(57)【要約】  裏面電極型太陽電池セルは、第１導電型または第２導電型の半導体基板（１）の第１の面（１ｂ）の第１導電型不純物含有領域（２）と第２導電型不純物含有領域（３）と、半導体基板（１）の第２の面（１ａ）上の窒化シリコン膜（７）とを備えている。窒化シリコン膜（７）中の窒素の質量比が０．３８以下である。
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
第１導電型または第２導電型の半導体基板と、
前記半導体基板の第１の面の第１導電型不純物含有領域と第２導電型不純物含有領域と、
前記半導体基板の前記第１の面と反対側の第２の面上の窒化シリコン膜と、を備え、
前記窒化シリコン膜中の窒素の質量比が０．３８以下である、裏面電極型太陽電池セル。
【請求項２】
前記半導体基板と前記窒化シリコン膜との間に第２の窒化シリコン膜をさらに備えた、請求項１に記載の裏面電極型太陽電池セル。
【請求項３】
前記窒化シリコン膜中の窒素の質量比が０．３７以下である、請求項２に記載の裏面電極型太陽電池セル。
【請求項４】
前記半導体基板の前記第２の面上に、前記第２の窒化シリコン膜と前記窒化シリコン膜と第３の窒化シリコン膜とをこの順に備えた、請求項２に記載の裏面電極型太陽電池セル。
【請求項５】
前記窒化シリコン膜中の窒素の質量比が０．３５以下である、請求項４に記載の裏面電極型太陽電池セル。
【請求項６】
受光面側から、少なくとも、ガラス基板と、封止材と、請求項１から請求項５のいずれかに記載の裏面電極型太陽電池セルと、がこの順に配置され、
前記裏面電極型太陽電池セルは、前記第２の面が受光面側となるように配置され、
前記封止材は、６０℃における体積抵抗率が１×１０15Ωｃｍ以下である、太陽電池モジュール。
【請求項７】
前記裏面電極型太陽電池セルの前記第１の面側に配線シートを備えた、請求項６に記載の太陽電池モジュール。
【請求項８】
請求項６または請求項７に記載の太陽電池モジュールを備えた、太陽光発電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、裏面電極型太陽電池セル、太陽電池モジュールおよび太陽光発電システムに関する。本出願は、２０１６年３月２８日に出願した日本特許出願である特願２０１６−０６４３７３号および２０１６年８月１日に出願した日本特許出願である特願２０１６−１５１０２４号に基づく優先権を主張する。当該日本特許出願に記載された全ての記載内容は、参照によって本明細書に援用される。
【背景技術】
【０００２】
従来から、エネルギ資源の枯渇の問題や大気中のＣＯ2の増加のような地球環境問題などからクリーンなエネルギの開発が望まれており、太陽電池を用いた太陽光発電が新しいエネルギ源として開発、実用化され、発展の道を歩んでいる。【０００３】
特に、近年では、複数の太陽電池セルを直列および／または並列に接続した太陽電池モジュールの一般家庭への普及が進んでいるとともに、大量の太陽電池モジュールを用いたメガソーラーと呼ばれる大規模発電施設の建設も行なわれている。【０００４】
上記の太陽電池モジュールは、屋外にて長期間使用されるため、高温多湿などのあらゆる屋外環境において長期信頼性が要求される。従来、太陽電池モジュールを構成する太陽電池セルは、主に結晶シリコンを用いて作製されていることから、比較的長寿命が期待できると考えられており、太陽電池モジュールの長期信頼性は、太陽電池モジュールを構成する太陽電池セル以外の部材を中心にして改善されてきた。【０００５】
しかしながら、最近、ＰＩＤ（Potential  Induced  Degradation）と言われる、比較的使用期間が短いにも関わらず太陽電池モジュールの出力が大幅に低下する現象が観測されており、その原因の究明と改善策の早期確立とが強く望まれている。【０００６】
たとえば、特許文献１には、封止用樹脂と、シランカップリング剤と、架橋剤とを含み、封止用樹脂が架橋剤で架橋された状態での表面の水接触角θが８０°〜８６°である太陽電池用封止材を用いることによってＰＩＤ対策を行なうことが記載されている。【０００７】
また、特許文献２には、太陽電池素子群の外表面からの封止材の最小厚みをＴ［ｍ］とし、封止材の飽和含水時における絶縁破壊電圧をＶｂ［Ｖ／ｍ］とした場合に最小厚みＴと絶縁破壊電圧Ｖｂとの積を最大システム電圧以上とすることによってＰＩＤ対策を行なうことが記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特開２０１５−９５５９３号公報
【特許文献２】特開２０１４−１１２７０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
しかしながら、最近、封止材でＰＩＤ対策を行なった場合には、封止材の物性および厚さ等のばらつき、または想定を超えた外部環境からの負荷によってＰＩＤが発生する可能性があることがわかったため、太陽電池セルそのものでＰＩＤ対策を行なうことが求められている。【００１０】
また、近年では、高効率の太陽電池モジュールを作製する観点から、裏面に電極を設けた裏面電極型太陽電池セルの開発も進められている。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
ここで開示された実施形態は、第１導電型または第２導電型の半導体基板と、半導体基板の第１の面の第１導電型不純物含有領域と第２導電型不純物含有領域と、半導体基板の第１の面と反対側の第２の面上の窒化シリコン膜と、を備え、窒化シリコン膜中の窒素の質量比が０．３８以下である、裏面電極型太陽電池セルである。【００１２】
ここで開示された実施形態は、受光面側から、少なくとも、ガラス基板と、封止材と、上記の裏面電極型太陽電池セルと、がこの順に配置され、裏面電極型太陽電池セルは、第２の面が受光面側となるように配置され、封止材は、６０℃における抵抗率が１×１０15Ωｃｍ以下である、太陽電池モジュールである。【００１３】
ここで開示された実施形態は、上記の太陽電池モジュールを備えた、太陽光発電システムである。
【発明の効果】
【００１４】
ここで開示された実施形態によれば、裏面電極型太陽電池セルそのもので耐ＰＩＤ性を高めることができる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの模式的な断面図である。
【図２】実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの製造方法の一例について説明するための模式的な断面図である。
【図３】実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの製造方法の一例について説明するための模式的な断面図である。
【図４】実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの製造方法の一例について説明するための模式的な断面図である。
【図５】実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの製造方法の一例について説明するための模式的な断面図である。
【図６】実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの製造方法の一例について説明するための模式的な断面図である。
【図７】実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの受光面上に窒化シリコン膜を形成するのに用いられるＣＶＤ装置の模式的な構成を示す図である。
【図８】実施形態１の太陽電池モジュールに用いられる配線シートの一例の表面の模式的な平面図である。
【図９】図８に示す配線シート上に裏面電極型太陽電池セルを設置した状態を図解する模式的な平面図である。
【図１０】実施形態１の太陽電池モジュールの模式的な断面図である。
【図１１】表１における受光面側の封止材の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］と窒化シリコン膜に印加される電圧［Ｖ］との関係を示す図である。
【図１２】表２における受光面側の封止材の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］と窒化シリコン膜に印加される電圧［Ｖ］との関係を示す図である。
【図１３】表３における受光面側の封止材の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］と窒化シリコン膜に印加される電圧［Ｖ］との関係を示す図である。
【図１４】実施形態２の裏面電極型太陽電池セルの模式的な断面図である。
【図１５】実施形態３の裏面電極型太陽電池セルの模式的な断面図である。
【図１６】実施例１の窒化シリコン膜の形成時のＳｉＨ4ガスの流量とＮＨ3ガスの流量との和に対するＳｉＨ4ガスの流量の比と、窒化シリコン膜中の窒素の質量比との関係を示す図である。
【図１７】実施例１の疑似正極接地試験の構成図である。
【図１８】実施例１の裏面電極型太陽電池セルの窒化シリコン膜中の窒素の質量比と疑似正極接地試験前後のセル出力の低下率との関係を示す図である。
【図１９】実施例２の疑似負極接地試験の構成図である。
【図２０】実施例２の裏面電極型太陽電池セルの窒化シリコン膜中の窒素の質量比と疑似負極接地試験前後のセル出力の低下率との関係を示す図である。
【図２１】実施例３の裏面電極型太陽電池セルの窒化シリコン膜中の窒素の質量比と疑似負極接地試験前後のセル出力の低下率との関係を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
以下、ここで開示される実施形態について説明する。なお、実施形態の説明に用いられる図面において、同一の参照符号は、同一部分または相当部分を表わすものとする。
【００１７】
［実施形態１］
＜裏面電極型太陽電池セル＞
図１に、実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの模式的な断面図を示す。実施形態１の裏面電極型太陽電池セルは、第１導電型または第２導電型の半導体基板１と、半導体基板１の受光面１ａ上の窒化シリコン膜７と、半導体基板１の裏面１ｂ上の誘電体膜６と、半導体基板１の裏面１ｂに交互に間隔を空けて設けられた帯状のｎ型不純物含有領域２および帯状のｐ型不純物含有領域３と、ｎ型不純物含有領域２上のｎ電極４と、ｐ型不純物含有領域３上のｐ電極５とを備えている。
【００１８】
実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの窒化シリコン膜７中の窒素の質量比（（窒化シリコン膜７中の窒素の質量）／（窒化シリコン膜７中のシリコンの質量と窒素の質量との和））が０．３８以下となっているため、実施形態１の裏面電極型太陽電池セル自身で耐ＰＩＤ性（ＰＩＤの発生を抑制することができる特性）を有することができる。ここで、窒化シリコン膜７における光吸収を低減し、裏面電極型太陽電池セルの出力電流を向上させる観点からは、窒化シリコン膜７中の窒素の質量比は、０．２８以上であることが好ましく、０．３０以上であることがより好ましい。さらに、裏面電極型太陽電池セル自身で、耐ＰＩＤ性をさらに向上させる観点からは、窒化シリコン膜７中の窒素の質量比は、０．３６以下であることがより好ましい。なお、窒化シリコン膜７中の窒素の質量比は、二次イオン質量分析法またはグロー放電発光分析法により窒化シリコン膜７中の元素組成分析を行なうことによって測定することができる。また、オージェ電子分光法、ラザフォード後方散乱分光法を用いて元素組成分析し、窒化シリコン膜７中の窒素の質量比を測定してもよい。
【００１９】
また、窒化シリコン膜７は、窒素およびシリコン以外の原子として、たとえば１０〜３０原子％の水素を含んでいてもよく、水素に代えて、または水素とともに、酸素および炭素等の不純物原子を含んでいてもよい。
【００２０】
以下、図２〜図６の模式的断面図を参照して、実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの製造方法の一例について説明する。
【００２１】
まず、図２に示すように、半導体基板１の第１の面である裏面１ｂ上にテクスチャマスク２１を形成した後に、図３に示すように、半導体基板１の第２の面である受光面１ａに凹凸形状を形成する。
【００２２】
次に、半導体基板１の裏面１ｂのテクスチャマスク２１を除去した後に、図４に示すように、半導体基板１の受光面１ａ上に拡散マスク２３を形成するとともに裏面１ｂ上に開口２２ａを有する拡散マスク２２を形成する。次に、拡散マスク２２の開口２２ａから半導体基板１の裏面１ｂにｎ型不純物を拡散させることによって、半導体基板１の裏面１ｂの一部に第１導電型不純物含有領域であるｎ型不純物含有領域２を形成する。
【００２３】
次に、半導体基板１の受光面１ａ上の拡散マスク２３および裏面１ｂ上の拡散マスク２２をそれぞれ除去した後に、図５に示すように、半導体基板１の受光面１ａ上に拡散マスク２４を形成するとともに裏面１ｂ上に開口２５ａを有する拡散マスク２５を形成する。次に、拡散マスク２５の開口２５ａから半導体基板１の裏面１ｂにｐ型不純物を拡散させることによって、半導体基板１の裏面１ｂの一部に第２導電型不純物含有領域であるｐ型不純物含有領域３を形成する。
【００２４】
次に、図６に示すように、半導体基板１の受光面１ａ上に窒化シリコン膜７を形成するとともに、半導体基板１の裏面１ｂ上に誘電体膜６を形成する。特に、半導体基板１の受光面１ａ上の窒化シリコン膜７は、たとえば、図７に示すＣＶＤ（Chemical  Vapor  Deposition）装置を用いて、以下のように形成することができる。
【００２５】
まず、図７に示すＣＶＤ装置の成膜チャンバ２６の内部の下部電極２７上にｎ型不純物含有領域２およびｐ型不純物含有領域３の形成後の半導体基板１を設置する。次に、ガス導入口２９から成膜チャンバ２６の内部に、ＳｉＨ4（シラン）ガスとＮＨ3（アンモニア）ガスとを導入する。ここで、窒化シリコン膜７中の窒素の質量比が０．３８以下、好ましくは０．２８以上０．３８以下、より好ましくは０．３０以上０．３６以下となるように、ＳｉＨ4ガスの流量と、ＮＨ3ガスの流量とが調整される。
【００２６】
本実施形態においては、成膜チャンバ２６の内部にＳｉＨ4ガスとＮＨ3ガスとを導入する場合について説明しているが、ＳｉＨ4ガスおよびＮＨ3ガスに加えてＮ2（窒素）ガスを導入してもよい。
【００２７】
窒化シリコン膜７の厚さは、３０ｎｍ以上１１０ｎｍ以下であることが好ましく、５０ｎｍ以上１００ｎｍ以下であることがより好ましい。実施形態１の裏面電極型太陽電池セルは、後述のように、受光面側から、少なくとも、ガラス基板、封止材、および実施形態１の裏面電極型太陽電池セルをこの順に配置することによって太陽電池モジュールを構成することができる。窒化シリコン膜７の厚さを３０ｎｍ以上とした場合、特に５０ｎｍ以上とした場合には、十分な耐ＰＩＤ性を得られることがわかった。
【００２８】
一般的に、窒化シリコン膜は微結晶相とアモルファス相との混合であり、膜中のシリコンの質量比が大きくなると微結晶相が減り、アモルファス相の割合が大きくなることが知られている。窒化シリコン膜中に入ったＮａ（ナトリウム）イオンは、結晶相／アモルファス相の界面を伝わって伝播すると考えられている。窒素の質量比が０．３８以下、好ましくは０．２８以上０．３８以下、より好ましくは０．３０以上０．３６以下の窒化シリコン膜７中には、比較的、結晶相／アモルファス相の界面が少なく、Ｎａイオンの移動が抑制される。よって、窒化シリコン膜７の厚さが３０ｎｍ以上、特に５０ｎｍ以上である場合に、十分な耐ＰＩＤ性が得られるのは、ほぼすべてのＮａイオンが窒化シリコン膜７中に捉えられ、窒化シリコン膜７を経由して半導体基板１側に移動することはないためと考えられる。
【００２９】
窒化シリコン膜７の厚さを３０ｎｍ以上、特に５０ｎｍ以上とした場合に十分な耐ＰＩＤ性が得られた理由として、窒化シリコン膜７に印加される電界が低減し、Ｎａイオンが窒化シリコン膜７中に拡散することを効果的に抑制することができたことも考えらえる。
【００３０】
一般に、窒化シリコン膜７の厚さが薄くなればなるほど、窒化シリコン膜７に印加される電界が大きくなる。窒化シリコン膜７の厚さを３０ｎｍ以上、特に５０ｎｍ以上とすることによって窒化シリコン膜７に印加される電界を低減することができるためである。また、窒化シリコン膜７の厚さが１１０ｎｍ以下である場合、特に１００ｎｍ以下である場合には、窒化シリコン膜７の表面における入射光の反射を抑えつつ、窒化シリコン膜７による入射光の吸収を抑えることができるため、実施形態１の裏面電極型太陽電池セルおよびそれを含む太陽電池モジュールの特性を向上することができる傾向にある。
【００３１】
次に、下部電極２７と上部電極２８との間に高周波電圧を印加する。これにより、半導体基板１の受光面１ａ上に窒化シリコン膜７を形成することができる。なお、半導体基板１の裏面１ｂ上の誘電体膜６も窒化シリコン膜７と同様に形成することが可能である。誘電体膜６としては、たとえば酸化シリコン膜または窒化シリコン膜等を設けることができる。
【００３２】
次に、半導体基板１の裏面１ｂ上の誘電体膜６の一部を除去することによって、ｎ型不純物含有領域２およびｐ型不純物含有領域３のそれぞれを露出させる。ｎ型不純物含有領域２上にｎ電極４を形成するとともに、ｐ型不純物含有領域３上にｐ電極５を形成することによって、図１に示した実施形態１の裏面電極型太陽電池セル１を製造することができる。
【００３３】
＜配線シート＞
図８に、実施形態１の太陽電池モジュールに用いられる配線シートの一例の表面の模式的な平面図を示す。図８に示すように、配線シート３０は、絶縁性基材３１と、絶縁性基材３１の表面上に設置された配線３６とを有している。配線３６は、ｎ配線３２と、ｎ配線３２ａと、ｐ配線３３と、ｐ配線３３ａと、接続用配線３４とを含んでいる。
【００３４】
ここで、ｎ配線３２、ｎ配線３２ａ、ｐ配線３３、ｐ配線３３ａおよび接続用配線３４は導電性である。また、ｎ配線３２およびｐ配線３３は複数の長方形が長方形の長手方向に直交する方向に配列された形状を含む櫛形状とされている。また、ｎ配線３２ａ、ｐ配線３３ａおよび接続用配線３４は帯状とされている。さらに、配線シート３０の終端に位置しているｎ配線３２ａおよびｐ配線３３ａ以外の隣り合うｎ配線３２とｐ配線３３とは接続用配線３４によって電気的に接続されている。
【００３５】
また、配線シート３０においては、櫛形状のｎ配線３２の櫛歯（長方形）に相当する部分と櫛形状のｐ配線３３の櫛歯（長方形）に相当する部分とが１本ずつ交互に噛み合わさるようにｎ配線３２およびｐ配線３３が配置されている。その結果、櫛形状のｎ配線３２の櫛歯に相当する部分と櫛形状のｐ配線３３の櫛歯に相当する部分とはそれぞれ１本ずつ交互に所定の間隔を空けて配置されることになる。なお、ｎ配線３２およびｐ配線３３の櫛歯に相当する部分のうちの少なくとも一方を１本ではなく複数本ずつ交互に配置してもよい。
【００３６】
＜裏面電極型太陽電池セルの設置＞
図９に、図８に示す配線シート３０上に実施形態１の裏面電極型太陽電池セルを設置した状態を図解する模式的な平面図に示す。裏面電極型太陽電池セルは、裏面電極型太陽電池セルの裏面１ｂ側と、配線シート３０の配線３６の設置側とが向かい合うようにして、配線シート３０上に設置される。
【００３７】
＜太陽電池モジュール＞
図１０に、実施形態１の太陽電池モジュールの模式的な断面図を示す。実施形態１の太陽電池モジュールにおいては、実施形態１の裏面電極型太陽電池セルのｎ電極４が配線シート３０のｎ配線３２に電気的に接続されるとともに、実施形態１の裏面電極型太陽電池セルのｐ電極５が配線シート３０のｐ配線３３と電気的に接続されるように、実施形態１の裏面電極型太陽電池セルが配線シート３０と接続されている。
【００３８】
実施形態１の太陽電池モジュールにおいては、受光面側から、少なくとも、ガラス基板４２、封止材４０、および実施形態１の裏面電極型太陽電池セルがこの順に配置されている。実施形態１の太陽電池モジュールにおいては、配線シート３０と接続された後の実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの受光面側に封止材４０およびガラス基板４２が配置されている。さらに、配線シート３０の裏面側に封止材４０および裏面保護シート４３が配置されている状態で封止されている。実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの受光面側の封止材４０としては、たとえば、エチレンビニルアセテート（ＥＶＡ）を用いることができる。
【００３９】
実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの受光面側の封止材４０の６０℃における体積抵抗率は、１×１０15Ωｃｍ以下であることが好ましく、１×１０14Ωｃｍ以下であることがより好ましい。当該封止材４０の６０℃における体積抵抗率が１×１０15Ωｃｍ以下である場合、特に１×１０14Ωｃｍ以下である場合には、高い耐ＰＩＤ性を維持したまま、実施形態１の太陽電池モジュールにおいて、ガラス基板４２と封止材４０との接着強度を向上することができる。体積抵抗率の高い封止材はガスの吸収能力が低く、昇温時に封止材や他の部材から発生したガスを吸収することができず、界面にガスが残ることがある。体積抵抗率を１×１０15Ωｃｍ以下とすることにより、界面のガスによる接着強度の低下を防ぐことができるためである。
【００４０】
さらに、配線シート３０の配線と電気的に接続された裏面電極型太陽電池セルを用いた場合には配線シート３０と封止材４０との接着強度を向上することもできる。さらには、封止材４０の材料コストを低下させることができるため、実施形態１の太陽電池モジュールのコストも低減することができる。
【００４１】
実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの受光面側の封止材４０の６０℃における体積抵抗率は、１×１０11Ωｃｍ以上であることが好ましく、１×１０12Ωｃｍ以上であることがより好ましい。当該封止材４０の６０℃における体積抵抗率が１×１０11Ωｃｍ以上である場合、特に１×１０12Ωｃｍ以上である場合には、実施形態１の太陽電池モジュールの耐ＰＩＤ性が向上する傾向にある。より詳しく説明すると、実施形態１の裏面電極型太陽電池セルは、受光面側に配置された窒化シリコン膜７に電界が印加され、Ｎａイオンが窒化シリコン膜７中を拡散する駆動力を得た場合でも、Ｎａイオンが半導体基板１にまで移動することを防ぐことができる。加えて、封止材４０の体積抵抗率を高くし、窒化シリコン膜７に印加される電界を低下させることによって、Ｎａイオンが窒化シリコン膜７中を拡散する駆動力そのものを低減することができる。したがって、実施形態１の太陽電池モジュールの耐ＰＩＤ性をより向上させることができる。
【００４２】
また、検討の結果、窒化シリコン膜７に印加される電圧が３Ｖ以下である場合には、Ｎａイオンが窒化シリコン膜７中を拡散する駆動力とはならないとみなすことができることがわかった。
【００４３】
実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの受光面側の封止材４０の６０℃における体積抵抗率は、１×１０11Ωｃｍ以上１×１０15Ωｃｍ以下であることが好ましく、１×１０12Ωｃｍ以上１×１０15Ωｃｍ以下であることがより好ましい。当該封止材４０の６０℃における体積抵抗率が１×１０11Ωｃｍ以上１×１０15Ωｃｍ以下である場合、特に１×１０12Ωｃｍ以上１×１０15Ωｃｍ以下である場合には、高い耐ＰＩＤ性を維持したまま、実施形態１の太陽電池モジュールをガラス基板４２と封止材４０との接着強度を向上することができる。さらに、配線シート３０の配線と電気的に接続された裏面電極型太陽電池セルを用いた場合には、配線シート３０と封止材４０との接着強度を向上することもできる。さらには、封止材４０の材料コストを低下させることができるため、実施形態１の太陽電池モジュールのコストも低減することができる。
【００４４】
＜計算１＞
計算１の条件は、ガラス基板４２の厚さが３ｍｍであり、窒化シリコン膜７の厚さが１００ｎｍであり、実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの受光面側の封止材４０の厚さが４００μｍであった。また、ガラス基板４２の面積１ｃｍ2当たりの６０℃における抵抗値が３×１０10Ωであり、窒化シリコン膜７の面積１ｃｍ2当たりの６０℃における抵抗値が１×１０8Ωとして、受光面側の封止材４０を介してガラス基板４２と窒化シリコン膜７との間に６００Ｖの電圧を印加する条件を計算１の条件とした。そして、計算１の条件において、温度が６０℃の環境下において、実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの受光面側の封止材４０の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］および抵抗値［Ω］、ガラス基板４２−受光面側の封止材４０−窒化シリコン膜７に流れた電流の電流密度［Ａ／ｃｍ2］、ならびに窒化シリコン膜７に印加される電圧［Ｖ］を確認した。
【００４５】
その結果を表１に示す。また、図１１に、表１における受光面側の封止材４０の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］と窒化シリコン膜７に印加される電圧［Ｖ］との関係を示す。なお、図１１の横軸が受光面側の封止材４０の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］を示し、縦軸が窒化シリコン膜７に印加される電圧［Ｖ］を示している。
【００４６】
【表１】
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【００４７】
計算１の条件においては、表１および図１１に示される窒化シリコン膜７に印加される電圧［Ｖ］はいずれも２Ｖ未満であった。計算１の条件においては、実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの受光面側の封止材４０の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］が１×１０15Ωｃｍ以下である場合には、より安定した高い耐ＰＩＤ性を得ることができる。
【００４８】
＜計算２＞
計算２の条件は、受光面側の封止材４０を介してガラス基板４２と窒化シリコン膜７との間に１０００Ｖの電圧を印加したこと以外は計算１と同一の条件とした。そして、計算２の条件における実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの受光面側の封止材４０の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］および抵抗値［Ω］、ガラス基板４２−受光面側の封止材４０−窒化シリコン膜７に流れた電流の電流密度［Ａ／ｃｍ2］、ならびに窒化シリコン膜７に印加される電圧［Ｖ］を計算２と同様にして確認した。その結果を表２に示す。また、図１２に、表２における受光面側の封止材４０の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］と窒化シリコン膜７に印加される電圧［Ｖ］との関係を示す。なお、図１２の横軸が受光面側の封止材４０の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］を示し、縦軸が窒化シリコン膜７に印加される電圧［Ｖ］を示している。
【００４９】
【表２】
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【００５０】
計算２の条件においては、表２および図１２に示すように、窒化シリコン膜７に印加される電圧［Ｖ］は、受光面側の封止材４０の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］が１×１０11Ωｃｍ以上である場合には３Ｖ未満であった。よって、受光面側の封止材４０の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］が１×１０11Ωｃｍ以上である場合には、安定した高い耐ＰＩＤ性を得ることが可能となることがわかる。
【００５１】
＜計算３＞
計算３においては、温度が７０℃の環境下としたこと以外は計算３と同様にして、実施形態１の裏面電極型太陽電池セルの受光面側の封止材４０の７０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］および抵抗値［Ω］、ガラス基板４２−受光面側の封止材４０−窒化シリコン膜７に流れた電流の電流密度［Ａ／ｃｍ2］、ならびに窒化シリコン膜７に印加される電圧［Ｖ］を確認した。その結果を表３に示す。また、図１３に、表３における受光面側の封止材４０の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］と窒化シリコン膜７に印加される電圧［Ｖ］との関係を示す。なお、図１３の横軸が受光面側の封止材４０の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］を示し、縦軸が窒化シリコン膜７に印加される電圧［Ｖ］を示している。なお、封止材４０およびガラス基板４２の７０℃における体積抵抗率はそれぞれ６０℃における体積抵抗率の１／２となるため、図１３に示される受光面側の封止材４０の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］は７０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］を２倍にして換算した値である。
【００５２】
【表３】
2017169441.tif 000005
【００５３】
計算３の条件においては、表３および図１３に示すように、窒化シリコン膜７に印加される電圧［Ｖ］は、受光面側の封止材４０の７０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］が５×１０11Ωｃｍ以上である場合には３Ｖ未満であった。よって、受光面側の封止材４０の７０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］が５×１０11Ωｃｍ以上である場合には、安定した高い耐ＰＩＤ性を得ることが可能となることがわかる。この結果、受光面側の封止材４０の６０℃での体積抵抗率［Ωｃｍ］が１×１０12Ωｃｍ以上である場合には、より安定した高い耐ＰＩＤ性を得ることが可能となると考えられる。実施形態１の裏面電極型太陽電池セルは、上述のように、窒化シリコン膜７中の窒素の質量比が０．３８以下、好ましくは０．２８以上０．３８以下、より好ましくは０．３０以上０．３６以下であるために裏面電極型太陽電池セル自身で耐ＰＩＤ性を有するため、実施形態１の裏面電極型太陽電池セル自身で高い耐ＰＩＤ性を保持することが可能となる。そのため、そのような実施形態１の裏面電極型太陽電池セルを含む実施形態１の太陽電池モジュールも高い耐ＰＩＤ性を保持することができる。さらに、受光面側の封止材４０の体積抵抗率を規定することによって、ガラス基板４２と封止材４０との接着強度が高い実施形態１の太陽電池モジュールを得ることが可能となる。また、副次的な効果として、封止材４０の価格が下がるため、実施形態１の太陽電池モジュールのコストを下げることも可能となる。
【００５４】
なお、上記においては、配線シートを用いた太陽電池モジュールについて説明したが、配線シートを用いた太陽電池モジュールには限定されず、セル自身で耐ＰＩＤ性を有する裏面電極型太陽電池セルを含んでいれば、配線シートを用いない太陽電池モジュールであってもよい。
【００５５】
また、上記においては、封止材４０として低抵抗であり耐ＰＩＤ性が高くないＥＶＡ等の封止材４０を用いる場合について説明したが、高抵抗であって耐ＰＩＤ性が高いオレフィン系の封止材を用いることもできる。この場合には、太陽電池モジュールの耐ＰＩＤ性のさらなる向上が可能となる。
【００５６】
＜太陽光発電システム＞
実施形態１の太陽光発電システムは、実施形態１の太陽電池モジュールを備えている。実施形態１の太陽光発電システムは、たとえば、実施形態１の太陽電池モジュールを複数枚配置し、実施形態１の太陽電池モジュール同士を配線で直列および／または並列に接続することにより構成することができる。実施形態１の太陽光発電システムを構成する実施形態１の太陽電池モジュールはそれぞれ架台に設置することができ、当該架台を地面に固定することができる。
【００５７】
実施形態１の太陽光発電システムを構成するために直列に接続された実施形態１の太陽電池モジュールの両端は適切な抵抗を介して接地してもよく、実施形態１の太陽電池モジュールの全体が外部回路と絶縁された状態であってもよい。実施形態１の太陽電池モジュールは、太陽電池モジュール自体が耐ＰＩＤ性を有しているため、任意の接地法を採用することができる。
【００５８】
［実施形態２］
図１４に、実施形態２の裏面電極型太陽電池セルの模式的な断面図を示す。実施形態２の裏面電極型太陽電池セルは、半導体基板１の受光面１ａ上に第２の窒化シリコン膜８と窒化シリコン膜７とがこの順に積層されており、半導体基板１の受光面１ａと窒化シリコン膜７との間に第２の窒化シリコン膜８が位置していることを特徴としている。
【００５９】
実施形態２の裏面電極型太陽電池セルは、窒化シリコン膜７が第２の窒化シリコン膜８と比べて裏面電極型太陽電池セルの受光面側に配置されているため、高い耐ＰＩＤ性を有する。また、第２の窒化シリコン膜８は、窒化シリコン膜７と比べて、窒化シリコン膜中の窒素の質量比が低い膜とすることができる。第２の窒化シリコン膜８中の窒素の質量比は０．２１以下であることが好ましい。第２の窒化シリコン膜８中の窒素の質量比が０．２１以下である場合には、第２の窒化シリコン膜８による半導体基板１の受光面１ａのパッシベーション性を向上させることができるとともに、より高い耐ＰＩＤ性を得ることができる傾向にある。
【００６０】
また、第２の窒化シリコン膜８の厚さは３ｎｍ以上１０ｎｍ以下であることが好ましい。第２の窒化シリコン膜８の厚さが３ｎｍ以上１０ｎｍ以下である場合には、より高い耐ＰＩＤ性が得られる傾向にある。
【００６１】
実施形態２においては、上記のような第２の窒化シリコン膜８を半導体基板１の受光面１ａ上に設置することによって半導体基板１の受光面１ａのパッシベーション性が向上して実施形態２の裏面電極型太陽電池セルにおける少数キャリアのライフタイムを長くすることが可能となる。これにより、裏面電極型太陽電池セルの開放電圧値を向上させ、変換効率をより高くすることができる。
【００６２】
また、第２の窒化シリコン膜８中の窒素の質量比を、窒化シリコン膜７中の窒素の質量比よりも低くすることによって、窒化シリコン膜７と第２の窒化シリコン膜８との界面での入射光の反射を抑制することができる。これにより、実施形態２の裏面電極型太陽電池セルの短絡電流値を向上させ、変換効率をより高くすることができる。
【００６３】
実施形態２における上記以外の説明は、実施形態１と同様であるため、その説明については省略する。
【００６４】
［実施形態３］
図１５に、実施形態３の裏面電極型太陽電池セルの模式的な断面図を示す。実施形態３の裏面電極型太陽電池セルは、半導体基板１の受光面１ａ上に第２の窒化シリコン膜８と窒化シリコン膜７と第３の窒化シリコン膜９とがこの順に積層されており、第２の窒化シリコン膜８と第３の窒化シリコン膜９との間に窒化シリコン膜７が位置していることを特徴としている。
【００６５】
実施形態３においては、窒化シリコン膜７中の窒素の質量比を０．３２とし、厚さが５０ｎｍとなるように成膜が行なわれている。また、実施形態３において、第３の窒化シリコン膜９中の窒素の質量比は窒化シリコン膜７中の窒素の質量比よりも大きく、窒化シリコン膜７中の窒素の質量比は第２の窒化シリコン膜８中の窒素の質量比よりも大きくなっている。実施形態３の裏面電極型太陽電池セルにおいては、半導体基板１の受光面１ａ上に３層の窒化シリコン膜が形成されているため、実施形態２の裏面電極型太陽電池セルと比べて半導体基板１の受光面１ａでの反射をさらに抑えることができる。そのため、実施形態３の裏面電極型太陽電池セルは、実施形態２の裏面電極型太陽電池セルと比べて高い変換効率を有することができる。
【００６６】
実施形態３における上記以外の説明は、実施形態１と同様であるため、その説明については省略する。
【００６７】
本実施形態においては、半導体基板上に３層の窒化シリコン膜が形成されている場合について述べたが、３層に限定されるものではない。第２の窒化シリコン膜８と窒化シリコン膜７の間、窒化シリコン膜７と第３の窒化シリコン膜９の間に層を配置しても良い。例えば、窒素の質量比が傾斜的に変化する層を配置した場合、太陽電池セルの変換効率を向上させることが可能となる。界面における反射をおさえ、短絡電流値を向上させることができるからである。
【実施例】
【００６８】
［実施例１］
図１４に示される実施形態２の裏面電極型太陽電池セルと同一の構造を有する実施例の裏面電極型太陽電池セル（半導体基板１はｎ型単結晶シリコン基板）を複数作製した。複数の実施例の裏面電極型太陽電池セルは、それぞれ、第２の窒化シリコン膜８の形成条件は同一とされたが、第２の窒化シリコン膜８上の窒化シリコン膜７の形成時のＳｉＨ4ガスの流量とＮＨ3ガスの流量とが互いに異なるように作製され、それぞれの窒化シリコン膜７中の窒素の質量比が異なるように作製された。図１６に、窒化シリコン膜７の形成時のＳｉＨ4ガスの流量とＮＨ3ガスの流量との和に対するＳｉＨ4ガスの流量の比と、窒化シリコン膜７中の窒素の質量比との関係を示す。なお、図１６の横軸がＳｉＨ4ガスの流量とＮＨ3ガスの流量との比（（ＳｉＨ4ガスの流量）／｛（ＳｉＨ4ガスの流量）＋（ＮＨ3ガスの流量）｝）を示し、図１６の縦軸が窒化シリコン膜７中の窒素の質量比を示している。【００６９】
次に、図１７の模式的構成図に示すように、上記のようにして作製した複数の実施例の裏面電極型太陽電池セル１０をそれぞれ配線シート３０上に設置し、ガラス基板４２と、アルミニウムフィルムが蒸着されたＰＥＴフィルムからなる裏面保護シート４３との間のＥＶＡからなる封止材４０中に封止した。これにより、受光面側から、ガラス基板４２と、封止材４０と、実施例の裏面電極型太陽電池セルと、がこの順に配置された。【００７０】
＜疑似正極接地試験：ガラス基板４２が０Ｖ、裏面電極型太陽電池セル１０が負の高電圧である場合＞
次に、図１７に示すように、ガラス基板４２の表面上に銅箔からなる疑似正極５２を形成した後に、疑似正極５２を接地して、６０℃の環境において、裏面電極型太陽電池セル１０にマイナス６００Ｖの電圧を印加した状態で９６時間放置する疑似正極接地試験を行ない、疑似正極接地試験前後のセル出力の低下率を算出した。その結果を図１８に示す。図１８の横軸が実施例の裏面電極型太陽電池セルの窒化シリコン膜７中の窒素の質量比を示し、図１８の縦軸が疑似正極接地試験前後のセル出力の低下率［％］を示している。なお、疑似正極接地試験前後のセル出力の低下率［％］は以下の式（１）により算出される。【００７１】
疑似正極接地試験前後のセル出力の低下率［％］＝１００×｛（疑似正極接地試験後のセル出力）−（疑似正極接地試験前のセル出力）｝／（疑似正極接地試験前のセル出力）…（１）
図１８に示すように、実施例の裏面電極型太陽電池セルの窒化シリコン膜中の窒素の質量比が０．３８以下の範囲内にある場合に、擬似正極接地試験前後のセル出力の低下率を抑制できることが確認された。【００７２】
疑似正極接地試験前後のセル出力の低下率が抑制できる理由については、以下のように考えられる。太陽電池モジュールに電圧が印加されると、Ｎａイオンが封止材４０を通り、裏面電極型太陽電池セルに向って移動する。窒化シリコン膜は、一般的に微結晶相とアモルファス相との混合であり、シリコンの質量比が大きくなると微結晶相が減り、アモルファス相の割合が大きくなることが知られている。窒化シリコン膜中に入ったＮａイオンは、結晶相／アモルファス相の界面を伝わって伝播すると考えられている。窒化シリコン膜中の窒素の質量比を小さくする（相対的に、窒化シリコン膜中のシリコンの含有比が大きくなる）とすることにより、Ｎａイオンの伝導を媒介する結晶相／アモルファス相の界面が減少し、Ｎａイオンが移動しにくくなる。すなわち、Ｎａイオンがｎ型単結晶シリコンからなる半導体基板の表面に到達し、表面近傍に欠陥を形成することを防ぐことができる。【００７３】
よって、窒化シリコン膜中の窒素の質量比を０．３８以下とすることにより、疑似正極接地試験前後のセル出力の低下率を抑制することができると考えられる。【００７４】
［実施例２］
図１４に示される実施形態２の裏面電極型太陽電池セルと同様の構造を有する実施例の裏面電極型太陽電池セルを複数作成した。実施例１と同様に、複数の実施例の裏面電極型太陽電池セルは、それぞれ、第２の窒化シリコン膜８の形成条件は同一とし、それぞれの窒化シリコン膜７中の窒素の質量比が異なるように作製された。第２の窒化シリコン膜８の膜中の窒素の質量比は、０．１８とした。【００７５】
次に、図１９の模式構成図に示すように、上記のようにして作製した裏面電極型太陽電池セル１０をそれぞれ配線シート３０上に設置し、ガラス基板４２と、アルミニウムフィルムが蒸着されたＰＥＴフィルムからなる裏面保護シート４３との間のＥＶＡからなる封止材４０中に封止した。これにより、受光面側から、ガラス基板４２と、封止材４０と、裏面電極型太陽電池セル１０と、がこの順に配置された。【００７６】
＜疑似負極接地試験：ガラス基板４２が０Ｖ、裏面電極型太陽電池セル１０が正の高電圧である場合＞
次に、図１９に示すように、ガラス基板４２の表面上に銅箔からなる疑似負極６０を形成した後に、疑似負極６０を接地して、６０℃の環境において、裏面電極型太陽電池セル１０にプラス６００Ｖの電圧を印加した状態で９６時間放置する疑似負極接地試験を行ない、疑似負極接地試験前後のセル出力の低下率を算出した。その結果を図２０に示す。横軸が実施例の裏面電極型太陽電池セルの窒化シリコン膜７中の窒素の質量比を示し、縦軸が疑似負極接地試験前後のセル出力の低下率［％］を示している。なお、疑似負極接地試験前後のセル出力の低下率［％］は以下の式（２）により算出される。【００７７】
疑似負極接地試験前後のセル出力の低下率［％］＝１００×｛（疑似負極接地試験後のセル出力）−（疑似負極接地試験前のセル出力）｝／（疑似負極接地試験前のセル出力）…（２）
図２０に示すように、実施例の裏面電極型太陽電池セルの窒化シリコン膜中の窒素の質量比が０．３７以下の範囲内にある場合に、疑似負極接地試験前後のセル出力の低下率を抑制できることが確認された。【００７８】
窒化シリコン膜中の窒素の質量比が０．３７以下の範囲内にある場合に、疑似負極接地試験前後のセル出力の低下率を抑制できる理由は、以下のように考えられる。太陽電池モジュールに電圧が印加されると、電子が裏面電極型太陽電池セルに向って移動する。裏面電極型太陽電池セルの窒化シリコン膜の窒素の質量比が小さい（シリコンの質量比が大きい）ほど、電子をトラップする欠陥の密度が下がり、電荷保持能力が低くなることが知られている。言い換えると、窒化シリコン膜中の窒素の質量比が大きいほど、電子をトラップしやすい膜であると考えられる。【００７９】
膜中の窒素の質量比が０．３７以上である窒化シリコン膜には十分な量の電子がトラップされるが、この実施例の第２の窒化シリコン膜の膜中の窒素の質量比は０．３７以下であるため、この層には多くの電子がトラップされることはない。よって、半導体基板近傍における負の帯電が抑えられることにより、表面再結合速度（正の固定電荷）への影響も抑制され、結果として太陽電池セルの出力低下が起こりにくくなると考えられる。【００８０】
［実施例３］
図１５に示される実施形態３の裏面電極型太陽電池セルと同様の構造を有する実施例の裏面電極型太陽電池セルを複数作成した。実施形態３の裏面電極型太陽電池セルは、半導体基板１の受光面１ａ上に第２の窒化シリコン膜８と窒化シリコン膜７と第３の窒化シリコン膜９とがこの順に積層されている。複数の実施例の裏面電極型太陽電池セルは、それぞれ、第２の窒化シリコン膜８及び第３の窒化シリコン膜の形成条件は同一とされたが、それぞれの窒化シリコン膜７中の窒素の質量比が異なるように作製された。第２の窒化シリコン膜８の膜中の窒素の質量比は０．１８、第３の窒化シリコン膜９中の窒素の質量比は０．３９とした。第２の窒化シリコン膜８、窒化シリコン膜７、第３の窒化シリコン膜の膜厚をそれぞれ、５ｎｍ、４０ｎｍ、５０ｎｍとなるように設定して、成膜を行った。【００８１】
疑似負極接地試験、及び疑似負極接地試験前後のセル出力の低下率の算出方法は、実施例２と同じである。詳細な説明は省略する。【００８２】
図２１に、疑似負極接地試験後のセル出力の低下率を示す。横軸が実施例の裏面電極型太陽電池セルの窒化シリコン膜７中の質量比を示し、縦軸が疑似負極接地試験前後のセル出力の低下率[％]を示している。図２１に示すように、実施例の裏面電極型太陽電池セルの窒化シリコン膜７中の窒素の質量比が０．３５以下の範囲内にある場合に、擬似負極接地試験前後のセル出力の低下率を抑制できることが確認された。疑似負極接地試験において電子が、最表面の、最も窒化シリコン膜中の窒素原子の比率が高い窒化シリコン膜９に多くトラップされたと推測される。第３の窒化シリコン膜９は、半導体基板１から十分に離れているため、窒化シリコン膜９に電子がトラップされても、表面再結合速度へは影響を与えにくい。一方で、最も半導体基板１に近い第２の窒化シリコン膜８は、最も窒化シリコン膜中の窒素原子の比率が低く、窒化シリコン膜７、第３の窒化シリコン膜９と比較して膜厚も薄いため、電子はトラップされにくい。さらに、窒化シリコン膜７は、膜厚は比較的大きいが、膜中の窒素の質量比が０．３５以下であるため、電子はトラップされにくい。よって、半導体基板近傍における負の帯電が抑えられることにより、表面再結合速度（正の固定電荷）への影響も抑制され、太陽電池セルの出力低下を抑制することができたと推測される。【００８３】
以上のように本発明の実施の形態および実施例について説明を行なったが、上述の各実施の形態および各実施例の構成を適宜組み合わせることも当初から予定している。今回開示された実施の形態および実施例はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
【産業上の利用可能性】
【００８４】
ここで開示された実施形態は、裏面電極型太陽電池セル、ならびに裏面電極型太陽電池セルを含む太陽電池モジュールおよび太陽光発電システムに利用することができる。
【符号の説明】
【００８５】
１  半導体基板、１ａ  受光面、１ｂ  裏面、２  ｎ型不純物含有領域、３  ｐ型不純物含有領域、４  ｎ電極、５  ｐ電極、６  誘電体膜、７  窒化シリコン膜、８  第２の窒化シリコン膜、９  第３の窒化シリコン膜、１０  裏面電極型太陽電池セル、２１  テクスチャマスク、２２  拡散マスク、２２ａ  開口、２３，２４，２５  拡散マスク、２５ａ  開口、２６  成膜チャンバ、２７  下部電極、２８  上部電極、２９  ガス導入口、３０  配線シート、３１  絶縁性基材、３２，３２ａ  ｎ配線、３３，３３ａ  ｐ配線、３４  接続用配線、３６  配線、４０  封止材、４２  ガラス基板、４３  裏面保護シート、５２  擬似正極、６０  擬似負極。
【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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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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【図２１】
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【国際調査報告】
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2017169441.tif 000028
2017169441.tif 000029
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