A review of concentrator silicon solar cells

---

A review of concentrator silicon solar cells
Yupeng Xing
a
,
n
, Peide Han
b
, Shuai Wang
b
, Peng Liang
b
, Shishu Lou
b
, Yuanbo Zhang
b
,
Shaoxu Hu
b
, Huishi Zhu
b
, Chunhua Zhao
b
, Yanhong Mi
b
a
Tianjin Key Laboratory of Film Electronic and Communication Devices, School of Electronics Information Engineering, Tianjin University of Technology,
Tianjin 300384, China
b
State Key Lab on Integrated Optoelectronics, Institute of Semiconductors, Chinese Academy of Sciences, Beijing 100083, China
a r t i c l e i n f o
Article history:
Received 27 November 2013
Received in revised form
1 July 2015
Accepted 8 July 2015
Available online 4 August 2015
Keywords:
Concentrator
Silicon solar cell
Series resistance
Device structure
Ef
fi
ciency
Concentration ratio
a b s t r a c t
The problems of worldwide energy shortage and environment pollution are becoming more and more serious,
thus lots of attention has been paid to renewable and sustainable energy. The development of photovoltaic
technology was rapid in recent years as one of the promising renewable energy, the worldwide total amount of
photovoltaic power plants had reached nearly 100 GW in 2012, and about 90% of the worldwide solar cells are
crystalline silicon solar cells. But there is still a large gap between the electricity costs of photovoltaic and
traditional fossil energy, lots of methods have been tried to decrease the costs. The ef
fi
ciency of the cell could
be increased by concentration, and parts of the solar cells are replaced by cheaper optical elements in
concentration photovoltaic, thus the costs of photovoltaic could be decreased by concentration. The traditional
solar cells used for concentration were III
–
V multi-junction solar cells, their costs were high although they had
high ef
fi
ciency, thus people tried to use cheaper silicon solar cells for concentration to decrease the costs
further. In this work, six kinds of silicon solar cells with different structures used for concentration were
summarized; the device structures, manufacturing processes and ef
fi
ciencies of the cells were compared. The
prospects of concentrator silicon solar cells were predicted, the Si HIT cell using back contact structure, the
multi-junction cell containing Si back contact cell and the Si VMJ cell used with Ge and GaP VMJ cells were
considered to have good potential in low, middle, high and very high concentration photovoltaic.
&
2015 Elsevier Ltd. All rights reserved.
Contents
1.
Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1698
2.
Concentration systems using silicon solar cells . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1698
3.
Requirements for concentrator silicon solar cell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1699
4.
Concentrator silicon solar cells with different structures . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1699
4.1.
Front and back contact cell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1699
4.2.
Back contact cell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1702
4.3.
Vertical junction cell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1702
4.4.
Micro cell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1703
4.5.
Silicon-based hetero-junction and thin
fi
lm cells . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1704
4.6.
Silicon-based multi-junction cell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1705
5.
Summarization and prediction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1706
6.
Conclusion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1706
Acknowledgments . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1706
References . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1706
Contents lists available at
ScienceDirect
journal homepage:
www.elsevier.com/locate/rser
Renewable and Sustainable Energy Reviews
http://dx.doi.org/10.1016/j.rser.2015.07.035
1364-0321/
&
2015 Elsevier Ltd. All rights reserved.
n
Corresponding author. Tel.:
þ
86 22 6021 4221.
E-mail address:
[e-mail]
(Y. Xing).
Renewable and Sustainable Energy Reviews 51 (2015) 1697
–
1708

---

1. Introduction
The problems of worldwide energy shortage and environ-
ment pollution are becoming more and more serious, thus lots
of attention has been paid to renewable and sustainable energy.
According to the statistics made by International Energy Agency
(IEA), 13.6% of global energy came from renewable and sustain-
able energy in 2012 (hydro was 2.4%, biofuel and waste were
10%, others including geothermal, heat, solar and wind were
1.1%), and the data was 12.4% in 1973
[1]
, the increase mainly
came from the increase of geothermal, heat, solar and wind
energy, the emission of global carbon dioxide did not increase in
2014 because of the increase of renewable and sustainable
energy, which was the
fi
rst time in recent years
[2]
. Although
Solar Energy only occupies a small proportion in current renew-
able and sustainable energy, its development was rapid in
recent years
[3
–
5]
, photovoltaic (PV) technology can convert
the sunlight into DC (direct current) electricity directly, solar
cells could be used in off-grid and grid electric power systems,
the size and number of solar cells and modules could be chosen
according to the electric power demand of the systems easily,
thus PV technology was used more conveniently than other
kinds of renewable and sustainable energy
[6]
. The scale of
worldwide PV industry is becoming larger and larger
[7,8]
, the
worldwide total production of solar cells and modules had
reached 38.5 GW in 2012, the worldwide total cumulative
amount of PV power plants had reached nearly 100 GW in
2012
[9]
, the total production of solar cell modules was about
24 GW in China in 2013 and the total amount of PV power plants
was about 7.9 GW in China in 2012
[10]
, it was estimated that
the worldwide electricity generated by solar cells will reach
280 TW h in 2030
[4,11]
. There are many kinds of solar cells, and
about 90% of the worldwide solar cells are crystalline silicon
solar cells, which are made of monocrystalline and multicrystal-
line silicon wafers
[3]
, others include III
–
V, thin
fi
lm, dye-
sensitized, organic solar cells, and so on
[6]
. The crystalline
silicon solar cell has many advantages compared to other kinds
of solar cells; it has non-toxic, high stability, relative low costs
and high ef
fi
ciency. The manufacturing costs of crystalline
silicon solar cell modules have been far below US$ 1/W now
[12]
, the lowest costs of a Kilowatt hour generated by PV have
been decreased to 9 Eurocents in Germany, it will be decreased
to that of the electricity generated by coil and natural gas in
abundant sunshine region in 2025 according to the report made
by Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems, and PV will be
the cheapest electricity technology
[13]
. Lots of methods have
been tried to decrease the costs of PV further
[14]
, an effective
method is to increase the ef
fi
ciency of solar cell to increase its
output power, the ef
fi
ciency of the commercial P-type crystal-
line silicon solar cell has reached 20.3%
[15]
. The ef
fi
ciencies of
all kinds of cells have been increased by many companies and
institutes for several years, the highest ef
fi
ciencies of III
–
V, CIGS
(Cu(In,Ga)(S,Se)) and silicon solar cells were all got under
concentration, the highest ef
fi
ciency of III
–
V cell was 46% under
508 suns
[16]
, which was the highest ef
fi
ciency among all kinds
of cells
[17]
, the highest ef
fi
ciency of CIGS cell was 23.3% under
15 suns
[18]
, and the highest ef
fi
ciency of silicon cell was 27.6%
under 92 suns
[17,19]
, because the open circuit voltage of solar
cell increases with concentration ratio logarithmically, the
ef
fi
ciency of solar cell will increase with concentration ratio
when it was smaller than a certain value
[20]
. The solar cells
which are the most expensive parts of PV system were replaced
by much cheaper optical elements when using concentration
technology, thus the costs could be decreased further, and the
concentrator solar cell was considered to be one of the third
generation solar cells
[21]
. More than 100 MW concentration
photovoltaic (CPV) systems have been built around the world
[22]
, and most of the systems used the III
–
V multi-junction solar
cells based on Ge or GaAs substrates. However, the costs of Ge
and GaAs substrates were high, the costs of CPV systems were
about US$ 3/W in 2012
[23]
, it is still higher than that of silicon
PV systems now. So people try to use silicon solar cells which
were much cheaper in CPV systems, and the concentration ratio
can be set either high
[24]
or low
[25]
corresponding to the
structure of the cell.
Schwartz et al.
[26
–
28]
and Blakers
[29]
had ever given reviews
on silicon solar cells used for concentration in 1970s, 1980s and
2000s, but there was lots of progress in recent years, thus we gave
a latest review in this work. The purpose of this work was to
compare different kinds of concentrator silicon solar cells and to
give the most promising cells. The following content will be
discussed in this work: the concentration systems using silicon
solar cells were reviewed simply in the
fi
rst part; the basic
requirements for concentrator silicon solar cell to realize high
ef
fi
ciency were discussed simply in the second part; six kinds of
silicon solar cells with different structures used for concentration
were summarized, the device structures, manufacturing processes
and ef
fi
ciencies of the cells were compared in the third part; the
prospects of concentrator silicon solar cells were predicted in the
last part.
2. Concentration systems using silicon solar cells
The concentration systems could be divided into low (1
–
10
suns), middle (10
–
100 suns), high (100
–
1000 suns), and very high
(larger than 1000 suns) concentration systems according to their
concentration ratio
[30]
, the dif
fi
culties in tracking and cooling
increase with concentration ratio, the silicon solar cells could be
used in above four kinds of concentration systems. The concentra-
tion could be realized by using optical elements such as re
fl
ectors
and Fresnel lens, the incident light could be concentrated to the
cell by re
fl
ection and transmission
[31]
, as shown in
Figs. 1 and 2
,
which were drew by Tsai and Zhuang et al.
[32,33]
. The down-
converter materials also could be used to concentrate the incident
light to the cell, the incident light was absorbed by the down-
converter materials
fi
rst, and then the light with longer wave-
length whose photon energy was close to the bandgap of silicon
was emitted by the downconverter materials to the cell. The
downconverter materials were always made into waveguides to
guide the light to the cells and they were always called lumines-
cent concentrator, the cells could be placed at the top, bottom or
edge of the waveguides, as shown in
Figs. 3 and 4
, the systems
were made by Yoon and Zhang et al.
[34,35]
, the light intensity
reaching the cell was always larger than 1000 W/cm
2
(1 sun)
[35,36]
. Using the downconverter materials to realize concentra-
tion could decrease the demand of tracking, because the effect of
non-uniform illumination on the luminescent concentrator was
little compared to above optical elements
[34,35]
. But the ef
fi
-
ciency of the luminescent concentrator system was still low
compared to traditional optical concentrator system, the highest
ef
fi
ciency was just 7.1% under 2.5 suns using GaAs cells
[17,37]
. The
upconverter materials could be placed at the bottom of the bifacial
illuminated cell under concentration, these materials can absorb
the light which could not be absorbed by silicon and emit the light
with shorter wavelength which could be absorbed by silicon to the
back surface of the cell
[38,39]
. Above optical concentrator and
luminescent concentrator elements could be used together,
Arnaoutakis et al. added compound parabolic concentrator to the
upconverter materials which was placed at the bottom of the cell,
it increased the ef
fi
ciency of the cell from 0.123% to 0.163% under
0.024 W/cm
2
illumination of 1523 nm light
[38]
.
Y. Xing et al. / Renewable and Sustainable Energy Reviews 51 (2015) 1697
–
1708
1698

---

3. Requirements for concentrator silicon solar cell
Similar to the common solar cells used for non-concentration,
the concentrator silicon solar cell also must have high ef
fi
ciency to
decrease the costs, thus it must meet the following
fi
ve require-
ments
[29]
:
1. Best substrates with high minority carrier lifetime;
2. Best edge, front surface and back surface passivation;
3. Best design of substrate and emitter dopants to minimize the
electrical losses caused by series resistance and recombination;
4. Best design of front surface antire
fl
ection layer and light
trapping in the cell;
5. Best design of metal electrode structure to minimize the optical
and electrical losses caused by metal electrodes.
Above
fi
rst to fourth requirements were very similar to those
for common silicon solar cells, and lots of works have been done
[40]
, thus these will not be discussed in detail in this work. The
fi
fth requirement was very important for the concentrator solar
cell, because its current increases with concentration ratio linearly,
the power losses caused by series resistance are equal to the
square of current multiplied by series resistance, it will increase
with concentration ratio quadratically, and the ef
fi
ciency losses
caused by series resistance will increase with concentration ratio
linearly assuming that the series resistance is constant. Thus, the
series resistance of the concentrator silicon solar cell must be
made lower than that of common silicon solar cells to decrease the
power losses under concentration to keep the high ef
fi
ciency, and
the series resistance could be decreased by changing the structure
of the cell.
4. Concentrator silicon solar cells with different structures
Six kinds of silicon solar cells used for concentration will be
discussed below: front and back contact cell, back contact cell,
vertical junction cell, micro cell, silicon based hetero-junction cell
and silicon based multi-junction cell. These cells are mainly made
of CZ (Czochralski) and FZ (Float Zone) monocrystalline silicon
wafers, multicrystalline silicon wafers and silicon based thin
fi
lm
materials are rarely used because of their low minority carrier
lifetime and light-induced recession under concentration.
4.1. Front and back contact cell
The front and back contact cell, which also could be called
bifacial contact cell, is the most basic structure of silicon solar cell,
the structure of the bifacial contact cell made by Paternoster et al.
is shown in
Fig. 5 [41]
. The front surface of the cell is usually
consisted of upright or inverted pyramids in the order of micro-
meters and coated with passivation and antire
fl
ection layers to
decrease light re
fl
ection,
fi
nger metal electrode is made on the
front surface, the emitter is made below the front surface, the back
Fig. 3.
The schematics of the solar cells placed at the top of the waveguide made of downconverter material to realize concentration, the system was made by Yoon et al.
[34]
.
Reprinted by permission from Macmillan Publishers Ltd.: [NATURE COMMUNICATIONS] (Yoon J, Li LF, Semichaevsky AV, Ryu JH, Johnson HT, Nuzzo RG, et al. Flexible
concentrator photovoltaics based on microscale silicon solar cells embedded in luminescent waveguides. Nat Commun. 2011;2; 343), copyright (2011) at
http://www.nature.
com/ncomms/index.html
.
Fig. 1.
The schematic of re
fl
ector concentrator drawn by Tsai et al.
[32]
.
Reprinted from Solar Energy, 115, Tsai CY, Improved irradiance distribution on high
concentration solar cell using free-form concentrator, 694
–
707, Copyright (2015),
with permission from Elsevier.
Fig. 2.
The schematic of Fresnel lens concentrator drew by Zhuang et al.
[33]
.
Reprinted from Optics and Laser Technology, 60, Zhenfeng Z, Feihong Y, Optimiza-
tion design of hybrid Fresnel-based concentrator for generating uniformity irra-
diance with the broad solar spectrum, 27
–
33, Copyright (2014), with permission
from Elsevier.
Y. Xing et al. / Renewable and Sustainable Energy Reviews 51 (2015) 1697
–
1708
1699

---

surface
fi
eld (BSF) is always made above the back surface, and the
back surface is covered by metal electrode wholly. The PERL
(passivated emitter rear locally diffused) silicon solar cell made
by Zhao et al. based on this structure had ever maintained the
highest ef
fi
ciency of silicon solar cells for 15 years
[42]
. A balance
between the electrical and optical losses caused by front metal
grids must be made
[43]
, the series resistance must be made low
to decrease the electrical losses as mentioned above, thus the grids
must be made wide and thick. However, the shading losses of grids
increase with width, thus people tried to re
fl
ect the light illumi-
nated on the grids into the cell by shaping the grids in special
structures
[27]
. Green et al. made grooves on the front surface of
the cell by etching and made the direction of grids oblique to that
of grooves, the ef
fi
ciency of the cell was 25% under 50
–
100 suns
[44]
, Cuevas et al. made triangular ridges on front surface by
etching and made grids on the ridges, the ef
fi
ciency was 26%
under 88 suns
[45]
. Zhao et al. added prismatic covers to the front
surface of the cell to re
fl
ect the light re
fl
ected by grids to the cell,
the ef
fi
ciency was 25% under 200 suns
[46]
, Chiang et al. made a
module using these cells, its ef
fi
ciency was 20.5% under 79 suns
[47]
, which was the highest ef
fi
ciency of silicon solar cell modules
under concentration
[17]
.
Above cells had high ef
fi
ciency, but their manufacturing pro-
cesses were complex, people tried to simplify the process to
decrease the costs. Ruby et al. decreased the steps of photolitho-
graphy to three to make the cell; the ef
fi
ciency was 22.6% under 40
suns and 22.3% under 100 suns
[48]
. Paternoster et al. also used
three steps of photolithography to make the cell; the structure of
the cell is shown in
Fig. 5 [41]
, they made four bus-bars
surrounding the active region of the cell instead of common two
bus-bars to reduce the series resistance, the ef
fi
ciency was 22.1%
under 80 suns and higher than 18% under 300 suns. They found
that the short circuit current of the cell increased with concentra-
tion ratio super-linearly, and the excess was about 8% under 300
suns, the reason was that the diffusion length of photo-generated
carriers increased under concentration. Ruby et al. and Paternoster
et al. used one step of photolithography to de
fi
ne the active region
of the cell, and used two steps to de
fi
ne the structure of front
metal grids, they made T-shaped grids to decrease metal contact
area to decrease surface recombination
[41]
. Morvillo et al. used
two steps of photolithography to make the cell, they also made
four bus-bars; the ef
fi
ciency was 22% under 100 suns and more
than 20% under 200 suns
[49]
. Castro et al. made pilot production
of the cells, they also used two steps of photolithography, the
highest ef
fi
ciency was 21% under 100 suns and nearly 20% under
250 suns, Morvillo et al. and Castro et al. used one step of
photolithography to de
fi
ne the active region and another step to
shape the front metal grids
[50]
.
Above cells were made by the CMOS-like semiconductor
manufacturing process, the front metal grids were made by
photolithography, metal evaporation and lift-off processes, the
costs were high even the steps of photolithography were
decreased to two, thus people tried to use cheaper process to
make the grids. Wenham et al. made the laser grooved buried
contact (LGBC) cell
[51]
, the trenches were grooved by laser on the
front surface of wafer
fi
rst, and the grids were made in the
trenches by plating, this process was much cheaper, the structure
of the LGBC cell made by Vivar and the researchers from BP Solar
company is shown in
Fig. 6 [52]
. The grids could be made narrow
and high by this process, thus the electrical and optical losses
could be made small at the same time. Zhang et al. redesigned the
trench structure and made the grids
fi
lled in the bottom of the
trenches, thus part of the light illuminated on the grids was
re
fl
ected into the cell and the shading loss was decreased further,
the ef
fi
ciency of the cell was in the range of 21
–
22% under 20 suns
[53]
. Most of above cells were made using FZ wafers in labora-
tories or pilot production lines, the BP Solar company started to
make the LGBC cells in industrial production line using CZ wafers
Fig. 5.
The structure of the bifacial contact cell made by Paternoster et al.
[41]
.
Reprinted from Solar Energy Materials and Solar Cells, 134, Paternoster G, Zanuccoli
M, Bellutti P, Ferrario L, Ficorella F, Fiegna C, Magnone P, Mattedi F, Sangiorgi E,
Fabrication, characterization and modeling of a silicon solar cell optimized for
concentrated photovoltaic applications, 407
–
416, Copyright (2015), with permis-
sion from Elsevier.
Fig. 4.
The schematics of the solar cells placed at the edge (a) and bottom (b) of the waveguide made of downconverter material to realize concentration, the systems were
made by Zhang et al.
[35]
.
Reprinted from Solar Energy, 117, Zhang J, Wang M, Zhang Y, He H, Xie W, Yang M, Ding J,Bao J, Sun S, Gao C, Optimization of large-size glass laminated luminescent solar
concentrators, 260
–
267, Copyright (2015), with permission from Elsevier.
Y. Xing et al. / Renewable and Sustainable Energy Reviews 51 (2015) 1697
–
1708
1700

---

in 1993, the cells were used in the EUCLIDES project, and the costs
decreased signi
fi
cantly
[52]
, the highest ef
fi
ciency was 20.1%
under 10 suns, 19.8% under 20 suns and 18% under 40 suns
[54]
.
The BP Solar company had been producing the LGBC cells for
several years, Vivar and the researchers from BP Solar company
increased the ef
fi
ciency to about 20.2% under 25 suns
[52]
. The
national renewable energy center (NREC) of British also made
LGBC cells in industrial production line using CZ wafers, the front
dicing technique was used to decrease the edge recombination,
the highest ef
fi
ciency was 20.4% under 26 suns, 19.4% under 50
suns and about 18.9% under 100 suns, the cells were used in the
European LAB2LINE, APOLLON and ASPIS projects
[55]
.
People tried to use common industrial crystalline silicon solar
cell manufacturing process to make the concentrator silicon solar
cells to decrease the costs further, screen-printing technology was
used to make the front metal grids, the common solar grade
multicrystalline and monocrystalline silicon wafers were used. The
structure of the cell was similar to that of the common industrial
crystalline silicon solar cell, but its size was made much smaller to
decrease its operating current and to suit the concentrator. Coello
et al. made the cells using industrial crystalline silicon solar cell
manufacturing process, they used plating technology to increase
the density and thickness of grids to decrease the series resistance,
the ef
fi
ciency was close to 14% under 15 suns
[56]
, Fellmeth et al.
made the cells with ef
fi
ciencies of 20.4% under 15 suns and 19.1%
under 50 suns
[57]
. Chen et al. also made the cells, they decreased
the width of grids to 50
μ
m by using new screen printing
technology, the ef
fi
ciency was 20% under 3
–
16 suns
[58]
, they
predicted that the ef
fi
ciency would be larger than 21% after using
PERC (passivated emitter rear contact ) structure, which used a
back passivation layer with local BSF and metal contact
[15,59]
, the
structure of the PERC cell is shown in
Fig. 7
, but extra efforts must
be made to decrease the added series resistance caused by local
metal contact. Yadav et al. used the common commercially
monocrystalline and multicrystalline silicon solar cells made by
an Indian company for concentration, they did electro-analytical
research to the DC and AC (alternating current) characterizations
of the cells using impedance spectroscopy technology, they found
that the ef
fi
ciency of the monocrystalline silicon solar cell
increased from 13.2% under 1 sun to 16.3% under 10.227 suns
[60]
, and the ef
fi
ciency of multicrystalline silicon solar cell
increased from 14% under 1 sun to 14.8% under 3.27 suns
[61]
.
Varieras et al. made a concentration module of 3 suns using the
commercial crystalline silicon solar cells and related module
manufacturing process; they just used the patterned glasses to
cover the cells which were made strips instead of common glasses
[62]
. Slooff et al. placed a commercial multicrystalline silicon solar
cell to the edge of downconverter materials, the short circuit
current and maximum output power of the cell increased about
1.7 times
[37]
, Zhang placed a commercial monocrystalline silicon
solar cell to the bottom of downconverter materials, the maximum
output power increased about 1.38 times
[35]
.
The back surface of above cells was covered by metal electrode
fully, and the light could only illuminate into the cell through front
surface. In fact, the back electrode also could be made
fi
nger shape
just like the front metal grids, and the light could also illuminate
into the cell through back surface, this cell was called bifacial
illuminated cell. Rüdiger et al. made the bifacial illuminated cell
using the CMOS-like semiconductor manufacturing process based
on N-type wafer, the upconverter materials were placed to the
bottom of the cell
[63]
. The structure of the cell is shown in
Fig. 8
,
local contact structure was used, the front and back surfaces of the
cell were made planar, the front and back antire
fl
ection layers
were optimized to transmit the sub-bandgap photons to the
bottom upconverter materials and to decrease the back surface
re
fl
ection of the light emitted by upconverter materials around
980 nm
[63]
. Fischer et al. placed BaY
2
F
8
and NaYF
4
upconverter
materials to the bottom of the bifacial illuminated cell under
concentration, these materials absorbed the light around 1500 nm
and emitted the light around 980 nm, the short circuit current of
the cell increased 17.2
7
3.0 mA/cm
2
under 94
7
17 suns using
BaY
2
F
8
upconverter materials
[64]
, and it increased 13.1 mA/cm
2
under 210 suns using NaYF
4
upconverter materials
[39]
.
Fig. 7.
The structure of the PERC cell.
Fig. 8.
The structures of the bifacial illuminated cells made by Rüdiger et al.
[63]
.
Reprinted from Solar Energy Materials and Solar Cells, 128, Rüdiger M, Fischer S, Frank J, Ivaturi A, Richards BS, Kramer KW, Hermle M, Goldschmidt JC, Bifacial n-type silicon
solar cells for upconversion applications, 57
–
68, Copyright (2014), with permission from Elsevier.
Fig. 6.
The structure of laser grooved buried contact cell made by Vivar et al.
[52]
.
Reprinted from Solar Energy Materials and Solar Cells, 94, Vivar M, Morilla C, Anton
I, Fernandez JM, Sala G, Laser grooved buried contact cells optimised for linear
concentration systems, 187
–
193, Copyright (2010), with permission from Elsevier.
Y. Xing et al. / Renewable and Sustainable Energy Reviews 51 (2015) 1697
–
1708
1701

---

Above cells were made by CMOS-like semiconductor process or
industrial crystalline silicon solar cell manufacturing process, the
PN junctions of above cells were mainly made by diffusion, the
front surface was covered by passivation and antire
fl
ection layer,
and the grids were made by evaporation, plating or screen printing
technology. Untila et al. made a bifacial illuminated cell using an
innovative method, three changes were made: (1) the emitter and
BSF were made by spinning on boron and phosphorus silicate
glasses on the two surfaces of wafers
fi
rst and then annealed,
(2) transparent conducting oxide (TCO)
fi
lms were deposited on
the two surfaces by ultrasonic spray pyrolysis technology instead
of common passivation layer, an indium
fl
uorine oxide (IFO)
fi
lm
was deposited on the N
þ
-type layer and an indium tin oxide (ITO)
fi
lm was deposited on the P
þ
-type layer, (3) 60
μ
m wide soldered
copper wires were laminated to the two TCO
fi
lms instead of silver
grids, and the wires were connected to the interconnecting
ribbons which were located outside the cell. Above electrical
connecting method could decrease the optical losses of electrodes,
because the bus bars were quitted from the front surface of the
cell, besides the copper wires were circular and could re
fl
ect more
light illuminated on them to the cell than silver grids which were
rectangular
Cu materials. The structure of the cell is shown in
, the
highest front and rear illuminated ef
fi
ciencies of the cell which
was made using N-type wafer were 17.6
–
17.9% and 16.7
–
17% under
1
–
3 suns
, the front and rear illuminated ef
fi
ciencies of the
cell which was made using P-type wafer were 18.6
–
19% and
14.9
–
15.3% under 1
–
5 suns
4.2. Back contact cell
To solve the problems of series resistance and shading caused
by front metal grids, the back contact cell was proposed and made
by Schwartz et al. in 1970s, the ef
fi
ciency was close to 17% under
50 suns
, the structure of back contact cell simulated by Kluska
et al. in Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems is shown in
made on the back surface of the cell, thus there was no shading on
front surface. The electrodes were interdigitated, the series resis-
tance caused by electrodes could be decreased by optimizing the
structure parameters and thickening the thickness of the electro-
des. The front surface was also always consisted of upright or
inverted pyramids in the order of micrometers and coated with
passivation and antire
fl
ection layer; there was always a front
surface
fi
eld (FSF) below the front surface to decrease the series
resistance and to shield the adverse effect of front surface
recombination. After that, Sinton et al. made the back point-
contact cell with the ef
fi
ciency of 27.5% under 100 suns, they used
point-contact structure in metal contact region to decrease surface
recombination
mass production of back contact cells using CMOS-like manufac-
turing process
fi
ciency to 27.6% under 92
suns
, which is the highest ef
fi
ciency of silicon solar cell under
concentration
, the production scale was over 10 MW/year, the
cells were used in many CPV projects
.
Above back contact cells with high ef
fi
ciency were made by
CMOS-like semiconductor manufacturing process using FZ wafers,
thus the costs were high. People tried to use cheaper process like
screen-printing technology and cheaper CZ wafers to make the
back contact cells, the SunPower company has been the leader in
this
fi
eld for many years. Bunea et al. made the back contact cell
for concentration using the standard production processes of
SunPower company, the size of the cell was also smaller than that
of the common back contact cells made by SunPower company,
the ef
fi
ciency was 23% under 9 suns and 22.5% under 20 suns
,
Sunpower company developed a concentration system of 7 suns
based on these cells
. Smith et al. reported the latest genera-
tion 3 back contact cell made by Sunpower company using
121 cm
2
N-type CZ wafers, the highest ef
fi
ciency reached 25%
under 1 sun, which was equal to that of the PERL cell made by
Zhao et al.
, the ef
fi
ciency would reach 26% by decreasing the
recombination of carriers further according to Swanson's predic-
tion
fi
ciency would be higher under a certain
concentration ratio. Luque established an analytical model to
calculate the ef
fi
ciency of the back point-contact cell under
concentration and found that it would reach 33.1% under 500
suns after optimizing the device parameters and minimizing the
recombination of carriers
wrap through (MWT) cell for concentration using industrial
crystalline silicon solar cell manufacturing process, the ef
fi
ciency
was larger than 20% under 5
–
12 suns
. The MWT cell was a
combination of bifacial contact cell and back contact cell, the grids
were made on the front surface of the cell, but the bus-bars were
made on the back surface and connected to grids through the roles
in the cell to decrease the shading losses
, the structure
of the MWT cell drew by Lohmüller et al. is shown in
.
Ebert et al. made a concentrating module based on these MWT
cells; its ef
fi
ciency reached 19.2% under 9.9 suns
et al. also tried to use PERC structure in MWT cell, the highest
ef
fi
ciency was 19.8% under 3 suns, the additional series resistance
caused by local metal contact constrained its use under higher
concentration ratio
4.3. Vertical junction cell
The electrodes of above bifacial contact cells and back contact
cells were always made into narrow strips, the photo-generated
Fig. 9.
The structure of the bifacial illuminated cell made by Untila et al.
Reprinted from Solar Energy, 106, Untila GG, Kost TN, Chebotareva AB, Zaks MB,
Sitnikov
АМ
, Solodukha OI, Shvarts
М
Z, Concentrator bifacial Ag-free LGCells, 88
–
94, Copyright (2014), with permission from Elsevier.
Fig. 10.
The structure of the back contact cell simulated by Kluska et al.
.
Reprinted from Solar Energy Materials and Solar Cells, 94, Kluska S, Granek F,
Rüdiger M, Hermle M, Glunz SW, Modeling and optimization study of industrial
n-type high-ef
fi
ciency back-contact back-junction silicon solar cells, 568
–
577,
Copyright (2010), with permission from Elsevier.
Y. Xing et al. / Renewable and Sustainable Energy Reviews 51 (2015) 1697
–
1708
1702

---

carriers in the two cells were collected through these electrodes,
thus the series resistances of the two cells could not be made very
low and the two cells were always used in the concentration
systems whose concentration ratio was lower than 400 suns. The
vertical junction (VJ) cell also called edge illuminated cell was
proposed in the 1970s to reduce the series resistance of the cell
further
[82]
, the structure of the VJ cell is shown in
Fig. 12
(a). The
metal electrodes are made on the lateral sides of the cell and have
large contact areas, the direction of current
fl
ow in the cell is
lateral, thus the cross section of carriers transportation is large and
the series resistance is very low
[24,83
–
85]
. Besides, the width of
the metal electrodes could be made very small, thus the shading
losses caused by them are low, too
[24,85]
. The vertical junctions
were often series-connected together to form the vertical multi-
junction (VMJ) cell, as shown in
Fig. 12
(b)
[84]
, it could provide
high voltage and low current, the low current and series resistance
make the VMJ cell very suitable for high and ultra-high concen-
trations. The ef
fi
ciency of the silicon VMJ cell made by Sater et al.
using a simple process was 19.48% under 1200 suns and 19.19%
under 2480 suns
[24]
, Sater et al. built a concentration system
whose concentration ratio was larger than 500 suns using these
VMJ cells
[86]
. Franklin et al. made the
“
sliver
”
cell using the
chemical etching method
[87]
, the ef
fi
ciency was 18.2% under 50
suns. Its structure was similar to that of VMJ cell, but there were
extra PN junctions below the front and back surfaces of the cell, it
can only be used for middle concentration because of the series
resistance caused by front surface emitter
[87]
. Goodrich et al.
made three kinds of multiple vertical junction (MVJ) cells using
the chemical etching method
[88]
, deep trenches were etched in
front or back surface of the cell, and the PN junctions were made
around the trenches, thus the direction of current
fl
ow in the cell
was also horizontal similar to the VMJ cell. The metal electrodes
were made around the trenches, they also had large contact area
and small width, thus the electrical and optical losses caused by
electrodes was also very small. The
fi
rst cell was the front-grooved
cell, which was similar to the LGBC cell, but the trenches were
much deeper, its ef
fi
ciency was 18.5% under 500 suns. The second
cell was the front-back-grooved cell, the added back surface
grooves reduced the series resistance further and improved the
FF of the cell, thus it could be used under higher concentration
ratio and its ef
fi
ciency was 18.5% under 1000 suns. The third cell
was the back-grooved cell, which was similar to the back contact
cell, its ef
fi
ciency was not reported but it should be larger than 25%
under high concentration ratio according to the numerical simula-
tion results
[88]
.
Pozner et al. calculated the ef
fi
ciency of VMJ cell under high
concentration using a TCAD (Technology Computer Aided Design)
software, they found that the ef
fi
ciency could be close to 30%
under 1000 suns and higher concentration ratio after optimizing
the device parameters
[85]
. Braun et al. also calculated the
ef
fi
ciency and found that it was close to 27.5% under 10,000 suns,
which was not an optimized result
[89]
. However, front and back
surfaces passivation layers with high quality were required for the
VMJ cell to get high ef
fi
ciency
[90]
, we found that this requirement
could be released signi
fi
cantly by adding either P
þ
-type or N-type
dopant to the front and back surfaces of the P-type VMJ cell, as
shown in
Fig. 13 [83,84]
, the series resistance increased little when
adding N-type dopant to front surface, because the width of this
cell was much smaller than that of the
“
sliver
”
cell.
4.4. Micro cell
The costs of the cells could be decreased by decreasing their
sizes, thus people tried to make micro silicon solar cells, whose
length or width was in the order of millimeters. Yoon et al. made
micro silicon solar cells on P-type CZ wafers using the CMOS-like
semiconductor manufacturing process, the structure of the cell
was similar to that of bifacial contact cell, as shown in
Fig. 14 [91]
.
The cells were lifted off from the wafer by a soft stamp when their
basic structure was made, then they were printed to a substrate,
the positive and negative electrodes were evaporated to the front
surface of the cells and were connected to make a module, the
process is shown in
Fig. 15 [91]
. The ef
fi
ciency of the cell could
reach 11.6% under 1 sun after adding backside re
fl
ector (BSR), the
length, width and thickness of the cell were about 1.55 mm, 50
m
m
Fig. 12.
The schematics of vertical junction sub-cell (a) and vertical multi-junction
cell (b) consisted of vertical junction sub-cells
[84]
.
Reprinted from Solar Energy, 94, Xing Y, Han P, Wang S, Fan Y, Liang P, Ye Z, Li X, Hu
S, Lou S, Zhao C,Mi Y, Performance analysis of vertical multi-junction solar cell with
front surface diffusion for high concentration, 8
–
18, Copyright (2013), with
permission from Elsevier.
Fig. 13.
The structure of the VMJ cell with front and back surface dopants.
Fig. 11.
The structure of the MWT cell drew by Lohmüller et al.
[80]
.
Reprinted from Solar Energy Materials and Solar Cells, 137, Lohmüller E, Thanasa M,
Thaidigsmann B, Clement F, Biro D, Electrical properties of the rear contact
structure of MWT silicon solar cells, 293
–
302, Copyright (2015), with permission
from Elsevier.
Y. Xing et al. / Renewable and Sustainable Energy Reviews 51 (2015) 1697
–
1708
1703

---

and 15
m
m, respectively, and above device parameters could be
changed easily by varying the manufacturing process parameters.
Lens arrays were placed on the front surface of the cells to
concentrate light to the cells, the concentration ratio was about
5.9 suns, and the maximum output power of the cell increased
about 2.5 times
[91]
. After that, they placed the microcells in a
kind of downconverter materials to realize concentration, the cells
were separated by a certain distance, as shown in
Fig. 3 [34]
, the
downconverter materials absorbed the sunlight around the cell
and emitted the light around 600 nm, part of the emitted light was
absorbed by the cell, the maximum output power of the cell
increased about 3.2 times
[34]
. Yao et al. made similar microcells,
the positive and negative electrodes were made on the front and
back surfaces of the cell, respectively, local contact structure was
used on the front electrode, SiO
2
passivation and antire
fl
ection
layer were added to the front surface, the ef
fi
ciency was 11.7%
under 1 sun. The cells were placed in polymer waveguide and
separated by a certain distance, BSR was added to the back surface
of the module, part of the incident light around the cells will be
re
fl
ected to the cells to realize concentration, the structure was
similar to which is shown in
Fig. 3 [34]
, they found that the
ef
fi
ciency of the cell reached the highest under 8 suns
[92]
. Liu
et al. made spherical microcells using the P-type silicon spheres
with the diameter of about 1 mm, the silicon spheres were made
from the scraps generated in the production of CZ wafers. The
spherical emitter was made by diffusion, TiO
2
fi
lm was deposited
to the surface of the cell as the antire
fl
ection layer, and then the
microcells were made into a module by a special process, the
positive and negative electrodes were evaporated to the back
hemispheres of the cells, resin lens were made to the front
hemispheres of the cells, the concentration ratio was 4.4 suns,
and the ef
fi
ciency of a micro cell was 11.3%
[93]
. The ef
fi
ciency of
above microcells was still low because the manufacturing process
was still immature, and the ef
fi
ciency could be increased by
optimizing the device and manufacturing process parameters.
4.5. Silicon-based hetero-junction and thin
fi
lm cells
The emitter of above cells was always made by diffusion and
was heavy dopant, thus the lifetime of carriers was always low in
the emitter. People tried to deposit an amorphous silicon (a-Si:H)
layer on Si substrate to make the emitter, the recombination in the
emitter would be decreased and the separation of quasi-Fermi
level between the emitter and substrate would be increased, the
cell was called SHJ (amorphous silicon/crystalline silicon hetero-
junction) cell
[94]
. Barnett et al. used a SHJ cell in a tandem cell for
concentration
[95]
, the ef
fi
ciency of the SHJ cell was 5.4%
fi
ltered
by GaAs cell under 8.7 suns
[95]
. People also tried to insert an
intrinsic thin a-Si:H layer between the emitter and substrate to
decrease the surface recombination further, and the cell was called
HIT (hetero-junction intrinsic thin layer) cell. Jang et al. tried to
use the HIT cell under 25 suns, but they did not report its ef
fi
ciency
Fig. 15.
The schematic of the micro cell module made by Yoon et al.
[91]
.
Reprinted by permission from Macmillan Publishers Ltd.: [NATURE MATERIALS] (Yoon J, Baca AJ, Park SI, Elvikis P, Geddes JB, Li LF, et al. Ultrathin silicon solar microcells for
semitransparent, mechanically
fl
exible and microconcentrator module designs. Nat Mater. 2008;7:907
–
15.), copyright (2008) at
http://www.nature.com/ncomms/index.html
.
Fig. 14.
The structure of the micro cell made by Yoon et al.
[91]
.
Reprinted by permission from Macmillan Publishers Ltd: [NATURE MATERIALS]
(Yoon J, Baca AJ, Park SI, Elvikis P, Geddes JB, Li LF, et al. Ultrathin silicon solar
microcells for semitransparent, mechanically
fl
exible and microconcentrator mod-
ule designs. Nat Mater. 2008;7:907
–
15.), copyright (2008) at
http://www.nature.
com/ncomms/index.html
.
Y. Xing et al. / Renewable and Sustainable Energy Reviews 51 (2015) 1697
–
1708
1704

---

[96]
. The ef
fi
ciency of the HIT cell made by Panasonic Corporation
using 154 cm
2
N-type CZ wafer has reached 25.6% under 1 sun
[97]
,
which is currently the highest ef
fi
ciency of silicon solar cells under
1 sun
[17]
. Back contact structure was used to decrease the optical
losses caused by electrodes, the manufacturing process of the a-Si:
H layer was optimized to realize both small series resistance and
high quality passivation. The grids were made by plating technol-
ogy, their thickness reached tens of micrometers and their width
was optimized, thus the series resistance of the cell was decreased
to a low value and the FF of the cell reached 0.827. Coletti et al.
used heterojunction structure in large area MWT cell; its ef
fi
ciency
reached 20.3% under 1 sun
[79]
, the ef
fi
ciencies of above two cells
will increase further under a certain concentration ratio.
Above cells were all made of crystalline silicon materials,
people also tried to make silicon based thin
fi
lm cells which had
low costs for concentration. Kasashima et al. used a hetero-
junction microcrystalline silicon (
μ
c-Si:H) thin
fi
lm cell which
was made by plasma enhanced chemical vapor deposition
(PECVD) for concentration, they deposited wide bandgap micro-
crystalline silicon oxide (
μ
c-Si
1
x
O
x
:H)
fi
lm as the top P-type layer
to decrease the recombination of carriers, the ef
fi
ciency of the cell
reached 10.4% under 11.8 suns
[98]
. They also used two-junction
and three-junction cells made of a-Si:H and
μ
c-Si:H
fi
lms for
concentration, the current mismatch between the sub-cells
increased with concentration ratio, the two-junction cell had the
highest ef
fi
ciency of 12.2% under 2.7 suns
[99]
. They also did
numerical analysis to above cells using the AMPS-1D (Analysis of
Microelectronic and Photonic Structures) software and found that
the ef
fi
ciencies of single-junction and three-junction cells could
reach 13% and 23% under 50 suns after optimization
[98,99]
.
However, the light-induced recession of the thin
fi
lm cells will
be more serious under concentration, the
fi
ll factor and ef
fi
ciency
of the cell decreased quickly with the increase of illumination time
under 10 suns
[100]
.
4.6. Silicon-based multi-junction cell
People tried to make silicon based multi-junction cell to make
full use of the violet and infrared parts of sunlight, the traditional
method was to grow III
–
V materials on silicon substrate to make
the bifacial contact multi-junction cell. Lueck et al. grew compo-
sitionally graded SiGe buffer layer as the virtual substrate by ultra-
high vacuum chemical vapor deposition (UHV-CVD) on Si sub-
strate
fi
rst, and then they grew a two-junction GaInP/GaAs cell on
the buffer layer using solid source molecular beam epitaxy (MBE).
The ef
fi
ciency of the cell was 19.8% under 1 sun, and the ef
fi
ciency
of the same cell grown on GaAs substrate was 23.6%
[101]
.
Calabrese et al. made porous structure on Si substrate to improve
the crystalline quality of Ge virtual substrate
[102]
. Grassman et al.
grew a GaAsP cell on Si substrate directly using MBE
[103]
, García-
Tabarés et al. grew a GaP cell on Si substrate directly using metal-
organic vapor phase epitaxy (MOVPE)
[104]
and Wilkins et al.
grew a GaAs cell on Si substrate which was also made porous
structure directly using chemical beam epitaxy
[105]
, but above
researchers did not report the ef
fi
ciencies of the cells, thus it is still
hard to grow high quality III
–
V multi-junction solar cell on Si
substrate directly. To overcome the constraints of lattice mismatch
between III
–
V materials and Si in above hetero-epitaxy processes,
Derendorf et al. used wafer bonding technology to make the three
junction GaInP/GaAs/Si cell
[106]
, the ef
fi
ciency was 23.6% under
71 suns
[107]
. Yang et al. used direct metal interconnecting
technology to make a three-junction GaInP/InGaAs/Si cell, the
back surface grids of a GaInP/InGaAs cell and the front surface
grids of a Si cell were interconnected together under heat and
pressure, the ef
fi
ciency of the cell was 25.5% under 1 sun
[108]
, Lin
et al. made a three-junction GaInP/GaAs/GaInAs cell using this
method recently
[109]
. The theoretical ef
fi
ciencies of silicon based
III
–
V multi-junction solar cells have been calculated by many
people using analytical and numerical calculation methods, the
ef
fi
ciency of the InGaN/Si cell was 36% under 500 suns calculated
by Hsu et al.
[110]
, the ef
fi
ciencies of the GaNPAs/Si and GaNPAs/
GaNPAs/Si cells were 44.2% and 47.4% under 500 suns calculated
by Geisz et al.
[111]
, and the ef
fi
ciency of the GaInP/GaAs/Si cell
was 53.8% under 500 suns calculated by Derendorf et al.
[107,112]
.
The perovskite solar cell which mostly used CH
3
NH
3
PbI
3
material
to make the absorbing layer has attracted a lot of attention
recently, its ef
fi
ciency has reached 20.1%
[113]
, the bandgap of
CH
3
NH
3
PbI
3
material was larger than that of silicon. Mailoa et al.
used several methods of
fi
lm growth to make the two-junction
perovskite/silicon cell, a N
þ þ
type a-Si:H layer was deposited on
the P
þ þ
type emitter of the bottom Si cell to make the N
þ þ
/P
þ þ
tunnel junction to connect the two sub-cells, the tested ef
fi
ciency
was 13.7% under 1 sun and the ultimate ef
fi
ciency was 35%
[114]
.
Filipi
č
et al. calculated the ef
fi
ciencies of the two-junction per-
ovskite/silicon cell based on the tested complex refractive para-
meters of all layers of the cell, they used a SHJ cell as the bottom
cell; they found that the ef
fi
ciency could reach 30.3% under 1 sun
[115]
. The ef
fi
ciency of the perovskite/silicon tandem cell could be
increased further under a certain concentration ratio, but its
stability problem under high light intensity must be solved.
The sub-cells of above silicon based multi-junction cells were
in series; the multi-junction cells only had two terminal electro-
des; the short circuit currents of all sub-cells must be made equal
to each other to realize the high ef
fi
ciency. The multi-junction cells
could be divided into individual cells with individual terminal
electrodes; the concentrated sunlight could be separated into
different beams with different wavelengths; the beams are direc-
ted to corresponding cells with suitable bandgap by optical
elements,
it
is
called
spectral
beam
splitting
technology
[116,117]
. The individual cells could be mechanically stacked on
top of each other in optical series to form the tandem cell just like
above multi-junction cell, they also could be placed next to each
other in optical parallel to receive the suitable light
[118]
, as shown
in
Fig. 16
, and we also called them silicon based multi-junction cell
in this work. Gee et al. made a two-junction GaAs/Si tandem cell
with the ef
fi
ciency of 31% under 347 suns
[119]
, DiNetta et al.
made a two-junction Al
x
Ga
1-x
As/Si tandem cell with the ef
fi
ciency
of 29.2% under 100 suns
[120]
. Green et al. built a power tower
concentrating system, they used a bandpass
fi
lter to split the
concentrated sunlight into two parts, a three-junction GaInP/
Fig. 16.
The schematics of two kinds of spectrum splitting concentration photo-
voltaic systems, the individual sub-cells of the multi-junction cell were placed in
optical series (a) and optical parallel (b).
Y. Xing et al. / Renewable and Sustainable Energy Reviews 51 (2015) 1697
–
1708
1705

---

GaInAs/Ge cell was used to absorb the re
fl
ected light, a Si back
contact cell made by Sunpower company was used to absorb the
transmitted light, the concentration ratio was 365 suns and the
total ef
fi
ciency reached 40.4%, which was the highest ef
fi
ciency of
the concentration systems of this kind
[121]
. Barnett et al. pro-
posed a six-junction tandem cell, which was consisted of a sub-cell
with the bandgap of 2.4 eV, a GaInP sub-cell, a GaAs sub-cell, a Si
sub-cell, a sub-cell with the bandgap of 0.95 eV and a sub-cell with
the bandgap of 0.7 eV from top to down
[95]
, they calculated the
overall system ef
fi
ciency and found that it could reach 53.5% under
20 suns. The sub-cells of above multi-junction cells were front and
back contact cells and used planar PN junctions, Braun et al.
proposed a three-junction GaP/Si/Ge tandem cell, and the sub-
cells were VMJ cells, they calculated the ef
fi
ciency and found that
it could reach 40% under 10,000 suns
[89]
. The top cells of above
tandem cells were made of III
–
V materials, which have high costs
or toxicity, White et al. proposed to replace the wide bandgap III
–
V
materials with earth-abundant semiconductor materials, for
example amorphous silicon, Cu(In,Ga)(S,Se), Cu
2
ZnSnS
4
and
Sb
2
S
3
, they calculated the ef
fi
ciency of the tandem cell using an
analytical method and found that it could reach 32% under 1 sun
when the luminescence ef
fi
ciency and diffusion length of the top
cell were larger than 10
5
and 50 nm
[122]
. Lal et al. calculated the
ef
fi
ciency of the two-junction perovskite/silicon tandem cell using
the method similar to White et al.'s; they found that its ef
fi
ciency
could reach 35% under 1 sun after optimizing the light manage-
ment in the tandem cell
[123]
.
5. Summarization and prediction
The silicon solar cells can be used for low, middle, high and
ultra-high concentrations (1 suns
o
C
o
10,000 suns) as discussed
above, the limiting ef
fi
ciency of single-junction silicon solar cell
under concentration has been calculated by Campbell et al., they
found that it could arrive 36% after optimizing the light trapping
and thickness of the cell
[124]
. The Auger recombination, which
had more serious effect on saturation current and open circuit
voltage under concentration, was the main limiting factor of
limiting ef
fi
ciency
[125]
. The limiting ef
fi
ciency could be increased
by using multi-junction structure; the limiting ef
fi
ciency of silicon
based three-junction cell was 47.5% under 1 sun
[126]
and would
be higher under concentration.
As mentioned in the introduction, the manufacturing costs and
ef
fi
ciency are the two key factors of concentrator cells, thus the
cells which have high ef
fi
ciency and low manufacturing costs have
good potential in future CPV. The bifacial contact cells and back
contact cells made by CMOS-like process have high ef
fi
ciency
(larger than 25%) under high concentration (100
–
200 suns)
[19,44]
, but their costs are high even the process is simpli
fi
ed.
The bifacial contact cells made by common industrial crystalline
silicon solar cell manufacturing process using CZ wafers have low
costs, their highest ef
fi
ciency is larger 20% under low concentra-
tion and larger than 19% under middle concentration (
C
o
50 suns)
[57,58]
. If multi bus-bar, advanced manufacturing technology of
front metal grids and advanced device structures are used, the
ef
fi
ciency may reach 21% under a certain concentration ratio. The
back contact cell and HIT cell could be made by using the reformed
industrial crystalline silicon solar cell manufacturing process, thus
the costs of the two cells increased little compared to common
industrial crystalline silicon solar cells, their ef
fi
ciencies have
reached 25%
[75]
and 25.6%
[97]
under 1 sun and could be
increased to 26% after optimizing the manufacturing process and
device parameters. The back contact cells have been used under
7 suns
[74]
, the HIT cell with the highest ef
fi
ciency of 25.6% also
used back contact structure, and its ef
fi
ciency will increase under a
certain concentration ratio. The microcells and silicon based thin
fi
lm cells have low costs, but their ef
fi
ciencies are low (
η
o
12.2%)
and could only be used for low concentration
[93,99]
. The VMJ cell
has the smallest series resistance among all cells, its costs is low,
its highest ef
fi
ciency is 19.48% under very high concentration
(1200 suns)
[24]
and will increase after optimizing the manufac-
turing process and device parameters. The silicon based multi-
junction cell is considered to be a possible
“
ultimate photovoltaic
solution
”
[126]
, its highest ef
fi
ciency is larger than 40% under high
concentration (365 suns) although its costs is high
[121]
.
We think that the Si HIT cell using back contact structure has
good potential in low and middle CPV, the multi-junction cell
containing Si back contact cell has good potential in high CPV and
the Si VMJ cell used with Ge and GaP VMJ cells has good potential
in very high CPV if the costs and ef
fi
ciencies of above cells were
considered together.
6. Conclusion
Current development of concentrator silicon solar cells was
reviewed in this work, the device structure, manufacturing pro-
cesses and ef
fi
ciencies of the cells with different structures were
discussed and compared, and the prospects of concentrator silicon
solar cells were predicted based on the comparison. The ef
fi
ciency
of concentrator silicon solar cell will continue to increase with the
development of process and technology, and the costs will con-
tinue to decrease with the increase of production scale. We think
that the Si HIT cell using back contact structure, the multi-junction
cell containing Si back contact cell and the Si VMJ cell used with
Ge and GaP VMJ cells have good potential in low, middle, high and
very high CPV.
Acknowledgments
This work was supported by the National Natural Science
Foundation of China under Grant nos. 61275040, 60976046,
60837001, and 61021003, the National Basic Research Program of
China (973 Program) (No. 2012CB934204) and by Chinese Acad-
emy of Sciences (No. Y072051002).
References
[1] IEA. Key world energy statistics. The International Energy Agency; 2014 (
http://
www.iea.org/publications/freepublications/publication/key-world-energy-statis
tics-2014.html
and
http://www.iea.org/publications/freepublications/publica
tion/KeyWorld2014.pdf
.).
[2] Global energy-related emissions of carbon dioxide stalled in 2014 (
〈
http://
www.iea.org/newsroomandevents/news/2015/march/global-energy-relate
d-emissions-of-carbon-dioxide-stalled-in-2014.html
〉
).
[3]
Hosenuzzaman M, Rahim NA, Selvaraj J, Hasanuzzaman M, Malek A, Nahar A.
Global prospects, progress, policies, and environmental impact of solar
photovoltaic power generation. Renew Sustain Energy Rev 2015;41:284
–
97
.
[4]
Kumar Sahu B. A study on global solar PV energy developments and policies
with special focus on the top ten solar PV power producing countries. Renew
Sustain Energy Rev 2015;43:621
–
34
.
[5]
Ming-Zhi Gao A, Fan C-T, Kai J-J, Liao C-N. Sustainable photovoltaic
technology development: step-by-step guidance for countries facing PV
proliferation turmoil under the feed-in tariff scheme. Renew Sustain Energy
Rev 2015;43:156
–
63
.
[6]
Tyagi VV, Rahim NAA, Rahim NA, Selvaraj JAL. Progress in solar PV
technology: research and achievement. Renew Sustain Energy Rev
2013;20:443
–
61
.
[7]
Parida B, Iniyan S, Goic R. A review of solar photovoltaic technologies. Renew
Sustain Energy Rev 2011;15:1625
–
36
.
[8]
Baig H, Heasman KC, Mallick TK. Non-uniform illumination in concentrating
solar cells. Renew Sustain Energy Rev 2012;16:5890
–
909
.
[9] PV production grows despite a crisis-driven decline in investment
〈
http://iet.
jrc.ec.europa.eu/remea/sites/remea/
fi
les/jrc-pvreport2013-web.pdf
〉
.
[10]
Ming Z, Shaojie O, Hui S, Yujian G. Is the Sun still hot in China? The study of
the present situation, problems and trends of the photovoltaic industry in
China Renew Sustain Energy Rev. 2015;43:1224
–
37
.
Y. Xing et al. / Renewable and Sustainable Energy Reviews 51 (2015) 1697
–
1708
1706

---

[11] Renewables. Global status report. REN21; 2013.
[12] Green MA. Silicon solar cells: state of the art. Philos Trans R Soc A: Math Phys
Eng Sci 2013;371:20110413 . (
http://rsta.royalsocietypublishing.org/content/
371/1996/20110413
and
http://rsta.royalsocietypublishing.org/content/roy
pta/371/1996/20110413.full.pdf
).
[13] ISE, F Current and future cost of photovoltaics (
〈
http://www.agora-energie
wende.org/
fi
leadmin/downloads/publikationen/Studien/PV_Cost_2050/Agor
aEnergiewende_Current_and_Future_Cost_of_PV_Feb2015_web.pdf
〉
).
[14]
Candelise C, Winskel M, Gross RJK. The dynamics of solar PV costs and prices
as a challenge for technology forecasting. Renew Sustain Energy Rev
2013;26:96
–
107
.
[15]
Wang ZJ, Han PY, Lu HY, Qian HQ, Chen LP, Meng QL, et al. Advanced PERC
and PERL production cells with 20.3% record ef
fi
ciency for standard com-
mercial p-type silicon wafers. Prog Photovolt 2012;20:260
–
8
.
[16] Press Release, Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems, 1 December
2014
(accessed
at
〈
http://ise.fraunhofer.de/en/press-and-media/press-re
leases/press-releases-2014
〉
New world record for solar cell ef
fi
ciency at
46% on 1 December 2014).
[17]
Green MA, Emery K, Hishikawa Y, Warta W, Dunlop ED. Solar cell ef
fi
ciency
tables (version 46). Prog Photovolt: Res Appl 2015;23:805
–
12
.
[18]
Ward JS, Ramanathan K, Hasoon FS, Coutts TJ, Keane J, Contreras MA, et al. A
21.5% ef
fi
cient Cu(In,Ga)Se
2
thin-
fi
lm concentrator solar cell. Prog Photovolt:
Res Appl 2002;10:41
–
6
.
[19] Slade, A.VG.. 27.6% ef
fi
cient silicon concentrator cell for mass production. In:
Proceedings of the Technical Digest, 15th international photovoltaic science
and engineering conference. Shanghai; 2005. p. 701.
[20]
Green MA. Solar cells, operating principles, technology and system applica-
tions. Englewood Cliffs: Prentice Hall; 1982
.
[21]
Green MA. Third generation photovoltaics: solar cells for 2020 and beyond.
Phys E: Low-dimens Syst Nanostruct 2002;14:65
–
70
.
[22]
Khonkar H, Wacaser B, Martin Y, Kirchner P, Alyahya A, Aljouad M, et al.
Ultra-high CPV system development and deployment in Saudi Arabia. AIP
Conf Proc 2013;1556:172
–
5
.
[23]
Haysom JE, Jafarieh O, Anis H, Hinzer K. Concentrated photovoltaics system
costs and learning curve analysis. AIP Conf Proc 2013;1556:239
–
43
.
[24] Sater, BL, Sater, ND. High voltage silicon VMJ solar cells for up to 1000 suns
intensities. In: Proceedings of the conference record of the 29th IEEE
photovoltaic specialists conference 2002 (Cat No02CH37361); 2002. p.
1019
–
22.
[25]
Chia-Wei C, Ebong A, Renshaw J, Tate K, Zimbardi F, Rohatgi A, et al.
Development and understanding of high-ef
fi
ciency screen-printed concen-
trator silicon solar cells. IEEE J Photovolt 2011;1:231
–
5
.
[26] Schwartz, RJ, Lammert, MD. Silicon solar cells for high concentration
applications. In: Proceedings of the 1975 international electron devices
meeting; 1975. p. 350
–
2.
[27]
Schwartz RJ, Gray JL. High concentration silicon solar cells. Int J Sol Energy
1988;6:331
–
46
.
[28]
Schwartz RJ. Review of silicon solar cells for high concentrations. Sol Cells
1982;6:17
–
38
.
[29] Blakers A. Silicon concentrator solar cells. In: Luquen AL, Andreev VM,
editors. Concentrator Photovoltaics. Berlin Heidelberg: Springer; 2007.
p. 51
–
66,
http://link.springer.com/book/10.1007/978-3-540-68798-6
.
[30] Cole IB, A, Brown, L, Devenport, S, Heasman, KC, Whyte, G, Bruton, TM.
Technological and
fi
nancial aspects of laser grooved buried contact silicon
solar cell based concentrator systems. In: Proceedings of the 2nd interna-
tional workshop on concentrating photovoltaic optics and power; 2009. p.
1
–
5.
[31]
Kok-Keong C, Sing-Liong L, Tiong-Keat Y, Tan PCL. Design and development
in optics of concentrator photovoltaic system. Renew Sustain Energy Rev
2013;19:598
–
612
.
[32]
Tsai CY. Improved irradiance distribution on high concentration solar cell
using free-form concentrator. Sol Energy 2015;115:694
–
707
.
[33]
Zhenfeng Z, Feihong Y. Optimization design of hybrid Fresnel-based con-
centrator for generating uniformity irradiance with the broad solar spec-
trum. Opt Laser Technol 2014;60:27
–
33
.
[34]
Yoon J, Li LF, Semichaevsky AV, Ryu JH, Johnson HT, Nuzzo RG, et al. Flexible
concentrator photovoltaics based on microscale silicon solar cells embedded
in luminescent waveguides. Nat Commun 2011;2:243
.
[35]
Zhang J, Wang M, Zhang Y, He H, Xie W, Yang M, et al. Optimization of large-
size
glass
laminated
luminescent
solar
concentrators.
Sol
Energy
2015;117:260
–
7
.
[36] Slooff, LH, Kinderman, R, Burgers, AR, Büchtemann, A, Danz, R, Meyer, TB, et
al.. The luminescent concentrator illuminated; 2006. 61970K-K-8.
[37]
Slooff LH, Bende EE, Burgers AR, Budel T, Pravettoni M, Kenny RP, et al. A
luminescent solar concentrator with 7.1% power conversion ef
fi
ciency.
physica status solidi. (RRL)
—
Rapid Res Lett 2008;2:257
–
9
.
[38]
Arnaoutakis GE, Marques-Hueso J, Ivaturi A, Fischer S, Goldschmidt JC,
Krämer KW, et al. Enhanced energy conversion of up-conversion solar cells
by the integration of compound parabolic concentrating optics. Sol Energy
Mater Sol Cells 2015;140:217
–
23
.
[39]
Fischer S, Ivaturi A, Frohlich B, Rüdiger M, Richter A, Kramer KW, et al.
Upconverter silicon solar cell devices for ef
fi
cient utilization of sub-band-gap
photons under concentrated solar radiation. IEEE J Photovolt 2014;4:183
–
9
.
[40]
Rahman MZ. Advances in surface passivation and emitter optimization
techniques of c-Si solar cells. Renew Sustain Energy Rev 2014;30:734
–
42
.
[41]
Paternoster G, Zanuccoli M, Bellutti P, Ferrario L, Ficorella F, Fiegna C, et al.
Fabrication, characterization and modeling of a silicon solar cell optimized
for concentrated photovoltaic applications. Sol Energy Mater Sol Cells
2015;134:407
–
16
.
[42]
Zhao J, Wang A, Green MA. 24
5% Ef
fi
ciency silicon PERT cells on MCZ
substrates and 24
7% ef
fi
ciency PERL cells on FZ substrates. Prog Photovolt:
Res Appl 1999;7:471
–
4
.
[43]
Xing Y, Han P, Fan Y, Wang S, Liang P, Ye Z, et al. Optimization of the emitter
region and the metal grid of a concentrator silicon solar cell. J Semicond
2013;34:054005
.
[44]
Green MA, Jianhua Z, Blakers AW, Taouk M, Narayanan S. 25-percent
ef
fi
cient low-resistivity silicon concentrator solar cells. IEEE Electron Device
Lett 1986;EDL-7:583
–
5
.
[45]
Cuevas A, Sinton RA, Midkiff NE, Swanson RM. 26-percent ef
fi
cient point-
junction concentrator solar cells with a front metal grid. IEEE Electron Device
Lett 1990;11:6
–
8
.
[46] Zhao, J, Wang, A, Blakers, AW, Green, MA. High ef
fi
ciency prismatic cover
silicon concentrator solar cells. In: Proceedings of the conference record of
the 20th IEEE photovoltaic specialists conference, vol. 1; 1988. p. 529
–
31.
[47] Chiang, CJ, Richards, EH. A twenty percent ef
fi
cient photovoltaic concen-
trator module. In: Proceedings of the conference record of the 21st IEEE
photovoltaic specialists conference
–
1990 (Cat No90CH2838-1), vol. 2; 1990.
p. 861
–
3.
[48] Ruby, D, Basore, P, Buck, M, Gee, J, Schubert, W, Tardy, H. Simpli
fi
ed
processing for 23%-ef
fi
cient silicon concentrator solar cells. In: Proceedings
of the conference record of the 23rd IEEE photovoltaic specialists confer-
ence; 1993. p. 172
–
7.
[49]
Morvillo P, Bobeico E, Formisano F, Roca F. In
fl
uence of metal grid patterns
on the performance of silicon solar cells at different illumination levels.
Mater Sci Eng B 2009;159
–
160:318
–
21
.
[50]
Castro M, Antón I, Sala G. Pilot production of concentrator silicon solar cells:
approaching industrialization. Sol Energy Mater Sol Cells 2008;92:1697
–
705
.
[51]
Wenham S. Buried-contact silicon solar cells. Prog Photovolt: Res Appl
1993;1:3
–
10
.
[52]
Vivar M, Morilla C, Anton I, Fernandez JM, Sala G. Laser grooved buried
contact cells optimised for linear concentration systems. Sol Energy Mater
Sol Cells 2010;94:187
–
93
.
[53]
Fuzu Z, Wenham S, Green MA. Large area, concentrator buried contact solar
cells. IEEE Trans Electron Devices 1995;42:144
–
9
.
[54] Bruton, TM, Heasman, KC, Nagle, JP, Russell, RR. The achievement of 20%
ef
fi
ciency in a CZ silicon solar cell under concentration. In: Proceedings of
the conference record of the 23rd IEEE photovoltaic specialists conference
(Cat No93CH3283-9); 1993. p. 1250
–
1.
[55] Cole, A, Baistow, I, Brown, L, Devenport, S, Drew, K, Heasman, KC, et al..
Silicon based photovoltaic cells for concentration
–
research and development
progress in laser grooved buried contact cell technology. AIP conference
proceedings; 2011. p. 46
–
9.
[56]
Coello J, Castro M, Antón I, Sala G, Vázquez MA. Conversion of commercial si
solar cells to keep their ef
fi
cient performance at 15 suns. Prog Photovolt: Res
Appl 2004;12:323
–
31
.
[57] Fellmeth, T, Drews, A, Thaidigsmann, B, Mack, S, Wolf, A, Clement, F, et al..
Industrially feasible all side passivated silicon based C-MWT concentrator
solar cells. In: Proceedings of the 37th IEEE photovoltaic specialists con-
ference (PVSC 2011); 2011. p. 003554
–
8.
[58]
Chen CW, Kang MH, Upadhyaya V, Kapoor A, Tate JK, Keane JC, et al.
Understanding and development of screen-printed front metallization for
high-ef
fi
ciency low-to-medium concentrator silicon solar cells. IEEE J Photo-
volt 2013;3:944
–
51
.
[59]
Gatz S, Müller J, Dullweber T, Brendel R. Analysis and optimization of the
bulk and rear recombination of screen-printed PERC solar cells. Energy
Procedia 2012;27:95
–
102
.
[60]
Yadav P, Tripathi B, Pandey K, Kumar M. Recombination kinetics in a silicon
solar cell at low concentration: electro-analytical characterization of space-
charge and quasi-neutral regions. Phys Chem Chem Phys 2014;16:15469
–
76
.
[61]
Yadav P, Tripathi B, Pandey K, Kumar M. Investigating the charge transport
kinetics in poly-crystalline silicon solar cells for low-concentration illumina-
tion by impedance spectroscopy. Sol Energy Mater Sol Cells 2015;133:105
–
12
.
[62]
Varieras RV, Wang JS, King DL. System performance considerations for low-
concentration linear-focus silicon-based photovoltaic modules. IEEE J Photo-
volt 2013;3:1409
–
14
.
[63]
Rüdiger M, Fischer S, Frank J, Ivaturi A, Richards BS, Kramer KW, et al.
Bifacial n-type silicon solar cells for upconversion applications. Sol Energy
Mater Sol Cells 2014;128:57
–
68
.
[64]
Fischer S, Favilla E, Tonelli M, Goldschmidt JC. Record ef
fi
cient upconverter
solar cell devices with optimized bifacial silicon solar cells and monocrystalline
BaY
2
F
8
:30% Er
3
þ
upconverter. Sol Energy Mater Sol Cells 2015;136:127
–
34
.
[65]
Braun S, Micard G, Hahn G. Solar cell improvement by using a multi busbar
design as front electrode. Energy Procedia 2012;27:227
–
33
.
[66]
Untila GG, Kost TN, Chebotareva AB, Zaks MB, Sitnikov
АМ
, Solodukha OI,
et al. Concentrator bifacial Ag-free LGCells. Sol Energy 2014;106:88
–
94
.
[67]
Untila GG, Kost TN, Chebotareva AB, Zaks MB, Sitnikov
АМ
, Solodukha OI,
et al.
Bifacial concentrator Ag-free crystalline n-type Si solar cell. Prog
Photovolt: Res Appl 2015;23:600
–
10
.
[68]
Untila GG, Kost TN, Chebotareva AB, Zaks MB, Sitnikov
АМ
, Solodukha OI,
et al. Bifacial low concentrator argentum free crystalline silicon solar cells
Y. Xing et al. / Renewable and Sustainable Energy Reviews 51 (2015) 1697
–
1708
1707

---

based on ARC of TCO and current collecting grid of copper wire. AIP Conf
Proc 2013;1556:106
–
9
.
[69]
Kluska S, Granek F, Rüdiger M, Hermle M, Glunz SW. Modeling and
optimization study of industrial n-type high-ef
fi
ciency back-contact back-
junction silicon solar cells. Sol Energy Mater Sol Cells 2010;94:568
–
77
.
[70]
Sinton RA, Kwark Y, Gan JY, Swanson RM. 27.5-percent silicon concentrator
solar cells. IEEE Electron Device Lett 1986;7:567
–
9
.
[71] Slade, A, Garboushian, V. 27.6% ef
fi
cient silicon concentrator solar cells for
mass production. In: Proceedings of the Technical Digest, 15th international
photovoltaic science and engineering conference. Beijing; 2005.
[72] Slade, A, Stone, KW, Gordon, R, Garboushian, V. High ef
fi
ciency solar cells for
concentrator systems: silicon or multi-junction? SPIE optics and photonics
conference. August, San Diego, California; 2005.
[73] Bunea, MM, Johnston, KW, Bonner, CM, Cousins, P, Smith, DD, Rose, DH, et al..
Simulation and characterization of high ef
fi
ciency back contact cells for low-
concentration photovoltaics. In: Proceedings of the IEEE 35th photovoltaic
specialists conference (PVSC); 2010. p. 000823
–
6.
[74]
Linderman RJ, Judkins ZS, Shoecraft M, Dawson MJ. Thermal performance of
the sunpower alpha-2 PV concentrator. IEEE J Photovolt 2012;2:196
–
201
.
[75]
Smith DD, Cousins P, Westerberg S, De Jesus-Tabajonda R, Aniero G, Shen YC.
Toward the practical limits of silicon solar cells. IEEE J Photovolt
2014;4:1465
–
9
.
[76] Swanson, RM. Approaching the 29% limit ef
fi
ciency of silicon solar cells. In:
Proceedings of the conference record of the 31st IEEE photovoltaic specialist
conference (IEEE Cat no 05CH37608); 2005. p. 889
–
94.
[77]
Luque A. Analysis of high ef
fi
ciency back point contact silicon solar cells.
Solid-State Electron 1988;31:65
–
79
.
[78] Fellmeth, T, Ebert, M, E
fi
nger, R, Hadrich, I, Clement, F, Biro, D, et al..
Industrially feasible all-purpose metal-wrap-through concentrator solar
cells. In: Proceedings of the IEEE 40th photovoltaic specialists conference
(PVSC); 2014. p. 2106
–
10.
[79]
Coletti G, Wu Y, Janssen G, Lof
fl
er J, van Aken BB, Li F, et al. 20.3% MWT
silicon heterojunction solar cell-a novel heterojunction integrated concept
embedding low Ag consumption and high module ef
fi
ciency. IEEE J Photo-
volt 2015;5:55
–
60
.
[80]
Lohmüller E, Thanasa M, Thaidigsmann B, Clement F, Biro D. Electrical
properties of the rear contact structure of MWT silicon solar cells. Sol Energy
Mater Sol Cells 2015;137:293
–
302
.
[81] Ebert, M, Dorsam, T, Fellmeth, T, Hadrich, I, Eitner, U, Biro, D, et al.. A low
concentration receiver concept for cost effective crystalline back contact
cells. In: Proceedings of the IEEE 40th photovoltaic specialists conference
(PVSC); 2014. p. 2111
–
6.
[82]
Gover A, Stella P. Vertical multijunction solar-cell one-dimensional analysis.
IEEE Trans Electron Devices 1974;21:351
–
6
.
[83]
Xing Y, Han P, Wang S, Liang P, Lou S, Zhang Y, et al. Analysis of effects of
front and back surface dopants on silicon vertical multi-junction solar cell by
2D numerical simulation. Sci China Technol Sci 2013;56:2798
–
807
.
[84]
Xing Y, Han P, Wang S, Fan Y, Liang P, Ye Z, et al. Performance analysis of
vertical multi-junction solar cell with front surface diffusion for high
concentration. Sol Energy 2013;94:8
–
18
.
[85]
Pozner R, Segev G, Sarfaty R, Kribus A, Rosenwaks Y. Vertical junction Si cells
for concentrating photovoltaics. Prog Photovolt: Res Appl 2012;20:197
–
208
.
[86] Sater, B, Perales, M, Jackson, J, Gadkari, S, Zahuranec, T. Cost-effective high
intensity concentrated photovoltaic system. IEEE Energytech; 2011. p. 6.
[87]
Franklin E, Blakers A, Everett V. Sliver solar cells for concentrator PV systems
with
concentration
ratio
below
50.
Prog
Photovolt:
Res
Appl
2009;17:403
–
18
.
[88]
Goodrich J, Chapple-Sokol J, Allendorf G, Frank R. The etched multiple
vertical junction silicon photovoltaic cell. Sol Cells 1982;6:87
–
101
.
[89]
Braun A, Vossier A, Katz EA, Ekins-Daukes NJ, Gordon JM. Multiple-bandgap
vertical-junction architectures for ultra-ef
fi
cient concentrator solar cells.
Energy Environ Sci 2012;5:8523
–
7
.
[90]
Catchpole KR, Blakers AW, Weber KJ. Modelling a monolithically integrated
vertical junction cell in low and high injection. Prog Photovolt: Res Appl
2003;11:113
–
24
.
[91]
Yoon J, Baca AJ, Park SI, Elvikis P, Geddes JB, Li LF, et al. Ultrathin silicon solar
microcells for semitransparent, mechanically
fl
exible and microconcentrator
module designs. Nat Mater 2008;7:907
–
15
.
[92]
Yao Y, Brueckner E, Li LF, Nuzzo R. Fabrication and assembly of ultrathin
high-ef
fi
ciency silicon solar microcells integrating electrical passivation and
anti-re
fl
ection coatings. Energy Environ Sci 2013;6:3071
–
9
.
[93]
Zhengxin L, Masuda A, Nagai T, Miyazaki T, Takano M, Yoshigahara H, et al. A
concentrator module of spherical Si solar cell. Sol Energy Mater Sol Cells
2007;91:1805
–
10
.
[94]
Liu YM, Sun Y, Liu W, Yao JH. Novel high-ef
fi
ciency crystalline-silicon-based
compound heterojunction solar cells: HCT (heterojunction with compound
thin-layer). Phys Chem Chem Phys 2014;16:15400
–
10
.
[95]
Barnett A, Kirkpatrick D, Honsberg C, Moore D, Wanlass M, Emery K, et al.
Very high ef
fi
ciency solar cell modules. Prog Photovolt: Res Appl
2009;17:75
–
83
.
[96]
Wongun J, Sung Joon K, Dongkil L, Kwang-Hoon L, Yang-Gyu K, Anjin P, et al.
Design of partitioned linear Fresnel lens for medium-concentrated PV and its
performance. AIP Conf Proc 2014;1616:67
–
71
.
[97]
Masuko K, Shigematsu M, Hashiguchi T, Fujishima D, Kai M, Yoshimura N,
et al. Achievement of more than 25% conversion ef
fi
ciency with crystalline
silicon heterojunction solar cell. IEEE J Photovolt 2014;4:1433
–
5
.
[98]
Kasashima S, Krajangsang T, Hongsingthong A, Fujioka H, Sichanugrist P,
Konagai M. Low concentrator hetero-junction microcrystalline silicon solar
cells. J Non-Cryst Solids 2012;358:2260
–
3
.
[99] Kasashima, S, Uzawa, R, Janthong, B, Inthisang, S, Krajangsang, T, Sichanugr-
ist, P, et al.. Performance of multi-junction silicon-based thin
fi
lm solar cells
under concentrated sunlight. In: Proceedings of the 37th IEEE photovoltaic
specialists conference (PVSC 2011); 2011. p. 000634
–
7.
[100]
Tawada Y, Nishimura K, Nonomura S, Okamoto H, Hamakawa Y. Analysis of
photoinduced changes in the performance of amorphous silicon solar cells.
Sol Cells 1983;9:53
–
61
.
[101]
Lueck M, Andre C, Pitera A, Lee M, Fitzgerald E, Ringel S. Dual junction GaInP/
GaAs solar cells grown on metamorphic SiGe/Si substrates with high open
circuit voltage. IEEE Electron Device Lett 2006;27:142
–
4
.
[102]
Calabrese G, Baricordi S, Bernardoni P, Fin S, Guidi V, Vincenzi D. Towards III-
V solar cells on Si: improvement in the crystalline quality of Ge-on-Si virtual
substrates through low porosity porous silicon buffer layer and annealing.
AIP Conf Proc 2014;1616:37
–
40
.
[103]
Grassman TJ, Brenner MR, Gonzalez M, Carlin AM, Unocic RR, Dehoff RR, et al.
Characterization of metamorphic GaAsP/Si materials and devices for photo-
voltaic applications. IEEE Trans Electron Devices 2010;57:3361
–
9
.
[104]
García-Tabarés E, Martín D, García I, Rey-Stolle I. Understanding phosphorus
diffusion into silicon in a MOVPE environment for III
–
V on silicon solar cells.
Sol Energy Mater Sol Cells 2013;116:61
–
7
.
[105]
Wilkins MM, Boucherif A, Beal R, Haysom JE, Wheeldon JF, Aimez V, et al.
Multijunction solar cell designs using silicon bottom subcell and porous
silicon compliant membrane. IEEE J Photovolt 2013;3:1125
–
31
.
[106]
Häussler D, Houben L, Essig S, Kurttepeli M, Dimroth F, Dunin-Borkowski RE,
et al.
Aberration-corrected transmission electron microscopy analyses of
GaAs/Si interfaces in wafer-bonded multi-junction solar cells. Ultramicro-
scopy 2013;134:55
–
61
.
[107]
Derendorf K, Essig S, Oliva E, Klinger V, Roesener T, Philipps SP, et al.
Fabrication of GaInP/GaAs//Si solar cells by surface activated direct wafer
bonding. IEEE J Photovolt 2013;3:1423
–
8
.
[108]
Jingfeng Y, Zhilin P, Dan C, Kleiman R. Fabrication of high-ef
fi
ciency III-V on
silicon multijunction solar cells by direct metal interconnect. IEEE J Photovolt
2014;4:1149
–
55
.
[109]
Lin C-T, McMahon WE, Ward JS, Geisz JF, Wanlass MW, Carapella JJ, et al.
Two-terminal metal-inter-connected multijunction III
–
V solar cells. Prog
Photovolt: Res Appl 2015;23:593
–
9
.
[110]
Hsu L, Walukiewicz W. Modeling of InGaN/Si tandem solar cells. J Appl Phys
2008;104:024507
.
[111]
Geisz J, Friedman D. III
–
N
–
V semiconductors for solar photovoltaic applica-
tions. Semicond Sci Technol 2002;17:769
.
[112] Létay G, Bett A. EtaOpt
–
a program for calculating limiting ef
fi
ciency and
optimum bandgap structure for multi-bandgap solar cells and TPV cells. In:
Proceedings of the 17th European Photovoltaic Solar Energy Conference,
Munich, Germany; 2001. p. 178
–
181.
[113]
Noh JH, Im SH, Heo JH, Mandal TN, Seok SI. Chemical management for
colorful, ef
fi
cient, and stable inorganic
–
organic hybrid nanostructured solar
cells. Nano Lett 2013;13:1764
–
9
.
[114]
Mailoa JP, Bailie CD, Johlin EC, Hoke ET, Akey AJ, Nguyen WH, et al. A 2-
terminal perovskite/silicon multijunction solar cell enabled by a silicon
tunnel junction. Appl Phys Lett 2015;106:121105
.
[115]
Filipic M, Loper P, Niesen B, De Wolf S, Krc J, Ballif C, et al. CH3NH3PbI3
perovskite/silicon tandem solar cells: characterization based optical simula-
tions. Opt Express 2015;23:A263
–
78
.
[116]
Wang X, Waite N, Murcia P, Emery K, Steiner M, Kiamilev F, et al. Lateral
spectrum splitting concentrator photovoltaics: direct measurement of com-
ponent and submodule ef
fi
ciency. Prog Photovolt: Res Appl 2012;20:149
–
65
.
[117]
Mojiri A, Taylor R, Thomsen E, Rosengarten G. Spectral beam splitting for ef
fi
cient
conversion of solar energy
—
a review. Renew Sustain Energy Rev 2013;28:654
–
63
.
[118]
Imenes AG, Mills DR. Spectral beam splitting technology for increased
conversion ef
fi
ciency in solar concentrating systems: a review. Sol Energy
Mater Sol Cells 2004;84:19
–
69
.
[119] Gee, JM, Virshup, GF. A 31%-ef
fi
cient GaAs/silicon mechanically stacked, multi-
junction concentrator solar cell. In: Proceedings of the conference record of the
20th IEEE photovoltaic specialists conference, vol. 1; 1988. p. 754
–
8.
[120] DiNetta, L, Negley, G, Hannon, M, Cummings, J, McNeely, J, Barnett, A. AlGaAs
top solar cell for mechanical attachment in a multi-junction tandem
concentrator solar cell stack. In: Proceedings of the conference record of
the 21st IEEE photovoltaic specialists conference; 1990. p. 58
–
63.
[121]
Green MA, Keevers MJ, Thomas I, Lasich JB, Emery K, King RR. 40% ef
fi
cient
sunlight to electricity conversion. Prog Photovolt: Res Appl 2015;23:685
–
91
.
[122]
White TP, Lal NN, Catchpole KR. Tandem Solar cells based on high-ef
fi
ciency
c-Si bottom cells: top cell requirements for 30% ef
fi
ciency. IEEE J Photovolt
2014;4:208
–
14
.
[123]
Lal NN, White TP, Catchpole KR. Optics and light trapping for tandem solar
cells on silicon. IEEE J Photovolt 2014;4:1380
–
6
.
[124]
Tiedje T, Yablonovitch E, Cody GD, Brooks BG. Limiting ef
fi
ciency of silicon
solar cells. IEEE Trans Electron Devices 1984;31:711
–
6
.
[125]
Campbell P, Green MA. The limiting ef
fi
ciency of silicon solar cells under
concentrated sunlight. IEEE Trans Electron Devices 1986;33:234
–
9
.
[126]
Green MA. Silicon wafer-based tandem cells: the ultimate photovoltaic
solution? Proc SPIE Int Soc Opt Eng 2014;8981:89810L
.
Y. Xing et al. / Renewable and Sustainable Energy Reviews 51 (2015) 1697
–
1708
1708

---

Document Outline

• A review of concentrator silicon solar cells
  • Introduction
  • Concentration systems using silicon solar cells
  • Requirements for concentrator silicon solar cell
  • Concentrator silicon solar cells with different structures
    • Front and back contact cell
    • Back contact cell
    • Vertical junction cell
    • Micro cell
    • Silicon-based hetero-junction and thin film cells
    • Silicon-based multi-junction cell
  • Summarization and prediction
  • Conclusion
  • Acknowledgments
  • References