Alternative Kraftstoffe für Luftfahrt und Schifffahrt müssen bis 2050 ihre jährlichen CO2-Emissionen halbieren, fordert die International Civil Aviation Organization der UN. Gleichzeitig soll die EU ihre Treibhausgasemissionen bis 2030 um mindestens 55 Prozent senken. Pro verbrauchter Tonne Kerosin werden derzeit 3,15 Tonnen CO2 ausgestossen. Wir analysieren in diesem Artikel, welche alternativen Kraftstofflösungen bis 2026 tatsächlich verfügbar sein werden, von Sustainable Aviation Fuels über grünen Wasserstoff bis zu Methanol-Antrieben, und beleuchten dabei Produktionskapazitäten, regulatorische Anforderungen sowie die wirtschaftlichen Herausforderungen des Markthochlaufs.
Was sind alternative Kraftstoffe: Grundlagen und Kategorien
Kraftstoffe aus nachwachsenden Rohstoffen oder synthetisch hergestellte Energieträger bilden die Grundlage für die Dekarbonisierung des Luft- und Schiffsverkehrs. Alternative Kraftstoffe lassen sich in biogene und strombasierte Varianten unterteilen, wobei beide Kategorien unterschiedliche Herstellungspfade und Einsatzbereiche aufweisen.
Biokraftstoffe der ersten und zweiten Generation
Biokraftstoffe der ersten Generation nutzen ausschliesslich die Frucht der Pflanze, also Öl, Zucker oder Stärke, für die Kraftstoffproduktion. Mais, Getreide, Raps sowie Palm- oder Sojaöl dienen als typische Ausgangsstoffe. Biodiesel entsteht durch Umwandlung von Pflanzenölen in Fettsäuremethylester (FAME), während Bioethanol durch Vergärung biogener Rohstoffe und anschliessende Destillation gewonnen wird.
Kraftstoffe der zweiten Generation verwenden dagegen Nebenprodukte, Reststoffe und Abfälle. Bei dieser Technologie wird nahezu die vollständige Pflanze verwertet, teilweise einschliesslich der schwer aufschliessbaren Cellulose. Aus gebrauchtem Frittenfett (UCO) lässt sich Biodiesel herstellen, aus Zuckerrohr-Bagasse entsteht Ethanol. Fortschrittliche biogene Kraftstoffe nutzen Stroh, Gülle, Ernteabfälle oder biogenen Siedlungsmüll als Rohstoffbasis. Biomethan wird aus Biogas produziert, wobei störende Bestandteile wie Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff entfernt werden.
Synthetische Kraftstoffe: XtL-Verfahren
XtL-Kraftstoffe bezeichnen synthetische Energieträger, bei denen ein beliebiger Rohstoff “X” zu einem flüssigen Kraftstoff (“to Liquid”) umgewandelt wird. Das Spektrum reicht von Biomasse (BtL: Biomass-to-Liquid) über Erdgas (GtL: Gas-to-Liquid) bis zu hydrierten Pflanzenölen (HVO: Hydrotreated Vegetable Oils).
BtL-Kraftstoffe durchlaufen mehrere Prozessschritte: Zunächst wird die Biomasse thermochemisch vergast, wodurch ein Synthesegas aus Wasserstoff, Kohlenmonoxid und Kohlendioxid entsteht. Nach Reinigung und CO-Shift erfolgt die Synthese zu flüssigen Kohlenwasserstoffen, typischerweise durch Fischer-Tropsch-Synthese oder das Methanol-to-Gasoline-Verfahren. Bei eigens angebauten Energiepflanzen wird eine Ausbeute von etwa 4.000 Litern pro Hektar erwartet. Die CO2-Minderung gegenüber fossilem Diesel übersteigt 90 Prozent.
HVO wird aus biologischen Rest- und Abfallstoffen produziert, wobei Pflanzenöle durch Reaktion mit Wasserstoff in Kohlenwasserstoffe umgewandelt werden. Dieser Kraftstoff kann in beliebiger Menge dem Dieselkraftstoff zugemischt oder zu 100 Prozent genutzt werden.
Power-to-Liquid (PtL) und Power-to-X Technologien
Power-to-X bezeichnet Verfahren zur Umwandlung von Stromüberschüssen aus erneuerbaren Energien in chemische Energieträger. Im ersten Schritt spaltet ein Elektrolyseur Wasser mittels Strom in Wasserstoff und Sauerstoff auf. Der gewonnene Wasserstoff wird anschliessend mit Kohlendioxid oder Stickstoff aus industrieller Abluft oder der Atmosphäre in einem Reaktor weiterverarbeitet.
Bei der Fischer-Tropsch-Synthese entsteht aus einem Synthesegas (Gemisch aus H2 und CO) eine Art synthetisches Rohöl, das Flüssiggase, Benzin, Kerosin und Paraffine enthält. Die Methanolsynthese produziert Methanol aus Wasserstoff und CO2. Das Haber-Bosch-Verfahren stellt Ammoniak aus Stickstoff und Wasserstoff her.
Drop-in-Fähigkeit: Kompatibilität mit bestehenden Motoren
Drop-in-fähige Kraftstoffe können ohne technische Anpassungen in bestehender Infrastruktur genutzt werden. Fahrzeuge, Motoren, Tanks, Leitungen und Tankstellen bleiben unverändert. Diese Kraftstoffe erfüllen dieselben technischen Normen wie ihre fossilen Pendants und weisen vergleichbare chemische Eigenschaften auf.
FAME darf fossilem Diesel derzeit zu maximal 10 Prozent beigemischt werden, Bioethanol dem Benzin zu 5 Prozent (E5) oder 10 Prozent (E10). XtL-Kraftstoffe nach EN 15940 übertreffen weitgehend die Mindestvorgaben der EN 590. E-Fuels und SAF sind speziell für den nahtlosen Einsatz im bestehenden Energiesystem konzipiert.
Sustainable Aviation Fuels (SAF) für die Luftfahrt 2026
Die Luftfahrtindustrie nutzt 2026 mehrere zertifizierte SAF-Produktionspfade, wobei die Verfügbarkeit deutlich hinter den regulatorischen Anforderungen zurückbleibt. Weltweit produzierten Hersteller 2025 lediglich 1,9 Millionen Tonnen SAF, was nur 0,6 Prozent der gesamten Kerosin-Nachfrage abdeckte. Die Zahl angekündigter SAF-Projekte stieg von 197 auf 265 aktive Vorhaben, jedoch produzieren tatsächlich nur zehn Anlagen kommerzielle Mengen für Fluggesellschaften.
HEFA-SAF aus Altspeiseölen und Abfällen
Das HEFA-Verfahren (Hydroprocessed Esters and Fatty Acids) dominiert die aktuelle SAF-Produktion und wandelt lipidhaltige Rohstoffe wie Altspeiseöle in Kohlenwasserstoffe um. Neste betreibt als weltweit führender Hersteller Produktionsanlagen mit einer Jahreskapazität von 1,5 Millionen Tonnen. Der Kraftstoff ist zu 100 Prozent aus erneuerbaren Rohstoffen hergestellt und reduziert Treibhausgasemissionen über den Lebenszyklus um bis zu 80 Prozent gegenüber fossilem Kerosin. HEFA-SAF erfüllt die Norm ASTM D7566 und kann nach Beimischung zu herkömmlichem Kerosin direkt verwendet werden.
Indes nähert sich HEFA strukturellen Grenzen, da Abfallöle und tierische Fette nur in begrenzten Mengen verfügbar sind. Speisefettreste stehen nicht in ausreichender Menge zur Verfügung, während gleichzeitig verschärfte Nachhaltigkeitskriterien und steigende Preise die Expansion begrenzen.
PtL-Kerosin: Produktionsstand und Verfügbarkeit
Power-to-Liquid-Kerosin erreicht ein Technologiebereitschafts-Level zwischen 8 und 9. Die Fischer-Tropsch-Demonstrationsanlage von Sunfire in Dresden repräsentiert den fortgeschrittensten Stand der PtL-Vollsystemintegration. Eine Beimischung von 50 Prozent zu herkömmlichem Kerosin ist für PtL-Fischer-Tropsch-Verfahren bereits zugelassen.
Deutschland legte ab 2026 eine nationale Unterquote von 0,5 Prozent PtL-Kerosin fest, die jedoch faktisch nicht erfüllbar ist. Bis auf einzelne Pilotanlagen existiert keine ausreichende PtL-Produktion in Deutschland und Europa. Die Bundesregierung strich die ursprünglich vorgesehene Förderung von über zwei Milliarden Euro auf rund 100 Millionen Euro zusammen. Der Bundesverband der Deutschen Luftverkehrswirtschaft fordert die Abschaffung dieser Quote, da sie EU-Recht widerspricht und für die Nichterfüllung Strafen bis zu 150 Millionen Euro jährlich drohen.
Alkoholbasierte Flugkraftstoffe (AtJ)
Das Alcohol-to-Jet-Verfahren konvertiert Ethanol oder Isobutanol in synthetisches Kerosin durch Dehydrierung, Oligomerisierung und Raffinierung. LanzaJet entwickelte die erste marktreife ATJ-Technologie für SAF aus Ethanol. Die Anlage Freedom Pines in den USA wird 2025 als erste kommerzielle AtJ-Anlage weltweit über 30 Millionen Liter jährlich produzieren.
AtJ-Kraftstoffe sind nach ASTM D7566 zertifiziert, wobei Beimischungen bis zu 50 Prozent mit konventionellem Jet A-1 genehmigt sind. Die Technologie nutzt eine grosse Bandbreite an Ausgangsmaterialien, darunter zuckerhaltige Biomasse, Abfallstoffe sowie Reststoffe aus Forst- und Agrarwirtschaft. Darüber hinaus kann AtJ auf bestehende globale Ethanol-Infrastruktur zurückgreifen, die jährlich über 100 Milliarden Liter produziert.
EU-Beimischungsquoten 2026: 2% SAF-Pflicht
Die ReFuelEU Aviation-Verordnung schreibt seit Januar 2025 eine Beimischung von 2 Prozent SAF für Kraftstoff an EU-Flughäfen vor. Diese Quote steigt auf 6 Prozent ab 2030, 20 Prozent ab 2035 und 70 Prozent ab 2050. Ab 2030 müssen zusätzlich 1,2 Prozent synthetisches SAF beigemischt werden. Die Schweiz übernahm die Verordnung zum 1. Januar 2026 für die Flughäfen Zürich und Genf.
Biogene Kraftstoffe kosten derzeit rund drei- bis fünfmal mehr als fossiles Kerosin. Strombasierte Kraftstoffe werden voraussichtlich bis zu zehnmal teurer sein. Deutschland benötigt allein 2025 bereits 200.000 Tonnen SAF entsprechend den europäischen Quotenvorgaben.
Aktuelle SAF-Projekte deutscher Flughäfen
Der Flughafen Mönchengladbach bietet als erster Flughafen in Deutschland dauerhaft SAF an. Das ortsansässige Unternehmen Rheinland Air Service stellt den aus Abfällen und Reststoffen wie tierischen Fetten und Altspeiseölen hergestellten Treibstoff bereit, der zunächst bis zu 50 Prozent dem herkömmlichen Treibstoff beigemischt wird. Der Flughafen verzeichnet jährlich knapp 50.000 Flugbewegungen.
Neste MY SAF ist bereits an wichtigen Flughäfen verfügbar, darunter Frankfurt. Mehr als 70 Direktkunden nutzen den Kraftstoff, der an über 25 wichtigen Flughäfen weltweit direkt verfügbar ist.
Alternative Kraftstoffe für die Schifffahrt 2026
Die maritime Industrie steht vor anderen Herausforderungen als die Luftfahrt, da Energiedichte und Reichweite bei mehrwöchigen Reisen entscheidend sind. Während in Deutschland derzeit an etwa 70 Projekten mit Brennstoffzellen für den Schiffsantrieb geforscht wird, sind bereits 20 Schiffe mit dieser Technik ausgestattet.
Grüner Wasserstoff und Brennstoffzellen
Brennstoffzellen wandeln Wasserstoff mittels elektrochemischer Reaktion mit Sauerstoff in Energie um, wobei als Nebenprodukt lediglich Wasserdampf entsteht. Der Einsatz von grünem Wasserstoff kann einen nennenswerten Beitrag zur Dekarbonisierung leisten, jedoch bleiben Verfügbarkeit und Kosten wichtige Erfolgskriterien.
Die grösste Herausforderung bleibt die Wasserstoffinfrastruktur an Land, da der Antriebsstoff zu den Häfen transportiert werden muss. In der internationalen Hochseeschifffahrt spielt die Energiedichte eine entscheidende Rolle bei Containerschiffen mit bis zu 100.000 PS und mehrwöchigen Reisen. Brennstoffzellen werden aufgrund physikalischer Grenzen nur eine untergeordnete Rolle spielen können. Wasserstoff wird entweder als Gas bei etwa 700 bar in Drucktanks oder tiefkalt-verflüssigt bei -253 °C in Kryotanks gelagert.
Ammoniak als maritimer Kraftstoff
Ammoniak vereint Vorteile von Wasserstoff und kohlenstoffhaltigen Kraftstoffen, da es ohne CO2-Emission verbrennt und vergleichsweise einfach zu handhaben ist. Der Stoff kann bei Raumtemperatur und 9 bar Druck oder kaltverflüssigt bei -33 °C gelagert werden. Derzeit sind 39 mit Ammoniak betriebene Schiffe bestellt, kommerzielle Motoren verfügbar, und die Produktion von blauem und grünem Ammoniak hat fast 1 Million Tonnen erreicht. Bestätigte Pläne sehen eine Steigerung auf 14 Millionen Tonnen bis 2030 vor.
Allerdings erfordert die Ammoniakverbrennung einen Pilotbrennstoff, weshalb Dual-Fuel-Motoren vielversprechend sind. Die Verbrennung kann zu Emissionen von Stickoxiden, Lachgas und direktem Ammoniakschlupf führen. Aufgrund des Risikoprofils ist der Einsatz möglicherweise nicht in allen Segmenten anwendbar, beispielsweise bei Fahrgastschiffen.
Biomethan (LNG) aus erneuerbaren Quellen
Bio-LNG ist chemisch identisch mit fossilem LNG und ermöglicht den Betrieb ohne Motoranpassungen oder neue Bunkerinfrastruktur. Der Kraftstoff senkt Emissionen im Vergleich zu Schiffsdiesel um bis zu 80 Prozent. Bio-LNG kann dem klassischen LNG beigemischt oder zu 100 Prozent verwendet werden. Die LNG-Nachfrage wird voraussichtlich auf 35-117 PJ in 2030 steigen, wobei das erschliessbare Biogaspotenzial 424-697 PJ beträgt.
Methanol-Antriebe: Einsatzreife Containerschiffe
Maersk hat insgesamt 19 Schiffe mit Dual-Fuel-Motoren bestellt, die mit grünem Methanol betrieben werden können. Sechs 17.000-TEU-Schiffe sollen 2025 ausgeliefert werden. Die zusätzlichen Investitionskosten für die Methanol-Dual-Fuel-Fähigkeit liegen im Bereich von 8-12 Prozent. Wenn alle bestellten methanol-fähigen Neubauten im Einsatz sind, werden sie jährlich rund 2,3 Millionen Tonnen CO2-Emissionen einsparen.
FuelEU Maritime: Regulatorische Anforderungen ab 2025
Die FuelEU Maritime-Verordnung ist seit 1. Januar 2025 vollständig in Kraft und setzt maximale Grenzwerte für die jährliche durchschnittliche Treibhausgasintensität von Schiffen über 5.000 Bruttoraumzahl fest. Die Baseline beträgt 91,16 gCO2e/MJ. Die Ziele beginnen mit einer 2-prozentigen Reduktion in 2025, steigen auf 6 Prozent in 2030 und erreichen eine 80-prozentige Reduktion bis 2050. Ab 1. Januar 2035 müssen Container- und Passagierschiffe in allen Häfen mit verfügbarer Landstromversorgung diese nutzen.
Produktionskapazitäten und Verfügbarkeit bis 2026
Die Verfügbarkeit alternativer Kraftstoffe bleibt 2026 der limitierende Faktor für die Dekarbonisierung von Luftfahrt und Schifffahrt. Weltweit produzierten Hersteller 2024 rund 1 Million Tonnen SAF jährlich, was lediglich 0,3 Prozent der globalen Nachfrage entspricht.
Aktuelle Produktionsmengen in Deutschland und Europa
In Deutschland wird die Produktion im Jahr 2026 voraussichtlich bei nur 0,08 Millionen Tonnen liegen. Wesentliche Mengen an SAF werden aktuell in Deutschland nicht produziert, obwohl 30 Projekte für nachhaltige Treibstoffe bekannt sind. Die globale SAF-Produktion erreicht 2025 voraussichtlich 2,1 Millionen Tonnen, was 0,7 Prozent der gesamten Düsentreibstoffproduktion entspricht.
Die Zahl der SAF-Projekte stieg von 197 auf 265 aktive Vorhaben. Trotz dieser Zunahme um 35 Prozent wuchs die für 2030 prognostizierte Menge nur um 8 Prozent auf 35,4 Millionen Tonnen. In Europa ging die Prognose sogar um 27 Prozent auf knapp 8 Millionen Tonnen zurück, bedingt durch veränderte Ankündigungen von Grossprojekten in Spanien, dem Vereinigten Königreich, den Niederlanden, Österreich und Deutschland.
Geplante Produktionsanlagen 2025-2026
Von den für 2030 angekündigten Mengen stammen 21 Prozent aus bereits betriebenen Projekten und 16 Prozent aus in Bau befindlichen Anlagen. Jedoch basieren 55 Prozent auf Projekten im Planungsstadium und 8 Prozent auf Projektideen. Nordamerika führt mit einem Produktionspotenzial von 14 Millionen Tonnen bis 2030, gefolgt von Europa mit 9,5 Millionen Tonnen und Asien mit 5,6 Millionen Tonnen. Weltweit sind rund 50 Projekte zur Produktion synthetischer Kraftstoffe in der Umsetzung, weitere 20 befinden sich in Planung.
Importabhängigkeit und internationale Kooperationen
Deutschland sichert die künftige Versorgung durch Energiepartnerschaften mit Chile, Namibia und Australien. Internationale Kooperationen ermöglichen den Austausch zu Wasserstoff, Energieeffizienz und Dekarbonisierung. Bereits 2024 kamen 38 Prozent der Rohstoffe für die SAF-Produktion in Europa aus China.
Kosten im Vergleich zu fossilem Kerosin und Schiffsdiesel
Bio-SAF kostete 2024 global 2,7 US-Dollar pro Kilogramm, während E-SAF bei 4,9 US-Dollar lag. Im Vergleich dazu gibt die EASA durchschnittliche Referenzpreise von 734 Euro pro Tonne für konventionelles Kerosin, 2.085 Euro für HEFA-SAF und 7.695 Euro für e-SAF an. Alternative Kraftstoffe bleiben derzeit bis zu sechsmal teurer als konventionelles Kerosin.
Herausforderungen für den Markthochlauf
Der Übergang von Pilotanlagen zu industrieller Fertigung stellt die zentrale Hürde für alternative Kraftstoffe dar. Vier Kernbereiche bestimmen den Erfolg des Markthochlaufs.
Skalierung der Produktion auf industrielles Niveau
Die industrielle Produktion von E-Fuels steht erst am Anfang. Zusammengenommen könnten weltweit rund 50 Projekte in der Umsetzung und weitere 20 in Planung bis 2030 etwa 5,9 Millionen Tonnen E-Fuels jährlich liefern. Diese Menge reicht für einen Markteinstieg, deckt jedoch bei weitem nicht den Bedarf deutscher Luft- und Seeverkehre ab. Die Anlage von Atmosfair in Werlte produziert bis zu 350 Tonnen E-Fuels pro Jahr, während Ineratec in Frankfurt-Höchst 2.500 Tonnen erreicht. Der Frankfurter Flughafen benötigt allein rund 15.000 Tonnen Kerosin pro Tag.
Infrastruktur für Betankung und Lagerung
Alternative Treibstoffe erfordern neue Sicherheitskonzepte, Lagerkapazitäten und Bunkerinfrastruktur. Der Hamburger Hafen ermöglicht seit 2019 LNG-Bebunkerung am Kreuzfahrtterminal, seit 2024 auch Methanol. Containerschiffe an den Terminals Burchardkai und Predöhlkai können mit beiden Kraftstoffen im Ship-to-Ship-Verfahren betankt werden. Die bremischen Häfen gelten seit 2025 als “Methanol-Ready”. Allerdings bleibt die Genehmigungspraxis in den Bundesländern sehr heterogen. An Flughäfen muss die Infrastruktur umfänglich angepasst werden.
Nachhaltigkeitskriterien und Zertifizierung
Die EU-Richtlinie für erneuerbare Energien und die deutsche Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung schreiben seit 2009 verbindliche Kriterien vor. Biokraftstoffe müssen ab 2018 eine um mindestens 60 Prozent bessere CO2-Bilanz vorweisen als fossile Brennstoffe. Der Anbau von Biomasse darf keine sensiblen Landflächen nutzen und keine direkten Landnutzungsänderungen verursachen. Kraftstoffe aus Abfall- und Reststoffen wie Altspeiseölen oder Stroh gelten als besonders förderwürdig und werden doppelt auf nationale Ziele angerechnet.
Wirtschaftlichkeit: Förderprogramme und Preisdifferenz
Die wirtschaftliche Skalierung hängt massgeblich von Förderung, politischem Willen und technologischem Fortschritt ab. Politische und regulative Massnahmen stellen einen wichtigen Hebel dar, um Anreize für den Markthochlauf zu schaffen. Experten empfehlen eine Reform der europäischen Energiesteuerrichtlinie, damit Kraftstoffe entsprechend ihrer Umweltverträglichkeit besteuert werden.
Fazit: Realistische Erwartungen für 2026
Die Analyse zeigt deutlich: Alternative Kraftstoffe für Luftfahrt und Schifffahrt bleiben 2026 verfügbar, jedoch in unzureichenden Mengen. HEFA-SAF dominiert bei unter einer Million Tonnen globaler Produktion, während die EU-Quote bereits zwei Prozent fordert. Methanol-Antriebe erreichen mit Maersks Flotte die Einsatzreife, Ammoniak steht kurz davor. Die Produktionskapazitäten hinken den regulatorischen Anforderungen deutlich hinterher. Kosten übersteigen fossile Kraftstoffe um das Drei- bis Zehnfache. Dementsprechend wird der Markthochlauf massgeblich von politischer Förderung, Skalierung industrieller Produktion und Infrastrukturausbau abhängen. Der Weg zur vollständigen Dekarbonisierung bis 2050 erfordert erheblich beschleunigte Investitionen.
FAQs
Q1. Welche alternativen Kraftstoffe stehen für die Schifffahrt zur Verfügung? Für die Schifffahrt gibt es mehrere alternative Kraftstoffoptionen: Grüner Wasserstoff mit Brennstoffzellen, Ammoniak, Biomethan (LNG) aus erneuerbaren Quellen und Methanol. Methanol-Antriebe sind bereits einsatzbereit – Maersk hat 19 Containerschiffe mit Dual-Fuel-Motoren bestellt. Ammoniak zeigt deutliche Fortschritte mit 39 bestellten Schiffen und verfügbaren kommerziellen Motoren. Bio-LNG kann ohne Motoranpassungen eingesetzt werden und senkt Emissionen um bis zu 80 Prozent gegenüber Schiffsdiesel.
Q2. Welche Sustainable Aviation Fuels (SAF) sind 2026 verfügbar? 2026 sind hauptsächlich drei SAF-Typen verfügbar: HEFA-SAF aus Altspeiseölen und Abfällen dominiert mit einer Produktionskapazität von etwa 1,9 Millionen Tonnen weltweit. Power-to-Liquid (PtL) Kerosin befindet sich noch in der Demonstrationsphase mit einzelnen Pilotanlagen. Alkoholbasierte Flugkraftstoffe (AtJ) erreichen mit der ersten kommerziellen Anlage in den USA eine Produktion von über 30 Millionen Litern jährlich. Alle drei Kraftstofftypen können bis zu 50 Prozent dem konventionellen Kerosin beigemischt werden.
Q3. Wie hoch sind die Kosten für alternative Kraftstoffe im Vergleich zu fossilem Kerosin? Alternative Kraftstoffe sind deutlich teurer als fossiles Kerosin. Biogene Kraftstoffe kosten etwa das Drei- bis Fünffache von konventionellem Kerosin. HEFA-SAF liegt bei rund 2.085 Euro pro Tonne, während fossiles Kerosin etwa 734 Euro kostet. Strombasierte E-Fuels sind mit circa 7.695 Euro pro Tonne am teuersten – bis zu zehnmal mehr als herkömmliches Kerosin. Diese Preisdifferenz stellt eine der grössten Herausforderungen für den Markthochlauf dar.
Q4. Welche regulatorischen Anforderungen gelten ab 2026 für alternative Kraftstoffe? Die EU-Verordnung ReFuelEU Aviation schreibt seit Januar 2025 eine Beimischung von 2 Prozent SAF für Kraftstoff an EU-Flughäfen vor, die bis 2030 auf 6 Prozent steigt. Für die Schifffahrt gilt seit Januar 2025 die FuelEU Maritime-Verordnung mit einer 2-prozentigen Reduktion der Treibhausgasintensität, die bis 2050 auf 80 Prozent ansteigt. Deutschland hat zusätzlich eine nationale Unterquote von 0,5 Prozent PtL-Kerosin ab 2026 festgelegt.
Q5. Reichen die Produktionskapazitäten 2026 aus, um die regulatorischen Quoten zu erfüllen? Nein, die Produktionskapazitäten bleiben 2026 deutlich hinter den Anforderungen zurück. Deutschland wird voraussichtlich nur 0,08 Millionen Tonnen SAF produzieren, während bereits 2025 etwa 200.000 Tonnen benötigt werden. Weltweit deckt die SAF-Produktion von 1,9 Millionen Tonnen nur 0,6 Prozent der gesamten Kerosin-Nachfrage ab. Die meisten angekündigten Projekte befinden sich noch im Planungsstadium, sodass eine Importabhängigkeit und Versorgungslücken bestehen bleiben.