Historie minulých vlád

ZÁVĚREČNÁ ZPRÁVA

expertního týmu pro nezávislé posouzení projektu
dostavby Jaderné elektrárny Temelín

Dne: 28. února 1999
Zpracoval:
Zdeněk Hrubý
Výkonný tajemník expertního týmu
pro nezávislé posouzení projektu
dostavby JE Temelín

    Zpráva byla zpracována na základě podkladů a diskusí s dále uvedenými členy expertního týmu. Pro časovou tíseň nemohli členové týmu podrobně recenzovat závěrečnou verzi zprávy. Proto se jednotliví členové týmu nemusí ztotožnit s celým textem zprávy.


Tento dokument je dostupný i ve formátu:

- MS Word 6.0 (613 kB)

MS Word 6.0 (komprimováno programem ZIP - 178 kB)


Složení expertního týmu:

    Evelyne Bertel, NEA OECD
    Jan Doležal, BDO CS
    Vladimír Grujbár, Slovenské elektrárne a.s., Slovenská republika
    Manfred Heindler, EVA, Spolková republika Rakousko
    Tadeáš Kokotek, Ministerstvo práce a sociálních věcí
    Jaroslav Maroušek, SEVEn, Středisko pro efektivní využívání energie
    Jerzy Niewodniczanski, PAA, Polská republika Michael Sailer,
    Öko Institut Darmstadt, Spolková republika Německo
    Josef Seják, Český ekologický ústav
    Petr Skácel, Cameron McKenna
    Dalibor Stráský, Ministerstvo životního prostředí
    František Šuranský, Ministerstvo průmyslu a obchodu
    Jan Vondra, Ministerstvo financí
    Petr Zuna, České vysoké učení technické

Stálí experti a konzultanti:

    Ivan Beneš, CityPlan
    Josef Heizinger, ESG, Rakouská republika
    Přemysl Klíma, VÚJE, Slovenská republika
    Martin Kloz, Ministerstvo životního prostředí
    Josef Růžička, Ministerstvo průmyslu a obchodu
    Jiří Suk, IPB

S využitím podkladů a konzultací ČEZ a.s., Škoda Praha a.s. a dalších organizací a expertů.


Seznam příloh

  1. Usnesení vlády ČR č 516/98
  2. Usnesení vlády ČR č. 728/98
  3. Algoritmus analýzy a rozhodování JETE
  4. Zpráva auditora
  5. Zpráva ČEZ a.s. "Dostavba JE Temelín"
  6. Projected Costs of Generating Electricity
  7. Ekonomická analýza dostavby JETE: stav v lednu 1999
  8. Výsledky srovnávacích modelových propočtů GEMIS
  9. Zpráva právního experta
  10. Síťové grafy
  11. Analýza současného stavu a charakteru poptávky po elektrické energii
  12. Zhodnocení finanční situace ČEZ a.s. pro případy dostavby a nedostavby JETE (Altmanova metoda)
  13. Comments for the "Team for Evaluation of the Project of the Temelín Nuclear Power Plant"
  14. Veřejnost k problému JE Temelín
  15. Zpráva SÚJB
  16. Základní teze pro Energetickou politiku ČR
  17. Ekonomická rizika případných komplikací ve schvalovacím řízení
  18. Podmínky výstavby: Analýza termínů z hlediska hodnověrnosti sjednaných termínů
  19. Hodnocení Altmanovy metody
  20. Schéma řízení výstavby JETE
  21. Analýza způsobu financování JETE provedená MF
  22. Vliv JETE na životní prostředí
  23. JE Stendal
  24. Doby využití jaderných elektráren


1. Posouzení investičních a provozních nákladů výstavby jaderné elektrárny Temelín

Souhrnně k bodu 1: Ekonomické hodnocení dostavby

Pro vytvoření názoru týmu na efektivnost investice do dostavby JETE 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 JETE byly expertním týmem odsouhlaseny dva scénáře budoucího prodeje elektřiny společnosti ČEZ a.s.:

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

B. prodej ČEZ se nezvýší a výkon JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE.

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 JETE nevrátí do r.2005 a proto je nutno hodnotit delší časový úsek, nejlépe období plánované životnosti elektrárny (30 let).

Pro základní úvahy o ekonomice JETE 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 JETE: 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 JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE je v prvním období (do 2015) odvozena pouze od úspory variabilních nákladů v ostatních zdrojích ČEZ, kde bude vlivem spuštění JETE výroba potlačena ( 500Kč/MWh). v pozdějším období jsou ceny totožné se scénářem A.

  • Ve scénáři B bez zahrnutí utopených nákladů bude provoz JETE 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 návratná1. 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).

1.1.1.1. 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 JETE je téměř jistý a zahájení provozu JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE nad jeho současnou výrobní kapacitu vzroste v prvém roce přechodového období na 1/4 produkce JETE, ve druhém na 1/2 a ve třetím na 3/4. Od následujícího roku již bude JETE provozována v režimu scénáře A. Výsledky ukazuje následující graf:

Min. nákupní cena po přechodu od scénáře B ke scénáři A potřebná pro dosažení 10% výnosu z dostavby JETE

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 JETE 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 JETE 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.

1.1.1.1.1. NEZAHRNUTÉ ASPEKTY

1.1.1.1.2. Nepredikovatelná rizika - obava investorů

Dnes nelze vyloučit, že rostoucí nedůvěra a problematizování jaderné energetiky veřejností může mít své dopady i na zkrácení doby životnosti JETE. 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 JETE, jejíž oprava by vyžadovala větší investice. Nízká výnosnost může po zvážení nákladů na opravu vést rovněž k předčasnému zastavení provozu.

1.1.1.2. Změna klimatu - pozitivní přínos

Jeden z potenciálních pozitivních aspektů JETE 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 JETE poměrně riziková. Pokud bude dostavba JETE pokračovat, prioritní snahou investora by mělo být snížit rizika na minimum. Možné cesty jsou v principu dvě:

I. Snížení ztrát při provozu JETE 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).

1.1.1.3. NEDOSTAVBA JETE

Jako jedno z řešení připadá v úvahu také zastavení výstavby JETE. 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 JETE.

1.1.1.4. 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 JETE 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 JETE 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 JETE (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 JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE neobsažené v rozpočtu:
(v mil. Kč)

Náklad nebo výnos Částka
Likvidace zařízení staveniště +2 169
Investiční majetek 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 JETE 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 JETE

Firma BDO provedla podrobnou analýzu dosud vynaložených nákladů na výstavbu JETE. Závěry této analýzy samy o sobě nepřinesly překvapivá fakta pro rozhodování o dostavbě JETE. 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 JETE 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/rok2 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 JETE 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 JETE bez utopených nákladů
Proměnné náklady 1 153 620 410 263
Stálé náklady 0 0 0 387
Výrobní náklady celkem 1 153 620 410 650
Finanční náklady 0 0 0 47
Vlastní náklady celkem 1 153 620 410 697

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 JETE 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 JETE 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 JETE.

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

Výsledky srovnání JETE - kogenerace

Popis scénáře Náklady JETE (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 JETE dokončena a vede k závěru, že pokud JETE bude uvedena do provozu, ČEZ splní veškeré závazky vůči svým věřitelům.

Rozhodnutí o ukončení výstavby JETE 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.


2. Obchodní smlouvy

a) Analýza uzavřených dodavatelských smluv na práce a dodávky pro JE Temelín z hlediska výhodnosti (nevýhodnosti) uzavřených smluv ze strany investora

ANALÝZA DODAVATELSKÝCH SMLUV PRO JE TEMELÍN, UZAVŘENÝCH PODLE ČESKÉHO PRÁVA a PRÁVA NEW YORK Z HLEDISKA VÝHODNOSTI ČI NEVÝHODNOSTI ZE STRANY INVESTORA a VE VZTAHU k LEGISLATIVNÍM NORMÁM v OBLASTI JADERNÉ ENERGETIKY

Uzavřené smlouvy s tuzemskými dodavateli i společností Westinghouse považujeme v zásadě za nevýhodné pro ČEZ a.s. jako investora. Důvodem je především rozsah protiplnění investora vůči dodavatelům a možné důsledky smluv původně uzavřených s nejasným, resp. neúplným předmětem plnění, který doznal od uzavření smluv značných změn a ještě v současné době dochází k úpravám předmětu plnění v technologické části stavby. Nevýhoda investora je umocněna počtem tuzemských a zahraničních dodavatelů v přímém vztahu k investorovi v rámci dodavatelského systému. Přijaté smluvní závazky však umožňují přes určitá rizika dokončit výstavbu. Smlouvy se Škodou Praha a.s. a společností Westinghouse umožňují i předčasné ukončení platnosti smluv v důsledku případného rozhodnutí o zastavení výstavby.

Dodavatelský systém

Dodavatelský systém JETE je založen na vztahu mezi ČEZ a.s jako investorem a generálním projektantem (GP), jímž je Energoprojekt Praha a.s., který zpracoval pro investora úvodní projekt, zajišťuje zpracování případných dodatků úvodního projektu a vykonává autorský dozor, dále na vztahu mezi investorem a generálním dodavatelem technologie (GDT), jímž je Škoda Praha a.s., která pro investora kompletuje finální dodávky, poddodávky a řadu kusových dodávek, a konečně na vztahu mezi investorem a generálním dodavatelem stavby (GDS), jímž je VBS a.s., dříve Vodní stavby Bohemia a.s., která provádí pro investora v dohodnutém rozsahu stavební část stavby. Vedle GDS a GDT je to i sám investor, který zajišťuje určité dodávky pro stavbu. Zvláštností dodavatelského systému je skutečnost, že investor je spolu s GDT účastníkem zahraničních kontraktů na dodávku ASŘTP, RMS a TMDS. Investor je sám objednatelem jaderného paliva. z hlediska provedeného rozboru je výše uvedený dodavatelský systém pro investora nevýhodný, zejména vzhledem k rozsahu protiplnění investora pro další účastníky výstavby. Je však nutno uvést, že daný dodavatelský systém vznikl ve své době v důsledku rozhodnutí vlády a v té době byl zcela obvyklý. v současné době na něm nelze již nic měnit. (Příloha - i - 1,2)

Smlouvy v rozsahu dodavatelského systému

Nejdůležitější smlouvou týkající se výstavby JE Temelín je smlouva mezi GDT a investorem. Původní hospodářská smlouva uzavřená podle hospodářského zákoníku byla v roce 1995 transformována na smlouvu o dílo podle obchodního zákoníku. Součástí této smlouvy jsou i smlouvy uzavřené mezi společností Westinghouse na jedné straně a GDT a investorem na straně druhé. Společnost Westinghouse, která je nyní součástí CBS Corporation, podepsala čtyři smlouvy se společností ČEZ a.s. Jedná se o Instrumentation and Control Agreement (Smlouva o přístrojové technice a řízení - ASŘTP), Radiation Monitoring System Contract (Smlouva o systému sledování záření - RMS), Temelín Monitoring and Diagnostic system Contract (Smlouva o monitorovacím a diagnostickém systému Temelín - TMDS) a Nuclear Fuel Contract (Smlouva o jaderném palivu). (Příloha - i - 3 - 1) Smlouvy se řídí právem státu New York. v každé smlouvě se společnost Westinghouse zavázala, že poskytne plně provozuschopný systém způsobilý k udělení veškerých potřebných povolení v souladu s požadavky smlouvy. Společnost Westinghouse je povinna poskytnout integrované projektové služby, zajistit a vyrobit zařízení, software a zajistit dokumentaci plně provozuschopného systému způsobilého pro udělení veškerých potřebných povolení v souladu s požadavky smlouvy.Společnost Westinghouse se zavázala postupovat v souladu s českými právními předpisy. Společnost Westinghouse má ve smlouvách stanovené závazky uskutečnit dodávku v souladu s právními předpisy České republiky, které se týkají výstavby, provádění, provozu a údržby jaderných elektráren. Je povinna zažádat o veškerá povolení vztahující se k rozsahu dodávky vyžadovaná mimo území České republiky a zažádat o veškerá potřebná povolení a licence v České republice. (Příloha - i - 3 - 3.1 - 6.1)

Hospodářská smlouva o dodávce stavební části IV B 1. a 2. bloku JETE byla uzavřena v roce 1986 podle tehdy platného hospodářského zákoníku. Na rozdíl od smlouvy na dodávku technologické části, nedošlo u této smlouvy k její transformaci podle obchodního zákoníku, a proto probíhá dokončení stavby podle stále platné hospodářské smlouvy z roku 1986. Jedná se o typickou smlouvu uzavřenou podle hospodářského zákoníku, s předmětem plnění podle schváleného úvodního projektu a jeho dodatků. Stavební část je z větší části dokončena. (Příloha - i - 4)

Smlouva o zajištění výkonu funkce generálního projektanta (GP) JETE mezi ČEZ a.s. a Energoprojektem Praha a.s. byla podepsána v roce 1993. Smlouva má charakter smlouvy o dílo podle obchodního zákoníku a nahrazuje dřívější hospodářskou smlouvu uzavřenou podle hospodářského zákoníku, je však omezena ve vazbě na smlouvy investora a GDT se společností Westinghouse (Příloha - i - 5 - 2). Odpovědnost GP se řídí obchodním zákoníkem. Dodavatel odpovídá za projektové řešení úvodního projektu z hlediska dodržení technických ukazatelů stanovených ve schváleném projektovém úkolu IV.B stavby JETE, s přihlédnutím k cenovému vývoji požadavků na povolování stavby a spouštění a odsouhlaseným změnám úvodního projektu. Dodavatel odpovídá za soulad projektového řešení úvodního projektu s obecně platnými předpisy a normami, opatřeními ministrů z roku 1986. (Příloha - i - 5 - 8)

Předmět plnění generálního dodavatele technologie

Předmět plnění, tak jak byl vymezen úvodním projektem schváleným v roce 1986, na jehož základě získal investor stavební povolení, doznal značných změn v dalším průběhu výstavby a podle vyjádření investora i GDT ani předmět plnění, který je znám v současné době, není zcela konečný, což je pro investora značně nevýhodné. v roce 1997 bylo podle sdělení investora schváleno v rámci změnového řízení 339 změn ve formě změnových listů. v roce 1998 to bylo 286 změn a změnových listů. Jednalo se zejména o změny v úrovni prováděcích projektů.

Nevýhodou předmětu plnění koncipovaného v návaznosti na rozsah úvodního projektu, případně jeho dohodnuté změny, je pro investora ta skutečnost, že pokud dodavatel nezpracoval nebo alespoň nezajistil zpracování příslušné části úvodního projektu jako součást své dodávky, může v případě nedostatků své dodávky, která jinak odpovídá rozsahu úvodního projektu, argumentovat tím, že úvodní projekt obdržel od investora formou protiplnění a není odpovědný za důsledky případných nedostatků úvodního projektu. v návaznosti na záruky poskytnuté investorovi lze rovněž konstatovat, že ani z tohoto pohledu není předmět plnění GDT koncipován pro investora výhodně, neboť smlouva neobsahuje záruku za kompletnost dodávky s ohledem na její účel, tj. záruku za to, že GDT dodá vše, co je potřebné k provedení díla bez ohledu na to, že určité zařízení není obsaženo v projektu, který byl podkladem pro uzavření smlouvy. (Příloha - i - 2 - 1)

Z objektivního hlediska se může nevýhodou na straně investora jevit i skutečnost, že ačkoliv GDT splní svoji povinnost dodat na základě úspěšně provedeného komplexního vyzkoušení, tj. nepřerušeného chodu výrobního bloku po dobu 144 hodin v souladu s dohodnutými podmínkami, tomuto komplexnímu vyzkoušení předchází fyzikální spouštění včetně zavezení paliva a energetické spouštění, v obou případech zajišťované investorem, který bude též muset získat všechna povolení ve smyslu předpisu o jaderné energetice. (Příloha - i - 2 - 3) Ke změnám díla ve smlouvách se společností Westinghouse je z podnětu smluvních stran přistupováno jako k "příkazům změn" a náklady změn jsou vždy cenově vyjádřeny pomocí cenových sazeb uvedených v příloze každé smlouvy. Změny díla vycházející ze změny zákona a jiných předpisů jsou považovány za podobné "příkazům změn".

Protiplnění investora

Základní povinností investora, pokud jde o účast na zhotovení díla, je poskytnout formou protiplnění úvodní projekt pro GDS i GDT a pro GDT zajistit spolu s GDS takový stav rozpracovanosti stavebních objektů, který umožňuje zabudování strojně-technologického zařízení. Úvodní projekt má zcela zásadní význam nejen pro rozpracování technického řešení stavby daného v projektovém úkolu, ale má i rozhodující význam pro vymezení hlavních technickoekonomických parametrů stavby, rovněž pro vymezení požadavků z hlediska jaderné bezpečnosti, radiační ochrany, havarijní připravenosti a v neposlední řadě vymezuje i předmět stavební a technologické části stavby jako podklad pro uzavření dodavatelských smluv. Protiplnění investora, na kterém je podle smlouvy a konečně i podle zákona závislé včasné a řádné splnění závazků GDT, představuje ve smlouvě zejména ujednání o předání úvodního projektu, příp. jeho změn a o zajištění stavebních připraveností pro montáž GDT. v neposlední řadě je třeba jako protiplnění investora pro GDT zmínit povinnosti investora při fyzikálním a energetickém spouštění. Protiplnění investora je třeba považovat za nevýhodu na jeho straně, neboť ztěžuje jeho možnosti prokázat dodavatelům případné nedostatky v jejich činnosti. (Příloha - i - 2 - 3)

Cena a platební podmínky

Investor s GDT ve smlouvě dohodli, že financování dodávek a prací dle hlavy II. souhrnného rozpočtu bude prováděno formou čtvrtletních záloh. Vyúčtování zálohy za uplynulé čtvrtletí se provádí formou dílčí etapové faktury. Ujednání mezi objednatelem a zhotovitelem může v praxi činit problémy tam, kde při velkém objemu prací je poskytnuta velká záloha a při nižším stupni disciplíny v návazných dodavatelských vztazích může docházet k potížím s jejím vyúčtováním, zejména proto, že záloha poskytnutá GDT je poskytnuta části celého jeho plnění, ačkoliv v praxi jeho vlastní plnění představuje pouze velmi omezený rozsah generální dodávky. Poskytování čtvrtletních záloh je nevýhodou na straně investora. (Příloha - i - 2 - 4)

S některými dodavateli byly uzavřeny dohody o pevné smluvní ceně. Nebude-li v budoucnu docházet ke změnám předmětu plnění, jsou tyto dohody výhodou pro investora.

Zahraniční kontrakty byly uzavřeny s ujednáním o pevné ceně v návaznosti na dohodnuté specifikace dodávky v době, kdy již bylo rozhodnuto o záměně ASŘTP a paliva, avšak k odsouhlasení příslušného dodatku k úvodnímu projektu s dodavatelem, který řešil uvedené dodávky došlo se značným zpožděním po uzavření zahraničních kontraktů. (Příloha - i - 2 - 1) Na počátku společnost Westinghouse disponující technickou odborností převzala značnou část finančního rizika smlouvou o dodávce ASŘTP založenou na fixní ceně s výjimkou tzv. příkazů změn z podnětu investora. Investor nesl množství finančních rizik, protože příkazy změn byly kalkulovány na základě běžných cen a tudíž vybočovaly z rámce fixní ceny. Základní obchodní ujednání mezi investorem a Westinghouse se podstatně změnilo v roce 1998, kdy smluvní strany podepsaly dodatek č. 20 ke smlouvě na dodávku ASŘTP. Cenová ustanovení smluv byla změněna z fixních cen na ceny vycházející z nákladů dle zásady "čas a materiál". Účelem změny smlouvy na dodávku ASŘTP bylo podle smluvních stran zlepšení schopnosti smluvních stran provádět práce na projektu takovým způsobem, aby činnosti a změny nutné zejména pro dokončení projektu, dohody o úpravě rozsahu smlouvy a harmonogramu nevyžadovaly obchodní jednání, ale umožnily smluvním stranám včasné a kvalitní dokončení bloku 1 a 2 elektrárny Temelín NPP. Změna ujednání o fixní ceně podstatně odstraňuje tlak na společnost Westinghouse. (Příloha - i - 3 - 2.2)

Splnění dodávky generálního dodavatele technologie

Dodávka strojů a zařízení a jejich montáží je podle ujednání ve smlouvě předána a převzata oboustranným podpisem protokolu o předání a převzetí po úspěšném provedení komplexního vyzkoušení, pokud nebyly zjištěny závady, které neumožňují převzetí.

S ohledem na obsah zahraničních kontraktů s firmou Westinghouse, které spolupodepsal investor, je zde určitá anomálie způsobu převzetí dodávky ASŘTP. Investor se zavázal ve smlouvě převzít dodávku ASŘTP jako součást generální dodávky po úspěšném komplexním vyzkoušení, avšak podle výslovného ujednání ve smlouvě mezi GDT a investorem, není konečná přejímka systému ASŘTP předmětem plnění GDT. v důsledku toho, v případě zpoždění předání výrobních bloků do zkušebního provozu z důvodu na straně zahraničního dodavatele není investor oprávněn žádat náhradu škody ani smluvní pokutu u GDT a GDT mu poskytne součinnost při vymáhání sankcí vůči zahraničnímu dodavateli ve smyslu zahraničního kontraktu. (Příloha - i - 2 - 5)

Záruky za technologii

Ve smlouvě mezi investorem a GDT je obsaženo rozsáhlé ustanovení o záruce a reklamačním řízení, tj. postupu při uplatňování práv z odpovědnosti za vady, ať již při předání a převzetí díla, nebo v průběhu záruční doby. Uvedený koncept záruky je založen z větší části na dříve platném hospodářském zákoníku, byl však vhodným způsobem přizpůsoben podmínkám výstavby JETE. Záruka činí 18 měsíců od provedení komplexního vyzkoušení. (Příloha - I - 2 - 6)

Obsahové podmínky záruky Westinghouse ze zahraničních kontraktů se dle ujednání mezi GDT a investorem použijí místo ustanovení o záruce GDT, což představuje určité riziko pro investora. (Příloha - i - 2 - 6)

Společnost Westinghouse však poskytuje záruku po dobu delší než GDT, a to 24 měsíců od předběžného převzetí systému (Provisional System Acceptance) resp. 30 měsíců od odsouhlasení předběžné bezpečnostní zprávy. Obecně platí, že společnost Westinghouse ručí za to, že její dodávka bude prosta jakýchkoli vad nebo nedostatků v konstrukci, materiálu, provedení a bude fungovat v souladu s požadavky specifikace smlouvy a že rozsah díla bude plně způsobilý pro udělení veškerých potřebných povolení. Dále ručí za to, že software nebude obsahovat chyby, které by podstatně narušily nebo ovlivnily jeho použití k předpokládanému účelu. (Příloha - i - 3 - 4,5)

Řádné splnění smluvních závazků a dodržení záruk je pro investora velmi důležité i proto, že společnost ČEZ a.s. je jako vlastník elektrárny odpovědná za tzv. jaderné nehody jak dle smluv, tak dle mezinárodního práva. Investor je považován za provozovatele elektrárny a je odpovědný za jakoukoli škodu, ať na území ČR nebo mimo ně, způsobenou jakýmkoli osobám a na majetku v důsledku jakékoli jaderné nehody, ke které v rámci elektrárny dojde, a je odpovědný za jakoukoli škodu na území ČR nebo mimo ně zaviněnou jadernou nehodou během přepravy od té doby, kdy jaderný materiál týkající se elektrárny opustí územní hranici země původu, nebo zaviněnou manipulací nebo skladováním jakéhokoli kontaminovaného materiálu nebo kontaminované části elektrárny mimo území elektrárny, avšak na území ČR. (Příloha - i - 3 - 16)

Licencování

GDT se ve smlouvě zavázal zajistit, aby dílo splňovalo požadavky platných zákonů, vyhlášek, výnosů dozorných orgánů a dohodnuté licenční požadavky objednatele. Veškerá povolení potřebná ke spouštění a uvedení jaderné elektrárny do provozu je však povinen získat investor. Za řízení etapy neaktivního spouštění odpovídá podle smlouvy GDT a i z tohoto důvodu se podílí na zpracování dokumentace pro spouštění. Za řízení etapy aktivního spouštění odpovídá investor. To klade výrazné nároky na přípravu investora jako budoucího provozovatele i na součinnost tuzemských a zahraničních dodavatelů. Závazky GDT i investora smlouva s GDT i smlouvy se společností Westinghouse uspokojivě odrážejí. (Příloha - i - 2 - 7 a příloha - i - 3 - 6)

Přechod vlastnického práva a přechod nebezpečí škody

Vlastnické právo k částem díla, které investor GDT na základě faktur zaplatil, přechází na investora okamžikem zaplacení faktury, příp. předáním a převzetím příslušné části díla, podle toho, co nastane dříve. Tímto způsobem se smluvní strany dohodly odlišně od dispozitivního ustanovení obchodního zákoníku. Ten stanoví, že pokud zhotovitel zhotovuje věc u objednatele, na jeho pozemku, nebo na pozemku, který objednatel opatřil, objednatel nese nebezpečí škody na zhotovované věci a je jejím vlastníkem až do dokončení a předání díla, jestliže smlouva nestanoví něco jiného. (Příloha - i - 2 - 10)

Podle smlouvy mezi GDT a investorem přechází nebezpečí škody na zhotovovaném díle z GDT, jako zhotovitele, na investora, jako objednatele, až předáním a převzetím po komplexním vyzkoušení, tedy shodné s dispozitivním ustanovením obchodního zákoníku. Ujednání ve smlouvě mezi GDT a investorem o přechodu vlastnického práva, které bylo zařazeno do smlouvy o dílo při její transformaci z hospodářské smlouvy, bylo významným krokem ve prospěch investora, neboť tímto způsobem čelí investor právně možným potížím, které by nastaly v případě, že by někteří dodavatelé se stali insolventními a hrozilo by jim prohlášení konkurzu na majetek, tedy i na stroje a zařízení, které jsou určeny pro JE Temelín. (Příloha - i - 2 - 10)

Možnost investora odstoupit od smlouvy v důsledku porušení smluv a na základě rozhodnutí zastavit výstavbu

Podle obchodního zákoníku lze od smlouvy odstoupit pouze v případech, které stanoví smlouva, nebo obchodní zákoník. Investor je podle smlouvy oprávněn odstoupit od smlouvy v případech, kdy je GDT v prodlení plnit předmět smlouvy a toto prodlení je delší než 45 dnů, dále pokud marně uplynula lhůta, kterou investor stanovil GDT pro odstranění vad díla, rovněž v případě vyšší moci, a konečně z vlastního rozhodnutí, i když GDT splnil všechny své povinnosti. (Příloha - i - 2 - 9)

Při odstoupení od smlouvy v případě, kdy GDT porušil své povinnosti, je GDT povinen zastavit veškeré práce, ukončit subdodavatelské služby, předat investorovi části díla, které dosud provedl, postoupit mu všechna práva, právní nároky a výhody k dílu a materiálům ve stavu ke dni ukončení smlouvy a pokud to investor požaduje, také práva a právní nároky a výhody ze subdodavatelských smluv. (Příloha - i - 2 - 9)

V případě odstoupení investora od smlouvy pro porušení závazků GDT bude GDT oprávněn fakturovat investorovi cenu za část díla provedenou ke dni odstoupení od smlouvy, jakož i požadovat náhradu nepoužitého nebo částečně použitého materiálu a nákladů, které vzniknou při ochraně díla po započtení částky, na jejíž úhradu má investor právo vůči GDT. v případě rozhodnutí investora odstoupit od smlouvy v situaci, kdy nedošlo k porušení závazku GDT, které by bylo důvodem pro odstoupení od smlouvy, jak uvedeno výše, 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 na skutečnost, že GDT nemá právo odstoupit od subdodavatelských smluv z vlastního rozhodnutí v situaci, kdy jeho dodavatel neporušil smlouvu způsobem, který by zakládal právo GDT odstoupit od smlouvy, a to ani v případě, kdy investor odstoupí od smlouvy s GDT. Byl by to však zřejmě dodavatel, smluvní partner GDT, který by odstoupil od smlouvy s GDT, v případě zastavení plateb nebo neplnění jiných povinností GDT. (Příloha - i - 2 - 9)

Je možné konstatovat, že investor má právo ukončit platnost smlouvy s GDT v případě rozhodnutí o zastavení výstavby. Výše náhrady by závisela na způsobu a podmínkách vypořádání mezi GDT a jeho dodavateli. (Příloha - i - 2 - 9)

Samostatné řešení by bylo v případě rozhodnutí o zastavení výstavby nutné ve vztahu investor, GDT a Westinghouse. Ukončí-li investor smlouvy z jakéhokoli důvodu dohodnutého ve smlouvě, kromě důvodu, kdy společnost Westinghouse dodávaný systém řádně nezprovoznila, musí investor zaplatit společnosti Westinghouse částky splatné do doby ukončení platnosti smlouvy a v některých případech i jiné stanovené platby. k ukončení z důvodu selhání systému nemůže dojít, dokud nebude ukončeno reklamační řízení, které zahrnuje dobu pro zajištění nápravy, během které investor nesmí povolat jiného zhotovitele, který by napravil a dokončil dílo. Ve smlouvách se společností Westinghouse neexistuje žádné ustanovení o "odstoupení" kterékoli ze stran od smlouvy, pokud není dán dohodnutý důvod. Pokud strana "odstoupí" od smlouvy, porušuje tím dle práva státu New York smlouvu. Existují však ustanovení pro pozastavení (platnosti) a ukončení platnosti smlouvy. Smlouvy dávají investorovi právo ukončit platnost smluv, s uvedením důvodu porušení smlouvy na straně Westinghouse, nebo v případě, kdy není takový důvod na straně Westinghouse, v jiných případech dohodnutých ve smlouvě. Jedním z nich je i rozhodnutí o zastavení výstavby. Rozdíl spočívá ve výši finanční částky, kterou je společnost Westinghouse oprávněna požadovat v tom kterém případě. Pokud investor a GDT uplatní právo ukončit platnost smluv s uvedením důvodu dohodnutého ve smlouvě kromě případů ukončení z důvodu neplnění společností Westinghouse po ukončení jednání o odmítnutí, 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 mezi dodavateli a jejich subdodavateli snížené o náklady dodavatelů za nápravu vadné práce, která nebyla napravena ke dni dokončení. (Příloha - i - 3 - 9)

b) Analýza účinnosti platných smluvních nástrojů investora vůči českým a zahraničním dodavatelům

Mezi smluvní nástroje investora, které je oprávněn použít ve vztahu k dodavatelům, patří zejména právo účtovat a vymáhat smluvní pokutu za nesplnění dohodnutých termínů, zadržet určité platby v případě prodlení dodavatele včetně zadržení splátky na tzv. cenu za kompletační činnost, právo uvolnit určité prostředky z tzv. dodavatelské rezervy, právo vymáhat náhradu škody, případně odstoupit od smlouvy při podstatném porušení závazku dodavatele a v jiných případech dohodnutých ve smlouvě.

Nejúčinnějším nástrojem investora vůči generálnímu dodavateli technologie (GDT) bylo v dosavadním průběhu výstavby zadržení splátek na cenu za kompletační činnost. S ohledem na problémy, které investorovi vznikly v důsledku častých změn předmětu plnění, jakož i s ohledem na strukturu dodavatelského systému, neměl investor prakticky možnost účinně uplatňovat smluvní nástroj smluvních pokut, neboť jednak by bylo velmi obtížné prokázat GDT prodlení v situaci, kdy investor požadoval provedení mnoha změn předmětu plnění, jednak pokud by investor měl oprávněný nárok na smluvní pokutu, důsledné vymáhání větších částek smluvních pokut by mohlo ohrozit finanční situaci GDT a v konečné fázi i průběh výstavby. Tento závěr potvrzuje i skutečnost, že v současné době uplatňuje investor vůči Škoda Praha a.s. pouze několik menších částek z titulu smluvní pokuty. Pokud jde o vztah s firmou Westinghouse, byl v roce 1998 podepsán dodatek č. 20 ke smlouvě I&C, kde se smluvní strany mimo jiné vzdávají veškerých nároků vztahujících se k prodlení proti harmonogramu výstavby k 1.4.1998 (Příloha - i - 3 - 1.4). Vzhledem k tomu, že stále dochází k úpravám předmětu plnění, nemá podle našeho názoru investor možnost účinně použít smluvních sankcí vůči dodavatelům.

Použití některých nástrojů investora vůči dodavatelům zatím buď nepřichází v úvahu, anebo by bylo na škodu dalšímu průběhu výstavby. Jedná se zejména o bankovní záruky, jejichž použití přichází v úvahu vůči Škoda Praha a.s. v etapě uvádění do provozu a právo odstoupit od smlouvy, které je z pochopitelných důvodů až posledním nástrojem, k jehož použití zatím zřejmě investor neměl důvod.

c) Ověření pozice společnosti Westinghouse z hlediska jejího oprávnění k této činnosti a z hlediska hodnověrnosti sjednaných termínů

Závazky společnosti Westinghouse z hlediska "licencování"

Vzhledem k tomu, že všechna povolení od Státního úřadu pro jadernou bezpečnost (SÚJB) v rámci tzv. licencování musí získat ČEZ a.s. svým jménem a je přitom závislá na plnění závazků dodavatelů, považujeme z hlediska smluvního vyjádření závazky společnosti Westinghouse vůči investorovi za dostačující.

Společnost Westinghouse se zavázala seznámit se s požadavky České republiky, pokud jde o postupy při získání příslušných povolení, dodržet je a poskytnout plnou podporu GDT a investorovi ve vztahu k příslušným úřadům České republiky. Společnost Westinghouse se zavázala získat všechna potřebná povolení a souhlasy týkající se její činnosti v České republice a zavázala se připravit a poskytnout příslušné části dokumentace, případně její změny, požadované příslušnými úřady za účelem vydání nezbytných povolení a souhlasů pro projekt, výrobu, odeslání, instalaci, odzkoušení a uvedení do provozu předmětu své dodávky. Společnost Westinghouse ručí za to, že předmět dodávky umožní získání povolení příslušných úřadů, která nebudou zrušena z důvodu na straně dodavatele. Příslušnými úřady se v kontraktu rozumí zejména SÚJB, orgány požární ochrany, ochrany životního prostředí a bezpečnosti práce. Stavební úřad byl smluvními stranami výslovně vyloučen z výčtu výše uvedených příslušných úřadů.


3. Podmínky výstavby. Analýza termínů výstavby z hlediska hodnověrnosti sjednaných termínů

Hodnověrnost sjednaných termínů je představuje podnikatelské riziko ČEZ a.s.

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 - II - 1).

Na základě smlouvy o dílo, upravené dodatkem č. 75 z 11.6.1998, jsou závaznými termíny GDT pro splnění dodávky termíny pro komplexní vyzkoušení. Termínem komplexního vyzkoušení 1. bloku JETE je 2.5.2001 a termínem komplexního vyzkoušení 2. výrobního bloku je 2.8.2002. Stejné termíny jsou dohodnuty pro tzv. předběžnou přejímku (Provisional System Acceptance) se společností Westinghouse. Podle ujednání ve smlouvě je stavba řízena síťovým grafem, který je součástí smlouvy. Síťový graf je předmětem pravidelného měsíčního vyhodnocování všech činností týkajících se 1. bloku a úpravy smluvních termínů dle přílohy smlouvy jsou prováděny na základě dohody o změně harmonogramu. (Příloha - i - 2 - 2)

V současné době existují tři platné základní mezníky výstavby a uvádění 1. bloku JETE do provozu, dohodnuté v polovině r. 1998, po podepsání dodatků smluvních vztahů mezi investorem a generálními dodavateli stavby a technologie a WEC, a to: 1.7.1999 - připravenost systému řízení a kontroly ke zkouškám z blokové dozorny; 31.8.2000 - připravenost k zahájení zavážení paliva (zahájení fyzikálního spouštění); 30.4.2001 - připravenost k zahájení komplexního vyzkoušení 1. bloku (po 144 hodinách úspěšné zkoušky následuje komerční provoz). Hlavní uzlové termíny 2. bloku jsou následující (data začátků činností): 1.1.2000 - technické zkoušky z blokové dozorny; 10.12.2000 - zkoušky kontejnmentu (ZIK); 2.7.2001 - integrované hydrozkoušky (IHK); 30.11.2001 - fyzikální spouštění (FS); 2.8.2002 - komplexní vyzkušení (KV).

K jejich naplnění směřují veškeré činnosti, spojené s řízením stavby, jehož hlavním kontrolním nástrojem je soubor síťových grafů (SG) zahrnující více než 4500 jednotlivých činností. v polovině r. 1998 došlo na stavbě k významnému zlepšení v práci se SG a v celkové koordinaci.

Pro práci se SG a pro jejich hodnocení platí nyní na stavbě příslušné postupy ("Společné zásady pro práci s harmonogramy"), které byly podepsány hlavními účastníky výstavby (investor, generální dodavatel stavby a technologie) koncem července 1998. v lednu 1999 byla dokončena kontrola a potvrzení vazeb mezi stavební a technologickou dodávkou pro 2. blok, čímž byl dokončen síťový graf i pro 2. blok. SG je důležitým nástrojem pro řízení projektu JETE a umožňuje investorovi zajišťovat plnění v požadovaných termínech.

K provázanosti smluvních závazků a účinnosti kontrol SG lze na základě zjištění komise konstatovat, že poprvé v celé historii výstavby JETE se v polovině r. 1998 podařilo, aby závazky GDT byly promítnuty do smluv s finálními dodavateli (FD). Tento stav dává investorovi jistotu v tom, že GDT i jeho FD mají stejné cíle, které vyplývají ze smluv. U většiny FD byly sjednány smlouvy za pevnou cenu a se zádržným, což je motivující faktor pro včasné dokončení smluvních závazků. Při projednávání smluv mezi GDT a FD byl mimořádný důraz položen na reálnost termínových závazků, protože při jejich nesplnění by sankce mohly v určitém případě ukončit existenci samotné firmy GDT, Škody Praha, a.s.

Sledováním SG výše uvedeným řízeným způsobem jsou pokryty veškeré činnosti. Případné zakrývání neplnění ze strany dodavatelů nebo investora není prakticky možné, protože ČEZ-ETE kontroluje plnění SG na dalším nezávislém pracovišti, v provozní sekci. v její odpovědnosti je zajistit spuštění elektrárny, proto si její pracovníci úzkostlivě hlídají, jestli jim investor nebo dodavatelé nezkracují průběžné doby pro spouštění. Kromě toho ČEZ-ETE předkládá každý měsíc vedení společnosti ČEZ, a.s., zprávy o postupu výstavby.

Pokud jde o efektivnost zlepšeného řízení pomocí SG komise může konstatovat, že za období od VII/1998, tedy od podepsání dodatků smluvních vztahů mezi investorem a dodavateli, po nástupu nového ředitele výstavby a poté, co investor prosadil přijetí systému řízení pomocí metod síťové analýzy, nedošlo k neplnění činností na kritické cestě síťového grafu. Přispělo k tomu i zavedení pobídkových forem, kdy za splnění termínů rozhodujících cílových úkolů jsou vypláceny cílové odměny. Nově zavedený postup znamená pozitivní posun v efektivitě a přinesl obrat v řízení stavby oproti předešlým rokům.

K záležitosti termínů výstavby a hodnověrnosti sjednaných termínů z výše uvedených skutečností o způsobu řízení a kontroly výstavby a z výsledků za r. 1998 lze vyvodit, že na stavbě došlo k významnému obratu a zlepšení. Výstavba 1. bloku nyní pokračuje podle harmonogramu a v mezích platného rozpočtu. Také dopracování harmonogramu pro 2. blok je dobrým předpokladem, aby byl uveden do provozu v plánovaném termínu. v příloze č. 18 jsou uvedena zjištění týmu k jednotlivým hlavním dílčím problémům, které mají největší vazbu na plnění harmonogramu (firmou WEC dodávaná zařízení pro 1. blok, finální bezpečnostní software, záležitost pokládky kabelů, kritická cesta 1. bloku, problematika změn v projektu, záležitosti dokumentace spuštění, problematika doplnění projektu, harmonogramu zkoušek a spouštění, fyzikálního spouštění, výcviku personálu na různých úrovních, a tlakových a těsnostních zkoušek kontejnmentu 1. bloku. Kritická cesta síťového grafu pro 2. blok i rizikové subjekty jsou stejné jako u 1. bloku (tj. Elektrozávody Praha a Westinghouse).

Analýza ukazuje, že snaha možností zkrácení doby uvedení do provozu 1. bloku a o maximální urychlení realizace projektu, která má i své racionální jádro v ekonomice projektu, je z několika důvodů problematická: nebyly identifikovány výraznější rezervy ve stávajícím harmonogramu; zkrácení některých průběžných termínů (např. dodavatelských) jen obtížně nalezne odezvu v navazujících činnostech (např. proces verifikace a validace); smluvní systém byl komplexně převeden na novou, efektivnější bázi, v polovině 1998 a zkrácení harmonogramu by vyžadovalo podporu v další podstatné aktualizaci smluvního systému; aktualizace smluvního systému, tj. ochota zúčastněných subjektů přistoupit na zkrácené termíny, může vyvolat dodatečné náklady a ohrozit účinnost platných smluvních nástrojů; zavedení maximálně napjatých nebo nereálných termínů je nemotivující; formulace a uzavření nějaké formy motivačního harmonogramu je reálně možné až po výsledcích testů subdodávky WEC, které začnou v VI/1999; urychlení bloku č. 1 může zpomalit dokončení bloku č. 2. Proto se jako účinnější doporučení jeví soustředit se na splnění stávajícího harmonogramu.

Uvedené skutečnosti ukazují, že existují reálně optimistické předpoklady pro splnění plánovaných termínů, založených do síťového grafu. k základním rizikům jeho dodržení, kromě dílčích problémů naznačených výše, by mohly obecně za nepříznivého vývoje patřit např.:

  • problémy plynoucí z provedení dalších dílčích změn, které mohou vyplynout z výsledků zkoušek, prováděných při uvádění elektrárny do provozu;
  • selhání dodavatelů a nedodržení smluv a jejich nových dodatků;
  • skluzy související se složitým schvalovacím řízením na všech jeho úrovních (kolaudační řízení a rozhodnutí, nutnost jakýchkoli nových neočekávaných územních řízení pro JETE, problémy při řízení o změnách stavby před dokončením, zpoždění související s případnými odvolacími řízeními proti rozhodnutí schvalovacích orgánů, např. v důsledku postupů protijaderných iniciativ, oblast jaderné bezpečnosti, předávání podkladů pro provedení bezpečnostních průkazů a dokumentace k licencování vyplývající z platné legislativy - včetně podkladů o nezávislé verifikaci a validaci software řídících bezpečnostních systémů a havarijních ochran);
  • vznik nečekané nestability výstavbového personálu a managementu stavby;

Kvantifikace možných časových neurčitostí v plnění uzlových termínů uvedených na začátku této kapitoly a daných uvedenými riziky je obtížná (viz výše). Vzhledem k prokazatelnému zlepšení v řízení stavby lze nyní v optimistické variantě pokládat odhad celkové termínové neurčitosti maximálně plus 2 měsíce, uvedený ve zprávě pro vládu z poloviny roku 1998, za možný, alespoň v mezích neurčitosti, kterou může týmem provedená prověrka stanovit. Takovýto případný skluz by bylo možné pokládat u tak složité stavby za ještě přijatelný.

Zahraniční experti poukazují na skutečnost, že SG určené období náběhu výroby je velmi krátké ve srovnání se zahraničními zkušenostmi.


4. Rizika

a) 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 JETE 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 JETE a střízlivě se soustředit na "core business".

Zpracovává se

  • nový motivační harmonogram s dodavateli k urychlení výstavby JETE, 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 JETE."

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 JETE je jedním z dílčích hledisek porovnatelnost celkových investičních nákladů JETE 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 konkurenceschopnosti3.

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 JETE, nýbrž jejich smyslem je posoudit zda celkové náklady JETE 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 3046 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 JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE, 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/kWe4 ).Podle vyjádření ČEZ by postavení moderní JE o stejném výkonu jako JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE, 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 JETE z r. 1993 bylo problematické. Již v té době řada expertů předpokládala5, 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 JETE. Přiměřenost se v případě JETE 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 JETE) 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 JETE 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)

Investiční náklady jaderných elektráren

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 JETE 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 JETE, 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 JETE. 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

  1. posílit koordinační vazby na "řídící úrovni"
  2. redukovat počet pracovních skupin (a přednostně plnit úkoly na pracovní úrovni)
  3. koordinování práce z hlediska potřeb spouštěcích a seřizovacích prací.

V prosinci 1998 byl proveden na základě požadavku ředitele Divize výstavby JETE 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 JETE, 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 JETE, 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 JETE 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 JETE. Zásady řízení stavby, včetně koordinace, jsou navíc součástí smluvních vztahů mezi investorem a dodavateli.

ac) 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 JETE 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 JETE 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 JETE, 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 JETE, 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 JETE 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 JETE, 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 JETE.

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 JETE 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 JETE, stanovených zákonem, tedy nehrozí. Případné pozdržení správního řízení při vydávání povolení k provozu JETE však může ohrozit termíny uvádění JETE 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 JETE 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 JETE.

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 JETE 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.

Krytí maximálního výkonu

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:

Krytí maximálního výkonu po najetí JETE

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 JETE 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 JETE (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 vyšší6, ale vzhledem k otevření celoevropského trhu nemohou být rozdíly výrazné. Výpadky z titulu nedostatku elektřiny vlivem neexistence JETE 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 JETE. (Není ovšem uvažována otázka náhrady nákladů "utopených" v JETE)

Závěr

Vážné problémy v elektroenergetické soustavě ČR při nedostavbě JETE 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 JETE nalezen jiný odbyt (např. export), povede spuštění JETE 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 Ľ 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.:

a) jednorázový okamžitý nepeněžní odpis 61 mld. Kč zůstatkové ceny nepotřebných investic

(za střízlivé úvahy, že by tržby za prodaný majetek 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.

b) 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 JETE 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 JETE.

Neprodlený dopad na státní rozpočet:

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

  1. vyrovnání zůstatků bankovních úvěrů a.s. k 31.12.1998 ve výši 47 mld. Kč (vč. zůstatku úvěrů na JETE 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 JETE 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 JETE, jakož i u dodavatelů pro JETE (tzv. multiplikační efekt).

1. Bezprostřední dopady do zaměstnanosti nevytvořením pracovních míst v JETE

V JETE 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 JETE

Podle dostupných údajů z JE Dukovany lze u dodavatelů JETE 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 JETE 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 JETE 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 JETE) 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 elektrárny Průměrný počet přímých zaměstnanců v jednotlivých typech elektráren
(počet zaměstnanců v roce na produkci 1 TWh)
Jaderná 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 JETE a nepoukázat přitom na to, že všechny uváděné alternativní způsoby výroby energie vykazují vyšší míru zaměstnanosti na jednotku produkce.

Potenciální scénář náhrady produkce JETE 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 JETE, 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.


5. Závěry a doporučení

Zachování struktury odpovědí dle členění bodu 5 vládního zadání by znamenalo riziko:

  • ztráty některých důležitých faktů souvislostí analyzovaných v závěrečné zprávě;
  • ztrátu možnosti komplexního vyjádření o problematice;
  • duplicitní výroky.

Proto volíme metodu celkového souhrnu, která respektuje doporučení UNIDO.

CELKOVÝ SOUHRN (EXECUTIVE SUMMARY)

1. Manažerský souhrn

Výsledky analýz, které provedl mezinárodní expertní tým, vedou k následujícímu všeobecnému závěru:

  • Za předpokladu, že nová kapacita JE bude beze zbytku využita, tzn. že prodej elektřiny nebude omezovat výrobu v dalších zdrojích ČEZ, lze při očekávaných nákladech dostavby považovat dokončení projektu JE Temelín za ekonomicky výhodnou variantu výroby elektřiny pro pásmo základního zatížení (tj. nikoliv celou investici, ale jen její dokončení).
  • V případě, že není možné pro tuto elektřinu nalézt na domácím či zahraničním trhu během několika let odbyt, stane se dostavba JE Temelín neekonomická a zároveň i nepotřebná.

V současnosti je výrobních kapacit přebytek a elektřina z JE Temelín může pouze vytěsnit výrobu na jiných zdrojích ČEZ. Nelze s určitostí říci, kolik let bude tento stav trvat, ale některé analýzy ukazují, že se nemusí změnit až do roku 2010. z modelových propočtů plyne, že v takovém případě bude ztrátová nejen investice do JETE jako celek (ta bude ztrátová v každém případě), ale i zbývající investice do dostavby, o níž se dá ještě rozhodnout.

Rozhodnutí o dostavbě závisí na odhadu budoucího vývoje trhu s elektřinou v ČR: dosavadní projekce MPO spíš ukazují rychlý růst a tedy pokračování výstavby, expertní tým upozorňuje na vysokou pravděpodobnost nižší poptávky, která by měla vést spíše ke zpochybnění okamžité dostavby a k pozastavení dostavby. Je vhodné zvážit i kombinaci dostavby 1. bloku a pozastavení výstavby 2. bloku.

Projekt JETE je dnes v tak pokročilém stavu, že každé řešení již bude mít více negativních aspektů, než pozitivních. Správná rozhodnutí bylo možné přijmout pouze v minulosti. 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 by vznikly zastavením dostavby.

Varianta dostavby má největší rizika v oblasti překročení nákladů na dostavbu a nízké příležitosti pro zvýšení odbytu elektřiny ČEZ a.s.

Varianta zastavení výstavby má riziko ve zhoršení kritéria zadluženosti, které je sledováno věřiteli.

2. Výchozí podklady

Základní a souhrnné podklady jsou uvedeny v seznamu příloh závěrečné zprávy.

3. Poptávka a kapacita

Kapacita JE Temelín je 1962 MWe brutto. Při době využití 6160 h/rok je JE Temelín schopna vyrobit ročně 11,3 TWh netto elektřiny pro umístění v základním pásmu zatížení elektrizační soustavy.

Instalovaný výkon zdrojů elektřiny v ČR činil k 31.12.1997 celkem 15072 MW:

Instalovaný výkon MW %
ČEZ 10999 73%
Nezávislí v ÚED 2168 14%
Nezávislí mimo ÚED 1906 13%
Celkem 15073 100%

Výroba a elektřiny v roce 1997 brutto činila:

Vyrobená elektřina GWh/r %
ČEZ a.s. 48008 74%
Ostatní veřejné 8817 14%
Závodní 7773 12%
ČR celkem 64598 100%

Doba využití instalovaného elektrického výkonu v roce 1997 činila:

Doba využití Pi h/r (8760 h/r = 100%)
ČEZ a.s. 4365 50%
Ostatní veřejné 4067 46%
Závodní 4077 47%
ČR celkem 4286 49%

Trend růstu spotřeby elektřiny v evropských zemích OECD je předpokládán asi třetinový oproti růstu HDP. Pokud má být v České republice dosaženo vyšší využití elektřiny při tvorbě HDP v obdobné míře jako u těchto zemí, pak trend budoucího zvyšování spotřeby elektřiny bude muset být asi desetkrát menší, než růst HDP, viz obrázek spotřeby elektřiny na obyvatele a hrubého domácího produktu v paritě kupní síly.

Prognóza spotřeby elektřiny

Tato úvaha ukazuje, že při nedostavbě JE Temelín nemusí vzniknout v energetické soustavě ČR žádné vážné problémy v důsledku nedostatku instalovaného výkonu během příští dekády. Tento stav se změní nejpozději po dožití právě odsířených uhelných elektráren (2010-2015).

4. Materiály a vstupy

Základním vstupem technologického procesu výroby elektřiny v jaderné elektrárně je jaderné palivo. JE Temelín bude po změně projektu po roce 1989 místo ruským palivem zásobována jaderným palivem z USA (výrobce Westinghouse). Předpokládaná cena tohoto paliva uvažovaná v expertních výpočtech je 15,1 Kč/GJ energetického obsahu paliva.

5. Umístění a vliv na životní prostředí (dodatečné informace jsou uvedeny v příloze č. 22)

JE Temelín neprodukuje při svém provozu znečišťující látky do ovzduší jako tepelné elektrárny (SO2, NOx, tuhé látky) ani skleníkové plyny (CO2). Naproti tomu však produkuje radioaktivní odpad. Jeho množství unikající do ovzduší a vody je v normálním provozním režimu zanedbatelné. v případě jaderné nehody je úniku radioaktivních látek bráněno jednoduchým kontejnmentem. Vyhořelé palivo bude skladováno dočasně standardním způsobem (v bazénu reaktoru a poté v meziskladu vyhořelého paliva na území JE Temelín). Trvalé skladování bude zajištěno později, společně s uskladněním vyhořelého paliva JE Dukovany.

6. Inženýrské údaje o projektu

JE Temelín je budována na základě ruského tlakovodního reaktoru typu VVER 1000. Intenzita využití aktivní zóny tohoto reaktoru je přibližně 2x vyšší než u JE Dukovany a asi o 10% vyšší než u německých a amerických elektráren. Při uvádění podobné JE v Kozloduji (Bulharsko) se ukázalo, že tento typ má menší inherentní stabilitu. Po roce 1989 došlo ke změně projektu JE Temelín s cílem zvýšit jeho bezpečnost. Namísto původního řídícího systému a původního ruského paliva bude JE Temelín vybavena novým řídícím systémem a palivem od dodavatele Westinghouse (USA). Toto spojení ruské a americké technologie nemá zatím referenční provozně ověřenou jednotku, z čehož vyplývají určitá rizika při uvádění elektrárny do provozu (prodloužení termínu uvedení do komerčního provozu a zvýšení investičních nákladů). Sekundární část JETE byla plně řešena v ČR a základní části byly zvláště konstruovány a vyrobeny. Jedná se o prototypové zařízení, které zatím nebylo možné ve skutečném provozu ověřit.

7. Organizace provozu a provozní náklady

JE Temelín je organizační jednotkou ČEZ a.s.

Náklady byly analyzovány v přílohách. Tyto náklady vztažené na dobu využití 6000 h/r a odpisové době 30 let jsou v následující tabulce porovnány s údajem v podkladu č.5, ČEZ a.s.: Dostavba Jaderné elektrárny Temelín, Část C: Varianty a ekonomické aspekty, Příloha č.1 ze 4. května 1998:

Proměnné a stálé náklady JETE v Kč/MWh Expertní tým ČEZ a.s.
Proměnné (variabilní) náklady 209 209
Stálé (fixní) náklady vč. odpisů 706 783
Celkem 915 992

Stálé náklady ve výši 783 Kč/MWh odpovídají ČEZem udávané zprůměrované odpisové době 23,6 roků, takže oba údaje jsou zhruba shodné.

8. Pracovní síly

Předpokládaný počet zaměstnanců JE Temelín bude cca 2000.

Bylo by jednostranné pouze uvádět předpoklad, jaké sociální problémy mohou vzniknout při nedokončení stavby JETE a přitom nepoukázat na skutečnost, že uvedením JE Temelín do komerčního provozu dojde v prvních letech provozu k úbytku pracovních míst v jiných částech energetického průmyslu (těžba uhlí, uhelné elektrárny). Alternativní způsoby výroby energie vykazují vyšší míru zaměstnanosti na jednotku produkce. Paralelní scénáře (zřejmě postupné) náhrady produkce JETE alternativními energetickými zdroji by patrně přinesly vyšší zaměstnanost než výroba elektřiny v JE Temelín.

9. Časový plán

V současné době jsou stanoveny tři platné základní mezníky výstavby a uvádění JETE do provozu, dohodnuté v polovině r. 1998, po podepsání dodatků smluvních vztahů mezi investorem a generálními dodavateli stavby a technologie a WEC (Westinghouse), a to:

  • 1.7.1999 - připravenost systému řízení a kontroly ke zkouškám z blokové dozorny
  • 31.8.2000 - připravenost k zahájení zavážení paliva (zahájení fyzikálního spouštění)
  • 30.4.2001 - připravenost k zahájení komplexního vyzkoušení 1. bloku

(po 144 hodinách úspěšné zkoušky následuje komerční provoz).

Hlavní uzlové termíny 2. bloku jsou následující (data začátků činností):

  • 1.1.2000 - technické zkoušky z blokové dozorny
  • 10.12.2000 - ZIK (kontejnment)
  • 2.7.2001 - integrované hydrozkoušky
  • 30.11.2001 - fyzikální spouštění
  • 2.8. 2002 - komplexní vyzkoušení.

Z hlediska dodržení termínu uvedení prvního bloku do komerčního provozu je riziková především fáze spouštění, protože propojení rusko-české technologie a bezpečnostního systému USA obsahuje řadu dosud nevyzkoušených prototypových řešení. Podobný postoj zastává SÚJB. Prověření projektu a montážní zkoušky představují cca dvoutřetinový podíl na vyloučení neurčitostí, provozní zkoušky představují 1/3. Harmonogram zkoušek a spouštění je napjatý. Subdodávka firmy WEC představuje největší potenciální nebezpečí pro harmonogram. Přestože je již ukončeno spouštění technologií vnějších objektů a byla již provedena řada významných zkoušek i na hlavním výrobním bloku, je harmonogram spouštění napjatý především v části testování systémů ASŘTP. Podle názoru ČEZ-ETE je dodržení harmonogramu reálné a závisí z velké části na včasné připravenosti projektů a prostředků WEC a nasazení potřebných pracovníků na tyto činnosti. Expertní tým považuje dodržení harmonogramu za možné, upozorňuje však na to, že stabilita harmonogramu není velká a v podstatě neobsahuje rezervy.

K základním rizikům dodržení harmonogramu by mohly za nepříznivého vývoje patřit např.:

  • problémy plynoucí z nutnosti provedení dalších dílčích změn, které mohou vyplynout z výsledků zkoušek, prováděných při uvádění elektrárny do provozu;
  • selhání dodavatelů a nedodržení smluv a jejich nových dodatků;
  • skluzy související se složitým schvalovacím řízením na všech jeho úrovních (kolaudační řízení a rozhodnutí, nutnost jakýchkoli nových neočekávaných územních řízení pro JETE, problémy při řízení o změnách stavby před dokončením, zpoždění související s odvolacími řízeními proti rozhodnutí schvalovacích orgánů, např. v důsledku postupů protijaderných iniciativ, oblast jaderné bezpečnosti, předávání podkladů pro provedení bezpečnostních průkazů a dokumentace k licencování vyplývající z platné legislativy - včetně podkladů o nezávislé verifikaci a validaci software řídících bezpečnostních systémů a havarijních ochran);
  • vznik nečekané nestability výstavbového personálu a managementu stavby.

10. Finanční a ekonomické zhodnocení

Celkové rozpočtové náklady se předpokládají ve výši 98 580 mil.Kč. Vzhledem ke skutečnosti, že rozhodování o dostavbě JETE 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 JETE, které v souladu s platnou legislativou a vnitřními předpisy ČEZ nejsou obsažené v rozpočtu, ale s výstavbou JE bezprostředně souvisí:

Náklad nebo výnos Částka (v mil. Kč)
Likvidace zařízení staveniště 2 169
Investiční majetek v rezervě a trenažer 825
Náklady na odstranění zjištěných závad 6
Cena zdrojů financování 9 243 až 10 627
Výnosy z prodeje nepotřebného zařízení a materiálu - 55 až -110
Rezerva z titulu kurzů měn - 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. 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 JETE 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 JETE 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 JETE 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:

I. Snížení ztrát při provozu JETE při přebytku výrobních kapacit v ČEZ:

  • 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 JETE. 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 JETE. 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 JETE.

II. Urychlení přechodu na scénář vyššího prodeje elektřiny z ČEZ:

  • 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 JETE 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.


Rozdílné názory členů týmu:

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 JETE 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 JETE. Většina členů týmu však zastává názor, že není úkolem ani v kompetenci expertního týmu rozhodovat o kritériích dostavby.


Doporučení k nápravě zjištěných nedostatků ve smluvních vztazích včetně doporučení nástrojů jak toto zajistit

  1. Uzavřít dodatek ke smlouvě mezi ČEZ a.s. a Škoda Praha a.s. o podmínkách garančního měření, kde již uplynul původně dohodnutý termín pro uzavření dodatku.
  2. Předat smluvnímu ručiteli za splnění závazků společnosti veškeré dodatky a doplňky smlouvy s dodavatelem a odsouhlasit je s ručitelem za účelem zajištění plnohodnotné záruky a vyloučení možných sporů s ohledem na použité právo státu New York.
  3. Navrhnout meziresortní jednání mezi Ministerstvem životního prostředí ČR, Ministerstvem pro místní rozvoj ČR a Ministerstvem průmyslu a obchodu ČR, které by posoudilo problematiku aplikace zákona č. 244/1992 Sb. o posuzování vlivů na životní prostředí a posoudit přijetí opatření ve vzájemné součinnosti, která by mohla vést ke snížení rizika prodloužení výstavby s ohledem na výrok Vrchního soudu v Praze, v němž je napadeno rozhodnutí Ministerstva pro místní rozvoj ČR ve věci odvolatele proti rozhodnutí o vydání stavebního povolení o změnách stavby před jejím dokončením.
  4. Posoudit účelnost provedení kontroly charakteru hlavních změn projektové dokumentace, která byla podkladem pro vydání stavebního povolení v roce 1986 s cílem ověřit, zda v důsledku případného porušení stavebního zákona není ohroženo vydání rozhodnutí příslušných úřadů, která jsou potřeba pro uvedení stavby do provozu.
  5. Stanovit několik kontrolních termínů v dalším průběhu výstavby, které s ohledem na návaznosti podmiňujících se činností různých dodavatelů povedou k postupnému ověřování kompletnosti dodávky, stability předmětu plnění, provozuschopnosti jednotlivých výrobních bloků, zejména s důrazem na vzájemnou vazbu mezi strojně-technologickým zařízením a systémem kontroly a řízení firmy Westinghouse, jakož i v neposlední řadě na ověření součinností dodavatelů a investora na jedné straně a činností při posuzování bezpečnostní dokumentace ze strany Státního úřadu pro jadernou bezpečnost na straně druhé.
  6. Provést prověrku, zda ve všech případech, kdy je v dodavatelských smlouvách ujednání o budoucím doplnění smlouvy nebo změně smlouvy, byla taková změna dodatkem ke smlouvě dohodnuta, příp. zda byl dohodnutý termín pro provedení změny smlouvy prodloužen.
  7. Usilovat o dosažení dohody o pevné smluvní ceně s finálními dodavateli, s nimiž dosud taková dohoda uzavřena nebyla, s výjimkou případu, kdy s ohledem na povahu dodávky by zřejmě taková dohoda nebyla pro investora účelná.


Poznámky pod čarou:

  1. Uvedené propočty jsou platné pro zvolený "národohospodářský" pohled. Podnikové hledisko společnosti ČEZ se může v některých aspektech lišit. Jde především o jiný pohled podnikového účetnictví na dokončenou a nedokončenou výstavbu. Zatímco z národohospodářského pohledu se dokončená a nevyrábějící investice liší od nedokončené jen úsporou nákladů na dostavbu, z podnikového hlediska je dokončená investice zcela jinou položkou: může být postupně převedena formou odpisů mezi nákladové položky. To znamená, že pokud odpisy z JETE ve výši cca 5 mld Kč umožní ČEZ snížit daň z příjmu řádově o 2 mld Kč a celkový vzrůst nákladů spojený s provozováním JETE nedosáhne úrovně těchto dvou miliard Kč, skutečné finanční zdroje ČEZ vzrostou i bez nárůstu prodeje elektřiny.
  2. Tento propočet odpovídá dobám využití uvedeným v příloze č. 24
  3. Ekonomicky porovnává různé typy elektráren pro základní zatížení, které by mohly být uvedeny do provozu k k 1.1.2005 v hodnocené zemi (ale nezahrnuje analýzu celkových systémových nákladů, prováděnou na národní nebo podnikové úrovni pří plánování rozšiřování zdrojů a rozhodování) a pro které ta která země provedla odhady nákladů. Obsahuje také citlivostní analýzy pro klíčové ekonomické a technické předpoklady, jako je životnost elektrárny, diskontní míry a eskalace cen paliva. Vychází z dat 19 zemí pro všechny typy elektráren pro základní zatížení (14 členských států OECD, 5 nečlenských) u nichž se očekává, že by mohly být komerčně dostupné pro převzetí do r. 2005-2010 (bez vodních elektráren) a to ve dvou kategoriích (zdroje již dnes komerčně dostupné a zdroje vyvíjené, pro něž ale už dnes existují odhady nákladů). Analýza zahrnula 72 elektráren (uhelné z 18 zemí, plynové z 16 a jaderné z 13 s 3 typy reaktorů, PWR, BWR, PHWR s výkony 455-1460 MWe). Pro harmonizaci propočtů analýza vychází z následujících předpokladů: společné uvedení do provozu bylo zvoleno k 1.1.2005 (tj. discounting date; pro porovnávací účely není rozhodující), uvažuje se 40 let provozu a je definován dohodnutý průměrný koeficient zatížení (75 %). U investic jsou zahrnuty předvýstavbové pro elektrárnu specifické náklady (výběr a příprava staveniště, R&D, licencování, veřejnoprávní řízení ad.), základní (overnight) výstavbové náklady, v některých případech i hlavní předpokládané doplňkové investice a někdy náklady na vyřazování. Úroky během výstavby se počítají s použitím relevantní diskontní míry (5 a 10 %) a započítávají se do celkových výrobních nákladů elektřiny. Náklady na vyřazování - včetně hospodaření s odpady z vyřazování, jsou zahrnuty do investičních nákladů. Nákladové odhady zemí jsou uváděny v konstantních penězích vyjádřených v národních měnách k 1.7.1996 a převedených pro porovnávací účely na USD k témuž datu.
  4. NucNet, Business News č. 74, 16.10.1997
  5. viz např. Suk J., LN 9.3. 1993
  6. Vyšší nárůst cen lze očekávat zejména v případě, že by nečekaně rychlý nárůst spotřeby elektřiny potkal v příštím desetiletí celou Evropu a byly by vyčerpány existující rezervy. V takovém případě by zřejmě vzrostla i cena zemního plynu a pak i cena elektřiny vlivem nových a dražších zdrojů. Tento celoevropský vývoj by existence či neexistence Temelína neovlivnila, takže ceny elektřiny by i u nás byly vysoké, pouze v případě dostavby by výnosy z Temelína pravděpodobně vzrostly. To by byla jednoznačně příznivá situace na trhu pro dostavbu.