Het elektriciteitssysteem wordt nog aangestuurd als honderd jaar geleden, terwijl zon, wind, batterijen en computers de aannames onder die aansturing hebben weggenomen. Hoe zou het net van de toekomst eruit moeten zien en wat levert dat op?
In het kort
- Netcongestie komt niet zozeer door ontbrekend koper, als wel door een ontbrekende prijs.
- De juiste congestieprijs – op het juiste moment én de juiste plek – bespaart 200 miljard.
- Een veiling per transformator levert die prijs makkelijker en beter dan een centrale berekening.
De kosten van netverzwaring nemen ongekende proporties aan. De schatting is nu 300 miljard euro tot en met 2050, maar elk jaar nemen de kostenschattingen met vele miljarden toe (NBNL, 2026; Hoekstra, 2026). Hoewel het budget van de netbeheerders de facto onbeperkt is, blijft er een zogenaamd ‘maakbaarheidsgat’ dat ervoor zorgt dat de wachtrij toe blijft nemen (DNV, 2024). Er staan daardoor al meer dan 15.000 bedrijven en talloze woningbouwprojecten in een wachtrij, waarvan de kosten op tien tot vijftig miljard euro per jaar worden geschat (BCG, 2024).
Toch wordt het elektriciteitsnet gemiddeld genomen maar voor twintig procent benut (BCG, 2024). Met veertig procent benutting zou de wachtrij in één klap opgelost zijn en zouden we de kosten van verzwaring halveren. Hoe is het mogelijk dat we deze oplossingsrichting niet aangrijpen? Simpel: er wordt niet op gestuurd. Er wordt wel gestuurd op de benuttingsgraad en de kosten van kolen- en gascentrales, maar totaal niet op de benuttingsgraad en de kosten van het elektriciteitsnet.
De netbeheerder moet nu maar zorgen dat er overal voldoende dikke kabels en grote transformatoren zijn om elk worstcasescenario te doorstaan, terwijl de wereld steeds onvoorspelbaarder wordt en er steeds meer en ‘piekiger’ elektriciteit gebruikt wordt. Dat lukt niet altijd. Als de netbeheerder inschat dat overbelasting (over een aantal jaren) zou kunnen plaatsvinden, kondigt hij een aansluitstop af. Die blijft gelden tot hij een dikkere kabel en grotere transformator heeft geplaatst. Dat werkt, maar het is traag en duur.
De huidige aansturing van het net werd ruim een eeuw geleden ontworpen voor een andere tijd. Een tijd waarin elektriciteit fossiel werd opgewekt: duur, schaars en vervuilend maar planbaar. Batterijopslag en computers waren de facto onbeschikbaar: alles moest centraal gepland worden. Gebruikers waren passief en het net werd een koperen plaat geacht te zijn, die altijd en overal kon leveren. Van al die aannames is er in 2026 precies geen enkele meer waar.
In dit artikel beschrijf ik hoe we de benuttingsgraad sterk kunnen verhogen door middel van een aansturing die gebruikmaakt van de technologische ontwikkelingen van de laatste decennia (Hoekstra, 2026). Ik licht tevens toe waarom ik tot andere conclusies kom dan een serie eerdere artikelen in ESB over het energienet, die nieuwe ontwikkelingen in technologieën en prijzen grotendeels buiten beschouwing laten.
Je huis als holon
De essentie van wat ik voorstel is simpel: deel het net – dat nu één groot, duur en breekbaar monolithisch systeem is – op in semi-autonome modules die elk hun deel van het net aansturen. Die modules noemen we holons. Holons kunnen onderdeel uitmaken van een groter holon en kunnen helpen die grotere holon te optimaliseren. Een genest systeem van holons in holons noemen we een holarchie.
Holons en holarchie zijn geen nieuw idee. Verschillende vakgebieden gebruiken verschillende namen voor dit soort modularisering en ontkoppeling, maar het is overal een basisconcept in de systeemtheorie. Het wordt ook al lang toegepast in de biologie, ecologie, ICT en supplychainmanagement. Denk bijvoorbeeld aan het internet, dat is opgebouwd uit losse netwerken die elk hun eigen verkeer regelen, maar samen weer een groter netwerk vormen, tot op het niveau van het internet als geheel. Nieuw is om het toe te passen op het elektriciteitsnet.
Een huis kan een holon worden door een HEMS te installeren: een Home Energy Management System dat apparaten aanstuurt (Hoekstra, 2026). De fysieke component is een klein computertje van circa 100 euro, zo groot als een pakje sigaretten met het energiegebruik van een ledlampje. Je bedient het met een app op je smartphone of pc, of met een touchscreen aan de muur. Een HEMS stuurt je elektrische auto, thuisbatterij, zonnepanelen en warmtepomp richting de uren waarop de energie jou zo weinig mogelijk kost. Je kunt altijd bijsturen maar in principe stel je één keer per apparaat je voorkeuren in en gaat het verlagen van de energiekosten verder automatisch.
Sturen op lage energiekosten kan nu al met een dynamisch contract, maar daar is momenteel nog niet zo veel mee te besparen. Dat zal veranderen als de saldering wordt afgeschaft en de prijsverschillen op de day-ahead-markt blijven toenemen. Terwijl de opbrengsten stijgen, blijven de kosten dalen: slim aansturen van een elektrische auto of warmtepomp die je toch al gekocht hebt, kost niets extra, batterijen zijn sinds 2010 per laadcyclus honderd keer goedkoper geworden, en kleine computers worden het snelst goedkoop van allemaal (Hoekstra, 2026).
Met een HEMS kan je huis dus een holon worden die jouw apparaten optimaal inzet conform jouw wensen per apparaat. Ook leuk: als de stroom uitvalt en je hebt het juiste soort omvormer dan blijft jouw huis gewoon werken – zolang de zonnepanelen voldoende energie leveren of je batterij niet leeg is. Zet de grote apparaten even uit en je kunt heel lang zonder stroom van buitenaf.
Op dezelfde manier kan jouw buurttransformator ook een holon worden die jouw huis-holon optimaal inzet conform jouw wensen. En de gemeente-holon kan de buurtholons optimaal inzetten. De macht om te beslissen en de inkomsten blijven – als we het goed regelen, zie Hoekstra (2026) – bij de eindgebruiker.
De ontbrekende prijs van netcongestie
Gecombineerd met een congestieprijs kan een decentrale aansturing van het net de huidige netcongestie aanzienlijk beperken. Zo’n prijssignaal voor congestie waarmee energie duurder wordt op de plekken en momenten dat er daadwerkelijk netcongestie dreigt, moet lokaal tot stand komen – overal hetzelfde tarief hanteren is net zoiets als doen alsof er op elke weg in Nederland op hetzelfde moment file is. En de prijs moet kort van tevoren bepaald worden – een tarief dat een jaar van tevoren is vastgesteld is net zoiets als pretenderen dat je een jaar van tevoren precies kunt voorspellen op welke uren van het jaar de files het langst zullen zijn.
In Hoekstra (2026) reken ik door wat een prijs voor netcongestie betekent voor een gemiddelde woonwijk (figuur 1). Figuur 1a geeft de hoogste pieken in energieverbruik per dag van het jaar in 2050 en figuur 1b ordent het verbruik van de twintig procent hoogste pieken van hoog (links) naar laag (rechts) in 2035. Als flexibiliteit helemaal niet wordt aangestuurd (NoFlex) is de netbelasting verreweg het hoogst. Als iedereen alleen zijn eigen gebruik op de laagste productieprijs optimaliseert (MyFlex), is de netbelasting gemiddeld veel lager, maar door enkele overblijvende pieken moet de netbeheerder nog steeds vrijwel evenveel verzwaren. Alleen als er ook gestuurd wordt op het voorkómen van netcongestie (HolonFlex) daalt de hoogste piek ineens naar vijftig procent in 2035 en dertig procent in 2050 ten opzichte van de andere scenario’s. Dat is aanzienlijk meer dan de verwachte verlaging van vier à twaalf procent bij het invoeren van een nettarief met vaste tijdsblokken, waarbij het tarief per tijdstip van de dag verschilt (Berenschot, 2024). Dit voorstel voor tijdsblokken ligt momenteel ter beoordeling bij de ACM en zou per 2029 moeten ingaan.
Introduceer dus een prijs voor netcongestie en geef mensen de optie om vrijwillig een contract af te sluiten dat daar rekening mee houdt. Als je dat contract invoert tegelijkertijd met het nettarief met vaste tijdsblokken zullen veel Nederlanders heel snel doorhebben dat ze met zo’n dynamisch congestiecontract goedkoper uit zijn. Elk dynamisch congestiecontract zorgt dat de kosten voor netverzwaring en de wachtrij kunnen afnemen.
De lokale veilingmeester
“Maar is het berekenen van zo’n lokale congestieprijs dan niet heel lastig?” hoor ik u denken. Het antwoord is dat dit erg meevalt. In Texas doen ze dat al sinds 2010 en intussen hebben ze daar ongeveer tienduizend gebieden waarvoor aparte prijzen worden berekend. Nederland opdelen in tienduizend gebieden is dus geen probleem. Waarom op dit gebied achterlopen bij Texas als we zowel qua duurzame adoptie als qua congestie marktleider zijn?
De optimale prijs per apparaat kan niet in één keer centraal worden berekend, want de complexiteit van de berekening neemt exponentieel toe met het aantal marktparticipanten (Cain et al., 2012). Wat wel kan, is Nederland opdelen in holons met elk hun eigen kleine lokale markt die weer onderdeel uitmaakt van een grotere markt. Apparaten in huizen, huizen per transformator, en zo door. Het is simpel om de prijzen voor zo’n kleine markt te berekenen, en vervolgens tellen die lokale markten op tot precies hetzelfde resultaat op nationaal niveau. Het mooie van dat systeem is niet alleen dat de berekening snel een eenvoudig wordt, maar ook dat het maximaal ruimte geeft aan lokale kennis en initiatieven. Zulke lokale markten draaien overigens ook al twintig jaar in de praktijk, waaronder in Hoogkerk (Hammerstrom et al., 2007; Hoekstra, 2026).
200 miljard besparen zonder koperen plaat
Doorrekenen wat netcongestie beprijzen in de praktijk oplevert, is lastig omdat de netbeheerders geheim houden wat de capaciteit van het net is en hoe die wordt gebruikt. Als zij net zoals in het Verenigd Koninkrijk deze informatie wel openbaar zouden moeten maken (UK Power Networks, 2026), was het gemakkelijker om dit door te rekenen. Daarom is de simulatie in Hoekstra (2026) slechts een ruwe benadering met conservatieve aannames.
De introductie van een prijs voor netcongestie verlaagt het totale elektriciteitsverbruik en de opgetelde maatschappelijke kosten per kilowattuur substantieel, met een verschil dat groter wordt over de jaren tot 2050 (figuur 2). De drie lijnen geven de totale piekbelasting weer in de drie scenario’s: NoFlex voor als apparaten zoals die nu niet slim aangestuurd worden; MyFlex als apparaten wel sturen op de kosten van opwek maar niet op de kosten van netcongestie; en HolonFlex als ook de kosten van netcongestie worden meegerekend. In figuur 2b staan de opgetelde maatschappelijke kosten per kilowattuur, die aanzienlijk lager blijven over de gehele periode tot 2050.
Als je deze kosten over de jaren heen optelt, is de winst opmerkelijk (tabel 1): als we HolonFlex snel in zouden voeren en als alle elektrische auto’s, thuisbatterijen en in mindere mate warmtepompen en zonnepanelen mee zouden doen, dan bespaart dat tot en met 2050 circa 200 miljard ten opzichte van alleen sturen op de kosten van opwek (MyFlex). Zo’n congestieprikkel bespaart circa 50 miljard door vermeden netverzwaring en circa 150 miljard door vermeden congestieschade van de wachtrijen. Voor congestieschade reken ik daarbij net als CE Delft (Blom et al., 2025) met een conservatieve 50 cent per kilowattuur, terwijl Ecorys en de Boston Consulting Group van één tot vier euro uitgaan (Rijksoverheid, 2024; Hoekstra, 2026). De opbrengst zou dan nog hoger uitvallen.
Een efficiënter nettarief kán tot hogere kosten leiden voor huishoudens met lagere inkomens die niet kunnen profiteren van de flexibiliteit van elektrische auto, zonnepanelen, batterij of warmtepomp (Burger et al., 2020). Dergelijke ongelijkheid kunnen we echter voorkomen met de zogenaamde efficiency-equity separation: efficiënt sturen en eerlijk verdelen zijn los van elkaar te regelen (Kaplow en Shavell, 1994). Zo kun je een deel van de basisbehoefte aan elektriciteit goedkoop maken – zoals de Indiase stad Delhi doet – en de vaste component van netbeheerkosten per gebied of huishouden laten variëren (Hoekstra, 2026). Van geld weggooien door geen congestieprijs in te voeren, wordt in ieder geval niemand rijker.
Andere geluiden
Binnen het huidige debat over netverzwaring klinkt het voorstel voor HolonFlex revolutionair. Dat komt doordat veel gangbare analyses uitgaan van aannames die inmiddels achterhaald zijn. Zo betogen De Heij et al. (2026) in ESB juist dat verzwaren bijna altijd goedkoper is dan het slim aansturen van flexibiliteit. De kosten van verzwaren komen bij hen op slechts 1,5 à 3 cent per kilowattuur en flexibiliteit gebruiken is bij hen circa tien keer zo duur. Zij beroepen zich echter op een studie over prijselasticiteit in Europa van 1996 tot 2016, toen batterijen, elektrische auto’s en warmtepompen verwaarloosbaar waren. (Csereklyei, 2020). Ook negeren ze prijsontwikkelingen: verzwaren wordt steeds duurder (vijf keer duurder per kilowatt sinds 2012; Brown, 2026) en batterijen juist goedkoper (honderd keer lagere kosten sinds 2012; Hoekstra en Alkemade, 2025). Het is een gewaagde aanname dat er niets verandert als een substituut relatief 500 keer goedkoper wordt. Het door hen bekritiseerde voorstel van Huygen et al. (2026) – om met lokale opwek de nationale infrastructuur te ontlasten – ligt veel meer in lijn met mijn bevindingen.
Veenstra en Mulder (2026) argumenteren dat batterijen hun eigen markt ondergraven: door bij lage prijzen op te laden en bij hoge prijzen te ontladen vlakken batterijen de prijsvolatiliteit af waarop hun winstgevendheid leunt. De auteurs gaan er echter van uit dat batterijen niet beloond worden om netcongestie te voorkomen en in plaats daarvan juist zeer hoge nettarieven moeten betalen. Als je een oplossing bestraft gaat die inderdaad niet vliegen.
In diezelfde lijn vroeg De Boer (2023) zich af of een dynamisch energietarief wel zin heeft als volatiele prijzen niet doorzetten. Afgezien van het feit dat er sindsdien veel prijsvolatiliteit geweest is (ACM, 2025) en dat nieuwe modellen voorspellen dat die toe zal nemen (Brijs et al., 2024) met meer zon en wind, gaat ook De Boer niet uit van dynamische nettarieven. Die zouden de businesscase van batterijen aanzienlijk beter maken.
Tot slot relativeren Hopman en Mulder (2026) de kosten van netverzwaring: slechte isolatie weegt volgens hen aanzienlijk zwaarder op de energierekening. Zij verzuimen echter de schade als gevolg van de congestiewachtrij mee te rekenen.
Tegenover deze sceptische geluiden ten aanzien van de alternatieven voor netverzwaring, staan overigens oproepen gedaan die goed aansluiten bij mijn pleidooi voor holons en een dynamische congestieprikkel. De aanbevelingen van Koutstaal en Boot (2026) richting dynamische contracten past hier goed bij. Koolen (2026) beargumenteert dat beleid gestuurd moet worden door de totale systeemkosten voor een effectieve energietransitie, net zoals in onze simulatie. Gerlagh (2026) ziet scherp dat huidige aansturingsalgoritmes vaak het probleem zijn, en pleit voor dynamische prijzen – waaronder nettarieven – waardoor congestie afneemt.
Tot slot
In Hoekstra (2026) laat ik zien dat er verschillende implementatiepaden zijn die praktisch goed uitvoerbaar zijn. Invoering kan zowel door het bestaande dynamische tarief van energieleveranciers uit te breiden als door lokale gemeenschappen (bijvoorbeeld energiecoöperaties of bedrijventerreinen) zelf een prijs te laten genereren. Het kan daardoor geleidelijk en vrijwillig naast het bestaande systeem worden ingevoerd.
Een prijs voor netcongestie is bovendien mogelijk binnen de huidige Europese en Nederlandse wetgeving. De tariefstructuur is een exclusieve bevoegdheid van de ACM, en het Europese recht moedigt tijd- en plaatsdifferentiatie uitdrukkelijk aan (Verordening (EU) 2019/943, art. 18; Verordening (EU) 2024/1747). Het is vooral zaak dat netbeheerders, de ACM en politiek in beweging komen.
Vooralsnog lijken de Autoriteit Consument & Markt, politiek en netbeheerders geen aanstalten te maken met het invoeren van een prijs voor netcongestie. Ik analyseerde alle circa duizend verbetervoorstellen over netbeheerders en netcongestie die de afgelopen jaren naar de Tweede Kamer zijn gegaan op voorstellen voor tijd- en plaatsafhankelijke nettarieven (Hoekstra, 2026). Die waren er niet. Het dichtst in de buurt kwam een verkennende vraag van de toezichthouder (ACM, 2019) die direct weer in de la verdween toen de netbeheerders klaagden dat dit voor hen lastig was.
Het is tijd dat politici hun kop uit het zand halen. Congestieprijzen naar tijd en plaats zijn het enige middel dat helpt. Dat zal vast lastige discussies en weerstand opleveren, maar liever dat dan miljarden schade per jaar.
Congestiebeprijzing maakt bovendien het systeem niet alleen veel goedkoper, maar ook veel betrouwbaarder omdat er actief wordt gemonitord en gestuurd op het voorkómen van overbelasting van het net. Ook voorkomt het prijsmanipulatie waarbij energieleveranciers eerst bewust lokale netcongestie veroorzaken (door op congestielocaties veel aanbod of vraag te genereren) om vervolgens betaald te krijgen om deze congestie te verminderen. Met dergelijke praktijken bracht Enron de grootste Californische nutsbedrijven tot faillissement en mede daarom heeft de VS nu lokale prijzen.
Kortom: het net opsplitsen in deelmarkten en het gebruiken van een dynamische congestieprikkel bespaart vele miljarden per jaar en helpt de energietransitie te versnellen en netcongestie op te lossen. De vraag is vooral of de politieke wil er komt om deze oplossing ook snel te realiseren.
Literatuur
ACM (2019) Onderzoek naar de flexibilisering van nettarieven. ACM, onderzoek uitgevoerd door D-Cision en Ecorys, 23 mei.
ACM (2025) Energiemonitor ACM: Gasprijs gestegen, vulgraad gasopslagen gedaald. ACM Nieuwsbericht, 17 januari.
BCG (2024) Haal de kink uit de kabel: Zes interventies om de congestie op het Nederlandse elektriciteitsnet versneld te verlichten. Boston Consulting Group, Rapport, 12 september.
Berenschot (2024) Verkenning alternatief nettariefstelsel kleinverbruik. Berenschot Adviesrapport, 21 oktober. Te vinden op www.netbeheernederland.nl.
Blom, M., M. Bongaerts, L. van Cappellen et al. (2025) Mkba energiehubs: Maatschappelijke waarde van twaalf archetypes voor 2500 energiehubs in Nederland. CE Delft Rapport 2025.240439.177.
Boer, S. de (2023) Bouw saldering af en zet alleen onder voorwaarden in op dynamische energietarieven. Blog op esb.nu, 30 mei.
Brijs, T., M. Berns, Z. Beck et al. (2024) The five forces transforming power markets. Boston Consulting Group, Rapport, 24 september.
Brown, T. (2026) We need to talk about grid costs. Blog op nworbmot.org, 15 januari.
Burger, S.P., C.R. Knittel, I.J. Pérez-Arriaga et al. (2020) The efficiency and distributional effects of alternative residential electricity rate designs. The Energy Journal, 41(1), 199–240.
Cain, M.B., R.P. O’Neill en A. Castillo (2012) History of optimal power flow and formulations. Federal Energy Regulatory Commission, Staff Paper, december.
Csereklyei, Z. (2020) Price and income elasticities of residential and industrial electricity demand in the European Union: a meta-analysis. Energy Policy, 137, 111079.
DNV (2024) Maakbaarheidsgat Nederlandse elektriciteitsnet per 2030. DNV Rapport, 20 februari. Te vinden op www.netbeheernederland.nl.
Gerlagh, R. (2026) Instabiliteit op het elektriciteitsnet komt deels door algoritmes. ESB, 111(4853S), 76–80.
Hammerstrom, D.J., R. Ambrosio, T.A. Carlon et al. (2007) Pacific Northwest GridWise testbed demonstration projects; Part I: Olympic Peninsula project. Pacific Northwest National Laboratory, Rapport PNNL-17167. Te vinden op faculty.sites.iastate.edu.
Heij, F. de, M. Mulder en P. Giesbertz (2026) Onvolledige kostenafweging maakt aanpak netcongestie onnodig duur. ESB, 111(4860), 384–387.
Hoekstra, A. (2026) Holons: lokale flex als oplossing voor netcongestie. Zenmo simulations, Rapport, juli.
Hoekstra, A. en F. Alkemade (2025) Using learning curves to guide the energy transition with the example of heavy electric trucks. npj Sustainable Mobility and Transport, 2, artikel 14.
Hopman, B. en P. Mulder (2026) Voor het huishoudboekje is woningisolatie belangrijker dan kosten netverzwaring. ESB, 111(4853S), 66–67.
Huygen, A., B. ter Haar en J. Janssen (2026) Lokale energiesystemen kunnen transitiekosten huishoudens verlagen. ESB, 111(4853S), 68–70.
Kaplow, L. en S.M. Shavell (1994) Why the legal system is less efficient than the income tax in redistributing income. The Journal of Legal Studies, 23(3), 667–681. Te vinden op chicagounbound.uchicago.edu.
Koolen, D. (2026) Vormgeving van duurzaam energiesysteem sleutel tot meer concurrentievermogen. ESB, 111(4853S), 12–15.
Koutstaal, P. en P. Boot (2026) Nederland loopt achter met vormgeven nieuwe energiemarkt. ESB, 111(4853S), 16–21.
NBNL (2026) FIEN26: Financiële impact van het energiebeleid voor netbeheerders. Strategy& en PwC, Rapport, 27 maart. In opdracht van Netbeheer Nederland.
Rijksoverheid (2024) Studie maatschappelijke kosten netcongestie. Ecorys Rapport, 25 juni. Te vinden op www.rijksoverheid.nl.
UK Power Networks (2026) Open data portal. Datasets Secondary site transformers en Secondary site utilisation. Te vinden op ukpowernetworks.opendatasoft.com.
Veenstra, A. en M. Mulder (2026) Investeren in batterijen is alleen winstgevend wanneer er niet te veel zijn. ESB, 111(4853S), 40–44