Ein Team des U.S. Naval Research Laboratory hat 1,6 Kilowatt elektrische Energie mit Hilfe von Mikrowellen über einen Kilometer drahtlos übertragen. Langfristig ist das Verteidigungsministerium daran interessiert, im Weltraum erzeugten Solarstrom über solches Power Beaming für die Nutzung auf der Erde zu erschließen.

Einer Forschungsabteilung des U.S. Naval Research Laboratory (NRL) ist es gelungen, elektrische Energie mit einer Leistung von 1,6 Kilowatt drahtlos über eine Entfernung von einem Kilometer zu übertragen. Das NRL spricht in seiner Meldung über das Projekt „Safe and Continuous Power Beaming – Microwave“ (Scope-M) von der „bedeutendsten Demonstration des Power-Beamings seit fast 50 Jahren“.

Für die Punkt-zu-Punkt-Übertragung von elektrischer Energie durch den freien Raum nutzte das Team einen gerichteten Mikrowellenstrahl mit zehn Gigahertz. Die Wissenschaftler testeten das Verfahren zunächst mit der Übertragung von einem Kilowatt elektrischer Leistung über einen Kilometer an zwei Standorten in den US-Bundesstaaten Maryland und Massachusetts. In Maryland war es dem NRL zufolge im Verlauf der Tests möglich, 1,6 Kilowatt über eine Entfernung von knapp einem Kilometer zu beamen. In Massachusetts habe das Team zwar nicht die gleiche Spitzenleistung erreicht, aber eine höhere durchschnittliche Leistung, so dass insgesamt mehr Energie übertragen werden konnte.

Laut Paul Jaffe, Leiter der NRL-Abteilung Power Beaming und Weltraumsolar, ebnen diese Demonstrationen den Weg für die sichere Energieübertragung auf der Erde, im Weltraum und vom Weltraum zur Erde. „Als Ingenieure entwickeln wir Systeme innerhalb von Sicherheitsgrenzen“, sagte Jaffe. „Das bedeutet, dass es für Vögel, Tiere und Menschen sicher ist.“ Bei früheren Experimenten mit Laserstrahlen mit viel höherer Leistungsdichte habe man erfolgreich Verriegelungssysteme implementiert, die den Strahl abschalten, wenn ihm sich etwas nähert. Bei Scope-M sei das wegen der geringeren Leistungsdichte nicht nötig gewesen.

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Das Öko-Institut fordert, den CO2-Fußabdruck von Holz neu zu berechnen. Bei den meisten Modellen würde vergessen, dass ein gefällter Baum kein weiteres CO2 speichert.

In Treibhausgas-Bilanzen werde meist davon ausgegangen, dass die Holzernte keine Auswirkungen auf die CO₂-Senkenleistung des Waldes hat Das hieße, die Holznutzung wäre CO₂-neutral, erklärt das Öko-Institut. Das sei ein Fehler, denn ein weniger beernteter Wald würde mehr Kohlenstoff speichern als ein intensiv bewirtschafteter. Die Wissenschaftler des Instituts haben daher am Freitag ihr Konzept des CO2-Speichersaldos vorgestellt. In Deutschland betrüge der ungefähr 600 bis 1.700 Kilogramm CO2 pro geerntetem Kubikmeter Holz. So viel mehr an Kohlenstoff hätte der Wald pro Kubikmeter Holz gebunden, wenn dieser nicht eingeschlagen worden wäre.

Laut Hannes Böttcher, Experte für Klimaschutz und Waldbewirtschaftung am Öko-Institut, könnte ein Wald, aus dem weniger Holz geerntet werde, mehr CO2 speichern. Das mache sich vor allem negativ bemerkbar, wenn das Holz in kurzfristig genutzten Produkten verwendet werde. „Bislang ignorieren CO2-Bilanzen von Holz diese Effekte jedoch vollständig“, kritisiert Böttcher. „Unser CO2-Speichersaldo schließt hier die Lücke.“

Er veranschaulicht den Effekt anhand von Beispielen: Werden Baumstämmen zu Scheitholz für den Kamin verarbeitet, besteht kein Vorteil im Vergleich zu fossilen Energieträgern, wenn der CO2-Speichersaldo eingerechnet wird, im Gegenteil, die Bilanz kann sogar schlechter ausfallen. Papier ist auch nicht viel besser, da es meist nur kurzfristig genutzt wird. Anders ist das bei Konstruktionsholz für den Bau. Das spare bis zu 76 Prozent Treibhausgase ein.

Es können aber auch nur 22 Prozent sein. Viel hängt davon ab, wie Forstwirte ihren Wald bewirtschaften. Ernten sie Holz in einem jungen, gesunden Wald ist die Bilanz deutlich schlechter als in einem alten, möglicherweise geschädigten Bestand.

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Die Photovoltaik-Anlage ist die wichtigste Energiequelle für die Wasserstoffproduktion. Wenn die Sonne nicht scheint, kann Essent auch auf Windenergie zurückgreifen. Das Energieunternehmen plant außerdem den Einsatz von Batteriespeichern, um überschüssigen Solarstrom zwischenzuspeichern, der nicht sofort in Wasserstoff umgewandelt oder ins Netz eingespeist werden kann.

Das niederländische Strom- und Gasunternehmen Essent hat eine Kooperationsvereinbarung mit dem niederländischen Solarentwickler Solinoor über den Bau eines Fünf-Megawatt-Elektrolyseurs an einem nicht näher bezeichneten Standort in seinem Heimatland unterzeichnet. Die Wasserstoffproduktion wird demnach mit einer Photovoltaik-Anlage betrieben, aber Essent kann auch auf Windenergie zurückgreifen, wenn die Sonne nicht scheint. Das Energieunternehmen plant zudem den Einsatz von Batteriespeicherkapazitäten in der Anlage, um überschüssigen Solarstrom, der nicht sofort in Wasserstoff umgewandelt oder ins Netz eingespeist werden kann, zwischenzuspeichern.

„Es ist das erste Projekt in den Niederlanden, bei dem ein auf dem Boden montierter und ein schwimmender Solarpark, Batterien und ein Elektrolyseur für eine nachhaltige Wasserstoffproduktion eingesetzt werden, während gleichzeitig eine Überlastung des Netzes vermieden und ein ausgewogenes Energienetz sichergestellt wird“, so Essent in einer Erklärung.

Essent und Solinoor werden auch bei der Lieferung des produzierten Wasserstoffs an lokale Kunden zusammenarbeiten, was voraussichtlich über die Straße oder eine direkte Pipeline erfolgen wird. „Grüner Wasserstoff wird aus nachhaltigem Strom erzeugt. Solinoor entwickelt in den gesamten Niederlanden Solarparks, die als Stromquelle für die Produktion von Wasserstoff genutzt werden können“, sagte Solinoor-Direktor Vahid Kharidar. „Wir glauben, dass es für unsere Branche immer eine Lösung gibt, um auf 100 Prozent grüne Energie umzusteigen, auch wenn wir mit begrenzten Transportkapazitäten im Netz zu kämpfen haben.“

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Die Anlage verwendet Abwärme aus der Stahlproduktion. Die Hochtemperatur-Technologie ist weit effizienter als andere Elektrolyse-Konzepte.

Seit einigen Monaten hat die Salzgitter AG einen Hochtemperatur-Elektrolyseur des Dresdener Herstellers Sunfire im Einsatz. Nun zieht der Stahlkonzern eine erste Bilanz: Die Anlage erreicht einen Wirkungsgrad von 84 Prozent. „In dieser Größenordnung hat das noch niemand vor uns geschafft“, erklärt Projektleiter Simon Kroop von der Salzgitter Mannesmann Forschung. Das schon seit Jahrzehnten genutzte Verfahren der Alkalischen Elektrolyse (AEM) erreicht lediglich eine Effizienz von etwa 65 Prozent – kommt dafür aber mit weit geringeren Temperaturen aus. Auf ähnlichem Niveau bewegt sich der Wirkungsgrad der Protonenaustauschmembran-Elektrolyseure (PEM). Die Anlage in Salzgitter erzeugt derzeit in der Spitze 200 Normkubikmeter grünen Wasserstoff pro Stunde.

Der bei der Salzgitter AG eingesetzte SOEC-Elektrolyseur (Solid Oxide Electrolysis Cell) von Sunfire arbeitet mit einer Betriebstemperatur von 850 Grad. Die Anlage nutzt Wasserdampf aus der Abwärme der Stahlproduktion. Die Salzgitter AG setzt den Elektrolyseur im Rahmen des von der EU geförderten Projektes GrInHy2.0 ein. Neben Salzgitter Flachstahl und Sunfire sind auch die Salzgitter Mannesmann Forschung, das SMS-Group Unternehmen Paul Wurth, Tenova und die französische Forschungseinrichtung CEA an GrInHy2.0 beteiligt.

Neben der hohen Effizienz hat das SOEC-Konzept auch deshalb Charme, weil es anders als PEM-Elektrolyseure ohne teure Materialien auskommt. Es hat vor allem dort Potenzial, wo ohnehin hohe Temperaturen zur Verfügung stehen, allen voran in der Stahlindustrie. Wegen der langen Aufwärmzeiten eigenen sich diese Anlagen allerdings nicht für eine dynamische Fahrweise.

„Es freut uns sehr, unsere Technologien in industriellen Umgebungen erfolgreich im Einsatz zu sehen“, sagt Sunfire-Chef Nils Aldag. „Pioniere wie Salzgitter gehen als großes Vorbild voran. Davon sind noch viele weitere notwendig, damit wir unsere europäischen Klimaziele erreichen können.“

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Die Fraunhofer-Forscher erproben, wie solarbetriebene Wärmepumpensysteme zur Fernwärmeversorgung eingesetzt werden können. Als Wärmequelle dient Abwärme einer Brennerei auf niedrigem Temperaturniveau. Sie wird in einen Eisspeicher gespeist, an den Wärmepumpen angeschlossen sind.

Wissenschaftler des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE untersuchen in einem Forschungsprojekt, wie ein kleines Quartier in der Gemeinde Gutach im Breisgau mit einer Schule und mehreren Mehrparteienhäusern durch solarbetriebene Wärmepumpen versorgt werden kann. Als Wärmequelle nutzen sie unter anderem Abwärme einer Brennerei auf niedrigem Temperaturniveau.

„Eine Photovoltaik-Anlage wird einen erheblichen Teil des Stroms für den Antrieb der Wärmepumpen erzeugen – und wir denken darüber nach, den Photovoltaik-Eigenverbrauch durch eine kleine Elektrolyseur-Einheit zu optimieren“, erklärt die Fraunhofer-Forscherin Constanze Bongs gegenüber pv magazine.

Die Photovoltaik -Anlage soll jährlich 95 Megawattstunden Strom produzieren, wovon etwa 20 Prozent für die Stromversorgung der Schule verwendet werden. Die Elektrolyseureinheit produziert Wasserstoff, der verlustfrei gespeichert und im Winter wieder in Strom umgewandelt werden kann. Die dabei entstehende Abwärme kann ebenfalls zur Beheizung der Schule genutzt werden. Auf das Jahr gerechnet lässt sich ein erheblicher Teil des Stromverbrauchs der Schule, der Wärmepumpen und der Heizungsanlage durch die Photovoltaik -Anlage decken.

Wärmepumpen sollen auch Systemdienstleistungen liefern

In der vorgeschlagenen Anlagenkonfiguration wird der Wärmebedarf der Schule und der Mehrfamilienhäuser durch Wärmepumpen gedeckt, die industrielle Abwärme aus der nahe gelegenen Elztalbrennerei sowie Wärme aus Grundwasserbrunnen als Niedertemperaturwärmequellen nutzen. Diese Wärme wird in einen Eisspeicher eingespeist, an den quellenseitig Wärmepumpen angeschlossen sind.

„Der Wärmetransport erfolgt über eine 200 Meter lange unterirdische Wasserleitung von der Brennerei zum Eisspeicher“, so Projektleiter Wolfgang Kramer gegenüber pv magazine. „Die Photovoltaik-Anlage produziert unabhängig vom Pumpenbedarf Strom.“

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Der Verband fordert unter anderem, die Stromsteuer für Wärmepumpen auf das rechtlich zulässige Minimum zu senken. Für die Kommunikation mit Photovoltaik-Anlage, Wallbox und Stromnetz brauche es eine leistungsstarke digitale Infrastruktur.

Um die Klimaziele zu erreichen, müssen 2030 hierzulande vier bis sechs Millionen Wärmepumpen installiert sein, erklärte Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck (Grüne) Anfang Januar – bislang sind gut 1,2 Millionen Anlagen in Betrieb. Das Bestreben, möglichst schnell von russischen Gasimporten unabhängig zu werden, verlangt nun gar eine noch höhere Schlagzahl.

Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) hat jetzt ein Sieben-Punkte-Programm vorgelegt, das den nötigen schnellen, starken Zubau von Wärmepumpen gewährleisten soll. Neben dem schnellen Stopp der Förderung fossiler Wärmeerzeuger schlägt der Verband unter anderem vor, die Abgaben auf Wärmepumpenstrom zu reduzieren. Die Entscheidung der Bundesregierung, die Finanzierung der EEG-Umlage über den Strompreis zu beenden, könne nur der erste Schritt sein. So müsse nun die Stromsteuer auf das europarechtliche Minimum von 0,1 Cent pro Kilowattstunde gesenkt werden.

Desweiteren brauche es Vergütungsanreize für systemdienliches Verhalten von steuerbaren Verbrauchern wie Wärmepumpen. Dabei dürfe die Flexibilität aber nur ausnahmsweise und auf freiwilliger Basis vom Netzbetreiber genutzt werden. Vielmehr solle sie anderen Marktakteuren für deren Geschäftsmodelle zur Verfügung stehen. „Das Smart Meter Gateway darf dabei nicht zum Flaschenhals der Digitalisierung werden“, betont der bne.

Um eine marktgetriebene, unmittelbare Steuerung von Anlagen im Verteilnetz möglich zu machen, bedürfe es einer einfachen, kostengünstigen und vor allem leistungsstarken digitalen Infrastruktur. „Mit der bisherigen Rundsteuertechnik, die vielerorts noch für die Steuerung von Wärmepumpen eingesetzt wird, lässt sich nicht einmal erfassen, ob ein Befehl angekommen ist“, sagt bne-Geschäftsführer Robert Busch.

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Sono Motors meldet mehrere Aufträge zur Integration seiner Solartechnik in Fahrzeuge. In München ist jetzt ein Linienbus mit Solarmodulen des Unternehmens unterwegs.

Mit dem Sion hat Sono Motors ein Elektroauto entwickelt, dessen Karosserie großflächig mit Solarzellen überzogen ist. Um das eigene Geschäftsmodell zu diversifizieren, stellt das Münchener Unternehmen seine Solartechnik auch anderen Fahrzeugherstellern sowie Flottenbetreibern in diversen Transportsektoren zur Verfügung.

Nun meldet Sono Motors einen starken Anstieg der Nachfrage nach seiner Solartechnik: Die Zahl der B2B-Projekte im Bereich der Solar-Integration ist seit Anfang 2021 von 2 auf 17 gestiegen. Sono Motors etabliert das Geschäft mit der Solartechnik als „strategische Säule“ neben dem Solar-Elektroauto Sion, so CEO und Mitgründer Laurin Hahn.

Im vergangen Jahr hat Sono Motors ein eigenes Entwicklungszentrum für das B2B-Solargeschäft eröffnet, um das Tempo in diesem Bereich zu erhöhen. Zum Jahresende hat das Unternehmen den ersten Prototyp eines solarbetriebenen Leichtelektrofahrzeugs an den sächsischen Hersteller ARI Motors geliefert sowie die erste Solar-Integration für einen US-amerikanischen Wohnmobilhersteller installiert. Auch laufe derzeit die Nachrüstung eines Bootes sowie von Kühlfahrzeugen.

Zudem hat Sono Motors im vergangenen März einen Elektrobus der Münchener Verkehrsgesellschaft MVG auf zwölf Quadratmetern mit Solarzellen ausgestattet. Mit diesem Pilotprojekt will die MVG untersuchen, ob die Photovoltaik-Anlage genug Energie liefern kann, um die Wärmepumpe der Klimaanlage zuverlässig zu betreiben.

Die Umsätze aus dem Solargeschäft sind allerdings noch verschwindend gering – insgesamt 11.000 Euro hat Sono Motors damit 2021 generiert. Insgesamt belief sich der Verlust aus dem operativen Geschäfts des Unternehmens auf 59,2 Millionen Euro, nach 53,9 Millionen Euro im Vorjahr.

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Mit der Änderung der Freiflächenöffnungsverordnung will die Landesregierung den bisherigen Ausbaudeckel von 100 Megawatt auf 500 Megawatt anheben. Dagegen regt sich Protest: Angesichts der fortschreitenden Klimakrise und der Abhängigkeit vom Import fossiler Energien sei es nicht nachvollziehbar, das jährliche Ausschreibungsvolumen weiterhin zu begrenzen.

Die Landesverbände von BUND, NABU, NAJU, Fridays-For-Future sowie die Bodensee-Stiftung, das Solar-Cluster, die Plattform Erneuerbare Energie BW und das Umweltinstitut München haben die baden-württembergische Landesregierung aufgefordert, den Ausbau der Freiflächen-Photovoltaik nicht länger durch einen Deckel zu begrenzen. Den Initiatoren zufolge war ursprünglich geplant, den Appell persönlich an Landwirtschaftsminister Peter Hauk (CDU) zu übergeben, doch dieser habe für ein Gespräch unter Verweis auf einen vollen Terminkalender nicht zur Verfügung gestanden.

Baden-Württemberg hatte 2017 über die Freiflächenöffnungsverordnung eine Förderung von Photovoltaik-Freiflächenanlagen nicht nur an Straßen und Gleisen oder auf Deponien, sondern auch auf landwirtschaftlich benachteiligten Flächen ermöglicht. Durch die anstehende Änderung der Freiflächenöffnungsverordnung soll der Ausbaudeckel nun von 100 auf 500 Megawatt angehoben werden – die Verbände wollen jedoch eine Aufhebung des Deckels erreichen. Baden-Württemberg dürfe nicht länger Bremsklotz der Energiewende sein.

Angesichts der fortschreitenden Klimakrise ist es für Sylvia Pilarsky-Grosch nicht nachvollziehbar, dass weiterhin das jährliche Ausschreibungsvolumen für den Zubau von Solaranlagen begrenzt werden soll. „Die künstliche Begrenzung ist völlig aus der Zeit gefallen“, so die BUND-Landesvorsitzende. Wie dringend der Ausbau der erneuerbaren Energien sei, um unabhängig vom Import fossiler Energien zu werden, zeige zudem jedes Bild vom Ukraine-Krieg.

Auf dem Weg zu einem klimaneutralen Baden-Württemberg spielt die Photovoltaik eine der tragenden Rollen, so die Verbände weiter. Auf gleicher Fläche könne im Vergleich zum Anbau von Energiepflanzen ein Vielfaches an Strom gewonnen werden. Dass momentan sehr viel Fläche nicht für die Produktion von direkter menschlicher Ernährung verwendet wird, sondern 74 Prozent dem Anbau von Futtermittel und Energiepflanzen dienen, sei ein großes Problem. Wenn die Menschen weniger Fleisch und mehr direkte Lebensmittel produzieren würden, gebe es weniger Flächennutzungskonflikte.

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Der Salzkavernenspeicher in Krummhörn soll ausgesolt und als Demonstrationsanlage mit einem Speichervolumen von bis zu 250.000 Kubikmetern Wasserstoff bis 2024 in Betrieb gehen. Der frühere Erdgasspeicher wird seit 2017 nicht mehr kommerziell genutzt.

Im norddeutschen Krummhörn plant Uniper ein Projekt für die großvolumige Speicherung von Wasserstoff. Wie das Unternehmen mitteilte, soll in dem ehemaligen Erdgasspeicher die Konstruktion und der Betrieb eines Wasserstoffspeichers erstmals in großem Maßstab umgesetzt werden. Bestehende Gasspeicher seien für Erdgas ausgelegt und müssten für die Verwendung von Wasserstoff umgerüstet werden. Dieses Verfahren will Uniper in dem seit 2017 nicht mehr kommerziell genutzten Salzkavernenspeicher in realer Umgebung erproben. Dazu werde eine neue Kaverne unter Verwendung einer bestehenden Bohrung für ein Speichervolumen von bis zu 250.000 Kubikmeter ausgesolt. Uniper zufolge wird der Speicher einer der ersten seiner Art sein und soll bis 2024 in Betrieb gehen. Das Investitionsvolumen beziffert das Unternehmen mit rund zehn Millionen Euro.

Uniper weist darauf hin, dass die großvolumige Speicherung von Wasserstoff ein wesentliches Element der Energiewende und für den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft in Deutschland ist. Nur mit Speichern könnten die Marktteilnehmer flexibel auf Angebots- und Nachfrageschwankungen reagieren. Strom aus erneuerbaren Energien könne mittels Elektrolyse in Wasserstoff umgewandelt und in untertägigen Gasspeichern gelagert werden. Unipers Ziel sei es, eine Speicherlösung für diesen grünen Wasserstoff in kommerziellem Maßstab zu entwickeln und später am Markt anzubieten.

Uniper will den Wasserstoffspeicher an sein Projekt „Green Wilhelmshaven“ anbinden. Dort plant das Unternehmen einen Importterminal für Ammoniak, das in der Lage sein wird, den Ammoniak in Wasserstoff zurückzuverwandeln, sowie eine Großelektrolyse mit einer Leistung von bis zu 1000 Megawatt.

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Der Prototyp einer Festoxid-Brennstoffzelle von Bosch hat einen elektrischen Wirkungsgrad von mehr als 60 Prozent und einen Gesamtwirkungsgrad von über 85 Prozent. Die angestrebte elektrische Leistung beträgt zehn Kilowatt. Die Anlage kann bis zu drei Kilowatt thermische Energie erzeugen.

Bosch hat ein Festoxid-Brennstoffzellensystem (SOFC) für gewerbliche und industrielle Anwendungen entwickelt. Die Produktion soll 2024 beginnen. Das SOFC-System kann mit Erdgas, Biomethan, Wasserstoff oder verschiedenen Mischungen betrieben werden. Der elektrische Wirkungsgrad liegt bei mehr als 60 Prozent, der Gesamtwirkungsgrad bei über 85 Prozent.

„Unser SOFC-System wird in erster Linie zur Erzeugung von elektrischer Energie eingesetzt, kann aber auch thermische Energie auf einem Temperaturniveau erzeugen, das zum Heizen oder Kühlen genutzt werden kann“, erklärt Marcus Spickermann, Senior Vice President für Festoxid-Brennstoffzellen (SOFC) bei Bosch, gegenüber pv magazine. „Derzeit laufen mehrere Pilotprojekte. Wir bereiten uns auf den Markteintritt im Jahr 2024 vor. Dann werden wir mit einem jährlichen Produktionsvolumen von 200 Megawatt beginnen.“

Die aktuellen Prototypen des Systems haben eine Zielleistung von zehn Kilowatt elektrisch. Sie produzieren auch bis zu drei Kilowatt thermische Energie. „Wir planen derzeit, die Kapazität der Anlage zu erhöhen, da wir das Gerät vor allem im gewerblichen und industriellen Bereich anbieten wollen“, so Spickermann.

Die modularen SOFC-Einheiten können zu einer Kaskade oder einem Cluster kombiniert werden, die ein dezentrales Energieversorgungssystem bilden. Sie sind als vernetzte Geräte konzipiert, die Teil des „Internet of Things“ sind. In Zukunft wird es möglich sein, SOFC-Cluster zu virtuellen Kraftwerken zu verbinden, die hohe Leistungskapazitäten im Megawattbereich erreichen.

„Wenn diese Maschinen miteinander verbunden sind und das Stromnetz ausfällt, hat ihre Ausfallsicherheit einen Wert, den viele Investoren erkennen werden“, sagt Wayne-Daniel Kern, Vice President SOFC bei Bosch, gegenüber pv magazine.

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