Bio-LNG ist nicht gleich Bio-LNG: drei Wege in den Tank

Wer in Deutschland einen LNG-Lkw betankt, tankt fast immer „Bio“: 98,5 Prozent des LNG-Absatzes an deutschen Tankstellen waren 2025 Bio-LNG, bei insgesamt 166.513 Tonnen verkauftem LNG. Das meldete der Verband Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft im Februar 2026.¹ Diese Zahl ist eine bilanzielle Größe: Sie sagt, wie viel Biomethan dem verkauften LNG zugerechnet wurde, aber nicht, auf welchem Weg es in den Tank kam.

Genau dieser Weg entscheidet aber darüber, was das Etikett „Bio“ für Klima, Preis und Region wert ist.

Drei Wege, ein Etikett

Der Energieverband BDEW unterscheidet in seiner Stellungnahme zur Massenbilanzierung beim Zertifizierungssystem ISCC vom Mai 2025 drei Szenarien: „Direkt“, „Netz“ und „Virtuell“.² Wir übernehmen diese Einteilung, weil sie präzise ist.

1. Direkte Verflüssigung. Das Biomethan gelangt per Leitung von der Biogasanlage zu einer Verflüssigungsanlage, am besten direkt vor Ort, und wird von dort als Flüssigkeit zum Kunden gefahren. Das Molekül im Tank wurde in dieser Anlage erzeugt. Es gibt einen durchgehenden physischen Nachweis vom Hof bis zur Zapfsäule. Dieser Weg macht heute nur einen kleinen Teil des Marktes aus. Es ist der Weg, den Eneqor geht.

2. Netzverflüssigung. Biogasanlagen in Deutschland oder im europäischen Ausland bereiten ihr Gas auf und speisen es ins Erdgasnetz ein. An anderer Stelle entnimmt eine Verflüssigungsanlage Gas aus dem Netz und verflüssigt es. Das Molekül im Tank ist Netzgas, also eine Mischung. Das Biomethan wird dem LNG über eine Massenbilanz zugerechnet. Die Verflüssigung findet aber tatsächlich statt, in Europa und mit europäischem Strom.

3. Virtuelle Verflüssigung. Hier wird kein Netzgas verflüssigt. Ein Importterminal belädt Lkw oder Schiffe mit gewöhnlichem LNG, das per Tanker angekommen ist, und die Nachhaltigkeitseigenschaft von irgendwo in Europa eingespeistem Biomethan wird auf dieses LNG übertragen. Der BDEW spricht von einer bloßen Übertragung von Nachhaltigkeitseigenschaften auf fossiles LNG, das über ein Importterminal in die EU kommt.² Terminals unter anderem in Belgien, Frankreich, Litauen und Spanien bieten diesen Weg inzwischen an.³

Die Zertifizierungssysteme lassen den Terminalweg grundsätzlich zu, sofern plausible Umrechnungsfaktoren angesetzt werden.² National wird er unterschiedlich behandelt: Deutschland und Belgien erkennen ihn an, während die Niederlande ihn bei der Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie RED III ausschließen wollten.⁴ Der BDEW selbst warnt, dass die fehlende Transparenz dazu führen kann, dass der virtuellen Verflüssigung Greenwashing vorgeworfen wird.²

Was der Weg für das Klima bedeutet

Bei der Klimabilanz zählt zweierlei: woraus das Biomethan erzeugt wurde, und was auf dem Weg in den Tank an Emissionen hinzukommt.

Beim Rohstoff ist Gülle kaum zu schlagen. Bei der Vergärung wird Methan aufgefangen, das bei offener Lagerung extrem klimaschädlich entweichen würde. Die EU rechnet diese vermiedenen Emissionen an. Für Biomethan aus Gülle mit geschlossener Gärrestlagerung liegt der Standardwert der Erneuerbare-Energien-Richtlinie je nach Anlagentechnik bei etwa minus 80 bis minus 100 Gramm CO₂-Äquivalent pro Megajoule.⁵ Der Lkw fährt damit rechnerisch klimanegativ, und das gilt für Gülle-Biomethan auf jedem der drei Wege.

Der Unterschied liegt im zweiten Punkt. Bei der direkten Verflüssigung und der Netzverflüssigung werden die Emissionen der tatsächlichen Verflüssigung angesetzt. Beim Terminalweg ist das nach Einschätzung des BDEW nicht nachvollziehbar: Ausgewiesen würden teils Emissionswerte von unter 0,3 Gramm CO₂-Äquivalent pro Megajoule, die der Verband als Wert für eine Verflüssigung von Methan nicht nachvollziehen kann. Zudem drohen die Emissionen aus Förderung, Verflüssigung und Transport des importierten LNG keinem Land zugeordnet zu werden.² Wie hoch diese Vorkettenemissionen sind, ist wissenschaftlich umstritten – ein Zertifikat ändert an ihnen jedenfalls nichts.

Was der Weg für den Preis bedeutet

Hier liegt der zweite Unterschied, und für Flottenbetreiber ist er der wichtigere. Bei der Netzverflüssigung beginnt die Kalkulation beim Netzgaspreis, beim Terminalweg beim Preis des importierten LNG. Beide hängen am Gasmarkt; das Biomethan oder das Zertifikat kommt als Aufschlag obendrauf. Wer 2022 LNG getankt hat, kennt die Folgen. Und die Abhängigkeit hat seitdem zugenommen: Im ersten Halbjahr 2026 kamen 81 Prozent der LNG-Importe des Europäischen Wirtschaftsraums aus den USA und Russland, ein Jahr zuvor waren es 73 Prozent.⁶

Bei der direkten Verflüssigung entsteht der Preis hingegen allein aus den Kosten der Anlage (Rohstoff, Aufbereitung, Verflüssigung, Transport) und aus einem Vertrag zwischen Erzeuger und Abnehmer. Auch diese Kosten schwanken, aber sie hängen nicht an Pipelines, Tankern oder dem Gaspreis in Asien. Sie lassen sich über Jahre festschreiben. Wie das funktioniert und was ein solcher Vertrag für die Kalkulation pro Kilometer bedeutet, ist Thema unseres nächsten Beitrags.

Was der Weg für die Glaubwürdigkeit bedeutet

Dass „Bio“ auf dem Papier nicht immer „Bio“ im Tank ist, hat eine weitere Seite. Der deutsche Markt für THG-Quoten ist 2023 und 2024 eingebrochen, nachdem mutmaßlich gefälschte Klimaschutzprojekte und Biokraftstoffe mit nicht überprüfbarer Rohstoffherkunft in die Anrechnung gelangt waren; der Gesetzgeber hat im April 2026 reagiert und Vor-Ort-Kontrollen zur Pflicht gemacht.⁷ Je weiter das erzeugte Biomethan und das Zertifikat voneinander entfernt sind, desto größer ist das Risiko eines Etikettenschwindels – und desto mehr zählt ein durchgehender physischer Nachweis.

Fazit: Nach dem Weg fragen

Wer seine Flotte mit Bio-LNG wirklich klimafreundlich und planbar betreiben will, sollte seinem Lieferanten vier Fragen stellen:

• Woher stammt das Biomethan?
• Aus welchen Rohstoffen?
• Wo wurde es physisch verflüssigt: an der Anlage, aus dem Netz oder gar nicht?
• Woran hängt der Preis?

Nur wenn die Antworten nachvollziehbar und regional sind, steckt im Tank auch, was auf dem Etikett steht. Und nur dann bleibt die Wertschöpfung dort, wo das Biomethan entsteht: bei Höfen, Anlagenbetreibern und Kommunen statt in den Exportländern des LNG.

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Quellen

1. Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft e.V.: „98,5 Prozent Biomethan – Deutschlands LNG-Lkw tanken nahezu vollständig klimaneutral“, Pressemitteilung, 18.02.2026. gas-h2.de
2. BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft: „ISCC consultation on mass balancing“, Stellungnahme, 30.05.2025 (englisch; Zitate sinngemäß übersetzt). bdew.de
3. Beispiele: Fluxys, „Biomethane liquefaction services“ am LNG-Terminal Zeebrugge; Dunkerque LNG, erste Bio-LNG-Verladung, 01.07.2025; Ship & Bunker, „Klaipeda LNG Terminal Completes First Virtual Bio-LNG Liquefaction“, 16.10.2025; Argus, „Spain’s Enagas to offer bio-LNG terminal services“, 20.02.2025. fluxys.com
4. Engine: „The Netherlands should allow mass-balancing of green methane – Titan“, 29.09.2025; Safety4Sea: „Organizations urge Dutch government to preserve bio-LNG terminal route“, 30.09.2025. engine.online
5. Richtlinie (EU) 2018/2001 (Erneuerbare-Energien-Richtlinie), Anhang VI Teil D, in der durch Richtlinie (EU) 2023/2413 geänderten Fassung: Standardwerte für Biomethan aus Gülle mit geschlossener Gärrestlagerung −79 g (ohne) bzw. −100 g CO₂-Äq./MJ (mit Abgasverbrennung), vor Kompression. eur-lex.europa.eu
6. Piria, R.; Szulecki, K.; Lentschig, H.: „Europe’s diversification paradox: Growing US and Russian gas import shares in 2026“, NUPI Policy Brief 15/2026; berichtet in: Berliner Zeitung, 08.09.2026. nupi.no
7. ZfK: „THG-Quote 2026: Diese Änderungen treffen Stadtwerke“, 24.04.2026. zfk.de

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