Revision der Stromversorgungsverordnung (Verzinsung des Kapitals im Stromnetz und in geförderten Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien)

Eidgenössisches Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation UVEK

14. Juni 2024

Erläuternder Bericht zur Revision der Stromversor- gungsverordnung (Verzinsung des Kapitals im Stromnetz und in geförderten Anlagen zur Stromer- zeugung aus erneuerbaren Energien)

1. Grundzüge der Vorlage

1.1 Ausgangslage

Die Netznutzungskosten bilden eine wichtige Komponente des Strompreises. Sie setzen sich zusam- men aus den Kosten für a) die Amortisation des Netzes, b) den Kosten für das im Stromnetz gebun- dene Kapital sowie c) den Betriebskosten. Für das investierte Kapital (b) hat der Stromnetzbetreiber Anspruch auf eine risikogerechte Verzinsung. Das Eidgenössische Departement für Umwelt, Verkehr, Energie und Kommunikation (UVEK) setzt dafür gemäss dem geltenden Artikel 13 Absatz 3bis der Stromversorgungsverordnung vom 14. März 2008 (StromVV, SR 734.71) jährlich einen durchschnittli- chen kalkulatorischen Kapitalkostensatz fest, den so genannten WACC (Weighted Average Cost of Capital). Es wendet dafür die in Anhang 1 der StromVV festgelegte Berechnungsmethodik an. Der WACC soll einerseits genügend Anreize für Investitionen in die bestehende Infrastruktur bieten, andererseits zu keiner ungerechtfertigt hohen Rendite für den Kapitalgeber führen. Für das Tarifjahr 2025 liegt der WACC für Stromnetze bei 3,98% für das betriebsnotwendige Kapital. Der WACC nach StromVV kommt gemäss Energieförderungsverordnung vom 1. November 2017 (EnFV, SR 730.03) – mit Abweichungen – auch bei der Berechnung der Investitionsbeiträge für Wasserkraft-, Biomasse-, Wind-, Photovoltaik- und Geothermieanlagen sowie der Marktprämie für Grosswasserkraftanlagen zur Anwendung.

1.2 Neuregelung

Regulierungs- und Wettbewerbsbehörden haben die bisher geltende Methodik in den letzten Jahren wiederholt kritisiert. Insbesondere in Tiefzinsphasen sahen verschiedene Seiten die gewährte Verzin- sung als zu hoch an. Eine angepasste WACC-Methode sollte geeignet sein, sich an verändernde öko- nomische Rahmenbedingungen anzupassen. Vor diesem Hintergrund will der Bundesrat die Definition und Berechnungsweise einzelner Kapitalkostenparameter sowie die Höhe der parameterspezifischen Mindestwerte ändern. Im Fokus steht dabei die Bestimmung des Eigenkapitalkostensatzes. Der Bundesrat schlägt zur Bestimmung des Eigenkapitalkostensatzes neu den sogenannten TMR- Ansatz (TMR: Total Market Return) vor. Gegenüber alternativen Ansätzen zur Bestimmung des Eigen- kapitalkostensatzes federt der TMR-Ansatz die Zinsschwankungen auf den Kapitalmärkten stärker ab, ohne über die Finanzmarkttheorie nicht begründbare Unter- und Obergrenzen des risikolosen Zinssat- zes zu verwenden. Die geltende StromVV setzt in der WACC-Berechnungsmethode insbesondere mit minimal 2.5% für das risikolose Eigenkapital und minimal 0.5% für das risikolose Fremdkapital rele- vante Untergrenzen fest (die für das Kalenderjahr berechneten Mittelwerte in den Negativzinsjahren lagen weit darunter). Denn der TMR-Ansatz erfasst sowohl in der Theorie begründete, in der Empirie beobachtete und in der Bewertungspraxis verankerte gegenläufige Entwicklungen zwischen Renditen von Bundesobligationen und Marktrisikoprämien. Diese Eigenschaft des TMR-Ansatzes führt zu einer Glättung des Eigenkapitalkostensatzes über die Zeit hinweg. Insofern bietet dieser Ansatz verbesserte Planungssicherheit für Investoren auch in ausserordentlichen Zinsphasen. Ein solcher Ansatz ent- spricht der internationalen Praxis. Durch den Wegfall der Untergrenze führt der Ansatz insbesondere dazu, dass der WACC in Tiefzinsphasen stärker sinkt (vgl. Kasten). Die nachfolgende Abbildung stellt die Entwicklung des WACC gemäss dem neuen Ansatz jener ge- mäss der geltenden StromVV gegenüber. Dafür wurden drei Szenarien gewählt: Tiefzinsphase (Be- reich 2), Marktprognosen (Bereich 3) und Hochzinsphase (Bereich 4). Zudem wird aufgezeigt, wie sich

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mit dem neuen Ansatz der WACC in der Vergangenheit verhalten hätte (Bereich 1). Es ist eine stabili- sierende Wirkung festzustellen, v.a. wenn man den Ansatz gegenüber der jetzigen Methode ohne Un- tergrenzen vergleicht (sog. ERP-Ansatz 1) (siehe dazu Abbildung 2).

Abbildung 1 Verlauf des WACC gemäss TMR-Ansatz verglichen mit dem Ansatz gemäss geltender StromVV 10.00%

HZ 8.00%

6.00% MP TZ 4.00% MP

TZ 2.00% 1 0.00%

-2.00% 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 2043 2045 2047 2049

StromVV TMR-Ansatz

Quelle: Swiss Economics

Anzumerken ist, dass durch den TMR-Ansatz eine deutlich geringere Schwankung des WACC erzielt wird, als wenn alleine die Unter- und Obergrenzen abgeschafft würden.

Abbildung 2 Verlauf des WACC mit dem Ansatz gemäss geltender StromVV, aber ohne Unter- und Obergrenzen (ERP-Ansatz) 10.00% HZ

HZ 8.00%

6.00% MP 4.00% TZ MP

2.00% TZ 0.00% 2

-2.00% 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 2043 2045 2047 2049

StromVV ERP

Quelle: Swiss Economics

1 Expected Risk Premium = Erwartete Risikoprämie

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Die Anpassung des WACC und die darauf gestützte jährliche Festlegung sind für den März 2025 ge- plant. Damit käme der neue WACC für das Stromnetz erstmals für das Tarifjahr 2026 zur Anwendung. Der WACC setzt sich wie bislang aus zwei Komponenten zusammen. Er besteht zum einen aus dem Eigenkapitalkostenansatz, der in Höhe des Eigenkapitals am Gesamtkapital in den WACC eingeht. Zum anderen wird der Fremdkapitalkostensatz mit dem Gewicht des Fremdkapitals am Gesamtkapital berücksichtigt. Im Folgenden werden wesentliche Stellgrössen und die vorgesehenen Änderungen bei den einzelnen Parametern beschrieben 2.

Abbildung 3: Berechnung des WACC

1.3 Neue Berechnungsparameter

1.3.1 Kapitalstruktur

Eine im Auftrag des Bundesamts für Energie (BFE) durchgeführte empirische Analyse des Beratungs- unternehmens Swiss Economics 2024 zeigt, dass die durchschnittliche Fremdkapitalquote bei rund 50% liegt, obgleich die am häufigsten vorkommenden Werte zwischen 60 und 70% liegen. Das Gewichtungsverhältnis von 60% Fremd- zu 40% Eigenkapital wird deshalb beibehalten. Der Ein- fluss der Kapitalstruktur (Verhältnis Eigenkapital zu Fremdkapital) auf die Höhe des WACC ist gering,

Für eine detaillierte Erklärung der Berechnungsmethodik und der vorgesehenen Anpassungen wird auf den im Auftrag des BFE erstellten Bericht des Beratungsunternehmens Swiss Economics verwiesen. Der Bericht ist publiziert unter … Seite 3 von 13

weil ein höherer Anteil an Eigenkapital mit einem tieferen Leverage-Faktor 3 zur Ermittlung des levered Betas einhergeht und der Eigenkapitalkostensatz somit reduziert wird. Der Hebeleffekt des Leverage- faktors FK/EK bewirkt eine überproportionale Erhöhung der EK-Rendite gegenüber der Gesamtkapi- talrendite bei gutem Geschäftsgang und eine unterproportionale Senkung der EK-Rendite bei schlech- tem Geschäftsgang. Bei den Förderinstrumenten für erneuerbare Energien und der Marktprämie wird wie bisher eine Kos- tenstruktur von 50% Eigen- und 50% Fremdkapital verwendet.

1.3.2 Marktrisikoprämie

Für die Bestimmung des Eigenkapitalkostensatzes sowohl im WACC für Stromnetze als auch im WACC für erneuerbare Energien wird wie oben erwähnt auf den TMR-Ansatz umgestellt. Der neue Ansatz ermöglicht, die in der StromVV festgelegten Unter- und Obergrenzen der risikolosen Zinssätze für das Eigen- und Fremdkapital abzuschaffen. Gleichzeitig wird die Bestimmungsformel der Marktrisi- koprämie geändert. Die Logik des TMR-Ansatzes, bei der ein negativer statistischer Zusammenhang zwischen der Ren- dite von Bundesanleihen und der Marktrisikoprämie unterstellt wird, ergibt einen dämpfenden Effekt für den WACC nach beiden Seiten. Steigen die Zinsen der Bundesanleihen, so erhöht sich der WACC etwas weniger; sinken die Zinsen der Bundesanleihen, so verringert sich der WACC etwas weniger. Diese Abfederung führt in allen Zinskonstellationen zu kohärenten Resultaten (im Gegensatz zur aktu- ellen Methodik), ebenso zu geringeren Ausschlägen mit mehr Stabilität ohne Verwendung von Unter- oder Obergrenzen (die mehr oder weniger willkürlich sind). 4 Konkret wird bei den aktuellen Werten beim TMR-Ansatz von der erwarteten Aktienmarktrendite (7.5%) der aktuelle risikolose langfristige Zinssatz abgezogen (7.5% - 1.5% = 6%). Die Reduktion des Sockels infolge der Aufhebung der Untergrenze (Eigenkapitalseitiger risikoloser Zinssatz gemäss StromVV aktuell 2.5% und TMR-Ansatz 1.5%) wird somit über eine erhöhte Marktrisikoprämie auf den ersten Blick aufgefangen. Trotzdem verändert sich der Eigenkapitalkostensatz für Netze, denn die Marktrisikoprämie wird noch mit dem (levered) Beta multipliziert, das kleiner als 1 ist. Die Reduktion des Eigenkapitalkostensatzes übersetzt sich dann in eine mit dem Eigenkapital-Anteil (40%) gewich- tete Reduktion des WACC. Die kompensatorische Reaktion ist im Regelfall stark, aber nicht umfas- send. Sie hängt massgeblich von der Höhe des (levered) Beta ab, d. h. davon, wie stark dieses von 1 nach unten hin abweicht. Die erwartete Aktienmarktrendite ergibt sich aus der Summe aus realer historischer Aktienmarktren- dite und aktueller Inflationserwartung. Die reale historische Aktienmarktrendite ergibt sich aus dem Durchschnitt zwischen geometrischem und arithmetischem Mittel des von der Bank Pictet jeweils jährlich veröffentlichten Indexes für Aktien- realwerte. Die Verwendung historischer Aktienmarktrenditen seit 1926 verleiht dem Eigenkapitalkos-

ten-satz zusätzliche Stabilität.

Beta: Risikomass für das eingesetzte Kapital am Aktienmarkt (Kovarianz/Varianz) Leverage-Effekt: Hebeleffekt des Fremd- kapitals; Eigenkapitalrentabilität einer Investition kann unter bestimmten Voraussetzungen gesteigert werden, wenn durch gezielte Verschuldung das eingesetzte Fremdkapital erhöht wird. Levered: Variable bezieht sich auf Eigen- und Fremdkapital. Unlevered: Variable bezieht sich nur auf das Eigenkapital. 4 Der TMR-Ansatz verwendet weiterhin die CAPM-Formel [Capital Asset Pricing Model, Eigenkapitalkostensatz = risikoloser langfristiger Zinssatz (letztes verfügbares Kalenderjahr) + Beta * (erwartete Marktrendite - risikoloser langfristiger Zinssatz)] ko- härent, indem der gleiche risikolose Zins als Sockel dient wie auch zur Berechnung der Risikoprämie (= erwartete Marktrendite - risikoloser langfristiger Zinssatz).

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Aktuelle langfristige Inflationserwartungen veröffentlicht die Schweizerische Nationalbank quartals- weise aufgrund von durch Dritte durchgeführten Konsensumfragen. Es gilt jeweils der Durchschnitts- wert des vergangenen Kalenderjahres. Insofern liegt dem Bestimmungsansatz die Annahme zugrunde, dass die Renditeerwartungen an ein breit diversifiziertes Portfolio auf realer Basis über die Zeit annähernd stabil bleiben und sich nominal vor allem aufgrund von steigenden oder sinkenden Inflationserwartungen verändern.

1.3.3 Peergroup und Beta

Die Bestimmung des (unlevered) Betas als Risikomass für das eingesetzte Kapital erfolgt über eine Vergleichsgruppe (Peergroup). Für die Vergleichsgruppe wurden bis anhin vor allem europäische Netzbetreiber verwendet, da für Schweizer Netzbetreiber die relevanten Daten nicht öffentlich verfüg- bar sind. Weil für das Risikoprofil relevante Unterschiede zwischen den Peers und den Schweizer Netzbetreibern bestehen, erscheint es sachlich angemessen, diese Unterschiede bei der Höhe des WACC zu berücksichtigen. Die Unterschiede beziehen sich auf die Geschäftsaktivitäten (Handelsakti- vitäten bergen mehr Risiko als Netzaktivitäten), den Regulierungsrahmen (in der EU durchgängig ver- wendete Anreizregulierung erhöht das Gewinnrisiko der Netzbetreiber) und auf die sonstigen Marktbe- dingungen (u. a. geringerer Anteil im Besitz des Staates, volle Marktöffnung).

Um die tatsächlichen Risiken der Schweizer Netzbetreiber besser zu erfassen, können die einzelnen Unternehmen gewichtet werden (Gewichtung je höher, desto höher der Netzanteil ist) oder tiefere Ri- siken werden über eine Korrektur erfasst. Angesichts der relevant höheren marktlichen und regulatori- schen Risiken in der aktuellen Peergroup soll für die Schweizer Netzbetreiber bevorzugt eine Korrek- tur des (unlevered) Beta über eine besondere Fokussierung auf die (derzeit 5) an der Börse gehandel- ten europäischen Strom-Übertragungsnetzbetreiber erfolgen. Denn diese Unternehmen weisen gerin- gere Anteile weiterer risikobehafteter Aktivitäten auf, die nicht direkt mit dem Betrieb von Stromnetzen zu tun haben. Das marktliche und teils auch regulatorische Risiko dieser Unternehmen ist somit ver- gleichbarer mit dem der Schweizer Stromnetzbetreiber. Verändern sich die regulatorischen und markt- lichen Risiken der Unternehmen in der Peergroup bzw. die der Schweizer Netzbetreiber, so können weitere Unternehmen gewichtet oder auch deren Werte hinzugenommen werden. Es können auch Unternehmen aus der Peergroup entfernt werden, wenn diese den Anforderungen bezüglich Risi- koprofil nicht mehr genügen oder deren Betas statistisch nicht signifikant sind. Weiterhin wird eine Er- weiterung der Peergroup mit vergleichbaren Unternehmen angestrebt, um die Grundlagen der Bewer- tung stetig zu verbessern.

Die Fokussierung auf Strom-Übertragungsnetzbetreiber führt bei den aktuellen Werten zu einem unle- vered Beta von 0,3 (statt unkorrigiert 0,4) und somit zu einer Absenkung des WACC für das Stromnetz von 0,53 Prozentpunkten. Somit ergibt sich ein Netz-WACC von 3,41% (statt unkorrigiert 3,94% resp. gegenüber dem heutigen WACC von 3,98%). Die Reduktion des Betas lässt sich auch durch ergän- zende Partialanalysen abstützen, welche die risikorelevanten Unterschiede zwischen der Peergroup und den Schweizer Netzbetreibern untersuchen: Demnach reduzieren 10 Prozentpunkte mehr Netz- anteil am Gesamtumsatz das Beta durchschnittlich um 0,03. Die bisherige Peergroup weist im Durch- schnitt rund 50% Netztätigkeit am Gesamtumsatz aus und hat ein Beta von 0,4. Eine lineare Korrektur ergäbe einen Wert von knapp unter 0,3. 5 Diese Analyse kann als ein belastbares Indiz gelten, da sie statistisch signifikant ist (99%-Niveau), so dass die erfolgte Anpassung auch aus Sicht des Gutach- tens von Swiss Economics als sachgerecht erachtet wird.

5 Ebenso ist unter europäischer Anreizregulierung auf Basis von mehrjährigen Regulierungsperioden die Gewinnvariabilität (und insofern das unternehmerische Risiko) erhöht gegenüber einer Cost-Plus-Regulierung wie in der Schweiz. Reduziert man das Peer-Group-Beta um den durchschnittlichen Effekt der Regulierungsperioden, resultiert ebenfalls ein Wert um 0,3. Seite 5 von 13

1.3.4 Leverage zu Marktwerten

Der Leverage zu Marktwerten entspricht dem Einfluss des Verschuldungsgrads (Fremdkapital im Ver- hältnis zum Eigenkapital) auf die Eigenkapitalrendite.

1.3.5 Risikoloser Zinssatz für das Fremdkapital

Beim risikolosen Zinssatz für Fremdkapital werden die Ober- und Untergrenzen aufgehoben.

1.3.6 Bonitätszuschlag

Der Bonitätszuschlag (bzw. das ausschlaggebende Credit-Rating) ist gleich wie die anderen risikobe- zogenen WACC-Parameter (Beta und Kapitalstruktur) anhand eines Peergroup-Vergleichs zu bestim- men, wobei jedoch Besonderheiten von Schweizer Netzbetreibern reflektiert werden sollen. Die 5-Jahresregel bei Unterschreitung der Untergrenze des risikolosen Zinssatzes für Fremdkapital wird gestrichen. Die Notwendigkeit einer zweimaligen Unter- oder Überschreitung von Grenzwerten für eine Anpas- sung der Parameter für die WACC-Berechnung fällt weg. Ab sofort werden für alle Parameter schon einmalige Unter- oder Überschreitungen unmittelbare Auswirkungen auf den WACC haben.

1.4 Regelungen zum WACC für erneuerbare Energien in der EnFV

Da die Unter- und Obergrenzen beim WACC für die Stromnetze wegfällt, gibt es diesbezüglich keinen weiteren Bedarf einer abweichenden Regelung in der EnFV, weshalb die Ziffern 3.3 und 3.4 sowie 4 im Anhang 3 der EnFV ersatzlos gestrichen werden sollen. Die abweichende Regelung zur Gewich- tung des Eigenkapital- und Fremdkapitalkostensatzes sowie zur Ermittlung des unlevered Beta sollen jedoch beibehalten werden.

2. Finanzielle, personelle und weitere Auswirkungen auf

Bund, Kantone und Gemeinden Die vorgesehenen Änderungen haben für den Bund weder nennenswerte finanzielle noch personelle Auswirkungen, da sich die WACC der Förderbeiträge für erneuerbare Energien nur wenig ändern: Ge- othermie um +0,137%, Windkraft um +0.091%, Gross- und Kleinwasserkraft, alpine Photovoltaik so- wie Biomasse um +0,046% und die allgemeine Photovoltaik um -0,091%. Da die Schweizer Netzbetreiber grossmehrheitlich im Besitz der Kantone und Gemeinden sind, haben die vorliegenden Änderungen für diejenigen Kantone und Gemeinden gewisse Auswirkungen, die an einem oder mehreren Netzbetreibern beteiligt sind. Die Auswirkungen sind ausschliesslich finanzieller Natur. Der WACC für die Netzbetreiber würde nach der neuen Berechnungsweise im Tarifjahr 2025 3,41% betragen (gemäss geltender Berechnungsmethodik beträgt er 3,98%). Bei dem heute in Stromnetze investierten Kapital würde das einen Rückgang der Netzeinnahmen um rund 127 Millionen Franken pro Jahr (Reduktion des Stromnetztarifs um 0.22 Rp./kWh) bedeuten. In der Grundversorgung (Jah- resstromverbrauch < 100 MWh) reduzieren sich die Erlöse der Stromnetzbetreiber um rund 75 Millio- nen Franken pro Jahr. Dagegen steigen die Erlöse der Energieverkäufe in der Grundversorgung um mehr als 4 Millionen Franken pro Jahr an. Letzterer Effekt resultiert daraus, dass der WACC für die

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Förderung der Grosswasserkraft bei der Berechnung der anrechenbaren Gestehungskosten einer effi- zienten Produktion für die Energielieferung an Endverbraucher mit Grundversorgung gemäss Artikel 4 Absatz 1 StromVV angewendet wird.

3. Auswirkungen auf Wirtschaft, Umwelt und Gesellschaft

Im selben Ausmass, wie die Einnahmen der Netzbetreiber zurückgehen, bedeutet die Änderung der WACC-Methodik für die Endverbraucher (Haushalte und Unternehmen) eine Ersparnis von rund 127 Millionen Franken pro Jahr. In der Grundversorgung (Jahresstromverbrauch < 100 MWh) führt die Reduktion des Stromnetz-WACCs zu einer Verminderung der Netznutzungsentgelte im Umfang von rund 75 Millionen Franken pro Jahr (Reduktion des Stromnetztarifs um 0.22 Rp./kWh). Beim Energie- verkauf in der Grundversorgung ist mit einer Erhöhung der Tarife um mehr als 4 Millionen Franken pro Jahr zu rechnen.

Auswirkungen in einer Tiefzinsphase: Beispiel Jahr 2019 Durch die Abschaffung der arbiträren Untergrenzen hat die neue Methode eine in Tiefzinsphasen stär- ker kostensenkende Wirkung. Bspw. im Tiefzinsjahr 2019 hätte sich alleine durch den TMR-Ansatz eine Absenkung um 0,88 Prozentpunkte ergeben. Aus einer zusätzlichen Anpassung des Betawertes würde (in einem analogen Szenario) eine Absenkung um 1,59 Prozentpunkte resultieren (Status quo: 3.83%, TMR-Ansatz 2.95% bzw. korrigiert 2.24%). Hieraus ergäben sich Reduktionen der Stromnetz- kosten von 196 Millionen Franken bzw. 354 Millionen Franken (Grundversorgung 116 Mio. Fr. bzw. 210 Mio. Fr.). Beim Stromnetztarif würden die Reduktionen durchschnittlich 0.34 Rp./kWh respektive

0.61 Rp./kWh betragen.

4. Verhältnis zum europäischen Recht

In der EU ist es ebenfalls üblich, dass das in den Stromnetzen gebundene Kapital verzinst wird. Das EU-Recht macht derweil keine materiellen Vorgaben an die konkrete Bestimmung der Verzinsung. In- soweit als die Zinsen in den Netznutzungstarif einfliessen, macht das EU-Recht jedoch eine wichtige Verfahrensvorgabe. In der EU ist es jedoch Aufgabe des Regulators, mindestens die Methodik der Be- rechnung festzulegen oder zu genehmigen. 6 Nach den Vorgaben des EU-Rechts müssen die Netznutzungstarife ebenfalls kostenorientiert festge- legt werden. 7 Etwas anderes gilt für die Grundversorgungstarife (die auch den Energieanteil enthal- ten); diese müssen sich am Kriterium der Wettbewerbsfähigkeit orientieren. 8

5. Erläuterungen zu den einzelnen Bestimmungen

Der Klarheit halber wird die bisher im Anhang 1 geregelte Zuständigkeit des BFE für die Berechnung sowie die vorgängige Konsultation der ElCom in die entsprechende Erlassbestimmung aufgenommen. Im neu eigeführten Abs. 3ter wird zudem der bisher ebenfalls im Anhang 1 geregelten Zeitpunkt sowie Art der Veröffentlichung festgelegt.

6 Art. 59 Abs. 7 der Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 mit gemeinsa- men Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/27/EU, Fassung gemäss ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 125. Siehe insbesondere Art. 18 der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt, Fassung gemäss ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54. Vgl. Art. 27 Abs. 1 der Richtlinie (EU) 2019/944. Seite 7 von 13

Anhang 1

Die WACC-Methodik wird nach dem Vorschlag des Gutachtens von Swiss Economics angepasst. An- hang 1 erfährt deshalb eine umfassende Revision.

Ziff. 1 Durchschnittlicher Kapitalkostensatz

Der besseren Verständlichkeit halber wird die Berechnungsformel angegeben und nicht mehr nur um- schrieben. Der WACC bestimmt sich aus einem Eigen- und Fremdkapitalanteil. Das Gewicht des Eigenkapi- talkostensatzes beträgt 40%, dasjenige des Fremdkapitalkostensatzes 60%. Die Eigenkapitalverzin- sung ergibt sich aus dem risikolosen Zinssatz für das Eigenkapital (zehnjährige Bundesobligationsren- dite des letzten Kalenderjahres, als Zero-Bond berechnet, wobei die Zinsen reinvestiert werden), als Basis plus einem Risikozuschlag. Der Risikozuschlag ermittelt nach dem TMR-Ansatz entspricht der Marktrisikoprämie, ermittelt als die Differenz zwischen erwarteter Aktienmarktrendite und dem risikolo- sen Zinssatz (TMRlf - rlZEK) multipliziert mit dem Levered Beta (βl), welches das systemische Risiko der Netzbetreiber im Vergleich zu einem Marktportfolio abbildet. Ist dieser Wert gleich 1, so ist das Ri- siko so hoch wie das Marktportfolio, ist der Wert gleich Null, so liegt kein Risiko vor. Die Fremdkapital- verzinsung ergibt sich aus dem risikolosen Zinssatz für das Fremdkapital als Basis plus einem Boni- tätszuschlag inklusive Emissions- und Beschaffungskosten, um die Beschaffungskosten für das Fremdkapital abzubilden.

Die Definitionen nach den Ziffern 2 ff. lassen einen gewissen Spielraum offen, um die Werte zu ermit- teln, die für die einzelnen Parameter in die Formel eingesetzt werden. Das BFE, welches die Ermitt- lung und Berechnung vornimmt, bedient sich geeigneter und möglichst anerkannter fachlicher Krite- rien. Es werden Kriterien im Sinne von «best practice» herangezogen. In der Regel orientieren sich diese an den Empfehlungen des Gutachters.

Das Kriterium des zweimaligen Überschreitens der Grenzwerte bei der bisherigen Methode wird durchgängig fallengelassen. Veränderungen der einzelnen Parameter sollen aber weiterhin einen mi- nimalen Umfang (parameterspezifisch) haben, um berücksichtigt zu werden, d.h. sie werden geglättet.

Ziff. 2 Risikoloser Zinssatz für das Eigenkapital

2.1 Renditen von zehnjährigen Bundesobligationen (Zero-Bonds) als Basis für den risikolosen Zins- satz des Eigenkapitals

Beim risikolosen Zinssatz für das Eigenkapital (rlZEK) ist wie bis anhin die Durchschnittsrendite von zehnjährigen Bundesobligationen (vorheriges Kalenderjahr) auszugehen. Der risikolose Zinssatz für das Eigenkapital wird jeweils auf den Mittelwert der Grenzwerte gerundet, zwischen denen die durch- schnittliche Jahresrendite zu liegen kommt. Als Grenzwerte dienen alle ganzen Prozentzahlen.

2.2 Glättung des risikolosen Zinssatzes für das Eigenkapital

Es wird eine Glättungsregel verwendet, um willkürlichen Schwankungen entgegenzuwirken. Als Grenzwerte dienen alle ganzen Prozentzahlen und der Mittelwert wird verwendet, so dass die Anpas- sungen in ganzen Prozentschritten erfolgen. Änderungen durch Über – oder Unterschreiten der Grenzwerte werden sofort berücksichtigt.

Ziff. 3 Marktrisikoprämie

Im Total Market Return-Ansatz (TMR-Ansatz) wird der Zusammenhang zwischen Marktrisikoprämie und risikolosem Zinssatz für das Eigenkapital (letztes Kalenderjahr) empirisch anhand der beobachte- ten Marktrenditen eines breit diversifizierten Marktportfolios abgebildet. Die vom Markt verlangten Seite 8 von 13

Renditen berücksichtigen auch sämtliche Erwartungen über künftige Entwicklungen. Hieraus ergibt sich eine stabilisierende Wirkung. Der TMR-Ansatz berücksichtigt die negative Korrelation der Rendi- ten zwischen Bundesanleihens- und Marktrisikoprämie. Die Marktrisikoprämie entspricht der Differenz zwischen TMR und der Rendite einer risikolosen Investition. Dazu wird eine zehnjährige Bundesobli- gation (Zero-Bonds) verwendet.

Für die Bestimmung der erwarteten Aktienmarktrendite, die in der WACC-Formel verwendet wird, wer- den analoge Glättungs- und Anpassungsregeln wie beim risikolosen Zinssatz verwendet.

3.1 Definition Marktrisikoprämie

Die Marktrisikoprämie reflektiert den Preis für das Investitionsrisiko eines breit diversifizierten Markt- portfolios und sie bildet eine wichtige Basis der Bewertung des Risikos von Eigenkapitalinvestitionen.

3.2. Jährlich erwartete nominale Aktienmarktrendite

Mit der Anknüpfung der Marktrisikoprämie an die jährlich erwartete nominale Aktienmarktrendite soll sichergestellt werden, dass die Verzinsung des im Stromnetz gebundenen Kapitals auf realer Basis erfolgt und die Inflation berücksichtigt, so dass die finanzielle Situation der Stromnetzbetreiber nicht von Änderungen in der Inflationsrate abhängt. Bei hoher Inflation ist auch ein hoher nominaler WACC zu gewähren. Bei tiefer Inflation muss der nominale WACC auch tief sein.

3.3 Historische Zeitreihen zur Bestimmung der erwarteten Aktienmarktrendite

Grundlage für die Ermittlung der erwarteten Aktienmarktrendite ist der veröffentlichte Index ab 1926 für Aktienrealwerte (reale historischer Aktienrendite). Es wird der Durchschnitt aus dem geometri- schem und arithmetischem Mittel verwendet. Es wird die volle Länge der verfügbaren Daten bis 1926 zurück verwendet. Die erwartete Aktienmarktrendite wird über die langfristige jährliche Inflationserwar- tung im vorangehenden Kalenderjahr adjustiert.

3.4 Aktuelle Inflationserwartung

Dadurch, dass bei der aktuelle Inflationserwartung von der langfristigen Inflationserwartung ausgegan- gen wird, die von der Schweizerischen Nationalbank im vorangehenden Kalenderjahr veröffentlichten wurde, wird sichergestellt, dass die WACC nicht einer realen Entwertung des eingesetzten Kapitals Vorschub leisten.

3.5 Glättung der erwarteten Aktienmarktrendite

Die Aktienmarktrendite ist definiert als die Summe aus der realen historischen Aktienmarktrendite und der Inflationserwartung. Bei der mit dem geometrischen Mittel berechneten Aktienmarktrendite resul- tiert ein zu tiefer Wert gegenüber dem wahren Prozentsatz. Hingegen ergibt sich bei der Anwendung des arithmetischen Mittelwerts ein zu hoher Prozentsatz. Daher wird die erwartete Aktienmarktrendite jeweils auf den Mittelwert der beiden Prozentsätze festgelegt.

Als Grenzwerte dienen alle ganzen Prozentzahlen. Für die Berechnung wird der Mittelwert der Band- breite verwendet. Eine jährliche Anpassung erfolgt bei Über- bzw. Unterschreiten der Grenzwerte.

Ziff. 4 Marktrisiko (levered Beta)

Das levered Beta (βl) zeigt, wie sich das Risiko einer spezifischen Aktie zum Risiko eines breit diversi- fizierten Marktportfolios verhält. Für dessen Ermittlung sind zwei Grössen miteinander zu multiplizie-

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ren: das unlevered Beta und der Leveragefaktor. Bei dem unlevered Beta, welches empirisch be- stimmt und auf Basis einer Peergroup von Unternehmen definiert, sind die Besonderheiten der Schweizer Netzbetreiber zu berücksichtigen, die ein vergleichsweise niedriges Risiko aufweisen.

Das unlevered Beta wird empirisch bestimmt und auf Basis einer Peergroup von Unternehmen defi- niert. Es werden grundsätzlich europäische Energieversorgungsunternehmen verwendet, bei denen die Stromübertragung und – verteilung eine wesentliche Geschäftssparte der Unternehmen bildet (möglichst das Hauptgeschäft).

Wie bereits erwähnt, sollen angesichts der relevant höheren marktlichen und regulatorischen Risiken in dieser Peer Group momentan lediglich die an der Börse gehandelten europäischen Strom-Übertra- gungsnetzbetreiber berücksichtigt werden (derzeit 5 Unternehmen). Diese Unternehmen weisen grössten Teils keine weiteren risikobehaftete Aktivitäten auf, die nicht direkt mit dem Betrieb von Stromnetzen zu tun haben. Das marktliche und teils auch das regulatorische Risiko dieser Unterneh- men ist somit deutlich vergleichbarer mit dem der Schweizer Stromnetzbetreiber als bei dem Rest der Unternehmen in der Peer Group.

Sollten künftig von den grundsätzlich in Europa weiter in Frage kommenden Energieversorgungsunter- nehmen in Hinblick auf die regulatorischen und marktlichen Risiken ebenfalls mit der Schweiz ver- gleichbar werden, kann die ElCom diese bei der Bestimmung der Peer Group (gewichtet oder unge- wichtet) hinzuziehen. Ebenso können Unternehmen aus der Peer Group entfernt werden, wenn diese dem geforderten Risikoprofil nicht mehr entsprechen.

4.1 Levered Beta

Der Leveragefaktor zeigt an, wie sich die Eigenkapitalquote auf die Eigenkapitalrendite auswirkt und bildet den Einfluss der Finanzierung (Eigen- und Fremdkapitalanteile, inklusive Besteuerung) auf die Eigenkapitalrendite ab. Die Erhöhung des Fremdkapitals führt zu höheren Schwankungen der Eigen- kapitalrendite, was sich in einem höheren Levered Beta und insofern in höheren Eigenkapitalkosten niederschlägt. Für die Bestimmung des Leveragefaktors ist das im WACC gesetzte Verhältnis von Fremd- zu Eigenkapital zu berücksichtigen.

Das beobachtbare (unlevered) Beta lässt sich mithilfe der folgenden Formel ermitteln:

Beta = Kovarianz zwischen Aktien und Marktindex / Varianz des Marktindexes.

Die Varianz ist ein Streuungsmass und beschreibt die mittlere quadratische Abweichung einer Zufalls- variable von ihrem Erwartungswert. Die Kovarianz ist ein Streuungsmass und beschreibt den Zusam- menhang von zwei Variablen (mit gemeinsamer Wahrscheinlichkeitsverteilung). Der Wert dieser Kennzahl macht Aussagen darüber, ob hohe Werte der einen Zufallsvariablen eher mit hohen oder eher mit niedrigen Werten der anderen Zufallsvariablen einhergehen.

Es werden Betas für sämtliche Unternehmen der Peer Group ermittelt und anhand von Marktwerten für Marktkapitalisierung und Nettoschulden in unlevered Betas umgerechnet. Aus den unlevered Be- tas der Peer Group wird das unlevered Beta für die Schweizer Netzbetreiber abgeleitet.

Bei dem Leveragefaktor sind mehrere Ausgestaltungen möglich (Harris-Pringle-Formel, Hamada-For- mel). Diese Ansätze stellen eine Vereinfachung dar, wie aus grundlegenden finanzökonomischen Zu- sammenhängen (Modigliani-Miller-Theorem) die Auswirkung der Finanzierung auf die Eigenkapitalren- dite berechnet werden kann.

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4.2 Bestimmung des unlevered Betas durch eine Peergroup

Das beobachtbare (unlevered) Beta lässt sich mithilfe der folgenden Formel ermitteln:

Beta = Kovarianz zwischen Aktien und Marktindex / Varianz des Marktindexes.

Das Risiko der Schweizer Netzbetreiber wird auf Basis einer geeigneten Peergroup mit dem Risiko eines Marktportfolios verglichen. Die Peergroup besteht aus vergleichbaren europäischen Netzbetrei- bern. Etwaigen Unterschieden des Risikoprofils zwischen Peer Group und Schweizer Netzbetreibern können durch unterschiedliche Gewichtungen der verschiedenen Peers oder direkten Korrekturen am unlevered Beta berücksichtigt werden. Aus Gründen der Risikoangemessenheit wird bei den vorzu- nehmenden Korrekturen ein Fokus auf die europäischen Übertragungsnetzbetreiber gelegt, da deren Risiko am ehesten mit dem der Schweizer Netzbetreiber übereinstimmt. Dies bedeutet konkret, dass im Regelfall der Wert der vergleichbaren Teilgruppe verwendet wird.

Verändern sich die regulatorischen und marktlichen Risiken der Unternehmen in der Peer Group bzw. die der Schweizer Netzbetreiber, so können deren Werte gewichtet oder unkorrigiert übernommen werden, so dass eine Erweiterung der relevanten Peergroup erfolgt.

Erweiterungen der Peergroup mit vergleichbaren Unternehmen sollen auch weiter grundsätzlich ange- strebt werden, so dass die Grundlage der Bewertung stetig verbessert werden kann.

4.3 Pauschale Werte für das unlevered Beta

Für das unlevered Beta wird eine Glättung angewendet; dies über Intervalle mit einer Spannbreite von

0.10 Prozent. Es gelten somit die im Anhang 1 aufgelisteten pauschalen Werte:

Die Anpassung erfolgt bei Über- bzw. Unterschreiten der Grenzwerte. Negative Beta-Werte und ebenso höhere Werte als 0,9 sind unplausibel, da dies bedeuten würde, dass sich die finanzielle Situ- ation der Unternehmen gegenüber früher dramatisch geändert hätte. So grosse Umwälzungen im Fi- nanzmarkt sind i.d.R. nicht zu erwarten.

Ziff. 5 Risikoloser Zinssatz für das Fremdkapital

5.1 Rendite von fünfjährigen Bundesobligationen als Basis für den risikolosen Zinssatz des Fremdka- pitals

Das Fremdkapital ist von kurzfristigerer Bindungsnatur als das Eigenkapital, d.h. es ist flexibler. Darum werden fünf- statt die zehnjährigen Bundesobligationen berücksichtigt. Die Renditen der fünfjährigen Bundesobligationen (Zero-Bonds) entsprechen dem risikolosen Zinssatz des Fremdkapitals. Verwen- det werden die für das vorangehende Kalenderjahr veröffentlichten durchschnittlichen Jahresrenditen.

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5.2 Glättungsregel beim risikolosen Zinssatz für das Fremdkapital

Bei den Grenzwerten werden alle ganzen sowie halben Prozentzahlen angewandt. Fällt bspw. die em- pirisch festgestellte Bundesobligationsrendite in den Bereich von 0,5 Prozent bis unter 1,0 Prozent, so wird ein Wert von 0,75 Prozent in der WACC-Formel angewandt. Somit haben geringfügige Schwan- kungen des risikolosen Zinssatzes keinen Einfluss.

Ziff. 6 Bonitätszuschlag zuzüglich Emissions- und Beschaffungskosten

Ziffer 6 handelt zwei Parameter ab: a) den Bonitätszuschlag (BoZ) bzw. «Credit Spread» und b) die Emissions- und Beschaffungskosten (EBK). In der WACC-Formel gemäss Ziff. 1 erscheinen BoZ und EBK nicht separat. Der Wert wird jährlich ermittelt und es findet eine Glättung des Bonitätszuschlages statt.

6.1 Definition des Bonitätszuschlags

Der Bonitätszuschlag berücksichtigt das gegenüber risikolosem Fremdkapital erhöhte Kapitalrisiko von Stromnetzbetreibern. Im Bonitätszuschlag sind die Emissions- und Beschaffungskosten integriert, denn es handelt sich vielfach um Bankkredite.

6.2 Höhe des Bonitätszuschlags

Der Bonitätszuschlag wird ohne Emissions- und Beschaffungskosten auf 0.75 Prozentpunkte festge- setzt.

6.3 Bandbreiten für den Bonitätszuschlag

Es findet eine Glättung über geeignet gewählte Intervalle an. Für den Bonitätszuschlag zuzüglich der 0,5 Prozentpunkte für Emissions- und Beschaffungskosten gelten die in Anhang 1 aufgelisteten pau- schalen Werte. Die Glättungsregel soll verhindern, dass unbedeutende Schwankungen einen Effekt auf den WACC haben.

6. Erläuterungen zum Anhang 3 EnFV

Wie bereits erwähnt sollen Ziffer 3.3., 3.4. und 4 von Anhang 3 aufgehoben werden, da in diesem Be- reich keine Ausnahmeregelungen mehr zur Anwendung kommen sollen.

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