Capacity Calculation Region (CCR) · Woordenlijst

Een Capacity Calculation Region, kortweg CCR, heet in de Duitse versie van het EU-recht Kapazitätsberechnungsregion. De CACM-verordening (EU) 2015/1222 definieert haar als het geografische gebied waarin de gecoördineerde capaciteitsberekening wordt uitgevoerd. Binnen zo'n regio bepalen de betrokken transmissiesysteembeheerders (TSB's) volgens gemeenschappelijke methoden hoeveel zoneoverschrijdende capaciteit voor de elektriciteitshandel tussen aangrenzende biedzones beschikbaar kan worden gesteld. De term komt uit het Europese elektriciteitsmarktrecht. Hij hangt nauw samen met marktkoppeling, congestiebeheer en de gecoördineerde netveiligheidsberekening.

Een CCR bundelt meerdere biedzones, hun grenzen en de bevoegde transmissiesysteembeheerders. Ze is geen eigen fysieke netregio. Doorslaggevend is welke biedzonegrenzen elkaar bij handelsstromen wederzijds beïnvloeden. In een vermaasd wisselstroomnet volgt elektriciteit niet de contractueel overeengekomen handelsroute, maar verdeelt ze zich volgens de elektrische eigenschappen van de lijnen. Een transactie tussen twee biedzones kan daarom lijnen in een derde zone belasten. Dergelijke ongeplande stromen heten lusstromen. Juist door deze wisselwerkingen is een afgestemde berekening nodig in plaats van veel afzonderlijke berekeningen aan elke grens.

Wat met „capaciteit“ wordt bedoeld

Capaciteit betekent hier niet het vermogen van centrales. Bedoeld is de grensoverschrijdende transmissiecapaciteit voor de handel. Ze wordt uitgedrukt in megawatt en bepaalt hoeveel elektriciteit marktdeelnemers tussen biedzones mogen uitwisselen zonder de netveiligheid in gevaar te brengen. Deze capaciteit is geen vaste waarde zoals het nominale vermogen van een lijn. Ze hangt af van belasting, productie, schakeltoestanden, geplande uitschakelingen, veiligheidsmarges en veronderstelde storingen. Daarom wordt ze voor verschillende marktdomeinen telkens opnieuw berekend, bijvoorbeeld voor de day-aheadmarkt en de intradaymarkt. Volgens de CACM-verordening moeten de TSB's van elke regio de zoneoverschrijdende capaciteit binnen het intradaytijdsbestek opnieuw berekenen op basis van de meest recente beschikbare informatie.

Rechtsgrondslag en vaststelling van de regio's

De grondslag is de CACM-verordening (EU) 2015/1222 van 24 juli 2015. Ze is een van de Europese netcodes en richtsnoeren en regelt de capaciteitstoewijzing en het congestiebeheer in het day-ahead- en intradaytijdsbestek. Krachtens artikel 15 moesten alle TSB's gezamenlijk een voorstel voor de vaststelling van de regio's opstellen. Daarbij gelden twee indelingsregels: elke biedzonegrens behoort tot precies één CCR. Elke TSB behoort minstens tot alle regio's waarin hij biedzonegrenzen heeft. Een netbeheerder kan dus tot meerdere CCR's behoren. Dat geldt bijvoorbeeld voor beheerders van wie het net aan grenzen in verschillende regio's ligt.

De regio's worden dus niet vrij gekozen door afzonderlijke netbeheerders. Hun vaststelling moet door een autoriteit worden goedgekeurd. De eerste vaststelling gebeurde in 2016 bij besluit van het EU-agentschap van regulators ACER. Sindsdien is ze meermaals gewijzigd. ACER-besluit 04/2021 van 7 mei 2021 herformuleerde de tot dan geldende vaststelling. Verdere wijzigingen volgden. Daarbij werden onder meer Noorse grenzen opgenomen in de regio's Nordic en Hansa en werd de regio Central Europe gecreëerd. Daarin worden de regio's Core en Italy North in eerste instantie voor de day-ahead-capaciteitsberekening samengevoegd. Na elke goedkeuring moeten de TSB's van een regio gemeenschappelijke methoden voorleggen, bijvoorbeeld voor de capaciteitsberekening en voor gecoördineerde redispatching en countertrading.

Actuele indeling (stand volgens ACER, december 2025)

In december 2025 noemde ACER negen CCR's in de EU: Nordic, Hansa, Core, Italy North, Central Europe (CE), Greece-Italy (GRIT), South-West Europe (SWE), Baltic en South-East Europe (SEE). Met besluit 10/2025 keurde ACER verdere wijzigingen goed. Core en Italy North zullen in de regio Central Europe niet langer enkel voor day-ahead worden samengevoegd. Daarbij komen de intraday-capaciteitsberekening, de regionale coördinatie van de operationele veiligheid en gecoördineerde redispatching en countertrading, inclusief kostenverdeling. Bovendien werd de regio South-East Europe uitgebreid. Nieuw gecreëerd werden de regio's East-Central Europe, Italy-Montenegro en Eastern Europe. Ze betrekken grenzen en TSB's van de verdragspartijen van de Energiegemeenschap en aangrenzende EU-lidstaten erbij. East-Central Europe geldt als overgangsoplossing en moet later opgaan in Central Europe. Voor Duitsland is vooral de Core-CCR belangrijk, waarin de capaciteit op basis van stroomafhankelijke berekening (flow-based) wordt bepaald.

Hoe de gezamenlijke berekening verloopt

De TSB's van een regio rekenen met een gemeenschappelijk netmodel. Dat bevat de geprognosticeerde productie en belasting, de nettopologie, geplande onbeschikbaarheden en bedrijfsgrenzen. Daarop voortbouwend wordt nagegaan hoeveel handel mogelijk is zonder dat een netelement overbelast raakt. Dat geldt ook voor het geval dat een relevant bedrijfsmiddel zoals een lijn of een transformator uitvalt. Dit principe staat bekend als N-1-criterium. Voor onzekerheden in de prognoses wordt een betrouwbaarheidsmarge in mindering gebracht. De CACM-verordening definieert haar als een vermindering van de zoneoverschrijdende capaciteit die onzekerheden in de capaciteitsberekening moet dekken. Daarnaast kan elke TSB bepalen welke ontlastingsmaatregelen, bijvoorbeeld schakelmaatregelen, in de berekening worden opgenomen.

Voor de berekening bestaan twee basisbenaderingen. Bij de benadering van de gecoördineerde netto-overdrachtscapaciteit (NTC) wordt voor elke biedzonegrens een verhandelbare maximumwaarde vastgelegd. Dat is overzichtelijk, maar geeft de wisselwerkingen in sterk vermaasde netten slechts grof weer. Bij de stroomafhankelijke capaciteitsberekening (flow-based) wordt daarentegen voor kritieke netelementen berekend hoe sterk zonale handelsposities erop doorwerken. De markt optimaliseert vervolgens binnen deze grenzen. In regio's met nauw gekoppelde stroomstromen, zoals delen van continentaal Europa, geeft deze methode de fysica nauwkeuriger weer, maar is ze moeilijker te doorgronden.

Minimumcapaciteit voor de handel: de 70-procentsdoelstelling

Naast de CACM-methoden geldt artikel 16, lid 8, van de Elektriciteitsverordening (EU) 2019/943. Daarnaar mogen TSB's de voor de handel beschikbaar gestelde capaciteit niet willekeurig beperken om interne congestie op te lossen. Ze moeten ten minste 70 procent van de capaciteit van kritieke netelementen, met inachtneming van de veiligheidsgrenzen en rekening houdend met storingen, beschikbaar stellen voor de zoneoverschrijdende handel. Maximaal 30 procent mag worden gebruikt voor betrouwbaarheidsmarges, lusstromen en interne stromen. Dat geldt zowel bij de NTC-benadering als bij de stroomafhankelijke benadering. De norm is sinds 1 januari 2020 bindend. Lidstaten mochten de waarden via actieplannen of afwijkingen geleidelijk bereiken tot eind 2025. De 70 procent is een ondergrens en geen maximumwaarde.

Afbakening ten opzichte van verwante begrippen

Biedzone: gebied met een uniforme groothandelsprijs, voor zover binnen de zone geen congestie wordt weergegeven. Duitsland en Luxemburg vormen bijvoorbeeld samen één biedzone. Een CCR omvat meerdere biedzonegrenzen en berekent de capaciteit tussen de zones.
Regelzone of netgebied: het verantwoordelijkheidsgebied van één enkele netbeheerder. De CCR is daarentegen een coördinatieruimte van meerdere TSB's. Ze vervangt hun operationele verantwoordelijkheid niet. Elke TSB blijft verantwoordelijk voor de veiligheid van zijn net, maar moet aannames en procedures regionaal afstemmen.
Capaciteitsmarkt: een capaciteitsmarkt vergoedt gegarandeerd productie- of belastingsreductievermogen. Met de transmissiecapaciteit waar het bij een CCR om gaat, heeft hij niets te maken. Enkel het Engelse woord „capacity“ is hetzelfde.

Waarom CCR's belangrijk zijn voor de elektriciteitsmarkt

De Europese interne markt moet ervoor zorgen dat elektriciteit wordt opgewekt waar dat globaal het goedkoopst is, zolang het net veilig blijft. Daarvoor moeten de capaciteiten tussen biedzones betrouwbaar en niet-discriminerend worden bepaald. Worden ze te voorzichtig berekend, dan blijft handel onbenut. Dan blijven prijsverschillen tussen zones groter, draaien duurdere centrales vaker en laat hernieuwbare elektriciteit zich moeilijker integreren. Worden ze te ruim bemeten, dan moeten de TSB's na marktsluiting ingrijpen met redispatching of countertrading. Dat veroorzaakt kosten waarvan de verdeling tussen landen omstreden kan zijn, omdat oorzaak en gevolg van een congestie vaak niet in hetzelfde land liggen. ACER benadrukt daarom dat goed afgebakende regio's de coördinatie van deze processen moeten verbeteren en de handelscapaciteit moeten optimaliseren.

Met een groeiend aandeel wind- en zonne-energie wordt de regionale capaciteitsberekening belangrijker. Hoge windinvoeding in het noorden, zonnepieken in het zuiden, centraleuitvallen of belastingspieken kunnen de stromen in het transmissienet snel en grootschalig verschuiven. De berekening kan deze toestanden niet exact voorspellen. Ze moet echter robuuste aannames hanteren en risico's op een navolgbare manier beperken.

Typische misinterpretaties

„De capaciteit is een politieke quota“: minimumnormen zoals de 70-procentsdoelstelling leggen ondergrenzen vast. De concrete waarde volgt echter uit een netberekening onder veiligheidsvoorwaarden. Lage waarden kunnen te wijten zijn aan reële congestie, aan veiligheidsmarges, aan geplande uitschakelingen of aan methodologische aannames.
„Een CCR heft congestie op“: een CCR berekent en coördineert. Ze bouwt geen lijnen en verschuift geen biedzonegrenzen. Structurele congestie kan ze zichtbaar maken en eenvormig behandelen. Opgelost wordt ze door andere instrumenten zoals netuitbreiding, een andere indeling van de biedzones, flexibele belastingen of opslag.
„De waarden zijn exact“: capaciteitswaarden werken in het marktproces als harde getallen. Ze berusten echter op prognoses en modelaannames. Hun kwaliteit hangt af van de gegevensuitwisseling, van de consistentie van de netmodellen en van de omgang met onzekerheid.

Plaats binnen congestiebeheer en governance

In de CCR worden twee vereisten in de praktijk omgezet. De markt heeft duidelijke capaciteitswaarden nodig, zodat biedingen tussen biedzones kunnen worden gekoppeld. De netexploitatie heeft veiligheidsgrenzen nodig, zodat de handel geen ontoelaatbare lijnbelastingen veroorzaakt. Institutioneel is dat veeleisend, omdat meerdere TSB's, nationale regulatoren, ACER en marktprocessen samenwerken. De belangen van de landen blijven uiteenlopen, bijvoorbeeld bij exportmogelijkheden, transitstromen of redispatchingkosten. De gemeenschappelijke methode lost deze conflicten niet politiek op. Ze dwingt er wel toe aannames, marges en rekenstappen open en afgestemd te behandelen. Voor het begrip van congestiebeheer is de CCR daarom centraal. Op dit punt worden fysieke netgrenzen vertaald in verhandelbare marktgrenzen. Een CCR is geen bijkomende elektriciteitsmarkt en geen eigen net, maar de gecoördineerde ruimte waarin deze vertaling plaatsvindt.

Bronnen

Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (CACM) — Europäische Union, EUR-Lex; 2015-07-24. Art. 2 Nr. 3 und Nr. 14, Art. 9, Art. 14, Art. 15, Art. 20, Art. 21, Art. 35
Europe reshapes capacity calculation regions to improve cross-border power flows — ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators); 2025-12-17. Abschnitte „What are capacity calculation regions“, „What did ACER decide?“, „Next steps“
ACER Decision on the determination of capacity calculation regions: Annex I (ACER Decision 04/2021) — ACER; 2021-05-07. Präambel/Erwägungen zur Historie der Festlegung
ACER Recommendation No 01/2019 on the implementation of the minimum margin available for cross-zonal trade pursuant to Article 16(8) of Regulation (EU) 2019/943 — ACER; 2019-08-08. Erwägungen zu Art. 16 Abs. 8 lit. a und b
ACER Decision 11/2022 on alternative bidding zone configurations — ACER; 2022-08 (genaues Datum unbekannt). Abschnitt zum 70-%-Mindestziel, Fußnote 9

Gerelateerde begrippen

Edited by eCMS on 11.11.2026 16:45