Netwerkinfrastructuur · Vlaanderen · Diepgaande analyse

Gepubliceerd in mei 2026 · Leestijd: ~10 min · Bronnen: VREG, Fluvius, VNR, Vlaamse overheid

Het capaciteitstarief is niet zomaar uit de lucht komen vallen. Het is het resultaat van een decennialang proces, en als je de geschiedenis ervan begrijpt, krijg je een beter beeld van de toekomst ervan dan welk persbericht dan ook ooit kan geven.

De meeste mensen zien het woord 'capaciteitstarief' op hun elektriciteitsrekening staan en negeren het, of wijten het min of meer aan de energiecrisis. Beide reacties gaan voorbij aan de kern van de zaak. Dit tarief is een structurele hervorming van de manier waarop de kosten van het distributienetwerk worden verdeeld, en de gevolgen ervan zullen zich de rest van dit decennium blijven opstapelen.

Laten we bij het begin beginnen. Laten we het dan over de cijfers hebben. Laten we het daarna hebben over wat er gaat komen.

Een korte geschiedenis: het begon in 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.

"Het verschil tussen het dag- en nachtverbruik in Vlaanderen bedraagt zo'n 3.000 megawatt. Dat is bijna evenveel als de opbrengst van vier kerncentrales."

Het kWh-tijdperk en waarom daar een einde aan moest komen

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.

Hoe het mechanisme precies werkt

Voor iedereen met een digitale (slimme) meter – eind 2025 was dat ongeveer 80 % van de Vlaamse huishoudens – ziet de berekening er als volgt uit:

// Step 1: each 15-minute interval

kwartaalpiek (kW) = energieverbruik in dat interval (kWh) × 4//

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

maandelijkse_piek (kW) = max(kwartaalpiek) voor de maand

// Step 3: rolling 12-month average

gem. maandelijkse piek (kW) = gemiddelde(laatste 12 maandelijkse pieken)

// Step 4: annual billing

capaciteitskosten (€) = gemiddelde maandelijkse piek × tarief (€/kW/jaar)

// Floor: minimum 2.5 kW regardless of actual behaviour

factureerbare_piek = max(gemiddelde_maandelijkse_piek, 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

Gemiddelde maandelijkse piek van Vlaamse huishoudens (VNR-gegevens, nov. 2025, meer dan 1 miljoen huishoudens)

Dit is het verbruik waarvoor een gemiddeld gezin het capaciteitstarief betaalt. Zet de oven en de wasmachine aan en begin tegelijkertijd de auto op te laden, en je zit ruim boven dit verbruik.

De prijsontwikkeling: wat je daadwerkelijk hebt betaald

Het basistarief per kW wordt jaarlijks vastgesteld. Maar de totale netkosten zijn om verschillende redenen tegelijk veranderd, en het is belangrijk om daar onderscheid in te maken.

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.

De stijging van het netvergoedingstarief met 33 % in 2025 was vrijwel volledig te wijten aan de transmissiekosten van Elia (+80 %), en niet aan het capaciteitsvergoedingsmechanisme. Het door elkaar halen van deze twee factoren is een veelgemaakte fout in de berichtgeving in de media.

Het probleem van de regionale lappendeken

Wat de gemiddelde consument niet meteen beseft, is dat het "capaciteitstarief" niet overal in Vlaanderen hetzelfde is. Onder de paraplu van Fluvius vallen acht distributienetbeheerders, die elk een iets andere kostenstructuur en andere tariefniveaus hanteren. Het verschil is aanzienlijk: voor een gemiddelde elektriciteitsverbruiker is Fluvius West ongeveer € 101 per jaar duurder dan Fluvius Midden-Vlaanderen. Je postcode maakt dus wel degelijk uit.

Daar komt verandering in. De Vlaamse regering dringt aan op een fusie van de acht intercommunale bedrijven die eigenaar zijn van de onderliggende netwerkinfrastructuur tot één enkele DSO-structuur, wat de weg zou vrijmaken voor een uniform tarief in heel Vlaanderen. Dit zou een einde maken aan de geografische ongelijkheid in netwerkkosten, hoewel de tijdschema’s voor de uitvoering nog niet vastliggen.

Ter vergelijking: Wallonië is in januari 2026 overgestapt op een tarief met twee tijdvakken (piekuren 7–11 uur en 17–22 uur). Brussel hanteert sinds 2019 een capaciteitscomponent. De drie Belgische gewesten hanteren nu drie fundamenteel verschillende benaderingen voor de toerekening van netkosten. Harmonisatie is voorlopig niet in zicht.

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.

De noodzaak om te investeren: waarom dit een blijvend fenomeen is

Het capaciteitstarief is ingevoerd omdat Fluvius te maken heeft met een werkelijk enorme investeringsverplichting. Het bij de VNR ingediende Investeringsplan 2026–2035 voorziet in ongeveer 11 miljard euro voor de komende tien jaar: 7 miljard euro voor regulier onderhoud en vernieuwing, plus 4 miljard euro voor extra netwerkversterking om de elektrificatie aan te kunnen. Alleen al tussen 2022 en 2024 werd 6.500 kilometer nieuw laagspanningsnet en 2.400 kilometer nieuw middenspanningsnet aangelegd, en werden 3.325 distributiekasten vernieuwd of nieuw geïnstalleerd.

11 miljard euro

Geplande investeringen in het Fluvius-netwerk voor de periode 2026–2035

Waarvan 4 miljard euro aan extra uitgaven als gevolg van de energietransitie — elektrische auto’s, warmtepompen, zonne-energie, elektrificatie van de industrie. Die kosten worden doorberekend in de tarieven.

Ook op korte termijn is er sprake van een kapitaaltekort. Fluvius heeft tegen 2026 ongeveer 1 miljard euro aan eigen vermogen nodig, en tegen 2029 nog eens 560 miljoen euro. De Vlaamse regering heeft aangegeven bereid te zijn om via Publi-T en rechtstreekse deelnemingen in intercommunale vennootschappen tot 1,56 miljard euro te investeren om dit tekort aan te vullen. Dit is mede de drijvende kracht achter het streven naar bestuursconsolidatie.

Aan de vraagzijde is het investeringsplan voor 2026–2035 bijgesteld om rekening te houden met een sneller dan verwachte elektrificatie van de industrie, waarbij bedrijven hun ketels en productieprocessen omschakelen van gas naar elektriciteit, naast herziene aannames inzake elektrische voertuigen (1,6 miljoen in Vlaanderen tegen 2030, een stijging ten opzichte van de eerdere schatting van 1,5 miljoen), en een trager dan verwachte acceptatie van warmtepompen bij woningrenovaties (slechts 611.000 elektrische warmtepompen tegen 2035 is de huidige prognose, vanwege het lage jaarlijkse renovatiepercentage van 1% en versoepelde EPC-eisen).

De routekaart: belangrijke keerpunten tot en met 2029

Begin 2026

De laatste fase van de uitrol van digitale meters gaat van start. De installatie van de resterende ~20% van de aansluitingen (ongeveer 1,25 miljoen elektriciteits- en gasmeters) gaat van start. Het gaat hierbij voornamelijk om klanten met analoge meters die geen zonnepanelen hebben; bij veel van hen gaat het om oudere aansluitingen waarvoor ingrijpender werkzaamheden nodig zijn. Dit is van belang omdat alleen houders van digitale meters het volledige signaal van het gedragstarief ontvangen.

vanaf 2026

Flexibiliteitsdiensten op het distributienetwerk worden opgeschaald. Platformen voor flexibiliteit aan de vraagzijde en de coördinatie van slim opladen maken de overstap van proefprojecten naar commerciële implementatie. Het capaciteitstarief zorgt voor de stimulans; deze diensten bieden het mechanisme.

2027

Toegang tot gegevens van derden wordt mogelijk. Meetgegevens van laadpunten voor elektrische voertuigen en andere apparaten van derden worden via Fluvius toegankelijk (met toestemming van de klant). Dit maakt veel gedetailleerdere producten voor energiebeheer mogelijk en zorgt ervoor dat dynamische tariefaanbiedingen commercieel haalbaarder worden.

2028

"Supply split" wordt technisch haalbaar. Dit is een belangrijke ontwikkeling voor huishoudens met een elektrische auto: je kunt een tweede stroomcontract afsluiten op dezelfde fysieke aansluiting en digitale meter, met aparte tariefvoorwaarden voor het opladen van je elektrische auto. Momenteel is hiervoor een aparte extra meter nodig. Door die eis te schrappen, worden de kosten van slimme, tijdgebonden tarieven voor elektrische auto’s aanzienlijk verlaagd.

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.

Medio 2029

De laatste analoge meters zijn vervangen. Dankzij een 100% digitale meterdekking betaalt 100% van de huishoudens nu het tarief op basis van het daadwerkelijk gemeten verbruik, in plaats van het vaste minimumtarief van 2,5 kW. Het prijsstimuleringssignaal bereikt nu de volledige bevolking.

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.

De conclusie over het traject

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.

Bronnen: Vlaamse Nutsregulator (VNR/VREG), Investeringsplan Fluvius 2026–2035, Elia-adequaatheidsstudie 2023, aankondiging Vlaamse regering december 2025, SmartPeak/VREG-huishoudgegevens (nov. 2025, 1 miljoen+ meters), tariefrichtlijnen Stad Damme 2026, VEB-briefing nettarief dec. 2024, analyse tariefmethodologie isolatie-info.be, overzicht capaciteitstarieven Trilations.