Der Januar eröffnet das Jahr 2026 mit einem Cybersicherheitspaket, das NIS2 für Betreiber vereinfacht, deren Ladenetzwerke sich über mehr als einen EU-Markt erstrecken. Das Paket der Europäischen Kommission vom 20. Januar führt die Vollharmonisierung ein. Die Mitgliedstaaten dürfen keine eigenen nationalen Anforderungen mehr hinzufügen. Für Ladestationsbetreiber (CPOs), die bisher in jedem Land eine andere NIS2-Variante verfolgen mussten, bedeutet das einen Standard und eine zentrale Anlaufstelle über die ENISA.
In den USA wurden die Regeln für den Stromverkauf nach kWh verschärft. Die Ausgabe 2026 des NIST Handbook 44 verschärft die Genauigkeitsanforderungen für AC- und DC-Laden. Kalifornien behandelt jetzt jede Ladestation, die nach kWh abrechnet, wie eine Zapfsäule. Keine Ladestation darf den kommerziellen Betrieb aufnehmen, bevor eine Registered Service Agency sie in Betrieb genommen hat.
Außerdem kündigte die Kommission in Davos eine einheitliche EU-Unternehmensform an, die italienische Wettbewerbsbehörde leitete wegen der Roaming-Preise ein Verfahren gegen A2A ein, die Niederlande führten ERE-Zertifikate ein, die Besitzer von Ladepunkten pro geladener kWh vergüten, die California Energy Commission eröffnete zwei NEVI-Förderrunden mit Fristen im Frühjahr, und AMPECO drängte gemeinsam mit mehr als 50 Unternehmen im Europäischen Parlament die Europaabgeordneten, am Ziel für 2035 festzuhalten.
Hier lesen Sie, was den ersten Monat des Jahres 2026 geprägt hat und was das für Ihren Betrieb bedeutet.
Regulatorische Entwicklungen
EU-Cybersicherheitspaket vereinfacht die NIS2-Compliance
Das Cybersicherheitspaket der Europäischen Kommission vom 20. Januar (COM(2026) 11 und COM(2026) 13) vereinfacht NIS2 durch Vollharmonisierung. Es schafft einen einheitlichen EU-Standard. Die Mitgliedstaaten dürfen keine nationalen Anforderungen hinzufügen. Rund 22.500 Einrichtungen wechseln in den Status „wichtige Einrichtung“ mit leichterer Aufsicht. Die ENISA übernimmt die grenzüberschreitende Koordinierung und wird zur zentralen Anlaufstelle für Betreiber, die in mehreren Ländern tätig sind.
EU-Zertifikate zur Cybersicherheitslage begründen künftig die Vermutung der NIS2-Konformität. In der Praxis bedeutet Zertifizierung damit Compliance. Das Paket legt außerdem Fristen für die Post-Quanten-Kryptografie (PQC) fest: 2030 für kritische Systeme und 2035 für die allgemeine Infrastruktur. Es führt eine standardisierte Meldung von Ransomware-Vorfällen mit Haftungsschutz ein. Zudem stellt es klar, dass nur Stromerzeuger mit mehr als 1 MW Leistung erfasst sind.
Die Umsetzung ist für das erste Quartal 2027 vorgesehen.
Was das für Betreiber bedeutet:
- Ein einheitliches NIS2-Regelwerk in der gesamten EU bedeutet, dass Betreiber in mehreren Märkten ein einziges Compliance-Programm aufbauen können, statt nationale Zusatzanforderungen Land für Land zu verfolgen.
- Die ENISA als zentrale Anlaufstelle verringert doppelte Meldungen an verschiedene nationale Behörden.
- Die Zertifikate zur Cybersicherheitslage gelten für NIS2, den Cyber Resilience Act und sektorspezifische Rechtsvorschriften. Die Zertifizierung ist jetzt der effizienteste Weg zur Compliance.
- Ladestationen und Komponenten, die 2026 gekauft werden, sind voraussichtlich noch im Einsatz, wenn die PQC-Fristen 2030 und 2035 greifen. Verankern Sie die PQC-Fähigkeit schon jetzt in Ihren Beschaffungsspezifikationen.
- Betreiber brauchen geopolitische Risikobewertungen für kritische Komponenten von Lieferanten aus Drittstaaten. Beginnen Sie damit, Ihre Hardware-Lieferkette zu erfassen.
- Die Schwelle von 1 MW klärt die Pflichten von CPOs mit Erzeugung oder Speicherung am selben Standort. Prüfen Sie, ob Ihre Standorte darüber oder darunter liegen.
EU Inc. plant einheitliche Unternehmensform für grenzüberschreitende Geschäfte
Auf dem WEF in Davos 2026 kündigte Kommissionspräsidentin von der Leyen EU Inc. an, eine einheitliche europäische Unternehmensform im Rahmen eines „28. Regimes“. Eine einzige Registrierung würde in allen Mitgliedstaaten gelten, mit einer Online-Gründung in 48 Stunden und harmonisierten Regeln für Unternehmensführung und Kapital.
Es gibt jedoch eine wichtige Grenze. Energiemarktrichtlinien, Fiskalisierungspflichten und AFIR-Anforderungen gelten unabhängig vom Gesellschaftsrecht. EU Inc. wird sie nicht beseitigen. Welchen praktischen Nutzen die neue Form für CPOs hat, bleibt unklar, bis der für März 2026 erwartete Legislativvorschlag zeigt, wie sie mit diesen regulatorischen Ebenen zusammenwirkt. Danach folgen die Trilogverhandlungen.
A2A-Kartellverfahren in Italien schafft Präzedenzfall bei Preisen
Die italienische Wettbewerbsbehörde hat ein Verfahren gegen A2A wegen mutmaßlichen Missbrauchs einer marktbeherrschenden Stellung eingeleitet. Im Mittelpunkt steht die Doppelrolle von A2A als CPO und Mobilitätsdienstleister (MSP) und die Frage, ob die Preisgestaltung unabhängige MSPs rechtswidrig in eine Preis-Kosten-Schere gedrängt hat. Der Fall knüpft an den Präzedenzfall Enel X Way an, in dem festgestellt wurde, dass es ein Verdrängungsmissbrauch nach Artikel 102 AEUV ist, wenn Wettbewerbern höhere Großhandelspreise berechnet werden als intern.
Die Behörde wirft A2A vor, dass die Roaming-Preise für konkurrierende MSPs über einen längeren Zeitraum über den eigenen Endkundenpreisen an denselben Standorten lagen. Wettbewerber, die Großhandelszugang kauften, konnten die Endkundenangebote von A2A nicht ohne Verlust erreichen. Am stärksten war der Effekt beim AC-Laden, das weiterhin das Rückgrat des öffentlichen Ladenetzwerks in Italien bildet. Abo- und Pauschalangebote verschärften das Problem. Negative Margen wurden von Anfang 2024 bis Ende 2025 beobachtet, vor allem in Mailand und Brescia.
Was das für Betreiber bedeutet:
- Betreiber, die zugleich als CPO und MSP auftreten, sollten die Roaming-Preise, die sie konkurrierenden MSPs anbieten, mit ihren eigenen Endkundenpreisen an denselben Standorten vergleichen. Eine dauerhafte Lücke, bei der der Großhandelspreis über dem Endkundenpreis liegt, ist genau das, was die Behörden prüfen.
- Abo- und Pauschalangebote verdienen besondere Aufmerksamkeit. Sie haben die Lücke im Fall A2A vergrößert.
- Der Präzedenzfall stützt sich auf das EU-Wettbewerbsrecht, nicht nur auf italienische Regeln. Betreiber mit Doppelrolle in anderen Märkten sollten ihre Preisgestaltung vor diesem Hintergrund überprüfen.
NIST Handbook 44 führt strengere Genauigkeitsanforderungen ein
Das NIST hat die Ausgabe 2026 des Handbook 44 veröffentlicht, mit wesentlichen Änderungen an den Genauigkeitsanforderungen für das Laden von Elektrofahrzeugen (EV).
Abschnitt 3.40 zu Vehicle Fueling Systems erfasst ältere DC-Systeme, die vor dem 1. Januar 2025 in Betrieb genommen wurden und unter der Toleranzschwelle von 5,0 % arbeiten. Sie müssen jetzt mit „Class 5“ gekennzeichnet werden. Der Bestandsschutz endet am 1. Januar 2034. Für AC-Laden ist jetzt eine Genauigkeitsprüfung an drei Punkten vorgeschrieben: niedrige Last (4 bis 10 Ampere), mittlerer Bereich (40 bis 60 % des Maximums) und hohe Last (70 bis 100 % des Maximums). EVSE müssen Transaktionsdaten bei einem Stromausfall mindestens 15 Minuten lang speichern, bei Installationen für Langzeitparken acht Stunden.
Abschnitt 3.41 zu Non-Utility Electricity-Measuring Systems bleibt eine vorläufige Vorschrift (Tentative Code), die noch in der Praxis erprobt wird. Er gilt für Strom, der außerhalb der Abrechnung durch Versorger nach gemessenem Verbrauch verkauft wird, etwa bei der Abrechnung zwischen Vermieter und Mieter oder der Verteilung in Gewerbeparks. Ist die Anzeige des Hauptzählers nicht zugänglich, müssen Betreiber eine Fernanzeige oder eine mobile App zur Echtzeitüberwachung des Verbrauchs anbieten.
Mit genau diesem Rahmen des gesetzlichen Messwesens befasst sich AMPECO direkt, seit das Unternehmen im Dezember dem National Council on Weights and Measures beigetreten ist.
Was das für Betreiber bedeutet:
- Ältere DC-Ladestationen unter der Toleranz von 5,0 % brauchen jetzt die Kennzeichnung „Class 5“. Das Ende des Bestandsschutzes 2034 ist ein klares Datum, an dem sich Austausch- oder Modernisierungszyklen planen lassen.
- Die AC-Prüfung an drei Punkten bringt zusätzliche Schritte bei Inbetriebnahme und Inspektion. Planen Sie diese in Ihre Außendiensteinsätze ein.
- Die Datenspeicherung bei Stromausfall (15 Minuten bzw. acht Stunden beim Langzeitparken) hängt von Hardware und Firmware ab. Klären Sie die Unterstützung mit Ihren Lieferanten vor der nächsten Beschaffungsrunde.
- Abschnitt 3.41 ist noch vorläufig. Betreiber, die Mietern oder Nutzern von Gewerbeparks den gemessenen Verbrauch in Rechnung stellen, sollten trotzdem eine Fernanzeige oder eine App vorbereiten.
Kalifornien behandelt kommerzielles EV-Laden als regulierten Kraftstoffverkauf
Kalifornien unterstellt kommerzielles EV-Laden jetzt eindeutig dem Rechtsrahmen für den regulierten Kraftstoffverkauf. Jede Ladestation, die nach kWh abrechnet, wird wie eine Zapfsäule behandelt, nicht wie ein digitaler Dienst. Eine Bauartzulassung im Rahmen des California Type Evaluation Program (CTEP) ist Voraussetzung. Eine NTEP-Zulassung wird nur anerkannt, wenn die kalifornischen Anforderungen vollständig erfüllt sind.
Die größte Änderung im Betrieb betrifft die Inbetriebnahme. Eine Ladestation darf den kommerziellen Betrieb erst aufnehmen, nachdem eine Registered Service Agency (RSA) sie in Betrieb gesetzt hat. Die Installation allein reicht nicht aus. Nur wenige RSAs sind für EV-Laden zugelassen, was zu einem echten Engpass für die Ausbaupläne wird.
Das kommt zusätzlich zur Pflicht von 97 % Verfügbarkeit für kommerzielles Laden, die am 1. Januar in Kraft trat und auf die wir bei den wichtigen Terminen im Dezember hingewiesen haben.
Was das für Betreiber bedeutet:
- „Erst betreiben, später legalisieren“ funktioniert nicht mehr. Ladestationen, die nach kWh abrechnen, brauchen eine Bauartzulassung und die Inbetriebnahme durch eine RSA, bevor sie Umsatz erzielen.
- Prüfen Sie die CTEP-Zulassung, bevor Sie Hardware für Kalifornien beschaffen. NTEP allein reicht nicht, es sei denn, alle kalifornischen Anforderungen sind erfüllt.
- Buchen Sie RSAs frühzeitig. Da nur wenige für EV-Laden zugelassen sind, können die Kapazitäten für die Inbetriebnahme zum Engpass für Ihre Go-live-Termine werden.
Förderung und Anreize
Niederlande führen ERE-Zertifikate für das Laden zu Hause ein
Die Niederlande haben einen Mechanismus nach dem Verursacherprinzip eingeführt, der Besitzer von Ladepunkten direkt vergütet. Seit Januar 2026 betreibt die niederländische Emissionsbehörde (NEa) das Zertifikatssystem ERE (Emissiereductie Eenheden). Mineralölunternehmen müssen Zertifikate kaufen, um ihre Emissionen auszugleichen, und dieses Geld fließt an die Besitzer der Ladeinfrastruktur.
Die Marktpreise erreichen 0,10 € pro geladener kWh, für private Besitzer also rund 200 bis 500 € im Jahr. Die Zahlung geht an den Inhaber des Stromvertrags, der im zentralen Anschlussregister eingetragen ist. Voraussetzung ist ein integrierter MID-zertifizierter Zähler im Ladepunkt, und die kWh müssen jährlich über einen zugelassenen Buchungsdienstleister gemeldet werden. Die Regelung muss noch von der niederländischen Ersten Kammer gebilligt werden.
Was das für Betreiber bedeutet:
- ERE zeigt, wie Erlöse jenseits der Energiemargen entstehen können, wenn Märkte über Subventionsmodelle hinauswachsen.
- Nur Ladestationen mit integrierten MID-zertifizierten Zählern sind förderfähig. Das teilt den Markt in konforme und ältere Hardware und erhöht die Bedeutung der im November vereinbarten Modernisierung der MID.
- Betreiber, die private Ladestationen verwalten, können ihren Kunden die jährliche kWh-Meldung über zugelassene Buchungsdienstleister erleichtern.
- Die Zertifikatspreise schwanken mit den Compliance-Kosten der Mineralölunternehmen und dem Angebot. Planen Sie ERE-Einnahmen in Business Cases als variable Größe ein.
Kalifornien eröffnet dritte NEVI-Formula-Runde für Schnellladen an Korridoren
Im Dezember 2025 eröffnete die California Energy Commission GFO-25-602, ihre dritte Förderrunde im NEVI Formula Program. Im Fokus steht öffentliches DC-Schnellladen entlang wichtiger Verkehrskorridore für Fahrten mit leichten Elektrofahrzeugen. Anträge müssen die NEVI-Regeln vollständig einhalten und die Abstimmung mit dem Energieversorger, Barrierefreiheit nach ADA sowie Umweltgenehmigungen nachweisen.
Das Einfrieren der NEVI-Formula-Mittel wurde durch die einstweilige Verfügung vom Juni 2025 gestoppt, über die wir im Dezember berichtet haben, und Kalifornien setzt dieses Geld jetzt ein. Anträge sind bis zum 25. März 2026 einzureichen.
Kalifornien gibt 69,5 Mio. $ für NEVI-Laden von MDHD frei
Die Ausschreibung GFO-25-604 der California Energy Commission stellt 69,5 Mio. US-Dollar an NEVI-Formula-Mitteln für Hochleistungsladen von mittelschweren und schweren Nutzfahrzeugen (MDHD) entlang der Alternative Fuel Corridors in Nord- und Zentralkalifornien bereit. Projekte können bis zu 8 Mio. US-Dollar erhalten, was 80 % der Kosten abdeckt.
Die technischen Hürden sind hoch: mindestens 3 MW Stationsleistung, 150 kW Dauerleistung pro Ladeanschluss und volle Interoperabilität nach OCPP 2.0.1 und ISO 15118. Projekte müssen 97 % Verfügbarkeit garantieren, den Build America, Buy America Act einhalten und EVITP-zertifizierte Fachkräfte einsetzen. Das Lademanagementsystem (CMS) muss OCPI 2.2.1 unterstützen, einen hardware-agnostischen Wechsel des Ladenetzwerkanbieters ermöglichen und offenen Zugang zur Bezahlung ohne Mitgliedschaft bieten. Die Antragsfrist endet am 22. April 2026.
Was das für Betreiber bedeutet:
- Die CMS-Anforderungen schließen geschlossene, proprietäre Plattformen aus. Prüfen Sie vor dem Antrag, ob Ihre Software OCPI 2.2.1, den Wechsel des Ladenetzwerkanbieters und offenen Zugang zur Bezahlung unterstützt.
- Mit einem Kostenanteil von 80 % gehört diese Förderung derzeit zu den attraktiveren MDHD-Förderchancen in den USA. Kalkulieren Sie die Compliance-Kosten (BABA, EVITP-Fachkräfte, Verfügbarkeitsgarantien) von Anfang an in das Projekt ein.
- Zwischen Eröffnung und Fristende liegen rund drei Monate. Antragsteller sollten die Abstimmung mit dem Energieversorger und die Hardwarespezifikationen früh klären.
AMPECO-Interessenvertretung
AMPECO mit mehr als 50 Unternehmen im Europäischen Parlament für #TakeChargeEU
Am 20. Januar kam AMPECO mit mehr als 50 Unternehmen aus dem gesamten E-Mobilitäts-Ökosystem zu einem Tag voller Gespräche im Europäischen Parlament in Straßburg während der Plenarwoche zusammen.
Die Kampagne Take Charge EU beruht auf einer Investitionszusage von 175 Mrd. € bis 2030 für das europäische E-Mobilitäts-Ökosystem, die Fahrzeuge, Batterien und Ladeinfrastruktur umfasst. Die Kampagne vergleicht den Umfang dieser Investition mit dem Aufbau der Öl- und Gasindustrie in der Nordsee. Sie beziffert auch die Arbeitsplätze, um die es geht. Die Batteriebranche beschäftigt heute 60.000 Menschen und könnte auf 300.000 wachsen. Die Ladebranche sichert 58.000 Arbeitsplätze, mit 191.000 möglichen neuen Stellen.
Der Markt entwickelt sich in die richtige Richtung. Die BEV-Verkäufe stiegen 2025 gegenüber dem Vorjahr um 30 % und erreichten einen Marktanteil von 17 %. Die Zahl der öffentlichen Ladepunkte in der EU-27 liegt inzwischen bei über 1 Million, bei einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 36 %.
Die Kernbotschaft, die AMPECO und seine Partner nach Straßburg brachten, galt der regulatorischen Unsicherheit. Sie ist das größte Risiko für diese Dynamik. Unsere Präsentationen forderten die Europaabgeordneten auf, am Null-Emissions-Ziel für 2035 festzuhalten. Eine Abschwächung riskiert, dass Investitionen abwandern und die europäische Strategie zersplittert. Ziel ist es, die Elektrifizierung im Zentrum des EU-Plans für langfristige Wettbewerbsfähigkeit zu halten.
Das folgt auf das EU-Automobilpaket, über das wir im Dezember berichtet haben und das das Ziel für 2035 auf eine CO₂-Reduktion von 90 % gesenkt hat. Für Betreiber prägt das Ergebnis die Auslastungsprognosen und den Zeitpunkt von Investitionen im kommenden Jahrzehnt.
AMPECO als CALeVIP-fähiges Lademanagementsystem anerkannt
Im Januar 2026 hat die California Energy Commission AMPECO offiziell als CALeVIP-fähiges Lademanagementsystem anerkannt. AMPECO ist der einzige reine Softwareanbieter mit dieser Auszeichnung im offiziellen Register Kaliforniens.
Betreiber, die AMPECO nutzen, erhalten automatisierte Compliance-Berichte, native Unterstützung für OCPP 2.0.1 und eine Datenerfassung im 15-Minuten-Intervall. Sie behalten die volle Kontrolle über Hardwareauswahl, Markenauftritt, Kundenbeziehungen und Dateneigentum.
AMPECO ist außerdem im Programm Charge Ready 2.0 der NYSERDA in New York als Ladenetzwerkanbieter anerkannt, und das EPRI führt AMPECO als zugelassenen Anbieter für mehr als 20 Förderprogramme von Energieversorgern in den gesamten USA, darunter Duke Energy, Xcel Energy und SMUD. Zusammen eröffnen diese Programme Betreibern auf der Plattform den Zugang zu fast 2 Mrd. US-Dollar an öffentlichen Fördermitteln.
Wichtige Termine und Fristen
- 25. März 2026: Antragsfrist für die kalifornische NEVI-Formula-Ausschreibung 3 (GFO-25-602)
- 14. April 2026: Meldefrist für DATEX II
- 22. April 2026: Ende der Antragsfrist für Kaliforniens NEVI-MDHD-Förderung (GFO-25-604)
- 1. Juni 2026: Voraussichtliche offizielle Veröffentlichung des MCS-Standards
- 1. Januar 2027: ISO-15118-20-Konformität für neue öffentliche und private Ladestationen
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