Geotermia Pyrzyce – Niewykorzystany potencjał

Zasoby geotermalne są praktycznie niewyczerpalnym źródłem ciepła. Dlaczego cały świat korzysta z nich w tak niewielkim stopniu? Geotermia Pyrzyce jest jednym z nielicznych przykładów skutecznej inwestycji w geotermię.

Gigantyczna ciepłownia

W jądrze Ziemi zachodzi rozpad pierwiastków promieniotwórczych, którego efektem jest wysoka temperatura dochodząca do ok. 5000°C. Obecnie najwięcej ciepła (od 45% do 90%) pochodzi z rozpadu radioaktywnego izotopów potasu (40K), uranu (238U) i toru (232Th). Źródła ciepła upatruje się też częściowo w ochładzaniu się płaszcza, tarciu wewnętrznym wywołanym siłami pływowymi i zmianami w prędkości obrotu Ziemi. Część energii termicznej jądra transportowana jest do skorupy ziemskiej poprzez pióropusz płaszcza, który może powodować powstawanie plam gorąca i pokryw lawowych. W miarę zbliżania się do powierzchni Ziemi temperatura maleje o 15-80°C na jeden kilometr, w zależności od rodzaju skał i warunków geologicznych.

Szacuje się, że łączna ilość wypływającej na powierzchnię Ziemi energii to ok. 46 TW. Średni strumień geotermalny to około 0,063 W/m2 – nie jest to zbyt duża wartość, ale należy pamiętać że ze względu na ogromną objętość Ziemi zasoby tej energii są praktycznie niewyczerpalne. Strumień ten daje średni gradient temperatury (wzrost w kierunku środka) 30°C/km. Jest to niewystarczające do eksploatacji bezpośredniej, dlatego w geotermii istotne są tzw. rejony hipertermiczne (gradient większy od 80°C/km) i semitermiczne (od 40 do 80°C/km).

Rejony hipertermiczne to przede wszystkim obszary radiogeniczne (duża zawartość pierwiastków radioaktywnych), obszary wysokiego strumienia ciepła (skały o bardzo dużej przewodności cieplnej) i punktowe źródła ciepła (zasoby magmy, wody geotermalne). W tych rejonach zasoby geotermalne występują jako petrochemiczne (energia zgromadzona w skałach) i hydrotermiczne (w wodzie).

Głębokość zalegania złóż wody geotermalnej jest mocno zróżnicowana w poszczególnych miejscach globu, ale najczęściej zawiera się w granicach 1000-4500 metrów i więcej. Za pomocą specjalnych odwiertów wody te można wydobyć na powierzchnię. Najszersze ich zastosowanie to energetyka cieplna, ale inne gałęzie przemysłu również mogą z nich szeroko korzystać. Z kolei wody geotermalne osiągające temperaturę rzędu 120°C i wyższą najbardziej opłaca się wykorzystać do produkcji energii elektrycznej. Jednostkowy koszt geotermalnej energii cieplnej jest szacunkowo o ok. 20% niższy od kosztu energii cieplnej wytwarzanej w ciepłowni konwencjonalnej.

Ogólna moc instalacji geotermalnych, stosowanych w 58 krajach świata, które wykorzystują bezpośrednio energię gorących wód, osiąga wielkość ponad 15000 MW. Zużycie energii geotermalnej na świecie zarówno do produkcji energii elektrycznej, jak i dla celów ciepłowniczych i innych zastosowań jest w dalszym ciągu marginalne. Całkowity potencjał geotermalny Ziemi jest ogromny i wynosi około 8×1012 EJ, a jeden EJ to równowartość 27,3 mld m3 gazu.

Najbardziej znanym przykładem wykorzystania gorących wód jest Islandia, gdzie energia geotermalna zaspokaja aż 86% potrzeb kraju w zakresie ciepłownictwa.

Polskie realia

Polska ma bardzo dobre warunki geotermalne, gdyż 80% powierzchni kraju jest pokryte przez 3 prowincje geotermalne: centralnoeuropejską, przedkarpacką i karpacką. Temperatura wody dla tych obszarów wynosi od 30 do 130°C (a lokalnie nawet 200°C)

W naszym kraju istnieją bogate zasoby energii geotermalnej. Ze wszystkich odnawialnych źródeł energii najwyższy potencjał techniczny posiada właśnie energia geotermalna. Jest on szacowany na poziomie 1512 PJ/rok, co stanowi ok. 30% krajowego zapotrzebowania na ciepło.

Nie bez znaczenia pozostaje fakt, że w Polsce regiony o najlepszych warunkach geotermalnych w znacznym stopniu pokrywają się z obszarami o dużym zagęszczeniu aglomeracji miejskich i wiejskich, obszarami silnie uprzemysłowionymi oraz rejonami intensywnych upraw rolniczych i warzywniczych, co pozwoliłoby konsumować wytworzoną energię właśnie tam, gdzie jest ona najbardziej potrzebna. Na terenach zasobnych w energię wód geotermalnych leżą m.in. takie miasta jak: Warszawa, Poznań, Szczecin, Łódź, Toruń, Płock.

Jak dotąd na terenie Polski funkcjonuje osiem geotermalnych zakładów ciepłowniczych:

•    Bańska Niżna (4,5 MJ/s),
•    Pyrzyce (15 MJ/s),
•    Stargard Szczeciński (14 MJ/s),
•    Mszczonów (7,3 MJ/s),
•    Uniejów (2,6 MJ/s),
•    Słomniki (1 MJ/s),
•    Lasek (2,6 MJ/s),
•    Klikuszowa (1 MJ/h).

Warto zaznaczyć, że w latach 60., kiedy trwały intensywne poszukiwania złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, zinwentaryzowano zasoby geotermalne. Na podstawie przeprowadzonego rozpoznania geologicznego opracowano atlas występowania zasobów wód geotermalnych w Polsce na głębokościach 3000, 2000 i 1000 metrów. Wydobywanie wód geotermalnych jest opłacalne do głębokości 2000 metrów, gdy ich temperatura przekracza 65°C. Stosując pompy ciepła, temperaturę opłacalności złóż geotermalnych można obniżyć do ok. 40°C.

Przeprowadzona analiza ponad 1000 odwiertów pozwoliła na opracowanie cyfrowych map występowania wód geotermalnych w Polsce oraz potencjalnych zasobów energii w nich zgromadzonych. Największe uznanie w środowisku geologów zdobyła praca profesorów Romana Neya i Juliana Sokołowskiego pt. „Wody geotermalne Polski i możliwości ich wykorzystania” z roku 1987. Przeprowadzone do tej pory badania i analizy stwierdzają jednoznacznie, że na obszarze Polski znajduje się co najmniej 6600 km3 wód geotermalnych, o temperaturach rzędu 27-125°C.

Zasoby te są w miarę równomiernie rozmieszczone w wydzielonych basenach i subbasenach geotermalnych, zaliczanych do określonych prowincji i okręgów geotermalnych. Jak wynika z danych hydrogeologicznych, znaczna część zasobów wód geotermalnych zalega na obszarze Niżu Polskiego. Istnieje tam realna możliwość pozyskiwania wody geotermalnej o temperaturze 58-82°C z głębokości 1630-2250 m. Również na Podhalu istnieją znaczne udokumentowane zasoby wód geotermalnych o temperaturach rzędu 80-96°C, a głębokość ich zalegania zawiera się w granicach 2300-3560 m.

Istnieją już projekty budowy szeregu instalacji geotermicznych na Podhalu (Bielsko-Biała, Andrychów, Wadowice, Skoczów, Sucha Beskidzka, Maków Podhalański) oraz na Niżu Polskim (Warszawa, Łódź, Inowrocław, Ciechanów, Bydgoszcz). Bogate zasoby wód geotermalnych znajdują się również na Pomorzu Zachodnim. Na głębokościach rzędu 1600-2200 m zalegają tam wody geotermalne o temperaturach 50-90°C.

Przeprowadzone w ostatnich latach badania potwierdziły, że istnieje realna możliwość budowy w Polsce kilkudziesięciu ciepłowni geotermalnych. Gdybyśmy zrealizowali chociaż połowę planowanych instalacji geotermalnych, pozwoliłoby to energii geotermalnej stać się znaczącym źródłem energii cieplnej w całkowitym bilansie energetycznym kraju.

Skoro wszystko tak pięknie wygląda, dlaczego w Polsce wody termalne wciąż nie są wykorzystywane na skalę masową? Wiąże się to z kilkoma kwestiami.

Przede wszystkim, budowa ciepłowni geotermalnej jest przedsięwzięciem bardzo kosztownym. Niełatwo znaleźć inwestora gotowego wyłożyć kilkadziesiąt milionów euro, tym bardziej, że tego typu obiekt zwraca się najczęściej dopiero po 20-30 latach. Gdyby w odpowiednim czasie zainwestowano wymagane środki, już dzisiaj moglibyśmy powiedzieć, że czysta energia geotermalna ma spory udział w zużyciu energii w naszym kraju. Już w połowie lat osiemdziesiątych autorytet w tej dziedzinie, prof. Julian Sokołowski, dawał instrukcje w jaki sposób można wykorzystać ogromny potencjał geotermalny Polski.

Kolejnym utrudnieniem dla potencjalnego inwestora jest dość skomplikowana procedura rozpoczęcia działalności wydobywania wód termalnych.

Sejm ustawą z dnia 4 lutego 1994 r. Prawo geologiczne i górnicze (Dz. U. Nr 228, poz. 1947 ze zm.) w art. 5 ust. 4 zaliczył solanki, wody lecznicze i termalne (w odróżnieniu od zwykłych wód podziemnych) do kopalin.

Przedsiębiorca zamierzający poszukiwać złóż wód uznanych za kopaliny zobowiązany jest przepisami prawa geologicznego i górniczego do posiadania koncesji na prowadzenie prac wydobywczych. Koncesję wydaje Minister Środowiska na podstawie wniosku z dołączonym projektem prac geologicznych. W przypadku uzyskania pozytywnych wyników badań hydrogeologicznych, przedsiębiorca powinien wystąpić z wnioskiem do Ministra Środowiska o udzielenie koncesji na eksploatację kopaliny ze złoża. Wniosek ten powinien zawierać określenie prawa do terenu, na obszarze którego projektowana działalność ma być wykonywana, określenie czasu przewidywanej eksploatacji oraz posiadanych środków finansowych. Do wniosku powinny być dołączone dowody: prawa do wykorzystania dokumentacji geologicznej oraz prawa do nieruchomości, w granicach której będzie prowadzona działalność, a także projekt zagospodarowania złoża (PZZ), zaopiniowany przez właściwy organ nadzoru górniczego. PZZ powinien być sporządzony na podstawie dokumentacji hydrogeologicznej, przy jednoczesnym uwzględnieniu uwarunkowań techniczno-ekonomicznych. Wymagania, jakim powinien odpowiadać PZZ, określa rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 27 czerwca 2005 r. w sprawie szczegółowych wymagań, jakim powinny odpowiadać projekty zagospodarowania złóż. Na podstawie PZZ i dokumentacji hydrogeologicznej organ koncesyjny w uzgodnieniu z Prezesem Wyższego Urzędu Górniczego wyznacza granice obszaru i terenu górniczego danego złoża kopaliny. Warunki określone w koncesji i PZZ stanowią podstawę do sporządzenia przez przedsiębiorcę planu ruchu zakładu górniczego. Plan ten jest zatwierdzany decyzją dyrektora okręgowego urzędu górniczego. Realizacja ustaleń koncesji i planu ruchu objęta jest nadzorem i kontrolą organów nadzoru górniczego.

W czasie eksploatacji przedsiębiorca wydobywający kopalinę ze złoża jest zobowiązany do uiszczania opłaty eksploatacyjnej. Opłatę tę przedsiębiorca ustala we własnym zakresie, na podstawie ilości wydobytej kopaliny oraz stawki opłaty, określonej w rozporządzeniu (rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 18 grudnia 2001 w sprawie stawek opłat eksploatacyjnych). Wysokość opłaty koryguje się po sporządzeniu operatu ewidencyjnego złoża. Operat ten przedsiębiorca sporządza w ramach prowadzonej ewidencji zasobów złoża za okres sprawozdawczy (1 rok), na podstawie wyników eksploatacji. Operat stanowi element dokumentacji mierniczo-geologicznej złoża, a wymagania, jakim powinien odpowiadać, zostały określone w rozporządzeniu (rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 20 czerwca 2005 r. w sprawie szczegółowych wymagań, jakim powinny odpowiadać operaty ewidencyjne zasobów złóż kopalin).

Następnym utrudnieniem jest brak odpowiednich technologii. Stałym problemem ciepłowni geotermalnych jest szybko postępująca korozja elementów instalacji. Wynika to z faktu, że wody termalne są z reguły bardzo mocno zasolone i prędzej czy później odbija się to na całej inwestycji w postaci dodatkowych kosztów.

Mimo wielu przeciwności, w Polsce z powodzeniem działają ciepłownie geotermalne. Póki co jest ich niewiele, ale miejmy nadzieję, że docenimy w końcu to źródło energii i takich obiektów zacznie powstawać coraz więcej.

Proszę przedstawić okoliczności powstania Państwa ciepłowni.

Do roku 1990 system ogrzewania w Pyrzycach był rozproszony. Były kotłownie osiedlowe, w zakładach pracy, szkołach, instytucjach, które były ogrzewane węglem. Były to instalacje stare, często mocno zakamienione. W roku 1989 gmina rozpoczęła projektowanie ciepłowni centralnej wraz z siecią. W roku 1992 gmina rozpoczęła wiercenie w poszukiwaniu wód termalnych, pierwszy odwiert potwierdził występowanie odpowiednich źródeł. Do 1993 wywiercono już wszystkie cztery otwory, wykonano część instalacji łączącej te otwory, 2 km ciepłociągu oraz szkielet hali obecnej ciepłowni. W tym momencie miastu zabrakło pieniędzy, a gmina zadłużyła się u wykonawców.

5 grudnia 1994 r. powstała spółka Geotermia Pyrzyce, której udziałowcami zostali: Miasto Pyrzyce, Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Warszawie oraz, symbolicznie, z dziesięcioma udziałami – Skarb Państwa. Spółka zaczęła od spłacenia długów, zbilansowano rzeczywiste nakłady inwestycyjne. Okazało się, że będzie to dwa razy droższe niż liczono na początku. Pierwsze ciepło poszło w lutym 1996 roku, a całość inwestycji została ukończona w czerwcu 1997 roku.

Jaką temperaturę ma wydobywana przez Państwa woda?

Jest to temperatura niezbyt wysoka, ponieważ wynosi ona 61°C, ale dzięki zastosowaniu absorpcyjnych pomp ciepła możemy ją mocniej schłodzić, w wyniku czego jesteśmy w stanie uzyskać większą różnicę temperatur. Średnio w normalnym użytkowaniu uzyskujemy aż 65% energii z wód geotermalnych, a pozostałą część z dogrzewania gazem.

Jak wygląda proces zamiany ciepła z wód termalnych w energię cieplną dostarczaną do odbiorców?

Pierwszy etap ma miejsce w samej ciepłowni, drugi związany jest z siecią przesyłową, a trzeci to węzeł cieplny; urządzenie, które każdy ma w domu, bloku. Przy ciepłowni mamy dwa otwory wydobywcze. Dwa kilometry dalej znajduje się para otworów zatłaczających. Po wydobyciu wody, przesyłana jest ona do hali, do geotermalnych płytowych wymienników ciepła, gdzie poszczególne płyty wykonane są z tytanu. Po jednej stronie płyt płynie woda termalna, po drugiej woda sieciowa, która absorbuje ciepło i podgrzewa się do temperatury 61 stopni. Po oddaniu swojej energii, schłodzona woda termalna zostaje wpompowana do otworów zatłaczających, do tej samej warstwy, z której została pobrana. U odbiorcy znajdują się wymienniki ciepła, gdzie gorąca woda sieciowa oddaje ciepło wodzie krążącej w obiegu obiektu odbiorcy. W ten sposób koło się zamyka i cały proces powtarza się.

Jakie koszty trzeba ponieść, aby podłączyć się do tego typu sieci grzewczej?

Nasze przedsiębiorstwo ponosi wszystkie koszty podłączenia użytkownika. Mimo że koszt ogrzania mieszkania czy domku jest rocznie większy o np. 1000 zł w porównaniu z gazem, to ponieważ odbiorca nie wydaje nic na podłączenie się można powiedzieć, że jesteśmy konkurencyjni, ponieważ koszt porządnej instalacji gazowej może wynieść nawet 20 000 zł.

W jakim stopniu zaspokajacie Państwo potrzeby ciepłownicze miasta Pyrzyce?

Pyrzyce liczą 14 000 mieszkańców. Pod względem kubaturowym, zaopatrujemy w ciepło 70% miasta. Jeśli chodzi o liczbę ludzi, do których docieramy, to jest to 50% miasta.

Co jest największym problemem w funkcjonowaniu ciepłowni geotermalnej?

Wody, które eksploatujemy, są bardzo wysoko zmineralizowane. Mamy 121 g/l mineralizacji, z czego większość to NaCl. Jest to sześciokrotnie większe zasolenie niż ma Bałtyk. To stwarza problemy eksploatacyjne, głównie materiałowe, związane z korodowaniem elementów instalacji. W 2005 r. zaczęły się problemy, zniszczeniu uległy filtry (ze stali nierdzewnej!), rury wewnątrz otworów uległy skorodowaniu, w wyniku czego spadła chłonność otworów. Innym problemem jest fakt, że jesteśmy zakładem górniczym, co wiąże się odpowiednimi koncesjami, pozwoleniami, opłatami itp.

W jaki sposób można sobie z tym poradzić?

W otworach zatłaczających na długości 1450 m zaczęliśmy stosować rury HDP, czyli z polietylenu o dużej gęstości. Kolektory są wykonane ze stali nierdzewnej, filtry z kolei są gumowane. Dodatkowo kończymy prace nad środkiem chemicznym, który w sposób stały, w bardzo niewielkich ilościach będzie dozowany bezpośrednio do otworów. Dzięki zastosowaniu tego preparatu obniży się poziom żelaza w solance, w wyniku czego znacznie zmniejszy się korozja całej instalacji. W najbliższym czasie mamy zamiar opatentować ten specyfik.

Jak na razie, po modernizacji całej instalacji wszystko funkcjonuje dobrze.