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Cost of government support for fossil fuels still high

  • : Coal, Crude oil, Emissions, Natural gas, Oil products
  • 21.11.24

The cost of government measures to support the consumption and production of fossil fuels dropped by almost a third last year as energy prices declined from record highs in 2022, according to a new report published today by the OECD. But the level of fiscal support remained higher than the historical average despite government pledges to reduce carbon emissions.

In an analysis of 82 economies, data from the OECD and the IEA found that government support for fossil fuels fell to an estimated $1.1 trillion in 2023 from $1.6 trillion a year earlier. Although energy prices were lower last year than in 2022, countries maintained various fiscal measures to both stimulate fossil fuel production and reduce the burden of high energy costs for consumers, the OECD said.

The measures are in the form of direct payments by governments to individual recipients, tax concessions and price support. The latter includes "direct price regulation, pricing formulas, border controls or taxes, and domestic purchase or supply mandates", the OECD said.

These government interventions come at a large financial cost and increase carbon emissions, undermining the net-zero transition, the report said.

Of the estimated $1.1 trillion of support, direct transfers and tax concessions accounted for $514.1bn, up from $503.7bn in 2022. Transfers amounted to $269.8bn, making them more costly than tax concessions of $244.3bn.

Some 90pc of the transfers were to support consumption by households and companies, the rest was to support producers. The residential sector benefited from a 22pc increase from a year earlier, and support to manufacturers and industry increased by 14pc. But the majority of fuel consumption measures are untargeted, and support largely does not land where it is needed, the OECD said.

The "under-pricing" of fossil fuels amounted to $616.4bn last year, around half of the 2022 level, the report said. "Benchmark prices (based on energy supply costs) eased, particularly for natural gas, thereby decreasing the difference between the subsidised end-user prices and the benchmark prices," it said.

In terms of individual fossil fuels, the fiscal cost of support for coal fell the most, to $27.7bn in 2023 from $43.5bn a year earlier. The cost of support for natural gas has grown steadily in recent years, amounting to $343bn last year compared with $144bn in 2018. The upward trend is explained by its characterisation as a transition fuel and the disruption of Russian pipeline supplies to Europe, the report said.


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14.01.25

Biomethan: Missbrauchsverfahren gegen THE gestartet

Biomethan: Missbrauchsverfahren gegen THE gestartet

Hamburg, 14 January (Argus) — Die Bundesnetzagentur hat auf Anfrage von acht Unternehmen der Biogasbranche ein besonderes Missbrauchsverfahren gegen Trading Hub Europe eingeleitet. Die deutsche Gasbörse hat die Bilanzkreise der Landwärme Service am 11. Oktober 2024 gekündigt. Dadurch sind Vertragspartnern wirtschaftliche Probleme entstanden. Ein Unternehmen, dem ein Bilanzkreis vom Marktgebietsverantwortlichen gekündigt wird, darf Biomethan weder liefern noch entgegennehmen. Vertragspartner der Landwärme Service (LWS) konnten deshalb von einem Tag auf den anderen nicht mehr auf die Mengen zugreifen, die von LWS oder ihnen selber zuvor schon in den Bilanzkreis eingespeist wurden. Somit haben sie für 2024 auch keinen Anspruch auf Nachweise über die Nachhaltigkeit ihres bereits erhaltenen oder eingespeisten Biomethans. Diese sind allerdings notwendig für Anlagenbetreiber, da diese in der Regel EEG-gefördert sind. Sollten sie bis Ende Februar keine entsprechenden Nachweise erhalten, könnten Unternehmen daher ihre EEG-Förderung verlieren. Kunden, Lieferanten und Produzenten, die einen Vertrag mit LWS hatten, mussten sich dementsprechend umorientieren und versuchten neue Lieferverträge zu etablieren. Dies steigerte auch die Nachfrage und verteuerte Biomethan in Deutschland im Oktober. Grund für die Anträge für ein Missbrauchsverfahren ist nun, dass die Vertragspartner von LWS noch immer keinen Zugriff auf ihre Mengen haben und auch keine Informationen erhalten haben, was mit diesen geschehen ist. Ein Antragsteller erklärte, dass er sich von dem Verfahren eine Wiederherstellung der Mengen oder eine finanzielle Kompensation erhofft. Trading Hub Europe soll den betroffenen Geschäftspartnern im November ein Angebot gemacht haben, zumindest einen Teil der Mengen gegen Zahlung eines Ausgleichsenergiepreises wieder in Biogasbilanzkreise einzustellen, so Unternehmen. Dieser Preis war für viele jedoch zu hoch angesetzt und hätte nur etwa 30 % der Mengen wiederhergestellt. Gleichzeitig wäre das Problem der Nachhaltigkeitszertifikate durch dieses Angebot weiterhin nicht gelöst. Viele der betroffenen Unternehmen wollten dieses Angebot nicht annehmen, da es weder attraktiv noch wirtschaftlich war. Die Anträge der Unternehmen gingen zwischen dem 17. Dezember und 20. Dezember 2024 bei der Bundesnetzagentur ein. Bei den Antragsstellern handelt es sich um die Biomethanproduzenten und -händler Verbio und EnviTec Energy, die Versorger STAWG – Stadt- und Städteregionswerke Aachen, Energie Schwaben und Stadtwerke Passau sowie die Biomethandienstleister und -händler GETEC Energy Management und GETEC Green Energy. Der genaue Grund für die Kündigung der Bilanzkreise ist nicht bekannt. Laut Trading Hub Europe (THE) ist eine außerordentliche Kündigung aus wichtigen Gründen möglich. Dies ist zum Beispiel der Fall, wenn gegen Bestimmungen trotz Abmahnung schwerwiegend verstoßen wurde, der Bilanzkreisverpflichtete seiner Verpflichtung einer Sicherheitsleistung oder Vorauszahlung nicht fristgerecht oder vollständig nachgekommen ist oder wenn dieser fahrlässig falsche oder unvollständige Angaben bei der Zulassung gemacht hat oder nicht über Änderungen der Angaben informiert hat. Ein weiterer Grund für eine Kündigung kann eine erhebliche Unterspeisung des Bilanzkreises sein, hier sei die Kündigung auch ohne wiederholten Verstoß und ohne Abmahnung möglich. Von Svea Winter Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

EU finalisiert Zölle auf chinesische Biokraftstoffe


03.12.24
03.12.24

EU finalisiert Zölle auf chinesische Biokraftstoffe

Hamburg, 3 December (Argus) — Die europäische Kommission wird ab Februar 2025 Zölle auf importierte chinesische Biokraftstoffe erheben. Dies geschieht in Reaktion auf ungewöhnlich große und teilweise falsch deklarierte Biokraftstoff-Importmengen aus China seit dem Frühjahr 2023. Die Zölle werden am 14. Februar 2025 in Kraft treten und fallen je nach betroffenem chinesischem Unternehmen unterschiedlich hoch aus. Je nachdem, wie kooperativ sich das jeweilige Unternehmen gegenüber der Europäischen Kommission bei den Ermittlungen zu etwaigen Betrugsfällen mit fortschrittlichen Biokraftstoffen gezeigt hat, liegt der Zollsatz zwischen 11,1 % und 36,6 %. Dies geht aus einem Dokument der Generaldirektion für Handel der Kommission hervor, das Argus vorliegt. Die vorläufig erlassenen Zölle wurden ursprünglich in einer Spanne von 12,8 % bis 36,4% festgelegt. Endgültig eingeführte Zölle gelten für gewöhnlich für eine Zeitspanne von fünf Jahren, allerdings kann eine Revision bereits nach dem ersten Jahr angefragt werden. Die Kommission bestätigt in dem Dokument außerdem, dass Nachhaltiger Flugzeugkraftstoff (SAF) von den Antidumping-Zöllen ausgeschlossen ist, da der Kraftstoff weder mit Biodiesel oder HVO austauschbar sei, noch mit diesen konkurriere. Verschiedene europäische Unternehmen und Verbände, darunter der finnische Produzent Neste und das European Biofuels Board (EBB) hatten zuvor gewarnt, dass durch den Ausschluss von SAF von den Zöllen der Flugzeugkraftstoff von verpflichteten Unternehmen zur Erfüllung von Dekarbonisierungsmandaten im Straßenverkehr genutzt werden könnte. Durch sogenannte Opt-Ins können Unternehmen in manchen EU-Staaten, zum Beispiel in den Niederlanden, nicht straßengebundene Kraftstoffe wie SAF auf die Erfüllung ihrer Mandate im Straßensektor anrechnen lassen. Als HVO jedoch Anfang November im Handelszentrum Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (ARA) teurer gehandelt wurde als SAF, gab es keine Anzeichen, dass der Flugzeugkraftstoff tatsächlich verstärkt im Straßenkraftstoffmarkt Einzug hielt. Seit Anfang 2023 erreichten große Mengen von meist als fortschrittlich deklariertem Biokraftstoff aus China den europäischen Markt. Das daraus resultierende Überangebot setzte europäische Produzenten unter Druck und senkte in Deutschland die Kosten zur Erfüllung der Treibhausgasminderungsquote . Von Simone Burgin & Max Steinhau Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

Bundesregierung verlängert Rosneft Treuhandverwaltung


02.09.24
02.09.24

Bundesregierung verlängert Rosneft Treuhandverwaltung

London, 2 September (Argus) — Die Bundesregierung hat die Treuhandverwaltung für die Rosneft Deutschland GmbH und der RN Refining & Marketing GmbH um weitere sechs Monate verlängert. Rosneft Russland plant jedoch, seine deutschen Tochterunternehmen bis Jahresende zu verkaufen. Es ist nicht bekannt, wer als möglicher Käufer von Rosneft Deutschland in Frage kommt. Bereits vor der dritten Verlängerung der Treuhandverwaltung im März gab das russische Mutterunternehmen an, sowohl Rosneft Deutschland als auch RN Refining & Marketing verkaufen zu wollen. Geplant war zunächst die Veräußerung im Laufe der Treuhand, also bis September. Laut einer Pressemitteilung des Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) arbeitet Rosneft aktiv am Verkauf und strebt diesen bis Ende des Jahres an. Rosneft Deutschland, als Anteilseigner an der PCK in Schwedt (226.000 bl/Tag), der Miro in Karlsruhe (315.000 bl/Tag) und der Bayernoil (215.000 bl/Tag), unterliegt damit weiterhin der Kontrolle der Bundesnetzagentur als Treuhänderin. Auf diese gehen wie bisher die Stimmrechte aus den Geschäftsanteilen über. Mit der erneuten Verlängerung soll die Versorgungssicherheit auch weiterhin sichergestellt werden, so das BMWK. Die Anordnung würde insbesondere die Versorgung der Bundesländer Berlin und Brandenburg und die Zukunftsfähigkeit des Standorts Schwedt sichern. Von Marc Hauschild Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

Esso bleibt Verkauf von Miro-Anteilen untersagt


22.07.24
22.07.24

Esso bleibt Verkauf von Miro-Anteilen untersagt

Hamburg, 22 July (Argus) — Der Verkauf von Essos Anteilen an der Miro in Karlsruhe bedarf der Zustimmung von Anteilseigner Shell, so das Oberlandesgericht Karlsruhe am Montag. Dem Antrag von Shell wurde somit in letzter Instanz zugestimmt, wodurch die Übernahme von Essos Anteilen durch Alcmene aktuell nicht zustande kommt. Mit dem Rechtsspruch bestätigte das Oberlandesgericht (OLG) die Entscheidung des Landgericht Karlsruhe. Dort hatte Shell Deutschland im Januar eine einstweilige Verfügung gegen Esso Deutschland und ExxonMobil Central European Holding erwirkt, mit der die Übertragung von Anteilen an der Miro (310.000 bl/Tag) auf eine andere Gesellschaft ohne Zustimmung von Shell untersagt wurde. Für eine Übertragung von Geschäftsanteilen an der Miro benötige Esso die Zustimmung von sämtlichen Anteilseignern, so das OLG. Im Oktober 2023 hatte Esso den Verkauf ihres 25 %-igen Anteils an das österreichische Unternehmen und Liwathon-Tochter Alcmene bekanntgegeben. Eine Zustimmung bei Shell hatte sich Esso für diesen Verkauf allerdings nicht eingeholt, sodass diese Verkaufsabsicht nicht rechtmäßig war. Sowohl Shell als auch Esso und ExxonMobil legten gegen die Entscheidung im Januar Berufung ein . Letztere strebten eine vollständige Abweisung der einstweiligen Verfügung an. Shell hingegen reichte Berufung an, da ihrem Antrag auf einstweilige Verfügung nicht in allen Punkten stattgegeben wurde. Die Berufungen wurden abgelehnt. Weitere Eilanträge von Shell, die unter anderem zum Ziel hatten "jegliche Erklärung oder Handlung zu untersagen, die wirtschaftlich einer Übertragung von MiRO-Anteilen gleichkomme" wurden außerdem abgewiesen, so das OLG Karlsruhe. Das Urteil ist nun rechtskräftig und eine weitere Instanz steht nicht zur Verfügung. Shell sowie Esso kommentierten das Urteil bisher auf Anfrage von Argus nicht. Von Svea Winter Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

Nigeria-Raffinerie könnte deutsche Benzinpreise senken


11.07.24
11.07.24

Nigeria-Raffinerie könnte deutsche Benzinpreise senken

Hamburg, 11 July (Argus) — Noch diesen Monat soll eine Raffinerie in Nigeria die Produktion von Benzin in bisher für die Region unbekannten Ausmaßen aufnehmen. Dies kann zu einem Benzinüberangebot in Deutschland führen, da Nigeria bisher eines der Hauptabsatzländer für deutsches Benzin war. Die Dangote-Gruppe hat angekündigt, an ihrer gleichnamigen Raffinerie (650.000 bl/Tag) im nigerianischen Lekki, Mitte Juli einen Reformer in Betrieb zu nehmen, welcher es der Raffinerie ermöglichen wird, selbst Benzin zu produzieren. Die Raffinerie ist gemessen an der täglichen Verarbeitungskapazität die siebtgrößte weltweit und die größte Raffinerie mit nur einer Rohöldestillationskolonne. Aliko Dangote, Vorstandsvorsitzender der Betreibergesellschaft, erklärte im Mai, dass die Raffinerie 57 Mio. Liter Benzin pro Tag produzieren werde; umgerechnet also etwa 15,4 Mio. t pro Jahr. Dies werde ausreichen, Nigerias gesamten Benzinbedarf zu decken und genug Überschuss zu produzieren, um Exporte zu ermöglichen, so Dangote. Nach Einschätzung von Argus wird die Raffinerie wahrscheinlich erst in 2025 eine Auslastung von durchschnittlich etwa 80 % erreichen können. Dies entspräche einer jährlichen Benzinproduktion von etwa 12,9 Mio. t Benzin. Zum Vergleich: Deutschland exportierte im Jahr 2023 etwa 3,4 Mio. t. Argus geht davon aus, dass der Benzinbedarf in Nigeria weiter steigen wird und Importe wieder wichtiger werden - kurz- und mittelfristig wird der Importbedarf aber massiv abnehmen. Insgesamt ist es unwahrscheinlich, dass Nigerias Importbedarf in den nächsten 15 Jahren wieder das Niveau von vor Inbetriebnahme der Raffinerie erreichen wird. Dadurch könnte Nigeria als Abnehmer für deutsches Benzin enorm an Relevanz verlieren. Dies kann zu Mengendruck in Deutschland führen und die Preise für Benzin senken. Dem wirkt entgegen, dass sich die Benzinproduktion in Deutschland im Jahr 2025 verringern wird: BP hat angekündigt, eine der drei Produktionslinien der Raffinerie Gelsenkirchen (258.000 bl/Tag) stillzulegen , während Shell ein Ende der Rohölverarbeitung im Werk Wesseling (147.000 bl/Tag) angekündigt hat. Jedoch wird Deutschland voraussichtlich auch nach dem Wegfall dieser Kapazitäten weiterhin mehr Benzin produzieren, als im Inland verbraucht wird. Spezifisch für Deutschland wird der Mengendruck auch dadurch erhöht, dass ein Großteil der europäischen Staaten mittlerweile E10 statt E5 als Benzin-Standard verwenden. Dies schränkt die Absatzmöglichkeiten auf dem europäischen Kontinent für deutsche Exporteure stark ein. Wie stark sich der zu erwartende Mengendruck auf die Benzinpreise im Inland auswirkt, ist unklar, da dies auch vom Rohölpreis abhängt. Die Raffineriemargen für Benzin werden jedoch mit großer Wahrscheinlichkeit schrumpfen, was die Rentabilität der Benzinproduktion für Betreiber senkt. Hierzu passt auch, dass einige Anteilseigner deutscher Raffinerien sich aktuell von ihren Beteiligungen trennen wollen. Insbesondere Anteilseigner der Raffinerien in Karlsruhe (310.000 bl/Tag) und Seefeld (230.000 bl/Tag), die verhältnismäßig viel Benzin produzieren, befinden sich in Verkaufsgesprächen . Der Wegfall Nigerias als Export-Ventil wird auch im Handelszentrum Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (ARA) zu Mengendruck führen, da ARA selbst ein produktionsstarker Raffineriestandort und Heimat Europas größter Raffinerie im niederländischen Pernis (404.000 bl/Tag) ist. Dies könnte den Überschuss an Benzin in Deutschland zusätzlich erhöhen, da der Großteil der deutschen Benzinexporte über ARA erfolgt. Ist dort genug Produkt vorhanden, sinkt der Anreiz Benzin aus Deutschland nach ARA zu exportieren. Wie relevant Nigeria bisher als Abnehmer europäischen und somit auch deutschen Benzins war, zeigen Daten von Vortexa: Das westafrikanische Land hat zwischen dem 1. Juli 2023 und dem 30. Juni 2024 über 6,7 Mio. t Benzin aus Europa importiert, rund 4,4 Mio. t davon allein über ARA (siehe Grafik). Nigeria ist damit das wichtigste Exportziel für Benzin aus ARA. Die Bundesrepublik produziert in der Regel mehr Benzin als im Inland verbraucht wird und ist dementsprechend auf den Export des Kraftstoffs angewiesen. Zwischen 2015 und 2023 exportierte Deutschland im Durchschnitt knapp über 3 Mio. t Benzin pro Jahr (siehe Grafik). Wohin diese Mengen zukünftig fließen werden, wenn der Bedarf in Westafrika einbricht, ist unklar. Von Max Steinhau Benzinexporte aus ARA nach Zielland Benzinexporte aus Deutschland Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2024. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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