Infrastructure du réseau · Flandre · Analyse approfondie

Publié en mai 2026 · Temps de lecture : environ 10 min · Sources : VREG, Fluvius, VNR, gouvernement flamand

Le tarif de capacité n'est pas apparu de nulle part. Il est le fruit de plusieurs décennies de travail, et c'est en comprenant son histoire que l'on en apprend davantage sur son avenir que n'importe quel communiqué de presse ne le fera jamais.

La plupart des gens voient la mention « capaciteitstarief » sur leur facture d'électricité et soit l'ignorent, soit l'attribuent en partie à la crise énergétique. Ces deux réactions passent à côté de l'essentiel. Ce tarif correspond à une refonte structurelle de la répartition des coûts du réseau de distribution, et ses conséquences ne feront que s'amplifier d'ici la fin de la décennie.

Revenons au début. Parlons ensuite des chiffres. Puis abordons ce qui nous attend.

Un bref historique : tout a commencé en 1948

Capacity-based electricity pricing is not new. The oldest capacity meter in Fluvius' records dates back to 1948. From the mid-twentieth century onwards, large industrial consumers were billed partly on their peak demand in kilowatts rather than purely on consumption in kilowatt-hours. It made sense: a steel mill that draws 500 kW for an hour stresses the grid far more than a bakery drawing 5 kW for 100 hours, even if they consume the same total energy.

For households, none of this applied. Our appliances were modest, our consumption was predictable, and our load profile was manageable. The kWh tariff worked fine. Then everything changed at once. Solar panels started going on rooftops in large numbers. Heat pumps started replacing gas boilers. And then the electric vehicle wave arrived, a 7 kW home charger draws more power than a typical household previously consumed in a full evening. By the early 2020s, the morning and evening peaks on the Flemish low-voltage distribution network had become a structural problem.

« La différence entre la consommation diurne et nocturne en Flandre s'élève à environ 3 000 mégawatts. C'est pratiquement l'équivalent de la production de quatre centrales nucléaires. »

L'ère du kWh et pourquoi elle devait prendre fin

Until 31 December 2022, grid distribution costs in Flanders were calculated almost entirely on the basis of total energy consumption in kWh. The problem is that the kWh metric doesn't capture grid stress. Someone who charges their EV and runs their heat pump and cooks dinner simultaneously in a 15-minute window hits the network like a sledgehammer, even if their total annual consumption is modest. Under the old regime, they paid the same grid distribution rate as their neighbour who spreads usage evenly all day. That's not just unfair, it's the wrong price signal entirely.

VREG (now rebranded as Vlaamse Nutsregulator, or VNR) spent several years studying the mechanics of a capacity-based tariff for households. The full introduction came into effect on January 1, 2023.

The total grid cost hasn't changed, but since January 2023, 17% of the average Flemish household's electricity bill is now billed based on peak power draw rather than total consumption. That's the part you can actively reduce.

Comment fonctionne concrètement ce mécanisme

Pour toute personne disposant d'un compteur numérique (intelligent) – ce qui, fin 2025, concernait environ 80 % des foyers flamands –, le calcul se présente comme suit :

// Step 1: each 15-minute interval

pic trimestriel (kW) = énergie consommée pendant cette période (kWh) × 4//

// Step 2: worst quarter-hour of each month

consommation_maximale_mensuelle (kW) = max(consommation_maximale_trimestrielle) pour le mois

// Step 3: rolling 12-month average

avg_monthly_peak (kW) = moyenne(des 12 derniers pics mensuels)

// Step 4: annual billing

coût_de_puissance (€) = pic_mensuel_moyen × tarif (€/kW/an)

// Floor: minimum 2.5 kW regardless of actual behaviour

billable_peak = max(avg_monthly_peak, 2,5 kW)

The 2.5 kW minimum is a standing charge in disguise: everyone contributes to the network's existence even if they never draw much power. One important nuance: injection peaks from solar panels don't count. The capacity tariff is applied to offtake only.

4,24 kW

Consommation mensuelle maximale moyenne d'un ménage flamand (données VNR, novembre 2025, plus d'un million de ménages)

C'est le montant que paie généralement une famille au tarif forfaitaire. Si vous allumez le four, la machine à laver et que vous commencez à recharger votre voiture en même temps, vous dépasserez largement ce montant.

L'historique des prix : ce que vous avez réellement payé

Le tarif de référence par kW est fixé chaque année. Cependant, les coûts globaux du réseau ont évolué pour plusieurs raisons simultanées, et il est important de les distinguer les uns des autres.

The 2025 tariff shock deserves a separate note, because it's commonly misattributed to the capacity tariff itself. It wasn't. The capacity tariff rate barely moved. What moved was the Elia transmission component — the high-voltage network costs that sit above Fluvius and get bundled into the total grid bill. Those rose by approximately 80% in 2025. The net effect: an average household paid roughly €82 more per year in grid costs in 2025 versus 2024, split roughly 50/50 between Elia and Fluvius.

La hausse de 33 % des tarifs de réseau prévue pour 2025 est due en grande partie aux coûts de transport d'Elia (+80 %), et non au mécanisme des tarifs de capacité. Confondre ces deux éléments est une erreur très courante dans la couverture médiatique.

Le problème de la mosaïque régionale

Ce que le consommateur lambda ne saisit pas d'emblée, c'est que le « tarif de capacité » n'est pas un chiffre unique pour l'ensemble de la Flandre. Il existe huit gestionnaires de réseau de distribution regroupés sous l'égide de Fluvius, chacun ayant des bases de coûts et des niveaux tarifaires légèrement différents. L'écart est considérable : pour un consommateur moyen d'électricité, Fluvius West coûte environ 101 € de plus par an que Fluvius Midden-Vlaanderen. Votre code postal a son importance.

Cette situation est sur le point de changer. Le gouvernement flamand milite en faveur d'une fusion des huit sociétés intercommunales propriétaires de l'infrastructure de réseau sous-jacente en une seule structure de gestionnaire de réseau de distribution (GRD), ce qui ouvrirait la voie à un tarif unique dans toute la Flandre. Cela mettrait fin à la disparité géographique des coûts de réseau, même si le calendrier de mise en œuvre reste incertain.

À titre de comparaison : la Wallonie est passée en janvier 2026 à un tarif différencié en fonction des heures de consommation (heures de pointe : 7 h – 11 h et 17 h – 22 h). Bruxelles applique une composante de capacité depuis 2019. Les trois régions de Belgique ont désormais trois approches structurellement différentes en matière de répartition des coûts du réseau. Une harmonisation n'est pas pour demain.

The solar problem, the contradiction at the heart of the tariff

Here is something the official communications don't say plainly: the capacity tariff contains a structural contradiction that becomes more serious every year as renewable generation grows.

The logic of the tariff is sound in one direction: by penalising simultaneous high loads, it discourages households from stressing the grid during morning and evening demand peaks. That's the behaviour it was designed to change. But the grid is no longer just a demand problem — it's increasingly a supply management problem too.

On a bright spring or autumn afternoon, residential and commercial solar panels across Flanders collectively generate far more electricity than local demand can absorb. The low-voltage grid struggles not because too many people are drawing power, but because too many panels are pushing it back. The grid operator's problem in that moment is the exact opposite of an evening peak: they need consumption to go up, not down.

And yet a household that decides to run the washing machine, charge the EV, and blast the heat pump simultaneously at solar noon — exactly the behaviour the grid needs — risks spiking their monthly peak and paying more in capacity tariff. The price signal points in precisely the wrong direction at precisely the wrong moment.

The capacity tariff was designed for a grid that needed less simultaneous consumption. It wasn't designed for a grid that sometimes desperately needs more of it.

This isn't a minor edge case. Negative wholesale electricity prices — periods when the market is paying consumers to absorb surplus generation — occurred on nearly 300 hours in Belgium in 2024, concentrated in spring and autumn. That number is rising. A tariff structure that discourages consumption during those windows is not just failing to capture an opportunity; it's actively working against the grid's operational needs.

This is widely understood within the regulatory and grid operator community. It is, quietly, one of the primary reasons the capacity tariff in its current form is unlikely to survive 2028 unchanged.

L'impératif d'investissement : pourquoi ce phénomène n'est pas près de disparaître

Le tarif de capacité existe parce que Fluvius doit faire face à une obligation d’investissement véritablement colossale. Le Plan d’investissement 2026-2035, déposé auprès de la VNR, prévoit environ 11 milliards d’euros sur la décennie : 7 milliards d’euros pour l’entretien courant et le renouvellement, auxquels s’ajoutent 4 milliards d’euros pour le renforcement supplémentaire du réseau afin de faire face à l’électrification. Rien qu'entre 2022 et 2024, 6 500 kilomètres de nouveaux réseaux basse tension et 2 400 kilomètres de nouveaux réseaux moyenne tension ont déjà été construits, et 3 325 cabines de distribution ont été rénovées ou nouvellement installées.

11 milliards d'euros

Investissements prévus dans le réseau Fluvius pour la période 2026-2035

Dont 4 milliards d'euros correspondent à des dépenses supplémentaires liées à la transition énergétique — véhicules électriques, pompes à chaleur, énergie solaire, électrification industrielle. Cette facture se répercute sur les tarifs.

Un déficit de fonds propres se profile également à court terme. Fluvius devra faire face à un besoin en fonds propres d'environ 1 milliard d'euros d'ici 2026, auquel s'ajouteront 560 millions d'euros supplémentaires d'ici 2029. Le gouvernement flamand s'est déclaré prêt à investir jusqu'à 1,56 milliard d'euros par l'intermédiaire de Publi-T et par le biais de participations directes dans des sociétés intercommunales afin de combler ce déficit. C'est en partie ce qui motive la volonté de consolidation de la gouvernance.

Du côté de la demande, le plan d'investissement 2026-2035 a été actualisé pour tenir compte d'une électrification industrielle plus rapide que prévu, des entreprises qui remplacent leurs chaudières et leurs processus de production au gaz par des systèmes électriques, ainsi que d'hypothèses révisées concernant les véhicules électriques (1,6 million en Flandre d'ici 2030, contre une estimation initiale de 1,5 million), et une adoption plus lente que prévu des pompes à chaleur dans la rénovation résidentielle (seules 611 000 pompes à chaleur électriques sont actuellement prévues d'ici 2035, en raison du faible taux de rénovation annuel de 1 % et de l'assouplissement des exigences en matière de performance énergétique).

La feuille de route : les étapes clés jusqu'en 2029

Début 2026

La phase finale du déploiement des compteurs numériques commence. L'installation des quelque 20 % de raccordements restants (environ 1,25 million de compteurs d'électricité et de gaz) va débuter. Il s'agit principalement de clients équipés de compteurs analogiques et ne disposant pas de panneaux solaires, dont beaucoup ont des raccordements anciens nécessitant des travaux plus complexes. Cela est important car seuls les détenteurs de compteurs numériques bénéficient pleinement du signal tarifaire lié au comportement.

À partir de 2026

Les services de flexibilité sur le réseau de distribution se développent. Les plateformes dédiées à la flexibilité du côté de la demande et à la coordination de la recharge intelligente passent de la phase pilote au déploiement commercial. Le tarif de capacité crée l'incitation ; ces services fournissent le mécanisme.

2027

L'accès aux données de tiers s'ouvre. Les données de comptage provenant des bornes de recharge pour véhicules électriques et d'autres appareils tiers deviennent accessibles via Fluvius (avec le consentement du client). Cela permet de proposer des produits de gestion énergétique bien plus précis et rend les offres tarifaires dynamiques plus viables sur le plan commercial.

2028

La « division de l'approvisionnement » devient techniquement possible. C'est une avancée majeure pour les foyers équipés de véhicules électriques : vous pourrez souscrire un deuxième contrat d'électricité sur le même raccordement physique et le même compteur numérique, avec des conditions tarifaires distinctes pour la recharge des véhicules électriques. Actuellement, cela nécessite un compteur supplémentaire. La suppression de cette exigence réduit considérablement le coût des tarifs intelligents et différenciés en fonction de l'heure pour les véhicules électriques.

End of 2028

Tariefmethodologie 2025–2028 expires. The current regulatory framework that governs what distribution operators can charge runs out. This is the natural window for a structural redesign of how grid costs are allocated, and it's widely expected to be used as one.

Mi-2029

Les derniers compteurs analogiques ont été remplacés. Grâce à une couverture 100 % numérique, tous les foyers bénéficient désormais d'un tarif basé sur la consommation réelle mesurée, et non plus sur un forfait minimum de 2,5 kW. Le signal tarifaire incitant à modifier les comportements touche ainsi l'ensemble de la population.

What replaces it? The two models on the table

The post-2028 regulatory debate is already happening, even if it's not yet public. Two broad alternatives to the current structure are in serious discussion.

The first is a time-differentiated capacity rate — the same peak-based mechanism, but with the tariff rate set to zero (or near-zero) during high-solar, low-demand windows. A consumption peak at solar noon would cost nothing in capacity tariff. A peak during a cold January evening would cost the full rate. This preserves the fundamental incentive to avoid stressing the grid under demand pressure, while removing the perverse disincentive to consume during periods of renewable surplus. It is arguably the most technically elegant fix, but it requires significantly more sophisticated metering, forecasting, and communication infrastructure to implement at household level.

The second option is a return to kWh-based billing, but with time-of-use differentiation — higher rates during peak demand hours, lower rates off-peak or during high-generation windows. This is essentially what Wallonia chose when it reformed its grid tariff in January 2026: consumers there can now opt into a structure with defined peak (7–11h and 17–22h) and off-peak windows, with the off-peak rate low enough to incentivise shifting load. It is simpler to communicate to consumers, less dependent on real-time data infrastructure, and has a proven track record in other European markets. The trade-off is less precision: a flat overnight cheap rate doesn't distinguish between 3am (often cheap and clean) and 8pm (often expensive and dirty).

Neither outcome eliminates the underlying pressure on grid costs. The €11 billion investment plan runs to 2035. Whatever mechanism is chosen, someone has to pay for the cables, substations, and transformers. The question is only which behaviour the price signal encourages in the process of doing so.

En résumé, en ce qui concerne la trajectoire

The capacity tariff rate itself has been relatively stable since 2023. The total grid cost increase in 2025 was driven by Elia's transmission costs, not the capacity mechanism. Under the 2025–2028 regulatory framework, total household grid costs should settle in the €445–471 annual range.

What changes after 2028 is the more important question. The current mechanism has a structural flaw that grows in significance as renewable generation increases: it creates the wrong incentive during high-solar periods. That flaw is understood, it is being discussed at regulatory level, and the expiry of the current framework at the end of 2028 is the obvious moment to address it. Whether the replacement is a time-differentiated capacity rate, a time-of-use kWh tariff along Wallonian lines, or something else entirely will depend on the regulatory process that plays out over the next two years.

What is almost certain is that the consumer who understands the current mechanism, actively manages their peak through 2028, and then positions themselves to adapt to whatever comes next will be materially better off than the consumer who pays no attention at all. The meter is running. Watch the quarter-hour intervals — and keep an eye on what Brussels decides to do with them.

Sources : Régulateur flamand des services publics (VNR/VREG), Plan d'investissement Fluvius 2026-2035, étude d'adéquation d'Elia 2023, annonce du gouvernement flamand de décembre 2025, données des ménages SmartPeak/VREG (novembre 2025, plus d'un million de compteurs), orientations tarifaires de la ville de Damme pour 2026, briefing de la VEB sur les tarifs nets de décembre 2024, analyse de la méthodologie tarifaire d'isolatie-info.be, récapitulatif des tarifs de capacité de Trilations.