Brazil's Vale digs into wholesale gas market

Märkte: Natural gas
02.12.24

Brazilian mining giant Vale has made sizable inroads in Brazil's wholesale gas market, forging a path for other energy-intensive industries to follow.

Following a series of deals, the company will supply over 90pc of its gas consumption from the wholesale market in 2025, up from 20pc this year when Vale purchased most of its gas from retail suppliers.

Vale started testing the waters of the wholesale market in 2023, signing a series of small-volume, short-term contracts to better evaluate its potential. Positive results from these initial contracts cleared the way for it to expand its footprint, according to strategic supply director Mariana Rosas.

Vale recently concluded a tender offer for gas supplies, requesting bids from 21 potential suppliers. It received seven, ultimately selecting a proposal submitted by gas-trading company Edge. The one-year contract starts on 1 January and is valued at R101mn ($17.4mn), stipulating that Vale receive 90pc of the contracted volumes under take-or-pay terms.

The deal comes on the heels of other contracts Vale signed on the wholesale market earlier this month, including one with independent oil producer Origem, which was its first wholesale contract and is for domestically produced gas. Vale also signed a contract with Eneva, which is the energy company's first wholesale deal from its Sergipe LNG hub. Both contracts will supply Vale's Tubarao pellet and briquette plants in Espirito Santo state.

Prior to these contracts, Vale signed another deal with Eneva, which was the first large-scale wholesale contract for a small-scale LNG project, underscoring Vale's willingness to test alternative supply agreements to expand gas supplies.

The deal, signed in 2022, is for natural gas from Eneva's Parnaiba basin, which is liquefied and transported by truck to the state capital Sao Luis, where it will be used at Vale's pellet plant. The five-year contract will help Vale reduce the plant's CO2 emissions by 28pc by replacing fuel oil usage.

Vale began to slowly build its wholesale portfolio after legislation was approved in the 2021 gas regulation law, which aims to increase competition in the market by boosting the number of suppliers and facilitating access to midstream infrastructure.

Other large energy consumers are following suit, including steelmaker Gerdau, petrochemicals manufacturer Braskem and pulp and paper giant Suzano.

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13.05.26

Kabinett beschließt Gebäudemodernisierungsgesetz

Hamburg, 13 May (Argus) — Das Bundeskabinett hat am 13. Mai das Gebäudemodernisierungsgesetz beschlossen und damit in das parlamentarische Verfahren überführt. In der Kabinettsfassung wurden gegenüber dem Referentenentwurf nur punktuelle Anpassungen vorgenommen, im nächsten Schritt wird das Gesetz an den Bundestag und die entsprechenden Ausschüsse weitergeleitet. Das Gebäudemodernisierungsgesetz (GModG) soll das bestehende Gebäudeenergiegesetz (GEG) ablösen und die Vorgabe des GEG, wonach neue Heizungen zu mindestens 65 % mit erneuerbaren Energien betrieben werden müssen, streichen. Stattdessen erhalten Eigentümer wieder eine Wahlfreiheit zwischen Technologien wie Gas- und Ölheizungen, Wärmepumpen, Fernwärme, Biomasseanlagen oder Hybridlösungen. Kern der Neuregelung bleibt die sogenannte "Bio Treppe" : Gas- und Ölheizungen müssen ab 2029 schrittweise steigende Anteile erneuerbarer oder CO2-armer Energieträger einsetzen. Vorgesehen sind Mindestanteile von 10 % ab 2029, 15 % ab 2030, 30 % ab 2035 und 60 % ab 2040. Dieser Mechanismus blieb in der Kabinettsfassung unverändert. Anpassungen gab es vor allem im Bereich der Biomasse. Vorgaben zur Nutzung von Holz entlang einer Nutzungshierarchie wurden gestrichen, nachdem Branchenverbände dagegen protestiert hatten. Neu aufgenommen wurde hingegen eine Begrenzung des Einsatzes von Mais und Getreide in Biogasanlagen: Für Anlagen, die nach dem 31. Dezember 2023 in Betrieb gehen, darf der Anteil dieser Substrate künftig höchstens 40 % der Biomasse betragen, sofern das Biogas zur Erfüllung der Mindestanteile genutzt wird. Die Bioenergiebranche bewertet den Entwurf insgesamt positiv, sieht jedoch weiterhin Kritikpunkte. So verweist das Hauptstadtbüro Bioenergie auf eine potenzielle Regelungslücke: Das GModG gilt nur für Heizungen, die nach Inkrafttreten des Gesetzes installiert werden. Anlagen, die seit Beginn des GEG eingebaut wurden, würden demnach nicht mehr unter entsprechende Verpflichtungen fallen. Betroffen sein könnten laut Branche rund 900.000 Öl- und Gasheizungen. Zudem fordern Verbände eine jährliche Anpassung der Ziele anstatt von wenigen großen Sprüngen bei der Bio-Treppe. Dies soll die Investitionssicherheit gewähren und Preissprünge vorbeugen. Auch werden Anpassungen beim Import von Biomethan gefordert. Derzeit enthält der Entwurf keine Einschränkungen, obwohl Produzenten in anderen EU-Staaten teils von Fördermechanismen profitieren und dadurch Wettbewerbsvorteile haben. Daher wird vorgeschlagen, dass Biomethan, das im Produktionsland bereits eine signifikante Produktionsförderung erhalten hat oder im Herkunftsland bereits auf Erneuerbare-Energien-Ausbauziele angerechnet wurde, nicht auf die Bio-Treppe anrechenbar sein sollte. Mit dem Kabinettsbeschluss ist die politische Richtung vorgegeben, die inhaltliche Ausgestaltung aber noch offen. Der Entwurf geht nun in den Bundestag und wird dort zunächst in erster Lesung beraten, bevor er in die Ausschüsse überwiesen wird. In der Regel findet die entscheidende Ausdifferenzierung in den Fachausschüssen und Anhörungen statt, wo die Kritikpunkte der Branche erneut verhandelt werden könnten. Nach Abschluss der Beratungen folgen zweite und dritte Lesung im Bundestag sowie die Befassung des Bundesrats. Da das Gesetz insbesondere von Ländern und Kommunen getragen und durchgesetzt werden muss, kann es im Bundesrat noch zu Verzögerungen in der Länderkammer kommen. In dem Fall, dass es hier Unstimmigkeiten zwischen den Bundesländern gibt, wäre ein Vermittlungsverfahren wahrscheinlich, dass das Gesetz dann noch verzögern könnte. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) strebte zuletzt ein Inkrafttreten zum 1. Juli 2026 an. Von Svea Winter Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Frist für erneuerbares Heizen verschoben

30.04.26

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30.04.26

Frist für erneuerbares Heizen verschoben

Hamburg, 30 April (Argus) — Die Bundesregierung hat das Inkrafttreten der Pflicht zur Nutzung von mindestens 65 % erneuerbarer Energien in neu eingebauten Heizungssystemen verschoben. Gleichzeitig wird derzeit die vollständige Abschaffung der Regelung vorbereitet — indem das bisherige GEG durch ein neues Gebäudemodernisierungsgesetz ersetzt wird. Das Kabinett beschloss am 29. April eine Formulierungshilfe, mit der das Inkrafttreten von § 71 Absatz 1 des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) vom 1. Juli auf den 1. November 2026 verschoben wird, heißt es aus Koalitionskreisen. Der Paragraf sieht vor, dass beim Austausch von Heizungsanlagen in Großstädten mit mehr als 100.000 Einwohnern spätestens ab Juli 2026 Heizsysteme eingesetzt werden müssen, die zu mindestens 65 % mit erneuerbaren Energien betrieben werden — etwa Wärmepumpen oder über den Einsatz von erneuerbaren Brennstoffen wie Biomethan oder biogenem Heizöl auf HVO Basis. Für kleinere Städte ist bislang eine Übergangsfrist bis Juli 2028 vorgesehen, während derer die Vorgabe ausschließlich für Neubauten in reinen Neugebieten gilt. Die jetzt geplante Anpassung soll noch vor dem 1. Juli von Bundestag und Bundesrat beschlossen werden. Dazu wurde die Formulierungshilfe in ein bereits laufendes Gesetzgebungsverfahren eingebracht, um ein rechtzeitiges Inkrafttreten sicherzustellen, so mit dem Vorgang vertraute Quellen. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) erklärte, die Maßnahme diene einem "rechtssicheren Übergang" vom bestehenden GEG zum geplanten Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG). Die 65-Prozent-Anforderung beim Heizungseinbau in Großstädten werde keine Geltung mehr erlangen, bevor sie mit Inkrafttreten des künftigen GMG aufgehoben werde, teilte das Ministerium mit. Das Gebäudemodernisierungsgesetz werde derzeit ressortübergreifend abschließend beraten und soll im Mai in das Kabinett eingebracht werden, erklärte das BMWE weiter. Am Ziel, das neue GMG zum 1. Juli 2026 in Kraft treten zu lassen, werde festgehalten. Da der Abschluss des Gesetzgebungsverfahrens bis dahin aber nicht gesichert sei, sei die vorgeschaltete Verschiebung der Frist aus dem GEG notwendig. Die Bundestagsfraktionen der CDU und SPD hatten am 24. Februar ein erstes Eckpunktepapier zum geplanten GMG vorgelegt. Dieses soll Verbraucher bei der Wahl ihres Heizungssystems weniger einschränken und eine sogenannte Bio-Treppe sowie eine Grüngasquote bzw. Grünölquote etablieren. Der Markt für Biomethan wartet nun schon seit Monaten auf die genaue Ausgestaltung dieses Gesetzes, da gerade im Wärmemarkt für Biomethan durch das GEG bisher ein großes Potenzial lag. Von Svea Winter Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Ausblick Biomethan: Chancen und Hindernisse im EU-Markt

23.12.25

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23.12.25

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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Verbände: Deutschland droht Rückstand bei Biomethan

10.09.25

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10.09.25

Verbände: Deutschland droht Rückstand bei Biomethan

Hamburg, 10 September (Argus) — In einem umfassenden Positionspapier vom 10. September fordert das Hauptstadtbüro Bioenergie eine stärkere politische und infrastrukturelle Unterstützung für Biomethan und Bio-LNG, um einen Rückstand beim Biomethanausbau in Deutschland im Vergleich zum europäischen Ausland zu verhindern. Die Verbände sehen im Biomethan zentrale Bausteine für die Energiewende und warnen vor einer sinkenden Wettbewerbsfähigkeit — sowohl in Deutschland als auch im europäischen Binnenmarkt. Das Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) — ein Zusammenschluss des Bundesverbands Bioenergie, des Deutschen Bauernverbands, des Fachverbands Biogas und des Fachverbands Holzenergie — kritisiert insbesondere, dass Deutschland bislang keine eigene Biomethanstrategie verfolgt. Während andere EU-Staaten ihre Biogas- und Biomethanproduktion ausbauen und die Rahmenbedingungen für die Einspeisung verbessern, bleibt Deutschland hinter den europäischen Entwicklungen zurück. Die EU-Kommission verfolgt mit dem RePowerEU-Plan und dem Fahrplan zur Beendigung russischer Energieimporte das Ziel, die europäische Biomethanproduktion bis 2030 auf 35 Milliarden Kubikmeter zu steigern — Deutschland hat sich diesem Ziel bisher nicht angeschlossen. Laut der European Biogas Association (EBA) produzierte Deutschland in 2023 circa 13 TWh Biomethan, das entspricht etwa 1,3 Milliarden Kubikmetern. Stattdessen läuft die Gasnetzzugangsverordnung ohne Nachfolgeregelung aus. Bisher bestand für Biomethan eine spezielle Gasnetzregulierung, welche ein zentraler Treiber für den Ausbau der Biomethaneinspeisung in Deutschland war. So hatten Biosgasanlagen ein gesetzlich verankertes Recht auf Anschluss an das Gasnetz und der Großteil der Netzanschlusskosten wurden vom Netzbetreiber übernommen. Mit dem Wegfall dieser Regelung droht eine deutliche Verschlechterung der Rahmenbedingungen für Produzenten oder prospektiver Produzenten von Biomethan. Das HBB fordert daher dringend eine Nachfolgeregelung, die den weiteren Ausbau von Biomethan ermöglicht. Laut dem Fachverband Biogas könnten allein durch die Umrüstung bestehender Anlagen bis zu 35 TWh zusätzlich ins Gasnetz eingespeist werden — fast das Dreifache der aktuellen Menge. Auch in den Bereichen Verkehr, Wärme und Strom sieht das HBB erhebliches Verbesserungspotenzial. Im Verkehrssektor fordert der Verband eine stärkere Anhebung der Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote), insbesondere für das Jahr 2027, sowie einen höheren Mindestanteil fortschrittlicher Kraftstoffe, um Biomethan stärker in den Markt zu bringen. Die THG-Quote soll nach dem derzeitigen Plan zur Umsetzung der RED III 2027 bislang auf 15 % steigen. Gleichzeitig kritisiert das HBB die systematische Benachteiligung von Nutzfahrzeugen mit erneuerbaren Kraftstoffen: Während Elektrofahrzeuge von der LKW-Maut befreit sind, gelten Bio-LNG- und Bio-CNG-Fahrzeuge als emissionspflichtig — obwohl sie klimaneutral betrieben werden können. Darüber hinaus fordert das HBB gezielte Förderprogramme für Bio-CNG- und Bio-LNG-Technologien in der Landwirtschaft sowie den Ausbau der Tankstelleninfrastruktur. Derzeit hemmt das geringe Netz die Entwicklung der Biomethanmobilität. Ein weiterer Kritikpunkt betrifft die THG-Quote selbst: Während strombasierter grüner Wasserstoff aus Elektrolyse in Raffinerien auf die Quote angerechnet werden kann, bleibt biogener Wasserstoff aus Biomethan-Dampfreformierung außen vor — ein klarer Wettbewerbsnachteil für die Biomethanbranche, so das HBB. Im Wärmesektor fordert das Hauptstadtbüro Bioenergie mehr Offenheit für technische Vielfalt und weniger regulatorische Hürden. Biomethan soll als gleichwertige Option zur erneuerbaren Wärmeversorgung anerkannt werden — insbesondere dort, wo Wärmepumpen an bauliche Grenzen stoßen, etwa in Altstädten oder Bestandsgebäuden. Die Verbände kritisieren, dass Biogas und Biomethan im Gebäudeenergiegesetz (GEG) und Wärmeplanungsgesetz gegenüber Wasserstoff und Strom diskriminiert werden — etwa durch unrealistisch hohe Primärenergiefaktoren oder strengere Anforderungen bei der Netztransformation, was die Preise verhältnismäßig treiben könnte. Zudem sollen die Mindestanteile für erneuerbare Energien in Heizungen und Wärmenetzen erhalten bleiben, um den Ausbau klimafreundlicher Wärmeversorgung voranzutreiben. Diese sind im GEG derzeit für einen Mindestanteil von 65 % erneuerbarer Energien für neu installierte Heizungen festgesetzt, jedoch befürchten viele Marktteilnehmer, dass die Regierung in ihrer Anpassung des GEG diese Mindestanteile reduzieren oder streichen könnte. Die Verbände hoffen, dass ein aus ihrer Sicht fairer Wettbewerb zwischen allen erneuerbaren Wärmeoptionen etabliert werden kann und dass Biomethan nicht zu Gunsten von Wärmepumpen und Wasserstoff benachteiligt wird. Auch in der Stromerzeugung sieht das Hauptstadtbüro Bioenergie erhebliches Potenzial für Biomethan, vor allem als klimaneutrale Reserve in Dunkelflauten. Anders als beispielsweise Wind- oder Solarstrom oder Wasserstoff, lässt sich Biomethan flexibel einsetzen und über bestehende Infrastruktur speichern. Die Verbände fordern daher, dass Biomethan bei Ausschreibungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) als vergütungsfähiger Brennstoff anerkannt wird. Bisher ist das nicht der Fall — ein Ausschluss, der flexible Biogasanlagen und Biomethan-Blockheizkraftwerke benachteiligt, so das HBB. Zudem soll der sogenannte "Maisdeckel" im EEG gestrichen oder zumindest an die Regelungen im Gebäudeenergiegesetz angepasst werden. Dieser begrenzt den Einsatz von Maispflanzen und erschwert damit die wirtschaftliche Nutzung bestehender Anlagen. Die Bundesregierung arbeitet derzeit an der Überarbeitung des Referentenentwurfs zur Umsetzung der RED III sowie an neuen Fassungen des GEG und EEG. Das Hauptstadtbüro Bioenergie und die Branche hoffen, dass die Vorschläge aus dem Positionspapier Berücksichtigung finden — damit Deutschland endlich auf die europäischen Biomethan-Ziele hinarbeiten kann. Von 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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