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PURPOSE Reported prevalence of cancer-related fatigue (CRF) among childhood cancer survivors (CCS) varies widely, and evidence on factors associated with CRF among CCS is limited. We aimed to investigate the prevalence of CRF and its associated factors among adult CCS in Switzerland. METHODS In a prospective cohort study, we invited adult CCS who survived at least 5 years since last cancer diagnosis, and were diagnosed when age 0-20 years and treated at Inselspital Bern between 1976 and 2015 to complete two fatigue-measuring instruments: the Checklist Individual Strength subjective fatigue subscale (CIS8R; increased fatigue 27-34, severe fatigue ≥ 35) and the numerical rating scale (NRS; moderate fatigue 4-6, severe fatigue 7-10). We collected information about previous cancer treatment and medical history, and calculated β coefficients for the association between CIS8R/NRS fatigue scores and potential determinants using multivariable linear regression. RESULTS We included 158 CCS (participation rate: 30%) with a median age at study of 33 years (interquartile range 26-38). Based on CIS8R, 19% (N = 30) of CCS reported increased fatigue, yet none reported severe fatigue. CRF was associated with female sex, central nervous system (CNS) tumors, sleep disturbance, and endocrine disorders. Lower CRF levels were observed among CCS age 30-39 years compared to those younger. CONCLUSIONS A considerable proportion of adult CCS reported increased levels of CRF. IMPLICATIONS FOR CANCER SURVIVORS CCS who are female and

Diese Machbarkeitsstudie untersucht das Potential der Agri-Photovoltaik für die Schweizer Landwirtschaft nach agronomischen, rechtlichen, wirtschaftlichen und technischen Aspekten. Kern ist eine räumliche Analyse, wieviel Potentialfläche mit und ohne Ausschlusskriterien theoretisch zur Verfügung steht und was dies für das Stromerzeugungspotential aus der Solarenergie und damit zur Zielerreichung der Energiestrategie 2050 des Bundes bedeuten würde.

Diese Studie im Auftrag von EnergieSchweiz, Das Potenzial zur Stromproduktion mittels Photovoltaik auf Dächern in der Schweiz wurde in diversen Studien ermittelt. Die Potenzialschätzungen gehen mit 16 bis 53 TWh pro Jahr weit auseinander. Ein Grund für diese grosse Spannweite besteht in unterschiedlichen Annahmen zum für Photovoltaik nutzbaren Anteil der Dachflächen. Die vorliegende Untersuchung ermittelt die für Photovoltaik nutzbaren Flächenanteile auf Schweizer Dächern. Dabei wird zwischen Flach- und Steildächern unterschieden und eine Kategorisierung anhand der Grösse von Dachflächen vorgenommen. Der mittlere für Photovoltaik nutzbare Anteil der Dachflächen wird für jede Kategorie ermittelt. Dazu wird eine randomisierte Stichprobe pro Dach-Kategorie aus dem Datensatz von Sonnendach.ch gezogen. Es werden Dachflächen berücksichtigt die "gut", "sehr gut" oder "hervorragend" geeignet sind (Einstrahlung ≥ 1000 kWh/m2/a). Der Stichprobenumfang richtet sich nach dem Standardfehler des Mittelwerts für den nutzbaren Dachflächenanteil, welcher einen Zielwert von ± 2.5 % pro Kategorie erreichen soll. Von total 644 km2 Dachflächen in der Schweiz eignen sich 440 km2 (68 %) aufgrund der Einstrahlung und ihrer Grösse für Photovoltaik Anlagen. Davon lassen sich 60 % (± 2 % Unsicherheit) der Flächen mit Photovoltaikmodulen belegen. Dies entspricht einer maximalen Modulfläche von 264 km2 (± 9 km2). Der für Photovoltaik nutzbare Dachflächenanteil ist bei Steildächern mit 63 % höher als bei Flachdächern mit 53 %. Abbildung 1 zeigt den mittleren nutzbaren Dachflächenanteil, unterteilt in Flach- und Steildächer sowie verschiedene Dachgrössen. Bei Steildächern zeigt sich generell ein höherer nutzbarer Flächenanteil als bei Flachdächern. Bei einer vollständigen Ausschöpfung des Potenzials würden ca. 95 % der Gebäude in der Schweiz auf mindestens einer Dachfläche über eine PV-Anlage verfügen. Diese komplette Ausschöpfung würde bei heutigem Preisniveau zu Investitionskosten von 83 Milliarden Franken führen, wobei 19 Milliarden Franken durch die Einmalvergütung gefördert würden. Aufgrund der anzunehmenden Kostenreduktion für PVAnlagen in Zukunft werden sich die Investitionskosten jedoch auf ca. 58 Milliarden Franken reduzieren, wovon 13 Milliarden durch die Einmalvergütung gedeckt würde. Die Ausschöpfung des ermittelten Flächenpotenzials wurde an einer zusätzlichen Stichprobe mit 226 Gebäuden ermittelt. Auf diesen Gebäuden wurde zwischen 2017 und 2021 eine PV-Anlage installiert. Diese Untersuchung zeigt, dass durchschnittlich rund die Hälfte der hier ermittelten Flächenpotenziale (49 %) beim Bau von PV-Anlagen ausgeschöpft wurden. Insbesondere bei Gebäuden mit grossen Dachflächen wurde häufig nicht die gesamte Fläche für eine PV-Anlage genutzt. Der Hauptgrund für den Bau kleinerer Anlagen wird in der bisherigen Förderpraxis mit Einmalvergütungen vermutet, welche den Eigenverbrauch von PV-Strom wirtschaftlich attraktiver macht als die Rücklieferung an das Energieversorgungsunternehmen.

Die ZHAW betreibt zusammen mit den Elektrizitätswerken des Kantons Zürich (EKZ) eine Photovoltaik-Versuchsanlage auf der Totalp in Davos. Diese befindet sich auf 2'500 m ü. M. und wurde im Oktober 2017 in Betrieb genommen. Die Anlage ist nach Süden ausgerichtet und verfügt über sechs Anlagensegmente, für welche beliebige Nei-gungswinkel gewählt werden können. Sie sind momentan zwischen 30° und 90° ge-neigt. Die Segmente wurden so ausgelegt, dass ein direkter Vergleich von monofazialen und bifazialen Modulen mit jeweils gleichen Anstellwinkeln möglich ist und die Beschat-tung der Modulrückseite minimiert wird. Dieser Bericht beschreibt die Resultate der Messdaten für das Sommerhalbjahr 2021 (01. April 2021 bis 30. September 2021).

Additional file 1: Supplementary Table 1. STROBE Statement for Swiss childhood cancer survivors invited for home germline DNA collection.

Zusatzinformationen zu den untersuchten Dachbelegungen sind auf der Webseite der Forschungsgruppe Erneuerbare Energien verfügbar. https://www.zhaw.ch/de/lsfm/institute-zentren/iunr/ecological-engineering/erneuerbare-energien/solarenergie/photovoltaik-solarstrompotenzial-auf-daechern-schweiz, Das Bundesamt für Energie (BFE) schätzt das Produktionspotenzial von Photovoltaikanlagen auf Dächern schweizweit auf 50 TWh pro Jahr (BFE, 2018). Dabei stützt es sich auf die Berechnungen einer Studie von Portmann et al. (2019), welche auf Daten von Sonnendach.ch basiert. Mehrere andere Studien errechneten jedoch ein deutlich tieferes Potenzial zwischen 16.3 und 24.6 TWh pro Jahr (Assouline et al., 2018; Walch et al., 2020). Der Hauptgrund für die Abweichung wird in der unterschiedlichen Schätzung der zur PV-Produktion nutzbaren Dachfläche vermutet (Walch et al., 2019). In dieser Analyse werden deshalb anhand der manuellen Modulbelegung der Dächer von 99 zufällig ausgewählten Gebäuden mit insgesamt 690 Teildachflächen aus zwei Quartieren im Kanton Zürich sogenannte Reduktionsfaktoren bestimmt. Ein Reduktionsfaktor entspricht dem Anteil der installierbaren PV-Modulfläche an der gesamten Dachfläche. Wir berücksichtigen dabei sowohl technische als auch gewisse ökonomische und soziale bzw. ästhetische Randbedingungen. So werden Dachflächen, welche kleiner als 10 m² sind oder eine mittlere jährliche Sonneneinstrahlung von unter 1000 kWh/m² haben, als ökonomisch ungeeignet erachtet. Dies entspricht dem Vorgehen von Sonnendach.ch zur Bestimmung der kommunalen PV-Potentiale auf Dächern. Zudem wurden in unserer Analyse Teilflächen mit weniger als drei aneinander angrenzenden PV-Modulen aus ästhetischen Gründen ausgeschlossen. Es zeigte sich, dass der Reduktionsfaktor nur von der Dachart (Flach- oder Schrägdach) und nicht von der Gebäudeart (Unterteilung in Mehrfamilienhäuser oder andere Gebäude) abhängt. Bezieht man den Reduktionsfaktor auf das oben erwähnte ökonomische Potential (gut, sehr gut und ausgezeichnet geeignete Dachflächen gemäss Sonnendach.ch mit einer Fläche von mindestens 10m²), so beträgt der Reduktionsfaktor, das heisst das Verhältnis der für PV-Module ausnutzbaren Fläche und der ökonomisch geeigneten Dachfläche 39 % bei Flachdächern und 56 % bei Schrägdächern. Gewichtet man diese beiden Prozentwerte mit den jeweiligen Anteilen der ökonomisch geeigneten Flach- bzw. Schrägdach-Flächen gemäss Sonnendach.ch in der gesamten Schweiz, so ergibt sich ein gemittelter Reduktionsfaktor von 50 %. Zur Abschätzung eines akkuraten Reduktionsfaktors erwies sich eine Stichprobengrösse von 120 verschiedenen Dachflächen als ausreichend. Basierend auf den Rohdaten von Sonnendach.ch und den von uns ermittelten Reduktionsfaktoren wurde eine für PV-Anlagen in der Schweiz verfügbare Dachfläche von 231 km² ermittelt. Mit einem durchschnittlichen Modulwirkungsgrad von 17 % entspricht dies einem Potenzial von 38.8 TWh pro Jahr. Dabei stellt der durchschnittliche Modulwirkungsgrad aller installierten PV-Anlagen eine Unsicherheit dar, welche in den bisherigen Potenzialabschätzungen meist nicht thematisiert wurde. Wird der durchschnittliche Modulwirkungsgrad zum Beispiel von 17 % auf 20 % erhöht, so erhöht sich das Potenzial entsprechend auf 45.6 TWh pro Jahr. Im Vergleich mit dem BFE sind unsere Potential-Schätzungen für PV-Strom auf Dächern somit je nach eingesetztem Modul-Wirkungsgrad um 22 % bzw. 9 % tiefer.

Sinusoidal obstruction syndrome (SOS) is a potentially life-threatening complication after hematopoietic stem cell transplantation (HSCT) or antineoplastic treatment without HSCT. Genetic variants were investigated for their association with SOS, but the evidence is inconclusive. We performed a systematic literature review to identify genes, gene variants, and methods of association analyses of genetic markers with SOS. We identified 23 studies after HSCT and 4 studies after antineoplastic treatment without HSCT. One study (4%) performed whole-exome sequencing (WES) and replicated the analysis in an independent cohort, 26 used a candidate-gene approach. Three studies included >200 participants (11%), and six were of high quality (22%). Variants in 34 genes were tested in candidate gene studies after HSCT. Variants in GSTA1 were associated with SOS in three studies, MTHFR in two, and CPS1, CTH, CYP2B6, GSTM1, GSTP1, HFE, and HPSE in one study each. UGT2B10 and LNPK variants were identified in a WES analysis. After exposure to antineoplastic agents without HSCT, variants in six genes were tested and only GSTM1 was associated with SOS. There was a substantial heterogeneity of populations within and between studies. Future research should be based on sufficiently large homogenous samples, adjust for covariates, and replicate findings in independent cohorts.

Die ZHAW betreibt zusammen mit den Elektrizitätswerken des Kantons Zürich (EKZ) eine Photovoltaik-Versuchsanlage auf der Totalp in Davos. Diese befindet sich auf 2'500 m ü. M. und wurde im Oktober 2017 in Betrieb genommen. Die Anlage ist nach Süden ausgerichtet und verfügt über sechs Anlagensegmente, für welche beliebige Neigungswinkel gewählt werden können. Sie sind momentan zwischen 30° und 90° geneigt. Die Segmente wurden so ausgelegt, dass ein direkter Vergleich von monofazialen und bifazialen Modulen mit jeweils gleichen Anstellwinkeln möglich ist und die Be-schattung der Modulrückseite minimiert wird. Dieser Bericht beschreibt die Resultate der Messdaten für das Sommerhalbjahr 2020 (01. April 2020 bis 30. September 2020). Die höchsten DC-Erträge von 964 kWh/kWp für das Sommerhalbjahr wurden im 70° geneigten Segment mit bifazialen Modulen gemessen. Dies entspricht beinahe dem ge-samten Jahresertrag einer durchschnittlichen PV-Anlage im Mittelland. Bei den 30° geneigten monofazialen Segmenten wurden ebenfalls über 900 kWh/kWp gemessen. Die geringsten Erträge entstanden bei 90° geneigten monofazialen Modulen mit 623 kWh/kWp. Im bifazialen Segment mit 90° Neigung wurde die Produktion um rund 200 kWh/kWp auf 825 kWh/kWp gesteigert. Die Mehrerträge durch den Einsatz von bifazialen Modulen betrugen 24 % bei 70° Modulneigung respektive 33 % bei 90° Modulneigung. Die höchsten monatlichen Mehrerträge entstanden im Juni (35 % bei 70° Neigung und 56 % bei 90° Neigung). Im Allgemeinen werden die bifazialen Mehrerträge durch hohe Sonnenstände und die Schneebedeckung der Umgebung gesteigert. Gegenüber der Vergleichsanlage im Mittelland lieferten, abgesehen vom Segment mit 90° geneigten monofazialen Modulen, alle Segmente der Alpenstrom-Anlage höhere AC-Erträge. Die alpinen Mehrerträge betrugen 8 bis 34 %. Trotz der im Sommer ungünstigen vertikalen Aufständerung, wurden im 90° geneigten monofazialen Segment lediglich 12 % tiefere Erträge gemessen als bei der Vergleichsanlage im Mittelland.

Die ZHAW betreibt zusammen mit den Elektrizitätswerken des Kantons Zürich (EKZ) eine Photovoltaik-Versuchsanlage auf der Totalp in Davos. Diese befindet sich auf 2'500 m ü. M. und wurde im Jahr 2017 in Betrieb genommen. Die Anlage ist nach Süden ausgerichtet und verfügt über sechs Anlagensegmente, für welche beliebige Neigungswinkel gewählt werden können. Sie sind momentan zwischen 30° und 90° geneigt. Die Segmente wurden so ausgelegt, dass ein direkter Vergleich von monofazialen und bifazialen Modulen mit jeweils gleichen Anstellwinkeln möglich ist und die Beschattung der Modulrückseite minimiert wird. Dieser Bericht beschreibt die Resultate der Messdaten für das Winterhalbjahr 2019/2020 (Anfang Oktober 2019 bis Ende März 2020).

Die alpine Testanlage in Davos Totalp lieferte 2018 und 2019 jeweils bis zu 2000 kWh/kWp bei circa 50 % Winterstromanteil. Dies entspricht gegenüber einer Vergleichsanlage im Mittelland einem Mehrertrag von 100 % über das gesamte Jahr und 350 % im Winterhalbjahr.

Mit dem Wegfall von Strom aus AKW und der Umstellung von Heizungssystemen auf Wärmepumpen wird Winterstrom aus erneuerbaren Energien immer wichtiger. PV-Strom aus den Alpen kann dazu einen wichtigen Beitrag leisten.