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09.01.26

Deutsche Klimaschutzregeln schaffen Steuerschlupfloch

Deutsche Klimaschutzregeln schaffen Steuerschlupfloch

Hamburg, 9 January (Argus) — Die Einführung zunehmend strenger Vorschriften zur Reduzierung von CO2-Emissionen im deutschen Kraftstoffmarkt hat ein Steuerschlupfloch eröffnet, das Spielraum für Betrug schafft und möglicherweise bereits zu Betrugsfällen geführt hat, so Marktteilnehmer. Deutschland hat eine Vorreiterrolle für Klimaschutz in Europa eingenommen: Es gibt sowohl eine Treibhausgas-Minderungsquote (THG-Quote) als auch eine CO2-Abgabe, die zusammen laut Argus -Berechnungen für Diesel im Jahr 2025 einen Kostenanteil von rund 21 €/100l ausmachten. Dieser könnte 2026 mehr als 35 €/100l erreichen. Die CO2-Abgabe lag 2021, als sie erstmals eingeführt wurde, bei 25 €/t CO2e. 2025 betrug sie 55 €/t CO2e. In 2026 werden Emissionsberechtigungen zwischen 55 €/t CO2e und 65 €/t CO2e versteigert, mit einem Zukaufspreis von 68 €/t CO2e. Die THG-Minderungsverpflichtung lag 2025 bei 10,6 % und ist 2026 auf 12 % gestiegen. Im Rahmen der deutschen Umsetzung der neuesten EU-Richtlinie für erneuerbare Energien (RED III) wird die Verpflichtung bis 2040 auf 59 % steigen, mit jährlichen Erhöhungen. Die meisten Primärversorger von Kraftstoffen kalkulieren diese Kosten in ihre Verkaufspreise ein. Die Vorschriften für die Zahlung der Abgaben und Einreichen der Nachweise machen dies jedoch nicht zwingend erforderlich. Die THG-Quote und CO2-Abgabe gelten für den Verkauf von fossilem Diesel und Benzin innerhalb eines Kalenderjahres. Sie müssen aber nicht sofort bezahlt werden — der Nachweis der THG-Minderung war in den Vorjahren bis zum 15. Juli fällig und ist nun bis zum 1. Juni des Folgejahres einzureichen. CO2-Zertifikate müssen bis zum 30. September des darauffolgenden Jahres vorgelegt werden. Zudem ist unklar, wie schnell die Behörden rechtliche Schritte einleiten würden, falls diese Fristen versäumt werden. Dieser regulatorische Rahmen schafft mindestens eine zeitliche Lücke bei den Erfüllungspflichten und im schlimmsten Fall ein ernsthaftes Schlupfloch — ein Zeitfenster, das es Unternehmen ermöglicht, vergünstigten Diesel ohne eingepreiste THG-Minderung und CO2-Abgabe zu verkaufen und den Markt vor den jeweiligen Fälligkeitsterminen und möglichen rechtlichen Konsequenzen zu verlassen. Je höher die Kosten durch die Vorgaben zur Emissionsminderung ausfallen, desto größer wird der finanzielle Anreiz, das Schlupfloch auszunutzen. Der Markteintritt neuer Anbieter im Jahr 2025, die Diesel mit erheblichen Preisnachlässen gegenüber den regulären Marktpreisen anbieten, wirft daher Fragen auf. Seit Anfang 2025 berichten etablierte Marktteilnehmer, dass einige neue Anbieter regelmäßig Diesel per Zug und zur Verladung auf Tankwagen an bestimmten Importstandorten mit Abschlägen von bis zu 5 €/100l (für TKW-Beladung) anbieten und verkaufen. Dieser Nachlass wird von der Inlandspreisnotierung für Diesel vom Vortag abgezogen. Dies entspricht zeitweise Abschlägen von etwa 4 % gegenüber den Großhandelspreisen, die sich 2025 im Bundesdurchschnitt zwischen rund 113,70 €/100l und 131,00 €/100l bewegten. Die tatsächlichen Dieselvolumina, die 2025 mit solchen Preisabschlägen verkauft wurden, liegen laut Argus -Schätzungen bei rund 30.000 t — etwa 1.000 Tankwagenladungen und knapp 0,1 % der gesamten deutschen Lieferungen pro Jahr — aber da die Verkäufe nur in bestimmten Regionen stattfinden, haben sie dort überproportionale Auswirkungen. Es sei schwer vorstellbar, dass solche hohen Abschläge auf andere Faktoren als die verzögerte Zahlung der Klimaschutzabgaben zurückzuführen sind, so Händler. Die reguläre Energiesteuer muss monatlich gezahlt werden, und die einzigen weiteren variablen Preisbestandteile sind die tatsächlichen Importkosten des Kraftstoffs sowie die Logistikkosten, also Lagerung und Transport. Einige Großhändler lehnen inzwischen aus Sorge vor möglichen rechtlichen Konsequenzen den Kauf bei Lieferanten ab, die regelmäßig hohe Abschläge anbieten. Sie befürchten, haftbar gemacht zu werden, falls ihr Lieferant die CO2-Abgabe beziehungsweise THG-Kosten letztlich nicht zahlt, oder sogar als Mittäter in Betrugsfällen zu gelten. Mehrere etablierte Akteure im deutschen Dieselmarkt haben die Zollbehörden aufgefordert, neue Anbieter genauer zu überwachen und gründlich zu prüfen, um möglichen Betrug im Zusammenhang mit CO2-Abgabe oder THG-Minderung zu verhindern. Die Behörden könnten zum Beispiel Kraftstofflieferanten anweisen, eine Bankbürgschaft für die Zahlung von CO2-Abgabe und Kosten zur Erfüllung der THG-Quote vorzulegen, schlagen einige Unternehmen vor. Deutsche Zollbehörden erklärten gegenüber Argus , dass sie die Bedenken kennen, lehnten jedoch eine Stellungnahme zu möglichen Maßnahmen ab. Durch die Nichtzahlung der CO2-Abgabe für 30.000 t Diesel würden dem Staat laut Argus -Berechnungen Einnahmen in Höhe von rund 5,2 Mio. € im Jahr 2025 entgehen. Die Nichteinhaltung der THG-Einsparziele würde den Bedarf an Einsparungen um 14.000 t CO2e verringern, im Wert von etwa 2,2 Mio €. Dies würde zudem die Biodieselnachfrage reduzieren und Deutschlands Ziele für die Energiewende untergraben. In den vergangenen Jahren gab es in mehreren europäischen Ländern nachgewiesene Betrugsfälle im Zusammenhang mit Diesel, unter anderem in Italien, Spanien, Portugal und Rumänien sowie in Deutschland. Diese Fälle standen oft in Verbindung mit der sogenannten Designer-Fuels-Masche oder Umsatzsteuerbetrug. Auch weit verbreiteter Betrug mit nicht-konformen Biokraftstoffen mit gefälschten Zertifikaten bleibt ein Thema. Doch der Anstieg der CO2-Abgabe und THG-Minderungsverpflichtung in Deutschland seit 2021 und die Art und Weise, wie die Regierung die Regeln gestaltet hat, könnten eine völlig neue Reihe von Problemen ermöglicht haben. Diese Probleme könnten auch in anderen EU-Ländern auftreten, da Regierungen in den Niederlanden und anderswo Deutschlands Vorbild bei der Festlegung von Emissionsreduktionszielen folgen. Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Inverkehrbringer rechnen für CO2-Abgabe mit Höchstpreis


08.01.26
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08.01.26

Inverkehrbringer rechnen für CO2-Abgabe mit Höchstpreis

Hamburg, 8 January (Argus) — Die vor Jahreswechsel erwarteten Preisaufschläge für Heizöl, Diesel und E5-Benzin haben sich im Januar weitgehend bestätigt. Grund für den Preisanstieg im Januar sind vor allem die Erhöhung der CO2-Bepreisung und THG-Erfüllungskosten. Für Heizöl liegen die tatsächlichen Aufschläge gegenüber Dezemberware im Bundesschnitt bei knapp 3 €/100l. Damit bewegen sich die Preise auf dem Niveau der von Argus berechneten Aufschläge und unterhalb der Höchstwerte von 4,50 €/100l, die einzelne Marktteilnehmer im Dezember noch in Aussicht gestellt hatten. Dieser Anstieg ist darin begründet, dass die CO2-Bepreisung zum Jahreswechsel von einem Festpreismodell von jeweils 55 €/tCO2e zu einem Auktionsmodell wechselt, bei dem der Preis einer Emissionsberechtigung zwischen 55 € und 65 € schwanken kann. Eine Emissionsberechtigung entspricht dabei einer Tonne CO2-Äquivalent. Mehrere Inverkehrbringer berichten allerdings gegenüber Argus, dass sie für die CO2-Komponente aktuell 68 €/tCO2e einpreisen. Dies liegt daran, dass Unternehmen, die bei den Auktionen leer ausgehen, nachträglich Emissionsberechtigungen zum Festpreis von 68 €/tCO2e nachkaufen können, um Strafzahlungen zu vermeiden. Auch B7-Diesel verteuerte sich zum Jahresbeginn und wird rund 11,30 €/100l teurer gehandelt als im Dezember. Dieser Anstieg bleibt somit unter den Prämien von bis zu 17 €/100l, welche mehrere Händler zum Jahresende an Argus gemeldet haben. Dieser Anstieg ist neben höheren CO2-Kosten im Rahmen des neuen Auktionsmodells vor allem auf eine Zunahme der THG-Erfüllungskosten zurückzuführen. So berichtet etwa ein Inverkehrbringer, die THG-Erfüllungskosten für B7-Diesel im Januar bis zu 12 €/100l höher, als noch im Dezember. Marktteilnehmer waren sich bis zum Kabinettsbeschluss am 10. Dezember uneins, wie die Rahmenbedingungen zur Erfüllung der THG-Quote tatsächlich ausgestaltet werden. Insbesondere die Unklarheit im Bezug auf die Zukunft der Doppelanrechnung erklärt die hohen Preisspannen im Dezember bei den Aufschlägen für Diesel zur Abholung im Januar. 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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Nachfrageanstieg treibt THG-Zertifikatspreise


08.01.26
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08.01.26

Nachfrageanstieg treibt THG-Zertifikatspreise

Hamburg, 8 January (Argus) — Die Preise für Zertifikate zur Erfüllung der Treibhausgasminderungsquote steigen seit Jahresbeginn an. Hintergrund ist die Rückkehr großer Verpflichteter auf den Markt. Seit dem 2. Januar ist der Preis für THG-Zertifikate der Kategorie "Andere" für das Verpflichtungsjahr 2026 um über 75 €/t CO2e angestiegen und hat damit die Marke von 500 €/tCO2e überschritten. Zuvor stieg der Preis zum Jahreswechsel bereits um fast 200 €/t CO2e, da durch Änderungen der jeweils gültigen Zertifikate, und insbesondere durch die Abschaffung der Doppelanrechnung, die Zertifikate für 2026 deutlich höher gehandelt werden, als jene für 2025. Dass der Preis auch nach dem Jahreswechsel weiter anstieg liegt daran, dass seit dem 5. Januar wieder mehr Käufer — insbesondere große verpflichtete Unternehmen wie Ölkonzerne — am Markt aktiv sind, während das Angebot begrenzt ist. Manche Marktteilnehmer erwarten, dass der Preis sich weiter der Pönale von 600 €/tCO2e annähern wird. Diese wird fällig, sollten verpflichtete Unternehmen nicht genügend THG-Minderungen erzielen, um die Quote zu erfüllen. Jedoch dämpfen sinkende HVO-Prämien den weiteren Anstieg der Preise für THG-Zertifikate, da niedrigere Biokraftstoffpreise die Erfüllungskosten der THG-Quote senken. HVO ist in der Regel eine der teuersten Erfüllungsoptionen, daher ist es unwahrscheinlich, dass der Preis für THG-Zertifikate die Erfüllungskosten durch HVO übersteigen wird. Von Max Steinhau 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-Preisanstieg zum Januar fundamental unbegründet


06.01.26
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HVO-Preisanstieg zum Januar fundamental unbegründet

Hamburg, 6 January (Argus) — HVO100 wird im deutschen Großhandel nach dem Jahreswechsel teurer angeboten, obwohl sinkende Preise in ARA und höhere THG-Erlöse eigentlich dagegen sprechen. Stattdessen ist der Preisanstieg der Kopplung von HVO- an Dieselpreise geschuldet. HVO100 wird an deutschen Tanklagern seit dem Jahreswechsel gut 6 €/100l teurer angeboten als noch am 30. Dezember 2025. Dieser Preisanstieg passt jedoch nicht zu den fundamentalen Preisentwicklungen von HVO im europäischen Handel: HVO der Klasse II, welches aus Altspeiseöl (UCO) hergestellt wird, vergünstigte sich im gleichen Zeitraum um 3 €/100l. Der Wert, der durch die Inverkehrbringung von HVO generierten THG-Zertifikate, stieg zeitgleich um gut 50 €/100l. All dies spricht gegen einen Anstieg der HVO-Preise im Vergleich zum Dezember und für eine sinkende Differenz zu Diesel. Mit dem Jahreswechsel sank die Differenz bereits um knapp 5 €/100l. Jedoch verteuerte sich Diesel aufgrund des Anstiegs von CO2-Abgabe und THG-Quote, die für HVO nicht anfallen um etwa 11 €/100l. Ende Dezember lag die Differenz zu HVO noch bei ebenfalls etwa 11 €/100l. Daher hätten sich HVO und Diesel preislich angleichen müssen. Da viele Unternehmen HVO jedoch mittels eines Aufschlags zu Diesel kalkulieren und auch viele Versorgungsverträge mit fixen Aufschlägen arbeiten, folgen die HVO-Preise grob dem Anstieg beim Diesel (siehe Grafik). Gleichzeitig herrscht auch noch viel Unsicherheit und Unentschlossenheit bei Marktteilnehmern. Viele unter der THG-Quote verpflichtete Unternehmen sind sich noch uneins, ob sie HVO als Erfüllungsoption lieber als Reinkraftstoff oder als Blendstock in Verkehr bringen sollen. Entsprechend unterschiedlich werde HVO derzeit bewertet, so Händler. Darüber hinaus ist noch viel Diesel im Umlauf, der bereits in 2025 versteuert wurde. Händler rechnen damit, dass die Preisdifferenz zwischen Diesel und HVO100 weiter schrumpft, wenn dieser Diesel aus dem Markt geht. Von Max Steinhau Preisentwicklung in Deutschland Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Ausblick Biomethan: Chancen und Hindernisse im EU-Markt


23.12.25
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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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