Netzintegration: E-Fahrzeuge als mobile Stromspeicher

Die Transformation von Transport und Energie ist Voraussetzung für eine Annäherung an die Klimaziele. Verknüpft mit dem Wechsel auf kleine wie sehr große elektrische Fahrzeuge ist eine flächendeckende und zuverlässige Ladeinfrastruktur. Dafür braucht es ein starkes und intelligentes Stromnetz und diese Netzintegration war diese Woche das Thema bei „electrive LIVE“.

Der Spannungsbogen unserer 31. Online-Konferenz mit 500 digital zugeschalteten Gästen verlief vom Ganzen und Großen der Übertragungsnetzbetreiber und dem regionalen Verteilernetz über die Wissenschaft in die bidirektionale Technologie der Zukunft in deutscher und internationaler Perspektive.

Gerade im Heimatmarkt, gilt es (endlich) erstmal loszulaufen und die Regulierung dynamisch anzupassen, während sich die Geschäftsmodelle weiterentwickeln, äußerten die Teilnehmer unisono. Oder salopp formuliert: Das bidirektionale Laden steht in den Startlöchern, aber wann genau es losläuft und wie stark dabei schwankt oder stolpert, muss sich noch zeigen.

In einem anderen Punkt der Netzintegration der Elektromobilität waren sich die vortragenden Praktiker indes einig: Der heraufbeschworene „Blackout” ist vor allem eine mediale Chimäre. Dies gilt für Netzbetreiber auf allen Ebenen, die dafür vor ganz anderen Herausforderungen stehen, wie die großen Mengen an erneuerbarer Energie zu verteilen.

Hier noch der Hinweis, im Folgenden werden Elektroautos in erster Linie als gar nicht so mobile Stromspeicher gedacht, die ein „gewaltiges Flexibilitätspotenzial“ für die Netze darstellen.

So fasste es Jan Figgener, Abteilungsleiter Netzintegration und Speichersystemanalyse an der RWTH Aachen, zusammen. Sein Vortrag führte in die gegenwärtige Marktentwicklung und V2X-Potenziale ein und diente bald als Referenz, da darin die wichtigsten Kennzahlen schon standen.

Der BEV-Bestand in Deutschland ist heute bei etwa 1,2 Millionen E-Fahrzeugen. Bezeichnenderweise hieß Figgeners Folie zum Thema „The Development of battery storage systems“ und er wird die E-Autos im Gespräch immer wieder als „Energiespeicher auf Rädern“ bezeichnen.

Nimmt man dazu die relevanten Größen der Netzintegration, verortet Figgener die Kapazität der einzelnen Fahrzeuge bei 60 kWh im Schnitt. Dieser Bestand resultiert in einem gewaltigen V2X- und Speicherpotenzial für das Netz. Figgener zieht den Vergleich mit stationären Energiespeichern, um dem Publikum “ein Gefühl für die Größenordnung zu geben”. 7 GWh in 2022 stehen den mobilen Speichern, sprich E-Fahrzeugen gegenüber, deren Gesamtkapazität schon heute bei glatten 65 GWh liegt. “Das heißt, etwa 90 % der Batteriekapazität ist in den Elektrofahrzeugen und nicht in den stationären Batteriespeichern,“ konstatiert Figgener. Seine Hochrechnung für 2030 sieht 1.000 GWh, also eine Terawattstunde in den von der Bundesregierung angestrebten 15 Mio. Elektrofahrzeugen schlummern und damit „ jede Menge an Flexibilität für das Energiesystem.”

Bei 55 GWh Stromverbrauch pro Stunde in ganz Deutschland sind die Batteriekapazitäten zudem “systemrelevant”, so Figgener, und liegen zudem weit über den heutigen Regelleistungen. Das „gewaltige Flexibilitätspotenzial“ muss deshalb laut dem Forscher “technologisch und regulatorisch gehoben werden.“

Hinzu kommt, dass dieses Potenzial bisher kaum für Mobilität genutzt wird. E-Fahrzeuge fahren nur etwa 40 Kilometer am Tag, nutzen also nur 10% der in ihnen ruhenden Energie. Zum Argument, dass Fahrzeuge als Energiequelle nicht verlässlich seien, da immer unterwegs, zitiert Figgener noch die Studie “Mobilität in Deutschland”, nach der weniger als 9 % der Fahrzeuge gleichzeitig unterwegs sind. Die meisten stehen 97 % der Zeit – und davon 20 Stunden zu Hause, 3/4 dabei auf einem eigenen Stellplatz. „Das heißt, selbst wenn wir nur einen kleinen Teil der Fahrzeuge verfügbar hätten, reicht diese Energie und Leistung immer noch aus, um an den Energiemärkten systemrelevante Aktionen zu buchen,“ so Figgener.

Belastet bidirektionales Laden die Fahrzeugbatterie?

Kann man denn diese Energie ohne Verluste bereitstellen? Die Frage der Batteriealterung sollte eigentlich ein Randthema sein, doch trieb sie Publikum und Redner immer wieder um.

Figgener hatte hier exquisite Daten parat. Sein Merksatz: “Alles was hoch ist, beschleunigt die Alterung”. Bei Menschen ist das zum Beispiel hoher Stress, bei Batterien sind es hohe Ladeströme, hohe Temperaturen und so weiter. Batterien (wie Menschen) mögen es gemäßigt.

Schaut man sich zudem die sogenannte kalendarische Alterung, also die Alterung im Ruhezustand bei verschiedenen Ladeständen an, zeigt sich das geringere Ladestände für langsamere Alterung sorgen.

Wird die Batterie aber für V2X eingesetzt, so dass der Ladezustand reduziert wird, kann damit die Alterung, die sowieso stattfindet, in manchen Fällen sogar verringert werden, sagt Figgener.

Dabei kommt es auf die Zyklustiefe an. Bei dieser zyklischen Alterung hat die RWTH verschiedene Ladevorgänge um 50% SOC gefahren und festgestellt, dass die Alterung bei großen Zyklustiefen stark zunimmt. Figgener vergleicht den Vorgang mit einem Gummiband, das man ständig überdehnt.

“Im V2X Bereich sind die meisten Zyklustiefen jedoch kleiner als 20% und das sind sehr, sehr geringere Alterungen, die dort zyklisch hinzukommen, erklärt der Forscher. Figgener schließt mit einer klaren Ansage an Endkunden: “Ich darf ihnen versichern, dass ihr Fahrzeug genug Zyklen übrig hat, da die Mobilität nicht so viele Zyklen benötigt, als dass die zusätzlichen Dienstleistungen einen ausschlaggebenden Effekt hätten.”

Umsetzungsdruck ist “enorm hoch”

Um Effekte ging es auch Markus Wunsch, der bei der Netze BW GmbH die Netzintegration Elektromobilität leitet. Während sein Vorredner positive Hochrechnungen betreibt, ist Markus Wunsch provozierender unterwegs: „Intelligenz vs. Kupferplatte“, heißt sein Vortrag und schafft die Überleitung von den Fahrzeugen, also den (selten) fahrenden Stromspeichern, in das Netz.

„Als Netzbetreiber können wir uns nicht eine Nische aussuchen, sondern wir sind verantwortlich dafür, dass die Mobilität in ihrer Ganzheit, den Weg ins Stromnetz findet“, sagt Wunsch.

Er sieht zwei Herausforderungen: Es gehe darum, „die richtige Leistungshöhe zur richtigen Zeit am richtigen Ort zu planen“ und dabei ist ein E-Auto kein Elektroherd, der frühere Stromfresser.
Neben der Leistung geht es um Prozesse. „Ab 11 kW sind Verteilnetzbetreiber in der Genehmigungspflicht“, erklärt Wunsch. Dabei brauche der passende Netzanschluss inklusive Genehmigung und Installation oft zu lange. „Hier haben wir Hausaufgaben“, weiß der Praktiker.

Und die Zeit drängt. Die Anträge für Infrastruktur an die Netze BW sind stark gestiegen. Von wenigen 20 Anmeldungen in den Vorjahren ging es um einige tausend Meldungen in 2020/21, erinnert sich Wunsch. Dennoch hat die Netze BW heute 55.000 Ladepunkte im Netz, rechnet jedoch mit weiteren.

Bei den Anträgen muss der Verteilnetzbetreiber immer die Sicherung der Gesamtversorgung im Auge behalten, bzw. den gefürchteten Blackout. „Wir sprechen da lieber von einem Netzengpass“, sagt Wunsch auf Nachfrage und real sei das Licht „noch nie ausgegangen“. Doch planerisch mussten schon Anträge für eine Wallbox abgelehnt oder auf 11 kW umgeschrieben werden, da die berechnete Kapazität nicht ausgereicht hätte.

Vor allem aber sind die meisten Netzbetreiber „bei der tatsächlichen Auslastung nahezu blind“, da die Netze nicht ausreichend digitalisiert oder mit smarter Sensorik ausgestattet sind.

Steuerungsmechanismen untersucht die Netze BW in ihren NETZlaboren bereits seit 2018. Die Feldversuche haben ergeben, dass die Reichweitenangst sinkt und sich damit das Ladeverhalten ändert. Die maximale Gleichzeitigkeit der Ladevorgänge liegt hier zwischen 22 und 85 %. Ein weiteres Ergebnis: Lademanagement ist ein wirksames Mittel, um Lastspitzen zu glätten und die netzdienliche Steuerbarkeit sei laut der Netze BW hoch. Wunsch betont zudem, dass 93 % der Kunden sich nicht eingeschränkt fühlten, wenn der Netzbetreiber regelt – ein weiteres gern gebrauchtes Gegenargument.

E-Lkw beschäftigen die Netze BW gerade schwer

Zudem hatte Wunsch noch ein schweres Thema im Gepäck, das auch später wieder auftauchte – die E-Lkw.  Diese beschäftigen die Netze BW „gerade am meisten“, sagte Wunsch.  Aufgewacht seien sie bei den Vorgaben von EU und Bundesregierung, nach denen etwa alle 50 Kilometer Ladestationen für Schwerlaster an Autobahnen entstehen sollen. „Wenn wir das wollen, müssen wir jetzt aktiv werden“, betont Wunsch.

Demzufolge braucht es Hochspannungsanschlüsse, deren Planung allein acht und die Umsetzung zwei Jahre dauert. „Soviel zur Prozessbeschleunigung“, sagt Wunsch, der den Umsetzungsdruck damit als „enorm hoch“ einschätzt. „Der Schlüssel zum Erfolg der Netzintegration liegt in der frühzeitigen Einbindung des Netzbetreibers“, schließt Wunsch ab.

Bidi wird wahrscheinlich DC

Von buchstäblicher Hochspannung ging es zu Markus Hackmann, Managing Director E-Mobility der P3 automotive GmbH. „Wie bekommen wir das Thema bidirektionales Laden in die Marktskalierung?“, war die Frage seines Vortrags.

Der Markt heute zeigt, dass kontrolliertes Laden zu flexiblen Tarifen vorherrscht und Einsparungen bis zu 200 Euro bringen kann. Gleichzeitig sieht Hackmann das bidirektionale Laden im Kommen. Hier beziffert P3 in den nächsten zwei Jahren Kosteneinsparungen von bis zu 400 Euro und Einnahmen in gleicher Höhe pro E-Auto. Kommen zum Vehicle-to-home später Vehicle-to-grid Angebote, könnten sich Einnahmen und Einsparungen auf 600 Euro pro Jahr belaufen, in konservativer Schätzung wohlgemerkt.

Doch welches Ladesystem wird verwendet? “Wahrscheinlich wird es eine DC-Zukunft werden“, sagt Hackmann mit Bezug auf die OEMs, bei denen er Volkswagen „ready“ für den V2H-Rollout sieht. Gegenwärtige Anwendungen begrenzen allerdings die Stromabgabe fahrzeugseitig auf 4.000 Stunden – Figgeners Zyklenanalyse hätte hier helfen können. Hackmann verweist dennoch auf die Wichtigkeit des Realbetriebs.

Erste V2G-Anwendungen sieht P3 ab 2024, mit einem signifikanten Hochlauf dann ab 2028. Volldurchdringung V2X-fähiger Fahrzeuge sieht Hackmann erst ab 2035, wobei 65 % dies aktiv betreiben werden und 2030 knapp 40 % diese Funktion haben werden.

Herausforderungen bleiben. Dazu gehören laut Hackmann die Standardisierung sowie internationale Grid Codes und, mit Markus Wunsch übereinstimmend, die Digitalisierung der Netze sowie Fragen der (Doppel-)Besteuerung und Berechnung von Strompreisen und Einnahmen. „Deutschland ist beim Smart Grid weit, weit im Hintertreffen“, gibt Hackmann zu bedenken. Er hatte zudem noch einen interessanten Hinweis zu den „Wachzeiten“ der Autos, die heute teilweise bis 300 Watt Ruhestrom verbrauchen. Hier seien die Hersteller in der Pflicht.

Im anschließenden Plenum ging es in die gesamtgesellschaftliche Debatte.  Wunsch sagt, er versuche diese „ins Positive zu drehen. Wir wollen doch alle, so viele Menschen wie möglich, so schnell wie möglich auf die E-Mobilität bringen.“

Hackmann hofft hier erneut auf die Hersteller und sieht international einen „gigantischen Unterschied“. Insbesondere in den USA sei V2H „schon ein großes Thema“, auch weil die Netze weniger stabil seien. Gleichzeitig sieht P3 Kommunikationsbedarf bei V2G, denn „die Monetarisierbarkeit muss an die Kunden herangebracht werden.“ In Kalifornien, so Hackmann, sei diese jedoch schon ein „No Brainer“. Auch China hätte den Vorteil, faktisch nur ein Verteilnetz zu haben (Deutschland hat Hunderte) und das „macht es so viel einfacher“, sagt Hackmann und vermutet: Bidi wird dort eine große Rolle spielen.

Nimmt man zukünftige Gleichzeitigkeit auch für Deutschland an, entstehen daraus Marktpotenziale, aber auch Belastungen. Jan Figgener von der RWTH erklärt, es könne nicht ein Preissignal geben, auf welches hin alle Fahrzeuge gleichzeitig laden, sondern es muss ein „mehrstufiges Optimierungsverfahren sein“. Die lokale Optimierung sei hier ausschlaggebend. Er vermutet, die Steuerung werde über Angebot und Nachfrage und übergeordnete Intelligenz laufen – doch Fragezeichen bleiben im Raum, die sich in der Praxis in Erkenntnisse umwandeln müssen.

Dazu Netzbetreiber Wunsch: „Es gibt einen Austausch und die Netze BW gehen selbst maximal transparent mit den Erkenntnissen um.“ Wunsch ist zudem überzeugt, dass die Netzbetreiber Lösungen bereitstellen müssen, „bei denen die Kunden nach ihrem Gusto fahren können“.

Oder „always-on“ sein müssen, sprich möglichst immer mit dem Stromnetz verbunden? Hier kommt die von Hackmann angemahnte Wachzeit ins Spiel – und Anreize, denn „Zwangsanstecken wird nie und nimmer funktionieren“. Attraktive Geschäftsmodelle brauche es.

Netze unter Höchstspannung

Von den Geschäftsmodellen ging die Konferenz im zweiten Panel nach der Mittagspause ein Level höher. Dr. Lars Nolting vom Übertragungsnetzbetreiber TenneT war kurzfristig eingesprungen, „um den Bogen weiter zu spannen“, wie er es formulierte.

TenneT ist regionalen Betreibern wie der Netze BW übergeordnet und ein europäischer Übertragungsnetzbetreiber (ÜBN), dem 24.500 km Hochspannungskabel gehören, an denen nachgelagert 42 Mio. Endkunden hängen. Ab 2025, plant TenneT sechs Milliarden Euro in das Übertragungsnetz zu investieren und erwartet einen Anstieg des Netzausbaus von heute 950 km im Jahr auf 3.500 km in 2030.

Das Thema Erneuerbare ist ein zentrales Element im Aufgabenfeld von TenneT, ebenso wie Systemdienstleistungen und Markterleichterungen. Nolting sieht das Unternehmen hier als „market enabler“, auch neuer Märkte wie denen von E-Fahrzeugen. Diese sind TenneT dabei willkommen, erneuerbare Energie zu speichern und Engpässe auszugleichen. Auch für Nolting sind Elektroautos also Speicherkapazität mit „erheblichem Potenzial aufkommende Flexibilitätslücken zu schließen“ und seine Zahlen gleichen denen von Figgener.

In seinem regulierten Bereich sind die mobilen Speicher ein „Asset für das Übertragungsnetz“.  Konkret spielt die Nord-Süd-Trasse eine Rolle, die Windstrom aus dem Norden in den Süden Deutschlands transportieren soll. Hier sollen die E-Autos bei hohem Windaufkommen als Puffer dienen. Engpässe können so verringert und dadurch Systemkosten gesenkt werden – denn, Windstromkraftwerke herunterzuregeln und Gasspeicherkraftwerke im Süden hochzufahren, kostet den Übertragungsnetzbetreiber viel Geld.

Sind Bidi und kontrolliertes Laden ein regionales Thema?

Im Publikum ging man so weit, das Thema BiDi als süddeutsches Thema zu lokalisieren, während in Norddeutschland die Ladekontrolle vorherrsche. Nolting sagt dazu, das sei „in vielen Fällen so, aber nicht in allen Beispielen“. Der Nord-Süd-Engpass war hierbei „plakativ”, wenn auch real.

Zudem hat TenneT viele Erfahrungen gesammelt. Das Verbundprojekt BDL hat drei Use Cases demonstriert. Nolting nennt den ersten „Redispatch“, der Fachbegriff für den Energieausgleich. Dabei wurden BMW i3 Fahrzeuge als Pool auf der Equigy CrowdBalancing Plattform angebunden. Hinzukommen die Regelleistung sowie das Peak Shaving, also klassisches Lademanagement und Bidi -Anwendungen. Im Folgeprojekt „BDL-Next“ sollen diese Entwicklungen zur Massentauglichkeit gebracht werden, so Nolting.

Er nennt auch das Projekt „DEER“, bei dem Kunden ihre flexiblen Geräte bei Aggregatoren registrieren, und diese dann in das B2B-Geschäft über Plattformen mit ÜNBs einbringen. „Hier gibt es eine Brücke vom Markt in unser reguliertes Geschäft“, erklärt Nolting.

Skalierung muss kommen, denn im Übertragungsnetz „muss man ja erst einige MW zusammenkriegen“, so Nolting. Zudem gehe es um IT-Infrastruktur. „Als Übertragungsnetzbetreiber sind wir natürlich nicht daran interessiert, von 15 Millionen Fahrzeugen auszulesen, wie die jetzt laden.“ TennetT interessiert stattdessen das aggregierte Potenzial an einem Netzknoten „und ein Nachweis darüber, dass diese Flexibilität auch erbracht wurde“. Das sei noch ein „dickes Brett“ auch in puncto Datensicherheit, so Nolting.

Nicht aber in puncto Versorgungssicherheit: „Eine seriöse Betrachtung muss natürlich berücksichtigen, dass E-Fahrzeuge mit mehr Stromverbrauch einhergehen, dass das eine Gefahr für die Versorgungssicherheit darstellt, kann man so seriös nicht sagen.“

Im Gegenteil: „Elektronutzfahrzeuge bringen ein ganz großes Potenzial mit sich,“ gerade im ÜNB -Bereich und vor allem die großen Brummer. TenneT hat in Studien gezeigt, dass die aufkommenden E-Lkw Kraftwerke im Süden sogar ersetzen könnten. „Spirit E“ ist das neue Forschungsprojekt hierzu.

Bidirektionales Laden als Schlüsselelement der Energiewende

Damit erscheint die Bahn (fast) frei für die Energiewende, um die es Jörg Heuer, CEO & Co-Founder von EcoG, maßgeblich geht. Er verortet bidirektionales Laden keinesfalls als regionales, sondern internationales Thema. Global erwartet Heuer 350 Mio. E-Autos in 2030, ein Wachstumsfaktor 10, von heute 26 Millionen. Heuer bezeichnet diesen Schub als „Crowdsourcing“ von Energiespeichern.

Heuer, der während des Calls in den USA weilte, sagte weiter, die Batterie sei dort schon jetzt „eine echte Stromreserve“. Zudem werde in den USA mit Regulierung oft „pragmatischer umgegangen“ und Europa könne hier überlegen, wie man „agiler werden“ und die „Ladeinfrastruktur als Smartphone denken kann“, ohne die Stabilität zu gefährden.

EcoG ist hierbei Katalysator für Hersteller, um die Lücke zwischen Fahrzeug-Hochlauf und Ladeinfrastruktur zu schließen und „den Markt weiter zu professionalisieren“, erklärt Heuer. Dazu liefert EcoG ein „funktionierendes Betriebssystem, bzw. Referenz-Design“, welches mittlerweile mehr als 30 Ladesysteme nutzen. Die Technologie ist also verfügbar und die Halbleiterindustrie steigt auch langsam mit ein. Heuer nennt Infineon als neuesten Partner.

„Am Ende wird die Frage sein, wie schnell schaffen wir es diesen Markt zu skalieren, also die Frage, wie wir in den Markt einsteigen.“ Das Marktumfeld, so Heuer, sei dabei „super freundlich“ und müsse nun strukturiert angegangen werden.

Einen Strukturvorschlag hat Heuer auch mitgebracht. Die „Triple A“-Methode beinhaltet Anwendungsregeln (Application rules), Marktanschub (oder Acceleration) und Adaptierung.

Vor allem plädiert Heuer für eine dynamische Anpassung, die sich anfangs an bestehenden Regularien orientieren und auf V2H-Anwendungen beschränken könne. Danach schlägt er vor, sich am Smart Meter zu orientieren und Bidi-Nachrüstung für DC-Ladeboxen anzubieten, auch via OTA. Diese Software-Updates sind gar eine zentrale Forderung, damit installierte Systeme relevant bleiben. „Wir wollen mit diesem Hochlauf lernen“, statt jetzt schon eine starre Regulierung für 2030 zu schaffen. „Dazu müssen Installationen aktualisierbar sein“, sagt Heuer.

Let’s Tango

Mit dem Markt gehen oder auch (endlich) voranschreiten will auch Marcus Fendt. Der Geschäftsführer von The Mobility House  sieht sich in einem „Marathon der Elektromobilität“ und das Netz und die Autos in einem „Strom-Tango“. Immerhin gibt es TMH seit 2013, um die „volatile Energiewelt mit den E-Autos zusammenzubringen und Batterien zu monetisieren“. Fendt befindet, der eMobility-Hochlauf müsse angeschoben werden, man sei erst bei „Kilometer 8“ des Marathons.

Gleichzeitig sei bei der Ladeinfrastruktur das „Kernproblem die Simultanität“, sagt Fendt und bringt das Beispiel von Mehrfamilienhäusern und Autohäusern, die eigentlich eine Netzanschlusserweiterung brauchen. Ähnliches gilt für die Depots von Flotten.

Bis dahin sei Smart Charging das Gebot, vor und hinter dem Zähler, sagt Fendt, und verweist auch auf das Flottenmanagement. In Holland hat TMH einem Betreiber eine halbe Million Euro in fünf Jahren gespart. Zudem hat Deutschland 30 MW oder 2.500 Autobatterien in stationären Szenarien und diese haben 4 % des Stromnetzes stabilisiert. „Dabei springt Geld heraus“, so Fendt, der das Beispiel einer Audi-Installation am Euref-Campus nennt, wo ein Akku 1.555 Euro im Jahr erwirtschafte.

Im Plenum zeigte sich Fendt positiv: „Die Automobilhersteller sind so gut wie am Start“, sagt er zum Stand des bidirektionalen Ladens. Die Herausforderung bleibe die Skalierung und Kommunikation zwischen den Komponenten. „Wenn wir uns richtig Mühe geben und solche Standardisierungsplayer wie EcoG haben, dann brauchen wir noch ein Jahr, vielleicht zwei, um zu skalieren.“

Auch Heuer nimmt erneut auf den Gesprächspartner Bezug: „Wir müssen die Befähigung (zu Bidi) ins Feld bringen, mit dem Firmen wie TMH dann Geschäftsmöglichkeiten identifizieren.“ Da sei man in den USA schneller, so Heuer, nur müssen die „Basis-Layer“ geschaffen werden, um „dann loszulaufen und zu lernen“.

Zum Abschluss noch ein Ausblick und die Frage, warum der Fokus auf das DC-Laden? Ein Faktor ist die Geschwindigkeit, sagt Heuer. Zudem werde AC im Fahrzeug mitgeführt und erhöht so die Komplexität bei der Verbindung mit dem Netz.

Für Fendt ist es in der „Vermarktung eigentlich egal, ob AC oder DC.“ Seine Vision: 2033 will Fendt Nullkosten beim Laden des Elektroautos sehen – oder sogar noch daran verdienen.

Heuer will in Zukunft gar nicht mehr über das bidirektionale Laden sprechen, sondern über die Player, die Applikationen machen und sagen: „Hey, wie cool, dass das System steht und funktioniert.“

Autorin: Nora Manthey