JP2019041128A - インジウムドープシリコンウェハおよびそれを用いた太陽電池セル - Google Patents

Abstract

【課題】チョクラルスキー法により成長させたインゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハから作製された太陽電池セルを提供する。【解決手段】チョクラルスキー法により成長させたインゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハを含み、絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも１７％である太陽電池セルである。【選択図】図１６

Description

［関連出願の相互参照］
この出願は、２０１２年１２月３１日に出願されたイタリア国特許出願第ＴＯ２０１２Ａ００１１７５号、２０１３年３月１１日に出願された国際特許出願第ＰＣＴ／ＥＰ２０１３／０５４８７８号、２０１３年３月１１日に出願された国際特許出願第ＰＣＴ／ＥＰ２０１３／０５４８７５号、および２０１３年６月２４日に出願された米国特許出願第６１／８３８６６０号に対して優先権を主張し、それらの開示はそれら全体の参照により本明細書に組み入れられる。

本分野は概して単結晶シリコンウェハ上に作製された太陽電池セルの製造に関し、より具体的にはチョクラルスキー成長単結晶シリコンインゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハ上に作製された太陽電池セルに関する。

半導体の電子部品の作製のための大抵のプロセスにおける出発原料である単結晶シリコンは、一般的にいわゆるチョクラルスキー（「Ｃｚ」）法により準備される。この方法では、多結晶シリコン（「ポリシリコン」）を坩堝に装填して溶融し、種結晶を溶融シリコンと接触させ、その後ゆっくり引き上げることにより単結晶を成長させる。ネックの形成が完了した後、例えば、所望のまたは目標の直径に達するまで引き上げ速度および／または溶融温度を低下させることにより結晶の直径を拡大させる。その後、減少する融液レベルを補償しながら引き上げ速度および溶融温度を制御することにより、ほぼ一定の直径を有する結晶の円柱状本体を成長させる。成長プロセスの終了間近、坩堝の溶融シリコンが無くなる前に、一般的には結晶径を徐々に縮小させてエンドコーンの末端を形成する。エンドコーンは通常、結晶引き上げ速度および坩堝に供給される熱を増加することにより形成する。直径が十分に小さくしなってから、結晶を融液から分離する。

太陽電池セルは、チョクラルスキー法により生産された単結晶シリコン基材から作製され得る。チョクラルスキー成長単結晶シリコン基材は、標準的な、すなわちバッチ（ｂａｔｃｈ）チョクラルスキー法または連続チョクラルスキー法のいずれかにより成長させられ得る。太陽電池セル用途に受け入れ可能な抵抗率を達成するために、成長結晶は主にホウ素でドープされる。拡散接合スクリーン印刷太陽電池セルにおいて、ホウ素ドープシリコンウェハの使用は業界基準（または、業界標準、工業規格、ｉｎｄｕｓｔｒｙ ｓｔａｎｄａｒｄ）である。

ホウ素ドープシリコンウェハの使用は問題が無いわけではない。例えば、チョクラルスキー成長結晶の酸素不純物（一般的に坩堝に起因する）は、材料中で錯体を形成するホウ素ドーパントと相互作用する場合があることが知られている。これらの酸素錯体は、基材または完成品の太陽電池セルが光に暴露されると活性化され、少数キャリア寿命を劣化させ、それ故に完成品の太陽電池セルの効率を劣化させる。この現象は光誘起劣化（ＬＩＤ）と呼ばれ、ホウ素ドープ単結晶シリコンウェハ上に作製された太陽電池セルについての主な損失機構である。

ＬＩＤの影響を最小限に抑えるために、製造業者は最適な抵抗率よりわずかに高い抵抗率を目標として各ウェハ中のホウ素ドーパント原子の量を減らす。それ故に、ＬＩＤと最適なベース抵抗との間にはトレードオフがある。その結果として、太陽電池セルの最大効率を実現することができない。

簡潔に言うと、それ故に、１つの態様は、チョクラルスキー法により成長させたインゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハを含み、絶対的エアマス（または、絶対エアマス、アブソルートエアマス、ａｂｓｏｌｕｔｅ ａｉｒ ｍａｓｓ）１．５の下でのインジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度（または、太陽分光放射照度、太陽光スペクトルの照射、ｓｏｌａｒ ｓｐｅｃｔｒａｌ ｉｒｒａｄｉａｎｃｅ）の変換効率が少なくとも１７％である太陽電池セルに関する。

他の態様は、チョクラルスキー法により成長させたインゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハを含み、ウェハが約１０Ω（オーム）・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有し、４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、相対効率が約１％以下劣化する太陽電池セルに関する。

さらに他の態様は、チョクラルスキー法により成長させたインゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハを含み、ウェハが約１０Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有し、４５℃より低い温度で太陽光に４時間暴露した後、相対効率が約１％以下劣化する太陽電池セルに関する。

さらに他の態様は、中心軸と、中心軸に対して略垂直である前面および後面と、前面と後面との間にあり且つそれらに平行な中心面と、周縁端と、中心軸から周縁端に伸びる半径Ｒとを有し、少なくとも約１×１０^１５原子／ｃｍ^３の平均インジウム濃度を含み、インジウム濃度が少なくとも０．７５Ｒに亘って、約１５％以下の半径方向の相対変化を有する単結晶シリコンセグメントに関する。

他の態様は、約１００μｍと約１０００μｍとの間の厚さと、約５０ｍｍと約３００ｍｍとの間の２つの主要寸法とを有し、少なくとも約１×１０^１５原子／ｃｍ^３の平均インジウム濃度を含み、インジウム濃度が２つの主要寸法のいずれか一方の長さの少なくとも７５％に亘って、約１５％以下の変化を有する単結晶シリコンウェハに関する。

さらに他の態様は、内圧を有するチャンバとチャンバ内に配置された坩堝とを含む単結晶インゴット成長装置を準備する工程と、シリコン融液を坩堝中に準備する工程と、シリコン融液の表面を流れ且つ流量を有する不活性ガスをシリコン融液の上のガス入口からチャンバの中に導入する工程と、インジウムを含む揮発性ドーパントをシリコン融液の中に導入する工程と、インジウムドーパント濃度を有するインジウムドープ単結晶シリコンインゴットを成長させる工程と、不活性ガスの流量とチャンバの内圧との比率を調整することによりインゴット中のインジウムドーパント濃度を制御する工程とを含む単結晶シリコンインゴットを成長させる方法に関する。

さらに他の態様は、中心軸と、周縁端と、中心軸から周縁端に伸びる半径と、質量とを有し、少なくとも約５×１０^１４原子／ｃｍ^３の平均インジウム濃度と、２０ｃｍを超える軸長に亘って、約５×１０^１４原子／ｃｍ^３より低いインジウム濃度の軸方向の変化とを含み、半径が約７５ｍｍより大きい単結晶シリコンインゴットに関する。

他の態様は、内圧を有するチャンバとチャンバ内に配置された坩堝と液体ドーピング装置とを含む単結晶インゴット成長装置を準備する工程と、シリコン融液を坩堝中に準備する工程と、シリコン融液の表面を流れ且つ流量を有する不活性ガスをシリコン融液の上のガス入口からチャンバの中に導入する工程と、インジウムを含む揮発性ドーパントを液体としてシリコン融液の中に導入する工程と、インジウムドーパント濃度を有するインジウムドープ単結晶シリコンインゴットを成長させる工程と、不活性ガスの流量とチャンバの内圧との比率を調整することによりインゴット中のインジウムドーパント濃度を制御する工程とを含む単結晶シリコンインゴットを成長させる方法に関する。

図１は、結晶成長チャンバの断面図である。 図２は、結晶成長チャンバに用いる液体ドーピングシステムの断面図である。 図３は、図２に示されるドーピングシステムの供給管の拡大図である。 図４は、融液の表面に向かって下げられている図２のドーピングシステムの断面図である。 図５は、融液の表面近傍に位置付けられた図２のドーピングシステムの断面図である。 図６は、本明細書に開示の方法により成長させた単結晶シリコンインゴットの描写である。 図７は、ある実施形態の単結晶シリコンウェハの描写である。 図８Ａ、８Ｂおよび８Ｃは、インジウムドープ単結晶シリコンウェハ上に作製した太陽電池セルおよびホウ素ドープ単結晶シリコンウェハ上に作製した太陽電池セルの太陽光スペクトル全域の光の吸収を示すグラフである。 図９は、高寿命のホウ素ドープウェハにおけるライトソーキング前後両方の少数キャリア寿命を示すグラフである（Ｐ０１ＧＪ−Ａ４）。少数キャリア寿命のデータは実施例１２に記載の方法により得た。 図１０は、平均的な寿命のホウ素ドープウェハにおけるライトソーキング前後両方の少数キャリア寿命を示すグラフである（Ｐ００ＰＣ−Ｃ２）。少数キャリア寿命のデータは実施例１２に記載の方法により得た。 図１１は、ライトソーキング前後の少数キャリア寿命を示すグラフである（２１０Ｔ０Ｎ）。少数キャリア寿命のデータは実施例１２に記載の方法により得た。 図１２は、屋外でのライトソーキング後のホウ素系およびインジウム系の太陽電池セルおよび太陽電池モジュールの規格化された太陽電池セル効率および太陽電池モジュール効率を示す箱ひげ図である。これらのデータは実施例１３に記載の方法により得た。 図１３は、屋外でのライトソーキング後のホウ素系およびインジウム系の太陽電池セルおよび太陽電池モジュールの規格化された開放電圧を示す箱ひげ図である。これらのデータは実施例１３に記載の方法により得た。 図１４は、屋外でのライトソーキング後のホウ素系およびインジウム系の太陽電池セルおよび太陽電池モジュールの規格化された短絡電流を示す箱ひげ図である。これらのデータは実施例１３に記載の方法により得た。 図１５は、屋外でのライトソーキング後のホウ素系およびインジウム系の太陽電池セルおよび太陽電池モジュールの規格化された曲線因子を示す箱ひげ図である。これらのデータは実施例１３に記載の方法により得た。 図１６は、屋外でのライトソーキング後のホウ素系およびインジウム系の太陽電池セルの％相対的ＬＩＤを示す箱ひげ図である。これらのデータは実施例１３に記載の方法により得た。 図１７は、屋外でのライトソーキング後におけるホウ素系およびインジウム系の太陽電池セルの太陽電池セル絶対効率（または、絶対的太陽電池セル効率、ａｂｓｏｌｕｔｅ ｓｏｌａｒ ｃｅｌｌ ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ）の損失を示す箱ひげ図である。これらのデータは実施例１３に記載の方法により得た。

本明細書に開示のインジウムドープ単結晶シリコンセグメント、例えばウェハは、チョクラルスキー法により成長させたインゴットからスライスされる。インジウムドープ単結晶シリコンセグメントは半導体および太陽電池セルの作製に有益である。従って、いくつかの実施形態において、本開示はさらに、チョクラルスキー法により成長させたインゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハ上に作製された太陽電池セルに関する。本開示のインジウムドープ単結晶シリコンウェハは、それらの表面における太陽光の分光放射照度（例えば太陽光）の高い変換効率により特徴付けられる。本開示のインジウムドープ単結晶シリコンウェハは、とりわけ、太陽光スペクトルの赤外領域の光の高い変換効率により特徴付けられる。従って、本開示のインジウムドープ単結晶シリコンウェハは、絶対的エアマス１．５の下で測定した場合、少なくとも１７％、少なくとも１８％、少なくとも１９％またはさらに少なくとも２０％の太陽光の分光放射照度の変換効率が可能である。好都合なことに、本開示に係るインジウムドープ単結晶シリコンウェハの光誘起劣化は、実質的に従来のホウ素ドープの太陽電池セルのＬＩＤより小さい。いくつかの実施形態において、太陽電池セルの相対効率は、光、例えば太陽光に暴露した後、約１％以下劣化する。絶対的光誘起劣化（ａｂｓｏｌｕｔｅ ｌｉｇｈｔ ｉｎｄｕｃｅｄ ｄｅｇｒａｄａｔｉｏｎ）は、０．５％より小さいこと、またいくつかのケースにおいては０．１％より小さいというように実質的には無いことが観察されている。その観点において、本開示のインジウムドープ単結晶シリコンウェハは、太陽光電池セルの製造における使用に特に適する。

いくつかの実施形態において、本開示は、チョクラルスキー成長インゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハに関する。好都合なことに、チョクラルスキー成長インゴットは、バッチＣｚプロセスまたは連続Ｃｚプロセスにより成長させてよい。チョクラルスキー法により成長させたシリコンインゴット中のドーパントとしてのインジウムの使用は、いくつかの課題を提示する。インジウムは高揮発性ドーパントであり、また他のドーパントと比較して極めて小さい偏析係数を有する。例えば、ホウ素の偏析係数０．８と比較して、インジウムの偏析係数は約４×１０^−４である。結果として、シリコン融液中のインジウムドーパント濃度は、単一のチョコラルスキーバッチ成長プロセスの間に、数桁変化し得る。成長させたインゴット中の軸方向（すなわち、インゴットの長さ方向に沿って）のドーパント濃度も、シリコン融液中のドーパント濃度が変化する結果として数桁変化し得る。インゴットから得られたウェハの抵抗率はインゴット内のウェハの位置に依存することになるため、そのような軸方向の変化は望ましくない。従って、本開示の方法により、バッチＣｚプロセスまたは連続Ｃｚプロセスのいずれかにおいて条件が制御され得て、単結晶シリコンインゴットの軸長に沿い且つ中心軸から縁部まで測定されたウェハの半径の長さに沿った均一なインジウムドーパントを確実にする。

いくつかの実施形態において、単結晶シリコン基材は、単結晶シリコンインゴットのセグメント、すなわち単結晶シリコンインゴットからスライスされた部分を含む。いくつかの実施形態において、単結晶シリコン基材は単結晶シリコンウェハを含む。いくつかの実施形態において、シリコンウェハは、本明細書に記載のチョクラルスキー結晶成長法により成長させた単結晶インゴットからスライスした単結晶シリコンウェハからスライスされたウェハを含む。単結晶シリコンインゴットはチョクラルスキー結晶成長法により達成可能な公称直径を有する。一般的に、公称直径は、少なくとも約１５０ｍｍ、約２００ｍｍであってよく、または２０５ｍｍ、２５０ｍｍ、３００ｍｍ若しくはさらに４５０ｍｍのように約２００ｍｍより大きくてよい。インジウムドープ単結晶シリコンウェハは、半導体用途と関連している円形状を有するインゴットからスライスされてよく、または太陽電池セルの製造用に略正方形状を有するようにスライスされてよい。

いくつかの実施形態において、インジウムドープ単結晶シリコンウェハは、半導体用途向けに準備される。シリコンのスライシング技術、ラッピング技術、エッチング技術およびポリッシング技術を含む半導体製造用のウェハを準備するための標準的なプロセスと同様に、インゴット成長は、例えば、Ｆ．Ｓｈｉｍｕｒａの半導体シリコン結晶技術（Ｓｅｍｉｃｏｎｄｕｃｔｏｒ Ｓｉｌｉｃｏｎ Ｃｒｙｓｔａｌ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ）（アカデミックプレス、１９８９年）、およびＪ．Ｇｒａｂｍａｉｅｒ（編）のシリコン化学エッチング（Ｓｉｌｉｃｏｎ Ｃｈｅｍｉｃａｌ Ｅｔｃｈｉｎｇ）（シュプリンガーフェラーク、ニューヨーク、１９８２年）に開示されている（参照により本明細書に組み入れられる）。

いくつかの実施形態において、インジウムドープ単結晶シリコンウェハは、太陽電池セルの製造用に準備される。ウェハは略正方形状（図７参照）にスライスされてよい。略正方形（または、半正方形、ｓｅｍｉ−ｓｑｕａｒｅ）のセルは、円形のウェハから出発するが縁部が切断されて、多くのセルを長方形のモジュールの中により効率的に充填することができる。

チョクラルスキー法により準備されたインゴットは一般的に酸素不純物を含み、酸素不純物は周囲の雰囲気および坩堝の壁からシリコン融液に入り得る。結晶成長の間、溶融シリコンが坩堝を構成する石英をエッチングまたは溶解し、それにより酸素ドーピングを生じる。酸素は結晶全体に亘って分散し、また集まる場合があり、析出物または錯体を形成する。単結晶シリコンインゴットおよびそこからスライスされた単結晶シリコンウェハは、約３０ｐｐｍａ（ｐａｒｔｓ ｐｅｒ ｍｉｌｌｉｏｎ ａｔｏｍｉｃ、ＡＳＴＭ規格 Ｆ−１２１−８３、またはＳＥＭＩ規格 Ｍ４４）以下の酸素濃度を含む場合があり、一般的に約１１ｐｐｍａと約２０ｐｐｍａとの間のように約２０ｐｐｍａより小さい。

チョクラルスキー法により準備されたインゴットは不純物として炭素も含む場合がある。いくつかの実施形態において、単結晶シリコンインゴットおよびそこからスライスされた単結晶シリコンウェハは、約２ｐｐｍａ以下の濃度で炭素を含む場合がある。

いくつかの実施形態において、本開示は、図６に示されるインゴットのような、インジウムでドープされ、チョクラルスキー法により準備された単結晶シリコンインゴットに関する。よりさらなる実施形態において、本開示は、そのようなインゴットを成長させる方法に関する。よりさらなる実施形態において、本開示は、そのようなインジウムドープチョクラルスキー成長インゴットからスライスされたセグメントおよびウェハに関する。いくつかの実施形態において、インジウムドープ単結晶シリコン基材は、２つの主要な略平行な面（一方が基材の前面であり、他方が基材の後面である）と、前面および後面に接続する周縁端と、前面と後面との間の中心面と、中心軸から周縁端に伸びる半径Ｒとを含むセグメント、例えばウェハを含む。いくつかの実施形態において、単結晶シリコン基材は円形状を有する単結晶シリコンウェハを含む。ウェハの直径は一般的に、当該技術分野において知られているように、均一な直径を有するインゴットを達成するために研削されるインゴットの一部を除いたチョクラルスキー成長単結晶シリコンインゴットの直径に類似する。インゴットは一般的にウェハの直径より大きい直径に成長させ、インゴットの外側の周縁端を滑らかにするために一般的に研削が行われ、成長させたばかりのインゴットと比較して直径が減少し得る。ウェハの直径は、少なくとも約１５０ｍｍ、約２００ｍｍであってよく、または２０５ｍｍ、２５０ｍｍ、３００ｍｍ若しくはさらに４５０ｍｍのように約２００ｍｍより大きくてよく、いくつかの実施形態において約１５０ｍｍと約４５０ｍｍとの間であってよい。いくつかの実施形態において、単結晶シリコンウェハは、約１２０μｍと約２４０μｍとの間のように約１００μｍと約１０００μｍとの間の厚さを有する。特定の実施形態において、厚さは約１８０μｍまたは約２００μｍであってよい。厚さは、以上に列挙した厚さより約２０μｍ薄くまたは厚く変化してよい。

いくつかの実施形態において、中心軸と、中心軸に対して略垂直である前面および後面と、前面と後面との間にあり且つそれらに平行な中心面と、周縁端と、中心軸から周縁端に伸びる半径Ｒとを有するインジウムドープ単結晶シリコンインゴット（種結晶（または、種、ｓｅｅｄ）およびエンドコーンを取り除くために切断されている場合がある）またはそこからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンセグメント（例えば、ウェハ）は、少なくとも約５×１０^１４原子／ｃｍ^３（約０．０１ｐｐｍａ）または少なくとも約１×１０^１５原子／ｃｍ^３（約０．０２ｐｐｍａである）の平均インジウム濃度を含む。いくつかの実施形態において、平均インジウム濃度は、約１×１０^１５原子／ｃｍ^３（約０．０２ｐｐｍａ）と約１×１０^１８原子／ｃｍ^３（約２０ｐｐｍａ）との間である。いくつかの実施形態において、平均インジウム濃度は、約１×１０^１５原子／ｃｍ^３（約０．０２ｐｐｍａ）と約１×１０^１７原子／ｃｍ^３（約２ｐｐｍａ）との間である。いくつかの実施形態において、平均インジウム濃度は、約１×１０^１５原子／ｃｍ^３（約０．０２ｐｐｍａ）と約１×１０^１６原子／ｃｍ^３（約０．２ｐｐｍａ）との間である。

本開示のチョクラルスキー成長法は、インジウム濃度の実質的な軸方向および半径方向の均一性があるインゴットおよびそこからスライスされたセグメントの準備を可能にする。従って、いくつかの実施形態において、インゴットまたはそこからスライスされたセグメントは、少なくとも０．７５Ｒ（すなわち、インゴットまたはセグメントの半径の少なくとも７５％）に亘って、約１５％以下のインジウム濃度の半径方向の相対変化を有する。いくつかの実施形態において、インゴットまたはそこからスライスされたセグメントは、少なくとも０．７５Ｒ（すなわち、インゴットまたはセグメントの半径の少なくとも７５％）に亘って、約１０％以下のインジウム濃度の半径方向の相対変化を有する。いくつかの実施形態において、インゴットまたはそこからスライスされたセグメントは、少なくとも０．９５Ｒ（すなわち、インゴットまたはセグメントの半径の少なくとも９５％）に亘って、約１５％以下のインジウム濃度の半径方向の相対変化を有する。「半径方向の相対変化」は、ウェハの中心軸から周縁端にかけて測定した単結晶シリコンインゴットの半径の長さに沿って、ある距離に別々に位置付けられた２点の間のインジウム濃度の変化を測定し、その変化を単結晶シリコンウェハの中心軸に最も近い点で測定したインジウム濃度で割ることにより決定される。パーセンテージになるように、この計算値に１００を乗じる。このパーセンテージが、本明細書の開示におけるインジウム濃度の「半径方向の相対変化」である。

太陽電池セル産業において、単結晶シリコンインゴットは一般的に、切断されて４つの平坦な縁部を有し、各縁部は実質的に同じ長さである。従って、太陽電池セルは略正方形状である単結晶シリコンウェハを含む。いくつかの実施形態において、単結晶シリコンウェハは略正方形状であり且つ丸い縁部を有する。太陽電池セルの業界基準の正方形状を有する単結晶シリコンウェハの描写である図７を参照されたい。正方形状の単結晶シリコンウェハは、半径Ｒを有する丸い縁部を含んでよく、Ｒは中心軸からチョクラルスキー成長単結晶シリコンインゴットの直径に基本的に等しい周縁端まで測定される。いくつかの実施形態において、単結晶シリコンウェハは、約１２０μｍと約２４０μｍとの間のような約１００μｍと約１０００μｍとの間の厚さを有する。特定の実施形態において、厚さは約１８０μｍまたは約２００μｍであってよい。厚さは、以上に列挙した厚さより約２０μｍ薄くまたは厚く変化してよい。インゴットの２つの主要寸法の長さ（すなわち、平面対平面）は、約１００ｍｍと約２００ｍｍとの間のような約５０ｍｍと約３００ｍｍとの間であってよい。いくつかの実施形態において、２つの主要寸法の平面対平面の寸法はそれぞれ約１２５ｍｍ（±０．５ｍｍ）であってよい。いくつかの実施形態において、２つの主要寸法の平面対平面の寸法はそれぞれ約１５６ｍｍ（±０．５ｍｍ）であってよい。丸い縁部は、約１５．４ｍｍ±１．０ｍｍのような約１０ｍｍと約２０ｍｍとの間の長さを有してよい。

上述のように、太陽電池セルの製造に用いるインジウムドープ単結晶シリコンインゴットは一般的に、図７に示されるように、インゴットからスライスされたウェハが曲線的なコーナーを有する略正方形状であるように、切断されて平坦な縁部を有する。本開示の正方形状のインジウムドープ単結晶シリコンウェハは、少なくとも約５×１０^１４原子／ｃｍ^３（約０．０１ｐｐｍａ）または少なくとも約１×１０^１５原子／ｃｍ^３（約０．０２ｐｐｍａ）の平均インジウム濃度を含む。いくつかの実施形態において、平均インジウム濃度は、約１×１０^１５原子／ｃｍ^３（約０．０２ｐｐｍａ）と約１×１０^１８原子／ｃｍ^３（約２０ｐｐｍａ）との間である。いくつかの実施形態において、平均インジウム濃度は、約１×１０^１５原子／ｃｍ^３（約０．０２ｐｐｍａ）と約１×１０^１７原子／ｃｍ^３（約２ｐｐｍａ）との間である。いくつかの実施形態において、平均インジウム濃度は、約１×１０^１５原子／ｃｍ^３（約０．０２ｐｐｍａ）と約１×１０^１６原子／ｃｍ^３（約０．２ｐｐｍａ）との間である。正方形状のウェハは、２つの主要寸法のいずれか一方の長さの少なくとも７５％に亘って、約１５％以下のインジウム濃度の変化を有してよい。いくつかの実施形態において、ウェハのインジウム濃度は、２つの主要寸法両方の長さの少なくとも７５％に亘って、約１５％以下の変化を有する。よりさらなる実施形態において、インジウム濃度は、２つの主要寸法両方の長さの少なくとも７５％に亘って、約１０％以下の変化を有する。よりさらなる実施形態において、インジウム濃度は、２つの主要寸法両方の長さの少なくとも９５％に亘って、約１５％以下の変化を有する。

本明細書に記載のインジウムドーパントの濃度を有する単結晶シリコンウェハを含む本開示の太陽電池セルは、一般的に約１０Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する。いくつかの実施形態において、平均のバルク抵抗率は約５Ω・ｃｍより小さく、約４Ω・ｃｍより小さく、約３Ω・ｃｍより小さく、約１Ω・ｃｍより小さく、またはさらに約０．５Ω・ｃｍより小さい。

１つの実施形態のプロセスにより、インジウムドープ単結晶シリコンインゴットはチョクラルスキー法により成長させる。いくつかの実施形態において、インジウムドープ単結晶シリコンインゴットは、バッチチョクラルスキー法により成長させる。いくつかの実施形態において、インジウムドープ単結晶シリコンインゴットは、連続チョクラルスキー法により成長させる。

本開示に係るインジウムドープ単結晶シリコンインゴットは一般的にチョクラルスキー成長システムおよびボロンコフの理論（Ｖｏｒｏｎｋｏｖ ｔｈｅｏｒｙ）により成長させる。エムイーエムシー・エレクトロニック・マテリアルズに帰属する他の出願の中で、例えば、国際公開第ＷＯ１９９８／４５５０８号；国際公開第ＷＯ１９９８／４５５０９号；国際公開第ＷＯ１９９８／４５５１０号；および国際公開第ＷＯ２０００／０２２１９６号；を参照されたい。１つの実施形態において、チョクラルスキー成長チャンバは、坩堝と、インゴット成長の間のシリコン供給のためのシステムと、インゴット成長の間のインジウム供給のためのシステムとを含む。坩堝はシリコン結晶成長に用いる任意の既知のものであってよく、固体および液体のシリコン原料両方を含むことができる。例えば、坩堝は石英坩堝であってよく、または石英のインナーライナーを含むグラファイト坩堝であってよい。坩堝は、例えば結晶成長システムの幾何学的形状（ｇｅｏｍｅｔｒｙ）に依存する任意の断面形状を有してもよいが、一般的には円形の断面形状を有する。坩堝は適当には、内側の成長区画および外側の供給区画を含み、これらの区画は相互に流体連通している。いくつかの実施形態において、坩堝は、壁、または坩堝を内側の区画と外側の区画とに分割する他の分離手段を含んでよい。壁は、単結晶シリコンインゴットの成長の間のシリコンおよび／またはインジウムの供給のための手段を含んでよい。

いくつかの実施形態において、インジウムドープ単結晶シリコンインゴットは連続チョクラルスキー法により成長させてよい。初めの融液を形成するための、またはインゴット成長の間にシリコン融液を補充するためのシリコン源は、電子グレードシリコン、金属グレードシリコンまたはソーラーグレードシリコンを含む。シリコンは、粒状多結晶シリコンまたは多結晶チャンク（または、多結晶塊、ｐｏｌｙｃｒｙｓｔａｌｌｉｎｅ ｃｈｕｎｋ）として加えられてよい。インゴットを引き上げる際、シリコン融液を補充するために、シリコン供給システムは、シリコン融液が溶融シリコンで補充されるように、加えたシリコンを加熱するための手段を含んでよい。いくつかの実施形態において、シリコンは固体の形態または溶融した形態のいずれかで供給することができる。

本開示の連続チョクラルスキー成長システムは、最初の融液のシリコンおよびインゴットを引き上げる際にシリコン融液を補充するためのシリコン両方で、坩堝にインジウムを供給するための手段をさらに含む。インジウムはシリコンの補充液とは別に供給されることができ、またはインジウムはシリコンの補充液中に供給されてよい。融液中のインジウムの相対的な濃度が比較的一定のままであることを確実にするため、さらに融液中のシリコンが成長する単結晶に凝固する際にシリコンの融液レベルが比較的一定のままであることを確実にするために、連続チョクラルスキー成長は、シリコンおよびインジウムを有するシリコン融液の連続的補充または断続的補充のいずれかが起こり得ることを含む。

いくつかの実施形態において、インジウムドープ単結晶シリコンインゴットを成長させる方法は、バッチチョクラルスキーを含む。バッチチョクラルスキー法において初めの融液を形成するためのシリコン原料は、電子グレードシリコン、金属グレードシリコンまたはソーラーグレードシリコンを含んでよい。シリコン原料は、例えば、粒状多結晶シリコンまたは多結晶チャンクであってよい。

本明細書に記載のインジウムドープウェハおよび太陽電池セルを作製するのに適当なインジウムドープ単結晶シリコンインゴットを成長させる適当な方法を、図１〜５を参照して説明する。他の方法が本開示の範囲内で考えられる。

本明細書に記載のインジウムドープインゴットを成長させるのに適当なチョクラルスキー成長チャンバが図１中の１００に概略的に示される。成長チャンバ１００は、炉１０８内に収容されたサセプタ１０６により囲われた、シリコンのような半導体グレード材料またはソーラーグレード材料の融液１０４を保持するための坩堝１０２を含む。半導体グレード材料またはソーラーグレード材料は、断熱材１１２により囲われた発熱体１１０から供給される熱により溶融される。遮熱材または熱反射材１１４が融液の表面１１６の上に配置されてよく、成長チャンバ１００内のより良好な熱分布を提供する。

引き上げ機構（または、引き上げ装置、ｐｕｌｌｉｎｇ ｍｅｃｈａｎｉｓｍ）１１８が、融液１０４から出たインゴットを成長させるためおよび引き上げるために成長チャンバ内に備えられる。引き上げ機構は、引き上げケーブル１２０、引き上げケーブルの端部に配置された種ホルダーまたはチャック（または、シードチャック、ｃｈｕｃｋ）１２２、および種ホルダーまたはチャック１２２に連結された結晶成長を開始するための種結晶１２４を含む。

成長チャンバ１００は、不活性ガスを成長チャンバの中に導入するための１つ以上のガス入口１２６も含んでよい。ガス入口１２６は、成長チャンバ１００に沿ってどこにでも配置されてよい。図１中のガス入口１２６は融液の表面１１６の上に配置される。ガス入口を通過して導入されたガスは、シリコン融液の表面および成長しているインゴットの表面を流れ、それにより不純物粒子が、単結晶が成長している界面に到達することを防ぐ。適当な不活性ガスは、アルゴン、ヘリウム、窒素、ネオン、それらの混合物および任意の他の適当な不活性ガスを含む。シリコン融液の表面の上の不活性ガスの流れは、シリコン融液からの化学種（ｓｐｅｃｉｅｓ）、特にインジウムのような揮発性ドーパントの蒸発を増加させる傾向がある。遮熱材または熱反射材１１４により作られた通路のような、シリコン融液の上の狭い通路を通過して不活性ガスが流れる場合、この効果は増幅する。従って、ガス入口１２６は、流入する不活性ガスの流量を制御するための１つ以上の流量制御装置１２８（後述により詳しく記載）に取り付けられてよい。

成長チャンバは、不活性ガスおよび融液から蒸発した化学種並びに成長チャンバからの不純物粒子のような流体を取り除くための１つ以上の排気口１３０も含んでよい。排気口１３０は、成長チャンバ１００の内側のチャンバ圧力を調整するための１つ以上の圧力調整装置１３２（後述により詳しく記載する）に取り付けられてよい。排気口は、成長チャンバ１００の内側のチャンバ圧力を調整する圧力調整装置１３２とは独立にまたは併せて運転されてよいポンプ１３４（後述により詳しく記載）に取り付けられてもよい。

バッチまたは連続チョクラルスキー法において、インジウムドーパントは固体または液体の状態で導入されて良い。好都合なことに、インジウムドーパントは、図２に示される液体ドーピングシステム２００のような液体ドーピングシステムを用いて、液体の状態で導入されてよく、ドーピングおよび／または成長プロセスの間のインジウムドーパントの蒸発量を抑え、結果として得られるインジウムドープシリコンインゴット中のより予測可能なインジウムドーパント濃度を提供する。

図２に示される液体ドーピングシステム２００は、図１に示されるように、成長チャンバ１００のような成長チャンバ内に配置されてよく、また本明細書に記載のドーピングプロセスの間、液体ドーピングシステム２００を位置付けるために、図１に示される引き上げ機構１１８のような引き上げ機構に取り付けられたダミーシード（ｄｕｍｍｙ ｓｅｅｄ）２０４からケーブルまたはワイヤー２０２により吊り下げられてよい。ダミーシード２０４は、単結晶インゴットを成長させるのに用いられる引き上げ機構１１８の種ホルダーまたはチャック１２２内に受容または連結される大きさおよび形状であってよい。図２に示される実施形態において、ケーブルまたはワイヤー２０２はモリブデンまたはタングステンから作られるが、他の材料がケーブルまたはワイヤー２０２に用いられてよい。ダミーシード２０４は、ステンレス鋼または液体ドーピングシステムの重量を支えるのに適当な任意の他の材料で作られてよい。ダミーシード２０４の形状および大きさが、単結晶インゴットを成長させるための引き上げ機構１１８に用いられる種結晶１２４の形状および大きさと同じまたは類似である場合には、液体ドーピングシステム２００は、図１に示される成長チャンバ１００のような成長チャンバに、ほとんど変更なく取り付けることができる。

液体ドーピングシステム２００は、ドーパント２０８を保持するためのドーパント貯蔵装置２０６、およびドーパント貯蔵装置２０６の第１または上部の開口部２１０から伸びる細長い供給管３００を含む。液体ドーピングシステム２００は、高温用途に適当な任意の材料（例えば、耐火性セラミック、モリブデン、タングステンおよびグラファイト）で作られてよい。液体ドーピングシステム２００からの不純物のリスクを最小限に抑えるため、石英が適当である。図２に示される実施形態において、液体ドーピングシステム２００は単一構造（または、一体構造、単体構造、ｕｎｉｔａｒｙ ｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ）を有する。他の実施形態において、液体ドーピングシステム２００は、別個の部品から組み立てられてよい。ドーパント貯蔵装置２０６は、略円柱状の本体２１４を規定する石英の側壁２１２と、本体２１４の断面積より小さい断面積を有する第１の開口部２１０を規定するテーパー状端部（または、テーパエンド、ｔａｐｅｒｅｄ ｅｎｄ）２１６とを含む。テーパー状端部２１６は、ドーパント貯蔵装置２０６の最下点にドーパントを導くために円錐形状を有する。図２に示される実施形態において、テーパー状端部２１６の側壁２１２は直線的なテーパー状であるが、テーパー状端部２１６を規定する側壁２１２は、テーパー状端部２１６が椀型の形状を有するように内側に湾曲されてもよい。テーパー状端部２１６から遠位の本体２１４の端部は、本体２１４の周縁の周りに等間隔に開けられた１つ以上の穴２１８を含み、本明細書に記載のドーピングプロセスの間、液体ドーピングシステム２００を位置付けるために、穴を通してケーブルまたはワイヤー２０２が挿入されて液体ドーピングシステム２００を引き上げ機構１１８に固定する。図２に示される実施形態は４つの穴２１８を有するが、他の実施形態は異なる数の穴を有してよい。

図３を参照すると、供給管３００は、上部の開口部２１０からＬの長さで伸びる側壁３０２と、上部の開口部２１０近傍に位置付けられた第１または上部の端部３０４と、上部の端部３０４から遠位の第２または下部の端部３０６とを含み、その中に形成される第２または下部の開口部３０８を有する。傾斜した先端部３１０が供給管３００の下部の端部３０６に配置される。傾斜した先端部３１０は、傾斜が無い先端部に比べてより良好な、供給管の下部の端部３０６と融液の表面１１６との間の接触の可視的表示器を提供する。傾斜した先端部３１０はそれ故に、作業者（示されない）が融液１０４と液体ドーピングシステム２００との間の接触を最小限に抑えるのに役立つ。

後述により詳しく記載するように、ドーピングプロセスの間、ドーピングシステムは、傾斜した先端部３１０が融液の表面１１６に接触するまで、融液の表面１１６に向かって下げられる。従って、ドーパント貯蔵装置２０６は、供給管３００の長さＬに略等しい距離で融液の表面１１６の上に位置付けられる。供給管３００の長さＬは、ドーピングの作業の間、ドーパント貯蔵装置が融液の表面１１６の上に、ドーパント貯蔵装置内の温度がドーパント２０８の融解温度のすぐ上であるような高さＨ（図５に示される）で位置付けられるように選択され、それによりドーパントの蒸発を最小限に抑える。

供給管３００は、供給管３００の内側の側壁３１２により規定される内径ｄを有し、内径ｄは、液体ドーパントが供給管３００を通過している際に、供給管３００により囲まれた体積を液体ドーパントが実質的に占めるような大きさである。結果として、液体ドーパントの自由表面は最小化され、それにより液体ドーパントの蒸発を減らす。供給管３００の内径ｄはまた、毛管現象が液体ドーパントの供給管３００の通過を妨げないような大きさである。液体ドーパントに働く毛管力は、液体ドーパントの温度に反比例しているため、供給管３００の内径ｄは、供給管３００の下部の端部３０６に向かって内側に細くなってよい。

供給管３００は、供給管の側壁３０２の厚さおよび内径ｄの大きさに基づく外径Ｄも有する。図２に示される実施形態において、供給管３００の外径Ｄは、上部の開口部２１０におけるテーパー状端部２１６の外径と同じである。

供給管３００の内側の側壁３１２は開口部２１０近傍で内側に伸び、供給管３００を通過して固体ドーパント２０８が移動することを制限するように構成された第１の制限３１４を形成する。あるいは、第１の制限３１４はテーパー状端部２１６の内側の側壁３１６から形成されてよく、または第１の制限３１４は供給管３００およびテーパー状端部２１６に広がってよい。第１の制限３１４は、供給管３００を通過して固体ドーパントが移動することを妨げる大きさの直径を有する。図２および３に示される実施形態において、第１の制限は１ｍｍの内径を有する。

この実施形態の第２の制限３１８は、供給管３００の下部の端部３０６近傍に形成され、供給管３００を通過する液体ドーパントの流れを妨げ、速度を減らす。液体ドーパントの速度を減らすことにより、融液の表面１１６上での液体ドーパントの衝撃が低減され、それにより融液１０４の跳ねまたは飛び散りを減らす。さらに、供給管３００の下部の端部３０６における液体ドーパントの流れを妨げると、融液１０４に導入される前に、液体ドーパントがさらに加熱される。従って、液体ドーパントは、融液１０４に導入される前に、融液１０４の温度に近い温度に加熱される。このことは、ドーパント２０８と融液１０４との間の熱衝撃を低減する。加えて、液体ドーパントの温度を上昇させることは液体ドーパントの速度を減らし、それにより、液体ドーパントが導入される際に、融液１０４の跳ねまたは飛び散りをさらに減らす。

第２の制限３１８はまた、供給管３００に存在する液体ドーパントの流れの断面積を減らし、融液の表面１１６における液体ドーパントの得られる自由表面積を減らす。融液の表面１１６における液体ドーパントの自由表面積を減らすことにより、第２の制限３１８はさらに液体ドーパントの蒸発を減らす。

図３に示される実施形態において、第２の制限３１８は、供給管３００の内側の側壁３１２が第２の制限３１８を形成する下部の開口部３０８近傍で内側に細くなるという点において、第１の制限３１４に類似する構成を有する。第２の制限３１８は供給管３００の端部に向かって下方に伸び、供給管３００の下部の開口部３０８を規定する。第２の制限３１８の直径は、供給管３００の内径ｄより小さい大きさであり、供給管３００の内側の側壁３１２から液体ドーパントに働く毛管力に液体ドーパントが打ち勝つことを可能にする程度に十分に大きい。図３に示される実施形態において、第２の制限の直径は２ｍｍである。

図２、４および５を参照して、半導体グレード材料またはソーラーグレード材料の融液の中に液体ドーパントを導入する液体ドーピングシステム２００の使用方法を説明する。図２に示されるように、所定量のドーパント粒子２０８をドーパント貯蔵装置２０６の中に導入し、液体ドーピングシステム２００を融液の表面１１６から離して位置付ける。テーパー状端部２１６は、ドーパント粒子２０８をドーパント貯蔵装置２０６の最も低い位置に向かって流す。第１の制限３１４は、固体ドーパント粒子２０８が供給管３００を通過することを防ぐ。

図４および５に示されるように、ドーパント２０８を融液１０４の中に導入するために、引き上げ機構１１８を介して液体ドーピングシステム２００を融液の表面１１６近傍に下げる。供給管３００の傾斜した先端部３１０が融液の表面１１６に接触するまで、液体ドーピングシステム２００を下げる。融液の表面１１６と供給管３００との間の接触のより良好な可視的表示器を提供することにより、供給管３００の傾斜した先端部３１０は、融液の表面１１６近傍に液体ドーピングシステム２００を位置付けることを容易にする。従って、液体ドーピングシステム２００は、融液の表面１１６近傍に位置付けられ且つ融液１０４との接触（熱衝撃および変形、供給管周囲の溶融材料の凝固、並びに融液１０４から蒸発する一酸化ケイ素の供給管の内側の表面における堆積により、ドーピングシステムの緩やかな劣化を引き起こし得る）を最小限に抑えるように構成される。

液体ドーピングシステム２００を融液の表面１１６に向かって下げると、ドーパント貯蔵装置２０６の内部の温度が上昇し始める。液体ドーピングシステム２００を融液の表面１１６近傍に位置付ける前のドーパント２０８が融解する可能性を低くするために、移動時間は、液体ドーピングシステム２００を位置付けるための時間内で決定され得る。移動時間は、固体ドーパント粒子２０８を融解するのに必要な時間に基づいてよく、固体ドーパント粒子２０８の温度を融点まで上昇させるのに必要な時間、または

により見積もることができ、式中、Ｔ_ｍはドーパントの融解温度であり、Ｔ_ｓはドーピングプロセスの開始時における固体ドーパント粒子２０８の温度（通常は室温）であり、ｃ_ｄは固体ドーパント粒子２０８の比熱容量であり、ｍ_ｄは固体ドーパント粒子２０８の全質量であり、ｃ_ｄｄは液体ドーピングシステム２００の比熱容量であり、ｍ_ｄｄは液体ドーピングシステム２００の質量であり、ｄＥ／ｄｔは、融液１０４および成長チャンバ１００の他の構成部品から固体ドーパント粒子２０８および液体ドーピングシステム２００へのエネルギー移動の速度である。液体ドーピングシステム２００を移動時間内に融液の表面１１６近傍に位置付けることは、液体ドーピングシステム２００を融液の表面１１６から離して位置付けつつ、液体ドーパントが放出されることを防ぎ、それにより融液の表面１１６での液体ドーパントの激しい衝撃を防ぐ。供給管３００の傾斜した先端部３１０は、融液の表面１１６と供給管３００との間の接触のより良好な目で見える表示を提供するため、液体ドーピングシステム２００を位置付けるのに必要な時間を減らす。従って、傾斜した先端部３１０は、作業者（示されない）が液体ドーピングシステム２００を移動時間内に位置付けるのに役立つ。

液体ドーピングシステム２００を融液の表面１１６近傍に位置付けた後、ドーパント貯蔵装置２０６内部の温度は、ドーパント粒子２０８の融解温度に向かって上昇する。固体ドーパント粒子２０８が液化すると、結果として生じた液体ドーパント２２０は、第１の制限３１４および供給管３００を通過して流れる。供給管３００の直径ｄの大きさは、液体ドーパント２２０が供給管３００を通過して流れる際に、液体ドーパント２２０の得られる自由表面を制限し、それにより液体ドーパント２２０の蒸発を最小限に抑える。

供給管３００を通過して流れる液体ドーパント２２０は、下部の開口部３０８を通過して供給管３００から出て融液１０４に入る前に、供給管３００の下部の端部３０６における第２の制限３１８により妨げられる。第２の絞り口３１８は、供給管３００を通過する液体ドーパント２２０の流れを妨げ、またその速度を減少させ、それにより、融液の表面１１６での液体ドーパント２２０の衝撃、および融液１０４のいかなる跳ねまたは飛び散りをも低減する。さらに、供給管３００の下部の端部３０６における液体ドーパントの流れを妨げることは、融液１０４に入る前に液体ドーパント２２０をさらに加熱する。結果として、融液に入る前に、液体ドーパント２２０の温度を融液１０４の温度に近い温度に加熱することができ、それにより液体ドーパント２２０と融液１０４との間の熱衝撃を低減する。加えて、液体ドーパント２２０の温度を上昇させることは、液体ドーパントの粘度を減少させ、それにより液体ドーパント２２０を融液１０４の中に導入する際、融液１０４の跳ねまたは飛び散りをさらに減らす。

００４８
第２の制限３１８はまた、供給管３００に存在する液体ドーパント流の断面積を減少させ、融液の表面１１６における液体ドーパント２２０の得られる自由表面の面積を減少させる。融液の表面１１６における液体ドーパント２２０の自由表面積を減少させることにより、第２の制限３１８は液体ドーパント２２０の蒸発を減少させる。

一旦、ドーパント粒子２０８が液化し、および／または所定の時間が経過したら、液体ドーピングシステム２００を引き上げ機構１１８により上昇させ、炉１０８から取り出す。その後にドーピングプロセスを繰り返してよく、または後の使用のために液体ドーピングシステム２００を保管してよい。

ドーパント２０８が、比較的低い融点（例えば１４００℃より低い、またはさらに８００℃より低い）を有する場合、上述のドーピングの方法は比較的短い時間で行うことができる。結果として、ドーパント貯蔵装置２０６の本体２１４の温度は、ドーピングプロセスの直後に、冷却工程の必要なしに、液体ドーピングシステム２００を炉１０８から取り出すことができるように十分に低い。加えて、ダミーシード２０４を直ちにチャック１２２から取り除くことができ、単結晶インゴットを成長させるのに用いられる図１に示される種結晶１２４のような種結晶で置き換えることができる。

例えば本明細書に記載の液体ドーピングシステムのような液体ドーピングシステムを用いて液体のインジウムを導入することは、ドーピングプロセスおよび／または成長プロセスの間のインジウムの蒸発を減らし、得られるインジウムドープシリコンインゴット中のより予測可能なインジウムドーパント濃度を提供する。

図１を参照すると、成長プロセスの間、不純物または融液により生成された蒸発した化学種を取り除き且つ成長インゴット中に不純物が包含されるリスクを減らすために、不活性ガスが、シリコン融液１０４の上に配置された１つ以上のガス入口１２６から成長チャンバの中に導入されてよい。不活性ガスは融液の表面１１６および成長するインゴット１３６の表面を流れ、それにより不純物粒子が、単結晶が成長している界面１３８に到達できることを防ぐ。適当な不活性ガスは、アルゴン、ヘリウム、窒素、ネオン、それらの混合物および任意の他の適当な不活性ガスを含む。

上述のように、インジウムは、ホウ素に比べて比較的高い偏析係数および高い蒸発速度を有する。シリコン融液の表面の不活性ガスの流れは、シリコン融液中のインジウムの蒸発速度を増加させる傾向があり、成長させたインゴット中の予測不可能なドーパント濃度を生じる場合がある。それ故に、成長させたインゴット中のインジウムドーパント濃度は、成長チャンバ内の他のパラメータに関連して、不活性ガスの流量を調整することにより制御され得る。とりわけ、成長させたインゴット中のインジウムドーパント濃度は、不活性ガスの流量と内側のチャンバ圧力とシリコン融液中のインジウムの有効蒸発速度（または、実効蒸発速度、ｅｆｆｅｃｔｉｖｅ ｅｖａｐｏｒａｔｉｏｎ ｒａｔｅ）との間の関係に基づいて、不活性ガスの流量と内側のチャンバ圧力との比率を調整することにより制御され得る。

具体的には、シリコン融液中のインジウムの有効蒸発速度と不活性ガスの流量と内側のチャンバ圧力との間の関係は、

のように表すことができる。式中、ｇ^＊はシリコン融液中のインジウムの有効蒸発速度であり、ｆは流入する不活性ガスの流量であり、ｐはチャンバの内圧であり、ＡおよびＢはそれぞれ成長チャンバの構成に依存する係数である。従って、ＡおよびＢが既知である場合、不活性ガスの流量とチャンバの内圧との比率は、シリコン融液中のインジウムの望ましい有効蒸発速度を得るように調整することができる。本明細書で用いられる場合、「流入する不活性ガスの流量」とは、本明細書に記載の１つ以上のガス入口を通過して成長チャンバに入る不活性ガスの全流量を意味し、体積流量、質量流量または流量測定の任意の他の適当な手段として測定される。

シリコン融液中のインジウムの有効蒸発速度は、インゴット成長プロセスの間の与えられた時間ｔにおけるシリコン融液中の望ましいインジウムドーパント濃度に基づいて選択され得る。シリコン融液中のインジウムドーパント濃度は、

により、成長プロセスの間の経過時間と関連付けられ得る。式中、Ｃ_ｌは成長プロセスの間の与えられた時間におけるシリコンインゴット中のインジウムドーパント濃度であり、Ｃ_ｌ,０はシリコン融液中の初期のインジウムドーパント濃度であり、ｇ^＊はインジウムドーパントの有効蒸発速度であり、Ｈは融液の自由表面（すなわち、インゴットの断面の表面積より小さいシリコン融液の表面積）に対する融液の体積の比率である。シリコン融液中のインジウムの有効蒸発速度は、成長させたインゴット中の望ましいドーパント濃度プロファイルに基づいて選択されてもよい。例えば、固液界面における成長するインゴット中のドーパント濃度は、

を用いて近似計算することができる。式中、Ｃ_ｓは固液界面における凝固したインゴット中のインジウムドーパント濃度であり、ｋはシリコン中のインジウムの偏析係数（約４×１０^−４）である。シリコン融液中のインジウムの有効蒸発速度は、成長させたインゴット中の望ましい抵抗率プロファイルに基づいて選択されてもよい。例えば、インジウムドープシリコンの抵抗率は、ＤＩＮ５０４４４、ＳＥＭＩ ＭＦ７２３−０３０７に記載のアービンカーブのような業界基準を用いて、シリコン中のインジウムドーパント濃度と関連付けることができる。望ましい抵抗率プロファイルのために、対応するインジウムドーパント濃度プロファイルが決定されてよく、シリコン融液中の対応するインジウムドーパント濃度が決定さてよく、またシリコン融液中のインジウムの有効蒸発速度がそれに応じて選択されてよい。シリコン中のインジウムドーパント濃度を決定するためのアービンカーブの使用に加えて、またはその代替手段として、１つ以上の較正インゴット（または、較正用インゴット、キャリブレーションインゴット、ｃａｌｉｂｒａｔｉｏｎ ｉｎｇｏｔ）を作製して、インジウムドープシリコンの抵抗率とインジウムドープシリコンのインジウムドーパント濃度との間の経験的関係を決定するのに利用してよい。そのような実施形態において、インジウムドーパント濃度は、例えば、二次イオン質量分析法（ＳＩＭＳ）または低温フーリエ変換赤外分光法（ＬＴ−ＦＴＩＲ）を用いて、抵抗率とは独立に測定されてよい。そのような測定技術は、シリコン中の比較的高いイオン化エネルギー（約１６０ＭｅＶ）を有するインジウムの結果として、インジウムドープシリコン中のインジウムドーパント濃度についてより正確な値を提供し得る。独立に測定されたインジウムドーパント濃度は、上述のように、シリコン融液中のインジウムの有効蒸発速度を選択するために、測定された抵抗率の値と組み合わせて用いられてよい。

式２中の係数ＡおよびＢは、成長させたインジウムドープシリコンインゴットから得られる測定に基づいて経験的に決定されてよい。例えば、係数ＡおよびＢは、インジウムの有効蒸発速度とシリコン中のインジウムの有効偏析係数ｋ_ｅとの間の関係を用いて決定されてよく、

のように表される。式中、ｋはシリコン中のインジウムの偏析係数（約４×１０^−４）であり、Ｈは融液の自由表面に対する融液の体積の比率であり、ｖは結晶引き上げ装置の平均の引き上げ速度であり、δはシリコンの液体対固体の密度比である。シリコン中のインジウムの有効偏析係数ｋ_ｅは、成長させたインジウムドープシリコンインゴットから切り出された断片から得られた測定から、

を用いて計算されてよい。式中、Ｃ_ａは測定されるインゴット断片の種結晶端部におけるドーパント濃度であり（すなわち、インゴットの種結晶端部に最も近いインゴット断片の端部）、Ｃ_ｚは測定されるインゴット断片の末端部におけるドーパント濃度であり（すなわち、インゴットの末端部に最も近いインゴット断片の端部）、ｍ_ａはインゴット断片の種結晶端部におけるシリコンインゴットの凝固率（ｓｏｌｉｄｉｆｉｅｄ ｆｒａｃｔｉｏｎ）であり、ｍ_ｚはインゴット断片の末端部におけるシリコンインゴットの凝固率である。式５を参照して用いられる場合、インゴットの縦軸に垂直なシリコンインゴットの所定の断面において、用語「凝固率」とは、インゴットの種結晶端部と参照する（または、基準、ｒｅｆｅｒｅｎｃｅ）断面との間のインゴットの質量を、インゴットを成長させるのに用いられる初期の装填量の全質量で割ったものを意味する。

従って、本明細書に記載の不活性ガスの流量と内側のチャンバ圧力との間の関係を用いて、インジウムドーパントの蒸発速度は、不活性ガスの流量と内側のチャンバ圧力との比率を調整することにより制御され得る。その結果として、成長させたインジウムドープシリコンインゴット中のインジウムドーパント濃度も、不活性ガスの流量と内側のチャンバ圧力との比率を調整することにより制御され得る。特定の実施形態において、不活性ガスの流量および内側のチャンバ圧力は、不活性ガスの流量と内側のチャンバ圧力との比率が約０．０５ノルマルリットル／（ｍｉｎ・ｍｂａｒ）と約１．４０ノルマルリットル／（ｍｉｎ・ｍｂａｒ）との間、約０．１０ノルマルリットル／（ｍｉｎ・ｍｂａｒ）と約１．００ノルマルリットル／（ｍｉｎ・ｍｂａｒ）との間、または約０．１０ノルマルリットル／（ｍｉｎ・ｍｂａｒ）と約０．８０ノルマルリットル／（ｍｉｎ・ｍｂａｒ）との間であるように調整されてよい。よりさらなる実施形態において、不活性ガスの流量は、約２０ノルマルリットル／ｍｉｎと約２００ノルマルリットル／ｍｉｎとの間、約３０ノルマルリットル／ｍｉｎと約１４０ノルマルリットル／ｍｉｎとの間、または約３０ノルマルリットル／ｍｉｎと約８０ノルマルリットル／ｍｉｎとの間で変化してよい。よりさらなる実施形態において、成長チャンバの内圧は、約２０ｍｂａｒと約４００ｍｂａｒとの間、約３０ｍｂａｒと約２００ｍｂａｒとの間、または約３０ｍｂａｒと約１００ｍｂａｒとの間で変化してよい。本明細書で使用される場合、用語「ノルマルリットル」とは、２７３．１５Ｋ且つ１０１．３２５ｋＰａの基準（または、基準状態の、ｒｅｆｅｒｅｎｃｅｄ）ガス１リットルを意味する。

不活性ガスと内側のチャンバ圧力との比率は、成長させたインゴット中の望ましいインジウムドーパント濃度を得る成長プロセスの前において、その間において、またはその前とその間両方において調整されてよい。不活性ガスの流量および／または内側のチャンバ圧力は、成長プロセスの間にもう一度、またはさらに成長プロセスの間に連続的に調整されてよい。不活性ガスの流量および／または内側のチャンバ圧力は、チョクラルスキー成長プロセスのリアルタイム測定に基づいて、または成長プロセスの開始に続く１回以上の所定の時間に調整されてよい。不活性ガスの流量または内側のチャンバ圧力が調整される所定の時間は、成長プロセスの開始後の経過時間、インゴットが所望の長さに達したこと、引き上げ速度が望ましい引き上げ速度に達したこと、または成長プロセスにより消費されるシリコン融液の量に基づいてよい。

ガス入口１２６を通過して流れる不活性ガスの流量は、ガス入口１２６に取り付けられた１つ以上の流量制御装置１２８を用いて調整される。流量調整装置１２８は、質量流量調整装置、体積流量調整装置、絞り弁またはバタフライ弁のような、ガス入口９を通過して成長チャンバの中に入る不活性ガスの流量を調整するのに適当な任意の装置であってよい。流量制御装置１２８は自動化されてよく、または手動で制御されてよい。自動流量制御装置は、ユーザー定義の条件（例えば、所定時間の経過後）に基づいて不活性ガスの流量を調整することができる１つ以上のプログラマブルデバイス１４０により制御されてよい。図１に示される流量制御装置は、ユーザー定義の条件に基づいて不活性ガスの流量を調整することができるプログラマブルデバイス１４０により制御される自動化された質量流量制御装置である。

成長チャンバ１００の内圧は、成長チャンバの排気口１３０と流体連通している１つ以上の圧力調整装置１３２を用いて制御されてよい。圧力調整装置１３２は、成長チャンバ１００内の圧力を調整するのに適当な任意の種類の装置であってよく、電子圧力制御装置、絞り弁、バタフライ弁およびボール弁を含む。圧力調整装置１３２は自動化されてよく、または手動で制御されてよい。自動圧力調整装置は、ユーザー定義の条件（例えば、所定時間の経過後）に基づいて成長チャンバ１００内の内圧を調整することができる１つ以上のプログラマブルデバイス１４０により制御されてよい。圧力調整装置１３２を制御するのに用いられるプログラマブルデバイス１４０は、流量制御装置１２８を制御するのに用いられるプログラマブルデバイス１４０と別々または同じであってよい。図１に示される圧力調整装置は、ユーザー定義の条件に基づいて成長チャンバの内圧を調整することができるプログラマブルデバイス１４０により自動化されて制御される。

成長チャンバ１００の排気口１３０と流体連通しているポンプ１３４は、不活性ガス、不純物、およびシリコン融液から蒸発した化学種（例えば、ＳｉＯおよびドーパントに関連する化学種）を成長チャンバから外に排出するために用いてよい。ポンプ１３４は、成長チャンバ１００の内側のチャンバ圧力を調整または調節する圧力調整装置１３２とは独立にまたは併せて運転されてよい。ポンプ１３４は、ユーザー定義の条件（例えば、所定時間の経過後）に基づいて、ポンプの設定を調整することができるプログラマブルデバイス１４０により制御されてよい。プログラマブルデバイス１４０は、流量制御装置１２８および／または圧力調整装置１３２を制御するのに用いられるプログラマブルデバイスと同じ、または別々であってよい。

不活性ガスの流量と内側のチャンバ圧力との比率を調整することは、インジウムドープシリコンインゴットが成長する際、融液中のインジウムの相対的な濃度が比較的一定のままであることを確実にし、さらにインジウムドープシリコンインゴット中のドーパント濃度が比較的均一であることを確実にする。

本開示のプロセスの利点は、中心軸から周縁端６０６に向かって測定された半径６０４に沿っての半径方向の小さい変化に加えて、インゴットの中心軸６０２に平行な方向においてインジウムドーパント濃度の軸方向の小さい変化を有する、図６に示されるインゴット６００のような商業的な大きさの単結晶シリコンインゴットの準備である。いくつかの実施形態において、インジウム濃度の軸方向の変化は、２０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約５×１０^１４原子／ｃｍ^３より小さくてよく、２０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約１×１０^１４原子／ｃｍ^３より小さくてよく、２０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約５×１０^１３原子／ｃｍ^３より小さくてよく、またはさらに２０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約４×１０^１３原子／ｃｍ^３でより小さくてよい。いくつかの実施形態において、インジウム濃度の軸方向の変化は、４０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約１×１０^１５原子／ｃｍ^３より小さくてよく、４０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約５×１０^１４原子／ｃｍ^３より小さくてよく、またはさらに４０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約２×１０^１４原子／ｃｍ^３でより小さくてよい。いくつかの実施形態において、インジウム濃度の軸方向の相対変化は、２０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約２０％より小さくてよく、２０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約１０％より小さくてよく、２０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約５％より小さくてよく、またはさらに２０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約２％より小さくてよい。いくつかの実施形態において、インジウム濃度の軸方向の相対変化は、４０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約３３％より小さくてよく、４０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約２５％より小さくてよく、４０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約１５％より小さくてよく、またはさらに４０ｃｍを超える単結晶シリコンインゴットの軸長に亘って、約１０％より小さくてよい。いくつかの実施形態において、インジウムドープシリコンインゴット６００の質量は、少なくとも約３０ｋｇ、少なくとも約４０ｋｇ、少なくとも約５０ｋｇ、少なくとも約６０ｋｇ、少なくとも約７０ｋｇまたは少なくとも約８０ｋｇであってよい。よりさらなる実施形態において、インジウムドープシリコンインゴット６００の質量は、少なくとも約１８０ｋｇ、少なくとも２００ｋｇまたはさらに少なくとも２２０ｋｇのように１７５ｋｇを超えてよい。「軸方向の相対変化」は、単結晶シリコンインゴットの軸長に沿って、ある距離に別々に位置付けられた２点間のインジウム濃度を測定し、その変化を単結晶シリコンインゴットのシードコーンに最も近い点で測定したインジウム濃度で割ることにより決定される。パーセンテージになるように、この計算値に１００を乗じる。このパーセンテージが、本明細書の開示におけるインジウム濃度の「軸方向の相対変化」である。本開示のプロセスは、シリコンインゴットの実質的な長さに亘って、インジウム濃度の軸方向の小さな相対変化を有する単結晶シリコンインゴットをもたらす。従って、実質的に均一な抵抗率、変換効率および光誘起劣化への耐性の特性を有するインジウムドープ単結シリコンウェハの母集団にスライスされ得る。

単結晶シリコンインゴットは、太陽電池セル用途向けに適当な単結晶シリコンウェハまたは単結晶シリコンウェハの母集団に加工されてよい。その際、インゴットは、本明細書に説明のように、平坦な縁部を得るための切断、研削、縁の面取り、クロップおよびワイヤーソー切断を含む業界基準に従って、実質的に均一なインジウム濃度および抵抗率の特性を有する単結晶シリコンウェハの母集団に加工されてよい。切断作業は一般的に、切断工具の製造業者により提供されるガイドラインに従う。単結晶シリコンインゴットは、太陽電池セルにおける最終用途の幾何学的な要求に適合する業界基準の形状および大きさを有するインジウムドープ単結晶シリコンウェハの母集団に切断される。業界基準に従って加工およびスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハは、その後、再び業界基準に従ってさらに太陽電池セルに加工される。

インジウムドープ単結晶シリコンウェハから太陽電池セルを製造するプロセスにおいて、ウェハの表面は反射を最小限に抑えるためにテクスチャリング（ｔｅｘｔｕｒｅｄ）されてよい。表面の任意の「粗化処理（ｒｏｕｇｈｅｎｉｎｇ）」は、周囲空気に出ていくよりもむしろ、表面上で反射光が跳ね返る機会を増加させることにより反射を減らす。単結晶基材は、結晶面の面に沿ってエッチングすることによりテクスチャ加工することができる。表面が内部の原子に対して適切に配列されている場合、シリコンの結晶構造はピラミッド構造で構成される表面をもたらす。用いられる他の種類の表面テクスチャリングは、「逆ピラミッド」テクスチャリングとして知られている。このテクスチャリングスキームを用いることにより、ピラミッド構造は、表面から上方に向かってエッチングされるよりもむしろ、シリコン表面の中に下方へエッチングされる。テクスチャリングされたウェハはその後、業界基準に従って加工され、リンの拡散またはインプラントのような業界基準のプロセスによりエミッタを含み、エッジアイソレーションが後に続く。いくつかの実施形態において、反射防止コーティングが適用されてよい。太陽電池セルにおける反射防止コーティングは、カメラのレンズのような他の光学機器において用いられる反射防止コーティングと類似する。それらは、コーティングにおける干渉効果が、半導体表面からの反射波とは位相が異なる反射防止コーティングの上面からの反射波を引き起こすような膜厚を有する誘電材料の薄層からなる。これらの位相が異なる反射波は、互いに打ち消すように干渉し合い、正味ゼロの反射エネルギーをもたらす。通常用いられるコーティングは窒化ケイ素である。あるいは、硫化亜鉛／フッ化マグネシウムのような二重の層の反射防止コーティングが適用されてよい。パターン化された金属のスクリーン（例えば、銀、アルミニウム）が、スクリーン印刷によりウェハの前面および後面へ適用され、例えばアレイグリッドに有用な太陽電池セルを得るためにウェハの焼成が後に続く。

本開示の太陽電池セルは、太陽光の分光放射照度の高い変換効率により特徴付けられる。太陽光の分光放射照度の変換効率は業界基準に従って測定されてよい。例えば、変換効率は、米国材料試験協会（ＡＳＴＭ）光起電特性評価のための地上基準スペクトル（Ｔｅｒｒｅｓｔｒｉａｌ Ｒｅｆｅｒｅｎｃｅ Ｓｐｅｃｔｒａ）と題されたＡＳＴＭ Ｇ１７３−０３に記載の基準に従って測定されてよい。ＡＳＴＭ Ｇ１７３のスペクトルは、所定の大気条件の設定の下で所定の方向の表面における地上の太陽光の分光放射照度を表す。波長の関数としての電力の分布（帯域幅のＷ／（ｍ^２・ｎｍ））は、様々な自然光源および多様なスペクトル分布を有する光の人工光源の下で測定される性能に関して、スペクトル選択性のＰＶ材料を評価するための単一の共通基準を提供する。選択された条件は、１年間に渡るアメリカ合衆国（Ｕ．Ｓ．Ａ）の地続きの４８州についての妥当な平均であると考えられている。選択された傾斜角は、地続きのアメリカ合衆国についてほぼ平均の緯度である。受光面は、赤道に向かって３７℃傾いた、太陽に対向する傾斜面として規格で規定される。（すなわち、地平線の上方に４１．８１°の仰角で、面法線が太陽を指す）。所定の大気条件は：
ａ）温度、圧力、エアロゾル密度（田園のエアロゾル量（または、負荷量、ｌｏａｄｉ
ｎｇ））、空気密度、３３レイヤー（ｌａｙｅｒ）に記載の分子種の密度を有する１
９７６年の米国標準大気
ｂ）絶対的エアマス１．５（太陽天頂角４８．１９°）
ｃ）５００ｎｍにおけるオングストローム混濁係数（ｅに基づく）０．０８４^Ｃ
ｄ）１．４２ｃｍ相当の全気柱水蒸気量
ｅ）０．３４ｃｍ相当の全気柱オゾン量
ｆ）ジェット推進研究所のＡＳＴＥＲスペクトル反射データベース（ｈｔｔｐ：／／ｓ
ｐｅｃｌｉｂ．ｊｐｌ．ｎａｓａ．ｇｏｖ．）に記録の軽量土壌の地表面スペクトル
アルベド（反射率）
である。

太陽電池セルの効率は、太陽光の形態の入射エネルギーに対する太陽電池セルの電気出力の比率である。地上の太陽電池セルは、ＡＭ１．５の条件下、２５℃で測定される。太陽電池セルのエネルギー変換効率（η）は、セルが暴露されて電気エネルギーに変換される太陽エネルギーのパーセンテージである。太陽電池セルの効率は電気に変換される入射パワーの割合として決定され：

のように定義される。

式中、Ｐ_ｍａｘは最大出力であり、Ｖ_ｏｃは開放電圧であり；Ｉ_ｓｃは短絡電流であり；ＦＦは曲線因子であり；ηは効率である。

太陽電池セル効率は、慣習的にパーセンテージで表される。本開示のいくつかの実施形態において、太陽電池セルは、絶対的エアマス１．５の下で、少なくとも１７％、少なくとも１８％、少なくとも１９％、少なくとも１９．５％、少なくとも２０％、少なくとも２０．５％、少なくとも２１％、少なくとも２２％、少なくとも２４％、少なくとも２６％、少なくとも２８％、少なくとも３０％の、インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率により特徴付けられるインジウムドープ単結晶シリコンウェハを含む。

インジウムドープ単結晶シリコンウェハの吸収能力および太陽光スペクトルの赤外領域の光のアップコンバートに起因して、太陽光の分光放射照度の高い効率が、少なくとも一部分において達成される。とりわけ、本開示のインジウムドープ単結晶シリコンウェハは、実質的に類似または等しい抵抗率を有するホウ素ドープ単結晶シリコンウェハよりも、多くの太陽光スペクトルの赤外領域の光を吸収する。いくつかの実施形態において、本開示のインジウムドープ単結晶シリコンウェハは、実質的に類似または等しい抵抗率を有するホウ素ドープ単結晶シリコンウェハよりも、多くの８３０ｎｍと１４００ｎｍとの間の波長範囲の光を吸収する。ホウ素ドープ単結晶シリコンウェハから作製された太陽電池セルと比較した、インジウムドープ単結晶シリコンウェハから作製された太陽電池セルのより良好な太陽光スペクトル全域の光の吸収を示すグラフである、図８Ａ、８Ｂおよび８Ｃを参照されたい。ホウ素ドープウェハの抵抗率（約２．４Ω・ｃｍ）はインジウムドープウェハの抵抗率（約３．５Ω・ｃｍ）より低いが、インジウムドープウェハから作製された太陽電池セルの吸収は、ホウ素ドープウェハから作製された太陽電池セルの吸収より大きかった。ＰＣ１Ｄモデル（自由に入手可能な太陽電池セルのモデリングプログラム；ニューサウスウェールズ大学から入手可能）からの計算に基づいて、Ｊ_ｓｃの差を抵抗率で説明することはできない。別の言い方をすれば、それぞれの太陽電池セルにおけるウェハの抵抗率は、インジウムドープウェハの吸収の増加を説明できない。より低いエネルギーのＩＲ光のより高い吸収は、ホウ素ドーパント原子と比較して、インジウムドーパント原子のより高いバンドギャップの位置に起因すると考えられる。

高効率および太陽光スペクトル全域の光の高められたアップコンバージョンに加えて、本開示のインジウムドープ単結晶シリコンウェハは、相対基準および絶対基準（ａｂｓｏｌｕｔｅ ｂａｓｉｓ）両方における小さい光誘起劣化により特徴付けられる。この点において、４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、インジウムドープ単結晶シリコンウェハを含む太陽電池セルの相対効率は約２％以下劣化する。いくつかの実施形態において、４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、太陽電池セルの相対効率は約１％以下劣化する。いくつかの実施形態において、４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、太陽電池セルの相対効率は約０．５％以下劣化する。いくつかの実施形態において、４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、太陽電池セルの相対効率は約０．３％以下劣化する。いくつかの実施形態において、４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、太陽電池セルの相対効率は、約２％以下、または約１％以下、または約０．５％以下、または約０．３％以下劣化する。本明細書で表される場合、相対効率は、インジウムドープ単結晶シリコンウェハを照明に曝す、例えば４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露し、初期状態のウェハの効率と比較した効率の低下を測定することにより決定される。効率の差（照明後のウェハの効率が減算された初期状態のウェハの効率）を初期状態のウェハの効率で割る。本明細書で表されるパーセンテージを導くために、その計算値に１００を乗じてよい。

インジウムドープ単結晶シリコンウェハはさらに、効率の絶対光誘起劣化が小さいことにより特徴付けられる。絶対光誘起劣化は、劣化したウェハの効率（パーセンテージで表される）を初期状態のウェハの効率（同様にパーセンテージで表される）から減算することにより決定される。いくつかの実施形態において、４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、インジウムドープ単結晶シリコンウェハを含む太陽電池セルの絶対効率（ａｂｓｏｌｕｔｅ ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ）は、約０．５％以下、約０．２％以下、約０．１％以下、または約０．０６％以下劣化する。いくつかの実施形態において、４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、インジウムドープ単結晶シリコンウェハを含む太陽電池セルの絶対効率は、約０．５％以下、約０．２％以下、約０．１％以下、または約０．０６％以下劣化する。いくつかの実施形態において、４５℃より低い温度で太陽光に４時間暴露した後、インジウムドープ単結晶シリコンウェハを含む太陽電池セルの絶対効率は、約１．０％以下、約０．５％以下、約０．２％以下、約０．１％以下、または約０．０６％以下劣化する。

本開示を詳細に記載したため、添付の特許請求の範囲に規定の本発明の範囲から逸脱することなく、修正および変更が可能であることは明らかであろう。

以下の実施例は非限定的である。

［実施例１ バッチチョクラルスキー法により成長させたインジウムドープ単結晶シリコンインゴット］
従来のバッチチョクラルスキー法によりインジウムドープ単結晶シリコンインゴットを成長させた。２００ｍｍより大きい直径にインゴットを成長させ、その後、業界で標準的な方法により２００ｍｍの均一な直径に研削した。

ワイヤーソーにより約１８０μｍと約２００μｍとの間の厚さを有するウェハにインゴットをスライスし、分析用にシードコーンからの長さが様々なものの中からウェハを選択した。ウェハの中心、およびウェハの縁部から６ｍｍにおける抵抗率、ウェハの中心におけるインジウム濃度、ウェハの中心における酸素濃度、ウェハの中心における炭素濃度、および半径方向の抵抗率の変化についてウェハを試験した。ＤＩＮ５０４４４、ＳＥＭＩ ＭＦ７２３−０３０７に記載のアービンカーブを用いてインジウム濃度を決定した。これらのデータが以下の表１に与えられる。

［実施例２ バッチチョクラルスキー法により成長させたインジウムドープ単結晶シリコンインゴット］
バッチチョクラルスキー法によりインジウムドープ単結晶シリコンインゴットを成長させた。成長プロセスの間、本明細書に記載の方法により、不活性ガスの流量と内側のチャンバ圧力との比率を調整して、成長インゴット中のインジウムドーパント濃度を制御した。２００ｍｍより大きい直径にインゴットを成長させ、その後、業界で標準的な方法により２００ｍｍの均一な直径に研削した。

ワイヤーソーにより約１８０μｍと約２００μｍとの間の厚さを有するウェハにインゴットをスライスし、分析用にシードコーンからの長さが様々なものの中からウェハを選択した。ウェハの中心およびウェハの縁部から６ｍｍにおける抵抗率、ウェハの中心におけるインジウム濃度、ウェハの中心における酸素濃度、ウェハの中心における炭素濃度、および半径方向の抵抗率の変化についてウェハを試験した。ＤＩＮ５０４４４、ＳＥＭＩ ＭＦ７２３−０３０７に記載のアービンカーブを用いてインジウム濃度を決定した。これらのデータが以下の表２に与えられる。

［実施例３ バッチチョクラルスキー法により成長させたインジウムドープ単結晶シリコンインゴット］
バッチチョクラルスキー法によりインジウムドープ単結晶シリコンインゴットを成長させた。成長プロセスの間、本明細書に記載の方法により、不活性ガスの流量と内側のチャンバ圧力との比率を調整して、成長インゴット中のインジウムドーパント濃度を制御した。２００ｍｍより大きい直径にインゴットを成長させ、その後、業界で標準的な方法により２００ｍｍの均一な直径に研削した。

ワイヤーソーにより約１８０μｍと約２００μｍとの間の厚さを有するウェハにインゴットをスライスし、分析用にシードコーンからの長さが様々なものの中からウェハを選択した。ウェハの中心、およびウェハの縁部から６ｍｍにおける抵抗率、ウェハの中心におけるインジウム濃度、ウェハの中心における酸素濃度、ウェハの中心における炭素濃度、および半径方向の抵抗率の変化についてウェハを試験した。ＤＩＮ５０４４４、ＳＥＭＩ ＭＦ７２３−０３０７に記載のアービンカーブを用いてインジウム濃度を決定した。これらのデータが以下の表３に与えられる。

［実施例４ バッチチョクラルスキー法により成長させたインジウムドープ単結晶シリコンインゴット］
バッチチョクラルスキー法によりインジウムドープ単結晶シリコンインゴットを成長させた。成長プロセスの間、本明細書に記載の方法により、不活性ガスの流量と内側のチャンバ圧力との比率を調整して、成長インゴット中のインジウムドーパント濃度を制御した。２００ｍｍより大きい直径にインゴットを成長させ、その後、業界で標準的な方法により２００ｍｍの均一な直径に研削した。

ワイヤーソーにより約１８０μｍと約２００μｍとの間の厚さを有するウェハにインゴットをスライスし、分析用にシードコーンからの長さが様々なものの中からウェハを選択した。ウェハの中心、およびウェハの縁部から６ｍｍにおける抵抗率、ウェハの中心におけるインジウム濃度、ウェハの中心における酸素濃度、ウェハの中心における炭素濃度、および半径方向の抵抗率の変化についてウェハを試験した。ＤＩＮ５０４４４、ＳＥＭＩ ＭＦ７２３−０３０７に記載のアービンカーブを用いてインジウム濃度を決定した。これらのデータが以下の表４に与えられる。

比較のため、抵抗率とは独立して、ＳＩＭＳおよびＬＴ−ＦＴＩＲを用いて各ウェハのインジウムドーパント濃度を測定した。これらのデータが以下の表５に与えられる。

［実施例５ バッチチョクラルスキー法により成長させたインジウムドープ単結晶シリコンインゴットから得られたウェハ］
実施例３に記載の方法により成長させたインゴットから２００個のウェハを選択した。ウェハは、１５６ｍｍ±０．５ｍｍの主要寸法の平面対平面の長さを有していた。ウェハの対角寸法は、２００ｍｍ±０．５ｍｍであった。コーナーの長さは、１５．４ｍｍ±１ｍｍであった。ウェハの厚さは、２００μｍ±２０μｍまたは１８０μｍ±２０μｍであった。

２００個のウェハの抵抗率は、３．０３Ω・ｃｍ〜３．５Ω・ｃｍの範囲内であった。ウェハの酸素濃度は、１４．９ＰＰＭＡ〜１５．４ＰＰＭＡの範囲内であった。ウェハの寿命は、３２５μｓ〜６５１μｓの範囲内であった（５×１０^１４／ｃｍ^３の注入レベルにおける結晶準位（または、結晶場準位、結晶レベル、ｃｒｙｓｔａｌ ｌｅｖｅｌ）での測定；Ｓｉｎｔｏｎ ＢＣＴ４００）。

［実施例６ ９０Ω／ｓｑのエミッタでインプラントされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハの初期状態の試験］
実施例５に記載の方法により準備したインジウムドープウェハから太陽電池セルを作製した。３．５Ω・ｃｍの抵抗率を有するようにウェハを選択し、９０Ω／ｓｑのエミッタでインプラントした。

太陽電池セルを測定してそれらの初期状態の特性を決定した。結果が以下の表６に示される。

この実施例の表および以下の実施例は、太陽電池セルを比較するためのいくつかの性能特性を提供する。Ｖ_ｏｃは開放電圧、すなわち太陽電池セルから得られる最大電圧を示す。ＦＦは太陽電池セルから得られる最大出力である曲線因子を示し、Ｖ_ＯＣとＩ_ＳＣ（短絡電流）との積に対する太陽電池セルからの最大出力の比率として定義される。効率は、太陽からの入力エネルギーに対する太陽電池セルからの出力エネルギーの比率として定義される。Ｎ因子はダイオードの理想因子を示し、１〜２の範囲であり得る。より１に近い値は、理想的な振る舞いを示す。Ｒ_Ｓは直列抵抗を示す。Ｒ_ＳＨはシャント抵抗を示す。

［実施例７ ＰＯＣＬ_３−ＨＮＳ ６５Ω／ｓｑで拡散されたインジウムドープ単結晶シリコンウェハの初期状態の試験］
実施例５に記載の方法により準備したインジウムドープウェハから太陽電池セルを作製した。３．５Ω・ｃｍの抵抗率を有するようにウェハを選択し、ＰＯＣＬ_３−ＨＮＳ ６５のエミッタで拡散した。

太陽電池セルを測定してそれらの初期状態の特性を決定した。結果が以下の表７に示される。

［比較例１ 連続チョクラルスキー法により成長させたホウ素ドープ単結晶シリコンインゴット］
連続チョクラルスキー法により成長させたホウ素ドープインゴットから２００個のウェハを選択した。ウェハは、１５６ｍｍ±０．５ｍｍの主要寸法の平面対平面の長さを有していた。ウェハの対角寸法は、２００ｍｍ±０．５ｍｍであった。コーナーの長さは、１５．４ｍｍ±１ｍｍであった。ウェハの厚さは、２００μｍ±２０μｍまたは１８０μｍ±２０μｍであった。

２００個のホウ素ドープウェハの抵抗率は、約２．４Ω・ｃｍと約２．７３Ω・ｃｍとの間であった。ウェハの酸素濃度は、約１４．６ＰＰＭＡであった。ウェハの寿命は、約３２０μｓであった（５×１０^１４／ｃｍ^３の注入レベルにおける結晶準位での測定；Ｓｉｎｔｏｎ ＢＣＴ４００）。

［比較例２ ９０Ω／ｓｑのエミッタでインプラントされたホウ素ドープ単結晶シリコンウェハの初期状態の試験］
比較例１に記載の方法により準備したホウ素ドープウェハから太陽電池セルを作製した。２．４Ω・ｃｍの抵抗率を有するようにウェハを選択し９０Ω／ｓｑのエミッタでインプラントした。

太陽電池セルを測定してそれらの初期状態の特性を決定した。結果が以下の表８に示される。

［比較例３ ＰＯＣＬ_３−ＨＮＳ ６５Ω／ｓｑで拡散されたホウ素ドープ単結晶シリコンウェハの初期状態の試験］
比較例１に記載の方法により準備したインジウムドープウェハから太陽電池セルを作製した。２．４Ω・ｃｍの抵抗率を有するようにウェハを選択し、ＰＯＣＬ_３−ＨＮＳ ６５のエミッタでインプラントした。

太陽電池セルを測定してそれらの初期状態の特性を決定した。結果が以下の表９に示される。

［実施例８ インジウムドープ単結晶シリコンウェハから作製された太陽電池セルおよびホウ素ドープ単結晶シリコンウェハから作製された太陽電池セルの光誘起劣化試験］
様々な性能特性の太陽電池セルの光誘起劣化を試験するために、実施例６のインジウムドープ単結晶シリコンウェハから作製した太陽電池セルおよび比較例２のホウ素ドープ単結晶シリコンウェハから作製した太陽電池セルを、４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する太陽光の分光放射照度に２４時間曝した。初期の太陽電池セルの性能特性および２４時間照射後の太陽電池セルの性能特性が以下の表１０に示される。

インジウムドープ単結晶シリコンウェハから作製した太陽電池セルおよびホウ素ドープ単結晶シリコンウェハから作製した太陽電池セル（酸素濃度およびドーパント濃度が厳密に一致するように選択した）について、光誘起劣化の評価を行った。インジウムドープウェハから作製した太陽電池セルは、ホウ素ドープウェハから作製した太陽電池セルと比較して、照明後、大幅に小さい光誘起劣化を示した。より具体的には、インジウムドープウェハから作製した太陽電池セルの効率は、照明後、１９％以上のままであり、また、ホウ素ドープセルについての約３％の相対的劣化（約０．６％の絶対的劣化（ａｂｓｏｌｕｔｅ ｄｅｇｒａｄａｔｉｏｎ））と比較して、インジウムドープセルについての相対的劣化は僅か約０．４％（０．０８％の絶対的劣化）であった。これらの結果から見ると、インジウムドープセルから作製した太陽電池セルは、ホウ素ドープセルから作製した太陽電池セルより大幅に小さい光誘起劣化を示した。

［実施例９ ９０〜１１０Ω／ｓｑのエミッタでインプラントされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハの初期状態の試験］
インジウムドープウェハから太陽電池セルを作製した。３．４Ω・ｃｍの抵抗率を有するようにウェハを選択し、９０〜１１０Ω／ｓｑのエミッタでインプラントした。

太陽電池セルを測定してそれらの初期状態の特性を決定した。結果が以下の表１１に示される。

［実施例１０ ９０〜１１０Ω／ｓｑのエミッタでインプラントされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハの初期状態の試験］
インジウムドープウェハから太陽電池セルを作製した。３．１Ω・ｃｍの抵抗率を有するようにウェハを選択し、９０〜１１０Ω／ｓｑのエミッタでインプラントした。

太陽電池セルを測定してそれらの初期状態の特性を決定した。結果が以下の表１２に示される。

［比較例４ ９０〜１１０Ω／ｓｑのエミッタでインプラントされたホウ素ドープ単結晶シリコンウェハの初期状態の試験］
ホウ素ドープウェハから太陽電池セルを作製した。２．６Ω・ｃｍの抵抗率を有するようにウェハを選択し、９０〜１１０Ω／ｓｑのエミッタでインプラントした。

太陽電池セルを測定してそれらの初期状態の特性を決定した。結果が以下の表１３に示される。

［比較例５ ９０〜１１０Ω／ｓｑのエミッタでインプラントされたホウ素ドープ単結晶シリコンウェハの初期状態の試験］
ホウ素ドープウェハから太陽電池セルを作製した。２．５Ω・ｃｍの抵抗率を有するようにウェハを選択し、９０〜１１０Ω／ｓｑのエミッタでインプラントした。

太陽電池セルを測定してそれらの初期状態の特性を決定した。結果が以下の表１４に示される。

［実施例１１ インジウムドープ単結晶シリコンウェハから作製された太陽電池セルおよびホウ素ドープ単結晶シリコンウェハから作製された太陽電池セルの光誘起劣化試験］
様々な性能特性の太陽電池セルの光誘起劣化を試験するために、実施例９および実施例１０のインジウムドープ単結晶シリコンウェハから作製した太陽電池セル並びに比較例４および比較例５のホウ素ドープ単結晶シリコンウェハから作製した太陽電池セルを、４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する太陽光の分光放射照度に２４時間曝した。初期の太陽電池セルの平均の性能特性および２４時間照射後の太陽電池セルの平均の性能特性が以下の表１５に示される。

インジウムドープ単結晶シリコンウェハから作製した太陽電池セルおよびホウ素ドープ単結晶シリコンウェハから作製した太陽電池セル（酸素濃度およびドーパント濃度が厳密に一致するように選択した）について、光誘起劣化の評価を行った。インジウムドープウェハから作製した太陽電池セルは、ホウ素ドープウェハから作製した太陽電池セルと比較して、照明後、大幅に小さい光誘起劣化を示した。より具体的には、ホウ素ドープセルについての約０．５％の絶対的劣化と比較して、インジウムドープウェハから作製した太陽電池セルの効率は、照明後、１９％のままであるか、または１９％に極めて近いままであった。これらの結果から見ると、インジウムドープセルから作製した太陽電池セルは、ホウ素ドープセルから作製した太陽電池セルより大幅に小さい光誘起劣化を示した。

［実施例１２ インジウムドープ単結晶シリコンウェハから作製された太陽電池セルおよびホウ素ドープ単結晶シリコンウェハから作製された太陽電池セルの少数キャリア寿命についての光誘起劣化の影響］
３つの異なる結晶から３つのグループのウェハを選択した。各グループのウェハは同じセグメントからのものである。各グループには４つのウェハがある。第１グループのウェハは、高寿命のホウ素ドープ連続Ｃｚセグメントからスライスした。第２グループのウェハは、平均的な寿命のホウ素ドープ連続Ｃｚセグメントからスライスした。第３グループのウェハは、インジウムドープＣｚ結晶からスライスした。

全てのウェハを同時に同じ容器中でエッチングおよび洗浄をした。最初にダメージの除去が見られ、テクスチャエッチング工程により各ウェハから１６ミクロン取り除いた。テクスチャエッチング後にウェハを洗浄し、最終のフッ化水素（ＨＦ)酸洗浄工程の直後にヨウ素−エタノール溶液でパッシベーションした。ウェハが屋外で６日間ライトソーキングされる（ｌｉｇｈｔ ｓｏａｋｅｄ）前後のヨウ素−エタノールパッシベーションウェハについて寿命測定を行った。注入レベル寿命測定（ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ ｌｅｖｅｌ ｌｉｆｅｔｉｍｅ ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ）を行うＴｒａｎｓｉｅｎｔモードでＳｉｎｔｏｎのＷＴＣ−１２０のウェハツールを用いた。屋外でのライトソーキング後、寿命測定を行う前と同じ方法でエッチングおよび洗浄をした。唯一の違いは、ライトソーキング後の各ウェハから約１２ミクロンの材料が取り除かれたことだった。

全３グループについての結晶セグメントの寿命および抵抗率が表１６に示される。Ｓｉｎｔｏｎ ＩｎｓｔｒｕｍｅｎｔｓのＢＣＴ−４００を用いて、ＭＣＤ＝５×１０^１４ｃｍ^−３における寿命を測定した。全４つのＰ０１ＧＪ−Ａ４（高寿命、ホウ素ドープ）ウェハについて、６日間の屋外でのライトソーキング前後の注入レベル寿命が図９に示される。全４つのＰ００ＰＣ−Ｃ２ウェハ（平均的な寿命、ホウ素ドープ）について、６日間の屋外でのライトソーキング前後の注入レベル寿命が図１０に示される。全４つの２１０Ｔ０Ｎウェハ（インジウムドープ）について、６日間の屋外でのライトソーキング前後の注入レベル寿命が図１１に示される。

全１２個のウェハの１×１０^１５ｃｍ^−３の注入レベル（ＭＣＤ）において測定された少数キャリア寿命の比較が表１７に示される。

インジウムドープＣｚウェハの少数キャリア寿命は、太陽光に６日間暴露した後に劣化しないが、一方、ホウ素ドープＣＣｚウェハの少数キャリア寿命は劣化する。ホウ素ドープシリコンウェハおよびインジウムドープシリコンウェハに関して、少数キャリア寿命が測定可能な性能パラメータであるＬＩＤ試験は、インジウムドープＣｚシリコンウェハおよびホウ素ドープＣＣｚシリコンウェハ上に作製された太陽電池セルについての太陽電池セル効率データと対応する。とりわけ、インジウムドープＣｚウェハ上に作製された太陽電池セルの効率は、光に暴露した後に劣化しないが、一方、ホウ素ドープＣＣｚ上に作製された太陽電池セルは光誘起劣化を示す。

シリコン太陽電池セルの効率は、シリコンウェハの少数キャリア寿命に関連する。以下の式は、空間電荷領域において、電荷の再結合がない理想的な半導体ダイオードに関連する。より一般的な式を作ることができるが、理想的なダイオードモデルを用いて全体の関係を明らかにできる。太陽電池セル効率は式９により与えられる。

式９において、Ｖ_ｏｃは太陽電池セルの開放電圧であり、Ｉ_ｓｃは短絡電流であり、ＦＦはダイオードの曲線因子であり、Ｐ_ｉｎは太陽電池セル上の入射照明のパワー密度である。Ｐ_ｉｎは、ＡＭ１．５の太陽光スペクトルについて１ｋＷ／ｍ^２である。

Ｖ_ｏｃは、ベースシリコンの少数キャリア拡散長と強い相関関係がある。理想的なダイオードについての開放電圧の関数は式１０に与えられる。

式１０において、ｋはボルツマン定数であり、Ｔは温度であり、ｑは電子の電気素量（ｆｕｎｄａｍｅｎｔａｌ ｃｈａｒｇｅ）、Ｉ_Ｌは照明に起因して生じる電流、Ｉ_０はｐｎ接合を仮定した太陽電池セルの飽和電流である。開放電圧は、式１１に与えられる太陽電池セルの飽和電流を介して、少数キャリア拡散長と関連付けられる。

式１１において、Ａは太陽電池セルの面積であり、Ｄ_ｅ、Ｄ_ｈはそれぞれ電子および正孔の拡散係数であり、Ｎ_Ａはアクセプタドーパント（または、ドーパントアクセプタ、ｄｏｐａｎｔ ａｃｃｅｐｔｏｒ）の数、Ｎ_Ｄはドナードーパント（または、ドーパントドナー、ｄｏｐａｎｔ ｄｏｎｏｒ）の数、Ｌ_ｅ、Ｌｈはそれぞれ電子および正孔の拡散長である。標準的な産業の太陽電池セルにおいては、ｐ型シリコンウェハが用いられ、高濃度にドープされたｎ型エミッタと接合が形成される。この電子構造のために、式１１中の第２項が第１項より著しく小さくなり、無視することができる。第１項中の全ての変数はプロセスにより固定されるか、または電子の拡散長を除いて物理定数である。これはｐ型材料であるため、Ｌ_ｅは少数キャリア拡散長である。このパラメータは結晶完全性の測定として用いられている。それは、少数キャリアが多数キャリアと再結合する前に、少数キャリアが結晶中を進むであろう平均の距離を表す。その値は、金属不純物、結晶欠陥（転位、空孔等）、意図的な不純物（ドーパント）および他の欠陥のような多くの結晶特性により影響される。少数キャリア拡散長は、少数キャリアの拡散係数を介して、少数キャリア寿命と関連付けられる。ｐ型シリコン中の少数キャリアである電子についてのこの関係は、式１２に示される。

τ_ｅは電子の少数キャリア寿命である。

その結果として、より高い少数キャリア寿命を有する材料はより低い飽和電流を有するであろうし、より大きな開放電流および太陽電池セル効率につながる。

より長い少数キャリア拡散長が太陽電池セル効率を改善する他の重要なメカニズムは、式１０中のＩ_Ｌの項に見ることができる。太陽電池セルの光電流（ｉｌｌｕｍｉｎａｔｅｄ ｃｕｒｒｅｎｔ）Ｉ_Ｌは、式１３により与えられる。

Ｇはシリコンについての電子−正孔対の生成率である。それは、結晶シリコンが光をそのように吸収するかに基づいており、スペクトルに依存する。Ｗは太陽電池セルの接合部の空乏領域の幅である。他の変数は既に説明した。式１３は、空乏領域のいずれか一方の側において、照明に起因する電流が一拡散長以内に主に起こるということを示す。標準的な産業の太陽電池セルにおいて、空乏幅は小さく、０．５ミクロンより小さいと考えることができ、ｎ型拡散エミッタ領域の厚さは空乏幅より小さく、照明に起因する電流発生の活性領域は、ｐ型シリコンウェハ中へ一拡散長であろう。電子−正孔対の再結合率は、ｐ型シリコン中の電子である少数キャリアにより決定されるであろう。このことは、太陽電池セル効率について２つの意味合いを持つ。１つ目は、式１０に示されるように、Ｉ_Ｌを増加することにより、Ｖ_ｏｃが増加するだろうということである。２つ目は、少数キャリア拡散長が増加することにより、電子−正孔対を活発に生成するであろうシリコンウェハの部分が増加し、短絡電流Ｉ_ｓｃを増加するであろうということである。

それ故に、少数キャリア拡散長は、また少数キャリア寿命を延ばすことにより、太陽電池セルのベースとして用いられるシリコンウェハの最も重要な材料特性の１つである。太陽電池セルの開放電圧Ｖ_ＯＣに関して著しい影響を有するものは、結晶完全性の測定である。また、それはベースシリコンウェハの電気的に活性な体積を増加し、太陽電池セルの開放電圧Ｖ_ＯＣおよび短絡電流Ｉ_ＳＣに寄与する。最終的に、より長い少数キャリア寿命を有するシリコンウェハは、業界基準の拡散接合スクリーン印刷太陽電池セルのように、シリコンウェハが同じ電子構造である場合、より良好な太陽電池セル効率を有する。それ故に、ホウ素をインジウムで置き換えてウェハの少数キャリア寿命を維持することにより、太陽電池セル効率は照明が原因で劣化しないだろうし、インジウムドープウェハ上に作製された太陽電池セルについては、光に暴露した後の太陽電池セルの効率がより高いだろう。

［実施例１３ インジウムドープ単結晶シリコンウェハから作製された太陽電池セルおよび太陽電池モジュール並びにホウ素ドープ単結晶シリコンウェハから作製された太陽電池セルおよび太陽電池モジュールの少数キャリア寿命に関する光誘起劣化の影響の比較試験］
生産ライン機器を用いて（大型の産業用太陽電池セルの製造業者により）太陽電池セルの母集団を作製した。ホウ素ドープ単結晶シリコンウェハおよびインジウムドープ単結晶シリコンウェハ両方の上に太陽電池セルを作製した。Ｓｉｎｔｏｎ Ｉｎｓｔｒｕｍｅｎｔｓ ＦＣＴ−４００の光電流対電圧測定装置により、最初に太陽電池セルを測定した。ホウ素ドープシリコンウェハ上に作製された２７個の太陽電池セルおよびインジウムドープシリコンウェハ上に作製された６６個の太陽電池セルを含む合計９３個の太陽電池セルを測定した。ホウ素系およびインジウム系の太陽電池セル両方について、初期の太陽電池セル効率は１９．１％〜１９．２％の間であった。初期の測定後、全９３個の太陽電池セルを同時に屋外でライトソーキングした。ミズーリ州セント・ピーターズにおいて、秋のＰＭ１２：００から４日後のＡＭ１０：００まで、屋外に太陽電池を置くことによりライトソーキングを行った。

加えて、インジウムドープ単結晶シリコンウェハおよびホウ素ドープ単結晶シリコンウェハ上に作製された太陽電池セルから太陽電池モジュールを作製した。インジウムドープ単結晶シリコンウェハから６個のモジュールを作製した。ホウ素ドープ単結晶シリコンウェハから１個の基準モジュールを作製した。標準的なモジュール材料（ＭＥＭＣシンガポールＩｎｃ．）を用いてモジュールを作製した。７２個の太陽電池セルから各モジュールを製造した。モジュールが約１５０ｋＷｈｒ／ｍ^２の全太陽光放射照度に暴露するまで、シンガポールにおいてモジュールを屋外に置くことにより、これらのモジュールをライトソーキングした。太陽電池セルの性能を比較するために、約２０ｋＷｈｒ／ｍ^２の全太陽光放射照度に曝露した後の太陽電池モジュールの性能データを用いた。

ライトソーキング後、Ｓｉｎｔｏｎ Ｉｎｓｔｒｕｍｅｎｔｓ ＦＣＴ−４００の光電流対電圧測定装置を用いて、全９３個の太陽電池セルを測定した。最も関連性のある性能パラメータの測定：太陽電池セル効率、開放電圧、短絡電流および曲線因子が各太陽電池セルの初期値に対して規格化されている。各太陽電池セルの初期値は１である。ライトソーキング後の測定は規格化された劣化を示す。ライトソーキング前後の規格化された太陽電池セル効率、開放電圧、短絡電流および曲線因子がそれぞれ図１２、１３、１４および１５に示される。比較のため、太陽電池セルについての同じ性能パラメータも含まれている。

ホウ素ドープシリコンウェハおよびインジウムドープシリコンウェハから作製された太陽電池について、ライトソーキング後の平均の規格化された性能パラメータが以下の表１８に示される。図１２に示される規格化された太陽電池セル効率は、インジウムドープシリコンウェハ上に作製された太陽電池セルは１％より小さく劣化し、一方、ホウ素ドープシリコンウェハ上に作製された太陽電池セルは２％より大きく劣化することを示す。ホウ素ドープシリコンウェハ上に作製された太陽電池セルの劣化は、インジウムドープシリコンウェハ上に作製された太陽電池セルより著しく大きく、それは全ての性能パラメータ；Ｖ_ＯＣ，Ｉ_ＳＣおよびＦＦで起こる。ホウ素ドープシリコンウェハ上に作製された太陽電池セルと比較した、インジウムドープシリコンウェハ上に作製された太陽電池セルとの間の最大の違いは、曲線因子に見られる。これは主に、ライトソーキング後のホウ素ドープシリコンの注入レベル寿命の振る舞いの結果であり、全ての注入レベルにおいて寿命の劇的な低下を示す。

加えて、太陽電池モジュールのＬＩＤ性能は、太陽電池セルのデータと殆ど同じ振る舞いを示す。唯一の違いは、開放電圧において見ことができる。しかし、より長い太陽光への暴露時間（１５０ｋＷｈｒ／ｍ^２）の後、太陽電池セルおよびモジュールの開放電圧のデータは接近する。

量産設備で作られたホウ素ドープシリコンウェハおよびインジウムドープシリコンウェハ上に作製された太陽電池セルは、パーセント相対ＬＩＤおよび絶対効率の損失の点からも示すことができる。光誘起劣化による損失を報告するために、太陽電池産業において両方は一般的に用いられる。ホウ素ドープシリコンウェハおよびインジウムドープシリコンウェハ上に作製された太陽電池セルのパーセント相対ＬＩＤおよび絶対効率の損失がそれぞれ図１６および１７に示される。

太陽電池セルの量産ラインで製造された業界基準の拡散接合スクリーン印刷シリコン太陽電池セルの屋外でのライトソーキング試験は、インジウムドープシリコンウェハについての光誘起劣化が、ホウ素ドープシリコンウェハと比較して著しく小さいことを示す。さらに、ホウ素ドープシリコンウェハ上に作製された太陽電池セルの劣化の大きさは著しく、一方、インジウムドープシリコンウェハ上に作製された太陽電池セルにおいては、劣化の程度はほぼ無視できる。同じグループの太陽電池セル（ホウ素ドープシリコンウェハおよびインジウムドープシリコンウェハから作製）から作製された太陽電池モジュールも、単一の太陽電池セルと同様に機能した。インジウムドープシリコンウェハ上に作製された太陽電池セルを含む太陽電池モジュールは、１％より小さい効率の劣化を示し、一方、ホウ素ドープシリコンウェハ上に作製された太陽電池セルを含む太陽電池モジュールは、２％より大きい効率の劣化を示した。

本開示の範囲から逸脱することなく、上述のプロセスにおいて様々な変更を行うことができるため、上述に含まれる全ての事項は例示として解釈され、限定的な意味に解釈されないことを意図する。さらに、本開示またはその実施形態の要素を導入する場合、冠詞「１つの（ａ）」、「１つの（ａｎ）」、「その（ｔｈｅ）」および「前記（ｓａｉｄ）」は、１つ以上の要素が存在することを意味することを意図する。用語「含む（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」、「含む（ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ）」および「有する（ｈａｖｉｎｇ）」は包括的であり、列挙された要素以外の付加的な要素が存在してよいことを意味することが意図される。

この記載は、ベストモードを含む本発明を開示する実施例、および当該技術分野における任意の当業者が発明を実施すること（任意の装置またはシステムを作製することおよび使用すること、または任意の組み入れられた方法を実行することを含む）も可能にする実施例を用いる。本発明の特許を受けることができる範囲は特許請求の範囲により規定され、当業者が考えつく他の実施例を含んでよい。そのような他の実施例が特許請求の範囲の文言通りの言葉と異ならない構成要素を含む場合、またはそのような他の実施例が特許請求の範囲の文言通りの言葉と実質的ではない違いを有する均等な構成要素を含む場合、そのような他の実施例は、本特許請求の範囲内であることが意図される。

この記載は、ベストモードを含む本発明を開示する実施例、および当該技術分野における任意の当業者が発明を実施すること（任意の装置またはシステムを作製することおよび使用すること、または任意の組み入れられた方法を実行することを含む）も可能にする実施例を用いる。本発明の特許を受けることができる範囲は特許請求の範囲により規定され、当業者が考えつく他の実施例を含んでよい。そのような他の実施例が特許請求の範囲の文言通りの言葉と異ならない構成要素を含む場合、またはそのような他の実施例が特許請求の範囲の文言通りの言葉と実質的ではない違いを有する均等な構成要素を含む場合、そのような他の実施例は、本特許請求の範囲内であることが意図される。

本明細書の開示内容は、以下の態様を含む。
態様１：
チョクラルスキー法により成長させたインゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハを含み、絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも１７％である太陽電池セル。

態様２：
絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも１８％である態様１に記載の太陽電池セル。

態様３：
絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも１９％である態様１に記載の太陽電池セル。

態様４：
絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも１９．５％である態様１に記載の太陽電池セル。

態様５：
絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２０％である態様１に記載の太陽電池セル。

態様６：
絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２０．５％である態様１に記載の太陽電池セル。

態様７：
絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２１％である態様１に記載の太陽電池セル。

態様８：
絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２２％である態様１に記載の太陽電池セル。

態様９：
絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２４％である態様１に記載の太陽電池セル。

態様１０：
絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２６％である態様１に記載の太陽電池セル。

態様１１：
絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２８％である態様１に記載の太陽電池セル。

態様１２：
絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも３０％である態様１に記載の太陽電池セル。

態様１３：
前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約１０Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する態様１に記載の太陽電池セル。

態様１４：
前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約５Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する態様１に記載の太陽電池セル。

態様１５：
前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約４Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する態様１に記載の太陽電池セル。

態様１６：
前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約３Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する態様１に記載の太陽電池セル。

態様１７：
前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約１Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する態様１に記載の太陽電池セル。

態様１８：
前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約０．５Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する態様１に記載の太陽電池セル。

態様１９：
４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの相対効率が約２％以下劣化する態様１に記載の太陽電池セル。

態様２０：
４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの相対効率が約１％以下劣化する態様１に記載の太陽電池セル。

態様２１：
４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの相対効率が約２％以下劣化する態様１に記載の太陽電池セル。

態様２２：
４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの相対効率が約１％以下劣化する態様１に記載の太陽電池セル。

態様２３：
４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．５％以下劣化する態様１に記載の太陽電池セル。

態様２４：
４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．２％以下劣化する態様１に記載の太陽電池セル。

態様２５：
４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．１％以下劣化する態様１に記載の太陽電池セル。

態様２６：
４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．５％以下劣化する態様１に記載の太陽電池セル。

態様２７：
４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．２％以下劣化する態様１に記載の太陽電池セル。

態様２８：
４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．１％以下劣化する態様１に記載の太陽電池セル。

態様２９：
前記インジウムドープウェハが、８３０ｎｍと１４００ｎｍとの間の波長を有する光を、同じ抵抗率のホウ素ドープウェハより多く吸収する態様１に記載の太陽電池セル。

態様３０：
チョクラルスキー法により成長させたインゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハを含み、前記ウェハが約１０Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有し、４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、相対効率が約１％以下劣化する太陽電池セル。

態様３１：
前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約５Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する態様３０に記載の太陽電池セル。

態様３２：
前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約４Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する態様３０に記載の太陽電池セル。

態様３３：
前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約３Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する態様３０に記載の太陽電池セル。

態様３４：
前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約１Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する態様３０に記載の太陽電池セル。

態様３５：
前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約０．５Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する態様３０に記載の太陽電池セル。

態様３６：
４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．５％以下劣化する態様３０に記載の太陽電池セル。

態様３７：
４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．２％以下劣化する態様３０に記載の太陽電池セル。
態様３８：
４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．１％以下劣化する態様３０に記載の太陽電池セル。

態様３９：
４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．５％以下劣化する態様３０に記載の太陽電池セル。

態様４０：
４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．２％以下劣化する態様３０に記載の太陽電池セル。

態様４１：
４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．１％以下劣化する態様３０に記載の太陽電池セル。

態様４２：
前記インジウムドープウェハが、８３０ｎｍと１４００ｎｍとの間の波長を有する光を、同じ抵抗率のホウ素ドープウェハより多く吸収する態様３０に記載の太陽電池セル。

態様４３：
チョクラルスキー法により成長させたインゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハを含み、前記ウェハが約１０Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有し、４５℃より低い温度で太陽光に４時間暴露した後、相対効率が約１％以下劣化する太陽電池セル。

態様４４：
中心軸と、前記中心軸に対して略垂直である前面および後面と、前記前面と前記後面との間にあり且つそれらに平行な中心面と、周縁端と、前記中心軸から前記周縁端に伸びる半径Ｒとを有し：
少なくとも約１×１０ ^１５ 原子／ｃｍ ^３ の平均インジウム濃度を含み；
前記インジウム濃度が、少なくとも０．７５Ｒに亘って、約１５％以下の半径方向の相対変化を有する、
単結晶シリコンセグメント。

態様４５：
前記インジウム濃度が、少なくとも０．９５Ｒに亘って、約１５％以下の半径方向の相対変化を有する態様４４に記載の単結晶シリコンセグメント。

態様４６：
前記インジウム濃度が、少なくとも０．７５Ｒに亘って、約１０％以下の半径方向の相対変化を有する態様４４に記載の単結晶シリコンセグメント。

態様４７：
前記平均インジウム濃度が、約１×１０ ^１５ 原子／ｃｍ ^３ と約１×１０ ^１７ 原子／ｃｍ ^３ のとの間である態様４４に記載の単結晶シリコンセグメント。

態様４８：
約１１ｐｐｍａと約２０ｐｐｍａとの間の酸素濃度を有する態様４４に記載の単結晶シリコンセグメント。

態様４９：
約２ｐｐｍａ以下の炭素濃度を有する態様４４に記載の単結晶シリコンセグメント。

態様５０：
約１００μｍと約１０００μｍとの間の厚さと、約５０ｍｍと約３００ｍｍとの間の２つの主要寸法とを有し：
少なくとも約１×１０ ^１５ 原子／ｃｍ ^３ の平均インジウム濃度を含み；
前記インジウム濃度が、前記２つの主要寸法のいずれか一方の長さの少なくとも７５％に亘って、約１５％以下の変化を有する、
単結晶シリコンウェハ。

態様５１：
約１２０μｍと約２４０μｍとの間の厚さと、約１００ｍｍと約２００ｍｍとの間の２つの主要寸法とを有し、前記インジウム濃度が、前記２つの主要寸法両方の長さの少なくとも７５％に亘って、約１５％以下の半径方向の相対変化を有する態様５０に記載の単結晶シリコンウェハ。

態様５２：
前記インジウム濃度が、前記２つの主要寸法両方の長さの少なくとも９５％に亘って、約１５％以下の半径方向の相対変化を有する態様５０に記載の単結晶シリコンウェハ。

態様５３：
前記インジウム濃度が、前記２つの主要寸法両方の長さの少なくとも７５％に亘って、約１０％以下の半径方向の相対変化を有する態様５０に記載の単結晶シリコンウェハ。

態様５４：
前記平均インジウム濃度が、約１×１０ ^１５ 原子／ｃｍ ^３ と約１×１０ ^１７ 原子／ｃｍ ^３ のとの間である態様５０に記載の単結晶シリコンウェハ。

態様５５：
約１１ｐｐｍａと約２０ｐｐｍａとの間の酸素濃度を有する態様５０に記載の単結晶シリコンウェハ。

態様５６：
約２ｐｐｍａ以下の炭素濃度を有する態様５０に記載の単結晶シリコンウェハ。

Claims (56)

1. チョクラルスキー法により成長させたインゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハを含み、絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも１７％である太陽電池セル。
2. 絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも１８％である請求項１に記載の太陽電池セル。
3. 絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも１９％である請求項１に記載の太陽電池セル。
4. 絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも１９．５％である請求項１に記載の太陽電池セル。
5. 絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２０％である請求項１に記載の太陽電池セル。
6. 絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２０．５％である請求項１に記載の太陽電池セル。
7. 絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２１％である請求項１に記載の太陽電池セル。
8. 絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２２％である請求項１に記載の太陽電池セル。
9. 絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２４％である請求項１に記載の太陽電池セル。
10. 絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２６％である請求項１に記載の太陽電池セル。
11. 絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも２８％である請求項１に記載の太陽電池セル。
12. 絶対的エアマス１．５の下での前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハの表面における太陽光の分光放射照度の変換効率が、少なくとも３０％である請求項１に記載の太陽電池セル。
13. 前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約１０Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する請求項１に記載の太陽電池セル。
14. 前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約５Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する請求項１に記載の太陽電池セル。
15. 前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約４Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する請求項１に記載の太陽電池セル。
16. 前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約３Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する請求項１に記載の太陽電池セル。
17. 前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約１Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する請求項１に記載の太陽電池セル。
18. 前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約０．５Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する請求項１に記載の太陽電池セル。
19. ４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの相対効率が約２％以下劣化する請求項１に記載の太陽電池セル。
20. ４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの相対効率が約１％以下劣化する請求項１に記載の太陽電池セル。
21. ４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの相対効率が約２％以下劣化する請求項１に記載の太陽電池セル。
22. ４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの相対効率が約１％以下劣化する請求項１に記載の太陽電池セル。
23. ４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．５％以下劣化する請求項１に記載の太陽電池セル。
24. ４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．２％以下劣化する請求項１に記載の太陽電池セル。
25. ４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．１％以下劣化する請求項１に記載の太陽電池セル。
26. ４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．５％以下劣化する請求項１に記載の太陽電池セル。
27. ４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．２％以下劣化する請求項１に記載の太陽電池セル。
28. ４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．１％以下劣化する請求項１に記載の太陽電池セル。
29. 前記インジウムドープウェハが、８３０ｎｍと１４００ｎｍとの間の波長を有する光を、同じ抵抗率のホウ素ドープウェハより多く吸収する請求項１に記載の太陽電池セル。
30. チョクラルスキー法により成長させたインゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハを含み、前記ウェハが約１０Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有し、４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、相対効率が約１％以下劣化する太陽電池セル。
31. 前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約５Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する請求項３０に記載の太陽電池セル。
32. 前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約４Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する請求項３０に記載の太陽電池セル。
33. 前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約３Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する請求項３０に記載の太陽電池セル。
34. 前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約１Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する請求項３０に記載の太陽電池セル。
35. 前記インジウムドープ単結晶シリコンウェハが、約０．５Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有する請求項３０に記載の太陽電池セル。
36. ４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．５％以下劣化する請求項３０に記載の太陽電池セル。
37. ４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．２％以下劣化する請求項３０に記載の太陽電池セル。
38. ４５℃より低い温度で０．１〜１０ＳＵＮに相当する光に１〜３００時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．１％以下劣化する請求項３０に記載の太陽電池セル。
39. ４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．５％以下劣化する請求項３０に記載の太陽電池セル。
40. ４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．２％以下劣化する請求項３０に記載の太陽電池セル。
41. ４５℃より低い温度で０．７ＳＵＮに相当する光に２４時間暴露した後、前記太陽電池セルの絶対効率が約０．１％以下劣化する請求項３０に記載の太陽電池セル。
42. 前記インジウムドープウェハが、８３０ｎｍと１４００ｎｍとの間の波長を有する光を、同じ抵抗率のホウ素ドープウェハより多く吸収する請求項３０に記載の太陽電池セル。
43. チョクラルスキー法により成長させたインゴットからスライスされたインジウムドープ単結晶シリコンウェハを含み、前記ウェハが約１０Ω・ｃｍより小さい平均のバルク抵抗率を有し、４５℃より低い温度で太陽光に４時間暴露した後、相対効率が約１％以下劣化する太陽電池セル。
44. 中心軸と、前記中心軸に対して略垂直である前面および後面と、前記前面と前記後面との間にあり且つそれらに平行な中心面と、周縁端と、前記中心軸から前記周縁端に伸びる半径Ｒとを有し：
    少なくとも約１×１０^１５原子／ｃｍ^３の平均インジウム濃度を含み；
    前記インジウム濃度が、少なくとも０．７５Ｒに亘って、約１５％以下の半径方向の相対変化を有する、
    単結晶シリコンセグメント。
45. 前記インジウム濃度が、少なくとも０．９５Ｒに亘って、約１５％以下の半径方向の相対変化を有する請求項４４に記載の単結晶シリコンセグメント。
46. 前記インジウム濃度が、少なくとも０．７５Ｒに亘って、約１０％以下の半径方向の相対変化を有する請求項４４に記載の単結晶シリコンセグメント。
47. 前記平均インジウム濃度が、約１×１０^１５原子／ｃｍ^３と約１×１０^１７原子／ｃｍ^３のとの間である請求項４４に記載の単結晶シリコンセグメント。
48. 約１１ｐｐｍａと約２０ｐｐｍａとの間の酸素濃度を有する請求項４４に記載の単結晶シリコンセグメント。
49. 約２ｐｐｍａ以下の炭素濃度を有する請求項４４に記載の単結晶シリコンセグメント。
50. 約１００μｍと約１０００μｍとの間の厚さと、約５０ｍｍと約３００ｍｍとの間の２つの主要寸法とを有し：
    少なくとも約１×１０^１５原子／ｃｍ^３の平均インジウム濃度を含み；
    前記インジウム濃度が、前記２つの主要寸法のいずれか一方の長さの少なくとも７５％に亘って、約１５％以下の変化を有する、
    単結晶シリコンウェハ。
51. 約１２０μｍと約２４０μｍとの間の厚さと、約１００ｍｍと約２００ｍｍとの間の２つの主要寸法とを有し、前記インジウム濃度が、前記２つの主要寸法両方の長さの少なくとも７５％に亘って、約１５％以下の半径方向の相対変化を有する請求項５０に記載の単結晶シリコンウェハ。
52. 前記インジウム濃度が、前記２つの主要寸法両方の長さの少なくとも９５％に亘って、約１５％以下の半径方向の相対変化を有する請求項５０に記載の単結晶シリコンウェハ。
53. 前記インジウム濃度が、前記２つの主要寸法両方の長さの少なくとも７５％に亘って、約１０％以下の半径方向の相対変化を有する請求項５０に記載の単結晶シリコンウェハ。
54. 前記平均インジウム濃度が、約１×１０^１５原子／ｃｍ^３と約１×１０^１７原子／ｃｍ^３のとの間である請求項５０に記載の単結晶シリコンウェハ。
55. 約１１ｐｐｍａと約２０ｐｐｍａとの間の酸素濃度を有する請求項５０に記載の単結晶シリコンウェハ。
56. 約２ｐｐｍａ以下の炭素濃度を有する請求項５０に記載の単結晶シリコンウェハ。

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