Mercados de carbono
Resumen
Los mercados del carbono se están desarrollando como una palanca económica crucial en el reto de revertir la acumulación de gases de efecto invernadero en la atmósfera de la Tierra, mientras que el CO2 sigue siendo un factor clave en una serie de sectores industriales.
Los gobiernos nacionales están adoptando los mercados del carbono, con una proliferación de políticas de fijación de precios del carbono en todo el mundo. El sector privado está canalizando la financiación de proyectos que generan reducciones y eliminaciones de emisiones de carbono para mitigar sus emisiones difíciles de reducir.
Y las Naciones Unidas están avanzando en la construcción de un mercado global para la reducción de las emisiones de carbono que facilitará los intentos de las naciones de cumplir con sus obligaciones en virtud del Acuerdo de París.
Los sectores industriales siguen siendo una fuente clave de emisiones y consumo de CO2, con la innovación buscando métodos sostenibles de producción y utilización.
Argus prepara el escenario para un período prolongado de crecimiento, evolución e interconexión de los participantes e iniciativas del mercado del carbono.
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Viewpoint: LCFS ambitions lack diesel power
Viewpoint: LCFS ambitions lack diesel power
Houston, 24 December (Argus) — US low-carbon fuel standard (LCFS) programs are rumbling toward their steepest targets yet with little of the fuel powering them in the tank. West coast regulators and lawmakers have approved ambitious reductions in carbon levels for automotive fuel following a four-year deluge of renewable diesel production. The fuel grew over that time into the largest source of new credits needed to meet California, Oregon and Washington regulatory obligations. But federal uncertainty and feedstock challenges this year have left renewable diesel producers spinning their wheels. West coast states have claimed up to 90pc of all US renewable diesel consumption in recent quarters. Made from seed oils, animal fats or used cooking oil, and in some of the same equipment used to produce petroleum diesel, the lower-carbon alternative remains chemically identical to its conventional cousin. This means it can move seamlessly in the same supply systems and engines, leaving customers to manage only the higher price. Renewable diesel accounted for nearly three-quarters of California's total liquid diesel pool early this year, up from just a quarter of state supply in 2020. Programs in Oregon and Washington lured the fuel further north to account for around 25pc of the total diesel in those markets during recent peaks. That consumption produced a torrent of credits for the state LCFS programs. The fuel has generated as much as 40pc of new California quarterly credits in recent years, helping credits grow to 1.8 times more than new deficits in 2024. Inundated by supply and concerned about biofuel reliance, California regulators finalized much tougher carbon targets that also limit the types of feedstocks, including for renewable diesels, eligible to meet them. LCFS programs reshaped both the domestic refining sector and the west coast road fuel markets with incentives driving lowest-carbon alternatives. But this year demonstrated that federal policy remains the heaviest hand on the wheel steering fuel decisions. Federal proposals to favor US producers and domestic oilseeds with tax and other incentives, alongside hostility toward foreign lower-carbon feedstocks and fuels, stifled renewable diesel output. Total renewable diesel supplied in the US during the first 10 months of the year fell by 19pc compared with the same period of 2024, the first year-over-year drop in supplies since 2018. Diamond Green Diesel, the largest US renewable diesel producer, left one of its production units idled for most of an unprofitable 2025. Phillips 66 and Marathon Petroleum reduced runs at California facilities converted to produce renewable diesel, while CVR Energy will convert units from renewable to conventional diesel production at its Wynnewood, Oklahoma refinery . Oregon demonstrated the west coast's diesel dependency earlier this year. When facility downtime and other factors cut renewable diesel deliveries in late 2024 and early 2025, credits available for LCFS compliance began to shrink. Credit prices more than doubled from May to July in response to data reporting the supply drop. California's gasoline carbon intensity limit will start next year 12pc lower than the targets in place in January 2025. Previous years have fallen by 1-2pc. The state will also soon limit credit generation from crop-based diesels to just 20pc of the volume supplied, and require verification standards that agribusiness groups have decried as overly onerous. Washington state lawmakers early this year adopted a 5pc tougher carbon intensity target for 2026 to rekindle alternative fuel incentives in the state. Credit generation has slowed amid declining renewable diesel supplies this year. The right price can inspire the right supplies, yet the cost of these state incentives ultimately adds to what drivers pay at the pump. Fears of retail price hikes helped slow the adoption of changes to the California LCFS programs this year. Growing national sensitivity to costs could add scrutiny to rising low-carbon incentives in 2026. By Elliott Blackburn Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . All rights reserved.
Singapore plans 130MWp floating solar farm by 2029
Singapore plans 130MWp floating solar farm by 2029
Singapore, 24 December (Argus) — Singapore's national water agency PUB aims to build a 130MW-peak (MWp) reservoir solar farm by 2029 to offset its carbon footprint, according to project documents published by the agency on 23 December. When built, the facility will help Singapore close in on its solar capacity target of 2GWp by 2030. The country is just about 200MW short of its target. Construction of the project is scheduled to start in 2026, pending feedback on an environmental impact assessment and final government approval. The latest capacity figure for the project is higher than the PUB's earlier estimate of 100MWp possible for the site, which is a flood control and rainwater collection reservoir. Australian engineering firm Aurecon is providing consultancy services, while a solar developer has not been specified. The PUB also did not disclose commercial details for the project. Singapore currently has one completed and two other ongoing reservoir solar projects, all of which are headed by Singaporean utility Sembcorp. Sembcorp has a 25-year power purchase agreement (PPA) with PUB for the operational 60MWp facility, and another 25-year PPA with a subsidiary of US tech firm Meta for one of the projects under development, which has a capacity of 150MWp. By Liang Lei Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . All rights reserved.
UK refiners seek unused CO2 allowances after closures
UK refiners seek unused CO2 allowances after closures
London, 23 December (Argus) — UK downstream association Fuels Industry UK has urged the government to reallocate unused free CO2 allowances from two recently closed refineries to help remaining plants cope with rising emissions compliance costs. The group wants allowances granted under the UK Emissions Trading Scheme (ETS) for the 150,000 b/d Grangemouth and 105,700 b/d Lindsey refineries to be redistributed. Each allowance permits the holder to emit one tonne of CO2 equivalent. Grangemouth and Lindsey were allocated 441,925 and 541,475 allowances for 2025, respectively. It is unclear how many remain after their closures in April and August. The association warned the sector "may not survive that long" without temporary support, citing carbon costs that exceed those faced by overseas competitors until the UK's carbon border adjustment mechanism (CBAM) takes effect. ExxonMobil's 270,000 b/d Fawley refinery — the UK's largest — will spend $70mn-80mn on carbon costs this year, rising to $150mn within five years, the company's UK chair Paul Greenwood told MPs during an Energy Security and Net Zero Committee hearing in October. Fuels Industry UK chief executive Elizabeth de Jong also addressed the committee, highlighting broader cost pressures. It remains unclear whether refined fuels will be covered by the UK CBAM, which starts in January 2027. Fuels Industry UK is seeking confirmation that they be included from January 2028, and it wants additional free UK ETS allowances distributed to sectors not covered by CBAM during a "volatile" period linked to expected UK-EU carbon market linkage. Such linkage would exempt UK and EU from each other's CBAMs, but talks have yet to start. UK refiners have also missed out on government energy price support schemes during the gas price surge triggered by Russia's invasion of Ukraine, de Jong told MPs. Refiners paid market rates to power operations at their UK sites, missing out on discounts afforded to UK companies under the Energy Bill Relief Scheme, which ran between October 2022-March 2023, and then under the Energy Bills Discount Scheme between April 2023-March 2024. By contrast, US refiners access natural gas at roughly one-third of UK prices, Greenwood said. By George Maher-Bonnett Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . All rights reserved.
Ausblick Biomethan: Chancen und Hindernisse im EU-Markt
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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