Téma: TEMELÍN (zdroj: Závěrečná zpráva expertního týmu)
Rizika ohrožující dostavbu a spuštění JE Temelín

Popis, modelování a závěry zjištěné Altmanovou metodou jsou vyjádřeny v příloze č. 12. Závěry konstatují zhoršení finanční situace ČEZ a.s. v důsledku souběžné realizace dvou náročných investičních programů. S těmito zjištěními není v rozporu šetření MF provedené v součinnosti s ČEZ a.s. Toto šetření konstatuje:

- finanční hospodaření a.s. hodnotí auditoři trvale “bez výhrad” (Arthur Andersen za léta 1996-7);

- Standard & Poor´s koncem roku 1998 potvrdila a.s. rating “BBB+” a změnila pozitivní výhled na stabilizovaný (“schopna obsluhovat své dluhy v souladu s tímto ratingem”); hodnocení již neuvádí dřívější “tendenci ke zlepšení”;

- a.s. získala koncem roku 1998 další plánovaný syndikovaný pětiletý úvěr od renomovaných bank (Deutsche Bank, Bayerische Landes Bank Girozentrale a Sumimoto) ve výši 280 mil. DEM;

- počátkem roku 1999 a.s. umístila dvě emise obligací za 7 mld. Kč; tyto emise nejsou spojovány přímo s určitým projektem, zůstávají dále hlavním zdrojem vnějšího financování a.s.;

- vzhledem k dostatečně silnému vnitřnímu cash flow a.s. a ke včasnému splácení úvěrů Světová banka toleruje, že a.s. nyní mírně překračuje limity provozní nákladovosti a krytí obsluhy dluhu vlastními finančními zdroji, stanovené v rámci poskytnutí půjčky ENERGY 1;

- kromě finanční potřeby na dostavbu ETE je nutno počítat i s důsledky realizace rozsáhlého a nákladného programu odsíření, jenž a.s. v r. 1993 přijala se souhlasem vlády. V jeho rámci dosud postavila mj. 28 odsířovacích zařízení a 7 fluidních kotlů. A.s. by nyní měla dokončit ETE a střízlivě se soustředit na “core business”. Zpracovává se

 

- nový motivační harmonogram s dodavateli k urychlení výstavby ETE, aby např. mohly být provozní zkoušky na 1. bloku zahájeny o 4 měsíce dříve, než ukládá platný harmonogram;

- nákladová analýza všech projektů,v níž se prozkoumají všechny dosud připravované záměry. Analýza by měla vést ke snižování investičních i provozních nákladů. Představenstvo a.s. zde

doporučilo nabídnout k odprodeji zařízení severočeské hnědouhelné elektrárny Tušimice

(ETU) I. Příp. nový vlastník může pokračovat v rekonstrukci, jež měla stát cca 5 mld. Kč.

Závěr: Finanční situace a.s. neohrožuje dostavbu a spuštění ETE.”

aa) Riziko nepřiměřeně vysokých nákladů (dopady na cenu vyrobené elektřiny)

Rizika spojená s vynucenými změnami v důsledku porušení smluvních závazků

Předmět plnění generálního dodavatele technologické části včetně zahraničních dodávek není do té míry vyjasněn, aby bylo možné vyloučit možnost vzniku jeho dalších změn.

Dojde-li ke změnám předmětu plnění, které nebudou jen nepodstatnými změnami, nelze vyloučit nejen prodloužení termínu, ale i zvýšení nákladů. V neposlední řadě jakékoliv změny předmětu plnění mohou být důvodem pro dodavatele k vynucení změny jiných smluvních ujednání, i důvodem pro obhajobu vlastního prodlení. (Příloha 9 - II - 1)

Zásadní změna kontraktu s firmou Westinghouse na dodávku ASŘTP, k níž došlo v roce 1998 znamená pro investora povinnost ujednáním o povinnosti uhradit vzniklé náklady na principu ”čas a materiál”a může ve svých důsledcích působit na zahraničního dodavatele méně motivačně, pokud jde o dodržení termínů uvedení prvního výrobního bloku do provozu a dodržení určité úrovně nákladů. (Příloha 9 - I - 3 - 2.2.1., 8.1.2.)

Přiměřenost investičních nákladů - mezinárodní porovnání

V úvaze o přiměřenosti či nepřiměřenosti vysokých nákladů a jejich dopadu na cenu vyrobené elektřiny v ETE je jedním z dílčích hledisek porovnatelnost celkových investičních nákladů ETE s mezinárodními údaji o těchto nákladech, za něž jsou realizovány obdobné výkony v JE ve světě. Pro úvahy o přiměřenosti nákladů jsou investiční náklady dominující, neboť ve skladbě výrobních nákladů elektřiny tvoří rozhodující složku. Podle studie OECD/NEA/IEA z roku 1997 (viz tab.) zde přispívají investiční náklady v různých zemích od 44 do 71 %, se střední hodnotou okolo 58 % při diskontní míře 5 %. Tato střední hodnota investiční složky výrobních nákladů se zvyšuje na 73 %, použije-li se 10% diskontní míra.

Skladba výrobních nákladů elektřiny (diskontní míra 5 %)

Stát		Výrobní náklady (100 %)
	Investice (%)	O&M (%)	Palivo (%)
Kanada	60	23	9
Finsko	60	21	19
Francie	55	20	25
Japonsko	44	30	27
Korea	56	30	14
Španělsko	55	19	25
Turecko	62	25	13
USA	56	26	18
Brazílie	59	22	19
Čína	61	28	11
Indie	60	18	22
Rumunsko	51	35	14
Rusko	71	16	13
Průměr	58 %	24 %	18 %

Seriozní základnu pro mezinárodní nákladová srovnání tvoří nejnovější srovnávací analýza OECD (Projected Costs of Generating Electricity, 1998), periodicky aktualizovaná. Je analýzou porovnávacích výrobních nákladů elektřiny za celou životnost elektráren (levelized lifetime cost method), vhodnou pro porovnání alternativ výrobních zdrojů a hodnocení jejich relativní konkurenceschopnosti.

Připomeňme zde jen, že taková mezinárodní srovnání celkových investičních nákladů na jednotku kapacity a celkových výrobních nákladů na MWh nejsou určující z hlediska rozhodnutí o dostavbě či nedostavbě ETE, nýbrž jejich smyslem je posoudit zda celkové náklady ETE jsou ještě či již nejsou v pásmu mezinárodně vykazovaných nákladů. Důvodem jsou vysoké již utopené náklady a variabilita kurzových přepočtů USD na koruny. Poznamenejme, že studie OECD obsahuje nikoliv realizovaná díla, nýbrž předpokládané projekty. Eskalace konečných nákladů je u těchto projektů spíše pravidlem.

Z části analýzy týkající se investičních nákladů jaderných elektráren vyplývá, že základní (overnight) investiční náklady (tj. přímé - příprava staveniště, stavební práce, materiál, zařízení, náklady na pracovní síly a nepřímé náklady - projekt, inženýring, dozor, dočasná zařízení, administrativní náklady, nezahrnující úroky a rezervy) se pohybují v pásmu okolo 1000 USD/kWe (v dolarech k 1.7.1996) v Číně, okolo 1500-1600 USD/kWe ve Francii, Kanadě, Korejské republice, USA a Brazílii, okolo 2200 USD/kWe ve Finsku a Španělsku a okolo 2500 USD/kWe v Japonsku, průměr je okolo 1600 USD/kWe (viz tab.).

Investiční náklady jaderných elektráren diskontované ke dnu uvedení do provozu (USD k 1.7.1996/kWe)

	Stát	Typ reaktoru	Základní náklady na výstavbu	Diskontní míra 5 %	Diskontní míra 10 %
A	Kanada	PHWR	1697	2139	2384
		PHWR	1518	1878	2053
	Finsko	BWR	2256	2516	2672
	Francie	PWR	1636	1988	2280
	Japonsko	ABWR	2521	2848	3146
	Korea	PWR	1637	1924	2260
	Španělsko	PWR	2169	2540	2957
	Turecko	PWR	1968	2274	2552
	Brazílie	PWR	1550	2275	2359
	Čína	PWR	1020	1386	1692
		PWR	1458	1959	2432
		PHWR	1353	1809	2171
	Indie	PHWR	1840	2191	2457
	Rumunsko	PHWR	1557	1801	2082
	Rusko	VVER	1521	2155	2448
B	USA	PWR	1441	2079	2065
	Brazílie	PWR	1530	2197	2219
C	Belgie	PWR	1746	2053	2360
	Británie	PWR	2518-2871	3010-3450	3540-4080
	Nizozemsko	SBWR	1911	2231	2459
	Německo	PWR	2400	3016	3417

A - Komerčně dostupné jaderné bloky

B - Jaderné bloky, u nichž se očekává, že budou dostupné v l. 2005-2010

C - Údaje z uvedených států jsou v této části převzaty z dřívějších analýz

* U některých států je uvedeno více údajů pro různé typy reaktorů a elektráren

Významnou roli hraje délka výstavby, mající dopad na celkové výstavbové náklady, speciálně tehdy, jsou-li aplikovány vysoké úrokové/diskontní míry. Z uvedené studie OECD vyplývá, že celkové investiční náklady diskontované k datu spuštění při 5% diskontní míře jsou pro komerčně dostupné jaderné elektrárny vyšší, dosahují cca 2000 USD/kWe ve většině zemí s výjimkou Číny, Finska (přes 2500) a Japonska (2800). Při 10% diskontní míře rostou k hodnotě blízko 2500 USD/kWe pro Finsko, Turecko, Čínu, Brazílii, Indii a Rusko a přes 3000 USD/kWe v Japonsku (viz tab. 2, příp. graf 1 na konci této subkapitoly).

Vyjdeme-li z rozpočtových investičních nákladů ETE ve výši 98,6 mld. Kč, potom celkové investiční náklady diskontované k datu spuštění při 5% diskontní míře činí 131,7 mld. Kč, což při přepočtu kursem 27,506 Kč/USD činí 2440 USD/kWe. Při této relativně nízké úrokové míře jsou investiční náklady ETE v zásadě ještě srovnatelné s většinou analyzovaných jaderných elektráren ve světě (nicméně jsou na horní hranici těchto mezinárodních údajů).

Při 10% diskontní míře činí investiční náklady ETE asi 182 mld. Kč, což v přepočtu kursem 27,506 Kč/USD činí již 3372 USD/kWe. Při vyšší diskontní míře jsou již investiční náklady ETE v důsledku dlouhé doby výstavby nejvyššími srovnatelnými náklady na světě v rámci mezinárodního srovnání OECD 1998 (vyšší než 3146 USD/kWe v Japonsku). Nicméně, podle údajů dřívějších studií (viz část C tab. 2) Německo a Británie uvádějí ještě poněkud vyšší měrné investiční náklady.

Dalším porovnávacím ukazatelem k hodnocení přiměřenosti nákladů ETE mohou být, alespoň orientačně, některé údaje o dnešních cenách některých současných či budoucích projektů. Náklady na výstavbu nedávno spuštěné JE Sizewell B v UK, která má podobný moderní digitální řídící systém firmy Westinghouse jako ETE, byly podle literárních údajů téměř 3,5 mld. USD (tj. v přepočtu cca 105 mld Kč), přičemž jde o blok s výkonem pouze 1250 MWe. Nabídka pro ruský kontrakt na dodávku 2 x 1000 MWe v reaktorech VVER-1000 pro Čínu vychází z ceny minimálně 1500 USD/kWe, tedy jde celkem o částku kolem 3 mld. USD (NucNet, Business News, č.9, 29.12.1997). V souvislosti s podpisem smlouvy v červenci 1998 na dodávku 2 x 1000 MWe v blocích VVER-1000 pro JE Koidankulam v Indii z Ruska se uvádí částka 2,6 mld. USD. V nabídkách firmy NPI (Siemens-Framatome) na výstavbu první turecké JE pro jednoblokovou variantu s reaktorem 1482 MWe byla uvedena cena 2,393 mld USD (1616 USD/kWe), v nabídkách AECL Kanada pro podobnou variantu s bloky Candu (celkem 1339 MWe) cena 2,572 mld. USD (1920 USD/kWe).Podle vyjádření ČEZ by postavení moderní JE o stejném výkonu jako ETE při jejím dodání zahraniční firmou dnes stálo cca 2500 USD/kWe, pracovníci firmy Westinghouse uvedli sumu ještě vyšší, 3000 USD/kWe.

Přiměřenost výrobních nákladů – mezinárodní porovnání

Další skupinou údajů, které přináší nejnovější srovnávací analýza OECD (Projected Costs of Generating Electricity, 1998) jsou údaje o výrobních nákladech na kWh u jednotlivých reportovaných elektráren. U jaderných elektráren činí tyto náklady při 5% diskontu 0,025-0,040 USD/kWh (vyloučena z úvahy byla extrémní částka 0,057 USD/kWh japonské elektrárny, vyplývající z výrazného rozdílu mezi kursem a paritou kupní síly), což při přepočtu kursem 27,506 Kč/USD představuje 0,69-1,10 Kč, při 10% diskontu pak 0,039-0,064 USD/kWh, neboli 1,07-1,76 Kč/kWh (obdobně byla vyloučena z úvahy částka 0,079 USD/kWh japonské elektrárny).

V porovnání s uvedenými výrobními náklady se výrobní náklady ETE pohybují na úrovni asi 1,06 Kč/kWh, aby celková (nediskontovaná) investice 98,6 mld. byla za normovaných 40 let provozu a při 5% diskontu výnosů návratná. Znamená to, že výrobní náklady ETE ve výši asi 1,06 Kč/kWh se budou blížit horní hranici mezinárodně uváděné škály výrobních nákladů (0,69-1,10 Kč/kWh). Pokud je uvažována 5% časová míra (negativní diskont) i na investiční náklady ETE, ty pak dosáhnou asi 132 mld. Kč a výrobní náklady včetně anuity pak činí asi 1,24 Kč na kWh.

Nicméně z výše uvedených údajů plyne, že minulé rozhodnutí o dostavbě ETE z r. 1993 bylo problematické. Již v té době řada expertů předpokládala, že náklady stavby při splnění západních bezpečnostních norem dosáhnou až 100 mld. Kč a že tehdy uváděné termíny dostavby nejsou reálné. V r. 1993 bylo prostavěno 28 mld. Kč, takže experty odhadované investiční náklady dostavby činily až 70 mld. (tento závěr bylo možno učinit i porovnáním s analogickou stavbou totožné JE Stendal v SRN, kde byla výstavba zastavena v září 1990).

Dopady na cenu vyrobené elektřiny

Z výše uvedených mezinárodních srovnání lze posuzovat mezinárodní “přiměřenost” nákladů projektu ETE. Přiměřenost se v případě ETE dotýká v důsledku dlouhého období výstavby a opakovaného zvyšování zejména investičních nákladů. Případný nárůst investičních nákladů např. o 5 % ze současné částky 98,6 mld. Kč na 103,5 mld. Kč zvyšuje výrobní cenu 1 kWh asi o 0,03 Kč, tj. z 1,06 na 1,09 Kč/kWh.

Pro kvantitativní odhad dopadů eventuálního zvýšení investičních nákladů (oproti hodnotě 98,6 mld. Kč, deklarovaných ČEZ) na cenu vyrobené elektřiny je možno použít také např. výsledky analýzy [příloha č. 8] citlivosti hodnoty elektřiny na investiční náklady. Z ní vyplývá, že pro roční využití 6000 h/r (což je konzervativní hodnota, je možno očekávat vyšší roční využití ETE) při uvažování odpisů (kapitalizační úroková míra 0 %) dojdeme ke zvýšení hodnoty elektřiny přibližně o 0,33 haléřů/kWh na každou 1 mld. Kč zvýšení; při uvážení výrobních nákladů s anuitou (kapitalizační úroková míra 10 %) tato hodnota činí 0,9 haléřů/kWh.

Protože analýza očekávaných nákladů na produkci elektrické energie z ETE byla předmětem prvé kapitoly, a to včetně citlivostní analýzy, můžeme závěrem tohoto bodu odkázat na bod 1c.

Graf 1. Investiční náklady jaderných elektráren (USD k 1.7.1996/kWe)

ab) Zhodnocení dosavadní úrovně koordinace výstavby jaderné elektrárny Temelín a možnosti efektivní koordinace a rizika jejího narušení

Koordinace prací vychází z platného síťového grafu (SG, viz příloha č. 10) a smluvních vztahů mezi účastníky výstavby. Koordinace probíhá na všech pracovních úrovních a zahrnuje všechny oblasti činností, které se výstavby ETE týkají. Koordinační vazby jdou determinovány smluvními závazky jednotlivých dodavatelů a “Dílčími programy zajištění jakosti” pro výstavbu a spouštění JE Temelín.

Z hlediska investora (ČEZ-ETE) je koordinační činnost zaměřena zejména na jeho generální dodavatele, což jsou :

• Generální dodavatel technologické části (GDT) - Škoda Praha, a. s.
• Generální dodavatel stavební části (GDS) - VSB, a. s.
• Generální projektant (GP) - Energoprojekt Praha, a. s.

Každý z generálních dodavatelů koordinuje práce svých finálních dodavatelů (FD) a subdodavatelů. Investor zasahuje do této koordinace pouze v těch případech, že hrozí nesplnění úkolů a příslušný generální dodavatel není schopen zajistit jejich plnění v požadovaném termínu.

V této části, ani v dalších částech zprávy, není posuzována organizační struktura jednotlivých účastníků výstavby ETE, ale organizace výstavby jako takové a z ní vyplývající koordinační vazby a koordinace prací.

Současná úroveň koordinace výstavby.

Jednotlivé úrovně, na kterých probíhá koordinace prací, je možné rozdělit hierarchicky (viz příloha č. 20):

(a) Vrcholová řídící úroveň

Koordinace prací z této úrovně zahrnuje jednání ředitelů hlavních účastníků výstavby na pravidelném jednání Řídícího štábu (ŘŠ), konaném jednou za dva týdny a četná bilaterální jednání investora s generálními dodavateli. Bilaterální jednání jsou zaměřena zejména na plnění činností podle SG a smluvní vztahy. Jednání ŘŠ jsou zaměřena na koordinaci prací v těch oblastech, kde se nepodařilo zajistit koordinaci na nižších úrovních.

(b) Řídící úroveň

Na řídící úrovni jsou práce koordinovány z pohledu jednotlivých činností. Existují zde tři základní řídící skupiny (ŘS), které jsou složeny z vedoucích pracovníků jednotlivých organizací. Všechny ŘS se scházejí pravidelně každý týden respektive, v případě potřeby, častěji. Řídící skupiny projektů (ŘSP) a realizace (ŘSR) vede pracovník investora. Řídící skupina spouštění (ŘSS) je po dobu neaktivních zkoušek vedena pracovníkem GDT a od zahájení fyzikálních zkoušek bude řízena pracovníkem ČET-ETE.

Několik podrobností k vlastním ŘS:

• Řídící skupina projektů (ŘSP) koordinuje práce v oblasti zpracování projektů. odstraňování projektových kolizí, apod. Z této úrovně byla a je zajišťována koordinace prací při zpracování dodatků úvodního projektu, technických zadání, projednávání projektů na české straně a se zahraničními dodavateli.
• Řídící skupina realizace (ŘSR) koordinuje veškeré činnosti v oblasti realizace výstavby, které se týkají GDT, GDS a investora, včetně průběžného vyhodnocování síťového grafu (týdenní vyhodnocování a měsíční vyhodnocování).
• Řídící skupina spouštění (ŘSS) koordinuje práce v oblasti spouštěcích a seřizovacích prací, které se provádějí po individuálních zkouškách zařízení. Koordinace je zaměřena zejména na upřesňování plánu prací spouštění jednotlivých systémů a funkčních celků v návaznosti na dokončování realizačních činností.

(c) Pracovní úroveň

Do této úrovně patří standardní denní práce investora s dodavateli, která má za cíl zajistit plnění časového postupu výstavby při dodržení nákladů (rozpočtu). V této úrovni jsou v případě potřeby vytvářeny dočasné pracovní skupiny na řešení konkrétních problémů při zajišťování výstavby. Do nich jsou zařazeny potřebné profese (projektanti, realizátoři, ad.) od dodavatelů a investora. Činnost pracovních skupin je koordinována z řídící úrovně (viz bod b)

Změny systému řízení výstavby a koordinace prací

Ve druhé polovině 1998 byl vedením analyzován systém řízení výstavby ETE. Do analýzy byly zahrnuty i výstupy z červencového auditu provedeného sekcí interní audit ČEZ, a. s. zaměřeného na organizaci a řízení stavby ETE. Z analýzy vyplynulo, že vzhledem k danému stavu výstavby je vhodné zejména

a) posílit koordinační vazby na “řídící úrovni”

b) redukovat počet pracovních skupin (a přednostně plnit úkoly na pracovní úrovni)

c) koordinování práce z hlediska potřeb spouštěcích a seřizovacích prací.

V prosinci 1998 byl proveden na základě požadavku ředitele Divize výstavby ETE firmou EGP Praha audit síťového grafu 1. bloku. Ze závěrů auditu zejména vyplynulo, že postup vyhodnocování SG, jeho aktualizace a pracovní postupy odpovídají obecným zvyklostem a rozsahu projektu výstavby ETE, že práce je zajišťována kvalifikovaným personálem, že informační vztahy mezi hlavními účastníky jsou dobré, že standardní dokumenty používané při práci se síťovým grafem jsou na dobré úrovni, jsou přehledné a mají dostatečnou vypovídací schopnost a že síťový graf je dezintegrován v některých partiích do velkých podrobností, což ztěžuje sledovatelnost na úrovni řízení ČEZ-ETE.

Závěry obou zmíněných auditů byly analyzovány a byly zapracovány do celkového systému řízení stavby. Oproti dřívějšímu stavu byly navrženy následující změny:

• vytvoření koordinačního pracoviště, tzv. “vedení stavby”, které bude zajišťovat koordinaci prací prostřednictvím “řídících skupin” (ŘSP, ŘSR, ŘSS). Koordinační jednání se bude konat každý týden před jednáním Řídících skupin, a to pod vedením vedoucího ŘSS;
• trvalé pracovní skupiny (skupina primární části, sekundární části, SKŘ, skupina elektro) budou zachovány pouze pro účel spouštění. Tyto skupiny budou doplněny pracovníky z realizace a projektových složek tak, aby bylo zaručeno operativní řešení zjištěných závad.

Uvedené koordinační vazby jsou názorně ukázány na přiloženém diagramu

V polovině r. 1998 došlo také k posílení řízení ze strany hlavní správy ČEZ, a. s. GŘ se podílí na všech důležitých rozhodnutích. Měsíčně dostává zprávu o stavu na ETE, o všech událostech, včas neukončených činnostech a o vybraných finančních ukazatelích. K dalším dílčím změnám došlo v organizaci tím, že financování a kontrola rozpočtu byly převedeny z investičního do finančního útvaru a tím jakékoli dodatečné náklady musí investiční útvar projednat s finančním útvarem. Dále byl ustaven útvar pro komerční záležitosti, který centrálně shromažďuje všechny smlouvy.

Důležitou skutečností také je, že s generálním projektantem EGP Praha byla na podzim r. 1998 podepsána smlouva, kterou EGP přejímá odpovědnost za celkový projekt ETE a projektové parametry.

Dalším důležitým faktem je, že v lednu 1999 bylo dokončena kontrola a potvrzení vazeb mezi stavební a technologickou dodávkou 2. bloku a tím byl dokončen úplný a zkoordinovaný síťový graf 2. bloku

Rizika narušení koordinace

V současné době nejsou známa žádná reálná rizika, která by mohla narušit výše popsanou koordinací prací při výstavbě ETE. Zásady řízení stavby, včetně koordinace, jsou navíc součástí smluvních vztahů mezi investorem a dodavateli.

4ac) Ekonomická rizika případných komplikací ve schvalovacím řízení

Rizika spojená se změnami stavby ve stavebním řízení

Podle stavebního zákona je investor jako stavebník povinen u nedokončené stavby, na kterou bylo vydáno stavební povolení, požádat stavební úřad o povolení změny stavebního povolení, pokud má v úmyslu stavbu realizovat jinak, než v souladu s dokumentací, která byla ověřena ve stavebním řízení, v němž bylo vydáno původní stavební povolení. Dokumentace pro stavební povolení z roku 1986 byla zpracována podle právních předpisů vydaných v roce 1981. V mezidobí došlo k několika změnám právní úpravy, a proto se musel investor zabývat otázkou, zda a podle kterého právního předpisu připravit dokumentaci pro případnou žádost o změnu stavebního povolení. Investor přijal výklad, podle něhož ”změny oproti dokumentaci ověřené ve stavebním řízení jsou takové změny, které by byly změnami oproti této dokumentaci i v případě, že by dokumentace předložená ke stavebnímu řízení v roce 1986 byla zpracována podle příslušných ustanovení vyhlášky číslo 85/1976 Sb. a ne v rozsahu úvodního projektu podle vyhlášky číslo 105/1981 Sb”.

Podle stavebního zákona stavební úřad v kolaudačním řízení zejména zkoumá, zda byla stavba provedena podle dokumentace ověřené stavebním úřadem ve stavebním řízení a zda byly dodrženy podmínky stanovené v územním rozhodnutí a ve stavebním povolení. Výsledek kolaudačního řízení, které je konečným a neopomenutelným souhlasem příslušného státního úřadu pro uvedení JE Temelín do provozu, by mohl být negativně ovlivněn případným zjištěním stavebního úřadu, že investor provedl změny stavby oproti dokumentaci, která byla ověřena ve stavebním řízení a tyto změny měly být a nebyly odsouhlaseny formou změny stavebního povolení (Příloha - III - 1.2.).

Rizika spojená s posuzováním vlivů změn stavby na životní prostředí - EIA.

Dostavbu JE Temelín doprovázejí spory o aplikaci zákona číslo 244/1992 Sb.

Zákon stanoví, že bez ”stanoviska” příslušného orgánu, jímž je v tomto případě Ministerstvo životního prostředí, nemůže správní orgán vydat ”povolující rozhodnutí popřípadě opatření podle zvláštních předpisů”. Tímto stanoviskem zákon rozumí určitý výrok s určitými formálními znaky. Soudíme, že podle zákona č. 244/1992 Sb. musí dojít k posouzení staveb, resp. změn staveb, u nichž jsou splněny podmínky stanovené v zákoně. V daném případě nemůže stavební úřad bez stanoviska Ministerstva životního prostředí ČR, vydaného na základě posudku a protokolu z veřejného projednání, vydat povolující rozhodnutí podle stavebního zákona, podle našeho názoru tedy stavební povolení, resp. rozhodnutí o povolení změny stavby před jejím dokončením. (Příloha - III - 1.3.).

Podle našeho názoru, v případě, pokud by Vrchní soud v Praze vyhověl návrhu žalobce (Hnutí Jihočeské matky) a zrušit rozhodnutí Ministerstva pro místní rozvoj ČR, bylo by zřejmě nutné postupovat dále podle zákona 244/1992 Sb. a zajistit ”stanovisko” Ministerstva životního prostředí ČR před vydáním nového rozhodnutí stavebního úřadu. Dodržení zákonných požadavků stanovených zákonem č. 244/1992 Sb. by mohlo mít velmi podstatný vliv na termíny uvedení ETE do provozu. Nelze vyloučit ani prodloužení v délce několika let (Příloha - III - 1.3.).

Podrobná analýza k tomuto bodu je uvedena v příloze č. 17.

 

1. Etapy schvalovacího řízení

Schvalovací řízení pro celou stavbu ETE je tvořeno řízením dle stavebního zákona a povolováním z hlediska jaderné bezpečnosti podle atomového zákona.

1.1. Stavební zákon

Nepřekonatelné potíže spojené přímo s řízením dle stavebního zákona, které by mohly ovlivnit termín spuštění ETE, nejsou signalizovány a nejsou ani pravděpodobné.

Problémy však mohou nastat při kolaudaci. Důvodem je to, že přístup stavebníka a stavebního úřadu ke schvalování změn stavby může být z hlediska dodržování stavebního zákona zpochybněn. Případná z tohoto plynoucí prodleva při získání kolaudačního rozhodnutí však zřejmě neovlivní termíny dokončení stavby, protože kolaudace bude probíhat až po spuštění obou bloků JE Temelín.

Se stavebním řízením souvisí i problematika posuzování vlivů na životní prostředí dle zákona č. 244/1992 Sb. Ve vztahu k tomuto zákonu problémy, které mohou za jistých okolností ovlivnit termín spuštění ETE, nelze vyloučit.

1.2. Atomový zákon

SÚJB konstatuje, že pokud stavebník dořeší indikované technické problémy a předloží požadované zbývající průkazy, nejsou známy takové skutečnosti, které by z hlediska jaderné bezpečnosti představovaly vážnou překážku pro udělení příslušných povolení SÚJB nutných pro dostavbu ETE a její uvedení do provozu.

2. Termínová rizika spojená se schvalovacím řízením

Na základě zjištění SÚJB, písemného stanoviska stavebníka a analýzy řady dalších materiálů byly vytipovány rizikové oblasti z hlediska plnění harmonogramu schvalovacího řízení.

2.1. Posuzování vlivů změny stavby JE Temelín na životní prostředí

Narušení termínů kolaudačního procesu v důsledku snahy o uplatnění zákona č. 244/1992 Sb., o posuzování vlivů na životní prostředí na změny stavby ETE, a to buď přímým uplatněním tohoto zákona nebo vynucením jeho uplatnění soudní cestou, tedy nelze vyloučit. Případný odklad by se mohl pohybovat v řádu několika měsíců až několika let.

2.2. Předprovozní bezpečnostní zpráva

Pokud bude předprovozní bezpečnostní zpráva dokončena v předpokládaném předstihu a pokud nedojde k nyní neindikovaným komplikacím, je riziko ohrožení termínu spouštění prvního bloku z důvodu neukončení hodnocení předprovozní bezpečnostní zprávy ve stanoveném termínu podle našeho názoru malé, zcela jej však vyloučit nelze.

2.3. Elektrické systémy

Je pravděpodobné, že dokončování kabeláže neovlivní kritickou cestu síťového grafu a tedy i termíny spouštění JE Temelín. Definitivně však zatím kabeláž jako zdroj určitého termínového rizika vyloučit nelze.

2.4. Integrita vysokoenergetických potrubí

Stavebník předpokládá v oblasti vedení potrubních tras ostré páry a napájecí vody v patře +28 m mezistrojovny projektové změny v důsledku dnešního nevyhovujícího prostorového uspořádání těchto potrubí. Uzavření problematiky ve změnovém řízení a zpracování prováděcího projektu dá odpověď i na otázku na výši nákladů na toto dodatečné opatření. Podle zcela neoficiálního odhadu může řešení tohoto problému trvat ještě půl roku a náklady mohou dosáhnout až 500 mil. Kč.

Na základě dosavadních znalostí je tedy třeba tuto otázku považovat za otevřenou. Riziko zdržení a zvýšení nákladů nelze vyloučit.

2.5. Automatický systém řízení technologických procesů

Za nejzávažnější z problémů z oblasti ASŘTP považuje SÚJB prodlužování vývoje finálního software bezpečnostních systémů a procesu ověřování jeho kvality. Z toho plynou rizika, že:

• do plánovaného termínu zavážení paliva nebudou SÚJB předloženy dostatečné důkazy o úspěšném provedení komplexních funkčních zkoušek definitivního a verifikovaného software;
• dojde k významnému zpoždění v provádění nezávislého posouzení (IV&V) software, které SÚJB deklaroval jako nutnou podmínku pro vydání povolení ke spuštění bloků ETE.

Riziko dalších změn nelze vyloučit, naopak je možné je hodnotit jako značné. Předmět plnění generálního dodavatele technologie včetně zahraničních dodávek není vyjasněn tak, aby bylo možné zcela vyloučit možnost vzniku jeho změn. Otázka, zda další změny projektu budou nutné či nikoli, se vyjasní teprve během zkoušek technologie z blokové dozorny, které mají být zahájeny 1.7.1999.

2.6. Zkoušky technologie a fyzikální spouštění

Podle harmonogramu ČEZ bude zapotřebí 9 měsíců od zavezení paliva do reaktoru, aby JE Temelín byla předána do komerčního provozu. Jakkoli je tato lhůta v souladu se zkušenostmi ze spouštění JE s reaktory VVER, je třeba si uvědomit, že bloky např. v Dukovanech představovaly ve srovnání se zařízením JE Temelín poměrně standardní dodávku.

Harmonogram zkoušek technologie a spouštění je sice reálný, ale jeho splnění vyžaduje precizní přípravu. S ohledem na unikátnost mnohých zařízení na JE Temelín je třeba uvažovat s určitým rizikem jeho nedodržení.

2.7. Změny projektu

Podobně jako v předchozích kapitolách je třeba konstatovat, že otázka, zda další změny projektu budou nutné či nikoli, se vyjasní teprve během zkoušek technologie z blokové dozorny, které mají být zahájeny 1.7.1999 a pak během fyzikálního spouštění (zahájeno má být 31. 8. 2000). Do té doby je nutno počítat s jistým rizikem.

2.8. Kumulace činností SÚJB při schvalovacím řízení

Vzhledem k náročnosti povolovacího procesu ETE je jedním z možných rizik harmonogramu prací i případné časové nezvládnutí agendy hodnocení dokumentace ze strany SÚJB. Vzhledem k tomu, že SÚJB vydává povolení k provozu jaderných zařízení v rámci správního řízení, má možnost toto správní řízení pozastavit. Nesplnění termínů posouzení předprovozní bezpečnostní zprávy ETE, stanovených zákonem, tedy nehrozí. Případné pozdržení správního řízení při vydávání povolení k provozu ETE však může ohrozit termíny uvádění ETE do provozu.

Určité riziko nadměrné kumulace činností SÚJB a z toho plynoucího zdržení existuje. Dosud v této oblasti problémy nebyly, jejich riziko však v následujících měsících vzroste.

Rakouští experti jmenovitě zdůrazňují (viz Annex 5 přílohy č. 13), že pro typ VVER 1000 bylo agenturou IAEA identifikováno cca 80 bezpečnostních nedostatků a není zřejmé, zda cca 60 nedostatků identifikovaných SÚJB tento rozsah plně pokrývá. Tato skutečnost je uváděna na výslovný požadavek rakouské strany. Nicméně lze konstatovat, že kompetence SÚJB tuto problematiku pokrývá a příslušné závěry jsou uvedeny v předchozím textu a v následujících závěrech.

2.9. Hlavní závěry

Na základě vyjádření stavebníka, SÚJB a dalších zjištění nepovažujeme možnost zkrácení termínu dostavby v důsledku optimalizace postupu zpracování dokumentace spouštění firmy Westinghouse a dalších dodavatelů a jejího schválení SÚJB, uváděnou ve zprávě ČEZ/MPO z května 1998, za reálnou. Důvodem je především velmi napjatý harmonogram zkoušek a spouštění, přetrvávající určité nejasnosti s některými klíčovými dodavateli a existence zákona č. 244/1992 Sb.

Na základě analýzy vytypovaných oblastí schvalovacího procesu JE Temelín nepovažujeme za problémové z hlediska dodržení časového harmonogramu následující oblasti:

 dokončení hodnocení dodatku předběžné bezpečnostní zprávy;

 vyřešení obou případů nesouladu s technickými podmínkami a normami;

 zpracování limitů a podmínek bezpečného provozu JE Temelín;

 přípravu provozního personálu;

 přípravu vnějšího havarijního plánu;

 neplatnost výnosu ČSKAE č. 2/1978 Sb. o zajištění jaderné bezpečnosti při navrhování, povolování a provádění staveb s jaderně energetickým zařízením.

Toto stanovisko je vázáno na současný stav, objevení v následujících měsících dosud neindikovaných problémů jej může změnit.

Za možný zdroj zdržení uvedení JE Temelín do trvalého provozu naopak považujeme (v závorce je uveden pokus o hodnocení míry těchto rizik z hlediska dopadů na harmonogram):

 aplikaci zákona č. 244/1992 Sb., o posuzování vlivů na životní prostředí (střední až vysoké riziko, závisí na tom, jak problém posoudí soud);

 schvalovací proces předprovozní bezpečnostní zprávy (nízké riziko);

 vyřešení problému integrity vysokoenergetických potrubí (nízké až střední riziko);

 dokončení kabeláže elektrických systémů (střední až nízké riziko, každý týden se snižuje);

 dokončení, testování a hodnocení automatického systému řízení technologických procesů (střední až vysoké riziko, aktuální bude především v první polovině roku 2000);

 přípravu, provádění a vyhodnocování zkoušek technologie a fyzikálního spouštění (střední riziko, kumulovat bude v druhé polovině roku 1999 a v roce 2000);

• neočekávané významnější změny projektu především při fyzikálním spouštění (střední riziko);

 kumulaci činností SÚJB při schvalovacím řízení (střední riziko, které vyplývá z rizik spojených se zkouškami technologie a ASŘTP a spouštěním).

Za hlavní rizika z hlediska dodržení hlavních milníků harmonogramu uvádění JE Temelín do trvalého provozu lze tedy považovat termíny dokončení ASŘTP, zkoušky a fyzikální spouštění, možnou kumulaci činností SÚJB, změny projektu vyvolané fyzikálním spouštěním a možnost uplatnění zákona o posuzování vlivů na životní prostředí.

V současné době však nejsou známy žádné konkrétní komplikace, které by s určitostí zpozdily uvažovaný termín spuštění JE Temelín do komerčního provozu. Pokud se však objeví nyní neindikované problémy (jde především o neurčitosti spojené se zkouškami technologie ASŘTP a fyzikálním spouštěním), dojde pravděpodobně k určitému oddálení uvedení JE do trvalého provozu. Tento případný posun termínu v současné době nelze kvantifikovat.

Rizikem pro termín spuštění JE Temelín jsou i soudní spory spojené s uplatněním zákona o posuzování vlivů na životní prostředí. Riziko, že rozhodnutí soudu dostavbu JE Temelín zdrží, je značné a po rozhodnutí Vrchního soudu z 22.2.1999 i reálné.

3. Ekonomické vyjádření termínových rizik

Eventuální ekonomický dopad oddálení termínu uvedení JE Temelín do trvalého provozu je vyčíslen ve zprávě auditora. Podle této kvantifikace by prodloužení výstavby o rok znamenalo zvýšení nákladů o cca 2,8 mld Kč.

Tržby z nevyrobené produkce elektřiny při nedodržení plánovaných termínů spuštění a komerčního provozu JE Temelín nelze v nejbližších letech považovat za ekonomickou ztrátu. Důvodem je to, že JE Temelín není samostatný právní subjekt, je součástí ČEZ a. s., která levněji než v JE Temelín vyrobí poptávanou elektřinu v jiných v současné době provozovaných elektrárnách. Ztráta z tzv. nevýroby elektřiny v případě zpoždění uvedení JE Temelín do provozu je tedy nulová.

b) Důsledky případného přerušení stavby JE Temelín

ba) Zkušenosti s důsledky přerušených či nespuštěných obdobných staveb elektráren v zahraničí a zobecnění ve vztahu k JE Temelín

Po provedené analýze souboru zastavených projektů jaderných elektráren v zahraničí lze konstatovat heterogennost důvodů a podmínek, za jakých k takovým rozhodnutím došlo. Podstatné jsou i specifické vlivy politické. Přímá komparace a přenos těchto zkušeností na případ ETE by byl problematický. Přehled řady zastavených jaderných elektráren je uveden v kapitole č. 8 přílohy č. 13. V příloze č. 23 je uveden zvlášť případ JE Stendal, u kterého lze pozorovat řadu shodných rysů se situací ETE.

bb) Ovlivnění zásobování elektrickou energií a hospodářského rozvoje, možnosti alternativního řešení včetně využití vnitřních a vnějších zdrojů

Argumentace a data k následujícím výrokům jsou obsaženy v příloze č. 11.

Spotřeba elektřiny v ČR v současnosti stagnuje a vzhledem k vysoké energetické náročnosti tvorby HDP bude její růst pravděpodobně pomalejší než růst HDP, neboť bude docházet k žádoucímu snižování energetické náročnosti české ekonomiky. Na poptávku domácností bude restriktivně působit liberalizace cen elektřiny (zvláště na spotřebu v přímotopech), zatímco růstově vyrovnávání dosud poddimenzované běžné potřeby.

Maximální zatížení elektrizační soustavy v letech 1992-97 bylo nižší než 11000 MW (minimální zatížení nižší než 4000 MW). Odpovídající technická záloha by měla činit 1650 až 2200 MW. Pohotový výkon by měl tedy činit v zimních měsících 12650 až 13200 MW. Instalovaný výkon zdrojů elektřiny v ČR činil k 31.12.1997 celkem 15072 MW, a dále se zvyšuje. V současné době je rozestavěno kromě ETE několik dalších zdrojů elektřiny (nezávislí výrobci). Potřeba pružného výkonu pro vyrovnávání rozdílu mezi týdenním maximem a minimem (primární, sekundární a terciální regulace) činí asi 3000 MW.

Podle pokrytí trhu elektrického výkonu lze konstatovat, že v současné době je trh pro základní a vynucený výkon již takřka naplněn.

Na následujícím grafu je vyjádřena současná možnost pokrytí maximálního výkonu v diagramu denního zatížení (DDZ) v průběhu roku z různých zdrojů vyrábějících elektřinu. Maximální výkon vychází z podkladů předaných Ústředním energetickým dispečinkem. Řazení zdrojů ve skutečném provozu bude vycházet z jejich technickoekonomických vlastností.

Jestliže navzájem porovnáme průběh průměrného denního maxima (po-pá) a diagram vyjadřující jeho pokrytí dnes existujícími zdroji elektřiny, je zřejmé, že trh pro elektřinu v základním zatížení (z vynucené výroby v teplárnách, závodních elektrárnách a v jaderných elektrárnách) je již prakticky nasycen (5000 MW v zimě a 3000 MW v létě).

Poznámka:
V grafu je uvážen i možný potenciál nových kogeneračních zdrojů nezávislých výrobců, které lze dimenzovat převážně pro pološpičkové a špičkové zatížení, tak jak to vyžaduje vývoj průběhu ročního diagramu zatížení elektrizační soustavy.

V současném období přesto dochází k investování do budování zdrojů pro základní zatížení (nejen v JE Temelín), což ohrožuje ekonomickou návratnost investovaných prostředků.

Situaci po spuštění JE Temelín ukazuje následující graf:

Regulovatelnost elektrizační soustavy se v tomto případě sníží, neboť podíl vynuceného a základního (obtížně regulovatelného) výkonu se zvýší asi o 40%, což může vyvolat potíže při regulaci soustavy. K tomu přispívá i skutečnost, že i další nové zdroje jsou uvažovány jako zdroje pro základní zatížení (ECKG, paroplynový zdroj Trmice a další). Snížením doby využití nových (anebo i stávajících vytěsněných) zdrojů elektřiny oproti projektované hodnotě se bude zhoršovat jejich ekonomická návratnost, což povede k tlaku na zvyšování ceny elektřiny. Zvýšení ceny elektřiny však povede ke snížení konkurenceschopnosti v rámci liberalizovaného trhu s elektřinou v EU (Směrnice EU 96/92) a ke zvýšení nákladů na elektřinu v českých podnicích.

Aby JE Temelín po svém spuštění nezhoršila příliš regulovatelnost a tedy stabilitu provozu elektrizační soustavy, bude muset být její využití nižší, než bylo projektováno. Situace by se zlepšila po výraznějším nárůstu spotřeby elektřiny (zejména v období květen – září), anebo v případě, že elektřinu z JE Temelín bude možno exportovat.

Prognózy potřeb elektrické energie v České republice se liší v závislosti na autorech prognózy. Je nutno konstatovat, že prognóza budoucnosti není ověřitelný údaj a seriozní práce by se v takovém případě neměla opírat o jediný trend. Svá konstatování musíme prověřit na širším rozpětí možností vývoje.

Při prognózování budoucích potřeb elektřiny se odborníci opírají v zásadě o dvě skupiny argumentů. Lze je charakterizovat těmito hlavními výroky:

Rychlejší růst spotřeby	Pomalejší růst spotřeby
Spotřeba elektřiny v mnoha zemích světa zatím vykazuje výraznou paralelu s makroekonomickým ukazatelem tvorby HDP. Prokazují to dlouhodobé statistické údaje.	Žádná absolutně platná závislost elektřiny na HDP neexistuje, s blížícím se bodem nasycení bude elektřina růst pomaleji, případně se její spotřeba zastaví. Víra v závislost celkové spotřeby energie na HDP byla v sedmdesátých letech podobně prokazována statistikou a dnes již víme, že neplatí.
Spotřeba elektřiny na 1 obyvatele stále ještě nedosahuje úrovně průměru v EU	Rozdíl v životní úrovni, produktivitě i HDP na obyvatele je výraznější, než rozdíly v úrovni spotřeby elektřiny. Růst v elektřině by měl být pozastaven až do snížení ostatních rozdílů.
Problémy v české ekonomice v období transformace zpomalily růst spotřeby elektřiny atypickým způsobem a toto období není použitelné jako základ pro extrapolace v dlouhodobých výhledech.	Česká ekonomika správně reagovala na neúměrnou energetickou náročnost. Elektroenergetická náročnost je v naší výrobní sféře stále ještě vysoká (v poměru k vytvořené přidané hodnotě).
Energetické prognozy států EU předpokládají průměrný růst spotřeby elektřiny o cca 1% ročně (European Energy to 2020, EC 1996)	Do těchto prognoz není zahrnut závazek rámcové úmluvy o změně klimatu z Kjóta, který postupně tyto představy mění. Rovněž nebyla zahrnuta dnes stále častěji diskutovaná uhlíková a energetická daň.

Obě skupiny argumentů jsou logické a lze na nich vybudovat dva dost odlišné scénáře: relativně rychle rostoucí, nebo jen mírně se zvyšující či dokonce stagnující scénář budoucí spotřeby elektřiny v ČR. Žádný z alternativních scénářů dnes nelze vyloučit. Nelze prokázat, že by některý z nich měl nulovou pravděpodobnost uskutečnění, přestože různí odborníci považují za nejpravděpodobnější různé, nejednou dokonce extrémní varianty.

Pro hodnocení možností alternativního řešení po zastavení stavby ETE proto uvažujeme s oběma krajními scénáři.

Scénář R – růst spotřeby o 1 až 2% ročně:

Spotřeba v příštím desetiletí vzroste o 20% i více. Stávající zdroje ČEZ budou pracovat především v základním zatížení. V současné době existuje ještě značná rezerva ve stávajících zdrojích. Zatímco instalovaný výkon soustavy přesahuje 15 GW, zimní špička nedosáhla v posledních pěti letech ani 11 GW. Rezervní výkon je mnohem vyšší, než požadují pravidla UCPTE. Dále bude nárůst částečně pokryt novými zdroji z kombinované výroby elektřiny a tepla. Pro pokrytí horní části diagramu zatížení budou v případě potřeby vybudovány nové zdroje, pravděpodobně na zemní plyn. Stavba nové paroplynové jednotky je dnes rutinně zvládnutelná během dvou let, takže ji bude možné dimenzovat podle narůstající spotřeby a realizovat až v době skutečné potřeby. To znamená nejen optimální využití, ale snížení ceny investice odkladem výstavby vlivem časové hodnoty peněz.

Zároveň bude postupně posíleno propojení soustav se sousedními státy a vzrostou dovozy z přebytků kapacit ve výrobě elektřiny (prakticky všechny evropské země disponují přebytečnou kapacitou vyjma Maďarska a Itálie).

Nárůst v rozsahu roční dodávky ETE (11,3 TWh) bude možné v průběhu následujícího desetiletí nahradit kombinací uvedených zdrojů. Nedořešenou zůstává otázka náhrady odsířených uhelných zdrojů, jejichž životnost bude končit kolem r. 2015.

Cena elektřiny může být v průměru i mírně vyšší, ale vzhledem k otevření celoevropského trhu nemohou být rozdíly výrazné. Výpadky z titulu nedostatku elektřiny vlivem neexistence ETE lze v evropské elektroenergetice a tudíž i v ČR považovat za vyloučené.

Scénář S – velmi malý nárůst spotřeby (případně stagnace):

Do r. 2010 postačí zdroje ČEZ a přirozený (tj. státem nepodporovaný) rozvoj zdrojů z kombinované výroby elektřiny a tepla. Bilance může být vyvažována také dovozy v menším rozsahu. Nedořešena zůstává stále situace po r. 2015.

Cena dodané elektřiny se v tomto scénáři nebude lišit od cen ve scénáři s ETE. (Není ovšem uvažována otázka náhrady nákladů “utopených“ v ETE)

Závěr

Vážné problémy v elektroenergetické soustavě ČR při nedostavbě ETE v příštím desetiletí nehrozí. Pokud by se ukázala reálná potřeba dalších výkonů, je situace řešitelná v průběhu příštího desetiletí. Větší nedostatek výkonů se projeví pravděpodobně až po dožití uhelných elektráren kolem r.2015.

Lze konstatovat, že pokud nebude pro elektřinu z ETE nalezen jiný odbyt (např. export), povede spuštění ETE k podstatnému snížení doby využití uhelných elektráren s příslušnými ekonomickými a sociálními důsledky.

Případné zastavení výstavby JE Temelín by neohrozilo zásobování ČR elektřinou a nevyžadovalo by zatím vybudování náhradních zdrojů elektřiny. Rezerva v instalovaném výkonu je v současné době dostatečná.

Podrobné zdůvodnění by vyžadovalo zpracování jednotlivých variant pokrytí ročních diagramů zatížení do r. 2015, které zatím nebylo týmu k dispozici.

Zastavení dostavby ETE by však také znamenalo akceleraci těžby uhlí (včetně tlaku na územní limity těžby) a zvýšení celkové klimatické zátěže všemi druhy emisí. V neposlední řadě pak ztratí český průmysl referenční projekt jaderného strojírenství, tedy i možnost uplatnění při modernizaci jaderných elektráren v Rusku a bývalých sovětských republikách. Dalšími efekty mohou být:

• prodloužení životnosti zásob domácího uhlí,
• možné prodloužení životnosti stávajících uhelných elektráren a jejich odsiřovacích zařízení,
• snížení klimatického zatížení emisemi,
• možné teplárenské využití (Týn n.Vltavou, popřípadě Č.Budějovice).

Poznámka:

Je otázkou, zda zodpovědnost vlády za zajištění dostatečné výrobní kapacity na území ČR pro ČR (implicitně vyplývající z otázky v úkolu 4bb) bude ve sjednocené Evropě na místě. Pokud dojde k plánované privatizaci ČEZ a vstupu ČR do EU, je velmi pravděpodobné, že zodpovědností vlády bude pouze zabezpečit rovné podmínky pro přístup k přenosovým a distribučním sítím. Na to, kde se elektřina vyrobí, nebude mít vláda žádný vliv a proto ani nemůže nést jakoukoliv zodpovědnost za výrobu mimo území ČR. Samozřejmě je možné vést zpochybňující úvahy o míře liberalizace na evropském trhu. Hlavní relevance těchto úvah však spadá do období po roce 2015. Důsledkem by byl podstatně širší rozměr analyzující parametry evropské integrace. Teprve důsledkem této základní úvahy by bylo vyčíslení dopadů na platební a obchodní bilanci ČR.

Scénář náhrady JE Temelín

Podmínkou dále vyjádřených scénářů je účast státu a dopady na státní rozpočet. Proto by vyjádření realizace těchto scénářů vyžadovalo detailní rozbor takových nákladů provedený MŽP (zásadní důležitost takového rozboru zdůrazňuje MF). MPO vyjadřuje zásadní výhrady k vyjádřenému scénáři a chybí mezirezortní optimalizace navrženého scénáře. Odhad nákladů realizace provedený MPO představuje 1260 mld. Kč. Nevyužitý potenciál úspor elektřiny, využití obnovitelných zdrojů elektřiny a kogenerace je dle podkladů MŽP následující:

• náhrada 2500 MW přímotopů (30 % tepelnými čerpadly, 20 % individuálním zemním plynem, 30 % CZT a individuální biomasou, 10 % CZT na zemní plyn a 10 % CZT na uhlí) - 7,2 PJ
• úspory v průmyslu a zemědělství (elektromotory, chlazení, osvětlení) - 70,6 PJ
• úspory ve službách (účinnější spotřebiče, osvětlení) - 20,9 PJ
• úspory v domácnostech (účinnější spotřebiče, osvětlení) - 24,8 PJ
• nové kogenerační jednotky na zemní plyn - 33,7 PJ
• společná výroba elektřiny a tepla ve stávajících kotelnách a výtopnách - 66,3 PJ
• malé vodní elektrárny - 4,1 PJ
• výroba elektřiny z biomasy (kogenerační jednotky, monovýroba) - 14,9 PJ
• větrné elektrárny - 5,5 PJ.

Předpokládá se, že pro účel náhrady výroby elektřiny z JE Temelín (11,3 TWh) bude využito 50 % potenciálu náhrady přímotopů a konzervativních 5 % potenciálu úspor elektřiny, elektřiny z kogenerace a elektřiny z obnovitelných zdrojů. Za tohoto předpokladu mohou tyto zdroje poskytnout následující množství elektřiny:

• přímotopy - 3,6 PJ
• úspory - 5,8 PJ
• kogenerace - 5,0 PJ
• obnovitelné zdroje - 1,2 PJ

Toto množství elektřiny však zároveň bude vyžadovat 6,5 PJ zemního plynu jako primárního zdroje, z něhož bude získáno či nahrazeno 2,9 PJ elektřiny (náhrada přímotopů a nová kogenerace při standardní účinnosti těchto zdrojů) a 0,5 PJ uhlí jako primárního zdroje (z něhož bude nahrazeno 0,4 PJ přímotopů).

Z výše uvedených údajů, variant A, B, C vývoje energetiky v ČR, zpracované pro posuzování vlivů návrhu energetické politiky ČR na životní prostředí a předpokladu zachování územních limitů těžby hnědého uhlí i neotevření černouhelného dolu Frenštát (též ve vazbě na potenciál úspor energie, alternativních zdrojů a kogenerace), lze odvodit následující strukturu výroby 40,7 PJ (11,3 TWh) elektřiny ročně (v závorce přepočet na primární palivo):

• hnědé uhlí 4,7 PJ (12,4 PJ = cca 1 mil t uhlí)
• černé uhlí 4,0 (10,5 PJ = cca 0,4 mil t uhlí)
• zemní plyn 10,7 PJ (26,8 PJ)
• dovoz 9,0 PJ
• úspory - 5,8 PJ
• kogenerace - 5,0 PJ
• přímotopy - 3,6 PJ
• obnovitelné zdroje - 1,2 PJ
• Celkem 44,0 PJ (po odečtení 3,3 PJ zemního plynu a uhlí, které jsou spotřebovány na kogeneraci a náhradu přímotopů, zbývá stanovených 40,7 PJ elektřiny)

Pro ilustraci: Náklady na palivo JE Temelín činí 171 Kč/MWh, t. j. roční náklady na jeho dovoz by měly být 1,93 mld Kč. Náklady na dovoz 27 PJ (800 mil m³) zemního plynu lze odhadnout na 3,3 mld Kč, náklady na dovoz 9 PJ elektřiny na 2,5 mld Kč.

bc) Finanční ztráty, státní garance, finanční situace akciové společnosti ČEZ a.s., ztráty dodavatelů

Z právního hlediska by bylo nejzávažnějším důsledkem přerušení respektive zastavení stavby finanční vypořádání mezi investorem a dodavateli. Výše nákladů, které by byl investor povinen uhradit svým dodavatelům závisí zejména na otázce, zda by měl investor možnost odstoupit od smlouvy s dodavateli v důsledku jejich prodlení případně vadného plnění v souladu se smlouvou, anebo zda by byl nucen na základě rozhodnutí valné hromady akcionářů uplatnit své právo odstoupit od smlouvy na základě vlastního rozhodnutí, nebo jednat s dodavateli o ukončení platnosti smlouvy a finančním vypořádání.

V případě rozhodnutí investora odstoupit od smlouvy v situaci, kdy nedošlo k porušení závazku GDT, je objednatel povinen uhradit GDT smluvní cenu stanovenou k částem díla již provedeným, uhradit prokázané náklady vzniklé při odstraňování montážních zařízení a odvoláním personálu GDT a jeho subdodavatelů ze staveniště, jakož i oprávněné náklady, které musí GDT zaplatit svým subdodavatelům v souvislosti s odstoupením od subdodavatelských smluv. V této souvislosti je nutné upozornit , že GDT nemá obdobné právo odstoupit od subdodavatelských smluv z vlastního rozhodnutí ani v případě, kdy se investor rozhodne odstoupit od smlouvy s GDT v důsledku zastavení výstavby.

Smlouvy s Westinghouse poskytují společnosti ČEZ a Škodě Praha možnost ukončení platnosti smlouvy I z důvodu zastavení výroby nebo nedostatkem financování. Pokud společnost ČEZ a Škoda uplatní právo ukončit platnost smluv s uvedením určitého dohodnutého důvodu (kromě případů ukončení z důvodu neplnění společností Westinghouse), musí zaplatit společnosti Westinghouse část konečné smluvní ceny odpovídající plnění smlouvy do ukončení platnosti smlouvy a přiměřené náklady vzniklé společnosti Westinghouse při uplatnění ukončení platnosti smlouvy včetně výdajů přiměřeně vzniklých v důsledku ukončení smluv se subdodavateli Společnost Westinghouse nebude mít v takovém případě nárok na zaplacení prací, které nevykonala. Investor však nemá právo odstoupit od smluv s Westinghouse jednostranně, bez toho, že by mohl použít důvod dohodnutý ve smlouvě. (Příloha 9 - III - 2)

Samotný právní rozbor nedovoluje odhadnout výši těchto nákladů, může být pouze užit pro kontrolu výpočtu investora obsahujícího podrobnější kalkulaci těchto nákladů. Je zřejmé, že v případě sporu o výši nákladů by bylo třeba počítat s použitím znaleckých posudků v té části nákladů, která by se týkala dosud nezaplacené části díla.

Dle analýzy MF by nedostavba ETE (výstavba zastavena k 1.1.999) by v účetnictví a financích a.s. vyvolala.:

1. jednorázový okamžitý nepeněžní odpis 61 mld. Kč zůstatkové ceny nepotřebných investic (za střízlivé úvahy, že by tržby za prodaný maETEk zhruba vyrovnaly náklady likvidace areálu a zahlazení škod). Dle právních předpisů musí ztráty projednat valná hromada a.s., avšak v důsledku jejich odpisu nemusí a.s. vyhlásit konkurs.

2. prakticky jednorázově peněžní vyrovnání

- minimálních nákladů z titulu ukončení stavby ve výši 11,8 mld. Kč (náklady dodavatelů, odstupné zaměstnanců ČEZ ap.);

- nesplacených zůstatků účelových bankovních úvěrů čerpaných s garancí státu na ETE ve výši 8.4 mld. Kč.

Rozhodující finanční důsledky nedostavby ETE:.

Rozhodujícím prvotním dopadem této nedostavby je vysoká pravděpodobnost okamžitého zhroucení všech čerpaných úvěrů (“credit crunch”) vyvolané věřitelskými bankami, jež

- nelze uspokojit ze zdrojů a.s.; její finanční situace současná i výhledová je sice uspokojivá, ale a.s. nemá dostatečné rezervy, použitelné mimo krytí běžných výkyvů hospodaření;

- by bylo nutno ihned řešit plnou státní zárukou, popř. plnou splátkou všech úvěrů a.s. čerpaných k 31.121998 ve výši 47 mld. Kč; každá úvěrová smlouva dnes obsahuje doložku o neprodleném splacení poskytnutých úvěrů při mimořádných okolnostech, mezi něž nesporně patří i zastavení a nedokončení stavby ETE.

Neprodlený dopad na státní rozpočet:

Tento dopad odhaduji na 53 mld. Kč, splatných v podstatě “na viděnou”:

a) vyrovnání zůstatků bankovních úvěrů a.s. k 31.12.1998 ve výši 47 mld. Kč (vč. zůstatku

úvěrů na ETE s výslovnou garancí státu ve výši 8,4 mld. Kč);

2. vyrovnání minimálních nákladů z titulu ukončení stavby ve výši 11,8 mld. Kč (náklady

dodavatelů, odstupné zaměstnanců ČEZ ap.), po odpočtu zlepšujícího salda ostatních vlivů

jednorázové a okamžité povahy ve výši 5,8 mld. Kč.

Úvahy o “vyhlášení či nevyhlášení konkursu a.s.v důsledku proúčtované ztráty z odpisu investice (cca 61 mld. Kč)” jsou proto až druhotné.

Rozbor důsledků zastavení výstavby ETE provedený MF ukazuje závažné důsledky takového rozhodnutí. Neznamená to však, že takové důsledky nejsou řešitelné. Detailnější referenční scénáře sanačních variant jsou vyjádřeny ve 4 variantách v příloze č. 12. Scénáře jsou navrženy jako možné řešení v případě situace navozené v tomto bodu vládního zadání. Konkrétní provedení by vyžadovalo propracování v případě rozhodnutí o realizaci některé z variant. Volba varianty závisí na tržní hodnotě nedokončené investice i na ochotě státu nést důsledky svého dřívějšího rozhodnutí. Konstatování o možné inherenci státu vychází ze skutečnosti, že stát je 67 % vlastníkem ČEZ a.s., nikoliv ze zjištění, že je taková inherence nutná. Vyjádřené varianty popisují schopnost ČEZ a.s. řešit situaci z vlastních zdrojů. Z hlediska MF je finanční stabilita ČEZ a.s. hodnocena jako uspokojivá a řešení závazků zvládnutelné.

Údaje v analýze obsažené v příloze č. 12 jsou poněkud příznivější v kritickém období, než udává ČEZ a.s., což je zřejmě způsobeno rozdílem českého účetnictví a mezinárodních standardů, které používá ČEZ a.s. Naproti tomu tato analýza předpokládá poněkud nižší růst příjmů s ohledem na zachování konkurenceschopnosti ČEZ oproti ostatním výrobcům elektřiny. Tato strategie umožní lépe udržet pozici ČEZ a.s. jako klíčového vůdce výroby elektřiny v ČR pomocí využití zkušenostní křivky a nákladové inovační degrese.

Podle sdělení ředitele Vobořila (ČEZ a.s.), přes určité snížení rentability v letech 1990-2002, není v tomto období ohroženo cash-flow podniku. Zásadním předpokladem stabilizace ekonomických výsledků ČEZ a.s. a zachování jeho podílu na trhu je zvýšení ceny elektřiny pro domácnosti a nezvyšování ceny elektřiny pro průmysl. Dále pak je nutná co nejrychlejší liberalizace trhu s elektřinou, aby ČEZ a.s. mohl uplatnit v otevřené soutěži lépe a nediskriminovaně své zdroje s nízkými marginálními náklady.

bd) Ekonomické důsledky dopadů na životní prostředí

Odpověď na tento bod zadání představuje spíše teoretický pohled. Externality jsou definovány jako vlivy lidských činností jak na jiné lidské jedince, tak na přírodu, zejména z hlediska vlivu na její environmentální funkce. Rozlišují se externí efekty kompenzované (internalizované) a nekompenzované (neinternalizované).

V současné době je legislativně zakotvena, t. j. zahrnuta do nákladů původce negativních dopadů spojených se získáváním energie (prostřednictvím plateb za poškozování a využívání životního prostředí) pouze zanedbatelná část externích efektů (viz níže). To však neznamená, že dnes tyto externí náklady neexistují. Jsou pouze vynakládány jinými subjekty než jsou původci těchto negativních vlivů. Nejde tedy o jakousi hypotetickou položku, nýbrž o konkrétní společenské náklady spojené se získáváním energie, které při národohospodářském pohledu nelze pominout. Mimo to lze důvodně předpokládat, že v časovém horizontu životnosti JE Temelín budou tyto dosud nekompenzované externí náklady alespoň částečně internalizovány do nákladů jejich původce (viz níže - kapitola k daním z paliv a energie).

1. Přímá kvantifikace

1.1. Externality získání 11,3 TWh ročně z nejaderných zdrojů

V tomto propočtu jsou externality spojené s úsporami elektřiny považovány za zanedbatelné, externality nové kogenerace budou zahrnuty v zemním plynu, externality kogenerace ze stávajících kotelen jsou považovány za stejné jako při monovýrobě tepla a externality spojené s náhradou přímotopů budou zahrnuty v zemním plynu, uhlí a obnovitelných zdrojích energie. Pro zjednodušení je uvažováno, že veškerá dovezená elektřina je vyrobena z černého uhlí

Podle výše uvedeného scénáře tedy je nutné kvantifikovat externality pro následující strukturu výroby elektřiny ročně:

• hnědé uhlí - 1,3 TWh
• černé uhlí domácí- 1,1 TWh
• černé uhlí dovoz - 2,5 TWh
• zemní plyn - 3,0 TWh
• obnovitelné zdroje - 0,6 TWh (včetně náhrady přímotopů biomasou)

Podle studie EU, zpracované v rámci projektu Externe, jsou externality spojené s výrobou elektřiny (včetně těžby,úpravy a dopravy paliv a zpracování odpadů) následující:

• hnědé uhlí - 32,9 mECU/kWh (pokud je mECU 0,001 ECU, pak 1,15 Kč/kWh při přepočtu kursem Kč)
• černé uhlí - 33,6 mECU/kWh (pokud je mECU 0,001 ECU, pak 1,18 Kč/kWh při přepočtu kursem Kč)
• zemní plyn - 8,79 mECU/kWh (pokud je mECU 0,001 ECU, pak 0,28 Kč/kWh při přepočtu kursem Kč)
• obnovitelné zdroje - 1,78 mECU/kWh (pokud je mECU 0,001 ECU, pak 0,06 Kč/kWh při přepočtu kursem Kč)

Vážený průměr externích vlivů pro výše uvedený scénář náhrady činí 0,78 Kč/kWh.

Poznámky:

U uhlí a zemního plynu zahrnují externality úmrtnost, nemocnost, úrazovost a nemoci z povolání, dopady na zemědělství, dopady na lesy, dopady na vody, poškození staveb atd, dopady hluku a dopady skleníkového efektu. U obnovitelných zdrojů zahrnují externality úmrtnost, nemocnost, úrazovost a nemoci z povolání, dopady na zemědělství, dopady na lesy, dopady na vody, zaplavení ekosystémů, památek atd., dopady hluku a dopady skleníkového efektu.

Vlastní kvantifikace externalit je tedy následující:

• hnědé uhlí - 42,8 mil ECU
• černé uhlí domácí - 36,9 mil ECU
• černé uhlí dovoz - 84,0 mil ECU
• zemní plyn - 26,4 mil ECU
• obnovitelné zdroje - 1,1 mil ECU
• Celkem 191,2 mil ECU (6,69 mld Kč při přepočtu kursem Kč). Externality vznikající na území ČR z toho činí 107,2 mil ECU (3,75 mld Kč při přepočtu kursem Kč)

Tak jsou vyjádřeny celkové externality. Určitá část z těchto externích efektů je však internalizována formou poplatků k ochraně životního prostředí. Konkrétně jde o poplatky za vypouštění škodlivin do ovzduší, platby za zábor zemědělské půdy a lesní půdy a úhradu z dobývacího prostoru. Celková výše těchto plateb spojená s výrobou 11,3 TWh elektřiny činí ale jen asi 200 mil Kč, takže celkovou výši externalit zásadně neovlivní.

1.2. Externality výroby 11,3 TWh elektřiny ročně v JE Temelín

Podle studie EU, zpracované v rámci projektu Externe a dalších zahraničních podkladů, jsou externality spojené s výrobou elektřiny z jádra (včetně těžby, úpravy uranu, výroby paliva, ukládání odpadů, dopravy radioaktivních látek a rizika havárie) 14,28 mECU/kWh (pokud mECU je 0,001 ECU, pak 0,50 Kč/kWh při přepočtu kursem Kč). Tyto externality zahrnují jak dopady ozáření, tak ostatní dopady.

Celkové externality výroby 11,3 TWh v jaderné elektrárně činí 161,4 mil ECU (5,65 mld Kč při přepočtu kursem Kč). Externality vznikající na území ČR z toho činí 139,7 mil ECU (4,89 mld Kč).

Také u jádra je určitá část z těchto externích efektů internalizována formou plateb za zábor zemědělské půdy a lesní půdy a úhrady z dobývacího prostoru. Celková výše těchto poplatků spojená s výrobou 11,3 TWh elektřiny z jádra je však zanedbatelná (jde řádově maximálně o miliony Kč), takže celkovou výši externalit neovlivní.

2. Kvantifikace prostřednictvím daní z paliv a energie

Kvantifikace externích efektů energetiky je velmi obtížná, takže výsledná čísla jsou často značně nepřesná. Proto se někdy tyto externality vyjadřují prostřednictvím daní z paliv a energie.

Zavádění těchto daní je aktuálním tématem jak v EU, tak v ČR, přičemž přístup ČR musí vzhledem k harmonizaci legislativy nutně vycházet ze stavu v EU. V této souvislosti je nutné uvést, že poslední návrh dodatečného zdanění z paliv a energie v rámci spotřebních daní byl v EU připraven v roce 1997 a nyní je intenzivně diskutován. Lze předpokládat, že k zavedení nových jednotných spotřebních daní z paliv a energie dojde v EU ještě před rokem 2005, protože jinak bude ohroženo plnění závazku EU Kjótského protokolu mezinárodní Rámcové úmluvy o změnách klimatu (zdanění paliv a energií je jednou z mála reálných možností jak ekonomicky efektivně výrazně snížit produkci skleníkových plynů).

Daně z paliv a energie by měly být v ČR zaváděny při respektování následujících principů:

- daně by byly jejich plátcům plně kompenzovány, takže celkové daňové zatížení domácností a podnikání se nezvýší,

- působení daní by bylo plošné,

- daně by byly vyhlášeny s několikaletým předstihem,

- sazby daní by byly zpočátku nízké a pozvolna by dlouhodobě rostly.

Modelování dopadů daní z paliv a energie v ČR ukazuje, že tyto daně lze zavést bez negativních dopadů na ekonomiku jak na makro tak i na mikroúrovni.

2.1. Daňové zatížení získání 11,3 TWh ročně z nejaderných zdrojů

Pro propočet je uvažována sazba daně z návrhu EU z roku 1997, která činí 0,7 ECU/GJ a to i pro elektřinu (sazba se vztahuje k obsahu energie v jejím nosiči).

Podle výše uvedeného scénáře tedy je nutné daň vztáhnout na následující strukturu spotřeby paliv atd. pro výrobu a získávání elektřiny (za rok):

• hnědé uhlí 12,4 PJ
• černé uhlí 10,5 PJ
• zemní plyn 26,8 PJ
• dovoz 9,0 PJ

Obnovitelné zdroje energie jsou od daně osvobozeny, dovoz elektřiny je zdaněn stejně jako tuzemská elektřina. Zdanění paliva pro novou kogeneraci je zahrnuto v zemním plynu, zdanění paliv pro kogeneraci ze stávajících kotelen je považováno za stejné jako při monovýrobě tepla a zdanění spojené s náhradou přímotopů je zahrnuto v zemním plynu a uhlí (biomasa je od daně osvobozena).

Vlastní kvantifikace zdanění je tedy následující:

• hnědé uhlí - 8,7 mil ECU
• černé uhlí - 7,4 mil ECU
• zemní plyn - 18,8 mil ECU
• dovoz - 6,3 mil ECU
• Celkem 41,2 mil ECU (1,44 mld Kč při přepočtu kursem Kč).

2.2. Externality výroby 11,3 TWh elektřiny ročně v JE Temelín

Pro propočet je opět uvažována sazba daně z návrhu EU z roku 1997, která činí pro elektrickou energii 0,7 ECU/GJ.

Celkové daňové zatížení výroby 11,3 TWh (40,7 PJ) v jaderné elektrárně tedy činí 28,5 mil ECU (1,0 mld Kč při přepočtu kursem Kč).

be) Ekonomické důsledky sociálních dopadů

Sociálními dopady, vyplývajícími z nedokončení výstavby JE Temelín se rozumí ztráta, respektive nevytvoření pracovních míst přímo na ETE, jakož i u dodavatelů pro ETE (tzv. multiplikační efekt).

1. Bezprostřední dopady do zaměstnanosti nevytvořením pracovních míst v ETE

V ETE po uvedení do provozu obou bloků lze předpokládat vytvoření cca 2000 pracovních míst většinou pro kvalifikované a vysoce kvalifikované odborníky, což představuje:

- cca 0,04 % zaměstnanosti za ČR celkem

- cca 0,6 % zaměstnanosti v Jihočeském kraji

• cca 1 % zaměstnanosti v předpokládané spádové oblasti okresu České Budějovice.

2. Multiplikační efekt zaměstnanosti u dodavatelů ETE

Podle dostupných údajů z JE Dukovany lze u dodavatelů ETE předpokládat dopad do zaměstnanosti v počtu 5000 až 5700 pracovních míst.

Propočet, který však lze označit pouze za hrubý odhad vychází z objemu

ročních nakupovaných výkonů v objemu 1,5 -1,75 mld Kč a z ročního objemu

těchto výkonů na 1 pracovníka ve výši 300 tis. Kč (odhad za sektor služeb a

dopravy, který bude tvořit podstatnou část dodávek). Multiplikační efekt zde

představuje ztrátu zaměstnanosti za ČR celkem zhruba 0,10 - 0,12 %.

3. Závěry

Z hlediska přímých dopadů do zaměstnanosti v rámci ČR či spádové oblasti není ztráta pracovních míst na první pohled nijak zásadní. Jaderná elektrárna totiž nepatří k podnikům, vytvářejícím větší zaměstnanost ani ve vlastním provozu ani u dodavatelů, kde na rozdíl od elektrárny tepelné nevytváří zaměstnanost související s těžbou a dopravou paliva.

Přesto určité ekonomické důsledky, vyplývající ze ztráty pracovních míst při nedokončení výstavby zde existují:

• i když se v případě zaměstnanců ETE bude jednat o kvalifikované a vysoce kvalifikované odborníky, především technických oborů, kteří najdou umístění na trhu práce relativně bez obtíží, vytlačí tím z trhu práce jiné uchazeče;
• dojde k později obtížně obnovitelné ztrátě oboru, který iniciuje vyšší kvalifikační patra;

- v lokalitě ETE nebude možno pravděpodobně najít náhradní řešení pro zaměstnanost stejného rozsahu, jelikož lokalita byla vybrána účelově a pro malé a střední podnikání zde nejsou nejvhodnější podmínky;

- dojde ke ztrátě předpokládané kupní síly, která s ohledem na vysoce nadprůměrné mzdy zaměstnanců (cca 20 000 Kč měsíčně) není zanedbatelná;

- dojde ke zvýšeným nákladům, souvisejícím s nezaměstnaností (podpory v nezaměstnanosti, sociální dávky, zdravotní a sociální pojištění hrazené ze státního rozpočtu, ztráta daně z příjmu apod.). Hrubý odhad těchto nákladů při ztrátě maximálního počtu 7000 - 7500 pracovních míst (tzn. včetně multiplikačního efektu u dodavatelů ETE) činí cca 1 až 1,25 mld Kč ročně;

- dojde k pravděpodobnému zdražení elektrické energie z důvodu dalších nákladů na výstavbu jiného energetického zdroje, což podlomí konkurenceschopnost některých podniků s dopadem do zaměstnanosti především v okresech s vyšším podílem těžkého průmyslu, kde je již v současné době vyšší nezaměstnanost.

Z národohospodářského hlediska je žádoucí výše uvedené sociální dopady z nedostavby jaderné elektrárny Temelín doplnit informací o pracovní náročnosti alternativních způsobů výroby energie, jak uvádí následující tabulka.

Průměrný počet přímých zaměstnanců v jednotlivých typech elektráren

Typ elektrárnyJaderná elektrárna	75
Plynová turbína	250
Olejová turbína	265
Uhelná elektrárna	370
Elektrárna spal. dřevní biomasu	1000

Pramen: ČEZ, a.s., graf týdne, 50. týden, 1998

Z uvedené tabulky vyplývá, že přímá pracovní náročnost alternativních způsobů výroby jednotky elektrické energie je v porovnání s jadernou výrobou přibližně 3x (plynová turbína) až 13x (bioelektrárna) vyšší. Bylo by tudíž jednostranné pouze konstatovat, jaké sociální problémy by vznikly nedostavbou ETE a nepoukázat přitom na to, že všechny uváděné alternativní způsoby výroby energie vykazují vyšší míru zaměstnanosti na jednotku produkce.

Potenciální scénář náhrady produkce ETE alternativními energetickými zdroji by tudíž přinesl vyšší zaměstnanost než vlastní jaderná výroba (pokud ovšem vůbec taková nová výrobní kapacita najde své místo na trhu). Znamená to také, bez ohledu na vlastní projekt ETE, že budoucí podpora zejména perspektivní výrobě energie z biohmoty přinese vedle vlastní energie i významné sociální efekty v podobě četných pracovních příležitostí a nakonec i významné ekologické efekty v podobě redukce emisí CO₂ .