Celkové rozpočtové náklady se předpokládají ve výši 98 580 mil.Kč. Vzhledem ke skutečnosti, že rozhodování o dostavbě ETE lze předpokládat v březnu 1999, byl proveden odhad nákladů vynaložených k 31. 3. 1999. K tomuto datu dosáhnou náklady celkové výše cca 70 960 mil. Kč. K prostavění tedy bude zbývat částka ve výši cca 27 620 mil. Kč. Tuto částku však nelze zastavením výstavby ušetřit, neboť další výdaje jsou již předurčeny. Analýza ukázala, že k 31. 3. 1999 je již prostavěno, nebo bude ještě vynaloženo v případě zastavení stavby k tomuto datu celkem 81 362 mil. Kč. Odtud plyne, že v současné době je možné ovlivnit pouze budoucí výdaje ve výši 17 218 mil. Kč, tj. 17,5 % rozpočtu.

Při posuzování souhrnného rozpočtu však zjistil auditor tyto další náklady související s výstavbou ETE, které v souladu s platnou legislativou a vnitřními předpisy ČEZ nejsou obsažené v rozpočtu, ale s výstavbou JE bezprostředně souvisí:

Náklady na odstranění závad mohou v budoucnu ještě růst a potřebu těchto zdrojů lze předem obtížně odhadnout. Uvedeny jsou pouze k lednu 1999 identifikované náklady na odstranění závad. Nezahrneme-li rezervu vzniklou změnou kurzu koruny do součtu, pohybují se celkové nadrozpočtové náklady v rozmezí 12 133 až 13 572 mil. Kč.

Nebezpečím pro růst investičních nákladů je prodloužení výstavby. Podle rozboru auditora by při prodloužení termínu dostavby o 1 rok nárůst nákladů činil minimálně 2 799 mil. Kč. Tato položka zahrnuje:

• - zvýšené náklady na provoz zařízení staveniště 249 mil. Kč
• - zvýšené náklady na prodlouženou dobu PKV a KV 230 mil. Kč
• - zvýšené náklady na činnost investora 130 mil. Kč
• - úroky zahrnované do ceny investice 390 mil. Kč
• - zvýšené náklady na WEC 1 500 mil. Kč
• - cenové vlivy u přesunutých prací 300 mil. Kč

Pro ekonomiku provozu ETE se ukazuje jako kritický parametr cena, za níž bude elektřina z JE Temelín prodávána do přenosové sítě. Při zvažování prodejních cen elektřiny je nutno připomenout, že ČEZ a.s. bude čelit přebytkům výkonu na trhu v Evropě a důsledkům liberalizační směrnice o společném trhu s elektřinou č. 96/92/EC Evropského parlamentu a Komise EU, kterou bude muset ČR respektovat. Za předpokladu dostatečné poptávky a prodeje celého objemu výroby z ETE novým odběratelům by ekonomika dostavby (nikoliv investice jako celku!) byla příznivá. Je však nutno konstatovat, že v současné době je poptávka po elektřině v ČR nejen uspokojena, ale nevyužívá ani existujících výrobních kapacit.

V následujících letech (a nelze vyloučit, že tento stav bude trvat až do doby dožití odsířených uhelných elektráren po r. 2010), nehrozí energetické soustavě ČR žádné vážné problémy v důsledku nedostatku instalovaného výkonu. Proto nemusí být v nejbližším období výkon JE Temelín nahrazen jinými novými zdroji. Kvůli tomu jsou ekonomické srovnávací výpočty elektřiny z nových konkurenčních zdrojů irelevantní, uplatní se až při rozhodování o nových elektrárnách.

Relevantní jsou výpočty změny výrobních nákladů ČEZ jako celku, kdy v prvních letech provozu JE Temelín vytěsňuje ze systému odsířené uhelné elektrárny, později po roce 2010 pak rozvolňuje potřebu budování nových elektráren náhradou za dožité. Při tom podle vyjádření ČEZ odpovídající výkon odsířených uhelných elektráren zůstane v provozuschopném stavu ve studené záloze.

Za situace přebytku výkonu se jeví dostavba ETE riziková. Modelové propočty ukazují, že pokud se tento stav nezmění během několika let, dostavba JE Temelín se postupně stane nevýnosnou a před koncem příštího desetiletí by v tomto případě přešla ve výrazně ztrátovou investici. Bude-li přesto JE provozována, prioritní snahou investora by mělo být snížit rizika na minimum. Možné cesty jsou v principu dvě:

• Odpovídající výkon odsířených uhelných elektráren dočasně zakonzervovat. Dojde tak k další úspoře nákladů. (Navíc výstavba dalších elektráren po roce 2010 může tak být odložena.)
• Odpovídající výkon odsířených uhelných elektráren odstavit a více neprovozovat (tato varianta je však vzhledem k nově vybudovanému odsíření pouze teoretická).
• Odložit termín dostavby druhého bloku (má smysl jen při nízkých nákladech spojených s prodloužením výstavby druhého bloku)
• Dostavět a po několik let neprovozovat (zakonzervovat) jeden, nebo oba dva bloky ETE. Opět vniknou náklady na pozdější uvedení do provozu. Pravděpodobně vzniknou také složité administrativní problémy v procesu schvalování pozdějšího uvedení do provozu, nutnost opakování prošlých zkoušek zařízení, apod.
• Zastavení výstavby ETE. V tomto případě bude nutné před rozhodnutím připravit dobře scénář obnovení tržní síly ČEZ, aby bylo možné prokázat (a posléze skutečně realizovat) splatnost závazků věřitelů. Podaří-li se takovou alternativu ČEZu dobře navrhnout a kvalitně propracovat, může být realizována s nižšími riziky, než jakákoliv alternativa opřená o provoz ETE.

• Vývoz části vyrobené elektřiny do zahraničí (každá cena vyšší, než nejvyšší variabilní palivové náklady v ČEZ bude pro společnost přínosem).

V případě nedokončení stavby a neuvedení JE Temelín do provozu by mohla být potřeba nových výkonů v budoucnu řešena i postupnou výstavbou menších jednotek odpovídající předpokládanému ročnímu přírůstku poptávky. Tyto zdroje by mohly být navrženy a vybudovány podle vývoje specifických potřeb elektrizační soustavy.

Rozhodnutí o ukončení výstavby ETE by vedlo k okamžitému zhoršení parametru zadluženosti společnosti ČEZ (odpisem nedokončené investice) s dopadem do jejího ratingu a ceny akcií. Pokud by se bankovní ústavy následně rozhodly využít svého práva a požádaly o předčasné splacení poskytnutých úvěrů, nebyla by společnost schopna tyto závazky uhradit v termínu uhradit, což by ve svém důsledku mohlo v krajním případě vést i k úpadku společnosti. Provedené rozbory ukazují, že důsledky lze zmírnit dobrou přípravou programu obnovení finanční síly ČEZ.

Rozhodnutí o dostavbě nebo nedostavbě nelze v současné době podložit jednoznačnými ekonomickými argumenty pro jedno nebo druhé řešení. Dnes již je zřejmé, že na JE Temelín je třeba pohlížet pouze jako na podnikatelský záměr a nikoliv jako na stavbu vyvolanou naléhavou potřebou elektrické energie v zemi. Pokud skutečně vznikne problém výrazné mezery v nabídce po vyřazení odsířených uhelných bloků, je ekonomicky neopodstatněné stavět náhradní zdroj o 10 či 15 let dříve a nést rizika související s nejistotami předpovědí budoucích požadavků trhu. To platí zejména této v době, kdy se struktura trhu s elektřinou mění v celé Evropě.

Ze strany rakouských expertů byly vzneseny námitky vůči použitým metodologickým postupům, jmenovitě nedostatečné využití analýzy nejmenších nákladů a rizikové analýzy. Dle názoru české části týmu tyto analýzy byly provedeny členy týmu a byly využity externí analýzy příslušných institucí. Výsledky byly shrnuty v textu a kvantifikacích zprávy a jejích příloh. Podrobný rozbor může být dokumentován. Použití navrhovaných optimalizačních a simulačních modelů (např. WASP, MARKAL) je dle názoru většiny týmu diskutabilní v daných podmínkách, především pro obtížné vymezení trhu, na jakém by modelování mělo být provedeno. Analýza projektu ETE byla směrována k otvírajícímu se celoevropskému trhu a v zájmu konzistence musí být tato skutečnost brána v úvahu.

Další uplatněnou námitkou z rakouské strany byl názor, že případná insolvence ČEZ a.s. není relevantním kritériem v rozhodování o dostavbě ETE. Většina členů týmu však zastává názor, že není úkolem ani v kompetenci expertního týmu rozhodovat o kritériích dostavby.