JP2015056493A - 太陽電池モジュール - Google Patents

Abstract

【課題】性能劣化を防止し、耐用年数を向上させることができる太陽電池モジュールを提供する。【解決手段】太陽電池セル１０１と、太陽電池セルの受光面側に受光面側封止材２０１と受光面側保護材２００をこの順に有し、太陽電池セルの裏面側に裏面側封止材２０２と裏面側保護材２０３をこの順に有する太陽電池モジュール１００。太陽電池セルは、光電変換部５０と、光電変換部の受光面側に受光面電極７と、光電変換部の裏面側に裏面電極８と、を備え、裏面電極は、光電変換部の裏面側表面の４０％以上に形成されている。受光面側封止材と裏面側封止材の水蒸気透過量を各々Ｗ１およびＷ２としたとき、Ｗ１＜Ｗ２を満たし、裏面側保護材は、水蒸気透過量が、０．１［ｇ／ｍ２／ｄａｙ］以上１５．０［ｇ／ｍ２／ｄａｙ］以下を満たすことが好ましい。【選択図】図２

Description

本発明は、太陽電池モジュールに関する。

無尽蔵に降り注ぐ太陽エネルギーを利用して発電することができ、且つ排気ガスを排出することなくクリーンであり、さらに放射能を放出するといった危険もなく安全であることから、太陽電池が注目を集めている。太陽電池は、多くの場合、屋外に置かれるため、過酷な環境にさらされることとなる。また太陽電池は、１０年以上の長期にわたって使用させるべきものであり、耐候性、特に湿気に対しての構造が屋外使用における劣化に影響を及ぼす。そのため、湿気に対する耐久性を確保することが求められ、例えば、アルミニウム等からなる金属箔を、単層構造または複層構造で積層した構造を有する積層フィルムが、裏面側保護材として用いられてきた。

図１は、太陽電池モジュールの構造の一例を示す。図１に示すように、太陽電池モジュールは、ガラス板と、例えばアルミニウム箔をプラスチックフィルムで挟みこんだ裏面側保護材との間に、複数の太陽電池セルが例えばＥＶＡ（エチレン−酢酸ビニル共重合体）樹脂からなる封止材で封止された構成をなしている。隣り合う太陽電池セル同士は、例えば銅箔からなる接続部材にて直列または並列に電気的に接続されている。しかしながら、裏面側保護材として金属箔を含んだ材料を用いた場合、ガスバリア性に優れるものの、導電性を有するために短絡が生じるといった問題がある。

これを解決するために、裏面側保護材として、ＰＥＴ（ポリエチレンテレフタレート）フィルムなどの基材フィルム上に真空蒸着法、あるいはプラズマ化学蒸着法などを用いて酸化ケイ素、酸化アルミニウムなどの無機酸化物の皮膜コートを行い、防湿性を高めた材料が提案されている（例えば、特許文献１参照。）。また、裏面側保護材として、封止材側（セル側）に高耐湿フィルムが、外気側に高耐湿フィルムの水蒸気透過量以上の水蒸気透過量を示す防水フィルムが配置され、両フィルム間に吸湿性部材を配置するような材料も提案されている(特許文献２参照)。

また保護層（裏面側保護材）の水蒸気透過量に応じて、太陽電池の集電極を構成するエポキシ樹脂の含有率を調整する方法も提案されている（特許文献３参照）。具体的には加水分解しにくいエポキシ樹脂を用いることにより、裏面からの湿分を防止できる旨が記載されている。

特開２０００−１１４５６５号公報 特開２００５−１０１４０４号公報 特開２００５−２７６９３９号公報

本発明者らの検討によれば、モジュール端部（側面）から浸入した湿分が太陽電池セルに浸入することにより、長期信頼性が低下し、劣化してしまうということが明らかとなった。例えば、従来のようなＡｌ箔を用いた場合、裏面側からの湿分がモジュール内へ浸入することを防止できるものの、側面からの湿分がモジュール内に溜まり、長期信頼性が悪くなるということがわかった。

しかしながら特許文献１〜３のような裏面側保護材を用いた場合、ある程度の湿分の抑制効果は得られると考えられるが、側面から浸入する湿分の影響について何ら検討されておらず、側面からの湿分抑制効果は必ずしも十分でないと考えられる。また特許文献１，２のように裏面側保護材として積層フィルムなどを用いた場合、生産性や生産コストの点から課題が残る。また特許文献３のようにエポキシ樹脂の含有率を適宜調整する場合、湿分を抑制するためには集電極に含まれる樹脂濃度を増加させる必要があり、抵抗が高くなってしまうと考えられる。

本発明は、所定の電極を有する太陽電池セルを有し、所定の封止構造を有する太陽電池モジュールを用いることで、太陽電池モジュールの性能劣化を防止し、耐用年数を向上させることを目的とする。

本発明者らは上記課題に鑑み鋭意検討した結果、所定の電極構造、封止構造を用いることにより、太陽電池モジュールの性能劣化を防止し、耐用年数を向上させることが可能であることを見出し、本発明に至った。

すなわち、本発明は以下に関する。

本発明の太陽電池モジュールは、太陽電池セルと、前記太陽電池セルの受光面側に受光面側封止材と受光面側保護材をこの順に有し、前記太陽電池セルの裏面側に裏面側封止材と裏面側保護材をこの順に有し、前記太陽電池セルは、光電変換部と、前記光電変換部の受光面側に受光面電極と、前記光電変換部の裏面側に裏面電極と、を備え、前記裏面電極は、前記光電変換部の裏面側表面の４０％以上に形成されており、前記受光面側封止材と裏面側封止材の水蒸気透過量を各々Ｗ１およびＷ２としたとき、Ｗ１＜Ｗ２を満たし、前記裏面側保護材は、水蒸気透過量が、０．１［ｇ／ｍ^２／ｄａｙ］以上１５．０［ｇ／ｍ^２／ｄａｙ］以下を満たす。

前記裏面電極は、前記光電変換部の裏面側表面の９０％以上に形成されていることが好ましい。

前記裏面電極は、金属膜により形成されていることが好ましい。

前記受光面側封止材と前記裏面側封止材の４０℃、９０％ＲＨにおける水蒸気透過量は、Ｗ１≦３．０[ｇ／ｍ^２／ｄａｙ]、Ｗ２≦３０．０［ｇ／ｍ^２／ｄａｙ］を満たすことが好ましい。

前記裏面側保護材が、ポリフッ化ビニリデン(ＰＶＤＦ)、エチレン・四フッ化エチレン共重合体(ＥＴＦＥ)、ポリエチレンテレフタレート(ＰＥＴ)、ポリフッ化ビニル(ＰＶＦ) から選ばれる少なくとも1種類以上の材料を主成分とすることが好ましい。

前記裏面電極は、前記光電変換部側から、第一導電層と第二導電層をこの順に有し、前記第二導電層が銅であることが好ましい。

本発明によれば、所定の電極を有する太陽電池セルと、所定の封止材および裏面側保護材と、を有する太陽電池モジュールを用いることにより、太陽電池特性や信頼性に優れた太陽電池モジュールを作製することができる。

従来の太陽電池モジュールの構造の一例 本発明の一実施形態にかかる太陽電池モジュール構造を示す模式的断面図 本発明の太陽電池セルの模式図 水蒸気透過量測定試験機の模式図 比較例１の構造の湿分浸入経路 実施例の構造の湿分浸入経路

以下さらに本発明の実施形態について説明する。図２に模式的に示すように、本発明の太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル１０１と、前記太陽電池セル１０１の受光面側に受光面側保護材２００と受光面側封止材２０１をこの順に有し、前記太陽電池セル１０１の裏面側に裏面側封止材２０２と裏面側保護材２０３をこの順に有する。前記太陽電池セル１０１は、光電変換部５０と、前記光電変換部５０の受光面側に受光面電極７と、前記光電変換部の裏面側に裏面電極８と、を備える。前記裏面電極８は、前記光電変換部５０の裏面側表面の４０％以上に形成されている。前記受光面側封止材２０１と裏面側封止材２０２の水蒸気透過量を各々Ｗ１およびＷ２としたとき、Ｗ１＜Ｗ２を満たす。前記裏面側保護材２０３は、水蒸気透過量が、０．１［ｇ／ｍ^２／ｄａｙ］以上１５［ｇ／ｍ^２／ｄａｙ］以下を満たす。

本発明の太陽電池のモジュール化は、適宜の方法により行われる。例えば、図２に示すように、受光面電極７や裏面電極８に配線材２０４が接続されることによって、複数の太陽電池セルが直列または並列に接続され、受光面側封止材２０１と裏面側封止材２０２、また受光面保護材２００と裏面側保護材２０３、により封止されることによりモジュール化が行われる。即ち、図２のように各材料を配置して押圧等を行うことにより、太陽電池セルと太陽電池セルの間や、モジュールの端部にも封止材が流動してモジュール化が行われる。

本発明においては、太陽電池セル１０１の受光面側および裏面側に受光面側封止材２０１および裏面側封止材２０２が形成される。受光面側封止材２０１および裏面側封止材２０２は、水蒸気透過量を各々Ｗ１およびＷ２としたとき、Ｗ１＜Ｗ２を満たす。４０℃、９０％ＲＨにおける水蒸気透過量は、好ましくは、Ｗ１≦３．０[ｇ／ｍ^２／ｄａｙ]、Ｗ１＜Ｗ２≦３０．０[ｇ／ｍ^２／ｄａｙ]である。より好ましくは、Ｗ１≦２．６[ｇ／ｍ^２／ｄａｙ]、Ｗ１＜Ｗ２≦２０．０[ｇ／ｍ^２／ｄａｙ]である。

ここで、図５に示すように、従来のように裏面側保護材としてＡｌ箔等を用いる場合、裏面側からの湿分は防止できるものの、本発明者らの検討によれば、側面からの湿分がモジュール内に溜まり、長期信頼性が低下することが明らかとなった。一方、上記範囲の封止材を用いることにより、図６に示すように、太陽電池モジュールの側面から浸入する湿分のうち、太陽電池セルの受光面側の湿分は、受光面側封止材２０１により防止することができる。また側面からの湿分のうち、太陽電池セルの裏面側の湿分は、太陽電池セルの裏面電極８により防止することができる。

また裏面側保護材２０３として、従来好ましく使用されていたＡｌ箔等（水蒸気透過量０．１[ｇ／ｍ^２／ｄａｙ]未満）とは異なり、水蒸気透過量が０．１[ｇ／ｍ^２／ｄａｙ]以上の材料を用いることにより、側面からの湿分を裏面側保護材から太陽電池モジュールの外部へと開放することができる。従って、長期信頼性を向上させることができる。

太陽電池セルの受光面側は、光を取り込むために、受光面電極はできる限り細いものが好ましく、櫛形のものが一般的に使用されている。従って、受光面側からの湿分の影響が裏面側よりも大きくなってしまう。本発明においては、受光面側封止材として、裏面側封止材よりも水蒸気透過量が低い、即ちＷ１＜Ｗ２を満たすものを用いることにより、受光面側からの湿分をより抑制できる。

受光面側封止材２０１としては、水蒸気透過量が２．６[ｇ／ｍ^２／ｄａｙ]以下の材料、例えばエチレンを主成分とするオレフィン系エラストマーを主成分としたポリエチレン系樹脂組成物の、高密度ポリエチレン(ＨＤＰＥ)、高圧法低密度ポリエチレン(ＬＤＰＥ)、直鎖状低密度ポリエチレン(ＬＬＤＰＥ)、ポリプロピレン(ＰＰ)、エチレン・α-オレフィン共重合体を用いることがより好ましい。

また、裏面側封止材２０２としては、水蒸気透過量が２０．０[ｇ／ｍ^２／ｄａｙ]以下の材料、例えば、エチレン／酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、エチレン／酢酸ビニル／トリアリルイソシアヌレート（ＥＶＡＴ）、ポリビニルブチラート（ＰＶＢ）、シリコン、ウレタン、アクリル、エポキシ等の透光性の樹脂を用いることがより好ましい。

通常、水蒸気透過量が低くなるにつれて材料が高価となるが、本発明においては、所定の裏面電極を有する太陽電池セルと、太陽電池モジュールの裏面側保護材を用いることにより、裏面側封止材として安価な材料を用いた場合でも、長期信頼性をより向上させた太陽電池モジュールを作製できる。上記のような太陽電池モジュールを作製すると、以下の効果を発揮する。つまり、モジュール内に浸入した湿分を、裏面側保護材から大気中に開放させることができる。

受光面側保護材は、複数の太陽電池セルを有する太陽電池モジュールを作製する場合、それぞれの太陽電池セルの受光面側（光入射面側）に配置し、太陽電池モジュールの表面を保護することが好ましい。受光面側保護材としては、ガラス基板（青板ガラス基板や、白板ガラス基板）、ポリフッ化ビニルフィルム（例えば、テドラーフィルム（登録商標））等のフッ素樹脂フィルムやポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）フィルムのような有機フィルムが例示されるが、強度、光線透過率（短波長側・長波長側の光など光線透過率の波長依存性を含む）、工業的に得られる他の素材との比較において価格の点で、また表面からの湿分をより防止できる点から、白板ガラス基板が好ましい。上述のように、太陽電池セルの受光面側には、櫛形の受光面側電極が一般的に用いられるため、受光面側においては湿分の影響が大きくなる。この点からも、白板ガラス基板がより好ましい。

裏面側保護材は、複数の太陽電池セルを有する太陽電池モジュールを作製する場合、それぞれの太陽電池セルの裏面側に配置し、太陽電池モジュールの裏面を保護することが好ましい。本発明においては、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）フィルムのような有機フィルム（アルミニウム等からなる金属箔を含まず）を用いることにより裏面の保護と共に、モジュール内に浸入した湿分、湿分を開放させることができる。

ここで、従来のように裏面側保護材としてＡｌ箔などの金属層を用いた場合、通常、水蒸気透過量が０．１[ｇ／ｍ^２／ｄａｙ]未満であるため、裏面側からの湿分の浸入は防止できるものの、モジュール側面からの湿分を開放させることが出来ず、長期信頼性が悪化する傾向があった。

しかしながら、本発明のように、裏面側保護材として、水蒸気透過量が、０．１［ｇ／ｍ^２／ｄａｙ］以上１５［ｇ／ｍ^２／ｄａｙ］以下を満たす材料、例えば、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）フィルムのような有機フィルムなど（アルミニウム等からなる金属箔を含まず）を用いることにより太陽電池モジュール内に滞在する湿分を開放することができ、また裏面側から浸入しうる湿分は、後述のように太陽電池セルの裏面電極により防止することができるため、長期信頼性の向上が期待できる。

裏面側保護材としては、ポリフッ化ビニルフィルム（例えば、テドラーフィルム（登録商標））等のフッ素樹脂フィルム、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）フィルムのような有機フィルムを、単層構造または複層構造で積層した構造が挙げられる。中でも、製造コストをより低減できる観点から、ＰＥＴの単層を用いることがより好ましい。

本発明における太陽電池セル１０１は、光電変換部５０と、光電変換部５０の受光面側に受光面電極７と、光電変換部５０の裏面側に裏面電極８と、を有する。本発明における太陽電池セル１０１の裏面電極８は、前記光電変換部５０の裏面側表面の４０％以上を覆うように形成される。上記範囲とすることにより、太陽電池の裏面側もしくは側面からの湿分が太陽電池セル１０１に浸入することを防止できる。

即ち、本発明においては、太陽電池モジュールの裏面側保護材として、水蒸気透過量が０．１［ｇ／ｍ^２／ｄａｙ］以上１５．０［ｇ／ｍ^２／ｄａｙ］以下と比較的高い材料を用い、かつ裏面側封止材として、Ｗ１＜Ｗ２を満たす（水蒸気透過量が受光面側封止材よりも高い）ものを用いる。このため、受光面側に比べて裏面側から湿分が浸入しやすくなるものの、上記裏面電極８を用いることにより、裏面側から浸入しうる湿分を防止することができる。

裏面電極８としては、中でも、湿分をより防止できる観点から、前記光電変換部５０の裏面側表面の９０％以上が覆われていることが好ましく、９５％以上が覆われていることがより好ましく、１００％すなわち全面が覆われていることが特に好ましい。なお、前記光電変換部の裏面側表面において、裏面電極で覆われる面積は、例えば、光学顕微鏡により、裏面電極側表面のある範囲における線幅をもとめ、フィンガー長、本数とかけあわせることにより求めることが出来る。

太陽電池セル１０１としては、特に限定されず、結晶シリコン太陽電池や、ＧａＡｓ等のシリコン以外の半導体基板が用いられる太陽電池、非晶質シリコン系薄膜や結晶質シリコン系薄膜のｐｉｎ接合あるいはｐｎ接合上に透明電極層が形成されたシリコン系薄膜太陽電池や、ＣＩＳ，ＣＩＧＳ等の化合物半導体太陽電池、色素増感太陽電池や有機薄膜（導電性ポリマー）等の有機薄膜太陽電池のような各種の太陽電池に適用可能である。中でも、非晶質半導体層を有する太陽電池が好ましく、ヘテロ接合太陽電池を用いることがより好ましい。例えば、ヘテロ接合太陽電池では、一般的に非晶質シリコン系薄膜層を有するものが用いられており、非晶質シリコン系薄膜層は、湿分によりダメージを受けやすい。しかしながら本発明の太陽電池モジュールを用いることにより、湿分の太陽電池セルへの浸入をより防止することができる。

以下に、本発明の一実施形態に係る太陽電池セルおよび太陽電池モジュールについて詳細に説明する。以下の実施形態では、太陽電池セルとして、ヘテロ接合太陽電池セルを用いた場合について説明するが、以下の実施形態に限定されるものではない。

［太陽電池セル］
太陽電池セルとしては、例えば、図３のように一導電型の単結晶シリコン基板の表面に、単結晶シリコンとはバンドギャップの異なるシリコン系薄膜を有することで、拡散電位が形成された結晶系太陽電池(ヘテロ接合結晶シリコン太陽電池)を用いることが好ましい。太陽電池セルは、光電変換部として、一導電型単結晶シリコン基板の一方の面（光入射側の面）に、導電型シリコン系薄膜および光入射側透明電極層をこの順に有する。一導電型単結晶シリコン基板の他方の面（光入射側とは異なる面）には、導電型シリコン系薄膜および裏面側透明電極層をこの順に有することが好ましい。光電変換部表面の光入射側透明電極層上には、受光面電極が形成されている。裏面側透明電極層上には受光面電極より光電変換部を覆う面積が大きい裏面電極が形成されている。

一導電型単結晶シリコン基板と導電型シリコン系薄膜との間には、真性シリコン系薄膜を有することが好ましい。まず、一導電型単結晶シリコン基板１について説明する。一般的に単結晶シリコン基板は、導電性を持たせるために、シリコンに対して電荷を供給する不純物を含有している。単結晶シリコン基板は、シリコン原子に電子を導入するための原子（例えばリン）を含有させたｎ型と、シリコン原子に正孔を導入する原子（例えばボロン）を含有させたｐ型がある。すなわち、本発明における「一導電型」とは、ｎ型またはｐ型のどちらか一方であることを意味する。

ヘテロ接合太陽電池では、単結晶シリコン基板へ入射した光が最も多く吸収される入射側のへテロ接合を逆接合として強い電場を設けることで、電子・正孔対を効率的に分離回収することができる。そのため、光入射側のヘテロ接合は逆接合であることが好ましい。一方で、正孔と電子とを比較した場合、有効質量および散乱断面積の小さい電子の方が、一般的に移動度が大きい。以上の観点から、ヘテロ接合太陽電池に用いられる単結晶シリコン基板１は、ｎ型単結晶シリコン基板であることが好ましい。単結晶シリコン基板１は、光閉じ込めの観点から、表面にテクスチャ構造を有することが好ましい。

テクスチャが形成された一導電型単結晶シリコン基板１の表面に、シリコン系薄膜が製膜される。シリコン系薄膜の製膜方法としては、プラズマＣＶＤ法が好ましい。プラズマＣＶＤ法によるシリコン系薄膜の形成条件としては、基板温度１００〜３００℃、圧力２０〜２６００Ｐａ、高周波パワー密度０．００４〜０．８Ｗ／ｃｍ^２が好ましく用いられる。シリコン系薄膜の形成に使用される原料ガスとしては、ＳｉＨ４、Ｓｉ２Ｈ６等のシリコン含有ガス、またはシリコン系ガスとＨ２との混合ガスが好ましく用いられる。

導電型シリコン系薄膜３は、一導電型または逆導電型のシリコン系薄膜である。例えば、一導電型単結晶シリコン基板１としてｎ型が用いられる場合、一導電型シリコン系薄膜、および逆導電型シリコン系薄膜は、各々ｎ型、およびｐ型となる。ｐ型またはｎ型シリコン系薄膜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。また、ＰやＢといった不純物の添加量は微量でよいため、予めＳｉＨ４やＨ２で希釈された混合ガスを用いることが好ましい。導電型シリコン系薄膜の製膜時に、ＣＨ４、ＣＯ２、ＮＨ３、ＧｅＨ４等の異種元素を含むガスを添加して、シリコン系薄膜を合金化することにより、シリコン系薄膜のエネルギーギャップを変更することもできる。

シリコン系薄膜としては、非晶質シリコン薄膜、微結晶シリコン（非晶質シリコンと結晶質シリコンとを含む薄膜）等が挙げられる。中でも非晶質シリコン系薄膜を用いることが好ましい。例えば、一導電型単結晶シリコン基板１としてｎ型単結晶シリコン基板を用いた場合の光電変換部５０の好適な構成としては、透明電極層６ａ／ｐ型非晶質シリコン系薄膜３ａ／ｉ型非晶質シリコン系薄膜２ａ／ｎ型単結晶シリコン基板１／ｉ型非晶質シリコン系薄膜２ｂ／ｎ型非晶質シリコン系薄膜３ｂ／透明電極層６ｂの順の積層構成が挙げられる。この場合、前述の理由から、ｐ層側を光入射面とすることが好ましい。

なお、上述のように、太陽電池セルとして、非晶質シリコン薄膜等の非晶質半導体層を用いる場合、非晶質半導体層は湿分に弱いため、長期信頼性の観点で課題となることが多い。しかしながら、本発明の構造を有する太陽電池モジュールを用いることにより、太陽電池セルへの湿分の浸入をより抑制することができる。

真性シリコン系薄膜２ａ，２ｂとしては、シリコンと水素で構成されるｉ型水素化非晶質シリコンが好ましい。単結晶シリコン基板上に、ＣＶＤ法によってｉ型水素化非晶質シリコンが製膜されると、単結晶シリコン基板への不純物拡散を抑えつつ表面パッシベーションを有効に行うことができる。また、膜中の水素量を変化させることで、エネルギーギャップにキャリア回収を行う上で有効なプロファイルを持たせることができる。

ｐ型シリコン系薄膜は、ｐ型水素化非晶質シリコン層、ｐ型非晶質シリコンカーバイド層、またはｐ型非晶質シリコンオキサイド層であることが好ましい。不純物拡散の抑制や直列抵抗低下の観点ではｐ型水素化非晶質シリコン層が好ましい。一方、ｐ型非晶質シリコンカーバイド層およびｐ型非晶質シリコンオキサイド層は、ワイドギャップの低屈折率層であるため、光学的なロスを低減できる点において好ましい。

ヘテロ接合太陽電池１０１の光電変換部５０は、導電型シリコン系薄膜３ａ，３ｂ上に、透明電極層６ａ，６ｂを備えることが好ましい。透明電極層は、透明電極層形成工程により形成される。透明電極層６ａ，６ｂは、導電性酸化物を主成分とする。導電性酸化物としては、例えば、酸化亜鉛や酸化インジウム、酸化錫を単独または混合して用いることができる。導電性、光学特性、および長期信頼性の観点から、酸化インジウムを含んだインジウム系酸化物が好ましく、中でも酸化インジウム錫（ＩＴＯ）を主成分とするものがより好ましく用いられる。ここで「主成分とする」とは、含有量が５０重量％より多いことを意味し、７０重量％以上が好ましく、９０％重量以上がより好ましい。透明電極層は、単層でもよく、複数の層からなる積層構造でもよい。

透明電極層には、ドーピング剤を添加することができる。例えば、透明電極層として酸化亜鉛が用いられる場合、ドーピング剤としては、アルミニウムやガリウム、ホウ素、ケイ素、炭素等が挙げられる。透明電極層として酸化インジウムが用いられる場合、ドーピング剤としては、亜鉛や錫、チタン、タングステン、モリブデン、ケイ素等が挙げられる。透明電極層として酸化錫が用いられる場合、ドーピング剤としては、フッ素等が挙げられる。

ドーピング剤は、光入射側透明電極層６ａおよび裏面側透明電極層６ｂの一方もしくは両方に添加することができる。特に、光入射側透明電極層６ａにドーピング剤を添加することが好ましい。光入射側透明電極層６ａにドーピング剤を添加することで、透明電極層自体が低抵抗化されるとともに、透明電極層６ａと受光面電極７との間での抵抗損を抑制することができる。

光入射側透明電極層６ａの膜厚は、透明性、導電性、および光反射低減の観点から、１０ｎｍ以上１４０ｎｍ以下であることが好ましい。透明電極層６ａの役割は、受光面電極７へのキャリアの輸送であり、そのために必要な導電性があればよく、膜厚は１０ｎｍ以上であることが好ましい。膜厚を１４０ｎｍ以下にすることにより、透明電極層６ａでの吸収ロスが小さく、透過率の低下に伴う光電変換効率の低下を抑制することができる。また、透明電極層６ａの膜厚が上記範囲内であれば、透明電極層内のキャリア濃度上昇も防ぐことができるため、赤外域の透過率低下に伴う光電変換効率の低下も抑制される。

透明電極層の製膜方法は、特に限定されないが、スパッタ法等の物理気相堆積法や、有機金属化合物と酸素または水との反応を利用した化学気相堆積（ＭＯＣＶＤ）法等が好ましい。いずれの製膜方法においても、熱やプラズマ放電によるエネルギーを利用することもできる。

透明電極層作製時の基板温度は、適宜設定される。例えば、シリコン系薄膜として非晶質シリコン系薄膜が用いられる場合、２００℃以下が好ましい。基板温度を２００℃以下とすることにより、非晶質シリコン層からの水素の脱離や、それに伴うシリコン原子へのダングリングボンドの発生を抑制でき、結果として変換効率を向上させることができる。

透明電極層６ａ上に、受光面電極７が形成される。受光面電極７の電極材料としては、特に限定されず、金、銀、銅、アルミなどを用いることが出来るが、電気導電率の点から、銀や銅を用いることが好ましい。受光面電極７は、インクジェット法、スクリーン印刷法、導線接着法、スプレー法、真空蒸着法、スパッタ法等の公知技術によって作製できるが、生産性の観点から銀ペーストを用いたスクリーン印刷法や、銅を用いたメッキ法等が好ましい。受光面電極は、受光面側に形成されるため、遮光損をより抑制できる観点から、櫛形状に形成することが好ましい。

裏面側透明電極層６ｂの上には、裏面電極８が形成される。前記裏面電極８としては、金属膜や導電性ペースト等を用いることができるが、低抵抗化の観点から、金属膜を用いることが好ましい。裏面電極は、単層でもよく、複数層でもよいが、コストや長期信頼性の観点から、複数層が好ましい。

裏面電極として複数層を有するものを用いる場合、例えば、前記裏面側透明電極層６ｂ側から順に第一導電層と第二導電層を有するものを用いることができる。この際、第一導電層としては、近赤外から赤外域の反射率が高く、また導電性や化学的安定性が高い材料を用いることが望ましい。このような材料としては、銀、金、アルミニウムなどが挙げられる。中でも、銀を用いることが特に好ましい。また第二導電層としては、コスト抑制の観点からアルミニウム、銅を用いることが好ましく、電気導電率の観点から銅を主成分とすることがより好ましい。

裏面電極として、例えば、銅を主成分とした第二導電層を用いる場合など、第二導電層の酸化や、封止材への拡散の抑制のため、第二導電層上にさらに導電性保護層を形成することが好ましい。中でも導電性保護層として、変性を抑制できる観点から銀が好ましく、より酸化されにくく、より低コストで作製できる観点から、チタンや錫、クロムなどを用いることがより好ましい。

本発明における裏面電極の膜厚は、低抵抗化の観点から、２００〜１２００ｎｍが好ましい。例えば、裏面電極として、第一導電層上に第二導電層を有するものを用いる場合、各層の材料等により膜厚を適宜設定すればよいが、例えば第一導電層／第二導電層として、Ａｇ／Ｃｕを用いる場合、第一導電層＝８〜１００ｎｍ、第二導電層＝２００〜１０００ｎｍなどを用いることができる。また導電性保護層をさらに有する場合、例えば１０〜１００ｎｍのものなどを用いることができる。

例えば、裏面電極として複数層を有するものを用いる場合（例えば、裏面電極として第一導電層と第二導電層を有する場合）、第二導電層が形成された領域に、第一導電層が形成されていれば、第一導電層を有さない部分があってもよく、例えば、グリッド状であっても良い。

本発明により、外部から太陽電池モジュール内への湿分の浸入を防止するだけなく、開放も行うことで、太陽電池モジュールの性能劣化を防止し、耐用年数を向上させることができる。

［太陽電池モジュール］
モジュール化に関し、太陽電池モジュールは、通常、太陽電池セル同士、もしくは太陽電池セルと外部回路を接続するための配線材を備える。この場合、太陽電池セルの受光面電極もしくは裏面電極に配線材を接続される。配線材の接続は、直列であっても良いし、並列であってもよい。

配線材と太陽電池セルの接続は、一般的に導電性微粒子を含有する樹脂製接着剤で接着する方法や、半田付けによる方法などが挙げられるが、受光面電極や裏面電極として金属を用いた場合、該金属との接合のしやすさや熱ダメージをより抑制する観点から、導電性微粒子を含有する樹脂製接着剤により接着されることが好ましい。

太陽電池セルと、樹脂製接着剤を介して配線材を互いに接続し太陽電池ストリングを作製し、次に、受光面側保護材上に、受光面側封止材、太陽電池ストリング、裏面側封止材及び裏面側保護材を順次積層して積層体とすることにより太陽電池モジュールを作製することができる。 次に、上記積層体を所定条件で加熱することにより、封止材を硬化させることが好ましい。そしてＡｌフレーム等を取り付けることで太陽電池モジュールを作製することが好ましい。

以上のようにして太陽電池モジュールを作製することができるが、上記に限定されるものではない。

（実施例１）
実施例1のヘテロ接合太陽電池モジュールを以下のように製造した。

一導電型単結晶シリコン基板として、入射面の面方位が（１００）で、厚みが２００μｍのｎ型単結晶シリコンウェハを用い、このシリコンウェハを２重量％のＨＦ水溶液に３分間浸漬し、表面の酸化シリコン膜が除去された後、超純水によるリンスを２回行った。このシリコン基板を、７０℃に保持された５／１５重量％のＫＯＨ／イソプロピルアルコール水溶液に１５分間浸漬し、ウェハの表面をエッチングすることでテクスチャを形成した。その後に超純水によるリンスが２回行った。原子間力顕微鏡（ＡＦＭ パシフィックナノテクノロジー社製）により、ウェハの表面観察を行ったところ、ウェハの表面はエッチングが最も進行しており、（１１１）面が露出したピラミッド型のテクスチャを形成した。

エッチング後のウェハがＣＶＤ装置へ導入され、その光入射側に、真性シリコン系薄膜２ａとしてｉ型非晶質シリコンを５ｎｍの膜厚で製膜した。ｉ型非晶質シリコンの製膜条件は、基板温度：１７０℃、圧力：１００Ｐａ、ＳｉＨ４／Ｈ２流量比：３／１０、投入パワー密度：０．０１１Ｗ／ｃｍ^２であった。なお、本実施例における薄膜の膜厚は、ガラス基板上に同条件にて製膜された薄膜の膜厚を、分光エリプソメトリー（商品名Ｍ２０００、ジェー・エー・ウーラム社製）にて測定することにより求められた製膜速度から算出された値である。

ｉ型非晶質シリコン層２ａ上に、逆導電型シリコン系薄膜３ａとしてｐ型非晶質シリコンを７ｎｍの膜厚で製膜した。ｐ型非晶質シリコン層３ａの製膜条件は、基板温度が１７０℃、圧力６０Ｐａ、ＳｉＨ４／Ｂ２Ｈ６流量比が１／３、投入パワー密度が０．０１Ｗ／ｃｍ^２であった。なお、上記でいうＢ２Ｈ６ガス流量は、Ｈ２によりＢ２Ｈ６濃度が５０００ｐｐｍまで希釈された希釈ガスの流量である。

次にウェハの裏面側に、真性シリコン系薄膜２ｂとしてｉ型非晶質シリコン層を６ｎｍの膜厚で製膜した。ｉ型非晶質シリコン層２ｂの製膜条件は、上記のｉ型非晶質シリコン層２ａの製膜条件と同様であった。ｉ型非晶質シリコン層２ｂ上に、一導電型シリコン系薄膜３ｂとしてｎ型非晶質シリコン層を４ｎｍの膜厚で製膜した。ｎ型非晶質シリコン層３ｂの製膜条件は、基板温度：１７０℃、圧力：６０Ｐａ、ＳｉＨ４／ＰＨ３流量比：１／２、投入パワー密度：０．０１Ｗ／ｃｍ^２であった。なお、上記でいうＰＨ３ガス流量は、Ｈ２によりＰＨ３濃度が５０００ｐｐｍまで希釈された希釈ガスの流量である。

この上に透明電極層６ａおよび６ｂとして、各々酸化インジウム錫（ＩＴＯ、屈折率：１．９）を１００ｎｍの膜厚で製膜した。ターゲットとして酸化インジウムを用い、基板温度：室温、圧力：０．２Ｐａのアルゴン雰囲気中で、０．５Ｗ／ｃｍ^２のパワー密度を印加して透明電極層の製膜を行った。以上のようにして、ヘテロ接合太陽電池の光電変換部を作製した。

上記光入射側透明電極層６ａ上には、スクリーン印刷法を用いてＡｇペーストにて受光面電極７を形成した。裏面側透明電極層６ｂ上には、裏面電極９を、スパッタ法で以下のように形成した。第一電極層として１００ｎｍの銀を、第二電極層として２５０ｎｍの銅を、導電性保護層として１０ｎｍのチタンを形成した。

なお、本発明における裏面電極の厚みは、ＳＥＭ（フィールドエミッション型走査型電子顕微鏡Ｓ４８００、日立ハイテクノロジーズ社製）を用いてヘテロ接合太陽電池の断面を観察することにより測定した。この際、裏面電極は、前記光電変換部の裏面側表面の全面に形成されていた。なお、裏面電極は、光学顕微鏡（オリンパス社製ＢＸ５１）により２０倍に拡大して、光電変換部の裏面側表面を観察することにより、求めた。

その後、レーザ加工装置に移動させて、レーザ光によって結晶シリコン基板の光入射側の外周部の全周にわたって溝を形成した。溝の位置は結晶シリコン基板端から０．５ｍｍとした。レーザ光としては、ＹＡＧレーザの第三高調波（波長３５５ｎｍ）を用い、溝の深さは結晶シリコン基板の厚みの３分の１程度とした。続いて溝に沿って折り曲げ破断し、結晶シリコン基板外周部を除去することで絶縁処理工程とした。その後、１９０度で１時間アニール処理を行った。

以上のようにして、結晶シリコン系太陽電池を作製した。ＡＭ１．５のスペクトル分布を有するソーラーシミュレータを用いて、２５℃の下で擬似太陽光を１００ｍＷ／ｃｍ^２のエネルギー密度で照射して太陽電池特性の測定を行った。

受光面電極、裏面電極上に、各々、導電性接着剤を介して、配線材を配置し、温度１８０℃、１５秒間、２ＭＰａの圧力を加え、接続し、太陽電池ストリングを作製した。導電性接着剤として、エポキシ樹脂を主成分とした樹脂中に、平均粒子径約１０μｍφのＮｉを１０質量％含有したフィルム上樹脂を選択した。

以上の様にして、配線材を接続した太陽電池ストリングを用い、太陽電池モジュールを作製した。受光面側保護材として白板ガラスを、受光面側封止材としてＬＤＰＥを、裏面側封止材としてＥＶＡを、裏面側保護材として３０μｍの厚みを有するＰＥＴ（Ｐｏｌｙ Ｅｔｈｙｌｅｎｅ Ｔｅｒｅｐｈｔａｌａｔｅ）の単層フィルムを用い、白板ガラス、ＬＤＰＥ、太陽電池ストリング、ＥＶＡ、ＰＥＴの順に積層させ、加熱しながら加圧することで、一体化させた。大気圧での加熱圧着を５分間行い、続いて、１５０℃にて６０分間保持して、ＥＶＡ樹脂を架橋させた。裏面側保護層として用いたＰＥＴの水蒸気透過量は、１．８ｇ／ｍ^２／ｄａｙ（４０℃，９０％）であった。

なお、ＬＤＰＥ、ＥＶＡの水蒸気透過量をＪＩＳ Ｋ ７１２９（プラスチックフィルムおよびシートの水蒸気透過量試験方法（機器測定法））に基づいて測定した。この水蒸気透過量の測定は、図４に示すような測定装置を用いて行った。測定装置にサンプルをセットするとともに、サンプルの下方に水を設置した。そして、サンプルの下側の雰囲気を温度：４０℃、湿度：１００％とするとともに、サンプルの上側の雰囲気を温度：４０℃、湿度：１０％（測定開始時の初期湿度）とした。この状態を保持することにより、サンプルに水蒸気を透過させた。そして、サンプルの上側における湿度の変化速度を湿度センサにより測定した。そして、測定した湿度の変化速度を、予め水蒸気透過量の知られている標準試験片を用いた場合の湿度の変化速度と比較することにより、サンプルの水蒸気透過量を測定した。このようにして測定した実施例１によるＬＤＰＥの水蒸気透過量は、２．０ｇ／ｍ^２／ｄａｙ（４０℃，９０％）、ＥＶＡの水蒸気透過量は、１５．０ｇ／ｍ^２／ｄａｙ（４０℃，９０％）であった。

(実施例２)
裏面側封止材として酸化チタンを含有させた白色ＥＶＡを用いた点を除いて、実施例１と同様にして太陽電池モジュールを作製した。白色ＥＶＡの水蒸気透過量は、１２．０ｇ／ｍ^２／ｄａｙ（４０℃，９０％）であった。

(実施例３)
表面側封止材として、水蒸気透過量が２．５ｇ／ｍ^２／ｄａｙ（４０℃，９０％）であるＬＬＤＰＥを用いた点を除いて、実施例１と同様にして太陽電池モジュールを作製した。

(実施例４)
裏面電極として、３００ｎｍの銀を全面製膜した点を除いて、実施例１と同様にして太陽電池モジュールを作製した。

(実施例５)
裏面電極としてＡｇペーストを用い、光電変換部の裏面側表面の５０％を覆うように裏面電極が形成された点を除いて、実施例１と同様にして太陽電池モジュールを作製した。

(比較例１)
受光面側封止材としてＥＶＡを、裏面側保護材としてＡｌ箔を含んだシート(ＰＥＴ２０μｍ/ＡＬ３０μｍ/ＰＥＴ５０μｍの三層構造)が用いられた点を除いて、実施例１と同様にして太陽電池モジュールを作製した。Ａｌ箔の水蒸気透過量は０．１ｇ／ｍ^２／ｄａｙ未満（４０℃，９０％）であった。

(比較例２)
受光面側封止材としてＥＶＡを用いた点を除いて、実施例１と同様にして太陽電池モジュールを作製した。

(比較例３)
裏面電極として、受光面電極と同様のＡｇペーストを用い、受光面電極と同じパターンで裏面電極が形成された点を除いて、実施例１と同様にして太陽電池モジュールを作製した。受光面電極及び裏面電極は、光電変換部の受光面側及び裏面側の各々の表面の８％を覆うように形成されていた。

(比較例４)
裏面電極としてＡｇペーストを用い、光電変換部の裏面側表面の２５％を覆うように裏面電極が形成されてた点を除いて、実施例１と同様にして太陽電池モジュールを作製した。

(比較例５)
受光面側封止材としてＥＶＡを用い、裏面電極として、受光面電極と同様のＡｇペーストを用い、受光面電極と同じパターンで裏面電極が形成された点を除いて、実施例１と同様にして太陽電池モジュールを作製した。受光面電極及び裏面電極は、光電変換部の受光面側及び裏面側の各々の表面の８％を覆うように形成されていた。

(比較例６)
受光面側封止材としてＥＶＡを、裏面側保護材としてＡｌ箔を含んだシート(ＰＥＴ２０μｍ/ＡＬ３０μｍ/ＰＥＴ５０μｍの三層構造)が用い、裏面電極としてＡｇペーストを用い、光電変換部の裏面側表面の８％を覆うように裏面電極が形成された点を除いて、実施例１と同様にして太陽電池モジュールを作製した。

(比較例７)
裏面側保護材として、Ａｌ箔を含んだシート(ＰＥＴ２０μｍ/ＡＬ３０μｍ/ＰＥＴ５０μｍの三層構造)を用いた点を除いて、実施例５と同様にして太陽電池モジュールを作製した。

(比較例８)
裏面側保護材として、Ａｌ箔を含んだシート(ＰＥＴ２０μｍ/ＡＬ３０μｍ/ＰＥＴ５０μｍの三層構造)を用いた点を除いて、実施例３と同様にして太陽電池モジュールを作製した。

(耐湿性試験)
次に、実施例、比較例および参考例による太陽電池モジュールについて、耐湿性試験を行った。耐湿性試験は、ＩＥＣ６１２１５に記載されている内容に準じて行った。太陽電池モジュールの初期出力を測定した後、太陽電池モジュールを温度８５℃、湿度８５％以上の恒温恒室槽中に１０００時間保持した。試験後、太陽電池モジュールの出力を再び測定し、太陽電池モジュールの初期出力に対する１０００時間の保持後の出力の割合（％）（以下、耐湿性試験の保持率という）を求めた。求めた初期出力比に基づいて、太陽電池モジュールの耐湿性を評価した。なお、ＩＥＣ６１２１５では、耐湿性試験後の保持率は９５．０％以上が合格基準として規定されている。本発明では、より長期で厳しい条件での耐湿性を評価するために２０００時間まで保持し、太陽電池モジュールの保持率を求め、９６．０％以上を合格とした。

上記の結果をまとめたものを表１に示す。

比較例３、比較例４、実施例５、実施例１を比較すると、光電変換部の裏面側表面を覆う裏面電極層の面積が増加するにつれて、保持率は向上した。これは、太陽電池セルの裏面電極層により、太陽電池モジュールの端部（側面）や裏面側から浸入した湿分が、太陽電池セルに浸入することを防止できたためと考えられる。特に、実施例５や実施例１では、より厳しい条件である２０００時間後の保持率も高くなった。

比較例５と比較例３、また比較例２と実施例１を各々比較すると、受光面側封止材としてＥＶＡを用いた比較例５、２に対し、水蒸気透過量の低いＬＤＰＥを用いた比較例３、実施例１では、保持率が向上した。これは、モジュールの端部から浸入した湿分が、受光面側から太陽電池セルに浸入するのを防止できたためと考えられる。一般的に、太陽電池セルは、光入射面積を増加させるために、受光面側はパターン化する必要がある。従って、本発明のように、受光面側封止材として、水蒸気透過量が低い材料を用いることにより、受光面側からのセルへの湿分浸入を防止することができる。

また比較例５と６、比較例２と１、比較例７と実施例５、また比較例８と実施例３を各々比較する。裏面ＰＥＴ（水蒸気透過量１．８ｇ／ｍ^２／ｄａｙ（４０℃，９０％））を用いた比較例５と２に対し、裏面Ａｌ箔（水蒸気透過量０．１ｇ／ｍ^２／ｄａｙ未満（４０℃，９０％））を用いた比較例６と１では保持率が高くなった。一方、比較例７と実施例５、また比較例８と実施例３では、裏面側保護材としてＡｌ箔を用いた比較例７と８に比べて、水蒸気透過量がより低いＰＥＴを用いた実施例５と３の方が、各々２０００時間後の保持率が９６．０％以上と高くなった。

裏面側において、裏面側保護材としてＰＥＴを用いた比較例５、２また実施例３、５のうち、裏面電極層を５０％以上に形成した比較例２と実施例３、５では、該裏面電極層により、裏面側から浸入した湿分を防止できたと考えられる。一方、裏面電極層として８％が覆われる比較例５では、裏面側から浸入する湿分がセルに浸入してしまうため、裏面側からの湿分の浸入をより防止できるＡｌ箔を用いた比較例６の方が特性が高くなったと考えられる。また比較例では、受光面側封止材としてＥＶＡを用いており、モジュールの端部から浸入した湿分が、受光面側からセルに浸入し、該影響が大きかったと考えられる。

一方、比較例７と実施例５、また比較例８と実施例３では、モジュール端部からの湿分のうち、受光面側は水蒸気透過量が低いＬＤＰＥにより防止され、裏面側からの湿分は、太陽電池セルの裏面電極層により防止されるため、モジュール端部からの裏面側への影響が相対的に大きくなったと考えられる。具体的には、Ａｌ箔を用いた比較例７、８では、側面からの湿分が、裏面側から開放されずにモジュール内に溜まったのに対し、ＰＥＴを用いた実施例５、３では、側面からの湿分が外部に開放されたと考えられる。

また実施例１と３を比較すると、受光面側封止材の水蒸気透過量が高い実施例１の方が、実施例３より保持率が高くなった。同様に、実施例１と２を各々比較すると、裏面側封止材の水蒸気透過量が高い実施例２の方が、実施例１より保持率が高くなった。また実施例４と１を比較すると、１０００時間後と２０００時間後の保持率がいずれも同程度となった。

従って、封止材の材料を適宜変更させることにより、さらに長期の耐湿性が見込め、太陽電池モジュールの性能劣化を防止し、耐用年数を向上させることができると考えられる。

以上のように、本発明の太陽電池モジュールを用いることにより、外部からの湿分を防止しつつ開放もできるため、通常より厳しい条件下における保持率の低下を抑制できるため、長期信頼性の高い太陽電池モジュールを作製できると考えられる。

１．一導電型単結晶シリコン基板
２．真性シリコン系薄膜
３．導電型シリコン系薄膜
６．透明電極層
７．受光面電極
８．裏面電極
１００．太陽電池モジュール
１０１． 太陽電池セル
５０．光電変換部
２００． 受光面側保護材
２０１．受光面側封止材
２０２．裏面側封止材
２０３．裏面側保護材
２０４． 配線材

Claims (6)

1. 太陽電池セルと、前記太陽電池セルの受光面側に受光面側封止材と受光面側保護材をこの順に有し、前記太陽電池セルの裏面側に裏面側封止材と裏面側保護材をこの順に有する太陽電池モジュールであって、
   前記太陽電池セルは、光電変換部と、前記光電変換部の受光面側に受光面電極と、前記光電変換部の裏面側に裏面電極と、を備え、
   前記裏面電極は、前記光電変換部の裏面側表面の４０％以上に形成されており、
   前記受光面側封止材と裏面側封止材の水蒸気透過量を各々Ｗ１およびＷ２としたとき、Ｗ１＜Ｗ２を満たし、
   前記裏面側保護材は、水蒸気透過量が、０．１［ｇ／ｍ^２／ｄａｙ］以上１５．０［ｇ／ｍ^２／ｄａｙ］以下を満たす太陽電池モジュール。
2. 前記裏面電極は、前記光電変換部の裏面側表面の９０％以上に形成されている、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
3. 前記裏面電極は、金属膜により形成されている、請求項１または２に記載の太陽電池モジュール。
4. 前記受光面側封止材と前記裏面側封止材の４０℃、９０％ＲＨにおける水蒸気透過量は、Ｗ１≦３．０[ｇ／ｍ^２／ｄａｙ]、Ｗ２≦３０．０［ｇ／ｍ^２／ｄａｙ］を満たす、請求項１〜３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
5. 前記裏面側保護材が、ポリフッ化ビニリデン(ＰＶＤＦ)、エチレン・四フッ化エチレン共重合体(ＥＴＦＥ)、ポリエチレンテレフタレート(ＰＥＴ)、ポリフッ化ビニル(ＰＶＦ) から選ばれる少なくとも1種類以上の材料を主成分とする、請求項１〜４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
6. 前記裏面電極は、前記光電変換部側から、第一導電層と第二導電層をこの順に有し、前記第二導電層が銅である、請求項１〜５のいずれか1項記載の太陽電池モジュール。