Flow-Based Capacity Calculation · Woordenlijst

Flow-Based Capacity Calculation is een methode voor de berekening van grensoverschrijdende transmissiecapaciteit op de Europese elektriciteitsmarkt. In het Duits spreekt men meestal van flussbasierte Kapazitätsberechnung, in het Nederlands van stroomgebaseerde capaciteitsberekening. De methode bepaalt niet eenvoudigweg hoeveel elektriciteit tussen twee landen mag worden verhandeld. Ze berekent hoe handelsposities tussen biedzones naar verwachting doorwerken op afzonderlijke lijnen en transformatoren in het transmissienet. Het is daarmee een specifieke vorm van capaciteitsberekening en de basis van de Flow-Based Market Coupling.

De methode speelt in op een eigenschap van het vermaasde wisselstroomnet: elektriciteit volgt het handelscontract niet. Wordt stroom in de ene biedzone verkocht en in een andere gekocht, dan verdeelt de fysieke stroom zich volgens de elektrische eigenschappen van het net over vele parallelle paden. Doorslaggevend is vooral de impedantie van de lijnen, in het extra-hoogspanningsnet in wezen hun reactantie. De ohmse weerstand alleen volstaat niet als verklaring. Een handelstransactie tussen Duitsland en Frankrijk kan daarom ook lijnen in België, Nederland of Oostenrijk belasten. Dergelijke lusstromen en transitstromen betrekt de stroomgebaseerde berekening al vóór de marktuitkomst in de berekening.

Wat er bij de stroomgebaseerde berekening wordt berekend

Centraal staan niet landsgrenzen, maar kritieke netelementen onder bepaalde uitvalaannames. Men noemt ze CNEC (Critical Network Element and Contingency). Het gaat om bovengrondse lijnen, kabels of transformatoren die relevant zijn voor de grensoverschrijdende handel. Ze worden telkens samen met een N-1-uitval beschouwd, dus met de uitval van een ander bedrijfsmiddel. In de Core-regio worden deze elementen voor beide stroomrichtingen afzonderlijk gedefinieerd. Daarnaast zijn er enkel gemonitorde elementen (MNEC). Zij mogen een drempel niet overschrijden, maar beperken de capaciteitsruimte niet rechtstreeks.

Voor elk van deze elementen wordt berekend hoe sterk een wijziging van de nettoposities van de biedzones de belasting ervan verandert. Hiervoor dienen Power Transfer Distribution Factors (PTDF). Een PTDF geeft aan welk aandeel van een wijziging van de nettopositie als extra stroom op een netelement verschijnt. Een voorbeeld: bij een zone-naar-zone-PTDF van 0,2 leiden 100 MW extra uitwisseling tussen twee zones tot ongeveer 20 MW meer stroom op de betreffende lijn. Opdat zonewaarden in het netmodel kunnen worden omgezet naar afzonderlijke centrales en belastingen, gebruiken de netbeheerders zogeheten Generation and Load Shift Keys (GLSK). Dat zijn aannames over welke productie- en verbruikseenheden een wijziging van de nettopositie dragen. In de Core-regio blijven alleen elementen in de dataset waarvan de grootste zone-naar-zone-PTDF ten minste 5 procent bedraagt. Elementen die nauwelijks op handel reageren, mogen de handel niet beperken.

Hoeveel ruimte de handel op een element nog heeft, wordt uitgedrukt door de Remaining Available Margin (RAM) in megawatt. Vereenvoudigd uitgedrukt gaat men uit van de maximaal toegestane belasting Fmax. Daarvan trekt men een betrouwbaarheidsmarge voor prognosefouten en de verwachte stroom zonder grensoverschrijdende handel af. Eventueel komen er nog andere correcties bij. Een aanpassing naar minimumcapaciteit (AMR) kan de marge verhogen. Validatiereducties van de netbeheerders kunnen ze verlagen, maar niet onder 0 MW. Het marktalgoritme krijgt daarmee geen vaste waarde zoals 1.000 MW tussen land A en land B. Het krijgt een verzameling ongelijkheden, het zogeheten flow-based domain. Een combinatie van nettoposities is toegestaan als op geen enkel van de relevante elementen de som van PTDF maal nettopositie de RAM overschrijdt. De capaciteit is dus geen enkele grenswaarde, maar een multidimensionale capaciteitsruimte.

Verloop aan de hand van de Core-regio

In de capaciteitsberekeningsregio Core begint de day-ahead-berekening in de namiddag twee dagen vóór de levering (D-2). Ze eindigt op de dag voordien om 10 uur, wanneer het flow-based domain aan de marktkoppeling wordt overgedragen. Het proces verloopt in vier stappen:

Invoergegevens: Elke netbeheerder levert voor elk uur een prognose van zijn net voor twee dagen vooruit. Die omvat productie, belasting, topologie en geplande uitschakelingen. Daarbij komen GLSK, CNEC-lijsten en mogelijke kostenvrije maatregelen. Zo ontstaat een gemeenschappelijk netmodel (Common Grid Model).
Berekening: Eerst worden PTDF en RAM bepaald. Daarna worden kostenvrije maatregelen geoptimaliseerd, bijvoorbeeld schakelmaatregelen of de trapstand van fasedraaiende transformatoren, om de kleinste relatieve marge te vergroten. Vervolgens wordt de minimumcapaciteit verrekend.
Validatie: De netbeheerders controleren of de netveiligheid gewaarborgd blijft. Indien nodig verlagen ze de marge van afzonderlijke elementen. Een verhoging is in deze stap niet toegestaan.
Afronding: Op lange termijn toegewezen capaciteiten en nominaties worden in aanmerking genomen. Het resultaat wordt gepubliceerd en aan de day-ahead-koppeling overgedragen.

Afbakening ten opzichte van NTC en ATC

Flow-Based Capacity Calculation wordt vaak uitgelegd in tegenstelling tot NTC- en ATC-methoden. NTC staat voor Net Transfer Capacity, dus een nettotransmissiecapaciteit per grens en richting tussen twee marktgebieden. ATC staat voor Available Transfer Capacity, dus de hoeveelheid die nog beschikbaar is na aftrek van reeds toegewezen capaciteit. Beide grootheden drukken capaciteit uit langs bilaterale grenzen en zijn daarom gemakkelijker te begrijpen.

Deze eenvoud heeft een prijs. In een vermaasd net geeft een bilateraal getal slechts grof weer welke lijnen een handelstransactie daadwerkelijk belast. De netbeheerders moeten de onderlinge beïnvloeding van de grenzen vooraf forfaitair verdelen. Vallen de waarden te voorzichtig uit, dan blijft bruikbare capaciteit onbenut. Vallen ze te ruim uit, dan stijgt de behoefte aan achteraf congestiebeheer. De stroomgebaseerde methode bootst het net niet perfect na, want ze berust op een gelineariseerd model en op prognoses. Ze brengt de fysieke werking van handelsstromen echter duidelijk dichter bij de marktkoppeling.

Commerciële en technische capaciteit moeten worden onderscheiden. Een lijn heeft een thermische belastingsgrens en moet aan stabiliteits- en veiligheidseisen voldoen. De aan de markt aangeboden capaciteit is daarvan afgeleid, maar niet ermee identiek. Ze hangt bovendien af van prognoses, veiligheidsmarges, verschuivingssleutels voor belasting en productie, regelgevende minimumwaarden en validatiebeslissingen.

Toepassingsgebieden en stand van zaken

Volgens de Europese richtlijn CACM geldt de stroomgebaseerde berekening in de day-ahead- en intradaytermijn als doelmethode wanneer de capaciteiten tussen biedzones sterk van elkaar afhangen. In Centraal-West-Europa (CWE) wordt ze sinds 2015 gebruikt. Op 8 juni 2022 (eerste levering op 9 juni) werd ze uitgebreid naar de volledige Core-regio binnen de day-ahead-marktkoppeling SDAC. Op 29 oktober 2024 volgde de Noordse regio met Denemarken, Finland, Noorwegen en Zweden.

Ook in de intradaytermijn werd de Core-regio stapsgewijs omgeschakeld: in 2024 kwamen de berekeningen IDCC(a) en IDCC(b) erbij, in 2025 IDCC(c) en in april 2026 IDCC(d). Met IDCC(e), sinds 14 oktober 2026 in bedrijf, is de geplande opeenvolging voltooid. In de intradayhandel SIDC wordt de capaciteit stroomgebaseerd berekend. Voor de handel worden daaruit deels nog steeds ATC-waarden afgeleid.

Betekenis voor marktkoppeling en prijsvorming

In de gekoppelde day-ahead-veiling worden biedingen van alle biedzones gezamenlijk verrekend. Het algoritme maximaliseert het welvaartsoverschot en moet daarbij het flow-based domain als randvoorwaarde respecteren. De capaciteitsberekening bepaalt daarom rechtstreeks mee hoe vaak de prijzen tussen zones uiteenlopen. Heeft een kritiek element slechts weinig marge, dan kan het de handel tussen meerdere zones tegelijk beperken, ook als geen enkele afzonderlijke grens als duidelijke congestie verschijnt. Omgekeerd laat de methode handelscombinaties toe die forfaitaire grenswaarden zouden uitsluiten. Doordat het algoritme het welvaartsoverschot in het hele gebied optimaliseert, kunnen er in afzonderlijke uren zogeheten niet-intuïtieve uitwisselingen optreden, dus exporten vanuit een duurdere naar een goedkopere zone.

Daarmee wordt de gemodelleerde beschikbaarheid van het net deel van de prijsvorming. Prijsverschillen tussen biedzones weerspiegelen niet alleen productiekosten en vraag. Ze tonen ook hoe capaciteit wordt berekend, gewaarborgd en aan de markt ter beschikking gesteld.

Minimumcapaciteit: de 70-procentregel

Binnen een biedzone wordt de handel bij de marktuitkomst als congestievrij beschouwd. Interne congesties moeten de netbeheerders na de markt oplossen, bijvoorbeeld via redispatching of countertrading. Wanneer interne stromen veel lijncapaciteit innemen, blijft er minder over voor de grensoverschrijdende handel. De EU-verordening inzake de interne markt voor elektriciteit (EU) 2019/943 schrijft daarom in artikel 16, lid 8 minimumwaarden voor. Bij stroomgebaseerde grenzen moet ten minste 70 procent van de capaciteit van de interne en grensoverschrijdende kritieke elementen, rekening houdend met uitvallen, beschikbaar zijn voor grensoverschrijdende stromen. Tot 30 procent mag dus naar betrouwbaarheidsmarges, lusstromen en interne stromen gaan. De 70 procent is een ondergrens, geen streefwaarde.

De verordening staat overgangsregels toe: nationale actieplannen met een lineair stijgingspad en tijdelijke afwijkingen. Volgens de regels voor de actieplannen moeten de minimumwaarden vanaf 1 januari 2026 worden nageleefd. In de Core-regio rekent de aanpassing naar minimumcapaciteit twee vereisten per element om in MW: 20 procent van Fmax voor uitwisselingen binnen Core en 70 procent van Fmax voor alle grensoverschrijdende uitwisselingen. Het debat over deze waarden toont dat het niet alleen om techniek gaat. Het gaat ook om hoe kosten, risico's en verplichtingen worden verdeeld tussen netbeheerders, lidstaten, marktdeelnemers en regulatoren. Hogere minimummarges kunnen meer redispatching noodzakelijk maken.

Typische misverstanden

Meer handel in elk uur: De methode moet de beschikbare netcapaciteit efficiënter bruikbaar maken. Ze kan bepaalde handelsrichtingen echter ook sterker beperken dan een NTC-waarde, wanneer die kritieke elementen zwaar belasten. Meer fysieke nauwkeurigheid betekent niet in elk uur meer grensoverschrijdende handel.
Gebrek aan transparantie: De kritiek heeft een inhoudelijke kern, want de resultaten hangen af van netmodellen, prognoses, GLSK en de selectie van elementen. Een eenvoudig getal per grens zou vakinhoudelijk echter niet automatisch transparanter zijn als het de fysieke effecten alleen verbergt. Transparantie betekent hier vooral dat aannames, gegevens en regels navolgbaar zijn. De resultaten van de Core-regio worden daarom dagelijks op een platform gepubliceerd.
Oorzaak van congesties: De methode veroorzaakt geen congesties. Congesties ontstaan door netstructuur, de ruimtelijke verdeling van productie en verbruik, uitvallen, onderhoud en veiligheidseisen. De berekening bepaalt enkel hoe deze grenzen vóór de handel in aanmerking worden genomen.

Waarom het begrip relevant is voor het elektriciteitssysteem

Met het groeiende aandeel van fluctuerende productie schommelen de lastenstromen ruimtelijk en in de tijd sterker. Windstroom uit het noorden, fotovoltaïsche pieken rond het middaguur, opslag, flexibele verbruikers en de beschikbaarheid van centrales veranderen de belasting van het transmissienet van uur tot uur. Een methode die deze wisselwerkingen slechts grof via landsgrenzen weergeeft, past slecht bij zulke sterk wisselende patronen.

De stroomgebaseerde berekening kan helpen om het bestaande net beter te benutten. Ze vervangt echter noch netuitbreiding, noch een zinvolle indeling van de biedzones, noch flexibiliteit bij productie en verbruik. Bij blijvende structurele congesties geeft een nauwkeurigere methode de marktgevolgen beter weer, maar blijft de fysieke oorzaak bestaan. Omdat de methode op prognoses van D-2 berust, kan de reële netsituatie afwijken. Deze onzekerheid wordt door de betrouwbaarheidsmarges en de herberekeningen in de intradaytermijn verminderd, maar kan niet worden weggenomen.

Flow-Based Capacity Calculation is daarmee een scharnier tussen fysica, marktregels en netbeheer. De Europese elektriciteitshandel hangt niet alleen af van beursbiedingen. Hij hangt ook af van welke netgrenzen vóór de handel worden gemodelleerd, welke marges gelden en welke congesties pas achteraf tijdens de exploitatie worden opgelost. De methode is noch een synoniem voor vrije elektriciteitshandel, noch een vervanging van netplanning. Ze vertaalt de beperkte transportcapaciteit van een vermaasd wisselstroomnet naar de Europese marktkoppeling.

Bronnen

Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (konsolidierte Fassung) — Europäische Union, EUR-Lex; 2022-06-23 (konsolidierte Fassung). Art. 15 und Art. 16 Abs. 8 Buchst. b
Core CCR Day-ahead process explained — ENTSO-E; unbekannt. Abschnitte Flow-based capacity calculation, Schritte 1–4
Core FB DA MC — JAO – Joint Allocation Office; unbekannt. Projektseite Core Flow-Based Market Coupling
Flow-Based Methodology successfully implemented in the Nordic Region (SDAC-Pressemitteilung) — SDAC / Market Coupling Steering Committee (veröffentlicht durch TGE); 2024-11-04. Pressemitteilung, Haupttext
Core intraday flow-based capacity calculation — ENTSO-E; unbekannt. Introduction

Gerelateerde begrippen

Edited by eCMS on 12.11.2026 05:05