(57)【要約】【課題】光電変換特性が改善されたヘテロ接合構造を有する太陽電池セルを提供する。【解決手段】太陽電池セル１は、結晶系のシリコン基板１０と、シリコン基板１０の主面上に形成された、リンを不純物として含むＰドープシリコン酸化物層５０と、Ｐドープシリコン酸化物層５０の上に形成された真性非晶質シリコン層６１、及び、真性非晶質シリコン層６１の上に形成されたｐ型のドーパントを含むｐ型非晶質シリコン層６２を有する非晶質シリコン層６０とを備える。そして、真性非晶質シリコン層６１は、ｐ型のドーパントを含み、真性非晶質シリコン層６１の厚み方向におけるｐ型のドーパントの濃度は、Ｐドープシリコン酸化物層５０と真性非晶質シリコン層６１との界面におけるｐ型のドーパントの濃度よりも高いプロファイルを有する。【選択図】図５
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
結晶系のシリコン基板と、
前記シリコン基板の主面上に形成された、リンを不純物として含むリンドープ層と、
前記リンドープ層の上に形成された真性非晶質シリコン層、及び、前記真性非晶質シリコン層の上に形成されたｐ型のドーパントを含むｐ型非晶質シリコン層を有する非晶質シリコン層とを備え、
前記真性非晶質シリコン層は、前記ｐ型のドーパントを含み、
前記真性非晶質シリコン層の厚み方向における前記ｐ型のドーパントの濃度は、前記リンドープ層と前記真性非晶質シリコン層との界面における前記ｐ型のドーパントの濃度よりも高いプロファイルを有する
太陽電池セル。
【請求項２】
前記プロファイルは、前記界面から前記非晶質シリコン層の厚みの２０％以上かつ５０％以下の範囲に極大点を有する
請求項１に記載の太陽電池セル。
【請求項３】
前記プロファイルは、前記界面から２ｎｍ以上かつ１０ｎｍ以下の範囲に極大点を有する
請求項１に記載の太陽電池セル。
【請求項４】
前記極大点における前記ｐ型のドーパントの濃度は、１×１０１７／ｃｍ３以上かつ１×１０２０／ｃｍ３以下である
請求項２又は３に記載の太陽電池セル。
【請求項５】
前記プロファイルは、前記界面から前記ｐ型非晶質シリコン層に向かうにつれ単調増加する
請求項１に記載の太陽電池セル。
【請求項６】
２次元状に配置された、請求項１〜５のいずれか１項に記載の複数の太陽電池セルと、
前記複数の太陽電池セルの表面側に配置された表面保護部材と、
前記複数の太陽電池セルの裏面側に配置された裏面保護部材と、
前記複数の太陽電池セルと前記表面保護部材との間に配置された表面充填部材と、
前記複数の太陽電池セルと前記裏面保護部材との間に配置された裏面充填部材とを備える
太陽電池モジュール。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽電池セル及び太陽電池モジュールに関する。
【背景技術】
【０００２】
従来、光エネルギーを電気エネルギーに変換する光電変換装置として、太陽電池セルの開発が進められている。太陽電池セルは、無尽蔵の太陽光を直接電気に変換できることから、また、化石燃料による発電と比べて環境負荷が小さくクリーンであることから、新しいエネルギー源として期待されている。
【０００３】
特許文献１には、ｎ型の結晶系半導体基板と、結晶系半導体基板の主面上に形成された非晶質半導体層とを備え、非晶質半導体層は、結晶系半導体基板と非晶質半導体層との界面近傍から膜厚方向に沿って減少するｐ型ドーパント密度プロファイルであって、ピーク部と底部との間に変化点を２箇所有するｐ型ドーパント密度プロファイルを有する太陽電池セルが開示されている。この構成によれば、曲線因子（ＦＦ）を改善することができるので、光電変換特性が高まる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２０１６−２１９８５４号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
ところで、太陽電池セルにおいては、光電変換特性がさらに改善されることが望まれる。
【０００６】
そこで、本発明は、上記課題を解決するためになされたものであって、光電変換特性が改善されたヘテロ接合構造を有する太陽電池セル及び太陽電池モジュールを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
上記目的を達成するために、本発明の一態様に係る太陽電池セルは、結晶系のシリコン基板と、前記シリコン基板の主面上に形成された、リンを不純物として含むリンドープ層と、前記リンドープ層の上に形成された真性非晶質シリコン層、及び、前記真性非晶質シリコン層の上に形成されたｐ型のドーパントを含むｐ型非晶質シリコン層を有する非晶質シリコン層とを備え、前記真性非晶質シリコン層は、前記ｐ型のドーパントを含み、前記真性非晶質シリコン層の厚み方向における前記ｐ型のドーパントの濃度は、前記リンドープ層と前記真性非晶質シリコン層との界面における前記ｐ型のドーパントの濃度よりも高いプロファイルを有する。
【０００８】
上記目的を達成するために、本発明の一態様に係る太陽電池モジュールは、２次元状に配置された、請求項１〜５のいずれか１項に記載の複数の太陽電池セルと、前記複数の太陽電池セルの表面側に配置された表面保護部材と、前記複数の太陽電池セルの裏面側に配置された裏面保護部材と、前記複数の太陽電池セルと前記表面保護部材との間に配置された表面充填部材と、前記複数の太陽電池セルと前記裏面保護部材との間に配置された裏面充填部材とを備える。
【発明の効果】
【０００９】
本発明によれば、光電変換特性が改善されたヘテロ接合構造を有する太陽電池セル及び太陽電池モジュールを提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】実施の形態に係る太陽電池モジュールの概略平面図である。
【図２】実施の形態に係る太陽電池モジュールの列方向における構造断面図である。
【図３】実施の形態に係る太陽電池セルの平面図である。
【図４】実施の形態に係る太陽電池セルの積層構造を表す模式断面図である。
【図５】真性非晶質シリコン層の厚み方向に対するボロンの濃度プロファイルの一例を表すグラフである。
【図６】実施の形態に係る太陽電池セルの製造方法の一例を示すフローチャートである。
【図７】実施の形態に係る太陽電池セルの製造方法の一例を説明するための模式図である。
【図８】実施の形態に係る太陽電池セルの製造方法の他の一例を示すフローチャートである。
【図９】実施の形態に係る太陽電池セルの製造方法の他の一例を説明するための模式図である。
【図１０】真性非晶質シリコン層の厚み方向に対するボロンの濃度プロファイルの他の一例を表すグラフである。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
以下では、本発明の実施の形態について、図面を用いて詳細に説明する。以下に説明する実施の形態は、いずれも本発明の一具体例を示すものである。したがって、以下の実施の形態で示される数値、形状、材料、構成要素、構成要素の配置、接続形態、工程（ステップ）、および、工程（ステップ）の順序などは、一例であり、本発明を限定する趣旨ではない。よって、以下の実施の形態における構成要素のうち、独立請求項に記載されていない構成要素については、任意の構成要素として説明される。
【００１２】
なお、各図は、模式図であり、必ずしも厳密に図示されたものではない。また、各図において、実質的に同一の構成に対しては同一の符号を付しており、重複する説明は省略又は簡略化される場合がある。
【００１３】
本明細書において、太陽電池セルの「表面」とは、その反対側の面である「裏面」に比べ、光が多く内部へ入射可能な面を意味（５０％超〜１００％の光が表面から内部に入射する）し、「裏面」側から光が内部に全く入らない場合も含む。また太陽電池モジュールの「表面」とは、太陽電池セルの「表面」と対向する側の光が入射可能な面を意味し、「裏面」とはその反対側の面を意味する。また、「第１の部材上に第２の部材を設ける」などの記載は、特に限定を付さない限り、第１および第２の部材が直接接触して設けられる場合のみを意図しない。即ち、この記載は、第１および第２の部材の間に他の部材が存在する場合を含む。
【００１４】
また、本明細書において、平行などの要素間の関係性を示す用語、および、正方形などの要素の形状を示す用語、並びに、数値、および、数値範囲は、厳格な意味のみを表す表現ではなく、実質的に同等な範囲、例えば数％程度の差異をも含むことを意味する表現である。
【００１５】
また、各図において、Ｚ軸方向は、例えば、太陽電池セルの受光面に垂直な方向である。Ｘ軸方向及びＹ軸方向は互いに直交し、かつ、いずれもＺ軸方向に直交する方向である。例えば、以下の実施の形態において、「平面視」とは、Ｚ軸方向から見ることを意味する。
【００１６】
（実施の形態）
以下、本実施の形態に係る太陽電池セル及び太陽電池モジュールについて、図１〜図９を参照しながら説明する。
【００１７】
［１．太陽電池モジュールの構成］
まずは、太陽電池モジュールの構成について、図１を参照しながら説明する。図１は、本実施の形態に係る太陽電池モジュール１００の概観平面図である。また、図２は、本実施の形態に係る太陽電池モジュール１００の列方向における構造断面図である。具体的には、図２は、図１の太陽電池モジュール１００におけるＩＩ−ＩＩ断面図である。
【００１８】
図１に示すように、太陽電池モジュール１００は、複数の太陽電池セル１と、タブ配線１２０と、わたり配線１３０と、枠体１５０とを備える。また、図２に示すように、太陽電池モジュール１００は、さらに、表面充填部材１７０Ａと、裏面充填部材１７０Ｂと、表面保護部材１８０Ａと、裏面保護部材１８０Ｂとを備える。
【００１９】
太陽電池セル１は、受光面に２次元状に配置され、光照射により電力を発生する平板状の光起電力セルである。
【００２０】
タブ配線１２０は、太陽電池セル１の表面に配置され、列方向に隣接する太陽電池セル１を電気的に接続する配線部材である。タブ配線１２０は、例えば、リボン状の金属箔である。タブ配線１２０は、例えば、銅箔や銀箔等の金属箔の表面全体をハンダや銀等で被覆したものを所定の長さに短冊状に切断することによって作製することができる。
【００２１】
わたり配線１３０は、太陽電池ストリングどうしを接続する配線部材である。なお、太陽電池ストリングとは、列方向に配置されタブ配線１２０により接続された複数の太陽電池セル１の集合体である。
【００２２】
枠体１５０は、複数の太陽電池セル１が２次元配列されたパネルの外周部を覆う外枠部材である。
【００２３】
また、隣り合う太陽電池セル１の間に、光拡散部材が配置されていてもよい。これにより、太陽電池セル１の間の隙間領域へ入射した光を、太陽電池セル１へと再配光できるので、太陽電池セル１の集光効率が向上する。よって、太陽電池モジュール１００全体の光電変換効率を向上させることが可能となる。
【００２４】
図２に示すように、列方向に隣接する２つの太陽電池セル１において、一方の太陽電池セル１の表面に配置されたタブ配線１２０は、他方の太陽電池セル１の裏面にも配置される。より具体的には、タブ配線１２０の一端部の下面は、一方の太陽電池セル１の表面側のバスバー電極に接合され、タブ配線１２０の他端部の上面は、他方の太陽電池セル１の裏面側のバスバー電極に接合される。
【００２５】
タブ配線１２０とバスバー電極とは、例えば、導電性接着剤により接合される。導電性接着剤は、例えば、導電性接着ペースト、導電性接着フィルム又は異方性導電フィルムを用いることができる。導電性接着ペーストは、例えば、エポキシ樹脂、アクリル樹脂又はウレタン樹脂等の熱硬化型の接着性樹脂材料に導電性粒子を分散させたペースト状の接着剤である。導電性接着フィルム及び異方性導電フィルムは、熱硬化型の接着性樹脂材料に導電性粒子を分散させてフィルム状に形成されたものである。
【００２６】
なお、上記導電性接着剤は、ハンダ材であってもよい。また、導電性接着剤に代えて、導電性粒子を含まない樹脂接着剤を用いてもよい。この場合、樹脂接着剤の塗布厚みを適切に設計することによって、熱圧着時の加圧時に樹脂接着剤が軟化し、バスバー電極とタブ配線１２０とを直接接触させて電気的に接続させることができる。
【００２７】
また、図２に示すように、太陽電池セル１の表面側には表面保護部材１８０Ａが配設され、裏面側には裏面保護部材１８０Ｂが配設されている。そして、太陽電池セル１を含む面と表面保護部材１８０Ａとの間には表面充填部材１７０Ａが配置され、太陽電池セル１を含む面と裏面保護部材１８０Ｂとの間には裏面充填部材１７０Ｂが配置されている。表面保護部材１８０Ａ及び裏面保護部材１８０Ｂはそれぞれ、表面充填部材１７０Ａ及び裏面充填部材１７０Ｂにより固定されている。
【００２８】
表面保護部材１８０Ａは、太陽電池モジュール１００の表面側を保護する透光性基板であり、太陽電池モジュール１００の内部（太陽電池セル１など）を、風雨や外部衝撃、火災等の外部環境から保護する。表面保護部材１８０Ａは、透光性を有する透光部材であり、例えば、透明ガラス材料からなるガラス基板（透明ガラス基板）、または、フィルム状や板状の透光性および遮水性を有する硬質の樹脂材料からなる樹脂基板である。
【００２９】
裏面保護部材１８０Ｂは、太陽電池モジュール１００の裏面を外部環境から保護する部材であり、例えば、ポリエチレンテレフタレート（ＰＥＴ）等の樹脂フィルム、または、Ａｌ箔を樹脂フィルムでサンドイッチした構造を有する積層フィルムなどを用いることができる。
【００３０】
表面充填部材１７０Ａ及び裏面充填部材１７０Ｂは、太陽電池セル１を外部環境から遮断するための封止機能を有している。表面充填部材１７０Ａ及び裏面充填部材１７０Ｂの配置により、屋外設置が想定される太陽電池モジュール１００の高耐熱性及び高耐湿性を確保することが可能となる。
【００３１】
表面充填部材１７０Ａ及び裏面充填部材１７０Ｂは、封止機能を有する透光性の高分子材料からなる。表面充填部材１７０Ａの高分子材料は、例えば、エチレンビニルアセテート（ＥＶＡ）等の透光性樹脂材料が挙げられる。
【００３２】
なお、製造工程の簡素化及び表面充填部材１７０Ａと裏面充填部材１７０Ｂとの界面の密着性といった観点から、表面充填部材１７０Ａと裏面充填部材１７０Ｂとは、同じ材料系であってもよい。
【００３３】
［２．太陽電池セルの構成］
太陽電池モジュール１００の主たる構成要素である太陽電池セル１について、図３〜図５を参照しながら説明する。図３は、本実施の形態に係る太陽電池セル１の平面図である。図４は、本実施の形態に係る太陽電池セル１の積層構造を表す模式断面図である。なお、図４は、図３における太陽電池セル１のＩＶ−ＩＶ断面図である。
【００３４】
図３に示すように、太陽電池セル１は、平面視において正方形状である。太陽電池セル１の大きさは、例えば、縦１２５ｍｍ×横１２５ｍｍ×厚み２００μｍである。また、太陽電池セル１の表面上には、ストライプ状の複数のバスバー電極４２が互いに平行に形成され、バスバー電極４２と直交するようにストライプ状の複数のフィンガー電極４１が互いに平行に形成されている。バスバー電極４２及びフィンガー電極４１は、集電極４３を構成する。集電極４３は、例えば、銀（Ａｇ）などの導電性粒子を含む導電性ペーストにより形成される。なお、バスバー電極４２の線幅は、例えば、１．５ｍｍであり、フィンガー電極４１の線幅は、例えば、１００μｍであり、フィンガー電極４１のピッチは、例えば、２ｍｍである。また、バスバー電極４２の上には、タブ配線１２０が接合されている。
【００３５】
図４に示すように、太陽電池セル１は、半導体ｐｎ接合を基本構造としており、シリコン基板１０と、Ｐドープシリコン酸化物層５０と、非晶質シリコン層３０及び６０と、透明電極４０及び７０と、フィンガー電極４１及び７１とを備える。なお、図４では、集電極４３のうち、フィンガー電極４１のみが示されている。
【００３６】
シリコン基板１０は、互いに背向する第１主面及び第２主面を有する結晶系のシリコン基板である。本実施の形態では、シリコン基板１０は、ｎ型の単結晶シリコン基板である。なお、シリコン基板１０は、多結晶シリコンから構成されてもよい。また、第１主面及び第２主面には、複数の角錐が２次元状に配置されたテクスチャ構造を有していてもよい。なお、Ｐドープシリコン酸化物層５０は、シリコン基板１０の第２主面上に配置される。
【００３７】
非晶質シリコン層３０は、シリコン基板１０の第１主面に配置された、実質的にアモルファス状態である第１非晶質シリコン層である。非晶質シリコン層３０は、真性非晶質シリコン層３１と、ｎ型非晶質シリコン層３２とを有している。
【００３８】
真性非晶質シリコン層３１は、シリコン基板１０の第１主面に形成され、例えば、水素を含みアモルファス状態である。ここで、真性非晶質シリコン層とは、含有されるｐ型又はｎ型のドーパントの濃度が、ｎ型非晶質シリコン層３２又はｐ型非晶質シリコン層６２に含まれるｐ型又はｎ型のドーパントの濃度より低い非晶質半導体層をいう。非晶質シリコン層は、例えば、含有されるｐ型又はｎ型のドーパントの濃度の平均が５×１０１８／ｃｍ３以下である、もしくは、ｐ型及びｎ型のドーパントの双方が含まれる場合には、ｐ型とｎ型とのドーパント濃度の和が５×１０１８／ｃｍ３以下である非晶質半導体層をいう。真性非晶質シリコン層３１は、光の吸収をできるだけ抑えられるように薄くし、一方でシリコン基板１０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ことが好適である。真性非晶質シリコン層３１の膜厚は、例えば、１ｎｍ以上２５ｎｍ以下であり、好ましくは５ｎｍ以上１０ｎｍ以下である。
【００３９】
ｎ型非晶質シリコン層３２は、真性非晶質シリコン層３１の上に形成された、シリコン基板１０の導電型と同じｎ型のドーパントを含む、実質的にアモルファス状態である第１導電型非晶質シリコン層である。ｎ型非晶質シリコン層３２は、例えば、水素を含むアモルファスのシリコン半導体薄膜で形成されている。ｎ型非晶質シリコン層３２は、真性非晶質シリコン層３１よりも膜中のｎ型のドーパントの濃度が高く、ｎ型のドーパント濃度は１×１０２０／ｃｍ３以上とすることが好ましい。ｎ型のドーパントとしては、例えば、リン（Ｐ）である。
【００４０】
ｎ型非晶質シリコン層３２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、シリコン基板１０内で発生したキャリアが効果的に分離され、かつ、発生したキャリアが透明電極４０で効率よく収集される程度に厚くすることが好適である。ｎ型非晶質シリコン層３２の膜厚は、例えば、２ｎｍ以上５０ｎｍ以下である。本実施の形態では、ｎ型非晶質シリコン層３２の膜厚は、１０ｎｍである。なお、ｎ型非晶質シリコン層３２は、真性非晶質シリコン層３１側から透明電極４０側に向けて、ｎ型のドーパント濃度を段階的に変化させていてもよい。
【００４１】
Ｐドープシリコン酸化物層５０は、シリコン基板１０の第２主面上に形成された、リンを不純物として含むシリコン層である。Ｐドープシリコン酸化物層５０は、例えば、シリコン基板１０の第２主面に配置されたシリコン酸化物層であり、リンを不純物として含むシリコン酸化膜で形成されている。Ｐドープシリコン酸化物層５０は、例えば、シリコン基板１０と同一の導電型にドーピングされた領域である。Ｐドープシリコン酸化物層５０は、厚みが１μｍ以下であり、例えば、２００ｎｍである。また、Ｐドープシリコン酸化物層５０は、シリコン基板１０と非晶質シリコン層３０との界面に、島状に形成されていてもよい。なお、Ｐドープシリコン酸化物層５０は、リンドープ層の一例である。なお、Ｐドープシリコン酸化物層５０は、リンを含むことに限定されず、ｎ型の導電性の不純物がドープされたｎ型導電性不純物ドープ層であればよい。
【００４２】
Ｐドープシリコン酸化物層５０のリン濃度（リン原子濃度）は、シリコン基板１０のリン濃度より高く、例えば、１×１０１７／ｃｍ３以上かつ１×１０２０／ｃｍ３以下であり、より好ましくは、１×１０１８／ｃｍ３以上かつ１×１０１９／ｃｍ３以下である。また、Ｐドープシリコン酸化物層５０は、酸素を含んでおり、例えば、酸素濃度（酸素原子濃度）が１×１０２０／ｃｍ３以上かつ１×１０２２／ｃｍ３以下であり、より好ましくは、１×１０２０／ｃｍ３以上かつ１×１０２１／ｃｍ３以下である。なお、Ｐドープシリコン酸化物層５０は、非晶質層であってもよい。Ｐドープシリコン酸化物層５０を非晶質層とすることで、例えば２００℃以下の低温での形成が可能となる。なお、Ｐドープシリコン酸化物層５０は、シリコン基板１０のテクスチャ構造を有していない主面に形成されることで、テクスチャ構造を有する主面に形成される場合に比べてリン濃度を数倍高くすることができる。
【００４３】
開放電圧（ＶＯＣ）を向上させるには、不純物ドープによるキャリアの再結合抑制のほか、非晶質シリコン層６０の非晶質度を高く確保することが重要である。この観点から、非晶質シリコン層６０とシリコン基板１０との間にシリコン酸化物層を介在させることにより、非晶質シリコン層６０において、シリコン基板１０の結晶性を反映したエピタキシャル成長を抑制できる。また、不純物を接合界面に介在させる代わりに、Ｐドープシリコン酸化物層５０を介在させるので、シリコン基板１０の表面の欠陥の増加を抑制できる。つまり、パッシベーション性が向上する。これにより、開放電圧を向上させることが可能となる。また、Ｐドープシリコン酸化物層５０を有していることで、ブレークダウン電圧を低くすることができ、太陽電池セル１に影がかかったときの光電変換特性の低下を抑制することができる。
【００４４】
非晶質シリコン層６０は、シリコン基板１０の第２主面に配置された、実質的にアモルファス状態である第２非晶質シリコン層である。非晶質シリコン層６０は、Ｐドープシリコン酸化物層５０の上に形成された真性非晶質シリコン層６１と、当該真性非晶質シリコン層６１の上に形成されたｐ型のドーパントを含むｐ型非晶質シリコン層６２とを有する。
【００４５】
真性非晶質シリコン層６１は、シリコン基板１０の第２主面に形成され、例えば、水素を含みアモルファス状態である。真性非晶質シリコン層６１の膜厚は、例えば、真性非晶質シリコン層６１の膜厚と同様であり、１ｎｍ以上２５ｎｍ以下であり、好ましくは５ｎｍ以上１０ｎｍ以下である。本実施の形態では、真性非晶質シリコン層６１の膜厚は、１０ｎｍである。
【００４６】
また、真性非晶質シリコン層６１は、第１真性非晶質シリコン層６１ａ、ボロン導入層６１ｂ及び第２真性非晶質シリコン層６１ｃが積層されて構成される。第１真性非晶質シリコン層６１ａは、Ｐドープシリコン酸化物層５０の表面に積層して形成される。第２真性非晶質シリコン層６１ｃの表面には、ｐ型非晶質シリコン層６２が積層して形成される。そして、ボロン導入層６１ｂは、第１真性非晶質シリコン層６１ａ及び第２真性非晶質シリコン層６１ｃに挟まれて配置される。
【００４７】
第１真性非晶質シリコン層６１ａ及び第２真性非晶質シリコン層６１ｃは、ボロン（Ｂ）をドープせずに形成される真性非晶質半導体層である。また、ボロン導入層６１ｂは、ボロンをドープして形成される非晶質半導体層である。このように、真性非晶質シリコン層６１は、ボロンを含む。なお、ここでのボロンを含むとは、真性非晶質シリコン層６１が意図的にボロンを含んで作製されていることを意味する。なお、ボロンは、ｐ型のドーパントの一例であるが、ｐ型のドーパントは、ボロンに限定されない。
【００４８】
真性非晶質シリコン層６１の膜厚が１０ｎｍである場合、例えば、第１真性非晶質シリコン層６１ａの膜厚は２ｎｍ、ボロン導入層６１ｂの膜厚は４ｎｍ、第２真性非晶質シリコン層６１ｃの膜厚は４ｎｍである。
【００４９】
ｐ型非晶質シリコン層６２は、真性非晶質シリコン層６１の上に形成された、シリコン基板１０の導電型と逆のｐ型のドーパントを含む、実質的にアモルファス状態である第２導電型非晶質シリコン層である。ｐ型非晶質シリコン層６２は、例えば、水素を含むアモルファスのシリコン半導体薄膜で形成されている。ｐ型非晶質シリコン層６２は、真性非晶質シリコン層６１よりも膜中のｐ型のドーパントの濃度が高く、ｐ型のドーパント濃度は１×１０２０／ｃｍ３以上とすることが好ましい。ｐ型のドーパントとしては、例えば、ボロン（Ｂ）である。ｐ型非晶質シリコン層６２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、シリコン基板１０内で発生したキャリアが効果的に分離され、かつ、発生したキャリアが透明電極７０で効率よく収集される程度に厚くすることが好適である。なお、ｐ型非晶質シリコン層６２は、シリコン基板１０側から透明電極７０側に向けて、ｐ型のドーパント濃度を段階的に変化させていてもよい。
【００５０】
なお、真性非晶質シリコン層３１、真性非晶質シリコン層６１、ｎ型非晶質シリコン層３２及びｐ型非晶質シリコン層６２は、微結晶を含んでいてもよい。
【００５１】
透明電極４０は、非晶質シリコン層３０の表面に形成され、ｎ型非晶質シリコン層３２内のキャリアを集電する。また、透明電極７０は、非晶質シリコン層６０の裏面に形成され、ｐ型非晶質シリコン層６２内のキャリアを集電する。透明電極４０及び７０は、透明な導電性材料から構成される透明導電膜（ＴＣＯ膜）である。透明電極４０及び７０は、例えば、インジウムスズ酸化物（ＩＴＯ）などの透明導電性酸化物などから形成される。なお、透明電極４０及び７０は、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)、及び酸化チタン（ＴｉＯ２）等の金属酸化物のうち少なくとも１種を含んで構成されることが好ましい。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）、アルミニウム（Ａｌ）、セリウム(Ｃｅ)、ガリウム(Ｇａ)などのドーパントがドープされていてもよく、例えば、Ｉｎ２Ｏ３にＳｎがドープされたＩＴＯが特に好ましい。ドーパントの濃度は、０〜２０質量％とすることができる。
【００５２】
なお、シリコン基板１０の第１主面側を受光面（主として外部から光を導入する面）とするか、第２主面側を受光面とするかは任意である。
【００５３】
また、本実施の形態では、シリコン基板１０の導電型はｎ型であるとしているが、ｐ型であってもよい。この場合、非晶質シリコン層６０のｐ型非晶質シリコン層６２がシリコン基板１０の導電型と同じ導電型となるので、非晶質シリコン層６０が第１非晶質シリコン層となる。また、非晶質シリコン層３０のｎ型非晶質シリコン層３２がシリコン基板１０の導電型と逆の導電型となるので、非晶質シリコン層３０が第２非晶質シリコン層となる。
【００５４】
また、本実施の形態に係る太陽電池セル１は、第２主面側にも透明電極７０が配置された両面受光型の太陽電池セルとしたが、透明電極７０を、透明でない金属電極とした片面受光型の太陽電池セルとしてもよい。また、太陽電池セル１は、シリコン基板１０における光が入射する受光面と背向する面である裏面に、ｎ型非晶質シリコン層及びｐ型非晶質シリコン層の双方が形成された裏面接合型の太陽電池セルとしてもよい。
【００５５】
図５は、真性非晶質シリコン層６１の厚み方向に対するボロンの濃度プロファイルの一例を表すグラフである。図５のグラフにおいて、ボロンの濃度は、例えば、ＳＩＭＳ（Ｓｅｃｏｎｄａｒｙ  Ｉｏｎｍａｓｓ  Ｓｐｅｃｔｒｏｓｃｏｐｙ）分析により、ｐ型非晶質シリコン層６２からＰドープシリコン酸化物層５０への方向に測定している。また、Ｐドープシリコン酸化物層５０からｐ型非晶質シリコン層６２へ向かう向きを第１向きとする。
【００５６】
図５に示すように、真性非晶質シリコン層６１の厚み方向におけるボロン濃度（ボロン原子濃度）は、Ｐドープシリコン酸化物層５０と真性非晶質シリコン層６１（具体的には、第１真性非晶質シリコン層６１ａ）との界面におけるボロン濃度よりも高いプロファイルを有する。すなわち、真性非晶質シリコン層６１のボロン濃度は、厚み方向の少なくとも一部において、当該界面におけるボロン濃度より高い分布を有する。また、真性非晶質シリコン層６１は、当該界面よりボロン濃度が高くなる領域を有するともいうことができる。例えば、真性非晶質シリコン層６１の厚み方向におけるボロン濃度は、ドープシリコン酸化物層５０と真性非晶質シリコン層６１との界面におけるボロン濃度に対して増加する分布を有する。具体的には、第１真性非晶質シリコン層６１ａ、ボロン導入層６１ｂ及び第２真性非晶質シリコン層６１ｃのうち少なくともボロン導入層６１ｂにおいて、当該界面におけるボロン濃度を基準としたときに、当該ボロン濃度より高濃度の領域において、ボロン濃度が増加する分布を有する。なお、真性非晶質シリコン層６１の厚み方向とは、当該界面からｐ型非晶質シリコン層６２に向かう方向であり、図中のＺ軸と平行な方向である。
【００５７】
本実施の形態では、厚み方向において、ボロン濃度の極大点が存在する。具体的には、ボロン導入層６１ｂにおいて、ボロン濃度の極大点が存在する。極大点におけるボロン濃度は、例えば、１×１０１７／ｃｍ３以上かつ１×１０２０／ｃｍ３以下である。ボロン濃度が１×１０１７／ｃｍ３以上であることで、真性非晶質シリコン層６１による直列抵抗成分を減少させることができる。つまり、高い曲線因子（ＦＦ）を得ることができる。また、ボロン濃度が１×１０２０／ｃｍ３以下であることで、Ｐドープシリコン酸化物層５０とｐ型非晶質シリコン層６２との接合部のパッシベーション性が低下することを抑制することができる。つまり、高い開放電圧（Ｖｏｃ）を得ることができる。よって、極大点におけるボロン濃度が１×１０１７／ｃｍ３以上かつ１×１０２０／ｃｍ３以下であることにより高い曲線因子と開放電圧とを両立することができるので、太陽電池セル１の光電変換効率を向上させることができる。なお、極大点におけるボロン濃度が１×１０１８／ｃｍ３以上かつ１×１０１９／ｃｍ３以下であると、太陽電池セル１の光電変換効率をさらに向上させることができる。
【００５８】
また、Ｐドープシリコン酸化物層５０と第１真性非晶質シリコン層６１ａとの界面におけるボロン濃度は、極大点におけるボロン濃度より低い。また、当該界面におけるボロン濃度は、ボロン導入層６１ｂにおけるボロン濃度より低くてもよい。また、さらに、当該界面におけるボロン濃度は、第１真性非晶質シリコン層６１ａ及び第２真性非晶質シリコン層６１ｃの少なくとも一方のボロン濃度より低くてもよい。Ｐドープシリコン酸化物層５０と第１真性非晶質シリコン層６１ａとの界面におけるボロン濃度は、例えば、１×１０１７／ｃｍ３より低い。これにより、界面のボロン濃度を低くすることで、パッシベーション性が向上するので、界面におけるキャリアロスを低減することができる。例えば、界面に酸素が存在する場合、当該酸素とボロンとが複合欠陥を形成し、キャリアのライフタイムが低下することを低減することができる。
【００５９】
ボロンの濃度プロファイルは、Ｐドープシリコン酸化物層５０と第１真性非晶質シリコン層６１ａとの界面から第１向きに２ｎｍ以上かつ１０ｎｍ以下の範囲に極大点を有する。また、より好ましくは、ボロンの濃度プロファイルは、Ｐドープシリコン酸化物層５０と第１真性非晶質シリコン層６１ａとの界面から第１向きに２ｎｍ以上かつ６ｎｍ以下の範囲に極大点を有しているとよい。
【００６０】
また、ボロンの濃度プロファイルは、Ｐドープシリコン酸化物層５０と第１真性非晶質シリコン層６１ａとの界面から第１向きに非晶質シリコン層６０の厚みの２０％以上かつ５０％以下の範囲に極大点を有していてもよい。真性非晶質シリコン層６１のボロン濃度は、界面のボロン濃度を基点に濃度が増加するプロファイルを有していればよい。
【００６１】
なお、第１真性非晶質シリコン層６１ａ及び第２真性非晶質シリコン層６１ｃにおけるボロンの濃度プロファイルには、ボロン濃度の極大点は存在しない。
【００６２】
なお、図示しないが酸素濃度は、例えば、Ｐドープシリコン酸化物層５０と第１真性非晶質シリコン層６１ａとの界面付近において、濃度が最大となる。つまり、酸素濃度は、Ｐドープシリコン酸化物層５０と第１真性非晶質シリコン層６１ａとの界面付近に極大点を有する。本実施の形態に係る太陽電池セル１は、厚み方向において、酸素濃度及びボロン濃度の極大点は存在するが、酸素濃度の極大点及びボロン濃度の極大点が存在する位置が一致していない。ボロン濃度の極大点は、酸素濃度の極大点よりｐ型非晶質シリコン層６２側（第１向き側）に存在している。ボロン濃度の極大点と酸素濃度の極大点との間隔は、例えば、２ｎｍ以上である。また、ボロンの濃度プロファイルと酸素の濃度プロファイルとは、交差してもよい。例えば、濃度プロファイルにおいて、ボロン濃度が増加している部分の曲線と酸素濃度が減少している部分の曲線とが交差してもよい。
【００６３】
［３．太陽電池セルの製造方法］
次に、上記の太陽電池セル１の製造方法について、図６〜図９を参照しながら説明する。まずは、上記の太陽電池セル１の製造方法の一例について、図６及び図７を参照しながら説明する。図６は、本実施の形態に係る太陽電池セル１の製造方法の一例を示すフローチャートである。図７は、本実施の形態に係る太陽電池セル１の製造方法の一例を説明するための模式図である。なお、図６では、各非晶質シリコン層は、生産性の観点から、触媒化学気相成長法（ＣＡＴ−ＣＶＤ：Ｃａｔａｌｙｔｉｃ  Ｃｈｅｍｉｃａｌ  Ｖａｐｏｒ  Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ）により形成される例について説明するが、これに限定されない。
【００６４】
なお、ＣＡＴ−ＣＶＤは、タングステン等より構成されるワイヤ（触媒体）を内部に配した成膜室に材料ガスを流入させ、電源により通電加熱されたワイヤで材料ガスを接触分解反応させ、生成された反応種（分解種）を対象物（例えば、シリコン基板１０）に堆積させる方法である。
【００６５】
図６に示すように、まずシリコン基板１０を準備する（Ｓ１０）。なお、シリコン基板１０には、Ｐドープシリコン酸化物層５０が形成されているとする。Ｐドープシリコン酸化物層５０は、成膜装置の成膜室（真空チャンバ）に、例えば、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガス、ホスフィン（ＰＨ３）などのｎ型ドーパント含有ガス、及び、Ｏ２、Ｈ２Ｏ、ＣＯ２などの酸素含有ガスを導入して形成される。Ｐドープシリコン酸化物層５０は、シリコン基板１０がＰドープシリコン酸化物層５０の成膜用のトレイに複数配置された状態で形成される。
【００６６】
なお、Ｐドープシリコン酸化物層５０を形成する前に、シリコン基板１０を洗浄し、真空チャンバ内に入れ、２００℃以下に加熱し、シリコン基板１０表面に付着する水分を極力除去した後にＰドープシリコン酸化物層５０が形成されてもよい。次に、水素ガスを導入し、水素ラジカル処理を行い基板表面のクリーニングを行ってもよい。このプロセス（水素処理）は、基板表面の炭素量を低減させるのに効果がある。
【００６７】
そして、シリコン基板１０のＰドープシリコン酸化物層５０が形成されていない第１主面上にｎ側真性非晶質シリコン層（真性非晶質シリコン層３１）及びｎ型非晶質シリコン層３２が形成される（Ｓ２０及びＳ３０）。シリコン基板１０は、真性非晶質シリコン層３１が形成された後、続けてｎ型非晶質シリコン層３２が形成される。つまり、ステップＳ２０及びＳ３０は、同一の成膜装置で連続して行われる。図７に示すように、本実施の形態では、ステップＳ２０及びＳ３０は、同一のトレイＴ１及び成膜装置Ｍ１を用いて行われる。なお、トレイＴ１において、シリコン基板１０は、第１主面が露出するように配置される。
【００６８】
ステップＳ２０では、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガスを水素で希釈したガスを材料ガスとして成膜室に供給し、当該成膜室に配置され通電加熱したワイヤ表面において当該ガスを分解する。この分解されたガスを、加熱されたシリコン基板１０の第１主面上に供給することにより、真性非晶質シリコン層３１が形成される。
【００６９】
ステップＳ３０では、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガス及びホスフィン（ＰＨ３）などのｎ型ドーパント含有ガスを水素で希釈した混合ガスを材料ガスとして成膜室に供給し、当該成膜室に配置され通電加熱したワイヤ表面において当該ガスを分解する。この分解されたガスを、加熱されたシリコン基板１０の真性非晶質シリコン層３１に供給することにより、ｎ型非晶質シリコン層３２が形成される。
【００７０】
なお、シリコン基板１０は、成膜装置Ｍ１により非晶質シリコン層３０が形成された後、成膜装置Ｍ１から取り出され、成膜用トレイをトレイＴ１からトレイＴ２に移し替えた後、ステップＳ４０が行われる。シリコン基板１０は、トレイＴ１からトレイＴ２に移し替えられるときに、シリコン基板１０の第２主面が露出するようにトレイＴ２に配置される。つまり、シリコン基板１０は、裏返されてトレイＴ２に配置される。
【００７１】
図６を再び参照して、次にシリコン基板１０のＰドープシリコン酸化物層５０が形成されている第２主面上にｐ側真性非晶質シリコン層（真性非晶質シリコン層６１）及びｐ型非晶質シリコン層６２が形成される（Ｓ４０及びＳ５０）。ステップＳ４０及びＳ５０は、互いに異なる成膜装置で別々に行われる。図７に示すように、本実施の形態では、ステップＳ４０及びＳ５０は、互いに異なるトレイＴ２及びＴ３、並びに、成膜装置Ｍ２及びＭ３を用いて行われる。具体的には、シリコン基板１０は、成膜装置Ｍ２により真性非晶質シリコン層６１が形成された後、成膜装置Ｍ２から取り出され、成膜用トレイをトレイＴ２からトレイＴ３に移し替えた後、成膜装置Ｍ１及びＭ２と異なる成膜装置Ｍ３を用いてｐ型非晶質シリコン層６２が成膜される。
【００７２】
ステップＳ４０では、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガス及びジボラン（Ｂ２Ｈ６）などのｐ型ドーパント含有ガスを水素で希釈した混合ガスを材料ガスとして成膜室に供給し、当該成膜室に配置され通電加熱したワイヤ表面において当該ガスを分解する。この分解されたガスを、加熱されたシリコン基板１０の第２主面上（Ｐドープシリコン酸化物層５０上）に供給することにより、真性非晶質シリコン層６１が形成される。ステップＳ４０では、ジボラン（Ｂ２Ｈ６）などのｐ型ドーパント含有ガスを水素で希釈した混合ガスを意図的に供給する。
【００７３】
なお、ステップＳ４０では、第１真性非晶質シリコン層６１ａ、ボロン導入層６１ｂ及び第２真性非晶質シリコン層６１ｃを有する真性非晶質シリコン層３１が形成される。そのため、ジボラン（Ｂ２Ｈ６）の供給は、ステップＳ４０における一定期間のみ実施される。具体的には、ステップＳ４０は、第１真性非晶質シリコン層６１ａを形成するための第１ステップと、ボロン導入層６１ｂを形成するための第２ステップと、第２真性非晶質シリコン層６１ｃを形成するための第３ステップとを含む。一定期間とは、例えば、ボロン導入層６１ｂを形成するための第２ステップを行う期間である。
【００７４】
第１ステップでは、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガスを水素で希釈したガスを材料ガスとして成膜室に供給することで、シリコン基板１０の第２主面上に第１真性非晶質シリコン層６１ａが形成される。
【００７５】
第２ステップでは、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガスと、ジボラン（Ｂ２Ｈ６）などのｐ型ドーパントを微量含むｐ型ドーパント含有ガスとを水素で希釈した混合ガスを材料ガスとして成膜室に供給し、当該成膜室に配置され通電加熱したワイヤ表面において当該ガスを分解する。この分解されたガスを、加熱されたシリコン基板１０の第１真性非晶質シリコン層６１ａ上に供給することにより、ボロン導入層６１ｂが形成される。
【００７６】
第３ステップでは、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガスを水素で希釈したガスを材料ガスとして成膜室に供給することで、シリコン基板１０のボロン導入層６１ｂ上に第２真性非晶質シリコン層６１ｃが形成される。第３ステップは、例えば、第１ステップと同条件で行われてもよい。
【００７７】
第１ステップ及び第３ステップでは、例えば、ジボラン（Ｂ２Ｈ６）などのｐ型ドーパント含有ガスを水素で希釈した混合ガスは、成膜室に供給されない。
【００７８】
ステップＳ５０では、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガス及びジボラン（Ｂ２Ｈ６）などのｐ型ドーパント含有ガスを水素で希釈した混合ガスを材料ガスとして成膜室に供給し、当該成膜室に配置され通電加熱したワイヤ表面において当該ガスを分解する。この分解されたガスを、加熱されたシリコン基板１０の真性非晶質シリコン層６１上に供給することにより、ｐ型非晶質シリコン層６２が形成される。
【００７９】
図６に示す製造方法では、シリコン基板１０を裏返す作業がステップＳ３０とステップＳ４０との間の１回ですむので、製造工程の簡単化を実現することができる。また、ジボラン（Ｂ２Ｈ６）が供給されるステップＳ４０及びＳ５０において、シリコン基板１０の第１主面には、すでに真性非晶質シリコン層３１及びｎ型非晶質シリコン層３２が形成されている。そのため、ステップＳ４０及びＳ５０において、ジボラン（Ｂ２Ｈ６）を含む材料ガスが分解されたガスが第１主面側に回り込みシリコン基板１０の第１主面上に堆積することを抑制することができる。
【００８０】
続いて、上記の太陽電池セル１の製造方法の他の一例について、図８及び図９を参照しながら説明する。図８は、本実施の形態に係る太陽電池セル１の製造方法の他の一例を示すフローチャートである。図９は、本実施の形態に係る太陽電池セル１の製造方法の他の一例を説明するための模式図である。なお、図８では、各非晶質シリコン層は、界面欠陥形成の抑制及び界面酸素濃度の制御の観点から、プラズマ化学気相成長法（ＰＥ−ＣＶＤ：Ｐｌａｓｍａ  Ｅｎｈａｎｃｅｄ  Ｃｈｅｍｉｃａｌ  Ｖａｐｏｒ  Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ）により形成される例について説明するが、これに限定されない。
【００８１】
なお、ＰＥ−ＣＶＤは、プラズマ源を搭載した成膜室（真空チャンバ）に材料ガスを流入させ、電源からプラズマ源に電力供給することで、成膜室内に放電プラズマを発生させ、プラズマで材料ガスを分解反応させ、生成された反応種を対象物（例えば、シリコン基板１０）上に堆積させる方法である。ＰＥ−ＣＶＤは、ＲＦプラズマＣＶＤ法、周波数の高いＶＨＦプラズマＣＶＤ法、及びマイクロ波プラズマＣＶＤ法など、いずれの手法を用いてもよい。以下では、ＲＦプラズマＣＶＤ法を用いた場合について説明する。
【００８２】
図８に示すように、まずシリコン基板１０を準備する（Ｓ１１０）。ステップＳ１１０は、図６に示すステップＳ１０と同様であり、説明を省略する。
【００８３】
そして、シリコン基板１０のＰドープシリコン酸化物層５０が形成されている第２主面上にｐ側真性非晶質シリコン層（真性非晶質シリコン層６１）が形成される（Ｓ１２０）。図９に示すように、本実施の形態では、ステップＳ１２０は、トレイＴ４及び成膜装置Ｍ４を用いて行われる。例えば、トレイＴ４に第２主面（Ｐドープシリコン酸化物層５０）が露出するように配置されたシリコン基板１０の当該第２主面上に真性非晶質シリコン層６１が形成される。
【００８４】
ステップＳ１２０では、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガス及びジボラン（Ｂ２Ｈ６）などのｐ型ドーパント含有ガスを水素で希釈した混合ガスを材料ガスとして成膜室に供給し、当該成膜室に配置された平行平板電極にＲＦ周波数電力を印加して当該ガスをプラズマ化する。このプラズマ化されたガスを、１５０℃以上２５０℃以下に加熱されたシリコン基板１０の第２主面に供給することにより、真性非晶質シリコン層６１が形成される。ステップＳ１２０では、ジボラン（Ｂ２Ｈ６）などのｐ型ドーパント含有ガスを水素で希釈した混合ガスを意図的に供給する。
【００８５】
なお、ステップＳ１２０では、ステップＳ４０と同様に、第１真性非晶質シリコン層６１ａ、ボロン導入層６１ｂ及び第２真性非晶質シリコン層６１ｃを有する真性非晶質シリコン層６１が形成される。そのため、ジボラン（Ｂ２Ｈ６）の供給は、ステップＳ１２０における一定期間のみ実施される。具体的には、ステップＳ１２０は、第１真性非晶質シリコン層６１ａを形成するための第１ステップと、ボロン導入層６１ｂを形成するための第２ステップと、第２真性非晶質シリコン層６１ｃを形成するための第３ステップとを含む。一定期間とは、例えば、ボロン導入層６１ｂを形成するための第２ステップを行う期間である。
【００８６】
図８を再び参照して、次にシリコン基板１０のＰドープシリコン酸化物層５０が形成されていない第１主面上にｎ側真性非晶質シリコン層（真性非晶質シリコン層３１）及びｎ型非晶質シリコン層３２が形成される（Ｓ１３０及びＳ１４０）。シリコン基板１０は、ステップＳ１３０及びＳ１４０は、ステップＳ２０及びＳ３０と同様、同一の成膜装置Ｍ５で連続して行われる。図９に示すように、本実施の形態では、ステップＳ１３０及びＳ１４０は、同一のトレイＴ５及び成膜装置Ｍ５を用いて行われる。
【００８７】
また、ステップＳ１２０と、ステップＳ１３０及びＳ１４０とは、互いに異なるトレイＴ４及びＴ５、並びに、成膜装置Ｍ４及びＭ５を用いて行われる。具体的には、シリコン基板１０は、成膜装置Ｍ４により真性非晶質シリコン層６１が形成された後、成膜装置Ｍ４から取り出され、成膜用トレイをトレイＴ４からトレイＴ５に移し替えた後、成膜装置Ｍ４と異なる成膜装置Ｍ５を用いて真性非晶質シリコン層３１及びｎ型非晶質シリコン層３２が成膜される。なお、シリコン基板１０は、トレイＴ４からトレイＴ５に移し替えられるときに、シリコン基板１０の第１主面が露出するようにトレイＴ５に配置される。つまり、シリコン基板１０は、裏返されてトレイＴ５に配置される。
【００８８】
ステップＳ１３０では、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガスを水素で希釈したガスが材料ガスとして成膜室に供給される。ステップＳ１４０では、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガス及びホスフィン（ＰＨ３）などのｎ型ドーパント含有ガスを水素で希釈した混合ガスが材料ガスとして成膜室に供給される。
【００８９】
図８を再び参照して、次にシリコン基板１０の真性非晶質シリコン層６１上にｐ型非晶質シリコン層６２が形成される（Ｓ１５０）。図９に示すように、本実施の形態では、ステップＳ１５０は、トレイＴ６及び成膜装置Ｍ６を用いて行われる。例えば、トレイＴ６に真性非晶質シリコン層６１が露出するように配置されたシリコン基板１０の当該真性非晶質シリコン層６１上にｐ型非晶質シリコン層６２が形成される。具体的には、シリコン基板１０は、成膜装置Ｍ５により真性非晶質シリコン層３１及びｎ型非晶質シリコン層３２が形成された後、成膜装置Ｍ５から取り出され、成膜用トレイをトレイＴ５からトレイＴ６に移し替えた後、成膜装置Ｍ４及びＭ５と異なる成膜装置Ｍ６を用いてｐ型非晶質シリコン層６２が成膜される。なお、シリコン基板１０は、トレイＴ５からトレイＴ６に移し替えられるときに、シリコン基板１０の真性非晶質シリコン層６１が露出するようにトレイＴ６に配置される。つまり、シリコン基板１０は、裏返されてトレイＴ６に配置される。
【００９０】
ステップＳ１５０では、シラン（ＳｉＨ４）などのケイ素含有ガス及びジボラン（Ｂ２Ｈ６）などのｐ型ドーパント含有ガスを水素で希釈した混合ガスが材料ガスとして成膜室に供給される。
【００９１】
図８に示す製造方法では、まず真性非晶質シリコン層６１をシリコン基板１０に形成することができる。これにより、真性非晶質シリコン層６１とＰドープシリコン酸化物層５０との間に不純物が介在することを抑制することができるので、当該不純物の介在により光電変換効率が低下することを抑制することができる。また、成膜方法にＰＥ−ＣＶＤを用いることで、各層間に介在する酸素の濃度を低減することができる。例えば、光電変換効率への影響が大きい、真性非晶質シリコン層６１とＰドープシリコン酸化物層５０との界面に介在する酸素を減らすことができるので、ＣＡＴ−ＣＶＤを用いた場合に比べて光電変換効率が向上する。効果的に光電変換効率を向上させる観点から、少なくとも真性非晶質シリコン層６１は、ＰＥ−ＣＶＤで形成されるとよい。
【００９２】
なお、上記の太陽電池セル１に係る製造方法における作製条件の一例を表１に示す。
【００９３】
【表１】
2020161551.tif 000003
【００９４】
上記のように、太陽電池セル１の製造方法は、非晶質シリコン層３０を形成するステップと、真性非晶質シリコン層６１を形成するステップと、ｐ型非晶質シリコン層６２を形成するステップとを含む。そして、３つのステップは、互いに異なる成膜装置及びトレイを用いて実施される。また、真性非晶質シリコン層６１を形成するステップでは、ジボラン（Ｂ２Ｈ６）などのｐ型ドーパント含有ガスを水素で希釈した混合ガスを成膜室に供給する供給量を変化させる。具体的には、真性非晶質シリコン層６１を形成するステップは、混合ガスを供給せずに第１真性非晶質シリコン層６１ａを形成する第１ステップと、混合ガスを供給してボロン導入層６１ｂを形成する第２ステップと、混合ガスを供給せずに第２真性非晶質シリコン層６１ｃを形成する第３ステップとを含む。
【００９５】
［４．効果など］
以上のように、本実施の形態に係る太陽電池セル１は、結晶系のシリコン基板１０と、シリコン基板１０の第２主面上に形成された、リンを不純物として含むＰドープシリコン酸化物層５０（リンドープ層の一例）と、Ｐドープシリコン酸化物層５０の上に形成された真性非晶質シリコン層６１、及び、真性非晶質シリコン層６１の上に形成されたボロン（ｐ型のドーパントの一例）を含むｐ型非晶質シリコン層６２を有する非晶質シリコン層６０とを備える。そして、真性非晶質シリコン層６１は、ボロンを含み、真性非晶質シリコン層６１の厚み方向におけるボロンの濃度は、Ｐドープシリコン酸化物層５０と真性非晶質シリコン層６１との界面におけるボロンの濃度よりも高いプロファイルを有する。
【００９６】
従来の太陽電池セルでは、結晶系シリコン基板と非晶質シリコン層とのヘテロ接合において、例えば、シリコン基板の主面上にパッシベーション層（例えば、実質的に真性なシリコン層）を設けることで接合界面でのキャリアの再結合を抑制できるので、開放電圧が改善されるとされている。しかしながら、パッシベーション層を設けた場合であっても、シリコン基板の表面の欠陥等により、当該欠陥に起因して非晶質シリコン層でのキャリアの再結合を完全には抑制できない。また、さらに光電変換特性を改善すべく、シリコン基板への不純物（例えば、リン）の濃度を高くしていくと、非晶質シリコン層の電界強度が小さくなり、非晶質シリコン層でのキャリアの再結合が増加してしまう。つまり、シリコン基板表面における不純物の介在だけでは、非晶質シリコン層でのキャリアの再結合を完全には抑制できない。さらに、シリコン基板表面の過剰な不純物濃度により、シリコン基板表面の欠陥が増加することから、光電変換特性は低下する。
【００９７】
これに対して、本実施の形態に係る太陽電池セル１では、非晶質シリコン層６０とシリコン基板１０との間に、Ｐドープシリコン酸化物層５０を介在させ、当該Ｐドープシリコン酸化物層５０にリンをドープしている。不純物を接合界面に介在させる代わりに、Ｐドープシリコン酸化物層５０を介在させるので、シリコン基板１０の表面の欠陥の増加を抑制できる。これにより、開放電圧を向上させることが可能となる。
【００９８】
また、本実施の形態に係る太陽電池セル１では、真性非晶質シリコン層６１がボロンを含んでおり、当該ボロンの濃度プロファイルは、真性非晶質シリコン層６１とシリコン基板１０との界面の濃度より、真性非晶質シリコン層６１内の方が濃度が高い。言い換えると、真性非晶質シリコン層６１とシリコン基板１０との界面におけるボロン濃度は、真性非晶質シリコン層６１内のボロン濃度に比べ低い。真性非晶質シリコン層６１とシリコン基板１０との界面にリンとボロンの双方が介在していると、キャリアの再結合が発生しやすくなるが、本実施の形態に係る太陽電池セル１では当該界面におけるボロンの濃度が低いので、リンとボロンの双方が介在することによるキャリアの再結合を抑制することができる。これにより、開放電圧を向上させることが可能となる。また、さらに、真性非晶質シリコン層６１内のボロン濃度が界面におけるボロン濃度に対して増加することで、真性非晶質シリコン層６１による直列抵抗成分を減少させることができる。これにより、高い曲線因子（ＦＦ）を得ることができる。
【００９９】
つまり、本実施の形態に係る太陽電池セル１によれば、非晶質シリコン層６０とシリコン基板１０との間に、リンを不純物として含むＰドープシリコン酸化物層５０を介在させること、及び、当該界面におけるボロン濃度が真性非晶質シリコン層６１内のボロン濃度より低いことにより、当該界面でのキャリアの再結合を抑制することが可能となる。また、真性非晶質シリコン層６１内のボロン濃度が界面におけるボロン濃度に対して増加することにより、真性非晶質シリコン層６１による直列抵抗成分を減少させることが可能となる。よって、本実施の形態による太陽電池セル１によれば、光電変換特性を改善することができる。なお、当該太陽電池セル１は、ヘテロ接合構造を有する。
【０１００】
また、ボロンの濃度プロファイルは、当該界面から非晶質シリコン層６０の厚みの２０％以上かつ５０％以下の範囲に極大点を有してもよい。また、ボロンの濃度プロファイルは、当該界面から２ｎｍ以上かつ１０ｎｍ以下の範囲に極大点を有してもよい。
【０１０１】
これにより、真性非晶質シリコン層６１とシリコン基板１０との界面付近にボロンの濃度プロファイルの極大点が存在する場合に比べ、真性非晶質シリコン層６１による直列抵抗成分を増加させずに、真性非晶質シリコン層６１とシリコン基板１０との界面におけるキャリアの再結合を抑制することができる。よって、太陽電池セル１によれば、真性非晶質シリコン層６１とシリコン基板１０との界面付近にボロンの濃度プロファイルの極大点が存在する場合に比べ、さらに光電変換特性を改善することができる。
【０１０２】
また、極大点におけるボロンの濃度は、１×１０１７／ｃｍ３以上かつ１×１０２０／ｃｍ３以下である。
【０１０３】
これにより、高い曲線因子と開放電圧とを両立することができるので、太陽電池セル１の光電変換効率をさらに向上させることができる。
【０１０４】
また、以上のように、本実施の形態に係る太陽電池モジュール１００は、２次元状に配置された複数の太陽電池セル１と、複数の太陽電池セル１の表面側に配置された表面保護部材１８０Ａと、複数の太陽電池セル１の裏面側に配置された裏面保護部材１８０Ｂと、複数の太陽電池セル１と表面保護部材１８０Ａとの間に配置された表面充填部材１７０Ａと、複数の太陽電池セル１と裏面保護部材１８０Ｂとの間に配置された裏面充填部材１７０Ｂとを備える。
【０１０５】
これにより、結晶系のシリコン基板１０と非晶質シリコン層６０との半導体接合界面でのキャリアの再結合を抑制するとともに、真性非晶質シリコン層６１の直列抵抗成分を減少することが可能となる。よって、太陽電池セル１の開放電圧及び曲線因子を向上できるので、太陽電池モジュール１００の発電効率を向上させることが可能となる。
【０１０６】
（実施の形態の変形例）
以下、本変形例に係る太陽電池セルについて、図１０を参照しながら説明する。本変形例に係る太陽電池セルは、実施の形態に係る真性非晶質シリコン層６１に代えて、真性非晶質シリコン層１６１を備える。真性非晶質シリコン層１６１は、実施の形態に係る真性非晶質シリコン層６１とボロンの濃度プロファイルが異なり、その点を中心に説明する。図１０は、真性非晶質シリコン層１６１の厚み方向に対するボロンの濃度プロファイルの他の一例を表すグラフである。
【０１０７】
図１０に示すように、真性非晶質シリコン層１６１のボロンの濃度プロファイルは、Ｐドープシリコン酸化物層５０との界面からｐ型非晶質シリコン層６２に向かうにつれ単調増加する勾配を有する。なお、単調増加とは、真性非晶質シリコン層１６１の厚み方向において、ｐ型非晶質シリコン層６２側に向かうと、ボロン濃度が減らないことを意味する。図１０に示すようにボロン濃度が連続的に増えことに加え、例えば、ボロン濃度が段階的に増える事も単調増加に含まれる。また、当該濃度プロファイルは、極大点を有していない。
【０１０８】
真性非晶質シリコン層１６１におけるボロン濃度は、ｐ型非晶質シリコン層６２におけるボロン濃度より低い。真性非晶質シリコン層１６１のボロン濃度は、Ｐドープシリコン酸化物層５０との界面のボロン濃度と、ｐ型非晶質シリコン層６２のボロン濃度との間の濃度において、単調増加する。
【０１０９】
なお、真性非晶質シリコン層１６１は、図６に示すステップＳ４０又は図８に示すステップＳ１２０において、ジボラン（Ｂ２Ｈ６）などのｐ型ドーパント含有ガスを水素で希釈した混合ガスの成膜室への供給量を段階的に増やすことで形成することできる。
【０１１０】
以上のように、本実施の形態に係る太陽電池セルの真性非晶質シリコン層１６１の厚み方向におけるボロンの濃度プロファイルは、Ｐドープシリコン酸化物層５０と真性非晶質シリコン層６１との界面からｐ型非晶質シリコン層６２に向かうにつれ単調増加する。
【０１１１】
これにより、真性非晶質シリコン層１６１とシリコン基板１０との界面付近にボロンの濃度プロファイルの極大点が存在する場合に比べ、真性非晶質シリコン層１６１による直列抵抗成分を増加させずに、真性非晶質シリコン層１６１とシリコン基板１０との界面におけるキャリアの再結合を抑制することができる。よって、太陽電池セルによれば、真性非晶質シリコン層１６１とシリコン基板１０との界面付近にボロンの濃度プロファイルの極大点が存在する場合に比べ、さらに光電変換特性を改善することができる。
【０１１２】
（その他の実施の形態）
以上、本発明に係る太陽電池セル及び太陽電池モジュールについて、上記実施の形態及ぶ変形例（以降において、実施の形態等とも記載する）に基づいて説明したが、本発明は、上記の実施の形態に限定されるものではない。
【０１１３】
例えば、上記実施の形態に係る太陽電池モジュールでは、複数の太陽電池セルが面上に行列状配置された構成を示したが、行列状配置に限られない。例えば、円環状配置や１次元の直線状または曲線状に配置された構成であってもよい。
【０１１４】
また、上記実施の形態では、太陽電池セルの受光面側の面にｎ型半導体層が形成される例について説明したが、これに限定されない。太陽電池セルの受光面側の面にｐ型半導体層が形成されていてもよい。
【０１１５】
また、上記実施の形態等では、真性非晶質シリコン層は、第１真性非晶質シリコン層、ボロン導入層及び第２真性非晶質シリコン層の３層構造である例について説明したが、これに限定されない。真性非晶質シリコン層は、第１真性非晶質シリコン層及び第２真性非晶質シリコン層の少なくとも一方を有していなくてもよい。
【０１１６】
また、上記実施の形態等では、真性非晶質シリコン層のボロンの濃度プロファイルは、１つの極大点を有する例について説明したが、これに限定されない。真性非晶質シリコン層のボロンの濃度プロファイルは、２以上の極大点を有していてもよい。
【０１１７】
また、上記実施の形態等における図５及び図１０において、真性非晶質シリコン層のボロン濃度プロファイルは、当該真性非晶質シリコン層の厚み方向の全域において当該真性非晶質シリコン層とＰドープシリコン酸化物層との界面のボロン濃度より高い例について説明したが、これに限定されない。真性非晶質シリコン層のボロン濃度プロファイルは、真性非晶質シリコン層の厚み方向の一部において、当該界面のボロン濃度より低くなってもよい。
【０１１８】
また、上記実施の形態等では、トレイを用いて太陽電池セルを製造する方法について説明したが、これに限定されない。太陽電池セルは、例えば、少なくとも１つの非晶質シリコン層の形成において、トレイを用いずに製造されてもよい。この場合、ｐ型非晶質シリコン層とｐ側の非晶質シリコン層とは、互いに異なる成膜装置で成膜される。トレイを用いないことで、成膜装置内に持ち込む酸素量を減らすことができる。これにより、例えば、光電変換効率への影響が大きいＰドープシリコン酸化物層とｐ側の真性非晶質シリコン層との界面における酸素濃度を下げることができる。
【０１１９】
また、上記実施の形態等では、Ｐドープシリコン酸化物層がシリコン基板の第２主面に形成されている例について説明したが、Ｐドープシリコン酸化物層はシリコン基板の第１主面にも形成されていてもよい。
【０１２０】
また、上記実施の形態等で説明した太陽電池セルの製造方法における各工程の順序は一例であり、これに限定されない。各工程の順序は入れ替えられてもよいし、各工程の一部は行われなくてもよい。
【０１２１】
また、上記実施の形態等で説明した太陽電池セルの製造方法は、上記の図６及び図８に限定されない。例えば、図６において、ステップＳ２０〜Ｓ５０の少なくとも１つの工程は、ＰＥ−ＣＶＤを用いて行われてもよい。また、例えば、図８において、ステップＳ１２０〜Ｓ１５０の少なくとも１つの工程は、ＣＡＴ−ＣＶＤを用いて行われてもよい。つまり、太陽電池セルは、異なる成膜方法を組み合わせて製造されてもよい。また、Ｃａｔ−ＣＶＤ又はＰＥ−ＣＶＤ以外の成膜方法によって各半導体層が形成されてもよい。例えば、各半導体層の少なくとも１つは、スパッタリング法などにより形成されてもよい。
【０１２２】
また、上記実施の形態等で説明した太陽電池セルの製造方法における各工程は、１つの工程で実施されてもよいし、別々の工程で実施されてもよい。なお、１つの工程で実施されるとは、各工程が１つの装置を用いて実施される、各工程が連続して実施される、又は、各工程が同じ場所で実施されることを含む意図である。また、別々の工程とは、各工程が別々の装置を用いて実施される、各工程が異なる時間（例えば、異なる日）に実施される、又は、各工程が異なる場所で実施されることを含む意図である。
【０１２３】
その他、各実施の形態に対して当業者が思いつく各種変形を施して得られる形態や、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で各実施の形態等における構成要素及び機能を任意に組み合わせることで実現される形態も本発明に含まれる。
【符号の説明】
【０１２４】
１    太陽電池セル
１０    シリコン基板
６０    非晶質シリコン層
６１、１６１    真性非晶質シリコン層
５０    Ｐドープシリコン酸化物層（リンドープ層）
６２    ｐ型非晶質シリコン層
１００    太陽電池モジュール
１７０Ａ    表面充填部材
１７０Ｂ    裏面充填部材
１８０Ａ    表面保護部材
１８０Ｂ    裏面保護部材
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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