Dansk Energis høringssvar til opdateret udkast til endelig WACC-rapport (af 12. februar 2016)

Transkript

1 Høringssvar Dok. ansvarlig: AST Sekretær: Sagsnr.: s Doknr: d Dansk Energis høringssvar til opdateret udkast til endelig WACC-rapport (af 12. februar 2016) Indledningsvist vil Dansk Energi gerne kvittere for muligheden for at afgive høringssvar. Dansk Energi har siden Elreguleringsudvalget præsenterede sine anbefalinger i december 2014 set frem til, at en ekspertgruppe skulle være med til at sikre, at der fremadrettet anvendes et risikojusteret, markedsbaseret afkast i reguleringen af elnetselskaber. De danske elnetselskaber står i disse år over for betydelige udfordringer. Den grønne omstilling medfører et behov for at kunne håndtere et mere kompliceret energisystem, hvor der skal indpasses en stigende mængde fluktuerende og decentral produktion. Oveni kommer en reinvesteringspukkel som følge af, at en betydelig del af det danske elnet er etableret i 60 erne, 70 erne og 80 erne og derfor står over for at skulle udskiftes i de kommende årtier. Den WACC, som bliver fastsat i den nye regulering, er af største betydning for både de danske elnetselskaber og for energiforsyningen i sin helhed. Den skal bidrage til at give de rette investeringsincitamenter, og den skal bidrage til at give de rette rammer for sektorens fortsatte strukturudvikling. Derfor skal WACC en afspejle et risikojusteret, markedsbaseret afkast. Det vil sige, at WACC en skal tage højde for den pris på risiko ved at drive eldistribution, der rent faktisk gælder i markedet. Størrelsen må således ikke alene blive defineret af en teoretisk model, der giver et estimat, der ikke svarer til, hvad markedsaktører og investorer anvender i praksis. Det stiller krav til virkelighedstest af de enkelte parametre og i særdeleshed af det samlede WACC-estimat, som ekspertgruppen kommer frem til. Desværre kan Dansk Energi konstatere, at ekspertgruppen primært har forholdt sig teoretisk og isoleret til de enkelte parametre hver for sig og til den teoretiske ramme, der defineres af CAPM. Ekspertgruppen har således ikke forholdt sig tilstrækkeligt til sammenhængen mellem de enkelte parametre. Der er derfor også mange steder i rapporten, hvor de parameterværdier, der benyttes til at understøtte konklusionerne, oprindeligt har indgået i en anden sammenhæng. Ekspertgruppen har heller ikke forholdt sig til, at markedsaktører i praksis bl.a. korrigerer for den nuværende usædvanlige lavrentesituation (stejle rentekurve), risikoelementernes faktiske karakter samt illikviditeten af et unoteret og ikke-handlet netselskab. Med andre ord synes ekspertgruppen ikke at have inddraget alle de elementer, som en egenkapitalinvestor nødvendigvis vil forholde sig til i praksis. Det skaber en nedadgående skævhed i

2 konklusionerne, særligt fordi ekspertgruppen samtidig er meget optaget af risikoen for en ren teoretisk overkompensation (også kaldet rentearbitrage ). På flere områder afviger Dansk Energis høringssvar grundlæggende ikke fra det høringssvar, som blev afgivet til det endelige rapportudkast forud for, at ekspertgruppen udsatte sin afrapportering. Det skyldes, at det alene er rapportens argumentationer og understøttende data, der er ændret i herefter. Ekspertgruppens endelige konklusioner og den resulterende WACC på 3,24 pct. er der således ikke ændret ved. Dog har Dansk Energi i nærværende høringssvar suppleret med yderligere synspunkter og påpeger endvidere, at WACC-ekspertgruppens sekretariat ikke på fyldestgørende vis kommenterer på den rapport, som SFG (ved Hall og Gray) har udarbejdet for Dansk Energi til ekspertgruppen. Opsummerende er Dansk Energi uenig i en række af rapportens konklusioner, herunder særligt: En samlet WACC på 3,24 pct. er væsentligt lavere end det afkastkrav, som markedsaktører i praksis vil stille til et dansk elnetselskab. WACC en afspejler dermed ikke et risikojusteret, markedsbaseret afkastkrav. Det er hverken i overensstemmelse med førende teori eller praksis at benytte en 5-årig risikofri rente. I bestemmelsen af både fremmed- og egenkapitalforrentningen bør der benyttes en 10-årig rente som risikofri rente. Når man benytter en aktuel risikofri rente, skal der på konsistent vis ligeledes benytte en aktuel markedsrisikopræmie, hvilket ekspertgruppen ikke gør. Den anbefalede markedsrisikopræmie på 5,5 pct. er væsentligt lavere end den markedsrisikopræmie, som markedsaktører på nuværende tidspunkt benytter i aktuelle sammenhænge og det er endda ved anvendelse af en 10-årig risikofri rente. Hvis der skal være overensstemmelse mellem det forhold, at det i ekspertgruppens kommentering af rapporten af Hall og Gray angives, at de ekstra risikoelementer udover rente og inflation bør være en del af beta (når en 5-årig rente anvendes i stedet for en 10-årig rente), skal beta ikke, som ekspertgruppen gør, fastsættes i den nedre del af det europæiske interval, da europæiske regulatorer netop bruger 10-årige risikofri renter og dermed ikke kan forventes at have indarbejdet risikoelementerne fuldt ud i beta. Den anbefalede WACC-sats afspejler ikke aktivernes faktiske karakter. Således er der ikke taget tilstrækkelig højde for den illikviditet og de politiske/regulatoriske/administrative risici, som markedsaktører i praksis kræver kompensation for. Det kan både ske i særskilte risikotillæg og i beta. Den beregnede fremmedkapitalomkostning på 1,26 pct. afspejler ikke de faktiske lånevilkår for netselskaberne, som i praksis langt fra kan låne til denne rente for fremmedkapitalen i sin helhed. Det skyldes dels, at ekspertgruppens benyttede risikofrie rente er for kort, og dels, at det af flere årsager er optimalt for elnetselskaber at have en låneportefølje, der har en samlet løbetid, der er længere end de 5 år, ekspertgruppen lægger til grund ved beregning af kreditrisikopræmien. Grundlæggende er det ikke tilfredsstillende, at rapportens konklusioner og anbefalinger i vid udstrækning synes at have været fastlagt fra ekspertarbejdets begyndelse, mens argumentationer og understøttende data løbende er ændret i de forskellige rapportudkast. Endvidere vælger ekspertgruppen at lægge vægt på eksempler fra udlandet, når dette understøtter ekspertgruppens anbefalinger, mens der ses bort fra, at den dominerende praksis i andre lande afviger fra ekspertudvalgets anbefaling om at benytte en risikofri rente med en 5-årig løbetid. Det er efter Dansk Energis opfattelse ikke tilfredsstillende. 2

3 Samlet WACC afviger fra risikojusteret, markedsbaseret afkast Når ekspertgruppen ser isoleret på hver enkelt af en række parametre, der hver især har relativt brede udfaldsrum, og derefter kommer dem ind i en mekanisk formel, er der en betragtelig risiko for, at det beregnede resultat afviger fra et risikojusteret, markedsbaseret afkastkrav. Det er som nævnt derfor afgørende, at man tester det beregnede resultat. Ekspertgruppen har imidlertid ikke fået testet det modelberegnede resultat, og det har den uheldige konsekvens, at ekspertgruppen ender ud med en WACC langt under et risikojusteret, markedsbaseret niveau. En indikation af dette er, at niveauet også er langt lavere, end hvad der benyttes i reguleringen af de øvrige vesteuropæiske elnetselskaber, jf. figur 1. Her benyttes WACC er på omkring 6-7 pct., mens ekspertgruppen regner sig frem til en WACC på 3,24 pct. Figur 1. Sammenligning af WACC-niveauer på tværs af lande, før skat og nominelt Kilde: Ekspertgruppens anbefaling (WACC opgjort i 2015), Sekretariatet for WACC-ekspertgruppen (WACC er gældende i 2014, dog 2016 for Finland), KPMG s lande-analyse hvad angår værdier for UK og Belgien (WACC er gældende i 2015) og Dansk Energi hvad angår de danske elnetselskabers WACC (WACC for 2015). Det bemærkes, at nogle af de WACC-niveauer, der fremgår af figur 1, gælder for mere end ét år ad gangen og derfor er fastsat før Der er dog ikke noget, der indikerer, at en genberegning af WACC en i de øvrige lande på nuværende tidspunkt ville føre til samme lave niveau, som ekspertgruppen foreslår for de danske elnetselskaber. Fx er den svenske WACC for perioden for nyligt beregnet til 6,65 pct. 1, og den norske WACC for 2015 netop til 6,32 pct., mens den forventes at blive 6,39 pct. 2 for 2016 (opgøres endeligt ex post). Ligeledes er den finske WACC for 2016 ifølge ekspertgruppens landeanalyse i 2015 beregnet til 7,39 pct. Der henvises i øvrigt til den tidligere fremsendte figur, der illustrerer, at ekspertgruppens metode til at beregne den risikofri rente medfører en lavere risikofri rente end benyttet i øvrige lande, selvom der korrigeres for tidsaspektet. Dansk Energi har foretaget en rundspørge hos nogle af vores større medlemmer, der arbejder systematisk med CAPM i forbindelse med fastsættelse af WACC for deres elnetselskaber. 1 Jf. den svenske regulators hjemmeside, 2 Jf. den norske regulators hjemmeside, 3

4 Gennemsnittet for selskabernes beregnede WACC-niveauer for 2015 er 5,7 pct. (nominelt, før skat), dvs. betydeligt over ekspertgruppens foreslåede WACC, men på niveau med de WACC er, som regulatorer benytter i vores nabolande, jf. figur 1. Dansk Energi skal for god ordens skyld bemærke, at det ikke er selskabernes forventning, at deres opgørelse af WACC vil ændres i nedadgående retning ved overgangen til den nye regulering. Ligeledes har vores medlemmer understreget, at deres interne WACC er fastsat uden incitament til at fastsætte den for højt eller for lavt, da den bruges i forbindelse med vurdering af business cases, til intern kapitalallokering og til brug ved in- og divestmentbeslutninger. Risikofri rente er fastsat på baggrund af snæver teori om rentearbitrage Den væsentligste tekniske årsag til, at ekspertgruppen kommer frem til en i alle sammenhænge meget lav WACC, er, at estimationsmetoden for den risikofri rente afviger markant og entydigt fra metoden benyttet hos elnetregulatorer i øvrige vesteuropæiske lande, hos Erhvervsstyrelsen i forbindelse med telereguleringen, hos værdifastsættelseseksperter generelt og hos elnetselskaberne selv (og hos Energinet.dk), herunder i forbindelse med salg og opkøb 3 fx salget af de regionale transmissionsnet. Her benyttes stort set samstemmende en risikofri rente med en løbetid på 10 år 4. Ekspertgruppen lægger op til, at der skal benyttes en risikofri rente med en løbetid på 5 år. Dertil kommer, at der i flere andre lande modsat ekspertgruppens anbefalinger også foretages en korrektion for de nuværende usædvanligt lave statsobligationsrenter. Det bemærkes, at langt størstedelen af forskellen skyldes metoden og således ikke, at de danske statsobligationsrenter er lavere end i de øvrige lande. Renten i både de euro-baserede lande i undersøgelsen samt Sverige og til dels Norge er på nogenlunde samme niveau som i Danmark. Ekspertgruppen begrunder afvigelsen med en teori om, at selskaberne med en 10-årig risikofri rente teoretisk set ville kunne opnå en rentearbitragegevinst 5. Det skal understreges, at det eneste sted i Europa, hvor Dansk Energi er bekendt med, at en sådan teori tillægges afgørende vægt, er hos det danske energitilsyn, der netop er sekretariat for ekspertgruppen. Så godt som alle andre steder og hos virkelighedens investorer kommer man til den konklusion, at der i en regulering samlet set er mange andre hensyn og risici knyttet til aktiver med lange betalingsstrømme end lige renterisikoen knyttet til den risikofri rente. Man foretager en helhedsvurdering af WACC en, reguleringen, de indgående risici og af betalingsstrømmenes faktiske karakter, og det resulterer i en vurdering af, at det er mest retvisende at benytte en 10-årig (og i få tilfælde en længere) risikofri rente. Dansk Energi har bedt Dr. Jason Hall, Ross School of Business, University of Michigan, og Director i Frontier Economics (Australien); samt professor Stephen F. Gray, UQ Business School, University of Queensland, og formand for Frontier Economics (Australien), om at udarbejde en 3 Der henvises her til de transaktioner, hvor Dansk Energi er bekendt med detaljer i WACC-fastsættelsen. 4 I Norge og Sverige blev i 2015 benyttet en risikofri rente med en meget lang løbetid, dvs år. Sverige er dog gået over til at benytte en 10-årig risikofri rente fra og med I UK blev der i 2015 benyttet en 5-årig risikofri rente, men også her går man fremadrettet over til en 10-årig rente. I Østrig benyttes en rente med en løbetid på 8 år. I Holland, Finland, Tyskland og Belgien, hos Erhvervsstyrelsen i forbindelse med telereguleringen, i de danske elnetselskaber selv og hos Energinet.dk, herunder ifm. salg og opkøb, fx ved salget af de regionale transmissionsnet, samt ved værdifastsættelse af lange aktiver generelt, benyttes en 10-årig rente. Det bemærkes, at det på side 33 i ekspertgruppens rapport fremgår, at man benytter en 10-årig rente i Norge. Det må være en tastefejl. 5 Det bemærkes, at dette fænomen i det seneste rapportudkast delvist er omdømt til overkompensation. Uanset benævnelsen dækker det over et syn om, at selskaber prissætter den investerede egenkapital lavere og kan låne til lavere renteomkostninger end afspejlet i den regulatoriske WACC. 4

5 rapport om fastsættelse af den risikofri rente i WACC, når denne indgår i fastsættelsen af monopolers tilladte indtægter i det reguleringsregime, som Elreguleringsudvalget anbefaler 6. Rapporten er den 30. december 2015 fremsendt til ekspertgruppen, følgegruppen og sekretariatet. Rapporten viser, at hvis man alene og isoleret skal forholde sig til renterisikoen, kan den 5-årige rente teoretisk set bruges som den risikofri rente i den regulatoriske WACC (givet nogle væsentlige forudsætninger, som fremgår af rapporten). Det vil sige, at man kan antage, der er tale om en såkaldt Floater 7. Men så snart den samlede regulering og risiciene heri tages i betragtning (hvilket Hall og Gray påpeger man skal), konkluderer de to skribenter, at man teoretisk set ikke kan bruge den 5-årige rente, men skal bruge en rente med længere løbetid. Det vil altså sige, at man ikke i praksis kan betragte den nye danske regulering som en hypotetisk Floater. I forbindelse med fremsendelse af det opdaterede udkast til endelig WACC-rapport har ekspertgruppens sekretariat fremsendt et notat 8, der argumenterer imod Hall og Gray s konklusioner. Det sker i høj grad ved at citere en afgørelse fra Queensland Competition Authority (herefter QCA ) og en professor (Martin Lally) engageret af QCA. Dansk Energi finder det mest korrekt, at Hall og Gray selv får mulighed for at kommentere på sekretariatets notat og har derfor engageret dem hertil. Dansk Energi arbejder for, at det sker hurtigst muligt og håber, at ekspertgruppen får mulighed for at tage svaret med i sine overvejelser. Dansk Energi finder dog alligevel anledning til at knytte et par kommentarer til notatet og dets brug af citater fra kilder. Sekretariatets notat afviser på side 4, at selskaber skal kompenseres for den risiko, der er knyttet til betalingsstrømme fra senere reguleringsperioder. Det sker med citater af Lally. Disse citater bygger imidlertid på, at såfremt der er en systematisk risiko knyttet til betalingsstrømme i senere reguleringsperioder, så skal dette kompenseres gennem et tillæg til den 5-årige risikofri rente frem for ved en 10-årig risikofri rente. Dette tillæg kan fx påregnes beta. Udfordringen er her imidlertid, hvordan man skal beregne tillægget eller den stigning i beta, der i så fald skal til for at kompensere for denne risiko eller alternativt den forøgede refinansieringsrisiko ved at optage kortere gæld. Med de beregningsmetoder, man normalt benytter til at beregne beta, er det langt fra givet, at denne indeholder kompensation for anvendelse af en 5-årig rente frem for en 10-årig rente. Det er i hvert fald ikke givet, hvis man benytter betaer, der ligesom ekspertgruppens foreslåede beta er baseret på betaer fra andre steder, hvor man benytter en længere risikofri rente (dvs. længere end 5 år). Dvs. fordi ekspertgruppens sekretariat i argumentationen og i kommenteringen af Hall og Grays rapport gennemgående bruger Lally som hovedkilde for at fastholde den 5-årige rente som risikofri rente, så argumenterer sekretariatet ikke tilstrækkeligt for sin konklusion, særligt når Lally direkte i sit skriv 9 på side 15 også konkluderer, at der skal bruges et risikotillæg til den anvendte risikofrie rente med løbetid svarende til reguleringsperioden, når der er systematisk usikkerhed om senere betalingsstrømme. Og som nævnt fanges dette ikke af betaværdier fra andre regulatorer, som opererer med 10-årige renter frem for 5-årige renter. 6 Hall, J. og S. Gray, december 2015, Estimating the risk free rate for setting allowed returns. 7 Variabelt forrentet obligation, hvor den pålydende rente justeres til markedsrenten med fastlagte jævne mellemrum, hvilket indebærer, at dens markedsværdi vil være lig kurs 100 på det tidspunkt, renten justeres. 8 Notat om SFG Consulting rapporten (Dec 2015), som behandles på WACC-ekspertgruppens møde den 24. februar Lally (Nov 2015) Review of arguments on the term of the risk free rate, Capital Financial Consultants Ltd. 5

6 Det skal i den forbindelse nævnes, at den dominerende australske regulator, Australian Energy Regulator (herefter AER ), har foretaget en dybdegående og omfattende analyse af fastsættelsesmetoden for den risikofri rente 10. AER er entydigt den dominerende regulator på energiområdet i Australien og dækker den største del af energisektorerne og størsteparten af delstaterne 11. I analysen indgik bl.a. teoretiske overvejelser omkring term matching. Herudover indgik en undersøgelse af de faktiske løbetider for netselskabernes fremmedfinansiering, herunder de effektive løbetider 12. Da de effektive løbetider af selskabernes faktiske fremmedfinansiering viste sig længere end de 5-årige reguleringsperioder, konkluderede AER, at anvendelsen af en kortere løbetid end 10 år ville føre til, at selskaberne ville optage kortere lån end gældende praksis tilsagde, og at branchens samlede refinansieringsrisiko dermed ville forøges. Det blev på den baggrund besluttet at fastholde den hidtil gældende praksis med en 10-årig løbetid. De argumenter af QCA, som ekspertgruppens sekretariat gennemgående citerer, afspejler således ikke den langt dominerende australske tilgang. QCA er således ikke repræsentativ for den australske tilgang. Ligeledes er ekspertgruppens anbefaling om at benytte den 5-årige rente som risikofri rente ikke repræsentativ for den tilgang, som energiregulatorerne har i Europa. Under alle omstændigheder finder Dansk Energi det langt mest relevant at bruge den stort set samstemmende praksis hos regulatorer i øvrige vesteuropæiske lande, hvor reguleringen kan sammenlignes med den kommende danske regulering. Det gør ekspertgruppen dog ikke. Grundlæggende mener Dansk Energi ikke, at ekspertgruppen på tilstrækkelig vis har dokumenteret, hvorfor de selskaber, der er reguleret af det danske energitilsyn, der også er sekretariat for ekspertgruppen, adskiller sig markant fra øvrige europæiske elnetselskaber hvad angår netop dette aspekt. I forbindelse med andre aspekter, fx vurderingen af særskilte risikopræmier og betaværdi, lægger ekspertgruppen derimod stor vægt på erfaringerne fra vores nabolande. Dansk Energi har tidligere dokumenteret, at Elreguleringsudvalgets anbefalede regulering minder om den regulering, der benyttes for elnetselskaber i vores nabolande 13. Såfremt ekspertgruppen mener, at noget af den kompensation, der i andre lande foretages i den risikofri rente (ved at anvende en 10-årig rente), i stedet bør kompenseres i beta, skal beta være markant højere end i øvrige lande. 10 Australian Energy Regulator, 2009, Final decision; Electricity transmission and distribution network service providers: Review of the weighted average cost of capital (WACC) parameters. 11 Siden etableringen i 2005 har AER gradvist overtaget reguleringsopgaver fra forsyningsregulatorerne i delstaterne. Eksempelvis har AER overtaget alle de økonomiske reguleringsopgaver på energiområdet i Queensland. AER dækker pt. reguleringen af energimarkederne i 5 ud af de 7 delstater. Der er pt. enkelte opgaver vedrørende den økonomiske regulering af el og gasmarkederne i et par af de mere befolkningstynde delstater, der endnu ikke er flyttet til AER, men der er en løbende proces, hvor opgaverne gradvist samles i AER. Som følge af den australske regerings Electricity Market Review, rykkes reguleringen af gassektoren således nu fra Western Australia i 2016 til AER. 12 I de effektive løbetider er der taget højde for den effekt, som rentetilpasning og renteswaps har på fremmedkapitalomkostningen. Da selve kreditrisikopræmien ikke kan rentetilpasses eller swappes betyder det, at de effektive løbetider ligger et sted mellem rentetilpasningsfrekvensen og lånenes løbetid. 13 Det er i rapportudkastet nævnt, at den nye danske regulering afviger betydeligt fra reguleringen i vores nabolande som følge af opgørelsen af forrentningsgrundlaget. Dansk Energi er enig i, at der i Elreguleringsudvalgets anbefalede regulering udover på indtægtsrammens driftsomkostnings- og afskrivningselement er lagt en incitamentsregulering på forrentningselementet. Der er andre europæiske lande, hvor der i højere grad sikres fuld forrentning af den faktiske aktivbase ved, at indtægtsrammens forrentningselement justeres årligt, mens det således typisk alene er driftsomkostnings- og afskrivningselementet, der er incitamentsreguleret. At indtægtsrammens forrentningselement i den nye danske regulering også er incitamentsbaseret sikrer stor fleksibilitet mellem driftsomkostninger og investeringer samt et yderligere incitament til effektivisering. Forhold, der begge er tiltænkt at skulle komme forbrugerne til gavn på sigt. Men denne forskel reducerer ikke risikoen i reguleringen tværtimod. 6

7 Kort sagt kan man ikke benytte en risikofri rente, der afviger markant fra renten benyttet i andre vesteuropæiske lande, og så henvise til disse lande hvad angår øvrige parametre, herunder de anvendte beta-værdier. WACC er en samlet størrelse, og der er derfor indbyrdes sammenhæng mellem parametrene. Når der rokkes ved den risikofri rente, så skal de øvrige parametre justeres i overensstemmelse hermed. Hvad angår fastsættelsen af den risikofri rente, forholder ekspertgruppen sig som nævnt alene til renterisikoen på statsobligationer. Der foretages heller ikke en korrektion som følge af de unormalt lave statsobligationsrenter, og det er selvom ekspertgruppen i tidligere udkast af sin rapport har afvist at tage højde for det for nuværende høje niveau for markedsrisikopræmien 14. Dansk Energi finder således også den foreslåede værdi af markedsrisikopræmien på 5,5 pct. for lav, når det samtidig foreslås at benytte en aktuel (og 5-årig) risikofri rente 15. Særskilte risikotillæg bør indgå hvor relevant I praksis forholder selskaber og investorer sig til alle relevante risici, herunder både usikkerheder koblet til reguleringens beregning af det regulatoriske cash flow (fx beregning af de tilladte driftsomkostninger, afskrivninger, den tilladte forrentningssats og indtægtsrammeforhøjelser, benchmarking, pristalsregulering mv.), politiske risici, administrative risici og forventet illikviditet i aktiverne. Udover de løbende politisk udmeldte effektiviseringskrav og det forhold, at Energitilsynet fortsat ikke har udmeldt de endelige indtægtsrammer tilbage til og med 2005 for de fleste selskaber, er der løbende en række andre politisk/regulatoriske/administrative risici forbundet med reguleringen, jf. udsnit i figur Jf. bl.a. rapportens egen fremstilling af markedsrisikopræmiedata fra Damodaran og Carnegie, Nykredits tidligere fremsendte bemærkninger og den af Dansk Energi tidligere fremsendte KPMG-rapport for en dokumentation af, at markedsrisikopræmien pt. er relativt høj. 15 Jf. fx også Energiklagenævnets afgørelse på gasdistribution af 19. september 2014, hvoraf det bl.a. fremgår: Energiklagenævnet finder tillige, at der ved fastsættelse af den risikofrie rente skal anvendes aktuelle niveauer, da disse giver det mest retvisende billede af forholdene fremadrettet, i særdeleshed i den periode hvor den fastsatte WACC rente skal være gældende. Dette er ikke tilfældet i Energitilsynets beregninger, da der i CAPM-modellen bruges aktuelt niveau til fastsættelse af den risikofrie rente, mens der ved markedsrisikotillægget tages udgangspunkt i historiske data. 7

8 Figur 2. Markante ændringer i reguleringen af elnetselskaber, Kilde: Dansk Energi. Ekspertgruppen lægger op til, at de ovenfornævnte risici enten 1) Er indeholdt i beta eller 2) Er såkaldte usystematiske risici, som kan fjernes ved diversificering. Hvad angår pkt. 1 finder Dansk Energi imidlertid ikke, at der er foretaget nogen dokumentation heraf. Dansk Energi mener derimod, at risikoen i praksis har vist sig betydeligt større end i udlandet. Dansk Energi er fx ikke bekendt med andre europæiske lande, hvor netselskaberne ikke kender deres endelige indtægtsrammer 10 år tilbage i tid. Dette er i dag netop et faktum for de fleste elnetselskaber i Danmark. Hvad angår pkt. 2 bemærkes, at en række politiske, regulatoriske og administrative risici netop ikke kan kategoriseres som usystematiske i CAPM, da de ikke kan fjernes ved, at en investor, der holder aktier eller ejerandele i et netselskab, spreder investeringen til andre sektorer. Det skyldes, at de for en investor ensidige negative indgreb, jf. ovenfor vist ved figur 2, ikke bliver kompenseret ved modsvarende positive effekter i andre sektorer 16. Med andre ord er der tale om asymmetriske risici. Der er ligeledes ikke givet en egentlig begrundelse for, at der ikke gives et illikviditetstillæg, idet der alene henvises til, at det kun sker i Finland. Dette skal ses i sammenhæng med, at praksis i vores omkringliggende lande omvendt ikke synes at have betydning for ekspertgruppens konklusion i forbindelse med, at der foreslås at benytte en risikofri rente med kortere løbetid. Samlet stemmer konklusionerne ikke overens med den virkelighed, som selskaber og investorer oplever i praksis. Konklusionerne er i øvrigt i modstrid med Finanstilsynets tilgang til alternative investeringer i fx infrastruktur. Finanstilsynet lægger bl.a. vægt på, at disse er illikvide, langsig- 16 Ergas H., J. Hornby, I. Little og J. Small, Regulatory Risk, Network Economics Consulting Group. 8

9 tede og behæftede med øvrige risici som fx politisk risiko, der skal kompenseres gennem risikotillæg 17 : Disse alternative investeringer er fx infrastruktur, vedvarende energiprojekter [ ] Det forventede højere afkast ved de alternative investeringer skyldes bl.a., at markedet, som disse aktiver handles på, ikke er dybt, likvidt og transparent sammenlignet med markedet for traditionelle investeringsprodukter. Investorerne kræver en likviditetsrisikopræmie for denne risiko. Et andet karakteristika ved de alternative investeringer er, at de typisk er af længevarende karakter, hvilket giver anledning til yderligere risikopræmier. Endeligt skal de øvrige risici forbundet med sådanne investeringer, fx kreditrisiko, politisk risiko og valutakursrisiko, kompenseres via risikopræmier. Dansk Energi opfordrer ekspertgruppen til at forklare, hvorfor ekspertgruppens tilgang til denne type aktiver afviger så markant fra Finanstilsynets tilgang og krav i forbindelse med værdifastsættelse. Dertil bemærkes i øvrigt, at Finanstilsynet lægger ekstra vægt på validering og følsomhedsanalyse i forbindelse med værdiansættelse af alternative aktiver: Det er Finanstilsynets vurdering, at enhver værdiansættelse af et alternativt aktiv bør - for at sikre en tilpas robust værdiansættelse - valideres samt underlægges udførlige følsomhedsanalyser af de væsentligste parametre. Dette står i modsætning til ekspertgruppens tilgang, hvor der ikke foretages markedstests mv. Fremmedkapitalomkostning afviger fra reelle vilkår Ekspertgruppen kommer frem til, at elnetselskaberne må kunne fremmedfinansiere sig til i alt 1,26 pct. af selskabernes samlede udeståender. Dette estimat afspejler ikke de faktiske lånevilkår for selskaberne, som i praksis langt fra kan låne til denne rente for fremmedkapitalen i sin helhed i hvert fald ikke uden at eksponere sig selv for en meget betydelig risiko, som vil øge egenkapitalomkostningen væsentligt. Det lave estimat skyldes særligt den meget lave risikofri rente, der indgår i beregningen, men kreditrisikopræmien er også lavere end de faktiske vilkår. Såfremt teorien om, at selskaberne kunne bedrive rentearbitrage, var korrekt, ville selskaberne i dag alene optage finansiering med 1-års varighed, idet den nuværende regulerings forrentningssats justeres årligt 18. Det er imidlertid ikke tilfældet. Netselskaberne finansierer sig som øvrige selskaber konkret med en portefølje af fremmedfinansiering med forskellige løbetider. Dette sker primært ud fra et hensyn til risikoafdækning, herunder i særdeles refinansieringsrisiko, og dette hensyn tillægges større vægt end et hensyn til at nedbringe de konkrete renteomkostninger ved alene at basere sig på 1-årige lån. 17 Uddrag fra Finanstilsynets julebrev til bestyrelsen i livsforsikringsselskaber og tværgående pensionskasser 21. december Det bemærkes, at det ikke er korrekt, når ekspertgruppens sekretariat om nødvendige nyinvesteringer i den nuværende regulering i notatet om rapporten af Hall og Gray skriver: [ ] investeringer, der godkendes som nødvendige nyinvesteringerne forrentes med den på investeringstidspunktet gældende lange byggerente + 1 pct. point i hele investeringens ofte meget lange levetid (typisk år). Under den nuværende regulering er investeringerne primært forrentet med det enkelte års lange byggeobligationsrente plus ét procentpoint (hvis der er indtægtsramme til det). De investeringer, der godkendes som nødvendige nyinvesteringer, er dog forrentet med den mindste af den lange byggeobligationsrente plus ét procentpoint på investeringstidspunktet og den lange byggeobligationsrente plus ét procentpoint i det enkelte år. Denne type aktiver er dermed ikke forbundet med mindre renterisiko. 9

10 For at dokumentere dette, har Dansk Energi kortlagt løbetiden for de danske netselskabers gæld. Undersøgelsen dækker over 70 pct. af sektorens fremmedkapital og er primært foretaget hos større selskaber. Det bemærkes, at Dansk Energi ikke har afsluttet datavalideringen fuldstændigt, men at afslutningen heraf ikke kan rykke væsentligt på undersøgelsens resultat. Resultatet er, at det vægtede gennemsnit af løbetiden for de danske elnetselskabers 19 fremmedkapital er knap 19 år på udstedelsestidspunktet, hvilket bl.a. skyldes anvendelsen af lang realkreditfinansiering. Selskaberne har ud fra et optimalitetshensyn behov for en portefølje af lange, mellemlange og korte lån. Det bemærkes i den forbindelse, at selvom disse selskaber ifølge ekspertgruppens teori har haft en oplagt arbitragemulighed ved alene at optage 1-årige rentetilpasningslån (F1 lån), så har andre hensyn end renteomkostninger betydet, at det ikke er sket. Undersøgelsen viser tværtimod, at den vægtede periode mellem de danske elnetselskabers rentetilpasninger (inkl. renteswaps) for deres fremmedkapital er knap 12 år. Det er bl.a. en lignende observation og analyse, som AER, jf. ovenfor, begrunder anvendelsen af en 10-årig rente som risikofri rente med. Udgangspunktet for bestemmelsen af fremmedkapitalomkostningen er i ekspertgruppens rapport senior gæld som eksempelvis bankfinansiering, hvortil det bemærkes, at man ikke som rapporten ellers giver udtryk for kan reducere låneomkostningerne ved at foretage længere lån blot ved at foretage hyppigere rentetilpasninger eller renteswaps. Det skyldes, at lånets kreditrisikopræmie som fastsat af långiver følger løbetiden på låneforpligtelsen, dvs. bliver beregnet i forhold til tilbagebetalingstidspunktet. Det vil alene være referencerenten, der justeres i forbindelse med tilpasninger. Eksempelvis vil en bank, der yder et 10-årigt lån med en CIBOR 3-måneders referencerente prisfastsætte dette efter de 10 år, hvor lånet tilbagebetales, og ikke referencerenten på 3 måneder. Sammenfattende er der altså ikke i praksis grundlag for at bekræfte teorien om rentearbitrage. Ovenstående information bør således lede til korrektion af ekspertgruppens konklusioner angående løbetiden for den risikofri rente og den løbetid, som kreditrisikopræmien beregnes ud fra, idet opgaven er at fastsætte en WACC for et gennemsnitligt dansk elnetselskab. Afsluttende bemærkninger Nærværende høringssvar er udarbejdet i forventning om, at der stadig kan rettes op på anbefalingerne, så vi kan få en helstøbt og fremtidssikret regulering af de danske elnetselskaber sådan, som det var tiltænkt af Elreguleringsudvalget. Dansk Energi står fuldt ud til rådighed for ekspertgruppen og dens sekretariat, såfremt vi kan bidrage med oplysning, viden eller sparring. Hvis der ikke rettes op på det nuværende anbefalede niveau for WACC en, vil det have den konsekvens, at investorer ikke vil allokere den nødvendige kapital til elnettet fremover. Det kan ikke forsvares at allokere kapital til en WACC langt under de faktiske markedsbaserede kapitalomkostninger, idet dette vil være decideret værdidestruktion. Kapital er modsat elnetselskabernes monopolydelse i fri konkurrence på tværs af både sektorer og landegrænser. Det vil sige, der vil ikke blive investeret tilstrækkeligt til på sigt at opretholde den nuværende leveringskvalitet. Tilmed vil det udgøre en betydelig barriere for en fortsat strukturudvikling, fordi hverken 19 Ét enkelt af selskaberne i undersøgelsen finansierer alle aktiviteter eksternt som én samlet portefølje (dvs. på koncernniveau). Det kan derfor være svært at udlede noget af dette selskabs låneportefølje, da andre aktiviteter påvirker porteføljen i væsentlig grad. Det kan dog bemærkes, at det ikke påvirker undersøgelsens resultater for løbetid og rentetilpasningsfrekvens væsentligt, hvis man udtager dette selskab af undersøgelsen. 10

11 fusionspartnere eller opkøbskandidater vil kunne demonstrere en tilstrækkelig aflønning af den kapital, der efterfølgende må investeres i selskaberne. Dansk Energi anmoder på den baggrund ekspertgruppen om at genbesøge vurderingen af den samlede WACC, særligt fastsættelse af den risikofri rente, beta, kreditrisikopræmien, markedsrisikopræmien og separate tillæg, som faktiske og potentielle investorer regner ind i deres afkastkrav, fx for illikviditet og asymmetriske risikoelementer. Hensigten med justeringen bør være at få WACC en på niveau med et risikojusteret, markedsbaseret afkast, som kan tiltrække investorer, skabe strukturudviklingsmuligheder og sikre kapitalallokeringen til elnettet naturligvis uden samtidig at give incitament til overinvestering. Endeligt bemærkes, at Dansk Energi i nærværende høringssvar ikke har givet en udtømmende liste med kommentarer til rapporten. Vi har i arbejdet løbende kommenteret på de enkelte aspekter, og har også haft anmodet ekspertgruppens sekretariat om at fremsende en Wordudgave af rapporten. Sidstnævnte med den hensigt at bidrage mere detaljeret til oplysning og dokumentation af de enkelte aspekter forud for de konklusioner, der drages. Dette tilbud har sekretariatet dog ikke taget imod. Der anmodes om, at nærværende høringssvar bliver gengivet i sin helhed i ekspertgruppens høringsnotat (dog gerne med ekspertgruppens kommentarer indsat løbende). Som nævnt står Dansk Energi naturligvis til rådighed, såfremt ekspertgruppen eller dens sekretariat har spørgsmål. Med venlig hilsen Anders Stouge 11