Jedes Live-Signal hat eine technische und finanzielle Wirkung — Spannung · Frequenz · Spotpreis · Park-Leistung. Stromfee-Forensik liefert beides + die Begleit-Erklärung der lokalen Wiki-LLM.
Die Spannungstoleranz im Niederspannungsnetz nach EN 50160 ist 207 V – 253 V. Drüber: PV-Wechselrichter regeln stufenweise ab; bei ≥ 253 V Dauer > 10 Min hartes Trennen vom Netz (VDE-AR-N 4105).
Was Gemma einwendet:
▸ Die Wechselrichter-Abschaltgrenze ist hersteller-spezifisch — die obige Zahl 245 V braucht das konkrete Datenblatt.
▸ 5 ct/kWh Marktprämie ist eine Annahme — echte Bandbreite 3–8 ct/kWh je IBN-Datum und Anlagen-Typ.
▸ Für die 5-%-Häufigkeits-Schätzung fehlen historische Spannungsdaten aus dem konkreten Niederspannungs-Strang — sonst bleibt es ein Markt-Mittel, kein Anlagen-Wert.
✓ Halluzinations-Check OK — alle Zahlen aus Eingabe-Kontext.
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Bei 50,2 Hz startet die gestaffelte PV-Abregelung (Solarspitzen-Stufenplan VDE-AR-N 4105). Bei 49,8 Hz beginnt der Primärregler-Eingriff, bei 49,2 Hz erster Lastabwurf.
Was Gemma einwendet:
▸ 50,2 Hz-Stufenabregelung korrekt beschrieben — aber die tatsächlich abgeregelte MW-Menge fehlt, die hängt von kumulierter PV-Last in der Region ab.
▸ Lastabwurf bei 49,8 / 49,2 Hz ist Wirkung, nicht Auslöser — die konkreten Schwellen werden vom ÜNB-Schutzschema gesetzt, nicht vom Anlagenbetreiber gemessen.
▸ ~3.500 €/Jahr-Schätzung braucht ein Frequenzabweichungs-Modell pro PLZ — sonst ist es ein Markt-Mittelwert, kein Anlagen-Forecast.
✓ Halluzinations-Check OK — alle Zahlen aus Eingabe-Kontext.
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GX10-ece1 · 100.76.114.92
Day-Ahead und Intraday divergieren regelmäßig — heute typisch DA −135 €/MWh vs ID −480 €/MWh in Mittagsspitzen. Drei verschiedene Verlust-Logiken je nach DV-Vertragsmodell.
Was Gemma einwendet:
▸ Marktprämien-Verlust 50 €/MWh ist Schätzung — echte Bandbreite 30–80 €/MWh je nach Vertrags-Modell und IBN-Datum.
▸ PV-Ertragsanteil in §51-Strafzone: 14 % (DWD-CDC) vs 17,5 % (Reanalyse) — Differenz von 3 Prozentpunkten ist erheblich, je nach Datenquelle anders gerechnet.
▸ Negativstunden-Basis 537 h ist Jahres-Schätzung 2025 — Basisjahr-Vergleich fehlt, Y/Y-Trend kann ±25 % schwanken.
✓ Halluzinations-Check OK — alle Zahlen aus Eingabe-Kontext.
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regulations geprüftEine 10-MWp-Anlage mit IBN ab 25.02.2024 bei einsp 689 (Marktprämie) trifft 15 von 18 Regeln aus lotter.regulations. Die finanzielle Gleichung pro 15-Min-Slot ist eindeutig:
fre_nb=0 trotz Pflicht ab 25 kW → Audit-Risiko, im Extremfall Marktprämien-Klage über die ganze FörderzeitWas Gemma einwendet:
▸ Marktprämien-Verlust 50 €/MWh: aktueller Spotpreis 105,95 €/MWh nicht in der Berechnung — Mischpreis-Effekt würde §51-Schaden korrekter abbilden.
▸ RD2-Ausfallarbeits-Entschädigung Pauschal vs Spitz ist vertrags-spezifisch — die generische +10–15 %-Regel braucht Anlagen-Vergleich Heliosat-Soll vs NB-Vergütung.
▸ FRE-Strafhöhe ist noch nicht justiziell beziffert — Klage-Voraussetzungen + BNetzA-Bußgeld-Praxis offen, Audit-Risiko aber real.
✓ Halluzinations-Check OK — alle Zahlen aus Eingabe-Kontext.
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