Carbon markets
Overview
Carbon markets are developing as a crucial economic lever in the challenge of reversing the accumulation of greenhouse gases in the Earth’s atmosphere, while CO2 remains a key factor in a range of industrial sectors.
National governments are embracing carbon markets, with a proliferation of carbon pricing policies worldwide. The private sector is channelling finance into projects that generate carbon emissions reductions and removals to mitigate their hard-to-abate emissions.
And the United Nations is making progress in building a global marketplace for carbon emissions reductions that will facilitate nations’ attempts to meet their obligations under the Paris Agreement.
Industrial sectors remain a key source of CO2 emissions and consumption, with innovation looking towards sustainable methods of production and utilisation.
Argus is setting the stage for an extended period of growth, evolution and interconnection of carbon market participants and initiatives.
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Ausblick eFuels: Von Mandat zu Markt?
Ausblick eFuels: Von Mandat zu Markt?
Hamburg, 20 January (Argus) — Ab 2026 müssen Inverkehrbringer in Deutschland erstmals eine RFNBO-Quote erfüllen, doch Marktteilnehmer rechnen aufgrund der geringen Produktverfügbarkeit damit, dass die meisten Unternehmen diese Quote nicht erfüllen werden. Langfristig könnten neue Projekte und regulatorische Impulse dennoch Bewegung in den eFuel-Markt bringen. Die Bundesregierung hat am 10. Dezember im Rahmen der RED III neben der Anpassung der THG-Quote auch die Einführung eines Mindestmandats für erneuerbare Kraftstoffe nicht-biogenen Ursprungs (RFNBO) beschlossen, welche durch das Inverkehrbringen von beispielsweise eFuels oder grünem Wasserstoff erfüllt werden kann. Dies bedeutet, dass verpflichtete Unternehmen wie Ölkonzerne und Kraftstoffimporteure einen gewissen Anteil der von ihnen in Verkehr gebrachten Energie durch RFNBOs erbringen müssen. Die zu erfüllende RFNBO-Menge entspricht hierbei zunächst 0,1 % des gesamten in Verkehr gebrachten Energiemixes der jeweiligen Inverkehrbringer und steigt bis 2040 schrittweise auf 8 % an. Gleichzeitig waren RFNBOs bereits vorher Erfüllungsoptionen der THG-Quote und werden wie auch Strom für Elektrofahrzeuge dreifach auf die Erfüllung der Quote angerechnet. Bei Nichterfüllung des RFNBO-Mindestmandats drohen verpflichteten Unternehmen Strafzahlungen in Höhe von 120 €/GJ. Für das Jahr 2026 antizipieren Inverkehrbringer allerdings eine flächendeckende Nichterfüllung dieser Unterquote. Dies ist vor allem auf die geringe Produktverfügbarkeit von RFNBOs in Deutschland zurückzuführen. So berichtet etwa ein verpflichtetes Unternehmen gegenüber Argus im vergangenen Jahr lediglich 3.000 Liter RFNBO in Verkehr gebracht zu haben. Aufgrund dieser geringen physischen Verfügbarkeit hatten sich bereits 2025 mehrere Unternehmen dafür ausgesprochen, den Start der Unterquote frühestens ab 2028 anzusetzen, um die Gefahr von Engpässen zu reduzieren und somit dafür zu sorgen, dass die Erfüllung der Quote überhaupt möglich ist. Langfristig erhoffen sich Inverkehrbringer von der Einführung einer solchen Unterquote, dass die daraus entstehende Nachfrage Investitionen in die Produktion von eFuels anstoßen könnte. Hoffnung für eFuel-Enthusiasten weckt zudem die geplante Anpassung des sogenannten EU-Verbrennerverbots. Neue Regelungen könnten es erlauben, auch nach 2035 weiterhin Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor zuzulassen, sofern diese ausschließlich mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden. Dies würde das potenzielle Absatzvolumen für eFuels deutlich vergrößern und damit weitere Investitionsanreize schaffen. Aktuell sind jedoch nur wenige Projekte absehbar, die künftig relevante RFNBO-Mengen für den deutschen Straßenverkehr bereitstellen könnten. German eFuel One plant ab 2028 jährlich rund 75 Mio. l synthetisches E10-Benzin in Deutschland herzustellen. Darüber hinaus könnte etwa der französische Hersteller Lhyfe, der 2025 in Schwäbisch Gmünd eine Produktionsanlage für grünen Wasserstoff in Betrieb genommen hat, perspektivisch zusätzliche RFNBO-Mengen für den deutschen Markt bereitstellen. Als weiterer Anwendungsfall zeigt die Partnerschaft von Rheinmetall und Ineratec, dass eFuels auch im Verteidigungsbereich eine Rolle spielen können, etwa um die strategische Unabhängigkeit von internationalen Lieferketten zu verbessern. Eine zentrale Herausforderung für den breiten Markthochlauf bleiben jedoch die hohen Produktionskosten, die vor allem durch vergleichsweise hohe Strompreise in Europa getrieben werden. Aktuell wird synthetisches Benzin beispielsweise an mindestens einer deutschen Tankstelle bei Bremen mit einem Preisaufschlag von rund 60 Cent/l gegenüber konventionellem E10 angeboten. Mit zunehmender Skalierung der Produktion und dadurch wachsender Produktverfügbarkeit rechnen Inverkehrbringer jedoch damit, dass die Kosten pro produziertem Liter eFuel zurückgehen, und somit die Preisdifferenz zu herkömmlichem Benzin schrittweise abnimmt. Von Marcel Pott und Max Steinhau Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2026. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.
Nachfrageanstieg treibt THG-Zertifikatspreise
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.
HVO-Preisanstieg zum Januar fundamental unbegründet
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.
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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