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Hersteller

Berlin, 16. März 2011, Inventux Module sind schadstofffrei und umweltfreundlich. Dies bestätigte nun auch der TÜV Rheinland und verlieh dem Berliner Solarmodulhersteller das sog. RoHS-Zertifikat. Die Inventux Technologies AG hatte zuvor auf freiwilliger Basis seine Module auf Konformität mit der europäischen RoHS-Richtlinie (Restriction of Hazardous Substances) sowie dem Elektro- und Elektronikgerätegesetz (ElektroG) prüfen lassen.

Inventux Technologies AG

Voraussetzung für den Erhalt des Zertifikats ist der vollständige Verzicht auf giftige Schwermetalle wie Kadmium oder Blei in den betreffenden Produkten. Die Verwendung dieser toxischen und gesundheitsschädlichen Stoffe in anderen Technologien hatte in der Vergangenheit zu heftigen Diskussionen um den drohenden Imageverlust der Photovoltaik als saubere Industrie geführt. Mit der offiziell bestätigten RoHS-Konformität garantiert Inventux somit die ethische Unbedenklichkeit seiner schadstofffreien, klimafreundlichen Module. Auch die Entsorgung und Recyclingfähigkeit nach Ablauf der Lebensdauer einer Inventux Solaranlage ist unproblematisch. Die siliziumbasierten Dünnschichtmodule sind als herkömmliches Bauglas klassifiziert und können einfach und ohne aufwändige chemische Verfahren entsorgt und recycelt werden.

Roland Sillmann, Vorstand Technik der Inventux Technologies AG: "Inventux steht damit in doppelter Hinsicht für saubere Solarenergie. Durch die Gewinnung von grünem Strom tragen wir positiv zur Energiewende bei und stellen gleichzeitig sicher, dass bei dieser heute gegen den Klimawandel eingesetzten Lösung keine Entsorgungsprobleme in der Zukunft entstehen. Mit der freiwilligen Einhaltung der Richtlinien beweisen wir, dass es durchaus möglich ist, wettbewerbsfähige Photovoltaik-Module auf umweltfreundlicher Basis zu produzieren.

Mit der unabhängigen Bestätigung der Schadstofffreiheit unterstreicht Inventux seine konsequente Nachhaltigkeitsstrategie. Bereits während des Produktionsverfahrens werden die CO2-Emissionen auf niedrigstem Niveau gehalten. Die geringen Prozesstemperaturen sorgen zudem für eine besonders kurze Energierückzahldauer. Mit der Verwendung von Silizium als Rohstoff ist im Gegensatz zu anderen Technologien sowohl die Rohstoffgewinnung unbedenklich als auch die langfristige Verfügbarkeit gesichert.

Quelle: Inventux Technologies AG

Horb a.N., 15. März 2011, Photovoltaik ist ohne Zweifel der direkteste Weg, sich Sonnenenergie zunutze zu machen. Wer allerdings Photovoltaik einsetzen will, sollte neben der Höhe der zu erwartenden Einspeisevergütungen vor allem die Effizienz der unterschiedlichen Systeme im Blick haben. Dabei spielt zum einen die Leistungsfähigkeit der eingesetzten Solarmodule eine Rolle – zum anderen hat die Art, wie diese Module eingesetzt werden, erhebliche Auswirkungen auf ihre Wirtschaftlichkeit.

DEGERenergie

Im Wesentlichen gibt es drei unterschiedliche technologische Ansätze für Photovoltaik-Systeme: starr installierte Systeme, astronomisch nachgeführte und „intelligente“ Nachführsysteme, die sich jeweils nach der energiereichsten Stelle am Himmel beziehungsweise in der Umgebung ausrichten.

? Starre Systeme gehen auf die Anfänge der PV-Technologie zurück. Sie finden sich heute vor allem auf Dächern von privaten, gewerblichen oder öffentlichen Gebäuden. In Solarparks werden sie in dem Maße von nachgeführten Systemen verdrängt, in dem sich unter Betreibern und Investoren herumspricht, dass nachgeführte Systeme effizienter und wirtschaftlicher arbeiten.

Nachgeführte Systeme stellen eine Weiterentwicklung der starren Systeme dar. Sie arbeiten nach zwei unterschiedlichen Prinzipien:

? Die astronomische Nachführung funktioniert auf der Basis astronomischer Daten. Das heißt, in der Software sind die Auf- und Untergangszeiten der Sonne sowie deren Einstrahlwinkel über das ganze Jahr hinterlegt. Die so gesteuerten Nachführsysteme richten die Solarmodule entsprechend aus. Allerdings berücksichtigen sie dabei weder die Wetterverhältnisse noch sonstige für die Energieausbeute relevante Parameter wie etwa Abstrahleffekte durch Schnee, Wasser oder helles Gestein.

? Die „intelligente“ Nachführung orientiert sich mittels Licht-Detektoren immer an den tatsächlichen Gegebenheiten. Das bedeutet, die Systeme richten die angeschlossenen Solarmodule am hellsten, also energiereichsten Punkt am Himmel aus. Auf diese Weise wird auch reflektiertes Licht oder diffuse Einstrahlung, die durch die Wolken dringt, berücksichtigt. DEGERenergie, Weltmarktführer in diesem Bereich, hat hierfür den Begriff MLD (Maximum Light Detection) geprägt.

Auf dem Markt sind einachsige und zweiachsige Nachführsysteme verfügbar. Bei einachsigen Systemen werden die Solarmodule mit einem vom Standort abhängigen feststehenden Elevationswinkel – in Mitteleuropa in der Regel um die 30°, in Südeuropa üblicherweise zwischen 30° und 37° – aufgeständert. Die Nachführung erfolgt nur in der horizontalen Achse. Daher erzielen einachsige Systeme deutlich geringere Erträge als zweiachsige.

Wirtschaftlichkeit: Kosten versus Nutzen

In Deutschlands Solarbranche ist es erstaunlicherweise noch immer üblich, im Vorfeld einer Investition oder der Planung eines Solarparks die einmaligen Installationskosten pro kWp zu betrachten. Der Grund hierfür mag unter anderem in der Mechanik liegen, der Investoren unterworfen sind, wenn sie mit Banken über ein geplantes Projekt verhandeln. Allzu häufig wird dabei nur die Höhe der Investition betrachtet, der die zu erwartenden Einspeisevergütungen entgegengestellt werden, nicht jedoch die durch effizientere Technologie erzielbaren Mehrerträge.

Dies ist umso erstaunlicher, als jedem Kaufmann – und jedem Banker – der Begriff „Kosten/Nutzen-Rechnung“ geläufig ist. Er macht deutlich: Wer aussagefähige Ergebnisse für Wirtschaftlichkeits- und Amortisationsberechnungen bekommen will, muss den Gesamtkosten den Gesamtnutzen gegenüber stellen.

Klar ist: Betrachtet man isoliert nur die einmaligen Investitionskosten, dann sind starre Systeme am günstigsten. Denn sie bestehen im Wesentlichen aus Solarmodulen, Tragrahmen und Wechselrichtern. Nachgeführte Systeme benötigen zusätzlich Masten, Motoren und die dazu gehörigen beweglichen Teile sowie – je nach Technologie – Software, Computerleistung und ein IT-Netzwerk. Um wie viel starre Systeme billiger sind, hängt stark vom einzelnen System und davon ab, mit welchen Nachführsystemen man sie vergleicht.

Macht man allerdings eine klassische Kosten/Nutzen-Rechnung für einen Solarpark auf und bezieht den Ertrag der unterschiedlichen Systeme mit in die Berechnung ein, wird klar: Starre Systeme sind unterm Strich um rund 25 Prozent teurer als die „intelligente“ Nachführung.

So erreichen nach Angaben des Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg* zweiachsige Nachführsysteme, die auf der Basis astronomischer Daten arbeiten, rund 28 Prozent mehr Ertrag als starr installierte Solarmodule. Noch deutlich höher liegt der Mehrertrag mit Nachführsystemen, die nach dem MLD-Prinzip arbeiten. Sie gewinnen, wie langjährige Ertragsvergleiche belegen, bis zu 46 Prozent mehr Sonnenenergie als starre Systeme. Diese Werte gelten ausdrücklich nicht nur für Standorte mit stärkerer Sonneneinstrahlung wie Südeuropa, sondern auch beispielsweise für Standorte in Mitteleuropa.

Analyse auf Basis festgelegter Erträge

Um einen echten Vergleich zwischen den verschiedenen Systemen anzustellen, ist es sinnvoll, als Berechnungsbasis einen Zielertrag zu fixieren und diesem die jeweiligen Kosten und die tatsächlich erzielten Erträge gegenüber zu stellen. Hier zeigt sich ein beträchtliches Einsparpotenzial bei den Investitionen allein schon aufgrund der Tatsache, dass nachgeführte Systeme wegen ihres Mehrertrags weniger Solarmodule und weniger Wechselrichter benötigen, um die gleiche Ertragsmenge zu erzielen wie starre Systeme.

Hier zunächst die Kostenstruktur eines Solarparks, der mit starren Systemen arbeitet, verglichen mit einem zweiten, bei dem nachgeführte Systeme eingesetzt werden.

? Vorabkosten – Planung (Einkauf, Marketing, Landschaftsplanung), Gelände- und Flächenvorbereitung sowie Fracht- und Logistikkosten. Dieser Kostenblock liegt bei beiden Parks unter einem Prozent.

? Anlagenbezogene Kosten – Installation und Montage der Systeme, Anlagenverkabelung, Netzzuleitung, Installation und Kosten für Anlagenüberwachung (Zaun, Alarmsystem, Videoüberwachung). Sie machen bei einem Park mit starren Systemen rund 21 Prozent aus, bei einem mit Nachführsystemen ausgerüsteten Park liegen sie bei 18 Prozent. Die Mehrkosten für den Park mit starren Systemen rühren daher, dass dort rund 30 Prozent mehr Solarmodule und Wechselrichter eingesetzt werden müssen, um den gleichen Ertrag zu erwirtschaften wie mit „intelligent“ nachgeführten Systemen.

? Leistungsabhängige Kosten – Solarmodule und Wechselrichter. Sie machen bei einem Park mit starren Systemen rund 70 Prozent der Gesamtkosten aus, bei Nachführsystemen liegen sie bei 62 Prozent. Grund auch hier: Durch die höheren Erträge von Nachführsystemen werden weniger Solarmodule und Wechselrichter benötigt.

? Kosten für Unterkonstruktion – Tragstrukturen Nachführeinrichtung, Aufständerung, Fundament. Sie liegen für starre Systeme bei 10 Prozent der Gesamtkosten, bei Nachführsystemen bei 19 Prozent.

Eine Frage, die im Zusammenhang mit nachgeführten Systemen immer wieder diskutiert wird, ist die der laufenden Betriebskosten, zum Beispiel durch Anlagenüberwachung oder Reparaturen. Im Allgemeinen werden die Betriebskosten von Nachführsysteme von Versicherungen höher bewertet als bei starren Anlagen. So kalkulieren viele Versicherungsunternehmen mit Risikopauschalen von 0,5 bis 0,8 Prozent des Investmentvolumens für nachgeführte Systeme.

Diese Werte liegen allerdings meist zu hoch. In der Praxis zeigt sich vielmehr, dass solide gebaute und korrekt installierte Nachführsysteme keine signifikant höheren Betriebskosten verursachen als starre Systeme.

Zielertrag: 1 GWh pro Jahr

Nachfolgend wird als Vorgabe für eine Vergleichsrechnung die Erzeugung von 1 GWh, also einer Million Kilowattstunden, Energie pro Jahr gesetzt. Da die Basiskosten für astronomische Nachführung und Nachführung nach dem MLD-Prinzip weitgehend identisch sind – wobei der Ertrag durch astronomische Systeme, wie bereits ausgeführt, deutlich geringer ausfällt – wird hier der Vergleich zwischen starren Systemen und zweiachsigen Systemen nach dem MLD-Prinzip angestellt.

Wesentliche Größe für diese Berechnung ist der Preis für die eingesetzten Solarmodule, der auf die Gesamtinvestition einwirkt. Die Investitionssumme für den angenommenen Ertrag von 1 GWh pro Jahr wird deshalb für einen Wp-Preis von 2 Euro, 1,50 Euro und 1 Euro berechnet.

Die Ergebnisse:

Die Investitionssumme bei einem Wp-Preis von 2 Euro beträgt rund 2,82 Millionen Euro für zweiachsige Nachführsysteme und rund 3,56 Millionen Euro für starre Konstruktionen. Die Mehrkosten für starre Systeme liegen damit um rund 26 Prozent über denen für MLD-Nachführsysteme.

Bei einem Wp-Preis von 1,50 Euro liegt die Investitionssume für zweiachsige Nachführsysteme bei rund 2,44 Millionen Euro, für starre Systeme bei rund 3,04 Millionen Euro – Mehrkosten: rund 24 Prozent.

Beträgt der Wp-Preis 1 Euro, müssen für zweiachsige Nachführsysteme rund 2,07 Millionen Euro investiert werden, für starre Systeme rund 2,52 Millionen Euro – Mehrkosten: rund 22 Prozent.

Die Modulpreise wirken sich demnach nur marginal auf die Kosten/Nutzenrechnung aus. Konkret: Bei einem um 50 Prozent niedrigeren Modulpreis (Wp-Preis) sinkt das Einsparpotenzial durch zweiachsige Nachführung nur um vier Prozentpunkte von 26 auf 22 Prozent.

Zu berücksichtigen ist bei dieser Rechnung außerdem, dass sich die Amortisationszeit für Nachführsysteme entsprechend verkürzt, was sich günstig auf die Dauer und damit die Kosten der Finanzierung auswirkt.

LCOE-Wert deutlich unter 20 Cent

Für die Berechnung des LCOE(Levelized Cost of Electricity)-Wertes, der sich in der Branche mehr und mehr auf internationaler Ebene durchsetzt, sind viele Parameter ausschlaggebend. Dazu gehören nicht nur die Gesamtinvestition, sondern auch der jährliche Wertverlust und die Wartungskosten. Auch Inflations- und Diskontierungsrate sowie Lebensdauer eines Systems spielen neben vielen anderen Faktoren eine Rolle.

Nach solchen Berechnungen auf der Basis einer Einstrahlungsintensität von 2.200 Kilowattstunden, wie sie für Kalifornien typisch ist, und mit einem MLD-System vom Typ DEGERtraker 6000NT – das derzeit größte System des deutschen Herstellers auf dem US-Markt – ist der Investor in der Lage, einen LCOE-Wert von rund 14 US-Cent pro kWh zu realisieren. Als bislang in der Branche üblicher Wert gelten rund 20 US-Cent.

Einsatzregion spielt in der Praxis keine Rolle

Für die Studie wurden die Einstrahlwerte für Standorte in Mitteleuropa, Südeuropa und in den USA sowie Module verschiedener Leistungsklassen herangezogen. Dabei zeigte sich zum einen, dass die Einsatzregion praktisch keinen Einfluss auf die Kosten/Nutzenrechnung hat.

Ein weiteres Ergebnis ist: Der Vorteil der Nachführung macht sich mit Modulen, die mehr Energie aufnehmen, stärker bemerkbar. Kurz: Mit leistungsfähigeren Solarmodulen rechnen sich Nachführsysteme besser.

Nachgeführte Anlagen – insbesondere solche, die nach dem MLD-Prinzip arbeiten – bieten einen wesentlich ausgeglicheneren Lastgang als starre Anlagen, die um die Mittagszeit hohe Erträge liefern, morgens und abends dagegen vergleichsweise niedrigere. Neben der Lösung des Lastgang-Problems für die öffentlichen Netze ist damit auch eine Senkung der Kosten für Wechselrichter verbunden.

Fazit: Betrachtet man lediglich die reinen Investitionskosten, stellen starre Photovoltaik-Systeme die vordergründig günstigste Lösung dar. Vergleicht man allerdings deren Ertrag mit dem nachgeführter Systeme, rechnet sich Nachführung unterm Strich eher, da der Mehrertrag höher ausfällt als die Mehrkosten. Dies gilt vor allem für die zweiachsige „intelligente“ Nachführung.

Das MLD-Prinzip

Das MLD- oder Maximum Light Detection Prinzip lebt von der möglichst genauen, schnellen und energiesparenden Nachführung der Solarmodule zur jeweils energiereichsten Stelle. Verantwortlich dafür ist das Steuermodul, eine Acrylpyramide (Tetraeder) mit 80 Millimetern Kantenlänge.

Das Steuermodul misst ständig Intensität und Winkel der einfallenden Lichtstrahlen und richtet die Anlage mit den Solarmodulen entsprechend aus. Dabei berücksichtigt das Modul nicht nur die Einstrahlung der Sonne, sondern auch beispielsweise Licht, das von Schnee, Wasser oder hellem Gestein reflektiert wird, oder diffuse Einstrahlung, die durch die Wolken dringt.

Für die Arbeit des Steuermoduls liefern zwei Sensorzellen Referenzwerte, die der integrierte Logikbaustein auswertet. Ein Differenzverstärker bewirkt den Übergang von der logarithmischen Kennlinie bei starker Einstrahlung zur linearen Kennlinie bei kleinen Strömen, wie sie bei diffusem Licht auftreten. Dadurch liefern die Systeme selbst bei schwacher Einstrahlung noch einen relativ hohen Ertrag. Bei der linearen Kennlinie nimmt der Logikbaustein einen sehr viel höheren Wert an als bei der logarithmischen. Dies führt zu einer signifikanten Steigerung der Nachregelgenauigkeit bei abnehmender Helligkeit. Die Differenzspannung wird zusätzlich mit einer Last beaufschlagt, wodurch die Abschaltschwelle auf bis zu rund 30 Watt pro Quadratmeter und damit weit in die Dämmerung gelegt wird.

Eine dritte Sensorzelle auf der Rückseite des Steuermoduls sorgt dafür, dass sich die Anlage am Morgen wieder automatisch in Richtung Sonnenaufgang stellt. Um zu verhindern, dass bei zweiachsigen Systemen beide Antriebe gleichzeitig laufen, ist das System so ausgelegt, dass der Ost-West-Antrieb Vorrang vor der Elevation hat. Jedes zweiachsige Nachführsystem ist mit zwei Steuermodulen ausgestattet.

Durch die automatische Nachführung jedes einzelnen Systems – eine Eigenheit des MLD-Prinzips gegenüber astronomischer Nachführung – entfällt eine zentrale Steuerung und eine Vernetzung des Parks mit Datenleitungen. Dies hat wesentliche Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit von Solarparks: Bei unterschiedlicher und rasch wechselnder Bewölkung beispielsweise führen MLD-Steuermodule jedes System des gesamten Parks autark immer in die optimale Stellung. Damit erzielt jede Anlage die jeweils höchst mögliche Energieausbeute.

Hinzu kommt ein Sicherheitsaspekt: Bei einem Ausfall der Steuerung ist jeweils nur ein System betroffen – die übrigen Anlagen des Parks arbeiten ganz normal weiter.

Quelle: DEGERenergie

Konstanz, 24. Februar 2011, Die Sunways AG stellt vom 2. bis 4. März beim 26. PV-Symposium in Bad Staffelstein erstmals die Outdoor-Varianten des Zentralwechselrichters der Performance Technology-Serie (PT-Serie) vor. Während die bewährten Modelle PT 30k und PT 33k für den Betrieb im überdachten Bereich konzipiert sind, gibt es mit den jeweiligen Outdoor-Varianten ab April 2011 zusätzlich beide Modelle auch für den komplett frei stehenden Einsatz.

Der Sunways Solar-Wechselrichter PT 33k Outdoor

Das neu entwickelte Outdoor-Gehäuse widersteht dank intelligenter Bauweise den unterschiedlichsten Anforderungen direkter und indirekter Witterungseinflüsse. Eine integrierte Überdachung schützt vor jedem Wetter und bietet dank Kranösen einfachste Aufstellmöglichkeiten. Die Seitenwandkonstruktion beugt Kondensation vor und das Gehäuse minimiert ein zusätzliches Aufheizen durch Sonneneinstrahlung. Der Montagesockel hält Frost, Schnee und Wasser fern, gleichzeitig sorgt er für komfortable, zeitsparende Anschlussmöglichkeiten und sicheren Stand.

Darüber hinaus sind alle Zentralwechselrichter der PT-Serie ab April 2011 als EU-Geräte europaweit einsetzbar und nach der aktuellen Mittelspannungsrichtlinie zertifiziert. Dank der intelligenten Strangüberwachung mittels String-Box CAN werden die Anlagenerträge auch langfristig gesichert. Eine nachrüstbare Power-Control Box unterstützt direkt das EEG-Einspeisemanagement und ermöglicht so den Fernzugriff durch den Energieversorger (für PV-Anlagen ab 100 kWp).

Wirkungsgrad-Weltrekord und „All-in-one“ Kommunikation

Mit einem Spitzenwirkungsgrad von bis zu 98 % erreichen die Zentralwechselrichter den Wirkungsgradweltrekord in der 30 kW-Klasse. Das „All-in-one“ Kommunikationskonzept setzt Maßstäbe: CAN-Bus-Vernetzung, aktive Email-Alarmierung, integrierter Sunways Browser, Netzwerkanschluss und Grafikdisplay gehören schon zur Grundausstattung der Sunways PT-Serie.

Hohe Eingangsspannung für optimale Leistung

Mit einem Eingangsspannungsbereich von bis zu 1000 Volt nutzen die Sunways Solar-Inverter der PT-Serie die jeweilige Systemspannung bestmöglich aus und sorgen so für eine kosteneffiziente Anlagenplanung und höchste Erträge.

Kompakte Maße und geringes Gewicht für einfaches Handling

Die Sunways-Zentralwechselrichter der PT-Serie punkten gleichermaßen mit Funktionalität und Ästhetik. Die kompakte Form überzeugt nicht nur optisch, sondern ermöglicht auch besseres Handling – von der Installation bis zum langjährigen Dauerbetrieb. Das für Zentralwechselrichter geringe Gewicht ab 155 Kilogramm erleichtert die Installation zusätzlich.

Sicherheit für Kunden: höchste Zuverlässigkeit

Eine Garantieverlängerung erhöht die Ertragssicherheit von 5 Jahre auf wahlweise bis zu 20 Jahre. Darüber hinaus bietet ein optional erhältlicher Wartungs- und Servicevertrag ein „Rundum-sorglos-Paket“ mit zusätzlichen Leistungen wie Anlagenüberwachung und jährlichem Kundendienst.

Quelle: Sunways AG

Düsseldorf, 10. März 2011, Die Photovoltaikbranche strebt nach höherer Produktivität bei niedrigeren Herstellungskosten. Mit einer neuen Generation elastischer Kleb- und Dichtstoffe auf Basis silanmodifizierter Polymere ermöglicht Henkel jetzt deutlich höhere Prozessgeschwindigkeiten bei der automatisierten Rahmenklebung von kristallinen Solarmodulen.

Die neuen Produkte Terostat MS 500 und Terostat 2K Ultrafast eine hohe Anfangshaftung und verkürzen so die Verweilzeiten in der Linie deutlich.

Im Gegensatz zu herkömmlichen Kleb- und Dichtstoffsystemen haben die neuen Produkte Terostat MS 500 und Terostat 2K Ultrafast eine hohe Anfangshaftung und verkürzen so die Verweilzeiten in der Linie deutlich: mit Terostat MS 500 entfällt die bislang notwendige Wartezeit zum Erreichen der Anfangsfestigkeit sogar gänzlich. Hohe Kosteneinsparungen lassen sich so realisieren. Neben einer primerlosen Haftung auf Glas, Metall und Kunststoff verfügen die elastischen Klebstoffe von Henkel über eine ausgezeichnete UV-, Temperatur- und Witterungsbeständigkeit. Gegenüber der Befestigung mittels Klebebändern überzeugen diese im Fertigungsprozess insbesondere durch ein deutlich vereinfachtes Handling: Zusätzliche Arbeitsschritte wie etwa der regelmäßige Spulenwechsel oder die Entsorgung von Release Papier entfallen.

Weitere konstruktionstechnische Vorteile bieten die elastischen Kleb- und Dichtstoffe, indem diese Toleranzen des Laminats oder des Rahmens ausgleichen. So wird das Risiko gesenkt, dass sich die Module vom Rahmen lösen. Gleichzeitig gewährleisten diese als hochwertige Rundum-Abdichtung eine lange Lebensdauer der Solarmodule: Das Eindringen von Feuchtigkeit über offene Fugen und Kanten wird effektiv verhindert, die Moduleffizienz so über die Laufzeit optimiert.

Die MS-Technologie von Henkel ist frei von Lösungsmittel, Isocyanat und Silikon. Das patentierte Terostat MS 500 basiert auf silanmodifizierten Polymeren und verfügt über eine hohe Anfangshaftung direkt nach dem Fügen. Der standfeste einkomponentige Klebstoff wird warm appliziert und vernetzt durch Luftfeuchtigkeit zu einem elastischen Produkt. Das zweikomponentige Produkt Terostat 2K Ultrafast härtet hingegen bereits bei Raumtemperatur aus; die Vernetzung erfolgt hierbei unabhängig von der Feuchtigkeit nach der Durchmischungen beider Komponenten.

Quelle: Henkel AG & Co. KGaA

Phoenix, 21. Februar 2011, Power-One eröffnet in Phoenix, Arizona, seine erste Produktionsstätte für Wechselrichter auf dem amerikanischen Kontinent. Der weltweit zweitgrößte Wechselrichter-Hersteller wird in der neuen Anlage Wechselrichter für Photovoltaik- und Windanlagen produzieren. Bis zum Ende des Jahres soll die neue Anlage eine Produktionskapazität von einem Gigawatt erreichen, die Gesamtkapazität des Geländes liegt bei vier Gigawatt. Dies würde ausreichen, um den Energiebedarf für zwei Millionen Haushalte zu decken. Die Wechselrichter, die in der neuen Fabrik von voraussichtlich 350 Mitarbeitern hergestellt werden, sind für den Einsatz im privaten und gewerblichen Umfeld sowie für Versorgungsunternehmen konzipiert.

Power-One konnte sowohl seinen Marktanteil als auch den Umsatz im vergangenen Jahr deutlich steigern – und wurde damit zum weltweit zweitgrößten Wechselrichterhersteller. IMS Research, ein auf die Elektronikindustrie spezialisiertes Analystenhaus, rechnet damit, dass der weltweite Wechselrichtermarkt durchschnittlich um fast 25 Prozent pro Jahr wachsen wird. Darüber hinaus geht IMS Research davon aus, dass 2014 bereits sieben Millionen Wechselrichter weltweit verkauft werden, 2009 waren es noch weniger als eine Million.

„Power-One freut sich sehr, das Fertigungs-, Forschungs- und Entwicklungszentrum in Arizona zu eröffnen. Wir schaffen Arbeitsplätze in den Vereinigten Staaten und bauen gleichzeitig unsere Präsenz im Erneuerbaren Energien-Segment in Nordamerika aus“, erklärt Richard Thompson, Präsident und CEO von Power-One. „Wir haben damit die Chance, neue Märkte in den USA und im Ausland zu erschließen und gleichzeitig neue Technologien in den Markt zu bringen – beides wichtige Faktoren für unseren künftigen Erfolg.“

Quelle: Power-One