JP2018201052A - 太陽電池モジュール - Google Patents

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Abstract

【課題】太陽電池モジュールにおいて、キャリアの再結合を抑制して、出力特性の低下を抑制することである。【解決手段】太陽電池セル１６は、ｎ型単結晶シリコン基板２２と、ｎ型単結晶シリコン基板２２の第１主面上に配置されるｎ型非晶質シリコン層２６と、ｎ型非晶質シリコン層２６上に配置される受光面電極２８と、ｎ型単結晶シリコン基板２２の第２主面上に配置されるｐ型非晶質シリコン層３２と、ｐ型非晶質シリコン層３２上に配置される裏面電極３４と、を備える。ｎ型単結晶シリコン基板２２は、７〜１３Ωｃｍの範囲の抵抗率を有する。また、ｎ型単結晶シリコン基板２２とｎ型非晶質シリコン層２６との間にｉ型非晶質シリコン層２４が設けられる。【選択図】図２

Description

本開示は、太陽電池モジュールに関する。
太陽電池セルは、ｐｎ接合が形成された半導体基板を有し、入射光によって半導体基板内に生成されるキャリアをｐｎ接合によって正孔と電子に分離して光起電力を出力するデバイスである。半導体基板の表面及び内部には、再結合中心が存在する。これによって、入射光によって生成されるキャリアが再結合して消滅し、太陽電池セルの出力特性が低下する。
特許文献１には、ｎ型単結晶シリコン基板と、ｎ型単結晶シリコン基板と受光面電極の間にｉ型非晶質シリコン層（ｉ型ａ−Ｓi層）およびｎ型非晶質シリコン層（ｎ型ａ−Ｓi層）をこの順に設け、ｎ型単結晶シリコン基板と裏面電極の間にｉ型非晶質シリコン層（ｉ型ａ−Ｓi層）およびｐ型非晶質シリコン層（ｐ型ａ−Ｓi層）をこの順に設ける光起電力素子について、ｐ型ａ−Ｓi層を裏面側に設けた場合、ｐ型ａ−Ｓi層を厚くした場合でも受光量が制限されないことにより、光起電力素子の出力特性が向上すると述べている。また、裏面側p型a−Si層に接するi型a−Si層の厚さを厚くすることで、結晶基板の表面準位によるキャリア再結合を防止できることが示されている。
特開２００６−２３７４５２号公報
太陽電池モジュールにおいて、キャリアの再結合による出力特性の低下を抑制することが要望される。
本開示に係る太陽電池モジュールは、複数の配線材によって電気的に直列に接続された複数の太陽電池セルを備える太陽電池モジュールであって、複数の太陽電池セルのそれぞれは、ｎ型結晶半導体基板と、ｎ型結晶半導体基板の第１主面上に配置されるｎ型非晶質半導体層と、ｎ型非晶質半導体層上に配置される受光面電極と、ｎ型結晶半導体基板の第２主面上に配置されるｐ型非晶質半導体層と、ｐ型非晶質半導体層上に配置される裏面電極と、を備え、ｎ型結晶半導体基板とｎ型非晶質半導体層との間にｉ型非晶質半導体層が設けられ、ｎ型結晶半導体基板は、７〜１３Ωｃｍの範囲の抵抗率を有する。
本開示に係る太陽電池モジュールは、太陽電池モジュールであって、太陽電池モジュールに含まれる全ての太陽電池セルは、ｎ型結晶半導体基板と、ｎ型結晶半導体基板の第１主面上に配置されるｎ型非晶質半導体層と、ｎ型非晶質半導体層上に配置される受光面電極と、ｎ型結晶半導体基板の第２主面上に配置されるｐ型非晶質半導体層と、ｐ型非晶質半導体層上に配置される裏面電極と、を備え、ｎ型結晶半導体基板とｎ型非晶質半導体層との間にｉ型非晶質半導体層が設けられ、ｎ型結晶半導体基板は、７〜１３Ωｃｍの範囲の抵抗率を有する。
結晶半導体基板においては、抵抗率が高いほど結晶内部の不純物準位によるキャリアの再結合が少なくなるとされる。実験によれば、短絡電流値は、ｎ型結晶半導体基板の抵抗率が３．５Ωｃｍ未満でばらつくが、抵抗率を７Ωｃｍ以上とすると、ばらつきは、ほぼなくなる。
上記構成によれば、ｎ型結晶半導体基板は７〜１３Ωｃｍの範囲の抵抗率を有するので、太陽電池セルにおける出力特性のばらつきを少なくできることから、太陽電池モジュールにおいて、出力特性の低下を抑制することができる。
本発明に係る実施の形態の太陽電池モジュールの構成図である。 本発明に係る実施の形態の太陽電池モジュールにおける太陽電池セルの断面図である。 図１のＡ部における断面図である。図３（ａ）は全体図、（ｂ）は部分拡大図である。 本発明に係る実施の形態の太陽電池モジュールにおける太陽電池セルにおけるキャリアの再結合を示す模式図である。 本発明に係る実施の形態の太陽電池モジュールにおける太陽電池セルにおいて、規格化された短絡電流値ＩSCとｎ型単結晶シリコン基板の抵抗率との関係を示す図である。 本発明に係る実施の形態の太陽電池モジュールにおける太陽電池セルにおいて、規格化された開放電圧値ＶOCとｎ型単結晶シリコン基板の抵抗率との関係を示す図である。 図６と図７を用いて、規格化された（短絡電流値ＩSC×開放電圧値ＶOC）とｎ型単結晶シリコン基板の抵抗率との関係を示す図である。
以下に図面を用いて、本発明の実施の形態を詳細に説明する。以下で述べる材質、厚さ、寸法、太陽電池セルの数、セル間配線材の数、太陽電池ストリングの数等は説明のための例示であって、太陽電池セル、太陽電池モジュールの仕様に応じ、適宜変更が可能である。以下では、全ての図面において対応する要素には同一の符号を付し、重複する説明を省略する。
図１は、太陽電池モジュール１０の構成を示す平面図である。太陽電池モジュール１０は、積層体１４と積層体１４の端部を保持するフレーム１２とを含んで構成される。積層体１４は、複数の太陽電池セル１６を直列接続した太陽電池ストリング群を受光面側の充填部材と保護部材、裏面側の充填部材と保護部材で挟んで積層したものである。太陽電池ストリング群は、複数の太陽電池ストリングを接続配線材２０ａ〜２０ｇによって互いに直列接続したものであり、太陽電池ストリングは、複数の太陽電池セル１６をセル間配線材によって直列接続したものである。ここで、セル間配線材１８の延びる方向がＸ方向で、接続配線材２０ａ〜２０ｇの延びる方向がＹ方向である。図１から図３において、Ｘ方向、Ｙ方向を示した。
図１の例では、Ｘ方向に沿って１２個の太陽電池セル１６をセル間配線材１８で互いに直列に接続して１つの太陽電池ストリングを形成する。そして太陽電池ストリングをＹ方向に沿って６個並べ、この６個の太陽電池ストリングを接続配線材２０ａ〜２０ｇで互いに直列に接続して太陽電池ストリング群を形成する。太陽電池ストリング群は、７２個（１２×６）の太陽電池セル１６を直列に接続したものである。
太陽電池セル１６は、太陽光を受光することでキャリアを生成する光電変換部と、生成したキャリアを収集する電極を有する。光電変換部は、単結晶シリコン（ｃ−Ｓi）、ガリウム砒素（ＧａＡｓ）、インジウム燐（ＩｎＰ）等の結晶半導体基板と、結晶半導体基板上に形成された非晶質半導体層とを有する。非晶質半導体層は、結晶化されていないアモルファス半導体層である。以下では、結晶半導体基板として、ｎ型単結晶シリコン基板を用い、非晶質半導体層として、非晶質シリコン層を用いる。電極は、非晶質シリコン層上に配置される透明導電層を含んで構成される。透明導電層は、酸化インジウム（Ｉｎ2Ｏ3）や酸化亜鉛（ＺｎＯ）等の金属酸化膜に、錫（Ｓｎ）やアンチモン（Ｓｂ）をドープした透明導電性酸化物を用いる。
図２は、太陽電池セル１６の断面図である。太陽電池セル１６は、ｎ型単結晶シリコン基板２２（ｎ型ｃ−Ｓi層）を有する。ｎ型単結晶シリコン基板２２の厚さは、約５０〜３００μｍである。一例を示すと、約１５０μｍの厚さのｎ型単結晶シリコン基板２２が用いられる。
ｎ型単結晶シリコン基板２２は、単結晶シリコン基板にｎ型ドーパントであるリン（Ｐ）を所定の濃度で含有する。ｎ型単結晶シリコン基板の抵抗率は、例えば、米国工業規格ＡＳＴＭ７２３−９９等により、ドーパントであるリン（Ｐ）の濃度との関係を１：１に対応付けることができる。抵抗率で示せば、ｎ型単結晶シリコン基板２２は、３．５〜１３Ωｃｍの範囲のものを用いる。抵抗率が３．５〜１３Ωｃｍの範囲は、リン（Ｐ）濃度で約３．４×１０14／ｃｍ3〜約１．３×１０15／ｃｍ3に相当する。抵抗率は、好ましくは５〜１３Ωｃｍの範囲のｎ型単結晶シリコン基板２２を用いることがよい。抵抗率が５Ωｃｍは、リン（Ｐ）濃度で、９×１０14／ｃｍ3に相当する。また、ｎ型単結晶シリコン基板２２は、酸素ドナーの影響で抵抗率がばらつくことを抑制するため、約６００℃以上のドナーキルアニール処理が行われた基板を用いる。この場合、電子放出に寄与する酸素濃度は、全格子間酸素の０．１％以下である。その詳細は、図５〜図７を用いて後述する。
図２に示すように、太陽電池セル１６には、ｎ型単結晶シリコン基板２２の受光面側と裏面側のそれぞれに非晶質シリコン層が形成される。すなわち、ｎ型単結晶シリコン基板２２の受光面である第１主面側には、ｎ型非晶質シリコン層２６と、ｎ型非晶質シリコン層２６上に配置された受光面電極２８とが積層される。ｎ型単結晶シリコン基板２２とｎ型非晶質シリコン層２６との間には、ｉ型非晶質シリコン層２４が配置されることが好ましい。また、ｎ型単結晶シリコン基板２２の裏面である第２主面側には、ｐ型非晶質シリコン層３２と、ｐ型非晶質シリコン層３２上に配置された裏面電極３４が積層される。ｎ型単結晶シリコン基板２２とｐ型非晶質シリコン層３２との間には、ｉ型非晶質シリコン層３０が配置されることが好ましい。また、ｎ型単結晶シリコン基板２２の表面には図示しないテクスチャが形成されることが好ましく、ｎ型単結晶シリコン基板２２の表面の凹凸により入射光の利用効率を高めることができる。
受光面電極２８と裏面電極３４の構成について、図２と図３を用いて説明する。図３は、セル間配線材１８の配置を説明する図で、図３（ａ）は全体図で、部分拡大図である（ｂ）に受光面電極２８と裏面電極３４の詳細構成を示した。
受光面電極２８は、ｎ型非晶質シリコン層２６の上に形成される透明導電層２８ａと、透明導電層２８ａの上に形成される受光面集電材２８ｂ，２８ｃで構成される。受光面集電材２８ｂは、セル間配線材１８に接続されるバスバー電極で、受光面集電材２８ｃは、バスバー電極に直交して延び、バスバー電極よりも細い電極幅を有するフィンガ電極である。同様に、裏面電極３４は、ｐ型非晶質シリコン層３２の上に形成される透明導電層３４ａと、透明導電層３４ａの上に形成される裏面集電材３４ｂ，３４ｃで構成される。裏面集電材３４ｂは、セル間配線材１８に接続されるバスバー電極で、裏面集電材３４ｃは、バスバー電極に直交して延び、バスバー電極よりも細い電極幅を有するフィンガ電極である。
受光面側は光が入射するので、ｎ型非晶質シリコン層２６を受光面集電材２８ｂ，２８ｃが覆う面積を少なくしたい。したがって、受光面側のフィンガ電極の間隔を広くとる。裏面側は光が入射する側ではないので、そのような制約がなく、裏面側のフィンガ電極の間隔は狭くてもよく、裏面側のおよそ全面を覆うように裏面集電材３４ｂ，３４ｃを形成してもよい。かかる受光面集電材２８ｂ，２８ｃ、裏面集電材３４ｂ，３４ｃは、導電ペースト等を用いて所定のパターンに印刷することで得られる。
非晶質シリコン層の厚さは、ｎ型単結晶シリコン基板２２の表面準位を消失させる程度の厚さであることを要する。一例を上げると、ｎ型非晶質シリコン層２６の厚さは、約３〜約１０ｎｍ、ｐ型非晶質シリコン層３２の厚さは、約５ｎｍ〜約３０ｎｍ、ｉ型非晶質シリコン層２４，３０の厚さは、約３ｎｍ〜約８０ｎｍを用いることができる。
抵抗率が３．５〜１３Ωｃｍの範囲のｎ型単結晶シリコン基板２２を用いる場合、ｎ型単結晶シリコン基板２２の平面方向(図１のＸ−Ｙ平面の方向)にキャリアを容易に移動させるためには、透明導電層２８ａ、３４ａを設けることが好ましく、ｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗も含めた透明導電層２８ａ、３４ａのシート抵抗は５０〜９０Ωｃｍとすることが好ましい。このとき、テクスチャが形成されたｎ型単結晶シリコン基板２２上での透明導電層２８ａ、３４ａの厚みは、５５ｎｍ〜８５ｎｍとなる。
更に、受光面集電材２８ｃのピッチは１．５ｍｍ〜２．５ｍｍであることが好ましい。また、裏面集電材がバスバー電極とフィンガ電極とを備える構成の場合、裏面集電材３４ｃのピッチは０．１〜２．５ｍｍであることが好ましい。その際、受光面集電材２８ｃ、裏面集電材３４ｃは、長さ１ｍｍあたりの抵抗が２５〜１００ｍΩであることが好ましい。これによって、キャリアの損失を更に低減させることができ、短絡電流値ＩSCのばらつきを抑制することができる。
なお、太陽電池セル１６の構造としてはこれに限定されず、例えば、ｉ型非晶質シリコン層２４，３０を場合によって省略してもよい。また、裏面電極３４は、受光面電極２８よりも大面積に形成してもよい。
セル間配線材１８は、受光面電極２８と裏面電極３４にそれぞれ配置され、隣接する太陽電池セル１６をＸ方向に沿って互いに直列に接続する導電体である。セル間配線材１８を用いて隣接する太陽電池セル１６を互いに直列に接続する方法について、図３を用いて説明する。図３は、図１のＡ部の２つの太陽電池セル１６についてのＸ方向に沿った断面図である。
セル間配線材１８は、２種類の配線材で構成される。太陽電池ストリングを構成してＸ方向に配列される１２個の太陽電池セル１６のうち、隣接する第１の太陽電池セル、第２の太陽電池セル及び第３の太陽電池セルの連続する場合について説明すると、２種類の配線材のうちの１種類は第２の太陽電池セルの受光面電極と、第１の太陽電池セルの裏面電極とを接続する。もう１種類は、第２の太陽電池セルの裏面電極と、第３の太陽電池セルの受光面電極とを接続する。これを繰り返して、１２個の太陽電池セル１６が直列に接続された太陽電池ストリングが形成される。１つの太陽電池セル１６は、受光面電極に接続されるセル間配線材１８と、裏面電極に接続されるセル間配線材１８の２つに挟まれる。
図３において、Ｘ方向に沿って左側に示す太陽電池セル１６が上記の第１の太陽電池セル１６で、右側に示す太陽電池セル１６が上記の第２の太陽電池セル１６である。上記の第３の太陽電池セル１６は図示を省略したが、第２の太陽電池セル１６の右側に配置される。３本のセル間配線材１８が、太陽電池セル１６の受光面、裏面にそれぞれ接続される。
セル間配線材１８は、銅等の金属導電性材料で構成される薄板が用いられる。薄板に代えて撚り線状のものを用いることもできる。導電性材料としては、銅の他に、銀、アルミニウム、ニッケル、錫、金、あるいはこれらの合金を用いることができる。
セル間配線材１８と太陽電池セル１６の受光面電極２８、裏面電極３４との間の接続には半田または接着剤が用いられる。接着剤としては、アクリル系、柔軟性の高いポリウレタン系、あるいはエポキシ系等の熱硬化性樹脂接着剤を用いることができる。接着剤には、導電性粒子が含まれる。導電性粒子としては、ニッケル、銀、金コート付ニッケル、錫メッキ付銅等を用いることができる。接着剤として、絶縁性の樹脂接着剤を用いることもできる。例えば、太陽電池セル１６の受光面の場合、セル間配線材１８と受光面電極２８とが直接接触する領域を形成し、電気的接続を取るようにする。
図１に戻り、接続配線材２０ａ〜２０ｇは、セル間配線材１８によって形成された６個の太陽電池ストリングについて、互いに隣接する太陽電池ストリングの間を接続する。接続配線材２０ａ〜２０ｇの材料としては、セル間配線材１８で述べた材料のいずれかを用いることができる。接続配線材２０ａ〜２０ｇは、６個の太陽電池ストリングの配置領域の外側で、Ｘ方向の両端側にそれぞれ配置される。
図1の例では、接続配線材２０ａ−（Ｙ方向に沿って最も上側に配置される太陽電池ストリング）−接続配線材２０ｂ−（上側から数えて２番目に配置される太陽電池ストリング）−接続配線材２０ｃ−（上側から数えて３番目に配置される太陽電池ストリング）−接続配線材２０ｄ−（上側から数えて４番目に配置される太陽電池ストリング）−接続配線材２０ｅ−（上側から数えて５番目に配置される太陽電池ストリング）−接続配線材２０ｆ−（上側から数えて６番目でありＹ方向に沿って最も下側に配置される太陽電池ストリング）−接続配線材２０ｇの順に６個の太陽電池ストリングが直列に接続されて合計７２個の太陽電池セル１６が直列に接続された太陽電池ストリング群が形成される。
積層体１４は、受光面側の第１保護部材４０、受光面側の第１充填部材４２、太陽電池ストリング群、裏面側の第２充填部材４４、裏面側の第２保護部材４６がこの順で積層されて形成される。図３を用いて、積層体１４の要素について説明する。図３には、太陽電池ストリング群の一部として２つの太陽電池セル１６が示される。
第１保護部材４０は、太陽電池モジュール１０における受光面側の保護部材で、光を太陽電池セル１６に入射するために、透明な部材で構成される。透明な部材としては、ガラス基板、樹脂基板、樹脂フィルム等があるが、耐火性、耐久性等を考慮して、ガラス基板を用いることが好ましい。ガラス基板の厚さは、約１〜６ｍｍ程度とすることができる。
第１充填部材４２は、太陽電池ストリング群と第１保護部材４０との隙間を埋めて、太陽電池ストリング群を封止する。かかる第１充填部材４２としては、ポリエチレン系のオレフィン樹脂やエチレンビニルアセテート（ＥＶＡ）等の透明充填材が用いられる。ＥＶＡ以外には、ＥＥＡ、ＰＶＢ、シリコーン系樹脂、ウレタン系樹脂、アクリル系樹脂、エポキシ系樹脂等を用いることもできる。
第２充填部材４４は、太陽電池ストリング群と第１保護部材４０との隙間を埋めて、太陽電池ストリング群を封止する。第２充填部材４４は、第１充填部材４２と同様に透明充填材を用いることができる。その場合には、第１充填部材４２と同じ材質の樹脂等を用いることができる。太陽電池モジュール１０の仕様によっては、有色充填材を用いてもよい。有色充填材としては、上記の無色透明性を有する充填材に、白色に着色するための添加材として、酸化チタンや酸化亜鉛等の無機顔料が添加されたものを用いることができる。
第２保護部材４６は、第２充填部材４４を通ってきた光を外部に出さないように、不透明な板体やフィルムを用いることができる。例えば、アルミ箔を内部に有する樹脂フィルム等の積層フィルムを用いることができる。太陽電池モジュール１０の仕様によっては、第２保護部材４６を透明なシートとして、第２充填部材４４を通ってきた光を裏面側の外部へ透過させることも可能である。
太陽電池モジュール１０の出力両端子は、接続配線材２０ａと接続配線材２０ｇである。太陽電池モジュール１０の受光面に光を入射して、太陽電池モジュール１０の出力両端子を開放したときの出力両端子間の電圧値が太陽電池モジュール１０の開放電圧値ＶOCであり、太陽電池モジュール１０の出力両端子を短絡したときの出力両端子間から出力される電流値が太陽電池モジュール１０の短絡電流値ＩSCである。
太陽電池セル１６は、各々の出力特性に多少なりともばらつきがある。太陽電池モジュール１０は、太陽電池セル１６を７２個直列に接続して構成される。太陽電池モジュール１０の開放電圧値ＶOCは、７２個の太陽電池セル１６のそれぞれの開放電圧値の総和になるので、出力特性のばらつきによる出力低下はない。一方、太陽電池モジュール１０の短絡電流値ＩSCは、短絡電流値ＩSCの最も小さい太陽電池セル１６の短絡電流値ＩSCに制限されるので、太陽電池セル１６の短絡電流値ＩSCのばらつきにより、太陽電池モジュール１０の短絡電流値ＩSCおよび出力電力値（Ｐｍａｘ）が低下する恐れがある。
短絡電流値ＩSCは、キャリアの再結合が多いと小さな値になる。太陽電池セル１６で発生したキャリアは、ｎ型単結晶シリコン基板２２の表面および基板内部で再結合する。特許文献１に述べられているように、ｎ型単結晶シリコン基板２２を用いる太陽電池セル１６において、ｎ型単結晶シリコン基板２２と受光面電極２８の間と、ｎ型単結晶シリコン基板２２と裏面電極３４の間とに、非晶質シリコン層を設けることで、ｎ型単結晶シリコン基板２２の表面における表面準位によるキャリアの再結合を防止できる。また、ｎ型単結晶シリコン基板２２の内部では、不純物準位等の低減により再結合を防止できる。
ｎ型単結晶シリコン基板２２の結晶内部の不純物準位５０は、鉄（Ｆｅ）、銅（Ｃｕ）、ニッケル（Ｎｉ）等がｎ型単結晶シリコン基板２２の結晶内部に存在することで、これらがキャリアである電子や正孔の再結合中心となる。図４に示すように、太陽電池セル１６の受光面側に入射する入射光５２によって、ｎ型単結晶シリコン基板２２の受光面側界面近くに生成されるキャリアが生成される。
キャリアである電子５４と正孔５６はｎ型単結晶シリコン基板２２の受光面側界面近くに生成され、電子５４は受光面電極２８へ向かって移動し、正孔５６は裏面電極３４へ向かって移動する。
ｎ型単結晶シリコン基板２２の多数キャリアは電子であるため、電子５４は受光面電極２８によって容易に収集できる。
ｎ型単結晶シリコン基板２２で発生した正孔５６は少数キャリアであるため、電子５４のように容易には収集できない。具体的には、ｎ型単結晶シリコン基板２２の受光面側界面近くに生成された正孔５６は、ｎ型単結晶シリコン基板２２の厚さの距離を移動しなければならない。つまり、正孔５６は、ｎ型単結晶シリコン基板２２の内部を電子５４に比べ長い距離を移動しなければならず、ｎ型単結晶シリコン基板２２の結晶内部において再結合する機会が多くなる。不純物準位等にて捕獲された正孔６２は、ｎ型単結晶シリコン基板２２の多数キャリアである電子と再結合して消滅し、ｐ型非晶質シリコン層３２に到達できない。
このように、ｎ型単結晶シリコン基板２２の裏面側にｐ型非晶質シリコン層３２が設けられる太陽電池セル１６においては、入射光５２によって生成された正孔５６がｎ型単結晶シリコン基板２２の結晶内部の再結合によって消滅する機会が多く、受光面電極２８と裏面電極３４を短絡したときに取り出せる短絡電流値ＩSCが低くなりやすい。
ｐ型非晶質シリコン層３２、ｎ型非晶質シリコン層２６をドープ層として用いるヘテロ接合を有する太陽電池セルにおいては、ｎ型単結晶シリコン基板２２の平面方向(図１のＸ−Ｙ平面の方向)にキャリアを移動させる必要があるため、平面方向のキャリアの移動の観点ではｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗は低い方が良い。しかしながら、キャリアの再結合によって短絡電流値ＩSCのばらつきが発生しモジュール出力を低下させていることが分かった。
なお、特許文献１に示される比較例のように、受光面側にｐ型非晶質シリコン層が設けられる太陽電池セルにおいては、ｐ型非晶質シリコン層の近くでキャリアが発生するため、正孔が移動する距離が小さい。このために、受光面側にｐ型非晶質シリコン層が設けられる太陽電池セルにおいては、受光面電極２８と裏面電極３４を短絡したときに取り出せる短絡電流値ＩSCの低下の影響は少ない。
ここで、結晶半導体基板において、抵抗率が高いほど再結合が抑制される。これは、高抵抗において、結晶内部の不純物が低減されることや、多数キャリアが少ないためにオージェ再結合の影響が小さくなることが理由であると考えられる。したがって、ｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗率を適当に高い範囲の値に設定することで、ｎ型単結晶シリコン基板２２の結晶内部の再結合による短絡電流値ＩSCの低下を抑制できると考えられる。
図５から図７は、ｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗率を変えたときの短絡電流値ＩSCの変化、開放電圧値ＶOCの変化、（短絡電流値ＩSC×開放電圧値ＶOC）の変化を、実験により確かめた結果を示す図である。これらの図において、横軸は、ｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗率である。図５の縦軸は、規格化された短絡電流値ＩSCであり、図６の縦軸は、規格化された開放電圧値ＶOCであり、図７の縦軸は、規格化された（短絡電流値ＩSC×開放電圧値ＶOC）である。それぞれの規格化は、抵抗率１０Ωcmにおける値をそれぞれ１００として処理した。これらの各図において、実験は３回行い、それぞれの実験結果を、白丸（○）、白三角（△）、白四角（□）で示した。
図５は、ｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗率と太陽電池セル１６の規格化短絡電流値ＩSCとの関係を示す図である。図５に示されるように、規格化短絡電流値ＩSCは、抵抗率の高い領域でほぼ安定した値となる。規格化短絡電流値ＩSCは、高抵抗率から低抵抗率へ移るにつれて、ばらつきの範囲が大きくなる。
太陽電池モジュール１０の短絡電流値ＩSCは、７２個の太陽電池セル１６の中で最も小さい短絡電流値を取る太陽電池セルの短絡電流値ＩSCで定められる。太陽電池モジュール１０の出力低下を抑制するためには、太陽電池モジュール１０を構成する太陽電池セル１６の短絡電流値ＩSCのばらつきを低減すればよい。すなわち、ｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗率を高抵抗側とすることが好ましい。
図５の結果から、例えば、太陽電池モジュール１０の短絡電流値ＩSCのばらつきを０．５％以内に抑制するには、太陽電池モジュール１０に用いられる太陽電池セル１６のｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗率を、３．５Ωｃｍ以上とすることがよい。上限は、実験における上限値である１３Ωｃｍとすることがよい。したがって、太陽電池セル１６のｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗率を、３．５Ωｃｍ〜１３Ωｃｍとすることで、抵抗率を３．５Ω以下とする場合に比較して、太陽電池モジュール１０の短絡電流値ＩSCのばらつきを小さくできる。
さらに、抵抗率が７Ωｃｍ以上とすれば、個々の太陽電池セル１６の短絡電流値ＩSCのばらつきは、ほぼなくなる。抵抗率が５Ωｃｍを超えて例えば７Ωｃｍとなったとき、短絡電流値ＩSCは収束する。したがって、抵抗率を５Ωｃｍ〜１３Ωｃｍとすることで、太陽電池モジュール１０の短絡電流値ＩSCのばらつきをさらに小さくできる。
図６は、ｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗率と太陽電池セル１６の規格化開放電圧値ＶOCとの関係を示す図である。図６に示されるように、規格化開放電圧値ＶOCは、抵抗率の高い領域でほぼ安定した値となる。１０Ωｃｍの基板抵抗率を用いた場合の規格化開放電圧値ＶOC＝１００とした。規格化開放電圧値ＶOCは、高抵抗率から低抵抗率へ移るにつれて、約７Ωｃｍの値の領域で一旦最大値をとるが、それ以降は、高抵抗率から低抵抗率へ移るにつれて、ほぼ一定値を示したのち、次第に低い値を取り、実験によるばらつきも合わせてばらつきが大きくなる。図５と同様に、太陽電池セル１６のｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗率を、３．５Ωｃｍ〜１３Ωｃｍとすることで、抵抗率を３．５Ωｃｍ以下とする場合に比較して、太陽電池モジュール１０の開放電圧値ＩOCのばらつきを小さくできる。
図７は、図５と図６の結果を用い、太陽電池セル１６の（規格化短絡電流値ＩSC×規格化開放電圧値ＶOC）とｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗率との関係を示す図である。図７から、（規格化短絡電流値ＩSC×規格化開放電圧値ＶOC）は、抵抗率が３．５Ωｃｍ〜１３Ωｃｍの範囲で最大値を取り、３．５Ωｃｍ以下では最大値よりも小さい値となり、ばらつきも大きくなることが分かる。抵抗率が５Ωｃｍを超えて例えば７Ωｃｍとなったとき、（規格化短絡電流値ＩSC×規格化開放電圧値ＶOC）の値は収束する。したがって、抵抗率を５Ωｃｍ〜１３Ωｃｍとすれば、太陽電池モジュール１０の曲線因子の大きさに関する指標である（規格化短絡電流値ＩSC×規格化開放電圧値ＶOC）の値について、実用上問題がない範囲に収まる。
図５から図７の結果から、ｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗率が３．５Ωｃｍ〜１３Ωｃｍの範囲の太陽電池セル１６を用いて、これを所定の数で互いに直列に接続して太陽電池モジュール１０を構成することで、太陽電池モジュール１０の出力低下を抑制することができる。好ましくは、ｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗率を５Ωｃｍ〜１３Ωｃｍの範囲とすることがよい。ｎ型単結晶シリコン基板２２の抵抗率は、ｎ型ドーパントであるリン（Ｐ）の濃度を調整することで所定の範囲に収めることができる。
ｎ型単結晶シリコン基板２２のリンの濃度を３．４×１０14／ｃｍ3１４〜１．３×１０15／ｃｍ3とすることによって、抵抗率を３．５Ωｃｍ〜１３Ωｃｍにすることができる。さらに、ｎ型単結晶シリコン基板２２のリンの濃度を３．４×１０14／ｃｍ3〜９×１０14／ｃｍ3とすることによって、抵抗率を５Ωｃｍ〜１３Ωｃｍにすることができる。
ｎ型単結晶シリコン基板２２中には、格子間酸素原子が１×１０17ａｔｏｍｓ／ｃｍ3〜１×１０18ａｔｏｍｓ／ｃｍ3の濃度で存在している。シリコン結晶中の格子間酸素はある一定の温度帯で熱ドナーを形成し電子を放出することが広く知られている。そのため熱プロセスにより、格子間酸素からの電子放出量が変化し、抵抗率がばらつくことが知られている。熱ドナーによる抵抗率のコントロールは不安定であるため、電子放出に寄与する酸素濃度を全格子間酸素の０．１％以下とすることで、抵抗率のばらつきを抑制でき、好ましくは、０．００１％以下とすることでさらに抵抗率のばらつきを低減できる。
また、正孔はｎ型単結晶シリコン基板２２内部において再結合する。ｎ型単結晶シリコン基板２２の厚みを薄くすることによって、正孔の移動する距離を短くでき、正孔の再結合をさらに抑制することができる。ｎ型単結晶シリコン基板の厚さは１５０μｍ以下にすることで正孔の再結合を抑制できる。好ましくは、１２０μｍ以下とすることで正孔の再結合をさらに抑制できる。
また、表面準位を低減することで、ｎ型単結晶シリコン基板２２内部でのキャリアの再結合が抑制できる。受光面の界面欠陥を低減することにより、キャリアの有効ライフタイムが長くなることから、正孔の再結合をさらに抑制することができる。開放電圧値ＶOCを０．７Ｖ以上とすることで正孔の再結合を抑制できる。好ましくは、０．７２Ｖ以上とすることで正孔の再結合をさらに抑制できる。
１０ 太陽電池モジュール、１２ フレーム、１４ 積層体、１６ 太陽電池セル、
１８ セル間配線材、２０ａ，２０ｂ，２０ｃ，２０ｄ，２０ｅ，２０ｆ，２０ｇ 接続配線材、２２ ｎ型単結晶シリコン基板（ｎ型半導体基板）、２４，３０ ｉ型非晶質シリコン層（ｉ型非晶質半導体層）、２６ ｎ型非晶質シリコン層（ｎ型非晶質半導体層）、２８ 受光面電極、２８ａ，３４ａ 透明導電層、２８ｂ，２８ｃ 受光面集電材、３２ ｐ型非晶質シリコン層（ｐ型非晶質半導体層）、３４ 裏面電極、３４ｂ，３４ｃ 裏面集電材、４０ 第１保護部材、４２ 第１充填部材、４４ 第２充填部材、４６ 第２保護部材、５０ 不純物準位、５２ 入射光、５４ 電子、５６，６２ 正孔、５８，６０ 距離。

Claims (3)

  1. 複数の配線材によって電気的に直列に接続された複数の太陽電池セルを備える太陽電池モジュールであって、
    前記複数の太陽電池セルのそれぞれは、
    ｎ型結晶半導体基板と、
    前記ｎ型結晶半導体基板の第１主面上に配置されるｎ型非晶質半導体層と、
    前記ｎ型非晶質半導体層上に配置される受光面電極と、
    前記ｎ型結晶半導体基板の第２主面上に配置されるｐ型非晶質半導体層と、
    前記ｐ型非晶質半導体層上に配置される裏面電極と、
    を備え、
    前記ｎ型結晶半導体基板と前記ｎ型非晶質半導体層との間にｉ型非晶質半導体層が設けられ、
    前記ｎ型結晶半導体基板は、７〜１３Ωｃｍの範囲の抵抗率を有する、太陽電池モジュール。
  2. 太陽電池モジュールであって、
    前記太陽電池モジュールに含まれる全ての太陽電池セルは、
    ｎ型結晶半導体基板と、
    前記ｎ型結晶半導体基板の第１主面上に配置されるｎ型非晶質半導体層と、
    前記ｎ型非晶質半導体層上に配置される受光面電極と、
    前記ｎ型結晶半導体基板の第２主面上に配置されるｐ型非晶質半導体層と、
    前記ｐ型非晶質半導体層上に配置される裏面電極と、
    を備え、
    前記ｎ型結晶半導体基板と前記ｎ型非晶質半導体層との間にｉ型非晶質半導体層が設けられ、
    前記ｎ型結晶半導体基板は、７〜１３Ωｃｍの範囲の抵抗率を有する、太陽電池モジュール。
  3. 前記ｎ型結晶半導体基板の電子放出に寄与する酸素濃度は、全格子間酸素の０．１％以下である、請求項１または２に記載の太陽電池モジュール。
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