Ein Solarmodul braucht Sonne, aber Hitze bekommt ihm nicht. Wie stark die Leistung bei warmen Modulen sinkt, beschreibt eine unscheinbare Zahl im Datenblatt: der Temperaturkoeffizient. Wir erklären, was physikalisch dahintersteckt, wie groß der Unterschied zwischen PERC-, TOPCon- und Heterojunction-Modulen ist – und warum dieselbe Zahl im Winter für die Planung Ihrer Anlage wichtig wird.
Warum ein Modul im Hochsommer weniger leistet als auf dem Typenschild
Die Nennleistung eines Moduls, etwa „435 Wp“, wird unter genormten Laborbedingungen gemessen, den sogenannten Standard-Testbedingungen (STC): 1.000 Watt Sonneneinstrahlung pro Quadratmeter, ein festgelegtes Lichtspektrum und eine Zelltemperatur von genau 25 °C. Wie aufwendig solche Messungen sind, haben wir in unserem Beitrag „Wie misst man einen Solar-Weltrekord?“ beschrieben.
Auf dem Dach sind 25 °C Zelltemperatur bei voller Sonne aber die Ausnahme. Ein Modul wandelt nur gut ein Fünftel des Lichts in Strom um, der Rest wird überwiegend zu Wärme. An einem sonnigen Sommertag liegt die Modultemperatur deshalb oft 25 bis 35 Grad über der Lufttemperatur. Bei 30 °C Außentemperatur sind knapp 60 °C im Modul keine Seltenheit, bei schlecht hinterlüfteten Modulen auch mehr.
Einen Anhaltspunkt liefert der NMOT-Wert im Datenblatt (Nominal Module Operating Temperature). Er gibt an, wie warm ein Modul bei 800 W/m² Einstrahlung, 20 °C Lufttemperatur und leichtem Wind (1 m/s) wird. Bei einem aktuellen TOPCon-Modul eines großen Modulherstellers sind es zum Beispiel 42 ± 2 °C – also schon unter diesen gemäßigten Bedingungen gut 20 Grad mehr als die Umgebung.
Kurz erklärt: Temperaturkoeffizient
Der Temperaturkoeffizient gibt an, um wie viel Prozent sich ein elektrischer Wert des Moduls ändert, wenn die Zelltemperatur um ein Grad (1 Kelvin, kurz K) steigt. Im Datenblatt stehen meist drei Werte:
- Pmax – die Leistung: negativ, typisch −0,26 bis −0,35 %/K.
- Voc – die Leerlaufspannung (Spannung ohne angeschlossenen Verbraucher): ebenfalls negativ.
- Isc – der Kurzschlussstrom: leicht positiv, meist um +0,05 %/K.
Bezugspunkt sind immer die 25 °C der Standard-Testbedingungen. Je näher der Pmax-Wert an null liegt, desto weniger Leistung verliert das Modul bei Hitze.
Was in der Solarzelle passiert, wenn sie warm wird
Eine Silizium-Solarzelle ist ein Halbleiter. Damit Licht Strom erzeugen kann, muss ein Photon ein Elektron über eine Energiehürde heben, die Bandlücke. Bei Silizium beträgt sie bei Raumtemperatur rund 1,12 Elektronenvolt. Mit steigender Temperatur passiert zweierlei:
1. Die Spannung sinkt deutlich
Wärme bedeutet, dass die Atome im Kristall stärker schwingen und mehr Elektronen schon ganz ohne Licht über die Bandlücke springen. Dadurch wächst ein unerwünschter „Gegenstrom“ in der Zelle, der sogenannte Sättigungs- oder Dunkelstrom. Nach dem Lehrbuch der Photovoltaik (PVEducation, University of New South Wales) verdoppelt er sich bei Silizium nahe Raumtemperatur etwa alle 10 °C. Je größer dieser Gegenstrom, desto niedriger die Spannung, die die Zelle aufbauen kann. Für Silizium sind das etwa −2,2 Millivolt pro Grad und Zelle. Das klingt wenig, ist aber bei einer Zellspannung von rund 0,6 bis 0,7 Volt ein spürbarer Anteil.
2. Der Strom steigt ein wenig
Gleichzeitig wird die Bandlücke mit der Temperatur etwas kleiner. Dadurch kann die Zelle auch einige energieärmere, langwellige Photonen nutzen, und der Strom steigt leicht – bei Silizium um etwa 0,05 bis 0,06 % pro Grad. Dieser Gewinn ist aber viel kleiner als der Spannungsverlust.
Unterm Strich verliert das Modul also Leistung, denn Leistung ist Spannung mal Strom. Eine begutachtete Übersichtsarbeit von Dupré, Vaillon und Green (Solar Energy Materials & Solar Cells, 2015) kommt zu dem Ergebnis, dass bei guten Zellen 80 bis 90 % der Temperaturempfindlichkeit auf die Spannung zurückgehen. Wichtig für die Praxis ist eine weitere Erkenntnis aus dieser Arbeit: Zellen mit höherer Spannung, also mit weniger internen Verlusten, reagieren weniger empfindlich auf Wärme.
Welche Zelltechnik verträgt Hitze am besten?
Genau hier unterscheiden sich die heutigen Zelltechnologien. Ältere PERC-Zellen haben an ihren Kontakten und Oberflächen vergleichsweise viele Verlustpfade. Bei TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) trennt eine hauchdünne Oxidschicht den Metallkontakt vom Silizium, bei Heterojunction (HJT) übernehmen dünne Schichten aus amorphem Silizium diese Aufgabe. Beide „passivieren“ die Oberfläche besser, erreichen dadurch höhere Spannungen – und verlieren bei Hitze weniger.
Das unabhängige Prüflabor Kiwa PVEL wertet jedes Jahr Messdaten vieler Modultypen aus. In der Scorecard 2026 werden folgende Medianwerte der letzten drei Jahre genannt:
| Zelltechnik | Temperaturkoeffizient Pmax (Median) | Leistungsverlust bei 60 °C Modultemperatur* |
|---|---|---|
| PERC | −0,32 %/K | ca. −11,2 % |
| TOPCon | −0,29 %/K | ca. −10,2 % |
| Rückkontakt (xBC) | −0,27 %/K | ca. −9,5 % |
| Heterojunction (HJT) | −0,26 %/K | ca. −9,1 % |
* Eigene Rechnung: 35 K über 25 °C × Koeffizient, vereinfachte lineare Annahme. Für Rückkontakt- und HJT-Module lagen dem Labor deutlich weniger Proben vor, ihre Werte sind daher unsicherer. Mehr zur Rückkontakt-Technik lesen Sie in unserem Beitrag zum 28,29-%-Rekord.
Ein Rechenbeispiel: Ein 435-W-TOPCon-Modul mit −0,30 %/K, das bei voller Sonne 60 °C erreicht, liefert in diesem Moment rund 10,5 % weniger, also etwa 390 W. Ein vergleichbares PERC-Modul läge etwas darunter, ein HJT-Modul etwas darüber. Pro Modul geht es um eine Handvoll Watt.
Wie viel das übers Jahr ausmacht, lässt sich nicht pauschal sagen. In Deutschland sind die Module nur an vergleichsweise wenigen Stunden richtig heiß; im Frühjahr und Herbst arbeiten sie oft nahe 25 °C. Kiwa PVEL weist darauf hin, dass sich ein besserer Koeffizient vor allem an heißen Standorten auszahlt. Für ein Einfamilienhaus in Niedersachsen ist der Temperaturkoeffizient deshalb ein Qualitätsmerkmal unter mehreren – kein Grund, allein danach zu entscheiden.
Die Kehrseite: Im Winter steigt die Spannung
Was im Sommer Leistung kostet, wirkt im Winter umgekehrt – und das ist für die Planung viel wichtiger. An einem klaren, frostigen Morgen sind die Module kalt, die Sonne kommt hervor, und die Leerlaufspannung jedes Moduls steigt über den Wert im Datenblatt.
Bei einer PV-Anlage werden viele Module in Reihe zu einem String verschaltet; ihre Spannungen addieren sich. Jeder Wechselrichter hat eine maximale Eingangsspannung, die nie überschritten werden darf. Beim dreiphasigen SolaX-Komplettsystem X3-IES liegt sie laut Datenblatt bei 1.000 Volt Gleichspannung, der Arbeitsbereich der MPP-Tracker reicht von 110 bis 950 Volt. Der Hersteller weist ausdrücklich darauf hin, dass höhere Spannungen das Gerät beschädigen können.
Das Beispiel in der Grafik nutzt ein TOPCon-Modul mit 38,85 V Leerlaufspannung und einem Spannungskoeffizienten von −0,25 %/K. Bei 25 °C kommen 24 Module in Reihe auf rund 932 V – scheinbar passend. Bei −10 °C Modultemperatur steigt die Spannung um knapp 9 %, der String erreicht rund 1.014 V und liegt damit über der Grenze. Mit 22 Modulen bleibt dagegen auch bei −20 °C ein Puffer. Deshalb rechnen Planer die Stringlänge nicht mit dem Datenblattwert bei 25 °C, sondern mit der kältesten Modultemperatur, die am Standort zu erwarten ist.
Auch der Wechselrichter selbst hat einen Temperaturbereich: Der X3-IES arbeitet laut Datenblatt von −35 bis +60 °C, regelt seine Leistung oberhalb von 45 °C aber zurück. Ein schattiger, gut belüfteter Montageort lohnt sich also auch für das Gerät. Mehr zu den Wechselrichtern finden Sie auf unserer Seite SolaX-Wechselrichter.
So lesen Sie das Datenblatt
| Angabe | Beispielwert (TOPCon-Modul, 435 W) | Bedeutung |
|---|---|---|
| Temperaturkoeffizient Pmax | −0,30 %/K | Leistungsverlust pro Grad über 25 °C |
| Temperaturkoeffizient Voc | −0,25 %/K | Spannungsanstieg pro Grad unter 25 °C – wichtig für die Stringlänge |
| Temperaturkoeffizient Isc | +0,046 %/K | Strom steigt bei Wärme minimal |
| NMOT | 42 ± 2 °C | Modultemperatur bei 800 W/m², 20 °C Luft, 1 m/s Wind |
| Leerlaufspannung Voc (STC) | 38,85 V | Ausgangswert für die Spannungsrechnung |
Quelle der Beispielwerte: Datenblatt eines TOPCon-Moduls von Suntech (Serie STP415S–435S, C54).
Achten Sie darauf, ob ein Wert in „%/K“ oder „%/°C“ angegeben ist – das ist dasselbe, weil ein Grad Celsius genau einem Kelvin Temperaturdifferenz entspricht. Manche Hersteller geben den Spannungskoeffizienten auch in mV/K an.
Was bedeutet das für Sie?
- Keine Sorge bei Sommerhitze: Dass Ihre Anlage im Juli mittags unter der Nennleistung bleibt, ist normal und physikalisch bedingt – kein Defekt.
- Kühle, klare Tage sind Spitzentage: Im Frühjahr kann ein Modul bei voller Sonne nahe oder sogar über seiner Nennleistung arbeiten.
- Hinterlüftung zählt: Module, unter denen die Luft gut zirkulieren kann, bleiben kühler als dicht aufliegende oder ins Dach integrierte Module.
- Moderne Zelltechnik hilft etwas: TOPCon und Heterojunction verlieren bei Hitze weniger als PERC. Der Effekt ist real, aber in unserem Klima begrenzt.
- Die Wintergrenze ist nicht verhandelbar: Die Stringauslegung muss die Leerlaufspannung bei Frost berücksichtigen. Das gehört in die Planung durch eine Fachkraft – bei einer Erweiterung oder einem Modultausch gilt das ebenso.
Wenn Sie wissen möchten, wie Module und Wechselrichter auf Ihrem Dach zusammenpassen, rechnen wir das gern für Ihre Anlage durch: Angebot anfordern.
Quellen
- PVEducation (University of New South Wales / Arizona State University): „Effect of Temperature“, Online-Lehrbuch Photovoltaik, abgerufen am 09.10.2026 – pveducation.org
- O. Dupré, R. Vaillon, M. A. Green: „Physics of the temperature coefficients of solar cells“, Solar Energy Materials & Solar Cells, 2015 (begutachtet/peer-reviewed) – ResearchGate
- Kiwa PVEL: „PV Module Reliability Scorecard 2026 – PAN Performance“, 2026 – scorecard.pvel.com
- Suntech: Datenblatt STP415S–435S-C54 (TOPCon), abgerufen am 09.10.2026 – suntech-power.com (PDF)
- SolaX Power: Datenblatt X3-IES, abgerufen am 09.10.2026 – solaxpower.com (PDF)