WO2012043770A1 - 太陽電池モジュールおよびその製造方法 - Google Patents

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solar cell
electrode
main surface
cell element
cell module
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平田　浩顕
洋士 上田
茨木　恭一
健一郎 隅田
典保 河北
京田　豪
良太 手島
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京セラ株式会社
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Definitions

  • the present invention relates to a solar cell module and a manufacturing method thereof.
  • a solar cell module has a light-transmitting member, a light-receiving surface side sealing material, a solar cell string, a non-light-receiving surface side sealing material, and a non-light-receiving surface side protective material in order from the light receiving surface side.
  • the solar cell string is formed by connecting bus bar electrodes of a plurality of solar cell elements arranged in a straight line with inner leads.
  • Solar cell modules have various structures depending on the application. For example, as disclosed in Japanese Patent Application Laid-Open No. 2003-97000, there are proposed ones that are arranged on a roof tile, and ones that are arranged by replacing the roof tile.
  • One of the objects of the present invention is to provide a solar cell module having high strength while increasing the area ratio of solar cell elements in the solar cell module and a method for manufacturing the solar cell module.
  • a solar cell module includes a plurality of solar cell elements each having a rectangular first main surface and a first bus bar electrode extending on the first main surface along a long side direction, and adjacent to each other.
  • a solar cell string having a wiring material for connecting the solar cell elements along the long side direction of the first main surface, and a rectangular shape arranged substantially parallel to the first main surface so as to cover the solar cell string
  • a translucent member, and a sealing material disposed between the solar cell string and the translucent member.
  • Each of the plurality of solar cell elements includes the first main surface, a second main surface located on the back side of the first main surface, a first side surface connecting the first main surface and the second main surface, And a silicon substrate having a second side surface located on the back side of the first side surface and connecting the first main surface and the second main surface.
  • the first side surface and the second side surface are arranged along the long side direction of the first main surface, the first side surface has silicon exposed, and the second side surface is covered with an insulating layer.
  • the power generation amount can be increased by increasing the filling rate of the solar cell elements in the solar cell module, and high strength against external force can be obtained.
  • FIG. 1C is a cross-sectional view taken along line AA ′ of FIG. 1A
  • FIG. 2D is a cross-sectional view taken along line BB ′ of FIG.
  • substrate solar cell element aggregate
  • FIG. 1 is a top view seen from the light-receiving surface side
  • FIGS. 2A and 2B are cross-sectional views taken along the line C-C ′ in FIG. 2A and 2B are drawings of the solar cell module according to the first embodiment of the present invention, in which FIG. 4A is a plan view seen from the light-receiving surface side, and FIG. 4B is a cross-sectional view taken along line DD ′ in FIG. (C) is a partially enlarged view of FIG. 4 (b).
  • FIG. 4 It is a figure which shows a mode that the flame
  • (A) is sectional drawing of the solar cell element used for the solar cell module which concerns on the 2nd Embodiment of this invention, (b) is used for the solar cell module which concerns on the 4th Embodiment of this invention. It is sectional drawing of the solar cell element obtained.
  • FIG. 9C is a plan view of the element viewed from the non-light-receiving surface side
  • FIG. It is drawing which shows the modification of the solar cell element used for the solar cell module which concerns on the 5th Embodiment of this invention
  • (a) is the plane which looked at the solar cell element which concerns on a 1st modification from the light-receiving surface side
  • FIG. 9B is a plan view of the solar cell element according to the first modification as viewed from the non-light-receiving surface side
  • FIG. 9C is a cross-sectional view taken along the line FF ′ of FIG.
  • D is the top view which looked at the modification of the solar cell element which concerns on a 2nd modification from the non-light-receiving surface side.
  • FIG. 10A and 10B are views of a solar cell module according to a fifth embodiment of the present invention, in which FIG. 10A is a plan view seen from the light receiving surface side, and FIG. 10B is a cross-sectional view taken along line GG ′ in FIG. is there. It is a disassembled perspective view which shows the laminated structure of the solar cell module which concerns on the 6th Embodiment of this invention.
  • FIG. 10 is a drawing of a solar cell module according to a sixth embodiment of the present invention, where (a) is a plan view seen from the light receiving surface side, and (b) is a cross-sectional view taken along line HH ′ of FIG. is there.
  • (A) is the elements on larger scale of the solar cell string used for the solar cell module which concerns on the 6th Embodiment of this invention
  • (b) is the solar cell used for the solar cell module which concerns on 6th Embodiment. It is the elements on larger scale which show the modification of a string.
  • (a) is the top view seen from the 1st main surface side
  • (b) is It is the top view seen from the 2nd main surface side
  • (c) is JJ 'sectional drawing of Fig.14 (a).
  • FIG. 15B is a plan view seen from the second main surface side
  • FIG. 15C is a sectional view taken along the line KK ′ of FIG.
  • FIG. 15C is a figure which shows the solar cell module manufactured with the manufacturing method of the solar cell module which concerns on the 7th Embodiment of this invention, (a) is a cross-sectional schematic diagram, (b) is seen from the 1st main surface side.
  • FIG. 17B is a plan view seen from the second main surface side
  • FIG. 17C is a cross-sectional view taken along the line LL ′ of FIG.
  • FIG. 20 is a plan view seen from the second main surface side
  • FIG. 19C is a cross-sectional view taken along the line MM ′ of FIG.
  • It is a cross-sectional schematic diagram of the solar cell element assembly used for the manufacturing method of the solar cell module which concerns on the 7th Embodiment of this invention.
  • It is the top view which looked at a part of solar cell string used for the manufacturing method of the solar cell module which concerns on the 7th Embodiment of this invention from the 2nd main surface side.
  • the solar cell module 101 includes a translucent member 13, a light receiving surface side sealing material 14 a, a plurality of solar cell strings 16, and a non-light receiving surface side sealing. It has the material 14b and the non-light-receiving surface side protective material 15.
  • the translucent member 13, the light receiving surface side sealing material 14a, the solar cell string 16, the non-light receiving surface side sealing material 14b, and the non-light receiving surface side protective material 15 are sequentially laminated.
  • the solar cell string 16 has a plurality of solar cell elements 201 connected in series.
  • the outer shape of the solar cell module 101 is rectangular.
  • the solar cell module 101 having such a shape is used as a building material-integrated solar power generation system, it can be used by replacing with about 3 to 6 tiles.
  • the solar cell module 101 is installed with a frame 26 attached around the solar cell module 101.
  • the frame 26 has a structure capable of stopping water in cooperation with the frame 26 of the solar cell module 101 adjacent to the eaves side, the building side, and the left and right sides. Can have.
  • the translucent member 13 has a rectangular shape and is disposed on the light receiving surface side so as to cover the solar cell string 16. And the translucent member 13 has a function which protects the solar cell element 201 from the outside.
  • the translucent member 13 should just be a member which can make light inject into the solar cell element 201, and material is not specifically limited.
  • a material of the translucent member 13 for example, a material having high light transmittance such as glass such as white plate glass, tempered glass, heat ray reflective glass, or polycarbonate resin can be used.
  • the light-receiving surface side sealing material 14 a is disposed between the translucent member 13 and the solar cell string 16.
  • the non-light-receiving surface side sealing material 14 b is disposed between the solar cell string 16 and the non-light-receiving surface side protection material 15.
  • the light receiving surface side sealing material 14 a and the non-light receiving surface side sealing material 14 b have a function of sealing the solar cell element 201.
  • ethylene vinyl acetate copolymer (EVA) or polyvinyl butyral (PVB) is the main component, and the thickness is 0.4 by an extruder.
  • the light-receiving surface side sealing material 14a and the non-light-receiving surface side sealing material 14b may contain a crosslinking agent.
  • the light-receiving surface side sealing material 14a and the non-light-receiving surface side sealing material 14b can be cured by performing a heat treatment after placing a sheet-like molded body serving as a sealing material at a desired position. .
  • the non-light-receiving surface side protective material 15 has a function of protecting the non-light-receiving surface side sealing material 14b.
  • the solar cell element 201 has a function of converting incident sunlight into electricity.
  • a light receiving surface side bus bar electrode (first bus bar electrode) 9 and a non light receiving surface side bus bar electrode (second bus bar electrode) 10 are provided on the light receiving surface 4 and the non-light receiving surface 5 of the solar cell element 201, respectively.
  • the light receiving surface 4 is the first main surface
  • the non-light receiving surface 5 is the second main surface.
  • the outer shape of the solar cell element 201 is a rectangle having a long side and a short side, and the long side is substantially parallel to the light receiving surface side bus bar electrode 9.
  • the solar cell element 201 can have a long side of about 120 to 200 mm and a short side of about 60 to 100 mm.
  • the description “substantially parallel” in this specification is a description indicating a state of being substantially parallel.
  • the description “substantially vertical” is a description indicating a substantially vertical state.
  • the solar cell element 201 is a substantially rectangular shape having a long side and a short side, as shown in FIG.
  • the solar cell element 201 includes a silicon substrate 3, a reverse conductivity type layer 6, and an insulating layer 7.
  • the silicon substrate 3 has a light receiving surface 4 which is a main surface on which light is incident and a non-light receiving surface 5 located on the back surface of the light receiving surface 4.
  • the reverse conductivity type layer 6 is provided as a surface layer on the light receiving surface 4 side of the silicon substrate 3.
  • the insulating layer 7 is provided on the light receiving surface 4 side of the silicon substrate 3, in this embodiment, on the reverse conductivity type layer 6.
  • the silicon substrate 3 has a first side surface 8a, a second side surface 8b, a third side surface 8c, and a fourth side surface 8d in addition to the light receiving surface 4 and the non-light receiving surface 5.
  • the first side surface 8a is a side surface connecting the light receiving surface 4 and the non-light receiving surface 5 and extending along the long side of the light receiving surface 4, and the second side surface 8b is located on the opposite side (back side) of the first side surface 8a. It is a side surface connecting the surface 4 and the non-light-receiving surface 5 along the long side of the light-receiving surface 4.
  • the third side surface 8c and the fourth side surface 8d are side surfaces of the silicon substrate 3 other than the first side surface 8a and the second side surface 8b, and are substantially orthogonal to the first side surface 8a and the second side surface 8b.
  • the first side surface 8a may be a surface that is newly formed by dividing the parent substrate (solar cell element assembly) as described later.
  • the solar cell element 201 includes a light receiving surface side bus bar electrode (first bus bar electrode) 9 and a first current collecting electrode (first finger electrode) 12 provided on the light receiving surface 4 side of the silicon substrate 3, and the non-contact of the silicon substrate 3. It has a non-light-receiving surface side bus bar electrode (second bus bar electrode) 10 and a second current collecting electrode 11 provided on the light receiving surface 5 side.
  • a crystalline silicon substrate such as a single crystal silicon substrate or a polycrystalline silicon substrate having a predetermined dopant element (impurity for conductivity control) and exhibiting one conductivity type (for example, p-type) is used.
  • the thickness of the silicon substrate 3 can be, for example, 250 ⁇ m or less, and further 150 ⁇ m or less.
  • the shape of the silicon substrate 3 is not particularly limited, but may be a quadrangular shape as in the present embodiment. In this case, the manufacturing method can be simplified.
  • a crystalline silicon substrate exhibiting a p-type conductivity is used as the silicon substrate 3.
  • the silicon substrate 3 made of a crystalline silicon substrate is p-type, for example, boron or gallium can be used as the dopant element.
  • the reverse conductivity type layer 6 is a layer having a conductivity type opposite to that of the silicon substrate 3 and is formed as a surface layer on the light receiving surface 4 side of the silicon substrate 3.
  • the reverse conductivity type layer 6 exhibits n-type conductivity.
  • the silicon substrate 3 is a crystalline silicon substrate exhibiting n-type conductivity
  • the reverse conductivity type layer 6 exhibits p-type conductivity.
  • a pn junction region is formed between the p-type conductivity type region and the n-type conductivity type region.
  • Such a reverse conductivity type layer 6 can be formed, for example, by diffusing impurities such as phosphorus on the light receiving surface of the crystal silicon substrate, if the silicon substrate 3 is a crystal silicon substrate exhibiting p-type conductivity. it can.
  • the insulating layer 7 is an insulating film provided on the light receiving surface 4 side.
  • the insulating layer 7 may have a function of reducing the reflectance of light in a desired wavelength region to increase the amount of photogenerated carriers and improving the photocurrent density Jsc of the solar cell element 201.
  • a SiN film, a TiO 2 film, a SiO 2 film, or the like can be used as the insulating layer 7, for example.
  • Such an insulating layer 7 can be formed using, for example, PECVD (plasma enhanced chemical vapor deposition), vapor deposition, sputtering, or the like.
  • PECVD plasma enhanced chemical vapor deposition
  • vapor deposition vapor deposition
  • sputtering or the like.
  • the reaction chamber is set to about 500 ° C.
  • the insulating layer 7 is formed by depositing the mixed gas into plasma by glow discharge decomposition.
  • the thickness of the insulating layer 7 can be appropriately selected depending on the material, and can be set to a thickness that can realize a non-reflection condition with respect to appropriate incident light.
  • the insulating layer 7 can have a refractive index of about 1.8 to 2.3 and a thickness of about 500 to 1200 mm.
  • the second side surface 8 b is covered with the insulating layer 7.
  • silicon is exposed on the first side surface 8a.
  • the insulating layer 7 may also be formed on the third side surface 8c and the fourth side surface 8d.
  • As a method of forming the insulating layer 7 on each side surface, the second side surface 8b, the third side surface 8c, and the fourth side surface 8d of the silicon substrate 3 are formed by using the PECVD method as described above in a state where nothing is covered. Can do.
  • silicon is exposed refers to a state in which no other insulating layer or the like is formed and silicon is substantially exposed, and a state in which a natural oxide film is formed. Is also included.
  • the solar cell element 201 is formed with a BSF region 21 exhibiting p + in the surface layer portion on the non-light-receiving surface 5 side of the silicon substrate 3.
  • the BSF region 21 has a function of reducing a decrease in efficiency due to carrier recombination near the non-light-receiving surface 5 of the silicon substrate 3 and forms an internal electric field on the non-light-receiving surface 5 side of the silicon substrate 3. It is.
  • the electrode disposed on the light receiving surface 4 side of the solar cell element 201 includes a light receiving surface side bus bar electrode 9 (first bus bar electrode) and a plurality of linear first finger electrodes 12. . At least a part of the light receiving surface side bus bar electrode 9 intersects the first finger electrode 12.
  • the light receiving surface side bus bar electrode 9 has a width of about 1.3 mm to 2.5 mm, for example.
  • the first finger electrode 12 may have a width of about 50 to 200 ⁇ m, for example. Thus, the width of the first finger electrode 12 is smaller than the width of the light receiving surface side bus bar electrode 9.
  • a plurality of first finger electrodes 12 are provided with an interval of about 1.5 to 3 mm.
  • the thickness of the light receiving surface side bus bar electrode 9 and the first finger electrode 12 can be about 10 to 40 ⁇ m.
  • the light-receiving surface side bus bar electrode 9 and the first finger electrode 12 can be formed by, for example, applying a conductive metal such as silver in a desired shape by screen printing or the like and then baking it.
  • the electrode arranged on the non-light-receiving surface 5 side of the solar cell element 201 has a non-light-receiving surface side bus bar electrode 10 (second bus bar electrode) and a second current collecting electrode 11 as shown in FIG.
  • the non-light-receiving surface side bus bar electrode 10 can have a thickness of about 10 ⁇ m to 30 ⁇ m and a width of about 1.3 mm to 7 mm.
  • the non-light-receiving surface side bus bar electrode 10 can be formed of the same material and manufacturing method as the light-receiving surface side bus bar electrode 9 described above.
  • the second collector electrode 11 has a thickness of about 15 ⁇ m to 50 ⁇ m, and substantially the entire surface on the non-light-receiving surface 5 side of the silicon substrate 3 excluding a part such as a region where the non-light-receiving surface-side bus bar electrode 10 is formed. Formed.
  • the second current collecting electrode 11 can be formed, for example, by applying an aluminum paste in a desired shape and baking it.
  • the solar cell string 16 includes the plurality of solar cell elements 201 described above and inner leads 17 (wiring materials) that connect the adjacent solar cell elements 201 to each other.
  • Inner lead 17 for example, a copper foil having a thickness of about 0.1 to 0.2 mm and a width of about 1 to 2 mm covered with solder is used.
  • Inner lead 17 is soldered onto light receiving surface side bus bar electrode 9 and non-light receiving surface side bus bar electrode 10 of solar cell element 201.
  • one end of one inner lead 17 is connected to the light-receiving surface side bus bar electrode 9 of the light-receiving surface 4 of one solar cell element 201, and the other end is not connected to the other adjacent solar cell element 201.
  • the light receiving surface 5 is connected to the non-light receiving surface side bus bar electrode 10.
  • the inner lead 17 electrically connects the two adjacent solar cell elements 201. At this time, as shown in FIG.
  • the inner lead 17 has one end side region disposed along the longitudinal direction of the light receiving surface side bus bar electrode 9 of one solar cell element 201, and the other end side region has It arrange
  • FIG. 4A the longitudinal direction of the solar cell string 16, the longitudinal direction of the solar cell element 201, and the longitudinal direction of the inner lead 17 are substantially parallel.
  • the solar cell module 101 of the present embodiment has the solar cell string 16 having the above-described electrode connection arrangement.
  • the inner lead 17 is orthogonal to the third side surface 8 c and the fourth side surface 8 d of the solar cell element 201, It arrange
  • a plurality of solar cell strings 16 are arranged in a direction orthogonal to the longitudinal direction of the solar cell string 16.
  • the adjacent solar cell strings 16 in the direction orthogonal to the longitudinal direction of the solar cell strings 16 are electrically connected by the connection member 24.
  • the longitudinal directions of the solar cell module 101 and the solar cell string 16 are the same.
  • the connection member 24 can be arrange
  • the filling rate of the solar cell element 201 can be improved also by increasing the degree of freedom of arrangement of the solar cell element 201, the effective light receiving area in the light receiving area of the solar cell module 101 can be increased.
  • FIG. 22 is a diagram showing a state in which the solar cell array 301 including the solar cell module 101 of the present embodiment supported by the gantry is installed on the roof (installed surface 81).
  • the solar cell module 101 according to this embodiment is used, the long side of the module 101, the long side of the solar cell element 201, and the longitudinal direction of the first bus bar electrode 9 are all perpendicular to the eaves-ridge direction. It is.
  • the solar cell array 301 is harmonized with a series of roof tiles, and the aesthetics are enhanced.
  • the outer dimension of the solar cell module is limited to a certain range.
  • the short direction of the solar cell module 101 and the short direction of the solar cell element 201 are the same.
  • positioning of the solar cell element 201 improves as mentioned above, the ratio of the effective light reception area which occupies for the light reception area of the solar cell module 101 can be raised, and electric power generation amount can be increased. Therefore, in particular, the solar cell module 101 can be suitably used as a solar cell module for roof tiles that is limited in external dimensions and the like as described above.
  • the inner leads 17 are arranged along the longitudinal direction of the solar cell element 201 and fixed by soldering.
  • the strength of the solar cell element 201 against bending in the longitudinal direction can be increased.
  • the crack which arises in the solar cell element 201 is reduced, and the intensity
  • the strength and reliability of the solar cell module 101 can be improved.
  • FIG.1 (c) while the silicon substrate 3 is exposed to the 1st side surface 8a of the solar cell element 201, the 2nd side surface 8b is covered with the insulating layer 7.
  • FIG. and in this embodiment which has such a solar cell element 201 as shown to Fig.4 (a) and FIG.4 (c), when the solar cell string 16 is planarly viewed from the light-receiving surface side, the inner lead 17 is The solar cell element 201 is arranged so as to intersect perpendicularly with the third side surface 8c and the fourth side surface 8d and to be substantially parallel to the first side surface 8a. At this time, the third side surface 8 c and the fourth side surface 8 d are covered with the insulating layer 7.
  • the inner lead 17 connects the positive electrode and the negative electrode of the solar cell element 201 and is short-circuited. Can be reduced.
  • the solar cell elements 201 can be arranged densely, the filling rate to the light-receiving surface of the solar cell elements 201 can be increased, and the power generation amount of the solar cell module 101 can be improved.
  • the number of reciprocations of the wiring path to which the solar cell element 201 is connected is small, that is, the number of connection points by the connection member 24 is small. Therefore, it is possible to reduce the failure rate due to peeling of solder joints and improve reliability.
  • the longitudinal direction of each member is arranged substantially in parallel, and the solar cell element 201 includes the first side surface 8a where silicon is exposed and the second side surface 8b covered with the insulating layer 7.
  • the filling rate of the solar cell element 201 in the solar cell module 101 can be increased, and high strength against external force can be obtained.
  • the several solar cell element 201 in the solar cell string 16 is arranged with the 2nd side surface 8b facing the same direction. And at this time, it arrange
  • the solar cell elements 201 can be aligned with the second side surface 8b as a reference plane when the solar cell string 16 is formed.
  • the surface-side bus bar electrode 9 and the non-light-receiving surface-side bus bar electrode 10 can be accurately aligned on a straight line.
  • the inner lead 17 is soldered in a state of being deviated from a predetermined position to reduce the power generation area of the solar cell element 201, thereby reducing the solar cell module 101. It is also possible to reduce the decrease in the amount of power generation.
  • the first end located on the first side face 8a side reaches the first side face 8a and is located on the second side face 8b side.
  • the second end portion is separated from the second side surface 8b.
  • the solar cell module 101 has a plurality of solar cell strings 16. Specifically, in the present embodiment, as shown in FIG. 4A, the solar cell module 101 has three solar cell strings 16.
  • the solar cell string 16 positioned above is a first solar cell string 16A
  • the solar cell string 16 adjacent to the first solar cell string 16A is a second solar cell string 16B.
  • the first side surfaces 8a of the plurality of solar cell elements 201 in the first solar cell string 16A are arranged so as to be located in the first plane, and the plurality of solar cell elements 201 in the second solar cell string 16B.
  • the second side surface 8b is disposed so as to be located within the second surface.
  • the second surface is parallel to the first surface and is disposed to face the first surface.
  • the arrangement is such that the first side surface 8a of the solar cell element 201 in the first solar cell string 16A is opposed to the second side surface 8b of the solar cell element 201 in the second solar cell string 16B.
  • the first side surface 8a where the silicon is exposed and the second side surface 8b covered with the insulating layer 7 are arranged to face each other. Therefore, the space between the first solar cell string 16A and the second solar cell string 16B can be narrowed, the filling rate of the light receiving surface of the solar cell element 201 is increased, and the power generation amount of the solar cell module 101 is further improved. can do.
  • the solar cell element 201 used in the above-described solar cell module 101 can be formed by various methods. As an example of the forming method, next, a method of dividing a large-sized solar cell element (hereinafter referred to as a solar cell element parent substrate 50 or a solar cell element assembly 50) to form the solar cell element 201. This will be described in detail with reference to the drawings.
  • a method of dividing a large-sized solar cell element hereinafter referred to as a solar cell element parent substrate 50 or a solar cell element assembly 50
  • the parent substrate 50 of the solar cell element is before being divided into the solar cell elements 201 as shown in FIG. 2 and has a configuration including a plurality of solar cell elements 201.
  • the parent substrate 50 of the solar cell element includes the insulating layer 7, the light receiving surface side bus bar electrode 9, the first finger electrode 12, the non-light receiving surface side bus bar electrode 10, and the second current collecting electrode 11. I have.
  • This parent substrate 50 can also be used as a solar cell element.
  • a method for forming the solar cell element 201 by dividing the parent substrate 50 of the solar cell element will be described below.
  • the light receiving surface 4 of the parent substrate 50 of the solar cell element is irradiated with laser light along a desired dividing line to form the dividing grooves 23 on the light receiving surface 4 as shown in FIG.
  • the laser light to be used for example, YAG laser light can be used.
  • the wavelength may be 1.06 ⁇ m
  • the output may be 10 W to 30 W
  • the beam divergence angle may be 1 to 5 mrad
  • the scanning speed may be 50 to 300 mm / s.
  • the depth of the dividing groove 23 can be, for example, 25% or more of the thickness of the silicon substrate 3. Thereby, the parent substrate 50 of the solar cell element can be easily divided along the dividing groove 23.
  • the parent substrate 50 of the solar cell element in which the dividing groove 23 is formed can be divided along the dividing groove 23. it can.
  • the solar cell element 201 can be formed.
  • the side surface of the solar cell element 201 formed by such division can be the first side surface 8a described above.
  • the other side surfaces of the solar cell element 201 are the second side surface 8b, the third side surface 8c, and the fourth side surface 8d.
  • the solar cell element 201 is formed by dividing the parent substrate 50 of the solar cell element, so that the silicon substrate 3 and the reverse conductivity type are formed on the first side surface 8a as shown in FIG. Cross sections of the layer 6, the BSF region 21, the second collector electrode 11, and the like are exposed, and the insulating layer 7 is disposed on the other side surface. That is, by such a formation method, the solar cell element 201 including the first side surface 8a where the silicon is exposed and the second side surface 8b covered with the insulating layer 7 can be formed.
  • FIG. 6A the same components as those in FIG. 1C described above are denoted by the same reference numerals, and description thereof is omitted. The same applies to the description of other embodiments to be described later.
  • the solar cell module 102 according to the present embodiment is different from the solar cell module 101 according to the first embodiment with respect to the arrangement position of the light receiving surface side bus bar electrode (first bus bar electrode) 10 in the solar cell element 202.
  • a plurality of light receiving surface side bus bar electrodes 9 are provided on the light receiving surface 4 and a plurality of non light receiving surface side bus bar electrodes 10 are provided on the non light receiving surface 5, respectively. Is provided.
  • the plurality of light receiving surface side bus bar electrodes 9 are a first side surface side electrode 9a which is the light receiving surface side bus bar electrode 9 closest to the first side surface 8a and a light receiving surface side bus bar electrode 9 which is closest to the second side surface 8b.
  • a second side electrode 9b At this time, the distance D1 between the first side surface electrode 9a and the first side surface 8a is larger than the distance D2 between the second side surface electrode 9b and the second side surface 8b.
  • the first side surface 8a is not covered with the insulating layer 7 and silicon is exposed, whereas the second side surface 8b is formed of the insulating layer. 7 is covered. For this reason, the power generation amount per unit area near the first side surface 8a and the second side surface 8b tends to be unbalanced. Therefore, as described above, the distance D1 between the first side surface electrode 9a and the first side surface 8a is made larger than the distance D2 between the second side surface electrode 9b and the second side surface 8b, whereby the second side surface 8b.
  • the electrode arrangement can be such that the amount of light received on the first side surface 8a side is greater than the amount of light received on the side.
  • the electric current collected by the 1st side electrode 9a and the 2nd side electrode 9b can be equalized.
  • the current passing through the first side electrode 9a, the second side electrode 9b, and the inner lead 17 becomes the same, so that the cross-sectional areas of the light receiving surface side bus bar electrode 9 and the inner lead 17 are changed according to the current.
  • the inner lead 17 connected to the first side electrode 9a and the second side electrode 9b can be made one type, and versatility is improved.
  • the electric power distribution in the solar cell module 102 can be made uniform, and the power generation efficiency of the solar cell module 102 can be improved.
  • the current distribution in the solar cell module 102 approaches uniformly and power generation efficiency is improved, and the versatility is excellent.
  • the distance D1 referred to here is, for example, as shown in FIG. 6A, the first side surface side electrode 9a in the direction perpendicular to the longitudinal direction of the light receiving surface 4 when the solar cell element 202 is viewed in plan view.
  • the shortest distance from the first side surface 8a can be obtained.
  • the distance D2 can be defined similarly.
  • the solar cell module 103 according to the present embodiment differs from the solar cell module 101 according to the first embodiment in the electrode configuration provided on the light receiving surface side in the solar cell element 203.
  • the solar cell element 203 used in the solar cell module 103 according to the third embodiment is described in the solar cell element 201 according to the first embodiment described above.
  • An auxiliary electrode 25 is further provided as an electrode provided on the light receiving surface side. That is, the solar cell element 203 includes the light receiving surface side bus bar electrode 9, the first finger electrode 12, and the auxiliary electrode 25 as electrodes provided on the light receiving surface side.
  • the light receiving surface side bus bar electrode 9 extends along the longitudinal direction of the light receiving surface 4.
  • the first finger electrode 12 extends in a direction substantially perpendicular to the light receiving surface side bus bar electrode 9 and is electrically connected to the light receiving surface side bus bar electrode 9.
  • the auxiliary electrode 25 is arranged in a direction orthogonal to the plurality of first finger electrodes 12 along the outer periphery of the light receiving surface 4 of the solar cell element 203.
  • the auxiliary electrode 25 is disposed on the light receiving surface 4 so as to extend in a direction substantially perpendicular to the light receiving surface side bus bar electrode 9.
  • two auxiliary electrodes 25 are provided, one along the first side surface 8a and the other along the second side surface 8b. .
  • the auxiliary electrode 25 is electrically connected to the light receiving surface side bus bar electrode 9 through the first finger electrode 12.
  • the auxiliary electrode 25 is provided along the first side surface 8a.
  • the auxiliary electrode 25 is peeled away from the auxiliary electrode 25. It functions as a stopper for not.
  • damage to the first finger electrode 12 can be reduced, and deterioration in power generation efficiency associated with the damage can be reduced.
  • the reliability of the battery module 103 can be further improved.
  • the solar cell module 104 according to the present embodiment is different from the solar cell module 101 according to the first embodiment in the configuration of the solar cell element 204.
  • the solar cell element 204 used in the solar cell module 104 according to the fourth embodiment is provided at the intersection of the first side surface 8 a and the light receiving surface 4. It further has a first raised portion 19.
  • a first raised portion 19 can be formed, for example, by adjusting the output of the laser beam when the solar cell element 204 is cut with the laser beam from the light receiving surface 4 side or the non-light receiving surface 5 side. .
  • the solar cell element 204 may be formed by dividing by snapping after making a groove with a laser beam.
  • the 1st side surface 8a can be reinforced and progress of the microcrack which arises from the 1st side surface 8a can be reduced.
  • the first raised portion 19 provided at the intersection between the first side surface 8a and the light receiving surface 4 has been described.
  • the second raised portion 19 is provided at the intersection between the first side surface 8a and the non-light receiving surface 5.
  • a raised portion may be further provided. Also in such a form, generation
  • the effect similar to the effect acquired by having the 1st protruding part 19 mentioned above can be show
  • the solar cell element 204 further includes a first oxide film 20 provided on the first raised portion 19.
  • a first oxide film 20 can be formed by bringing a gas containing oxygen into contact with the laser light irradiation portion instead of argon gas when the solar cell element 204 is formed by laser cutting.
  • a plurality of solar cell elements 204 are connected by the inner leads 17 with the same connection arrangement as the solar cell module 101 according to the first embodiment described above. Is connected, the first oxide film 20 functions as an insulating layer. Thereby, it can reduce that the inner lead 17 connects the positive electrode and negative electrode of the solar cell element 204, and short-circuits.
  • the first oxide film 20 is formed only on the surface of the first raised portion 19, but such a first oxide film 20 is
  • the first ridge 19 may be formed so as to extend inward. Thereby, the passivation effect by the first oxide film 20 is enhanced.
  • the solar cell element 204 which has the 1st protruding part 19 provided in the light-receiving surface 4 side, and does not have the 2nd protruding part provided in the non-light-receiving surface 5 side was illustrated.
  • the form which has the 2nd protruding part may be sufficient.
  • a second oxide film may be provided on the surface of the second raised portion. Even in such a form, the same effect as that obtained by having the first oxide film 20 described above can be obtained.
  • the second oxide film can also be formed by the same method as the first oxide film 20 described above.
  • FIGS. 8A to 8C and 10 are views showing a solar cell element 205 used in the solar cell module 105 according to the fifth embodiment, and FIGS. 9A to 9C.
  • FIG. 9D is a diagram showing a second modification 2052 of the solar cell element 205.
  • the solar cell module 105 according to the present embodiment is different from the solar cell module 101 according to the first embodiment in the configuration of the solar cell element 205.
  • the solar cell element 205 used in the solar cell module 105 according to the fifth embodiment has a back contact structure. That is, as shown in FIGS. 8A to 8C, the solar cell element 205 includes the first output extraction electrode 27 a and the second output extraction electrode 27 b having different polarities on the non-light-receiving surface 5. In other words, the electrodes corresponding to the first bus bar electrode and the second bus bar electrode in the first to fourth embodiments described above are all provided on the non-light-receiving surface 5.
  • the first output extraction electrode 27a corresponds to the first bus bar electrode
  • the second output extraction electrode 27b corresponds to the second bus bar electrode. Therefore, in the present embodiment, the non-light-receiving surface 5 provided with the first bus bar electrode is the first main surface.
  • the outer shape of the solar cell element 205 is a rectangle having a long side and a short side, and the long side is substantially parallel to the first output extraction electrode 27a and the second output extraction electrode 27b.
  • the solar cell element 205 has a long side of about 120 to 200 mm and a short side of about 60 to 100 mm.
  • silicon is exposed on the first side surface 8a as in the first embodiment.
  • the solar cell element 205 of the present embodiment has a crystalline metal wrap-through structure as shown in FIGS. 8 (a) to 8 (c).
  • the solar cell string 16 includes a plurality of solar cell elements 205 as in the above-described embodiment.
  • the plurality of solar cell elements 205 are connected to each other by the inner leads 17 in the solar cell string 16 as shown in FIGS. 10 (a) and 10 (b).
  • the solar cell module 105 includes a translucent member 13, a light receiving surface side sealing material 14 a, a non-light receiving surface side sealing material 14 b, and a non-light receiving surface side protective material 15.
  • the translucent member 13, the light receiving surface side sealing material 14a, the solar cell string 16, the non-light receiving surface side sealing material 14b, and the non-light receiving surface side protective material. 15 are stacked in this order.
  • this embodiment which has a back contact structure differs in the arrangement
  • the several solar cell string 16 is arranged in the direction orthogonal to the longitudinal direction.
  • the solar cell strings 16 adjacent to each other in the orthogonal direction are electrically connected by the connection member 24.
  • Such a solar cell module 105 can improve the filling rate of the solar cell elements 205 and increase the effective light receiving area in the light receiving area as in the above-described embodiment.
  • the inner lead 17 is soldered along the longitudinal direction of the solar cell element 205, the solar cell element 205 is reinforced along the longitudinal direction. For this reason, the intensity
  • the form provided with the solar cell element which has a metal wrap through structure shown in FIG. 8 as a form which has a back contact structure was demonstrated, it is used for the solar cell module which concerns on embodiment of this invention.
  • a solar cell element having another back contact structure can be used as the solar cell element.
  • FIG. 9A to FIG. 9C are views showing a first modification 2051 of the solar cell element 205 according to the fifth embodiment having a back contact structure.
  • the first modification 2051 has an IBC (Integrated Back Contact) structure.
  • IBC Integrated Back Contact
  • no electrode is formed on the light receiving surface 4 as shown in FIG.
  • FIG. 9B on the non-light-receiving surface 5, a first output extraction electrode 27a corresponding to the first bus bar electrode and a second output extraction electrode 27b corresponding to the second bus bar electrode are linearly formed. Is formed.
  • the “first bus bar electrode extending along the long side direction on the first main surface” means the first bus bar electrode as shown in FIG.
  • the first output extraction electrode 27a may be provided on the non-light-receiving surface 5 as the first main surface so as to extend along the long side direction of the non-light-receiving surface 6. Even if it is such a form, there can exist an effect similar to 5th Embodiment using the solar cell element 205.
  • FIG. 9D is a plan view of the non-light-receiving surface 5 side of the second modification 2052 of the solar cell element 205 according to the fifth embodiment having a back contact structure. Similar to the first modification 2051, the second modification 2052 also has an IBC structure. As shown in FIG. 9D, the second modification 2052 is different from the first modification 2051 in the electrode shape on the non-light-receiving surface 5 side.
  • the second modification 2052 also corresponds to the first output extraction electrode 27a corresponding to the first bus bar electrode and the second bus bar electrode on the non-light-receiving surface 5, as in the first modification 2051.
  • a second output extraction electrode 27b is formed.
  • the first output extraction electrode 27a and the second output extraction electrode 27b are linear, whereas in the second modification 2052, the first output extraction electrode 27a and the second output extraction electrode 27b are linear.
  • the two-output extraction electrode 27b is circular.
  • the “first bus bar electrode extending along the long side direction on the first main surface” means that the plurality of circular first output extraction electrodes 27a are not It suffices if they are arranged on the light receiving surface 5 along the long side direction of the non-light receiving surface 5. Even in such a form, the same effect as that of the fifth embodiment using the solar cell element 205 can be obtained as in the first modification 2051.
  • the metal wrap-through structure and the IBC structure are exemplified as the back contact structure, but other back contact structures may be used.
  • back contact structures include an emitter wrap through structure and an around wrap through structure.
  • a crystal system such as polycrystalline silicon or single crystal silicon can be used as the material of the solar cell element.
  • the solar cell module 106 according to the present embodiment is different from the solar cell module 105 according to the fifth embodiment in the configuration for connecting a plurality of solar cell elements. That is, the solar cell module 106 according to this embodiment is different from the solar cell module 105 according to the fifth embodiment in the solar cell string 16.
  • the solar cell string 16 includes a plurality of solar cell elements 2, a connection sheet 28, an adhesive layer 32, and a bonding material 33.
  • the solar cell module 106 according to the present embodiment includes the connection sheet 28, the adhesive layer 32, and the bonding material 33 instead of the inner lead 17 in the module 105 of the solar cell according to the fifth embodiment. Yes.
  • the solar cell element 2 has the same structure as the solar cell element 2 used for the solar cell string 16 according to the fifth embodiment, and specifically, the back shown in FIG. It has a contact structure.
  • an adhesive layer 32 and a bonding material 33 are disposed between the solar cell element 2 and the connection sheet 28.
  • the light-transmitting member 13, the light-receiving surface side sealing material 14a, the solar cell string 16, and the non-light-receiving surface side sealing are sequentially performed from the light receiving surface 4 side.
  • the material 14b and the non-light-receiving surface side protective material 15 are laminated in this order.
  • connection sheet 28 has a function which electrically connects the solar cell elements 2 arrange
  • connection sheet 28 includes a base sheet 29 and a circuit layer 30 that functions as a wiring material.
  • connection sheet 28 has the convex part 31 as shown in FIG.12 (b).
  • the convex portion 31 protrudes toward the solar cell element 2 at a location where electrical connection with the solar cell element 2 is performed on one main surface of the connection sheet 28, that is, at a location corresponding to the output extraction electrode 27. It is provided as follows.
  • Such a convex part 31 can be formed by press-molding the connection sheet 28, for example.
  • the circuit layer 30 includes a first output extraction electrode 27a of the first solar cell element 2b and a second solar cell element 2c which are arranged adjacent to each other on one main surface of the base sheet 29.
  • the second output extraction electrode 27b is arranged to be electrically connected.
  • the circuit layer 30 is disposed on the main surface of the base sheet 29 at a position facing the first output extraction electrode 27a and the second output extraction electrode 27b of the solar cell element 2, and has a comb shape.
  • the circuit layer 30 has the base part of the comb arrange
  • seat 28 and the solar cell element 2 among the circuit layers 30 is arrange
  • the top surface of the portion of the circuit layer 30 disposed on the convex portion 31 is referred to as a contact portion 30a.
  • the circuit layer 30 can be formed by, for example, sputtering a conductive metal on the base sheet 29 or attaching an etching metal film.
  • the metal material used for the circuit layer 30 may be any conductive metal, such as copper, aluminum, gold, silver, or an alloy containing them.
  • the adhesive layer 32 is disposed on a portion of the main surface of the base sheet 29 other than the circuit layer 30.
  • the material of the adhesive layer 32 include ethylene vinyl acetate polymerization (EVA), polyvinyl butyral (PVB), and an epoxy resin.
  • EVA ethylene vinyl acetate polymerization
  • PVB polyvinyl butyral
  • the adhesive layer 32 can be formed by, for example, laminating a thin-film EVA, PVB, or epoxy resin at a desired position on the base sheet 29.
  • the leakage current from the solar cell element 2 to the circuit layer 30 generated from a place other than the contact portion 30a can be reduced, and the reliability and output can be improved.
  • the base sheet 29 has a function of holding the circuit layer 30 in the connection sheet 28, and in the present embodiment, has a rectangular shape when viewed from above.
  • the material of the base sheet 29 for example, polyethylene terephthalate (PET), polyethylene naphthalate (PEN), or polyvinyl fluoride resin (PVF) can be used. Further, when the base sheet 29 is heated to 200 ° C.
  • the material of the base sheet 29 is polyimide (PI), polyamideimide (PAI), poly A resin having excellent heat resistance such as ether, ether, ketone (PEEK), tetrafluoroethylene (PTFE), or polyethersulfone (PES) may be used.
  • PI polyimide
  • PAI polyamideimide
  • PEEK polyamideimide
  • PTFE tetrafluoroethylene
  • PES polyethersulfone
  • the base sheet 29 in addition to using a single layer sheet made of the above-mentioned material, a multi-layer sheet in which a plurality of films made of the above-described resin or the like are combined may be used.
  • a multi-layer sheet in which a plurality of films made of the above-described resin or the like are combined may be used.
  • the base sheet 29 may further have a moisture-proof layer (not shown).
  • This moisture-proof layer is disposed between films made of a material such as a resin such as PET and PEN.
  • a resin such as PET and PEN.
  • As the moisture-proof layer aluminum foil, zinc iron foil, stainless steel foil, a vapor deposition layer of silica or alumina, or the like can be used. In this case, long-term moisture resistance can be improved.
  • connection sheet 28 may have a low resistance metal or flux arranged so as to cover the contact portion 30a. That is, the contact portion 30a connected to the output extraction electrode 27 (the first output extraction electrode 27a and the second output extraction electrode 27b) of the solar cell element 2 is used to ensure electrical connection with the solar cell element 2. , Or may be coated with gold or previously applied with a soldering flux.
  • the bonding material 33 has a function of electrically and mechanically bonding the output extraction electrode 27 (the first output extraction electrode 27a and the second output extraction electrode 27b) of the solar cell element 2 and the contact portion 30a of the circuit layer 30.
  • a bonding material 33 for example, leaded solder, lead-free solder, conductive adhesive, or the like can be used.
  • leaded solder or lead-free solder is used for the bonding material 33.
  • Pb—Sn eutectic solder can be used as the leaded solder.
  • a solder having a low melting point can be used as the lead-free solder used for reducing the environmental load from the viewpoint of reducing deterioration of the solar cell element 2 and the connection sheet 28 by heat at the time of joining.
  • solder materials examples include medium-low temperature Sn—Zn, Sn—Zn—Bi, medium-temperature Sn—In—Ag—Bi, Sn—Ag—Bi—Cu, or medium-high temperature. Sn-Ag-Cu, Sn-Ag and the like.
  • the bonding material 33 may be provided by previously covering the contact portion 30a of the circuit layer 30 with solder.
  • the conductive adhesive includes a metal filler responsible for conductivity and a binder resin responsible for bonding characteristics. Specifically, the conductive adhesive is obtained by kneading such a metal filler and a binder resin.
  • the material of the metal filler for example, gold, silver, copper, nickel, aluminum, carbon, graphite or the like can be used.
  • a shape of a metal filler shapes, such as flake shape, a granular form, or a wedge shape, can be selected suitably, for example.
  • the metal filler may be a flake shape with high conductivity or a wedge shape with high conductivity and adhesion.
  • the binder resin since the bonding material 33 is cured between the sealed layers between the connection sheet 28 and the solar cell element 2, a binder resin with less outgas can be used. Furthermore, what can bridge
  • the crosslinking temperature of the binder resin can be set to a temperature higher than about 70 ° C. which is the melting point before the EVA is crosslinked.
  • a binder resin include a one-pack type or two-pack type epoxy adhesive.
  • the epoxy adhesive, urethane adhesive, silicon adhesive, acrylic adhesive, or polyimide adhesive can be selected as the binder resin.
  • a double-sided adhesive tape having conductivity may be used as the bonding material 33. Since such an adhesive tape can be mechanically and electrically connected even if it is not heated, each member can be pressure-bonded when the members are overlapped with the adhesive tape. As a result, it is possible to reduce poor conduction between the contact portion 30a and the output extraction electrode 27 due to a positional deviation before or during lamination.
  • the modification 1061 is different from the solar cell module 106 according to the sixth embodiment in the configuration of the connection sheet 28.
  • the connection sheet 28 has a stress relaxation portion. More specifically, as shown in FIG. 13B, in the present modification 1061, the circuit layer 30 of the connection sheet 28 has a stress relaxation hole 34 as a stress relaxation portion.
  • the stress relaxation hole 34 is provided in the circuit layer 30 located in a portion corresponding to the space between the solar cell elements 2 in the base sheet 29.
  • the stress relaxation holes 34 are bent with respect to the longitudinal direction of the solar cell string 16 when viewed in plan. In such a case, when the solar cell module 106 bends in the longitudinal direction, the circuit layer 30 described above reinforces the expansion and contraction in the longitudinal direction, and the solar cell element of the solar cell string 16 by the stress relaxation hole 34. Stress is relieved at the portion between the two. As a result, disconnection of the connection sheet 28 can be reduced.
  • such stress relaxation holes 34 may be provided so as to be line symmetric with respect to the central axis parallel to the longitudinal direction of the solar cell string 16. In this case, the bias of stress applied to the solar cell string 16 can be suitably reduced.
  • connection sheet 28 is a laminated body that is asymmetric with respect to the central axis parallel to one principal surface in the thickness direction
  • the connection sheet 28 and the circuit sheet 29 and the circuit are at temperatures close to the preheating temperature of the laminator, for example, 40 ° C. to 70 ° C.
  • the layer 30 may be attached to the layer 30.
  • connection sheet 28 when the preheating of the laminator is applied to the connection sheet 28, the connection sheet 28 can be maintained in a substantially horizontal state.
  • connection sheet 28 may be a laminated body disposed substantially symmetrically with respect to the central axis in the thickness direction.
  • the solar cell element 201 As a method for forming the solar cell element 201, a method of dividing by irradiating laser light from the light receiving surface side has been described, but in addition to that, laser light is irradiated from the non-light receiving surface side. Then, a method of dividing the image may be used.
  • the solar cell module 101 described above can be manufactured by the method for manufacturing a solar cell module according to this embodiment.
  • the solar cell module manufacturing method 7S according to the present embodiment includes a plurality of solar cell elements 2 including a silicon substrate having a first main surface and a second main surface opposite to the first main surface.
  • the laser beam is irradiated from the second main surface side along one direction to the boundary of the solar cell elements adjacent to the assembly, and is divided into solar cell elements by thermal stress and connected in one direction with the wiring material.
  • a solar cell element assembly 50 used in the method for manufacturing a solar cell element according to the present embodiment is a light receiving surface on which light is incident (the upper surface in FIG. 14C). 50a and a non-light-receiving surface (the lower surface in FIG. 14C, hereinafter referred to as a second main surface) 50b which is a surface (back surface) opposite to the first main surface 50a.
  • the solar cell element assembly 50 includes a plate-like silicon substrate 51, a first electrode 56 provided on the first main surface 50a side, a second electrode 57 provided on the second main surface 50b side, It has. As shown in FIG.
  • the silicon substrate 51 includes, for example, a first semiconductor layer 52 that is a one-conductivity-type semiconductor layer, and a reverse provided on the first main surface 50a side of the first semiconductor layer 52. And a second semiconductor layer 53 which is a conductive semiconductor layer.
  • the silicon substrate 51 including the first semiconductor layer 52 having one conductivity type for example, p-type
  • the same silicon substrate 3 in the solar cell element 201 according to the first embodiment described above can be used. .
  • the second semiconductor layer (reverse conductivity type layer) 53 that forms a pn junction with the first semiconductor layer 52 is a layer having a conductivity type opposite to that of the first semiconductor layer 52 (silicon substrate 51). Is provided on the first main surface 50a side.
  • the antireflection layer (insulating layer) 55 is formed on the first main surface 50 a side of the silicon substrate 51.
  • the antireflection layer 55 for example, a silicon nitride film, a titanium oxide film, a silicon oxide film, or the like can be used.
  • the thickness of the antireflection layer 55 is appropriately selected depending on the material, and can be set to a thickness that can realize a non-reflection condition for appropriate incident light.
  • the antireflection layer 55 is made of a silicon nitride film, it can also have a passivation effect.
  • the third semiconductor layer 54 has the same conductivity type as the first semiconductor layer 52.
  • the concentration of the dopant contained in the third semiconductor layer 54 is higher than the concentration of the dopant contained in the first semiconductor layer 52. That is, the dopant element is present in the third semiconductor layer 54 at a concentration higher than the concentration of the dopant element doped to exhibit one conductivity type in the first semiconductor layer 52.
  • the third semiconductor layer 54 has a role of reducing a decrease in efficiency due to carrier recombination in the vicinity of the second major surface 50 b in the silicon substrate 51. Due to the third semiconductor layer 54, an internal electric field is formed on the second main surface 50 b side of the silicon substrate 51.
  • the third semiconductor layer 54 can be formed by diffusing a dopant element such as boron or aluminum on the second main surface 50b side, for example. At this time, the concentration of the dopant element contained in the third semiconductor layer 54 can be about 1 ⁇ 10 18 to 5 ⁇ 10 21 atoms / cm 3 .
  • the first electrode 56 has a first output extraction electrode (first bus bar electrode) 56a and a plurality of linear first finger electrodes 56b. At least a part of the first output extraction electrode 56a intersects the first finger electrode 56b.
  • the thickness of the first electrode 56 is, for example, about 10 to 40 ⁇ m.
  • the first output extraction electrode 56a has a plurality of rows (four rows in FIG. 14A) in a direction (first direction) parallel to the arrangement direction of the solar cell elements 201. Is provided.
  • the width of the first output extraction electrode 56a is, for example, about 1.3 to 2.5 mm in the short direction.
  • the first finger electrode 56b is linear.
  • the width of the first finger electrode 56b is, for example, about 50 to 200 ⁇ m in the short direction, and is smaller than the width of the first output extraction electrode 56a.
  • the first finger electrodes 56b are spaced from each other by a distance of about 1.5 to 3 mm and intersect with the arrangement direction of the solar cell elements 201 (second direction), for example, the direction perpendicular to the arrangement direction (second direction).
  • a plurality of the first output extraction electrodes 56a are connected to one end of each of the first output extraction electrodes 56a.
  • the first electrode 56 as described above can be formed by, for example, applying a conductive paste containing silver as a main component into a desired shape by screen printing or the like and then baking it.
  • the first electrode 56 may include a first auxiliary electrode 56 c extending in parallel with the arrangement direction of the solar cell elements 201.
  • the first auxiliary electrodes 56c each intersect the end portion of the first finger electrode 56b in the second direction.
  • the second electrode 57 includes a second output extraction electrode (second bus bar electrode) 57a and a second current collecting electrode 57b.
  • the second output extraction electrode 57a has a thickness of about 10 to 30 ⁇ m and a width in the short direction of about 1.3 to 7 mm.
  • the second output extraction electrodes 57a are arranged in a plurality of rows (four rows in FIG. 14C) in a direction (first direction) parallel to the arrangement direction of the solar cell elements 201. Is provided.
  • the second output extraction electrode 57a can be formed, for example, by applying a conductive paste containing silver as a main component into a desired shape by screen printing or the like and then baking it.
  • the second collector electrode 57b is formed on substantially the entire surface of the second main surface 50b of the silicon substrate 51 except for a part of the second output extraction electrode 57a, a boundary (virtual dividing line) 62 described later, and the periphery thereof. It is formed.
  • the thickness of the second current collecting electrode 57b is, for example, about 15 to 50 ⁇ m.
  • the second current collecting electrode 57b can be formed, for example, by applying an aluminum paste in a desired shape by screen printing or the like and then baking it.
  • the structure of the solar cell element assembly 50 used in the manufacturing method according to the present embodiment is not limited to the structure described above.
  • Another structure of the solar cell element assembly 50 will be described with reference to FIG. Note that a description of the same configuration as in FIG. 14 is omitted.
  • the shape of the second electrode 57 can be the same as that of the first electrode 56, for example. That is, as shown in FIG. 15B, the second electrode 57 includes a second output extraction electrode 57a, a plurality of linear second finger electrodes 57b, and end portions in the longitudinal direction of the second finger electrodes 57b. And a linear second auxiliary electrode 57c that intersects.
  • the width in the short direction of the second output extraction electrode 57a, the second finger electrode 57b, and the second auxiliary electrode 57c is the short direction of the first output extraction electrode 56a, the second finger electrode 56b, and the second auxiliary electrode 56c. Each of the widths can be larger than the width.
  • the second electrode 57 as described above can be formed by, for example, applying a conductive paste containing silver as a main component into a desired shape by screen printing or the like and then baking it.
  • the solar cell element assembly 50 further includes a passivation layer 58.
  • This passivation layer 58 is formed on the second main surface 50 b side of the silicon substrate 51.
  • the passivation layer 58 has a role of reducing carrier recombination in the vicinity of the second major surface 50 b of the silicon substrate 51.
  • the passivation layer 58 for example, Si-based nitride films such as silicon nitride and amorphous Si nitride films, silicon oxide, aluminum oxide, titanium oxide, and the like can be used.
  • the thickness of the passivation layer 58 can be about 100 to 2000 mm. It should be noted that such a passivation layer 58 is not an essential component in the present embodiment as in the embodiment shown in FIG. 14, and may be formed as necessary.
  • the solar cell module 101 manufactured by the manufacturing method according to the present embodiment will be described. As shown in FIG. 16, the solar cell module 101 manufactured by the manufacturing method according to the present embodiment has a plurality of solar cell elements 201 connected in series and in parallel. By combining a plurality of solar cell modules 101, a practical electrical output can be taken out.
  • the solar cell module 101 includes a plurality of solar cell elements 201 arranged adjacent to each other, and inner leads 17 that electrically connect adjacent solar cell elements 201.
  • the solar cell module 101 includes a translucent member 13, a light receiving surface side sealing material 14a, a non-light receiving surface side sealing material 14b, and a non-light receiving surface side protective material 15. .
  • the translucent member 13, the light receiving surface side sealing material 14a, the non-light receiving surface side sealing material 14b, and the non-light receiving surface side protective material 15 each have the functions described in detail in the first embodiment. It is formed using various materials.
  • the plurality of solar cell elements 201 includes a first output extraction electrode 56a of one adjacent solar cell element 201 and a second output extraction portion 57a of the other solar cell element 201. They are connected by long (straight) inner leads 17.
  • a metal member such as copper is used as the inner lead 17.
  • a strip-shaped copper foil whose entire surface is covered with a solder material is made to have a predetermined length in the longitudinal direction. A cut one can be used.
  • the inner lead 17 can have a thickness of about 0.1 to 0.4 mm and a width of about 2 mm, for example.
  • the solar cell module 101 can include a frame 26 made of aluminum or the like as shown in FIG. 16B.
  • the silicon substrate 51 having the first semiconductor layer 52 is a single crystal silicon substrate, it is formed by, for example, a pulling method, and when the silicon substrate 51 is a polycrystalline silicon substrate, it is formed by, for example, a casting method. In the following, an example using p-type polycrystalline silicon will be described.
  • a polycrystalline silicon ingot is formed by a casting method.
  • the ingot is sliced to a thickness of 250 ⁇ m or less, for example.
  • the surface of the silicon substrate 51 is etched by a very small amount with NaOH, KOH, hydrofluoric acid, nitric acid or the like. Note that, after this etching step, a minute uneven structure 51a is formed on the surface of the silicon substrate 51 by using a wet etching method or a dry etching method.
  • the n-type second semiconductor layer 53 is formed in the surface layer of the silicon substrate 51 on the first main surface 50a side.
  • a second semiconductor layer 53 has a coating thermal diffusion method in which P 2 O 5 in a paste state is applied to the surface of the silicon substrate 51 for thermal diffusion, and POCl 3 (phosphorus oxychloride) in a gas state is a diffusion source.
  • the gas phase thermal diffusion method and the ion implantation method for directly diffusing phosphorus ions are used.
  • the second semiconductor layer 53 is formed to have a thickness of about 0.2 to 2 ⁇ m and a sheet resistance of about 40 to 200 ⁇ / ⁇ .
  • the second semiconductor layer 53 when the second semiconductor layer 53 is formed not only on the first main surface 50a side but also on the second main surface 50b side, the second semiconductor layer 53 on the second main surface 50b side. Only etch away. Thereby, the p-type conductivity type region is exposed on the second main surface 50b side.
  • the removal of the second semiconductor layer 53 on the second main surface 50b side can be realized, for example, by immersing only the second main surface 50b side of the silicon substrate 51 in a hydrofluoric acid solution.
  • a silicon having a similar structure can also be obtained by forming a diffusion mask in advance on the second main surface 50b side, forming the second semiconductor layer 53 by a vapor phase thermal diffusion method, and then removing the diffusion mask.
  • the substrate 51 can be formed.
  • the silicon substrate 51 including the first semiconductor layer 52 having the p-type semiconductor layer and the second semiconductor layer 53 having the n-type semiconductor layer can be prepared.
  • the method for forming the second semiconductor layer 53 is not limited to the above-described method.
  • a thin film technology is used to form a hydrogenated amorphous silicon film, a crystalline silicon film including a microcrystalline silicon film, or the like.
  • the layer 53 may be formed.
  • an i-type silicon region may be formed between the first semiconductor layer 52 (silicon substrate 51) and the second semiconductor layer 53.
  • an antireflection layer (insulating layer) 55 is formed on the first main surface 50a side of the silicon substrate 51 prepared as described above.
  • the antireflection layer 55 is formed using, for example, a PECVD (plasma enhanced chemical vapor deposition) method, a vapor deposition method, a sputtering method, or the like.
  • PECVD plasma enhanced chemical vapor deposition
  • the reaction chamber is set to about 500 ° C.
  • the anti-reflective layer 55 is formed by depositing the mixed gas into plasma by glow discharge decomposition.
  • a third semiconductor layer 54 in which one conductivity type semiconductor impurity is diffused at a high concentration is formed.
  • the first method is a method of forming at a temperature of about 800 to 1100 ° C. using a thermal diffusion method using BBr 3 (boron tribromide) as a diffusion source.
  • the second method is a method in which an aluminum paste made of an aluminum powder, an organic vehicle, or the like is applied by a printing method and then heat treated (baked) at a temperature of about 600 to 850 ° C. to diffuse aluminum into the semiconductor substrate 1.
  • the second method not only a desired diffusion region can be formed only on the printing surface, but also n formed on the second main surface 50b side in the same process as the formation structure of the second semiconductor layer 53. It is not necessary to remove the second semiconductor layer 53 of the mold. Therefore, in this method, in order to reduce leakage defects due to contact between the second semiconductor layer 53 and the third semiconductor layer 54, laser light is applied only to the outer peripheral portion on the first main surface 50a side or the second main surface 50b side. Pn separation may be performed using the above.
  • a passivation layer 58 is formed as necessary.
  • a method for forming the passivation film 58 a PECVD method, a vapor deposition method, a sputtering method, or the like can be used. Further, in the case of forming the passivation layer 58, after providing a mask on the second main surface 50b other than the region where the passivation layer 58 is to be formed, or after providing the mask on the entire surface of the second main surface 50b, You may remove areas other than the formation planned location.
  • first electrode 56 first output extraction electrode 56a, first finger electrode 56b
  • second electrode 57 second output extraction electrode 57a, second current collection electrode 57b
  • the first electrode 56 is manufactured using a conductive paste containing, for example, metal powder made of silver (Ag) or the like, an organic vehicle, and glass frit.
  • the conductive paste is applied to the first main surface 50a of the silicon substrate 51, and then fired at a maximum temperature of 600 to 850 ° C. for several tens of seconds to several tens of minutes to form the first electrode 56.
  • a screen printing method or the like can be used, and after coating, the solvent may be evaporated and dried at a predetermined temperature.
  • the second current collecting electrode 57b is produced using an aluminum paste containing aluminum powder and an organic vehicle. This paste is applied to almost the entire surface of the second main surface 50b of the silicon substrate 51 except for a part of the second main surface 50b and a part where the second output extraction electrode 57a is formed.
  • a coating method a screen printing method or the like can be used. After applying the paste in this way, the solvent may be evaporated and dried at a predetermined temperature. In this case, it is difficult for the paste to adhere to a portion other than the portion to be formed during work.
  • the division area here is an area including a boundary (virtual division line) 62 described later. More specifically, for example, as shown in FIG. 14C, the divided region is a region corresponding to a first interval D7 described later in the second main surface 50b.
  • the second output extraction electrode 57a is manufactured using a conductive paste containing, for example, a metal powder made of silver powder or the like, an organic vehicle, and glass frit.
  • This conductive paste is applied in a predetermined shape.
  • the conductive paste is applied at a position in contact with a part of the aluminum paste, so that the second output extraction electrode 57a and the second collector electrode 57b partially overlap.
  • a coating method a screen printing method or the like can be used.
  • the solvent is preferably evaporated and dried at a predetermined temperature.
  • the second electrode 57 uses a conductive paste containing, for example, metal powder made of silver (Ag) or the like, an organic vehicle, and glass frit. Produced.
  • This conductive paste is applied to the second main surface 50b of the silicon substrate 51, and then baked at a maximum temperature of 600 to 850 ° C. for several tens of seconds to several tens of minutes to form the second electrode 57.
  • a coating method a screen printing method or the like can be used.
  • the solvent is evaporated at a predetermined temperature and dried.
  • the second electrode 57 is formed on the second main surface 50 of the silicon substrate 51 by baking the silicon substrate 51 in a baking furnace at a maximum temperature of 600 to 850 ° C. for several tens of seconds to several tens of minutes.
  • the electrode formation by the printing / baking method was used in the above, it can also be formed using thin film formation or plating formation such as vapor deposition or sputtering.
  • a large-sized solar cell element assembly 50 having a plurality of solar cell elements (in FIG. 14 and FIG. 15, two solar cell elements) 201 can be produced.
  • the manufacturing method according to the present embodiment includes the first step and the second step. Hereinafter, each step will be described in detail.
  • a plurality of solar cell element assemblies 50 are connected to each other by inner leads 17 to form a plurality of string assemblies 61.
  • One end of one inner lead 17 is connected to the first output extraction electrode 56a of the solar cell element assembly 50 (50A), and the other end is a second output of the adjacent solar cell element assembly 50 (50B). It is connected to the extraction electrode 57a.
  • the inner lead 17 connects between two adjacent solar cell element assemblies 50.
  • One end portion of the inner lead 17 is connected along the arrangement direction of the first output extraction electrodes 56a, and the other end portion of the inner lead 17 is connected along the arrangement direction of the second output extraction electrodes 57a. ing.
  • a solar cell element assembly 50 shown in FIG. 14 is used. Therefore, the solar cell element assembly 50 includes two solar cell elements 201A and 201B.
  • the solar cell assembly 50 has four first output extraction electrodes 56a on the first main surface 50a side and four second output extraction electrodes 57a on the second main surface 50b side. Since the solar cell element assembly 50 (50A) has such a configuration, the adjacent solar cell element assemblies 50 (50B) are connected by the four inner leads 17 corresponding to each output extraction electrode. Yes.
  • the inner lead 17 may be one covered with a solder material or one made of a metal foil.
  • the first output extraction of the solar cell element assembly 50 is performed using hot air, a soldering iron or the like, or using a reflow furnace or the like.
  • the inner lead 17 may be connected to the electrode 56a and the second output extraction electrode 57a by soldering.
  • the inner lead 17 may be connected using a low-temperature curing type conductive adhesive.
  • heat treatment is performed at about 150 to 250 ° C.
  • a conductive filler such as silver, nickel, or carbon containing an epoxy resin, a silicon resin, a polyimide resin, a polyurethane resin, or the like as a binder can be used.
  • an assembly 61 of a plurality of strings obtained as described above is placed on the table 72 of the laser device 70, and the laser irradiation unit is placed on the boundary (virtual dividing line) 62. Adjust so that 71 is positioned. Then, the boundary 62 is irradiated with laser light under conditions that generate local heating to the extent that the solar cell element assembly 50 does not evaporate. Then, the plurality of string aggregates 61 are divided into solar cell elements 201 by thermal stress caused by laser light irradiation. That is, the second process includes a laser irradiation process and a dividing process.
  • the solar cell element assembly 50 when the solar cell element assembly 50 is irradiated with the laser beam along the boundary (virtual dividing line) 62 parallel to the arrangement direction using the plurality of string assemblies 61, the laser beam acts around the irradiation position.
  • a microcrack can be generated by utilizing a thermal stress caused by a compressive stress and a tensile stress acting on the periphery thereof.
  • the solar cell element assembly 50 is cleaved by inducing the crack in the direction along the boundary (virtual dividing line) 62 by the thermal stress by the laser beam.
  • FIG. 19 a solar cell string 16 having a plurality of solar cell elements 201 connected to each other is formed.
  • the arrangement direction in the target of laser irradiation Warpage in the direction parallel to the direction is reduced. Therefore, defocusing of the laser light is reduced, and deterioration of the yield in the dividing step (second step) of the solar cell element assembly 50 can be reduced.
  • the manufacturing method according to the present embodiment a step of evaporating a part of the solar cell element assembly 50 by laser irradiation to form a dividing groove, and a step of dividing by applying an external force after the step;
  • the solar cell element assembly 50 can be divided in one process divided by laser irradiation. Therefore, productivity can be improved in this embodiment.
  • the solar cell element 201 obtained by dividing in this way is suitably used for a small solar cell module or the like.
  • a small solar cell module is used by being mounted on a relatively small device such as a charger of an electronic device or a mobile phone.
  • a large-sized solar cell element solar cell element aggregate
  • a solar cell element having a desired size can be produced efficiently. This eliminates the need for a mechanical facility that matches the size of the substrate of each solar cell element, thereby increasing the production efficiency of various solar cell elements having different sizes.
  • Japanese Patent Application Laid-Open No. 2005-236017 discloses a solar cell by irradiating a laser beam from the non-light-receiving surface (second main surface) side of the solar cell element to form a dividing groove and applying an external force to the dividing groove.
  • a method for dividing an element is disclosed. In such a dividing method, when a dividing groove having a dividable depth is not formed, even if an external force is applied to the dividing groove, the dividing groove does not break along the dividing groove, resulting in a division failure, and a divided solar cell element is used. May not be possible, and yield may deteriorate.
  • the manufacturing method according to the present embodiment after the laser irradiation, the solar cell element is divided by the thermal stress, so that the yield deterioration in the step of dividing the solar cell element can be reduced.
  • the laser irradiation unit 71 when laser light is scanned, the laser irradiation unit 71 may be moved in a predetermined direction, or the table 72 may be moved in a predetermined direction. Or you may move both the laser irradiation part 71 and the table 72 to a predetermined direction.
  • the pn junction region is formed on the first main surface 50 before the first step.
  • a laser beam can be irradiated to the surface on the opposite side to the surface in which the junction area
  • region (pn junction) is not formed in the boundary (virtual dividing line) 62 of the surface irradiated with a laser beam, the damage to the junction area
  • the linear first finger electrode 56b or the second finger electrode 57b is provided at the boundary (virtual dividing line) 62 between the adjacent solar cell elements 201A and 201B.
  • the first electrode 56 or the second electrode 57 may be formed so as to have a plurality of regions at a predetermined interval. .
  • the manufacturing method according to the present embodiment further includes a step of forming the second electrode 57 on the second main surface 50b before the second step.
  • the second electrode 57 is formed so as to have a first region 57d and a second region 57e arranged at a first interval D7 in a direction perpendicular to the arrangement direction.
  • the first interval D 7 corresponds to the boundary (virtual dividing line) 62.
  • the solar cell element assembly 50 is divided for each solar cell element 201 within the first interval D7.
  • the boundary (virtual dividing line) 62 does not exist around the boundary (virtual dividing line) 62, that is, the second current collecting electrode 57b is formed with a predetermined distance from the boundary (virtual dividing line) 62
  • the second current collecting electrode 57b may be made of aluminum. In this case, it is possible to reduce the problem that the second current collecting electrode 57b melted by the irradiation of the laser light is cooled and solidified, thereby inhibiting the division of the solar cell element assembly 50.
  • the manufacturing method according to the present embodiment further includes a step of forming the first electrode 56 on the first main surface 50a before the second step.
  • the first electrode 56 is formed to have a fifth region 56d and a sixth region 56e.
  • the fifth region 56d and the sixth region 56e are arranged with a second space D6 therebetween, and the second space D6 corresponds to the boundary (virtual dividing line) 62.
  • the solar cell element aggregate 50 is divided for each solar cell element 201 within the second interval D6.
  • the solar cell element assembly 50 is slightly inclined with respect to the desired boundary (virtual dividing line) 62. It can reduce that the 1 electrode 56 and a division position overlap. In addition, a large amount of received light can be secured.
  • the third semiconductor layer 54 does not exist at the boundary (virtual dividing line) 62 and its periphery. That is, the manufacturing method according to the present embodiment further includes a step of forming the third semiconductor layer 54 before the second step, and in this formation step, the third semiconductor layer 54 is bounded by the boundary (virtual dividing line) 62. And a predetermined interval may be provided. That is, the third semiconductor layer 54 may be formed to have a third region 54a and a fourth region 54b that are arranged corresponding to the first region 57d and the second region 57e of the second electrode 57, respectively.
  • the third region 54a and the fourth region 54b are arranged with a third interval D4, and laser light is irradiated into the third interval D4 in the dividing step (second step). ,To divide.
  • the laser beam is irradiated onto the silicon substrate 51 without passing through the third semiconductor layer 54. From this, it is possible to reduce the problem that the dopant of the third semiconductor layer 54 diffuses and leaks from the second main surface 50b toward the first main surface 50a due to the laser light irradiation.
  • the third interval D4 is formed to be equal to or narrower than the first interval D7, the BSF effect can be sufficiently obtained.
  • first distance D7, the second distance D6, and the third distance D4 may be, for example, 1 mm or more and 3 mm or less.
  • the manufacturing method according to the present embodiment further includes a step of forming a pair of first auxiliary electrodes 56c on the first main surface 50a before the second step, and in this forming step, FIG. ), A pair of first auxiliary electrodes 56c extending in parallel to the arrangement direction may be provided at both ends of the boundary (virtual dividing line) 62.
  • the solar cell element assembly 50 is divided by irradiating laser light between the pair of first auxiliary electrodes 6c.
  • laser light that absorbs light on the surface of the solar cell element assembly 50 can be used.
  • a YAG laser, a CO 2 laser, or the like can be used.
  • continuous wave laser light may be used. In this case, thermal stress is increased, and cracks are easily generated in the silicon substrate 51.
  • the shape of the laser spot is, for example, a circular shape collected using a spherical lens or a linear shape collected using a circumferential lens.
  • the laser spot is linear, the laser beam may be scanned so that the scanning direction coincides with the longitudinal direction.
  • the laser beam irradiation is performed in accordance with the thickness of the solar cell element assembly 50, the type and wavelength of the laser light to be used, so that thermal stress is generated in the solar cell element assembly 50. This is performed by appropriately adjusting the laser diameter and the like.
  • gas may be sprayed to the position where the laser light of the solar cell element assembly 50 is irradiated.
  • the surface of the solar cell element assembly 50 can be cooled quickly, and cracks are easily generated in the silicon substrate 51.
  • first electrode 56 and the second electrode 57 are formed so that the ratio of the formation region of the second electrode 57 in the second main surface 50b is larger than the ratio of the formation region of the first electrode 56 in the first main surface 50a. May be.
  • the solar cell element assembly 50 can be easily cleaved by irradiating the solar cell element assembly 50 including the first electrode 56 and the second electrode 57 having such a relationship with laser light.
  • the solar cell element assembly 50 is 1st main surface from the relationship of a thermal expansion coefficient. It tends to be curved so that the 50a side is convex. Therefore, when irradiating the curved solar cell element assembly 50 with laser light, the laser beam may be applied in a state where stress is applied in a direction in which the solar cell element assembly 50 becomes flat. . That is, the manufacturing method according to the present embodiment further includes a step of forming the solar cell element assembly 50 into a curved shape that is convex toward the first main surface 50a before the second step.
  • a laser beam is irradiated in the state which applied the stress in the direction where the solar cell element assembly 50 becomes flat with respect to the solar cell element assembly 50.
  • FIG. As a result, a tensile stress acts on the surface on the second main surface 50b side, so that a crack is easily generated in the silicon substrate 51.
  • a method of applying stress in the direction of flattening for example, there is a method of applying stress to the solar cell element assembly 50 by pressing both ends of the solar cell element assembly 50 in the arrangement direction.
  • a method may be used in which the solar cell element assembly 50 is flattened by pressing the solar cell element assembly 50 against a flat table and then vacuum-sucking it.
  • a laser is applied by applying stress to the solar cell element assembly 50 so that the second main surface 50b side of the solar cell element assembly 50 is convex in a cross section perpendicular to the arrangement direction of the solar cell element assemblies 50. You may irradiate light. Thereby, the solar cell element assembly 50 can be easily cleaved.
  • the solar cell element assembly 50 As a method of applying stress to the solar cell element assembly 50 so that the second main surface 50b side of the solar cell element assembly 50 is convex, for example, the boundary on the table 72 where the solar cell element assembly 50 is installed A spacer is disposed at the position of (virtual dividing line) 62, and the solar cell element assembly 50 is pressed by pressing the solar cell element assembly 50 disposed on the spacer so that the first surface 50a faces the table 73. There is a method of applying a stress to the substrate. As another method, after pressing the solar cell element assembly 50 arranged so that the first surface 50a is opposed to the table 73 having a convex center, the solar cell element assembly 50 is vacuum-adsorbed. The second main surface 50b side may be convex.
  • a groove for accommodating the inner lead 17 is formed in a portion where the inner lead 17 is located. May be. Thereby, the variation in the height in the thickness direction of the aggregate 61 of the plurality of strings due to the connection of the inner leads 17 can be reduced, and the aiming position of the laser beam can be reduced.
  • the solar cell element assembly 50 may be cleaved by irradiating laser light in an atmosphere containing oxygen.
  • segmentation can be reduced. This is presumably because an oxide film is formed in the divided region by laser light irradiation and has a passivation effect.
  • the manufacturing method according to the present embodiment allows the solar cells in the plurality of solar cell string assemblies 61 before the individual solar cell strings 16 obtained by dividing the plurality of solar cell string assemblies 61 are conveyed. You may provide the process of confirming whether the element assembly 50 was divided
  • a light source inside the table 72 and a light recognition device comprising a camera or the like above the table 72 May be installed.
  • a laser beam you may irradiate light from a light source from the table 72 side, and you may confirm the light which leaked from the division position using the optical recognition apparatus.
  • segmentation state of the solar cell element assembly 50 can be confirmed.
  • the solar cell element assembly 50 is undivided, for example, the laser beam is irradiated again to divide the undivided solar cell element assembly 50, or the undivided solar cell element assembly 50 is included.
  • the undivided solar cell element assembly 50 can be divided separately.
  • the manufacturing method according to the present embodiment further includes a third step of conveying the first solar cell string 16A among the plurality of solar cell strings 16.
  • the first solar cell string 16A is lifted from the table 72 and conveyed with the solar cell string 16B other than the first solar cell string 16A fixed to the table 72.
  • the manufacturing method according to the present embodiment is transported in a state where the second solar cell string 16B that is not transported after being divided is fixed on the table 72 by vacuum suction or the like.
  • the first solar cell string 16A may be transported by lifting it from the table 72 by the transport means. In this case, even if there is a solar cell element assembly 50 that is not cleaved, the crack can be developed by the above method, and the divided solar cell string 16 can be conveyed to the next step.
  • the solar cell string 16 which has the some solar cell element 201 connected with the light-receiving surface side sealing material 14a and the inner lead 17 on the translucent member 13, for example. Further, a non-light-receiving surface side sealing material 14b and a non-light-receiving surface side protection material 15 are sequentially laminated thereon.
  • the solar cell module 101 in which the respective members are integrated can be formed by laminating and laminating the respective members.
  • the laminate of the above-described members is set in a laminator and heated at a temperature of 100 ° C. to 200 ° C. for about 15 to 60 minutes while being pressurized under a reduced pressure of 50 to 150 Pa.
  • a method in which the surface-side sealing material 14a and the non-light-receiving surface-side sealing material 14b are melt-crosslinked is a method in which the surface-side sealing material 14a and the non-light-receiving surface-side sealing material 14b are melt-crosslinked.
  • a frame 26 such as aluminum may be fitted around the obtained solar cell module 102 as necessary.
  • the manufacturing method of the solar cell module which concerns on this invention is not limited to the said embodiment, Many within the scope of the present invention. You can make corrections and changes.
  • the solar cell element assembly 50 for forming the solar cell element 201 having a structure having electrodes on both main surfaces
  • the solar cell according to the fifth embodiment Using the solar cell element assembly 50 for forming a solar cell element having a structure having an electrode only on the second main surface 10b side which is a non-light-receiving surface, as in the element 205 It doesn't matter.
  • one solar cell element assembly 50 includes two or more solar cell elements 2 and may be divided into a plurality of pieces.
  • an independent laser device is used in the laser irradiation step
  • this laser device may be used by being incorporated in a device to which the inner lead 17 is connected. That is, the laser device is integrated with the inner lead 17 connecting device.
  • the laser device is integrated with the inner lead 17 connecting device.
  • productivity can be improved and equipment used can be made compact.
  • a specific method using a device in which the laser device and the connection device are integrated for example, there is the following method.
  • the first main surface 50a of the solar cell element assembly 50 is directed upward, the inner leads 17 are arranged on the first output extraction electrodes 56a of the plurality of solar cell elements 201, and connected by a predetermined method. To do.
  • the second main surface 50b of the plurality of solar cell element assemblies 50 faces upward, and the inner leads 17 connected to one solar cell element assembly 50 (50A) are connected to the other solar cell element assembly 50.
  • second output extraction electrodes 57a are arranged and connected by a predetermined method to form an aggregate 61 of a plurality of strings. And the laser beam can be irradiated to the aggregate
  • connection device for connecting the inner lead 17 includes a mounting means for mounting the solar cell element assembly 50 such as a table, a heating means for heating the inner lead 17, and the inner lead 17 as the first output extraction electrode 56a.
  • a mounting means for mounting the solar cell element assembly 50 such as a table
  • a heating means for heating the inner lead 17, and the inner lead 17 as the first output extraction electrode 56a Alternatively, holding means for pressing and holding the second output extraction electrode 57a and laser irradiation means for irradiating the solar cell element assembly 50 with laser light are provided.
  • the mounting means (table) may also have a transport means for transporting the solar cell element assembly 50.
  • the laser beam may be irradiated.
  • the temperature of the solar cell element assembly 50 rises when the inner lead 17 is connected, but it is cooled by the gas as described above.
  • the laser light can be irradiated after the temperature of the solar cell element assembly 50 is lowered.
  • the laser device 70 may include an image recognition device.
  • the image recognition apparatus can recognize the laser beam after confirming the irradiation position of the laser beam by recognizing the electrode shape of the solar cell element assembly 50 or the outer shape of the substrate. Therefore, even if the plurality of solar cell element assemblies 50 are connected in a shifted manner in the plurality of string assemblies 61, laser light can be irradiated within a desired boundary (virtual dividing line) 62. Thereby, the yield can be improved.
  • the present invention is not limited to the above embodiment, and many modifications and changes can be made within the scope of the present invention. Needless to say, the present invention includes various combinations of the above-described embodiments.
  • 101, 102, 103, 104, 105, 106 solar cell module 1a: short side 1b: long side 201, 202, 203, 204, 205: solar cell element 3: silicon substrate 4: light receiving surface 5: non-light receiving Surface 6: Reverse conductivity type layer 7: Insulating layer 8a: First side surface 8b: Second side surface 8c: Third side surface 8d: Fourth side surface 9: Light-receiving surface side bus bar electrode (first bus bar electrode) 9a: first side electrode 9b: second side electrode 10: non-light-receiving surface side bus bar electrode (second bus bar electrode) 11: Second current collecting electrode 12: First current collecting electrode (first finger electrode) 13: Translucent member 14a: Light-receiving surface side sealing material 14b: Non-light-receiving surface side sealing material 15: Non-light-receiving surface side protective material 16: Solar cell string 17: Inner lead 19: Raised portion 19a: First raised portion 19b: second raised portion 20: oxide film 20a: first oxide film 20

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Abstract

　太陽電池モジュールの面積に占める太陽電池素子の面積の比率を高めつつ、同時に強度を高めた太陽電池モジュールを提供する。太陽電池モジュールは、長方形状の第１主面と該第１主面上に長辺方向に沿って延びる第１バスバー電極とを有する複数の太陽電池素子および隣り合う該太陽電池素子を前記第１主面の長辺方向に沿って接続する配線材を有する太陽電池ストリングと、該太陽電池ストリングを覆うように前記第１主面に略平行に配置された長方形状の透光性部材と、前記太陽電池ストリングと前記透光性部材との間に配置された封止材と、を備える。前記複数の太陽電池素子は、それぞれ、前記第１主面、該第１主面の裏側に位置する第２主面、前記第１主面と前記第２主面とを接続する第１側面、および該第１側面の裏側に位置し前記第１主面と前記第２主面とを接続する第２側面を有するシリコン基板を備える。前記第１側面および前記第２側面は、前記第１主面の長辺方向に沿って配置され、前記第１側面はシリコンが露出しているとともに、前記第２側面は絶縁層で覆われている。

Description

太陽電池モジュールおよびその製造方法
　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。
　太陽電池モジュールは一般に、受光面側から順に、透光性部材と、受光面側封止材と、太陽電池ストリングと、非受光面側封止材と、非受光面側保護材とを有している。中でも太陽電池ストリングは、直線状に並べられた複数の太陽電池素子のバスバー電極同士をインナーリードで接続したものである。
　太陽電池モジュールは、用途によって様々な構造のものがある。たとえば、特開２００３－９７０００号公報に示すように、屋根瓦上に配置されるものや、屋根瓦と入れ替えて配置されるものなどが提案されている。
　このような太陽電池モジュールは、住宅の瓦材と入れ替えた限られたスペースに設置されることから、受光面における設計の自由度が低い。そのため、積雪荷重や風圧荷重に耐えうる高い強度をもつことに加えて、限られた受光面における太陽電池素子の充填率のさらなる向上が求められている。
　本発明の目的の１つは、太陽電池モジュールに占める太陽電池素子の面積比率を高めつつ、高い強度を有する太陽電池モジュールおよびその製造方法を提供することである。
　本発明の一実施形態に係る太陽電池モジュールは、長方形状の第１主面と該第１主面上に長辺方向に沿って延びる第１バスバー電極とを有する複数の太陽電池素子および隣り合う該太陽電池素子を前記第１主面の長辺方向に沿って接続する配線材を有する太陽電池ストリングと、該太陽電池ストリングを覆うように前記第１主面に略平行に配置された長方形状の透光性部材と、前記太陽電池ストリングと前記透光性部材との間に配置された封止材と、を備える。前記複数の太陽電池素子は、それぞれ、前記第１主面、該第１主面の裏側に位置する第２主面、前記第１主面と前記第２主面とを接続する第１側面、および該第１側面の裏側に位置し前記第１主面と前記第２主面とを接続する第２側面を有するシリコン基板を備える。前記第１側面および前記第２側面は、前記第１主面の長辺方向に沿って配置され、前記第１側面はシリコンが露出しているとともに、前記第２側面は絶縁層で覆われている。
　上述の太陽電池モジュールによれば、太陽電池モジュールにおける太陽電池素子の充填率を高めて発電量を大きくできるとともに、外力に対して高い強度を得ることができる。
本発明の第１の実施形態に係る太陽電池モジュールに用いられる太陽電池素子の一実施形態を示す図面であり、（ａ）は受光面側から見た平面図であり、（ｂ）は非受光面側から見た平面図であり、（ｃ）は図１（ａ）のＡ－Ａ’断面図であり、（ｄ）は図１（ａ）のＢ－Ｂ’断面図である。 図１に示す太陽電池素子へと分割する前の太陽電池素子の親基板（太陽電池素子集合体）を示す図面であり、（ａ）は受光面側から見た平面図であり、（ｂ）は非受光面側から見た平面図である。 図１に示す太陽電池素子を形成する方法を説明する図面であり、（ａ）および（ｂ）は、それぞれ、図２（ａ）のＣ－Ｃ’断面図である。 本発明の第１の実施形態に係る太陽電池モジュールの図面であり、（ａ）は受光面側から見た平面図を示し、（ｂ）は図４（ａ）のD－D’断面図であり、（ｃ）は図４（ｂ）の一部拡大図である。 図４に示す太陽電池モジュールにフレームを設けた様子を示す図であり、（ａ）は上面図、（ｂ）は平面図、（ｃ）は右側面図、（ｄ）は左側面図、（ｅ）は下面図、（ｆ）は背面図である。 （ａ）は、本発明の第２の実施形態に係る太陽電池モジュールに用いられる太陽電池素子の断面図であり、（ｂ）は、本発明の第４の実施形態に係る太陽電池モジュールに用いられる太陽電池素子の断面図である。 本発明の第３の実施形態に係る太陽電池モジュールに用いられる太陽電池素子を示す図面であり、（ａ）は太陽電池素子の親基板（太陽電池素子集合体）を受光面側から見た平面図であり、（ｂ）は図７（ａ）の親基板（太陽電池素子集合体）から得られる太陽電池素子を受光面側から見た平面図である。 本発明の第５の実施形態に係る太陽電池モジュールに用いられる太陽電池素子を示す図面であり、（ａ）は太陽電池素子を受光面側から見た平面図であり、（ｂ）は太陽電池素子を非受光面側から見た平面図であり、（ｃ）は図８（ａ）のＥ－Ｅ’断面図である。 本発明の第５の実施形態に係る太陽電池モジュールに用いられる太陽電池素子の変形例を示す図面であり、（ａ）は第１の変形例に係る太陽電池素子を受光面側から見た平面図であり、（ｂ）は第１の変形例に係る太陽電池素子を非受光面側から見た平面図であり、（ｃ）は図９（ａ）のＦ－Ｆ’断面図であり、（ｄ）は第２の変形例に係る太陽電池素子の変形例を非受光面側から見た平面図である。 本発明の第５の実施形態に係る太陽電池モジュールの図面であり、（ａ）は受光面側から見た平面図を示し、（ｂ）は図１０（ａ）のＧ－Ｇ’断面図である。 本発明の第６の実施形態に係る太陽電池モジュールの積層構成を示す分解斜視図である。 本発明の第６の実施形態に係る太陽電池モジュールの図面であり、（ａ）は受光面側から見た平面図であり、（ｂ）は図１２（ａ）のＨ－Ｈ’断面図である。 （ａ）は本発明の第６の実施形態に係る太陽電池モジュールに用いられる太陽電池ストリングの部分拡大平面図であり、（ｂ）は第６の実施形態に係る太陽電池モジュールに用いられる太陽電池ストリングの変形例を示す部分拡大平面図である。 本発明の第７の実施形態に係る太陽電池モジュールの製造方法に用いる太陽電池素子集合体を示す図であり、（ａ）は第１主面側から見た平面図であり、（ｂ）は第２主面側から見た平面図であり、（ｃ）は図１４（ａ）のＪ－Ｊ’断面図である。 本発明の第７の実施形態に係る太陽電池モジュールの製造方法に用いる太陽電池素子集合体の他の例を示す図であり、（ａ）は第１主面側から見た平面図であり、（ｂ）は第２主面側から見た平面図であり、（ｃ）は図１５（ａ）のＫ－Ｋ’断面図である。 本発明の第７の実施形態に係る太陽電池モジュールの製造方法で製造された太陽電池モジュールを示す図であり、（ａ）は断面模式図であり、（ｂ）は第１主面側から見た平面図である。 本発明の第７の実施形態に係る太陽電池モジュールの製造方法に用いる複数の太陽電池ストリングの集合体の一部を示す図であり、（ａ）は第１主面側から見た平面図であり、（ｂ）は第２主面側から見た平面図であり、（ｃ）は図１７（ａ）のＬ－Ｌ’断面図である。 本発明の第７の実施形態に係る太陽電池モジュールの製造方法に用いるレーザ装置の一例を示す模式図である。 本発明の第７の実施形態に係る太陽電池モジュールの製造方法に用いる太陽電池ストリングの一部を示す図であり、（ａ）は第１主面側から見た平面図であり、（ｂ）は第２主面側から見た平面図であり、（ｃ）は図１９（ａ）のＭ－Ｍ’断面図である。 本発明の第７の実施形態に係る太陽電池モジュールの製造方法に用いる太陽電池素子集合体の断面模式図である。 本発明の第７の実施形態に係る太陽電池モジュールの製造方法に用いる太陽電池ストリングの一部を第２主面側から見た平面図である。 本発明の第１の実施形態に係る太陽電池モジュールを用いた太陽電池アレイの斜視図である。
　＜太陽電池モジュール＞
　（第１の実施形態）
　以下、図１乃至図５を用いて、第１の実施形態に係る太陽電池モジュール１０１について、詳細に説明する。
　第１の実施形態に係る太陽電池モジュール１０１は、図４に示すように、透光性部材１３と、受光面側封止材１４ａと、複数の太陽電池ストリング１６と、非受光面側封止材１４ｂと、非受光面側保護材１５と、を有している。太陽電池モジュール１０１において、透光性部材１３、受光面側封止材１４ａ、太陽電池ストリング１６、非受光面側封止材１４ｂおよび非受光面側保護材１５は、順次積層されている。このとき、太陽電池ストリング１６は、直列上に連結された複数の太陽電池素子２０１を有している。
　本実施形態において、図４に示すように、太陽電池モジュール１０１の外形は長方形である。このような形状の太陽電池モジュール１０１は、例えば、建材一体型太陽光発電システムとして用いる場合、３枚～６枚程度の瓦と入れ替えて用いることができる。この太陽電池モジュール１０１は、例えば、図５に示すように、太陽電池モジュール１０１の周囲にフレーム２６が取り付けられて設置される。なお、フレーム２６は、例えば、太陽電池モジュール１０１を建材一体型太陽光発電システムに用いる場合、軒側と棟側および左右に隣接する太陽電池モジュール１０１のフレーム２６と協働して止水できる構造を有することができる。
　まず、太陽電池モジュール１０１における各部材について説明する。
　透光性部材１３は、長方形であり、太陽電池ストリング１６を覆うように受光面側に配置される。そして、透光性部材１３は、太陽電池素子２０１を外部から保護する機能を有する。なお、透光性部材１３は、太陽電池素子２０１へ光を入射させることができる部材であればよく、材料は特に限定されない。透光性部材１３の材料としては、例えば、白板ガラス、強化ガラス、熱線反射ガラスなどのガラスやポリカーボネート樹脂などの光透過率の高い材料を用いることができる。
　受光面側封止材１４ａは、透光性部材１３と太陽電池ストリング１６との間に配置される。非受光面側封止材１４ｂは、太陽電池ストリング１６と非受光面側保護材１５との間に配置される。受光面側封止材１４ａおよび非受光面側封止材１４ｂは、太陽電池素子２０１を封止する機能を有する。これら受光面側封止材１４ａおよび非受光面側封止材１４ｂとしては、例えば、エチレン酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）やポリビニルブチラール（ＰＶＢ）を主成分とし、押出し機によって厚さ０．４～１ｍｍ程度のシート状に成形されたものが用いられる。また、受光面側封止材１４ａおよび非受光面側封止材１４ｂは、架橋剤を含有していてもよい。この場合、所望の位置に封止材となるシート状の成形体を配置した後、熱処理を行うことで、受光面側封止材１４ａおよび非受光面側封止材１４ｂを硬化させることができる。
　非受光面側保護材１５は、非受光面側封止材１４ｂを保護する機能を有する。非受光面側保護材１５の材料としては、例えば、ポリビニルフルオライド（ＰＶＦ）、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、ポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）、或いは、これらの２種以上を積層した樹脂が用いられる。
　太陽電池素子２０１は、入射される太陽光を電気に変換する機能を有している。図１に示すように、太陽電池素子２０１の受光面４と非受光面５にはそれぞれ受光面側バスバー電極（第１バスバー電極）９および非受光面側バスバー電極（第２バスバー電極）１０が設けられている。ここで、本実施形態においては、受光面４が第１主面であり、非受光面５が第２主面となる。また、太陽電池素子２０１の外形は、長辺と短辺を有する長方形であり、長辺は受光面側バスバー電極９と略平行である。太陽電池素子２０１の大きさは、例えば、多結晶シリコンであれば、長辺が約１２０～２００ｍｍ程度であり、短辺が６０～１００ｍｍ程度とできる。
　なお、本明細書における“略平行である”なる記載は、実質的に平行である状態を示す記載である。また、同様にして、“略垂直である”なる記載は、実質的に垂直である状態を示す記載である。
　以下、太陽電池モジュール１０１に用いられる太陽電池素子２０１について、図面を用いて、より詳細に説明する。
　太陽電池素子２０１は、図１に示すように、長辺と短辺を有する略長方形である。太陽電池素子２０１は、シリコン基板３と、逆導電型層６と、絶縁層７とを備えている。シリコン基板３は、光が入射してくる側の主面である受光面４および該受光面４の裏面に位置する非受光面５を有する。逆導電型層６は、シリコン基板３の受光面４側の表層として設けられている。絶縁層７は、シリコン基板３の受光面４側、本実施形態では、逆導電型層６上に設けられている。
　そして、シリコン基板３は、受光面４と非受光面５に加えて、第１側面８ａ、第２側面８ｂ、第３側面８ｃおよび第４側面８ｄを有する。第１側面８ａは、受光面４と非受光面５とを接続し受光面４の長辺に沿う側面であり、第２側面８ｂは、第１側面８ａの反対側（裏側）に位置し受光面４と非受光面５とを接続し受光面４の長辺に沿う側面である。そして、第３側面８ｃおよび第４側面８ｄは、シリコン基板３の側面のうち第１側面８ａと第２側面８ｂ以外の側面であり、第１側面８ａおよび第２側面８ｂに略直交する。なお、本実施形態においては、第１側面８ａは、後述するように親基板（太陽電池素子集合体）を分割することによって新たに形成される面であってもよい。
　太陽電池素子２０１は、シリコン基板３の受光面４側に設けられた受光面側バスバー電極（第１バスバー電極）９および第１集電電極（第１フィンガー電極）１２と、シリコン基板３の非受光面５側に設けられた非受光面側バスバー電極（第２バスバー電極）１０および第２集電電電極１１とを有する。
　次に、上述した太陽電池素子２０１の各構成について、説明する。
　シリコン基板３としては、所定のドーパント元素（導電型制御用の不純物）を有して一導電型（例えば、ｐ型）を呈する単結晶シリコン基板や多結晶シリコン基板等の結晶シリコン基板が用いられる。シリコン基板３の厚みは、例えば、２５０μｍ以下、さらには、１５０μｍ以下とすることができる。シリコン基板３の形状は、特に限定されるものではないが、本実施形態のように、四角形状であってもよい。この場合、製法の簡略化が図れる。本実施形態においては、シリコン基板３として、ｐ型の導電型を呈する結晶シリコン基板が用いられる。結晶シリコン基板からなるシリコン基板３がｐ型を呈するようにする場合、ドーパント元素としては、例えば、ボロンあるいはガリウムを用いることができる。
　逆導電型層６は、シリコン基板３とは逆の導電型を呈する層であり、シリコン基板３の受光面４側の表層として形成されている。シリコン基板３がｐ型の導電型を呈する結晶シリコン基板である場合、逆導電型層６は、ｎ型の導電型を呈する。一方で、シリコン基板３がｎ型の導電型を呈する結晶シリコン基板である場合、逆導電型層６は、ｐ型の導電型を呈する。そして、ｐ型の導電型の領域とｎ型の導電型の領域との間には、ｐｎ接合領域が形成される。このような逆導電型層６は、シリコン基板３がｐ型の導電型を呈する結晶シリコン基板であれば、例えば、結晶シリコン基板の受光面にリン等の不純物を拡散させることによって形成することができる。
　絶縁層７は、受光面４側に設けられた絶縁性の皮膜である。絶縁層７は、所望の波長領域の光の反射率を低減させて光生成キャリア量を増大させ、太陽電池素子２０１の光電流密度Ｊｓｃを向上させる機能をもたせてもよい。絶縁層７としては、例えば、ＳｉＮ膜、ＴｉＯ２膜、ＳｉＯ２膜等を用いることができる。このような絶縁層７は、例えば、ＰＥＣＶＤ（plasma enhanced chemical vapor deposition）法、蒸着法、スパッタリング法などを用いて形成することができる。例えば、ＳｉＮ膜からなる絶縁層７をＰＥＣＶＤ法で形成する場合であれば、反応室内を５００℃程度として窒素（Ｎ２）で希釈したシラン（Ｓｉ３Ｈ４）とアンモニア（ＮＨ３）との混合ガスを、グロー放電分解でプラズマ化させて堆積させることで絶縁層７が形成される。絶縁層７の厚みは、材料によって適宜選択することができ、適当な入射光に対して無反射条件を実現できる厚みとすることができる。例えば、絶縁層７の屈折率は１．８～２．３程度、厚みは５００～１２００Å程度とすることができる。
　そして、本実施形態においては、第２側面８ｂは絶縁層７で覆われている。一方、第１側面８ａは、シリコンが露出している。なお、第３側面８ｃおよび第４側面８ｄにも絶縁層７が形成されてもよい。各側面への絶縁層７の形成方法としては、シリコン基板３の第２側面８ｂ、第３側面８ｃおよび第４側面８ｄを何も覆わない状態で上述したようにＰＥＣＶＤ法を用いて形成することができる。
　なお、ここでいう、『シリコンが露出している』とは、他の絶縁層等が形成されておらず、実質的にシリコンが露出している状態をいい、自然酸化膜が形成された状態のものも含むものである。
　また、太陽電池素子２０１には、図１に示すように、シリコン基板３の非受光面５側の表層部にｐ＋を呈するＢＳＦ領域２１が形成されている。このＢＳＦ領域２１は、シリコン基板３の非受光面５近くでキャリアの再結合による効率の低下を低減させる機能を有しており、シリコン基板３の非受光面５側に内部電界を形成するものである。
　次に、太陽電池素子２０１に設けられる電極について説明する。
　太陽電池素子２０１の受光面４側に配置される電極は、図１に示すように、受光面側バスバー電極９（第１バスバー電極）と、複数の線状の第１フィンガー電極１２とを有する。受光面側バスバー電極９の少なくとも一部は、第１フィンガー電極１２と交差している。この受光面側バスバー電極９は、例えば、１．３ｍｍ～２．５ｍｍ程度の幅を有している。一方で、第１フィンガー電極１２は、例えば、５０～２００μｍ程度の幅を有していてもよい。このように、第１フィンガー電極１２の幅は、受光面側バスバー電極９の幅よりも小さい。また、第１フィンガー電極１２は、互いに１．５～３ｍｍ程度の間隔を空けて複数設けられている。このような受光面側バスバー電極９および第１フィンガー電極１２の厚みは、１０～４０μｍ程度とすることができる。受光面側バスバー電極９および第１フィンガー電極１２は、例えば、銀のような導電性金属をスクリーン印刷等で所望の形状に塗布した後、焼成することによって形成することができる。
　太陽電池素子２０１の非受光面５側に配置される電極は、図１に示すように、非受光面側バスバー電極１０（第２バスバー電極）と、第２集電電極１１とを有する。非受光面側バスバー電極１０の厚みは１０μｍ～３０μｍ程度、幅は１．３ｍｍ～７ｍｍ程度とすることができる。非受光面側バスバー電極１０は、上述の受光面側バスバー電極９と同等の材質および製法で形成することができる。また、第２集電電極１１は、厚みが１５μｍ～５０μｍ程度であり、非受光面側バスバー電極１０が形成された領域などの一部を除いたシリコン基板３の非受光面５側の略全面に形成される。この第２集電電極１１は、例えば、アルミニウムペーストを所望の形状に塗布した後、焼成することによって形成することができる。
　太陽電池ストリング１６は、上述した複数の太陽電池素子２０１と、隣り合う太陽電池素子２０１同士を接続するインナーリード１７（配線材）とを有する。
　インナーリード１７は、例えば、厚さ０．１～０．２ｍｍ程度、幅１～２ｍｍ程度の銅箔の全面を半田によって被覆したものが用いられる。インナーリード１７は、太陽電池素子２０１の受光面側バスバー電極９上と非受光面側バスバー電極１０上に半田付けされる。図４においては、一つのインナーリード１７の一端は一の太陽電池素子２０１の受光面４の受光面側バスバー電極９に接続されており、他端は、隣接する他の太陽電池素子２０１の非受光面５の非受光面側バスバー電極１０に接続されている。これにより、インナーリード１７は、隣接する２つの太陽電池素子２０１間を電気的に接続している。このとき、図４（ｃ）に示すように、インナーリード１７は、その一端側領域が一の太陽電池素子２０１の受光面側バスバー電極９の長手方向に沿って配置され、その他端側領域が他の太陽電池素子２０１の非受光面側バスバー電極１０の長手方向に沿って配置されている。これにより、図４（ａ）に示すように、太陽電池ストリング１６の長手方向と、太陽電池素子２０１の長手方向と、インナーリード１７の長手方向は、略平行である。
　このように、本実施形態の太陽電池モジュール１０１は、上述した電極の接続配置をなす太陽電池ストリング１６を有する。これにより、図４（ｃ）に示すように、太陽電池ストリング１６を受光面４側から平面視したとき、インナーリード１７は太陽電池素子２０１の第３側面８ｃおよび第４側面８ｄと直交し、第１側面８ａとは略平行となるよう配置される。そして、図４（ａ）に示すように、太陽電池モジュール１０１においては、太陽電池ストリング１６の長手方向と直交する方向に、複数の太陽電池ストリング１６が配列される。そして、太陽電池ストリング１６の長手方向と直交する方向において隣接する太陽電池ストリング１６同士は接続部材２４で電気的に接続される。
　本実施形態の太陽電池モジュール１０１では、図４（ａ）に示すように、太陽電池モジュール１０１と太陽電池ストリング１６の長手方向が一致している。これにより、太陽電池モジュール１０１の短辺側１ａに接続部材２４が配置できるため接続部材２４の配置に必要な面積が小さく、受光面積に占める有効受光面積を高めることができる。また、太陽電池素子２０１の配置の自由度が高まることによっても太陽電池素子２０１の充填率の向上が図れるため、太陽電池モジュール１０１の受光面積に占める有効受光面積を高めることができる。
　図２２は、架台に支持された本実施形態の太陽電池モジュール１０１を備えた太陽電池アレイ３０１が屋根（被設置面８１）に設置された状態を示す図である。このように、本実施形態に係る太陽電池モジュール１０１を用いた場合、モジュール１０１の長辺、太陽電池素子２０１の長辺および第１バスバー電極９の長手方向が、全て軒棟方向に対して垂直である。その結果、瓦の連なりに調和した太陽電池アレイ３０１となり、美観性が高まる。
　またさらに、特に、このように図２２に示すような瓦と入れ替えて用いられる瓦用太陽電池モジュールにおいては、太陽電池モジュールの外寸が一定の範囲に制限される。図４（ａ）に示す本実施形態に係る太陽電池モジュール１０１では、太陽電池モジュール１０１の短手方向と太陽電池素子２０１の短手方向が一致している。これにより、上述したように太陽電池素子２０１の配置の自由度が向上して、太陽電池モジュール１０１の受光面積に占める有効受光面積の比率を高めて発電量を増すことができる。したがって、太陽電池モジュール１０１は、特に、上述したように外形寸法などに制限がある瓦用太陽電池モジュールとして好適に用いることができる。
　さらに、太陽電池モジュール１０１においては、太陽電池素子２０１の長手方向に沿ってインナーリード１７が配置され、半田付けによって固定される。これにより、太陽電池素子２０１が長手方向に沿って補強されるため、太陽電池素子２０１の長手方向への撓みに対する強度を高めることができる。これにより、太陽電池素子２０１に生じるクラックを低減して、湾曲が生じやすい長方形の太陽電池モジュール１０１の長手方向における強度が高まる。その結果、太陽電池モジュール１０１の強度と信頼性を向上することができる。
　そして、図１（ｃ）に示すように、太陽電池素子２０１の第１側面８ａはシリコン基板３が露出しているとともに、第２側面８ｂは絶縁層７で覆われている。そして、このような太陽電池素子２０１を有する本実施形態において、図４（ａ）および図４（ｃ）に示すように、太陽電池ストリング１６を受光面側から平面視したとき、インナーリード１７は、太陽電池素子２０１の第３側面８ｃおよび第４側面８ｄと直交して交差するとともに、第１側面８ａに略平行となるよう配置される。このとき、第３側面８ｃと第４側面８ｄは絶縁層７で覆われている。これにより、太陽電池素子２０１間の間隔を狭くしてインナーリード１７が太陽電池素子２０１の側面に接触した場合であっても、インナーリード１７が太陽電池素子２０１の正極と負極を接続して短絡することを低減することができる。これにより、太陽電池素子２０１を密に配置して、太陽電池素子２０１の受光面への充填率を高めて、太陽電池モジュール１０１の発電量を向上することができる。
　また、太陽電池モジュール１０１においては、太陽電池素子２０１を接続した配線経路の往復回数が少ないため、すなわち、接続部材２４による接続箇所が少ない。そのため、半田接合の剥離等による故障率を低減して信頼性を向上することができる。
　以上のように、本実施形態においては、各部材の長手方向が略平行に配置され、且つ太陽電池素子２０１がシリコンが露出した第１側面８ａおよび絶縁層７で覆われた第２側面８ｂを備えることで、太陽電池モジュール１０１における太陽電池素子２０１の充填率を高めるとともに、外力に対して高い強度を得ることができる。
　また、本実施形態においては、図４（ａ）に示すように、太陽電池ストリング１６における複数の太陽電池素子２０１は、第２側面８ｂを同じ方向に向けて配列されている。そして、このとき、複数の太陽電池素子２０１の第２側面８ｂが同一平面内に位置するよう配置されている。このように配置することで、太陽電池ストリング１６を形成するときに第２側面８ｂを基準面として太陽電池素子２０１を整列することができる。これにより、後述するように大型の太陽電池素子を分割して太陽電池素子２０１を形成する場合に、太陽電池素子２０１における分割した部分の形状のばらつきが整列工程に及ぼす影響を低減して、受光面側バスバー電極９と非受光面側バスバー電極１０を一直線上に精度良く整列することができる。その結果、本実施形態のように両面に電極を有する形態においては、インナーリード１７が所定の位置からずれた状態で半田付けされて太陽電池素子２０１の発電領域を減少させることによって太陽電池モジュール１０１の発電量が低下することを低減することもできる。
　またさらに、本実施形態においては、第１フィンガー電極１２の両端のうち、第１側面８ａ側に位置する第１端部は、第１側面８ａに達しており、第２側面８ｂ側に位置する第２端部は、第２側面８ｂから離間している。
　またさらに、太陽電池モジュール１０１は、複数の太陽電池ストリング１６を有している。具体的には、本実施形態においては、図４（ａ）に示すように、太陽電池モジュール１０１は、３つの太陽電池ストリング１６を有している。ここで、図４（ａ）において、上方に位置する太陽電池ストリング１６を第１太陽電池ストリング１６Ａ、該第１太陽電池ストリング１６Ａに隣接する太陽電池ストリング１６を第２太陽電池ストリング１６Ｂとする。
　このとき、第１太陽電池ストリング１６Ａにおける複数の太陽電池素子２０１の第１側面８ａは、第１の面内に位置するよう配置されており、第２太陽電池ストリング１６Ｂにおける複数の太陽電池素子２０１の第２側面８ｂは、第２の面内に位置するよう配置されている。そして、この第２の面は、第１の面に平行であるとともに第１の面に対向して配置されている。このような配置は、換言すれば、第１太陽電池ストリング１６Ａにおける太陽電池素子２０１の第１側面８ａが、第２太陽電池ストリング１６Ｂにおける太陽電池素子２０１の第２側面８ｂと対向して配置されている。これによって、隣接する太陽電池ストリング１６において、シリコンが露出している第１側面８ａと絶縁層７でおおわれている第２側面８ｂが対向して配置されている。そのため、第１太陽電池ストリング１６Ａと第２太陽電池ストリング１６Ｂとの間隔を狭くすることができ、太陽電池素子２０１の受光面への充填率を高めて、太陽電池モジュール１０１の発電量をさらに向上することができる。
　上述した太陽電池モジュール１０１に用いる太陽電池素子２０１は、様々な方法で形成することができる。該形成方法の一例として、次に、大型の太陽電池素子（以下、太陽電池素子の親基板５０または太陽電池素子集合体５０と呼ぶ）を分割して、太陽電池素子２０１を形成する方法について、図面を用いて詳細に説明する。
　太陽電池素子の親基板５０は、図２に示すように太陽電池素子２０１へと分割する前のものであり、複数の太陽電池素子２０１を含む構成を有している。例えば、図２に示すように、太陽電池素子の親基板５０は、絶縁層７、受光面側バスバー電極９、第１フィンガー電極１２、非受光面側バスバー電極１０、第２集電電極１１を備えている。この親基板５０も、太陽電池素子として使用可能である。
　太陽電池素子の親基板５０を分割して太陽電池素子２０１を形成する方法を、以下に説明する。
　まず、太陽電池素子の親基板５０の受光面４に所望の分割線に沿ってレーザ光を照射して、図３（ａ）に示すように、受光面４に分割溝２３を形成する。使用するレーザ光としては、例えば、ＹＡＧレーザ光を用いることができる。レーザ条件としては、波長が１．０６μｍ、出力が１０Ｗ～３０Ｗ、ビーム広がり角が１～５ｍｒａｄ、走査速度が５０～３００ｍｍ／ｓとしてもよい。分割溝２３の深さは、例えば、シリコン基板３の厚さの２５％以上とすることができる。これにより、分割溝２３に沿って容易に太陽電池素子の親基板５０を分割できる。
　そして、図３（ｂ）に示すように、分割溝２３を形成した太陽電池素子の親基板５０に外力を加えることによって、分割溝２３に沿って太陽電池素子の親基板５０を分割することができる。これにより、太陽電池素子２０１を形成できる。このような分割によって形成した太陽電池素子２０１の側面を上述した第１側面８ａとすることができる。このとき、太陽電池素子２０１のそれ以外の側面が第２側面８ｂ、第３側面８ｃ、第４側面８ｄである。
　このように、太陽電池素子２０１が太陽電池素子の親基板５０を分割することにより形成されることで、図１（ｃ）に示すように、第１側面８ａにおいて、シリコン基板３や逆導電型層６、ＢＳＦ領域２１、第２集電電極１１などの断面が露出し、他の側面においては、絶縁層７が配置されている。すなわち、このような形成方法によって、上述したシリコンが露出した第１側面８ａおよび絶縁層７で覆われた第２側面８ｂを備える太陽電池素子２０１を形成することができる。
　（第２の実施形態）
　次に、本発明の第２の実施形態に係る太陽電池モジュール１０２について、図６（ａ）を用いて説明する。なお、図６（ａ）においては、上述した図１（ｃ）と同一の構成部分には同一の符号を付して説明は省略する。後述する他の実施形態の説明においても、同様である。
　本実施形態に係る太陽電池モジュール１０２は、太陽電池素子２０２における受光面側バスバー電極（第１バスバー電極）１０の配置位置について、第１の実施形態に係る太陽電池モジュール１０１と異なる。
　より具体的には、本実施形態においては、図６（ａ）に示すように、受光面側バスバー電極９は受光面４に、非受光面側バスバー電極１０は非受光面５にそれぞれ複数本設けられている。そして、この複数の受光面側バスバー電極９は、第１側面８ａに最も近い受光面側バスバー電極９である第１側面側電極９ａと、第２側面８ｂに最も近い受光面側バスバー電極９である第２側面側電極９ｂとを含んでいる。このとき、第１側面側電極９ａと第１側面８ａとの距離Ｄ１は、第２側面側電極９ｂと第２側面８ｂとの距離Ｄ２よりも大きい。
　上述したように太陽電池素子の親基板５０の分割によって形成された場合、第１側面８ａが絶縁層７で覆われずにシリコンが露出しているのに対して、第２側面８ｂは絶縁層７で覆われている。このため、第１側面８ａ付近と第２側面８ｂ付近の単位面積あたりの発電量は不均衡となる傾向にある。そこで上述したように、第１側面側電極９ａと第１側面８ａとの距離Ｄ１を、第２側面側電極９ｂと前記第２側面８ｂとの距離Ｄ２よりも大きくすることで、第２側面８ｂ側の受光量に比べて第１側面８ａ側の受光量が多くなる電極配置とすることができる。これにより、第１側面側電極９ａと第２側面側電極９ｂで集電する電流を均等にすることができる。これにより、第１側面側電極９ａと第２側面側電極９ｂとインナーリード１７を通過する電流が同じになることから、電流にあわせて受光面側バスバー電極９やインナーリード１７の断面積を変える必要がなくなる。その結果、第1側面側電極９ａと第２側面側電極９ｂに接続するインナーリード１７を一種類にでき、汎用性が向上する。そして、太陽電池モジュール１０２内の電流の分布を均一にして、太陽電池モジュール１０２の発電効率を向上することができる。
　以上のように、本実施形態においては、太陽電池モジュール１０２内の電流分布が均一に近づき発電効率が向上するとともに、汎用性に優れる。
　なお、ここでいう距離Ｄ１は、例えば、図６（ａ）に示すように、太陽電池素子２０２を平面視したときの、受光面４の長手方向に垂直な方向における第１側面側電極９ａと第１側面８ａとの最短距離とできる。距離Ｄ２も同様に規定できる。
　（第３の実施形態）
　次に、本発明の第３の実施形態に係る太陽電池モジュール１０３について、図７を用いて説明する。本実施形態に係る太陽電池モジュール１０３は、太陽電池素子２０３における受光面側に設けられた電極構成について、第１の実施形態に係る太陽電池モジュール１０１と異なる。
　具体的には、図７（ｂ）に示すように、第３の実施形態に係る太陽電池モジュール１０３に用いられる太陽電池素子２０３は、上述した第１の実施形態にかかる太陽電池素子２０１で説明した受光面側に設けられる電極として、補助電極２５をさらに有している。すなわち、太陽電池素子２０３は、受光面側に設けられた電極として、受光面側バスバー電極９と第１フィンガー電極１２と補助電極２５とを有している。
　受光面側バスバー電極９は、受光面４の長手方向に沿って延びる。第１フィンガー電極１２は、受光面側バスバー電極９に略垂直な方向に延び、受光面側バスバー電極９と電気的に接続されている。
　そして、補助電極２５は、太陽電池素子２０３の受光面４の外周に沿って、複数の第１フィンガー電極１２と直交する方向に配置されている。換言すれば、補助電極２５は、受光面４上に受光面側バスバー電極９に略垂直な方向に延びるよう配置されている。具体的には、本実施形態においては、図７（ｂ）に示すように、補助電極２５は、第１側面８ａに沿うものと、第２側面８ｂに沿うものとの２つが設けられている。該補助電極２５は、第１フィンガー電極１２を介して受光面側バスバー電極９と電気的に接続されている。このような補助電極２５を設けたことで、太陽電池素子２０３で発電した電流の集電効率を向上することができる。
　また、上述したように、本実施形態においては、補助電極２５が第１側面８ａに沿って設けられている。このことにより、第１フィンガー電極１２が太陽電池素子の親基板５０の分割で形成された第１側面８ａ側から剥離したとしても、補助電極２５が、該剥離が補助電極２５よりも内側に進展しないためのストッパーとして機能する。これにより太陽電池素子２０３を太陽電池素子の親基板５０の分割によって形成した場合であっても、第１フィンガー電極１２の破損を低減でき、該破損に伴う発電効率の悪化を低減できるため、太陽電池モジュール１０３の信頼性をさらに向上することができる。
　（第４の実施形態）
　次に、本発明の第４の実施形態に係る太陽電池モジュール１０４について、図６（ｂ）を用いて説明する。本実施形態に係る太陽電池モジュール１０４は、太陽電池素子２０４の構成について、第１の実施形態に係る太陽電池モジュール１０１と異なる。
　具体的には、図６（ｂ）に示すように、第４の実施形態に係る太陽電池モジュール１０４に用いられる太陽電池素子２０４は、第1側面８ａと受光面４の交差部に設けられた第１隆起部１９をさらに有する。このような第１隆起部１９は、例えば、太陽電池素子２０４を受光面４側または非受光面５側からレーザ光でカットする際に、レーザ光の出力を調整することによって形成することができる。
　上述したように、太陽電池素子２０４は、レーザ光で溝を入れた後に、スナッピングによって分割することによって形成してもよい。その場合、このような第１隆起部１９を設けることによって、第１側面８ａを補強することができ、第１側面８ａから生じるマイクロクラックの進展を低減することができる。
　なお、本実施形態においては、第1側面８ａと受光面４との交差部に設けられた第１隆起部１９について説明したが、第１側面８ａと非受光面５との交差部に第２隆起部をさらに設けてもよい。このような形態においても、分割により生じる第１側面８ａにおけるマイクロクラックの発生を低減することができる。なお、第１隆起部１９を設けず、第２隆起部のみを設けた形態であっても、上述した第１隆起部１９を有することで得られる効果と同様の効果を奏すことができる。したがって、太陽電池素子２０４の構造など種々の要素に応じて、第１隆起部１９および第２隆起部の少なくとも一方を、適宜設けることができる。
　さらに、本実施形態においては、太陽電池素子２０４は、第１隆起部１９の上に設けられた第１酸化膜２０をさらに有する。このような第１酸化膜２０は、太陽電池素子２０４をレーザカットによって形成するときに、レーザ光の照射部にアルゴンガスに変えて、酸素を含む気体を接触させることによって形成することができる。
　第１隆起部１９の表面にこのような第１酸化膜２０を形成することによって、上述の第１実施形態に係る太陽電池モジュール１０１と同様の接続配置でインナーリード１７によって複数の太陽電池素子２０４を接続した場合、第１酸化膜２０が絶縁層として機能する。これにより、インナーリード１７が太陽電池素子２０４の正極と負極を接続して短絡することを低減することができる。
　さらに、本実施形態においては、図６（ｂ）に示すように、第１酸化膜２０は、第１隆起部１９の表面にのみ形成されているが、このような第１酸化膜２０は、第１隆起部１９よりも内側まで延びて形成されてもよい。これにより第１酸化膜２０によるパッシベーション効果が高まる。
　なお、本実施形態においては、受光面４側に設けられた第１隆起部１９を有し、非受光面５側に設けられた第２隆起部を有していない太陽電池素子２０４を例示したが、上述したように、他の実施形態として、第２隆起部を有した形態であってもよい。該形態においては、第２隆起部の表面に第２酸化膜が設けられていてもよい。このような形態においても、上述した第１酸化膜２０を有することで得られる効果と同様の効果を奏すことができる。なお、この第２酸化膜も、上述の第１酸化膜２０と同様の方法で形成することができる。
　（第５の実施形態）
　次に、本発明の第５の実施形態に係る太陽電池モジュール１０５について、図８乃至図１０を用いて説明する。図８（ａ）乃至図８（ｃ）および図１０は、第５の実施形態に係る太陽電池モジュール１０５に用いられる太陽電池素子２０５を示す図であり、図９（ａ）乃至図９（ｃ）は、太陽電池素子２０５の第１の変形例２０５１を示す図であり、図９（ｄ）は、太陽電池素子２０５の第２の変形例２０５２を示す図である。
　本実施形態に係る太陽電池モジュール１０５は、太陽電池素子２０５の構成について、第１の実施形態に係る太陽電池モジュール１０１と異なる。
　具体的には、第５の実施形態に係る太陽電池モジュール１０５に用いられる太陽電池素子２０５は、バックコンタクト構造を有する。すなわち、図８（ａ）乃至図８（ｃ）に示すように、太陽電池素子２０５は、非受光面５に互いに極性の異なる第１出力取出電極２７ａと第２出力取出電極２７ｂを有する。換言すれば、上述の第１乃至第４の実施形態における第１バスバー電極および第２バスバー電極に対応する電極が、いずれも非受光面５上に設けられている。
　より具体的には、本実施形態において、第１出力取出電極２７ａが第１バスバー電極に相当し、第２出力取出電極２７ｂが第２バスバー電極に相当する。したがって、本実施形態においては、第１バスバー電極が設けられている非受光面５が第１主面となる。
　また、太陽電池素子２０５の外形は、長辺と短辺を有する長方形であり、長辺は第１出力取出電極２７ａおよび第２出力取出電極２７ｂと略平行である。太陽電池素子２０５の大きさは、例えば、多結晶シリコンであれば、長辺が約１２０～２００ｍｍ程度であり、短辺が６０～１００ｍｍ程度である。そして、本実施形態においても、第１側面８ａは第１の実施形態と同様にシリコンが露出している。
　本実施形態の太陽電池素子２０５は、図８（ａ）乃至図８（ｃ）に示すように、結晶系のメタルラップスルー構造を有している。
　本実施形態においても、上述の実施形態と同様に、太陽電池ストリング１６は、複数の太陽電池素子２０５を備える。この複数の太陽電池素子２０５は、太陽電池ストリング１６において、図１０（ａ）および図１０（ｂ）に示すように、インナーリード１７によって互いに接続されている。また、太陽電池モジュール１０５は、複数の太陽電池ストリング１６以外に、透光性部材１３、受光面側封止材１４ａ、非受光面側封止材１４ｂおよび非受光面側保護材１５を備える。図１０（ｂ）に示すように、太陽電池モジュール１０５において、透光性部材１３、受光面側封止材１４ａ、太陽電池ストリング１６、非受光面側封止材１４ｂ、非受光面側保護材１５は、この順に積層されている。
　そして、バックコンタクト構造を有する本実施形態は、第１乃至第４の実施形態と、インナーリード１７の配置において異なる。すなわち、第１乃至第４の実施形態においては、インナーリード１７の一端は、隣り合う太陽電池素子２０５の一方の太陽電池素子２０５の受光面４側に位置し、他端は、隣り合う太陽電池素子２０５の他方の太陽電池素子２０５の非受光面５側に位置している。一方、本実施形態においては、インナーリード１７の一端および他端は、いずれも対応する隣り合う太陽電池素子２０５の非受光面５側に配置されている。
　このような太陽電池モジュール１０５においても、図１０（ａ）に示すように、複数の太陽電池ストリング１６は、その長手方向に直交する方向に配列されている。そして、この直交する方向に隣接する太陽電池ストリング１６は、接続部材２４で電気的に接続されている。
　このような太陽電池モジュール１０５では、前述の実施形態と同様に、太陽電池素子２０５の充填率を向上して受光面積に占める有効受光面積を高めることができる。加えて、太陽電池素子２０５の長手方向に沿ってインナーリード１７が半田付けされていることから、太陽電池素子２０５がその長手方向に沿って補強される。このため、太陽電池素子２０５の長手方向への撓みに対する強度を高めることができる。
　以上より、本実施形態においても、太陽電池素子２０５の充填率を向上させて発電効率の向上が図れるとともに外力に対する強度の向上が図れる。
　なお、本実施形態においては、バックコンタクト構造を有する形態として、図８に示すメタルラップスルー構造を有する太陽電池素子を備える形態について説明したが、本発明の実施形態に係る太陽電池モジュールに用いられる太陽電池素子として、他のバックコンタクト構造を有する太陽電池素子を用いることができる。
　図９（ａ）乃至図９（ｃ）は、バックコンタクト構造を有する第５の実施形態に係る太陽電池素子２０５の第１の変形例２０５１を示す図である。この第１の変形例２０５１は、ＩＢＣ（Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ　Ｂａｃｋ　Ｃｏｎｔａｃｔ）構造を有している。第１の変形例２０５１においては、図９（ａ）に示すように、受光面４には電極が形成されていない。一方、図９（ｂ）に示すように、非受光面５に、第１バスバー電極に相当する第１出力取出電極２７ａと第２バスバー電極に相当する第２出力取出電極２７ｂとが線状に形成されている。
　この変形例における太陽電池素子２０５を用いる場合には、「第１主面上に長辺方向に沿って延びる第１バスバー電極」とは、図９（ｂ）に示すように、第１バスバー電極である第１出力取出電極２７ａを、第１主面である非受光面５上に、非受光面６の長辺方向に沿って延びるように設けられていればよい。このような形態であっても、太陽電池素子２０５を用いた第５の実施形態と同様の効果を奏すことができる。
　また、図９（ｄ）は、バックコンタクト構造を有する第５の実施形態に係る太陽電池素子２０５の第２の変形例２０５２の非受光面５側の平面図である。この第２の変形例２０５２も、第１の変形例２０５１と同様に、ＩＢＣ構造を有している。この第２の変形例２０５２は、図９（ｄ）に示すように、第１の変形例２０５１と、非受光面５側における電極形状が異なる。
　より具体的には、第２の変形例２０５２も第１の変形例２０５１と同様に、非受光面５に、第１バスバー電極に相当する第１出力取出電極２７ａと第２バスバー電極に相当する第２出力取出電極２７ｂとが形成されている。第１の変形例２０５１においては、第１出力取出電極２７ａおよび第２出力取出電極２７ｂが線状であるのに対して、本第２の変形例２０５２においては、第１出力取出電極２７ａおよび第２出力取出電極２７ｂが円形状である。
　この変形例における太陽電池素子２０５を用いる場合には、「第１主面上に長辺方向に沿って延びる第１バスバー電極」とは、複数の円形状の第１出力取出電極２７ａが、非受光面５上に非受光面５の長辺方向に沿って、配列して設けられていればよい。このような形態であっても、第１の変形例２０５１と同様に、太陽電池素子２０５を用いた第５の実施形態と同様の効果を奏すことができる。
　以上、バックコンタクト構造として、メタルラップスルー構造およびＩＢＣ構造を例示したが、他のバックコンタクト構造を用いてもよい。他のバックコンタクト構造としては、例えば、エミッタラップスルー構造、アラウンドラップスルー構造などが挙げられる。なお、いずれのバックコンタクト構造においても、太陽電池素子の材質としては、上述したように多結晶シリコン又は単結晶シリコン等の結晶系を用いることができる。
　（第６の実施形態）
　次に、本発明の第６の実施形態に係る太陽電池モジュール１０６について、図１１乃至図１３を用いて説明する。本実施形態に係る太陽電池モジュール１０６は、複数の太陽電池素子同士を接続する構成について、第５の実施形態に係る太陽電池モジュール１０５と異なる。すなわち、本実施形態に係る太陽電池モジュール１０６は、太陽電池ストリング１６において、第５の実施形態に係る太陽電池モジュール１０５と異なる。
　具体的には、本実施形態に係る太陽電池モジュール１０６においては、太陽電池ストリング１６は、複数の太陽電池素子２、接続シート２８、接着層３２および接合材３３を備える。ここで、本実施形態に係る太陽電池モジュール１０６は、第５の実施形態に係る太陽電池もモジュール１０５における、インナーリード１７の代わりに、接続シート２８、接着層３２および接合材３３を有している。
　図１１に示すように、本実施形態に係る太陽電池ストリング１６において、複数の太陽電池素子２の非受光面５同士は、接続シート２８で接続されている。そのため、本実施形態においては、太陽電池素子２は、第５の実施形態に係る太陽電池ストリング１６に用いられた太陽電池素子２と同じ構造を有し、具体的には、図８に示すバックコンタクト構造を有している。そして、本実施形態においては、図１１および図１２（ｂ）に示すように、太陽電池素子２と接続シート２８との間には、接着層３２および接合材３３が配置されている。
　また、太陽電池モジュール１０６においても、第５の実施形態と同様に、受光面４側から順に、透光性部材１３、受光面側封止材１４ａ、太陽電池ストリング１６、非受光面側封止材１４ｂ、非受光面側保護材１５の順に積層されている。
　そして、本実施形態において、上述したように、接続シート２８は、隣接して配置された太陽電池素子２同士を電気的に接続する機能を有する。
　具体的には、図１１に示すように、接続シート２８は、基体シート２９と、配線材として機能する回路層３０とを有する。そして、図１２（ｂ）に示すように、接続シート２８は、凸部３１を有している。この凸部３１は、接続シート２８の一主面上において、太陽電池素子２と電気的接続をおこなう箇所に、すなわち、出力取出電極２７に対応する箇所に、太陽電池素子２に向かって突出するように設けられている。このような凸部３１は、例えば、接続シート２８をプレス成形することで形成することができる。
　回路層３０は、図１１に示すように、基体シート２９の一主面上に、隣接して配置した第１の太陽電池素子２ｂの第１出力取出電極２７ａと、第２の太陽電池素子２ｃの第２出力取出電極２７ｂとを電気的に接続するよう配置されている。回路層３０は、基体シート２９の一主面上のうち、太陽電池素子２の第１出力取出電極２７ａと第２出力取出電極２７ｂと相対する位置に配置されており、櫛状である。そして、図１３（ａ）に示すように、回路層３０は、太陽電池素子２の配列方向において、隣接する２つの太陽電池素子２間に櫛の根元部分が配置されている。
　そして、回路層３０のうち、接続シート２８と太陽電池素子２とを電気的に接続する箇所は、上述した接続シート２８の凸部３１の頂面に配置されている。なお、以下では、図１２（ｂ）に示すように、この回路層３０のうち凸部３１に配置された部分の頂面をコンタクト部３０ａと称する。
　また、回路層３０は、例えば、基体シート２９上に導電性の金属をスパッタリングしたりエッチング金属膜を貼り付けたりすることで形成することができる。回路層３０に用いられる金属材料としては、導電性金属であればよく、例えば、銅、アルミニウム、金、銀あるいはそれらを含む合金などを用いることができる。
　接着層３２は、図１２（ｂ）に示すように、基体シート２９の一主面のうち回路層３０が配置された以外の部分に配置される。接着層３２の材質としては、例えば、エチレン酢酸ビニル重合（ＥＶＡ）やポリビニルブチラール（ＰＶＢ）、エポキシ樹脂などが挙げられる。接着層３２は、例えば、薄膜状のＥＶＡやＰＶＢ、エポキシ樹脂を基体シート２９上の所望の位置に積層することによって形成することができる。このような接着層３２を有する場合、コンタクト部３０ａ以外の箇所から生じる、太陽電池素子２から回路層３０へのリーク電流を低減して、信頼性や出力を向上させることができる。
　基体シート２９は、接続シート２８のうち回路層３０を保持する機能を有し、本実施形態においては、平面視したときに長方形状である。この基体シート２９の材質としては、例えば、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）やポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ）、ポリフッ化ビニル樹脂（ＰＶＦ）を使用することができる。また、後述する接合材３３に半田を用いる場合などの製造工程で基体シート２９を２００℃以上に加熱する場合は、基体シート２９の材質としては、ポリイミド（ＰＩ）やポリアミドイミド（ＰＡＩ）、ポリエーテル・エーテル・ケトン（ＰＥＥＫ）、４フッ化エチレン（ＰＴＦＥ）、ポリエーテルサルフォン（ＰＥＳ）などの耐熱性に優れた樹脂を用いればよい。
　基体シート２９としては、上記にあげた材質からなるフィルムの単層シートを用いる以外に、上記の樹脂等の材質からなるフィルムを複数組み合わせた複層シートを用いても良い。このように、基体シート２９が複層シートである場合、耐湿性や耐熱性、電気的絶縁性、および機械的特性を高めることができる。
　また、基体シート２９は、さらに、防湿層（不図示）を有していてもよい。この防湿層は、上記ＰＥＴやＰＥＮなどの樹脂等の材質からなるフィルム間に配置される。防湿層としては、アルミ箔、亜鉛鉄箔、ステンレススチール箔、およびシリカやアルミナの蒸着層等を用いることができる。この場合、長期的な耐湿性を向上することができる。
　さらに、接続シート２８は、コンタクト部３０ａを被覆するように配置された低抵抗金属やフラックスを有していてもよい。すなわち、太陽電池素子２の出力取出電極２７（第１出力取出電極２７ａおよび第２出力取出電極２７ｂ）と接続されるコンタクト部３０ａは、太陽電池素子２との電気的接続を確実に行うために、金で被覆されたり、予め半田付け用のフラックスが塗布されたりしていても良い。
　接合材３３は、太陽電池素子２の出力取出電極２７（第１出力取出電極２７ａおよび第２出力取出電極２７ｂ）と、回路層３０のコンタクト部３０ａとを電気的、機械的に接合する機能を有する。このような接合材３３としては、例えば、有鉛半田や鉛フリー半田、導電性接着剤などを用いることができる。
　まず、接合材３３に有鉛半田や鉛フリー半田を用いる場合について説明する。有鉛半田としては、例えば、Ｐｂ－Ｓｎ共晶半田を用いることができる。また、環境負荷低減のために用いる、鉛フリー半田としては、接合する際の熱で太陽電池素子２や接続シート２８の劣化を低減するという観点から、融点が低いものを用いることができる。また、出力取出電極２７に対する濡れ性が高く、接合強度と疲労強度が高い鉛フリー半田を適宜選択すると良い。このような鉛フリー半田の材質としては、例えば、中低温系のＳｎ－Ｚｎ、Ｓｎ－Ｚｎ－Ｂｉ、中温系のＳｎ－Ｉｎ－Ａｇ－Ｂｉ、Ｓｎ－Ａｇ－Ｂｉ－Ｃｕ、又は中高温系のＳｎ－Ａｇ－ＣｕやＳｎ－Ａｇなどがあげられる。このように接合材３３に半田を用いる場合には、製造工程を簡単にするために、前述の回路層３０のコンタクト部３０ａを、予め半田で覆うことで接合材３３を設けてもよい。
　次に、接合材３３に導電性接着剤を用いる場合について説明する。導電性接着剤は、導電性を担う金属フィラーと、接合特性を担うバインダ樹脂とを含む。具体的には、導電性接着剤は、このような金属フィラーとバインダ樹脂とを混練したものである。
　金属フィラーの材質としては、例えば、金、銀、銅、ニッケル、アルミニウム、カーボン、グラファイトなどを使用可能である。また、金属フィラーの形状としては、例えば、フレーク状、粒状、又はくさび状等の形状を適宜選択することができる。特に、金属フィラーとして、導通性の高いフレーク状や、導通性と接着性の高いくさび状のものを用いてもよい。
　また、バインダ樹脂としては、接合材３３は接続シート２８と太陽電池素子２の間の密閉された層間で硬化することから、アウトガスが少ないものを用いることができる。さらに、バインダ樹脂は、太陽電池素子２や接続シート２８の熱履歴を小さくできるという観点から、低温で架橋硬化するものを用いることができる。また、バインダ樹脂は、ラミネート時に非受光面側充填材１４ｂが軟化を開始した後に、少しずつ架橋を開始し、ラミネートを終了するまでに架橋硬化を終了する特性を持つものを用いることができる。この場合、出力取出電極２７とコンタクト部３０ａとを精度良く電気的に接続することができる。バインダ樹脂の架橋温度は、例えば、非受光面側充填材１４ｂにエチレンビニルアセトレート（ＥＶＡ）を用いた場合、ＥＶＡの架橋前の融点である約７０℃よりも高い温度とすることができる。このようなバインダ樹脂としては、例えば、一液型または二液型のエポキシ系接着剤があげられる。また、エポキシ系接着剤以外にウレタン系接着剤やシリコン系接着剤、アクリル系接着剤又はポリイミド系接着剤を、バインダ樹脂として選択可能である。
　なお、接合材３３には、上述した半田や導電性接着剤に代えて、導電性を有する両面粘着テープを用いてもよい。このような粘着テープは、非加熱でも機械的、電気的に接続することができるため、粘着テープで各部材を重ね合わせたときに互いを圧着することができる。その結果、ラミネート前やラミネート時の位置ズレによってコンタクト部３０ａと出力取出電極２７との間で生じる導通不良を低減できる。
　次に、本実施形態に係る太陽電池モジュール１０６の変形例１０６１について、図１３（ｂ）を用いて説明する。なお、変形例１０６１は、接続シート２８の構成において、第６の実施形態に係る太陽電池モジュール１０６と異なる。
　すなわち、本変形例１０６１において、接続シート２８は、応力緩和部を有している。より具体的には、図１３（ｂ）に示すように、本変形例１０６１において、接続シート２８の回路層３０が、応力緩和部として応力緩和孔３４を有している。この応力緩和孔３４は、基体シート２９のうち太陽電池素子２間に対応する部分に位置する回路層３０に設けられている。そして、この応力緩和孔３４は、平面視したときに、太陽電池ストリング１６の長手方向に対して屈曲した形状である。このような場合、太陽電池モジュール１０６が長手方向に撓むときに、上述した回路層３０によって長手方向への伸縮に対して補強されるとともに、応力緩和孔３４によって太陽電池ストリング１６の太陽電池素子２間の部分で応力が緩和される。その結果、接続シート２８の断線を低減することができる。
　また、このような応力緩和孔３４は、図１３（ｂ）に示すように、太陽電池ストリング１６の長手方向に平行な中心軸に対して線対称となるように設けてもよい。この場合、太陽電池ストリング１６にかかる応力の偏りを好適に低減することができる。
　また、接続シート２８は、その厚み方向における一主面に平行な中心軸に対して非対称な積層体である場合、ラミネーターの予熱温度に近い温度、例えば４０℃～７０℃で基体シート２９と回路層３０とを貼り合わせて形成してもよい。これにより、太陽電池モジュール１０６の構成部材がラミネーターで十分に加熱され加圧されて一体化する前に、ラミネーター上の予熱で接続シート２８に反りが生じ、コンタクト部３０ａと出力取出電極２７の位置ズレが生じることを低減することができる。すなわち、接続シート２８にラミネーターの予熱が加わったときに、接続シート２８を略水平状態のままで維持することができる。なお、接続シート２８は、その厚み方向の中心軸に対してほぼ対称に配置された積層体であってもよい。
　以上、本発明に係る太陽電池モジュールの実施形態を例示したが、本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、本発明の目的を逸脱しない限り任意のものとすることができることは言うまでもない。
　例えば、上記第１の実施形態においては、太陽電池素子２０１の形成方法として、受光面側からレーザ光を照射して分割する方法を説明したが、それ以外に非受光面側からレーザ光を照射して分割する方法を用いてもよい。
　＜太陽電池モジュールの製造方法＞
　（第７の実施形態）
以下、本発明の第７の実施形態に係る太陽電池モジュールの製造方法について、図１４および図１６乃至図１９を参照しつつ詳細に説明する。
　本実施形態に係る太陽電池モジュールの製造方法によって、上述した太陽電池モジュール１０１を製造することができる。具体的には、本実施形態に係る太陽電池モジュールの製造方法７Sは、第１主面および該第１主面と反対側の第２主面を有するシリコン基板を含む複数の太陽電池素子２を有する太陽電池素子集合体を複数個、一方向に配列して、複数の配線材で対応する太陽電池素子を一方向に接続して、複数の太陽電池ストリングの集合体を形成する第１工程と、集合体に対して隣り合う太陽電池素子の境界に一方向に沿って第２主面側からレーザ光を照射し、熱応力によって太陽電池素子毎に分割して、配線材で一方向に接続された複数の太陽電池素子を有する複数の太陽電池ストリングを形成する第２工程とを備える。
　次に、本製造方法において用いられる各部材について、図面を参照しつつ詳細に説明する。
　第１に、本実施形態に係る製造方法において用いられる太陽電池素子集合体５０について説明する。図１４に示すように、本実施形態に係る太陽電池素子の製造方法において用いられる太陽電池素子集合体５０は、光が入射する受光面（図１４（ｃ）における上面であり、以下では第１主面という）５０ａとこの第１主面５０ａの反対側の面（裏面）である非受光面（図１４（ｃ）における下面であり、以下では第２主面という）５０ｂとを有する。また、太陽電池素子集合体５０は、板状のシリコン基板５１と、第１主面５０ａ側に設けられた第１電極５６と、第２主面５０ｂ側に設けられた第２電極５７と、を備えている。シリコン基板５１は、図１４（ｃ）に示すように、例えば、一導電型の半導体層である第１半導体層５２と、この第１半導体層５２における第１主面５０ａ側に設けられた逆導電型の半導体層である第２半導体層５３と、を備える。
　以下、太陽電池素子集合体５０の構造について、より具体的に、図１４を用いて説明する。
　一導電型（例えば、ｐ型）を有する第１半導体層５２を含むシリコン基板５１としては、上述した第１の実施形態に係る太陽電池素子２０１におけるシリコン基板３と同様のものを用いることができる。
　以下、シリコン基板５１としてｐ型の導電型を呈する結晶シリコン基板を用いた例について、説明する。
　第１半導体層５２とｐｎ接合を形成する第２半導体層（逆導電型層）５３は、第１半導体層５２（シリコン基板５１）と逆の導電型を呈する層であり、第１半導体層５２における第１主面５０ａ側に設けられている。
　反射防止層（絶縁層）５５は、シリコン基板５１の第１主面５０ａ側に形成される。反射防止層５５としては、例えば、窒化シリコン膜、酸化チタン膜、酸化シリコン膜などを用いることができる。反射防止層５５の厚みは、材料によって適宜選択されて、適当な入射光に対して無反射条件を実現できる厚みとすることができる。反射防止層５５が窒化シリコン膜からなる場合、パッシベーション効果も有することができる。
　第３半導体層５４は、第１半導体層５２と同一の導電型を呈している。そして、第３半導体層５４が含有するドーパントの濃度は第１半導体層５２が含有するドーパントの濃度よりも高い。すなわち、第３半導体層５４中に、第１半導体層５２において一導電型を呈するためにドープされるドーパント元素の濃度よりも高い濃度でドーパント元素が存在する。第３半導体層５４は、シリコン基板５１における第２主面５０ｂの近傍におけるキャリアの再結合による効率の低下を低減させる役割を有している。第３半導体層５４によって、シリコン基板５１における第２主面５０ｂ側に内部電界が形成される。第３半導体層５４は、シリコン基板５１がｐ型を呈する場合、例えば、第２主面５０ｂ側にボロンまたはアルミニウムなどのドーパント元素を拡散させることによって形成できる。このとき、第３半導体層５４が含有するドーパント元素の濃度は１×１０１８～５×１０２１ａｔｏｍｓ／ｃｍ３程度とすることができる。
　第１電極５６は、図１４（ａ）に示すように、第１出力取出電極（第１バスバー電極）５６ａと、複数の線状の第１フィンガー電極５６ｂと、を有する。第１出力取出電極５６ａの少なくとも一部は、第１フィンガー電極５６ｂと交差している。第１電極５６の厚みは、例えば、１０～４０μｍ程度である。
　また、第１出力取出電極５６ａは、太陽電池モジュール１０１を形成する場合に、太陽電池素子２０１の配列方向に平行な方向（第１方向）に、複数列（図１４（ａ）では４列）設けられている。第１出力取出電極５６ａの幅は、短手方向において、例えば、１．３～２．５ｍｍ程度である。
　一方、第１フィンガー電極５６ｂは、線状である。第１フィンガー電極５６ｂの幅は、短手方向において、例えば、５０～２００μｍ程度であり、第１出力取出電極５６ａの幅よりも小さい。そして、第１フィンガー電極５６ｂは、互いに１．５～３ｍｍ程度の間隔を空けて、太陽電池素子２０１の配列方向に交差する方向（第２方向）、例えば、配列方向に垂直な方向（第２方向）に沿って複数設けられており、いずれも一端が第１出力取出電極５６ａに接続されている。
　上述のような第１電極５６は、例えば銀を主成分とする導電性ペーストをスクリーン印刷等で所望の形状に塗布した後、焼成することによって形成することができる。
　また、第１電極５６は、太陽電池素子２０１の配列方向に平行に延びる第１補助電極５６ｃを有してもよい。第１補助電極５６ｃは、各々、第２方向における第１フィンガー電極５６ｂの端部と交差する。これにより、第１フィンガー電極５６ｂの一部が途切れる現象である線切れを生じても、線切れが生じた第１フィンガー電極５６ｂで集めたキャリアを、第１補助電極５６ｃを介して他の第１フィンガー電極５６ｂを通って第１出力取出電極５６ａまで移動させることができる。なお、第１補助電極５６ｃの短手方向の幅は、第１フィンガー電極５６ｂの短手方向の幅と同等とできる。
　第２電極５７は、第２出力取出電極（第２バスバー電極）５７ａと、第２集電電極５７ｂと、を有する。第２出力取出電極５７ａは、例えば、厚みは１０～３０μｍ程度、短手方向の幅は１．３～７ｍｍ程度である。
　また、第２出力取出電極５７ａは、太陽電池モジュール１０１を形成する場合に、太陽電池素子２０１の配列方向に平行な方向（第１方向）に、複数列（図１４（ｃ）では４列）設けられている。この第２出力取出電極５７ａは、例えば、銀を主成分とする導電性ペーストをスクリーン印刷等で所望の形状に塗布した後、焼成することによって形成することができる。
　一方、第２集電電極５７ｂは、シリコン基板５１の第２主面５０ｂのうち、第２出力取出電極５７ａの一部、後述する境界（仮想分割線）６２およびその周辺を除いた略全面に形成される。第２集電電極５７ｂの厚みは、例えば、１５～５０μｍ程度である。この第２集電電極５７ｂは、例えば、アルミニウムペーストをスクリーン印刷等で所望の形状に塗布した後、焼成することによって形成することができる。
　なお、本実施形態に係る製造方法において用いられる太陽電池素子集合体５０の構造は、上述した構造に限られない。例えば、図１５に示す他の構造を有する太陽電池素子集合体５０を用いてもよい。この太陽電池素子集合体５０の他の構造について、図１５を用いて説明する。なお、図１４と同様の構成については、説明を省略する。
　本構造において、第２電極５７の形状は、例えば、第１電極５６と同様の形状とすることができる。すなわち、第２電極５７は、図１５（ｂ）に示すように、第２出力取出電極５７ａと、複数の線状の第２フィンガー電極５７ｂと、第２フィンガー電極５７ｂの長手方向における端部と交差する線状の第２補助電極５７ｃと、を有する。なお、第２出力取出電極５７ａ、第２フィンガー電極５７ｂおよび第２補助電極５７ｃの短手方向の幅は、第１出力取出電極５６ａ、第２フィンガー電極５６ｂおよび第２補助電極５６ｃの短手方向の幅よりも、各々大きくすることができる。上述のような第２電極５７は、例えば銀を主成分とする導電性ペーストをスクリーン印刷等で所望の形状に塗布した後、焼成することによって形成することができる。
　また、本構造においては、太陽電池素子集合体５０は、パッシベーション層５８をさらに有している。このパッシベーション層５８は、シリコン基板５１の第２主面５０ｂ側に形成される。パッシベーション層５８は、シリコン基板５１の第２主面５０ｂの近傍におけるキャリアの再結合を低減する役割を有している。パッシベーション層５８としては、例えば、窒化シリコン、アモルファスＳｉ窒化膜などのＳｉ系窒化膜、酸化シリコン、酸化アルミニウム、酸化チタンなどを用いることができる。パッシベーション層５８の厚みは、１００～２０００Å程度とできる。なお、このようなパッシベーション層５８は、図１４に示す形態のように、本実施形態において必須の構成ではなく、必要に応じて形成すればよい。
　第２に、本実施形態に係る製造方法で製造される太陽電池モジュール１０１について説明する。本実施形態に係る製造方法で製造される太陽電池モジュール１０１は、図１６に示すように、直列および並列に接続された複数の太陽電池素子２０１を有する。この太陽電池モジュール１０１を複数個組み合わせることによって、実用的な電気出力の取り出しが可能となる。
　太陽電池モジュール１０１は、互いに隣接して配列された複数の太陽電池素子２０１と、隣り合う太陽電池素子２０１間を電気的に接続するインナーリード１７と、を備える。
　太陽電池モジュール１０１は、図１６（ａ）に示すように、透光性部材１３と、受光面側封止材１４ａと、非受光面側封止材１４ｂと、非受光面側保護材１５と、を備える。
　透光性部材１３、受光面側封止材１４ａ、非受光面側封止材１４ｂおよび非受光面側保護材１５は、それぞれ、第１の実施形態において詳述した機能を有しており、各種の材料を用いて形成される。
　複数の太陽電池素子２０１は、図１６（ａ）に示すように、隣り合う一方の太陽電池素子２０１の第１出力取出電極５６ａと他方の太陽電池素子２０１の第２出力取出部５７ａとが、長尺状の（直線状の）インナーリード１７によって接続されている。
　インナーリード１７としては、上述した第１の実施形態と同様に、銅等の金属部材が用いられ、例えば、全面が半田材料によって被覆された帯状の銅箔をその長手方向について所定の長さに切断したものを用いることができる。インナーリード１７は、例えば、厚さ０．１～０．４ｍｍ程度、幅２ｍｍ程度とすることができる。
　また、直列接続された複数の太陽電池素子２０１のうち、最初の太陽電池素子２０１と最後の太陽電池素子２０１の出力取出電極の一端は、出力取出部である端子ボックス５９に、出力取出配線６０によって接続される。また、図１６（ａ）では図示を省略しているが、図１６（ｂ）に示すように、太陽電池モジュール１０１は、アルミニウムなどからなるフレーム２６を備えることができる。
　＜太陽電池素子集合体５０の製造方法＞
　次に上述の構造を有する太陽電池素子集合体５０の製造方法について説明する。
　まず、第１半導体層５２を有するシリコン基板５１の製法について説明する。シリコン基板５１が単結晶シリコン基板の場合は、例えば引き上げ法などによって形成され、シリコン基板５１が多結晶シリコン基板の場合は、例えば鋳造法などによって形成される。なお、以下では、ｐ型の多結晶シリコンを用いた例について説明する。
　最初に、例えば鋳造法で多結晶シリコンのインゴットを作成する。次いで、そのインゴットを、例えば２５０μｍ以下の厚みにスライスする。その後、シリコン基板５１の切断面の機械的ダメージ層や汚染層を清浄化するために、シリコン基板５１の表面をＮａＯＨやＫＯＨあるいはフッ酸や硝酸などでごく微量エッチングする。なお、このエッチング工程後に、ウェットエッチング方法またはドライエッチング方法を用いて、シリコン基板５１の表面に微小な凹凸構造５１ａを形成する。
　次に、シリコン基板５１における第１主面５０ａ側の表層内にｎ型の第２半導体層５３を形成する。このような第２半導体層５３は、ペースト状態にしたＰ２Ｏ５をシリコン基板５１の表面に塗布して熱拡散させる塗布熱拡散法、ガス状態にしたＰＯＣｌ３（オキシ塩化リン）を拡散源とした気相熱拡散法、およびリンイオンを直接拡散させるイオン打ち込み法などによって形成される。この第２半導体層５３は、厚みが０．２～２μｍ程度、シート抵抗が４０～２００Ω／□程度となるよう形成される。
　次に、上記工程において、第１主面５０ａ側だけでなく、第２主面５０ｂ側にも第２半導体層５３が形成された場合には、第２主面５０ｂ側の第２半導体層５３のみをエッチングして除去する。これにより、第２主面５０ｂ側にｐ型の導電型領域を露出させる。第２主面５０ｂ側の第２半導体層５３の除去は、例えば、フッ酸溶液にシリコン基板５１における第２主面５０ｂ側のみを浸すことで実現できる。また、予め第２主面５０ｂ側に拡散マスクを形成した上で、気相熱拡散法等で第２半導体層５３を形成した後、拡散マスクを除去することによっても、同様の構造を有するシリコン基板５１を形成することが可能である。
　以上により、ｐ型半導体層を有する第１半導体層５２とｎ型半導体層を有する第２半導体層５３とを備えたシリコン基板５１を準備することができる。なお、第２半導体層５３の形成方法は上記方法に限定されるものではなく、例えば薄膜技術を用いて、水素化アモルファスシリコン膜や、微結晶シリコン膜を含む結晶質シリコン膜などを第２半導体層５３として形成してもよい。さらに、シリコン基板５１において、第１半導体層５２（シリコン基板５１）と第２半導体層５３との間にｉ型シリコン領域を形成してもよい。
　次に、上述のように準備したシリコン基板５１の第１主面５０ａ側に、反射防止層（絶縁層）５５を形成する。反射防止層５５は、例えば、ＰＥＣＶＤ（plasma enhanced chemical vapor deposition）法、蒸着法、スパッタリング法などを用いて形成される。例えば、窒化シリコン膜からなる反射防止層５５をＰＥＣＶＤ法で形成する場合であれば、反応室内を５００℃程度として、窒素（Ｎ２）で希釈したシラン（ＳｉＨ４）とアンモニア（ＮＨ３）との混合ガスを、グロー放電分解でプラズマ化させて堆積させることで反射防止層５５が形成される。
　次に、シリコン基板５１の第２主面５０ｂ側に、一導電型の半導体不純物が高濃度に拡散された第３半導体層５４を形成する。第３半導体層５４の形成方法としては、例えば、次の２つの方法を用いることができる。第１の方法は、ＢＢｒ３（三臭化ボロン）を拡散源とした熱拡散法を用いて温度８００～１１００℃程度で形成する方法である。第２の方法は、アルミニウム粉末および有機ビヒクル等からなるアルミニウムペーストを印刷法で塗布したのち、温度６００～８５０℃程度で熱処理（焼成）してアルミニウムを半導体基板１に拡散する方法である。また、第２の方法を用いれば、印刷面だけに所望の拡散領域を形成することができるだけではなく、第２半導体層５３の形成構成と同じ工程で第２主面５０ｂ側に形成されたｎ型の第２半導体層５３を除去する必要もない。そのため、該方法においては、第２半導体層５３と第３半導体層５４との接触によるリーク不良を低減するために、第１主面５０ａ側または第２主面５０ｂ側の外周部のみにレーザ光等を用いてｐｎ分離を行えばよい。
　次に、必要に応じてパッシベーション層５８を形成する。パッシベーション膜５８の形成方法としては、ＰＥＣＶＤ法、蒸着法やスパッタリング法などを用いることができる。また、パッシベーション層５８を形成する場合において、第２主面５０ｂのうち、パッシベーション層５８の形成予定箇所以外の領域の上にマスクを設けるか、または第２主面５０ｂの全面に設けた後、形成予定箇所以外の領域を除去してもよい。
　次に、第１電極５６（第１出力取出電極５６ａ、第１フィンガー電極５６ｂ）と第２電極５７（第２出力取出電極５７ａ、第２集電電極５７ｂ）とを以下のようにして形成する。
　最初に、第１電極５６について説明する。第１電極５６は、例えば銀（Ａｇ）等からなる金属粉末と、有機ビヒクルと、ガラスフリットとを含有する導電性ペーストを用いて作製される。この導電性ペーストを、シリコン基板５１の第１主面５０ａに塗布し、その後、最高温度６００～８５０℃で数十秒～数十分程度焼成することによって第１電極５６を形成する。塗布法としては、スクリーン印刷法などを用いることができ、塗布後、所定の温度で溶剤を蒸散させて乾燥してもよい。
　次に、第２電極５７について説明する。図１４に示す構造を有する太陽電池素子集合体５０において、まず、第２集電電極５７ｂは、アルミニウム粉末と有機ビヒクルとを含有するアルミニウムペーストを用いて作製される。このペーストを、第２主面５０ｂのうち、第２出力取出電極５７ａを形成する部位の一部および分割領域を除いてシリコン基板５１の第２主面５０ｂのほぼ全面に塗布する。塗布法としては、スクリーン印刷法などを用いることができる。このようにペーストを塗布した後、所定の温度で溶剤を蒸散させて乾燥させてもよい。この場合、作業時にペーストが形成予定部分以外の部分に付着しにくい。なお、ここでいう分割領域とは、後述する境界（仮想分割線）６２を含む領域である。より具体的には、例えば、図１４（ｃ）に示すように、分割領域は、第２主面５０ｂのうち、後述する第１の間隔Ｄ７に対応する領域である。
　次に、第２出力取出電極５７ａは、例えば銀粉末などからなる金属粉末と、有機ビヒクルと、ガラスフリットとを含有する導電性ペーストを用いて作製される。この導電性ペーストを予め決められた形状に塗布する。なお、導電性ペーストは、アルミニウムペーストの一部と接する位置に塗布されることで、第２出力取出電極５７ａと第２集電電極５７ｂとの一部が重なる。塗布法としては、スクリーン印刷法などを用いることができ、塗布後、好ましくは所定の温度で溶剤を蒸散させて乾燥させる。
　なお、図１５に示す構造を有する太陽電池素子集合体５０において、第２電極５７は、例えば銀（Ａｇ）等からなる金属粉末と、有機ビヒクルと、ガラスフリットとを含有する導電性ペーストを用いて作製される。この導電性ペーストを、シリコン基板５１の第２主面５０ｂに塗布し、その後、最高温度６００～８５０℃で数十秒～数十分程度焼成することによって第２電極５７を形成する。塗布法としては、スクリーン印刷法などを用いることができ、好ましくは塗布後、所定の温度で溶剤を蒸散させて乾燥させる。
　そして、シリコン基板５１を焼成炉内にて最高温度が６００～８５０℃で数十秒～数十分程度焼成することによって、第２電極５７がシリコン基板５１の第２主面５０上に形成される。
　なお、上記では印刷・焼成法による電極形成を用いたが、蒸着やスパッタリング等の薄膜形成やメッキ形成を用いて形成することも可能である。
　以上のようにして、複数の太陽電池素子（図１４および図１５では、２つの太陽電池素子）２０１を有する、大型の太陽電池素子集合体５０を作製することができる。
　＜太陽電池モジュールの製造方法＞
　次に、上述のようにして得られた太陽電池素子集合体５０を用いた、本実施形態に係る太陽電池モジュールの製造方法について説明する。
　上述したように、本実施形態に係る製造方法は、前記第１工程と、前記第２工程とを有する。以下、各工程について、詳細に説明する。
　図１７に示すように、第１工程において、複数の太陽電池素子集合体５０同士をインナーリード１７で接続して複数のストリングの集合体６１を形成する。一つのインナーリード１７の一端は、太陽電池素子集合体５０（５０Ａ）の第１出力取出電極５６ａに接続されており、他端は隣設する太陽電池素子集合体５０（５０Ｂ）の第２出力取出電極５７ａに接続されている。これにより、インナーリード１７は隣接する２つの太陽電池素子集合体５０間を接続している。なお、インナーリード１７の一端側部分は第１出力取出電極５６ａの配列方向に沿って接続されており、インナーリード１７の他端側部分は第２出力取出電極５７ａの配列方向に沿って接続されている。
　図１７に示す形態においては、図１４に示す太陽電池素子集合体５０が用いられる。したがって、太陽電池素子集合体５０は、２つの太陽電池素子２０１Ａ、２０１Ｂを有している。そして、太陽電池集合体５０は、第１主面５０ａ側に、４つの第１出力取出電極５６ａを、第２主面５０ｂ側に４つの第２出力取出電極５７ａを有している。太陽電池素子集合体５０（５０Ａ）がこのような構成を有するため、隣接する太陽電池素子集合体５０（５０Ｂ）は、各出力取出電極に対応して、４つのインナーリード１７によって、接続されている。
　インナーリード１７としては、上述したように、半田材料で被覆されたものや、金属箔からなるものを用いることができる。インナーリード１７の接続方法としては、半田材料で被覆されたインナーリード１７の場合、ホットエアーや半田鏝等を用いて、あるいはリフロー炉などを用いて、太陽電池素子集合体５０の第１出力取出電極５６ａと第２出力取出電極５７ａとに半田付けしてインナーリード１７を接続してもよい。また、インナーリード１７が金属箔からなる場合、低温硬化型の導電性接着剤を用いてインナーリード１７を接続してもよい。例えば、該導電性接着剤を介して、第１出力取出電極５６ａと第２出力取出電極５７ａの上にインナーリード１７を接触させた後、１５０～２５０℃程度で熱処理することで、インナーリード１７と第１出力取出電極５６ａおよび第２出力取出電極５７ａとを接続させることができる。なお、導電性接着剤としては、例えば、エポキシ樹脂、シリコン樹脂、ポリイミド樹脂、ポリウレタン樹脂等をバインダとして含む、銀、ニッケル、カーボン等の導電性フィラーを用いることができる。
　次に、第２工程において、図１８に示すように、レーザ装置７０のテーブル７２に上述で得られた複数のストリングの集合体６１を載置し、境界（仮想分割線）６２にレーザ照射部７１が位置するように調節する。そして、太陽電池素子集合体５０が蒸発しない程度に局所的な加熱を発生する条件で境界６２にレーザ光を照射する。そして、レーザ光の照射による熱応力によって、複数のストリングの集合体６１を太陽電池素子２０１毎に分割する。すなわち、第２工程は、レーザ照射工程と分割工程とを含む。
　このように、複数のストリングの集合体６１を用いて、配列方向に平行な境界（仮想分割線）６２に沿って太陽電池素子集合体５０にレーザ光を照射すると、照射位置を中心に作用する圧縮応力とその周辺に作用する引っ張り応力による熱応力を利用して微小亀裂を発生させることができる。そして、その亀裂をレーザ光による熱応力によって境界（仮想分割線）６２に沿う方向に誘導することによって太陽電池素子集合体５０が割断される。これにより、図１９に示すように、互いに接続された複数の太陽電池素子２０１を有する太陽電池ストリング１６が形成される。このとき、複数の太陽電池素子集合体５０の第１主面５０ａおよび第２主面５０ｂに複数のインナーリード１７を接続した状態でレーザ光を照射することによって、レーザ照射の対象物における配列方向に平行な方向への反りが低減する。そのため、レーザ光の焦点ずれが低減し、太陽電池素子集合体５０の分割工程（第２工程）における歩留まりの悪化を低減することができる。
　また、本実施形態に係る製造方法によれば、レーザ照射によって太陽電池素子集合体５０の一部を蒸発させて分割溝を形成する工程と、該工程の後に外力を与えて分割する工程と、の２回の工程を備える製造方法に比べて、レーザ照射によって分割する１回の工程で太陽電池素子集合体５０を分割することができる。そのため、本実施形態においては、生産性を向上させることができる。
　このように分割して得られた太陽電池素子２０１は、小型の太陽電池モジュール等に好適に使用される。このような小型の太陽電池モジュールは、例えば、電子機器類の充電器や携帯電話等の比較的小さなデバイスに搭載して使用される。このように本実施形態に係る製造方法によれば、大型の太陽電池素子（太陽電池素子集合体）を作製し、それを必要な大きさに分割することで、所望の大きさの太陽電池素子を効率よく作製できる。そのため、それぞれの太陽電池素子の基板の大きさに合わせた機械設備が不要になるため、大きさの異なる種々の太陽電池素子の製造効率が高まる。
　またさらに、特開２００５－２３６０１７号公報には、太陽電池素子の非受光面（第２主面）側からレーザ光を照射して分割溝を形成し、分割溝に外力を与えることによって太陽電池素子を分割する方法が開示されている。このような分割方法では、分割可能な深さを有する分割溝が形成されない場合、分割溝に外力を与えても分割溝に沿って割れず、分割不良を生じ、分割した太陽電池素子を利用することができない場合があり、歩留まりが悪化する可能性がある。しかしながら、本実施形態に係る製造方法によれば、レーザ照射の後、熱応力によって太陽電池素子を分割するため、太陽電池素子を分割する工程における歩留まりの悪化を低減することができる。
　なお、本実施形態に係る製造方法おいて、レーザ光を走査する場合には、レーザ照射部７１を所定方向に移動させてもよく、またテーブル７２を所定方向に移動させてもよい。あるいは、レーザ照射部７１およびテーブル７２の両方を所定方向に移動させてもよい。
　また、本実施形態に係る製造方法によれば、第１工程の前に、第１主面５０にｐｎ接合領域を形成する。これにより、本製造方法によれば、太陽電池素子集合体５０の接合領域（ｐｎ接合）が形成されている面の反対側の面にレーザ光を照射することができる。つまり、第１主面５０ａに接合領域が形成されている太陽電池素子集合体５０においては、第２主面５０ｂ側にレーザ光を照射することができる。これにより、レーザ光が照射される面の境界（仮想分割線）６２に接合領域（ｐｎ接合）が形成されていないことから、レーザ照射による接合領域へのダメージを低減することができる。
　また、図１５に示すように、太陽電池素子集合体５０において、隣接する太陽電池素子２０１Ａ、２０１Ｂの境界（仮想分割線）６２に、線状の第１フィンガー電極５６ｂまたは第２フィンガー電極５７ｂを形成してもよいが、図１４に示すように、太陽電池素子集合体５０において、第１電極５６または第２電極５７を所定の間隔を隔てて複数の領域を各々有するよう形成してもよい。
　すなわち、図１４（ｂ）および図１４（ｃ）に示すように、本実施形態に係る製造方法は、第２工程の前に、第２主面５０ｂに第２電極５７を形成する工程をさらに有し、この形成工程において、第２電極５７が、第１領域５７ｄと、配列方向に垂直な方向に第１の間隔Ｄ７を隔てて配置された第２領域５７ｅと、を有するように形成する。該第１の間隔Ｄ７が境界（仮想分割線）６２に対応する。そして、分割工程（第２工程）で、第１の間隔Ｄ７内で太陽電池素子集合体５０を太陽電池素子２０１毎に分割する。
　これにより、レーザ光が、第２電極５７を介さず、直接、シリコン基板５１に照射されることによって容易に亀裂を発生させることができる。
　また、図１４（ｂ）に示すように、境界（仮想分割線）６２およびその周辺に存在しない、つまり、第２集電電極５７ｂが境界（仮想分割線）６２と所定の間隔を設けて形成する場合、第２集電電極５７ｂをアルミニウムで形成してもよい。この場合、レーザ光の照射によって溶融した第２集電電極５７ｂが冷え固まって、太陽電池素子集合体５０の分割を阻害するといった問題を低減することができる。
　第１電極５６についても同様である。すなわち、図１４（ａ）および図１４（ｃ）に示すように、本実施形態に係る製造方法は、第２工程の前に、第１主面５０ａに第１電極５６を形成する工程をさらに有し、この形成工程において、第１電極５６が、第５領域５６ｄと第６領域５６ｅとを有するように形成する。このとき、第５領域５６ｄと第６領域５６ｅとは、第２の間隔Ｄ６を隔てて配置されており、該第２の間隔Ｄ６が境界（仮想分割線）６２に対応する。そして、分割工程（第２工程）で、第２の間隔Ｄ６内で太陽電池素子集合体５０を太陽電池素子２０１毎に分割する。
　これにより、第２主面５０ｂ側からレーザ光を照射した場合、第１電極５６が一部断線するなどの分割不良の問題を低減することができ、レーザ光の照射条件の範囲を広くすることができ、生産性をさらに向上させることができる。
　また、第２の間隔Ｄ６が第１の間隔Ｄ７と同等またはそれよりも大きいことで、太陽電池素子集合体５０が所望の境界（仮想分割線）６２に対して若干斜めに分割されても第１電極５６と分割位置が重なることを低減することができる。また、受光量を多く確保することができる。
　また、図１４（ｃ）に示すように、第３半導体層５４は境界（仮想分割線）６２およびその周辺に存在しない。つまり、本実施形態に係る製造方法は、第２工程の前に、第３半導体層５４を形成する工程をさらに有し、この形成工程において、第３半導体層５４を境界（仮想分割線）６２と所定の間隔を設けて形成してもよい。すなわち、第３半導体層５４は、第２電極５７の第１領域５７ｄおよび第２領域５７ｅに各々対応して配置されている第３領域５４ａおよび第４領域５４ｂを有するよう形成してもよい。この場合、第３領域５４ａおよび第４領域５４ｂとは、第３の間隔Ｄ４を隔てて配置されており、分割工程（第２工程）において、該第３の間隔Ｄ４内にレーザ光を照射し、分割する。これにより、第３半導体層５４を介さずにシリコン基板５１にレーザ光が照射される。このことから、レーザ光の照射によって第３半導体層５４のドーパントが第２主面５０ｂから第１主面５０ａに向けて拡散しリークする問題を低減することができる。また、第３の間隔Ｄ４は第１の間隔Ｄ７と同等またはそれよりも狭く形成されることによって、ＢＳＦ効果を十分に得ることができる。
　なお、第１の間隔Ｄ７、第２の間隔Ｄ６、第３の間隔Ｄ４は、例えば、１ｍｍ以上３ｍｍ以下であってもよい。
　さらには、本実施形態に係る製造方法は、第２工程の前に、第１主面５０ａに一対の第１補助電極５６ｃを形成する工程をさらに有し、この形成工程において、図１４（ａ）に示すように配列方向に平行に延びる第１補助電極５６ｃを境界（仮想分割線）６２の両端に一対設けてもよい。そして、分割工程（第２工程）において、この一対の第１補助電極６ｃの間において、レーザ光を照射し、太陽電池素子集合体５０を分割する。これによって、分割時に配列方向に対して垂直に延びるクラックの発生を低減することができるとともに、分割後に得られる太陽電池素子２０１における第１フィンガー電極５６ｂの線切れによる特性低下を低減することができる。
　第２工程において使用するレーザ光としては、太陽電池素子集合体５０の表面で光吸収を生じるレーザ光を利用することができ、例えば、ＹＡＧレーザおよびＣＯ２レーザ等を用いることができる。また、連続発振のレーザ光を使用してもよく、この場合、熱応力を大きくし、シリコン基板５１内での亀裂の発生が容易となる。また、レーザスポットの形状は、例えば、球面レンズを用いて集光した円形状、円周レンズで集光した線状である。レーザスポットが線状の場合、走査方向がその長手方向と一致するようにレーザ光を走査してもよい。
　そして、レーザ光の照射は、太陽電池素子集合体５０に熱応力が発生するように、太陽電池素子集合体５０の厚み、使用するレーザ光の種類および波長に合わせて、走査速度、レーザ出力およびレーザ径等を適宜調節して行われる。
　また、第２工程において、ガスを太陽電池素子集合体５０のレーザ光が照射される位置に吹付けてもよい。この場合、太陽電池素子集合体５０の表面を速く冷却することができ、シリコン基板５１内での亀裂の発生が容易となる。
　また、第２主面５０ｂにおける第２電極５７の形成領域の割合が第１主面５０ａにおける第１電極５６の形成領域の割合よりも大きくなるよう、第１電極５６および第２電極５７を形成してもよい。そして、そのような関係を有する第１電極５６および第２電極５７を備えた太陽電池素子集合体５０にレーザ光を照射することによって、容易に太陽電池素子集合体５０を割断することができる。
　そして、第１電極５６の形成領域および第２電極５７の形成領域が上述した関係を有する場合、図２０に示すように、熱膨張係数の関係から太陽電池素子集合体５０は、第１主面５０ａ側が凸となるように湾曲した形状となりやすい。そこで、このような湾曲している太陽電池素子集合体５０にレーザ光を照射する際、太陽電池素子集合体５０が平坦となる方向に応力を印加した状態で、レーザ光を照射してもよい。すなわち、本実施形態に係る製造方法は、第２工程の前に、太陽電池素子集合体５０を第１主面５０ａ側に凸である湾曲形状とする工程をさらに有する。そして、第２工程において、太陽電池素子集合体５０に対して太陽電池素子集合体５０が平坦となる方向に応力を印加した状態でレーザ光を照射する。これによって、第２主面５０ｂ側の表面に引っ張り応力が作用するため、シリコン基板５１内での亀裂の発生が容易となる。
　平坦となる方向への応力の印加方法としては、例えば、太陽電池素子集合体５０の配列方向における両端を押さえることによって、太陽電池素子集合体５０に応力を印加する方法がある。また、他の方法としては、平坦なテーブルに太陽電池素子集合体５０を押さえつけた後、真空吸着することによって太陽電池素子集合体５０を平坦にする方法を用いてもよい。
　さらに、太陽電池素子集合体５０の配列方向に垂直な方向の断面において、太陽電池素子集合体５０の第２主面５０ｂ側が凸となるように太陽電池素子集合体５０に応力を印加してレーザ光を照射してもよい。これにより、容易に太陽電池素子集合体５０を割断することができる。
　太陽電池素子集合体５０の第２主面５０ｂ側が凸となるように太陽電池素子集合体５０に応力を印加する方法としては、例えば、太陽電池素子集合体５０が設置されるテーブル７２上の境界（仮想分割線）６２の位置にスペーサを配置し、該スペーサの上に第１面５０ａがテーブル７３と対向するよう配置された太陽電池素子集合体５０を押圧することによって太陽電池素子集合体５０に応力を印加する方法がある。また、他の方法としては、中央が凸形状のテーブル７３に第１面５０ａが対向するよう配置された太陽電池素子集合体５０を押さえつけた後、真空吸着することによって太陽電池素子集合体５０の第２主面５０ｂ側を凸にしてもよい。
　なお、図１８に示すように、レーザ光を照射する際に複数のストリングの集合体６１を載置するテーブル７２において、インナーリード１７が位置する部分にインナーリード１７が収納される溝を形成してもよい。これにより、インナーリード１７の接続による複数のストリングの集合体６１の厚み方向における高さのばらつきを低減し、レーザ光の照準位置がずれることを低減することができる。
　また、レーザ照射工程（第２工程）において、酸素を含有する雰囲気でレーザ光を照射して、太陽電池素子集合体５０を割断してもよい。これにより、分割時における特性低下を低減することができる。これは、レーザ光の照射によって分割領域に酸化膜が形成されパッシベーション効果を有するためと考えられる。
　また、本実施形態に係る製法方法は、複数の太陽電池ストリングの集合体６１を分割して得られる個々の太陽電池ストリング１６を搬送する前に、複数の太陽電池ストリングの集合体６１における太陽電池素子集合体５０が好適に分割できたか否かを確認する工程を設けてもよい。これによって、太陽電池ストリングの搬送トラブルを低減することができる。
　例えば、複数の太陽電池ストリングの集合体６１における太陽電池素子集合体５０の分割位置（境界）に合わせて、テーブル７２の内部に光源と、テーブル７２の上部にカメラ等からなる光認識装置とを設置してもよい。そして、レーザ光の照射後、テーブル７２側から光源から光を照射し、光認識装置を用いて分割位置から漏れた光を確認してもよい。これによって太陽電池素子集合体５０の分割の状態を確認することができる。太陽電池素子集合体５０が未分割の場合には、例えば、再度レーザ光を照射して、未分割の太陽電池素子集合体５０を分割する、または、未分割の太陽電池素子集合体５０を含む複数の太陽電池ストリングの集合体６１を別工程に搬送してから、別途、未分割の太陽電池素集合体５０を分割することができる。
　また、本実施形態に係る製造方法は、複数の太陽電池ストリング１６のうち第１太陽電池ストリング１６Ａを搬送する第３工程をさらに有する。そして、この第３工程において、第１太陽電池ストリング１６Ａ以外の他の太陽電池ストリング１６Ｂをテーブル７２に固定した状態で、第１太陽電池ストリング１６Ａをテーブル７２から持ち上げて搬送する。より具体的には、本実施形態に係る製造方法は、図２１に示すように、分割後、搬送されない第２太陽電池ストリング１６Ｂを真空吸着等でテーブル７２上に固定した状態で、搬送される第１太陽電池ストリング１６Ａを搬送手段によってテーブル７２から持ち上げて搬送を行ってもよい。この場合、仮に割断できていない太陽電池素子集合体５０が存在しても、上記方法により亀裂を進展させることができ、分割した太陽電池ストリング１６を次工程に搬送することができる。
　そして、分割した太陽電池ストリング１６を形成した後に、例えば、透光性部材１３の上に受光面側封止材１４ａ、インナーリード１７で接続された複数の太陽電池素子２０１を有する太陽電池ストリング１６、さらにその上に非受光面側封止材１４ｂ、非受光面側保護材１５を順次積層する。このように、それぞれの部材を積層し、ラミネート処理することによって、各部材が一体化した太陽電池モジュール１０１を形成することができる。
　ここでのラミネート処理としては、上述した部材の積層体をラミネーターにセットし、５０～１５０Ｐａの減圧下にて加圧しながら１００℃～２００℃の温度で１５～６０分程度加熱することによって、受光面側封止材１４ａと非受光面側封止材１４ｂが溶融架橋する方法がある。なお、このようなラミネート処理の後、上述したように、必要に応じてアルミニウムなどのフレーム２６を、得られた太陽電池モジュール１０２の周囲にはめ込んでもよい。
　以上、本発明に係る太陽電池モジュールの製造方法の実施形態について例示したが、本発明に係る太陽電池モジュールの製造方法は、上記実施形態に限定されるものではなく、本発明の範囲内で多くの修正および変更を加えることができる。
　例えば、本実施形態においては、両主面に電極を有する構造の太陽電池素子２０１を形成するための太陽電池素子集合体５０を用いた形態について説明したが、第５の実施形態に係る太陽電池素子２０５のように、メタルラップスルー構造の太陽電池素子または非受光面である第２主面１０ｂ側のみに電極を有する構造の太陽電池素子を形成するための太陽電池素子集合体５０を用いても構わない。
　また、境界（仮想分割線）６２は、１つではなく複数設けても構わない。すなわち、１つの太陽電池素子集合体５０は、２つ以上の太陽電池素子２を有し、複数個に割断されてもよい。
　またさらに、本実施形態においては、レーザ照射工程において、独立したレーザ装置を用いた形態を例示したが、このレーザ装置は、インナーリード１７を接続する装置に組み込んで用いてもよい。すなわち、レーザ装置がインナーリード１７の接続装置と一体化されている。この場合、太陽電池素子集合体５０を位置決めして配置されたテーブルをそのまま用いて、レーザ光を照射することができる。その結果、生産性を向上させ、使用する設備をコンパクトにすることができる。レーザ装置と接続装置が一体化された装置を用いる具体的な方法としては、例えば次の方法がある。まず、太陽電池素子集合体５０の第１主面５０ａを上に向け、複数の太陽電池素子２０１の第１出力取出電極５６ａの上にそれぞれのインナーリード１７を配置して、所定の方法によって接続する。次に、複数の太陽電池素子集合体５０の第２主面５０ｂを上に向け、一方の太陽電池素子集合体５０（５０Ａ）に接続しているインナーリード１７を他方の太陽電池素子集合体５０（５０Ｂ）の第２出力取出電極５７ａの上に配置して、所定の方法によって接続して、複数のストリングの集合体６１を形成する。そして、その配置のまま、複数のストリングの集合体６１にレーザ光の照射を行うことができる。例えば、インナーリード１７を接続する接続装置は、テーブルなどの太陽電池素子集合体５０を載置する載置手段と、インナーリード１７を加熱する加熱手段と、インナーリード１７を第１出力取出電極５６ａまたは第２出力取出電極５７ａに押しつけて保持する保持手段と、太陽電池素子集合体５０にレーザ光を照射するレーザ照射手段と、を有する。載置手段（テーブル）は太陽電池素子集合体５０を搬送する搬送手段を兼ね備えていてもよい。
　また、例えば、ガスを複数のストリングの集合体６１に吹付ける等によって太陽電池素子集合体５０を冷却した後に、レーザ光を照射してもよい。これによって、分割を誘導するシリコン基板５１内での亀裂の発生が容易となる。特に、インナーリード１７を接続した後、直ぐにレーザ光を照射する場合は、インナーリード１７を接続したときに太陽電池素子集合体５０の温度が上昇しているが、上記のようにガスによって冷却することで、太陽電池素子集合体５０の温度を低くした後にレーザ光を照射することができる。
　また、レーザ装置７０は、画像認識装置を備えていてもよい。画像認識装置によって、太陽電池素子集合体５０の電極形状または基板外形を画像認識してレーザ光の照射位置を確認した上で、レーザ光を照射することができる。そのため、複数のストリングの集合体６１内において、複数の太陽電池素子集合体５０がずれて接続されていても、所望の境界（仮想分割線）６２内でレーザ光を照射することができる。これにより歩留まりを向上することができる。
　以上、本発明は上記実施形態に限定されるものではなく、本発明の範囲内で多くの修正および変更を加えることができる。また、本発明は上述した実施形態の種々の組合せを含むものであることは言うまでもない。
１０１、１０２、１０３、１０４、１０５、１０６：太陽電池モジュール
１ａ：短辺側
１ｂ：長辺側
２０１、２０２、２０３、２０４、２０５：太陽電池素子
３：シリコン基板
４：受光面
５：非受光面
６：逆導電型層
７：絶縁層
８ａ：第１側面
８ｂ：第２側面
８ｃ：第３側面
８ｄ：第４側面
９：受光面側バスバー電極（第１バスバー電極）
　９ａ：第１側面側電極
　９ｂ：第２側面側電極
１０：非受光面側バスバー電極（第２バスバー電極）
１１：第２集電電極
１２：第１集電電極（第１フィンガー電極）
１３：透光性部材
１４ａ：受光面側封止材
１４ｂ：非受光面側封止材
１５：非受光面側保護材
１６：太陽電池ストリング
１７：インナーリード
１９：隆起部
　１９ａ：第１隆起部
　１９ｂ：第２隆起部
２０：酸化膜
　２０ａ：第１酸化膜
　２０ｂ：第２酸化膜
２１：ＢＳＦ領域
２３：分割溝
２４：接続部材
２５：補助電極
２６：フレーム
２７：出力取出電極
２７ａ：第１出力取出電極
２７ｂ：第２出力取出電極
２８：接続シート
２９：基体シート
３０：回路層
３０ａ：コンタクト部
３１：凸部
３２：接着層
３３：接合材
３４：応力緩和孔
５０：親基板（太陽電池素子集合体）
　５０ａ：第１主面
　５０ｂ：第２主面
５１　　：シリコン基板
５２　　：第１半導体層
５３　　：第２半導体層
５４　　：第３半導体層
　５４ｄ　：第５領域
　５４ｅ　：第６領域
５５　　：反射防止層
５６　　：第１電極
　５６ａ　：第１出力取出電極
　５６ｂ　：第１集電電極
　５６ｃ　：第１補助電極
　５６ｄ　：第３領域
　５６ｅ　：第４領域
５７　　：第２電極
　５７ａ　：第２出力取出電極
　５７ｂ　：第２集電電極
　５７ｃ　：第２補助電極
　５７ｄ　：第１領域
　５７ｅ　：第２領域
５８　　：パッシベーション層
５９   ：端子ボックス
６０   ：出力取出配線
６１   ：複数のストリングの集合体
６２   ：境界
８１   ：被設置面
３０１　：太陽電池アレイ

Claims (19)

  1. 　長方形状の第１主面と該第１主面上に長辺方向に沿って延びる第１バスバー電極とを有する複数の太陽電池素子および隣り合う該太陽電池素子を前記第１主面の長辺方向に沿って接続する配線材を有する太陽電池ストリングと、
    該太陽電池ストリングを覆うように前記第１主面に略平行に配置された長方形状の透光性部材と、
    前記太陽電池ストリングと前記透光性部材との間に配置された封止材と、を備え、
    前記複数の太陽電池素子は、それぞれ、前記第１主面、該第１主面の裏側に位置する第２主面、前記第１主面と前記第２主面とを接続する第１側面、および該第１側面の裏側に位置し前記第１主面と前記第２主面とを接続する第２側面を有するシリコン基板を備えており、
    前記第１側面および前記第２側面は、前記第１主面の長辺方向に沿って配置され、前記第１側面はシリコンが露出しているとともに、前記第２側面は絶縁層で覆われている、太陽電池モジュール。
  2. 　前記太陽電池ストリング中の前記複数の太陽電池素子の前記第２側面は、同一平面内に位置するように配置されている、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  3. 　前記第１主面は、受光面であり、
    前記第１バスバー電極は、前記第１主面上に複数設けられており、
    該複数の前記第１バスバー電極は、前記第１側面に最も近い第１側面側電極と、前記第２側面に最も近い第２側面側電極と、を有しており、
    前記第１主面側から見たときに、前記第１側面側電極と前記第１側面との距離は、前記第２側面側電極と前記第２側面との距離よりも大きい、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  4. 　前記太陽電池素子は、前記第１側面と前記第１主面との交差部に設けられた第１隆起部、および前記第１側面と前記第２主面との交差部に設けられた第２隆起部の少なくとも一方をさらに有している、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  5. 　前記太陽電池素子は、前記第１隆起部の上に設けられた第１酸化膜、および前記第２隆起部の上に設けられた第２酸化膜の少なくとも一方をさらに有している、請求項４に記載の太陽電池モジュール。
  6. 　前記第１酸化膜および前記第２酸化膜の少なくとも一方は、対応する前記第１主面および前記第２主面の少なくとも一方において、対応する前記第１隆起部または前記第２隆起部よりも内側にまで延びて設けられている、請求項５に記載の太陽電池モジュール。
  7. 　前記第１主面は、受光面であり、
    複数の前記太陽電池素子は、それぞれ前記第１主面上で前記第１バスバー電極に略垂直な方向に延びるとともに前記第１電極に電気的に接続された複数の第１フィンガー電極をさらに有しており、
    該第１フィンガー電極の両端のうち前記第１側面側に位置する第１端部は、前記第１側面に達しており、
    前記第１フィンガー電極の両端のうち前記第２側面側に位置する第２端部は、前記第２側面から離間している、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  8. 　複数の前記太陽電池素子は、前記第１主面の外周に、前記第１側面に沿うとともに前記第１フィンガー電極を介して前記第１バスバー電極に電気的に接続された第１補助電極をさらに有している、請求項７に記載の太陽電池モジュール。
  9. 　前記太陽電池ストリングを複数有しており、
    複数の前記太陽電池ストリングは、第１の太陽電池ストリングおよび該第１の太陽電池ストリングと隣り合う第２の太陽電池ストリングを含み、
    前記第１太陽電池ストリングにおける複数の前記太陽電池素子の前記第１側面は、第１の面内に位置するように配置されており、
    前記第２太陽電池ストリングにおける複数の前記太陽電池素子の前記第２側面は、第２の面内に位置するように配置されており、
    前記第２の面は、前記第１の面に平行であるとともに前記第１の面に対向して配置されている、請求項１に記載の太陽電池モジュール。
  10. 　請求項１に記載の太陽電池モジュールを製造する製造方法であって、
    前記第１主面および該第１主面と反対側の前記第２主面を有する前記シリコン基板を含む複数の前記太陽電池素子を有する太陽電池素子集合体を複数個、一方向に配列するとともに、複数の配線材で対応する前記太陽電池素子を前記一方向に接続して、複数の太陽電池ストリングの集合体を形成する第１工程と、
    前記集合体に対して隣り合う前記太陽電池素子の境界に前記一方向に沿って前記第２主面側からレーザ光を照射し、該レーザ光の照射により生じる熱応力によって前記太陽電池素子毎に分割して、前記配線材で前記一方向に接続された複数の前記太陽電池素子を有する複数の太陽電池ストリングを形成する第２工程と
    を備える、太陽電池モジュールの製造方法。
  11. 　前記第1工程の前に、前記シリコン基板の前記第１主面にｐｎ接合領域を形成する工程をさらに備える、請求項１０に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  12. 　前記第２工程の前に、前記太陽電池素子集合体に対して、前記第２主面に、第１領域と、該第１領域に対して前記一方向に垂直な方向に第１の間隔を隔てて配置された第２領域とを有する第２電極を形成する工程をさらに備え、
    前記第２工程において、前記第１の間隔内にレーザ光を照射して、前記第１の間隔内で前記太陽電池素子毎に分割する、請求項１０に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  13. 　前記第２工程の前に、前記太陽電池素子集合体に対して、前記第２電極の前記第２主面側に、それぞれ前記第１領域および前記第２領域に対応して配置されている第３領域および第４領域を有する半導体層を形成する工程をさらに備える、請求項１２に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  14. 　前記第２工程の前に、前記太陽電池素子集合体に対して、前記第１主面に、第５領域と、該第５領域と前記一方向に垂直な方向に第２の間隔を隔てて配置された第６領域とを有する第１電極を形成する工程をさらに備え、
    前記第２工程において、前記第２の間隔内で前記太陽電池素子毎に分割する、請求項１２に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  15. 　前記太陽電池素子集合体に対して、前記第２主面における前記第２電極の形成領域の割合が前記第１主面における第１電極の形成領域の割合よりも大きくなるように、前記第１電極および前記第２電極を形成する、請求項１４に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  16. 　前記第２工程の前に、前記太陽電池素子集合体を前記第１主面側に凸である湾曲形状とする工程をさらに備え、
    前記第２工程において、前記太陽電池素子集合体に対して前記太陽電池素子集合体が平坦となる方向に応力を印加した状態で前記レーザ光を照射する、請求項１５に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  17. 　前記第２工程の前に、前記太陽電池素子集合体に対して、前記第１主面に、前記太陽電池素子の配列方向に平行に延びる一対の補助電極を形成する工程をさらに備え、
    前記第２工程において、前記一対の補助電極の間において前記太陽電池素子毎に分割する、請求項１０に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  18. 　前記第２工程において、酸素雰囲気において前記レーザ光を照射する、請求項１０に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
  19. 　複数の前記太陽電池ストリングのうち第１太陽電池ストリングを搬送する第３工程をさらに備え、
    該第３工程において、前記第１太陽電池ストリング以外の他の太陽電池ストリングを複数の前記太陽電池ストリングが載置されているテーブルに固定した状態で、前記第１太陽電池ストリングを前記テーブルから持ち上げて搬送する、請求項１０に記載の太陽電池モジュールの製造方法。
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