Jakie wnioski wyciąga Pan po wybudowaniu i pierwszych kilku miesiącach pracy ciepłowni geotermalnej w Koninie?

Intensywną pracę nad nią zaczęliśmy w 2019 r., ponieważ wcześniej nie było realnej możliwości uzyskania finansowania takich inwestycji. Tego czasu jednak nie straciliśmy i gdy w 2019 r. pojawiła się możliwość udziału w programie, znalazły się w nim trzy lokalizacje – Koło, Sieradz oraz Konin.

Podpisaliśmy umowę z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, wyłoniliśmy wykonawcę i w 2024 r. mogliśmy powiedzieć, że inwestycja została zakończona.

Następnie potrzebowaliśmy ponad roku na uzyskanie wszystkich pozwoleń i zgód, aby instalacja mogła rozpocząć produkcję ciepła i wprowadzać je do systemu. To pokazuje nasze doświadczenie: inwestycje geotermalne są długotrwałe – na etapie zarówno realizacji, jak i formalności.

Dziś można przyjąć, że cały proces trwa co najmniej pięć lat, a często dłużej. W naszym przypadku, jeśli liczyć od 2019 r., ale uwzględniając także lata 2017–2018, kiedy przygotowywaliśmy dokumentację, jest to jeszcze dłuższy okres. Mówimy tu o projektach robót geologicznych – zarówno dla otworu zatłaczającego, jak i dla całej infrastruktury naziemnej i podziemnej.

Kolejne problemy pojawiły się już po uruchomieniu instalacji. Mamy tu mianowicie do czynienia z ryzykiem geologicznym. Dziś nie jesteśmy w stanie wykorzystać pełnej mocy, jaką można uzyskać z otworu badawczo-eksploatacyjnego Konin GT-1. Problemem jest kierunkowy otwór zatłaczający Konin GT-3, którego filtr znajduje się około kilometra dalej. Występuje tam nieco inna struktura geologiczna, przez co uzyskaliśmy gorsze parametry – przede wszystkim niższą chłonność, niż zakładano.

Dodatkowo nasza instalacja znajduje się na Niżu Polskim, gdzie wody geotermalne występują na głębokości około 3 km. Ich temperatura wynosi od ponad 60°C, a w przypadku Konina sięga nawet powyżej 90°C – w otworze Konin GT-1 odnotowano 94,5°C.

Ograniczeniem pozostaje jednak wysoka mineralizacja wód, a więc ich znaczące zasolenie. W praktyce to właśnie chłonność otworu zatłaczającego – czyli jego zdolność do przyjmowania wody po oddania ciepła w ciepłowni – decyduje dziś o realnej mocy całej instalacji geotermalnej.

Obecnie ciepłownia geotermalna w Koninie pracuje na poziomie około 2 MW. Przed nami są więc kolejne etapy prac; zależy nam na tym, aby stopniowo poprawić parametry otworu Konin GT-3, nie ograniczać wydobycia z otworu Konin GT-1 i w przyszłości osiągnąć pełną, zakładaną moc projektową – nieco ponad 8 MW.

 

Czy to właśnie takie problemy, z jakimi Państwo się borykają, zadecydowały o tym, że w Polsce działa raptem 10 ciepłowni geotermalnych?

Myślę, że rzeczywiście miały one ogromne znaczenie dla rozwoju geotermii w Polsce, bo już ciepłownie powstające w połowie lat 90. borykały się chociażby z procesem zasolenia. Mówimy tu też o inwestycjach dość skomplikowanych i długotrwałych, bo realizowanych przez kilka lat.

Drugim kluczowym elementem są koszty, zwłaszcza wykonania odwiertów geotermalnych. W 2014 r., kiedy Konin realizował pierwszy otwór badawczy, poziom dofinansowania wynosił 50%. Pozostałe 50% stanowiły środki samorządu miasta Konina. To na pewno nie zachęcało samorządów do stawiania na geotermię.

Pamiętajmy też, że taki otwór badawczy, jak sama nazwa wskazuje, zawsze jest obarczony pewnym ryzykiem – może się przecież okazać, że głęboko pod ziemią nie znajdziemy tego, czego szukamy. Co prawda, my w Koninie byliśmy pewni obecności wód geotermalnych – potwierdzały to mapy i wcześniejsze badania geologiczne, które wskazywały na wysokie temperatury – natomiast liczyliśmy się z ich wysokim zasoleniem.

Na całe szczęście ten odwiert, finansowany w połowie przez samorząd, stał się dziś otworem badawczo-eksploatacyjnym; potwierdził, że poszukiwane przez nas zasoby rzeczywiście istnieją.

Pamiętajmy przy tym, że geotermia rozwija się w Polsce dopiero od trzech dekad, a dodatkowo podobnych instalacji jest nadal niewiele. Im więcej takich ciepłowni powstanie, tym więcej doświadczeń one zbiorą i tym łatwiej będzie rozwijać geotermię w kolejnych lokalizacjach.

Obecnie sytuację zmienia fakt, że dziś Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej finansuje otwory badawcze w 100%. Mówimy o programach poszukiwania wód geotermalnych na terenie Polski – obejmujących kilkanaście lokalizacji, około 15 odwiertów, a także kolejnych, które są już planowane.

Trzeba jednak pamiętać, że wykonanie odwiertu geotermalnego to dopiero pierwszy krok. To etap weryfikacji – sprawdzenia, czy woda termalna rzeczywiście występuje i jakie ma parametry.

Chodzi nie tylko o temperaturę, ale także o mineralizację oraz wydajność odwiertu, czyli jego realne możliwości eksploatacyjne, określane m.in. na podstawie prób pompowania.

Tu możemy przywołać dość wyjątkowy przykład na skalę całego Niżu Polskiego, czyli ciepłownię w Poddębicach, oddaną w 2012 r. Wykonano w niej otwór, który miał on pełnić funkcję otworu zatłaczającego, jednak okazało się, że znajduje się w nim woda słodka.

W efekcie ciepłownia geotermalna funkcjonuje już od ponad 10 lat, ale wyłącznie w oparciu o otwór wydobywczy, ponieważ woda w otworze była i nadal pozostaje wodą słodką. Jak widać, geologia potrafi zaskoczyć.

 

Potem przychodzi z kolei czas na formalności.

Tak, a te przynoszą kolejne wyzwania. Ten okres – w Koninie był to niemal rok potrzebny na uzyskanie decyzji administracyjnych – ma duże znaczenie. W naszym przypadku były to decyzje środowiskowe oparte na raporcie oddziaływania na środowisko. Nie każda instalacja geotermalna w Polsce wymaga takiego raportu, ale nasza lokalizacja znajduje się na obszarze Natura 2000, więc nie dało się tego uniknąć.

Zresztą barier prawnych nie brakuje też w innych sytuacjach. Dobrym przykładem jest kwestia ważności projektu robót geologicznych. W Koninie mieliśmy projekt z 2018 r., natomiast sama inwestycja – z różnych powodów – rozpoczęła się później. W efekcie w 2023 r. okazało się, że nie możemy już realizować tego projektu, bo upłynął jego termin ważności, a w przepisach nie przewidziano możliwości jego przedłużenia. Jest to dziś jeden z postulatów, które kierujemy do decydentów – aby prawo bardziej ułatwiało realizację takich inwestycji. W naszym przypadku oznaczało to konieczność przerwania prac, mimo że byliśmy gotowi do przeprowadzenia pompowania już w maju 2023 r.

Muszę przy tym zaznaczyć, że nie mieliśmy wpływu na opóźnienia prac. Harmonogram inwestycji został zaburzony przez pandemię oraz wybuch wojny Rosji z Ukrainą, co w sposób obiektywny wpłynęło na tempo prac. Ostatecznie musieliśmy zatrzymać proces, podsumować dotychczasowe działania i przygotować nowy projekt robót geologicznych.

W tym czasie wiertnia pozostawała na miejscu, lecz przez około trzy miesiące nie prowadzono prac, co przełożyło się na opóźnienie całej inwestycji o kolejne trzy, cztery miesiące. To oczywiście generuje dodatkowe koszty, bo infrastruktura pozostaje na placu budowy.

Kolejnym wyzwaniem jest uzyskanie koncesji oraz później taryfy. Tu również postulujemy o pewne uproszczenia. W naszym przypadku, mimo że nie osiągnęliśmy wszystkich założeń projektowych (czyli przede wszystkim wydajności), to instalacja pracuje – funkcjonuje przecież w trybie ciągłym. Sam proces rozruchu i zatłaczania do otworu Konin GT-3 jest jednak silnie uzależniony od warunków geologicznych i wymaga czasu.

Myślę, że kiedy zbierzemy podobne doświadczenia innych ciepłowni, uda nam się stworzyć pewien zestaw dobrych praktyk – na przykład we współpracy z Ministerstwem Klimatu i Środowiska. Wśród dziewięciu ciepłowni działających na Niżu Polskim widzimy podobne problemy. Myślę, że im skuteczniej będziemy je rozwiązywać – zwłaszcza w nowych inwestycjach, ale z wykorzystaniem doświadczeń tych, które funkcjonują już od lat – tym bardziej rynek ciepłowni geotermalnych będzie się rozwijał pod względem ilościowym.

To ważne również z punktu widzenia efektywnego wykorzystania środków publicznych. Dziś mówimy o stuprocentowym finansowaniu otworów badawczych, dlatego nie chcielibyśmy doprowadzić do sytuacji, w której Polska będzie bardzo dobrze rozpoznana geologicznie, ale nie będzie potrafiła tych zasobów wykorzystać.

 

Czy gdyby dziś stanął Pan przed takim wyborem, to zbudowałby Pan ciepłownię geotermalną w Koninie?

Jako prezes realizujący ten projekt – ale także wcześniej, współuczestnicząc w podejmowaniu decyzji dotyczących odwiertu badawczego Konin GT-1 – mam przekonanie, że jest to inwestycja wciąż innowacyjna. Jednocześnie jest to próba wykorzystania energii, która jest naturalnie zmagazynowana w zasobach geotermalnych.

Jest to też inwestycja długofalowa, czego najlepszym potwierdzeniem jest fakt, że jako spółka MPEC Konin uzyskaliśmy koncesję na wydobycie wód termalnych ze złoża Konin aż do 2075 r.

W skrócie mogę zatem odpowiedzieć: tak, podjąłbym się takiego wyzwania. Tym bardziej że dziś samorządy skorzystały ze stuprocentowego finansowania otworu badawczego (choć i tak musiały w pewnym momencie dołożyć środki do projektu).

Kiedy my podejmowaliśmy pierwszą decyzję o budowie kilkanaście lat temu, nie było jeszcze do końca wiadomo, ile będzie kosztował odwiert badawczy, a przecież musieliśmy w połowie go sfinansować. Ostatecznie było to 15,2 mln zł, z czego 7,6 mln zł wyłożyło miasto. Co istotne, decyzja radnych w tej sprawie była jednogłośna.

Jest to jednak energia, która w eksploatacji może być tania. Nie zależy od geopolityki – mamy własne źródło ciepła i korzystamy z wody, którą sami wydobywamy.

Wraz z rozwojem rynku geotermii powinny spadać także koszty eksploatacyjne. Im więcej będzie takich instalacji, tym większy będzie rynek usług dla istniejących odwiertów, co powinno przełożyć się na niższe ceny. Warto też zauważyć, że Unia Europejska wspiera dziś działania innowacyjne w tym obszarze – np. rozwój nowych metod badań sejsmicznych, które są obecnie opracowywane.

Gdybym jednak dziś miał coś zmienić, rozważyłbym inną lokalizację – przede wszystkim po to, aby uniknąć ograniczeń związanych z obszarem Natura 2000, które wydłużają proces uzyskiwania decyzji. Z drugiej strony nasza instalacja znajduje się na wyspie Pociejewo i to również ma swoje plusy. Znajdujemy się w środku miasta, co daje nam możliwość efektywnego wykorzystania tego źródła w istniejącej sieci ciepłowniczej. Nasze dwa główne źródła ciepła, z których korzystamy – Elektrownia Konin oraz Zakład Termicznego Unieszkodliwiania Odpadów – zlokalizowane są na północy. Nasza sieć ciepłownicza ma 163 km i rozwijała się wraz z miastem w kierunku południowym, dlatego takie położenie źródła ma dla nas duże znaczenie.

Jeśli chodzi o doświadczenia inwestycyjne, zmieniłbym też harmonogram realizacji. W mojej ocenie po wykonaniu otworu badawczego – i potwierdzeniu, że mamy do czynienia z wodą słoną – należałoby od razu przejść do kolejnego etapu, czyli wykonania otworu zatłaczającego. Najlepiej wykorzystać do tego tę samą wiertnię – można ją przemieścić, nawet o niewielką odległość, jak w naszym przypadku.

Dopiero po wykonaniu dwóch odwiertów – wydobywczego i zatłaczającego – powinno się przechodzić do budowy pełnej infrastruktury. Doświadczenia Konina, Sieradza czy Koła pokazują, że docelowo nie mówimy już o klasycznym dublecie geotermalnym, ale raczej o układzie: jeden otwór wydobywczy i dwa otwory zatłaczające.

To jest kierunek, który – moim zdaniem – powinien stać się standardem dla wykorzystania wód geotermalnych na Niżu Polskim.

 

W Koninie działają już m.in. instalacja termicznego przekształcania odpadów (dostarczająca tanią energię z łatwo i lokalnie dostępnego źródła) oraz ciepłownia geotermalna, a mimo to podjęliście decyzję o podniesieniu ceny ciepła dla mieszkańców. Dlaczego?

Zanim odpowiem na to pytanie, muszę zaznaczyć, że zanim podjęto decyzję o budowie ciepłowni geotermalnej, sytuacja w Koninie była zupełnie inna. Ciepło dostarczane było głównie z Elektrowni Konin opalanej węglem brunatnym. Zakład Termicznego Unieszkodliwiania Odpadów uruchomiono z kolei w 2015 r.

W międzyczasie pojawił się jednak poważny problem – główny dostawca ciepła wycofał się z projektu budowy bloku parowo-gazowego i wypowiedział miastu wieloletnią umowę na dostawy. W latach 2016–2018 Konin stanął przed koniecznością pilnego poszukiwania alternatywnych źródeł ciepła o dużej mocy, które mogłyby zastąpić Elektrownię Konin.

W efekcie podjęto decyzje inwestycyjne – najpierw powstał jeden kocioł biomasowy, później drugi. Dzięki temu, że dziś dysponujemy źródłami biomasowymi w Elektrowni Konin, system ciepłowniczy stał się efektywny.

W tych realiach ostatnia obowiązująca taryfa MPEC-Konin w zakresie przesyłu i dystrybucji ciepła funkcjonowała od lipca 2024 roku, a więc dwa lata. Wzrost kosztów w tym okresie został uwzględniony w naszym wniosku taryfowym. Z drugiej strony wpięcie do miejskiego systemu ciepłowni geotermalnej też miało wpływ, ale w niewielkim stopniu. W taryfie, która obowiązuje od 1 maja, przyjęto moc ciepłowni, którą uzyskano w momencie jej uruchomienia, to jest ok. 2 MW, a więc czterokrotnie niższą niż moc zainstalowana (8,1 MW).

Dla odbiorców oznacza to relatywnie niewielki wzrost ceny ciepła – rzędu kilku procent. Jako przedsiębiorstwo uwzględniamy przy tym konkretne warunki kosztowe, w tym m.in. moc zamówioną. Gdyby rozłożyć obecne koszty na większą skalę produkcji – co najmniej cztero- lub pięciokrotnie większą – cena jednostkowa byłaby znacznie bardziej konkurencyjna.

Najtańszym źródłem w systemie pozostaje dziś Zakład Termicznego Unieszkodliwiania Odpadów, o mocy ok. 13,6 MW. Jednocześnie całkowite zapotrzebowanie miasta na ciepło wynosi ok. 110 MW.

Dlatego jako przedsiębiorstwo robimy wszystko, aby cena ciepła była dla odbiorców akceptowalna. Warto też podkreślić, że mimo spadku zapotrzebowania na moc – o ok. 10 MW w ciągu ostatnich 10 lat – wynikającego głównie z termomodernizacji budynków, koszty przesyłu i dystrybucji mają dziś istotny wpływ na końcową cenę.

Pamiętajmy, że w przypadku geotermii jesteśmy na początku drogi. Tak jak mówiłem, jest to instalacja projektowana nie na rok, dwa czy trzy, ale w perspektywie wieloletniej. Nieprzypadkowo koncesja na wydobycie wód termalnych ze złoża Konin została wydana na 50 lat.

Kluczowe jest teraz poprawienie chłonności otworu i nad tym pracujemy. Chcemy osiągnąć to w najbliższym czasie, współpracując z najlepszymi firmami w Europie, które mają w tym zakresie większe doświadczenie – w Polsce jest ono wciąż ograniczone.

Rynek geotermii w Europie jest bardziej rozwinięty i funkcjonuje dłużej. Tam również wykorzystuje się wody o wysokiej mineralizacji do produkcji ciepła, więc możemy korzystać z tych doświadczeń.