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Citgo assets could reshape US independent refining

  • : Crude oil, Oil products
  • 20.08.14

The largest potential US refining transaction in at least a decade is more likely to bolster smaller or entirely new US downstream players than the current large independent refiners.

But ongoing litigation and supply obligations may yet stymie the proposed sale of PdV subsidiary Citgo's refining and midstream assets.

Venezuelan state-run oil company PdV contracted French bank Lazard recently to assist with the sale of its US downstream subsidiary after considering offers through several investment banks.

PdV wants to find a single buyer for all of its assets, including three refineries totaling 757,000 b/d of crude capacity, 48 terminals in 22 states, three wholly-owned US pipelines and stakes in six others. The purchase would also include a long-term supply agreement for Venezuelan crude, a commitment that could unnerve some buyers concerned about PdV´s reliability. PdV said it has received offers as high as $15bn.

The largest US independent refiners have so far shown little interest in the assets publicly. Phillips 66 has focused on midstream and chemical spending and Marathon Petroleum said it was satisfied with its existing footprint. Tesoro and Valero did not rule out interest but neither appeared to be piqued during quarterly earnings discussions.

That may leave the Citgo facilities open to bolder moves by smaller companies looking to make a major change.

For HollyFrontier, the largest US independent refiner with more cash than debt at the end of the second quarter, purchasing Citgo would nearly triple its US crude processing capacity to 1.2mn b/d and lift the company to fourth largest US independent refiner.

"It's obviously a large bite if it's actually for sale," chief executive Mike Jennings said during a call to discuss quarterly results, but the company is open to such growth.

As an operator in niche positions in the US Gulf coast, midcontinent and Rocky Mountains, and a focus on regional crudes, HollyFrontier might find Citgo a challenging purchase. Any buyer of Citgo would need heavy sour crude expertise, since all three refineries run crudes similar to Venezuela's own production. And although Citgo has steadily pared its imports over the past five years, according to Energy Information Administration data, the refining system still imported more than five times the crude HollyFrontier brought into the US last year. The refiner imported just 84,000 b/d of heavy Canadian crudes in 2013.

US independent refiner PBF Energy, meanwhile, has recently gained flexibility to consider expansions after founding equity partner Blackstone exited its position in the company, chairman Tom O'Malley told analysts during an earnings conference call earlier this month.

PBF last week expanded its revolving credit line to up to $2.75bn, a move that would support a larger company but not necessarily support a purchase of Citgo assets.

"It's certainly something we would follow up on," O'Malley said, referring to Citgo. "But you can assume we follow up on absolutely everything."

Citgo's Illinois refining and terminal assets could fit with PBF's existing Ohio business. PBF also manages a wide range of crude imports and heavy processing, operating the US Atlantic coast's only coking capacity.

But PBF has more hungrily eyed California refining assets, stating repeatedly this year its interest in the state.

CVR Energy, operating 185,000 b/d of US midcontinent capacity, ruled out California and the US Atlantic coast for expansion. The company and its subsidiaries hold more cash than debt, equity of roughly $1bn and consider both US Gulf coast and midcontinent refineries attractive for expansion.

Citgo's refineries may prove the least enticing part of the offering. Midstream assets have consistently fetched more than refining in recent years, even as the purchasers keep prices close to vest.

Tesoro will not disclose split prices for its $1.1bn purchase of BP's California business last year, but it has since dropped logistics assets associated with the purchase into its master limited partnership at a value of $1.3bn. Marathon Petroleum purchased BP's Texas City, Texas refinery and associated pipeline and terminal infrastructure for $598mn in 2013. Only about $9mn of that was for the refinery itself, according to the company.

Such assets could also be of interest to relative newcomers to the refining space. Par Petroleum last year bought Tesoro's Hawaii business, including the 95,000 b/d Kapolei refinery, terminals and a retail operation, for $75mn plus up to an additional $40mn over three years if certain conditions are met. Commodities firm TrailStone purchased in June US Oil and Refining's rail- and marine-connected 43,500 b/d refinery in Tacoma, Washington, for an undisclosed sum.

Ultimately, any Citgo purchase could be hampered by potential legal entanglements related to an ongoing battle over assets Venezuela seized from ConocoPhillips and ExxonMobil in 2007.

In arbitration filings the companies say they should be compensated a total of $42bn for the seizures, claims the World Bank's International Center for Settlement of Investment Disputes (Icisd) may soon rule on. Caracas-based attorneys monitoring the proceedings estimate the final ruling will total roughly $10bn, with $7bn for ConocoPhillips and $3bn for ExxonMobil.

eb/tdf


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07.05.25

EU-Vorhaben gegen Russland könnten AdBlue-Preis erhöhen

EU-Vorhaben gegen Russland könnten AdBlue-Preis erhöhen

Hamburg, 7 May (Argus) — Die Europäische Kommission bereitet derzeit Gesetzesvorschläge vor, die den Import von russischem Gas verbieten würde. Zeitgleich plant die EU auch, zusätzliche Zölle auf russische Düngemittelimporte zu erheben, die bereits ab Sommer greifen könnten. Dies könnte die Produktionskosten von AdBlue sowohl für Primärproduzenten als auch für Auflöser erhöhen. Aus für russische Gasimporte in die EU Mit dem Verbot sollen alle russischen Gasimporte in die EU bis Ende 2027 eingestellt werden. Bereits geschlossene Spotverträge sollen nur noch bis Ende 2025 genehmigt sein. Dies geht aus einem Vorschlag vom 6. Mai hervor. Derzeit bezieht die EU noch knapp 19 % ihres Gasbedarfs aus Russland — und das obwohl bereits zum 1. Januar 2025 die Importe über die Ukraine beendet wurden. Deutschland hatte bereits zuvor den direkten Gasimport aus Russland im Jahr 2022 eingestellt. Der Vorschlag wird im Juni präsentiert, ein endgültiger Beschluss könnte jedoch erst später gefasst werden. Primärproduzenten von AdBlue in ganz Europa dürften sich dann mit höheren Gaspreisen konfrontiert sehen. Denn diese Hersteller produzieren ihren eigenen Harnstoff, den sie dann mit destilliertem Wasser zu AdBlue vermischen. Anfang Mai haben die TTF Gaspreise als Reaktion auf den Vorschlag etwas angezogen. Noch halten sie sich jedoch auf einem verhältnismäßig niedrigen Niveau, nachdem sie Ende April ihren niedrigsten Stand seit Juli 2024 erreichten. Bereits in der Vergangenheit haben europäische Hersteller ihre Produktion sowohl von Harnstoff als auch von AdBlue aufgrund von hohen Gaspreisen mehrfach unterbrochen. So hatten jüngst die SKW Stickstoffwerke Piesteritz eine ihrer zwei Ammoniakanlagen zwischen Mitte Januar und Ende Februar außer Betrieb genommen, nachdem die Gaspreise in Europa stark gestiegen waren. Lang erwartete Zölle auf russischen Harnstoff Am 14. Mai wird die EU darüber hinaus über zusätzliche Zölle auf russische Düngemittelimporte abstimmen. Der Gesetzesentwurf von Januar sieht vor, ab dem 1. Juli 2025 Zölle in Höhe von 40 €/t auf russische Düngemittel zu erheben. Die Zölle würden dann jährlich erhöht werden, bevor sie letztendlich zum 1. Juli 2028 auf 315 €/t steigen werden. AdBlue-Produzenten mit Löseanlagen beziehen ihren Harnstoff oftmals aus nicht-EU Ländern wie beispielsweise Russland, um von den dort niedrigeren Preisen zu profitieren. Dies erlaubt es Auflösern, AdBlue mit teils hohen Abschlägen zu Primärproduzenten anzubieten. Viele Händler verzichten öffentlich bereits seit dem Beginn des Krieges in der Ukraine freiwillig auf russische Harnstoffimporte. Tatsächlich beziehen einzelne Produzenten weiterhin russisches Produkt, welches teils über Drittländer importiert wird, um das Herkunftsland zu verschleiern. Sollte der Import von russischen Mengen durch die Zölle teurer und somit unprofitabel werden, könnten sich Auflöser dazu gezwungen sehen, entweder europäisches Produkt zu beziehen oder andere Quellen zu erschließen. Die geplante Einführung vom CO2-Grenzausgleichssystem zum 1. Januar 2026 könnte den Import aus nicht-EU Ländern allerdings ebenfalls verteuern. Unabhängig davon, ob Auflöser sich für europäischen oder nicht-europäischen Harnstoff entscheiden, dürfte dies entsprechend zu einem Anstieg ihrer Produktionskosten und somit der AdBlue-Großhandelspreise führen. Primärproduzenten befürworten deshalb die Einführung der Zölle. Von Natalie Müller Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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Existenz von suspendiertem HVO-Hersteller fraglich


06.05.25
06.05.25

Existenz von suspendiertem HVO-Hersteller fraglich

Hamburg, 6 May (Argus) — Die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung stellt die Existenz eines HVO-Herstellers, der im April vom Biomasseregister Nabisy gesperrt wurde, in Frage. Kürzlich durchgeführte Untersuchungen würden darauf hinweisen. Die vorübergehend eingefrorenen Nachhaltigkeitszertifikate des Herstellers wurden wieder freigegeben. Argus identifizierte den betroffenen Hersteller als EcoSolution Limited. Die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) sperrte Mitte April den Nabisy-Zugang des Biokraftstoffherstellers , um eine Untersuchung auf Grundlage von Beweisen von Marktteilnehmern durchzuführen. Dabei hat die BLE mit der Zertifizierungsstelle ISCC zusammengearbeitet. Diese hatte dem suspendierten Nutzer am 8. Januar die Zertifizierung entzogen und ihn aufgrund mangelnder Kooperation mit dem ISCC-Integritätsprogramm für 48 Monate vom System ausgeschlossen. EcoSolution Limited gab an, hydriertes Pflanzenöl (HVO) aus Rohtallöl, Altspeiseöl und Öl aus Altbleicherde herzustellen. Das Unternehmen war auf seinem ISCC-Zertifikat mit Sitz in den Vereinigten Arabischen Emiraten aufgeführt, gab für das Audit – das laut Auditunterlagen am 5. September 2024 von der Zertifizierungsstelle Certi W Baltic durchgeführt wurde – jedoch eine Adresse in Hongkong an. Die BLE hat angekündigt, dass sie derzeit strafrechtliche Schritte prüft. Argus konnte keinen Biokraftstoffhersteller namens EcoSolution Limited für eine Stellungnahme ausfindig machen. Die BLE äußerte den Verdacht, dass der betroffene Hersteller seine gesamten Nachhaltigkeitsnachweise (PoS) auf das Nabisy-Konto eines Lieferanten gebucht habe, dessen Zertifizierungsunterlagen eine Adresse in den Niederlanden ausweisen. Der entsprechende Auditbericht des niederländischen Unternehmens weise jedoch dieselbe Adresse wie EcoSolution in Hongkong aus. Die ISCC-Zertifizierung des niederländischen Lieferanten ist noch aktiv, die BLE hat jedoch erhebliche Zweifel an der Existenz des Unternehmens. Bei dem niederländischen Lieferanten könnte es sich um das Unternehmen AEY Trading handeln. Laut ISCC-Auditunterlagen erhielt AEY Trading am selben Tag wie EcoSolution die ISCC-Zertifizierung "Händler mit Lagerhaltung", ebenfalls von Certi W Baltic. Aus der Auditzusammenfassung von Certi W geht hervor, dass AEY am 8. September von demselben Auditor wie EcoSolution vor Ort geprüft wurde. Argus bat Certi W Baltic und ISCC um eine Stellungnahme, erhielt jedoch bis zum Zeitpunkt der Veröffentlichung keine Antwort. Alle vom suspendierten Hersteller ausgestellten und vorübergehend eingefrorenen PoS wurden freigegeben und bleiben gemäß dem sogenannten "Vertrauensschutzprinzip" der deutschen Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung, die Käufer im Biokraftstoffmarkt schützt, gültig. Um betroffene PoS, die an andere Marktteilnehmer verkauft wurden, zu löschen, müsste die BLE nachweisen, dass dem Käufer ein Betrugsfall im Zusammenhang mit dem gekauften Produkt bekannt war. "Das ist in der Praxis so gut wie unmöglich", so der deutsche Biokraftstoffverband VDB. "Der Vertrauensschutz ist zu einem Freifahrtschein für mangelnde Sorgfalt und fehlende Verantwortung geworden. Europäische Akteure müssen heute keine Konsequenzen befürchten, wenn sie billige Biokraftstoffe zweifelhafter Herkunft kaufen", erklärte der Verband gegenüber Argus . Er fordert eine dringende Reform des entsprechenden Gesetzesteils, um der BLE mehr Macht bei der Rücknahme gefälschter Nachhaltigkeitsnachweise einzuräumen. Marktteilnehmer erklären, dass quotenverpflichtete Unternehmen hingegen froh darüber sind, dass die PoS wieder freigegeben wurden. Im Falle einer endgültigen Sperrung der Nachweise wären diese sehr wahrscheinlich auch gerichtlich dagegen vorgegangen. Die Panik hat sich damit nun erstmal gelegt, Käufer für THG- Zertifikate sind jedoch vorsichtig geworden und sind im Laufe des Tages 10 €/t CO2eq mit ihren Bids für "Andere" Zertifikate heruntergegangen. Von Svea Winter, Sophie Barthel & Simone Burgin Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

Alcmene zieht sich aus Miro-Kauf von Esso zurück


05.05.25
05.05.25

Alcmene zieht sich aus Miro-Kauf von Esso zurück

Hamburg, 5 May (Argus) — Das österreichische Mineralölunternehmen Alcmene hat sich aus der geplanten Übernahme von Essos Anteilen an der Miro in Karlsruhe zurückgezogen. Bereits zuvor wurde der Kauf durch eine gerichtliche Verfügung auf Eis gelegt. Alcmene hat Esso am 29. April über ihre Entscheidung, von ihrem Rücktrittsrecht Gebrauch zu machen, informiert. Damit findet die Übernahme endgültig nicht statt. Esso, das deutsche Tochterunternehmen von ExxonMobil, gab den Verkauf ihres 25 %-gen Anteils an der Miro (310.000 bl/Tag) im Oktober 2023 bekannt, mit geplanter Übernahme durch Liwathon-Tochter Alcmene im ersten Quartal 2024. Die Übernahme verzögerte sich zunächst, nachdem Anteilseigner Shell dagegen eine einstweilige Verfügung beantragte. Der Widerspruch von Esso wurde vom Oberlandesgericht in Karlsruhe im Juli 2024 abgelehnt und der Verkauf an Alcmene ohne Zustimmung von Shell in letzter Instanz verboten. Seitdem war unklar, ob und wie die Übernahme voranschreiten könnte. Shell hält 32,25 % an der Miro, gefolgt von Rosneft Deutschland mit 24 % und Phillips 66 mit 18,75 %. Rosneft Deutschland, das deutsche Tochterunternehmen der russischen Rosneft, befindet sich seit September 2022 unter der Treuhand der Bundesnetzagentur. Rosneft plant, alle seine deutschen Vermögenswerte zu verkaufen. Von Natalie Müller und Fenella Rhodes Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

Nabisy sperrt Biokraftstoffproduzenten


17.04.25
17.04.25

Nabisy sperrt Biokraftstoffproduzenten

Hamburg, 17 April (Argus) — Die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung hat am 15. April den Zugang eines Biokraftstoffherstellers zum deutschen Biomasseregister Nabisy gesperrt. Dies führte zu einem Anstieg der Ticketpreise in Deutschland und den Niederlanden sowie der HVO-Preise in der ARA. "Dem Nabisy-Nutzer mit der ID: EU-BM-13-SSt-10022652 wurde der Zugang zur staatlichen Datenbank Nabisy [Nachhaltige - Biomasse - Systeme] gesperrt", teilte die Datenbank in einer E-Mail vom 15. April mit. Weiter hieß es, die Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) prüfe die von diesem Nutzer in der Nabisy-Datenbank ausgestellten Nachhaltigkeitsnachweise und die daraus resultierenden Teilnachweise. Die BLE teilte Argus mit, dass sie aufgrund von Datenschutzbestimmungen keine weiteren Informationen zu der suspendierten Produktionsanlage bereitstellen kann. Die BLE prüfe derzeit die eingegangenen Beweise. Alle vom suspendierten Produzenten ausgestellten Nachweise bleiben für die Dauer der Untersuchung ungültig. Das bedeutet, dass verpflichtete Parteien keine deutschen Zertifikate zur Reduzierung von Treibhausgasemissionen von ihm einfordern können. Elmar Baumann, Geschäftsführer des Verbands der Deutschen Biokraftstoffindustrie erklärte, dass der Verband das Vorgehen des BLE für das Durchführen einer gründlichen Prüfung zur Klärung des Verdachts als zwingend erforderlich einschätzt. Weiter geht der Verband davon aus, dass "der Behörde klare Anhaltspunkte für gravierende Verstöße vorliegen" müssen. Das Ausmaß der von der Untersuchung betroffenen Biokraftstoffmengen ist unklar. Marktteilnehmer berichteten Argus jedoch, dass der Nabisy-Code des Produzenten auf Nachweisen für HVO aus Abfällen und fortschrittlichen Rohstoffen gefunden wurde. Die Nachricht führte zunächst zu höheren Preisen für deutsche THG-Zertifikate sowie für niederländische Zertifikate für erneuerbare Kraftstoffe (HBE). Verpflichtete Unternehmen befürchteten Lücken in der Erfüllung der Treibhausgasminderungsquote, sollten sie die Nachweise des suspendierten Produzenten verlieren. Die deutschen doppelt anrechenbaren THG-Zertifikate für das Jahr 2025 stiegen am 16. April um 10 €/t CO2eq auf rund 270 €/t CO2eq und blieben zum Ende der Woche weitgehend stabil. Auch die europäischen HVO-Preise stiegen, wenn auch in begrenztem Umfang. Der Fob-ARA-Aufschlag für HVO auf Palmölmühlenabwasser (POME)-Basis stieg um rund 25 $/m³, die Spotpreise für HVO auf Basis von Altspeiseöl (UCO) stiegen im Vergleich zum Ende der letzten Woche um rund 40 $/m³. Im deutschen HVO-Markt lässt sich bisher keine Reaktion erkennen. Von Svea Winter Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

Preisdifferenz zu Gasoil Futures höher als 2021


16.04.25
16.04.25

Preisdifferenz zu Gasoil Futures höher als 2021

Hamburg, 16 April (Argus) — Die ICE Gasoil Futures sind in KW 15 auf ihren niedrigsten Stand seit August 2021 gesunken. Obwohl auch die deutschen Mitteldestillatpreise zeitgleich gefallen sind, liegen diese über dem Niveau von 2021. Gründe sind neben den höheren Steuern auch die gestiegenen Fixkosten für Raffinerien. Anbieter haben Heizöl am 9. April im Bundesdurchschnitt für etwa 69,80 €/100l verkauft, Diesel für 115,50 €/100l. Die deutschen Mitteldestillatpreise erreichten damit ihren niedrigsten Stand seit über sechs Monaten. Grund für den Preisabsturz waren die rückläufigen ICE Gasoil Futures, die am gleichen Tag so tief waren zuletzt im August 2021. Am 23. August 2021 lag der ICE Gasoil Frontmonat umgerechnet knapp 1,00 €/100l unter dem Wert vom 9. April diesen Jahres. Trotzdem wurden Mitteldestillate in Deutschland zu höheren Preisen als 2021 gehandelt — für Heizöl belief sich der Aufschlag auf rund 11,10 €/100l und für Diesel auf etwa 8,00 €/100l. Besonders bei Endverbrauchern trifft diese Diskrepanz laut Händlern teils auf Unverständnis. Allerdings sehen sich Verkäufer im April 2025 mit anderen Marktgegebenheit konfrontiert als noch vor fast vier Jahren, die das höhere Preisniveau erklären. Steuer Der Hauptfaktor für die im Vergleich höheren Preise ist der Anstieg der CO2-Steuer. Während diese in 2021 noch bei 25 €/t lag, beträgt sie in diesem Jahr mit 55 €/t mehr als doppelt so viel. Umgerechnet entspricht dies einem rechnerischen Preisaufschlag von rund 8 €/100l für Heizöl und 7,50 €/100l für Diesel. Für Diesel fallen im laufenden Jahr darüber hinaus höhere Kosten für die Treibhausgasminderungsquote (THG-Quote) an als noch in 2021. Damals betrug die THG-Quote 6 %. Seitdem wurde die THG-Quote jährlich angehoben — zuletzt stieg sie zum 1. Januar 2025 um über einen Prozentpunkt auf 10,6 %. Damit fallen für das Inverkehrbringen von Diesel in diesem Jahr rechnerische THG-Kosten von etwa 5 €/100l an. Sinkende Raffineriemarge bei teurerer Produktion Neben den zunehmenden Steuersätzen, die die Fixkosten für das Inverkehrbringen von Mitteldestillaten steigern, führen auch die höheren Produktionskosten zu der Preisdiskrepanz. So sehen sich Raffineriebetreiber unter anderem mit höheren Gehältern konfrontiert. Gestiegene Gaspreise in Folge des Wegfalls der Importe aus Russland erhöhen die Produktionskosten zusätzlich. Regional hat auch das Ende der Rohölimporte aus Russland seit Januar 2023 aufgrund der EU-Sanktionen gegen das Land die Produktionskosten erhöht. Vor allem die PCK Raffinerie (230.000 bl/Tag) in Schwedt wurde bis dahin traditionell über die Druschba-Pipeline mit russischem Rohöl versorgt. Die Anteilseigner der Raffinerie — Rosneft, Shell und Eni — mussten in der Folge neue Versorgungswege etablieren, womit die Produktion am Standort nun teurer sein dürfte. Von Natalie Müller Futures und Inlandspreisentwicklung (ohne Energiesteuer) Senden Sie Kommentare und fordern Sie weitere Informationen an feedback@argusmedia.com Copyright © 2025. Argus Media group . Alle Rechte vorbehalten.

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