JP6550042B2 - 太陽電池モジュールおよびその製造方法 - Google Patents

太陽電池モジュールおよびその製造方法 Download PDF

Info

Publication number
JP6550042B2
JP6550042B2 JP2016510514A JP2016510514A JP6550042B2 JP 6550042 B2 JP6550042 B2 JP 6550042B2 JP 2016510514 A JP2016510514 A JP 2016510514A JP 2016510514 A JP2016510514 A JP 2016510514A JP 6550042 B2 JP6550042 B2 JP 6550042B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
electrode
collector electrode
layer
solar cell
collector
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.)
Active
Application number
JP2016510514A
Other languages
English (en)
Other versions
JPWO2015147225A1 (ja
Inventor
徹 寺下
徹 寺下
足立　大輔
大輔 足立
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.)
Kaneka Corp
Original Assignee
Kaneka Corp
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 Kaneka Corp filed Critical Kaneka Corp
Publication of JPWO2015147225A1 publication Critical patent/JPWO2015147225A1/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP6550042B2 publication Critical patent/JP6550042B2/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • H01L31/042—PV modules or arrays of single PV cells
    • H01L31/05—Electrical interconnection means between PV cells inside the PV module, e.g. series connection of PV cells
    • H01L31/0504—Electrical interconnection means between PV cells inside the PV module, e.g. series connection of PV cells specially adapted for series or parallel connection of solar cells in a module
    • H01L31/0512—Electrical interconnection means between PV cells inside the PV module, e.g. series connection of PV cells specially adapted for series or parallel connection of solar cells in a module made of a particular material or composition of materials
    • 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
    • H01L31/02—Details
    • H01L31/0224—Electrodes
    • H01L31/022408—Electrodes for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier
    • H01L31/022425—Electrodes for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells
    • 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
    • H01L31/072—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 PN heterojunction type
    • H01L31/0745—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 PN heterojunction type comprising a AIVBIV heterojunction, e.g. Si/Ge, SiGe/Si or Si/SiC solar cells
    • H01L31/0747—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 PN heterojunction type comprising a AIVBIV heterojunction, e.g. Si/Ge, SiGe/Si or Si/SiC solar cells comprising a heterojunction of crystalline and amorphous materials, e.g. heterojunction with intrinsic thin layer or HIT® solar cells; 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

Description

本発明は、太陽電池モジュールおよびその製造方法に関する。
エネルギー問題や地球環境問題が深刻化する中、化石燃料にかわる代替エネルギーとして、太陽電池が注目されている。太陽電池では、半導体接合等からなる光電変換部への光照射により発生したキャリア（電子および正孔）を外部回路に取り出すことにより、発電がおこなわれる。
光電変換部で発生したキャリアを効率的に外部回路へ取出すために、太陽電池の光電変換部上には集電極が設けられる。例えば、単結晶シリコン基板や多結晶シリコン基板を用いた結晶シリコン系の太陽電池では、受光面に細い金属からなる集電極が設けられる。また、結晶シリコン基板上に、非晶質シリコン層および透明電極層を有するヘテロ接合太陽電池でも、透明電極層上に集電極が設けられる。
太陽電池の集電極は、一般に、スクリーン印刷法により、銀ペーストをパターン印刷することにより形成される。一方、めっき法により集電極を形成する方法も開発されている。例えば、特許文献１では、低融点材料を含む第一導電層上に絶縁層を形成した後、加熱によるアニールを行うことで、低融点材料を熱流動させて絶縁層に開口部を形成し、この開口部を介して電気めっきにより第二導電層を形成する方法が提案されている。
特許文献２では、表面側および裏面側の集電極として、光反射率の高い第一電極導電層と、電気抵抗の低い第二電極導電層との複数層を形成する方法が開示されている。特許文献２には、表面側および裏面側の集電極をめっき法により形成できることが記載されており、表面側と裏面側の集電極を同一の材料にすることで、これらの集電極を同じ工程で一括して形成でき、工程を簡略化できることが記載されている。
特許文献３では、透明電極層上にＳｉＯ２からなる絶縁膜を形成した後、レジストを利用したパターニングによって絶縁層を形成し、その開口に、電気めっきにより金属層を形成する方法が開示されている。
ＷＯ２０１３／０７７０３８号国際公開パンフレット 特開２０１３−０１２６０６号公報 特開２０１１−２０４９５５号公報
太陽電池は、一般に、配線材を介して複数のセルが直列または並列に接続されてモジュール化される。モジュール化に際しては、太陽電池の集電極が配線材と電気的に接続される。したがって、太陽電池モジュールの変換特性を向上させるためには、太陽電池の集電極と配線材との密着性を高めることにより、集電極と配線材との接続性を向上させることが重要である。
さらに、太陽電池モジュールは、多くの場合、屋外に設置され、また、１０年以上の長期にわたって使用される。そのため、使用中に、太陽電池の集電極から配線材が剥離したり、太陽電池が反ることで破損したりする結果、変換特性が低下するという問題が発生する。したがって、太陽電池モジュールには、信頼性を確保することが求められており、このような信頼性向上の観点からも、太陽電池の集電極と配線材との密着性を高め、集電極と配線材との接続性を向上させることが有効である。
しかし、特許文献１および２においては、集電極と配線材との接続性を向上させることについては何ら検討されておらず、温度変化に対する太陽電池モジュールの信頼性についても認識されていない。
特許文献３では、集電極形成時のめっき電流密度等を調整して、集電極の表面粗さＲａを０．１〜０．６μｍの範囲に制御することにより、めっき電極と、めっき電極を配線材に接着するための導電性接着剤との密着性を向上させることが提案されている。しかしながら、本発明者らの検討によれば、特許文献３で提案されているＲａの範囲では、集電極と導電性接着剤との密着性が十分ではないため、集電極と配線材との接続性が十分でなく、モジュール初期性能や信頼性が十分に確保できないことが明らかとなった。
本発明は、上記のような太陽電池の集電極形成に関わる従来技術の問題点を解決し、太陽電池モジュールの変換効率および信頼性を向上させることを目的とする。
本発明者らは上記課題に鑑み鋭意検討した結果、所定の集電極および裏面電極が形成された太陽電池を備えるモジュール構造を採用することにより、太陽電池の集電極と配線材との密着性を高め、集電極と配線材との接続性を向上できる結果、太陽電池モジュールの変換効率および信頼性の向上が可能であることを見出し、本発明に至った。
本発明は、太陽電池と配線材とを備える太陽電池モジュールに関する。太陽電池は、光電変換部と、光電変換部の受光面側に設けられた集電極と、光電変換部の裏面側に設けられた裏面電極と、を有する。集電極は、光電変換部側から順に、第一集電極および第二集電極を有する。裏面電極は、光電変換部側から順に、第一裏面電極および第二裏面電極を有する。第二集電極および第二裏面電極は、それぞれ１層または２層以上から構成されている。第一集電極の表面粗さをＲａ１、第二集電極の表面粗さをＲａ２としたとき、Ｒａ１≧Ｒａ２、Ｒａ２＝１．０μｍ〜１０．０μｍを満たすことが好ましい。第二集電極の最表面層と第二裏面電極の最表面層とは、同一の導電性材料を主成分とすることが好ましい。配線材は、芯材と、前記芯材の表面を覆う導電体とから構成されている。太陽電池の集電極と配線材の導電体とが電気的に接続されており、太陽電池は、配線材を介して他の太陽電池と電気的に接続されている。太陽電池の裏面電極と他の配線材の導電体とが電気的に接続されていることが好ましい。
一実施形態において、第一集電極は樹脂を含む層であり、第二集電極はめっき層である。
一実施形態において、集電極は、第一集電極と第二集電極の間に、開口部が形成された絶縁層をさらに有し、第二集電極は、絶縁層の開口部を通じて第一集電極に導通されている。この場合、第一集電極は低融点材料を含み、低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１は、光電変換部の耐熱温度よりも低温であることが好ましい。
一実施形態においては、第二集電極が配線材の導電体と接する。第二裏面電極は、他の配線材の導電体と接することが好ましい。
上記導電性材料と配線材の導電体とは、いずれも錫を主成分とすることが好ましい。
第二集電極は、光電変換部側から順に、第二集電極の第一層と第二集電極の第二層とを有し、第二裏面電極は、光電変換部側から順に、第二裏面電極の第一層と第二裏面電極の第二層とを有し、第二集電極の第二層と第二裏面電極の第二層とは、同一の上記導電性材料を主成分とすることが好ましい。
一実施形態においては、裏面電極がパターン状に形成されている。
また、本発明は、上記太陽電池モジュールの製造方法に関する。本発明の製造方法は、光電変換部の受光面側に集電極を形成する工程と、光電変換部の裏面側に裏面電極を形成する工程とを有する。集電極を形成する工程は、光電変換部側から、第一集電極を形成する工程と、第二集電極を形成する工程とを有し、裏面電極を形成する工程は、光電変換部側から、第一裏面電極を形成する工程と、第二裏面電極を形成する工程とを有することが好ましい。
第二集電極および第二裏面電極が、いずれもめっき法により形成されることが好ましい。
第二集電極の最表面層および第二裏面電極の最表面層が同時に形成されることが好ましい。
一実施形態において、第一集電極は、樹脂を含むペーストを用いて形成され、第二集電極は、めっき法により形成される。
一実施形態において、集電極を形成する工程は、第一集電極を形成した後かつ第二集電極を形成する前に、第一集電極上に、開口部が形成された絶縁層を形成する工程をさらに有し、第二集電極は、絶縁層の開口部を通じて第一集電極に導通されるように、めっき法により形成される。この場合、第一集電極は低融点材料を含み、絶縁層を形成した後かつ第二集電極を形成する前、または、絶縁層を形成する際に、低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１よりも高温のアニール温度Ｔａで、第一集電極のアニール処理が行われ、絶縁層に開口部が形成されることが好ましい。
本発明によれば、光電変換部の受光面側における集電極の構成を第一集電極、第二集電極とし、各層の表面粗さを所定の範囲にすることで、集電極間の密着性、および集電極と配線材との密着性を高めることができる。その結果、集電極と配線材との接続性を向上させることができ、電気抵抗を低減させることができる。さらに、受光面側の集電極と裏面側の裏面電極とを所定の層構成にすることにより、集電極等からの配線材の剥離や、太陽電池の破損等を防ぐことができる。その結果、太陽電池モジュールの変換効率および温度変化に対する信頼性を向上させることができる。
本発明の一実施形態にかかる太陽電池モジュールの模式的断面図である。 受光面側における太陽電池モジュールおよび配線材の模式的平面図である。 裏面側における太陽電池モジュールおよび配線材の模式的平面図である。 図２のＸ−Ｘ線断面図である。 集電極と配線材との接続状態の他の形態を模式的に示す断面図である。 一実施形態にかかるヘテロ接合太陽電池を示す模式的断面図である。 他の実施形態にかかるヘテロ接合太陽電池を示す模式的断面図である。 集電極の形成方法の一実施形態を示す工程概念図である。 図８（Ｃ）工程において、第一集電極上に絶縁層を形成しない場合の概念図である。 低融点材料の加熱時の形状変化の一例を示す概念図である。 低融点材料粉末の加熱時の形状変化、およびネッキングについて説明するための概念図である。 焼結ネッキングが生じた金属微粒子のＳＥＭ写真である。
［太陽電池モジュール］
図１は、本発明の一実施形態にかかる太陽電池モジュールの模式的断面図である。図１に示す太陽電池モジュール２００は、複数の太陽電池１００を備える。太陽電池１００は、配線材３４によって他の太陽電池または外部電極と電気的に接続されている。これにより、複数の太陽電池１００が直列または並列に接続されている。
複数の太陽電池１００の受光面側および裏面側には、それぞれ保護材２０１および２０２が配置されている。受光面側保護材２０１と裏面側保護材２０２との間には封止材２０３が設けられており、封止材２０３により、複数の太陽電池１００が封止されている。
太陽電池モジュールの作製においては、まず、複数の太陽電池１００が配線材３４を介して互いに接続された、太陽電池ストリングを作製する。この太陽電池ストリングが、封止材２０３を介して、受光面側保護材２０１および裏面側保護材２０２に挟持され、太陽電池モジュールが形成される。この際、図１に示すように、受光面側保護材２０１上に、封止材２０３、太陽電池ストリング、封止材２０３および裏面側保護材２０２を順次積層して積層体とすることが好ましい。その後、上記積層体を所定条件で加熱することにより、封止材２０３を硬化させることが好ましい。そして、Ａｌフレーム（不図示）等を取り付けることで太陽電池モジュール２００を作製することができる。
受光面側保護材２０１は、複数の太陽電池１００のそれぞれの受光面側（光入射面側）に配置され、太陽電池モジュールの表面を保護することが好ましい。受光面側保護材としては、透光性および遮水性を有するガラス、透光性プラスチック等を用いることができる。裏面側保護材２０２は、複数の太陽電池１００のそれぞれの裏面側に配置され、太陽電池モジュールの裏面を保護することが好ましい。裏面側保護材としては、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）等の樹脂フィルム、Ａｌ箔を樹脂フィルムでサンドイッチした構造を有する積層フィルム等を用いることができる。
封止材２０３は、受光面側保護材２０１と裏面側保護材２０２との間で太陽電池ストリングを封止する。封止材としては、エチレン酢酸ビニル共重合樹脂（ＥＶＡ）、エチレン−エチルアクリレート共重合樹脂（ＥＥＡ）、ポリビニルブチラール樹脂（ＰＶＢ）、シリコン、ウレタン、アクリル、エポキシ等の透光性の樹脂を用いることができる。
以上のようにして太陽電池モジュール２００を作製することができるが、太陽電池モジュールの基本的な構成および作製方法は、上記に限定されるものではない。
図２は、太陽電池モジュールを構成する太陽電池および配線材の受光面側における模式的平面図である。図３は、太陽電池モジュールを構成する太陽電池および配線材の裏面側における模式的平面図である。図４は、図２のＸ−Ｘ線断面図であり、太陽電池モジュールの一部分を模式的に示している。図２〜図４を参照しながら、太陽電池および配線材の基本的な構成について説明する。
図４に模式的に示すように、太陽電池１００は、光電変換部５０の一方の主面（受光面）上に集電極７を備え、光電変換部５０の他方の主面（裏面）上に裏面電極８を備える。集電極７は、光電変換部５０側から順に、第一集電極７１、第二集電極７２を含む。裏面電極８は、光電変換部５０側から順に、第一裏面電極８１、第二裏面電極８２を含む。本発明においては、図４に示すように、第二集電極７２が、光電変換部５０側から順に、第二集電極の第一層７２１および第二集電極の第二層７２２の２層を有することが好ましい。また、第二裏面電極８２が、光電変換部５０側から順に、第二裏面電極の第一層８２１および第二裏面電極の第二層８２２の２層を有することが好ましい。
図２に示すように、集電極７は、一定間隔を隔てて互いに平行に延びるように形成された複数のフィンガー電極７ａと、フィンガー電極７ａにより収集された電流を集めるバスバー電極７ｂとによって構成されている。一般的に、フィンガー電極７ａに略垂直になるようにバスバー電極７ｂが形成される。受光面側では、図２および図４に示すように、集電極７のバスバー電極７ｂと配線材３４とが接続されることが好ましい。集電極がフィンガー電極とバスバー電極とから構成される場合、少なくとも配線材が接続される領域の集電極（図２ではバスバー電極７ｂ）が上述の第一集電極と第二集電極とからなる構成であればよい。
一方、裏面側では、図３に示すように、裏面電極８が光電変換部の全面を覆い、裏面電極８と配線材３４とが接続されることが好ましい。
本発明においては、太陽電池１００の集電極７と配線材３４とが接続されている。図４では、集電極７の第二集電極７２が、配線材３４と電気的に接続されている。また、太陽電池１００の裏面電極８と他の配線材（不図示）とが接続されている。図４では図示されていないが、裏面電極８の第二裏面電極８２は、他の配線材と電気的に接続されている。図４に示すように、配線材３４は、芯材３４１と、芯材３４１の表面を覆う導電体３４２により形成されている。
配線材の材料は特に制限されないが、芯材として銅箔、導電体として半田を用いることが好ましい。すなわち、配線材として、表面が半田層で被覆された銅箔を用いることが好ましい。半田層を銅箔の表面に形成することにより、銅箔表面の腐食を防止する効果が得られるとともに、集電極との電気的接続の役割を果たす。
半田を構成する材料としては、Ｓｎを主成分として、Ｃｕ、Ｎｉ、Ａｇ、Ｐｂの中から選ばれた１種以上の元素を含む合金半田が好ましい。例えば、Ｓｎが９６．５質量％、Ａｇが３．０質量％、Ｃｕが０．５質量％含まれる合金、Ｓｎが９９〜９９．５質量％、Ｃｕが０．５〜１．０質量％含まれる合金、Ａｇが１〜１．５質量％、Ｂｉが３０〜５０質量％含まれ（ただし５０質量％は含まれない）、残りがＳｎである合金、Ｓｎが６０質量％、Ｐｂが４０質量％含まれる合金、Ｃｕが０．０５〜２．０質量％、Ｎｉが０．００１〜２．０質量％、残りがＳｎである合金等が挙げられる。その他、Ｓｎを主成分として、Ｃｕ、Ｎｉ、Ａｇ、Ｂｉ、Ｉｎ等を含む合金も好ましい。
半田層の厚みは、銅箔の酸化を防ぎ、集電極との電気的接続を担う必要があるため、６０μｍ以下が好ましい。半田メッキ工程において厚みのバラツキを押さえ、コストを抑制する観点から、半田層の厚さは４０μｍ程度がより好ましい。
図４においては、半田付け等により、第二集電極７２と配線材３４の導電体３４２とを接触させることで、集電極７と配線材３４の導電体３４２とを電気的に接続させている。その他、図５に示すように、導電性微粒子を含有する導電性接着剤３４３を用いて、第二集電極７２と配線材３４の導電体３４２とを接着させることで、集電極７と配線材３４とを電気的に接続させてもよい。コスト抑制や生産性を高めるという観点からは、導電性接着剤を用いず、第二集電極と配線材の導電体とを接触させる方法が好ましい。裏面電極と配線材との接続方法についても同様に、導電性接着剤を用いず、第二裏面電極と他の配線材の導電体とを接触させる方法が好ましい。
導電性接着剤としては、例えば、導電性微粒子を樹脂ペーストに添加したものを用いることができる。樹脂ペーストとしては、例えば、エポキシ樹脂、イミド樹脂、フェノール樹脂等が用いられる。導電性微粒子としては、例えば、Ｎｉ、Ｃｕ、Ｚｎ、Ｉｎ等の金属粉が用いられる。金属粉以外に、炭素粉等の導電性の紛体や、エポキシ樹脂、アクリル樹脂、ポリイミド樹脂、フェノール樹脂等からなる絶縁性微粒子の表面が金属等の導電性材料でコーティングされたものを、導電性微粒子として用いることもできる。
本発明においては、太陽電池として、結晶シリコン系太陽電池を用いることが好ましい。以下、ヘテロ接合結晶シリコン太陽電池（ヘテロ接合太陽電池ともいう）を例として、太陽電池の構成をより詳細に説明する。ヘテロ接合太陽電池は、一導電型の単結晶シリコン基板の表面に、単結晶シリコンとはバンドギャップの異なるシリコン系薄膜を有することで、拡散電位が形成された結晶シリコン系太陽電池である。シリコン系薄膜としては、非晶質のものが好ましい。中でも、拡散電位を形成するための導電型非晶質シリコン系薄膜と結晶シリコン基板の間に、薄い真性の非晶質シリコン層を介在させたものは、変換効率の最も高い結晶シリコン太陽電池の形態の一つとして知られている。
図６は、一実施形態にかかるヘテロ接合太陽電池の模式的断面図である。図６に示す太陽電池１０１は、光電変換部５０として、基板１の一方の面（光入射側の面、受光面）上に、導電型シリコン系薄膜３ａおよび透明電極層６ａをこの順に有する。基板１の他方の面（光反射側の面、裏面）上に、導電型シリコン系薄膜３ｂおよび透明電極層６ｂをこの順に有する。光電変換部５０表面の透明電極層６ａ上には、集電極７が設けられており、透明電極層６ｂ上には、裏面電極８が積層されている。太陽電池１０１は、基板１と導電型シリコン系薄膜３ａ，３ｂとの間に、真性シリコン系薄膜２ａ，２ｂを有することが好ましい。
基板１は、一導電型単結晶シリコン基板によって形成されている。一般的に単結晶シリコン基板には、シリコン原子に電子を導入するための原子（例えばリン）を含有させたｎ型と、シリコン原子に正孔を導入する原子（例えばホウ素）を含有させたｐ型がある。すなわち、「一導電型」とは、ｎ型又はｐ型のどちらか一方であることをいう。つまり、基板１は、ｎ型またはｐ型のどちらか一方であることを意味する。本実施形態において、基板１は、ｎ型単結晶シリコン基板であることが好ましい。
基板１は、受光面および裏面にテクスチャ構造を有していることが好ましい。すなわち、基板１を基体として形成される光電変換部５０もテクスチャ構造を備えることが好ましい。この場合、太陽電池１０１は、入射した光を光電変換部５０に閉じ込めることができ、発電効率が向上する。
シリコン系薄膜２ａ，３ａ，２ｂ，３ｂの成膜方法としては、プラズマＣＶＤ法が好ましい。導電型シリコン系薄膜３ａ，３ｂは、一導電型または逆導電型のシリコン系薄膜である。「逆導電型」とは、「一導電型」と異なる導電型であることをいう。例えば、「一導電型」がｎ型である場合には、「逆導電型」はｐ型である。本実施形態では、導電型シリコン系薄膜３ａは、逆導電型シリコン系薄膜であり、導電型シリコン系薄膜３ｂは、一導電型シリコン系薄膜であることが好ましい。シリコン系薄膜は、シリコン系薄膜であれば特に限定されないが、非晶質シリコン系薄膜を用いることが好ましい。本実施形態では、導電型シリコン系薄膜３ａがｐ型非晶質シリコン系薄膜であり、導電型シリコン系薄膜３ｂがｎ型非晶質シリコン系薄膜であることが好ましい。
真性シリコン系薄膜２ａ，２ｂとしては、シリコンと水素で構成されるｉ型水素化非晶質シリコンが好ましい。
太陽電池１０１の光電変換部５０は、導電型シリコン系薄膜３ａ，３ｂ上に、透明電極層６ａ，６ｂを備えることが好ましい。透明電極層６ａ，６ｂの成膜方法は、特に限定されないが、例えばスパッタ法等が挙げられる。
透明電極層６ａ，６ｂは、導電性酸化物を主成分とすることが好ましい。導電性酸化物としては、酸化インジウムを含んだインジウム系酸化物が好ましく、中でも酸化インジウム錫（ＩＴＯ）を主成分とするものがより好ましい。ここで、「主成分とする」とは、含有量が５０重量％よりも多いことを意味し、６５重量％以上が好ましく、８０重量％以上がより好ましい。透明電極層は、単層でもよく、複数の層からなる積層構造でもよい。透明電極層には、ドーピング剤を添加することができる。
光入射側の透明電極層６ａの膜厚は、透明性、導電性、および光反射低減の観点から、１０ｎｍ以上１４０ｎｍ以下であることが好ましい。透明電極層６ａの役割は、集電極７へのキャリアの輸送であり、そのために必要な導電性があればよく、膜厚は１０ｎｍ以上であることが好ましい。膜厚を１４０ｎｍ以下にすることにより、透明電極層６ａでの吸収ロスが小さく、透過率の低下に伴う光電変換効率の低下を抑制することができる。また、透明電極層６ａの膜厚が上記範囲内であれば、透明電極層６ａ内のキャリア濃度上昇も防ぐことができるため、赤外域の透過率低下に伴う光電変換効率の低下も抑制される。
光入射側の透明電極層６ａ上には、第一集電極７１および第二集電極７２からなる集電極７が形成されている。前述のように、第二集電極７２は、太陽電池をモジュール化する際に、配線材と接続される電極である。第二集電極７２と透明電極層６ａとの間に第一集電極７１を設けることにより、透明電極層６ａと集電極との密着性が高められる。
集電極は、太陽電池の高効率化（特に、低抵抗化による曲線因子の向上）の観点から、めっき法により形成されることが好ましい。めっき法により形成される金属層は、樹脂材料を含有するペーストを用いて形成される金属層に比べて導電率が高いためである。本発明においては、めっきの起点となる導電性下地層として第一集電極７１、該導電性下地層上にめっき層として第二集電極７２が形成されることが好ましい。例えば、第一集電極７１は樹脂を含む層であり、第二集電極７２はめっき層である。第一集電極７１が、導電性材料および樹脂を含有する導電性ペーストを用いて形成される場合、スクリーン印刷等により、フィンガー電極やバスバー電極の形状に対応したパターンを容易に形成できる。また、第一集電極７１として、樹脂を含む導電層を形成することにより、透明電極層上に直接めっき層を形成する場合に比べて、透明電極層と集電極との密着性が高められる。なお、第一集電極７１および第二集電極７２は、それぞれ１層でも２層以上でもよい。
本発明においては、第二集電極７２の表面粗さが、第一集電極７１の表面粗さと同じであるか、第一集電極７１の表面粗さより小さいことが好ましい。すなわち、第一集電極７１の表面粗さをＲａ１、第二集電極７２の表面粗さをＲａ２としたとき、Ｒａ１≧Ｒａ２を満たすことが好ましい。Ｒａ１≧Ｒａ２にすることにより、第一集電極と第二集電極との密着性を向上させることができる。中でも、密着性をより向上できる観点から、Ｒａ１＞Ｒａ２を満たすことが好ましい。
本明細書において、第二集電極の表面粗さＲａ２は、第二集電極の最表面層の表面粗さを意味する。例えば、第二集電極が、光電変換部側から第二集電極の第一層と第二集電極の第二層とを有する場合、第二集電極の第二層の表面粗さがＲａ２である。この際、第二集電極の第一層の表面粗さをＲａ２’とすると、集電極間の密着性をより向上させる観点から、Ｒａ１≧Ｒａ２’≧Ｒａ２を満たすことが好ましく、Ｒａ１＞Ｒａ２’を満たすことがより好ましく、Ｒａ２’＞Ｒａ２を満たすことがさらに好ましく、Ｒａ１＞Ｒａ２’ ＞Ｒａ２を満たすことが特に好ましい。
本発明においては、第二集電極の表面粗さＲａ２が１．０μｍ〜１０．０μｍであることが好ましい。Ｒａ２を１．０μｍ以上１０．０μｍ以下とすることにより、第二集電極と配線材との密着性を高めることができるため、第二集電極と配線材との接続性を向上させることができる。また、第一集電極の表面粗さＲａ１が１．０μｍ以上であることが好ましい。Ｒａ１を上記範囲とすることにより、その上に形成する絶縁層や第二集電極等との密着性をより向上させることができ、セル特性等を向上させることができる。
裏面側の透明電極層６ｂ上には、第一裏面電極８１および第二裏面電極８２を含む裏面電極８が形成されている。集電極７と同様、裏面電極８は、めっき法により形成されることが好ましく、めっきの起点となる導電性下地層として第一裏面電極８１、該導電性下地層上にめっき層として第二裏面電極８２が形成されることが好ましい。第一裏面電極８１および第二裏面電極８２は、それぞれ１層でも２層以上でもよい。
第一裏面電極の表面粗さをＲａ’１、第二裏面電極の表面粗さをＲａ’２としたとき、受光面側と同様に、Ｒａ’１≧Ｒａ’２を満たすことが好ましく、Ｒａ’１＞Ｒａ’２を満たすことがより好ましい。第二裏面電極が第一層および第二層の２層を有する場合、第二裏面電極の第二層の表面粗さがＲａ’２である。第二裏面電極の第一層の表面粗さをＲａ’２’とすると、Ｒａ’２’＞Ｒａ’２を満たすことが好ましく、Ｒａ’１＞Ｒａ’２’≧Ｒａ’２を満たすことがより好ましい。
第二裏面電極の表面粗さＲａ’２は、１．０μｍ〜１０．０μｍを満たすことが好ましい。
第一裏面電極８１の製膜方法は、特に限定されず、スパッタ法や真空蒸着法等の物理気相堆積法や、スクリーン印刷等の印刷法等が適用可能である。第一裏面電極８１としては、近赤外から赤外域の反射率が高く、かつ導電性や化学的安定性が高い材料を用いることが望ましい。このような特性を満たす材料としては、銀やアルミニウム等が挙げられる。
第二裏面電極８２が、光電変換部５０側から、第二裏面電極の第一層８２１および第二裏面電極の第二層８２２の２層構造である場合、第二裏面電極の第一層８２１としては、電気抵抗を十分に抑制できる材料を用いることが望ましい。このような特性を満たす材料としては、銀や銅、亜鉛等が挙げられる。第二裏面電極の第一層の製膜方法は、めっき法が好ましいが、蒸着法等でもよい。
第二裏面電極の第二層８２２としては、第二裏面電極の第一層の酸化やマイグレーションを抑制できる材料を用いることが望ましい。このような特性を満たす材料として、錫、ニッケル、チタン、クロム等が挙げられる。第二裏面電極の第二層８２２の製膜方法は、めっき法が好ましいが、スパッタ法、真空蒸着法等でもよい。
本発明においては、第二集電極の最表面層と第二裏面電極の最表面層とは、同一の導電性材料を主成分とすることが好ましい。これにより、温度変化に対する太陽電池モジュールの信頼性を向上させることができる。上記のとおり、「主成分とする」とは、含有量が５０重量％よりも多いことを意味し、６５重量％以上が好ましく、８０重量％以上がより好ましい。
本発明においては、受光面側の第二集電極の最表面層と裏面側の第二裏面電極の最表面層とが同一の導電性材料を主成分としていればよい。例えば、第二集電極や第二裏面電極がそれぞれ１層である場合は、第二集電極と第二裏面電極とが同一の導電性材料を主成分としていればよい。また、第二集電極や第二裏面電極がそれぞれ２層以上の複数層を有する場合、少なくとも第二集電極の最表面層と第二裏面電極の最表面層とが、同一の導電性材料を主成分としていればよい。例えば、第二集電極および第二裏面電極がそれぞれ２層からなり、光電変換部側から順に第一層と第二層とを有する場合、第二集電極の第二層と第二裏面電極の第二層とが、同一の導電性材料を主成分としていればよい。
集電極の最表面層および裏面電極の最表面層は、配線材との接続時に、熱による影響を受けやすい。また、太陽電池モジュールは屋根や地上等に設置されるため、氷点下になる場合や、６０〜８０度程度の高温になる場合があり、熱により影響を受けやすい。温度変化に対してセルの表面と裏面の膨張や収縮が異なると、配線材の集電極からの剥離が発生したり、セル割れが発生したりして、出力が低下するといった問題が生じうる。
これに対し、受光面側の集電極の最表面層および裏面側の裏面電極の最表面層の主成分を同一の導電性材料とすることで、モジュールの信頼性を確保することができる。これは、セル表裏の材料の熱膨張係数を同程度にすることができ、配線材の剥離やセル割れを防ぐことができるためと考えられる。中でも、受光面側と裏面側の熱膨張係数をより近づけることができる観点から、第二集電極および第二裏面電極を構成する層の数が同じであり、第二集電極の第ｎ層と第二裏面電極の第ｎ層（ｎは自然数）とが同一の導電性材料を主成分とすることが好ましい。なお、第ｎ層と第ｎ＋１層とは同一の導電性材料でなくてもよい。さらに、第一集電極と第一裏面電極とが同一の導電性材料を主成分とすることが好ましい。
図７は、他の実施形態にかかるヘテロ接合太陽電池の模式的断面図である。図７に示す太陽電池１０２のように、裏面電極８０は、スクリーン印刷法、めっき法等により、パターン状に形成されていてもよい。この場合、集電極７と同一の材料および製造方法を用いて集電極７と同一の形状の裏面電極８０を形成することで、集電極と配線材との密着性、および、裏面電極と配線材との密着性を高めることができるため、これらの電極と配線材との接続性を向上でき、モジュール特性を向上できると考えられる。
以下、集電極および裏面電極の製造方法の好ましい形態について説明する。まず、集電極の製造方法の一形態として、第一集電極上にめっき法により第二集電極を形成する方法について説明する。ヘテロ接合太陽電池の場合、光電変換部の表面には、シリコン層や透明電極層等が形成されているため、光電変換部上の集電極が形成領域されない領域（以下、集電極非形成領域ともいう）をめっき液から保護するために、絶縁層で覆う必要がある。
特に、例えばヘテロ接合太陽電池等、光電変換部の第一主面上の最表面層として透明電極層を有するものを用いる場合、透明電極層上における第一集電極非形成領域にレジストや絶縁層が製膜されている必要がある。
絶縁層等で集電極非形成領域を覆う方法としては、開口部を有する絶縁層を光電変換部の表面上に形成し、該開口部に第一集電極を形成した後、その上に第二集電極を形成する方法、第一集電極を光電変換部の第一主面上のほぼ全面に形成した後、開口部を有するレジストを形成し、該開口部に第二集電極を形成する方法、第一集電極を形成後に、マスクを用いて開口部を有する絶縁層を第一集電極上に形成し、該開口部に第二集電極を形成する方法、第一集電極を形成後に、第一集電極形成領域と非形成領域を覆うように開口部を有する絶縁層を形成し、該開口部に第二集電極を形成する方法等が挙げられる。第二集電極が２層構成であり、いずれの層もめっき法で形成する場合も同様である。
めっき法により集電極を形成する場合、第一集電極と第二集電極との間に開口部を有する絶縁層を形成し、該開口部を通じて第一集電極と第二集電極とが導通されることが好ましい。これにより、第一集電極と第二集電極との密着性がより向上すると考えられる。
絶縁層に、第一集電極と第二集電極とを導通させるための開口部を形成する方法は特に制限されず、上述したレジストやマスクを用いる方法のほか、レーザー照射、機械的な孔開け、化学エッチング等の方法が採用できる。一実施形態では、第一集電極中の導電性材料として低融点材料を用い、該低融点材料を熱流動させることによって、その上に形成された絶縁層に開口部を形成する方法が挙げられる。
第一集電極中の低融点材料の熱流動により開口を形成する方法としては、低融点材料を含有する第一集電極上に絶縁層を形成後、低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１以上に加熱（アニール）して第一集電極の表面形状に変化を生じさせ、その上に形成されている絶縁層に開口（き裂）を形成する方法；あるいは、低融点材料を含有する第一集電極上に絶縁層を形成する際にＴ１以上に加熱することにより、低融点材料を熱流動させ、絶縁層の形成と同時に開口を形成する方法が挙げられる。
以下、第一集電極中の低融点材料の熱流動を利用して、絶縁層に開口を形成する方法を図面に基づいて説明する。
図８は、太陽電池の光電変換部５０上への集電極７の形成方法の一実施形態を示す工程概念図である。この実施形態では、まず、光電変換部５０が準備される（光電変換部準備工程、図８（Ａ））。
光電変換部の一主面上に、低融点材料７１１を含む第一集電極７１が形成される（第一集電極形成工程、図８（Ｂ））。第一集電極７１上には、絶縁層９が形成される（絶縁層形成工程、図８（Ｃ）または（Ｃ）’）。本実施形態においては、絶縁層９は、第一集電極７１上に加えて、光電変換部５０の第一集電極７１が形成されていない領域（第一集電極非形成領域）上に形成されている。
図８（Ｃ）に示すように絶縁層９が形成された後、加熱によるアニール処理（加熱処理ともいう）が行われる（アニール工程、図８（Ｄ））。アニール処理により、第一集電極７１がアニール温度Ｔａに加熱され、低融点材料が熱流動することによって表面形状が変化し、それに伴って第一集電極７１上に形成された絶縁層９に変形が生じる。絶縁層９の変形は、典型的には、絶縁層への開口部９ｈの形成である。開口部９ｈは、例えば、き裂状に形成される。
アニール処理は、絶縁層形成工程において行われてもよい。この場合、図８（Ｃ）’に示すように、絶縁層の製膜とほぼ同時に開口部９ｈが形成される。図８の破線矢印で示されるように、絶縁層形成工程においてアニール処理（図８（Ｃ）’）を行い、絶縁層形成工程後に、さらにアニール処理（図８（Ｄ））を行ってもよい。
アニール処理により絶縁層９に開口部を形成した後に、めっき法により第二集電極７２（第二集電極の第一層７２１および第二層７２２）が形成される（めっき工程、図８（Ｅ）および図８（Ｆ））。第二集電極が２層構成である場合、図８（Ｆ）に示すように、第二集電極の第一層７２１上に、めっき法により第二集電極の第二層７２２が形成されることが好ましい。図８（Ｅ）において、第一集電極７１は絶縁層９により被覆されているが、絶縁層９に開口部９ｈが形成された部分では、第一集電極７１が露出した状態である。そのため、第一集電極７１がめっき液に曝されることとなり、この開口部９ｈを起点として金属の析出が可能となる。このようにして、本実施形態においては、第一集電極７１と第二集電極７２との間に開口部を有する絶縁層９が形成される。集電極７において、第二集電極７２の一部は、第一集電極７１に導通されている。
ここで「一部が導通されている」とは、典型的には絶縁層に開口部が形成され、その開口部に第二集電極の材料が充填されていることによって、導通されている状態である。また、絶縁層の一部の膜厚が、数ｎｍ程度と非常に薄くなる（すなわち局所的に薄い膜厚の領域が形成される）ことによって、第二集電極７２が第一集電極７１に導通しているものも含む。例えば、第一集電極７１の導電性材料がアルミニウム等の金属材料である場合、その表面に形成された酸化被膜（絶縁層に相当）を介して第一集電極７１と第二集電極７２との間が導通されている状態が挙げられる。
めっき法により第二集電極を形成する場合、絶縁層は、めっき前に形成されればよく、図８に示すように、第一集電極形成後かつめっき前に形成されてもよいし、図９に示すように、光電変換部作製後かつ第一集電極形成前に形成されてもよい。図９は、マスクにより第一集電極７１に対応する部分を保護し、第一集電極７１を形成する以外の部分に絶縁層９を形成する例を示している。
（第一集電極）
第一集電極７１としては、導電性を有するものを用いることができる。例えば、第二集電極をめっき法により形成する場合、第一集電極は、導電性下地層として機能し得る程度の導電性を有していればよい。本明細書においては、体積抵抗率が１０−２Ω・ｃｍ以下であれば導電性であると定義する。また、体積抵抗率が、１０２Ω・ｃｍ以上であれば絶縁性であると定義する。
例えば、集電極が、第一集電極／第二集電極の第一層／第二集電極の第二層という構成である場合、後述のように、各層の製膜条件等によりＲａ２を所望の範囲に適宜設定しうると考えられており、第一集電極上の第二集電極の第一層の表面粗さＲａ２’は、第一集電極の表面粗さＲａ１に影響を及ぼされると考えられる。また同様に、第二集電極の第二層の表面粗さＲａ２もＲａ２’に影響を及ぼされると考えられる。したがって、Ｒａ２を所定の範囲とするために、Ｒａ１を調整することが好ましい。この際、Ｒａ１は１．０μｍ以上が好ましく、３．０μｍ以上がより好ましく、６．０μｍ以上がさらに好ましい。また、Ｒａ１は１０．０μｍ以下が好ましく、８．０μｍ以下がより好ましい。
第一集電極の表面粗さＲａ１を上記範囲にすることで、第二集電極の第二層の表面粗さＲａ２を容易に調整できるため、第二集電極と配線材の導電体との密着性を高めることができる。その結果、第二集電極と配線材の導電体との接続性をより向上でき、モジュール性能および信頼性をより向上させることができる。なお、第二集電極が１層である場合も同様である。
第一集電極７１の膜厚は、コスト的な観点から２０μｍ以下が好ましく、１５μｍ以下がより好ましい。一方、第一集電極７１のライン抵抗を所望の範囲とする観点から、膜厚は０．５μｍ以上が好ましく、１μｍ以上がより好ましい。
第一集電極７１に含まれる導電性材料としては、特に限定されず、例えば銀、銅、アルミニウムなどを用いることができる。第二集電極をめっき法により形成し、第一集電極と第二集電極との間に絶縁層を形成する場合、導電性材料は、上述のように、熱流動開始温度Ｔ１の低融点材料を含むことが好ましい。熱流動開始温度とは、加熱により材料が熱流動を生じ、低融点材料を含む層の表面形状が変化する温度であり、典型的には融点である。高分子材料やガラスでは、融点よりも低温で材料が軟化して熱流動を生じる場合がある。このような材料では、熱流動開始温度＝軟化点と定義できる。軟化点とは、粘度が４．５×１０６Ｐａ・ｓとなる温度である（ガラスの軟化点の定義に同じ）。
低融点材料は、アニール処理において熱流動を生じ、第一集電極７１の表面形状に変化を生じさせるものであることが好ましい。そのため、低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１は、アニール温度Ｔａよりも低温であることが好ましい。また、本発明においては、光電変換部５０の耐熱温度よりも低温のアニール温度Ｔａでアニール処理が行われることが好ましい。したがって、低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１は、光電変換部の耐熱温度よりも低温であることが好ましい。
光電変換部の耐熱温度とは、当該光電変換部を備える太陽電池（「セル」ともいう）あるいはセルを用いて作製した太陽電池モジュールの特性が不可逆的に低下する温度である。例えば、図６に示すヘテロ接合太陽電池１０１では、光電変換部５０を構成する単結晶シリコン基板１は、５００℃以上の高温に加熱された場合でも特性変化を生じ難いが、透明電極層６や非晶質シリコン系薄膜２，３は２５０℃程度に加熱されると、熱劣化を生じたり、ドープ不純物の拡散を生じたりして、太陽電池特性の不可逆的な低下を生じる場合がある。そのため、ヘテロ接合太陽電池においては、第一集電極７１は、熱流動開始温度Ｔ１が２５０℃以下の低融点材料を含むことが好ましい。
低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１の下限は特に限定されない。アニール処理時における第一集電極の表面形状の変化量を大きくして、絶縁層９に開口部９ｈを容易に形成する観点からは、第一集電極の形成工程において、低融点材料は熱流動を生じないことが好ましい。例えば、塗布や印刷により第一集電極が形成される場合は、乾燥のために加熱が行われることがある。この場合、低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１は、第一集電極の乾燥のための加熱温度よりも高温であることが好ましい。かかる観点から、低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１は、８０℃以上が好ましく、１００℃以上がより好ましい。
低融点材料は、導電性を有する金属材料であることが望ましい。低融点材料が金属材料であれば、第一集電極の抵抗値を小さくできるため、電気めっきにより第二集電極が形成される場合に、第二集電極の膜厚の均一性を高めることができる。また、低融点材料が金属材料であれば、光電変換部５０と集電極７との間の接触抵抗を低下させることも可能となる。
低融点材料としては、低融点金属材料の単体もしくは合金、複数の低融点金属材料の混合物を好適に用いることができる。低融点金属材料としては、例えば、インジウムやビスマス、ガリウム等が挙げられる。
第一集電極７１は、導電性材料として、上記の低融点材料に加えて、低融点材料よりも相対的に高温の熱流動開始温度Ｔ２を有する高融点材料を含有してもよい。第一集電極７１が高融点材料を有することで、第一集電極と第二集電極とを効率よく導通させることができ、太陽電池の変換効率を向上させることができる。
高融点材料の熱流動開始温度Ｔ２は、アニール温度Ｔａよりも高いことが好ましい。すなわち、第一集電極７１が低融点材料および高融点材料を含有する場合、低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１、高融点材料の熱流動開始温度Ｔ２、およびアニール処理におけるアニール温度Ｔａは、Ｔ１＜Ｔａ＜Ｔ２を満たすことが好ましい。高融点材料は、絶縁性材料であっても導電性材料であってもよいが、第一集電極の抵抗をより小さくする観点から導電性材料が好ましい。導電性の高融点材料としては、例えば、銀、アルミニウム、銅などの金属材料の単体もしくは、複数の金属材料を好ましく用いることができる。
第一集電極７１が低融点材料と高融点材料とを含有する場合、その含有比は、低融点材料粗大化による断線の抑止や、第一集電極の導電性、絶縁層への開口部の形成容易性（第二集電極の金属析出の起点数の増大）等の観点から、適宜に調整される。
第一集電極７１の材料として、例えば、金属粒子等の粒子状低融点材料が用いられる場合、アニール処理による絶縁層への開口の形成を容易とする観点から、低融点材料の粒径ＤＬは、第一集電極の膜厚ｄの１／２０以上であることが好ましく、１／１０以上であることがより好ましい。低融点材料の粒径ＤＬは、０．２５μｍ以上が好ましく、０．５μｍ以上がより好ましい。また、第一集電極７１が、スクリーン印刷等の印刷法により形成される場合、粒子の粒径は、スクリーン版のメッシュサイズ等に応じて適宜に設定され得る。
第一集電極７１の材料として上記のような低融点材料と高融点材料との組合せ以外に、材料の大きさ（例えば、粒径）等を調整することにより、アニール処理時の加熱による第一集電極の断線を抑制し、変換効率を向上させることも可能である。例えば、銀、銅、金等の高い融点を有する材料も、粒径が１μｍ以下の微粒子であれば、融点よりも低温の２００℃程度あるいはそれ以下の温度Ｔ１’で焼結ネッキング（微粒子の融着）を生じるため、本発明の「低融点材料」として用いることができる。このような焼結ネッキングを生じる材料は、焼結ネッキング開始温度Ｔ１’以上に加熱されると、微粒子の外周部付近に変形が生じるため、第一集電極の表面形状を変化させ、絶縁層９に開口部を形成することができる。また、微粒子が焼結ネッキング開始温度Ｔ１’以上に加熱された場合であっても、融点Ｔ２’未満の温度であれば微粒子は固相状態を維持するため、図１０に示すような材料の粗大化による断線が生じ難い。すなわち、金属微粒子等の焼結ネッキングを生じる材料は、本発明における「低融点材料」でありながら、「高融点材料」としての側面も有しているといえる。
このような焼結ネッキングを生じる材料では、焼結ネッキング開始温度Ｔ１’＝熱流動開始温度Ｔ１と定義できる。図１１は、焼結ネッキング開始温度について説明するための図である。図１１（Ａ）は、焼結前の粒子を模式的に示す平面図である。焼結前であることから、粒子は互いに点で接触している。図１１（Ｂ）および図１１（Ｃ）は、焼結が開始した後の粒子を、各粒子の中心を通る断面で切ったときの様子を模式的に示す断面図である。図１１（Ｂ）は焼結開始後（焼結初期段階）、図１１（Ｃ）は、図１１（Ｂ）から焼結が進行した状態を示している。図１１（Ｂ）において、粒子Ａ（半径ｒＡ）と粒子Ｂ（半径ｒＢ）との粒界は長さａＡＢの点線で示されている。
焼結ネッキング開始温度Ｔ１’は、ｒＡとｒＢの大きい方の値ｍａｘ（ｒＡ，ｒＢ）と、粒界の長さａＡＢとの比、ａＡＢ／ｍａｘ（ｒＡ，ｒＢ）が、０．１以上となるときの温度で定義される。すなわち、少なくとも一対の粒子のａＡＢ／ｍａｘ（ｒＡ，ｒＢ）が０．１以上となる温度を焼結ネッキング開始温度という。なお、図１１（Ａ）〜図１１（Ｃ）では単純化のために、粒子を球形として示しているが、粒子が球形でない場合は、粒界近傍における粒子の曲率半径を粒子の半径とみなす。また、粒界近傍における粒子の曲率半径が場所によって異なる場合は、測定点の中で最も大きな曲率半径を、その粒子の半径とみなす。例えば、図１２（Ａ）に示すように、焼結を生じた一対の微粒子Ａ，Ｂ間には、長さａＡＢの粒界が形成されている。この場合、粒子Ａの粒界近傍の形状は、点線で示された仮想円Ａの弧で近似される。一方、粒子Ｂの粒界近傍は、一方が破線で示された仮想円Ｂ１の弧で近似され、他方が実線で示された仮想円Ｂ２の弧で近似される。図１２（Ｂ）に示されるように、ｒＢ２＞ｒＢ１であるため、ｒＢ２を粒子Ｂの半径ｒＢとみなす。なお、上記の仮想円は、断面もしくは表面の観察像の白黒２値化処理により境界を定め、粒界近傍の境界の座標に基づいて最小二乗法により中心座標および半径を算出する方法により、決定できる。なお、上記の定義により焼結ネッキング開始温度を厳密に測定することが困難な場合は、微粒子を含有する第一集電極を形成し、加熱により絶縁層に開口部（き裂）が生じる温度を焼結ネッキング開始温度とみなすことができる。また、絶縁層形成時に加熱が行われる場合は、絶縁層形成時の加熱により開口部（き裂）が生じる温度を焼成ネッキング開始温度とみなすことができる。
第一集電極の導電性材料としては、上記低融点材料を含有しないものを用いることもできる。例えば、第一集電極の導電性材料として、上記高融点材料のみを含有するものを用いることができる。第一集電極が低融点材料を含有しない場合であっても、上述のように、第一集電極を覆うように絶縁層を製膜した後、絶縁層に開口部を別途形成する等の方法により、第一集電極上の絶縁層に開口部を形成することができる。
第一集電極の形成材料には、上記の導電性材料（例えば、低融点材料および／または高融点材料等）に加えて、絶縁性材料が含有されていてもよい。絶縁性材料を含有する第一集電極の形成材料としては、バインダー樹脂等を含有するペースト等を好ましく用いることができる。また、スクリーン印刷法により形成された第一集電極の導電性を十分向上させるためには、熱処理により第一集電極を硬化させることが望ましい。したがって、ペーストに含まれるバインダー樹脂としては、上記乾燥温度にて硬化させることができる材料を用いることが好ましく、エポキシ系樹脂、フェノール系樹脂、アクリル系樹脂等が適用可能である。
第一集電極７１は、インクジェット法、スクリーン印刷法、導線接着法、スプレー法、真空蒸着法、スパッタ法等の公知技術によって作製できる。第一集電極７１は、櫛形等の所定形状にパターン化されていることが好ましい。パターン化された第一集電極の形成には、生産性の観点からスクリーン印刷法が適している。スクリーン印刷法では、導電性材料を含む印刷ペースト、および集電極のパターン形状に対応した開口パターンを有するスクリーン版を用いて、集電極パターンを印刷する方法が好ましく用いられる。
印刷ペーストとして、溶剤を含む材料が用いられる場合には、溶剤を除去するための乾燥工程が必要となる。前述のごとく、この場合の乾燥温度は、光電変換部の耐熱温度よりも低いことが好ましい。例えば、光電変換部に透明電極層や非晶質シリコン系薄膜等を有する場合、乾燥温度は２５０℃以下であることが好ましく、２００℃以下であることがより好ましい。また、低融点材料を含有する印刷ペーストを用いる場合、乾燥温度は、低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１よりも低温であることが好ましい。乾燥時間は、例えば５分間〜１時間程度で適宜に設定され得る。
第一集電極に含まれる導電性材料の種類、粒子径、含有量等を適宜調整することにより、Ｒａ１を所定の範囲に容易に設定できる。特に、導電性材料として低融点材料を用いる場合、低融点材料の粒子径や含有量等を適宜調整することにより、容易にＲａ１を上記範囲に設定することができる。Ｒａ１を所定範囲にすることで、その上に形成する第二集電極との密着性を向上させることができる。
例えば、第一集電極の形成に印刷ペーストを用いる場合、印刷ペーストの粘度は、２０Ｐａ・ｓ以上５００Ｐａ・ｓ以下が好ましい。印刷ペーストの粘度を上記範囲とすることで、第一集電極のＲａ１をより容易に所定の範囲にすることが可能となる。印刷ペーストの粘度を２０Ｐａ・ｓ以上とすることにより、第一集電極の線幅に対する厚みの比（アスペクト比）を高くすることができ、遮光ロスやライン抵抗を軽減することができる。印刷ペーストの粘度は、５０Ｐａ・ｓ以上であることがより好ましく、８０Ｐａ・ｓ以上であることが特に好ましい。また、透明導電層とのコンタクトを良好にするために、印刷ペーストの粘度は、５００Ｐａ・ｓ以下であることが好ましく、４００Ｐａ・ｓ以下であることがより好ましく、３００Ｐａ・ｓ以下であることが特に好ましい。
第一集電極は、複数の層から構成されてもよい。例えば、光電変換部表面の透明電極層との接触抵抗が低い下層と、低融点材料を含む上層とからなる積層構造であってもよい。このような構造によれば、透明電極層との接触抵抗の低下に伴う太陽電池の曲線因子向上が期待できる。また、低融点材料含有層と高融点材料含有層との積層構造とすることにより、第一集電極のさらなる低抵抗化が期待できる。
（絶縁層）
上述のとおり、めっき法により第二集電極７２が形成される場合、第一集電極７１上には、絶縁層９が形成されることが好ましい。ここで、第一集電極７１が所定のパターン（例えば櫛形）に形成された場合、光電変換部５０の表面上には、第一集電極７１が形成されている第一集電極形成領域と、第一集電極７１が形成されていない第一集電極非形成領域とが存在する。
絶縁層９は、少なくとも第一集電極非形成領域に形成される。絶縁層９は、第一集電極非形成領域の全面に形成されることが好ましい。絶縁層が第一集電極非形成領域の全面に形成されている場合、めっき法により第二集電極が形成される際に、光電変換部や透明電極層をめっき液から化学的および電気的に保護することが可能となる。例えば、ヘテロ接合太陽電池のように光電変換部５０の表面に透明電極層が形成されている場合は、透明電極層の表面に絶縁層が形成されることで、透明電極層とめっき液との接触が抑止され、透明電極層上への金属層（第二集電極）の析出を防ぐことができる。
第一集電極７１の形成後に絶縁層９が形成される場合、絶縁層９は、第一集電極形成領域上にも形成されていることが好ましい。すなわち、第一集電極を被覆するように絶縁層が形成されることにより、めっき液から光電変換部を保護することができる。また、生産性の観点からも、第一集電極形成領域と第一集電極非形成領域との全体に絶縁層が形成されることがより好ましい。
一般的に、遮光損を低減させる観点から細線化した集電極が好ましく用いられる。この場合、第一集電極と第二集電極との間の密着性をより向上させることが望まれている。
第一集電極と第二集電極との間に絶縁層を形成する場合、第一集電極のＲａ１を所定の範囲にすることにより、絶縁層の第二集電極側の表面に凹凸構造を容易に形成することができ、その上に形成される第二集電極との密着性が向上すると考えられる。その結果、集電極を細線化した際も、第一集電極と第二集電極の間の剥離防止効果が期待できる。これにより、歩留まりの向上（剥がれ防止による効果）や遮光損の低減（細線化による効果）などが期待できる。
絶縁層９の材料としては、電気的に絶縁性を示す材料が用いられる。また、絶縁層９は、めっき液に対する化学的安定性を有する材料であることが望ましい。めっき液に対する化学的安定性が高い材料を用いることにより、第二集電極形成時のめっき工程中に、絶縁層が溶解しにくく、光電変換部表面へのダメージが生じにくくなる。また、めっき工程前において第一集電極非形成領域上に絶縁層９が形成される場合、絶縁層９は、光電変換部５０との付着強度が大きいことが好ましい。例えば、ヘテロ接合太陽電池では、絶縁層９は、光電変換部５０表面の透明電極層６ａとの付着強度が大きいことが好ましい。透明電極層と絶縁層との付着強度を大きくすることにより、めっき工程中に、絶縁層が剥離しにくくなり、透明電極層上への金属の析出を防ぐことができる。
絶縁層９には、光吸収が少ない材料を用いることが好ましい。絶縁層９は、光電変換部５０の光入射面側に形成されるため、絶縁層による光吸収が小さければ、より多くの光を光電変換部へ取り込むことが可能となる。例えば、絶縁層９が透過率９０％以上の十分な透明性を有する場合、絶縁層での光吸収による光学的な損失が小さく、第二集電極形成後に絶縁層を除去することなく、そのまま太陽電池として使用することができる。そのため、太陽電池の製造工程を単純化でき、生産性をより向上させることが可能となる。絶縁層９が除去されることなくそのまま太陽電池として使用される場合、絶縁層９は、透明性に加えて、十分な耐候性、および熱・湿度に対する安定性を有する材料を用いることがより望ましい。
絶縁層の材料は、無機絶縁性材料でも有機絶縁性材料でもよいが、無機絶縁性材料が好ましい。無機絶縁性材料としては、めっき液耐性や透明性の観点から、酸化シリコン、窒化シリコン、酸化窒化シリコン、酸化アルミニウム、サイアロン（ＳｉＡｌＯＮ）、酸化イットリウム、酸化マグネシウム、チタン酸バリウム、酸化サマリウム、タンタル酸バリウム、酸化タンタル、フッ化マグネシウム、酸化チタン、チタン酸ストロンチウム等が好ましく用いられる。中でも、電気的特性や透明電極層との密着性等の観点からは、酸化シリコン、窒化シリコン、酸化窒化シリコン、酸化アルミニウム、サイアロン（ＳｉＡｌＯＮ）、酸化イットリウム、酸化マグネシウム、チタン酸バリウム、酸化サマリウム、タンタル酸バリウム、酸化タンタル、フッ化マグネシウム等が好ましく、屈折率を適宜に調整し得る観点からは、酸化シリコンや窒化シリコン等が特に好ましく用いられる。なお、これらの無機材料は、化学量論的（ｓｔｏｉｃｈｉｏｍｅｔｒｉｃ）組成を有するものに限定されず、酸素欠損等を含むものであってもよい。有機絶縁性材料としては、例えば、ポリエステル、エチレン酢酸ビニル共重合体、アクリル、エポキシ、ポリウレタン等の材料を用いることができる。
絶縁層９の膜厚は、絶縁層の材料や形成方法に応じて適宜設定される。低融点材料を含む第一集電極を用いて、第一集電極上にも絶縁層を形成する場合、絶縁層９の膜厚は、アニール処理における第一集電極の表面形状の変化に伴って生じる界面の応力等によって、絶縁層に開口部が形成され得る程度に薄いことが好ましい。かかる観点から、絶縁層９の膜厚は、１０００ｎｍ以下であることが好ましく、５００ｎｍ以下であることがより好ましい。また、第一集電極非形成部における絶縁層９の光学特性や膜厚を適宜設定することで、光反射特性を改善し、太陽電池内部へ導入される光量を増加させ、変換効率をより向上させることが可能となる。このような効果を得るためには、絶縁層９の屈折率が、光電変換部５０表面の屈折率よりも低いことが好ましい。また、絶縁層９に好適な反射防止特性を付与する観点から、膜厚は３０ｎｍ〜２５０ｎｍの範囲内で設定されることが好ましく、５０ｎｍ〜２５０ｎｍの範囲内で設定されることがより好ましい。なお、第一集電極上にも絶縁層を形成する場合、第一集電極形成領域上の絶縁層の膜厚と第一集電極非形成領域上の絶縁層の膜厚は異なっていてもよい。例えば、第一集電極形成領域では、アニール処理による開口部の形成を容易とする観点で絶縁層の膜厚が設定され、第一集電極非形成領域では、適宜の反射防止特性を有する光学膜厚となるように絶縁層の膜厚が設定されてもよい。
一方、無機絶縁性材料をペースト等の形態で塗布することにより絶縁層を形成する場合、絶縁層の膜厚は、テクスチャの凹部や凸部が満たされるように１μｍ以上が好ましく、３μｍ以上がより好ましい。また、絶縁層の膜厚は、第一集電極の高さを超えないように、１５μｍ以下が好ましく、１０μｍ以下がより好ましい。
ヘテロ接合太陽電池のように、光電変換部５０の表面に透明電極層（一般には屈折率：１．９〜２．１程度）を有する場合、界面での光反射防止効果を高めて太陽電池内部へ導入される光量を増加させるために、絶縁層の屈折率は、空気（屈折率＝１．０）と透明電極層との中間的な値であることが好ましい。また、太陽電池が封止されてモジュール化される場合、絶縁層の屈折率は、封止材と透明電極層の中間的な値であることが好ましい。かかる観点から、絶縁層９の屈折率は、例えば１．４〜１．９が好ましく、１．５〜１．８がより好ましく、１．５５〜１．７５がさらに好ましい。屈折率を上記範囲にすることで、めっき液に対する撥水性を抑制できることから、めっき層の膜厚、膜質等を容易に調整できると考えられる。
絶縁層の屈折率は、絶縁層の材料、組成等により所望の範囲に調整され得る。例えば、酸化シリコンの場合は、酸素含有量を小さくすることにより、屈折率が高くなる。なお、本明細書における屈折率は、特に断りがない限り、波長５５０ｎｍの光に対する屈折率であり、分光エリプソメトリーにより測定される値である。また、絶縁層の屈折率に応じて、反射防止特性が向上するように絶縁層の光学膜厚（屈折率×膜厚）が設定されることが好ましい。
絶縁層は、公知の方法を用いて形成できる。例えば、酸化シリコンや窒化シリコン等の無機絶縁性材料の場合は、プラズマＣＶＤ法、スパッタ法等の乾式法が好ましく用いられる。また、有機絶縁性材料の場合は、スピンコート法、スクリーン印刷法等の湿式法が好ましく用いられる。これらの方法によれば、ピンホール等の欠陥が少なく、緻密な構造の膜を形成することが可能となる。
中でも、図６に示すヘテロ接合太陽電池のように、光電変換部５０の表面にテクスチャ構造（凹凸構造）を有する場合、テクスチャの凹部や凸部に精度よく膜形成できる観点から、絶縁層はプラズマＣＶＤ法またはスクリーン印刷法により形成されることが好ましい。緻密性が高い絶縁層を用いることにより、めっき処理時の透明電極層へのダメージを低減できることに加えて、透明電極層上への金属の析出を防止することができる。このように緻密性が高い絶縁膜は、図６のヘテロ接合太陽電池におけるシリコン系薄膜３ａのように、光電変換部５０内部の層に対しても、水や酸素などのバリア層として機能し得るため、太陽電池の長期信頼性の向上の効果も期待できる。
第一集電極７１と第二集電極７２との間に絶縁層９が形成される場合、この絶縁層９は、第一集電極７１と第二集電極７２との付着力の向上にも寄与し得る。例えば、第一集電極としての銀層上に、めっき法により第二集電極として銅層が形成される場合、銀層と銅層との付着力は小さい。一方、酸化シリコン等の絶縁層上に銅層が形成されることにより、第二集電極の付着力が高められ、太陽電池の信頼性向上が期待される。
上述のように、例えば、第一集電極７１が低融点材料を含有する場合、第一集電極７１上に絶縁層９が形成された後かつ第二集電極７２が形成される前に、アニール処理が行われる。アニール処理時に、第一集電極７１が低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１よりも高温に加熱され、低融点材料が流動状態となるために、第一集電極の表面形状が変化する。この変化に伴って、その上に形成される絶縁層９に開口部９ｈが形成される。したがって、その後のめっき工程において、第一集電極７１の表面の一部が、めっき液に曝されて導通するため、図８（Ｅ）に示すように、この導通部を起点として金属を析出させることが可能となる。
アニール処理時におけるアニール温度（加熱温度）Ｔａは、低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１よりも高温、すなわちＴ１＜Ｔａであることが好ましい。アニール温度Ｔａは、第一集電極の材料の組成や含有量等に応じて適宜設定され得る。また、前述のごとく、アニール温度Ｔａは、光電変換部５０の耐熱温度よりも低温であることが好ましい。
なお、絶縁層への開口部の形成方法は、絶縁層形成後にアニール処理を行う方法に限定されず、図８（Ｃ）’に示したように、基板を加熱しながら絶縁層が形成されることで、絶縁層の形成と略同時に開口部が形成されてもよい。絶縁層形成工程においてアニール処理を行う場合、絶縁層の材料および組成、製膜条件（製膜方法、基板温度、導入ガスの種類および導入量、製膜圧力、パワー密度等）を適宜調整することにより、絶縁層に開口部を形成することができる。
（第二集電極）
第二集電極７２は、第一集電極７１を導電性下地層としてめっき法により形成することが好ましい。図８のように、開口部９ｈを有する絶縁層９が形成された後、第一集電極形成領域の絶縁層９上に第二集電極７２が形成される。
第二集電極は、無電解めっき法、電解めっき法のいずれでも形成され得るが、生産性の観点から、電解めっき法が好適である。電解めっき法では、金属の析出速度を大きくすることができるため、第二集電極を短時間で形成することができる。
第二集電極として析出させる金属は、めっき法で形成できる材料であれば特に限定されず、例えば、銅、ニッケル、錫、アルミニウム、クロム、銀、金、亜鉛、鉛、パラジウム等、あるいはこれらの混合物を用いることができる。
第二集電極は、表面粗さＲａ２が１．０μｍ〜１０．０μｍであることが好ましい。第二集電極の表面粗さＲａ２を上記範囲とすることにより、太陽電池をモジュール化する際の、配線材の導電体と集電極との密着性を高めることができる。その結果、配線材の導電体と集電極との接続性を向上でき、モジュール初期性能および信頼性を向上させることが可能となる。Ｒａ２は、１．５μｍ以上がより好ましく、３．０μｍ以上がさらに好ましい。また、配線材の導電体と集電極との接続性を向上させる観点から、Ｒａ２は９．０μｍ以下がより好ましく、５．０μｍ以下がさらに好ましい。
Ｒａ２を上記範囲内に調整する方法としては、例えば、第二集電極の下に形成される層の表面の凹凸形状を調整する方法、第二集電極の形成条件を調整する方法、機械的研磨法等が挙げられる。中でも、太陽電池に与えるダメージをより抑制できる観点から、第二集電極の下に形成される層の表面の凹凸形状を調整する方法が好ましく、第二集電極の下に形成される層の表面の凹凸形状を調整し、かつ、第二集電極の形成条件を調整する方法がより好ましい。
第二集電極の下に形成される層の表面凹凸を調整する方法としては、例えば、第一集電極の表面粗さＲａ１を調整する方法等が挙げられる。また、第一集電極と第二集電極との間に絶縁層を有する場合には、第一集電極上に形成する絶縁層の表面粗さ、膜厚、製膜条件、水との接触角等を調整することでも、Ｒａ２を上記範囲内に調整することができる。
第二集電極をめっき法により形成する場合、第二集電極の形成条件を調整する方法としては、例えば、めっき液の温度、めっき時間、めっき時の電流等の条件を調整し、膜厚を制御する方法等が挙げられる。
第二集電極が、第一層および第二層の２層構成である場合、第二集電極の表面粗さ（第二集電極の第二層の表面粗さ）Ｒａ２は、上述の第一集電極の場合と同様に、第二集電極の第一層の表面形状を調整することにより、適宜調整することができる。
上述のように、第二集電極の表面粗さＲａ２は、その下に形成される第一集電極の表面粗さＲａ１や絶縁層の表面粗さの影響を受ける。したがって、Ｒａ１を調整することにより、絶縁層の表面粗さやＲａ２を所定の範囲に調整することができる。前述のように、Ｒａ１は１．０μｍ〜１０．０μｍが好ましく、３．０μｍ〜８．０μｍがより好ましく、６．０μｍ〜８．０μｍがさらに好ましい。
図１〜図４に示したように、太陽電池モジュール２００においては、配線材３４の導電体３４２と太陽電池１００の集電極７が接続されることで、配線材３４と太陽電池１００とが接続される。図２に示したように、受光面側の集電極７は、光を取り込むためにパターン状に形成されている。このようなパターン状の集電極上に配線材を接続させる場合、集電極の表面粗さが大きすぎたり、小さすぎたりすると、接続不良が生じやすくなるため、太陽電池モジュールの初期性能が低下したり、信頼性が低下したりするといった問題点が生じる。これに対し、本発明においては、所定の表面粗さを有する集電極を形成することにより、太陽電池モジュールを作製する際の、配線材の導電体と集電極との密着性を高めることができる。その結果、配線材の導電体と集電極との接続性を向上でき、モジュール初期性能および信頼性を向上させることが可能となる。
太陽電池の動作時（発電時）には、電流は主として第二集電極を流れる。そのため、第二集電極での抵抗損を抑制する観点から、第二集電極のライン抵抗は、できる限り小さいことが好ましい。具体的には、第二集電極のライン抵抗は、１Ω／ｃｍ以下であることが好ましく、０．５Ω／ｃｍ以下であることがより好ましい。一方、第一集電極のライン抵抗は、電気めっきの際の下地層として機能し得る程度に小さければよく、例えば、５Ω／ｃｍ以下にすればよい。
第二集電極をめっき法により形成する場合、めっき液としては、例えば硫酸銅、硫酸、および水を主成分とする公知の組成の酸性銅めっき液が使用可能であり、これに０．１〜１０Ａ／ｄｍ２の電流を流すことにより、第二集電極である金属を析出させることができる。適切なめっき時間は、集電極の面積、電流密度、陰極電流効率、設定膜厚等に応じて適宜設定される。
めっき液温度、電流密度、めっき時間等の条件を変更することで、金属析出のレートまたは膜質等の調整が可能であり、第二集電極の表面凹凸を調整することができる。例えば、めっき液の温度を２０〜４０℃、電流密度を３〜６Ａ／ｄｍ２、めっき時間を３〜６分程度とすることにより、析出する金属の膜質を調整でき、第二集電極の表面粗さＲａ２を容易に所定の範囲に調整できる。
第二集電極が２層以上から構成される場合、少なくとも１層がめっき法により形成されることが好ましく、いずれもめっき法により形成されることがより好ましい。例えば、第二集電極の第一層をめっき法により形成し、第二集電極の第二層もめっき法で形成することが好ましく、第二集電極の第一層および第二層を電解めっき法で形成することがより好ましい。この際、第一層を形成するためのめっき液としては、上述の酸性銅めっき液を用い、第二層を形成するためのめっき液としては、別のめっき液、例えば、錫イオン、メタンスルホン酸を主成分とするアルキルスルホン酸を含んだ水溶液を用いることが好ましい。この場合、錫イオンは、メタンスルホン酸錫等のアルキルスルホン酸錫から供給されることが好ましい。
錫イオン、メタンスルホン酸を主成分とするアルキルスルホン酸、添加剤および水を主成分とする公知の組成のめっき液に０．１〜１０Ａ／ｄｍ２の電流を流すことにより、第二集電極の第二層である金属を析出させることができる。適切なめっき時間は、集電極の面積、電流密度、陰極電流効率、設定膜厚等に応じて適宜設定される。
めっき液温度、電流密度、めっき時間等の条件を変更することで、金属析出のレートや膜質等の調整が可能であり、第二集電極の第二層の表面凹凸を調整することができる。例えば、第二集電極の第二層を形成するためのめっき液の温度を２０〜４０℃、電流を０．５〜４Ａ／ｄｍ２、めっき時間を１〜６分程度とすることにより、析出する金属の膜質を調整でき、第二集電極の第二層の表面粗さＲａ２を容易に所定の範囲に調整できる。
めっき工程の後には、めっき液除去工程を設けて、基板の表面に残留しためっき液を除去することが好ましい。めっき液除去工程を設けることによって、アニール処理で形成された絶縁層９の開口部９ｈ以外を起点として析出し得る金属を除去することができる。開口部９ｈ以外を起点として析出する金属としては、例えば絶縁層９のピンホール等を起点とするものが挙げられる。めっき液除去工程によってこのような金属が除去されることによって、遮光損が低減され、太陽電池特性をより向上させることが可能となる。
めっき工程の後には、絶縁層除去工程が行われてもよい。特に、絶縁層として光吸収の大きい材料が用いられる場合は、絶縁層の光吸収による太陽電池特性の低下を抑制するために、絶縁層除去工程が行われることが好ましい。絶縁層の除去方法は、絶縁層材料の特性に応じて適宜選択される。なお、絶縁層として光吸収の小さい材料が用いられる場合は、絶縁層除去工程が行われる必要はない。
（裏面電極）
上述のとおり、第一裏面電極８１の製膜方法としては、スパッタ法や真空蒸着法等の物理気相堆積法や、スクリーン印刷等の印刷法等が挙げられる。また、第二裏面電極８２の製膜方法としては、めっき法、蒸着法等が挙げられる。第二裏面電極８２が第一層８２１および第二層８２２の２層から構成される場合、第一層８２１の製膜方法としては、めっき法、蒸着法等が挙げられ、第二層８２２の製膜方法としては、スパッタ法や真空蒸着法、めっき法等が挙げられる。
第二裏面電極が１層である場合、第一裏面電極／第二裏面電極の材料としては、銀／銅、アルミ／銅が好ましく、第二裏面電極が２層である場合、第一裏面電極／第二裏面電極の第一層／第二裏面電極の第二層の材料としては、銀／銅／ニッケル、銀／銅／錫、銀／銅／銀、アルミ／銅／ニッケル、アルミ／銅／錫が好ましく、銀／銅／錫がより好ましい。
裏面電極の膜厚は、例えば、裏面側の全面に裏面電極を製膜する場合、低抵抗化の観点から、１２００〜６０００ｎｍが好ましい。例えば、第一集電極／第二集電極の第一層／第二集電極の第二層が銀／銅／錫である裏面電極の場合、第一集電極の膜厚は８〜１００ｎｍが好ましく、第二集電極の第一層の膜厚は２００〜１０００ｎｍが好ましく、第二集電極の第二層の膜厚は１０００ｎｍ〜５０００ｎｍが好ましい。
本発明においては、受光面側の第二集電極の最表面層と裏面側の第二裏面電極の最表面層とが、同一の導電性材料を主成分とすることが好ましい。第二集電極や第二裏面電極が複数層から構成される場合、少なくとも受光面側の最表面層および裏面側の最表面層の主成分が同一の導電性材料であればよい。
太陽電池をモジュール化する際、配線材と太陽電池とを接続するために、加熱圧着により両者を接続する必要がある。この場合、集電極および裏面電極の熱膨張係数が大幅に異なっていると、接続後のセル反りに起因して、封止後にセル割れが発生する。また、温度変化に対して配線材が集電極や裏面電極から剥離し、モジュール性能が低下するといった問題が生じる。特に、半田付け等によって配線材の導電体と集電極、または配線材の導電体と裏面電極を接触させる方法では、導電性接着剤を用いた接続方法と比べて高温で接続する必要があるため、上記の問題が顕著である。これに対し、本発明のように受光面側の第二集電極の最表面層と裏面側の第二裏面電極の最表面層の主成分を同一の導電性材料にすることで、接続後のセル反り、温度変化に対する配線材の剥離を防止でき、モジュール性能の低下を抑制できる。
特に、第二集電極および第二裏面電極の導電性材料を、配線材の導電体の材料と同一にすることが好ましい。この場合、集電極と配線材との密着性、および裏面電極と配線材との密着性がより向上し、集電極や裏面電極からの配線材の剥離を防止できる。なお、第二集電極や第二裏面電極が複数層から構成される場合、最表面層の導電性材料が、配線材の導電体の材料と同一であればよい。
光電変換部の裏面のほぼ全面を覆うように裏面電極が形成されており、かつ配線材と裏面電極とが直接接続されている場合、熱により溶融した配線材の導電体が配線材の幅より拡がるため、接触面積が大きくなり、導電体が裏面電極に安定的に付着すると考えられる。導電性接着剤を介して配線材と裏面電極とが接続される場合も、導電性接着剤が熱により圧着されて拡がるため、導電性接着剤が裏面電極に安定的に付着すると考えられる。一方、裏面電極がパターン状である場合、上述の集電極と同様に、裏面電極の表面粗さを所定の範囲に調整することが好ましい。
本発明においては、第二集電極の最表面層および第二裏面電極の最表面層の主成分が同一の導電性材料である限り、これらの製膜方法等は異なっていてもよい。例えば、受光面側の第一集電極としてスクリーン印刷で銀ペーストを印刷し、第一裏面電極としてスパッタ法で銀を製膜しておき、受光面側の第二集電極としてめっき法で銅を堆積し、第二裏面電極としてスパッタ法で銅を製膜してもよい。中でも、製造工程を簡略化できるとともに、第二集電極の最表面層の線膨張係数と第二裏面電極の最表面層の線膨張係数とを近づけることができるという観点から、第二集電極の最表面層および第二裏面電極の最表面層を同一の製法で形成することが好ましい。
上述のとおり、太陽電池をモジュール化する際、第二集電極および第二裏面電極は、それぞれ配線材と接続されるため、配線材を接続する際の熱膨張や、接続後の冷却による収縮の影響を受けやすい。第二集電極の最表面層および第二裏面電極の最表面層を同一の製法で作製する場合には、容易に両者の膜厚を同程度にすることができ、それにより、熱膨張係数を近づけることができる。その結果、太陽電池の集電極からの配線材の剥離やセル割れを防ぐことができ、モジュールの信頼性を確保することができる。中でも、製造工程を大幅に簡略化できるため、第二集電極の最表面層および第二裏面電極の最表面層がいずれもめっき法により形成されることが好ましい。この場合、第二集電極の最表面層および第二裏面電極の最表面層は、それぞれ別の工程で形成されてもよいが、製造工程を簡略化できる観点から、同時に形成されることが好ましい。
第二集電極および第二裏面電極が複数層から構成される場合、最表面層以外の層についても、第二集電極の第ｎ層および第二裏面電極の第ｎ層（ｎは自然数）が、いずれも同一の導電性材料を主成分として形成されることが好ましく、いずれもめっき法により形成されることが好ましい。例えば、第二集電極および第二裏面電極が各々２層により構成される場合、第二層同士の主成分を同一の導電性材料とするだけでなく、第一層同士の主成分も同一の導電性材料とすることで、第二集電極の第一層と第二裏面電極の第一層の熱膨張係数も同程度にすることができるため、配線材の熱圧着の際の影響をより防止することができる。
以上、ヘテロ接合太陽電池を例に挙げて説明したが、ヘテロ接合太陽電池のように結晶シリコン基板を用いた太陽電池は、電流量が大きいため、一般に、透明電極層／集電極間の接触抵抗の損失による発電ロスが顕著となる傾向がある。これに対して、本発明では、第一集電極と第二集電極を有する集電極は、透明電極層との接触抵抗が低いため、接触抵抗に起因する発電ロスを低減することが可能となる。
また、本発明は、ヘテロ接合太陽電池以外の結晶シリコン太陽電池や、ＧａＡｓ等のシリコン以外の半導体基板が用いられる太陽電池、非晶質シリコン系薄膜や結晶質シリコン系薄膜のｐｉｎ接合あるいはｐｎ接合上に透明電極層が形成されたシリコン系薄膜太陽電池や、ＣＩＳ，ＣＩＧＳ等の化合物半導体太陽電池、色素増感太陽電池や有機薄膜（導電性ポリマー）等の有機薄膜太陽電池のような各種の太陽電池に適用可能である。
以下、図６に示すヘテロ接合太陽電池に関する実施例を挙げて、本発明を具体的に説明するが、本発明は以下の実施例に限定されるものではない。
［表面粗さ測定］
キーエンス社製のレーザー顕微鏡ＶＫ−８５１０を用いて、ＪＩＳ Ｂ ０６０１：２００１（ＩＳＯ ４２８７：１９９７に対応）に基づいて、第一集電極および第二集電極のそれぞれの表面粗さＲａ１およびＲａ２を測定した。この際、第一集電極の表面粗さは、第二集電極を形成する前に測定した。また、第二集電極が２層構造である場合、第一層の表面粗さは、第二層を形成する前に測定した。
［粘度測定］
印刷ペーストの粘度は、株式会社ブルックフィールド社製の回転式粘度計により、溶液温度２５℃、回転速度１０ｒｐｍで測定した。
（比較例１）
比較例１のヘテロ接合太陽電池を、以下のようにして製造した。
一導電型単結晶シリコン基板として、入射面の面方位が（１００）で、厚みが２００μｍのｎ型単結晶シリコンウェハを用い、このシリコンウェハを２重量％のＨＦ水溶液に３分間浸漬し、表面の酸化シリコン膜が除去された後、超純水によるリンスが２回行われた。このシリコン基板を、７０℃に保持された５／１５重量％のＫＯＨ／イソプロピルアルコール水溶液に１５分間浸漬し、ウェハの表面をエッチングすることでテクスチャが形成された。その後に超純水によるリンスが２回行われた。原子間力顕微鏡（ＡＦＭ パシフィックナノテクノロジー社製）により、ウェハの表面観察を行ったところ、ウェハの表面はエッチングが最も進行しており、（１１１）面が露出したピラミッド型のテクスチャが形成されていた。
エッチング後のウェハがＣＶＤ装置へ導入され、その光入射側に、真性シリコン系薄膜２ａとしてｉ型非晶質シリコンが５ｎｍの膜厚で製膜された。ｉ型非晶質シリコンの製膜条件は、基板温度：１７０℃、圧力：１００Ｐａ、ＳｉＨ４／Ｈ２流量比：３／１０、投入パワー密度：０．０１１Ｗ／ｃｍ２であった。なお、本実施例における薄膜の膜厚は、ガラス基板上に同条件にて製膜された薄膜の膜厚を、分光エリプソメーター（商品名Ｍ２０００、ジェー・エー・ウーラム社製）にて測定することにより求められた製膜速度から算出された値である。
ｉ型非晶質シリコン層２ａ上に、逆導電型シリコン系薄膜３ａとしてｐ型非晶質シリコンが７ｎｍの膜厚で製膜された。ｐ型非晶質シリコン層３ａの製膜条件は、基板温度が１７０℃、圧力６０Ｐａ、ＳｉＨ４／Ｂ２Ｈ６流量比が１／３、投入パワー密度が０．０１Ｗ／ｃｍ２であった。なお、上記でいうＢ２Ｈ６ガス流量は、Ｈ２によりＢ２Ｈ６濃度が５０００ｐｐｍまで希釈された希釈ガスの流量である。
次にウェハの裏面側に、真性シリコン系薄膜２ｂとしてｉ型非晶質シリコン層が６ｎｍの膜厚で製膜された。ｉ型非晶質シリコン層２ｂの製膜条件は、上記のｉ型非晶質シリコン層２ａの製膜条件と同様であった。ｉ型非晶質シリコン層２ｂ上に、一導電型シリコン系薄膜３ｂとしてｎ型非晶質シリコン層が４ｎｍの膜厚で製膜された。ｎ型非晶質シリコン層３ｂの製膜条件は、基板温度：１７０℃、圧力：６０Ｐａ、ＳｉＨ４／ＰＨ３流量比：１／２、投入パワー密度：０．０１Ｗ／ｃｍ２であった。なお、上記でいうＰＨ３ガス流量は、Ｈ２によりＰＨ３濃度が５０００ｐｐｍまで希釈された希釈ガスの流量である。
この上に透明電極層６ａおよび６ｂとして、各々酸化インジウム錫（ＩＴＯ、屈折率：１．９）が１００ｎｍの膜厚で製膜された。ターゲットとして酸化インジウムを用い、基板温度：室温、圧力：０．２Ｐａのアルゴン雰囲気中で、０．５Ｗ／ｃｍ２のパワー密度を印加して透明電極層の製膜が行われた。
裏面側透明電極層６ｂ上には、第一裏面電極８１として、スパッタ法により銀が１００ｎｍの膜厚で形成された。
光入射側透明電極層６ａ上には、第一集電極７１が以下のように形成された。第一集電極７１の形成には、導電性材料として低融点材料（粒径ＤＬ＝０．３〜０．７μｍの銀微粒子）を含み、さらにバインダー樹脂としてエポキシ系樹脂を含む印刷ペースト（粘度＝８０Ｐａ・ｓ）が用いられた。この印刷ペーストを、集電極パターンに対応する開口幅（Ｌ＝４０μｍ）を有する＃２３０メッシュ（開口幅：ｌ＝８５μｍ）のスクリーン版を用いて、スクリーン印刷し、１３０℃で乾燥が行われた。
第一集電極７１が形成されたウェハが、ＣＶＤ装置に投入され、絶縁層９として酸化シリコン層（屈折率：１．５）が、プラズマＣＶＤ法により１００ｎｍの厚みで光入射面側に形成された。絶縁層９の製膜条件は、基板温度：１３５℃、圧力１３３Ｐａ、ＳｉＨ４／ＣＯ２流量比：１／２０、投入パワー密度：０．０５Ｗ／ｃｍ２（周波数１３．５６ＭＨｚ）であった。製膜後、大気雰囲気において、１８０℃で２０分間、アニール処理が行われた。
以上のようにアニール処理までが行われた基板が、めっき槽に投入された。めっき液には、硫酸銅五水和物、硫酸、および塩化ナトリウムが、それぞれ１２０ｇ／ｌ、１３０ｇ／ｌ、および７０ｍｇ／ｌの濃度となるように調製された溶液に、添加剤（上村工業製：品番ＥＳＹ−２Ｂ、ＥＳＹ−Ｈ、ＥＳＹ−１Ａ）が添加されたものが用いられた。このめっき液を用いて、温度２５℃、電流密度４Ａ／ｄｍ２の条件でめっきが行われ、第一集電極７１上の絶縁層上および第一裏面電極上８１に、１０μｍ程度の厚みでそれぞれ第二集電極の第一層７２１および第二裏面電極の第一層８２１として銅が均一に析出した。第一集電極が形成されていない領域への銅の析出はほとんど見られなかった。
その後、基板が、別のめっき槽に投入された。めっき液には、錫（ＩＩ）イオンが３０ｇ／ｌ、メタンスルホン酸を主成分とするアルキルスルホン酸が１ｍｏｌ／ｌとなるように調製された溶液に、上記添加剤が添加されたものが用いられた。このめっき液を用いて、温度２５℃、電流密度２Ａ／ｄｍ２の条件でめっきが行われ、第二集電極の第一層７２１および第二裏面電極の第一層上に、３μｍ程度の厚みでそれぞれ第二集電極の第二層７２２および第二裏面電極の第二層８２２として錫が均一に析出した。第一集電極が形成されていない領域への錫の析出はほとんど見られなかった。以上により、第一集電極７１上に、第一層７２１および第二層７２２を有する第二集電極７２が形成され、第一裏面電極８１上に、第一層８２１および第二層８２２を有する第二裏面電極８２が形成された。その結果、光入射側透明電極層６ａ上に、第一集電極７１および第二集電極７２を有する集電極７が形成され、裏面側透明電極層６ｂ上に、第一裏面電極８１および第二裏面電極８２を有する裏面電極８が形成された。
その後、レーザー加工機によりセル外周部のシリコンウェハが０．５ｍｍの幅で除去され、ヘテロ接合太陽電池１０１が作製された。
次に、太陽電池の集電極および裏面電極上に、合金半田層でめっきされた銅箔からなる配線材をそれぞれ配置した。合金半田層は、厚みが４０μｍであり、錫６０質量％、鉛４０質量％を含有していた。その後、配線材の上部より、２５０℃の熱風で３秒加熱することで、合金半田を溶融させ、集電極と配線材と接続し、裏面電極と配線材とを接続した。
以上のように配線材を接続した太陽電池を用い、ガラス、ＥＶＡ（封止材）、太陽電池、ＥＶＡ、および裏面保護シートの順に積層させた。その後、大気圧での加熱圧着を５分間行い、ＥＶＡ樹脂で太陽電池を封止した。続いて、１５０℃にて５０分間保持して、ＥＶＡ樹脂を架橋させて、太陽電池モジュールとした。
（実施例１）
第一集電極７１形成用印刷ペーストの粘度が表１に示すように変更された点を除いて、比較例１と同様にしてヘテロ接合太陽電池が作製され、モジュール化が行われた。
（実施例２〜４、比較例２）
導電性材料として、低融点材料（粒径ＤＬ＝２５μｍ、融点Ｔ１＝１４１℃のＳｎＢｉ金属粉末）と、高融点材料（粒径ＤＨ＝２〜３μｍ、融点Ｔ２＝９７１℃の銀粉末）とを２０：８０の重量比で含み、さらにバインダー樹脂としてエポキシ系樹脂を含む印刷ペーストが、第一集電極７１形成用印刷ペーストとして用いられた。印刷ペーストの粘度および低融点材料の粒径は、表１に示すとおりであった。この印刷ペーストが用いられた点を除いて、比較例１と同様にしてヘテロ接合太陽電池が作製され、モジュール化が行われた。
（比較例３）
裏面電極として、第一裏面電極８１と第二裏面電極の第一層８２１が形成され、第二裏面電極の第二層８２２が形成されなかった点を除いて、実施例２と同様にしてヘテロ接合太陽電池が作製され、モジュール化が行われた。
（比較例４）
第一集電極形成用の印刷ペーストとして、低融点材料を含まない銀ペースト（すなわち金属材料粉末と銀粉末との比率を０：１００としたもの）が用いられ、集電極パターンに対応する形状にスクリーン印刷した後に、１８０℃で乾燥が行われた点を除いて、比較例１と同様にして第一集電極（銀電極）７１の形成までが行われた。また、比較例１と同様にして第一裏面電極（銀電極）８１の形成までが行われた。その後、絶縁層形成工程、アニール工程、第二集電極形成工程、第二裏面電極形成工程のいずれも実施せず、銀電極を集電極７および裏面電極８とするヘテロ接合太陽電池が作製され、モジュール化が行われた。
［セル特性測定およびモジュール初期性能測定］
各実施例および比較例のヘテロ接合太陽電池のセル特性およびモジュール初期性能の測定を行った。
［剥離強度試験］
めっき前後の集電極の表面粗さと、配線材を接続した集電極の剥離強度との関係を検証した。具体的には、ガラス板上に、ＩＴＯからなる膜厚１００ｎｍの透明電極層を製膜し、その上に、実施例１〜４および比較例１〜４と同様の方法で集電極を形成した。この集電極の上に、幅：１．５ｍｍ、銅厚み１５０μｍ、合金半田厚み４０μｍの配線材（合金半田層でめっきされた銅箔）を接続した。その後、剥離強度試験器（ＩＭＡＤＡ社製 ＭＸ−２０００Ｎ）を用いて、配線材（銅箔）の法線方向に沿って、４０ｍｍ／分の速度で銅箔を引張り、銅箔が剥離したときの最大荷重を剥離強度とした。
［温度サイクル試験］
ＪＩＳ Ｃ ８９１７に従い、各実施例および比較例の太陽電池モジュールの温度サイクル試験を実施した。各太陽電池モジュールにおける温度サイクル試験前の出力を各々１とし、温度サイクル試験実施後の出力との比、すなわち、サイクル試験前後での保持率を算出した。
上記の結果をまとめたものを表１に示す。なお、表１において、セル特性、モジュール初期性能および剥離強度は、比較例４を基準値（＝１）とした相対値で示されている。
実施例１〜４および比較例１〜３において、めっき工程により第二集電極として銅が析出したのは、アニール処理により第一集電極形成領域上の絶縁層に開口部が形成され、第一集電極がめっき液と接触（導通）し、この開口部を析出の起点として、めっきが行われたためである。
表１から、第一集電極７１形成用印刷ペーストの粘度または導電性材料として用いた低融点材料の粒径を変更することにより、第一集電極の表面粗さＲａ１、第二集電極の第一層の表面粗さＲａ２’、第二集電極の第二層の表面粗さＲａ２を変更できることがわかる。
比較例１と実施例１の対比、実施例２と実施例３の対比、および実施例４と比較例２の対比から、印刷ペーストの粘度を高くすると、第一集電極の表面粗さＲａ１が大きくなり、それに伴い、第二集電極の第一層の表面粗さＲａ２’、第二集電極の第二層の表面粗さＲａ２も大きくなることがわかる。また、実施例２と実施例４の対比、および実施例３と比較例２の対比を各々比較することにより、低融点材料の粒径を大きくすると、第一集電極の表面粗さＲａ１、第二集電極の第一層の表面粗さＲａ２’、および第二集電極の第二層の表面粗さＲａ２を大きくできることがわかる。
この結果から、第一集電極７１形成用印刷ペーストの粘度または導電性材料の粒径等を変更することにより、第一集電極の表面粗さＲａ１、第二集電極の第一層の表面粗さＲａ２’、第二集電極の第二層の表面粗さＲａ２を制御できると考えられる。
実施例１〜４および比較例２と比較例１との比較から、Ｒａ１を１．０μｍ以上とすることによりセル特性が向上していることがわかる。これは、Ｒａ１が１．０μｍ以上であれば、第一集電極と第二集電極の密着性が向上するためと考えられる。
表１から、剥離強度とモジュール初期性能との間に相関がみられることがわかる。実施例１〜４、比較例１および比較例２は、比較例４に比べて剥離強度およびモジュール初期性能が向上していた。Ｒａ２が１．０μｍ未満である比較例１に比べて、Ｒａ２が１．０μｍ以上である実施例１〜４および比較例２は、剥離強度およびモジュール初期性能が向上していた。実施例１〜３では、Ｒａ２が１．０μｍから大きくなるにつれて剥離強度およびモジュール初期性能が向上していた。
実施例３、実施例４および比較例２では、Ｒａ２がさらに大きくなるにつれて剥離強度およびモジュール初期性能が減少する傾向がみられた。これは、Ｒａ２が大きくなると、配線材の導電体（半田）が集電極の凸部付近にのみ付着し、導電体と集電極との付着面積が減少するためと考えられる。この結果から、Ｒａ２が３．０〜５．０μｍ程度の場合に、剥離強度およびモジュール初期性能が特に向上すると考えられる。
剥離強度は主に、第二集電極と配線材の導電体との接続性に影響を及ぼされていると考えられることから、Ｒａ２を３．０〜５．０μｍ程度とすることにより、第二集電極と配線材の導電体との接続性が特に向上すると考えられる。また、Ｒａ１を１．０μｍ以上とすることにより、第一集電極と第二集電極との密着性が向上し、剥離強度の向上に寄与すると考えられる。
実施例１〜４および比較例１〜３の太陽電池モジュールは、銀ペースト電極からなる集電極を有する比較例４の太陽電池モジュールに比べて、温度サイクル試験後の保持率が高いことがわかる。特に、実施例１〜４の太陽電池モジュールは比較例１〜３の太陽電池モジュールと比べて、温度サイクル試験後の保持率が高いことがわかる。これは、実施例１〜４の太陽電池モジュールにおいては、比較例１〜３の太陽電池に比べて、第一集電極と第二集電極との密着強度が高いことに加え、第二集電極と配線材との接続性が高いため、温度サイクル試験における膜剥がれ等の不具合が抑制されたためと考えられる。
各実施例の太陽電池モジュールにおいては、Ｒａ１≧Ｒａ２とすることで、第一集電極と第二集電極との密着強度を向上でき、さらに、Ｒａ２を１．０μｍ以上１０．０μｍ以下とすることで、第二集電極と配線材の導電体との接続性を向上できると考えられる。
さらに、実施例２と比較例３とを比較すると、実施例２の方が、剥離強度や温度サイクル試験後の保持率が高いことがわかる。比較例３では、集電極の最表面層の主成分（錫）と、裏面電極の最表面層の主成分（銅）とが異なっているのに対し、実施例２では、集電極の最表面層の主成分（錫）と、裏面電極の最表面層の主成分（錫）とが同じである。そのため、実施例２では、温度変化に対する材料の膨張および収縮の程度が受光面側と裏面側とで同程度となり、密着性が向上して剥離が生じにくくなると考えられる。
以上、実施例を用いて説明したように、本発明によれば、所定の集電極および裏面電極が形成された太陽電池を用いることにより、太陽電池モジュールの変換効率および信頼性を向上できる。
１００，１０１，１０２．太陽電池
２００．太陽電池モジュール
２０１．受光面側保護材
２０２．裏面側保護材
２０３．封止材
３４．配線材
３４１．芯材
３４２．導電体
３４３．導電性接着剤
５０．光電変換部
１．一導電型単結晶シリコン基板
２，２ａ，２ｂ．真性シリコン系薄膜
３，３ａ，３ｂ．導電型シリコン系薄膜
６，６ａ，６ｂ．透明電極層
７．集電極
７ａ．フィンガー電極
７ｂ．バスバー電極
７１．第一集電極
７１１．低融点材料
７２．第二集電極
７２１．第二集電極の第一層
７２２．第二集電極の第二層
８，８０．裏面電極
８１，８３．第一裏面電極
８２，８４．第二裏面電極
８２１，８４１．第二裏面電極の第一層
８２２，８４２．第二裏面電極の第二層
９．絶縁層
９ｈ．開口部

Claims (10)

  1. 太陽電池と配線材とを備える太陽電池モジュールであって、
    前記太陽電池は、光電変換部と、前記光電変換部の受光面側に設けられた集電極と、前記光電変換部の裏面側に設けられた裏面電極と、を有し、
    前記集電極は、前記光電変換部側から順に、第一集電極、開口部が形成された絶縁層、および第二集電極を有し、
    前記第一集電極は樹脂を含む層であり、
    前記第二集電極はめっき層であり、前記絶縁層の開口部を通じて前記第一集電極に導通されており、
    前記裏面電極は、前記光電変換部側から順に、第一裏面電極および第二裏面電極を有し、
    前記第二集電極および前記第二裏面電極は、それぞれ１層または２層以上から構成されており、
    前記第一集電極の表面粗さをＲａ１、前記第二集電極の表面粗さをＲａ２としたとき、Ｒａ１≧Ｒａ２、Ｒａ２＝１．０μｍ〜１０．０μｍを満たし、
    前記第二集電極の最表面層と前記第二裏面電極の最表面層とは、同一の導電性材料を主成分とし、
    前記配線材は、芯材と、前記芯材の表面を覆う導電体とから構成されており、
    前記太陽電池の集電極と前記配線材の導電体とが電気的に接続されており、
    前記太陽電池は、前記配線材を介して他の太陽電池と電気的に接続されている、太陽電池モジュール。
  2. 前記第一集電極は低融点材料を含み、
    前記低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１は、前記光電変換部の耐熱温度よりも低温である、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  3. 前記第二集電極が前記配線材の導電体と接する、請求項１または２に記載の太陽電池モジュール。
  4. 前記導電性材料と前記配線材の導電体とは、いずれも錫を主成分とする、請求項１〜３のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  5. 前記第二集電極は、前記光電変換部側から順に、第二集電極の第一層と第二集電極の第二層とを有し、
    前記第二裏面電極は、前記光電変換部側から順に、第二裏面電極の第一層と第二裏面電極の第二層とを有し、
    前記第二集電極の第二層と前記第二裏面電極の第二層とは、同一の前記導電性材料を主成分とする、請求項１〜４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  6. 前記裏面電極がパターン状に形成されている、請求項１〜５のいずれか１項に記載の太陽電池モジュール。
  7. 請求項１〜６のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールを製造する方法であって、
    光電変換部の受光面側に集電極を形成する工程と、
    前記光電変換部の裏面側に裏面電極を形成する工程と、を有し、
    前記集電極を形成する工程は、前記光電変換部側から、樹脂を含むペーストを用いて第一集電極を形成する工程と、前記第一集電極上に開口部が形成された絶縁層を形成する工程と、前記絶縁層の開口部を通じて前記第一集電極に導通されるようにめっき法により第二集電極を形成する工程とを有し、
    前記裏面電極を形成する工程は、前記光電変換部側から、第一裏面電極を形成する工程と、第二裏面電極を形成する工程とを有する、太陽電池モジュールの製造方法。
  8. 前記第二裏面電極が、めっき法により形成される、請求項７に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  9. 前記第二集電極の最表面層および前記第二裏面電極の最表面層が同時に形成される、請求項８に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  10. 前記第一集電極は低融点材料を含み、
    前記絶縁層を形成した後かつ前記第二集電極を形成する前、または、前記絶縁層を形成する際に、前記低融点材料の熱流動開始温度Ｔ１よりも高温のアニール温度Ｔａで、前記第一集電極のアニール処理が行われ、前記絶縁層に前記開口部が形成される、請求項７〜９のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
JP2016510514A 2014-03-26 2015-03-26 太陽電池モジュールおよびその製造方法 Active JP6550042B2 (ja)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2014064263 2014-03-26
JP2014064263 2014-03-26
PCT/JP2015/059509 WO2015147225A1 (ja) 2014-03-26 2015-03-26 太陽電池モジュールおよびその製造方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JPWO2015147225A1 JPWO2015147225A1 (ja) 2017-04-13
JP6550042B2 true JP6550042B2 (ja) 2019-07-24

Family

ID=54195729

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2016510514A Active JP6550042B2 (ja) 2014-03-26 2015-03-26 太陽電池モジュールおよびその製造方法

Country Status (3)

Country Link
US (1) US10193007B2 (ja)
JP (1) JP6550042B2 (ja)
WO (1) WO2015147225A1 (ja)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10522774B2 (en) * 2015-10-22 2019-12-31 The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University Solar cell comprising an oxide-nanoparticle buffer layer and method of fabrication
WO2018057419A1 (en) 2016-09-20 2018-03-29 The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University Solar cell comprising a metal-oxide buffer layer and method of fabrication
JP6339754B1 (ja) * 2016-09-28 2018-06-06 京セラ株式会社 太陽電池素子
EP3648180B1 (en) * 2017-06-28 2023-10-11 Kaneka Corporation Method for manufacturing photoelectric conversion device
JP6827541B2 (ja) * 2017-06-29 2021-02-10 株式会社カネカ 太陽電池モジュール、及び太陽電池モジュールの製造方法
WO2019186287A1 (zh) * 2018-01-30 2019-10-03 3M创新有限公司 太阳能电池组件
CN109585580A (zh) * 2018-11-08 2019-04-05 晋能光伏技术有限责任公司 一种基于层叠结构的异质结高效太阳能电池生产方法
KR102600380B1 (ko) * 2018-12-05 2023-11-09 상라오 징코 솔라 테크놀러지 디벨롭먼트 컴퍼니, 리미티드 태양 전지 및 이의 제조 방법, 그리고 태양 전지 패널
US20220368625A1 (en) * 2019-10-09 2022-11-17 Curated Networks Multipath routing in communication networks
CN115148834B (zh) * 2021-03-31 2023-09-15 泰州隆基乐叶光伏科技有限公司 太阳能电池及光伏组件
CN116565036A (zh) 2023-06-08 2023-08-08 浙江晶科能源有限公司 太阳能电池及其制备方法

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0563218A (ja) * 1991-08-30 1993-03-12 Canon Inc 太陽電池及びその製造方法
DE69215176T2 (de) 1991-08-30 1997-03-27 Canon Kk Solarzelle und deren Herstellungsmethode
JP3576780B2 (ja) * 1997-12-16 2004-10-13 キヤノン株式会社 太陽電池モジュールアレイ
US6524880B2 (en) 2001-04-23 2003-02-25 Samsung Sdi Co., Ltd. Solar cell and method for fabricating the same
JP2008135654A (ja) * 2006-11-29 2008-06-12 Sanyo Electric Co Ltd 太陽電池モジュール
EP2146355A1 (en) * 2007-05-09 2010-01-20 Hitachi Chemical Company, Ltd. Conductor connection member, connection structure, and solar cell module
JP2011054660A (ja) * 2009-08-31 2011-03-17 Sanyo Electric Co Ltd 太陽電池ストリング及びそれを用いた太陽電池モジュール
JP2011061109A (ja) * 2009-09-14 2011-03-24 Shin-Etsu Chemical Co Ltd 太陽電池素子の製造方法及び太陽電池素子
JP2011204955A (ja) 2010-03-26 2011-10-13 Sanyo Electric Co Ltd 太陽電池、太陽電池モジュール、電子部品及び太陽電池の製造方法
KR101044606B1 (ko) * 2010-07-29 2011-06-29 엘지전자 주식회사 태양전지 패널
US9773928B2 (en) * 2010-09-10 2017-09-26 Tesla, Inc. Solar cell with electroplated metal grid
JP2013012606A (ja) 2011-06-29 2013-01-17 Sanyo Electric Co Ltd 太陽電池及びその製造方法
JP5325349B1 (ja) * 2011-11-22 2013-10-23 株式会社カネカ 太陽電池およびその製造方法、ならびに太陽電池モジュール

Also Published As

Publication number Publication date
JPWO2015147225A1 (ja) 2017-04-13
US10193007B2 (en) 2019-01-29
WO2015147225A1 (ja) 2015-10-01
US20170155007A1 (en) 2017-06-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6550042B2 (ja) 太陽電池モジュールおよびその製造方法
US9812594B2 (en) Solar cell and method of manufacture thereof, and solar cell module
US10964826B2 (en) Solar cell and production method therefor, and solar cell module
JP5695283B1 (ja) 太陽電池およびその製造方法、ならびに太陽電池モジュール
JP5739076B2 (ja) 太陽電池モジュール及びその製造方法
JP5584846B1 (ja) 太陽電池およびその製造方法、ならびに太陽電池モジュール
US10522704B2 (en) Solar cell, method for manufacturing same
US9780235B2 (en) Solar cell, manufacturing method therefor, solar cell module, and manufacturing method therefor
JP6362932B2 (ja) 太陽電池モジュール及びその製造方法
JP2014232775A (ja) 太陽電池およびその製造方法、ならびに太陽電池モジュール
JP6139261B2 (ja) 太陽電池およびその製造方法、ならびに太陽電池モジュール
TWI630726B (zh) Solar cell, solar cell module, method of manufacturing solar cell, and method of manufacturing solar cell module
JP6196031B2 (ja) 太陽電池およびその製造方法、ならびに太陽電池モジュール
JP6151566B2 (ja) 太陽電池およびその製造方法、ならびに太陽電池モジュール
JP2014229712A (ja) 太陽電池およびその製造方法、ならびに太陽電池モジュール
JP6931591B2 (ja) 太陽電池モジュール、および、太陽電池モジュールの製造方法
JP2014232820A (ja) 太陽電池およびその製造方法、ならびに太陽電池モジュール
JP2016103525A (ja) 太陽電池ユニット及び太陽電池ユニットの製造方法
JP6178621B2 (ja) 太陽電池およびその製造方法、ならびに太陽電池モジュール
JP2014103173A (ja) 太陽電池の製造方法

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20180123

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20181127

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20181217

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20190219

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20190405

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20190618

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20190628

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 6550042

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250