L’INFLUENZA DELLA TEMPERATURA SULLA POTENZA DI UN PANNELLO FOTOVOLTAICO

Articolo estratto dal mio manuale: PROGETTARE UN IMPIANTO FOTOVOLTAICO IN PARALLELO CON LA RETE ELETTRICA

L’INFLUENZA DELLA TEMPERATURA SULLA POTENZA DI UN PANNELLO FOTOVOLTAICO

La temperatura influenza significativamente la potenza di un pannello fotovoltaico. In generale, all’aumentare della temperatura, l’efficienza del pannello tende a diminuire. Questo perché i pannelli solari funzionano tramite celle di silicio che sono sensibili alla temperatura: un aumento della temperatura può ridurre la tensione di uscita e, di conseguenza, la potenza totale generata in quanto la Potenza è data dalla Tensione per la Corrente (P=V*I) la cui unità di misura è il Watt.

In dettaglio:

Effetto della temperatura sulla tensione: La tensione di circuito aperto (Voc) diminuisce con l’aumento della temperatura.
Effetto sulla corrente: La corrente di cortocircuito (Isc) può aumentare leggermente con la temperatura, ma questo effetto è minore rispetto alla diminuzione della tensione.
Impatto complessivo sulla potenza: La potenza massima (Pmpp) di un pannello si riduce all’aumentare della temperatura, tipicamente di circa lo 0,3% – 0,5% per °C sopra la temperatura di riferimento (solitamente 25°C).

Per massimizzare la produzione di energia, è importante considerare questo effetto e, se possibile, installare i pannelli in modo da favorire il raffreddamento, ad esempio con un buon flusso d’aria o un’installazione leggermente ventilata.

Ora vi spiego in modo dettagliato questo fenomeno, iniziando dalle: CARATTERISTICHE DI UN PANNELLO FOTOVOLTAICO

In linea generale, le caratteristiche di un pannello fotovoltaico dipendono da quattro fattori: dall’intensità della radiazione solare; dall’area del pannello; dalla qualità dei materiali; e dalla temperatura.

Le grandezze fisiche da considerare sono: tensione (Volt); corrente (Ampere); e irraggiamento (W/m²).

La differenza tra irraggiamento e radiazione solare è la seguente:

L’irraggiamento è la potenza ricevuta dall’unità di superficie per unità di area proveniente direttamente o indirettamente dal Sole, l’unità di misura è il kW/m², e in linea generale si riferisce a una superficie orizzontale di un metro quadrato.
La radiazione solare è l’energia ricevuta in un determinato periodo di tempo dalla stessa unità di superficie proveniente direttamente o indirettamente dal Sole, l’unità di misura è il kWh/m².

INFLUENZA DELL’IRRAGGIAMENTO SUL VALORE DI TENSIONE E CORRENTE DI UNA CELLA

In particolare, si analizza il comportamento di una cella fotovoltaica nelle condizioni standard (SCT) a una temperatura costante di 25 °C, con un irraggiamento che varia da 200 a 1000 W/m². Si osserva che la corrente di corto circuito è proporzionale all’irraggiamento, mentre la tensione a vuoto presenta una variazione limitata, passando da 0,54 a 0,6 Volt quando l’irraggiamento aumenta di cinque volte, da 200 a 1000 W/m².

Di conseguenza, è possibile determinare l’irraggiamento misurando la corrente di corto circuito di una cella campione, a condizione che sia nota con precisione la corrente Icc0 corrispondente a un determinato livello di irraggiamento Irr0.

Per calcolare l’irraggiamento si potrebbe usare la formula seguente:

Esempio: se una cella produce, con un irraggiamento di 1000 W/m², una corrente di corto circuito di 3 A, e si misura una corrente di corto circuito di 1,2 A, l’irraggiamento risulterebbe essere di 400 W/m².

RILEVANZA DELLA CORRENTE E TENSIONE DELLA CELLA IN FUNZIONE DELLA TEMPERATURA

Nel seguente schema vengono confrontate le caratteristiche elettriche a diverse temperature, mantenendo costante l’irraggiamento. Analizziamo due casi: il primo rilevato a 25°C e il secondo a 65°C. Confrontando le due curve, si osserva che la corrente di cortocircuito rimane sostanzialmente invariata al variare della temperatura, mentre la tensione a vuoto diminuisce notevolmente con l’aumento della temperatura.

In sintesi, la temperatura influisce sulla tensione, mentre l’irraggiamento determina la corrente del dispositivo fotovoltaico.

Prima di procedere, analizziamo alcuni parametri che incontreremo spesso mentre parlerò delle caratteristiche del pannello fotovoltaico:

Tensione alla massima potenza (Vmp): è la tensione che si traduce in potenza massima in determinate condizioni di luce e temperatura, che è quella nominale di un pannello;
Corrente alla massima potenza (Imp): è la corrente massima di un pannello in determinate condizioni di luce e temperatura, che è quella nominale di un dispositivo;
Tensione a circuito aperto (Voc): è la tensione massima di un pannello in determinate condizioni di luce e temperatura, corrispondente alla massima tensione potenziale;
Corrente di corto circuito (Isc): è la corrente massima prodotta da un pannello in determinate condizioni di luce e temperatura;
Potenza nominale (Wp): è la massima potenza ottenibile.

CURVA DELLA TENSIONE E CORRENTE DI UNA CELLA FOTOVOLTAICA

In condizioni di corto circuito la corrente generata è massima (Isc) mentre la tensione è nulla. In condizioni di circuito aperto è massima la tensione (Voc) e nulla la corrente. In questi due casi la Potenza generata sarà uguale a zero (P=V*I), negli altri punti all’aumentare della tensione aumenta la potenza raggiungendo il massimo nel punto di massima potenza MPPT (Maximum Power Point) sulla curva tensione/corrente (come si vede dallo schema), e diminuendo repentinamente quando si avvicina alla Voc.

Per calcolare la massima potenza si può utilizzare la seguente formula: Pmax=Imp*Vmp (l’unità di misura è il Wp).

EFFICIENZA E RENDIMENTO DEL PANNELLO FOTOVOLTAICO

Sebbene efficienza e rendimento possano sembrare concetti simili, è importante distinguerli:

L’efficienza di un pannello fotovoltaico rappresenta la percentuale di energia solare convertita in energia elettrica. Si calcola come il rapporto tra la potenza elettrica in uscita dal pannello e la potenza della radiazione solare che lo colpisce, ed è espressa in percentuale.
Il rendimento, invece, indica la quantità di energia elettrica prodotta per unità di superficie del pannello. Questo valore è influenzato da vari fattori, come l’irraggiamento solare, le condizioni climatiche e la tecnologia del pannello. È fondamentale per valutare l’efficienza complessiva dell’impianto fotovoltaico e per ottimizzare le prestazioni tecnologiche.

In sintesi, l’efficienza misura la capacità intrinseca del pannello di convertire la luce solare, mentre il rendimento tiene conto della quantità di luce solare che effettivamente colpisce il pannello e delle condizioni operative.

RENDIMENTO

L’efficienza energetica di un impianto fotovoltaico è misurata attraverso il rendimento, un parametro che indica la quantità di energia solare trasformata in energia elettrica per unità di superficie. Questo valore è espresso in percentuale e viene calcolato in laboratorio secondo le condizioni standard di test (STC), che prevedono un irraggiamento di 1000 W/m², una temperatura di 25 °C e una distribuzione spettrale di 1,5. Un rendimento più elevato significa che una maggiore porzione dell’energia solare che colpisce il pannello fotovoltaico viene convertita in energia elettrica.

Il rendimento rappresenta un valore fondamentale per valutare l’efficienza e l’ottimizzazione tecnologica di un impianto fotovoltaico. Pertanto, è l’indicatore da considerare per effettuare un acquisto informato, in grado di garantire la massima operatività dei pannelli in relazione alle condizioni geografiche e ambientali del sito di installazione, oltre ad altri fattori che possono influenzare la loro efficienza.

Come si calcola il rendimento:

Esempio: il rendimento di un pannello fotovoltaico da 380 Watt di potenza, con una superficie di 1,822 m², e un irraggiamento di 1000 W/m² (SCT), avrebbe un rendimento del 20,8% come indicato sulle schede tecniche alla voce “Efficienza moduli”, e corrisponde al rendimento reale o effettivo dell’impianto fotovoltaico.

La norma CEI EN 61724 ha introdotto il concetto di Performance Ratio (PR). Il Performance Ratio di un impianto fotovoltaico si ottiene dividendo l’energia realmente prodotta dall’impianto per l’energia che sarebbe generata in condizioni ideali, tenendo conto dell’irradiazione solare. In sintesi, il PR è definito come il rapporto tra il rendimento reale di un impianto e il rendimento teorico atteso. In media, il valore del PR si colloca tra il 75% e l’85%.

Per calcolarlo:

Esempio: se prendiamo i dati di pagina 224 dove l’energia reale prodotta annualmente è uguale a 2713 kWh (E= PFV (kWp) * Radiazione solare(kWh/m²) * perdite di sistema= 2,280*1431,95*0,831=2713 kWh/m²) e quella teorica è uguale a 3264 kWh/m² (E= PFV (kWp) * Radiazione solare (kWh/m²) = 2,280* 1431,95=3264kWh/m²) la Performance Ratio (PR) sarà:

FATTORI CHE INFLUENZANO LA RESA DEI PANNELLI FOTOVOLTAICI

La Performance Ratio consente di valutare l’efficienza della produzione energetica di un impianto fotovoltaico nel tempo, ma ci sono anche altri fattori, sia interni che esterni, che possono influenzare il rendimento dei pannelli solari.

Tra i fattori esterni intervengono sul rendimento:

Orientamento e latitudine geografica; qualità dei materiali; temperatura e variazioni stagionali,

Ci sono però anche fattori interni, quindi strutturali, che giocano il loro ruolo sul rendimento:

Efficienza dell’inverter, anzianità dell’impianto.

EFFICIENZA

L’efficienza di un impianto fotovoltaico non indica la qualità del pannello in sé, ma piuttosto il suo rendimento per metro quadrato. In termini matematici, l’efficienza si determina calcolando il rapporto tra la potenza elettrica generata dai pannelli e la potenza della radiazione solare (potenza in entrata) che colpisce il modulo.

E si calcola in questo modo:

Il valore della potenza in entrata (l’irraggiamento solare) viene considerato costante. Si è stabilito che il valore standard per misurare l’irraggiamento solare è 1.000 watt/m²: se 1 m² di modulo viene colpito da 1.000 watt di energia solare, il rapporto tra la quantità di energia elettrica prodotta e i 1.000 watt ne indica l’efficienza.

Esempio: se un pannello fotovoltaico generasse 200 Watt di potenza in uscita l’efficienza sarebbe del 20%.

La massima efficienza attualmente raggiungibile non è rappresentata da un pannello fotovoltaico in grado di generare 1000 watt in uscita. Infatti, nessun pannello fotovoltaico al mondo riesce a convertire il 100% dell’energia solare. In media, i pannelli fotovoltaici convertono circa il 20% dell’energia ricevuta, ma questa percentuale può aumentare leggermente per i pannelli classificati come “ad alta efficienza”.

EFFICIENZA DI CONVERSIONE

Nelle condizioni operative reali degli impianti fotovoltaici, i valori di efficienza tendono a discostarsi da quelli teorici, influenzando negativamente le prestazioni. In particolare, si osserva che un incremento della temperatura delle celle (Tc) rispetto alle condizioni standard porta a una diminuzione dell’efficienza η nella conversione dell’energia proveniente dalla radiazione solare in energia elettrica.

I fattori che determinano il decadimento delle prestazioni sono la velocità del vento, l’irraggiamento incidente sul modulo, le caratteristiche di installazione del sistema e, ovviamente la temperatura esterna (Te); risulta invece trascurabile la direzione del vento.

I produttori, in linea generale, usano per i moduli un modello termico semplice basato sull’assunzione che sia costante il rapporto tra la differenza di temperatura Tc − Te e l’irraggiamento a cui è sottoposta la cella.

Questo metodo risulta sensato per l’Italia, un paese in cui l’irraggiamento non presenta fluttuazioni significative durante il giorno, permettendo così di trascurare l’inerzia termica dei sistemi fotovoltaici.

Dove: Tc=aumento della temperatura della cella rispetto a quella standard; Te= temperatura esterna.

Utilizzando la semplificazione, dove le temperature sono espresse in °C e l’irraggiamento in W/m², il costruttore stabilisce il valore della costante che sarà di 45°C, valore indicato nella scheda tecnica del modulo come parametro NOCT (Nominal Operating Cell Temperature: la temperatura media di equilibrio di una cella all’interno di un modulo posto in particolari condizioni ambientali che ha un irraggiamento di 800 W/m², una temperatura ambientale (Ta) di 20 °C, una velocità del vento 1 m/s, e funzionamento a vuoto). Abbinando questa definizione all’equazione precedente, si ricava l’espressione per la temperatura della cella in funzione di temperatura esterna e irraggiamento:

Dove: Tc=aumento della temperatura della cella rispetto a quella standard; Ta= temperatura ambientale reale (le temperature sono espresse in ºC; e l’irraggiamento in W/m²).

ANDAMENTO DELLA TEMPERATURA IN FUNZIONE DELL’IRRAGGIAMENTO

Esempio: temperatura (Tc) con un irraggiamento di 1000 W/m² e Ta di 20°C:

ANDAMENTO DEL RENDIMENTO IN FUNZIONE DELL’IRRAGGIAMENTO

Utilizzando l’equazione:

che rappresenta il rendimento di un pannello fotovoltaico in condizioni operative diverse da quelle standard (STC, Standard Test Conditions).

In sintesi, questa equazione ci consente di determinare il rendimento reale del pannello fotovoltaico, considerando l’influenza della temperatura operativa rispetto a quella standard. Maggiore è la differenza tra la temperatura del pannello e quella standard, maggiore sarà la diminuzione del rendimento.

Esempio: se la Tc fosse di 51,25 °C (che corrisponde ad un irraggiamento di 1000 W/m² con una temperatura ambiente di 20°C); γ = coefficiente di Temperatura per la Potenza, indicato sulle schede tecniche come %/°C uguale a -0,35 (in decimale=-0,0035/°C); la Tc,std uguale a 25°C; ηstd uguale a 20,9% (in decimale=0,209); avremo un rendimento (η) del 18,98% con una perdita del 1,92% rispetto al rendimento standard.

η = η std*[1-y(Tc-Tc, std)]=18,98%

Differenza di temperatura: Tc – Tc,std= 51,25-25=26,25°C;

Variazione di efficienza=Δη=η,std*y*(Tc–Tc,std)=0,209*(-0,0035) *26,25=-0,0192.

Risultato: η=η,std+Δη=0,209-0,0192=0,1898, in percentuale=18,98%.

L’equazione η = η_std * [1 – y(Tc – Tc_std)] consente di calcolare l’efficienza di un pannello fotovoltaico in relazione alla sua temperatura di funzionamento, apportando una correzione all’efficienza nominale per tenere conto della perdita causata dal riscaldamento della cella.

Dove: η: è il rendimento del pannello fotovoltaico in condizioni operative specifiche (temperatura Tc); ηstd: è il rendimento nominale del pannello, misurata in condizioni standard (temperatura Tc,std, solitamente 25°C e irraggiamento solare di 1000 W/m²), T_c,std indica la temperatura della cella (25°C); γ = coefficiente di Temperatura per la Potenza, indicato sulle schede tecniche come %/°C, ed è un coefficiente negativo, come esempio: -0,35%/°C, e in pratica indica la percentuale di diminuzione della potenza all’aumento di 1 grado di temperatura, Tc=aumento della temperatura della cella rispetto a quella standard.

GRAFICI A CONFRONTO

I due grafici mostrano l’andamento della Tc e η di un modulo fotovoltaico da 380 Wp. Come si può osservare, all’aumentare dell’irraggiamento si registra un incremento della temperatura del modulo, che porta a una diminuzione inevitabile del rendimento.

Il valore del coefficiente γ risulta determinante nella valutazione del decadimento delle prestazioni di un modulo fotovoltaico. Questo parametro varia sensibilmente con la tecnologia che caratterizzano la cella, e alcuni esempi di valori sono riportati nella tabella sottostante.

Dove: γ= coefficiente di Temperatura per la Potenza; NOCT= è l’acronimo di Nominal Operating Cell Temperature (temperatura nominale di lavoro di una cella fotovoltaica); Ƞ= rendimento del modulo FV.

È importante menzionare la tecnologia multi-giunzione, che offre un rendimento superiore, compreso tra il 25% e il 50%. Questo avviene perché ogni strato della tecnologia è in grado di catturare diverse radiazioni dello spettro luminoso, portando a una conversione più efficiente in energia elettrica.

Si può osservare che le tecnologie più efficienti in condizioni standard, ovvero con il massimo rendimento nominale (Ƞ), tendono a subire un degrado maggiore delle prestazioni all’aumentare della temperatura in quanto la potenza erogata diminuisce con l’aumento della temperatura. Questo dato è riportato nelle specifiche tecniche dei pannelli come “coefficiente di temperatura: Pmax= %/°C” (γ). Si tratta di un coefficiente negativo che indica la percentuale di riduzione della potenza per ogni grado di aumento della temperatura. Un coefficiente più basso indica un pannello di qualità superiore.

Esempio: un pannello monocristallino da 380 Watt ha un coefficiente di temperatura in potenza (γ) di -0,35%/°C; per calcolare la perdita di potenza all’aumentare della temperatura posso utilizzare la seguente regola:

ΔP (%) = γ * ΔT

Dove: γ è il coefficiente di temperatura in potenza, espresso in %/°C; ΔT è la variazione di temperatura rispetto alla temperatura di riferimento (solitamente 25°C).

Supponiamo che la temperatura del pannello aumenti da 25°C a una temperatura superiore, ad esempio 45°C:

ΔT=45°C−25°C=20°C

la perdita di potenza sarà:

ΔP (%) =−0,35%/°C*20°C=−7%

Risultato: Se la temperatura del pannello aumenta di 20°C rispetto a quella di riferimento, il pannello monocristallino perderà circa il 7% di potenza. Per cui il pannello fotovoltaico da 380 Watt nominali a 25 °C scenderà a 353,4 Watt a 45 °C (7% di 380=26,6; 380-26,6=353,4).

Se fosse di Silicio Amorfo la cui γ è di -0,2 %/°C, con la stessa differenza di temperatura e la stessa potenza, la perdita sarebbe del: ΔP (%) =−0,2%/°C*20°C=−4%

L’acronimo NOCT (Nominal Operating Cell Temperature) è frequentemente utilizzato ed è un parametro fondamentale, poiché indica la temperatura operativa nominale della cella. Questa temperatura ha un impatto diretto sull’efficienza della conversione dell’energia solare in energia elettrica. È importante notare che un aumento della temperatura delle celle fotovoltaiche comporta una diminuzione della loro efficienza; pertanto, un pannello con un NOCT più basso risulta più efficiente in condizioni di caldo. In sintesi, per valutare la qualità di un pannello fotovoltaico, è essenziale considerare i parametri γ e NOCT. Infatti, all’aumentare della temperatura ambientale, i pannelli con un NOCT e un coefficiente di temperatura per la potenza γ più bassi tendono a dimostrarsi di qualità superiore.

CURVE CARATTERISTICHE DEL MODULO FOTOVOLTAICO

Utilizzando le specifiche tecniche di un modulo fotovoltaico con una potenza nominale di 380 Wp, vi presenterò un’illustrazione grafica del funzionamento elettrico in relazione alla temperatura e all’irradianza.

CURVA CORRENTE – TENSIONE DEL MODULO IN FUNZIONE DELLA TEMPERATURA

Dalla curva si nota come la tensione diminuisca all’aumentare della temperatura della cella fotovoltaica.

Come scritto in precedenza il coefficiente termico indica di quanti Volt varia la tensione per ogni grado (°C) di variazione rispetto alla temperatura standard STC (25°C).

Se trasformiamo il coefficiente di temperatura (vedi caratteristiche del modulo fotovoltaico) della tensione da: %/°C in V/°C, avremo che -0,270 %/°C diventerà -0,1115 V/°C [V/°C=%/°C * (Voc/100) = -0,270*(41,3/100) = -0,1115].

Per cui se ha 25°C (temperatura standard SCT) la tensione a vuoto (Voc) è di 41,3 Volt, a 35°C la tensione risulterà essere di 40,2 V [(10°C * -0,1115 V=-1,1115 V). (41,3 V – 1,1115= 40,2 V)].

Riassumendo: per ogni grado di aumento della temperatura la tensione risultante diminuirà di -0,1115 Volt.

CURVA POTENZA/TENSIONE IN FUNZIONE DELL’IRRADIANZA

Si deduce che la potenza del modulo fotovoltaico (alla temperatura costante di 25°C e con un’irradianza che varia da 1000 W/m² a 200 W/m², (valori che sono dovuti a un’irradianza con sole pieno e fino a un’irradianza con il tempo nuvoloso) è direttamente proporzionale all’irradianza mentre varia di poco la tensione che viene influenzata dalla temperatura, e se la potenza è data dalla tensione per la corrente (P=V*I) anche la corrente sarà direttamente proporzionale all’irradianza.

La potenza generata dal modulo può essere calcolata usando la formula:

P=G*A*η

Dove: P = potenza (W); G = irradianza (W/m²); A= superficie (m²); η = efficienza (%).

A esempio se utilizzo i valori elettrici di un modulo fotovoltaico con una irradianza standard di 1000 W/m², una superficie di 1,822 m² (1,755 * 1,038= 1,822 m²), e una efficienza di 20,9 % = 0,209, avremo una potenza di:

P=G*A*η= 1000 * 1,822 * 0,209= 380 Watt

Se l’irradianza fosse di 800 W/m²:

P=G*A*η= 800 * 1,822 * 0,209= 304 Watt

CURVA CORRENTE/TENSIONE IN FUNZIONE DELL’IRRADIANZA

Nel rapporto tra la tensione a circuito aperto (Voc) e la corrente di cortocircuito (Isc) in funzione dell’irradianza si può notare che la corrente è proporzionale all’irradianza, mentre la tensione varia in funzione alla temperatura di circa – 0,115 V/°C.

Nell’esempio la Isc la ricavo dalla seguente formula:

Dove:

Irr mis. = irraggiamento misurato; Irr0= irraggiamento noto; Isc mis. =corrente di corto circuito misurato; Isc0= corrente di cortocircuito noto.

Se consideriamo le specifiche tecniche di un pannello fotovoltaico mostrato in figura, che presenta i dati elettrici secondo gli standard SCT e NOCT, possiamo confermare l’affidabilità della formula calcolando la corrente di corto circuito (Isc) utilizzando un’irradianza di 800 W/m² (NOCT).

Con una irradianza nota di 1000 W/m² (SCT), e una corrente di cortocircuito (Isc) di 11,47 A, e una irradianza misurata di 800 W/m² (NOCT), la Isc mis., risultante dalla formula, sarebbe 9,2 A, che si può considerare attendibile rispetto a quella delle caratteristiche tecniche di 9,31 A.

CALCOLO DELLA TENSIONE E CORRENTE DEL MODULO IN FUNZIONE DELLA TEMPERATURA

Come menzionato in precedenza, la tensione e la corrente di un modulo fotovoltaico cambiano in base alla temperatura. Supponendo che la temperatura minima sia di -10°C e quella massima di +70°C, con una temperatura di riferimento standard (STC) di 25°C, possiamo determinare la variazione di tensione e corrente di un modulo utilizzando il seguente metodo:

Tensione massima del modulo: Vmp(T)= Vmp(STC) + [Kv * (T.min. – 25°C)]

Tensione minima del modulo: Vmp(T)= Vmp(STC) + [Kv * (T.max. – 25°C)]

Tensione massima del modulo: Voc(T)= Voc(STC) + [Kv * (T.min. – 25°C)]

La massima corrente Isc del modulo alla temperatura di 70°C: Isc(T) = Isc (STC) + [KI * (T.max. – 25°C)]

Dove: Vmp(T)= è la tensione minima e massima alla temperatura di -10°C e +70°C, tali valori servono per verificare i limiti di regolazione dell’inseguitore MPPT dell’inverter; Voc(T)= è la tensione massima a vuoto raggiungibile dal generatore FV, e serve per verificare l’avvio dell’impianto nelle ore rigide mattutine, tale tensione non deve superare la soglia massima dell’inverter; Isc(T)= è la massima corrente di corto circuito alla temperatura di 70°C, che deve essere inferiore alla soglia massima di corrente di ingresso MPPT dell’inverter. Tale valore serve a ripartire correttamente la corrente in ingresso a ogni inseguitore; Kv= è il coefficiente di temperatura della tensione, espresso in V/°C [trasformare Kv in %/°C a V/°C=(%/°C)*(Voc/100); KI= Coefficiente di temperatura della corrente espresso in A/°C [KIsc in A/°C= (%/°C) * (Isc/100)].

Il coefficiente termico indica di quanti Volt varia la tensione per ogni grado (°C) di variazione rispetto alla temperatura standard STC (25°C).

Esempio: se a 25°C la tensione è di 100 V e il suo coefficiente termico è pari a -1 V/°C, se la temperatura diventa 26°C la tensione risultante sarà pari a 99 V.

Usare le seguenti formule se si utilizzano i termini in percentuale (%/°C)