Viewpoint: Base oils oversupply tigthens US margins

Märkte: Oil products
02.01.26

A global structural oversupply of base oils and finished lubricants weakened US margins throughout 2025, with downward pressure expected to continue into 2026.

Global supplies of Group II base oils increased in 2025 as a result of new output from a Singapore refinery, while production from India is also expected to increase in 2026.

The increased production is leading to more competition on the export market globally and creating more surplus among US refiners for the domestic market.

Base oil demand also weakened in 2025, particularly for Group II grades, due to several factors. More consumers are using passenger car motor oils derived from Group III base oils given its increased performance, which resulted in weaker demand for Group II N100.

Demand for mid-viscosity grades also fell due to reduced trucking and agricultural activities, while demand for high-viscosity grades waned on reduced industrial and manufacturing activity.

The increase in supply and slowdown in demand have weakened base oil premiums to competing fuels, especially in the fourth quarter.

The spread between the Argus US domestic spot N100 and Argus four-week average US Gulf coast diesel narrowed to an average 88¢/USG in 2025 through mid-December, down from 98¢/USG in 2024.

Base oil premiums to diesel typically dictate how much base oil is produced as diesel, gasoline and other products produced at fluid catalytic crackers compete with base oil for feedstock vacuum gas oil (VGO).

Base oil premiums over diesel trended lower in the fourth quarter, hitting a 20-month low in late November at 48¢/USG before rebounding to 61¢/USG in mid-December. Base oil producers are closely watching the spread to see if they can reduce base oil output in parts of 2026.

The overall buildup of global Group II supplies and weaker lubricant demand also pushed US refiners to lower their export prices. The Argus US Group II N100 export price averaged $2.54/USG in 2025 through mid-December, down from $2.77/USG in 2024, further eroding overall base oil margins.

This increased surplus supply within the US market also led to increased discounting, particularly for term volumes to domestic customers. This is expected to continue into 2026, with market participants saying US refiners are offering steeper discounts on 2026 contracts compared with 2025 deals.

Some of the increased Group II surplus is expected to be offset by increased Group III production in the US. Some of that production will come from existing Group II streams and create a yield loss on Group II output, particularly for low- and mid-viscosity grades.

Base oil margins relative to feedstock VGO were more attractive on a domestic basis, but fell when considering base oils sales into the export market.

The spread between the Argus US domestic spot N100 and Argus four-week average low-sulphur VGO averaged $1.22/USG in 2025 through mid-December, in line with previous year values. Argus US export spot N100 margins in 2025 fell to 32¢/USG, down from 39¢/USG in 2024.

By John Dietrich

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23.12.25

TKW-Frachtkosten steigen 2026

Hamburg, 23 December (Argus) — Die Kosten für den Transport von Heizöl, Diesel und Benzin per Tankkraftwagen steigen im kommenden Jahr vielerorts an. Dies ist primär auf höhere Dieselkosten infolge der steigenden CO2-Bepreisung und THG-Erfüllungskosten zurückzuführen. Auch ein stetiger Anstieg der Lohnkosten sowie Investitionen in die Flottendekarbonisierung treiben die Kosten weiter. Anbieter handeln Diesel für Januar bundesweit derzeit mit einem Aufschlag in Höhe von etwa 10 €/100l bis 13 €/100l gegenüber Dezemberware. Der Grund hierfür ist der Anstieg der CO2- und THG-Kosten im neuen Jahr. Viele Transportverträge enthalten sogenannte Floater-Klauseln, die Preisänderungen beim Kraftstoff automatisch auf die vereinbarten Frachtkosten übertragen. Somit geben Spediteure Mehrkosten durch steigende Kraftstoffpreise in der Regel an ihre Kunden weiter. Um welchen Betrag die Frachtkosten tatsächlich ansteigen werden ist aber noch unklar, denn neben dem höheren Dieselpreis belasten unter anderem auch steigende Personalkosten die Branche. Der Fahrermangel setzt sich fort und wird aktuell durch Krankheitsausfälle sowie die laufende Urlaubszeit zusätzlich verstärkt. Spediteure berichten zudem, dass die Nachwuchssuche zunehmend schwierig wird. Viele Beschäftigte werden in den kommenden Jahren in den Ruhestand gehen. Um dem entgegenzuwirken, erhöhen Speditionsunternehmen Löhne oder werben verstärkt Personal im Ausland an — Maßnahmen, die ebenfalls kostentreibend wirken. Auch Investitionen in die Dekarbonisierung der Flotten wirken sich auf die Kostenstrukturen aus. Die Anschaffung emissionsärmerer Fahrzeuge sowie zusätzliche technische Anforderungen und Dokumentationspflichten führen zu höheren Grundkosten, die in den Frachtraten berücksichtigt werden müssen. Einige Händler berichten jedoch, dass ein Anstieg ihrer Frachtkosten im kommenden Jahr bislang noch ausbleibt. Dies führen sie auf bestehende Vertragsstrukturen zurück. So verfügen manche Spediteure über längerfristige Vereinbarungen, teilweise mit Laufzeiten von mehreren Jahren, wodurch kurzfristige Kostensteigerungen zunächst abgefedert werden. Von 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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Korrektur: Diesel in 2026 teurer als erwartet

18.12.25

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18.12.25

Korrektur: Diesel in 2026 teurer als erwartet

In der ursprünglichen Version wurde die CO2-Abgabe inkorrekt angegeben. Dies wurde sowohl in der Tabelle als auch in der Grafik korrigiert. Hamburg, 18 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 11.22 10.26 9.73 55 € 14.72 13.72 12.54 11.90 65 € 17.40 16.21 14.82 14.06 68 € 18.20 16.96 15.50 14.71 *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-Kommission möchte Verbrenner-Aus abschwächen

16.12.25

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16.12.25

EU-Kommission möchte Verbrenner-Aus abschwächen

Hamburg, 16 December (Argus) — Die Europäische Kommission hat einen neuen Vorschlag für eine Reduzierung der Flottenemissionen von Pkw um 90 % bis 2035 vorgelegt. Damit ersetzt sie das zuvor vereinbarte Ziel von 100 %, das faktisch das Aus für Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor bedeutet hätte. Der Plan würde erlauben, dass einige Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor auch nach 2035 weiter genutzt werden dürfen — neben Plug-in-Hybriden, Reichweitenverlängerern und Mild-Hybriden sowie Elektro- und Wasserstoffautos. Die verbleibenden 10 % der Emissionen müssten laut Kommission durch den Einsatz von CO2-armen Stahl, eFuels oder Biokraftstoffen ausgeglichen werden. Die Vorschläge müssen sowohl vom Europäischen Parlament als auch von den EU-Mitgliedstaaten mehrheitlich angenommen werden. Automobilhersteller könnten dann zwischen 2030 und 2032 Emissionsgutschriften "ansparen und ausleihen", um das bestehende Ziel einer 55 %igen Reduzierung gegenüber 2021 zu erreichen. Nach den neuen Vorschlägen müssten Hersteller, die diese Möglichkeiten nutzen, nur eine durchschnittliche Reduzierung von 40 % erreichen — statt der bisher geplanten 50 %. Die Kommission erklärte, dass Gutschriften für Treibhausgaseinsparungen durch eFuels und Biokraftstoffe bis zu 3 % der Ziele für 2035 ausgleichen können, während Gutschriften für CO2-armen Stahl weitere 7 % kompensieren dürfen. Verkehrskommissar Apostolos Tzitzikostas sagte, das Gutschriftensystem werde die Nutzung nachhaltiger Kraftstoffe fördern: "Dies ist ein klares Signal, dass auch andere Technologien als batterieelektrische Fahrzeuge (BEV) nach 2035 auf den Markt gebracht werden können." Erweiterte Kriterien für CO2-Neutralität würden es ermöglichen, dass nachhaltige Biokraftstoffe zur Erreichung der derzeit ab 2035 geforderten 0 g/km beitragen. Der europäische Interessenverband für erneuerbares Ethanol ePure erklärte, dass die Emissionen von Ethanol im Jahr 2024 um 79 % niedriger lagen als bei fossilen Brennstoffen – wie bereits in den Vorjahren. Der Europäische Biodieselverband setzt Einsparungen von 77 bis 81 % für Biodiesel an, basierend auf dem offiziellen Vergleichswert für fossile Brennstoffe von 94 g CO2e/MJ. Der deutsche Europaabgeordnete Peter Liese kritisierte das ursprüngliche Verbot von Verbrennungsmotoren, sagte jedoch, die Probleme der Industrie seien auf Marktveränderungen zurückzuführen, nicht auf Brüssel. "Die Industrie muss aufhören, Brüssel für ihre eigenen Fehler und für Marktentwicklungen, etwa in China, verantwortlich zu machen", sagte er — und fügte hinzu, dass er sich für die Anerkennung von grünem Stahl vor 2035 einsetzen werde. Von Dafydd ab Iago und 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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Bundeskabinett beschließt Anpassung der THG-Quote

10.12.25

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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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