JP5898062B2 - 太陽電池 - Google Patents

太陽電池 Download PDF

Info

Publication number
JP5898062B2
JP5898062B2 JP2012505799A JP2012505799A JP5898062B2 JP 5898062 B2 JP5898062 B2 JP 5898062B2 JP 2012505799 A JP2012505799 A JP 2012505799A JP 2012505799 A JP2012505799 A JP 2012505799A JP 5898062 B2 JP5898062 B2 JP 5898062B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
semiconductor layer
type semiconductor
hydrogen content
layer
buffer layer
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
JP2012505799A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2012523714A (ja
Inventor
ホンチョル リ
ホンチョル リ
セヨン ムン
セヨン ムン
セウォン アン
セウォン アン
ドンジュ ユ
ドンジュ ユ
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
LG Electronics Inc
Original Assignee
LG Electronics Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by LG Electronics Inc filed Critical LG Electronics Inc
Publication of JP2012523714A publication Critical patent/JP2012523714A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP5898062B2 publication Critical patent/JP5898062B2/ja
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/06—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by at least one potential-jump barrier or surface barrier
    • H01L31/075—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by at least one potential-jump barrier or surface barrier the potential barriers being only of the PIN type
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/0248—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof characterised by their semiconductor bodies
    • H01L31/0256—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof characterised by their semiconductor bodies characterised by the material
    • H01L31/0264—Inorganic materials
    • H01L31/028—Inorganic materials including, apart from doping material or other impurities, only elements of Group IV of the Periodic System
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/0248—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof characterised by their semiconductor bodies
    • H01L31/036—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof characterised by their semiconductor bodies characterised by their crystalline structure or particular orientation of the crystalline planes
    • H01L31/0368—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof characterised by their semiconductor bodies characterised by their crystalline structure or particular orientation of the crystalline planes including polycrystalline semiconductors
    • H01L31/03682—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof characterised by their semiconductor bodies characterised by their crystalline structure or particular orientation of the crystalline planes including polycrystalline semiconductors including only elements of Group IV of the Periodic System
    • H01L31/03685—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof characterised by their semiconductor bodies characterised by their crystalline structure or particular orientation of the crystalline planes including polycrystalline semiconductors including only elements of Group IV of the Periodic System including microcrystalline silicon, uc-Si
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/04—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices
    • H01L31/06—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by at least one potential-jump barrier or surface barrier
    • H01L31/075—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof adapted as photovoltaic [PV] conversion devices characterised by at least one potential-jump barrier or surface barrier the potential barriers being only of the PIN type
    • H01L31/076—Multiple junction or tandem solar cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/545—Microcrystalline silicon PV cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/547—Monocrystalline silicon PV cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/548—Amorphous silicon PV cells

Description

本発明は、太陽電池に関する。
太陽電池(Solar Cell)は光を電気に変換する素子として、ｐ型半導体とｎ型半導体を含む。
一般的に外部から光が入射されると、入射された光によって太陽電池の半導体内部で電子と正孔の対が形成され、内部で発生した電場によって電子はｎ型半導体に移動し、正孔はｐ型半導体に移動することで電力を生産することができる。
太陽電池は使われる材料によって大きくシリコン系、化合物系、有機物系太陽電池に区分することができる。
共に、シリコン系太陽電池は半導体の相(Phase)によって結晶シリコン(Crystalline Silicon、ｃ−Ｓｉ) 太陽電池と非晶質シリコン(Amorphous Silicon、ａ−Ｓｉ) 太陽電池に区分できる。
本発明の目的とするところは、ｐ型半導体層とｉ型半導体層の間に水素（Ｈ）含有量が高いバッファー(Buffer)層を配置した太陽電池を提供することにある。
前記課題を解決するために、本発明に係る太陽電池は基板と、基板に配置される第１電極と第２電極及び第１電極と第２電極の間に配置される少なくとも一つの光電変換部を含み、少なくとも一つの光電変換部はｐ型半導体層、ｉ型半導体層、ｎ型半導体層及びｐ型半導体層とｉ型半導体層の間に配置され水素（Ｈ）の含有量がｉ型半導体層の水素含有量より多いバッファー層(Buffer Layer)を含むことができる。
また、ｉ型半導体層は非晶質シリコンで形成され得る。
また、ｉ型半導体層は微細結晶シリコンで形成され得る。
また、バッファー層の厚さはｉ型半導体層の厚さより薄いことがある。
また、バッファー層の厚さはｐ型半導体層の厚さより薄いことがある。
また、バッファー層の水素含有量はｐ型半導体層の水素含有量より多いことがある。
また、ｉ型半導体層は微結晶シリコンであり、バッファー層とｉ型半導体層の境界部分でｉ型半導体層の結晶化度はｉ型半導体層とｎ型半導体層の境界部分でのｉ型半導体層の結晶化度の５０％以上で有り得る。
また、バッファー層とｉ型半導体層の境界部分でｉ型半導体層の結晶化度はｉ型半導体層とｎ型半導体層の境界部分でのｉ型半導体層の結晶化度の７５％以上で有り得る。
また、本発明に係る他の太陽電池は基板と、基板に配置される第１電極、第２電極、第１電極と第２電極の間に配置される第１光電変換部及び第１光電変換部と第２電極の間に配置される第２光電変換部を含み、第１光電変換部(First Cell)は第１ｐ型半導体層、非晶質シリコンの第１ｉ型半導体層、第１ｎ型半導体層及び第１ｐ型半導体層と第１ｉ型半導体層の間に配置され水素（Ｈ）の含有量が第１ｉ型半導体層の水素含有量より多い第１バッファー層(First Buffer Layer)を含み、第２光電変換部(Second Cell)は第２ｐ型半導体層、微結晶シリコンの第２ｉ型半導体層、第２ｎ型半導体層及び第２ｐ型半導体層と第２ｉ型半導体層の間に配置され水素（Ｈ）の含有量が第２ｉ型半導体層の水素含有量より多い第２バッファー層(Second Buffer Layer)を含むことができる。
また、第１バッファー層の厚さは第１ｉ型半導体層の厚さより薄く、第２バッファー層の厚さは第２ｉ型半導体層の厚さより薄いことがある。
また、第２バッファー層と第２ｉ型半導体層の境界部分で第２ｉ型半導体層の結晶化度は第２ｉ型半導体層と第２ｎ型半導体層の境界部分での第２ｉ型半導体層の結晶化度の５０％以上で有り得る。
また、第２バッファー層と第２ｉ型半導体層の境界部分で第２ｉ型半導体層の結晶化度は第２ｉ型半導体層と第２ｎ型半導体層の境界部分での第２ｉ型半導体層の結晶化度の７５％以上で有り得る。
また、第２ｉ型半導体層の厚さは第１ｉ型半導体層の厚さより厚く、第２バッファー層の厚さは第１バッファー層の厚さより厚いことがある。
また、第２ｉ型半導体層の厚さは第１ｉ型半導体層の厚さより厚く、第１バッファー層の水素含有量は第２バッファー層の水素含有量より多いことがある。
また、第１バッファー層の水素含有量は第１ｐ型半導体層の水素含有量より多く、第２バッファー層の水素含有量は第２ｐ型半導体層の水素含有量より少ないことがある。
また、本発明に係るまた他の太陽電池は基板と、基板に配置される第１電極、第２電極、第１電極と第２電極の間に配置される第１光電変換部及び第１光電変換層と第２電極の間に配置される第２光電変換部を含み、第１光電変換部は第１ｐ型半導体層、非晶質シリコンの第１ｉ型半導体層、第１ｎ型半導体層及び第１ｐ型半導体層と第１ｉ型半導体層の間に配置される第１バッファー層(First Buffer Layer)を含み、第２光電変換部は第２ｐ型半導体層、微結晶シリコン材質の第２ｉ型半導体層、第２ｎ型半導体層及び第２ｐ型半導体層と第２ｉ型半導体層の間に配置される第２バッファー層(Second Buffer Layer)を含み、第２ｉ型半導体層の水素含有量と第２バッファー層の水素含有量の差は第１ｉ型半導体層の水素含有量と第１バッファー層の水素含有量の差より大きくなることができる。
また、第１バッファー層の水素含有量は第１ｉ型半導体層の水素含有量より多く、第２バッファー層の水素含有量は第２ｉ型半導体層の水素含有量より多いことがある。
また、本発明に係るまた他の太陽電池は基板と、基板に配置される第１電極、第２電極及び第１電極と第２電極の間に配置される少なくとも一つの光電変換部を含み、少なくとも一つの光電変換部はｐ型半導体層、ｉ型半導体層及びｎ型半導体層を含み、ｉ型半導体層は水素含有量が互いに異なる第１部分と第２部分を含むことができる。
また、第１部分は第２部分より水素含有量が多く、第１部分は第２部分とｐ型半導体層の間に配置されることができる。
また、第１部分の厚さは第２部分の厚さより薄いことがある。
以上説明したように本発明に係る太陽電池はｐ型半導体層とｉ型半導体層の間に水素（Ｈ）含有量が高いバッファー(Buffer)層を配置することで太陽電池の効率を向上する効果がある。
本発明に係る太陽電池の一例に対して説明するための図である。 本発明に係る太陽電池の一例に対して説明するための図である。 本発明に係る太陽電池の一例に対して説明するための図である。 本発明に係る太陽電池の一例に対して説明するための図である。 本発明に係る太陽電池の一例に対して説明するための図である。 ２重接合太陽電池に対して説明するための図である。 ２重接合太陽電池に対して説明するための図である。 ２重接合太陽電池に対して説明するための図である。 ２重接合太陽電池に対して説明するための図である。 ２重接合太陽電池に対して説明するための図である。 本発明に係る太陽電池の他の構造に対して説明するための図である。 本発明に係る太陽電池の他の構造に対して説明するための図である。 本発明に係る太陽電池のまた他の構造に対して説明するための図である。 本発明に係る太陽電池のまた他の構造に対して説明するための図である。 本発明に係る太陽電池のまた他の構造に対して説明するための図である。 本発明に係る太陽電池のまた他の構造に対して説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。 ｉ型半導体層に不純物がドープされる場合を説明するための図である。
以下では添付した図面を参照にして本発明の実施の形態について本発明が属する技術分野で通常の知識を有する者が容易に実施するように詳しく説明する。
図１乃至図５は本発明に係る太陽電池の一例に対して説明するための図である。図１の構造をｐｉｎ構造と言える。
図１に示されるように、本発明に係る太陽電池１０は基板１００、基板１００に配置される前面電極１１０、後面電極１４０及び光電変換部１２０を含むことができる。
ここで、前面電極１１０は基板１００に配置され、外部から入射される光で電力を生産する光電変換部１２０は前面電極１１０と後面電極１４０の間に配置され、共に光電変換部１２０は微結晶シリコン(Micro-Crystalline Silicon)の真性(Intrinsic) 半導体層１２２を含むことができる。ここで、真性半導体層１２２はｉ型半導体層１２２と言える。ここで、前面電極１１０を第１電極(First Electrode)と言い、後面電極１４０を第２電極(Second Electrode)と言うことも可能である。
基板１００は他の機能成層が配置することができる空間を用意することができる。共に、基板１００は入射される光(Light)が光電変換部１２０により効果的に到達するようにするために実質的に透明な材質、例えばガラスまたはプラスチックからなることができる。
前面電極１１０は入射される光の透過率を高めるために実質的に透明ながらも電気伝導性を有する材質を含むことが可能である。例えば、前面電極１１０は大部分の光が透過し電気がよく流れるように高い光透過度と高い電気伝導度を備えるためにインジウムスズ酸化物(indium tin oxide:ＩＴＯ)、スズ系酸化物(ＳｎＯ2 等)、ＡｇＯ、ＺｎＯ−（Ｇａ2Ｏ3又はＡｌ2Ｏ3）、フローリンティンオキサイド（fluorine tin oxide: ＦＴＯ) 及びこれらの混合物で成る群から選択されることで形成することができる。共に、前面電極１１０の比抵抗範囲は約１０-2Ω・cm乃至１０-11Ω・cmで有り得る。
このような前面電極１１０は実質的に基板１００の全体面に形成することが可能であり、光電変換部１２０と電気的に接続することができる。これによって、前面電極１１０は入射される光によって生成されたキャリア内の一つ、例えば正孔を収集し出力することができる。
共に、前面電極１１０の上部表面にはランダム(random)なピラミッド構造を有する複数個の凹凸を形成することができる。すなわち、前面電極１１０はテックスチャリング表面(texturing surface)を備えていることである。このように、前面電極１１０の表面をテックスチャリングするようになれば、入射する光の反射を低減させ、光の吸収率を高めることができ太陽電池１０の効率を向上するのが可能である。
一方、図１では前面電極１１０にだけ凹凸を形成した場合のみを示しているが、光電変換部１２０にも凹凸を形成するのが可能である。以下では説明の便宜のために前面電極１１０にだけ凹凸を形成した場合を例にあげて説明する。
後面電極１４０は光電変換部１２０が発生させた電力の回収効率を高めるために電気伝導性がすぐれた金属で形成することができる。さらに、後面電極１４０は光電変換部１２０と電気的に接続され入射される光によって生成されたキャリアのうちの一つ、例えば電子を収集し出力することができる。
光電変換部１２０は外部から入射された光を電気に変換することができる。
望ましくは、光電変換部１２０は微結晶シリコン(Micro-Crystalline Silicon)、例えば水素化された微結晶シリコン(Hydrogenated Micro-Crystalline Silicon、 mc-Si:Ｈ)を利用するシリコンセルであり得る。
このような光電変換部１２０は前面電極１１０上に順次形成されたｐ型半導体層１２１、真性(ｉ型)半導体層１２２、ｎ型半導体層１２３及びバッファー層１２４を含むことができる。
ｐ型半導体１２１はシリコン（Ｓｉ）を含む原料ガスにホウ素（Ｂ）、ガリウム（Ｇａ）、インジウム（Ｉｎ）などのような３価元素の不純物を含むガスを利用して形成することができる。
真性半導体層１２２はキャリアの再結合率を減らし光を吸収することができる。このような真性半導体層１２２は入射される光を吸収し、電子と正孔のようなキャリアを生成することができる。このような真性半導体層１３２は微細結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ）、例えば水素化された微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ）を含むことができる。
ｎ型半導体層１２３はシリコンを含む原料ガスにりん（Ｐ）、砒素（Ａｓ）、アンチモン（Ｓｂ）などのように５価元素の不純物を含むガスを利用して形成することができる。
このような光電変換部１２０はプラズマ化学気相成長(plasma enhanced chemical vapor deposition、ＰＥＣＶＤ)のような化学気相成長(chemical vapor deposition、 ＣＶＤ)によって形成されることができる。
光電変換部１２０のｐ型半導体１２１及びｎ型半導体層１２２のようなドーピング層は真性半導体層１２２を間に置いてｐ−ｎ接合を形成することができる。すなわち、光電変換部１２０はｎ型不純物ドーピング層、すなわちｎ型半導体層１２３とｐ型不純物ドーピング層、すなわちｐ型半導体１２１の間に配置することである。
このような構造で、ｐ型半導体１２１の方に光が入射されると真性半導体層１２２の内部では相対的に高いドーピング濃度を有するｐ型半導体１２１とｎ型半導体層１２３によって空乏領域(depletion region)が形成され、これによって電場が形成される。このような光起電力効果(photovoltatic effect)よって光吸収層である真性半導体層１２２で生成された電子と正孔は接触電位差によって分離し互いに異なる方向に移動される。例えば、正孔はｐ型半導体１２１を通じて前面電極１１０の方へ移動し、電子はｎ型半導体層１２３を通じて後面電極１４０の方へ移動することができる。このようにして電力が生産される。
バッファー層１２４はｉ型半導体層１２２とｐ型半導体１２１の間に配置され、水素（Ｈ）の含有量がｉ型半導体層１２２の水素含有量より多いことが望ましいことがある。
望ましくは、微結晶シリコン材質のｉ型半導体層１２２の水素含有量はおおよそ３〜５％であり、バッファー層１２４の水素含有量はおおよそ１２〜３０％であることが可能である。
このように、ｉ型半導体層１２２と ｐ型半導体１２１の間にバッファー層１２４が配置されるとｉ型半導体層１２２の結晶化度を均一にさせることが可能であり、これによって太陽電池１０の効率を向上するのが可能である。
これに対して図２乃至図３を参照しさらに注意深く見れば下のようである。
図２はバッファー層を含まない比較例と本発明に係る実施例１−５のｉ型半導体層の深さによる結晶化度を比べるためのデータである。図２では位置Ｐ３のｉ型半導体層の結晶化度を１００と仮定した時、位置Ｐ２の結晶化及び位置Ｐ１のｉ型半導体層の結晶化度の値を表示した。
ここで、位置Ｐ３はｉ型半導体層とｎ型半導体層の接合部分を意味し、位置Ｐ２はｉ型半導体層の中央部分を意味し、位置Ｐ１はｉ型半導体層とｐ型半導体層の接合部分を意味する。
ここで、実施例１−５に係る太陽電池１０の構造は図１と実質的に同一で、バッファー層１２４の水素含有量のみが互いに異なるだけである。詳しくは、実施例３及び実施例５はバッファー層の水素の含有量とｉ型半導体層の水素含有量の差が相対的に少ない場合であり、実施例１、２、４はバッファー層の水素の含有量とｉ型半導体層の水素含有量の差が相対的に大きい場合である。
図２に示されるように、バッファー層を含まない比較例の場合にはｉ型半導体層の位置Ｐ１での結晶化度は位置Ｐ３での結晶化度対比でおおよそ４０％位であることが分かる。
さらに、比較例ではｉ型半導体層の位置Ｐ２での結晶化度は位置Ｐ３での結晶化度対比でおおよそ９８％位であることが分かる。
このように、比較例ではｉ型半導体層の形成初期には非晶質シリコンに近い性質を有するようになり、形成後半部に行くほど微結晶シリコンに近い性質を有することが分かる。
前述のように、比較例ではｉ型半導体層の形成初期の結晶化度と形成後半の結晶化度は相対的に大きい差を見せる。これはｉ型半導体層の形成初期には結晶形成が難しいということを意味する。
一方で、実施例１ではｉ型半導体層の位置Ｐ１での結晶化度は位置Ｐ３での結晶化度対比でおおよそ８５％位であることが分かる。
さらに、バッファー層の水素含有量が相対的に高い実施例１ではｉ型半導体層の位置Ｐ２での結晶化度は位置Ｐ３での結晶化度対比でおおよそ９５％位であることが分かる。
このように、実施例１では比較例に比べてｉ型半導体層の形成初期に結晶化度が高いことが分かる。言い換えると、ｉ型半導体層の形成初期にも微結晶シリコンに近い性質を有することを意味する。これは、ｉ型半導体層の形成初期にバッファー層に相対的に多量に含まれた水素が結晶成長を助ける種（Ｓｅｅｄｓ）を形成することができ、これによってｉ型半導体層の形成初期に相対的に多くの量の結晶が形成されたからであると見られる。
さらに、バッファー層の水素含有量が相対的に高い実施例２ではｉ型半導体層の位置Ｐ１での結晶化度は位置Ｐ３での結晶化度対比でおおよそ８０％位で、位置Ｐ２での結晶化度は位置Ｐ３での結晶化度対比でおおよそ９３％位であることが分かる。
また、バッファー層の水素含有量が相対的に高い実施例４ではｉ型半導体層の位置Ｐ１での結晶化度は位置Ｐ３での結晶化度対比でおおよそ７５％位で、位置Ｐ２での結晶化度は位置Ｐ３での結晶化度がおおよそ９５％位であることが分かる。
ここで、第１、２、４ 実施例のバッファー層の水素含有量を比べると、第１実施例のバッファー層の水素含有量が第２、４実施例のバッファー層の水素含有量に比べて高く、第２ 実施例のバッファー層の水素含有量は第４実施例のバッファー層の水素含有量に比べて高い。
一方、バッファー層の水素含有量が相対的に少ない実施例３ではｉ型半導体層の位置Ｐ１での結晶化度は位置Ｐ３での結晶化度対比でおおよそ５３％位であり、位置Ｐ２での結晶化度は位置Ｐ３での結晶化度対比でおおよそ９７％位であることが分かる。
このように、バッファー層の水素含有量が第１、２、４実施例のバッファー層に比べて相対的に少ない第３実施例ではｉ型半導体層の形成初期の結晶化度が減少したが、相変らず比較例に比べてｉ型半導体層の形成初期に結晶化度が高いことが分かる。これは微量の水素をバッファー層に追加することだけでもｉ型半導体層の形成初期に結晶化度を向上することができるということを意味する。もちろん第３実施例でもバッファー層の水素含有量はｉ型半導体層の水素含有量より多いことである。
また、バッファー層の水素含有量が相対的に少ない実施例５ではｉ型半導体層の位置Ｐ１での結晶化度は位置Ｐ３での結晶化も備えおおよそ５０％位で、位置Ｐ２での結晶化度は位置Ｐ３での結晶化度対比でおおよそ８８％位であることが分かる。
ここで、第３、５実施例のバッファー層の水素含有量を比べると、第３実施例のバッファー層の水素含有量が第５実施例のバッファー層の水素含有量に比べて高い。
比較例と実施例の電気的特性を図３を参照して比べると次のようである。
図３で比較例は図２の比較例と実質的に同一し、本発明に係る実施例は図２の実施例 １と実質的に同一である。
図３に示されるように、比較例のＪｓｃ(short circuit current)はおおよそ１２．６０［ｍＡ／ｃｍ2］で、Ｖｏｃ(open circuit voltage)はおおよそ０．９１１Ｖであり、曲線因子(Fill Factor：ＦＦ)はおおよそ０．７２％であり、効率（Ｅｆｆ）はおおよそ８．２９％であるのが分かる。
一方、本発明に係る実施例ではＪｓｃはおおよそ１２．８０［ｍＡ／ｃｍ2］で、 Ｖｏｃはおおよそ０．９３４Ｖで、ＦＦはおおよそ０．７３%であり、効率（Ｅｆｆ）はおおよそ８．７０％であるのが分かる。
このように、本発明に係る実施例では比較例と比べて効率がおおよそ４．９％位向上したことが分かる。これは本発明に係る実施例では水素含有量が多いバッファー層の追加によってｉ型半導体層の形成初期に結晶化度が高くなり、これによりｉ型半導体層の結晶化度が均一になることで効率が向上したからであると見られる。
前述のように、バッファー層とｉ型半導体層の接合部分でｉ型半導体層の結晶化度が高いほど太陽電池１０の効率が向上することが分かる。図２、図３と太陽電池１０の効率を考慮すると、バッファー層とｉ型半導体層の接合部分でｉ型半導体層の結晶化度はｉ型半導体層とｎ型半導体層の接合部分でのｉ型半導体層の結晶化度の５０％以上であることが望ましいことがあり、さらに望ましくは７５％以上で有り得る。
さらに、また、バッファー層の水素含有量はｉ型半導体層の水素含有量より高いことを除き特別に制限されないこともある。例えば、バッファー層の水素含有量はｐ型半導体層の水素含有量より実質的に同一であるかさらに少ない場合も可能であり、これとは異なりバッファー層の水素含有量がｐ型半導体層の水素含有量よりさらに多い場合もありえる。これに対してさらに詳しく説明すれば下のようである。
前の図２で詳しく説明したように、ｉ型半導体層の形成初期には形成後半に比べて結晶成長が難しくて結晶化度が低い。したがってｉ型半導体層の厚さが薄いほどｉ型半導体層の全体結晶化度は相対的に低くなることができる。
これを考慮すれば、隣接するｉ型半導体層の厚さが薄いほどｉ型半導体層の結晶成長を助けるバッファー層の水素含有量を増加させることが望ましいことがあり、隣接するｉ型半導体層の厚さが充分に厚い場合にはバッファー層の水素含有量を相対的に少ないようにするのが可能である。
基本的にバッファー層の水素含有量がｉ型半導体層の水素含有量より高い場合にｉ型半導体層の結晶化度を高めることができるから、ｉ型半導体層の厚さとかかわらずバッファー層の水素含有量をｐ型半導体層の水素含有量よりさらに少なくするかあるいはさらに多くするのが望ましい。より望ましくは、バッファー層の水素含有量はｐ型半導体層の水素含有量よりさらに多いことがある。
図２で第１、２、４ 実施例のバッファー層の水素含有量はｉ型半導体層の水素含有量及び ｐ型半導体層の水素含有量よりさらに多い場合であり、第３、５ 実施例のバッファー層の水素含有量はｉ型半導体層の水素含有量よりは多いがｐ型半導体層の水素含有量よりはさらに少ない場合であり得る。
一方、図１で前述のように水素含有量が相対的に多いバッファー層１２４はｉ型半導体層１２２の結晶成長を手伝ってｉ型半導体層１２２の結晶化度を均一にできるが、その厚さ（ｔ２）が過度に厚い場合にはむしろｉ型半導体層１２２とｐ型半導体１２１の間のキャリアの移動を妨げることで効率を低下させる。したがってバッファー層１２４の厚さ（ｔ２）は充分に薄いことが望ましく、さらに望ましくはバッファー層１２４の厚さ（ｔ２）はｉ型半導体層１２２の厚さ（ｔ１）より薄いことである。
また、バッファー層１２４の厚さ（ｔ１）はｐ型半導体１２１の厚さ（ｔ３）より実質的に同一であるかさらに厚いことが可能であるが、効率向上のためにバッファー層１２４の厚さ（ｔ１）はｐ型半導体１２１の厚さ（ｔ３）より薄いことが望ましい。
また、バッファー層１２４は、互いに隣接するように配置され、水素含有量が互いに異なる複数のサブバッファー層(Sub Buffer Layer)を含むことができる。例えば、図４のようにバッファー層１２４はｐ型半導体１２１に隣接した第１サブバッファー層３００とｉ型半導体層１２２に隣接した第２サブバッファー層３１０を含むことができる。
ここで、第１サブバッファー層３００の水素含有量が第２サブバッファー層３１０の水素含有量より多い場合も可能であり、第２サブバッファー層３１０の水素含有量が第１サブバッファー層３００の水素含有量より多い場合も可能であるがｉ型半導体層１２２の結晶成長を助ける種（Ｓｅｅｄ）をさらに多く形成するためには ｉ型半導体層１２２に隣接した第２サブバッファー層３１０の水素含有量が第１サブバッファー層３００の水素含有量よりさらに多いことが望ましい。
このような構造は第１サブバッファー層３００の形成工程で水素ガスの投入量を第２サブバッファー層３１０の形成工程で水素ガスの投入量と異にする方法で形成することができる。
一方、図５には光電変換部１３０が非晶質シリコン(Amorphous Silicon)、例えば水素化された非晶質シリコン(Hydrogenated Amorphous Silicon、 a-Si:H)を利用するシリコンセルの一例が示されている。このような構造で真性半導体層１３２は非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ）、例えば水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）を含むことができる。
図５のようにｉ型半導体層１３２が非晶質シリコンで形成される場合にもｐ型半導体層１３１とｉ型半導体層１３２の間にバッファー層１３４を配置するのが可能である。このような場合にはバッファー層１３４が非晶質シリコンで形成されたｉ型半導体層１３２の構造をより緻密にさせることで太陽電池１０の効率を向上することができる。
非晶質シリコンで形成されたｉ型半導体層１３２の結晶化度は微結晶シリコンで形成されたｉ型半導体層１２２の結晶化度に比べて低い。しかしながら、ｉ型半導体層１３２は微量の結晶質を含む。
したがってｐ型半導体層１３１とｉ型半導体層１３２の間にバッファー層１３４を配置するようになれば、ｉ型半導体層１３２の少量の結晶質は均一に分布できる。
さらに、バッファー層１３４に含まれた水素は非晶質シリコンで形成されたｉ型半導体層１３２が成長する時、非晶質シリコンで形成された層の密度を高めることでｉ型半導体層１３２の緻密度を向上することができる。
望ましくは、非晶質シリコンで形成されたｉ型半導体層１３２の水素含有量はおおよそ１０〜１１％で、バッファー層１３４の水素含有量はおおよそ１０〜１１％である。
バッファー層の製造方法について簡単に以下に記載する。
バッファー層の製造方法はｉ型半導体層の製造方法と製造工程で注入される水素ガスの含有量が異なるだけで実質的に同一である。
詳しくは、バッファー層の製造工程上でチャンバーに注入される水素ガスの含有量はｉ型半導体層の製造工程上でチャンバに注入される水素ガスの含有量よりさらに多い。これによって、バッファー層の水素含有量がｉ型半導体層の水素含有量より多い。
前述した製造工程を考慮すれば、バッファー層の水素含有量は、ｉ型半導体層の水素含有量と異なるが、バッファー層の電気的性質はｐ型半導体層の電気的特性に似ている。
言い換えると、、ｉ型半導体層は水素含有量が互いに異なる第１部分と第２部分を含む。さらに、第１部分の水素含有量は第２部分の水素含有量より多く、第１部分は第２部分とｐ型半導体層の間に配置される。ここで、第１部分の厚さは第２部分の厚さより薄く、第１部分はバッファー層であり得る。
バッファー層の他の製造方法について簡単に以下に記載する。
バッファー層の他の製造方法とｐ型半導体層の製造方法は製造工程の内注入される水素ガスの含有量が異なるだけ実質的に同一で有り得る。
詳しくは、バッファー層の製造工程上でチャンバに注入される水素ガスの含有量はｐ型半導体層の製造工程上でチャンバに注入される水素ガスの含有量よりさらに多い。これによって、 バッファー層の水素含有量がｉ型半導体層及びｐ型半導体層の水素含有量より多くなることである。
前述した製造工程を考慮すれば、バッファー層とｐ型半導体層は水素含有量が互いに異なるだけ、電気的性質はバッファー層とｐ型半導体層が実質的に互いに類似である。
言い換えると、ｐ型半導体層は水素含有量が互いに異なる第３部分と第４部分を含む。ここで、第４部分は第３部分より水素含有量が多く、第４部分は第３部分とｉ型半導体層の間に配置されることである。ここで、第４部分の厚さは第３部分の厚さより厚いことがあり、第４部分はバッファー層であり得る。
また、第４部分の不純物の含有量は第３部分の不純物の含有量と異なることがある。望ましくは、第４部分のｐ型不純物の含有量が第３部分のｐ型不純物の含有量より少ない。このような場合、ｐ型半導体層とｉ型半導体層の間の界面特性が向上することで太陽電池の効率が向上する。
図６乃至図１０は２重接合太陽電池に対して説明するための図である。図６乃至図１０による太陽電池１０を２重接合(Double Junction)太陽電池あるいはｐｉｎ−ｐｉｎ構造太陽電池と言う。以下では以上で詳しく説明した部分に対しては説明を略する。
図６に示すように、本発明に係る太陽電池１０は非晶質シリコンを含む第１ｉ型半導体層２２２を含む第１光電変換部２２０及び微結晶シリコンを含む第２ｉ型半導体層２３２を含む第２光電変換部２３０を含むことができる。
図６のように、発明の実施例に従う太陽電池１０において、光入射面から第１p型半導体層２２１、第１バッファー層２２４、第１ｉ型半導体層２２２、第１n型半導体層２２３、第２p型半導体層２３１、第２バッファー層２３４、第２ｉ型半導体層２３２及び第２n型半導体層２３３が順に積層される。
ここで、第１光電変換部２２０の第１p型半導体層２２１、第１バッファー層２２４、 第１ｉ型半導体層２２２、第１n型半導体層２２３はすべて非晶質シリコンを含み、第２光電変換部２３０の第２p型半導体層２３１、第２バッファー層２３４、第２ｉ型半導体層２３２及び第２n型半導体層２３３はすべて微結晶シリコンを含むことが可能である。
または、第１光電変換部２２０の第１p型半導体層２２１及び第１n型半導体層２２３の内第１ｎ型半導体層２２３は微結晶シリコンを含むことも可能である。
第１ｉ型半導体層２２２は短波長帯域の光を主に吸収し電子と正孔を生成することができる。
さらに、第２ｉ型半導体層２３２は長波長帯域の光を主に吸収し電子と正孔を生成することができる。
このように、２重接合構造の太陽電池１０は短波長帯域及び長波長帯域の光を吸収してキャリアを生成するから高い効率を有することが可能である。
さらに、第２ｉ型半導体層２３２の厚さ（t１０）は長波長帯域の光を充分に吸収するために第１ｉ型半導体層２２２の厚さ（t２０）より厚いことがある。
第１光電変換部２２０は第１p型半導体層２２１、第１バッファー層２２４、第１ｉ型半導体層２２２及び第１n型半導体層２２３を含むことができる。ここで、第１バッファー層２２４の水素含有量は第１ｉ型半導体層２２２の水素含有量より高いことがある。さらに、第１バッファー層２２４の水素含有量は第１p型半導体層２２１の水素含有量と異なることがある。第１バッファー層２２４の水素含有量、第１ｉ型半導体層２２２及び第１p型半導体層２２１の水素含有量に対しては以下で詳しく説明する。
さらに、第１バッファー層２２４の厚さ（t２１）の第１ｉ型半導体層２２２の厚さ（t２０）より薄いことが望ましい。
第２光電変換部２３０は第２p型半導体層２３１、第２バッファー層２３４、第２ｉ型半導体層２３２及び第２n型半導体層２３３を含むことができる。ここで、第２バッファー層２３４の水素含有量は第２ｉ型半導体層２３２の水素含有量より高いことがある。さらに、第２バッファー層２３４の水素含有量は第２p型半導体層２３１の水素含有量と異なることがある。第２バッファー層２３４の水素含有量、第２ｉ型半導体層２３２及び第２p型半導体層２３１の水素含有量に対しては以下で詳しく説明する。
このような第２光電変換部２３０では第２バッファー層２３４と第２i型半導体層２３２の接合部分で第２ｉ型半導体層２３２の結晶化度は第２ｉ型半導体層２３２と第２ｎ型半導体層２３３の接合部分での第２ｉ型半導体層２３２の結晶化度の５０％以上のことが望ましく、さらに望ましくは７５％以上で有り得る。
さらに、第２バッファー層２３４の厚さ（t１１）は第２ｉ型半導体層２３２の厚さ（t１０）より薄いことが望ましいことがある。
また、第１バッファー層２２４の厚さ（t２１）と第２バッファー層２３４の厚さ（t１１）は互いに同一であることも可能であり、互いに異なることもできる。ここで、第１ｉ型半導体層２３２の厚さ（t２０）が第２ｉ型半導体層２３２の厚さ（t１０）より薄いことを考慮すれば、第２バッファー層２３４の厚さ（t１１）が第１バッファー層２２４の厚さ（t２１）より厚いことがある。
また、第１バッファー層２２４の水素含有量と第２バッファー層２３４の水素含有量は実質的に同一であることも可能であるが、互いに異なることもある。
非晶質シリコンで形成された第１i型半導体層２３２は微結晶シリコンで形成された第２ｉ型半導体層２３２に比べて結晶化度が低く、水素はシリコン結晶成長を手伝って結晶化度を高めることができる。このような内容を考慮すれば、微結晶シリコンで形成された第２ｉ型半導体層２３２に隣接した第２バッファー層２３４の水素含有量が非晶質シリコンで形成された第１i型半導体層２３２に隣接した第１バッファー層２２４の水素含有量より多いことがある。
一方、ｉ型半導体層はその厚さが薄いほど製造工程上の特性によって緻密度及び均一度が低くなることがあり、水素はｉ型半導体層の緻密度及び均一性を高めることができる。このような内容を考慮すれば、第１バッファー層２２４の水素含有量が第２バッファー層２３４の水素含有量より多いことがある。望ましくは、第１ｉ型半導体層２２２の厚さ（t２０）が第２ｉ型半導体層２３２の厚さ（t１０)の厚さより充分に薄い場合に第１バッファー層２２４の水素含有量を第２バッファー層２３４の水素含有量より多くできる。
このような場合に、第１バッファー層２２４の水素含有量は第１p型半導体層２２１の水素含有量より高く、一方に第２バッファー層２３４の水素含有量は第２p型半導体層２３１の水素含有量よりは低くもできる。
一方、第１ｉ型半導体層２２２の水素含有量と第２ｉ型半導体層２３２を比べると、非晶質シリコンで形成された第１ｉ型半導体層２２２の水素含有量が微結晶シリコンで形成された第２ｉ型半導体層２３２の水素含有量に比べてさらに多いことがある。これは非晶質シリコンと微結晶シリコンの特性差に起因する。
図７は、第１ｉ型半導体層２２２、第２ｉ型半導体層２３２及びバッファー層２２４、バッファー層２３４の水素含有量を比較した図である。
図７に示されるように、第１バッファー層２２４、第２バッファー層２３４の水素含有量が最大値であり、第２ｉ型半導体層２３２の水素含有量が最小値で、第１ｉ型半導体層２２２の水素含有量が第１バッファー層２２４、第２バッファー層２３４の水素含有量よりは少ないながら第２ｉ型半導体層２３２の水素含有量よりは多い。
第１バッファー層２２４の水素含有量と第２バッファー層２３４の水素含有量は互いに異なる。しかし、その差が第１ｉ型半導体層２２２の水素含有量と第２ｉ型半導体層２３２の水素含有量の差に比べて少量であるから図７では第１バッファー層２２４の水素含有量と第２バッファー層２３４の水素含有量とを区分していない。
例えば、非晶質シリコンで形成された第１ｉ型半導体層２２２の水素含有量はおおよそ １１．４％、微結晶シリコンで形成された第２ｉ型半導体層２３２の水素含有量はおおよそ４．８％で有り得る。このように、第１ｉ型半導体層２２２の水素含有量と第２ｉ型半導体層２３２の水素含有量の差はおおよそ７〜８％位であり得る。
さらに、第１バッファー層２２４の水素含有量と第２バッファー層２３４の水素含有量の差は相対的に小さいことがある。例えば、第１バッファー層２２４の水素含有量はおおよそ １８．７％、第２バッファー層２３４の水素含有量はおおよそ１７．９％で有り得る。
このように、第２ｉ型半導体層２３２の水素含有量と第２バッファー層２３４の水素含有量の差は第１ｉ型半導体層２２２の水素含有量と第１バッファー層２２４の水素含有量の差より大きいことがある。
第２ｉ型半導体層２３２は微結晶シリコンで形成された結晶化度が第１ｉ型半導体層２２２に比べて高くなければならないから、シリコン結晶成長を助ける種をたくさん生成するために第２バッファー層２３４には相対的に多くの量の水素が含まれなければならない。さらに、図７の微結晶シリコンはその特性上水素の含有量が相対的に少ないから第２ｉ型半導体層２３２の水素含有量と第２バッファー層２３４の水素含有量の差は相対的に大きい。
一方で、第１ｉ型半導体層２２２は非晶質シリコンはその特性上図７に示すように水素の含有量が第ｉ型半導体層２３２の水素含有量に比べて高いことがある。したがって第１ｉ型半導体層２２２の緻密度を高めるために第１バッファー層２２４の水素含有量を増加させても第１ｉ型半導体層２２２の水素含有量と第１バッファー層２２４の水素含有量の差は第２ｉ型半導体層２３２の水素含有量と第２バッファー層２３４の水素含有量の差より小さいことがある。
もし、第１ｉ型半導体層２２２の水素含有量と第１バッファー層２２４の水素含有量の差を第２ｉ型半導体層２３２の水素含有量と第２バッファー層２３４の水素含有量の差よりさらに大きくする場合は、第１バッファー層２２４の水素含有量が過度に高くなって太陽電池１０の効率が低下することがある。
一方、図６に示されるように第１光電変換部２２０及び第２光電変換部２３０がそれぞれバッファー層２２４、バッファー層２３４を含むことが可能であるが、図８に示されるように第１光電変換部２２０で第１バッファー層２２４を省略することが可能である。または、図９に示されるように第２光電変換部２３０で第２バッファー層２３４が省略されることもできる。
比較例と実施例Ａ、Ｂ、Ｃの電気的特性を図１０を参照して比べると次のようである。
図１０で比較例は２重接合太陽電池でバッファー層が生成されない場合であり、実施例Ａは図９に示された太陽電池で、実施例Ｂは図８に示された太陽電池であり、実施例Ｃは図６に示された太陽電池である。
図１０に示されるように、比較例のＪｓｃはおおよそ１１．０６［ｍＡ／ｃｍ2］であり、Ｖｏｃはおおよそ１．３６Ｖで、ＦＦ(Fill Factor)はおおよそ０．７０５％であり、効率（Ｅｆｆ）はおおよそ１０．６０％であることが分かる。
一方で、本発明に係る実施例ＡではＪｓｃはおおよそ１１．３１［ｍＡ／ｃｍ2］で、 Ｖｏｃはおおよそ１．３７Ｖであり、ＦＦはおおよそ０．７０４％であり、効率（Ｅｆｆ）はおおよそ１０．９３％であるのが分かる。
このように、本発明に係る実施例Ａでは比較例と比べて効率がおおよそ３．１％位向上したことが分かる。図９に示されたようにこれは第１光電変換部２２０に第１バッファー層２２４が追加するにことによって第１ｉ型半導体層２２２の緻密度が向上することで効率が向上した。
また、本発明に係る実施例Ｂでは Ｊｓｃはおおよそ１１．３０［ｍＡ／ｃｍ2］であり、Ｖｏｃはおおよそ１．３５Ｖで、ＦＦはおおよそ０．７２０％であり、効率（Ｅｆｆ）はおおよそ１０．９６％であることが分かる。
このように、本発明に係る実施例Ｂでは比較例と比べて効率がおおよそ３．４％位向上したことが分かる。これは本発明に係る実施例Ｂでは水素含有量が多い第２バッファー層２３４が第２光電変換部２３０に追加されるによって第２ｉ型半導体層２３２の形成初期に結晶化度が高くなり、これにより第２ｉ型半導体層２３２の結晶化度が均一になることで太陽電池の効率が向上した。
また、本発明に係る実施例ＣではＪｓｃはおおよそ１１．３４［ｍＡ／ｃｍ2］であり、 Ｖｏｃはおおよそ１．３７Ｖで、ＦＦはおおよそ０．７１２％であり、効率（Ｅｆｆ）はおおよそ１１．０７％であるのが分かる。
このように、本発明に係る実施例Ｃでは比較例と比べて効率がおおよそ４．４％位向上したことが分かる。このように、図６に示されたように第１光電変換部２２０に第１バッファー層２２４を形成し、第２光電変換部２３０に第２バッファー層２３４を形成すれば効率をさらに向上した。
さらに、第１バッファー層２２４及び第２バッファー層２３４のうち少なくとも一つは図４に示されたように互いに隣接するように配置され、水素含有量が互いに異なる複数のサブバッファー層を含むことができる。
例えば、第２バッファー層２３４の厚さ（ｔ１１）が第１バッファー層２２４の厚さ（ｔ２１）より厚い場合には第２バッファー層２３４は図４に示されたように複数のサブバッファー層を含み、第１バッファー層２２４は単一層(Single Layer)で構成されるのが望ましい。
図１１乃至図１２は本発明に係る太陽電池の他の構造について説明するための図である。ここでは以上で詳しく説明した部分に対してはその説明を省略する。
先ず、図１１は、３重接合(Triple Junction)太陽電池１０の一例を示す。図１１に示された太陽電池１０はｐｉｎ−ｐｉｎ−ｐｉｎ構造を備える。
図１１に示されるように、本発明に係る太陽電池１０は光入射面、すなわち基板１００から順に配置される第１光電変換部４２０、第２光電変換部４３０及び第３光電変換部４４０を含むことができる。
第１光電変換部４２０は第１ｐ型半導体層４２１、第１バッファー層４２４、第１ｉ型半導体層４２２及び第１ｎ型半導体層４２３を含むことができる。ここで、第１バッファー層４２４の水素含有量は第１ｉ型半導体層４２２の水素含有量より多いことがある。
第２光電変換部４３０は第２ｐ型半導体層４３１、第２バッファー層４３４、第２ｉ型半導体層４３２及び第２ｎ型半導体層４３３を含むことができる。ここで、第２バッファー層４３４の水素含有量は第２ｉ型半導体層４３２の水素含有量より多いことがある。
第３光電変換部４４０は第３ｐ型半導体層４４１、第３バッファー層４４４、第３ｉ型半導体層４４２及び第３ｎ型半導体層４４３を含むことができる。ここで、第３バッファー層４４４の水素含有量は第３ｉ型半導体層４４２の水素含有量より多いことがある。
第１光電変換部４２０は非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ)、例えば水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）を利用する非晶質シリコンセルであり得る。このような第１光電変換部４２０の第１ｉ型半導体層４２２は水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）で構成され、短波長帯域の光を吸収し電力を生産することができる。
第２光電変換部４３０は非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ）、例えば水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）を利用する非晶質シリコンセルであり得る。このような第２光電変換部４３０の第２ｉ型半導体層４３２は水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）で構成され、短波長帯域と長波長帯域の間の中間帯域の光を吸収し電力を生産することができる。
第３光電変換部４４０は微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ）、例えば水素化された微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ）を利用するシリコンセルであり得る。このような第３光電変換部４４０の第３ｉ型半導体層４４２は水素化された微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ）で構成され、長波長帯域の光を吸収し電力を生産することができる。
ここで、第３ｉ型半導体層４４２の厚さは第２ｉ型半導体層４３２の厚さより厚く、第２ｉ型半導体層４３２の厚さは第１ｉ型半導体層４２２の厚さより厚い。
または、図１２に示されるように基板１２００が光入射面の反対側に配置されることが可能である。すなわち、基板１２００から第２ｎ型半導体層２３３、第２ｉ型半導体層２３２、第２バッファー層２３４、第２ｐ型半導体層２３１、第１ｎ型半導体層２２３、第１ｉ型半導体層２２２、第１バッファー層２２４及び第１ｎ型半導体層２２１が順に配置されることができる。
図１２に示されるような構造では基板１２００の反対側、すなわち前面電極１１０の方から光が入射されるから基板１２００が実質的に透明である必要はない。これによってガラス、プラスチック以外に不透明な金属の基板１２００を使うこともできる。図１２に示すような構造の太陽電池１０をｎ−ｉ−ｐ構造太陽電池と言う。また、本発明に係る太陽電池１０は示さなかったが透過する光を後面で反射することができる反射層(図示せず)をさらに備えることもできる。
または、示さなかったが、本発明に係る太陽電池１０が複数の光電変換部を含む場合(例えば、２重接合及び３重接合) 隣接する二つの光電変換部の間には中間層(Interlayer)を配置することができる。このような中間層はｉ型半導体層の厚さを減らして安定化効率を向上するのが可能である。
図１３乃至図１６は本発明に係る太陽電池の他の構造に対して説明するための図である。以下では以上で詳しく説明した部分に対する説明は省略する。
図１３に示されるように、本発明に係る太陽電池１０は非晶質シリコンを含む第１ｉ型半導体層２２２を含む第１光電変換部２２０及び非晶質シリコンを含む第２ｉ型半導体層２３２を含む第２光電変換部２３０を含むことができる。
すなわち、第１ｉ型半導体層２２２及び第２ｉ型半導体層２３２はすべて非晶質シリコンを含むことができることである。
または、図１４に示されるように、本発明に係る太陽電池１０は微結晶シリコンを含む第１ｉ型半導体層２２２を含む第１光電変換部２２０ 及び微結晶シリコンを含む第２ｉ型半導体層２３２を含む第２光電変換部２３０を含むことができる。
すなわち、第１ｉ型半導体層２２２及び第２ｉ型半導体層２３２はすべて微結晶シリコンを含むことができることである。
または、図１５に示すように、本発明に係る太陽電池１０は非晶質シリコンの第１光電変換部４２０、第２光電変換部４３０及び第３光電変換部４４０を含むことができる。
すなわち、第１ｉ型半導体層４２２、第２ｉ型半導体層４３２及び第３ｉ型半導体層４４２はすべて非晶質シリコンを含むことができる。
または、図１６に示すように、本発明に係る太陽電池１０は非晶質シリコンの第１光電変換部４２０、微結晶シリコンの第２光電変換部４３０及び微結晶シリコンの第３光電変換部４４０を含むことがある。
すなわち、第１ｉ型半導体層４２２は非晶質シリコンを含み、第２ｉ型半導体層４３２及び第３ｉ型半導体層４４２は微結晶シリコンを含むことができる。
図１７乃至図３２はｉ型半導体層に不純物がドーピングされる場合を説明するための図である。以下では以上で詳しく説明した部分に対する説明は省略する。
図１７に示されるように、本発明に係る太陽電池１０の光電変換部１２００、光電変換部１３００はバンドギャップを調節し効率を向上するために不純物として炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つがドープされた第１真性半導体層１２２０及びゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされた微結晶シリコンの第２真性半導体層１３２０を含むことができる。
望ましくは、光電変換部１２００、光電変換部１３００は第１光電変換部１２００と第２光電変換部１３００を含むことができる。
第１光電変換部１２００は非晶質シリコン(Amorphous Silicon)、例えば水素化された非晶質シリコン(Hydrogenated Amorphous Silicon: ａ−Ｓｉ：Ｈ)を利用する非晶質シリコンセルであり得る。
第１光電変換部１２００の第１真性半導体層１２２０には不純物として炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）の内少なくとも一つがドープされることができる。このような場合には、ドープされる炭素（Ｃ）、酸素（Ｏ）によって第１真性半導体層１２２０のバンドギャップが高くなることで短波長帯域光の吸収率が向上することができし、これによって太陽電池１０の効率が向上する。
第１光電変換部１２００では第１真性半導体層１２２０に炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ） のうち少なくとも一つがドープされる条件の下に、第１ｐ型半導体層１２１０ 及び第１ｎ型半導体層１２２０のうち少なくとも一つには炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つがドープされることが可能である。望ましくは、第１ｐ型半導体層１２１０及び第１ｎ型半導体層１２２０の内第１ｐ型半導体層１２１０に炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つがドーピングされる。
ここで、第１バッファー層２２４が第１真性半導体層１２２０の製造工程の中で形成されることが可能であるということを考慮すれば、第１バッファー層２２４も炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つを含むことが可能である
第２光電変換部１３００は微結晶シリコン(Micro-Crystalline Silicon)、例えば水素化された微結晶シリコン(Hydrogenated Micro-Crystalline Silicon、 mc-Si:H)を利用するシリコンセルである。
このような第２光電変換部１３００の第２真性半導体層１３２０にはゲルマニウム（Ｇｅ）が不純物としてドープされることができる。ゲルマニウム（Ｇｅ）は第２真性半導体層１３２０のバンドギャップを低下することができ、これによって第２真性半導体層１３２０の長波長帯域光の吸収率が向上することで太陽電池１０の効率が向上する。
第２真性半導体層１３２０にゲルマニウム（Ｇｅ）をドーピングする方法ではゲルマニウム（Ｇｅ）ガスが満たされたチャンバ内でＶＨＦ、ＨＦまたはＲＦを利用したＰＥＣＶＤを一例で挙げることができる。
第２光電変換部１３００では第２真性半導体層１３２０にゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされる条件の下に、第２ｐ型半導体層１３１０及び第２ｎ型半導体層１３２０のうち少なくとも一つにはゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされることが可能である。望ましくは、第２ｐ型半導体層１３１０及び第２ｎ型半導体層１３２０にすべてゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされることができる。
ここで、第２バッファー層２３４が第２真性半導体層１３２０の製造工程の中で形成されることが可能であるということを考慮すれば、第２バッファー層２３４もゲルマニウム（Ｇｅ）を含むことが可能である。
次に、図１８に示されるように、第１真性半導体層１２２０に不純物として炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つがドープされ第２真性半導体層１３２０にゲルマニウムがドープされた場合と炭素（Ｃ）、酸素（Ｏ）及びゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされない場合を比べたデータが示されている。
図１８で第１タイプ（Ｔｙｐｅ１）による太陽電池は第１真性半導体層１２２０が水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）で構成され、第２真性半導体層１３２０は水素化された微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ）で構成された場合である。第２タイプ（Ｔｙｐｅ ２）による太陽電池は本発明のように第１真性半導体層１２２０が炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つがドープされた水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ（Ｃ、Ｏ））で構成され、第２真性半導体層１３２０はゲルマニウムがドープされた水素化された微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ（Ｇｅ））で構成された場合である。
第１タイプによる太陽電池の第１真性半導体層のバンドギャップは１．７５ｅＶであり、第２真性半導体層のバンドギャップは１．１ｅＶであることが分かる。
さらに、第１タイプによる太陽電池でＶｏｃは１Vであり、Ｊｓｃはおおよそ １［ｍＡ／ｃｍ2］で、ＦＦ(Fill Factor)はおおよそ１であり、効率（Ｅｆｆ）はおおよそ１であることが分かる。これは第１タイプのＶｏｃ、Ｊｓｃ、ＦＦ及び効率（Ｅｆｆ）を基準にする時、第２タイプによる太陽電池のＶｏｃ、Ｊｓｃ、ＦＦ及び効率（Ｅｆｆ）を比べるために設定したのである。
一方で、第２タイプによる太陽電池の第１真性半導体層のバンドギャップは２．０ｅＶとして第１タイプによる太陽電池に比べておおよそ０．２５ｅＶほど上昇し、第２真性半導体層のバンドギャップは０．８ｅＶとして第１タイプに他の太陽電池に比べておおよそ０．３ｅＶほど減少したことが分かる。
さらに、第２タイプによる太陽電池でＶｏｃは０．８Ｖであり、Ｊｓｃはおおよそ１．３１［ｍＡ／ｃｍ2］で、ＦＦ(Fill Factor)はおおよそ１．１で、効率（Ｅｆｆ）はおおよそ１．１５であることが分かる。
このように、第２タイプによる太陽電池は第１真性半導体層１２２０が炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つがドープされた水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ（Ｃ、Ｏ））で構成され、さらに第２真性半導体層１３２０をゲルマニウムがドープされた水素化された微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ（Ｇｅ））で構成することで第１真性半導体層１２２０のバンドギャップを高めながらも第２真性半導体層１３２０のバンドギャップを低下することができ、これによって効率を向上することができるということが分かる。
次に、図１９に示されるように、第２真性半導体層に含まれたゲルマニウムの含有量に対するデータが示されている。
図１９に示されるように、第２真性半導体層のゲルマニウムの含有量が０〜１ａｔｏｍ％の場合には太陽電池の効率がおおよそ１．０７〜１．０６であることが分かる。このような場合には、ゲルマニウムの含有量が少量で第２真性半導体層のバンドギャップが充分に低くならないこともある。
一方で、第２真性半導体層のゲルマニウムの含有量が３〜２０ａｔｏｍ％の場合には太陽電池の効率がおおよそ１．１２〜１．１５として充分に高いことが分かる。このような場合には、ゲルマニウムの含有量が十分で第２真性半導体層のバンドギャップが充分に低下することができ、これによって第２真性半導体層の長波長帯域光の吸収率が向上したことを意味する。
一方で、第２真性半導体層のゲルマニウムの含有量が２５ａｔｏｍ％の場合には太陽電池の効率がむしろ減少しておおよそ１．０５であることが分かる。このような場合には、ゲルマニウムの含有量が過度に多くて一部ゲルマニウムが第２真性半導体層内で欠陥(Defect)として作用することで効率が減少したと見られる。
図１９のデータを考慮する時、第２真性半導体層のゲルマニウムの含有量はおおよそ３〜２０ａｔｏｍ％であるのが望ましい。
一方、ゲルマニウム（Ｇｅ）はストロンチウム(Strontium、Ｓｒ)に代替することができる。すなわち、第２真性半導体層１３２０にストロンチウム（Ｓｒ）をドーピングする場合にも第２真性半導体層１３２０のバンドギャップを充分に低下して効率が向上する。
または、図２０に示すように第１真性半導体層１２２０には不純物としてゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされることができる。このような場合には、第１真性半導体層１２２０のバンドギャップがゲルマニウム（Ｇｅ）によって低下することができ、これによって長波長帯域光の吸収率が高くなることで、従来の太陽電池に比べて本発明に係る太陽電池１０の効率が向上する。
図２０に示すように、本発明に係る太陽電池１０は前面電極１１０と後面電極１４０の間に非晶質シリコン材質の真性半導体層、即ち第１真性半導体層１２２０と微結晶シリコンの真性半導体層、即ち第２真性半導体層１３２０を含み、非晶質シリコンの真性半導体層と微結晶シリコンの真性半導体層には同一の不純物、すなわちゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされることができる。
このような場合、第１光電変換部１２００では第１真性半導体層１２２０にゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされる条件の下に、第１ｐ型半導体層１２１０及び第１ｎ型半導体層１２２０及び少なくとも一つにはゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされることが可能である。望ましくは、第１ｐ型半導体層１２１０及び第１ｎ型半導体層１２２０に皆ゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされることができる。
また、図２１に示すように、第１光電変換部１２００及び第２光電変換部１３００はすべて非晶質シリコン、例えば水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）を利用する非晶質シリコンセルであり得る。
このような場合、第１真性半導体層１２２０と第２真性半導体層１３２０はすべて非晶質シリコンを含むことができ、共に第１真性半導体層１２２０と第２真性半導体層１３２０にはゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされる。
また、図２２に示すように、第１光電変換部１２００及び第２光電変換部１３００はすべて非晶質シリコン、例えば水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）を利用する非晶質シリコンセルであり得、非晶質シリコンの第１真性半導体層１２２０には炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つがドープされることができ、第２真性半導体層１３２０にはゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされることができる。
図２３に示されるように、本発明に係る太陽電池１０は炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つの不純物がドープされた非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ（Ｃ、Ｏ））の第１真性半導体層６２２０を含む第１光電変換部６２００、ゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされた非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ（Ｇｅ））の第２真性半導体層６３２０を含む第２光電変換部６３００及びゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされた微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ（Ｇｅ））の第３真性半導体層６０２０を含む第３光電変換部６０００を含むことができる。
第１光電変換部６２００は炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つが不純物としてドープされた非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ（Ｃ、Ｏ））、例えば水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ（Ｃ、Ｏ））を利用する非晶質シリコンセルであり得る。
第２光電変換部６３００はゲルマニウム（Ｇｅ）が不純物としてドープされた非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ（Ｇｅ））、例えば水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ（Ｇｅ））を利用する非晶質シリコンセルであり得る。
第３光電変換部６０００はゲルマニウム（Ｇｅ）が不純物としてドープされた微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ（Ｇｅ））、例えば水素化された微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ（Ｇｅ））を利用するシリコンセルであり得る。
ここで、第３真性半導体層６０２０の厚さ（ｔ３）は第２真性半導体層６３２０の厚さ（ｔ２）より厚く、第２真性半導体層６３２０の厚さ（ｔ２）は第１真性半導体層６２２０の厚さ（ｔ１）より厚いことがある。
次に、図２４に示されるように、第１真性半導体層６２２０が炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つがドープされた非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ（Ｃ、Ｏ））から構成され、第２真性半導体層６３２０がゲルマニウムがドープされた非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ（Ｇｅ））から構成されて、第３真性半導体層６０２０はゲルマニウムがドープされた微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ（Ｇｅ））から構成される場合とそうではない他の場合を比べたデータが示されている。
図２４で第１タイプ（Ｔｙｐｅ１）による太陽電池は第１真性半導体層が水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）から構成され、第２真性半導体層は水素化された微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ）から構成された場合である。すなわち、第１タイプは２重接合(Double Junction)の場合である。
第２タイプ（Ｔｙｐｅ２）による太陽電池は第１真性半導体層が水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）から構成され、第２真性半導体層が水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）から構成され、第３真性半導体層は微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ）から構成された場合である。
第３タイプ（Ｔｙｐｅ３）による太陽電池は第１真性半導体層が炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つが不純物としてドープされた水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）から構成され、第２真性半導体層が水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）から構成され、第３真性半導体層は微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ）から構成された場合である。
第４タイプ（Ｔｙｐｅ４）による太陽電池は第１真性半導体層が水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）から構成され、第２真性半導体層がゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされた水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）から構成され、第３真性半導体層は微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ）から構成された場合である。
第５タイプ（Ｔｙｐｅ５）による太陽電池は第１真性半導体層が炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つが不純物としてドープされた水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）から構成され、第２真性半導体層がゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされた水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）から構成され、第３真性半導体層は微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ）から構成された場合である。
第６タイプ（Ｔｙｐｅ６）のように本発明に係る太陽電池は第１真性半導体層が炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つが不純物としてドープされた水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）から構成され、第２真性半導体層がゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされた水素化された非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ：Ｈ）から構成され、第３真性半導体層はゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされた微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ：Ｈ）から構成された場合である。
第２〜６タイプは３重接合(Triple Junction)の場合である。
図２４に示すように、２重接合である第１タイプによる太陽電池の効率（Ｅｆｆ）はおおよそ１であることが分かる。これは３重接合である第２〜６タイプによる太陽電池の効率を２重接合である第１タイプによる太陽電池の効率と比べるために設定したのである。
また、３重接合である第２〜５タイプによる太陽電池の効率はおおよそ１．０３〜１．１３であることが分かる。
一方で、本発明である第６タイプによる太陽電池の効率（Ｅｆｆ）はおおよそ１．２５として、第１〜５タイプによる太陽電池に比べてかなり高いことが分かる。これは、第６タイプによる太陽電池の第１真性半導体層のバンドギャップがおおよそ２．０ｅＶとして第１真性半導体層の短波長帯域光の吸収能力が向上し、第２真性半導体層のバンドギャップがおおよそ１．５ｅＶとして中間帯域光の吸収能力が向上し、さらに第３真性半導体層のバンドギャップがおおよそ０．８ｅＶとして長波長帯域光の吸収能力が向上したから達成されることができることである。
次に、図２５は、第３ｉ型半導体層のゲルマニウム含有量に対する太陽電池の効率を示す図である。詳しくは、図２５は第２真性半導体層のゲルマニウム（Ｇｅ）含有量がおおよそ２０ａｔｏｍ％であり、第１真性半導体層は不純物として炭素（Ｃ）がおおよそ２０ａｔｏｍ％ほどドープされた場合に、第３真性半導体層のゲルマニウム含有量の変化による太陽電池の効率に対するデータである。
図２５に示されるように、第３真性半導体層のゲルマニウムの含有量が０〜１ａｔｏｍ％の場合には太陽電池の効率がおおよそ１．１２であることが分かる。このような場合には、ゲルマニウムの含有量が少量であり第３真性半導体層のバンドギャップが充分に低くならないこともある。
一方で、第３真性半導体層のゲルマニウムの含有量が３〜２０ａｔｏｍ％の場合には太陽電池の効率がおおよそ１．１９〜１．２５として充分に高いことが分かる。このような場合には、ゲルマニウムの含有量が十分で第３真性半導体層のバンドギャップが充分に低下することができ、これによって第３真性半導体層の長波長帯域光の吸収率が向上する。
一方で、第３真性半導体層のゲルマニウムの含有量が２５ａｔｏｍ％の場合には太陽電池の効率がむしろ減少しおおよそ１．１０であることが分かる。このような場合には、ゲルマニウムの含有量が過度に多くて一部ゲルマニウムが第３真性半導体層内で欠陥(Defect)として作用することで効率が減少したと見られる。
図２５のデータを考慮する時、第３真性半導体層のゲルマニウムの含有量はおおよそ ３〜２０ａｔｏｍ％であることが望ましい。
次、図２６は、第２真性半導体層のゲルマニウム含有量に対する太陽電池の効率を示す図である。詳しくは、図２６は第３真性半導体層のゲルマニウム（Ｇｅ）含有量がおおよそ１５ａｔｏｍ％であり、第１真性半導体層は不純物として炭素（Ｃ）がおおよそ２０ａｔｏｍ％ほどドープされた場合に、第２真性半導体層のゲルマニウム含有量の変化による太陽電池の効率に対するデータである。
図２６に示されるように、第２真性半導体層のゲルマニウムの含有量が０ａｔｏｍ％の場合には太陽電池の効率がおおよそ１．１４であることが分かる。
一方で、第２真性半導体層のゲルマニウムの含有量が５〜３０ａｔｏｍ％の場合には太陽電池の効率がおおよそ１．２１〜１．２５として充分に高いことが分かる。このような場合には、第２真性半導体層の中間帯域光の吸収率が向上する。
一方で、第２真性半導体層のゲルマニウムの含有量が３５ａｔｏｍ％の場合には太陽電池の効率がむしろ減少しおおよそ１．１２であることが分かる。このような場合には、ゲルマニウムの含有量が過度に多くて一部ゲルマニウムが第２真性半導体層内で欠陥(Defect)で作用することで効率が減少したと見られる。
図２６のデータを考慮する時、第２真性半導体層のゲルマニウムの含有量はおおよそ ５〜３０ａｔｏｍ％であるのが望ましい。
このように、同一の不純物(ゲルマニウム)がドープされる第２真性半導体層及び第３真性半導体層のうち微結晶シリコンである第３真性半導体層のゲルマニウムの含有量が非晶質シリコンである第２真性半導体層のゲルマニウムの含有量よりさらに低いことである。
これは、微結晶シリコンはその特性の上不純物のドーピングの程度（doping degree）が相対的に弱く、共にゲルマニウム（Ｇｅ）が欠陥として作用する可能性が非晶質シリコンに比べてさらに高いからである。
ここで、ゲルマニウムの含有量は単位体積当りの含有量として、濃度で表現できる。
次、図２７は、第１真性半導体層に含まれた不純物の含有量に対する太陽電池の効率を示す図である。詳しくは、図２７は第３真性半導体層のゲルマニウム（Ｇｅ）含有量がおおよそ１５ａｔｏｍ％であり、第２真性半導体層のゲルマニウム（Ｇｅ）含有量がおおよそ２０ａｔｏｍ％ほどドープされた場合に、第１真性半導体層の不純物の含有量変化による太陽電池の効率に対するデータである。ここでは、第１真性半導体層にドープされる不純物として炭素（Ｃ)と酸素（Ｏ）中炭素（Ｃ）を使った。 酸素（Ｏ）を不純物として使う場合にも炭素（Ｃ）を使う場合と類似することがある。
図２７に示されるように、第１真性半導体層の炭素（Ｃ）の含有量が０ａｔｏｍ％の場合には太陽電池の効率がおおよそ１．０２であることが分かる。
一方で、第１真性半導体層の炭素（Ｃ）の含有量が１０〜５０ａｔｏｍ％の場合には太陽電池の効率がおおよそ１．１８〜１．２５として充分に高いことが分かる。このような場合には、第１真性半導体層の短波長帯域光の吸収率が向上したことを意味する。
一方で、第１真性半導体層の炭素の含有量が６０ａｔｏｍ％の場合には太陽電池の効率がむしろ減少しおおよそ１．０５であることが分かる。このような場合には、炭素の含有量が過度に多くて一部炭素が第１真性半導体層内で欠陥(Defect)として作用することで効率が減少したと見られる。
図２７のデータを考慮する時、第１真性半導体層の不純物の含有量はおおよそ １０〜５０ａｔｏｍ％であることが望ましい。
または、図２８に示すように本発明に係る太陽電池１０は炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つの不純物がドープされた非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ（Ｃ、Ｏ））の第１真性半導体層６２２０を含む第１光電変換部６２００、 ゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされた微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ（Ｇｅ））の第２真性半導体層６３２０を含む第２光電変換部６３００及びゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされた微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ（Ｇｅ））の第３真性半導体層６０２０を含む第３光電変換部６０００を含むことができる。
このような場合にも、微結晶シリコンの第２真性半導体層６３２０の厚さ（ｔ２)は微結晶シリコンの第３真性半導体層６０２０の厚さ（ｔ３）より小さいことがある。
または、図２９に示すように本発明に係る太陽電池１０は炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つの不純物がドープされた非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ（Ｃ、Ｏ））の第１真性半導体層６２２０を含む第１光電変換部６２００、ゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされた非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ（Ｇｅ））の第２真性半導体層６３２０を含む第２光電変換部６３００及びゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされた非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ（Ｇｅ））の第３真性半導体層６０２０を含む第３光電変換部６０００を含むことができる。すなわち、第１、２、３真性半導体層（６２２０、６３２０、６０２０）がすべて非晶質シリコンを含むことができる。
または、図３０に示すように本発明に係る太陽電池１０は炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つの不純物がドープされた非晶質シリコン（ａ−Ｓｉ（Ｃ、Ｏ））の第１真性半導体層６２２０を含む第１光電変換部６２００、ゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされない微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ（Ｇｅ））の第２真性半導体層６３２０を含む第２光電変換部６３００及びゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされた微結晶シリコン（ｍｃ−Ｓｉ（Ｇｅ））の第３真性半導体層６０２０を含む第３光電変換部６０００を含むことができる。すなわち、微結晶シリコンの第３真性半導体層６０２０にはゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされるが、微結晶シリコンの第２真性半導体層６３２０にはゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされないこともある。
または、本発明に係る太陽電池が単一接合構造(Single Junction)の場合にもｉ型半導体層に不純物がドープされることが可能である。
例えば、図３１のように本発明に係る太陽電池１０が微結晶シリコンの真性半導体層１２２を含む場合、真性半導体層１２２にはゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされることができる。
または、図３２のように本発明に係る太陽電池１０が非晶質シリコンの真性半導体層１３２を含む場合、真性半導体層１３２にはゲルマニウム（Ｇｅ）がドープされることができる。

Claims (23)

  1. 基板と、
    前記基板に配置される第１電極と、
    第２電極と、
    前記第１電極と前記第２電極の間に位置する少なくとも一つの光電変換部と、を含み、
    前記少なくとも一つの光電変換部は、ｐ型半導体層、ｉ型半導体層、ｎ型半導体層及び、前記ｐ型半導体層と前記ｉ型半導体層の間に位置し、水素の含有量が前記ｉ型半導体層の水素含有量より多いバッファー層を含み、
    前記バッファー層と前記ｉ型半導体層との接合部分近傍での前記ｉ型半導体層の結晶化度は前記ｉ型半導体層と前記ｎ型半導体層との接合部分での前記ｉ型半導体層の結晶化度の７５％に等しいかそれ以上であり、
    前記バッファ層と前記ｉ型半導体層との接合部分近傍で前記ｉ型半導体層の結晶化度は、前記ｉ型半導体層と前記ｎ型半導体層との接合部分での前記ｉ型半導体層の結晶化度より小さく、
    前記ｉ型半導体層は微結晶シリコンで形成され、
    前記バッファー層の厚さは前記ｐ型半導体層の厚さより薄く、
    前記ｉ型半導体層の水素含有量は３％から５％の範囲内であり、前記バッファー層の水素含有量は１２％から３０％の範囲内である、太陽電池。
  2. 前記バッファー層の厚さは前記ｉ型半導体層の厚さより薄い請求項１記載の太陽電池。
  3. 前記バッファー層の水素含有量は前記ｐ型半導体層の水素含有量より多い請求項１記載の太陽電池。
  4. 前記ｉ型半導体層はゲルマニウム(Ｇｅ)を含むか、または炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つを含む請求項１記載の太陽電池。
  5. 前記バッファー層はゲルマニウム（Ｇｅ）を含むか、または炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つを含む請求項１記載の太陽電池。
  6. 前記ｐ型半導体層のｐ型不純物の量は、前記バッファー層のｐ型不純物の量より多い請求項１に記載の太陽電池。
  7. 基板と、
    前記基板に配置される第１電極と、
    第２電極と、
    前記第１電極と前記第２電極の間に位置する第１光電変換部であって、第１ｐ型半導体層、非晶質シリコンで形成された第１ｉ型半導体層、第１ｎ型半導体層及び、前記第１ｐ型半導体層と前記第１ｉ型半導体層の間に位置し、水素の含有量が前記第１ｉ型半導体層の水素含有量より多い第１バッファー層を含む前記第１光電変換部と、
    前記第１光電変換部と前記第２電極の間に位置する第２光電変換部であって、第２ｐ型半導体層、微結晶シリコンで形成された第２ｉ型半導体層、第２ｎ型半導体層及び、前記第２ｐ型半導体層と前記第２ｉ型半導体層の間に位置し、水素の含有量が前記第２ｉ型半導体層の水素含有量より多い第２バッファー層を含む前記第２光電変換部と、を含み、
    前記第２バッファー層と前記第２ｉ型半導体層の接合部分での前記第２ｉ型半導体層の結晶化度は前記第２ｉ型半導体層と前記第２ｎ型半導体層の接合部分での前記第２ｉ型半導体層の結晶化度の７５％に等しいかそれ以上であり、
    前記第２バッファ層と前記第２ｉ型半導体層との接合部分近傍で前記第２ｉ型半導体層の結晶化度は前記第２ｉ型半導体層と前記第２ｎ型半導体層との接合部分での前記第２ｉ型半導体層の結晶化度より小さく、前記第１バッファー層及び前記第２バッファー層の厚さはそれぞれ、前記第１ｐ型半導体層及び前記第２ｐ型半導体層の厚さより薄く、
    前記第２ｉ型半導体層の水素含有量は３％から５％の範囲内であり、前記第１ｉ型半導体層の水素含有量は１０％から１１％の範囲内であり、前記第２バッファー層の水素含有量は１２％から３０％の範囲内である、太陽電池。
  8. 前記第１バッファー層の厚さは前記第１ｉ型半導体層の厚さより薄く、前記第２バッファー層の厚さは前記第２ｉ型半導体層の厚さより薄い請求項７記載の太陽電池。
  9. 前記第２ｉ型半導体層の厚さは前記第１ｉ型半導体層の厚さより厚く、前記第２バッファー層の厚さは前記第１バッファー層の厚さより厚い請求項７記載の太陽電池。
  10. 前記第２ｉ型半導体層の厚さは前記第１ｉ型半導体層の厚さより厚く、
    前記第１バッファー層の水素含有量は前記第２バッファー層の水素含有量より多い請求項７記載の太陽電池。
  11. 前記第１バッファー層の水素含有量は前記第１ｐ型半導体層の水素含有量より多く、前記第２バッファー層の水素含有量は前記第２ｐ型半導体層の水素含有量より少ない請求項１０記載の太陽電池。
  12. 前記第１ｉ型半導体層及び第２ｉ型半導体層のそれぞれはゲルマニウム（Ｇｅ）を含む請求項７記載の太陽電池。
  13. 前記第１ｉ型半導体層は炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つを含み、前記第２ｉ型半導体層はゲルマニウム（Ｇｅ）を含む請求項７記載の太陽電池。
  14. 前記第１バッファー層及び前記第２バッファー層のそれぞれはゲルマニウム（Ｇｅ）を含む請求項７記載の太陽電池。
  15. 前記第１バッファー層は炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つを含み、前記第２バッファー層はゲルマニウム（Ｇｅ）を含む請求項７記載の太陽電池。
  16. 前記第１ｐ型半導体層のｐ型不純物の量は、前記第１バッファー層のｐ型不純物の量より多く、前記第２ｐ型半導体層のｐ型不純物の量は、前記第２バッファー層のｐ型不純物の量より多い請求項７の太陽電池。
  17. 基板と、
    前記基板に配置される第１電極と、
    第２電極と、
    前記第１電極と前記第２電極の間に位置する第１光電変換部であって、第１ｐ型半導体層、非晶質シリコンで形成された第１ｉ型半導体層、第１ｎ型半導体層及び、前記第１ｐ型半導体層と前記第１ｉ型半導体層の間に位置する第１バッファー層を含む、前記第１光電変換部と、
    前記第１光電変換部と前記第２電極の間に位置する第２光電変換部であって、第２ｐ型半導体層、微結晶シリコンで形成された第２ｉ型半導体層、第２ｎ型半導体層及び、前記第２ｐ型半導体層と前記第２ｉ型半導体層の間に位置する第２バッファー層を含む、前記第２光電変換部と、を含み、
    前記第２ｉ型半導体層の水素含有量と前記第２バッファー層の水素含有量の差は前記第１ｉ型半導体層の水素含有量と前記第１バッファー層の水素含有量の差より大きく、
    前記第２バッファー層と前記第２ｉ型半導体層の接合部分での前記第２ｉ型半導体層の結晶化度は前記第２ｉ型半導体層と前記第２ｎ型半導体層の接合部分での前記第２ｉ型半導体層の結晶化度の７５％に等しいかそれ以上であり、
    前記第２バッファ層と前記第２ｉ型半導体層との接合部分近傍で前記第２ｉ型半導体層の結晶化度は前記第２ｉ型半導体層と前記第２ｎ型半導体層との接合部分での前記第２ｉ型半導体層の結晶化度より小さく、前記第１バッファー層及び前記第２バッファー層の厚さはそれぞれ、前記第１ｐ型半導体層及び前記第２ｐ型半導体層の厚さより薄く、
    前記第２ｉ型半導体層の水素含有量は３％から５％の範囲内であり、前記第１ｉ型半導体層の水素含有量は１０％〜１１％の範囲内であり、前記第２バッファー層の水素含有量は１２％から３０％の範囲内である、太陽電池。
  18. 前記第１ｉ型半導体層及び第２ｉ型半導体層のそれぞれはゲルマニウム（Ｇｅ）を含む請求項１７記載の太陽電池。
  19. 前記第１ｉ型半導体層は炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つを含み、前記第２ｉ型半導体層はゲルマニウム（Ｇｅ）を含む請求項１７記載の太陽電池。
  20. 前記第１バッファー層及び前記第２バッファー層のそれぞれはゲルマニウム（Ｇｅ）を含む請求項１７記載の太陽電池。
  21. 前記第１バッファー層は炭素（Ｃ）及び酸素（Ｏ）のうち少なくとも一つを含み、前記第２バッファー層はゲルマニウム（Ｇｅ）を含む請求項１７記載の太陽電池。
  22. 前記第１バッファー層の水素含有量は前記第１ｉ型半導体層の水素含有量より多く、前記前記第２バッファー層の水素含有量は前記第２ｉ型半導体層の水素含有量より多い請求項１７記載の太陽電池。
  23. 前記第１ｐ型半導体層のｐ型不純物の量は前記第１バッファー層のｐ型不純物の量より多く、前記第２ｐ型半導体層のｐ型不純物の量は、前記第２バッファー層のｐ型不純物の量より多い請求項１７の太陽電池。
JP2012505799A 2009-09-02 2010-01-11 太陽電池 Expired - Fee Related JP5898062B2 (ja)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR10-2009-0082333 2009-09-02
KR20090082333 2009-09-02
KR10-2009-0115050 2009-11-26
KR1020090115050A KR100989615B1 (ko) 2009-09-02 2009-11-26 태양전지
PCT/KR2010/000156 WO2011027951A1 (en) 2009-09-02 2010-01-11 Solar cell

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2012523714A JP2012523714A (ja) 2012-10-04
JP5898062B2 true JP5898062B2 (ja) 2016-04-06

Family

ID=43135768

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2012505799A Expired - Fee Related JP5898062B2 (ja) 2009-09-02 2010-01-11 太陽電池

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20110048533A1 (ja)
EP (1) EP2386124B1 (ja)
JP (1) JP5898062B2 (ja)
KR (1) KR100989615B1 (ja)
CN (1) CN102341919B (ja)
WO (1) WO2011027951A1 (ja)

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8704083B2 (en) 2010-02-11 2014-04-22 Semiconductor Energy Laboratory Co., Ltd. Photoelectric conversion device and fabrication method thereof
KR101283140B1 (ko) 2011-01-26 2013-07-05 엘지이노텍 주식회사 태양전지 및 이의 제조방법
CN102332456B (zh) * 2011-10-11 2013-09-04 清华大学 光探测器集成器件及制备方法
US20150007875A1 (en) * 2012-04-02 2015-01-08 Jose Briceno Pin photovoltaic cell and process of manufacture
TWI659431B (zh) 2012-08-31 2019-05-11 德商賀利氏貴金屬公司 包含銀奈米粒子及球狀銀微米粒子之用於電極製備的導電膠
TWI474499B (zh) 2012-10-12 2015-02-21 Iner Aec Executive Yuan Microcrystalline silicon thin film solar cell element and its manufacturing method
CN107742653A (zh) * 2017-10-17 2018-02-27 江阴艾能赛瑞能源科技有限公司 一种用于建筑物屋顶的太阳能电池组件
CN115548169B (zh) * 2022-10-26 2023-05-16 莆田市威特电子有限公司 一种氧化锌镓作为透明电极的非晶硅太阳能电池及其制备方法

Family Cites Families (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4782376A (en) * 1983-09-21 1988-11-01 General Electric Company Photovoltaic device with increased open circuit voltage
JPS6249672A (ja) * 1985-08-29 1987-03-04 Sumitomo Electric Ind Ltd アモルフアス光起電力素子
JPS62132372A (ja) * 1985-12-04 1987-06-15 Agency Of Ind Science & Technol 太陽電池
JP2896793B2 (ja) * 1989-09-20 1999-05-31 三洋電機株式会社 光起電力装置の製造方法
JP2784821B2 (ja) * 1989-10-17 1998-08-06 キヤノン株式会社 光起電力素子
JP2695585B2 (ja) * 1992-12-28 1997-12-24 キヤノン株式会社 光起電力素子及びその製造方法、並びにそれを用いた発電装置
JP3568047B2 (ja) * 1994-04-28 2004-09-22 キヤノン株式会社 光起電力素子の形成方法
US5635408A (en) * 1994-04-28 1997-06-03 Canon Kabushiki Kaisha Method of producing a semiconductor device
JP2918814B2 (ja) * 1995-07-13 1999-07-12 キヤノン株式会社 光起電力素子及びその製造方法
US5716480A (en) * 1995-07-13 1998-02-10 Canon Kabushiki Kaisha Photovoltaic device and method of manufacturing the same
US5824566A (en) * 1995-09-26 1998-10-20 Canon Kabushiki Kaisha Method of producing a photovoltaic device
US5719076A (en) * 1996-04-24 1998-02-17 United Solar Systems Corporation Method for the manufacture of semiconductor devices with optimized hydrogen content
JPH11135818A (ja) * 1997-10-30 1999-05-21 Sharp Corp 太陽電池
US6107562A (en) * 1998-03-24 2000-08-22 Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. Semiconductor thin film, method for manufacturing the same, and solar cell using the same
JP4187328B2 (ja) 1998-11-16 2008-11-26 三洋電機株式会社 光起電力素子の製造方法
JP4219096B2 (ja) * 2000-03-24 2009-02-04 三洋電機株式会社 光起電力装置の製造方法
US6965040B1 (en) * 2002-11-04 2005-11-15 Xiaolian Gao Photogenerated reagents
JP4756820B2 (ja) * 2003-11-06 2011-08-24 シャープ株式会社 太陽電池
WO2007026480A1 (ja) * 2005-08-30 2007-03-08 Kaneka Corporation シリコン系薄膜光電変換装置、及びその製造方法
KR101176132B1 (ko) * 2006-07-03 2012-08-22 엘지전자 주식회사 고효율 실리콘 박막형 태양전지
KR100884240B1 (ko) 2006-10-20 2009-02-17 삼성전자주식회사 반도체 소자 및 그 형성 방법
US7501305B2 (en) * 2006-10-23 2009-03-10 Canon Kabushiki Kaisha Method for forming deposited film and photovoltaic element
JPWO2008078471A1 (ja) * 2006-12-25 2010-04-15 シャープ株式会社 光電変換装置及びその製造方法
US8203071B2 (en) * 2007-01-18 2012-06-19 Applied Materials, Inc. Multi-junction solar cells and methods and apparatuses for forming the same
JP2010534938A (ja) * 2007-07-24 2010-11-11 アプライド マテリアルズ インコーポレイテッド 多接合太陽電池および多接合太陽電池を形成するための方法および装置
KR100895977B1 (ko) * 2008-04-10 2009-05-07 키스코홀딩스주식회사 실리콘 박막 태양전지 및 제조방법

Also Published As

Publication number Publication date
WO2011027951A1 (en) 2011-03-10
JP2012523714A (ja) 2012-10-04
EP2386124A4 (en) 2012-11-07
EP2386124B1 (en) 2018-12-26
KR100989615B1 (ko) 2010-10-26
CN102341919B (zh) 2014-12-03
US20110048533A1 (en) 2011-03-03
CN102341919A (zh) 2012-02-01
EP2386124A1 (en) 2011-11-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5898062B2 (ja) 太陽電池
US8222517B2 (en) Thin film solar cell
US20130000706A1 (en) Tandem solar cell with improved tunnel junction
JP5232362B2 (ja) 集積化薄膜光電変換装置の製造方法および、その製造方法で得られうる集積化薄膜光電変換装置。
US20110253213A1 (en) Thin film solar cell
KR101833941B1 (ko) 박막 태양 전지
JP6567705B2 (ja) 太陽電池の製造方法
KR20120096177A (ko) 박막 태양 전지
US8642881B2 (en) Thin film solar cell and method of manufacturing the same
EP2355161A2 (en) Solar cell
US20100212739A1 (en) Solar cell and method of manufacturing the same
JP2002016271A (ja) 薄膜光電変換素子
JP5770294B2 (ja) 光電変換装置およびその製造方法
JPH0823114A (ja) 太陽電池
KR101076545B1 (ko) 실리콘 이종접합 태양전지 및 그 제조 방법
US20110265848A1 (en) Thin film solar cell and method of manufacturing the same
EP2834856B1 (en) Thin film solar cell
KR101332667B1 (ko) 태양전지 및 태양전지의 제조방법
JP2010283162A (ja) 太陽電池及びその製造方法
KR20120064270A (ko) 박막 태양 전지
KR101821392B1 (ko) 박막 태양 전지
US20130056052A1 (en) Thin film solar cell
JP2001177133A (ja) ハイブリッド型薄膜光電変換装置の製造方法
JP2013084720A (ja) 光電変換素子および光電変換素子の製造方法
KR20120062130A (ko) 박막 태양 전지

Legal Events

Date Code Title Description
A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20130111

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20130122

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20130419

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20130924

A601 Written request for extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601

Effective date: 20131224

A602 Written permission of extension of time

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602

Effective date: 20140107

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20140203

A02 Decision of refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02

Effective date: 20140701

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20141030

A911 Transfer to examiner for re-examination before appeal (zenchi)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A911

Effective date: 20141107

A912 Re-examination (zenchi) completed and case transferred to appeal board

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A912

Effective date: 20141212

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20151113

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20160303

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 5898062

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees