WO2014098016A1 - 太陽電池セル及びその製造方法 - Google Patents

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light receiving
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合田　晋二
康行 鹿野
涼介 奥
太司 加藤
貴之 荻野
石川　直揮
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ＰＶＧ Ｓｏｌｕｔｉｏｎｓ株式会社
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    • Y02E10/547—Monocrystalline silicon PV cells

Definitions

  • the present invention relates to a solar battery cell and a manufacturing method thereof.
  • This application claims priority based on Japanese Patent Application No. 2012-275839 for which it applied to Japan on December 18, 2012, and uses the content here.
  • a solar battery cell (hereinafter also simply referred to as a cell) is a semiconductor element that converts incident light energy into electric power, and includes a pn junction type, a pin type, a Schottky type, etc., and in particular a pn junction type. Is widely used.
  • solar cells when solar cells are classified based on their substrate materials, they can be broadly divided into three types: silicon crystal solar cells, amorphous (amorphous) silicon solar cells, and compound semiconductor solar cells. Silicon crystal solar cells are further classified into single crystal solar cells and polycrystalline solar cells. Since silicon crystal substrates for solar cells can be manufactured relatively easily, silicon crystal solar cells are most popular.
  • the solar cell has a conversion efficiency from light energy to electric power (hereinafter also simply referred to as conversion efficiency) as high as possible.
  • Patent Document 1 discloses a solar cell element (solar cell) having a configuration in which the number of bus bar electrodes is increased and the length of finger electrodes is shortened, and a solar cell using the solar cell element.
  • a battery module is disclosed.
  • three front surface bus bar electrodes and a plurality of finger electrodes are provided on the surface (light receiving surface) of the semiconductor substrate, and the three rear surface bus bar electrodes are provided on the rear surface (non-light receiving surface). It is provided.
  • the solar cell module described in Patent Document 1 uses a single-sided light receiving cell, and the upper limit value of the cell conversion efficiency is more than about 17%.
  • the invention described in Patent Document 1 has a situation that sufficient conversion efficiency cannot be obtained.
  • an object of the present invention is to provide a solar battery cell in which higher conversion efficiency is realized than in the prior art.
  • an object of the present invention is to provide a solar cell in which the conversion efficiency between the front surface and the back surface is substantially equivalent in a double-sided light receiving solar cell.
  • an n-type silicon substrate having a thickness of 100 ⁇ m or more and 250 ⁇ m or less, a p-type diffusion layer formed on a first light-receiving surface that is a surface of the silicon substrate, An n-type diffusion layer formed on the second light-receiving surface that is the back surface of the silicon substrate, an antireflection film formed on the p-type diffusion layer and the n-type diffusion layer, and a part of the p-type diffusion layer A plurality of grid electrodes and bus bar electrodes formed on the n-type diffusion layer, and a plurality of grid electrodes and bus bar electrodes formed on the n-type diffusion layer.
  • the provided grid electrode is formed by overlapping two layers of a first electrode layer and a second electrode layer in order from the silicon substrate side, and the power generation capacity of the first light receiving surface is a conversion efficiency of 18.5% or more. , Conversion effect on the second light receiving surface A solar battery cell having a rate of 93% or more of the conversion efficiency in the first light receiving surface is provided.
  • the silicon substrate has a thickness of 100 ⁇ m or more and 210 ⁇ m or less, and the grid electrodes provided on the first light receiving surface and the second light receiving surface are first electrode layers in order from the silicon substrate side, respectively. And the second electrode layer may be overlapped, and the conversion efficiency on the second light receiving surface may be 98% or more and 102% or less of the conversion efficiency on the first light receiving surface.
  • the bus bar electrode provided on each of the first light receiving surface and the second light receiving surface may be 3 or more and 6 or less.
  • the contact resistance of the first electrode layer with the silicon substrate may be 5.0 ⁇ 10 ⁇ 3 ⁇ ⁇ cm 2 or less.
  • the volume resistivity of the second electrode layer may be 5.0 ⁇ 10 ⁇ 6 ⁇ ⁇ cm or less.
  • a plurality of high-concentration p-type diffusion regions and low-concentration p-type diffusion regions located adjacent to the high-concentration p-type diffusion regions are formed.
  • the grid electrode has the plurality of high-concentration p-types It may be formed on the diffusion region and on the plurality of high-concentration n-type diffusion regions, respectively.
  • the p-type diffusion layer may be formed with a uniform p-type diffusion region over the entire surface
  • the n-type diffusion layer may be formed with a uniform n-type diffusion region over the entire surface
  • a uniform p-type diffusion region is formed on the p-type diffusion layer.
  • the n-type diffusion layer has a plurality of high-concentration n-type diffusion regions and positions adjacent to the high-concentration n-type diffusion regions.
  • a low concentration n-type diffusion region may be formed, and the grid electrode may be formed on the plurality of high concentration n-type diffusion regions.
  • the grid electrode and the bus bar electrode may be made of either Ag or Ag and aluminum metal.
  • a passivation insulating film may be formed between the p-type diffusion layer and the antireflection film, and the passivation insulating film may be formed of Al 2 O 3 or a thermal oxide film. Further, a passivation insulating film may be formed between the n-type diffusion layer and the antireflection film, and the passivation insulating film may be formed of SiN or a thermal oxide film.
  • the line width of the grid electrode provided on the first light receiving surface and the second light receiving surface may be not less than 50 ⁇ m and not more than 90 ⁇ m, and the height of the grid electrode may be not less than 15 ⁇ m and not more than 50 ⁇ m.
  • the grid electrode provided on the second light receiving surface is a single layer, the grid electrode may have a line width of 50 ⁇ m to 120 ⁇ m and a height of 10 ⁇ m to 40 ⁇ m.
  • the grid electrode provided on the first light receiving surface has a line width of not less than 50 ⁇ m and not more than 90 ⁇ m, and the height of the grid electrode is not less than 15 ⁇ m and not more than 50 ⁇ m, and is provided on the second light receiving surface.
  • the line width of the grid electrode may be not less than 50 ⁇ m and not more than 120 ⁇ m, and the height of the grid electrode may be not less than 10 ⁇ m and not more than 40 ⁇ m.
  • a manufacturing method for manufacturing the solar battery cell described above wherein the p-type diffusion layer heat-treats the single crystal silicon substrate in a boron tribromide gas atmosphere as a source gas.
  • the manufacturing method of the photovoltaic cell formed by is provided.
  • a manufacturing method for manufacturing the solar cell described above wherein the p-type diffusion layer is applied or adhered in advance to a single crystal silicon substrate with a liquid or solid containing a boron element, A method for manufacturing a solar battery cell formed by subsequent heat treatment is provided.
  • the p-type diffusion layer is formed by ion implantation of a gas containing a boron element on a single crystal silicon substrate.
  • a method for manufacturing a solar battery cell is provided.
  • a manufacturing method for manufacturing the solar cell described above wherein the n-type diffusion layer is formed by heat-treating a single crystal silicon substrate in an atmosphere of phosphorus oxychloride gas as a source gas.
  • a method for manufacturing a solar battery cell is provided.
  • a manufacturing method for manufacturing the solar battery cell described above wherein the n-type diffusion layer is applied or adhered in advance to a single crystal silicon substrate with a liquid or solid containing a phosphorus element, A method for manufacturing a solar battery cell formed by subsequent heat treatment is provided.
  • a manufacturing method for manufacturing the solar battery cell described above wherein the n-type diffusion layer is formed by ion implantation of a gas containing a phosphorus element on a single crystal silicon substrate.
  • a method for manufacturing a solar battery cell is provided.
  • a manufacturing method for manufacturing the solar battery cell as described above wherein the first electrode layer formed on the p-type diffusion layer includes Ag and aluminum metal.
  • a method for producing a solar battery cell is provided, which is formed by screen-printing and baking a conductive paste having a composition containing aluminum metal in an amount of 1.0 wt% or more and 5.0 wt% or less.
  • the present invention there is provided a manufacturing method for manufacturing the solar battery cell as described above, wherein the first electrode layer formed on the n-type diffusion layer is screen-printed with a conductive paste containing Ag. And the manufacturing method of the photovoltaic cell formed by baking is provided.
  • the present invention there is provided a manufacturing method for manufacturing the solar battery cell described above, wherein the second electrode layer formed on the first electrode layer is obtained by screen-printing a conductive paste containing Ag.
  • the manufacturing method of the photovoltaic cell formed by baking is provided.
  • the present invention it is possible to provide a solar battery cell that achieves higher conversion efficiency than conventional ones.
  • a solar battery cell in which the conversion efficiency between the front surface and the back surface is substantially equivalent in the double-sided light receiving solar battery cell.
  • the conversion efficiency is higher than the conventional one, and the conversion efficiency between the first light receiving surface and the second light receiving surface is equivalent. It can be close to anything.
  • 6 is a graph showing the relationship between the line width and the cell fill factor when the line width of the grid electrode is changed from about 40 ⁇ m to 120 ⁇ m.
  • the graph shows the relationship between the line width of the grid electrode and the conversion efficiency.
  • 6 is a graph showing the relationship between the height and the cell conversion efficiency when the height of the grid electrode is changed from about 9 ⁇ m to 50 ⁇ m. It is a graph which shows the conversion efficiency at the time of making a grid electrode into a single layer structure, and a double layer structure.
  • FIG. 6 is a graph showing the relationship between the height and the conversion efficiency of the first light receiving surface when the height of the grid electrode 44 having a single layer structure formed on the second light receiving surface is changed from about 7 ⁇ m to about 40 ⁇ m. It is explanatory drawing about the case where the boron diffusion and phosphorus diffusion with respect to a board
  • FIGS. 1A to 1N are explanatory views of a process for manufacturing the solar battery cell A according to the present embodiment.
  • an n-type semiconductor silicon substrate W made of, for example, single crystal silicon or the like manufactured by the CZ method (hereinafter simply referred to as a semiconductor substrate W or a substrate W) is prepared.
  • the dimensions of the substrate W are, for example, 15.6 cm square and a thickness of 100 to 250 ⁇ m.
  • the specific resistance of the substrate W is 1.0 to 14.0 ⁇ ⁇ cm.
  • the substrate W is immersed in a high concentration (for example, 10 wt%) sodium hydroxide aqueous solution, and the damage layer at the time of slicing is removed.
  • a high concentration for example, 10 wt% sodium hydroxide aqueous solution
  • a texture structure (uneven structure) is formed on the substrate W.
  • the reason why the texture structure is formed is that the solar cell usually has a concave-convex shape on the surface, thereby reducing the reflectance in the absorption wavelength region of sunlight.
  • a random texture structure is formed on the surface of the substrate W by immersing the substrate W after removal of the damaged layer in an aqueous solution of isopropyl alcohol added to a 2 wt% sodium hydroxide aqueous solution and performing wet etching. Let The size of each mountain of this texture structure is about 0.3 to 20 ⁇ m.
  • a method for forming the random texture structure in addition to the wet etching, a method such as acid etching or reactive ion etching can be used.
  • the oxide film 5 is formed on both of them (also referred to as the light receiving surface 4).
  • a nitride film SiNx film or the like may be formed.
  • a resist film 7 is applied to the surface of the oxide film 5 in a predetermined pattern to a thickness of 10 to 30 ⁇ m, for example.
  • wet etching using, for example, a 5 wt% HF aqueous solution is performed using the resist film 7 as a mask, and the oxide film 5 is etched into a predetermined pattern.
  • the oxide film 5 is etched into a predetermined pattern formed on the resist film 7.
  • the oxide film 5 formed on the second light receiving surface 4 is all etched (removed).
  • the resist film 7 is removed by peeling with an alkaline aqueous solution.
  • the oxide film 5 etched in a predetermined pattern as shown in FIG. Boron diffusion is performed on the exposed portion of the first light receiving surface 3 of the substrate W.
  • a plurality of high-concentration p-type diffusion regions 15 are formed in an island shape on the first light receiving surface 3 of the substrate W.
  • the sheet resistance of the high-concentration p-type diffusion region 15 is preferably 20 to 60 ⁇ / square (ohm / square).
  • boron tribromide (BBr 3) is exemplified in a diffusion manner in a gas atmosphere as a method for boron diffusion is not limited to this, for example, boron trichloride (BCl 3) gas and boron oxide (B 2 O It is also possible to use 3 ). Further, boron diffusion may be performed using a method using BN (boron nitride) as a source, or using a method such as screen printing, inkjet, spin coating, or ion implantation.
  • BN boron nitride
  • the oxide film 5 on the first light receiving surface 3 is removed by wet etching using, for example, a 5 wt% HF aqueous solution. Then, in the diffusion furnace set at 930 ° C., boron diffusion is performed on the entire first light receiving surface 3 of the substrate W in an atmosphere containing boron tribromide (BBr 3 ) gas.
  • BBr 3 boron tribromide
  • the low concentration p-type diffusion region 16 is formed between the plurality of high concentration p-type diffusion regions 15.
  • a boron silicate glass film (not shown) is formed on both the front and back surfaces of the substrate W.
  • the sheet resistance of the low concentration p-type diffusion region 16 is preferably 30 to 150 ⁇ / ⁇ .
  • the resist film 7 is printed on the first light receiving surface 3 by a screen printing method, and the substrate W is dried in a hot air drying oven at 180 ° C.
  • a boron silicate glass film (not shown) formed on the first light receiving surface 3 of the substrate W is protected.
  • the resist film 7 it is preferable to use a material having hydrofluoric acid resistance and nitric acid resistance and capable of being peeled off by an alkaline aqueous solution.
  • the substrate W with the resist film 7 printed on the first light receiving surface 3 (after drying) is immersed in, for example, a hydrofluoric acid aqueous solution or a hydrofluoric acid aqueous solution, and the other of the substrates W on which the resist film 7 is not printed.
  • the high-concentration p-type diffusion region formed by the boron silicate glass film (not shown) on the surface (second light receiving surface 4) and out diffusion is removed.
  • the resist film 7 is removed using, for example, an aqueous sodium hydroxide solution, and the substrate W is cleaned and dried.
  • FIG. 1 In a diffusion furnace set at 870 ° C., in the same manner as the boron diffusion performed on the first light-receiving surface 3 described above in an atmosphere containing phosphorus oxychloride (POCl 3 ) gas, FIG. As shown in j), an oxide film 5 etched in a predetermined pattern is formed on the second light receiving surface 4 of the substrate W as a mask. Then, phosphorus diffusion is performed on the exposed portion of the second light receiving surface 4 of the substrate W. In the formation of the oxide film 5 at this time, as in the boron diffusion, the oxide film 5 and the resist film 7 are formed in a predetermined pattern and a diffusion region is formed. The formation of the oxide film 5 and the resist film 7 is performed. Steps such as removal of the oxide film 5 and the resist film 7 after phosphorus diffusion are the same as the steps described in FIGS. 1B to 1G, and thus description thereof is omitted here.
  • POCl 3 phosphorus oxychloride
  • a plurality of high-concentration n-type diffusion regions 25 are formed in an island shape on the second light receiving surface 4 of the substrate W.
  • the sheet resistance of the high concentration n-type diffusion region 25 is preferably 20 to 60 ⁇ / ⁇ .
  • phosphorus diffusion may be performed by a method using an ink jet method, spray, spin coating, laser doping method, ion implantation, or the like.
  • the diffusion furnace set to 830 ° C. phosphorus diffusion is performed on the entire second light receiving surface 4 of the substrate W in an atmosphere containing phosphorus oxychloride (POCl 3 ) gas.
  • the low concentration n-type diffusion region 26 is formed between the plurality of high concentration n-type diffusion regions 25 on the second light receiving surface 4 of the substrate W.
  • a phosphosilicate glass film (not shown) is formed on both the first light receiving surface 3 and the second light receiving surface 4 of the substrate W.
  • the sheet resistance of the low-concentration n-type diffusion region 26 is preferably 30 to 150 ⁇ / ⁇ .
  • PN junction separation is performed on the periphery of the substrate W using a plasma etcher, and boron silicate glass formed on the first light receiving surface 3 and the second light receiving surface 4 of the substrate W in the steps such as boron diffusion and phosphorus diffusion described above.
  • the film (not shown) and the phosphosilicate glass film (not shown) are removed by etching using a hydrofluoric acid aqueous solution.
  • an antireflection film 35 for example, a nitride film (SiNx film) is formed on the entire first light receiving surface 3 and second light receiving surface 4 by a plasma CVD apparatus.
  • antireflection films 35 include, for example, a titanium dioxide film, a zinc oxide film, a tin oxide film, and the like, and can be substituted.
  • the antireflection film 35 is formed by the direct plasma CVD method using the plasma CVD apparatus.
  • a remote plasma CVD method, a coating method, a vacuum deposition method, or the like may be used.
  • it is optimal to form the nitride film by the plasma CVD method.
  • a film having a refractive index between 1 and 2 such as a magnesium difluoride film
  • a passivation insulating film may be formed between the substrate W and the antireflection film 35.
  • the passivation insulating film may be Al 2 O 3 , a thermal oxide film, or SiN.
  • the surface of the high-concentration n-type diffusion region 25 (the lower surface in the drawing) of the second light receiving surface 4 of the substrate W has conductivity, for example, containing Ag.
  • the paste is printed in a predetermined pattern, and then dried to form the first electrode layer 40.
  • a second electrode layer 42 formed from, for example, a conductive paste containing Ag is printed on the surface (lower surface in the drawing) of the first electrode layer 40 formed on the high concentration n-type diffusion region 25 by screen printing. Drying is performed.
  • the grid electrode 44 is formed by stacking the first electrode layer 40 and the second electrode layer 42.
  • the screen printing method is used as the electrode forming method, but the grid electrode 44 and the bus bar electrode 45 may be formed by a plating method, an ink jet method, or the like.
  • the detailed configuration of the grid electrode 44 formed in this way will be described later with reference to the drawings.
  • the bus bar electrode 45 is also formed by the same method as the grid electrode 44, and the bus bar electrode 45 is also formed of a first electrode layer and a second electrode formed of a conductive paste containing Ag. It consists of an electrode layer.
  • the bus bar electrode 45 does not have to have a two-layer structure.
  • the first electrode layer 40 may not be provided, and the bus bar electrode 45 may be configured by only the second electrode layer 42.
  • FIG. 1 (n) As in the case shown in FIG. 1 (m), for example, Ag is formed on the surface of the high-concentration p-type diffusion region 15 (upper surface in the drawing) of the first light receiving surface 3.
  • a conductive paste containing aluminum metal is printed in a predetermined pattern, and then dried to form the first electrode layer 40.
  • a second electrode layer 42 formed from, for example, a conductive paste containing Ag is printed on the surface (upper surface in the drawing) of the first electrode layer 40 formed on the high concentration p-type diffusion region 15 by screen printing. Drying is performed.
  • the grid electrode 44 is formed by stacking the first electrode layer 40 and the second electrode layer 42.
  • the first electrode layer 40 and the second electrode are formed on both the first light receiving surface 3 and the second light receiving surface 4 in the present embodiment.
  • the grid electrode 44 is composed of two layers 42.
  • the grid electrode 44 having a two-layer structure is stacked only on the first light receiving surface 3, and the single layer structure (single layer) is formed on the second light receiving surface 4.
  • the conductive paste may be formed.
  • the first electrode layer 40 is formed of a material having a lower contact resistance with the silicon substrate (semiconductor substrate W) and a stronger adhesive strength with the silicon substrate (semiconductor substrate W) than the second electrode layer 42. It is preferable.
  • the contact resistance between the first electrode layer 40 formed on the surface of the high concentration p-type diffusion region 15 and the silicon substrate is preferably 5.0 ⁇ 10 ⁇ 3 ⁇ ⁇ cm 2 or less.
  • a TLM (Transmission Line Model) method is used as a TLM (Transmission Line Model) method is used.
  • the compounding ratio of the conductive paste is a composition containing 1.0 to 5.0 wt% of aluminum metal with respect to the content of Ag. It is preferable that
  • the second electrode layer 42 preferably has, for example, a silicon substrate volume resistivity lower than that of the first electrode layer 40 and excellent conductivity. Specifically, the volume specific resistance (line resistance) of the second electrode layer 42 is preferably 5.0 ⁇ 10 ⁇ 6 ⁇ ⁇ cm or less. As the second electrode layer 42, a conductive paste containing Ag is preferably used.
  • the purpose of the grid electrode 44 is to efficiently collect the electricity generated on the substrate W to the bus bar electrode 45.
  • the height of the grid electrode 44 is increased and the cross-sectional area is increased to reduce the electrical resistance, or the contact resistance at the interface between the grid electrode 44 and the substrate W is decreased.
  • the first electrode layer 40 disposed at a position in contact with the substrate W has a low contact resistance with the substrate W, and the volume resistivity of the second electrode layer 42 is lower than that of the first electrode layer 40. is doing.
  • the electrode layers constituting the grid electrode 44 on the first light receiving surface 3 and the second light receiving surface 4.
  • a conductive paste containing Ag and aluminum metal is used as the first electrode layer 40 and Ag is used as the second electrode layer 42, as described above. It is preferable to use a conductive paste containing.
  • a conductive paste containing Ag is used as the first electrode layer 40 and the second electrode layer 42. This is because if the n-type diffusion layer is doped with aluminum metal, a p + layer is formed, and the conversion efficiency of the solar battery cell A may be lowered.
  • the grid electrode 44 is formed on the high-concentration p-type diffusion region 15 of the first light-receiving surface 3 and the high-concentration n-type diffusion region 25 of the second light-receiving surface 4 by the above-described method, and firing is performed. Solar cell A is produced.
  • the PN junction separation step using the plasma etcher may not be performed in the steps described above, and the PN junction separation using a laser may be performed after the electrodes are baked.
  • FIG. 2 is a plan view of the solar battery cell A, where (a) shows the first light receiving surface 3 (the surface of the solar battery cell A), and (b) shows the second light receiving surface 4 (the back surface of the solar battery cell A). ).
  • the solar battery cell A has a substantially square shape in plan view, and has a size of, for example, 15.6 cm square.
  • three bus bar electrodes 45 are formed on the first light receiving surface 3 in parallel and at equal intervals in a predetermined direction (for example, a direction parallel to one side of a square shape). ing.
  • a predetermined direction for example, a direction parallel to one side of a square shape.
  • a plurality of (for example, about 70 to 80) grid electrodes 44 are formed at equal intervals in a direction perpendicular to the bus bar electrodes 45.
  • bus bar electrodes 45 are formed on the second light receiving surface 4 in parallel with each other at equal intervals in a predetermined direction.
  • the grid electrodes 44 (for example, about 70 to 80) are formed at equal intervals in a direction orthogonal to the bus bar electrodes 45.
  • the grid electrode 44 is an electrode for collecting electricity generated in the solar battery cell A to the bus bar electrode 45
  • the bus bar electrode 45 is an electrode for collecting current from the grid electrode 44. That is, as shown in FIG. 2, each grid electrode 44 and the bus bar electrode 45 are electrically connected.
  • the first light-receiving surface 3 that is the surface of the solar battery cell and the second light-receiving surface 4 that is the back surface have the same configuration, and the bus bar electrode 45 and the grid electrode 44 are formed on both, Both the first light receiving surface 3 and the second light receiving surface 4 are structured as light receiving surfaces having power generation capability.
  • the number of bus bar electrodes 45 is not limited to three as long as the number is sufficient to allow sufficient current collection from the grid electrodes. For example, three to five are preferable. Further, the number of grid electrodes may be appropriately determined according to the power generation capacity. The reason why the number of bus bar electrodes 45 is preferably three will be described later.
  • the solar cell element described in Patent Document 1 is a single-sided light receiving type, and the back surface is covered with aluminum paste, whereas the structure of solar cell A according to the present embodiment is as shown in FIG.
  • the structure of solar cell A according to the present embodiment is as shown in FIG.
  • it since it is a double-sided light receiving type in which grid electrodes 44 are arranged on both the first light receiving surface 3 and the second light receiving surface 4 and is not covered with aluminum paste, it is a structure different from Patent Document 1. Its characteristics are also very different.
  • FIG. 3 is a schematic explanatory view of the solar battery cell A as viewed obliquely from above.
  • FIG. 3 is an enlarged view of a portion of the solar battery cell A where the grid electrode 44 is formed, and a schematic cross section of the solar battery cell A is also illustrated.
  • a high concentration p-type diffusion region 15 is arranged on the first light receiving surface 3 of the semiconductor substrate W, and two layers (first A grid electrode 44 composed of an electrode layer 40 and a second electrode layer 42) is formed. Further, the high-concentration n-type diffusion region 25 is disposed on the second light receiving surface 4, and the grid electrode 44 having two layers is formed on the bottom surface thereof by the above-described process.
  • the solar cell A having the structure shown in FIGS. 2 and 3, in the present embodiment, for example, an n-type silicon substrate having a thickness of 100 to 250 ⁇ m is used as the semiconductor substrate W, and at least the first light receiving surface is used. 3 has a two-layer structure in which the first electrode layer 40 and the second electrode layer 42 are laminated. With this configuration, the conversion efficiency at the first light receiving surface 3 is 18.5% or more, and the conversion efficiency at the second light receiving surface 4 is 93% or more of the conversion efficiency at the first light receiving surface 3.
  • a solar battery cell A having desired performance can be manufactured.
  • the relationship between the thickness of the semiconductor substrate W (n-type silicon substrate) to be used and the conversion efficiency or the conversion efficiency ratio (Bifaciality) when manufacturing the solar battery cell A according to the present embodiment will be described with reference to FIGS. To consider.
  • FIG. 4 is a graph showing the relationship between the substrate thickness of the substrate W used for manufacturing the solar battery cell A and the conversion efficiency of the first light receiving surface 3 of the manufactured solar battery cell A.
  • the data shown in FIG. 4 is obtained by manufacturing solar cells A using substrates W of various thicknesses (100 to 280 ⁇ m) and measuring the conversion efficiency of the first light receiving surface 3 in each case. It is.
  • the basic structure of the solar battery cell A from which the data shown in FIG. 4 is measured is the structure according to the present embodiment (the structure shown in FIGS. 1 to 3), but the first light receiving surface 3 and the second light receiving light are the same. Both surfaces 4 are manufactured as a uniform diffusion structure.
  • the conversion efficiency of the first light receiving surface 3 is about 18.5% or more.
  • the thickness of the substrate W should be 100 ⁇ m or more, but the upper limit value of the thickness of the substrate W is not specifically determined.
  • FIG. 5 is a graph showing the relationship between the substrate thickness of the substrate W and the conversion efficiency ratio (Bifaciality: conversion efficiency ratio between the first light receiving surface 3 and the second light receiving surface 4) of the manufactured solar battery cell A. Is. Note that the data shown in FIG. 5 is manufactured using the same structure as that of the solar battery cell A to be measured in FIG. 4 using the substrate W having various thicknesses (100 to 280 ⁇ m). It was obtained by measuring the conversion efficiency ratio.
  • the conversion efficiency ratio is about 93% or more. Therefore, the results obtained in FIG. 5 show that the thickness of the substrate W should be 250 ⁇ m or less in order to make the conversion efficiency ratio about 93% or more.
  • the conversion efficiency of the second light receiving surface 4 is improved by reducing the distance that carriers generated inside the substrate in the solar battery cell A move to the PN junction, This is because the conversion efficiency ratio between the first light receiving surface 3 and the second light receiving surface 4 can be close to 100%.
  • the conversion efficiency ratio is about 98% or more and 102% or less. From this, it can be seen that the conversion efficiency of the first light receiving surface 3 and the conversion efficiency of the second light receiving surface 4 can be made almost equivalent by setting the thickness of the substrate W to 210 ⁇ m or less.
  • the thickness of the substrate W is set to 100 ⁇ m or more and 250 ⁇ m or less, whereby the first light receiving surface 3. It can be seen that the conversion efficiency of the second light receiving surface 4 can be 18.5% or more and the conversion efficiency of the second light receiving surface 4 can be 93% or more of the conversion efficiency of the first light receiving surface 3. Furthermore, by setting the thickness of the substrate W to 100 ⁇ m or more and 210 ⁇ m or less, the conversion efficiency ratio can be made closer to 100% (specifically, about 98% or more and 102% or less).
  • the first electrode layer 40 and the high-concentration p-type diffusion region 15 or the low-concentration p-type diffusion region 16 that is, the first light reception of the silicon substrate W.
  • the relationship between the contact resistance with the surface side surface) and the conversion efficiency of the solar battery cell A will be discussed with reference to FIGS.
  • FIG. 6 is a graph showing the relationship between the contact resistance and the conversion efficiency of the first light receiving surface 3 when the contact resistance between the first electrode layer 40 and the substrate W changes.
  • the data shown in FIG. 6 changes the contact resistance between the first electrode layer 40 and the surface of the substrate W (the surface on which the high concentration p-type diffusion region 15 or the low concentration p-type diffusion region 16 is formed: the first light receiving surface 3). It is obtained by measuring the conversion efficiency of the first light receiving surface 3 in each case (each solar cell).
  • the contact resistance between the first electrode layer 40 and the surface of the substrate W is set to 5.0 ⁇ 10. -3 ⁇ ⁇ cm 2 or less is required.
  • FIG. 7 shows the relationship between the amount of added aluminum metal and the contact resistance when the amount of added aluminum metal contained in the conductive paste constituting the first electrode layer 40 formed on the first light receiving surface 3 is changed. It is a graph which shows. The data shown in FIG. 7 is obtained in each case when the addition amount of the aluminum metal contained in the conductive paste constituting the first electrode layer 40 formed on the first light receiving surface 3 is changed (each solar cell). ), And obtained by measuring the contact resistance between the first electrode layer 40 and the substrate W.
  • the addition amount of aluminum metal contained in the conductive paste constituting the first electrode layer 40 formed on the first light receiving surface 3 is 1.0 wt% to 5.0 wt%.
  • the contact resistance between the first electrode layer 40 and the substrate W is reliably 5.0 ⁇ 10 ⁇ 3 ⁇ ⁇ cm 2 or less.
  • the amount of aluminum metal added exceeds 5.0 wt%, the contact resistance between the first electrode layer 40 and the substrate W exceeds 5.0 ⁇ 10 ⁇ 3 ⁇ ⁇ cm 2 . That is, in order to ensure that the contact resistance between the first electrode layer 40 and the substrate W is 5.0 ⁇ 10 ⁇ 3 ⁇ ⁇ cm 2 or less, it is included in the conductive paste constituting the first electrode layer 40.
  • the amount of aluminum metal added must be 1.0 wt% to 5.0 wt%.
  • the conductive paste constituting the first electrode layer 40 formed on the first light receiving surface 3 is: It is desirable that the amount of aluminum metal added is 1.0 wt% to 5.0 wt% with respect to Ag. This ensures that the contact resistance between the first electrode layer 40 and the substrate W (first light receiving surface 3) is 5.0 ⁇ 10 ⁇ 3 ⁇ ⁇ cm 2 or less, and the conversion efficiency of the first light receiving surface 3 is 18 .5% or more of solar cells A can be manufactured stably.
  • Table 1 shows the results of measuring the conversion efficiency of the solar battery cell A and the volume resistivity of the second electrode layer 42 according to the present embodiment. In Table 1, measurements were performed on five patterns of solar cells A (cell Nos. 1 to 5).
  • FIG. 8 is an explanatory diagram of a configuration in which two solar cells A are connected using the wiring member 50, where (a) is a schematic plan view and (b) is a schematic side view.
  • the wiring member 50 When connecting the photovoltaic cells A with the configuration shown in FIG. 8, a method of applying heat to the wiring member 50 and attaching it to the bus bar electrode 45 of each cell by welding (for example, soldering) is adopted.
  • the wiring member 50 when heat is applied to the wiring member 50 such as a copper wire coated with solder, the wiring member 50 is thermally expanded, and then the wiring member 50 is cooled at the connection portion between the cells. Due to the shrinkage of the wiring member 50, stress is generated inside the solar battery cell A. Since this internal stress may induce cracking of the solar battery cell A, it is required to reduce it as much as possible.
  • the wiring member 50 is connected to the bus bar electrode 45 on the surface (first light receiving surface 3) of one solar cell A and the bus bar electrode 45 on the back surface (second light receiving surface 4) of the other solar cell A. Such a configuration is illustrated.
  • the thickness of the substrate W to be used is particularly thin as 100 ⁇ m or more and 250 ⁇ m or 100 ⁇ m or more and 210 ⁇ m or less, cracks are induced by the internal stress at the connection points of the cells described above. There is a risk of being.
  • a method of thinning the wiring member 50 is conceivable.
  • the wiring member 50 is thinned, the series resistance value of the wiring member 50 increases, and the bus bar electrode There is a problem that the current collecting ability from 45 is lowered.
  • the inventors of the present invention have made the wiring member 50 thinner and ensure a sufficient number of bus bar electrodes 45 to ensure a sufficient current collecting capability, and the preferred number of bus bar electrodes 45 is 3
  • the number was 6 or more.
  • the number of bus bar electrodes 45 is preferably three, and the reason why it is desirable to use three bus bar electrodes 45 will be described below with reference to Tables 2 and 3.
  • Table 2 shows the conditions (copper thickness, width, total) of the wiring material 50 that is a copper wire when the number of the bus bar electrodes 45 is two in the solar battery cell A according to the present embodiment without changing other configurations.
  • the cross-sectional area) and the conditions of the wiring member 50 that is a copper wire when the number of the bus bar electrodes 45 is three are shown.
  • the wiring member 50 since it is difficult to quantify the internal stress, the wiring member 50 is attached only to one surface of the cell, and the internal stress is evaluated according to the magnitude of the warp of the cell at that time.
  • Table 3 shows that the number of bus bar electrodes 45 shown in Table 2 is two and the number of bus bar electrodes 45 is three, and three 60 cell series modules (module 1, module 2, module 3 in the table). )
  • the wiring member 50 is attached for manufacturing, and the number of cell cracks and the crack rate in each case are shown.
  • the number of bus bar electrodes 45 formed in the solar battery cell A is desirably three.
  • the bus bar electrode The number of 45 is preferably about 3 to 6, and even when seven or more bus bar electrodes 45 are formed, the current collecting capacity and the like are almost the same as those of 3 to 6.
  • the point that the grid electrode 44 is configured in a two-layer structure has been described above, but in the following, specific dimensions of the preferred grid electrode 44 will be described with reference to FIGS. The description will be given with reference.
  • the measurement data shown in FIGS. 9 to 12 below are obtained when the grid electrode 44 having a two-layer structure is formed on both the first light receiving surface 3 and the second light receiving surface 4 in the solar battery cell A with a pitch of 2.0 mm. It is a measurement result.
  • FIG. 9 shows the line width and the first light reception of the cell when the line width (thin line width) of the grid electrode 44 having a two-layer structure is changed from about 40 ⁇ m to 120 ⁇ m in the solar battery A according to the present embodiment.
  • 3 is a graph showing a relationship with a short circuit current of surface 3; As shown in FIG. 9, the light receiving area in the solar battery cell A decreases as the line width of the grid electrode 44 increases, so the short circuit current value of the first light receiving surface 3 decreases.
  • FIG. 10 shows the line width and cell number when the line width (thin line width) of the grid electrode 44 having a two-layer structure is changed from about 40 ⁇ m to 120 ⁇ m in the photovoltaic cell A according to the present embodiment.
  • 2 is a graph showing a relationship with a curve factor of one light receiving surface 3; As shown in FIG. 10, as the line width of the grid electrode 44 increases, the cross-sectional area of the grid electrode increases, so that the resistance value decreases and the fill factor of the first light receiving surface 3 is improved.
  • FIG. 11 is a graph showing the relationship between the line width of the grid electrode 44 and the conversion efficiency of the first light receiving surface 3. As shown in FIG. 11, when the line width of the grid electrode 44 is 50 ⁇ m or more and 90 ⁇ m or less, the conversion efficiency of the first light receiving surface 3 is 18.5% or more. Therefore, in the solar battery cell A according to the present embodiment, it is desirable that the line width of the grid electrode 44 be 50 ⁇ m or more and 90 ⁇ m or less. Only the grid electrode 44 formed on the first light receiving surface 3 may have a two-layer structure, and the grid electrode 44 formed on the second light receiving surface 4 may have a single layer.
  • FIG. 12 shows the height and cell number when the height (thin line height) of the grid electrode 44 having a two-layer structure is changed from about 9 ⁇ m to 50 ⁇ m in the solar cell A according to the present embodiment.
  • 3 is a graph showing the relationship with the conversion efficiency of one light receiving surface 3; As shown in FIG. 12, when the height of the grid electrode 44 is 15 ⁇ m or more and 50 ⁇ m or less, the conversion efficiency of the first light receiving surface 3 is 18.5% or more. Therefore, in the solar battery cell A according to the present embodiment, it is desirable that the height of the grid electrode 44 is 15 ⁇ m or more and 50 ⁇ m or less.
  • the specific dimensions of the grid electrode 44 formed in the solar battery cell A according to the present embodiment are such that the line width is 50 ⁇ m or more and 90 ⁇ m or less and the height. Is preferably 15 ⁇ m or more and 50 ⁇ m or less.
  • FIG. 13 is a graph showing the conversion efficiency of the first light-receiving surface 3 when the grid electrode 44 has a single-layer structure and a two-layer structure in the solar battery cell A according to the present embodiment.
  • the conversion efficiency is about 18.0 to 18.5%
  • the conversion efficiency is about 19. 5%. From this, it turns out that the conversion efficiency of the 1st light-receiving surface 3 of the photovoltaic cell A can be made more efficient by making the grid electrode 44 into a two-layer structure.
  • FIG. 14 shows that in the solar battery cell A, when the grid electrode 44 formed on the second light receiving surface 4 has a single layer structure, the line width (thin line width) of the grid electrode is changed from about 47 ⁇ m to 123 ⁇ m. It is a graph which shows the relationship between a thin line
  • the line width of the grid electrode 44 having a single layer structure is 50 ⁇ m or more and 120 ⁇ m or less, a conversion efficiency ratio of 93% or more is realized. Therefore, when the grid electrode 44 having a single layer structure is formed on the second light receiving surface 4 in the solar battery cell A, the line width is desirably 50 ⁇ m or more and 120 ⁇ m or less.
  • FIG. 15 shows the height when the height (thin line height) of the single-layered grid electrode 44 formed on the second light receiving surface 4 of the solar battery cell A is changed from about 7 ⁇ m to about 40 ⁇ m.
  • 3 is a graph showing a relationship with conversion efficiency of a first light receiving surface 3.
  • the height of the grid electrode 44 having a single layer structure is 10 ⁇ m or more and 40 ⁇ m or less, the conversion efficiency of the first light receiving surface 3 is 18.5% or more. Therefore, when the grid electrode 44 having a single layer structure is formed on the second light receiving surface 4 in the solar battery cell A, the height is preferably 10 ⁇ m or more and 40 ⁇ m or less.
  • the specific dimensions are as follows.
  • the line width is desirably 50 ⁇ m or more and 120 ⁇ m or less and the height is 10 ⁇ m or more and 40 ⁇ m or less.
  • the solar cell A configured as described above has a double-sided light receiving type using a thin silicon substrate as compared to the conventional one, so that the conversion efficiency is higher than the conventional one, and the first light receiving surface and the second light receiving surface
  • the conversion efficiency is close to equivalent.
  • the conversion efficiency of the first light receiving surface is 18.5% or more
  • the conversion efficiency ratio between the first light receiving surface and the second light receiving surface is 93% or more, or 98 to 102%.
  • the solar battery has a high yield. Modules can be configured.
  • the high concentration diffusion region both p-type and n-type
  • diffusion is performed by the process of forming the low-concentration diffusion region (p-type and n-type).
  • the method for forming the diffusion layer is not necessarily limited to this method.
  • a method of forming a high concentration diffusion region (p type / n type) and a low concentration diffusion region (p type / n type) on the light receiving surface of the semiconductor substrate W the low concentration diffusion region is formed on the entire light receiving surface of the semiconductor substrate W.
  • a method may be used in which a phosphosilicate glass film (or boron silicate glass film) is left in a portion to be a high concentration diffusion region and an additional heat treatment is performed to form the high concentration diffusion region.
  • a liquid or solid containing each element is applied in advance to the surface (first light receiving surface / second light receiving surface) of the substrate W, and then heat treatment is performed, thereby performing high concentration p.
  • a method of simultaneously forming the type diffusion region and the high concentration n-type diffusion region is also conceivable.
  • FIG. 16 shows only an explanatory diagram of the steps for boron diffusion and phosphorus diffusion.
  • a liquid or solid containing a boron element is applied or adhered to the first light receiving surface 3 of the substrate W, and then dried, and then the second light receiving surface 4 of the substrate W.
  • heat treatment is performed in a furnace set at 950 ° C., for example, to form a high-concentration p diffusion region 15 on the entire surface of the first light receiving surface 3.
  • a high-concentration n-type diffusion region 25 is formed on the entire second light receiving surface 4.
  • a resist film 7 is applied in a predetermined pattern to a thickness of, for example, 10 to 30 ⁇ m on the first light-receiving surface 3 on which the high-concentration p-type diffusion region 15 is formed. Thereafter, drying is performed in a hot air drying oven at 180 ° C. Next, after the resist film 7 is applied to the high concentration n-type diffusion region 25 in a predetermined pattern to a thickness of 10 to 30 ⁇ m, for example, drying is performed in a hot air drying oven at 180 ° C. It is preferable to use a material which has hydrofluoric acid resistance and nitric acid resistance and can be peeled off by an alkaline aqueous solution.
  • the substrate W in which the resist film 7 is printed on the first light receiving surface 3 and the second light receiving surface 4 is immersed in, for example, a hydrofluoric acid aqueous solution, and the height of the surface of the substrate W on which the resist film 7 is not printed is increased.
  • a hydrofluoric acid aqueous solution By etching the concentration p-type diffusion region 15 and the high concentration n diffusion region 25, a low concentration p-type diffusion region 16 and a low concentration n-type diffusion region 26 are formed as shown in FIG.
  • both the front and back resist films 7 are removed by peeling the resist film with an alkaline aqueous solution, and a high concentration p-type diffusion region and a high concentration n-type diffusion region are simultaneously formed as shown in FIG. Is done.
  • the present invention is not limited to this.
  • a uniform p-type diffusion layer can be formed on the entire first light receiving surface 3, and a high concentration diffusion region and a low concentration diffusion region can be formed only on the second light receiving surface 4.
  • a uniform diffusion layer can be formed on both the first light receiving surface 3 and the second light receiving surface 4.
  • the resist printing process and the resist removing process are reduced, and the cost can be greatly reduced. Furthermore, thermal damage to the substrate W can be reduced by reducing the heat treatment process.
  • the present invention can be applied to solar cells.

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Abstract

【課題】従来に比べ変換効率の高効率化が実現され、両面受光型の太陽電池セルにおいて表面と裏面の変換効率がほぼ等価となるような太陽電池セルを提供する。 【解決手段】厚みが１００μｍ以上２５０μｍ以下でｎ型のシリコン基板と、シリコン基板の表面である第１受光面に形成されたｐ型拡散層と、シリコン基板の裏面である第２受光面に形成されたｎ型拡散層と、ｐ型拡散層上及びｎ型拡散層上に形成された反射防止膜と、ｐ型拡散層に部分的に形成される複数のグリッド電極及びバスバー電極と、ｎ型拡散層に部分的に形成される複数のグリッド電極及びバスバー電極と、を備え、第１受光面に備えられたグリッド電極は、シリコン基板側から順に第１電極層と第２電極層の２層を重ねて形成され、第１受光面の発電能力が変換効率１８．５％以上であり、第２受光面における変換効率が第１受光面における変換効率の９３％以上である、太陽電池セルが提供される。

Description

太陽電池セル及びその製造方法
　本発明は、太陽電池セル及びその製造方法に関する。
　本願は、２０１２年１２月１８日に日本に出願された特願２０１２－２７５８３９号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　太陽電池セル（以下、単にセルとも呼称する）は、入射した光エネルギーを電力に変換する半導体素子であり、ｐ－ｎ接合型、ｐｉｎ型、ショットキー型等があり、特にｐ－ｎ接合型が広く用いられている。また、太陽電池をその基板材料をもとに分類すると、シリコン結晶系太陽電池、アモルファス（非晶質）シリコン系太陽電池、化合物半導体系太陽電池の３種類に大きく分けられる。シリコン結晶系太陽電池は、さらに、単結晶系太陽電池と多結晶系太陽電池に分類される。太陽電池用シリコン結晶基板は比較的容易に製造できることから、シリコン結晶系太陽電池が最も普及している。
　太陽電池は、クリーンなエネルギー源として近年需要が高まっており、それに伴い太陽電池セルの需要も高まっている。また、エネルギー効率の観点から、太陽電池セルの、光エネルギーから電力への変換効率（以下、単に変換効率とも記載する）ができるだけ高いものが望まれている。
　太陽電池セルの変換効率を高める技術としては、例えば特許文献１に、バスバー電極の本数を増やし、フィンガー電極の長さを短くするといった構成の太陽電池素子（太陽電池セル）及びそれを用いた太陽電池モジュールが開示されている。特許文献１に記載の太陽電池モジュールの構成は、半導体基板の表面（受光面）に３本の表面バスバー電極及び複数のフィンガー電極を設け、裏面（非受光面）に３本の裏面バスバー電極を設けたものである。
特許第４９５３５６２号
　上述したように、上記特許文献１に記載の太陽電池モジュールは、片面受光型のセルを用いており、そのセル変換効率の上限値は約１７％超である。しかしながら、近年、太陽電池セルの更なる高効率化が求められており、特許文献１に記載の発明では十分な変換効率が得られないといった事情がある。
　また、太陽電池セルの高効率化において、近年、両面受光型の太陽電池セルも開発されているが、表面と裏面の両方の変換効率を十分なものとし、かつ、表面と裏面の変換効率をほぼ等価とするような技術についてはいまだ開発が進んでいないといった事情がある。
　そこで、上記事情に鑑み、本発明の目的は、従来に比べ変換効率の高効率化が実現されるような太陽電池セルを提供することにある。加えて、両面受光型の太陽電池セルにおいて表面と裏面の変換効率がほぼ等価となるような太陽電池セルを提供することを目的とする。
　前記の目的を達成するため、本発明によれば、厚みが１００μｍ以上２５０μｍ以下でｎ型のシリコン基板と、前記シリコン基板の表面である第１受光面に形成されたｐ型拡散層と、前記シリコン基板の裏面である第２受光面に形成されたｎ型拡散層と、前記ｐ型拡散層上及び前記ｎ型拡散層上に形成された反射防止膜と、前記ｐ型拡散層に部分的に形成される複数のグリッド電極及びバスバー電極と、前記ｎ型拡散層に部分的に形成される複数のグリッド電極及びバスバー電極と、を備えた太陽電池セルであって、前記第１受光面に備えられた前記グリッド電極は、前記シリコン基板側から順に第１電極層と第２電極層の２層を重ねて形成され、前記第１受光面の発電能力が変換効率１８．５％以上であり、前記第２受光面における変換効率が前記第１受光面における変換効率の９３％以上である、太陽電池セルが提供される。
　上記太陽電池セルにおいて、前記シリコン基板の厚みが１００μｍ以上２１０μｍ以下であり、前記第１受光面及び前記第２受光面に備えられた前記グリッド電極は、それぞれ前記シリコン基板側から順に第１電極層と第２電極層の２層を重ねて形成され、前記第２受光面における変換効率が前記第１受光面における変換効率の９８％以上１０２％以下であっても良い。
　前記第１受光面及び前記第２受光面にそれぞれ備えられる前記バスバー電極は、３本以上６本以下であっても良い。
　前記第１電極層の前記シリコン基板との接触抵抗は５．０×１０－３Ω・ｃｍ２以下であっても良い。
　前記第２電極層の体積固有抵抗は５．０×１０－６Ω・ｃｍ以下であっても良い。
　前記ｐ型拡散層には、複数の高濃度ｐ型拡散領域と、それら高濃度ｐ型拡散領域間に隣接して位置する低濃度ｐ型拡散領域と、が形成され、前記ｎ型拡散層には、複数の高濃度ｎ型拡散領域と、それら高濃度ｎ型拡散領域間に隣接して位置する低濃度ｎ型拡散領域と、が形成され、前記グリッド電極は、前記複数の高濃度ｐ型拡散領域上及び前記複数の高濃度ｎ型拡散領域上にそれぞれ形成されても良い。
　前記ｐ型拡散層には、全面均一なｐ型拡散領域が形成され、前記ｎ型拡散層には、全面均一なｎ型拡散領域が形成されても良い。
　前記ｐ型拡散層には、全面均一なｐ型拡散領域が形成され、前記ｎ型拡散層には、複数の高濃度ｎ型拡散領域と、それら高濃度ｎ型拡散領域間に隣接して位置する低濃度ｎ型拡散領域が形成され、前記グリッド電極は、前記複数の高濃度ｎ型拡散領域上に形成されても良い。
　前記グリッド電極及び前記バスバー電極はＡｇ又はＡｇとアルミメタルのいずれかから形成されても良い。
　前記ｐ型拡散層と前記反射防止膜との間にはパッシベーション用絶縁膜が形成され、当該パッシベーション用絶縁膜はＡｌ２Ｏ３又は熱酸化膜により形成されても良い。また、前記ｎ型拡散層と前記反射防止膜との間にはパッシベーション用絶縁膜が形成され、当該パッシベーション用絶縁膜はＳｉＮ又は熱酸化膜により形成されても良い。
　前記第１受光面及び前記第２受光面に備えられた前記グリッド電極の線幅は５０μｍ以上９０μｍ以下であり、かつ、前記グリッド電極の高さは１５μｍ以上５０μｍ以下であっても良い。なお、前記第２受光面に備えられるグリッド電極が単層の場合、当該グリッド電極の線幅は５０μｍ以上１２０μｍ以下であり、かつ、高さは１０μｍ以上４０μｍ以下であっても良い。
　前記第１受光面に備えられた前記グリッド電極の線幅は５０μｍ以上９０μｍ以下であり、かつ、前記グリッド電極の高さは１５μｍ以上５０μｍ以下であり、かつ、前記第２受光面に備えられた前記グリッド電極の線幅は５０μｍ以上１２０μｍ以下であり、かつ、前記グリッド電極の高さは１０μｍ以上４０μｍ以下であっても良い。
　また、本発明によれば、上記記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、前記ｐ型拡散層は、原料ガスである三臭化ホウ素ガス雰囲気中で単結晶シリコン基板を熱処理することで形成される、太陽電池セルの製造方法が提供される。
　また、本発明によれば、上記記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、前記ｐ型拡散層は、ボロン元素を含んだ液体又は固体を予め単結晶シリコン基板に塗布又は付着させ、その後熱処理することで形成される、太陽電池セルの製造方法が提供される。
　また、本発明によれば、上記記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、前記ｐ型拡散層は、ボロン元素を含むガスを単結晶シリコン基板上にイオンインプランテーションすることで形成される、太陽電池セルの製造方法が提供される。
　また、本発明によれば、上記記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、前記ｎ型拡散層は、原料ガスであるオキシ塩化リンガス雰囲気中で単結晶シリコン基板を熱処理することで形成される、太陽電池セルの製造方法が提供される。
　また、本発明によれば、上記記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、前記ｎ型拡散層は、リン元素を含んだ液体又は固体を予め単結晶シリコン基板に塗布又は付着させ、その後熱処理することで形成される、太陽電池セルの製造方法が提供される。
　また、本発明によれば、上記記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、前記ｎ型拡散層は、リン元素を含むガスを単結晶シリコン基板上にイオンインプランテーションすることで形成される、太陽電池セルの製造方法が提供される。
　また、本発明によれば、上記記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、前記ｐ型拡散層上に形成される前記第１電極層は、Ａｇとアルミメタルが含まれ、Ａｇに対してアルミメタルが１．０ｗｔ％以上５．０ｗｔ％以下含有される組成の導電性ペーストをスクリーン印刷し、焼成することで形成される、太陽電池セルの製造方法が提供される。
　また、本発明によれば、上記記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、前記ｎ型拡散層上に形成される前記第１電極層は、Ａｇが含まれる導電性ペーストをスクリーン印刷し、焼成することで形成される、太陽電池セルの製造方法が提供される。
　また、本発明によれば、上記記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、前記第１電極層上に形成される第２電極層は、Ａｇが含まれる導電性ペーストをスクリーン印刷し、焼成することで形成される、太陽電池セルの製造方法が提供される。
　本発明によれば、従来に比べ変換効率の高効率化が実現されるような太陽電池セルを提供することができる。加えて、両面受光型の太陽電池セルにおいて表面と裏面の変換効率がほぼ等価となるような太陽電池セルが提供される。具体的には、従来に比べ薄いシリコン基板を用いて両面受光型の太陽電池セルを製造することで、従来に比べ変換効率が高く、第１受光面と第２受光面との変換効率を等価なものに近づけることができる。
太陽電池セルを製造する工程の説明図である。 太陽電池セルＡの平面図であり、（ａ）は第１受光面を示し、（ｂ）は第２受光面を示している。 太陽電池セルを斜め上方から見た概略説明図である。 太陽電池セルの製造に用いる基板の基板厚さと製造された太陽電池セルの変換効率との関係をグラフ化したものである。 基板の基板厚さと製造された太陽電池セルの変換効率比（Ｂｉｆａｃｉａｌｉｔｙ）との関係をグラフ化したものである。 第１電極層と基板との接触抵抗が変化した場合の、接触抵抗と第１受光面の変換効率との関係を示すグラフである。 ｐ型拡散層上の第１電極層を構成する導電性ペーストに含まれるアルミメタルの添加量が変化した場合の、アルミメタル添加量と接触抵抗との関係を示すグラフである。 ２つの太陽電池セルを配線材を用いて連結させる構成についての説明図であり、（ａ）は平面概略図、（ｂ）は側面概略図である。 グリッド電極の線幅を約４０μｍ～１２０μｍまで変化させた場合の、線幅とセルの短絡電流との関係を示すグラフである。 グリッド電極の線幅を約４０μｍ～１２０μｍまで変化させた場合の、線幅とセルの曲線因子との関係を示すグラフである。 グリッド電極の線幅と変換効率との関係をグラフ化したものである。 グリッド電極の高さを約９μｍ～５０μｍまで変化させた場合の、高さとセルの変換効率との関係を示すグラフである。 グリッド電極を一層構造とした場合と、二層構造にした場合の変換効率を示すグラフである。 第２受光面に形成されるグリッド電極を単層構造とした場合に、当該グリッド電極幅を約４７μｍ～１２３μｍまで変化させた場合の、細線幅と変換効率比（Ｂｉｆａｃｉａｌｉｔｙ）との関係を示すグラフである。 第２受光面に形成される単層構造のグリッド電極４４の高さを約７μｍ～約４０μｍまで変化させた場合の、高さと第１受光面の変換効率との関係を示すグラフである。 基板に対するボロン拡散・リン拡散が同時に行われる場合についての説明図である。
　３…第１受光面
　４…第２受光面
　５…酸化膜
　７…レジスト膜
　１５…高濃度ｐ型拡散領域
　１６…低濃度ｐ型拡散領域
　２５…高濃度ｎ型拡散領域
　２６…低濃度ｎ型拡散領域
　３５…反射防止膜
　４０…第１電極層
　４２…第２電極層
　４４…グリッド電極
　４５…バスバー電極
　５０…配線材
　Ａ…太陽電池セル
　Ｗ…（半導体）基板
　以下、本発明の実施の形態について図面を参照して説明する。なお、本明細書および図面において、実質的に同一の機能構成を有する構成要素については、同一の符号を付することにより重複説明を省略する。
　ここで、図１を参照して本発明の実施の形態にかかる太陽電池セルＡの製造工程について説明する。図１（ａ）～（ｎ）は、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡを製造する工程についての説明図である。先ず、図１（ａ）に示すように、例えばＣＺ法により作製された単結晶シリコン等からなるｎ型半導体のシリコン基板Ｗ（以下、単に、半導体基板Ｗあるいは基板Ｗとも呼称する）が用意される。基板Ｗの寸法は、例えば１５．６ｃｍ角、厚さ１００～２５０μｍである。また基板Ｗの比抵抗は１．０～１４．０Ω・ｃｍである。
　次に、高濃度（例えば１０ｗｔ％）の水酸化ナトリウム水溶液に基板Ｗを浸漬させ、スライス時のダメージ層を取り除く。
次に、基板Ｗにテクスチャ構造（凹凸構造）を形成する。テクスチャ構造を形成する理由としては、太陽電池は通常、表面に凹凸形状を形成させることにより太陽光の吸収波長領域の反射率が低減するからである。具体的な方法としては、ダメージ層除去後の基板Ｗを例えば濃度２ｗｔ％の水酸化ナトリウム水溶液にイソプロピルアルコールを加えた水溶液に浸し、ウェットエッチングを行うことにより、基板Ｗ表面にランダムテクスチャ構造を形成させる。このテクスチャ構造の一つ一つの山のサイズは０．３～２０μｍ程度である。なお、ランダムテクスチャ構造を形成させる方法としては、上記ウェットエッチングのほかに、例えば酸エッチングや反応性イオンエッチング等の方法を用いることもできる。
　続いて、図１（ｂ）に示すように、酸素を含有する雰囲気中で、９８０℃の加熱処理によって基板Ｗの表面（以下、第１受光面３とも呼称する）と裏面（以下、第２受光面４とも呼称する）の両方に酸化膜５が形成される。この酸化膜５の代わりに例えば窒化膜等（ＳｉＮｘ膜等）を形成しても良い。
　次に、図１（ｃ）に示すように、酸化膜５の表面に所定のパターンでレジスト膜７が例えば１０～３０μｍの厚さに塗布される。そして、図１（ｄ）に示すように、レジスト膜７をマスクとして、例えば５ｗｔ％ＨＦ水溶液を用いた湿式エッチングが行われ、酸化膜５が所定のパターンにエッチングされる。このエッチングにより、レジスト膜７に形成されている所定のパターンに酸化膜５がエッチングされる。また、このとき、第２受光面４に形成されている酸化膜５は全てエッチング（除去）される。
　次に、図１（ｅ）に示すように、アルカリ性水溶液による剥離によってレジスト膜７が除去される。
　次に、９５０℃に設定した拡散炉において、三臭化ホウ素（ＢＢｒ３）ガスを含有する雰囲気下で、図１（ｆ）に示すように所定のパターンにエッチングされた酸化膜５をマスクとして、基板Ｗの第１受光面３の露出部分にボロン拡散が行われる。こうして、基板Ｗの第１受光面３に複数の高濃度ｐ型拡散領域１５が島状に形成される。ここで、高濃度ｐ型拡散領域１５のシート抵抗は２０～６０Ω／□（ｏｈｍ／ｓｑｕａｒｅ）であることが好ましい。なお、ボロン拡散の方法として三臭化ホウ素（ＢＢｒ３）ガス雰囲気下における拡散方式を例示したが、これに限られるものではなく、例えば三塩化ホウ素（ＢＣｌ３）ガスや酸化ホウ素（Ｂ２Ｏ３）を用いることも可能である。また、ボロン拡散はＢＮ（ボロンナイトライド）をソースとした方式や、スクリーン印刷、インクジェット、スピンコート、イオンインプランテーション等を用いた方式でも良い。
　次に、図１（ｇ）に示すように、例えば５ｗｔ％ＨＦ水溶液を用いた湿式エッチングによって第１受光面３の酸化膜５が除去される。そして、９３０℃に設定した拡散炉において、三臭化ホウ素（ＢＢｒ３）ガスを含有する雰囲気下で基板Ｗの第１受光面３全体にボロン拡散が行われる。こうして、基板Ｗの第１受光面３において、図１（ｈ）に示すように、複数の高濃度ｐ型拡散領域１５同士の間に低濃度ｐ型拡散領域１６が形成される。ここでは、基板Ｗの表面・裏面の両方にはボロンシリケートガラス膜（図示せず）が形成される。なお、低濃度ｐ型拡散領域１６のシート抵抗は３０～１５０Ω／□であることが好ましい。
　続いて、図１（ｉ）に示すように、第１受光面３にスクリーン印刷法によってレジスト膜７を印刷し、１８０℃の熱風乾燥炉において基板Ｗの乾燥が行われる。このレジスト膜７の印刷・乾燥により、基板Ｗの第１受光面３に形成されたボロンシリケートガラス膜（図示せず）が保護される。このレジスト膜７としては、耐フッ酸性及び耐硝酸性を有し、アルカリ性水溶液によって剥離可能であるような材料を用いることが好ましい。
　次に、第１受光面３にレジスト膜７が印刷された状態（乾燥後）の基板Ｗを、例えばフッ硝酸水溶液やフッ酸水溶液に浸漬させ、レジスト膜７の印刷されていない基板Ｗの他方の面（第２受光面４）のボロンシリケートガラス膜（図示せず）やアウトディフュージョンにより形成されている高濃度ｐ型拡散領域を除去する。その後、レジスト膜７は、例えば水酸化ナトリウム水溶液を用いて除去され、基板Ｗの洗浄・乾燥が行われる。
　次に、８７０℃に設定した拡散炉において、オキシ塩化リン（ＰＯＣｌ３）ガスを含有する雰囲気下で、上述した第１受光面３に対して行ったボロン拡散と同様の方法で、図１（ｊ）に示すように、基板Ｗの第２受光面４に所定のパターンにエッチングされた酸化膜５がマスクとして形成される。そして基板Ｗの第２受光面４の露出部分にリン拡散が行われる。このときの酸化膜５の形成では、上記ボロン拡散と同様に、酸化膜５及びレジスト膜７を所定のパターンに形成し、拡散領域の形成が行われるが、酸化膜５及びレジスト膜７の形成やリン拡散後の酸化膜５及びレジスト膜７の除去等の工程は、図１（ｂ）～（ｇ）に説明した工程と同様の方法であるため、ここでの説明は省略する。
　こうして、図１（ｊ）に示すように、基板Ｗの第２受光面４に複数の高濃度ｎ型拡散領域２５が島状に形成される。ここで、高濃度ｎ型拡散領域２５のシート抵抗は２０～６０Ω／□であることが好ましい。また、リン拡散はインクジェット方式やスプレー、スピンコート、レーザードーピング法、イオンインプランテーション等を用いた方式で行っても良い。
　そして、８３０℃に設定した拡散炉において、オキシ塩化リン（ＰＯＣｌ３）ガスを含有する雰囲気下で基板Ｗの第２受光面４全体にリン拡散が行われる。こうして、図１（ｋ）に示すように、基板Ｗの第２受光面４において、複数の高濃度ｎ型拡散領域２５同士の間に低濃度ｎ型拡散領域２６が形成される。このとき、基板Ｗの第１受光面３と第２受光面４の両方にはリン珪酸ガラス膜（図示せず）が形成される。なお、低濃度ｎ型拡散領域２６のシート抵抗は３０～１５０Ω／□であることが好ましい。
　次に、プラズマエッチャーにて基板Ｗ周辺部のＰＮ接合分離を行い、上述したボロン拡散やリン拡散等の工程において基板Ｗの第１受光面３、第２受光面４に形成されたボロンシリケートガラス膜（図示せず）とリン珪酸ガラス膜（図示せず）をフッ酸水溶液を用いたエッチングによって除去する。その後、図１（ｌ）に示すように、プラズマＣＶＤ装置によって第１受光面３及び第２受光面４の全体に例えば窒化膜（ＳｉＮｘ膜）である反射防止膜３５を形成させる。ここで、他の種類の反射防止膜３５として、例えば二酸化チタン膜、酸化亜鉛膜、酸化スズ膜等が挙げられ、代替が可能である。また、反射防止膜３５の形成は上記プラズマＣＶＤ装置によるダイレクトプラズマＣＶＤ法によって行われるものとしたが、例えばリモートプラズマＣＶＤ法、コーティング法、真空蒸着法等を用いても良い。但し、経済的な観点からは、窒化膜をプラズマＣＶＤ法によって形成させるのが最適である。更には、トータルの反射率が最も小さくなるように、反射防止膜３５上に例えば二フッ化マグネシウム膜といった屈折率が１～２の間である膜を形成することで、反射率の低減が促進され、生成電流密度が高くなる。また、基板Ｗと反射防止膜３５との間にパッシベーション用絶縁膜を形成しても良い。なお、このパッシベーション用絶縁膜は、Ａｌ２Ｏ３や熱酸化膜、ＳｉＮであっても良い。
　続いて、図１（ｍ）に示すように、スクリーン印刷機を用いて、基板Ｗの第２受光面４の高濃度ｎ型拡散領域２５表面（図中下面）に例えばＡｇが含まれる導電性ペーストを所定のパターンに印刷し、その後乾燥が行われ、第１電極層４０が形成される。そして、高濃度ｎ型拡散領域２５上に形成された第１電極層４０の表面（図中下面）に例えばＡｇが含まれる導電性ペーストから形成される第２電極層４２がスクリーン印刷によって印刷され、乾燥が行われる。この第１電極層４０と第２電極層４２を積層したものがグリッド電極４４となる。なお、ここでは電極の形成方法としてスクリーン印刷法を用いるものとして説明したが、グリッド電極４４やバスバー電極４５の形成方法は、メッキ法やインクジェット方式等であっても良い。このように形成されるグリッド電極４４の詳細な構成については、図面等を参照して後述する。
また、図１において図示していないが、バスバー電極４５についても上記グリッド電極４４同様の方法で形成され、このバスバー電極４５もＡｇが含まれる導電性ペーストから形成される第１電極層と第２電極層から構成される。なお、バスバー電極４５は、２層構造でなくても良く、例えば第１電極層４０がなく、第２電極層４２のみで構成されても良い。
次に、図１（ｎ）に示すように、上記図１（ｍ）に示した場合と同様に、第１受光面３の高濃度ｐ型拡散領域１５表面（図中上面）に例えばＡｇとアルミメタルが含まれる導電性ペーストを所定のパターンに印刷し、その後乾燥が行われ、第１電極層４０が形成される。そして、高濃度ｐ型拡散領域１５上に形成させた第１電極層４０の表面（図中上面）に例えばＡｇが含まれる導電性ペーストから形成される第２電極層４２がスクリーン印刷によって印刷され、乾燥が行われる。この第１電極層４０と第２電極層４２を積層したものがグリッド電極４４となる。
　ここで、図１（ｍ）、（ｎ）を参照して説明したように、本実施の形態では第１受光面３と第２受光面４の両方において、第１電極層４０と第２電極層４２の２層によってグリッド電極４４が構成されるものとしたが、例えば第１受光面３にのみ２層構造のグリッド電極４４を積層させ、第２受光面４においては単層構造（単層の導電性ペースト）のグリッド電極４４を形成しても良い。
　第１電極層４０は、第２電極層４２に比べ、例えばシリコン基板（半導体基板Ｗ）との接触抵抗が低く、且つシリコン基板（半導体基板Ｗ）との接着強度が強いような材質で形成されることが好ましい。具体的には、高濃度ｐ型拡散領域１５表面に形成された第１電極層４０とシリコン基板との接触抵抗は５．０×１０－３Ω・ｃｍ２以下であることが好ましい。この接触抵抗の測定方法としては、ＴＬＭ（Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ　Ｌｉｎｅ　Ｍｏｄｅｌ）法を用いる。第１電極層４０としてＡｇとアルミメタルを含む導電性ペーストを用いる場合、当該導電性ペーストの配合比は、Ａｇの含有量に対して、アルミメタルが１．０～５．０ｗｔ％含まれる組成とすることが好ましい。
　一方、第２電極層４２は、第１電極層４０に比べ、例えばシリコン基板体積固有抵抗が低く、且つ導電性が優れていることが好ましい。具体的には、第２電極層４２の体積固有抵抗（ライン抵抗）は５．０×１０－６Ω・ｃｍ以下であることが好ましい。第２電極層４２としては、Ａｇを含む導電性ペーストを用いることが好ましい。
グリッド電極４４には、基板Ｗで発生した電気を効率良くバスバー電極４５に集電させるという目的がある。そのためには、グリッド電極４４の高さを高くし、断面積を大きくして電気抵抗を下げるための構成にすることや、グリッド電極４４と基板Ｗが接触している界面の接触抵抗を低くすること、グリッド電極４４の体積固有抵抗を低くすることなどが望ましい。そこで、本実施の形態では、上述してきたように、グリッド電極４４の構造を第１電極層４０と第２電極層４２からなる二層構造とすることで、グリッド電極４４の高さを十分なものとし、更に、基板Ｗと接触する位置に配される第１電極層４０にて基板Ｗとの接触抵抗を低くし、第２電極層４２の体積固有抵抗を第１電極層４０よりも低くしている。
　なお、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡにおいては、第１受光面３上と第２受光面４上においてグリッド電極４４を構成する電極層（第１電極層４０及び第２電極層４２）の組成を異なるものとしても良く、一例として、上述したように、第１受光面３上では、第１電極層４０としてＡｇとアルミメタルを含む導電性ペーストを用い、第２電極層４２としてＡｇを含む導電性ペーストを用いることが好ましい。そして第２受光面４上では、第１電極層４０及び第２電極層４２としてＡｇを含む導電性ペーストを用いることが好ましい。これは、ｎ型拡散層に対して、アルミメタルがドーピングされると、ｐ＋層を形成してしまい、太陽電池セルＡの変換効率を下げてしまう恐れがあるからである。
　そして、上述した方法でグリッド電極４４が第１受光面３の高濃度ｐ型拡散領域１５上と、第２受光面４の高濃度ｎ型拡散領域２５上に形成され、焼成が行われることで太陽電池セルＡが作製される。
　なお、上述してきた工程においてプラズマエッチャーによるＰＮ接合分離工程を行わず、電極焼成後にレーザーを用いたＰＮ接合分離を行っても良い。
　以下では、図１を参照して上述した方法によって作製される太陽電池セルＡの詳細な構造について、図２～図４を参照して説明する。図２は、太陽電池セルＡの平面図であり、（ａ）は第１受光面３（太陽電池セルＡの表面）を示し、（ｂ）は第２受光面４（太陽電池セルＡの裏面）を示している。図２に示すように、太陽電池セルＡは平面視において略正方形形状であり、大きさは例えば１５．６ｃｍ角である。
　図２（ａ）に示すように、第１受光面３には３本のバスバー電極４５が互いに平行且つ等間隔で、所定の方向（例えば正方形形状の１つの辺に平行な方向）に形成されている。また、第１受光面３には、複数本（例えば約７０～８０本）のグリッド電極４４がバスバー電極４５と直交する方向に等間隔に形成されている。
また、図２（ｂ）に示すように、第１受光面３と同様に、第２受光面４にも３本のバスバー電極４５が互いに平行且つ等間隔で、所定の方向に形成され、複数本（例えば約７０～８０本）のグリッド電極４４がバスバー電極４５と直交する方向に等間隔で形成されている。グリッド電極４４とは、太陽電池セルＡで発生した電気をバスバー電極４５へ集電させるための電極であり、また、バスバー電極４５はグリッド電極４４から集電するための電極である。即ち、図２に示すように、各グリッド電極４４とバスバー電極４５は電気的に導通している。
　図２に示すように、太陽電池セルの表面である第１受光面３と、裏面である第２受光面４を同様の構成とし、両方にバスバー電極４５及びグリッド電極４４を形成することにより、第１受光面３と第２受光面４の両方が発電能力を有する受光面として成立する構造となっている。ここで、バスバー電極４５の本数は３本に限られるものではなく、グリッド電極から十分な集電が可能な程度の本数であれば良く、例えば３～５本が好ましい。また、グリッド電極の本数も発電能力に応じて適宜定めれば良い。なお、バスバー電極４５の本数を３本とすることが好ましい理由については後述する。
　なお、特許文献１に記載された太陽電池素子は片面受光型であり、裏面がアルミペーストで覆われているのに対し、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡの構造は図２に示すように第１受光面３及び第２受光面４の双方にグリッド電極４４が配置された両面受光型であり、アルミペーストで覆われていない構造であるため、特許文献１とは異なる構造であり、その特性も大きく異なっている。
　また、図３は、太陽電池セルＡを斜め上方から見た概略説明図である。なお、図３は、太陽電池セルＡの一部のグリッド電極４４が形成された部分を拡大して示したものであり、太陽電池セルＡの概略断面も図示している。
図３に示すように、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡにおいては、半導体基板Ｗの第１受光面３に高濃度ｐ型拡散領域１５を配し、その直上面に２層（第１電極層４０、第２電極層４２）からなるグリッド電極４４を形成している。また、第２受光面４に高濃度ｎ型拡散領域２５を配し、その直下面に２層からなるグリッド電極４４を、上述した工程でもって形成している。
　図２、３に示すような構造の太陽電池セルＡを製造するに際し、本実施の形態では、例えば厚み１００～２５０μｍのｎ型のシリコン基板を半導体基板Ｗとして用い、また、少なくとも第１受光面３に形成されたグリッド電極４４を第１電極層４０と第２電極層４２を積層させた二層構造としている。このような構成にすることで、第１受光面３における変換効率が１８．５％以上であり、且つ、第２受光面４における変換効率が第１受光面３における変換効率の９３％以上であるといった所望の性能を備えた太陽電池セルＡを製造することができる。
　以下では、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡを製造するに際し、用いる半導体基板Ｗ（ｎ型のシリコン基板）の厚みと変換効率あるいは変換効率比（Ｂｉｆａｃｉａｌｉｔｙ）との関係について図４、図５を参照して考察する。
図４は太陽電池セルＡの製造に用いる基板Ｗの基板厚さと製造された太陽電池セルＡの第１受光面３の変換効率との関係をグラフ化したものである。図４に示すデータは、太陽電池セルＡを様々な厚さ（１００～２８０μｍ）の基板Ｗを用いて製造し、それぞれの場合における第１受光面３の変換効率を測定して得られたものである。なお、図４に示すデータを測定した太陽電池セルＡの基本的な構造は本実施の形態にかかる構造（図１～３に示した構造）であるが、第１受光面３及び第２受光面４は、共に均一拡散構造として製造したものを用いている。
　図４に示すように、基板Ｗの厚みが１００μｍ以上の場合には、第１受光面３の変換効率は約１８．５％以上となる。ここで、図４で得られる結果からは基板Ｗの厚みは１００μｍ以上であれば良いことが分かるが、基板Ｗの厚みの上限値については具体的には定まらない。
また、図５は基板Ｗの基板厚さと製造された太陽電池セルＡの変換効率比（Ｂｉｆａｃｉａｌｉｔｙ：第１受光面３と第２受光面４との変換効率の比）との関係をグラフ化したものである。なお、図５に示すデータは、図４にて測定対象とした太陽電池セルＡと同じ構造のものを、様々な厚さ（１００～２８０μｍ）の基板Ｗを用いて製造し、それぞれの場合における変換効率比を測定して得られたものである。
　図５に示すように、基板Ｗの厚みが２５０μｍ以下の場合には、変換効率比は約９３％以上となる。従って、図５で得られる結果から、変換効率比を約９３％以上とするためには基板Ｗの厚みは２５０μｍ以下であれば良いことが分かる。これは、基板Ｗの厚みを薄化することで、太陽電池セルＡにおける基板内部で発生したキャリアがＰＮ接合部まで移動する距離が短くなることで第２受光面４の変換効率が向上し、第１受光面３と第２受光面４の変換効率比を１００％に近づけることができるからである。
　更に、図５によれば、基板Ｗの厚みが２１０μｍ以下の場合には、変換効率比は約９８％以上１０２％以下となる。このことから、基板Ｗの厚みを２１０μｍ以下とすることで、第１受光面３の変換効率と第２受光面４の変換効率を極めて等価に近いものとすることが可能であることが分かる。
　以上、図４及び図５を参照して説明した知見から、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡを製造するに際し、基板Ｗの厚みを１００μｍ以上２５０μｍ以下とすることにより、第１受光面３の変換効率を１８．５％以上とし、且つ、第２受光面４の変換効率を第１受光面３の変換効率の９３％以上とすることが可能となることが分かる。更には、基板Ｗの厚みを１００μｍ以上２１０μｍ以下とすることで、変換効率比をより１００％に近づける（具体的には約９８％以上１０２％以下）ことが可能となる。即ち、両面受光型の太陽電池セルにおいて従来に比べ変換効率の高効率化が実現され、加えて、表面（第１受光面３）と裏面（第２受光面４）の変換効率がほぼ等価となるような太陽電池セルを実現することができる。
　次に、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡを製造するに際し、第１電極層４０と、高濃度ｐ型拡散領域１５又は低濃度ｐ型拡散領域１６（即ち、シリコン基板Ｗの第１受光面側の表面）との接触抵抗と、太陽電池セルＡの変換効率との関係について図６、７を参照して考察する。
　図６は、第１電極層４０と基板Ｗとの間の接触抵抗が変化した場合の、接触抵抗と第１受光面３の変換効率との関係を示すグラフである。図６に示すデータは、第１電極層４０と基板Ｗ表面（高濃度ｐ型拡散領域１５又は低濃度ｐ型拡散領域１６が形成された面：第１受光面３）との接触抵抗を変えた時の、それぞれの場合（それぞれの太陽電池セル）における第１受光面３の変換効率を測定して得られたものである。
　図６に示すように、第１電極層４０と基板Ｗ表面との接触抵抗が５．０×１０－３Ω・ｃｍ２以下の場合には、確実に第１受光面３の変換効率が１８．５％以上となる。一方で、第１電極層４０と基板Ｗ表面との接触抵抗が５．０×１０－３Ω・ｃｍ２超の場合には、第１受光面３の変換効率が１８．５％以上の場合と、１８．５％以下の場合が存在し、必ずしも第１受光面３の変換効率が１８．５％以上の太陽電池セルＡが得られるわけではない。即ち、第１受光面３の変換効率が１８．５％以上の太陽電池セルＡを安定的に生産するためには、第１電極層４０と基板Ｗ表面との接触抵抗を５．０×１０－３Ω・ｃｍ２以下とする必要がある。
　また、図７は、第１受光面３に形成される第１電極層４０を構成する導電性ペーストに含まれるアルミメタルの添加量が変化した場合の、アルミメタル添加量と接触抵抗との関係を示すグラフである。図７に示すデータは、第１受光面３に形成される第１電極層４０を構成する導電性ペーストに含まれるアルミメタルの添加量を変えた時の、それぞれの場合（それぞれの太陽電池セル）における第１電極層４０と基板Ｗとの間の接触抵抗を測定して得られたものである。
　図７に示すように、第１受光面３に形成される第１電極層４０を構成する導電性ペーストに含まれるアルミメタルの添加量が１．０ｗｔ％～５．０ｗｔ％である場合には、確実に第１電極層４０と基板Ｗとの間の接触抵抗が５．０×１０－３Ω・ｃｍ２以下となる。一方で、アルミメタルの添加量が５．０ｗｔ％超である場合には、第１電極層４０と基板Ｗとの間の接触抵抗が５．０×１０－３Ω・ｃｍ２超となる。即ち、第１電極層４０と基板Ｗとの間の接触抵抗を確実に５．０×１０－３Ω・ｃｍ２以下とするためには、第１電極層４０を構成する導電性ペーストに含まれるアルミメタルの添加量を１．０ｗｔ％～５．０ｗｔ％とする必要がある。
　図６、７を参照して説明した知見から、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡを製造するに際し、第１受光面３に形成される第１電極層４０を構成する導電性ペーストは、Ａｇに対してアルミメタルの添加量を１．０ｗｔ％～５．０ｗｔ％としたものであることが望ましい。これにより第１電極層４０と基板Ｗ（第１受光面３）との間の接触抵抗が確実に５．０×１０－３Ω・ｃｍ２以下となり、第１受光面３の変換効率が１８．５％以上の太陽電池セルＡを安定して製造することができる。
　次に、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡにおいて、第２電極層４２の体積固有抵抗と太陽電池セルＡの変換効率との関係について表１を参照して考察する。以下に示す表１は、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡの変換効率と、第２電極層４２の体積固有抵抗とを測定した結果を示すものである。なお、表１では５パターンの太陽電池セルＡ（セルＮｏ．１～５）について測定を行った。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　表１に示す測定結果から、第２電極層４２の体積固有抵抗が５．０×１０－６Ω・ｃｍ以下である場合には、変換効率が１８．５％以上の太陽電池セルＡが得られることが分かる。
　一方、太陽電池セルＡは実際に太陽電池製品（太陽電池モジュール）を構成する際に、複数の太陽電池セルＡのバスバー電極４５同士を例えばはんだでコーティングされた銅線等の配線材によって連結させ、それらの配線材によって各セルにおいて発電された電力を集電することが知られている。図８は、２つの太陽電池セルＡを配線材５０を用いて連結させる構成についての説明図であり、（ａ）は平面概略図、（ｂ）は側面概略図である。
　図８に示す構成で太陽電池セルＡ同士を連結させる際に、配線材５０に熱を加え、溶着（例えばはんだ付け）によって各セルのバスバー電極４５に取り付けるといった方法が採られる。しかし、例えばはんだでコーティングされた銅線等である配線材５０に熱が加えられることにより、配線材５０が熱膨張し、その後配線材５０が冷却される際に各セル同士の連結箇所等において配線材５０の収縮により太陽電池セルＡ内部に応力が発生してしまう。この内部応力は太陽電池セルＡの割れ等を誘発してしまう恐れがあるため、なるべく減らすことが求められる。なお、図８では配線材５０を一方の太陽電池セルＡの表面（第１受光面３）のバスバー電極４５と他方の太陽電池セルＡの裏面（第２受光面４）のバスバー電極４５を繋ぐような構成を例示している。
　本実施の形態にかかる太陽電池セルＡでは、用いる基板Ｗの厚みを１００μｍ以上２５０μｍあるいは１００μｍ以上２１０μｍ以下と、特に薄型化しているため、上述したセル同士の連結箇所等における内部応力によって割れが誘発されてしまう恐れがある。セル同士の連結箇所等における内部応力を回避するためには、例えば配線材５０を薄くするといった方法が考えられるが、配線材５０を薄くすると、配線材５０の直列抵抗値が高くなり、バスバー電極４５からの集電能力が低下してしまうといった問題点がある。
　そこで、本発明者らは、配線材５０を薄くすると共に、バスバー電極４５の本数を好適な本数とすることで、十分な集電能力を確保することとし、好適なバスバー電極４５の本数を３本以上６本以下とした。バスバー電極４５の本数は特に３本であることが望ましく、以下にはバスバー電極４５を３本とすることが望ましい理由について表２、表３を参照して説明する。
　表２は、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡにおいて、その他の構成は変えずに、バスバー電極４５を２本とした場合の銅線である配線材５０の条件（銅厚、幅、総断面積）と、バスバー電極４５を３本とした場合の銅線である配線材５０の条件を示すものである。なお、表２においては、内部応力は数値化が難しいため、配線材５０をセル片面のみに取り付け、そのときのセルの反りの大きさに応じて内部応力を評価している。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000002
　また、表３は、表２に示したバスバー電極４５が２本である場合と、３本である場合とで、セル６０枚直列モジュールを３台（表中のモジュール１、モジュール２、モジュール３）製作するために配線材５０の取り付け作業を行い、それぞれの場合のセル割れ枚数と割れ率を示したものである。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000003
　表２及び表３の記載から、バスバー電極４５が２本である場合に比べ、３本である場合の方が、配線材５０取り付け時の熱収縮によって発生する内部応力が小さく、セル割れ率が低いことが分かる。従って、太陽電池セルＡに形成されるバスバー電極４５の本数は３本であることが望ましい。なお、形成するバスバー電極４５の本数を４本以上とした場合にも内部応力の発生は抑制され、割れ率は低い値となるが、太陽電池セルの製造コストや設備コストの面から、バスバー電極４５の本数は３～６本程度が好ましく、バスバー電極４５を７本以上形成した場合であっても集電能力等は３～６本の場合と差異がほとんどない。
　また、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡにおいて、グリッド電極４４について二層構造で構成される点は上述したが、以下では好適なグリッド電極４４の具体的な寸法について図９～図１２を参照して説明する。なお、以下の図９～図１２に記載した測定データは太陽電池セルＡにおいて二層構造のグリッド電極４４を第１受光面３及び第２受光面４の双方にピッチ２．０ｍｍで形成した場合の測定結果である。
　図９は、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡにおいて、二層構造のグリッド電極４４の線幅（細線幅）を約４０μｍ～１２０μｍまで変化させた場合の、線幅とセルの第１受光面３の短絡電流との関係を示すグラフである。図９に示すように、グリッド電極４４の線幅が太くなるほど太陽電池セルＡにおける受光面積が減少するため、第１受光面３の短絡電流値は低下する。
　また、図１０は、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡにおいて、二層構造のグリッド電極４４の線幅（細線幅）を約４０μｍ～１２０μｍまで変化させた場合の、線幅とセルの第１受光面３の曲線因子との関係を示すグラフである。図１０に示すように、グリッド電極４４の線幅が太くなるほど当該グリッド電極の断面積が増加するため、抵抗値が下がり第１受光面３の曲線因子が向上する。
　また、図１１はグリッド電極４４の線幅と第１受光面３の変換効率との関係をグラフ化したものである。図１１に示すように、グリッド電極４４の線幅が５０μｍ以上９０μｍ以下である場合に、第１受光面３の変換効率１８．５％以上が実現される。従って、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡにおいては、グリッド電極４４の線幅は５０μｍ以上９０μｍ以下として形成することが望ましい。なお、第１受光面３に形成されるグリッド電極４４のみを二層構造とし、第２受光面４に形成されるグリッド電極４４は単層としても良い。
　また、図１２は、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡにおいて、二層構造のグリッド電極４４の高さ（細線高さ）を約９μｍ～５０μｍまで変化させた場合の、高さとセルの第１受光面３の変換効率との関係を示すグラフである。図１２に示すように、グリッド電極４４の高さが１５μｍ以上５０μｍ以下である場合に、第１受光面３の変換効率１８．５％以上が実現される。従って、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡにおいては、グリッド電極４４の高さは１５μｍ以上５０μｍ以下として形成することが望ましい。
　以上、図９～図１２を参照して説明したように、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡに形成されるグリッド電極４４の具体的な寸法は、線幅が５０μｍ以上９０μｍ以下、高さが１５μｍ以上５０μｍ以下であることが望ましい。
　また、図１３は、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡにおいて、グリッド電極４４を一層構造とした場合と、二層構造にした場合の第１受光面３の変換効率を示すグラフである。図１３に示すように、グリッド電極４４を一層構造とした場合には変換効率が約１８．０～１８．５％であるのに対し、二層構造とした場合には変換効率が約１９．５％となっている。このことから、グリッド電極４４を二層構造とすることで、より太陽電池セルＡの第１受光面３の変換効率を高効率化させることが可能であることが分かる。
　次に、太陽電池セルＡの第１受光面３には二層構造のグリッド電極４４を形成し、第２受光面４には単層構造のグリッド電極４４を形成する場合の具体的な寸法について検討する。図１４は、太陽電池セルＡにおいて、第２受光面４に形成されるグリッド電極４４を単層構造とした場合に、当該グリッド電極の線幅（細線幅）を約４７μｍ～１２３μｍまで変化させた場合の、細線幅と変換効率比（Ｂｉｆａｃｉａｌｉｔｙ：第１受光面３と第２受光面４との変換効率の比）との関係を示すグラフである。
　図１４に示すように、単層構造のグリッド電極４４の線幅が５０μｍ以上１２０μｍ以下である場合に、変換効率比９３％以上が実現される。従って、太陽電池セルＡにおいて第２受光面４に単層構造のグリッド電極４４を形成する場合には、その線幅は５０μｍ以上１２０μｍ以下とすることが望ましい。
　また、図１５は、太陽電池セルＡの第２受光面４に形成される単層構造のグリッド電極４４の高さ（細線高さ）を約７μｍ～約４０μｍまで変化させた場合の、高さと第１受光面３の変換効率との関係を示すグラフである。
　図１５に示すように、単層構造のグリッド電極４４の高さが１０μｍ以上４０μｍ以下である場合に、第１受光面３の変換効率１８．５％以上が実現される。従って、太陽電池セルＡにおいて第２受光面４に単層構造のグリッド電極４４を形成する場合には、その高さは１０μｍ以上４０μｍ以下とすることが望ましい。
　以上、図１４及び図１５を参照して説明したように、太陽電池セルＡにおいて、第２受光面４に形成されるグリッド電極４４を単層構造とした場合には、その具体的な寸法は、線幅が５０μｍ以上１２０μｍ以下、高さが１０μｍ以上４０μｍ以下であることが望ましい。
　以上説明したように構成される太陽電池セルＡは、従来に比べ薄いシリコン基板を用いて両面受光型とすることで、従来に比べ変換効率が高く、第１受光面と第２受光面との変換効率が等価に近いといった特徴を有する。具体的には、第１受光面の変換効率は１８．５％以上となり、第１受光面と第２受光面との変換効率比は９３％以上あるいは９８～１０２％となる。このような変換効率の高い両面受光型の太陽電池セルＡが実現されることにより、例えば当該セルによって構成される太陽電池モジュールを東西方向に向けて設置した際に、１日の発電量におけるピークが２回発生し、効率的な発電が行われる。加えて、２回のピークでの発電量がほぼ同等であることから、太陽電池モジュールに付帯するインバーター等の設備容量設計において、無駄が無くなり、効率的な集電が実現される。
　また、本実施の形態にかかる太陽電池セルＡを用いて太陽電池モジュールを組み立てる際には、配線作業に伴うセルの反りや割れ等が抑制されるため、モジュール生産工程において、高い歩留まりで太陽電池モジュールを構成することが可能となる。
　以上、本発明の実施の形態の一例を説明したが、本発明は図示の形態に限定されない。当業者であれば、特許請求の範囲に記載された思想の範疇内において、各種の変更例または修正例に想到し得ることは明らかであり、それらについても当然に本発明の技術的範囲に属するものと了解される。
　上記実施の形態においては、高濃度拡散領域（ｐ型・ｎ型双方）を形成した後に、低濃度拡散領域（ｐ型・ｎ型）を形成するという工程でもって拡散を行うものとしたが、拡散層の形成方法は必ずしもこの方法に限られない。例えば、半導体基板Ｗの受光面に高濃度拡散領域（ｐ型・ｎ型）と低濃度拡散領域（ｐ型・ｎ型）を形成する方法として、半導体基板Ｗの受光面全面に低濃度拡散領域を形成した後、高濃度拡散領域とするべき部分にリン珪酸ガラス膜（あるいはボロンシリケートガラス膜）を残し、追加の熱処理を行なうことで高濃度拡散領域を形成する方法でも良い。
　また、ボロン拡散、リン拡散の方法として、それぞれの元素を含んだ液体または固体を予め基板Ｗの表面（第１受光面・第２受光面）に塗布し、その後熱処理を行うことにより高濃度ｐ型拡散領域および高濃度ｎ型拡散領域を同時に形成する方法も考えられる。そこで、以下には、図１６を参照して基板Ｗに対するボロン拡散・リン拡散が同時に行われる場合について説明する。なお、ボロン拡散およびリン拡散にかかる工程以外の工程については図１において上述した工程と同様の方法であるため、図１６にはボロン拡散、リン拡散を行う工程の説明図のみ記載する。
　図１６（ａ）、（ｂ）に示すように、基板Ｗの第１受光面３にボロン元素を含んだ液体または固体を塗布または付着させた後、乾燥させ、基板Ｗの第２受光面４にリン元素を含んだ液体または固体を塗布または付着させた後、乾燥させた後、例えば９５０℃に設定した炉にて熱処理を行ない、第１受光面３全面に高濃度ｐ拡散領域１５を形成し、第２受光面４全面に高濃度ｎ型拡散領域２５を形成する。
　次に、図１６（ｃ）に示すように、高濃度ｐ型拡散領域１５が形成された第１受光面３に、所定のパターンでレジスト膜７が例えば１０～３０μｍの厚さに塗布された後、１８０℃の熱風乾燥炉において乾燥が行なわれる。次に、高濃度ｎ型拡散領域２５に所定のパターンでレジスト膜７を例えば１０～３０μｍの厚さに塗布された後、１８０℃の熱風乾燥炉において乾燥が行なわれる。耐フッ酸性および耐硝酸性を有しアルカリ性水溶液によって剥離可能であるような材料を用いることが好ましい。
　次に、第１受光面３と第２受光面４にレジスト膜７が印刷された状態の基板Ｗを、例えばフッ硝酸水溶液に浸漬させ、レジスト膜７が印刷されていない基板Ｗの面の高濃度ｐ型拡散領域１５や高濃度ｎ拡散領域２５をエッチングすることで、図１６(ｄ)に示すように低濃度ｐ型拡散領域１６と低濃度ｎ型拡散領域２６が形成される。
　次に、レジスト膜をアルカリ性水溶液による剥離によって表面・裏面の両方のレジスト膜７が除去され、図１６（ｅ）に示すように、高濃度ｐ型拡散領域および高濃度ｎ型拡散領域が同時に形成される。
　また、上記実施の形態においては、基板Ｗの第１受光面３と第２受光面４の双方において高濃度拡散領域を形成させる場合について説明したが、本発明はこれに限られるものではない。例えば第１受光面３においては全面均一なｐ型拡散層を形成させ、第２受光面４においてのみ高濃度拡散領域ならびに低濃度拡散領域を形成させることもできる。また、第１受光面３と第２受光面４の双方において全面均一の拡散層を形成させることもできる。
　第１受光面３と第２受光面４のいずれか一方あるいは双方を全面均一の拡散層とすることで、レジスト印刷工程、レジスト除去工程が削減され、大きなコストダウンを図ることができる。さらには、熱処理工程の削減による基板Ｗへの熱ダメージ低減も図ることができる。
　本発明は、太陽電池セルに適用できる。

Claims (22)

  1. 厚みが１００μｍ以上２５０μｍ以下でｎ型のシリコン基板と、
    前記シリコン基板の表面である第１受光面に形成されたｐ型拡散層と、
    前記シリコン基板の裏面である第２受光面に形成されたｎ型拡散層と、
    前記ｐ型拡散層上及び前記ｎ型拡散層上に形成された反射防止膜と、
    前記ｐ型拡散層に部分的に形成される複数のグリッド電極及びバスバー電極と、
    前記ｎ型拡散層に部分的に形成される複数のグリッド電極及びバスバー電極と、を備えた太陽電池セルであって、
    前記第１受光面に備えられた前記グリッド電極は、前記シリコン基板側から順に第１電極層と第２電極層の２層を重ねて形成され、
    前記第１受光面の発電能力が変換効率１８．５％以上であり、
    前記第２受光面における変換効率が前記第１受光面における変換効率の９３％以上である、太陽電池セル。
  2. 前記シリコン基板の厚みが１００μｍ以上２１０μｍ以下であり、
    前記第１受光面及び前記第２受光面に備えられた前記グリッド電極は、それぞれ前記シリコン基板側から順に第１電極層と第２電極層の２層を重ねて形成され、
    前記第２受光面における変換効率が前記第１受光面における変換効率の９８％以上１０２％以下である、請求項１に記載の太陽電池セル。
  3. 前記第１受光面及び前記第２受光面にそれぞれ備えられる前記バスバー電極は、３本以上６本以下である、請求項１又は２に記載の太陽電池セル。
  4. 前記第１電極層の前記シリコン基板との接触抵抗は５．０×１０－３Ω・ｃｍ２以下である、請求項１～３のいずれかに記載の太陽電池セル。
  5. 前記第２電極層の体積固有抵抗は５．０×１０－６Ω・ｃｍ以下である、請求項１～４のいずれかに記載の太陽電池セル。
  6. 前記ｐ型拡散層には、複数の高濃度ｐ型拡散領域と、それら高濃度ｐ型拡散領域間に隣接して位置する低濃度ｐ型拡散領域と、が形成され、
    前記ｎ型拡散層には、複数の高濃度ｎ型拡散領域と、それら高濃度ｎ型拡散領域間に隣接して位置する低濃度ｎ型拡散領域と、が形成され、
    前記グリッド電極は、前記複数の高濃度ｐ型拡散領域上及び前記複数の高濃度ｎ型拡散領域上にそれぞれ形成される、請求項１～５のいずれかに記載の太陽電池セル。
  7. 前記ｐ型拡散層には、全面均一なｐ型拡散領域が形成され、
    前記ｎ型拡散層には、全面均一なｎ型拡散領域が形成される、請求項１～５のいずれかに記載の太陽電池セル。
  8. 前記ｐ型拡散層には、全面均一なｐ型拡散領域が形成され、
    前記ｎ型拡散層には、複数の高濃度ｎ型拡散領域と、それら高濃度ｎ型拡散領域間に隣接して位置する低濃度ｎ型拡散領域が形成され、
    前記グリッド電極は、前記複数の高濃度ｎ型拡散領域上に形成される、請求項１～５のいずれかに記載の太陽電池セル。
  9. 前記グリッド電極及び前記バスバー電極はＡｇ又はＡｇとアルミメタルのいずれかから形成される、請求項１～８のいずれかに記載の太陽電池セル。
  10. 前記ｐ型拡散層と前記反射防止膜との間にはパッシベーション用絶縁膜が形成され、当該パッシベーション用絶縁膜はＡｌ２Ｏ３又は熱酸化膜により形成される、請求項１～９のいずれかに記載の太陽電池セル。
  11. 前記ｎ型拡散層と前記反射防止膜との間にはパッシベーション用絶縁膜が形成され、当該パッシベーション用絶縁膜はＳｉＮ又は熱酸化膜により形成される、請求項１～１０のいずれかに記載の太陽電池セル。
  12. 前記第１受光面及び前記第２受光面に備えられた前記グリッド電極の線幅は５０μｍ以上９０μｍ以下であり、かつ、前記グリッド電極の高さは１５μｍ以上５０μｍ以下である、請求項２に記載の太陽電池セル。
  13. 前記第１受光面に備えられた前記グリッド電極の線幅は５０μｍ以上９０μｍ以下であり、かつ、前記グリッド電極の高さは１５μｍ以上５０μｍ以下であり、かつ、前記第２受光面に備えられた前記グリッド電極の線幅は５０μｍ以上１２０μｍ以下であり、かつ、前記グリッド電極の高さは１０μｍ以上４０μｍ以下である、請求項１に記載の太陽電池セル。
  14. 請求項１～１３のいずれかに記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、
    前記ｐ型拡散層は、原料ガスである三臭化ホウ素ガス雰囲気中で単結晶シリコン基板を熱処理することで形成される、太陽電池セルの製造方法。
  15. 請求項１～１３のいずれかに記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、
    前記ｐ型拡散層は、ボロン元素を含んだ液体又は固体を予め単結晶シリコン基板に塗布又は付着させ、その後熱処理することで形成される、太陽電池セルの製造方法。
  16. 請求項１～１３のいずれかに記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、
    前記ｐ型拡散層は、ボロン元素を含むガスを単結晶シリコン基板上にイオンインプランテーションすることで形成される、太陽電池セルの製造方法。
  17. 請求項１～１３のいずれかに記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、
    前記ｎ型拡散層は、原料ガスであるオキシ塩化リンガス雰囲気中で単結晶シリコン基板を熱処理することで形成される、太陽電池セルの製造方法。
  18. 請求項１～１３のいずれかに記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、
    前記ｎ型拡散層は、リン元素を含んだ液体又は固体を予め単結晶シリコン基板に塗布又は付着させ、その後熱処理することで形成される、太陽電池セルの製造方法。
  19. 請求項１～１３いずれかに記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、
    前記ｎ型拡散層は、リン元素を含むガスを単結晶シリコン基板上にイオンインプランテーションすることで形成される、太陽電池セルの製造方法。
  20. 請求項１～１３いずれかに記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、
    前記ｐ型拡散層上に形成される前記第１電極層は、Ａｇとアルミメタルが含まれ、Ａｇに対してアルミメタルが１．０ｗｔ％以上５．０ｗｔ％以下含有される組成の導電性ペーストをスクリーン印刷し、焼成することで形成される、太陽電池セルの製造方法。
  21. 請求項２又は１２に記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、
    前記ｎ型拡散層上に形成される前記第１電極層は、Ａｇが含まれる導電性ペーストをスクリーン印刷し、焼成することで形成される、太陽電池セルの製造方法。
  22. 請求項１～１３のいずれかに記載の太陽電池セルを製造する製造方法であって、
    前記第１電極層上に形成される第２電極層は、Ａｇが含まれる導電性ペーストをスクリーン印刷し、焼成することで形成される、太陽電池セルの製造方法。
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