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Thüga Aktiengesellschaft

Thüga AG

Als Minderheitsgesellschafterin sind wir als Thüga Aktiengesellschaft bundesweit an rund 100 Unternehmen der kommunalen Energie- und Wasserwirtschaft beteiligt.

Lobbying Activity

Meeting with Christian Ehler (Member of the European Parliament) and EnBW Energie Baden-Württemberg AG and

12 Dec 2025 · Energiepolitik

Meeting with Christian Ehler (Member of the European Parliament) and EPIA SolarPower Europe and

26 Sept 2025 · Energy policy

Meeting with Marion Walsmann (Member of the European Parliament)

8 Apr 2025 · Energy & Gas supply

Meeting with Christof Lessenich (Head of Unit Energy)

5 Mar 2025 · Exchange of views on recent developments in EU energy policy

Meeting with Christian Ehler (Member of the European Parliament) and EPIA SolarPower Europe and

24 Jan 2025 · Energiepolitik

Meeting with Christian Ehler (Member of the European Parliament) and BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. and

6 Dec 2024 · Energiepolitik

Response to Greenhouse gas emissions savings methodology for low-carbon fuels

25 Oct 2024

Die Thüga begrüßt - dass die delegierte Verordnung weitestgehend in Kohärenz zu anderen wesentlichen Regelwerken steht, insb. zur Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (RED III), zur Methanemissionsverordnung und zur delegierten Verordnung zu erneuerbarem Wasserstoff; - dass der Zielwert von 70% THG-Reduktion gegenüber dem Referenzwert als alleiniges Kriterium für die Anerkennung gilt; - dass der Verordnungsentwurf einen umfassenden Ansatz verfolgt und Emissionen entlang der gesamten Wertschöpfungskette berücksichtigt. Die Thüga sieht Nachbesserungsbedarf - dass sämtliche Bestandteile der Wertschöpfungskette (insb. PPAs bei der Stromnutzung des CO2-Abscheideprozesses) projektscharf nachgewiesen werden können. - bei der Bewertung der Standardwerte von Vorketten-Emissionen (CH4, CO2, N2O) im Annex B, insb. ist der 40%-Aufschlag bei Methanemissionen wenig nachvollziehbar und zu ambitioniert um den Wasserstoffhochlauf auch mittels blauem Wasserstoff zu befördern. Die Richtlinie (EU) 2024/1788 steht in einem natürlichen Zielkonflikt zwischen einer Reduktion von Treibausgasen einerseits und dem notwendigen, zügigen und ambitionierten Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft andererseits. Ein zu ambitionierter Ansatz mit Blick auf die Vorkettenemissionen zu Beginn des Wasserstoffhochlaufs steht nach hiesigem Verständnis im Gegensatz zum Erwägungsgrund 12 der Richtlinie und der EU-Wasserstoffstrategie, wonach ab 2030 Wasserstoff in großem Maßstab eingesetzt werden soll. Zudem sieht Artikel 92 Absatz 1 der Richtlinie ohnehin bereits mögliche höhere Einsparungen an Treibhausgasemissionen durch die Verwendung kohlenstoffarmer Brennstoffe und kohlenstoffarmen Wasserstoffs ab 2031 vor. Vor diesem Hintergrund sollte die im Entwurf der delegierten Verordnung beschriebene Methode nicht bereits so ambitioniert sein, dass die Erreichung technisch nur mit erheblichen negativen Auswirkungen auf Preise und insb. Menge von Wasserstoff möglich ist. - bei der Kohärenz des Vorkettenemissionsfaktors von Erdgas. Der im Entwurf der delegierten Verordnung genutzt Faktor entspricht in Summe nicht dem Vorkettenemissionsfaktor der delegierten Verordnung zu erneuerbarem Wasserstoff sowie den in den Annexen V/VI der RED genutzten Standardfaktoren. Die Thüga gibt außerdem zu bedenken, dass sämtliche dieser Werte auf einem mittlerweile überholten Report des JRC von vor zehn Jahren (2014) basieren und mittlerweile aktuellere und sachlich korrektere Datenquellen des JRC zur Verfügung stehen. - aus dem Entwurf der Delegierten Verordnung wird außerdem nicht klar ersichtlich, ab wann genau der Standardemissionsfaktor aus Annex B durch die Werte der Methanemissionsverordnung abgelöst werden sollen, sei es zum 5. August 2025 (Artikel 12 Absatz 1), zum 5. Februar 2026 (Artikel 12 Absatz 2 lit. a) oder zum 5. Februar 2027 (Artikel 12 Absatz 2 lit. b), da im Entwurf der Delegierten Verordnung lediglich ein Verweis auf Artikel 12 pauschal erfolgt. Die Thüga schlägt vor - projektspezifische Werte für CO2 und N2O zu ermöglichen. Projektspezifische Werte für alle emissionsrelevanten Treibhausgase und Prozessschritte würden dazu führen, dass eine genau-ere und bessere Emissionsbilanz erreicht und die 70%-Schwelle nicht übertreten wird. - CO2-arme PPAs von Beginn an einzuführen. Dampfreformierung und Pyrolyse als Prozesse zur Produktion von LCH benötigen Strom. Es sollte ermöglicht werden, dass Produzenten Strom aus CO2Quellen einsetzen können und dieser Strom mit seinen spezifischen THG-Emissionswerten in die Bewertung der Gesamtemissionen einbezogen werden kann. - einen Bestandsschutz für First Mover einzuführen. Die Kohärenz zur Delegierten Verordnung wird zwar grundsätzlich begrüßt; allerdings lässt der Entwurf der delegierten Verordnung bisher eine klare Bestandsschutzregelung vermissen, insb. mit Blick auf die insb. mit Blick auf die bereits in Artikel 31 der Richtlinie verankerten, potenziellen Verschärfung.
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Meeting with Jens Geier (Member of the European Parliament, Rapporteur) and BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. and

5 Sept 2023 · Exchange on the gas market directive (staff level)

Meeting with Jens Geier (Member of the European Parliament, Rapporteur)

24 May 2023 · Exchange on the gas market directive (staff level)

Meeting with Jens Geier (Member of the European Parliament, Rapporteur) and GasNet, s.r.o.

21 Mar 2023 · Exchange on the hydrogen infrastructure

Meeting with Jens Geier (Member of the European Parliament, Shadow rapporteur) and BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. and

31 Aug 2022 · Vorschlag einer Verordnung über die Verringerung von Methanemissionen im Energiesektor

Meeting with Jens Geier (Member of the European Parliament, Rapporteur)

25 Apr 2022 · Exchange on the gas market directive

Response to Proposal for a legislative act on methane leakage in the energy sector

18 Apr 2022

Für die Thüga AG ist die Reduktion unserer Methanemissionen ein wichtiger Beitrag zum Klimaschutz. Um bei der Entwicklung von Messprogrammen, Reduktionsmöglichkeiten und Quantifizierungen aktiv mitzuwirken, sind 3 DSO der Thügagruppe in 2020 OGMP 2.0 beigetreten, und wir bringen uns sehr aktiv in die Arbeiten ein. Unser DSO Thüga Energienetze GmbH hat bereits durch die vielen Investitionen in der Vergangenheit eine sehr niedrige Methanintensität von 0,11% und hat den OGMP Gold Standard erhalten. Wir befolgen ein detailliertes, ständig ambitionierter werdendes Messprogramm, und bringen die best-practices in die Thügagruppe ein, die aus fast 100 kommunalen Energieversorgungsunternehmen besteht. Wir begrüßen das Ziel der von der EU-Kommission vorgelegten Verordnung. Zur Kommentierung der einzelnen Punkte schließen wir uns der Stellungnahme von BDEW und DVGW vollumfänglich an (siehe Anhang). Aufgrund unserer Erfahrungen innerhalb von OGMP möchten wir einige Punkte besonders hervorheben: Die Verordnung berücksichtigt leider zu wenig die Unterschiede der einzelnen Wertschöpfungstufen. Eine Offshore-Bohrinsel ist nicht mit einem städtischen Verteilnetz zu vergleichen. Für deutsche Netzbetreiber gilt seit Jahrzehnten die strenge Überwachungspraxis des DVGW, wodurch die Leckage um 90 % seit 1990 reduziert werden konnten. Aufgrund dieser langen Erfahrung sind wir überzeugt, dass einige der vorgesehenen Maßnahmen nicht im Verhältnis zum erzielbaren Nutzen stehen. Deshalb schlagen wir einen größeren Ermessensspielraum für die nationalen Behörden vor, um den realen Gegebenheiten in den jeweiligen Ländern und in den Netzen gerecht zu werden. Zudem sind viele Anforderungen nicht auf die Regeln von OGMP abgestimmt. Die Verordnung schlägt für LDAR einen Zyklus von 3 Monaten für alle relevanten Komponenten vor. Für uns würde das eine vierteljährliche Begehung von 4.700 km Netzlänge und den zugehörigen Gasstationen und 100.000 Zähler bedeuten. Die Kosten hierfür würden sich gegenüber heute ca. um den Faktor 15 erhöhen, abgesehen davon fehlen ausreichend Fachunternehmen. Zudem sind die Leckraten so niedrig - da hoher Anteil Kunststoff - , dass der Aufwand für die Überprüfung in keinem Verhältnis zu den damit erzielbaren Methanemissionsreduzierungen steht. Auch gibt es innerhalb von 3-Monats-Zyklen Wettersituationen, die eine Messung des vollständigen Netzes ausschließen. So zum Beispiel bei anhalten Regen- oder Schneeperioden oder Perioden hoher Luftfeuchte. Der Zyklus sollte sich zustandsorientiert aus den bei vorhergehenden Messungen gefundenen Leckagen ergeben (wie bisher im DVGW-Regelwerk verankert) und bei Auffälligkeiten mindestens 12 Monate betragen. Für Betriebsmittel ohne nennenswerte Leckagen wie z.B. neue Leitungen halten wir eine Anhebung des Überprüfungszyklus auf 24 bis 48 Monate für angemessen. Bei betrieblichen Arbeiten wie Außer- und Inbetriebnahmen, Zählerwechsel, Wartungen usw. sind Abblase- und Spülvorgänge notwendig. Diese sind nach dem Verordnungsentwurf nur zulässig, wenn technisch keine andere Möglichkeiten vorhanden sind. Oft handelt es sich um sehr geringe Mengen, da bereits heute aus Sicherheitsgründen austretendes Methan maximal zu vermeiden ist als Schutz von Kunden und Mitarbeitern. Deshalb plädieren wir für eine Mengenschwelle, unter der Einzelmaßnahmen ohne gesonderte Maßnahmen zur Methanreduktion durchgeführt werden dürfen. Der Meldeaufwand an die Behörden sollte für Kleinstmengen ebenfalls für beide Seiten reduziert werden. Die Reconciliation sollte unterscheiden in große singuläre Anlagen und in Netze. Außerdem ist die Anzahl der Messungen zu begrenzen auf ein technisch aussagefähiges Maß (Stichprobe) in Abhängigkeit von der Relevanz der Emissionsquelle, deren Komplexität und deren Anzahl. Dies ist in die soeben verabschiedete TGD bei OGMP einflossen und sollte unbedingt berücksichtig werden. Wir würden Ihnen gerne von unseren praktischen Erfahrungen unserer VNB berichten, auch im Hinblick auf OGMP.
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Meeting with Kadri Simson (Commissioner) and

11 Nov 2021 · Round-table discussion on the regulation for the hydrogen market.

Meeting with Miguel Arias Cañete (Commissioner) and BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. and

20 Nov 2017 · clean energy package