Vertex to pause Mobile renewable fuels refining

Märkte: Biofuels, Crude oil, Oil products
09.05.24

US specialty refiner Vertex plans to pause renewable fuels production at its 88,000 b/d Mobile, Alabama, refinery by the end of the year, returning a converted hydrocracker to produce what it says are wider-margin fossil fuel products.

Vertex completed the conversion of the Mobile refinery and produced its first barrels of renewable diesel (RD) in May last year, having bought the refinery from Shell in 2022.

The company plans to use a third quarter turnaround to convert its renewable hydrocracker back to petroleum fuels production and to be up and running by the end of the year, after facing significant macro headwinds for renewable fuels, the company said on an earnings call today.

The decision to return to full fossil fuels production is ultimately a near-term financial decision for the company which has an outstanding $196mn term loan, management said on an earnings call Thursday.

The time line for a return to petroleum product production is contingent on permitting approvals and a successful completion of the turnaround and catalyst change in the unit. Vertex plans to sell its renewable feedstock inventories prior to the conversion.

Vertex said it will retain the flexibility to return to renewable fuels processing should market conditions improve for the fuels, but does not believe headwinds to renewable markets will abate in at least the next year and a half.

Conventional crude and other feedstock throughputs at the Mobile refinery were 64,000 b/d in the first quarter, down from 71,000 b/d in the same three months of 2023. Renewable throughputs were 4,000 b/d in the most recent quarter.

The company expects 68,000-72,000 b/d of conventional crude and other feedstock throughputs in the second quarter and 2,000-4,000 b/d of renewable throughputs.

Vertex reported a first quarter loss of $18mn compared to profits of $54mn in the first quarter of 2023.

By Nathan Risser

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10.12.25

Bundeskabinett beschließt Anpassung der THG-Quote

Hamburg, 10 December (Argus) — Das Bundeskabinett hat am 10. Dezember ein Gesetz zur Umsetzung der RED III in nationales Recht beschlossen. Das Gesetz wird voraussichtlich nicht vor dem 1. Januar verabschiedet, soll aber rückwirkend ab dann gelten. Damit passt der Gesetzgeber die Treibhausgasminderungsquote an und schafft die Doppelanrechnung fortschrittlicher Kraftstoffe ab. Preise für THG-Zertifikate steigen bereits. Die Gesetzesvorlage, die das Kabinett beschlossen hat, entspricht weitestgehend einem Entwurf vom 29. Oktober, der im November durchgesickert ist . So soll unter anderem die Quotenhöhe bis 2040 auf 59 % steigen. Für 2026 wird sie 12 % betragen. Flugzeug- und Schiffskraftstoffe sind von der Quotenverpflichtung ausgenommen. Das Gesetz beendet zudem die Anrechenbarkeit von Palmölprodukten, insbesondere Palmölmühlen-Abwasser (POME), auf die THG-Quote, wie bereits in einem früheren Ministerialentwurf vorgesehen. Allerdings tritt das Verbot für POME sowie die Pflicht für Kraftstoffproduzenten, Vor-Ort-Kontrollen durch eine zuständige Behörde eines EU-Mitgliedstaats zuzulassen, erst 2027 in Kraft. Damit bleibt 2026 ein Übergangsjahr. Der Gesetzentwurf bestätigt auch das Ende der Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe, ein zentraler Unsicherheitsfaktor für Marktteilnehmer. Nach geltendem Recht können fortschrittliche Biokraftstoffe mit dem zweifachen ihres Energiegehalts auf die THG-Quote angerechnet werden, sofern das Mindestmandat für fortschrittliche Kraftstoffe erfüllt ist. In der Folge müssen Inverkehrbringer künftig mehr Biokraftstoffe auf dem Markt bringen oder THG-Zertifikate kaufen, um die Quote zu erfüllen. Die Änderung zur Abschaffung der Doppelanrechnung gilt jedoch für das gesamte Verpflichtungsjahr und alle Folgejahre, was bedeutet, dass sie rückwirkend ab dem 1. Januar 2026 greift. Die einzige Ausnahme gilt für Kraftstoffe, die vor dem 1. Januar 2026 in Verkehr gebracht wurden. Das Gesetz tritt am zweiten Tag nach seiner Veröffentlichung im Bundesgesetzblatt in Kraft, wobei einzelne Abschnitte aus verfahrensrechtlichen Gründen einen Tag früher wirksam werden. Der Gesetzentwurf muss nun dem Bundesrat und dem Bundestag zur Beratung vorgelegt werden. Die Zustimmung des Bundesrats ist nicht erforderlich. Der Bundestag könnte jedoch noch Änderungen einbringen. Erst nach Zustimmung des Bundestags kann das Gesetz dem Bundespräsidenten zur Unterzeichnung vorgelegt und anschließend im Bundesgesetzblatt veröffentlicht werden. Der Abschluss des Gesetzgebungsverfahrens wird im ersten Quartal 2026 erwartet. Änderungen bei Unterquoten, RFNBOs und Biomethan Das Mandat für fortschrittliche Biokraftstoffe aus Rohstoffen gemäß Anhang IX der RED III wird ebenfalls erhöht und soll bis 2040 9 % erreichen, wie bereits im Entwurf vom 29. Oktober vorgesehen. Das Mandat für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBOs) — wie E-Fuels und grüner Wasserstoff — fällt höher aus als im vorherigen Entwurf. Es steigt bis 2034 auf 2,5 % des Energiemixes eines verpflichteten Unternehmens, statt 1,8 % im Entwurf von Oktober, und erreicht 2040 8 % statt 4 %. Die Strafzahlung bei Nichterfüllung beträgt 120 €/GJ. Importiertes Biomethan kann auf die THG-Quote angerechnet werden, sofern bestimmte Bedingungen wie der Anschluss an das EU-Gasnetz erfüllt sind. Kleinere Anpassungen umfassen die Absenkung des Basiswerts für Emissionen von 94,1 kg CO2e/GJ auf 94 kg CO2e/GJ, um die EU-Vorgaben zu harmonisieren, sowie die Verschiebung der Frist für die Anmeldung beim Hauptzollamt vom 15. April auf den 1. Juni des Folgejahres. Markt reagiert mit Preissprung Der Markt für THG-Zertifikate reagierte sofort. Zertifikate der Kategorie "Andere" für 2025 werden am 10. Dezember rund 20 €/t CO2e höher gehandelt als am Vortag, und auch die Preise für Zertifikate für 2026 und 2027 steigen. Die Preise für 2025-Zertifikate steigen, obwohl sie von der Gesetzesänderung nicht direkt betroffen sind, da sie als Ersatz für 2027-Zertifikate gelten, weil überschüssige Erfüllung aus 2025 auf 2027 übertragen wird. Zudem könnte HVO künftig eine zentrale Rolle bei der Erfüllung der THG-Quote spielen, was die Zertifikatspreise beeinflussen kann. Die Nachfrage nach fortschrittlichem HVO könnte deutlich steigen, da es unbegrenzt auf die THG-Quote angerechnet werden kann — sowohl als Beimischungskomponente als auch als Reinkraftstoff — und in den meisten bestehenden Diesel-Fahrzeugflotten eingesetzt werden kann. Das Ende der Doppelanrechnung könnte auch die Nachfrage nach nicht-fortschrittlichen Biodiesel-Sorten wie RME (Rapsbasis) und UCOME (Altspeiseölbasis) erhöhen. Deren Anrechenbarkeit ist zwar auf einen bestimmten Prozentsatz des Energiemixes eines Unternehmens begrenzt, doch wurde diese Grenze in der Vergangenheit nicht immer ausgeschöpft. Von Max Steinhau & Chloe Jardine Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Sorge vor Knappheit schwindet: Kraftstoffmargen sinken

10.12.25

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10.12.25

Sorge vor Knappheit schwindet: Kraftstoffmargen sinken

Hamburg, 10 December (Argus) — Viele Teilnehmer am Ölmarkt in Europa gehen inzwischen nicht mehr von einer Verknappung des Dieselangebots in Europa aus. Entsprechend sind die ICE Gasoil Futures seit ihrem Höhepunkt am 18. November stark gefallen. Dies drückt auch die Raffineriemargen für Kraftstoffe. Die Sorgen unter Händlern in Nordwesteuropa, dass die am 22. Oktober erlassenen US-Sanktionen gegen Rosneft und Lukoil die Dieselversorgung in Europa auf den Kopf stellen könnte, schwinden zunehmend. Auch die Sorge, dass Indien als wichtigste Bezugsquelle wegfallen könnte aufgrund des EU-Import-Verbots für Mineralölprodukte aus russischen Rohöl, wurde zwischenzeitlich gelindert. Der indische Raffineur Reliance hat angekündigt, in dem Werksteil der Jamnagar-Raffinerie (1.400.000 bl/Tag), der für die Produktion von Export-Diesel für Europa vorgesehen ist, auf russisches Rohöl zu verzichten. Der entsprechend positivere Marktausblick schlägt sich in anhaltend fallenden ICE Gasoil Futures nieder. Diese erreichten aufgrund des Sanktions-Chaos am 11. November mit 784,75 $/t das höchste Settlement des Jahres. Bis zum 10. Dezember gingen sie auf 648,50 $/t zurück — ein Preisrückgang von knapp 19 % innerhalb eines Monats. Die stark fallenden Produkt-Futures drücken wiederum auf die Kraftstoffmargen in Europa, obwohl auch die ICE Brent Rohöl-Futures seit dem 28. Oktober konstant sinken. Erreichten die Margen in KW 47 aufgrund der vorübergehenden Entkopplung von Rohöl- und Produktpreisen noch ihren höchsten Stand seit September 2023, liegen sie inzwischen wieder etwa auf dem Niveau von Ende Oktober (siehe Grafik). Trotz des Rückgangs liegen die Margen aber weiterhin deutlich über den Durchschnittswerten für die Jahre 2010 bis 2019. Für diese Berechnung nimmt Argus an, dass Raffineure aus 8 bl Rohöl in Europa 3 bl Diesel, 2 bl Benzin und jeweils 1 bl Naphtha, Flugzeugtreibstoff und schweres Bunkeröl gewinnen. Darüber hinaus basiert die Rechnung auf dem zweiten Monat der jeweiligen Produkt-Futures, was laut Marktteilnehmern eine bessere Entscheidungsgrundlage für Raffineriebetreiber darstellt als prompte Margen. Einige Händler sind der Ansicht, dass die jetzt gesunkenen ICE Gasoil Futures besser die reale physische Angebots- und Nachfragesituation in Europa widerspiegeln. Die Wartungssaison in europäischen Raffinerien ist größtenteils beendet, und auch die befürchtete Verknappung des Import-Angebots aufgrund von Sanktionen wird voraussichtlich nicht eintreten. Entsprechend sei die Preis-Rallye zwischen Ende Oktober und Mitte November, sowie die stark gestiegene Backwardation, demnach vor allem durch Panik im Markt und Spekulationen getrieben worden. Die Backwardation, also die Prämie für promptes Laden gegenüber einem späteren Ladefenster, stieg Anfang November stark an und erreichte am 6. November über 50 $/t. Am 10. Dezember lag die Prämie vom Frontmonat Dezember der ICE Gasoil Futures gegenüber dem Januar-Kontrakt lediglich bei knapp 4 $/t. Von Johannes Guhlke Rechnerische Raffineriemargen Nordwesteuropa Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Diesel in 2026 teurer als erwartet

10.12.25

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10.12.25

Diesel in 2026 teurer als erwartet

Hamburg, 10 December (Argus) — Händler bieten B7-Diesel für Januar mit einem Aufpreis von 10 €/100l bis 17 €/100l an, teurer als von Argus berechnet. Das ist der bisher höchste Preisanstieg zum Jahreswechsel, der durch eine Erhöhung der CO2-Abgabe und THG-Quote verursacht wurde. Argus hat einen theoretischen Aufschlag von 8,50 €/100l für B7-Diesel berechnet (siehe Grafik). Ein möglicher Grund für den deutlich höher ausfallenden Aufpreis für B7 ist, dass Händler die THG-Kosten aufgrund anhaltender Unsicherheiten anders berechnen als Argus . Das Bundeskabinett hat am 10. Dezember über die Umsetzung der Erneuerbaren Energien-Direktive (RED III) der EU in deutsches Gesetz abgestimmt. Dadurch herrscht im Markt mehr Klarheit mit Blick auf die gesetzlichen Rahmenbedingungen in 2026. Zuvor dürften die Preisen für das kommende Jahr vor allem durch die Unsicherheit bezüglich der genauen Umsetzung von RED III getrieben worden sein. Die THG-Quote wird 2026 von aktuell 10,6 % auf 12 % steigen, weshalb für das Inverkehrbringen fossiler Kraftstoffe mehr THG-Zertifikate vorgewiesen werden müssen. Bis zur Abstimmung am 10. Dezember gingen Marktteilnehmer davon aus, dass fortschrittliche Kraftstoffe künftig nicht mehr doppelt auf die Erfüllung der THG-Quote angerechnet werden dürfen. Dies hat sich nun bestätigt. Der künftige Wegfall der Doppelanrechnung könnte das Beimischen von Biokraftstoffen attraktiver machen und Preise für sowohl Biokraftstoffe und die Übertragung von THG-Zertifikaten erhöhen. Marktteilnehmer rechnen außerdem mit einem Rückgang der Biokraftstoff-Importe aus Asien, wodurch die Quotenerfüllung und somit auch fossile Kraftstoffe in Deutschland teurer werden könnten. Grund hierfür ist zum einen die geplante Abschaffung der Vertrauensschutzregelung , die Käufer unrechtmäßiger THG-Zertifikate vor Aberkennung schützt. Auch herrschte noch Unsicherheit darüber, wie genau die Unterquote für erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Urpsrungs (RFNBOs) — wie etwa e-Fuels und grüner Wasserstoff — gestaltet wird. Ein Entwurf vom November beinhaltete bei Nichterfüllung der RFNBO-Unterquote eine Pönale von etwa 120 €/GJ, statt der zuvor vorgeschlagenen 70 €/GJ. Dies wurde mit der Kabinettssitzung am 10. Dezember ebenfalls bestätigt. Auch bei der Einpreisung der CO2-Abgabe für das nächste Jahr sehen sich Händler weiterhin mit Unklarheiten konfrontiert. Einige Händler verwenden für Kalkulationen aktuell einen CO2-Preis von 68 €/t CO2e. Darüber hinaus wird auch die Unsicherheit bezüglich des Auktionsverfahrens eingepreist, da die Auktionen erst im Sommer beginnen und die konkreten CO2-Kosten bis dahin nicht eindeutig sind. Manche Händler planen daher zusätzliche Rücklagen, um etwaige Nachzahlungen decken zu können. Die CO2-Abgabe wird im kommenden Jahr von einem Festpreismodell bei aktuell 55 €/t CO2e in ein Auktionsverfahren übergeleitet, bei dem der Preis einer Emissionsberechtigung zwischen 55 € und 65 € schwanken kann. Eine Emissionsberechtigung entspricht dabei einer Tonne CO2-Äquivalent. Unternehmen, die bei Auktionen leer ausgehen, können nachträglich Emissionsberechtigungen zum Festpreis von 68 € nachkaufen. Außerdem könnte im Sekundärmarkt für Unternehmen, die nicht an Auktionen teilnehmen, der Preis noch höher liegen. Einige Inverkehrbringer halten sich aufgrund dieser regulatorischen Unklarheiten weiterhin mit der Bekanntgabe von Januarpreisen zurück, was die Unsicherheit im Markt zusätzlich verstärkt. Mit dem Kabinettsbeschluss vom 10. Dezember könnten Händler ihre Preisgestaltung für Januar konkretisieren. Für Heizöl liegen die gemeldeten Aufschläge etwa zwischen 2,50 €/100l bis 4,50 €/100l und stimmen somit ungefähr mit den Berechnungen von Argus überein. Von Marcel Pott CO2-Abgabe je 100l € Kosten pro t CO2 B0/HE B7 E5 E10 45 € 12,04 11,21 10,43 10,07 55 € 14,72 13,70 12,75 12,31 65 € 17,40 16,19 15,07 14,55 68 € 18,20 16,93 15,76 15,22 *B7 mit 6,8 l FAME; E5 mit 4,8 l Ethanol und E10 mit 9,66l Ethanol THG- Erfüllungskosten je 100l € B0 B7 E5 E10 2025 9,13 9,70 6,83 6,74 2026 16,33 14,99 11,68 10,72 *Erfüllung der THG-Quote durch Blending und Zukauf von Zertifikaten, Erfüllung des RFNBO-Mandats durch Pönale Kumulierte Kosten THG-Quote und CO2 Abgabe Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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EU-Minister einigen sich auf verzögerten ETS 2-Start

05.11.25

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05.11.25

EU-Minister einigen sich auf verzögerten ETS 2-Start

Hamburg, 5 November (Argus) — Die Umweltminister der EU-Mitgliedstaaten planen, den Start des international Emissionshandel für den Verkehr- und den Gebäudesektor um ein Jahr auf 2028 zu verschieben. Dies ist Teil einer Einigung der Ministerien bezüglich des Klimaziels bis 2040 vom 5. November. Ursprünglich hätte der internationale Emissionshandel (ETS 2), welcher die nationale CO2-Abgabe ablösen soll, bereits 2027 starten sollen. Deutschland führt daher als Übergangsregelung für 2026 eine auktionsbasierte CO2-Abgabe ein, da auch im ETS 2 die CO2-Zertifikate versteigert werden sollen. Allerdings sieht die europäische Richtlinie für das ETS 2 die Option vor, ein Jahr später zu starten, sollten die durchschnittlichen Gas- oder Rohölpreise außergewöhnlich hoch sein. Die EU-Kommission hätte bis zum 15. Juli 2026 Zeit, dies zu evaluieren und zu entscheiden. Da die Minister jedoch vorschlagen, die Verschiebung des Starts des ETS 2 im Rahmen des Gesetzes zu verabschieden, welches auch die Klimaziele bis 2040 festlegt, müsste dies durch das EU-Parlament beschlossen werden. Dieser Beschluss wird bis Ende des Jahres erwartet. Die Initiative ging von Polen aus. Sollte die Verzögerung eintreten — sei es durch den Beschluss des EU-Parlaments auf Basis des Vorschlages der EU-Umweltminister oder aufgrund der Energiepreisklausel — würde der nationale Emissionshandel in seiner am 31. Dezember 2026 gültigen Form fortgesetzt werden. Aktuell bedeutet dies, dass Unternehmen dann zwischen 55 € und 65 € pro Zertifikat bei Auktionen bieten müssen, mit der Möglichkeit, zu einem Festpreis von 68 € pro Zertifikat nach Abverkauf der Versteigerungsmenge Zertifikate nachzukaufen. Inverkehrbringer von Heizöl, Diesel und Benzin stellt dies vor die Hürde, nicht genau zu wissen, wie hoch die CO2-Abgabe für sie ausfallen wird, da sie den Zuschlagspreis der Auktionen nicht vorhersagen können. Somit ist es für sie schwieriger, die CO2-Kosten in ihren Preiskalkulationen zu berücksichtigen. Die Minister haben sich darüber hinaus darauf geeinigt, dass die EU-Staaten ihre Treibhausgasemissionen bis 2040 um 90 % reduzieren müssen gegenüber dem Niveau von 1990. Bis zu 5 Prozentpunkte der Minderungen der gesamten EU dürfen dabei über die Anrechnung hochqualitativer internationaler Zertifikate erreicht werden. Ab 2036 soll die Anrechnung der Zertifikate möglich sein; bereits ab 2031 soll ein Pilotmarkt für den Handel mit diesen Zertifikaten initiiert werden. Deutschland — vertreten durch Bundesumweltminister Carsten Schneider — hat sich gemeinsam mit den Niederlanden dafür eingesetzt, dass maximal 3 Prozentpunkte durch Zertifikate erreicht werden können. Von Max Steinhau & Dafydd ab Iago Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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USA bestätigen Ausnahme für Rosneft Deutschland

28.10.25

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28.10.25

USA bestätigen Ausnahme für Rosneft Deutschland

Hamburg, 28 October (Argus) — Die Vereinigten Staaten haben dem Bundeswirtschaftsministerium versichert, dass Rosneft Deutschland von den am 22. Oktober erlassenen Sanktionen gegen den Mutterkonzern ausgenommen ist. Eine entsprechende schriftliche Bestätigung liege dem Ministerium vor. Das Ministerium kommentierte nicht, ob die USA von Deutschland verlangen würde, die Eigentümerstruktur von Rosneft innerhalb von sechs Monaten zu klären. Medien hatten dies zuvor berichtet. "Das BMWE hat von den zuständigen US-Behörden Zusicherungen erhalten, dass sich die Sanktionen nicht gegen die deutschen Tochtergesellschaften von Rosneft richten sollen. Es können über den Zeitpunkt der Listung hinaus Geschäfte mit den Tochtergesellschaften getätigt werden. Ein diesbezüglicher Comfort Letter als Übergangslösung liegt uns vor", so ein Sprecher des Bundeswirtschaftsministeriums gegenüber Argus . Damit scheinen sowohl das BMWE, als auch der Bundeskanzler mit ihren Interpretationen in der vergangenen Woche richtig gelegen zu haben, dass die Maßnahmen der Vereinigten Staaten — ebenso wie entsprechende Maßnahmen der EU und des Vereinigten Königreichs — nicht die in Treuhand befindlichen Vermögenswerte von Rosneft in Deutschland treffen sollten. Weder werde das operative Geschäft aus Russland gesteuert, noch fließen etwaige Erlöse an den Mutterkonzern. "Wir arbeiten gemeinsam mit den US Behörden in engem und konstruktivem Austausch an darüber hinausgehenden und rechtssicheren Klarstellungen, die wir zeitnah erwarten," so der Sprecher des Ministeriums. Die Bestätigung vonseiten der USA bringt jetzt erst einmal Gewissheit für Händler, die Geschäftsbeziehungen mit Rosneft Deutschland unterhalten. Bereits nach Verkündung der Sanktionen am 22. Oktober berichteten neben Händlern im Markt auch Reeder, dass sie diese Beziehungen vorerst wie gehabt fortführen möchten. Von Johannes Guhlke Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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