Was ist Modultemperaturkoeffizient? Definition & Erklärung

Das Wichtigste auf einen Blick

Der Temperaturkoeffizient der Leistung (TK_Pmax) beschreibt den prozentualen Leistungsrückgang pro °C Zelltemperaturerhöhung über den STC-Referenzwert von 25 °C — bei kristallinem Silizium typischerweise –0,25 bis –0,45 %/°C.
Ein 400 Wp-Modul mit TK = –0,35 %/°C verliert bei einer Zelltemperatur von 55 °C exakt 10,5 % seiner Nennleistung und liefert nur noch 358 Wp statt 400 Wp.
Auf süddeutschen Dächern werden im Hochsommer Zelltemperaturen von 70–80 °C erreicht — das bedeutet bei –0,35 %/°C einen Leistungsverlust von 15,75–19,25 % gegenüber STC.
HJT-Module (Heterojunction) weisen mit –0,20 bis –0,25 %/°C den günstigsten Temperaturkoeffizienten auf — ein Vorteil, der besonders bei Standorten mit hoher Sommereinstrahlung die Ertragsdifferenz gegenüber Standard-PERC kompensiert.
Die durchschnittliche Jahreszelltemperatur in München liegt bei ca. 50 °C — ein Modul mit TK = –0,35 %/°C produziert dort dauerhaft 8,75 % weniger als der STC-Wert verspricht.
Simulationssoftware, die TK_Pmax nicht korrekt einbezieht, überschätzt den Jahresertrag bei warmem Klima systematisch um 5–12 %.
Bei der Modulauswahl für heiße Standorte oder Niedriglüftungsdächer kann ein besserer TK den höheren Modulpreis von HJT oder TOPCon über die Laufzeit vollständig kompensieren.

Was ist der Modultemperaturkoeffizient?

Der Modultemperaturkoeffizient — in Datenblättern als TK_Pmax, γ_Pmax oder einfach als Temperaturkoeffizient der Leistung bezeichnet — ist eine der wichtigsten, aber am häufigsten unterschätzten Kenngrößen eines Solarmoduls. Er gibt an, um wie viel Prozent die Modulleistung sinkt, wenn die Zelltemperatur um ein Grad Celsius über die Standardtestbedingung (STC) von 25 °C steigt.

Der Wert ist immer negativ: Wärme schadet der Leistungsabgabe von Solarzellen. Elektronen in einem heißen Halbleiter bewegen sich ungeordneter, die Rekombinationsrate steigt, die Spannung (V_oc und V_mpp) fällt — und damit die Leistung. Strom (I_sc) steigt minimal mit der Temperatur, kann den Spannungsabfall aber nicht ausgleichen.

In der Praxis bedeutet das: Ein Modul, das im Datenblatt 400 Wp ausweist, wird diese Leistung auf einem deutschen Sommerdach nie erreichen — weil die Zelltemperatur unter realen Bedingungen fast immer über 25 °C liegt. Der Temperaturkoeffizient ist die Brücke zwischen dem Labor-Nennwert und dem tatsächlichen Ertrag.

Warum STC und reale Betriebstemperatur auseinanderfallen

STC (Standard Test Conditions) sind definiert als:

Einstrahlung: 1.000 W/m²
Zelltemperatur: 25 °C
Luftmasse: AM 1,5

Diese Bedingungen treten auf einem deutschen Dach selten gleichzeitig auf. An einem sonnigen Sommertag mit 1.000 W/m² Einstrahlung heizt sich ein Modul auf 50–65 °C Zelltemperatur auf — weit über 25 °C. Der Grund: Module absorbieren nicht nur nutzbare Strahlung, sondern auch Infrarotstrahlung, die sich in Wärme umwandelt. Die Wärmeabgabe an die Luft hängt von Wind, Dachkonstruktion und Montageabstand ab.

Zur besseren Einschätzung realer Betriebstemperaturen hat die Industrie zwei Hilfskennwerte eingeführt:

NOCT

Nominal Operating Cell Temperature

Zelltemperatur bei 800 W/m² Einstrahlung, 20 °C Lufttemperatur und 1 m/s Windgeschwindigkeit. Typischer Wert: 43–47 °C. Älterer Standard, noch auf vielen Datenblättern. Unterschätzt oft reale Dachtemperaturen bei geringer Belüftung.

NMOT

Nominal Module Operating Temperature

Neuerer Standard (IEC 61853): Zelltemperatur bei 800 W/m², 20 °C Lufttemperatur, 1 m/s Wind. Realitätsnäher als NOCT. Typische Werte: 42–50 °C. Für moderne Simulationsmodelle (z. B. Sandia, PVsyst) bevorzugt.

Für die Praxis gilt: Bei 1.000 W/m² und 30 °C Lufttemperatur — ein typischer Hochsommertag in Bayern — liegt die Zelltemperatur eines aufgeständerten Dachs bei 55–65 °C. Auf einem flachen, schlecht belüfteten Dach oder bei bodennaher Montage können es 70–80 °C sein.

Die Leistungsformel mit Temperaturkorrektur

Temperaturkorrigierte Modulleistung

P_real = P_STC × [1 + TK_Pmax × (T_Zelle − 25 °C)]

P_real = tatsächliche Leistung [W] · P_STC = Nennleistung bei STC [W] · TK_Pmax = Temperaturkoeffizient [%/°C, als Dezimalzahl] · T_Zelle = tatsächliche Zelltemperatur [°C]

Rechenbeispiel: Ein Modul mit P_STC = 400 Wp und TK_Pmax = –0,35 %/°C (d. h. –0,0035 als Dezimalzahl) bei einer Zelltemperatur von 55 °C:

P_real = 400 × [1 + (–0,0035) × (55 – 25)] P_real = 400 × [1 + (–0,0035) × 30] P_real = 400 × [1 – 0,105] P_real = 400 × 0,895 P_real = 358 Wp

Das Modul liefert bei diesen Bedingungen 42 Wp oder 10,5 % weniger als der Nennwert. Über einen Sommernachmittag mit mehreren Stunden über 50 °C Zelltemperatur summiert sich dieser Verlust auf messbare Ertragseinbußen.

Vergleich: Temperaturkoeffizienten nach Modultechnologie

Technologie	TK_Pmax (typisch)	TK_Pmax (Bestwerte)	Besonderheit
Monokristallines Silizium (PERC)	–0,35 bis –0,45 %/°C	–0,35 %/°C	Günstigster Preis, Marktstandard
Bifaziales PERC	–0,26 bis –0,35 %/°C	–0,26 %/°C	Rückseitiger Gewinn teilweise kompensiert TK-Verlust
TOPCon (n-Typ)	–0,25 bis –0,30 %/°C	–0,24 %/°C	Höhere Effizienz, besserer TK als PERC
HJT (Heterojunction)	–0,20 bis –0,25 %/°C	–0,18 %/°C	Bester TK aller kommerziellen Technologien
Dünnschicht (CdTe)	–0,20 bis –0,30 %/°C	–0,19 %/°C	Gut für heiße Klimazonen, aber geringere Effizienz
Amorphes Silizium (a-Si)	–0,15 bis –0,25 %/°C	–0,12 %/°C	Sehr guter TK, aber sehr geringe Effizienz

Der Unterschied zwischen einem Standard-PERC mit –0,40 %/°C und einem HJT mit –0,22 %/°C beträgt bei einer Zelltemperatur von 60 °C (d. h. 35 °C über STC):

PERC: –14,0 % Leistungsabfall
HJT: –7,7 % Leistungsabfall

Differenz: 6,3 Prozentpunkte. Bei einer 10 kWp-Anlage mit 1.000 Volllaststunden im Sommer bedeutet das ca. 630 kWh jährlicher Mehrertrag zugunsten des HJT — bei einem Strompreis von 0,30 EUR/kWh knapp 190 EUR pro Jahr.

Wann lohnt der bessere Temperaturkoeffizient?

Der Vorteil von HJT oder TOPCon gegenüber PERC zeigt sich am stärksten bei Standorten mit hoher Sommereinstrahlung (Süddeutschland, Österreich, Südtirol), schlecht belüfteten Dachmontagen (Indachmontage, aufgeklebte Module) und Flachdächern ohne aufgeständerte Hinterlüftung. In gut hinterlüfteten Schrägdachanlagen nördlich von Frankfurt ist der Vorteil geringer.

Auswirkung auf den Jahresertrag: München als Referenz

Um den Einfluss des Temperaturkoeffizienten auf den jährlichen Ertrag zu quantifizieren, lässt sich eine vereinfachte Standortrechnung für München aufstellen.

Typische monatliche Durchschnittszelltemperaturen für ein Süddach mit 35° Neigung und 5 cm Hinterlüftung:

Monat	Ø Zelltemp. [°C]	TK-Verlust (–0,35 %/°C)	Anteil am Jahresertrag
Januar	20	0 % (unter STC)	4 %
Februar	25	0 %	6 %
März	35	–3,5 %	9 %
April	42	–5,95 %	11 %
Mai	50	–8,75 %	13 %
Juni	55	–10,5 %	14 %
Juli	58	–11,55 %	14 %
August	57	–11,2 %	13 %
September	47	–7,7 %	10 %
Oktober	37	–4,2 %	8 %
November	25	0 %	5 %
Dezember	18	0 % (unter STC)	3 %

Gewichtet man die TK-Verluste mit dem Ertragsanteil der einzelnen Monate, ergibt sich ein gewichteter Jahresdurchschnittsverlust von ca. 8,0–8,75 % gegenüber dem STC-Nennwert — für ein Standard-PERC-Modul in München. In der Ertragssimulation muss dieser Verlust explizit ausgewiesen werden, da andernfalls die prognostizierte Jahresleistung zu hoch liegt.

Heiße Dächer: Zelltemperaturen von 70–80 °C

Besonders kritisch sind schlecht belüftete Dachmontagen in Süddeutschland. Bei Indachmontage oder auf einem dunklen Flachdachbelag ohne Abstandshalter kann die Zelltemperatur an klaren Hochsommertagen 70–80 °C erreichen.

Beispiel: Extremtemperatur-Szenario

P_real = 400 W × [1 + (–0,0035) × (75 − 25)] = 400 × 0,825 = 330 W

Bei 75 °C Zelltemperatur liefert ein 400 Wp PERC-Modul nur noch 330 W — ein Verlust von 17,5 % gegenüber STC.

Ein HJT-Modul mit TK = –0,22 %/°C liefert unter denselben Bedingungen: P_real = 400 × [1 + (–0,0022) × 50] = 400 × 0,89 = 356 W

Differenz: 26 W pro Modul. Bei 20 Modulen auf einem Indachdach in München: 520 W in den heißesten Stunden — ein messbarer Unterschied im Hochsommer-Ertragsprofil.

Pro-Tipp: Belüftungsabstand als günstige Alternative

Wer kein HJT-Budget hat, aber TK-Verluste reduzieren will: Der Montageabstand zwischen Modul-Unterkante und Dachfläche ist der günstigste Hebel. 8–10 cm Abstand reduzieren die Zelltemperatur gegenüber flacher Montage um 5–10 °C — entspricht einem Ertragszuwachs von 1,75–3,5 % bei –0,35 %/°C TK. Dieser Effekt kostet nichts außer dem richtigen Montagebügel.

Wie Simulationssoftware den Temperaturkoeffizienten nutzt

Moderne PV-Simulationstools berechnen die temperaturkorrigierte Leistung für jede Stunde des Jahres auf Basis von:

Stündliche Wetterdaten

Die Simulation importiert TMY-Wetterdaten (Typical Meteorological Year) für den Standort: stündliche Einstrahlungswerte (Global Horizontal Irradiance, Direct Normal Irradiance) und Umgebungstemperatur. Qualitätsdatenquellen: Meteonorm, ERA5, Solargis, DWD-Stationsdaten.

Zelltemperaturberechnung

Aus Einstrahlung, Umgebungstemperatur, Windgeschwindigkeit und NOCT/NMOT des Moduls wird für jede Stunde die Zelltemperatur berechnet. Gängige Modelle: Faiman (einfach, robust), Sandia PVPMC (detailliert), King (empirisch validiert). SurgePV und PVsyst nutzen standortangepasste Varianten dieser Modelle.

Leistungskorrektur per Stunde

Für jede Stunde wird TK_Pmax × (T_Zelle – 25 °C) berechnet und auf die bei dieser Einstrahlung erreichbare STC-skalierte Leistung angewendet. Die Summe über alle 8.760 Stunden ergibt den temperaturkorrigierten Jahresertrag.

Ausgabe als separater Verlustposten

Im Simulationsbericht erscheint der Temperaturverlust als eigener Posten im Sankey-Diagramm der Ertragsminderungen — neben Verschattung, Wechselrichterverlusten und Kabelverlust. Bei einer korrekten PV-Finanzsimulation fließt dieser Verlust direkt in die Wirtschaftlichkeitsrechnung ein.

Wer diesen Schritt in der Software überspringt oder mit einem pauschalen Verlust von 5 % rechnet, unterschätzt bei Standorten in Süddeutschland den tatsächlichen Temperaturverlust systematisch um 3–6 Prozentpunkte. Das bedeutet bei einer 20 kWp-Anlage: 600–1.200 kWh/Jahr Abweichung zwischen Prognose und tatsächlichem Ertrag.

Praktische Hinweise

TK_Pmax aus dem Herstellerdatenblatt übernehmen, nicht schätzen. Die Varianz zwischen Modulen gleicher Technologie ist erheblich — ein PERC-Modul kann –0,35 oder –0,43 %/°C haben. Pauschalwerte in der Simulation führen zu systematischen Fehlern.
NOCT-Wert für die Zelltemperaturberechnung verwenden. Wenn NMOT nicht verfügbar ist, liefert NOCT die nächstbeste Schätzung. Default-Werte von 45 °C oder 47 °C ohne Datenblatt-Abgleich sind ein häufiger Fehler in schnellen Online-Kalkulatoren.
Montageart in der Temperaturberechnung berücksichtigen. Indachmontage erhöht die Zelltemperatur um 5–15 °C gegenüber aufgeständerter Dachmontage. Viele Simulationstools haben eigene Eingabefelder für die Montagekategorie — diese ausfüllen.
Temperaturverlust im Ergebnisbericht explizit ausweisen. Bankable-Gutachten (z. B. für Finanzierungen) müssen den Temperaturverlust als separate Verlustposition zeigen — nicht in einem pauschalen “Systemverlust” verstecken.

Belüftungsabstand beim Montagesystem wählen. Mindestens 5–8 cm zwischen Modulunterkante und Dachbahn oder Dachziegel halten. Bei Indachlösungen auf den Herstellernachweis zur thermischen Kompensation achten.
Kabelquerschnitte für Hochtemperaturbetrieb auslegen. Bei dauerhaft über 60 °C Zelltemperatur sind die Kabel im Modulanschlussbereich thermisch beansprucht. PV-Kabel nach EN 50618 (Typ H1Z2Z2-K) sind bis 90 °C Dauertemperatur ausgelegt.
String-Spannungsberechnung bei Kältebetrieb nicht vergessen. Der TK wirkt auch auf Spannung (TK_Voc, typisch –0,27 bis –0,35 %/°C). Bei –10 °C Zelltemperatur steigt die Leerlaufspannung — die maximale Wechselrichtereingangsspannung darf nicht überschritten werden. Stringberechnung immer für Tiefsttemperaturfall durchführen.
Leistungsmessung bei Abnahme temperaturkorrigiert dokumentieren. Wird die Anlage bei 45 °C Zelltemperatur abgenommen, muss die gemessene Leistung auf STC umgerechnet werden, bevor sie mit dem Vertragsertrag verglichen wird.

TK als Qualitätsmerkmal kommunizieren. „Dieses Modul verliert bei 55 °C Betriebstemperatur nur 6,6 % Leistung statt 10,5 % — das macht bei Ihrer Dachausrichtung über 20 Jahre rund 3.200 EUR Mehrertrag aus.” Konkrete Zahlen statt abstrakter Technikbegriffe.
Sommer-Spitzenerträge realistisch einordnen. Kunden, die nach einem heißen Augusttag auf ihr Monitoring schauen und weniger als erwartet sehen, sind ohne Erklärung schnell unzufrieden. Proaktiv aufklären: „An Tagen über 35 °C liefern Module etwas weniger — das ist physikalisch normal und in unserer Jahresprognose einkalkuliert.”
Premium-Module mit besserem TK für Süddachlagen empfehlen. In Bayern, Baden-Württemberg und Österreich ist der TK-Vorteil von HJT und TOPCon am größten. Die Mehrkosten amortisieren sich typischerweise in 3–5 Jahren durch den Ertragsvorteil.
Ertragsprognose als Wettbewerbsvorteil einsetzen. Angebote ohne temperaturkorrigierte Simulation überschätzen den Ertrag. „Unsere Prognose rechnet mit der tatsächlichen Zelltemperatur Ihres Dachs — nicht mit Laborwerten.” Das schafft Vertrauen und schützt vor Reklamationen.

Temperaturverluste exakt in der Ertragssimulation berechnen

SurgePV berechnet den Temperaturkoeffizienten stündlich für Ihren Standort — mit NOCT-korrigierten Zelltemperaturen, Montageart und realen Wetterdaten. Die Finanzierungssimulation zeigt Temperaturverluste als separaten Posten.

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Praxisbeispiele

Beispiel 1: Indachmontage in Freiburg im Breisgau

Ein Einfamilienhaus mit 12 kWp in Indachmontage (Südausrichtung, 30° Neigung). Die Dachmembran heizt sich im Sommer auf 75–80 °C auf, die Module auf 72–78 °C Zelltemperatur. Eingesetzt werden Standard-PERC-Module mit TK_Pmax = –0,38 %/°C.

Temperaturkorrigierte Leistung bei 75 °C: P_real = 100 % × [1 + (–0,0038) × 50] = 81,0 % der Nennleistung

Die ursprüngliche Simulation ohne korrekte Montagekorrektur hatte 7,5 % Temperaturverlust angesetzt. Nach Korrektur ergibt sich 19,0 % — eine Differenz von 11,5 Prozentpunkten. Bei 12 kWp und 1.050 Volllaststunden im Sommer entspricht das 1.449 kWh weniger als prognostiziert.

Maßnahme: Wechsel auf TOPCon-Module mit TK = –0,28 %/°C. Temperaturverlust bei 75 °C: 14,0 % statt 19,0 %. Differenz gegenüber PERC: 5 Prozentpunkte = 630 kWh/Jahr Mehrertrag. Mehrkosten TOPCon vs. PERC: ca. 420 EUR. Amortisation des Aufpreises: 2,8 Jahre.

Beispiel 2: Freiflächenanlage in Bayern (580 kWp)

Bifaziale PERC-Module, Aufständerung 0,6 m über Boden, 20° Neigung, TK_Pmax = –0,30 %/°C. Durchschnittliche Sommer-Zelltemperatur (Mai–September): 48 °C.

Temperaturkorrektur: P_real = 100 % × [1 + (–0,003) × 23] = 93,1 % der Nennleistung

Der Vorteil bifazialer Module: Die Rückseiteneinstrahlung (im Schnitt 8–12 % Zusatzertrag) kompensiert teilweise den TK-Verlust in der Jahresbilanz. Bei korrekter Simulation unter Einbeziehung beider Effekte ergibt sich ein Netto-Jahresertrag von 95,8 % des nominalen STC-Werts — gegenüber 93,1 % ohne Rückseitenertrag.

Wirtschaftliche Wirkung: Bei 580 kWp und 1.100 kWh/kWp Jahresertrag bedeuten 2,7 % Mehrertrag durch bifaziale Rückseite: 17.226 kWh/Jahr zusätzlich. Bei 8 Ct/kWh Einspeisevergütung: 1.378 EUR/Jahr über 20 Jahre = 27.560 EUR Mehreinnahme.

Beispiel 3: Gewerbeflachdach in München mit Modulvergleich

Logistikhalle, 240 kWp, drei Moduloptionen im Angebot:

Option A: Standard-PERC, TK = –0,40 %/°C, 380 Wp, 0,28 EUR/Wp
Option B: TOPCon, TK = –0,28 %/°C, 400 Wp, 0,31 EUR/Wp
Option C: HJT, TK = –0,22 %/°C, 420 Wp, 0,36 EUR/Wp

Durchschnittliche Sommer-Zelltemperatur Flachdach München: 55 °C.

Option	TK-Verlust bei 55 °C	Effektive Jahresleistung	Mehrertrag vs. A	Mehrkosten vs. A
A (PERC)	–10,5 %	Basis	–	–
B (TOPCon)	–7,0 %	+3,5 %	8.400 kWh/Jahr	+18.000 EUR
C (HJT)	–5,25 %	+5,25 %	12.600 kWh/Jahr	+38.400 EUR

Bei einem Eigenverbrauchsanteil von 70 % und 0,30 EUR/kWh Strompreis:

Option B bringt 2.520 EUR/Jahr Mehrertrag → Amortisation Aufpreis: 7,1 Jahre
Option C bringt 3.780 EUR/Jahr Mehrertrag → Amortisation Aufpreis: 10,2 Jahre

Empfehlung: TOPCon (Option B) ist wirtschaftlich überlegen. HJT lohnt sich nur, wenn die Anlage besonders lang betrieben wird oder wenn Platzmangel auf dem Dach maximale Effizienz erfordert.

Häufig gestellte Fragen

Was bedeutet ein Temperaturkoeffizient von –0,35 %/°C in der Praxis?

Das Modul verliert pro Grad Celsius über 25 °C genau 0,35 % seiner Nennleistung. Bei 55 °C Zelltemperatur — typisch an einem sonnigen Sommertag in Bayern — sind das 30 °C über STC: 30 × 0,35 = 10,5 % Leistungsrückgang. Ein 400 Wp-Modul liefert dann 358 Wp. Dieser Verlust ist nicht dauerhaft: Wenn die Temperatur wieder sinkt, steigt auch die Leistung wieder auf den normalen Wert.

Warum ist der Temperaturkoeffizient bei HJT-Modulen besser?

HJT (Heterojunction Technology) kombiniert kristallines Silizium mit amorphen Siliziumschichten. Die amorphe Schicht passiviert die Oberfläche des Wafers außergewöhnlich gut, was die temperaturbedingte Rekombination von Elektronen und Löchern reduziert. Das Ergebnis: Spannungsabfall und damit Leistungsabfall pro Grad sind geringer als bei Standard-PERC. HJT zeigt auch keinen LID-Effekt (Light-Induced Degradation), was den Jahresertrag zusätzlich stabilisiert.

Gilt der Temperaturkoeffizient auch für den Strom (I_sc)?

Ja, aber der Kurzschlussstrom-Koeffizient (TK_Isc) ist positiv und klein — typisch +0,04 bis +0,06 %/°C. Das bedeutet: Mit steigender Temperatur steigt der Strom leicht. Dieser Gewinn wird aber vom deutlich größeren negativen Spannungskoeffizienten (TK_Voc: typisch –0,27 bis –0,35 %/°C) mehr als aufgewogen. Die Leistung ist das Produkt aus Strom und Spannung — und weil die Spannung stärker fällt als der Strom steigt, sinkt die Gesamtleistung mit der Temperatur.

Wie berechne ich die String-Spannung bei Kälte mit TK_Voc?

Die maximale Stringspannung tritt bei niedrigsten Temperaturen auf. Formel: V_oc,real = V_oc,STC × [1 + TK_Voc × (T_min − 25 °C)]. Beispiel: 10 Module in Reihe, V_oc je Modul = 41 V, TK_Voc = –0,29 %/°C, T_min = –15 °C: V_oc,string = 10 × 41 × [1 + (–0,0029) × (–40)] = 410 × 1,116 = 457,6 V. Diese Spannung darf die maximale Wechselrichter-Eingangsspannung (typisch 1.000 V oder 1.500 V) nicht überschreiten — Stringberechnung immer für den Kältefall durchführen.

Berücksichtigt die Simulation in SurgePV den Temperaturkoeffizienten automatisch?

Ja. SurgePV importiert TK_Pmax direkt aus der Moduldatenbank und berechnet die stündliche Zelltemperatur auf Basis von standortspezifischen TMY-Wetterdaten und der gewählten Montageoption (aufgeständert, Indach, bodennah). Der Temperaturverlust wird im Ergebnisbericht als separater Verlustposten ausgewiesen — kompatibel mit den Anforderungen von bankable Ertragsgutachten.

Wie groß ist der Temperaturverlust im Vergleich zu anderen Systemverlusten?

Der Temperaturverlust ist für gut geplante Dachanlagen in Deutschland typischerweise der größte einzelne Verlustposten — größer als Wechselrichterverluste (4–6 %), Kabelverluste (0,5–2 %) oder Reflexionsverluste (1–3 %). Für einen Standort in München mit aufgeständerter Dachmontage und Standard-PERC liegt er bei 7–9 % des Jahresertrags. Schlecht belüftete Indachanlagen können 12–15 % erreichen. Das macht den Temperaturkoeffizienten zum wichtigsten modulspezifischen Kenndatum für die Ertragsplanung.

Modultemperaturkoeffizient