Vaak wordt beweerd dat het tekort aan capaciteit in het elektriciteitsnet structureel zal zijn en dat flexibel netgebruik de norm moet worden. Dat idee is echter te kort door de bocht. Wat gunstig is voor het elektriciteitsnet, is niet altijd gunstig voor de totale maatschappelijke kosten.
In het kort
- Flexibiliteit is niet gratis en veroorzaakt kosten bij netgebruikers, soms buiten het zicht van de netbeheerder.
- Kosten buiten het besliskader van de netbeheerder kunnen dure flexibiliteit stimuleren en de maatschappelijke kosten verhogen.
- Een doelmatig elektriciteitsnet vraagt om een integrale afweging van flexibiliteit en netverzwaring als substituten.
Het tekort aan capaciteit in het elektriciteitsnet, de zogenaamde netcongestie, begint zich steeds meer te wreken. Niet alleen de energietransitie wordt geremd, maar ook de economische groei, omdat bedrijven niet kunnen uitbreiden of geen nieuwe aansluiting kunnen krijgen. Niet-geleverde elektriciteit, uitgestelde elektrificatie en vertraagde investeringen leiden tot substantiële welvaartsverliezen, oplopend tot tientallen miljarden per jaar (Ecorys, 2025). Dat inmiddels zelfs woningbouwprojecten worden geraakt door netcongestie onderstreept de urgentie van het probleem. Het coalitieakkoord geeft aan dat de aanpak van de netcongestieproblemen voor de nieuwe regeringscoalitie de hoogste prioriteit heeft (Coalitieakkoord, 2026).
Over de aanpak van netcongestie bestaat op hoofdlijnen consensus: vrijwel alle partijen zijn het erover eens dat het elektriciteitsnet sneller moet worden verzwaard en uitgebreid, en de beschikbare capaciteit beter moet worden benut. Voor dat laatste zijn de netbeheerders op zoek naar flexibiliteit: netgebruikers moeten hun gedrag aanpassen, zodat de pieken in transport worden gedempt en er ruimte ontstaat voor andere netgebruikers om toe te treden. Welke balans tussen netverzwaring en flexibiliteit daarbij doelmatig is, staat echter niet op voorhand vast.
De laatste jaren verschuift de aandacht bij het oplossen van netcongestie steeds meer naar investeren in flexibiliteit, in plaats van netverzwaring. Flexibiliteit wordt steeds vaker gezien als structurele deeloplossing voor het mitigeren van netcongestie, in plaats van een tijdelijke oplossing voor bestaande congestie (Tweede Kamer, 2025; 2026; zie ook kader 1). Dat heeft al concrete beleidsgevolgen. Er worden subsidies verstrekt om bedrijven flexibeler te laten opereren, terwijl ook energiehubs worden gestimuleerd waarbij netgebruikers hun netgebruik op elkaar afstemmen. Soms wordt er zelfs voor gepleit om bedrijven niet te ondersteunen bij verduurzaming, met als argument dat zij een relatief groot beslag leggen op vermeend schaarse netcapaciteit (Beetsma et al., 2026).
Kader 1: Een koperen plaat is nooit het ontwerpdoel geweest
Er wordt steeds vaker gesteld dat het elektriciteitssysteem historisch is ontworpen volgens het zogenoemde koperenplaatprincipe (Van der Steen et al., 2024) – een metafoor waarbij het net wordt voorgesteld als één grote, perfect geleidende koperplaat zonder transportbeperkingen. Dat principe zou betekenen dat het net elk gewenst transport moeten kunnen faciliteren. Vervolgens wordt gesteld dat dat principe niet langer haalbaar is en daarmee wordt aannemelijk gemaakt dat een andere visie voor de ontwikkeling van het elektriciteitsnet en de inzet van flexibiliteit noodzakelijk zou zijn (Eerste Kamer, 2025).
Deze voorstelling van zaken berust echter op een misverstand. Een dergelijk principe is nooit het uitgangspunt voor het ontwerp van het net geweest. De Energiewet verplicht netbeheerders het net zodanig te ontwikkelen dat aan een redelijke vraag naar transport van elektriciteit kan worden voldaan, waarbij onder andere de doelmatigheid van het net is gewaarborgd. Deze verplichting gold ook al in de voorgangers van de Energiewet.
Het koperenplaatprincipe kan wel worden gebruikt als een metafoor voor de werking van de elektriciteitsmarkt. Binnen een biedzone, zoals Nederland, moeten marktpartijen elektriciteit kunnen verhandelen alsof er geen interne netbeperkingen zijn. Het is vervolgens aan de netbeheerder om dat marktmechanisme zo goed mogelijk te faciliteren door onder andere daar te investeren waar dat doelmatig is.
Het is de vraag of de toenemende focus op flexibiliteit terecht is, want die is niet gratis. De kosten – aanpassingen die bedrijven en huishoudens moeten doen om hun gedrag af te stemmen op het net – zijn echter niet altijd zichtbaar, in tegenstelling tot de kosten van investeringen in het net (Rijksoverheid, 2024). Tegelijkertijd is er ook weinig aandacht voor de maatschappelijke baten van elektrificatie en economische activiteit die mogelijk worden gemaakt door netverzwaring (Mulder, 2025). De kernvraag is welke combinatie van netverzwaring en flexibiliteit de laagste maatschappelijke kosten oplevert, en hoe dit kan worden georganiseerd. In dit artikel laten we zien wat er nodig is voor een juiste afweging tussen investeringen in flexibiliteit en netverzwaring.
Toenemende kosten van flexibiliteit
De elektriciteitsvraag is grotendeels inelastisch (Csereklyei, 2020), waardoor de marginale kosten van extra flexibiliteit snel oplopen zodra het relatief elastische segment is benut. Flexibiliteit wordt daarmee steeds duurder naarmate er meer wordt gevraagd. Slechts een minderheid van de afnemers reageert sterk op prijsprikkels; voor veel huishoudens en bedrijven zijn procesaanpassingen te kostbaar of technisch moeilijk. Substantiële vraagreductie of verschuiving vergt daarom aanzienlijke prijsprikkels of investeringen en brengt dus aanzienlijke opportuniteitskosten met zich mee. Tegelijkertijd kan een relatief klein, elastisch segment wel een groot effect hebben op de piekvraag, waardoor flexibiliteit vooral kosteneffectief is wanneer dit segment wordt benut.
De kosten van flexibiliteit verschillen in de praktijk sterk tussen toepassingen en nemen snel toe. Relatief eenvoudige toepassingen, zoals netbewust laden of het verschuiven van aan een gebouw gebonden energiegebruik, kennen kosten vanaf ongeveer 17 euro per megawattuur (Common Futures, 2026). Die kosten lopen echter snel op wanneer flexibiliteit ingrijpt in industriële processen: het verschuiven van stapsgewijze productie, bijvoorbeeld door het plaatsen van een batterij en deze op te laden tussen de productiestappen door, kan al circa 300 tot 500 euro per megawattuur vergen. Het tijdelijk terugschroeven of stilleggen van continue productie, waar geen batterij mogelijk is, kost zelfs meer dan 2.900 euro per megawattuur. Bovendien blijkt het totale structurele flexibiliteitspotentieel in de sectoren van kantoren, chemie, logistiek en datacenters beperkt tot onder de 1.000 megawatt tijdens piekuren. Ook een eerdere studie bevestigt het beeld van een grote spreiding in de kosten van flexibiliteit (Merosch en CE Delft, 2024).
Ook bij huishoudens blijkt de vraagrespons sterk heterogeen. Experimenten met alternatieve nettarieven laten zien dat een relatief kleine groep huishoudens sterk reageert op prijsveranderingen, terwijl veel andere nauwelijks reageren (Dijkstra et al., 2025). Bovendien wordt een deel van deze flexibiliteit al benut via bestaande marktprijzen: elektriciteitsprijzen zijn vaak hoog tijdens perioden van schaarste, waardoor gedragsreacties op deze prijzen kunnen samenvallen met momenten van netcongestie. Het effect van aanvullende prikkels – zoals tijdsafhankelijke nettarieven – bovenop deze marktsignalen kan daardoor beperkt zijn (CE Delft en Motivaction, 2026).
Netverzwaring vaak goedkoper
De kosten van netverzwaring lijken beduidend lager dan die van sommige flexibiliteitsopties. De elektriciteitsnetten van TenneT (2025), Liander (2025), Enexis (2025) en Stedin (2025) vertegenwoordigen gezamenlijk circa 45 miljard euro aan waarde van de netten, en transporteren jaarlijks ongeveer 110 terawattuur aan elektriciteit (CBS, 2024). Dat komt neer op circa 410 euro per jaarlijkse megawattuur aan netkapitaal. Over een levensduur van circa veertig jaar, met een weighted average cost of capital (WACC) van vijf procent, vertaalt zich dat naar 20 à 25 euro per megawattuur aan kapitaalkosten.
Als we naar de benodigde investeringen kijken, dan komen we op vergelijkbare kosten. De investeringsopgave voor het elektriciteitsnet op land bedraagt 100 tot 150 miljard euro tot 2040 (Rijksoverheid, 2024; Netbeheer Nederland, 2026). Gedeeld door de verwachte toename van het piekvermogen (20 à 40 GW) impliceert dit investeringskosten van 2 tot 4 miljoen euro per megawatt netcapaciteit. Bij een benuttingsgraad van 75 procent (circa 6.500 vollasturen per jaar), een levensduur van veertig jaar en een WACC van vijf procent, resulteert dit in transportkosten in de orde van 15 à 30 euro per megawattuur.
De effectieve kosten per megawattuur lopen wel op naarmate de benuttingsgraad lager is. Die benuttingsgraad is nooit volledig want nieuwe netinvesteringen worden vaak gedaan voor piekvermogen dat slechts een deel van het jaar wordt gebruikt. Bovendien moet een deel van de capaciteit van hoogspanningsnetten worden vrijgehouden om storingen op te vangen. Wanneer de benuttingsgraad van nieuwe capaciteit daalt van circa 75 procent naar ongeveer 25 procent, stijgen de kosten van netverzwaring naar 45 à 90 euro per megawattuur. Bij lage benutting, bijvoorbeeld rond vijf procent van het jaar, kunnen de kosten oplopen tot 225 tot 450 euro. Maar ook dan lijken de kosten van netverzwaring vaak lager te blijven dan de kosten van sommige flexibiliteitsopties. De benuttingsgraad van nieuwe netcapaciteit is bovendien geen statisch gegeven: netverzwaring maakt het bijvoorbeeld mogelijk om meer toekomstige vraag te accommoderen. Bovendien kan een lage benuttingsgraad ook efficiënt zijn (kader 2).
Kader 2: Voordelen van een lage benuttingsgraad
Het inzetten van flexibiliteit leidt tot een hogere benuttingsgraad, omdat piekgebruik van het net wordt afgevlakt, maar een hoge benuttingsgraad is geen doel op zich. Wanneer netverzwaring voor piekbelastingen rendabel is, kan een lagere benuttingsgraad juist een efficiënte uitkomst zijn. Een zwaarder uitgevoerd net kent bovendien lagere netverliezen, wat op zichzelf al een reden kan zijn om kabels of transformatoren met grotere capaciteit toe te passen. Daarnaast biedt een lagere benuttingsgraad meer ruimte voor piekbelasting. De maximale belastbaarheid van netcomponenten wordt namelijk bepaald door opwarming, waardoor tijdelijke overbelasting mogelijk is zolang deze wordt gevolgd door een periode van afkoeling.
Een ruime netcapaciteit heeft bovendien maatschappelijke waarde. Deze hoge waarde blijkt uit zowel de lage prijselasticiteit van de elektriciteitsvraag als de lange wachtrijen voor transportcapaciteit. Internationale analyses bevestigen dit beeld: extra netinvesteringen gaan gepaard met substantiële economische waardecreatie (Arup, 2024). Netinfrastructuur fungeert daarmee als productief kapitaal. Flexibiliteitsmaatregelen kunnen de kosten van een tekort aan capaciteit beperken, maar nemen de onderliggende beperking niet weg. Netinvesteringen voorkomen daarmee terugkerende maatschappelijke kosten.
De keuze tussen flexibiliteit en netverzwaring is uiteindelijk een economische afweging tussen substituten, waarbij per situatie de optie met de laagste maatschappelijke kosten moet worden gekozen. De vervolgvraag is dan hoe deze afweging het meest efficiënt gemaakt kan worden, waarbij zo veel mogelijk informatie kan worden meegenomen. Idealiter zetten netbeheerders per congestiesituatie de kosten van flexibiliteit, afhankelijk van duur en frequentie van congestie, af tegen de kosten van netverzwaring, rekening houdend met benuttingsgraad en groeiverwachtingen. Als congestie incidenteel is, kan flexibiliteit kostenefficiënt zijn; bij structurele congestie lopen de kosten van flexibiliteit snel op en wordt verzwaring relatief aantrekkelijker.
Daarbij geldt dat enige mate van netverzwaring in vrijwel alle toekomstscenario’s noodzakelijk is. Laagspanningsnetten in Nederland zijn historisch relatief zwak ontworpen (Brandligt, 2024). Netbeheerders constateren dat vrijwel alle laagspanningsnetten tot 2040–2050 sowieso moeten worden verzwaard en uitgebreid (Netbeheer Nederland, 2024). Gegeven dat er toch al verzwaard moet worden, zullen de meerkosten van extra verzwaring vaak relatief laag zijn.
Kosten bij voorkeur internaliseren
Om tot een goede keuze te komen is het van belang dat alle kosten van flexibiliteit en netverzwaring in een integraal kader worden afgewogen, waarin netbeheerders expliciet de kosten van flexibiliteit en netverzwaring kwantificeren en vergelijken per congestiesituatie (kader 3). Juridisch is het al zo dat de netbeheerder verantwoordelijk is voor het kiezen van die combinatie van netinvesteringen en flexibiliteit die de verwachte vraag naar netcapaciteit tegen de laagst mogelijke maatschappelijke kosten faciliteert (artikel 3.25 lid 2 van de Energiewet). Die afweging werkt beter wanneer de relevante kosten op dezelfde plek terechtkomen. Wanneer flexibiliteitskosten bij netgebruikers worden gelegd, terwijl investeringskosten bij de netbeheerder blijven, ontstaat een partieel perspectief dat kan leiden tot maatschappelijke suboptimale keuzes. Juist daarom benadrukken planningsstudies dat flexibiliteitsinkoop en netverzwaring in één besluitvormingskader moeten worden beoordeeld (Lustenberger et al., 2024).
Kader 3: Inkoop van flexibiliteit
Een integraal besluitvormingskader betekent concreet dat netbeheerders flexibiliteit actief moeten inkopen en de kosten daarvan expliciet moeten vergelijken met investeringsopties. De kosten voor het oplossen van netcongestie worden door de netbeheerder gedragen bij congestiemanagement en bij zogenaamde flex-tenders. Bij congestiemanagement bieden bestaande netgebruikers een congestiedienst aan tegen betaling. Die dienst betekent dat gebruik van het net wordt beperkt. Er wordt bijvoorbeeld afgesproken dat een batterij gedurende een bepaalde periode niet gaat laden om het net bij afnamecongestie te ontlasten. Een ander voorbeeld is dat afgesproken wordt een zonnepark in geval van invoedingscongestie niet mag invoeden. Netgebruikers (met een aansluitcapaciteit van meer dan 1 megawatt) kunnen verplicht worden om aan congestiemanagement deel te nemen. Met een flex-tender kan een systeembeheerder congestiediensten inkopen waardoor nieuwe capaciteit op het net kan worden aangesloten. De Autoriteit Consument & Markt dient toe te zien op de uitvoering van deze taken door de netbeheerder.
In de praktijk zien we echter dat ook andere instrumenten worden ingezet, waarbij de kosten steeds vaker buiten het kader van de netbeheerders worden geplaatst. Onvrijwillige aansluitingen met alternatieve transportrechten (non-firm aansluitingen) verschuiven bijvoorbeeld het congestierisico naar bedrijven en projecten die wel een aansluiting krijgen, maar geen recht op gegarandeerde transportcapaciteit krijgen en daardoor bij schaarste kunnen worden afgeschakeld. De maatschappelijke kosten van congestie verdwijnen daarmee niet, maar worden verplaatst naar individuele netgebruikers.
Er zijn ook andere instrumenten die kosten buiten het investeringskader van de netbeheerder plaatsen, waardoor de integrale afweging tussen flexibiliteit en netverzwaring wordt vertroebeld. Een norm voor netbewust bouwen verhoogt bijvoorbeeld de bouwkosten van woningen.
Daarnaast compenseren subsidies voor flexibilisering, zoals de Flex-e-regeling, bedrijven voor aanpassingen (zoals het aanschaffen van een batterij) die ook gerealiseerd zouden kunnen worden op basis van een contract met de netbeheerders voor levering van een congestie-dienst. Deze instrumenten voegen daardoor weinig toe aan congestiemanagement en flex-tenders, en kunnen zelfs verstorend werken, doordat zij mogelijk flexibiliteit subsidiëren die beperkt bijdraagt aan het verminderen van netcongestie.
Het gebruik van andere instrumenten kan overigens gerechtvaardigd zijn als de inzet van congestiemanagement of flex-tenders praktisch moeilijk is. Het toepassen van congestiemanagement in laagspanningsnetten gaat bijvoorbeeld vergezeld van hoge transactiekosten omdat veel apparaten moeten worden aangestuurd en er met veel entiteiten (huishoudens en leveranciers) afspraken moeten worden gemaakt. Een goed voorbeeld hiervan is het begrenzen van de laadcapaciteit van laadpalen op vaste tijdstippen omdat dit een relatief goedkope vorm van flexibiliteit is, en het ingewikkeld, en kostbaar, is om per laadpaal te sturen.
Lokale energiesystemen vaak niet efficiënt
Ook lokale energiesystemen, zoals energiehubs, groepstransportovereenkomsten en lokaal energiedelen, lijken vaak niet efficiënt. In deze constructies spreken netgebruikers bijvoorbeeld af hun gezamenlijke netgebruik onder een bepaalde grens te houden of hun verbruik af te stemmen op de lokale opwek. Als voordeel wordt vaak genoemd dat lokaal balanceren netcongestie verlicht (Huygen et al., 2026). Netcongestie treedt echter vooral op tijdens specifieke piekmomenten van invoeding of afname. Op de meeste momenten is er voldoende netruimte en is lokaal afstemmen voor congestiebeheer niet nodig. Dan zal lokaal balanceren tot inefficiënte keuzes leiden; wanneer bijvoorbeeld bij negatieve marktprijzen lokale productie toch wordt ingezet omdat er lokaal vraag of opslag beschikbaar is, wordt het prijssignaal uit de elektriciteitsmarkt genegeerd. Het efficiëntiesignaal voor het elektriciteitssysteem komt uit de marktprijs, niet uit de lokale balanssituatie. Zelfs als lokaal balanceren wel helpt om congestie te verlichten, is het goed denkbaar dat de congestie op een relatief dure manier wordt gemanaged, omdat niet alle mogelijkheden daarvoor worden meegenomen.
Lokaal balanceren levert alleen een maatschappelijk voordeel op wanneer het daadwerkelijk tot lagere systeemkosten leidt. Zo wordt het vermijden van energiebelasting bij lokaal balanceren soms als voordeel gepresenteerd. Het vermijden van belastingen of nettarieven gaat echter in feite om kostenverschuiving, die de totale systeemkosten niet verlaagt en mogelijk zelfs verhoogt, terwijl de overheid minder belastinginkomsten krijgt. Zonder volledige kosteninternalisatie kan lokaal optimaliseren daardoor vooral leiden tot het afwentelen van kosten op andere netgebruikers (Abada et al., 2020; Gautier et al., 2025).
De conclusie van Huygen et al. (2026) dat lokale energiesystemen de transitiekosten voor huishoudens kunnen verlagen, is daarom allesbehalve vanzelfsprekend. Lagere kosten voor deelnemers betekenen niet automatisch lagere maatschappelijke kosten.
Conclusie
Een doelmatig elektriciteitsnet is sinds jaar en dag het uitgangspunt van de regulering van de energienetten. Dat betekent dat netbeheerders investeren waar uitbreiding maatschappelijk rendabel is en flexibiliteit inzetten waar deze daadwerkelijk goedkoper is dan netverzwaring. Flexibiliteit is waardevol bij tijdelijke of lokale congestie, maar is geen gratis of onbeperkt beschikbare bron van netcapaciteit.
De veronderstelling dat structurele schaarste het nieuwe normaal is, miskent dat flexibiliteit kosten met zich meebrengt en dat deze kosten integraal moeten worden meegewogen. Wanneer flexibiliteitskosten bij netgebruikers worden gelegd, terwijl investeringsbeslissingen bij de netbeheerder blijven, ontstaat het risico dat relatief dure flexibiliteitsmaatregelen (moeten) worden genomen, terwijl minder dure maatregelen in netverzwaring achterwege blijven, waardoor de maatschappelijke kosten onnodig hoog zijn.
Een doelmatige aanpak vereist daarom dat netbeheerders flexibiliteit en netverzwaring als substituten in één afwegingskader beoordelen op basis van de volledige maatschappelijke kosten. De netbeheerder is de partij die deze afweging het beste kan maken. Hij heeft inzicht in lokale netbeperkingen die worden veroorzaakt door het gelijktijdig gedrag van alle netgebruikers. Hij heeft inzicht in uitbreidingskosten en kan flexibiliteit daar inzetten waar deze daadwerkelijk bijdraagt aan het verminderen van congestie.
Maatregelen buiten de netbeheerder, zoals generieke normen, subsidies of lokaal energiedelen, zijn per definitie minder gericht en kunnen leiden tot inzet van flexibiliteit op momenten of locaties waar dit geen of weinig waarde heeft voor het net. Alleen wanneer de kosten van flexibiliteit laag zijn en de transactiekosten van gerichte aansturing hoog, kan een meer generieke aanpak doelmatig zijn.
Literatuur
Abada, I., A. Ehrenmann en X. Lambin (2020) Unintended consequences: The snowball effect of energy communities. Energy Policy, 143, 111597.
Arup (2024) Gridunlocked: Unlocking the benefits of investing in the electricity grid. Arup Rapport.
Beetsma, R., A. Boot, K. Maas et al. (2026) Voorgesteld steunpakket voor Tata Steel Nederland inefficiënt en risicovol. Blog op esb.nu, 11 maart.
Brandligt, S. (2024) Probleemanalyse congestie in het laagspanningsnet: Bijlage 1 bij de Actieagenda Netcongestie Laagspanningsnetten, januari. Te vinden op www.rijksoverheid.nl.
CBS (2024) Elektriciteitsbalans; aanbod en verbruik. CBS Cijfers, 31 maart.
CEER(2023) CEER paper on alternative connection agreements. Council of European Energy Regulators, Paper, C23-DS-83-06.
CE Delft en Motivaction (2026) Effecten ToU-nettarief kleinverbruikers. CE Delft Rapport, 26.250409.035.
Coalitieakkoord (2026) Aan de slag: Bouwen aan een beter Nederland. Coalitieakkoord 2026–2030. Te vinden op www.kabinetsformatie2025.nl.
Common Futures (2026) Het ontsluiten van afnameflexibiliteit voor het elektriciteitsnet: Verdiepende analyse van het flexibiliteitspotentieel in vier sectoren. Common Futures, Rapport, 2025-11. Te vinden op energy-innovation.nl.
Csereklyei, Z. (2020) Price and income elasticities of residential and industrial electricity demand: A meta-analysis. Energy Policy, 137, 111079.
Dijkstra, P., D. Kopányi, F. van Montfoort en M. Mulder (2025) Alternatieve nettarieven kunnen piekvraag sturen en netcongestie verminderen. ESB, 111(4853S), 54–58.
Ecorys (2025) De netto maatschappelijke kostprijs van netcongestie: Vervolgonderzoek. Ecorys, 21 augustus. Te vinden op www.rijksoverheid.nl.
Eerste Kamer (2025) Verslag van de vergadering van de commissie voor Economische Zaken / Klimaat en Groene Groei op 23 september.
Enexis (2025) Jaarverslag 2024. Enexis Holding N.V., 5 maart. Te vinden op www.enexisgroep.nl.
Gautier, A., J. Jacqmin en J.-C. Poudou (2025) The energy community and the grid. Resource and Energy Economics, 82, 101480.
Huygen, A., B. ter Haar en J. Janssen (2026) Lokale energiesystemen kunnen transitiekosten huishoudens verlagen. ESB, 111(4853S), 68–70.
Liander (2025) Jaarbericht 2024. Liander, 28 mei.
Lustenberger, M., F. Bellizio, H. Cai et al. (2024) Introducing price feedback of local flexibility markets into distribution network planning. Electric Power Systems Research, 236, 110686.
Merosch en CE Delft (2024) Oplossingen voor netcongestie bij bedrijven: Praktijkvoorbeelden met toekomstig potentieel en kosten per oplossing. Merosch en CE Delft, 28 mei. Te vinden op ce.nl.
Mulder, M. (2025) Reflectie op het IBO-rapport ‘Schakelen naar de toekomst’. Publicatie op parlementenwetenschap.nl, 9 mei.
Netbeheer Nederland (2024) Actieagenda netcongestie laagspanningsnetten. Netbeheer Nederland, januari. Te vinden op www.rijksoverheid.nl.
Netbeheer Nederland (2026) Financiële impact van het energiebeleid voor netbeheerders 2026 (FIEN26). Strategy& en PwC, 27 maart. Te vinden op ww.netbeheernederland.nl.
Rijksoverheid (2024) Schakelen naar de toekomst: IBO bekostiging elektriciteitsinfrastructuur. Rijksoverheid.
Stedin (2025) Jaarverslag 2024: Balanceren in een stroomversnelling. Stedin Groep. Te vinden op jaarverslag.stedingroep.nl.
Steen, M. van der, M. Otto, R. Hill et al. (2024) Breder denken, anders doen: Naar een nieuwe institutionele balans voor het energiesysteem van de toekomst. Nederlandse School voor Openbaar Bestuur. Te vinden op www.nsob.nl.
TenneT (2025) Integrated Annual Report 2024. Tennet, maart. Te vinden op www.tennet.eu/investor-relations/financial-reports.
Tweede Kamer (2025) Kamerbrief stand van zaken aanpak netcongestie, KGG / 101340766. Te vinden op www.rijksoverheid.nl.
Tweede Kamer (2026) Kamerbrief over aansluitoffensief Netcongestie, KGG_DGRGG_LAN / 103767042. Te vinden op www.rijksoverheid.nl.
Auteurs
Categorieën