Energia geotermalna w Polsce: możliwości i ograniczenia
Energia geotermalna w Polsce: teoretyczny potencjał 5-10 GW, praktyczne wykorzystanie <1%. Bariery: wysokie koszty odwiertów (8-15 mln zł/MW), ryzyko geologiczne (30% odwiertów suchych), długi ROI (20-30 lat). Przyszłość: EGS (Enhanced Geothermal Systems) – technologia eksperymentalna, droga, obiecująca.
Rodzaje energii geotermalnej
Wysoka entalpia (>150°C) – produkcja elektryczności
Wymaga wulkanizmu lub grani tycznej aktywności tektonicznej. Woda/para 150-350°C napędza turbiny parowe.
W Polsce: BRAK. Wymaga stref ryftowych, wulkanów.
Gdzie jest: Islandia (30% prądu), USA (Kalifornia, Nevada), Filipiny, Indonezja, Nowa Zelandia.
Przykład: Elektrownia Nesjavellir (Islandia): 120 MW elektrycznych + 300 MW ciepła z wody 320°C na głębokości 2000m.
Niska entalpia (60-120°C) – ciepłownie
Woda termalna 60-90°C wykorzystywana do ogrzewania miejskiego, ciepłej wody, basenów.
W Polsce: JEST potencjał! Zbiorniki wód termalnych w:
- Podhale: 20-40°C na 2000-3000m, wydajność 500-1000 m³/h
- Nizina Mazowiecka: 40-80°C na 1500-2500m
- Wielkopolska: 50-90°C na 2000-3500m
- Nizina Szczecińska: 60-100°C na 2500-3500m
Zastosowanie: ogrzewanie budynków, szklarnie, ciepłownie lokalne.
Bardzo niska entalpia (<60°C) – pompy ciepła
Gruntowe pompy ciepła wykorzystują stałą temperaturę gruntu 8-12°C na głębokości 1-3m. To technicalnie też geotermia, ale na małą skalę (domy jednorodzinne).
Istniejące projekty geotermii w Polsce
1. Podhale – pionier
Ciepłownie geotermalne:
- Zakopane: 1993, 4 MW, 40°C, 4500 mieszkań + hotele
- Białka Tatrzańska: 2007, 1,5 MW, baseny + hotel
- Bukowina Tatrzańska: 2012, 0,8 MW, obiekty turystyczne
- Poronin: pilot, 0,3 MW
Łącznie: ~8 MW mocy cieplnej dla regionu.
Woda: 86°C na głębokości 2500-3200m, mineralizowana (siarka, sole), konieczna ochrona przed korozją (wymienniki ciepła tytanowe).
2. Mszczonów (Mazowieckie)
42°C woda na 1800m. Wykorzystanie: basen termalny (turystyka) + częściowe ogrzewanie budynków. Moc: 1,2 MW cieplnych. Rentowność: niska (woda za zimna do efektywnego ogrzewania miast).
3. Pyrzyce (Zachodniopomorskie)
Największa geotermalna ciepłownia w Polsce (poza Podhale): 55°C woda na 1600m, 1,8 MW ciepła, 2000 mieszkań + szkoły + szpital. Od 2000 roku działa stabilnie. Koszt: 12 mln zł (1996).
4. Uniejów (Wielkopolska)
68°C na 2100m. Pilot: basen termalny (turystyka) + szklarnie ogrodnicze (pomidory przez cały rok!). Potencjał: 3-5 MW, możliwość rozbudowy na ciepłownię dla miasta.
Dlaczego tak mało projektów?
Bariera #1: Koszty odwiertu
Wiercenie 2000-3000m głębokości: 8-15 mln zł za 1 odwiert.
Minimalne zapotrzebowanie: 2 otwory (produkcyjny + zatłaczający = zamknięty obieg).
Koszt minimalny: 16-30 mln zł PRZED pierwszym kWh!
Dla porównania:
- Fotowoltaika 1 MW: 3-4 mln zł
- Wiatr 1 MW: 4-5 mln zł
- Geotermia 1 MW: 20-30 mln zł
6-10x droższe vs OZE!
Bariera #2: Ryzyko geologiczne
Statystyka światowa: 30% odwiertów geotermalnych to „suche dziury” (zero wody lub niewystarczający przepływ).
Przykład: wydałeś 12 mln na odwiert 2500m → zero wody → strata całkowita.
Sektor naftowy: podobne ryzyko, ale ceny ropy rekompensują (zysk z 1 udanego odwiertu pokrywa 10 nieudanych). Geotermia: niższe ceny energii = trudniej zrekompensować straty.
Bariera #3: Korozja
Wody termalne w Polsce: wysokie zasolenie, siarka, CO2 = agresywne chemicznie.
Efekt:
- Koroz ja rur stalowych: wymiana co 10-15 lat
- Osady mineralne w rurach: czyszczenie co 2-3 lata
- Wymienniki ciepła: tytan lub stal nierdzewna (drogie!)
OPEX geotermii: 150-250 zł/MWh (vs PV 30-50 zł/MWh).
Bariera #4: Konkurencja
LCOE (koszt energii cieplnej):
- Gaz ziemny: 200-300 zł/MWh
- Biomasa: 180-250 zł/MWh
- Geotermia: 250-400 zł/MWh
Geotermia droższa = trudno konkurować bez dotacji.
Przyszłość – EGS (Enhanced Geothermal Systems)
Jak działa EGS?
Technologia: hydraulic fracturing (jak shale gas) na głębokości 3-5 km tworzy sztuczny zbiornik gorących skał. Wtłaczasz wodę → podgrzewa się w szcze linach → pompujesz z powrotem → zamknięty obieg.
Zalety:
- Działa WSZĘDZIE (każdy region ma gorące skały na głębokości 4-5 km)
- Nie wymaga naturalnych zbiorników wody
- Temperatura 150-200°C = produkcja elektryczności możliwa
Wady:
- Koszty odwiertów 4-5 km: 25-40 mln zł/MW (!)
- Ryzyko sejsmiczne (fracking może wywoływać mikrotrzęsienia 2-3 stopnie Richtera)
- Technologia eksperymentalna (kilka pilotów na świecie)
Projekty EGS na świecie
Soultz-sous-Forêts (Francja): 1,5 MW elektrycznych z głębokości 5000m, woda 200°C. Od 2008 działa, ale CAPEX 60 mln EUR = nieopłacalne bez dotacji.
Newberry Volcano (USA, Oregon): Dept of Energy testuje EGS, głębokość 3000m. Status: pilotaż.
Basel (Szwajcaria): projekt zamknięty po micro-trzęsieniach 3,4 stopnia (panika mieszkańców).
EGS w Polsce – perspektywy
AGH Kraków + PIG Warszawa: studia potencjału. Obszary wskazane:
- Sudety: skały granitowe, gradient 30-35°C/km
- Karpaty: gradient 25-30°C/km
- Nizina Mazowiecka: warstwy permskie, gradient 28°C/km
Realny timeline:
- 2026-2030: Studia geologiczne, mapy potencjału
- 2030-2035: Pierwsz y pilot EGS (finansowanie EU)
- 2035+: Ewentualna komercjalizacja (jeśli koszty spadną)
Szanse: małe w najbliższej dekadzie. Konkurencja PV+wiatr+baterie jest tańsza i szybsza do wdrożenia.
Czy geotermia ma przyszłość w Polsce?
Nisza opłacalna
Lokalne ciepłownie w regionach z dobrym zasobem (60°C):
- Podhale: rozbudowa istniejącej sieci
- Uniejów, Poddębice (Wielkopolska): nowe projekty 3-5 MW
- Kołobrzeg, Kamień Pomorski: turystyka + ogrzewanie
Warunek: dotacje (NFOŚiGW, EU) pokrywające 40-60% CAPEX. Bez dotacji: nieopłacalne.
Niszowe zastosowania
Szklarnie, akwakultura (hodowle ryb): niższa temperatura OK (30-50°C), działają przez cały rok = wysoki współczynnik wykorzystania = opłacalność lepsza niż ciepłownie sezonowe.
Werdykt 2026
Geotermia w Polsce: **marginalny gracz** w transformacji energetycznej. <0,5% miksu energetycznego do 2040. Większość budżetu OZE pójdzie w wiatr offshore, PV, baterie – tam ROI 3-4x lepsze.
