Singapore bunker sales fall to 14-month low in April

Märkte: Oil products
14.05.26

Bunker sales at the key hub of Singapore fell to a 14-month low in April as the US-Iran conflict took its toll, according to preliminary data released by the Maritime and Port Authority of Singapore (MPA) on 14 May.

But consumption improved on the year for B100 and LNG as competitive prices of these new fuels versus conventional bunker prices spurred interest.

Total bunker consumption in Singapore nudged down by 1.2pc on the year to 4.35mn t in April and fell by 8.7pc on the month. The decline was in line with market expectations of demand destruction after the US-Iran war started, which put pressure on Singapore prices in April.

Slower downstream trading in the bunker sector also surfaced despite Singapore remaining a preferred refuelling destination for most vessels. April vessel arrivals rose by 3pc on the year to 10,873.

Low-sulphur fuel oil (LSFO) sales also fell to a 14-month low of 2.19mn t, down by 2pc on the year, as many buyers delayed non-urgent bunkering on elevated prices.

Similarly, buyers had weak demand for low-sulphur marine gasoil (LSMGO), with April sales dropping by over 18pc on the year to around 256,000t, extending a downtrend since the start of the year.

Sales for high-sulphur fuel oil (HSFO) fell to a 10-month low of 1.79mn t in April, but edged up by 5pc on the year. This was likely supported by stronger demand from scrubber-fitted vessels opting for lower-cost HSFO compared with very-low sulphur fuel oil (VLSFO), as well as longer routes around the Cape of Good Hope.

B100, LNG sales rise

Demand for alternative fuels remained subdued overall in April. Sales in Singapore fell by 23pc on the year and was down 17pc on the month to around 519,000t, with biodiesel accounting for the largest share at nearly 62pc.

But buying interest for B100 strengthened given that the spread had narrowed against conventional fuel oil prices, and sales jumped to around 6,500t, compared with roughly 300t a year earlier. B100 prices were above $1,300/t delivered on board (dob) in April, although spot trading remained muted as many buyers preferred term contracts, market participants said.

LNG demand also firmed in April, with bunker sales up by almost 1pc to over 42,000t in Singapore. LNG prices averaged $661.96/t dob Singapore on a VLSFO equivalent basis, while average April prices stood at $17.37/t dob on mnBtu basis.

By Cassia Teo

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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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THG‑Reform: Höhere Ziele bis 2040

05.05.26

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05.05.26

THG‑Reform: Höhere Ziele bis 2040

Hamburg, 5 May (Argus) — Mit dem vom Bundestag verabschiedeten Zweiten Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungsquote gestaltet der Gesetzgeber die Energiewende im Verkehr deutlich ambitionierter. Kernpunkt der Änderungen ist ein stärkerer Anstieg der allgemeinen Treibhausgasminderungsverpflichtung ab 2027. Die Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) verpflichtet Inverkehrbringer von Otto- und Dieselkraftstoffen, die durch ihre Kraftstoffverkäufe verursachten Treibhausgasemissionen im Verkehrssektor gegenüber einem fossilen Referenzwert um einen festgelegten Prozentsatz zu senken. Die Erfüllung erfolgt dabei über die Anrechnung alternativer Energieträger wie Biokraftstoffen, erneuerbarem Strom, Biomethan sowie erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs (RFNBOs), wodurch fossile Kraftstoffe faktisch verteuert und erneuerbare Optionen gezielt gestärkt werden. Ursprünglich sah das erste Gesetz zur Weiterentwicklung der THG-Quote aus dem Jahr 2021 lediglich einen Minderungspfad bis 2030 vor, bei dem die Quote auf 25,1 % ansteigen und anschließend auf diesem Niveau verharren sollte. Mit dem nun verabschiedeten Gesetz wird dieser Zielwert nochmals angehoben: Bis 2040 steigt die THG-Quote auf 65 %. Bereits kurzfristig wirkt sich diese Verschärfung aus. Für das Verpflichtungsjahr 2027 erhöht sich die Quote auf 17,5 %, statt der zuvor geplanten 16 %. Diese Erhöhung ist besonders relevant, da sie den Abbau hoher Überträge aus den Jahren 2024 bis 2026 beschleunigen soll. Marktteilnehmer hatten diese Anpassung bereits teilweise antizipiert und reagiert, indem sie Minderungen aus 2025 gekauft haben, um sie 2027 anrechnen zu lassen. Mit der finalen Verabschiedung des Gesetzes zogen die Preisniveaus für THG-Minderungen für 2027 spürbar an. Im europäischen Vergleich positioniert sich Deutschland damit ambitionierter als die Mindestvorgaben der Erneuerbaren Energien Direktive der EU (RED III), was langfristig den Kostendruck auf fossile Kraftstoffe erhöht und Investitionen in erneuerbare Alternativen begünstigt. Für die allgemeine THG-Quote fallen Strafzahlungen von 600 €/t CO2eq an, die von einem Inverkehrbringer von Diesel und Benzin trotz Verpflichtung nicht gemindert oder kompensiert wurde. Unterquoten: Fortschrittliche Kraftstoffe und RFNBOs Neben der allgemeinen THG-Quote bleiben verbindliche Unterquoten bestehen, die zusätzlich erfüllt werden müssen. Zentrale Bedeutung kommt weiterhin der Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe zu. Diese kann durch Kraftstoffe erfüllt werden, die aus Rohstoffen nach Anhang 1 der 38. BImSchV, die Annex IXa in der RED III entspricht, hergestellt werden, etwa aus Stroh, Gülle, Tallöl oder biogenen Abfallölen. Die Fortschrittliche Unterquote steigt stufenweise an und gilt als zentrales Instrument zur Förderung abfall- und reststoffbasierter Kraftstoffe. Im Vergleich zum ersten THG-Weiterentwicklungsgesetz fällt diese Unterquote nun deutlich ambitionierter aus. Während bis 2030 bislang lediglich 2,6 % des Gesamtenergieeinsatzes der in den Verkehr in den Verkehr gebrachten Kraftstoffe vorgesehen waren, steigt die Unterquote mit dem neuen Gesetz im Jahr 2030 auf 3,5 % und erhöht sich anschließend weiter bis auf 9 % im Jahr 2040. In den vorangegangenen Jahren erfüllten viele Marktteilnehmer ihre fortschrittliche Unterquotenverpflichtung mit Palmölmühlenabwässern (POME). Allerdings ist die Anrechnung von POME ab dem Jahr 2027 aufgrund vorangegangener Betrugsfälle nicht mehr möglich. Für das Verfehlen von Mindestanteilen erneuerbarer Kraftstoffe gelten energiebasierte Abgaben von 45 €/GJ bei Biokraftstoffunterquoten. Zunehmend an Bedeutung gewinnt zudem die Unterquote für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs, wie etwa E-Fuels sowie grüner Wasserstoff und seine Derivate. Eine solche separate RFNBO-Unterquote war in der ursprünglichen Fassung nicht vorgesehen. Seit 2026 besteht sie zunächst auf einem Niveau von 0,1 %. Statt der ursprünglich geplanten 1,2 % soll die RFNBO-Unterquote gemäß des neuen Gesetzesentwurfs ab dem Jahr 2030 nun 1,5 % betragen und bis 2040 auf 9 % ansteigen. Ziel ist es, frühzeitig Investitionsanreize für die industrielle Produktion von E-Fuels und erneuerbarem Wasserstoff zu setzen, sowohl für den Verkehrssektor als auch perspektivisch für den Einsatz in Raffinerien. Für RFNBOs gilt ein eigenständiges Sanktionsregime: Für fehlende Minderungsmengen wird eine Strafzahlung von 120 €/GJ fällig. Marktteilnehmer berichten, dass sie diese Strafzahlung angesichts der derzeit geringen Verfügbarkeit von RFNBOs auf dem deutschen Markt bereits fest in ihre Quotenerfüllungskalkulationen einpreisen. Gerade diese vergleichsweise hohe Sanktion soll Marktteilnehmern zufolge künftig dazu beitragen, den Markthochlauf von RFNBO-Produktionskapazitäten zu beschleunigen. Obergrenzen: Biokraftstoffe aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen Deutlich angepasst wurden zudem die Obergrenzen für die Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen auf Basis von Nahrungs- und Futtermittelpflanzen. Während bislang eine starre Obergrenze von 4,4 % in Bezug auf die gesamte in Verkehr gebrachte Energiemenge bis 2030 beziehungsweise 2040 galt, sieht das neue Gesetz eine dynamische jährliche Anpassung bis 2033 vor. Konkret steigt die Obergrenze ab 2026 zunächst auf 4,9 %, wird 2028 vorübergehend auf 4,6 % abgesenkt und erhöht sich anschließend schrittweise auf 5,8 % im Jahr 2033. Dieser Wert bleibt dann bis 2040 bestehen. Hintergrund ist der erwartete Rückgang des fossilen Energiebedarfs im Verkehr infolge zunehmender Elektrifizierung. Ohne diese Anpassung hätten die absoluten Absatzmengen konventioneller Biokraftstoffe deutlich unter Druck gestanden, was insbesondere heimische Produzenten belastet hätte. Für Biokraftstoffe aus Rohstoffen des Anhangs IXb der RED III, in deutsches Recht umgesetzt als Anlage 4 der 38. BImSchV, wurden keine weiteren Änderungen vorgenommen. Neu eingeführt wurde zudem eine eigenständige Obergrenze für tierische Fette der Kategorie 3 (Tallow). Diese waren bislang vollständig von der Anrechnung ausgeschlossen. Künftig dürfen sie bis zu einem Anteil von 0,3 % des energetischen Referenzwertes auf die THG-Quote angerechnet werden. Damit entsteht zusätzlicher Spielraum insbesondere für die Produktion von HVO und FAME, ohne einen unkontrollierten Hochlauf dieser Rohstoffkategorie zuzulassen. Multiplikatoren: Strom, schwere Nutzfahrzeuge und Wasserstoff Einen weiteren Schwerpunkt bilden die Anpassungen bei den Multiplikatoren, also den Faktoren, mit denen einzelne Erfüllungsoptionen auf die THG-Quote angerechnet werden. Im Rahmen der ursprünglichen THG-Quote von 2021 wurden diese hauptsächlich für fortgeschrittene Biokraftstoffe etabliert. Diese Multiplikatoren fallen mit dem Zweiten Gesetz zur Weiterentwicklung der THG-Quote jedoch weg. Für elektrischen Strom im Straßenverkehr wird der Multiplikator 3 zunächst bis einschließlich 2034 bestehen. Ab 2035 wird er auf 2 und ab 2036 auf 1 abgesenkt. Gegenüber dem ursprünglichen Entwurf erfolgt die Absenkung damit später und in weniger Stufen, was insbesondere Betreibern von Ladeinfrastruktur zusätzliche Planungssicherheit verschafft. Abweichend hiervon wird die Elektrifizierung schwerer Nutzfahrzeuge gezielt privilegiert. Für elektrische Busse und Lkw gilt ab 2027 ein Multiplikator von 4, der anschließend schrittweise bis 2040 auf den Faktor 1 abgesenkt wird. Damit sollen gezielt Anreize in einem Segment gesetzt werden, das als besonders schwer elektrifizierbar gilt. Neu ist außerdem die Erweiterung der anrechenbaren Stromquellen. Ab 2028 kann neben Wind- und Solarstrom auch Strom aus Biomasse, Biogas, Deponie- und Klärgas angerechnet werden, auch bei Zwischenspeicherung. Dies eröffnet insbesondere bestehenden Biogasanlagen neue Perspektiven im Zusammenspiel mit Ladeinfrastruktur. Zudem wird biogener Wasserstoff erstmals explizit als Erfüllungsoption verankert und mit einem Multiplikator von 2 angerechnet. Er kann nur im Verkehrssektor angerechnet werden. Die Bundesregierung plant allerdings laut dem mit verabschiedeten Entschließungsantrag, bei der EU anzufragen, die Nutzung von biogenem Wasserstoff in der Industrie zu prüfen. Von Marcel Rothenstein THG-Quote % % 2026 12.00 2027 17.50 2028 19.50 2029 22.50 2030 26.50 2031 30.00 2032 33.00 2033 36.00 2034 38.00 2035 41.00 2036 46.00 2037 51.00 2038 56.00 2039 61.00 2040 65.00 Multiplikatoren RFNBO Strom Strom, schwere Nutzfahrzeuge Biogener Wasserstoff 2026 3.0 3.0 -- 2.0 2027 3.0 3.0 4.0 2.0 2028 3.0 3.0 4.0 2.0 2029 3.0 3.0 4.0 2.0 2030 3.0 3.0 4.0 2.0 2031 3.0 3.0 4.0 2.0 2032 3.0 3.0 4.0 2.0 2033 3.0 3.0 4.0 2.0 2034 3.0 3.0 4.0 2.0 2035 3.0 2.0 3.5 2.0 2036 3.0 1.0 3.0 2.0 2037 2.5 1.0 2.5 2.0 2038 2.0 1.0 2.0 2.0 2039 1.5 1.0 1.5 2.0 2040 1.0 1.0 1.0 2.0 Obergrenzen % Konventionell Annex Ixb 2026 4.9 1.9 2027 4.9 1.9 2028 4.6 1.9 2029 4.7 1.9 2030 4.9 1.9 2031 5.0 2.0 2032 5.5 2.0 2033 5.8 2.3 2034 5.8 2.3 2035 5.8 2.4 2036 5.8 2.4 2037 5.8 2.6 2038 5.8 2.6 2039 5.8 2.8 2040 5.8 2.8 Unterquoten % Annex Ixa RFNBO 2026 2.0 0.1 2027 3.0 0.1 2028 3.0 0.5 2029 3.0 0.5 2030 3.5 1.5 2031 4.0 1.5 2032 4.5 3.0 2033 5.0 3.5 2034 5.5 4.0 2035 6.0 5.0 2036 6.7 6.0 2037 7.0 7.0 2038 7.5 8.0 2039 8.0 9.0 2040 9.0 10.0 Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. 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Wirtschaft lies Dieselnachfrage 2025 wieder steigen

05.05.26

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05.05.26

Wirtschaft lies Dieselnachfrage 2025 wieder steigen

Hamburg, 5 May (Argus) — Die deutsche Wirtschaft hat sich in 2025 nach Jahren des Abschwungs leicht erholt. Insbesondere der Aufwärtstrend in der Industrie führte zum ersten Anstieg der Dieselnachfrage seit sechs Jahren. Währenddessen könnte der aktuelle Konflikt in Nahost diese Entwicklung wieder umkehren. Im vergangenen Jahr ist die Wirtschaft in Deutschland nach zwei Jahren der Rezession das erste Mal im Vergleich zum Vorjahr wieder gewachsen — wenn auch nur um 0,2 %, so Daten von Destatis. Zuvor führten der Angriffskrieg Russlands gegen die Ukraine und daraus resultierende Sanktionen gegen den russischen Energiesektor zu deutlich höheren Energiepreisen in Europa und insbesondere in Deutschland. Dies belastete die heimische Industrie sowie den Chemiesektor stark. In der Konsequenz schrumpfte das deutsche Bruttoinlandsprodukt (BIP) in 2023 und 2024 um jeweils 0,9 % beziehungsweise 0,5 % (siehe Grafik). Dies drückte wiederum den Dieselbedarf: Wenn weniger produziert wird, sinkt entsprechend der Transportbedarf für beispielsweise Einzelteile und Endprodukte. Es werden also weniger LKW benötigt, was den Dieselverbrauch in Deutschland einschränkt. Dies zeigt sich auch in den vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (Bafa) veröffentlichten Daten zur Kraftstoffnachfrage. Nachdem die Corona-Krise bereits 2020 und 2021 zu einem deutlichen Einbruch des Dieselbedarfs im Vergleich zu 2019 führte, ging dieser in den Jahren 2023 und 2024 noch weiter zurück. Mit der beginnenden wirtschaftlichen Erholung in 2025 verzeichnet das Bafa entsprechend den ersten Anstieg der Nachfrage seit 2019 (siehe Grafik). Dass sich dieser Trend in 2026 trotz des Angriffs der USA und Israel auf den Iran und dessen katastrophale Auswirkungen auf die internationale Energieversorgung weiter fortsetzen wird, ist unwahrscheinlich. Das BIP ist laut Destatis im ersten Quartal 2026 gegenüber dem ersten Quartal 2025 trotz der seit Ende Februar stark gestiegenen Energiepreise um 0,5 % gestiegen. Dies wurde laut Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) aber vor allem durch positive Entwicklungen zu Beginn des Jahres getrieben. Sowohl der LKW-Fahrleistungsindex von Destatis, als auch Daten des Verbands der Automobilindustrie zeigen eine merkliche Verschlechterung der wirtschaftlichen Lage im März. Laut BMWE dürften insbesondere die gestiegenen Preise für Energie und Rohstoffe, gepaart mit der Unterbrechung der Lieferwege von Vorprodukten ausschlaggebend für diese Entwicklung sein. Der weitere Verlauf des Kriegs im Nahen Osten wird also voraussichtlich entscheidend dafür sein, ob die deutsche Wirtschaft ihren Kurs der Erholung aus 2025 auch in diesem Jahr fortsetzen kann. Die jüngsten Meldungen über gegenseitige Angriffe der USA und Iran im Golf sowie erneute Attacken des Iran auf die Vereinigten Arabischen Emirate am 4. Mai legen nahe, dass der Konflikt vorerst weiter anhalten wird — mit entsprechenden Folgen für die Wirtschaft in Deutschland und Europa. Von Johannes Guhlke Bruttoinlandsprodukt, Veränderung zum Vorjahr Inlandsablieferungen Diesel 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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E-Fuel- und Wasserstoffquotenhandel nimmt langsam zu

28.04.26

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28.04.26

E-Fuel- und Wasserstoffquotenhandel nimmt langsam zu

Hamburg, 28 April (Argus) — In Deutschland zeigen sich im Rahmen der nationalen Umsetzung der RED III erste Anzeichen für den Handel mit Treibhausgaseinsparungen auf Basis von synthetischen Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs (RFNBOs), wie e-Fuels und grünem Wasserstoff. Die Aktivität bleibt bislang jedoch gering. Marktteilnehmer führten dies auf die spät finalisierte THG-Gesetzgebung sowie auf das weiterhin geringe Angebot an physischen RFNBOs zurück. Im EU-Ausland zeigt sich ein ähnliches Bild. Mehrere in den vergangenen Wochen gemeldete Transaktionen wurden laut Marktteilnehmern mit Rücktritts- oder Anpassungsklauseln versehen. Diese sahen vor, dass Verträge aufgehoben oder nachverhandelt werden können, sollte die endgültige Gesetzgebung wesentlich von den bis Vertragsschluss vorliegenden Entwürfen abweichen. Diese regulatorischen Unsicherheiten, welche vor der Finalisierung der THG-Gesetzgebung existierten, verhinderten laut Marktteilnehmern bislang einen nachhaltigen Anstieg der Liquidität. Die regulatorischen Rahmenbedingungen haben sich nun allerdings konkretisiert: Der Bundestag beschloss am 23. April eine Anhebung der Quote für erneuerbaren Wasserstoff im Straßenverkehr auf 1,5 % bis 2030. Zudem sollen RFNBOs bis Ende 2036 von einem dreifachen Anrechnungsfaktor auf die Treibhausgasminderungsquote profitieren. Der Gesetzentwurf liegt nun dem Bundesrat vor, dessen nächste Sitzung für den 8. Mai angesetzt ist. Der Entwurf sieht erstmals auch eine konkrete Strafzahlung von 120 €/GJ bei Nichterfüllung der RFNBO-Unterquote vor. Dies entspräche rund 14,40 €/kg Wasserstoff und liegt somit deutlich über gängigen Kostenschätzungen für erneuerbaren Wasserstoff in Deutschland. Marktteilnehmer werten diesen Sanktionsmechanismus als mittelfristigen Treiber für RFNBO-Liquidität in Deutschland, da das Inverkehrbringen von RFNBOs in Deutschland Treibhausgasminderungszertifikate generiert, die zur Erfüllung der allgemeinen THG-Quote eingesetzt werden können. Zusätzlich sind sie nötig zur Erfüllung der spezifischen RFNBO-Unterquote. In den Niederlanden wurden bislang noch keine Einsparungen aus RFNBO-Einsatz gehandelt. Die niederländische Umsetzung von RED III wurde jedoch jüngst verabschiedet und gilt rückwirkend ab dem 1. Januar 2026. Der Marktfokus richtet sich unter anderem auf das Projekt Holland Hydrogen I von Shell in Rotterdam, das ab 2027 signifikante Mengen an erneuerbarem Wasserstoff liefern könnte. Im Vereinigten Königreich bleibt die Liquidität des Marktes für Development Renewable Transport Fuel Certificates (DRTFCs) ebenfalls schwach. Die Handelsaktivität konzentriert sich weiterhin auf die Zeiträume kurz vor Ende der Erfüllungsfristen, weshalb sich bislang kein kontinuierlich liquider Spotmarkt etabliert hat. Unabhängig von den unterschiedlichen nationalen Umsetzungen bestehen unter RED III grundsätzlich zwei Wege zur Generierung von RFNBO-Zertifikaten: Der erste Weg umfasst die direkte Bereitstellung von erneuerbarem Wasserstoff oder dessen Derivaten wie E-Methanol oder E-Methan für den Verkehrssektor. Der zweite Weg ist die sogenannte Raffinerieroute, bei der erneuerbarer Wasserstoff als Einsatzstoff bei der Herstellung von Kraftstoffen verwendet wird. Marktteilnehmer erwarten überwiegend, dass die Raffinerieroute den Großteil der Quotenerfüllung abdecken wird, da sie im Vergleich zur direkten Endnutzung von RFNBOs kostengünstiger ist. Einige Länder, darunter die Niederlande und Italien, haben jedoch Regelungen eingeführt, die einen Mindestanteil der direkten RFNBO-Nutzung im Verkehr vorschreiben. Europaweit haben bislang nur Deutschland, Belgien und Spanien Pläne für RFNBO-Unterquoten über das Jahr 2030 hinaus vorgeschlagen — finalisiert wurde jedoch noch keiner. Das Fehlen verbindlicher langfristiger Signale belastet weiterhin Investitionsentscheidungen in Projekte für erneuerbaren Wasserstoff und E-Kraftstoffe, deren Planung und Umsetzung in der Regel mehrere Jahre in Anspruch nimmt. Von Madeleine Jenkins, Marcel Pott Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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