De elektrificatie en decarbonisatie van ons energiesysteem vragen om stevige investeringen in het elektriciteitsnet. Hierdoor stijgen de nettarieven voor alle gebruikers. Maar waar afgelopen jaren de tarieven voor regionale netgebruikers verdubbelden, vervijfvoudigde het tarief voor grootverbruikers op het hoogspanningsnet. Dit vertraagt de energietransitie door de business case voor elektrificatie van industriële processen, grote batterijen en elektrolysers te verslechteren. Vanwege de grote impact op het vestigings- en verduurzamingsklimaat in Nederland is een onderzoek naar oorzaken en oplossingen hard nodig. Een mogelijke verklaring ligt bij de kostenreflectiviteit van de verdeelsleutels die kosten van het hoogspanningsnet over de netgebruikers verdelen naar rato van gebruik.
### Waterval kostenverdelingWaterval kostenverdeling
TenneT beheert het landelijk transport van elektriciteit over het (extra)hoogspanningsnet (EHS) van 110 kV en hoger. Regionale netbeheerders, waaronder Liander, Stedin en Enexis, zijn aangesloten op TenneT's hoogspanningsnet (HS) en verzorgen de distributie van elektriciteit via onderliggende regionale netten. Hierbij gaat het om netten met een spanning van 66 kV en lager: tussenspanning (TS), middenspanning (MS) en laagspanning (LS). De verdeling van kosten van het elektriciteitsnet is vastgelegd in de Tarievencode Elektriciteit.https://zoek.officielebekendmakingen.nl/stcrt-2026-4090.html , verdeelsleutels in Artikel 3.7 Daarbij geldt het principe van cascadering: kosten worden stap voor stap doorberekend van hogere naar lagere netvlakken. Zo brengt TenneT de kosten in rekening bij de regionale netbeheerders en andere directe afnemers op het hoogspanningsnet. De regionale netbeheerders verwerken deze kosten vervolgens in hun eigen tarieven. Zo bewegen de kosten als een waterval door het net: EHS → HS → TS → MS → LS. Deze kostenverdeling sluit aan bij de oorspronkelijke opzet van het elektriciteitsnet, waarbij opgewekte stroom vanaf de hoogste netvlakken naar rato van afname werd getransporteerd naar dezelfde of onderliggende netvlakken.
### Scheefgroei tarievenScheefgroei tarieven
De tarieven op zowel de landelijke als regionale netvlakken worden dus mede bepaald door kosten van het hoogspanningsnet. Desondanks zijn de netkosten voor grootverbruikers op het hoogspanningsnet aanzienlijk sterker gestegen dan voor gebruikers op de regionale netten. In het debat hierover gaat veel aandacht naar de afschaffing van de volumecorrectieregeling (VCR) in 2024, welke grootverbruikers een korting gaf voor basislast afname.ACM: in 2024 geen volumekorting meer voor grootverbruikers van elektriciteit | ACM Relatief onbekend is dat het hoogspanningstarief zelf tussen 2019 en 2026 bijna vervijfvoudigd is, waar regionale nettarieven verdubbelden.ACM tarievenbesluiten 2016 – 2026, ter illustratie een optelsom van kW_contract en kW_max voor hoogspanning en tussenspanning (gemiddelde van Liander, Stedin en Enexis), waar kW max gecorrigeerd is voor Time-of-Use en load factor van 0.9. Vanaf 2026 een projectie in prijspeil 2026 op basis van FIEN+ van PwC in opdracht van Netbeheer Nederland (voetnoot 4).
Aangezien wordt verwacht dat tarieven in de toekomst een vergelijkbare trend volgen, zal het absolute verschil nog groter worden.Financiële Impact Energietransitie voor Netbeheerders (“FIEN+”) , slide 8, 30, 32 en 60
### Kostenreflectief?Kostenreflectief?
De tariefregulering streeft kostenreflectiviteit en het kostenveroorzakingsprincipe na, wat betekent dat de tarieven de werkelijk gemaakte netkosten dienen te weerspiegelen.VERORDENING (EU) 2019/ 943 VAN HET EUROPEES PARLEMENT EN DE RAAD - van 5 juni 2019 - betreffende de interne markt voor elektriciteit Uitgangspunten voor de tariefstructuur elektriciteit Indien de tarieven kostenreflectief zijn, kan de tariefstijging suggereren dat HS-aangeslotenen afgelopen jaren een groter aandeel van de netkosten veroorzaken. De vraag is echter of dit overeenkomt met de veranderde werkelijkheid van het elektriciteitssysteem, en in hoeverre de huidige tariefmethodiek nog kostenreflectief is. Daarnaast ontstaat een ongewenst secundaire effect dat tussenspanning economisch voordeliger is dan hoogspanning. Dit terwijl het aansluiten of omhangen naar hoogspanning lokaal congestie of systeemkosten kan verlagen.
In het licht van deze problematiek blijven de oorzaken en kostenreflectiviteit van de recente tariefontwikkeling relatief onbesproken. Een antwoord van de ACM op een motie in de Tweede Kamer om “in overleg te treden met de ACM over de werking van het cascademodel en het effect daarvan op de netkosten voor huishoudens en bedrijven” Voorzienings- en leveringszekerheid energie | Tweede Kamer der Staten-Generaal biedt enige aanknopingspunten: “De belangrijkste reden achter het cascadebeginsel is dat elektriciteit doorgaans van hogere netvlakken naar lagere netvlakken wordt getransporteerd. Hoewel hier als gevolg van de energietransitie enige verschuivingen in zijn, is dit uitgangspunt volgens de ACM nog steeds grotendeels in overeenstemming met de werkelijkheid.”. Moties en toezeggingen netcongestie maart 2026 | Rijksoverheid.nl Echter, voorheen resulteerde dit in een relatief laag tarief op hoogspanningsnet, zoals in onze buurlanden nog steeds het geval is.Belgie_tarieven ; Oostenrijk_tarieven ; Duitsland_tarieven Het is dus aannemelijk dat de verdeelsleutels zijn veranderd of dat nieuwe typen kosten in grote mate landen bij HS-aangesloten grootverbruikers.
De rol van het hoogspanningsnet verandert
Afgelopen jaren leidt de groei van wind- en zonne-energie tot grotere transportstromen over het landelijke hoogspanningsnet (naar buurlanden). Tegelijkertijd kan decentrale opwek op lagere netvlakken de geregistreerde afname van het hoogspanningsnet verminderen. Hierdoor ontstaat mogelijk een verschil tussen de belasting van het hoogspanningsnet en de manier waarop de hieruit volgende kosten via het, op afname gebaseerde, cascademodel worden verdeeld. Sjak Lomme en Eelco Rondhuis pleitten daarom in Energeia voor het tweezijdig vormgeven van het cascademodel. Maak cascadering van transportkosten tweezijdig | Energeia
Verder onderzoek naar de extreme tariefstijging op het hoogspanningsnet is daarom hard nodig. Zijn de verdeelsleutels in de afgelopen jaren veranderd? En in hoeverre zijn deze nog kostenreflectief in het kader van veranderde stroomrichtingen, de groei van hernieuwbare decentrale opwek en de toenemende systeembelangen van het hoogspanningsnet? Met antwoorden op deze vragen kunnen passende maatregelen genomen worden om kostenreflectiviteit, en de business case voor elektrificatie, te verbeteren.