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WO2014083804A1 - 太陽電池 - Google Patents

太陽電池 Download PDF

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WO2014083804A1
WO2014083804A1 PCT/JP2013/006797 JP2013006797W WO2014083804A1 WO 2014083804 A1 WO2014083804 A1 WO 2014083804A1 JP 2013006797 W JP2013006797 W JP 2013006797W WO 2014083804 A1 WO2014083804 A1 WO 2014083804A1
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WO
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texture
solar cell
textures
amorphous silicon
silicon layer
Prior art date
Application number
PCT/JP2013/006797
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English (en)
French (fr)
Inventor
広匡 井上
藤田　和範
泰子 平山
Original Assignee
三洋電機株式会社
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Filing date
Publication date
Application filed by 三洋電機株式会社 filed Critical 三洋電機株式会社
Priority to JP2014549800A priority Critical patent/JP6277555B2/ja
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    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/02—Details
    • H01L31/0236—Special surface textures
    • H01L31/02363—Special surface textures of the semiconductor body itself, e.g. textured active layers
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01L—SEMICONDUCTOR DEVICES NOT COVERED BY CLASS H10
    • H01L31/00—Semiconductor devices sensitive to infrared radiation, light, electromagnetic radiation of shorter wavelength or corpuscular radiation and specially adapted either for the conversion of the energy of such radiation into electrical energy or for the control of electrical energy by such radiation; Processes or apparatus specially adapted for the manufacture or treatment thereof or of parts thereof; Details thereof
    • H01L31/02—Details
    • H01L31/0236—Special surface textures
    • H01L31/02366—Special surface textures of the substrate or of a layer on the substrate, e.g. textured ITO/glass substrate or superstrate, textured polymer layer on glass substrate
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the present invention relates to a solar cell.
  • the texture formed by anisotropic etching of silicon using an alkaline solution is a quadrangular pyramid whose surface angle is about 55 ° with respect to the substrate surface.
  • the tip of the texture is easily chipped when another object comes into contact with it, and the recombination speed of carriers increases at the chipped portion, which may reduce the power generation efficiency.
  • the transport device and the texture may come into contact with each other and the tip may be chipped.
  • the present invention is a solar cell having a plurality of adjacent textures, wherein the plurality of textures include a first texture whose vertex radius of curvature is greater than that of valleys between adjacent textures.
  • the solar cell according to the present invention can suppress a decrease in power generation efficiency of the solar cell.
  • the solar cell in the present embodiment includes a photoelectric conversion unit 102 and a collector electrode 104 as shown in FIGS.
  • FIG. 2 is a cross-sectional view taken along line AA in FIG.
  • the “light receiving surface” indicates a main surface on which light mainly enters from the outside of the photoelectric conversion unit 102
  • the “back surface” indicates a main surface opposite to the light receiving surface. For example, more than 50% to 100% of sunlight incident on the photoelectric conversion unit 102 enters from the light receiving surface side.
  • the photoelectric conversion unit 102 has a semiconductor junction such as a pn or pin junction, and is made of, for example, a crystalline semiconductor material such as single crystal silicon or polycrystalline silicon.
  • the photoelectric conversion unit 102 includes an i-type amorphous silicon layer 12, a p-type amorphous silicon layer 14, and a transparent conductive layer 16 stacked on the light-receiving surface side of the n-type crystalline silicon substrate 10, and the back surface side.
  • the i-type amorphous silicon layer 18, the n-type amorphous silicon layer 20, and the conductive layer 22 can be stacked.
  • Such a solar cell including a structure is called a heterojunction solar cell, and is an intrinsic (i-type) amorphous material between a pn junction formed of crystalline silicon and a p-type amorphous silicon layer. The conversion efficiency is drastically improved by interposing a high-quality silicon layer.
  • the conductive layer 22 on the back side may be transparent or may not be transparent.
  • the photoelectric conversion unit 102 is not limited to silicon, and may be a semiconductor material.
  • the textures 10a and 10b are surface uneven structures that suppress surface reflection and increase the light absorption amount of the photoelectric conversion unit 102.
  • the substrate 10 can be formed by anisotropically etching the (100) surface of the substrate 10 using an aqueous alkali solution such as an aqueous solution of sodium hydroxide (NaOH), an aqueous solution of potassium hydroxide (KOH), or tetramethylammonium hydroxide (TMAH).
  • an aqueous alkali solution such as an aqueous solution of sodium hydroxide (NaOH), an aqueous solution of potassium hydroxide (KOH), or tetramethylammonium hydroxide (TMAH).
  • NaOH sodium hydroxide
  • KOH potassium hydroxide
  • TMAH tetramethylammonium hydroxide
  • concentration of the alkaline aqueous solution contained in the etching solution is preferably 1.0% by weight to 7.5% by weight.
  • the shape and size of the textures 10a and 10b can be adjusted according to the composition ratio / concentration of the solution used for etching, the time required for etching, and the temperature conditions during etching.
  • the i-type amorphous silicon layer 12, the p-type amorphous silicon layer 14, the i-type amorphous silicon layer 18 and the n-type amorphous silicon layer 20 are formed by PECVD (Plasma Enhanced Chemical Vapor Deposition), Cat-CVD ( (Catalytic Chemical Vapor Deposition), sputtering, or the like.
  • PECVD any method such as RF plasma CVD, high-frequency VHF plasma CVD, or microwave plasma CVD may be used.
  • a source gas obtained by diluting silane (SiH 4 ) with hydrogen (H 2 ) is used.
  • a source gas diluted with hydrogen (H 2 ) by adding diborane (B 2 H 6 ) to silane can be used.
  • a source gas diluted with hydrogen (H 2 ) by adding phosphine (PH 3 ) to silane can be used.
  • an i-type amorphous silicon layer 12 having a thickness of about 5 nm is formed on the light-receiving surface side of the substrate 10, and a p-type amorphous silicon layer 14 having a thickness of about 5 nm is further formed.
  • an i-type amorphous silicon layer 18 having a thickness of about 5 nm is formed on the back side of the substrate 10, and an n-type amorphous silicon layer 20 having a thickness of about 20 nm is further formed.
  • the shape of each layer reflects the shape of the textures 10a and 10b of the substrate 10.
  • the i-type amorphous silicon layer 12 and the p-type amorphous silicon layer 14 reflect the shape of the texture 10 a of the substrate 10.
  • the i-type amorphous silicon layer 18 and the n-type amorphous silicon layer 20 reflect the shape of the texture 10 b of the substrate 10.
  • the transparent conductive layer 16 includes, for example, at least one metal oxide such as indium oxide, zinc oxide, tin oxide, and titanium oxide. These metal oxides may be doped with a dopant such as tin, zinc, tungsten, antimony, titanium, cerium, or gallium.
  • the conductive layer 22 may have the same configuration as the transparent conductive layer 16 or a different configuration.
  • a metal film made of a highly reflective material such as Ag, Cu, Al, Sn, Ni, or a metal film made of an alloy thereof may be used.
  • the conductive layer 22 may have a laminated structure of a transparent conductive film and a metal film. Thereby, the light incident from the light receiving surface is reflected by the metal film, and the power generation efficiency can be increased.
  • the transparent conductive layer 16 and the conductive layer 22 can be formed by a film forming method such as an evaporation method, a CVD method, or a sputtering method.
  • the collector electrode 104 for taking out the generated electric power outside is provided on the light receiving surface and the back surface of the photoelectric conversion unit 102.
  • the collector electrode 104 includes a finger 24.
  • the finger 24 is an electrode for collecting carriers generated by the photoelectric conversion unit 102.
  • the fingers 24 have a linear shape with a width of about 100 ⁇ m, for example, and are arranged every 2 mm in order to collect carriers from the photoelectric conversion unit 102 as evenly as possible.
  • the collector electrode 104 may be provided with a bus bar 26 for connecting the finger 24.
  • the bus bar 26 is a current collecting electrode for carriers collected by the plurality of fingers 24.
  • the bus bar 26 has a linear shape having a width of 1 mm, for example.
  • the bus bar 26 is disposed so as to intersect with the fingers 24 along a direction in which a connection member for connecting the solar cells 100 to form a solar cell module is disposed.
  • the numbers and areas of the fingers 24 and the bus bars 26 are appropriately set in consideration of the area and resistance of the solar cell 100.
  • the collector electrode 104 may be configured without the bus bar 26.
  • the installation area of the collector electrode 104 provided on the light-receiving surface side of the solar cell 100 is preferably smaller than the installation area of the collector electrode 104 provided on the back surface side. That is, on the light receiving surface side of the solar cell 100, the light shielding loss can be reduced by making the area that blocks the incident light as small as possible. On the other hand, it is not necessary to consider incident light on the back surface side, and a collecting electrode may be provided so as to cover the entire back surface of the solar cell 100 instead of the fingers 24 and the bus bar 26.
  • the collecting electrode 104 can be formed using a conductive paste.
  • the conductive paste can contain additives such as a conductive filler, a binder, and a solvent.
  • the conductive filler is mixed for the purpose of obtaining the electrical conductivity of the collector electrode.
  • metal particles such as silver (Ag), copper (Cu), nickel (Ni), or conductive particles such as carbon or a mixture thereof are used. Of these, it is more preferable to use silver particles.
  • the silver particles used as the filler may be mixed with different sizes, or may be mixed with a surface having an uneven shape.
  • the binder is preferably a thermosetting resin. For example, a polyester resin or the like is applied to the binder.
  • the conductive paste contains a curing agent corresponding to the binder as necessary.
  • the additive may contain a rheology modifier, a plasticizer, a dispersant, an antifoaming agent and the like in addition to the solvent.
  • the conductive paste can be applied in a predetermined pattern on the light receiving surface and the back surface by screen printing.
  • the screen printing method may be off-contact printing or on-contact printing.
  • the collector electrode 104 is formed by applying a conductive paste in a predetermined pattern on the light receiving surface and the back surface of the photoelectric conversion unit 102 and performing heat curing. A lower temperature heat treatment may be performed before the final heat curing treatment.
  • the textures 10a and 10b are formed so as to include a texture in which the curvature radius of the vertex is larger than the curvature radius of the valley between adjacent textures. If the etching solution is in a high temperature (for example, 85 ° C.) state, the anisotropic etching property is large. If the etching solution is in a low temperature (for example, 40 ° C.) state, the isotropic etching property is large.
  • the textures 10 a and 10 b formed on the substrate 10 have a substantially quadrangular pyramid shape with both apexes and valleys sharpened.
  • the etching solution is kept at a low temperature (for example, 40 ° C.) and additional etching is performed on the substrate 10
  • the vertices of the textures 10a and 10b formed on the substrate 10 are etched more than the valleys.
  • the radius of curvature can be greater than the radius of curvature of the valleys between adjacent textures.
  • FIG. 3 is a schematic cross-sectional view of a texture in which the curvature radius rp of the vertex P is larger than the curvature radius rv of the valley V between adjacent textures.
  • the number of textures in which the curvature radius rp of the vertex P is larger than the curvature radius rv of the valley V is preferably 50% or more of the total number of vertices of the textures 10a and 10b.
  • the curvature radius rp of the vertex P of the textures 10a and 10b is a radius of a circular arc including the point X and the vertex P where the slope of the slope of the quadrangular pyramid constituting the texture changes, as shown in FIG.
  • the curvature radius rv of the valley V of the textures 10a and 10b refers to the radius of the arc including the point X and the valley V where the slope of the slope of the quadrangular pyramid constituting the texture changes, as shown in FIG.
  • FIG. 4 and 5 are photographs of the texture 10a observed with a scanning electron microscope (SEM).
  • FIG. 4 is an observation photograph of a wide range of the substrate 10 on which the texture 10a is formed
  • FIG. 5 is an observation photograph of an enlarged range.
  • a texture 10b having the same shape as the texture 10a formed on the light receiving surface side can also be formed on the back surface side of the substrate 10.
  • FIG. 6 shows a schematic cross-sectional view of a typical texture 10a seen in an SEM observation photograph.
  • the valley V of the texture 10 a is formed by a line in which the slopes of the plurality of textures 10 a each having a quadrangular pyramid shape overlap each other.
  • the vertex P has a rounder shape than the valley V. That is, in this embodiment, the radius of curvature of the vertex P is greater than the radius of curvature of the valley V in at least half of the texture 10a.
  • the magnitude relationship between the curvatures of the vertices P and valleys V of the textures 10a and 10b can be measured by SEM cross-sectional observation photographs. Specifically, in the SEM cross-section observation photograph measured at a magnification of about 1000 times, the curvature is measured by comparing the curvatures of the adjacent apexes P and valleys V of the textures 10a and 10b.
  • the application range of this invention is not limited to the solar cell in this Embodiment, What is necessary is just a solar cell which has a texture in a light-receiving surface or a back surface. For example, it can be applied to a crystal type or thin film type solar cell.

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Abstract

　隣接する複数のテクスチャを有する太陽電池であって、複数のテクスチャは、頂点の曲率半径が隣接するテクスチャ間の谷の曲率半径より大きい第１のテクスチャを含む、太陽電池とする。

Description

太陽電池
　本発明は、太陽電池に関する。
　太陽電池における発電効率を高めるために、太陽電池の受光面に数μｍから数十μｍの凹凸を有するテクスチャを設ける技術が知られている。テクスチャを設けることによって、外部から受光面に入射する光の反射を低減できると共に、太陽電池内部への光閉じ込めの効果を高めることができる（特許文献１，２参照）。
特開２０１０－９３１９４号公報 特開２０１１－５１５８７２号公報
　アルカリ溶液を用いたシリコンの異方性エッチングにより形成されるテクスチャは、面角度が基板面に対して約５５°の四角錐である。このテクスチャの先端は他の物体が接触すると欠け易く、欠けた部分においてキャリアの再結合速度が大きくなり、発電効率が低下するおそれがある。例えば、太陽電池の製造工程においてテクスチャが形成された基板を搬送する際に搬送装置とテクスチャとが接触して先端部に欠けが生ずることがある。
　本発明は、隣接する複数のテクスチャを有する太陽電池であって、複数のテクスチャは、頂点の曲率半径が隣接するテクスチャ間の谷の曲率半径より大きい第１のテクスチャを含む、太陽電池である。
　本発明に係る太陽電池によれば、太陽電池の発電効率の低下を抑制することができる。
本発明の実施の形態における太陽電池の構造を示す平面図である。 本発明の実施の形態における太陽電池の構造を示す断面図である。 本発明の実施の形態におけるテクスチャの曲率半径を説明する図である。 本発明の実施の形態におけるテクスチャの構造を示す走査電子顕微鏡の観察写真である。 本発明の実施の形態におけるテクスチャの構造を示す走査電子顕微鏡の観察写真である。 本発明の実施の形態におけるテクスチャの構造を説明する断面図である。
　以下、本発明の実施形態を詳細に説明するが、本発明はこれに限定されない。また、実施形態において参照する図面は、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、現物と異なる場合がある。具体的な寸法比率等は、以下の説明を参酌して判断されるべきである。
　本実施の形態における太陽電池は、図１及び図２に示すように、光電変換部１０２及び集電極１０４を含んで構成される。
　図２は、図１のラインＡ－Ａに沿った断面図である。また、「受光面」とは光電変換部１０２の外部から光が主に入射する主面を示し、「裏面」とは受光面と反対側の主面を示す。例えば、光電変換部１０２に入射する太陽光のうち５０％超過～１００％が受光面側から入射する。
　光電変換部１０２は、ｐｎ或いはｐｉｎ接合等の半導体接合を有しており、例えば、単結晶シリコン又は多結晶シリコン等の結晶系半導体材料から構成されている。
　例えば、光電変換部１０２は、ｎ型結晶系シリコンの基板１０の受光面側にｉ型非晶質シリコン層１２、ｐ型非晶質シリコン層１４及び透明導電層１６を積層し、裏面側にｉ型非晶質シリコン層１８、ｎ型非晶質シリコン層２０及び導電層２２を積層して構成することができる。このような、構成を含む太陽電池は、ヘテロ接合型太陽電池と呼ばれるものであり、結晶系シリコンとｐ型非晶質シリコン層で形成されるｐｎ接合の間に真性（ｉ型）の非晶質シリコン層を介挿することによって変換効率を飛躍的に向上させたものである。なお、裏面側の導電層２２は透明であってもよく、また、透明でなくてもよい。また、光電変換部１０２は、シリコンには限られず、半導体材料であればよい。
　各層を積層する前に、基板１０の両面にテクスチャ１０ａ，１０ｂを形成しておくことが好適である。テクスチャ１０ａ，１０ｂは、表面反射を抑制して光電変換部１０２の光吸収量を増大させる表面凹凸構造である。
　例えば、水酸化ナトリウム（ＮａＯＨ）水溶液、水酸化カリウム（ＫＯＨ）水溶液、水酸化テトラメチルアンモニウム（ＴＭＡＨ）等のアルカリ水溶液を用いて基板１０の（１００）面を異方性エッチングすることにより形成できる。（１００）面を有する基板１０をアルカリ溶液に浸漬すると、（１１１）面に沿って異方性エッチングされ、基板１０の表面に略四角錐状の凸状部が多数形成される。例えば、エッチング液に含まれるアルカリ水溶液の濃度は、１．０重量％～７．５重量％であることが好ましい。
　テクスチャ１０ａ，１０ｂの形状、サイズはエッチングに用いる溶液の組成比・濃度、エッチングに掛ける時間、エッチング時の温度の条件により調整することができる。
　ｉ型非晶質シリコン層１２、ｐ型非晶質シリコン層１４、ｉ型非晶質シリコン層１８及びｎ型非晶質シリコン層２０は、ＰＥＣＶＤ（Ｐｌａｓｍａ　Ｅｎｈａｎｓｅｄ　Ｃｈｅｍｉｃａｌ　Ｖａｐｏｒ　Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ）、Ｃａｔ－ＣＶＤ（Ｃａｔａｌｙｔｉｃ　Ｃｈｅｍｉｃａｌ　Ｖａｐｏｒ　Ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎ）、スパッタリング法等により形成することができる。ＰＥＣＶＤは、ＲＦプラズマＣＶＤ法、周波数の高いＶＨＦプラズマＣＶＤ法、さらには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。
　ＣＶＤによるｉ型非晶質シリコン層１２，１８の成膜には、例えば、シラン（ＳｉＨ４）を水素（Ｈ２）で希釈した原料ガスを使用する。ｐ型非晶質シリコン層１４の場合は、シランにジボラン（Ｂ２Ｈ６）を添加し、水素（Ｈ２）で希釈した原料ガスを使用することができる。ｎ型非晶質シリコン層２０の場合は、シランにホスフィン（ＰＨ３）を添加し、水素（Ｈ２）で希釈した原料ガスを使用することができる。
　例えば、基板１０の受光面側に約５ｎｍの厚みを有するｉ型非晶質シリコン層１２を形成し、さらに約５ｎｍの厚みを有するｐ型非晶質シリコン層１４を形成する。また、基板１０の裏面側に約５ｎｍの厚みを有するｉ型非晶質シリコン層１８を形成し、さらに約２０ｎｍの厚みを有するｎ型非晶質シリコン層２０を形成する。なお、各層は十分に薄いので、各層の形状は基板１０のテクスチャ１０ａ、１０ｂの形状を反映している。具体的には、ｉ型非晶質シリコン層１２、ｐ型非晶質シリコン層１４は、基板１０のテクスチャ１０ａの形状を反映している。ｉ型非晶質シリコン層１８、ｎ型非晶質シリコン層２０は、基板１０のテクスチャ１０ｂの形状を反映している。
　透明導電層１６は、例えば、酸化インジウム、酸化亜鉛、酸化錫、酸化チタンなどの金属酸化物を少なくとも一つを含んで構成される。これらの金属酸化物に、錫、亜鉛、タングステン、アンチモン、チタン、セリウム、ガリウムなどのドーパントがドープされていてもよい。導電層２２は、透明導電層１６と同じ構成でもよく、異なる構成であってもよい。導電層２２として、Ａｇ、Ｃｕ、Ａｌ、Ｓｎ、Ｎｉなどの反射率の高い材料から構成された金属膜またはこれらの合金から構成された金属膜を用いてもよい。また、導電層２２は、透明導電膜と金属膜の積層構造であってもよい。これにより、受光面から入射した光が金属膜で反射し、発電効率を高めることができる。透明導電層１６，導電層２２は、蒸着法、ＣＶＤ法、スパッタリング法等の成膜方法により形成することができる。
　光電変換部１０２の受光面及び裏面には、発電された電力を外部に取り出すための集電極１０４が設けられる。集電極１０４は、フィンガー２４を含む。フィンガー２４は、光電変換部１０２で生成されたキャリアの収集用の電極である。フィンガー２４は、光電変換部１０２からできるだけ均等にキャリアを収集するために、例えば１００μｍ程度の幅を有する線形状とされ、２ｍｍおきに配置される。さらに、集電極１０４には、フィンガー２４を接続するバスバー２６を設けてもよい。バスバー２６は、複数のフィンガー２４で収集されたキャリアの集電用電極である。バスバー２６は、例えば１ｍｍの幅を有する線形状とされる。バスバー２６は、太陽電池１００同士を接続して太陽電池モジュールを形成するための接続部材が配置される方向に沿ってフィンガー２４と交差するように配置される。フィンガー２４及びバスバー２６の本数や面積は、太陽電池１００の面積や抵抗を考慮して適宜に設定される。なお、集電極１０４は、バスバー２６を設けない構成としてもよい。
　なお、太陽電池１００の受光面側に設けられる集電極１０４の設置面積は、裏面側に設けられる集電極１０４の設置面積よりも小さくすることが好ましい。すなわち、太陽電池１００の受光面側では、入射光を遮る面積をできるだけ小さくすることによって遮光ロスを低減することができる。一方、裏面側では入射光を考慮する必要がなく、フィンガー２４、バスバー２６の代りに太陽電池１００の裏面全面を覆うように集電極を設けてもよい。
　集電極１０４は、導電性ペーストを用いて形成することができる。導電性ペーストは、導電性フィラー、バインダ、溶剤等の添加剤を含有するものとすることができる。
　導電性フィラーは、集電極の電気伝導性を得ることを目的に混入される。導電性フィラーには、例えば、銀（Ａｇ）、銅（Ｃｕ）、ニッケル（Ｎｉ）等の金属粒子や、カーボンや、これらの混合物等の導電性の粒状物が用いられる。これらのうち、銀粒子を用いることがより好適である。フィラーとなる銀粒子は、サイズの異なるものを混合したり、表面に凹凸形状を設けたものを混合したりしてもよい。バインダは、熱硬化型樹脂であることが好ましい。バインダには、例えば、ポリエステル系樹脂等が適用される。また、導電性ペーストには、必要に応じてバインダに対応する硬化剤が含まれる。添加剤としては、溶剤の他に、レオロジー調整剤、可塑剤、分散剤、消泡剤等を含んでもよい。
　導電性ペーストは、スクリーン印刷法により受光面及び裏面に所定のパターンで塗布することができる。スクリーン印刷法は、オフコンタクト印刷であってもよいし、オンコンタクト印刷であってもよい。光電変換部１０２の受光面及び裏面に導電性ペーストを所定のパターンに塗布し、加熱硬化処理することによって集電極１０４を形成する。最終的な加熱硬化処理を行う前により低温の加熱処理を行ってもよい。
　本実施の形態では、テクスチャ１０ａ，１０ｂは、頂点の曲率半径が隣接するテクスチャ間の谷の曲率半径より大きいテクスチャを含むように形成されている。エッチング液は高温（例えば、８５℃）状態であれば、異方性エッチングの性質が大きく、低温（例えば、４０℃）状態であれば、等方性エッチングの性質が大きい。例えば、エッチング液を高温（例えば、８５℃）状態で基板１０にエッチングを行うと、基板１０に形成されるテクスチャ１０ａ、１０ｂは、頂点及び谷の両方が尖った略四角錐状の形状となる。その後、エッチング液を低温（例えば、４０℃）状態にして、基板１０に追加のエッチングを行うと、基板１０に形成されていたテクスチャ１０ａ、１０ｂの頂点が谷よりもエッチングされるため、頂点の曲率半径が隣接するテクスチャ間の谷の曲率半径より大きくすることができる。
　図３は、頂点Ｐの曲率半径ｒｐが隣接するテクスチャ間の谷Ｖの曲率半径ｒｖより大きいテクスチャの断面模式図を示す。頂点Ｐの曲率半径ｒｐが谷Ｖの曲率半径ｒｖよりも大きいテクスチャの数は、テクスチャ１０ａ，１０ｂの全頂点の数の５０％以上とすることが好ましい。
　なお、テクスチャ１０ａ，１０ｂの頂点Ｐの曲率半径ｒｐとは、図３に示すように、テクスチャを構成する四角錐の斜面の傾きが変化する点Ｘと頂点Ｐを含む円弧の半径をいう。また、テクスチャ１０ａ，１０ｂの谷Ｖの曲率半径ｒｖとは、図３に示すように、テクスチャを構成する四角錐の斜面の傾きが変化する点Ｘと谷Ｖを含む円弧の半径をいう。
　図４及び図５は、テクスチャ１０ａの走査電子顕微鏡（ＳＥＭ）による観察写真である。図４は、テクスチャ１０ａが形成された基板１０の広範囲の観察写真であり、図５は、拡大された範囲の観察写真である。なお、基板１０の裏面側にも受光面側に形成されたテクスチャ１０ａと同様の形状を有するテクスチャ１０ｂを形成することができる。
　図６は、ＳＥＭ観察写真にみられる典型的なテクスチャ１０ａの断面模式図を示す。図５にも示されているように、テクスチャ１０ａの谷Ｖは、それぞれ四角錐形状を有する複数のテクスチャ１０ａの斜面同士が重なり合った線で形成されている。一方、多くのテクスチャ１０ａにおいて、その頂点Ｐは谷Ｖよりも丸みを帯びた形状を有している。すなわち、本実施の形態では、少なくとも半分のテクスチャ１０ａにおいてその頂点Ｐの曲率半径は谷Ｖの曲率半径より大きい。
　テクスチャ１０ａ，１０ｂの頂点Ｐ及び谷Ｖの曲率の大小関係は、ＳＥＭ断面観察写真により測定することができる。具体的には、１０００倍程度の倍率で測定されたＳＥＭ断面観察写真において、テクスチャ１０ａ，１０ｂの互いに隣り合う頂点Ｐ及び谷Ｖの曲率を比較することにより測定する。
　このように、テクスチャ１０ａ，１０ｂの頂点Ｐの曲率半径を谷Ｖの曲率半径より大きくすることによって、テクスチャ１０ａ，１０ｂの頂点Ｐに他の物体が接触したとしても曲率が大きいことによって先端に圧力が集中し難くなる。これにより、テクスチャ１０ａ，１０ｂの先端の欠けの発生を抑制することができ、欠けを要因とするキャリアの再結合も抑制することができる。また、頂点Ｐの曲率が大きいことにより、太陽電池に入射した光がテクスチャ頂点で反射してしまうことを抑制することができ、太陽電池の特性を向上させることができる。
　なお、本発明の適用範囲は、本実施の形態における太陽電池に限定されるものではなく、受光面又は裏面にテクスチャを有する太陽電池であればよい。例えば、結晶型や薄膜型の太陽電池に適用することができる。

Claims (4)

  1. 　隣接する複数のテクスチャを有する太陽電池であって、
    　前記複数のテクスチャは、頂点の曲率半径が隣接するテクスチャ間の谷の曲率半径より大きい第１のテクスチャを含む、太陽電池。
  2. 　前記第１のテクスチャは、谷から頂点に向かって傾きが小さくなるように折れ曲がる、請求項１に記載の太陽電池。
  3. 　前記第１のテクスチャの頂点の数は、前記複数のテクスチャの全頂点の数の５０％以上である、請求項１に記載の太陽電池。
  4. 　テクスチャを有する半導体基板と、
    　前記半導体基板の表面上に形成された非晶質シリコン層と、
    　前記非晶質シリコン層上に形成された透明導電層と、
    を備えた、請求項１に記載の太陽電池。
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