大気中に基板を取り出し、ＹＡＧ第２高調波パルスレーザーを透光性基板１に照射することにより幅６０μｍの接続溝４ａを形成した。次に、厚さ３００ÅのＺｎＯから成る透明反射層（図示せず）と厚さ２０００ÅのＡｇから成る裏面電極層５をＤＣスパッタ法によって形成した。

最後に、非晶質光電変換ユニット３、結晶質光電変換ユニット４、及び裏面電極層５を複数の帯状パターンへと分割するために、ＹＡＧ第２高調波パルスレーザーを透光性基板１に照射することにより、幅６０μｍの裏面電極層分離溝５ａを形成し、図２に示すような左右に隣接する短冊状ハイブリッド太陽電池が電気的に直列接続された集積型シリコンハイブリッド太陽電池を作製した。

この集積型シリコンハイブリッド太陽電池は、幅８．９ｍｍ×長さ４３０ｍｍのハイブリッド太陽電池が１００段直列接続されて構成されている。

実施例１で作製した集積型シリコンハイブリッド太陽電池上に、さらに小さな集積型の太陽電池領域を形成するために、透明導電膜２、非晶質光電変換ユニット３、結晶質光電変換ユニット４、及び裏面電極層５の全てを図３に示すように矩形状に除去する太陽電池分離溝６ａをＹＡＧ基本波パルスレーザーとＹＡＧ第２高調波パルスレーザーを透光性基板１に続けて照射することにより形成した。

さらに、透明導電膜２とコンタクトを取るための電極取り出し用裏面電極層分離溝７ａ、７ｂを図３のように両端の太陽電池上に形成した。そして、電極取り出し用裏面電極層分離溝７ａ、７ｂ上に各々リード線をはんだ付けした（図示せず）。これにより、９１０ｍｍ×４５５ｍｍの透光性基板１上に、幅８．９ｍｍ×長さ１００ｍｍのハイブリッド太陽電池が１１段直列接続された集積型シリコンハイブリッド太陽電池ミニモジュール（以下単にミニモジュールと称す）を複数個形成した。

これらのミニモジュールを、透光性基板１を図３の分割線８ａに沿って折り割りすることにより１２５ｍｍ×１２５ｍｍの大きさに分割した後、そのうちの３個につき、エアマス１．５に近似されたスペクトルでエネルギー密度１００ｍＷ／ｃｍ²の擬似太陽光を、測定雰囲気及び太陽電池の温度２５±１℃の条件下で照射し、ミニモジュールの電流−電圧特性を測定した。短絡電流密度Ｊｓｃ、変換効率Ｅｆｆの測定結果（３個の平均値）を表１に示す。表１においては、実施例１で用いた結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉの厚さを１、ＪｓｃおよびＥｆｆを１として、以下の比較例または実施例で得られた値を規格化している。次に、先の３個のミニモジュールのトップセルとボトムセルの分光感度特性を測定し、エアマス１．５下の分光感度積分電流の平均値を求めた。トップセルとボトムセルの分光感度積分電流を、先程測定したＪｓｃで規格化した値をも表１に示す。

次に、先の３個のミニモジュールに、照射エネルギー密度５００ｍＷ／ｃｍ²の擬似太陽光をミニモジュールの裏面電極の表面温度５０±５℃の条件で２０時間照射した。光照射後の３個のミニモジュールのＪｓｃ、Ｅｆｆおよびトップセルとボトムセルの分光感度積分電流値の平均値を併せて表１に示す。

（比較例１）
比較例１においては、実施例１と比較して白板ガラスのみが変更され、他は実施例１と全く同様にして太陽電池の作製を行った。白板ガラスの光線透過率は波長６００ｎｍにおいて９０．８％、波長９００ｎｍにおいて８８．３％であった。この白板ガラスに照射エネルギー密度５００ｍＷ／ｃｍ²の擬似太陽光をガラス表面温度５０±５℃の条件で２０時間照射した後の光線透過率は、波長６５０ｎｍ以下では減少し逆にそれ以上では波長１５００ｎｍ付近までにわたって増加した。具体的には波長６００ｎｍにおいては０．３％減少し、波長９００ｎｍにおいては０．７％増加した。比較例１で作製したミニモジュールの光照射前後の出力測定結果を表１に示す。

（実施例２）
実施例２においては、実施例１と比較して結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉの厚さのみが０．９５倍に変更され、他は実施例１と全く同様にして太陽電池の作製を行った。実施例２で作製したミニモジュールの光照射前後の出力測定結果を表１に示す。

（実施例３）
実施例３においては、実施例１と比較して結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉの厚さのみが０．８倍に変更され、他は実施例１と全く同様にして太陽電池の作製を行った。実施例３で作製したミニモジュールの光照射前後の出力測定結果を表１に示す。

（比較例２）
比較例２においては、比較例１と比較して結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉの厚さのみが０．８倍に変更され、他は比較例１と全く同様にして太陽電池の作製を行った。比較例２で作製したミニモジュールの光照射前後の出力測定結果を表１に示す。

実施例１と比較例１との比較から、透光性基板１を変更することで光照射後にボトムセルの分光感度積分電流が１％増加していることがわかる。ただし、ミニモジュールのＪｓｃはトップセルにより電流制限されているので、ミニモジュールのＪｓｃおよびＥｆｆには影響を与えていない。なお、比較例１においても透光性基板１の波長約６５０ｎｍ以上における透過率は光照射後に増加している。それにもかかわらず、その効果がボトムセルの分光感度積分電流の増加となって現れないのは、図４の分光感度特性からわかるように、ボトムセルは波長５００ｎｍ以上の領域に感度を有しており、透光性基板１の波長６５０ｎｍ以下での透過率の光照射後における低下の影響により増加分が相殺されたためと考えられる。次に、実施例２と比較例１の比較から、光照射後による透光性基板１の近赤外域の透過率増加により、実施例２で比較例１に比べて結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉの厚さを０．９５倍にしても、光照射後はボトムセルの分光感度積分電流が同一となることがわかる。このことから透光性基板１を変更することで結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉの厚さを減らすことができ、シリコンハイブリッド太陽電池の製造コストを下げることができる。また、実施例３と比較例２の比較から、光照射後のＪｓｃがボトムセルにより電流制限されるように結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉの厚さを決めた場合、透光性基板１を変更することで光照射後のミニモジュールのＪｓｃ、Ｅｆｆが増加することがわかる。

なお、本実施例および比較例では非晶質シリコンユニットと結晶質シリコンユニットを１つずつ積層したシリコンハイブリッド太陽電池のみを挙げたが、非晶質シリコンユニットは２つ以上あってもよく、また、結晶質シリコンユニットも２つ以上あってもよい。透光性基板の透過率が光照射後に増加し、その増加する波長領域が結晶質シリコンユニットの感度領域と一致していればよい。

以上のことから、本発明によれば、ガラス基板上に順に積層された、非晶質シリコン光電変換層を含む非晶質光電変換ユニット、及び結晶質シリコン光電変換層を含む結晶質光電変換ユニットを含むシリコン系積層型薄膜太陽電池において、該シリコン系積層型薄膜太陽電池への光照射前後において、該結晶質光電変換ユニットの分光感度積分電流を増加させることができる。この結果、シリコン系積層型薄膜太陽電池の製造コストを低減することができる。

シリコンハイブリッド太陽電池の模式的断面図である。 集積型シリコンハイブリッド太陽電池の模式的断面図である。 集積型シリコンハイブリッド太陽電池上にミニモジュールを形成する方法の説明図である。 シリコンハイブリッド太陽電池のトップセルとボトムセルの分光感度特性の一例を示した図である。

符号の説明

１ 透光性基板
２ 透明導電膜
３ 非晶質光電変換ユニット
３ｐ 非晶質ｐ型シリコンカーバイド層
３ｉ ノンドープ非晶質ｉ型シリコン光電変換層
３ｎ ｎ型シリコン層
４ 結晶質光電変換ユニット
４ｐ ｐ型結晶質シリコン層
４ｉ 結晶質ｉ型シリコン光電変換層
４ｎ ｎ型結晶質シリコン層
５ 裏面電極層
５ｔ 透明反射層
２ａ 透明電極層分離溝
４ａ 接続溝
５ａ 裏面電極層分離溝
６ａ 太陽電池分離溝
７ａ、７ｂ 電極取り出し用裏面電極層分離溝
８ａ 分割線

Claims (2)

1. ガラス基板上に順に積層された、非晶質シリコン光電変換層を含む非晶質光電変換ユニット、及び結晶質シリコン光電変換層を含む結晶質光電変換ユニットを含むシリコン系積層型薄膜太陽電池であって、該シリコン系積層型薄膜太陽電池への光照射前後において、該結晶質光電変換ユニットの分光感度積分電流が増加することを特徴とするシリコン系積層型薄膜太陽電池。
2. 前記ガラス基板の波長７００ｎｍ以上１５００ｎｍ以下における光線透過率が光照射前後において増加することを特徴とする請求項１に記載のシリコン系積層型薄膜太陽電池。

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