Janvier ouvre l’année 2026 avec un paquet cybersécurité qui simplifie NIS2 pour les opérateurs dont les réseaux de recharge s’étendent sur plusieurs marchés de l’UE. Le paquet présenté par la Commission européenne le 20 janvier instaure une harmonisation maximale. Les États membres ne peuvent plus ajouter leurs propres exigences nationales. Pour les opérateurs de bornes de recharge (CPO) qui suivaient jusqu’ici une variante de NIS2 différente dans chaque pays, cela signifie une seule norme et un point de contact unique via l’ENISA.
Aux États-Unis, les règles de vente d’électricité au kWh se sont durcies. L’édition 2026 du Handbook 44 du NIST renforce les exigences de précision pour la recharge en AC comme en DC. La Californie traite désormais tout chargeur qui facture au kWh comme une pompe à carburant. Aucun chargeur ne peut entrer en service commercial avant sa mise en service par une Registered Service Agency.
Par ailleurs, la Commission a annoncé à Davos une structure d’entreprise européenne unique, l’autorité italienne de la concurrence a ouvert une procédure contre A2A sur ses prix d’itinérance, les Pays-Bas ont introduit des certificats ERE qui rémunèrent les propriétaires de bornes de recharge pour chaque kWh rechargé, la California Energy Commission a ouvert deux appels à financement NEVI avec des échéances au printemps, et AMPECO s’est jointe à plus de 50 entreprises au Parlement européen pour inciter les eurodéputés à maintenir le cap sur 2035.
Voici ce qui a marqué le premier mois de 2026 et ce que cela signifie pour vos opérations.
Évolutions réglementaires
Le paquet cybersécurité de l’UE simplifie la conformité à NIS2
Le paquet cybersécurité présenté par la Commission européenne le 20 janvier (COM(2026) 11 et COM(2026) 13) simplifie NIS2 par une harmonisation maximale. Il crée une norme européenne unique. Les États membres ne peuvent pas ajouter d’exigences nationales. Environ 22 500 entités passent au statut d’« entité importante », avec une supervision allégée. L’ENISA prend en charge la coordination transfrontalière et devient le point de contact unique des opérateurs actifs dans plusieurs pays.
Les certificats européens de posture cyber valent désormais présomption de conformité à NIS2. En pratique, la certification équivaut à la conformité. Le paquet fixe aussi des échéances pour la cryptographie post-quantique (PQC) : 2030 pour les systèmes critiques et 2035 pour les infrastructures générales. Il introduit un signalement standardisé des attaques par rançongiciel, assorti de protections en matière de responsabilité. Il précise également que seuls les producteurs d’électricité d’une capacité supérieure à 1 MW sont concernés.
La mise en œuvre est prévue pour le T1 2027.
Impact pour les opérateurs :
- Avec un seul corpus de règles NIS2 dans toute l’UE, les opérateurs présents sur plusieurs marchés peuvent bâtir un programme de conformité unique au lieu de suivre les ajouts nationaux pays par pays.
- L’ENISA comme point de contact unique réduit les déclarations en double auprès de différentes autorités nationales.
- Les certificats de posture cyber valent pour NIS2, le Cyber Resilience Act et la législation sectorielle. La certification est désormais la voie la plus efficace vers la conformité.
- Les chargeurs et composants achetés en 2026 seront probablement encore en service lorsque les échéances PQC de 2030 et 2035 arriveront. Intégrez dès maintenant la préparation PQC à vos cahiers des charges d’achat.
- Les opérateurs doivent évaluer le risque géopolitique des composants critiques achetés auprès de fournisseurs de pays tiers. Commencez par cartographier votre chaîne d’approvisionnement matérielle.
- Le seuil de 1 MW clarifie les obligations des CPO qui disposent d’une production ou d’un stockage sur site. Vérifiez si vos sites se situent au-dessus ou en dessous.
EU Inc. : une structure d’entreprise unique pour les activités transfrontalières
Au Forum économique mondial de Davos 2026, la présidente de la Commission, Ursula von der Leyen, a annoncé EU Inc., une structure d’entreprise européenne unifiée relevant d’un « 28e régime ». Un seul enregistrement serait valable dans tous les États membres, avec une immatriculation en ligne en 48 heures et des règles harmonisées de gouvernance et de capital.
Il existe toutefois une limite importante. Les directives sur le marché de l’énergie, les obligations de fiscalisation et les exigences de l’AFIR s’appliquent indépendamment du droit des sociétés. EU Inc. ne les supprimera pas. Son intérêt pratique pour les CPO restera flou tant que la proposition législative, attendue en mars 2026, n’aura pas montré comment elle s’articule avec ces couches réglementaires. Les négociations en trilogue suivront.
L’action antitrust contre A2A en Italie crée un précédent tarifaire
L’autorité italienne de la concurrence a ouvert une procédure contre A2A pour abus présumé de position dominante. L’affaire vise le double rôle d’A2A, à la fois CPO et fournisseur de services de mobilité (MSP), et la question de savoir si sa tarification a illégalement pris en étau les MSP indépendants. Elle s’appuie sur le précédent Enel X Way, qui a établi que facturer aux concurrents des prix de gros supérieurs aux tarifs internes constitue une pratique d’éviction au sens de l’article 102 du TFUE.
L’autorité reproche à A2A d’avoir appliqué aux MSP concurrents des prix d’itinérance supérieurs à ses propres prix de détail sur les mêmes sites pendant une longue période. Les concurrents qui achetaient un accès de gros ne pouvaient pas s’aligner sur les offres de détail d’A2A sans perdre de l’argent. L’effet était le plus marqué pour la recharge en AC, qui reste l’épine dorsale du réseau de recharge public italien. Les abonnements et les offres forfaitaires ont aggravé la situation. Des marges négatives ont été observées de début 2024 à fin 2025, en particulier à Milan et à Brescia.
Impact pour les opérateurs :
- Les opérateurs à la fois CPO et MSP devraient comparer les prix d’itinérance qu’ils proposent aux MSP concurrents avec leurs propres prix de détail sur les mêmes sites. Un écart durable où le prix de gros dépasse le prix de détail est précisément ce que les régulateurs examinent.
- Les abonnements et les offres forfaitaires méritent une attention particulière. Ils ont creusé l’écart dans l’affaire A2A.
- Le précédent repose sur le droit de la concurrence de l’UE, pas seulement sur des règles italiennes. Les opérateurs qui cumulent les deux rôles sur d’autres marchés devraient revoir leur tarification en conséquence.
Le Handbook 44 du NIST impose des exigences de précision plus strictes
Le NIST a publié l’édition 2026 du Handbook 44, avec des changements de fond dans les exigences de précision pour la recharge des véhicules électriques (VE).
La section 3.40 sur les Vehicle Fueling Systems couvre les anciens systèmes DC mis en service avant le 1er janvier 2025 qui fonctionnent avec le seuil de tolérance de 5,0 %. Ils doivent désormais porter le marquage « Class 5 ». Le maintien des droits acquis prend fin le 1er janvier 2034. La recharge en AC exige désormais une vérification de précision en trois points : faible charge (4 à 10 ampères), plage moyenne (40 à 60 % du maximum) et forte charge (70 à 100 % du maximum). Les ERVE doivent conserver les données de transaction pendant au moins 15 minutes en cas de coupure de courant, et huit heures pour les installations de stationnement de longue durée.
La section 3.41 sur les Non-Utility Electricity-Measuring Systems reste un code provisoire (tentative code), soumis à une évaluation sur le terrain. Elle s’applique à l’électricité vendue selon la consommation mesurée en dehors de la facturation des fournisseurs d’énergie, comme la facturation entre propriétaire et locataire ou la distribution dans les parcs d’activités. Lorsque l’afficheur du compteur principal n’est pas accessible, les opérateurs doivent proposer un affichage à distance ou une application mobile pour la supervision en temps réel de la consommation.
C’est le cadre de métrologie légale dans lequel AMPECO s’est engagée directement en rejoignant le National Council on Weights and Measures en décembre.
Impact pour les opérateurs :
- Les anciens chargeurs DC soumis à la tolérance de 5,0 % doivent dès maintenant porter le marquage « Class 5 ». La fin des droits acquis en 2034 fixe une date claire pour planifier les cycles de remplacement ou de mise à niveau.
- La vérification AC en trois points ajoute des étapes à la mise en service et à l’inspection. Intégrez-les à vos plannings d’intervention sur le terrain.
- La conservation des données en cas de coupure (15 minutes, ou huit heures pour le stationnement de longue durée) dépend du matériel et du firmware. Vérifiez la compatibilité avec vos fournisseurs avant votre prochain cycle d’achat.
- La section 3.41 est encore provisoire. Les opérateurs qui facturent à des locataires ou à des usagers de parcs d’activités leur consommation mesurée devraient tout de même prévoir un affichage à distance ou une application.
La Californie assimile la recharge commerciale des VE à une vente de carburant
La Californie place désormais clairement la recharge commerciale des VE sous le régime juridique des ventes de carburant réglementées. Tout chargeur qui facture au kWh est traité comme une pompe à carburant, et non comme un service numérique. L’homologation de type dans le cadre du California Type Evaluation Program (CTEP) est un prérequis. L’homologation NTEP n’est acceptée que si les exigences propres à la Californie sont entièrement respectées.
Le principal changement opérationnel concerne la mise en service. Un chargeur ne peut entrer en service commercial qu’après sa mise en service par une Registered Service Agency (RSA). L’installation seule ne suffit pas. Seul un nombre limité de RSA est habilité pour la recharge des VE, ce qui crée un véritable goulet d’étranglement pour les calendriers de déploiement.
Cela s’ajoute à l’obligation de 97 % de disponibilité pour la recharge commerciale, entrée en vigueur le 1er janvier, que nous avions signalée dans les dates clés de décembre.
Impact pour les opérateurs :
- « Exploiter d’abord, régulariser ensuite » n’est plus possible. Les chargeurs qui facturent au kWh ont besoin d’une homologation de type et d’une mise en service par une RSA avant de générer des revenus.
- Vérifiez l’homologation CTEP avant d’acheter du matériel pour la Californie. NTEP seule ne suffit pas, sauf si elle satisfait à toutes les exigences propres à la Californie.
- Réservez les RSA tôt. Comme peu d’entre elles sont habilitées pour la recharge des VE, la capacité de mise en service pourrait devenir la contrainte de vos dates de lancement.
Financements et incitations
Les Pays-Bas lancent des certificats ERE pour la recharge à domicile
Les Pays-Bas ont introduit un mécanisme de type pollueur-payeur qui rémunère directement les propriétaires de bornes de recharge. Depuis janvier 2026, l’autorité néerlandaise des émissions (NEa) a rendu opérationnel le système de certificats ERE (Emissiereductie Eenheden). Les compagnies pétrolières doivent acheter des certificats pour compenser leurs émissions, et cet argent revient aux propriétaires des infrastructures de recharge.
Les prix du marché atteignent 0,10 € par kWh rechargé, soit environ 200 à 500 € par an pour les particuliers propriétaires. Le paiement est versé au titulaire du contrat d’électricité inscrit au registre central des raccordements. Pour être éligible, la borne doit intégrer un compteur certifié MID, et les kWh doivent être déclarés chaque année par l’intermédiaire d’un prestataire d’enregistrement agréé. Le texte attend encore l’approbation de la Première Chambre néerlandaise.
Impact pour les opérateurs :
- Le système ERE montre comment des revenus peuvent provenir d’autres sources que les marges sur l’énergie, à mesure que les marchés dépassent les modèles de subvention.
- Seuls les chargeurs équipés de compteurs certifiés MID intégrés sont éligibles. Le marché se scinde ainsi entre matériel conforme et matériel ancien, ce qui renforce l’enjeu de la modernisation de la directive MID convenue en novembre.
- Les opérateurs qui gèrent des chargeurs résidentiels peuvent simplifier la déclaration annuelle des kWh pour leurs clients grâce à des prestataires d’enregistrement agréés.
- Le prix des certificats varie selon les coûts de conformité des compagnies pétrolières et l’offre disponible. Traitez les revenus ERE comme une variable dans vos analyses de rentabilité.
3e appel NEVI Formula en Californie pour la recharge rapide sur corridors
En décembre 2025, la California Energy Commission a ouvert GFO-25-602, son troisième appel à financement du NEVI Formula Program. Il cible la recharge rapide DC publique le long des grands corridors de transport pour les déplacements en VE légers. Les candidatures exigent un alignement complet sur les règles NEVI, une coordination avec le fournisseur d’énergie, l’accessibilité ADA et les autorisations environnementales.
Le gel des fonds NEVI Formula a été bloqué par l’injonction de juin 2025 dont nous avons parlé en décembre, et la Californie mobilise désormais ces fonds. Les candidatures sont à déposer avant le 25 mars 2026.
La Californie consacre 69,5 M$ à la recharge NEVI des MDHD
L’appel GFO-25-604 de la California Energy Commission apporte 69,5 millions de dollars de fonds NEVI Formula pour la recharge haute capacité des véhicules moyens et lourds (MDHD) le long des Alternative Fuel Corridors du nord et du centre de la Californie. Les projets peuvent recevoir jusqu’à 8 millions de dollars, couvrant 80 % des coûts.
Les exigences techniques sont élevées : au moins 3 MW de capacité par station, 150 kW de puissance continue par connecteur et une interopérabilité complète OCPP 2.0.1 et ISO 15118. Les projets doivent garantir 97 % de disponibilité, respecter le Build America, Buy America Act et faire appel à une main-d’œuvre certifiée EVITP. Le système de gestion de la recharge (CMS) doit prendre en charge OCPI 2.2.1, permettre de changer de fournisseur de réseau de recharge indépendamment du matériel et offrir un paiement en accès libre, sans adhésion. La période de candidature se termine le 22 avril 2026.
Impact pour les opérateurs :
- Les exigences relatives au CMS excluent les plateformes fermées et propriétaires. Vérifiez que votre logiciel prend en charge OCPI 2.2.1, le changement de réseau de recharge et le paiement en accès libre avant de déposer votre candidature.
- Avec une prise en charge de 80 % des coûts, c’est l’une des meilleures opportunités de financement MDHD aux États-Unis en ce moment. Intégrez dès le départ les coûts de conformité (BABA, main-d’œuvre EVITP, garanties de disponibilité) dans le projet.
- Avec environ trois mois entre l’ouverture et la clôture, les candidats doivent préparer tôt la coordination avec le fournisseur d’énergie et les spécifications matérielles.
AMPECO : engagement et plaidoyer
AMPECO et plus de 50 entreprises au Parlement européen pour #TakeChargeEU
Le 20 janvier, AMPECO s’est jointe à plus de 50 entreprises de tout l’écosystème de la mobilité électrique pour une journée de rencontres au Parlement européen à Strasbourg, pendant la semaine de session plénière.
La campagne Take Charge EU s’appuie sur un engagement d’investissement de 175 milliards d’euros d’ici 2030 dans l’écosystème européen de la mobilité électrique, couvrant les véhicules, les batteries et l’infrastructure de recharge. La campagne compare l’ampleur de cet investissement au développement de l’industrie pétrolière et gazière en mer du Nord. Elle chiffre aussi les emplois en jeu. Le secteur des batteries emploie aujourd’hui 60 000 personnes et pourrait atteindre 300 000. Le secteur de la recharge représente 58 000 emplois, avec 191 000 nouveaux postes potentiels.
Le marché va dans la bonne direction. Les ventes de véhicules électriques à batterie (BEV) ont progressé de 30 % sur un an en 2025, pour atteindre 17 % de part de marché. Les points de recharge publics de l’UE-27 dépassent désormais le million, avec un taux de croissance annuel moyen de 36 %.
Le message central qu’AMPECO et ses partenaires ont porté à Strasbourg concernait l’incertitude réglementaire. C’est le principal risque pour cette dynamique. Nos présentations ont appelé les eurodéputés à tenir bon sur l’objectif zéro émission de 2035. L’affaiblir risquerait de faire partir les investissements ailleurs et de fragmenter la stratégie européenne. L’objectif est de maintenir l’électrification au cœur du plan de l’UE pour sa compétitivité à long terme.
Cela fait suite au paquet automobile de l’UE, dont nous avons parlé en décembre, qui a ramené l’objectif 2035 à une réduction de 90 % des émissions de CO₂. Pour les opérateurs, l’issue de ce débat conditionne les prévisions d’utilisation et le calendrier des investissements pour la prochaine décennie.
AMPECO reconnue comme système de gestion de la recharge CALeVIP-ready
En janvier 2026, la California Energy Commission a officiellement reconnu AMPECO comme système de gestion de la recharge CALeVIP-ready. AMPECO est le seul éditeur purement logiciel à figurer avec cette distinction dans le registre officiel de la Californie.
Les opérateurs qui utilisent AMPECO bénéficient de rapports de conformité automatisés, de la prise en charge native d’OCPP 2.0.1 et d’une collecte de données par intervalles de 15 minutes. Ils gardent le contrôle total sur le choix du matériel, leur identité de marque, la relation client et la propriété des données.
AMPECO est également reconnue comme fournisseur de réseau de recharge dans le programme Charge Ready 2.0 de la NYSERDA, dans l’État de New York, et l’EPRI la référence comme fournisseur agréé pour plus de 20 programmes de fournisseurs d’énergie à travers les États-Unis, dont Duke Energy, Xcel Energy et SMUD. Ensemble, ces programmes donnent aux opérateurs de la plateforme accès à près de 2 milliards de dollars d’aides publiques.
Dates clés et échéances
- 25 mars 2026 : date limite de candidature à l’appel NEVI Formula 3 de la Californie (GFO-25-602)
- 14 avril 2026 : échéance de déclaration DATEX II
- 22 avril 2026 : clôture des candidatures à l’appel NEVI MDHD de la Californie (GFO-25-604)
- 1er juin 2026 : publication officielle attendue de la norme MCS
- 1er janvier 2027 : conformité ISO 15118-20 pour les nouveaux chargeurs publics et privés
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