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E-Fuel- und Wasserstoffquotenhandel nimmt langsam zu
E-Fuel- und Wasserstoffquotenhandel nimmt langsam zu
Hamburg, 28 April (Argus) — In Deutschland zeigen sich im Rahmen der nationalen Umsetzung der RED III erste Anzeichen für den Handel mit Treibhausgaseinsparungen auf Basis von synthetischen Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs (RFNBOs), wie e-Fuels und grünem Wasserstoff. Die Aktivität bleibt bislang jedoch gering. Marktteilnehmer führten dies auf die spät finalisierte THG-Gesetzgebung sowie auf das weiterhin geringe Angebot an physischen RFNBOs zurück. Im EU-Ausland zeigt sich ein ähnliches Bild. Mehrere in den vergangenen Wochen gemeldete Transaktionen wurden laut Marktteilnehmern mit Rücktritts- oder Anpassungsklauseln versehen. Diese sahen vor, dass Verträge aufgehoben oder nachverhandelt werden können, sollte die endgültige Gesetzgebung wesentlich von den bis Vertragsschluss vorliegenden Entwürfen abweichen. Diese regulatorischen Unsicherheiten, welche vor der Finalisierung der THG-Gesetzgebung existierten, verhinderten laut Marktteilnehmern bislang einen nachhaltigen Anstieg der Liquidität. Die regulatorischen Rahmenbedingungen haben sich nun allerdings konkretisiert: Der Bundestag beschloss am 23. April eine Anhebung der Quote für erneuerbaren Wasserstoff im Straßenverkehr auf 1,5 % bis 2030. Zudem sollen RFNBOs bis Ende 2036 von einem dreifachen Anrechnungsfaktor auf die Treibhausgasminderungsquote profitieren. Der Gesetzentwurf liegt nun dem Bundesrat vor, dessen nächste Sitzung für den 8. Mai angesetzt ist. Der Entwurf sieht erstmals auch eine konkrete Strafzahlung von 120 €/GJ bei Nichterfüllung der RFNBO-Unterquote vor. Dies entspräche rund 14,40 €/kg Wasserstoff und liegt somit deutlich über gängigen Kostenschätzungen für erneuerbaren Wasserstoff in Deutschland. Marktteilnehmer werten diesen Sanktionsmechanismus als mittelfristigen Treiber für RFNBO-Liquidität in Deutschland, da das Inverkehrbringen von RFNBOs in Deutschland Treibhausgasminderungszertifikate generiert, die zur Erfüllung der allgemeinen THG-Quote eingesetzt werden können. Zusätzlich sind sie nötig zur Erfüllung der spezifischen RFNBO-Unterquote. In den Niederlanden wurden bislang noch keine Einsparungen aus RFNBO-Einsatz gehandelt. Die niederländische Umsetzung von RED III wurde jedoch jüngst verabschiedet und gilt rückwirkend ab dem 1. Januar 2026. Der Marktfokus richtet sich unter anderem auf das Projekt Holland Hydrogen I von Shell in Rotterdam, das ab 2027 signifikante Mengen an erneuerbarem Wasserstoff liefern könnte. Im Vereinigten Königreich bleibt die Liquidität des Marktes für Development Renewable Transport Fuel Certificates (DRTFCs) ebenfalls schwach. Die Handelsaktivität konzentriert sich weiterhin auf die Zeiträume kurz vor Ende der Erfüllungsfristen, weshalb sich bislang kein kontinuierlich liquider Spotmarkt etabliert hat. Unabhängig von den unterschiedlichen nationalen Umsetzungen bestehen unter RED III grundsätzlich zwei Wege zur Generierung von RFNBO-Zertifikaten: Der erste Weg umfasst die direkte Bereitstellung von erneuerbarem Wasserstoff oder dessen Derivaten wie E-Methanol oder E-Methan für den Verkehrssektor. Der zweite Weg ist die sogenannte Raffinerieroute, bei der erneuerbarer Wasserstoff als Einsatzstoff bei der Herstellung von Kraftstoffen verwendet wird. Marktteilnehmer erwarten überwiegend, dass die Raffinerieroute den Großteil der Quotenerfüllung abdecken wird, da sie im Vergleich zur direkten Endnutzung von RFNBOs kostengünstiger ist. Einige Länder, darunter die Niederlande und Italien, haben jedoch Regelungen eingeführt, die einen Mindestanteil der direkten RFNBO-Nutzung im Verkehr vorschreiben. Europaweit haben bislang nur Deutschland, Belgien und Spanien Pläne für RFNBO-Unterquoten über das Jahr 2030 hinaus vorgeschlagen — finalisiert wurde jedoch noch keiner. Das Fehlen verbindlicher langfristiger Signale belastet weiterhin Investitionsentscheidungen in Projekte für erneuerbaren Wasserstoff und E-Kraftstoffe, deren Planung und Umsetzung in der Regel mehrere Jahre in Anspruch nimmt. Von Madeleine Jenkins, Marcel Pott Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.
Ausblick eFuels: Von Mandat zu Markt?
Ausblick eFuels: Von Mandat zu Markt?
Hamburg, 20 January (Argus) — Ab 2026 müssen Inverkehrbringer in Deutschland erstmals eine RFNBO-Quote erfüllen, doch Marktteilnehmer rechnen aufgrund der geringen Produktverfügbarkeit damit, dass die meisten Unternehmen diese Quote nicht erfüllen werden. Langfristig könnten neue Projekte und regulatorische Impulse dennoch Bewegung in den eFuel-Markt bringen. Die Bundesregierung hat am 10. Dezember im Rahmen der RED III neben der Anpassung der THG-Quote auch die Einführung eines Mindestmandats für erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs (RFNBO) beschlossen, welche durch das Inverkehrbringen von beispielsweise eFuels oder grünem Wasserstoff erfüllt werden kann. Dies bedeutet, dass verpflichtete Unternehmen wie Ölkonzerne und Kraftstoffimporteure einen gewissen Anteil der von ihnen in Verkehr gebrachten Energie durch RFNBOs erbringen müssen. Die zu erfüllende RFNBO-Menge entspricht hierbei zunächst 0,1 % des gesamten in Verkehr gebrachten Energiemixes der jeweiligen Inverkehrbringer und steigt bis 2040 schrittweise auf 8 % an. Gleichzeitig waren RFNBOs bereits vorher Erfüllungsoptionen der THG-Quote und werden wie auch Strom für Elektrofahrzeuge dreifach auf die Erfüllung der Quote angerechnet. Bei Nichterfüllung des RFNBO-Mindestmandats drohen verpflichteten Unternehmen Strafzahlungen in Höhe von 120 €/GJ. Für das Jahr 2026 antizipieren Inverkehrbringer allerdings eine flächendeckende Nichterfüllung dieser Unterquote. Dies ist vor allem auf die geringe Produktverfügbarkeit von RFNBOs in Deutschland zurückzuführen. So berichtet etwa ein verpflichtetes Unternehmen gegenüber Argus im vergangenen Jahr lediglich 3.000 Liter RFNBO in Verkehr gebracht zu haben. Aufgrund dieser geringen physischen Verfügbarkeit hatten sich bereits 2025 mehrere Unternehmen dafür ausgesprochen, den Start der Unterquote frühestens ab 2028 anzusetzen, um die Gefahr von Engpässen zu reduzieren und somit dafür zu sorgen, dass die Erfüllung der Quote überhaupt möglich ist. Langfristig erhoffen sich Inverkehrbringer von der Einführung einer solchen Unterquote, dass die daraus entstehende Nachfrage Investitionen in die Produktion von eFuels anstoßen könnte. Hoffnung für eFuel-Enthusiasten weckt zudem die geplante Anpassung des sogenannten EU-Verbrennerverbots. Neue Regelungen könnten es erlauben, auch nach 2035 weiterhin Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor zuzulassen, sofern diese ausschließlich mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden. Dies würde das potenzielle Absatzvolumen für eFuels deutlich vergrößern und damit weitere Investitionsanreize schaffen. Aktuell sind jedoch nur wenige Projekte absehbar, die künftig relevante RFNBO-Mengen für den deutschen Straßenverkehr bereitstellen könnten. German eFuel One plant ab 2028 jährlich rund 75 Mio. l synthetisches E10-Benzin in Deutschland herzustellen. Darüber hinaus könnte etwa der französische Hersteller Lhyfe, der 2025 in Schwäbisch Gmünd eine Produktionsanlage für grünen Wasserstoff in Betrieb genommen hat, perspektivisch zusätzliche RFNBO-Mengen für den deutschen Markt bereitstellen. Als weiterer Anwendungsfall zeigt die Partnerschaft von Rheinmetall und Ineratec, dass eFuels auch im Verteidigungsbereich eine Rolle spielen können, etwa um die strategische Unabhängigkeit von internationalen Lieferketten zu verbessern. Eine zentrale Herausforderung für den breiten Markthochlauf bleiben jedoch die hohen Produktionskosten, die vor allem durch vergleichsweise hohe Strompreise in Europa getrieben werden. Aktuell wird synthetisches Benzin beispielsweise an mindestens einer deutschen Tankstelle bei Bremen mit einem Preisaufschlag von rund 60 Cent/l gegenüber konventionellem E10 angeboten. Mit zunehmender Skalierung der Produktion und dadurch wachsender Produktverfügbarkeit rechnen Inverkehrbringer jedoch damit, dass die Kosten pro produziertem Liter eFuel zurückgehen, und somit die Preisdifferenz zu herkömmlichem Benzin schrittweise abnimmt. Von Marcel Pott und Max Steinhau Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.
Nachfrageanstieg treibt THG-Zertifikatspreise
Nachfrageanstieg treibt THG-Zertifikatspreise
Hamburg, 8 January (Argus) — Die Preise für Zertifikate zur Erfüllung der Treibhausgasminderungsquote steigen seit Jahresbeginn an. Hintergrund ist die Rückkehr großer Verpflichteter auf den Markt. Seit dem 2. Januar ist der Preis für THG-Zertifikate der Kategorie "Andere" für das Verpflichtungsjahr 2026 um über 75 €/t CO2e angestiegen und hat damit die Marke von 500 €/tCO2e überschritten. Zuvor stieg der Preis zum Jahreswechsel bereits um fast 200 €/t CO2e, da durch Änderungen der jeweils gültigen Zertifikate, und insbesondere durch die Abschaffung der Doppelanrechnung, die Zertifikate für 2026 deutlich höher gehandelt werden, als jene für 2025. Dass der Preis auch nach dem Jahreswechsel weiter anstieg liegt daran, dass seit dem 5. Januar wieder mehr Käufer — insbesondere große verpflichtete Unternehmen wie Ölkonzerne — am Markt aktiv sind, während das Angebot begrenzt ist. Manche Marktteilnehmer erwarten, dass der Preis sich weiter der Pönale von 600 €/tCO2e annähern wird. Diese wird fällig, sollten verpflichtete Unternehmen nicht genügend THG-Minderungen erzielen, um die Quote zu erfüllen. Jedoch dämpfen sinkende HVO-Prämien den weiteren Anstieg der Preise für THG-Zertifikate, da niedrigere Biokraftstoffpreise die Erfüllungskosten der THG-Quote senken. HVO ist in der Regel eine der teuersten Erfüllungsoptionen, daher ist es unwahrscheinlich, dass der Preis für THG-Zertifikate die Erfüllungskosten durch HVO übersteigen wird. Von Max Steinhau Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.
Ausblick Biomethan: Chancen und Hindernisse im EU-Markt
Ausblick Biomethan: Chancen und Hindernisse im EU-Markt
Hamburg, 23 December (Argus) — Der europäische Biomethanmarkt wird in 2026 ein regional ungleichmäßiges Wachstum verzeichnen. Verzögerte Umsetzungen der RED III und ungelöste politische Fragen bremsen den Markthochlauf. Gleichzeitig bleibt die Schifffahrt ein zentraler Nachfragetreiber — vor allem für zertifiziertes, subventioniertes Biomethan. Die überarbeitete EU-Richtlinie für erneuerbare Energien (RED III) gibt den Mitgliedstaaten bis 2030 zwei Optionen, um die Klimaschutzziele der EU zu erreichen: Entweder können die Staaten ihre Treibhausgasemissionen bis 2030 um 14,5 % zu senken, oder sie können einen Anteil von 29 % ihres Energiebedarfs aus erneuerbaren Quellen decken. RED II verlangte lediglich einen Anteil von 14 % erneuerbarer Energien. Einige Länder wie Deutschland haben ihre nationalen Umsetzungspläne der Vorgaben von RED III bereits vorgestellt und planen, diese im kommenden Jahr umzusetzen. Mehrere Länder wie die Niederlande oder Frankreich setzen zukünftig auch auf ein THG-System, wie es in Deutschland nun schon seit Jahren existiert. Biomethan mit niedriger oder negativer Kohlenstoffintensität wird damit zum bevorzugten Kraftstoff, um die Verpflichtungen zu erfüllen — vor allem in den Niederlanden, wo es bisher hinter vergleichsweise günstigeren Biokraftstoffen zurückblieb. Eine weitere EU-Verordnung, die den Einsatz von Biomethan begünstigt, ist FuelEU Maritime. Diese trat im Januar 2025 in Kraft und verpflichtet Reedereien, die Emissionen ihrer Flotten in den Jahren 2025 und 2026 um jeweils 2 % pro Jahr zu senken. Übererfüllung kann über Pooling-Systeme vermarktet werden. Dies hat sich für das Bunkering von Bio-LNG in 2025 als besonders profitabel erweisen. Die Regelung hat die Preise für Herkunftsnachweise (HKNs, oder englisch: RGGOs) stark beeinflusst und dürfte 2026 weiter für Dynamik sorgen. Neue Systeme, entweder unter RED III oder nationalen Verpflichtungen, die 2026 in Kraft treten, werden Nachfrage erzeugen, die mit dem Bedarf aus der Schifffahrt um das Angebot konkurrieren muss. Der größte Teil des niederländischen und dänischen Biomethanangebots für 2026 ist bereits für den maritimen Sektor vorgesehen. Wachstum in den Niederlanden Neben der Umstellung auf die THG-basierte Verpflichtung im Rahmen des sogenannten ERE-Zertifikatssystem unter RED III haben die Niederlande im November mit der Arbeit an einer "Green Gas Blending Obligation" begonnen. Eine Umsetzung vor Ende 2027 erscheint zwar unwahrscheinlich, doch die Pläne stützen vorerst die Preise für HKNs. Die Liquidität von niederländischem Biomethan könnte steigen, wenn die Regierung die Massenbilanzierung von Biomethan genehmigt. Ein entsprechender Antrag wurde im November im Parlament eingebracht, doch eine jüngste Regierungsantwort deutet darauf hin, dass dieser nicht von Erfolg gekrönt sein wird. Bio-LNG muss, wie auch in Deutschland, unsubventioniert sein, zertifiziert sein und physisch geliefert werden, um sich für ERE-Zertifikate zu qualifizieren, andernfalls wird es bei der Berechnung des Gesamtmandats eines Kraftstoffanbieters mit einer fossilen CI von 94 g CO2e/MJ behandelt. Stabiles Deutschland, Frankreich Deutschland wird 2026 die Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe wie Biomethan auf die THG-Quote abschaffen. Bislang war dies stets ein großer Anreiz für den Einsatz von Biomethan als Kraftstoff. Trotzdem bleibt Biomethan in Deutschland der günstigste Weg, um die THG-Quote zu erfüllen, denn insbesondere güllebasiertes Biomethan hat ein konkurrenzloses Einsparungspotenzial. Auch die steigende THG-Quote könnte die Nachfrage stützen, jedoch bleibt der Absatzmarkt in Deutschland durch die limitierte Anzahl an LNG- und CNG-Fahrzeugen begrenzt. Frankreichs Beimischungspflicht für Biogas-Produktionszertifikate (CPB) tritt im Januar in Kraft und dürfte auch dort die Inlandsnachfrage deutlich ankurbeln. Die Umsetzung der RED III-Richtlinie, die ein neues, auf Treibhausgasen basiertes IRICC-Ticketsystem vorsieht, wurde jedoch auf 2027 verschoben. Das derzeitige energiebasierte TIRUERT-Ticketsystem für den Transport bleibt bis dahin bestehen, und bremst die Nutzung von Biomethan im Verkehrssektor. Ob IRICCs ab 2027 aus Biomethan generiert werden können, ist noch unklar. Die Verpflichtung, 3 % erneuerbares Gas im Verkehrssektor zu verwenden, tritt 2028 in Kraft und wird danach weiter ansteigen. Der grenzüberschreitende Handel und die Bunkerung von Bio-LNG dürften weiterhin eingeschränkt bleiben. Französisches Biomethan kann nur im Rahmen einer Ex-Domain-Annullierung exportiert werden, also durch die Löschung von HKNs in einem Land zur Verwendung in einem anderen. Dies birgt Risiken für Käufer, da die Eigentumsrechte an den Nachweisen nicht zwangsläufig übertragen werden. Subventioniertes Biomethan darf an französischen LNG-Terminals nicht für die Nutzung außerhalb des Landes verflüssigt werden. Französisches Bio-LNG muss über Massenbilanzierung an andere Terminals in der EU exportiert werden, um unter FuelEU Maritime genutzt zu werden. Großbritannien: Zugang zur EU unklar Der Zugang des Vereinigten Königreichs zu EU-Märkten hängt vom Zugang zur Unionsdatenbank für gasförmige Biokraftstoffe (UDB) ab, deren Start nun für Ende Sommer 2026 vorgesehen ist. Unklarheiten bei der Drittstaatenregelung könnten den EU-Handel einschränken — ein kritisches Thema, da das Vereinigte Königreich in den ersten drei Quartalen 2025 mehr als die Hälfte seiner HKNs exportierte, hauptsächlich nach Deutschland, Norwegen und in die Schweiz. Das Vereinigte Königreich prüft derzeit den Ersatz volumenbasierter RTFC-Tickets durch ein THG-basiertes System, doch Änderungen würden erst 2027 in Kraft treten. Fazit Insgesamt bleibt Biomethan in Europa in THG-basierten Systemen gut positioniert, doch Verzögerungen bei der Umsetzung von Vorschriften dürften das Gesamtwachstum des Marktes verlangsamen. Die Niederlande, Dänemark und Deutschland sollten weiterhin Anker für die europäische Preisbildung bleiben, und Spanien dürfte seine Rolle als maritimer Hub festigen. Doch mehrere Länder riskieren, zurückzufallen, wenn sie keine HKN-Register, Export-Hub-Zugänge, politische Anreize und Subventionsreformen einführen. Von Madeleine Jenkins & Svea Winter Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.
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