Oregon forecasts renewable diesel deluge

Märkte: Biofuels, Emissions
03.09.26

A renewable diesel deluge in 2026 and 2027 will add to Oregon's reserve of credits needed to comply with road fuel carbon requirements, according to a new state forecast.

An annual outlook to determine the feasibility of Oregon's Clean Fuels Program forecast renewable diesel would make up 29pc of the state's liquid diesel pool in 2026 and nearly a third of it in 2027. The Department of Administrative Services projected that Oregon would generate nearly 300,000 more credits than needed for compliance in 2026, bringing the reserve of credits to more than 1mn for future years. The reserve would grow by another 224,000 credits in 2027, according to the forecast the department published Thursday for comment.

Tougher targets would mean both gasoline and diesel deficits continue to increase despite falling physical consumption. On-road electric vehicle charging credits would also grow based on the number of registered vehicles, by almost 15pc in 2026 and another 17pc in 2027.

Low-carbon fuel standards (LCFS) such as Oregon's attract the delivery of renewable diesel and other lower-carbon alternatives through a state-administered credit market. Regulators each year reduce the allowed carbon intensity of road fuels. Suppliers must offset deficits from higher-carbon fuels with credits generated from the distribution to the market of approved, lower-carbon alternatives.

Renewable diesel cracked 25pc of the state's liquid diesel pool for only the second time in the first quarter of 2026, according to the most recent Department of Environmental Quality data. The fuel made up 32pc of the state's roughly 41,000 b/d of consumption during the quarter.

Oregon has a rulemaking underway to consider ways to use the program to add state-level support to electric vehicle adoption and to pursue a 50pc reduction in carbon intensity by 2040. The program currently calls for a 37pc reduction by 2035.

By Elliott Blackburn

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09.07.26

UBA-Einordnung erleichtert Vermarktung von HVO100

Hamburg, 9 July (Argus) — Die offizielle Einstufung von HVO100 mit der Wassergefährdungsklasse 1 durch das Umweltbundesamt könnte die Verfügbarkeit des Kraftstoffs an Tankstellen in Deutschland erhöhen. Marktteilnehmer erwarten, dass die nun geschaffene Rechtssicherheit die Einführung von HVO100 an weiteren Tankstellen erleichtern wird. Das Umbweltbundesamt (UBA) hat HVO100 in der Rigoletto-Datenbank unter der Eintragsnummer 9166 mit der Wassergefährungsklasse (WGK) 1 registriert. Die Datenbank gilt als maßgebliche Referenz für Wasserbehörden bei der Bewertung wassergefährdender Stoffe. Marktteilnehmer berichten gegenüber Argus , dass durch diese neue Klassifizierung Unsicherheiten bei Genehmigungs- und Anzeigeverfahren entfallen, die den Markthochlauf des Produkts bislang teilweise gebremst hatten. Vor der neuen Klassifizierung mussten Tankstellenbetreiber, die HVO100 über die bestehende Dieselinfrastruktur vertreiben wollten, dies bei den zuständigen Wasserbehörden anzeigen. In der Praxis kam es dabei zu regional voneinander abweichenden Bewertungen der jeweiligen Behörden. Teilweise seien Projekte für die Einführung von HVO100 an Tankstellen deshalb verzögert worden. Mit dem offiziellen Eintrag in der Rigoletto-Datenbank dürfte der Interpretationsspielraum auf Länder- und Kommunalebene — weshalb HVO100 teilweise mit WGK 3 eingestuft wurde — nun wegfallen, da hierdurch bundesweit regulatorische Klarheit geschaffen wird. Die Nutzung bestehender Dieseltanks ist daher grundsätzlich ohne aufwendige technische Umrüstung möglich, auch fällt der administrative Aufwand für die Umstellung geringer aus. Marktteilnehmer erwarten deshalb, dass sowohl das Angebot von HVO100 an öffentlichen Tankstellen als auch an Betriebstankstellen zunehmen könnte. HVO100 wurde im Mai 2024 zum freien Vertrieb an Tankstellen in Deutschland zugelassen. Argus schätzt, dass der HVO-Verbrauch in Deutschland im laufenden Jahr auf rund 2,6 Mrd. l steigen könnte, nach etwa 1,2 Mrd. l im Vorjahr. Der überwiegende Teil entfällt weiterhin auf die Beimischung zu fossilem Diesel. HVO100 macht bislang nur einen vergleichsweise kleinen Anteil des Gesamtmarktes aus. Von 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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Agrardieselrückvergütung gilt auch für HVO

01.07.26

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01.07.26

Agrardieselrückvergütung gilt auch für HVO

Hamburg, 1 July (Argus) — Land- und forstwirtschaftliche Betriebe können die Agrardieselrückvergütung für HVO in Anspruch nehmen, so wie für andere Dieselkraftstoffe auch — entscheidend ist dabei jedoch nicht die Norm, sondern die steuerliche Deklaration bei Inverkehrbringung. Grundsätzlich kann HVO unter die Agrardieselrückvergütung fallen, wenn es als Dieselkraftstoffäquivalent eingeordnet und entsprechend mit dem regulären Energiesteuersatz für Diesel von 47,04 €/100 l versteuert wird, so der Zoll. Die Norm für die Rückvergütung ist dabei nicht maßgeblich — während fossiler Diesel nach DIN EN 590 spezifiziert ist, gilt für paraffinische Kraftstoffe wie HVO100 die Norm DIN EN 15940. Einzelne Marktteilnehmer haben gegenüber Argus Unsicherheit bezüglich der steuerlichen Einordnung und der daraus resultierenden Förderfähigkeit von HVO100 geäußert. In der Praxis bedeutet dies, dass insbesondere HVO100 förderfähig sein kann. Biogene Produkte, welche allerdings nicht als Dieselkraftstoff klassifiziert sind, sind hingegen von der Rückvergütung ausgeschlossen. Dies betrifft auch HVO, wenn es als Heizöläquivalent genutzt wird. Die Agrardieselrückvergütung selbst ermöglicht land- und forstwirtschaftlichen Betrieben, sich einen Teil der Energiesteuer auf eingesetzten Dieselkraftstoff erstatten zu lassen. Der Entlastungssatz liegt derzeit bei rund 21,48 €/100l. Voraussetzung ist der nachweisliche Einsatz des Kraftstoffs in begünstigten Maschinen und Fahrzeugen sowie eine entsprechende Antragstellung. Von 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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Regelungslücke drückt deutsche B100 Preise

16.06.26

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16.06.26

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.

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HVO-B7-Differenz auf niedrigstem Stand seit zwei Jahren

03.06.26

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03.06.26

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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Kabinett beschließt Gebäudemodernisierungsgesetz

13.05.26

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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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