WO2019202958A1 - 太陽電池デバイスおよび太陽電池デバイスの製造方法 - Google Patents

太陽電池デバイスおよび太陽電池デバイスの製造方法 Download PDF

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訓太 吉河
慎也 大本
祐司 ▲高▼橋
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株式会社カネカ
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Definitions

  • the present invention relates to a solar cell device and a method for manufacturing the solar cell device.
  • the solar cell string (solar cell device)
  • more solar cells can be mounted on the limited solar cell mounting area in the solar cell module, the light receiving area for photoelectric conversion increases, and the solar cell module Output is improved.
  • the bus bar electrode of one solar cell is covered with the other solar cell in the stacking region in which a part of adjacent solar cells are stacked. The light shielding loss is reduced, and the output of the solar cell module is improved.
  • Patent Document 2 describes a technique for blackening the surface of the light-receiving surface electrode by oxidizing the surface of the light-receiving surface electrode made of a metal such as silver. Thereby, the light-receiving surface electrode can be assimilated with the color of other light-receiving surface portions.
  • Patent Document 2 when the technique described in Patent Document 2 is applied to a solar cell string (solar cell device), when electrically connecting a plurality of double-sided electrode type solar cells, the contact resistance of the electrode connection portion increases, It is considered that the output of the solar cell string (solar cell device) decreases.
  • An object of the present invention is to provide a solar cell device excellent in design while suppressing a decrease in output.
  • a solar cell device is a solar cell device in which a plurality of double-sided electrode type solar cells having metal electrode layers on both main surfaces are electrically connected using a shingling method, and are adjacent to each other. A part of one of the battery cells is electrically connected to a part of the other solar battery cell by stacking via a connecting member.
  • a region on the side of the stacked end, a region on the main surface facing both adjacent solar cells of both main surfaces is a stacking region, a region in contact with the connection member in the stacking region is a connection region,
  • the region around the connection region in the overlapping region is defined as the peripheral region, at least the surface of the metal electrode layer on the main surface side outside the stacking region of the solar cells is covered with an oxide film, and the connection of the solar cells.
  • the method for manufacturing a solar cell device is a method for manufacturing the above-described solar cell device in which a plurality of double-sided electrode type solar cells having metal electrode layers on both main surfaces are electrically connected using a shingling method.
  • the region on the side of the end portion that is stacked with the adjacent solar cell, the region on the main surface facing the adjacent solar cell out of both main surfaces is defined as the stack region.
  • the region in contact with the connection member in the stacking region is a connection region and the region around the connection region in the stacking region is the peripheral region, an oxidation resistant film is formed on the surface of the metal electrode layer in the stacking region of the solar cells.
  • an oxide film on the surface of the metal electrode layer on at least one main surface side outside the stacking region of the solar battery cells by exposure to an oxidation-resistant film forming step and exposure in an oxidizing atmosphere
  • the oxidation-resistant film forming step before the connection member is disposed in the solar cell connection region, the surface of the metal electrode layer in the solar cell connection region and the surface of the metal electrode layer in the peripheral region
  • an acid resistance for preventing oxidation is formed on at least a part of the surface of the metal electrode layer in the peripheral region.
  • a chemical film is formed.
  • FIG. 5 is a cross-sectional view taken along line VV shown in FIGS. 3 and 4.
  • FIG. 6 is a cross-sectional view taken along line VI-VI shown in FIGS. 3 and 4.
  • FIG. 2 is an enlarged view of the vicinity of a stacking region in the section taken along line II-II shown in FIG.
  • FIG. 7 is an enlarged view of the vicinity of a stacking region in the section VIII-VIII shown in FIG. 1.
  • It is a figure (sectional drawing) which shows the connection and baking process in the manufacturing method of the solar cell device which concerns on 1st Embodiment.
  • FIG. 9C shows the connection and baking process which are shown to FIG. 9C.
  • FIG. 4 is an enlarged view of a vicinity of a stacking region in the section taken along line II-II in FIG. 1 of a solar cell device according to a second embodiment.
  • FIG. 7 is an enlarged view of the vicinity of the stacking region in the section VIII-VIII in FIG. 1 of the solar cell device according to the second embodiment.
  • It is a figure which shows the connection process in the manufacturing method of the solar cell device which concerns on 2nd Embodiment.
  • It is a figure which shows the baking and barrier film formation process in the manufacturing method of the solar cell device which concerns on 2nd Embodiment.
  • FIG. 7 is an enlarged view of a vicinity of a stacking region corresponding to a cross section taken along line VIII-VIII in FIG. 1 of a solar cell device according to a modification of the second embodiment.
  • FIG. 7 is an enlarged view of a vicinity of a stacking region corresponding to a cross section taken along line VIII-VIII in FIG. 1 of a solar cell device according to a modification of the second embodiment.
  • FIG. 1 is a view of a solar cell module including the solar cell device according to the first embodiment as seen from the light receiving surface side
  • FIG. 2 is a cross-sectional view taken along the line II-II shown in FIG.
  • a solar cell module 100 is a solar cell device (solar cell string) that electrically connects at least two rectangular double-sided electrode type solar cells 2 using a shingling method. (Also referred to as 1).
  • the solar cell device 1 is sandwiched between the light receiving side protection member 3 and the back side protection member 4.
  • a liquid or solid sealing material 5 is filled between the light-receiving side protection member 3 and the back-side protection member 4, whereby the solar cell device 1 is sealed.
  • the sealing material 5 seals and protects the solar battery device 1, that is, the solar battery cell 2, between the light receiving side surface of the solar battery cell 2 and the light receiving side protection member 3, and the solar battery cell. 2 between the back side surface 2 and the back side protection member 4.
  • the shape of the sealing material 5 is not particularly limited, and examples thereof include a sheet shape. It is because it is easy to coat
  • the material of the sealing material 5 is not particularly limited, but preferably has a light transmitting property (translucency). Moreover, it is preferable that the material of the sealing material 5 has adhesiveness that adheres the solar battery cell 2, the light receiving side protection member 3, and the back side protection member 4.
  • Examples of such materials include ethylene / vinyl acetate copolymer (EVA), ethylene / ⁇ -olefin copolymer, ethylene / vinyl acetate / triallyl isocyanurate (EVAT), polyvinyl butyrate (PVB), acrylic Examples thereof include translucent resins such as resins, urethane resins, and silicone resins.
  • EVA ethylene / vinyl acetate copolymer
  • EVAT ethylene / vinyl acetate / triallyl isocyanurate
  • PVB polyvinyl butyrate
  • acrylic acrylic
  • translucent resins such as resins, urethane resins, and silicone resins.
  • the light-receiving side protection member 3 covers the surface (light-receiving surface) of the solar cell device 1, that is, the solar cell 2 through the sealing material 5, and protects the solar cell 2. Although it does not specifically limit as a shape of the light-receiving side protection member 3, From the point which covers a planar light-receiving surface indirectly, plate shape or sheet shape is preferable.
  • the material of the light-receiving side protection member 3 is not particularly limited, but like the sealing material 5, a material that has translucency but is resistant to ultraviolet light is preferable, for example, glass, or A transparent resin such as an acrylic resin or a polycarbonate resin can be used.
  • the surface of the light-receiving side protection member 3 may be processed into an uneven shape, or may be covered with an antireflection coating layer. This is because the light-receiving side protection member 3 makes it difficult to reflect the received light and guides more light to the solar cell device 1.
  • the back side protection member 4 covers the back surface of the solar battery device 1, that is, the solar battery cell 2 through the sealing material 5, and protects the solar battery cell 2. Although it does not specifically limit as a shape of the back side protection member 4, Like the light reception side protection member 3, a plate shape or a sheet form is preferable from the point which covers a planar back surface indirectly.
  • the material of the back side protection member 4 is not particularly limited, but a material that prevents intrusion of water or the like (high water shielding property) is preferable.
  • a laminate of a resin film such as polyethylene terephthalate (PET), polyethylene (PE), an olefin resin, a fluorine-containing resin, or a silicone-containing resin and a metal foil such as an aluminum foil can be given.
  • a resin film such as polyethylene terephthalate (PET), polyethylene (PE), an olefin resin, a fluorine-containing resin, or a silicone-containing resin and a metal foil such as an aluminum foil can be given.
  • the solar cells 2 are connected in series by stacking part of the end portions of the solar cells 2. Specifically, a part of one surface side (for example, the light receiving surface side) on one end side in the X direction of one of the adjacent solar cells 2, 2 is the other solar cell 2. It overlaps under a part of the other surface side (for example, back surface side) of the other end side opposite to the one end side in the X direction.
  • a bus bar electrode portion (described later) extending in the Y direction is formed on a part of the light receiving surface on one end side of the solar battery cell 2 and a part of the back surface side on the other end side.
  • the bus bar electrode portion on the light receiving surface on one end side of one solar cell 2 is electrically connected to the bus bar electrode portion on the back surface on the other end side of the other solar cell 2 via, for example, the connection member 8. Is done.
  • the solar cells 2 are electrically connected in this way because the plurality of solar cells 2 are uniformly inclined in a certain direction as if the tiles were laid on the roof. This method is called a single ring method.
  • the several photovoltaic cell 2 connected in the shape of a string is called a solar cell string (solar cell device).
  • the photovoltaic cell 2 it is the area
  • connection member 8 in the first embodiment, a ribbon wire made of a copper core material coated with a low melting point metal, a conductive film formed of a thermosetting resin film containing low melting point metal particles, or a low melting point A conductive adhesive or the like formed of metal fine particles and a binder is used.
  • Both ends of the solar cell device 1 are connected to wiring members (not shown) used for taking out the wiring out of the module or for electrical connection with another solar cell string.
  • a lead wire or a metal foil having copper as a core material coated with a low melting point metal is generally used as the wiring member. Details of the solar cell device 1 will be described later. Hereinafter, the solar battery cell 2 in the solar battery device 1 will be described.
  • FIG. 3 is a view of the solar cell 2 according to the first embodiment as viewed from the light receiving surface side
  • FIG. 4 is a view of the solar cell 2 according to the first embodiment as viewed from the back surface side
  • 5 is a cross-sectional view taken along the line VV shown in FIGS. 3 and 4
  • FIG. 6 is a cross-sectional view taken along the line VI-VI shown in FIGS.
  • a solar battery cell 2 shown in FIGS. 3 to 6 is a rectangular double-sided electrode type solar battery cell.
  • the solar cell 2 includes a solar cell substrate 10 having two main surfaces, a metal electrode layer 21 formed on one side (for example, a light receiving surface) of the main surfaces of the solar cell substrate 10, and a solar cell substrate. And a metal electrode layer 31 formed on the other surface side (for example, the back surface side) of the ten main surfaces.
  • the solar cell substrate 10 includes, for example, a polycrystalline silicon substrate or a single crystal silicon substrate.
  • a pn junction for recovering carriers generated by light irradiation is formed on the surface of the silicon substrate.
  • the pn junction is formed by forming an emitter layer doped with a conductive impurity opposite to the conductivity type of the silicon substrate on the surface of the silicon substrate.
  • the emitter layer may be formed in a thickness region of several ⁇ m from the surface of the crystalline silicon substrate by thermal diffusion, or an amorphous silicon layer having a thickness of about 5 nm to 20 nm is formed on the surface of the crystalline silicon substrate. It may be formed by doing.
  • a bonding mode in which an emitter layer is formed in a crystalline silicon substrate by diffusion is called homojunction, and an emitter layer is formed by forming a thin film layer having a different band gap on the surface of the crystalline silicon substrate.
  • the joining mode is called heterojunction.
  • the conductivity type of the crystalline silicon substrate is p-type, minority carriers are electrons, and electrons are collected from the n-type emitter layer.
  • the conductivity type of the crystalline silicon substrate is n-type, minority carriers are holes, and holes are recovered from the p-type emitter layer.
  • an emitter layer is generally formed on one main surface of a crystalline silicon substrate, and a base layer for collecting majority carriers is formed on the other main surface of the crystalline silicon substrate.
  • the base layer has a charge opposite to that of the emitter layer so as to attract majority carriers to the surface of the silicon substrate and drive the minority carriers back into the silicon substrate. That is, the base layer is a layer having the same conductivity type as that of the crystalline silicon substrate and holding a higher concentration of charge.
  • the base layer may be formed by diffusion of doping impurities, or may be formed by alloying Al (aluminum) or the like with silicon so as to form a similar electric field. Further, a doped thin film may be formed on the surface of the crystalline silicon substrate.
  • a passivation layer for chemically terminating the defect levels on the surfaces of both main surfaces of the crystalline silicon substrate is important for suppressing carrier recombination.
  • the surface of the emitter layer or the base layer formed by diffusion or the like is the surface of the crystalline silicon substrate. Therefore, passivation is performed on the emitter layer with a thermal oxide film, silicon nitride, or a laminate thereof. Form a layer.
  • a passivation layer is formed on the surface of the base layer (the surface of the crystalline silicon substrate).
  • the base layer has a very low contact resistance, so that the structure on the base side has a degree of freedom according to the required performance and cost.
  • a BSF (Back Surface Field) solar cell in which an Al paste and silicon are reacted on the entire back surface of the crystalline silicon substrate is obtained, which is inexpensive.
  • the back surface of the crystalline silicon substrate is terminated with a passivation film made of AlOx, silicon oxide, silicon nitride, or a laminate thereof, an opening is locally formed in the passivation layer by a laser or the like, and an Al paste is printed.
  • the local BSF may be formed by baking and locally alloying Al and silicon in the opening. In this case, it becomes a so-called PERC (Passivated Emitter and Rear Cell) cell, and has higher performance than the above-described full-surface BSF solar cell.
  • PERC Passivated Emitter and Rear Cell
  • the passivation layer is inserted between the surface of the crystalline silicon substrate and the emitter layer.
  • the passivation layer an extremely thin insulating layer, a substantially intrinsic amorphous silicon layer, or a laminate thereof is used so that current can be tunneled in the vertical direction.
  • a very thin insulating layer, a substantially intrinsic amorphous silicon layer, or a laminate thereof is used as a passivation layer between the base layer and crystalline silicon.
  • an AR (Anti Reflection) layer having a refractive index of about 1.7 or more and 2.4 or less is formed on the light receiving surface side.
  • the film thickness of the AR layer is designed so that the reflectance with respect to the sunlight spectrum is the lowest.
  • silicon nitride that also serves as a passivation layer is generally used as the AR layer.
  • a TCO (Transparent Oxide) layer for example, an indium oxide layer, is used as a contact layer described later as the AR layer.
  • the minority carriers are collected in the emitter layer, and the majority carriers are collected in the base layer and collected in the electrode.
  • a direct contact method in which a silver electrode (Ag electrode) is brought into contact with an emitter layer which is a crystalline silicon substrate is often employed.
  • silver paste Ag paste
  • the silicon nitride which is the AR layer and baked at a high temperature of 700 ° C. or more and 900 ° C. or less
  • the silver (Ag) penetrates the silicon nitride and directly into the lower emitter layer.
  • a contact fire-through process is used.
  • contact recombination Since metal atoms influence as strong recombination centers in the crystalline silicon substrate, recombination at the contact point (contact recombination) becomes strong. This effect can be shielded to some extent by shortening the carrier diffusion length by doping the emitter layer. The shielding effect of contact recombination by this doping increases as the doping concentration increases. In addition, since the contact resistance between Ag and the emitter layer is lower as the doping concentration is higher, higher output can be achieved.
  • the output can be further increased by using a selective emitter method in which the doping concentration only in the contact region where the electrode on the light receiving surface side is disposed is locally increased.
  • a selective emitter method in which the doping concentration only in the contact region where the electrode on the light receiving surface side is disposed is locally increased.
  • an amorphous silicon layer as thin as 5 nm to 20 nm is used as compared with an emitter layer made of a diffusion layer having a thickness of several ⁇ m.
  • the passivation layer and the crystalline silicon substrate underneath are reached, so that the above-described shielding effect due to doping cannot be obtained, and the performance is greatly deteriorated. Therefore, it is common to use a contact layer made of TCO so that the metal does not contact directly.
  • TCO indium oxide such as ITO is used.
  • This TCO layer functions not only as a mere contact layer but also as an in-plane transport layer that transports minority carriers collected in the emitter layer to the grid-shaped light receiving surface electrode. Furthermore, the TCO layer also functions as an AR layer. Therefore, the thickness of the contact layer is preferably 70 nm or more and 100 nm or less.
  • the sheet resistance of the TCO layer is preferably about 30 ⁇ / sq or more and 120 ⁇ / sq or less.
  • the metal electrode layer 21 is formed on the light receiving surface side of the solar cell substrate 10, and the metal electrode layer 31 is formed on the back surface side of the solar cell substrate 10.
  • the metal electrode layer 21 has a so-called comb shape, and includes a plurality of finger electrode portions 21f corresponding to comb teeth and a single or a plurality of bus bar electrode portions 21b corresponding to comb support portions.
  • the bus bar electrode portion 21b extends in the Y direction along a part of the stacked region Ro on the light receiving surface side (one main surface side) on one end side in the X direction.
  • the finger electrode portion 21f extends from the bus bar electrode portion 21b in the X direction that intersects the Y direction.
  • the metal electrode layer 31 has a comb shape, and includes a plurality of finger electrode portions 31f corresponding to comb teeth, and one or a plurality of bus bar electrode portions 31b corresponding to comb support portions.
  • the bus bar electrode portion 31b extends in the Y direction along a part of the stacking region Ro on the back surface side on the other end side in the X direction.
  • the finger electrode portion 31f extends from the bus bar electrode portion 31b in the X direction that intersects the Y direction.
  • the metal electrode layer 31 is not limited to a comb shape, and may be formed in a rectangular shape on substantially the entire back surface side of the solar battery cell 2 when, for example, an inexpensive Al paste is used.
  • the metal electrode layers 21 and 31 are required to be optimally designed to reduce the electrical resistance while increasing the amount of incident light.
  • a high aspect electrode having a narrow width in the X direction or Y direction and a high height (thickness) intersecting the XY plane is preferable from the viewpoint of high output.
  • the Ag paste progresses in sintering, so that the electrical conductivity is high, and it is possible to thin the wire to about 30 ⁇ m or more and 40 ⁇ m or less.
  • the function of the passivation layer deteriorates due to hydrogen desorption at a high temperature of 250 ° C. or higher. Therefore, the Ag paste electrode is fired at a low temperature, and the conductivity is about half that of the homojunction mode. For this reason, a thick wiring having a width of about 60 ⁇ m to 100 ⁇ m is required.
  • the solar cell device 1 in which a current flows in one direction along the X direction is configured.
  • the finger electrode portion 31f on the back surface side does not exist at a position corresponding to the stacked region Ro on the light receiving surface side, and is slightly shorter than the finger electrode portion 21f on the light receiving surface side. This is because the stacked region Ro on the light receiving surface side is a light shielding portion, so that the amount of incident light is extremely small and the generated current is small, so that the voltage drop loss due to the series resistance can be ignored.
  • the finger electrode portion 21f on the light receiving surface side is disposed at a position corresponding to the stacked region Ro on the back surface side. This is because, on the light receiving surface side corresponding to the stacking region Ro on the back surface side, both the amount of incident light and the amount of generated current are large, and the resistance needs to be kept low.
  • the metal electrode layers 21 and 31 are made of a metal material.
  • As the metal material Ag (silver), Cu (copper), or an alloy thereof is used from the viewpoint of a blackening treatment by oxidation described later.
  • FIG. 7 is an enlarged view of the vicinity of the stacked region Ro in the section taken along the line II-II shown in FIG. 1
  • FIG. 8 is an enlarged view of the vicinity of the stacked region Ro in the section of the line VIII-VIII shown in FIG.
  • a region in contact with the connection member 8 is a connection region Ra
  • a region around the connection region Ra is a peripheral region Rb (that is, the peripheral region Rb is a connection region in the stacking region Ro. This is a region excluding Ra).
  • the peripheral region Rb is in the range of about 200 ⁇ m to 1000 ⁇ m from the connection region Ra.
  • the surface of is covered with an oxide film 42.
  • at least the surface of the metal electrode layer on the light receiving surface side (one main surface side) outside the stacked region Ro on the light receiving surface side of the solar battery cell 2 is an oxide film 42. It only has to be covered.
  • the surface of 31 b) is covered with a barrier film (anti-oxidation film) 40 and not covered with an oxide film 42. That is, the surface of the metal electrode layer 21 (21f and 21b) in the connection region Ra on the light receiving surface side of the solar battery cell 2 and the surface of the metal electrode layer 21 (21f and 21b) in the peripheral region Rb are barrier films (acid resistant). Is not covered by the oxide film.
  • the surface of the metal electrode layer 31 (31f and 31b) in the connection region Ra on the back surface side of the solar battery cell 2 and the surface of the metal electrode layer 31 (31f and 31b) in the peripheral region Rb are barrier films (oxidation resistant). Film) 40 and not oxide film 42. Note that at least a part of the surface of the metal electrode layer 21 (21f and 21b) in the peripheral region Rb on the light receiving surface side of the solar battery cell 2 is covered with a barrier film (oxidation resistant film) 40 and covered with an oxide film 42. If there is no.
  • the surface of the metal electrode layer 31 (31f and 31b) in the peripheral region Rb on the back surface side of the solar battery cell 2 must be covered with the barrier film (oxidation resistant film) 40 and covered with the oxide film 42. That's fine.
  • the barrier film 40 prevents the metal electrode layers 21 and 31 from being oxidized. Further, the barrier film 40 does not hinder the contact between the connection member 8 and the metal electrode layers 21 and 31 in the connection region Ra, and the adhesion between the sealing material 5 and the metal electrode layers 21 and 31 in the peripheral region Rb. And preferred.
  • Examples of the barrier film 40 include ester-based or hydrocarbon-based organic films formed thinly on the surfaces of the metal electrode layers 21, 31. These organic films are generally low-molecular substances that can be cited as organic pollutants in a clean room, but preferably function as barrier films against oxidation.
  • the oxide film 42 is formed by oxidizing the surfaces of the metal electrode layers 21 and 31, and is not formed by forming silicon oxide or the like on the metal electrode layers 21 and 31.
  • a glossy metal oxide layer is formed. More specifically, when the surfaces of the metal electrode layers 21 and 31 containing Ag or Cu are oxidized, an oxide film 42 containing Ag oxide or Cu oxide is formed and blackened.
  • FIG. 9A is a diagram (sectional view) showing a barrier film forming step in the method for manufacturing a solar cell device according to the first embodiment
  • FIG. 9B is an oxide film in the method for manufacturing a solar cell device according to the first embodiment
  • FIG. 9C is a diagram (cross-sectional view) showing a forming step
  • FIG. 9C is a diagram (cross-sectional view) showing a connection and firing step in the method for manufacturing a solar cell device according to the first embodiment.
  • the metal electrode layer 21 is formed on the light receiving surface side (one main surface side) of the solar cell substrate 10 having a pn junction. At this time, the bus bar electrode portion 21b extending in the Y direction is formed along a part of the stacked region Ro on one end side in the X direction. Further, the finger electrode portion 21f extending in the X direction is formed. Further, the metal electrode layer 31 is formed on the back surface side (the other main surface side) of the solar cell substrate 10. At this time, the bus bar electrode portion 31b extending in the Y direction is formed along a part of the stacked region Ro on the other end side in the X direction. Further, a finger electrode portion 31f extending in the X direction is formed.
  • a barrier film 40 is formed on (at least a part of) the surface of the metal electrode layer 21 in the stacked region Ro on the light receiving surface side of the solar cell substrate 10. Moreover, the barrier film 40 is formed on the surface (at least a part thereof) of the metal electrode layer 31 in the stacked region Ro on the back surface side of the solar cell substrate 10 (barrier film forming step).
  • the above-described ester-based or hydrocarbon-based organic film may be formed by using a mask vapor deposition method, or an injecting with urethane foam containing the above-described ester-based or hydrocarbon-based material.
  • An organic film may be formed by printing or the like.
  • an oxide film 42 is formed on the surface of the metal electrode layer on which the barrier film 40 is not formed (oxide film formation).
  • the gas in the oxidizing atmosphere include ozone gas.
  • the oxidation reaction may be promoted by UV light irradiation or heating.
  • connection member 8 may be disposed on the barrier film 40 on the light receiving surface side of one solar cell 2 or may be disposed on the barrier film 40 on the back surface side of the other solar cell 2 ( In addition, in the accumulation area
  • this connection member 8 is disposed, a mechanical stress is generated, so that the connection member 8 penetrates through the barrier film 40 and makes electrical contact with the metal electrode layers 21 and 31.
  • the solar cells 2 are arranged on the heat-resistant adsorption stand 90 in a stacked state, and the rear surface side (the other main surface side) of the solar cells 2 is adsorbed.
  • firing is performed, for example, by heating with an IR lamp from the light receiving surface side (one main surface side) of the solar battery cell 2.
  • mechanical stress is generated, so that the connecting member 8 penetrates the barrier film 40 and contacts the metal electrode layers 21 and 31.
  • the solar cell device 1 in which the solar cells 2 are connected both electrically and mechanically is obtained.
  • the solar cell device 1 of the first embodiment and the method for manufacturing the solar cell device outside the stacking region Ro on the light receiving surface side (one main surface side) of the solar cells 2. Since the surface of the metal electrode layer 21 (finger electrode portion 21f) is covered with the oxide film 42, blackening of the oxide film 42 containing Ag oxide or Cu oxide on the surface of the metal electrode layer 21 (finger electrode portion 21f) is performed. It becomes inconspicuous (the entire surface becomes a color near black), and the design is improved.
  • the solar cell device using the string method has a rigid integrated structure in which the solar cell substrate (including the silicon substrate) is connected in series as compared with the normal tab line connection method (less flexible).
  • the stress relaxation performance with respect to temperature change was low, and there was a problem in thermal cycle reliability.
  • the metal electrode layers 21 and 31 (finger electrodes) outside the stacked region Ro occupying most of the solar cells 2. Since the portions 21f and 31f) are covered with the oxide film 42, the adhesion strength between the metal electrode layers 21 and 31 and the sealing material 5 is reduced during the modularization, and the stress is relaxed.
  • the oxide film 42 is disposed between the metal electrode layers 21, 31 and the sealing material 5, so that slip occurs between the metal electrode layers 21, 31 and the sealing material 5, and thermal expansion causes This is thought to be due to the relaxation of the generated stress.
  • the influence of the stress from the sealing material 5 is suppressed in the metal electrode layers 21 and 31 sandwiched between the solar cell substrate 10 including the silicon substrate that is most likely to generate stress and the sealing material 5. Therefore, the peeling of the metal electrode layers 21 and 31 or the occurrence of poor connection between the metal electrode layers 21 and 31 is suppressed, and the thermal cycle reliability is improved.
  • the metal electrode layers 21 and 31 of the solar battery cell 2 sandwich the connection member 8, but there is a gap in the peripheral region Rb around the connection region Ra, and this gap is a sealing material. Filled with 5.
  • the sealing material 5 filling the gap and the metal electrode layers 21 and 31 are in close contact with each other, the adhesiveness in the stacked region Ro is increased, and the stacking is performed by the stress due to thermal expansion. This is considered to prevent disconnection of the region Ro.
  • the metal electrode layers 21 and 31 and the sealing material 5 in the peripheral region Rb are in close contact with each other, thereby preventing an increase in series resistance due to water intrusion into the connection region Ra. Reliability is considered to improve.
  • the barrier film is formed by film formation.
  • a barrier film is formed by printing and baking a connection member paste containing a barrier film material.
  • FIG. 13A is a diagram (cross-sectional view) illustrating a connection step in the method for manufacturing a solar cell device according to the second embodiment
  • FIG. 13B is a diagram illustrating firing and barrier films in the method for manufacturing a solar cell device according to the second embodiment.
  • FIG. 13C is a diagram (cross-sectional view) showing a forming step
  • FIG. 13C is a diagram (cross-sectional view) showing an oxide film forming step in the method for manufacturing a solar cell device according to the second embodiment.
  • the metal electrode layer 21 is formed on the light receiving surface side (one main surface side) of the solar cell substrate 10 having a pn junction. At this time, the bus bar electrode portion 21b extending in the Y direction is formed along a part of the stacked region Ro on one end side in the X direction. Further, the finger electrode portion 21f extending in the X direction is formed. Further, the metal electrode layer 31 is formed on the back surface side (the other main surface side) of the solar cell substrate 10. At this time, the bus bar electrode portion 31b extending in the Y direction is formed along a part of the stacked region Ro on the other end side in the X direction. Further, a finger electrode portion 31f extending in the X direction is formed.
  • connection member 8 in the second embodiment, for example, a connection member including a barrier film material in a conductive adhesive paste in which conductive particles (for example, metal fine particles) are dispersed in a thermosetting adhesive resin material. A paste is used.
  • a connection member 8 an Ag paste or a Cu paste containing an oligomer component such as urethane acrylate may be used.
  • the above-described connection member paste is applied or printed on the connection region Ra in the stacking region Ro. At this time, the connection member may be applied to the connection region Ra on the light receiving surface side of one solar battery cell 2 or may be applied to the connection region Ra on the back surface side of the other solar battery cell 2.
  • the solar cells 2 stacked through the connection member 8 are fired.
  • Heating is performed, for example, by an IR lamp from the light receiving surface side (one main surface side).
  • the photovoltaic cells 2 are connected to each other both electrically and mechanically.
  • the low molecular component bleed or evaporated from the connection member paste adheres to the peripheral region Rb to form the barrier film 40 (firing and barrier film forming step).
  • the oxide film 42 is formed on the surfaces of the metal electrode layers 21 and 31 where the barrier film 40 and the connection member 8 are not formed. (Oxide film forming step). Thereby, the solar cell device 1 is obtained.
  • FIG. 11 is an enlarged view of the vicinity of the stacking region corresponding to the section taken along the line II-II of FIG. 1 of the solar cell device according to the second embodiment
  • FIG. 12 is a diagram of FIG. 1 of the solar cell device according to the second embodiment.
  • FIG. 5 is an enlarged view of the vicinity of a stacking region corresponding to a cross section taken along line VIII-VIII.
  • the connection member paste containing the barrier film material is printed and baked to form the barrier film 40, so that the connection region on the light receiving surface side of the solar battery cell 2.
  • a barrier film (oxidation resistant film) 40 is provided on the surface of the metal electrode layer 21 (21f and 21b) in Ra and the surface of the metal electrode layer 31 (31f and 31b) in the connection region Ra on the back surface side of the solar battery cell 2. It is different from the first embodiment in that it is not formed (see FIGS. 9A and 9B).
  • the solar cell device 1 of the second embodiment is the same as that of the first embodiment in that the surface is not covered with the oxide film 42.
  • the direction in which the solar cells 2 are arranged is the arrangement direction (X direction), the direction intersecting the arrangement direction is the cross direction (Y direction), and the adjacent solar cells in the stacking region Ro in the solar cells 2
  • the end side of the solar battery cell 2 stacked under the battery cell 2 is defined as a shielding side, and the opposite side of the shielding side in the arrangement direction is defined as an exposed side.
  • the barrier film 40 is formed by printing and baking the connection member paste containing the barrier film material, as shown in FIG. 10, the back surface of the solar battery cell 2 is used to generate a connection pressure. Adsorb the side (the other main surface side). Then, the barrier film 40 formed by bleeding or evaporation from the connection member paste is formed biased from the exposed side to the light shielding side.
  • the coverage of the oxide film 42 of the metal electrode layer 21 in the region Rb2 is asymmetric.
  • the coverage of the oxide film 42 of the metal electrode layer 21 in the peripheral region Rb 1 on the exposed side with respect to the connection member 8 is the shielding side with respect to the connection member 8. Higher than the coverage of the oxide film 42 of the metal electrode layer 21 in the peripheral region Rb2.
  • the light receiving surface side (one main surface side) of the solar battery cell may be adsorbed.
  • the coverage of the oxide film 42 of the metal electrode layer 21 in the peripheral region Rb 1 on the exposed side with respect to the connection member 8 is the periphery on the shielding side with respect to the connection member 8. It becomes lower than the coverage of the oxide film 42 of the metal electrode layer 21 in the region Rb2.
  • the oxide film 42 is not formed outside the stacked region Ro in the solar battery cell 2 from the viewpoint of design.
  • the solar cell device 1 and the solar cell device manufacturing method of the second embodiment can provide the same advantages as the solar cell device 1 and the solar cell device manufacturing method of the first embodiment.
  • Modification 14A and 14B are enlarged views of the vicinity of the stacking region corresponding to the section taken along line VIII-VIII of FIG. 1 of the solar cell device according to the modification of the second embodiment.
  • FIG. 14A in the stacking region Ro in the solar battery cell 2, when a plurality of metal electrode layers 21 (bus bar electrode portions 21 b and 31 b) extending in the Y direction (crossing direction) are included, the position is closest to the light receiving side.
  • the metal electrode layers 21 and 31 to be covered may be covered with the oxide film 42.
  • FIG. 14B at least a part of the metal electrode layers 21 and 31 located on the most exposed side may be covered with an oxide film 42.
  • the present invention is not limited to this, and the material of the metal electrode layer 21 on the light receiving surface side and the metal electrode layer 31 on the back surface side of the solar battery cell 2.
  • the present invention is not limited to this, and the material of the metal electrode layer 21 on the light receiving surface side and the material of the metal electrode layer 31 on the back surface side may be different.
  • the material of the metal electrode layer 21 on the light receiving surface side Ag or Cu that can be blackened by oxidation is used. Al or the like may be used.
  • the material of the metal electrode layer 21 in the stacked region Ro may be different from the material of the metal electrode layer 21 outside the stacked region Ro.
  • Ag or Cu that can be blackened by oxidation is used as the material of the metal electrode layer 21 outside the stacked region Ro from the viewpoint of design, and the metal electrode layer 21 in the stacked region Ro is used.
  • a material other than Ag and Cu may be used as the material. That is, in the present invention, at least the surface of the metal electrode layer on the light receiving surface side (one main surface side) outside the stacked region Ro of the solar battery cells 2 may be covered with the oxide film.
  • Example 1 The solar cell device 1 of the first embodiment shown in FIGS. 1, 2 and 7, 8 is produced according to the method for manufacturing the solar cell device of the first embodiment shown in FIGS. 9A to 9C as follows.
  • a solar cell module 100 including the solar cell device 1 of the first embodiment was produced as Example 1.
  • the metal electrode layer 21 (the bus bar electrode portion 21b and the finger electrode portion 21f) is formed on the light receiving surface side (one main surface side) of the solar cell substrate 10 having a pn junction, and the back surface side (the other main surface) of the solar cell substrate 10 is formed.
  • Metal electrode layer 31 (bus bar electrode portion 31b and finger electrode portion 31f) was formed on the surface side.
  • a barrier film 40 is formed on the surface (at least part of) the metal electrode layer 21 in the stacked region Ro on the light receiving surface side of the solar cell substrate 10, A barrier film 40 was formed on (at least part of) the surface of the metal electrode layer 31 in the stacking region Ro on the back side (barrier film forming step).
  • the above-described hydrocarbon-based organic film was formed using a mask vapor deposition method.
  • an oxide film 42 was formed on the surface of the metal electrode layer where the barrier film was not formed (oxide film forming step).
  • connection and firing step the solar battery cells 2 are stacked and fired through the connection member 8 (connection and firing step).
  • the solar cell device 1 in which the solar cells 2 were connected both electrically and mechanically was obtained.
  • the solar cell device 1 is sandwiched between EVA (Ethylene-Vinyl Acetate) sheets which are sealing materials 5 and further laminated with a tempered glass substrate which is a light-receiving side protection member 3 and a back side protection member 4.
  • EVA Ethylene-Vinyl Acetate
  • Example 1 since the oxide film 42 was formed on the surface of the metal electrode layers 21 and 31 outside the stacked region Ro of the light receiving surface, the metal electrode layers 21 and 31 on the light receiving surface were not visually recognized after sealing, Excellent design properties were exhibited.
  • Example 2 As shown below, the solar cell device 1 of the second embodiment shown in FIGS. 1, 2 and 11, 12 is manufactured according to the method of manufacturing the solar cell device of the second embodiment shown in FIGS.
  • a solar cell module 100 including the solar cell device 1 of the second embodiment was produced as Example 2.
  • the metal electrode layer 21 (the bus bar electrode portion 21b and the finger electrode portion 21f) is formed on the light-receiving surface side (one main surface side) of the solar cell substrate 10 having a pn junction, and the solar cell substrate
  • the metal electrode layer 31 (the bus bar electrode portion 31b and the finger electrode portion 31f) was formed on the back surface side (the other main surface side) of 10.
  • connection process Ag paste containing an oligomer component of urethane acrylate was used as a connection member paste, and applied or printed on the connection region Ra in the stacking region Ro.
  • the solar cells 2 stacked through the connection member 8 were fired.
  • the connection pressure is generated by adsorbing the back surface side (the other main surface side) of the solar cell 2
  • It heated with the IR lamp from the light-receiving surface side (one main surface side).
  • the photovoltaic cells 2 are connected to each other both electrically and mechanically.
  • the low molecular component bleeded or evaporated from the connection member paste adhered to the peripheral region to form the barrier film 40 (firing and barrier film forming step).
  • the solar cell device 1 is sandwiched between EVA (Ethylene-Vinyl Acetate) sheets which are sealing materials 5, and further with a tempered glass substrate which is the light-receiving side protection member 3 and the back side protection member 4.
  • EVA Ethylene-Vinyl Acetate
  • Example 2 since the oxide film 42 was formed on the surface of the metal electrode layers 21 and 31 outside the stacked region Ro of the light receiving surface, the metal electrode layers 21 and 31 on the light receiving surface were not visually recognized after sealing, Excellent design properties were exhibited.
  • the coverage of the peripheral region Rb1 on the light receiving side of the solar battery cell 2 with the oxide film 42 was larger than the coverage of the peripheral region Rb2 on the shielding side.
  • Comparative Example 1 As Comparative Example 1, a metal electrode layer on the light-receiving surface side and the back surface side was entirely covered with an oxide film without using a barrier film. As a process of Comparative Example 1, the barrier film forming process of FIG. 9A is omitted from the process of Example 1.
  • Comparative Example 1 since the oxide film exists between the connection member and the metal electrode layer on the light receiving surface side and the back surface side in the connection region of the stacking region, the contact resistance is high, and the series resistance of the entire module is reduced. As a result, the initial output was about 3.5% lower than those of Example 1 and Example 2. In Comparative Example 1 as well, an oxide film was formed on the surface of the metal electrode layer outside the stacked area of the light receiving surface, so that after sealing, the metal electrode layer on the light receiving surface was not visually recognized and exhibited excellent design. It was.
  • Comparative Example 2 As Comparative Example 2, a structure in which only a connection region was covered with a connection member without using a barrier film to suppress formation of an oxide film was produced.
  • an Ag paste containing an oligomer component such as urethane acrylate used in Example 2 an Ag paste using an epoxy-based binder with a small amount of low-molecular components was used as a connecting member paste.
  • the barrier film 40 was not formed in the connection and firing step shown in FIG. 13B, and an oxide film was formed in the peripheral region in the same manner as outside the stacked region in the oxide film formation step. That is, except for the connection region, the metal electrode layers on the light receiving surface side and the back surface side were completely covered with the black oxide film.
  • Comparative Example 2 since the contact between the connection member and the metal electrode layer on the light receiving surface side and the back surface side was good, the initial output characteristics were the same as those in Example 1 and Example 2. Also in Comparative Example 2, since the oxide film was formed on the surface of the metal electrode layer outside the stacked area of the light receiving surface, the metal electrode layer on the light receiving surface was not visually recognized after sealing, and exhibited excellent design. It was.
  • Comparative Example 3 As Comparative Example 3, a solar cell device and a solar cell module were produced using solar cells that did not use a barrier film and formed no oxide film. As a process of Comparative Example 3, the oxide film forming process in Comparative Example 2 is omitted.
  • the initial output characteristic is 0.8% higher than that of Example 1 and Example 2 due to the effect that the reflected light of the metal electrode layer on the light-receiving surface side is confined in the module, with a slight improvement in current. The higher the value.
  • the oxide film is not formed on the surface of the metal electrode layer outside the stacking region, the metal electrode layer on the light receiving surface side can be visually recognized.
  • the thermal cycle reliability and wet heat resistance reliability of the solar cell modules of Examples 1 and 2 and Comparative Examples 1 to 3 manufactured as described above were measured.
  • the thermal cycle reliability indicates what percentage of the output is maintained after the 250 cycles of changing the ambient temperature from 80 degrees to -40 degrees (preferably 95% or more).
  • the humidity and heat resistance reliability indicates what percentage of the output is maintained with respect to the initial state after 2000 hours have elapsed at an ambient temperature of 85 degrees and an ambient humidity of 85% (preferably retained at 95% or more).
  • the design quality of the solar cell modules of Examples 1 and 2 and Comparative Examples 1 to 3 was confirmed.
  • Example 1 Example 2, Comparative Example 1, and Comparative Example 2
  • these excellent design properties are such that the surfaces of the metal electrode layer 21 on the light receiving surface side and the metal electrode layer 31 on the back surface side outside the stacked region Ro are covered with the black oxide film 42. Is due to being.
  • Comparative Example 1 resulted in low thermal cycle reliability and moist heat resistance reliability. This is because the oxide film is interposed in the connection region, so that the connection member, the metal electrode layers on the light receiving surface side and the back surface side, However, it was thought that the electrical contact and the mechanically good contact could not be formed, and the electrical contact could not be maintained in the process of the reliability test, which deteriorated. In addition, since the oxide film is also present in the peripheral region, the adhesion between the sealing material and the metal electrode layer on the light-receiving surface side and the back surface side is poor, and it is estimated that the connection could not be maintained and water intrusion could not be prevented. The
  • Comparative Example 2 the thermal cycle reliability is slightly lower than that in Examples 1 and 2, but the retention rate is 95% or more, indicating high reliability.
  • the wet heat resistance showed the second lowest value after the comparative example.
  • Comparative Example 1 since the oxide film is interposed in the peripheral region, the adhesion between the sealing material and the metal electrode layers on the light receiving surface side and the back surface side is weak, and water intrusion can be completely prevented. It is thought that it was not.
  • Comparative Example 3 the wet heat reliability is higher than that of Comparative Example 2, and the retention rate equivalent to that of Example 1 and Example 2 is shown.
  • the formation of the oxide film outside the stacking region promotes the penetration of water, albeit slightly, but does not seal the metal electrode layers on the light receiving surface side and the back surface side in the peripheral region. It is thought that it is prevented by the adhesion with the stopper.
  • Example 1 and Example 2 showed a particularly high retention rate in the thermal cycle test. As described above, this is due to the stress relaxation between the oxide film 42 outside the stacked region Ro and the sealing material 5 and the adhesion between the metal electrode layers 21 and 31 and the sealing material 5 in the peripheral region Rb.
  • Example 1 and Example 2 according to the present invention were proved to be technologies that achieve both excellent reliability and designability.
  • the design property of Example 2 was superior.
  • FIGS. 11 and 12 in Example 2, the coverage ratio of the peripheral region Rb on the light receiving side by the oxide film 42 is high, and there is a probability that the metallic luster remains outside the stacked region Ro on the light receiving side. Compared with Example 1, it was kept low.

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Abstract

出力の低下を抑制しつつ、意匠性に優れた太陽電池デバイスを提供する。太陽電池デバイス１は、隣接する太陽電池セル２，２のうちの一方の太陽電池セル２の一部は、他方の太陽電池セル２の一部と、接続部材８を介して積み重なることにより電気的に接続され、太陽電池セル２において、隣接する太陽電池セル２と積み重なる端部側の領域であって、隣接する太陽電池セル２と対向する主面側の領域を積重領域Ｒｏとし、積重領域Ｒｏにおける接続部材８と接する領域を接続領域Ｒａとし、積重領域Ｒｏにおける接続領域Ｒａの周辺の領域を周辺領域Ｒｂとすると、太陽電池セル２の積重領域Ｒｏの外における、少なくとも一方主面側の金属電極層２１，３１の表面は、酸化膜で覆われ、太陽電池セル２の接続領域Ｒａにおける金属電極層２１，３１の表面、および、周辺領域Ｒｂにおける金属電極層２１，３１の表面の少なくとも一部は、酸化膜で覆われない。

Description

太陽電池デバイスおよび太陽電池デバイスの製造方法
　本発明は、太陽電池デバイスおよび太陽電池デバイスの製造方法に関する。
　昨今、両面電極型の太陽電池セルをモジュール化する場合、導電性の接続線を用いることなく、太陽電池セルの一部同士を積み重ねることで、直接、電気的かつ物理的に接続を行う方式が存在する。このような接続方式はシングリング方式と称され、シングリング方式で電気的に接続された複数の両面電極型の太陽電池セルは太陽電池ストリング（太陽電池デバイス）と称される（例えば、特許文献１参照）。
　太陽電池ストリング（太陽電池デバイス）では、太陽電池モジュールにおける限られた太陽電池セル実装面積に、より多くの太陽電池セルが実装可能になり、光電変換のための受光面積が増え、太陽電池モジュールの出力が向上する。更に、太陽電池ストリング（太陽電池デバイス）では、隣接する太陽電池セルの一部同士が積み重なる積重領域において、一方の太陽電池セルのバスバー電極が他方の太陽電池セルで覆われるため、バスバー電極による遮光ロスが低減し、太陽電池モジュールの出力が向上する。
特開２０１７－５１７１４５号公報 特開平１０－３１３１２６号公報
　太陽電池ストリング（太陽電池デバイス）では、バスバー電極は隣接する太陽電池セルで覆われるが、フィンガー電極は露出されているため、フィンガー電極が筋状の模様として視認され、意匠性に問題があった。
　この点に関し、特許文献２には、銀等の金属からなる受光面電極の表面を酸化させることにより、受光面電極の表面を黒色化する技術が記載されている。これにより、受光面電極を他の受光面部分の色と同化させることができる。
　しかし、特許文献２に記載の技術を太陽電池ストリング（太陽電池デバイス）に適用すると、複数の両面電極型の太陽電池セルを電気的に接続する際に、電極接続部の接触抵抗が増加し、太陽電池ストリング（太陽電池デバイス）の出力が低下すると考えられる。
　本発明は、出力の低下を抑制しつつ、意匠性に優れた太陽電池デバイスを提供することを目的とする。
　本発明に係る太陽電池デバイスは、両主面に金属電極層を有する両面電極型の太陽電池セルを複数個、シングリング方式を用いて電気的に接続する太陽電池デバイスであって、隣接する太陽電池セルのうちの一方の太陽電池セルの一部は、他方の太陽電池セルの一部と、接続部材を介して積み重なることにより電気的に接続され、太陽電池セルにおいて、隣接する太陽電池セルと積み重なる端部側の領域であって、両主面のうちの隣接する太陽電池セルと対向する主面側の領域を積重領域とし、積重領域における接続部材と接する領域を接続領域とし、積重領域における接続領域の周辺の領域を周辺領域とすると、太陽電池セルの積重領域の外における、少なくとも一方主面側の金属電極層の表面は、酸化膜で覆われ、太陽電池セルの接続領域における金属電極層の表面、および、周辺領域における金属電極層の表面の少なくとも一部は、酸化膜で覆われない。
　本発明に係る太陽電池デバイスの製造方法は、両主面に金属電極層を有する両面電極型の太陽電池セルを複数個、シングリング方式を用いて電気的に接続する上述の太陽電池デバイスの製造方法であって、太陽電池セルにおいて、隣接する太陽電池セルと積み重なる端部側の領域であって、両主面のうちの隣接する太陽電池セルと対向する主面側の領域を積重領域とし、積重領域における接続部材と接する領域を接続領域とし、積重領域における接続領域の周辺の領域を周辺領域とすると、太陽電池セルの積重領域における前記金属電極層の表面に、耐酸化膜を形成する耐酸化膜形成工程と、酸化雰囲気下での暴露により、太陽電池セルの積重領域の外における、少なくとも一方主面側の金属電極層の表面に、酸化膜を形成する酸化膜形成工程とを含み、耐酸化膜形成工程では、太陽電池セルの接続領域に接続部材を配置する前に、太陽電池セルの接続領域における金属電極層の表面、および、周辺領域における金属電極層の表面の少なくとも一部に、耐酸化膜を形成するか、または、太陽電池セルの接続領域に接続部材を配置した後に、周辺領域における金属電極層の表面の少なくとも一部に、酸化防止のための耐酸化膜を形成する。
　本発明によれば、出力の低下を抑制しつつ、意匠性に優れた太陽電池デバイスを提供できる。
第１実施形態に係る太陽電池デバイスを備える太陽電池モジュールを受光面側からみた図である。 図１に示すＩＩ－ＩＩ線断面図である。 第１実施形態に係る太陽電池セルを受光面側からみた図である。 第１実施形態に係る太陽電池セルを裏面側からみた図である。 図３および図４に示すＶ－Ｖ線断面図である。 図３および図４に示すＶＩ－ＶＩ線断面図である。 図１に示すＩＩ－ＩＩ線断面における積重領域付近の拡大図である。 図１に示すＶＩＩＩ－ＶＩＩＩ線断面における積重領域付近の拡大図である。 第１実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法におけるバリア膜形成工程を示す図である。 第１実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法における酸化膜形成工程を示す図である。 第１実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法における接続および焼成工程を示す図（断面図）である。 図９Ｃに示す接続および焼成工程を説明するための図である。 第２実施形態に係る太陽電池デバイスの図１のＩＩ－ＩＩ線断面における積重領域付近の拡大図である。 第２実施形態に係る太陽電池デバイスの図１のＶＩＩＩ－ＶＩＩＩ線断面における積重領域付近の拡大図である。 第２実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法における接続工程を示す図である。 第２実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法における焼成およびバリア膜形成工程を示す図である。 第２実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法における酸化膜形成工程を示す図である。 第２実施形態の変形例に係る太陽電池デバイスの図１のＶＩＩＩ－ＶＩＩＩ線断面相当における積重領域付近の拡大図である。 第２実施形態の変形例に係る太陽電池デバイスの図１のＶＩＩＩ－ＶＩＩＩ線断面相当における積重領域付近の拡大図である。
　本発明の一実施形態について説明すると以下の通りであるが、本発明はこれに限定されるものではない。なお、便宜上、ハッチングや部材符号等を省略する場合もあるが、かかる場合、他の図面を参照するものとする。また、図面における種々部材の寸法は、便宜上、見やすいように調整されている。
［第１実施形態］
（太陽電池モジュール）
　図１は、第１実施形態に係る太陽電池デバイスを備える太陽電池モジュールを受光面側からみた図であり、図２は、図１に示すＩＩ－ＩＩ線断面図である。図１および図２に示すように、太陽電池モジュール１００は、少なくとも２個の長方形状の両面電極型の太陽電池セル２をシングリング方式を用いて電気的に接続する太陽電池デバイス（太陽電池ストリングとも称される）１を、少なくとも１個含む。
　太陽電池デバイス１は、受光側保護部材３と裏側保護部材４とによって挟み込まれている。受光側保護部材３と裏側保護部材４との間には、液体状または固体状の封止材５が充填されており、これにより、太陽電池デバイス１は封止される。
　封止材５は、太陽電池デバイス１、すなわち太陽電池セル２を封止して保護するもので、太陽電池セル２の受光側の面と受光側保護部材３との間、および、太陽電池セル２の裏側の面と裏側保護部材４との間に介在する。
　封止材５の形状としては、特に限定されるものではなく、例えばシート状が挙げられる。シート状であれば、面状の太陽電池セル２の表面および裏面を被覆しやすいためである。
　封止材５の材料としては、特に限定されるものではないが、光を透過する特性（透光性）を有すると好ましい。また、封止材５の材料は、太陽電池セル２と受光側保護部材３と裏側保護部材４とを接着させる接着性を有すると好ましい。
　このような材料としては、例えば、エチレン／酢酸ビニル共重合体（ＥＶＡ）、エチレン／α－オレフィン共重合体、エチレン／酢酸ビニル／トリアリルイソシアヌレート（ＥＶＡＴ）、ポリビニルブチラート（ＰＶＢ）、アクリル樹脂、ウレタン樹脂、または、シリコーン樹脂等の透光性樹脂が挙げられる。
　受光側保護部材３は、封止材５を介して、太陽電池デバイス１、すなわち太陽電池セル２の表面(受光面)を覆って、その太陽電池セル２を保護する。
　受光側保護部材３の形状としては、特に限定されるものではないが、面状の受光面を間接的に覆う点から、板状またはシート状が好ましい。
　受光側保護部材３の材料としては、特に限定されるものではないが、封止材５同様に、透光性を有しつつも紫外光に耐性の有る材料が好ましく、例えば、ガラス、または、アクリル樹脂若しくはポリカーボネート樹脂等の透明樹脂が挙げられる。また、受光側保護部材３の表面は、凹凸状に加工されていても構わないし、反射防止コーティング層で被覆されていても構わない。これらのようになっていると、受光側保護部材３は、受けた光を反射させ難くして、より多くの光を太陽電池デバイス１に導けるためである。
　裏側保護部材４は、封止材５を介して、太陽電池デバイス１、すなわち太陽電池セル２の裏面を覆って、その太陽電池セル２を保護する。
　裏側保護部材４の形状としては、特に限定されるものではないが、受光側保護部材３同様に、面状の裏面を間接的に覆う点から、板状またはシート状が好ましい。
　裏側保護部材４の材料としては、特に限定されるものではないが、水等の浸入を防止する（遮水性の高い）材料が好ましい。例えば、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）、ポリエチレン（ＰＥ）、オレフィン系樹脂、含フッ素樹脂、若しくは含シリコーン樹脂等の樹脂フィルムと、アルミニウム箔等の金属箔との積層体が挙げられる。
（太陽電池デバイス）
　太陽電池デバイス１では、太陽電池セル２の端部の一部が積み重なることにより、太陽電池セル２が直列に接続される。具体的には、隣接する太陽電池セル２，２のうちの一方の太陽電池セル２のＸ方向の一方端側の一方面側（例えば受光面側）の一部は、他方の太陽電池セル２のＸ方向における一方端側と逆方向の他方端側の他方面側（例えば裏面側）の一部の下に重なる。太陽電池セル２の一方端側の受光面側の一部、および、他方端側の裏面側の一部には、Ｙ方向に延在するバスバー電極部（後述）が形成される。一方の太陽電池セル２の一方端側の受光面側のバスバー電極部は、例えば接続部材８を介して、他方の太陽電池セル２の他方端側の裏面側のバスバー電極部と電気的に接続される。
　このように、瓦を屋根に葺いたように、複数の太陽電池セル２が一様にある方向にそろって傾く堆積構造となることから、このようにして太陽電池セル２を電気的に接続する方式を、シングリング方式と称する。また、ひも状につながった複数の太陽電池セル２を、太陽電池ストリング（太陽電池デバイス）と称する。
　以下では、太陽電池セル２において、隣接する太陽電池セル２と積み重なる端部側の領域であって、両主面のうちの隣接する太陽電池セル２と対向する主面側の領域を、積重領域Ｒｏとする。
　接続部材８としては、第１実施形態では、低融点金属を被覆した銅芯材からなるリボン線、低融点金属粒子を内包した熱硬化性樹脂フィルムで形成された導電性フィルム、または、低融点金属微粒子とバインダーとで形成された導電性接着剤等が用いられる。
　太陽電池デバイス１の両端には、モジュール外への配線取り出し、または、別の太陽電池ストリングとの電気的な接続に用いられる配線部材（図示省略）が接続される。配線部材としては、一般的に低融点金属でコーティングされた銅を芯材とするリード線または金属箔が用いられる。
　太陽電池デバイス１の詳細は後述する。以下、太陽電池デバイス１における太陽電池セル２について説明する。
（太陽電池セル）
　図３は、第１実施形態に係る太陽電池セル２を受光面側からみた図であり、図４は、第１実施形態に係る太陽電池セル２を裏面側からみた図である。図５は、図３および図４に示すＶ－Ｖ線断面図であり、図６は、図３および図４に示すＶＩ－ＶＩ線断面図である。図３～図６に示す太陽電池セル２は、長方形状の両面電極型の太陽電池セルである。太陽電池セル２は、２つの主面を有する太陽電池基板１０と、太陽電池基板１０の主面のうちの一方面側（例えば受光面側）に形成された金属電極層２１と、太陽電池基板１０の主面のうちの他方面側（例えば裏面側）に形成された金属電極層３１とを有する。
　太陽電池基板１０は、例えば多結晶シリコン基板または単結晶シリコン基板を含む。シリコン基板の表面には、光照射により生成されたキャリアを回収するためのｐｎ接合が形成される。ｐｎ接合は、シリコン基板の導電型とは逆の導電性不純物がドーピングされたエミッタ層がシリコン基板の表面に形成されることで形成される。エミッタ層は、熱拡散によって結晶シリコン基板の表面から数μｍの厚み領域に形成されてもよいし、５ｎｍ以上２０ｎｍ以下程度の厚みを有する非晶質シリコン層等を結晶シリコン基板の表面に製膜することで形成されてもよい。
　一般的に、拡散によって結晶シリコン基板内にエミッタ層が形成される接合様式をホモ接合と称し、結晶シリコン基板の表面にバンドギャップが異なる薄膜層が製膜されることでエミッタ層が形成される接合様式をヘテロ接合と称する。結晶シリコン基板の導電型がｐ型の場合、少数キャリアは電子であり、ｎ型のエミッタ層から電子が回収される。一方、結晶シリコン基板の導電型がｎ型の場合、少数キャリアはホールであり、ｐ型のエミッタ層からホールが回収される。
　両面電極型の太陽電池セルにおいては、一般的に、結晶シリコン基板の一方の主面にエミッタ層が形成され、結晶シリコン基板の他方の主面に、多数キャリアを回収するベース層が形成される。ベース層は、多数キャリアをシリコン基板の表面に引き付け、少数キャリアをシリコン基板内へ追い返すように、エミッタ層とは反対の電荷を帯びる。つまり、ベース層は、結晶シリコン基板と同じ導電型で、より高濃度の電荷を保持する層である。ベース層は、ドーピング不純物の拡散によって形成されてもよいし、同様の電場を形成するようにＡｌ（アルミニウム）等とシリコンとを合金化させることで形成されてもよい。また、ドーピングがなされた薄膜が結晶シリコン基板の表面に形成されてもよい。
　ホモ接合およびヘテロ接合のいずれの場合においても、結晶シリコン基板の両主面の表面の欠陥準位を化学的に終端するためのパッシベーション層が、キャリアの再結合を抑制するために重要である。
　ホモ接合の場合、拡散などによって形成されたエミッタ層の表面またはベース層の表面が結晶シリコン基板の表面であるので、エミッタ層上に、熱酸化膜、シリコンナイトライド、またはそれらの積層体でパッシベーション層を形成する。ベース側に関しては、拡散によってベース層が形成されている場合は、ベース層の表面（結晶シリコン基板の表面）にパッシベーション層を形成する。例えば、ｐ型結晶シリコン基板のベース層としてＡｌとシリコンとの合金が用いられる場合、ベース層のコンタクト抵抗が極めて低いため、求める性能とコストに応じてベース側の構造には自由度がある。パッシベーション層を用いない場合は、結晶シリコン基板の裏面の全面にＡｌペーストとシリコンとを反応させたＢＳＦ（Back Surface Field）太陽電池となり、安価である。一方、結晶シリコン基板の裏面表面をＡｌＯｘ、シリコンオキサイド、シリコンナイトライド、またはそれらの積層体からなるパッシベーション膜で終端し、レーザー等により局所的にパッシベーション層に開口部を設け、Ａｌペーストを印刷し焼成することで、開口部において局所的にＡｌとシリコンを合金させることで、局所ＢＳＦを形成してもよい。この場合、いわゆるＰＥＲＣ（Passivated Emitter and Rear Cell）セルとなり、先の全面ＢＳＦの太陽電池と比較して高性能となる。
　ヘテロ接合様式の場合、結晶シリコン基板の表面はエミッタ層の下地であるので、パッシベーション層は結晶シリコン基板の表面とエミッタ層の間に挿入される。この場合、パッシベーション層としては、垂直方向に電流がトンネリングできるように極めて薄い絶縁層、実質的に真性な非晶質シリコン層、またはそれらの積層体が用いられる。ベース層も同様に、パッシベーション層として、ベース層と結晶シリコンの間に、極めて薄い絶縁層、実質的に真性な非晶質シリコン層、またはそれらの積層体が用いられる。
　ホモ接合とヘテロ接合のいずれの場合でも、受光面側には１．７以上２．４以下程度の屈折率からなるＡＲ（Anti Reflection）層が形成される。ＡＲ層の膜厚は、太陽光スペクトルに対する反射率が最も低くなるように設計される。ホモ接合の場合、ＡＲ層としては、パッシベーション層も兼ねたシリコンナイトライドが用いられることが一般的である。ヘテロ接合の場合は、ＡＲ層としては、後述のコンタクト層としてＴＣＯ（Transparent Conductive Oxide）層、例えばインジウム酸化物層が用いられる。
　太陽電池セルにおいては、光照射によって生成された少数キャリアと多数キャリアとにあっては、少数キャリアはエミッタ層、多数キャリアはベース層に回収され、電極へと回収される。
　ホモ接合様式においては、銀電極（Ａｇ電極）を結晶シリコン基板であるエミッタ層にコンタクトさせる直接コンタクト方式が採られることが多い。ＡＲ層であるシリコンナイトライド上に銀ペースト（Ａｇペースト）を印刷し、７００℃以上９００℃以下で高温焼成する際に、シリコンナイトライドを銀（Ａｇ）が貫通し、下のエミッタ層に直接コンタクトするファイアースルー工程が用いられる。金属原子は結晶シリコン基板中では、強い再結合中心として影響する為、コンタクト箇所の再結合（コンタクト再結合）は強くなる。この影響はエミッタ層のドーピングによって、キャリアの拡散長を短くすることで、ある程度遮蔽することが出来る。このドーピングによるコンタクト再結合の遮蔽効果はドーピング濃度が高い程大きくなる。また、Ａｇとエミッタ層のコンタクト抵抗もドーピング濃度が高い程低くなるので、高出力化が可能となる。一方、ドーピング濃度が高すぎるとドーピング不純物由来の再結合量も増えてしまう為、エミッタ層のシート抵抗が１００Ω／ｓｑ以上１５０Ω／ｓｑ以下となるようなドーピング濃度にバランス調整される。このバランスを超えて更に高効率化するために、受光面側の電極が配置されるコンタクト領域のみのドーピング濃度を局所的に高くするというSelective Emitter方式を用いることで、更に高出力化できる。
　ヘテロ接合の場合、数μｍの厚みを有する拡散層からなるエミッタ層と比較して、５ｎｍ以上２０ｎｍ程度と薄い非晶質シリコン層を用いているので、直接コンタクト方式を用いた場合、エミッタ層を超えて、その下のパッシベーション層や結晶シリコン基板まで到達してしまう為、前述したドーピングによる遮蔽効果が得られず、大幅に性能が低下してしまう。その為、金属が直接コンタクトさせないようにＴＣＯからなるコンタクト層を用いるのが一般的である。ＴＣＯとしてはＩＴＯ等のインジウム酸化物を用いる。このＴＣＯ層は単なるコンタクト層としてだけではなく、エミッタ層に回収された少数キャリアをグリッド状の受光面電極まで輸送する面内輸送層としても機能する。更に、ＴＣＯ層はＡＲ層としても機能する。よってコンタクト層の膜厚は７０ｎｍ以上１００ｎｍ以下であると好ましい。ＴＣＯ層のシート抵抗は３０Ω／ｓｑ以上１２０Ω／ｓｑ以下程度であると好ましい。
　金属電極層２１は、太陽電池基板１０の受光面側に形成され、金属電極層３１は、太陽電池基板１０の裏面側に形成される。
　金属電極層２１は、いわゆる櫛型の形状をなし、櫛歯に相当する複数のフィンガー電極部２１ｆと、櫛歯の支持部に相当する単数または複数のバスバー電極部２１ｂとを有する。バスバー電極部２１ｂは、Ｘ方向の一方端側の受光面側（一方主面側）の一部の積重領域Ｒｏに沿ってＹ方向に延在する。フィンガー電極部２１ｆは、バスバー電極部２１ｂから、Ｙ方向に交差するＸ方向に延在する。
　同様に、金属電極層３１は、櫛型の形状をなし、櫛歯に相当する複数のフィンガー電極部３１ｆと、櫛歯の支持部に相当する１または複数のバスバー電極部３１ｂとを有する。バスバー電極部３１ｂは、Ｘ方向の他方端側の裏面側の一部の積重領域Ｒｏに沿ってＹ方向に延在する。フィンガー電極部３１ｆは、バスバー電極部３１ｂから、Ｙ方向に交差するＸ方向に延在する。なお、金属電極層３１は、櫛型に限定されるものではなく、例えば、安価なＡｌペーストを用いる場合、太陽電池セル２の裏面側の略全体に矩形状に形成されてもよい。
　金属電極層２１，３１としては、入射光量を増やしつつ電気抵抗を減らすために最適設計が求められる。金属電極層２１，３１としては、Ｘ方向またはＹ方向の幅が細く、ＸＹ平面に交差する高さ（厚さ）が高いという高アスペクト電極が高出力化の観点で好ましい。
　高温処理が可能なホモ接合様式の場合、Ａｇペーストの焼結が進むため導電率が高く、３０μｍ以上４０μｍ以下程度まで細線化することが可能である。
　ヘテロ接合様式では、２５０℃以上の高温ではパッシベーション層の機能が水素脱離によって劣化してしまう為、Ａｇペースト電極は低温焼成となりホモ接合様式と比較して半分程度の導電率となる。このため、６０μｍ以上１００μｍ以下程度の幅の太めの配線が必要となる。
　受光面側のバスバー電極部２１ｂと裏面側のバスバー電極部３１ｂの位置は、図５に示すように太陽電池セル２の両端に分かれている。こうすることで、Ｘ方向に沿って、一方向に電流が流れる太陽電池デバイス１が構成される。図６に示すように裏面側のフィンガー電極部３１ｆは、受光面側の積重領域Ｒｏに対応する位置に存在せず、受光面側のフィンガー電極部２１ｆよりも若干短くなっている。これは、受光面側の積重領域Ｒｏは遮光部となるため光の入射量が極めて少なく、発生する電流も小さいため直列抵抗による電圧降下ロスが無視できるためである。
　一方、裏面側の積重領域Ｒｏに対応する位置には、受光面側のフィンガー電極部２１ｆが配置されている。これは、裏面側の積重領域Ｒｏに対応する受光面側では、光の入射量および電流の発生量が共に大きく、抵抗を低く抑える必要があるためである。
　金属電極層２１，３１は、金属材料で形成される。金属材料としては、後述する酸化による黒色化処理の観点で、Ａｇ（銀）、Ｃｕ（銅）、またはこれらの合金等が用いられる。
（太陽電池デバイスの詳細）
　図７は、図１に示すＩＩ－ＩＩ線断面における積重領域Ｒｏ付近の拡大図であり、図８は、図１に示すＶＩＩＩ－ＶＩＩＩ線断面における積重領域Ｒｏ付近の拡大図である。
　太陽電池セル２における積重領域Ｒｏにおいて、接続部材８と接する領域を接続領域Ｒａとし、接続領域Ｒａの周辺の領域を周辺領域Ｒｂとする（すなわち、周辺領域Ｒｂは積重領域Ｒｏにおいて接続領域Ｒａを除外した領域である）。なお、周辺領域Ｒｂは、接続領域Ｒａから２００μｍ以上１０００μｍ以下程度の範囲である。
　太陽電池セル２の受光面側の積重領域Ｒｏの外における金属電極層２１（２１ｆ）の表面、および、太陽電池セル２の裏面側の積重領域Ｒｏの外における金属電極層３１（３１ｆ）の表面は、酸化膜４２で覆われる。
　なお、受光面側の意匠性の観点では、太陽電池セル２の受光面側の積重領域Ｒｏの外における少なくとも受光面側（一方主面側）の金属電極層の表面が、酸化膜４２で覆われていればよい。
　一方、太陽電池セル２の受光面側の積重領域Ｒｏにおける金属電極層２１（２１ｆおよび２１ｂ）の表面、および、太陽電池セル２の裏面側の積重領域Ｒｏにおける金属電極層３１（３１ｆおよび３１ｂ）の表面は、バリア膜（耐酸化膜）４０で覆われ、酸化膜４２で覆われない。
　すなわち、太陽電池セル２の受光面側の接続領域Ｒａにおける金属電極層２１（２１ｆおよび２１ｂ）の表面、および、周辺領域Ｒｂにおける金属電極層２１（２１ｆおよび２１ｂ）の表面は、バリア膜（耐酸化膜）４０で覆われ、酸化膜４２で覆われない。また、太陽電池セル２の裏面側の接続領域Ｒａにおける金属電極層３１（３１ｆおよび３１ｂ）の表面、および、周辺領域Ｒｂにおける金属電極層３１（３１ｆおよび３１ｂ）の表面は、バリア膜（耐酸化膜）４０で覆われ、酸化膜４２で覆われない。
　なお、太陽電池セル２の受光面側の周辺領域Ｒｂにおける金属電極層２１（２１ｆおよび２１ｂ）の表面の少なくとも一部が、バリア膜（耐酸化膜）４０で覆われ、酸化膜４２で覆われなければよい。また、太陽電池セル２の裏面側の周辺領域Ｒｂにおける金属電極層３１（３１ｆおよび３１ｂ）の表面の少なくとも一部が、バリア膜（耐酸化膜）４０で覆われ、酸化膜４２で覆われなければよい。
　バリア膜４０（耐酸化膜）は、金属電極層２１，３１の酸化を防止する。また、バリア膜４０は、接続領域Ｒａにおける接続部材８と金属電極層２１，３１とのコンタクト、および、周辺領域Ｒｂにおける封止材５と金属電極層２１，３１との密着性、を阻害しないと好ましい。バリア膜４０としては、金属電極層２１，３１の表面に薄く形成されるエステル系または炭化水素系の有機膜が挙げられる。これらの有機膜は、一般的には、クリーンルーム内での有機汚染物質として挙げられる低分子物質ではあるが、酸化に対するバリア膜として好適に機能する。
　酸化膜４２は、金属電極層２１，３１の表面を酸化させることで形成されるものであり、金属電極層２１，３１上にシリコンオキサイド等が製膜されたものではない。光沢のある金属電極層２１，３１の表面は、酸化されると光沢のない金属酸化物層を形成する。より詳細には、ＡｇまたはＣｕを含む金属電極層２１，３１の表面は、酸化されると酸化Ａｇまたは酸化Ｃｕを含む酸化膜４２を形成し、黒色化する。
（太陽電池デバイスの製造方法）
　次に、図９Ａ～図９Ｃを参照して、第１実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法について説明する。図９Ａは、第１実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法におけるバリア膜形成工程を示す図（断面図）であり、図９Ｂは、第１実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法における酸化膜形成工程を示す図（断面図）であり、図９Ｃは、第１実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法における接続および焼成工程を示す図（断面図）である。
　まず、ｐｎ接合を有する太陽電池基板１０の受光面側（一方主面側）に金属電極層２１を形成する。この際、Ｘ方向の一方端側の一部の積重領域Ｒｏに沿って、Ｙ方向に延在するバスバー電極部２１ｂを形成する。また、Ｘ方向に延在するフィンガー電極部２１ｆを形成する。
　また、太陽電池基板１０の裏面側（他方主面側）に金属電極層３１を形成する。この際、Ｘ方向の他方端側の一部の積み重ね領域Ｒｏに沿って、Ｙ方向に延在するバスバー電極部３１ｂを形成する。また、Ｘ方向に延在するフィンガー電極部３１ｆを形成する。
　次に、図９Ａに示すように、太陽電池基板１０の受光面側の積重領域Ｒｏにおける金属電極層２１の表面（の少なくとも一部）に、バリア膜４０を形成する。
　また、太陽電池基板１０の裏面側の積重領域Ｒｏにおける金属電極層３１の表面（の少なくとも一部）に、バリア膜４０を形成する（バリア膜形成工程）。
　バリア膜の形成方法としては、マスク蒸着法を用いて、上述したエステル系または炭化水素系の有機膜を形成してもよいし、上述したエステル系または炭化水素系の材料を含むウレタンフォームによるインプリント等によって、有機膜を形成してもよい。
　次に、図９Ｂに示すように、酸化雰囲気中に金属電極層２１，３１を暴露することで、バリア膜４０が形成されていない金属電極層の表面に酸化膜４２を形成する（酸化膜形成工程）。
　酸化雰囲気におけるガスとしては、オゾンガス等が挙げられる。ＵＶ光照射または加熱により、酸化反応を促進させてもよい。
　次に、図９Ｃに示すように、積重領域Ｒｏにおいて、接続部材８を介して、太陽電池セル２同士を積み重ねて、焼成する（接続および焼成工程）。
　このとき、接続部材８は、一方の太陽電池セル２の受光面側のバリア膜４０に配置されてもよいし、他方の太陽電池セル２の裏面側のバリア膜４０に配置されてもよい（なお、太陽電池セル２の積重領域Ｒｏにおいて、接続部材８の占める領域が接続領域Ｒａとなる）。この接続部材８を配置する際、力学的応力が生じるため、接続部材８はバリア膜４０を貫通して金属電極層２１，３１に電気的にコンタクトする。
　また、このとき、図１０に示すように、太陽電池セル２同士を積み重ねた状態で耐熱性の吸着台９０上に配置し、太陽電池セル２の裏面側（他方主面側）を吸着することによって接続圧力を発生させる。この状態で、太陽電池セル２の受光面側（一方主面側）から例えばＩＲランプで加熱することによって、焼成する。この太陽電池セル２を吸着する際にも、力学的応力が生じるため、接続部材８はバリア膜４０を貫通して、金属電極層２１，３１にコンタクトする。
　これにより、電気的にも力学的にも太陽電池セル２同士が接続された太陽電池デバイス１が得られる。
　以上説明したように、第１実施形態の太陽電池デバイス１、および、太陽電池デバイスの製造方法によれば、太陽電池セル２の受光面側（一方主面側）の積重領域Ｒｏの外における金属電極層２１（フィンガー電極部２１ｆ）の表面は、酸化膜４２で覆われるので、金属電極層２１（フィンガー電極部２１ｆ）の表面における、酸化Ａｇまたは酸化Ｃｕを含む酸化膜４２の黒色化によって目立たなくなり（表面全体が黒に近い発色となり）、意匠性が向上する。
　ところで、ストリング方式を用いた太陽電池デバイスでは、通常のタブ線接続方式と比較して、太陽電池基板（シリコン基板を含む）が直列接続される剛直な集積構造となるため（柔軟性に乏しく）、温度変化に対する応力緩和性能が低く、熱サイクル信頼性に課題があった。
　この点に関し、本実施形態の太陽電池デバイス１、および、太陽電池デバイスの製造方法によれば、太陽電池セル２の大部分を占める積重領域Ｒｏの外の金属電極層２１，３１（フィンガー電極部２１ｆ，３１ｆ）が酸化膜４２で覆われるので、モジュール化の際に金属電極層２１，３１と封止材５との密着強度が低下し、応力が緩和される。これは、金属電極層２１，３１と封止材５の間に酸化膜４２が配置されることで、金属電極層２１，３１と封止材５との間に滑りが発生し、熱膨張によって生じる応力が緩和されるためと考えられる。これにより、最も応力が発生しやすいシリコン基板を含む太陽電池基板１０と封止材５とに挟まれた金属電極層２１，３１において、封止材５からの応力の影響が抑制される。そのため、金属電極層２１，３１の剥がれ、または、金属電極層２１，３１同士の接続不良の発生が抑制され、熱サイクル信頼性が向上する。
　また、本実施形態の太陽電池デバイス１、および、太陽電池デバイスの製造方法によれば、太陽電池セル２の積重領域Ｒｏにおける接続部材８に接する接続領域Ｒａの金属電極層２１，３１の表面は、酸化膜４２で覆われないので、接続部材８と金属電極層２１，３１との電気接触抵抗の増大が抑制され、太陽電池デバイス１の出力の低下が抑制される。換言すれば、接続部材８と金属電極層２１，３１との電気接触抵抗が低く保たれ、太陽電池デバイス１の出力が維持され、信頼性が向上する。
　また、本実施形態の太陽電池デバイス１、および、太陽電池デバイスの製造方法によれば、太陽電池セル２の積重領域Ｒｏにおける接続領域Ｒａの周囲の周辺領域Ｒｂの金属電極層２１，３１の表面は、酸化膜４２で覆われないので、モジュール化の際に金属電極層２１，３１と封止材５との密着強度が高い。その結果、熱サイクル信頼性および耐湿耐熱性信頼性が向上する。
　積重領域Ｒｏにおける接続領域Ｒａでは、太陽電池セル２の金属電極層２１，３１が接続部材８を挟み込むが、接続領域Ｒａの周辺の周辺領域Ｒｂでは間隙が存在し、この間隙は封止材５で埋められる。周辺領域Ｒｂに酸化膜４２が配置されないことにより、間隙を埋める封止材５と金属電極層２１，３１とが強く密着し、積重領域Ｒｏにおける接着性が高まり、熱膨張による応力で積重領域Ｒｏの接続が外れることを防ぐと考えられる。また、耐湿耐熱性信頼性については、周辺領域Ｒｂにおける金属電極層２１，３１と封止材５とが密着することで、接続領域Ｒａへの水の侵入による直列抵抗の増大を防ぐことができ、信頼性が向上すると考えられる。
［第２実施形態］
　第１実施形態の太陽電池デバイスの製造方法では、バリア膜を製膜により形成した。第２実施形態の太陽電池デバイスの製造方法では、バリア膜材料を含む接続部材ペーストを印刷し、焼成することでバリア膜を形成する。
（太陽電池デバイスの製造方法）
　次に、図１３Ａ～図１３Ｃを参照して、第２実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法について説明する。図１３Ａは、第２実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法における接続工程を示す図（断面図）であり、図１３Ｂは、第２実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法における焼成およびバリア膜形成工程を示す図（断面図）であり、図１３Ｃは、第２実施形態に係る太陽電池デバイスの製造方法における酸化膜形成工程を示す図（断面図）である。
　まず、ｐｎ接合を有する太陽電池基板１０の受光面側（一方主面側）に金属電極層２１を形成する。この際、Ｘ方向の一方端側の一部の積み重ね領域Ｒｏに沿って、Ｙ方向に延在するバスバー電極部２１ｂを形成する。また、Ｘ方向に延在するフィンガー電極部２１ｆを形成する。
　また、太陽電池基板１０の裏面側（他方主面側）に金属電極層３１を形成する。この際、Ｘ方向の他方端側の一部の積重領域Ｒｏに沿って、Ｙ方向に延在するバスバー電極部３１ｂを形成する。また、Ｘ方向に延在するフィンガー電極部３１ｆを形成する。
　次に、図１３Ａに示すように、積重領域Ｒｏにおいて、接続部材８を介して、太陽電池セル２同士を積み重ねる（接続工程）。
　接続部材８としては、第２実施形態では、例えば、熱硬化型の接着性樹脂材料に、導電性粒子（例えば、金属微粒子）を分散させた導電性接着ペーストに、バリア膜材料を含む接続部材ペーストが用いられる。接続部材８の一例としては、ウレタンアクリレート等のオリゴマー成分を含有するＡｇペーストまたはＣｕペーストが挙げられる。
　接続部材８の形成方法としては、上述した接続部材ペーストを、積重領域Ｒｏにおける接続領域Ｒａに塗布または印刷する。このとき、接続部材は、一方の太陽電池セル２の受光面側の接続領域Ｒａに塗布されてもよいし、他方の太陽電池セル２の裏面側の接続領域Ｒａに塗布されてもよい。
　次に、図１３Ｂに示すように、接続部材８を介して積み重ねた太陽電池セル２を焼成する。このとき、第１実施形態と同様に、図１０に示すように、太陽電池セル２の裏面側（他方主面側）を吸着することによって接続圧力を発生させた状態で、太陽電池セル２の受光面側（一方主面側）から例えばＩＲランプで加熱する。これにより、電気的にも力学的にも太陽電池セル２同士が接続される。
　また、このとき、接続部材ペーストからブリードした、または蒸発した低分子成分が周辺領域Ｒｂに付着してバリア膜４０が形成される（焼成およびバリア膜形成工程）。
　次に、図１３Ｃに示すように、酸化雰囲気中に金属電極層２１，３１を暴露することで、バリア膜４０および接続部材８が形成されていない金属電極層２１，３１の表面に酸化膜４２を形成する（酸化膜形成工程）。これにより、太陽電池デバイス１が得られる。
（太陽電池デバイス）
　図１１は、第２実施形態に係る太陽電池デバイスの図１のＩＩ－ＩＩ線断面相当における積重領域付近の拡大図であり、図１２は、第２実施形態に係る太陽電池デバイスの図１のＶＩＩＩ－ＶＩＩＩ線断面相当における積重領域付近の拡大図である。
　第２実施形態の太陽電池デバイス１では、上述したようにバリア膜材料を含む接続部材ペーストを印刷し、焼成することでバリア膜４０を形成するため、太陽電池セル２の受光面側の接続領域Ｒａにおける金属電極層２１（２１ｆおよび２１ｂ）の表面、および、太陽電池セル２の裏面側の接続領域Ｒａにおける金属電極層３１（３１ｆおよび３１ｂ）の表面に、バリア膜（耐酸化膜）４０が形成されない点（図９Ａ，図９Ｂ参照）で第１実施形態と異なる。
　なお、太陽電池セル２の受光面側の接続領域Ｒａにおける金属電極層２１（２１ｆおよび２１ｂ）の表面、および、太陽電池セル２の裏面側の接続領域Ｒａにおける金属電極層３１（３１ｆおよび３１ｂ）の表面が、酸化膜４２で覆われない点では、第２実施形態の太陽電池デバイス１は第１実施形態と同様である。
　ここで、太陽電池セル２が配列される方向を配列方向（Ｘ方向）とし、配列方向に交差する方向を交差方向（Ｙ方向）とし、太陽電池セル２における積重領域Ｒｏにおいて、隣接する太陽電池セル２の下に積み重なる太陽電池セル２の端側を遮蔽側、配列方向において遮蔽側の反対側を露出側とする。
　上述したように、バリア膜材料を含む接続部材ペーストを印刷し、焼成することでバリア膜４０を形成する際、図１０に示すように、接続圧力を発生させるために、太陽電池セル２の裏面側（他方主面側）を吸着する。すると、接続部材ペーストからのブリードまたは蒸発によって形成されるバリア膜４０は、露出側から遮光側に偏って形成される。
　これにより、太陽電池セル２における積重領域Ｒｏにおいて、接続部材８に対して露出側の周辺領域Ｒｂ１の金属電極層２１の酸化膜４２の被覆率と、接続部材８に対して遮蔽側の周辺領域Ｒｂ２の金属電極層２１の酸化膜４２の被覆率とは、非対称である。
　より詳細には、太陽電池セル２における積重領域Ｒｏにおいて、接続部材８に対して露出側の周辺領域Ｒｂ１の金属電極層２１の酸化膜４２の被覆率は、接続部材８に対して遮蔽側の周辺領域Ｒｂ２の金属電極層２１の酸化膜４２の被覆率よりも高い。
　なお、バリア膜材料を含む接続部材ペーストを印刷し、焼成することでバリア膜４０を形成する際、太陽電池セルの受光面側（一方主面側）を吸着してもよい。この場合、太陽電池セル２における積重領域Ｒｏにおいて、接続部材８に対して露出側の周辺領域Ｒｂ１の金属電極層２１の酸化膜４２の被覆率は、接続部材８に対して遮蔽側の周辺領域Ｒｂ２の金属電極層２１の酸化膜４２の被覆率よりも低くなる。
　この場合、意匠性の観点から、太陽電池セル２における積重領域Ｒｏの外に酸化膜４２が形成されないことが好ましい。
　この第２実施形態の太陽電池デバイス１、および、太陽電池デバイスの製造方法でも、第１実施形態の太陽電池デバイス１、および、太陽電池デバイスの製造方法と同様の利点が得られる。
（変形例）
　図１４Ａおよび図１４Ｂは、第２実施形態の変形例に係る太陽電池デバイスの図１のＶＩＩＩ－ＶＩＩＩ線断面相当における積重領域付近の拡大図である。
　図１４Ａに示すように、太陽電池セル２における積重領域Ｒｏにおいて、Ｙ方向（交差方向）に延びる複数の金属電極層２１（バスバー電極部２１ｂ，３１ｂ）が含まれる場合、最も受光側に位置する金属電極層２１，３１が酸化膜４２で覆われるようにしてもよい。或いは、図１４Ｂに示すように、最も露出側に位置する金属電極層２１，３１の少なくとも一部が酸化膜４２で覆われるようにしてもよい。
　以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は上述した実施形態に限定されることなく、種々の変更および変形が可能である。例えば、上述した実施形態では、太陽電池セル２の受光面側の金属電極層２１および裏面側の金属電極層３１の材料として、同一の材料を用いた。しかし、本発明はこれに限定されず、受光面側の金属電極層２１の材料と裏面側の金属電極層３１の材料とを異ならせてもよい。例えば、意匠性の観点から、受光面側の金属電極層２１の材料として、酸化により黒色化が可能なＡｇまたはＣｕ等を用い、価格の観点から、裏面側の金属電極層３１の材料として、Ａｌ等を用いてもよい。
　更に、受光面側において、積重領域Ｒｏの金属電極層２１の材料と積重領域Ｒｏ外の金属電極層２１の材料とを異ならせてもよい。例えば、受光面側において、意匠性の観点から、積重領域Ｒｏ外の金属電極層２１の材料として、酸化により黒色化が可能なＡｇまたはＣｕ等を用い、積重領域Ｒｏの金属電極層２１の材料として、ＡｇおよびＣｕ以外の材料を用いてもよい。
　すなわち、本発明では、太陽電池セル２の積重領域Ｒｏの外における、少なくとも受光面側（一方主面側）の金属電極層の表面が、酸化膜で覆われればよい。
　以下、実施例に基づいて本発明を具体的に説明するが、本発明は以下の実施例に限定されるものではない。
（実施例１）
　以下のとおり、図１，図２および図７，８に示す第１実施形態の太陽電池デバイス１を、図９Ａ～図９Ｃに示す第１実施形態の太陽電池デバイスの製造方法に従って作製し、この第１実施形態の太陽電池デバイス１を含む太陽電池モジュール１００を実施例１として作製した。
　まず、ｐｎ接合を有する太陽電池基板１０の受光面側（一方主面側）に金属電極層２１（バスバー電極部２１ｂおよびフィンガー電極部２１ｆ）を形成し、太陽電池基板１０の裏面側（他方主面側）に金属電極層３１（バスバー電極部３１ｂおよびフィンガー電極部３１ｆ）を形成した。
　次に、図９Ａに示すように、太陽電池基板１０の受光面側の積重領域Ｒｏにおける金属電極層２１の表面（の少なくとも一部）に、バリア膜４０を形成し、太陽電池基板１０の裏面側の積重領域Ｒｏにおける金属電極層３１の表面（の少なくとも一部）に、バリア膜４０を形成した（バリア膜形成工程）。
　バリア膜の形成方法としては、マスク蒸着法を用いて、上述した炭化水素系の有機膜を形成した。
　次に、図９Ｂに示すように、オゾンガス雰囲気中に金属電極層を暴露することで、バリア膜が形成されていない金属電極層の表面に酸化膜４２を形成した（酸化膜形成工程）。
　次に、図９Ｃに示すように、積重領域Ｒｏにおいて、接続部材８を介して、太陽電池セル２同士を積み重ねて、焼成した（接続および焼成工程）。このとき、図１０に示すように、太陽電池セル２の裏面側（他方主面側）を吸着することによって接続圧力を発生させた状態で、太陽電池セル２の受光面側（一方主面側）からＩＲランプで加熱することによって、焼成した。これにより、電気的にも力学的にも太陽電池セル２同士が接続された太陽電池デバイス１が得られた。
　その後、太陽電池デバイス１を、封止材５であるＥＶＡ（Ethylene-Vinyl Acetate）シートで挟み、更に受光側保護部材３よび裏側保護部材４である強化ガラス基板で挟んだ状態で、ラミネートを行うことで、太陽電池モジュール１００を制作した。
　実施例１では、受光面の積重領域Ｒｏ外の金属電極層２１，３１の表面には酸化膜４２が形成されたため、封止後は受光面の金属電極層２１，３１が視認されず、優れた意匠性を示した。
（実施例２）
　以下のとおり、図１，２および図１１，１２に示す第２実施形態の太陽電池デバイス１を、図１３Ａ～図１３Ｃに示す第２実施形態の太陽電池デバイスの製造方法に従って作製し、この第２実施形態の太陽電池デバイス１を含む太陽電池モジュール１００を実施例２として作製した。
　まず、実施例１と同様に、ｐｎ接合を有する太陽電池基板１０の受光面側（一方主面側）に金属電極層２１（バスバー電極部２１ｂおよびフィンガー電極部２１ｆ）を形成し、太陽電池基板１０の裏面側（他方主面側）に金属電極層３１（バスバー電極部３１ｂおよびフィンガー電極部３１ｆ）を形成した。
　次に、図１３Ａに示すように、積重領域Ｒｏにおいて、接続部材８を介して、太陽電池セル２同士を積み重ねた（接続工程）。
　このとき、ウレタンアクリレートのオリゴマー成分を含有するＡｇペーストを接続部材ペーストとして、積重領域Ｒｏにおける接続領域Ｒａに塗布または印刷した。
　次に、図１３Ｂに示すように、接続部材８を介して積み重ねられた太陽電池セル２を焼成した。このとき、第１実施例と同様に、図１０に示すように、太陽電池セル２の裏面側（他方主面側）を吸着することによって接続圧力を発生させた状態で、太陽電池セル２の受光面側（一方主面側）からＩＲランプで加熱した。これにより、電気的にも力学的にも太陽電池セル２同士が接続される。
　また、このとき、接続部材ペーストからブリードした、または蒸発した低分子成分が周辺領域に付着してバリア膜４０が形成された（焼成およびバリア膜形成工程）。
　次に、酸化雰囲気中に金属電極層２１，３１を暴露することで、バリア膜４０および接続部材８が形成されていない金属電極層２１，３１の表面に酸化膜４２を形成した（酸化膜形成工程）。これにより、太陽電池デバイス１が得られた。
　その後、第１実施例と同様に、太陽電池デバイス１を、封止材５であるＥＶＡ（Ethylene-Vinyl Acetate）シートで挟み、更に受光側保護部材３および裏側保護部材４である強化ガラス基板で挟んだ状態で、ラミネートを行うことで、太陽電池モジュール１００を制作した。
　実施例２でも、受光面の積重領域Ｒｏ外の金属電極層２１，３１の表面には酸化膜４２が形成されたため、封止後は受光面の金属電極層２１，３１が視認されず、優れた意匠性を示した。
　なお、実施例２では、太陽電池セル２の受光側の周辺領域Ｒｂ１の酸化膜４２による被覆率は、遮蔽側の周辺領域Ｒｂ２の被覆率よりも大きかった。
（比較例１）
　比較例１として、バリア膜を用いずに、受光面側および裏面側の金属電極層の表面を全て酸化膜で覆ったものを制作した。比較例１の工程としては、実施例１の工程において、図９Ａのバリア膜形成工程を省いたものである。
　比較例１では、積重領域の接続領域において、接続部材と、受光面側および裏面側の金属電極層との間に酸化膜が存在することから、コンタクト抵抗が高く、モジュール全体の直列抵抗に反映され、初期出力は実施例１や実施例２と比較して３．５％程低いものとなった。
　なお、比較例１でも、受光面の積重領域外の金属電極層の表面には酸化膜が形成されたため、封止後は受光面の金属電極層が視認されず、優れた意匠性を示した。
（比較例２）
　比較例２として、バリア膜を用いずに接続領域のみ接続部材で覆うことで、酸化膜の形成を抑制した構造を制作した。比較例２の工程としては、実施例２で用いたウレタンアクリレート等のオリゴマー成分を含有するＡｇペーストではなく、低分子成分の少ないエポキシ系バインダーを用いたＡｇペーストを接続部材ペーストとして用いた。
　こうすることで、図１３Ｂに示す接続および焼成工程においてバリア膜４０が形成されず、酸化膜形成工程において周辺領域は積重領域外と同様に酸化膜が形成された。つまり、接続領域を除き、受光面側および裏面側の金属電極層は完全に黒色の酸化膜で覆われた。
　比較例２では、接続部材と、受光面側および裏面側の金属電極層との接触は良好である為、初期出力特性は、実施例１および実施例２と同等であった。
　また、比較例２でも、受光面の積重領域外の金属電極層の表面には酸化膜が形成されたため、封止後は受光面の金属電極層が視認されず、優れた意匠性を示した。
（比較例３）
　比較例３として、バリア膜を用いずに、酸化膜も形成しない太陽電池セルを用いて太陽電池デバイスおよび太陽電池モジュールを制作した。比較例３の工程としては、比較例２における酸化膜形成工程を省いたものである。
　比較例３では、受光面側の金属電極層の反射光がモジュール内で閉じ込められる効果によって、初期出力特性は、若干電流が向上することで、実施例１および実施例２よりも０．８％程高い値を示した。
　しかし、積重領域外の金属電極層の表面には酸化膜が形成されていないため、受光面側の金属電極層が視認できてしまった。
　以上のように作製した実施例１，２および比較例１～３の太陽電池モジュールの熱サイクル信頼性および耐湿熱信頼性を測定した。熱サイクル信頼性では、周囲温度を８０度から－４０度まで変化させるサイクルを２５０サイクル行った後に、初期時に対して出力が何パーセント保持されているかを示す（好ましくは９５％以上保持）。また、耐湿熱信頼性では、周囲温度８５度、周囲湿度８５％の状態で２０００時間経過後に、初期時に対して出力が何パーセント保持されているかを示す（好ましくは９５％以上保持）。
　また、実施例１，２および比較例１～３の太陽電池モジュールの意匠性の良し悪しを確認した。意匠性では、受光面側の金属電極層２１（２１ｆ）が視認できると×とし、殆ど視認できずに電極が無い太陽電池セルの受光面と同等に見える場合を〇とした。
　これらの結果を表１に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
  
　表１によれば、実施例１、実施例２、比較例１、比較例２では、酸化膜による意匠性の向上が確認できた。これらの優れた意匠性は、比較例３との対比より、積重領域Ｒｏ外の受光面側の金属電極層２１および裏面側の金属電極層３１の表面が黒色の酸化膜４２で覆われていることによるものである。
　比較例１は熱サイクル信頼性および耐湿熱信頼性が低い結果となったが、これは接続領域に酸化膜が介在しているため、接続部材と、受光面側および裏面側の金属電極層とが電気的にも力学的にも良好なコンタクトが形成できておらず、信頼性試験の過程で電気的コンタクトを保持することが出来ず、悪化したと考えられる。また、周辺領域にも酸化膜が介在する為、封止材と受光面側および裏面側の金属電極層との密着性が乏しく、接続の維持および水の侵入を防ぐことができなかったと推定される。
　比較例２では、熱サイクル信頼性は実施例１および２よりも若干低いものの、９５％以上の保持率を示しており、高い信頼性を示している。一方、耐湿熱信頼性については、比較例に次いで低い値を示した。これは、比較例１と同様に、周辺領域に酸化膜が介在する為、封止材と受光面側および裏面側の金属電極層との密着が弱く、水の侵入を完全に防ぐことが出来なかった為と考えられる。
　比較例３において、耐湿熱信頼性が比較例２よりも高く、実施例１および実施例２と同等の保持率を示している。このことから、酸化膜の積重領域外への形成は、水の侵入を若干ではあるが水の侵入を助長するものであるが、周辺領域における受光面側および裏面側の金属電極層と封止材との密着性によって防がれていると考えられる。
　実施例１および実施例２は、熱サイクル試験で特に高い保持率を示した。これは、前述したように積重領域Ｒｏ外の酸化膜４２が封止材５との応力緩和と、周辺領域Ｒｂにおける金属電極層２１，３１と封止材５の密着性によるものである。
　本発明による実施例１および実施例２は、優れた信頼性と意匠性を両立する技術であることが証明された。実施例１と実施例２を比較した場合、実施例２の意匠性の方が優れていた。これは、図１１，１２に示したように実施例２は受光側の周辺領域Ｒｂの酸化膜４２による被覆率が高くなっており、受光側の積重領域Ｒｏ外に金属光沢が残る確率が実施例１と比較して低く抑えられた。
　１　太陽電池デバイス
　２　太陽電池セル
　３　受光側保護部材
　４　裏側保護部材
　５　封止材
　８　接続部材
　１０　太陽電池基板
　２１，３１　金属電極層
　２１ｆ、３１ｆ　フィンガー電極部
　２１ｂ，３１ｂ　バスバー電極部
　４０　バリア膜（耐酸化膜）
　４２　酸化膜
　１００　太陽電池モジュール
　Ｒｏ　積重領域
　Ｒａ　接続領域
　Ｒｂ，Ｒｂ１，Ｒｂ２　周辺領域

Claims (12)

  1. 　両主面に金属電極層を有する両面電極型の太陽電池セルを複数個、シングリング方式を用いて電気的に接続する太陽電池デバイスであって、
    　隣接する前記太陽電池セルのうちの一方の前記太陽電池セルの一部は、他方の前記太陽電池セルの一部と、接続部材を介して積み重なることにより電気的に接続され、
    　前記太陽電池セルにおいて、隣接する前記太陽電池セルと積み重なる端部側の領域であって、前記両主面のうちの隣接する前記太陽電池セルと対向する主面側の領域を積重領域とし、前記積重領域における前記接続部材と接する領域を接続領域とし、前記積重領域における前記接続領域の周辺の領域を周辺領域とすると、
    　前記太陽電池セルの前記積重領域の外における、少なくとも一方主面側の前記金属電極層の表面は、酸化膜で覆われ、
    　前記太陽電池セルの前記接続領域における前記金属電極層の表面、および、前記周辺領域における前記金属電極層の表面の少なくとも一部は、酸化膜で覆われない、
    太陽電池デバイス。
  2. 　前記太陽電池セルの少なくとも一方主面側の前記金属電極層の材料は、銀または銅を含む、請求項１に記載の太陽電池デバイス。
  3. 　前記太陽電池セルの前記接続領域および前記周辺領域における前記金属電極層の表面には、耐酸化膜が形成される、請求項１または２に記載の太陽電池デバイス。
  4. 　前記接続部材は、金属微粒子を含み、
    　前記太陽電池セルの前記周辺領域における前記金属電極層の表面には、耐酸化膜が形成される、請求項１または２に記載の太陽電池デバイス。
  5. 　前記太陽電池セルが配列される方向を配列方向とし、
    　前記太陽電池セルにおける前記積重領域において、隣接する前記太陽電池セルの下に積み重なる前記太陽電池セルの端側を遮蔽側、前記配列方向において前記遮蔽側の反対側を露出側とすると、
    　前記太陽電池セルにおける前記積重領域において、前記接続部材に対して前記露出側の前記金属電極層の前記酸化膜の被覆率と、前記接続部材に対して前記遮蔽側の前記金属電極層の前記酸化膜の被覆率とは、非対称である、
    請求項４に記載の太陽電池デバイス。
  6. 　前記太陽電池セルにおける前記積重領域において、前記接続部材に対して前記露出側の前記金属電極層の前記酸化膜の被覆率は、前記接続部材に対して前記遮蔽側の前記金属電極層の前記酸化膜の被覆率よりも高い、
    請求項５に記載の太陽電池デバイス。
  7. 　前記配列方向に交差する方向を交差方向とすると、
    　前記太陽電池セルにおける前記積重領域において、前記交差方向に延びる複数の金属電極層が含まれる場合、最も前記露出側に位置する金属電極層の少なくとも一部が前記酸化膜で覆われる、
    請求項５または６に記載の太陽電池デバイス。
  8. 　両主面に金属電極層を有する両面電極型の太陽電池セルを複数個、シングリング方式を用いて電気的に接続する請求項１～７のいずれか１項に記載の太陽電池デバイスの製造方法であって、
    　前記太陽電池セルにおいて、隣接する前記太陽電池セルと積み重なる端部側の領域であって、前記両主面のうちの隣接する前記太陽電池セルと対向する主面側の領域を積重領域とし、前記積重領域における前記接続部材と接する領域を接続領域とし、前記積重領域における前記接続領域の周辺の領域を周辺領域とすると、
    　前記太陽電池セルの前記積重領域における前記金属電極層の表面に、耐酸化膜を形成する耐酸化膜形成工程と、
    　酸化雰囲気下での暴露により、前記太陽電池セルの前記積重領域の外における、少なくとも一方主面側の前記金属電極層の表面に、酸化膜を形成する酸化膜形成工程と、
    を含み、
    　前記耐酸化膜形成工程では、
    　前記太陽電池セルの前記接続領域に接続部材を配置する前に、前記太陽電池セルの前記接続領域における前記金属電極層の表面、および、前記周辺領域における前記金属電極層の表面の少なくとも一部に、耐酸化膜を形成するか、または、
    　前記太陽電池セルの前記接続領域に接続部材を配置した後に、前記周辺領域における前記金属電極層の表面の少なくとも一部に、耐酸化膜を形成する、
    太陽電池デバイスの製造方法。
  9. 　前記耐酸化膜形成工程では、前記太陽電池セルの前記接続領域に接続部材を配置する前に、耐酸化膜を製膜する、請求項８に記載の太陽電池デバイスの製造方法。
  10. 　前記耐酸化膜形成工程では、前記太陽電池セルの前記接続領域に耐酸化膜材料を含む接続部材を配置した後に、前記接続部材を焼成する際に前記接続部材からブリードまたは蒸発した前記耐酸化膜材料により耐酸化膜を形成する、請求項８に記載の太陽電池デバイスの製造方法。
  11. 　前記耐酸化膜形成工程では、前記太陽電池セルの一方主面側または他方主面側を吸着しながら、前記接続部材を焼成する、請求項１０に記載の太陽電池デバイスの製造方法。
  12. 　前記酸化膜形成工程における酸化雰囲気では、オゾンガスを含む、請求項８～１１のいずれか１項に記載の太陽電池デバイスの製造方法。
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