Geotermia w Polsce – niewykorzystany potencjał ciepłownictwa

Zasoby geotermalne Polski – ile ciepła drzemie pod skorupą?

Zasoby geotermalne Polski charakteryzują się wysokim stopniem stabilności oraz powszechnością występowania, co odróżnia je od niestabilnych źródeł pogodozależnych. Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy (PIG-PIB) w publikacji „Mapa Potencjału Geotermii Niskotemperaturowej” z 2024 roku wskazuje, że geotermia niskotemperaturowa jest dostępna do eksploatacji na obszarze obejmującym 90 % powierzchni kraju. Z kolei złoża średnio- i wysokotemperaturowe, kluczowe dla ciepłownictwa sieciowego, występują na 50 % terytorium Polski, głównie w pasie od Szczecina po Rzeszów.

Potencjał geotermii niskotemperaturowej pozwala na efektywne wykorzystanie pomp ciepła w budownictwie jednorodzinnym i wielorodzinnym. Według szacunków ekspertów, zasoby wód geotermalnych w Polsce wynoszą około 35 mld toe, co przy rocznym zapotrzebowaniu kraju na ciepło wynoszącym około 0,5 mld toe, stanowi teoretycznie niewyczerpalny magazyn energii. Obecnie zidentyfikowano ponad 150 lokalizacji, w których temperatura wód przekracza 20 °C, co kwalifikuje je do bezpośredniego wykorzystania w systemach grzewczych.

Rozmieszczenie złóż wysokoparametrowych koncentruje się w trzech głównych prowincjach geotermalnych: Niżu Polskim, Karpatach Wewnętrznych oraz Sudetach. Na głębokości 3 km pod aglomeracją poznańską woda termalna osiąga temperaturę 95 °C, co teoretycznie pozwala na zasilenie 20 % miejskiej sieci ciepłowniczej bez konieczności spalania paliw kopalnych. Eksploatacja tych zasobów wymaga precyzyjnego wykonania otworu wiertniczego oraz zastosowania nowoczesnych wymienników ciepła odpornych na mineralizację wody.

Działające ciepłownie – dziewięć miejsc, gdzie ciepło już płynie z ziemi

W Polsce funkcjonuje dziewięć głównych instalacji geotermalnych, które zintegrowane są z miejskimi systemami ciepłowniczymi. Każda z tych jednostek wykorzystuje otwór eksploatacyjny do wydobycia gorącej solanki oraz otwór chłonny do jej ponownego zatłoczenia do złoża po odebraniu energii w wymienniku ciepła. Poniższa tabela przedstawia szczegółowe parametry techniczne kluczowych ciepłowni działających w kraju.

Analiza funkcjonowania PEC Geotermia Podhalańska SA pozwala na wyciągnięcie istotnych wniosków dotyczących efektywności ekonomicznej i środowiskowej. System ten zasila 220 budynków użyteczności publicznej oraz liczne obiekty prywatne poprzez 12 km sieci ciepłowniczej, redukując emisję CO₂ do zera w miejscu wytwarzania ciepła. W 2024 roku cena 1 GJ energii z tego źródła oscylowała wokół 28 zł, co stanowi wartość konkurencyjną wobec paliw konwencjonalnych. To największa geotermalna sieć w Europie Środkowej – dostarcza 40 % ciepła regionu.

Bariery – dlaczego wiercimy tak wolno?

Inwestycje w ciepłownie geotermalne obarczone są wysokimi nakładami kapitałowymi (CAPEX) oraz specyficznym ryzykiem geologicznym. Jak wskazuje dr inż. Bogdan Noga z Multiconsult Polska, koszt wykonania samego odwiertu o głębokości 2 km wynosi od 15 do 25 mln zł, w zależności od twardości przewiercanych skał i konieczności orurowania otworu. Infrastruktura powierzchniowa, w tym wymiennik i sieć przesyłowa, generuje dodatkowe 8–12 mln zł, co podnosi łączny koszt budowy instalacji o mocy 5 MWt do poziomu 25–35 mln zł.

W celu minimalizacji barier finansowych, Ministerstwo Klimatu i Środowiska wraz z NFOŚiGW wdrożyło program „Udostępnienie wód termalnych w Polsce”. Oferuje on do 100 % dofinansowania na pierwszy, badawczy otwór geotermalny, co pozwala samorządom na weryfikację parametrów złoża bez obciążania budżetu lokalnego ryzykiem inwestycyjnym. Należy jednak pamiętać, że proces inwestycyjny jest czasochłonny i wymaga przejścia przez szereg procedur administracyjnych określonych w prawie krajowym.

Standardowa ścieżka formalno-prawna dla nowej inwestycji geotermalnej obejmuje następujące kroki:

1. Koncesja geologiczna – uzyskanie prawa do poszukiwania i rozpoznawania złoża zajmuje średnio 3 miesiące (zgodnie z art. 49 ustawy Prawo geologiczne i górnicze).
2. Decyzja środowiskowa – ocena oddziaływania na ekosystem i uwarunkowania lokalne trwa około 6 miesięcy.
3. Pozwolenie na wiercenie – zatwierdzenie projektu robót geologicznych i uzyskanie zgód budowlanych wymaga 2 miesięcy pracy urzędów.
4. Przyłącze do sieci ciepłowniczej – projektowanie i budowa infrastruktury łączącej źródło z odbiorcami zajmuje około 4 miesięcy.

Zsumowany czas trwania procedur sprawia, że od złożenia wniosku do pierwszej kropli gorącej wody mija minimum 15 miesięcy. W praktyce inwestycyjnej, biorąc pod uwagę procesy przetargowe i technologiczne, cykl ten często wydłuża się do kilku lat.

Perspektywy 2030–2050 – ile nowych ciepłowni realnie przybędzie?

Strategia rozwoju energetyki odnawialnej zakłada dynamiczny przyrost mocy zainstalowanej w geotermii do końca bieżącej dekady. Program „Polska Geotermia Plus”, realizowany przez NFOŚiGW, dysponuje budżetem 900 mln zł na lata 2023-2030, co ma umożliwić realizację kluczowych projektów miejskich. Do 2030 roku planowane jest uruchomienie instalacji w Koninie (5 MWt, start 2025 r.), Włocławku (6 MWt, 2026 r.), Końskich (4 MWt, 2026 r.), Kaliszu (7 MWt, 2027 r.) oraz strategicznego systemu w Poznaniu (20 MWt, planowany start w 2029 r.).

Długofalowy scenariusz nakreślony w dokumencie „Wieloletni Program Rozwoju Wykorzystania Zasobów Geotermalnych w Polsce”, opracowanym przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska w 2023 roku, przewiduje powstanie do 150 nowych ciepłowni geotermalnych do 2040 roku. Przy założeniu średniej mocy jednostkowej na poziomie 8 MWt, energia geotermalna mogłaby pokrywać 10 % krajowego zapotrzebowania na ciepło systemowe. Realizacja tego ambitnego planu wymaga jednak gigantycznych nakładów inwestycyjnych szacowanych na 30-35 mld zł oraz wykonania około 300 nowych otworów wiertniczych.

Wzrost udziału geotermii w miksie energetycznym jest nierozerwalnie związany z dekarbonizacją ciepłownictwa. Wymaga to 30-35 mld zł inwestycji i około 300 nowych otworów, co w perspektywie 2050 roku ma doprowadzić do sytuacji, w której wody termalne staną się fundamentem miejskich systemów ciepłowniczych, zastępując wycofywane jednostki węglowe. Optymalizacja kosztów wierceń oraz rozwój technologii geotermii głębokiej (EGS) mogą dodatkowo przyspieszyć ten proces, otwierając dostęp do ciepła w lokalizacjach wcześniej uznawanych za nieperspektywiczne.

FAQ – najczęstsze pytania inwestorów i samorządów