Enero abre 2026 con un paquete de ciberseguridad que simplifica NIS2 para los operadores con redes de recarga en más de un mercado de la UE. El paquete que la Comisión Europea presentó el 20 de enero introduce la armonización máxima. Los Estados miembros ya no pueden añadir sus propios requisitos nacionales. Para los operadores de puntos de recarga (CPO) que debían seguir una variante distinta de NIS2 en cada país, esto supone una sola norma y un único punto de contacto a través de ENISA.
En EE. UU., las reglas para vender electricidad por kWh se han endurecido. La edición 2026 del Handbook 44 del NIST endurece los requisitos de precisión tanto para la recarga en AC como en DC. California trata ahora cualquier cargador que facture por kWh como un surtidor de combustible. Ningún cargador puede entrar en servicio comercial hasta que una Registered Service Agency lo ponga en servicio.
Además, la Comisión anunció en Davos una estructura empresarial única para la UE, la autoridad italiana de la competencia abrió un procedimiento contra A2A por sus precios de itinerancia, los Países Bajos introdujeron los certificados ERE, que pagan a los propietarios de puntos de recarga por cada kWh recargado, la California Energy Commission abrió dos convocatorias NEVI con plazos en primavera, y AMPECO se unió a más de 50 empresas en el Parlamento Europeo para pedir a los eurodiputados que mantengan el objetivo de 2035.
Esto es lo que marcó el primer mes de 2026 y lo que significa para sus operaciones.
Novedades regulatorias
El paquete de ciberseguridad de la UE simplifica NIS2
El paquete de ciberseguridad de la Comisión Europea del 20 de enero (COM(2026) 11 y COM(2026) 13) simplifica NIS2 mediante la armonización máxima. Crea una norma única para toda la UE. Los Estados miembros no pueden añadir requisitos nacionales. Unas 22.500 entidades pasan a la categoría de «entidades importantes», con una supervisión más ligera. ENISA asume la coordinación transfronteriza y se convierte en el punto de contacto único para los operadores que trabajan en varios países.
Los certificados de postura de ciberseguridad de la UE conllevan ahora una presunción de conformidad con NIS2. En la práctica, la certificación equivale al cumplimiento. El paquete fija también plazos para la criptografía poscuántica (PQC): 2030 para los sistemas críticos y 2035 para la infraestructura general. Introduce una notificación estandarizada de los ataques de ransomware con protección frente a la responsabilidad. Además, aclara que solo están incluidos los productores de electricidad con más de 1 MW de capacidad.
La aplicación está prevista para el T1 de 2027.
Qué significa para los operadores:
- Un único reglamento NIS2 en toda la UE permite a los operadores presentes en varios mercados crear un solo programa de cumplimiento, en lugar de seguir los añadidos nacionales país por país.
- ENISA como punto de contacto único reduce las notificaciones duplicadas a distintas autoridades nacionales.
- Los certificados de postura de ciberseguridad sirven para NIS2, el Cyber Resilience Act y la legislación sectorial. La certificación es ahora la vía más eficiente hacia el cumplimiento.
- Es probable que los cargadores y componentes comprados en 2026 sigan instalados cuando lleguen los plazos de PQC de 2030 y 2035. Incluya ya la preparación para PQC en sus especificaciones de compra.
- Los operadores necesitan evaluaciones de riesgo geopolítico para los componentes críticos de proveedores de terceros países. Empiece por mapear su cadena de suministro de hardware.
- El umbral de 1 MW aclara las obligaciones de los CPO con generación o almacenamiento en el mismo emplazamiento. Compruebe si sus instalaciones quedan por encima o por debajo.
EU Inc. propone una estructura empresarial única para operar entre países
En el Foro Económico Mundial de Davos 2026, la presidenta de la Comisión, Ursula von der Leyen, anunció EU Inc., una estructura empresarial europea unificada en el marco de un «28.º régimen». Un único registro sería válido en todos los Estados miembros, con constitución en línea en 48 horas y normas armonizadas de gobierno corporativo y capital.
Hay un límite importante. Las directivas del mercado energético, las obligaciones de fiscalización y los requisitos de AFIR funcionan con independencia del derecho de sociedades. EU Inc. no los eliminará. Su valor práctico para los CPO seguirá sin estar claro hasta que la propuesta legislativa, prevista para marzo de 2026, muestre cómo encaja con estas capas regulatorias. Después vendrán las negociaciones de trílogo.
El caso antimonopolio contra A2A en Italia sienta un precedente en precios
La autoridad italiana de la competencia abrió un procedimiento contra A2A por presunto abuso de posición dominante. El caso se centra en el doble papel de A2A como CPO y proveedor de servicios de movilidad (MSP), y en si sus precios estrecharon ilícitamente los márgenes de los MSP independientes. Se basa en el precedente de Enel X Way, que estableció que cobrar a los competidores precios mayoristas superiores a las tarifas internas es una conducta excluyente según el artículo 102 del TFUE.
La autoridad sostiene que los precios de itinerancia de A2A para los MSP rivales superaron durante un periodo prolongado sus propios precios minoristas en las mismas ubicaciones. Los competidores que compraban acceso mayorista no podían igualar las ofertas minoristas de A2A sin perder dinero. El efecto fue mayor en la recarga en AC, que sigue siendo la columna vertebral de la red de recarga pública de Italia. Las suscripciones y las tarifas planas lo agravaron. Se observaron márgenes negativos desde principios de 2024 hasta finales de 2025, sobre todo en Milán y Brescia.
Qué significa para los operadores:
- Los operadores que actúan a la vez como CPO y MSP deberían comparar los precios de itinerancia que ofrecen a los MSP rivales con sus propios precios minoristas en las mismas ubicaciones. Una diferencia sostenida en la que el precio mayorista supera al minorista es exactamente lo que examinan los reguladores.
- Las suscripciones y las tarifas planas requieren especial atención. Ampliaron la diferencia en el caso de A2A.
- El precedente se basa en el derecho de la competencia de la UE, no solo en normas italianas. Los operadores con doble papel en otros mercados deberían revisar sus precios teniéndolo en cuenta.
El Handbook 44 del NIST introduce requisitos de precisión más estrictos
El NIST publicó la edición 2026 del Handbook 44 con cambios sustanciales en los requisitos de precisión para la recarga de vehículos eléctricos (VE).
La sección 3.40, sobre Vehicle Fueling Systems, abarca los sistemas DC antiguos puestos en servicio antes del 1 de enero de 2025 que funcionan con el umbral de tolerancia del 5,0 %. Ahora deben llevar la marca «Class 5». El régimen de derechos adquiridos termina el 1 de enero de 2034. La recarga en AC exige ahora una verificación de precisión en tres puntos: carga baja (de 4 a 10 amperios), rango medio (del 40 al 60 % del máximo) y carga alta (del 70 al 100 % del máximo). Los EVSE deben conservar los datos de las transacciones durante al menos 15 minutos en caso de corte de suministro, y ocho horas en las instalaciones de aparcamiento de larga duración.
La sección 3.41, sobre Non-Utility Electricity-Measuring Systems, sigue siendo un código provisional (tentative code), sujeto a evaluación sobre el terreno. Se aplica a la electricidad vendida según el consumo medido fuera de la facturación de las compañías eléctricas, como la facturación entre arrendador e inquilino o la distribución en parques empresariales. Cuando la pantalla del contador principal no es accesible, los operadores deben ofrecer una pantalla remota o una aplicación móvil para la supervisión en tiempo real del consumo.
Este es el marco de metrología legal con el que AMPECO se implicó directamente cuando se unió al National Council on Weights and Measures en diciembre.
Qué significa para los operadores:
- Los cargadores DC antiguos con la tolerancia del 5,0 % necesitan ya la marca «Class 5». El fin de los derechos adquiridos en 2034 ofrece una fecha clara para planificar los ciclos de sustitución o actualización.
- La verificación de AC en tres puntos añade pasos a la puesta en servicio y a la inspección. Inclúyalos en la planificación del servicio técnico.
- La conservación de datos durante un corte (15 minutos, u ocho horas en aparcamientos de larga duración) depende del hardware y del firmware. Confirme la compatibilidad con sus proveedores antes de su próxima ronda de compras.
- La sección 3.41 sigue siendo provisional. Aun así, los operadores que facturan a inquilinos o usuarios de parques empresariales según el consumo medido deberían preparar una opción de pantalla remota o aplicación.
California trata la recarga comercial de VE como venta regulada de combustible
California sitúa ahora claramente la recarga comercial de VE bajo el régimen jurídico de la venta regulada de combustible. Cualquier cargador que facture por kWh se trata como un surtidor de combustible, no como un servicio digital. La homologación de tipo del California Type Evaluation Program (CTEP) es un requisito previo. La homologación NTEP solo se acepta si se cumplen íntegramente los requisitos específicos de California.
El mayor cambio operativo es la puesta en servicio. Un cargador solo puede entrar en servicio comercial después de que una Registered Service Agency (RSA) lo ponga en servicio. La instalación por sí sola no basta. Solo un número limitado de RSA está autorizado para la recarga de VE, lo que crea un verdadero cuello de botella para los calendarios de despliegue.
Esto llega junto a la obligación de un 97 % de disponibilidad para la recarga comercial, en vigor desde el 1 de enero, que destacamos en las fechas clave de diciembre.
Qué significa para los operadores:
- «Operar primero y regularizar después» ya no es viable. Los cargadores que facturan por kWh necesitan homologación de tipo y la puesta en servicio por una RSA antes de generar ingresos.
- Confirme la homologación CTEP antes de comprar hardware para California. NTEP por sí sola no basta, salvo que cumpla todos los requisitos específicos de California.
- Reserve RSA con antelación. Con pocas autorizadas para la recarga de VE, la capacidad de puesta en servicio puede limitar sus fechas de puesta en marcha.
Financiación e incentivos
Los Países Bajos lanzan certificados ERE para la recarga doméstica
Los Países Bajos han introducido un mecanismo basado en el principio de quien contamina paga, que retribuye directamente a los propietarios de puntos de recarga. Desde enero de 2026, la Autoridad Neerlandesa de Emisiones (NEa) ha puesto en marcha el sistema de certificados ERE (Emissiereductie Eenheden). Las petroleras deben comprar certificados para compensar sus emisiones, y ese dinero llega a los propietarios de la infraestructura de recarga.
Los precios de mercado alcanzan 0,10 € por kWh recargado, es decir, entre 200 y 500 € al año para los propietarios particulares. El pago se abona al titular del contrato de electricidad inscrito en el Registro Central de Conexiones. Para tener derecho, el punto de recarga necesita un contador integrado con certificación MID, y los kWh deben declararse cada año a través de un proveedor de servicios de registro autorizado. La normativa está pendiente de aprobación por la Primera Cámara neerlandesa.
Qué significa para los operadores:
- ERE muestra cómo pueden obtenerse ingresos más allá de los márgenes energéticos a medida que los mercados dejan atrás los modelos de subvención.
- Solo los cargadores con contadores integrados con certificación MID tienen derecho. Esto divide el mercado entre hardware conforme y hardware antiguo, y aumenta la importancia de la modernización de la MID acordada en noviembre.
- Los operadores que gestionan cargadores residenciales pueden simplificar a sus clientes la declaración anual de kWh a través de proveedores de servicios de registro autorizados.
- Los precios de los certificados varían con los costes de cumplimiento de las petroleras y con la oferta. Trate los ingresos de ERE como una variable en sus planes de negocio.
California abre la 3.ª convocatoria NEVI Formula para recarga rápida en corredores
En diciembre de 2025, la California Energy Commission abrió GFO-25-602, su tercera convocatoria de financiación del NEVI Formula Program. Se centra en la recarga rápida DC pública a lo largo de los principales corredores de transporte para desplazamientos en VE ligeros. Las solicitudes exigen una alineación completa con las normas NEVI, coordinación con la empresa de energía, accesibilidad ADA y autorizaciones medioambientales.
La congelación de los fondos NEVI Formula quedó bloqueada por la medida cautelar de junio de 2025 que analizamos en diciembre, y California ya está destinando esos fondos. Las solicitudes deben presentarse antes del 25 de marzo de 2026.
California destina 69,5 M$ a la recarga NEVI para MDHD
La convocatoria GFO-25-604 de la California Energy Commission ofrece 69,5 millones de dólares de fondos NEVI Formula para la recarga de alta capacidad de vehículos medianos y pesados (MDHD) a lo largo de los Alternative Fuel Corridors del norte y el centro de California. Los proyectos pueden recibir hasta 8 millones de dólares, que cubren el 80 % de los costes.
El listón técnico es alto: al menos 3 MW de capacidad por estación, 150 kW de potencia continua por conector e interoperabilidad completa con OCPP 2.0.1 e ISO 15118. Los proyectos deben garantizar un 97 % de disponibilidad, cumplir la Build America, Buy America Act y emplear mano de obra con certificación EVITP. El sistema de gestión de la recarga (CMS) debe ser compatible con OCPI 2.2.1, permitir cambiar de proveedor de red de recarga de forma agnóstica de hardware y ofrecer pago de acceso abierto sin necesidad de suscripción. El plazo de solicitud se cierra el 22 de abril de 2026.
Qué significa para los operadores:
- Los requisitos del CMS descartan las plataformas cerradas y propietarias. Confirme que su software es compatible con OCPI 2.2.1, el cambio de red de recarga y el pago de acceso abierto antes de presentar la solicitud.
- La cobertura del 80 % de los costes la convierte en una de las mejores oportunidades de financiación MDHD en EE. UU. en este momento. Incluya desde el principio en el proyecto los costes de cumplimiento (BABA, mano de obra EVITP, garantías de disponibilidad).
- Con unos tres meses entre la apertura y el cierre, los solicitantes deberían preparar pronto la coordinación con la empresa de energía y las especificaciones del hardware.
Liderazgo y representación de AMPECO
AMPECO se une a más de 50 empresas en el Parlamento Europeo por #TakeChargeEU
El 20 de enero, AMPECO se unió a más de 50 empresas de todo el ecosistema de la movilidad eléctrica en una jornada de reuniones en el Parlamento Europeo en Estrasburgo, durante la semana de pleno.
La campaña Take Charge EU se basa en un compromiso de inversión de 175.000 millones de euros hasta 2030 en el ecosistema europeo de la movilidad eléctrica, que abarca vehículos, baterías e infraestructura de recarga. La campaña compara la magnitud de esta inversión con el desarrollo de la industria del petróleo y el gas en el mar del Norte. También cuantifica los empleos en juego. El sector de las baterías emplea hoy a 60.000 personas y podría llegar a 300.000. El sector de la recarga sostiene 58.000 empleos, con 191.000 nuevos puestos potenciales.
El mercado avanza en la dirección correcta. Las ventas de vehículos eléctricos de batería (BEV) crecieron un 30 % interanual en 2025 y alcanzaron una cuota de mercado del 17 %. Los puntos de recarga públicos de la UE-27 superan ya el millón, con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 36 %.
El mensaje central que AMPECO y sus socios llevaron a Estrasburgo fue la incertidumbre regulatoria. Es el principal riesgo para este impulso. Nuestras presentaciones pidieron a los eurodiputados que mantengan con firmeza el objetivo de cero emisiones de 2035. Debilitarlo podría desviar la inversión a otros lugares y fragmentar la estrategia europea. El objetivo es mantener la electrificación en el centro del plan de la UE para la competitividad a largo plazo.
Esto sigue al paquete de automoción de la UE que analizamos en diciembre, que redujo el objetivo de 2035 a una reducción del 90 % de las emisiones de CO₂. Para los operadores, el resultado condiciona las previsiones de utilización y el calendario de inversión de la próxima década.
AMPECO, reconocida como sistema de gestión de la recarga CALeVIP-ready
En enero de 2026, la California Energy Commission reconoció oficialmente a AMPECO como sistema de gestión de la recarga CALeVIP-ready. AMPECO es el único proveedor exclusivamente de software con esta distinción en el registro oficial de California.
Los operadores que usan AMPECO obtienen informes de cumplimiento automatizados, compatibilidad nativa con OCPP 2.0.1 y recogida de datos en intervalos de 15 minutos. Mantienen el control total sobre la elección del hardware, la identidad de marca, la relación con los clientes y la propiedad de los datos.
AMPECO también está reconocida como proveedor de red de recarga en el programa Charge Ready 2.0 de NYSERDA, en Nueva York, y EPRI la incluye como proveedor aprobado en más de 20 programas de empresas de energía en todo EE. UU., entre ellos los de Duke Energy, Xcel Energy y SMUD. En conjunto, estos programas dan a los operadores de la plataforma acceso a casi 2.000 millones de dólares en incentivos públicos.
Fechas y plazos clave
- 25 de marzo de 2026: cierre de solicitudes de la convocatoria 3 de NEVI Formula de California (GFO-25-602)
- 14 de abril de 2026: plazo de notificación de DATEX II
- 22 de abril de 2026: cierre del plazo de solicitud de NEVI MDHD de California (GFO-25-604)
- 1 de junio de 2026: publicación oficial prevista de la norma MCS
- 1 de enero de 2027: cumplimiento de ISO 15118-20 para los nuevos cargadores públicos y privados
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