Mercuria, Trafigura enter Singapore’s bunker market

: Oil products
20/04/21

Global trading firms Mercuria and Trafigura have entered the physical bunker market in Singapore for the first time, in a move that the government said will help boost supply of low-sulphur marine fuel.

The Maritime and Port Authority of Singapore (MPA) awarded two new bunker supplier licences to Minerva Bunkering and TFG Marine on 20 April. Minerva Bunkering is a 100pc-owned subsidiary of Mercuria Energy. TFG Marine is a marine fuels supply and procurement joint venture between Trafigura and shipowners Frontline and Golden Ocean.

Mercuria's previous presence in Singapore has been in trading, while Trafigura has been active in the ex-wharf market. But neither firm has previously had a bunker licence.

The awards come after MPA's call for applications for new licences in December 2019.

The award comes at a turbulent time as Hin Leong, one of Singapore's largest oil trading firms, seeks bankruptcy protection. Hin Leong's subsidiary Ocean Bunkering Services (OBS) is currently absent from the spot market, after OBS suspended marine fuel deliveries.

The entry of the two new bunker suppliers will consolidate Singapore's position as the global bunkering and oil trading hub, according to a release by the MPA and Enterprise Singapore. This brings the total number of MPA-licensed bunker suppliers to 45 in the port of Singapore, including OBS.

The entry of two new players into Singapore's bunker market is also expected to increase the supply of marine fuel that is compliant with the International Maritime Organization 2020 sulphur regulations.

"Minerva Bunkering and TFG Marine will also be required to each operate at least two clean energy dual-fuelled bunker barges. This will help drive more sustainable bunkering activities in the Port of Singapore," said the release.

By Andrew Khaw

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26/06/18

US-Iran-Abkommen stützt THG-Kosten in Kraftstoffen

Hamburg, 18 June (Argus) — Die Preise für deutsche THG-Minderungen sind seit der Ankündigung eines Friedenabkommens zwischen den USA und Iran wieder gestiegen, nachdem sie zuvor unter Druck gestanden hatten. Die steigenden Preise für Minderungen dämpfen dabei den Rückgang der inländischen Preisniveaus für Kraftstoffe im Großhandel. Die Preise für Dieselkraftstoff in Deutschland sind zwischen dem 11. und 17. Juni um etwa 8,70 €/100 l zurückgegangen - hauptsächlich, weil zugrundeliegende ICE Gasoil Futures gesunken sind. Der Preisrückgang wurde jedoch dadurch gemildert,dass die in den Großhandelspreisen enthaltenen Erfüllungskosten für die THG-Quote im gleichen Zeitraum um etwa 1,20 €/100 l angestiegen sind (siehe Grafik). Ohne den Anstieg der THG-Erfüllungskosten wären die Großhandelspreise wahrscheinlich entsprechend stärker gesunken. Auslöser für den Anstieg der THG-Erfüllungskosten sind ebenfalls die jüngste Aufwärtsbewegung der ICE Gasoil Futures, der infolge der geopolitischen Entspannung einsetzte. Günstigere Preise für Gasöl veranlassten Marktteilnehmer, sich wieder verstärkt mit fossilen Kraftstoffen einzudecken anstelle von Biokrafstoffen. Der erhöhte antizipierte Absatz fossiler Produkte in Deutschland erhöht bereits jetzt die Nachfrage nach THG-Minderungen, um die Vorgaben der Quote zu erfüllen und ließ so Preise für Minderungen steigen. Vor der Ankündigung hatten hohe ICE Gasoil Futures und niedrige Prämien für hydrierte Pflanzenöle (HVO) im Handelszentrum Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (ARA) die Wirtschaftlichkeit physischer Erfüllungsoptionen, wie Biokraftstoff verbessert. Insbesondere die Beimischung von fortschrittlichem HVO war im Vergleich zum Zukauf von THG-Minderungen attraktiver geworden. Dies resultierte in einer geringeren Nachfrage für Minderungen der Kategorie "Andere" des aktuellen Erfüllungsjahres und dämpfte deren Preisniveau (siehe Grafik). Mit dem jüngsten Preisrückgang der ICE Gasoil Futures hat sich dieses Verhältnis jedoch wieder umgekehrt. Die relative Attraktivität der physischen Beimischung hat durch höhere Prämien in ARA abgenommen, wodurch Marktteilnehmer verstärkt auf den Kauf von Minderungen ausweichen. Von Ricco Schalamon und Marcel Rothenstein Deutsche THG-Minderung, ICE Gasoil Futures THG-Erfüllungskosten und Inlandspreise für Diesel Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

EU verschärft Nachweisregeln für Biokraftstoffe

26/06/18

EU verschärft Nachweisregeln für Biokraftstoffe

Hamburg, 18 June (Argus) — Die Europäische Kommission bereitet umfassende Änderungen bei der Zertifizierung von Biokraftstoffen vor. Ein vorläufiger Entwurf zur Überarbeitung der EU-Durchführungsverordnung zur Nachhaltigkeitszertifizierung, der Argus vorliegt, sieht vor, dass Nachhaltigkeitsnachweise (Proof of Sustainability, PoS) entlang von Lieferketten rückwirkend für ungültig erklärt werden können. Kern des Vorschlags ist eine Regelung, nach der PoS aufgehoben werden können, wenn einem Unternehmen aufgrund schwerwiegender oder kritischer Verstöße die Zertifizierung entzogen wird. Alle PoS, die während eines Zeitraums der Nicht-Konformität ausgestellt wurden, würden in diesem Fall zurückgezogen, wodurch auch nachgelagerte Nachhaltigkeitsansprüche entlang der Lieferkette ungültig würden. Im Mittelpunkt der vorgesehenen Änderungen steht eine Ausweitung der EU-Datenbank für Biokraftstoffe (Union Database, UDB). Diese ist als Rückverfolgungssystem konzipiert, das Transaktionen mit Nachhaltigkeitsnachweisen und Daten zur Herkunft der eingesetzten Rohstoffe verknüpft. Dem Entwurf zufolge müssten künftig sämtliche Transaktionen und Nachhaltigkeitsdaten in der UDB erfasst werden, sodass ihre Nutzung faktisch zur Voraussetzung für die Teilnahme an europäischen Märkten für erneuerbare Kraftstoffe würde. Der Anwendungsbereich der Datenbank soll zudem über den Verkehrssektor hinaus erweitert werden und auch flüssige und gasförmige erneuerbare Kraftstoffe sowie recycelte kohlenstoffbasierte Kraftstoffe in mehreren Sektoren umfassen. Audit-Ergebnisse sollen direkt in die UDB eingespeist werden, sodass Behörden ungültige PoS identifizieren und annullieren können. Der Entwurf verschärft zudem die Vorgaben zum Massenbilanzsystem. Künftig sollen physische Warenströme, Lagerbestände und Erträge detaillierter überprüft werden. Gleichzeitig werden strengere Anforderungen an die Unterteilung von Grundstoffkategorien gestellt sowie härtere Sanktionen eingeführt. Zugleich wird die Rolle der UDB im Biomethanmarkt gestärkt, indem Nachhaltigkeitsinformationen mit Herkunftsnachweisen (Guarantees of Origin, GoOs) verknüpft werden. Das System soll erneuerbare Gase von der Produktion über die Einspeisung ins Netz bis hin zu Handel, Entnahme und Endverbrauch nachverfolgen. Ziel ist es, Doppelanrechnungen und Mehrfachzuordnungen von Umweltwirkungen über verschiedene Regelwerke hinweg zu verhindern. Strengere Prüfanforderungen Der Entwurf verschärft die Anforderungen an Zertifizierung und Verifizierung insgesamt. Zertifizierungsstellen müssten künftig detaillierte Auditberichte vorlegen, die zusätzlich überprüft werden, wodurch die Kontrolle der Prüfer selbst intensiviert wird. Unternehmen wären verpflichtet, Beschwerden innerhalb von 30 Tagen zu beantworten und ihre Berichterstattung auszuweiten, etwa durch vierteljährliche Angaben zur Rohstoffherkunft, zertifizierten Produktion und beteiligten Marktakteuren. Gleichzeitig soll die Aufsicht stärker bei den Mitgliedstaaten liegen und die Abhängigkeit von privatwirtschaftlichen Zertifizierungssystemen reduziert werden. Für Abfall- und Reststoffströme führt der Entwurf strengere Prüfstandards ein. Besonderes Augenmerk gilt Grundstoffen mit erhöhtem Betrugsrisiko oder fehlerhafter Klassifizierung, darunter Altspeiseöl (UCO), Palmölmühlenabwässer (POME), Destillierte Palmfettsäure (PFAD), Bleicherde (SBE), Säureöle, tierische Fette sowie weitere in Anhang IX A und B der Renewable Energy Directive (RED) aufgeführte Rohstoffe. Zertifizierungsstellen sollen künftig nicht nur Dokumente prüfen, sondern auch beurteilen, ob die deklarierten Mengen physisch plausibel sind. Auditoren müssen überprüfen, ob etwa Restaurants, Schlachthöfe, Lebensmittelverarbeiter oder Palmölmühlen realistisch die angegebenen Mengen erzeugen können. Damit wird faktisch ein "physischer Plausibilitätstest" in die Nachhaltigkeitszertifizierung eingeführt. Der Entwurf führt konkrete quantitative Prüfgrenzen für Palmöl-Reststoffe ein. Prüfer müssen sicherstellen, dass die Mengen an POME 3 t je Tonne produzierten Rohpalmöls (CPO) nicht überschreiten und nicht mehr als 0,7 % rückgewinnbares POME enthalten. Die Mengen leerer Fruchtbündel (EFB) dürfen die produzierte CPO-Menge nicht überschreiten, während die daraus extrahierten Mengen an POME und EFB-Öl 21 kg je Tonne CPO nicht übersteigen dürfen. Alle Daten müssen in der UDB erfasst und mit den technischen Produktionskapazitäten abgeglichen werden. Auffällige Mengen würden als schwerwiegender Verstoß gewertet. Der Entwurf verschärft außerdem die Rückverfolgbarkeit entlang der gesamten Lieferkette. Sammelstellen, Händler und Verarbeiter sollen detaillierte Aufzeichnungen führen, die jede Lieferung eindeutig ihrer Herkunft zuordnen. Auditoren müssen Abfallströme bis zu ihrem Ursprung zurückverfolgen und mit Betriebsdaten, Lieferantennachweisen und UDB Einträgen abgleichen. Bei Vor-Ort-Kontrollen sind sie zudem verpflichtet, Proben von Grundstoffen und Kraftstoffen zu entnehmen, die von unabhängigen Laboren analysiert werden. Indirekte Landnutzungs- und Rohstoffklassifizierung Der Entwurf hält am bestehenden Rahmen der RED für Grundstoffe mit geringem Risiko indirekter Landnutzungsänderungen (Low-ILUC) fest, verschärft jedoch sowohl die Prüf- als auch die Zulassungskriterien. Zwischenfrüchte, die zwischen oder parallel zu Hauptnahrungs- oder Futtermittelpflanzen angebaut werden und typischerweise im selben Jahr auf derselben Fläche wachsen, sollen künftig nur noch in Regionen anrechenbar sein, in denen klimatische Bedingungen lediglich eine Ernte pro Jahr zulassen. Zusätzliche Kulturen auf Flächen mit bereits mehrjähriger Mehrfachernte werden damit ausgeschlossen. Gleichzeitig werden die Anforderungen an die sogenannte "Zusätzlichkeit" verschärft, insbesondere durch eine genauere Prüfung von Ertragssteigerungen und Produktionsdaten, die Low-ILUC Nachweise untermauern. Darüber hinaus verschärft der Entwurf die Klassifizierung von Grundstoffen. Künftig soll der wirtschaftliche Wert sowie der primäre Verwendungszweck eines Materials stärker berücksichtigt werden, um zu verhindern, dass höherwertige Produkte als Abfälle oder Reststoffe deklariert werden. Von Christian Hotten, Anna Prokhorova und Marcel Rothenstein Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

Opec revises 2050 oil demand forecast higher

26/06/18

Opec revises 2050 oil demand forecast higher

London, 18 June (Argus) — Opec has raised its long-term oil demand forecast and put greater emphasis on what it sees as a continuing shift in energy-transition policy, pointing to governments and companies placing more weight on energy security, affordability and oil and gas investment. The 2026 World Oil Outlook (WOO) puts global oil demand at 124.1mn b/d in 2050, up from 122.9mn b/d in last year's report. Its 2030 forecast is unchanged at 113.3mn b/d, while its 2040 projection rises to 121.7mn b/d from 120mn b/d in the 2025 WOO. The upward revision to the 2050 forecast is modest, but the policy framing is firmer than last year. Opec says the "shift in energy transition narratives" identified in the 2025 WOO has continued over the past year, with more countries seeking what it calls a "more balanced approach" that takes in energy security, availability and affordability as well as emissions reductions. The WOO says recent geopolitical tensions have prompted major energy consumers to rethink their positioning in global energy markets, although it treats current market volatility as a short-term issue rather than a direct driver of its long-term forecasts. The report also says major energy companies are "re-orienting themselves towards a focus on oil and gas", after previously presenting themselves more broadly as "energy solution providers". Opec does not provide a direct reconciliation of the higher 2050 oil demand number. But its regional tables show the increase from last year's WOO is concentrated mainly in the OECD and Africa, partly offset by a lower projection for China. OECD demand is still projected to decline over the long term, but to 38mn b/d in 2050, compared with 37.2mn b/d in the 2025 WOO. African demand is put at 9.2mn b/d, up from 8.8mn b/d, while China's 2050 forecast is lower at 18mn b/d, compared with 18.4mn b/d last year. India remains the largest single source of long-term oil demand growth, although its 2050 forecast is little changed. Opec sees Indian demand rising from 5.6mn b/d in 2025 to 13.8mn b/d in 2050, compared with a 2050 forecast of 13.7mn b/d in last year's WOO. Non-OECD demand is projected to rise by 26.9mn b/d between 2025 and 2050, while OECD demand falls by 7.9mn b/d. Last year's WOO saw non-OECD demand increasing by 27.7mn b/d and OECD demand declining by 8.5mn b/d between 2024 and 2050, so direct growth comparisons are affected by the shifted base year. The sectoral drivers are broadly unchanged. Road transport, petrochemicals and aviation remain the three largest sources of incremental oil use. Opec now sees road transport demand rising by 5.7mn b/d to 2050, aviation by 4.2mn b/d and petrochemicals by 4.6mn b/d. Last year's WOO put the comparable increases at 5.3mn b/d, 4.2mn b/d and 4.7mn b/d, respectively, although from a 2024 rather than 2025 base. On supply, the broad outlook is little changed. Opec sees global liquids supply rising to 124.2mn b/d by 2050, compared with 123mn b/d in last year's WOO. Supply from producers outside the Opec+ alliance is seen plateauing at around 60mn b/d in the 2030s, while Opec+ producers' share of global liquids supply again rises to 52pc by 2050, from 48pc in 2025. Last year's WOO also put the group's 2050 share at 52pc. Opec puts cumulative oil-related investment needs at $17.7 trillion over 2026-50, including $14.5 trillion upstream, $1.9 trillion downstream and $1.3 trillion midstream. Last year's WOO estimated $18.2 trillion over 2025-50, including $14.9 trillion upstream, but the comparison is affected by the different forecast window and dollar basis. Opec also sees downstream balances tightening later this decade. The deficit between required and net potential refining capacity is projected to rise to more than 1.5mn b/d by 2030, as demand growth outpaces net capacity additions, particularly in Asia-Pacific. The 2026 WOO lists 4.9mn b/d of refining additions in 2026-30, compared with 5.8mn b/d in last year's outlook for 2025-30, while global refinery utilisation rises from 80.8pc to 82.7pc over 2025-30. By James Keates Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . All rights reserved.

Brazil’s central bank cuts target rate to 14.25pc

26/06/17

Brazil’s central bank cuts target rate to 14.25pc

Sao Paulo, 17 June (Argus) — Brazil's central bank lowered its target rate by a quarter point to 14.25pc today in its fourth meeting of 2026, while ongoing uncertainty over the Mideast Gulf war continues to weigh on the outlook. The decision to lower the rate, announced on Wednesday, followed similar 0.25pc cuts in March and April . Domestically, economic activity appears to be recovering from the previous quarter, and the labor market shows signs of resilience, the central bank's monetary committee Copom said. Despite inflation risks continuing to be higher than usual, the committee decided to maintain its cutting trajectory, it said. In the US, Federal Reserve policymakers kept the target rate unchanged Wednesday for a fourth meeting this year while penciling in a possible rate hike by the end of the year. Brazil's headline inflation accelerated to an annual 4.72pc in May . Inflation expectations, as calculated by the bank's Focus survey, remain above target at 5.3pc for 2026 and 4.1pc for 2027. Economic growth slowed to an annual 1.8pc in the first quarter, according to official statistics agency data. For full-year 2025, GDP growth slowed to 2.3pc from 3.4pc in 2024 By João Curi Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . All rights reserved.

Iranian oil likely to return to mainstream fleet

26/06/17

Iranian oil likely to return to mainstream fleet

New York, 17 June (Argus) — The non-sanctioned crude tanker market could see a surge in demand if the pending peace deal between the US and Iran lifts penalties that have weighed on Iranian oil for years, according to shipowners at the Marine Money Conference in New York this week. Iranian crude is commonly transported on "shadow fleet" vessels, older, poorly insured ships that are used to bypass western sanctions to transport sanctioned crude to global markets. The draft of the 14-point memorandum between the US and Iran, leaked yesterday, included the lifting of western sanctions and the issuance of waivers for exports of Iranian crude , petrochemical products and their derivatives, and all related services, including banking, insurance and transportation. "Part of the agreement is that Iranian oil comes back into the fold, and that would certainly mean, over time, this oil will be transported on (mainstream) vessels," Capital Tankers chief executive Jerry Kalogiratos told the conference. Once Iranian oil is treated the same as other non-sanctioned crude, there will be no incentive for importers to use the "sub-standard ships", he said. Iranian oil that may be relieved of sanctions under the US-Iran agreement is a completely "new barrel" to the compliant fleet, shipowner Frontline's chief executive Lars Barstad said on the panel. Heightened demand for Iranian crude transported on mainstream fleet tankers could help support rates for crude tankers. The US Office of Foreign Assets Control's (OFAC) issuance of a general license on Venezuelan crude earlier this year — after the US captured the country's president and the subsequent increase in Venezuelan exports carried by compliant ships — has had a similar supportive effect on crude rates out of the US Gulf coast . "It's an exceptional deal for Iran," said OFAC's former head of policy Stephanie Connor at the same conference. Before the US-Iran conflict, China's independent refining industry was one of the main importers of Iranian crude, despite the US sanctions. With the issuance of a general license on Iranian export, countries that were sanctioned by the US would be incentivized to buy Iranian crude . "If OFAC issues a general license on Friday, that's great, for some people," Connor said. "Mostly US adversaries who are already trading in Iran, despite US sanctions." By Delfina Marchese and Charlotte Bawol Send comments and request more information at feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . All rights reserved.

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