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Lower emissions require more metals investment: BHP

  • : Emissions, Metals
  • 06.04.22

Limiting global warming in line with the 2015 Paris climate agreement will require a significant lift in investments in new metals production capacity, although minerals mining can be emissions intensive, according to Australian resources firm BHP.

The 2015 Paris climate agreement aims to limit the rise in global average temperatures to below 2°C, and preferably to 1.5°C. Action to reduce greenhouse gas (GHG) emissions must be taken as soon as possible, as delayed action will be significantly more costly in monetary and socio-environmental terms, BHP vice-president for market analysis and economics Huw McKay said.

Policies on emissions reduction must address all fundamental elements of the energy transition to allow the demand and supply sides of the system to adjust as required, he added. Carbon pricing is a core ingredient of any effective policy framework to reduce emissions, McKay said.

"None of the [actions required] will be feasible if the supply of metals does not keep pace with the spectacular demands expected to be created by the needs of the energy transition," said McKay.

The dilemma for investors is that metals are essential inputs for the hardware of decarbonisation, and there will be no energy transition without a significant increase in the production of critical minerals, but the production of minerals can itself be a GHG emission-intensive process, according to McKay.

The energy transition will require a vast capital reallocation and will generate material risks and opportunities, placing investors and global capital markets at the very centre of the challenge, he added. Under the International Energy Agency's (IEA) net zero 2050 scenario, annual average energy capital investments would rise from around $2 trillion at present, or 2.5pc of gross domestic product (GDP), to around $5 trillion for the period from 2021-50, or 4.5pc of GDP in 2030 and falling to 2.5pc of GDP by 2050, McKay said.

All low emissions energy technologies require metals, from the nickel used in electric batteries, steel used in wind turbines, silver and silicon used in solar panels, to the copper that will enable further electrification, he added.

Challenges also remain for the development of many metal deposits. The discovery, appraisal and development of new metal deposits is a time and capital-intensive process, where a decade from start to first production would be regarded as "incredibly swift", according to McKay.

"Exploration success has been only modest over the last decade, and in the case of copper, the bellwether for both the base metal complex and the electrification mega-trend, grade decline is expected to become a material headwind for primary supply over the course of this decade," said McKay.

The industry does not currently have an abundance of high-quality development opportunities ready to go, and scrap supply is insufficient to fill the gap, according to BHP.


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25.06.25

Markt unschlüssig nach RED III-Entwurf

Markt unschlüssig nach RED III-Entwurf

Hamburg, 25 June (Argus) — Händler und Produzenten von Biomethan und Biokraftstoffen sowie THG-Zertifikaten sind sich unsicher, welche Auswirkungen die Gesetzesänderung auf die Märkte haben wird. Daher verfolgen sie unterschiedliche Strategien. Der am 19. Juni vorgelegte Referentenentwurf zur Anpassung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes und der zugehörigen Verordnungen an die europäische Erneuerbare-Energien-Direktive (RED III) lässt für viele Marktteilnehmer Fragen offen. Insbesondere die Einbeziehung des Luft- und Seeverkehrs in die THG-Quote wird von Marktteilnehmern unterschiedlich interpretiert. Eine Sprecherin des Bundesumweltministeriums erklärte gegenüber Argus , dass mit dem Referentenentwurf quasi eine zweite THG-Quote geschaffen wird, die für Inverkehrbringer von Schiffskraftstoffen gilt, jedoch den selben gesetzlichen Grundlagen unterliegt wie die Quote für Straßen- und Flugkraftstoffe. Ziel dieser Regelung ist, dass die Erfüllung des einen Sektors nicht auf die Verpflichtung des anderen angerechnet werden kann. Damit will die Regierung verhindern, dass Unternehmen ihre Verpflichtung für Land und Luft komplett über die Seefahrt erfüllen. Innerhalb der Land- und Luftquote soll den Verpflichteten jedoch die Möglichkeit gegeben werden, Erfüllungsoptionen sektorübergreifend zu verwenden: So soll ein Unternehmen, dass sowohl Straßen- als auch Flugzeugkraftstoffe in Verkehr bringt theoretische in der Lage sein, die daraus resultierende Quotenverpflichtung komplett durch nachhaltige Flugzeugkraftstoffe erfüllen zu können, sofern die fortschrittliche Unterquote erfüllt wird. Unterdessen sind sich Biomethanproduzenten unsicher, was die Änderungen für ihr Geschäft bedeuten. Galten BioCNG und BioLNG aus abfall- und güllebasiertem Biomethan bisher als fortschrittliche und somit doppelt anrechenbare Kraftstoffe, würden sie nach Umsetzung des Referentenentwurfes nur noch einzeln gewertet werden können, trotz des mitunter enormen CO2- Einsparpotenzials. Einerseits könnte dies die Nachfrage erhöhen, da man nun die doppelte Menge Biomethan für die gleiche Quotenerfüllung benötigen würde. Dem entgegen steht der begrenzte Absatzmarkt und die nun deutlich größere Konkurrenz durch andere einzeln anrechenbare Biokraftstoffe. Andererseits, so manche Marktteilnehmer, macht das Ende der Doppelanrechnung Deutschland unattraktiver für internationale Biomethanimporteure. Der deutsche Biomethanmarkt für Kraftstoffgas ist unter anderem auch dank hoher Importe aus Dänemark und anderen Staaten stark übersättigt. Ein Wegfall der Doppelanrechnung könnte somit das Überangebot auf dem deutschen Markt einschränken. Aufgrund dieser anhaltenden Unsicherheiten halten sich Biomethanproduzenten und -händler derzeit mit dem Kauf und Verkauf zurück, sodass es derzeit kaum Aktivität auf dem Markt gibt. Jene, die Vorverkäufe für 2026 getätigt haben, haben nun theoretisch Verluste in ihren Büchern: Bisher war es eine gängige Praktik, das physische Gas kostenlos zu verkaufen und den Erlös über den Verkauf der dadurch generierten THG-Zertifikate zu erwirtschaften. Diese waren bisher doppelt anrechenbar und beinahe doppelt so wertvoll wie Zertifikate der Kategorie andere. Durch den Wegfall der Doppelanrechnung würde nun der Zertifikateerlös halbiert werden und somit den Gewinn gefährden. Laut Marktteilnehmern halten sich deswegen Biomethanproduzenten zurück, da sie abwarten wollen, bis die Preise für Andere Zertifikate für 2026 denen der doppelt anrechenbaren für 2025 entsprechen. Unklar ist für viele Marktteilnehmer darüber hinaus, wie die neue Mechanik zur automatischen Erhöhung der Quote bei Übererfüllung funktionieren soll. Während manche davon ausgehen, dass diese Klausel rückwirkend die Übererfüllung aus 2024 berücksichtigt und die Quotenhöhe bereits 2026 angepasst werden kann, sehen andere eine mögliche Erhöhung erst ab 2028, da bei pünktlichem Inkrafttreten der Gesetzesänderung 2026 das erste Verpflichtungsjahr wäre, welches die Übererfüllungsklausel auslösen könnte. In beiden Fällen bleibt außerdem die Frage offen, ob die Quotenerhöhung sowohl den maritimen als auch den Luft- und Landsektor betrifft, auch wenn es nur in einem der Sektoren zur Übererfüllung kam. Von Max Steinhau Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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BMWE legt RED III Entwurf vor


19.06.25
19.06.25

BMWE legt RED III Entwurf vor

Hamburg, 19 June (Argus) — Das BMWE hat Verbänden am 19. Juni einen ersten Referentenentwurf zur Umsetzung der RED III vorgelegt. Diese sieht grundlegende Veränderungen zur Erfüllung der THG-Quote vor. Erste Preisindikationen steigen schlagartig. Um die auf EU-Ebene gültige dritte Fassung der Erneuerbare-Energien-Direktive (RED III) in deutsches Recht umzusetzen, hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) einen Entwurf zur Anpassung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchG) vorgelegt. Unter anderem sieht der Entwurf vor, die Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) bis 2040 schrittweise auf 53 % zu erhöhen (siehe Grafik). Das bisherige Ziel war eine Quotenhöhe von 25,1 % im Jahr 2030. Auch der Pfad bis 2030 wurde leicht angepasst. Damit käme das Gesetz, wenn es in dieser Form umgesetzt wird, einer vielgeäußerten Forderung der Biokraftstoffindustrie nach, die sich für eine stärkere Quotenerhöhung eingesetzt hat. Infolgedessen melden erste Marktteilnehmer Angebote für Andere Zertifikate für das Verpflichtungsjahr 2026 in Höhe von 175 €/tCO2e. Für dieselben Zertifikate für 2025 werden 125 €/tCO2e geboten. Zusätzlich enthält der Entwurf einen Mechanismus, der im Falle einer Übererfüllung die Höhe der Quote im übernächsten Jahr erhöht. Ausschlaggebend ist dafür, ob die gesamte Quotenerfüllung in einem Jahr bereits ausreichen würde, um die Quotenhöhe des Übernächsten Jahres zu erfüllen. Darüber hinaus sieht der Entwurf vor, die Option zur zweifachen Anrechnung von als fortschrittlich geltenden Biokraftstoffen abzuschaffen und die Mindestquote zu erhöhen. Diese steigt dann bis 2030 auf 3 %. Zuvor lag das Ziel bei 2,6 %. Viele Marktteilnehmer haben gemutmaßt, dass die Doppelanrechnungsoption entfallen würde, um die benötigte Menge an Erfüllungsoptionen zu erhöhen. Auch welche Kraftstoffe zur Erfüllung der Quote genutzt werden können wird angepasst: So können keine Kraftstoffe auf Soja- oder Palmölbasis zur Erfüllung genutzt werden. Letzteres schließt auch Kraftstoffe aus Nebenprodukten der Palmölproduktion, allen voran Palmölmühlenabwasser (POME) ein. Dieses wurde in der Vergangenheit insbesondere genutzt, um die fortschrittliche Unterquote zu erfüllen, da es dank einer Sonderklausel trotz seiner Einstufung als fortschrittlich nur einfach zur Erfüllung der THG-Quote angerechnet werden konnte. Diese Regelung würde direkt ab Inkrafttreten der Gesetzesänderung wirksam werden. Die Anrechnungsgrenzen für futtermittel- und abfallbasierte Kraftstoffe werden ebenfalls angepasst: Während das Limit für futtermittelbasierte Produkte bis 2030 von 4,4 % der in Verkehr gebrachten Energiemenge auf 3 % reduziert wird, steigt das Limit für abfallbasierte Produkte wie Altspeiseöl (UCO) bis 2039 von 1,9 % auf 2,8 %. Zusätzlich wird eine Mindestquote für erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Urpsrungs (RFNBO) eingeführt. 2026 beträgt der energetische Mindestanteil 0,1 % und soll bis 2040 auf 12 % steigen. Zu den RFNBOs gehören unter anderem synthetische Kraftstoffe wie eFuels (PtL, Power-to-Liquid) und Grüner Wasserstoff. Der Entwurf erweitert den Geltungsbereich der THG-Quote außerdem auf den Luftverkehr. Bisher galt hier eine gesonderte Quote für erneuerbare Kraftstoffe. Darüber hinaus unterliegt nun auch der Seeverkehr der THG-Quote. In der Seefahrt genutzte Kraftstoffe, die im Straßenverkehr anrechenbar wären, können hierbei jedoch nicht für die Erfüllung genutzt werden. Damit soll vermieden werden, dass Unternehmen die Erfüllung ihrer Verpflichtung komplett vom Straßenverkehr auf die Seefahrt umwälzen. Der Entwurf sieht außerdem vor, dass erneuerbare Kraftstoffe nur noch angerechnet werden können, wenn Vor-Ort-Kontrollen der Produktionsstätten durch staatliche Kontrolleure ermöglicht werden. Dies soll das Betrugspotenzial bei der Anrechnung von Biokraftstoffen mindern. Der Entwurf liegt nun den Branchenverbänden vor. Ein Mitglied des Umweltausschusses erklärte am 4. Juni im Rahmen einer Podiumsdiskussion, dass der Entwurf nach Anpassung an eventuelle Verbandsvorschläge im Oktober dem Parlament zur Debatte vorgelegt werden soll und idealerweise zum 1. Januar 2026 in Kraft treten soll. Der Referentenentwurf sieht vor, dass die Änderungen an der THG-Quote mit Beginn des neuen Verpflichtungsjahres in Kraft treten. Dies soll Marktverwerfungen verhindern, für den Fall, dass die Gesetzesänderung innerhalb eines Verpflichtungsjahres in Kraft treten sollte. Von Svea Winter & Max Steinhau Entwicklung der THG-Quote bis 2040 Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

Verkehrssektor verfehlt Klimaziele


15.05.25
15.05.25

Verkehrssektor verfehlt Klimaziele

Hamburg, 15 May (Argus) — Der Verkehrssenktor hat sein Emissionsreduktionsziel in 2024 verfehlt. Dies geht aus dem Prüfbericht des Expertenrats für Klimafragen hervor. Branchenverbände des Kraftstoffmarktes nutzen den Bericht als Appell an die Bundesregierung. Laut des Berichtes vom 15. April hat der Verkehrssektor in Deutschland im Jahr 2024 rund 143 Mio. t CO2-Äquivalent emittiert. Dies stellt einen Rückgang um etwa 1,4 % gegenüber dem Vorjahr dar und entspricht etwa dem Rückgang der Emissionen von 2022 zu 2023. Ursprünglich sollte der Verkehrssektor eine Reduzierung auf 125,2 Mio. t CO2e erzielen. Entsprechend wurde diese Zielmarke um knapp 18 Mio. t CO2e überschritten. Insgesamt ist der Verkehrssektor für 9 % der bundesweiten Emissionen verantwortlich, so der Expertenrat. Dabei sei ein Großteil des Rückgangs auf den Bereich schwerer Fahrzeuge wie LKW und Busse zurückzuführen. Die Emissionen des privaten Personenverkehrs sind konstant geblieben. Der geringe Emissionsrückgang ist laut Expertenrat auf die mangelnde strukturelle Entwicklung im Verkehrssektor sowie der anhaltenden Dominanz fossiler Antriebsarten zurückzuführen. Außerdem soll die Verkehrsleistung von PKW zugenommen haben. Die daraus resultierenden Mehremissionen seien jedoch aufgrund des im Vergleich zum Vorjahr höheren Bestand an batterieelektrischen Fahrzeugen ein Stück weit ausgeglichen worden. Auch das geringe Wirtschaftswachstum hat zum Emissionsrückgang beigetragen. Die neue Bundesregierung hat im Koalitionsvertrag bestätigt, am Anstieg der THG-Quote festzuhalten. Dies soll Inverkehrbringer von Kraftstoffen dazu anregen, mehr emissionsärmere Kraftstoffe anstelle von fossilen in Verkehr zu bringen. Der Branchenverband Uniti begrüßt dieses Vorhaben zwar, mahnt jedoch an, dass diese Maßnahmen nicht ausreichen würden, um den Markthochlauf der erneuerbaren und alternativen Kraftstoffen voranzutreiben. Der Verband fordert die Regierung auf, sich auf europäischer Ebene für eine Anpassung der CO2-Flottenregulierung einsetzen. Diese berücksichtigt bei der Ermittlung der Emissionen nicht etwaige Einsparungen bei der Produktion des Kraftstoffes, sondern nur die tatsächlichen Emissionen im Betrieb. Von Max Steinhau Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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