Srbija raspisala tender vredan 5,3 miliona evra za izradu projektne dokumentacije za reverzibilnu hidroelektranu Đerdap 3

Srbija je otvorila postupak javne nabavke vredan 625 miliona dinara, odnosno približno 5,3 miliona evra, za izradu planske i početne tehničke dokumentacije potrebne za razvoj reverzibilne hidroelektrane [[PRRS_LINK_1]], čime višedecenijski projekat ulazi u svoju najkonkretniju pripremnu fazu do sada.

Ministarstvo rudarstva i energetike traži konsultanta ili konzorcijum koji će izraditi Generalni projekat, Prethodnu studiju opravdanosti, Prostorni plan područja posebne namene i Stratešku procenu uticaja na životnu sredinu. Rok za podnošenje ponuda je 20. avgust 2026. godine.

Postupak nabavke i dalje predstavlja ugovor za ranu fazu razvoja, a ne tender za izgradnju. Njegov cilj je da utvrdi da li Đerdap 3 može biti konfigurisan, dozvoljen i finansiran kao tehnički koherentan projekat, uz upravljanje njegovim uticajem na Dunav, postojeći hidroenergetski sistem Đerdapa, plovidbu, zaštićena područja i prekogranične vodne odnose Srbije i Rumunije.

Planirano postrojenje radilo bi kao veliki sistem za skladištenje električne energije korišćenjem vode. Tokom perioda niske potražnje ili viška proizvodnje iz obnovljivih izvora, električna energija bi se koristila za pumpanje vode iz akumulacije Đerdap 1 u jednu ili eventualno dve gornje akumulacije. Kada potražnja i cene električne energije porastu, akumulirana voda bi se ispuštala kroz reverzibilne pumpno-turbinske jedinice radi proizvodnje električne energije.

Aktuelni koncepti ukazuju na instaliranu snagu između 1.200 MW i 2.400 MW, dok Ministarstvo sada razmatra srednju konfiguraciju od približno 1.800 MW. Hidraulički pad od oko 400 metara smatra se tehnički mogućim, a lokacije Pesača i Brodica na Severnom Kučaju razmatraju se kao potencijalne lokacije gornjih akumulacija.

Dunav i postojeća akumulacija Đerdap 1 služili bi kao donja akumulacija. Područje projekta nalazi se između Golupca i Donjeg Milanovca, približno 65 kilometara uzvodno od Đerdapa 1.

Kompletna šema zahtevala bi vodozahvatne i ispustne objekte na Dunavu, velike podzemne ili površinske vodne objekte, tlačne tunele i cevovode, gornje brane i akumulacije, reverzibilne proizvodne jedinice, mašinsku zgradu, transformatore, rasklopnu opremu i visokokapacitivnu vezu sa prenosnom mrežom Srbije, kojom upravlja Elektromreža Srbije.

Ovo je znatno više od još jedne hidroelektrane. Đerdap 3 bi tokom pumpanja trošio više električne energije nego što bi kasnije vraćao u sistem zbog hidrauličkih, električnih i mehaničkih gubitaka. Njegova vrednost bila bi u prebacivanju električne energije između različitih perioda, apsorbovanju viška proizvodnje iz vetra i sunca, pokrivanju vršne potražnje i pružanju brzog balansiranja, rezervi, regulacije frekvencije i sposobnosti obnove sistema.

Indikativna vrednost investicije iznosi približno 2,6 milijardi evra, iako se konačni trošak ne može smatrati pouzdanim dok se ne utvrde konfiguracija postrojenja, zapremina akumulacija, geološki uslovi, zahtevi za tunelima i rešenje priključenja na mrežu. Pri konfiguraciji od 1.800 MW koja se trenutno razmatra, ova procena podrazumeva kapitalnu intenzivnost od oko 1,44 miliona evra po MW, odnosno 1.440 evra po kW.

To je realna procena za veliku reverzibilnu hidroelektranu koja koristi postojeću donju akumulaciju, ali raspon ostaje izložen značajnim pritiscima naviše. Složeni tunelski radovi, zahtevna geologija, mere zaštite životne sredine, kompenzacione mere, jačanje mreže i uvozna elektromehanička oprema mogli bi da podignu građevinski okvir na 3–3,4 milijarde evra. Kompletna izgradnja kapaciteta od 2.400 MW mogla bi da zahteva 3,2–4 milijarde evra, u zavisnosti od trajanja skladištenja i broja gornjih akumulacija.

Tender za dokumentaciju vredan 5,3 miliona evra stoga predstavlja svega oko 0,2% trenutno indikativne vrednosti izgradnje. Njegov značaj nije u iznosu koji se troši, već u odlukama koje će studije morati da podrže. Slab preliminarni projekat mogao bi da zaključa državu u predimenzionisanu konfiguraciju, potceni geološke rizike ili ne uspostavi pouzdanu ekološku osnovu. Razvojni proces na nivou prihvatljivom za kreditore mora da utvrdi optimalnu snagu, trajanje skladištenja i faznost izgradnje pre nego što Srbija pregovara o EPC ugovoru.

Postrojenje snage 1.800 MW sa osam sati proizvodnje pri punom opterećenju obezbedilo bi približno 14,4 GWh korisnog skladišta. Konfiguracija sa deset sati rada povećala bi taj kapacitet na 18 GWh. Maksimalna opcija od 2.400 MW obezbedila bi između 19,2 GWh i 24 GWh u istom rasponu trajanja.

Ovo su ilustrativne vrednosti jer zapremine akumulacija i konačni operativni režim još nisu utvrđeni. One ipak pokazuju razmere projekta. Čak bi i srednja opcija bila značajno veća od baterijskih sistema za skladištenje koji se trenutno razvijaju širom Jugoistočne Evrope i mogla bi da balansira više gigavata promenljive proizvodnje iz obnovljivih izvora tokom dužih perioda.

Đerdap 3 bi se razvijao uz odvojeni projekat reverzibilne hidroelektrane Bistrica, a ne umesto njega. Bistrica je manja i nalazi se u naprednijoj fazi razvoja, dok je Đerdap 3 zamišljen kao strateška regionalna imovina velikih razmera. Dve elektrane mogle bi da pružaju komplementarne usluge: Bistrica bi obezbeđivala fleksibilnost u okviru projekta kojim je lakše upravljati, dok bi Đerdap 3 pružao duboko skladištenje, vršni kapacitet i prekogranično balansiranje tokom dužih ciklusa.

Ekonomski slučaj zavisiće od strukture prihoda. Samo arbitraža na osnovu razlike između cena električne energije verovatno neće obezbediti dovoljnu sigurnost za nekoliko milijardi evra ne-regresnog duga. Postrojenju bi bila potrebna kombinacija tržišnih prihoda, dugoročne naknade za kapacitet, plaćanja za pomoćne usluge i potencijalno državnog ugovora o raspoloživosti ili sistemskim uslugama.

U ilustrativnom osnovnom scenariju od 1.800 MW, sa kapitalnim izdacima od 2,6–3,2 milijarde evra, povratnom efikasnošću od 75–80% i godišnjom isporukom približno 2,5–3,5 TWh, godišnja marža od energetske arbitraže mogla bi da iznosi približno 150–230 miliona evra, u zavisnosti od razlike između cena električne energije tokom pumpanja i proizvodnje.

Pomoćne usluge, rezerve, raspoloživost kapaciteta i vrednost upravljanja zagušenjima mogli bi da dodaju još 60–120 miliona evra godišnje. Nakon godišnjih operativnih troškova u visini od približno 1,5–2% kapitalnih izdataka, zrelo postrojenje moglo bi da generiše EBITDA u širokom rasponu od 170–270 miliona evra.

Projekat zasnovan isključivo na tržišnim prihodima i dalje bi bio izložen volatilnosti cenovnih razlika i mogao bi da ostvari prinos bez finansiranja ispod nivoa potrebnog za tako dug i građevinski zahtevan projekat. Bankarska struktura koja kombinuje tržišne prihode sa ugovorenim kapacitetom i prihodima od sistemskih usluga mogla bi da podrži prinos projekta od približno 6–8% i leveridžovani interni prinos na kapital u rasponu od 8–11%.

Opcija povećanja snage na 2.400 MW povećala bi sposobnost postrojenja da monetizuje cene u periodima nestašice i regionalnu potražnju za balansiranjem, ali ne bi automatski obezbedila bolje prinose. Dodatni kapacitet ima vrednost samo kada postoji dovoljno jeftine električne energije za pumpanje i dovoljno perioda visokih cena za proizvodnju. Predimenzionisano postrojenje moglo bi da radi sa nižim stepenom iskorišćenja i zahteva skupa pojačanja prenosne mreže koja bi umanjila finansijske rezultate.

Optimistična konfiguracija sa kapitalnim izdacima od 3,2–4 milijarde evra, skladištenjem od najmanje 19 GWh, godišnjom proizvodnjom od 3,5–5 TWh i snažnim regionalnim mehanizmom naknade za kapacitet mogla bi da podrži EBITDA od približno 280–400 miliona evra. Odgovarajući leveridžovani prinos na kapital mogao bi da dostigne 9–12%, ali samo uz disciplinovane troškove izgradnje, adekvatno trajanje skladištenja i ugovorene prihode koji pokrivaju značajan deo servisiranja duga.

Finansiranje će zahtevati strukturu bližu velikoj regulisanoj infrastrukturi nego klasičnom komercijalnom projektu obnovljivih izvora. Realan okvir mogao bi da kombinuje 20–30% kapitala ili javnog finansiranja sličnog suverenom kapitalu sa 70–80% dugoročnog duga, potencijalno uz učešće agencija za izvozne kredite, američkih razvojnih finansijskih institucija, međunarodnih finansijskih institucija i komercijalnih banaka.

Pri osnovnom trošku izgradnje od 3 milijarde evra, to bi podrazumevalo približno 600–900 miliona evra kapitala ili javnog finansiranja i 2,1–2,4 milijarde evra duga. Rok otplate od najmanje 20–25 godina nakon završetka izgradnje bio bi poželjan, imajući u vidu trajanje izgradnje i očekivani radni vek postrojenja od 60 ili više godina.

Servisiranje duga ne može bezbedno da zavisi isključivo od razlika u cenama električne energije na day-ahead tržištu. Kreditori bi zahtevali jasno definisan minimalni nivo prihoda, mehanizam naknade za kapacitet ili raspoloživost, regulisani povraćaj troškova ili dugoročni državni ugovor za strateške usluge balansiranja. Raspodela hidrološkog, tržišnog i dispečerskog rizika biće ključna za odobravanje kredita.

Izloženost riziku od kašnjenja jednako je značajna. Kašnjenje od 12–18 meseci nakon finansijskog zatvaranja moglo bi da doda približno 120–300 miliona evra zbog inflacije troškova izgradnje, produženih troškova vlasnika, zahteva izvođača i kamata tokom izgradnje. Takvo kašnjenje moglo bi da smanji interni prinos na kapital za približno 0,7–1,5 procentnih poena, u zavisnosti od nivoa zaduženosti i toga da li se nadoknađuju izgubljeni prihodi od raspoloživosti.

Rizik je izraženiji kod konfiguracije od 2.400 MW, jer veći podzemni radovi, dodatne jedinice i zahtevniji priključak na mrežu stvaraju više međusobno povezanih tačaka rizika. Fazni pristup — potencijalno puštanje početnog bloka od 1.200 MW ili 1.800 MW pre završetka kompletnog postrojenja — mogao bi da smanji pritisak na finansiranje i omogući testiranje operativne strategije u odnosu na stvarne regionalne uslove cena i balansiranja.

Aktuelni politički plan predviđa završetak prve faze oko 2036. godine, dok bi širi razvojni horizont mogao da se produži do 2038. godine. Realan program zahtevao bi nekoliko godina za planiranje, geološka istraživanja, studije uticaja na životnu sredinu, prekograničnu koordinaciju, rešavanje imovinskih odnosa i pribavljanje dozvola pre početka glavnih građevinskih radova. Početna faza ugovaranja i front-end inženjeringa sama bi mogla da traje približno 36 meseci.

Država je projekat povezala i sa svojim strateškim energetskim partnerstvom sa Sjedinjenim Američkim Državama. Taj bilateralni okvir stupio je na snagu u martu 2025. godine, nakon međuvladinog sporazuma potpisanog 2024. godine. Javni poziv američkim kompanijama za iskazivanje interesa za učešće u Đerdapu 3 završen je 25. juna 2026. godine, a prijave je podnelo šest kompanija.

Cilj procesa je identifikacija strateškog dobavljača ili partnera koji bi mogao da podrži front-end inženjering i potencijalno realizuje kasniji EPC ugovor. Uslovi predstavljeni zainteresovanim kompanijama uključivali su iskustvo u hidroenergetici ili uporedivoj infrastrukturi, upravljanju front-end inženjeringom i realizaciji projekata investicione vrednosti veće od 1 milijarde evra.

Američka dimenzija mogla bi da donese pristup ekspertizi u upravljanju projektima, finansiranju putem izvoznih kredita, velikim lancima snabdevanja rotacionom opremom i građevinskoj tehnologiji. Takođe bi mogla da podrži širi napor Srbije da diversifikuje strateška infrastrukturna partnerstva izvan kineskih, ruskih i evropskih kompanija koje već imaju snažne pozicije u energetskom i saobraćajnom sektoru zemlje.

Proces izbora ipak mora da obezbedi konkurentnu kontrolu troškova. Strateški sporazumi mogu da ubrzaju pripremu projekta, ali mogu i da smanje konkurentski pritisak kada razvojni partner kasnije preuzme ulogu EPC izvođača. Srbija će morati da obezbedi transparentno obračunavanje troškova, nezavisno verifikovane količine, uporedive cene opreme i jasna pravila za prelazak sa front-end inženjeringa na ugovor o izgradnji.

Javna nabavka vredna 5,3 miliona evra i proces izbora američkog strateškog partnera povezani su, ali pravno i komercijalno predstavljaju odvojene procese. Prvi treba da obezbedi plansku i preliminarnu tehničku osnovu Srbije. Drugi se odnosi na identifikaciju potencijalnog međunarodnog partnera. Razdvajanje tih funkcija važno je kako bi Generalni projekat i Prethodna studija opravdanosti ostali dokumenti koje vodi investitor, a ne rešenja oblikovana prema komercijalnim interesima budućeg izvođača.

Rumunija je druga nezaobilazna strana. Iako bi elektrana i predložene gornje akumulacije bile na teritoriji Srbije, Đerdap 3 bi koristio vodu iz akumulacije koja je deo zajednički upravljanog hidroenergetskog i plovidbenog sistema Đerdap. Ciklusi pumpanja i proizvodnje mogli bi da utiču na nivoe Dunava, uslove plovidbe i rad Đerdapa 1 i Đerdapa 2, kojima Srbija i Rumunija zajednički upravljaju.

Dve zemlje su 16. jula 2026. godine u Bukureštu potpisale memorandum radi olakšavanja razmene informacija i tehničke procene. Rumunija je jasno stavila do znanja da svaki razvoj mora ostati kompatibilan sa proizvodnjom električne energije u sistemu Iron Gates I i II, zaštitom priobalnih područja i plovidbom Dunavom.

To stvara neobičan rizik na interfejsu. Đerdap 3 može biti srpska imovina, ali njegova operativna pravila ne mogu biti projektovana isključivo prema interesima srpskog tržišta električne energije. Ograničenja nivoa akumulacije, rasporedi pumpanja i periodi visoke proizvodnje moraće da budu usklađeni sa rumunskim vlastima i bilateralnim telima koja upravljaju postojećim sistemom Đerdap.

Takva operativna ograničenja mogla bi da utiču na prihode. Postrojenje kojem nije dozvoljeno pumpanje tokom perioda niskih cena ili proizvodnja tokom najvrednijih perioda nestašice ostvarivalo bi manju cenovnu razliku. Prethodna studija opravdanosti zato mora da modeluje ne samo tehničke performanse već i komercijalne posledice bilateralnih ograničenja upravljanja vodama.

Integracija u mrežu predstavlja još jedan veliki izazov. Ubrizgavanje do 2.400 MW na jednoj tački predstavljalo bi veliku promenu za prenosni sistem Srbije. Studije priključenja moraće da ispitaju kapacitet postojeće infrastrukture na 400 kV, unutrašnja uska grla u Srbiji i prekogranične koridore prema Rumuniji, Bugarskoj i Mađarskoj.

Postrojenje bi moglo da smanji ograničenja proizvodnje iz obnovljivih izvora apsorbovanjem viška električne energije, naročito tokom perioda visoke proizvodnje vetra i sunca. Njegova ekonomska vrednost rasla bi sa povećanjem promenljive proizvodnje iz obnovljivih izvora u Srbiji, ali ta korist zavisi od dovoljnog prenosnog kapaciteta za transport viška električne energije do Đerdapa i vraćanje skladištene energije ka potrošačkim centrima tokom vršnih perioda.

Osnovni scenario integracije obnovljivih izvora mogao bi da pretpostavi da Đerdap 3 pomaže Srbiji da tokom 2030-ih prihvati dodatnih 3–5 GW kapaciteta vetra i sunca. Postrojenje od 2.400 MW sa dužim trajanjem skladištenja moglo bi da podrži širi regionalni potencijal od 5–7 GW, uključujući električnu energiju uvezenu za pumpanje iz Rumunije, Bugarske i Mađarske. Ove brojke predstavljaju potencijal za planiranje sistema, a ne direktno dodeljenu proizvodnju projektu.

Uštede od smanjenja ograničenja proizvodnje predstavljale bi samo deo ukupne vrednosti. Uz izbegnuto ograničenje proizvodnje od 500–1.000 GWh godišnje i prosečnu vrednost preuzete električne energije od 40–70 evra/MWh, direktna godišnja korist mogla bi da dostigne približno 20–70 miliona evra. Veća sistemska vrednost proizlazi iz izbegavanja hitnog uvoza, smanjenja korišćenja fosilnih vršnih kapaciteta, obezbeđivanja rezervi i boljeg upravljanja naglim promenama u proizvodnji iz obnovljivih izvora.

Ekološko izdavanje dozvola moglo bi na kraju da odredi izvodljivu veličinu projekta. Predloženi razvoj nalazi se u širem području Đerdapske klisure i utiče na prostor visoke ekološke, kulturne i arheološke vrednosti, uključujući delove Nacionalnog parka Đerdap. Izgradnja gornjih akumulacija zahtevala bi brane, iskope, pristupne puteve, prenosnu infrastrukturu i površine za odlaganje velikih količina stena i zemlje.

Strateška procena uticaja na životnu sredinu mora da uporedi alternative, a ne samo da opravda unapred izabranu konfiguraciju. Lokacija i broj gornjih akumulacija, površinska naspram podzemne infrastrukture, saobraćaj tokom izgradnje, uticaj na biodiverzitet, kvalitet vode, kretanje sedimenta, uticaj na pejzaž i kumulativni efekti sa postojećim hidroenergetskim objektima zahtevaju ranu procenu.

Tehnički atraktivna šema od 2.400 MW mogla bi se pokazati manje bankabilnom od manje alternative kada se u obzir uzmu mere zaštite životne sredine, vreme potrebno za dobijanje dozvola i prekogranična ograničenja. Optimalno rešenje stoga može biti konfiguracija koja pruža najveću sistemsku vrednost prilagođenu riziku, a ne maksimalnu instaliranu snagu.

Novi tender pomera Đerdap 3 izvan domena političkih najava, ali projekat još ne čini spremnim za izgradnju. Sledeća faza mora da pretvori koncept star 50 godina u savremeno skladišno postrojenje sa potvrđenim rešenjem akumulacija, jasno definisanim ekološkim putem, usklađenim srpsko-rumunskim režimom rada, bankarskim modelom prihoda i konkurentnom strategijom ugovaranja.

Konfiguracija od 1.800 MW koja se trenutno razmatra deluje dovoljno velika da transformiše sposobnost Srbije za balansiranje, a istovremeno je upravljivija od neposredne izgradnje kapaciteta od 2.400 MW. Generalni projekat i Prethodna studija opravdanosti sada će utvrditi da li ta srednja opcija može da ostane u procenjenom kapitalnom okviru od 2,6–3,2 milijarde evra i obezbedi bankabilnu ekonomiku skladištenja bez prebacivanja prekomernog geološkog, ekološkog i tržišnog rizika na državu Srbiju.