JP5180590B2 - 積層型光電変換装置 - Google Patents
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Description
本発明は、非晶質シリコン系光電変換ユニットと結晶質シリコン系光電変換ユニットとを積層した積層型光電変換装置に関するものである。
近年、光電変換装置の低コスト化と高効率化を両立させるために使用原材料が少なくてすむ薄膜太陽電池が注目され、その開発が精力的に行われている。現在では、従来の非晶質薄膜太陽電池に加えて結晶質薄膜太陽電池も開発され、これらを積層したハイブリッド太陽電池と称される積層型薄膜太陽電池も実用化されている。
薄膜太陽電池は、一般に、透光性基板（透明基板とも言う）上に順に積層された透明導電膜、１以上の半導体薄膜光電変換ユニット、および裏面電極を含んでいる。そして、１つの光電変換ユニットはｐ型層とｎ型層でサンドイッチされたｉ型層を含んでいる。
透明導電膜においては、透光性基板側から入射された光を有効に光電変換ユニット内に閉じ込めるために、通常では多数の微細な表面凹凸が形成されており、その高低差は一般的に０．０５μｍ〜０．３μｍ程度の範囲内にある。薄膜太陽電池に最適な透明電極層の表面凹凸形状を求めるために、その凹凸形状を定量的に表す指標が必要である。従来、一般的に用いられている表面凹凸形状を表す指標として、例えばヘイズ率がある。
ヘイズ率とは、透明な基板の表面凹凸を光学的に評価する指標であり、（拡散透過率／全光線透過率）×１００［％］で表されるものである（ＪＩＳ Ｋ７１３６）。ヘイズ率の測定に関しては、ヘイズ率を自動測定するヘイズメータが市販されており、容易にその測定をすることができる。測定用の光源としては、一般的にＣ光源が用いられる。
一般的には、表面凹凸の高低差を大きくするほどヘイズ率が高くなり、光電変換ユニット内に入射された光が有効に閉じ込められ得る。しかしながら、表面凹凸の高低差が大き過ぎれば、その上の光電変換ユニットが均一に形成されず、部分的にｐ、ｉ、またはｎ型層が欠損する場合も起こり得る。そのような場合には、欠損部を介して微小な電流リークが生じ、それが光電変換特性を低下させる。したがって、透明導電膜の表面凹凸は、ある程度なだらかであることも望まれる。
このような表面形状を表す指標としては、表面面積比（Ｓｄｒ）が有効である。表面面積比は、ディベロップト・サーフェス・エリア・レシオ（Ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ Ｓｕｒｆａｃｅ Ａｒｅａ Ｒａｔｉｏ）とも呼ばれ、略称としてＳｄｒが用いられる。Ｓｄｒは次式１および２で定義される（K. J. Stout, P. J. Sullivan, W. P. Dong, E. Manisah, N. Luo, T. Mathia: "The development of methods for characterization of roughness on three dimensions", Publication no.EUR 15178 EN of the Commission of the European Communities, Luxembourg, pp.230-231,1994）。
ここで、ＭとＮは、全測定領域をｘ方向の微小長さΔＸとｙ方向の微小長さΔＹに分割した数をそれぞれ表す。Ｚ（ｘ，ｙ）は、微小測定領域ΔＸΔＹ内の所定位置（ｘ，ｙ）における高さを表す。そして、Ｓｄｒは、全測定領域の平坦な面積に対して実際の表面積が増加している割合を表す。すなわち、凹凸が大きくて鋭く尖っているほどＳｄｒは大きくなる。Ｓｄｒの測定は、ＡＦＭ（原子間力顕微鏡）またはＳＴＭ（走査透過顕微鏡）などの走査型顕微鏡によって行うことができる。
ｉ型層は実質的に真性の半導体層であって光電変換ユニットの厚さの大部分を占め、光電変換作用は主としてこのｉ型層内で生じる。したがって、通常では、このｉ型層がｉ型光電変換層または単に光電変換層と呼ばれる。光電変換層は真性半導体層に限らず、ドープされた不純物（ドーパント）によって吸収される光の損失が問題にならない範囲で微量にｐ型またはｎ型にドープされた層であってもよい。光電変換層は光吸収のためには厚い方が好ましいが、必要以上に厚くすればその成膜のためのコストと時間が増大することになる。
他方、ｐ型やｎ型の導電型半導体層は光電変換ユニット内に内部電界を生じさせる役目を果たし、この内部電界の大きさによって薄膜太陽電池の重要な特性の１つである開放電圧（Ｖｏｃ）の値が左右される。しかし、これらの導電型半導体層は光電変換に直接寄与しない不活性な層であり、導電型半導体層にドープされた不純物によって吸収される光は発電に寄与しない損失となる。したがって、ｐ型とｎ型の導電型半導体層は、十分な内部電界を生じさせ得る範囲内であれば、できるだけ小さな厚さにとどめておくことが好ましい。導電型半導体層の厚さは、一般的には２０ｎｍ程度以下である。
ここで、光電変換ユニットまたは薄膜太陽電池は、それに含まれるｐ型とｎ型の導電型半導体層が非晶質か結晶質かにかかわらず、その主要部を占める光電変換層が非晶質のものは非晶質光電変換ユニットまたは非晶質薄膜太陽電池と称され、光電変換層が結晶質のものは結晶質光電変換ユニットまたは結晶質薄膜太陽電池と称される。
薄膜太陽電池の変換効率を向上させる方法として、２以上の光電変換ユニットを積層する方法がある。この場合、薄膜太陽電池の光入射側に大きなバンドギャップを有する光電変換層を含む前方ユニットを配置し、その後方に順に小さなバンドギャップを有する光電変換層を含む後方ユニットを配置することにより、入射光の広い波長範囲にわたって光電変換を可能にし、これによって太陽電池全体としての変換効率の向上が図られる。このような積層型太陽電池の中でも、特に非晶質シリコン系光電変換ユニットと結晶質シリコン系光電変換ユニットを各々１つずつ積層して電気的に直列接続したものはシリコンハイブリッド太陽電池と称される。
例えば、非晶質ｉ型シリコンが光電変換し得る光の波長は長波長側において８００ｎｍ程度までであるが、結晶質ｉ型シリコンはそれより長い約１１５０ｎｍ程度の波長までの光を光電変換することができる。
シリコンハイブリッド太陽電池の出力特性のうち、短絡電流密度（Ｊｓｃ）は、前方に配置される非晶質シリコン系光電変換ユニット（以下、「トップセル」と称す）の分光感度積分電流と後方に配置される結晶質シリコン系光電変換ユニット（以下、「ボトムセル」と称す）の分光感度積分電流との大小関係によって決定される。ここで、分光感度積分電流とは、測定された分光感度にエアマス１．５で代表される太陽光スペクトル強度を波長毎に乗じて積分することによって算出される出力電流密度を意味する。より具体的には、トップセルの分光感度積分電流よりもボトムセルの分光感度積分電流が大きければ、太陽電池全体のＪｓｃはトップセルの分光感度積分電流によって制限される。逆に、ボトムセルの分光感度積分電流のほうが小さければ、太陽電池全体のＪｓｃはボトムセルの分光感度積分電流によって制限される。
ところで、光吸収係数の大きな非晶質シリコン系光電変換層は光吸収のためには０．３μｍ程度以下の厚さでも十分なJｓｃを得ることができるが、光吸収係数の小さな結晶質シリコン系光電変換層は長波長の光をも十分に吸収するためには１．５〜３μｍ程度の厚さを有することが望ましい。すなわち、結晶質シリコン系光電変換層は、通常は非晶質シリコン系光電変換層に比べて５〜１０倍程度の厚さを有することが望まれる。同様に、シリコンハイブリッド太陽電池においても、非晶質光電変換層に対する結晶質光電変換装置の厚さの関係を約５〜１０倍に維持することが望まれる（特許文献１の特開２００１−１７７１３４号公報および特許文献２の特開２００１−３０８３６２号公報参照）。仮に結晶質光電変換層の厚さをこの関係よりも薄くすれば、太陽電池全体のＪｓｃはボトムセルの分光感度積分電流で制限された値となる。
特開２００１−１７７１３４号公報
特開２００１−３０８３６２号公報
一般的には、トップセルとボトムセルの分光感度積分電流値が概ね一致するように、非晶質シリコン系光電変換層と結晶質シリコン系光電変換層の厚さの比を設定することが、積層型太陽電池の変換効率を大きくするために有効である。しかしながら、結晶質シリコン系光電変換層の成膜速度は非晶質シリコン系光電変換層に比べてそれほど大きくないことから、シリコンハイブリッド太陽電池の場合、結晶質シリコン系光電変換層の厚さによって太陽電池全体の製造コストが左右される。また、シリコンハイブリッド太陽電池のトップセルに含まれる非晶質シリコン光電変換層は長期間の光照射による光劣化（ステブラー・ロンスキー効果）によって、その分光感度積分電流が低下することも広く知られている。この光劣化は、非晶質層の厚さが薄いほど軽減され得ることも知られている。
したがって、（１）結晶質シリコン系光電変換層の厚さはハイブリッド太陽電池全体の性能を低下させない範囲内でできるだけ薄くされ、かつ（２）非晶質シリコン系光電変換層の厚さは光劣化による分光感度積分電流の低下も考慮してあらかじめ薄く設計することが望まれる。しかし、このような設計を行っても、なおシリコンハイブリッド太陽電池においては、結晶質シリコン系光電変換層の厚さによって太陽電池全体の製造コストが左右される状況に変わりはない。
他方、電力用太陽電池のように高電圧で高出力を生じ得る大面積のシリコンハイブリッド太陽電池を作製する際には、大きな基板上に形成されたシリコンハイブリッド太陽電池を複数のセルに分割して、それらのセルを直列接続して集積化するのが一般的である。その場合に、特許文献１では、非晶質シリコン系光電変換層の厚さを０．２５μｍ以上にして、結晶質シリコン系光電変換層の厚さを３μｍ未満にしかつ非晶質シリコン系光電変換層の厚さの４〜８倍の範囲内にすることがレーザスクライブによる集積化を容易にする観点から望ましいと記載されている。
また、特許文献２では、結晶質シリコン系光電変換層の厚さを１〜１．５μｍにすることによって、集積化された結晶質シリコン系光電変換層の剥離を抑制できると記載されている。したがって、上述のような特許文献１と２による教示を総合すれば、非晶質シリコン系光電変換層の厚さを０．２５μｍ以上に設定し、かつＪｓｃが最大となるように結晶質シリコン系光電変換層の厚さを１〜２μｍ程度の範囲内でできるだけ薄くすることが、シリコンハイブリッド太陽電池の生産性を考えた場合に最良ということになる。しかしながら、非晶質シリコンの光劣化を考慮した場合、非晶質シリコン系光電変換層の厚さを０．２５μｍ以上に設定することは必ずしも最適ではなく、さらに結晶質シリコン系光電変換層の厚さがハイブリッド太陽電池全体の製造コストを左右するという状況に変わりはない。
このような状況に鑑み、本発明は、非晶質シリコン系光電変換ユニットと結晶質シリコン系光電変換ユニットとを積層した積層型光電変換装置において、（１）その装置全体の製造コストを下げ、（２）非晶質シリコン系光電変換層の光劣化を抑制し、さらには（３）光電変換ユニットの集積化の困難性を克服することを目的としている。
本発明によれば、非晶質シリコン系光電変換ユニットと結晶質シリコン系光電変換ユニットとを積層した積層型光電変換装置において、その非晶質光電変換ユニットに含まれる非晶質光電変換層の厚さが０．０３μｍ以上で０．１７μｍ未満であって、結晶質光電変換ユニットに含まれる結晶質光電変換層の厚さが０．２μｍ以上で１．０μｍ未満であり、非晶質光電変換ユニットに含まれる第１導電型シリコンオキサイド層と結晶質光電変換ユニットに含まれる第２導電型シリコン層とが互いに接合していることを特徴としている。
この第１導電型シリコンオキサイド層は、Ｘ線光電子分光法で測定した酸素量が３５原子％以上であり、これに接する非晶質光電変換層内に内部電界を生じさせる役割を果たすとともに、それ自体の電気抵抗が大きいので、非晶質光電変換層が薄くて欠損が起こりやすい状況が生じても電流リークを抑制する役割をも果たし得る。
なお、非晶質光電変換層の材料としては、バンドギャップの調整のし易さや光劣化特性の観点から、シリコン以外にシリコンゲルマニウムがより好ましい。
他方、第１導電型シリコンオキサイド層においては、それによる光吸収ロスをできるだけ小さくするために、その厚さは５ｎｍ以上で２０ｎｍ未満であることが好ましい。
また、結晶質光電変換ユニット内において、結晶質光電変換層の非晶質光電変換ユニットから遠い側にさらに第１導電型シリコンオキサイド層を含めば、結晶質光電変換層内への光閉じ込めがさらに促進されるので好ましい。
上述のように、本発明においては、非晶質光電変換ユニットに含まれる第１導電型シリコンオキサイド層と結晶質光電変換ユニットに含まれる第２導電型シリコン層とが互いに接合していることによって、従来に比べて光電変換層の厚さを大幅に薄くしても電流リークが生じにくく、特に集積化した場合の性能保持効果が顕著となる。
すなわち、本発明においては、透明絶縁基板上に順に積層された透明電極層、非晶質光電変換ユニット、および結晶質光電変換ユニットが複数の短冊状の積層型光電変換セルを形成するように複数の平行な直線状の分離溝によって分離されていて、かつそれらの複数のセルは分離溝に平行な複数の接続用溝を介して互いに電気的に直列接続されて集積化されている積層型光電変換装置においてより顕著な効果が得られる。
また、本発明においては、絶縁基板上に順に積層された前記結晶質光電変換ユニット、前記非晶質光電変換ユニット、および透明電極層が複数の短冊状の積層型光電変換セルを形成するように複数の平行な直線状の分離溝によって分離されていて、かつそれらの複数のセルは前記分離溝に平行な複数の接続用溝を介して互いに電気的に直列接続されて集積化されている積層型光電変換装置においてより顕著な効果が得られる。
以上のように、本発明によれば、非晶質シリコン系光電変換ユニットと結晶質シリコン系光電変換ユニットとを積層した積層型光電変換装置において、（１）結晶質シリコン系光電変換層の厚さを従来に比べて大幅に減らすことによってその装置全体の製造コストを下げ、（２）光劣化を伴う非晶質シリコン系光電変換層の厚さをも大幅に減らして光劣化を抑制しつつ、（３）光電変換層の厚さを減らした場合に生ずる集積化の困難性を克服することによって、製造コストを下げつつ光安定性の高い光電変換装置を歩留よく得ることができる。
１ 透光性基板、１ｉ 透光性絶縁基板、２ 透明導電膜、３ 非晶質シリコン系光電変換ユニット、３ｐ 非晶質ｐ型シリコンカーバイド層、３ｉ 非晶質ｉ型シリコン系光電変換層、３ｂｉ 結晶化前ｉ型シリコン層、３ｎ ｎ型シリコンオキサイド層、４ 結晶質シリコン系光電変換ユニット、４ｐ 結晶質ｐ型シリコン層、４ｉ 結晶質ｉ型シリコン系光電変換層、４ｎ 結晶質ｎ型シリコン層、５ 裏面電極層、５ｔ 透明反射層、５ｕ 裏面下地層、５ｖ 裏面光吸収層、５ｍ 裏面金属層、２ａ 透明電極分離溝（透明導電膜分離溝）、４ａ 接続溝、５ａ 裏面電極分離溝（裏面電極層分離溝）、６ａ ミニモジュール分離溝（太陽電池分離溝）、７ａ，７ｂ 電極取り出し用裏面電極分離溝、８ａ 分割線。
図１の模式的な断面図は、本発明の一実施形態によるシリコンハイブリッド太陽電池（積層型光電変換装置）を図解している。この太陽電池においては、透光性基板１上に透明導電膜２が形成されている。その透光性基板１としては、ガラス、透明樹脂などから成る板状部材やシート状部材が用いられ得る。
透明導電膜２としては、酸化錫、酸化亜鉛などの金属酸化物が用いられ得る。透明導電膜２は、ＣＶＤ（化学的気相堆積）、スパッタ、蒸着などの方法を用いて形成され得る。透明導電膜２は、その堆積条件の工夫によって生じる微細な表面凹凸を有しており、それによって入射光の散乱を増大させる効果を有している。より具体的には、透明導電膜２において、表面凹凸の高低差は０．０５〜０．３μｍ程度であり、シート抵抗は５〜２０Ω／□程度であり、そして表面面積比Ｓｄｒは２０〜６０％程度に設定される。入射光の散乱をより効果的に増大させるためにはＳｄｒの値は大きいほうが好ましいが、Ｓｄｒの値が大き過ぎれば透明導電膜２の表面凹凸が鋭く尖ることになるので、その上に形成される光電変換ユニットの厚さが薄い場合には電流リークなどが生じやすくなる。したがって、Ｓｄｒは、２５〜４５％程度であることがより好ましい。
透明導電膜２上には、トップセルである非晶質シリコン系光電変換ユニット３が形成されている。この非晶質光電変換ユニット３は、非晶質ｐ型シリコンカーバイド層３ｐ、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉ、結晶化前ｉ型シリコン層３ｂｉ、およびｎ型シリコンオキサイド層３ｎを含んでいる。ここで、結晶化前層とは、所定の堆積条件で例えば５０ｎｍ以上の厚さまで堆積すれば結晶化が始まるが、それと同一条件で例えば１５ｎｍ程度の厚さに堆積した場合に結晶化に至っていない層を意味する。非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉの厚さは、０．０２μｍ以上で０．１７μｍ未満に設定される。非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉの材料は、シリコンのみならず、炭素、ゲルマニウムなどのバンドギャップ調整元素を含んでいてもよい。
例えば、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉの材料として、シリコン以外に、バンドギャップの調整のし易さや光劣化特性の観点からは非晶質シリコンゲルマニウムが好ましい。その非晶質シリコンゲルマニウム層中のゲルマニウム含有量は１〜４５原子％の範囲内であることが好ましく、１〜３０原子％の範囲内であることがより好ましい。非晶質ｉ型シリコンゲルマニウム光電変換層において、ゲルマニウム含有量が多くなればバンドギャップが狭くなり、トップセル中の光電変換層として十分な光感度を得るための膜厚を薄くすることができる。しかし、成膜条件にも依存するが、一般的にゲルマニウム含有量が多くなれば、トップセル中の非晶質シリコン系光電変換ユニットの光劣化率が増大する傾向があるので、好ましいゲルマニウム含有量は上述のような範囲内に設定される。
ｎ型シリコンオキサイド層３ｎに関しては、それによる光吸収ロスをできる限り小さくし、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉ内に十分な内部電界を生じさせ、かつそれ自体の抵抗が大きいことから太陽電池の直列抵抗成分を増大させないように、その厚さは５ｎｍ以上で２０ｎｍ未満であることが好ましい。また、ｎ型シリコンオキサイド層３ｎにおいて、導電率は１０-9〜１０-6Ｓ／ｃｍ程度であることが望ましく、波長６００ｎｍの光に関する屈折率が２．２以下であることが望ましく、さらにＸＰＳ（Ｘ線光電子分光法）で測定した酸素量は３５原子％以上であることが望ましい。ｎ型シリコンオキサイド層３ｎの導電率を上記の範囲とする理由は、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉの形成時に発生する恐れのあるパーティクル等によりｎ型シリコンオキサイド層３ｎとそれよりも光入射側に配置された透明導電膜２が直接接触することにより生ずるリーク抑制のためでもある。なお、ｎ型シリコンオキサイド層３ｎには、窒素、炭素などの元素が含まれていてもよい。
非晶質シリコン系光電変換ユニット３上には、ボトムセルとして結晶質シリコン系光電変換ユニット４が形成されている。結晶質シリコン系光電変換ユニット４は結晶質ｐ型シリコン層４ｐ、結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉ、および結晶質ｎ型シリコン層４ｎを含んでいる。結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さは０．２μｍ以上で１．０μｍ未満であり、その材料はシリコンのみならず、それに付加されたゲルマニウムなどのバンドギャップ調整元素を含んでいてもよい。なお、結晶質ｎ型シリコン層４ｎの代わりに、ｎ型シリコンオキサイドなどの低屈折率層と結晶質ｎ型シリコン層を積層した複合層を用いることによって、従来よりも大幅に薄いボトムセルで吸収しきれなかった長波長光を再度ボトムセル側へ有効に反射させることがより好ましい。
非晶質シリコン系光電変換ユニット３および結晶質シリコン系光電変換ユニット４の形成には、高周波プラズマＣＶＤ法が適している。これらのシリコン系光電変換ユニットの形成条件としては、基板温度１００〜２５０℃、圧力３０〜１５００Ｐａ、および高周波パワー密度０．０１〜０．５Ｗ／ｃｍ2が好ましく用いられ得る。シリコン系光電変換ユニットの形成に使用する原料ガスとしては、ＳｉＨ4、Ｓｉ2Ｈ6などのシリコン含有ガスまたはそれらのシラン系ガスと水素との混合ガスが用いられ得る。シリコン系光電変換ユニット中のｉ型光電変換層にゲルマニウムを加える場合には、上記の原料ガスにＧｅＨ4が好ましく加えられ得る。シリコン系光電変換ユニット中のｐ型層またはｎ型層を形成するためのドーパントガスとしては、Ｂ2Ｈ6またはＰＨ3などが好ましく用いられ得る。また、シリコンオキサイド層の形成においては、上記の原料ガスに加えて二酸化炭素が好ましく用いられ得る。
ｎ型シリコン層４ｎ上には、裏面電極層５が形成されている。裏面電極層５にはＡｇ、Ａｌまたはそれらの合金が好ましく用いられ得る。裏面電極層５とｎ型シリコン層４ｎとの間には、裏面電極層５からｎ型シリコン層４ｎへの金属の拡散を防止する目的を兼ねて、透明反射層５ｔを挿入してもよい。透明反射層５ｔにはＺｎＯ、ＩＴＯ（インジュウム錫酸化物）などの高抵抗で透明性の優れた金属酸化物が用いられ得る。透明反射層５ｔおよび裏面電極層５の形成においては、スパッタ、蒸着などの方法が好ましく用いられ得る。
以上の実施形態では非晶質シリコン系光電変換ユニット３と結晶質シリコン系光電変換ユニット４を積層した２段の積層型太陽電池について説明されたが、シリコンに炭素やゲルマニウムなどのバンドギャップ調整元素を加えてもよいし、非晶質シリコン系光電変換ユニット３および結晶質シリコン系光電変換ユニット４の上にさらに結晶質シリコン系光電変換ユニットを積層した３段タンデム構造としてもよいし、非晶質シリコン系光電変換ユニットの段数を増やしてもよい。
更に、絶縁基板上に結晶質シリコン系光電変換ユニット４、非晶質シリコン系光電変換ユニット３、透明導電膜２のように、上記の工程とは全く逆の順に各層を形成する、いわゆる逆タイプとしてもよい。この場合、絶縁基板としては、ガラス、透明樹脂等から成る板状部材やシート状部材等の透明絶縁基板以外に、金属基板上に樹脂等の絶縁層を形成したもの等を用いてもよい。
以下において、本発明の実施例１〜６による積層型シリコン系薄膜太陽電池が、図２を参照しつつ、比較例１〜４との比較において説明される。
（実施例１）
図２は、本発明の実施例１において作製された集積型シリコンハイブリッド太陽電池を模式的に示す断面図である。この太陽電池の作製においては、まず透光性基板１として９１０ｍｍ×４５５ｍｍ×４ｍｍの白板ガラスが用いられた。透光性基板１の上面上には、微細な表面凹凸構造を有する酸化錫の透明導電膜２が熱ＣＶＤ法によって形成された。得られた透明導電膜２において、厚さは０．８μｍ、日本電色社製ヘイズメータＮＤＨ５０００Ｗ型にてＣ光源で透明導電膜２側から測定したヘイズ率は１５％、そしてシート抵抗は１２Ω／□であった。また、原子間力顕微鏡（ＡＦＭ）による測定にはＮａｎｏ−Ｒシステム（Ｐａｃｉｆｉｃ Ｎａｎｏｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ社製）のノンコンタクトモードが用いられ、一辺が５μｍの正方形領域を各辺に沿って２５６分割して観察したＡＦＭ像から得られたＳｄｒは４７％であった。
図２は、本発明の実施例１において作製された集積型シリコンハイブリッド太陽電池を模式的に示す断面図である。この太陽電池の作製においては、まず透光性基板１として９１０ｍｍ×４５５ｍｍ×４ｍｍの白板ガラスが用いられた。透光性基板１の上面上には、微細な表面凹凸構造を有する酸化錫の透明導電膜２が熱ＣＶＤ法によって形成された。得られた透明導電膜２において、厚さは０．８μｍ、日本電色社製ヘイズメータＮＤＨ５０００Ｗ型にてＣ光源で透明導電膜２側から測定したヘイズ率は１５％、そしてシート抵抗は１２Ω／□であった。また、原子間力顕微鏡（ＡＦＭ）による測定にはＮａｎｏ−Ｒシステム（Ｐａｃｉｆｉｃ Ｎａｎｏｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ社製）のノンコンタクトモードが用いられ、一辺が５μｍの正方形領域を各辺に沿って２５６分割して観察したＡＦＭ像から得られたＳｄｒは４７％であった。
なお、図２に示されていないが、本実施例１においては、透光性基板１の下面上にシリカ微粒子から成る反射防止膜が形成されている。そして、透明導電膜２を複数の帯状パターンに分割するために、ＹＡＧ（イットリウム・アルミニウム・ガーネット）基本波パルスレーザが透光性基板１を介して照射されて、幅５０μｍの透明電極層分離溝２ａが形成され、その後に超音波洗浄および乾燥が行われた。
さらに、非晶質シリコン系光電変換ユニット３を形成するために、透明導電膜２が形成された透光性基板１が高周波プラズマＣＶＤ装置内に導入され、厚さ１５ｎｍの非晶質ｐ型シリコンカーバイド（ｐ型ａ−ＳｉＣ）層３ｐが形成された。引き続いて、厚さ０．１１μｍの非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉ、厚さ１５ｎｍの結晶化前ｉ型シリコン層３ｂｉ、さらに厚さ１０ｎｍのｎ型シリコンオキサイド層３ｎが順次積層された。ｐ型ａ−ＳｉＣ層３ｐの形成においては、ＳｉＨ4、水素、水素希釈されたＢ2Ｈ6、およびＣＨ4が反応ガスとして用いられ、ｐ型ａ−ＳｉＣ層３ｐの厚さが８ｎｍ相当となった堆積時点で放電を維持したまま水素希釈されたＢ2Ｈ6およびＣＨ4の供給を止めて残り厚さ７ｎｍの成膜が行われた。
ｎ型シリコンオキサイド層３ｎの形成においては、ＳｉＨ4、水素、水素希釈されたＰＨ3、およびＣＯ2が反応ガスとして用いられた。プラズマＣＶＤ条件において、基板温度は１８０℃、基板の成膜面と放電電極との間隔は１０〜１５ｍｍ、圧力は３５０〜１３００Ｐａ、高周波パワー密度は０．１１〜０．２５Ｗ／ｃｍ2、そしてＳｉＨ4／ＣＯ2／０．５％に水素希釈されたＰＨ3／水素の流量比が１／３．１〜３．６／１１／２２５であった。また、これと同じプラズマＣＶＤ条件でガラス板上に厚さ３００ｎｍに形成した単膜のｎ型シリコンオキサイド層において、屈折率は波長６００ｎｍの光に関して２．０〜１．９、導電率は２×１０-8〜５×１０-7Ｓ／ｃｍ、そしてＸＰＳで測定した膜中酸素量は４８〜５２原子％であった。ちなみに、そのｎ型シリコンオキサイド層中のシリコン量は５１〜４７原子％であった。さらに、ｎ型シリコンオキサイド層についてラマン散乱スペクトルの測定を行ったところ、結晶シリコンに起因するピークは観測されなかった。
さらに、ｎ型シリコンオキサイド層３ｎ上に結晶質シリコン系光電変換ユニット４を形成するために、引き続いてプラズマＣＶＤ装置が用いられ、厚さ１５ｎｍの結晶質ｐ型シリコン層４ｐ、厚さ０．４μｍの結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉ、厚さ６０ｎｍのｎ型シリコンオキサイド層４ｎ、および厚さ７ｎｍの結晶質ｎ型シリコン層（図示せず）が順次積層された。
その後、非晶質シリコン系光電変換ユニット３および結晶質シリコン系光電変換ユニット４を複数の帯状パターンに分割するために、プラズマＣＶＤ装置から大気中に基板を取り出し、透光性基板１を介してＹＡＧ第２高調波パルスレーザを照射することによって幅６０μｍの接続溝４ａが形成された。次に、厚さ３０ｎｍのＺｎＯ透明反射層（図２に示さず）と厚さ２００ｎｍのＡｇ裏面電極層５が、ＤＣ（直流）スパッタ法によって形成された。最後に、非晶質シリコン系光電変換ユニット３、結晶質シリコン系光電変換ユニット４、および裏面電極層５を複数の帯状パターンに分割するために、透光性基板１を介して基板ＹＡＧ第２高調波パルスレーザを照射することによって幅６０μｍの裏面電極層分離溝５ａを形成し、図２に示すように左右に隣接する短冊状ハイブリッド太陽電池セルが電気的に直列接続された集積型シリコンハイブリッド太陽電池が作製された。この集積型シリコンハイブリッド太陽電池は、幅８．９ｍｍ×長さ４３０ｍｍのハイブリッド太陽電池セルが１００段直列接続されて構成されている。
図３は、以上のように作製された集積型シリコンハイブリッド太陽電池を模式的な平面図で示している。この集積型シリコンハイブリッド太陽電池を複数の小さな矩形状の集積型太陽電池領域に分離するために、ＹＡＧ基本波パルスレーザとＹＡＧ第２高調波パルスレーザが続けて透光性基板１を介して照射され、透明導電膜２、非晶質シリコン系光電変換ユニット３、結晶質シリコン系光電変換ユニット４、および裏面電極層５の全てを貫通する太陽電池分離溝６ａが形成された。さらに、透明導電膜２とコンタクトを取るための電極取り出し用裏面電極層分離溝７ａ、７ｂが、小さな太陽電池領域内の両端の太陽電池セル上に形成された。そして、電極取り出し用裏面電極層分離溝７ａ、７ｂ上に、各々リード線が半田付けされた（図示せず）。これにより、９１０ｍｍ×４５５ｍｍの透光性基板１上に、幅８．９ｍｍ×長さ１００ｍｍのハイブリッド太陽電池セルが１１段直列接続された集積型シリコンハイブリッド太陽電池ミニモジュール（以下、単に「ミニモジュール」と称す）が複数個形成された。
図３中の分割線８ａに沿って透光性基板１を折り割りすることによって各ミニモジュールが１２５ｍｍ×１２５ｍｍの大きさに分割された後、裏面電極層５の上面はＥＶＡ（エチレン・ビニルアセテート共重合体）の封止樹脂層を介して有機保護層（共に図示せず）によって封止された。こうして得られた封止済みの３個のミニモジュールに対して、エアマス１．５に近似されたスペクトルでエネルギ密度１００ｍＷ／ｃｍ2の擬似太陽光が測定雰囲気と太陽電池の温度が２５±１℃の条件下で照射され、それらミニモジュールの初期の電流−電圧特性が測定された。得られた開放電圧を１１段のセル数で割って１段当りに換算した開放電圧Ｖｏｃ、短絡電流密度Ｊｓｃ、曲線因子ＦＦ、および変換効率Ｅｆｆの測定結果（３個ミニモジュールの平均値）が表１に示されている。
次に、これら３個のミニモジュールの光劣化後（安定化後）の特性を測定するために、照射エネルギ密度５００ｍＷ／ｃｍ2の擬似太陽光が裏面電極の表面温度５０±５℃の条件で２０時間照射され、その後に照射エネルギ密度１００ｍＷ／ｃｍ2の擬似太陽光が裏面電極の表面温度５０±５℃の条件で５５０時間さらに照射された。こうして安定化された後の３個のミニモジュールにおけるＶｏｃ、Ｊｓｃ、ＦＦ、およびＥｆｆの平均値も表１に示されている。
（実施例２）
本発明の実施例２による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１に比べて、透明導電膜２のヘイズ率が２７％、シート抵抗が９Ω／□、そしてＳｄｒが３２％にそれぞれ変更されたことのみにおいて異なっていた。実施例２で作製されたミニモジュールの初期と安定化後に測定された出力特性結果も表１に示されている。
本発明の実施例２による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１に比べて、透明導電膜２のヘイズ率が２７％、シート抵抗が９Ω／□、そしてＳｄｒが３２％にそれぞれ変更されたことのみにおいて異なっていた。実施例２で作製されたミニモジュールの初期と安定化後に測定された出力特性結果も表１に示されている。
（実施例３）
本発明の実施例３による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉの厚さが０．０９μｍに変更され、かつ結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが０．３μｍに変更されたことのみにおいて異なっていた。実施例３で作製されたミニモジュールの初期と安定化後に測定された出力特性結果も表１に示されている。
本発明の実施例３による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉの厚さが０．０９μｍに変更され、かつ結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが０．３μｍに変更されたことのみにおいて異なっていた。実施例３で作製されたミニモジュールの初期と安定化後に測定された出力特性結果も表１に示されている。
（実施例４〜６）
本発明の実施例４〜６による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉと結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが種々に変更されたことのみにおいて異なっていた。実施例４〜６で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表１に示されている。
本発明の実施例４〜６による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉと結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが種々に変更されたことのみにおいて異なっていた。実施例４〜６で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表１に示されている。
（比較例１）
比較例１による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１に比べて、結晶化前ｉ型シリコン層３ｂｉとｎ型シリコンオキサイド層３ｎとの代わりに、結晶質ｎ型シリコン層を厚さ３０ｎｍに形成したことのみにおいて異なっていた。比較例１で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表１に示されている。
比較例１による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１に比べて、結晶化前ｉ型シリコン層３ｂｉとｎ型シリコンオキサイド層３ｎとの代わりに、結晶質ｎ型シリコン層を厚さ３０ｎｍに形成したことのみにおいて異なっていた。比較例１で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表１に示されている。
（比較例２）
比較例２による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例６に比べて、結晶化前ｉ型シリコン層３ｂｉとｎ型シリコンオキサイド層３ｎとの代わりに、結晶質ｎ型シリコン層を厚さ３０ｎｍに形成したことのみにおいて異なっていた。比較例２で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表１に示されている。
比較例２による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例６に比べて、結晶化前ｉ型シリコン層３ｂｉとｎ型シリコンオキサイド層３ｎとの代わりに、結晶質ｎ型シリコン層を厚さ３０ｎｍに形成したことのみにおいて異なっていた。比較例２で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表１に示されている。
（比較例３と４）
比較例３と４による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、比較例１に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉと結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが変更されたことのみにおいて異なっていた。比較例３と４で作製されたミニモジュールの初期と安定化後に測定された出力特性結果も表１に示されている。
比較例３と４による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、比較例１に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉと結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが変更されたことのみにおいて異なっていた。比較例３と４で作製されたミニモジュールの初期と安定化後に測定された出力特性結果も表１に示されている。
上述の実施例１と比較例１との比較から、非晶質シリコン系光電変換ユニット３に含まれるｎ型シリコンオキサイド層３ｎと結晶質シリコン系光電変換ユニット４に含まれるｐ型シリコン層とが接合している構造を用いることにより、光電変換層３ｉ、４ｉを従来に比べて大幅に薄くしても、電流リークが極めて少なくて集積化が容易に行われ得ることがわかる。ちなみに、実施例１で作製された１１段ミニモジュールを切り出す前の１００段モジュールにおいても、表１中の実施例１に示した特性とほぼ同等の性能が得られた。
従来の常識では、本発明におけるような薄い光電変換層では集積化は困難とされていた上に、結晶質シリコン系光電変換層として０．４μｍもの薄い厚さを用いた場合にはボトムセルの感度が全く不足すると考えられていたので、本発明におけるように薄い光電変換層を含む集積型シリコンハイブリッド太陽電池の作製は検討すらなされていなかった。すなわち、結晶質シリコン系光電変換層として０．４μｍもの薄い厚さを用いた場合には、結晶質シリコンの吸収係数を考えれば、ボトムセルの電流値は９ｍＡ／ｃｍ2程度にとどまり、ハイブリッド型を用いる利点が無いと考えられていた。したがって、本発明者らの知る限りにおいては、本実施例１におけるような成果は初めて得られた知見である。なお、本発明において、ｎ型層とｐ型層との極性を互いに反転させても、ほぼ同様の効果が得られる。また、順に積層された結晶化前ｉ型シリコン層３ｂｉ、ｎ型シリコンオキサイド層３ｎ、および結晶質ｐ型シリコン層４ｐの代わりに、結晶質ｎ型シリコン層とｐ型シリコンオキサイド層を順に形成しても同様の効果が得られる。
実施例１と実施例２との比較では、透明導電膜２のＳｄｒが２０〜６０％の範囲内において、Ｓｄｒが大きな４７％である実施例１に比べてＳｄｒが小さな３２％である実施例２の集積型シリコンハイブリッド太陽電池において、より優れた出力特性が得られることもわかる。また、以上の実施例では非晶質シリコン系光電変換層３ｉの厚さとして０．０７μｍまでが示されているが、非晶質シリコンの代わりに非晶質シリコンゲルマニウムを用いることによって、０．０３μｍ程度の厚さでも同等のＪｓｃが得られることが別途に確認されている。
実施例１と比較例３との比較では、集積型シリコンハイブリッド太陽電池全体のコストを左右する結晶質シリコン系光電変換層の厚さを１／３以下に薄くしても、安定化後において、実施例１のＥｆｆが９．３１％であるのに対して比較例３のＥｆｆは９．９１％であり、両者の比は（９．９１／９．３１）×１００＝１０６．４％であって、その差が僅かに６．４％である。すなわち、本発明の構造を採用することによって、従来構造に比べて、ほぼ同等の性能を維持しつつ大幅にコストダウンを図り得ることがわかる。さらに、実施例２におけるようにＳｄｒの小さな透明導電膜を用いれば、その性能差をさらに小さくし得ることもわかる。
以下においては、トップセルの非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉに非晶質ｉ型シリコンゲルマニウム光電変換層を用いたシリコン系集積型薄膜太陽電池に関して、本発明による実施例７〜９が比較例５との比較において説明される。
（実施例７）
実施例７による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉを厚さ０．０４μｍの非晶質ｉ型シリコンゲルマニウム光電変換層に変更し、かつ結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さを０．５５μｍに変更したことのみにおいて異なっていた。
実施例７による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉを厚さ０．０４μｍの非晶質ｉ型シリコンゲルマニウム光電変換層に変更し、かつ結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さを０．５５μｍに変更したことのみにおいて異なっていた。
非晶質ｉ型シリコンゲルマニウム光電変換層３ｉの形成条件としては、反応ガスとしてＳｉＨ4、水素、および水素希釈されたＧｅＨ4を用い、基板温度が１８０℃、基板の成膜面と放電電極との間隔が５〜１５ｍｍ、圧力が１５０〜１０００Ｐａ、高周波パワー密度が０．０１〜０．０５Ｗ／ｃｍ2、そしてＳｉＨ4／ＧｅＨ4／水素の流量比が１／０．１〜０．３／２０〜５０であった。また、これと同じプラズマＣＶＤ条件でガラス板上に厚さ３００ｎｍのシリコンゲルマニウム膜を形成してＸＰＳで測定したところ、膜中のゲルマニウム含有量は１２〜１６原子％であった。本実施例７で作製されたミニモジュールに関して、測定された初期と安定化後の出力特性が表２に示されている。
（実施例８と９）
実施例８と９による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例７に比べて、非晶質ｉ型シリコンゲルマニウム光電変換層３ｉの厚さが０．０３μｍと０．０５μｍにそれぞれ変更され、かつ結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが０．４μｍと０．７μｍにそれぞれ変更されたことのみにおいて異なっていた。これらの実施例８と９で作製されたミニモジュールに関しても、測定された初期の出力特性が表２に示されている。
実施例８と９による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例７に比べて、非晶質ｉ型シリコンゲルマニウム光電変換層３ｉの厚さが０．０３μｍと０．０５μｍにそれぞれ変更され、かつ結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが０．４μｍと０．７μｍにそれぞれ変更されたことのみにおいて異なっていた。これらの実施例８と９で作製されたミニモジュールに関しても、測定された初期の出力特性が表２に示されている。
（比較例５）
比較例５による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、比較例１に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉが厚さ０．０４μｍの非晶質ｉ型シリコンゲルマニウム光電変換層に変更され、かつ結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが０．５５μｍに変更されたことのみにおいて異なっていた。なお、非晶質ｉ型シリコンゲルマニウム光電変換層３ｉの形成においては、実施例７と同様のプラズマＣＶＤ条件が用いられた。この比較例５で作製されたミニモジュールに関しても、測定された初期の出力特性が表２に示されている。
比較例５による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、比較例１に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉが厚さ０．０４μｍの非晶質ｉ型シリコンゲルマニウム光電変換層に変更され、かつ結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが０．５５μｍに変更されたことのみにおいて異なっていた。なお、非晶質ｉ型シリコンゲルマニウム光電変換層３ｉの形成においては、実施例７と同様のプラズマＣＶＤ条件が用いられた。この比較例５で作製されたミニモジュールに関しても、測定された初期の出力特性が表２に示されている。
表２中の実施例７と比較例５との比較から、表１中の実施例１と比較例１の比較と同様に、非晶質シリコン系光電変換ユニット３に含まれるｎ型シリコンオキサイド層３ｎと結晶質シリコン系光電変換ユニット４に含まれるｐ型シリコン層４ｐとが接合している構造を用いることにより、光電変換層３ｉ、４ｉの厚さを従来に比べて大幅に薄くしても、電流リークが極めて少なくて集積化が容易に行われ得ることがわかる。特に、実施例７〜９で示された結果は、非晶質ｉ型シリコンゲルマニウム光電変換層３ｉの厚さが実施例１の非晶質ｉ型シリコン光電変換層３ｉに比較して半分以下であるにも拘わらず、電流リークの少ない集積化が可能となることを示している。
以下においては、絶縁基板上に結晶質シリコン系光電変換ユニット、非晶質シリコン系光電変換ユニットの順に形成した、逆タイプのシリコン系集積型薄膜太陽電池に関して、本発明による実施例１０〜１６が比較例６〜８との比較において図４を用いて説明される。
（実施例１０）
まず、透光性絶縁基板１ｉとして１３０ｍｍ×１３０ｍｍ×５０μｍ厚のポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）フィルムを用いた。透光性絶縁基板１ｉをそれより寸法の大きいガラス基板上に密着させ、シリコーン系粘着剤の付いたポリイミド（ＰＩ）テープでその４隅を固定した後、その一主面上に、ＲＦスパッタ法により厚さ５０ｎｍのＺｎＯから成る裏面下地層５ｕと厚さ９０ｎｍのシリコンから成る裏面光吸収層５ｖ、厚さ２００ｎｍのＡｇから成る裏面金属層５ｍ、および厚さ６０ｎｍのＺｎＯから成る裏面透明反射層５ｔを基板温度２００℃で形成した。なお得られた裏面金属層５ｍの表面には高さ０．０３〜０．０６μｍの微小な凹凸が多数形成された。次に、裏面下地層５ｕ、裏面光吸収層５ｖ、裏面金属層５ｍおよび裏面透明反射層５ｔ（以下、これらをまとめて裏面電極層５と呼ぶ）を複数の帯状パタ−ンへと分割するために、ＹＡＧ基本波パルスレーザーを透光性絶縁基板１ｉに基板を通して照射することにより、幅５０μｍの裏面電極層分離溝５ａを形成し、超音波洗浄および乾燥を行った。
まず、透光性絶縁基板１ｉとして１３０ｍｍ×１３０ｍｍ×５０μｍ厚のポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）フィルムを用いた。透光性絶縁基板１ｉをそれより寸法の大きいガラス基板上に密着させ、シリコーン系粘着剤の付いたポリイミド（ＰＩ）テープでその４隅を固定した後、その一主面上に、ＲＦスパッタ法により厚さ５０ｎｍのＺｎＯから成る裏面下地層５ｕと厚さ９０ｎｍのシリコンから成る裏面光吸収層５ｖ、厚さ２００ｎｍのＡｇから成る裏面金属層５ｍ、および厚さ６０ｎｍのＺｎＯから成る裏面透明反射層５ｔを基板温度２００℃で形成した。なお得られた裏面金属層５ｍの表面には高さ０．０３〜０．０６μｍの微小な凹凸が多数形成された。次に、裏面下地層５ｕ、裏面光吸収層５ｖ、裏面金属層５ｍおよび裏面透明反射層５ｔ（以下、これらをまとめて裏面電極層５と呼ぶ）を複数の帯状パタ−ンへと分割するために、ＹＡＧ基本波パルスレーザーを透光性絶縁基板１ｉに基板を通して照射することにより、幅５０μｍの裏面電極層分離溝５ａを形成し、超音波洗浄および乾燥を行った。
さらに、結晶質シリコン系光電変換ユニット４を形成するために、裏面電極層５が形成された透光性絶縁基板１ｉを高周波プラズマＣＶＤ装置内に導入し、厚さ８ｎｍのｎ型結晶質シリコン層（図示せず）、厚さ３０ｎｍのｎ型シリコンオキサイド裏面反射層（図示せず）、厚さ０．４μｍの結晶質ｉ型シリコン系光電変換層（図示せず）、厚さ１５ｎｍのｐ型結晶質シリコン層（図示せず）を順次積層した。
次に、非晶質シリコン系光電変換ユニット３を形成するために、引き続きプラズマＣＶＤ装置を用いて厚さ１０ｎｍのｎ型シリコンオキサイド層（図示せず）、厚さ０．１１μｍの非晶質ｉ型シリコン系光電変換層（図示せず）、厚さ１０ｎｍの非晶質ｐ型シリコンカーバイド（ｐ型ａ−ＳｉＣ）層（図示せず）を順次積層した。
次に、非晶質シリコン系光電変換ユニット３を形成するために、引き続きプラズマＣＶＤ装置を用いて厚さ１０ｎｍのｎ型シリコンオキサイド層（図示せず）、厚さ０．１１μｍの非晶質ｉ型シリコン系光電変換層（図示せず）、厚さ１０ｎｍの非晶質ｐ型シリコンカーバイド（ｐ型ａ−ＳｉＣ）層（図示せず）を順次積層した。
その後、非晶質シリコン系光電変換ユニット３及び結晶質シリコン系光電変換ユニット４を複数の帯状パターンへと分割するために、大気中に基板を取り出し、ＹＡＧ第２高調波パルスレーザーを透光性絶縁基板１ｉに光電変換ユニット側から照射することにより幅２００μｍの接続溝４ａを形成した。次に、厚さ１．１μｍのＺｎＯから成る透明導電膜２を熱ＣＶＤ法によって形成した。最後に、透明導電膜２を複数の帯状パターンへと分割するために、ＹＡＧ第２高調波パルスレーザーを透光性絶縁基板１ｉに、光電変換ユニット側から透光性絶縁基板１ｉに向けて、接続溝４ａの裏面電極層分離溝５ａから遠い側の接続溝４ａの内壁を照射の際の中央位置として照射することにより、幅９０μｍの透明導電膜分離溝２ａを形成し、図２に示すような左右に隣接する短冊状ハイブリッド太陽電池セルが電気的に直列接続された集積型シリコンハイブリッド太陽電池ミニモジュールを作製した。この集積型シリコンハイブリッド太陽電池ミニモジュール（以下、単に「ミニモジュール」と称す）は、幅１０ｍｍ×長さ１００ｍｍのハイブリッド太陽電池セルが１０段直列接続されて構成されている。
実施例１０で作製した１００ｍｍ角の集積型シリコンハイブリッド太陽電池の外側に電流取り出し用リード線を接続した後、集積型シリコンハイブリッド太陽電池上に、１２０ｍｍ角のＥＶＡから成る封止樹脂層を介して１２５ｍｍ角の透明有機保護層（共に図示せず）で封止した。その後、基板サイズが１２０ｍｍ角になるように透明有機保護層側から透光性絶縁基板１ｉを切断し、透光性絶縁基板１ｉをガラス基板から分離して、有効面積１００ｍｍ角のフレキシブルタイプの集積型シリコンハイブリッド太陽電池モジュール（以下、単に「ミニモジュール」と称す）を作製した。こうして得られた太陽電池モジュールにつき、エアマス１．５に近似されたスペクトルでエネルギー密度１００ｍＷ／ｃｍ2の擬似太陽光を、測定雰囲気及び太陽電池の温度２５±１℃の条件下で照射し、太陽電池モジュールの電流−電圧特性を測定した。得られた開放電圧を１０で割って１段当りに換算した開放電圧Ｖｏｃ、短絡電流密度Ｊｓｃ、曲線因子ＦＦ、変換効率Ｅｆｆの測定結果を表３に示す。
次に、先の太陽電池モジュールの光劣化後（安定化後）の特性を測定するために、先の太陽電池モジュールに、照射エネルギー密度５００ｍＷ／ｃｍ2の擬似太陽光を太陽電池モジュールの表面温度５０±２℃の条件で２０時間照射し、更に照射エネルギー密度１００ｍＷ／ｃｍ2の擬似太陽光をミニモジュールの裏面電極の表面温度５０±２℃の条件で５５０時間照射した。光照射後（すなわち光劣化後あるいは安定化後）の太陽電池モジュールのＶｏｃ、Ｊｓｃ、ＦＦ、Ｅｆｆの平均値を併せて表３に示す。
（実施例１１）
本発明の実施例１１による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１０に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉの厚さが０．０９μｍに変更され、かつ結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが０．３μｍに変更されたことのみにおいて異なっていた。実施例１１で作製されたミニモジュールの初期と安定化後に測定された出力特性結果も表３に示されている。
本発明の実施例１１による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１０に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉの厚さが０．０９μｍに変更され、かつ結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが０．３μｍに変更されたことのみにおいて異なっていた。実施例１１で作製されたミニモジュールの初期と安定化後に測定された出力特性結果も表３に示されている。
（実施例１２、１３）
本発明の実施例１２、１３による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１０に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉの厚さと結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが変更されたことのみにおいて異なっていた。実施例１２、１３で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表３に示されている。
本発明の実施例１２、１３による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１０に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉの厚さと結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが変更されたことのみにおいて異なっていた。実施例１２、１３で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表３に示されている。
（実施例１４〜１６）
本発明の実施例１４〜１６による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１０に比べて、ｎ型シリコンオキサイド層の厚さが変更されたことのみにおいて異なっていた。実施例１４〜１６で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表３に示されている。
本発明の実施例１４〜１６による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１０に比べて、ｎ型シリコンオキサイド層の厚さが変更されたことのみにおいて異なっていた。実施例１４〜１６で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表３に示されている。
（比較例６）
比較例６による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１０に比べて、ｎ型シリコンオキサイド層の代わりに、結晶質ｎ型シリコン層を厚さ３０ｎｍに形成したことのみにおいて異なっていた。比較例６で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表３に示されている。
比較例６による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１０に比べて、ｎ型シリコンオキサイド層の代わりに、結晶質ｎ型シリコン層を厚さ３０ｎｍに形成したことのみにおいて異なっていた。比較例６で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表３に示されている。
（比較例７）
比較例７による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１３に比べて、ｎ型シリコンオキサイド層の代わりに、結晶質ｎ型シリコン層を厚さ３０ｎｍに形成したことのみにおいて異なっていた。比較例７で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表３に示されている。
比較例７による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、実施例１３に比べて、ｎ型シリコンオキサイド層の代わりに、結晶質ｎ型シリコン層を厚さ３０ｎｍに形成したことのみにおいて異なっていた。比較例７で作製されたミニモジュールの初期に測定された出力特性結果も表３に示されている。
（比較例８）
比較例８による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、比較例６に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉと結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが変更されたことのみにおいて異なっていた。比較例８で作製されたミニモジュールの初期と安定化後に測定された出力特性結果も表３に示されている。
比較例８による集積型シリコンハイブリッド太陽電池においては、比較例６に比べて、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層３ｉと結晶質ｉ型シリコン系光電変換層４ｉの厚さが変更されたことのみにおいて異なっていた。比較例８で作製されたミニモジュールの初期と安定化後に測定された出力特性結果も表３に示されている。
実施例１０〜１３と比較例６〜８の比較から、いわゆる逆タイプの集積型シリコンハイブリッド太陽電池を作製しても先に示したものと同様の効果が得られることがわかる。加えて、実施例１０と実施例１４〜１６の比較から、ｎ型シリコンオキサイド層の厚さには好ましい範囲があることがわかる。実施例１０および１４においては、集積型シリコンハイブリッド太陽電池の出力電流はトップセルの分光感度積分電流で電流制限されているが、実施例１５ではｎ型シリコンオキサイド層によるトップセル側への光の反射効果が顕著になるため、ボトムセル側へ届く光量が減少し、逆にボトムセルの分光感度積分電流で電流制限され、全体の出力電流が低下している。その場合、集積型シリコンハイブリッド太陽電池の曲線因子は向上するはずであるが、ｎ型シリコンオキサイド層が１７ｎｍと厚くなりその直列抵抗損失が大きくなることで僅かしか向上しておらず、変換効率も実施例１０に比べて低下している。ｎ型シリコンオキサイド層が更に厚くなり、実施例１６のように２０ｎｍとなると、全体の出力電流の低下にもかかわらず、曲線因子はもはや向上しなくなることがわかる。
なお、逆タイプにおいては本実施例で用いたようなフレキシブル基板を用いる場合が多い。その場合、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層と結晶質ｉ型シリコン系光電変換層の厚さが薄いほうが、基板への残留応力が小さく、従って基板の反りの抑制につながることは言うまでもない。
なお、逆タイプにおいては本実施例で用いたようなフレキシブル基板を用いる場合が多い。その場合、非晶質ｉ型シリコン系光電変換層と結晶質ｉ型シリコン系光電変換層の厚さが薄いほうが、基板への残留応力が小さく、従って基板の反りの抑制につながることは言うまでもない。
なお、以上の実施例では非晶質シリコン系光電変換ユニットと結晶質シリコン系光電変換ユニットを１つずつ積層したシリコンハイブリッド太陽電池のみが説明されたが、非晶質シリコン系光電変換ユニットを２つ以上含んでもよく、また結晶質シリコン系光電変換ユニットも２つ以上含んでもよい。さらに、シリコンに炭素、ゲルマニウム等のバンドギャップ調整元素が加えられていてもよい。
なお、本件は、平成１６年度独立行政法人新エネルギー・産業技術総合開発機構「太陽光発電技術研究開発委託事業」、産業活力再生特別措置法第３０条の適用を受ける特許出願である。
以上のように、本発明によれば、積層型薄膜光電変換装置全体の製造コストを大幅に下げつつ光安定性の高い積層型薄膜光電変換装置を極めて歩留りよく提供することができる。
Claims (6)
- 非晶質シリコン系光電変換ユニットと結晶質シリコン系光電変換ユニットとを積層した積層型光電変換装置であって、
前記非晶質シリコン系光電変換ユニットは、第２導電型層と、非晶質シリコン系光電変換層と、第１導電型シリコンオキサイド層とを含み、
前記結晶質シリコン光電変換ユニットは、第２導電型シリコン層と、結晶質シリコン系光電変換層と、第１導電型層とを含み、
前記非晶質光電変換ユニットに含まれる非晶質シリコン系光電変換層の厚さが０．０３μｍ以上で０．１７μｍ未満であって、前記結晶質光電変換ユニットに含まれる結晶質シリコン系光電変換層の厚さが０．２μｍ以上で１．０μｍ未満であり、
前記非晶質光電変換ユニットに含まれる第１導電型シリコンオキサイド層と前記結晶質光電変換ユニットに含まれる第２導電型シリコン層とが互いに接合しており、
前記非晶質光電変換ユニットに含まれる第１導電型シリコンオキサイド層は、Ｘ線光電子分光法で測定した酸素量が３５原子％以上であることを特徴とする積層型光電変換装置。 - 前記非晶質シリコン系光電変換層は、シリコンゲルマニウムからなることを特徴とする請求項１に記載の積層型光電変換装置。
- 前記非晶質光電変換ユニットに含まれる第１導電型シリコンオキサイド層の厚さが５ｎｍ以上で２０ｎｍ未満であることを特徴とする請求項１または２に記載の積層型光電変換装置。
- 前記結晶質光電変換ユニット内において、前記結晶質シリコン系光電変換層の前記非晶質光電変換ユニットから遠い側に、さらに第１導電型シリコンオキサイド層を含むことを特徴とする請求項１から３のいずれかに記載の積層型光電変換装置。
- 透明絶縁基板上に順に積層された透明電極層、前記非晶質光電変換ユニット、および前記結晶質光電変換ユニットが複数の短冊状の積層型光電変換セルを形成するように、複数の平行な直線状の分離溝によって分離されていて、かつそれらの複数のセルは前記分離溝に平行な複数の接続用溝を介して互いに電気的に直列接続されて集積化されていることを特徴とする請求項１から４のいずれかに記載の積層型光電変換装置。
- 絶縁基板上に順に積層された前記結晶質光電変換ユニット、前記非晶質光電変換ユニット、および透明電極層が複数の短冊状の積層型光電変換セルを形成するように、複数の平行な直線状の分離溝によって分離されていて、かつそれらの複数のセルは前記分離溝に平行な複数の接続用溝を介して互いに電気的に直列接続されて集積化されていることを特徴とする請求項１から４のいずれかに記載の積層型光電変換装置。
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