UAE's Fujairah bunker sales rebound in April

Spanish Market: Oil products
06/05/26

Sales of marine fuels at the UAE port of Fujairah, the world's fourth-largest bunkering port, located outside the strait of Hormuz, rose in April from their lowest ever monthly level in March, according to Argus data.

Argus compiles daily data on deals from Fujairah suppliers, traders and buyers, capturing up to a quarter of the market, offering a snapshot of broader market trends.

The volume of bunker sales in deals collected for assessment by Argus rose to 57,000t or 910 t/d last month from around 29,000t or 460 t/d in March. April's total is still the second lowest ever monthly level, according to records. For comparison, in February, Argus collected 162,000t or 2,700 t/d of deals data.

Very-low sulphur fuel oil (VLSFO) accounted for around 37,000t or 1,760 t/d of sales in April, up from 21,000t or 1,000 t/d of sales in March.

High-sulphur fuel oil (HSFO) sales rose on the month to 18,000t or 870 t/d from 7,000t or 336 t/d, while traded volumes of marine gasoil rose to 2,100t or 100 t/d from 855t or 40 t/d.

Sales rebounded after US president Donald Trump announced an indefinite extension to the US-Iran ceasefire in early April, encouraging more vessels to call at the port for refuelling.

But the precarious security and supply situation, as well as high war risk insurance premiums, have been forcing regular bunker buyers to seek refuelling in other regions such as India, Sri Lanka and African ports.

A fall in marine fuel cargo imports into Fujairah and the suspension of local bunker fuels production have been tightening the availability. Some suppliers have run out of stocks, with marine fuels mostly sold from whatever is left in storage tanks and barges.

A recent drone attack on the port's storage and loading facilities has raised fresh concerns. Early May deals data shows bunker buying activity to have fallen, with only two deals for around 2,000t of marine fuels submitted to Argus for assessment in the first three trading days.

One trader described the demand and supply situation as "dead and dry".

"We receive enquiries, but they get repeatedly postponed," a Fujairah supplier said.

By Elshan Aliyev

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06/05/26

Kenya lowers fuel standards to ease supply access

Dubai, 6 May (Argus) — Kenya has temporarily lowered diesel and gasoline quality standards to ease challenges in sourcing fuels because of the US-Iran war in the Middle East. Sulphur limits for gasoil and gasoline have been lowered to 50ppm from the 10ppm for six months from 1 May, according to Kenya's ministry of investments, trade and industry. The measure is introduced to ensure the stability of fuel imports while sourcing higher quality fuels proves difficult. It also allows Kenya to choose from a wider range of fuel suppliers. The policy will be reviewed at the end of the six-month period, or earlier if global supply conditions improve, the ministry said. This comes just a month after Kenya's energy ministry ordered the re-export of a gasoline cargo that may not have met regional fuel standard. The cargo was imported outside of the government-to-government agreements between Kenya and Mideast Gulf NOCs, under which Kenya sources majority of its diesel, gasoline and jet fuel from the Saudi state-controlled Aramco, and the UAE's state-owned Adnoc and Enoc. But supply security on this route has significantly deteriorated since Iran's de facto closure of the strait of Hormuz in March locked in Mideast Gulf production. Kenya sourced around 66pc of its diesel and 24pc of its gasoline imports from the Gulf in 2025, but received none of either from that region in April according to Kpler data. Kenya's reversion to importing lower quality fuels mirrors efforts of the wider east African region to ensure supply stability. Fuels have been arriving from unusual supply regions like the US or Nigeria to replace lost supplies from the Middle East, but this in turn reflects in higher retail prices. Diesel and gasoline prices surged in the latest monthly fuel price review done by Kenya's energy and petroleum regulatory authority EPRA on 14 April. The diesel price rose by 24pc on the month to 206.84 Kenyan shillings/l ($1.59/l), while gasoline price rose by 16pc to KSh206.97/l. EPRA cited the cost of imported products, which they said had risen by as much as 68pc for diesel and 42pc for gasoline between March and April. The price increase already accounts for the government's decision to cut value added tax on both fuels to cushion consumers from the price surge. "The ministry [of energy and petroleum] wishes to reassure Kenyans that country has adequate fuel stocks and there should be no cause for alarm", said Kenya's cabinet secretary Opiyo Wanday on 6 May. But the country may struggle to replace all lost supplies from the Mideast Gulf if the closure of the strait of Hormuz continues. By Ieva Paldaviciute Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . All rights reserved.

UK bitumen imports increase in 1Q

06/05/26

UK bitumen imports increase in 1Q

London, 6 May (Argus) — UK bitumen imports increased year-on-year to 225,000t in the first quarter from 191,000t, Kpler data show. This rise came despite a spike in bitumen and crude oil values after the US-Iran war started on 28 February. Market participants attribute this to term supply deals struck at a fixed price by regional players before February, which offset the impact of rising crude prices. UK domestic bitumen prices, which were assessed by Argus at £345/t ($470/t) delivered on 27 February, increased to £535/t delivered by the end of April. But this increase was less than other key European markets including Germany, France and Italy, where price spikes were much sharper. The UK bitumen market is heavily reliant on imports. The country has just one bitumen-producing refinery — the 24,000 b/d Shell-Nynas joint venture at Eastham in northwest England. Last year, the country's bitumen throughput fell to to 322,000t, its lowest since 1995. After the start of the Iran war, regional market participants expressed concerns over tightened crude supply into key bitumen producing refineries that supply the UK. But flows from Shell's 404,000 b/d Pernis refinery — the UK's primary source of bitumen — remained strong in March and April. Pernis exported 59,000t in March to the UK and 57,000t in April, Kpler data show, significantly up from 16,000t and 8,000t in March and April last year. UK bitumen buyers have also reduced their reliance on north German refineries this year. The Brunsbuettel refinery only returned to full capacity in March after being hit by a fire in October. German first quarter exports to the UK more than halved from 26,000t to 11,000t, according to Kpler data. The tighter supply could change in the coming weeks. Venezuelan crude was recently unloaded in Nynas' 13,900 b/d Gothenburg refinery, although this could not be confirmed. The plant also imported roughly 60,000t of Venezuelan high-sulphur fuel oil (HSFO) on 25 April aboard the 112,119dwt Seacalm, the first such supply since 2019. The 6,712dwt Bitpower loaded a bitumen cargo in Gothenburg on 4 May, for delivery into a terminal in Dundee, UK, for 7 May. By Navneet Vyasan UK imports.pdf k t Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . All rights reserved.

Economic recovery lifts German diesel demand in 2025

06/05/26

Economic recovery lifts German diesel demand in 2025

Hamburg, 6 May (Argus) — German diesel demand rose in 2025 for the first time in six years, signalling a recovery in industrial activity after a prolonged period of economic weakness, latest data from the Federal Office for Economic Affairs and Export Control (Bafa) show. But the current conflict in the Middle East could yet reverse this nascent trend. The rise in diesel demand reflects a modest rebound in economic activity. After two consecutive years of recession, Germany's economy returned to growth last year, expanding by 0.2pc, according to the Federal Statistical Office (Destatis). The downturn had been triggered by Russia's war against Ukraine and the resulting sanctions on the Russian energy sector, which pushed energy prices sharply higher across Europe — and especially in Germany. Higher costs weighed heavily on domestic industry, with the chemicals sector particularly affected. As a result, Germany's gross domestic product (GDP) contracted by 0.9pc in 2023 and by 0.5pc in 2024 (see chart) . Prolonged economic weakness over this period also depressed diesel demand. Lower industrial output reduces transport needs for intermediate goods and finished products, cutting truck movements and, in turn, diesel consumption. This pattern is evident in Bafa fuel data. After the Covid-19 crisis caused a sharp fall in diesel demand in 2020 and 2021, consumption fell again in 2022 and declined further in 2023 and 2024. The increase recorded in 2025 therefore marks the first reversal in diesel demand since 2019 (see chart). It appears unlikely, however, that the recovery will be sustained this year in the wake of the US-Israeli war on Iran, which has driven a sharp rise in energy prices since late February. GDP in the first quarter of 2026 rose by 0.5pc year on year, according to Destatis, but the Federal Ministry for Economic Affairs and Climate Action (BMWE) says the performance was largely driven by positive momentum before the war started. Destatis' truck mileage index and data from the German Association of the Automotive Industry (VDA) both point to a marked deterioration in economic conditions in March. BMWE attributes the slowdown mainly to higher energy and raw material costs, compounded by disruptions to supply chains for intermediate goods. By Johannes Guhlke German Diesel inland deliveries German GDP year on year change Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . All rights reserved.

Australia announces $7.7bn fuel security package

06/05/26

Australia announces $7.7bn fuel security package

Sydney, 6 May (Argus) — Australia's upcoming budget will include a A$10.7bn ($7.7bn) package aimed at strengthening national fuel and fertilizer security, including the creation of a permanent, government-owned fuel reserve of about 1bn litres (6.29mn bl) and an increase in the country's minimum stockholding obligation (MSO). The package is intended to support the increase of the MSO by about 10 days, as part of wider efforts to increase the government-owned stockpile of gasoil, jet fuel and gasoline to 50 days, the federal government said today. The government will consult on implementation of the reserve, including its ability to underwrite or purchase fuel, support storage infrastructure and trade stocks during severe or prolonged supply disruptions. Of the total funding, A$7.5bn will be allocated to establish a facility to increase fuel and fertilizer supply and storage through financial support mechanisms such as loans, equity, guarantees, insurance and price support. A further A$3.2bn will be used to fund the government-owned fuel reserve, which will focus on addressing regional stockouts. The increased MSO will be supported by A$34.7mn over four years for the ongoing management of Australia's fuel security. The budget will also include A$10mn to support feasibility studies into new or expanded fuel refining capacity, to be co-funded with state and territory governments. At least one proposal already has backing from both federal and state governments to assess the potential for additional refining capacity, prime minister Anthony Albanese said today. The government said the changes will be implemented progressively and supported by investment in new and refurbished fuel storage infrastructure. Further details of the Australian Fuel Security and Resilience package will be released with the federal budget next week. Australia held 33 days of gasoil, 43 days of gasoline and 28 days of jet fuel stocks as of 28 April, energy minister Chris Bowen said on 2 May. Australian fuel importers under the MSO are required to hold 32 days' supply of gasoil, and 27 days of gasoline and jet fuel, while local refiners, Viva Energy and Ampol, are required to hold 20 days of gasoil and 24 days of gasoline and jet fuel. A 20pc reduction to the MSO is currently in place, first implemented in March to allow more supply of gasoil and gasoline in response to panic buying-induced shortages. The centre right Coalition opposition said last week it would seek to double the country's mandated fuel stocks if it returns to government after the next federal election. An A$800mn energy security package would lift the MSO to 60 days by early 2028 and expand domestic storage capacity by at least 6.29mn bl, opposition leader Angus Taylor said on 28 April, adding that the policy would increase retail fuel prices by "about a cent a litre". Western Australia and Victoria have already established their own strategic gasoil reserves, while other states are considering similar measures. State governments have also begun amending legislation in anticipation of a worsening fuel outlook, with Western Australia amending its Fuel, Energy and Power Resources Act on 5 May and South Australia proposing legislation to expand its authority to impose fuel rationing on 4 May. Australia is currently operating under level two of its National Fuel Emergency Response framework, under which national fuel supply remains functional but localised disruptions are occurring. By Tom Woodlock Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . All rights reserved.

THG‑Reform: Höhere Ziele bis 2040

05/05/26

THG‑Reform: Höhere Ziele bis 2040

Hamburg, 5 May (Argus) — Mit dem vom Bundestag verabschiedeten Zweiten Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungsquote gestaltet der Gesetzgeber die Energiewende im Verkehr deutlich ambitionierter. Kernpunkt der Änderungen ist ein stärkerer Anstieg der allgemeinen Treibhausgasminderungsverpflichtung ab 2027. Die Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) verpflichtet Inverkehrbringer von Otto- und Dieselkraftstoffen, die durch ihre Kraftstoffverkäufe verursachten Treibhausgasemissionen im Verkehrssektor gegenüber einem fossilen Referenzwert um einen festgelegten Prozentsatz zu senken. Die Erfüllung erfolgt dabei über die Anrechnung alternativer Energieträger wie Biokraftstoffen, erneuerbarem Strom, Biomethan sowie erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs (RFNBOs), wodurch fossile Kraftstoffe faktisch verteuert und erneuerbare Optionen gezielt gestärkt werden. Ursprünglich sah das erste Gesetz zur Weiterentwicklung der THG-Quote aus dem Jahr 2021 lediglich einen Minderungspfad bis 2030 vor, bei dem die Quote auf 25,1 % ansteigen und anschließend auf diesem Niveau verharren sollte. Mit dem nun verabschiedeten Gesetz wird dieser Zielwert nochmals angehoben: Bis 2040 steigt die THG-Quote auf 65 %. Bereits kurzfristig wirkt sich diese Verschärfung aus. Für das Verpflichtungsjahr 2027 erhöht sich die Quote auf 17,5 %, statt der zuvor geplanten 16 %. Diese Erhöhung ist besonders relevant, da sie den Abbau hoher Überträge aus den Jahren 2024 bis 2026 beschleunigen soll. Marktteilnehmer hatten diese Anpassung bereits teilweise antizipiert und reagiert, indem sie Minderungen aus 2025 gekauft haben, um sie 2027 anrechnen zu lassen. Mit der finalen Verabschiedung des Gesetzes zogen die Preisniveaus für THG-Minderungen für 2027 spürbar an. Im europäischen Vergleich positioniert sich Deutschland damit ambitionierter als die Mindestvorgaben der Erneuerbaren Energien Direktive der EU (RED III), was langfristig den Kostendruck auf fossile Kraftstoffe erhöht und Investitionen in erneuerbare Alternativen begünstigt. Für die allgemeine THG-Quote fallen Strafzahlungen von 600 €/t CO2eq an, die von einem Inverkehrbringer von Diesel und Benzin trotz Verpflichtung nicht gemindert oder kompensiert wurde. Unterquoten: Fortschrittliche Kraftstoffe und RFNBOs Neben der allgemeinen THG-Quote bleiben verbindliche Unterquoten bestehen, die zusätzlich erfüllt werden müssen. Zentrale Bedeutung kommt weiterhin der Unterquote für fortschrittliche Biokraftstoffe zu. Diese kann durch Kraftstoffe erfüllt werden, die aus Rohstoffen nach Anhang 1 der 38. BImSchV, die Annex IXa in der RED III entspricht, hergestellt werden, etwa aus Stroh, Gülle, Tallöl oder biogenen Abfallölen. Die Fortschrittliche Unterquote steigt stufenweise an und gilt als zentrales Instrument zur Förderung abfall- und reststoffbasierter Kraftstoffe. Im Vergleich zum ersten THG-Weiterentwicklungsgesetz fällt diese Unterquote nun deutlich ambitionierter aus. Während bis 2030 bislang lediglich 2,6 % des Gesamtenergieeinsatzes der in den Verkehr in den Verkehr gebrachten Kraftstoffe vorgesehen waren, steigt die Unterquote mit dem neuen Gesetz im Jahr 2030 auf 3,5 % und erhöht sich anschließend weiter bis auf 9 % im Jahr 2040. In den vorangegangenen Jahren erfüllten viele Marktteilnehmer ihre fortschrittliche Unterquotenverpflichtung mit Palmölmühlenabwässern (POME). Allerdings ist die Anrechnung von POME ab dem Jahr 2027 aufgrund vorangegangener Betrugsfälle nicht mehr möglich. Für das Verfehlen von Mindestanteilen erneuerbarer Kraftstoffe gelten energiebasierte Abgaben von 45 €/GJ bei Biokraftstoffunterquoten. Zunehmend an Bedeutung gewinnt zudem die Unterquote für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs, wie etwa E-Fuels sowie grüner Wasserstoff und seine Derivate. Eine solche separate RFNBO-Unterquote war in der ursprünglichen Fassung nicht vorgesehen. Seit 2026 besteht sie zunächst auf einem Niveau von 0,1 %. Statt der ursprünglich geplanten 1,2 % soll die RFNBO-Unterquote gemäß des neuen Gesetzesentwurfs ab dem Jahr 2030 nun 1,5 % betragen und bis 2040 auf 9 % ansteigen. Ziel ist es, frühzeitig Investitionsanreize für die industrielle Produktion von E-Fuels und erneuerbarem Wasserstoff zu setzen, sowohl für den Verkehrssektor als auch perspektivisch für den Einsatz in Raffinerien. Für RFNBOs gilt ein eigenständiges Sanktionsregime: Für fehlende Minderungsmengen wird eine Strafzahlung von 120 €/GJ fällig. Marktteilnehmer berichten, dass sie diese Strafzahlung angesichts der derzeit geringen Verfügbarkeit von RFNBOs auf dem deutschen Markt bereits fest in ihre Quotenerfüllungskalkulationen einpreisen. Gerade diese vergleichsweise hohe Sanktion soll Marktteilnehmern zufolge künftig dazu beitragen, den Markthochlauf von RFNBO-Produktionskapazitäten zu beschleunigen. Obergrenzen: Biokraftstoffe aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen Deutlich angepasst wurden zudem die Obergrenzen für die Anrechenbarkeit von Biokraftstoffen auf Basis von Nahrungs- und Futtermittelpflanzen. Während bislang eine starre Obergrenze von 4,4 % in Bezug auf die gesamte in Verkehr gebrachte Energiemenge bis 2030 beziehungsweise 2040 galt, sieht das neue Gesetz eine dynamische jährliche Anpassung bis 2033 vor. Konkret steigt die Obergrenze ab 2026 zunächst auf 4,9 %, wird 2028 vorübergehend auf 4,6 % abgesenkt und erhöht sich anschließend schrittweise auf 5,8 % im Jahr 2033. Dieser Wert bleibt dann bis 2040 bestehen. Hintergrund ist der erwartete Rückgang des fossilen Energiebedarfs im Verkehr infolge zunehmender Elektrifizierung. Ohne diese Anpassung hätten die absoluten Absatzmengen konventioneller Biokraftstoffe deutlich unter Druck gestanden, was insbesondere heimische Produzenten belastet hätte. Für Biokraftstoffe aus Rohstoffen des Anhangs IXb der RED III, in deutsches Recht umgesetzt als Anlage 4 der 38. BImSchV, wurden keine weiteren Änderungen vorgenommen. Neu eingeführt wurde zudem eine eigenständige Obergrenze für tierische Fette der Kategorie 3 (Tallow). Diese waren bislang vollständig von der Anrechnung ausgeschlossen. Künftig dürfen sie bis zu einem Anteil von 0,3 % des energetischen Referenzwertes auf die THG-Quote angerechnet werden. Damit entsteht zusätzlicher Spielraum insbesondere für die Produktion von HVO und FAME, ohne einen unkontrollierten Hochlauf dieser Rohstoffkategorie zuzulassen. Multiplikatoren: Strom, schwere Nutzfahrzeuge und Wasserstoff Einen weiteren Schwerpunkt bilden die Anpassungen bei den Multiplikatoren, also den Faktoren, mit denen einzelne Erfüllungsoptionen auf die THG-Quote angerechnet werden. Im Rahmen der ursprünglichen THG-Quote von 2021 wurden diese hauptsächlich für fortgeschrittene Biokraftstoffe etabliert. Diese Multiplikatoren fallen mit dem Zweiten Gesetz zur Weiterentwicklung der THG-Quote jedoch weg. Für elektrischen Strom im Straßenverkehr wird der Multiplikator 3 zunächst bis einschließlich 2034 bestehen. Ab 2035 wird er auf 2 und ab 2036 auf 1 abgesenkt. Gegenüber dem ursprünglichen Entwurf erfolgt die Absenkung damit später und in weniger Stufen, was insbesondere Betreibern von Ladeinfrastruktur zusätzliche Planungssicherheit verschafft. Abweichend hiervon wird die Elektrifizierung schwerer Nutzfahrzeuge gezielt privilegiert. Für elektrische Busse und Lkw gilt ab 2027 ein Multiplikator von 4, der anschließend schrittweise bis 2040 auf den Faktor 1 abgesenkt wird. Damit sollen gezielt Anreize in einem Segment gesetzt werden, das als besonders schwer elektrifizierbar gilt. Neu ist außerdem die Erweiterung der anrechenbaren Stromquellen. Ab 2028 kann neben Wind- und Solarstrom auch Strom aus Biomasse, Biogas, Deponie- und Klärgas angerechnet werden, auch bei Zwischenspeicherung. Dies eröffnet insbesondere bestehenden Biogasanlagen neue Perspektiven im Zusammenspiel mit Ladeinfrastruktur. Zudem wird biogener Wasserstoff erstmals explizit als Erfüllungsoption verankert und mit einem Multiplikator von 2 angerechnet. Er kann nur im Verkehrssektor angerechnet werden. Die Bundesregierung plant allerdings laut dem mit verabschiedeten Entschließungsantrag, bei der EU anzufragen, die Nutzung von biogenem Wasserstoff in der Industrie zu prüfen. Von Marcel Rothenstein THG-Quote % % 2026 12.00 2027 17.50 2028 19.50 2029 22.50 2030 26.50 2031 30.00 2032 33.00 2033 36.00 2034 38.00 2035 41.00 2036 46.00 2037 51.00 2038 56.00 2039 61.00 2040 65.00 Multiplikatoren RFNBO Strom Strom, schwere Nutzfahrzeuge Biogener Wasserstoff 2026 3.0 3.0 -- 2.0 2027 3.0 3.0 4.0 2.0 2028 3.0 3.0 4.0 2.0 2029 3.0 3.0 4.0 2.0 2030 3.0 3.0 4.0 2.0 2031 3.0 3.0 4.0 2.0 2032 3.0 3.0 4.0 2.0 2033 3.0 3.0 4.0 2.0 2034 3.0 3.0 4.0 2.0 2035 3.0 2.0 3.5 2.0 2036 3.0 1.0 3.0 2.0 2037 2.5 1.0 2.5 2.0 2038 2.0 1.0 2.0 2.0 2039 1.5 1.0 1.5 2.0 2040 1.0 1.0 1.0 2.0 Obergrenzen % Konventionell Annex Ixb 2026 4.9 1.9 2027 4.9 1.9 2028 4.6 1.9 2029 4.7 1.9 2030 4.9 1.9 2031 5.0 2.0 2032 5.5 2.0 2033 5.8 2.3 2034 5.8 2.3 2035 5.8 2.4 2036 5.8 2.4 2037 5.8 2.6 2038 5.8 2.6 2039 5.8 2.8 2040 5.8 2.8 Unterquoten % Annex Ixa RFNBO 2026 2.0 0.1 2027 3.0 0.1 2028 3.0 0.5 2029 3.0 0.5 2030 3.5 1.5 2031 4.0 1.5 2032 4.5 3.0 2033 5.0 3.5 2034 5.5 4.0 2035 6.0 5.0 2036 6.7 6.0 2037 7.0 7.0 2038 7.5 8.0 2039 8.0 9.0 2040 9.0 10.0 Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. 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