f97.beDE WERKPLAATS VAN ERIK SCHMIDT
← Alle begrippen

Woordenlijst · Energiesector & energietransitie

Core CCR

Core CCR Capaciteitsberekeningsregio EU-elektriciteitsmarkt biedzone flow-based marktkoppeling transmissienet congestiebeheer

Core CCR staat voor Core Capacity Calculation Region. Het gaat om een Europese capaciteitsberekeningsregio waarin transmissiesysteembeheerders de grensoverschrijdende handelscapaciteit gezamenlijk en gecoördineerd berekenen. Juridisch heeft de regio betrekking op grenzen tussen biedzones en niet op staten. Volgens ACER-besluit 06/2016 omvat zij de grenzen tussen de biedzones van Oostenrijk, België, Kroatië, Tsjechië, Frankrijk, Duitsland, Hongarije, Luxemburg, Nederland, Polen, Roemenië, Slowakije en Slovenië. Duitsland en Luxemburg vormen daarbij een gezamenlijke biedzone. Er zijn 16 transmissiesysteembeheerders bij betrokken, waaronder de vier Duitse (50Hertz, Amprion, TenneT en TransnetBW) en RTE, Elia, APG, PSE en ČEPS.

Een capaciteitsberekeningsregio is geen marktzone, geen netgebied en geen handelsplatform. Het is een coördinatieruimte waarin de capaciteit tussen biedzones wordt berekend. De reden ligt in de fysica van het net: in een vermaasd wisselstroomnet houdt elektriciteit zich niet aan handelscontracten. Verkoopt een handelaar stroom van Frankrijk naar Duitsland, dan verdeelt de fysieke stroom zich over veel parallelle paden. Daarbij kunnen ook leidingen in België, Nederland of verder oostelijk worden belast. Dergelijke ongeplande ring- of parallelstromen heten loop flows. De Core CCR moet met deze wisselwerkingen al bij de berekening rekening houden en ze niet pas achteraf in de netexploitatie compenseren.

Ontstaan en juridisch kader

De Core CCR werd in juni 2016 gecreëerd door ACER-besluit 06/2016. Grondslag was een voorstel van de transmissiesysteembeheerders over de afbakening van de capaciteitsberekeningsregio's. Daarbij werden in hoofdzaak de voormalige regio's Central West Europe (CWE) en Central East Europe (CEE) samengevoegd. Rechtsgrondslag is de CACM-verordening, dus Verordening (EU) 2015/1222. Volgens artikel 20 daarvan moet in sterk onderling verbonden regio's in beginsel de stroomgebaseerde methode worden toegepast. De Core-transmissiesysteembeheerders dienden hun day-ahead-methodologie in september 2017 in bij de regulatoren. De autoriteiten van de regio keuren de methoden goed. Kunnen zij het niet eens worden, dan beslist ACER.

Voor het resultaat is bovendien de Elektriciteitsverordening (EU) 2019/943 doorslaggevend. Volgens artikel 16, lid 8, moet bij stroomgebaseerde berekening minstens 70 procent van de capaciteit van kritieke netelementen beschikbaar zijn voor stromen uit grensoverschrijdende handel. Dat geldt zowel voor grensoverschrijdende verbindingen als voor interne netelementen, telkens rekening houdend met uitvalscenario's. De overige maximaal 30 procent blijft beschikbaar voor veiligheidsmarges, loop flows en interne stromen. De 70 procent is een ondergrens en geen bovengrens. Voor lidstaten met actieplannen of tijdelijke afwijkingen geldt een overgangstraject met jaarlijks stijgende waarden. Het minimumniveau moet uiterlijk op 31 december 2027 zijn bereikt.

Zo werkt de berekening

Vroeger werd grenscapaciteit vaak bilateraal vastgelegd als vaste waarde in megawatt per grens en richting, de zogeheten Net Transfer Capacity. In een sterk vermaasd net geeft dat het werkelijke effect van handel slechts grof weer. Dezelfde uitwisseling kan al naargelang productie, belasting, nettopologie en handel aan andere grenzen sterk uiteenlopende belastingen van leidingen veroorzaken. In het CWE-deel van de huidige Core-regio werd daarom al in 2015 een stroomgebaseerde methode ingevoerd. Sinds 8 juni 2022 (levering vanaf 9 juni 2022) geldt flow-based marktkoppeling op de day-ahead-markt voor de volledige Core-regio. Zij is ingebed in de Europese day-ahead-koppeling SDAC. Met deze start werd ook de marktkoppeling aan de grens tussen Kroatië en Hongarije ingevoerd.

In plaats van grenswaarden levert de berekening een bundel randvoorwaarden voor kritieke netelementen onder uitvalsomstandigheden, de zogeheten CNEC's. Dat kunnen bovengrondse lijnen, kabels of transformatoren zijn. Voor elk van deze elementen geven PTDF-factoren aan welk aandeel van een gewijzigde handelspositie van een biedzone als stroom op dat element terechtkomt. Een PTDF van 0,1 betekent bijvoorbeeld: van 1000 megawatt extra export loopt rekenkundig ongeveer 100 megawatt over dit element. De resterende marge (Remaining Available Margin, RAM) volgt uit de toegestane belasting min veiligheidsmarge en verwachte basisstromen. Zij bepaalt hoeveel handel nog mogelijk is. Hoe wijzigingen van de nettopositie zich verdelen over de centrales en belastingen van een zone, wordt vastgelegd door de GLSK-gegevens. De methodologie voor de intradaymarkt vereist dat alleen elementen worden meegenomen die door handel binnen de Core-regio merkbaar worden belast. Elementen waarvan de hoogste PTDF van zone tot zone onder 5 procent ligt, worden uitgefilterd. Er wordt gerekend in megawatt, dus met vermogen per marktbeleidseenheid en niet met energiehoeveelheden.

Organisatorisch horen bij het proces de nationale transmissiesysteembeheerders, de regionale coördinatiecentra TSCNET en Coreso als gecoördineerde capaciteitsberekenaar, en het Joint Allocation Office (JAO), dat de resultaten publiceert. Elke berekening berust op een gezamenlijk Europees netmodel met prognoses voor belasting, hernieuwbare opwekking, productieschema's van centrales, nettopologie en onderbrekingen. Vóór de vrijgave toetst elke transmissiesysteembeheerder de resultaten voor zijn eigen gebied. Is de exploitatiezekerheid in gevaar, dan mag hij de capaciteit met motivering verlagen.

Uitbreiding naar de intradayhandel

Voor de intradaymarkt werd de stroomgebaseerde berekening gefaseerd ingevoerd. De capaciteit gaat daar naar de Europese intradaykoppeling SIDC. In het voorjaar van 2024 gingen de processen IDCC(a) en IDCC(b) van start, die capaciteit de dag voordien tot 15:00 en tot 22:00 uur ter beschikking stellen. Sinds 25 juni 2025 komt daar IDCC(c) bij, met capaciteit op de leveringsdag tot 04:30 uur. Volgens ENTSO-E volgden in het voorjaar van 2026 IDCC(d) (tot 10:00 uur) en in het najaar van 2026 IDCC(e) (tot 16:00 uur). Een belangrijk verschil met de day-ahead-markt blijft: op de intradaymarkt wordt weliswaar stroomgebaseerd gerekend, maar het intradayplatform kan flow-based-parameters nog niet rechtstreeks verwerken. Daarom worden uit het resultaat grenswaarden in ATC-formaat afgeleid en aan de markt ter beschikking gesteld.

Afbakening ten opzichte van verwante begrippen

  • Biedzone: een marktgebied met een uniforme groothandelsprijs. De Core CCR is daarentegen een berekeningskader over meerdere biedzones. Zij legt geen prijzen vast, maar levert de capaciteitsgrenzen waarbinnen het koppelingsalgoritme de prijzen vormt.

  • Interconnector: een afzonderlijke fysieke verbinding. De Core-berekening omvat daarentegen veel netelementen, waaronder ook interne leidingen die door grensoverschrijdende handel worden belast. Juist die opname is regulatoir omstreden, omdat interne congestie anders de handel zou kunnen beperken.

  • Marktkoppeling: zij brengt de biedingen samen en optimaliseert de handelsstromen. De capaciteitsberekening van de Core CCR is daarvoor een inputgrootheid. Zonder die berekening zou niet kunnen worden getoetst welke uitwisselingen verenigbaar zijn met een veilige netexploitatie.

Betekenis voor markt en net

In de Core-regio liggen grote productieconcentraties en verbruikscentra dicht bij elkaar: windstroom uit Noordwest-Europa, kernenergie uit Frankrijk, waterkracht uit het Alpengebied, conventionele centrales in Midden- en Oost-Europa en grote industriële centra. Hoe meer grensoverschrijdende capaciteit beschikbaar is, hoe vaker de prijzen van aangrenzende zones convergeren. Is de capaciteit schaars, dan lopen de prijzen uiteen. Dan ontstaan congestie-inkomsten en kan de behoefte aan redispatch toenemen. Meer marktcapaciteit betekent echter niet automatisch een betere netexploitatie. Worden interne knelpunten via de 70-procentregel voor de handel opengesteld zonder het net te versterken, dan verschuift een deel van de congestiekosten naar redispatch. De capaciteitsberekening beslist dus niet alleen over de kosten. Zij toont wel waar marktgebied en fysiek net uiteenlopen. Zo levert zij argumenten voor debatten over netuitbreiding, flexibiliteit en de afbakening van de biedzones.

Typische misverstanden

  • Grenscapaciteit is geen vaste leidingwaarde. De verhandelbare capaciteit hangt af van de volledige netsituatie en wordt voor elke marktbeleidseenheid opnieuw berekend. Onderhoud, uitval, productiepatronen en veiligheidsmarges wijzigen haar voortdurend.

  • De Core CCR omvat niet heel continentaal Europa. Italië, Zwitserland, het Iberisch schiereiland en de Noordse landen horen er niet bij. Hun grenzen worden in andere regio's of samenwerkingsverbanden behandeld. Zwitserland maakt bovendien geen deel uit van de EU-marktkoppeling.

  • Congestie is niet louter nationaal. Het centralepark, de netuitbreiding of de redispatchregels van een land werken via de PTDF-koppeling door op de handelsmogelijkheden van de buren. Omgekeerd kan congestie in het buitenland de capaciteit van een Duitse, Franse of Poolse zone beperken.

Kort gezegd is de Core CCR de plaats waar fysieke netgrenzen, elektriciteitshandel en Europese regelgeving worden vertaald in concrete handelscapaciteit. Wie Europese verschillen in elektriciteitsprijzen, redispatch of het debat over biedzones wil begrijpen, heeft dit begrip nodig. Veel zichtbare marktresultaten ontstaan precies in die vertaling.

Bronnen

Gerelateerde begrippen

Edited by eCMS on 11.11.2026 18:04

© 2026 Erik Schmidt. All rights reserved. Quotations with a link to the source are welcome.