Flow-Based Market Coupling · Woordenlijst

Flow-Based Market Coupling (FBMC) is een werkwijze van de Europese elektriciteitsmarktkoppeling. Daarbij wordt grensoverschrijdende elektriciteitshandel toegelaten op basis van de verwachte impact ervan op het vermaasde transmissienet. De handelscapaciteit is daarbij geen eenvoudig getal per grens. Ze is een bereik van toelaatbare combinaties van nettoposities van de biedzones, die bepaalde lijnen, kabels en transformatoren ook bij aangenomen uitval niet mogen overbelasten. Dit bereik heet het flow-based-domein.

Het begrip hoort bij marktkoppeling, dat wil zeggen de gemeenschappelijke berekening van elektriciteitsprijzen en handelsstromen over meerdere Europese biedzones heen. In het day-ahead-segment gebeurt dat in de Europese Single Day-Ahead Coupling (SDAC). De elektriciteitsbeurzen (NEMO's) brengen biedingen samen, de transmissiesysteembeheerders leveren de netgrenzen en een gemeenschappelijk algoritme maximaliseert binnen die grenzen de algemene economische welvaart. FBMC beschrijft precies deze interface tussen marktalgoritme en netfysica.

De technische basis is het gedrag van een vermaasd wisselstroomnet. Stroom volgt niet de contractueel overeengekomen handelsroute van land A naar land B. Hij verdeelt zich naargelang de impedanties over veel parallelle paden. Een extra handel van Frankrijk naar Duitsland belast daarom niet alleen lijnen aan de Frans-Duitse grens. Hij kan ook netelementen in België, Nederland, Oostenrijk, Tsjechië of Polen raken. Daarom geven eenvoudige bilaterale grenswaarden slechts beperkt weer wat het net daadwerkelijk aankan.

Van grenscapaciteit naar netrestrictie

Bij de gecoördineerde NTC-methode (Net Transfer Capacity) wordt voor elke grens en richting een maximumwaarde vastgelegd, bijvoorbeeld 2.000 megawatt. Dat is eenvoudig te begrijpen, maar veronderstelt dat een handel grotendeels aan één grens kan worden toegewezen. De netbeheerders moeten de onderlinge wisselwerkingen daarom vooraf met forfaitaire veiligheidsmarges over de afzonderlijke grenzen verdelen.

Bij FBMC bepalen de transmissiesysteembeheerders in plaats daarvan kritieke netelementen samen met bijbehorende uitvalsituaties (N-1), de zogeheten CNEC's (Critical Network Element with Contingency). Dat kunnen bovengrondse lijnen, kabels of transformatoren zijn, telkens in beide stroomrichtingen. Voor elke CNEC wordt berekend hoe sterk een wijziging van de nettopositie van een biedzone de belastingsstroom ervan beïnvloedt. Deze gevoeligheden heten Power Transfer Distribution Factors (PTDF). Ze zijn dimensieloos, namelijk megawatt lijnstroom per megawatt wijziging van de nettopositie. Een PTDF van 0,15 betekent bijvoorbeeld dat van 100 MW extra export ongeveer 15 MW via dit element vloeit. In de Core-regio worden CNEC's waarvan de grootste PTDF voor uitwisselingen tussen twee zones onder 5 procent ligt, uit de berekening verwijderd. Elementen die nauwelijks op grenshandel reageren, mogen de handel niet beperken.

De tweede kengrootheid is de Remaining Available Margin (RAM), uitgedrukt in MW. Ze beschrijft hoeveel extra marktgedreven stroom op een CNEC nog toelaatbaar is. Grofweg trekt men van de maximaal toelaatbare belasting (Fmax) een betrouwbaarheidsmarge en de verwachte referentiestroom af. Daarbij komen aanpassingen door kosteloze netmaatregelen, zoals schakelingen of trapstanden van fasedraaiende transformatoren, en verhogingen tot voorgeschreven minimummarges. Verlagingen bij de validatie door de netbeheerders worden weer in mindering gebracht. Elke CNEC levert zo een lineaire ongelijkheid op: de som van PTDF maal nettopositie mag de RAM niet overschrijden. Alle ongelijkheden samen vormen het flow-based-domein. Het algoritme zoekt binnen deze meerdimensionale ruimte het welvaartsmaximale resultaat.

Deze optimalisatie leidt er niet altijd toe dat stroom van de goedkopere naar de duurdere zone vloeit. Omdat handelsrichtingen elkaar op kritieke elementen onderling kunnen ontlasten, kan een welvaartsmaximaal resultaat soms ook uitwisselingen van een duurdere naar een goedkopere zone omvatten. Men spreekt dan van niet-intuïtieve stromen.

Aan de hand van de Core-regio ziet het verloop er als volgt uit: de berekening begint in de namiddag twee dagen vóór levering (D-2). Basis zijn individuele netmodellen van de transmissiesysteembeheerders met prognoses voor productie, belasting, topologie en geplande onderbrekingen, aangevuld met Generation and Load Shift Keys. De modellen worden samengevoegd tot een gemeenschappelijk netmodel en door regionale coördinatiecentra doorgerekend. Na de validatie wordt het domein uiterlijk om 10 uur op de dag vooraf (D-1) aan de SDAC overgedragen en via het veilingbureau JAO gepubliceerd. De details van dit rekenproces beschrijft het lemma Flow-Based Capacity Calculation.

De relevante eenheid is megawatt, omdat de netrestrictie het gelijktijdig overgedragen vermogen beperkt. Verhandeld worden daarentegen energiehoeveelheden per marktafwikkelingseenheid. Sinds de leveringsdag 1 oktober 2025 bedraagt die eenheid in de SDAC in alle Europese biedzones 15 minuten in plaats van één uur.

Waar de werkwijze geldt

In de day-ahead-markt werd FBMC in 2015 ingevoerd in Centraal-West-Europa (CWE). Op 8 juni 2022 (leveringsdag 9 juni) werd de werkwijze uitgebreid naar de volledige capaciteitsberekeningsregio Core, onder meer met Duitsland/Luxemburg, Frankrijk, de Benelux-landen, Oostenrijk, Polen, Tsjechië, Slowakije, Hongarije, Roemenië, Slovenië en Kroatië. Sinds 29 oktober 2024 (leveringsdag 30 oktober) gebruiken ook Denemarken, Finland, Noorwegen en Zweden FBMC in de day-ahead-markt. Rechtsgrond is de CACM-richtsnoeren, Verordening (EU) 2015/1222. De Core-berekening is een gecoördineerde stroomgebaseerde capaciteitsberekening conform artikel 20, lid 2, daarvan. Aan andere grenzen en in andere tijdsegmenten worden nog steeds NTC- resp. ATC-waarden gebruikt. Dat geldt bijvoorbeeld voor de continue intradayhandel in Core, waar bij de start in 2022 ATC-capaciteiten werden afgeleid uit het flow-based-domein.

Wettelijke minimumcapaciteit: de 70-procentregel

Sinds 1 januari 2020 schrijft artikel 16, lid 8, van de EU-Verordening elektriciteitsmarkt (EU) 2019/943 minimumwaarden voor de grensoverschrijdend beschikbare capaciteit voor. Bij de stroomgebaseerde benadering moet 70 procent van de capaciteit van kritieke netelementen, zowel interne als zoneoverschrijdende, beschikbaar zijn voor zoneoverschrijdende handel. Maatstaf is daarbij de capaciteit die de operationele veiligheidsgrenzen respecteert, rekening houdend met uitval. De overige 30 procent kan worden gebruikt voor betrouwbaarheidsmarges, lusstromen en interne stromen. Lidstaten met structurele congestie konden op grond van artikel 15 actieplannen met een lineaire stijging indienen; het doel moest uiterlijk op 31 december 2025 bereikt zijn. Daarnaast bestaan er tijdelijke vrijstellingen op grond van artikel 16, lid 9. In de Core-berekening wordt de vereiste uitgevoerd als verhoging van de RAM per CNEC. Daarnaast geldt daar een minimummarge van 20 procent van Fmax voor uitwisselingen binnen Core.

Afbakening ten opzichte van fysieke stroom, lijn en netbedrijf

Marktgebaseerde uitwisselingsstromen zijn niet hetzelfde als fysieke stromen. Importeert Duitsland in het marktresultaat stroom uit Frankrijk, dan beschrijft dat leveringsrelaties en nettoposities, niet de weg van afzonderlijke elektronen. FBMC verwerkt dit verschil in de capaciteitstoewijzing, maar vervangt de realtime-exploitatie niet. Tussen de dag vooraf en de levering veranderen wind- en zonneprognoses, beschikbaarheid van centrales en netsituaties. Resterende congesties behandelen de netbeheerders operationeel, bijvoorbeeld met redispatch, countertrading of topologische maatregelen. Frequentie- en spanningsregeling vallen sowieso buiten de werkwijze.

Een interconnector is een fysieke verbinding tussen netten of biedzones. FBMC is daarentegen een rekenmethode voor een gebied met veel van dergelijke verbindingen. Ook de technische grenskoppelcapaciteit van een lijn is niet identiek aan de verhandelbare capaciteit. Een koppellijn kan ruim reserve hebben, terwijl een ander, ook binnenlands, kritiek element de handel beperkt.

Betekenis voor prijsvorming en netveiligheid

Het praktische nut ligt in het verbinden van prijsvorming en netveiligheid. Een te voorzichtige werkwijze houdt capaciteit achter. Dan ontstaan prijsverschillen, hoewel het net bepaalde handelscombinaties zou kunnen opnemen. Een te ruimhartige werkwijze verschuift congesties naar de netexploitatie en verhoogt de redispatchkosten. FBMC maakt onderscheid tussen handelsrichtingen die kritieke elementen sterk belasten en richtingen die ze nauwelijks belasten of zelfs ontlasten. Doel is een sterkere convergentie van de prijzen in de regio.

Daarbij wordt het verband met de lusstroom duidelijk. Lusstromen ontstaan wanneer handel binnen een zone vanwege de nettopologie via naburige netten vloeit. Ze zijn geen wangedrag van individuele marktdeelnemers. Ze volgen uit het zonale marktontwerp, het vermaasde net en ongelijk verdeelde productie en belasting. Bij FBMC gaan ze in de referentiestroom op en verlagen zo de RAM. De werkwijze maakt ze zichtbaar, maar elimineert ze niet. Met de 70-procentregel begrenst het recht hoeveel capaciteit ervoor gereserveerd mag worden.

Biedzones en verantwoordelijkheden

FBMC veronderstelt een zonaal marktmodel. Binnen een biedzone zoals Duitsland/Luxemburg geldt in de day-ahead-markt één uniforme prijs, ook al bestaan er fysiek congesties tussen het windrijke noorden en de verbruikscentra in het zuiden. Dergelijke interne congesties tonen zich dan in redispatchkosten, netreserve, curtailment of juist in de capaciteitsberekening. Buurlanden bekritiseren vaak dat interne congesties de handel beperken.

De bevoegdheden zijn verdeeld. Transmissiesysteembeheerders leveren netmodellen, CNEC's en maatregelenpotentieel. Regionale coördinatiecentra berekenen het domein, JAO publiceert het en de elektriciteitsbeurzen klaren de markt in het gemeenschappelijke algoritme. De nationale regulatoren en ACER keuren de methoden goed en houden toezicht op de minimumcapaciteiten. Over de indeling van biedzones, netuitbreiding en marktontwerp wordt politiek beslist.

Typische misverstanden

FBMC betekent niet automatisch meer handel. Meestal wordt de beschikbare netcapaciteit gedifferentieerder benut. In afzonderlijke uren of kwartieren kan een bepaalde richting echter sterker beperkt zijn dan een bilaterale waarde zou doen verwachten.
FBMC is niet exact. De werkwijze berust op prognoses van de dag vooraf of zelfs van twee dagen vooraf en op vereenvoudigde aannames, zoals lineaire PTDF's en shift keys. Ze verhoogt de netfysische consistentie, maar maakt operationele ingrepen niet overbodig.
Complex betekent niet willekeurig. De resultaten berusten op goedgekeurde methoden. De domeinen, CNEC's en validatieaanpassingen worden gepubliceerd. Transparantie blijft toch een permanente opgave, want marktdeelnemers moeten kunnen nagaan waarom capaciteit beperkt werd.

Flow-Based Market Coupling beschrijft dus noch een alledaagse stroomstroom, noch een afzonderlijke lijncapaciteit. Het is een rekenmethode die de Europese elektriciteitshandel koppelt aan de fysische grenzen van het vermaasde transmissienet. Daaruit blijkt dat elektriciteitsmarkt en net via concrete rekenregels en bevoegdheden nauw met elkaar verbonden zijn.

Bronnen

Day-ahead capacity calculation – Core CCR — ENTSO-E; unbekannt. Abschnitte Flow-based capacity calculation, Steps 1–4
Core FB DA MC — Joint Allocation Office (JAO); unbekannt. Einleitung Core Flow-Based Market Coupling
Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt — Europäische Union, EUR-Lex; 2019-06-05. Art. 15 Abs. 2, Art. 16 Abs. 8 und 9, Erwägungsgrund 27/28
Flow-Based Methodology successfully implemented in the Nordic Region (SDAC Press Release) — Market Coupling Steering Committee / TGE; 2024-11-04. Pressemitteilung, Absätze 1–3
SDAC: Go-live of 15-minute Market Time Unit in Day Ahead Market Coupling successful — Austrian Power Grid (APG); 2025-10-01. Meldung, erster Absatz

Gerelateerde begrippen

Edited by eCMS on 12.11.2026 05:05