Dangote launches 700,000 b/d Nigeria refinery IPO

Märkte: Crude oil, Oil products
14.09.26

Nigeria's Dangote 700,000 b/d Lekki refinery launched its initial public offering (IPO) earlier today to partly finance its expansion to 1.4mn b/d, offering 4.1bn shares at 525 naira/share (40¢/share).

Over N10bn worth of offers for Dangote refinery shares were received in the first hour of trading, group chairman of the Nigerian Exchange Group Umaru Kwairanga said. The Dangote refinery IPO is scheduled to end on 13 October.

Dangote Group chair Aliko Dangote said that the original plan for the refinery expansion plan was to raise $1bn through private placement and $1.5bn through the IPO, but the private placement received bids worth $3.7bn and was closed at $2.5bn. The debt component of finance for the $14.3bn expansion has already been raised, Dangote said.

He said today that foundation piling at the Lekki refinery expansion site has started, while refinery chief executive David Bird provided a project timeline that shows the expansion pushed back to 2030, from end-2029.

Bird said Lekki generated revenues of $13.9bn in the first half of this year, "more than the entirety of 2025". Profit in January-June was $1.8bn, reflecting "a period of low margins, normal margins and also a period of maintenance". The crude distillation unit (CDU) and residual fluid catalytic cracker (RFCC) were offline in parts of January and February, Bird said. Margins have improved in the second half of the year and the CDU run rate was 105pc of capacity in August, he added. Lekki will be Europe's largest single supplier of jet fuel for the third month running, according to Bird.

The Dangote Group's plan to expand the Lekki refinery's capacity to 1.4mn b/d is part of a wider $46bn programme that includes a new 700,000 b/d refinery in coastal Kenya and a two-train 12mn t/yr natural gas liquefaction plant in Nigeria. Construction of the 700,000 b/d Lamu refinery in Kenya will start on 30 September and should last three years, Dangote said today, narrowing down a previous timeline.

The expansion programme also plans to deliver additional petrochemicals capacity at Lekki. Polypropylene production should increase from 830,000 t/yr to 2.4mn t/yr. Linear alkyl benzene production capacity of 400,000 t/yr is to be introduced. "Additional base oil production capacity also forms part of the broader expansion programme", and "urea production capacity in Nigeria will be tripled from 3mn to 9mn t/yr, in addition to the 3mn t/yr capacity [being built] in Ethiopia", Dangote said in a statement previously sent to Argus.

Dangote, in addition to feedgas pipelines for its planned LNG plant, also plans to build export facilities for its LPG, which it currently sells into Nigeria's domestic market exclusively. The company previously said at a 650,000 b/d run rate it could produce about 912,500 t/yr of LPG.

Dangote Group also plans to start crude oil production through upstream subsidiary WAEP from Nigeria's shallow-water OMLs 71 and 72 after several years of delay.

Two projects to support market access for Dangote refineries' output will see construction start next month, according to Dangote Group. A 2,650km oil products pipeline will be constructed to run from Namibia through Botswana to South Africa. The planned pipeline will link up with another that runs through Zimbabwe and Zambia to terminate in Congo (Kinshasa). An oil products port and storage terminal in coastal Somalia with a connecting pipeline to additional storage in landlocked Ethiopia is the second project.

By Adebiyi Olusolape

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05.08.26

Historischer Tiefstand beim Pegel Kaub

Hamburg, 5 August (Argus) — Der Pegel am Rhein-Engpass Kaub im Südwesten Deutschlands ist laut dem Wasserstraßen- und Schifffahrtsinformationsdienst Elwis auf den niedrigsten jemals gemessenen Stand gefallen. Dies unterstreicht die Schwere der jüngsten Niedrigwasserperiode auf Europas wichtigster Binnenwasserstraße. Der Pegel bei Kaub, der den Zugang vom Handelszentrum Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (ARA) zu Zielen am Oberrhein wie Karlsruhe und Basel sowie über den Main nach Frankfurt ermöglicht, sank am 5. August auf 23 cm und soll laut Elwis bis zum Wochenende weiter auf rund 18 cm fallen. Damit steigt die Wahrscheinlichkeit weiterer Ladungsbeschränkungen für Binnenschiffe, die Westdeutschland versorgen. Ein Reeder erklärte, dass ein Schiff mit einer maximalen Kapazität von 1.200 t derzeit lediglich 180 t transportiert und für die Strecke nach Karlsruhe fünf statt der üblichen zwei Tage benötigt. Spezialisierte Schiffe, die breiter und länger sind, aber mit geringerem Tiefgang fahren können, können maximal 700 t laden. Nach Angaben von Reedern werden Frachtraten-Verhandlungen inzwischen überwiegend auf Basis von Pauschalverträgen geführt, da die traditionelle Spotberechnung für viele Kunden den Markt nicht mehr abbildet. Marktteilnehmer berichteten zudem, dass die Spotraten seit Wochenbeginn trotz weiter sinkender Wasserstände kaum noch steigen. Reeder verwiesen außerdem darauf, dass selbst bei Niederschlägen im Rheineinzugsgebiet in den kommenden Tagen oder Wochen eine Erholung der Wasserstände verzögert eintreten dürfte. Die außergewöhnlich trockenen Böden im Oberrheingebiet würden zunächst einen Großteil des Regens aufnehmen, bevor dieser den Abfluss erhöht. Es könne daher mehrere Tage dauern, bis die Pegelstände spürbar ansteigen. Der bisherige Tiefststand wurde am 22. Oktober 2018 registriert, als der Pegel bei Kaub während der historischen Rheindürre auf 25,3 cm fiel. Damals wurde der Binnenschiffsverkehr über Monate beeinträchtigt, während die Frachtkosten für Raffinerien, Chemieproduzenten und andere Industrieabnehmer deutlich stiegen. Der Wert von 2018 galt bislang als historisches Minimum und wurde nun unterschritten. Das Niedrigwasser beschränkt sich nicht auf den Oberrhein. In Duisburg-Ruhrort, dem Tor zum Niederrhein und Deutschlands größtem Binnenhafen, lag der Pegel am 5. August bei 154 cm. Elwis prognostiziert bis zum Wochenende einen Rückgang auf etwa 145 cm. Der niedrigste Wert seit 2014 lag bei 153 cm und wurde sowohl im Oktober 2018 als auch im August 2022 erreicht. Beim aktuellen Pegelstand von 154 cm fahren Standardschiffe mit einer Länge von 110 m lediglich mit rund 25 % ihrer maximalen Kapazität von etwa 2.000 t. Spezialschiffe mit geringerem Tiefgang können größere Ladungsmengen transportieren. Da der Pegel im Laufe der Woche auf etwa 145 cm sinken dürfte, überprüfen Reeder die Lage derzeit täglich neu. Besonders kritisch ist die Versorgung mit Benzin. Die Einschränkungen auf dem Rhein behindern den Transport von Blendingkomponenten und verschärfen die Produktknappheit im Binnenmarkt. Gleichzeitig weiten sich regionale Preisunterschiede aus: Ein Überangebot im Raum Karlsruhe zwingt Verkäufer zu Preisabschlägen, während die knappere Verfügbarkeit in Westdeutschland die Preise steigen lässt. Von Marc Hauschild Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Extremes Niedrigwasser hebt Frachtraten auf Rekordhöhe

29.07.26

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29.07.26

Extremes Niedrigwasser hebt Frachtraten auf Rekordhöhe

Hamburg, 29 July (Argus) — Die Versorgungssituation entlang des Rheins und des Mains hat sich in KW 31 noch einmal dramatisch zugespitzt. Die entsprechend stark gestiegenen Frachtraten und die teils unmögliche Nachversorgung per Schiff treiben die Produktpreise an Importstandorten im Vergleich zu Raffinerien. Die Engstelle Kaub ist zu Beginn dieser Woche unter die kritische Marke von 0,30 m gefallen und ist seitdem für einen Großteil der Binnenschiffe nicht mehr passierbar. Es gebe laut Reedern zwar einige wenige Spezialschiffe, die aufgrund ihres geringen Tiefgangs noch durchkommen — allerdings sind diese meist in Langzeitpachtverträgen fest für bestimmte Kunden eingeteilt. Und selbst dann brauche es Kapitäne mit ausreichend Erfahrung, die bestehende Untiefen bei Kaub bestens kennen. In der Praxis sind also der Oberrhein und der Main inzwischen faktisch vom Handelszentrum Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (ARA) abgeschnitten. Und für Marktteilnehmer in der Schweiz sind Importe über den Rhein vorerst auch keine Option mehr. Doch auch am Niederrhein könnte es Anfang der KW 32 zu einer Einstellung der Barge-Verladung kommen. Der Pegel bei Duisburg soll bis Ende der KW 31 auf ein historisches Tief fallen. Dies würde nicht nur die Verladung von Schiffen in Duisburg unmöglich machen, sondern auch den direkten Weg von ARA zur Raffinerie Gelsenkirchen (251.000 bl/Tag) abschneiden. Binnenschiffe, die Mineralölprodukte oder Blending-Komponenten von und zur Raffinerie transportieren, wechseln bei Duisburg vom Rhein in die Ruhr und gelangen anschließend über den Rhein-Herne-Kanal nach Gelsenkirchen. Sollte der Pegel bei Duisburg wie prognostiziert fallen, werden solche Transporte durch die deutlichen Ladebeschränkungen zumindest unwirtschaftlich — wenn nicht sogar komplett unmöglich. Angesichts der eingeschränkten Navigation heben Reeder ihre Frachtraten für Transporte aus ARA zu Standorten am Rhein und Main bereits seit Mitte Juni an, seit der zweiten Juli-Woche hat der Anstieg der Raten noch einmal deutlich an Fahrt aufgenommen. Inzwischen liegen sie zumindest für Duisburg, Frankfurt und Karlsruhe auf dem höchsten Niveau seit Beginn der Argus -Notierungen im Jahr 2012 (siehe Grafik). Lediglich die Raten nach Köln und Basel waren im August 2022 bereits einmal höher als derzeit: Damals fielen niedrige Pegelstände auf dem Rhein zusammen mit Wartungsarbeiten in der Raffinerie Gelsenkirchen und Produktionsproblemen in der Raffinerie Schwechat (193.700 bl/Tag) in Österreich. Kaum freie Kapazitäten auf der Schiene Wenn die Nachversorgung und der Abtransport von Ware per Binnenschiff entweder erschwert oder sogar unmöglich ist, scheint die Verlagerung der Transporte auf die Schiene eine naheliegende Alternative. Allerdings gibt es laut Händlern und Reedern so gut wie keine freien Kapazitäten für zusätzliche Schienentransporte. Darüber hinaus würden derzeit viele Marktteilnehmer gleichzeitig nach Alternativen zur Barge-Belieferung suchen, was das Angebot an Schienenkapazitäten zusätzlich verknappt. Große Preisunterschiede zwischen Import und Raffinerie Die deutlich erschwerte Nachversorgung und das entsprechend hohe Niveau der Frachtraten führen vor allem an Importstandorten in Westdeutschland zu deutlichen Preisanstiegen im Vergleich zu Raffineriestandorten. Denn Anbieter an beispielsweise an der Miro (310.000 bl/Tag) in Karlsruhe sehen sich mit dem Problem konfrontiert, dass sie nicht wie üblich überschüssiges Produkt per Schiff an andere Standorte oder sogar nach ARA absteuern können. Entsprechend senken sie ihre Preise für die Abholung von Heizöl, Diesel oder Benzin per TKW, um den entstandenen Mengendruck zu lindern. Die Entkopplung von Import- und Raffinerieregionen ist inzwischen ebenfalls rekordverdächtig: Sowohl Heizöl, als auch Diesel und Benzin werden in der Rhein-Main-Region teils deutlich teurer gehandelt als an der Miro (siehe Grafik). Generell ist Benzin auf dem Spotmarkt in Rhein-Main, Kölner Bucht oder West zunehmend schwer zu finden. Viele Anbieter haben sich komplett vom Spotmarkt zurückgezogen. Grund hierfür ist wahrscheinlich, dass durch das Niedrigwasser nicht genug Blending-Komponenten zur Verfügung stehen, um Benzin in gewohnter Menge zur Verfügung zu stellen. Von Johannes Guhlke Rheinfrachtraten von ARA nach Rhein-Main vs. Südwest Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Wie realistisch ist ein Markthochlauf von E20?

17.07.26

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17.07.26

Wie realistisch ist ein Markthochlauf von E20?

Hamburg, 17 July (Argus) — Im Dezember 2025 wurde auf europäischer Ebene die Vornorm für die Einführung von E20-Benzin verabschiedet. Dies war eine wichtige Entwicklung auf dem Weg zu einer möglichen Markteinführung des Kraftstoffs, doch einem Markthochlauf in Deutschland steht unter anderem noch die nächste europäische Gesetzeshürde entgegen. Der gesetzliche Rahmen Mit der Veröffentlichung der technischen Spezifikation DIN CEN/TS 18227 im Dezember 2025 hat die europäische Normung erstmals einen Rahmen für E20-Ottokraftstoff geschaffen. Dabei handelt es sich bewusst nicht um eine vollwertige Norm, sondern um eine sogenannte Vornorm beziehungsweise Technische Spezifikation. Eine solche Spezifikation wird dann veröffentlicht, wenn zwar bereits ein Normungsergebnis vorliegt, aufgrund fachlicher Vorbehalte oder des gewählten Verfahrens jedoch noch keine reguläre Norm verabschiedet werden kann. Zugleich sind Anwender ausdrücklich aufgefordert, praktische Erfahrungen zu sammeln und an die Normungsgremien zurückzumelden. Die Normungsarbeiten werden auf deutscher Seite vom Fachausschuss Mineralöl- und Brennstoffnormung des Normenausschusses Materialprüfung begleitet. Da für E20 eine europaweit einheitliche Spezifikation angestrebt wird, erfolgt die technische Ausarbeitung vor allem auf europäischer Ebene. Die Verabschiedung der Vornorm ist damit ein wichtiger, aber keineswegs letzter Schritt auf dem Weg zur Markteinführung von E20. Die CEN/TS 18227 definiert zwar bereits die Qualitätsanforderungen und Prüfverfahren für E20, für einen flächendeckenden Verkauf wären jedoch zunächst Änderungen des europäischen Rechtsrahmens und in der Folge nationale Anpassungen erforderlich. Denn die Bestimmung der Vornorm weist ausdrücklich darauf hin, dass Kraftstoffe mit mehr als 10 % Ethanol beziehungsweise mehr als 3,7 % Sauerstoff nach der geltenden Kraftstoffqualitätsrichtlinie 98/70/EG derzeit nicht für den regulären Vertrieb in den EU-Mitgliedstaaten zugelassen sind. Darüber hinaus ist nach Angaben des Deutschen Instituts für Normung (DIN) derzeit keine Anpassung der bestehenden europäischen Benzinnorm EN 228 vorgesehen. Stattdessen soll E20 künftig über eine eigenständige Europäische Norm geregelt werden. Eine Weiterentwicklung der bestehenden Technischen Spezifikation zu einer solchen Norm kann nach Auffassung der Normungsgremien jedoch erst erfolgen, wenn die Kraftstoffqualitätsrichtlinie entsprechend geändert wurde. EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen erklärte im April 2026 in einem Schreiben an Europaabgeordnete, die Kommission werde im Zuge der geplanten Überarbeitung der Richtlinie die Zulassung von einem Ethanolanteil von bis zu 20 % prüfen. Nach Angaben der Kommission soll dabei insbesondere die Verträglichkeit von E20 mit bestehenden Fahrzeugmotoren berücksichtigt werden. Die Diskussion erfolgt vor dem Hintergrund der Strategie zur Stärkung der europäischen Energieversorgung, die auch einen stärkeren Einsatz nachhaltig produzierter Biokraftstoffe vorsieht. E20 gilt dabei als Möglichkeit, die Dekarbonisierung des Straßenverkehrs zu beschleunigen und die Abhängigkeit Europas von fossilen Kraftstoffimporten zu verringern. Ein konkreter Zeitplan liegt bislang nicht vor. Branchenverbände drängen jedoch darauf, die Überarbeitung der Kraftstoffqualitätsrichtlinie noch vor 2030 abzuschließen, um E20 als zusätzlichen Dekarbonisierungspfad für den Straßenverkehr verfügbar zu machen. Die Markteinführung von E20 in Deutschland setzt neben einer entsprechenden europäischen Zulassung auch Anpassungen der nationalen Kraftstoffvorschriften voraus. Maßgeblich ist die 10. Bundes-Immissionsschutzverordnung (10. BImSchV), die derzeit nur Kraftstoffqualitäten auf Basis der europäischen Norm EN 228 mit einem maximalen Ethanolanteil von 10 % zulässt. Erst dann könne E20 regulär an deutschen Tankstellen vermarktet werden. Bisher wird E20 an zwei deutschen Tankstellen als Pilotprojekt im geschlossen Kundenkreis angeboten. Die deutsche Bundesregierung sieht die Voraussetzungen für eine Markteinführung aufgrund der noch ausstehenden Anpassung der EU-Kraftstoffqualitätsrichtlinie noch nicht als gegeben, so das Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit. Konkrete nationale Vorbereitungen für eine Markteinführung in Deutschland gibt es bislang nicht. Auch bei der technischen Normung hält sich die Bundesregierung zurück. Kraftstoffnormen würden nicht von staatlichen Stellen festgelegt, sondern von den zuständigen europäischen Normungsgremien. Die Positionen der Verbände en2x und BDBe: Klimaschutz, offene Fragen, Bestandschutz Sowohl en2x als auch der Bundesverband der deutschen Bioethanolwirtschaft (BDBe) bewerten die mögliche Einführung von E20 grundsätzlich positiv. Beide Verbände sehen in einem höheren Bioethanolanteil einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung des Straßenverkehrs und zur Erreichung der europäischen Klimaziele. Während en2x E20 als notwendige Ergänzung zur Elektromobilität betrachtet, um die Treibhausgasminderungsziele angesichts des weiterhin großen Verbrennerbestands zu erreichen, bezeichnet der BDBe E20 als den "nächsten logischen Schritt" für mehr Klimaschutz im Verkehr. Der Verband sieht insbesondere für die Bestandsflotte von Pkw kurzfristig keine andere Maßnahme mit vergleichbarem CO2-Minderungspotenzial. Viele neuere Benzinfahrzeuge sind bereits für höhere Ethanolanteile freigegeben, sodass ein großer Teil des Fahrzeugbestands von E20 profitieren könnte. Nach Angaben von en2x könnte E20 den fossilen CO2-Ausstoß gegenüber rein fossilem Benzin um bis zu 15 % senken. Daraus ergeben sich nach Berechnungen des Verbandes jährliche Einsparungen von bis zu 7 Mio. t CO2. Selbst bei einem Marktanteil von lediglich 50 % E20 wären demnach noch rund 4 Mio. t CO2-Einsparungen möglich. Der BDBe verweist darauf, dass Bioethanol gegenüber fossilen Kraftstoffen durchschnittlich mehr als 90 % Treibhausgasemissionen einspart. Nach Modellrechnungen des Verbandes könnte E20 bei einem Marktanteil von 10 % zusätzlich rund 1,4 Mio. t CO2 pro Jahr einsparen. Der tatsächliche Effekt hänge jedoch von der Marktdurchdringung und den jeweiligen Kraftstoffanteilen ab. Neben den noch ausstehenden Anpassungen des gesetzlichen Rahmens verweist en2x auf offene praktische Fragen bei Transport, Lagerung und dem Umgang mit E20. Zudem müsste die entsprechende Logistik einschließlich Lager- und Tankstellenkapazitäten aufgebaut werden. Eine Markteinführung sei laut dem BDBe ab 2029 realistisch, wenn die Kraftstoffqualitätsrichtlinie bis 2028 entsprechend angepasst wird. Der en2x sieht daneben jedoch vor allem den Bestandschutz von E5 als logistische Hürde. Im Falle einer Einführung von E20 müsste daher geklärt werden, ob Tankstellen weiterhin E10 oder E5 als Schutzsorte anbieten müssen. Die Ausgestaltung eines solchen Bestandsschutzes könnte erhebliche Auswirkungen auf die Kraftstoffpalette an den Tankstellen sowie auf die Wirtschaftlichkeit einer E20-Einführung haben. Nach Einschätzung des BDBe würde eine Einführung von E20 den Bioethanolbedarf deutlich erhöhen. Bei einem Marktanteil von 10 % E20 und dem Wegfall von E5 wäre ein zusätzlicher Bedarf von knapp 600.000 t Bioethanol pro Jahr erforderlich. Die deutschen Produktionskapazitäten von rund 830.000 t pro Jahr seien bereits weitgehend ausgelastet. Der Verband sieht jedoch keine Versorgungsprobleme, da Deutschland bereits heute Bioethanol importiert und die EU insgesamt über Produktionskapazitäten von mehr als 7 Mio. t pro Jahr verfüge. Beide Verbände halten eine begleitende Informations- und Öffentlichkeitskampagne für wichtig. Der BDBe fordert darüber hinaus politische Unterstützung für eine rasche Anpassung der europäischen Kraftstoffqualitätsrichtlinie, damit die möglichen Emissionsminderungen möglichst schnell realisiert werden können. Die Position der Bundesregierung Anders als die Branchenverbände erwartet die Bundesregierung von einer Einführung von E20 keine automatischen zusätzlichen Klimaschutzeffekte im Verkehrssektor. Die insgesamt eingesetzte Menge erneuerbarer Kraftstoffe werde bereits durch die Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) bestimmt. Solange die gesetzlichen Anforderungen mit den bestehenden Kraftstoffsorten erfüllt werden könnten, würde E20 nach Einschätzung des Ministeriums vor allem zu einer Verlagerung zwischen verschiedenen Erfüllungsoptionen führen, ohne die Gesamtemissionen des Verkehrssektors automatisch weiter zu senken. Zugleich verweist die Bundesregierung auf offene Fragen hinsichtlich der tatsächlichen Klimawirkung. Diese hänge wesentlich von den eingesetzten Rohstoffen ab. Während Biokraftstoffe aus Rest- und Abfallstoffen grundsätzlich positiv bewertet werden, sieht das Ministerium einen verstärkten Einsatz von Anbaubiomasse aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen kritisch. Eine mögliche E20-Norm würde lediglich den zulässigen Ethanolanteil festlegen, jedoch keine Vorgaben über die Herkunft der eingesetzten Rohstoffe machen. Auch bei der Fahrzeugverträglichkeit und der Infrastruktur sieht die Bundesregierung noch Klärungsbedarf. Ob bestehende Fahrzeuge und Tankstelleninfrastruktur für E20 geeignet sind, könne erst beurteilt werden, wenn eine endgültige Kraftstoffnorm vorliege und die Fahrzeughersteller entsprechende Freigaben erteilt hätten. Aussagen zu einem möglichen Zeitpunkt der Markteinführung vermeidet die Bundesregierung daher. Der Zeithorizont hänge zunächst vollständig vom Fortgang der europäischen Gesetzgebungs- und Normungsverfahren ab. Von Marc Hauschild Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Was passiert, wenn E5 den Schutzsortenstatus verliert?

16.07.26

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16.07.26

Was passiert, wenn E5 den Schutzsortenstatus verliert?

Hamburg, 16 July (Argus) — Große Teile der Mineralölbranche möchten an Tankstellen E5-Benzin zugunsten von E10-Benzin aus dem Sortiment nehmen. Branchenmitglieder sind sich jedoch uneinig darüber, ob und wie die vom Bundestag geplante "Flexibilisierung" des Schutzsortenstatus von E5 sie diesem Ziel näher bringen wird. Manche Tankstellenbetreiber gehen davon aus, dass eine Aufhebung des Schutzsortenstatus für E5 keinen Effekt auf das Benzinangebot an Tankstellen haben wird. Sie befürchten, dass kein Tankstellenbetreiber der Erste sein wollen würde, der E5 zugunsten von E10 aus dem Sortiment nimmt, weil er dadurch Kunden an Wettbewerber verlieren würde, die das weiterhin meistgekaufte E5 anbieten. Diese Unternehmer fordern, dass die Regierung nicht nur den Schutzsortenstatus für E5 aufhebt, sondern E5 generell aus dem Markt nimmt. Nur so würde laut den Unternehmern eine komplette Umstellung hin zu E10 gelingen. Andere Tankstellenbetreiber hingegen sehen dies anders. Für sie wäre eine Umstellung auf E10-Benzin machbar, sobald der Schutzsortenstatus entfällt. Manche denken, dies ginge am besten unterstützt von entsprechender Marketingbegleitung. Andere sprechen sich für einen "leisen" Übergang aus. Solche Unternehmen sind der Ansicht, dass es besser wäre, an Tankstellen nur noch E10 anzubieten, ohne diese Sorte explizit dort auszuweisen, wo sie nicht ausgewiesen werden muss. Teilweise wird vorgeschlagen, E10 künftig lediglich als "Super" oder "Superbenzin" zu vermarkten und auf den Zusatz "E10" — insbesondere am Preismast — zu verzichten. Nach vorläufiger rechtlicher Einschätzung des Bundesverband freier Tankstellen (bft) gäbe es hierbei jedoch erhebliche rechtliche Bedenken. Selbst wenn Tankstellen mit dem Wegfall des Schutzsortenstatus E5 nicht mehr anbieten müssen, bleiben die Kennzeichnungspflichten für den tatsächlich angebotenen Kraftstoff bestehen, denn § 13 der 10. der Bundes-Immisionsschutzverordnung (BImSchV) schreibt für Zapfsäulen und Zapfventile weiterhin verbindliche Kraftstoffbezeichnungen einschließlich der Fuel Identifier vor. Die Bezeichnung "E10" ist ein solcher Identifier. Auch die Vorgaben der Preisangabenverordnung sowie die wettbewerbsrechtlichen Irreführungsverbote sprächen dafür, dass Verbraucher bereits beim Heranfahren an die Tankstelle eindeutig erkennen können müssen, auf welchen Kraftstoff sich der ausgewiesene Preis bezieht. Eine bloße Bezeichnung als "Super" oder "Superbenzin" dürfte diesen Anforderungen nach geltender Rechtslage regelmäßig nicht genügen, so der bft. Es ist zudem unklar, ob und wann es eine Veränderung des Schutzsortenstatus für E5 geben wird und ob dieser tatsächlich gänzlich wegfallen wird. In einer Beschlussempfehlung im April hat der Bundestag die Bundesregierung aufgefordert "zeitnah die Schutzsortenregelung von E5 [...] zu flexibilisieren. E5 soll weiterhin verfügbar bleiben, jedoch nicht mehr verpflichtend an jeder Tankstelle." Mehrere Verbände der Mineralölwirtschaft, aber auch Verbraucherverbände wie der ADAC, setzen sich dafür ein, dass E10-Benzin an den Tankstellen E5-Benzin gänzlich ersetzen soll. Zudem setzen sich die Verbände für den Einsatz von Benzin mit einem noch höheren Ethanolanteil ein, da über den höheren Ethanolgehalt mehr CO2-Emissionen eingespart werden können. Einzelne Unternehmen gehen hier bereits voran. So verkauft das Unternehmen Roth Energie an einer Tankstelle Benzin mit E20-Benzin — aufgrund von Regulierungen jedoch nur an einen geschlossenen Kundenkreis. Deutschland ist das einzige Land in Europa, wo an nahezu allen Tankstellen E5- und E10-Benzin angeboten wird. Immer mehr europäische Länder gehen dazu über, hauptsächlich E10 anzubieten und E5 kaum mehr. Aber auch im deutschen Kundenkreis nimmt die Akzeptanz von E10-Benzin zu, wenn auch bislang nur langsam. Daten des Bundesamts für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle zeigen, dass der Marktanteil von E10 in 2025 im Vergleich zum Vorjahr um knapp 1,6 Prozentpunkte auf rund 29 % gestiegen ist. Auch im ersten Quartal 2026 verzeichnete E10 einen weiteren Zuwachs. Damit bleibt E5 zwar die beliebtere Benzinsorte, allerdings mit einem weniger dominanten Anteil als noch vor einigen Jahren. Von Hagen Reiners Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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UBA-Einordnung erleichtert Vermarktung von HVO100

09.07.26

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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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