Data showing some US-headquartered oil and gas firms paid less in taxes to the US than to foreign governments could be a focus in an upcoming Congress tax policy debate. ExxonMobil reported paying nearly $1.2bn to the US in 2023, and $5.6bn to the UAE, according to a first-time ‘Form SD' report filed with the Securities and Exchange Commission. In its own report, Chevron says it paid nearly $1.2bn in the US, against $4bn to Australia. Independent Hess paid $190,000 in the US and $50mn to Malaysia. Industry officials say the data do not provide a comprehensive view of obligations, which can vary from country to country depending on the tax code and their operations. The payment disclosures also do not cover payroll taxes or state and local taxes, for example, and do not say if a company had carryover net operating losses or tax credits that reduced its overall tax bill in the US.
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EU verschärft Nachweisregeln für Biokraftstoffe
EU verschärft Nachweisregeln für Biokraftstoffe
Hamburg, 18 June (Argus) — Die Europäische Kommission bereitet umfassende Änderungen bei der Zertifizierung von Biokraftstoffen vor. Ein vorläufiger Entwurf zur Überarbeitung der EU-Durchführungsverordnung zur Nachhaltigkeitszertifizierung, der Argus vorliegt, sieht vor, dass Nachhaltigkeitsnachweise (Proof of Sustainability, PoS) entlang von Lieferketten rückwirkend für ungültig erklärt werden können. Kern des Vorschlags ist eine Regelung, nach der PoS aufgehoben werden können, wenn einem Unternehmen aufgrund schwerwiegender oder kritischer Verstöße die Zertifizierung entzogen wird. Alle PoS, die während eines Zeitraums der Nicht-Konformität ausgestellt wurden, würden in diesem Fall zurückgezogen, wodurch auch nachgelagerte Nachhaltigkeitsansprüche entlang der Lieferkette ungültig würden. Im Mittelpunkt der vorgesehenen Änderungen steht eine Ausweitung der EU-Datenbank für Biokraftstoffe (Union Database, UDB). Diese ist als Rückverfolgungssystem konzipiert, das Transaktionen mit Nachhaltigkeitsnachweisen und Daten zur Herkunft der eingesetzten Rohstoffe verknüpft. Dem Entwurf zufolge müssten künftig sämtliche Transaktionen und Nachhaltigkeitsdaten in der UDB erfasst werden, sodass ihre Nutzung faktisch zur Voraussetzung für die Teilnahme an europäischen Märkten für erneuerbare Kraftstoffe würde. Der Anwendungsbereich der Datenbank soll zudem über den Verkehrssektor hinaus erweitert werden und auch flüssige und gasförmige erneuerbare Kraftstoffe sowie recycelte kohlenstoffbasierte Kraftstoffe in mehreren Sektoren umfassen. Audit-Ergebnisse sollen direkt in die UDB eingespeist werden, sodass Behörden ungültige PoS identifizieren und annullieren können. Der Entwurf verschärft zudem die Vorgaben zum Massenbilanzsystem. Künftig sollen physische Warenströme, Lagerbestände und Erträge detaillierter überprüft werden. Gleichzeitig werden strengere Anforderungen an die Unterteilung von Grundstoffkategorien gestellt sowie härtere Sanktionen eingeführt. Zugleich wird die Rolle der UDB im Biomethanmarkt gestärkt, indem Nachhaltigkeitsinformationen mit Herkunftsnachweisen (Guarantees of Origin, GoOs) verknüpft werden. Das System soll erneuerbare Gase von der Produktion über die Einspeisung ins Netz bis hin zu Handel, Entnahme und Endverbrauch nachverfolgen. Ziel ist es, Doppelanrechnungen und Mehrfachzuordnungen von Umweltwirkungen über verschiedene Regelwerke hinweg zu verhindern. Strengere Prüfanforderungen Der Entwurf verschärft die Anforderungen an Zertifizierung und Verifizierung insgesamt. Zertifizierungsstellen müssten künftig detaillierte Auditberichte vorlegen, die zusätzlich überprüft werden, wodurch die Kontrolle der Prüfer selbst intensiviert wird. Unternehmen wären verpflichtet, Beschwerden innerhalb von 30 Tagen zu beantworten und ihre Berichterstattung auszuweiten, etwa durch vierteljährliche Angaben zur Rohstoffherkunft, zertifizierten Produktion und beteiligten Marktakteuren. Gleichzeitig soll die Aufsicht stärker bei den Mitgliedstaaten liegen und die Abhängigkeit von privatwirtschaftlichen Zertifizierungssystemen reduziert werden. Für Abfall- und Reststoffströme führt der Entwurf strengere Prüfstandards ein. Besonderes Augenmerk gilt Grundstoffen mit erhöhtem Betrugsrisiko oder fehlerhafter Klassifizierung, darunter Altspeiseöl (UCO), Palmölmühlenabwässer (POME), Destillierte Palmfettsäure (PFAD), Bleicherde (SBE), Säureöle, tierische Fette sowie weitere in Anhang IX A und B der Renewable Energy Directive (RED) aufgeführte Rohstoffe. Zertifizierungsstellen sollen künftig nicht nur Dokumente prüfen, sondern auch beurteilen, ob die deklarierten Mengen physisch plausibel sind. Auditoren müssen überprüfen, ob etwa Restaurants, Schlachthöfe, Lebensmittelverarbeiter oder Palmölmühlen realistisch die angegebenen Mengen erzeugen können. Damit wird faktisch ein "physischer Plausibilitätstest" in die Nachhaltigkeitszertifizierung eingeführt. Der Entwurf führt konkrete quantitative Prüfgrenzen für Palmöl-Reststoffe ein. Prüfer müssen sicherstellen, dass die Mengen an POME 3 t je Tonne produzierten Rohpalmöls (CPO) nicht überschreiten und nicht mehr als 0,7 % rückgewinnbares POME enthalten. Die Mengen leerer Fruchtbündel (EFB) dürfen die produzierte CPO-Menge nicht überschreiten, während die daraus extrahierten Mengen an POME und EFB-Öl 21 kg je Tonne CPO nicht übersteigen dürfen. Alle Daten müssen in der UDB erfasst und mit den technischen Produktionskapazitäten abgeglichen werden. Auffällige Mengen würden als schwerwiegender Verstoß gewertet. Der Entwurf verschärft außerdem die Rückverfolgbarkeit entlang der gesamten Lieferkette. Sammelstellen, Händler und Verarbeiter sollen detaillierte Aufzeichnungen führen, die jede Lieferung eindeutig ihrer Herkunft zuordnen. Auditoren müssen Abfallströme bis zu ihrem Ursprung zurückverfolgen und mit Betriebsdaten, Lieferantennachweisen und UDB Einträgen abgleichen. Bei Vor-Ort-Kontrollen sind sie zudem verpflichtet, Proben von Grundstoffen und Kraftstoffen zu entnehmen, die von unabhängigen Laboren analysiert werden. Indirekte Landnutzungs- und Rohstoffklassifizierung Der Entwurf hält am bestehenden Rahmen der RED für Grundstoffe mit geringem Risiko indirekter Landnutzungsänderungen (Low-ILUC) fest, verschärft jedoch sowohl die Prüf- als auch die Zulassungskriterien. Zwischenfrüchte, die zwischen oder parallel zu Hauptnahrungs- oder Futtermittelpflanzen angebaut werden und typischerweise im selben Jahr auf derselben Fläche wachsen, sollen künftig nur noch in Regionen anrechenbar sein, in denen klimatische Bedingungen lediglich eine Ernte pro Jahr zulassen. Zusätzliche Kulturen auf Flächen mit bereits mehrjähriger Mehrfachernte werden damit ausgeschlossen. Gleichzeitig werden die Anforderungen an die sogenannte "Zusätzlichkeit" verschärft, insbesondere durch eine genauere Prüfung von Ertragssteigerungen und Produktionsdaten, die Low-ILUC Nachweise untermauern. Darüber hinaus verschärft der Entwurf die Klassifizierung von Grundstoffen. Künftig soll der wirtschaftliche Wert sowie der primäre Verwendungszweck eines Materials stärker berücksichtigt werden, um zu verhindern, dass höherwertige Produkte als Abfälle oder Reststoffe deklariert werden. Von Christian Hotten, Anna Prokhorova und Marcel Rothenstein Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.
Regelungslücke drückt deutsche B100 Preise
Regelungslücke drückt deutsche B100 Preise
Hamburg, 16 June (Argus) — B100-Marinebiodiesel wurde in diesem Jahr an deutschen Häfen zu ungewöhnlich niedrigen Preisen gehandelt. Marktteilnehmer führen dies vor allem darauf zurück, dass inkonsistente regulatorische Vorgaben Arbitragemöglichkeiten zwischen unterschiedlichen Regelwerken geschaffen haben. B100, das vollständig aus fortschrittlichem Fettsäuremethylester (FAME) besteht, wurde im ersten Halbjahr 2026 am Hamburger Hafen für rund 700–800 €/m³ gehandelt, was etwa 914 $/t bis 1.044 $/t entspricht. Im Vergleich dazu lag der Preis für dasselbe Produkt auf dob-Basis in den Niederlanden im Zeitraum vom 22. Januar bis 22. Mai bei durchschnittlich 1.210,10 $/t. Nach Angaben von Marktteilnehmern wird der niedrigere Preis durch zwei Mechanismen ermöglicht. Der erste betrifft eine Reduzierung der Gesamtkosten durch den Wert von deutschen Treibhausgasminderungen, die über das deutsche Quotensystem im Rahmen des Bundesimmissionsschutzgesetzes (BImSchG) generiert werden können. Kraftstoffe für die Schifffahrt sind derzeit nicht für eine Anrechnung im deutschen THG-Quotensystem zulässig, da die internationale Schifffahrt bei der Umsetzung der RED III (Renewable Energy Directive) in deutsches Recht ausgenommen wurde. Gleichzeitig können solche Kraftstoffe jedoch dennoch als erneuerbare Erfüllungsoptionen gelten, wenn sie nach § 52 des Energiesteuergesetzes (EnergieStG) als Straßenkraftstoffe versteuert werden. Ein Teil der zu niedrigen Preisen verkauften Marineprodukte erfüllt die Spezifikationen der Norm EN 14214, die als Maßstab für Biodiesel im Straßenverkehr gilt. Nach Angaben der Generalzolldirektion ist es derzeit zulässig, Biokraftstoffe, die physisch in der Schifffahrt eingesetzt werden, auf die deutsche THG-Quote anzurechnen — sofern die steuerlichen Anforderungen erfüllt sind. Diese Auslegung wurde durch die jüngste Änderung des Quotensystems durch das Zweite Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-Quote, das am 5. Juni in Kraft trat, nicht verändert. In der Folge konnten einige Marktteilnehmer durch die Lieferung fortschrittlicher FAME-Kraftstoffe in den maritimen Sektor Quoten generieren, wodurch Käufer indirekt von einem Preisabschlag in Höhe des Zertifikatswertes profitieren. Der zweite Mechanismus ist die Möglichkeit, die gezahlte Energiesteuer nach der Verwendung des Kraftstoffs in der internationalen Schifffahrt zurückzuerhalten. Nach deutschem Steuerrecht können besteuerte Energieprodukte nachträglich von der Steuer entlastet werden, wenn sie für steuerbefreite Zwecke verwendet werden, etwa im gewerblichen Seeverkehr. Dies gilt auch für Biodiesel. Käufer zahlen zunächst den vollständig besteuerten Preis und können später eine Rückerstattung beantragen, sobald die maritime Nutzung nachgewiesen ist. Daraus ergibt sich eine strukturelle Inkonsistenz: Die Besteuerung ist Voraussetzung für die Generierung von THG-Minderungen, während gleichzeitig eine Steuerentlastung nach Nutzung möglich bleibt. Der Rückerstattungsprozess kann jedoch mehrere Monate dauern und erst eingeleitet werden, nachdem die betreffende Kraftstoffmenge vollständig verbraucht wurde. Dadurch entsteht ein Bedarf an Finanzierungsspielräumen, was die Nutzung dieses Mechanismus einschränkt. Zudem weisen Marktteilnehmer darauf hin, dass die Preisvorteile nur bei der Bunkerung von reinem B100 realisierbar sind. Gängigere Mischungen wie B30 kommen hierfür nicht in Frage. Viele Schiffe nutzen kein B100, da Bedenken hinsichtlich der Motorverträglichkeit sowie möglicher Auswirkungen auf Herstellergarantien bestehen. Reeder berichten, dass häufig eine vorherige Freigabe durch den Motorenhersteller erforderlich ist, um Garantien und Versicherungsschutz zu sichern. Zudem habe der Konflikt zwischen den USA und Iran die Liquidität vieler Unternehmen belastet, wodurch die Bereitschaft sinkt, Kraftstoffe mit verzögerter Steuererstattung aufzunehmen. Der Bundesrat hat die Problematik erkannt und signalisiert, dass er die bestehende Regelungslücke schließen will, die sich aus dem Zusammenspiel von Steuer- und Quotenrecht ergibt. Hintergrund ist die Sorge, dass Kraftstoffe, die tatsächlich im Schiffsverkehr eingesetzt werden, zur Erfüllung von Dekarbonisierungszielen im Straßenverkehr genutzt werden. Zwar wurden bislang keine konkreten Missbrauchsfälle durch die Zollbehörden festgestellt, die derzeitige Rechtslage ermöglicht jedoch entsprechende Szenarien. Einige Marktteilnehmer warnen, dass eine Verschärfung der Regelungen auch bereits getätigte Transaktionen betreffen könnte, auch wenn es bislang keine offizielle Bestätigung für rückwirkende Maßnahmen gibt. Einzelne Anbieter, die zuvor vergünstigtes B100 angeboten hatten, haben diese Angebote seit März zurückgezogen, was auf eine zunehmende regulatorische Unsicherheit im Markt hindeutet. Von Marcel Rothenstein und Hussein Al-Khalisy Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.
Produktion in Europa lukrativ, Deutschland überversorgt
Produktion in Europa lukrativ, Deutschland überversorgt
Hamburg, 10 June (Argus) — Die rechnerischen Margen europäischer Raffineure sind derzeit vor dem Hintergrund fehlender Import-Mengen aus der Golf-Region auf dem höchsten Stand seit dem sanktionsbedingten Wegfall von russischem Rohöl und Ölprodukten im Sommer 2022. Gleichzeitig übersteigt das heimische Angebot in Deutschland vielerorts die Nachfrage, was die Margen im Inland vergleichsweise drückt. Durch den Krieg in Nahost müssen Importeure weiterhin auf beispielsweise Diesel oder Kerosin aus der Region verzichten und stattdessen auf andere Bezugsquellen zurückgreifen, insbesondere die Vereinigten Staaten . Durch diese Verknappung des internationalen Angebots und die entsprechende Umstellung der Lieferwege sind die Produktpreise innerhalb Europas seit Anfang März deutlich gestiegen. Neben den raffinierten Produkten verteuerte sich auch Rohöl — allerdings vergleichsweise weniger stark (siehe Grafik). Dies resultiert in höheren Profitmargen für europäische Raffineure: Die rechnerischen Margen sind zuletzt wieder leicht gesunken, bleiben aber weiterhin knapp viermal so hoch wie im Durchschnitt der Jahre 2010 bis 2019 (siehe Grafik). Für diese Berechnung nimmt Argus an, dass Raffineure aus acht Barrel Rohöl in Europa drei Barrel Diesel, zwei Barrel Benzin und jeweils ein Barrel Rohbenzin, 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. Während die rechnerischen Margen also weiterhin auf hohem Niveau verweilen, fallen gleichzeitig die Aufschläge, die Käufer für die physische Lieferung von Rohöl gegenüber den Futures-Kontrakten zahlen. Diese Prämien erreichten am 9. April ein Allzeit-Hoch von knapp 34 $/bl, als viele Marktteilnehmer gleichzeitig nach Alternativen zu ihren Lieferanten in Nahost suchten. Entsprechend waren damals die realen Raffineriemargen teils deutlich niedriger, als eine Berechnung auf Basis von Futures-Kontrakten vermuten ließ. Inzwischen sind diese Zuschläge dramatisch zurückgegangen, was die Profitabilität von Raffinerien in Europa zusätzlich stützen dürfte — sie bleiben aber weiter knapp doppelt so hoch wie noch vor Beginn des Krieges in der Golf-Region (siehe Grafik). Deutscher Markt trotz Krise überversorgt Während die Auswirkungen der Nahost-Krise in vielen Regionen der Welt spürbar sind, kommt der deutsche Markt mit Blick auf die Produktverfügbarkeit bislang noch vergleichsweise ungeschoren davon. Ein Grund hierfür ist die hohe Raffinerieproduktion im Inland: Derzeit werden in keiner deutschen Raffinerie Wartungsarbeiten durchgeführt; Lediglich die Produktion in der PCK Raffinerie (204.000 bl/Tag) in Schwedt ist aufgrund fehlender Rohöllieferungen über die Druschba-Pipeline von zuvor knapp 90 % auf etwa 80 % gedrosselt. Das hohe Inlandsangebot trifft auf eine schwache Nachfrage angesichts deutlich gestiegener Preise, vor allem Heizölkäufer halten sich zurück und kaufen nur das nötigste — was das Überangebot von Gasöl in Deutschland verschärft. Dies zeigt sich auch in den an Argus gemeldeten Heizölvolumen: Nachdem die Angst vor weiter steigenden Preisen am 2. März noch mit 40.000 m³ zu dem absatzstärksten Tag seit Anfang Mai 2022 führte, brach die Nachfrage daraufhin deutlich ein. Im gesamten März 2026 wurden bundesweit knapp 138.000 m³ gemeldet. Dies entspricht einem Rückgang von mehr als 60 % gegenüber dem März 2025. Und auch im zweiten Quartal liegen die tagesdurchschnittlich an Argus gemeldeten Heizölvolumen bislang etwa 60 % unter dem Vorjahreszeitraum. Zusätzlich zum aktuen Nachfrageeinbruch sehen sich Anbieter in Deutschland auch mit einem strukturellen Rückgang des Gasölbedarfs konfrontiert: Die zunehmende Nutzung von E-Autos, der fortschreitende Umstieg auf Alternativen zur Ölheizung, sowie die Abwanderung von Industrie ins Ausland drücken den Bedarf hierzulande. So ist beispielsweise der Dieselbedarf in Deutschland zwischen dem Vorkrisenjahr 2019 und 2025 um knapp 12 % gesunken. Im gleichen Zeitraum ist der Heizölbedarf sogar um knapp 32 % eingebrochen. Das entstehende Überangebot in Deutschland zeigt sich unter anderem in den rechnerischen Margen für Gasöl-Importe aus dem Handelszentrum Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (ARA) zu Standorten am Rhein und Main. Während sich zusätzliche Spot-Einfuhren per Barge bereits vor Beginn des Krieges nicht lohnten, sind sie seitdem zunehmend unattraktiver geworden (siehe Grafik). Dies führt in den vergangenen Wochen dazu, dass Anbieter ihr Gasöl teils nach ARA exportieren, um von den dort höheren Preisen zu profitieren anstatt wie üblich Produkt von dort zu importieren. Die Kombination aus Mengendruck im Inland und ungewöhnlichen Ausfuhren legen den Schluss nahe, dass die Raffineriemargen innerhalb Deutschlands tendenziell schlechter sind, als in der gesamteuropäischen Betrachtung. Eine detaillierte Betrachtung der generellen Profitabilität von Raffinerien innerhalb Deutschlands ist schwierig, da sich insbesondere der verwendete Rohölmix mit Blick auf Qualität und Produktausbeute teils deutlich unterscheidet. Zusätzlich beziehen Betreiber neben Cargo-Preisen auch Inlands-TKW-Preise in unterschiedlicher Gewichtung in ihre Kalkulationen mit ein — entsprechend groß sind wahrscheinlich die Unterschiede in den jeweiligen Margen. Von Johannes Guhlke Entkopplung Produktpreise von Rohöl seit Iran-Krieg Rechnerische Raffineriemargen Nordwesteuropa Aufschlag für physisches Rohöl gegenüber Futures Marge Barge-Import aus ARA nach Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.
HVO-B7-Differenz auf niedrigstem Stand seit zwei Jahren
HVO-B7-Differenz auf niedrigstem Stand seit zwei Jahren
Hamburg, 3 June (Argus) — Der Aufschlag von HVO100 gegenüber B7-Diesel hält sich weiterhin auf niedrigem Niveau und erreichte im Zuge des Iran-Kriegs seinen geringsten Stand seit mindestens März 2024. Dies liegt an dem gestiegenen Preisniveau von fossilem Diesel sowie an den anhaltend hohen THG-Erlösen aus dem Inverkehrbringen von HVO. Tankstellenbetreiber folgen dem Großhandelstrend und verringern die Differenz an der Zapfsäule. Seit Ausbruch des Iran-Krieges ist der bundesdurchschnittliche Dieselpreis deutlich gestiegen (siehe Grafik). Dieser Preisanstieg im fossilen Geschäft betrifft HVO als synthetisches Dieselprodukt allerdings nur indirekt, da in der Produktion andere Grundstoffe wie Tallöl oder tierische Fette eingesetzt werden, die nicht über die Straße von Hormus gehandelt werden. Somit folgt HVO nicht derselben Rohstoff- und Raffinerielogik wie fossiler Diesel. Dennoch orientieren sich viele Marktteilnehmer weiterhin an Dieselbenchmarks in der Preisgestaltung, wodurch steigende Dieselpreise teilweise auch auf HVO übertragen werden — allerdings in abgeschwächter Form. Parallel zum gestiegenen Dieselpreisniveau üben anhaltend hohe Erlöse aus dem Handel mit Treibhausgasminderungen Druck auf die HVO-Preise im deutschen Markt aus. Höhere Erträge aus der THG-Minderung ermöglichen es Inverkehrbringern, HVO zu niedrigeren Preisen anzubieten, wodurch sich die Differenz zu fossilem Diesel weiter verringert, beziehungsweise das Produkt überhaupt wettbewerbsfähig gemacht wird. Die generierten Erlöse aus dem Inverkehrbringen von 100 Litern HVO sind seit dem Beginn der Erhebung durch Argus Ende Juli 2025 um etwa 42 €/100l auf circa 114 €/100l am 02. Juni 2026 angestiegen (siehe Grafik). Der Grund hierfür ist die Implementierung der RED III in deutsches Recht, die deutlich ambitioniertere THG-Ziele diktiert, sowie der Wegfall der Doppelanrechnung für fortschrittliche Kraftstoffe. Im Einkauf im Handelszentrum Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (ARA) vor der Generierung liegt HVO auf UCO-Basis am am 02. Juni etwa 67 €/100l teurer als HVO in Deutschland. Die Großhandelsdifferenz zwischen HVO und B7-Diesel an Tanklagern in Deutschland ist daher seit Anfang April durchschnittlich unter 3 €/100l gesunken. Vereinzelt lag der Aufschlag in diesem Zeitraum sogar unter 1 €/100l — dem geringsten Wert seit der Erhebung durch Argus . In den Regionen Süd, West, Südwest und Nord wurde HVO seit dem Ausbruch des Krieges in Nahost deshalb vereinzelt sogar mit einem Abschlag gegenüber dem jeweiligen regionalen Dieselpreis gehandelt. Im Monat vor dem Ausbruch des Krieges lag der HVO-Aufschlag gegenüber dem B7-Bundesschnitt noch bei rund 5 €/100l. Stetiger Anstieg im Endverbrauchersegment Auch an der Zapfsäule zeigt sich der Trend niedriger Preisaufschläge. HVO100 wird an vielen deutschen Tankstellen inzwischen mit einem Aufpreis von unter 10 ct/l gegenüber B7-Diesel angeboten. Teilweise liegt dieser sogar bei unter 5 ct/l, da Anbieter die gesunkene Großhandelsdifferenz weitergeben oder gezielt versuchen, das Produkt im Markt zu etablieren. Hintergrund sind unter anderem weiterhin bestehende Vorbehalte einzelner Verbraucher hinsichtlich der Motorenverträglichkeit von HVO. Vor dem Ausbruch des Krieges Ende Februar lag der HVO-Aufschlag gegenüber B7 vielerorts noch über 12 ct/l . Das Angebot an HVO100 an der Zapfsäule hat sich in den zwei Jahren seit der Zulassung zum freien Vertrieb an Tankstellen weiter ausgeweitet und liegt laut dem Verein Mobil in Deutschland e.V. inzwischen bei rund 700 Standorten bundesweit. Der Gesamtverbrauch wächst indes weiter an — mehrere Tankstellenbetreiber berichten gegenüber Argus , dass die HVO-Nachfrage an Tankstellen für Industriekunden teilweise zwischen 60 m³ und 70 m³ pro Monat liegt. Tankstellen mit einem größeren Fokus auf Privatkunden setzen vielerorts zwischen 10 m³ und 15 m³ HVO pro Monat um. Absatzmengen an Tankstellen mit gemischter Kundschaft lägen zwischen 25 m³ und 35 m³ pro Monat, allerdings kommt es auch hier zu regionalen Unterschieden. Argus schätzt, dass sich der HVO-Verbrauch in Deutschland im laufenden Jahr mehr als verdoppeln könnte — auf rund 2,6 Mrd. l, nach etwa 1,2 Mrd. l im Jahr 2025. Der Großteil entfällt weiterhin auf die Beimischung zu konventionellem Diesel, während HVO100 bislang nur einen kleineren Anteil ausmacht. Von Marcel Pott Entwicklung des B7-Bundesschnitts THG-Erlös aus dem Inverkehrbringen von 100l HVO Entwicklung des HVO-Aufschlags zum B7-Bundesschnitt Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.
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