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CONTRIBUTION TO THE PUBLIC 
Ref. Ares(2020)3607717 - 08/07/2020
Ref. Ares(2021)4414341 - 07/07/2021
CONSULTATION ON 
COMPENSATION OF INDIRECT CARBON COSTS IN 
THE POST 2020 EU ETS  

OUR KEY MESSAGES 
➢  Several elements of the draft text (e.g. state aid intensity limited at 75%, exclusion of sectors in the 
steel  value  chain  such  as  industrial  gases,  mining  of  iron  ores  and  tubes)  undermine  the 
effectiveness of the provisions to prevent the risk of carbon leakage because they result in a very 
low level of compensation (up to less than 50% of the actual indirect costs).  
➢  If the default aid intensity is not increased to 100% of the benchmark, the possibility for member 
states to grant compensation beyond 75% is an important step to reduce indirect costs to eligible 
sectors.  
➢  The additional compensation should be set so that indirect costs are capped at 0.5% of the GVA and 
should  be  open  to  all eligible  sectors  and not restricted  only to  some  of  them.  Furthermore,  it 
should be accessible to both the electric arc furnace (EAF), which uses large amount of electricity 
to melt and recycle scrap, and the integrated route, which consumes electricity produced from the 
combustion of recovered waste gases generated unavoidably by the steel making process.  
➢  Similarly  to  the  allocation  of  free  allowances  to  the  heat  consumer  under  the  rules  on  free 
allocation for the direct emissions, the consumption of  industrial gases (e.g. oxygen, hydrogen, 
etc.) should also be considered as eligible for financial compensation when it occurs in a sector that 
is exposed to indirect carbon leakage such as steel and state aid should be granted to the exposed 
sector.
  
➢  Sectors belonging to the steel value chain (mining of iron ores and seamless pipesneed to remain 
eligible for compensation since they are already recognised at risk of carbon leakage in phase 3 and 
they contribute to the carbon leakage exposure of the steel industry.  
➢  The proposal of splitting existing regions contradicts the political objective of linking more the 
national energy markets.  Furthermore, the overly strict methodology for defining regional areas 
(1% price divergence in significant number of hours per year) does not capture the reality of energy 
markets where the emission pass through factor is influenced by neighbouring member states due 
to interconnections. Hence, the existing regional areas should be maintained
➢  Compensation should not be made conditional because it does not distort incentives for energy 
efficiency investments, since it is based already on very strict benchmarks. If now state aid is made 
conditional to additional measures to be taken by the company, de facto it is not anymore a (partial) 
reimbursement of incurred costs as it requires additional costs to the company. 
➢  The fall-back benchmark (80% of reference electricity consumption) should not be reduced further, 
since it entails already a major reduction of aid. 
➢   The steel industry (NACE code 2410) is recognised as eligible for indirect costs compensation in the 
draft Guidelines but the consultants’ study classifies the sector only at medium risk. Even though 
there is no different treatment, we are providing evidence which indicates that steel is at very high 
risk of carbon leakage. 
 
 
 
 
 
EUROFER AISBL • Avenue de Cortenbergh, 172 • B-1000 Brussels • Belgium 
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Introduction 
The EU ETS Guidelines are an essential element of the legal framework that aims at preventing the 
risk  of  carbon  leakage.  In  line with the spirit  and wording  of  the  EU  ETS  Directive,  the  ultimate 
objective of both free allocation and indirect costs compensation is to avoid undue costs at the 
level of best 10% performers in the EU. The Guidelines should be developed and implemented in all 
member states in view of reaching that objective. This is even more urgent now due to the higher 
carbon  price  compared  to  phase  3  and  in  view  of  the  development  and  uptake  of  low  carbon 
technologies that will increase substantially the (direct and/or indirect) electricity consumption in 
the steel sector.  
Indicative impact assessment of the draft Guidelines on the steel sector 
The steel industry (NACE code 2410) is recognised at risk of carbon leakage in the draft Guidelines 
and hence  is  eligible  for  compensation  of  indirect costs. Yet, several  elements  of  the  draft text 
undermine significantly the effectiveness of the provisions to prevent the risk of carbon leakage 
because they result in a very low level of compensation when compared with the actual indirect 
costs of a steel site. The following indicative assessment can be provided: 
•  25%  shortage  due  to  state  aid  intensity  capped  at  75%  (if  the  sector  is  excluded  from  the 
possibility of additional aid beyond 75%); 
•  20% shortage due to benchmark (at least for the fall-back benchmark); 
•  20-25% shortage due to exclusion of sub-sectors in the steel value chain (at least in the BF/BOF 
route) such as industrial gases (NACE code 2011) and mining of iron ores/sintering (NACE 0710). 
As a result of the restrictions mentioned above, the compensation could cover even less than 50% 
of  the  actual  indirect  costs  borne  by  a  steel  producer.  Therefore,  these  elements  of  the  draft 
Guidelines need to be improved in order to provide effective prevention of the carbon leakage risk.  
Sectoral eligibility: sectors in the steel value chain (industrial gases, iron ores and tubes) 
In addition to direct electricity consumption, the steel sector uses significant amounts of industrial 
gases  (NACE  code  2011)  for  unavoidable  purposes  such  as  oxygen  which  have  an  important 
electricity consumption embedded. On the basis of the data from the Best Available Techniques 
Reference document (BREF), the embedded electricity consumption is estimated at 24 kWh/t crude 
steel  in  the  EAF  route  and  92  kWh/t  in  the  BF/BOF  route  (which  is  around  20-25%  of  the  total 
electricity consumption in BF/BOF route). The lack of compensation for the indirect costs linked to 
industrial gases further exposes the steel sector to carbon leakage risk. Therefore, similarly to the 
allocation of free allowances to the heat consumer under the rules on free allocation for the direct 
emissions, the consumption of industrial gases should also be considered as eligible for financial 
compensation when it occurs in a sector that is exposed to indirect carbon leakage such as steel 
and state aid should be granted to the exposed sector. Such treatment would be important in the 
context  of  the  medium  to  long  term  transformation  of  the  sector,  whose  breakthrough 
technologies will need large consumption of industrial gases like hydrogen.  
Furthermore, it should be noted that also the NACE code 0710 (Mining of iron ores), which is eligible 
for financial compensation in the EU ETS phase 3, is very important for the steel sector as it is within 
the same value chain. Even though it has a different NACE code than steel making (NACE 2410), 
actually it covers the activity of sintering of iron ores that is performed in the integrated steel sites. 
Since it contributes to the overall exposure to the indirect carbon leakage risk of the steel industry, 
it is important that it remains eligible for the post 2020 period.   
Finally, in the EU ETS phase 3 seamless steel pipes were also included in the list of eligible sectors 
as they are closely linked to the steel sector because they represent a very electro-intensive process 
similar to other hot/cold rolling processes. Therefore, they should remain eligible.  
 



  
Default aid intensity and possibility for additional aid 
The steel sector is highly exposed to carbon leakage risk linked to indirect costs and is unable to 
pass through unilateral regulatory costs without genuine risk of losing market shares. This risk is 
even more relevant in the context of much higher carbon prices compared to the ones experienced 
until 2017. Furthermore, affordable and competitive electricity prices are essential to facilitate the 
transition  to  breakthrough  technologies  which  require  even  larger  amounts  of  electricity. 
Therefore, it is important to set the aid intensity at 100% of the benchmark; any reduction of the aid 
intensity below the benchmarks undermine the effectiveness of the carbon leakage provisions as 
long as there is no comparable climate legislation in competing countries. 
Even  100%  aid  intensity  would  not  mean  full  compensation  of  indirect  costs,  as  it  would still  be 
capped  by  the  very  strict  benchmarks.  For  instance,  in  fall  back  benchmarks,  it  would  still  be 
reduced  by  20%  compared  to  the  baseline  electricity  consumption;  i.e.  with  the  current  75%  aid 
intensity level fixed in 2020, the installations in fall back may receive compensation only for 60% of 
the indirect costs (75% of 80%). This is far below the maximum aid intensity level according to EU 
state aid rules.  
If the default aid intensity is not increased to 100% of the benchmark, introducing the possibility for 
member states to grant additional compensation beyond the default value is an important step to 
reduce indirect costs to eligible sectors. The additional compensation should be set so that indirect 
costs are capped at 0.5% of the GVA. This possibility should be open to all eligible sectors and not 
restricted only to some of them.  
Furthermore, it should be accessible to both the electric arc furnace (EAF), which has very high 
electro-intensity  because  it  uses  large  amount  of  electricity  to  melt  and  recycle  scrap,  and  the 
integrated route, which consumes electricity produced from the combustion of recovered waste 
gases generated unavoidably by the steel making process. Financial compensation for this case is 
explicitly mentioned in recital 13 of the post 2020 EU ETS Directive in order to preserve the incentive 
to recover waste gases, since free allocation is granted only partially for waste gases’ emissions. 
Therefore, if the option of granting additional aid beyond 75%  is retained, it should consider not 
only the electro-intensity, but also the actual carbon leakage risk and the environmental purpose 
of the state aid (i.e. promoting the recovery of waste gases).  
Finally,  it  should  be  noted  that  undertaking  specific  assessment  need  to  take  into  account  the 
actual  specificities  of  the  sites.  The  GVA  of  companies  is  highly  dependent  on  their  structure, 
including  the  configuration  of  the  production  steps  where  the  higher  share  of  value  added  is 
generated.  Hence,  a site assessment  would  also  be  necessary where  appropriate.  Furthermore, 
company-specific assessment on electricity consumption should not lead to unintended results in 
case energy efficiency measures that have been already implemented. 
Conditionality  
Compensation should not be made conditional on additional requirements. In fact, this kind of state 
aid aims at reimbursing partially the energy consuming sectors for the indirect costs passed on in 
the  energy  bill.  If  now  state  aid  is  made  conditional  to  additional  measures  to  be  taken  by  the 
company  (i.e.  investments  in  energy  efficiency  or  emission  reductions  and  carbon  free  power 
purchase agreement,) de facto it is not anymore a (partial) reimbursement of incurred costs since 
it  requires  additional  expenditure  to  the  company.  As  the  eligible  sectors  are  acknowledged  as 
being  at  risk  of  carbon  leakage  (on  the  basis  of  market  characteristics,  profit  margins  and 
abatement  potential),  the  missed  reimbursement  would  create  the  conditions  for  the 
materialisation of such risk, leading to an increase in global emissions.  
Energy efficiency improvements are a must for industries with high energy costs in order to remain 
competitive.  Compensation  of  indirect  costs  does  not  distort  incentives  for  energy  efficiency 
investments because it is still based on very strict benchmarks reflecting the best performance in 
the sector (and actually the state aid intensity does not even cover the full benchmark but only 75% 
 



  
 
of it). Furthermore, the “incentive effect” is also preserved by the fact that the benchmarks will be 
updated during the phase 4, so that companies have further interest in improving performance, 
where technically possible.   
Furthermore, the proposed conditionality requirements are actually linked to the implementation 
and  enforcement  of  other  pieces  of  legislation  (notably  the  Energy  Efficiency  Directive  and  the 
Renewable Energy Directive). However, member states retain the possibility of adopting different 
instruments to promote energy efficiency and renewables in order to achieve the targets set in 
such legislation. Therefore, the conditionality requirements would overlap and possibly collide with 
different national measures.  
Finally, the three proposed conditionality requirements present several specific limitations: 
•  The energy efficiency investments with a payback period of 5 years do not reflect the reality 
of  business  decisions  in  the  steel  sector, which  are  bound  to  a  significantly  shorter  period. 
Furthermore, the draft text does not take into account early actions such as recent energy 
efficiency investments.  
•  The requirement to install an onsite renewable energy generation facility covering at least 50% 
of the electricity needs does not match with the very large energy consumption of industrial 
sites and the physical limits of such on-site generation. As an indicative example, an average 
electric  arc  furnace  producing  700,000  tonnes  of  steel  per  year  consumes  around  450,000 
MWh of electricity and an average integrated site producing 4 million tonnes of steel per year 
consumes around 1,800,000 MWh. Assuming an on-shore wind turbine with 3 MW installed 
capacity operating 2,000 full load hours/year, the electric arc furnace would need around 40 
turbines  to  cover  half  of  its  electricity  needs  and  the  integrated  site  around  150  turbines. 
Considering the land requirements and also the regulatory restrictions to the instalment of 
such turbines, this conditionality requirement is not technically nor financially feasible, hence 
it cannot be achieved realistically by the eligible sectors. 
•  The requirement to invest at least 80% of the received state aid into investments to reduce 
direct emissions of the installation is not consistent with the scope of the Guidelines which are 
targeting indirect costs.  
Emission factor and regional areas 
As a matter of principle, the CO2 emission factor must reflect the full indirect CO2 burden, i.e. the 
actual CO2 cost passed through into prices. The approach of using historical empirical data on the 
fossil emission factor in the relevant regional market should be maintained in order to ensure a 
consistent and stable framework. The calculation of  this factor should be based on reliable and 
transparent sources in order to reflect the real costs faced by the industry. The proposal of splitting 
existing regions in more areas does not provide details on the underlying evidence and contradicts 
the political objective of linking more the national energy markets. Furthermore, the overly strict 
methodology for defining regional areas (1% price divergence in significant number of hours per 
year) does not capture the reality of energy markets  where the emission pass through factor is 
influenced by neighbouring member states due to interconnections. Hence, the existing regional 
areas should be maintained.  
Update of the fall-back benchmark  
The draft guidelines do not indicate the default value of the fall-back benchmark. In phase 3, this 
was 80% of the reference electricity consumption. Since this represents a major reduction of aid, it 
should not be reduced further, otherwise the state aid would be insufficient to achieve its objective 
of  avoiding  the  risk  of  carbon  leakage.  It  should  also  be  noted  that  the  reference  fall  back 
benchmark in the free allocation rules for direct emissions is the process emissions benchmark, 
which is much higher than the electricity fall back benchmark (97% of historical process emissions) 
and most importantly has not been further reduced between phase 3 and phase 4.