Foto: M3E
Neue EU‑Vorgaben, steigende THG‑Quoten und der politische Fokus auf E‑Lkw setzen Tankstellenbetreiber unter Handlungsdruck. Dr. Christian Milan, Geschäftsführer der „M3E GmbH“, ordnet ein – und sagt, wo jetzt investiert werden sollte und wo Zurückhaltung sinnvoll ist. Dieses Interview erschien in „tankstelle“ 05 am 15.04.26.
Die Regulierung rund um Ladeinfrastruktur wird komplexer. Gleichzeitig eröffnen sich neue Erlöschancen – allerdings mit Risiken. Im Interview erklärt Milan, warum 2026 vor allem Planung, Compliance und ein kühler Blick auf Zahlen gefragt sind.
- Die AFIR brachte ab Januar verschärfte Anforderungen. Was müssen Tankstellenbetreiber bei AC-Ladepunkten konkret beachten? Wie aufwendig ist die Umsetzung von EN ISO 15118-2 und DATEX-II, und wo lauern Fallstricke?
Mit Inkrafttreten der AFIR-Verschärfungen ab Januar 2026 ergeben sich für Betreiber öffentlich zugänglicher AC-Ladepunkte an Tankstellen neue technische und organisatorische Pflichten. Dabei ist es wichtig, zu wissen, dass ausschließlich neu errichtete oder wesentlich erneuerte Ladepunkte betroffen sind. Bestehende Anlagen genießen Bestandsschutz, solange sie nicht grundlegend modernisiert werden.
Zentral ist ab dem 8. Januar 2026 die Pflicht, dass neue bzw. wesentlich erneuerte AC-Ladepunkte den Kommunikationsstandard EN ISO 15118-2 unterstützen. Gemeint ist nicht zwingend die aktive Bereitstellung von Plug-&-Charge, sondern die technische Fähigkeit des Ladepunkts zur standardisierten digitalen Kommunikation zwischen Fahrzeug und Ladeinfrastruktur über das Ladekabel. In der Praxis setzt dies ISO-15118-fähige Hardware, inklusive PLC-Modem (PLC steht dabei für Powerline Communication und beschreibt ein Verfahren, bei dem Daten über Stromkabel übertragen werden), eine entsprechende Firmware sowie ein Backend voraus, das ISO-15118-Sessions korrekt verarbeitet. Der Umsetzungsaufwand ist daher als mittel bis hoch einzustufen. Viele ältere AC-Ladepunkte lassen sich wirtschaftlich kaum nachrüsten, sodass bei Modernisierungen häufig ein Austausch der Hardware sinnvoller ist als ein Retrofit.
Typische Fallstricke liegen in vermeintlich „ISO-ready“ beworbener Hardware, die erst mit kostenpflichtigen Firmware-Updates oder Backend-Modulen tatsächlich konform wird, in störanfälliger PLC-Kommunikation bei mangelhafter Installation sowie in einer fehlenden oder unzureichenden Backend-Integration. Zudem ist zu berücksichtigen, dass nicht alle Fahrzeuge ISO-15118-Funktionen vollständig unterstützen, weshalb alternative Authentifizierungswege weiterhin erforderlich bleiben.
Ab dem 14. April 2026 kommt mit der DATEX-II-Pflicht eine zweite wesentliche Anforderung hinzu. Betreiber müssen dann statische und dynamische Ladepunktdaten, etwa Standort, technische Merkmale, Zugangs- und Zahlungsbedingungen, Preise sowie Verfügbarkeiten, in dem standardisierten DATEX-II-Format an eine zentrale nationale Plattform, die Mobilithek des Bundesministeriums für Verkehr (BMV), übermitteln. Der technische Aufwand ist moderat, wird jedoch dennoch häufig unterschätzt, da DATEX-II ein komplexes, streng strukturiertes Datenmodell darstellt und regelmäßige, möglichst zeitnahe Aktualisierungen insbesondere für dynamische Daten erfordert. Häufige Probleme entstehen durch fehlerhaftes Datenmapping, unklare Zuständigkeiten für Datenpflege und Monitoring sowie durch fehlende Prozesse zur Sicherstellung der Datenqualität.
Für Tankstellenbetreiber ist die Abgrenzung zwischen Bestandsschutz und „wesentlicher Erneuerung“ entscheidend. Während reine Wartungs- und Reparaturmaßnahmen in der Regel nicht AFIR-pflichtig sind, gelten der Austausch kompletter Ladepunkte, der Wechsel zentraler Steuerungskomponenten oder umfangreiche technische Modernisierungen meist als wesentliche Erneuerung und lösen die neuen Anforderungen aus. Diese Abgrenzung sollte vor größeren Maßnahmen dokumentiert und regulatorisch geprüft werden.
Insgesamt erfordert die AFIR-Umsetzung bei AC-Ladepunkten weniger große Einzelmaßnahmen als vielmehr eine frühzeitige, saubere Planung von Hardware, Backend, Datenprozessen und Verantwortlichkeiten. Die größten Risiken liegen weniger in der Technik selbst als in verspäteter Umsetzung, unklarer Zuständigkeitsverteilung und der Unterschätzung von Integrations- und Betriebsaufwänden. Daher ist es in dieser wichtigen Umstellungsphase stets ratsam, im Zweifel externe Expertise einzubeziehen.
Die THG-Quote
- Die THG-Quote steigt 2026 auf 12 Prozent bei strengeren Regeln. Wie realistisch sind stabilere THG-Erlöse für Tankstellenunternehmen? Können THG-Prämien ein verlässliches Zusatzeinkommen werden?
Mit der Anhebung der THG-Quote auf 12 Prozent ab 2026 und zugleich verschärften regulatorischen Regeln verbessert sich grundsätzlich die strukturelle Ausgangslage für den THG-Quotenmarkt. Die steigende Quote erhöht zunächst den Druck auf quotenverpflichtete Mineralölunternehmen, was die Nachfrage nach anrechenbaren Emissionsminderungen stützt. Gleichzeitig sollen strengere Regeln, etwa beim Umgang mit Übererfüllungen, bei der Anrechenbarkeit einzelner Optionen und bei der Kontrolle von Zertifikaten, dazu beitragen, strukturelle Überangebote und Marktverzerrungen zu begrenzen. In der Theorie spricht dies für ein robusteres Marktgleichgewicht als in Phasen, in denen ein Überangebot an günstigen Erfüllungsoptionen die Preise stark gedrückt hat.
Gleichzeitig bleibt der THG-Quotenmarkt ein handelsbasierter Markt ohne garantierte Mindestpreise. Die Erlöse aus THG-Prämien hängen weiterhin maßgeblich von Angebot und Nachfrage, vom regulatorischen Detailrahmen sowie von der Marktposition und Vertragsgestaltung der vermittelnden Anbieter ab. Auch bei steigender Quote ist daher nicht von vollständig stabilen oder planbaren Preisen auszugehen. Kurzfristige Preisschwankungen, etwa durch regulatorische Anpassungen, Marktreaktionen oder strategisches Verhalten großer Marktteilnehmer, bleiben möglich.
Folgende Beispielrechnung zeigt, wie fluktuativ der Markt ist:
Im Jahr 2024 war der THG-Quotenpreis sehr volatil und für öffentliche LIS waren Erlöse pro kWh in Höhe von 2 bis 6 Cent möglich, je nachdem, wann ein Preis innerhalb des Jahres vereinbart wurde. Im Jahr 2025 lagen die Preise zwischen 3 und 6 Cent pro kWh. Da die Preise aktuell sehr stark ansteigen und auf einem überdurchschnittlich hohen Niveau liegen, sind aktuell im Jahr 2026 Erlöse zwischen 8 und 15 Cent pro kWh möglich.
Bei einem Jahresverbrauch von durchschnittlich 2 bis 12 MWh an einer (Schnell)Ladesäule ergeben sich durchaus attraktive Erlöse, wie diese Beispielrechnung zeigt:
Erlöse in Cent pro kWh 2 5 8 10 12 15 18 MWh pro Jahr und LP 2 40 € 100 € 160 € 200 € 240 € 300 € 360 € 5 100 € 250 € 400 € 500 € 600 € 750 € 900 € 8 160 € 400 € 640 € 800 € 960 € 1.200 € 1.440 € 12 240 € 600 € 960 € 1.200 € 1.440 € 1.800 € 2.160 € 15 300 € 750 € 1.200 € 1.500 € 1.800 € 2.250 € 2.700 € Tabelle: M3E
In den Jahren 2024 und 2025 haben wir uns also je nach Zeitpunkt des Vertragsabschlusses und der Lademenge irgendwo zwischen 40 € und 300 € pro Jahr und Ladepunkt bewegt. Mit den aktuell sehr hohen Erlösmöglichkeiten liegen wir eher zwischen 240 € und 2.700 € pro Jahr und Ladepunkt.
Für Tankstellenunternehmen, die öffentliche Ladeinfrastruktur betreiben, bedeutet das: THG-Erlöse können sich in der aktuellen Hochpreis-Phase durchaus lohnen, sie ersetzen jedoch keine klassischen, kalkulierbaren Ertragsquellen. Die letzten Jahre haben deutlich gezeigt, dass der THG-Quoten-Markt sehr volatil ist und stark von äußeren, meist unvorhergesehenen Faktoren beeinflussbar ist. Als Zusatzeinnahme aus dem Betrieb öffentlicher Ladepunkte sind die THG-Quoten jedoch ein interessantes Instrument, insbesondere bei ausreichenden Ladevolumina und professioneller Vermarktung der Zertifikate. Ihre Höhe bleibt jedoch schwankungsanfällig und abhängig von der Wahl des Vermarktungsmodells, etwa zwischen festen, risikoärmeren Prämien und gegebenenfalls etwas höheren, aber variablen, marktabhängigen Erlösen. Wobei man wissen muss, dass letztere Option für einzelne Akteure einen bedeutend höheren Aufwand mit sich bringt.
In der Gesamtbetrachtung sind THG-Prämien für Tankstellenunternehmen ab 2026 eher als strategisches Zusatzgeschäft mit mittelfristigem Potenzial zu bewerten, nicht als verlässlicher, fest einkalkulierbarer Umsatzbaustein. Sie können zur Verbesserung der Wirtschaftlichkeit von Ladeinfrastruktur beitragen und Investitionen flankieren, sollten jedoch weiterhin konservativ in der Finanzplanung angesetzt werden.
E-Lkw-Ladeinfrastruktur
- Der Masterplan fokussiert auf Nutzfahrzeuge. Welche Chancen haben Tankstellen an Hauptverkehrsachsen? Sollten Betreiber Ihrer Meinung nach jetzt in E-Lkw-Ladeinfrastruktur investieren oder die Förderprogramme abwarten?
Im Kontext eines Masterplans, der den Schwerpunkt auf die Elektrifizierung des Nutzfahrzeugverkehrs legt, stehen Tankstellen an Hauptverkehrsachsen vor strategisch wichtigen Fragen: Welche Chancen eröffnet der Markthochlauf von E-Lkw für eigene Ladeinfrastruktur? Sollte man als Betreiber besser sofort investieren oder auf Förderprogramme warten?
Aktuelle politische Programme und der Masterplan Ladeinfrastruktur 2030 zeigen, dass der Aufbau einer leistungsfähigen Ladeinfrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge auf Bundes- und EU-Ebene zunehmend Priorität erhält. Die Bundesregierung will entlang der Bundesautobahnen hunderte Rastanlagen mit Ladepunkten für E-Lkw ausstatten und entsprechende Förderprogramme auflegen; gebaut wird unter anderem ein Netz mit über 1.400 Ladepunkten an mehr als 120 Rastanlagen mit Hochleistungs-CCS- und Megawatt-Ladern. Für den gewerblichen Bereich sind 2026 zudem spezifische Förderrichtlinien geplant, die Netzanschlusskosten und sonstige Investitionskosten adressieren.
Solche politischen Signale schaffen Rahmensicherheit: sie deuten darauf hin, dass der Bedarf an Hochleistungs-Ladepunkten für E-Lkw entlang von Hauptachsen Realität wird. Gleichzeitig ist der Markt für elektrische Nutzfahrzeuge derzeit noch in einem relativ frühen Stadium, mit einem vergleichsweise geringen, wenn auch steigenden Anteil von E-Lkw auf dem Bestand. Die Infrastrukturentwicklung wird deshalb in einer Phase stattfinden, in der die Nachfrage noch nicht vollständig ausgereift ist. Dadurch sind langfristige Nutzerfrequenzen und Erlösströme für einzelne Standorte heute schwer verlässlich zu prognostizieren.
Die Chancen für Tankstellenbetreiber liegen insbesondere darin, entlang stark frequentierter Güterachsen Frühpositionen zu besetzen, bevor relevante Netzdichte und Wettbewerb entstehen. Ein gut platzierter Hochleistungs-Ladepunkt kann für Logistikflotten interessant werden, die zunehmend elektrische Lkw einsetzen und unterwegs auf zuverlässige Ladestellen angewiesen sind. Ein weiterer Vorteil: Betreiber mit eigener Fläche und bestehender Anbindung können Planungs- und Genehmigungsprozesse potenziell schneller durchlaufen und so Vorlaufzeiten gegenüber rein externen Akteuren reduzieren.
Dem steht jedoch ein erheblicher Investitionsaufwand gegenüber: leistungsstarke Lkw-Ladepunkte (insbesondere Megawatt-Lader) erfordern große Netzanschlüsse, teure Technik und oft zusätzliche Flächenlogistik. Die Rentabilität hängt stark davon ab, ob und wie schnell sich der E-Lkw-Markt entwickelt, wie die tatsächliche Nutzung ausfällt und ob ergänzende Geschäftsmodelle wie Depot-Laden oder Logistikpartnerschaften etabliert werden.
Daher ist aus strategischer Sicht ein hybrider Ansatz sinnvoll: Betreiber, die über geeignete Lagen und Kapital verfügen, können frühzeitig investieren, um sich Wettbewerbsvorteile zu sichern und praktische Erfahrungswerte zu sammeln. Parallel sollte eine systematische Beobachtung der Förderlandschaft und regulatorischen Rahmenbedingungen erfolgen, da diese die Wirtschaftlichkeit erheblich beeinflussen können. Förderprogramme, die erst 2026 starten oder weiterentwickelt werden, können Teile der Investitionskosten kompensieren oder Risikoteile reduzieren. Ein Abwarten allein birgt aber das Risiko, dass lukrative Standorte bereits von staatlichenAusschreibungen oder etablierten Infrastrukturakteuren belegt werden, bevor Tankstellenbetreiber aktiv werden.
Zusammengefasst bieten Hauptverkehrsachsen für Tankstellen eine zukunftsträchtige Chance, am E-Lkw-Ladeinfrastrukturausbau teilzuhaben, aber die Transformation ist noch im Gange. Wer heute investiert, handelt proaktiv und risikobewusst, während ein Fokus auf zukünftige Förderprogramme strategische Wettbewerbsvorteile mindern kann. Ein pragmatischer Weg ist daher, sich frühzeitig mit Pilotprojekten, Kooperationspartnern und Förderperspektiven auseinanderzusetzen, um sowohl Marktpräsenz als auch finanzielle Abstützungen optimal zu verbinden.
- Wie sieht für Sie die Tankstelle der Zukunft aus? Wird sie zum Multienergie-Hub, oder erwarten Sie völlig neue Geschäftsmodelle mit bidirektionalem Laden und Solarintegration?
Die Tankstelle der Zukunft wird sich mit hoher Wahrscheinlichkeit zu einem Multienergie-Hub entwickeln, jedoch weniger als visionäres Zukunftsbild, sondern eher als pragmatische Weiterentwicklung bestehender Standorte. Klassische Kraftstoffe werden noch über Jahre relevant bleiben, parallel dazu werden Strom, perspektivisch gegebenenfalls auch Wasserstoff und weitere alternative Energieträger angeboten. Entscheidend ist dabei nicht die gleichzeitige Vollausstattung mit allen Technologien, sondern die standortspezifische Kombination von Energieträgern, die Nachfrage, Netzanschluss, Fläche und Wirtschaftlichkeit sinnvoll berücksichtigt.
Elektrisches Laden wird dabei eine tragende Rolle einnehmen, allerdings zunächst primär als einseitiger Energiefluss vom Netz zum Fahrzeug. Bidirektionales Laden ist technologisch grundsätzlich möglich und wird in Pilotprojekten erprobt, ist für öffentlich zugängliche Tankstellen jedoch mittelfristig kein flächendeckendes Geschäftsmodell. Die regulatorischen Rahmenbedingungen, insbesondere bei Netzentgelten, Abrechnung, Haftung und steuerlicher Behandlung, sind bislang nicht ausreichend geklärt, und der wirtschaftliche Mehrwert für Betreiber bleibt derzeit begrenzt. Zudem ist die Verfügbarkeit bidirektional fähiger Fahrzeuge noch gering, und die Bereitschaft von Nutzern, ihre Fahrzeugbatterie öffentlich zur Verfügung zu stellen, ist bislang nicht gesichert. Schließlich, vielleicht der entscheidendste Punkt: Tankstellen und Rastplätze sind vor allem Transit- und Pausenorte, die zum Auftanken und Regenerieren genutzt werden, während bidirektionales Laden vor allem an Standorten zum Tragen kommen wird, die eine längere Verweildauer und keinen Reisebezug aufweisen.
Solarintegration und lokale Energieerzeugung hingegen werden deutlich früher an Bedeutung gewinnen. Photovoltaik auf Dachflächen oder Carports kann einen Beitrag zur Eigenstromversorgung leisten, Lastspitzen reduzieren und die Betriebskosten von Ladeinfrastruktur senken. In Kombination mit stationären Speichern lassen sich Netzanschlussleistungen besser nutzen und Investitionen in teure Netzausbauleistungen teilweise vermeiden. Die Tankstelle der Zukunft wird daher weniger ein reiner Verkaufsort für Energie sein, sondern zunehmend ein lokal integrierter Energie- und Infrastrukturstandort, der Erzeugung, Speicherung, Verteilung und ergänzende Services intelligent miteinander verbindet.
- Welche drei konkreten Handlungsempfehlungen würden Sie Tankstellenbetreibern für 2026 geben? Was hat absolute Priorität, und wo kann man noch warten?
Aus den aktuellen Entwicklungen lassen sich einige prioritäre Handlungsempfehlungen für Tankstellenbetreiber ableiten. Erste Priorität hat die regulatorische und technische Compliance. Betreiber sollten frühzeitig prüfen, welche bestehenden und geplanten Ladepunkte unter AFIR-Pflichten fallen, wie der eigene Status hinsichtlich ISO 15118, Backend-Fähigkeiten und DATEX-II-Datenmeldungen ist und wo organisatorische Zuständigkeiten klar definiert werden müssen. Versäumnisse in diesem Bereich führen nicht nur zu rechtlichen Risiken, sondern können auch den Betrieb oder Förderzugänge gefährden. Hinzu kommt, dass Tankstellen in der Regel als Nichtwohngebäude mit zugehörigen Parkplatzflächen gelten und damit grundsätzlich in den Anwendungsbereich des Gebäude-Elektromobilitätsinfrastruktur-Gesetzes (GEIG) fallen können. Bestehende Tankstellen mit mehr als 20 Stellplätzen sind nach § 10 GEIG verpflichtet, mindestens einen Ladepunkt zu errichten, sofern die Stellplätze im oder am Gebäude liegen und keine Ausnahmetatbestände greifen. Weitere Anforderungen an Tankstellenbetreiber werden derzeit politisch diskutiert, darunter auch mögliche Verpflichtungen für größere Tankstellenbetreiber zur Errichtung von Schnellladesäulen ab 2028, sind jedoch aktuell noch nicht gesetzlich festgelegt.
Zweite Priorität hat die strategische Standort- und Infrastrukturplanung. Dazu gehört eine realistische Einschätzung, an welchen Standorten Elektromobilität wirtschaftlich darstellbar ist, welche Ladeleistungen perspektivisch benötigt werden und wie sich Netzanschluss, Flächenverfügbarkeit und Kundenströme entwickeln. Betreiber sollten 2026 nutzen, um belastbare Ausbaupfade zu definieren, Pilotprojekte umzusetzen und Erfahrungen im Betrieb und in der Vermarktung von Ladeinfrastruktur zu sammeln, anstatt flächendeckend und undifferenziert zu investieren. In diesem Zusammenhang macht es Sinn, sich beraten zu lassen. Insbesondere bei größeren Vorhaben sollte ein solides, zukunftsfähiges Konzept erstellt werden, das im Anschluss von einer Markterkundung begleitet wird. So werden kostspielige Fehler vermieden und potenziell viel Geld eingespart.
Dritte Priorität ist die wirtschaftliche Absicherung und Flexibilisierung der Geschäftsmodelle. Dazu zählen konservative Annahmen bei THG-Erlösen, eine sorgfältige Auswahl von Vermarktungs- und Abrechnungsmodellen sowie die Prüfung ergänzender Ertragsquellen wie Kooperationen mit Flottenbetreibern, Logistikunternehmen oder Energiepartnern. Zudem kann es ratsam sein, den Betrieb von Ladestationen und die komplexen Abrechnungsprozesse spezialisierten Dienstleistern zu überlassen. Warten kann man hingegen bei Themen, die zwar medial stark diskutiert werden, aber noch keine verlässliche Marktreife haben, etwa bidirektionales Laden im öffentlichen Raum oder komplexe Vehicle-to-Grid-Modelle. Diese sollten beobachtet und punktuell getestet, aber nicht als kurzfristige wirtschaftliche Grundlage eingeplant werden.
Zur Person
Dr. Christian Milan ist Gründer und Geschäftsführer der europaweit tätigen M3E GmbH. Der promovierte Ingenieur gehört zu den Elektromobilitätsexperten der ersten Stunde in Deutschland und unterstützt seit vielen Jahren gemeinsam mit seinem Team Unternehmen und Kommunen bei der erfolgreichen Bewältigung der Mobilitätswende. Neben der Konzepterstellung und Strategieberatung unterhält M3E eine der größten eMobility-Fördermitteldatenbanken für den europäischen Raum, organisiert bei Bedarf Marktanalysen sowie Ausschreibungen und übernimmt den gesamten Fördermittel-Antragsprozess bis zur erfolgreichen Bewilligung. Zu den Services von M3E gehören zudem die Bearbeitung von THG-Quoten sowie die Bereitstellung relevanter Brancheninformationen und Whitepaper.
