Sławomir Lorek: geotermia w Koninie to wzór transformacji energetycznej

Konin przez dekady był symbolem energetyki opartej na węglu brunatnym, a dziś wykorzystuje jedną z dziesięciu instalacji geotermalnych w Polsce. Jakie przesłanki stały za decyzją o inwestycji w geotermię?

Na początku XXI wieku, na zlecenie Ministerstwa Środowiska, pod redakcją pochodzącego z Konina prof. Wojciecha Góreckiego, został wydany „Atlas wód geotermalnych Niżu Polskiego”. Z publikacji tej można się dowiedzieć, że parametry geologiczne, hydrologiczne i termiczne wód wgłębnych na Niżu Polskim dają możliwość kompleksowego ich wykorzystania zarówno w celach energetycznych, jak i balneoterapeutycznych oraz rekreacyjnych. W latach 2014–2015, po uzyskaniu dofinansowania z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska  i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW), został wykonany otwór badawczo-eksploatacyjny Konin GT-1 o głębokości 2660 m, docierający do utworów jury dolnej i wody o temperaturze powyżej 90℃.

Ciepłownia geotermalna dopełnia koniński miks energetyczny, dołączając do elektrociepłowni biomasowej i zakładu termicznego przekształcania odpadów komunalnych. W jaki sposób geotermia wpłynie na bezpieczeństwo dostaw ciepła w mieście?

Ciepłownia geotermalna oferuje stabilne, czyste i przewidywalne pod względem kosztów ciepło niezależne od pogody. To czyni ją doskonałym uzupełnieniem innych OZE.

Co konkretnie Konin i jego mieszkańcy zyskali na geotermii? Jakie są korzyści ekonomiczne, środowiskowe i związane z rozwojem miejskiej infrastruktury ciepłowniczej?

Uruchomienie ciepłowni geotermalnej na Wyspie Pociejewo to przede wszystkim zwiększenie bezpieczeństwa miejskiego systemu ciepłowniczego poprzez trzecie źródło ciepła. Również dzięki ciepłu geotermalnemu system ciepłowniczy Konina jest efektywny energetycznie. Ale ciepłownia geotermalna w Koninie to również ogromny udział w zagospodarowaniu leżącej w centrum Konina Wyspy Pociejewo. Unikatowość tego terenu polega na tym, że znajduje się on pomiędzy przedwojennym Starym Koninem oraz – powstałą w wyniku budowy kopalni, elektrowni i huty aluminium – przemysłową częścią miasta w Nowym Koninie.

Parametry konińskiego złoża są imponujące – temperatura powyżej 90°C i wydajność otworu wydobywczego 150 m³/h. To po stronie przewag. A na jakie wyzwania natrafiliście w trakcie realizacji projektu. Jak je pokonaliście?

To prawda, parametry konińskiego złoża Konin GT-1 są imponujące. Podczas budowy ciepłowni geotermalnej nie ominęły nas jednak problemy. Napotkaliśmy je w trakcie wykonywania otworu zatłaczającego Konin GT-3 – największym była awaria podczas instalacji kolumny filtrowej. Później okazało się, że wydajność otworu Konin GT-3, którym wykorzystana woda będzie wtłaczana w głąb ziemi, jest mniejsza od zakładanej. Dlatego MPEC-Konin rozważa możliwość zaprojektowania drugiego otworu zatłaczającego, by wykorzystać maksymalną wydajność otworu Konin GT-1.

Ile kosztowała cała inwestycja? Skąd pochodziły środki?

Koszt budowy ciepłowni geotermalnej wyniósł ponad 67 mln zł. Finasowanie pochodziło z kilku źródeł, tj.: dofinansowanie (ponad 26 mln zł) i pożyczka (niecałe 18 mln zł) udzielone przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, wkład miasta (4 mln zł) oraz środki własne MPEC-Konin.

Ciepłownia geotermalna to rozwiązanie nowoczesne, ale w starej części Konina kamienice są wciąż ogrzewane piecami węglowymi. Czy uruchomienie geotermii przyspieszy proces przyłączania budynków komunalnych do sieci miejskiej?

Polska posiada bardzo korzystne warunki geotermalne, obecnie jednak wykorzystujemy niewiele tego potencjału. Gorące źródła są przede wszystkim umiejscowione na tzw. Niżu Polskim, a także w Karpatach i Sudetach. Konin jest jednym z tych szczęśliwych miejsc – w 2015 roku odkryto tu źródło wody o temperaturze znacznie przekraczającej 90°C. Pierwszym krokiem było uruchomienie ciepłowni geotermalnej, a następnym jest przyłączenie kolejnych budynków w starej części Konina do miejskiej sieci ciepłowniczej. Mówimy tu o budynkach komunalnych, wciąż ogrzewanych piecami węglowymi. Przedsiębiorstwo Gospodarki Komunalnej i Mieszkaniowej w Koninie jest w trakcie realizacji projektu termomodernizacji tych budynków. Głównym celem projektu jest zwiększenie efektywności energetycznej poprzez ich kompleksową modernizację energetyczną oraz wymianę źródła ogrzewania. Tym źródłem staje się miejska sieć ciepłownicza, którą jest m.in. dostarczane ciepło z ciepłowni geotermalnej.

Konin, Koło, Sieradz – obserwujemy dynamiczny rozwój geotermii w centralnej Polsce. Czy Pana zdaniem Niż Polski ma potencjał, by geotermia stała się dominującym, a nie tylko uzupełniającym (docelowo 6–7 proc. w Koninie), źródłem ciepła systemowego w regionie w perspektywie kolejnych dekad?

Polska przekroczyła ważny próg w energetyce geotermalnej. Po uruchomieniu zakładu w Koninie, w kraju funkcjonuje już dziesięć ciepłowni geotermalnych. Parametry termiczne wód geotermalnych na Niżu Polskim dają możliwość kompleksowego ich wykorzystania w celach energetycznych. Wymaga to jednak ogromnej determinacji i środków finansowych, które pozwolą na optymalne uwolnienie energii z głębi ziemi. Liczę, że w najbliższej dekadzie liczba istniejących ciepłowni geotermalnych się podwoi. W 2021 roku NFOŚiGW przeznaczył środki na odwierty badawcze i wykorzystanie wód termalnych w ciepłownictwie w 15 miejscowościach, a w roku 2023 roku w kolejnych 30 miejscach. Mamy nad czym i gdzie wspólnie pracować.

Planujecie w Koninie kolejne odwierty. W lutym 2026 roku, w ramach unijnego programu „Urgent”, mają się odbyć badania sejsmiczne. Czym się one różnią od standardowych metod i jak ich wyniki przełożą się na zaprojektowanie przyszłego otworu GT-4?

Europa pilnie potrzebuje dekarbonizacji sektora ciepłowniczego, a energia geotermalna może w tym pomóc, zapewniając ciepło miejskie jako alternatywę dla paliw kopalnych. Projekt „Urgent” ma na celu opracowanie innowacyjnych technologii poszukiwania sejsmicznego zasobów geotermalnych, w głębokich zbiornikach w środowisku miejskim. Technologie te zostaną przetestowane w Polsce, u nas w Koninie, oraz w Belgii i na Węgrzech, co pozwoli na poprawę charakterystyki złóż i obniżenie kosztów poszukiwań. Projekt „Urgent” przyspieszy miejskie projekty geotermalne dzięki dostosowanym do potrzeb procesom poszukiwań i strategiom akceptacji rynkowej. Projekt ten otrzymał dofinansowanie z programu badań naukowych i innowacji Horyzont Europa Unii Europejskiej.

Jesienią 2025 roku otworzyliście ciepłownię geotermalną, ale już od paru lat dzielicie się wiedzą i doświadczeniem na platformie geotermia2030.pl. Gdyby miał Pan dać jedną, najważniejszą, radę prezesom innych przedsiębiorstw ciepłowniczych, którzy dopiero rozważają odwierty – na co się powinni przygotować?

Cierpliwość, determinacja i szukanie rozwiązań w zakresie poprawy wydajności chłonności otworu geotermalnego. To, co na powierzchni ziemi, czyli budynek ciepłowni geotermalnej z zastosowaną technologią odbioru energii geotermalnej zmagazynowanej w wydobytej gorącej wodzie, jest przewidywalne. Po wykonaniu pierwszego otworu, czyli otworu badawczo-eksploatacyjnego, wszystko można przewidzieć, przeliczyć, zaprojektować i wykonać. Problemy pojawiają się przy realizacji drugiego otworu – otworu zatłaczającego. Dublet geotermalny to system eksploatacji wód geotermalnych, składający się z dwóch odwiertów: produkcyjnego (wydobywa gorącą wodę) i chłonnego (zatłacza schłodzoną wodę z powrotem do złoża). Zapewnia to odnawialność złoża i spełnia wymogi ochrony środowiska, ponieważ woda krąży w obiegu zamkniętym, oddając ciepło w wymienniku ciepła w budynku ciepłowni geotermalnej, a następnie wraca pod ziemię, utrzymując parametry złożowe i zapobiegając degradacji wód podziemnych. Główne problemy z wtłaczaniem wód geotermalnych to kolmatacja (zatykanie) strefy przyodwiertowej osadami chemicznymi, które wytrącają się po schłodzeniu wody, zmniejszając przepuszczalność skał i wydajność chłonności odwiertu. I o tym trzeba pamiętać.