f97.beDE WERKPLAATS VAN ERIK SCHMIDT
← Alle begrippen

Woordenlijst · Energiesector & energietransitie

FCA-richtsnoer

FCA-richtsnoer Forward Capacity Allocation elektriciteitsmarkt termijnmarkt EU Hedging transmissiecapaciteit

De FCA-richtsnoer is de Europese richtsnoer voor de langetermijntoewijzing van grensoverschrijdende transmissiecapaciteit op de elektriciteitsmarkt. FCA staat voor Forward Capacity Allocation. Bedoeld is Verordening (EU) 2016/1719 van de Europese Commissie van 26 september 2016. De verordening definieert deze toewijzing als de toekenning van langetermijncapaciteit tussen zones via veiling, en wel vóór de day-aheadtermijn. Ze regelt bovendien een gemeenschappelijke methode voor de berekening van die capaciteit, een Europees centraal toewijzingsplatform en de teruggave en overdracht van verworven rechten. De kortetermijnhandel in elektriciteit zelf regelt ze niet. Het gaat er veeleer om zich in te dekken tegen prijsverschillen tussen biedzones die door netcongestie ontstaan.

De term „capaciteit” verwijst hier noch naar centralevermogen, noch naar een capaciteitsmarkt voor leveringszekerheid. Bedoeld is de zonegrensoverschrijdende capaciteit, dat wil zeggen het vermogen van het gekoppelde systeem om energie tussen twee biedzones over te dragen, bijvoorbeeld tussen Duitsland en een buurland. Een langetermijntransmissierecht geldt telkens voor één grens, één richting, één productperiode en een hoeveelheid in megawatt die voor elk uur van de periode is vastgelegd. Transmissiesysteembeheerders die dergelijke rechten uitgeven, moeten minstens jaar- en maandproducten aanbieden. Aan afzonderlijke grenzen zijn er bijkomend nog andere looptijden, zoals kwartaalproducten.

Doel: prijsrisico's tussen zones indekken

Volgens de overwegingen moet de verordening producenten, verbruikers en leveranciers doeltreffende indekkingsmogelijkheden bieden tegen toekomstige prijsrisico's. Daartoe behoort ook dat de voordien uiteenlopende veilingregels worden geharmoniseerd. Een voorbeeld: een leverancier verkoopt voor het komende jaar stroom in biedzone B, maar koopt die in via een termijncontract in zone A. Is de verbinding volledig benut, dan kan de day-aheadprijs in B aanzienlijk hoger liggen dan in A. Dat verschil zou dan een niet-ingedekt verlies zijn. Een langetermijntransmissierecht van A naar B betaalt precies in die uren het prijsverschil uit en compenseert het risico geheel of gedeeltelijk. Het is dus een instrument voor hedging en een aanvulling op de termijnmarkt. Een elektriciteitsfuture dekt de prijs binnen één zone in, een transmissierecht daarentegen het prijsverschil tussen twee zones.

Soorten langetermijntransmissierechten

De verordening laat drie vormen toe: fysieke transmissierechten (PTR) volgens het „use it or sell it”-beginsel (UIOSI), financiële transmissierechten als optie (FTR-optie) en financiële transmissierechten als verplichting (FTR-verplichting). Ze verschillen als volgt:

  • PTR met UIOSI: de houder mag de capaciteit nomineren, dus daadwerkelijk gebruiken voor een grensoverschrijdend programma. Nomineert hij ze niet, dan wordt de capaciteit opnieuw toegewezen in de day-aheadtermijn. De houder krijgt hiervoor een financiële vergoeding, die doorgaans volgt uit het day-aheadprijsverschil tussen beide zones.

  • FTR-optie: ze laat geen nominatie toe, maar betaalt dezelfde vergoeding uit als een niet-benut PTR. Er wordt alleen uitbetaald als het prijsverschil in de aangekochte richting positief is. Bij een omgekeerd verschil lijdt de houder geen verlies.

  • FTR-verplichting: ze is juridisch voorzien en werkt in beide richtingen. De houder ontvangt een positief prijsverschil, maar moet een negatief verschil zelf betalen. Volgens de hier onderzochte bronnen komt deze vorm in de huidige toewijzingspraktijk nauwelijks voor.

Welke vorm aan welke grens wordt aangeboden, beslissen de bevoegde transmissiesysteembeheerders en autoriteiten voor elke grens afzonderlijk. België biedt bijvoorbeeld aan zijn grenzen met Nederland, Frankrijk en Duitsland FTR-opties aan. Het verloop wordt geregeld door de Europees geharmoniseerde toewijzingsregels (EU HAR): registratie, zekerheden, biedingen, nominatie, reductie en vergoeding, teruggave en overdracht van rechten, en overmacht.

Actoren en procedures

Bevoegd zijn vooral de transmissiesysteembeheerders. Zij berekenen de langetermijncapaciteit gezamenlijk in capaciteitsberekeningsregio's. De standaardmethode is de gecoördineerde NTC-methode, die voor elke grens een maximale uitwisselingshoeveelheid vastlegt. Een stroomgebaseerde methode is toegestaan wanneer de capaciteiten tussen de zones sterk van elkaar afhangen en de aanpak economisch efficiënter is. Vervolgens wordt de capaciteit verdeeld over jaar- en maandveilingen. De rechten worden geveild via het centrale toewijzingsplatform (Single Allocation Platform). Alle transmissiesysteembeheerders hebben deze taak toevertrouwd aan het Joint Allocation Office (JAO) met zetel in Luxemburg. De nationale regulerende instanties en het EU-agentschap ACER keuren de gemeenschappelijke methoden goed. Ook de verdeling van de congestie-inkomsten uit de langetermijnveilingen is methodisch geregeld.

Afbakening ten opzichte van de day-aheadmarkt en marktkoppeling

Voor de day-aheadmarkt en de intradayhandel geldt de CACM-verordening (EU) 2015/1222. Daar wordt de capaciteit via marktkoppeling impliciet samen met de energie toegewezen. De FCA-richtsnoer zet eerder in, namelijk maanden tot ongeveer een jaar vóór de levering. De niveaus hangen nauw samen: de uitbetaling van de transmissierechten richt zich naar de prijsverschillen uit de marktkoppeling van de dag voordien. Niet-genomineerde capaciteit vloeit terug naar de dagelijkse toewijzing. Prijsverschillen tussen biedzones zijn daarbij geen fout van de marktintegratie, maar wijzen op netschaarste. De FCA-regels zorgen ervoor dat het hieruit voortvloeiende risico kan worden ingedekt.

Uitgifteverplichting en uitzonderingen

Niet elke biedzonegrens moet verplicht langetermijntransmissierechten aanbieden. Volgens artikel 9, lid 1, van de Elektriciteitsmarktverordening (EU) 2019/943 in de sinds juli 2024 geldende versie geven transmissiesysteembeheerders overeenkomstig de FCA-richtsnoer langetermijntransmissierechten uit of zetten ze gelijkwaardige maatregelen in. Dat moet marktdeelnemers, uitdrukkelijk ook exploitanten van installaties voor hernieuwbare energie, in staat stellen prijsrisico's in te dekken. De verplichting vervalt alleen wanneer de bevoegde regulerende instanties bij een beoordeling van de termijnmarkt aan de grens voldoende indekkingsmogelijkheden vaststellen. Achten zij de mogelijkheden daarentegen ontoereikend, dan kunnen zij energiebeurzen of netbeheerders tot bijkomende maatregelen verplichten, zoals market making voor meer liquiditeit. Een voorbeeld van marktgebaseerde indekking zonder transmissierechten is het Noordse model. Daar worden termijntransacties gekoppeld aan een gemeenschappelijke systeemprijs en aangevuld met prijsverschilproducten.

Hervorming: langere looptijden en virtuele hubs

Met de hervorming van de elektriciteitsmarktordening (Verordening (EU) 2024/1747) is artikel 9 van de Elektriciteitsmarktverordening herschreven. Langetermijntransmissierechten moeten daarna regelmatig, transparant, marktgebaseerd en non-discriminatoir worden toegewezen via het centrale toewijzingsplatform. Dit platform moet ook de handel in de rechten vergemakkelijken. De Commissie moest uiterlijk 17 januari 2026 een effectbeoordeling voorleggen. Daarin moesten meerdere vragen worden onderzocht: frequentere toewijzingen, looptijden van minstens drie jaar, een gewijzigde aard van de rechten, een sterkere secundaire markt en regionale virtuele hubs. Zo'n hub is een niet-fysieke regio van meerdere biedzones met een methodisch berekende referentieprijs. Op die grondslag moest de Commissie uiterlijk 17 juli 2026 een uitvoeringshandeling aannemen. ACER heeft voorgesteld om rechten in de toekomst toe te wijzen tussen een biedzone en een hub in plaats van voor elke grens afzonderlijk. Brancheverenigingen achten virtuele hubs voor continentaal Europa daarentegen riskant. Of en in welke vorm deze wijzigingen al gelden, moet per geval worden nagegaan.

Veelvoorkomende misverstanden

  • Geen netuitbreiding: de richtsnoer bouwt geen leidingen en verhoogt geen belastbaarheid. Ze verdeelt en prijst de capaciteit die volgens de berekeningsmethoden op lange termijn kan worden aangeboden. Structurele congestie blijft bestaan, maar de economische gevolgen ervan kunnen worden ingedekt.

  • Geen leveringsgarantie: een transmissierecht betekent niet dat een bepaalde centrale stroom levert aan een bepaalde klant in het buitenland. Fysieke stromen volgen de wetten van de elektrotechniek, niet de contracten. Wordt een recht wegens netproblemen gereduceerd, dan voorzien de regels in een vergoeding, die beperkt kan zijn.

  • Geen capaciteitsmechanisme: „Forward Capacity” heeft niets te maken met een capaciteitsmechanisme waarbij centrales of flexibele lasten worden betaald voor hun beschikbaarheid. De schaarste ligt hier aan de grens tussen prijszones.

Biedzones, congestie en systeemkosten

Een biedzone is volgens het EU-recht het grootste gebied waarbinnen energie kan worden verhandeld zonder capaciteitstoewijzing. Congestie binnen een zone verschijnt daarom niet in de groothandelsprijs, maar wordt beheerd via redispatching en vergelijkbare maatregelen. Tussen biedzones beïnvloedt congestie daarentegen rechtstreeks de prijzen. De FCA-richtsnoer bepaalt niet hoe biedzones worden afgebakend. Ze bepaalt wel welke indekkingsinstrumenten er aan de bestaande grenzen zijn. Prijsverschillen, congestie-inkomsten, indekkingskosten en redispatchkosten hangen samen, maar worden op verschillende plaatsen geboekt. Een goed ontworpen langetermijncapaciteitstoewijzing kan risicopremies verlagen en de liquiditeit ondersteunen. Netinvesteringen, een zorgvuldige toetsing van de biedzones en goede kortetermijnmarktregels vervangt ze niet.

Bronnen

Gerelateerde begrippen

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:47

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