瑞士房地产：面向国际投资者的2026年战略指南

On 1 April 2026, Switzerland's Acceleration Decree came largely into force, shortening permitting and appeal procedures for large solar, wind and hydropower installations of national interest. Eleven weeks later, on 19 June, Parliament lifted the fifteen-year ban on new nuclear plants, and left the licensing architecture for those plants exactly where it was, adding one new condition at the entrance. Demand is heading from roughly 60 terawatt-hours today toward 68 to 81 by 2050. The country now runs two permitting regimes for the same grid: a fast lane for renewables, and for nuclear the old road, with a new toll booth at the start of it.

We have made this argument in two parts already: in June, that the winter supply gap makes this a sovereignty question rather than an energy-policy preference; in July, that Parliament legalised the plant while refusing the financing that would make it bankable. This is the third part, and the one nobody is debating: the procedure.

1. What does the nuclear licensing procedure actually require today?

Three stages, in a fixed order. The first is the framework licence, the Rahmenbewilligung, granted by the Federal Council under Art. 12 para. 1 of the Nuclear Energy Act (KEG), submitted to the Federal Assembly for approval, and subject to the optional referendum (Art. 48 paras. 1, 2 and 4 KEG). The Assembly is not a rubber stamp in one direction only: if the Council refuses and the Assembly declines to endorse that refusal, it instructs the Council to grant the licence (Art. 48 para. 3).

Only then come the construction and operating licences, both granted by the federal department (Art. 15 and 19 KEG). The construction licence presupposes a legally final framework licence and a project that complies with it (Art. 16 para. 2). These stages run under the Administrative Procedure Act; no cantonal permits are required, and the host canton is heard and may appeal if the department licenses over its objection (Art. 49 paras. 1, 3 and 4).

What Parliament changed in June was the prohibition, not the architecture. The two ban provisions were deleted, together with the cross-reference to them in Art. 12 para. 1, and a condition was added that a framework licence may be granted only where construction and operation are financially secured. The legislator declined to write a ban on federal participation into the law, and has not designed one either. The sequence a sponsor must fund is unchanged, and it now carries an additional hurdle placed before the first stage rather than after it.

2. Why is the first stage the most expensive risk?

Because duration and risk are not the same cost. Duration is a financing problem: more interest capitalised before the first franc of revenue. Painful, but calculable. Risk is an equity problem: the possibility that money already spent produces nothing at all, priced not in basis points but in the return an investor demands before committing anything.

Swiss nuclear licensing concentrates that second cost at precisely the wrong place, and it does so in the statute rather than in practice. Art. 12 para. 2 KEG provides that there is no legal entitlement to a framework licence. The Federal Office of Energy spells out the consequence in its own materials: a refusal must be accepted by the applicant without compensation. Set that beside the condition Parliament has now added, and the sequence reads as follows.

Secure the financing first, for a licence the law says you have no right to, and whose refusal costs the state nothing.

That is not a drafting oversight; it is a genuine circularity, and the most expensive single feature of the Swiss framework. A financing structure must be demonstrated in advance of a decision that is political in character, that no applicant can compel, and whose failure the applicant bears alone. Andreas Pautz, professor of nuclear engineering at EPFL and head of nuclear energy and safety research at the Paul Scherrer Institute, made the same point in the NZZ on 10 August: the dominant risks are planning risks, meaning objections and adverse popular votes, and investors will demand a premium for them.

The asymmetry runs through the timing too. The framework licence sets a deadline for filing the construction application and lapses if it is missed (Art. 14 para. 3 and Art. 68 para. 2 KEG). The clock runs against the sponsor; no comparable clock runs against the authorities.

3. What would dropping the framework licence cost in law?

Pautz proposes waiving it at the existing sites of Gösgen and Leibstadt: Western reactor designs are licensable in Switzerland in principle, those sites have demonstrated their suitability, and a two-stage procedure would, he argues, not offend Swiss democratic principles since the construction and operating licences remain. On the substance that is defensible; the technical assessment sits in those later stages.

But the stage is not only a technical filter. It is where the optional referendum sits (Art. 48 para. 4) and where participation is concentrated: application, expert opinions and cantonal positions lie open for three months, anyone may file objections, and parties may lodge formal opposition (Art. 45 and 46 KEG). Delete the stage and you delete a federal referendum right and the principal participation window with it. That engages the guarantee of access to a court under Art. 29a of the Federal Constitution and pushes objections downstream rather than removing them.

For capital, the consequence is counter-intuitive and decisive. Political risk does not disappear when the vote is removed; it relocates: to the construction licence, where the host canton keeps its own appeal right, and to a fresh popular initiative aimed at the outcome. A procedure that removes the ballot without putting finality in its place buys a few years and sells the certainty that made those years worth buying. That is our one departure from an otherwise sound analysis: keep the stage, and make the framework around it bankable.

4. What is actually missing, then?

Less than the acceleration rhetoric suggests, and something more specific. Two of the elements usually demanded already exist: preclusion, since whoever does not file opposition within the inspection period in the construction-licence procedure is excluded from the remainder of the proceedings (Art. 55 para. 1 KEG), and binding effect downward, since the construction licence requires a legally final framework licence and compliance with it (Art. 16 para. 2).

What is missing is narrower and more expensive. First, deadlines that bind the authorities, of the kind the Acceleration Decree now applies to large renewables projects: technology neutrality is not only about what may be built, but about how long the state may take to answer. Second, a rule on frustrated expenditure, since Art. 12 para. 2 places the entire loss of a failed framework procedure on the applicant, a defensible allocation when nobody was expected to apply and an expensive one now that Parliament wants applications. Third, sequencing: requiring proof of secured financing before a political decision no one can compel inverts the order in which infrastructure is actually financed. Fourth, an instrument rather than an unused option: a contract for difference, squared against the Electricity Supply Act, the Energy Act and the 2024 electricity package, treated openly as state aid, and negotiated with the Swiss–EU electricity file in view rather than around it. Pautz points to the same instrument, and to the Swedish combination of low-interest state loans and state co-ownership. Build cost per kilowatt matters, but next to these it is second order.

5. What has to be on the table before the vote?

The calendar is tighter than it looks. The Federal Chancellery reserves 28 February 2027 as the first federal voting date of that year, and the Federal Council settles at least four months beforehand which items actually go to the ballot. The substantive decisions therefore have to be visible this autumn, not in the new year: which risk-transfer instrument the Confederation contemplates; who absorbs construction-cost overrun; what becomes of sunk pre-development cost when a stage fails; and how the long tail is funded, meaning nuclear liability and the decommissioning and waste-disposal funds under Art. 77 KEG, bearing in mind that waste from any new plant would need its own framework licensing procedure for a repository.

On that last point the law is more revealing than the political debate. Art. 80 para. 4 KEG provides that where covering a shortfall is not economically bearable for those subject to the top-up obligation, the Federal Assembly decides whether and to what extent the Confederation contributes to the uncovered costs. The state already stands behind the back end of the nuclear balance sheet.

The other side of the argument

The alliance that launched the referendum on 30 June argues that new plants would deepen Switzerland's dependence on uranium imports from Russia, slow the expansion of renewables, and cost billions. Those objections deserve answers rather than dismissal.

Two are answerable. Dependence is not avoided by choosing renewables but relocated, to Chinese solar manufacturing and to the rare earths wind turbines require, as Pautz notes. And uranium can be stockpiled in a way gas cannot, from a supplier base running from Australia and Canada to Namibia and Kazakhstan. Cost is a reason to structure financing intelligently, not to rule out a technology. The third objection is the strongest: neither the financing architecture nor the procedural reform is on the ballot. On that we agree, and draw the opposite conclusion. A vote on an incomplete framework is an argument for completing the framework before the vote, not for rejecting the option and discovering in the winters after 2035 that the alternative was permanent import dependence.

Our view

Our position has not moved: Switzerland needs new nuclear. A firm domestic baseload on the order of 25 to 30 terawatt-hours, roughly today's nuclear share carried into a larger system, is what energy sovereignty actually looks like, and the designs that would supply it, including the small modular units now approaching deployment, are markedly safer than the plants they would replace. Pautz puts that comparison more sharply than we would: «Zehn weitere Jahre Betrieb von Altanlagen sind riskanter als ein neues AKW.»

Switzerland has built a fast lane for one set of technologies and left another on a road it has not resurfaced since 2003. The asymmetry inside the nuclear regime is sharper still: the Confederation has left the risk at the front of a project uncarried, where it is cheap, calculable and would move the financing cost that decides everything else, while the law already has it carrying residual risk at the back, where it is open-ended.

In July we wrote that permission without financing is symbolism rather than location policy. The same is true of permission without procedure. The correction is not to demolish a licensing stage and call it acceleration. It is to bind the authorities to deadlines as the law now binds the applicant, to say what happens to frustrated expenditure when a stage fails, to sequence the financing condition so that it follows the political decision instead of preceding it, and to legislate an instrument an investor can underwrite. Permission that cannot be relied upon is not an investment framework. Switzerland has one autumn to turn one into the other.

Dr. iur. Alexander Schiemenz is a co-founder of TND Universe, which creates, invests in and delivers real estate, mobility and energy solutions across their full lifecycle. If you are assessing an energy infrastructure position ahead of the vote, we advise on permitting risk, financing structure and the legal architecture that decides whether a permitted project is a bankable one.

Sources

1. Nuclear Energy Act (KEG), SR 732.1, consolidated text. Fedlex: https://www.fedlex.admin.ch/eli/cc/2004/723/de

2. Acceleration Decree for renewable energies, in force 1 April 2026. Federal Office for Spatial Development (ARE): https://www.are.admin.ch/de/beschleunigungserlass-erneuerbare-energien

3. Indirect counter-proposal to the "Blackout stoppen" initiative, explanatory report (provisions deleted; no compensation on refusal; separate licensing procedure for a repository). SFOE/DETEC: https://www.newsd.admin.ch/newsd/message/attachments/91232.pdf

4. Federal Council message of 13 August 2025 on the indirect counter-proposal. admin.ch: https://www.admin.ch/de/newnsb/GIECKzWVs6ZX6W1ba4i6X

5. UREK-S of 20 January 2026, recommendation to lift the framework-licence ban. Parliamentary Services: https://www.parlament.ch/press-releases/Pages/mm-urek-s-2026-01-20.aspx?lang=1031

6. Council of States decision of 11 March 2026, financing condition. Parliamentary Services: https://www.parlament.ch/de/services/news/Seiten/2026/20260311124425486194158159026_bsd112.aspx

7. Launch of the referendum on 30 June 2026 and the alliance's arguments. Federal Chancellery media announcement: https://www.admin.ch/de/medienkonferenz-nein-zu-neuen-akw-lancierung-des-referendums-gegen-das-atom-gesetz

8. Reserved federal voting dates; Federal Council fixes the agenda at least four months in advance. Federal Chancellery: https://www.bk.admin.ch/ch/d/pore/va/vab_1_3_3_1.html

9. Interview with Andreas Pautz (EPFL / Paul Scherrer Institute), Neue Zürcher Zeitung, 10 August 2026

10. TND Universe, "A Permit Is Not a Power Plant" (13 July 2026): /news/a-permit-is-not-a-power-plant-switzerlands-half-decision-on-new-nuclear

11. TND Universe, "Sovereignty, supply gaps, SMRs" (11 June 2026): /news/five-five-sovereignty-supply-gaps-smrs-what-needs-to-be-understood-before-switzerland-decides-on-nuclear

自动驾驶汽车已不再是科幻小说中的情节，它已经在瑞士的道路上行驶了。自2025年3月1日起，瑞士通过《自动驾驶条例》（VAF）[1]，确立了明确的法律框架，首次明确允许使用高速公路自动驾驶辅助系统、无人驾驶车辆和自动泊车功能。 这一次，立法者的行动甚至比行业更迅速；尽管法律框架已经确立，但目前市场上尚无配备经批准的自动化系统的量产车型。

不仅在瑞士，全球范围内的法规制定也在迅速发展。欧盟指令、欧盟法规以及联合国欧洲经济委员会（UNECE）法规对瑞士同样具有约束力。这些国际要求确保了道路车辆的技术协调，并促进了道路安全、环境保护和货物的自由流通。

以下法规对自动驾驶尤为重要：

1. Regulation (EU) 2022/1426[1] (in conjunction with Regulation (EU) 2019/2144[2] and Delegated Regulation (EU) 2022/2236[3]) on the type-approval of the automated driving system (ADS) of fully automated vehicles;
2. the UNECE Regulations on cybersecurity (No. 155)[4], software updates (No. 156)[5], automated lane-keeping systems (No. 157)[6] and driver assistance systems (No. 171)[7]; and
3. the Vienna Convention of 8 November 1968 on Road Traffic (SR 0.741.10)[8], in particular on the question of whether a driver must be present.

对于企业、投资者、车队运营商和出行服务提供商而言，这一新的法律框架不仅带来了巨大的机遇，同时也提出了诸多棘手的法律问题。下面我们将解答其中的五个问题。

汽车究竟在什么情况下才算真正“自动驾驶”？

并非所有配备辅助系统的车辆都是自动驾驶汽车。国际公认的SAE J3016标准将自动驾驶分为六个等级，从0级到5级：

自动驾驶要从第3级才真正开始：即车辆能够至少在特定条件下，永久且全面地接管驾驶任务。只有最高级别——第5级——才在字面意义上真正实现“自动驾驶”；而当今的系统在技术上最多只能达到第3级。

自2025年3月起，瑞士已允许以下三种具体应用场景：

1. 高速公路自动驾驶功能：驾驶员在高速公路上可以松开方向盘，但必须在系统发出提示时随时能够重新接管车辆；

2. 在设有相应标识的停车场内进行无人驾驶的自动泊车；以及

3. 无人驾驶车辆在经主管部门批准的路线上的运行。

需要哪些审批和技术要求？

配备自动化系统的车辆必须满足超出一般要求之外的特殊要求，方可获准上路。 根据《自动驾驶车辆条例》（VAF）第3条规定的一般要求，该系统必须能够引导车辆在纵向和横向方向行驶，可随时以直观方式停用，具备事故规避功能以及防范第三方非法干预的安全措施，并能按照公认的国际规则应对所有交通场景。 在运行过程中，该系统必须持续、全面且可靠地接管车辆的操控，遵守所有相关交通规则，检测技术故障，并在留有充足时间余量的情况下提示需要人工干预（《自动驾驶车辆条例》（VAF）第3条第2款和第3款）。

驾驶模式记忆功能至关重要（《车辆认证条例》（VAF）第7条）：自动驾驶车辆必须记录特定事件（例如紧急避让、碰撞或技术故障），并附带事件类型、时间戳和位置等数据要素。 此外，在整个支持的运行期间内，制造商必须持有国家型式批准机构颁发的、针对网络安全管理系统（联合国第155号条例）、 软件更新（联合国第156号条例）以及根据《欧盟条例》2022/1426（《VAF》第8条）制定的无人驾驶车辆安全管理体系的有效证书。

瑞士在车型认证方面的做法值得关注（《车辆条例》（VAF）第11条及以下条款）：瑞士目前未制定本国的车型认证规定，而是认可欧盟和联合国欧洲经济委员会（UNECE）的相关要求。因此，要在瑞士获准上路的自动驾驶车辆必须取得国外的车型认证； 联邦公路局（ASTRA）仅进行随机符合性检查。无人驾驶车辆的制造商和进口商必须向联邦公路局报告与安全相关的事件，且联邦公路局可针对已获准上路的车辆宣布新的规定，例如在发生黑客攻击时（《车辆法规》（VAF）第6条）。因此，无人驾驶车辆的运营与批准及运营条件紧密相关：必须行驶在各州批准的路线范围内，且须由控制中心的操作员进行监督。

记录的数据会怎样？

自动驾驶车辆必须配备驾驶模式记录装置（俗称“黑匣子”），用于记录紧急操作的开始和结束、系统故障、碰撞以及自动驾驶系统的启用和停用等事件。 对这些数据的处理须遵守严格条件：根据《道路交通法》（SVG）第25g条第3款，主管的警察、司法和行政机关仅可出于调查事故或评估交通违规行为之目的，读取并处理这些数据。

无人驾驶车辆以及配备自动泊车系统的车辆的制造商和进口商，必须向ASTRA报告与安全相关的事件，并须与车辆所有人或经批准的停车区域运营商就如何获取必要信息达成一致。提供自动泊车服务的停车场运营商在发生事故时，也必须通知警方。 因此，数据保护以及对驾驶数据的受控访问，是新制度中一个核心且具有法律敏感性的组成部分，对于处理海量数据的车队运营商和出行服务提供商而言尤为如此。

当软件负责驾驶时，责任由谁承担？

如果有人在事故中受到伤害，原则上由保险公司先行提供赔偿；只有在此之后，才会厘清实际责任方。关键点在于：尽管车辆具备技术自主性，但根据《道路交通法》（SVG）第58条规定的因果责任原则，车辆所有人仍需承担责任——这是一种无过错、基于风险的责任。 在涉及自动驾驶车辆的事故中，最终需考虑三个层面的因果关系：

1. the manufacturer (for instance in the case of software or sensor faults under the Product Liability Act);
2. the driver (if they were steering themselves at the time of the accident); or
3. the keeper (for example in the case of inadequate maintenance).

从法律角度来看，这一点之所以引人入胜，是因为风险归属发生了显著转变：从驾驶员转向系统功能，从传统的驾驶失误转向产品、软件或维护缺陷，从纯粹的《道路交通法》责任转向追偿、产品责任和举证问题，以及从事故的可见经过转向对技术数据的评估。 事故发生时究竟是人还是系统在控制车辆，可通过驾驶模式记录进行追溯。因此，对这些数据的评估对于主张追偿权至关重要。 对于制造商、进口商和运营商而言，这意味着潜在的责任风险可能更高；而对于所有相关方来说，则迫切需要在早期阶段明确界定合同中的风险分配。

网络安全发挥着什么作用？

自动驾驶汽车本质上是一台“会行驶的计算机”，因此也是网络攻击的潜在目标。因此，网络安全不仅仅是一个次要的技术问题，而是认证体系中的关键要素。 制造商必须持有根据《联合国第155号条例》颁发的网络安全管理体系有效证书，以及根据《联合国第156号条例》颁发的软件更新管理体系有效证书，且该证书的有效期须覆盖车辆整个支持的运行周期。其目的是防止外部攻击，并避免系统故障和失灵。

该条例还以动态方式考虑了这一风险：例如，当某些车型受到黑客攻击时，ASTRA甚至可以宣布新规定对已获批准并投入使用的车辆具有追溯效力（《车辆法规》（VAF）第6条）。 对企业而言，这意味着：网络安全并非一次性的审批障碍，而是贯穿车辆整个生命周期的持续性法律和组织义务。

结论

自动驾驶汽车将从根本上改变出行方式，而在瑞士，这已成为现实。在苏黎世的富尔塔尔（Furttal），瑞士交通实验室（Swiss Transit Lab）、苏黎世州和阿尔高州以及瑞士联邦铁路（SBB）正在“iamo”（智能自动出行）试点项目中部署自动驾驶汽车； 在获得瑞士联邦道路交通局（ASTRA）批准后，这些车辆首次以自动驾驶模式在公共道路上行驶，公众预计将于2026年上半年能够使用该服务[10]。 虽然目前尚无L5级车辆，但研发进展迅速，可以预见，在不久的将来将实现完全自动化。

自动驾驶正为投资者、开发商和运营商开辟一片新的机遇疆域，同时也带来了一系列值得尽早关注的问题：审批与准入、责任与追索风险、数据访问与数据保护，以及制造商、进口商、运营商和用户之间的风险分配。 及早解决这些问题，才能将一项前景广阔的技术转化为稳健的长期投资。

这正是 TND Universe 创造价值的所在。凭借涵盖房地产、出行和能源领域的专业知识，以及对可持续发展、透明度和长期投资诚信的承诺，我们帮助客户评估、规划并把握自动驾驶出行领域的机遇，覆盖其整个生命周期——从初期尽职调查到运营及价值创造。

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来源

[1] AS 2025 50 —— 2024年12月13日关于自动驾驶的条例（VAF） | Fedlex

[2] 实施条例——2022/1426——英文版——EUR-Lex

[3] 法规 - 2019/2144 - 英文版 - EUR-Lex

[4] 授权法规——2022/2236——英文版——EUR-Lex

[5] 联合国第155号条例——关于车辆网络安全及网络安全管理体系认证的统一规定 [2025/5]

[6] 联合国第156号条例——软件更新及软件更新管理系统 | 联合国欧洲经济委员会（UNECE）

[7] 联合国第157号条例——自动车道保持系统（ALKS） | 联合国欧洲经济委员会（UNECE）

[8] 联合国第171号条例——关于机动车驾驶员控制辅助系统（DCAS）认证的统一规定 [2024/2689]

[9] SR 0.741.10 —— 1968年11月8日《道路交通公约》（附附件） | Fedlex

[10] iamo——智能自动驾驶；富尔塔尔地区“iamo”自动驾驶试点项目 | 苏黎世州

2026年6月29日，苏黎世联邦理工学院（ETH Zurich）与保罗·谢尔研究所（Paul Scherrer Institute）发布了一份联合白皮书，该白皮书由19位研究人员基于四个独立的能源系统模型共同完成。 白皮书的结论非常明确：只要满足三个条件，瑞士的新建核电项目就能具备竞争力：政府在支持可再生能源的同时也支持核电；通过担保或差价合约，融资成本从约8%降至5%；建设成本降至每千瓦8,000瑞士法郎或以下。 建设成本越低，论证的说服力就越强：即使在每千瓦12,000瑞士法郎的情况下，新核电在四个模型中的一个中仍具有经济可行性；而随着成本降至5,000瑞士法郎左右，其经济可行性在更多模型中得以体现。

这就是矛盾所在：议会一方面为新建核电站铺平了道路，另一方面却扣留了该研究报告所称的建设先决条件——即相关支持。解除禁令是正确的，但这只是决策的一半。以下五个问题阐明了已作出的决定、被忽略的内容，以及在投票前仍需解决的问题。

许可证并不等于发电厂。议会一方面批准了该项目的建设，另一方面却又将唯一能使其具备融资可行性的因素定为非法。

1. 议会实际上做出了什么决定，又遗漏了什么？

2026年6月18日，国民院继联邦院之后，以108票赞成、87票反对的结果通过了联邦委员会针对“阻止停电”（Blackout stoppen）公民倡议提出的间接反提案，这使得十五年来首次在法律上允许建造新的核电站。 具体而言，该反提案删除了《核能法》（KEG）第12a条和第106条第1bis款——这些条款自2018年起一直禁止颁发新建核电站的通用许可证——并新增了必须预先确保融资的要求。 从表面上看，这恢复了技术中立性。但议会多数派不仅止于单纯的许可：国民议会的立场拒绝为新建反应堆提供国家支持，且仅在电厂的建设和运营通过私营方式获得财务保障的情况下，才会授予框架许可。 换言之，立法者既重新敞开了大门，又同时拆除了通向这扇门的坡道。这一决定解决了合法性问题，却完全留下了决定核电站能否真正建成的核心问题：谁来承担长达数十年的财务风险——这正是苏黎世联邦理工学院（ETH）研究报告所重点强调的。

2. ETH的研究得出了什么结论？我们的观点在哪些方面存在分歧？

这一计算十分严谨，就其自身逻辑而言是成立的：一旦获得政府支持，新核电站便具备竞争力，融资成本将从约8%降至5%，建设成本将趋近于每千瓦8,000瑞士法郎。我们认可这一点。但有两个特点值得强调。 该分析并未将小型模块化反应堆作为一项独立技术进行建模。它仅通过每千瓦装机容量的单一资本成本来代表核能，其中最昂贵的案例——每千瓦12,000瑞士法郎——取自欧美近期首批千兆瓦级项目。 作者本人将这些价格归因于“首台同类型机组”的特殊性，并预期随着经验积累，成本将降至8,000瑞士法郎。模块化反应堆的批量化、工厂化生产模式，正是实现成本降低、使模型转为正收益的关键路径，但这一路径却未被纳入模型考量。 虽然瑞士确实可以在不新建核电站的情况下实现净零排放——通过水力和光伏发电满足约四分之三的电力供应——但这条道路实际上默认了冬季对进口电力的结构性依赖作为其代价。而这正是我们不愿接受的。 首台同型机组的高昂成本，恰恰是推行严肃的建设计划和健全融资框架的理由，而非将核能视为可有可无的选择。

3. 瑞士需要多少核能才能保持主权？

足以确保其冬季供电供应不受影响。 随着交通、供暖和工业领域的电气化进程推进，电力需求预计将从目前的约57太瓦时攀升至2050年的75至90太瓦时，而与此同时，现有核电站（发电量约23太瓦时）将达到使用寿命。 在寒冷无风的冬夜，太阳能和径流式水力发电无法满足这一负荷，缺口只能由邻国进口来填补，而这些邻国自身的电力储备也在不断减少。 若拥有25至30太瓦时的稳定国内基荷电力——大致相当于当前核电在更大电力系统中的份额——就能将这一产能保留在瑞士手中，而非拱手让给该国无法主导的市场。任由现有机组退役且不予替换，则会产生相反的效果。 关于反应堆建设速度慢或成本高的问题，这只是执行层面的争论，而非方向层面的问题，而且技术本身已部分解决了这一问题：最新的设计——包括目前即将投入运行的小型模块化反应堆——比它们将要取代的旧机组安全得多，这些新机组以被动安全为设计核心，且占地面积小得多。 更明智的做法是将这种稳定产能视为其本应具备的战略资产，作为国家未来电力供应的可靠基础。

4. 是否存在合法的融资途径？国家是否应该采取这一途径？

这种机制是存在的，而且瑞士拥有建立它的法律工具。苏黎世联邦理工学院（ETH）的研究人员指出，差价合约（即国家保证一个固定的执行价格，并根据市场价格波动结算差额）正是实现这一目标的工具，而这恰恰是国民院所坚持反对的。 引入该机制意味着需使其与《电力供应法》（StromVG）、《能源法》（EnG）以及2024年关于保障可再生能源电力供应的“Mantelerlass”相协调，并将其如实视为国家援助。 这些都不是障碍，而更多是设计任务：欧盟已经在欣克利角C核电站的新建核电项目中使用了差价合约，这表明该工具是可行的而非被禁止的，并为瑞士在与布鲁塞尔的电力谈判中提供了可参考的模板。 在建设成本背后，还隐藏着长期成本、根据《核能责任法》承担的责任，以及退役和废物处置基金，而一个严谨的框架会从一开始就将这些因素纳入定价。这些是需要谨慎设计融资方案的理由，但绝不是让许可空置的理由。

5. 在2027年2月之前的这段时间里，应该做出哪些决定？

供电缺口是真实存在的，而且随着经济电气化的推进，这一缺口还在不断扩大：汽油车正被电动车取代，燃油和燃气锅炉正被热泵取代，以化石燃料为动力的工业流程正被电气化流程取代，而数字基础设施和数据中心也带来了额外的用电负荷。 如果没有坚实的国内基荷电力供应，瑞士将年复一年地依靠进口来满足不断增长的冬季用电需求。这正是需要认真决策而非半途而废的理由。 如果瑞士希望核能选项真正落地，就必须通过立法确立苏黎世联邦理工学院（ETH）研究报告中明确指出的先决条件：明确的风险转移机制、具备融资可行性的许可框架，以及针对国家援助和欧盟电力文件的清醒回应。 瑞士不应再像迄今为止那样：批准电厂建设，却禁止融资，任由投资者自行化解这一矛盾。瑞士目前只做出了决策中容易的那一半。艰难的那一半仍悬而未决，而在公投前的这几个月里，正是将这一难题摆上台面的时机。

反对者——其中包括瑞士能源基金会、社会民主党和绿党——将同一份研究报告视为证明新建核电既不经济也不必要的依据，并希望在公投中否决该废除提案。 我们的解读则不同。一个在不依赖核能的情况下从技术上可实现净零排放的系统，并不等同于在严冬时节仍能保持安全、自主且价格合理的能源供应。成本是合理规划融资结构的理由，而非排除国家未来所需技术的理由。

我们的观点

从法律和经济角度来看，废除新建禁令仅仅是第一步，还远未形成一个可行的投资框架。只要立法机构未能建立起投资者可以信赖的融资架构，基础设施投资所需的规划确定性就无法得到保障。我们的立场非常明确，这与该研究报告的结论不同：瑞士需要新建核电站。 保持约25至30太瓦时的稳定国内基荷电力供应——这足以在2050年电力需求攀升至75至90太瓦时之际，维持大致与当前相当的核电占比——这才是真正的能源主权， 这正是自主发电与依赖我们无法控制的进口电力之间的区别。最新一代反应堆技术比它将取代的旧机组安全得多，它理应成为国家能源基础设施的核心，而非边缘。没有资金支持的许可只是象征性举措，而非真正的选址政策。 瑞士应当完成已启动的决策：落实资金、建设产能，并确保自身的能源供应。

法学博士亚历山大·希门茨（Alexander Schiemenz）是TND Universe的联合创始人，该公司致力于打造、投资并提供卓越的房地产、出行及能源解决方案，以此塑造更美好的社区和更光明的未来。如果您计划投资能源基础设施，欢迎联系我们，我们将为您提供法律见解和能源方案，助您将已获批的项目转化为具备融资可行性的项目。

亚历山大·希门茨（Alexander Schiemenz）法学博士在《FuW》上发表的评论文章，LINDEMANNLAW，2026年7月

瑞士正就住房短缺问题展开争论，联邦委员会给出了答案：出台更严格的《科勒法》。 公众咨询自2026年4月15日启动，将于2026年7月15日结束。此次将首次将上市房地产基金、SICAV（开放式投资公司）和房地产公司纳入许可监管体系。这听起来像是果断之举。 但归根结底，这更多是一种象征性举措。因为该法案并未触及住房短缺的根源，而是针对为住房建设提供融资支持的资本市场，且所采用的监管工具在交易所交易中几乎难以执行。 其政治动因众所周知：在围绕“1000万人口的瑞士”的辩论之后，联邦委员会承诺将采取配套措施。此次改革便是其中之一。推动这一改革的动力在于移民辩论的舆论效应，而非有证据表明外国投资者正在推高租金。

« 基金份额并不能赋予任何人对瑞士土地的控制权。它只带来收益，却给立法者提供了虚假的论据。 »

1. 该法案在法律上带来了哪些变化？将基金份额视为一块土地为何存在问题？

《科勒法》追求一个明确的目标（《不动产评估法》第1条）：防止“外国对国内土地的控制”。这涉及对土地和地块的控制权。而初步草案恰恰在此处改变了界定标准。 今后，“收购”还将涵盖任何接管房地产基金份额、房地产SICAV股份或持有房地产公司控制性股权的人（《BewG》草案第4条第1款c、cbis、d和e项）。 这颠覆了既有的现状：自2013年3月1日起，境外人士一直可以自由收购常规交易的基金份额。原因显而易见。基金份额并非房地产。它提供相应的回报，但并不赋予对特定地块的处置权，也不享有关于租赁、改建或出售的表决权。 持有交易所交易房地产基金的人，其“控制”的土地程度，与债券持有人对借款公司的控制程度一样微乎其微。此次改革将资本投资等同于房地产购买。这并非在堵塞漏洞，而是混淆了类别。

2. 为什么新规定在实际的交易所交易中几乎无法执行？

更严重的是，新规将如何得到监督。执法行为将直接干预资本市场。交易所参与者以及在场外交易上市证券的公司，必须审查每一笔相关订单，查明买方是否为境外人士，并在未经授权的情况下拒绝执行（《资本管制法》草案第19b条）。 基金文件必须从一开始就将未经授权的境外人士排除在外（《投资基金法》第67a条、第71a条和第118j条）。 违规行为最高可处以25万瑞士法郎罚款（《资产转移法》草案第28a条）。问题不在于意愿，而在于操作机制。 上市基金和SICAV并未持续维护其实际受益人的登记册。在交易所瞬息万变的交易中，实际受益人往往只能延迟识别，但该法案却要求实现无缝监管。这种在操作上无法实现的要求，导致了唯一的解决方案：退市。 联邦政府自身也指出，退市很可能是最终结果。约44只瑞士房地产基金（总规模近800亿法郎）将受到影响。为了假装监管而破坏透明度和流动性的措施，并非真正的监管。这无异于自摆乌龙。

3. 联邦本身如何评估该措施的有效性，相关数据又显示了什么情况？

反对这项改革的最有力论据来自瑞士联邦。受委托进行的监管影响评估得出结论，该措施“不适合”缓解住房市场压力，且对外国土地所有权的影响仅为“微乎其微”。数据一目了然。 外国投资者持有约53.2亿瑞士法郎的瑞士上市房地产基金和SICAV，其中24.2亿瑞士法郎投资于住宅领域。 与此相对的是，仅瑞士养老基金在海外房地产领域的投资就高达266.5亿法郎。任何在此谈论“外国主导”的人，都是将微不足道的数量与结构性问题混为一谈。

4. 联邦还指出了哪些其他风险？关于宪法上的比例原则又是如何考虑的？

该报告进一步警告称，按行业实施的资本管制通常行不通；被转移的资本可能会促使国内投资者更积极地进入市场；而这种孤立的信号可能会损害瑞士作为投资地的吸引力，并引发针对瑞士海外所有者的反制措施。 早在2017年，一项类似的收紧措施就在咨询后被搁置。从宪法角度来看，比例原则这一根本问题依然存在（《联邦宪法》第5条第2款）：根据官方分析，一项无法实现其目标的措施是不合适的，因此几乎无法得到正当理由的支持。

5. 这对投资者意味着什么？他们应该如何利用剩余的时间窗口？

住房短缺是客观存在的，因此需要采取严肃的政策措施：增加建设用地、加快审批流程、提高建筑密度。而更严格的《科勒法》却无法实现这些目标。它只会滋生官僚主义，将流动资本从透明的投资工具中驱逐出去，并使问题转移而非解决。 任何希望完善这项改革的人，都应删除或严格限定关于间接投资和上市证券的条款，仅针对对住宅建设用地的实质性控制，并对所有非居民一视同仁。咨询期将持续至2026年7月15日；无论如何，该法案在2028年之前几乎不可能生效。 投资者应利用这一窗口期提交意见并重新审视其投资结构。象征性政治是有代价的。这笔代价将不是由住房市场承担，而是由金融中心来承担。

此次咨询将持续至2026年7月15日，该改革预计不会在2028年前生效。现在正是审查贵方架构并提交声明的时机。LINDEMANNLAW就《科勒法》改革及其对间接房地产持股的影响，为投资者、基金及房地产公司提供咨询建议。 欢迎联系我们，共同探讨您的具体情况。

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