Lessen uit het buitenland

Dit rapport bekijkt wat landen in Europa, Noord-Amerika en Australië gedaan hebben om het elektriciteitsverbruik van huishoudens flexibeler te maken, wat dat opleverde, en wat Belgische overheden, regulatoren, netbeheerders en marktpartijen daaruit kunnen meenemen. Het eerste deel van deze samenvatting zet per thema uiteen wat andere landen laten zien. Het tweede deel vat de aanbevelingen voor België samen die hoofdstuk 9 volledig uitwerkt.

Wat andere landen laten zien

1. Nieuwe nettarieven hebben kleine gemeten effecten, en de politiek grijpt in wanneer facturen sterk stijgen. Waar het effect van nieuwe nettarieven voor huishoudens gemeten werd, daalden de pieken met enkele procenten, en nergens met meer dan ongeveer 7%. Toen een zichtbare groep haar factuur sterk zag stijgen, greep de politiek in: het Sloveense parlement keurde binnen enkele weken een noodwet goed nadat huishoudens met zonnepanelen hun netfactuur met meer dan 200% hadden zien stijgen (zie hoofdstuk 1).
2. Wat opschaalt, is een eenvoudig aanbod rond een toestel. Waar grote groepen standaard op tijdsvariabele prijzen werden gezet, in Spanje en Californië, vonden evaluaties weinig of geen reactie. De contracten die groeien, zoals in Groot-Brittannië en Nederland, worden verkocht rond een elektrische wagen of een warmtepomp en steunen op automatische sturing: in Groot-Brittannië waren autotarieven tussen juli 2024 en juli 2025 goed voor bijna negen tiende van de groei van het aantal huishoudens met een slim tijdsafhankelijk tarief (zie hoofdstuk 2).
3. Crisissteun kan de beloning voor het verschuiven van verbruik behouden of wegnemen. Noorwegen baseerde zijn steun tijdens de energiecrisis van 2021-2022 eerst op de gemiddelde maandprijs, waardoor huishoudens een reden behielden om dure uren te vermijden, en later op elk afzonderlijk uur, waardoor die reden grotendeels verdween. Ierland begrenst daarentegen het aan de groothandelsprijs gekoppelde deel van dynamische contracten tot € 0,50 per kWh, een niveau dat de groothandelsprijs zelden bereikt (zie hoofdstuk 2).
4. Toestellen die zelf reageren, leveren resultaat; mensen vragen om zelf in actie te komen, levert weinig op. In regelingen die huishoudens betalen om hun verbruik tijdens piekmomenten te verminderen, levert in Groot-Brittannië en Californië een huishouden dat zelf moet ingrijpen ongeveer 0,01 tot 0,25 kW per piekmoment, en een huishouden waar een toestel automatisch reageert ongeveer 1 tot 5 kW. Huishoudens standaard inschrijven levert extra deelnemers op, maar niet noodzakelijk extra respons: toen Californië vier miljoen huishoudens inschreef voor een piekbeloning, verminderden de huishoudens bij het grootste nutsbedrijf hun verbruik met ongeveer 0,03 kW elk (zie hoofdstuk 3).
5. Flexibiliteit van huishoudens aankopen is routine voor Britse netbeheerders, om netversterking uit te stellen. Elke Britse distributienetbeheerder koopt flexibiliteit aan via aanbestedingen en veilingen. In 2024 was ongeveer 9 GW gecontracteerd, veel meer dan er gebruikt werd, en op de grootste lokale markt leverden huishoudens 23% van de flexibele capaciteit. Volgens een gemeenschappelijke methode loont de aankoop van flexibiliteit alleen tot het bedrag dat het uitstel van netversterking bespaart, zodat flexibiliteit de tijd tot de netversterking overbrugt in plaats van ze te vervangen. Elders zit de aankoop van flexibiliteit bij huishoudens nog in de testfase of staat ze op het punt te starten, zoals in Nederland in november 2026 (zie hoofdstuk 4).
6. Sommige landen verplichten gewoon dat toestellen stuurbaar zijn, en dat werkt waar de infrastructuur er al is. Frankrijk verschuift via een beslissing van de regulator een deel van de daluren van meer dan 11 miljoen huishoudens van de nacht naar de namiddag, en elektrische boilers die op het schakelcontact in de slimme meter aangesloten zijn, volgen automatisch. De Duitse regel die netbeheerders toelaat om het vermogen van nieuwe warmtepompen en laadpalen terug te schroeven op momenten dat het net onder druk staat, hangt nog af van slimme meters die weinig woningen hebben. Wanneer veel toestellen tegelijk op hetzelfde signaal reageren, dreigen ze een nieuwe piek te veroorzaken; daarom spreiden de landen die centraal schakelen de starttijden (zie hoofdstuk 5).
7. Nieuwe zonnepanelen kunnen stuurbaar gemaakt worden zonder aan bestaande installaties te raken. Duitsland begrenst de injectie van nieuwe installaties, Zuid-Australië laat de netbeheerder de injectielimiet alleen verlagen wanneer het lokale net zijn grens nadert, en verschillende Australische staten kunnen nieuwe omvormers als laatste redmiddel uitschakelen. Wanneer ze in nieuwe installaties ingebouwd zijn, kosten deze limieten huishoudens weinig; voor prijssignalen op injectie rond het middaguur is tot nu toe geen effect gemeten (zie hoofdstuk 6).
8. Markttoegang alleen levert weinig volume bij huishoudens op, en inkomsten uit reserves slinken snel. Vijf jaar nadat de Verenigde Staten hun groothandelsmarkten verplichtten om gebundelde toestellen van huishoudens toe te laten, leverden die toestellen slechts enkele tientallen megawatt. Nadat batterijen massaal de kleine Zweedse reservemarkten betraden, daalden de prijzen binnen drie jaar met 80 tot 90%. Voor een thuisbatterij vormen de besparingen op de factuur van het eigen huishouden het stabielste deel van haar waarde. Een aanbod dat apparatuur in honderdduizenden woningen vergt, is moeilijk te financieren zonder een lange, voorspelbare vergoeding. De eerste vehicle-to-grid-aanbiedingen, in Groot-Brittannië, Frankrijk en Duitsland, combineren een bidirectionele laadpaal en een elektriciteitscontract voor de modellen van één automerk, in Groot-Brittannië samen met een leasewagen; geen enkele heeft al gemeten resultaten gepubliceerd (zie hoofdstuk 7).
9. De meters zijn er grotendeels; waar het om gaat, is of data, prijzen en stuursignalen standaard doorstromen. Groot-Brittannië schakelt elke meter over naar settlement (verrekening tussen leveranciers) op basis van het gemeten verbruik per halfuur, wat elke leverancier een reden geeft om zijn klanten te helpen hun verbruik te verschuiven, welk contract hij hun ook verkoopt. Californië publiceert elk tijdsvariabel tarief in één publieke databank die toestellen kunnen uitlezen, en de Nederlandse netbeheerders hebben een korte lijst voorgesteld van vijf protocollen die een energiebeheersysteem zou moeten spreken. Duitsland toont wat er kan gebeuren wanneer de meter zelf zeer veeleisend gemaakt wordt: tien jaar later heeft slechts ongeveer 6% van de meetpunten er een (zie hoofdstuk 8).

Wat dit betekent voor België

België heeft al veel van de bouwstenen waarmee flexibiliteit elders groeide: digitale meters in de meeste Vlaamse woningen, waarvan de gemeten kwartierwaarden sinds 2026 gebruikt worden in de settlement tussen leveranciers, een Vlaams nettarief dat de maandpiek aanrekent, een optioneel nettarief met tijdsblokken in Wallonië, ongeveer 189.000 geregistreerde thuisbatterijen in Vlaanderen, dynamische contracten die in alle drie de gewesten aangeboden worden, de eerste tijdsafhankelijke contracten, regels die onafhankelijke aggregatoren toelaten om flexibiliteit te verkopen, een gedeeld platform om aanbieders van flexibiliteit te registreren (FlexHub), en een Vlaamse testmarkt voor congestiediensten. Wat ontbreekt, is minder de technologie dan de standaardinstellingen, het aanbod en de metingen die deze bouwstenen aan het werk zetten. Hoofdstuk 9 vertaalt de lessen uit de hoofdstukken in twaalf aanbevelingen. Kort samengevat, per groep van actoren:

• De federale en gewestelijke overheden zouden crisisbescherming kunnen uittekenen die huishoudens nog altijd een reden geeft om dure uren te vermijden, nog vóór de verplichting om een dynamisch contract aan te bieden in 2029 voor alle Vlaamse leveranciers geldt, bijvoorbeeld steun op basis van de gemiddelde maandprijs of een prijsplafond zoals in Ierland. In toekomstige productregels of subsidies voor laadpalen voor thuis zouden ze naast stuurbaarheid ook standaard ingestelde laaduren in de daluren en een willekeurige startvertraging kunnen eisen, en warmtepomppremies zouden kunnen vereisen dat sanitair warm water midden op de dag opgewarmd wordt. Als een vangnet onder marktgebaseerde flexibiliteit gewenst is, zou dat alleen kunnen gelden voor nieuwe en vervangen toestellen, met een gegarandeerd minimum, een vergoeding en gepubliceerde ingrepen, zoals in Duitsland.
• De regulatoren zouden vóór de start van een nieuw nettarief kunnen publiceren wie meer en wie minder zal betalen, de wijziging geleidelijk kunnen invoeren en ze enkele jaren later kunnen evalueren met meterdata en een bevraging bij huishoudens. Bij het uittekenen van vaste tijdsblokken zouden ze kunnen nagaan of er nieuwe pieken ontstaan bij het begin van goedkope vensters, en een gespreide start kunnen inbouwen. Samen zouden de federale en de gewestelijke regulatoren één machineleesbaar formaat kunnen opleggen voor contractprijzen en nettarieven. En de regulatoren zouden kunnen meten wat er beweegt: tijdsafhankelijke en andere nieuwe contracten opvolgen naast vaste, variabele en dynamische, en ze opnemen in hun prijsvergelijkers, leveranciers vragen hoeveel verbruik hun producten werkelijk verschuiven, en netbeheerders hun aankopen van flexibiliteit laten rapporteren als gecontracteerde capaciteit, gebruikte energie en euro per kW, met het aandeel van huishoudens.
• De distributienetbeheerders zouden per congestiepunt en met één gemeenschappelijke methode kunnen publiceren tot welke prijs flexibiliteit goedkoper is dan netversterking. Voor huishoudens zouden ze een gepubliceerde beschikbaarheidsprijs per kW per jaar kunnen overwegen, verkocht via leveranciers en aggregatoren. Ook zouden ze de geplande uitbreiding van FlexHub, het platform dat ze met Elia delen om bij te houden welke aanbieder van flexibiliteit welke aansluiting bedient, kunnen doortrekken naar alle flexibiliteitsproducten, ook hun eigen congestiediensten, zodat een huishouden zijn toestellen één keer aanmeldt en even gemakkelijk van aanbieder kan veranderen als van leverancier.
• De CREG (Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas) en Elia zouden jaarlijks, geaggregeerd en binnen de vertrouwelijkheidsregels, kunnen publiceren hoeveel van de capaciteit die in de CRM-veilingen gecontracteerd wordt, afkomstig is van toestellen bij huishoudens. Voor elk product voor huishoudens op momenten van schaarste zou Elia kunnen betalen per kW gemeten op het toestel, en van bij het begin met concurrerende biedingen kunnen werken.
• Leveranciers en aggregatoren zouden de sturing zelf als product kunnen verkopen: een lage vaste prijs of een goedkoop venster in ruil voor het aansturen van de wagen, de batterij of de warmtepomp, standaard ingeschakeld in een contract dat de klant zelf kiest, met duidelijke voorwaarden en een eenvoudige manier om de sturing op te heffen. Een aanbod voor thuisbatterijen zou op verschillende inkomstenbronnen kunnen steunen, met de besparing op de eigen factuur van het huishouden als basis en de inkomsten uit reserves voorgesteld als volatiel.
• Fabrikanten en installateurs zouden elke nieuwe warmtepomp, laadpaal en omvormer in staat kunnen stellen om een extern signaal te ontvangen via een open standaard, zoals die op de Nederlandse korte lijst, aangezien België zijn toestellen op dezelfde markt koopt, en ze in bedrijf kunnen stellen met prijsvolgende sturing ingeschakeld en, bij warmtepompen, met sanitair warm water dat midden op de dag opgewarmd wordt.

Hoofdstuk 9 werkt elke aanbeveling uit met de hoofdstukken waarop ze steunt, samen met de patronen die door het hele rapport lopen.

Het nettarief is het deel van de elektriciteitsfactuur van een huishouden dat de kosten van de netinfrastructuur dekt. Het wordt vastgesteld door de regulator en de netbeheerders, niet door de leveranciers, en het is het enige prijssignaal dat elk huishouden krijgt, welk contract het ook kiest. In de landen uit dit rapport maakt het tussen een vijfde en de helft uit van wat een huishouden per kWh betaalt: ongeveer 21% in Slovenië, 23% in Denemarken, 34% in België, 40% in Zweden en 50% in Noorwegen (figuur 1.2).^{[1, 2]} Hoe sterk een nettarief gedrag kan sturen, hangt af van dat aandeel en van hoeveel het tarief zelf varieert, bijvoorbeeld tussen goedkope en dure uren of tussen een lage en een hoge piek.

Overal in Europa hertekenen regulatoren en netbeheerders de nettarieven voor huishoudens om lagere pieken te belonen. Waar het effect gemeten werd, daalden de pieken met enkele procenten, en nergens met meer dan ongeveer 7%.^{[3, 4, 5, 6, 7]} Waar een zichtbare groep haar factuur sterk zag stijgen, greep de politiek in, soms binnen enkele weken.^{[8, 9, 10]} Landen verschillen ook in de vraag of het nieuwe tarief voor iedereen geldt of alleen voor huishoudens die ervoor kiezen. Sommige landen passen hun ontwerp aan, omdat vaste goedkope uren een nieuwe piek dreigen te veroorzaken wanneer veel toestellen inschakelen zodra die uren beginnen.

Drie ontwerpen in gebruik

De nieuwe nettarieven volgen drie basisontwerpen. Het eerste rekent elk huishouden zijn eigen piekafname aan. Noorwegen doet dat sinds juli 2022 voor elk huishouden, met brede prijstrappen (bijvoorbeeld 2–5 kW of 5–10 kW) op basis van de drie hoogste uurpieken van elke maand; Vlaanderen rekent huishoudens met zijn capaciteitstarief sinds januari 2023 per kW van hun hoogste kwartier van de maand aan; en in 2022 verplichtte de Zweedse regulator alle Zweedse netbeheerders om tegen januari 2027 een piekgebonden tarief in te voeren.^{[3, 10, 11, 12]} Het tweede ontwerp laat de prijs per kWh variëren volgens het tijdstip van de dag. De meeste Deense netbeheerders rekenen in de winter tussen 17 en 21 uur ongeveer negen keer zoveel per kWh aan als 's nachts, automatisch voor elke klant, en Nederland plant vanaf 2029 een gelijkaardig tarief voor alle huishoudens.^{[13, 14, 15]} Oostenrijk voegde in 2026 een lichtere variant toe: een korting van 20% op het nettarief per kWh tussen 10 en 16 uur, van april tot september, wanneer de zonneproductie het hoogst is.^{[16, 17]} In het derde ontwerp heeft elk huishouden een gereserveerd vermogen, dat het zelf kiest of dat de netbeheerder het toekent. Elk Spaans huishouden kiest hoeveel kW het reserveert, met een apart en bijna gratis niveau voor de nacht en het weekend, en in Slovenië legt de netbeheerder het gereserveerde vermogen van elk huishouden automatisch vast voor vijf tijdsblokken, op basis van de eigen pieken van het huishouden in het voorgaande jaar.^{[18, 19, 20]}

Gemeten effecten bedragen enkele procenten

Weinig van deze tarieven zijn geëvalueerd (figuur 1.1). De Noorse regulator liet zijn hervorming in 2025 evalueren met nationale meterdata: de pieken bleken slechts in geringe mate beïnvloed.^[3] Ellevio, een van de drie grootste Zweedse netbeheerders en de eerste van die drie die het piekgebonden tarief invoerde, mat na een jaar 2–3% lagere pieken.^[4] Een studie van de Universiteit Gent bij ongeveer 42.000 Vlaamse huishoudens stelde vast dat hun maandpieken gemiddeld ongeveer 3% lager lagen, en ongeveer 5% lager in woningen met een elektrische wagen.^[5] In Californië verlaagden tijdsafhankelijke prijzen die twee nutsbedrijven standaard toepasten, het piekverbruik met 1 tot 7%.^{[6, 7]} Prognoses die vóór de start van een tarief gemaakt worden, liggen hoger. In Nederland raamde een nationaal programma rond netcongestie, dat overheid, regulator, netbeheerders en leveranciers samen trekken, vooraf dat het geplande tarief de piekbelasting met 11% zou verlagen; de scenario's van Fluvius voor een Vlaams tijdsafhankelijk tarief kwamen uit op 10–20%.^{[21, 22]} De studies hanteren verschillende maatstaven en methoden, dus samen tonen ze eerder een patroon dan precieze, vergelijkbare cijfers.

Het effect komt vooral van huishoudens met toestellen waarvan ze het elektriciteitsverbruik naar andere momenten kunnen verschuiven. De Vlaamse studie vond bij huishoudens zonder koolstofarme technologieën zoals een elektrische wagen, thuisbatterij of warmtepomp slechts een kleine, statistisch niet-significante verandering.^[5] In Spanje reserveert 63% van de huishoudens meer vermogen dan ze gebruiken, en 44% zei eind 2023 geen rekening te houden met prijsverschillen per uur; in Noorwegen weet ongeveer de helft van de bevolking niet dat haar netfactuur van haar piek afhangt.^{[3, 18]} Een nettarief werkt daarom doorgaans het best via toestellen die zelf reageren, waarop hoofdstukken 2 en 3 dieper ingaan.

Als facturen sterk stijgen, grijpt de politiek in

In verschillende landen stuitte een nieuw nettarief op politiek verzet zodra een zichtbare groep haar factuur zag stijgen. Slovenië zette in oktober 2024 elk huishouden zonder overgangsfase over naar zijn vijfblokkentarief.^[20] Huishoudens met zonnepanelen zagen hun jaarlijkse netfactuur met meer dan 200% stijgen.^{[8, 9]} Die facturen lagen voordien laag omdat de panelen verminderen hoeveel kWh een huishouden van het net afneemt; maar de panelen doen weinig aan de avondpiek in de winter, en het nieuwe tarief rekent vooral die piek aan.^[23] Het parlement keurde binnen enkele weken unaniem een noodwet goed, hoewel de regulator en de eigen juridische dienst van het parlement waarschuwden dat die wet de onafhankelijkheid van de regulator aantastte.^{[8, 9]} In Zweden gaf de beslissing van de regulator uit 2022 elke netbeheerder tijd tot januari 2027 om een piekgebonden tarief in te voeren; in maart 2026, minder dan tien maanden voor die deadline, maakte de regering een einde aan de verplichting.^{[10, 24]} Noorwegen stelde zijn hervorming in 2021 zes maanden uit en verlengde later de overgangsfase.^{[11, 25]}

Een hervorming van de tariefstructuur verhoogt niet wat een netbeheerder in totaal ontvangt. Zijn totale inkomsten worden door de regulator begrensd; de hervorming verandert wie hoeveel betaalt.^[26] Toch behandelde het publieke debat in parlementen en media zulke hervormingen vaak als een prijsstijging, zoals in Zweden, en analyses van wie meer en wie minder zou betalen, werden vaak niet vooraf gepubliceerd. Toen Ellevio in juni 2026 terugkeerde naar zijn oude tarief, leverde dat het bedrijf evenmin extra inkomsten op.^[27]

Standaard of keuze, en het risico op nieuwe pieken

De meeste landen in dit hoofdstuk passen het nieuwe tarief op iedereen toe: Noorwegen, Denemarken, Slovenië, Spanje en, vanaf 2029, Nederland.^{[3, 13, 15, 18, 20]} Een tarief dat voor iedereen geldt, bereikt elk huishouden maar riskeert het soort politieke tegenreactie dat hierboven beschreven is; een tarief op vrijwillige basis (opt-in) vermijdt dat risico, maar bereikt doorgaans, zoals hoofdstuk 3 voor andere optionele regelingen aantoont, slechts enkele procenten van de huishoudens.

Vaste goedkope blokken houden een eigen risico in. Omdat de goedkope uren voor iedereen op hetzelfde moment beginnen, kunnen toestellen die erop afgesteld zijn, zoals laadpalen met een timer, allemaal tegelijk inschakelen en een nieuwe piek veroorzaken. Onderzoek naar het laden van elektrische wagens heeft zulke pieken vastgesteld bij het begin van goedkope periodes, en in een Deense woonwijk met veel elektrische wagens viel 76% van de momenten waarop de lokale transformator boven zijn capaciteit belast werd, in het goedkope nachtvenster.^{[28, 29]} Een mogelijk antwoord is om vaste goedkope uren te combineren met een tarief op de eigen piek van elke woning. Het piekgebonden tarief geeft elk huishouden een reden om niet alles tegelijk op vol vermogen in te schakelen, terwijl de vaste vensters nog altijd naar de goedkopere uren wijzen. De Oostenrijkse ontwerpregels voor 2027 doen precies dat: ze zouden elke woning haar hoogste kwartier van de maand aanrekenen en daarbovenop vaste vensters behouden waarin het tarief per kWh lager ligt.^[30]

Wat dit betekent voor België

• Regulatoren en netbeheerders zouden in elk nieuw nettarief een evaluatie kunnen inbouwen, met meterdata en een bevraging, zoals Noorwegen deed.^[3] Het Vlaamse capaciteitstarief werd beoordeeld door Fluvius en door een onafhankelijke universitaire studie; de optionele tijdsblokken in Wallonië en het geplande tarief in Brussel zouden van bij het begin op dezelfde manier geëvalueerd kunnen worden.^{[5, 31, 32, 33, 34]}
• Regulatoren en netbeheerders zouden vóór de start van een tarief kunnen publiceren wie meer en wie minder zal betalen, en de wijziging geleidelijk kunnen invoeren. Het afgezwakte Sloveense tarief voert zijn winterprijzen nu stap voor stap in over drie winters.
• Regulatoren die tijdsblokken uittekenen, zouden kunnen nagaan of er nieuwe pieken ontstaan bij het begin van goedkope vensters, en overwegen om blokken te combineren met een piekgebonden tarief, zoals Oostenrijk plant.^[30]
• Overheden kunnen druk verwachten wanneer een zichtbare groep haar factuur ziet stijgen, en zouden zich daarop kunnen voorbereiden met een gepubliceerde analyse van wie meer en wie minder betaalt, eerder dan met noodingrepen.

Het leverancierscontract bepaalt de prijs van de energie zelf, iets minder dan de helft van de gemiddelde Belgische prijs per kWh voor huishoudens in 2025; nettarieven, heffingen en belastingen vormen de rest (zie hoofdstuk 1).^{[1, 2]} Een contract kan flexibel verbruik op vier manieren belonen: met een dynamische prijs die de groothandelsmarkt volgt; met vaste goedkope en dure tijdsblokken, tijdsafhankelijke prijzen (time-of-use) genoemd; met een tarief op maat van huishoudens met één bepaald toestel, zoals een elektrische wagen of een warmtepomp, soms gebruikstype (type of use) genoemd; of met een gewone vaste of variabele prijs plus een vergoeding wanneer de klant de leverancier een toestel laat aansturen. Die vormen kunnen gecombineerd worden: de meeste Britse autotarieven zijn bijvoorbeeld gericht op autobezitters en hebben daarnaast een goedkoop nachtvenster.^[3]

Op zichzelf verandert een tijdsvariabele prijs zelden wat huishoudens doen: waar grote groepen standaard op zulke prijzen werden gezet, in Spanje en Californië, vonden evaluaties weinig of geen reactie.^{[4, 5]} De contracten die groeien, zoals in Groot-Brittannië en Nederland, worden verkocht rond een toestel, meestal een elektrische wagen en soms een warmtepomp of thuisbatterij, en steunen op automatische sturing van dat toestel, of de prijs nu vast is of elk uur verandert. In Groot-Brittannië waren autotarieven tussen juli 2024 en juli 2025 goed voor bijna negen tiende van de groei van het aantal huishoudens met een slim tijdsafhankelijk tarief.^{[6, 7]} Eenvoudige prijsverschillen, zoals vaste goedkope uren, doen er vooral toe waar mensen hun verbruik zelf verschuiven.

Een tijdsvariabele prijs alleen verandert weinig

Sinds 2015 blijven Spaanse huishoudens die nooit een aanbod van een leverancier kiezen, op een gereguleerd standaardtarief waarvan de energieprijs de groothandelsmarkt per uur volgt.^{[4, 8]} Eind 2025 zat 27,4% van de huishoudens op dat tarief.^[9] Sinds 2024 is een groeiend deel van de prijs gebaseerd op elektriciteit die maanden vooraf aangekocht wordt, wat de schommelingen per uur afvlakt.^[8] Een studie stelde vast dat huishoudens met dit tarief niet anders op prijswijzigingen reageerden dan huishoudens met vaste prijzen.^[4] Vanaf 2019 zette Californië verscheidene miljoenen huishoudens standaard over op een gereguleerde tijdsafhankelijke prijs die zowel de energie- als de netkosten dekt; bij het eerste nutsbedrijf wist ongeveer een kwart niet dat ze overgezet waren, en het gemeten piekverbruik daalde met 1,0 tot 1,8%.^{[5, 10, 11, 12, 13]} Ook een zelf gekozen contract garandeert geen reactie: in een Nederlandse bevraging liet slechts 19% van de warmtepompeigenaars met een dynamisch contract de warmtepomp automatisch de prijzen volgen.^[14]

Wanneer veel huishoudens een prijs betalen die de groothandelsmarkt volgt, kan een sterke prijsstijging snel een politiek probleem worden, zoals in Noorwegen en Spanje, en dan grijpen overheden in om huishoudens te beschermen.^{[8, 15]} Hoe ze dat doen, bepaalt of huishoudens nog een reden hebben om dure uren te vermijden. Noorwegen, waar bijna alle huishoudens de spotprijs per uur betalen, baseerde zijn steun tijdens de energiecrisis van 2021-2022 eerst op de gemiddelde maandprijs.^[15] Die steun hing niet af van het moment waarop een huishouden elektriciteit verbruikte, zodat het nog altijd loonde om verbruik naar goedkopere uren te verschuiven. Vanaf september 2023 werd de steun in plaats daarvan gebaseerd op de prijs van elk afzonderlijk uur, waardoor die reden grotendeels verdween.^[15] Sinds oktober 2025 kunnen huishoudens ook kiezen voor een vaste staatsprijs, en tegen april 2026 had ongeveer twee derde van de huishoudens in het zuiden van Noorwegen dat gedaan.^{[15, 16]} Ierland pakt het anders aan. De Ierse energieregulator verplicht de vijf grootste leveranciers om een dynamisch contract aan te bieden dat prijzen per halfuur behoudt, maar het aan de groothandelsprijs gekoppelde deel begrenst tot € 0,50 per kWh.^{[17, 18]} Van 2021 tot 2023, een periode die de prijscrisis van 2022 omvat, lag de groothandelsprijs slechts in 0,6% van de handelsperiodes boven dat niveau.^[17] Het plafond is ook betaalbaar voor leveranciers: boven dat niveau betaalt de Ierse capaciteitsmarkt hun het verschil al terug, zodat ze grotendeels beschermd zijn tegen zulke prijspieken.^[17]

Automatische sturing doet het werk, wat de prijs ook is

Waar flexibel verbruik gegroeid is, komt de respons vooral van toestellen die zelf reageren. Het aantal Britse huishoudens met een slim tijdsafhankelijk tarief steeg van 497.000 in juli 2024 tot 835.000 in juli 2025; in dat jaar groeiden de autotarieven met 84% en de andere slimme tarieven met 27%.^[6] Bij veel autotarieven bepaalt de leverancier wanneer de wagen laadt: eind 2025 lieten meer dan 300.000 Britse huishoudens hun leverancier een toestel aansturen, en tegen augustus 2026 deed één leverancier dat alleen al voor meer dan een half miljoen bestuurders.^{[3, 19]}

Software die een toestel aanstuurt, kan elke prijs volgen, dus de prijs die het huishouden te zien krijgt, hoeft niet eenvoudig te zijn. Nederlandse dynamische contracten komen vaak met een app die een thuisbatterij of wagen aanstuurt op basis van de uurprijs; bij andere aanbiedingen betaalt het huishouden een vaste prijs en werkt de software op de achtergrond.^[20] Een Brits autotarief geeft het huishouden één laag nachttarief, terwijl de leverancier de wagens van veel klanten bundelt en hun flexibiliteit inzet op de elektriciteitsmarkten (zie het kader over Octopus).^{[21, 22]} Een Finse leverancier biedt warmtepompeigenaars een goedkoper vast venster aan, maar alleen zolang zijn softwarepartner de warmtepomp mag aansturen; een grote Nederlandse leverancier betaalt klanten met een vast of variabel contract om hun thuisbatterij te mogen aansturen.^{[23, 24, 25]} Omdat het toestel reageert zonder enige inspanning van het huishouden, kan de vergoeding bescheiden zijn: in november 2025 kostte energie in het goedkope venster van het Finse contract ongeveer 18% minder dan op andere momenten van de dag.^{[26, 27]}

Enkele bedrijven verkopen nu het toestel, de sturing en het contract samen. De Britse leverancier Octopus vertrok van het contract en voegde het toestel toe: het bedrijf ontwerpt en bouwt een eigen warmtepomp en verkoopt die met een warmtepomptarief met goedkope vensters.^{[28, 29, 30]} De Nederlandse warmtepompfabrikant Quatt ging de omgekeerde weg: het bedrijf had in 2025 ongeveer 15.000 warmtepompsystemen in bedrijf in Nederlandse woningen en voegde een thuisbatterij, eigen software voor energiebeheer en een dynamisch elektriciteitscontract toe; de software stuurt de warmtepomp en de batterij aan op basis van de groothandelsprijs.^{[31, 32]} We vonden weinig andere bedrijven die alle drie verkopen.

Eenvoudige prijzen tellen vooral wanneer mensen zelf reageren

Contracten met eenvoudige, gemakkelijk te begrijpen prijsverschillen vinden doorgaans sneller ingang. Eenvoud is vooral belangrijk waar mensen zelf op de prijs reageren, niet waar software dat voor hen doet. Met vaste goedkope uren weet een huishouden vooraf welke uren goedkoop zijn en kan het één keer een laadtimer of een thermostaatschema instellen om die uren te volgen. Een Brits warmtepomptarief met drie goedkope vensters per dag en een duur venster van 16 tot 19 uur halveerde het gemeten avondverbruik in 6.631 woningen, gemiddeld over alle dagen, van ongeveer 0,9 tot 0,45 kW, zonder dat het dagverbruik steeg.^{[30, 33, 34]}

Het bewijs is mager. Voor eenvoudige tarieven en sturing komen bijna alle cijfers over aangestuurde toestellen, verschoven verbruik en besparingen van de bedrijven zelf, terwijl regulatoren vooral tellen hoeveel huishoudens elk type contract hebben.^{[35, 36]} Het enige grote gemeten effect komt uit een studie van de eigen onderzoeksafdeling van Octopus bij klanten die voor een specifiek warmtepomptarief gekozen hadden.^[33]

Waarom Vlaanderen achterloopt op Nederland en Groot-Brittannië

Het aandeel Vlaamse huishoudens met een dynamisch contract stijgt snel, vanuit een zeer laag niveau: 0,29% begin 2025, 0,89% in december en 1,36% in april 2026, tegenover 8% in Nederland in juli 2026.^{[35, 37]} Groot-Brittannië loopt dan weer voorop met tarieven rond een toestel: in juli 2025 had 2,8% van de huishoudens een slim tijdsafhankelijk tarief, van wie 653.000 een autotarief.^[6]

De voorbeelden in dit hoofdstuk wijzen op drie redenen. Ten eerste waren er eind 2025 in Vlaanderen 34 dynamische producten op de markt, maar in een studie bij 1.014 Vlaamse huishoudens leverde een dynamisch contract gemiddeld geen duidelijke winst en geen duidelijk verlies op; voor een huishouden zonder toestel om aan te sturen kan niet overstappen dus een redelijke keuze zijn.^{[38, 39]} Ten tweede kan een Belgische leverancier alleen korting geven op het energiedeel van de prijs, terwijl een Britse leverancier één all-inprijs per kWh vastlegt, netkosten inbegrepen: in Groot-Brittannië betaalt de leverancier de nettarieven zelf en mag hij ze naar eigen inzicht verwerken in de prijs die hij vastlegt.^{[40, 41, 42]} 's Nachts rekent het toonaangevende Britse autotarief 71% minder aan dan het standaardtarief onder het prijsplafond; de vergoeding van 1,5 eurocent per slim geladen kWh die twee Belgische leveranciers betalen, bedraagt ongeveer 4% van de prijs per kWh in een vast contract in oktober 2026, vóór het capaciteitstarief en de vaste vergoedingen.^{[21, 42, 43, 44, 45, 46, 47]} Ten derde verkopen de leveranciers die in het buitenland de groei aandreven, de prijs samen met software die de sturing verzorgt: nieuwere Nederlandse leveranciers die de groothandelsprijs tegen kostprijs doorrekenen voor een vast maandbedrag, met een app die een batterij of wagen aanstuurt, en Britse leveranciers zoals Octopus die een eigen sturingsplatform beheren.^{[19, 20, 22, 48, 49]} Zulke leveranciers hebben slechts een klein marktaandeel in België, en twee grote Belgische leveranciers kozen in plaats daarvan voor vaste tijdsblokken.^{[40, 41, 50, 51]} Nederlandse huishoudens hebben bovendien nu een specifieke reden om naar zulke aanbiedingen te kijken: de salderingsregeling, waarmee eigenaars van zonnepanelen de elektriciteit die ze op het net zetten, verrekenen met wat ze van het net afnemen, verdwijnt op 1 januari 2027.^{[20, 52]}

Wat dit betekent voor België

• Leveranciers zouden de sturing zelf als product kunnen verkopen: een lage vaste prijs of een goedkoop venster in ruil voor de toestemming om de wagen, de batterij of de warmtepomp aan te sturen, voortbouwend op de huidige vergoedingen voor slim laden.^{[43, 44, 45]} Onder het Vlaamse capaciteitstarief moet zulke sturing mogelijk ook het laadvermogen beperken, zodat ze de maandpiek van het huishouden niet verhoogt.^[53]
• Fabrikanten en installateurs zouden van prijsvolgende sturing de standaard kunnen maken en, wanneer ze een warmtepomp installeren, een schema voor vaste goedkope vensters kunnen instellen.
• Regulatoren zouden de maandelijkse telling van vaste, variabele en dynamische contracten kunnen uitbreiden naar tijdsafhankelijke contracten en contracten met sturing, en studies kunnen ondersteunen naar hoe nieuwere soorten contracten de werkelijke verbruiksprofielen beïnvloeden.^[36] Ook hun prijsvergelijkers, zoals de Vlaamse V-test, zouden tijdsafhankelijke contracten kunnen opnemen.^[54]
• Overheden en regulatoren mogen weinig verwachten van het standaard overzetten van huishoudens op uurprijzen. Nog vóór de Vlaamse verplichting om een dynamisch contract aan te bieden in 2029 voor alle leveranciers geldt, zouden ze crisisbescherming kunnen uittekenen die huishoudens nog altijd een reden geeft om dure uren te vermijden, zoals steun op basis van de gemiddelde maandprijs of een prijsplafond zoals in Ierland.^{[17, 55]}

Piekmomenten zijn korte, vooraf aangekondigde periodes waarin elektriciteit schaars is of het net tegen zijn grenzen aan zit. Verschillende landen betalen huishoudens om tijdens zulke piekmomenten minder te verbruiken, waardoor deze regelingen een directe test zijn van hoeveel een woning kan leveren wanneer flexibiliteit het meest telt. Ze nemen verschillende vormen aan: de Britse systeembeheerder betaalt huishoudens via hun leverancier, Noord-Amerikaanse nutsbedrijven geven een korting op de factuur of een vergoeding per toestel, en een Californisch staatsagentschap betaalt aggregatoren voor thuisbatterijen.^{[1, 2, 3, 4, 5]} Frankrijk gebruikt in plaats daarvan de prijs: huishoudens met het gereguleerde tarief kunnen kiezen voor een variant waarin elektriciteit tijdens de piekuren op 22 'rode' winterdagen meer dan vier keer zoveel kost.^{[6, 7]}

Wat een huishouden levert, hangt vooral af van wie tijdens een piekmoment reageert: het huishouden zelf of een toestel. Waar een persoon zelf moet ingrijpen, bedraagt het effect, gemeten ten opzichte van een controlegroep in Groot-Brittannië en Californië, ongeveer 0,01 tot 0,25 kW per huishouden per piekmoment; waar een toestel automatisch reageert, is het ongeveer 1 tot 5 kW (figuur 3.1).^{[3, 4, 8, 9, 10, 11, 12]} In Californië leverde het automatisch inschrijven van ongeveer vier miljoen huishoudens, zonder het hun te vragen, veel deelnemers op maar weinig respons, omdat ze nog altijd zelf moesten ingrijpen.^{[2, 9]} De regelingen verschillen ook in hoe ze meten wat een woning geleverd heeft en in wat ze daarvoor betalen. Sommige lopen nu af omdat hun budget opraakt; andere krijgen nieuwe taken.^{[2, 13, 14]}

Wie reageert, telt meer dan wie ingeschreven is

Quebec biedt de duidelijkste vergelijking: de meeste woningen worden er elektrisch verwarmd, en één nutsbedrijf voert in dezelfde winters beide soorten regelingen uit (figuur 3.1).^[3] Huishoudens met een tarief met piekmomenten of een korting op de factuur, die zelf moeten ingrijpen, verminderden hun verbruik met ongeveer 0,8 kW per piekmoment; huishoudens waarvan de thermostaat de verwarming automatisch lager zet, met ongeveer 2,9 kW.^{[3, 15]} In een veldexperiment bij een Canadees nutsbedrijf verminderden huishoudens met automatische sturing hun verbruik ongeveer vijf keer sterker dan huishoudens die zelf moesten ingrijpen, en een slim toestel zonder automatisering hielp niet: die huishoudens verminderden hun verbruik niet meer dan huishoudens die manueel ingrepen.^[16] Toestellen, klimaat en meetmethoden verschillen van land tot land, zodat ook de precieze cijfers verschillen, maar elke vergelijking in dit hoofdstuk wijst in dezelfde richting.

Huishoudens automatisch inschrijven is geen vervanging voor automatische respons. Californië schreef ongeveer vier miljoen huishoudens automatisch in voor een regeling die $ 2 betaalde voor elke kWh die ze tijdens de piekuren bespaarden.^{[2, 9]} Bij het grootste deelnemende nutsbedrijf verminderden ze hun verbruik met ongeveer 0,03 kW elk, niet meer dan ze al deden als reactie op de publieke oproepen van de staat om elektriciteit te besparen, terwijl klanten die zich zelf hadden ingeschreven hun verbruik ongeveer acht keer sterker verminderden.^{[9, 17]} Regelingen waarvoor mensen zelf moeten intekenen, leveren meer op per woning, maar bereiken doorgaans weinig woningen: ongeveer 9% van de klanten van een nutsbedrijf in Arizona schreef zijn thermostaat in, en ongeveer 5% van de Franse huishoudens met het gereguleerde tarief koos voor de variant met rode dagen.^{[4, 18, 19, 20]} Aanbiedingen kunnen veel meer woningen bereiken wanneer een aangestuurd toestel deel uitmaakt van een elektriciteitscontract dat klanten hoe dan ook kiezen. Een Texaanse leverancier installeert bijvoorbeeld bij bepaalde elektriciteitsformules gratis een thermostaat, en 70–80% van de klanten neemt deel wanneer het toestel gratis is en de sturing deel uitmaakt van de formule.^{[21, 22]}

Hoe de levering gemeten wordt, bepaalt waarvoor betaald wordt

Groot-Brittannië en Californië betaalden huishoudens voor elke bespaarde kWh, gemeten ten opzichte van een baseline: een schatting van wat elke woning normaal verbruikt zou hebben.^{[8, 9]} Omdat het verbruik van een huishouden toch al van dag tot dag op en neer gaat, kan zo'n baseline die gewone schommelingen belonen alsof het om een inspanning ging. In 2022 betaalde het grootste Californische nutsbedrijf meer dan $ 55 miljoen uit aan kortingen op de factuur, grotendeels voor toevallige dalingen onder de schatting.^{[9, 23]} Thuisbatterijen vermijden dit probleem, omdat de eigen meter van een batterij precies registreert hoeveel ze ontladen heeft. De nutsbedrijven in New England betalen batterij-eigenaars per kW gemiddeld ontlaadvermogen over alle piekmomenten van een zomer, en tellen een gemist piekmoment als nul.^[24] Voor thermostaten, warmtepompen en volledige woningen, die zo'n eigen meter niet hebben, is de betrouwbaarste manier om te weten wat geleverd werd, de deelnemers te vergelijken met een gelijkaardige groep huishoudens die niet deelnam, een zogenaamde controlegroep.

De prijs is even belangrijk als de meting. Toen Groot-Brittannië de hoge vaste betaling van zijn eerste twee winters verving door concurrerende biedingen van leveranciers en aggregatoren, daalde de gemiddelde aanvaarde prijs van £ 3,10 naar £ 0,21 per kWh, al leverde elk piekmoment daarna minder op, ongeveer 89 MWh in plaats van 235 MWh.^{[8, 25, 26]}

Wat een kW waard is, hangt af van wat die moet leveren

De regelingen betalen tussen ongeveer € 17 en € 350 per kW per jaar (figuur 3.2).^[27] Dat verschil is minder verrassend dan het lijkt, omdat 'een kW' in elke regeling iets anders betekent. De thermostaten in Arizona verdienen ongeveer € 17 per kW per jaar voor zes of zeven korte piekmomenten op de heetste namiddagen van een zomer.^{[4, 28, 29]} New England betaalt batterij-eigenaars elke zomer € 195–350 per kW voor maximaal 60 piekmomenten van twee tot drie uur, gemeten op de batterij, waarbij een gemist piekmoment als nul telt.^{[24, 28, 30]} Hoe vaker, hoe langer en hoe betrouwbaarder een kW geleverd moet worden, hoe meer een regeling er doorgaans voor betaalt. Ter vergelijking: de Belgische CRM-veilingen van 2025 betaalden gemiddeld ongeveer € 14 tot € 27 per kW gereduceerd vermogen ('derated') per jaar, vooral aan elektriciteitscentrales, batterijparken en industriële vraagsturing.^{[31, 32]}

Wat huishoudens verdienen, volgt dezelfde logica. Wie zelf moet ingrijpen, verdient weinig: ruim minder dan £ 1 per piekmoment in Groot-Brittannië in 2023-24, en € 16–39 over een hele winter met de korting op de factuur in Quebec.^{[3, 8, 28, 33]} Een woning in Massachusetts waarvan de batterij deelnam, verdiende ongeveer € 900 voor de zomer van 2025.^{[11, 28, 34]} De Franse variant met rode dagen werkt anders, omdat het om een tarief gaat en niet om een beloning: tijdens de 352 piekuren van de rode dagen kost elektriciteit € 0,56 per kWh meer dan op gewone blauwe dagen, terwijl ze op de meeste andere dagen goedkoper is dan de gewone gereguleerde prijs.^{[6, 35]} Deze variant trekt daarom doorgaans huishoudens aan die verwachten zich op rode dagen te kunnen behelpen, bijvoorbeeld door de elektrische verwarming lager te zetten of over te schakelen op een andere warmtebron.^[6]

Piekmomenten behouden een rol voor zeldzame momenten van schaarste

Hebben aparte regelingen voor piekmomenten nog zin zodra toestellen het hele jaar door gemakkelijk uurprijzen kunnen volgen? Verschillende signalen wijzen erop dat hun rol verandert en hier en daar kleiner wordt. De Britse regeling is uitgegroeid tot een balanceringsinstrument dat het hele jaar door ingezet wordt: ze betaalt mensen ook om meer elektriciteit te verbruiken wanneer er een overschot is, en vanaf oktober 2026 helpt ze waar er congestie is op het net.^[14] In Frankrijk zijn de 22 rode dagen een vast quotum per winter, en in 2025-26 vielen ze niet meer samen met de dagen waarop elektriciteit echt schaars was: eind februari waren er pas 9 gebruikt, zodat de overige 13 in een zachte maartmaand vielen.^[18] Ook budgetten raken op: Californië stopte na 2025 met zijn beloningen voor huishoudens, en zijn batterijprogramma zal naar verwachting tegen eind 2026 zonder geld zitten.^{[2, 13]} Toch hebben piekmomenten nog een rol waar ze iets opleveren wat prijzen alleen niet opleveren. Bij de Californische batterijtest van 2025 stelde een onafhankelijke analyse vast dat het grootste deel van de 535 MW bovenop datgene kwam wat de batterijen hoe dan ook gedaan zouden hebben: batterijen die gewoon het verbruik van hun eigenaar of een tijdsafhankelijke prijs volgen, zouden geen stroom naar het net gestuurd hebben op het uur dat die het meest nodig was.^[10] En de onderzoeksafdeling van Octopus Energy schatte dat bij de hoge prijzen van de eerste winters elke £ 1 die aan de Britse regeling besteed werd, slechts ongeveer £ 0,63 waard was als de bespaarde elektriciteit gewaardeerd wordt tegen wat de systeembeheerder anders voor balancering betaald zou hebben, maar ongeveer £ 3 als elke bespaarde kWh geteld wordt als een vermeden black-out.^[8]

Piekmomenten kunnen daarom het best gezien worden als een soort verzekering voor de zeldzame momenten waarop elektriciteit echt schaars is. De dagelijkse flexibiliteit komt van nettarieven en leverancierscontracten (zie hoofdstukken 1 en 2). Waar landen piekmomenten behouden, wijzen de voorbeelden in dit hoofdstuk op drie ontwerpkenmerken: een toestel reageert zelf, de vergoeding is gebaseerd op wat dat toestel meetbaar geleverd heeft, en om veel woningen te bereiken staat de sturing van bij het begin aan, met een eenvoudige manier waarop het huishouden ze kan opheffen. Automatische sturing werkt al op grote schaal waar een wet of een netbeheerder ze oplegde, zoals bij de Franse elektrische boilers (zie hoofdstuk 5), of waar een leverancier ze in een eenvoudig contract verkocht, zoals aan meer dan 500.000 Britse eigenaars van een elektrische wagen (zie hoofdstuk 2).^{[36, 37]}

Wat dit betekent voor België

• De CREG (Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas) en Elia zouden jaarlijks, geaggregeerd en binnen de vertrouwelijkheidsregels van het capaciteitsmechanisme, kunnen publiceren hoeveel van de gecontracteerde capaciteit afkomstig is van toestellen bij huishoudens, en Elia en de federale overheid zouden kunnen overwegen om toestellen bij huishoudens, zoals thuisbatterijen, als noodcapaciteit in te zetten. Alleen al Vlaanderen telde in september 2026 ongeveer 189.000 geregistreerde thuisbatterijen, meer dan het aantal batterijen dat Californië in zijn test van 2025 samen ontlaadde.^{[10, 38, 39]} Er is geen openbare informatie waaruit blijkt dat thuisbatterijen deelnemen aan het Belgische capaciteitsmechanisme, waarvan het gecontracteerde volume vooral afkomstig is van elektriciteitscentrales, batterijparken en industriële vraagsturing.^[31]
• Elia en de regulatoren zouden, als ze een product voor piekmomenten uittekenen, kunnen betalen per kW gemeten op het toestel, van bij het begin met concurrerende biedingen kunnen werken en een controlegroep kunnen eisen waar een baseline voor huishoudens onvermijdelijk is.
• Leveranciers en aggregatoren zouden thermostaten en andere toestellen kunnen verkopen samen met de dienst die ze aanstuurt, standaard ingeschakeld in een contract dat de klant kiest, met duidelijke voorwaarden bij de ondertekening en een eenvoudige manier om de sturing op te heffen.
• Regulatoren die een optioneel tarief aanbieden, zoals het Waalse nettarief met vijf tijdsblokken, staan voor een afweging.^[40] Een tarief waarvoor huishoudens zelf moeten kiezen, legt niemand iets op, maar in het buitenland bereikten zulke tarieven en regelingen tussen enkele procenten en een tiende van de klanten, en hun effect was klein waar mensen manueel moesten reageren.^{[4, 18, 19, 41]}

Wanneer een kabel of onderstation van het lokale net op drukke momenten tegen zijn grenzen aan zit, spreekt men van congestie op het net. De netbeheerder kan het net dan versterken, of hij kan flexibiliteit aankopen: klanten betalen om op de drukste momenten minder elektriciteit te verbruiken, zodat de netversterking kan wachten. Dat is van belang voor huishoudens: warmtepompen en laadpalen voor elektrische wagens verhogen de avondpiek op de lokale netten, maar net als thuisbatterijen kunnen ze hun verbruik een uur of twee verschuiven, en netbeheerders kunnen voor die flexibiliteit betalen.

Groot-Brittannië doet dit al jaren en op grote schaal.^[1] Elke Britse distributienetbeheerder koopt flexibiliteit aan via aanbestedingen en veilingen, en samen hadden ze in 2024 ongeveer 9 GW gecontracteerd.^[2] Huishoudens leveren een groeiend aandeel: 23% van de flexibele capaciteit op de grootste lokale markt, in Londen en het zuidoosten van Engeland, in 2024/25.^[3] Elders zit de aankoop van flexibiliteit bij huishoudens nog in de testfase of is ze pas net begonnen, daarom kijkt dit hoofdstuk vooral naar Groot-Brittannië. Daar wordt veel meer gecontracteerd dan gebruikt, en wat een kilowatt van een huishouden opbrengt, hangt af van hoe de netbeheerder betaalt. Volgens de gemeenschappelijke Britse methode loont de aankoop van flexibiliteit alleen zolang ze per jaar minder kost dan wat het uitstellen van netversterking bespaart, zodat flexibiliteit de tijd tot de netversterking overbrugt in plaats van ze te vervangen.^[4] Warmtepompen kunnen helpen bij korte winterpieken, maar hoeveel ze kunnen helpen tijdens een vorstperiode van meerdere dagen, werd niet gemeten.^{[5, 6]}

De gecontracteerde capaciteit is veel groter dan de gebruikte flexibiliteit

Britse netbeheerders rapporteren hoeveel gigawatt flexibiliteit ze aangekocht hebben. Het grootste deel daarvan is gecontracteerde capaciteit eerder dan werkelijk gebruikte flexibiliteit: in 2024 was ongeveer 9 GW gecontracteerd, maar dat jaar werd slechts 22 GWh afgeroepen, wat overeenkomt met ongeveer tweeënhalf uur gebruik van de gecontracteerde capaciteit op vol vermogen over het hele jaar.^{[2, 7]} In 2021/22 had ongeveer drie kwart van het aanbestede volume betrekking op diensten die pas na een storing op het net afgeroepen worden.^{[1, 8]}

We vonden weinig rapporten die vier cijfers afzonderlijk tonen: de gecontracteerde capaciteit, de werkelijk gebruikte energie, de betaalde prijs per kW en het aandeel dat van huishoudens komt. De nationale Britse cijfers tonen niet wat huishoudens leveren.^[2] De netbeheerders die het wel publiceren, tellen het op verschillende manieren, als aandeel van de capaciteit of van de nieuwe registraties, en prijzen worden uitgedrukt per MWh of per MW per uur in plaats van per kW per jaar, wat ze moeilijk vergelijkbaar maakt met andere regelingen.^{[3, 9, 10]}

Wat een kilowatt van een huishouden opbrengt, hangt af van hoe de netbeheerder betaalt

Britse netbeheerders betalen vooral per MWh die bij een afroep geleverd wordt, soms aangevuld met een kleine vergoeding om stand-by te staan, tegen prijzen die in aanbestedingen en veilingen vastgelegd worden.^{[9, 10]} Gemiddeld over alle netbeheerders en producten zou een kilowatt in 2023-24 volgens een prognose ongeveer £ 33 (€ 38) per jaar opbrengen, betaald aan de aggregator of leverancier, die een deel inhoudt voordat er iets bij het huishouden terechtkomt.^{[11, 12, 13]}

Nederland, waar drie netbeheerders in november 2026 beginnen met de aankoop van flexibiliteit bij huishoudens, koos voor een eenvoudiger ontwerp: een vaste, gepubliceerde prijs die betaald wordt voor beschikbaarheid in plaats van per gebruik.^{[14, 15, 16]} Die bedraagt € 60 per kW per jaar voor toestellen die hun verbruik twee uur lang kunnen beperken, € 90 voor vier uur en € 120 voor zes uur (figuur 4.1).^[16] Ter vergelijking: de Belgische CRM-veilingen betaalden in 2025 gemiddeld ongeveer € 14 tot € 27 per kW gereduceerd vermogen ('derated') per jaar, vooral aan elektriciteitscentrales, batterijparken en industriële vraagsturing.^{[17, 18]} Het werven van huishoudens via leveranciers en aggregatoren bleek wel traag te verlopen: een eerste, kleinere fase, open voor ongeveer 35.000 huishoudens, had tegen januari 2026 ongeveer 2.200 laadpalen, 85 thuisbatterijen en 500 hybride warmtepompen aangetrokken.^{[19, 20]}

Flexibiliteit is evenveel waard als wat het uitstellen van netversterking bespaart

Regulatoren laten netbeheerders vaak een rendement verdienen op de kabels en onderstations die ze bezitten, maar niet op de diensten die ze bij anderen aankopen.^{[21, 22]} Dat geeft netbeheerders een reden om te bouwen in plaats van flexibiliteitsdiensten aan te kopen. Ofgem, de Britse energieregulator, zwakt die vertekening af door beide soorten uitgaven samen te beoordelen, als één totaal.^[23] Ofgem verplicht ook elke netbeheerder om te publiceren waar en waarom hij flexibiliteit aankoopt, met één gemeenschappelijke methode om die met netversterking te vergelijken.^{[4, 24]} Een netversterking een jaar uitstellen, vermijdt de kosten ervan niet; het bespaart vooral de kosten van het kapitaal dat dat jaar vastgelegd zou zijn.^[4] Volgens de gemeenschappelijke methode loont de aankoop van flexibiliteit daarom alleen zolang ze per jaar minder kost dan die besparing, wat het plafond ruim onder de kosten van de netversterking zelf legt.^[4]

Met andere woorden: flexibiliteit koopt vooral tijd. Ze kan het meest waard zijn waar nog onduidelijk is of er wel netversterking nodig zal zijn, omdat wachten dan vermijdt dat er netcapaciteit gebouwd wordt die misschien nooit gebruikt wordt. Vanaf 2028 verwacht Ofgem dat netbeheerders flexibiliteit afwegen voordat ze zich tot netversterking verbinden, en zal Ofgem netversterking waarvan de noodzaak minder zeker is, pas financieren zodra die noodzaak bevestigd is.^[23]

Huishoudens nemen deel via aggregatoren, en Groot-Brittannië maakt het eenvoudiger om hun toestellen te registreren

Een doorsneewoning biedt slechts enkele kilowatt aan, minder dan het minimale aanbod van 10 kW of meer per locatie dat Britse netbeheerders vragen, daarom bundelen aggregatoren en leveranciers veel woningen in één aanbod.^[10] Die weg werkt: bij één netbeheerder waren in de zomer van 2025 99% van de nieuwe registraties toestellen van huishoudens, vooral laadpalen en warmtepompen.^[9]

Tot nu toe had elke Britse flexibiliteitsmarkt haar eigen inschrijving, zodat een aggregator die een warmtepomp zowel aan zijn lokale netbeheerder als aan de nationale systeembeheerder aanbiedt, die warmtepomp twee keer registreert.^[25] Vanaf 2027 moet een gedeeld register een aggregator in staat stellen om een toestel één keer aan te melden voor zowel lokale als nationale markten.^{[25, 26]} Dat is vooral van belang voor huishoudens, omdat elke woning maar enkele kilowatt toevoegt en elke inschrijvingskost weegt op wat ze opbrengt.

Warmtepompen helpen bij korte winterpieken; een lange vorstperiode werd niet gemeten

Gedurende drie winters betaalde een Britse netbeheerder meer dan 1.000 huishoudens met een warmtepomp om hun verwarming lager te zetten tijdens piekmomenten van twee uur op winteravonden.^{[5, 27]} De gemeten respons nam toe naarmate het kouder werd, van 0,4 kW per deelnemende woning boven 7°C tot 1,1 kW onder 3°C, en 85% merkte geen of slechts een lichte verandering in comfort, zelfs tijdens de koudste piekmomenten.^[5] Bij een gemiddeld piekmoment zette 47% van de deelnemers de verwarming lager.^[5] Het proefproject maakte nooit een strenge winter mee, en een afzonderlijke modelstudie suggereert dat flexibiliteit de netpiek in een winter die eens in de twintig jaar voorkomt nauwelijks zou verlagen (zie het kader 'Warmtepompen tijdens een lange koudeperiode').^{[6, 27]} Op warmtepompen kan dus gerekend worden voor korte pieken op koude avonden, maar nog niet voor een vorstperiode van meerdere dagen, en net die bepaalt hoeveel netcapaciteit er nodig is.

Wat dit betekent voor België

• Regulatoren en netbeheerders zouden de gecontracteerde capaciteit, de gebruikte energie, de prijs per kW en het aandeel van huishoudens afzonderlijk kunnen rapporteren. De Vlaamse Nutsregulator (VNR) rapporteert al de energie die op de testmarkt van Fluvius geleverd wordt.^[28]
• Regulatoren in alle drie de gewesten zouden netbeheerders kunnen vragen om voor elk gecongesteerd deel van het net, met één gemeenschappelijke methode, te publiceren tot welke prijs flexibiliteit goedkoper is dan netversterking: de jaarlijkse waarde van het uitstellen van de investering.
• Netbeheerders die flexibiliteit van huishoudens willen, zouden naast veilingen zoals die op de testmarkt van Fluvius een gepubliceerde beschikbaarheidsprijs per kW per jaar kunnen overwegen, aangeboden via leveranciers en aggregatoren, en de werving van bij het begin kunnen plannen.
• Netbeheerders en Elia delen al FlexHub, dat voor de diensten die Elia aankoopt bijhoudt welke aanbieder welke aansluiting bedient, en dat ze omschrijven als het embryo van een Belgisch flexibiliteitsinformatiesysteem.^{[29, 30, 31]} Ze plannen om FlexHub open te stellen voor meerdere aanvragende partijen en alle flexibiliteitsproducten^{[31, 32]}, congestiediensten inbegrepen; als die stap voltooid wordt, zou een huishouden een toestel één keer kunnen aanmelden en ongeveer zoals bij een leverancier van aanbieder kunnen veranderen.
• Netbeheerders en Elia zouden voor korte avondpieken op koude dagen kunnen rekenen op het lager zetten van warmtepompen, op voorwaarde dat ze er rekening mee houden dat slechts een deel van de huishoudens aan elk piekmoment deelneemt. Voor een vorstperiode van meerdere dagen zouden de kwartierdata van de digitale meters, die Fluvius sinds 2026 standaard uitleest, kunnen tonen hoe groot de piek van warmtepompen is.^[33]

Veel flexibiliteit bij huishoudens wordt per huishouden georganiseerd, via een contract met een leverancier of aggregator. Een wet, een nettarief of een productregel kan toestellen daarentegen in één keer op grote schaal stuurbaar maken. Sommige landen gebruiken zulke regels; andere laten flexibiliteit over aan contracten. Die keuze weerspiegelt uiteenlopende opvattingen over hoe ver publieke regels in de woningen van mensen mogen reiken, en kan heel goed langs politieke scheidslijnen lopen. De voorbeelden in dit hoofdstuk verschillen op drie vlakken: wie de hand aan de schakelaar heeft, wat er standaard gebeurt, en of het huishouden zich kan afmelden en betaald wordt om deel te nemen (figuur 5.1).

Zulke regels werken op grote schaal waar ze kunnen voortbouwen op infrastructuur die er al is. Frankrijk verschuift via een beslissing van de regulator een deel van de daluren van meer dan 11 miljoen huishoudens van de nacht naar de namiddag, en elektrische boilers die op een schakelcontact in de slimme meter aangesloten zijn, volgen automatisch.^{[1, 2]} Sinds 2024 kunnen Duitse netbeheerders het vermogen van nieuwe warmtepompen, laadpalen voor thuis en thuisbatterijen terugschroeven op momenten dat het net onder druk staat, maar de slimme meters die nodig zijn om dat op afstand te doen, ontbreken nog grotendeels.^{[3, 4]} Groot-Brittannië laat elke nieuwe laadpaal voor thuis sinds 2022 standaard de piek vermijden.^[5] Veel van de oudere centrale sturing werd opgezet om toestellen 's nachts te laten werken, wanneer elektriciteit vroeger het goedkoopst was; door de zonnepanelen is het midden van de dag nu vaak het goedkoopste moment, zodat die sturing alleen nuttig blijft als haar uren mee verschuiven.^{[1, 6]} En wanneer veel toestellen op hetzelfde moment op hetzelfde signaal reageren, dreigen ze een nieuwe piek te veroorzaken; daarom spreiden de landen die centraal schakelen het moment waarop toestellen inschakelen.^{[7, 8]} Hoeveel flexibiliteit deze regels werkelijk opleveren, is zelden gemeten.

De meeste regels gaan gepaard met een vergoeding of een uitweg

Ook waar toestellen stuurbaar moeten zijn, staat die verplichting zelden op zichzelf. Duitse netbeheerders kunnen elke nieuwe warmtepomp, laadpaal voor thuis of thuisbatterij van meer dan 4,2 kW terugschroeven wanneer het lokale net zijn grens nadert, maar nooit tot onder dat niveau, en huishoudens kunnen zich niet afmelden.^[3] In ruil daarvoor kan de netbeheerder de aansluiting niet langer weigeren of uitstellen, en betaalt het huishouden € 110 tot € 190 per jaar minder aan nettarieven.^[3] Zwitserland stapt over van opgelegde naar betaalde sturing: volgens een wet die in 2024 bij referendum werd goedgekeurd, mag de netbeheerder de flexibiliteit van een huishouden alleen gebruiken met de toestemming van dat huishouden en tegen een gepubliceerde vergoeding, behalve om een ernstige bedreiging voor het net af te wenden.^{[9, 10, 11]} Waar niets betaald wordt, is er een uitweg. Elke nieuwe Britse laadpaal voor thuis verlaat de fabriek met de instelling om buiten de piekuren op weekdagen te laden, maar de eigenaar kan die uren op elk moment opheffen.^[5]

Regels schalen op waar de bekabeling er al is

Frankrijk kan de uren van miljoenen elektrische boilers met één beslissing van de regulator verschuiven omdat drie dingen al aanwezig waren: de goedkope daluren zitten in één nationaal nettarief, één netbeheerder beheert 95% van het distributienet, en ongeveer 7,8 miljoen elektrische boilers zijn aangesloten op een schakelcontact in de slimme meter dat ze inschakelt wanneer die uren beginnen.^{[1, 12, 13]} Die snelheid heeft een prijs: huishoudens worden ingelicht in plaats van geraadpleegd, en wie een elektrische boiler heeft die op een eigen timer werkt, moet die opnieuw instellen of riskeert water op te warmen tegen piekprijzen.^{[1, 14]} Duitsland toont het omgekeerde: midden 2026 had slechts 5,9% van zijn meetpunten de slimme meter waarvan het terugschroeven op afstand afhangt.^[4]

Sturing die voor de nacht ontworpen is, moet naar de middag verschuiven, of ze gaat verloren

Veel van deze centrale stuursystemen zijn tientallen jaren oud.^{[6, 15]} Ze werden opgezet om elektrische boilers en accumulatiekachels 's nachts te laten werken, wanneer de vraag laag was en elektriciteit het goedkoopst, en om dezelfde reden werden de goedkope uren in tarieven 's nachts gelegd.^{[1, 6, 8]} Sindsdien hebben zonnepanelen het dagpatroon veranderd: op zonnige dagen is er rond de middag vaak meer elektriciteit dan het net nodig heeft, en in veel landen is het midden van de dag het goedkoopste moment geworden (zie hoofdstuk 6).^{[1, 16]} Sturing die toestellen nog altijd 's nachts inschakelt, mist daardoor de uren waarin hun flexibiliteit nu het meest waard is. Waar de sturing naar andere uren verschoven wordt, blijft ze nuttig. Frankrijk laat nu tot drie van zijn acht daluren verschuiven naar de periode tussen 11 en 17 uur, en Australische netbeheerders verschuiven de vensters van afzonderlijk gemeten circuits voor elektrische boilers naar de zonne-uren.^{[1, 6, 17]}

Waar sturing niet langer bij het systeem past, wordt ze opgegeven. In Zwitserland zal het stedelijke nutsbedrijf van Winterthur zijn stuursignaal eind 2027 uitschakelen, omdat de exploitatie van het systeem niet langer rendabel is.^{[18, 19]} In Australië hebben veel eigenaars van zonnepanelen hun elektrische boiler van het gestuurde circuit gehaald om hem op hun eigen panelen te laten werken, vaak op advies van hun installateur: een analyse uit 2023 stelde vast dat 20–25% van de gestuurde last in Zuid-Australië inactief of losgekoppeld was, en dat ongeveer een op de drie installateurs van zonnepanelen in Queensland klanten aanraadde om die wijziging door te voeren.^{[6, 16]} Of flexibiliteit behouden blijft of verloren gaat, wordt evengoed bij de installatie beslist als bij de keuze van het contract.

Een gemeenschappelijk signaal vraagt een gespreide start

Wanneer veel toestellen tegelijk op hetzelfde signaal reageren, dreigen ze een nieuwe piek te veroorzaken. Groot-Brittannië voerde zijn regels voor laadpalen in nadat in een proef een plotse stijging van de vraag om 22 uur was vastgesteld, toen veel bestuurders het laden hadden ingesteld om te starten bij het begin van een goedkopere periode; elke nieuwe laadpaal voor thuis moet nu elke laadbeurt starten na een willekeurige vertraging van maximaal tien minuten.^{[7, 20]} Finse netbeheerders schakelen nachtelijke lasten gefaseerd in, gespreid over minstens een uur, zoals de nationale transmissienetbeheerder aanbeval.^[8] Vaste tijdsblokken in nettarieven of leverancierscontracten kunnen hetzelfde risico inhouden (zie hoofdstukken 1 en 2).

Gemeten effecten zijn schaars

Slechts één regel in dit hoofdstuk heeft een gemeten effect op systeemniveau: Nederlandse netbeheerders laten publieke laadpalen in gebieden met congestie op weekdagavonden standaard terugschroeven ('netbewust laden').^[21] In de provincie Utrecht, met 3.500 zulke laadpalen, bracht dat het laadvermogen om 19 uur tegen eind februari 2026 terug tot ongeveer de helft van het verwachte niveau: 5,8 MW in plaats van 11,5 MW (figuur 5.2).^{[22, 23]} Twee kleinere tests maten ook een verschuiving. In een test van een leverancier bij 237 Franse woningen daalde het verbruik van elektrische boilers om 19 uur met 20%, ongeveer 0,3 kW per woning, en in een proef van een Australische netbeheerder verschoof gemiddeld 28% van de dagelijkse last voor waterverwarming naar de zonne-uren.^{[13, 17]} Voor het Duitse terugschroeven, de verschoven Franse uren en de standaardinstellingen van Britse laadpalen is geen gemeten resultaat gepubliceerd; voor Frankrijk is er alleen de prognose van de netbeheerder dat ongeveer 5 GW verbruik in de zonnigste maanden naar de namiddag zal verschuiven.^{[2, 24]}

Wat dit betekent voor België

• Overheden en regulatoren die een vangnet willen onder de Belgische marktgebaseerde aanpak, zouden het Duitse pakket kunnen bestuderen: een recht om het vermogen van grote nieuwe toestellen terug te schroeven met een gegarandeerd minimum, een gegarandeerde aansluiting, een lager nettarief en gepubliceerde ingrepen.^{[3, 25]} Zo'n regel is mogelijk gemakkelijker in te voeren voordat congestie wijdverspreid is.
• Overheden zouden standaardgedrag kunnen koppelen aan toekomstige stimulansen voor toestellen. De Belgische federale belastingvermindering voor laadpalen voor thuis van 2021 tot 2024 vereiste een laadpaal die gestuurd kon worden, maar geen standaardgedrag; Groot-Brittannië bouwde standaard ingestelde laaduren in de daluren en een willekeurige startvertraging in elke nieuwe laadpaal in, tegen geraamde extra productiekosten van £ 40 (€ 47) per toestel.^{[5, 20, 26, 27, 28]} Voor warmtepompen zouden de gewestelijke premies op dezelfde manier kunnen vereisen dat sanitair warm water midden op de dag opgewarmd wordt, wanneer er volop zonnestroom is.
• Regulatoren en netbeheerders in Vlaanderen, Brussel en Wallonië zouden kunnen opvolgen wat in de plaats komt van de exclusief-nachtcircuits, die in alle drie de gewesten hun tariefvoordeel verloren hebben of aan het verliezen zijn: of hun toestellen naar de zonne-uren verschuiven, 's nachts blijven werken op een schakelklok, of helemaal niet meer gestuurd worden.^{[29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38]} Zwitserland toont dat een werkend centraal kanaal kan verdwijnen voordat er een marktgebaseerd alternatief bestaat.^[19]
• Regulatoren, leveranciers en aggregatoren die de tijdsblokken uittekenen die nu in Belgische nettarieven en leverancierscontracten verschijnen, zouden van bij het begin een gespreide start kunnen inbouwen, zoals Groot-Brittannië dat per toestel doet en Finland per groep klanten.^{[7, 8, 39, 40, 41, 42]} Vlaamse en Waalse exclusief-nachtcircuits worden nu al op verschillende momenten ingeschakeld.^{[35, 43]}
• Fabrikanten en installateurs beslissen vaak of een warmtepomp, elektrische boiler of laadpaal stuurbaar blijft. Het flexibiliteitsbeleid in alle drie de gewesten zou hen van bij het begin kunnen betrekken, zoals Vlaanderen doet met zijn publieke catalogus van energiebeheersystemen, die Volta, het kenniscentrum van de elektrotechnische sector, mee beheert.^[44] Ze zouden nieuwe warmtepompen ook standaard zo kunnen instellen dat ze sanitair warm water in de zonne-uren opwarmen.

De zonnepanelen van huishoudens produceren het meest rond de middag, wanneer de vraag vaak laag is. Waar er veel geïnstalleerd zijn, kunnen zonnige middagen meer stroom opleveren dan het elektriciteitssysteem kan gebruiken: de groothandelsprijzen worden negatief, wat betekent dat producenten betalen om hun stroom te verkopen, en lokale netten bereiken hun grenzen. Huishoudens kunnen op twee manieren reageren: batterijen, elektrische wagens en warmtepompen kunnen hun verbruik naar die uren verschuiven, en de omvormers van zonnepanelen kunnen hun productie terugschroeven. Duitsland en Nederland hadden in 2025 meer dan 570 uur met negatieve groothandelsprijzen, en België slechts iets minder (figuur 6.1).^{[1, 2, 3]} Dit hoofdstuk steunt sterk op Australië, waar het overschot al veel groter is en de staten sinds 2020 regels vastleggen voor de zonnepanelen van huishoudens.^[4] In het laatste kwartaal van 2025 waren de prijzen in Zuid-Australië negatief in 48% van alle intervallen van vijf minuten, en op een bepaald moment produceerden de zonnepanelen op daken meer dan de hele staat verbruikte: de vraag die het net van de staat moest leveren, daalde tot een record van min 263 MW.^[5]

Landen hebben vier manieren gevonden om met het overschot rond de middag om te gaan. Drie ervan grijpen rechtstreeks in op de omvormer: een vaste bovengrens voor het deel van zijn vermogen dat een nieuwe installatie mag injecteren (Duitsland), een variabele injectielimiet die de netbeheerder alleen verlaagt wanneer het lokale net zijn grens nadert (Zuid-Australië), en een noodknop die de systeembeheerder als laatste redmiddel kan gebruiken (verschillende Australische staten).^{[4, 6, 7, 8, 9]} De vierde werkt via prijzen die injectie rond de middag minder waard maken, zoals in Duitsland, Australië en Nederland.^{[6, 10, 11]} De limieten en noodknoppen worden ingebouwd in nieuwe installaties in plaats van opgelegd aan bestaande, en als ze goed ontworpen zijn, kosten ze huishoudens weinig. Voor prijssignalen die gericht zijn op de injectie van huishoudens rond het middaguur is tot nu toe geen effect gemeten: elk gemeten effect op de injectie van huishoudens in dit hoofdstuk komt van rechtstreekse sturing van omvormers.^{[12, 13]}

Bestaande eigenaars behouden waarop ze rekenden

De Duitse regels gelden alleen voor nieuwe dakinstallaties. Sinds februari 2025 mag een nieuwe installatie hoogstens 60% van haar vermogen injecteren, tot een slimme meter en een stuurbox de netbeheerder in staat stellen haar terug te schroeven.^[6] Zodra die apparatuur er is, krijgt de installatie geen injectievergoeding wanneer de groothandelsprijs negatief is, en worden de verloren uren toegevoegd aan het einde van haar steunperiode van 20 jaar.^[6] Bestaande eigenaars kunnen vrijwillig instappen, in ruil voor een iets hogere injectievergoeding.^[6] Ook de variabele limiet en de noodknop van Zuid-Australië gelden alleen voor nieuwe en vervangen omvormers, zodat niemand verliest wat hij al had.^{[4, 14]} In Nederland treft een wijziging wel bestaande eigenaars, maar met een aankondiging twee jaar vooraf. Onder de salderingsregeling wordt elke kWh die een huishouden teruglevert, afgetrokken van de kWh die het aankoopt, zodat zijn teruglevering in feite tegen de volledige kleinhandelsprijs vergoed wordt.^[11] De salderingsregeling verdwijnt op 1 januari 2027; tot 2030 moeten leveranciers dan voor teruggeleverde stroom minstens de helft van hun eigen elektriciteitsprijs vóór belastingen betalen.^[11]

Goed ontworpen limieten kosten huishoudens weinig

Zuid-Australië heeft zijn noodknop sinds 2020 één keer gebruikt, ongeveer een uur lang, en West-Australië raamt de kost van één activering op $ 1–2 (ongeveer € 0,60–1,20) per huishouden.^{[4, 8, 15, 16]} In de proef met de variabele injectielimiet van Zuid-Australië stond de limiet 99,4% van de tijd op haar maximum van 10 kW, zodat de injectie maar in enkele uren beperkt moest worden.^[13] De Duitse regel over negatieve prijzen kost meer: bij de prijzen van 2024 verliest een typische nieuwe installatie met een batterij ongeveer € 130 per jaar, een kwart van haar inkomsten uit injectie.^{[17, 18]} Een batterij die al vroeg in de ochtend begint te laden, kan vol zitten vóór de middag, wanneer negatieve prijzen het vaakst voorkomen; een batterij die wacht en laadt tijdens de zonnepiek rond de middag, recupereert bijna dat hele verlies, zodat de kost vooral terechtkomt bij installaties die niet op prijzen reageren.^[17]

Eén functie, vrijwillig of in noodgevallen gebruikt

In Zuid-Australië werd de variabele injectielimiet de norm zodra de staat eiste dat elke nieuwe omvormer ze moest kunnen ontvangen.^{[13, 14]} Tijdens de proef koos ongeveer een derde van de nieuwe klanten met zonnepanelen voor de variabele limiet; na de verplichting deden bijna negen op de tien dat.^{[13, 19]} Dezelfde omvormers moeten in noodgevallen ook uitgeschakeld kunnen worden, een verplichting sinds 2020, en het noodsignaal kan via het systeem voor flexibele injectie van de netbeheerder verstuurd worden, zodat dezelfde apparatuur voor beide dient.^[4] Vrijwillige afregeling en een gedwongen uitschakeling zijn technisch dezelfde handeling, een omvormer die zijn productie terugschroeft op een extern signaal; wat ze onderscheidt, is wie beslist. Hoe meer huishoudens vrijwillig afregelen, hoe minder vaak een noodknop nodig zou zijn.

Geen gemeten effect van prijssignalen

Duitsland heeft geen raming gepubliceerd van hoeveel injectie rond de middag zijn regel over negatieve prijzen wegnam, en het aantal uren met negatieve prijzen steeg er van 457 in 2024 tot 573 in 2025.^[1] In Australië rekenen de netbeheerders in Sydney en Zuid-Australië een klein bedrag aan voor injectie rond de middag, en in Sydney betaalt de netbeheerder ook een kleine vergoeding voor injectie 's avonds.^{[10, 20]} Dat tarief is bewust klein, naar schatting € 11 per jaar voor een gemiddeld Zuid-Australisch huishouden, en het wordt aan de leverancier aangerekend, zodat het huishoudens maar bereikt voor zover leveranciers het doorrekenen.^{[10, 15, 20, 21]} Sinds juli 2026 verplicht een federale regel leveranciers in drie Australische staten bovendien om een contract aan te bieden met drie gratis uren rond de middag, en Victoria startte op 1 oktober 2026 een eigen, gelijkaardige regeling; er zijn nog geen cijfers gepubliceerd over hoeveel verbruik deze uren verschuiven.^{[22, 23, 24]}

Wat dit betekent voor België

• De federale overheid en Elia zouden zich kunnen laten inspireren door het Australische ontwerp als ze een noodknop voor zonnepanelen nastreven: alleen voor nieuwe en vervangen omvormers, zodat bestaande eigenaars de voorwaarden behouden waaronder ze investeerden; huishoudens pas na de grote wind- en zonneparken die Elia nu al kan afregelen; en één aangekondigde test per jaar.^{[4, 25, 26]}
• Overheden en netbeheerders zouden kunnen eisen dat elke nieuwe omvormer een externe injectielimiet kan ontvangen via een open communicatiestandaard, zodat dezelfde apparatuur dient voor vrijwillige afregeling, een variabele injectielimiet en, als het ooit nodig is, een noodknop.
• De distributienetbeheerders in alle drie de gewesten zouden, als ze flexibele aansluitingen uitbreiden naar huishoudens, van een variabele injectielimiet het aantrekkelijke alternatief voor een lage vaste bovengrens kunnen maken. Het Vlaamse kader voor flexibele aansluitingen, goedgekeurd in december 2025, wordt tot nu toe alleen gebruikt voor grotere aansluitingen.^{[27, 28]}
• Regulatoren zouden leveranciers kunnen vragen te rapporteren hoeveel verbruik hun aanbod rond de middag verschuift en hoeveel zonneproductie hun diensten voor afregeling terugschroeven. Als de injectievergoedingen blijven dalen, zoals het beste aanbod in Brussel in 2025 met bijna 30% daalde, zouden een minimumvergoeding voor geïnjecteerde stroom en kosten voor injectie die beperkt blijven tot de werkelijke kosten, zoals in Nederland, opties kunnen zijn om te overwegen.^{[11, 29]}

Thuisbatterijen, warmtepompen en laadpalen voor elektrische wagens kunnen op drie plaatsen waarde creëren. Achter de meter verlagen ze de factuur van het huishouden zelf, door zijn verbruik naar goedkopere uren te verschuiven of zijn zonnestroom op te slaan. Lokaal kunnen ze een gecongesteerd distributienet ontlasten (zie hoofdstuk 4). Op nationale markten bundelt een leverancier of een onafhankelijke aggregator veel toestellen en verkoopt hij hun flexibiliteit op de groothandelsmarkt of als reserves: capaciteit die de transmissienetbeheerder achter de hand houdt om vraag en aanbod in evenwicht te brengen. Veel aanbiedingen voor huishoudens sturen toestellen ook in realtime aan op basis van de onbalansprijs, de prijs waartegen de transmissienetbeheerder de resterende verschillen tussen vraag en aanbod afrekent.^[1] Wat deze nationale markten betalen, en hoe betrouwbaar, bepaalt welke aanbiedingen leveranciers en aggregatoren rond toestellen van huishoudens kunnen uitbouwen; dit hoofdstuk weegt die inkomsten af tegen de waarde achter de meter.

Deze markten openstellen voor huishoudens bleek op papier gemakkelijker dan in de praktijk. Vijf jaar nadat de Verenigde Staten hun groothandelsmarkten verplichtten om gebundelde toestellen van huishoudens toe te laten, leverden die toestellen slechts enkele tientallen megawatt.^[2] De Amerikaanse ervaring wijst erop dat er pas volume komt zodra de meting, de rol van de lokale netbeheerder en de settlement (verrekening) met de leverancier van het huishouden in de praktijk werken voor kleine toestellen.^[2] Waar huishoudens wel toegang krijgen, kunnen de inkomsten snel slinken. Reservemarkten zijn door hun opzet klein: de transmissienetbeheerder koopt alleen zoveel reserve als hij nodig heeft om vraag en aanbod in evenwicht te houden, zodat enkele honderden megawatt aan batterijen zo'n markt kunnen vullen. In Zweden betraden batterijen massaal de markt toen de reserveprijzen rond 2022 uitzonderlijk hoog waren, en binnen drie jaar daalden die prijzen met 80 tot 90%.^{[3, 4]} Onbalansprijzen volgen grotendeels wat het kost om die reserves te activeren, zodat de opbrengsten van toestellen die op die prijzen gestuurd worden, op dezelfde manier kunnen slinken, zoals een Nederlandse leverancier ondervond.^{[1, 5]} In Duitsland en Australië slaan de meeste thuisbatterijen gewoon de zonnestroom van het eigen huishouden op voor de avond. Dat alleen al kan op zonnige dagen de avondpiek verlagen, en eventuele inkomsten uit de nationale markten komen daar als een volatiele extra bovenop. Aanbiedingen waarvoor apparatuur in honderdduizenden woningen geplaatst moet worden, zijn met zulke inkomsten moeilijk te financieren; in Frankrijk maakte een vergoeding die voor tien jaar gegarandeerd is, zo'n aanbod mogelijk.^[6]

Toelating alleen leverde weinig volume op

In 2020 verplichtte de Amerikaanse federale energieregulator de regionale groothandelsmarkten om gebundelde toestellen van huishoudens, zoals batterijen en laadpalen, toe te laten.^[2] Begin 2025 hadden slechts twee van de zes markten die verplichting volledig uitgevoerd, en de volumes waren klein: 20 MW uit ongeveer 5.000 systemen met zonnepanelen en batterij bij huishoudens in New England.^[2] Een studie van Lawrence Berkeley National Laboratory, een van de nationale onderzoekslaboratoria van de Amerikaanse overheid, wees op praktische hindernissen: regels die moeten voorkomen dat een toestel twee keer betaald wordt, door een programma van een nutsbedrijf en door de groothandelsmarkt; het recht van het lokale nutsbedrijf om elke registratie te beoordelen, wat in de praktijk als een veto werkt; en meting die duur is in verhouding tot wat een klein toestel opbrengt.^[2]

Wie de leverancier betaalt, bepaalt wie de waarde behoudt

Een leverancier koopt vooraf elektriciteit aan voor wat hij verwacht dat zijn klanten zullen verbruiken. Wanneer een onafhankelijke aggregator, een ander bedrijf dan de leverancier van het huishouden, de batterij van een huishouden ontlaadt om die flexibiliteit op de markt te verkopen, neemt het huishouden minder stroom van het net af dan zijn leverancier ervoor aankocht; wanneer de aggregator een warmtepomp hoger zet, neemt het huishouden meer af. Iemand moet dat verschil met de leverancier verrekenen, en wie betaalt, en tegen welke prijs, bepaalt de businesscase van elke onafhankelijke aggregator.

Sinds november 2024 laat Groot-Brittannië onafhankelijke aggregatoren de flexibiliteit van huishoudens op de groothandelsmarkt verkopen zonder toestemming van de leverancier.^[7] De leverancier wordt vergoed tegen een gereguleerde prijs uit een pot die alle leveranciers delen, en dus uiteindelijk door iedereen die een elektriciteitsfactuur betaalt.^[7] Dat maakte de toetreding goedkoop voor aggregatoren, maar ook grote productie-installaties, waarvoor die weg nooit bedoeld was, maakten er gebruik van: in zes maanden werd ongeveer £ 19 miljoen uit de pot uitbetaald, en in augustus 2026 sloot Ofgem, de Britse energieregulator, de weg af voor productie-installaties boven 10 MW.^{[8, 9, 10]} Groot-Brittannië onderzoekt nu een rechtstreekse betaling door de aggregator, wat de leveranciers zou beschermen maar de marges van de aggregatoren zou aantasten.^[11]

Reservemarkten zijn klein en raken snel vol

Reserves bestaan in verschillende producten, die vooral verschillen in hoe snel ze moeten reageren, en voor elk product koopt de transmissienetbeheerder alleen zoveel als hij nodig heeft om vraag en aanbod in evenwicht te houden, voor sommige producten gedimensioneerd op de grootste plotse uitval: in Zweden enkele honderden megawatt per product.^[3] Toen de reserveprijzen rond 2022 uitzonderlijk hoog waren, betraden batterijparken en gebundelde thuisbatterijen massaal de markt.^[3] Eind 2025 was de capaciteit die goedgekeurd was om deze reserves te leveren, zeven tot negen keer zo groot als wat de Zweedse netbeheerder aankoopt, en was de prijs van zijn belangrijkste reserve tegen plotse verstoringen gedaald van ruwweg € 120 naar € 20 per MW per uur (zie figuur 7.1; ter vergelijking: de Belgische prijzen voor de frequency containment reserve (FCR) en de automatische reserve (aFRR) daalden tussen 2024 en 2025 met 60 tot 72%).^{[3, 12, 13, 14]}

Voor de bedrijven die thuisbatterijen bundelen, betekent een markt die volloopt minder inkomsten per batterij. De thuisbatterijen van een Zweedse aggregator, zo'n 15.000 in totaal, verdienden in 2024 per kilowatt meer dan een derde minder dan in de jaren daarvoor.^{[15, 16, 17]} De aggregator breidde uit naar Finland, waar een thuisbatterij die reserves combineerde met laden en ontladen op basis van prijsverschillen per uur, in de eerste helft van 2025 ongeveer vier keer zoveel opbracht als een batterij die alleen de zonnestroom van haar eigenaar opsloeg.^{[18, 19]} Een Nederlandse leverancier stuurde de thuisbatterijen van zijn klanten in realtime aan op basis van de onbalansprijs, waarmee de verschillen tussen vraag en aanbod in realtime afgerekend worden; de opbrengst per batterij piekte in augustus 2024 en daalde daarna, omdat snel groeiende flexibele capaciteit om een kleine markt concurreerde.^[5] De leverancier voegde daarna frequentiereserves en handel op de day-ahead- en de intradaymarkt toe.^[1] Beide bedrijven reageerden door voor dezelfde batterijen verschillende inkomstenbronnen te combineren.

Batterijen die hun eigen huishouden dienen, kunnen het systeem nu al helpen

Waar thuisbatterijen het meest verspreid zijn, dienen de meeste gewoon hun eigen huishouden: ze slaan overdag de stroom van de zonnepanelen op en geven die 's avonds weer af. Duitsland telt er ongeveer twee miljoen, of 48 per 1.000 huishoudens (ter vergelijking: Vlaanderen telt er ongeveer 63; zie figuur 7.2), en bijna allemaal worden ze op deze manier gebruikt.^{[20, 21, 22, 23, 24, 25]} Elektriciteit van het net is in Duitsland zwaar belast, dus er minder van aankopen is de belangrijkste manier waarop een batterij zichzelf terugverdient. In Australië heeft slechts een op de tien tot een op de vier batterijeigenaars zich bij een virtuele centrale aangesloten, en toch mat de marktbeheerder dat woningen met een batterij tijdens de avondpiek gemiddeld 0,7 kW minder van het net afnamen dan vergelijkbare woningen met alleen zonnepanelen, bijna drie kwart minder.^{[26, 27, 28]} De avond, wanneer deze batterijen hun opgeslagen zonnestroom afgeven, is ook het moment waarop de vraag op het systeem het hoogst is. Het effect hangt af van een zonnige dag vóór de piek. Op koude winteravonden, wanneer het systeem het meest onder druk staat en er weinig zonnestroom is om op te slaan, helpt een batterij alleen als ze vooraf tijdens goedkopere uren van het net laadt. Een batterij die een dynamisch contract volgt, doet dat vanzelf, zonder aggregator; een batterij die alleen de zonnestroom van haar huishouden opslaat, zoals de meeste vandaag, doet dat niet.^{[20, 28]}

Een lange, voorspelbare vergoeding kan apparatuur in veel woningen financieren

Een Franse aggregator plaatst gratis stuurboxen op de elektrische radiatoren en elektrische boilers van huishoudens en schakelt die kortstondig uit wanneer het elektriciteitssysteem onder druk staat.^{[6, 29]} In 2022 won het bedrijf 721 MW in een aanbesteding van de overheid voor vraagsturing (appel d'offres effacement), met vergoedingen die voor tien jaar gegarandeerd zijn, en verbond het zich ertoe 450.000 woningen uit te rusten; de huishoudens houden wat ze op hun eigen factuur besparen.^{[6, 30]} Omdat de vergoeding zo lang gegarandeerd is, kan het bedrijf één standaardbox en de installatie ervan in honderdduizenden woningen financieren; reservemarkten die snel vollopen, bieden dat soort zekerheid niet.^[6] Toestellen van huishoudens kunnen hoofdzakelijk op twee manieren aangestuurd worden: via een extra stuurbox in de woning, of via het eigen onlineplatform van de fabrikant (cloud-to-cloud), waarvoor geen huisbezoek nodig is. Het Franse voorbeeld doet vermoeden dat de keuze tussen beide mogelijk minder afhangt van de technologie dan van hoe zeker de inkomsten zijn.

De eerste commerciële aanbiedingen voor vehicle-to-grid, waarbij een elektrische wagen ook stroom uit zijn batterij teruglevert aan het net, zetten onzekere marktinkomsten eveneens om in een voorspelbare beloning voor het huishouden.^{[31, 32, 33]} Ze combineren een bidirectionele laadpaal en een elektriciteitscontract voor de modellen van één automerk (in Groot-Brittannië samen met een leasewagen), bieden gratis thuisladen of een vaste vergoeding voor elk uur dat de wagen ingeplugd is (24 cent in Duitsland, tot € 720 per jaar), en laten het marktrisico bij het bedrijf (zie het kader over vehicle-to-grid hieronder).^{[31, 32, 33, 34, 35]}

Wat dit betekent voor België

• Leveranciers en aggregatoren, waarvan sommige al thuisbatterijen van klanten aansturen in België, zoals Trevion en Bolt met de aggregator Powernaut, en Frank Energie, zouden aanbiedingen voor thuisbatterijen op verschillende inkomstenbronnen kunnen baseren, met de besparingen achter de meter als basis.^{[36, 37, 38]} Ze zouden de inkomsten uit reserves en onbalans als volatiel kunnen voorstellen in plaats van als een beloofde terugverdiening, en kunnen tonen wat hun sturing toevoegt aan een batterij die al het meeste haalt uit de prijssignalen waaraan het huishouden rechtstreeks blootstaat.
• Overheden en regulatoren zouden kunnen vaststellen dat het belangrijker is om huishoudens een zinvol prijssignaal te geven dan om te eisen dat toestellen van huishoudens gebundeld worden voor nationale reservemarkten. Het Belgische elektriciteitssysteem staat het meest onder druk op koude winteravonden, wanneer er weinig zonnestroom is om op te slaan, en een thuisbatterij helpt dan alleen als ze vooraf tijdens goedkopere uren van het net laadt, wat een batterij die een dynamisch contract volgt vanzelf doet, zonder aggregator. De Belgische regels verplichten de aggregator al om de leverancier rechtstreeks te betalen, de aanpak die Groot-Brittannië nu onderzoekt; nu deze settlementregels ook gelden voor laagspanningsaansluitingen voor de reserves van Elia, zouden een werkbare meting en die settlement weleens kunnen bepalen hoeveel volume van huishoudens er volgt.^{[11, 39, 40, 41, 42]} Er is geen openbare informatie dat thuisbatterijen deelnemen aan het capaciteitsvergoedingsmechanisme (CRM), dat al betaalt voor beschikbare capaciteit; het kan de moeite lonen te begrijpen waarom, vooraleer er een aparte vergoeding op lange termijn voor thuisbatterijen uitgetekend wordt.^[43]
• Distributienetbeheerders zouden toestellen van huishoudens beschikbaar, en mogelijk goedkoper, kunnen vinden voor lokaal congestiebeheer naarmate de nationale reservemarkten vollopen; grote batterijen die op het transmissienet aangesloten zijn, kunnen congestie op het lokale net niet verlichten (zie hoofdstuk 4).
• Overheden, regulatoren en netbeheerders die potentieel zien in vehicle-to-grid, zouden kunnen bekijken hoe de Belgische tarieven omgaan met elektriciteit die door een autobatterij passeert. Huishoudens betalen geen nettarief, heffingen of btw op wat ze injecteren, maar betalen die wel volledig op wat ze afnemen om de wagen te laden, ook op het deel dat ze later terugleveren; sinds 2026 rekent Duitsland nettarieven maar één keer aan op elektriciteit die opgeslagen en teruggeleverd wordt.^{[44, 45, 46]} Deelwagens en vlootwagens, die op gekende laadpunten parkeren, zouden een praktische plek kunnen zijn om eerste ervaring op te doen, zoals in Utrecht.^{[47, 48]}

Een leverancier kan een huishouden alleen belonen voor elektriciteitsverbruik op goedkopere uren als een meter registreert wanneer de elektriciteit verbruikt werd en die waarden bij de leverancier terechtkomen. Een warmtepomp of laadpaal kan een prijs alleen volgen als ze die prijs kan uitlezen. Evenzo kan een energiebeheersysteem, het kastje of de app die de toestellen van een huishouden op elkaar afstemt, toestellen van verschillende merken alleen aansturen als die een gemeenschappelijk communicatieprotocol delen. Dit hoofdstuk gaat over die basis: meterdata, machineleesbare prijzen en gemeenschappelijke protocollen voor toestellen.

In de meeste landen uit dit rapport is de meter zelf niet langer het knelpunt: in de Noordse landen en Oostenrijk zijn slimme meters bijna overal aanwezig, en 96% van de Franse woningen heeft er een (zie figuur 8.1).^{[1, 2, 3, 4, 5]} Het verschil zit in de vraag of data, prijzen en stuursignalen standaard doorstromen. Groot-Brittannië verandert de manier waarop leveranciers de elektriciteit van hun klanten aangerekend krijgen: elke meter schakelt over naar settlement (verrekening tussen leveranciers) op basis van het gemeten verbruik per halfuur, zodat een leverancier er baat bij heeft wanneer zijn klanten hun verbruik naar goedkopere uren verschuiven, welk contract hij hun ook verkoopt.^{[6, 7]} Californië publiceert elk tijdsvariabel tarief in één publieke databank die toestellen kunnen uitlezen, en de Nederlandse netbeheerders hebben een korte lijst voorgesteld van vijf protocollen die een energiebeheersysteem zou moeten spreken.^{[8, 9, 10, 11]} Duitsland toont wat er kan gebeuren wanneer de meter zelf zeer veeleisend gemaakt wordt: tien jaar nadat het land voor een zwaar gecertificeerd ontwerp koos, heeft slechts ongeveer 6% van de meetpunten er een.^{[12, 13]} Geen van deze hervormingen heeft op zichzelf een gemeten effect op flexibiliteit; het zijn randvoorwaarden voor de maatregelen uit de andere hoofdstukken.

Data maken een verschil waar ze standaard gebruikt worden

Wil de factuur een huishouden belonen voor het verschuiven van zijn verbruik, dan moeten er vier schakels aanwezig zijn: de slimme meter zelf; meting van het verbruik per kwartier of per halfuur; het gebruik van die gemeten waarden in de settlement tussen leveranciers; en het doorgeven ervan aan de leverancier voor de facturatie. Een schakel die alleen op aanvraag werkt, bereikt doorgaans weinig huishoudens. Oostenrijk toont dat voor de tweede schakel: eind 2024 had 97% van de meetpunten een slimme meter, maar registreerde slechts 13% kwartierwaarden.^[4] Oostenrijk maakt de registratie van kwartierwaarden nu de standaard.^[4]

Achter de factuur van elk huishouden zit een tweede berekening, de settlement op de groothandelsmarkt, waarin elke leverancier aangerekend krijgt wat zijn klanten verbruikten. Tot de huidige hervorming gebeurde de settlement voor Britse woningen op basis van een verondersteld dagelijks verbruikspatroon in plaats van wat hun meters maten.^[14] Een leverancier van wie de klanten hun verbruik naar goedkope uren verschoven, kreeg daardoor nog altijd aangerekend alsof ze dat niet gedaan hadden, en had weinig reden om hun een tijdsafhankelijk tarief aan te bieden^[6] of hen op een andere manier te helpen hun verbruik te verschuiven. In 2021 besliste de Britse energieregulator, Ofgem, dat de settlement voor elke meter zou gebeuren op basis van het gemeten verbruik per halfuur.^[6] De overschakeling van de meters naar de nieuwe regeling begon in oktober 2025, de datum waarop ze volgens het oorspronkelijke plan al afgerond zou zijn, en moet tegen mei 2027 voltooid zijn; in september 2026 waren ongeveer 20 miljoen van de zowat 34 miljoen meetpunten overgeschakeld.^{[6, 7, 15, 16, 17]}

Settlement op basis van gemeten waarden geeft de leverancier een reden om zijn klanten te helpen hun verbruik te verschuiven, welk contract hij hun ook verkoopt: zelfs bij een vaste prijs per kWh verlaagt elke kWh die een klant naar een goedkoper uur verschuift de kosten van de leverancier, zodat sturingsdiensten, goedkope of gratis uren en slimme tarieven ook voor de leverancier zelf beginnen te lonen (zie het kader over settlement hieronder).^{[6, 7]} Facturatie op basis van gemeten waarden is een aparte stap, die alleen nodig is voor contracten met een prijs die van het tijdstip afhangt, en het is die stap die de winst rechtstreeks doorgeeft aan het huishouden. Noorwegen, Denemarken en Finland doen dat al: de uurwaarden van elk huishouden bereiken zijn leverancier via een centrale datahub, een nationale databank voor meterdata, en huishoudens met een contract dat de spotprijs per uur volgt, worden al jaren op basis daarvan gefactureerd.^{[1, 2, 18, 19, 20, 21, 22]}

Toestellen hebben machineleesbare prijzen en een korte lijst van protocollen nodig

Een warmtepomp of laadpaal kan geen tariefkaart of factuur lezen: om een prijs automatisch te volgen, heeft ze die prijs nodig als data. Sinds 2023 verplicht het energieagentschap van de staat Californië de grote nutsbedrijven, en de grootste lokale publieke instanties die energie aankopen namens de inwoners, om elk tijdsvariabel tarief te publiceren in één gratis publieke databank.^{[8, 9]} Elk tarief, dat meestal zowel de energie- als de netkosten dekt, heeft een standaardnummer, zodat een warmtepomp of laadpaal die dat nummer kent, de exacte uurprijs kan ophalen en automatisch kan volgen.^{[9, 23, 24]} Groot-Brittannië zal vanaf februari 2027 hetzelfde eisen van zijn leveranciers.^{[25, 26]}

Om een warmtepomp, een laadpaal, een batterij en de omvormer van zonnepanelen aan te sturen, moet een energiebeheersysteem vandaag minstens tien verschillende protocollen spreken.^[10] ElaadNL, het gezamenlijke innovatiecentrum van de Nederlandse distributienetbeheerders, heeft een korte lijst van vijf voorgesteld: één standaard voor signalen die van buitenaf de woning binnenkomen, en vier voor de communicatie met de toestellen in de woning, waarvan er één alleen voor laadpalen dient.^{[11, 27]} De netbeheerders kunnen deze lijst niet opleggen en proberen de markt er daarom naartoe te sturen. Een fabrikant van toestellen hoeft maar één van de vier standaarden voor binnenshuis te ondersteunen, terwijl elk compatibel energiebeheersysteem ze alle vijf spreekt, zodat een huishouden toestellen van verschillende merken kan combineren.^[11] Testevenementen, waar fabrikanten nagaan of hun producten met elkaar samenwerken, en gratis opensourcesoftware ondersteunen die keuze; een certificering is gepland tegen eind 2026.^{[11, 28, 29]}

Een zwaar gecertificeerde meter remde de regels af die erop steunden

In 2016 koos Duitsland niet voor een eenvoudige slimme meter, maar voor een aparte, zwaar beveiligde communicatie-eenheid naast de meter, gecertificeerd door het Duitse federale agentschap voor informatiebeveiliging; de grootschalige uitrol kon pas starten nadat toestellen van drie onafhankelijke fabrikanten gecertificeerd waren.^[12] Duitsland bouwde vervolgens nieuwe regels op die eenheid: elke leverancier moet een dynamisch contract aanbieden, nettarieven mogen variëren volgens het tijdstip van de dag, en netbeheerders mogen het vermogen van nieuwe warmtepompen en laadpalen terugschroeven op momenten dat het net onder druk staat.^{[30, 31, 32]} Midden 2026 had slechts 5,9% van de meetpunten de eenheid, zodat de meeste huishoudens het dynamische contract dat hun leverancier moet aanbieden, niet kunnen gebruiken.^[13] In 2023 gaf het parlement de uitrol een nieuwe start onder nieuwe voorwaarden: eenheden kunnen nu eerst geïnstalleerd worden en later via software functies bijkrijgen, en een huishouden betaalt hoogstens € 20 per jaar.^[12]

Elke nieuwe generatie meters, en elke regel die toestellen verplicht stuurbaar te zijn (zie hoofdstuk 5), staat voor dezelfde keuze: een apart gecertificeerd kastje dat eerst in elke woning moet raken, of gestandaardiseerde communicatie die in het toestel zelf ingebouwd is.

Randvoorwaarden voor de massamarkt, vastgelegd door publieke instanties

Deze hervormingen zijn minder belangrijk voor de eerste klanten dan voor de massamarkt. De grote Britse tijdsafhankelijke tarieven (zie hoofdstuk 2) bestonden al vóór de hervorming van de settlement: de leveranciers die ze als eersten aanboden, kozen ervoor om de settlement voor die klanten per halfuur te laten gebeuren, klant per klant.^[33] De hervorming maakt het de moeite waard om zulke tarieven aan elk huishouden aan te bieden. In 2021 raamde Ofgem dat de hervorming consumenten na aftrek van de kosten een nettovoordeel van £ 1,6–4,5 miljard (ongeveer € 1,9–5,2 miljard) zou opleveren over de periode 2021–2045, ruwweg £ 2–5 per meetpunt per jaar.^{[6, 16, 34, 35, 36]} In elk voorbeeld uit dit hoofdstuk werd deze basis gelegd door een regulator, een overheid of de netbeheerders, niet door de markt; leveranciers en fabrikanten van toestellen bouwen erop verder.

Wat dit betekent voor België

• Regulatoren op federaal en gewestelijk niveau zouden samen één machineleesbaar formaat kunnen opleggen voor contractprijzen en nettarieven, zoals Californië doet en Groot-Brittannië vanaf 2027 zal doen.^{[8, 26]} Hun eigen prijsvergelijkers, zoals de V-test van de Vlaamse Nutsregulator (VNR), zouden een vertrekpunt kunnen zijn: om contracten te vergelijken, verzamelen de regulatoren al de details van de aanbiedingen die ze opnemen, dus die in een machineleesbare vorm publiceren zou een bescheiden volgende stap zijn.^[37]
• Overheden, regulatoren en netbeheerders zouden de Nederlandse korte lijst van protocollen kunnen onderschrijven, aangezien België zijn toestellen op dezelfde markt koopt. Ze zouden ook kunnen deelnemen aan de testevenementen ervan en subsidies of tariefvoordelen kunnen koppelen aan toestellen die een van de vier standaarden voor binnenshuis spreken.
• Overheden en netbeheerders die de volgende generatie meters voorbereiden, die Fluvius vanaf 2033 plant, of een regel die toestellen verplicht stuurbaar te zijn, zouden de certificering proportioneel kunnen houden, functies na de installatie via software laten toevoegen, en de voorkeur kunnen geven aan standaarden die in de toestellen ingebouwd zijn.^[38]

Vijf patronen doorheen de hoofdstukken

Groot-Brittannië loopt in de praktijk voorop, maar op het vlak van data waren de Noordse landen de eersten. Britse leveranciers verkopen tarieven rond een toestel: in juli 2025 hadden 835.000 huishoudens een slim tijdsafhankelijk tarief, van wie 653.000 een autotarief (zie hoofdstuk 2). Britse netbeheerders kopen routinematig flexibiliteit aan, met 9 GW onder contract in 2024 en één gemeenschappelijke methode om de kosten ervan af te wegen tegen die van netversterking (zie hoofdstuk 4). Op het vlak van data waren Noorwegen, Denemarken en Finland de eersten: zij factureren huishoudens al jaren op basis van gemeten uurwaarden. Britse leveranciers lanceerden hun auto- en slimme tarieven al vóór de regulator de settlement (verrekening tussen leveranciers) hervormde, door de settlement voor die klanten één voor één te laten gebeuren op basis van het gemeten verbruik per halfuur. De hervorming, die dat voor elke meter doet, geeft elke leverancier een reden om zijn klanten te helpen hun verbruik te verschuiven, welk contract hij hun ook verkoopt (zie hoofdstuk 8). De Britse voorsprong steunt ook op een regel die België niet heeft: een Britse leverancier betaalt de nettarieven zelf en mag ze verwerken in één all-inprijs per kWh, zodat hij die hele prijs 's nachts goedkoper kan maken, terwijl een Belgische leverancier de gereguleerde nettarieven ongewijzigd doorrekent (zie hoofdstuk 2).

Sturing opleggen of aan de markt overlaten: een spectrum. In de ene benadering eisen de wet of de regulator dat toestellen stuurbaar zijn, en bepalen ze wie ze aanstuurt. In de andere wordt flexibiliteit overgelaten aan contracten met leveranciers en aggregatoren, en dat is ruwweg waar België staat. De keuze weerspiegelt verschillende opvattingen over hoever publieke regels mogen ingrijpen in de toestellen van een huishouden, en de meeste landen combineren beide (zie hoofdstuk 5). Duitsland laat netbeheerders toe om het vermogen van nieuwe warmtepompen en laadpalen terug te schroeven op momenten dat het net onder druk staat, maar garandeert 4,2 kW en geeft een korting op het nettarief; Groot-Brittannië laat nieuwe laadpalen voor thuis standaard in de daluren laden, een instelling die de eigenaar kan opheffen. Zulke regels bereiken schaal waar de bekabeling al bestaat, zoals bij de Franse elektrische boilers op het schakelcontact van de meter, en lopen vast waar dat niet zo is, zoals in Duitsland, waar het terugschroeven van het vermogen nog altijd op slimme meters wacht (zie hoofdstukken 5 en 8). Aan de kant van de markt leverde het openstellen van groothandels- en reservemarkten voor aggregatoren op zichzelf weinig volume bij huishoudens op (zie hoofdstuk 7).

Automatisering levert resultaat; eenvoudige prijzen helpen wie zelf reageert. Automatische sturing maakt het grootste verschil. In Quebec, waar één nutsbedrijf in dezelfde winters beide soorten regelingen uitvoert, verminderden woningen die zelf moesten ingrijpen hun verbruik met ongeveer 0,8 kW per piekmoment, en woningen met een aangestuurde thermostaat met ongeveer 2,9 kW (zie hoofdstuk 3). Waar flexibiliteit schaal bereikte, reageerde een toestel vanzelf, ingesteld via een regel of verkocht in een contract (zie hoofdstukken 2, 3 en 5). Contracten met eenvoudige, gemakkelijk te begrijpen prijsverschillen kunnen ook gedrag veranderen: de eerste 8.000 klanten van een Belgisch tijdsafhankelijk contract verbruikten 45% van hun elektriciteit in de goedkoopste blokken, meer dan vóór hun overstap (zie hoofdstuk 2). Die eenvoud doet er vooral toe waar mensen zelf op de prijs reageren, want sturingssoftware kan een uurprijs even goed volgen als prijzen die in vaste tijdsblokken veranderen.

De politiek grijpt in wanneer facturen sterk stijgen. Het Sloveense parlement keurde binnen enkele weken een noodwet goed nadat huishoudens met zonnepanelen hun netfactuur met meer dan 200% hadden zien stijgen, en de Zweedse regering maakte een einde aan de verplichting tot een piekgebonden tarief, minder dan tien maanden vóór de datum waarop alle netbeheerders dat tarief hadden moeten invoeren (zie hoofdstuk 1). In Noorwegen, waar bijna elk huishouden de uurprijs betaalde, bood de regering vanaf oktober 2025, na jaren van crisissteun, een optionele vaste staatsprijs aan, en tegen april 2026 was ongeveer twee derde van de huishoudens in het zuiden daarnaar overgestapt. Zachtere ingrepen laten de prikkel bestaan: Ierland begrenst alleen het aan de groothandelsprijs gekoppelde deel van verplichte dynamische aanbiedingen, op een niveau dat van 2021 tot 2023 in 0,6% van de handelsperiodes overschreden werd (zie hoofdstuk 2), en Duitsland en Zuid-Australië passen nieuwe regels voor zonnepanelen alleen toe op nieuwe installaties (zie hoofdstuk 6). Een hervorming van het nettarief laat de begrensde inkomsten van een netbeheerder ongewijzigd, maar het publieke debat in parlementen en media behandelde zulke hervormingen vaak als een prijsstijging, en analyses van wie meer en wie minder zou betalen, ontbraken vaak (zie hoofdstuk 1).

Gemeten effecten zijn schaars en kleiner dan de prognoses. Waar piekgebonden nettarieven geëvalueerd werden, daalden de pieken met slechts enkele procenten, ongeveer 3% in Vlaanderen; ramingen vooraf voor geplande tijdsafhankelijke nettarieven liggen hoger, zoals de 11% die het Nederlandse nationale programma rond netcongestie verwacht (zie hoofdstuk 1). Er is geen gemeten resultaat gepubliceerd voor het Duitse terugschroeven van het vermogen, de Franse elektrische boilers met verschoven daluren of de Britse standaardinstellingen voor laadpalen (zie hoofdstuk 5), voor prijssignalen op de injectie van zonnestroom (zie hoofdstuk 6) of voor de hervormingen rond data (zie hoofdstuk 8). De betrouwbaarste cijfers komen uit vergelijkingen met een controlegroep of uit metingen op het toestel zelf (zie hoofdstuk 3).

Aanbevelingen

1. De gewestelijke regulatoren – de Vlaamse Nutsregulator (VNR), de CWaPE en Brugel – en de netbeheerders: vóór de start van een nieuw nettarief publiceren wie meer en wie minder zal betalen, de wijziging geleidelijk invoeren, en ze enkele jaren later evalueren met meterdata en een bevraging bij huishoudens, zoals Noorwegen deed (zie hoofdstuk 1).
2. De gewestelijke regulatoren (VNR, CWaPE en Brugel): bij het uittekenen van vaste tijdsblokken nagaan of er nieuwe pieken ontstaan bij het begin van goedkope vensters, overwegen om de blokken te combineren met een piekgebonden tarief, zoals Oostenrijk plant, en een gespreide start inbouwen, zoals Groot-Brittannië en Finland doen (zie hoofdstukken 1 en 5).
3. De federale en gewestelijke overheden en hun regulatoren: nog vóór de Vlaamse verplichting om een dynamisch contract aan te bieden in 2029 voor alle leveranciers geldt, crisisbescherming uittekenen die huishoudens nog altijd een reden geeft om dure uren te vermijden, zoals steun op basis van de gemiddelde maandprijs of een prijsplafond zoals in Ierland (zie hoofdstuk 2).
4. Leveranciers en aggregatoren: de sturing zelf als product verkopen, bijvoorbeeld een lage vaste prijs of een goedkoop venster in ruil voor het aansturen van de wagen, de batterij of de warmtepomp, standaard ingeschakeld in een contract dat de klant zelf kiest, met duidelijke voorwaarden en een eenvoudige manier om de sturing op te heffen. Onder het Vlaamse capaciteitstarief moet de sturing mogelijk ook het laadvermogen van elektrische wagens beperken (zie hoofdstukken 2 en 3).
5. Leveranciers en aggregatoren: een aanbod voor thuisbatterijen laten steunen op verschillende inkomstenbronnen, met de besparing op de eigen factuur van het huishouden als basis, inkomsten uit reserves en onbalans voorstellen als volatiel, en tonen wat sturing toevoegt aan een batterij die al optimaal gebruikmaakt van de prijssignalen waaraan het huishouden rechtstreeks blootgesteld is (zie hoofdstuk 7).
6. De federale en gewestelijke overheden: in toekomstige productregels of subsidies voor laadpalen voor thuis naast stuurbaarheid ook standaard ingestelde laaduren in de daluren en een willekeurige startvertraging eisen; voor de Britse regel werden de extra productiekosten geraamd op ongeveer £ 40 (€ 47) per toestel. Voor warmtepompen zouden de gewestelijke premies kunnen vereisen dat de installateur het opwarmen van sanitair warm water midden op de dag inplant, wanneer er veel zonnestroom is, in plaats van tijdens de ochtend- of avondpiek, wanneer dat opwarmen het huishouden geen voordeel oplevert (zie hoofdstukken 4 en 5).
7. De federale en gewestelijke overheden: als een vangnet onder marktgebaseerde flexibiliteit gewenst is, dat alleen laten gelden voor nieuwe en vervangen toestellen, met een gegarandeerd minimum, een vergoeding en gepubliceerde ingrepen, zoals in Duitsland, en met huishoudens als laatste in de volgorde van maatregelen, zoals in Australië (zie hoofdstukken 5 en 6).
8. Fabrikanten en installateurs: elke nieuwe warmtepomp, laadpaal en omvormer in staat stellen om een extern signaal te ontvangen via een open standaard, zoals die op de Nederlandse korte lijst, en ze in bedrijf stellen met prijsvolgende sturing ingeschakeld en, bij warmtepompen, met sanitair warm water dat midden op de dag opgewarmd wordt. Warmtepompen dimensioneren en de elektrische bijverwarming instellen met de piek tijdens koudegolven in het achterhoofd (zie hoofdstukken 2, 4, 5, 6 en 8).
9. De regulatoren op federaal en gewestelijk niveau: samen één machineleesbaar formaat opleggen voor contractprijzen en nettarieven, zodat een toestel de exacte prijs van het huishouden kan ophalen, zoals Californië doet en Groot-Brittannië vanaf 2027 zal doen. De regulatoren verzamelen de details van de aanbiedingen al voor hun prijsvergelijkers, dus dit zou een bescheiden volgende stap zijn (zie hoofdstuk 8).
10. Fluvius en de andere netbeheerders: per congestiepunt en met één gemeenschappelijke methode publiceren tot welke prijs flexibiliteit goedkoper is dan netversterking: de jaarlijkse waarde van het uitstellen ervan. Voor huishoudens een gepubliceerde beschikbaarheidsprijs per kW per jaar overwegen, verkocht via leveranciers en aggregatoren met een wervingsplan, en samen met Elia de geplande uitbreiding van FlexHub, het platform dat de netbeheerders en Elia al delen om bij te houden welke aanbieder van flexibiliteit welke aansluiting bedient, doortrekken naar alle flexibiliteitsproducten, ook de eigen congestiediensten van de netbeheerders, zodat een huishouden zijn toestellen één keer aanmeldt en even gemakkelijk van aanbieder kan veranderen als van leverancier (zie hoofdstuk 4).
11. De CREG (Commissie voor de Regulering van de Elektriciteit en het Gas) en Elia: jaarlijks, geaggregeerd en binnen de vertrouwelijkheidsregels van het capaciteitsmechanisme publiceren hoeveel van de gecontracteerde capaciteit afkomstig is van toestellen bij huishoudens en hoe dat evolueert, zodat alle Belgische stakeholders de trend kunnen volgen. Voor elk product voor huishoudens op momenten van schaarste zou Elia kunnen betalen per kW gemeten op het toestel, van bij het begin met concurrerende biedingen kunnen werken en een controlegroep kunnen eisen waar een baseline voor huishoudens onvermijdelijk is (zie hoofdstukken 3 en 7).
12. De regulatoren op federaal en gewestelijk niveau: meten wat er beweegt. Niet alleen opvolgen hoeveel huishoudens een vast, variabel of dynamisch contract hebben, maar ook hoeveel er een tijdsafhankelijk contract, een contract rond een toestel of een ander nieuw type aanbod hebben. Tijdsafhankelijke contracten ook opnemen in de prijsvergelijkers van de regulatoren, zoals de V-test van de VNR, die in oktober 2026 alleen vaste, variabele en dynamische contracten vergeleek. Leveranciers vragen te rapporteren hoeveel verbruik hun producten werkelijk verschuiven, ook bij tijdsafhankelijke contracten en aanbiedingen van gratis elektriciteit tijdens bepaalde uren: verbruik verschuiven is een beleidsdoel met baten voor de samenleving als geheel, dus de vooruitgang verdient het om publiek opgevolgd te worden. De aankopen van flexibiliteit door de netbeheerders rapporteren als gecontracteerde capaciteit, gebruikte energie en euro per kW, met het aandeel van huishoudens (zie hoofdstukken 2, 4 en 6).