Demodokument

Téma: TEMELÍN (zdroj: Závěrečná zpráva expertního týmu)
Posouzení investičních a provozních nákladů výstavby jaderné elektrárny Temelín

Souhrnně - Ekonomické hodnocení dostavby

Pro vytvoření názoru týmu na efektivnost investice do dostavby ETE bylo nutno připravit ekonomický rozbor projektu. Samotné ocenění očekávaných nákladů na výrobu elektrické energie požadované v jednotlivých bodech zadání ještě neříká mnoho o efektivnosti investice a nemůže takovou úvahu nahradit.

Pro hodnocení ekonomiky projektu ETE byly expertním týmem odsouhlaseny dva scénáře budoucího prodeje elektřiny společnosti ČEZ a.s.:

rostoucí prodej tak, že přírůstky výroby elektřiny budou odpovídat nejméně výrobě v nově postavené ETE snížené o plánovaně odstavované kapacity, tj. nevznikne další přebytek výkonu

prodej ČEZ se nezvýší a výkon ETE bude přebytečný. Společnost ČEZ bude muset omezovat (případně odstavit) výrobu na jiných svých zdrojích. Tento stav bude trvat do doby dožití stávajících uhelných zdrojů, tj. přibližně do r. 2015.

Oba scénáře nebyly vybrány jako pravděpodobné alternativy budoucího vývoje, ale jako mezní stavy, které je nutno z ekonomického hlediska prozkoumat. Reálný vývoj se zřejmě odehraje někde v prostoru mezi scénáři A a B ( jako jejich konvexní kombinace).

Je nutno zdůraznit, že scénáře se nevztahují bezprostředně ke spotřebě elektřiny v České republice, ale k objemu prodeje elektřiny z ČEZ a.s., který je pro ekonomiku ETE rozhodující. Objem prodeje elektřiny ČEZ a.s. se může - zejména po otevření trhu evropské konkurenci – od potřeb České republiky zřetelně odklonit, a to oběma směry:

pokud ČEZ uspěje v mezinárodní konkurenci, bude schopen prodat do zahraničí přebytečné výkony a tak zvýšit svůj prodej i v případě, že spotřeba elektřiny v ČR v odpovídajícím rozsahu nevzroste

pokud ČEZ vlivem vysoké ceny, nebo marketingových chyb přijde o část svých trhů, může jeho prodej elektřiny stagnovat (a dokonce i poklesnout) i přes nárůst spotřeby elektřiny v ČR

Dále tým stanovil jako porovnávací období 30 let životnosti, tj. r. 2001 až 2030. ČEZ má do hloubky rozpracován svůj podnikatelský záměr do r.2005. Za tento horizont se však ekonomické úvahy v ČEZ neprecizovaly. Protože ČEZ a.s. nemá k dispozici výhledovou ekonomickou kalkulaci investice ETE po letech za celou dobu životnosti, nebylo možné posoudit jeho vlastní úvahy o dlouhodobé návratnosti investice. Jako hlavní argument pro dostavbu ČEZ uvádí především nákladové porovnávání konkurenčních alternativ nových zdrojů s ETE.

Nákladová analýza připravená ČEZ a.s. pro období let 2002 až 2005 je užitečná, nicméně pro zodpovědné hodnocení expertním týmem nepostačuje. Proti zdůvodnění efektivnosti investice pouze metodou ocenění nákladů v nejbližším období hovoří mimo jiné tato námitka: v žádné z hodnocených variant se investice do ETE nevrátí do r.2005 a proto je nutno hodnotit delší časový úsek, nejlépe období plánované životnosti elektrárny (30 let).

Pro základní úvahy o ekonomice ETE byl expertním týmem sestaven pracovní soubor dat do ekonomického modelu a provedeny desítky testovacích propočtů a analýz. Podrobněji jsou některé propočty popsány v pracovním materiálu SEVEn ”Ekonomická analýza dostavby ETE: stav v lednu 1999” (příloha 7).

Další srovnávací propočty byly provedeny firmou CityPlan za pomoci modelu GEMIS. Byly provedeny propočty zejména v oblasti srovnání jednotlivých technologií, vývoje potřeb a krytí zatížení a na poli agregovaného hodnocení ekonomické síly ČEZ (Altmanova metoda). V průběhu práce týmu docházelo k postupnému sjednocování názorů na samotný způsob hodnocení investice a metodické přístupy použité v jednotlivých propočtech (bankovní přístup, národohospodářské hodnocení, postoje resortů MF a MPO). V závěru se tým sjednotil na oddělení finančních propočtů očekávaného toku hotovosti ČEZ respektujícího pravidla účetního hodnocení od propočtu označovaného jako ”makroekonomický pohled”, který používá zjednodušených postupů, ale je širší a zahrnuje veškeré náklady, které s projektem ETE souvisejí. Výpočetní model byl upraven tak, aby odpovídal požadavku týmu na “makroekonomický” pohled.

Metodika

Ekonomické hodnocení uvedených dvou scénářů vychází z mnoha modelových propočtů a prací jednotlivých členů týmu. Ekonomické hodnocení probíhalo jak pro celkové investice, tak pouze pro část investic bez minulých, tzv. ”utopených” nákladů. Tým se jednoznačně shoduje na tom, že z hlediska ekonomického je pro rozhodování o dostavbě jediné relevantní hledisko takové, které poskytuje ekonomika ETE bez již vynaložených (utopených) nákladů. Náklady vynaložené v minulosti již nelze ovlivnit a nemá smysl s nimi zatěžovat současné rozhodování. Ekonomická stránka celé investice byla proto posuzována jen pro srovnání s názory na ekonomiku ETE v minulosti.

Cenové scénáře:

Budoucí výkupní ceny, za něž lze uskutečnit dodávku do přenosové sítě, jsou předmětem značných spekulací nejen v ČR, ale v celé Evropě. Otevření konkurence na trhu s elektřinou zahájené povinně realizované ve všech státech EU od letošního roku, pravděpodobně sníží stávající cenovou úroveň na otevřené části trhu pod současné monopolní nebo regulované ceny. Elektrická energie z ETE bude od okamžiku vstupu do EU buď přímo nabízet na tomto trhu, nebo alespoň respektovat ve svých smlouvách ceny odrážející stav na volném trhu. Při tom je zřejmé, že ETE a ostatní zdroje pro základní zatížení, které nemohou (hlavně z ekonomických důvodů) být provozovány v režimu pružné v dodávky, budou muset nabízet nižší ceny.

Odhady budoucí ceny elektřiny dodané do přenosové sítě (dále výkupní ceny) byly rozděleny do tří pásem:

Optimistický vývoj cen: vyšší, než 1100 Kč / MWh

Střední pásmo: 950 až 1100 Kč / MWh

Pesimistický vývoj cen: nižší, než 950 Kč / MWh

Náklady v provedených propočtech byly v základní verzi přepočteny na cenovou úroveň r. 2002, proto i uvedené cenové scénáře jsou v cenách r. 2002. (Pro srovnání: průměrná cena dodávky do přenosové sítě (bez regulace) v r. 1998 byla 900 Kč /MWh; zastavení růstu cen může být chápáno jako jedna z možností v rámci našeho pesimistického odhadu cenového vývoje).

Kromě uvedených výkupních cen vstupuje do výpočtového modelu ve variantě B ještě úspora variabilních nákladů na snížené výrobě ve vytěsněných (uhelných) zdrojích ČEZ, která se pohybuje na úrovni 500 Kč / MWh.

Hlavní výsledky:

SCÉNÁŘ A:

Příjmy za prodej vyrobené elektřiny se odvíjejí z cen na trhu, příp. od regulátorem stanovených cen.

Ekonomika ETE bez zahrnutí utopených nákladů je ve scénáři A příznivá, pokud bude průměrná dosažená cena za prodej vyrobené elektřiny do sítě alespoň 850 Kč/ MWh, tj. i při pesimistickém vývoji cen elektřiny. Vnitřní výnosové procento (IRR) pro tyto počítané budoucí výdaje na dostavbu pak překročí 10% při stálých cenách (tj. hraniční výnos, který již může být investorsky zajímavý). Při vyšší ceně výnosy rychle rostou: např. ve středním scénáři při ceně 1100 Kč/MWh dosahuje IRR úrovně 24% počítáno opět ve stálých cenách.

Ekonomika ETE se zahrnutím utopených nákladů neukazuje na výnosnou investici. Ve scénáři A vychází průměrný IRR kolem 3% (ve stálých cenách) při průměrné výkupní ceně téměř 1200 Kč/ MWh, která spadá do optimistického cenového scénáře.

SCÉNÁŘ B:

Cena za elektřinu vyrobenou v ETE je v prvním období (do 2015) odvozena pouze od úspory variabilních nákladů v ostatních zdrojích ČEZ, kde bude vlivem spuštění ETE výroba potlačena ( 500Kč/MWh). V pozdějším období jsou ceny totožné se scénářem A.

Ve scénáři B bez zahrnutí utopených nákladů bude provoz ETE ztrátový až do doby fyzického dožívání odsířených fosilních zdrojů ČEZ (2010 až 2015). Přitom prosté návratnosti za celou dobu životnosti (tj. s nulovým výnosem) lze dosáhnout u “neutopené” části nákladů na dostavbu dokonce i v případě pesimistického cenového scénáře po r. 2015. Výnosnost prostředků vynaložených na dostavbu (minulé investice považujeme za ztracené, tzn. veškeré výnosy jsou vztaženy jen k neutopené části prostředků na dostavbu) bude jistě velmi nízká a investorsky nezajímavá. V nejlepším případě při optimistickém cenovém scénáři (nad 1200 Kč / MWh) může být IRR až 5%.

Ve scénáři B se po zahrnutí úplných nákladů na výstavbu vůbec nepodařilo nastavit parametry tak, aby investice byla návratná. Investice se nenavrátí ani při velmi optimistické ceně po r. 2015, tj ceně na úrovni 1300 Kč/MWh (stále mluvíme o prosté návratnosti počítané ve stálých cenách r. 2002).

KOMBINOVANÝ SCÉNÁŘ: od B k A

Analýza obou scénářů ukazuje na neefektivnost investice do JE Temelín jako celku, nicméně ve scénáři A, kdy je pro elektrárnu dostatečný odbyt, bude ekonomicky výnosná alespoň dostavba. Současný vývoj však dává scénáři A jen velice nepatrné šance na realizaci. Přebytek výkonu v roce plánovaného spuštění ETE je téměř jistý a zahájení provozu ETE podle nevýnosného scénáře B je vysoce pravděpodobné.

To však ještě neznamená, že po r. 2001 je scénář B jediný možný. Podle očekávání ČEZ by poptávka mohla později vzrůst a ekonomika provozu ETE by tak postupně přešla na režim prodeje dle scénáře A. Je však logické, že čím později dojde k tomuto přechodu na výnosový scénář A, tím vyšší budou muset být následné příjmy z prodeje vyrobené elektřiny, aby pokryly počáteční období ztrátového provozu v režimu scénáře B.

Proto jsme řešili otázku při jakých budoucích cenách by po dosažení režimu dle scénáře A mohla být ekonomika projektu ETE ještě životaschopná. Tato cena bude samozřejmě tím vyšší, čím později dojde k plnému využití přebytečných kapacit (scénář A).

Na modelu byl proveden výpočet minimálních cen, kterých by při prodeji bylo nutno dosáhnout, aby investice do dostavby ETE mohla být v takovém případě ještě považována za výnosnou (tj. IRR alespoň 10% ve stálých cenách). Jako přechodné období mezi oběma scénáři bylo pro zjednodušení uvažováno vždy období tří let, kdy prodej elektřiny z ETE nad jeho současnou výrobní kapacitu vzroste v prvém roce přechodového období na 1/4 produkce ETE, ve druhém na 1/2 a ve třetím na 3/4. Od následujícího roku již bude ETE provozována v režimu scénáře A.
Výsledky ukazuje následující graf:

Pokud nedojde ke zvratu od scénáře B k A před rokem 2007, může být dostavba výnosná jen při optimistickém cenovém vývoji. Ceny přinášející dostatečný výnos ještě po r. 2009 lze označit za nerealistické (nad 1300 Kč/MWh).

Za ekonomicky stabilní projekt považujeme jen řešení, které přinese žádaný výnos i při pesimistickém cenovém vývoji. V takovém případě však nemůže provoz ETE dle scénáře B trvat dlouho (a již nesmí dojít k jeho recidivě až do r. 2030). Propočty ukazují, že musí dojít k využití všech současných nadbytečných kapacit a k přechodu JE Temelín na trajektorii dle scénáře A nejpozději v r. 2004 (střední rok přechodu).

VÝVOJ POPTÁVKY

Expertnímu týmu byly předloženy různé materiály zabývající se budoucí poptávkou po elektřině v ČR, z nichž některé podporují variantu využití výkonu ETE v příštím desetiletí, jiné ji popírají. Vzhledem k tomu, že každá práce zaměřená na předvídání budoucího vývoje společnosti se nutně musí opírat také o odborné odhady a zpravidla je ovlivněna i subjektivním názorem zpracovatele, nebylo možné verifikovat některý z předložených scénářů budoucnosti jako celek. Ani uvnitř týmu nedošlo ke shodě na jediné z těchto vizí. Tým proto nemůže potvrdit, nebo vyvrátit ani včasný přechod od scénáře B ke scénáři A, ani nebezpečí dlouhodobého setrvání na scénáři B (tj. pokrytí přírůstků spotřeby elektřiny z již existujících kapacit). Žádnou z těchto dvou alternativ dnes nemůžeme zcela vyloučit.

NEZAHRNUTÉ ASPEKTY

Nepredikovatelná rizika – obava investorů

Dnes nelze vyloučit, že rostoucí nedůvěra a problematizování jaderné energetiky veřejností může mít své dopady i na zkrácení doby životnosti ETE. Tento vývoj může zapříčinit i málo významná havárie na jaderném zařízení kdekoliv v Evropě, která může umocnit citlivé reakce veřejnosti. Projekt je postaven na dobu třicetiletého provozu a nemá již rezervy pro významné zkrácení.

Podobné problémy by mohla způsobit také případná havárie ETE, jejíž oprava by vyžadovala větší investice. Nízká výnosnost může po zvážení nákladů na opravu vést rovněž k předčasnému zastavení provozu.

ZMĚNA KLIMATU – pozitivní přínos

Jeden z potenciálních pozitivních aspektů ETE může být náhrada uhelných zdrojů a tím snížení emisí skleníkových plynů. Tento přínos by se v budoucnu mohl promítnout i do ekonomických úvah jednak buď nižšími náklady na plnění závazků Kjótského protokolu a nebo možností případného prodeje kreditů CO₂, pokud se podaří tuto formu obchodování mezi státy dohodnout. V současné době jej však nelze ekonomicky vyjádřit.

ZÁVĚRY

Za těchto okolností se jeví dostavba ETE poměrně riziková. Pokud bude dostavba ETE pokračovat, prioritní snahou investora by mělo být snížit rizika na minimum. Možné cesty jsou v principu dvě:

I. Snížení ztrát při provozu ETE dle scénáře B, t. zn. alternativy:

Projednat s dodavateli odklad termínu dostavby druhého bloku (má smysl jen při nízkých nákladech prodloužené výstavby)

Dostavět a po několik let neprovozovat (zakonzervovat) jeden, nebo oba dva bloky. Opět vniknou vícenáklady na pozdější uvedení do provozu. Vzniknou složité administrativní problémy v procesu schvalování pozdějšího uvedení do provozu, nutnost opakování prošlých zkoušek zařízení, aj.

Dočasně odstavit a zakonzervovat některé ze stávajících uhelných zdrojů ČEZ a tím docílit větší úspory, než je úspora variabilních nákladů na palivo (mzdy, údržba a opravy, spotřeba materiálů, …)

II. Urychlení přechodu na scénář A:

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

NEDOSTAVBA ETE

Jako jedno z řešení připadá v úvahu také 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.

SHRNUTÍ

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.

Projekt ETE je v tak pokročilém stavu, že každé řešení již bude mít více negativních aspektů, než pozitivních. Správná rozhodnutí bylo možné přijmout pouze v minulosti. Současné rozhodnutí není v pozici nalezení nejlepšího, nýbrž nejméně špatného řešení. Dostavba může stále ještě přinést větší ekonomické výnosy, než zastavení stavby, ale je spojena se značnými riziky budoucího vývoje (růst poptávky, cena, aj.). Pokud by se hrozby potenciálně obsažené v rizicích naplnily, může dojít k ještě vyšším ekonomickým ztrátám, než vzniknou zastavením dostavby.

a) Posouzení souhrnného rozpočtu stavby v cenách roku 1990 přepočteného na rozpočet podle nákladů stavby po roce 1990 včetně výběrových řízení a jejich dodržování (včetně porovnání v základních ukazatelích s obdobnými stavbami ele ktráren v zahraničí)

Po první liberalizaci cen provedené k 1.1. 1991 byl původní rozpočet dvou bloků ETE přepočten na částku 60 358 mil.Kč. Zpráva BDO prověřila postupný nárůst nákladů na současnou hodnotu a ve své zprávě předložil rozklad níže uvedených nárůstů:

Souhrnný rozpočet ETE (mil Kč)

1.1. 1991 (ceny 1991)	60 358
31.12. 1993 (ceny 1993)	68 800
31.12. 1995 (ceny 1995)	76 265
31.3. 1998 (ceny 1998)	98 580

Z provedené analýzy vývoje rozpočtovaných nákladů mezi roky 1993 a 1998 vyplynuly následující skutečnosti :

Hlavním důvodem růstu souhrnného rozpočtu bylo rozšíření dodávek, v jejichž důsledku došlo ke zvýšení souhrnného rozpočtu v uvažovaném období o částku 16 505 mil. Kč. Důvodem rozšíření dodávek byla skutečnost, že projekt ETE podle stavu k 1. 1. 1991 neměl naději na uvedení do provozu kvůli podstatným technologickým a bezpečnostním nedostatkům a musel být ve značném rozsahu změněn.

Na základě působení cenových vlivů na položky souhrnného rozpočtu stavby v období mezi 31. 12. 1993 a 1998 došlo k nárůstu výše souhrnného rozpočtu stavby na částku 73 480 - 75 976 mil. Kč v závislosti na použití rezervy. Cenový vliv tedy činí 4 680 až 7176 mil. Kč.

Vlivem prodloužení doby výstavby došlo k nárůstu výše souhrnného rozpočtu o částku 7 473 mil. Kč.

Podle platných tuzemských předpisů a vnitřních směrnic ČEZ uvedená částka nákladů výstavby odpovídá očekávaným nákladům. Při ekonomickém posouzení stavby je však nutné vzít v úvahu všechny náklady, které jsou z věcného hlediska resp. dle mezinárodních zvyklostí svázány s uvedením ETE do provozu. Z tohoto pohledu nejsou v rozpočtu uvažovány tyto položky:

1) Likvidace zařízení staveniště;

2) Náklady na pořízení investičního majetku v rezervě;

3) Cena některých zdrojů financování;

4) Výnosy z prodeje nepotřebného zařízení;

5) Náklady na skladování paliva;

6) Náklady na likvidaci ETE po skončení jejího fungování;

7) Rezerva z titulu kursu zahraničních měn uvažovaných ve vyšší úrovni, než jsou kursy při platbách.

Položka 6) a částečně i položka 5) jsou zahrnuty v souladu s českou legislativou v provozních nákladech elektrárny (budou činit cca 150 Kč/MWh). Ostatní nezahrnuté náklady byly vyčísleny auditorskou firmou BDO takto:

Náklady související s výstavbou ETE neobsažené v rozpočtu:

(v mil. Kč)

Náklad nebo výnos	Částka
Likvidace zařízení staveniště	+2 169
Investiční maETEk v rezervě a trenažer	+825
Náklady na odstranění zjištěných závad	+6
Mezisklad vyhořelého paliva	+2 800 až 3 200
Cena zdrojů financování	+9 243 až 10 627
Výnosy z prodeje nepotřebného zařízení a materiálu	- 55 až –110
Rezerva z titulu kurzů měn (prosinec 1998)	-635 až -1 270

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. Náklady na mezisklad jsou zahrnuty v kalkulované ceně vyrobené elektřiny položkou 28 Kč/MWh. Nezahrneme-li dále rezervu vzniklou změnou kurzu koruny do součtu, pohybují se celkové nadrozpočtové náklady v rozmezí 12 133 až 13 572 mil. Kč. Teoreticky lze uvažovat i pozitivně působící vlivy mobilizace vlastních zdrojů.

Vliv dalšího zpoždění výstavby

Nejvážnějším rizikem pro růst nákladů je prodloužení výstavby. Podle rozboru BDO 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

Mimo tyto položky vyplývající z nákladové analýzy BDO patří mezi ztráty také ztráty z výpadku prodeje elektřiny při zpožděném zahájení provozu o 1 rok. Výše ztráty se odvíjí od ceny, za níž bude možné elektřinu z ETE prodávat. Vzhledem k očekávanému malému výnosu z Temelína v prvních letech provozu (vlivem nadbytku jiných výrobních kapacit) nebyly tyto ztráty uvažovány.

b) Analýza dosud vynaložených nákladů na výstavbu ETE

Firma BDO provedla podrobnou analýzu dosud vynaložených nákladů na výstavbu ETE. Závěry této analýzy samy o sobě nepřinesly překvapivá fakta pro rozhodování o dostavbě ETE. Nicméně rozbor posloužil jako cenná datová základna pro plnění ostatních bodů v odstavci 1. Od této analýzy se také odvíjí poznatek, že k 31.3. 1999, kdy lze nejdříve očekávat eventuální rozhodnutí o pokračování či zastavení dostavby, bude na ETE prostavěno celkem cca 70 960 mil Kč.

Mimo tyto náklady vyplývají již z uzavřených smluv a dalších závazků následující minimální náklady, které bude nutno vynaložit i při okamžitém rozhodnutí o zastavení stavby:

	Předurčené náklady
Úhrady dodavatelům	9 915
Vrácení záloh od dodavatelů	-1 429
Náklady na neupotřebitelné palivo	1 728
Vyvolané náklady u investora	188
Celkem	10 402

Z celkových rozpočtových nákladů 98 580 mil Kč je již vázáno (prostavěno nebo bude ještě vynaloženo při zastavení stavby) 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.

c) - Analýza očekávaných nákladů na produkci elektrické energie

Podle nákladového propočtu provedeného firmou BDO pro období 2002 až 2005 byly náklady na výrobu 1 MWh dodávané elektřiny při využití 6000 hod/rok propočteny v následující výši:

Mezní náklady na MWh dodávané elektřiny při růstu poptávky nad současnou nabídku V ČR (v Kč)

	Paroplyn	Černé uhlí	Hnědé uhlí	ETE bez Utopených Nákladů
Proměnné náklady	1 153	620	410	263
Stálé náklady	315	548	559	387
Výrobní náklady celkem	1 468	1 168	969	650
Finanční náklady	54	132	139	47
Vlastní náklady celkem	1 522	1 300	1 108	697

Mezní náklady na MWh dodávané elektřiny do vyrovnání současné nabídky a poptávky v ČR (v Kč)

	Paroplyn	Černé uhlí	Hnědé uhlí	ETE bez Utopených Nákladů
Proměnné náklady	1153	620	410	263
Stálé náklady	0	0	0	387
Výrobní náklady celkem	1153	620	410	650
Finanční náklady	0	0	0	47
Vlastní náklady celkem	1153	620	410	697

Proměnné náklady zahrnují náklady spojené s pořízením paliva a náklady na skladování vyhořelého jaderného paliva před uložením v meziskladu a dále odvod na jaderný účet v souladu s platnou legislativou ČR. Stálé náklady ETE zahrnují tvorbu rezervy pro likvidaci jaderných zařízení v souladu s jaderným zákonem. Náklady vyplývající z platné tuzemské legislativy však dle názoru zahraničních expertů neodpovídají úrovni nákladů dle zahraničních zkušeností.

BDO dospívá k vyšším absolutním údajům o nákladech na vyrobenou MWh, než ČEZ ve svém materiálu z května 1998 ”Dostavba Jaderné elektrárny Temelín”, část C, str. 6. Jde především o rozdíl v zahrnutí finančních nákladů. Relace mezi jednotlivými technologiemi však zůstávají podobné. Nákladová konkurenční výhoda ETE oproti jiným novým zdrojům je sice pozitivní, ale ne zcela dostačující argument pro dostavbu. V současné Evropě, kde je značný nadbytek výrobních kapacit, bude nutno soutěžit i se zdroji stávajícími, tj. proti proměnným nákladům zahraničních elektráren, které mohou být nižší než proměnné náklady ETE.

Nákladové srovnání provedli rakouští experti a dospěli k názoru, že v příloze č. 13 prezentovaný inkrementální koncept kogenerací je ekonomicky výhodnější než varianta ETE. Výsledky jsou shrnuty v následující tabulce:

Výsledky srovnání ETE - kogenerace

Popis scénáře	Náklady ETE (NPV, mld. Kč)	Náklady kogenerace (NPV, mld. Kč)
Referenční scénář	25.0	18.7
Scénář: vysoká cena plynu	25.0	22.7
Scénář: vysoké investiční náklady kogenerace (+44%)	25.0	24.5
Scénář: nízké příjmy z tepla (-30%)	25.0	27.6
Scénář: nízká poptávka	25.0	3.5
Scénář: vysoké investiční náklady kogenerace/ nízké příjmy z tepla	25.0	33.5
Scénář: nízká poptávka/ vysoká cena plynu/ vysoké inv. náklady kogenerace/ nízké příjmy z tepla	25.0	7.3

Toto srovnání vyjadřuje nejednoznačný výsledek v jednotlivých variantách. Česká část týmu vyjádřila celou řadu výhrad k použitým kvantifikacím, především k cenám tepla, investičním nákladům na implementaci kogeneračních jednotek, ceny elektrické energie atd. Již promítnutí těchto změn do propočtů vede v důsledku ke změně pohledu na výhodnost kogenerací. K těmto kvantifikačním výhradám přistupují další, např. technická realizovatelnost náhrady velkých zdrojů v základním zatížení velkým množstvím malých jednotek.

d) Analýza způsobu financování

Způsob financování je výlučně podnikatelským rizikem ČEZ a.s., který je ekonomicky samostatným a svéprávným subjektem. Rozbor budoucího toku hotovosti byl proveden v rámci práce expertního týmu zástupcem Ministerstva financí. Propočet byl proveden společností ČEZ a.s. spolu se zástupce MF, který předkládá k tomuto úkolu samostatnou zprávu uvedenou v příloze č. 21. Z této zprávy vyplývá, že ČEZ je schopen dostát všem svým závazkům, pokud bude investice ETE dokončena a vede k závěru, že pokud ETE bude uvedena do provozu, ČEZ splní veškeré závazky vůči svým věřitelům.

Rozhodnutí o ukončení výstavby ETE by v prvním průmětu vedlo k výraznému zhoršení ukazatele zadluženosti společnosti ČEZ. Při nedostavbě proto existuje nebezpečí řetězové reakce v podobě požadavku všech věřitelů na splacení závazků, kterému by ČEZ a.s. nemohla dostát. To by ve svém důsledku mohlo vést k úpadku společnosti. Studie BDO (příloha č. 4) navrhuje jako nouzové řešení převzetí závazků ČEZ státem (poskytnutí garancí). Svojí analýzou potom BDO dokládá, že při dobrém řízení by mohla být nalezena cesta postupného splácení závazků, ale jen za předpokladu vstřícného postoje věřitelů, tj při nevyužití donucovacích nástrojů, které věřitelům poskytují smluvní závazky.