WO2014148065A1 - 太陽電池 - Google Patents

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WO2014148065A1
WO2014148065A1 PCT/JP2014/050102 JP2014050102W WO2014148065A1 WO 2014148065 A1 WO2014148065 A1 WO 2014148065A1 JP 2014050102 W JP2014050102 W JP 2014050102W WO 2014148065 A1 WO2014148065 A1 WO 2014148065A1
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solar cell
layer
receiving surface
light
sealing material
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豊 星名
泰史 道祖尾
横沢　雄二
諭 岡本
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シャープ株式会社
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    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the present invention relates to a solar cell.
  • the above solar cell module is used outdoors for a long period of time, long-term reliability is required in all outdoor environments such as high temperature and high humidity.
  • the solar cells constituting the solar cell module are mainly manufactured using crystalline silicon, it is considered that a relatively long life can be expected.
  • the long-term reliability of the solar cell module is Improvements have been made with a focus on members other than solar cells constituting the battery module.
  • PID Peak Induced Degradation
  • Non-Patent Document 1 describes the cause of PID as follows.
  • the frame side is grounded in parallel.
  • a large potential difference is generated between the outer frame of the solar cell module and the inner solar cell.
  • moisture adheres to the surface of the glass substrate that protects the light receiving surface of the solar cell module a leak current is generated between the frame and the solar cell via the moisture, and the leak current causes Electric charges accumulate on the light receiving surface of the solar battery cell.
  • Patent Document 1 a solar cell array 100 in which a plurality of solar cells 101 are connected by an interconnector 254 is referred to as a light-receiving surface side transparent protective member 251.
  • proposed solar cell module of the volume resistivity at 45 ° C. ⁇ 85 ° C. was sealed with 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or more of the high-resistance sealing material 252 structure Has been.
  • Patent Document 1 it is said that a decrease in output can be suppressed by preventing a leak current from the light receiving surface side of the solar cell array 100 with a high-resistance sealing material 252.
  • the high-resistance sealing material 252 having a volume resistivity of 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or more at 45 ° C. to 85 ° C. used in the solar cell module described in Patent Document 1 is very special. And since it was expensive, the manufacturing cost of the solar cell module could not be kept low.
  • an object of the present invention is to provide a solar cell that can ensure long-term reliability without using a special and expensive sealing material.
  • the present invention comprises a back electrode type solar cell and a sealing material provided on the light receiving surface of the back electrode type solar cell, the back electrode type solar cell comprising a first conductivity type semiconductor substrate, A first conductive type light receiving surface diffusion layer provided on the light receiving surface side surface of the semiconductor substrate, and a first conductive type impurity diffusion layer and a second conductive type provided on the surface opposite to the light receiving surface side of the semiconductor substrate.
  • the sheet resistance of the light-receiving surface diffusion layer is 40 ⁇ / ⁇ or more and 80 ⁇ / ⁇ or less, and the volume resistivity at 85 ° C. of the sealing material is 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or less. It is a solar cell. With such a configuration, long-term reliability of the solar cell can be ensured without using a special and expensive sealing material.
  • FIG. 3 is a schematic plan view of the back surface of an example of a back electrode type solar battery cell used in the solar battery of Embodiment 1.
  • FIG. (A) is a schematic cross-sectional view taken along II-II in FIG. 1, and (b) is a schematic enlarged cross-sectional view of a part of the light-receiving surface of the n-type silicon substrate shown in (a).
  • (A)-(i) is typical sectional drawing illustrating about an example of the manufacturing method of the back electrode type photovoltaic cell used for the solar cell of Embodiment 1.
  • FIG. 4 is a schematic plan view of the surface of an example of a wiring sheet used in the solar cell of Embodiment 1.
  • FIG. 3 is a schematic cross-sectional view of the solar cell in the first embodiment.
  • 6 is a schematic cross-sectional view of a modification of the solar cell of Embodiment 1.
  • FIG. 6 is a schematic cross-sectional view of another modification of the solar cell in the first embodiment.
  • FIG. 1 is typical sectional drawing of an example of the back electrode type photovoltaic cell used for the solar cell of Embodiment 2
  • (b) is a part of light-receiving surface of the n-type silicon substrate shown to (a). It is a typical expanded sectional view of.
  • (A)-(k) is typical sectional drawing illustrating about an example of the manufacturing method of the back surface electrode type photovoltaic cell used for the solar cell of Embodiment 2.
  • FIG. In Embodiment 2 it is typical sectional drawing illustrating the process of sealing the back surface electrode type photovoltaic cell installed on the wiring sheet.
  • 6 is a schematic cross-sectional view of a solar cell according to Embodiment 2.
  • FIG. 6 is a schematic cross-sectional view of a modification of the solar cell of Embodiment 2.
  • FIG. 6 is a schematic cross-sectional view of another modification of the solar cell of Embodiment 2.
  • FIG. It is a typical block diagram illustrating a pseudo negative electrode ground test apparatus.
  • FIG. 6 is a graph showing the relationship between the sheet resistance of the light-receiving surface diffusion layer of the back electrode type solar cells of Examples 1 to 8 and Comparative Examples 1 to 6 and the volume resistivity at 85 ° C. of the sealing material. It is a typical block diagram illustrating the process of sealing the solar cell array of the conventional solar cell module of patent document 1 with a sealing material.
  • FIG. 1 the typical top view of the back surface of an example of the back electrode type solar cell used for the solar cell of Embodiment 1 is shown.
  • the back electrode type solar cell 1 has a first conductivity type on the back surface which is the surface opposite to the light receiving surface side of the back electrode type solar cell 1 of the n-type silicon substrate 4 as the first conductivity type semiconductor substrate.
  • the n-electrode 2 and the p-electrode 3 are alternately arranged on the back surface of the n-type silicon substrate 4. It is arranged.
  • FIG. 2A shows a schematic cross-sectional view along II-II in FIG. 1, and FIG. 2B schematically shows a part of the light-receiving surface of the n-type silicon substrate 4 shown in FIG. 2A. An enlarged sectional view is shown. As shown in FIG. 2A, an uneven shape 5 is formed on the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4.
  • an n + layer 6 is formed as a light receiving surface diffusion layer which is an FSF layer.
  • the n + layer 6 is a layer having the same n type conductivity type as the n type silicon substrate 4, and the n type impurity concentration of the n + layer 6 is higher than the n type impurity concentration of the n type silicon substrate 4. ing.
  • a light-receiving surface passivation film 8 is formed on the n + layer 6.
  • the light-receiving surface passivation film 8 is made of a silicon oxide film.
  • the thickness of the light-receiving surface passivation film 8 is preferably 30 nm or more and 200 nm or less. When the thickness of the light-receiving surface passivation film 8 is 30 nm or more and 200 nm or less, the characteristics of the back electrode type solar cell 1 tend to be improved.
  • an antireflection film 12 is formed on the light receiving surface passivation film 8.
  • Antireflection film 12 includes an n-type impurity having the same n-type conductivity as n-type silicon substrate 4, and is made of, for example, a titanium oxide film containing phosphorus as an n-type impurity.
  • the thickness of the antireflection film 12 can be, for example, 30 nm or more and 500 nm or less.
  • phosphorus in the antireflection film 12 is contained as a phosphorus oxide in an amount of 15% by mass or more and 35% by mass or less of the antireflection film 7.
  • 15 mass% or more and 35 mass% or less of the anti-reflective film 12 is contained as a phosphorus oxide that the content of the phosphorus oxide in the anti-reflective film 12 is 15 mass% or more and 35 mass% of the whole anti-reflective film 12. It means the following.
  • an n ++ layer 10 which is an n-type impurity diffusion layer as a first conductivity-type impurity diffusion layer, and a second conductivity-type impurity diffusion layer are formed.
  • P + layers 11 which are p-type impurity diffusion layers are alternately formed.
  • a back surface passivation film 15 is formed on the back surface of the n type silicon substrate 4 by laminating a second back surface passivation film 14 and a first back surface passivation film 13 in this order from the n type silicon substrate 4 side.
  • An n electrode 2 and a p electrode 3 are formed on the n ++ layer 10 and the p + layer 11 exposed from the back surface passivation film 15, respectively.
  • the uneven shape 5 is formed on the light-receiving surface of the n-type silicon substrate 4 as shown in FIG. Form.
  • a diffusion mask 22 is formed on the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4, and a part of the back surface is formed.
  • a diffusion mask 23 is formed, and then an n ++ layer 10 is formed on a part of the back surface of the n-type silicon substrate 4.
  • the diffusion mask 24 is applied to the light-receiving surface of the n-type silicon substrate 4.
  • a diffusion mask 25 is formed on a part of the back surface, and then a p + layer 11 is formed on a part of the back surface of the n-type silicon substrate 4.
  • a solution 27 is applied to the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4 and then dried.
  • application and drying of the solution 27 can be performed, for example, as follows.
  • a first back surface passivation film 13 that also serves as a diffusion mask such as a silicon oxide film having a thickness of 50 nm to 100 nm is formed on the back surface of the n-type silicon substrate 4.
  • the first back surface passivation film 13 can be formed by, for example, CVD or SOG (spin-on-glass) coating and baking.
  • a solution 27 containing a phosphorus-containing compound, titanium alkoxide, and alcohol is applied to the light-receiving surface of the n-type silicon substrate 4 by spin coating or the like and then dried.
  • the compound containing phosphorus contained in the solution 27 for example, phosphorus pentoxide can be used.
  • the titanium alkoxide for example, tetraisopropyl titanate can be used.
  • alcohol isopropyl alcohol etc. can be used, for example.
  • an n + layer 6, a light-receiving surface passivation film 8 and an antireflection film 12 are formed on the light-receiving surface of the n-type silicon substrate 4, and n
  • a second back surface passivation film 14 is formed between the back surface of the mold silicon substrate 4 and the first back surface passivation film 13.
  • the n + layer 6 and the antireflection film 12 can be formed by heat-treating the n-type silicon substrate 4 on which the solution 27 is applied to the light receiving surface, for example, at a temperature of 850 ° C. or more and 1000 ° C. or less. That is, by this heating, phosphorus diffuses from the solution 27 on the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4 to form the n + layer 6 and the antireflection film 12 made of a titanium oxide film containing phosphorus.
  • the light-receiving surface passivation film 8 and the second back surface passivation film 14 can be formed by performing thermal oxidation with oxygen or water vapor on the n-type silicon substrate 4 after the formation of the n + layer 6 and the antireflection film 12. it can. As a result, as shown in FIG. 3I, a light-receiving surface passivation film 8 is formed between the n + layer 6 on the light-receiving surface of the n-type silicon substrate 4 and the antireflection film 12, and an n-type silicon substrate is formed. 4, a second back surface passivation film 14 is formed between the back surface 4 and the first back surface passivation film 13.
  • a laminated body of the first back surface passivation film 13 and the second back surface passivation film 14 is referred to as a back surface passivation film 15.
  • the reason why the light-receiving surface passivation film 8 is formed between the n + layer 6 and the antireflection film 12 is that the film thickness of the antireflection film 12 in the concave portion of the concavo-convex shape 5 on the light receiving surface is increased and the antireflection film 12 is formed. It is considered that a silicon oxide film, which is the light-receiving surface passivation film 8, grows due to oxygen or water vapor entering from the portion where the crack is generated.
  • the antireflection film 12 is thin at the convex portion of the concave-convex shape 5 on the light receiving surface, it is considered that oxygen or water vapor is transmitted and a silicon oxide film that is the light receiving surface passivation film 8 grows. Furthermore, the reason why the second back surface passivation film 14 is formed between the back surface of the n-type silicon substrate 4 and the first back surface passivation film 13 is that the first back surface passivation film on the back surface of the n-type silicon substrate 4 is used. Since 13 is a film formed by a CVD method or the like, it is considered that oxygen or water vapor passes through the inside of the first back surface passivation film 13, thereby growing a silicon oxide film as the second back surface passivation film 14. .
  • the thickness of the light-receiving surface passivation film 8 is not less than 100 nm and not more than 200 nm, for example, and the thickness of the second back surface passivation film 14 is not less than 30 nm and not more than 100 nm on the n ++ layer 10, for example. On the layer 11, the thickness is 10 nm or more and 40 nm or less.
  • the thermal oxidation of the n-type silicon substrate 4 with oxygen or water vapor for forming the light-receiving surface passivation film 8 and the second back surface passivation film 14 is performed by placing the n-type silicon substrate 4 in an oxygen atmosphere or a water vapor atmosphere. It can carry out by heat-processing in a state.
  • the sheet resistance of the n + layer 6 is 40 ⁇ / ⁇ or more and 80 ⁇ / ⁇ or less. Note that the sheet resistance of the n + layer 6 can be appropriately adjusted by changing at least one of the phosphorus content in the solution 27, the temperature during the thermal oxidation, and the time, for example.
  • the light-receiving surface passivation film 8 and the second back surface passivation film 14 are n-type silicon substrates by switching the atmosphere gas to an oxygen atmosphere or a water vapor atmosphere following the heat treatment for forming the n + layer 6 and the antireflection film 12. 4 can also be formed by performing thermal oxidation.
  • a part of the back surface passivation film 15 is removed to expose a part of the n ++ layer 10 and a part of the p + layer 11 from the back surface passivation film 9. .
  • the n electrode 2 is formed on the n + + layer 10 and the p electrode 3 is formed on the p + layer 11.
  • the back electrode type solar cell 1 can be manufactured.
  • the wiring sheet 30 includes an insulating substrate 31 and wirings 36 installed on the surface of the insulating substrate 31.
  • the wiring 36 includes an n wiring 32, an n wiring 32 a, a p wiring 33, a p wiring 33 a, and a connection wiring 34.
  • the n wiring 32, the n wiring 32a, the p wiring 33, the p wiring 33a, and the connection wiring 34 are conductive.
  • the n wiring 32 and the p wiring 33 have a comb shape including a shape in which a plurality of rectangles are arranged in a direction orthogonal to the longitudinal direction of the rectangle.
  • the n wiring 32a, the p wiring 33a, and the connection wiring 34 are strip-shaped.
  • the adjacent n wiring 32 and the p wiring 33 other than the n wiring 32 a and the p wiring 33 a located at the end of the wiring sheet 30 are electrically connected by the connection wiring 34.
  • the portions corresponding to the comb teeth (rectangular) of the comb-shaped n wiring 32 and the portions corresponding to the comb teeth (rectangular) of the comb-shaped p wiring 33 are alternately meshed one by one.
  • the n wiring 32 and the p wiring 33 are arranged.
  • a portion corresponding to the comb teeth of the comb-shaped n wiring 32 and a portion corresponding to the comb teeth of the comb-shaped p wiring 33 are alternately arranged at predetermined intervals. .
  • at least one of the portions corresponding to the comb teeth of the n wiring 32 and the p wiring 33 may be alternately arranged instead of one.
  • the insulating base material 31 can be used without particular limitation as long as it is an electrically insulating material.
  • PET polyethylene terephthalate
  • PEN polyethylene naphthalate
  • PET polyphenylene sulfide
  • a material containing at least one resin selected from the group consisting of PPS (Polyphenylene sulfide), polyvinyl fluoride (PVF) and polyimide (Polyimide) can be used.
  • the thickness of the insulating substrate 31 is not particularly limited, and can be, for example, 25 ⁇ m or more and 150 ⁇ m or less.
  • the insulating base 31 may have a single-layer structure consisting of only one layer or a multi-layer structure consisting of two or more layers.
  • the material of the wiring 36 can be used without particular limitation as long as it is a conductive material.
  • a conductive material For example, at least one selected from the group consisting of copper (Cu), aluminum (Al), and silver (Ag) is used.
  • a metal containing, for example, can be used.
  • the thickness of the wiring 36 is not particularly limited, and can be, for example, 10 ⁇ m or more and 50 ⁇ m or less.
  • the shape of the wiring 36 is not limited to the shape described above, and can be set as appropriate.
  • At least a part of the surface of the wiring 36 has, for example, nickel (Ni), gold (Au), platinum (Pt), palladium (Pd), silver (Ag), tin (Sn), SnPb solder, and ITO (Indium).
  • a conductive substance containing at least one selected from the group consisting of Tin Oxide may be installed. In this case, there is a tendency that the electrical connection between the wiring 36 of the wiring sheet 30 and the electrode of the back electrode type solar battery cell to be described later can be improved, and the weather resistance of the wiring 36 can be improved.
  • At least a part of the surface of the wiring 36 may be subjected to a surface treatment such as a rust prevention treatment or a blackening treatment.
  • the wiring 36 may also have a single-layer structure consisting of only one layer, or a multi-layer structure consisting of two or more layers.
  • an insulating substrate 31 such as a PET film is prepared, and a conductive material such as a metal foil or a metal plate is bonded to the entire surface of one surface of the insulating substrate 31.
  • a conductive material such as a metal foil or a metal plate is bonded to the entire surface of one surface of the insulating substrate 31.
  • a roll of an insulating base material cut to a predetermined width is pulled out, an adhesive is applied to one surface of the insulating base material 31, and a roll of metal foil cut slightly smaller than the width of the insulating base material 31 is applied.
  • a wiring 36 including an n wiring 32, an n wiring 32a, a p wiring 33, a p wiring 33a, and a connection wiring 34 made of a conductive material is formed.
  • the wiring sheet 30 having the configuration shown in FIG. 4 can be manufactured.
  • FIG. 5 is a schematic plan view illustrating a state where the back electrode type solar cell 1 is installed on the wiring sheet 30 shown in FIG.
  • the back electrode type solar cell 1 is installed on the wiring sheet 30 such that the back side of the back electrode type solar cell 1 faces the installation side of the wiring 36 of the wiring sheet 30.
  • the back electrode type solar cell 1 is arranged on the wiring sheet 30 so that the n electrode 2 and the p electrode 3 of the back electrode type solar cell 1 are in contact with the n wiring 32 and the p wiring 33 of the wiring sheet 30, respectively.
  • the n electrode 2 and the p electrode 3 may be mechanically and electrically connected to the n wiring 32 and the p wiring 33 by a conductive adhesive such as solder, for example.
  • the n electrode 2 and the p electrode 3 are respectively connected to the n wiring 32 and the p electrode 3 by the shrinkage force when the insulating resin composition placed between the back electrode type solar cell 1 and the wiring sheet 30 is cured.
  • the wiring 33 may be directly connected to be electrically connected and mechanically connected.
  • the back electrode type solar cells installed so as to be adjacent to each other on the wiring sheet 30.
  • the ones are electrically connected to each other.
  • all the back surface electrode type photovoltaic cells 1 installed on the wiring sheet 30 are electrically connected in series.
  • FIG. 6 is a schematic cross-sectional view illustrating the process of sealing the back electrode type solar battery cell 1 installed on the wiring sheet 30.
  • the sheet-like first resin layer 40, the sheet-like second resin layer 41, and the transparent protective substrate. 42 are arranged in this order.
  • the sheet-like first resin layer 40 and the back surface protection sheet 43 are arranged in this order from the wiring sheet 30 side.
  • any substrate that is transparent to sunlight can be used without particular limitation, and for example, a glass substrate or the like can be used.
  • the first resin layer 40 was selected from the group consisting of ethylene vinyl acetate resin, epoxy resin, acrylic resin, urethane resin, olefin resin, polyester resin, silicone resin, polystyrene resin, polycarbonate resin, and rubber resin, for example.
  • a layer made of at least one transparent resin can be used.
  • the second resin layer 41 a layer made of an olefin resin is preferably used.
  • the olefin resin used for the second resin layer 41 for example, at least one selected from the group consisting of a polyethylene resin, a polypropylene resin, and a polybutene resin can be used.
  • the polyethylene-based resin is an ethylene homopolymer or a copolymer of ethylene and one or more other monomers.
  • the polypropylene resin is a homopolymer of propylene or a copolymer of propylene and one or more other monomers.
  • the polybutene resin is a butene homopolymer or a copolymer of butene and one or more other monomers.
  • polyethylene resin for example, polyethylene or ethylene- ⁇ -olefin copolymer can be used.
  • polyethylene examples include low density polyethylene, linear low density polyethylene, and linear ultra-low density polyethylene.
  • ethylene- ⁇ -olefin copolymer a copolymer comprising ethylene and at least one selected from ⁇ -olefins having 3 to 20 carbon atoms is preferably used, and ethylene and carbon atoms having 3 to 12 carbon atoms are used. It is more preferable to use a copolymer comprising at least one selected from ⁇ -olefins.
  • the ⁇ -olefin include propylene, 1-butene, 1-pentene, 1-hexene, 1-octene, 4-methyl-1-pentene, 3-methyl-1-pentene, 1-decene and 1-dodecene. , 1-tetradecene, 1-hexadecene, 1-octadecene, and 1-eicosane can be used.
  • polypropylene resin for example, a propylene- ⁇ -olefin copolymer or a terpolymer of propylene, ethylene, and ⁇ -olefin can be used.
  • the propylene- ⁇ -olefin copolymer is a copolymer composed of at least one selected from propylene and ⁇ -olefin.
  • a copolymer comprising at least one selected from ethylene and an ⁇ -olefin having 3 to 20 carbon atoms and propylene is preferably used, and ethylene and 4 to 4 carbon atoms are preferably used. It is more preferable to use a copolymer comprising at least one selected from 8 ⁇ -olefins and propylene.
  • Examples of the ⁇ -olefin having 3 to 20 carbon atoms include propylene, 1-butene, 1-pentene, 1-hexene, 1-octene, 4-methyl-1-pentene, 3-methyl-1-pentene, 1 At least one selected from the group consisting of -decene, 1-dodecene, 1-tetradecene, 1-hexadecene, 1-octadecene and 1-eicosane can be used.
  • polybutene resin for example, a crystalline copolymer comprising at least one selected from ethylene, propylene, and an olefin compound having 5 to 8 carbon atoms and butene can be used.
  • the first resin layer 40 and the second resin layer 41 may contain conventionally known additives such as a crosslinking agent in addition to the above resin components. Further, the first resin layer 40 and the second resin layer 41 are formed into a sheet shape by, for example, mixing a conventionally known additive such as a crosslinking agent into the above resin component and molding the mixture into a predetermined shape. can do.
  • a conventionally known additive such as a crosslinking agent
  • any material can be used without particular limitation as long as it can protect the back surface of the first resin layer 40.
  • a weathering film such as PET that has been conventionally used may be used. it can.
  • the back surface protection sheet 43 includes a metal film such as aluminum, for example. Also good.
  • the back surface protection sheet 43 such as the end face of the solar cell module with a moisture permeation preventing tape such as a butyl rubber tape.
  • the back electrode type solar cell 1 sealed in the sealing material 50 is not limited to plural, and may be single.
  • the sheet resistance of the n + layer 6 as the light-receiving surface diffusion layer of the back electrode type solar cell 1 is set to 40 ⁇ / ⁇ or more and 80 ⁇ / ⁇ or less, and the back electrode type solar cell 1
  • the volume resistivity at 85 ° C. of the sealing material (second resin layer 41) provided on the light receiving surface is set to 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or less.
  • the sheet resistance of the n + layer 6 as the light-receiving surface diffusion layer is set to 40 ⁇ / ⁇ or more and 80 ⁇ / ⁇ or less, so that the light-receiving surface of the back electrode type solar cell 1 is obtained.
  • the sheet resistance of the n + layer 6 as the light-receiving surface diffusion layer of the back electrode type solar cell 1 is less than 40 ⁇ / ⁇ , recombination in the n + layer 6 increases, so that the back electrode type The output of the solar battery cell 1 itself decreases.
  • the sheet resistance of the n + layer 6 is higher than 80 ⁇ / ⁇ , a large potential difference is generated between the back electrode type solar cell 1 and the frame 61, and moisture or the like is present on the surface of the transparent protective substrate 42. If accumulated, charge accumulates in the light-receiving surface passivation film 8 of the back electrode type solar cell 1, and the function of the n + layer 6 as an FSF (Front Surface Field) deteriorates.
  • FSF Front Surface Field
  • the volume resistivity at 45 ° C. to 85 ° C. is as high as 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or higher. Since it is possible to suppress a decrease in output due to PID or the like without using a special sealing material, the choice of sealing material provided on the light-receiving surface of the back electrode type solar cell 1 is more than conventional. It can be expanded and long-term reliability can be ensured.
  • a high-resistance special resistance having a volume resistivity of 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or more at 45 ° C. to 85 ° C.
  • the manufacturing cost of the solar cell module can be kept low.
  • the volume resistivity at 45 ° C. to 85 ° C. is as high as 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or more, Since it is not necessary to use a sealing material that is very difficult to handle, the manufacturing efficiency of the solar cell module can be improved.
  • the volume resistivity at 85 ° C. of the sealing material (second resin layer 41) provided on the light receiving surface of the back electrode type solar cell 1 is 1 ⁇ 10 12 ⁇ ⁇ cm or more and 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or less, 1 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ 1 ⁇ more preferably not more than 10 16 Omega ⁇ cm or more cm, 2.8 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm or more 5.1 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm More preferably, it is as follows. In these cases, the long-term reliability of the solar cell of Embodiment 1 can be further improved without using a special and expensive sealing material.
  • FIG. 8 shows a schematic cross-sectional view of a modification of the solar cell of the first embodiment.
  • the sealing material 50 that seals the back electrode type solar cell 1 is the second resin on the light receiving surface of the back electrode type solar cell 1. It consists of the laminated body of the layer 41 and the 1st resin layer 40 on the wiring sheet 30, It is characterized by the above-mentioned.
  • the sheet resistance of n + layer 6 as the light-receiving surface diffusion layer of back electrode type solar cell 1 is set to 40 ⁇ / ⁇ or more and 80 ⁇ / ⁇ or less. Therefore, a sealing material having a volume resistivity of 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or less at 85 ° C. is used as the sealing material (second resin layer 41) provided on the light receiving surface of the back electrode type solar cell 1. be able to. Thereby, the modification of the solar cell of Embodiment 1 shown in FIG. 8 can also be set as the solar cell which can ensure long-term reliability, without using a special and expensive sealing material.
  • FIG. 9 shows a schematic cross-sectional view of another modification of the solar cell of the first embodiment.
  • the sealing material for sealing the back electrode type solar cell 1 is composed of a sealing material 52 made of a single layer of olefin resin. It is characterized by that.
  • the sheet resistance of the n + layer 6 as the light-receiving surface diffusion layer of the back electrode type solar cell 1 is 40 ⁇ / ⁇ or more and 80 ⁇ / ⁇ or less. Therefore, as the sealing material provided on the light receiving surface of the back electrode type solar cell 1, the sealing material 52 made of a single layer of olefin resin having a volume resistivity at 85 ° C. of 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or less. Can be used. Thereby, the other modification of the solar cell of Embodiment 1 shown in FIG. 9 can also be made into a solar cell which can ensure long-term reliability, without using a special and expensive sealing material.
  • the first conductivity type is n-type and the second conductivity type is p-type.
  • the present invention is not limited to this, and the first conductivity type is p-type.
  • the second conductivity type may be n-type.
  • the n-type silicon substrate is a p-type silicon substrate
  • the light-receiving surface diffusion layer is a p + layer in which p-type impurities are diffused.
  • the antireflection film is made of a titanium oxide film containing p-type impurities.
  • the concept of the back electrode type solar cell which is one embodiment of the present invention includes a back electrode type solar cell having a configuration in which both an n electrode and a p electrode are formed only on one surface (back surface) of a semiconductor substrate.
  • a solar cell having a configuration such as an MWT (Metal Wrap Through) type (a solar cell in which a part of an electrode is disposed in a through hole provided in a semiconductor substrate) is also included.
  • MWT Metal Wrap Through
  • FIG. 10 (a) shows a schematic cross-sectional view of an example of a back electrode type solar battery cell used in the solar battery of Embodiment 2
  • FIG. 10 (b) shows an n-type silicon substrate shown in FIG. 10 (a).
  • 4 is a schematic enlarged cross-sectional view of a part of the light receiving surface 4. As shown in FIG. 10A, an uneven shape 5 is formed on the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4.
  • an n + layer 6 is formed as a light receiving surface diffusion layer which is an FSF layer.
  • the n + layer 6 is a layer having the same n type conductivity type as the n type silicon substrate 4, and the n type impurity concentration of the n + layer 6 is higher than the n type impurity concentration of the n type silicon substrate 4. ing.
  • a light-receiving surface passivation film 8 is formed on the n + layer 6.
  • the light-receiving surface passivation film 8 is made of a silicon oxide film.
  • the thickness of the light-receiving surface passivation film 8 is preferably 30 nm or more and 200 nm or less. When the thickness of the light-receiving surface passivation film 8 is 30 nm or more and 200 nm or less, the characteristics of the back electrode type solar battery cell 16 tend to be improved.
  • an antireflection film 7 is formed on the light receiving surface passivation film 8.
  • the antireflection film 7 includes an n-type impurity having the same n-type conductivity as that of the n-type silicon substrate 4 and is made of, for example, a titanium oxide film containing phosphorus as an n-type impurity.
  • the thickness of the antireflection film 7 can be set to, for example, 0 nm or more and 500 nm or less.
  • the location where the thickness of the antireflection film 7 is 0 nm means that the portion of the antireflection film 7 is not formed.
  • phosphorus in the antireflection film 7 is contained as a phosphorus oxide in an amount of 15% by mass to 35% by mass of the antireflection film 7.
  • 15 mass% or more and 35 mass% or less of the anti-reflective film 7 are contained as phosphorous oxide, when the content of phosphorus oxide in the anti-reflective film 7 is 15 mass% or more and 35 mass% of the whole anti-reflective film 7. It means the following.
  • an n ++ layer 10 which is an n-type impurity diffusion layer as a first conductivity-type impurity diffusion layer, and a second conductivity-type impurity diffusion layer are formed.
  • P + layers 11 which are p-type impurity diffusion layers are alternately formed.
  • a back surface passivation film 9 made of a silicon oxide film is formed on a part of the back surface of the n-type silicon substrate 4.
  • An n electrode 2 and a p electrode 3 are formed on the n ++ layer 10 and the p + layer 11 exposed from the back surface passivation film 9, respectively.
  • a texture mask 21 is formed on the back surface of the n-type silicon substrate 4.
  • a texture mask 21 for example, a silicon nitride film or the like can be used.
  • the texture mask 21 can be formed by, for example, a CVD (Chemical Vapor Deposition) method or a sputtering method.
  • an uneven shape 5 is formed on the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4.
  • the uneven shape 5 can have a texture structure, for example.
  • the uneven shape 5 is formed by etching the light-receiving surface of the n-type silicon substrate 4 with a solution in which isopropyl alcohol is added to an alkaline aqueous solution such as a sodium hydroxide aqueous solution or a potassium hydroxide aqueous solution and heated to 70 ° C. or higher and 80 ° C. or lower. Can be formed.
  • an n ++ layer 10 is formed on a part of the back surface of the n-type silicon substrate 4.
  • the n ++ layer 10 can be formed as follows, for example.
  • the texture mask 21 on the back surface of the n-type silicon substrate 4 is removed.
  • a diffusion mask 22 such as a silicon oxide film is formed on the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4.
  • a diffusion mask 23 is formed by applying a masking paste to a region other than the region where the n ++ layer 10 is formed on the back surface of the n-type silicon substrate 4 and then heat-treating the masking paste.
  • the n ++ layer 10 is formed by diffusing phosphorus from the diffusion mask 23 to the portion where the back surface of the n-type silicon substrate 4 is exposed by vapor phase diffusion using POCl 3 .
  • the thing containing a solvent, a thickener, and a silicon oxide precursor etc. can be used, for example.
  • a method for applying the masking paste for example, an ink jet printing method or a screen printing method can be used.
  • a p + layer 11 is formed on a part of the back surface of the n-type silicon substrate 4.
  • the p + layer 11 can be formed, for example, as follows.
  • a diffusion mask 24 such as a silicon oxide film is formed on the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4.
  • a diffusion mask 25 is formed by applying a masking paste to a region other than the region where the p + layer 11 is formed on the back surface of the n-type silicon substrate 4 and then heat-treating the masking paste.
  • a solution obtained by dissolving a polymer obtained by reacting a boron compound with an organic polymer in an alcohol aqueous solution is applied to the back surface of the n-type silicon substrate 4, dried, and then subjected to heat treatment.
  • a p + layer 11 is formed by diffusing boron in the portion where the back surface of the mold silicon substrate 4 is exposed.
  • the solution 27 is applied to the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4 and then dried.
  • application and drying of the solution 27 can be performed, for example, as follows.
  • a diffusion mask 26 such as a silicon oxide film is formed on the back surface of the n-type silicon substrate 4.
  • a solution 27 containing, for example, a compound containing phosphorus as a compound containing impurities of the first conductivity type, titanium alkoxide, and alcohol is applied to the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4 by a spin coating method or the like. Later dry.
  • phosphorus pentoxide can be used as the compound containing phosphorus contained in the solution 27.
  • titanium alkoxide for example, tetraisopropyl titanate can be used.
  • alcohol isopropyl alcohol etc. can be used, for example.
  • an n + layer 6 and an antireflection film 7 are formed on the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4.
  • the n + layer 6 and the antireflection film 7 can be formed by heat-treating the n-type silicon substrate 4 on which the solution 27 is applied to the light receiving surface, for example, at a temperature of 850 ° C. or more and 1000 ° C. or less. That is, by this heating, phosphorus is diffused from the solution 27 on the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4 to form the n + layer 6 and the antireflection film 7 made of a titanium oxide film containing phosphorus is formed.
  • a light-receiving surface passivation film 8 is formed on the light-receiving surface of the n-type silicon substrate 4.
  • the light-receiving surface passivation film 8 can be formed, for example, as follows.
  • the diffusion mask 26 on the back surface of the n-type silicon substrate 4 is removed by etching using hydrofluoric acid.
  • a part of the antireflection film 7 is also etched by hydrofluoric acid, and a part of the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4 is exposed.
  • the antireflection film 7 is made of a titanium oxide film containing phosphorus, it has high hydrofluoric acid resistance. As a result, as shown in FIG. 11 (k), only the convex portions of the concave-convex shape 5 on the light receiving surface of the n-type silicon substrate 4 where the antireflection film 7 is thin are exposed.
  • n-type silicon substrate 4 thermal oxidation of the n-type silicon substrate 4 with oxygen or water vapor is performed.
  • a back surface passivation film 9 made of a silicon oxide film is formed on the back surface of the n-type silicon substrate 4, and a light receiving surface passivation film 8 made of a silicon oxide film is also formed on the light receiving surface of the n type silicon substrate 4.
  • the n + layer 6 and the antireflection film 7 on the light-receiving surface of the n-type silicon substrate 4 together with the convex portions of the uneven shape 5 on the light-receiving surface from which the n-type silicon substrate 4 is exposed.
  • the light-receiving surface passivation film 8 is also formed between the two.
  • the reason why the light-receiving surface passivation film 8 is formed between the n + layer 6 and the antireflection film 7 is that the film thickness of the antireflection film 7 in the concave portion of the concavo-convex shape 5 on the light receiving surface is increased and the antireflection film 7 is formed. It is considered that a silicon oxide film, which is the light-receiving surface passivation film 8, grows due to oxygen or water vapor entering from the portion where the crack is generated.
  • the thickness of the light-receiving surface passivation film 8 is, for example, 100 nm or more and 200 nm or less, and the thickness of the back surface passivation film 9 is, for example, 30 nm or more and 100 nm or less on the n ++ layer 10, and on the p + layer 11. Is 10 nm or less.
  • the thermal oxidation of the n-type silicon substrate 4 with oxygen or water vapor can be performed by heat treatment in a state where the n-type silicon substrate 4 is placed in an oxygen atmosphere or a water vapor atmosphere.
  • the sheet resistance of the n + layer 6 is 40 ⁇ / ⁇ or more and 80 ⁇ / ⁇ or less. Note that the sheet resistance of the n + layer 6 can be appropriately adjusted by changing at least one of the phosphorus content in the solution 27, the temperature during the thermal oxidation, and the time, for example.
  • a part of the back surface passivation film 9 is removed to expose a part of the n ++ layer 10 and a part of the p + layer 11 from the back surface passivation film 9, respectively.
  • a part of the back surface passivation film 9 can be removed, for example, by applying the etching paste to a part of the back surface passivation film 9 by a screen printing method or the like and then heating the etching paste. Thereafter, the etching paste can be removed, for example, by performing an acid treatment after ultrasonic cleaning.
  • the etching paste includes, for example, at least one selected from the group consisting of phosphoric acid, hydrogen fluoride, ammonium fluoride, and ammonium hydrogen fluoride as an etching component, and also includes water, an organic solvent, and a thickener. Things can be used.
  • the n electrode 2 is formed on the n + + layer 10 and the p electrode 3 is formed on the p + layer 11.
  • the n electrode 2 and the p electrode 3 are dried by applying a silver paste to a predetermined position of the back surface passivation film 9 on the back surface of the n-type silicon substrate 4 by screen printing, and then firing the silver paste. Can be formed.
  • the back surface electrode type solar cell 16 used for the solar cell of Embodiment 2 can be manufactured.
  • FIG. 12 is a schematic cross-sectional view illustrating the process of sealing the back electrode type solar cells 16 installed on the wiring sheet 30.
  • the sheet-like first resin layer 40, the sheet-like second resin layer 41, and the transparent protective substrate 42 are arranged in this order.
  • the sheet-like first resin layer 40 and the back surface protection sheet 43 are arranged in this order from the wiring sheet 30 side.
  • the back surface electrode type solar cell 16 sealed in the sealing material 50 is not limited to plural, and may be single.
  • the sheet resistance of the n + layer 6 as the light-receiving surface diffusion layer of the back electrode type solar cell 16 is set to 40 ⁇ / ⁇ or more and 80 ⁇ / ⁇ or less, and the back electrode type solar cell 16
  • the volume resistivity at 85 ° C. of the sealing material (second resin layer 41) provided on the light receiving surface is set to 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or less.
  • the sheet resistance of the n + layer 6 as the light-receiving surface diffusion layer of the back electrode type solar cell 16 is less than 40 ⁇ / ⁇ , recombination in the n + layer 6 increases, so that the back electrode type The output of the solar battery cell 16 itself decreases.
  • the sheet resistance of the n + layer 6 is higher than 80 ⁇ / ⁇ , a large potential difference is generated between the back electrode type solar cell 16 and the frame 61, and moisture or the like is present on the surface of the transparent protective substrate 42. If accumulated, charge accumulates in the light-receiving surface passivation film 8 of the back electrode type solar cell 16, and the function of the n + layer 6 as an FSF (Front Surface Field) deteriorates.
  • FSF Front Surface Field
  • the volume resistivity at 45 ° C. to 85 ° C. is as high as 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or more. Since it is possible to suppress a decrease in output due to PID or the like without using a special sealing material, the choice of the sealing material provided on the light-receiving surface of the back electrode type solar cell 16 as compared with the prior art It can be expanded and long-term reliability can be ensured.
  • a special high resistance material having a volume resistivity of 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or more at 45 ° C. to 85 ° C.
  • the manufacturing cost of the solar cell module can be kept low.
  • the volume resistivity at 45 ° C. to 85 ° C. is as high as 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or more, Since it is not necessary to use a sealing material that is very difficult to handle, the manufacturing efficiency of the solar cell module can be improved.
  • FIG. 14 shows a schematic cross-sectional view of a modification of the solar cell of the second embodiment.
  • the sealing material 50 that seals the back electrode type solar cell 16 is the second resin on the light receiving surface of the back electrode type solar cell 16. It consists of the laminated body of the layer 41 and the 1st resin layer 40 on the wiring sheet 30, It is characterized by the above-mentioned.
  • the sheet resistance of n + layer 6 as the light-receiving surface diffusion layer of back electrode type solar cell 16 is set to 40 ⁇ / ⁇ or more and 80 ⁇ / ⁇ or less. Therefore, a sealing material (second resin layer 41) having a volume resistivity of 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or less at 85 ° C. is used as the sealing material provided on the light receiving surface of the back electrode type solar cell 16. be able to.
  • the modification of the solar cell of Embodiment 2 shown in FIG. 14 can also be made into a solar cell which can ensure long-term reliability, without using a special and expensive sealing material.
  • FIG. 15 is a schematic cross-sectional view of another modification of the solar cell of the second embodiment.
  • the sealing material for sealing back electrode type solar battery cell 16 is formed of sealing material 52 made of a single layer of olefin resin. It is characterized by that.
  • the sheet resistance of the n + layer 6 as the light-receiving surface diffusion layer of the back electrode type solar cell 16 is 40 ⁇ / ⁇ or more and 80 ⁇ / ⁇ or less. Therefore, as a sealing material provided on the light receiving surface of the back electrode type solar cell 16, a sealing material 52 made of a single layer of an olefin resin having a volume resistivity at 85 ° C. of 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or less. Can be used. Thereby, the other modification of the solar cell of Embodiment 1 shown in FIG. 15 can also be set as the solar cell which can ensure long-term reliability, without using a special and expensive sealing material.
  • the back electrodes of Examples 1 to 5 and Comparative Examples 1 to 3 were manufactured by the same method as that for manufacturing the back electrode type solar battery cell of Embodiment 1 shown in FIGS. 3 (a) to 3 (i).
  • Type solar cell 1 was produced.
  • the back electrodes of Examples 6 to 8 and Comparative Examples 4 to 6 were produced by the same method as the method of manufacturing the back electrode type solar cell of Embodiment 2 shown in FIGS. 11 (a) to 11 (k).
  • Type solar cell 16 was produced.
  • the back electrode type solar cells 1 of Examples 1 to 5 and Comparative Examples 1 to 3 are composed of phosphorus pentoxide, tetraisopropyl titanate, and isopropyl alcohol used for forming the n + layer 6 that is the light receiving surface diffusion layer. As shown in Table 1, by adjusting the phosphorous concentration in the solution 27 containing N, the sheet resistance of the n + layer 6 was changed, and the same conditions and the same method were used.
  • the back electrode type solar cells 16 of Examples 6 to 8 and Comparative Examples 4 to 6 also contain phosphorus pentoxide, tetraisopropyl titanate, and isopropyl alcohol used for forming the n + layer 6 that is the light receiving surface diffusion layer. As shown in Table 1, by adjusting the phosphorous concentration in the solution 27 to be contained, it was produced under the same conditions and the same method except that the sheet resistance of the n + layer 6 was changed.
  • the sheet resistance values of the light-receiving surface diffusion layers of the back electrode type solar cells of Examples 1 to 8 and Comparative Examples 1 to 6 shown in Table 1 were determined using Examples 1 to 8 and Mirror wafer.
  • the sample was formed up to the n + layer 6 under the same conditions and in the same manner as the back electrode type solar cells of Comparative Examples 1 to 6, and then the sample with the surface of the n + layer 6 exposed was prepared.
  • the value measured by the four-probe method at room temperature (25 ° C.) was used.
  • the back electrode type solar cells 1 of Examples 1 to 8 and Comparative Examples 1 to 6 were respectively installed on the wiring sheet 30, and a transparent protective substrate 42 made of glass,
  • the volume resistivity at 85 ° C. was adjusted to be different as shown in Table 1 by changing the content of the additive between the back protective sheet 43 made of a PET film on which an aluminum film was deposited. It sealed in the sealing material 52 which consists of a single layer of an olefin resin.
  • the volume resistivity values at 85 ° C. of the sealing materials used for sealing the back electrode type solar cells of Examples 1 to 8 and Comparative Examples 1 to 6 shown in Table 1 are as follows. Asked.
  • a copper foil having a diameter of 5 cm On a Teflon (registered trademark) sheet, a copper foil having a diameter of 5 cm, a sealing material having a length of about 10 cm ⁇ width of about 10 cm ⁇ thickness of about 0.04 cm, a copper foil having a diameter of 5 cm, and a Teflon (registered trademark) sheet
  • the encapsulating material was cured by applying the pressure under the same conditions as when the back electrode type solar cells were sealed, and then heating.
  • FIG. 17 shows the relationship between the sheet resistance of the light-receiving surface diffusion layer of the back electrode type solar cells of Examples 1 to 8 and Comparative Examples 1 to 6 and the volume resistivity at 85 ° C. of the sealing material.
  • the pseudo negative electrode 51 is grounded, and the back electrode type solar cell in an environment of 85 ° C.
  • a pseudo negative electrode ground test was performed in which a voltage of 600 V was applied between 1 and the pseudo negative electrode 51 and left for 20 hours.
  • Cell output change rate [%] 100 ⁇ ⁇ (cell output after pseudo negative grounding test) ⁇ (cell output before pseudo negative grounding test) ⁇ / (cell output before pseudo negative grounding test) (I)
  • the sheet resistance of the light-receiving surface diffusion layer shown in Table 1 the volume resistivity of the sealing material at 85 ° C., the cell output before and after the pseudo negative electrode grounding test, and the output change rate are average values of n number of 5, respectively. is there.
  • the sheet resistance of the light-receiving surface diffusion layer is 40 ⁇ / ⁇ or more and 80 ⁇ / ⁇ or less, and the volume resistivity at 85 ° C. of the sealing material is 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or less All of the solar cells of ⁇ 8 were evaluated as A, and the solar cells of Comparative Examples 1-6 were all evaluated as B.
  • the solar cells of Examples 1 to 8 can make the output of the back electrode type solar cell 1 itself higher than the solar cells of Comparative Examples 1 to 6, and the back electrode type solar cell. It was confirmed that a decrease in the output of the solar cell including 1 can be stably and sufficiently suppressed.
  • the solar cells of Examples 1 to 5 in which the volume resistivity at 85 ° C. of the encapsulant is 2.8 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm or more and 5.1 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm or less the back electrode type solar cell It was confirmed that the decrease in the output of the solar battery including the battery cell 1 can be more stably and sufficiently suppressed.
  • the solar cells of Examples 1 to 8 can ensure long-term reliability without using a special and expensive sealing material.
  • the present invention comprises a back electrode type solar cell and a sealing material provided on the light receiving surface of the back electrode type solar cell, the back electrode type solar cell comprising a first conductivity type semiconductor substrate, A first conductive type light receiving surface diffusion layer provided on the light receiving surface side surface of the semiconductor substrate, and a first conductive type impurity diffusion layer and a second conductive type provided on the surface opposite to the light receiving surface side of the semiconductor substrate.
  • the sheet resistance of the light-receiving surface diffusion layer is 40 ⁇ / ⁇ or more and 80 ⁇ / ⁇ or less, and the volume resistivity at 85 ° C. of the sealing material is 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or less. It is a solar cell. With such a configuration, long-term reliability of the solar cell can be ensured without using a special and expensive sealing material.
  • the light-receiving surface diffusion layer may be formed by applying a heat treatment after applying a solution containing a compound containing a first conductivity type impurity, titanium alkoxide, and alcohol. preferable. With such a configuration, the long-term reliability of the solar cell can be ensured without using a special and expensive sealing material.
  • the sealing material is preferably composed of a single layer of olefin resin. Even if it is set as such a structure, long-term reliability of a solar cell can be ensured, without using a special and expensive sealing material.
  • the sealing material includes a first resin layer on the light receiving surface of the back electrode type solar cell and a second resin layer on the first resin layer, and the second resin layer.
  • the resin layer is preferably made of an olefin resin. Even if it is set as such a structure, long-term reliability of a solar cell can be ensured, without using a special and expensive sealing material.
  • the volume resistivity of the encapsulant at 85 ° C. is preferably 1 ⁇ 10 12 ⁇ ⁇ cm or more and 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or less.
  • the volume resistivity of the sealing material is preferably 1 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm or more and 1 ⁇ 10 16 ⁇ ⁇ cm or less.
  • the volume resistivity of the sealing material is preferably 2.8 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm or more and 5.1 ⁇ 10 15 ⁇ ⁇ cm or less.
  • the present invention is a method for producing the solar cell according to any one of the above, wherein a compound containing an impurity of the first conductivity type, titanium alkoxide, alcohol on the light receiving surface side surface of the semiconductor substrate, And a step of forming a light-receiving surface diffusion layer and an antireflection film by applying a heat treatment after applying a solution containing, and a step of sealing the back electrode type solar cell with a sealing material. It is a manufacturing method. With such a configuration, long-term reliability of the solar cell can be ensured without using a special and expensive sealing material.
  • the present invention can be used for a solar cell, and in particular, a back electrode type solar cell with a wiring sheet in which a plurality of back electrode type solar cells are connected in series and / or in parallel by wiring of a wiring sheet. It can use suitably for the solar cell module sealed in.

Abstract

　特殊で高価な封止材を用いなくても、長期信頼性を確保することができる太陽電池を提供する。受光面拡散層のシート抵抗が４０Ω／□以上８０Ω／□以下であって、封止材の８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以下である太陽電池。

Description

太陽電池
　本発明は、太陽電池に関する。
　従来から、エネルギ資源の枯渇の問題や大気中のＣＯ２の増加のような地球環境問題などからクリーンなエネルギの開発が望まれており、太陽電池を用いた太陽光発電が新しいエネルギ源として開発、実用化され、発展の道を歩んでいる。
　特に、近年では、複数の太陽電池セルを直列および／または並列に接続した太陽電池モジュールの一般家庭への普及が進んでいるとともに、大量の太陽電池モジュールを用いたメガソーラーと呼ばれる大規模発電施設の建設も行なわれている。
　上記の太陽電池モジュールは、屋外にて長期間使用されるため、高温多湿などのあらゆる屋外環境において長期信頼性が要求される。従来、太陽電池モジュールを構成する太陽電池セルは、主に結晶シリコンを用いて作製されていることから、比較的長寿命が期待できると考えられており、太陽電池モジュールの長期信頼性は、太陽電池モジュールを構成する太陽電池セル以外の部材を中心にして改善されてきた。
　しかしながら、最近、ＰＩＤ（Potential　Induced　Degradation）と言われる、比較的使用期間が短いにも関わらず太陽電池モジュールの出力が大幅に低下する現象が観測されており、その原因の究明と改善策の早期確立とが強く望まれている。
　たとえば、非特許文献１には、ＰＩＤが発生する原因が、以下のように述べられている。太陽電池モジュールにおいては、落雷による太陽電池モジュールの故障や感電事故を防ぐために、フレーム側を並列にグランドアースを取っている。しかしながら、この場合には、太陽電池セルの直列数が増加するにつれて、太陽電池モジュールの外側のフレームと内側の太陽電池セルとの間に大きな電位差が生じることになる。そして、太陽電池モジュールの受光面を保護するガラス基板の表面上に水分が付着した場合には、当該水分を経由して、フレームと太陽電池セルとの間にリーク電流が生じ、そのリーク電流によって、太陽電池セルの受光面に電荷が溜まる。そして、太陽光の入射により太陽電池セルで発生したキャリアが、太陽電池セルの受光面に溜まった電荷に引き寄せられて当該電荷と再結合すること等によって、太陽電池の外部に取り出されない。これにより、太陽電池モジュールの出力が低下するとされている。
　そこで、たとえば特許文献１には、図１８の模式的構成図に示すように、複数の太陽電池セル１０１がインターコネクタ２５４で接続された太陽電池アレイ１００を、受光面側の透明保護部材２５１と裏面側の裏面保護シート２５３との間において、４５℃～８５℃での体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以上の高抵抗の封止材２５２で封止した構造の太陽電池モジュールが提案されている。特許文献１においては、高抵抗の封止材２５２によって、太陽電池アレイ１００の受光面側からのリーク電流を防止することによって、出力の低下を抑えることができるとされている。
国際公開第２０１２／１４５２２８号
太陽光発電の専門メデイア　ＰＶｅｙｅ　２０１２年１２月号，ヴィズオンプレス株式会社，ピーブイアイ編集部，ｐｐ．１２～２５
　しかしながら、上記の特許文献１に記載の太陽電池モジュールに用いられている４５℃～８５℃での体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以上といった高抵抗の封止材２５２は、非常に特殊であり、高価であったことから、太陽電池モジュールの製造コストを低く抑えることができなかった。
　また、特許文献１の高抵抗の封止材２５２は、その取り扱いが非常に困難であるため、太陽電池モジュールの製造効率も高くすることができなかった。
　上記の事情に鑑みて、本発明の目的は、特殊で高価な封止材を用いなくても、長期信頼性を確保することができる太陽電池を提供することにある。
　本発明は、裏面電極型太陽電池セルと、裏面電極型太陽電池セルの受光面上に設けられた封止材とを備え、裏面電極型太陽電池セルは、第１導電型の半導体基板と、半導体基板の受光面側の表面に設けられた第１導電型の受光面拡散層と、半導体基板の受光面側とは反対側の表面に設けられた第１導電型不純物拡散層および第２導電型不純物拡散層とを有し、受光面拡散層のシート抵抗が４０Ω／□以上８０Ω／□以下であって、封止材の８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以下である太陽電池である。このような構成とすることにより、特殊で高価な封止材を用いなくても、太陽電池の長期信頼性を確保することができる。
　本発明によれば、特殊で高価な封止材を用いなくても、長期信頼性を確保することができる太陽電池を提供することができる。
実施の形態１の太陽電池に用いられる裏面電極型太陽電池セルの一例の裏面の模式的な平面図である。 （ａ）は図１のＩＩ－ＩＩに沿った模式的な断面図であり、（ｂ）は（ａ）に示すｎ型シリコン基板の受光面の一部の模式的な拡大断面図である。 （ａ）～（ｉ）は実施の形態１の太陽電池に用いられる裏面電極型太陽電池セルの製造方法の一例について図解する模式的な断面図である。 実施の形態１の太陽電池に用いられる配線シートの一例の表面の模式的な平面図である。 図４に示す配線シート上に複数の裏面電極型太陽電池セルを設置した状態を図解する模式的な平面図である。 実施の形態１において、配線シート上に設置された裏面電極型太陽電池セルを封止する工程を図解する模式的な断面図である。 実施の形態１の太陽電池の模式的な断面図である。 実施の形態１の太陽電池の変形例の模式的な断面図である。 実施の形態１の太陽電池の他の変形例の模式的な断面図である。 （ａ）は実施の形態２の太陽電池に用いられる裏面電極型太陽電池セルの一例の模式的な断面図であり、（ｂ）は（ａ）に示すｎ型シリコン基板の受光面の一部の模式的な拡大断面図である。 （ａ）～（ｋ）は、実施の形態２の太陽電池に用いられる裏面電極型太陽電池セルの製造方法の一例について図解する模式的な断面図である。 実施の形態２において、配線シート上に設置された裏面電極型太陽電池セルを封止する工程を図解する模式的な断面図である。 実施の形態２の太陽電池の模式的な断面図である。 実施の形態２の太陽電池の変形例の模式的な断面図である。 実施の形態２の太陽電池の他の変形例の模式的な断面図である。 疑似負極接地試験装置を図解する模式的な構成図である。 実施例１～８および比較例１～６の裏面電極型太陽電池セルの受光面拡散層のシート抵抗と、封止材の８５℃における体積抵抗率との関係を示す図である。 従来の特許文献１の太陽電池モジュールの太陽電池アレイを封止材で封止する工程を図解する模式的な構成図である。
　以下、本発明の実施の形態について説明する。なお、本発明の図面において、同一の参照符号は、同一部分または相当部分を表わすものとする。
　［実施の形態１］
　＜裏面電極型太陽電池セル＞
　図１に、実施の形態１の太陽電池に用いられる裏面電極型太陽電池セルの一例の裏面の模式的な平面図を示す。裏面電極型太陽電池セル１は、第１導電型の半導体基板としてのｎ型シリコン基板４の裏面電極型太陽電池セル１の受光面側とは反対側の表面である裏面に、第１導電型用電極としての帯状のｎ電極２と、第２導電型用電極としての帯状のｐ電極３と、を備えており、ｎ電極２とｐ電極３とはｎ型シリコン基板４の裏面において交互に配列されている。
　図２（ａ）に図１のＩＩ－ＩＩに沿った模式的な断面図を示し、図２（ｂ）に図２（ａ）に示すｎ型シリコン基板４の受光面の一部の模式的な拡大断面図を示す。図２（ａ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の受光面には凹凸形状５が形成されている。
　ｎ型シリコン基板４の受光面にはＦＳＦ層である受光面拡散層としてｎ+層６が形成されている。ｎ+層６は、ｎ型シリコン基板４と同一のｎ型の導電型を有する層であって、ｎ+層６のｎ型不純物濃度はｎ型シリコン基板４のｎ型不純物濃度よりも高くなっている。
　図２（ｂ）に示すように、ｎ+層６上には受光面パッシベーション膜８が形成されている。受光面パッシベーション膜８は、酸化シリコン膜からなる。また、受光面パッシベーション膜８の厚さは、３０ｎｍ以上２００ｎｍ以下とすることが好ましい。受光面パッシベーション膜８の厚さを３０ｎｍ以上２００ｎｍ以下とした場合には、裏面電極型太陽電池セル１の特性が向上する傾向にある。
　図２（ｂ）に示すように、受光面パッシベーション膜８上には反射防止膜１２が形成されている。反射防止膜１２は、ｎ型シリコン基板４と同一のｎ型の導電型となるｎ型不純物を含み、たとえばｎ型不純物としてリンを含むチタン酸化膜からなる。また、反射防止膜１２の厚さは、たとえば３０ｎｍ以上５００ｎｍ以下とすることができる。
　また、反射防止膜１２中のリンは、リン酸化物として反射防止膜７の１５質量％以上３５質量％以下含まれることが好ましい。なお、リン酸化物として反射防止膜１２の１５質量％以上３５質量％以下含まれるとは、反射防止膜１２中のリン酸化物の含有量が反射防止膜１２全体の１５質量％以上３５質量％以下であることを意味する。
　図２（ａ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の裏面には、第１導電型不純物拡散層としてのｎ型不純物拡散層であるｎ++層１０と、第２導電型不純物拡散層としてのｐ型不純物拡散層であるｐ+層１１と、が交互に形成されている。また、ｎ型シリコン基板４の裏面にｎ型シリコン基板４側から第２の裏面パッシベーション膜１４と第１の裏面パッシベーション膜１３とがこの順序で積層された裏面パッシベーション膜１５が形成されている。裏面パッシベーション膜１５から露出したｎ++層１０およびｐ+層１１にはそれぞれｎ電極２とｐ電極３とが形成されている。
　以下、図３（ａ）～図３（ｉ）の模式的断面図を参照して、実施の形態１の太陽電池に用いられる裏面電極型太陽電池セル１の製造方法の一例について説明する。
　まず、図３（ａ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の裏面にテクスチャマスク２１を形成した後に、図３（ｂ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の受光面に凹凸形状５を形成する。
　次に、図３（ｃ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の裏面のテクスチャマスク２１を除去した後に、ｎ型シリコン基板４の受光面に拡散マスク２２を形成するとともに裏面の一部に拡散マスク２３を形成し、その後、ｎ型シリコン基板４の裏面の一部にｎ++層１０を形成する。
　次に、図３（ｄ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の受光面の拡散マスク２２および裏面の拡散マスク２３をそれぞれ除去した後に、ｎ型シリコン基板４の受光面に拡散マスク２４を形成するとともに裏面の一部に拡散マスク２５を形成し、その後、ｎ型シリコン基板４の裏面の一部にｐ+層１１を形成する。
　次に、図３（ｅ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の受光面に溶液２７を塗布した後に乾燥する。ここで、溶液２７の塗布および乾燥は、たとえば以下のようにして行なうことができる。
　まず、ｎ型シリコン基板４の受光面および裏面にそれぞれ形成された拡散マスク２４および拡散マスク２５、ならびにボロンなどのｐ型不純物が拡散マスク２４，２５に拡散することによって形成されたガラス層をたとえばフッ酸などを用いたエッチングにより除去する。次に、ｎ型シリコン基板４の裏面にたとえば厚さ５０ｎｍ以上１００ｎｍ以下の酸化シリコン膜等の拡散マスクを兼ねた第１の裏面パッシベーション膜１３を形成する。第１の裏面パッシベーション膜１３は、たとえば、ＣＶＤ法またはＳＯＧ（スピンオングラス）の塗布および焼成などによって形成することができる。その後、ｎ型シリコン基板４の受光面に、リンを含む化合物と、チタンアルコキシドと、アルコールと、を含む溶液２７をスピン塗布法などにより塗布した後に乾燥する。ここで、溶液２７に含まれるリンを含む化合物としては、たとえば五酸化リンなどを用いることができる。また、チタンアルコキシドとしては、たとえばテトライソプロピルチタネートなどを用いることができる。さらに、アルコールとしては、たとえばイソプロピルアルコールなどを用いることができる。
　次に、図３（ｆ）および図３（ｉ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の受光面上にｎ+層６、受光面パッシベーション膜８および反射防止膜１２を形成するとともに、ｎ型シリコン基板４の裏面と第１の裏面パッシベーション膜１３との間に第２の裏面パッシベーション膜１４を形成する。
　ここで、ｎ+層６および反射防止膜１２は、溶液２７が受光面に塗布されたｎ型シリコン基板４をたとえば８５０℃以上１０００℃以下の温度で熱処理することによって形成することができる。すなわち、この加熱によって、ｎ型シリコン基板４の受光面に溶液２７からリンが拡散してｎ+層６が形成されるとともに、リンを含むチタン酸化膜からなる反射防止膜１２が形成される。
　また、受光面パッシベーション膜８および第２の裏面パッシベーション膜１４は、ｎ+層６および反射防止膜１２の形成後に、ｎ型シリコン基板４について酸素または水蒸気による熱酸化を行なうことにより形成することができる。これにより、図３（ｉ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の受光面のｎ+層６と反射防止膜１２との間に受光面パッシベーション膜８が形成されるとともに、ｎ型シリコン基板４の裏面と第１の裏面パッシベーション膜１３との間に第２の裏面パッシベーション膜１４が形成される。この第１の裏面パッシベーション膜１３と第２の裏面パッシベーション膜１４との積層体を裏面パッシベーション膜１５とする。ｎ+層６と反射防止膜１２との間に受光面パッシベーション膜８が形成される理由としては、受光面の凹凸形状５の凹部における反射防止膜１２の膜厚が厚くなって反射防止膜１２にクラックが生じ、そのクラックが生じている箇所から酸素または水蒸気が入り込んで受光面パッシベーション膜８である酸化シリコン膜が成長すると考えられる。また、受光面の凹凸形状５の凸部では反射防止膜１２の膜厚が薄いため、酸素または水蒸気が透過し、受光面パッシベーション膜８である酸化シリコン膜が成長すると考えられる。さらに、ｎ型シリコン基板４の裏面と第１の裏面パッシベーション膜１３との間に第２の裏面パッシベーション膜１４が形成される理由としては、ｎ型シリコン基板４の裏面の第１の裏面パッシベーション膜１３はＣＶＤ法等で形成した膜であるため、第１の裏面パッシベーション膜１３の内部に酸素または水蒸気が透過し、これにより、第２の裏面パッシベーション膜１４である酸化シリコン膜が成長すると考えられる。なお、受光面パッシベーション膜８の厚さは、たとえば１００ｎｍ以上２００ｎｍ以下であり、第２の裏面パッシベーション膜１４の厚さは、たとえばｎ++層１０上においては３０ｎｍ以上１００ｎｍ以下であり、ｐ+層１１上においては１０ｎｍ以上４０ｎｍ以下である。
　ここで、受光面パッシベーション膜８および第２の裏面パッシベーション膜１４の形成のためのｎ型シリコン基板４の酸素または水蒸気による熱酸化は、酸素雰囲気または水蒸気雰囲気中にｎ型シリコン基板４を設置した状態で熱処理することによって行なうことができる。
　また、ｎ+層６のシート抵抗は、４０Ω／□以上８０Ω／□以下とされる。なおｎ+層６のシート抵抗は、たとえば、溶液２７中のリンの含有量、上記の熱酸化時の温度および時間の少なくとも１つの条件を変更することによって適宜調節することができる。
　なお、受光面パッシベーション膜８および第２の裏面パッシベーション膜１４は、ｎ+層６および反射防止膜１２を形成するための熱処理に引き続き、雰囲気ガスを酸素雰囲気または水蒸気雰囲気に切り替えてｎ型シリコン基板４の熱酸化を行なうことにより形成することもできる。
　次に、図３（ｇ）に示すように、裏面パッシベーション膜１５の一部を除去して、裏面パッシベーション膜９からｎ++層１０の一部およびｐ+層１１の一部をそれぞれ露出させる。
　次に、図３（ｈ）に示すように、ｎ++層１０上にｎ電極２を形成するとともに、ｐ+層１１上にｐ電極３を形成する。以上により、裏面電極型太陽電池セル１を製造することができる。
　＜配線シート＞
　図４に、実施の形態１の太陽電池に用いられる配線シートの一例の表面の模式的な平面図を示す。図４に示すように、配線シート３０は、絶縁性基材３１と、絶縁性基材３１の表面上に設置された配線３６とを有している。配線３６は、ｎ配線３２と、ｎ配線３２ａと、ｐ配線３３と、ｐ配線３３ａと、接続用配線３４とを含んでいる。
　ここで、ｎ配線３２、ｎ配線３２ａ、ｐ配線３３、ｐ配線３３ａおよび接続用配線３４は導電性である。また、ｎ配線３２およびｐ配線３３は複数の長方形が長方形の長手方向に直交する方向に配列された形状を含む櫛形状とされている。また、ｎ配線３２ａ、ｐ配線３３ａおよび接続用配線３４は帯状とされている。さらに、配線シート３０の終端に位置しているｎ配線３２ａおよびｐ配線３３ａ以外の隣り合うｎ配線３２とｐ配線３３とは接続用配線３４によって電気的に接続されている。
　また、配線シート３０においては、櫛形状のｎ配線３２の櫛歯（長方形）に相当する部分と櫛形状のｐ配線３３の櫛歯（長方形）に相当する部分とが１本ずつ交互に噛み合わさるようにｎ配線３２およびｐ配線３３が配置されている。その結果、櫛形状のｎ配線３２の櫛歯に相当する部分と櫛形状のｐ配線３３の櫛歯に相当する部分とはそれぞれ１本ずつ交互に所定の間隔を空けて配置されることになる。なお、ｎ配線３２およびｐ配線３３の櫛歯に相当する部分のうちの少なくとも一方を１本ではなく複数本ずつ交互に配置してもよい。
　絶縁性基材３１の材質としては、電気絶縁性の材質であれば特に限定なく用いることができ、たとえば、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ：Polyethylene　terephthalate）、ポリエチレンナフタレート（ＰＥＮ：Polyethylene　naphthalate）、ポリフェニレンサルファイド（ＰＰＳ：Polyphenylene　sulfide）、ポリビニルフルオライド（ＰＶＦ：Polyvinyl　fluoride）およびポリイミド（Polyimide）からなる群から選択された少なくとも１種の樹脂を含む材質を用いることができる。
　絶縁性基材３１の厚さは特に限定されず、たとえば２５μｍ以上１５０μｍ以下とすることができる。
　なお、絶縁性基材３１は、１層のみからなる単層構造であってもよく、２層以上からなる複数層構造であってもよい。
　配線３６の材質としては、導電性の材質のものであれば特に限定なく用いることができ、たとえば、銅（Ｃｕ）、アルミニウム（Ａｌ）および銀（Ａｇ）からなる群から選択された少なくとも１種を含む金属などを用いることができる。
　配線３６の厚さも特に限定されず、たとえば１０μｍ以上５０μｍ以下とすることができる。
　配線３６の形状も上述した形状に限定されず、適宜設定することができるものであることは言うまでもない。
　配線３６の少なくとも一部の表面には、たとえば、ニッケル（Ｎｉ）、金（Ａｕ）、白金（Ｐｔ）、パラジウム（Ｐｄ）、銀（Ａｇ）、錫（Ｓｎ）、ＳｎＰｂはんだ、およびＩＴＯ（Indium　Tin　Oxide）からなる群から選択された少なくとも１種を含む導電性物質を設置してもよい。この場合には、配線シート３０の配線３６と後述する裏面電極型太陽電池セルの電極との電気的接続を良好なものとし、配線３６の耐候性を向上させることができる傾向にある。
　配線３６の少なくとも一部の表面には、たとえば防錆処理や黒化処理などの表面処理を施してもよい。
　配線３６も、１層のみからなる単層構造であってもよく、２層以上からなる複数層構造であってもよい。
　以下に、図４に示される構成の配線シート３０の製造方法の一例について説明する。まず、たとえばＰＥＴフィルムなどの絶縁性基材３１を用意し、その絶縁性基材３１の一方の表面の全面にたとえば金属箔または金属プレートなどの導電性物質を貼り合わせる。たとえば所定の幅にカットされた絶縁性基材のロールを引き出し、絶縁性基材３１の一方の表面に接着剤を塗布し、絶縁性基材３１の幅よりやや小さくカットされた金属箔のロールを重ね合わせて加圧・加熱することで貼り合わせることができる。
　次に、絶縁性基材３１の表面に貼り合わされた導電性物質の一部をフォトエッチングなどにより除去して導電性物質をパターンニングすることによって、絶縁性基材３１の表面上にパターンニングされた導電性物質からなるｎ配線３２、ｎ配線３２ａ、ｐ配線３３、ｐ配線３３ａおよび接続用配線３４を含む配線３６を形成する。以上により、図４に示される構成の配線シート３０を作製することができる。
　＜裏面電極型太陽電池セルの設置＞
　図５に、図４に示す配線シート３０上に裏面電極型太陽電池セル１を設置した状態を図解する模式的な平面図に示す。ここで、裏面電極型太陽電池セル１は、裏面電極型太陽電池セル１の裏面側と、配線シート３０の配線３６の設置側と、が向かい合うようにして、配線シート３０上に設置される。
　裏面電極型太陽電池セル１は、裏面電極型太陽電池セル１のｎ電極２およびｐ電極３が、それぞれ、配線シート３０のｎ配線３２およびｐ配線３３と接触するように、配線シート３０上に設置される。ｎ電極２およびｐ電極３は、それぞれ、ｎ配線３２およびｐ配線３３と、たとえば半田などの導電性接着剤によって、機械的かつ電気的に接続されてもよい。また、裏面電極型太陽電池セル１と配線シート３０との間に設置された絶縁性の樹脂組成物の硬化時の収縮力によって、ｎ電極２およびｐ電極３を、それぞれ、ｎ配線３２およびｐ配線３３と直接接触させて電気的に接続させるとともに、機械的に接続してもよい。
　なお、配線シート３０の隣り合うｎ配線３２とｐ配線３３とは接続用配線３４によって電気的に接続されているため、配線シート３０上で隣り合うようにして設置された裏面電極型太陽電池セル１同士は互いに電気的に接続されることになる。これにより、配線シート３０上に設置されたすべての裏面電極型太陽電池セル１は電気的に直列に接続される。
　裏面電極型太陽電池セル１の受光面に光が入射することによって発生した電流は、裏面電極型太陽電池セル１のｎ電極２およびｐ電極３からｎ配線３２およびｐ配線３３に取り出される。そして、配線シート３０のｎ配線３２およびｐ配線３３に取り出された電流は、配線シート３０の終端にそれぞれ位置しているｎ配線３２ａおよびｐ配線３３ａから太陽電池の外部に取り出される。
　＜裏面電極型太陽電池セルの封止＞
　図６に、配線シート３０上に設置された裏面電極型太陽電池セル１を封止する工程を図解する模式的な断面図を示す。ここで、裏面電極型太陽電池セル１の受光面上には、裏面電極型太陽電池セル１側から、シート状の第１の樹脂層４０、シート状の第２の樹脂層４１および透明保護基板４２がこの順に配置される。また、配線シート３０の絶縁性基材３１上には、配線シート３０側から、シート状の第１の樹脂層４０および裏面保護シート４３がこの順に配置される。
　透明保護基板４２としては、太陽光に対して透明な基板であれば特に限定なく用いることができ、たとえば、ガラス基板などを用いることができる。
　第１の樹脂層４０としては、たとえば、エチレンビニルアセテート樹脂、エポキシ樹脂、アクリル樹脂、ウレタン樹脂、オレフィン樹脂、ポリエステル樹脂、シリコーン樹脂、ポリスチレン樹脂、ポリカーボネート樹脂およびゴム系樹脂からなる群から選択された少なくとも１種の透明樹脂からなる層を用いることができる。
　第２の樹脂層４１としては、オレフィン樹脂からなる層が好適に用いられる。第２の樹脂層４１に用いられるオレフィン樹脂としては、たとえば、ポリエチレン系樹脂、ポリプロピレン系樹脂およびポリブテン系樹脂からなる群から選択された少なくとも１種を用いることができる。
　ポリエチレン系樹脂は、エチレンの単独重合体またはエチレンと他の１種若しくは２種以上のモノマーとの共重合体である。また、ポリプロピレン系樹脂は、プロピレンの単独重合体またはプロピレンと他の１種若しくは２種以上のモノマーとの共重合体である。さらに、ポリブテン系樹脂は、ブテンの単独重合体またはブテンと他の１種若しくは２種以上のモノマーとの共重合体である。
　ポリエチレン系樹脂としては、たとえば、ポリエチレン、またはエチレン－α－オレフィン共重合体などを用いることができる。ポリエチレンとしては、たとえば、低密度ポリエチレン、線状低密度ポリエチレンまたは線状超低密度ポリエチレンなどを用いることができる。
　エチレン－α－オレフィン共重合体としては、エチレンと、炭素数３～２０のα－オレフィンから選ばれる少なくとも１種とからなる共重合体を用いることが好ましく、エチレンと、炭素数３～１２のα－オレフィンから選ばれる少なくとも１種とからなる共重合体を用いることがより好ましい。α－オレフィンとしては、たとえば、プロピレン、１－ブテン、１－ペンテン、１－へキセン、１－オクテン、４－メチル－１－ペンテン、３－メチル－１－ペンテン、１－デセン、１－ドデセン、１－テトラデセン、１－ヘキサデセン、１－オクタデセンおよび１－エイコサンからなる群から選択された少なくとも１種を用いることができる。
　ポリプロピレン系樹脂としては、たとえば、プロピレン－α－オレフィン共重合体、またはプロピレンとエチレンとα－オレフィンとの３元共重合体などを用いることができる。
　プロピレン－α－オレフィン共重合体は、プロピレンとα－オレフィンから選ばれる少なくとも１種とからなる共重合体である。プロピレン－α－オレフィン共重合体としては、エチレンおよび炭素数３～２０のα－オレフィンから選ばれる少なくとも１種と、プロピレンと、からなる共重合体を用いることが好ましく、エチレンおよび炭素数４～８のα－オレフィンから選ばれる少なくとも１種と、プロピレンと、からなる共重合体を用いることがより好ましい。炭素数３～２０のα－オレフィンとしては、たとえば、プロピレン、１－ブテン、１－ペンテン、１－へキセン、１－オクテン、４－メチル－１－ペンテン、３－メチル－１－ペンテン、１－デセン、１－ドデセン、１－テトラデセン、１－ヘキサデセン、１－オクタデセンおよび１－エイコサンからなる群から選択された少なくとも１種を用いることができる。
　ポリブテン系樹脂としては、たとえば、エチレン、プロピレンおよび炭素数５～８のオレフィン系化合物から選ばれる少なくとも１種と、ブテンと、からなる結晶性の共重合体を用いることができる。
　なお、第１の樹脂層４０および第２の樹脂層４１には、上記の樹脂成分に加えて、従来から公知の架橋剤などの添加剤が含まれていてもよい。また、第１の樹脂層４０および第２の樹脂層４１は、たとえば、上記の樹脂成分に従来から公知の架橋剤などの添加剤を混合し、所定の形状に成形することによって、シート状にすることができる。
　裏面保護シート４３としては、第１の樹脂層４０の裏面を保護することができるものであれば特に限定なく用いることができ、たとえば従来から用いられているＰＥＴなどの耐候性フィルムを用いることができる。
　また、第１の樹脂層４０中への水蒸気や酸素の透過を十分に抑制して長期的な信頼性を確保する観点からは、裏面保護シート４３は、たとえばアルミニウムなどの金属フィルムを含んでいてもよい。
　また、太陽電池モジュールの端面などの裏面保護シート４３を密着させることが難しい部分にはたとえばブチルゴムテープなどの水分透過防止テープを用いて完全に密着させることもできる。
　次に、透明保護基板４２と裏面保護シート４３との間に圧力をかけて、第１の樹脂層４０を裏面電極型太陽電池セル１の受光面に圧着させながら第１の樹脂層４０および第２の樹脂層４１を加熱することによって、第１の樹脂層４０と第２の樹脂層４１とを一体化して硬化させる。これにより、図７の模式的断面図に示すように、第１の樹脂層４０と第２の樹脂層４１とが一体化した封止材５０中に、配線シート３０によって接続された裏面電極型太陽電池セル１が封止される。その後、裏面電極型太陽電池セル１を封止する封止材５０の外周の全周に、たとえばアルミニウム合金などからなるフレーム６１を取り付けて、実施の形態１の太陽電池が作製される。なお、実施の形態１の太陽電池においては、封止材５０中に封止される裏面電極型太陽電池セル１は複数に限定されず、単数であってもよい。
　＜作用効果＞
　実施の形態１の太陽電池においては、裏面電極型太陽電池セル１の受光面拡散層としてのｎ+層６のシート抵抗が４０Ω／□以上８０Ω／□以下とされ、裏面電極型太陽電池セル１の受光面上に設けられる封止材（第２の樹脂層４１）の８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以下とされる。これは、本発明者が鋭意検討した結果、受光面拡散層としてのｎ+層６のシート抵抗を４０Ω／□以上８０Ω／□以下とすることによって、裏面電極型太陽電池セル１の受光面上に設けられる封止材（第２の樹脂層４１）として、８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以下の封止材を用いた場合でも、裏面電極型太陽電池セル１自体の出力を高出力とすることができるとともに、当該裏面電極型太陽電池セル１を含む太陽電池の出力の低下を安定して十分に抑えることができることを見い出したことによるものである。
　すなわち、裏面電極型太陽電池セル１の受光面拡散層としてのｎ+層６のシート抵抗が４０Ω／□未満である場合には、ｎ+層６での再結合が多くなるため、裏面電極型太陽電池セル１自体の出力が低下する。また、ｎ+層６のシート抵抗が８０Ω／□よりも高い場合には、裏面電極型太陽電池セル１とフレーム６１との間に大きな電位差が生じ、かつ透明保護基板４２の表面に水分等が溜まった場合、裏面電極型太陽電池セル１の受光面パッシベーション膜８に電荷が溜まり、ｎ+層６のＦＳＦ（Front Surface Field）としての機能が低下してしまう。
　これにより、実施の形態１の太陽電池においては、従来の特許文献１に記載の太陽電池モジュールのように、４５℃～８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以上といった高抵抗の特殊な封止材を用いることなくてもＰＩＤ等に起因する出力の低下を抑制することができるため、従来よりも裏面電極型太陽電池セル１の受光面上に設けられる封止材の選択肢を広げることができるとともに、長期信頼性を確保することができる。
　また、実施の形態１の太陽電池においては、従来の特許文献１に記載の太陽電池モジュールのように、４５℃～８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以上といった高抵抗の特殊で高価な封止材を用いる必要がないことから、太陽電池モジュールの製造コストを低く抑えることができる。
　さらに、実施の形態１の太陽電池においては、従来の特許文献１に記載の太陽電池モジュールのように、４５℃～８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以上といった高抵抗で、取り扱いが非常に困難な封止材を用いる必要がないことから、太陽電池モジュールの製造効率を向上させることができる。
　また、裏面電極型太陽電池セル１の受光面上に設けられる封止材（第２の樹脂層４１）の８５℃における体積抵抗率は、１×１０１２Ω・ｃｍ以上１×１０１６Ω・ｃｍ以下であることが好ましく、１×１０１５Ω・ｃｍ以上１×１０１６Ω・ｃｍ以下であることがより好ましく、２．８×１０１５Ω・ｃｍ以上５．１×１０１５Ω・ｃｍ以下であることがさらに好ましい。これらの場合には、特殊で高価な封止材を用いることなく、実施の形態１の太陽電池の長期信頼性をさらに向上することができる。
　＜変形例＞
　図８に、実施の形態１の太陽電池の変形例の模式的な断面図を示す。図８に示す実施の形態１の太陽電池の変形例においては、裏面電極型太陽電池セル１を封止する封止材５０が、裏面電極型太陽電池セル１の受光面上の第２の樹脂層４１と、配線シート３０上の第１の樹脂層４０との積層体からなることを特徴としている。
　図８に示す実施の形態１の太陽電池の変形例においても、裏面電極型太陽電池セル１の受光面拡散層としてのｎ+層６のシート抵抗が４０Ω／□以上８０Ω／□以下とされるため、裏面電極型太陽電池セル１の受光面上に設けられる封止材（第２の樹脂層４１）として、８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以下の封止材を用いることができる。これにより、図８に示す実施の形態１の太陽電池の変形例も、特殊で高価な封止材を用いることなく、長期信頼性を確保することができる太陽電池とすることができる。
　＜他の変形例＞
　図９に、実施の形態１の太陽電池の他の変形例の模式的な断面図を示す。図９に示す実施の形態１の太陽電池の他の変形例においては、裏面電極型太陽電池セル１を封止する封止材が、オレフィン樹脂の単層からなる封止材５２から構成されることを特徴としている。
　図９に示す実施の形態１の太陽電池の他の変形例においても、裏面電極型太陽電池セル１の受光面拡散層としてのｎ+層６のシート抵抗が４０Ω／□以上８０Ω／□以下とされるため、裏面電極型太陽電池セル１の受光面上に設けられる封止材として、８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以下のオレフィン樹脂の単層からなる封止材５２を用いることができる。これにより、図９に示す実施の形態１の太陽電池の他の変形例も、特殊で高価な封止材を用いることなく、長期信頼性を確保することができる太陽電池とすることができる。
　＜その他＞
　なお、上記においては、第１導電型がｎ型であって、第２導電型がｐ型である場合について説明したが、本発明はこれに限定されず、第１導電型がｐ型であって、第２導電型がｎ型であってもよい。第１導電型がｐ型であって、第２導電型がｎ型である場合には、ｎ型シリコン基板はｐ型シリコン基板となり、受光面拡散層はｐ型不純物が拡散されたｐ+層となり、反射防止膜はｐ型不純物を含むチタン酸化膜からなる構成とされる。
　また、本発明の一実施態様である裏面電極型太陽電池セルの概念には、半導体基板の一方の表面（裏面）のみにｎ電極およびｐ電極の双方が形成された構成の裏面電極型太陽電池セルだけでなく、ＭＷＴ（Metal　Wrap　Through）型（半導体基板に設けられた貫通孔に電極の一部を配置した構成の太陽電池）などの構成の太陽電池セルも含まれる。
　［実施の形態２］
　＜裏面電極型太陽電池セル＞
　図１０（ａ）に実施の形態２の太陽電池に用いられる裏面電極型太陽電池セルの一例の模式的な断面図を示し、図１０（ｂ）に図１０（ａ）に示すｎ型シリコン基板４の受光面の一部の模式的な拡大断面図を示す。図１０（ａ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の受光面には凹凸形状５が形成されている。
　ｎ型シリコン基板４の受光面にはＦＳＦ層である受光面拡散層としてｎ+層６が形成されている。ｎ+層６は、ｎ型シリコン基板４と同一のｎ型の導電型を有する層であって、ｎ+層６のｎ型不純物濃度はｎ型シリコン基板４のｎ型不純物濃度よりも高くなっている。
　図１０（ｂ）に示すように、ｎ+層６上には受光面パッシベーション膜８が形成されている。受光面パッシベーション膜８は、酸化シリコン膜からなる。また、受光面パッシベーション膜８の厚さは、３０ｎｍ以上２００ｎｍ以下とすることが好ましい。受光面パッシベーション膜８の厚さを３０ｎｍ以上２００ｎｍ以下とした場合には、裏面電極型太陽電池セル１６の特性が向上する傾向にある。
　図１０（ｂ）に示すように、受光面パッシベーション膜８上には反射防止膜７が形成されている。反射防止膜７は、ｎ型シリコン基板４と同一のｎ型の導電型となるｎ型不純物を含み、たとえばｎ型不純物としてリンを含むチタン酸化膜からなる。また、反射防止膜７の厚さは、たとえば０ｎｍ以上５００ｎｍ以下とすることができる。なお、反射防止膜７の厚さが０ｎｍである箇所は、反射防止膜７の一部が形成されていない箇所であることを意味する。
　また、反射防止膜７中のリンは、リン酸化物として反射防止膜７の１５質量％以上３５質量％以下含まれることが好ましい。なお、リン酸化物として反射防止膜７の１５質量％以上３５質量％以下含まれるとは、反射防止膜７中のリン酸化物の含有量が反射防止膜７全体の１５質量％以上３５質量％以下であることを意味する。
　図１０（ａ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の裏面には、第１導電型不純物拡散層としてのｎ型不純物拡散層であるｎ++層１０と、第２導電型不純物拡散層としてのｐ型不純物拡散層であるｐ+層１１と、が交互に形成されている。また、ｎ型シリコン基板４の裏面の一部に酸化シリコン膜からなる裏面パッシベーション膜９が形成されている。裏面パッシベーション膜９から露出したｎ++層１０およびｐ+層１１にはそれぞれｎ電極２とｐ電極３とが形成されている。
　以下、図１１（ａ）～図１１（ｋ）の模式的断面図を参照して、実施の形態２の太陽電池に用いられる裏面電極型太陽電池セル１６の製造方法の一例について説明する。
　まず、図１１（ａ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の裏面にテクスチャマスク２１を形成する。ここで、テクスチャマスク２１としては、たとえば窒化シリコン膜などを用いることができる。また、テクスチャマスク２１は、たとえばＣＶＤ（Chemical　Vapor　Deposition）法またはスパッタ法などによって形成することができる。
　次に、図１１（ｂ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の受光面に凹凸形状５を形成する。凹凸形状５は、たとえば、テクスチャ構造とすることができる。凹凸形状５は、たとえば、水酸化ナトリウム水溶液または水酸化カリウム水溶液などのアルカリ水溶液にイソプロピルアルコールを添加して７０℃以上８０℃以下に加熱した溶液によりｎ型シリコン基板４の受光面をエッチングすることによって形成することができる。
　次に、図１１（ｃ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の裏面の一部にｎ++層１０を形成する。ここで、ｎ++層１０は、たとえば以下のようにして形成することができる。
　まず、ｎ型シリコン基板４の裏面のテクスチャマスク２１を除去する。次に、ｎ型シリコン基板４の受光面にたとえば酸化シリコン膜などの拡散マスク２２を形成する。次に、ｎ型シリコン基板４の裏面のｎ++層１０の形成領域以外の領域にマスキングペーストを塗布した後にマスキングペーストを熱処理することによって拡散マスク２３を形成する。その後、ＰＯＣｌ３を用いた気相拡散によって拡散マスク２３からｎ型シリコン基板４の裏面が露出した箇所にリンを拡散させることによってｎ++層１０を形成する。
　なお、マスキングペーストとしては、たとえば、溶剤、増粘剤および酸化シリコン前駆体を含むものなどを用いることができる。また、マスキングペーストの塗布方法としては、たとえば、インクジェット印刷法またはスクリーン印刷法などを用いることができる。
　次に、図１１（ｄ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の裏面の一部にｐ+層１１を形成する。ここで、ｐ+層１１は、たとえば以下のようにして形成することができる。
　まず、ｎ型シリコン基板４の受光面および裏面にそれぞれ形成された拡散マスク２２および拡散マスク２３、ならびにリンが拡散マスク２２，２３に拡散することによって形成されたガラス層をたとえばフッ酸などを用いたエッチングにより除去する。次に、ｎ型シリコン基板４の受光面にたとえば酸化シリコン膜などの拡散マスク２４を形成する。次に、ｎ型シリコン基板４の裏面のｐ+層１１の形成領域以外の領域にマスキングペーストを塗布した後にマスキングペーストを熱処理することによって拡散マスク２５を形成する。その後、ｎ型シリコン基板４の裏面に、有機高分子にホウ素化合物を反応させたポリマーをアルコール水溶液に溶解させた溶液を塗布し、乾燥させた後に、熱処理を行なうことによって、拡散マスク２５からｎ型シリコン基板４の裏面が露出した箇所にボロンを拡散させることによってｐ+層１１を形成する。
　次に、図１１（ｅ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の受光面に溶液２７を塗布した後に乾燥する。ここで、溶液２７の塗布および乾燥は、たとえば以下のようにして行なうことができる。
　まず、ｎ型シリコン基板４の受光面および裏面にそれぞれ形成された拡散マスク２４および拡散マスク２５、ならびにボロンなどのｐ型不純物が拡散マスク２４，２５に拡散することによって形成されたガラス層をたとえばフッ酸などを用いたエッチングにより除去する。次に、ｎ型シリコン基板４の裏面にたとえば酸化シリコン膜などの拡散マスク２６を形成する。その後、ｎ型シリコン基板４の受光面に、たとえば、第１導電型の不純物を含む化合物としてのリンを含む化合物と、チタンアルコキシドと、アルコールと、を含む溶液２７をスピン塗布法などにより塗布した後に乾燥する。ここで、溶液２７に含まれるリンを含む化合物としては、たとえば五酸化リンなどを用いることができる。また、チタンアルコキシドとしては、たとえばテトライソプロピルチタネートなどを用いることができる。さらに、アルコールとしては、たとえばイソプロピルアルコールなどを用いることができる。
　次に、図１１（ｆ）および図１１（ｊ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の受光面上にｎ+層６および反射防止膜７を形成する。ここで、ｎ+層６および反射防止膜７は、溶液２７が受光面に塗布されたｎ型シリコン基板４をたとえば８５０℃以上１０００℃以下の温度で熱処理することによって形成することができる。すなわち、この加熱によって、ｎ型シリコン基板４の受光面に溶液２７からリンが拡散してｎ+層６が形成されるとともにリンを含むチタン酸化膜からなる反射防止膜７が形成される。
　次に、図１１（ｇ）および図１１（ｋ）に示すように、ｎ型シリコン基板４の受光面上に受光面パッシベーション膜８を形成する。ここで、受光面パッシベーション膜８は、たとえば以下のようにして形成することができる。
　まず、ｎ型シリコン基板４の裏面の拡散マスク２６をフッ酸を用いたエッチングにより除去する。この際に、反射防止膜７の一部もフッ酸によりエッチングされてｎ型シリコン基板４の受光面の一部が露出する。ここで、反射防止膜７は、リンを含むチタン酸化膜からなるため、耐フッ酸性が高い。これにより、図１１（ｋ）に示すように、反射防止膜７が薄くなっているｎ型シリコン基板４の受光面の凹凸形状５の凸部のみが露出する。
　次に、ｎ型シリコン基板４の酸素または水蒸気による熱酸化を行なう。これにより、ｎ型シリコン基板４の裏面に酸化シリコン膜からなる裏面パッシベーション膜９が形成されるとともに、ｎ型シリコン基板４の受光面にも酸化シリコン膜からなる受光面パッシベーション膜８が形成される。このとき、図１１（ｋ）に示すように、ｎ型シリコン基板４が露出した受光面の凹凸形状５の凸部とともに、ｎ型シリコン基板４の受光面のｎ+層６と反射防止膜７との間にも受光面パッシベーション膜８が形成される。ｎ+層６と反射防止膜７との間に受光面パッシベーション膜８が形成される理由としては、受光面の凹凸形状５の凹部における反射防止膜７の膜厚が厚くなって反射防止膜７にクラックが生じ、そのクラックが生じている箇所から酸素または水蒸気が入り込んで受光面パッシベーション膜８である酸化シリコン膜が成長すると考えられる。受光面パッシベーション膜８の厚さは、たとえば１００ｎｍ以上２００ｎｍ以下であり、裏面パッシベーション膜９の厚さは、たとえば、ｎ++層１０上においては３０ｎｍ以上１００ｎｍ以下であり、ｐ+層１１上においては１０ｎｍ４０ｎｍ以下である。
　ここで、ｎ型シリコン基板４の酸素または水蒸気による熱酸化は、酸素雰囲気または水蒸気雰囲気中にｎ型シリコン基板４を設置した状態で熱処理することによって行なうことができる。
　また、ｎ+層６のシート抵抗は、４０Ω／□以上８０Ω／□以下とされる。なおｎ+層６のシート抵抗は、たとえば、溶液２７中のリンの含有量、上記の熱酸化時の温度および時間の少なくとも１つの条件を変更することによって適宜調節することができる。
　次に、図１１（ｈ）に示すように、裏面パッシベーション膜９の一部を除去して、裏面パッシベーション膜９からｎ++層１０の一部およびｐ+層１１の一部をそれぞれ露出させる。ここで、裏面パッシベーション膜９の一部の除去は、たとえば、裏面パッシベーション膜９の一部にエッチングペーストをスクリーン印刷法等によって塗布した後にエッチングペーストを加熱することなどによって行なうことができる。その後、エッチングペーストは、たとえば、超音波洗浄した後に酸処理することによって除去することができる。エッチングペーストとしては、たとえば、エッチング成分として、リン酸、フッ化水素、フッ化アンモニウムおよびフッ化水素アンモニウムからなる群から選択された少なくとも１種を含むとともに、水、有機溶媒および増粘剤を含むものなどを用いることができる。
　次に、図１１（ｉ）に示すように、ｎ++層１０上にｎ電極２を形成するとともに、ｐ+層１１上にｐ電極３を形成する。ここで、ｎ電極２およびｐ電極３は、たとえば、ｎ型シリコン基板４の裏面の裏面パッシベーション膜９の所定の位置に銀ペーストをスクリーン印刷により塗布した後に乾燥させ、その後、銀ペーストを焼成することにより形成することができる。以上により、実施の形態２の太陽電池に用いられる裏面電極型太陽電池セル１６を製造することができる。
　＜裏面電極型太陽電池セルの封止＞
　図１２に、配線シート３０上に設置された裏面電極型太陽電池セル１６を封止する工程を図解する模式的な断面図を示す。ここで、裏面電極型太陽電池セル１６の受光面上には、裏面電極型太陽電池セル１６側から、シート状の第１の樹脂層４０、シート状の第２の樹脂層４１および透明保護基板４２がこの順に配置される。また、配線シート３０の絶縁性基材３１上には、配線シート３０側から、シート状の第１の樹脂層４０および裏面保護シート４３がこの順に配置される。
　次に、透明保護基板４２と裏面保護シート４３との間に圧力をかけて、第１の樹脂層４０を裏面電極型太陽電池セル１６の受光面に圧着させながら第１の樹脂層４０および第２の樹脂層４１を加熱することによって、第１の樹脂層４０と第２の樹脂層４１とを一体化して硬化させる。これにより、図１３の模式的断面図に示すように、第１の樹脂層４０と第２の樹脂層４１とが一体化した封止材５０中に、配線シート３０によって接続された裏面電極型太陽電池セル１６が封止される。その後、裏面電極型太陽電池セル１６を封止する封止材５０の外周の全周に、たとえばアルミニウム合金などからなるフレーム６１を取り付けて実施の形態２の太陽電池が作製される。なお、実施の形態２の太陽電池において、封止材５０中に封止される裏面電極型太陽電池セル１６は複数に限定されず、単数であってもよい。
　＜作用効果＞
　実施の形態２の太陽電池においても、裏面電極型太陽電池セル１６の受光面拡散層としてのｎ+層６のシート抵抗が４０Ω／□以上８０Ω／□以下とされ、裏面電極型太陽電池セル１６の受光面上に設けられる封止材（第２の樹脂層４１）の８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以下とされる。これにより、８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以下の封止材（第２の樹脂層４１）を用いた場合でも、裏面電極型太陽電池セル１６自体の出力を高出力とすることができるとともに、当該裏面電極型太陽電池セル１６を含む太陽電池の出力の低下を安定して十分に抑えることができる。
　すなわち、裏面電極型太陽電池セル１６の受光面拡散層としてのｎ+層６のシート抵抗が４０Ω／□未満である場合には、ｎ+層６での再結合が多くなるため、裏面電極型太陽電池セル１６自体の出力が低下する。また、ｎ+層６のシート抵抗が８０Ω／□よりも高い場合には、裏面電極型太陽電池セル１６とフレーム６１との間に大きな電位差が生じ、かつ透明保護基板４２の表面に水分等が溜まった場合、裏面電極型太陽電池セル１６の受光面パッシベーション膜８に電荷が溜まり、ｎ+層６のＦＳＦ（Front Surface Field）としての機能が低下してしまう。
　これにより、実施の形態２の太陽電池においても、従来の特許文献１に記載の太陽電池モジュールのように、４５℃～８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以上といった高抵抗の特殊な封止材を用いることなくてもＰＩＤ等に起因する出力の低下を抑制することができるため、従来よりも裏面電極型太陽電池セル１６の受光面上に設けられる封止材の選択肢を広げることができるとともに、長期信頼性を確保することができる。
　また、実施の形態２の太陽電池においても、従来の特許文献１に記載の太陽電池モジュールのように、４５℃～８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以上といった高抵抗の特殊で高価な封止材を用いる必要がないことから、太陽電池モジュールの製造コストを低く抑えることができる。
　さらに、実施の形態２の太陽電池においても、従来の特許文献１に記載の太陽電池モジュールのように、４５℃～８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以上といった高抵抗で、取り扱いが非常に困難な封止材を用いる必要がないことから、太陽電池モジュールの製造効率を向上させることができる。
　＜変形例＞
　図１４に、実施の形態２の太陽電池の変形例の模式的な断面図を示す。図１４に示す実施の形態２の太陽電池の変形例においては、裏面電極型太陽電池セル１６を封止する封止材５０が、裏面電極型太陽電池セル１６の受光面上の第２の樹脂層４１と、配線シート３０上の第１の樹脂層４０との積層体からなることを特徴としている。
　図１４に示す実施の形態２の太陽電池の変形例においても、裏面電極型太陽電池セル１６の受光面拡散層としてのｎ+層６のシート抵抗が４０Ω／□以上８０Ω／□以下とされるため、裏面電極型太陽電池セル１６の受光面上に設けられる封止材として、８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以下の封止材（第２の樹脂層４１）を用いることができる。これにより、図１４に示す実施の形態２の太陽電池の変形例も、特殊で高価な封止材を用いることなく、長期信頼性を確保することができる太陽電池とすることができる。
　＜他の変形例＞
　図１５に、実施の形態２の太陽電池の他の変形例の模式的な断面図を示す。図１５に示す実施の形態２の太陽電池の他の変形例においては、裏面電極型太陽電池セル１６を封止する封止材が、オレフィン樹脂の単層からなる封止材５２から構成されることを特徴としている。
　図１５に示す実施の形態２の太陽電池の他の変形例においても、裏面電極型太陽電池セル１６の受光面拡散層としてのｎ+層６のシート抵抗が４０Ω／□以上８０Ω／□以下とされるため、裏面電極型太陽電池セル１６の受光面上に設けられる封止材として、８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以下のオレフィン樹脂の単層からなる封止材５２を用いることができる。これにより、図１５に示す実施の形態１の太陽電池の他の変形例も、特殊で高価な封止材を用いることなく、長期信頼性を確保することができる太陽電池とすることができる。
　＜その他＞
　実施の形態２における上記以外の説明は、実施の形態１と同様であるため、その説明については省略する。
　＜実験方法＞
　まず、図３（ａ）～図３（ｉ）に示される実施の形態１の裏面電極型太陽電池セルの製造方法と同一の方法によって、実施例１～５および比較例１～３の裏面電極型太陽電池セル１を作製した。また、図１１（ａ）～図１１（ｋ）に示される実施の形態２の裏面電極型太陽電池セルの製造方法と同一の方法によって、実施例６～８および比較例４～６の裏面電極型太陽電池セル１６を作製した。
　ここで、実施例１～５および比較例１～３の裏面電極型太陽電池セル１は、受光面拡散層であるｎ+層６の形成に用いられる五酸化リンとテトライソプロピルチタネートとイソプロピルアルコールとを含む溶液２７中のリン濃度を調節することにより、表１に示すように、ｎ+層６のシート抵抗を変更したこと以外は、同一の条件および同一の方法で作製された。
　また、実施例６～８および比較例４～６の裏面電極型太陽電池セル１６も、受光面拡散層であるｎ+層６の形成に用いられる五酸化リンとテトライソプロピルチタネートとイソプロピルアルコールとを含む溶液２７中のリン濃度を調節することにより、表１に示すように、ｎ+層６のシート抵抗を変更したこと以外は、同一の条件および同一の方法で作製された。
　なお、表１に示される実施例１～８および比較例１～６の裏面電極型太陽電池セルの受光面拡散層のシート抵抗の値には、ミラーウエハを用いて、実施例１～８および比較例１～６の裏面電極型太陽電池セルと同一の条件および同一の方法でｎ+層６まで形成し、その後、ｎ+層６の表面を露出させたサンプルを作製し、そのサンプルについて、室温（２５℃）において、四探針法により測定した値を用いた。
　次に、図１６に示すように、実施例１～８および比較例１～６の裏面電極型太陽電池セル１を、それぞれ、配線シート３０上に設置し、ガラスからなる透明保護基板４２と、アルミニウムフィルムが蒸着されたＰＥＴフィルムからなる裏面保護シート４３との間において、添加剤の含有量を変更すること等によって、表１に示すように８５℃における体積抵抗率が異なるように調整されたオレフィン樹脂の単層からなる封止材５２中に封止した。
　なお、表１に示される実施例１～８および比較例１～６の裏面電極型太陽電池セルの封止に用いられる封止材の８５℃における体積抵抗率の値は、以下のようにして求めた。
　テフロン（登録商標）シート上に、直径５ｃｍの銅箔、縦約１０ｃｍ×横約１０ｃｍ×厚さ約０．０４ｃｍの大きさの封止材、直径５ｃｍの銅箔、テフロン（登録商標）シートの順に重ね、裏面電極型太陽電池セルを封止する時と同一条件で圧力をかけながら加熱し、次いで、加熱することで封止材を硬化させた。
　次に、封止材からテフロン（登録商標）シートを取り除き、銅箔に取り出し電極をＡｇペースト等で取り付けて、電極付き封止材を恒温槽に設置し、所定の温度になった段階で電極間に１００Ｖ印加し、電流値を測定した。表１に、測定された電流値から算出した封止材の体積抵抗率を示す。
　図１７に、実施例１～８および比較例１～６の裏面電極型太陽電池セルの受光面拡散層のシート抵抗と、封止材の８５℃における体積抵抗率との関係を示す。
　そして、封止材５２中に封止された実施例１～８および比較例１～６の裏面電極型太陽電池セル１に対して、ソーラシミュレータを用いて、スペクトル分布ＡＭ１．５、エネルギ密度１００ｍＷ／ｃｍ２の１ＳＵＮ疑似太陽光を照射し、電流－電圧曲線を作成して、その結果から、疑似負極接地試験前のセル出力を算出した。その結果を表１に示す。
　次に、図１６に示すように、透明保護基板４２の表面上に銅箔からなる疑似負極５１を形成した後に、疑似負極５１を接地して、８５℃の環境において、裏面電極型太陽電池セル１と疑似負極５１との間に６００Ｖの電圧を印加した状態で２０時間放置する疑似負極接地試験を行なった。
　そして、上記の疑似負極接地試験後に、封止材５２中に封止された実施例１～８および比較例１～６の裏面電極型太陽電池セル１に対して、再度、ソーラシミュレータを用いて、スペクトル分布ＡＭ１．５、エネルギ密度１００ｍＷ／ｃｍ２の１ＳＵＮ疑似太陽光を照射し、電流－電圧曲線を作成した。そして、その結果から、疑似負極接地試験後のセル出力を算出するとともに、疑似負極接地試験前後のセル出力に基づいて、以下の式（Ｉ）からセル出力の変化率を算出した。その結果を表１に示す。
　セル出力の変化率［％］＝１００×｛（疑似負極接地試験後のセル出力）－（疑似負極接地試験前のセル出力）｝／（疑似負極接地試験前のセル出力）　…（Ｉ）
　なお、表１に示す受光面拡散層のシート抵抗、８５℃における封止材の体積抵抗率、疑似負極接地試験前後のセル出力、および出力変化率は、それぞれ、ｎ数が５の平均値である。
　＜評価＞
　実施例１～８および比較例１～６の裏面電極型太陽電池セルがオレフィン樹脂の単層からなる封止材５２に封止された実施例１～８および比較例１～６の太陽電池の疑似負極接地試験の評価は、疑似負極接地試験前のセル出力と、疑似負極接地試験前後のセル出力の変化率との観点から以下の基準に基づいて行なった。
　（ａ）疑似負極接地試験前のセル出力
　疑似負極接地試験前のセル出力については、４．５Ｗ以上を合格とし、４．５Ｗ未満を不合格とした。
　（ｂ）疑似負極接地試験前後のセル出力の変化率
　疑似負極接地試験前後のセル出力の変化率については、１０％未満を合格とし、１０％以上を不合格とした。
　（ｃ）評価
　疑似負極接地試験前のセル出力または疑似負極接地試験前後のセル出力の変化率の両方が合格である場合にはＡ評価とし、少なくとも一方が不合格である場合にはＢ評価とした。その結果を表１に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　表１に示すように、受光面拡散層のシート抵抗が４０Ω／□以上８０Ω／□以下でありかつ封止材の８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以下である実施例１～８の太陽電池はすべてＡ評価であり、比較例１～６の太陽電池はすべてＢ評価であった。
　したがって、実施例１～８の太陽電池は、比較例１～６の太陽電池と比べて、裏面電極型太陽電池セル１自体の出力を高出力とすることができるとともに、裏面電極型太陽電池セル１を含む太陽電池の出力の低下を安定して十分に抑えることができることが確認された。特に、封止材の８５℃における体積抵抗率が２．８×１０１５Ω・ｃｍ以上５．１×１０１５Ω・ｃｍ以下である実施例１～５の太陽電池においては、裏面電極型太陽電池セル１を含む太陽電池の出力の低下をより安定してより十分に抑えることができることが確認された。
　以上の結果により、実施例１～８の太陽電池、特に実施例１～５の太陽電池については特殊で高価な封止材を用いなくても、長期信頼性を確保することができる。
　＜まとめ＞
　本発明は、裏面電極型太陽電池セルと、裏面電極型太陽電池セルの受光面上に設けられた封止材とを備え、裏面電極型太陽電池セルは、第１導電型の半導体基板と、半導体基板の受光面側の表面に設けられた第１導電型の受光面拡散層と、半導体基板の受光面側とは反対側の表面に設けられた第１導電型不純物拡散層および第２導電型不純物拡散層とを有し、受光面拡散層のシート抵抗が４０Ω／□以上８０Ω／□以下であって、封止材の８５℃における体積抵抗率が１×１０１６Ω・ｃｍ以下である太陽電池である。このような構成とすることにより、特殊で高価な封止材を用いなくても、太陽電池の長期信頼性を確保することができる。
　ここで、本発明の太陽電池において、受光面拡散層は、第１導電型の不純物を含む化合物と、チタンアルコキシドと、アルコールと、を含む溶液を塗布した後に熱処理することにより形成されることが好ましい。このような構成とすることにより、特殊で高価な封止材を用いることなく、太陽電池の長期信頼性を確保することができる。
　また、本発明の太陽電池において、封止材は、オレフィン樹脂の単層からなることが好ましい。このような構成とした場合でも、特殊で高価な封止材を用いることなく、太陽電池の長期信頼性を確保することができる。
　また、本発明の太陽電池において、封止材は、裏面電極型太陽電池セルの受光面上の第１の樹脂層と、第１の樹脂層上の第２の樹脂層とを含み、第２の樹脂層は、オレフィン樹脂からなることが好ましい。このような構成とした場合でも、特殊で高価な封止材を用いることなく、太陽電池の長期信頼性を確保することができる。
　また、本発明の太陽電池において、封止材の８５℃における体積抵抗率は、１×１０１２Ω・ｃｍ以上１×１０１６Ω・ｃｍ以下であることが好ましい。このような構成とすることにより、特殊で高価な封止材を用いることなく、太陽電池の長期信頼性をさらに向上することができる。
　また、本発明の太陽電池において、封止材の体積抵抗率は、１×１０１５Ω・ｃｍ以上１×１０１６Ω・ｃｍ以下であることが好ましい。このような構成とすることにより、特殊で高価な封止材を用いることなく、太陽電池の長期信頼性をさらに向上することができる。
　また、本発明の太陽電池において、封止材の体積抵抗率は、２．８×１０１５Ω・ｃｍ以上５．１×１０１５Ω・ｃｍ以下であることが好ましい。このような構成とすることにより、特殊で高価な封止材を用いることなく、太陽電池の長期信頼性をさらに向上することができる。
　さらに、本発明は、上記のいずれかに記載の太陽電池を製造する方法であって、半導体基板の受光面側の表面に、第１導電型の不純物を含む化合物と、チタンアルコキシドと、アルコールと、を含む溶液を塗布した後に熱処理することによって、受光面拡散層と反射防止膜とを形成する工程と、裏面電極型太陽電池セルを封止材によって封止する工程と、を含む、太陽電池の製造方法である。このような構成とすることにより、特殊で高価な封止材を用いなくても、太陽電池の長期信頼性を確保することができる。
　以上のように本発明の実施の形態および実施例について説明を行なったが、上述の各実施の形態および各実施例の構成を適宜組み合わせることも当初から予定している。
　今回開示された実施の形態および実施例はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
　本発明は、太陽電池に利用することができ、特に、裏面電極型太陽電池セルの複数を直列および／または並列に配線シートの配線で接続した配線シート付き裏面電極型太陽電池セルを封止材中に封止した太陽電池モジュールに好適に用いることができる。
　１　裏面電極型太陽電池セル、２　ｎ電極、３　ｐ電極、４　ｎ型シリコン基板、５ 　凹凸形状、６　ｎ+層、７　反射防止膜、８　受光面パッシベーション膜、９　裏面パッシベーション膜、１０　ｎ++層、１１　ｐ+層、１２　反射防止膜、１３　第１の裏面パッシベーション膜、１４　第２の裏面パッシベーション膜、１５　裏面パッシベーション膜、１６　裏面電極型太陽電池セル、２１　テクスチャマスク、２２，２３，２４，２５，２６　拡散マスク、２７　溶液、３０　配線シート、３１　絶縁性基材、３２，３２ａ　ｎ配線、３３，３３ａ　ｐ配線、３４　接続用配線、３６　配線、４０　第１の樹脂層、４１　第２の樹脂層、４２　透明保護基板、４３　裏面保護シート、５０　封止材、５１　疑似負極、５２　封止材、６１　フレーム、１００　太陽電池アレイ、１０１　太陽電池セル、２５１　透明保護部材、２５２　封止材、２５３　裏面保護シート、２５４　インターコネクタ。
 

Claims (5)

  1. 　裏面電極型太陽電池セルと、
    　前記裏面電極型太陽電池セルの受光面上に設けられた封止材と、を備え、
    　前記裏面電極型太陽電池セルは、
    　第１導電型の半導体基板と、
    　前記半導体基板の前記受光面側の表面に設けられた第１導電型の受光面拡散層と、
    　前記半導体基板の前記受光面側とは反対側の表面に設けられた第１導電型不純物拡散層および第２導電型不純物拡散層と、を有し、
    　前記受光面拡散層のシート抵抗が、４０Ω／□以上８０Ω／□以下であって、
    　前記封止材の８５℃における体積抵抗率は、１×１０１６Ω・ｃｍ以下である、太陽電池。
  2. 　前記受光面拡散層は、第１導電型の不純物を含む化合物と、チタンアルコキシドと、アルコールと、を含む溶液を塗布した後に熱処理することにより形成される、請求項１に記載の太陽電池。
  3. 　前記封止材は、オレフィン樹脂の単層からなる、請求項１または２に記載の太陽電池。
  4. 　前記封止材は、前記裏面電極型太陽電池セルの前記受光面上の第１の樹脂層と、前記第１の樹脂層上の第２の樹脂層とを含み、
    　前記第２の樹脂層は、オレフィン樹脂からなる、請求項１または２に記載の太陽電池。
  5. 　前記封止材の８５℃における体積抵抗率は、１×１０１２Ω・ｃｍ以上１×１０１６Ω・ｃｍ以下である、請求項１から４のいずれか１項に記載の太陽電池。
     
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