WO2018116782A1 - 太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法 - Google Patents

太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法 Download PDF

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solar cell
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大樹 渡部
山田　裕之
未奈都 瀬能
晋教 鶴田
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パナソニックＩｐマネジメント株式会社
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    • Y02P70/50—Manufacturing or production processes characterised by the final manufactured product

Definitions

  • the present invention relates to a solar battery cell including a conductive amorphous semiconductor layer and a method for manufacturing the solar battery cell.
  • a diffusion potential is formed by forming an amorphous silicon thin film having a different band gap on the surface of a substrate made of crystalline silicon.
  • contact resistance exists at the junction interface between the translucent conductive film and the p-type and n-type amorphous silicon thin films, so that the series resistance of the solar cells increases. It was difficult to improve the photoelectric conversion efficiency. For this reason, a p-type silicon oxide layer is interposed at a junction interface portion between the p-type amorphous silicon thin film and the translucent conductive film (see, for example, Patent Document 1).
  • the present invention has been made in view of such circumstances, and an object thereof is to provide a technique for reducing contact resistance in a solar battery cell without generating an oxide film.
  • a solar battery cell includes a crystalline semiconductor substrate, an intrinsic amorphous semiconductor layer formed on one surface side of the crystalline semiconductor substrate, and an intrinsic amorphous semiconductor layer.
  • a conductive amorphous semiconductor layer formed on the conductive amorphous semiconductor layer; and a transparent conductive film layer formed on the conductive amorphous semiconductor layer. The density of the second portion closer to the transparent conductive film layer than the first portion in the conductive amorphous semiconductor layer is smaller than the density of the first portion.
  • Another aspect of the present invention is a method for manufacturing a solar battery cell.
  • the method includes a step of forming an intrinsic amorphous semiconductor layer on one side of a crystalline semiconductor substrate masked at least partially, and an electrically conductive amorphous containing a conductive impurity on the intrinsic amorphous semiconductor layer Forming a semiconductor layer; and forming a transparent conductive film layer on the conductive amorphous semiconductor layer.
  • the deposition rate when forming the second portion closer to the transparent conductive film layer than the first portion in the conductive amorphous semiconductor layer is faster than the deposition rate when forming the first portion.
  • the contact resistance in the solar battery cell can be reduced without generating an oxide film.
  • FIG. 5A to 5C are diagrams showing the density distribution and the doping rate distribution in the p-type layer and the n-type layer of FIG.
  • FIGS. 6A to 6C are diagrams showing an outline of the manufacturing process of the solar battery cell of FIG.
  • the Example of this invention is related with the photovoltaic cell contained in multiple solar cell modules, for example, a heterojunction type photovoltaic cell.
  • a heterojunction solar cell an intrinsic amorphous semiconductor layer, a p-type amorphous semiconductor layer, and a transparent conductive film layer are sequentially stacked on one surface side of the crystalline semiconductor substrate, and opposite to the crystalline semiconductor substrate.
  • An intrinsic amorphous semiconductor layer, an n-type amorphous semiconductor layer, and a transparent conductive film layer are sequentially laminated on the surface side.
  • a contact resistance exists between the adjacent p-type amorphous semiconductor layer and the transparent conductive film layer, and also between the adjacent n-type amorphous semiconductor layer and the transparent conductive film layer. Contact resistance exists. Since contact resistance increases the series resistance of solar cells, a reduction in contact resistance is required.
  • the n-type amorphous semiconductor layer in the solar battery cell according to this example has a two-layer structure in the thickness direction of the solar battery cell.
  • the two-layer structure includes a portion closer to the transparent conductive film layer in the n-type amorphous semiconductor layer (hereinafter referred to as “proximity portion”) and a portion separated from the transparent conductive film layer than the proximity portion (hereinafter referred to as “ Remote part)).
  • the density of the adjacent portion is made smaller than the density of the remote portion.
  • the density is, for example, an atomic density. Therefore, in the proximity portion, as compared with the remote portion, defects in which silicon does not exist at a position where silicon atoms should originally exist increase. Such an increase in defect density increases the defect level.
  • the p-type amorphous semiconductor layer also has a two-layer structure.
  • parallel and orthogonal include not only perfect parallel and orthogonal, but also a case of deviating from parallel within an error range. Further, “substantially” means that they are the same in an approximate range.
  • FIG. 1 is a plan view from the light receiving surface side of a solar cell module 100 according to an embodiment of the present invention.
  • an orthogonal coordinate system including an x-axis, a y-axis, and a z-axis is defined.
  • the x axis and the y axis are orthogonal to each other in the plane of the solar cell module 100.
  • the z axis is perpendicular to the x axis and the y axis and extends in the thickness direction of the solar cell module 100.
  • the positive directions of the x-axis, y-axis, and z-axis are each defined in the direction of the arrow in FIG. 1, and the negative direction is defined in the direction opposite to the arrow.
  • the main plane arranged on the positive side of the z axis is the light receiving surface, and the z axis
  • the main plane arranged on the negative direction side is the back surface.
  • the positive direction side of the z-axis may be referred to as “light-receiving surface side”
  • the negative direction side of the z-axis may be referred to as “back surface side”.
  • the solar cell module 100 includes eleventh solar cells 10aa, collectively referred to as solar cells 10,..., 64th solar cells 10fd, first crossover wiring members 14a, collectively referred to as crossover wiring members 14, and second crossovers.
  • the first non-power generation region 20a and the second non-power generation region 20b are arranged so as to sandwich the plurality of solar cells 10 in the y-axis direction.
  • the first non-power generation region 20a is disposed on the positive side of the y-axis with respect to the plurality of solar cells 10, and the second non-power generation region 20b is more on the y-axis than the plurality of solar cells 10. It is arranged on the negative direction side.
  • the first non-power generation region 20 a and the second non-power generation region 20 b (hereinafter, sometimes collectively referred to as “non-power generation region 20”) have a rectangular shape and do not include the solar battery cell 10.
  • the solar battery cell 10 is formed of a semiconductor material such as crystalline silicon, gallium arsenide (GaAs), or indium phosphide (InP). Although the structure of the solar battery cell 10 will be described later, it is assumed here that it is a heterojunction solar battery cell as described above. In the heterojunction solar cell, crystalline silicon and amorphous silicon are stacked. Although omitted in FIG. 1, a plurality of finger electrodes extending in the x-axis direction parallel to each other and extending in the y-axis direction so as to be orthogonal to the plurality of finger electrodes are provided on the light receiving surface and the back surface of each solar cell 10. A plurality of, for example, three bus bar electrodes are provided. The bus bar electrode connects each of the plurality of finger electrodes. Further, the bus bar electrode and the finger electrode are formed of, for example, silver paste.
  • the plurality of solar cells 10 are arranged in a matrix on the xy plane.
  • six solar cells 10 are arranged in the x-axis direction, and four solar cells 10 are arranged in the y-axis direction.
  • the number of the photovoltaic cells 10 arranged in the x-axis direction and the number of the photovoltaic cells 10 arranged in the y-axis direction are not limited to this.
  • the four solar cells 10 arranged side by side in the y-axis direction are connected in series by the inter-cell wiring member 18 to form one solar cell string 12.
  • the first solar cell string 12a is formed by connecting the eleventh solar cell 10aa, the twelfth solar cell 10ab, the thirteenth solar cell 10ac, and the fourteenth solar cell 10ad.
  • Other solar cell strings 12, for example, the second solar cell string 12b to the sixth solar cell string 12f are formed in the same manner.
  • the six solar cell strings 12 are arranged in parallel in the x-axis direction.
  • the inter-cell wiring member 18 connects the bus bar electrode on one light receiving surface side of the adjacent solar cells 10 and the bus bar electrode on the other back surface side.
  • the three inter-cell wiring members 18 for connecting the eleventh solar cell 10aa and the twelfth solar cell 10ab include the bus bar electrode on the back surface side of the eleventh solar cell 10aa and the twelfth solar cell 10ab.
  • the bus bar electrode on the light receiving surface side is electrically connected.
  • Each of the fifth transition wiring member 14e to the seventh transition wiring member 14g arranged in the second non-power generation region 20b extends in the x-axis direction and is adjacent to each other via the cell end wiring member 16 12 is electrically connected.
  • the fifth crossover wiring member 14e is connected to the fourteenth solar cell 10ad in the first solar cell string 12a and the twenty-fourth solar cell 10bd in the second solar cell string 12b.
  • the cell end wiring member 16 is arranged in the same manner as the inter-cell wiring member 18 on the light receiving surface or the back surface of the solar battery cell 10.
  • the first transition wiring member 14a disposed in the first non-power generation region 20a is connected to the eleventh solar cell 10aa of the first solar cell string 12a via the cell end wiring member 16.
  • the first transition wiring member 14 a extends from the connection portion with the cell end wiring member 16 to the vicinity of the center of the solar cell module 100 in the x-axis direction.
  • the second crossover wiring member 14b is connected to the twenty-first solar cell 10ba of the second solar cell string 12b through the cell end wiring member 16. Further, the second crossover wiring member 14 b is also connected to the thirty-first solar cell 10 ca of the third solar cell string 12 c through another cell end wiring member 16. With these connections, the second crossover wiring member 14b electrically connects the second solar cell string 12b and the third solar cell string 12c.
  • the third crossover wiring member 14c and the fourth crossover wiring member 14d are disposed so as to be reversed in the x-axis direction with respect to the second crossover wiring member 14b and the first crossover wiring member 14a. Therefore, the first solar cell string 12a to the sixth solar cell string 12f are electrically connected in series.
  • An unillustrated take-out wiring member is connected to each of the first crossover wiring member 14a to the fourth crossover wiring member 14d, and these take-out wires are connected to a terminal box (not shown).
  • FIG. 2 is a cross-sectional view of the solar cell module 100, and is a cross-sectional view taken along the line A-A ′ of FIG.
  • the solar cell module 100 includes an eleventh solar cell 10aa, a twelfth solar cell 10ab, a thirteenth solar cell 10ac, a fourteenth solar cell 10ad, a first crossover wiring material 14a, 5 crossover wiring member 14e, cell end wiring member 16, inter-cell wiring member 18, first protective member 40a, second protective member 40b collectively referred to as protective member 40, and first sealing member collectively referred to as sealing member 42 42a and the second sealing member 42b.
  • the upper side of FIG. 2 corresponds to the light receiving surface side, and the lower side corresponds to the back surface side.
  • the first protective member 40 a is disposed on the light receiving surface side of the solar cell module 100 and protects the surface of the solar cell module 100.
  • the first protective member 40a is made of a light-transmitting and water-blocking glass, a light-transmitting plastic, or the like, and is formed in a rectangular plate shape. Here, glass is used as an example.
  • the 1st sealing member 42a is laminated
  • the first sealing member 42a for example, a thermoplastic resin such as a resin film of polyolefin, EVA (ethylene vinyl acetate copolymer), PVB (polyvinyl butyral), polyimide, or the like is used. A thermosetting resin may be used.
  • the first sealing member 42a is formed of a rectangular sheet material having translucency and having a surface having substantially the same dimensions as the xy plane of the first protection member 40a.
  • the second sealing member 42b is laminated on the back side of the first sealing member 42a.
  • the second sealing member 42b seals the plurality of solar cells 10, the inter-cell wiring member 18 and the like with the first sealing member 42a.
  • the same thing as the 1st sealing member 42a can be used for the 2nd sealing member 42b.
  • the second sealing member 42b may be integrated with the first sealing member 42a by heating in the laminating / curing process.
  • the second protective member 40b is laminated on the back side of the second sealing member 42b.
  • the 2nd protection member 40b protects the back surface side of the solar cell module 100 as a back sheet.
  • a resin film such as PET (polyethylene terephthalate) is used as the second protective member 40b.
  • a laminated film having a structure in which an Al foil is sandwiched between resin films may be used as the second protective member 40b.
  • an Al frame frame may be attached around the solar cell module 100.
  • FIG. 3 is a plan view from the light receiving surface side of the solar battery cell 10.
  • the surface on the positive side of the z axis of the solar battery cell 10 is shown as the light receiving surface 50.
  • the light receiving surface 50 is configured by an octagon in which long sides and short sides are alternately connected, but other shapes, for example, the short side included in the octagon may be non-linear, It may be formed by a rectangle.
  • a plurality of finger electrodes 60 extending in the x-axis direction are arranged in parallel to each other.
  • a plurality of, for example, three bus bar electrodes 62 extending in the y-axis direction so as to intersect, for example, orthogonal to, the plurality of finger electrodes 60 are disposed on the light receiving surface 50.
  • the bus bar electrode 62 connects each of the plurality of finger electrodes 60.
  • the inter-cell wiring member 18 is disposed so as to overlap each of the plurality of bus bar electrodes 62.
  • the inter-cell wiring member 18 extends in the direction of another adjacent solar battery cell 10, that is, the y-axis direction.
  • FIG. 4 is a cross-sectional view of the solar battery cell 10 and a cross-sectional view taken along the line B-B ′ of FIG.
  • the solar battery cell 10 includes a finger electrode 60, a finger electrode 64, a semiconductor substrate 70, a first i-type layer 72a, a second i-type layer 72b, a p-type layer 74, and a TCO (Transparent Conductive Oxide) 76. And a first TCO 76a, a second TCO 76b, and an n-type layer 78.
  • the upper surface in FIG. 4 is the light receiving surface 50, and the lower surface in FIG. 4 is the back surface 52. Note that the expressions “upper” and “lower” are not limited to the directions shown in FIG. 4, and may indicate arbitrary directions as long as the relationship between “upper” and “lower” is opposite. .
  • the semiconductor substrate 70 is a crystalline semiconductor material and is also called a crystalline semiconductor substrate.
  • the semiconductor substrate 70 is an n-type or p-type conductive crystalline semiconductor substrate, and a single crystal silicon substrate, a polycrystalline silicon substrate, or the like can be used.
  • the semiconductor substrate 70 absorbs incident light to generate electron and hole carrier pairs by photoelectric conversion.
  • an n-type single crystal silicon substrate is used as the semiconductor substrate 70.
  • a texture structure for improving light absorption efficiency is provided on the surface of the semiconductor substrate 70.
  • the first i-type layer 72a is formed on the light receiving surface side of the semiconductor substrate 70 and is also called an intrinsic amorphous semiconductor layer.
  • the first i-type layer 72a is an amorphous semiconductor layer, and is a semiconductor layer including an amorphous phase or a microcrystalline phase in which minute crystal grains are precipitated in the amorphous phase.
  • it is substantially intrinsic amorphous silicon containing hydrogen.
  • the first i-type layer 72a is thinned so as to suppress light absorption as much as possible, and thick enough to sufficiently passivate the surface of the semiconductor substrate 70.
  • the p-type layer 74 is formed on the light-receiving surface side of the first i-type layer 72a and is also referred to as a conductive amorphous semiconductor layer.
  • the p-type layer 74 includes an acceptor which is a p-type conductive element as a conductive impurity in an amorphous semiconductor layer containing hydrogen. For example, in the p-type layer 74, boron is added to silicon.
  • the first TCO 76a is formed on the light receiving surface side of the p-type layer 74, and is also referred to as a transparent conductive film layer.
  • the finger electrode 60 includes at least one metal oxide such as indium oxide (In 2 O 3 ), zinc oxide (ZnO), tin oxide (SnO 2 ), and titanium oxide (TiO 2 ) having a polycrystalline structure. Any of these metal oxides, such as tin (Sn), zinc (Zn), tungsten (W), antimony (Sb), titanium (Ti), cerium (Ce), gallium (Ga), or hydrogen (H) May be added.
  • the finger electrode 60 is formed on the light receiving surface side of the first TCO 76a, and is an electrode for taking out the generated electric power to the outside. As described above, the finger electrode 60 is formed of silver paste or the like.
  • the second i-type layer 72b is formed on the back surface side of the semiconductor substrate 70, and is called an intrinsic amorphous semiconductor layer or another intrinsic amorphous semiconductor layer like the first i-type layer 72a.
  • the second i-type layer 72b is formed in the same manner as the first i-type layer 72a.
  • the n-type layer 78 is formed on the back side of the second i-type layer 72b, and is called a conductive amorphous semiconductor layer, like the p-type layer 74, or called another conductive amorphous semiconductor layer. To do.
  • the n-type layer 78 includes a donor which is an n-type conductivity type element as an impurity having a conductivity type different from that of the impurity contained in the p-type layer 74 in the amorphous semiconductor layer containing hydrogen.
  • a donor which is an n-type conductivity type element as an impurity having a conductivity type different from that of the impurity contained in the p-type layer 74 in the amorphous semiconductor layer containing hydrogen.
  • phosphorus is added to silicon.
  • the second TCO 76b is formed on the back surface side of the n-type layer 78, and is called a transparent conductive film layer or another transparent conductive film layer, similarly to the first TCO 76a.
  • the second TCO 76b is formed in the same manner as the first TCO 76a.
  • the finger electrode 64 is formed on the back side of the second TCO 76b and is an electrode for taking out the generated electric power to the outside.
  • the finger electrodes 64 are formed in the same manner as the finger electrodes 60, but the number of finger electrodes 64 is larger than the number of finger electrodes 60.
  • the second i-type layer 72b, the n-type layer 78, the second TCO 76b, and the finger electrode 64 are formed on the semiconductor substrate 70 on the opposite side of the first i-type layer 72a, the p-type layer 74, the first TCO 76a, and the finger electrode 60. Is done.
  • the structures of the p-type layer 74 and the n-type layer 78, which are conductive amorphous semiconductor layers, will be described in more detail with reference to FIGS.
  • FIGS. 5A to 5C show the density distribution and the doping rate distribution in the p-type layer 74 and the n-type layer 78.
  • FIG. FIG. 5A is an enlarged cross-sectional view of the vicinity of the TCO 76 in the structure of the solar battery cell 10 in FIG.
  • the first i-type layer 72a and the second i-type layer 72b in FIG. 4 are indicated as the i-type layer 72
  • the first TCO 76a and the second TCO 76b are indicated as the TCO 76.
  • an n-type layer 78 or a p-type layer 74 sandwiched between them is shown.
  • the n-type layer 78 will be described, but the p-type layer 74 is formed in the same manner.
  • the n-type layer 78 has a two-layer structure including a remote portion 90 and a proximity portion 92. Since the proximity portion 92 is formed in a portion closer to the TCO 76 than the remote portion 90, the TCO 76, the proximity portion 92, the remote portion 90, and the i-type layer 72 are stacked in this order from the outside of the solar battery cell 10.
  • the common point between the remote portion 90 and the proximity portion 92 is that an amorphous semiconductor layer containing hydrogen contains a donor that is an n-type conductivity element.
  • FIGS. 5 (b)-(c) the difference between the remote portion 90 and the proximity portion 92 is shown in FIGS. 5 (b)-(c).
  • FIG. 5 (b) shows the density of the n-type layer 78 in the remote portion 90 and the proximity portion 92.
  • the horizontal axis indicates the distance from the TCO 76.
  • the boundary between the proximity portion 92 and the remote portion 90 is indicated as “C1”
  • the boundary between the remote portion 90 and the i-type layer 72 is indicated as “C2”. That is, the proximity portion 92 is between the distances “0” and “C1”, and the remote portion 90 is between the distances “C1” and “C2”.
  • the vertical axis represents density. The density is indicated by the weight of the n-type layer 78 per unit volume.
  • the density of the n-type layer 78 in the proximity portion 92 (hereinafter referred to as “density of the proximity portion 92”) is indicated as “D2”, and the density of the n-type layer 78 in the remote portion 90 (hereinafter referred to as “remote portion”). "Density of 90”) is denoted as "D1”.
  • D2 the density of the n-type layer 78 in the remote portion 90
  • D1 the density of the n-type layer 78 in the remote portion 90
  • the density “D2” of the proximity portion 92 is increased from 0.8 times to 0.99 times the density “D1” of the remote portion 90.
  • the defect density increases in the adjacent portion 92 having a low density as compared with the remote portion 90.
  • defect levels are formed.
  • electrons at the defect level can be moved, and the contact resistance is reduced. That is, by reducing the density of the proximity portion 92, the contact resistance between the TCO 76 and the n-type layer 78 is reduced.
  • the density of the proximity portion 92 is too small, the conductivity is lowered, so the density of the proximity portion 92 is set within the above-described range.
  • the density “D2” of the proximity portion 92 is increased from 0.8 times to 0.99 times the density “D1” of the remote portion 90.
  • FIG. 5C shows impurity doping rates in the remote portion 90 and the proximity portion 92.
  • the impurity here becomes a donor.
  • the horizontal axis is the same as in FIG.
  • the vertical axis represents the doping rate.
  • the doping rate is indicated by the number of impurities with respect to the number of silicon atoms.
  • the doping rate in the proximal portion 92 is indicated as “E2” and the doping rate in the remote portion 90 is indicated as “E1”.
  • E2 ⁇ E1
  • the doping rate changes stepwise with C1 as a boundary.
  • the impurity doping rate in the n-type layer 78 is reduced, the electrical resistance is increased.
  • the contact resistance is reduced by reducing the density of the adjacent portion 92, if the doping rate is reduced so that the increase width of the electrical resistance is smaller than the reduction width of the contact resistance, the doping rate is reduced. Increase in electrical resistance is not a problem.
  • the remote portion 90 and the proximity portion 92 may also be arranged in the p-type layer 74 as in the case of the n-type layer 78. At that time, the impurities become acceptors. Further, the remote portion 90 and the proximity portion 92 in the p-type layer 74 and the n-type layer 78 may be referred to as a first portion and a second portion, and the remote portion 90 and the proximity portion 92 in the n-type layer 78 are referred to as a third portion and a fourth portion. You may call it a part. Further, the remote portion 90 and the proximity portion 92 may be formed in only one of the p-type layer 74 and the n-type layer 78.
  • the p-type layer 74 or the n-type layer 78 is formed by the two-layer structure of the remote portion 90 and the proximity portion 92, and the density and doping rate are smaller in the proximity portion 92 than in the remote portion 90. Further, the density and the doping rate both change in a step shape at the boundary between the remote portion 90 and the adjacent portion 92. However, the density and the doping ratio may change as follows under the condition that the closer to TCO 76, the smaller the density and the doping rate.
  • a multilayer structure of three or more layers may be used. Further, the position where the density and the doping rate change may be different. Thereby, the density and the doping rate can be operated independently. For example, in order to improve the contact resistance with the TCO 76 using the defect level, the low density layer may be only near the TCO 76 interface, but in order to reduce impurities adhering to the mask, not only near the interface but also a wider range. A layer having a low doping rate can be disposed on the substrate.
  • the step-like change between the remote portion 90 and the proximity portion 92 there may be an inclination near the boundary.
  • the change over the remote portion 90 and the proximity portion 92 may not be stepped but may have a continuous slope.
  • the solar cell 10 is manufactured using a plasma CVD (PECVD (Chemical Vapor Deposition)) method, a catalytic CVD (Cat-CVD) method, a sputtering method, or the like.
  • PECVD Chemical Vapor Deposition
  • Cat-CVD catalytic CVD
  • sputtering method or the like.
  • the RF plasma CVD method of the plasma CVD method is used here.
  • the procedure for forming the second i-type layer 72b, the n-type layer 78, and the second TCO 76b in this order on the back surface side of the semiconductor substrate 70 will be described.
  • a semiconductor substrate 70 is prepared, and the semiconductor substrate 70 is cleaned with a hydrofluoric acid (HF) aqueous solution or an RCA cleaning solution. Further, a texture structure may be formed on the light-receiving surface or the back surface of the substrate using an alkaline etching solution such as a potassium hydroxide (KOH) aqueous solution.
  • HF hydrofluoric acid
  • RCA cleaning solution an RCA cleaning solution.
  • a texture structure may be formed on the light-receiving surface or the back surface of the substrate using an alkaline etching solution such as a potassium hydroxide (KOH) aqueous solution.
  • KOH potassium hydroxide
  • the semiconductor substrate 70 is placed in a chamber for forming the n-type layer 78. Subsequently, while supplying a silicon-containing gas such as silane (SiH 4 ) and hydrogen as a diluent gas, RF RF power is applied to parallel plate electrodes or the like sandwiching the semiconductor substrate 70 to form plasma, It is supplied to the film formation surface of the heated semiconductor substrate 70. As a result, the second i-type layer 72 b is formed on the back surface side of the semiconductor substrate 70.
  • the temperature during film formation is about 150 to 250 ° C., and the RF power density is about 1 to 30 mW / cm 2 .
  • FIGS. 6A to 6C show an outline of the manufacturing process of the solar battery cell 10.
  • the first solar battery cell 10a is covered with the first mask 200a
  • at least a part of the second solar battery cell 10b is covered with the second mask 200b.
  • 10a and the second solar cell 10b are installed above and below the chamber.
  • the second i-type layer 72b is formed on the back surface side of the semiconductor substrate 70 as shown in (A-2).
  • the remote portion 90 is formed on the back side of the second i-type layer 72b.
  • the first impurity 210a adheres to the surface of the first mask 200a
  • the second impurity 210b adheres to the surface of the second mask 200b.
  • the first impurity 210a and the second impurity 210b are contained in the gas.
  • FIG. 6 (b) shows the processing following FIG. 6 (a).
  • the proximity portion 92 is formed on the back surface side of the remote portion 90 by using a film forming speed higher than the film forming speed for forming the remote portion 90.
  • the density of the proximity portion 92 becomes smaller than the density of the remote portion 90.
  • the deposition rate when forming the proximity portion 92 is set to 1.01 to 5.00 times the deposition rate when forming the remote portion 90.
  • the deposition rate can be controlled by adjusting the RF power density and pressure.
  • the gas flow rate ratio is lowered as compared with the case where the remote portion 90 is formed.
  • the impurity doping rate in the proximity portion 92 is smaller than the impurity doping rate in the remote portion 90.
  • the first impurity 212a adheres to the surface of the first mask 200a
  • the second impurity 212b adheres to the surface of the second mask 200b. Since the concentration of the impurity contained in the gas is low, the amount of the first impurity 212a and the second impurity 212b is smaller than that of the first impurity 210a and the second impurity 210b.
  • FIG. 6C shows a state in which new third solar cells 10c and fourth solar cells 10d are arranged in the chamber after the manufacture of the first solar cells 10a and the second solar cells 10b is completed.
  • the second i-type layer 72b is formed on the back side of the semiconductor substrate 70 by the process (A-2).
  • the first impurity 212a attached to the first mask 200a and the second impurity 212b attached to the second mask 200b are knocked out by the supply of gas and taken into the second i-type layer 72b.
  • the amount of the first impurity 212a and the second impurity 212b is smaller than the amount of the first impurity 210a and the second impurity 210b, the amount of impurities contained in the second i-type layer 72b is reduced. As a result, the output reduction of the solar battery cell 10 due to the impurities mixed in the i-type layer 72 is suppressed.
  • (A-4) The semiconductor substrate 70 on which the second i-type layer 72b and the n-type layer 78 are stacked is taken out of the chamber and placed in another chamber for forming the p-type layer 74. Therefore, processing similar to (A-2) and (A-3) is repeated.
  • a gas containing a p-type element such as diborane (B 2 H 6 ) is added to a silicon-containing gas such as silane (SiH 4 ), and then diluted with hydrogen and supplied. Then, RF high frequency power is applied to the parallel plate electrodes or the like to form plasma, and the plasma is supplied to the heated film formation surface of the semiconductor substrate 70.
  • the film formation speed when the proximity portion 92 is formed is 1.01 to 7.00 times the film formation speed when the remote portion 90 is formed.
  • the p-type layer 74 is formed after the n-type layer 78 is formed.
  • the n-type layer 78 may be formed after the p-type layer 74 is formed.
  • the second TCO 76 b is formed on the back surface side of the n-type layer 78, and the first TCO 76 a is formed on the light-receiving surface side of the p-type layer 74.
  • a thin film forming method such as an evaporation method, a plasma CVD method, or a sputtering method is used.
  • (B) Manufacturing method of solar cell module 100 First, from the positive direction of the z axis toward the negative direction, the first protective member 40a, the first sealing member 42a, the solar cell 10 and the like, the second sealing member 42b, A laminated body is produced
  • the density of the adjacent portion 92 in the p-type layer 74 and the n-type layer 78 is made smaller than the density of the remote portion 90, so Can also be larger. Further, since the defect density is increased, defect levels are formed, and the contact resistance can be reduced. Moreover, since the density of the remote portion 90 is made larger than the density of the adjacent portion 92, the activation rate and the conductivity in the film can be improved. In addition, since the doping rate of the adjacent portion 92 is made smaller than the doping rate of the remote portion 90, the amount of impurities attached to the mask 200 when manufacturing the solar battery cell 10 can be reduced.
  • the amount of impurities attached to the mask 200 is reduced, the amount of impurities contained in the i-type layer 72 can be reduced when a new solar battery cell 10 is manufactured. In addition, since the amount of impurities contained in the i-type layer 72 is reduced, a decrease in the output of the solar battery cell 10 can be suppressed.
  • the contact resistance is reduced by making the density of the adjacent portion 92 smaller than the density of the remote portion 90, the electric resistance is reduced even if the doping rate of the adjacent portion 92 is made smaller than the doping rate of the remote portion 90. Can be suppressed.
  • the deposition rate when forming the proximity portion 92 is higher than the deposition rate when forming the remote portion 90, the density of the proximity portion 92 can be made smaller than the density of the remote portion 90.
  • the deposition rate when forming the proximity portion 92 is 1.01 to 5.00 times the deposition rate when forming the remote portion 90, the contact resistance can be reduced.
  • the solar battery cell 10 includes a semiconductor substrate 70, an i-type layer 72 formed on one surface side of the semiconductor substrate 70, a p formed on the i-type layer 72 and containing conductive impurities. And a TCO 76 formed on the p-type layer 74 and the n-type layer 78.
  • the density of the proximity portion 92 closer to the TCO 76 than the remote portion 90 in the p-type layer 74 and the n-type layer 78 is smaller than the density of the remote portion 90.
  • the doping rate of the proximity portion 92 is smaller than the doping rate of the remote portion 90.
  • Another i-type layer 72, an n-type layer 78 containing a conductive impurity, and another TCO 76 may be further provided.
  • Another i-type layer 72, n-type layer 78, and another TCO 76 are formed on the opposite side of the i-type layer 72, the p-type layer 74, and the TCO 76 in the semiconductor substrate 70.
  • the type is different from the conductivity type of the impurity contained in the p-type layer 74, and the density of the fourth portion closer to the TCO 76 than the third portion in the n-type layer 78 is smaller than the density of the third portion.
  • Another aspect of the present invention is a method for manufacturing a solar battery cell 10.
  • an i-type layer 72 is formed on one surface of a semiconductor substrate 70 masked at least partially, and a p-type layer 74 and an n-type layer 78 containing conductive impurities are formed on the i-type layer 72.
  • the deposition rate when forming the proximity portion 92 closer to the TCO 76 than the remote portion 90 in the p-type layer 74 and the n-type layer 78 is faster than the deposition rate when forming the remote portion 90.
  • the film formation speed when forming the proximity portion 92 in the p-type layer 74 and the n-type layer 78 is 1.01 to 5.00 times the film formation speed when the remote portion 90 is formed.
  • the solar battery cell 10 is a heterojunction solar battery cell.
  • the present invention is not limited thereto, and for example, the solar battery cell 10 may be a back contact solar battery cell. According to this modification, the application range of the present embodiment can be expanded.
  • the contact resistance in the solar battery cell can be reduced without generating an oxide film.

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Abstract

ｉ型層７２は、結晶性半導体基板の一面側に形成される。ｎ型層７８あるいはｐ型層７４は、ｉ型層７２上に形成され、かつ導電型の不純物を含む。ＴＣＯ７６は、ｎ型層７８あるいはｐ型層７４上に形成される。ｎ型層７８あるいはｐ型層７４における遠隔部分９０よりＴＣＯ７６に近い近接部分９２の密度は、遠隔部分９０の密度よりも小さい。

Description

太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法
　本発明は、導電性非晶質半導体層を含む太陽電池セルおよび太陽電池セルの製造方法に関する。
　ヘテロ接合型太陽電池では、結晶系シリコンからなる基板表面に、バンドギャップの異なる非晶質シリコン系薄膜を製膜することによって、拡散電位が形成される。このようなヘテロ接合型太陽電池では、透光性導電膜と、ｐ型およびｎ型非晶質シリコン系薄膜との接合界面においてコンタクト抵抗が存在するので、太陽電池セルの直列抵抗が増大し、光電変換効率の向上が困難であった。そのため、ｐ型非晶質シリコン系薄膜と透光性導電膜との間である接合界面部分に、ｐ型シリコン酸化物層が介在される（例えば、特許文献１参照）。
特開２０１４－６７９０１号公報
　一般的に、ヘテロ接合型太陽電池では、薄膜型太陽電池よりも多くの電流が流れるので、薄膜型太陽電池よりもヘテロ接合型太陽電池においてコンタクト抵抗の影響が大きい。そのような状況下において、コンタクト抵抗を低減するためにｐ型シリコン酸化物層が介在される場合、ｐ型非晶質シリコン系薄膜上にｐ型シリコン酸化物層を形成する工程を追加しなければならない。
　本発明はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、酸化膜を生成しなくても太陽電池セルにおけるコンタクト抵抗を低減する技術を提供することにある。
　上記課題を解決するために、本発明のある態様の太陽電池セルは、結晶性半導体基板と、結晶性半導体基板の一面側に形成される真性非晶質半導体層と、真性非晶質半導体層上に形成され、かつ導電型の不純物を含む導電性非晶質半導体層と、導電性非晶質半導体層上に形成される透明導電膜層とを備える。導電性非晶質半導体層における第１部分より透明導電膜層に近い第２部分の密度は、第１部分の密度よりも小さい。
　本発明の別の態様は、太陽電池セルの製造方法である。この方法は、少なくとも一部をマスクした結晶性半導体基板の一面側に真性非晶質半導体層を形成するステップと、真性非晶質半導体層上に、導電型の不純物を含む導電性非晶質半導体層を形成するステップと、導電性非晶質半導体層上に透明導電膜層を形成するステップとを備える。導電性非晶質半導体層における第１部分より透明導電膜層に近い第２部分を形成する場合の成膜速度は、第１部分を形成する場合の成膜速度よりも速い。
　本発明によれば、酸化膜を生成しなくても太陽電池セルにおけるコンタクト抵抗を低減できる。
本発明の実施例に係る太陽電池モジュールの受光面側からの平面図である。 図１の太陽電池モジュールの断面図である。 図１の太陽電池セルの受光面側からの平面図である。 図３の太陽電池セルの断面図である。 図５（ａ）－（ｃ）は、図４のｐ型層およびｎ型層における密度分布とドープ率分布を示す図である。 図６（ａ）－（ｃ）は、図４の太陽電池セルの製造工程の概要を示す図である。
　本発明を具体的に説明する前に、概要を述べる。本発明の実施例は、太陽電池モジュールに複数含まれる太陽電池セル、例えばヘテロ接合型太陽電池セルに関する。ヘテロ接合型太陽電池セルでは、結晶性半導体基板の一面側に、真性非晶質半導体層とｐ型非晶質半導体層と透明導電膜層とが順に積層されるとともに、結晶性半導体基板の反対面側に真性非晶質半導体層とｎ型非晶質半導体層と透明導電膜層とが順に積層される。このような構成において、隣接したｐ型非晶質半導体層と透明導電膜層との間にコンタクト抵抗が存在するとともに、隣接したｎ型非晶質半導体層と透明導電膜層との間にもコンタクト抵抗が存在する。コンタクト抵抗によって、太陽電池セルの直列抵抗が増大するので、コンタクト抵抗の低減が求められる。
　本実施例に係る太陽電池セルにおけるｎ型非晶質半導体層は、太陽電池セルの厚さ方向に２層構造を有する。２層構造は、ｎ型非晶質半導体層のうちの透明導電膜層に近い方の部分（以下、「近接部分」という）と、近接部分より透明導電膜層から離れた部分（以下、「遠隔部分」という）とを含む。ここで、近接部分の密度は遠隔部分の密度よりも小さくされる。密度とは、例えば、原子密度である。そのため、近接部分では、遠隔部分と比較して、シリコン原子が本来存在すべき位置にシリコンが存在しない欠陥が増加する。このような欠陥密度の増加によって欠陥準位が増加する。これにより、欠陥準位を用いた電気伝導が起こりやすくなる。このような構造により、導電率の低下をまねく酸化膜を使用しなくても、コンタクト抵抗が低減される。また、ｐ型非晶質半導体層も２層構造を有する。なお、以下の説明において、「平行」、「直交」は、完全な平行、直交だけではなく、誤差の範囲で平行からずれている場合も含むものとする。また、「略」は、おおよその範囲で同一であるという意味である。
　図１は、本発明の実施例に係る太陽電池モジュール１００の受光面側からの平面図である。図１に示すように、ｘ軸、ｙ軸、ｚ軸からなる直交座標系が規定される。ｘ軸、ｙ軸は、太陽電池モジュール１００の平面内において互いに直交する。ｚ軸は、ｘ軸およびｙ軸に垂直であり、太陽電池モジュール１００の厚み方向に延びる。また、ｘ軸、ｙ軸、ｚ軸のそれぞれの正の方向は、図１における矢印の方向に規定され、負の方向は、矢印と逆向きの方向に規定される。太陽電池モジュール１００を形成する２つの主表面であって、かつｘ－ｙ平面に平行な２つの主表面のうち、ｚ軸の正方向側に配置される主平面が受光面であり、ｚ軸の負方向側に配置される主平面が裏面である。以下では、ｚ軸の正方向側を「受光面側」とよび、ｚ軸の負方向側を「裏面側」とよぶこともある。
　太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル１０と総称される第１１太陽電池セル１０ａａ、・・・、第６４太陽電池セル１０ｆｄ、渡り配線材１４と総称される第１渡り配線材１４ａ、第２渡り配線材１４ｂ、第３渡り配線材１４ｃ、第４渡り配線材１４ｄ、第５渡り配線材１４ｅ、第６渡り配線材１４ｆ、第７渡り配線材１４ｇ、セル端配線材１６、セル間配線材１８を含む。第１非発電領域２０ａと第２非発電領域２０ｂは、ｙ軸方向において、複数の太陽電池セル１０を挟むように配置される。具体的には、第１非発電領域２０ａは、複数の太陽電池セル１０よりもｙ軸の正方向側に配置され、第２非発電領域２０ｂは、複数の太陽電池セル１０よりもｙ軸の負方向側に配置される。第１非発電領域２０ａ、第２非発電領域２０ｂ（以下、「非発電領域２０」と総称することもある）は、矩形状を有し、太陽電池セル１０を含まない。
　複数の太陽電池セル１０のそれぞれは、入射する光を吸収して光起電力を発生する。太陽電池セル１０は、例えば、結晶シリコン、ガリウム砒素（ＧａＡｓ）またはインジウム燐（ＩｎＰ）等の半導体材料によって形成される。太陽電池セル１０の構造は後述するが、ここでは前述のごとくヘテロ接合型太陽電池セルであるとする。ヘテロ接合型太陽電池セルでは、結晶シリコンとアモルファスシリコンとが積層される。図１では省略しているが、各太陽電池セル１０の受光面および裏面には、互いに平行にｘ軸方向に延びる複数のフィンガー電極と、複数のフィンガー電極に直交するようにｙ軸方向に延びる複数、例えば３本のバスバー電極とが備えられる。バスバー電極は、複数のフィンガー電極のそれぞれを接続する。また、バスバー電極およびフィンガー電極は、例えば、銀ペースト等により形成される。
　複数の太陽電池セル１０は、ｘ－ｙ平面上にマトリクス状に配列される。ここでは、一例として、ｘ軸方向に６つの太陽電池セル１０が並べられ、ｙ軸方向に４つの太陽電池セル１０が並べられる。なお、ｘ軸方向に並べられる太陽電池セル１０の数と、ｙ軸方向に並べられる太陽電池セル１０の数は、これに限定されない。ｙ軸方向に並んで配置される４つの太陽電池セル１０は、セル間配線材１８によって直列に接続され、１つの太陽電池ストリング１２が形成される。例えば、第１１太陽電池セル１０ａａ、第１２太陽電池セル１０ａｂ、第１３太陽電池セル１０ａｃ、第１４太陽電池セル１０ａｄが接続されることによって、第１太陽電池ストリング１２ａが形成される。他の太陽電池ストリング１２、例えば、第２太陽電池ストリング１２ｂから第６太陽電池ストリング１２ｆも同様に形成される。その結果、６つの太陽電池ストリング１２がｘ軸方向に平行に並べられる。
　太陽電池ストリング１２を形成するために、セル間配線材１８は、隣接した太陽電池セル１０のうちの一方の受光面側のバスバー電極と、他方の裏面側のバスバー電極とを接続する。例えば、第１１太陽電池セル１０ａａと第１２太陽電池セル１０ａｂとを接続するための３つのセル間配線材１８は、第１１太陽電池セル１０ａａの裏面側のバスバー電極と第１２太陽電池セル１０ａｂの受光面側のバスバー電極とを電気的に接続する。
　７つの渡り配線材１４のうちの４つが、第１非発電領域２０ａに配置され、残りの３つが、第２非発電領域２０ｂに配置される。第２非発電領域２０ｂに配置される第５渡り配線材１４ｅから第７渡り配線材１４ｇのそれぞれは、ｘ軸方向に延びて、セル端配線材１６を介して互いに隣接する２つの太陽電池ストリング１２に電気的に接続される。例えば、第５渡り配線材１４ｅは、第１太陽電池ストリング１２ａにおける第１４太陽電池セル１０ａｄと、第２太陽電池ストリング１２ｂにおける第２４太陽電池セル１０ｂｄとに接続される。ここで、セル端配線材１６は、太陽電池セル１０の受光面あるいは裏面において、セル間配線材１８と同様に配置される。
　第１非発電領域２０ａに配置される第１渡り配線材１４ａは、セル端配線材１６を介して第１太陽電池ストリング１２ａの第１１太陽電池セル１０ａａに接続される。第１渡り配線材１４ａは、セル端配線材１６との接続部分から、太陽電池モジュール１００のｘ軸方向の中央付近まで延びる。第２渡り配線材１４ｂは、セル端配線材１６を介して第２太陽電池ストリング１２ｂの第２１太陽電池セル１０ｂａに接続される。また、第２渡り配線材１４ｂは、別のセル端配線材１６を介して第３太陽電池ストリング１２ｃの第３１太陽電池セル１０ｃａにも接続される。これらの接続により、第２渡り配線材１４ｂは、第２太陽電池ストリング１２ｂと第３太陽電池ストリング１２ｃとを電気的に接続する。
　第３渡り配線材１４ｃ、第４渡り配線材１４ｄは、第２渡り配線材１４ｂ、第１渡り配線材１４ａに対してｘ軸方向に反転して配置される。そのため、第１太陽電池ストリング１２ａから第６太陽電池ストリング１２ｆは、電気的に直列に接続される。なお、第１渡り配線材１４ａから第４渡り配線材１４ｄのそれぞれには、図示しない取出し配線材が接続され、それらの取出し配線は、図示しない端子ボックスに接続される。
　図２は、太陽電池モジュール１００の断面図であり、図１のＡ－Ａ’断面図である。太陽電池モジュール１００は、太陽電池セル１０と総称される第１１太陽電池セル１０ａａ、第１２太陽電池セル１０ａｂ、第１３太陽電池セル１０ａｃ、第１４太陽電池セル１０ａｄ、第１渡り配線材１４ａ、第５渡り配線材１４ｅ、セル端配線材１６、セル間配線材１８、保護部材４０と総称される第１保護部材４０ａ、第２保護部材４０ｂ、封止部材４２と総称される第１封止部材４２ａ、第２封止部材４２ｂを含む。図２の上側が受光面側に相当し、下側が裏面側に相当する。
　第１保護部材４０ａは、太陽電池モジュール１００の受光面側に配置されており、太陽電池モジュール１００の表面を保護する。第１保護部材４０ａには、透光性および遮水性を有するガラス、透光性プラスチック等が使用され、矩形板状に形成される。ここでは、一例としてガラスが使用されるとする。第１封止部材４２ａは、第１保護部材４０ａの裏面側に積層される。第１封止部材４２ａは、第１保護部材４０ａと太陽電池セル１０との間に配置されて、これらを接着する。第１封止部材４２ａとして、例えば、ポリオレフィン、ＥＶＡ（エチレン酢酸ビニル共重合体）、ＰＶＢ（ポリビニルブチラール）、ポリイミド等の樹脂フィルムのような熱可塑性樹脂が使用される。なお、熱硬化性樹脂が使用されてもよい。第１封止部材４２ａは、透光性を有するとともに、第１保護部材４０ａにおけるｘ－ｙ平面と略同一寸法の面を有する矩形状のシート材によって形成される。
　第２封止部材４２ｂは、第１封止部材４２ａの裏面側に積層される。第２封止部材４２ｂは、第１封止部材４２ａとの間で、複数の太陽電池セル１０、セル間配線材１８等を封止する。第２封止部材４２ｂには、第１封止部材４２ａと同様のものを用いることができる。また、ラミネート・キュア工程における加熱によって、第２封止部材４２ｂは第１封止部材４２ａと一体化されていてもよい。
　第２保護部材４０ｂは、第２封止部材４２ｂの裏面側に積層される。第２保護部材４０ｂは、バックシートとして太陽電池モジュール１００の裏面側を保護する。第２保護部材４０ｂとしては、例えば、ＰＥＴ（ポリエチレンテレフタラート）等の樹脂フィルムが使用される。なお、第２保護部材４０ｂとして、Ａｌ箔を樹脂フィルムで挟んだ構造を有する積層フィルムなどが使用されてもよい。さらに、太陽電池モジュール１００の周囲には、Ａｌフレーム枠が取り付けられてもよい。
　図３は、太陽電池セル１０の受光面側からの平面図である。ここでは、太陽電池セル１０のｚ軸の正方向側の面を受光面５０として示す。また、受光面５０が長辺と短辺とが交互に接続された八角形により構成されるが、それ以外の形状、例えば、八角形に含まれる短辺が非直線であってもよいし、四角形により形成されてもよい。受光面５０には、互いに平行にｘ軸方向に延びる複数のフィンガー電極６０が配置される。また、受光面５０には、複数のフィンガー電極６０に交差、例えば直交するようにｙ軸方向に延びる複数、例えば３本のバスバー電極６２が配置される。バスバー電極６２は、複数のフィンガー電極６０のそれぞれを接続する。また、複数のバスバー電極６２のそれぞれに対して、セル間配線材１８が重ねられて配置される。セル間配線材１８は、隣接した他の太陽電池セル１０の方向、つまりｙ軸方向に延びる。
　図４は、太陽電池セル１０の断面図であり、図３のＢ－Ｂ’断面図である。太陽電池セル１０は、フィンガー電極６０、フィンガー電極６４、半導体基板７０、ｉ型層７２と総称される第１ｉ型層７２ａ、第２ｉ型層７２ｂ、ｐ型層７４、ＴＣＯ（Ｔｒａｎｓｐａｒｅｎｔ　Ｃｏｎｄｕｃｔｉｖｅ　Ｏｘｉｄｅ）７６と総称される第１ＴＣＯ７６ａ、第２ＴＣＯ７６ｂ、ｎ型層７８を含む。図４の上側の面が受光面５０であり、図４の下側の面が裏面５２である。なお、「上」と「下」の表現は図４に示した方向に限定されず、「上」と「下」との関係が反対向きになっている限りにおいて任意の方向を示してもよい。
　半導体基板７０は、結晶性の半導体材料であり、結晶性半導体基板ともよばれる。半導体基板７０は、ｎ型またはｐ型の導電型の結晶性半導体基板であり、単結晶シリコン基板、多結晶シリコン基板等を使用可能である。半導体基板７０は、入射された光を吸収することで、光電変換により電子および正孔のキャリア対を発生させる。ここでは、半導体基板７０としてｎ型単結晶シリコン基板を使用する。なお、半導体基板７０の表面には、光吸収効率を向上させるためのテクスチャ構造が設けられる。
　第１ｉ型層７２ａは、半導体基板７０の受光面側に形成され、真性非晶質半導体層ともよばれる。第１ｉ型層７２ａは、非晶質の半導体層であり、アモルファス相あるいはアモルファス相内に微少な結晶粒が析出している微結晶相を含む半導体層である。ここでは、水素を含有する実質的に真性のアモルファスシリコンである。第１ｉ型層７２ａは、光の吸収をできるだけ抑えられるように薄くし、一方で半導体基板７０の表面が十分にパッシベーションされる程度に厚くする。
　ｐ型層７４は、第１ｉ型層７２ａの受光面側に形成され、導電性非晶質半導体層ともよばれる。ｐ型層７４は、水素を含む非晶質半導体層に、導電型の不純物としてｐ型の導電型の元素であるアクセプタを含む。例えば、ｐ型層７４では、シリコンにボロンが添加される。第１ＴＣＯ７６ａは、ｐ型層７４の受光面側に形成され、透明導電膜層ともよばれる。例えば、多結晶構造を有する酸化インジウム（Ｉｎ２Ｏ３）、酸化亜鉛（ＺｎＯ）、酸化錫（ＳｎＯ２）、酸化チタン（ＴｉＯ２）等の金属酸化物を少なくとも１つ含んで構成される。これらの金属酸化物に錫（Ｓｎ）、亜鉛（Ｚｎ）、タングステン（Ｗ）、アンチモン（Ｓｂ）、チタン（Ｔｉ）、セリウム（Ｃｅ）、ガリウム（Ｇａ）等の金属または水素(Ｈ)のいずれかが添加されていてもよい。フィンガー電極６０は、第１ＴＣＯ７６ａの受光面側に形成され、発電された電力を外部に取り出すための電極である。前述のごとく、フィンガー電極６０は、銀ペースト等により形成される。
　第２ｉ型層７２ｂは、半導体基板７０の裏面側に形成され、第１ｉ型層７２ａと同様に真性非晶質半導体層とよばれたり、別の真性非晶質半導体層とよばれたりする。第２ｉ型層７２ｂは、第１ｉ型層７２ａと同様に形成される。ｎ型層７８は、第２ｉ型層７２ｂの裏面側に形成され、ｐ型層７４と同様に導電性非晶質半導体層とよばれたり、別の導電性非晶質半導体層とよばれたりする。ｎ型層７８は、水素を含む非晶質半導体層に、ｐ型層７４に含まれる不純物の導電型とは異なった導電型の不純物としてｎ型の導電型の元素であるドナーを含む。例えば、ｎ型層７８では、シリコンに燐が添加される。
　第２ＴＣＯ７６ｂは、ｎ型層７８の裏面側に形成され、第１ＴＣＯ７６ａと同様に透明導電膜層とよばれたり、別の透明導電膜層とよばれたりする。第２ＴＣＯ７６ｂは、第１ＴＣＯ７６ａと同様に形成される。フィンガー電極６４は、第２ＴＣＯ７６ｂの裏面側に形成され、発電された電力を外部に取り出すための電極である。フィンガー電極６４は、フィンガー電極６０と同様に形成されるが、フィンガー電極６４の数はフィンガー電極６０の数よりも多い。
　このように、第２ｉ型層７２ｂ、ｎ型層７８、第２ＴＣＯ７６ｂ、フィンガー電極６４は、半導体基板７０において、第１ｉ型層７２ａ、ｐ型層７４、第１ＴＣＯ７６ａ、フィンガー電極６０の反対側に形成される。以下では、図５（ａ）－（ｃ）を使用しながら、導電性非晶質半導体層であるｐ型層７４、ｎ型層７８の構造をさらに詳細に説明する。
　図５（ａ）－（ｃ）は、ｐ型層７４およびｎ型層７８における密度分布とドープ率分布を示す。図５（ａ）は、図４における太陽電池セル１０の構造のうち、ＴＣＯ７６の近傍を拡大した断面図である。ここでは、図４の第１ｉ型層７２ａ、第２ｉ型層７２ｂをｉ型層７２と示し、第１ＴＣＯ７６ａ、第２ＴＣＯ７６ｂをＴＣＯ７６と示す。また、これらに挟まれるｎ型層７８あるいはｐ型層７４が示される。ここでは、ｎ型層７８として説明するが、ｐ型層７４でも同様に形成される。
　ｎ型層７８は、遠隔部分９０と近接部分９２とを含むような２層構造を有する。近接部分９２は、遠隔部分９０よりＴＣＯ７６に近い部分に形成されるので、太陽電池セル１０の外側からＴＣＯ７６、近接部分９２、遠隔部分９０、ｉ型層７２がこの順に積層される。遠隔部分９０と近接部分９２との共通点は、いずれも、水素を含む非晶質半導体層にｎ型の導電型の元素であるドナーを含むことである。一方、遠隔部分９０と近接部分９２の違いは図５（ｂ）－（ｃ）に示される。
　図５（ｂ）は、遠隔部分９０および近接部分９２におけるｎ型層７８の密度を示す。横軸は、ＴＣＯ７６からの距離を示す。ここでは、近接部分９２と遠隔部分９０との境界が「Ｃ１」と示され、遠隔部分９０とｉ型層７２との境界が「Ｃ２」と示される。つまり、距離「０」から「Ｃ１」までの間が近接部分９２であり、距離「Ｃ１」から「Ｃ２」までの間が遠隔部分９０である。一方、縦軸は密度を示す。密度は、単位体積当たりのｎ型層７８の重量で示される。図示のごとく、近接部分９２におけるｎ型層７８の密度（以下、「近接部分９２の密度」という）は「Ｄ２」と示され、遠隔部分９０におけるｎ型層７８の密度（以下、「遠隔部分９０の密度」という）は「Ｄ１」と示される。ここで、Ｄ２＜Ｄ１であり、密度はＣ１を境界にしてステップ状に変化する。
　一例として、近接部分９２の密度「Ｄ２」は、遠隔部分９０の密度「Ｄ１」の０．８倍から０．９９倍にされる。このように密度の小さい近接部分９２では、遠隔部分９０と比較して、欠陥密度が増加する。欠陥密度が増加することによって、欠陥準位が形成される。その結果、欠陥準位の電子の移動が可能になり、コンタクト抵抗が低減する。つまり、近接部分９２の密度を小さくすることによって、ＴＣＯ７６とｎ型層７８とのコンタクト抵抗が低減する。一方、近接部分９２の密度を小さくしすぎると導電性が低下してしまうので、近接部分９２の密度は前述の範囲内に設定される。なお、ｐ型層７４において、近接部分９２の密度「Ｄ２」は、遠隔部分９０の密度「Ｄ１」の０．８倍から０．９９倍にされる。
　図５（ｃ）は、遠隔部分９０および近接部分９２における不純物のドープ率を示す。前述のごとく、ここでの不純物はドナーになる。横軸は図５（ｂ）と同一である。一方、縦軸はドープ率を示す。ドープ率は、シリコン原子の個数に対する不純物の個数によって示される。図示のごとく、近接部分９２におけるドープ率は「Ｅ２」と示され、遠隔部分９０におけるドープ率「Ｅ１」と示される。ここで、Ｅ２＜Ｅ１であり、ドープ率もＣ１を境界にしてステップ状に変化する。このように近接部分９２においてドープ率を小さくすることによる利点については、太陽電池セル１０の製造方法を説明する際に説明する。
　一般的に、ｎ型層７８における不純物のドープ率が小さくなると、電気抵抗が大きくなる。しかしながら、近接部分９２の密度を小さくすることによってコンタクト抵抗が小さくなっているので、コンタクト抵抗の減少幅よりも電気抵抗の増加幅が小さくなるようにドープ率を小さくすれば、ドープ率の低減による電気抵抗の増加は問題にならない。
　前述のごとく、ｐ型層７４においてもｎ型層７８と同様に遠隔部分９０と近接部分９２が配置されてもよい。その際、不純物はアクセプタになる。また、ｐ型層７４、ｎ型層７８における遠隔部分９０、近接部分９２を第１部分、第２部分とよんでもよく、ｎ型層７８における遠隔部分９０、近接部分９２を第３部分、第４部分とよんでもよい。さらに、ｐ型層７４とｎ型層７８のいずれか一方だけに遠隔部分９０と近接部分９２が形成されてもよい。
　これまでは、遠隔部分９０と近接部分９２との２層構造によってｐ型層７４あるいはｎ型層７８が形成され、遠隔部分９０よりも近接部分９２において密度とドープ率が小さいとしている。また、密度とドープ率は、いずれも遠隔部分９０と近接部分９２の境界においてステップ状に変化する。しかしながら、密度とドープ率はＴＣＯ７６に近いほど小さくなるという条件下において、次のように変化してもよい。
　（１）２層構造ではなく、３層以上の多層構造であってもよい。また、密度とドープ率が変化する位置が異なっていてもよい。これによって、密度とドープ率が独立して操作可能になる。例えば、欠陥準位を用いてＴＣＯ７６とのコンタクト抵抗を改善するために、密度の小さな層はＴＣＯ７６界面付近だけでよいが、マスクに付着する不純物を減らすためには界面付近だけでなくさらに広い範囲にドープ率の低い層を配置できる。
　（２）遠隔部分９０と近接部分９２との間のステップ状の変化において、境界近傍で傾斜があってもよい。
　（３）遠隔部分９０と近接部分９２とにわたる変化がステップ状ではなく、連続的な傾斜を持ってもよい。
　以下では、太陽電池モジュール１００の製造方法について説明する。ここでは、（Ａ）太陽電池セル１０の製造方法を説明してから、（Ｂ）太陽電池モジュール１００の製造方法を説明する。
（Ａ）太陽電池セル１０の製造方法
　太陽電池セル１０は、プラズマＣＶＤ（ＰＥＣＶＤ（（Ｃｈｅｍｉｃａｌ　Ｖａｐｏｒ　Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ）））法、触媒型ＣＶＤ（Ｃａｔ－ＣＶＤ）法、スパッタリング法等を使用して製造されるが、ここではプラズマＣＶＤ法のうちのＲＦプラズマＣＶＤ法を使用する。また、以下では、半導体基板７０の裏面側に、第２ｉ型層７２ｂ、ｎ型層７８、第２ＴＣＯ７６ｂを順に形成する手順を説明する。
（Ａ－１）まず、半導体基板７０が用意され、半導体基板７０は、フッ化水素酸（ＨＦ）水溶液やＲＣＡ洗浄液で洗浄される。また、水酸化カリウム（ＫＯＨ）水溶液等のアルカリエッチング液を用いて基板の受光面や裏面にテクスチャ構造が形成されてもよい。
（Ａ－２）ｎ型層７８を形成するためのチャンバに半導体基板７０が配置される。これに続いて、シラン（ＳｉＨ４）等のケイ素含有ガスと、希釈ガスとしての水素とを供給しながら、半導体基板７０を挟んだ平行平板電極等にＲＦ高周波電力を印加してプラズマ化して、加熱された半導体基板７０の成膜面に供給する。これにより、半導体基板７０の裏面側に第２ｉ型層７２ｂが形成される。成膜時の温度は約１５０～２５０℃、ＲＦ電力密度は約１～３０ｍＷ／ｃｍ２とされる。
（Ａ－３）続いて、シラン（ＳｉＨ４）等のケイ素含有ガスにホスフィン（ＰＨ３）等のｎ型元素を含むガスを加えてから、水素で希釈して供給し、平行平板電極等にＲＦ高周波電力を印加してプラズマ化して、加熱された半導体基板７０の成膜面に供給する。これにより、第２ｉ型層７２ｂの裏面側にｎ型層７８が形成される。成膜時の温度は約１５０～２５０℃、ＲＦ電力密度は約１～３０ｍＷ／ｃｍ２とされる。前述のごとく、ｎ型層７８は、遠隔部分９０と近接部分９２との２層構造になっており、ここでは、図６（ａ）－（ｂ）を使用しながらその製造方法を説明する。図６（ａ）－（ｃ）は、太陽電池セル１０の製造工程の概要を示す。
　図６（ａ）では、第１太陽電池セル１０ａの少なくとも一部が第１マスク２００ａで覆われ、第２太陽電池セル１０ｂの少なくとも一部が第２マスク２００ｂで覆われ、第１太陽電池セル１０ａと第２太陽電池セル１０ｂがチャンバの上下に設置される。この段階において、第１太陽電池セル１０ａと第２太陽電池セル１０ｂでは、（Ａ－２）のごとく、半導体基板７０の裏面側に第２ｉ型層７２ｂが形成されている。矢印の方向からガスが供給されることによって、第２ｉ型層７２ｂの裏面側に遠隔部分９０が形成される。その際、第１マスク２００ａの表面には第１不純物２１０ａが付着し、第２マスク２００ｂの表面には第２不純物２１０ｂが付着する。第１不純物２１０ａと第２不純物２１０ｂは、ガスに含まれている。
　図６（ｂ）は、図６（ａ）に続く処理を示す。ここでは、遠隔部分９０を形成する場合の成膜速度よりも速い成膜速度を使用することによって、遠隔部分９０の裏面側に近接部分９２が形成される。成膜速度を速くすることによって、近接部分９２の密度が遠隔部分９０の密度よりも小さくなる。ここで、近接部分９２を形成する場合の成膜速度は、遠隔部分９０を形成する場合の成膜速度の１．０１倍～５．００倍にされる。成膜速度は、ＲＦ電力密度、圧力を調節することによって制御可能である。
　その際、遠隔部分９０を形成する場合と比較して、ガス流量比が低くされる。ガス流量比を低くすることによって、近接部分９２における不純物のドープ率は、遠隔部分９０における不純物のドープ率よりも小さくなる。ここでも、第１マスク２００ａの表面には第１不純物２１２ａが付着し、第２マスク２００ｂの表面には第２不純物２１２ｂが付着する。ガスに含まれる不純物の濃度が低くなっているので、第１不純物２１０ａと第２不純物２１０ｂと比較して、第１不純物２１２ａと第２不純物２１２ｂの量は少ない。
　図６（ｃ）は、第１太陽電池セル１０ａと第２太陽電池セル１０ｂの製造が終了した後、新たな第３太陽電池セル１０ｃと第４太陽電池セル１０ｄとをチャンバに配置させた状態を示す。ここでは、（Ａ－２）の処理によって、半導体基板７０の裏面側に第２ｉ型層７２ｂが形成される。その際、第１マスク２００ａに付着された第１不純物２１２ａと、第２マスク２００ｂに付着された第２不純物２１２ｂとが、ガスの供給によって叩き出されて、第２ｉ型層７２ｂに取り込まれる。しかしながら、第１不純物２１２ａと第２不純物２１２ｂの量は、第１不純物２１０ａと第２不純物２１０ｂの量よりも少ないので、第２ｉ型層７２ｂに含まれる不純物の量が低減する。これによって、ｉ型層７２に不純物が混ざることによる太陽電池セル１０の出力低下が抑制される。
（Ａ－４）第２ｉ型層７２ｂとｎ型層７８が積層された半導体基板７０は、チャンバから取り出され、ｐ型層７４を形成するための別のチャンバに配置される。そこで、（Ａ－２）、（Ａ－３）と同様の処理が繰り返される。なお、ｐ型層７４を形成するために、シラン（ＳｉＨ４）等のケイ素含有ガスにジボラン（Ｂ２Ｈ６）等のｐ型元素を含むガスを加えてから、水素で希釈して供給し、平行平板電極等にＲＦ高周波電力を印加してプラズマ化して、加熱された半導体基板７０の成膜面に供給する。また、ｐ型層７４において、近接部分９２を形成する場合の成膜速度は、遠隔部分９０を形成する場合の成膜速度の１．０１倍～７．００倍にされる。なお、これまでの説明においては、ｎ型層７８を形成してからｐ型層７４を形成しているが、ｐ型層７４を形成してからｎ型層７８を形成してもよい。
（Ａ－５）ｎ型層７８の裏面側に第２ＴＣＯ７６ｂが形成され、ｐ型層７４の受光面側に第１ＴＣＯ７６ａが形成される。ＴＣＯ７６の形成には、蒸着法、プラズマＣＶＤ法、スパッタリング法等の薄膜形成方法が使用される。
（Ｂ）太陽電池モジュール１００の製造方法
　まず、ｚ軸の正方向から負方向に向かって、第１保護部材４０ａ、第１封止部材４２ａ、太陽電池セル１０等、第２封止部材４２ｂ、第２保護部材４０ｂが順に重ね合わせられることによって、積層体が生成される。これに続いて、積層体に対して、ラミネート・キュア工程がなされる。この工程では、積層体から空気を抜き、加熱、加圧して、積層体を一体化する。ラミネート・キュア工程における真空ラミネートでは、温度が前述のごとく、１５０℃程度に設定される。
　本発明の実施例によれば、ｐ型層７４、ｎ型層７８における近接部分９２の密度を遠隔部分９０の密度よりも小さくするので、近接部分９２の欠陥密度を遠隔部分９０の欠陥密度よりも大きくできる。また、欠陥密度が大きくなるので、欠陥準位が形成され、コンタクト抵抗を低減できる。また、遠隔部分９０の密度を近接部分９２の密度よりも大きくするので、活性化率や膜中の導電率を向上できる。また、近接部分９２のドープ率を遠隔部分９０のドープ率よりも小さくするので、太陽電池セル１０を製造する際にマスク２００に付着する不純物の量を低減できる。また、マスク２００に付着する不純物の量が低減されるので、新たな太陽電池セル１０を製造する際にｉ型層７２に含まれる不純物の量を低減できる。また、ｉ型層７２に含まれる不純物の量が低減されるので、太陽電池セル１０の出力低下を抑制できる。
　また、近接部分９２の密度を遠隔部分９０の密度よりも小さくすることによってコンタクト抵抗が低減されているので、近接部分９２のドープ率を遠隔部分９０のドープ率よりも小さくしても、電気抵抗の増加を抑制できる。また、近接部分９２を形成する場合の成膜速度を、遠隔部分９０を形成する場合の成膜速度よりも速くするので、近接部分９２の密度を遠隔部分９０の密度よりも小さくできる。また、近接部分９２を形成する場合の成膜速度を、遠隔部分９０を形成する場合の成膜速度の１．０１倍～５．００倍にするので、コンタクト抵抗を低減できる。
　本実施例の概要は、次の通りである。本発明のある態様の太陽電池セル１０は、半導体基板７０と、半導体基板７０の一面側に形成されるｉ型層７２と、ｉ型層７２上に形成され、かつ導電型の不純物を含むｐ型層７４、ｎ型層７８と、ｐ型層７４、ｎ型層７８上に形成されるＴＣＯ７６とを備える。ｐ型層７４、ｎ型層７８における遠隔部分９０よりＴＣＯ７６に近い近接部分９２の密度は、遠隔部分９０の密度よりも小さい。
　ｐ型層７４、ｎ型層７８において、近接部分９２のドープ率は遠隔部分９０のドープ率よりも小さい。
　別のｉ型層７２と、導電型の不純物を含むｎ型層７８と、別のＴＣＯ７６とをさらに備えてもよい。別のｉ型層７２、ｎ型層７８、別のＴＣＯ７６は、半導体基板７０において、ｉ型層７２、ｐ型層７４、ＴＣＯ７６の反対側に形成され、ｎ型層７８に含まれる不純物の導電型は、ｐ型層７４に含まれる不純物の導電型と異なり、ｎ型層７８における第３部分より別のＴＣＯ７６に近い第４部分の密度は、第３部分の密度よりも小さい。
　本発明の別の態様は、太陽電池セル１０の製造方法である。この方法は、少なくとも一部をマスクした半導体基板７０の一面側にｉ型層７２を形成するステップと、ｉ型層７２上に、導電型の不純物を含むｐ型層７４、ｎ型層７８を形成するステップと、ｐ型層７４、ｎ型層７８上にＴＣＯ７６を形成するステップとを備える。ｐ型層７４、ｎ型層７８における遠隔部分９０よりＴＣＯ７６に近い近接部分９２を形成する場合の成膜速度は、遠隔部分９０を形成する場合の成膜速度よりも速い。
　ｐ型層７４、ｎ型層７８における近接部分９２を形成する場合の成膜速度は、遠隔部分９０を形成する場合の成膜速度の１．０１倍～５．００倍である。
　以上、本発明について実施例をもとに説明した。この実施例は例示であり、それらの各構成要素あるいは各処理プロセスの組合せにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本発明の範囲にあることは当業者に理解されるところである。
　本実施例において、太陽電池セル１０はヘテロ接合型太陽電池セルとしている。しかしながらこれに限らず例えば、太陽電池セル１０はバックコンタクト型太陽電池セルであってもよい。本変形例によれば、本実施例の適用範囲を拡大できる。
　１０　太陽電池セル、　１２　太陽電池ストリング、　１４　渡り配線材、　１６　セル端配線材、　１８　セル間配線材、　２０　非発電領域、　４０　保護部材、　４２　封止部材、　５０　受光面、　５２　裏面、　６０　フィンガー電極、　６２　バスバー電極、　６４　フィンガー電極、　７０　半導体基板、　７２　ｉ型層、　７４　ｐ型層、　７６　ＴＣＯ、　７８　ｎ型層、　９０　遠隔部分、　９２　近接部分、　１００　太陽電池モジュール。
　本発明によれば、酸化膜を生成しなくても太陽電池セルにおけるコンタクト抵抗を低減できる。

Claims (5)

  1. 　結晶性半導体基板と、
    　前記結晶性半導体基板の一面側に形成される真性非晶質半導体層と、
    　前記真性非晶質半導体層上に形成され、かつ導電型の不純物を含む導電性非晶質半導体層と、
    　前記導電性非晶質半導体層上に形成される透明導電膜層とを備え、
    　前記導電性非晶質半導体層における第１部分より前記透明導電膜層に近い第２部分の密度は、前記第１部分の密度よりも小さいことを特徴とする太陽電池セル。
  2. 　前記導電性非晶質半導体層において、前記第２部分のドープ率は前記第１部分のドープ率よりも小さいことを特徴とする請求項１に記載の太陽電池セル。
  3. 　別の真性非晶質半導体層と、
    　導電型の不純物を含む別の導電性非晶質半導体層と、
    　別の透明導電膜層とをさらに備え、
    　前記別の真性非晶質半導体層、前記別の導電性非晶質半導体層、前記別の透明導電膜層は、前記結晶性半導体基板において、前記真性非晶質半導体層、前記導電性非晶質半導体層、前記透明導電膜層の反対側に形成され、
    　前記別の導電性非晶質半導体層に含まれる不純物の導電型は、前記導電性非晶質半導体層に含まれる不純物の導電型と異なり、
    　前記別の導電性非晶質半導体層における第３部分より前記別の透明導電膜層に近い第４部分の密度は、前記第３部分の密度よりも小さいことを特徴とする請求項１または２に記載の太陽電池セル。
  4. 　少なくとも一部をマスクした結晶性半導体基板の一面側に真性非晶質半導体層を形成するステップと、
    　前記真性非晶質半導体層上に、導電型の不純物を含む導電性非晶質半導体層を形成するステップと、
    　前記導電性非晶質半導体層上に透明導電膜層を形成するステップとを備え、
    　前記導電性非晶質半導体層における第１部分より前記透明導電膜層に近い第２部分を形成する場合の成膜速度は、前記第１部分を形成する場合の成膜速度よりも速いことを特徴とする太陽電池セルの製造方法。
  5. 　前記導電性非晶質半導体層における第２部分を形成する場合の成膜速度は、前記第１部分を形成する場合の成膜速度の１．０１倍～５．００倍であることを特徴とする請求項４に記載の太陽電池セルの製造方法。
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