JP2008251914A - 多接合型光電変換装置 - Google Patents
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Abstract
【課題】光による劣化を防止しつつ、変換効率の高い多接合型光電変換装置を提供することを目的とする。
【解決手段】ｐ型シリコン系半導体の層、ｉ型シリコン系半導体の層及びｎ型シリコン系半導体の層を積層したｐｉｎ接合を有する光電変換層を複数積層した多接合型光電変換装置であって、光の入射側に設けられた入射部の光電変換層は、アモルファスシリコン、アモルファスシリコンカーボン、およびアモルファスシリコンゲルマニウムからなる群より選択されるいずれかを有し、光の入射側に対して反対側に設けられた底部の光電変換層は、微結晶シリコンゲルマニウムを有する。
【選択図】 図３
【解決手段】ｐ型シリコン系半導体の層、ｉ型シリコン系半導体の層及びｎ型シリコン系半導体の層を積層したｐｉｎ接合を有する光電変換層を複数積層した多接合型光電変換装置であって、光の入射側に設けられた入射部の光電変換層は、アモルファスシリコン、アモルファスシリコンカーボン、およびアモルファスシリコンゲルマニウムからなる群より選択されるいずれかを有し、光の入射側に対して反対側に設けられた底部の光電変換層は、微結晶シリコンゲルマニウムを有する。
【選択図】 図３
Description
本発明は、多接合型の光電変換装置に関するものであり、特に太陽電池として使用される光電変換装置に関する。
太陽光のエネルギーを電気エネルギーに変換する太陽電池に用いられる光電変換装置としては、ｐ型シリコン系半導体（ｐ層）、ｉ型シリコン系半導体（ｉ層）及びｎ型シリコン系半導体（ｎ層）の薄膜をプラズマＣＶＤ法等で製膜して形成したｐｉｎ接合を有する光電変換層を備えた薄膜シリコン系光電変換装置が知られている。
薄膜シリコン系光電変換装置の長所としては、結晶系光電変換装置に比べて大面積化が容易であり、また、光電変換層の膜厚が結晶系光電変換装置の１／１００程度であるために少量の材料にて生産可能な点が挙げられる。したがって、結晶系光電変換装置に比べ、光電変換層の生産に要する時間およびコストを低減させることが可能となる。
一方、薄膜シリコン系光電変換装置の短所としては、結晶系光電変換装置に比べて変換効率が低い点が挙げられる。ここで、変換効率を上げる手法としては、光電変換素子として用いられる薄膜シリコン材料（非晶質シリコン、非晶質シリコンゲルマニウム、微結晶シリコン等）の膜の品質を向上させることの他、バンドギャップの異なる光電変換層を複数積層した多接合型光電変換装置の採用が知られている。バンドギャップの異なる光電変換層を組み合わせることで、波長範囲の広い太陽光エネルギーの有効利用を図れるとともに、各変換素子におけるフォトンエネルギーの変換効率の向上が可能なことが主な理由である。
一方、薄膜シリコン系光電変換装置の短所としては、結晶系光電変換装置に比べて変換効率が低い点が挙げられる。ここで、変換効率を上げる手法としては、光電変換素子として用いられる薄膜シリコン材料（非晶質シリコン、非晶質シリコンゲルマニウム、微結晶シリコン等）の膜の品質を向上させることの他、バンドギャップの異なる光電変換層を複数積層した多接合型光電変換装置の採用が知られている。バンドギャップの異なる光電変換層を組み合わせることで、波長範囲の広い太陽光エネルギーの有効利用を図れるとともに、各変換素子におけるフォトンエネルギーの変換効率の向上が可能なことが主な理由である。
従来技術において、２層の光電変換層を積層して接合した２接合型光電変換装置（タンデム型光電変換装置）や３層の光電変換層を積層して接合した３接合型光電変換装置（トリプル型光電変換装置）が開示されている。２接合型光電変換装置としては、アモルファスシリコンの光電変換層とアモルファスシリコンゲルマニウムの光電変換層とを積層した構造や、アモルファスシリコンの光電変換層と微結晶シリコンの光電変換層とを積層した構造が採用されている。
また、３接合型光電変換装置としては、アモルファスシリコンの光電変換層と微結晶シリコンの光電変換層とアモルファスシリコンゲルマニウムまたは微結晶シリコンゲルマニウムの光電変換層とを積層した構造（例えば、特許文献１参照）や、アモルファスシリコンの光電変換層と２層のアモルファスシリコンゲルマニウムの光電変換層とを積層した構造（例えば、特許文献２参照）や、３層のアモルファスシリコンの光電変換層を積層した構造が採用されている（例えば、特許文献３参照）。
特開平１０−１２５９４号公報
特開平７−２９７４２０号公報
特開平４−１８８７７４号公報
また、３接合型光電変換装置としては、アモルファスシリコンの光電変換層と微結晶シリコンの光電変換層とアモルファスシリコンゲルマニウムまたは微結晶シリコンゲルマニウムの光電変換層とを積層した構造（例えば、特許文献１参照）や、アモルファスシリコンの光電変換層と２層のアモルファスシリコンゲルマニウムの光電変換層とを積層した構造（例えば、特許文献２参照）や、３層のアモルファスシリコンの光電変換層を積層した構造が採用されている（例えば、特許文献３参照）。
しかしながら、非晶質材料のみを用いた多接合型光電変換装置は、強い光の照射によって劣化するという問題がある。この問題を改善するために、上述の特許文献１では、非晶質のナローギャップ材料であるアモルファスシリコンゲルマニウムに代えて、微結晶シリコンを用いている。しかし、上記対策により光電変換装置の劣化は抑制できるものの、微結晶シリコンは間接遷移であるために変換効率が低いという特徴がある。そのため、光電変換装置の変換効率を向上させるためには光電変換層の膜厚を厚くする必要がある。その結果、光電変換装置の生産性を低下させ、また、材料費が高くなるという問題があった。
本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、光による劣化を防止しつつ、変換効率の高い多接合型光電変換装置を提供することを目的とする。
上記課題を解決するために、本発明は以下の手段を採用する。
本発明に係る多接合型光電変換装置は、ｐ型シリコン系半導体の層、ｉ型シリコン系半導体の層及びｎ型シリコン系半導体の層を積層したｐｉｎ接合を有する光電変換層を複数積層した多接合型光電変換装置であって、光の入射側に設けられた入射部の光電変換層は、アモルファスシリコン、アモルファスシリコンカーボン、およびアモルファスシリコンゲルマニウムからなる群より選択されるいずれかを有し、光の入射側に対して反対側に設けられた底部の光電変換層は、微結晶シリコンゲルマニウムを有することを特徴とする。
本発明に係る多接合型光電変換装置は、ｐ型シリコン系半導体の層、ｉ型シリコン系半導体の層及びｎ型シリコン系半導体の層を積層したｐｉｎ接合を有する光電変換層を複数積層した多接合型光電変換装置であって、光の入射側に設けられた入射部の光電変換層は、アモルファスシリコン、アモルファスシリコンカーボン、およびアモルファスシリコンゲルマニウムからなる群より選択されるいずれかを有し、光の入射側に対して反対側に設けられた底部の光電変換層は、微結晶シリコンゲルマニウムを有することを特徴とする。
このような多接合型光電変換装置によれば、微結晶材料を用いることにより光電変換層の劣化を抑制することができる。また、底部の光電変換層に用いた微結晶シリコンゲルマニウムは直接遷移であるため、太陽光エネルギーの吸収効率を向上させることができる。その結果、光電変換装置の薄膜化を図ることができ、生産性の向上および製造コストの抑制が可能となる。
本発明に係る多接合型光電変換装置は、前記底部の光電変換層のゲルマニウム濃度は０．５ａｔｏｍ％から５０ａｔｏｍ％であることを特徴とする。
このような多接合型光電変換装置によれば、太陽光エネルギーの吸収効率の向上が可能となる。
本発明に係る多接合型光電変換装置は、前記入射部の光電変換層の膜厚は０．０５μｍから０．２５μｍであることを特徴とする。
このような多接合型光電変換装置によれば、光電変換装置の薄膜化を図ることができるので、光電変換装置の生産性の向上および製造コストの抑制が可能となる。
本発明に係る多接合型光電変換装置は、前記底部の光電変換層の膜厚は０．５μｍから２μｍであることを特徴とする。
このような多接合型光電変換装置によれば、光電変換装置をより薄膜化することができるので、光電変換装置の生産性の向上および製造コストの抑制をさらに図ることが可能となる。
本発明に係る多接合型光電変換装置は、前記入射部の光電変換層と前記底部の光電変換層との間に設けられた中間部の光電変換層が、微結晶シリコンゲルマニウムを有することを特徴とする。
このような多接合型光電変換装置によれば、中間部および底部の半導体に用いた微結晶シリコンゲルマニウムは直接遷移であるため、太陽光エネルギーの吸収率の効率をさらに向上させることができる。
本発明に係る多接合型光電変換装置は、前記中間部の光電変換層のゲルマニウム濃度は、前記底部の光電変換層のゲルマニウム濃度より低いことを特徴とする。
このような多接合型光電変換装置によれば、太陽光エネルギーの吸収効率の向上が可能となる。
本発明に係る多接合型光電変換装置は、前記中間部の光電変換層のゲルマニウム濃度は０．５ａｔｏｍ％から２０ａｔｏｍ％であることを特徴とする。
このような多接合型光電変換装置によれば、太陽光エネルギーの吸収効率の向上が可能となる。
本発明に係る多接合型光電変換装置は、前記底部の光電変換層のゲルマニウム濃度は５ａｔｏｍ％から５０ａｔｏｍ％であることを特徴とする。
このような多接合型光電変換装置によれば、太陽光エネルギーの吸収効率をさらに向上させることが可能となる。
本発明に係る多接合型光電変換装置は、前記入射部の光電変換層の膜厚は０．０５μｍから０．２μｍであることを特徴とする。
このような多接合型光電変換装置によれば、光電変換装置の薄膜化を図ることができるので、光電変換装置の生産性の向上および製造コストの抑制が可能となる。
本発明に係る多接合型光電変換装置は、前記中間部の光電変換層の膜厚は０．２μｍから１．５μｍであることを特徴とする。
このような多接合型光電変換装置によれば、光電変換装置の薄膜化を図ることができるので、光電変換装置の生産性の向上および製造コストの抑制が可能となる。
本発明に係る多接合型光電変換装置は、前記底部の光電変換層の膜厚は０．５μｍから２μｍであることを特徴とする。
このような多接合型光電変換装置によれば、光電変換装置をより薄膜化することができるので、光電変換装置の生産性の向上および製造コストの抑制をさらに図ることが可能となる。
本発明によれば、光電変換装置の薄膜化を図ることができ、生産性の向上および製造コストの抑制が可能となる。
［第１の実施形態］
以下に、本発明の第１の実施形態について、図面を参照して説明する。
まず、本実施形態に係る多接合型光電変換装置の構成について説明する。
図１は、本実施形態に係る多接合型光電変換装置の構成を示す概略図である。光電変換装置１００は、シリコン系太陽電池であり、２層の光電変換層を積層して接合した２接合型光電変換装置である。
光電変換装置１００は、太陽光の入射方向から順に、基板１と、透明導電層２と、光電変換部３としての第１光電変換層（入射部の光電変換層）１０３ならびに第２光電変換層（底部の光電変換層）１０４と、透明導電層１０５と、裏面電極層４とを具備する。本実施形態において、第１光電変換層１０３はアモルファスシリコンを有する光電変換層であり、第２光電変換層１０４は微結晶シリコンゲルマニウムを有する光電変換層である。
以下に、本発明の第１の実施形態について、図面を参照して説明する。
まず、本実施形態に係る多接合型光電変換装置の構成について説明する。
図１は、本実施形態に係る多接合型光電変換装置の構成を示す概略図である。光電変換装置１００は、シリコン系太陽電池であり、２層の光電変換層を積層して接合した２接合型光電変換装置である。
光電変換装置１００は、太陽光の入射方向から順に、基板１と、透明導電層２と、光電変換部３としての第１光電変換層（入射部の光電変換層）１０３ならびに第２光電変換層（底部の光電変換層）１０４と、透明導電層１０５と、裏面電極層４とを具備する。本実施形態において、第１光電変換層１０３はアモルファスシリコンを有する光電変換層であり、第２光電変換層１０４は微結晶シリコンゲルマニウムを有する光電変換層である。
次に、本実施形態による太陽電池パネルの製造方法について説明する。ここでは、基板１としてのガラス基板上に光電変換部３としてアモルファスシリコンを有する光電変換層及び微結晶シリコンゲルマニウムを有する光電変換層を順次積層する例について説明する。図２〜図５は、本実施形態による太陽電池パネルの製造方法を示す概略図である。
（１）図２（ａ）
基板１としてソーダフロートガラス基板（１．４ｍ×１．１ｍ×板厚：４ｍｍ）を使用する。基板端面は破損防止にコーナー面取りやＲ面取り加工されていることが望ましい。
基板１としてソーダフロートガラス基板（１．４ｍ×１．１ｍ×板厚：４ｍｍ）を使用する。基板端面は破損防止にコーナー面取りやＲ面取り加工されていることが望ましい。
（２）図２（ｂ）
前記実施形態に基づき、基板１上に透明導電層２を製膜し、透明電極付き基板を形成する。透明導電層２として、透明電極膜に加えて、基板１と透明電極膜との間にアルカリバリア膜（図示されず）を形成しても良い。アルカリバリア膜は、酸化シリコン膜（ＳｉＯ２）を５０ｎｍ以上１５０ｎｍ以下、熱ＣＶＤ装置にて約５００℃で製膜処理する。
前記実施形態に基づき、基板１上に透明導電層２を製膜し、透明電極付き基板を形成する。透明導電層２として、透明電極膜に加えて、基板１と透明電極膜との間にアルカリバリア膜（図示されず）を形成しても良い。アルカリバリア膜は、酸化シリコン膜（ＳｉＯ２）を５０ｎｍ以上１５０ｎｍ以下、熱ＣＶＤ装置にて約５００℃で製膜処理する。
（３）図２（ｃ）
その後、基板１をＸ−Ｙテーブルに設置して、ＹＡＧレーザーの第１高調波（１０６４ｎｍ）を、図の矢印に示すように、透明電極膜の膜面側から入射する。加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極膜を発電セルの直列接続方向に対して垂直な方向へ、基板１とレーザー光を相対移動して、溝１０を形成するように幅約６ｍｍ以上１０ｍｍ以下の短冊状にレーザーエッチングする。
その後、基板１をＸ−Ｙテーブルに設置して、ＹＡＧレーザーの第１高調波（１０６４ｎｍ）を、図の矢印に示すように、透明電極膜の膜面側から入射する。加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明電極膜を発電セルの直列接続方向に対して垂直な方向へ、基板１とレーザー光を相対移動して、溝１０を形成するように幅約６ｍｍ以上１０ｍｍ以下の短冊状にレーザーエッチングする。
（４）図２（ｄ）
プラズマＣＶＤ装置により、減圧雰囲気：３０Ｐａ以上１５０Ｐａ以下、基板温度：約２００℃にて光電変換部３の第１光電変換層（トップ層）１０３として、アモルファスシリコン薄膜からなるｐ層膜／ｉ層膜／ｎ層膜を順次製膜する。第１光電変換層１０３は、ＳｉＨ４ガスとＨ２ガスとを主原料に、透明導電層２の上に製膜される。太陽光の入射する側からｐ層、ｉ層、ｎ層がこの順で積層される。
本実施形態において、第１光電変換層１０３のｐ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２，ＣＨ４，Ｂ２Ｈ６ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、非晶質のＢドープＳｉＣ膜であり、膜厚は４ｎｍ以上６ｎｍ以下とすることが好ましい。第１光電変換層１０３のｉ層は、ＳｉＨ４とＨ２をＲＦプラズマで反応生成させた、非晶質Ｓｉ膜であり、膜厚は５０ｎｍ以上２５０ｎｍ以下とすることが好ましい。第１光電変換層１０３のｎ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２，ＰＨ３ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｎ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上８０ｎｍ以下とすることが好ましい。なお、ここで「ラマン比」とはラマン分光評価で５２０ｃｍ−１の結晶Ｓｉの強度と４８０ｃｍ−１のａ−Ｓｉの強度の比（結晶Ｓｉの強度／ａ−Ｓｉの強度）をいう（以下同じ）。前記ｐ層膜とｉ層膜の間には界面特性の向上のためにバッファー層（図示略）を設けても良い。
以上のように形成された第１光電変換層１０３の膜厚は５０ｎｍ以上２５０ｎｍ以下とすることが好ましい。また、より好ましくは１００ｎｍ以上１５０ｎｍ以下の膜厚とすることが望ましい。
プラズマＣＶＤ装置により、減圧雰囲気：３０Ｐａ以上１５０Ｐａ以下、基板温度：約２００℃にて光電変換部３の第１光電変換層（トップ層）１０３として、アモルファスシリコン薄膜からなるｐ層膜／ｉ層膜／ｎ層膜を順次製膜する。第１光電変換層１０３は、ＳｉＨ４ガスとＨ２ガスとを主原料に、透明導電層２の上に製膜される。太陽光の入射する側からｐ層、ｉ層、ｎ層がこの順で積層される。
本実施形態において、第１光電変換層１０３のｐ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２，ＣＨ４，Ｂ２Ｈ６ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、非晶質のＢドープＳｉＣ膜であり、膜厚は４ｎｍ以上６ｎｍ以下とすることが好ましい。第１光電変換層１０３のｉ層は、ＳｉＨ４とＨ２をＲＦプラズマで反応生成させた、非晶質Ｓｉ膜であり、膜厚は５０ｎｍ以上２５０ｎｍ以下とすることが好ましい。第１光電変換層１０３のｎ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２，ＰＨ３ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｎ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上８０ｎｍ以下とすることが好ましい。なお、ここで「ラマン比」とはラマン分光評価で５２０ｃｍ−１の結晶Ｓｉの強度と４８０ｃｍ−１のａ−Ｓｉの強度の比（結晶Ｓｉの強度／ａ−Ｓｉの強度）をいう（以下同じ）。前記ｐ層膜とｉ層膜の間には界面特性の向上のためにバッファー層（図示略）を設けても良い。
以上のように形成された第１光電変換層１０３の膜厚は５０ｎｍ以上２５０ｎｍ以下とすることが好ましい。また、より好ましくは１００ｎｍ以上１５０ｎｍ以下の膜厚とすることが望ましい。
次に、第１光電変換層１０３の上に、プラズマＣＶＤ装置により、減圧雰囲気：３０００Ｐａ以下、基板温度：約２００℃、プラズマ発生周波数：４０ＭＨｚ以上１００ＭＨｚ以下にて、第２光電変換層（ボトム層）１０４としての微結晶シリコンからなるｐ層膜、微結晶シリコンゲルマニウム薄膜からなるｉ層膜、微結晶シリコンからなるｎ層膜を順次製膜する。
本実施形態において、第２光電変換層１０４のｐ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｐ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上６０ｎｍ以下とすることが好ましい。第２光電変換層１０４のｉ層は、ＳｉＨ４，ＧｅＨ４，Ｈ２をＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉＧｅ膜であり、膜厚は５００ｎｍ以上２０００ｎｍ以下とすることが好ましい。第２光電変換層１０４のｎ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｎ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上８０ｎｍ以下とすることが好ましい。
以上のように形成された第２光電変換層１０４の膜厚は５００ｎｍ以上２０００ｎｍ以下とすることが好ましい。また、より好ましくは５００ｎｍ以上１５００ｎｍ以下の膜厚とすることが望ましい。
本実施形態において、第２光電変換層１０４のｐ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｐ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上６０ｎｍ以下とすることが好ましい。第２光電変換層１０４のｉ層は、ＳｉＨ４，ＧｅＨ４，Ｈ２をＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉＧｅ膜であり、膜厚は５００ｎｍ以上２０００ｎｍ以下とすることが好ましい。第２光電変換層１０４のｎ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｎ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上８０ｎｍ以下とすることが好ましい。
以上のように形成された第２光電変換層１０４の膜厚は５００ｎｍ以上２０００ｎｍ以下とすることが好ましい。また、より好ましくは５００ｎｍ以上１５００ｎｍ以下の膜厚とすることが望ましい。
微結晶シリコンゲルマニウム薄膜、特に微結晶ｉ層膜をプラズマＣＶＤ法で形成するにあたり、プラズマ放電電極と基板１の表面との距離ｄは、３ｍｍ以上１０ｍｍ以下にすることが好ましい。３ｍｍより小さい場合、大型基板に対応する製膜室内の各構成機器精度から距離ｄを一定に保つことが難しくなるとともに、近過ぎて放電が不安定になる恐れがある。１０ｍｍより大きい場合、十分な製膜速度（０．５ｎｍ／ｓ以上）を得難くなるとともに、プラズマの均一性が低下しイオン衝撃により膜質が低下する。第２光電変換層１０４のｉ層は、ＲＦ周波数４０ＭＨｚ以上２００ＭＨｚ以下、ガス圧力０．５ｋＰａ以上３ｋＰａ以下、製膜速度０．５ｎｍ／ｓ以上３ｎｍ／ｓ以下で製膜されることが好ましい。
第２光電変換層１０４のゲルマニウム濃度は０．５ａｔｏｍ％から５０ａｔｏｍ％であることが好ましい。また、より好ましくは５ａｔｏｍ％から４０ａｔｏｍ％のゲルマニウム濃度とすることが望ましい。
第１光電変換層１０３と第２光電変換層１０４の間に電流整合性を取るために半反射膜となることを目的に、膜厚２０ｎｍ以上１００ｎｍ以下のＺｎＯ系膜（例えばＧＺＯ（ＧａドープＺｎＯ）膜）をスパッタリング装置により製膜して設けてもよい。
（５）図２（ｅ）
基板１をＸ−Ｙテーブルに設置して、レーザーダイオード励起ＹＡＧレーザーの第２高調波（５３２ｎｍ）を、図の矢印に示すように、光電変換部３の膜面側から入射する。パルス発振：１０ｋＨｚ以上２０ｋＨｚ以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明導電層２のレーザーエッチングラインの約１００μｍ以上１５０μｍ以下の横側を狙い、溝１１を形成するようにレーザーエッチングする。レーザーエッチングラインの位置は、逆転していなければ問題ないものであるが、位置決めの公差を考慮して、前記数値を狙ったものである。
基板１をＸ−Ｙテーブルに設置して、レーザーダイオード励起ＹＡＧレーザーの第２高調波（５３２ｎｍ）を、図の矢印に示すように、光電変換部３の膜面側から入射する。パルス発振：１０ｋＨｚ以上２０ｋＨｚ以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明導電層２のレーザーエッチングラインの約１００μｍ以上１５０μｍ以下の横側を狙い、溝１１を形成するようにレーザーエッチングする。レーザーエッチングラインの位置は、逆転していなければ問題ないものであるが、位置決めの公差を考慮して、前記数値を狙ったものである。
（６）図３（ａ）
裏面電極層４としてＡｇ膜をスパッタリング装置により減圧雰囲気、約１５０℃にて順次製膜する。裏面電極層４は本実施形態では、Ａｇ膜を膜厚２００ｎｍ以上５００ｎｍ以下で製膜し、さらにｎ層と裏面電極層４との接触抵抗低減と光反射向上を目的に、光電変換部３と裏面電極層４との間に膜厚５０ｎｍ以上１００ｎｍ以下のＺｎＯ系膜（例えばＧＺＯ（ＧａドープＺｎＯ）膜）をスパッタリング装置により製膜して設ける。
裏面電極層４としてＡｇ膜をスパッタリング装置により減圧雰囲気、約１５０℃にて順次製膜する。裏面電極層４は本実施形態では、Ａｇ膜を膜厚２００ｎｍ以上５００ｎｍ以下で製膜し、さらにｎ層と裏面電極層４との接触抵抗低減と光反射向上を目的に、光電変換部３と裏面電極層４との間に膜厚５０ｎｍ以上１００ｎｍ以下のＺｎＯ系膜（例えばＧＺＯ（ＧａドープＺｎＯ）膜）をスパッタリング装置により製膜して設ける。
（７）図３（ｂ）
基板１をＸ−Ｙテーブルに設置して、レーザーダイオード励起ＹＡＧレーザーの第２高調波（５３２ｎｍ）を、図の矢印に示すように、基板１側から入射する。レーザー光が光電変換部３で吸収され、このとき発生する高いガス蒸気圧を利用して裏面電極層４が爆裂して除去される。パルス発振：１ｋＨｚ以上１０ｋＨｚ以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明導電層２のレーザーエッチングラインの約２５０μｍ以上４００μｍ以下の横側を狙い、溝１２を形成するようにレーザーエッチングする。レーザーエッチングラインの位置は、逆転していなければ問題ないものであるが、位置決めの公差を考慮して、前記数値を狙ったものである。
基板１をＸ−Ｙテーブルに設置して、レーザーダイオード励起ＹＡＧレーザーの第２高調波（５３２ｎｍ）を、図の矢印に示すように、基板１側から入射する。レーザー光が光電変換部３で吸収され、このとき発生する高いガス蒸気圧を利用して裏面電極層４が爆裂して除去される。パルス発振：１ｋＨｚ以上１０ｋＨｚ以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、透明導電層２のレーザーエッチングラインの約２５０μｍ以上４００μｍ以下の横側を狙い、溝１２を形成するようにレーザーエッチングする。レーザーエッチングラインの位置は、逆転していなければ問題ないものであるが、位置決めの公差を考慮して、前記数値を狙ったものである。
（８）図３（ｃ）
発電領域を区分して、基板端周辺の膜端部においてレーザーエッチングによる直列接続部分が短絡し易い影響を除去する。基板１をＸ−Ｙテーブルに設置して、レーザーダイオード励起ＹＡＧレーザーの第２高調波（５３２ｎｍ）を、基板１側から入射する。レーザー光が透明導電層２と光電変換部３で吸収され、このとき発生する高いガス蒸気圧を利用して裏面電極層４が爆裂して、裏面電極層４／光電変換部３／透明導電層２が除去される。パルス発振：１ｋＨｚ以上１０ｋＨｚ以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、基板１の端部から５ｍｍ以上１５ｍｍ以下の位置を、Ｘ方向絶縁溝１５を形成するようにレーザーエッチングする。このとき、Ｙ方向絶縁溝は後工程で基板１周囲領域の膜面研磨除去処理を行うので、設ける必要がない。
絶縁溝１５は基板１の端より５ｍｍ以上１０ｍｍ以下の位置にてエッチングを終了させることにより、太陽電池パネル端部からの太陽電池モジュール６内部への外部湿分浸入の抑制に、有効な効果を呈するので好ましい。
発電領域を区分して、基板端周辺の膜端部においてレーザーエッチングによる直列接続部分が短絡し易い影響を除去する。基板１をＸ−Ｙテーブルに設置して、レーザーダイオード励起ＹＡＧレーザーの第２高調波（５３２ｎｍ）を、基板１側から入射する。レーザー光が透明導電層２と光電変換部３で吸収され、このとき発生する高いガス蒸気圧を利用して裏面電極層４が爆裂して、裏面電極層４／光電変換部３／透明導電層２が除去される。パルス発振：１ｋＨｚ以上１０ｋＨｚ以下として加工速度に適切となるようにレーザーパワーを調整して、基板１の端部から５ｍｍ以上１５ｍｍ以下の位置を、Ｘ方向絶縁溝１５を形成するようにレーザーエッチングする。このとき、Ｙ方向絶縁溝は後工程で基板１周囲領域の膜面研磨除去処理を行うので、設ける必要がない。
絶縁溝１５は基板１の端より５ｍｍ以上１０ｍｍ以下の位置にてエッチングを終了させることにより、太陽電池パネル端部からの太陽電池モジュール６内部への外部湿分浸入の抑制に、有効な効果を呈するので好ましい。
（９）図４（ａ）
後工程のＥＶＡ等を介したバックシートとの健在な接着・シール面を確保するために、基板１周辺（周囲領域１４）の積層膜は、段差があるとともに剥離し易いため、この膜を除去する。まず、基板の端から５ｍｍ以上１５ｍｍ以下で、前述の図３（ｃ）工程で設けた絶縁溝１５よりも基板端側における裏面電極層４／光電変換部３／透明導電層２において、砥石研磨やブラスト研磨などを用いて除去を行う。
研磨屑や砥粒は基板１を洗浄処理して除去した。
後工程のＥＶＡ等を介したバックシートとの健在な接着・シール面を確保するために、基板１周辺（周囲領域１４）の積層膜は、段差があるとともに剥離し易いため、この膜を除去する。まず、基板の端から５ｍｍ以上１５ｍｍ以下で、前述の図３（ｃ）工程で設けた絶縁溝１５よりも基板端側における裏面電極層４／光電変換部３／透明導電層２において、砥石研磨やブラスト研磨などを用いて除去を行う。
研磨屑や砥粒は基板１を洗浄処理して除去した。
（１０）図４（ｂ）
端子箱取付け部分はバックシートに開口貫通窓を設けて集電板を取出す。この開口貫通窓部分には絶縁材を複数層設置して外部からの湿分などの浸入を抑制する。
直列に並んだ一方端の太陽電池発電セルと、他方端部の太陽電池発電セルとから銅箔を用いて集電して太陽電池パネル裏側の端子箱部分から電力が取出せるように処理する。銅箔は各部との短絡を防止するために銅箔幅より広い絶縁シートを配置する。
集電用銅箔などが所定位置に配置された後に、太陽電池モジュール６の全体を覆い、基板１からはみ出さないようにＥＶＡ（エチレン酢酸ビニル共重合体）等による充填材シートを配置する。
ＥＶＡの上に、防水効果の高いバックシート２１を設置する。バックシート２１は本実施形態では防水防湿効果が高いようにＰＴＥシート／ＡＬ箔／ＰＥＴシートの３層構造よりなる。
バックシート２１までを所定位置に配置したものを、ラミネータにより減圧雰囲気で内部の脱気を行い約１５０℃以上１６０℃以下でプレスしながら、ＥＶＡを架橋させて密着させる。
端子箱取付け部分はバックシートに開口貫通窓を設けて集電板を取出す。この開口貫通窓部分には絶縁材を複数層設置して外部からの湿分などの浸入を抑制する。
直列に並んだ一方端の太陽電池発電セルと、他方端部の太陽電池発電セルとから銅箔を用いて集電して太陽電池パネル裏側の端子箱部分から電力が取出せるように処理する。銅箔は各部との短絡を防止するために銅箔幅より広い絶縁シートを配置する。
集電用銅箔などが所定位置に配置された後に、太陽電池モジュール６の全体を覆い、基板１からはみ出さないようにＥＶＡ（エチレン酢酸ビニル共重合体）等による充填材シートを配置する。
ＥＶＡの上に、防水効果の高いバックシート２１を設置する。バックシート２１は本実施形態では防水防湿効果が高いようにＰＴＥシート／ＡＬ箔／ＰＥＴシートの３層構造よりなる。
バックシート２１までを所定位置に配置したものを、ラミネータにより減圧雰囲気で内部の脱気を行い約１５０℃以上１６０℃以下でプレスしながら、ＥＶＡを架橋させて密着させる。
（１１）図５（ａ）
太陽電池モジュール６の裏側２４に端子箱を接着剤で取付ける。
太陽電池モジュール６の裏側２４に端子箱を接着剤で取付ける。
（１２）図５（ｂ）
銅箔と端子箱の出力ケーブル２３とをハンダ等で接続し、端子箱内部を封止剤（ポッティング剤）で充填して密閉する。これで太陽電池パネル５０が完成する。
銅箔と端子箱の出力ケーブル２３とをハンダ等で接続し、端子箱内部を封止剤（ポッティング剤）で充填して密閉する。これで太陽電池パネル５０が完成する。
（１３）図５（ｃ）
図５（ｂ）までの工程で形成された太陽電池パネル５０について発電検査ならびに、所定の性能試験を行う。発電検査は、ＡＭ１．５、全天日射基準太陽光（１０００Ｗ／ｍ２）のソーラシミュレータを用いて行う。
図５（ｂ）までの工程で形成された太陽電池パネル５０について発電検査ならびに、所定の性能試験を行う。発電検査は、ＡＭ１．５、全天日射基準太陽光（１０００Ｗ／ｍ２）のソーラシミュレータを用いて行う。
（１４）図５（ｄ）
発電検査（図５（ｃ））に前後して、外観検査をはじめ所定の性能検査を行う。
発電検査（図５（ｃ））に前後して、外観検査をはじめ所定の性能検査を行う。
以下に、微結晶シリコンゲルマニウムを有する光電変換層を備えた光電変換装置の変換効率について説明する。
図６は、微結晶シリコンゲルマニウムを有する光電変換層を備えた光電変換装置において、微結晶シリコンゲルマニウムの組成比を変化させた場合のｉ層の膜厚と短絡電流密度との関係を示している。図６において、例えば約３５ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度を得るために必要なｉ層の膜厚は、微結晶シリコンゲルマニウムの組成比が１０％の場合には約１．９μｍ、２０％の場合には約１．２μｍ、３０％の場合には約０．８μｍである。これより、光電変換層における微結晶シリコンゲルマニウムの組成比を高くすることにより、所定の短絡電流密度を得るために必要となるｉ層の膜厚を薄くすることが可能であることがわかる。
図７は、微結晶シリコンゲルマニウムを有する光電変換層を備えた光電変換装置において、ｉ層の膜厚が１μｍである場合の微結晶シリコンゲルマニウムの組成比と短絡電流密度との関係を示している。図７において、微結晶シリコンゲルマニウムの組成比を０％から３０％まで１０％ずつ上昇させるにつれて短絡電流密度の値は、約２２ｍＡ／ｃｍ２から約３６ｍＡ／ｃｍ２に上昇する。また、微結晶シリコンゲルマニウムの組成比を１００％とした場合、短絡電流密度の値は約４０ｍＡ／ｃｍ２まで上昇する。これより、微結晶シリコンゲルマニウムの組成比を上昇させることによって、光電変換装置の変換効率の向上が可能であることがわかる。
なお、上記は１層の微結晶シリコンゲルマニウムを有する光電変換層を備えた光電変換装置についての実験結果であるが、複数の光電変換層を積層して接合した多接合型光電変換装置についても同様の効果が得られる。
図６は、微結晶シリコンゲルマニウムを有する光電変換層を備えた光電変換装置において、微結晶シリコンゲルマニウムの組成比を変化させた場合のｉ層の膜厚と短絡電流密度との関係を示している。図６において、例えば約３５ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度を得るために必要なｉ層の膜厚は、微結晶シリコンゲルマニウムの組成比が１０％の場合には約１．９μｍ、２０％の場合には約１．２μｍ、３０％の場合には約０．８μｍである。これより、光電変換層における微結晶シリコンゲルマニウムの組成比を高くすることにより、所定の短絡電流密度を得るために必要となるｉ層の膜厚を薄くすることが可能であることがわかる。
図７は、微結晶シリコンゲルマニウムを有する光電変換層を備えた光電変換装置において、ｉ層の膜厚が１μｍである場合の微結晶シリコンゲルマニウムの組成比と短絡電流密度との関係を示している。図７において、微結晶シリコンゲルマニウムの組成比を０％から３０％まで１０％ずつ上昇させるにつれて短絡電流密度の値は、約２２ｍＡ／ｃｍ２から約３６ｍＡ／ｃｍ２に上昇する。また、微結晶シリコンゲルマニウムの組成比を１００％とした場合、短絡電流密度の値は約４０ｍＡ／ｃｍ２まで上昇する。これより、微結晶シリコンゲルマニウムの組成比を上昇させることによって、光電変換装置の変換効率の向上が可能であることがわかる。
なお、上記は１層の微結晶シリコンゲルマニウムを有する光電変換層を備えた光電変換装置についての実験結果であるが、複数の光電変換層を積層して接合した多接合型光電変換装置についても同様の効果が得られる。
以上のように、本実施形態の光電変換装置１００によれば、微結晶材料を用いることにより光電変換層の劣化を抑制することができる。また、第２光電変換層１０４に用いた微結晶シリコンゲルマニウムは直接遷移であるため、太陽光エネルギーの吸収効率を向上させることができる。その結果、光電変換装置１００の薄膜化を図ることができ、生産性の向上および製造コストの抑制が可能となる。
なお、本実施形態において、第１光電変換層１０３は、アモルファスシリコンを有する光電変換層として説明したが、アモルファスシリコンカーボンまたはアモルファスシリコンゲルマニウムを有する光電変換層としても同様の効果が得られる。
なお、本実施形態において、第１光電変換層１０３は、アモルファスシリコンを有する光電変換層として説明したが、アモルファスシリコンカーボンまたはアモルファスシリコンゲルマニウムを有する光電変換層としても同様の効果が得られる。
以下、上記実施形態による太陽電池の製造例について説明する。但し、本発明はこれに限定されるものではない。
〔実施例１〕
ｐｉｎ構造を単位とする２接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、２接合型光電変換装置として１２ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。また、ａ−Ｓｉ光電変換層とはｉ層がａ−Ｓｉ層からなるものを意味し、微結晶ＳｉＧｅ光電変換層とはｉ層が微結晶ＳｉＧｅからなるものを意味する。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１８０ｎｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比０．５%）、ｉ層膜厚１．０μｍ
ｐｉｎ構造では光を吸収するｉ層が最も厚くなるため、ｉ層の厚みが光電変換装置の生産性を決める大きな要因となるが、ボトム層にＧｅ組成比０．５%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、トップ層とボトム層との膜厚の合計を１．１８μｍとすることができた。
〔実施例１〕
ｐｉｎ構造を単位とする２接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、２接合型光電変換装置として１２ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。また、ａ−Ｓｉ光電変換層とはｉ層がａ−Ｓｉ層からなるものを意味し、微結晶ＳｉＧｅ光電変換層とはｉ層が微結晶ＳｉＧｅからなるものを意味する。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１８０ｎｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比０．５%）、ｉ層膜厚１．０μｍ
ｐｉｎ構造では光を吸収するｉ層が最も厚くなるため、ｉ層の厚みが光電変換装置の生産性を決める大きな要因となるが、ボトム層にＧｅ組成比０．５%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、トップ層とボトム層との膜厚の合計を１．１８μｍとすることができた。
〔実施例２〕
ｐｉｎ構造を単位とする２接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、２接合型光電変換装置として１２ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１８０ｎｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比２０%）、ｉ層膜厚０．４μｍ
以上のように、ボトム層にＧｅ組成比２０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、トップ層とボトム層との膜厚の合計を０．５８μｍとすることができた。
ｐｉｎ構造を単位とする２接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、２接合型光電変換装置として１２ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１８０ｎｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比２０%）、ｉ層膜厚０．４μｍ
以上のように、ボトム層にＧｅ組成比２０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、トップ層とボトム層との膜厚の合計を０．５８μｍとすることができた。
〔比較例１〕
ｐｉｎ構造を単位とする２接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ボトム層）を微結晶Ｓｉとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、２接合型光電変換装置として１２ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶Ｓｉ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１８０ｎｍ
（ボトム層）微結晶Ｓｉ、ｉ層膜厚１．５μｍ
以上のように、ボトム層に微結晶Ｓｉを用いた場合、トップ層とボトム層との膜厚の合計は１．６８μｍとなり、特にボトム層の膜厚が少なくとも１．５μｍは必要であった。
ｐｉｎ構造を単位とする２接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ボトム層）を微結晶Ｓｉとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、２接合型光電変換装置として１２ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶Ｓｉ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１８０ｎｍ
（ボトム層）微結晶Ｓｉ、ｉ層膜厚１．５μｍ
以上のように、ボトム層に微結晶Ｓｉを用いた場合、トップ層とボトム層との膜厚の合計は１．６８μｍとなり、特にボトム層の膜厚が少なくとも１．５μｍは必要であった。
〔実施例３〕
ｐｉｎ構造を単位とする２接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、２接合型光電変換装置として１４ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚２５０ｎｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比１０%）、ｉ層膜厚１．０μｍ
以上のように、ボトム層にＧｅ組成比１０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、トップ層とボトム層との膜厚の合計を１．２５μｍとすることができた。
ｐｉｎ構造を単位とする２接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、２接合型光電変換装置として１４ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚２５０ｎｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比１０%）、ｉ層膜厚１．０μｍ
以上のように、ボトム層にＧｅ組成比１０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、トップ層とボトム層との膜厚の合計を１．２５μｍとすることができた。
〔実施例４〕
ｐｉｎ構造を単位とする２接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、２接合型光電変換装置として１４ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚２５０ｎｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比２０%）、ｉ層膜厚０．５μｍ
以上のように、ボトム層にＧｅ組成比２０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、トップ層とボトム層との膜厚の合計を０．７５μｍとすることができた。
ｐｉｎ構造を単位とする２接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、２接合型光電変換装置として１４ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚２５０ｎｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比２０%）、ｉ層膜厚０．５μｍ
以上のように、ボトム層にＧｅ組成比２０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、トップ層とボトム層との膜厚の合計を０．７５μｍとすることができた。
〔比較例２〕
ｐｉｎ構造を単位とする２接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ボトム層）を微結晶Ｓｉとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、２接合型光電変換装置として１４ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶Ｓｉ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚２５０ｎｍ
（ボトム層）微結晶Ｓｉ、ｉ層膜厚２．５μｍ
以上のように、ボトム層に微結晶Ｓｉを用いた場合、トップ層とボトム層との膜厚の合計は２．７５μｍとなり、特にボトム層の膜厚が少なくとも２．５μｍは必要であった。
ｐｉｎ構造を単位とする２接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ボトム層）を微結晶Ｓｉとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、２接合型光電変換装置として１４ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶Ｓｉ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚２５０ｎｍ
（ボトム層）微結晶Ｓｉ、ｉ層膜厚２．５μｍ
以上のように、ボトム層に微結晶Ｓｉを用いた場合、トップ層とボトム層との膜厚の合計は２．７５μｍとなり、特にボトム層の膜厚が少なくとも２．５μｍは必要であった。
［第２の実施形態］
次に、本発明の第２の実施形態について、図面を参照して説明する。
まず、本実施形態に係る多接合型光電変換装置の構成について説明する。
図８は、本実施形態に係る多接合型光電変換装置の構成を示す概略図である。光電変換装置２００は、シリコン系太陽電池であり、３層の光電変換層を積層して接合した３接合型光電変換装置である。
光電変換装置２００は、太陽光の入射方向から順に、基板２０１と、透明導電層２０２と、光電変換部２１０としての第１光電変換層（入射部の光電変換層）２０３、第２光電変換層（中間部の光電変換層）２０５、および第３光電変換層（底部の光電変換層）２０４と、透明導電層２０６と、裏面電極層２０７とを具備する。本実施形態において、第１光電変換層２０３はアモルファスシリコンを有する光電変換層であり、第２光電変換層２０５および第３光電変換層２０４は微結晶シリコンゲルマニウムを有する光電変換層である。
次に、本発明の第２の実施形態について、図面を参照して説明する。
まず、本実施形態に係る多接合型光電変換装置の構成について説明する。
図８は、本実施形態に係る多接合型光電変換装置の構成を示す概略図である。光電変換装置２００は、シリコン系太陽電池であり、３層の光電変換層を積層して接合した３接合型光電変換装置である。
光電変換装置２００は、太陽光の入射方向から順に、基板２０１と、透明導電層２０２と、光電変換部２１０としての第１光電変換層（入射部の光電変換層）２０３、第２光電変換層（中間部の光電変換層）２０５、および第３光電変換層（底部の光電変換層）２０４と、透明導電層２０６と、裏面電極層２０７とを具備する。本実施形態において、第１光電変換層２０３はアモルファスシリコンを有する光電変換層であり、第２光電変換層２０５および第３光電変換層２０４は微結晶シリコンゲルマニウムを有する光電変換層である。
本実施形態による太陽電池パネルの製造方法については、前記第１の実施形態と共通の工程はその詳しい説明を省略する。
プラズマＣＶＤ装置により、減圧雰囲気：３０Ｐａ以上１５０Ｐａ以下、基板温度：約２００℃にて光電変換部３の第１光電変換層（トップ層）２０３として、アモルファスシリコン薄膜からなるｐ層膜／ｉ層膜／ｎ層膜を順次製膜する。第１光電変換層２０３は、ＳｉＨ４ガスとＨ２ガスとを主原料に、透明導電層２０２の上に製膜される。太陽光の入射する側からｐ層、ｉ層、ｎ層がこの順で積層される。
本実施形態において、第１光電変換層２０３のｐ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２，ＣＨ４，Ｂ２Ｈ６ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、非晶質のＢドープＳｉＣ膜であり、膜厚は４ｎｍ以上１６ｎｍ以下とすることが好ましい。第１光電変換層２０３のｉ層は、ＳｉＨ４とＨ２をＲＦプラズマで反応生成させた、非晶質Ｓｉ膜であり、膜厚は５０ｎｍ以上２００ｎｍ以下とすることが好ましい。第１光電変換層２０３のｎ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２，ＰＨ３ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｎ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上６０ｎｍ以下とすることが好ましい。なお、ここで「ラマン比」とはラマン分光評価で５２０ｃｍ−１の結晶Ｓｉの強度と４８０ｃｍ−１のａ−Ｓｉの強度の比（結晶Ｓｉの強度／ａ−Ｓｉの強度）をいう（以下同じ）。前記ｐ層膜とｉ層膜の間には界面特性の向上のためにバッファー層（図示略）を設けても良い。
以上のように形成された第１光電変換層２０３の膜厚は５０ｎｍ以上２００ｎｍ以下とすることが好ましい。また、より好ましくは８０ｎｍ以上１５０ｎｍ以下の膜厚とすることが望ましい。
本実施形態において、第１光電変換層２０３のｐ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２，ＣＨ４，Ｂ２Ｈ６ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、非晶質のＢドープＳｉＣ膜であり、膜厚は４ｎｍ以上１６ｎｍ以下とすることが好ましい。第１光電変換層２０３のｉ層は、ＳｉＨ４とＨ２をＲＦプラズマで反応生成させた、非晶質Ｓｉ膜であり、膜厚は５０ｎｍ以上２００ｎｍ以下とすることが好ましい。第１光電変換層２０３のｎ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２，ＰＨ３ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｎ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上６０ｎｍ以下とすることが好ましい。なお、ここで「ラマン比」とはラマン分光評価で５２０ｃｍ−１の結晶Ｓｉの強度と４８０ｃｍ−１のａ−Ｓｉの強度の比（結晶Ｓｉの強度／ａ−Ｓｉの強度）をいう（以下同じ）。前記ｐ層膜とｉ層膜の間には界面特性の向上のためにバッファー層（図示略）を設けても良い。
以上のように形成された第１光電変換層２０３の膜厚は５０ｎｍ以上２００ｎｍ以下とすることが好ましい。また、より好ましくは８０ｎｍ以上１５０ｎｍ以下の膜厚とすることが望ましい。
次に、第１光電変換層２０３の上に、プラズマＣＶＤ装置により、減圧雰囲気：３０００Ｐａ以下、基板温度：約２００℃、プラズマ発生周波数：４０ＭＨｚ以上１００ＭＨｚ以下にて、第２光電変換層（ミドル層）２０５としての微結晶シリコンからなるｐ層膜、微結晶シリコンゲルマニウム薄膜からなるｉ層膜、微結晶シリコンからなるｎ層膜を順次製膜する。
本実施形態において、第２光電変換層２０５のｐ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｐ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上６０ｎｍ以下とすることが好ましい。第２光電変換層２０５のｉ層は、ＳｉＨ４，ＧｅＨ４，Ｈ２をＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉＧｅ膜であり、膜厚は２００ｎｍ以上１５００ｎｍ以下とすることが好ましい。第２光電変換層２０５のｎ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｎ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上６０ｎｍ以下とすることが好ましい。
以上のように形成された第２光電変換層２０５の膜厚は２００ｎｍ以上１５００ｎｍ以下とすることが好ましい。また、より好ましくは５００ｎｍ以上１０００ｎｍ以下の膜厚とすることが望ましい。
本実施形態において、第２光電変換層２０５のｐ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｐ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上６０ｎｍ以下とすることが好ましい。第２光電変換層２０５のｉ層は、ＳｉＨ４，ＧｅＨ４，Ｈ２をＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉＧｅ膜であり、膜厚は２００ｎｍ以上１５００ｎｍ以下とすることが好ましい。第２光電変換層２０５のｎ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｎ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上６０ｎｍ以下とすることが好ましい。
以上のように形成された第２光電変換層２０５の膜厚は２００ｎｍ以上１５００ｎｍ以下とすることが好ましい。また、より好ましくは５００ｎｍ以上１０００ｎｍ以下の膜厚とすることが望ましい。
次に、第２光電変換層２０５の上に、プラズマＣＶＤ装置により、減圧雰囲気：３０００Ｐａ以下、基板温度：約２００℃、プラズマ発生周波数：４０ＭＨｚ以上１００ＭＨｚ以下にて、第３光電変換層（ボトム層）２０４としての微結晶シリコンからなるｐ層膜、微結晶シリコンゲルマニウム薄膜からなるｉ層膜、微結晶シリコンからなるｎ層膜を順次製膜する。
本実施形態において、第３光電変換層２０４のｐ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｐ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上６０ｎｍ以下とすることが好ましい。第３光電変換層２０４のｉ層は、ＳｉＨ４，ＧｅＨ４，Ｈ２をＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉＧｅ膜であり、膜厚は５００ｎｍ以上２０００ｎｍ以下とすることが好ましい。第３光電変換層２０４のｎ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｎ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上６０ｎｍ以下とすることが好ましい。
以上のように形成された第３光電変換層２０４の膜厚は５００ｎｍ以上２０００ｎｍ以下とすることが好ましい。また、より好ましくは５００ｎｍ以上１５００ｎｍ以下の膜厚とすることが望ましい。
本実施形態において、第３光電変換層２０４のｐ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｐ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上６０ｎｍ以下とすることが好ましい。第３光電変換層２０４のｉ層は、ＳｉＨ４，ＧｅＨ４，Ｈ２をＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉＧｅ膜であり、膜厚は５００ｎｍ以上２０００ｎｍ以下とすることが好ましい。第３光電変換層２０４のｎ層は、ＳｉＨ４，Ｈ２ガスをＲＦプラズマで反応生成させた、結晶成分を含むＳｉ膜であり、ｎ層単膜のラマン比は２以上であり、膜厚は１０ｎｍ以上６０ｎｍ以下とすることが好ましい。
以上のように形成された第３光電変換層２０４の膜厚は５００ｎｍ以上２０００ｎｍ以下とすることが好ましい。また、より好ましくは５００ｎｍ以上１５００ｎｍ以下の膜厚とすることが望ましい。
第２光電変換層２０５のゲルマニウム濃度は０．５ａｔｏｍ％から２０ａｔｏｍ％であることが好ましい。また、より好ましくは１ａｔｏｍ％から１０ａｔｏｍ％のゲルマニウム濃度とすることが望ましい。
第３光電変換層２０４のゲルマニウム濃度は５ａｔｏｍ％から５０ａｔｏｍ％であることが好ましい。また、より好ましくは１０ａｔｏｍ％から４０ａｔｏｍ％のゲルマニウム濃度とすることが望ましい。
また、第２光電変換層２０５のゲルマニウム濃度は、第３光電変換層２０４のゲルマニウム濃度より低く設定されている。
第３光電変換層２０４のゲルマニウム濃度は５ａｔｏｍ％から５０ａｔｏｍ％であることが好ましい。また、より好ましくは１０ａｔｏｍ％から４０ａｔｏｍ％のゲルマニウム濃度とすることが望ましい。
また、第２光電変換層２０５のゲルマニウム濃度は、第３光電変換層２０４のゲルマニウム濃度より低く設定されている。
第１光電変換層２０３と第２光電変換層２０５の間および第２光電変換層２０５と第３光電変換層２０４の間には、電流整合性を取るために半反射膜となることを目的に、膜厚２０ｎｍ以上１００ｎｍ以下のＺｎＯ系膜（例えばＧＺＯ（ＧａドープＺｎＯ）膜）をスパッタリング装置により製膜して設けてもよい。
本実施形態の光電変換装置２００によれば、微結晶材料を用いることにより光電変換層の劣化を抑制することができる。また、第２光電変換層２０５および第３光電変換層２０４に用いた微結晶シリコンゲルマニウムは直接遷移であるため、太陽光エネルギーの吸収率の効率をさらに向上させることができる。その結果、光電変換装置２００の薄膜化を図ることができ、生産性の向上および製造コストの抑制が可能となる。
なお、本実施形態において、第１光電変換層２０３は、アモルファスシリコンを有する光電変換層として説明したが、アモルファスシリコンカーボンまたはアモルファスシリコンゲルマニウムを有する光電変換層としても同様の効果が得られる。
なお、本実施形態において、第１光電変換層２０３は、アモルファスシリコンを有する光電変換層として説明したが、アモルファスシリコンカーボンまたはアモルファスシリコンゲルマニウムを有する光電変換層としても同様の効果が得られる。
以下、上記実施形態による太陽電池の製造例について説明する。但し、本発明はこれに限定されるものではない。
〔実施例５〕
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶ＳｉＧｅ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１０ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度であり、シード抵抗は１２Ωである。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１５０ｎｍ
（ミドル層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比０．５%）、ｉ層膜厚０．８μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比１０%）、ｉ層膜厚１．０μｍ
以上のように、ミドル層にＧｅ組成比０．５%の微結晶ＳｉＧｅを、ボトム層にＧｅ組成比１０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、各層の膜厚の合計を１．９５μｍとすることができた。
〔実施例５〕
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶ＳｉＧｅ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１０ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度であり、シード抵抗は１２Ωである。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１５０ｎｍ
（ミドル層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比０．５%）、ｉ層膜厚０．８μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比１０%）、ｉ層膜厚１．０μｍ
以上のように、ミドル層にＧｅ組成比０．５%の微結晶ＳｉＧｅを、ボトム層にＧｅ組成比１０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、各層の膜厚の合計を１．９５μｍとすることができた。
〔実施例６〕
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶ＳｉＧｅ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１０ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度であり、シード抵抗は１２Ωである。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１５０ｎｍ
（ミドル層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比１０%）、ｉ層膜厚０．４μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比２０%）、ｉ層膜厚０．５μｍ
以上のように、ミドル層にＧｅ組成比１０%の微結晶ＳｉＧｅを、ボトム層にＧｅ組成比２０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、各層の膜厚の合計を１．０５μｍとすることができた。
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶ＳｉＧｅ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１０ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度であり、シード抵抗は１２Ωである。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１５０ｎｍ
（ミドル層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比１０%）、ｉ層膜厚０．４μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比２０%）、ｉ層膜厚０．５μｍ
以上のように、ミドル層にＧｅ組成比１０%の微結晶ＳｉＧｅを、ボトム層にＧｅ組成比２０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、各層の膜厚の合計を１．０５μｍとすることができた。
〔実施例７〕
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶ＳｉＧｅ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１０ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度であり、シード抵抗は１２Ωである。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１５０ｎｍ
（ミドル層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比２０%）、ｉ層膜厚０．２μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比２５%）、ｉ層膜厚０．５μｍ
以上のように、ミドル層にＧｅ組成比２０%の微結晶ＳｉＧｅを、ボトム層にＧｅ組成比２５%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、各層の膜厚の合計を０．８５μｍとすることができた。
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶ＳｉＧｅ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１０ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度であり、シード抵抗は１２Ωである。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１５０ｎｍ
（ミドル層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比２０%）、ｉ層膜厚０．２μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比２５%）、ｉ層膜厚０．５μｍ
以上のように、ミドル層にＧｅ組成比２０%の微結晶ＳｉＧｅを、ボトム層にＧｅ組成比２５%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、各層の膜厚の合計を０．８５μｍとすることができた。
〔比較例３〕
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶Ｓｉ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１０ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度であり、シード抵抗は１２Ωである。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１５０ｎｍ
（ミドル層）微結晶Ｓｉ、ｉ層膜厚１．５μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比１０%）、ｉ層膜厚１．０μｍ
以上のように、ミドル層に微結晶Ｓｉを、ボトム層にＧｅ組成比１０%の微結晶ＳｉＧｅを用いた場合、各層の膜厚の合計は２．６５μｍとなり、特にミドル層の膜厚が少なくとも１．５μｍは必要であった。
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶Ｓｉ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１０ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度であり、シード抵抗は１２Ωである。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚１５０ｎｍ
（ミドル層）微結晶Ｓｉ、ｉ層膜厚１．５μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比１０%）、ｉ層膜厚１．０μｍ
以上のように、ミドル層に微結晶Ｓｉを、ボトム層にＧｅ組成比１０%の微結晶ＳｉＧｅを用いた場合、各層の膜厚の合計は２．６５μｍとなり、特にミドル層の膜厚が少なくとも１．５μｍは必要であった。
〔実施例８〕
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶ＳｉＧｅ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１３ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚２００ｎｍ
（ミドル層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比１０%）、ｉ層膜厚１．０μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比３０%）、ｉ層膜厚２．０μｍ
以上のように、ミドル層にＧｅ組成比１０%の微結晶ＳｉＧｅを、ボトム層にＧｅ組成比３０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、各層の膜厚の合計を３．２μｍとすることができた。
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶ＳｉＧｅ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１３ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚２００ｎｍ
（ミドル層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比１０%）、ｉ層膜厚１．０μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比３０%）、ｉ層膜厚２．０μｍ
以上のように、ミドル層にＧｅ組成比１０%の微結晶ＳｉＧｅを、ボトム層にＧｅ組成比３０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、各層の膜厚の合計を３．２μｍとすることができた。
〔実施例９〕
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶ＳｉＧｅ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１３ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚２００ｎｍ
（ミドル層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比２０%）、ｉ層膜厚０．５μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比５０%）、ｉ層膜厚１．５μｍ
以上のように、ミドル層にＧｅ組成比２０%の微結晶ＳｉＧｅを、ボトム層にＧｅ組成比５０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、各層の膜厚の合計を２．２μｍとすることができた。
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶ＳｉＧｅ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１３ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚２００ｎｍ
（ミドル層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比２０%）、ｉ層膜厚０．５μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比５０%）、ｉ層膜厚１．５μｍ
以上のように、ミドル層にＧｅ組成比２０%の微結晶ＳｉＧｅを、ボトム層にＧｅ組成比５０%の微結晶ＳｉＧｅを用いることにより、各層の膜厚の合計を２．２μｍとすることができた。
〔比較例４〕
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶Ｓｉ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１３ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚２００ｎｍ
（ミドル層）微結晶Ｓｉ、ｉ層膜厚２．５μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比３０%）、ｉ層膜厚２．０μｍ
以上のように、ミドル層に微結晶Ｓｉを、ボトム層にＧｅ組成比３０%の微結晶ＳｉＧｅを用いた場合、各層の膜厚の合計は４．７μｍとなり、特にミドル層の膜厚が少なくとも２．５μｍは必要であった。
ｐｉｎ構造を単位とする３接合型太陽電池において第１光電変換層（トップ層）をａ−Ｓｉ、第２光電変換層（ミドル層）を微結晶Ｓｉ、第３光電変換層（ボトム層）を微結晶ＳｉＧｅとする太陽電池を製作した。各層の膜厚を以下の通りとしたときに、３接合型光電変換装置として１３ｍＡ／ｃｍ２の短絡電流密度が得られた。
なお、太陽電池の構造は以下のとおりである。
ガラス／ＴＣＯ／ａ−Ｓｉ光電変換層／微結晶Ｓｉ光電変換層／微結晶ＳｉＧｅ光電変換層／ＧＺＯ／Ａｇ
ここでＴＣＯ（透明導電酸化物）において光の散乱の度合いを表すヘイズ率は、１６%から２０%程度である。
（トップ層）ａ−Ｓｉ、ｉ層膜厚２００ｎｍ
（ミドル層）微結晶Ｓｉ、ｉ層膜厚２．５μｍ
（ボトム層）微結晶ＳｉＧｅ（Ｇｅ組成比３０%）、ｉ層膜厚２．０μｍ
以上のように、ミドル層に微結晶Ｓｉを、ボトム層にＧｅ組成比３０%の微結晶ＳｉＧｅを用いた場合、各層の膜厚の合計は４．７μｍとなり、特にミドル層の膜厚が少なくとも２．５μｍは必要であった。
１，２０１ 基板
２，２０２ 透明導電層
３，２１０ 光電変換部
４，２０７ 裏面電極層
１００，２００ 光電変換装置
１０３，２０３ 入射部の光電変換層
１０４，２０４ 底部の光電変換層
１０５，２０６ 透明導電層
２０５ 中間部の光電変換層
２，２０２ 透明導電層
３，２１０ 光電変換部
４，２０７ 裏面電極層
１００，２００ 光電変換装置
１０３，２０３ 入射部の光電変換層
１０４，２０４ 底部の光電変換層
１０５，２０６ 透明導電層
２０５ 中間部の光電変換層
Claims (11)
- ｐ型シリコン系半導体の層、ｉ型シリコン系半導体の層及びｎ型シリコン系半導体の層を積層したｐｉｎ接合を有する光電変換層を複数積層した多接合型光電変換装置であって、
光の入射側に設けられた入射部の光電変換層は、アモルファスシリコン、アモルファスシリコンカーボン、およびアモルファスシリコンゲルマニウムからなる群より選択されるいずれかを有し、
光の入射側に対して反対側に設けられた底部の光電変換層は、微結晶シリコンゲルマニウムを有する多接合型光電変換装置。 - 前記底部の光電変換層のゲルマニウム濃度は０．５ａｔｏｍ％から５０ａｔｏｍ％である請求項１に記載の多接合型光電変換装置。
- 前記入射部の光電変換層の膜厚は０．０５μｍから０．２５μｍである請求項１または２に記載の多接合型光電変換装置。
- 前記底部の光電変換層の膜厚は０．５μｍから２μｍである請求項１から３のいずれかに記載の多接合型光電変換装置。
- 前記入射部の光電変換層と前記底部の光電変換層との間に設けられた中間部の光電変換層が、微結晶シリコンゲルマニウムを有する請求項１に記載の多接合型光電変換装置。
- 前記中間部の光電変換層のゲルマニウム濃度は、前記底部の光電変換層のゲルマニウム濃度より低い請求項５に記載の多接合型光電変換装置。
- 前記中間部の光電変換層のゲルマニウム濃度は０．５ａｔｏｍ％から２０ａｔｏｍ％である請求項５または６に記載の多接合型光電変換装置。
- 前記底部の光電変換層のゲルマニウム濃度は５ａｔｏｍ％から５０ａｔｏｍ％である請求項５から７のいずれかに記載の多接合型光電変換装置。
- 前記入射部の光電変換層の膜厚は０．０５μｍから０．２μｍである請求項５から８のいずれかに記載の多接合型光電変換装置。
- 前記中間部の光電変換層の膜厚は０．２μｍから１．５μｍである請求項５から９のいずれかに記載の多接合型光電変換装置。
- 前記底部の光電変換層の膜厚は０．５μｍから２μｍである請求項５から１０のいずれかに記載の多接合型光電変換装置。
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| JP2007092513A JP2008251914A (ja) | 2007-03-30 | 2007-03-30 | 多接合型光電変換装置 |
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2011176242A (ja) * | 2010-02-25 | 2011-09-08 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 薄膜光電変換装置 |
Citations (3)
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| JPH10125944A (ja) * | 1996-08-28 | 1998-05-15 | Canon Inc | 光起電力素子 |
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| JP2004165394A (ja) * | 2002-11-13 | 2004-06-10 | Canon Inc | 積層型光起電力素子 |
-
2007
- 2007-03-30 JP JP2007092513A patent/JP2008251914A/ja active Pending
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