(57)【要約】  実施形態の一例である太陽電池セル１０は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１と、当該ウェーハの受光面上に形成された第１窒化ケイ素層１２と、当該裏面の第１領域上に形成されたｎ型非晶質シリコン層１４と、ｎ型非晶質シリコン層１４上の一部に形成された第２窒化ケイ素層１６と、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面の第２領域上、および第２窒化ケイ素層１６上に形成されたｐ型非晶質シリコン層１５とを備える。第２窒化ケイ素層１６は、第１窒化ケイ素層１２より屈折率が高い。
2017163506.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
結晶性シリコンウェーハと、
窒化ケイ素を主成分として構成され、前記結晶性シリコンウェーハの受光面上に形成された第１窒化ケイ素層と、
前記結晶性シリコンウェーハの裏面の第１領域上に形成された第１導電型の第１非晶質シリコン層と、
窒化ケイ素を主成分として構成され、前記第１非晶質シリコン層上の一部に形成された第２窒化ケイ素層と、
前記結晶性シリコンウェーハの裏面の第２領域上、および前記第２窒化ケイ素層上に形成された第２導電型の第２非晶質シリコン層と、
を備え、
前記第２窒化ケイ素層は、前記第１窒化ケイ素層より屈折率が高い、太陽電池セル。
【請求項２】
前記結晶性シリコンウェーハは、ｎ型結晶性シリコンウェーハであり、
前記第１非晶質シリコン層は、ｎ型非晶質シリコンを主成分として構成され、
前記第２非晶質シリコン層は、ｐ型非晶質シリコンを主成分として構成される、請求項１に記載の太陽電池セル。
【請求項３】
実質的に真正な非晶質シリコンか、または前記第１非晶質シリコン層を構成するｎ型非晶質シリコンよりｎ型ドーパントの濃度が低い非晶質シリコンを主成分として構成され、前記結晶性シリコンウェーハと前記第１非晶質シリコン層との間に形成されたパッシベーション層をさらに備える、請求項２に記載の太陽電池セル。
【請求項４】
前記第２窒化ケイ素層は、波長６３３ｎｍの光の屈折率が２．１以上である、請求項１〜３のいずれか１項に記載の太陽電池セル。
【請求項５】
前記第２窒化ケイ素層は、波長６３３ｎｍの光の屈折率が２．５以下である、請求項４に記載の太陽電池セル。
【請求項６】
前記第２窒化ケイ素層は、前記第１窒化ケイ素層より水素濃度が高い、請求項１〜５のいずれか１項に記載の太陽電池セル。
【請求項７】
前記第２窒化ケイ素層は、前記第１窒化ケイ素層より密度が低い、請求項１〜６のいずれか１項に記載の太陽電池セル。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は、太陽電池セルに関する。
【背景技術】
【０００２】
従来、結晶性シリコンウェーハの裏面上にそれぞれ設けられたｎ型非晶質シリコン層およびｐ型非晶質シリコン層と、当該各シリコン層の間に介在する絶縁層である窒化ケイ素層とを備えた太陽電池セルが知られている（例えば、特許文献１参照）。特許文献１の太陽電池セルでは、シリコンウェーハの裏面側のみに電極が設けられている。また、当該太陽電池セルでは、窒化ケイ素層と非晶質シリコン層との間に当該シリコン層への窒素の拡散を防止する拡散防止膜をさらに設けて、非晶質シリコン層とシリコンウェーハとの界面におけるパッシベーション性能の低下を抑制している。【０００３】
特許文献１の太陽電池セルのように、シリコンウェーハの裏面側のみに電極を設けた裏面接合型の構造とすれば、ウェーハの受光面側に電極を設ける場合と比較して光の入射量を増加させることができる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２０１６−６８４１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、シリコンウェーハに入射する光量を増加させると共に、開放電圧と短絡電流を向上させて出力特性を改善することは重要な課題である。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
本開示に係る太陽電池セルは、結晶性シリコンウェーハと、窒化ケイ素を主成分として構成され、結晶性シリコンウェーハの受光面上に形成された第１窒化ケイ素層と、結晶性シリコンウェーハの裏面の第１領域上に形成された第１導電型の第１非晶質シリコン層と、窒化ケイ素を主成分として構成され、第１非晶質シリコン層上の一部に形成された第２窒化ケイ素層と、結晶性シリコンウェーハの裏面の第２領域上、および第２窒化ケイ素層上に形成された第２導電型の第２非晶質シリコン層とを備え、第２窒化ケイ素層は、第１窒化ケイ素層より屈折率が高いことを特徴とする。
【発明の効果】
【０００７】
本開示に係る太陽電池セルは、開放電圧と短絡電流が高く、出力特性に優れる。また、シリコンウェーハに入射する光の量が多く、高い発電効率が得られる。
【図面の簡単な説明】
【０００８】
【図１】実施形態の一例である太陽電池セルを裏面側から見た図である。
【図２】図１中のＡＡ線断面の一部を示す図である。
【図３】第２窒化ケイ素層の屈折率とセルの開放電圧の関係を示す図である。
【図４】第２窒化ケイ素層の屈折率と水素濃度の関係を示す図である。
【図５】第２窒化ケイ素層の水素濃度とｎ型非晶質シリコン層および第１パッシベーション層の水素濃度の関係を示す図である。
【図６Ａ】実施形態の一例である太陽電池セルの製造方法を説明するための図である。
【図６Ｂ】実施形態の一例である太陽電池セルの製造方法を説明するための図である。
【図６Ｃ】実施形態の一例である太陽電池セルの製造方法を説明するための図である。
【図６Ｄ】実施形態の一例である太陽電池セルの製造方法を説明するための図である。
【図６Ｅ】実施形態の一例である太陽電池セルの製造方法を説明するための図である。
【発明を実施するための形態】
【０００９】
本発明者らは、太陽電池セルの出力特性をさらに改善すべく鋭意検討を行った結果、裏面側の窒化ケイ素層（第２窒化ケイ素層）の屈折率を受光面側の窒化ケイ素層（第１窒化ケイ素層）の屈折率より高くした新たなセル構造を見出した。かかる構造を採用することにより、光の入射量が減少することなく、開放電圧と短絡電流を向上させることが可能となる。本発明者らは、窒化ケイ素層の屈折率を高くすることで、太陽電池セルの出力特性が向上することをつきとめた。但し、窒化ケイ素層の屈折率を高くすると、特に短波長の光の吸収量が多くなる。そこで、本開示に係る太陽電池セルでは、受光面側の第１窒化ケイ素層の屈折率は高くせず、裏面側の第２窒化ケイ素層の屈折率を高くすることにより、シリコンウェーハに入射する光量を減少させることなく、出力特性の向上を図っている。
【００１０】
本開示に係る太陽電池セルでは、第２窒化ケイ素層の屈折率を高くすることで、シリコンウェーハと第１非晶質シリコン層との界面におけるパッシベーション性能が向上して、出力特性が改善されたと考えられる。詳しくは後述するが、パッシベーション性能が向上する要因として、第２窒化ケイ素層に含まれる水素が第１非晶質シリコン層に拡散して、当該非晶質シリコン層の水素濃度が上昇することが考えられる。
【００１１】
以下、図面を参照しながら、本開示に係る太陽電池セルの実施形態の一例について詳細に説明する。なお、本開示に係る太陽電池セルは、以下で説明する実施形態に限定されない。実施形態の説明で参照する図面は、模式的に記載されたものであり、図面に描画された構成要素の寸法比率などは以下の説明を参酌して判断されるべきである。
【００１２】
本明細書において「略〜」との記載は、略全域を例に説明すると、全域はもとより実質的に全域と認められる場合を含む意図である。また、「〜上に形成された」との記載は、シリコンウェーハの受光面を例に説明すると、第１窒化ケイ素層がウェーハの受光面上に直接形成される場合だけでなく、受光面上に形成された他の層を介して第１窒化ケイ素層が形成される場合を含む意図である。また、ｎ型ドーパントとはドナーとして機能する不純物を意味し、ｐ型ドーパントとはアクセプターとして機能する不純物を意味する。
【００１３】
以下で説明する実施形態では、結晶性シリコンウェーハとして、ｎ型にドーピングされたｎ型結晶性シリコンウェーハを例示する。但し、結晶性シリコンウェーハには、ｐ型にドーピングされたｐ型結晶性シリコンウェーハを用いることも可能である。この場合は、第１導電型の第１非晶質シリコン層としてｐ型非晶質シリコンを主成分とするｐ型非晶質シリコン層を用い、第２導電型の第２非晶質シリコン層としてｎ型非晶質シリコンを主成分とするｎ型非晶質シリコン層を用いることが好ましい。第１窒化ケイ素層および第２窒化ケイ素層には、ｎ型結晶性シリコンウェーハを用いる場合と同様の構成を適用できる。
【００１４】
図１は、実施形態の一例である太陽電池セル１０を裏面側から見た図である。図２は、図１中のＡＡ線断面の一部を示す図である。図１および図２では、太陽電池セル１０の裏面に沿った一の方向をα方向、当該一の方向に直交する他の方向をβ方向、太陽電池セル１０の厚み方向をγ方向としてそれぞれ表している。
【００１５】
図１および図２に示すように、太陽電池セル１０は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１と、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面上に形成された電極とを備える。電極には、後述のｎ型領域からキャリアを収集する集電極２０（ｎ型領域集電極）と、後述のｐ型領域からキャリアを収集する集電極３０（ｐ型領域集電極）とが含まれる。太陽電池セル１０では、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面側に電極が設けられず、裏面側のみに電極が設けられている。ここで、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の「受光面」とは、光が主に入射（５０％超過〜１００％）する面を意味し、「裏面」とは受光面と反対側の面を意味する。
【００１６】
ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１は、ｎ型多結晶シリコンウェーハであってもよいが、好ましくはｎ型単結晶シリコンウェーハである。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１におけるｎ型ドーパントの濃度は、例えば、１×１０14〜１×１０17ａｔｏｍｓ／ｃｍ3である。ｎ型ドーパントには、一般的にリン（Ｐ）が用いられる。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１は、例えば、１辺が１２０〜１６０ｍｍの略正方形の表面形状を有する。略正方形には、短辺と長辺とが交互に連続し、互いに平行な２組の長辺を備えた八角形が含まれる。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の厚みは、例えば、５０〜３００μｍである。
【００１７】
ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の表面には、テクスチャ構造（図示せず）が形成されていることが好ましい。テクスチャ構造とは、表面反射を抑制してｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の光吸収量を増大させるための表面凹凸構造であって、受光面および裏面のうちの一方に、または、受光面および裏面の両方に形成される。本実施形態の太陽電池セル１０は裏面接合型の構造を有するので、テクスチャ構造はｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面側のみに設けられることが好ましい。テクスチャ構造は、アルカリ性溶液を用いて単結晶シリコンウェーハの（１００）面を異方性エッチングすることで形成でき、単結晶シリコンウェーハの表面に（１１１）面を斜面としたピラミッド形状の凹凸構造が形成される。テクスチャ構造の凹凸の高さは、例えば、１〜１５μｍである。
【００１８】
太陽電池セル１０は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面上に形成された第１窒化ケイ素層１２を備える。本実施形態では、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１と第１窒化ケイ素層１２の間に、パッシベーション層１３が設けられている。また、太陽電池セル１０は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面側にそれぞれ形成されたｎ型非晶質シリコン層１４と、ｐ型非晶質シリコン層１５と、第２窒化ケイ素層１６とを備える。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面上には、ｎ型非晶質シリコン層１４によってｎ型にドーピングされたｎ型領域が、ｐ型非晶質シリコン層１５によってｐ型にドーピングされたｐ型領域がそれぞれ形成されている。
【００１９】
ｎ型非晶質シリコン層１４は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面の第１領域上に形成される。他方、ｐ型非晶質シリコン層１５は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面の第２領域上に形成される。言い換えると、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面上において、ｎ型非晶質シリコン層１４が形成される第１領域がｎ型領域となり、ｐ型非晶質シリコン層１５が形成される第２領域がｐ型領域となる。第２窒化ケイ素層１６は、ｎ型非晶質シリコン層１４上の一部に形成される。そして、ｐ型非晶質シリコン層１５が、上記第２領域、および第２窒化ケイ素層１６上に形成される。
【００２０】
太陽電池セル１０は、さらに、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１とｎ型非晶質シリコン層１４の間に形成されたパッシベーション層１７と、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１とｐ型非晶質シリコン層１５の間に形成されたパッシベーション層１８とを備える。パッシベーション層１７はｎ型非晶質シリコン層１４が形成される領域（第１領域）の略全域に形成され、パッシベーション層１８はｐ型非晶質シリコン層１５が形成される領域（第２領域および第２窒化ケイ素層１６上）の略全域に形成される。パッシベーション層１７，１８を設けることで、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面側におけるパッシベーション性能が向上する。
【００２１】
第１窒化ケイ素層１２は、パッシベーション層１３を介して、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面上に形成される。第１窒化ケイ素層１２およびパッシベーション層１３は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面の略全域に形成される。１辺が１２０〜１６０ｍｍの略正方形のｎ型結晶性シリコンウェーハ１１を用いる場合、パッシベーション層１３は、略正方形の全面を覆ってもよいし、略正方形の端から２ｍｍ以下の外周領域を除いた全面を覆ってもよい。第１窒化ケイ素層１２の厚みは、例えば、５０〜１５０ｎｍである。パッシベーション層１３の厚みは、例えば、１〜２５ｎｍである。
【００２２】
第１窒化ケイ素層１２は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面およびパッシベーション層１３を保護する保護層として、また入射光の反射を抑制する反射防止層として機能する。第１窒化ケイ素層１２は、窒化ケイ素（ＳｉＮ）を主成分として構成される。第１窒化ケイ素層１２は、酸化ケイ素、酸窒化ケイ素など、ＳｉＮ以外の成分を含んでいてもよいが、ＳｉＮの含有量は層重量に対して５０重量％以上であり、好ましくは８０重量％以上、あるいは約１００重量％である。第１窒化ケイ素層１２は、ＣＶＤまたはスパッタリングにより成膜できる。
【００２３】
第１窒化ケイ素層１２は、波長６３３ｎｍの光の屈折率が２．１未満であることが好ましく、１．９〜２．０が特に好ましい。第１窒化ケイ素層１２の屈折率は、分光エリプソメーターを用いて測定される（第２窒化ケイ素層１６の屈折率についても同様）。第１窒化ケイ素層１２を構成するＳｉＮの組成比Ｓｉ／Ｎは、例えば、０．８〜１．２である。一般的に、Ｓｉ／Ｎが高いほどＳｉＮの屈折率が高くなる。第１窒化ケイ素層１２には、例えば、２×１０21〜１×１０22ａｔｏｍｓ／ｃｍ3の水素が含まれる。
【００２４】
パッシベーション層１３は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面側におけるキャリアの再結合を抑制する。パッシベーション層１３は、実質的に真性な非晶質シリコン（以下、「ｉ型非晶質シリコン」という場合がある）か、またはｎ型非晶質シリコン層１４よりドーパント濃度が低い非晶質シリコンを主成分として構成されることが好ましい。パッシベーション層１３は、例えば、ｉ型非晶質シリコン層の単層構造であってもよく、ｉ型非晶質シリコン層とｎ型非晶質シリコン層の積層構造であってもよい。パッシベーション層１３は、ＣＶＤまたはスパッタリングにより成膜できる。
【００２５】
ｎ型非晶質シリコン層１４は、パッシベーション層１７を介して、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面の第１領域上に形成される。ｎ型非晶質シリコン層１４は、ｎ型非晶質シリコンを主成分として構成される。ｎ型非晶質シリコン層１４におけるｎ型ドーパントの濃度は、例えば、１×１０20ａｔｏｍｓ／ｃｍ3以上である。ｎ型ドーパントは、特に限定されないが、一般的にはリン（Ｐ）が用いられる。ｎ型非晶質シリコン層１４の厚みは、例えば、１〜２５ｎｍであり、好ましくは１〜１０ｎｍである。
【００２６】
ｎ型非晶質シリコン層１４は、ＣＶＤまたはスパッタリングにより成膜できる。また、ｐ型非晶質シリコン層１５、第２窒化ケイ素層１６、パッシベーション層１７，１８についても、ＣＶＤまたはスパッタリングにより成膜できる。詳しくは後述するが、太陽電池セル１０は、ｎ型非晶質シリコン層１４の全体を覆って第２窒化ケイ素層１６、パッシベーション層１８、およびｐ型非晶質シリコン層１５を成膜した後、ｎ型非晶質シリコン層１４を覆う各層をパターニングして作製される。
【００２７】
ｎ型非晶質シリコン層１４には、例えば、５×１０21〜１×１０22ａｔｏｍｓ／ｃｍ3以上の水素が含まれる。ｎ型非晶質シリコン層１４では、第２窒化ケイ素層１６からの水素の拡散により、水素濃度が上昇していると考えられる。そして、かかる水素の拡散による水素濃度の上昇が、ｎ型領域におけるパッシベーション性能の向上に寄与していると考えられる。
【００２８】
ｐ型非晶質シリコン層１５は、パッシベーション層１８を介して、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面の第２領域上、および第２窒化ケイ素層１６上に形成される。ｐ型非晶質シリコン層１５は、ｐ型非晶質シリコンを主成分として構成される。ｐ型非晶質シリコン層１５におけるｐ型ドーパントの濃度は、例えば、１×１０20ａｔｏｍｓ／ｃｍ3以上である。ｐ型ドーパントは、特に限定されないが、一般的にはボロン（Ｂ）が用いられる。ｐ型非晶質シリコン層１５の厚みは、例えば、１〜２５ｎｍであり、好ましくは１〜１０ｎｍである。ｐ型非晶質シリコン層１５には、例えば、５×１０21〜１×１０22ａｔｏｍｓ／ｃｍ3の水素が含まれる。
【００２９】
ｎ型非晶質シリコン層１４およびｐ型非晶質シリコン層１５は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面の略全域に形成される。このため、ｎ型非晶質シリコン層１４の一部とｐ型非晶質シリコン層１５の一部が重なって隙間なく形成される。本実施形態では、ｐ型非晶質シリコン層１５が第２窒化ケイ素層１６を介してｎ型非晶質シリコン層１４上にオーバーラップし、各シリコン層がｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面のβ方向に交互に並んでストライプ状に形成されている。１辺が１２０〜１６０ｍｍの略正方形のｎ型結晶性シリコンウェーハ１１を用いる場合、各非晶質シリコン層は、略正方形の全面を覆ってもよいし、略正方形の端から２ｍｍ以下の外周領域を除いた全面を覆ってもよい。
【００３０】
パッシベーション層１７は、実質的に真正な非晶質シリコン（ｉ型非晶質シリコン）か、またはｎ型非晶質シリコン層１４を構成するｎ型非晶質シリコンよりｎ型ドーパントの濃度が低い非晶質シリコンを主成分として構成されることが好ましい。また、パッシベーション層１８は、ｉ型非晶質シリコンか、またはｐ型非晶質シリコン層１５を構成するｐ型非晶質シリコンよりｐ型ドーパントの濃度が低い非晶質シリコンを主成分として構成されることが好ましい。パッシベーション層１７，１８は、例えば、ｉ型非晶質シリコン層の単層構造である。パッシベーション層１７，１８の厚みは、例えば、１〜２５ｎｍであり、好ましくは１〜１０ｎｍである。
【００３１】
パッシベーション層１７には、例えば、５×１０21〜１×１０22ａｔｏｍｓ／ｃｍ3の水素が含まれる。パッシベーション層１７についても、第２窒化ケイ素層１６からの水素の拡散により、水素濃度が上昇していると考えられる。
【００３２】
第２窒化ケイ素層１６は、パッシベーション層１７とｎ型非晶質シリコン層１４を介して、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面上に形成される。第２窒化ケイ素層１６は、ｎ型非晶質シリコン層１４とｐ型非晶質シリコン層１５の間に介在し、各非晶質シリコン層が重なる部分において絶縁層として機能する。すなわち、ｎ型非晶質シリコン層１４上においてｐ型非晶質シリコン層１５が重なる領域の略全域に、第２窒化ケイ素層１６が形成される。
【００３３】
第２窒化ケイ素層１６は、第１窒化ケイ素層１２と同様に、ＳｉＮを主成分として構成される。第２窒化ケイ素層１６は、酸化ケイ素、酸窒化ケイ素など、ＳｉＮ以外の成分を含んでいてもよいが、ＳｉＮの含有量は層重量に対して５０重量％以上であり、好ましくは８０重量％以上、あるいは約１００重量％である。第２窒化ケイ素層１６は、第１窒化ケイ素層１２と同様に、ＣＶＤまたはスパッタリングにより成膜できる。第２窒化ケイ素層１６の厚みは、例えば、３０〜１００ｎｍである。
【００３４】
第２窒化ケイ素層１６は、第１窒化ケイ素層１２より屈折率が高い。波長６３３ｎｍの光についての屈折率の比（第２窒化ケイ素層１６の屈折率／第１窒化ケイ素層１２の屈折率）は、例えば、１．０５〜１．３５である。太陽電池セル１０は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面側では第１窒化ケイ素層１２の屈折率を低く抑えて光の入射量を増やし、裏面側では第２窒化ケイ素層１６の屈折率を高くしてパッシベーション性能を向上させる。
【００３５】
図３は、第２窒化ケイ素層１６の波長６３３ｎｍの光の屈折率と太陽電池セル１０の開放電圧Ｖｏｃの関係を示す図である。図３に示すように、本発明者らの検討により、第２窒化ケイ素層１６の屈折率を高くすることで、太陽電池セル１０のＶｏｃが向上し、出力特性が改善されることが見出された。特に、第２窒化ケイ素層１６の屈折率が２．１以上においてＶｏｃが大幅に向上している。
【００３６】
第２窒化ケイ素層１６は、波長６３３ｎｍの光の屈折率（以下、「屈折率（６３３ｎｍ）」と表記する場合がある）が２．１以上であることが好ましい。一方、第２窒化ケイ素層１６の屈折率を高くし過ぎると、成膜の安定性が損なわれる場合があるため、第２窒化ケイ素層１６の屈折率（６３３ｎｍ）は、２．５以下であることが好ましい。第２窒化ケイ素層１６の屈折率（６３３ｎｍ）の好適な範囲は、２．１〜２．５であり、より好ましくは２．１〜２．２である。
【００３７】
第２窒化ケイ素層１６の屈折率を上記範囲内に調整する好適な方法としては、ＣＶＤで使用する原料ガス中の窒素ラジカル濃度を低くする方法が挙げられる。ＣＶＤによる第２窒化ケイ素層１６の成膜には、例えば、原料ガスとしてシラン（ＳｉＨ4）およびアンモニア（ＮＨ3）を使用するが、ＮＨ3／ＳｉＨ4ガス流量比を下げることにより、第２窒化ケイ素層１６の屈折率を高くすることができる。なお、成膜時の温度、圧力等を変更することによっても、第２窒化ケイ素層１６の膜質を変えることができる。例えば、成膜時の温度を高くすると、第２窒化ケイ素層１６の屈折率は高くなり易い。
【００３８】
図４は、第２窒化ケイ素層１６の屈折率（６３３ｎｍ）と水素濃度の関係を示す図である。ここで、第２窒化ケイ素層１６の水素濃度は、フーリエ変換赤外分光光度計（ＦＴ−ＩＲ）によって測定した相対値である。図４に示すように、第２窒化ケイ素層１６の屈折率を高くすると、第２窒化ケイ素層１６の水素濃度が高くなる。より詳しくは、第２窒化ケイ素層１６の屈折率が２．１未満では屈折率を上げても水素濃度は略変化せず、屈折率が２．１以上の範囲で水素濃度と屈折率の比例関係がある。
【００３９】
第２窒化ケイ素層１６は、第１窒化ケイ素層１２より水素濃度が高く、第２窒化ケイ素層１６には、例えば、１．０×１０22〜２．５×１０22ａｔｏｍｓ／ｃｍ3の水素が含まれる。水素濃度が上昇し始める屈折率２．１で、太陽電池セル１０のＶｏｃが大幅に向上することから、上述のように、第２窒化ケイ素層１６の水素濃度がＶｏｃの向上に寄与していると考えられる。
【００４０】
図５（ａ）は、第２窒化ケイ素層１６の水素濃度とｎ型非晶質シリコン層１４およびパッシベーション層１７の水素濃度の関係を示す図である。図５（ｂ）には、比較として従来例を示している。図５に示すように、第２窒化ケイ素層１６は、従来の太陽電池セルの窒化ケイ素層と比べて屈折率が高く、水素濃度が高い。そして、水素濃度が高い第２窒化ケイ素層１６に接するｎ型非晶質シリコン層１４とパッシベーション層１７には、例えば、ｐ型非晶質シリコン層１５およびパッシベーション層１８の成膜時に加わる熱によって第２窒化ケイ素層１６から水素の一部が拡散する。これにより、ｎ型非晶質シリコン層１４とパッシベーション層１７の水素濃度が上昇し、ｎ型領域のパッシベーション性能が向上して、太陽電池セル１０の出力特性が改善されると考えられる。
【００４１】
詳しくは後述するが、ｐ型非晶質シリコン層１５およびパッシベーション層１８の成膜時には、ｎ型非晶質シリコン層１４およびパッシベーション層１７の全体が第２窒化ケイ素層１６によって覆われている。このため、ｎ型非晶質シリコン層１４とパッシベーション層１７の全体に水素が略均一に拡散し、当該各層における水素濃度が層の全体で略均一になると考えられる。
【００４２】
一方、従来の太陽電池セルでは、窒化ケイ素層の水素濃度が低いため、逆にｎ型非晶質シリコン層とパッシベーション層の水素が窒化ケイ素層に拡散し、ｎ型非晶質シリコン層とパッシベーション層の水素濃度は成膜時より低下すると考えられる。なお、ｎ型非晶質シリコン層１４の水素濃度を高くする方法として、当該シリコン層の成膜時に水素を多く添加する方法も考えられるが、この場合は、当該シリコン層の成膜時にｎ型結晶性シリコンウェーハ１１に水素が拡散して欠陥を生じるという不具合を招く。つまり、ｎ型領域のパッシベーション性能を高めてセルの出力特性を向上させるには、第２窒化ケイ素層１６からｎ型非晶質シリコン層１４とパッシベーション層１７に水素を拡散させることが重要であると考えられる。
【００４３】
第２窒化ケイ素層１６は、第１窒化ケイ素層１２より密度が低い。第２窒化ケイ素層１６の密度は、例えば、２．３〜２．７ｇ／ｃｍ3であり、２．７ｇ／ｃｍ3未満であることが好ましい。他方、第１窒化ケイ素層１２の密度は、例えば、２．７〜２．９ｇ／ｃｍ3である。なお、窒化ケイ素層の屈折率が高くなると、密度は低下する傾向にある。
【００４４】
ここで、再び図１および図２を参照する。集電極２０は、ｎ型非晶質シリコン層１４上に形成され、互いに略平行に延びた複数のフィンガー部２１と、各フィンガー部２１と略直交して各フィンガー部２１の長手方向端部同士を接続するバスバー部２２とを有する。集電極３０は、ｐ型非晶質シリコン層１５上に形成される。集電極３０は、集電極２０と同様に、複数のフィンガー部３１と、バスバー部３２とを有する。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面上において、フィンガー部２１，３１はα方向に延び、バスバー部２２，３２はβ方向に延びている。
【００４５】
フィンガー部２１，３１は、β方向に交互に設けられる。フィンガー部３１は、フィンガー部２１より幅広に形成されている。そして、集電極２０，３０は、第２窒化ケイ素層１６上に形成された溝３５を隔てて互いに噛み合った平面視櫛歯形状を有する。なお、バスバー部２２，３２には、太陽電池セル１０同士を直列接続してモジュール化する際に配線材が取り付けられる。
【００４６】
集電極２０，３０は、導電性ペーストを用いて形成されてもよいが、好ましくは電解めっきにより形成される。集電極２０，３０は、例えばニッケル（Ｎｉ）、銅（Ｃｕ）、銀（Ａｇ）等の金属から構成され、Ｎｉ層とＣｕ層との積層構造であってもよく、耐食性を向上させるために最表面に錫（Ｓｎ）層を有していてもよい。集電極２０，３０の厚みは、例えば、５０ｎｍ〜１μｍであり、集電極２０は集電極３０より厚く形成される。
【００４７】
太陽電池セル１０は、さらに、ｎ型非晶質シリコン層１４と集電極２０の間に形成された透明導電層２３と、ｐ型非晶質シリコン層１５と集電極３０の間に形成された透明導電層３３とを備える。透明導電層２３，３３は、集電極２０，３０と同様に、溝３５によって互いに分離されている。透明導電層２３，３３は、例えば酸化インジウム（Ｉｎ2Ｏ3）、酸化亜鉛（ＺｎＯ）等の金属酸化物に、タングステン（Ｗ）、錫（Ｓｎ）、アンチモン（Ｓｂ）等がドーピングされた透明導電性酸化物（ＩＷＯ、ＩＴＯ等）から構成される。透明導電層２３，３３の厚みは、例えば、３０〜５００ｎｍである。
【００４８】
図６Ａ〜図６Ｅは、上記構成を備えた太陽電池セル１０の製造方法の一例を説明するための図である。図６Ａ〜図６Ｃでは、最終的な形状にパターニングされる前の各層の符号に「ｚ」を付する。太陽電池セル１０の製造工程では、まず初めに、テクスチャ構造が形成されたｎ型結晶性シリコンウェーハ１１を準備する。ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１には、例えば、受光面となる一方の面のみにテクスチャ構造が形成されたｎ型単結晶シリコンウェーハが用いられる。
【００４９】
図６Ａに示すように、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面となる他方の面上に、パッシベーション層１７ｚ、ｎ型非晶質シリコン層１４ｚ、および第２窒化ケイ素層１６ｚをこの順に形成する。これら各層は、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面の略全域に形成される。
【００５０】
パッシベーション層１７ｚ、ｎ型非晶質シリコン層１４ｚ、および第２窒化ケイ素層１６ｚは、上述の通り、ＣＶＤまたはスパッタリングにより成膜される。ＣＶＤによるパッシベーション層１７ｚ（パッシベーション層１３，１８の場合も同様）の成膜には、例えば、シランを水素で希釈した原料ガスが使用される。また、ｎ型非晶質シリコン層１４ｚの場合は、例えば、シランにホスフィン（ＰＨ3）を添加し、水素で希釈した原料ガスを使用する。ホスフィンの混合濃度を変化させることにより、ｎ型非晶質シリコン層１４ｚのドーパント濃度を調整できる。
【００５１】
ＣＶＤによる第２窒化ケイ素層１６ｚ（第１窒化ケイ素層１２の場合も同様）の成膜には、原料ガスとしてシランおよびアンモニアを使用する。このとき、アンモニア／シランガス流量比を下げ、第２窒化ケイ素層１６ｚの屈折率を高くする。太陽電池セル１０の製造工程では、第２窒化ケイ素層１６ｚの成膜時におけるアンモニア／シランガス流量比を第１窒化ケイ素層１２の成膜時におけるアンモニア／シランガス流量比より低くする。これにより、第２窒化ケイ素層１６の屈折率を第１窒化ケイ素層１２の屈折率より高くすることができる。
【００５２】
次に、図６Ｂに示すように、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面上に形成された上記各層をパターニングする。第２窒化ケイ素層１６ｚは、例えば、レジスト膜をマスクとして、フッ化水素（ＨＦ）水溶液を用いてエッチングする。第２窒化ケイ素層１６ｚのエッチング終了後、パターニングされた第２窒化ケイ素層１６ｚをマスクとして、露出したｎ型非晶質シリコン層１４ｚとパッシベーション層１７ｚを水酸化ナトリウム（ＮａＯＨ）水溶液を用いてエッチングする。この工程により、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面上にパターニングされたパッシベーション層１７、ｎ型非晶質シリコン層１４、および第２窒化ケイ素層１６ｚが形成される。
【００５３】
次に、図６Ｃに示すように、パターニングされた第２窒化ケイ素層１６ｚ上を含むｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面の略全域にパッシベーション層１８ｚ、およびｐ型非晶質シリコン層１５ｚをこの順に形成する。ｐ型非晶質シリコン層１５の成膜には、例えば、シランにジボラン（Ｂ2Ｈ6）を添加し、水素で希釈した原料ガスが使用される。上述のように、ｐ型非晶質シリコン層１５ｚおよびパッシベーション層１８ｚの成膜時に加わる熱によって、第２窒化ケイ素層１６ｚ中の水素がｎ型非晶質シリコン層１４とパッシベーション層１７に拡散すると考えられる。
【００５４】
次に、図６Ｄに示すように、第２窒化ケイ素層１６ｚ上に形成されたｐ型非晶質シリコン層１５ｚおよびパッシベーション層１８ｚをパターニングすると共に、第２窒化ケイ素層１６の露出した部分をエッチングする。ｐ型非晶質シリコン層１５ｚのエッチングには、一般的にｎ型非晶質シリコン層１４ｚのエッチングに使用されるＮａＯＨ水溶液よりも高濃度のものが使用される。この工程でエッチングする領域は、後工程で透明導電層２３および集電極２０が形成される領域である。この工程により、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の裏面上にパターニングされたパッシベーション層１８、ｐ型非晶質シリコン層１５、および第２窒化ケイ素層１６が形成される。
【００５５】
次に、図６Ｅに示すように、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の他方の面（受光面）上に、ＣＶＤまたはスパッタリングにより、パッシベーション層１３、および第１窒化ケイ素層１２をこの順に形成する。第１窒化ケイ素層１２およびパッシベーション層１３は、上述のように、ｎ型結晶性シリコンウェーハ１１の受光面の略全域に形成される。図示は省略するが、次に、ｎ型非晶質シリコン層１４上に透明導電層２３と集電極２０を形成し、ｐ型非晶質シリコン層１５上に透明導電層３３と集電極３０を形成して、太陽電池セル１０が得られる。
【符号の説明】
【００５６】
１０  太陽電池セル、１１  ｎ型結晶性シリコンウェーハ、１２  第１窒化ケイ素層、１３，１７，１８  パッシベーション層、１４  ｎ型非晶質シリコン層、１５  ｐ型非晶質シリコン層、１６  第２窒化ケイ素層、２０，３０  集電極、２１，３１  フィンガー部、２２，３２  バスバー部、２３，３３  透明導電層、３５  溝
【図１】
2017163506.tif 000003
【図２】
2017163506.tif 000004
【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６Ａ】
2017163506.tif 000008
【図６Ｂ】
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【図６Ｃ】
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【図６Ｄ】
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【図６Ｅ】
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【国際調査報告】
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