Clean Industrial Deal State Aid Framework
BDI-Position zum Entwurf der Europäischen Kommission
Einleitung
25. April 2025
Der Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) begrüßt, dass die Europäische Kommission im Rahmen des Clean Industrial Deal einen neuen Beihilferahmen verabschieden wird, der auf den Erfahrungen des „Temporary Crisis and Transition Frameworks“ (TCTF) aufbaut und das Ziel hat, die Vorschriften für staatliche Beihilfen zu vereinfachen, um den Ausbau erneuerbarer Energien zu beschleunigen, die industrielle Dekarbonisierung voranzutreiben und ausreichende Kapazitäten für die Herstellung sauberer Technologien in Europa zu gewährleisten.
Gezielte öffentliche Unterstützungsmaßnahmen sind notwendig, um Unternehmen in der Transformation zu helfen, Innovation, Forschung und den Markthochlauf neuer Technologien zu fördern und Anreize für private Investitionen zu schaffen. Das Beihilferecht muss an die neuen Herausforderungen angepasst werden, um schnelle und effiziente Verfahren zu gewährleisten und den Unternehmen die nötige Planungssicherheit zu geben. Da der Hochlauf der Transformationstechnologien und Dekarbonisierungsverfahren bis Ende 2025 noch lange nicht abgeschlossen sein wird, ist es richtig, die Schlüsselelemente der TCTFTransformationskapitel in dauerhafte Beihilfevorschriften zu überführen, die in regelmäßigen Abständen überprüft werden, um sicherzustellen, dass sie weiterhin notwendig, angemessen, kosteneffizient und verhältnismäßig sind.
Gleichzeitig ist klar, dass die klimaneutrale Transformation nicht ausschließlich auf staatlichen Geldern aufgebaut werden kann und dass Beihilfen immer nur ein Baustein in der Investitionsentscheidung eines Unternehmens sind. Benötigt werden primär private Investitionen. Entsprechend sind die allgemeinen Rahmenbedingungen für private Investitionen durch eine Vereinfachung der EU-Regulatorik, Bürokratieabbau, beschleunigte Planungs- und Genehmigungsverfahren, Infrastrukturausbau und Fachkräftesicherung zu verbessern. Zur Verbesserung der Verfügbarkeit von privaten Finanzierungen und Risikokapital im EU-Binnenmarkt, ist die Kapitalmarktunion zu verwirklichen. Um länderübergreifende Energieinfrastrukturprojekte zu ermöglichen, muss der EU-Binnenmarkt für Energie ausgebaut werden.
Der Entwurf des „Clean Industrial Deal State Aid Frameworks“ (CISAF) enthält viele positive Ansätze für flexiblere und beschleunigte Fördermöglichkeiten zur Transformation der Industrie und des Energiesystems, die wir ausdrücklich unterstützen. Hervorzuheben sind unter anderem die Möglichkeit der Kumulierung der CISAF-Beihilfen mit anderen nationalen und europäischen Fördermitteln, die alternativen
Berechnungsmöglichkeiten der Mitgliedstaaten zur Feststellung der zulässigen Beihilfehöhe, die Zulässigkeit von nationalen Beihilferahmenregelungen anstelle von Einzelgenehmigungen oder die neuen Vorschriften zu beschleunigten Abschreibungen sowie zum De-Risking privater Investitionen.
Andere Elemente des CISAF bewerten wir kritischer – hier sollte die Kommission vor der finalen Verabschiedung des CISAF dringend nachbessern. Dies betrifft insbesondere die folgenden Aspekte:
▪ Technologieneutralität: Es ist bedauerlich, dass der CISAF an vielen Stellen in klarem Widerspruch zu den auf höchster politischer Ebene – auch von der Kommissionspräsidentin selbst – zum Ausdruck gebrachten Zielsetzungen steht, die EU-Klimaziele auf pragmatische, technologieneutrale und kosteneffiziente Weise zu verfolgen. Der aktuelle Entwurf enthält zu viele detaillierte Vorgaben für einzelne Technologien und schränkt dadurch die Möglichkeiten der Unternehmen teils erheblich ein. Dies betrifft beispielsweise die sehr eingeschränkten Möglichkeiten für kohlenstoffarmen Wasserstoff, CCS und erdgasbasierte Projekte oder auch die nicht nachvollziehbaren unterschiedlichen Beihilfeintensitäten für verschiedene Technologielösungen. Auch Zwischenschritte auf dem Weg hin zur Dekarbonisierung müssen – zumindest für einen Übergangszeitraum – möglich und beihilferechtlich genehmigungsfähig sein. Der Grundsatz der Technologieneutralität sollte im gesamten CISAF konsequent angewendet werden.
▪ Industrielle Flexibilität: Eine wettbewerbsfähige Industrieproduktion dauerhaft auf die Anpassung an volatile Stromerzeugung auszurichten, stellt eine enorme Herausforderung dar. Regulatorische Vorhaben im Bereich Demand-Response – so auch im CISAF – müssen daher zwingend auf Freiwilligkeit und geeignete Anreize setzen. Die Restriktionen und Herausforderungen in der Industrie müssen dabei berücksichtigt werden: Nachfrageseitige Flexibilitätspotenziale sind teils sehr unterschiedlich ausgeprägt, z.T. nur begrenzt verfügbar und nur unter bestimmten technischen, wirtschaftlichen und rechtlichen Voraussetzungen nutzbar. Im aktuellen CISAF-Entwurf – etwa bei der vorgesehenen Kostenallokation für Flexibilitätsfördersysteme – spiegelt sich dies bislang nicht wider.
▪ Betriebskostenförderung: Der CISAF schafft in Kapitel 5 die Grundlage für eine Förderung von Investitionen in die industrielle Dekarbonisierung. Viele klimafreundliche Produktionsprozesse werden jedoch – selbst bei steigenden CO₂-Preisen im EU-ETS – auf absehbare Zeit auch mit deutlich höheren Betriebskosten (OPEX) verbunden sein als ihre konventionellen Alternativen. Der Clean Industrial Deal erkennt diese Herausforderung ausdrücklich an: Mit der angekündigten Industrial Decarbonisation Bank sollen technologieoffene Förderinstrumente – wie Carbon Contracts for Difference (CCfDs) – gezielt sowohl hohe Investitions- als auch Betriebskosten adressieren. Vor diesem Hintergrund sollte auch der CISAF Optionen zur OPEX-Unterstützung vorsehen – insbesondere mit Blick auf die anhaltend hohen Strompreise in der EU. Diese stellen für einige energieintensive Industriebranchen im internationalen Vergleich nach wie vor ein erhebliches Wettbewerbshemmnis und Carbon-Leakage-Risiko dar. Gleichzeitig behindern sie Investitionen in die Elektrifizierung industrieller Prozesse. Während der TCTF in Abschnitt 2.4 noch temporäre Entlastungen bei Gas- und Strompreisen ermöglichte, fehlen im CISAF-Entwurf entsprechende Maßnahmen vollständig. Zusätzlich zur Möglichkeit der OPEX-Förderung sollten zeitlich befristete Beihilfen für energieintensive Industrien daher auch im Rahmen des CISAF ermöglicht werden – gezielt, unbürokratisch und ohne marktverzerrende Eingriffe in die Strompreisbildung.
▪ Durchführbarkeit: Die vorgesehenen Kriterien müssen für die Unternehmen in der Praxis realistisch umsetzbar bleiben. So sind Umsetzungsfristen von 36 Monaten für viele Projekte deutlich zu kurz und berücksichtigen nicht die möglichen Verzögerungen durch externe Faktoren wie langwierige Genehmigungsverfahren oder Unterbrechungen der Lieferkette. In einigen Bereichen sollten die gewährten Mittel zudem höher ausfallen, um auch große Investitionen zügig stemmen zu können.
Fördermöglichkeiten, die an die Erreichung der ETS-Benchmark anknüpfen, sind für einige Sektoren schwer zu erreichen und könnten daher viele Unternehmen von Investitionen abhalten.
▪ Anwendungsbereich: Der CISAF ergänzt die bestehenden beihilferechtlichen Regelwerke, so dass Projekte, die nicht nach dem CISAF förderfähig sind, dennoch nach einem anderen Beihilferahmen gefördert werden können. Mit Blick auf die vorgesehenen Erleichterungen und Beschleunigungen sollte der Anwendungsbereich des CISAF aber nicht zu eng ausfallen. Das betrifft vor allem Kapitel 6, dessen Anwendungsbereich zumindest auf den Annex des Net Zero Industry Acts ausgeweitet werden sollte.
Neben der Arbeit am CISAF regen wir an, dass die Europäische Kommission in der laufenden Legislatur auch andere wichtige Beihilferegelungen überprüft, die für die Transformation und die Stärkung der europäischen Wettbewerbsfähigkeit von Bedeutung sind, insbesondere die Allgemeine Gruppenfreistellungsverordnung, die Leitlinien für Klima-, Umweltschutz- und Energiebeihilfen, die ETS-Beihilfeleitlinien, die IPCEI-Mitteilung und den Forschungs-, Entwicklungs- und Innovationsbeihilferahmen. Übergreifendes Ziel sollte es sein, unnötigen Verwaltungsaufwand abzubauen, Verfahren zu beschleunigen, Technologieoffenheit, Kosteneffizienz und Rechtssicherheit zu stärken und den Übergang zu erneuerbaren, kohlenstoffarmen und kreislauffähigen Produktionsverfahren und Technologien zu erleichtern.
Im Folgenden finden sich unsere konkreten Anmerkungen zum Entwurf des CISAF:
Allgemeine Vereinbarkeitskriterien (Kapitel 3)
RN 21: Kontrafaktisches Szenario: Es ist grundsätzlich positiv, dass die Kommission den Mitgliedstaaten zur Ermittlung der Verhältnismäßigkeit der Beihilfe alternative Methoden ermöglicht, auch wenn sich diese Alternativen nicht in allen Kapiteln des Beihilferahmens wiederfinden. Die Annahme eines kontrafaktischen Szenarios von Null bei der Variante der Fortführung bestehender Produktion ist ein hilfreicher Schritt. Der Bürokratieaufwand bei der Vergabe von Fördermitteln sollte so gering wie möglich ausfallen.
RN 29: Kumulierung: Die Möglichkeit der Kumulierung der CISAF-Beihilfen mit anderen nationalen und europäischen Fördermitteln, wie z.B. der Wasserstoffbank oder dem Innovationsfonds, ist sehr zu begrüßen und sollte erhalten bleiben.
Beihilfen zur Beschleunigung des Ausbaus erneuerbarer Energien (Kapitel 4)
RN 32: Wasserstoff: Im Sinne einer technologieneutralen Ausgestaltung des CISAF sollte der in RN 32a geregelte pauschale Ausschluss der Rückverstromung von RFNBO aufgehoben werden. Zukünftige Förderinstrumente für die Verstromung von RFNBO müssen zwar so konzipiert sein, dass eine Doppelförderung im Sinne einer Überförderung vermieden wird. Der generelle Ausschluss dieser Option erscheint jedoch nicht zielführend. In Anbetracht des langsamen Hochlaufs des europäischen Wasserstoffmarkts und des allgemeinen Mangels an ausreichenden Investitionen in inländische Wasserstoffproduktionskapazitäten sollte kohlenstoffarmer Wasserstoff darüber hinaus auch als eigenständiges Projekt bzw. im Rahmen eines nicht gemischten Projekts neben RFNBO für staatliche Beihilfen in Betracht kommen, um das Wasserstoffangebot zu erweitern, die Preise zu senken und die
Markteinführung zu unterstützen. Dies gilt auch für Investitionen in Speicherkapazitäten, weshalb RN 32b um kohlenstoffarmen Wasserstoff erweitert werden sollte.
RN 33: Strom- und Wärmespeicherung: Investitionsbeihilfen für Investitionen in Speicheranlagen sollten insbesondere auch für Industriestandorte gewährt werden (entweder mit Speicherung vor Ort oder mit direktem Anschluss). Es sollte sichergestellt werden, dass diese Investitionsbeihilfen mit möglichen Beihilfen in Form von reduzierten Stromnetzentgelten vereinbar sind. Generell sollten die Investitionsbeihilfen nicht auf die Energiespeicherung beschränkt sein, sondern auch auf die Ersatzwärmeerzeugung ausgedehnt werden.
Industrielle Batterie-Energiespeichersysteme (BESS), die hinter dem Stromzähler auf Verbraucherseite betrieben werden, sollten wie netzgekoppelte BESS behandelt werden, die Energie ausschließlich aus dem Stromnetz beziehen und zeitversetzt wieder in dieses abgeben. Damit können die Potentiale aus flexiblen Lasten innerhalb der Werksgrenzen gehoben werden und zudem netzentlastend wirken.
RN 37: Umsetzungsfrist: Es ist richtig, Offshore-Windkraft, Wasserkraft und erneuerbaren Wasserstoff von der von der Kommission vorgeschlagenen Umsetzungsfrist auszunehmen, wie aktuell im CISAF vorgeschlagen. Eine Frist von 36 Monaten kann jedoch auch für andere Projekte deutlich zu kurz sein, insbesondere für größere und komplexere Vorhaben. Lange Lieferzeiten sowie weitere Faktoren, die außerhalb der Kontrolle des Projektentwicklers liegen, wie z. B. Verzögerungen bei den einschlägigen Genehmigungen, rechtliche Verfahren oder Ereignisse höherer Gewalt, wie unvorhergesehene Unterbrechungen der Lieferkette aufgrund bedeutender geopolitischer Entwicklungen, können eine Fertigstellung innerhalb der Frist verhindern.
Die Frist sollte daher gestrichen oder aber zumindest deutlich verlängert werden, etwa auf 48 Monate, was mit vergleichbaren EU-Förderprogrammen (z. B. EU-Innovationsfonds) übereinstimmen würde, oder noch besser auf 60 Monate. Sollte es bei einer (längeren) Umsetzungsfrist bleiben, sollte eine Möglichkeit zu einer zusätzlichen Verlängerung des Umsetzungszeitraums in begründeten Fällen bestehen. „In Betrieb“ sollte außerdem in „betriebsbereit“ geändert werden, um den Risiken im Zusammenhang mit verzögerten Netzanschlüssen Rechnung zu tragen, die außerhalb der Kontrolle des Projektentwicklers liegen, wenn der Bau des Projekts bereits abgeschlossen ist.
RN 51ff: Flexibilitätsfördersysteme:
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RN 51-67: Sowohl nicht-fossile als auch CO₂-arme Flexibilitätsoptionen sollten beihilfefähig sein. Andernfalls würde das Flexibilitätspotenzial bestehender Prozesse und Anlagen unangemessen eingeschränkt.
RN 55: Die Liste der Flexibilitätsoptionen sollte um Anwendungen erweitert werden, die dem Ausgleich selbstbetriebener Erneuerbaren-Anlagen oder von PPA-Strom dienen – etwa flexibel regelbare Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)-Anlagen, Wärmepumpen oder elektrische Heizkessel. Sollten Beihilfen in Form reduzierter Netzentgelte gewährt werden, sollten sämtliche unter a) genannten Optionen als beihilfefähig gelten. Industrielle Verbraucher mit Lastmanagementpotenzial haben oft keinen direkten Zugang zu Strommärkten, sondern agieren über Intermediäre (z. B. Energielieferanten). Diese Akteure vom Zugang zu Beihilfen für Nachfrageflexibilität auszuschließen, würde das Potenzial begrenzen und Akteure ohne Marktzugang benachteiligen. Zudem gilt: Strom, der im Rahmen von Demand Response
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nicht verbraucht wird, würde andernfalls gar nicht erst am Day-Ahead- oder Intraday-Markt beschafft – ein Rückverkauf ist daher nicht erforderlich.
RN 57: Neben nicht-fossilen sollten auch CO₂-arme Flexibilitätsquellen in Kapazitätsmechanismen einbezogen werden können. Allgemein ist zu beachten, dass auch bestehende fossile Erzeugungsanlagen – zeitlich befristet und im Einklang mit EU-Vorgaben (KUEBLL, Elektrizitätsverordnung) – zur Versorgungssicherheit beitragen können, bis der Ausbau von Erneuerbaren, Speichern, Nachfrageflexibilität und Netzen ausreichend fortgeschritten ist. Auch KWK-Anlagen sollten im Rahmen solcher Mechanismen berücksichtigt werden.
RN 66: Die vorgeschlagene Kostenallokation im Bereich Flexibilität sollte dringend überarbeitet werden. Der Flexibilitätsbedarf ergibt sich nicht primär durch die Verbraucher, sondern durch den wachsenden Anteil fluktuierender Stromerzeugung aus Erneuerbaren, der nicht zur Grundlast passt und aufgrund technischer und wirtschaftlicher Einschränkungen in der Industrieproduktion oft nicht flexibel ausgleichbar ist. Eine nahezu vollständige Umlage der Kosten auf die Verbraucher blendet den zunehmenden Systemkostenbeitrag fluktuierender Erzeuger aus. Stattdessen sollte sichergestellt werden, dass Erzeuger auf Preissignale reagieren und bei der Standortwahl systemdienliche Kriterien berücksichtigt werden. Wo technisch machbar und wirtschaftlich sinnvoll, sollte freiwillige Nachfrageflexibilität gezielt gefördert werden. Der Mechanismus zur Kostenallokation sollte aus dem Text gestrichen werden.
RN 68: Kapazitätsmechanismen: Wir begrüßen den Vorschlag der Kommission, der es den Mitgliedstaaten ermöglicht, die beihilferechtliche Genehmigung von Kapazitätsmechanismen durch die Einführung eines Zielmodells zu vereinfachen und transparenter zu gestalten. Dieses sollte den Mitgliedstaaten genügend Freiraum zur individuellen Ausgestaltung einräumen. Dabei ist sicherzustellen, dass sowohl Nachfragesteuerung als auch Speichertechnologien grundsätzlich teilnahmeberechtigt und in einem wettbewerblichen Rahmen teilnahmebefähigt sind. Die Mechanismen sollten zudem für bestehende wie neue industrielle Kapazitäten offenstehen – auch um Betriebskosten im Zusammenhang mit flexibleren Produktionsmustern abdecken zu können. Darüber hinaus sollte „Behind-the-Meter“-Speicherung – soweit technisch möglich – gleichberechtigt mit netzgebundenen Speicherlösungen zur Teilnahme an Kapazitätsmechanismen sowie zur Erbringung von Systemdienstleistungen zugelassen werden. Die Vorgabe in Annex 1, wonach die Kosten eines Kapazitätsmechanismus nahezu vollständig auf die Verbraucher umgelegt werden sollten, sollte gestrichen werden. Stattdessen sollten die Mitgliedstaaten mehr Flexibilität erhalten, die Refinanzierung unter Berücksichtigung der industriellen Wettbewerbsbedingungen auszugestalten (vgl. BDI-Kommentierung zu RN 66)
Beihilfen zur Dekarbonisierung der Industrie (Kapitel 5)
RN 72: Energieeinsparung: Förderfähig sind Investitionen, die entweder zu einer Reduzierung von Treibhausgasemissionen oder aber zu einer Energieeinsparung von mindestens 20 % führen. Dieser Wert ist zu hoch angesetzt und sollte auf 10 % abgesenkt werden, um die Förderung auch für kleinere Maßnahmen und eine breite Anwendung im Mittelstand zu öffnen. Es sollte außerdem klargestellt werden, dass auch Betreibermodelle/Contracting Lösungen nach RN 72 förderfähig sind.
RN 73: Dekarbonisierung von Industriewärme: RN 73 räumt erneuerbarer Wärme, flexibler Direktelektrifizierung und Abwärmenutzung bei der Dekarbonisierung der industriellen Wärme ausdrücklich Vorrang ein. Alle anderen Technologien – beispielsweise Bioenergie – werden nur mit ausführlicher Begründung akzeptiert. Dies steht im deutlichen Widerspruch zu dem RN 72 verankerten Prinzip der Technologieoffenheit, nach dem alle Technologien, die zu einer Reduktion der Treibhausgasemissionen oder des Energieverbrauchs führen, förderfähig sein sollten. Die strengen Anforderungen, die sich in dieser und den folgenden Randnummern zu einzelnen Technologien finden, sollten aufgehoben werden.
Angesichts des Fehlens einer klaren Definition von „Flexibilität“ und der technischen bzw. wirtschaftlichen Grenzen einer flexiblen Produktion in vielen Industriesektoren sollte die Anforderung einer „flexiblen“ direkten Elektrifizierung gestrichen werden.
Für die Nutzung von Erdgas zur Dekarbonisierung von Industriewärme enthält RN 73 die Vorgabe, dass Energieeinsparungen von mindestens 30 % oder eine Reduktion der Treibhausgasemissionen von mindestens 60 % erreicht werden müssen. Dadurch werden kleinere, aber wirksame Maßnahmen zur Effizienzsteigerung (z. B. Wärmerückgewinnung, Regelungstechnik, Isolierung, Brennertechnik) von vornherein ausgeschlossen – obwohl sie sofort umsetzbar wären und kumulativ erhebliche Beiträge zur Dekarbonisierung leisten könnten Die Werte sind daher deutlich zu hoch und sollten reduziert werden auf 20 % Treibhausgasemissionsreduktion oder – analog zu RN 72 – 10 % Energieeinsparung.
RN 74: Energieinfrastrukturmaßnahmen: Die Möglichkeit der Förderung von Energieinfrastrukturmaßnahmen ist sinnvoll, z. B. in Bezug auf Investitionen in die interne Infrastruktur, wie die Anbindung an das industrielle Stromnetz zwecks Eigenversorgung oder bei den Baukosten für einen H2-Anschluss. Da die Baukosten für Netzanschlüsse (Strom, H2) sehr CAPEXintensiv sind, wird die Wirtschaftlichkeit der Dekarbonisierungsmaßnahme stark belastet.
RN 75: Eigenproduktion: Der vorgesehene Eigenverbrauch von 80 % der produzierten Energie würde effektiv verhindern, dass Industrieparks staatliche Beihilfen für die Dekarbonisierung ihrer Energieerzeugung erhalten, da die Standortbetreiber in der Regel fast die gesamte erzeugte Energie und die Sekundärprodukte (z. B. Dampf, Wärme, Strom) an die anderen Unternehmen am Standort weiterleiten. In Deutschland ist z. B. ein erheblicher Teil der chemischen Industrie in solchen Industrie- oder Chemieparks tätig. RN 75 c) sollte daher gestrichen werden. Alternativ sollte eine Ausnahmeregelung für geschlossene Verteilungssysteme oder Industriestandorte hinzugefügt werden und es sollte klargestellt werden, dass auch Contracting Lösungen erlaubt sind.
RN 79: Umsetzungsfrist: Die Frist von 36 Monaten, bis die Anlage oder Ausrüstung, die durch die Beihilfe finanziert werden soll, in Betrieb genommen wird, ist insbesondere für großindustrielle Projekte unrealistisch Mit dem derzeitigen Zeitrahmen wäre die Beihilfe de facto nur auf kleine industrielle Dekarbonisierungsprojekte beschränkt, da größere Projekte tendenziell längere Planungs-, Genehmigungs-, Bau- und Hochlaufzeiten haben. Gleichzeitig deuten die strengen Anforderungen an Treibhausgas- und Energieeinsparungen aber darauf hin, dass nur große Projekte mit erheblichen Auswirkungen auf die Emissionen und den Energieverbrauch eines Standorts förderfähig wären, was zu widersprüchlichen Beihilfeanforderungen führt.
Die Frist sollte daher gestrichen werden, um das Risiko zu verringern, dass langwierige nationale Genehmigungsverfahren oder Lieferengpässe verhindern, dass Projekte ihren Anspruch auf staatliche Beihilfen verlieren. Stattdessen könnten die Mitgliedstaaten verpflichtet werden, ein wirksames Überwachungssystem einzurichten, um sicherzustellen, dass das Projekt rechtzeitig durchgeführt wird. Alternativ sollte die Frist zumindest deutlich verlängert werden, mindestens auf 48 oder besser 60 Monate, mit einer Verlängerungsoption in begründeten Fällen.
RN 82/107: Dekarbonisierung durch Wasserstoff: Bei Dekarbonisierungsmaßnahmen unter Verwendung von Wasserstoff wird erneuerbarem Wasserstoff oder einer Kombination aus erneuerbarem, kohlenstoffarmem und biomassebasiertem Wasserstoff Vorrang eingeräumt, wobei der Anteil an erneuerbarem Wasserstoff mindestens 10 Prozentpunkte über dem durchschnittlichen nationalen Anteil an erneuerbarem Strom liegen muss. Investitionen in Projekte, die ausschließlich oder überwiegend kohlenstoffarmen Wasserstoff verwenden, wären daher nicht förderfähig. Es scheint keine logische Erklärung für diesen Zusammenhang zwischen dem Anteil der erneuerbaren Energien im nationalen Strommix und dem RFNBO-Anteil zu geben
Solche Einschränkungen sind weder gerechtfertigt noch nachvollziehbar und würden in Deutschland faktisch zu einer RFNBO-Quote führen, die deutlich über die RED-III-Ziele für die Industrie (42 % bis 2030) hinausgeht. Bei einem angestrebten EE-Anteil von 80 % im deutschen Strommix bis 2030 würde eine Quote von 90 % erforderlich – also mehr als das Doppelte des aktuellen RED III-Ziels (dessen Erreichung ohnehin fraglich ist). Dies benachteiligt Projekte auf Basis kohlenstoffarmen Wasserstoffs massiv und verhindert einen kosteneffizienten Hochlauf des Wasserstoffmarkts. Dringend notwendig ist ein technologieneutraler Ansatz, der alle Wasserstoffarten berücksichtigt, die einen Beitrag zur Dekarbonisierung leisten. Zudem sollte nicht nur die Nutzung von kohlenstoffarmem Wasserstoff, sondern auch dessen Erzeugung für den Eigenverbrauch, auch im Falle von Betreibermodellen, förderfähig sein.
RN 86: ETS-Benchmark: Für ETS-Sektoren sieht RN 86 b) i) vor, dass Unternehmen, die die ETSBenchmark bereits (über)erfüllen, eine Emissionsreduzierung von mindestens 10 % erzielen müssen. Unternehmen, die die Benchmark noch nicht erfüllen, müssen eine Emissionsreduzierung von 40 % nachweisen und die Benchmark anschließend erfüllen. Da die BenchmarkKurve für bestimmte Industrieprodukte recht steil ist, sind viele Hersteller derzeit weit davon entfernt, sie zu erreichen. Daher sollte die Möglichkeit bestehen, Projekte zu unterstützen, die substanzielle Emissionsminderungen erzielen, auch wenn sie die ETS-Benchmark anschließend nicht erreichen. Die Bezugnahme auf den Benchmark kann die Beteiligung bestimmter Unternehmen einschränken, wie dies auch beim Innovationsfonds der Fall ist. Die Vorgabe einer Reduktion von 40 % ist sowohl in RN 86 b) i) wie auch in RN 86 b) ii) (für Nicht-ETS-Sektoren) zu hoch und sollte abgesenkt werden. Im Falle eines Competitive Bidding Verfahrens sollte gar keine Mindestreduktion vorgesehen werden.
RN 90: Beihilfeintensität: Die Förderintensität von CCS-Projekten sollte genauso hoch ausfallen wie die Förderintensität von Wasserstoffprojekten. Außerdem sollten die Beihilfeintensitäten in RN 90 insgesamt um mindestens 10 % -Punkte erhöht werden (für Wasserstoff- und CCSProjekte also auf 60 %). Die aktuell vorgesehenen Förderquoten reichen nicht aus, um Dekarbonisierungsprojekte zu realisieren und Projekte mit langen Amortisationszeiten umzusetzen. Aus diesem Grund sollte auch die unter RN 90 zulässige maximale Beihilfesumme
von 200 Mio. EUR angehoben werden. Bei kombinierten Projekten sollte nicht die niedrigste Beihilfeintensität maßgeblich sein, sondern die Kosten sollten in die verschiedenen Kategorien aufgeteilt werden, z. B. bei einem kombinierten Projekt für erneuerbare Energien und Wasserstoff, und jede Kategorie sollte die entsprechende Förderquote erhalten können. Allgemein sei angemerkt, dass die großen Unterschiede bei den Beihilfeintensitäten zwischen den einzelnen Technologien nicht nachvollziehbar sind und dem deklarierten Ziel der Technologieneutralität widersprechen.
RN 98/111: Indirekte Emissionen: Projekte, die ausschließlich kohlenstoffarmen Strom oder eine Mischung aus erneuerbarem und kohlenstoffarmem Strom nutzen, sollten ebenfalls als Projekte mit vernachlässigbaren indirekten Emissionen angesehen werden. Die Bestimmungen in RN 98 b) sollten daher geändert werden, um kohlenstoffarmen Strom einzubeziehen und mit 98c) in Einklang zu bringen. Es sollte außerdem ergänzt werden, dass Strom aus erneuerbaren Energien, der über PPAs bezogen wird, als vollständig aus erneuerbaren Energien stammend betrachtet werden sollte, da PPAs ein wichtiges marktbasiertes Instrument zur Erfassung der THG-Emissionen aus der Stromnutzung sind.
RN 101/114: Erdgas: Für einen Übergangszeitraum sollten Erdgas-basierte Projekte weiterhin gefördert werden können. Eine Phase-out-Regelung kann nur akzeptiert werden, wenn mit anschließender Nutzung von erneuerbaren/biobasierten Kraftstoffen eine wirtschaftlich tragfähige Lösung realistisch möglich ist. Sie muss daher ausdrücklich unter den Vorbehalt gestellt werden, dass Wasserstoff in ausreichender Menge und zu wettbewerbsfähigen Preisen vorhanden ist. Grundsätzlich ist ein langfristiger Fokus auf Wasserstoff und kohlenstoffarme Gase zwar sinnvoll, schließt aber implizit die Nutzung von Erdgas in Kombination mit CCS aus. Aus Effizienzgesichtspunkten ist unklar, warum blauer Wasserstoff (hergestellt aus Erdgas mit CCS) der direkten Nutzung von Erdgas mit CCS vorzuziehen sein soll. Investitionen in erdgasbasierte Anlagen sollten daher nach RN 101 alternativ auch förderfähig sein, wenn die Projekte in der Lage sind, mindestens 80 % des CO2 abzuscheiden.
RN 101 verlangt zudem, dass bei Erdgas-basierten Investitionen die Anlagen „ohne wesentliche Zusatzinvestitionen“ vollständig auf Wasserstoff oder andere erneuerbare Gase umstellbar sein müssen. Das ist in vielen Sektoren aber in der Praxis kaum erfüllbar, da Wasserstoff andere Verbrennungseigenschaften hat als Erdgas und eine Umstellung auf Wasserstoff meist komplett neue Brennersysteme, Sicherheitstechnik und Prozessregelung erfordert. „Hydrogen ready“ ist bei Hochtemperaturanlagen aktuell nicht Stand der Technik und bedeutet in Wahrheit komplette Neukonstruktion oder erheblichen Mehraufwand. RN 101 verhindert damit Investitionen in optimierbare Erdgas-Technologien, obwohl genau diese in der Übergangszeit wichtige CO₂-Reduktionen ermöglichen würden. Die Bedingung einer vollständigen Wasserstofffähigkeit bei der Förderfähigkeit von Erdgas-Investitionen sollte daher gestrichen werden. Stattdessen sollte ein technologieneutraler Ansatz gewählt werden, der Effizienz, Emissionsminderung und Systemkompatibilität in den Mittelpunkt stellt.
RN 102/115: CCUS: Die Anwendung von CCUS sollte nicht ausschließlich auf Fälle beschränkt sein, in denen eine vollständige Dekarbonisierung technisch nicht anders möglich ist. Vielmehr sollten auch wirtschaftliche, regulatorische oder andere nachvollziehbar begründete Erwägungen berücksichtigt werden können.
RN 103/116: Kapazitätserhöhung: Beihilfen nach Kapitel 5 dürfen nach dem Entwurf nicht dazu führen, dass die Produktionskapazität des Beihilfeempfängers um mehr als 5% erhöht wird. Das
widerspricht der Praxis, dass typischerweise innovative Produktionsverfahren zunächst zusätzlich installiert werden und die alte Anlage erst dann außer Betreib genommen wird, wenn die neue zuverlässig läuft. Diese Einschränkung wirkt deshalb der eigentlichen Intention der Transformation entgegen. Außerdem beruht die Steigerung der Produktionskapazitäten auf der Marktnachfrage. Jede neu installierte Kapazität klimaneutraler Industrieproduktion wird fossile Produktion im In- und Ausland verdrängen. Klimafreundliche Kapazitätserweiterungen wirken daher auch ohne gleichzeitige Stilllegung emissionsmindernd. Zudem sind die Emissionen der Industrie über den EU ETS gedeckelt. Die Flexibilitätsmarge in RN 103 sollte daher zumindest deutlich ausgeweitet und im besten Fall komplett gestrichen werden. Sie ist wettbewerbspolitisch und klimapolitisch nicht sinnvoll
Beihilfen zur Sicherstellung ausreichender Produktionskapazitäten für saubere Technologien (Kapitel 6)
RN 122: Förderfähige Produkte und Technologien: Aktuell übernimmt der Entwurf des CISAF in RN 122 die Liste der förderfähigen Produkte, die sich auch im TCTF findet, die aber nur einen kleinen Teilbereich der Netto-Null-Technologien des Net Zero Industry Acts umfasst. Daher sind wichtige Technologien, wie z.B. Wasserstofftechnologien, einschließlich Brennstoffzellen, Elektroantriebstechnologien, elektrische Ladetechnologien für den Verkehr oder Stromnetztechnologien bislang nicht nach Kapitel 6 des CISAF förderfähig. Die Liste in RN 122 a) sollte auf den Anwendungsbereich des Anhangs des Net Zero Industry Acts erweitert werden. Entsprechend sollte auch in RN 122 b) in Bezug auf die Förderfähigkeit der Schlüsselkomponenten auf die entsprechenden Definitionen in den Delegierten- bzw. Durchführungsrechtsakten zum NZIA verwiesen werden. Die Liste der kritischen Rohstoffe in RN 122 c) sollte an den Critical Raw Materials Act angepasst werden.
Kommission und Industrie haben im Net Zero Industry Act große Anstrengungen unternommen, um relevante Technologien sowie deren wichtigste spezifische Komponenten zu ermitteln. Es ist wichtig, eine weit gefasste Definition von Technologien zu wählen, um sicherzustellen, dass Europa in der Lage sein wird, bei einer Reihe von sauberen Technologien international zu konkurrieren. Generell sollte es im Beihilferahmen nicht zu einem zu engen Blick auf einzelne Technologien sowie die damit einhergehende, implizite Diskriminierung anderer Technologien kommen. Stattdessen sollte stärker entlang gesamter Wertschöpfungsketten gedacht werden. Außerdem sollten weitere definitorische Abgrenzungen, die mit zusätzlicher Bürokratie einhergehen, vermieden werden.
Beihilfefähig sind in Kapitel 6 des CISAF, genau wie im TCTF, Investitionen in ein Vorhaben (Anfangsinvestitionen, Investitionsförderung). Im Rahmen des US-Inflation Reduction Act (IRA) können Unternehmen in bestimmten Fällen hingegen zwischen einem einmaligen Förderbetrag für die Anfangsinvestition (z. B. Neubau oder Erweiterung einer Produktionsanlage) oder der Förderung der anschließenden Produktion selbst (Produktionsförderung; z. B. x $ pro produzierter kWh Batterieleistung, x $ pro produziertem kg Wasserstoff) wählen. Letzterer Ansatz kann für ein Unternehmen in bestimmten Fällen vorteilhafter sein, zumal diese Förderung auch die Betriebskosten miteinschließt. Dies sollte im CISAF mitbedacht werden.
Nicht nur Aktivitäten, die zusätzliche Kapazitäten schaffen, sollten gefördert werden, sondern auch Aktivitäten, die zuvor anderweitig genutzte Kapazitäten für Clean Technologies
wiederverwenden, sollten grundsätzlich für eine Förderung in Frage kommen können. Der europäische Industriesektor befindet sich in einem tiefgreifenden technologischen Wandel. Dieser Wandel kann nur gelingen, wenn Unternehmen auch Investitionshilfen für die Umrüstung oder Anpassung bestehender Produktionskapazitäten erhalten können, um sich an neue Marktanforderungen anzupassen.
RN 126: Beihilfeintensität: Die Kommission sollte die Beihilfeintensitäten und die möglichen Beihilfehöchstgrenzen in RN 126 erhöhen. Aktuell ist vorgesehen, dass die Beihilfeintensitäten, genau wie im TCTF, 15%, 20% oder 35% betragen können, je nachdem ob das Projekt in einem Regionalfördergebiet angesiedelt ist oder nicht. Die maximalen Beihilfebeträge wurden im Vergleich zum TCTF sogar halbiert.
Zunächst ist zu hinterfragen, ob sich die Höhe der möglichen Beihilfeintensitäten und Höchstgrenzen überhaupt an kohäsionspolitischen Erwägungen nach der Regionalförderkarte orientieren sollte. Dadurch werden Projekte in Nichtfördergebieten mit einer geringeren Beihilfeintensität versehen als diejenigen, die in einem C- oder A-Fördergebiet realisiert werden. Jedoch ist das Ziel des CISAF weniger kohäsionsorientiert, sondern betrifft vielmehr Fragen der grundsätzlichen strategischen Ausrichtung der EU. Eine Realisierung innerhalb der EU trägt in gleichem Maße zur Zielerreichung bei, unabhängig von der konkreten Lokalisierung. Eine Incentivierung sollte innerhalb der EU losgelöst von kohäsionspolitischen Erwägungen erfolgen. Denn viele Gebiete, die von der notwendigen industriellen Umstellung am stärksten betroffen sind, etwa Regionen mit starken Industrieclustern, liegen in Nicht-Fördergebieten1 , so dass Abschnitt 6 des CISAF-Rahmens für die Unterstützung dieser Regionen - die durch die Bereitstellung einer großen Zahl hochqualifizierter Arbeitsplätze eine wichtige wirtschaftliche Rolle innerhalb der Europäischen Union spielen - weniger wirksam wäre.
Eine Beihilfeintensität von 15 % (oder 20 % in C-Fördergebieten) reicht nicht aus, um einen relevanten Anreizeffekt für die Umstellung z. B. auf die Produktion sauberer Technologien zu bewirken, da der Verwaltungsaufwand und die mit der Umstellung verbundenen Kosten solche Geschäftsfälle selbst bei einer Beihilfeintensität von 15 % nicht attraktiv machen. Eine erhöhte Förderung in diesen Bereichen der Transformation kann sich dagegen deutlich positiv auf den Aufbau starker europäischer Wertschöpfungsketten auswirken. Die Beihilfeintensität sollte daher (auch in Nicht- und C-Fördergebieten) auf mindestens 30% der beihilfefähigen Kosten angehoben werden. Aus denselben Gründen sollten auch die maximalen Beihilfebeträge wieder angehoben werden, mindestens auf TCTF-Niveau.
Zu begrüßen ist, dass in Abweichung zum TCTF beschiedene Mittel aus dem CISAF nicht mehr je Mitgliedstaat und Unternehmen konsolidiert werden, sondern dass eine projektbezogene Betrachtung erfolgt.
RN 129: Eigenanteil: Es sollte klargestellt werden, dass staatlich abgesicherte Kredite zu marktüblichen Zinsen immer kompatibel mit einer EU- oder nationalen Förderung sind. Insbesondere mittelständische Unternehmen stehen vor der Herausforderung, die notwendigen Finanzmittel, die abgesehen von der Förderung benötigt werden, von ihrer Bank zu erhalten. So kann der Eigenanteil häufig nicht erbracht werden, da die Banken keine Kredite vergeben. Hier
1 Siehe hierzu auch die Studie „Transformationsstrategien für besonders betroffene Regionen: Identifizierung und Bewertung“ unter https://buendnis-zukunft-der-industrie.de/wp-content/uploads/2024/12/20221221_Studie_Endbericht_Transformationsnetzwerke.pdf
sollten staatliche Kredite ohne Zinsvergünstigung gewährt werden können. RN 129 sollte entsprechend angepasst werden.
RN 132: Verlagerung: Die Beihilfe darf nicht dazu genutzt werden, die Produktion innerhalb des EWG zu verlagern. Dies sollte nur für Verlagerungen von Produktionsaktivitäten gelten, die in irgendeiner Weise mit dem Projekt zusammenhängen, und nicht für Verlagerungen, die völlig andere Produkte betreffen.
RN 133: Ad-Hoc-Beihilfen: Wir begrüßen, dass die Kommission auch im CISAF die Möglichkeit einer „Matching Aid“ oder „Ad Hoc Beihilfe“, die über die sonstigen Beihilfemöglichkeiten des CISAF hinausgeht, für klar begründete Sonderfälle vorsieht. Sehr positiv ist, dass die AdHoc-Beihilfe künftig auch dann grundsätzlich möglich sein soll, wenn die Investition nicht vollständig oder mehrheitlich in einem Regionalfördergebiet liegt. Die entsprechenden Vorgaben im TCTF waren diesbezüglich zu restriktiv, so dass die Möglichkeit der Matching Aid bislang kaum genutzt werden konnte. Die nun vorgesehene größere Flexibilität sollte in jedem Fall beibehalten werden.
RN 135: Fördergebiete: Für Projekte in Nichtfördergebieten verlangt die Kommission einen zusätzlichen Nachweis, dass eine Investition außerhalb von Fördergebieten von höherer Effizienz im Vergleich zu einer möglichen Investition in einem Fördergebiet ist. Dieser Nachweis ist jedoch mit der Unternehmenspraxis nur schwer vereinbar. Eine zusätzliche Analyse nicht in Frage kommender Standorte erhöht sowohl Aufwand wie auch Bürokratie der Analyse.
RN 138: Marktanalyse: Die Mitgliedstaaten müssen nachweisen, dass durch die Investition kein Verdrängungswettbewerb hinsichtlich bestehender Kapazitäten initiiert wird und dass eine bestehende Lücke zwischen Angebot und Nachfrage in der EU adressiert wird. Hier bleibt unklar, welche Anforderungen an den Nachweis gestellt werden. Würde ggf. eine einfache Marktbetrachtung unter Verweis auf eine Nachfrage- oder Angebotsanalyse ausreichen oder ist eine komplexere Analyse notwendig? Der Bürokratieaufwand für Mitgliedstaaten und Unternehmen sollte so weit wie möglich reduziert werden.
Schlussbestimmungen (Kapitel 9)
RN 160: Geltungszeitraum und Evaluierung: Es ist zu begrüßen, dass der CISAF von vornherein einen längeren Geltungszeitraum hat als der TCTF. Um die Planungssicherheit der Unternehmen zu erhöhen, sollte rechtzeitig entschieden werden, ob der CISAF auch über den 31.12.2030 hinaus Anwendung finden wird. Zu diesem Zweck sollte frühzeitig mit einer Evaluierung des CISAF begonnen werden, etwa ab 2028. Die Entscheidung, ob und wie der Rahmen über das Jahr 2030 hinaus fortgesetzt wird, sollte Anfang 2029 mitgeteilt werden, damit die Investoren zwei Jahre vor Ende der Laufzeit des CISAF Rechtsklarheit haben.
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