RED III-Entwurf: Kabinettsberatung nun am 5. November

Märkte: Biofuels, Oil products
24.10.25

Das Bundeskabinett wird voraussichtlich erst am 5. November über den RED III-Referentenentwurf beraten, der Auswirkungen auf die THG-Quote und damit auf Biokraftstoffe in Deutschland haben wird. Zuletzt war die Beratung für den 29. Oktober vorgesehen.

Der RED III-Entwurf steht jetzt an erster Stelle der sogenannten TOP-1-Liste der vorläufigen Tagesordnung des 5. November. Die TOP-1-Liste ist die Liste der Entwürfe, über die in den Ressorts eine Einigung erlangt wurde und die nur noch durch das Kabinett abgenickt werden müssen, bevor sie weiter an Bundesrat und den Bundestag gereicht werden.

Einige Marktteilnehmer gehen daher davon aus, dass der 5. November jetzt trotz nur vorläufiger Tagesordnung fest steht und passen ihre Preise nach oben an: Die THG-Zertifikate der Kategorie "Andere" für das Erfüllungsjahr 2025 wurden am 24. Oktober mit 230 €/t CO2e knapp 12 €/t CO2e teurer gehandelt als noch am Vortag. Die Preise für Zertifikate für das Jahr 2026 stiegen zeitgleich um 7,50 €/t CO2e auf 347,50 €/t CO2e, was das höchste Preislevel für "Andere" THG-Zertifikate seit Februar 2023 darstellt.

Trotz der Annahme im Markt, dass eine Einigung erlangt wurde, ist immer noch nicht öffentlich, welche Änderungen die Ministerien am ursprünglichen Referentenentwurf vorgenommen haben. Dies wird nun wahrscheinlich erst nach der Sitzung am 5. November in einer Lesefassung des Referentenentwurfs bekannt. Diese soll inhaltlich der Version der Gesetzesänderung entsprechen, über die der Bundestag voraussichtlich am 18. Dezember entscheiden soll.

Unklar ist für viele noch immer, ob die THG-Verpflichtung auf Kraftstoffe im Luft- und Wasserverkehr ausgeweitet wird. Sollten die Ministerien sich hier auf eine Änderung verständigt haben, könnten die Quotenziele für die kommenden Jahre auch noch einmal angepasst werden. Darüber hinaus soll auch die Unterquote für erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs (RFNBO), gemeinhin als e-Fuels bezeichnet, und grünem Wasserstoff in den Ministerien diskutiert worden sein — welche Streitpunkte es in diesem Thema gab, ist unklar. Der Wegfall der Doppelanrechnung von fortschrittlichen Biokraftstoffen dagegen wird am Markt als bereits beschlossen betrachtet.

Von Svea Winter

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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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Rosneft Deutschland von US-Sanktionen ausgenommen

23.10.25

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23.10.25

Rosneft Deutschland von US-Sanktionen ausgenommen

Hamburg, 23 October (Argus) — Die Regierung von Präsident Donald Trump hat am 22. Oktober Sanktionen gegen zwei der größten russischen Ölproduzenten, Rosneft und Lukoil, verhängt. Deutsche Tochtergesellschaften von Rosneft sind von den Sanktionen ausgenommen — trotzdem könnten sie den angestrebten Verkauf der Vermögenswerte erschweren. US-Präsident Donald Trump kündigte die Maßnahmen am 22. Oktober an, da Washington Druck auf den russischen Präsidenten Wladimir Putin ausüben will, um die Invasion in der Ukraine zu beenden. Die Sanktionen drohen mit Strafen für jeden ausländischen Geschäftspartner der beiden Unternehmen — und schließen sie von globalen Finanztransaktionen auf US-Dollar-Basis aus. Rosneft und Lukoil sind die beiden größten Ölproduzenten und -exporteure Russlands. Die Regierung des ehemaligen Präsidenten Joe Biden hatte in ihren letzten Amtswochen Sanktionen gegen die dritt- und viertgrößten russischen Rohölproduzenten, Gazpromneft und Surgutneftegaz, verhängt. Großbritannien hatte bereits in der Vorwoche Sanktionen gegen Rosneft und Lukoil ausgesprochen. Die deutsche Tochtergesellschaft von Rosneft, Rosneft Deutschland, scheint laut einer Pressemitteilung des US-Finanzministeriums von den Sanktionen vonseiten Großbritanniens und der USA ausgenommen zu sein. Dies deckt sich auch mit der Einschätzung des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWE). Eine Sprecherin sagte auf Anfrage von Argus : "Entsprechend der gemeinsamen Zielsetzung der G7 gehen wir davon aus, dass die Maßnahmen der Vereinigten Staaten — ebenso wie die Maßnahmen der EU und des Vereinigten Königreichs — sich nicht gegen die in Treuhand des deutschen Staates geführten Tochtergesellschaften von Rosneft in Deutschland richten sollen." Grund für die Annahme sei insbesondere, dass das operative Geschäft nicht aus Russland gesteuert wird und auch keine Einnahmen für die russische Muttergesellschaft generiert werden. Die Bundesnetzagentur, Treuhandverwalter von Rosneft Deutschland, prüfe derzeit, ob es trotzdem indirekte Auswirkungen auf das operative Geschäft in Deutschland gibt. Berlin verlängerte im September die Treuhandverwaltung bis zum 10. März 2026. Die deutsche Tochtergesellschaft hält Beteiligungen von 54 % an der Schwedt-Raffinerie (230.000 bl/Tag) des PCK-Konsortiums, 24 % an der Miro (310.000 bl/Tag) und 28,6 % an der Raffinerie Vohburg-Neustadt (215.000 bl/Tag) der Bayernoil-Gruppe. Denkbar ist, dass die jüngsten US-Sanktionen jedoch den angestrebten Verkauf der deutschen Vermögenswerte von Rosneft erschweren könnten. Bei einem Verkauf müsste der Erlös an die Muttergesellschaft in Russland fließen. Und ein solcher Finanzstrom birgt für den Käufer die Gefahr, dass die USA diesen als Sanktionsbruch werten. Ob dies eine Verstaatlichung beziehungsweise Enteignung durch die Bundesregierung wahrscheinlicher macht, kommentierte das BMWE nicht. Sanktionen verunsichern den europäischen Mineralölmarkt Händler im Norden und Süden Deutschlands erklärten, sie würden weiterhin bei Rosneft Deutschland einkaufen, und auch Schiffsbetreiber sagten, dass die Geschäfte mit Rosneft Deutschland wie gewohnt weiterlaufen würden. Ein anderer Marktteilnehmer berichtet, einige deutsche Käufer von Raffinerieprodukten würden Rosneft Deutschland meiden, obwohl das Unternehmen weiterhin unter staatlicher Treuhandverwaltung steht. Stattdessen beziehen sie Produkte aus Polen und dem Handelszentrum Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (ARA). Litasco, eine Tochtergesellschaft von Lukoil, wird laut Aussagen europäischer Marktteilnehmer am Tag nach Bekanntwerden der Sanktionen als Handelspartner gemieden. Das Unternehmen habe auch Schwierigkeiten mit seinen Schiffsoperationen, sagte ein Destillat-Händler. Litasco hat auf eine Anfrage zur Stellungnahme bisher nicht reagiert. Der finnische Raffineriebetreiber Neste bestätigte am 23. Oktober, dass er alle Kraftstofflieferungen an Teboil, Lukoils finnische Tankstellen-Tochter, eingestellt hat. Das Unternehmen betreibt 400 Tankstellen im Land und macht ein Fünftel aller finnischen Tankstellen aus. Die Kraftstoffversorgung im Land sei insgesamt nicht beeinträchtigt, sagte ein finnischer Beamter, fügte jedoch hinzu, dass die US-Sanktionen "möglicherweise Auswirkungen auf den Betrieb von Teboil und seinen Kooperationspartnern haben könnten". Derzeit scheinen europäische Raffinerien mit gemeinsamer Eigentümerstruktur mit Lukoil oder Rosneft auch außerhalb Deutschlands normal zu arbeiten. Die niederländische Gewerkschaft FNV erklärte, dass die Beschäftigten der Flushing-Raffinerie (185.000 bl/Tag) — die gemeinsam von Lukoil und TotalEnergies betrieben wird — keine Störungen festgestellt hätten. Der Status der Raffinerien Burgas (115.000 b/d) in Bulgarien und Petrobrazi (47.800 b/d) in Rumänien war zunächst unklar. Ausländische Kunden von Lukoil und Rosneft haben laut einer Mitteilung des US-Finanzministeriums bis zum 21. November Zeit, alle Transaktionen mit den beiden Unternehmen abzuwickeln. In der Praxis werden Rosneft und Lukoil einige Kunden verlieren — ebenso wie zuvor Gazpromneft und Surgutneftegaz — und jedes Rohöl, das sie über Umwege verkaufen, wird stark rabattiert sein. China, Indien und die Türkei sind die Hauptabnehmer von russischem Rohöl per Schiff. Ein Teil des russischen Rohöls gelangt über die Druschba-Pipeline zu Raffinerien in Ungarn und der Slowakei. Russland exportiert außerdem Rohöl per Pipeline nach China. Trump sagte am Mittwoch — wie bereits eine Woche zuvor —, dass der indische Premierminister Narendra Modi versprochen habe, die Importe von russischem Rohöl einzustellen. Indische Raffinerien erklärten letzte Woche, sie hätten bislang keine Anweisung ihrer Regierung erhalten, den Kauf von russischem Öl kurzfristig zu reduzieren oder einzustellen. Doch Indiens Reliance Raffinerie (1.240.000 bl/Tag), der größte Käufer von russischem Urals-Rohöl im Land, scheint seine Käufe von Rohöl aus dem mittleren Osten zu erhöhen — möglicherweise als Vorbereitung auf eine Reduzierung der russischen Importe. Käufer in Indien und staatliche chinesische Unternehmen meiden in der Regel Rohöl von Exporteuren, die direkt von US-Sanktionen betroffen sind. Unabhängige chinesische Raffinerien hingegen haben die rabattierten Lieferungen sanktionierten Rohöls aus Iran und Venezuela aufgenommen. Die Preise für Ölprodukte auf dem europäischen Markt stiegen in Reaktion auf die neuen Sanktionen deutlich an. Auch die Backwardation der ICE Gasoil Futures zwischen dem Frontmonat und dem Folgemonat wuchs um etwa 5 $/t auf 15,25 $/t an – ein Zeichen für Sorgen im Markt um die kurzfristige Versorgung. Verschärfte Sanktionen gegen Lukoil und Rosneft dürften auch das Risiko für türkische und brasilianische Käufer von russischem Diesel erhöhen, so ein Händler. Sollte die Nachfrage aus diesen Märkten nachlassen und sich stattdessen auf nicht-russische Volumen verlagern, könnte sich das globale Dieselangebot verknappen und zusätzlichen Druck auf die ICE Gasoil Futures ausüben. Von George Maher-Bonnett, Benedict George, Amaar Khan, Johannes Guhlke und Marc Hauschild Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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RED III-Beschluss im Kabinett am 29. Oktober erwartet

23.10.25

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23.10.25

RED III-Beschluss im Kabinett am 29. Oktober erwartet

Hamburg, 23 October (Argus) — Unternehmen am Markt für THG-Zertifikate gehen davon aus, dass das Bundeskabinett in ihrer wöchentlichen Sitzung am 29. Oktober über den Referentenentwurf zur Umsetzung der RED III diskutieren werden. Händler erhoffen sich in der Folge mehr Klarheit, wie die THG-Quote ab 2026 gestaltet wird. Eine vorläufige Tagesordnung der Kabinettssitzung, die Argus vorliegt, führt die Anpassung der THG-Quote im Rahmen der dritten Fassung der Erneuerbaren Energien Direktive der EU (RED III) für den 29. Oktober auf. Allerdings kann diese Tagesordnung noch geändert werden. Bereits zu Beginn des Monats hieß es in einem ähnlichen Dokument , dass das Thema bei einer der mittwochs stattfindenden Sitzungen im Oktober behandelt werden soll, jedoch noch ohne feste Angabe des Datums. Im Anschluss an die Kabinettsberatung könnte eine angepasste Fassung des Referentenentwurfes veröffentlicht werden, welcher inhaltlich der Version der Gesetzesänderung entspricht, über die der Bundestag voraussichtlich am 18. Dezember entscheiden soll. Marktteilnehmer hoffen darauf, dass diese sogenannte Lesefassung Klarheit über bestimmte inhaltliche Streitpunkte des Gesetzesentwurfes gibt. Zu diesen gehören insbesondere die Ausweitung der THG-Verpflichtung auf Kraftstoffe im Luft- und Wasserverkehr. Der Wegfall der Doppelanrechnung von fortschrittlichen Biokraftstoffen dagegen wird am Markt als bereits beschlossen betrachtet. Verpflichtete Unternehmen sowie Drittparteien erwarten, dass die Veröffentlichung der Lesefassung zu Preisanstiegen bei Erfüllungsoptionen wie HVO sowie den Quotenzertifikaten führen wird. Bereits als bekannt wurde, dass sich die Staatssekretäre der beteiligten Ministerien über das Schicksal der Doppelanrechnung fortschrittlicher Biokraftstoffe geeinigt hätten, schnellten Zertifikatspreise in die Höhe: vom 7. zum 14. Oktober stieg der Preis für "Andere" THG-Zertifikate für das Jahr 2025 von 160 €/tCO2e auf 205 €/tCO2e. 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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HVO: Hohe Preise dämpfen Markthochlauf

16.10.25

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16.10.25

HVO: Hohe Preise dämpfen Markthochlauf

Hamburg, 16 October (Argus) — Der Absatz von HVO100 an deutschen Tankstellen stagniert wegen der aktuell hohen Preise. Dennoch planen Tankstellenbetreiber, ihr HVO-Angebot auf mehr Standorte auszuweiten. Obwohl HVO100 inzwischen an stetig mehr Tankstellen verfügbar ist, bleibt der Absatz an der Zapfsäule gering. Laut Branchenverband eFuelsNow bieten derzeit rund 530 Stationen in Deutschland HVO100 an, während insgesamt etwa 2.200 Standorte HVO-Produkte im Angebot haben — das entspricht ungefähr jeder siebten deutschen Tankstelle. Dennoch berichten Betreiber, dass die Absatzmengen etwa auf dem Niveau von 98Ron-Benzin liegen. Auf Grundlage einer Marktumfrage unter Tankstellenbetreibern, die HVO100 im Sortiment führen, schätzt Argus, dass monatlich meist etwa 4 bis 10 m³ HVO100 pro Tankstelle getankt werden, vereinzelt allerdings auch deutlich mehr. Dadurch, dass die Hauptabnehmer an Tankstellen bisher vor allem größere Betriebe sind, die regelmäßig eine vorhersehbare Menge HVO100 kaufen — zum Beispiel Städte und Kommunen, die ihre Abfallwirtschafts- und ÖPNV-Flotten mit HVO betreiben — stagniert der Absatz seit Beginn des Jahres. Hauptgrund sei der Preis: An der Zapfsäule liegt der Aufschlag gegenüber konventionellem B7-Diesel aktuell bei 8 bis 10 Cent/l. Für viele Autofahrer sei das zu teuer, sodass sie weiterhin auf fossilen Diesel setzen würden. Hinzu kommen Bedenken zur Motorenverträglichkeit, obwohl HVO nach DIN EN 15940 für aktuelle Modelle der meisten Hersteller freigegeben ist. Trotz der schwachen Nachfrage planen Anbieter, das HVO-Angebot an Tankstellen auszubauen. Treiber sind die steigende THG-Quote, die Ausweitung der CO2-Bepreisung und eine langsam zunehmende Produktionskapazität in Europa. Diese Faktoren könnten mittelfristig zu einer Angleichung der Preise von HVO und fossilem Diesel führen. Haupttreiber für den HVO100-Absatz im Großhandel bleiben in Deutschland Großkunden wie DHL und die Deutsche Bahn. Letztere schätzt, in 2025 etwa 25.000 m³ zu verbrauchen, davon gut 800 m³ alleine für Busse. Darüber hinaus wird deutlich mehr HVO in herkömmlichen Diesel geblendet, da es in deutlich größeren Mengen beigemischt werden kann als beispielsweise Biodiesel. Das Umweltbundesamt schätzt anhand der Daten des Bundesamtes für Ausfuhrkontrolle (BAFA), dass in 2025 etwa 180.000 bis 200.000 t HVO als Beimischung verwendet werden. Von Maximilian Steinhau und Marcel Pott Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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