1、晶硅太陽能電池與微電子之間的技術交流光伏與微電子何處可以再相遇為了在未來十年實現與主流市場的電網同價，PV產業必須系統地降低其制造成本。目前，晶硅太陽能電池主宰著PV市場（市場份額的85%以上），預期這種情況將至少在未來十年持續。2011年已經宣布晶硅太陽能電池的工業生產成本達到1美元/Wp。從組件制造流程中材料成本的巨大影響看，不斷提高電池效率是得到低成本的主要途徑。為了進一步降低美元/Wp成本，最終達到0.5美元/Wp的水平，現有的Si基微（納米）電子方面的知識及設備基礎仍是實現高效率晶硅太陽能電池的靈感源泉，盡管二種情況下的成本驅動因素本質上是不同的：微電子是減少成本/功能比，而光伏是成

2、本/Wp比。為了實現雄心勃勃的上述目標，比較仔細地審視微電子領域可提供的工藝及分析工具箱如何能用來有助于基于晶硅的光伏器件的進一步開發。本文介紹了在IMEC正在跟蹤研究的一些方法，把微電子和微系統范圍廣泛的納米技術工具箱用于晶硅太陽能電池。公認的晶硅太陽能電池路線圖現今的主流制造方法是在約180m厚的晶體Si硅片上加工太陽能電池，在正面有Ag金屬柵，背面完全覆蓋Al-BSF。由于金屬化（漿料、絲網）方面的進步，工業生產中似乎能達到18.5-19%的效率。下一步，我們希望像PERC和PERL這種局部接觸電池(locally contacted cell)概念進入市場。這些是現在正面接觸電池生產線

3、的合理延伸，有可能使工業生產的電池效率20%，硅片厚度降至120m。現在按路線圖前行（如SEMI-PV Group中推出）的實踐證實如下看法，2020年電池片厚度將減少到從他們的路線圖文件取得的圖1示出的值。背接觸（BC）電池在效率（沒有陰影）和工藝集成（二電極均在同一面也有利于薄電池集成到組件中）方面具有很多固有的優點。SunPower公司的結果證明這種方法有高效率的潛力，效率高達24.2%。一旦薄硅片加工成為工業標準，BC電池就可能取代正面電池的市場份額。按SEMI-PV Group路線圖前行的實踐引出如下結論：到2020年，BC電池可能達到40-50%市場份額。我們內部的路線圖設想，PV

4、產業將逐步進入厚度薄至80m，甚至可能更薄至40m的背接觸太陽能電池。這樣的薄電池只能通過在i-module概念中提出的組件級加工進行處理，其中，電池與組件的加工最終將融合起來。圖2是IMEC的高水平晶硅太陽能電池路線圖。為了應對這些挑戰，現在可看到微電子半導體加工技術大量涌入PV，這同時順應了人力資本大量涌入PV部門的趨勢。很明顯，晶硅太陽能電池制造過去已經從微電子方面現有的關于材料、工藝技術、加工設備、器件物理和的特性描述等方面的知識基礎受益匪淺。對于未來十年期待的發展，這種情況也許是不會改變的。像注入、選擇性外延、Cu接觸等技術可能開辟其在晶硅太陽能電池制造中的使用途徑，從而實現圖3示意

5、圖指出的PERL和IBC電池。晶體硅太陽能電池結構中微電子技術工具箱的使用注入最終的電池性能意味著最佳的摻雜剖面尺寸控制。具有極好面積均勻性和批次-批次重復性的離子注入，給高電阻率發射極或用擴散難以達到的摻雜剖面提供了可能的擴散方法。基于P-注入的120/square硅片-硅片間重復性是1.4%（1），而硅片內的不均勻性低至0.6%（1）。B注入避免了與B擴散和去除B-氧化物有關的難點。與硬掩膜結合也能使工藝步驟數顯著減少，實現PERL和IBC電池概念中的局部摻雜區。對于IBC-電池的發射極和正面場，劑量能保持在1015cm-2以下，而對于背場，劑量明顯高于1015cm-2，這要求注入損傷退火

6、調整。有文獻報道，采用對P-發射極注入獲得了高達18.8%的效率。目前，我們在基于絲網印刷的接觸與局部Al-BSF的節省成本的太陽能電池工藝中采用P-注入。此工藝流程得到了效率為18.8%的125125mm2電池。圖4的RTA活化步驟在常規的燒結爐中進行。注入區的TEM分析清楚揭示，退火后沒有與注入有關的缺陷，然而，Joe測量結果給出了有些與直覺相反的結果，較高的劑量對退火行為反而有利。這也許與被注入發射極在氮化物燒結后的情況下發射極中的H濃度較高的有關。Al2O3的原子層淀積在尋求尺寸縮小的晶體管中實現低柵極漏電流所必需的高-k介質過程中，過去對AL2O3做了廣泛的研究。盡管在Si-AL2O

7、3界面處的界面陷阱密度低，但由于其對MOS器件閾值電壓的影響，此材料中存在的高負電荷對尺寸縮小的晶體管來說是一個問題。可是，在光伏器件中使用卻非常有意思，此時，負電荷在p-型襯底中引起了高積累表面，或在n-型襯底中引起了高反轉面。結果，在n-型及p型襯底上測出的表面復合速度非常低，B-及P-發射極上的的發射極飽和電流密度也低。因此，AL2O3層在效率達23%的高效晶硅太陽能電池中得到證明是毫不奇怪的。當前的挑戰是在太陽能電池工業生產流程中引入這些薄層。這里有二個因素是至關重要的：具有抗燒結AL2O3層和避免熱處理起泡。起泡是較厚AL2O3層部分疊合脫離引起的，是在臨界溫度以上熱處理時AL2O3

8、層中氣體解吸附引起的：AL2O3層成為氣體的阻擋層，形成氣泡。數量級為10nm的較薄層及避免無法控制的氫釋放的工藝步驟對于避免負側效應是非常重要的。進行這些測定時，其結果表明，基于由氧化物/氮化物組成的背面介質堆疊的大面積局部Al-BSF電池的行為與AL2O3/氮化物堆疊類似，而且效率稍高于19%。電流水平有小損失，可能是因為背面反射率比較低，如IQE-分析指出的。但是，具有AL2O3/氮化物堆疊的電池與注入水平無關，仍有低水平照明時的優點。很明顯，挑戰在于AL2O3淀積系統的尺寸加大。淀積方法或是基于等離子淀積（PECVD），或是基于原子層淀積（ALD）。后者能控制到亞納米，可能有較高的化學

9、產額，因為在原理上淀積限于吸附表面。可是，在批次系統中，ALD的淀積速度極低。因此人們希望設備廠商注意新的解決方法（空間ALD對時間ALD）以應付PV 所要求的擁有成本。這使淀積速度比批次型系統高一個數量級。此外，在空間ALD設備中專用的硅片傳送機構與薄晶硅片是兼容的。用Cu替代AgSEMI-PV Group發布的路線圖中，Ag/Wp的量是減少的，影響總成本中的Ag成本。同時，為確保晶硅太陽能電池生產的長期可持續性要求，減少或最后完全避免使用Ag。Ag的使用會排除遠高于100GWp/year的生產水平。替代Ag的代用金屬是Al或Cu，后者的優點是電阻率比較低。微電子部門中，先進CMOS內用Cu

10、替代Al發生在2000年左右。這種替代之所以能實現是因為采用了ALD與阻擋層技術，避免了Cu與Si之間的直接接觸，這種直接接觸會導致在中等溫度下Cu快速內擴散造成結的破壞。這些阻擋層是基于像Ti或Ta這樣的元素金屬、氮化物（TaN等）或硅化物。其他可能的問題是錯異電鍍、可靠性問題和腐蝕。IMEC將Cu接觸引入太陽能電池的方法是基于在介質鈍化層中綜合激光燒蝕開窗口、接著是阻擋層物理氣相淀積（PVD）或無電鍍復（e-less plating）。此流程中采用如Ti、Ta、TaN和NiSi2的阻擋層，在大面積太陽能電池上得到19-20%的轉換效率。事實是正面的金屬柵還沒有調整得適應發射極方塊電阻120

11、/square的情況，這肯定為達到分析模型及仿真所證明的20.5%效率開辟了道路。清洗對于下一代晶硅太陽能電池，清洗是一個被低估的方面。若要獲得20%的效率，要求維持高的本體壽命。光伏制造中現在的清洗程序已完全不適應了。從金屬污染看，高壽命加工將要求完全不一樣的清洗和處理方法。很明顯，微電子中的寶貴知識庫可以被利用，然而必須認識到，對于潛在效率21%的晶硅太陽能電池，在被清洗表面的允許污染程度最終將比CMOS加工中典型的清洗表面低。對于后者，1010cm-2這種較低水平的金屬污染是可以接受的，但對于晶硅太陽能電池則可能必須低一個數量級。就清洗和干燥的成本-效益，以及關于在非鏡面拋光或甚至于絨化的Si表面測量如此低水平金屬污染來說，這顯然是一個嚴峻的挑戰。這允許我們通過用Marangoni干燥機進行合適