Oneok North Dakota plant will cut flaring

Märkte: Crude oil, Natural gas
27.08.14

US midstream infrastructure group Oneok Partners said its new gas processing facility in eastern McKenzie County, North Dakota, is operational, providing more takeaway capacity from the Bakken shale region.

The 100mn cf/d (2.8mn m³ /d) Garden Creek II plant is part of the company's plan to boost gas processing capacity in the Williston basin to about 1.1 Bcf/d by 2016, as natural gas production in the region continues to grow.

The company is planning to spend about $4bn through 2016 for growth projects in North Dakota.

Oneok's processing capacity in the region is currently more than 500mn cf/d, five times the capacity in the region in 2010, said chief executive Terry Spencer.

The increased processing capacity will lead to a reduction of natural gas flaring, he said.

North Dakota gas output increased in June to an all-time high of about 1.25 Bcf/d, up by 5pc from May, the state's Pipeline Authority said. A large amount of gas production in the Bakken is associated with crude output. About 27pc of the gas produced in the state in June was flared because of a lack of processing plants and pipeline takeaway capacity.

The state is phasing in new rules to reduce flaring by limiting crude production for producers that do not meet requirements to capture natural gas.

An initial set of rules will require producers to capture 74pc of all produced gas by 1 October. The state's goal is to cut flaring to 26pc in the fourth quarter of this year, to 23pc by first quarter 2015, to 15pc by first quarter 2016 and to 5-10pc by the end of 2020.

Natural gas output this month from the Bakken shale region, which includes 20 counties in North Dakota and Montana, should reach 1.325 Bcf/d as oil wells continue to produce large volumes of gas, according to the US Energy Information Administration (EIA).

Oneok said that it plans to add another 100mn cf/d of processing capacity in the region in the fourth quarter of this year when it completes the Garden Creek III plant as well as expansions and upgrades to existing gas gathering and compression infrastructure. In addition, Oneok plans to complete the 200mn cf/d Lonesome Creek plant in the fourth quarter of 2015 and the 200mn cf/d Demicks Lake plant in the third quarter of 2016.

Oneok will also build additional natural gas compression to boost gas processing capacity at its Garden Creek and Stateline plants in the Williston by a total of 100mn cf/d.

emb/tdf

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23.12.25

Ausblick Biomethan: Chancen und Hindernisse im EU-Markt

Hamburg, 23 December (Argus) — Der europäische Biomethanmarkt wird in 2026 ein regional ungleichmäßiges Wachstum verzeichnen. Verzögerte Umsetzungen der RED III und ungelöste politische Fragen bremsen den Markthochlauf. Gleichzeitig bleibt die Schifffahrt ein zentraler Nachfragetreiber — vor allem für zertifiziertes, subventioniertes Biomethan. Die überarbeitete EU-Richtlinie für erneuerbare Energien (RED III) gibt den Mitgliedstaaten bis 2030 zwei Optionen, um die Klimaschutzziele der EU zu erreichen: Entweder können die Staaten ihre Treibhausgasemissionen bis 2030 um 14,5 % zu senken, oder sie können einen Anteil von 29 % ihres Energiebedarfs aus erneuerbaren Quellen decken. RED II verlangte lediglich einen Anteil von 14 % erneuerbarer Energien. Einige Länder wie Deutschland haben ihre nationalen Umsetzungspläne der Vorgaben von RED III bereits vorgestellt und planen, diese im kommenden Jahr umzusetzen. Mehrere Länder wie die Niederlande oder Frankreich setzen zukünftig auch auf ein THG-System, wie es in Deutschland nun schon seit Jahren existiert. Biomethan mit niedriger oder negativer Kohlenstoffintensität wird damit zum bevorzugten Kraftstoff, um die Verpflichtungen zu erfüllen — vor allem in den Niederlanden, wo es bisher hinter vergleichsweise günstigeren Biokraftstoffen zurückblieb. Eine weitere EU-Verordnung, die den Einsatz von Biomethan begünstigt, ist FuelEU Maritime. Diese trat im Januar 2025 in Kraft und verpflichtet Reedereien, die Emissionen ihrer Flotten in den Jahren 2025 und 2026 um jeweils 2 % pro Jahr zu senken. Übererfüllung kann über Pooling-Systeme vermarktet werden. Dies hat sich für das Bunkering von Bio-LNG in 2025 als besonders profitabel erweisen. Die Regelung hat die Preise für Herkunftsnachweise (HKNs, oder englisch: RGGOs) stark beeinflusst und dürfte 2026 weiter für Dynamik sorgen. Neue Systeme, entweder unter RED III oder nationalen Verpflichtungen, die 2026 in Kraft treten, werden Nachfrage erzeugen, die mit dem Bedarf aus der Schifffahrt um das Angebot konkurrieren muss. Der größte Teil des niederländischen und dänischen Biomethanangebots für 2026 ist bereits für den maritimen Sektor vorgesehen. Wachstum in den Niederlanden Neben der Umstellung auf die THG-basierte Verpflichtung im Rahmen des sogenannten ERE-Zertifikatssystem unter RED III haben die Niederlande im November mit der Arbeit an einer "Green Gas Blending Obligation" begonnen. Eine Umsetzung vor Ende 2027 erscheint zwar unwahrscheinlich, doch die Pläne stützen vorerst die Preise für HKNs. Die Liquidität von niederländischem Biomethan könnte steigen, wenn die Regierung die Massenbilanzierung von Biomethan genehmigt. Ein entsprechender Antrag wurde im November im Parlament eingebracht, doch eine jüngste Regierungsantwort deutet darauf hin, dass dieser nicht von Erfolg gekrönt sein wird. Bio-LNG muss, wie auch in Deutschland, unsubventioniert sein, zertifiziert sein und physisch geliefert werden, um sich für ERE-Zertifikate zu qualifizieren, andernfalls wird es bei der Berechnung des Gesamtmandats eines Kraftstoffanbieters mit einer fossilen CI von 94 g CO2e/MJ behandelt. Stabiles Deutschland, Frankreich Deutschland wird 2026 die Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe wie Biomethan auf die THG-Quote abschaffen. Bislang war dies stets ein großer Anreiz für den Einsatz von Biomethan als Kraftstoff. Trotzdem bleibt Biomethan in Deutschland der günstigste Weg, um die THG-Quote zu erfüllen, denn insbesondere güllebasiertes Biomethan hat ein konkurrenzloses Einsparungspotenzial. Auch die steigende THG-Quote könnte die Nachfrage stützen, jedoch bleibt der Absatzmarkt in Deutschland durch die limitierte Anzahl an LNG- und CNG-Fahrzeugen begrenzt. Frankreichs Beimischungspflicht für Biogas-Produktionszertifikate (CPB) tritt im Januar in Kraft und dürfte auch dort die Inlandsnachfrage deutlich ankurbeln. Die Umsetzung der RED III-Richtlinie, die ein neues, auf Treibhausgasen basiertes IRICC-Ticketsystem vorsieht, wurde jedoch auf 2027 verschoben. Das derzeitige energiebasierte TIRUERT-Ticketsystem für den Transport bleibt bis dahin bestehen, und bremst die Nutzung von Biomethan im Verkehrssektor. Ob IRICCs ab 2027 aus Biomethan generiert werden können, ist noch unklar. Die Verpflichtung, 3 % erneuerbares Gas im Verkehrssektor zu verwenden, tritt 2028 in Kraft und wird danach weiter ansteigen. Der grenzüberschreitende Handel und die Bunkerung von Bio-LNG dürften weiterhin eingeschränkt bleiben. Französisches Biomethan kann nur im Rahmen einer Ex-Domain-Annullierung exportiert werden, also durch die Löschung von HKNs in einem Land zur Verwendung in einem anderen. Dies birgt Risiken für Käufer, da die Eigentumsrechte an den Nachweisen nicht zwangsläufig übertragen werden. Subventioniertes Biomethan darf an französischen LNG-Terminals nicht für die Nutzung außerhalb des Landes verflüssigt werden. Französisches Bio-LNG muss über Massenbilanzierung an andere Terminals in der EU exportiert werden, um unter FuelEU Maritime genutzt zu werden. Großbritannien: Zugang zur EU unklar Der Zugang des Vereinigten Königreichs zu EU-Märkten hängt vom Zugang zur Unionsdatenbank für gasförmige Biokraftstoffe (UDB) ab, deren Start nun für Ende Sommer 2026 vorgesehen ist. Unklarheiten bei der Drittstaatenregelung könnten den EU-Handel einschränken — ein kritisches Thema, da das Vereinigte Königreich in den ersten drei Quartalen 2025 mehr als die Hälfte seiner HKNs exportierte, hauptsächlich nach Deutschland, Norwegen und in die Schweiz. Das Vereinigte Königreich prüft derzeit den Ersatz volumenbasierter RTFC-Tickets durch ein THG-basiertes System, doch Änderungen würden erst 2027 in Kraft treten. Fazit Insgesamt bleibt Biomethan in Europa in THG-basierten Systemen gut positioniert, doch Verzögerungen bei der Umsetzung von Vorschriften dürften das Gesamtwachstum des Marktes verlangsamen. Die Niederlande, Dänemark und Deutschland sollten weiterhin Anker für die europäische Preisbildung bleiben, und Spanien dürfte seine Rolle als maritimer Hub festigen. Doch mehrere Länder riskieren, zurückzufallen, wenn sie keine HKN-Register, Export-Hub-Zugänge, politische Anreize und Subventionsreformen einführen. Von Madeleine Jenkins & Svea Winter Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Verbände: Deutschland droht Rückstand bei Biomethan

10.09.25

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10.09.25

Verbände: Deutschland droht Rückstand bei Biomethan

Hamburg, 10 September (Argus) — In einem umfassenden Positionspapier vom 10. September fordert das Hauptstadtbüro Bioenergie eine stärkere politische und infrastrukturelle Unterstützung für Biomethan und Bio-LNG, um einen Rückstand beim Biomethanausbau in Deutschland im Vergleich zum europäischen Ausland zu verhindern. Die Verbände sehen im Biomethan zentrale Bausteine für die Energiewende und warnen vor einer sinkenden Wettbewerbsfähigkeit — sowohl in Deutschland als auch im europäischen Binnenmarkt. Das Hauptstadtbüro Bioenergie (HBB) — ein Zusammenschluss des Bundesverbands Bioenergie, des Deutschen Bauernverbands, des Fachverbands Biogas und des Fachverbands Holzenergie — kritisiert insbesondere, dass Deutschland bislang keine eigene Biomethanstrategie verfolgt. Während andere EU-Staaten ihre Biogas- und Biomethanproduktion ausbauen und die Rahmenbedingungen für die Einspeisung verbessern, bleibt Deutschland hinter den europäischen Entwicklungen zurück. Die EU-Kommission verfolgt mit dem RePowerEU-Plan und dem Fahrplan zur Beendigung russischer Energieimporte das Ziel, die europäische Biomethanproduktion bis 2030 auf 35 Milliarden Kubikmeter zu steigern — Deutschland hat sich diesem Ziel bisher nicht angeschlossen. Laut der European Biogas Association (EBA) produzierte Deutschland in 2023 circa 13 TWh Biomethan, das entspricht etwa 1,3 Milliarden Kubikmetern. Stattdessen läuft die Gasnetzzugangsverordnung ohne Nachfolgeregelung aus. Bisher bestand für Biomethan eine spezielle Gasnetzregulierung, welche ein zentraler Treiber für den Ausbau der Biomethaneinspeisung in Deutschland war. So hatten Biosgasanlagen ein gesetzlich verankertes Recht auf Anschluss an das Gasnetz und der Großteil der Netzanschlusskosten wurden vom Netzbetreiber übernommen. Mit dem Wegfall dieser Regelung droht eine deutliche Verschlechterung der Rahmenbedingungen für Produzenten oder prospektiver Produzenten von Biomethan. Das HBB fordert daher dringend eine Nachfolgeregelung, die den weiteren Ausbau von Biomethan ermöglicht. Laut dem Fachverband Biogas könnten allein durch die Umrüstung bestehender Anlagen bis zu 35 TWh zusätzlich ins Gasnetz eingespeist werden — fast das Dreifache der aktuellen Menge. Auch in den Bereichen Verkehr, Wärme und Strom sieht das HBB erhebliches Verbesserungspotenzial. Im Verkehrssektor fordert der Verband eine stärkere Anhebung der Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote), insbesondere für das Jahr 2027, sowie einen höheren Mindestanteil fortschrittlicher Kraftstoffe, um Biomethan stärker in den Markt zu bringen. Die THG-Quote soll nach dem derzeitigen Plan zur Umsetzung der RED III 2027 bislang auf 15 % steigen. Gleichzeitig kritisiert das HBB die systematische Benachteiligung von Nutzfahrzeugen mit erneuerbaren Kraftstoffen: Während Elektrofahrzeuge von der LKW-Maut befreit sind, gelten Bio-LNG- und Bio-CNG-Fahrzeuge als emissionspflichtig — obwohl sie klimaneutral betrieben werden können. Darüber hinaus fordert das HBB gezielte Förderprogramme für Bio-CNG- und Bio-LNG-Technologien in der Landwirtschaft sowie den Ausbau der Tankstelleninfrastruktur. Derzeit hemmt das geringe Netz die Entwicklung der Biomethanmobilität. Ein weiterer Kritikpunkt betrifft die THG-Quote selbst: Während strombasierter grüner Wasserstoff aus Elektrolyse in Raffinerien auf die Quote angerechnet werden kann, bleibt biogener Wasserstoff aus Biomethan-Dampfreformierung außen vor — ein klarer Wettbewerbsnachteil für die Biomethanbranche, so das HBB. Im Wärmesektor fordert das Hauptstadtbüro Bioenergie mehr Offenheit für technische Vielfalt und weniger regulatorische Hürden. Biomethan soll als gleichwertige Option zur erneuerbaren Wärmeversorgung anerkannt werden — insbesondere dort, wo Wärmepumpen an bauliche Grenzen stoßen, etwa in Altstädten oder Bestandsgebäuden. Die Verbände kritisieren, dass Biogas und Biomethan im Gebäudeenergiegesetz (GEG) und Wärmeplanungsgesetz gegenüber Wasserstoff und Strom diskriminiert werden — etwa durch unrealistisch hohe Primärenergiefaktoren oder strengere Anforderungen bei der Netztransformation, was die Preise verhältnismäßig treiben könnte. Zudem sollen die Mindestanteile für erneuerbare Energien in Heizungen und Wärmenetzen erhalten bleiben, um den Ausbau klimafreundlicher Wärmeversorgung voranzutreiben. Diese sind im GEG derzeit für einen Mindestanteil von 65 % erneuerbarer Energien für neu installierte Heizungen festgesetzt, jedoch befürchten viele Marktteilnehmer, dass die Regierung in ihrer Anpassung des GEG diese Mindestanteile reduzieren oder streichen könnte. Die Verbände hoffen, dass ein aus ihrer Sicht fairer Wettbewerb zwischen allen erneuerbaren Wärmeoptionen etabliert werden kann und dass Biomethan nicht zu Gunsten von Wärmepumpen und Wasserstoff benachteiligt wird. Auch in der Stromerzeugung sieht das Hauptstadtbüro Bioenergie erhebliches Potenzial für Biomethan, vor allem als klimaneutrale Reserve in Dunkelflauten. Anders als beispielsweise Wind- oder Solarstrom oder Wasserstoff, lässt sich Biomethan flexibel einsetzen und über bestehende Infrastruktur speichern. Die Verbände fordern daher, dass Biomethan bei Ausschreibungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) als vergütungsfähiger Brennstoff anerkannt wird. Bisher ist das nicht der Fall — ein Ausschluss, der flexible Biogasanlagen und Biomethan-Blockheizkraftwerke benachteiligt, so das HBB. Zudem soll der sogenannte "Maisdeckel" im EEG gestrichen oder zumindest an die Regelungen im Gebäudeenergiegesetz angepasst werden. Dieser begrenzt den Einsatz von Maispflanzen und erschwert damit die wirtschaftliche Nutzung bestehender Anlagen. Die Bundesregierung arbeitet derzeit an der Überarbeitung des Referentenentwurfs zur Umsetzung der RED III sowie an neuen Fassungen des GEG und EEG. Das Hauptstadtbüro Bioenergie und die Branche hoffen, dass die Vorschläge aus dem Positionspapier Berücksichtigung finden — damit Deutschland endlich auf die europäischen Biomethan-Ziele hinarbeiten kann. Von Svea Winter Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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