Benelux bitumen buyers widen search as shortages bite

Spanish Market: Oil products
09/07/26

Operational issues affecting bitumen cargo deliveries into Antwerp have added to northwest European supply tightness caused by refinery shutdowns and problems, forcing some Benelux buyers to seek alternative supply sources.

Market participants pointed to long waiting times at the 60,000t capacity ATPC terminal at Antwerp, currently run by Rubis. One market participant said a recent strike at Antwerp port by the vessel pilots association caused delays in transferring incoming cargo volumes into the terminal, adding that related logistical issues had led to difficulties and delays in completing ship-to-ship (STS) transfers from large to smaller vessels.

An official familiar with Rubis' Antwerp operations said the 36,819dwt Palanca River, which arrived in the port area with a large cargo loaded at Agioi Theodoroi, Greece, was having to wait for a berth at Antwerp. He said the vessel had transferred some of its cargo into the 8,500dwt Windpower at a lay berth, with the latter ship then delivering a part-cargo into ATPC, an STS operation that is set to be repeated in the coming days.

The Antwerp issues have added to northwest European supply tightness caused by refinery turnarounds and problems, especially in France, and reduced bitumen production across the region because of restricted supply of Mideast Gulf bitumen-yielding crudes. The combination of factors has forced some Benelux buyers to seek alternative bitumen truck flows from Germany and from as far as northern Italy.

French buyers are still struggling to access truck volumes from North Atlantic's Port Jerome refinery in northern France, although cargo loadings appear to be proceeding normally.

TotalEnergies' Donges refinery on the French Atlantic coast is still absent from the bitumen market after a planned maintenance shutdown that was due to have ended in late June, while the firm's Gonfreville refinery in northern France has faced persistent production issues, factors that have drastically hit French bitumen availability during the peak demand season.

In a wider region where spot availability is limited, market participants point to some supplies from Shell's 187,000 b/d Godorf refinery in western Germany. But another participant said waiting times had increased to more than 20 hours, creating a backlog of trucks waiting to load. German supply has tightened significantly because of a shortage of heavy sour crudes. Most German refineries are now reliant on sweeter grades, which typically yield less bitumen.

Some Belgian buyers have been forced to increase imports from northern Italy to alleviate the supply tightness. Output at Eni's Sannazzaro and Iplom's Busalla refineries remained high throughout May and June. Some ex-Busalla truck export prices, which do not attract Italy's €31/t duty on domestic bitumen sales, were indicated by traders this week at €460-470/t ex-works, lower than the domestic Argus Italy truck price assessment of €520-540/t ex-works, which includes the tax.

An anticipated slowdown in European construction work and bitumen demand from mid-July to late August due to the summer holiday period will probably reduce supply pressures, while allowing suppliers and end-users to build up stocks before seasonal activity ramps up again from September.

By Navneet Vyasan

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17/07/26

Ghana’s PHDC to start phase one build by year end

Accra, 17 July (Argus) — Ghana's privately-owned Petroleum Hub Development Corporation (PHDC) is set to start first phase construction of its $60bn 900,000 b/d refinery project by the end of the year, the company's operations and technical director Kwabena Owusu Abrokwa told Argus on the sidelines of the GhIPCON conference in Accra. PHDC is waiting for compensation to be paid out by the state to those affected by the acquisition of land for the project, Abrokwa said. After that process is completed this year, construction should begin at the site for the first phase of the petroleum hub project by year-end. The first of three 300,000 b/d refineries and a 90,000 b/d petrochemical plant are planned in a first phase, along with 3mn m³ of storage tank capacity and a jetty. The first phase will take five years to complete. Initial agreements and contracts are signed for the first phase of the project to begin once land acquisition and compensation processes are resolved. Argus previously reported PHDC signing an initial agreement with Mighty Gager on 17 March to build 2mn t of oil storage tanks. The first phase is "almost taking off in terms of construction", Abrokwa said. The payment of adequate compensation and excess land purchase have been part of the "most significant issue" besetting the project, the company's deputy head Halimatu Sadia Abdulai previously said on 17 March . PHDC reduced the land holdings for the project from 20,000 acres to 12,500 acres in response to local petitioning against its scope, according to Abrokwa. PHDC will retain access to wetlands on the planned site, which the company seeks to preserve, he said. The location of the proposed refining hub in Jomoro, southwest Ghana, will allow the project to accept any sized vessel in the world, Abrokwa said, compared with the existing port of Tema, which serves the state-owned 45,000 b/d Tema and privately-owned 40,000 b/d Sentuo refineries east of Accra. Waters offshore Jomoro are as deep as 27 metres, compared with around 16 metres in Tema, according to Abrokwa. This would allow the refining complex to eventually take any sized crude cargo or load any sized vessel with refined products. Upon completion, the export-oriented PHDC refinery project would seek to supply west Africa and Africa more broadly with refined products from its refining and petrochemical complex, Abrokwa said. Road fuel demand in sub-Saharan Africa is due to rise strongly over the decades ahead because of population growth. Gasoil and gasoline demand are set to rise by 59pc and 50pc, respectively, from 2023 levels to 70mn t/yr and 60mn t/yr, according to consultancy Citac. Ghanaian fuel consumption alone grew by 15.3pc on the year to 4.5bn litres last year, head of Ghana's Chamber of Oil Marketing Companies Riverson Oppong told the conference. Fuel demand growth is strongly correlated to economic growth, where Ghana's economy grew by 6pc in 2025, according to the Ghana Statistical Service. By George Maher-Bonnett Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . All rights reserved.

Wie realistisch ist ein Markthochlauf von E20?

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.

Was passiert, wenn E5 den Schutzsortenstatus verliert?

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.

Iran says 200 ships sought Hormuz permits since June

14/07/26

Iran says 200 ships sought Hormuz permits since June

Dubai, 14 July (Argus) — More than 200 non-Iranian vessels co-ordinated with Iran's Persian Gulf Strait Authority (PGSA) to transit the strait of Hormuz in the three weeks after Tehran and Washington signed their memorandum of understanding (MoU) last month, the authority said on Tuesday. The PGSA was formed as part of Tehran's push to tighten control over shipping in and around the critical strait of Hormuz after the start of the US-Israel war with Iran in late February. Tehran has required vessels seeking to transit the strait to apply in advance for a permit from the PGSA. In many cases, this also involved paying a fee to the authority. This fee was waived for 60 days as part of the MoU signed on 18 June, which was intended to lay the groundwork for reopening the strait to commercial shipping, ending the fighting and starting talks towards a final peace deal. But tensions over control and administration of the strait resurfaced last week as Iran and the US began exchanging fire. Iran declared the strait closed again over the weekend of 11-12 July, and US president Donald Trump announced on Monday that Washington would reimpose a naval blockade on Iran. "Prior to the recent provocations by US forces in the region that led to the closure of the strait, more than 200 non-Iranian vessels co-ordinated with the PGSA during the three weeks following the signing of the memorandum of understanding," the authority said. A breakdown published by the PGSA showed that 41pc of vessels applying for permits were "oil tankers". Bulk carriers accounted for 27pc, container ships 18pc and LNG carriers 2pc. The PGSA said 53pc of vessels submitting requests were travelling eastbound through the strait to exit the Mideast Gulf, while the remaining 47pc were westbound and entering the Gulf. Of the eastbound vessels, 21pc were destined for China, 20pc for India and 29pc for elsewhere in Asia-Pacific. Another 22pc were travelling to destinations in the wider Middle East region, including ports in Oman, Saudi Red Sea ports and the UAE port of Fujairah. Of the westbound vessels, 21pc originated in India, 19pc in China and 20pc from other Asian countries. The PGSA said 24pc of vessels entering the Mideast Gulf through the strait originated from ports "within the region". The PGSA said 79pc of vessels that co-ordinated with it before transiting the strait also took out insurance cover from the authority. It said 14pc of vessels that had applied were still awaiting permits. It has taken the PGSA an average of 50 hours to issue permits, the authority said. Rival routes Ship transits through the strait of Hormuz have collapsed since the weekend to levels not seen since the early days of the war. At the heart of the latest flare-up is a dispute between Tehran and Washington over the management of the strait. The broadly worded MoU signed last month called for Iran to "make arrangements… for the safe passage of commercial vessels". Tehran interpreted that clause as giving it total control over which vessels can use the waterway and which route they should take. The US has rejected that interpretation. Iran has prescribed a northern route through the strait along the Iranian coastline, arguing that other routes remain unsafe because naval mines have yet to be cleared. But the US has promoted a southern route through the strait along the Omani coastline. Washington has said 380mn bl of crude exited the Mideast Gulf, and more than 800 ships passed through the strait via this route, between 18 June and 10 July — roughly the same period covered by the PGSA data. By Nader Itayim Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . All rights reserved.

Court challenge hangs over CARB market updates

13/07/26

Court challenge hangs over CARB market updates

Houston, 13 July (Argus) — California regulators want to implement new cap-and-invest rules on 1 September, but a lawsuit by an environmental justice group may complicate the rollout. The group Communities for a Better Environment (CBE) filed a lawsuit on 1 July that alleges that the California Air Resources Board (CARB) violated the California Environmental Quality Act (CEQA) by adopting the carbon market amendments based on an inadequate environmental impact assessment, particularly regarding a proposed industrial decarbonization incentive. The timeline for a legal resolution is uncertain. CBE filed a similar lawsuit in 2024 against the agency's Low Carbon Fuel Standard amendments that is still moving through the courts. Tick tock The wild card in the short term is how fast the courts would decide on CBE's request to stop CARB from implementing its regulations while the case moves forward, said Matthew Dobbins, a partner at law firm Vinson & Elkins and a member of its environment and natural resources team in Houston. "I don't know that the environmental group here would necessarily be able to show imminent and irreparable harm per se to get an injunction," Dobbins said. A pause in CARB's ability to implement the program changes would have ripple effects inside and outside California. Industrial participants covered by the program would get 137mn metric tonnes (t) of free carbon allowances over 2027-30 under the new regulations, but only 106mn t under the current regulations if an injunction is granted. Recipients include refiners, chemical manufacturers, cement producers and hydrogen makers. Additionally, a delay would prevent the introduction of a free allowance allocation benchmark for biofuel production in the state. It also would stall the development of CARB's new manufacturing decarbonization incentive. While the near-term effect on allowance supply would be limited, it could slow efforts to encourage carbon capture and storage projects tied to California's 2045 net-zero goal. The Western Climate Initiative, a joint carbon market between California and Quebec, is aiming for Washington state to join as soon as next year . But Washington needs California to complete its rulemaking, so it can adopt its own changes to ensure compatible programs. "At least in terms of the trial court we can get a sense fairly quickly which way the judge is going to lean," said Daniel Farber, the faculty director at the University of California, Berkeley Center for Law, Energy & the Environment. Splitting hairs The longer the case goes on without an injunction, the more immaterial CBE's arguments may become. "They sort of risk being in a situation where the lawsuit becomes increasingly irrelevant," Farber said, adding that a lengthy legal process could give CARB time to address any deficiencies while moving ahead with the program. This is not the first time California's cap-and-invest program has been drawn into a CEQA case. A San Francisco Superior Court judge in March 2011 directed CARB to halt implementation of the program until the agency addressed CEQA-related deficiencies with its climate change scoping plan. CARB appealed that ruling, which a state court of appeal overturned in 2012. But it is rare that a CEQA case brought before the court has no merit, according to Nico van Aelstyn, a partner in law firm Sheppard's real estate, energy, land-use and environmental practice. CBE could make a "fair argument" that by delivering the final environmental impact assessment (EIA) to board members on 26 May, there was insufficient time for consideration ahead of the vote days later, van Aelstyn said. But that does not mean CBE would ultimately prevail. Courts have historically given CARB deference on technical emissions matters. If a court requires CARB to redo its assessment, it could be at least six months before the agency is in a position to adopt new changes on a "better" final EIA, van Aelstyn said. CARB must first respond to CBE's petition before the judge can rule on a request to block implementation. By Denise Cathey Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . All rights reserved.

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