(57)【要約】【課題】  屋外設置太陽電池モジュールの設置地点に応じて最小コストで最大の年間発電量が得られるように含まれるシリコンハイブリッド太陽電池を製造し高性能な屋外設置太陽電池モジュールを安価に提供すること。【解決手段】  本発明の屋外設置太陽電池モジュールは、非晶質シリコンを含む材料から成るトップセルと結晶質シリコンを含む材料から成るボトムセルとを積層したタンデム型シリコン系薄膜太陽電池を含む屋外設置太陽電池モジュールであって、前記屋外設置太陽電池モジュールの設置地点の平均気温が最高となる月の快晴南中時の平均エアマススペクトルにおいて、前記トップセルの光電流の前記ボトムセルの光電流に対する比率が０．９７〜１．００であることを特徴とする屋外設置太陽電池モジュールである。【選択図】    図５
2006165076.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
非晶質シリコンを含む材料から成るトップセルと結晶質シリコンを含む材料から成るボトムセルとを積層したタンデム型シリコン系薄膜太陽電池を含む屋外設置太陽電池モジュールであって、
該屋外設置太陽電池モジュールの設置地点の平均気温が最高となる月の快晴南中時の平均エアマススペクトルにおいて、該トップセルの光電流の該ボトムセルの光電流に対する比率が０．９７〜１．００であることを特徴とする屋外設置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、屋外設置太陽電池モジュールに関し、さらに詳しくは非晶質シリコンを含む材料から成るトップセルと結晶質シリコンを含む材料から成るボトムセルを積層したタンデム型シリコン系薄膜太陽電池（以下、シリコンハイブリッド太陽電池と呼ぶ）を含む屋外設置太陽電池モジュールに関するものである。
【背景技術】
【０００２】
近年では薄膜太陽電池も多様化し、従来の非晶質薄膜太陽電池に加えて結晶質薄膜太陽電池も開発され、これらを積層したハイブリッド太陽電池と称されるタンデム型薄膜太陽電池も実用化されている。
【０００３】
薄膜太陽電池は、一般に、透光性基板上に順に積層された透明導電膜、１以上の半導体薄膜光電変換ユニット、および裏面電極を含んでいる。そして、１つの光電変換ユニットはｐ型層とｎ型層でサンドイッチされたｉ型層を含んでいる。
【０００４】
透明導電膜は、透光性基板側から入射された光を有効に光電変換ユニット内に閉じ込めるために、その表面には通常微細な凹凸が多数形成されており、その高低差は一般的には０．０５μｍ〜０．３μｍ程度である。透明導電膜の凹凸の度合いを表す指標としてヘイズ率がある。これは特定の光源の光を透明導電膜が付いた透光性基板に入射した際に透過する光のうち、光路が曲げられた散乱成分を全成分で割ったものに相当し、通常可視光を含むＣ光源を用いて測定される。一般的には凹凸の高低差を大きくするほど、または凹凸の凸部と凸部の間隔が大きくなるほどヘイズ率が高くなり、光電変換ユニット内に入射された光は有効に閉じ込められる。
【０００５】
ｉ型層は実質的に真性の半導体層であって光電変換ユニットの厚さの大部分を占め、光電変換作用は主としてこのｉ型層内で生じる。このため、このｉ型層は通常ｉ型光電変換層または単に光電変換層と呼ばれる。光電変換層は真性半導体層に限らず、ドープされた不純物（ドーパント）によって吸収される光の損失が問題にならない範囲で微量にｐ型またはｎ型にドープされた層であってもよい。光電変換層は光吸収のためには厚い方が好ましいが、必要以上に厚くすればその製膜のためのコストと時間が増大することになる。
【０００６】
他方、ｐ型やｎ型の導電型半導体層は光電変換ユニット内に内部電界を生じさせる役目を果たし、この内部電界の大きさによって薄膜太陽電池の重要な特性の１つである開放電圧（Ｖｏｃ）の値が左右される。しかし、これらの導電型半導体層は光電変換に直接寄与しない不活性な層であり、導電型半導体層にドープされた不純物によって吸収される光は発電に寄与しない損失となる。したがって、ｐ型とｎ型の導電型半導体層は、十分な内部電界を生じさせ得る範囲内であれば、できるだけ小さな厚さにとどめておくことが好ましい。導電型半導体層の厚さは一般的には２０ｎｍ程度以下である。
【０００７】
ここで、光電変換ユニットまたは薄膜太陽電池は、それに含まれるｐ型とｎ型の導電型半導体層が非晶質か結晶質かにかかわらず、その主要部を占める光電変換層が非晶質のものは非晶質ユニットまたは非晶質薄膜太陽電池と称され、光電変換層が結晶質のものは結晶質ユニットまたは結晶質薄膜太陽電池と称される。
【０００８】
薄膜太陽電池の変換効率を向上させる方法として、２以上の光電変換ユニットを積層してタンデム型にする方法がある。この方法においては、薄膜太陽電池の光入射側に大きなバンドギャップを有する光電変換層を含む前方ユニット（以下、トップセルと呼ぶ。）を配置し、その後方に順に小さなバンドギャップを有する光電変換層を含む後方ユニット（以下、ボトムセルと呼ぶ。）を配置することにより、入射光の広い波長範囲にわたって光電変換を可能にし、これによって太陽電池全体としての変換効率の向上が図られる。このようなタンデム型太陽電池の中でも、特に非晶質シリコン光電変換ユニットをトップセルとし、結晶質シリコン光電変換ユニットをボトムセルとしてこれらを積層し電気的に直列接続したものはシリコンハイブリッド太陽電池と称される。
【０００９】
例えば、ｉ型非晶質シリコンが光電変換し得る光の波長は長波長側において８００ｎｍ程度までであるが、ｉ型結晶質シリコンはそれより長い約１１５０ｎｍ程度の波長までの光を光電変換することができる。シリコンハイブリッド太陽電池の出力特性のうち、特に短絡電流密度（Ｊｓｃ）と曲線因子（ＦＦ）は、トップセルである非晶質シリコン光電変換ユニットの分光感度積分電流値（分光感度を測定し、それらにエアマス１．５に代表される太陽光スペクトル強度を波長毎に乗じて積分し算出される出力電流密度）とボトムセルである結晶質シリコン光電変換ユニットの分光感度積分電流値との関係によって大きく左右される。例えば、トップセルの分光感度積分電流よりもボトムセルの分光感度積分電流が小さければ、シリコンハイブリッド太陽電池全体のＪｓｃがボトムセルの分光感度積分電流により制限され、ＦＦもボトムセルのみを単接合として太陽電池を作製した場合に得られるＦＦに類似したものとなる。
【００１０】
一方、光吸収係数の大きな非晶質シリコン光電変換層は０．３μｍ程度以下の厚さでも太陽電池とした場合に十分なJｓｃを得ることができる。一方で、光吸収係数の小さな結晶質シリコン光電変換層では長波長の光を十分に吸収するために１．５〜３μｍ程度の厚さを有することが好ましい。すなわち、結晶質シリコン光電変換層は、一般に非晶質シリコン光電変換層に比べて５〜１０倍程度の厚さを有することが望まれる。同様に、シリコンハイブリッド太陽電池においても、両者の厚さの比を概ね５〜１０倍とすることが好ましい。
【００１１】
シリコンハイブリッド太陽電池のトップセルに用いられる非晶質シリコンはステブラー・ロンスキー効果によって光劣化し分光感度も低下することが広く知られている。このため、実際に屋外設置されたシリコンハイブリッド太陽電池を含む屋外設置太陽電池モジュールにおいて年間の実発電量を大きくするためには、このような光劣化を考慮した設計を行う必要がある。しかしながら、光劣化は太陽電池モジュールの使用環境温度や使用場所における太陽光強度に大きく左右される。このため、屋外環境も考慮したシリコンハイブリッド太陽電池の最適設計には大きな困難を伴う。
【００１２】
このような課題に対して、非特許文献１には、様々なトップセルとボトムセルの分光感度積分電流の組合せから成るシリコンハイブリッド太陽電池を多数作製し、それらを１ｋＷ／ｍ２の光照射条件で光劣化させた後に、エアマス１．５の条件下で出力を測定し、光劣化後の各々のセルの分光感度積分電流を比較することにより、光劣化後にボトムセルで電流制限されるような構成が最良であると記載されている。
【００１３】
次に、非特許文献２には、日本国内に設置したシリコンハイブリッド太陽電池の屋外出力特性から、エアマス１．５下でトップセルで電流制限されるような構成とすれば、屋外出力は標準測定条件（エアマス１．５、１ｋＷ／ｍ２、２５℃、以下ＳＴＣ条件と呼ぶ）における出力を上回ると記載されている。
【００１４】
屋外に設置されるシリコンハイブリッド太陽電池において、前述した２つの文献は相反する示唆をしている。つまり、電流制限をトップセルとすべきとする非特許文献２に対し、非特許文献１は電流制限をトップセルとすべきとしており、この点に関する検討が不十分である状況が判る。
【００１５】
さて、現実には結晶質シリコン光電変換層の製膜速度が大きくないことから、シリコンハイブリッド太陽電池の場合、結晶質シリコン光電変換層の厚さによって太陽電池全体の製造コストが左右される。このため、結晶質シリコン光電変換層の厚さは全体の性能を低下させない範囲でできるだけ薄くすることが望ましく、必要以上に結晶質シリコン光電変換層を厚くすれば高コストとなる。従って、シリコンハイブリッド太陽電池を含む太陽電池モジュールを実生産する場合には、この点、つまり、トップセルとボトムセルとの光電流、言い換えれば膜厚の相互関係について十分に検討する必要がある。
【非特許文献１】Baojie Yan et al., "Hydrogenated microcrystalline silicon single-junction and multi-junction solar cells", Proc. MRS, 2003
【非特許文献２】A.Nakajima et al., "Improvement of actual output power of thin film silicon hybrid module", Proc. WCPEC 3, 2003
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【００１６】
上述のような状況に鑑み、本発明は、非晶質シリコンを含む材料から成るトップセルと結晶質シリコンを含む材料から成るボトムセルとを積層したシリコンハイブリッド太陽電池を含む屋外設置太陽電池モジュールに関し、その設置地点に応じて最小コストで最大の年間発電量が得られるようにその太陽電池モジュールに含まれるシリコンハイブリッド太陽電池を製造することことで、高性能な屋外設置太陽電池モジュールを安価に提供することを課題としている
【課題を解決するための手段】
【００１７】
本発明の屋外設置太陽電池モジュールは、非晶質シリコンを含む材料から成るトップセルと結晶質シリコンを含む材料から成るボトムセルとを積層したタンデム型シリコン系薄膜太陽電池を含む屋外設置太陽電池モジュールであって、前記屋外設置太陽電池モジュールの設置地点の平均気温が最高となる月の快晴南中時の平均エアマススペクトルにおいて、前記トップセルの光電流の前記ボトムセルの光電流に対する比率が０．９７〜１．００であることを特徴とする屋外設置太陽電池モジュールである。このようにすることで、十分な短絡電流特性を有し、設置地点に応じ、また、非晶質シリコントップセルの光劣化・熱回復が考慮された年間発電量の大きいシリコンハイブリッド太陽電池を含む屋外設置太陽電池モジュールを低コストで供給することができる。
【００１８】
言い換えれば、本発明によるタンデム型シリコン系薄膜太陽電池は、例えば緯度が４５°以下の地域に設置された、非晶質シリコンを含む材料から成るトップセルと結晶質シリコンを含む材料から成るボトムセルを積層したシリコンハイブリッド太陽電池であって、前記太陽電池を屋外設置後夏季（具体的には北半球では７月初めから８月末、南半球では１月初めから２月末）に回収し、各々のセルの分光感度を測定し、前記緯度より定められるエアマススペクトル条件で算出された（トップセルの分光感度積分電流）／（ボトムセルの分光感度積分電流）が０．９７〜１．００になるように設計されていることを特徴とする。
【００１９】
本発明においては、さらに、前記太陽電池を前記回収後に分解しガラスのみを取り出した状態で測定した、波長９００ｎｍにおける厚さ４ｍｍに換算した光線透過率が９０．０％以上であることが望ましい。この理由は、シリコンハイブリッド太陽電池においては変換効率を向上させるために、ガラスの光線透過率を光照射前後で高く設定したいわゆる白板ガラスが用いられる場合が多く、その場合にはガラスへの光照射後にその近赤外域の光線透過率が初期の光線透過率よりも高くなることがあるため、シリコンハイブリッド太陽電池の製造コストを左右する結晶質シリコン光電変換層の厚さをより薄くすることが可能となるからである。
【発明の効果】
【００２０】
本発明によれば、屋外設置太陽電池モジュールの設置地点に応じて最小コストで最大の年間発電量が得られるように含まれるシリコンハイブリッド太陽電池を製造し高性能な屋外設置太陽電池モジュールを安価に提供することができる。
＊＊＊以上後で検討
【発明を実施するための最良の形態】
【００２１】
本発明者らは、シリコンハイブリッド太陽電池を実生産するに当たり、トップセルとボトムセルとの光電流の関係の設計するために、前述した相反する示唆について整理し、以下の指針を見出した。
【００２２】
まず、ボトムセルで電流制限するために結晶質シリコン光電変換層の厚さを必要以上に薄くすれば、全体のＪｓｃは小さくなるため変換効率も低くなる。
【００２３】
また、一般に太陽電池特性を測定する標準条件スペクトルとしてエアマス１．５が用いられるが、例えば、このエアマス１．５と低緯度地域で実際に観測される太陽光スペクトルとには大きな隔たりがあり、太陽電池モジュールの対スペクトル設計は実際にその太陽電池モジュールが設置される環境に基づいて決定されるべきである。
【００２４】
さらに、シリコンハイブリッド太陽電池を構成する非晶質シリコンの光劣化は高温下において熱回復するのでそれを考慮する必要がある。つまり、一般には、太陽光強度が強いほど光劣化の程度は大きいが、逆に太陽光強度が強い場合には太陽電池の温度が高くなり、その結果、一旦光劣化した非晶質シリコンが熱回復する程度が大きい。特に、夏季の昼間には太陽電池の温度が８０℃以上の高温となる場合があり、それに伴う熱回復の程度が顕著である。
【００２５】
ところで、透光性基板として用いられる大量生産用のガラスのうち、国際特許公開０１／６６４７７号には、含有鉄分とＣｅ量を一定範囲に制御したガラスでは、近赤外域の光線透過率が紫外線照射後に上昇することが記載されている。このような基板をシリコンハイブリッド太陽電池を含む屋外設置太陽電池モジュールに適用することで、屋外に設置し暴露された後ではボトムセルの分光感度積分電流が増大することが考えられ、これについても考慮することが好ましい。
【００２６】
これらのことから、シリコンハイブリッド太陽電池を含む屋外設置太陽電池モジュールにおいては実際に屋外設置された太陽電池モジュールの年間実発電量が、トップセルとボトムセルの構成によってどう変化するかについて十分に吟味する必要があり、特に非晶質シリコンの光劣化を考慮した場合にどういう設計を行えば最小コストで年間発電量が最大になるのかについて、更に、設置場所（特に緯度）を変えた場合についても検討することが望ましいことを本発明者らは見出した。
【００２７】
そこで、本発明者らは、まず、結晶質シリコン光電変換層の厚さのみを変化させたシリコンハイブリッド太陽電池を多数作製して、その出力特性の変化を詳細に調べた。その結果、結晶質シリコン光電変換層の厚さが薄いほうがシリコンハイブリッド太陽電池のＶｏｃが向上する傾向にあることに加えて、トップセルの分光感度積分電流が大きくなることがわかった。これは、結晶質シリコン光電変換層が薄いほど、ボトムセルに一旦入射して吸収されずに裏面電極で反射した光が再度トップセルに戻って吸収される割合が増えるためと考えられる。
【００２８】
次に、それらの太陽電池を複数の緯度の場所に屋外設置し、その実出力の変化をモニターすると共に、数ヶ月に１回程度の割合で一旦その太陽電池を回収し、エアマス１．５のスペクトルに近似された擬似太陽光下でＳＴＣ条件下で出力特性を測定して、屋外スペクトル下とＳＴＣ条件下の長期間データを蓄積した。そして、種々のシリコンハイブリッド太陽電池の年間発電量を比較することにより、最小コストで屋外にて年間発電量が最大となる条件を鋭意検討した。その結果、トップセルの熱回復の程度が大きい夏季において、設置緯度から決まるエアマススペクトル下でトップセルとボトムセルの電流が概ね等しくなるような構成とすれば、同一のトップセルを用いた場合に、ボトムセルの結晶質シリコン光電変換層の厚さを最小として、屋外での年間発電量が最大とできることを見出した。
【００２９】
本発明においては、トップセルが光回復する夏季の平均的なエアマスは、その設置場所の緯度から定められる年平均のエアマスよりも小さくなるので、設置緯度のエアマススペクトル条件下で光劣化したトップセルとボトムセルの電流がバランスするようにしておけば、夏季にはボトムセルで電流が制限された状況となる。この状況下での太陽電池出力は、それよりも僅かに結晶質シリコン光電変換層を厚くして、トップセルとボトムセルの電流がバランスした状況下の出力よりも若干大きくなる。一方、冬季においてはトップセルの光劣化が促進され、かつ冬季の平均的なエアマスはその設置場所の緯度で決まるエアマスよりも大きな値となるので、冬季には確実にトップセルで電流が制限された状況となる。しかしながら、冬季には日射量が少なくなるので、シリコンハイブリッド太陽電池の発電量は、例えば図１に示すように夏季の半分から２／３程度であり、年間発電量に与える影響が小さいために大きな問題はない。一方、上記の全ての状況においてボトムセルで電流が制限されるような状況にしようとすれば、結晶質シリコン光電変換層をできる限り薄くする設計となるが、その場合にはＪｓｃが低くなり、結果的に得られる年間発電量は本発明によるものと比べて小さくなる。
【００３０】
本発明においては、より好ましくは光照射後に近赤外域の光線透過率が向上するガラスを光入射側の基板として用いるので、そのような光線透過率向上のないガラスを用いた場合に比べて、結晶質シリコン光電変換層の厚さを薄く設計でき、太陽電池全体の製造コストを低減することができる。
【００３１】
以下に、本発明の実施の形態としてのシリコンハイブリッド太陽電池を、図２を参照しつつ説明する。
【００３２】
透光性基板１の上に透明導電膜２が形成されている。透光性基板１としては、ガラス、透明樹脂等から成る板状部材やシート状部材が用いられる。透光性基板１としてガラスを用いる場合には、光照射による可視域の透過率低下を抑制するために、ガラス中に含まれるＦｅ2Ｏ3に換算した全酸化鉄ができるだけ少ないことが望ましく、具体的には０．０２重量％以下であることが望ましい。その場合、ガラスに光照射を行うと近赤外域の光線透過率が向上し、４ｍｍ厚さのガラスに換算した場合の透過率が９０．０％以上となる場合があり、そのようなガラスを用いることがより好ましい。
【００３３】
透明導電膜２としては酸化錫、酸化亜鉛等の金属酸化物が用いられる。透明導電膜２はＣＶＤ、スパッタ、蒸着等の方法を用いて形成される。透明導電膜２は、形成条件の工夫によりその表面に微細な凹凸を生じさせて入射光の散乱を増大させる効果を有している。凹凸の高低差は０．０５〜０．３μｍ程度であり、シート抵抗は５〜２０Ω／□程度に設定される。
【００３４】
透明導電膜２の上にはトップセルである非晶質光電変換ユニット３が形成される。非晶質光電変換ユニット３は非晶質ｐ型シリコンカーバイド層３ｐ、ノンドープ非晶質ｉ型シリコン光電変換層３ｉ、ｎ型シリコン層３ｎから成り立っている。ｎ型シリコン層３ｎの代わりに、非晶質ｉ型シリコン光電変換層３ｉで吸収しきれずに後方に抜けた光を再度非晶質ｉ型シリコン光電変換層３ｉ側に反射させるために、微結晶シリコンを含むシリコンオキサイド等の低屈折率層が配置されていてもよい。
【００３５】
非晶質光電変換ユニット３の上にボトムセルである結晶質光電変換ユニット４が形成されている。結晶質光電変換ユニット４は結晶質ｐ型シリコン層４ｐ、結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉ、および結晶質ｎ型シリコン層４ｎから成り立っている。結晶質ｎ型シリコン層４ｎの代わりに、微結晶シリコンを含むシリコンオキサイド等の低屈折率層と結晶質ｎ型シリコン層を積層したものを用いることにより、ボトムセルで吸収しきれなかった長波長光を再度ボトムセル側に有効に反射させてもよい。
【００３６】
非晶質光電変換ユニット３、および結晶質光電変換ユニット４（以下、この両方のユニットをまとめて単に光電変換ユニットと称する）の形成には高周波プラズマＣＶＤ法が適している。光電変換ユニットの形成条件としては、基板温度１００〜２５０℃、圧力３０〜１５００Ｐａ、高周波パワー密度０．０１〜０．５Ｗ／ｃｍ2が好ましく用いられる。光電変換ユニット形成に使用する原料ガスとしては、ＳｉＨ4、Ｓｉ2Ｈ6等のシリコン含有ガスまたは、それらのガスと水素を混合したものが用いられる。光電変換ユニットにおけるｐ型またはｎ型層を形成するためのドーパントガスとしては、Ｂ2Ｈ6またはＰＨ3等が好ましく用いられる。
【００３７】
ｎ型シリコン層４ｎの上には裏面電極層５が形成される。裏面電極層５にはＡｇ、Ａｌまたはそれらの合金が好ましく用いられる。裏面電極層５とｎ型シリコン層４ｎとの間には、裏面電極層５からｎ型シリコン層４ｎへの金属の拡散を防止するため、透明反射層５ｔを挿入してもよい。透明反射層５ｔにはＺｎＯ、ＩＴＯ等の高抵抗で透明性の優れた金属酸化物が用いられる。透明反射層５ｔおよび裏面電極層５の形成においては、スパッタ、蒸着等の方法が好ましく用いられる。
【００３８】
トップセルとボトムセルに用いられる光電変換層の厚さおよび品質は、完成されたシリコンハイブリッド太陽電池を屋外設置し、夏季にこれを回収して両方のセルの分光感度を測定し、その設置緯度で定められるエアマススペクトル条件で算出された（トップセルの分光感度積分電流）／（ボトムセルの分光感度積分電流）が０．９７〜１．００となるように設計される。
【実施例】
【００３９】
以下に、本発明によるシリコン系薄膜太陽電池として実施例１〜３を、図３、図４を参照しつつ、比較例１〜３と比較しながら説明する。
【００４０】
（実施例１）
図３は、実施例１で作製した集積型シリコンハイブリッド太陽電池を模式的に示す断面図である。
【００４１】
まず、９１０ｍｍ×４５５ｍｍ×４ｍｍ厚の白板ガラスから成る透光性基板１の一主面上に、酸化錫からなる表面に微細な凹凸構造を有する透明導電膜２を熱ＣＶＤ法により形成した。白板ガラスを単体で１年間屋外曝露した後の光線透過率は、波長９００ｎｍにおいて８９．２％であった。曝露前に比べて、曝露後の光線透過率は、波長５５０ｎｍにおいて０．３％低下し、逆に波長９００ｎｍにおいては０．７％上昇した。また、得られた透明導電膜２の厚さは０．８μｍ、ヘイズ率は１４％、シート抵抗は１２．５Ω／□であった。
【００４２】
次に、透明電極層２を複数の帯状パタ−ンへと分割するためにＹＡＧ基本波パルスレーザーを透光性基板１に照射することにより、幅５０μｍの透明電極層分離溝２ａを形成し、超音波洗浄および乾燥を行った。
【００４３】
さらに、非晶質光電変換ユニット３を形成するために、透明導電膜２が形成された透光性基板１を高周波プラズマＣＶＤ装置内に導入し、厚さ１５０Åの非晶質ｐ型シリコンカーバイド（ｐ型ａ−ＳｉＣ）層３ｐを形成した。引き続いて所定厚さのノンドープ非晶質ｉ型シリコン光電変換層３ｉを、さらに、厚さ２５０Åのｎ型シリコン層３ｎを順次積層した。ｐ型ａ−ＳｉＣ層３ｐの形成においては、ＳｉＨ4、水素、水素希釈されたＢ2Ｈ6、ＣＨ4を反応ガスとして用い、ｐ型ａ−ＳｉＣ層３ｐの厚さが８０Å相当となった時点で放電を維持したまま、水素希釈されたＢ2Ｈ6およびＣＨ4の供給を止めて残り７０Åの製膜を行った。
【００４４】
さらに、結晶質光電変換ユニット４を形成するために、引き続きプラズマＣＶＤ装置を用いて厚さ１５０Åのｐ型結晶質シリコン層４ｐ、所定厚さの結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉ、厚さ１００Åのｎ型結晶質シリコン層４ｎを順次積層した。
【００４５】
その後、非晶質光電変換ユニット３及び結晶質光電変換ユニット４を複数の帯状パターンへと分割するために、大気中に基板を取出し、ＹＡＧ第２高調波パルスレーザーを透光性基板１に照射することにより幅６０μｍの接続溝４ａを形成した。
【００４６】
次に、厚さ９００ÅのＺｎＯから成る透明反射層（図示せず）と厚さ２０００ÅのＡｇから成る裏面電極層５をＤＣスパッタ法によって形成した。
【００４７】
さらに、非晶質光電変換ユニット３、結晶質光電変換ユニット４、及び裏面電極層５を複数の帯状パターンへと分割するために、ＹＡＧ第２高調波パルスレーザーを透光性基板１に照射することにより、幅６０μｍの裏面電極層分離溝５ａを形成し、図３に示すような左右に隣接する短冊状ハイブリッド太陽電池が電気的に直列接続された集積型シリコンハイブリッド太陽電池を作製した。この集積型シリコンハイブリッド太陽電池は、幅８．９ｍｍ×長さ４３０ｍｍのハイブリッド太陽電池が１００段直列接続されている。
【００４８】
実施例１で作製した集積型シリコンハイブリッド太陽電池の裏面電極上をＥＶＡ（エチレン・ビニルアセテート共重合体）から成る封止樹脂層を介して有機保護層（共に図示せず）で封止して屋外設置できるようにした。
【００４９】
実施例１で作製した集積型シリコンハイブリッド太陽電池に、エアマス１．５に近似されたスペクトルでエネルギー密度１００ｍＷ／ｃｍ2の擬似太陽光を、測定雰囲気及び太陽電池の温度が２５±１℃の下のＳＴＣ条件下で照射し、集積型シリコンハイブリッド太陽電池の電流−電圧特性を測定した。Ｊｓｃ、Ｅｆｆの測定結果を表１に示す。表１においては、実施例１で用いた結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉの厚さを１、ＪｓｃおよびＥｆｆを１として、以下の各比較例または各実施例で得られた値を規格化している。次に、実施例１の太陽電池と同時に同一プロセスで作製した別の集積型シリコンハイブリッド太陽電池の中央付近において、短冊方向と垂直方向にＹＡＧ基本波パルスレーザーとＹＡＧ第２高調波パルスレーザーを続けて直線状に照射した。更にそれによって得られた分離溝に平行に１ｃｍの間隔を空けて、再度同様にＹＡＧパルスレーザーを直線状に照射した。これにより、幅８．９ｍｍ×長さ１０ｍｍのハイブリッド太陽電池が１００段集積された状態が得られた。
【００５０】
この中から任意に抽出した３個の幅８．９ｍｍ×長さ１０ｍｍの太陽電池について、トップセルとボトムセルの分光感度特性を測定し、エアマス１．５、１．２、１．０下の分光感度積分電流値を求めた。そして、それら３つの値の平均値を求めた。
【００５１】
次に、先程の幅８．９ｍｍ×長さ４３０ｍｍのハイブリッド太陽電池が１００段直列接続された集積型シリコンハイブリッド太陽電池について、非特許文献２に開示されているＳＭＡＰ（Spectral Match Analyzing Procedure）法より示唆される手法を用いて、様々なエアマス値におけるトップセルとボトムセルの分光感度積分電流値を求めた。具体的には、キセノンランプとハロゲンランプを組合せた２光源の強度のバランスを変えることにより、トップセルに照射される実質的な放射照度Ｇtopとボトムセルに照射される実質的な放射照度Ｇbtmの比を変化させ、太陽電池のＪｓｃを測定した。次に図４に示すようにＧbtm／Ｇtopの値を横軸に、Ｊｓｃの値を縦軸にプロットしたグラフを作成し、Ｇbtm／Ｇtop＝１付近を頂点として左に延びる右上がりのプロットされた点群に対して線形近似直線Ｌ１を引いた。さらに、Ｇtop／Ｇbtm＝１付近を頂点として右に延びる右下がりのプロットされた点群に対して線形近似直線Ｌ２を引いた。次に、あらかじめ標準セルを用いて定めたエアマス１．０、１．２、１．０に対応するＧbtm／Ｇtopの値におけるＬ１上のＪｓｃ値をボトムセルの分光感度積分電流、Ｌ２上のＪｓｃ値をトップセルの分光感度積分電流として、各々の分光感度積分電流を算出した。例えば図４においては、エアマス１．５におけるトップセル、ボトムセルの分光感度積分電流は各々、０．９６、０．９９である。
【００５２】
こうして先に示した通常の分光法で求めた分光感度積分電流値と、ＳＭＡＰ法より示唆される手法で求めた分光感度積分電流値は±１％程度の誤差で一致した。なお、両者の比較は、実施例１と同一構成の太陽電池を室内で光加速試験により劣化させたもの、実施例１と比較して非晶質ｉ型シリコン光電変換層と結晶質ｉ型シリコン光電変換層の厚さを各々１．５倍にしたもの、およびそれを室内で光加速試験により劣化させたもの、の３種類に対しても行ったがいずれも±１％程度の誤差で一致した。このため、以下の分光感度積分電流の測定においては、ＳＭＡＰ法より示唆される手法を用いることとした。
【００５３】
表１の分光感度積分電流値の「設置前」の欄に、先の電流−電圧特性測定で求められたＪｓｃの値で規格化した屋外設置前の分光感度積分電流の値を示す。表１ではトップセルの分光感度積分電流値が１．００、ボトムセルのそれが１．００であり、屋外設置前にはエアマス１．５下で両方のセルの電流がバランスした状況となっている。
【００５４】
次に、実施例１で作製した集積型シリコンハイブリッド太陽電池を含む太陽電池モジュールを北緯３５°の場所（滋賀県大津市）に南向きに約３０°に傾斜させた状態で屋外設置した。実施例１で作製した太陽電池の屋外出力、太陽電池温度、および日射照度を１０分間隔で連日モニターすると共に、２か月に１回程度の割合でこれを一旦回収し、ＳＴＣ条件下での電流−電圧測定を行った。屋外設置後２年経過した年の８月下旬、つまり設置地点の平均気温がほぼ最高となる月に太陽電池を回収した際のＳＴＣ条件下でのＪｓｃ、Ｅｆｆと、回収直前の正午付近、つまり南中時の快晴屋外光下の出力を日射照度および太陽電池温度がＳＴＣ条件となるように補正したＪｓｃ、Ｅｆｆを表１に示す。先に述べたように、これらのＪｓｃおよびＥｆｆの値は屋外設置前の値で規格化されている。また、回収時に、先に示した手法でエアマス１．５下と設置地点の緯度でほぼ決定されている設置地点の平均気温が最高となる月の快晴南中時の平均エアマススペクトルであるのエアマス１．２２（１／ｃｏｓ３５°＝１．２２）下のトップセルとボトムセルの分光感度積分電流値を求めた。エアマス１．５下の各々のセルの分光感度積分電流は０．９６、１．００であり、トップセルの積分電流のみが設置前に比べて４％低下していることがわかった。一方、エアマス１．２２下では各々のセルの分光感度積分電流は０．９７、０．９８であり、その比、つまりトップセルの光電流の該ボトムセルの光電流に対する比率は０．９９０であってほぼ電流バランスした状態であった。
【００５５】
さらに、実施例１で作製した太陽電池の回収時から１年間さかのぼった間の年間実発電量を、年間の傾斜面太陽光放射強度の積算値で割ることにより、温度補正を行わない実質的な屋外での年間平均効率（以下、屋外年間平均効率と記す）を求めた。この値を１として、以下の比較例または実施例で得られた値を規格化したものを表１に示す。
【００５６】
表１は、上記実施例１、以下に示す実施例２、３、および以下に示す比較例１〜３のシリコンハイブリッド太陽電池を含む屋外設置太陽電池モジュールの設置地点の平均気温が最高となる月の快晴南中時の平均エアマススペクトルにおける、具体的には８月の屋外太陽電池特性、屋外設置前のＳＴＣでの太陽電池特性、８月回収時のＳＴＣでの太陽電池特性、および設置地点での屋外年間平均効率を表した表である。
【００５７】
【表１】
2006165076.tif 000003
（実施例２）
実施例２においては、実施例１と比較して白板ガラスのみが変更され、他は実施例１と全く同様にして太陽電池の作製を行った。白板ガラス中に含まれる鉄分は、Ｆｅ2Ｏ3に換算した全酸化鉄換算で０．０２原子％以下であり、これを単体で１年間屋外曝露した際の光線透過率の変化は波長９００ｎｍにおいて、初期８９．３％、屋外曝露後９０．４％であった。一方、波長５５０ｎｍ付近における透過率変化は殆ど見られなかった。
【００５８】
実施例２で作製したシリコンハイブリッド太陽電池を含む太陽電池モジュールについても屋外に設置し、実施例１と同様に一連の出力測定を行った。測定結果を表１に示す。表１より、実施例２の屋外年間平均効率は実施例１のそれと同一であることがわかる。一方、表１から屋外設置後８月回収時の太陽電池のエアマス１．５下の各々のセルの分光感度積分電流は０．９６、１．０１であり、実施例１のそれに比べて、ボトムセルの分光感度積分電流のみが１％上昇している。このことから、ボトムセルの結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉの厚さを実施例１よりもさらに薄くしても、実施例１と同等の屋外年間平均効率が得られるものと判断される。また、エアマス１．２２下では各々のセルの分光感度積分電流は０．９７、０．９９であり、その比は０．９８０であってほぼ電流バランスした状態であった。
【００５９】
（比較例１）
比較例１においては、実施例１と比較して結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉの厚さのみが０．８倍に変更され、他は実施例１と全く同様にして太陽電池の作製を行った。比較例１で作製した太陽電池の出力測定結果を表１に示す。表１より、屋外設置後８月回収時の太陽電池のエアマス１．５下の各々のセルの分光感度積分電流は０．９７、０．９５であり、屋外設置後もボトムセルで電流制限されていることがわかる。一方、エアマス１．２２下では各々のセルの分光感度積分電流は０．９８、０．９２であり、その比は１．０７であって同様にボトムセルで電流制限されていることがわかる。比較例１の屋外年間平均効率は０．９５であり、実施例１のそれよりも５％低いことがわかる。
【００６０】
（比較例２）
比較例２においては、実施例１と比較して結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉの厚さのみが１．４倍に変更され、他は実施例１と全く同様にして太陽電池の作製を行った。比較例１で作製した太陽電池の出力測定結果を表１に示す。表１より、屋外設置後８月回収時の太陽電池のエアマス１．５下の各々のセルの分光感度積分電流は０．９６、１．０５である。一方、エアマス１．２２下では各々のセルの分光感度積分電流は０．９７、１．０２であり、その比は０．９５５であってトップセルで電流制限されていることがわかる。一方で、比較例２の屋外年間平均効率は１．００であり、実施例１のそれと同等であることから、この設置場所においては結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉの厚さを実施例１よりも大幅に厚くしても無意味であり、コスト高になるだけであることがわかる。
【００６１】
（実施例３）
実施例３においては、実施例１と全く同様にして太陽電池の作製を行い、設置場所のみを北緯４３°（北海道恵庭市）に変更した。実施例３で作製した太陽電池の出力測定結果を表１に示す。表１より、屋外設置後８月回収時の太陽電池のエアマス１．５下における各々のセルの分光感度積分電流は０．９６、１．００である。一方、設置緯度のエアマス１．３６（１／ｃｏｓ４３°＝１．３６）下では各々のセルの分光感度積分電流は０．９６、０．９９であり、その比は０．９７０であってトップセルで電流制限されていることがわかる。また、実施例３の屋外年間平均効率は０．８９であり、実施例１に比べて１０％程度低いが、これは高緯度地域に設置されていることでトップセルの熱回復が小さいことに加えて、年間の平均的なエアマス値が低緯度地域よりも大きいために、ボトムセルに比べて品質の悪いトップセルで電流制限されることが多いためである。
【００６２】
（比較例３）
比較例３においては、実施例３と比較して結晶質ｉ型シリコン光電変換層４ｉの厚さのみが０．８倍に変更され、他は実施例１と全く同様にして太陽電池の作製を行った。比較例３で作製した太陽電池の出力測定結果を表１に示す。表１より、屋外設置後８月回収時の太陽電池のエアマス１．５下の各々のセルの分光感度積分電流は０．９６、０．９５であり、ほぼ電流バランスした状態であることがわかる。一方、エアマス１．３６下では各々のセルの分光感度積分電流は０．９７、０．９３であり、その比は１．０４であって同様にボトムセルで電流制限されていることがわかる。比較例３の屋外年間平均効率は０．８５であり、実施例３のそれよりも４％低いことがわかる。
【００６３】
（実施例、比較例）
実施例１〜３および比較例１〜３の結果を元にして、結晶質ｉ型シリコン光電変換層の厚さを横軸に、屋外年間平均効率を縦軸にして図５を作成した。図５には結晶質ｉ型シリコン光電変換層の厚さが０．９および１．２の場合のデータもプロットしている。さらに、宮古島（北緯２５°、エアマス１．１）における非晶質シリコン太陽電池モジュールのモジュール温度モニターデータと日射量データから、宮古島にハイブリッド太陽電池を設置した場合の屋外年間平均効率をボトムセルの厚さが０．８〜１．４の範囲において計算により見積った。この結果も併せて図５に示している。さらに、北緯３５°、４３°、２５°で決まるエアマス値において夏季に電流バランスする結晶質ｉ型シリコン光電変換層の厚さのデータ（○印）と、それぞれのエアマス値における（トップセルの分光感度積分電流）／（ボトムセルの分光感度積分電流）をＪｔ／Ｊｂとして同図中に示している。
【００６４】
図５の結果から、屋外設置したシリコンハイブリッド太陽電池を夏季、具体的には平均気温が最高となる月に回収し、その際にその設置緯度等で決まる快晴南中時の平均エアマススペクトル下でトップセルとボトムセルが電流バランスするように結晶質ｉ型シリコン光電変換層の厚さを選べば、実質的な年間発電量は結晶質ｉ型シリコン光電変換層の厚さをそれ以上厚くしても概ね飽和していることがわかる。この厚さをｔｓとすると、グラフからはｔｓよりも結晶質ｉ型シリコン光電変換層がわずかに厚い領域で屋外年間平均効率が最大になることから、（トップセルの分光感度積分電流）／（ボトムセルの分光感度積分電流）、つまりトップセルの光電流の該ボトムセルの光電流に対する比率が０．９７〜１．００、分光感度積分電流の測定誤差も考慮すれば、０．９６〜１．０１になるように結晶質ｉ型シリコン光電変換層の厚さを決めれば、最小コストで最大の年間発電量を得ることができる。
【００６５】
以上のことから、本発明によれば非晶質シリコンと結晶質シリコンを積層したシリコンハイブリッド太陽電池をその設置緯度に応じて最小コストで最大の年間発電量が得られるように設計することが可能となり、この結果、高性能なタンデム型シリコン系薄膜太陽電池を安価に提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００６６】
【図１】シリコンハイブリッド太陽電池の年間月別発電量を表す図である。
【図２】シリコンハイブリッド太陽電池の模式的断面図である。
【図３】集積型シリコンハイブリッド太陽電池の模式的断面図である。
【図４】様々なエアマススペクトル条件下におけるトップセルとボトムセルの分光感度積分電流を簡易に求める方法の説明図である。
【図５】シリコンハイブリッド太陽電池の、結晶質ｉ型シリコン光電変換層の厚さと屋外年間平均効率および設置緯度の関係を表した図である。
【符号の説明】
【００６７】
１    透光性基板
２    透明導電膜
３    非晶質光電変換ユニット
３ｐ    非晶質ｐ型シリコンカーバイド層
３ｉ    ノンドープ非晶質ｉ型シリコン光電変換層
３ｎ    ｎ型シリコン層
４    結晶質光電変換ユニット
４ｐ    ｐ型結晶質シリコン層
４ｉ    結晶質ｉ型シリコン光電変換層
４ｎ    ｎ型結晶質シリコン層
５    裏面電極層
５ｔ    透明反射層
２ａ    透明電極層分離溝
４ａ    接続溝
５ａ    裏面電極層分離溝
【図１】
2006165076.tif 000004
【図２】
2006165076.tif 000005
【図３】
2006165076.tif 000006
【図４】
2006165076.tif 000007
【図５】
2006165076.tif 000008