Geotermia niskotemperaturowa w Polsce

Geotermia niskotemperaturowa w Polsce
- stan aktualny i perspektywy rozwoju
Jacek Kapuściński
Przedsiębiorstwo Geologiczne POLGEOL S.A.
Andrzej Rodzoch
Biuro Poszukiwań i Ochrony Wód – HYDROEKO
Wykonano na zamówienie Ministra Środowiska
za środki finansowe wypłacone przez
Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej
Warszawa, październik 2006 r.
Spis treści
1.
WSTĘP ............................................................................................................................................... 7
1.1
1.2
1.3
2.
STAN I PERSPEKTYWY ROZWOJU GEOTERMII NISKOTEMPERATUROWEJ
NA ŚWIECIE ..................................................................................................................................... 9
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
3.
ZASADA DZIAŁANIA POMPY CIEPŁA .............................................................................................. 36
RODZAJE INSTALACJI GEOTERMALNYCH NISKIEJ ENTALPII ........................................................... 39
GROMADZENIE CIEPŁA W GRUNCIE ............................................................................................... 41
STAN PRAWNY GEOTERMII NISKOTEMPERATUROWEJ W POLSCE
I NA ŚWIECIE................................................................................................................................. 43
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
5.
GEOTERMIA NA TLE INNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII ODNAWIALNYCH ..................................................... 9
CHARAKTERYSTYKA OGÓLNA WYKORZYSTANIA GEOTERMII NISKIEJ ENTALPII ............................ 12
GEOTERMIA NISKIEJ ENTALPII W USA.......................................................................................... 15
GEOTERMIA NISKIEJ ENTALPII W UNII EUROPEJSKIEJ ................................................................... 19
GEOTERMIA NISKIEJ ENTALPII W WYBRANYCH KRAJACH EUROPEJSKICH...................................... 29
TECHNICZNE WARUNKI POZYSKIWANIA I WYKORZYSTYWANIA CIEPŁA
GEOTERMALNEGO O NISKIEJ ENTALPII ............................................................................ 36
3.1
3.2
3.3
4.
CEL I ZAKRES ZADANIA .................................................................................................................. 7
PRZEDMIOT ANALIZY...................................................................................................................... 8
MATERIAŁY ŹRÓDŁOWE ................................................................................................................. 8
PRAWO UNII EUROPEJSKIEJ .......................................................................................................... 43
STAN PRAWNY W POLSCE ............................................................................................................. 43
STAN PRAWNY W WYBRANYCH KRAJACH ..................................................................................... 56
PROPOZYCJE ZMIAN PRZEPISÓW KRAJOWYCH............................................................................... 58
OCENA SKUTKÓW WPROWADZENIA NOWYCH REGULACJI PRAWNYCH .......................................... 62
GEOLOGICZNE I HYDROGEOLOGICZNE UWARUNKOWANIA
POZYSKIWANIA CIEPŁA ZIEMI .............................................................................................. 63
5.1 CHARAKTERYSTYKA ŹRÓDEŁ CIEPŁA O NISKIEJ ENTALPII ............................................................ 63
5.1.1
Strumień cieplny Ziemi....................................................................................................... 63
5.1.2
Energia słoneczna.............................................................................................................. 65
5.1.3
Parametry termiczne ośrodka skalnego ............................................................................. 66
5.1.4
Terenowa metoda wyznaczania parametrów termicznych gruntu ..................................... 70
5.1.5
Podstawowe czynniki decydujące o wymianie ciepła......................................................... 73
5.2 WARUNKI WYSTĘPOWANIA WÓD PODZIEMNYCH .......................................................................... 75
5.3 ZASOBNOŚĆ POZIOMÓW WODONOŚNYCH ORAZ METODYKA DOKUMENTOWANIA ZASOBÓW ........ 80
5.4 WPŁYW INSTALACJI GEOTERMALNYCH NA ŚRODOWISKO ............................................................. 82
5.5 MOŻLIWOŚCI WYKORZYSTANIA NIECZYNNYCH OTWORÓW STUDZIENNYCH DO CELÓW
CIEPŁOWNICZYCH ......................................................................................................................... 86
6.
ANALIZA EKONOMICZNA OPŁACALNOŚCI WYKORZYSTANIA GEOTERMII
NISKOTEMPERATUROWEJ W KRAJU I NA ŚWIECIE ....................................................... 88
6.1 OGÓLNA CHARAKTERYSTYKA ZALET INSTALACJI GPC................................................................ 89
6.2 UWARUNKOWANIA OPŁACALNOŚCI STOSOWANIA SYSTEMÓW GPC............................................. 90
6.3 EFEKTYWNOŚĆ EKONOMICZNA INSTALACJI GPC – PRZYKŁADY ZAGRANICZNE ........................... 91
6.3.1
Przykład rynku USA........................................................................................................... 91
6.3.2
Przykład rynku kanadyjskiego ........................................................................................... 97
6.3.3
Przykład rynku niemieckiego ............................................................................................. 99
6.3.4
Przykład rynku francuskiego............................................................................................ 105
6.3.5
Przykład rynku austriackiego........................................................................................... 107
6.4 EFEKTYWNOŚĆ EKONOMICZNA INSTALACJI GPC W POLSCE ...................................................... 108
1
7.
PERSPEKTYWY ROZWOJU GEOTERMII NISKOTEMPERATUROWEJ
W POLSCE .................................................................................................................................... 119
7.1
7.2
7.3
7.4
7.5
7.6
ANALIZA RYNKU CIEPŁOWNICZEGO W ZAKRESIE MOŻLIWOŚCI WYKORZYSTANIA ENERGII
GEOTERMALNEJ O NISKIEJ ENTALPII ........................................................................................... 119
GEOTERMIA NISKIEJ ENTALPII NA TLE INNYCH ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII ..................... 120
OFERTA PRODUCENTÓW I INSTALATORÓW SYSTEMÓW GPC ...................................................... 129
MOŻLIWE ŹRÓDŁA I SPOSOBY FINANSOWANIA INSTALACJI GPC ................................................ 130
GŁÓWNE BARIERY ROZWOJU TECHNOLOGII GPC W POLSCE ...................................................... 135
PROPONOWANE KIERUNKI DZIAŁAŃ ........................................................................................... 138
8.
PODSUMOWANIE ....................................................................................................................... 141
9.
WYKORZYSTANA LITERATURA........................................................................................... 144
2
GŁÓWNE POJĘCIA I JEDNOSTKI FIZYCZNE
UŻYWANE W OPRACOWANIU
COP
- współczynnik efektywności energetycznej pompy ciepła (ang.
Coefficient of Performance) oznaczający stosunek wytworzonej
energii cieplnej do ilości energii elektrycznej zużytej na jej
wytworzenie
Energia
pierwotna
- (ang. primary energy) - energia zawarta w naturalnych zasobach
(węgiel, ropa naftowa, uran, energia słoneczna, i inne), które nie
zostały w żaden sposób zmienione lub przetworzone przez
człowieka
Entalpia
- termodynamiczna funkcja stanu, zwykle traktowana jako energia
cieplna
GJ
- jednostka energii cieplnej (gigadżul); 1 GJ = 109 J
GNE
- geotermia niskiej entalpii (niskotemperaturowa) - temperatura
źródła ciepła (wód podziemnych lub skał) <20ºC, energia
odzyskiwana jest przy pomocy geotermalnych pomp ciepła
(niekiedy zamiennie używane jest sformułowanie „geotermia
płytka”) – definicja przyjęta dla potrzeb niniejszego opracowania
GPC
- geotermalna (lub gruntowa) pompa ciepła (ang. GSHP - ground
source heat pump lub GCHP – ground coupled heat pump; fran.
PACG – pompe a chaleur geothermique) urządzenie umożliwiające
podniesienie ciepła niskotemperaturowego wód podziemnych i
gruntu, przy pomocy dostarczonej energii elektrycznej, na poziom
wyższych temperatur, użytecznych dla celów grzewczych
GWE
- geotermia wysokiej entalpii (wysokotemperaturowa) – temperatura
źródła ciepła (wody termalne) umożliwia wykorzystanie
bezpośrednie, bez udziału pomp ciepła (niekiedy zamiennie
używane są sformułowania „geotermia głęboka” lub „geotermia
głęboko otworowa”) – definicja przyjęta dla potrzeb niniejszego
opracowania
HVAC
- system instalacji grzewczo-klimatyzacyjnych budynków (ang.
heating, ventilation, air conditioning)
GWh
- jednostka energii (gigawatogodzina); 1 GWh = 106 kWh
kW
- jednostka mocy (kilowat); 1 kW = 103 W
kWh
- jednostka energii (kilowatogodzina); 1 kWh = 3,6.106 J
LCC
- koszt użytkowania instalacji GPC w całym okresie jej użytkowania
(ang. Life Cycle Cost)
MJ
- jednostka energii cieplnej (megadżul); 1 MJ = 106 J
Mtoe (ang.)
Mtep (fran.)
- jednostka ekwiwalentna energii odpowiadająca zużyciu miliona ton
oleju (1 Mtoe = 41,868 PJ = 1015 kcal)
MW
- jednostka mocy (megawat); 1 MW = 103 kW
MWth
- jednostka mocy cieplnej (Megawatt thermal)
3
MWe
- jednostka mocy elektrycznej (Megawatt electric)
OZE
- odnawialne źródła energii (ang. RES – renevable energy sources;
fran. SER – sources d’energy renouvelable)
PC
- pompa ciepła (ang. Heat pump; fran. PAC - Pompe a chaleur)
PER
- wskaźnik zużycia energii pierwotnej (ang. PER - primary energy
ratio) wyrażający stosunek ilości wytworzonej energii do energii
koniecznej do jej wytworzenia zawartej w naturalnych zasobach
(węgiel, ropa naftowa, uran i inne)
TEWI
- równoważnik emisji gazów cieplarnianych (ang. Total Equivalent
Warming Impact) – wskaźnik wymyślony w Oak Ridge National
Laboratory w USA na początku lat 90-tych XX wieku. Wyrażony
masą równoważną CO2, łączy w sobie bezpośrednią i pośrednią
emisję gazów cieplarnianych do atmosfery w całym okresie
użytkowania instalacji.
TJ
- jednostka energii cieplnej (teradżul); 1 TJ = 1 000 GJ = 1012 J
TPF
- finansowanie inwestycji przez stronę trzecią (ang. Third Party
Financing). Inwestycję realizuje jeden podmiot – spółka zwana
ESCO, która zwrot poniesionych kosztów uzyskuje z oszczędności
wynikających z przeprowadzonej inwestycji. Inwestycje tego typu
prowadzi się w formule BOT i jej modyfikacjach (skrót od ang.
built-operate-transfer).
4
SKRÓTY I NAZWY ORGANIZACJI ORAZ INSTYTUCJI
WYMIENIONYCH W TEKŚCIE
ADEME
- Agencja środowiska i wykorzystania energii (fr. Agence de
l'Environnement et de la Maitrise de l'Energie) - www.ademe.fr
AFPAC
- Francuskie Stowarzyszenie Pomp Ciepła (fr. Association Francaise
pour les Pompes a Chaleur) - www.costic.com/afpac
ANAH
- Narodowa Agencja d.s. Poprawy Warunków Mieszkaniowych (fr.
Agence Nationale pour l’Amelioration de l’Habitat) - www.anah.fr
ASHRAE
- Amerykańskie Stowarzyszenie Inżynierii Ciepła, Chłodnictwa i
Klimatyzacji (ang. American Society of Heating, Refrigerating and
Air-Cinditioning Engineers) - www.ashrae.org
BRGM
- Biuro Poszukiwań Geologicznych i Górniczych (fr. Bureau de
Recherche Geologique et Miniere) - odpowiednik Państwowego
Instytutu Geologicznego w Polsce - www.brgm.fr
BWP
- Niemieckie Stowarzyszenie Pomp Ciepła (Bundesverband
WarmePumpe) – http://www.waermepumpe-bwp.de
DOE
- Ministerstwo Energii USA (U.S. Departament of Energy) www.energy.gov, www.eere.energy.gov
DRIRE
- Dyrekcja Regionalna d/s Przemysłu, Badań Naukowych i
Środowiska (fran. Direction Regionalne de l’Industrie, de la
Recherche at de l’Environnement) - www.drire.gouv.fr
DSIRE
- Krajowa baza wspierania energii odnawialnej (ang. US Database of
State Incentives for Renewable Energy) - www.dsireusa.org
EC BREC
- Europejskie Centrum Energii Odnawialnej (ang. EC Batlic
Renewable Energy Centre), Warszawa, ul. Jagielońska 55. Decyzją
Rady Ministrów RP z 5 września 2000 roku zostało wyznaczone
jako instytucja odpowiedzialna za wdrożenie polityki państwa
w zakresie odnawialnych źródeł energii – www.ecbrec.pl
EDF
- Electricite de France (dostawca państwowy energii elektrycznej we
Francji) – www.edf.fr
EEA
- Europejska Agencja Ochrony Środowiska
Environment Agency) - www.eea.eu.int
EGEC
- Europejska Rada Energii Geotermalnej (ang. European Geothermal
Energy Council) - www.egec.org
EHPA
- Europejskie Stowarzyszenie Pomp Ciepła (ang. European Heat
Pump Association) - www.ehpa.org
EPA
- Agencja Ochrony Środowiska USA (US Environmental Protection
Agency) - www.epa.gov
EREC
- Europejska Rada Energii Odnawialnych (ang. European Renewable
Energy Council) - www.erec-renewables.org
5
(ang.
European
ESCO
- oznaczenie firm energetycznych działających na zasadzie
finansowania projektów energetycznych przez tzw. stronę trzecią
(ang. Energy Service Company)
EurObserv'ER
- Centrum Informacyjne EurObserv'ER z siedzibą w Paryżu. Wydaje
roczny biuletyn informacyjny „European Barometr of Renewables
Energies” - www.energies-renouvelables.org
FWS
Szwajcarskie stowarzyszenie promocji pomp ciepła (niem.
Fördergemeinschaft Wärmepumpen Schweiz) - www.fws.ch
GEF
- Fundusz na Rzecz Globalnego Środowiska
Environment Facility) - www.gef.undp.org.pl
GHC
- Centrum Ciepła Geotermalnego przy Oregon Institute
Technology (ang. Geo-Heat Center) - http://geoheat.oit.edu
GHPC
- Konsorcjum Geotermalnych Pomp Ciepła w USA (ang. Geothermal
Heat Pump Consortium) - www.geoexchange.org
IEA
- Międzynarodowa Agencja Energii (ang. International Energy
Agency) - www.iea.org
IGSHPA
- Międzynarodowe Stowarzyszenie Geotermalnych Pomp Ciepła z
siedziba w USA (ang. International Ground Source Heat Pump
Association) - www.igshpa.okstate.edu
KAPE
- Krajowa Agencja Poszanowania Energii S.A. - www.kape.gov.pl
NPDES
- Narodowy System Usuwania Zanieczyszczeń (ang. National
Pollutant Discharge Elimination System)
PGA
- Polska Geotermalna Asocjacja - www.pga.org.pl
PSPC
- Polskie Stowarzyszenie Pomp Ciepła – www.pompaciepla.org
SVEP
- Szwedzkie Stowarzyszenie Pomp Ciepła (ang. Swedish Heat pump
Association,
szw.
Svenska
Värmepumpföreningen)
www.svepinfo.se
6
(ang.
Global
of
1. Wstęp
1.1
Cel i zakres zadania
Prezentowane opracowanie wykonane zostało przez Przedsiębiorstwo Geologiczne
POLGEOL w Warszawie oraz Biuro Poszukiwań i Ochrony Wód - HYDROEKO z
Warszawy na zlecenie Ministra Środowiska (Departament Geologii i Koncesji
Geologicznych). Ma ono charakter studialny i opiera się na szczegółowej analizie
zagadnień prawnych, technicznych, ekonomicznych, politycznych, geologicznych i
ekologicznych związanych z wykorzystaniem energii geotermalnej niskiej entalpii1 w
Polsce, w wybranych krajach Unii Europejskiej oraz w USA i Kanadzie. Dokładne
rozpoznanie stanu aktualnego i tendencji rozwoju tej dziedziny energii odnawialnych w
Europie i na świecie pozwoliło autorom przedstawić rzetelną i dobrze udokumentowaną
opinię na temat możliwości rozwoju i upowszechnienia w naszym kraju wykorzystania
ciepła geotermalnego o niskiej entalpii (GNE) oraz rozwoju niezbędnych do tego celu
urządzeń zwanych potocznie „geotermalnymi (gruntowymi) pompami ciepła” (GPC).
W ostatnich 10 latach geotermia niskiej entalpii wykorzystująca technologię pomp
ciepła przeżywa prawdziwy rozkwit, zwłaszcza w Ameryce Północnej i w niektórych
krajach Europy Zachodniej. Intensywny rozwój systemów niskotemperaturowych ma
miejsce głównie dzięki temu, że są one dostępne już dla niewielkich inwestycji, jak np.
osiedla, domy jednorodzinne, domy wczasowe, domy opieki społecznej, budynki
biurowe, kościoły, zakłady produkcyjne, itp. Również w Polsce od kilku już lat
wykorzystanie niskotemperaturowego ciepła ziemi do celów grzewczych szybko się
rozwija, a koszt pozyskiwanego w ten sposób ciepła staje się konkurencyjny w stosunku
do konwencjonalnych źródeł energii.
Wzrastająca popularność GNE sprawia, że następuje szybki rozwój technologiczny i
wytyczanie nowych kierunków rozwojowych dla systemów opartych o pompy ciepła.
Coraz popularniejsza staje się idea kogeneracji, czyli jednoczesnego wytwarzania
energii elektrycznej i cieplnej w jednym systemie energetycznym. W przypadku, gdy
energia elektryczna produkowana jest z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii
(biomasy, słońca, wiatru), a następnie jest wykorzystywana do napędu pomp ciepła,
możemy mówić, że cały tak zaprojektowany system bazuje na odnawialnej i
praktycznie niewyczerpalnej energii środowiska. Innym przykładem kierunków
rozwojowych GNE jest magazynowanie ciepła w gruncie w okresie letnim w celu
osiągania większej efektywności grzewczej w okresie zimowym. Najczęściej odbywa
się to w instalacjach rewersyjnych pomp ciepła, które w zależności od potrzeb grzeją
lub chłodzą pomieszczenia. Te i inne zagadnienia rozwojowe, aczkolwiek wybiegające
poza zasadniczą treść zamówienia, zostały w niniejszym opracowaniu zasygnalizowane,
aby lepiej uzmysłowić odbiorcom wielorakie możliwości, jakie niesie za sobą
stosowanie pomp ciepła bazujących na niskotemperaturowej energii geotermalnej.
Przygotowując niniejsze opracowanie założono, że powinno być ono przydatne dla
szerokiego grona osób i instytucji zaangażowanych w realizacje systemów
ciepłowniczych geotermii niskiej entalpii. Należą do nich zarówno projektanci i
wykonawcy sieci ciepłowniczych, geolodzy projektujący i nadzorujący wykonanie
części podziemnej instalacji, pracownicy administracji geologicznej, jak też
1
W opracowaniu niniejszym termin „geotermia niskiej entalpii” stosowany jest wymiennie z pojęciem
„geotermia niskotemperaturowa”.
7
przedstawiciele jednostek finansujących zadania, w tym jednostek specjalizujących się
w uzyskiwaniu środków pomocowych Unii Europejskiej. Informacje zawarte w
opracowaniu mogą być również bardzo przydatne dla potencjalnych inwestorów, do
których docierają nieprecyzyjne i często sprzeczne informacje na temat technologii
GPC. Głównym odbiorcą pracy jest jednak Zamawiający - Departament Geologii i
Koncesji Geologicznych Ministerstwa Środowiska, dla którego opracowanie może
stanowić punkt wyjścia do dyskusji na temat przyszłości geotermii niskiej entalpii w
naszym kraju i dla wykreowania polityki resortowej w tym zakresie.
Tak szerokie określenie docelowego grona odbiorców powoduje, że wiele zagadnień
omówionych jest z podaniem wiedzy podstawowej, podręcznikowej. Wydaje się, że jest
to adekwatne do etapu rozwojowego geotermii niskiej entalpii, który – przynajmniej w
warunkach polskich – można uznać za początkowy. Wymaga to od specjalistów z
poszczególnych branż poszerzenia wiedzy ogólnej o wszystkich aspektach budowy i
funkcjonowania systemów ciepłowniczych opartych na cieple ziemi.
1.2
Przedmiot analizy
Zgodnie z zamówieniem, prezentowana analiza dotyczy jedynie geotermii niskiej
entalpii (GNE) ograniczonej temperaturą 20ºC. Jest to umowna, przyjęta w Polsce,
granica pomiędzy wodami termalnymi i niskotemperaturowymi, która wynika z relacji
do temperatury ciała ludzkiego i możliwości wykorzystania wód do celów
balneologicznych (Dowgiałło, Karski, Potocki, 1969). Temperatura 20ºC mierzona na
wypływie z otworu wiertniczego została formalnie przyjęta za granicę, od której Prawo
geologiczne i górnicze uznaje wody podziemne za termalne.
Należy jednak zaznaczyć, że w literaturze światowej i w praktyce innych krajów jako
wartość graniczną niskotemperaturowych źródeł geotermalnych przyjmuje się
powszechnie temperaturę 30ºC, a tę gałąź energetyki określa się mianem geotermii
bardzo niskiej entalpii (GBNE). Różnica ta nie ma znaczenia przy porównywaniu stanu
geotermii niskotemperaturowej w Polsce i w innych krajach, ponieważ niezależnie od
tego, jaką wartość graniczną temperatury przyjmiemy, o geotermii niskiej entalpii
mówimy wówczas, gdy dla odzysku ciepła zawartego w gruntach czy wodach
podziemnych niezbędne jest stosowanie pomp ciepła.
1.3
Materiały źródłowe
Niniejsze opracowanie zostało przygotowane na podstawie szczegółowej analizy
ogromnej ilości różnojęzycznych materiałów krajowych i zagranicznych,
publikowanych oraz tych dostępnych w sieci Internet. Są wśród nich poradniki
metodyczne, artykuły i publikacje naukowe, materiały informacyjne kierowane do
potencjalnych użytkowników instalacji geotermalnych, oficjalne dokumenty rządowe i
akty prawne różnych krajów. Wykorzystano także doświadczenia krajowych
specjalistów w zakresie projektowania i dokumentowania geologicznego dla potrzeb
geotermii, udostępnione przez wiodące firmy wyspecjalizowane w instalowaniu
gruntowych wymienników ciepła. Wykorzystane publikacje zostały zamieszczone w
spisie literatury, część źródeł informacji podawana jest także w przypisach. Dla osób
szczególnie
zainteresowanych
podano
wykaz
najważniejszych
instytucji
zaangażowanych w problematykę geotermii niskotemperaturowej wraz z adresami ich
stron internetowych (str. 5).
8
2. Stan i perspektywy rozwoju geotermii niskotemperaturowej
na świecie
2.1
Geotermia na tle innych źródeł energii odnawialnych
Dla potrzeb niniejszego opracowania energię geotermalną umownie podzielono na
wysokotemperaturową (geotermia wysokiej entalpii - GWE) i niskotemperaturową
(geotermia niskiej entalpii - GNE). Geotermia wysokiej entalpii umożliwia
bezpośrednie wykorzystanie ciepła ziemi, którego nośnikiem jest ciecz wypełniająca
puste przestrzenie skalne (woda, para, gaz i ich mieszaniny). Wykorzystanie
bezpośrednie, oprócz ciepłownictwa, może mieć miejsce w wielu innych dziedzinach,
np. do celów rekreacyjnych (kąpieliska, balneologia), hodowli ryb, produkcji rolnej
(szklarnie), suszenia produktów rolnych, itp. Optymalnym sposobem wykorzystania
ciepła wysokiej entalpii jest system kaskadowy, w którym kolejne punkty odbioru
ciepła charakteryzują się coraz mniejszymi wymaganiami temperaturowymi. Złoża
geotermalne o bardzo wysokiej entalpii umożliwiają produkcję energii elektrycznej przy
wykorzystaniu gorącej pary wodnej. Jest to jednak wykorzystanie możliwe jedynie w
strefach współczesnej aktywności sejsmicznej i nie dotyczy Polski.
Geotermia niskiej entalpii nie daje możliwości bezpośredniego wykorzystania ciepła
ziemi - wymaga ona stosowania pomp ciepła jako urządzeń wspomagających, które
doprowadzają do podniesienia energii na wyższy poziom termodynamiczny. Ciepło
ośrodka skalnego stanowi dla pompy tzw. „dolne źródło ciepła”, które ze względów
ekonomicznych zawsze musi znajdować się w miejscu zainstalowania pompy. Dolnym
źródłem ciepła mogą być także inne nośniki energii, jak np. powietrze atmosferyczne,
wody powierzchniowe, ciepło odpadowe powstające w wielu procesach produkcyjnych
i inne. O większej atrakcyjności gruntu i wód podziemnych przesądza jednak ich
stabilność temperaturowa i związana z tym wyższa efektywność energetyczna.
W niniejszym opracowaniu przedmiotem zainteresowania jest jedynie geotermia
niskiej entalpii. Jednak celem zobrazowania roli geotermii jako całości (tj. GWE+GNE)
w wykorzystaniu odnawialnych źródeł energii (OZE), w tabelach nr 1 i 2 oraz na
rysunkach nr 1 i 2 zaprezentowano dane obrazujące jej udział w pokryciu potrzeb
energetycznych krajów Unii Europejskiej i świata.
9
Tab. 1. Udział geotermii w produkcji ciepła użytkowego na tle innych odnawialnych źródeł energii
w Unii Europejskiej w 2000 r. wraz z prognozą na lata 2010 i 2020.
(źródło: EREC2, 2004 – Renouvelable energy target in Europe 20% by 2020 – report)
Ilość produkowanego ciepła
Rodzaj OZE
Rok 2000
Prognoza 2010
Prognoza 2020
Mtoe
Udział
Mtoe
Udział
Mtoe
Udział
Biomasa
43,06
97,6 %
70,0
93,3 %
100,0
78,2 %
energia słoneczna
0,38
0,9 %
3,0
4,0 %
24,0
18,7%
geotermia (GWE+GNE)
0,66
1,5 %
2,0
2,7 %
4,0
3,1 %
Razem OZE
44,1
100,0 %
75,0
100,0 %
128,0
100,0%
Całkowita produkcja
ciepła
454,4
100,0 %
491,1
100,0 %
511,6
100,0 %
Udział OZE w produkcji
całkowitej
44,1
9,7 %
75,0
15,3 %
128,0
25,0 %
Udział geotermii w
produkcji całkowitej
0,66
0,15 %
2,0
0,41 %
4,0
0,78 %
Produkcja ciepla [Mtoe]
100
biomasa
80
energia słoneczna
geotermia
60
40
20
0
2000
2010
2020
Rys. 1. Dynamika wzrostu wykorzystania odnawialnych źródeł energii do produkcji ciepła w
krajach Unii Europejskiej
(wg danych EREC, 2004 –Renouvelable energy target in Europe 20% by 2020 - report)
Z powyższych danych wynika że:
•
•
2
Udział energii geotermalnej w pokryciu zapotrzebowania na ciepło użytkowe w
Unii Europejskiej jest w tej chwili marginalny, bo wynosi ok. 0,15%. Prognoza
wykonana w 2000 r. dla 15 krajów ówczesnej UE zakłada, że do 2020 r.
produkcja ciepła geotermalnego zwiększy się około 6-krotnie, a jej udział
wyniesie 0,78%. W bilansie energetycznym naszego kontynentu będzie to więc
ciągle ilość mało znacząca.
Udział geotermii w produkcji ciepła przez wszystkie OZE również będzie
niewielki i mimo stopniowego wzrostu w roku 2020 osiągnie wartość 3,1%.
Linie trendu na wykresie (rys. 1) pokazują zdecydowanie szybszy wzrost
znaczenia biomasy i energii słonecznej niż źródeł geotermalnych.
EREC - European Renewable Energy Council
10
•
•
Tak jak i w chwili obecnej, ciepło uzyskiwane z odnawialnych źródeł energii
będzie pochodziło głownie ze spalania biomasy. Mimo że ogólna ilość energii
uzyskiwanej z tego źródła zwiększy się ponad 2-krotnie, to jej udział procentowy
w ogólnym zużyciu OZE ulegnie znaczącemu zmniejszeniu na rzecz wzrostu
wykorzystania energii słonecznej.
Przyjęta prognoza zakłada ponad 10-krotnie szybszy, w porównaniu do
geotermii, wzrost mocy grzewczej instalacji wykorzystujących do produkcji
ciepła energię słoneczną. Świadczy to o tym, że w unijnej strategii wzrostu
wykorzystania OZE do celów grzewczych, energii słonecznej przypisuje się dużo
większe znaczenie niż energii geotermalnej.
Tab. 2 Udział geotermii w produkcji światowej energii elektrycznej i cieplnej na tle innych energii
odnawialnych w 2001 r. wraz z prognozą dynamiczną do 2040 r.
(źródło: EREC, 2004 – The contribution of RES to the world energy supply in 2040 - report)
Ilość produkowanego ciepła i energii elektrycznej
Rodzaj OZE
Rok 2001
Prognoza 2010
Prognoza 2020
Prognoza 2030
Prognoza 2040
Mtoe
Udział
Mtoe
Udział
Mtoe
Udział
Mtoe
Udział
Mtoe
Udział
biomasa
1080,0
79,2 %
1313,0
75,3 %
1791
66,6 %
2483
58,0 %
3271
51,5 %
energia wodna
232,2
17,0 %
285,0
16,3 %
358,0
13,3 %
447,0
10,4 %
547,0
8,6 %
energia
wiatrowa
4,7
0,3 %
44,0
2,5 %
266,0
9,8 %
542,0
12,6 %
688,0
10,8 %
energia
słoneczna
4,4
0,3 %
17,4
1,0 %
93,0
3,4 %
481,0
11,2 %
1332,0
21,0 %
geotermia
(GWE+GNE)
43,2
3,2 %
86,0
4,9 %
186,0
6,9 %
333,0
7,8 %
493,0
7,8 %
energia fal
morskich
0,05
0,0 %
0,1
0,0 %
0,4
0,0 %
3,0
0,0 %
20,0
0,3 %
OZE razem
1364,5
100,0 %
1745,4
100,0 %
2694,4
100,0 %
4289,0
100,0 %
6351,0
100,0 %
Całkowite
zużycie energii
10038
100 %
10549
100 %
11425
100 %
12352
100 %
13310
100 %
Udział OZE
1364,5
13,6 %
1745,4
16,6 %
2694,4
23,6 %
4289,0
34,7 %
6351,0
47,7 %
Powyższe wartości odnoszą się do łącznego zużycia i produkcji energii cieplnej i
elektrycznej w skali świata. Jeśli chodzi o energię geotermalną, to ok. 30% przypada na
produkcję energii elektrycznej, a 70% na wykorzystanie do celów grzewczych,
uwzględniając w tym systemy GPC (wg stanu na 2001 r.) Z zestawienia powyższego
wynika, że światowa strategia dotycząca zwiększania udziału OZE w ogólnym bilansie
energetycznym świata zakłada przede wszystkim dalszy wzrost wykorzystania biomasy
oraz bardzo szybki wzrost udziału energii słonecznej i w mniejszym stopniu wiatrowej
(rys. 2). Udział energii geotermalnej w bilansie energetycznym świata również będzie
wzrastał, ale jej znaczenie będzie mniejsze niż pozostałych OZE.
Wartości przedstawione w tabeli nr 2 dotyczą tzw. prognozy dynamicznej,
zakładającej stały i szybki wzrost udziału OZE w ogólnym zużyciu energii. W sytuacji,
gdyby wzrost ten utrzymał się na dotychczasowym poziomie, w 2040 r. całkowity
udział OZE w zużyciu energii wyniósłby tylko 27% (wobec 13,6% aktualnie), a udział
wśród nich geotermii obniżyłby się do 5,4%.
11
3500
Produkcja energii [Mtoe]
3000
2500
biomasa
energia slonec zna
energia wodna
geotermia
energia wiatrowa
2000
1500
1000
500
0
2000
2010
2020
2030
2040
Rys. 2. Dynamika wzrostu wykorzystania OZE w światowej produkcji energii elektrycznej i
cieplnej
(wg danych EREC, 2004 – The contribution of RES to the world energy supply in 2040 - report)
2.2
Charakterystyka ogólna wykorzystania geotermii niskiej entalpii
W przeciwieństwie do geotermii wykorzystującej źródła wysokotemperaturowe,
geotermia niskiej entalpii, po długim okresie stagnacji w latach 80-tych i na początku
lat 90-tych XX wieku, przeżywa obecnie na świecie prawdziwy rozkwit i jest jedną z
najszybciej rozwijających się dziedzin w zakresie wykorzystania energii odnawialnych.
Odzysk ciepła zawartego w gruncie i wodach podziemnych jest możliwy jedynie dzięki
zastosowaniu urządzeń zwanych potocznie „pompami ciepła”, które ze względu na
wykorzystywane źródło ciepła nazywa się „geotermalnymi/gruntowymi pompami
ciepła” (GPC).
Stopień wykorzystania tego źródła energii odnawialnej najlepiej charakteryzuje
liczba i moc grzewcza zainstalowanych urządzeń GPC. Średni roczny wzrost liczby
instalowanych geotermalnych pomp ciepła jest oceniany na około 10% w ciągu
ostatnich 10 lat (Lund, 2003) i z roku na rok wyraźnie się zwiększa. Niestety, dane na
temat liczby i mocy urządzeń zainstalowanych w różnych krajach, podawane przez
instytucje monitorujące rynek geotermii i pomp ciepła, są często bardzo rozbieżne i z
reguły szacunkowe. Instalacje tego typu, w większości o niewielkiej mocy, montowane
są przeważnie w domach prywatnych i z reguły nie są nigdzie ewidencjonowane.
Informacje na ich temat uzyskiwane są głównie od producentów pomp ciepła, i to z
reguły od tych większych. Na rynku europejskim monitorowaniem rozwoju energii
odnawialnych, w tym geotermii, zajmuje się od 1998 r. sponsorowane przez Komisję
Europejską centrum informacyjne „EurObserv’ER” z siedzibą w Paryżu. Dane zawarte
w wydawanym przez nie periodyku są najbardziej wiarygodne (tab. 3). Monitoring
rynku GNE w USA prowadzony jest głównie przez centrum informacyjne „Geo-Heat
Center” zlokalizowane przy Oregon Institute of Technologie. Dane ogólne na temat
rozwoju geotermii do celów grzewczych w różnych krajach na świecie można znaleźć
również na stronach internetowych i w publikacjach wielu innych instytucji
zajmujących się geotermią i energiami odnawialnymi. Najważniejsze z nich zostały
wymienione w spisie skrótów i terminów na stronie 3. niniejszego opracowania.
12
Podczas ostatniej światowej konferencji poświęconej geotermii, która odbyła się w
kwietniu 2005 r. w Turcji, zaprezentowano stan aktualny i perspektywy wykorzystania
tego źródła energii odnawialnych. Przedstawione tam dane zostały opublikowane w
periodyku wydawanym przez „EurObserv’ER” (XII/2005).Według tego źródła, na
koniec 2004 r. łączna moc zainstalowanych na świecie urządzeń GPC wynosiła około
13 815 MWth (tab. 3) wobec 5 275 MWth w 2000 r. Wzrosła więc 2,6 razy, co
rzeczywiście świadczy o bardzo dynamicznym rozwoju tego rynku energii
odnawialnych. Energia ziemi pobierana dzięki GPC jest szacowana na około 1,45 Mtoe
w 2004 r. w stosunku do 0,56 Mtoe w 2000 r. Ta sytuacja dotyczy jednak tylko około
30 krajów, w tym głównie USA, Kanady i państw Unii Europejskiej, która (obok USA)
jest głównym regionem świata rozwijającym tą technologię. Liczba instalacji jest
szacowana na ponad 379 000, co odpowiada mocy około 4 531 MWth. Ilość
odzyskiwanej w ten sposób energii cieplnej jest szacowana na około 0,58 Mtoe. W
przypadku krajów Unii Europejskiej liczby te powinny być jednak wyższe, ponieważ w
periodyku z XII/2005 uwzględniono tylko urządzenia o większej mocy (nie podano
jakiej). Uwzględniając publikacje „EurObserv’ER” z lat wcześniejszych, można
przyjąć, że łączna liczba wszystkich urządzeń GPC w krajach Unii może przekraczać
nawet 500 000, a łączna zainstalowana moc 5 000 MWth. Również w przypadku USA
brak jest w pełni wiarygodnych informacji na ten temat. Według danych z biuletynu
GHC3 (Lund, 2003) na koniec 2002 r. w USA było zainstalowanych około 500 000
GPC o łącznej mocy grzewczej 3 730 MWth, a według danych ze strony internetowej
GHPC4, najważniejszego amerykańskiego stowarzyszenia na rzecz rozwoju GPC, ich
liczba może sięgać nawet 900 000. Dla 2005 r. łączna zainstalowana moc grzewcza
instalacji GPC jest szacowana na 7 200 MWth i stanowi około 92% mocy grzewczej
wszystkich instalacji geotermalnych użytkowanych do celów grzewczych (tab.3).
Niezależnie od niezgodności podawanych danych, ich wymowa jest jednoznaczna.
Tab. 3. Zestawienie porównawcze mocy zainstalowanych GPC z łączną mocą wszystkich instalacji
geotermalnych użytkowanych do celów grzewczych w wybranych krajach - stan na 2004 r.
(źródło: EurObserv'ER – Le barometre europeen 2005 des energie renouvelables)
Zainstalowana moc grzewcza [MWth]
Udział
GPC
GPC
Geotermia łącznie
(G)*
GPC/G
Szwecja
1700,0
1747,0
97,3 %
Niemcy
632,6
737,2
85,8 %
Austria
611,5
663,5
92,2 %
Francja
549,5
841,4
65,3 %
Finlandia
300,0
300,0
100,0 %
Holandia
253,5
253,5
100,0 %
Włochy
120,0
606,6
19,8 %
Polska
103,6
170,9
60,6 %
Dania
80,4
80,4
100,0 %
Kraj
3
4
GHC - Geo-Heat Center, Oregon Institute of Technology
GHPC - Geothermal Heat Pump Consortium, Inc., Washington
13
Belgia
60,0
63,9
93,9 %
Czechy
47,0
51,5
91,3 %
Irlandia
19,6
20,0
98,0 %
Estonia
15,6
15,6
100,0 %
Litwa
13,6
13,6
100,0 %
Wielka Brytania
10,2
13,2
77,3 %
Węgry
4,0
694,2
0,6 %
Grecja
4,0
74,8
5,3 %
Słowenia
3,9
48,6
8,0 %
Słowacja
1,6
187,9
0,8 %
Portugalia
0,2
30,6
0,6 %
Hiszpania
0,0
22,3
0,0 %
4 153,0
6 258,9
66,3 %
660,0
709,2
93,0 %
4,0
1 791,0
0,2 %
USA**
7 200,0
7 817,0
92,1 %
Świat**
15 723,0
27 825,0
56,5 %
Razem UE (25)
Szwajcaria
Islandia
**
* Uwzględnia jedynie energię geotermalną użytkowaną do celów grzewczych (bez energii wysokiej
entalpii wykorzystywanej do produkcji energii elektrycznej)
**
Lund J.W. i inni - World-Wide Direct Uses of Geothermal Energy 2005. World Geothermal Congress,
Turcja IV/2005 r.
Z przedstawionych danych wynikają następujące wnioski:
• W skali świata niekwestionowanym liderem w zakresie wykorzystania GNE są USA.
Europa jako kontynent, z rocznym przyrostem nowych instalacji GPC rzędu 70 000
w roku 2004, szybko nadrabia zaległości w stosunku do USA. Udział pozostałych
krajów w światowym rynku GPC jest ciągle mało znaczący.
• Pod względem stopnia wykorzystania energii geotermalnej do celów grzewczych,
kraje Europy można podzielić na 3 wyraźne grupy:
grupa I - o najwyższym stopniu wykorzystania geotermii: Szwecja i Islandia;
grupa II - o średnim stopniu wykorzystania geotermii: Francja, Niemcy, Węgry,
Austria i Włochy;
grupa III - o zróżnicowanym i z reguły niewielkim lub wręcz zerowym stopniu
wykorzystania geotermii: kraje pozostałe.
• Stopień wykorzystania geotermii nie idzie w parze z ilością zainstalowanych GPC.
W krajach o wyjątkowo korzystnych warunkach występowania wód termalnych,
umożliwiających ich łatwe, bezpośrednie wykorzystanie (Islandia, Węgry, Słowacja,
w mniejszym stopniu także Włochy, Grecja, Słowenia) zainteresowanie tego typu
urządzeniami jest niewielkie lub prawie zerowe.
• W przypadku krajów skandynawskich; Holandii, Litwy i Estonii oraz Belgii, Irlandii,
Czech, Szwajcarii, energia geotermalna odzyskiwana jest głównie lub wyłącznie za
pomocą instalacji GPC.
14
• Wśród krajów europejskich Polska i Francja mają bardzo podobną strukturę
wykorzystania geotermii do celów grzewczych. W obu krajach udział GNE nieco
przekracza 60%. Stopień rozwoju geotermii we Francji jest jednak nieporównanie
wyższy niż w Polsce z uwagi na ponad 5-krotnie wyższą moc grzewczą. Udział
Polski w wykorzystaniu energii geotermalnej do celów grzewczych w Europie jest
jeszcze stosunkowo niewielki i stanowi zaledwie 2,5%. W przypadku GPC jej udział
jest nieco mniejszy i wynosi ok. 2,1%.
• USA jest niekwestionowanym światowym liderem pod względem zainstalowanej
mocy grzewczej instalacji GPC (ponad 46% łącznej światowej mocy). Udział
procentowy GNE w łącznym wykorzystaniu geotermii do celów grzewczych jest
bardzo wysoki i wynosi około 92%.
• W skali świata udział GNE w ogólnym wykorzystaniu energii geotermalnej (bez
produkcji energii elektrycznej) sięga 56%. Wynika to z tego, że w wielu krajach o
bardzo korzystnych warunkach dostępu do geotermalnych zasobów ciepła (np.
Islandia, Japonia, Nowa Zelandia, Indonezja i inne) wykorzystywane sa one w
głównej mierze do produkcji energii elektrycznej.
• Prognozy światowe zakładające szybki i znaczący wzrost udziału OZE w bilansie
energetycznym pokazują, że rola geotermii w tym wzroście przez kilka najbliższych
dziesięcioleci pozostanie na niskim poziomie, nieprzekraczającym kilku procent.
Wymowa tych prognoz jest oczywista i oznacza, że energia geotermalna nie
stanie się znaczącym źródłem energii w ogólnym bilansie energetycznym świata.
• W zakresie wykorzystania energii geotermalnej do celów grzewczych coraz
większego znaczenia nabierają instalacje niskotemperaturowe odzyskujące ciepło
ziemi przy pomocy pomp ciepła. W wielu krajach świata liczba instalacji tego typu
bardzo szybko wzrasta, a udział odzyskiwanego ciepła w ogólnej produkcji energii
geotermalnej zwiększa się z roku na rok. W chwili obecnej jest to dynamicznie
rozwijająca się dziedzina geotermii, dostarczająca energii cieplnej po cenach
konkurencyjnych w stosunku do rozwiązań konwencjonalnych.
2.3
Geotermia niskiej entalpii w USA
USA jest krajem o najdłuższych tradycjach i doświadczeniu w stosowaniu pomp
ciepła do odzysku ciepła zgromadzonego w skałach i wodach podziemnych. Rynek
GPC w tym kraju od lat jest bardzo dobrze zorganizowany i cały czas dynamicznie się
rozwija, przy silnym wsparciu władz stanowych i federalnych. Z doświadczeń
amerykańskich korzystały i cały czas korzystają kraje europejskie rozwijające własne
programy rozwoju GNE.
Charakterystyka ogólna wykorzystania GNE
Pierwsze instalacje grzewcze wykorzystujące pompy ciepła powstały w USA w
latach 40-tych XX wieku. Dopiero jednak od lat 70-tych możemy mówić o stałym i
dynamicznym rozwoju tej technologii. W latach 90-tych postęp technologiczny w
zakresie pomp ciepła był już tak zaawansowany, że ich stosowanie do celów
grzewczych stało się bardzo konkurencyjne ekonomicznie w stosunku do
konwencjonalnych źródeł energii. Dostrzegając zalety nowej technologii, rząd USA w
ustawie Prawo Energetyczne z 1992 r. (ang. Energy Policy Act) zawarł postanowienia o
wspieraniu rozwoju geotermii niskotemperaturowej jako alternatywnego, odnawialnego
15
źródła energii. W latach 1994 i 1999 prezydent Clinton podpisał specjalne
rozporządzenia wykonawcze do tej ustawy dotyczące zwiększenia efektywności
energetycznej w budynkach publicznych i obniżenia kosztów ich ogrzewania oraz
klimatyzacji, głównie przez upowszechnienie systemów GPC. Cele, jakie zostały
nakreślone w tych rozporządzeniach, to zmniejszenie o 35% zużycia energii i
zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych o 30% w 2010 r. w stosunku do roku 1990.
Dla ich osiągnięcia EPA5 i DOE6 we współpracy z GHPC opracowały specjalny
narodowy program rozwoju geotermalnych pomp ciepła o nazwie FEMP (ang. Federal
Energy Management Program). Program ten zakładał, że w roku 2005 średni roczny
poziom sprzedaży nowych instalacji tego typu wyniesie około 400 000, wobec około
40 000 w roku 2000. Ten bardzo ambitny cel nie został jak dotąd osiągnięty, ale i tak
średni roczny przyrost nowych GPC, sięgający prawie 100 000 w ostatnich kilku latach,
budzi podziw i świadczy o tym, że USA rzeczywiście bardzo poważnie traktują tą
technologię i wiążą z nią duże nadzieje. Dzięki programowi FEMP ponad 20%
wszystkich nowo instalowanych systemów GPC wykonywanych jest na zlecenie
instytucji państwowych, w tym głównie armii. Ze środków publicznych wspomagane
jest również przygotowywanie regionalnych i stanowych programów rozwoju GNE.
Wśród wielu rodzajów stosowanych w USA pomp ciepła, te odzyskujące ciepło z
gruntu i wód podziemnych uzyskały szczególne znaczenie, z uwagi na ich wysoką
efektywność. Agencja Ochrony Środowiska (EPA) promując instalacje GPC podkreśla,
że w chwili obecnej są one najbardziej efektywnym rozwiązaniem w ogrzewaniu i
klimatyzowaniu pomieszczeń. Według najnowszych danych publikowanych przez
GHPC, na koniec 2004 r. w USA było zainstalowanych około 900 000 instalacji GPC,
głównie w południowo-zachodnich i wschodnich stanach. Wśród nowo budowanych
instalacji około 46% stanowią zamknięte systemy otworowe, 38% zamknięte systemy
horyzontalne i 16% systemy otwarte wykorzystujące wody podziemne. Według Lundta
(2005) ilość energii cieplnej pozyskiwanej za pomocą instalacji GPC stanowi około
92%. Szacuje się, że ilość energii cieplnej pozyskiwanej za pomocą instalacji GPC
stanowi 60-70% całkowitej ilości energii geotermalnej wykorzystywanej bezpośrednio
do celów grzewczych.
Upowszechniające się stosowanie systemów GPC zwiększa bezpieczeństwo
energetyczne kraju i przyczynia się do poprawy stanu środowiska. Świadczyć o tym
mogą następujące liczby podawane przez EPA (cytowane za GHPC – Geoexchange
resource guide, 2004):
• ograniczenie emisji CO2 do atmosfery o około 5,2 mln ton rocznie;
• zmniejszenie zużycia energii o ponad 7 000 GWh;
• zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną o około 2 300 MW/rok.
Obrazowo rzecz ujmując, jest to ekwiwalent:
• 19,3 mln baryłek (ok. 2,6 mln ton) ropy importowanej w ciągu roku;
• 1 165 000 samochodów na drogach;
• zasadzenia ponad 346 mln drzew.
5
6
EPA - Environmental Protection Agency
DOE - U.S. Department of Energy
16
System zapewnienia jakości w wykonawstwie instalacji GPC
Jakość ta zapewniona jest przez dobrze rozwinięty system certyfikacji. W zakresie
pomp ciepła certyfikaty wydawane są przez ASHRAE7, a w zakresie projektowania i
wykonawstwa - przez IGSHPA8. Chociaż uzyskanie certyfikatu nie jest formalnie
wymagane, by móc prowadzić działalność gospodarczą, to w praktyce producenci i
instalatorzy, którzy nie posiadają certyfikatów tych dwóch instytucji, nie mają szans na
rynku. System certyfikacji gwarantuje wysoki, profesjonalny poziom wykonawstwa
instalacji GPC i przyczynia się do wzrostu zaufania do tej technologii. Właściwe,
zgodne z przepisami i obowiązującymi normami technicznymi, wykonawstwo instalacji
jest zapewnione przez kontrolę nadzoru budowlanego i służby ochrony środowiska.
Prace badawczo-rozwojowe w zakresie technologii GPC
Technologia GPC, rozwijana w USA od ponad 50, stanowi obecnie bardzo dużą
konkurencję dla konwencjonalnych źródeł energii. Możliwości jej rozwoju są jednak
ciągle duże. Przyjęty przez rząd już w 1992 r. krajowy program rozwoju GPC stworzył
bardzo korzystne warunki dla badań nad zwiększeniem efektywności tych systemów i
dalszym obniżaniem kosztów ich instalacji i eksploatacji. Prace badawcze prowadzone
przez producentów pomp ciepła, uniwersytety i inne jednostki naukowe, koncentrują się
głównie na następujących zagadnieniach:
• zwiększenie współczynnika efektywności COP (ang. Coefficient of Performance)
produkowanych pomp ciepła,
• metodyka badań i analiz stanu i prognozowania dynamiki zmian warunków
geotermicznych (badania terenowe, modelowanie),
• nowe rozwiązania i pomysły w zakresie instalowania podziemnych
wymienników ciepła,
• magazynowanie ciepła w górotworze,
• rozwój technik wiertniczych w celu obniżenia kosztów wykonania otworów przy
jednoczesnym zwiększeniu możliwości odzysku ciepła z gruntu i zachowaniu
wymagań ochrony środowiska,
• eliminowanie problemów związanych z zatłaczaniem wód do górotworu.
Najbardziej uznanymi w USA i na świecie jednostkami badawczo-rozwojowymi w
zakresie geotermii niskotemperaturowej i systemów GPC są: Uniwersytet w stanie
Oklahoma (Oklahoma State Uniwersity), gdzie siedzibę ma również IGSHPA oraz
Instytut Technologiczny w Oregonie (Oregon Institute of Technology), ze znanym na
całym świecie centrum geotermii Geo-Heat Center. Efektem prac całego środowiska
naukowo-badawczego są liczne publikacje naukowe, poradniki metodyczne, wytyczne
techniczne, materiały edukacyjne i narzędzia informatyczne dla projektantów
systemów.
System pomocy publicznej
W chwili obecnej szybki przyrost instalowanych GPC nie jest spowodowany jakąś
szczególnie wysoką pomocą publiczną czy specjalnym systemem preferencji, ale tym,
że instalacje te przynoszą wymierną korzyść swoim użytkownikom. W warunkach
7
8
ASHRAE - American Society of Heating, Refrigerating and Air-Cinditioning Engineers
IGSHPA - International Ground Source Heat Pump Association
17
amerykańskich koszty inwestycji zaczynają być porównywalne z klasycznymi
systemami grzewczymi, a użytkowanie systemu jest znacznie tańsze, mniej uciążliwe i
bardziej przyjazne środowisku. Czas zwrotu poniesionych nakładów inwestycyjnych
wynosi średnio 5-7 lat. W takiej sytuacji nie stosuje się szerzej specjalnych zachęt
finansowych, a pomoc publiczna kierowana jest głównie na wzmocnienie działań
promocyjnych, edukacyjnych i badawczych oraz na opracowywanie regionalnych
programów rozwoju tej technologii, zwłaszcza w sektorze publicznym. Publiczna
pomoc finansowa przeznaczana jest w tej chwili przede wszystkim na wsparcie rozwoju
innych energii odnawialnych, w tym głównie słonecznej i wiatrowej. Niektóre stany i
samorządy lokalne obejmują nią również systemy GPC. Szczegółowe informacje o
zakresie i formach zachęt finansowych wspierających rozwój energii odnawialnych
można znaleźć w internetowej bazie danych DSIRE9, prowadzonej przez DOE10.
Instytucje i organizacje związane z rynkiem GPC
Ponad pół wieku rozwoju technologii GPC w USA to czas wystarczający, aby rynek
okrzepł i dobrze się zorganizował. O jego rozwój wspólnie dbają instytucje państwowe,
w tym głównie EPA i DOE, organizacje branżowe producentów i instalatorów GPC
(np. GHPC, IGSHPA i inne) oraz ośrodki naukowo-badawcze. Zadania i rola
poszczególnych instytucji są jasno określone, a wymiana informacji i współpraca są
dobrze rozwinięte. Instytucją koordynującą współpracę poszczególnych partnerów
rynku GPC jest ogólnokrajowa organizacja non-profit Geothermal Heat Pump
Consortium (GHPC) z siedzibą w Waszyngtonie, powołana do życia w 1994 r.
Podsumowanie
USA to kraj, który w dziedzinie wykorzystania geotermii niskiej entalpii przy pomocy
pomp ciepła ma niewątpliwie największe doświadczenie i osiągnięcia. USA wyprzedzają
kraje europejskie nie tylko w liczbie zainstalowanych GPC, ale także w dużo lepszej w
organizacji tego rynku usług. Ustabilizowany od wielu lat wzrost tego rynku jest możliwy
dzięki następującym uwarunkowaniom:
• przyjęcie i konsekwentne realizowanie narodowego programu rozwoju geotermii
niskotemperaturowej;
•
•
•
•
pozytywny obraz technologii GPC w społeczeństwie jako czystego i oszczędnego
źródła energii cieplnej, potwierdzony wieloletnimi obserwacjami ich
funkcjonowania;
wysoki poziom techniczny urządzeń i profesjonalizm instalatorów, potwierdzony
systemem certyfikatów;
bardzo rozbudowany i łatwo dostępny dla wszystkich zainteresowanych system
informacji w Internecie o technologii i możliwościach jej zastosowania;
dobra i skoordynowana współpraca wielu różnych instytucji zajmujących się
wykorzystaniem geotermii niskotemperaturowej.
Poziom rozwoju technologii GPC w USA jest już tak wysoki, że dla rozwoju tego rynku
energii odnawialnych nie są potrzebne specjalne zachęty finansowe.
9
DSIRE - Database of State Incentives for Renewable Energy
DOE - U.S. Departament of Energy
10
18
2.4
Geotermia niskiej entalpii w Unii Europejskiej
Polska, będąc członkiem Unii Europejskiej, dostosowuje swoje prawo i strategie
rozwojowe do standardów i polityki wspólnotowej. Sytuacja ta sprawia, że analizując
stan aktualny i możliwości rozwoju GNE w naszym kraju, nie możemy pominąć
polityki europejskiej w tym zakresie, ani też bogatych doświadczeń niektórych krajów.
Charakterystyka ogólna
Mimo że odzysk niskotemperaturowego ciepła ziemi przy pomocy pomp ciepła
zaczął się w Europie już na początku lat 80-tych XX wieku, to jednak dopiero od
połowy lat 90-tych można mówić o trwałym i szybkim rozwoju tej technologii. W
ostatnich 10 latach wzrost rynku europejskiego w dziedzinie wykorzystania GNE był
oceniany na około 10% rocznie. W roku 2004 przekroczył już 20% i przewiduje się cały
czas tendencję wzrostową tego wskaźnika. Kraje europejskie, po długim okresie
stagnacji, szybko nadrabiają opóźnienie w tej dziedzinie w stosunku do USA. Rozwój
GNE i ogólnie całej geotermii, jest elementem szerszych działań podejmowanych na
szczeblu Unii Europejskiej i poszczególnych jej członków, które mają na celu
stopniowe zwiększanie udziału odnawialnych źródeł energii w ogólnym zużyciu
energii. Należy jednak zaznaczyć, że w przyjętej strategii rozwoju OZE w Unii
Europejskiej, udział geotermii w pokryciu zapotrzebowania na energię cieplną jest i
pozostanie marginalny (tab. 2). Aktualnie obserwowane tendencje wskazują, że
przynajmniej do 2020 r. wzrost wykorzystania ciepła geotermalnego będzie następował
głównie dzięki dynamicznie rozwijającemu się rynkowi GPC.
Obecny stan rozwoju rynku GPC w poszczególnych krajach europejskich można
ocenić na podstawie liczby i mocy zainstalowanych urządzeń, przedstawionych w tabeli
nr 4 i na rysunku nr 3. Mimo, że w zestawieniu nie uwzględniono urządzeń o małej
mocy (materiały źródłowe nie podają jakiej), podane wartości dobrze i wiarygodnie
prezentują udział i znaczenie poszczególnych krajów w europejskim rynku GNE.
Tab. 4 Liczba i moc zainstalowanych geotermalnych pomp ciepła w latach 2003-2004 w krajach
Unii Europejskiej i w Szwajcarii
(źródło: Geothermal barometer, EurObserv’ER XII/2005)
2003
Kraj
2004
Wzrost
Liczba
GPC
Moc
[MWth]
Liczba
GPC
Moc
[MWth]
Liczby
[%]
Mocy
[% MWth]
Szwecja
146 172
1334,0
185 531
1700,0
26,9
27,4
Niemcy
39 069
507,9
48 662
632,6
24,5
24,6
Francja
38 250
420,8
49 950
549,5
30,6
Austria
26 373
527,5
30 577
611,5
15,9
30,6
15,9
Finlandia
27 100
271,0
30 000
300,0
10,7
10,7
Polska
8 000
103,6
8 000
103,6
0
0,0
Dania
6 700
80,4
6 700
80,4
0
0,0
Włochy
6 000
120,0
6 000
120,0
0
0,0
Belgia
5 000
60,0
5 000
60,0
0
0,0
Czechy
2 100
36,0
2 700
47,0
28,6
30,6
19
1 600
235,5
1 600
235,5
0
0,0
Irlandia
1 500
19,6
1 500
19,6
0
0,0
Estonia
1 035
10,7
1 475
15,6
42,5
45,8
Wielka Brytania
550
10,2
550
10,2
0
0,0
Węgry
400
4,0
400
4,0
0
0,0
Grecja
319
4,0
319
4,0
0
0,0
Słowenia
172
3,8
204
3,9
18,6
2,6
Słowacja
8
1,4
10
1,6
25,0
14,3
Litwa
4
13,6
4
13,6
0
0,0
Portugalia
1
0,2
1
0,2
0
0,0
Razem UE
310 353
3 782,0
379 183
4 531,0
22,2
19,8
Szwajcaria
28 620
572,4
33 000
660,0
15,3
15,3
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
Sz
we
cj
wa a
jca
ria
N
ie
m
cy
Au
st
ri
Fr a
an
cj
a
Fi
nl
an
di
a
H
ol
an
di
W a
ło
ch
y
Po
ls
ka
D
an
ia
Be
lg
ia
C
ze
ch
y
Irl
an
di
Es a
to
ni
a
Li
W
t
lk
. B wa
ry
ta
ni
a
0%
Sz
Udział w zainstalowanej mocy [% MWth]
Holandia
Rys. 3. Procentowy udział zainstalowanej w roku 2004 mocy grzewczej GPC w wiodących
państwach europejskich
(wg danych Geothermal barometer, EurObserv’ER XII/2005)
Z powyższych danych wynika, że:
•
•
W Europie, od wielu już lat liderem w zakresie wykorzystania GPC jest Szwecja,
na którą przypada około połowa wszystkich zainstalowanych na kontynencie
urządzeń i około 37% łącznej ich mocy. Jednocześnie w kraju tym utrzymuje się
cały czas bardzo wysoki wskaźnik wzrostu rynku sięgający około 27% w roku
2004.
Spośród pozostałych krajów europejskich, duży i miej więcej porównywalny
udział w rynku, rzędu 12-14% zainstalowanej mocy, mają 4 kraje: Niemcy,
Francja, Austria i Szwajcaria. Ich łączny udział sięga 54%.
20
•
•
•
•
Największy przyrost nowych instalacji GPC w roku 2004 odnotowano w Estonii,
która dzięki bliskim kontaktom z Finlandią szybko adaptuje nowe technologie. Z
pozostałych krajów najwięcej nowych instalacji (oprócz Szwecji) przybyło we
Francji, w Czechach, na Słowacji i w Niemczech. Nieco mniej w Słowenii,
Austrii, Szwajcarii i Finlandii.
Jednostkowa moc instalowanych urządzeń jest najwyższa na Litwie, Słowacji i w
Holandii, gdzie wartości średnie przekraczają 100 kWth, podczas gdy średnia
moc typowych urządzeń GPC zawiera się w przedziale 10-20 kWth.
Najwyższy udział zainstalowanej mocy GPC na głowę mieszkańca występuje w
Szwajcarii. W kraju tym w ostatnich latach obserwuje się również najwyższy
przyrost roczny instalowanej mocy na głowę mieszkańca.
Na tle innych krajów europejskich, gdzie technologia GPC rozwijana jest już od
wielu lat, wykorzystanie GNE w Polsce jest ciągle niewielkie, choć z roku na rok
się zwiększa. W roku 2004 posiadaliśmy ok. 2% zainstalowanych urządzeń, co
plasowało nas na dobrym 7 miejscu w Europie. Podany w tabeli zerowy przyrost
nowych instalacji wynika z pewnością z braku informacji a nie z rzeczywistej
stagnacji rynku.
Główne bariery utrudniające rozwój rynku
W raporcie przygotowanym na zamówienie SVEP11 (Forsen, 2005) wyróżniono
następujące główne bariery utrudniające rozwój rynku pomp ciepła (w tym rynku GPC)
w Europie:
• Bariery psychologiczne wynikające z braku wiedzy. Występują w różnych
krajach w różnym natężeniu. Obserwowane wśród decydentów, polityków i
wśród szerokiego ogółu społeczeństwa, wynikają głównie z braku profesjonalnie
przygotowanej i rozpowszechnionej informacji na temat technologii pomp ciepła
i korzyści płynących z jej stosowania. Inne odnawialne źródła energii, dzięki
szerokim kampaniom reklamowym i wsparciu władz, są znacznie lepiej znane.
• Wysokie koszty początkowe instalacji pomp ciepła. W wielu przypadkach
czynnik ten jest główną barierą mimo faktu, że rentowność ekonomiczna
instalacji liczona w odniesieniu do całego okresu jej użytkowania (minimalnie
przyjmuje się 20 lat) jest bardzo zachęcająca i konkurencyjna w stosunku do
rozwiązań konwencjonalnych. Dodatkowym argumentem marketingowym
powinny być: przyjazny charakter dla środowiska, komfort dla użytkowników,
bezobsługowość i inne.
• Zły odbiór technologii pomp ciepła. Szybki i chaotyczny wzrost rynku w wielu
krajach przyciąga niekompetentnych sprzedawców urządzeń i usług
instalacyjnych, którzy nie są w stanie zapewnić odpowiednio efektywnej i
bezawaryjnej pracy systemów ciepłowniczych. Takie sytuacje pojawiały się w
wielu krajach, nawet w momencie podejmowania ambitnych programów w
zakresie oszczędności energii. Przykładem może być zapaść sprzedaży nowych
urządzeń w latach 80-tych XX wieku, obserwowana w wielu krajach Europy.
• Zaniżanie cen energii ze źródeł konwencjonalnych. Niskie ceny energii
uzyskiwanej ze źródeł konwencjonalnych, nie odpowiadające rzeczywistym
kosztom jej wytworzenia (np. z powodu dotacji państwowych), są poważną
barierą dla rozwoju rynku pomp ciepła w niektórych krajach Europy. Polska jest
11
SVEP - Swedish Heat pump Association
21
tutaj typowym przykładem tej sytuacji. Nawet, jeśli systemy pomp ciepła są
konkurencyjne ekonomicznie w stosunku do rozwiązań konwencjonalnych,
uzyskiwane korzyści finansowe są zbyt małe, by zachęcić do ich stosowania.
Pozafinansowe argumenty są w tym przypadku najczęściej niewystarczające.
Bariera ta może być pokonana przez stosowanie różnego rodzaju zachęt
finansowych: ulg podatkowych, dotacji, preferencyjnych kredytów, dopłat za
zmniejszenie emisji CO2 i innych.
Organizacja rynku
W chwili obecnej w Europie rynek pomp ciepła jest bardzo dobrze ukształtowany
jedynie w Szwecji, Szwajcarii i Austrii. W Niemczech, Francji i Holandii ma bardzo
duży potencjał i szybko się rozwija. W pozostałych krajach jest w początkowej, dość
chaotycznej fazie wzrostu, albo w ogóle się nie rozwija (tab. 4). Mimo występujących
różnic, rynek ten jest jednak coraz lepiej zorganizowany, co przejawia się głównie w
intensyfikacji współpracy międzynarodowej i w działaniach informacyjnych
promujących wykorzystywanie pomp ciepła do ogrzewania i klimatyzacji pomieszczeń.
W odróżnieniu od USA, w Europie nie ma jeszcze organizacji, która zajmowałaby się
jedynie problematyką geotermalnych pomp ciepła. Jej powołanie jest przewidziane w
najbliższych latach w ramach realizacji projektu GROUND-REACH, szerzej opisanego
w dalszej części rozdziału. Instalacje GPC są traktowane jako jedne z wielu odmian
pomp ciepła. Do najważniejszych instytucji i organizacji o zasięgu europejskim, które
zajmują się problematyką GNE i publikują dane oraz informacje na jej temat, należą:
• EHPA - Europejskie Stowarzyszenie Pomp Ciepła (ang. European Heat Pump
Association). Główna organizacja grupująca przedsiębiorstwa i instytucje
zajmujące się wykorzystaniem OZE przy pomocy pomp ciepła. Utworzona w
lutym 2000 r, na koniec roku 2004 grupuje 34 członków z 17 krajów. Od 2000 r.
wydają informator „European Heat Pump News” (www.ehpa.org). Polska jak
dotąd nie jest reprezentowana, mimo że Polskie Stowarzyszenie Pomp Ciepła z
siedzibą w Gdańsku działa już od 2002 r.
• EGEC - Europejska Rada Energii Geotermalnej (ang. European Geothermal
Energy Council) z siedzibą w Brukseli. Prowadzi dobrze zaprojektowaną stronę
internetową „Geothernet” zawierającą wiele cennych informacji dla różnych
odbiorców. Strona sponsorowana jest przez Komisję Europejską
(www.egec.org).
• EREC - Europejska Rada Energii Odnawialnych (ang. European Renewable
Energy Council) z siedzibą w Brukseli (www.erec-renewables.org).
• EEA - Europejska Agencja Ochrony Środowiska (ang. European Environment
Agency) (www.eea.eu.int).
• EurObserv'ER - Centrum Informacyjne EurObserv'ER z siedzibą w Paryżu.
Powołane do życia w 1997 r. monitoruje rynek OZE, wykonuje analizy i
ekspertyzy, prowadzi szkolenia i seminaria. Prowadzi portal internetowy
(www.energies-renouvelables.org), gdzie publikowane są m.in. okresowe raporty
przygotowywane dla Komisji Europejskiej, w tym specjalny raport dotyczący
geotermii (ang. Geothermal Barometr; fran. Le barometre de la geothermie).
22
Certyfikaty i standaryzacja w Europie
W chwili obecnej nie ma w Unii Europejskiej jednolitego systemu certyfikacji i
opracowanych wspólnych standardów w zakresie projektowania i wykonawstwa
systemów wykorzystujących pompy ciepła. W krajach gdzie rynek pomp ciepła jest
najlepiej zorganizowany, istnieją instytucje kontrolujące i wspomagające jego rozwój.
Najważniejsze z nich wymieniono poniżej (Forsen, 2005):
• Szwecja – Swedish National Research and Testing Institute z siedzibą w Boras.
Testują pompy ciepła wg normy europejskiej EN-14511 i wydają dla nich
certyfikaty krajowe. W Instytucie mieści się jednocześnie siedziba IEA Heat
Pump Centre (HPC) - centrum informacyjno-koordynacyjnego dla rozwoju
rynku pomp ciepła na świecie.
• Austria – Arsenal Researche Institute. Testuje pompy ciepła na rynku krajowym i
wydaje dla nich certyfikaty. Odgrywa bardzo aktywną rolę w szkoleniach
instalatorów.
• Holandia – TNO-MEP Centre for Development and Testing of Heat Pumps.
Testuje pompy ciepła i inne urządzenia z sektora chłodzenia, wydaje certyfikaty
krajowe. Ma silną pozycję krajową i międzynarodową w certyfikacji pomp
ciepła.
• Francja – CETIAT (Centre Technique des Industries Aerauliques et Thermiques)
w Lyonie. Testuje urządzenia chłodzące i grzewcze. Nie ma systemu certyfikacji
dla pomp ciepła.
• Szwajcaria – ma swój krajowy instytut kontroli i testowania pomp ciepła z
siedzibą w Buchs (mat. źródłowy nie podaje nazwy instytutu). Odgrywa on
znaczącą rolę w zapewnieniu jakości produktów i usług na rynku krajowym.
• Niemcy – firma TUV, zajmująca się m.in. bezpieczeństwem produktów, jest
akredytowanym laboratorium do testowania pomp ciepła.
W Szwecji, Francji, Austrii, Niemczech i Szwajcarii jest stosowany również system
jakości pomp ciepła w zakresie przyjazności dla środowiska (tzw. eco-labeling). Aby
uzyskać prawo do posługiwania się etykietką „przyjazne dla środowiska”, urządzenia
muszą spełniać szereg kryteriów z zakresu efektywności, bezpieczeństwa, hałasu,
jakości materiałów informacyjnych, kompetencji instalatorów, jakości serwisu i innych.
Kraje niemieckojęzyczne porozumiały się w sprawie wspólnych kryteriów w zakresie
oceny jakościowej pomp ciepła. Kryteria te znane pod nazwą DACH-Gutesiegel (od
pierwszych liter nazw krajów) uwzględniają: efektywność energetyczną, instrukcję
obsługi, gwarancje, jakość serwisu, dostępność części zamiennych i inne. W chwili
obecnej w Europie jest to najlepiej rozpoznawany certyfikat jakości pomp ciepła.
Wymagania w zakresie kompetencji instalatorów
Europejski rynek pomp ciepła jest w różnych fazach rozwoju. Instalacje grzewcze
i/lub klimatyzacyjne wykorzystujące pompy ciepła są znacznie bardziej skomplikowane
w zastosowaniu, niż instalacje klasyczne dotychczas stosowane i stąd też wymagają
szczególnych kompetencji ze strony projektantów i instalatorów. Właśnie brak
wystarczającej liczby wykwalifikowanych specjalistów był, a wielu krajach nadal jest,
główną przyczyną trudności w rozwoju rynku pomp ciepła. Potrzeba stałego szkolenia
projektantów i instalatorów pomp, jako niezbędnego warunku szybkiego
upowszechnienia się tej technologii, jest dobrze uświadomiona na szczeblu Unii
Europejskiej. Od 2002 r. pod patronatem EHPA realizowany jest międzynarodowy
projekt mający na celu inicjowanie i rozwijanie szkoleń na rynkach krajowych w
23
oparciu o doświadczenia takich krajów jak: Szwecja, Austria, Niemcy i Szwajcaria.
Projekt ten będzie kontynuowany i rozwijany w ramach nowego projektu GROUNDREACH, opisanego dalej.
W chwili obecnej jedynie Austria ma wdrożony oficjalny system akredytacji
instalatorów, potwierdzający ich kompetencje. Nieformalne certyfikaty wydawane
przez stowarzyszenia i inne kompetentne instytucje są stosowane w Szwecji i
Szwajcarii. W pozostałych krajach, jak dotąd, nie ma systemu oficjalnych szkoleń dla
uzyskania licencji czy certyfikatu instalatora. Szkolenia prowadzone są przez
producentów pomp ciepła.
Wiodący producenci pomp ciepła
Obecnie na naszym kontynencie jest kilkudziesięciu znaczących producentów,
głównie szwedzkich i niemieckich (Geothermal Barometr, XII/2005). Rynek jest coraz
bardziej kontrolowany przez wielkie grupy, które zakupują firmy specjalizujące się w
produkcji pomp ciepła. Największym producentem pomp w Europie jest
przedsiębiorstwo szwedzkie IVT Industrier. Korzystając z szybko rozwijającego się
rynku, firma zwiększa swoją sprzedaż eksportową (w 2004 r. wynosiła ok. 15%).
Głównym konkurentem IVT Industrier na rynku skandynawskim jest druga szwedzka
firma Nibe Heating, specjalizującą się w produkcji różnych instalacji i urządzeń
grzewczych. Trzecia szwedzka firma produkująca pompy ciepła to Thermia Varme AB,
która od VIII/2005 stanowi część koncernu międzynarodowego Danfoss. W Niemczech
przedsiębiorstwo Ochsner Warmepumpen Gmbh jest również w fazie ekspansji. Posiada
dwie fabryki w Monachium i Lintzu i jest największym producentem na rynku
niemieckim i austriackim (w 2004 r. sprzedało 3 150 pomp ciepła). Ważnym
europejskim producentem jest szwajcarska filia niemieckiego koncernu Viessmann,
która po połączeniu się z firmą Satag Thermotechnik produkuje urządzenia tej marki.
Firma ma bardzo silną pozycję na rynku szwajcarskim, niemieckim, francuskim,
hiszpańskim, słowackim oraz w Azji. We Francji największym producentem pomp
ciepła jest firma Sofath (3 100 urządzeń sprzedanych w 2004 r., tj. prawie 1/4 rynku
francuskiego).
Polityka Unii Europejskiej w zakresie rozwoju GNE
Na szczeblu Unii Europejskiej nie opracowano jak dotąd specjalnej polityki
dotyczącej rozwoju geotermii. Przyjęto jedynie pewne ogólne założenia i cele, które
wpisują się w całościową strategię rozwoju odnawialnych źródeł energii
zaprezentowaną w 1997 r. w Białej Księdze Komisji Europejskiej (ang. White Paper –
Energy for the future – renewable sources of energy – COM(97)599).
W 2004 r. udział energii ze źródeł odnawialnych w zaspokojeniu zapotrzebowania
krajów Unii Europejskiej na energię pierwotną wynosił 5,61% (wg EurObserv'ER,
2005), przy bardzo silnym zróżnicowaniu pomiędzy poszczególnymi krajami.
Najwyższy udział OZE w zużyciu energii pierwotnej występuje w krajach
skandynawskich (Szwecja-27,9%, Finlandia-21,8%) i w krajach alpejskich (Austria20,6%), średni w takich krajach jak Dania (9,8%), Francja (5,6%), Niemcy (3,9%), a
najniższy w krajach Beneluxu (Luksemburg-0,6%, Belgia-0,9%, Holandia-1,6%). W
Polsce udział ten jest szacowany na 4,3%. Duże różnice w wykorzystaniu OZE w
poszczególnych państwach wynikają przede wszystkim z różnych możliwości
wykorzystania energii wodnej. W krajach takich jak Austria czy Szwecja, udział
hydroenergetyki w OZE sięga 95%. W wielu krajach duży udział ma także biomasa.
24
Celem strategicznym Unii Europejskiej zapisanym w 1997 r. w Białej Księdze jest
zwiększenie udziału energii ze źródeł odnawialnych w zużyciu energii pierwotnej do
12% w 2010 roku i do 20% w roku 2020 łącznie dla wszystkich krajów Wspólnoty.
Ponieważ dla wielu krajów cele te mogą być trudne do osiągnięcia, w odniesieniu do
pojedynczych państw UE udział ten obniżono do 7,5% dla roku 2010 i 14% dla roku
2020. W Białej Księdze ustalono również cele dla 2010 r. oddzielnie dla każdego
rodzaju OZE. Dla geotermii założono dwa główne cele:
• Wzrost mocy instalacji produkujących energię elektryczną do 1 000 MWe
(wobec 805 MWe w roku 2001), głównie dzięki inwestycjom we Włoszech i w
mniejszej części - we Francji i w Portugalii;
• Wzrost produkcji energii cieplnej do poziomu 5 000 MWth (w tym 2 500 MWth
dla GNE), wobec 3 872 MWth w 2001 r., głównie dzięki szybkiemu rozwojowi
GPC.
Realizacja ww. celów strategicznych, przynajmniej dla roku 2010, jest zagrożona,
ponieważ w ostatnich latach udział OZE w zużyciu energii pierwotnej nie zwiększał się
w skali Europy. Nie dotyczy to jednak geotermii. W tym przypadku cele założone w
Białej Księdze dla roku 2010 zostały już przekroczone w roku 2004. Opierając się na
obserwowanych trendach prognozuje się, że w roku 2010 założony poziom produkcji
energii elektrycznej zostanie osiągnięty, natomiast produkcja energii cieplnej osiągnie
poziom 10 360 MWth (czyli ponad 2 razy wyższy od zakładanego). Szacuje się, że tak
znaczny przyrost produkcji energii cieplnej w około 85-90% będzie związany z
wykorzystaniem GNE i instalacjami GPC (źródło: EurObserv'ER, 2004).
Realizacja zakładanych celów odbywa się w oparciu o szczegółowe programy
działań. W czerwcu 2003 r. Parlament Europejski i Rada Europy przyjęły nowy
program działań na lata 2003-2006 w obszarze energii: "Inteligentna Energia – Europa"
(ang. Inteligent Energy – Europe)12, który zastąpił zakończony w roku 2002
Energetyczny Program Ramowy. Nowy wieloletni program zakłada realizację zapisów
Zielonej Księgi Komisji Europejskiej z listopada 2000 r. dotyczącej europejskiej
strategii bezpieczeństwa dostaw energii. Ma on wspierać finansowo inicjatywy lokalne,
regionalne i ogólnokrajowe dotyczące rozwoju odnawialnych źródeł energii, poprawy
efektywności energetycznej, ograniczania i racjonalizacji zużycia energii, wspomagania
współpracy międzynarodowej w tych dziedzinach. Nowy program jest elementem
szerszej, ogólnoeuropejskiej strategii na rzecz zrównoważonego rozwoju. Program
działań przyjęty przez Komisję Europejską na lata 2005-2008 (ang. Sustainable Energy
Europe Campaign, 2005-2008) ustala dla geotermii następujące cele: 15 elektrowni
geotermalnych, 10 instalacji ciepłowniczych wykorzystujących wody termalne o
temperaturze <60ºC, 250 000 nowych instalacji GPC. Osiągnięcie założonych celów w
przypadku GPC jest jak najbardziej realne, natomiast w przypadku głębokiej geotermii
jest mniej pewne i o możliwości ich osiągnięcia będzie można wypowiedzieć się
dopiero po wykonaniu odwiertów rozpoznawczych aktualnie realizowanych.
Mimo że w prognozach europejskich dotyczących rozwoju OZE udział geotermii jest
stosunkowo skromny (tab. 2), to również w tej dziedzinie na szczeblu europejskim
podejmowane są różne inicjatywy mające na celu zwiększenie efektywności i
upowszechnienie wykorzystania tego źródła energii. Spośród wielu projektów
zrealizowanych lub będących w trakcie realizacji, a dotyczących wykorzystania
gruntowych pomp ciepła, na szczególną uwagę zasługują te wymienione poniżej:
12
Decyzja Nr 1230/2003/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26.06.2003 r. przyjmująca wieloletni program
działania w dziedzinie energii: "Inteligentna Energia-Europa" (2003-2006).
25
•
•
•
•
•
GEOCOOL (ang. Ground Source Heat Pumps System for Cooling and Heating in
the South European Region) – Projekt realizowany w ramach 5 Programu
Ramowego UE (FP5) i ukończony w 2005 r., dotyczył zastosowania GPC (pomp
rewersyjnych) do ogrzewania zimą i klimatyzowania (chłodzenia) latem budynków
biurowych w regionie śródziemnomorskim Europy. Połączenie funkcji grzewczej i
chłodniczej instalacji GPC ma w tych regionach szczególne uzasadnienie.
GROUNDHIT (ang. Ground coupled heat pumps of high technology) – Projekt
realizowany w ramach 6 Programu Ramowego UE (FP6), przewidziany do
zakończenia z końcem 2006 r. Głównym jego celem jest wzrost efektywności
grzewczej i ekonomicznej GPC w Europie i zbliżenie się w tym zakresie do
poziomu osiągniętego w USA. W projekcie uczestniczą instytucje z 11 krajów UE,
w tym także z Polski, która reprezentowana jest przez Uniwersytet Śląski.
EARTH (ang. Extend Accredited Renewables Training for Heating). Projekt
realizowany jest w ramach ramowego programu energetycznego UE o nazwie
SAVE. Uczestniczy w nim 9 krajów: Austria, Bułgaria, Finlandia, Wielka Brytania,
Niemcy, Grecja, Hiszpania, Litwa i Słowenia. Polska nie jest reprezentowana. Jego
celem jest promowanie stosowania do celów grzewczych kotłów na biomasę,
gruntowych pomp ciepła i kolektorów. Projekt ma bardzo praktyczny charakter i
polega głównie na przeprowadzeniu 18 kursów szkoleniowych w zakresie
technicznych aspektów projektowania i instalowania wymienionych wyżej
systemów grzewczych. Jego zakończenie jest przewidziane w 2006 r.
SHERPHPA (ang. Sustainable Heat and Energy Research for Heat Pump
Applications). Projekt rozpoczęty w 2004 r. i przewidywany do zakończenia w
2007 r., realizowany jest w ramach 6 Programu Ramowego UE (FP6). Jego
głównym celem jest opracowanie nowej generacji pomp ciepła dla systemów
ogrzewania spełniających najwyższe wymagania efektywnego użytkowania energii i
ochrony środowiska, a następnie przekazanie opracowanych rozwiązań
technicznych do praktycznego stosowania w krajach UE. Koordynatorem projektu
jest francuska instytucja naukowo-badawcza GRETh z siedzibą w Grenoble,
wspólnie z Europejskim Stowarzyszeniem Pomp Ciepła (EHPA). Łącznie w
projekcie bierze udział 35 partnerów z 13 krajów UE: wyższe uczelnie, instytuty
badawcze, stowarzyszenia oraz producenci i instalatorzy urządzeń. Polska
reprezentowana jest przez firmę „HIBERNATUS” Sp. z o.o. z Wadowic.
EU-CERT.HP (ang. European Certified Heat Pump Installer) - Projekt
realizowany jest w ramach ramowego programu energetycznego UE o nazwie
SAVE. Uczestniczy w nim 10 partnerów (w tym EHPA) z 9 krajów: Francji,
Austrii, Włoch, Wlk.Brytanii, Irlandii, Szwecji, Niemiec, Czech i Słowenii. Polska
nie jest reprezentowana. Przewidywany termin zakończenia to koniec 2006 r.
Projekt zakłada osiągnięcie następujących celów głównych:
o Szkolenia: Opracowanie i wdrożenie Europejskiego Programu Szkoleń dla
instalatorów systemów pomp ciepła. Przeprowadzenie pierwszych tego typu
szkoleń w 9 państwach uczestniczących w projekcie;
o Certyfikacja: Opracowanie i wdrożenie Europejskiego Programu
Certyfikacji dla instalatorów pomp ciepła w krajach uczestniczących.
Wprowadzenie międzynarodowego znaku jakości „Certified Heat Pump
Installer”, co przyczyni się do zwiększenia zaufania klientów do tej
technologii;
o Włączanie do programu szkoleń i certyfikacji pozostałych krajów UE.
26
•
Poważną barierą w rozwoju rynku pomp ciepła w Europie jest to, że systemy te
są znacznie bardziej skomplikowane w instalacji niż klasyczne. Instalatorzy muszą
posiadać umiejętności, które normalnie są domeną specjalistów z różnych dziedzin i
stąd ich liczba jest niewystarczająca. Realizacja projektu przyczyni się z pewnością
do poprawy sytuacji w tym zakresie.
GROUND-REACH – Jego pełna nazwa w języku angielskim brzmi: „Reaching the
Kyoto targets by means of w wide introduction of Ground Coupled Heat Pumps
(GCHP) in the built environment”. Projekt realizowany w ramach Programu
Inteligentna Energia (ang. Intelligent Energy - Europe 2003-2006) i finansowany w
całości ze środków unijnych jest najlepszym wyrazem wzrastającego i poważnego
zainteresowania się Unii Europejskiej rozwojem i upowszechnieniem technologii
GPC w krajach członkowskich. Jego realizacja rozpoczęła się 1 stycznia 2006 r. i
ma zakończyć się z końcem 2008 r. Uczestniczy w nim 21 instytucji publicznych,
ośrodków naukowych i firm z różnych krajów Unii Europejskiej, w tym m.in.
EGEC13, EHPA14, ADEME15. Polska reprezentowana jest przez Narodową Agencję
Poszanowania Energii S.A. z siedzibą w Warszawie. Z uwagi na szczególne
znaczenie tego projektu dla rozwoju geotermii niskiej entalpii w Europie, poniżej
przedstawiono nieco szerzej jego zakres tematyczny. Więcej szczegółów można
znaleźć na specjalnej stronie internetowej projektu:
http://europa.eu.int/comm/energy/intelligent/index_en.html.
W ramach projektu wydzielono następujące
problemowe i odpowiadające im grupy robocze:
zagadnienia
tematyczno-
•
Analiza i ocena potencjalnych możliwości wykorzystania geotermii niskiej
entalpii (instalacji GPC) w ogrzewaniu i klimatyzowaniu pomieszczeń wraz
z oceną znaczenia tej technologii dla redukcji emisji CO2 oraz zmniejszenia
zapotrzebowania krajów UE na energię pierwotną. W ramach tej grupy
zostanie wykonany szczegółowy przegląd i analiza dostępnych informacji
statystycznych, aktualnie stosowanych technologii w sektorze ogrzewania i
klimatyzowania pomieszczeń, metod i narzędzi obliczeniowych w
projektowaniu instalacji, metodyki oceny emisji gazów cieplarnianych i
przeliczania ich na ekwiwalent CO2. Celem głównym jest ocena
potencjalnego znaczenia instalacji GPC dla osiągnięcia celów konferencji z
Kioto (zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych). Według ADEME około
18% gazów cieplarnianych (CO2) emitowanych do powietrza w Europie
związanych jest z ogrzewaniem i klimatyzowaniem pomieszczeń oraz
przygotowaniem ciepłej wody użytkowej. Od 1990 r. tylko w tym sektorze i
w sektorze transportu obserwuje się na całym świecie tendencję wzrostową
emisji CO2. W innych sektorach następuje stopniowy spadek. Szerokie
upowszechnienie stosowania pomp ciepła w sektorze mieszkaniowym może
przyczynić się do znaczącego zmniejszenia zużycia energii, a w
konsekwencji i do redukcji emisji CO2 do atmosfery.
•
Zebranie i porównanie informacji na temat systemów GPC stosowanych w
Europie w celu przedstawienia ich zalet i wyboru najlepszych praktyk. We
wszystkich krajach członkowskich będą zbierane dane na temat aktualnego
13
EGEC - European Geothermal Energy Council
EHPA - European Heat Pump Association
15
ADEME - Agence de l'Environnement et de la Maitrise de l'Energie (Agencja środowiska i
wykorzystania energii)
14
27
stanu rozwoju geotermii niskiej entalpii, opracowanych poradników
metodycznych i wytycznych, przykłady zastosowań systemów GPC
(ang. tzw. case studies).
•
Analiza znaczenia technologii GPC dla osiągnięcie celów dyrektywy
dotyczącej efektywności energetycznej budynków (Dyrektywa 2002/91/WE)
zawierająca przede wszystkim ocenę technicznych, środowiskowych i
ekonomicznych uwarunkowań stosowania technologii GPC. Efektem pracy
tego zespołu ma być także opracowanie poradnika metodycznego dla
architektów i projektantów systemów. Poradnik ma zawierać również
przegląd i analizę porównawczą stosowanych rozwiązań ze wskazaniem ich
wad i zalet w konkretnych uwarunkowaniach środowiskowych, typu i
lokalizacji budynku oraz jego potrzeby w zakresie ogrzewania i klimatyzacji.
•
Zdefiniowanie barier legislacyjnych, technicznych, ekonomicznych i
różnych innych utrudniających rozwój technologii GPC w krajach UE i
zaproponowanie działań dla ich przezwyciężenia. Zadaniem tego zespołu
jest opracowanie długooterminowego planu działania w tym zakresie,
łącznie z opracowaniem specjalnej dyrektywy europejskiej dotyczącej
wykorzystania odnawialnych źródeł energii do celów grzewczych.
•
Opracowanie i jak najszybsze uruchomienie w skali całej Europy szeroko
zakrojonej kampanii promującej wykorzystanie technologii GPC do
ogrzewania i klimatyzowania pomieszczeń. Zakłada się, że w ramach
kampanii zostaną przygotowane materiały reklamowe (broszury, plakaty,
teksty i wystąpienia promocyjne w mediach), będą organizowane prezentacje
publiczne, międzynarodowe konferencje naukowe i targi handlowe,
powstanie specjalna interaktywna strona internetowa. Zakłada się również
powołanie do życia Europejskiego Komitetu Geotermalnych Pomp Ciepła
(ang. European Geothermal Heat Pump Committee) na wzór organizacji
IGSHPA.
Realizacja projektu GROUND-REACH z pewnością przyczyni się rozwoju rynku
GPC w krajach UE, w tym także w Polsce. Wzrośnie wiedza społeczeństw o
możliwościach i zaletach tej nowoczesnej technologii wykorzystania odnawialnych
źródeł energii, a jednocześnie poprawi się efektywność i niezawodność instalowanych
systemów. Ważne jest, aby Polska była aktywnym uczestnikiem projektu i aby
odpowiednio wcześnie zaczęła przygotowywać się do wdrażania wypracowanej przez
niego strategii.
Oprócz działań na rzecz upowszechnienia technologii pomp ciepła, ważnym
elementem unijnej polityki w zakresie oszczędnego i efektywnego wykorzystania
energii jest także poprawa efektywności energetycznej w sektorze mieszkaniowym i
usługowym (do ogrzewania pomieszczeń i przygotowywania ciepłej wody użytkowej).
Sektor ten obejmuje ponad 40% końcowego zużycia energii w krajach Unii i zużycie to
ciągle wzrasta, powodując także wzrost emisji dwutlenku węgla do atmosfery. Poprawa
efektywności energetycznej w tym sektorze jest stosunkowo najłatwiejsza do
osiągnięcia. Wymaga podejmowania działań na rzecz zmniejszenia strat ciepła w
budynkach, stosowania wysokosprawnych i energooszczędnych urządzeń grzewczych,
upowszechnienia lokalnych i indywidualnych systemów dostawy energii opartych na
źródłach energii odnawialnej. Duże nadzieje wiążą się z rozwojem wysokosprawnych
instalacji wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej w skojarzeniu (kogeneracja),
wykorzystujących odnawialne źródła energii.
28
Najważniejszymi aktami prawnymi Unii Europejskiej regulującymi ww. zagadnienia
są dwie dyrektywy:
• Dyrektywa 2002/91/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 16.12.2002 r. w
sprawie charakterystyki energetycznej budynków;
• Dyrektywa 2004/8/WR Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 11.02.2004 r. w
sprawie promowania kogeneracji w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło
użytkowe na wewnętrznym rynku energii.
W lutym 2006 r. Parlament Europejski zwrócił się do Komisji Europejskiej o
przygotowanie projektu Dyrektywy dotyczącej promowania rozwoju OZE w
ogrzewaniu i chłodzeniu pomieszczeń. Szerokie upowszechnienie OZE w tym sektorze,
mające na celu znaczące zmniejszenie europejskiej zależności od importu ropy i gazu,
jest traktowane jako ważny element polityki w zakresie zwiększania bezpieczeństwa
energetycznego krajów Wspólnoty. Opracowanie takiej dyrektywy z pewnością
przyczyni się także do przyspieszenia rozwoju geotermii, w tym szczególnie tej
wykorzystującej pompy ciepła. Być może podjęte działania doprowadzą do
opracowania i przyjęcia wspólnej europejskiej strategii w zakresie wykorzystania GNE,
na wzór tej, która realizowana jest z takim powodzeniem do wielu lat w USA.
2.5
Geotermia niskiej entalpii w wybranych krajach europejskich
Do charakterystyki wybrano kraje, w których rozwojowi GNE przypisuje się duże
znaczenie, a stan organizacji rynku oraz doświadczenia w zakresie instalacji GPC są już
mocno zaawansowane i mogą służyć jako przykład w tworzeniu polityk krajowych w
zakresie rozwoju geotermii niskotemperaturowej.
Szwecja16
Systemy GPC zyskały dużą popularność w tym kraju na początku lat 80-tych XX
wieku, głównie w związku z kryzysem naftowym z końca lat 70-tych. W 1985
pracowało już około 50 000 tego typu instalacji. Następne 10 lat to okres stagnacji
wywołanej niskimi cenami nośników energii oraz niską jakością stosowanych pomp
ciepła. W okresie tym rocznie montowano około 2 000 nowych instalacji GPC, co na
warunki europejskie było znaczącą liczbą. Gwałtowny i szybki wzrost liczby
instalowanych GPC nastąpił dopiero w 1996 r., głównie dzięki poważnemu
zaangażowaniu się państwa w rozwój i promocję tej technologii.
W 2004 r. łączna sprzedaż pomp ciepła na rynku krajowym wyniosła około 67 000, z
czego prawie 60% przypadało na systemy GPC. Rozwój rynku pomp ciepła w ostatnim
20-leciu (wg liczby sprzedanych urządzeń wszystkich typów) obrazuje poniższy
rysunek.
16
źródła:1) J.W.Lund „Ground-source heat pumps-A world overview”, in Renwable Energy World, 2002
2) M.Forsen „Heat pumps – technology and environmental impact”, SVEP VII/2005 2005
29
Liczba sprzedanych pomp ciepła
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
19
86
19
87
19
88
19
89
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
0
Rys. 4. Sprzedaż pomp ciepła w Szwecji w latach 1986-2004 (wg danych Forsen, 2005)
Według stanu na rok 2004, Szwecja, posiadając ponad 200 000 instalacji GPC
(włączając małe urządzenia, nie uwzględnione w tab. 4) o łącznej mocy rzędu
1700 MWth, daleko wyprzedza inne kraje europejskie w zakresie wykorzystania energii
geotermalnej niskiej entalpii i nie wydaje się, aby w ciągu najbliższych kilku lat
sytuacja ta uległa zmianie (patrz tab. 4). O dynamicznym rozwoju rynku pomp ciepła w
Szwecji najlepiej świadczy fakt, że 95% nowo budowanych budynków mieszkalnych w
tym kraju wyposażanych jest w tego typu instalacje, przy czym są to głównie instalacje
odzyskujące ciepło ziemi. Dla porównania można podać, że we Francji, realizującej
również ambitny program rozwoju GNE, jest to tylko 5%. Według danych SVEP, 90%
GPC montowanych jest w domach mieszkalnych. Przeważają zamknięte systemy
otworowe (ok. 70%) o średniej głębokości otworu około 120 m, choć oczywiście
bywają i głębsze. Należy podkreślić, że rozwój geotermii w Szwecji skoncentrował się
głównie na wykorzystaniu niskotemperaturowych źródeł ciepła (gruntów i wód
podziemnych) możliwych do odzyskania jedynie przy pomocy pomp ciepła. Instalacje
wykorzystujące ciepło wysokiej entalpii są nieliczne i łączna ich moc w 2003 r.
wynosiła tylko 47 MWth (wg Geothermal Barometr, 2004).
Do najważniejszych czynników sprzyjających stosowaniu pomp ciepła w
ogrzewaniu budynków należy zaliczyć:
− Niską, jak na warunki europejskie, cenę energii elektrycznej, która wytwarzana
jest prawie w całości w hydroelektrowniach i elektrowniach jądrowych. Cena ta
stanowi około 80% średniej ceny europejskiej (wg danych Eurostate dla 2006 r.)
− Stosunkowo wysokie w stosunku do średniej w UE, ceny konwencjonalnych
nośników energii, w tym zwłaszcza gazu ziemnego i ropy naftowej.
− Obowiązujące przepisy prawa budowlanego. W 1984 r. nowe prawo budowlane
wprowadziło zasadę, że temperatura wody dostarczana do systemów grzewczych
pomieszczeń nie powinna być wyższa niż 55ºC w porównaniu do 80ºC
stosowanej wcześniej. Powszechnie stosowane w Szwecji ogrzewanie podłogowe
wymaga temperatur 35/28 ºC.
Dobrze zorganizowany rynek GPC nie korzysta już z żadnych subwencji rządowych.
30
Francja17
Francja ma długie tradycje i duże doświadczenie w wykorzystywaniu energii
geotermalnej. W Europie zajmuje czwarte miejsce po Islandii, Węgrzech i Włoszech w
zakresie bezpośredniego wykorzystania ciepła wysokiej entalpii do celów grzewczych.
Rynek pomp ciepła w tym kraju miał podobną historię jak w Szwecji. Po gwałtownym
rozwoju na początku lat 80-tych XX wieku i późniejszej stagnacji, od 1997 r. nastąpił
ponowny i trwały tym razem rozwój. W chwili obecnej Francja zajmuje w Europie
trzecią pozycję po Szwecji i Niemcach w ilości zainstalowanej mocy GPC i drugą
pozycję po Szwecji, jeśli chodzi o roczny ich przyrost (ponad 11 000). Mimo
stosunkowo dużej liczby sprzedawanych urządzeń, wykorzystywanie pomp ciepła do
celów grzewczych nie jest jeszcze tak powszechne jak w Szwecji czy w Szwajcarii.
Jedynie 5% nowo budowanych budynków mieszkalnych wyposażanych jest w systemy
grzewcze wykorzystujące pompy ciepła, przy czym tylko 30% to systemy GPC, a reszta
to systemy odzyskujące ciepło z powietrza. W chwili obecnej jedynie około 5% energii
cieplnej zużywanej we Francji pochodzi ze źródeł odnawialnych, głównie z biomasy
(ok. 78%). Udział energii geotermalnej jest niewielki i wynosi około 2%, z czego
prawie 70% przypada na instalacje GPC.
Specyfiką Francji jest wysoka sprzedaż pomp ciepła do celów klimatyzowania
pomieszczeń latem, sięgająca prawie 220 000 urządzeń rocznie (t.j. około 10 razy
więcej niż urządzeń wykorzystywanych do celów grzewczych).
ADEME18 wspólnie z BRGM19, opierając się na analizie tendencji światowych oraz
potencjału krajowego, opracowały scenariusz rozwoju geotermii we Francji, możliwy
do zrealizowania z technicznego i ekonomicznego punktu widzenia (zamieszczony na
stronie: www.geothermie-perspectives.fr). Zakłada się w nim, że w 2010 r. będzie się
dostarczać około 0,7 Mtep/rok energii cieplnej, czyli 3 razy więcej niż obecnie. Ilość
CO2 emitowanego do atmosfery zmniejszy się dzięki temu o 1,75 milionów ton rocznie.
Udział geotermii w produkcji energii cieplnej wśród OZE zwiększyłby się z 2% obecnie
do 4%. Dla osiągnięcia tego celu zakłada się rozwój geotermii w trzech kierunkach:
1. Rozwój GPC w budynkach indywidualnych. Cel – w 2010 roku 20% nowych
budynków będzie wyposażanych w te systemy. Łączna liczba instalacji osiągnie
ok. 300 000 (t.j. 6 razy więcej niż w 2004 r.)
2. Rozwój GPC w budynkach komercyjnych i użyteczności publicznej lub dla mini
sieci ciepłowniczych, ogrzewania basenów, stadionów, szklarni, itd. Instalacje
średnich rozmiarów, oparte na wodach podziemnych lub polach sond
geotermalnych pionowych. W tej chwili aktualizuje się dane o warunkach
geologicznych w konfrontacji z lokalnymi potrzebami.
3. Geotermia głęboka dla sieci ciepłowniczych – głównie w regionie paryskim i
regionie Bordeaux. Mimo że od 1987 r. nie wybudowano żadnej nowej instalacji
uważa się, że w warunkach Francji są one opłacalne i mają wiele zalet. Wpływa
na to dobre rozpoznanie zasobów, niski koszt produkcji energii, pozytywny
wpływ na środowisko, dobrze zorganizowany serwis, i inne. Zakłada się, że do
2020 r. w regionie paryskim przybędzie 50% ilości zainstalowanej mocy.
17
źródło: materiały informacyjne publikowane na stronach internetowych ADEME i AFPAC
ADEME - Agence de l'Environnement et de la Maitrise de l'Energie (Agencja środowiska i
wykorzystania energii)
19
BRGM - Bureau de Recherche Geologique et Miniere (odpowiednik Państwowego Instytutu
Geologicznego w Polsce)
18
31
Plany są bardzo ambitne, ale realne, ponieważ Francja jest dobrze przygotowana
organizacyjnie do ich wdrożenia. Szybkiemu rozwojowi rynku GPC we Francji sprzyja
polityka państwa, które aktywnie działa na rzecz rozwoju i promocji wykorzystania
pomp ciepła do celów grzewczych. Główne elementy francuskiej polityki w tym
zakresie są następujące:
1. Energia produkowana przez pompy ciepła jest traktowana w prawie francuskim
jako odnawialna i jako taka korzysta z następujących udogodnień finansowych:
• Obniżona do 5,5% stawka VAT na urządzenia, materiały i roboty
instalacyjne dla osób fizycznych.
• Ulgi w podatku dochodowym od osób fizycznych – odliczenie od
podatku 15% kosztów zakupionych urządzeń, przy czym odliczenie to nie
może przekraczać 3 050 € w przypadku osoby samotnej i 6 100 € w
przypadku małżeństwa.
• Pomoc finansowa przyznawana przez ANAH20 na częściowe pokrycie
kosztów instalacji pompy ciepła w prywatnych budynkach mieszkalnych
mających więcej niż 15 lat. Pomoc ta przyznawana jest w formie dotacji,
której wysokość uzależniona jest od miejsca zamieszkania i sytuacji
materialnej beneficjenta. Od września 2002 r. dotacje te mogą być
dodatkowo wsparte premią, która w przypadku GPC wynosi 1800 €.
• Państwo za pośrednictwem EDF21 udziela pomocy finansowej osobom
chcącym poprawić efektywność ogrzewania swoich mieszkań przez
zainstalowanie pompy ciepła. Pomoc udzielana jest w formie dopłat
bezpośrednich w wysokości do 1000 € na dom (w zależności od sytuacji
materialnej rodziny) lub w formie nisko oprocentowanych pożyczek (ok.
3,0 %) udzielanych na okres od 3 do 10 lat w wysokości do 100 €/m2.
Pompy muszą mieć certyfikat organizacji Promotelec22 czuwającej nad
jakością urządzeń energetycznych.
• ADEME przyznaje dotacje na realizacje instalacji GPC opartych na
otworach wiertniczych. Pomoc nie dotyczy osób fizycznych, które
korzystają z ulg podatkowych. Dotacje mogą sięgać do 30% kosztów
wykonania sond oraz zakupu i instalacji pomp ciepła. Koszty badań w
otworach są pokrywane w całości przez ADEME.
2. Oprócz zachęt finansowych dla rozwoju geotermii, zwłaszcza tej opartej na
wykorzystaniu ciepła wód podziemnych, ważne jest zminimalizowanie ryzyka
geologicznego związanego z budową i eksploatacją systemów geotermalnych.
We Francji, dla ubezpieczenia ryzyka nie uzyskania odpowiednich ilości wody
podziemnej i problemów z funkcjonowaniem instalacji podziemnej w przyszłości
(zmniejszenie ilości wody lub jej zanik, zmniejszenie chłonności otworów,
spadek temperatury pompowanej wody itd.), ADEME, BRGM i EDF opracowały
specjalne zasady ubezpieczania takich zdarzeń. Koszt ubezpieczenia nazywanego
Aquapac wynosi 10% kosztów prac rozpoznania geologicznego i 4% kosztów
inwestycji, jeśli decyzja o jej realizacji zostanie podjęta. Ubezpieczenie ryzyka
zmian warunków hydrodynamicznych i geotermalnych w czasie, zawiera się z
reguły na okres 15 lat.
20
ANAH - Agence Nationale pour l’Amelioration de l’Habitat (Narodowa Agencja d.s. Poprawy
Warunków Mieszkaniowych)
21
EDF - Electricite de France (dostawca państwowy energii elektrycznej we Francji).
22
Promotele c- Stowarzyszenie d.s. promocji, bezpieczeństwa i jakości instalacji elektrycznych w
budownictwie (www.promotelec.com)
32
Rynek pomp ciepła we Francji jest bardzo dobrze zorganizowany, co również
przyczynia się do szybkiego rozwoju tej dziedziny energii odnawialnych. W lutym 2002
zostało powołane do życia Francuskie Stowarzyszenie Pomp Ciepła (AFPAC),
grupujące producentów i instalatorów pomp ciepła, biura projektowe, organizacje
publiczne i pozarządowe. Organizacja ta jest członkiem Europejskiego Stowarzyszenia
Pomp Cieplnych (EHPA).
Niemcy23
Wśród krajów europejskich Niemcy zajmują drugą pozycję po Szwecji w ilości
zainstalowanej mocy GPC. Są również jednym z najszybciej rozwijających się rynków
w tym zakresie. Z roku na rok wzrasta liczba nowych instalacji, od około 1 800 w roku
1996 do 6 200 w roku 2003. W roku 2004 sprzedaż nowych urządzeń sięgnęła prawie
10 000. Zwraca uwagę wysoki i wzrastający udział GPC w ogólnej liczbie
instalowanych pomp ciepła. Pod koniec lat 80-tych ubiegłego wieku udział ten był
niższy niż 30%, a w roku 2002 sięgnął już 82%. Wśród instalowanych GPC
zdecydowanie przeważają systemy zamknięte (ok. 80% w 2002 r.), chociaż liczba
instalacji otwartych, opartych na wodach podziemnych, powoli wzrasta - od 15% w
1996 r. do 21% w roku 2002. W kraju tym technologia GPC jest już dobrze opanowana
od strony naukowej i technicznej. W chwili obecnej główny wysiłek koncentruje się na
zapewnieniu właściwej jakości montażu i eksploatacji instalacji. W tym celu został
przygotowany poradnik techniczny (VDI 4640) oraz wdrażany jest system certyfikacji
dla urządzeń i instalatorów opracowany wspólnie z Austrią i Szwajcarią.
Tak jak i w innych krajach o dobrze rozwiniętym rynku GPC, do upowszechnienia
tej technologii przyczyniło się wprowadzenie wysokich standardów energetycznych w
budownictwie, zmniejszających zapotrzebowanie budynków na energię cieplną do
około 100 kWh/m2 rocznie w stosunku do 250 kWh/m2 rocznie jeszcze w latach 80tych. Dzięki temu możliwe było upowszechnienie się niskotemperaturowych systemów
grzewczych. Nowe perspektywy przed rozwojem rynku pomp ciepła otworzyły się
również z chwilą, gdy w nowej ustawie Prawo energetyczne z 2002 r. energie cieplną
środowiska pozyskiwaną za pomocą tych urządzeń uznano oficjalnie jako odnawialne
źródło energii.
Podobnie jak w Austrii, rynek energii elektrycznej, silnie zliberalizowany i
konkurencyjny, oferuje specjalne taryfy dla systemów pomp ciepła. Zakłady
energetyczne ogólnie mają pozytywny stosunek do tej technologii i popierają jej rozwój
udzielając nawet wsparcia finansowego. Ich polityka w tym zakresie jest jednak bardzo
zróżnicowana regionalnie. Na przykład w Bawarii (w 2003 r.) system wsparcia w
poszczególnych landach (tam gdzie był) przedstawiał się następująco: 150 € za każdy
zainstalowany kW zdolności grzewczej w istniejących budynkach poddanych
modernizacji, 100 € w innych przypadkach. Maksymalnie do 25% kosztów inwestycji i
nie więcej niż 12 500 € za jeden system pomp ciepła. W Brandenburgii natomiast
wsparcie zakładów energetycznych sięga do 30% kosztów inwestycji, ale nie więcej niż
613 €/kW. W innych regionach kraju nie stosuje się specjalnych subwencji dla tej
technologii.
Rynek niemiecki zdominowany jest przez producentów grzejników i stąd też
znajomość technologii pomp ciepła i dostępność informacji na jej temat w
23
źródło: J.W.Lund – “Ground-source heat pumps” in Renewable Energy World, VII-VIII 2003.
33
społeczeństwie jest stosunkowo niska. Potencjalnych klientów zniechęcają wysokie
koszty inwestycyjne (zwłaszcza przy zamkniętych systemach otworowych) oraz
kłopoty proceduralne przy systemach otwartych. Rozwojem rynku pomp ciepła cały
czas słabo są zainteresowane również zakłady energetyczne, mimo że już w 1992 r.
największe z nich podjęły wspólną inicjatywę na rzecz promowania tej technologii.
Przeprowadzono ankietę wśród ponad 7 000 użytkowników pomp ciepła, uzyskując
odpowiedź satysfakcjonującą od 68% z nich (zdecydowaliby się jeszcze raz). W efekcie
w 1993 r. powołano Niemieckie stowarzyszenie pomp ciepła, które od 2001 r. nosi
nazwę „Bundesverband WarmePumpe” (BWP). W chwili obecnej grupuje ono ponad
500 członków z terenu Niemiec, w tym 34 zakłady energetyczne i 21 producentów
pomp ciepła. Poważną barierą w rozwoju rynku pomp ciepła jest ciągle brak szerszej
politycznej akceptacji dla tej technologii. W landach, gdzie władze lokalne wspierają jej
rozwój (Bawaria, Brandenburgia, Nadrenia-Westfalia), technologia ta upowszechnia się
najszybciej i z wielkim powodzeniem. Mimo takiej sytuacji akcja marketingowa
rozwija się, a rynek wzrasta z roku na rok. BWP na swojej stronie internetowej
prowadzi intensywną kampanię promocyjną, dostarcza klientom potrzebnych
informacji, prowadzi listy producentów i instalatorów. O technologii pomp ciepła dużo
pisze się w prasie, mówi w radio i telewizji. Efekty kampanii są jednak jeszcze dalekie
od oczekiwanych.
Szwajcaria24
Kraj ten przywiązuje dużą wagę do rozwoju geotermii niskotemperaturowej i w
zakresie instalacji GPC ma już znaczące osiągnięcia. Pierwsze instalacje GPC zaczęły
powstawać na początku lat 80-tych ubiegłego wieku, ale szybki i stały przyrost nowych
obserwuje się dopiero od 1993 r. i dotyczy on głównie małych instalacji o mocy do
20 kW montowanych w budynkach jednorodzinnych. Do szybkiego wzrostu rynku
przyczynił się dobry klimat polityczny; upowszechnienie stosowania pomp ciepła do
celów grzewczych zostało potraktowane jako jeden z ważnych sposobów na
zmniejszenie zależności energetycznej kraju i redukcję emisji gazów cieplarnianych. W
opracowanym w 1993 r. krajowym programie oszczędzania energii „Energie 2000”
technologia pomp ciepła została zaliczona do odnawialnych źródeł energii i od tej pory
sprzedaż urządzeń zaczęła bardzo szybko wzrastać, co ilusrtuje to poniższy wykres.
24
źródło: IEA Geothermal Annual Report, 2002 (www.iea-gia.org)
34
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
19
80
19
82
19
84
19
86
19
88
19
90
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
Liczba sprzedanych pomp ciepła
8000
Rys. 5. Sprzedaż pomp ciepła w Szwajcarii w latach 1980-2002
W chwili obecnej możemy mówić o szerokim upowszechnieniu się systemów GPC
w Szwajcarii, o czym najlepiej świadczy fakt, że od 2000 r. 36% nowo budowanych
budynków mieszkalnych wyposażanych jest w systemy grzewcze oparte na pompach
ciepła, a 50% z nich to systemy GPC. W 2001 r. łączna moc zainstalowanych GPC
(zamkniętych i otwartych) stanowiła prawie 90% mocy wszystkich instalacji
geotermalnych pracujących w kraju. Reszta przypadała na źródła termalne
wykorzystywane w balneologii i jedynie w nikłym stopniu na wody termalne głębokich
struktur. W zakresie ilości produkowanego ciepła na systemy GPC przypadało 62,4%, a
na źródła termalne 31,7%. Wśród instalacji GPC tylko 5% stanowią płytkie instalacje
horyzontalne, 30% instalacje bazujące na wodach podziemnych i 65% zamknięte
instalacje otworowe, przeżywające najszybszy rozwój. Średnia głębokość otworów
zawiera się w granicach 150-200 m, ale pojawia się coraz więcej otworów sięgających
powyżej 300 m. O bardzo szybkim rozwoju tego typu instalacji świadczy fakt, że w
2002 r. wykonano odwierty o łącznej długości około 600 km (!). Było to możliwe
dzięki bardzo znacznemu obniżeniu kosztów wierceń i montażu wymiennika ciepła w
otworze. W warunkach szwajcarskich całkowity koszt wykonania instalacji otworowej
zawiera się z reguły w przedziale 40-60 € na 1 m otworu, a całkowity koszt budowy
systemu grzewczego wykorzystującego GPC jest porównywalny z systemami na olej
opałowy. Konkurencyjność GPC jest wzmacniana przez stosowanie niższych taryf za
zużycie energii elektrycznej przez pompy ciepła, a także przez wprowadzenie od 2004 r.
opłat środowiskowych za emisję CO2 do atmosfery. Państwo dużą wagę przywiązuje do
edukacji społecznej i promowania technologii GPC oraz wspomaga i pobudza badania
naukowe w zakresie wykorzystania ciepła ziemi do celów grzewczych. Tak jak i w
Niemczech, dla zapewnienia wysokich standardów wykonawstwa podjęto działania na
rzecz wdrożenia systemu certyfikacji dla urządzeń i instalatorów. Szybki rozwój
technologii GPC dokonuje się także dzięki upowszechnianiu tzw. „kontraktów
energetycznych” (ang.”energy contracting”), które polegają na tym, że przedsiębiorstwa
użyteczności publicznej instalują, nadzorują i utrzymują te systemy bezpośrednio u
użytkowników na swój koszt, sprzedając im ciepło (lub zimno w okresach letnich) po
cenach umownych. Szacuje się, że wykorzystywana w Szwajcarii energia geotermalna
stanowi ekwiwalent około 86 000 ton paliwa konwencjonalnego i redukuje emisję CO2
do atmosfery w wysokości około 300 000 ton rocznie.
35
Sukces rozwoju rynku pomp ciepła w Szwajcarii wziął się głównie z harmonijnej
współpracy producentów urządzeń, zakładów energetycznych, Krajowego Biura Energii
(Swiss Federal Office of Energy), stowarzyszenia instalatorów. Od roku 1993 rząd
szwajcarski realizuje strategiczny programu zwiększenia udziału OZE w sektorze
ciepłowniczym. Program ten, którego ważnym elementem jest rozwój technologii pomp
ciepła, został podzielony na 3 główne elementy:
1. Powołanie do życia krajowego stowarzyszenia dla promocji pomp ciepła
(FWS25);
2. Poprawa jakości i efektywności pomp ciepła;
3. Zachęty finansowe dla użytkowników pomp ciepła.
W wielu regionach program federalny został uzupełniony programami regionalnymi.
Dodatkowo od 2000 r. FWS uruchomił nowy projekt upowszechniania pomp ciepła
także w istniejących budynkach. Od 2000 r. program „Energy 2000”został zastąpiony
nowym o nazwie „Energie Swiss”. Celem programu jest osiągnięcie w 2010 r. co
najmniej 100 000 zainstalowanych pomp ciepła oraz osiągnięcie poziomu 50% nowych
budynków wyposażanych w tą instalację i poziomu 10% w budynkach już istniejących.
W chwili obecnej około 30% nowych budynków jest wyposażanych w pompy ciepła.
Działalność FWS w 50% finansowana jest z budżetu federalnego. Zadaniem
stowarzyszenia jest prowadzenie akcji promocyjnych, informowanie, prowadzenie
szkoleń, konferencji, przyznawanie znaków jakości. Cyklicznie organizowane są
Krajowe Targi Pomp Ciepła. Szwajcaria realizuje także projekty w sektorze badawczonaukowym (R&D). Ogromną rolę przywiązuje się do systemu certyfikacji i kontroli
jakości świadczonych usług. Służy temu opracowany wspólnie z Austrią i Niemcami
system kryteriów jakościowych pod nazwą DACH (patrz rozdz. 2.4). Zachęty
finansowe są bardzo zróżnicowane regionalnie i głownie oferowane przez samorządy
lokalne, lokalne zakłady energetyczne. Pomoc uzależniona jest od spełnienie warunków
w zakresie standardów budynków, instalowanych urządzeń i otworów wiertniczych.
3. Techniczne warunki pozyskiwania i wykorzystywania ciepła
geotermalnego o niskiej entalpii
3.1
Zasada działania pompy ciepła
Pompa ciepła (PC) jest urządzeniem, które czerpie z otoczenia rozproszoną energię
cieplną i za pomocą energii „napędowej” dostarczanej ze sprężarki podnosi energię na
wyższy poziom termodynamiczny. Odbywa się to w zamkniętym procesie obiegowym,
poprzez stałą zmianę stanu fizycznego czynnika roboczego (parowanie, sprężanie,
skraplanie, rozprężanie). W praktyce oznacza to możliwość wykorzystania niskich
temperatur środowiska gruntowo - wodnego do przygotowania ciepłej wody obiegu
grzewczego (c.o.) lub ciepłej wody użytkowej (c.w.u.)
Należy tu wspomnieć, że stosowana powszechnie nazwa „pompa ciepła” nie
odpowiada rzeczywistej funkcji urządzenia - bardziej adekwatne jest sformułowanie
„pompa grzejna” (Rubik, 2006). Jednak w Polsce pompa ciepła przyjęła się już jako
rutynowe określenie omawianego urządzenia (co wynika z adaptacji określeń
obcojęzycznych: Heat pump, Wärmepumpe, Pompe a chaleur, itp.), więc w takim
brzmieniu używane jest również w niniejszym opracowaniu.
25
FWS - niem. Fördergemeinschaft Wärmepumpen Schweiz (Szwajcarskie stowarzyszenie promocji
pomp ciepła)
36
Sprężarkowa pompa ciepła składa się z dwóch głównych elementów: parownika i
skraplacza. Pomiędzy nimi zamontowana jest sprężarka oraz zawór rozprężający, który
rozgranicza część wysoko i niskociśnieniową instalacji. Wszystkie te elementy
połączone są przewodem wypełnionym czynnikiem roboczym (rys. 6). Jako czynniki
robocze stosowane są substancje, które parują w niskich temperaturach (np. 0oC), a
jednocześnie posiadają wysoki wewnętrzny współczynnik ciepła. Dodatkowym
wymogiem jest brak oddziaływania na środowisko, w tym na strefę ozonową Bardziej
szczegółowe informacje na temat wymogów w odniesieniu do czynników roboczych,
wraz z charakterystyką ich właściwości fizycznych oraz oceną przydatności do pomp
ciepła, znaleźć można m.in. w pracy Rubika (2006).
2
1
3
7
6
5
8
4
górne źródło ciepła
pompa ciepła
dolne źródło ciepła
Rys. 6. Schemat instalacji GPC
1 - sprężarka 2 - skraplacz 3 - parownik 4 - zawór rozprężający 5 - dolne źródło ciepła
6 - górne źródło ciepła 7- pompa cyrkulacyjna dolnego źródła ciepła
8 - pompa obiegowa instalacji c.o. i c.w.u.
Zgodnie z zasadami termodynamiki przepływ ciepła następuje od źródła o wyższej
temperaturze do źródła o temperaturze niższej. Dolnym źródłem ciepła jest środowisko
naturalne (woda, grunt), skąd ciepło doprowadzane jest do pompy przez czynnik
chłodniczy krążący w kolektorze umieszczonym pod powierzchnią ziemi. Górne źródło
ciepła stanowią ogrzewane pomieszczenia, gdzie z kolei ciepło rozprowadzane jest
przez wodę obiegu grzewczego (c.o.) lub wodę użytkową (c.w.u.)
Czynnik roboczy przepływając przez parownik (3), pobiera ciepło z czynnika
chłodniczego dolnego źródła (5) i zaczyna wrzeć, stając się parą o niskim ciśnieniu.
Zasysany przez sprężarkę (1) ulega sprężeniu, co wiąże się z gwałtownym wzrostem
jego temperatury. Gorący czynnik roboczy trafia do skraplacza (2) i oddaje w nim
ciepło do wody systemu grzewczego (górnego źródła). W wyniku spadku temperatury
skrapla się i następnie trafia do zaworu rozprężającego (4), skąd w stanie ciekłym
spływa z powrotem do parownika.
37
Obieg termodynamiczny pomp ciepła odbywa się w odwrotnym cyklu Carnota.
Współczynnik efektywności COP (ang. Coefficient of Performance) określa oddaną
moc grzewczą w stosunku do zastosowanej mocy napędowej. Wyraża się to wzorem:
COP =
T
T
=
T − Tu ∆T
gdzie:
COP
Tu
T
∆T
- współczynnik efektywności wg Carnota,
- temperatura dolnego źródła ciepła,
- temperatura górnego źródła ciepła,
- różnica temperatur pomiędzy dolnym i górnym źródłem ciepła.
Wartość współczynnika efektywności zależna jest w gruncie rzeczy od wymaganej
temperatury górnego źródła ciepła, ponieważ na temperaturę źródła dolnego zwykle nie
mamy wpływu. Dlatego też przy projektowaniu systemów ciepłowniczych z użyciem
pomp ciepła zaleca się racjonalny dobór górnego źródła ciepła, np. bardzo korzystne
jest tu niskotemperaturowe, podłogowe ogrzewanie pomieszczeń. Przy temperaturach
dolnego źródła ciepła charakterystycznych dla naszych warunków przyrodniczych
(naturalnych), zadowalająca efektywność pompy osiągnięta może być przy
temperaturze górnego źródła na poziomie ok. 50 oC. Przykładowo dla wartości:
Tu = 4 oC = 277 K;
T = 50 oC = 323 K
otrzymujemy współczynnik efektywności: COP =
T
323
=
= 7,02
T − Tu 323 − 277
Oczywiście obieg idealny, pozbawiony strat ciepła nie jest możliwy. Z tego względu
rzeczywiste współczynniki efektywności pomp są mniejsze niż wyliczone teoretycznie.
Dla różnych warunków stosowania nowoczesnych pomp ciepła wynoszą one ok. 4-5, co
znaczy, że 1 kWh energii elektrycznej pozwala uzyskać 4-5 kWh energii cieplnej.
Stosunek energii włożonej w postaci napędu sprężarki do energii odzyskanej w górnym
źródle ciepła wynosi około 1 do 4. Tak więc wydajność pompy ciepła wynosi ok. 75 %.
Nowoczesne pompy ciepła są urządzeniami o stosunkowo niewielkich gabarytach,
np. pompa o mocy ok. 40 kW ma wymiary porównywalne z pralką. Wyposażenie
obejmuje sterownik umożliwiający dwustronną komunikację z komputerem, dzięki
czemu wszystkie parametry pracy pompy mogą być na bieżąco monitorowane.
Sterownik może mieć wbudowany algorytm pogodowy umożliwiający automatyczne
dostosowywanie temperatury wody zasilającej grzejniki do temperatury zewnętrznej.
Dzięki temu obniża się energochłonność urządzenia. Pomimo pracy sprężarki, obecnie
produkowane pompy ciepła są ciche i nie powodują drgań.
Pompa ciepła może pracować także w trybie odwrotnym, tj. działać w charakterze
urządzenia chłodzącego, co bliżej przedstawiono w rozdziale 3.3.
38
3.2
Rodzaje instalacji geotermalnych niskiej entalpii
Pompa ciepła, jako urządzenie odzyskujące z otoczenia rozproszoną energię cieplną,
stosowana może być w bardzo wielu schematach instalacyjnych. Umowny podział
instalacji geotermalnych wyróżnia dwa zasadnicze systemy:
1. Systemy zamknięte, które przenoszą ciepło do pompy ciepła za pomocą
kolektora zabudowanego pod powierzchnią ziemi. Medium transportującym
ciepło jest substancja wypełniająca rury kolektora, krążąca w systemie
zamkniętym, tj. bez bezpośredniego kontaktu z otoczeniem.
2. Systemy otwarte, w których medium przenoszącym ciepło z górotworu do
pompy ciepła jest woda podziemna pompowana ze studni. Po oddaniu ciepła
wykorzystana woda odprowadzana jest do kanalizacji, wód podziemnych lub
powierzchniowych, może być także użytkowana do innych celów (nawadnianie,
spożycie itp.) W systemie otwartym wykorzystywane mogą być także wody
pochodzące z odwodnień kopalnianych lub z zatopionych wyrobisk górniczych.
Zasady tego podziału przedstawiono schematycznie w tabeli nr 5. Poszczególnym
typom instalacji nadano umowne symbole, co ułatwia ich identyfikację w dalszej części
opracowania.
39
Tab. 5. Podział instalacji geotermalnych
Rodzaj
systemu
Typ systemu,
symbol identyfikacyjny
Instalacje horyzontalne
(podpowierzchniowe)
systemy
zamknięte
ZH
Instalacje w otworach
palowych fundamentów
budynków
ZF
Charakterystyka
Kolektor ciepła wykorzystujący ciepło gruntu ułożony jest pod powierzchnią
terenu. Dla tego typu instalacji wymagana jest z reguły znaczna powierzchnia
przeznaczona do zabudowy.
Podpowierzchniowe instalacje horyzontalne stosowane są głównie dla
potrzeb domów jednorodzinnych z uwagi na prostotę wykonania i stosunkowo
niski koszt całej instalacji.
Kolektor z rur PET (politereftalanu etylenu) zatapiany jest w otworach
palowych o głębokości sięgającej z reguły do 25-30 m (czasem głębiej). Jest to
nowa technologia, bardzo szybko rozwijana w ostatnich latach w niektórych
krajach - głównie w Szwajcarii, Austrii i Francji.
W Polsce nie instaluje się jeszcze palowych wymienników ciepła w
fundamentach budynków (lub brak jest na ten temat informacji).
Instalacje w wypełnionym
Otwór, po umieszczeniu w nim rury PET kolektora, zostaje wypełniony
otworze wiertniczym
gruntem (w przypadku płytkich otworów) lub masą bentonitowo-cementową.
Ciepło odzyskiwane jest z górotworu jako całości, a nie tylko z wód
podziemnych. Ten typ instalacji, z uwagi na stosunkowo prosty sposób
ZG
wykonania i relatywnie niskie koszty w stosunku do uzyskiwanego efektu
grzewczego, po systemach typu ZH jest najczęściej stosowanym rozwiązaniem
wykorzystania ciepła geotermalnego. W obiektach publicznych, gdzie
wymagane są większe moce grzewcze, jest to rozwiązanie dominujące.
systemy
otwarte
Czerpanie wody ze studni,
Woda odpompowana ze studni, po oddaniu ciepła odprowadzana jest do
zrzut wody do wód
kanalizacji, wód powierzchniowych lub użytkowana do innych celów
powierzchniowych
(nawadnianie, spożycie i inne). W niektórych krajach zrzut taki jest zabroniony
lub obwarowany bardzo restrykcyjnymi przepisami. Mimo że systemy otwarte z
energetycznego punktu widzenia są najbardziej efektywne, instalacje ze zrzutem
OP
wód do odbiorników powierzchniowych są stosunkowo rzadkie z uwagi na
skomplikowaną procedurę uzyskiwania wymaganych pozwoleń.
Czerpanie wody ze studni,
Po oddaniu ciepła woda odprowadzana jest z powrotem do warstwy
zrzut wody z powrotem do wodonośnej za pośrednictwem otworów chłonnych. Rozwiązanie to nie stwarza
warstwy wodonośnej
większych problemów formalnych, ale ma poważne ograniczenia techniczne
związane głównie z możliwościami chłonnymi warstwy wodonośnej.
Rozwiązanie to stosowane jest stosunkowo rzadko i z reguły przy większych
OG
instalacjach, gdzie jest możliwość szczegółowego rozpoznania i
udokumentowania warunków chłonności górotworu.
Wykorzystanie wody z
odwodnienia kopalń lub
czerpanej z zatopionych
wyrobisk górniczych, zrzut
do wód powierzchniowych
lub z powrotem do
wyrobisk górniczych
OK
Po wykorzystaniu ciepła następuje zrzut albo do wód powierzchniowych,
albo na powrót do wyrobiska górniczego, przy czym zrzut ten może następować
do płytszych partii wyrobisk, przy wykorzystaniu istniejących szybów, studni i
otworów wiertniczych, a nawet sztolni. Ten typ instalacji może być
rozwiązaniem efektywnym z uwagi na temperatury wód z kopalń głębinowych,
wyższe z reguły od tych, które uzyskuje się ze studni o głębokości rzędu 100 m.
Brak jest informacji o praktycznym zastosowaniu tego rozwiązania w Polsce,
niemniej istnieje bogato udokumentowane rozpoznanie pola cieplnego w
obrębie Górnośląskiego Zagłębia Węglowego (m.in. Karwasiecka, 1996,
Małolepszy, 2002) oraz szereg koncepcji zagospodarowania ciepła
pochodzącego z tego źródła (np. Sawicki, 2002, Solik, Małolepszy, 2002).
Znany jest ponadto konkretny projekt wykorzystania wód kopalni „Piast” dla
zaspokojenia potrzeb łaźni górniczej (Bujakowski i inni, 2005).
Możliwe wydaje się również wykorzystanie ciepła zgromadzonego w
wyrobiskach górniczych bez konieczności wydobywania wód kopalnianych na
powierzchnię. W tym systemie wymienniki ciepła mogłyby być instalowane w
zatopionych kopalniach, np. w szybach, czy studniach sięgających głębokich
partii wyrobisk. Potwierdzenia tej koncepcji nie znaleziono jednak w
specjalistycznym
opracowaniu
poświęconym
wykorzystaniu
ciepła
zgromadzonego w wyrobiskach górniczych pt. „Energia geotermalna w
kopalniach podziemnych” (Uniwersytet Śląski, 2002).
40
3.3
Gromadzenie ciepła w gruncie
Zarówno systemy otwarte, jak i zamknięte wykorzystywać mogą energię pierwotną,
tj. ciepło nagromadzone w sposób naturalny w górnych partiach skorupy ziemskiej, jak
też tzw. „energię odpadową”, która odzyskiwana jest w procesach technologicznych i
grzewczych. Wśród rodzajów energii odpadowej wymienić można na przykład gazy z
przeróbki chemicznej węgla i ropy, ciepło zawarte w odprowadzanych ściekach, energię
wód zrzutowych z energetyki. Ciekawym przykładem zmagazynowania energii
odpadowej są hałdy poeksploatacyjne kopalń węgla kamiennego oraz składowiska
odpadów, które na skutek procesów fermentacyjnych generują spore ilości ciepła.
Temperatura wewnątrz składowiska może osiągać nawet 70oC (Maciak, 1999), znane są
także przypadki samozapłonu.
W ostatnich latach coraz powszechniej stosowane są rozwiązania umożliwiające
podziemne magazynowanie energii cieplnej. Wykorzystywane w nich pompy ciepła
wyposażone są w przełącznik umożliwiający odwrócenie cyklu obiegu czynnika
chłodzącego w taki sposób, że skraplacz staje się parownikiem a parownik skraplaczem.
Mówimy wtedy o pompach rewersyjnych wykorzystywanych zarówno do ogrzewania,
jak i klimatyzowania pomieszczeń. Zwiększa to stabilność temperaturową dolnego
źródła ciepła i podwyższa tym samym efektywność cieplną oraz ekonomiczną instalacji.
W okresie letnim, gdy pompa ciepła wykorzystywana jest do klimatyzowania i
chłodzenia pomieszczeń, ciepło odzyskowe odprowadzane jest do gruntu i tam
gromadzone do wykorzystania w okresie zimowym. Z kolei w zimie następuje
schłodzenie gruntu do wykorzystania w okresie letnim. W niektórych instalacjach,
zwłaszcza tych o dużych mocach grzewczych, do magazynowania energii używa się
także ciepła odpadowego oraz ciepła wytwarzanego przez baterie słoneczne.
Rozwiązania takie są oczywiście znacznie bardziej skomplikowane i wymagają
odpowiedniego skonfigurowania całego systemu grzewczo-klimatyzacyjnego. W
anglojęzycznej literaturze fachowej (Sanner, 2001) magazynowanie ciepła w gruncie
określane jest jako Underground Thermal Energy Storage (UTES), przy czym dla
systemów otwartych przyjęło się używać nazwy Aquifer Thermal Energy Storage
(ATES), a dla systemów zamkniętych - Duct Thermal Energy Storage (DTES). Zasada
pracy instalacji GPC (otwartych i zamkniętych) z magazynowaniem ciepła w gruncie
została przedstawiona na poniższych rysunkach nr 7 i 8.
41
a)
b)
pompa ciepła
pompa ciepła
warstwa wodonośna
otwór
eksplaoatacyjny
warstwa wodonośna
otwór chłonny
otwór chłonny
otwór
eksplaoatacyjny
Rys. 7. Schemat pracy otwartej instalacji geotermalnej do magazynowania ciepła (ATES)
a) ogrzewanie w okresie zimowym – stan pod koniec okresu grzewczego
b) chłodzenie w okresie letnim – stan pod koniec sezonu chłodzenia
Rys. 8. Schemat pracy zamkniętej instalacji geotermalnej do magazynowania ciepła (DTES)
a) ogrzewanie w okresie zimowym – stan pod koniec okresu grzewczego
b) chłodzenie w okresie letnim – stan pod koniec sezonu chłodzenia
42
4. Stan prawny geotermii niskotemperaturowej w Polsce i na
świecie
4.1
Prawo Unii Europejskiej
Na poziomie Unii Europejskiej brak jest uregulowań prawnych odnoszących się
tylko do geotermii i w szczególności do geotermii niskotemperaturowej. Poza ogólnymi
sformułowaniami założeń i celów perspektywicznych dotyczących wykorzystania tego
źródła energii odnawialnej (patrz rozdz. 2.4), brak jest konkretnej polityki legislacyjnej
w tym zakresie. Tworzenie polityki dotyczącej zwiększenia udziału odnawialnych
źródeł energii w ogólnym bilansie energetycznym krajów wspólnoty polega jak dotąd
głównie na wytyczaniu kierunków, inicjowaniu współpracy i tworzeniu ogólnych ram
prawnych ułatwiających ich rozwój. Dwie wydane dotąd przez Unię Europejską
dyrektywy: nr 2002/91/WE z dnia 16.12.2002 r. w sprawie charakterystyki
energetycznej budynków i nr 2004/8/WR z 11.02.2004 r. w sprawie promowania
kogeneracji, stanowią punkt wyjścia do tworzenia krajowych programów wykorzystania
odnawialnych źródeł energii i własnych regulacji prawnych ułatwiających osiągnięcie
zakładanych celów. Sytuacja w zakresie legislacji powinna ulec radykalnej zmianie po
wejściu w życie unijnej dyrektywy dotyczącej promowania rozwoju OZE,
przygotowywanej na wniosek Parlamentu Europejskiego z lutego 2006 r. Szerokie
upowszechnienie OZE, mające na celu znaczące zmniejszenie europejskiej zależności
od importu ropy i gazu, jest traktowane jako ważny element polityki w zakresie
zwiększania bezpieczeństwa energetycznego krajów Wspólnoty. Opracowanie
dyrektywy z pewnością przyczyni się do przyspieszenia rozwoju geotermii, w tym
szczególnie tej wykorzystującej pompy ciepła. Być może podjęte działania doprowadzą
do opracowania i przyjęcia wspólnej europejskiej strategii w zakresie wykorzystania
GNE, na wzór tej, która realizowana jest z takim powodzeniem od wielu lat w USA.
Konkretne uregulowania prawne dotyczące wykonywania i eksploatacji instalacji
GNE (będących przedmiotem niniejszego opracowania) można natomiast znaleźć w
przepisach wewnętrznych poszczególnych krajów (patrz rozdz. 4.3). Ich prezentacja
może być interesująca i przydatna dla oceny stanu prawnego w tym zakresie.
4.2
Stan prawny w Polsce
Z uwagi na bardzo różne rozwiązania techniczne stosowane dla pozyskiwania
energii cieplnej zgromadzonej w skałach i wodach podziemnych, budowa i eksploatacja
systemów GNE może podlegać różnym przepisom. W Polsce, podobnie jak w innych
krajach, do regulacji tej problematyki potencjalnie mogą mieć zastosowanie przepisy
zawarte w następujących ustawach (wraz z towarzyszącymi im rozporządzeniami
wykonawczymi):
•
Prawo geologiczne i górnicze
(PGiG)
Ustawa z dnia 4 lutego 1994 r. - Prawo
geologiczne i górnicze (tekst jednolity - Dz.
U. Nr 228, poz. 1947 z 2005 r.)
•
Prawo wodne (PW)
Ustawa z dnia 18 lipca 2001 r. – Prawo
wodne (Dz. U. Nr 115, poz. 1229 z późn.
zm.)
43
•
Prawo ochrony środowiska
(POŚ)
Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. - Prawo
ochrony środowiska (Dz. U. Nr 62, poz.
627 z późn. zm.)
•
Prawo budowlane (PB)
Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. - Prawo
budowlane (Dz. U. 1994 nr 89 poz. 414 z
późn. zm.)
•
Ustawa o planowaniu
zagospodarowaniu
przestrzennym (PZP)
i
Ustawa z dnia 27 marca 2003 r.
o
planowaniu
i
zagospodarowaniu
przestrzennym (Dz. U. Nr 80, poz. 717 z
późn. zm.)
Analizę obecnie obowiązujących przepisów zawartych w ww. aktach prawnych
przedstawiono w odniesieniu do 6 głównych typów instalacji geotermalnych, szerzej
opisanych w rozdziale 3.2. Propozycje zmian przepisów zmierzające do uproszczenia
procedur wymaganych przy inwestowaniu w systemy GPC zawiera rozdział 4.4.
Typ – ZH
System zamknięty – instalacje horyzontalne (podpowierzchniowe)
Ustawa prawo geologiczne i górnicze
Prace ziemne związane z układaniem kolektora gruntowego nie są pracami
geologicznymi i jako takie nie podlegają przepisom ustawy. Pomimo tego, udział
geologa w przygotowaniu projektu technicznego instalacji podziemnej, a następnie jego
nadzór nad wykonaniem instalacji może być wskazany, a czasem wręcz konieczny.
Rola geologa powinna dotyczyć rozpoznania charakteru litologicznego gruntów i
warunków hydrogeologicznych w rejonie budowy, w celu ich oceny z punktu widzenia
efektywności odzysku ciepła przez wymiennik gruntowy (przepływ ciepła w gruncie
zależy bardzo silnie od jego litologii i wilgotności). Dodatkowym zadaniem byłaby
ocena stanu zagrożenia gruntów i wód podziemnych przed zanieczyszczeniem w trakcie
budowy i eksploatacji instalacji podziemnej.
W innych krajach zasięganie opinii geologa przy realizacji systemów horyzontalnych
jest powszechną praktyką, a przy instalacjach większych, wykonywanych dla obiektów
publicznych, jest wręcz wymagane. W naszych warunkach należy uznać, że budowa
instalacji typu ZH nie musi być obligatoryjnie (z mocy prawa) poprzedzana badaniami
geologicznymi, a udział geologa zależy od potrzeb wyrażonych przez projektanta
instalacji.
Ustawa prawo wodne
Wykonywanie i eksploatacja systemów horyzontalnych nie podlega przepisom
ustawy Prawo wodne. Mogą one obowiązywać jedynie w bardzo szczególnym
przypadku umiejscowienia instalacji w strefie ochronnej ujęcia wody, jeśli w decyzji
ustanawiającej strefę znalazłby się zapis o zakazie wykonywania tego typu prac
ziemnych jako „czynności powodujących zmniejszenie przydatności ujmowanej wody
44
lub wydajności ujęcia” (Art. 54.1). Zakres i sposób sformułowania zakazów, nakazów i
ograniczeń obowiązujących w strefie ochronnej może utrudnić lub wręcz uniemożliwić
budowę systemu horyzontalnego typu ZH. Sytuacja taka jest raczej teoretyczna, ale
możliwa.
Ustawa prawo ochrony środowiska
Przepisy ustawy mogą potencjalnie dotyczyć odpowiedzialności właściciela lub
instalatora za zanieczyszczenie gruntów i wód gruntowych w czasie prac ziemnych lub
w okresie użytkowania systemu (ewentualne wycieki z gruntowego wymiennika
ciepła). Zgodnie z Art. 7.1 „Kto powoduje zanieczyszczenie środowiska, ponosi koszty
usunięcia skutków tego zanieczyszczenia”. Zagrożenie jest minimalne lub żadne w
przypadku stosowania w wymienniku cieczy uznawanych za nieszkodliwe dla
środowiska (w niektórych krajach jest to wymóg).
Systemy zamknięte GNE mogą być teoretycznie uznawane za „instalację". Do
„instalacji” ustawa zalicza m.in. stacjonarne urządzenie techniczne, których
eksploatacja może spowodować emisję (Art. 3, pkt 6). Do emisji natomiast zaliczamy
zgodnie z Art. 3, pkt 4 m.in. wprowadzanie do ziemi substancji lub energii (takiej jak
ciepło). W sensie fizycznym w systemach GNE wprowadzanie energii ma miejsce i jest
to energia cieplna „z ujemnym znakiem”. Ponadto teoretycznie, w przypadku
wystąpienia awarii, może dojść do wprowadzenia także substancji.
Trzeba podkreślić, że zaliczenie systemów GNE do „instalacji” nie jest oczywiste,
ale może mieć miejsce w świetle obowiązujących przepisów ustawy. Taka interpretacja
oznaczałaby korzystanie ze środowiska wykraczające poza korzystanie powszechne
(Art. 4.1, 4.2) i pociągnęłaby za sobą szereg wymogów wynikających z przepisów
dotyczących przeciwdziałaniu zanieczyszczeniom. Na przykład Art. 140 mówi, że
„Podmiot korzystający ze środowiska obowiązany jest zapewnić przestrzeganie
wymagań ochrony środowiska, w szczególności przez: 1) odpowiednią organizację
pracy, 2) powierzenie funkcji związanych z zapewnieniem ochrony środowiska osobom
posiadającym odpowiednie kwalifikacje zawodowe, 3) zapoznanie pracowników,
których zakres czynności wiąże się z kwestiami ochrony środowiska, z wymaganiami w
tym zakresie, gdy nie jest konieczne odpowiednie przygotowanie zawodowe w tym
zakresie”. Tego typu wymagania wskazują, że duch ustawy nie był nigdy skierowany na
zabudowane pod ziemią wymienniki ciepła, ale na obiekty o nieporównywalnie
większym zagrożeniu dla środowiska, które rzeczywiście wymagają wieloosobowej,
wyspecjalizowanej kadry do obsługi. Dlatego też, celem zlikwidowania możliwości
interpretacyjnych, postuluje się zmianę definicji „instalacji” tak, aby nie obejmowała
ona systemów GPC. Propozycje w tym zakresie przedstawiono w rozdziale 4.4.
Systemy zamknięte nie są natomiast traktowane jako przedsięwzięcia mogące
znacząco oddziaływać na środowisko w rozumieniu Rozporządzenia Rady Ministrów z
dnia 9 listopada 2004 r. w sprawie określenia rodzajów przedsięwzięć mogących
znacząco oddziaływać na środowisko oraz szczegółowych uwarunkowań związanych z
kwalifikowaniem przedsięwzięcia do sporządzenia raportu oddziaływania na
środowisko (Dz. U. Nr 257, poz. 2573 z późn. zm.) Sprawia to, że nie ma w tym
względzie barier formalno-administracyjnych podczas prowadzenia procesu
inwestycyjnego.
45
Ustawa prawo budowlane
Wykonanie instalacji odbywa się w oparciu o przepisy prawa budowlanego. Projekt
techniczny jest częścią składową projektu budowlanego i może być realizowany po
wydaniu decyzji administracyjnej przez organ administracji architektonicznobudowlanej i nadzoru budowlanego szczebla powiatowego.
Podkreślić trzeba, że w chwili obecnej w Art. 29 ustawy, wśród obiektów
budowlanych, których wykonanie nie wymaga pozwolenia na budowę, nie wymienia
się horyzontalnych, gruntowych wymienników ciepła. Wymienione są natomiast takie
obiekty jak: indywidualne, przydomowe oczyszczalnie ścieków czy też przyłącza
mediów, których wykonanie wymaga przecież podobnych prac ziemnych, jak w
przypadku instalacji horyzontalnych wymienników ciepła. Taki stan rzeczy powoduje,
że - zgodnie z przepisami ustawy - każdą instalację typu ZH należałoby traktować jak
obiekt budowlany wymagający pozwolenia na budowę, co jest z pewnością zbyt
rygorystycznym podejściem do zagadnienia. Trzeba jednak podkreślić, że w ustawie w
ogóle brak jest pojęcia "horyzontalne, gruntowe wymienniki ciepła" i stąd też brak jest
przepisów szczególnych regulujących zasady budowy takich instalacji. Taki tryb
postępowania uznaje się za nadmiernie restrykcyjny w odniesieniu do instalacji typu
ZH. Propozycje zmian w ustawie przedstawiono w rozdziale 4.4.
Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym
Przepisy ustawy mogą potencjalnie dotyczyć instalacji horyzontalnych, w sytuacji
gdyby zakaz jakichkolwiek robót ziemnych był sformułowany w Miejscowym Planie
Zagospodarowania Przestrzennego w odniesieniu do niektórych, szczególnych
obszarów (np. obszary ochrony przyrody).
Typ – ZF
System zamknięty - instalacje w otworach palowych fundamentów budynków
Ustawa prawo geologiczne i górnicze
Projektowanie, dozór geologiczny nad pracami wiertniczymi i opracowanie
dokumentacji powykonawczej podlega przepisom Prawa geologicznego i górniczego.
Wyniki rozpoznania geologicznego powinny być przedstawione w Dokumentacji
geologiczno-inżynierskiej wykonanej dla ustalenia geotechnicznych warunków
posadowienia obiektów budowlanych. Zawartość i sposób wykonania dokumentacji
określa Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 3 października 2005 r. w sprawie
szczegółowych wymagań, jakim powinny odpowiadać dokumentacje hydrogeologiczne i
geologiczno-inżynierskie (Dz. U. Nr 201 poz. 1673). Należy jednak zaznaczyć, że w
przypadku instalacji typu ZF wymagania w zakresie rozpoznania geologicznoinżynierskiego powinny obejmować dodatkowe elementy charakterystyki środowiska
gruntowo-wodnego nie wymienione w tym rozporządzeniu: przewodność i pojemność
cieplna gruntu, temperatura gruntu i wód. Szczegółowe rozpoznanie tych parametrów
jest bardzo istotne dla właściwego zaprojektowania całej instalacji odzysku ciepła
gruntowego. W krajach, gdzie tego typu systemy stosuje się już powszechnie (np.
Francja, Szwajcaria), rozpoznanie i przedstawienie charakterystyki termicznej
środowiska gruntowego jest warunkiem przyjęcia dokumentacji. Dla wymuszenia
podobnych standardów w Polsce, konieczne jest uzupełnienie cytowanego wyżej
rozporządzenia o dodatkowe zapisy. Propozycja ta rozwinięta jest w rozdziale 4.4.
46
Ustawa prawo wodne
Projektowanie i wykonawstwo instalacji typu ZF nie podlega przepisom ustawy i nie
wymaga ona zmian ani uzupełnień w tym kierunku. Tak jak i przy innych instalacjach
niskiej entalpii, przepisy ustawy mogą potencjalnie działać jedynie w przypadku
umiejscowienia instalacji w strefie ochronnej ujęcia wody, jeśli w decyzji
ustanawiającej strefę znalazłby się zapis o zakazie wykonywania odwiertów.
Ustawa prawo ochrony środowiska
Zakres działania przepisów ustawy jest taki sam, jak w przypadku wyżej opisanych
instalacji horyzontalnych. Zagrożenie dla środowiska przez instalację podziemną jest
teoretycznie możliwe na etapie wykonawstwa i praktycznie niemożliwe w trakcie
eksploatacji systemu (wymienniki ciepła zatopione w betonie fundamentów). Również i
w tym przypadku nie jest jasne, czy w rozumieniu ustawy mamy do czynienia z
„instalacją”, czy też nie. W tym zakresie ustawa wymaga zmiany (patrz rozdz. 4.4).
Ustawa prawo budowlane
Pale fundamentowe, w których umieszczane są wymienniki ciepła, stanowią część
budynku i jako takie podlegają przepisom prawa budowlanego w zakresie
projektowania i wykonawstwa. Szczegóły techniczne instalacji przedstawiane są w
projekcie budowlanym. Zgodnie z brzmieniem Art. 34, ust. 3, pkt 4 ustawy, wyniki
badań geologiczno-inżynierskich oraz geotechniczne warunki posadowienia budynku
przedstawia się w projekcie budowlanym „w zależności od potrzeb”. Z uwagi na
specyfikę obiektu budowlanego z zastosowaniem wymienników ciepła w palach
fundamentowych, projekt budowlany z pewnością powinien zawierać wyniki badań
geologiczno-inżynierskich oraz geotechniczne warunki posadowienia budynku. Wydaje
się jednak, że ten wymóg nie musi być jednoznacznie zapisany w ustawie, dlatego że
właśnie w tym przypadku zachodzi ewidentna potrzeba rozpoznania geologicznoinżynierskiego i właściwy organ ma możliwość wymagania odpowiedniej dokumentacji
geologiczno-inżynierskiej dołączonej do projektu budowlanego.
Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym
Sytuacja jak w przypadku systemów typu ZH. Ograniczenia mogą być sformułowane
w Miejscowym Planie Zagospodarowania Przestrzennego.
47
Typ – ZG
System zamknięty - Instalacje w wypełnionym otworze wiertniczym
Ustawa prawo geologiczne i górnicze
Wykonywanie otworów wiertniczych w celu umieszczania w nich wymienników
ciepła, jest robotą geologiczną i z tego względu podlega Prawu geologicznemu i
górniczemu. Do niedawna przepisy ustawy nie regulowały zasad wykonywania takich
odwiertów. Dopiero znowelizowana ustawa Prawo geologiczne i górnicze (Dz. U. 2005
Nr 90, poz. 758) objęła swoimi przepisami także ten rodzaj prac geologicznych.
Najistotniejsze konsekwencje wynikające z wprowadzonych zmian to:
− Dla rozpoczęcia prac wiertniczych niezbędny jest projekt prac geologicznych,
który podlega zgłoszeniu właściwemu organowi administracji geologicznej
najpóźniej na 8 tygodni przed zamierzonym terminem rozpoczęcia prac (Art. 33,
ust. 4);
− Prace geologiczne mogą być wykonywane, dozorowane i kierowane tylko przez
osoby posiadające odpowiednie kwalifikacje (Art. 31.1);
− Wyniki prac przedstawia się w dokumentacji geologicznej, która jest w 3
egzemplarzach przekazywana organowi administracji geologicznej (Art. 40,
Art. 45);
− Dane o otworach wykonanych w celu wykorzystania ciepła ziemi gromadzone są
przez organy administracji geologicznej (Art. 102);
− Całość prac podlega nadzorowi ze strony organów administracji geologicznej w
zakresie działań określonych ustawą (Art. 102), nie podlega natomiast przepisom
o planach ruchu zakładu górniczego (Art. 67a);
− Organami administracji geologicznej właściwymi w sprawach związanych z
prowadzeniem prac geologicznych dla wykorzystania ciepła ziemi są starostowie.
Taki sposób umiejscowienia w znowelizowanym Prawie geologicznym i górniczym
prac wykonywanych dla wykorzystania ciepła ziemi odpowiada generalnie
oczekiwaniom zmierzającym do ewidencjonowania wykonanych instalacji oraz
gromadzenia zdobywanych informacji geologicznych. Jednocześnie zapisy ustawy nie
krępują przedsiębiorców nadmiernie rozbudowaną procedurą administracyjną. Tego
typu kompromis osiągnięto dzięki mniej rygorystycznemu traktowaniu projektów oraz
dokumentacji geologicznych w porównaniu z analogicznymi projektami i
dokumentacjami wykonywanymi dla innych prac geologicznych. Różnica polega tu na
braku wymogu zatwierdzania projektów i uzyskiwania zawiadomień o przyjęciu
dokumentacji, a także na odstępstwie od wymogu sporządzania i zatwierdzania planów
ruchu dla wierceń wykonywanych w celu wykorzystania ciepła ziemi (Art. 67a, ust. 1,
pkt 3).
W oparciu o ustawę Prawo geologiczne i górnicze oraz akty wykonawcze do ustawy
wskazać można następujące procedury i najważniejsze etapy obowiązujące przy
wykonywaniu otworów wiertniczych w celu umieszczania w nich wymienników ciepła:
48
I. Opracowanie projektu prac geologicznych
Opracowanie zatytułowane „Projekt prac geologicznych w związku z budową
instalacji dla wykorzystania ciepła ziemi” wykonuje się zgodnie z Rozporządzeniem
Ministra Środowiska z dnia 19 grudnia 2001 r. w sprawie projektów prac geologicznych
(Dz. U. Nr 153, poz. 1777). Podlega on zgłoszeniu właściwemu organowi administracji
geologicznej najpóźniej na 8 tygodni przed zamierzonym terminem rozpoczęcia prac.
Do wykonywania prac można przystąpić, jeśli w terminie 30 dni od przedłożenia
projektu organ ten nie wniesie w drodze decyzji sprzeciwu. Sprzeciw może być
wyrażony na skutek zaistnienia jednej z dwóch przyczyn:
1. Zgłoszony projekt nie odpowiada wymaganiom określonym w przepisach Prawa
geologicznego i górniczego;
2. Prace geologiczne zaprojektowano:
− w obrębie obszaru zasobowego ujęcia wód podziemnych i istnieje zagrożenie,
że może to negatywnie oddziaływać na jakość ujmowanych wód;
− w obrębie obszarów górniczych wyznaczonych w koncesjach na
wydobywanie wód leczniczych współwystępujących z wodami podziemnymi
oraz w koncesjach na wydobywanie torfów leczniczych.
II. Realizacja projektu - prace wiertnicze
Zamiar przystąpienia do wykonywania prac wiertniczych należy zgłosić właściwemu
organowi administracji geologicznej, organowi nadzoru górniczego oraz wójtowi,
burmistrzowi lub prezydentowi właściwemu ze względu na miejsce prowadzenia prac.
Zgłoszenie winno być dokonane najpóźniej na 2 tygodnie przed zamierzonym terminem
rozpoczęcia prac. Wiercenia mogą być wykonywane tylko przez osoby posiadające
odpowiednie kwalifikacje do kierowania robotami geologicznymi, zaś dozór prac przez osoby posiadające stwierdzone uprawnienia kat. IV lub V.
III. Sporządzenie dokumentacji i przekazanie jej do właściwego organu administracji
geologicznej
Zgodnie z nowym Rozporządzeniem Ministra Środowiska z dnia 23 czerwca 2005 r.
w sprawie określenia przypadków, w których jest konieczne sporządzenie innej
dokumentacji geologicznej (Dz. U. Nr 116, poz. 893) wyniki prac wiertniczych i badań
w otworze przedstawiane są w formie opracowania zatytułowanego: „Dokumentacja
prac geologicznych wykonanych w celu wykorzystania ciepła ziemi”.
Dokumentacja zawiera omówienie i podsumowanie przeprowadzonych prac i badań.
Sporządza się ją najpóźniej w terminie 6 miesięcy od zakończenia prac geologicznych i
przekazuje w 3 egzemplarzach właściwemu organowi administracji geologicznej,
któremu zgłoszono projekt prac geologicznych. Dokumentacja nie podlega przyjęciu,
stanowi zatem wyłącznie akt zgłoszenia wykonanych prac do celów ewidencyjnych.
Trzeba zauważyć, że po przekazaniu dokumentacji organ administracji geologicznej
nie ma możliwości egzekwowania zgodności dokumentacji z ww. rozporządzeniem.
Taki przypadek nie powinien mieć miejsca - odpowiednie propozycje przedstawione
zostały w dalszej części opracowania (rozdz. 4.4).
49
Ustawa prawo wodne
Projektowanie i wykonawstwo instalacji typu ZG nie podlega przepisom ustawy. Tak
jak i przy innych typach instalacji GPC, przepisy ustawy mogą potencjalnie działać
jedynie w przypadku istnienia strefy ochronnej ujęcia wód podziemnych, jeśli w decyzji
ustanawiającej strefę znalazłby się zapis o zakazie wykonywania odwiertów z uwagi na
możliwość zanieczyszczenia ujmowanych wód. Przepisy ustawy uznaje się za
wystarczające i niewymagające zmian ani uzupełnień.
Ustawa prawo ochrony środowiska
Zakres działania przepisów ustawy jest taki sam, jak w przypadku wyżej opisanych
instalacji typu ZF. Zagrożenie dla środowiska, w tym zwłaszcza wód podziemnych, jest
teoretycznie możliwe na etapie wykonywania odwiertów i praktycznie niemożliwe w
trakcie eksploatacji systemu (wymienniki ciepła umieszczone w masie bentonitowocementowej wypełniającej otwór). Tym bardziej, z powodów omówionych przy opisie
instalacji ZH, ustawa powinna ulec modyfikacji celem wykluczenia możliwości
traktowania systemów ZF jako „instalacji”. Odpowiednie propozycje przedstawiono w
rozdziale 4.4.
Ustawa prawo budowlane
Przepisy ustawy nie mają zastosowania do wykonywania instalacji typu ZG.
Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym
Sytuacja jak w przypadku innych typów instalacji GPC. Ograniczenia mogą być
sformułowane w Miejscowym Planie Zagospodarowania Przestrzennego.
Typ – OP
System otwarty – pobór wody ze studni, zrzut do wód powierzchniowych
Ustawa prawo geologiczne i górnicze
Wykonanie otworu oraz opracowanie dokumentacji powykonawczej podlega
przepisom Prawa geologicznego i górniczego. Procedura prawna jest analogiczna jak
przy wykonywaniu typowych ujęć eksploatujących zwykłe wody podziemne, dla
których, po przeprowadzeniu odpowiednich badań, należy ustalić zasoby
eksploatacyjne. Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Środowiska z dnia 14
października 2005 r. w sprawie szczegółowych wymagań, jakim powinny odpowiadać
dokumentacje hydrogeologiczne i geologiczno-inżynierskie (Dz. U. Nr 201 poz. 1673)
wyniki prac i badań wykonanych w odwierconym otworze przedstawia się w formie
"Dokumentacji hydrogeologicznej ustalającej zasoby eksploatacyjne ujęcia wód
podziemnych”. Dokumentacja podlega przyjęciu przez właściwy organ administracji
geologicznej. Przystąpienie do wiercenia musi być poprzedzone wykonaniem i
zatwierdzeniem projektu prac geologicznych zgodnego z Rozporządzeniem Ministra
Środowiska z dnia 19 grudnia 2001 r. w sprawie projektów prac geologicznych (Dz. U.
Nr 153, poz. 1777). Opracowanie nosi tytuł: „Projekt prac geologicznych dla ustalenia
zasobów eksploatacyjnych ujęcia wód podziemnych”.
50
Zasady wykonywania prac i procedura postępowania są szczegółowo opisane w
opracowaniu pt. „Metodyka określania zasobów eksploatacyjnych ujęć zwykłych wód
podziemnych” – poradnik metodyczny opracowany na zamówienie Ministra Środowiska
przez zespół autorski pod kierownictwem naukowym A.Szczepańskiego (2004).
Ustawa prawo wodne
Zgodnie z aktualnie obowiązującymi przepisami ustawy, korzystanie z wód w
systemach otwartych należy traktować jako korzystanie szczególne, nawet w
przypadku, jeśli instalacja jest wykorzystywana na potrzeby gospodarstwa domowego.
Decyduje o tym niski próg wielkości poboru przyjęty w ustawie, w wysokości nie
przekraczającej 5 m3/d (Art. 36). Najmniejsze nawet instalacje, zaspokajające potrzeby
grzewcze typowego domu jednorodzinnego, wymagają dobowego poboru wody w
wysokości około 15 m3/d. Niezależnie od tego Art. 37 ustawy mówi, że korzystanie z
wód do celów energetycznych zawsze jest korzystaniem szczególnym. W związku z
powyższym, pobór wody dla systemów otwartych w każdym przypadku wymaga
uzyskania pozwolenia wodnoprawnego (Art. 122).
Tak jak i przy innych instalacjach GPC, przepisy ustawy mogą działać w przypadku
istnienia strefy ochronnej ujęcia wód podziemnych, jeśli w decyzji ustanawiającej strefę
znalazłby się zapis o zakazie wykonywania odwiertów z uwagi na możliwość
zanieczyszczenia ujmowanych wód.
Zrzut wód wykorzystanych do zbiorników powierzchniowych lub kanalizacji
wymaga pozwolenia wodnoprawnego, ponieważ są one kwalifikowane jako ścieki Art. 9.1, pkt 14 precyzuje, że do ścieków zaliczamy wody zużyte w szczególności na
cele bytowe i gospodarcze. Użycie słowa „w szczególności” oznacza tu, że cele bytowe
i gospodarcze są jedynie przykładem wód zużytych, a zastosowanie tej definicji ma
zakres szerszy. Obejmuje ona także wody wykorzystane w geotermalnych systemach
otwartych. Pozwolenie wodnoprawne może być wymagane także na podstawie Art. 37,
który do szczególnego korzystania z wód zalicza „pobór oraz odprowadzenie wód
powierzchniowych lub podziemnych”. Taki zapis decyduje o tym, że pozwolenie
wodnoprawne wymagane jest także w przypadku odprowadzania wód do zbiorników
stojących lub rowów znajdujących się w granicach działki właściciela instalacji GPC.
Ustawa prawo ochrony środowiska
Systemy otwarte typu OP nie mogą być kwalifikowane jako „instalacje” i z tego
powodu nie mogą być formułowane w stosunku do właściciela jakiekolwiek
szczegółowe wymogi wynikające z przepisów dotyczących przeciwdziałaniu
zanieczyszczeniom. Istnieje jednak odpowiedzialność właściciela za ewentualne
zanieczyszczenie środowiska i odpowiedzialność materialna dotycząca kosztów
usunięcia skutków zanieczyszczenia (Art. 7.1).
Zgodnie z Rozporządzeniem Rady Ministrów z dnia 9 listopada 2004 r w sprawie
określenia rodzajów przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko
oraz szczegółowych uwarunkowań związanych z kwalifikowaniem przedsięwzięcia do
sporządzenia raportu oddziaływania na środowisko (Dz. U. Nr 257, poz. 2573 z późn.
zm.) urządzenia lub zespoły urządzeń umożliwiające pobór wód podziemnych o
zdolności poboru wody nie niższej niż 10 m3/h oraz wiercenia wykonywane w celu
zaopatrzenia w wodę kwalifikowane są do przedsięwzięć mogących znacząco
51
oddziaływać na środowisko, dla których może być wymagane sporządzenie raportu
oddziaływania na środowisko. Ocenę, czy konieczne jest wykonanie raportu oraz jaki
ma być jego zakres, uzyskuje inwestor poprzez złożenie zapytania do właściwego
organu samorządu terytorialnego (urząd miasta lub gminy), dołączając informacje o
planowanym przedsięwzięciu – zgodnie z Art. 49 ustawy. Wójt gminy, burmistrz lub
prezydent miasta wydaje postanowienie o potrzebie wykonania raportu po zasięgnięciu
opinii Wydziału Ochrony Środowiska właściwego Starostwa Powiatowego oraz
Państwowego Powiatowego Inspektora Sanitarnego.
Całość tej procedury, wynikającej z ostatniej nowelizacji ustawy Prawo ochrony
środowiska (Dz. U. z 2005 r. Nr 92, poz. 769), nadmiernie formalizuje działalność
inwestycyjną. Sporządzanie raportów oddziaływania na środowisko zdecydowanie nie
powinno obejmować wierceń dla zaopatrzenia w wodę (chociaż woda pompowana ze
studni w celu wykorzystania w systemie otwartym nie musi być traktowana jako
„zaopatrzenie w wodę”, bo nie jest wykorzystywana w zwykłym tego słowa
rozumieniu). Natomiast w odniesieniu do ujęć wód podziemnych niejasne jest
sformułowanie „urządzenie o zdolności poboru”. Nie wiadomo, czy chodzi tu o
zdolność techniczną ujęcia (maksymalna projektowana wydajność eksploatacyjna
studni), czy też o przyszłą zdolność prawną (zasoby eksploatacyjne, pozwolenie
wodnoprawne). Jeśli zdolność poboru mierzyć wydajnością eksploatacyjną, to próg
wydajności kwalifikujący do przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na
środowisko powinien być ustawiony zdecydowanie wyżej, np. 50 m3/h. Propozycje
zmian w tym zakresie przedstawione w rozdziale 4.4 eliminują wszelkie dowolności
interpretacyjne poprzez wyłączenie ujęć wykonywanych dla potrzeb GNE z listy
przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko.
Przepisy ustawy mogą dotyczyć także problematyki ewentualnego wpływu zrzutu
wód wykorzystanych na stan wód powierzchniowych. Ryzyko szkodliwego wpływu,
choć niewielkie, potencjalnie istnieje, zwłaszcza w przypadku dużych instalacji w
obiektach publicznych. Odprowadzanie wód do cieków powierzchniowych nie jest
wyszczególnione w Rozporządzeniu Rady Ministrów z dnia 9 listopada 2004 r w
sprawie określenia rodzajów przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na
środowisko oraz szczegółowych uwarunkowań związanych z kwalifikowaniem
przedsięwzięcia do sporządzenia raportu oddziaływania na środowisko (Dz. U. Nr 257,
poz. 2573 z późn. zm.) i w związku z tym opracowanie raportu oddziaływania na
środowisko nie może być wymagane. Biorąc pod uwagę fakt, że jedynym skutkiem
zrzutu wód wykorzystanych może być zmiana charakterystyki temperaturowej
odbiornika, nie postuluje się dla tego typu oddziaływań zaostrzania wymogów
formalnych wynikających z ustawy Prawo ochrony środowiska.
Ustawa prawo budowlane
Przepisy ustawy nie mają zastosowania do wykonywania otworów studziennych.
Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym
Sytuacja analogiczna jak w przypadku innych systemów GNE. Ograniczenia mogą
być sformułowane w Miejscowym Planie Zagospodarowania Przestrzennego.
52
Typ – OG
System otwarty – pobór wody ze studni, zrzut do warstwy wodonośnej
Ustawa prawo geologiczne i górnicze
Ten rodzaj instalacji, będący szczególną odmianą systemu otwartego, podlega
podobnym przepisom w zakresie wykonawstwa i dokumentowania jak system typu OP
opisany wyżej. Procedura prawna jest analogiczna, a wyniki prac i badań wykonanych
w otworze eksploatacyjnym i zatłaczającym przedstawia się w formie "Dokumentacji
hydrogeologicznej ustalającej zasoby eksploatacyjne ujęcia wód podziemnych".
Warunki zrzutu wody wykorzystanej do warstwy wodonośnej określane są w
opracowaniu pt. „Dokumentacja określająca warunki hydrogeologiczne w związku z
wtłaczaniem wód do górotworu”. W praktyce przyjęło się, że oba rodzaje dokumentacji
przedstawiane są w jednym wspólnym opracowaniu, które jest przyjmowane przez
właściwy organ administracji geologicznej.
Ustawa prawo wodne
Wykonanie i eksploatacja tego typu instalacji podlega tym samym przepisom
ustawy, co instalacje typu OP opisane wyżej. Niezależnie od prawnego uznania wód
zużytych za ścieki (Art. 9.1, pkt 14), ich odprowadzanie z powrotem do warstwy
wodonośnej jest traktowane jako szczególne korzystanie z wód (Art. 37, pkt 1, i Art. 37,
pkt 3) i jako takie wymaga pozwolenia wodnoprawnego.
Przepisy ustawy mogą działać także w przypadku istnienia strefy ochronnej ujęcia
wód podziemnych, jeśli w decyzji ustanawiającej strefę znalazłby się zapis o zakazie
wykonywania innych ujęć wód podziemnych.
Ustawa prawo ochrony środowiska
Systemy typu OG teoretycznie mogą być kwalifikowane jako „instalacje”, ponieważ
przy zatłaczaniu wód do warstwy wodonośnej mamy do czynienia z emisją ciepła i
substancji (Art. 3, pkt 4 i pkt 6). Możliwość takiej kwalifikacji zdecydowanie nie
powinna mieć miejsca z przyczyn, które przedstawiono przy opisie instalacji typu ZH.
Ustawa powinna zostać w tym zakresie zmieniona (patrz rozdz. 4.4).
Pozostałe przepisy ustawy w odniesieniu do poboru wód podziemnych działają w
identycznym zakresie, jak w przypadku instalacji typu OP. Stan uregulowań prawnych
opisany przy charakterystyce systemów typu OP jest dalece wykraczający poza
potrzeby ochrony środowiska, powoduje nadmierne zbiurokratyzowanie procesu
inwestycyjnego i wymaga zmian (patrz rozdz. 4.4). Podkreślić przy tym trzeba, że
proces odprowadzania wód do górotworu nie jest zaliczony do przedsięwzięć mogących
znacząco oddziaływać na środowisko, co jeszcze dobitniej wskazuje na zbyt
rygorystyczne działanie Prawa ochrony środowiska w odniesieniu do wykonywania
wierceń służących do zaopatrzenia w wodę.
53
Ustawa prawo budowlane
Przepisy ustawy nie mają zastosowania do wykonywania otworów studziennych.
Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym
Sytuacja analogiczna jak w przypadku innych systemów GNE. Ograniczenia mogą
być sformułowane w Miejscowym Planie Zagospodarowania Przestrzennego.
Typ – OK
System otwarty – pobór wód kopalnianych, zrzut do wód powierzchniowych lub
z powrotem do wyrobisk górniczych
Ustawa prawo geologiczne i górnicze
Ustawy nie stosuje się w części dotyczącej projektowania prac, ponieważ tego typu
rozwiązania nie wymagają wykonywania robót geologicznych dla udostępnienia wód
podziemnych. W przypadku kopalni czynnych wykorzystywana jest woda z
odwodnienia, natomiast dla kopalni zatopionych zakłada się pompowanie wody przy
wykorzystaniu istniejących szybów kopalnianych i innych otworów sięgających
głębokich partii wyrobisk górniczych.
Jeśli system typu OK bazować ma na wodach pozyskiwanych w ramach aktualnie
prowadzonego odwodnienia kopalnianego (kopanie czynne lub odwodnienie
nieczynnych wyrobisk), wówczas przepisy ustawy nie znajdują zastosowania na
żadnym etapie inwestycji. Jeśli natomiast zamierza się czerpać wodę z kopalni
nieczynnej, dla której odwodnienie nie jest już prowadzone i przewiduje się w tym celu
powtórne uruchomienie poboru, wówczas wymagane jest udokumentowanie zasobów
eksploatacyjnych dostępnych za pomocą ujęcia składającego się np. z szybów
kopalnianych. Prawo geologiczne i górnicze nie przewiduje jednak takiego rodzaju
dokumentacji hydrogeologicznej, w której można by udokumentować zasoby dostępne
do wykorzystania w nieczynnych wyrobiskach górniczych, co jest z pewnością
świadectwem tego, że ustawodawca nie przewidział możliwości poboru wód
podziemnych z zatopionych wyrobisk dla celów innych niż odwadnianie kopalń.
Wymagane jest wskazanie w ustawie Prawo geologiczne i górnicze nowego rodzaju
dokumentacji hydrogeologicznej - propozycje w tym zakresie znajdują się w rozdziale
4.4.
Przy zamiarze wykorzystania wód zgromadzonych w wyrobiskach nieczynnych
kopalń istotna jest temperatura wód mierzona na wypływie. Gdy wynosi ona co
najmniej 20oC, wtedy w myśl Rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 14 lutego 2006 r.
w sprawie złóż wód podziemnych zaliczonych do solanek, wód leczniczych i termalnych
oraz złóż innych kopalin leczniczych, a także zaliczenia kopalin pospolitych z
określonych złóż lub jednostek geologicznych do kopalin podstawowych (Dz. U 006, nr
32, poz. 220) wody te kwalifikowane są jako termalne, które zgodnie Prawem
geologicznym i górniczym stanowią kopalinę podstawową. Na wydobywanie kopaliny
niezbędna jest koncesja, której w przypadku wód termalnych udziela Minister
Środowiska. Wystąpienie z wnioskiem o koncesję wymaga przygotowania wielu
dokumentów, a także poczynienia szeregu uzgodnień (m.in. z ministrem właściwym do
54
spraw gospodarki). Tak więc droga prawna jest tu zdecydowanie bardziej
skomplikowana niż w każdym innym sposobie wykorzystania energii niskiej entalpii.
Propozycje zmian w ustawie, zmierzające do wyeliminowania tej sytuacji, znajdują się
w rozdziale 4.4.
Ustawa prawo wodne
Pobór wód zwykłych (o temp. <20oC) w ramach prowadzonego odwodnienia
górniczego, jak również pobór uruchamiany na nowo z kopalń wcześniej
zlikwidowanych (zatopionych) wymaga pozwolenia wodnoprawnego, podobnie jak
zrzut wód wykorzystanych do zbiorników powierzchniowych lub na powrót do
górotworu. Kopalnie aktualnie odwadniane posiadają pozwolenie wodnoprawne na
zrzut wody, natomiast przy zamiarze poboru wód z kopalni nieczynnych (zatopionych)
pozwolenie takie należy uzyskać.
Przepisów Prawa wodnego nie stosuje się do wód termalnych (kopalin), którymi zgodnie z aktualnym brzmieniem Prawa geologicznego i górniczego - mogą być wody
wypompowywane z zatopionych wyrobisk górniczych (powtórne uruchomienie poboru)
w przypadku, gdy temperatura na wypływie wynosi co najmniej 20oC. W takim
przypadku nie ma wymogu uzyskiwania pozwolenia wodnoprawnego na pobór wód zastępuje je koncesja udzielona na eksploatację. Przedstawione w rozdz. 4.4 propozycje
modyfikacji Prawa geologicznego i górniczego przywracają zakres obowiązywania w
odniesieniu do tych wód ustawy Prawo wodne.
Ustawa prawo ochrony środowiska
Przepisy ustawy dotyczą zagadnień wpływu wód wykorzystanych (często
zasolonych), odprowadzanych z kopalni do wód powierzchniowych. Regulują one w
sposób wystarczający wszelkie kwestie związane z eliminacją zagrożeń, szkodliwych
oddziaływań na środowisko i kwestii odpowiedzialności za szkody.
W szczególnym przypadku, gdy planuje się wykorzystanie wód termalnych z
nieczynnych wyrobisk górniczych (kopalina), na ich wydobywanie może być
wymagane sporządzenie raportu oddziaływania na środowisko zgodnie z
Rozporządzeniem Rady Ministrów z dnia 9 listopada 2004 r w sprawie określenia
rodzajów przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko oraz
szczegółowych uwarunkowań związanych z kwalifikowaniem przedsięwzięcia do
sporządzenia raportu oddziaływania na środowisko (Dz. U. Nr 257, poz. 2573 z późn.
zm.) - §3.1, pkt 40b. Ocenę, czy konieczne jest wykonanie raportu oraz jaki ma być
jego zakres, uzyskuje inwestor poprzez złożenie zapytania do właściwego organu
samorządu terytorialnego (urząd miasta lub gminy), dołączając informacje o
planowanym przedsięwzięciu – zgodnie z Art. 49 ustawy. Wójt gminy, burmistrz lub
prezydent miasta wydaje decyzję o potrzebie wykonania raportu po zasięgnięciu opinii
Wydziału Ochrony Środowiska właściwego Starostwa Powiatowego oraz Państwowego
Powiatowego Inspektora Sanitarnego. W rozdziale 4.4 zaproponowano zmiany
powodujące uproszczenie tej procedury.
Ustawa prawo budowlane
Przepisy ustawy nie znajdują tu zastosowania.
55
Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym
Przepisy ustawy nie mają tu zastosowania, ponieważ kopalnie są obiektami już
istniejącymi i uwzględnionymi w Miejscowym Planie Zagospodarowania
Przestrzennego.
4.3
Stan prawny w wybranych krajach
Do prezentacji wybrano dwa kraje, które mają najdłuższe i najbogatsze
doświadczenia w wykorzystaniu GNE i jako takie mogą być dobrym punktem
odniesienia do charakterystyki i porównania krajowych przepisów w tej dziedzinie. O
wyborze zadecydowała także duża liczba i dostępność w Internecie materiałów
informacyjnych oraz stosunkowo najlepszy i najpełniejszy sposób ich przedstawienia.
Prezentowany opis stanu prawnego, mimo swego ogólnego i wybiórczego charakteru,
ma duży walor poznawczy.
•
•
•
•
•
Francja
Instalacje horyzontalne nie wymagają żadnego zgłoszenia ani pozwolenia na
eksploatację. Ich wykonanie podlega jedynie przepisom prawa budowlanego i
kontrolowane jest przez inspektorów budowlanych.
W przypadku instalacji pionowych, wszystkie otwory wiertnicze o głębokości
ponad 10 m muszą być zgłoszone w celach ewidencyjnych do DRIRE26 przed
rozpoczęciem prac. Z uwagi na to, że pionowe wymienniki mają moc cieplną w
granicach 30-50 W/mb otworu, instalacje GPC oparte na sondach pionowych (z
wyjątkiem przypadku opisanego poniżej) wymagają jedynie zgłoszenia, a nie
uzyskania koncesji.
Jeśli głębokość otworu przekracza 100 m i ilość uzyskiwanego ciepła z
pompowanej wody przekracza 233 kWh, eksploatacja otworu wymaga uzyskania
koncesji górniczej zgodnie z Code Miniere27 (złoże traktowane jest wtedy jako
kopalina). Bardziej skomplikowane jest również wykonanie samego odwiertu, który
wymaga uzyskania decyzji administracyjnej poprzedzonej sporządzeniem raportu o
jej oddziaływaniu, a w niektórych przypadkach przeprowadzenia dodatkowo
konsultacji społecznych. Z uwagi na skomplikowaną procedurę instalacje otworowe
we Francji z reguły nie przekraczają głębokości 100 m.
System zezwoleń administracyjnych na wykonanie otworów i eksploatację wód
podziemnych jest skomplikowany i uzależniony od głębokości otworów i wielkości
poboru. W niektórych regionach o szczególnym zagrożeniu i znaczeniu wód
podziemnych w zaopatrzeniu ludności, uzyskanie wcześniejszego pozwolenia na
pobór wód może być wymagane. W innych wystarczy tylko zgłoszenie.
Dodatkowo, pobór wód podziemnych do celów grzewczych nie jest traktowany
jako "pobór do celów potrzeb domowych" (porównując z naszymi przepisami
byłoby to szczególne korzystanie wód) i jako taki wymaga zgłoszenia do DRIRE w
każdym przypadku, jeśli zdolność eksploatacyjna otworu przekracza 8 m3/h.
26
DRIRE - Direction Regionalne de l’Industrie, de la Recherche at de l’Environnement (Dyrekcja
regionalna d/s przemysłu, poszukiwań i środowiska)
27
Ustawa górnicza (odpowiednik polskiej ustawy Prawo geologiczne i górnicze)
56
•
•
Pozwolenie administracyjne (odpowiednik naszego „pozwolenia wodnoprawnego”)
jest wymagane w każdym przypadku odprowadzania wód do zbiorników
powierzchniowych lub podziemnych.
Kodeks cywilny reguluje odpowiedzialność wykonawcy instalacji podziemnej w
przypadku szkód wyrządzanych w trakcie jej realizacji i eksploatacji.
Odpowiedzialność ta jest ustalona na 10 lat. Dla własnego bezpieczeństwa inwestor
powinien upewnić się, czy wykonawca instalacji podziemnej ma wykupioną polisę
odpowiedzialności cywilnej od swojej działalności gospodarczej na co najmniej 10
lat.
USA
•
•
•
•
•
•
•
28
Pobór wód podziemnych dla potrzeb GPC w indywidualnych budynkach
mieszkalnych nie wymaga pozwolenia, ani nie podlega administracyjnym
ograniczeniom ilościowym.
Pozwolenie na pobór wód jest wymagane przy instalacjach montowanych w
budynkach użyteczności publicznej i w sektorze gospodarczym. W wydawanym
pozwoleniu uwzględnia się prawa innych użytkowników oraz ograniczenia w
wielkości poboru wód podziemnych ustalone przez zarządy poszczególnych zlewni
rzecznych.
Lokalizacja GPC musi być uzgodniona z lokalnymi władzami, jeśli znajduje się w
obrębie strefy ochronnej ujęcia zbiorowego zaopatrzenia ludności w wodę.
W przypadku systemów zamkniętych wykonanie odwiertów nie wymaga żadnych
pozwoleń ani wcześniejszych uzgodnień. Pozwolenia nie są wymagane także dla
wykonania studni eksploatujących wodę do celów prywatnych, w tym dla potrzeb
GPC.
Pozwolenie na wykonanie studni jest wymagane w przypadku, gdy pobierana wody
ma służyć również do celów konsumpcyjnych zbiorowego zaopatrzenia ludności
(min.15 przyłączy lub 25 osób).
Mimo że wykonywanie otworów wiertniczych nie wymaga sporządzania projektu,
przepisy wymagają, aby każdy otwór był zarejestrowany w ogólnokrajowej bazie
danych otworów wiertniczych. Odbywa się to przez wypełnienie specjalnego
formularza zawierającego podstawowe dane o otworze i jego wykonaniu, który
następnie przesyła się do odpowiedniej jednostki państwowej służby geologicznej.
Nie ma wymogu sporządzania i zatwierdzania specjalnej dokumentacji
geologicznej. Oczywiście, w zależności od wielkości i typu instalacji, dokumentacja
taka, często bardzo szczegółowa, może być konieczna dla właściwego
przedstawienia warunków geologicznych i termicznych górotworu jako podstawy
zaprojektowania całej instalacji grzewczej.
Każda instalacja GPC powinna być zarejestrowana. Dokonuje się to przez
wypełnienie specjalnego formularza, który następnie należy przesłać do bazy
danych prowadzonej przez IGSHPA28, dołączając opłatę w wysokości 25$.
Formularz zawiera jedynie podstawowe informacje dotyczące lokalizacji,
konstrukcji i wykonania instalacji.
IGSHPA - International Ground Source Heat Pump Association
57
•
•
•
•
Szczególna procedura obowiązuje w przypadku studni zatłaczających w otwartych
systemach GPC. Chociaż w klasyfikacji EPA29 studnie takie nie stanowią
większego zagrożenia dla środowiska, muszą podlegać rejestracji w specjalnym
krajowym banku danych. Informacja o takim otworze jest zgłaszana do
regionalnego biura EPA na specjalnym, standardowym formularzu. Oprócz tego,
jak wszystkie otwory wiertnicze, studnia podlega rejestracji w banku danych
geologicznych.
Zasady i warunki odprowadzania wód do gruntu nie podlegają regulacjom
prawnym, ale są ściśle określone w poradnikach metodycznych. Z reguły nie jest
wymagane żadne pozwolenie w tym zakresie, pod warunkiem, że nie zmienia się
składu wody. Dodanie do odprowadzanej wody obcych dla niej substancji
powoduje jej zaliczenie do ścieków przemysłowych, które podlegają szczególnym
przepisom o utylizacji.
Wykorzystane wody podziemne mogą być odprowadzane do wód
powierzchniowych, ale wymaga to specjalnego pozwolenia NPDES30, o które
właściciel instalacji musi wystąpić do regionalnego biura. Można również starać się
o podłączenie do kanalizacji burzowej, na co musi być zgoda lokalnych władz. Nie
dopuszcza się odprowadzania wód do kanalizacji ściekowej. W przypadku, gdy
woda odprowadzana jest do zamkniętego zbiornika zlokalizowanego na własnej
działce, żadne pozwolenie nie jest wymagane.
Sposób wykonywania otworów jest bardzo ważny z punktu widzenia ochrony
środowiska. Przepisy prawa nie regulują kwestii technicznych budowy otworów,
stwierdzając jedynie, że musi się to odbywać w sposób bezpieczny dla środowiska.
Dla zapewnienia wysokiej jakości wykonawstwa wprowadzono prawny obowiązek
posiadania licencji na prace wiertnicze i wymóg właściwego wykonawstwa
studni31. Zasady wykonywania i oddawania studni są opracowane w odpowiednich
poradnikach metodycznych, mających charakter obowiązujących wytycznych.
4.4
Propozycje zmian przepisów krajowych
Z przedstawionego wyżej porównania wynika, że w krajach przodujących w rozwoju
GNE wymogi prawne skonstruowane są w taki sposób, aby w jak najmniejszym stopniu
krępować inwestorów. Biorąc pod uwagę, że inwestorami tymi są przeważnie osoby
fizyczne, budujące systemy zamknięte dla potrzeb własnych gospodarstw domowych,
jest to najbardziej wyrazisty sposób promowania energii odnawialnej. Ten styl działania
powinien być bezwzględnie utrzymany w Polsce. Możliwość administracyjnych
ingerencji w proces budowy instalacji niskotemperaturowych powinna być
zredukowana do absolutnie niezbędnego minimum podyktowanego wymaganiami
ochrony środowiska, w tym zwłaszcza zasobów wodnych. Zaproponowane poniżej
uzupełnienia do 3 kluczowych ustaw mają na celu umocnienie takiego właśnie
wizerunku roli Państwa w postępowaniu inwestycyjnym związanym z budową
systemów grzewczych bazujących na odnawialnej energii niskiej entalpii.
29
EPA - Environmental Protection Agency
NPDES - National Pollutant Discharge Elimination System
31
Act 610 of the Administrative Code (Water Well Drillers Licence Act).
30
58
I. Prawo geologiczne i górnicze
Po wprowadzeniu znowelizowanej ustawy Prawo geologiczne i górnicze stan prawny
wykonywania instalacji do odzysku ciepła uznać trzeba za zadowalający. Objęcie tych
instalacji przepisami ustawy wyczerpuje potrzeby gromadzenia uzyskiwanych w toku
prac wiertniczych danych geologicznych, zapewnienia bezpieczeństwa ekologicznego
inwestycji, a także fachowe kierownictwo i dozór w trakcie prowadzonych prac
wiertniczych. W Rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 23 czerwca 2005 r. w
sprawie określenia przypadków, w których jest konieczne sporządzenie innej
dokumentacji geologicznej (Dz. U. Nr 116, poz. 983) określono szczegółowo zakres
dokumentacji wykonywanej w związku z wykorzystaniem ciepła ziemi. Wydaje się, że
rozporządzenie to należycie spełnia swoją rolę w odniesieniu do wymogu sporządzania
dokumentacji i ujednolicenia jej treści. Tym niemniej trzeba zauważyć, że organ
administracji geologicznej nie ma możliwości egzekwowania treści dokumentacji
zgodnej z rozporządzeniem, ponieważ dokumentacja nie podlega przyjęciu, a jedynie
jest przekazywana32. Zagadnienie to powinno być rozstrzygnięte w sposób analogiczny
jak przy zatwierdzaniu projektów prac geologicznych związanych z wierceniem
otworów dla GNE. Projektant może być wezwany do poprawienia lub uzupełnienia
projektu w 2 jasno zdefiniowanych przypadkach:
1. gdy projekt nie odpowiada wymaganiom prawnym,
2. gdy prace geologiczne zaprojektowano w nieodpowiedniej lokalizacji.
Podobny wymóg powinien być sformułowany w odniesieniu do dokumentacji
powykonawczej, ale wyłącznie w przypadku, gdy nie odpowiada ona co do zawartości
wymogom rozporządzenia (a więc nie odpowiada wymaganiom prawnym). Odpowiedni
zapis w rozporządzeniu wymaga wprowadzenia w §10 dodatkowego ustępu nr 3 o
brzmieniu:
1). Do eksploatacji systemu wykorzystania ciepła ziemi można przystąpić, jeżeli w
terminie 30 dni od dnia przekazania dokumentacji właściwy organ nie wniesie w
drodze decyzji sprzeciwu.
2). Właściwy organ wnosi sprzeciw, jeśli przekazana dokumentacja nie odpowiada
wymaganiom określonym w przepisach Prawa geologicznego i górniczego.
Egzekwowanie powyższych zasad może odbywać się w oparciu o przepisy karne
Prawa geologicznego i górniczego (analogicznie jak ma to miejsce w odniesieniu do
projektu prac geologicznych) poprzez zapis: „Kto eksploatuje system wykorzystania
ciepła ziemi wbrew sprzeciwowi organu administracji geologicznej podlega karze
grzywny”. Należy podkreślić, że nie uregulowanie tego problemu skutkować będzie
tym, że starosta powiatowy, jako organ administracji geologicznej nie będzie w stanie
spełnić zadań ustawowych w dziedzinie gromadzenia danych o wykonanych otworach
wiertniczych w celu wykorzystania ciepła ziemi (Art. 102 ust. 1, pkt 8).
Rozwijane stosunkowo od niedawna instalacje typu ZF wymagają wprowadzenia
stosownych zmian do zawartości dokumentacji geologiczno-inżynierskiej wykonywanej
w celu projektowania posadowienia obiektów budowlanych. Jeśli dokumentacja
dotyczy inwestycji powiązanej z zabudową wymienników ciepła w palach
fundamentowych budynku, wówczas zawierać powinna charakterystykę termiczną
górotworu. Wymóg ten może być sformułowany w Rozporządzeniu Ministra
32
To zagadnienie dotyczy także wszystkich innych rodzajów dokumentacji wyszczególnionych w
Rozporządzeniu Ministra Środowiska z dnia 23 czerwca 2005 r. w sprawie określenia przypadków, w
których jest konieczne sporządzenie innej dokumentacji geologicznej (Dz. U. Nr 116, poz. 893).
59
Środowiska z dnia 14 października 2005 r. w sprawie szczegółowych wymagań, jakim
powinny odpowiadać dokumentacje hydrogeologiczne i geologiczno-inżynierskie
(Dz. U. Nr 201 poz. 1673). Modyfikacja powinna polegać na rozszerzeniu §19, ust.1 o
sformułowanie: „dane dotyczące temperatury ośrodka skalnego i/lub temperatury wód
podziemnych”. Ponieważ wymogi dla zawartości dokumentacji poprzedzone są zapisem
„w razie konieczności”, więc nie ma obawy, że dodatkowe wymagania obowiązywać
mogłyby także w przypadku badań wykonywanych dla posadowienia obiektów
budowlanych bez wykorzystania wymienników ciepła w palach fundamentowych.
Specyficzny przypadek stanowią wody zgromadzone w nieczynnych wyrobiskach
górniczych po zaprzestaniu ich odwadniania. Jeśli wykazują one temperaturę na
wypływie nie niższą niż 20oC, wówczas zaliczane są do wód termalnych i przez to stają
się kopaliną, na eksploatację której, zamiast pozwolenia wodnoprawnego, trzeba
uzyskać koncesję. Proponuje się zatem zmianę „Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia
14 lutego 2006 r. w sprawie złóż wód podziemnych zaliczonych do solanek, wód
leczniczych i termalnych oraz złóż innych kopalin leczniczych, a także zaliczenia
kopalin pospolitych z określonych złóż lub jednostek geologicznych do kopalin
podstawowych” – Dz. U. 2006 nr 32, poz. 220, poprzez zastąpienie w §3
sformułowania: „i odwadniania nieczynnych wyrobisk” zapisem: „i wód zgromadzonych
w nieczynnych wyrobiskach”. Zmodyfikowana w ten sposób treść §3 pozwoli wyłączyć
z definicji wód termalnych nie tylko te wody, które przy temperaturze nie mniejszej niż
20oC są wypompowywane z nieczynnych wyrobisk górniczych, ale także te, które w
tych wyrobiskach zalegają i nie są odpompowywane. Jeśli wody te nie będą w
rozumieniu prawa traktowane jako termalne, to automatycznie przestaną być kopaliną i
stąd wyniknie uproszczenie procedury uzyskiwania pozwolenia na eksploatację. Taki
zapis spowoduje też znaczne uproszczenie wymogów wynikających z Prawa ochrony
środowiska, co szczegółowo opisano w dalszej części rozdziału.
W przypadku zamiaru czerpania wód z zatopionych wyrobisk górniczych
(niezależnie od temperatury wód) należy jednoznacznie wskazać w ustawie rodzaj
dokumentacji hydrogeologicznej, w której udokumentowane byłyby zasoby
eksploatacyjne ujęcia. Chodzi tu o wykorzystanie wód przy użyciu istniejącej
infrastruktury kopalnianej w postaci np. szybów wiertniczych. Prawo geologiczne i
górnicze nie przewiduje takiego rodzaju dokumentacji hydrogeologicznej, który byłby
odpowiedni dla tego typu sytuacji. Sporządzana zwykle dla ujęć wód podziemnych
dokumentacja hydrogeologiczna ustalająca zasoby eksploatacyjne nie jest dla takiego
przypadku właściwa, ponieważ dotyczy ona wód podziemnych zgromadzonych w
zbiorniku wód podziemnych, a nie w wyrobiskach górniczych. Również dokumentacja
określająca warunki hydrogeologiczne w związku z zakończeniem lub zmianą poziomu
odwadniania likwidowanego zakładu górniczego nie jest w tym przypadku właściwa,
gdyż stanowi ona w gruncie rzeczy rodzaj oceny wpływu na środowisko ze strony
zatapianej kopalni, a nie dokumentację określającą zasoby wód podziemnych.
W związku z tym w omawianym przypadku należałoby wprowadzić do Prawa
geologicznego i górniczego nowy rodzaj dokumentacji o tytule: „Dokumentacja
ustalająca zasoby eksploatacyjne wód podziemnych zgromadzonych w podziemnych
wyrobiskach górniczych zlikwidowanych kopalń głębinowych” (lub podobnym).
Konsekwentnie taki rodzaj dokumentacji powinien zostać wprowadzony do
Rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 14 października 2005 r. w sprawie
szczegółowych wymagań, jakim powinny odpowiadać dokumentacje hydrogeologiczne i
geologiczno-inżynierskie (Dz. U. Nr 201 poz. 1673) wraz z określeniem wymagań co do
treści i załączników graficznych nowej dokumentacji.
60
III Prawo budowlane
Jedynie w odniesieniu do horyzontalnych systemów podpowierzchniowych typu ZH
za celowe uznać trzeba wprowadzenie pewnych uzupełnień Prawa budowlanego.
Wprowadzenie tych systemów do artykułu 29 spowoduje, że nie będą one wymagały
uzyskiwania pozwolenia na budowę, co jest zgodne z zasadą jak najmniejszej ingerencji
administracyjnej w rozwój geotermalnych systemów ciepłowniczych. Do Art. 29, ust. 1
wprowadzić należy pkt 11 o brzmieniu: „instalowaniu horyzontalnych, gruntowych
wymienników ciepła”.
IV Prawo ochrony środowiska
Ustawa Prawo ochrony środowiska, z racji konieczności dostosowania jej do
wymogów Unii Europejskiej, stanowi obecnie bardzo rozbudowany akt prawny.
Kluczowe dla jej właściwego stosowania w odniesieniu do systemów GNE jest
przyjęcie, że - niezależnie od typu systemu - nie mamy tu do czynienia z „instalacją”.
Definicja „instalacji” daje obecnie możliwość dokonania interpretacji odmiennej, co
szerzej omówiono w rozdziale 3.2 przy opisie systemów horyzontalnych typu ZH. Dla
wyeliminowania tej możliwości, należy zmienić definicję „instalacji” poprzez dopisanie
do Art. 3. pkt 6 po słowach: „których eksploatacja może spowodować emisję”
fragmentu: „, za wyjątkiem urządzeń do odzysku ciepła ziemi”.
Do systemów otwartych GNE zastosowanie mogą mieć przepisy dotyczące
postępowania inwestycyjnego w odniesieniu do przedsięwzięć mogących znacząco
oddziaływać na środowisko, które szczegółowo określone są w wydanym na podstawie
Art. 51, ust. 8 ustawy Rozporządzeniu Rady Ministrów z dnia 9 listopada 2004 r. w
sprawie określenia rodzajów przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na
środowisko oraz szczegółowych uwarunkowań związanych z kwalifikowaniem
przedsięwzięcia do sporządzenia raportu oddziaływania na środowisko (Dz. U. Nr 257,
poz. 2573 z późn. zm.) Rozporządzenie to potencjalne dotyczyć może trzech rodzajów
przedsięwzięć, które mogą być realizowane przy instalacji różnych typów GPC:
1. Wiercenia wykonywane w celu zaopatrzenia w wodę;
2. Urządzenia umożliwiające pobór wód podziemnych o zdolności poboru wody nie
mniejszej niż 10 m3/h;
3. Wydobywanie kopalin ze złoża metodą otworów wiertniczych.
Wiercenia wykonywane w celu zaopatrzenia w wodę zdecydowanie nie powinny
znajdować się na liście przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko.
Na tle wielu innych rodzajów działalności związanej z ingerencją w środowisko
naturalne, stanowią one przykład oddziaływania bardzo krótkotrwałego i o
ograniczonym zasięgu. Bezpieczeństwo dla środowiska podczas prowadzenia robót
geologicznych jest zapewnione wymogami Rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia
19 grudnia 2001r. w sprawie projektów prac geologicznych (Dz. U. Nr 153, poz. 1777).
Zauważyć trzeba, że prawo nie określa, na jakim etapie procedury zmierzającej do
odwiercenia otworu i udokumentowania zasobów eksploatacyjnych ujęcia wymagać
można sporządzenia raportu oddziaływania na środowisko. W katalogu decyzji
wymagających przeprowadzenia procedury oceny oddziaływania na środowisko
(Art. 46.1, pkt 4. ustawy) nie została wymieniona decyzja zatwierdzająca projekt prac
geologicznych wymagana z mocy Prawa geologicznego i górniczego. Tym samym
61
umieszczenie wierceń na liście przedsięwzięć, dla których może być wymagane
sporządzenie raportu o oddziaływaniu na środowisko pozostaje przepisem martwym, bo
nie znajduje zastosowania w postępowaniu administracyjnym. Tym niemniej, celem
zapewnienia przejrzystości i spójności prawa w tym zakresie, uzasadnione jest
wyeliminowanie z tej listy wierceń dla zaopatrzenia w wodę, poprzez wykreślenie z
w.w. Rozporządzenia Rady Ministrów &3, ust. 1, pkt 41c.
Analogiczny raport oddziaływania na środowisko sporządzany dla urządzeń
umożliwiających pobór wód podziemnych o zdolności poboru wody nie mniejszej niż
10 m3/h uznaje się także za nadmiernie komplikujący procedurę prawną. Może być on
egzekwowany przed wydaniem decyzji o udzieleniu pozwolenia wodnoprawnego na
wykonanie urządzeń wodnych. Ta możliwość zniknie po dopisaniu do &3, ust. 1, pkt 65
następującego fragmentu: „z wyłączeniem poboru realizowanego w celu odzyskania
ciepła ziemi”.
Przypadek wydobywania kopalin ze złoża metodą otworów wiertniczych dotyczy
hipotetycznej sytuacji wykorzystania zgromadzonych w zatopionych i nieodwadnianych
wyrobiskach górniczych wód termalnych, które są kopaliną podstawową. Jednak i w
tym przypadku postulat modyfikacji ustawy Prawo geologiczne i górnicze,
przedstawiony wyżej, wyeliminuje możliwość wykonywania raportu oddziaływania na
środowisko dla tego rodzaju przedsięwzięć.
4.5
Ocena skutków wprowadzenia nowych regulacji prawnych
Obecnie obowiązujące w Polsce regulacje prawne w niewielkim tylko stopniu
uwzględniają nową i szybko rozwijającą się dziedzinę wykorzystania zasobów
środowiska, jaką jest geotermia niskiej entalpii. Prawo geologiczne i górnicze, Prawo
budowlane i Prawo ochrony środowiska wymagają zmian zmierzających nie tyle do
rozbudowania przepisów, ile raczej do ich doprecyzowania, celem wyeliminowania
możliwych różnorodności interpretacyjnych. Dlatego też zaproponowane zmiany
stanowią stosunkowo niewielką ingerencję w obecnie obowiązujący stan prawny i w
żaden sposób nie zaburzą dotychczasowych zasad prowadzenia procesu
inwestycyjnego. Spowodują one na tyle jednoznaczne rozumienie przepisów i zasad
postępowania, że nie będzie żadnych luk ani niejasności, które mogłyby być
interpretowane niekorzystnie dla inwestora. Szczególnie zwrócić należy w tym
względnie uwagę na proponowane zmiany w Prawie ochrony środowiska, gdyż
zwłaszcza ta ustawa zawiera sformułowania wymagające uściśleń. Po ich dokonaniu
zniknie cały szereg wątpliwości co do zakresu stosowania przepisów tej ustawy w
działalności inwestycyjnej związanej z systemami GNE.
Wymogiem o bardzo dużym znaczeniu jest niekwalifikowanie do wód termalnych
tych wód, które występujących w nieczynnych (nieodwadnianych) wyrobiskach
górniczych i posiadają na wypływie temperaturę nie niższą niż 20oC i tym samym
zaliczane są do kopalin. Spełnienie tego wymogu w Prawie geologicznym i górniczym
znajdzie swoje konsekwencje w Prawie wodnym i Prawie ochrony środowiska, co
spowoduje uproszczenie procedury uzyskiwania pozwoleń na eksploatację. Co prawda
na razie brak jest jakichkolwiek sygnałów o próbach wykorzystania wód
wypełniających zatopione wyrobiska górnicze po zaprzestaniu ich odwadniania, tym
niemniej zmiany prawa powinny być dokonane wyprzedzająco, aby nie tylko nie
zniechęcać potencjalnych inwestorów, ale wręcz promować działania w dziedzinie
pozyskania energii o stosunkowo dużym potencjale mocy.
62
5. Geologiczne i hydrogeologiczne uwarunkowania
pozyskiwania ciepła ziemi
5.1
5.1.1
Charakterystyka źródeł ciepła o niskiej entalpii
Strumień cieplny Ziemi
Podstawowym źródłem ciepła wykorzystywanego w instalacjach geotermalnych
(zarówno niskiej, jak wysokiej entalpii) jest strumień cieplny ziemi. Polska jest krajem,
gdzie wpływ młodych geologicznie stref tektonicznych oraz obszarów współczesnego
wulkanizmu nie zaznacza się, w związku z czym rozkład pola temperaturowego jest
stosunkowo jednorodny. Obserwowana zmienność gradientu geotermicznego (rys. 9)
uzależniona jest od budowy geologicznej, warunków tektonicznych, przewodnictwa
cieplnego skał, dynamiki przemieszczania się w górotworze mediów złożowych: ropy,
gazu, wody. Istotnym elementem zróżnicowania gradientu geotermicznego mogą być
także procesy naturalnego rozkładu pierwiastków promieniotwórczych: uranu, toru i
potasu zachodzące np. w intruzjach granitowych (Muffler i inni, 1979), jak również
obecność struktur halokinetycznych, które odznaczają się wysoką przewodnością
cieplną (Górecki, 1990). Ze względu na powolny przebieg dyfuzji energii cieplnej w
skorupie ziemskiej, na rozkład gradientu geotermicznego mogą mieć wpływ także
zmiany klimatyczne zachodzące na ziemi w okresach glacjalnych (Szewczyk, 2005).
5
2,
2, 2,5
0
0
0
3,
Rys. 9. Gradient geotermiczny
na terenie Polski
(wg Majorowicz, Plewa, 1979)
2,5
2,0
1,5
2,
2,
0
1,5
3,
0
1,5
2,
5
1,
5
3,0
2,5
0
2, 0
2,
2 ,0
2,5
3,0
2,0
Z przedstawionego wyżej rozkładu pola temperaturowego ziemi na obszarze Polski
wynika, że na przeważającej części kraju gradient wykazuje zmienność w granicach od
2oC/100 m, do 3oC/100 m. Dane te opracowane zostały na podstawie pomiarów
dokonywanych od lat w głębokich otworach strukturalnych, naftowo-gazowych i
złożowych. Wiarygodne pomiary temperatury dokonywane były w zasadzie jedynie w
przypadku badawczych otworów strukturalnych. W pozostałych przypadkach
uzyskiwane dane miały charakter orientacyjny, ponieważ pomiar temperatury zawsze
63
był zadaniem dodatkowym, wykraczającym poza główne cele przedsięwzięcia. Płytkie
wiercenia hydrogeologiczne (studnie, piezometry) w większości również nie dostarczają
informacji o zróżnicowaniu gradientu geotermicznego, jako że badania temperatury od
lat nie stanowią obowiązkowego zakresu prac przy dokumentowaniu zasobów wód
podziemnych. Trzeba zdawać sobie sprawę, że pomiary temperatury w otworach
wiertniczych nie są zadaniem prostym z uwagi na szereg elementów zakłócających
naturalne pole cieplne. Czynnikiem zakłócającym jest przede wszystkim sam proces
wiercenia, a także cyrkulacja płuczki wiertniczej, która według Majorowicza i innych
(2002) zaburzać może pole temperaturowe w sposób długotrwały. Wobec takiego
niedostatku danych o rozkładzie pola temperatur na terenie Polski, materiał
przedstawiony przez Majorowicza i Plewę (1979) traktowany być musi jako obraz
bardzo zgeneralizowany, który wykazuje ograniczoną przydatność do projektowania
instalacji geotermalnych (zarówno wysokiej, jak i niskiej entalpii).
Obecnie w Państwowym Instytucie Geologicznym twoją prace przygotowawcze nad
opracowaniem mapy temperatur wód podziemnych użytkowych poziomów
wodonośnych, jak również opracowywana jest mapa strumienia cieplnego dla obszaru
Polski (Szewczyk, 2005). Mapa strumienia cieplnego, dzięki nowej metodyce
modelowania właściwości termicznych ośrodka (Szewczyk, 2001) pozbawiona ma być
wielu niedokładności nieuniknionych przy tradycyjnie wyznaczanej wartości
współczynnika przewodności cieplnej skał.
Relatywnie lepiej rozkład pola temperaturowego poznany jest na obszarze
Górnośląskiego Zagłębia Węglowego. Dzięki licznym wierceniom badawczym,
wykonanym dla rozpoznania budowy geologicznej zagłębia, udokumentowano tu
zmienność gradientu geotermicznego w szerokich granicach: od 2oC/100 m do ponad
4,5 oC/100 m (Karwasiecka, 1996). Rejon zagłębia charakteryzuje się licznymi
anomaliami pola temperaturowego. Anomalie ujemne obserwowane są m.in. w obrębie
najsilniej zawodnionej części karbonu produktywnego jako efekt permanentnego
ochładzania przez infiltrujące wody opadowe. Dla obszaru zagłębia sporządzono także
mapę gęstości powierzchniowego strumienia cieplnego (Karwasiecka, 2002).
Na pozostałym obszarze Polski bardziej szczegółowe informacje o wartości
gradientu termicznego czerpać można z analizy wyników profilowania
temperaturowego otworów badawczo-strukturalnych. Przykładowy gradient
geotermiczny dla rejonu Warszawy otrzymany na podstawie danych z otworu
Nadarzyn IG-1 przedstawił Szewczyk (2005) - rys. 10. Oprócz linii gradientu wykres
przedstawia także zmienność głębokościową średniej temperatury wód podziemnych
(czwartorzędowych i oligoceńskich) rejestrowaną na terenie Warszawy. Z wykresu
odczytać można głębokość (ok. 70-80 m), poniżej której zanika wpływ czynników
powierzchniowych i dominować zaczyna wzrost temperatury zgodnie z wartością
gradientu. Roczna amplituda temperatur praktycznie zanika na głębokości poniżej 10 m
(Downarowicz, 1963, Szewczyk, 2005).
64
0
40
80
gradient
geotermiczny
(otw. Nadarzyn IG-1)
głębokość [m]
temperatura wód podziemnych
120
160
200
240
280
8,0
9,0
10,0
11,0
12,0
13,0
14,0
temperatura [oC]
Rys. 10, Zmienność średniej temperatury wód podziemnych wraz z głębokością
(wg Szewczyk, 2005)
5.1.2
Energia słoneczna
Źródłem ciepła istotnym zwłaszcza dla płytkich instalacji geotermalnych, typu ZH,
ZF, jest promieniowanie słoneczne. Do powierzchni ziemi dociera jedynie ok. 50%
całkowitej energii emitowanej przez słońce. Duża część energii ulega odbiciu i
rozproszeniu w atmosferze i w chmurach (rys. 11).
Rys. 11. Bilans energii słonecznej docierającej do powierzchni ziemi
(dane liczbowe na podst. materiałów informacyjnych „Earth Energy Society of Canada” –
www.earthenergy.ca oraz „Commercial Earth Energy Systems: A Buyer’s Guide”, 2002 –
Natural Resources Canada, Ottawa. ISBN 0-662-87736-5)
65
Intensywność nasłonecznienia uzależniona jest od szerokości geograficznej oraz
lokalnych warunków klimatycznych. Mierzy się ją roczną gęstością strumienia
promieniowania słonecznego na płaszczyznę poziomą. W Polsce największa wartość
nasłonecznienia (do ok. 1250 kWh/m2) występuje na północy, najmniejsza (od ok.
950 kWh/m2) w obrębie dużych aglomeracji miejskich, co związane jest z
zanieczyszczeniem powietrza w tych rejonach. Podobny rozkład wykazuje tzw.
usłonecznienie, tj. liczba godzin słonecznych w ciągu roku. Najwyższe wartości
usłonecznienia obserwuje się na Wybrzeżu (powyżej 1600 godzin/rok), a najniższe na
Górnym Śląsku (powyżej 1200 godzin/rok).
Energia słoneczna absorbowana przez skorupę ziemską wpływa na amplitudy wahań
temperatur gruntu. Zmiany w czasie geologicznym obserwowane są nawet do
głębokości kilku kilometrów, natomiast współczesne zmiany sezonowe (roczne) sięgają
w naszej szerokości geograficznej do ok. 10-12 m. (Szewczyk, 2005) – rys. 12.
0
2
utwory zwięzłe
4
głębokość [m]
6
utwory nieskonsolidowane
8
10
12
14
16
18
20
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
Rys. 12. Wpływ głębokości na średnie roczne amplitudy temperatur (wg Szewczyk, 2005)
5.1.3
Parametry termiczne ośrodka skalnego
Podstawowym parametrem wykorzystywanym we wszelkiego rodzaju analizach i
obliczeniach jest przewodność cieplna ośrodka. Określa się ją współczynnikiem
przewodności cieplnej właściwej i wyraża najczęściej w W/(m⋅oC).
Na wartość przewodności cieplnej bardzo istotny wpływ wywiera stopień
zawodnienia skał. Jeśli są to utwory suche, wówczas o gęstości strumienia ciepła
decyduje przewodność cieplna skał. Jeśli natomiast mamy do czynienia z utworami
zawodnionymi, to pociąga to za sobą dwojakiego rodzaju konsekwencje:
1. Rzeczywistą przewodność cieplną ośrodka określa zarówno przewodność
szkieletu skalnego, jak i przewodność wody wypełniającej puste przestrzenie.
Dla izotropowego ośrodka porowatego wyraża się to zależnością:
66
λ = φ ⋅ λw + (1 − φ ) ⋅ λr
[W/(m⋅oC)]
gdzie:
λ - przewodność cieplna właściwa ośrodka porowatego
λw - przewodność cieplna wody
λr - przewodność cieplna szkieletu skalnego
φ - współczynnik porowatości
[W/(m⋅oC)]
[W/(m⋅oC)]
[W/(m⋅oC)]
[1]
Powyższa formuła zakłada przewodzenie równoległe - rozdzielnie dla fazy
wodnej i szkieletu. Niekiedy przyjmuje się szeregowy model przewodzenia:
1
φ 1− φ
=
+
λ λw
λr
2. Dodatkową rolę spełnia konwekcyjne przenoszenie ciepła, którego intensywność
zależy w głównej mierze od prędkości przepływu wód, a ta z kolej
uwarunkowana jest współczynnikiem filtracji i spadkiem hydraulicznym.
Z reguły przy obliczeniach gęstości strumienia cieplnego ziemi pomija się rolę
zawodnienia, które maleje ze wzrastającą głębokością. Przewodność cieplna skał
wyznaczana jest w warunkach laboratoryjnych, poprzez pomiary dokonywane na
próbkach rdzeni wiertniczych. Pomimo zastrzeżeń co do dokładności otrzymywanych w
ten sposób wyników (Szewczyk, 2001), tak uzyskane dane stanowią podstawę
wszelkich zadań obliczeniowych dotyczących transportu ciepła. Przykładowe wartości
zmierzone dla różnych rodzajów skał pokazano w tabeli nr 6.
Tab. 6. Przewodność cieplna właściwa skał według różnych źródeł [W/(m⋅oC)]
Kjaran
i Elliasson
(1983)
Haenel,
Staroste
(1988)
Kapelmayer
i Haenel
(1974)
Halliburton
logging serv.
(1993)
Ostaficzuk
(2001)
bazalt
1,7
-
-
-
-
doleryt
1,6
-
-
-
-
gabbro
2,0
-
-
-
-
granit
3,0
2,5-3,8
2,5-3,8
-
2,90-4,09
kwarcyt
-
2,9-8,0
3,3-7,5
5,45
-
dolomit
-
3,8-5,9
3,0-5,0
3,77-5,45
-
sól kamienna
-
5,4-7,1
5,4-7,1
5,4
-
łupek ilasty
-
1,35-2,5
1,0-3,0
1,2-2,35
1,40-1,98
wapień
-
-
1,7-3,0
1,7-3,6
0,92-1,40
anhydryt
-
-
4,8-5,8
5,46
-
piaski
-
-
1,2-5,5
1,47-3,23
-
piaskowiec
-
1,7-4,6
-
-
-
glina
-
-
-
-
0,75-1,25
żwir
-
-
-
-
0.80-0,93
torf
-
-
-
-
0,047-0,093
Rodzaj skały
67
Istotną rolę przy określaniu przewodności cieplnej skał odgrywa anizotropia ośrodka.
Przewodność mierzona równolegle do uwarstwienia skały jest zwykle większa od
przewodności mierzonej prostopadle do uwarstwienia, co pokazano w zestawieniu
dotyczącym skał osadowych (tab. 7).
Tab. 7. Anizotropia przewodności cieplnej skał osadowych w zależności od kierunku przepływ
ciepła [W/(m⋅oC)] (wg Kurowska, Groborz, 2002)
Rodzaj skały
Wiek
Sposób pomiaru przewodności cieplnej
równolegle do
prostopadle do
uwarstwienia
uwarstwienia
Piaski, iły, gliny,
piaskowce i iłowce
Trzeciorzęd,
czwartorzęd
Zlepieńce
Karbon
3,49-4,57
2,25-3,48
Piaskowce
Karbon
2,41-4,57
1,93-3,90
Mułowce i iłowce
Karbon
1,19-3,43
1,27-2,16
Węgle
Karbon
0,37-1,03
0,23-0,71
1,05-1,83
Innym ważnym parametrem jest pojemność cieplna ośrodka definiowana jako ilość
ciepła konieczna do podniesienia temperatury ciała o stałej objętości o jeden stopień
Kelvina. Pojemność cieplna odniesiona do masy ciała stanowi pojemność cieplną
właściwą (ciepło właściwe). Dla ośrodka niejednorodnego, jaki stanowią skały
nasycone wodą, ciepło właściwe jest sumą ciepła właściwego szkieletu skalnego oraz
wody i opisane jest wzorem:
C t ⋅ ρ = (1 − φ ) ⋅ C r ⋅ ρ r + φ ⋅ C w ⋅ ρ w
[J/oC]
gdzie:
Ct - pojemność cieplna właściwa ośrodka nasyconego wodą
Cw - pojemność cieplna wody
Cr - pojemność cieplna szkieletu skalnego
φ - współczynnik porowatości
ρ - gęstość właściwa ośrodka skalnego (matryca skalna + pory)
ρw - gęstość właściwa wody
ρr - gęstość właściwa szkieletu skalnego
[J/oC]
[J/oC]
[J/oC]
[1]
[g/cm3]
[g/cm3]
[g/cm3]
Pojemność cieplna jest silnie uzależniona od nasycenia, ciśnienia i temperatury.
Pokazuje to tabela nr 8, zawierająca eksperymentalne wartości ciepła właściwego skał
nasyconych wodą przy różnych wartościach ciśnienia. Z kolei na rysunku nr 13
przedstawiono zależność ciepła właściwego od temperatury.
68
Tab. 8. Pojemność cieplna skał nasyconych wodą (wg Passmore, Archer, 1985)
Pojemność cieplna przypadająca na 1m3 skały
w temp. 327°C [kJ/(m3.K)]
Rodzaj skały
ciśn.=1 bar
ciśn.=35 bar
ciśn.=70 bar
ciśn. 100 bar
Piaskowiec
2280
2284
2338
3075
Piasek
2387
2392
2446
3290
Wapienie
2372
2379
2425
3136
Łupki
2653
2653
2680
2687
iec
łow
mu
owiec
piask
łupek
0,28
ciepło właściwe
o
[ kgKJ
. C]
0,30
0,26
0,24
0,22
0,20
0,18
0,16
100
300
temperatura [oC]
500
Rys. 13. Zależność ciepła właściwego skał od temperatury
(wg Somerton - za Passmore, Archer, 1985 )
Zarówno przewodność, jak i pojemność cieplna są parametrami decydującymi o
mocach uzyskiwanych z geotermalnych instalacji niskotemperaturowych. Jednak
zasadnicze znaczenie ma tu przewodność cieplna, jako współczynnik proporcjonalności
pomiędzy gradientem temperaturowym, a gęstością strumienia. Pojemność istotna jest
jedynie w niestacjonarnych procesach przepływu ciepła - w praktyce dotyczy więc
dobowej i sezonowej zmienności mocy, a także procesów magazynowania ciepła w
gruncie. Oba te parametry, połączone z gęstością strumienia cieplnego ziemi na danym
obszarze, decydują o efektywności energetycznej instalacji.
W praktycznej działalności instalacyjnej gruntowych wymienników ciepła typu ZG
wykorzystuje się parametr określany jako wskaźnik (współczynnik) mocy poboru lub
mocy cieplnej, który oznacza moc uzyskiwaną z 1 metra głębokości otworu. Na etapie
projektowania wskaźnik ten dla różnych typów litologicznych skał określony może być
w sposób jedynie orientacyjny, bez uwzględniania specyficznych cech struktury i
tekstury ośrodka. Przykładowe wartości wskaźnika mocy poboru podaje tabela nr 9.
69
Tab. 9. Specyficzne moce poboru pionowych wymienników ciepła dla 1800 i 2400 rocznych godzin
pracy
(źródło: f-ma Haka.Gerodur - http://www.hakagerodur.ch)
Litologia
skał
Współczynnik mocy cieplnej
przy 1800 godzinach pracy
przy 2400 godzinach pracy
<25 W/m
<20 W/m
zawodniony żwir, piasek
60-80 W/m
55-65 W/m
silnie zawodniony żwir, piasek
80-100 W/m
80-100 W/m
iły, gliny
35-50 W/m
30-40 W/m
wapienie (masywne)
55-70 W/m
45-60 W/m
piaskowce
65-80 W/m
55-65 W/m
kwaśne skały magmowe (np.
granity)
65-85 W/m
55-70 W/m
zasadowe skały magmowe (np.
bazalty)
40-65 W/m
35-55 W/m
gnejsy
70-85 W/m
60-70 W/m
suchy żwir, piasek
Rzeczywista moc cieplna uzyskiwana z 1 metra otworu rzadko kiedy odpowiada tej,
którą zakłada się na etapie projektowania instalacji. Dlatego też po odwierceniu
pierwszego otworu koryguje się zwykle projekt w zakresie doboru współczynnika mocy
cieplnej, co oznacza konieczność zmniejszenia lub zwiększenia sumarycznej długości
kolektora pionowego.
Dla wymienników horyzontalnych (typ ZH) moc cieplna charakteryzowana jest
poprzez określenie mocy możliwej do uzyskania z 1 m2 powierzchni gruntu.
Orientacyjną wartość mocy cieplnej w zależności od rodzaju podłoża przedstawia tabela
nr 10.
Tab. 10. Moc poboru kolektorów poziomych dla 1800 i 2400 rocznych godzin pracy
(źródło: f-ma Haka.Gerodur - http://www.hakagerodur.ch)
Rodzaj
podłoża
Moc poboru
przy 1800 godzinach pracy
przy 2400 godzinach pracy
Suche, nie związane podłoże
10 W/m
8 W/m2
Podłoże związane, wilgotne
20-30 W/m2
16-24 W/m2
40 W/m2
32 W/m2
Podłoże nasycone wodą,
piasek, żwir
5.1.4
2
Terenowa metoda wyznaczania parametrów termicznych gruntu
Do niedawna przy projektowaniu instalacji geotermalnych wartość przewodnictwa
cieplnego określana była w sposób przybliżony, w oparciu o dane literaturowe
pochodzące z badań laboratoryjnych. Od roku 1995 stosuje się z powodzeniem
terenową metodę ustalania wartości przewodnictwa cieplnego, określaną w literaturze
jako „thermal response test”. Są to badania „in-situ” wykonywane przy użyciu
ruchomego zestawu pomiarowego. W miejscu planowanej inwestycji geotermalnej
70
wykonuje się otwór pilotażowy, w którym przeprowadza się test. Polega on na iniekcji
do wymiennika (rurka u-kształtna) energii cieplnej o znanej wartości. Medium
wypełniające wymiennik krąży w obiegu zamkniętym, a iniekcja ciepła, w postaci
podgrzewania płynu, prowadzona jest przez cały okres trwania testu. Na powierzchni
dokonywany jest pomiar temperatury cieczy wprowadzanej do otworu i go
opuszczającej (rys. 14). Dynamika zmian temperatury cieczy jest miarą przewodnictwa
cieplnego ośrodka skalnego. Jest to tzw. przewodność cieplna efektywna, tj.
uwzględniająca cały ośrodek gruntowo wodny (szkielet skalny, puste przestrzenie,
woda, a także materiał wypełniający otwór). Warunkiem otrzymania poprawnych
wyników jest odpowiednio długi czas przeprowadzenia testu, aby doprowadzić do
zmian temperaturowych nie tylko w obrębie materiału wypełniającego otwór, ale także
otaczających skał. Minimalny czas testu określany jest na 48 godzin (Mands, Sanner,
2001).
elektryczny podgrzewacz
wodomierz
pompa
czujniki temperatury
wypełnienie otworu
Rys. 14. Schemat stanowiska do przeprowadzenia testu geotermalnego
Interpretacja testu geotermalnego dokonywana jest przy użyciu równania przepływu
ciepła w funkcji czasu (Busso, Georgiev, Roth, 2003):
T f (t ) =
Q
4 ⋅ π ⋅ H ⋅ λef
⎡ ⎛ 4⋅a ⋅t ⎞
⎤ Q
⎢ln⎜ r 2 ⎟ − 0,5772⎥ + H Rb + T0
⎠
⎣ ⎝
⎦
gdzie:
T – temperatura płynu
t – czas
Q - ciepło iniekcji
H - długość wymiennika ciepła
λef - przewodność cieplna
a – współczynnik dyfuzji termicznej (a=λef/C)
Rb – oporność cieplna otworu
T0 – naturalna temperatura gruntu (przed rozpoczęciem testu)
71
[oC]
[h]
[W]
[m]
[W/(m⋅oC)]
[m2/h]
[(m⋅oC)]/W]
[oC]
Równanie powyższe można zapisać w postaci zlinearyzowanej, gdzie parametr
„k” jest współczynnikiem kierunkowym prostej na wykresie w skali logarytmicznej
(rys. 15b):
T f (t ) = k ⋅ ln (t ) + m ) ;
k=
Q
4 ⋅ π ⋅ H ⋅ λef
Stąd przewodność cieplną określamy jako:
λef =
Q
4 ⋅π ⋅ H ⋅ k
Na rysunku 15a przedstawiono przykładowy wykres zmian temperatury wlotowej i
wylotowej obserwowanej podczas testu przeprowadzonego w Belgii, w miejscowości
Mol (wg Mands, Sanner, 2001). Test przeprowadzono w otworze o głębokości 30,5 m i
średnicy wiercenia 150 mm. Początkowa temperatura gruntu wynosiła 12,5 oC, czas
trwania testu wyniósł 71,8 godzin. Otrzymano następujące wartości współczynnika
przewodności cieplnej:
− dla temperatury rejestrowanej na wejściu: λef = 2,49 W/(m⋅oC),
− dla temperatury rejestrowanej na wyjściu: λef = 2,48 W/(m⋅oC).
b)
a)
30
30
25
28
20
26
k = 1,89
temperatura na wejściu
temperatura na wyjściu
15
10
0
12
24
36
48
24
60
72
22
0
2,5
3,0
3,5
4,0
Rys. 15. Wyniki testu geotermalnego przeprowadzonego w Mol (Belgia) - wg Mands, Sanner (2001)
a) zmiany temperatury w czasie
b) wykres interpretacyjny T=f(lnt)
Do interpretacji testów terenowych stosowane są również bardziej skomplikowane
metody, np. rozwiązania numeryczne równania transportu ciepła, które umożliwiają
dyskretyzację długości otworu i analizę zmienności przewodnictwa cieplnego w pionie.
Wydaje się jednak, że do praktycznych zastosowań w zupełności wystarczy
przytoczone wyżej rozwiązanie analityczne, które daje wyniki o wiarygodności
nieporównywalnie większej niż metody laboratoryjne prowadzone w warunkach
odbiegających od rzeczywistych warunków pracy instalacji geotermalnej.
72
4,5
5.1.5
Podstawowe czynniki decydujące o wymianie ciepła
Istnieją dwa sposoby transportu ciepła w środowisku gruntowo-wodnym (Kjaran,
Elliason, 1983, Ungemach, 1987):
1. kondukcja,
2. konwekcja.
Kondukcja jest procesem przepływu ciepła w ośrodku skalnym spowodowanym
gradientem temperatur i opisana jest prawem Fouriera:
q = −λ ⋅
∂T
∂x
gdzie:
[W/m2]
[W/(m⋅oC)]
[oC]
[m]
q - gęstość strumienia ciepła
λ - przewodność cieplna właściwa
Τ - temperatura
x – droga przepływu ciepła
∂T
-gradient temperatury
∂x
[oC/m]
W oparciu o ten zapis wyprowadzone zostało ogólne równanie kondukcyjnego
transportu ciepła w układzie przestrzennym (współrzędne x, y, z), które dla ośrodka
jednorodnego o gęstości ρ i cieple właściwym c przybiera postać:
∂T
∂ 2T ∂ 2T ∂ 2T
;
+ 2 + 2 =κ
2
∂t
∂z
∂x
∂y
(к- współczynnik dyfuzji termicznej - κ =
λ
)
ρ ⋅c
Po konwersji do układu współrzędnych cylindrycznych (r – promień, β - kąt)
równanie to przekształca się do postaci:
⎡ ∂ 2T 1 ∂T 1 ∂ 2T ∂ 2T ⎤
∂T
+
+
=κ⎢ 2 +
⎥
r ∂r r 2 ∂β 2 ∂z 2 ⎦
∂t
⎣ ∂r
W praktyce najczęściej wykorzystywane jest analityczne rozwiązanie równania
kondukcyjnego przepływu ciepła, które po sprowadzeniu do jednostek SI zapisuje się
następująco (Hellstrom, Sanner, 2001):
⎤
r2
0,183 ⋅ Q ⎡ κ ⋅ t
∆T =
log 2 + 0,106
+ 0,351⎥
⎢
λ
r
κ ⋅t
⎣
⎦
73
gdzie:
∆Τ
Q
λ
к
r
t
- zmiana temperatury w promieniu r po czasie t
- strumień ciepła na metr długości wiercenia
- przewodność cieplna właściwa
- współczynnik dyfuzji termicznej
- odległość od osi otworu
- czas
[K]
[W/m]
[W/(m⋅K)]
[m2/h]
[m]
[h]
Wymiana konwekcyjna polega na transporcie ciepła wraz z ruchem wody
podziemnej wypełniającej przestrzenie skalne. Parametrem charakteryzującym ten
rodzaj transportu ciepła jest rzeczywista prędkość filtracji odpisana wzorem:
k ∂H
u=− ⋅
φ ∂x
gdzie:
u
k
φ
H
x
∂H
∂x
- rzeczywista prędkość filtracji
- współczynnik filtracji
- współczynnik porowatości
- wysokość hydrauliczna
- droga filtracji
[m/s]
[m/s]
[1]
[m]
[m]
- spadek hydrauliczny
[1]
W przypadku transportu ciepła w środowisku przemieszczających się wód
podziemnych mamy do czynienia z nakładaniem się efektów przenoszenia
kondukcyjnego i konwekcyjnego. Suma tych efektów charakteryzowana jest przez
dyspersję. Równanie opisujące zjawisko dyspersji uwzględnia dodatkowo zewnętrzne
źródła ciepła w postaci wydatku i temperatury wód opadowych (zasilanie infiltracyjne)
oraz wydatku i temperatury punktowych źródeł ciepła (np. zatłaczanie lub pompowanie
wód ze studni). Równanie to dla dwuwymiarowego strumienia filtracyjnego ma postać:
∂ ⎛
∂T ⎞ ∂ ⎛
∂T ⎞
∂T
∂T
∂T
⎟⎟ − u x ⋅ h
− uy ⋅ h
= φ ⋅ h ⋅ Rh
− (T p − T ) ⋅ γ − Q ⋅ (Tr − T )
⎜ h ⋅ K xx
⎟ + ⎜⎜ h ⋅ K yy
∂x ⎝
∂x ⎠ ∂y ⎝
∂y ⎠
∂x
∂y
∂t
Współczynniki dyspersji ciepła Kxx i Kyy są zdefiniowane jako:
K xx = α L ⋅ u + κ ⋅ φ
[m2/s]
K yy = α T ⋅ u + κ ⋅ φ
[m2/s]
a współczynnik opóźnienia:
Rh = 1 + β ⋅ (1 − φ ) ⋅ ρr / (φ ⋅ ρw )
i
β=
Cr
Cw
74
Pozostałe symbole oznaczają:
T
u
(ux,uy)
αL
αT
к
φ
h
Tp
γ
Tr
Q
ρw
ρr
Cw
Cr
-
temperatura
prędkość przepływu
składowe wektora prędkości przepływu
stała dyspersji podłużnej
stała dyspersji poprzecznej
współczynnik dyfuzji cieplnej
współczynnik porowatości
miąższość strumienia wód podziemnych
temperatura zasilania pionowego
natężenie zasilania pionowego
temperatura iniekcji punktowej
wydajność iniekcji punktowej (np. pompowania)
gęstość właściwa cieczy
gęstość właściwa szkieletu skalnego
pojemność cieplna cieczy
pojemność cieplna szkieletu skalnego
[oC]
[m/s]
[m/s]
[m]
[m]
[m2/s]
[1]
[m]
[oC]
[m3/s]
[oC]
[m3/s]
[kg/m3]
[kg/m3]
[J/oC]
[J/oC]
W oparciu o powyższy zapis realizowane są modele transportu ciepła w ośrodku
zawodnionym, w którym ma miejsce ruch wody podziemnej. Stosowane bywają różne
algorytmy rozwiązań numerycznych, generalnie najpowszechniej obecnie stosowanym
algorytmem jest metoda elementów skończonych Galerkina przy zastosowaniu
trójkątnej sieci dyskretyzacyjnej. Umożliwia ona różnicowanie rozmiaru bloków sieci
dyskretyzacyjnej w zależności od stopnia rozpoznania modelowanego obszaru.
Algorytm uwzględniający oba dominujące procesy przepływu ciepła (kondukcja +
konwekcja) stosowany może w przypadku instalacji wymienników ciepła w utworach
zawodnionych i w strefie aktywnej wymiany wód. W skałach suchych zastosowanie
znajduje model wymiany kondukcyjnej, dla prostych przypadków realizowany jako
jednowymiarowy model analityczny. Istnieje szereg programów komputerowych
ułatwiających prowadzenie obliczeń, które mogą być wykorzystywane w szczególności
do prognozowania zmian temperaturowych i optymalizacji położenia otworów.
5.2
Warunki występowania wód podziemnych
Wiedza o warunkach występowania i możliwościach wykorzystywania wód
podziemnych jest niezbędna już we wstępnych analizach ekonomicznych inwestycji, a
na późniejszym etapie także przy projektowaniu systemu ciepłowniczego. Należy
zaznaczyć, że pojęcie „wykorzystanie wód podziemnych” nie odnosi się tu jedynie do
systemów otwartych, w których nośnikiem energii jest woda, ale także do systemów
zamkniętych, które - w przypadku umiejscowienia wymiennika ciepła w utworach
zawodnionych - wykazują lepsze warunki odnawialności zasobów energii cieplnej.
Jedynie podpowierzchniowe instalacje horyzontalne typu ZH są mniej uzależnione od
warunków hydrogeologicznych, bo z reguły umiejscawiane są w strefach
niezawodnionych.
75
Wody podziemne wypełniają puste przestrzenie skalne. Zespół utworów
przepuszczalnych, a także słabo przepuszczalnych, pozostających we wzajemnej
łączności hydraulicznej oraz występujących w aktywnej strefie krążenia, przyjęło się
określać mianem zbiornika wód podziemnych (Słownik ..., 2002, Szczepański – red.,
2004). Ze względu na rodzaje pustek skalnych wyróżniamy następujące typy
zbiorników podziemnych: porowe, szczelinowe, porowo-szczelinowe, szczelinowokrasowe i porowo-szczelinowo-krasowe (tab. 11).
Tab. 11. Podział zbiorników wód podziemnych ze względu na typy pustek skalnych
(wg Szczepański – red., 2004)
Typ
zbiornika
porowe
Rodzaje skał
skały luźne: piaski, żwiry, rumosze
skały zwięzłe: magmowe,
wulkaniczne i metamorficzne, a także
szczelinowe niektóre skały osadowe:
zdiagenezowane i scementowane
piaskowce, kreda, łupki
odsączalność bardzo niska
(µ=0,01-0,1)
podwójna porowatość:
szczeliny – duża
przepuszczalność i mała
pojemność wodna;
skały zwięzłe spękane o dużej
porowatości matrycy; różne odmiany
szczelinowo
piaskowców i węglanowych skał
- porowe
ziarnistych np. dolomitów, wapieni
oolitowych i detrytycznych
szczelinowo
-krasowe
porowoszczelinowo
-krasowe
Porowatość (n),
Odsączalność (µ)
porowatość wysoka (n=0,2-0,3),
odsączalność zróżnicowana
(µ=0,12-0,26)
porowatość bardzo niska, silnie
zróżnicowana
pory - mniejsza
przepuszczalność i duża
pojemność wodna
odsączalność silnie zróżnicowana
porowatość i pojemność wodna
bardzo zmienne
skały węglanowe z niską
porowatością matrycy
skały węglanowe z dużą porowatością podwójna porowatość, przestrzeń
matrycy
porowa spowalnia przepływ
Wodoprzepuszczalność
(wsp. filtracji - k)
wysoka
(k = 10-3 – 10-5 m/s)
średnia:
(k = 10-5 – 10-7 m/s)
lokalnie wysoka
- gęsta sieć spękań
(k = 10-3 – 10-4 m/s)
zróżnicowana
(10-3 – 10-5 m/s)
bardzo zróżnicowana:
(10-2 – 10-6 m/s)
Zbiorniki charakteryzujące się odpowiednio dużą zasobnością i dobrą jakością wody,
uznane zostały za strategiczne dla zaopatrzenia w wodę i uzyskały status głównych
zbiorników wód podziemnych (GZWP). Kryterium wyróżniającym są tu:
• wydajność potencjalnego otworu studziennego powyżej 70 m3/h,
• wydajność ujęcia powyżej 10 000 m3/d,
• przewodność warstwy wodonośnej wyższa od 10 m2/h,
• woda w zbiorniku odpowiada I klasie jakości.
Stosowany jest także podział użytkowy na zbiorniki wód podziemnych mniejszej
rangi: miejscowe i lokalne, co ilustruje tabela 12.
76
Tab. 12. Podział zbiorników wód podziemnych według kryterium użytkowości
(wg Szczepański – red., 2004)
Nazwa zbiornika
wód podziemnych
Wydajność pojedynczej
studni
[m3/h]
Wydajność ujęcia
[m3/d]
Liczba mieszkańców,
którą można
zaopatrzyć*
Miejscowy
MZWP
poniżej 5-10
poniżej 300
poniżej 2 000
Lokalny
LZWP
10 - 70
300-10 000
6 600-66 000
Główny
GZWP
powyżej 70
powyżej 10 000
powyżej 66 000
* - możliwość zaopatrzenia w wodę podano przy zakładanym zużyciu 150 l/d/mieszkańca
Warunki hydrogeologiczne panujące w zbiornikach wód podziemnych są do celów
praktycznych poddawane schematyzacji, celem dostosowania ich do uproszczonych
formuł opisujących procesy zachodzące w obrębie zbiornika. W ramach tej
schematyzacji, biorąc pod uwagę cechy wspólne oraz odrębności poszczególnych
zespołów litologicznych (rodzajów skał) budujących zbiornik, wydziela się dwa
najważniejsze pojęcia: warstwa wodonośna oraz poziom wodonośny.
Warstwa wodonośna (Pazdro, Kozerski, 1990; Słownik …, 2002) to zbiorowisko
wód podziemnych związane z warstwowanymi utworami skalnymi o znacznym
rozprzestrzenieniu i o określonej miąższości, ograniczone od góry zwierciadłem wód
podziemnych (warstwy o zwierciadle swobodnym) lub nieprzepuszczalnym stropem
(warstwy o zwierciadle napiętym), a od dołu nieprzepuszczalnym spągiem (lub
podstawą). Za warstwę wodonośną uznaje się też strefę utworów wodonośnych o innym
niż porowym systemie przewodzenia i mniej jednoznacznie określonych granicach, jak
np. wypełnione wodą strefy spękań skał litych, szczeliny i pustki krasowe, itp.
Wydzielenie warstwy wodonośnej niezbędne jest w każdym przypadku, gdy
zamierzamy prowadzić obliczenia hydrodynamiczne przy wykorzystaniu metod
analitycznych, które zakładają jednorodność i izotropowość ośrodka skalnego.
Wydziela się cztery podstawowe typy warstw wodonośnych (rys, 16):
1. Warstwa wodonośna o zwierciadle napiętym (naporowym), którą w stropie i
spągu ograniczają warstwy utworów nieprzepuszczalnych (tj. o współczynniku
filtracji k’=0).
2. Warstwa wodonośna o zwierciadle niezupełnie napiętym, która ma w spągu
warstwę nieprzepuszczalną, a w stropie warstwę półprzepuszczalną o
przepuszczalności wielokrotnie niższej niż warstwa podstawowa - wodonośna
(k'<< k).
3. Warstwa wodonośna o zwierciadle niezupełnie swobodnym, gdy w spągu
występuje warstwa nieprzepuszczalna, a przepuszczalność warstwy będącej w jej
nadkładzie różni się znacząco (k'< k), lecz nie wielokrotnie od przepuszczalności
warstwy podstawowej.
4. Warstwa wodonośna o zwierciadle swobodnym, której spąg stanowi
nieprzepuszczalne podłoże, a górną granicą jest zwierciadło wody, będące
jednocześnie powierzchnią graniczną strefy pełnego nasycenia.
77
a)
b)
k’=0
m
k>0
d)
c)
m’
k’<<k
m
k>0
k’<k
k’=k
m=h
m=H
1
2
Rys. 16. Typy hydrodynamiczne warstw wodonośnych (wg Kruseman, de Ridder, 1970)
Warstwy naporowe: a - o zwierciadle napiętym, b - o zwierciadle niezupełnie napiętym;
Warstwy swobodne: c - o zwierciadle niezupełnie swobodnym, d - o zwierciadle swobodnym;
1 - linia ciśnienia piezometrycznego, 2 - swobodne zwierciadło wody
Poziomem wodonośnym nazywamy zespół dwóch lub kilku warstw wodonośnych,
które pozostają ze sobą we wzajemnej więzi hydraulicznej. Więź ta może być pełna,
ograniczona, lub strefowa, jak to pokazano schematycznie na rysunku 17.
a)
b)
c)
Rys. 17. Poziomy wodonośne dwuwarstwowe o więzi hydraulicznej pełnej (a), ograniczonej (b)
oraz strefowej przez okna hydrogeologiczne (c) – za Szczepański – red. (2004)
Zwraca się uwagę na brak precyzji przy używaniu pojęć „poziom wodonośny” i
„warstwa wodonośna” w ustawie z dnia 18 lipca 2001 r. – Prawo wodne (Dz. U. Nr
115, poz. 1229 z póżn. zm.) Definicji „poziomu wodonośnego wód podziemnych” nie
ma wogóle, pomimo że pojecie to wykorzystane jest np. w Art. 39 ustawy, a definicja
„warstwy wodonośnej”, przedstawiona w Art. 9, pkt 19a, jest nieprecyzyjna. Mówi ona,
że warstwą wodonośną nazywamy „warstwowane lub niewarstwowane utwory skalne
przepuszczalne i nasycone wodą wykazujące wystarczającą porowatość i
przepuszczalność, umożliwiającą znaczący przepływ wód podziemnych lub pobór
78
znaczących ilości wód podziemnych”. Użycie niejednoznacznych sformułowań
„znaczący przepływ” i „znaczący pobór” może być interpretowane różnorako, ponadto
są to kryteria wyróżniające nie tyle warstwę wodonośną, ile raczej zbiornik wód
podziemnych. Wobec mnogości różnorakich określeń stosowanych w nazewnictwie
hydrogeologicznym (warstwa wodonośna, poziom wodonośny, zbiornik wód
podziemnych, system wodonośny, jednolite części wód podziemnych) powinno się
pozostawić „warstwę wodonośną” jako obiekt obrazujący warunki uproszczone, będące
efektem schematyzacji. Drugi sposób rozumienia tego pojęcia dotyczyć może
charakterystyki warunków hydrogeologicznych przy rozpoznawaniu i dokumentowaniu
zasobów eksploatacyjnych wód podziemnych, a także przy określaniu warunków ich
zatłaczania. Do eksploatacji ujmuje się zwykle „warstwę wodonośną” i do „warstwy
wodonośnej” zatłacza się zużyte wody. Pojęcie to odnosi się wówczas do utworów
przepuszczalnych, w których umieszczony jest filtr studzienny. Oba rozumienia pojęcia
„warstwa wodonośna” zgodne są z definicją zaczerpniętą z klasycznej - podręcznikowej
literatury hydrogeologicznej (patrz rys. 16).
Wiedza o występowaniu wód podziemnych na terenie Polski może być pozyskiwana
z wielu źródeł. Opracowaniem kartograficznym, które w sposób najdokładniejszy
pokazuje warunki hydrogeologiczne jest Mapa hydrogeologiczna Polski (MhP) w skali
1:50 000. Scharakteryzowane są na niej warunki występowania wód podziemnych
głównych użytkowych poziomów wodonośnych, tj. poziomów pierwszych od
powierzchni, o miąższości ponad 5 m, przewodności ponad 50 m2/d i wydajności
potencjalnej studni wierconej ponad 5 m3/h. Są to kryteria przyjęte dla większości
obszarów Polski, mniej rygorystyczne wymagania panują na obszarach górskich, tj. w
Sudetach i Karpatach. Obecnie mapa hydrogeologiczna w skali 1:50 000 pokrywa cały
obszar kraju. Udostępnianie w wersji cyfrowej oraz materialnej prowadzi Centralne
Archiwum Geologiczne. Zasady korzystania z informacji geologicznej reguluje
Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 22 czerwca 2005 r. w sprawie
rozporządzania prawem do informacji geologicznej za wynagrodzeniem oraz
udostępniania informacji geologicznej wykorzystywanej nieodpłatnie (Dz. U. Nr 116,
poz. 982).
Obecnie w Państwowym Instytucie Geologicznym prowadzona jest kontynuacja prac
kartograficznych na mapie hydrogeologicznej w skali 1:50 000 - powstają dodatkowe
warstwy informacyjne dotyczące warunków występowania i hydrodynamiki pierwszego
poziomu wodonośnego. Przez pierwszy poziom wodonośny rozumie się pierwszą od
powierzchni terenu warstwę wodonośną lub zespół warstw wodonośnych wykazujących
dobrą łączność hydrauliczną (Herbich, 2004). Harmonogram realizacji zadania
uwzględnia wykonanie w pierwszej kolejności map na obszarach zagrożenia
antropopresją oraz obszarach górniczych, a także w rejonach przygranicznych i tam,
gdzie zdefiniowane zostały ekosystemy powierzchniowe zależne od wód podziemnych
(podmokłości, łąki i lasy na siedliskach z płytkim położeniem zwierciadła wód
podziemnych).
W najbliższych latach planowany jest rozwój tematyczny Mapy hydrogeologicznej
Polski polegający na utworzeniu nowych warstw informacyjnych systemu informacji
przestrzennej GIS. Warstwy te dotyczyć będą wrażliwości na zanieczyszczenia, jakości
i zagrożeń wód pierwszego poziomu wodonośnego. Docelowo przewidziane jest
scalenie poszczególnych arkuszy map w jedną spójna bazę danych o nazwie GIS MhP
oraz późniejsze rozwijanie tej bazy poprzez wprowadzanie nowych warstw
informacyjnych (Herbich, 2004).
79
Wiedza o warunkach hydrogeologicznych wykraczająca poza zakres przedstawiony
na MhP (tj. główne użytkowe poziomy wodonośne oraz pierwszy poziom wodonośny)
zgromadzona jest przede wszystkim w licznych hydrogeologicznych dokumentacjach
regionalnych ustalających zasoby dyspozycyjne wód podziemnych oraz określających
warunki hydrogeologiczne w związku z ustanawianiem obszarów ochronnych
zbiorników wód podziemnych (GZWP). Dokumentacje te wykonywane są od wielu lat,
w większości na zamówienie Ministra Środowiska. Wszystkie wykonane dokumentacje
przechowywane są w Centralnym Archiwum Geologicznym, część z nich jest w
posiadaniu Regionalnych Zarządów Gospodarki Wodnej oraz Urzędów Wojewódzkich.
5.3
Zasobność poziomów wodonośnych oraz metodyka
dokumentowania zasobów
Zasady prowadzenia poszukiwawczych i rozpoznawczych prac hydrogeologicznych
na potrzeby systemów GPC są takie same, jak przy ustalaniu zasobów eksploatacyjnych
wszystkich innych ujęć przeznaczonych do zaopatrzenia w wodę. Metodyka tych prac
została szczegółowo omówiona w opracowanym w roku 2004 na zlecenie Ministra
Środowiska poradniku pt. „Metodyka określania zasobów eksploatacyjnych ujęć
zwykłych wód podziemnych” (red. A.Szczepański). W niniejszym rozdziale przedstawia
się wobec tego jedynie najważniejsze uwarunkowania związane z prowadzeniem prac
hydrogeologicznych zmierzających do określenia zasobów wód podziemnych
możliwych do wykorzystania. W celu uzyskania szczegółowych informacji, jak również
dla poznania podstawowych danych terminologicznych, definicji oraz uwarunkowań
prawnych odsyła się czytelnika do ww. publikacji.
W aktualnym stanie rozpoznania hydrogeologicznego Polski potencjalna zasobność
poziomów wodonośnych określana może być ze zróżnicowaniem stopnia dokładności i
wiarygodności:
1. W oparciu o materiały archiwalne, w szczególności Mapę hydrogeologiczną
Polski w skali 1:50 000. Jednym z wydzieleń pokazanych na mapie są jednostki
hydrogeologiczne użytkowych poziomów wodonośnych z charakterystyką
modułu zasilania oraz wydajności potencjalnej typowej studni. Mapa zawiera
także hydroizohipsy poziomu użytkowego, które mogą być wykorzystane do
charakterystyki prędkości przepływu wód podziemnych.
2. Na podstawie badań hydrogeologicznych przeprowadzonych w odwierconym i
zafiltrowanym otworze, czyli poprzez praktyczne sprawdzenie ilości i jakości
wody możliwej do uzyskania w danych warunkach technicznych i
przyrodniczych. W połączeniu z terenowym rozpoznaniem hydrogeologicznym
ujęć okolicznych daje to możliwość najbardziej dokładnego określenia
parametrów eksploatacyjnych otworu (wydajność, depresja, sprawność) i
prognoz jego oddziaływania (granice obszaru spływu, obszaru zasobowego i
obszaru oddziaływania).
O rzeczywistej zasobności poziomu wodonośnego decydują 2 podstawowe czynniki:
1. Wykształcenie warstwy wodonośnej - odpowiednia granulacja osadów w
przypadku warstwy porowej lub stopień szczelinowatości, bądź skrasowienia
skał w przypadku warstw wykształconych w utworach zwięzłych (spoistych).
2. Warunki zasilania w postaci możliwości infiltracji i/lub możliwości zasilania
lateralnego, co oznacza w praktyce odpowiednie wykształcenie nadkładu i
znaczące rozprzestrzenienie ujętego poziomu wodonośnego.
80
Aby zasobność poziomu mogła być w pełni wykorzystana, konieczne jest jeszcze
spełnienie trzeciego warunku, w postaci właściwej konstrukcji studni przeznaczonej do
poboru wody. Dla zapewnienia trwałej wydajności ujęcia, wszystkie te 3 czynniki
muszą być spełnione jednocześnie. Praktycznym sposobem sprawdzenia, w jakim
stopniu warunki te są spełnione, jest próbne pompowanie badawcze, które ma na celu
uzyskanie danych o hydrodynamicznej reakcji warstwy wodonośnej na zewnętrzny
impuls w postaci czerpania wody. Dzięki odpowiednim technikom interpretacyjnym, w
wyniku analizy pompowania możliwe jest określenie zarówno parametrów filtracyjnych
warstwy wodonośnej (przewodność, współczynnik filtracji, współczynnik
odsączalności lub współczynnik zasobności sprężystej), parametrów zasilania (granice
szczelne i zasilające, zmienność litofacjalna warstwy), jak i parametrów technicznych
samej studni (depresja, zeskok hydrauliczny, sprawność).
Wszystkie wymienione właściwości ujętej warstwy wodonośnej i samej studni są
niezbędne do prawidłowego sporządzenia prognoz eksploatacyjnych określających
przyszłe warunki pracy ujęcia. Prognozy te, zgodnie z wymogami formalnymi
wynikającymi z przepisów, określają:
- depresję w otworze,
- depresję rejonową i regionalną,
- zasięg oddziaływania ujęcia,
- bilans zasilania ujęcia,
- kierunki dopływu wód do ujęcia,
- granice obszaru zasilania i obszaru zasobowego,
- trwałość właściwości fizycznych, składu chemicznego i stanu bakteriologicznego
wód podziemnych.
Metodyka dokumentowania zasobów eksploatacyjnych ujęcia zakłada pozyskiwanie
informacji o badanym (przeznaczonym do ujęcia) poziomie wodonośnym na zasadzie
stopniowego uszczegóławiania wiedzy (od ogółu do szczegółu). Pierwsza, przybliżona
charakterystyka dokonywana jest na etapie prac projektowych, gdy określić należy
warunki występowania wód podziemnych i zebrać podstawową wiedzę o parametrach
poziomu wodonośnego. W przypadku braku dostatecznie wiarygodnych danych,
podejmowane są badania geofizyczne, umożliwiające określenie głębokości
występowania utworów wodonośnych oraz ich orientacyjne wykształcenie
granulometryczne. Ten wstępny etap prac kończy się sporządzeniem i zatwierdzeniem
projektu prac geologicznych.
Właściwe prace rozpoznawcze zaczynają się z chwilą rozpoczęcia robót
wiertniczych. Geolog prowadzący dozór prac wiertniczych zobowiązany jest do
wykonywania szeregu czynności związanych z koniecznością uzyskania pełni
informacji geologicznych o każdej przewiercanej warstwie wyróżniającej się
litologicznie. Geolog sporządza i systematycznie uaktualnia w czasie wiercenia profil
geologiczny otworu, koryguje w razie konieczności zakres prac przewidziany w
projekcie, kontroluje przewiercanie warstwy wodonośnej, przebieg filtrowania otworu,
a potem wszystkie badania hydrogeologiczne (pompowanie oczyszczające, właściwe
pompowania pomiarowe). Pod koniec badań, po dokonaniu dezynfekcji otworu,
pobierane są próbki wody do badań fizyczno-chemicznych i bakteriologicznych.
Ilość wody otrzymana z wykonanej studni podczas próbnego pompowania nie
stanowi automatycznie jej zasobów eksploatacyjnych. Zasoby te ustala się z
81
uwzględnieniem zapotrzebowania na wodę, które w przypadku zamierzonego
wykorzystania wody w systemie otwartym GPC jest stosunkowo proste do określenia.
Kryteriami ograniczającymi zasoby mogą być również: sąsiedztwo innych ujęć wód
podziemnych, a w szczególności wspólny z nimi obszar zasobowy lub zasięg
oddziaływania obejmujący inne ujęcia, stopień odporności ujętej warstwy wodonośnej
na antropopresję (obecność ognisk zanieczyszczeń), wymogi ochrony środowiska, itp.
Ogół tych czynników decyduje o przedstawieniu w dokumentacji hydrogeologicznej
takiej prognozy, która spełnia wymogi formalne określone w Rozporządzeniu Ministra
Środowiska z dnia 23 czerwca 2005 r. w sprawie określenia przypadków, w których jest
konieczne sporządzenie innej dokumentacji geologicznej (Dz. U. Nr 116, poz. 893).
5.4
Wpływ instalacji geotermalnych na środowisko
Wpływ instalacji GPC na środowisko może być analizowany w różny sposób i z
różnych punktów widzenia. W sposób globalny można go oceniać w kontekście
znaczenia rozwoju tej technologii dla zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych do
atmosfery oraz w kontekście oszczędnego gospodarowania zasobami nieodnawialnych
paliw kopalnych. Można go również oceniać w skali lokalnej w sensie bezpośredniego
oddziaływania konkretnej instalacji na środowisko gruntowo-wodne.
Charakterystyka globalnego oddziaływania
Jedną z najbardziej podkreślanych zalet stosowania pomp ciepła do celów
grzewczych jest ich wpływ na ograniczanie emisji gazów cieplarnianych do atmosfery,
co w ostatecznym efekcie ma także swój znaczący wymiar ekonomiczny. W Europie
około 40% całkowitego zużycia energii przypada na ogrzewanie i klimatyzowanie
pomieszczeń33, co obok transportu jest jednym z głównych źródeł emisji tych gazów i
efektu cieplarnianego. Upowszechnienie stosowania pomp ciepła może znacząco
przyczynić się do poprawy sytuacji w tym zakresie. Najbardziej oczywistą korzyścią
wynikającą ze stosowania pomp ciepła jest wyeliminowanie na szczeblu lokalnym
emisji powstających ze spalania nośników energii. Praca pomp ciepła wymaga energii
elektrycznej, która produkowana jest w zakładach energetycznych. Wytwarzanie energii
elektrycznej wiąże się oczywiście z emisją gazów. Wielkość emisji gazowych, jaką
można teoretycznie przypisać pracującym pompom ciepła zależy od wielkości emisji
powstającej w zakładach produkujących prąd elektryczny służący do ich napędu.
Określa to specjalny wskaźnik emisji TEWI (ang. Total Equivalent Warming Impact)
podawany w kg ekwiwalentu CO2 na kWh wytworzonej energii elektrycznej. W
zależności od rodzaju stosowanego paliwa pierwotnego oraz stanu technicznego
zakładu może on zmieniać się w bardzo szerokich granicach. Wskaźnik TEWI został
wymyślony w Oak Ridge National Laboratory w USA na początku lat 90-tych XX
wieku i łączy w sobie bezpośrednią i pośrednią emisję gazów cieplarnianych do
atmosfery w całym okresie życia dowolnej instalacji energetycznej. Stosowany jest jako
jedno z kryterium certyfikacji pomp ciepła (ang. eco-labelling) m.in. w Niemczech,
Austrii i Szwajcarii. Wskaźnik TEWI pomp ciepła jest z reguły wyraźnie niższy niż w
przypadku innych systemów grzewczych (np. kotłów gazowych czy też olejowych). W
przypadku, gdy prąd wykorzystywany do pracy pompy ciepła pochodzi ze starych
zakładów energetycznych o dużej emisji gazów na jednostkę wytworzonej energii,
33
Źródło: Directive 2002/91/EC of the European Parlament and of the Council of 16 December 2002 on
the energy performance of buildings.
82
wskaźnik TEWI użytkowanych w ten sposób pomp może być wyższy niż w
urządzeniach konwencjonalnych o wysokiej sprawności. Porównanie wielkości
wskaźnika TEWI pomp ciepła oraz kotłów gazowych i olejowych o różnej sprawności,
w odniesieniu do różnych wariantów wskaźnika emisji gazowej zakładu
energetycznego, przedstawiono w poniższej tabeli nr 13. W porównaniu założono, że
wskaźnik sprawności pompy (COP) wynosi 3,0 i dostarcza ona 20 000 kWh energii
cieplnej rocznie.
Tab. 13. Zestawienie porównawcze ekwiwalentu emisji gazów cieplarnianych (wskaźnika TEWI) w
przypadku użytkowania pomp ciepła oraz kotłów olejowych i gazowych (wg Forsen, 2005)
Urządzenie grzewcze
Emisja gazów (kg CO2)
Urządzenie grzewcze
Emisja gazów (kg CO2)
Kocioł gazowy – 70%
6 000
Kocioł olejowy – 70%
8 000
Kocioł gazowy – 80%
5 250
Kocioł olejowy – 80%
7 000
Kocioł gazowy – 90%
4 667
Kocioł olejowy – 90%
6 222
Emisja gazowa
producenta energii
elektrycznej
Pompa ciepła
Emisja gazowa
producenta energii
elektrycznej
Pompa ciepła
Ekwiw. emisji
gazów kg CO2
Zmniejszenie
ilości CO2
Ekwiw. emisji Zmniejszenie
gazów kg CO2 ilości CO2
Emisja niska
0,10 CO2/kWh
667
85 – 88 %
Emisja niska
0,10 CO2/kWh
667
89 – 92 %
Emisja średnia
0,47 CO2/kWh
3133
32 – 47 %
Emisja średnia
0,47 CO2/kWh
3133
49 – 60 %
Emisja wysoka
0,90 CO2/kWh
6000
28 – 0 %
Emisja wysoka
0,90 CO2/kWh
6000
3 – 25 %
Z powyższego zestawienia wynika, że stosowanie pomp ciepła nie zawsze musi
przyczyniać się do zmniejszania emisji gazów cieplarnianych, bo uzależnione to jest od
wielkości emisji gazowej zakładu energetycznego dostarczającego prąd.
Innym istotnym wskaźnikiem służącym głównie ocenie efektywności energetycznej
instalacji, ale pośrednio wpływającym także na stan zasobów naturalnych środowiska
jest wskaźnik zużycia energii pierwotnej PER (ang. primary energy ratio) wyrażający
stosunek ilości wytworzonej energii do energii koniecznej do jej wytworzenia zawartej
w naturalnych zasobach (węgiel, ropa naftowa, uran, energia słoneczna, i inne). Z
reguły charakteryzuje się nim całkowitą efektywność energetyczną systemu
uwzględniając różne straty. Przykładowo wskaźnik ten dla kotłów gazowych i
olejowych mieści się w przedziale 0,7-0,9, a dla pomp ciepła wynosi 1,14 (COP 3,0) i
1,52 (COP 4,0) przy efektywności wytwarzania prądu elektrycznego w wysokości 0,38
(średnio w Europie). Zakładając, że efektywność wytwarzania energii elektrycznej
będzie stopniowo wzrastała, wskaźnik PER pomp ciepła będzie również się zwiększał
przyczyniając się do oszczędniejszego gospodarowania nieodnawialnymi zasobami
energetycznymi.
83
Charakterystyka lokalnego oddziaływania
Instalacje niskotemperaturowe bazujące na systemach zamkniętych oddziaływują na
środowisko poprzez obniżenie temperatury ośrodka, z którego czerpane jest ciepło. W
przypadku najszerzej stosowanych pionowych wymienników ciepła (instalacje typu
ZG), wokół otworu tworzy się charakterystyczny lej temperaturowy (rys. 18).
0
Rys. 18.
Schemat
powstawania
leja
temperaturowego
podczas
eksploatacji
pionowych wymienników ciepła typu ZG
o
11 C
Objaśnienia:
10
- izotermy gruntu w stanie naturalnym [oC]
o
- izotermy gruntu po rozpoczęciu
eksploatacji ciepła przez wymiennik [oC]
20
1 oC
3 oC
głęboko ść [m]
10 C
o
9 C
- izolinie leja temperaturowego [ C]
o
- kierunek przepływu ciepła po
rozpoczęciu eksploatacji
2 oC
30
Obniżenie temperatury w leju:
o
o
o
o
o
o
od 1 C do 2 C
o
8 C
od 2 C do 3 C
1 oC
40
od 3 C do 4 C
o
>4C
o
7 C
50
10
5
0
5
10
odległość od otworu [m]
Na rysunku lej temperaturowy jest symetryczny względem osi otworu i w takiej
postaci tworzy się on w utworach niezawodnionych, a więc dotyczy przepływu
kondukcyjnego ciepła. Jeśli pionowy wymiennik zainstalowany jest w utworach
wodonośnych, to lej temperaturowy nie wykazuje symetrii - jest rozwinięty w dół
strumienia wód podziemnych. Przykład pokazany na rysunku dotyczy sytuacji, gdy cały
pionowy wymiennik ciepła zlokalizowany jest w strefie spadku temperatury gruntu
wraz z głębokością. Wówczas rozległość leja maleje wraz z głębokością. Gdy jednak
wymiennik obejmuje również strefę wzrostu temperatury (zgodnie z wartością
gradientu geotermicznego), lej temperaturowy wraz ze wzrostem głębokości rozszerza
się wgłąb górotworu. W takiej postaci nie stanowi on zagrożenia dla środowiska,
pomijając oczywiste przeobrażenie kriogeniczne głębszych partii gruntu i wód
podziemnych.
Przykład rzeczywistego leja temperaturowego pokazano za Rybach (2005) na
rysunku 19. Pionowy wymiennik ciepła został otoczony siecią termometrów
umiejscowionych w otworach obserwacyjnych oddalonych od wymiennika o 2,5 m, 5 m
84
i 10 m. W każdym otworze znajdowały się 24 czujniki temperatury rozmieszczone co 2
metry w pionie. Dzięki temu możliwa była dokładna analiza pola temperaturowego
wokół instalacji. Prezentowany na rysunku 19 przebieg izoterm ukształtowany został w
końcowej fazie pierwszego sezonu grzewczego, podczas którego nie doszło do
stabilizacji pola temperaturowego. Przebieg izoterm wskazuje na niejednorodność
gruntu wokół wymiennika ciepła – w szczególności istotne jest tu zróżnicowanie
właściwości fizycznych gruntu (przewodność i pojemność cieplna).
0
7 oC
5 oC
Rys. 19. Rozkład temperatury wokół pionowego
wymiennika ciepła w Schwalbach (wg Rybach,
2005).
9 oC
o
8C
20
8 oC
głęboko ść [m.]
o
4C
10
30
6 oC
5 oC
40
50
5
0
5
10
odległość od otworu [m.]
Analizując możliwość oddziaływania leja temperaturowego na środowisko, wskazać
trzeba, że jego rozległość jest istotna przy instalacjach wielootworowych, gdzie określa
się optymalne odległości poszczególnych otworów, w których montowane są pionowe
wymienniki ciepła. W praktyce instalacyjnej przyjęło się, że odległości te wynoszą
6-15 m i uzależnione są od głębokości otworów (im większa głębokość otworów, tym
większa odległość pomiędzy nimi). Wpływ na rozległość leja temperaturowego ma
również zdolność przewodzenia ciepła przez ośrodek gruntowo-wodny (litologia) oraz
stopień jego zawodnienia.
Kriogeniczne przekształcenia gruntu nie stanowią na ogół bezpośredniego
zagrożenia dla środowiska. Spadek temperatury przypowierzchniowych partii gruntu w
wyniku instalacji systemów ZH lub ZG może powodować jednak szkody w
ekosystemach związanych z środowiskiem glebowym (skrócenie okresu
wegetacyjnego, niszczenie szaty roślinnej). Wpływ na środowisko jest więc
potencjalnie możliwy, lecz jest on ograniczony terytorialnie i w związku z tym nie
wymaga specjalnych unormowań w rozumieniu formalno-prawnym (Prawo ochrony
środowiska).
85
Instalacje wykorzystujące systemy otwarte wykazują nieco odmienny typ
oddziaływania na środowisko. Problemem nie jest tu oddziaływanie na reżim
temperaturowy ośrodka gruntowo-wodnego, lecz zmiany hydrodynamiczne
(pompowanie, ew. także zatłaczanie), jakie mogą wystąpić w eksploatowanym
zbiorniku wód podziemnych. Problemy te scharakteryzowane są dokładnie w bardzo
wielu publikacjach i podręcznikach hydrogeologicznych. W przypadku budowy ujęć dla
potrzeb geotermii niskotemperaturowej, procedury są analogiczne jak dla ujęć wód
podziemnych i z tego powodu zagadnienia te nie musza być w tym miejscu dodatkowo
analizowane.
Potencjalny wpływ na środowisko mogą wykazywać systemy otwarte, w których
zrzut wód wykorzystanych następuje do cieków powierzchniowych. Oddziaływanie na
odbiornik może mieć miejsce w aspekcie zmian temperaturowych (np. zmiana średniej
rocznej temperatury rzeki, skrócenie okresu zamarzania, albo całkowity jego zanik, itp.)
Skala oddziaływania zależy w tym przypadku w zasadzie jedynie od rodzaju odbiornika
(rzeka, jezioro przepływowe, jezioro zamknięte) oraz wydatku i temperatury
odprowadzanych wód. Konsekwencją zmian temperaturowych mogą być potencjalne
zmiany w ekosystemach związanych z ciekami powierzchniowymi. Nie mamy tu
jednak do czynienia z wodami termalnymi, a z takimi, które charakteryzują się
temperaturą zbliżoną do średniej rocznej w danej miejscowości. Z tego względu
potencjalne zagrożenie dla środowiska ocenia się jako minimalne, możliwe do
zaakceptowania i niewymagające rozbudowywania procedur prawnych ponad zakres
obecnie obowiązujący.
5.5
Możliwości wykorzystania nieczynnych otworów studziennych do
celów ciepłowniczych
Otwory nieczynne, z których nie prowadzi się eksploatacji, teoretycznie nadają się
do wykorzystania w takim samym stopniu jak studnie nowe, odwiercone specjalnie do
celów wykorzystania w systemach otwartych GPC. Problem polega jednak na tym, że
studnie, które nie są eksploatowane, stopniowo tracą wydajność. Mechanizm zjawiska
polega na kolmatacji filtra poprzez osadzanie się zawiesin i drobnych frakcji
piaszczysto-ilastych na jego ściankach oraz w strefie przyfiltrowej. Kolmatacji
mechanicznej towarzyszą zwykle procesy chemiczne i biochemiczne wzmagające efekt
zarastania i prowadzące do ograniczenia przepustowości filtra. Procesy te nie mają
oczywiście miejsca w studniach bezfiltrowych ujmujących wody z utworów
szczelinowych lub krasowych.
Możliwość wykorzystania nieczynnych otworów studziennych musi więc
każdorazowo być zweryfikowana poprzez określenie rzeczywistego stanu technicznego
studni. Zadanie jest stosunkowo proste i polega na przeprowadzeniu próbnego
pompowania sprawdzającego. Jest ono poprzedzone pomiarem głębokości otworu dla
sprawdzenia, czy filtr studzienny nie uległ zasypaniu, co oznaczałoby jego trwałe
uszkodzenie i brak możliwości wykorzystania otworu. Pompowanie próbne
przeprowadza się w miarę możliwości z wydajnościami zbliżonymi do tych, które
uzyskano w studni nowej, tuż po jej odwierceniu. Rzadko kiedy wyniki są zbliżone,
jednak przez odpowiednie zaprogramowanie i przeprowadzenie pompowania można
uzyskać informacje o stopniu zakolmatowania filtra i parametr ten wyrazić w postaci
procentowej jako sprawność studni.
86
Wyniki tych prac przedstawia się w opracowaniu pt. „Ocena stanu technicznego
studni”. Nie znajduje ono umiejscowienia w przepisach prawa i stanowi rodzaj
autorskiej ekspertyzy. Ocena taka, w przypadku, jeśli dokonywana jest dla studni o
przewidywanym wykorzystaniu dla systemu GPC, powinna zawierać m.in. prognozę
trwałości wydatku i jakości wody. Pozytywna opinia na temat trwałości tych cech jest
warunkiem niezbędnym dla podjęcia decyzji o inwestowaniu w wykorzystanie ciepła
geotermalnego, którego nośnikiem ma być woda czerpana ze studni.
Osobnym problemem jest stan prawny nieużytkowanego ujęcia. Do uruchomienia
poboru niezbędne jest uzyskanie pozwolenia wodnoprawnego, a to z kolei wymaga
przedstawienia dokumentacji hydrogeologicznej ustalającej zasoby eksploatacyjne
studni. W Polsce istnieje bardzo wiele ujęć nieczynnych, które nie mają ani
dokumentacji, ani też ustalonych zasobów. Przyczyn tego stanu rzeczy może być wiele.
Mogą to być chaotycznie prowadzone przemiany własnościowe, gdy przekazaniu
gruntu wraz ze studnią nie towarzyszy przekazanie dokumentów otworu. Może być
likwidacja majątku dotychczasowego właściciela (np. PGR-u) bez należytej dbałości o
stan prawny pozostawianych nieruchomości. Są też przypadki nielegalnego odwiercenia
otworu, tj. bez zatwierdzonego projektu i dokumentacji hydrogeologicznej.
Niejednokrotnie zdarza się, że przyczyną braku dokumentów dotyczących ujęcia jest
bałagan panujący w jednostce będącej właścicielem studni i ma to miejsce często w
przypadku wieloletnich państwowych monopolistów, np. na rynku transportowym.
Przyjęło się, że w takich przypadkach może być sporządzona tzw. „dokumentacja
odtworzeniowa”, zawierająca opis ujęcia i ustalenie jego zasobów w oparciu dostępne
dane hydrogeologiczne oraz prace i badania przeprowadzone na ujęciu (próbne
pompowanie, badania jakości, itp.) Ten typ opracowania nie jest przewidziany w
przepisach prawa, ale stanowi on jedyne wyjście z sytuacji, tj. pozwala w pewien
sposób zalegalizować stan obecny. Dokumentacja taka, po ustaleniu w niej zasobów
eksploatacyjnych, powinna być przekazana do odpowiedniego organu administracji
geologicznej w analogiczny sposób, jak każda inna dokumentacja hydrogeologiczna.
Przyjęcie dokumentacji w trybie przewidzianym przez Prawo geologiczne i górnicze
pociąga za sobą cały szereg pozytywnych skutków: pozyskanie i zarchiwizowanie
danych geologicznych, wpływy z opłat za korzystanie ze środowiska, ew. nawet
stworzenie miejsc pracy, jeśli na bazie ujęcia rozwijana ma być działalność
gospodarcza. W ostatnich latach obserwuje się coraz więcej tego typu dokumentacji
przekazywanych do przyjęcia, co świadczyć może o postępującej świadomości prawnej
właścicieli ujęć.
Zupełnie oddzielnym problemem jest wykorzystanie nieczynnych otworów
studziennych jako otworów chłonnych, których zadaniem miałoby być wtłaczanie wód
wykorzystanych w systemie typu OP na powrót do warstwy wodonośnej. Otwory,
których zadaniem pierwotnym był pobór wody, a nie jej zatłaczanie, z reguły nie są
konstrukcyjnie przystosowane do tego typu zadań. Trzeba zdawać sobie sprawę, że
proces zatłaczania wcale nie jest lustrzanym odbiciem poboru wody. Stożek represji
wokół otworu zatłaczającego wodę jest głębszy niż stożek depresji przy poborze wody,
co w praktyce oznacza konieczność wytworzenia dużego nadciśnienia, aby możliwy był
odpływ wody z filtra do warstwy wodonośnej. Nadciśnienie to powoduje ryzyko
niekontrolowanego wypływu wody na powierzchnię wzdłuż kolumny rur osłonowych
lub też wzdłuż ściany rury nadfiltrowej (zależnie od konstrukcji studni).
Nawet jeśli ze wstępnych badań wynika dobra chłonność otworu, będzie ona zawsze
malała z czasem. Przyczyna tkwi w nieuniknionym procesie kolmatacji filtra od strony
87
wewnętrznej. Kolmatacja następuje na skutek wnoszenia drobnych cząstek
mechanicznych, a nade wszystko z powodu korozji rur stalowych zabudowanych w
otworze. Produkty tej korozji są w stanie skutecznie zakolmatować warstwę wodonośną
w otoczeniu filtra.
O ile więc wykorzystanie nieczynnych otworów studziennych do pompowania wody
w systemach otwartych GPC może mieć miejsce i nawet jest polecane przy zachowaniu
wszystkich wymienionych wyżej uwarunkowań, o tyle wykorzystanie tychże otworów
do zatłaczania zdecydowanie polecane nie jest. Brak jest obecnie w Polsce informacji o
długotrwałym i skutecznym działaniu systemu zatłaczania wód do porowej warstwy
wodonośnej, byłoby to więc rozwiązanie obarczone znaczącym ryzykiem.
6. Analiza ekonomiczna opłacalności wykorzystania geotermii
niskotemperaturowej w kraju i na świecie
O efektywności ekonomicznej grzewczo-klimatyzacyjnych systemów GPC najlepiej
może świadczyć szybki wzrost liczby nowych instalacji obserwowany w wielu krajach
od połowy lat 90-tych ubiegłego wieku. Mimo generalnie wyższych kosztów
inwestycyjnych w stosunku do systemów opartych na paliwach kopalnych, instalacje
GPC okazały się znacznie tańsze w użytkowaniu, dzięki czemu zwrot dodatkowych
nakładów inwestycyjnych następuje w ciągu kilku lat. Ważnym dodatkowym
argumentem przemawiającym za rozwijaniem tej technologii jest jej ekologiczny
charakter, przejawiający się brakiem emisji gazów cieplarnianych do atmosfery. Wiele
państw europejskich, zachęconych przykładami krajów, gdzie rynek pomp ciepła jest
już dobrze zorganizowany i przynosi wymierne efekty (Szwecja, Szwajcaria, Austria),
podejmuje działania na rzecz wspierania rozwoju tej dziedziny energii odnawialnych.
Ważnym elementem tych działań jest rzetelna analiza ekonomicznej opłacalności
stosowania tych systemów w praktyce.
Dane na temat opłacalności ekonomicznej instalacji GPC w stosunku do innych
systemów grzewczych można znaleźć w materiałach informacyjnych producentów i
instalatorów pomp ciepła, na stronach internetowych stowarzyszeń i organizacji
promujących rozwój tej technologii oraz w literaturze fachowej. Niestety, podawane
przez różne źródła wartości liczbowe często różnią się od siebie i są trudno
porównywalne, ponieważ opierają się na różnych kryteriach i parametrach
wyjściowych. Cennym źródłem najbardziej chyba rzetelnych informacji są raporty
ekspertów wykonywane na zamówienie instytucji rządowych w niektórych krajach
(np.USA, Kanada, Niemcy). W porównywaniu wyników analiz amerykańskich i
europejskich dodatkowym utrudnieniem jest stosowanie różnych jednostek
przeliczeniowych. W naszym kraju brak jest wiarygodnych i rzetelnych opracowań
dotyczących opłacalności wykorzystania geotermii niskotemperaturowej do celów
grzewczych. Dane na ten temat najczęściej można znaleźć w materiałach reklamowych
producentów i instalatorów systemów oraz w pismach o profilu ekologicznym. Siłą
rzeczy ich wiarygodność jest ograniczona, ponieważ podporządkowana jest celom
handlowym.
Ponieważ ocena efektywności ekonomicznej systemów GPC może być bardzo różna,
w zależności od zastosowanego podejścia i przyjętych parametrów obliczeniowych, w
niniejszym rozdziale przedstawiono dane zaczerpnięte z wielu różnych źródeł
krajowych i zagranicznych. Dopiero z ich porównania wyłania się prawdziwy obraz
opłacalności stosowania tej technologii w warunkach polskich.
88
6.1
Ogólna charakterystyka zalet instalacji GPC
W wielu materiałach reklamowych producentów i instalatorów pomp ciepła można
znaleźć następujące opisy zalet systemów grzewczych opartych na pompach ciepła:
„Pobierane ciepło jest dla użytkownika całkowicie bezpłatne. Jedynym rzeczywiście
ponoszonym kosztem jest energia elektryczna zużywana do napędzania sprężarek w
pompie ciepła. Sprawność systemu, liczona jako ilość energii cieplnej uzyskanej do
ilości energii elektrycznej zużytej na jej wytworzenie wynosi zwykle 250-400%. Czyni to
pompę ciepła najsprawniejszym i najbardziej ekonomicznym w eksploatacji
urządzeniem grzewczym, tańszym nawet od ogrzewania węglowego, gazowego i
olejowego” (źródło: www.globe-energy.pl/geotermia.php).
Opierając się tylko na analizie tych materiałów, podstawowe zalety i korzyści
wynikające ze stosowania pomp ciepła można ująć w punktach jak poniżej:
• Niskie koszty eksploatacyjne;
• Możliwość pracy w drugiej taryfie energetycznej;
• Niezmienność, w pewnych ustalonych granicach, współczynnika
efektywności COP - w przeciwieństwie do corocznego spadku współczynnika
sprawności kotła gazowego i olejowego;
• Długa żywotność eksploatacyjna - powyżej dwudziestu lat bez konieczności
modernizacji instalacji i bez konieczności ponoszenia dodatkowych kosztów
inwestycyjnych w czasie eksploatacji;
• Niezmienność "jakości paliwa (wartości opałowej)" - energia elektryczna;
• Brak wpływu zmian jakości paliwa na spadek współczynnika sprawności
instalacji;
• Wolniejszy wzrost cen energii elektrycznej w stosunku do wzrost cen gazu i
oleju;
• Niezależność od dostawców paliwa;
• Brak negatywnego oddziaływania na środowisko naturalne.
• Stosowane czynniki robocze R407C oraz R134a są ekologiczne,
niewybuchowe i wolne od chloru;
• Bezpieczna niewybuchowa eksploatacja;
• Dobrane urządzenia grzewcze nie są przewymiarowane;
• Prostota zabudowy;
• Prostota wewnętrznych instalacji niskotemperaturowych;
• Brak konieczności wymiany wkładów kominowych co kilka lat eksploatacji;
• Cicha praca - poziom hałasu zgodny z rygorystycznymi wymogami Unii
Europejskiej;
• W przypadku stosowania pomp ciepła typu powietrze/woda dla potrzeb
c.w.u.- dodatkowy efekt wymuszonej wentylacji i chłodzenia;
• Brak konieczności corocznych przeglądów i czyszczenia palnika kotłów
gazowych lub olejowych;
• Możliwość wykorzystania pomieszczenia z pompą ciepła również do innych
funkcji (pralnia, suszarnia, spiżarnia);
• Zbędny komin.
89
Przedstawiona wyżej lista zalet jest ogólnie prawdziwa. Efektywność grzewcza i
ekonomiczna systemów zależna jest jednak od bardzo wielu czynników i analizowana
szczegółowo wygląda nieco inaczej i nie tak prosto, jak przedstawia się to w różnych
materiałach reklamowych.
6.2
Uwarunkowania opłacalności stosowania systemów GPC
O efektywności ekonomicznej każdego systemu grzewczego, w tym także systemu
opartego na pracy pompy ciepła decydują następujące czynniki:
− efektywność energetyczna,
− wielkość nakładów inwestycyjnych,
− koszty eksploatacji.
Efektywność energetyczna w przypadku instalacji GPC (i innych wykorzystujących
pompy ciepła) jest zależna głównie od różnicy temperatur pomiędzy górnym i dolnym
źródłem ciepła i jest tym wyższa im niższa jest wartość, o którą musimy podnieść
temperaturę. Im wyższe są wymagane temperatury wewnętrznej instalacji i im niższe
temperatury zewnętrzne (grunt, powietrze), tym efektywność pompy spada (okres
zimowy). W przypadku przygotowywania wody użytkowej o wymaganej temperaturze
rzędu 50-60ºC, efektywność energetyczna pomp ciepła jest trwale niska. Stosowanie
dodatkowych wymienników na górnym lub dolnym źródle ciepła pogarsza dodatkowo
sprawność instalacji. Efektywność energetyczna instalacji charakteryzowana jest
najczęściej współczynnikiem COP oznaczającym oddaną moc grzewczą w stosunku do
zastosowanej mocy napędowej pompy. W wielu ofertach i materiałach reklamowych, a
także w opracowaniach naukowych, podawany jest tylko współczynnik efektywności
energetycznej samej pompy i w stosunku do niego oblicza się oszczędności ogrzewania.
Należy jednak pamiętać, że instalacja cieplna oparta na pompie ciepła ma także inne
urządzenia pomocnicze (np. pompy głębinowe, pompy obiegowe) zużywające energię i
obniżające w ten sposób ostateczną efektywność energetyczną całego systemu. W
niektórych typach instalacji GPC istnieje konieczność zastosowania płytowego
wymiennika ciepła (jeśli istnieje zagrożenie korozji parownika lub jego
zanieczyszczenia) powodującego dalsze zmniejszenie współczynnika COP. Innym
istotnym wskaźnikiem służącym ocenie efektywności energetycznej instalacji jest
wskaźnik zużycia energii pierwotnej PER (ang. primary energy ratio) opisany szerzej
w rozdziale 5.4. Dla instalacji GPC jego wartość zawiera się w przedziale 1,14-1,52
(przy wartości COP od 3,0 do 4,0) i jest wyraźnie wyższa niż w przypadku instalacji
gazowych czy też olejowych.
Nakłady inwestycyjne na budowę systemu grzewczego są z reguły bardzo
zróżnicowane i zależą głównie od rodzaju dolnego źródła ciepła i sposobu jego ujęcia
oraz od wymaganej funkcji i mocy grzewczej systemu. W przypadku
niskotemperaturowych instalacji GPC, montowanych w istniejących budynkach,
dochodzi jeszcze często konieczność ich termomodernizacji dla wyeliminowania strat
ciepła oraz konieczność przebudowy wewnętrznej instalacji grzewczej. Wielkość
początkowych nakładów bardzo silnie wpływa na opłacalność ekonomiczną całej
inwestycji i często czyni ją nieopłacalną nawet w całym okresie użytkowania. Przed
podjęciem ostatecznej decyzji o wyposażeniu budynku w instalację GPC należy
szczegółowo przeanalizować wszystkie niezbędne nakłady inwestycyjne pamiętając, że
do każdego przypadku należy podchodzić w sposób zindywidualizowany.
90
Koszty eksploatacji systemu dzieli się z reguły na tzw. koszty operacyjne
utożsamiane z opłatami za zakup energii elektrycznej niezbędnej do funkcjonowania
całej instalacji oraz koszty bieżącego utrzymania (przeglądy, serwis, naprawy). Koszty
obsługi i serwisu są stosunkowo niskie i mało znaczące dla efektywności ekonomicznej
systemu, bo instalacja GPC jest praktycznie bezobsługowa, natomiast koszty operacyjne
mogą wpływać na nią bardzo silnie, decydując ostatecznie o rozwoju tej technologii na
rynkach lokalnych. Stosunek ceny energii elektrycznej do innych nośników energii jest
różny w różnych krajach i wpływa na ocenę efektywności ekonomicznej instalacji
wykorzystujących pompy ciepła. W materiałach reklamowych (zwłaszcza krajowych)
koszty eksploatacyjne najczęściej podawane są dla okresu rocznego, co jest stosunkowo
proste do wiarygodnego oszacowania. Bardzo rzadko spotyka się analizy dla całego
zakładanego okresu funkcjonowania instalacji (z reguły 20 lat), ponieważ są one
znacznie bardziej skomplikowane. Dla oceny rzeczywistej opłacalności ekonomicznej
funkcjonowania systemu analizy takie są jednak niezbędne.
Opłacalność ekonomiczną stosowania GPC możemy analizować z różnych punktów
widzenia. Możemy ją porównywać z systemami wykorzystującymi inne źródła energii:
paliwa kopalne, energia elektryczna, geotermia wysokotemperaturowa i inne
odnawialne źródła energii. Możemy ją odnosić do różnych typów użytkowników
(sektor mieszkaniowy, handlowy, przemysłowy i inne) oraz do różnych okresów
funkcjonowania instalacji (rok, 20 lat, inne). Najważniejszym wskaźnikiem
opłacalności finansowej inwestycji jest wyliczony okres zwrotu zainwestowanego
kapitału, który najlepiej charakteryzuje potencjalne ryzyko projektu. Dla większości
projektów GPC wskaźnik ten oceniany jest na 4-6 lat, choć w konkretnych przypadkach
może znacznie odbiegać od tego przedziału, tak w jedną jak i w drugą stronę.
W następnym rozdziale starano się przedstawić te zagadnienia w sposób możliwie
szeroki i uwzględniający ww. punkty widzenia, zwracając uwagę na źródło
pochodzenia informacji i rzetelność wyników prezentowanych analiz. Wartości cen i
kosztów pochodzą z różnych krajów i przedstawione są w różnych walutach. Dla oceny
opłacalności stosowania GPC nie ma to jednak znaczenia.
6.3
6.3.1
Efektywność ekonomiczna instalacji GPC – przykłady zagraniczne
Przykład rynku USA
‰ Instalacje GPC w budynkach komercyjnych i użyteczności publicznej
Przedstawiona niżej analiza kosztów, mimo że dotyczy rynku amerykańskiego, ma
ważny aspekt poznawczy, ponieważ została oparta na analizie rzeczywistych kosztów
budowy i funkcjonowania kilkudziesięciu instalacji GPC, z których wiele ma już ponad
20 lat. W literaturze przedmiotu, dane na temat efektywności ekonomicznej instalacji
GPC z reguły opierają się na założeniach teoretycznych, ponieważ monitorowanie
kosztów w długim okresie czasu jest rzadko prowadzone. Rzadko również można
spotkać informacje dotyczące tylko budynków komercyjnych i użyteczności publicznej,
w tym zwłaszcza w rozbiciu na róże typy budynków. Efektywność ekonomiczną odnosi
się z reguły do wielkości zainstalowanej mocy grzewczej lub rzadziej do powierzchni
ogrzewanych pomieszczeń.
Zamieszczone niżej dane (tab. 14 - 17, rys. 20, 21) zostały oparte głównie na
wynikach badań zamieszczonych w raportach wykonanych w latach 1998-1999 na
zamówienie Departamentu Energii Stanów Zjednoczonych (DOE - Departament of
91
Energy) w ramach wdrażania w życie narodowego programu rozwoju geotermalnych
pomp ciepła (ang. FEMP - Federal Energy Management Program). Badania te
(Bloomquist, 2001) miały na celu ustalenie rzeczywistej ekonomicznej opłacalności
zastosowania pomp ciepła w budynkach komercyjnych i użyteczności publicznej z
uwzględnieniem wszystkich rodzajów kosztów ponoszonych przez użytkownika w
całym okresie użytkowania instalacji (ang. LCC - Life Cycle Cost). Na koszty te
składają się koszty inwestycyjne (ang. capital costs), operacyjne (ang. operating costs)
oraz koszty utrzymania i serwisowania instalacji (ang. maintenance costs). W
poniższych zestawieniach porównano koszty instalacji GPC z kosztami instalacji
konwencjonalnych (elektrycznych i gazowych), najczęściej stosowanych na rynku
amerykańskim. Porównanie wykonano dla różnych typów budynków, w których
dokonano wymiany instalacji grzewczo-klimatyzacyjnych (ang. HVAC - heating,
ventilation, air conditioning), opartych na gazie lub elektryczności, na instalacje GPC
(pionowe lub horyzontalne, zamknięte lub otwarte). Liczbę przykładów
uwzględnionych w analizie porównawczej podano w tabelach jako „liczba instalacji”.
Moc grzewcza instalacji HVAC uwzględnionych w analizie zawierała się w bardzo
szerokim przedziale od kilkuset do kilku tysięcy kWh. Z uwagi na bardzo zróżnicowany
charakter i wielkość budynków, przedstawione dalej wielkości kosztów mają charakter
uśredniony i mogą znacznie się różnić w konkretnych przypadkach.
Tab. 14. Zestawienie porównawcze kosztów inwestycyjnych budowy systemów GPC
(wg Bloomquist, 2001)
Typ budynku lub instalacji
Systemy GPC
Typ budynku:
Szkoły
Budynki biurowe
Sklepy
Domy opieki społecznej
Więzienia
Stacje benzynowe
Typ instalacji GPC:
Pionowa zamknięta
Horyzontalna zamknięta
Pionowa otwarta
Systemy konwencjonalne
Ogrzewanie elektryczne
Ogrzewanie gazowe
Liczba
instalacji
w $/m
w $/kWh
32
13
5
3
3
1
115,40
85,00
35,90
126,20
134,90
232,40
1018
1002
1094
1116
1317
1947
50
8
7
117,90
55,10
55,00
1104
716
851
2
5
52,00
61,00
bd
bd
Koszt
2
Koszt
Z powyższego zestawienia wynikają następujące wnioski:
ƒ
Koszty inwestycyjne instalacji GPC w przeliczeniu na m2 powierzchni
grzewczej są mocno zróżnicowane w zależności od typu budynku, co wynika z
różnego ich zapotrzebowania na energię cieplną. Budynki sklepowe mają z
reguły duże powierzchnie o niskim zapotrzebowaniu na ciepło, stąd też koszt
jednostkowy jest najniższy. Im wyższych temperatur wymagają pomieszczenia,
a instalacje mają służyć również do innych celów (podgrzewanie wody,
klimatyzacja, itd.), tym wyższe są koszty początkowe. Szczególnym
przypadkiem są stacje benzynowe, gdzie jednostkowy koszt inwestycyjny jest
92
bardzo wysoki i wynika z tego, że instalacja GPC ma służyć nie tylko do
ogrzewania i klimatyzowania pomieszczeń, ale również do produkcji lodu,
chłodzenia, topienia śniegu na podjazdach, podgrzewania wody dla myjni
samochodowych. Mimo wysokich kosztów inwestycyjnych, zastosowanie GPC
w tym segmencie rynku USA bardzo szybko rośnie.
ƒ
Koszt inwestycyjny w przeliczeniu na kWth zainstalowanej mocy grzewczej jest
znacznie mniej zróżnicowany w poszczególnych rodzajach budynków, choć
wyraźnie wybija się w przypadku stacji benzynowych.
ƒ
Wśród instalacji GPC instalacje horyzontalne są znacznie tańsze niż instalacje
pionowe, zamknięte (o ok. 35% tańsze w przeliczeniu na 1 kWh). Dla
budynków o dużym zapotrzebowaniu na energię cieplną możliwości ich
zastosowania są jednak z reguły mocno ograniczone, z uwagi na brak
wystarczającej powierzchni do ułożenia kolektora gruntowego. Z tego względu
w budynkach komercyjnych i użyteczności publicznej głównie instalowane są
wymienniki pionowe.
ƒ
Podany w zestawieniu koszt jednostkowy otworowych instalacji otwartych
bazujących na wodach podziemnych jest porównywalny z instalacjami
horyzontalnymi. Ponieważ autor nie podaje, czym spowodowany jest tak niski
ich koszt, można przypuszczać, że analizowane przypadki bazują na już
istniejących studniach lub też schłodzona woda zrzucana jest do wód
powierzchniowych.
ƒ
Koszty inwestycyjne konwencjonalnych systemów grzewczych opartych na
gazie i elektryczności są porównywalne z kosztami instalacji horyzontalnych
GPC i około 2-krotnie niższe w porównaniu do zamkniętych instalacji
otworowych.
Tab. 15. Zestawienie porównawcze rocznych kosztów operacyjnych (koszty zakupu energii)
(wg Bloomquist, 2001)
Instalacje GPC
Instalacje
konwencjonalne razem
Liczba
instal.
Koszt w
$/(m2.rok)
Liczba
instal.
Koszt w
$/(m2.rok)
Uzyskane
oszczędności
po przejściu
na GPC
Szkoły
22
5,90
19
9,20
36%
Budynki biurowe
10
9,90
8
13,90
29%
Sklepy
4
5,80
3
9,50
39%
Domy opieki społecznej
2
9,50
3
13,30
26%
Więzienia
2
11,90
1
12,20
2%
Stacje benzynowe
1
89,90
1
122,30
26%
Pionowa zamknięta
34
8,20
33
11,30
27%
Horyzontalna zamknięta
6
4,70
3
8,90
47%
Pionowa otwarta
6
8,10
3
10,50
23%
Typ budynku
lub instalacji
Typ budynku:
Typ instalacji:
Koszty operacyjne instalacji gazowych są szacowane średnio w wysokości
12,50 $/(m2.rok).
93
Z powyższego zestawienia wynikają następujące wnioski:
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
Koszty zakupu energii elektrycznej dla potrzeb instalacji GPC w przeliczeniu na
m2 powierzchni ogrzewanej są najniższe w przypadku szkół i budynków
sklepowych (szkoły mają okres wakacyjny, sklepy duże powierzchnie o niskich
wymaganiach cieplnych). Najwyższe są w przypadku stacji benzynowych z
powodów opisanych wcześniej.
Wśród instalacji GPC koszty operacyjne instalacji horyzontalnych są ponad 40%
niższe niż w przypadku instalacji otworowych.
Koszty operacyjne instalacji konwencjonalnych (elektrycznych i gazowych) są
średnio o 40% wyższe od kosztów instalacji GPC łącznie.
Największe oszczędności ekonomiczne, rzędu 47%, uzyskano przy przejściu z
instalacji konwencjonalnych na instalacje horyzontalne GPC. W przypadku
instalacji pionowych zysk był mniejszy i średnio wyniósł około 25%.
Największe oszczędności z zastosowania systemów GPC odnotowano w
sektorze budynków biurowych (39%) i szkolnych (36%).
Tab. 16. Zestawienie porównawcze rocznych kosztów utrzymania instalacji (serwis, przeglądy)
(wg Bloomquist, 2001)
Typ budynku
Szkoły
Instalacje GPC
razem
Liczba
Koszt
instalacji
$/(m2.rok)
10
1,30
Instalacje
konwencjonalne razem
Liczba
Koszt
instalacji
$/(m2.rok)
11
3,70
Uzyskane
oszczędności
po przejściu
na GPC
65%
Budynki biurowe
1
2,70
1
3,40
21%
Domy opieki społecznej
1
1,00
2
2,50
60%
Więzienia
1
1,50
1
4,80
69%
13
1,40
15
3,60
61%
Razem
Koszty utrzymania instalacji gazowych są szacowane średnio w wysokości
3,30 $/(m2.rok).
Z powyższego zestawienia wynikają następujące wnioski:
ƒ Bieżące koszty obsługi i utrzymania instalacji GPC w przeliczeniu na m2
powierzchni ogrzewanej są średnio ponad 2,5 razy niższe niż systemów
konwencjonalnych (elektrycznych i gazowych).
ƒ Przejście z systemu konwencjonalnego na GPC pozwoliło obniżyć roczne
koszty obsługi instalacji HVAC średnio o ponad 60%.
94
Tab. 17. Całkowite koszty budowy i użytkowania systemów GPC i konwencjonalny w całym
okresie funkcjonowania instalacji (LCC) w $/m2 (wg Bloomquist, 2001)
Typ systemu
Koszt
inwestycji
Roczne
koszty
operacyjne
Roczne
koszty
utrzymania
Koszty
operacyjne
20 lat
Koszty
utrzymania
20 lat
Całkowity
koszt (LCC)
20 lat
Wariant I – stałe koszty operacyjne i utrzymania w ciągu 20 lat, stopa dyskontowa Banku Narodowego - 4,5%
GPC – średnio razem
100,10
8,00
1,40
104,10
18,20
222,40
Ogrzewanie gazowe
61,00
12,50
3,30
162,60
42,90
266,50
Wariant II – roczny wzrost kosztów operacyjnych i utrzymania w wysokości 2,0%, stopa dyskontowa - 4,5%
GPC – średnio razem
100,10
8,00
1,40
125,30
21,90
247,30
Ogrzewanie gazowe
61,00
12,50
3,30
195,80
51,70
308,50
GPC
Ogrzewanie gazowe
9%
17%
20%
40%
51%
63%
koszt inwestyc ji
koszty op erac yjne
koszty utrzym ana nia
Rys. 20. Koszty inwestycji i użytkowania systemów GPC i gazowych w okresie 20-tu lat [$/m2]
(dane wg Bloomquist, 2001)
400
350
Ogrzew anie gazow e
koszty [$/m 2]
300
GPC
250
200
150
100
50
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
lata eksploatacji
Rys. 21. Porównanie łącznych kosztów inwestycji i użytkowania systemów GPC z systemami
gazowymi w kolejnych latach eksploatacji [$/m2] - dane wg Bloomquist, 2001)
95
Wnioski płynące z powyższych zestawień wyrazić można następująco:
ƒ Początkowe koszty inwestycyjne instalacji GPC są średnio wyższe o około 40%
w porównaniu do kosztów inwestycyjnych instalacji gazowych.
ƒ Mimo znacząco wyższych kosztów inwestycyjnych, całkowity koszt
użytkowania instalacji GPC w całym okresie jej funkcjonowania (tu przyjęto 20
lat) jest wyraźnie niższy w porównaniu do instalacji gazowych. Przy wariancie
rosnących kosztów operacyjnych system GPC staje się tańszy od gazowego po
około 6 latach od rozpoczęcia eksploatacji. Różnica w kosztach rośnie do około
25% pod koniec 20 letniego okresu funkcjonowania systemu.
ƒ W całym 20-letnim okresie funkcjonowania instalacji, koszty operacyjne
(zakupu energii lub gazu) systemów GPC stanowią około 64% kosztów
operacyjnych systemów gazowych. W przypadku kosztów utrzymania udział ten
jest jeszcze niższy i wynosi 42%.
‰ Instalacje GPC w budynkach mieszkalnych
W poniższej tabeli zestawiono całkowity koszt wykonania instalacji różnych
systemów GPC w odniesieniu do instalacji gazowej i dodatkowo w stosunku do pompy,
dla której dolnym źródłem ciepła jest powietrze. Zestawienie pokazuje średnie koszty
dla typowego domu jednorodzinnego w USA o powierzchni 120 m2 i przy czterech
osobach zamieszkujących (moc grzewcza systemu ok.10 kW).
Tab. 18. Zestawienie średnich kosztów wykonania instalacji GPC na tle instalacji gazowej i pompy
powietrze/woda
(źródło: Geo-Heat Center, 2003 r. Bulletin Vol.18. No 2, 2003)
Instalacja gazowa
Pompa ciepła
(powietrze)
GPC
pionowe
otwarte (z
zatłaczaniem)
4330 $
4430 $
6870 $
* - w zależności od sposobu ułożenia kolektora (spiralny, płaski)
GPC pionowe
zamknięte
GPC
horyzontalne
płaskie
9000 $
8140-8630 $*
Według danych tego samego źródła (Geo-Heat Center - Bulletin Vol. 18, No 2, 2003)
koszt instalacji wewnętrznej zawiera się w przedziale 4500-6000 $ w zależności od
sposobu rozprowadzania ciepła wewnątrz domu. Średni koszt wykonania instalacji
podziemnej wynosi:
− instalacje horyzontalne – ok. 2 200-2 700 $ (w zależności od sposobu ułożenia
kolektora; spiralny, bądź płaski),
− instalacje pionowe zamknięte – ok. 3 100 $,
− instalacje pionowe otwarte z zatłaczaniem – ok. 2000 $.
Udział kosztów wykonania instalacji podziemnej w całkowitych kosztach
inwestycyjnych zawiera się więc w przedziale od 27% w przypadku systemów
horyzontalnych płaskich, do 34% w przypadku zamkniętych systemów otworowych.
96
Poniżej (tab. 19) przedstawiono również porównanie kosztów ogrzewania
typowego domu jednorodzinnego w $ na 1 kWh zużytej energii pozyskanej z różnych
źródeł. Wartości odnoszą się do cen jednostkowych nośników energii z 2002 r.
(elektryczność 0,07 $/kWh; olej opałowy 0,28 $/l; propan-butan 0,32 $/l; gaz naturalny
0,60 $/m3) i uwzględniają tylko koszty operacyjne (zakupu energii lub paliw).
Tab. 19. Koszty ogrzewania domu jednorodzinnego za pomocą energii z różnych źródeł
(źródło: Geo-Heat Center, 2003 r. Bulletin Vol.18. No 2, 2003)
Gaz naturalny
Pompa ciepła
(powietrze)
Olej opałowy
Propan-butan
Energia
elektryczna
GPC
- COP 3,5
0,024 $
0,032 $
0,031 $
0,054 $
0,070 $
0,020 $
Zakładając w przybliżeniu, że średnie roczne zużycie energii elektrycznej przez
instalację GPC w takim domu wynosi w warunkach amerykańskich średnio około
10 000 kWh (wg Geo-Heat Center) oraz przyjmując cenę energii elektrycznej w
wysokości wyżej podanej (0,07 $/kWh), roczny koszt ogrzewania przy zastosowaniu
takiego rozwiązania wynosi około 700 $, czyli około 5,8 $/m2 i jest wyraźnie niższy w
przeliczeniu na jednostkę powierzchni ogrzewanej, niż w przypadku budynków
komercyjnych i użyteczności publicznej (8,0 $/m2).
Z powyższego zestawienia wynika również, że ogrzewanie przy pomocy GPC jest
rozwiązaniem najtańszym. W stosunku do ogrzewania elektrycznego jest około 3,5 razy
niższe, ale w stosunku do ogrzewania gazowego tylko 1,2 razy. Należy zauważyć, że w
przypadku budynków komercyjnych różnica ta jest większa i wynosi około 1,5.
6.3.2
Przykład rynku kanadyjskiego
W 1999 r. na zlecenie rządu została opracowana krajowa strategia rozwoju
geotermalnych pomp ciepła (fran. Pompes a chaleur geothermiques – strategie de
developpement du marche - www.canren.gc.ca). Rząd kanadyjski, zachęcony sukcesem
tej technologii w USA, podjął intensywne działania mające na celu jej
upowszechnienie. Założono ambitny program rocznego wzrostu instalacji na poziomie
20%, głównie w sektorze przemysłowym i użyteczności publicznej. Przygotowując się
do tego programu szczegółowo analizowano efektywność grzewczą i ekonomiczną
instalacji GPC lokalizowanych w różnego typu budynkach i w różnych regionach
klimatycznych kraju. Wyniki tych analiz uznano za wystarczająco zachęcające, aby
podjąć działania na rzecz wsparcia tej technologii. W strategii podkreślono następujące
cechy i zalety systemów GPC:
− Generalnie koszty instalacji (inwestycyjne) są wyższe od systemów klasycznych
(choć nie zawsze), ale roczne oszczędności na kosztach eksploatacji są znaczne;
− Koszty inwestycyjne mogą być porównywalne lub niższe, jeśli budujemy
kompleksowy system grzewczo-wentylacyjny;
− Instalowane urządzenia mają mniejszą moc;
− Źródło ciepła jest stałe i niewyczerpalne;
− Zmniejsza się zużycie zasobów naturalnych (paliw kopalnych);
− Serwis i obsługa instalacji są mniej uciążliwe i mniej kosztowne;
− Są mniej podatne na wzrost kosztów nośników energii.
97
Z analiz porównawczych różnych instalacji GPC z instalacjami klasycznymi,
opartymi na mazucie i gazie ziemnym, wykonanymi dla sektora publicznego, wynikają
następujące wnioski ogólne (dla rynku kanadyjskiego):
ƒ Koszty inwestycyjne GPC w nowo budowanych, nowoczesnych budynkach
biurowych są porównywalne lub nieco niższe. Trochę wyższe są w przypadku
instalacji do podgrzewania stadionów i terenów do curlingu. Ogólnie zależą od
typu budynku, jego wieku i rozmiarów oraz regionu klimatycznego. W
warunkach kanadyjskich, w przypadku budynków komercyjnych zużywających
od 100 do 400 kWh/(m2.rok) energii cieplnej, koszty instalacji wynoszą średnio
105 $/m2, wobec 89 $/m2 dla systemów klasycznych, są więc wyższe o koło 18%
(dane dla 2000 r.)
ƒ Koszty operacyjne są znacznie niższe. Oszczędności na opłatach za zużytą
energię są bardzo znaczące i sięgają 60% w stosunku do paliw kopalnych.
ƒ Koszty utrzymania też są znacząco niższe i oceniane średnio na 0,95 $/m2
rocznie dla systemów zamkniętych i 2,33 $/m2 dla systemów otwartych opartych
na wodach podziemnych.
ƒ Koszt jednostkowy wytworzenia energii cieplnej odniesiony do całego okresu jej
funkcjonowania (20 lat) zawiera się średnio w przedziale 3,5-6,5 $/m2 na rok i
zależy od regionu, typu budynku, rodzaju instalacji (według cen z 2000 r.)
ƒ Średni okres zwrotu zwiększonych nakładów inwestycyjnych w stosunku do
ogrzewania gazowego zawiera się w przedziale 4-8 lat. Stosunkowo najgorzej
wypada to porównanie w przypadku szkół, z uwagi na nierównomierne w ciągu
roku zużycie energii.
ƒ W przypadku istniejących budynków, przejście na ogrzewanie GPC może być
nieopłacalne z uwagi na konieczność wykonania prac termomodernizacyjnych i
wymiany wewnętrznej instalacji grzewczej.
Według wyliczeń kanadyjskich stosowanie systemów GPC może być szczególnie
opłacalne w sektorze budownictwa jednorodzinnego. Obrazuje to poniższe zestawienie
porównawcze (tab. 20) rocznych kosztów zużycia energii cieplnej w typowym
budynku mieszkalnym o powierzchni 165 m2 i 4 osobach, wykonanym według
termooszczędnej technologii. Podane wartości uwzględniają ceny energii z roku 2000
(elektryczność - 0,06 $/kWh; gaz ziemny - 0,42 $/m3; ceny dla mazutu nie podano).
Tab. 20 Roczne koszty zużycia energii z różnych źródeł (w $ kanadyjskich CAD)
(źródło:Les systemes geothermiques residentiels-Guide de l’acheter. Ressources naturelles Canada,2002)
System grzewczy
Elektryczność
Gaz ziemny
Mazut
GPC (COP 3,2)
Rodzaj kosztu
Ogrzewanie
1485
1213
2030
470
Ciepła woda
339
276
463
215
Obsługa
-
120
120
-
Razem
1824
1609
2613
685
98
Z powyższego zestawienia wynika, że w warunkach kanadyjskich roczne koszty
ogrzewania typowego jednorodzinnego budynku mieszkalnego przy pomocy GPC są
średnio ponad 2,3 razy niższe od ogrzewania gazowego i ponad 2,6 razy od ogrzewania
elektrycznego. Ogrzewanie olejowe jest najdroższe. Podane wartości nie uwzględniają
kosztów inwestycyjnych i stąd też nie mogą służyć do porównywania opłacalności
ekonomicznej wymienionych systemów grzewczych.
Na wysokość kosztów inwestycyjnych instalacji GPC wpływa przede wszystkim typ
instalacji podziemnej. W poniższej tabeli przedstawiono średni koszt ich wykonania dla
budynków mieszkalnych o różnej wielkości.
Tab. 21. Koszty inwestycyjne instalacji GPC w zależności od typu instalacji (w $ kanad. CAD)
(źródło:Les systemes geothermiques residentiels-Guide de l’acheter. Ressources naturelles Canada,2002)
Typ instalacji
Wielkość domu
Zamknięta
horyzontalna - ZH
skały luźne
skały zwięzłe
Otwarta
OP, OG
1200 - 1600
1400 – 1800
2400 – 3200
1000 – 5000
160 m (14,0 kW)
1800 - 2200
2000 – 2500
3500 – 4500
1000 – 6000
240 m2 (17,6 kW)
2400 - 3200
2800 – 3600
4800 – 6000
1000 – 7000
120 m2 (8,8 kW)
2
Zamknięta pionowa - ZG
.
Z powyższego zestawienia wynika, że instalacje horyzontalne są tylko nieco tańsze
od zamkniętych instalacji otworowych wykonywanych w skałach luźnych. Wiercenie
otworów w skałach twardych jest znacznie kosztowniejsze i stąd też instalacje na nich
oparte są średnio 2 razy droższe od horyzontalnych. W przypadku instalacji otwartych,
opartych na wodach podziemnych, koszty inwestycyjne mogą być bardzo zróżnicowane
w zależności od sposobu odprowadzania wody (studnie zatłaczające, zbiorniki
powierzchniowe), zakresu niezbędnych badań oraz szczególnych wymagań
formalnoprawnych.
W celu ułatwienia inwestorom wykonywania analizy całkowitych kosztów budowy i
funkcjonowania instalacji i ułatwienia w ten sposób wyboru najlepszej opcji,
opracowano w Kanadzie specjalny program komputerowy o nazwie
RETScreen®International do analizy opłacalności instalacji OZE. Program opracowany
w MSExcel jest udostępniany za darmo wszystkim zainteresowanym drogą internetową
ze strony http://retscreen.gc.ca.
6.3.3
Przykład rynku niemieckiego
Przedstawiona niżej charakterystyka opłacalności wykorzystania energii
geotermalnej w warunkach niemieckich, w tym geotermii niskiej entalpii, została oparta
na wynikach badań i analiz porównawczych wykonanych w Instytucie Energii i
Środowiska w Lipsku w 2000 r. w momencie bardzo szybko wzrastającego
zainteresowania wykorzystaniem technologii GPC do celów grzewczych. Ich celem
było rzetelne udokumentowanie rzeczywistej efektywności energetycznej i
ekonomicznej płytkiej geotermii opartej na pompach ciepła, w stosunku do geotermii
głębokiej o wysokiej entalpii, a także w stosunku do innych OZE i paliw kopalnych.
Efektywność ekonomiczną oceniano z uwzględnieniem kosztów inwestycyjnych oraz
wszystkich kosztów funkcjonowania systemu grzewczego (operacyjnych i obsługi
99
bieżącej) w całym okresie jego użytkowania (LCC). W analizie porównawczej przyjęto
ceny z roku 2000, stopę dyskontową banku centralnego w wysokości 4% oraz brak
inflacji w całym analizowanym okresie. Koszty przedstawione w zestawieniach
prezentują wartości uśrednione, które mogą znacznie się różnić od wartości
podawanych w podobnych opracowaniach, gdzie założono inne parametry wyjściowe.
Analizie porównawczej poddano 3 niżej wymienione typy geotermalnych instalacji
grzewczych:
• Instalacje płytkiej geotermii odzyskujące niskotemperaturowe ciepło gruntów
lub wód podziemnych (systemy zamknięte i otwarte) za pomocą pomp ciepła. W
warunkach niemieckich systemy te stosowane są najczęściej w indywidualnych
systemach grzewczych (głównie w sektorze mieszkaniowym).
• Instalacje zamknięte bazujące na głębokich otworach rzędu 2000-3000 m, o
mocy grzewczej sięgającej maksymalnie kilku MW. Z uwagi na stosunkowo
małe ilości ciepła uzyskiwanego z takich otworów, instalacje grzewcze na nich
oparte mogą być stosowane głównie w niewielkich, lokalnych sieciach
ciepłowniczych. W zależności od uzyskiwanych temperatur mogą wymagać
zastosowania dodatkowo pomp ciepła, a w okresach szczytowego
zapotrzebowania na ciepło - wsparcia klasycznymi systemami grzewczymi.
• Instalacje otwarte bazujące na wodach podziemnych o temperaturze >55ºC,
czerpanych z głębokich otworów wiertniczych. Z uwagi na stosunkowo duże
ilości uzyskiwanego ciepła i moc grzewczą, z reguły przekraczającą 5 MW, w
sposób racjonalny mogą być wykorzystywane jedynie w większych sieciach
ciepłowniczych (miejskich).
Wyniki badań zostały przedstawione w artykule zaprezentowanym podczas Letniej
Szkoły Energii Geotermalnej, która odbyła się w Bad Urach w Niemczech w 2001 r.
Przedstawione w niniejszym rozdziale dane (tab. 22 – 25, rys. 22) i opinie zostały
zaczerpnięte z tego właśnie artykułu (Kaltschmitt Martin – “Shallow geothermal energy
in comparison to other geothermal sources of energy – economics and potentials”).
Tab. 22. Koszty pozyskania ciepła z płytkich instalacji gruntowych (wg Kaltschmit, 2001)
Typ systemu
Systemy
horyzontalne
Systemy
otworowe
zamknięte
Systemy
otworowe
otwarte
Wykonanie instalacji podziemnej
450
400
300
Zakup pompy ciepła
350
350
250
Koszty instalacji i inne
40
40
35
840
790
585
Operacyjne (zakup energii elektrycznej)
4,3
4,3
3,9
Obsługa bieżąca (serwis, przeglądy, itd.)
0,7
0,7
1,0
5,0
5,0
4,9
w €/kWh
0,045
0,043
0,047
w €/GJ
12,5
11,9
13,1
Rodzaj kosztów
Koszty inwestycyjne w €/kWth zainstalowanej
mocy grzewczej:
Razem
Koszty użytkowania w €/GJ wytworzonego ciepła:
Razem
Średni koszt produkcji energii cieplnej:
100
W powyższym zestawieniu zastanawia niska wartość kosztów inwestycyjnych
systemów otworowych (zwłaszcza otwartych) w stosunku do horyzontalnych, która jest
niezgodna z danymi podawanymi przez źródła z innych krajów. Być może na rynku
niemieckim koszt wierceń i budowy studni jest relatywnie niższy niż w innych krajach,
albo też przy instalacjach otwartych nie założono odprowadzania wód z powrotem do
warstwy wodonośnej. Autor nie podaje bliższych szczegółów na ten temat.
Tab. 23. Koszty pozyskania ciepła z głębokich otworów (2000-3000 m) w instalacjach zamkniętych
(wg Kaltschmit, 2001)
Rodzaj kosztów
Nowe otwory
Udział energii geotermalnej w %
Istniejące otwory
71
71
1800
1250
Pompa ciepła
200
200
Szczytowe, dodatkowe źródło ciepła
220
220
Sieć ciepłownicza
220
200
Prace budowlane i inne
450
450
Razem
2890
2320
Operacyjne (zakup energii i paliw)
80
80
Obsługa bieżąca (serwis, przeglądy, itd.)
90
90
170
170
Koszty inwestycyjne w tys. €:
Instalacja podziemna
Koszty użytkowania w tys. €:
Razem
Dla Zakładu
ciepłow.
Dla
odbiorcy
końcowego
Dla
Zakładu
ciepłow.
Dla
odbiorcy
końcowego
w €/kWh
0,058
0,067
0,054
0,064
w €/GJ
16,0
18,6
15,5
17,6
Średni koszt produkcji energii cieplnej
W tym rodzaju instalacji grzewczych, obsługujących niewielkie lokalne sieci
ciepłownicze, energia geotermalna pokrywa jedynie 71% zapotrzebowania na energię.
Resztę pokrywają paliwa konwencjonalne. Rozróżniono instalacje oparte na nowo
odwierconych otworach i te wykorzystujące istniejące otwory głębokie.
101
Tab. 24. Koszty pozyskania ciepła z wód termalnych - otwarte instalacje otworowe
(wg Kaltschmit, 2001)
Rodzaj kosztów
Przy temp. wody 95ºC
Przy temp. wody 55ºC
97
41
4 800
3 900
Udział energii geotermalnej w %
Koszty inwestycyjne w tys. €:
Instalacja podziemna
Pompa ciepła
190
Szczytowe, dodatkowe źródło ciepła
200
200
Sieć ciepłownicza
1 800
1 800
Prace budowlane i inne
2 300
2 300
Razem
9 100
8 390
60
380
Obsługa bieżąca (serwis, przeglądy, itd.)
220
220
Razem
280
600
Koszty użytkowania w tys. €:
Operacyjne (zakup energii i paliw)
Średni koszt produkcji energii cieplnej:
w €/kWh
Dla
Zakładu
ciepłow.
0,040
Dla
odbiorcy
końcowego
0,058
Dla
Zakładu
ciepłow.
0,056
Dla
odbiorcy
końcowego
0,075
11,00
16,00
15,60
20,70
w €/GJ
Tak jak w przypadku zamkniętych systemów głębokiej geotermii, również w
przypadku instalacji otwartych, zaopatrujących większe sieci ciepłownicze, energia
geotermalna nie pokrywa z reguły całego zapotrzebowania na energię cieplną i
konieczne jest dogrzewanie w okresach szczytowego zapotrzebowania. Zależy to od
temperatury wód termalnych. W powyższej analizie przyjęto następujące głębokości
otworów studziennych: 2000 m (woda o temp. 95ºC) i 1500 m (woda o temp. 55ºC).
Tab. 25. Porównanie kosztów wytwarzania energii cieplnej w Niemczech w €/GJ (wg stanu na
1999 r. – za Kaltschmitt, 2001)
Wielkość instalacji ciepłowniczej
Źródło pozyskiwania energii cieplnej
Budynki
mieszkalne
Małe, lokalne
sieci ciepłownicze
Duże sieci
ciepłownicze
Energia słoneczna
21,0
28,0
-
Biomasa
14,4
18,2
17,8
Geotermia płytka, niskotemperaturowa
11,9 – 13,1
-
-
Geotermia głęboka (systemy zamknięte)
-
17,6 – 18,6
-
Wody termalne (systemy otwarte)
-
-
16,0 – 20,7
12,0 – 12,5
13,6 – 14,3
12,1 – 12,8
Energia geotermalna:
Paliwa kopalne
102
25
20,7
18,6
Koszty [€/GJ]
20
15
12,5
11,9
Systemy
horyzontalne
Płytkie
zamknięte
systemy
otworowe
17,6
16
13,1
10
5
0
Płytkie
systemy
otworowe
otwarte
Głębokie
zamknięte
systemy
otoworwe nowe otwory
Głębokie
zamknięte
systemy
otoworwe istniejące
otwory
Głębokie
otwarte
systemy
otworowe woda 95 st.C
Głębokie
otwarte
systemy
utworowe woda 55 st.C
Rys. 22. Koszt wytwarzania ciepła w różnych systemach geotermalnych
(wg danych Kaltschmitt, 2001)
Na podstawie wartości zestawionych w powyższych tabelach można sformułować
następujące wnioski ogólne:
• W przypadku indywidualnych systemów ciepłowniczych geotermia
niskotemperaturowa jest interesującą alternatywą w stosunku do systemów
klasycznych, opartych na paliwach kopalnych. Uwzględniając całkowite koszty
budowy i użytkowania instalacji w okresie jej funkcjonowania (LCC), stanowi
ona tańsze lub porównywalne rozwiązanie. Jest również wyraźnie tańsza od
innych OZE.
• Geotermia głęboka, dla lokalnych i miejskich sieci ciepłowniczych jest
rozwiązaniem ciągle znacząco droższym (zwłaszcza dla użytkownika
końcowego) od systemów opartych na paliwach kopalnych. LCC odniesiony do
jednostki wytworzonego ciepła jest wyższy od około 30% do około 60%.
• Z ekonomicznego punktu widzenia instalacje niskotemperaturowe płytkiej
geotermii są znacznie efektywniejsze od instalacji głębokiej geotermii. Koszt
wytworzenia jednostki energii cieplnej jest w nich niższy o około 18-25% w
stosunku do dużych instalacji opartych na wodach termalnych oraz o około 2548% w stosunku do systemów zamkniętych w głębokich otworach.
• Wśród systemów płytkiej geotermii najbardziej opłacalne ekonomicznie są
zamknięte systemy otworowe. W stosunku do systemów horyzontalnych różnica
w kosztach wytworzenia jednostki ciepła (uwzględniając LCC) jest stosunkowo
niewielka i średnio nie przekracza 5%. Jest to jednak jeden z powodów, dla
których w Niemczech te właśnie systemy zyskały największą popularność.
103
Elementem analizy rynku niemieckiego (Kaltschmitt, 2001) było także porównanie
teoretycznych zasobów energii geotermalnej z zasobami możliwymi do wykorzystania z
technicznego punktu widzenia (tab. 26). Przedstawione przez autora wyniki mają
charakter orientacyjny i bardzo przybliżony, nie mniej są interesujące jako materiał
porównawczy, z uwagi na pewne analogie dotyczące budowy geologicznej i warunków
hydrogeologicznych Polski i Niemiec.
Tab. 26. Porównanie teoretycznych zasobów energii geotermalnej z zasobami możliwymi do
zagospodarowania na obszarze Niemiec w mln TJ*/r (stan na 1999 r. – Kaltschmitt, 2001)
Rodzaj systemu geotermalnego
Geotermia płytka,
Geotermia głęboka Wody geotermalne
niskotemperaturowa (systemy zamknięte) (systemy otwarte)
Rodzaj zasobów
Zasoby teoretyczne
130
Zasoby użytkowe
(możliwe do wykorzystania)
- z uwzględnieniem tylko technicznych
0,940
i środowiskowych ograniczeń
- z uwzględnieniem lokalnego
3,150
zapotrzebowania na energię cieplną
*- TJ jednostka energii (teradżul): 1 TJ = 1 000 GJ = 1012 J
1 200 000
51 900
3,010
5,140
2,061
1,175
Zasoby teoretyczne zostały oszacowane w odniesieniu do całej powierzchni kraju w
sposób następujący:
•
Zasoby płytkiej geotermii – dla powierzchniowej strefy skorupy ziemskiej
średnią wartość energii cieplnej możliwej do odzyskania w ciągu roku z
jednostki powierzchni przyjęto w wysokości 360 MJ/(m2·rok).
•
Zasoby głębokiej geotermii podane w tabeli dotyczą skorupy ziemskiej do
głębokości 10 km i zakładają jednakową, uśrednioną dla całego kraju wartość
stopnia geotermicznego w wysokości 30ºC/km.
•
Zasoby cieplne wód termalnych zostały oszacowane dla około 46% powierzchni
Niemiec (4 główne, głębokie baseny sedymentacyjne), maksymalnej głębokości
studni eksploatacyjnych – 3 000 m, temperaturze wód do 100 ºC i uśrednionej
wartości stopnia geotermicznego - 30ºC/km.
Zasoby użytkowe (możliwe do wykorzystania) oszacowano z uwzględnieniem
technicznych i środowiskowych ograniczeń oraz rzeczywistego, lokalnego
zapotrzebowania na energię cieplną.
• Zasoby użytkowe płytkiej geotermii – Ich wykorzystanie jest możliwe jedynie w
miejscu lokalizacji potencjalnych odbiorców ciepła (budynków i terenów
otwartych). Autor wyliczył, że tereny takie zajmują w Niemczech około 5,8%
powierzchni, z tego tylko 40% jest możliwych do wykorzystania z uwagi na
rodzaj zabudowy i różne formalne ograniczenia (uwarunkowania techniczne i
środowiskowe). Potencjalne zapotrzebowanie na niskotemperaturową energię
geotermalną zostało oszacowane dla całych Niemiec w wysokości około
3,150 TJ/rok (z tego 20% w sektorze przemysłowym), czyli w wysokości ponad
3-krotnie wyższej niż rzeczywiste możliwości jej pozyskania.
104
•
•
Zasoby użytkowe głębokiej geotermii – Również w tym przypadku warunkiem
podstawowym efektywnego wykorzystania energii geotermalnej jest
bezpośrednia bliskość odbiorcy ciepła i odpowiednia gęstość zaludnienia.
Uwzględniając różne inne ograniczenia środowiskowe i techniczne oszacowano,
że tylko 0,35% powierzchni kraju może być wykorzystana do lokalizacji
głębokich otworów geotermalnych. Przyjmując, że obecna technologia
umożliwia uzyskanie około 200 W/m energii cieplnej z pionowych
wymienników ciepła, a odległość pomiędzy otworami nie powinna być mniejsza
niż 100 m, użytkowe zasoby ciepła geotermalnego oszacowano w wysokości
3,010 TJ/rok. Potencjalne zapotrzebowanie na energię cieplną, która mogłaby
być czerpana za pośrednictwem głębokich wymienników otworowych, została
oszacowana w wysokości 2,061 TJ/rok (w tym 0,491 TJ/rok w sektorze
przemysłowym).
Zasoby użytkowe wód termalnych – Są one jeszcze stosunkowo słabo
rozpoznane. Oszacowano, że na obszarze 4 głównych basenów
sedymentacyjnych technicznie możliwe byłoby uzyskiwanie około 5,140 TJ/rok
(czyli o 70% więcej niż z głębokich, zamkniętych systemów). Uwzględniając
jednak rzeczywiste możliwości odbioru tak pozyskanej energii, użytkowe
zasoby ciepła wód termalnych są niższe prawie 4,4 razy.
Podsumowując ustalenia badaczy niemieckich można stwierdzić, że wykorzystanie
ciepła geotermalnego do celów grzewczych w Niemczech jest ciągle znacznie
kosztowniejsze niż pozyskiwanie ciepła z paliw kopalnych. Jedynie płytka,
niskotemperaturowa geotermia może być ekonomicznie konkurencyjna w stosunku do
systemów konwencjonalnych.
Mimo ogromnych i praktycznie niewyczerpalnych zasobów cieplnych skorupy
ziemskiej, zasoby możliwe do wykorzystania stanowią tylko mikroskopijną ich część.
W przypadku geotermii płytkiej szacuje się je w wysokości około 0,7% całych zasobów
teoretycznych, a w przypadku geotermii głębokiej w wysokości tysięcznych części
procenta.
6.3.4
Przykład rynku francuskiego
W poniższej tabeli nr 27 oraz na rysunku nr 23 porównano roczne koszty ogrzewania
typowego domu jednorodzinnego o następujących parametrach:
− ogrzewanie podłogowe o powierzchni 150 m2;
− rodzina 4 osobowa, dzienne zużycie ciepłej wody o temp. 60ºC – 200 l przez cały
rok;
− zainstalowana (wymagana) moc grzewcza – 9,5 kW;
− szacunkowe roczne zapotrzebowanie na energię cieplną do ogrzewania –
13 120 kWh;
− szacunkowe zużycie energii cieplnej na przygotowanie wody użytkowej –
3 886 kWh.
105
W analizie przyjęto następujące ceny jednostkowe energii elektrycznej i paliw: olej
opałowy - 0,60 €/l, gaz naturalny - 0,034 €/kWh, gaz propan-butan - 1,02 €/kg; cena
energii elektrycznej - 0,091 €/kWh. W porównaniu nie brano pod uwagę początkowych
kosztów inwestycyjnych, ani kosztów utrzymania instalacji. Uwzględniono tylko koszty
zakupu energii elektrycznej i paliw (koszty operacyjne).
Dane pochodzą z materiałów informacyjnych jednej z największych we Francji firm
oferujących nowoczesne systemy grzewczo-klimatyzacyjne, w tym w szczególności te
oparte na pompach ciepła.
Tab. 27. Roczne koszty zuzycia energii cieplnej dla typowego domu jednorodzinnego z podziałem
na koszty ogrzewania (c.o.) i koszty przygotowania ciepłej wody użytkowej (c.w.u.)
(źródło: f-ma WAVIN - www.europe-geothermie.com)
Typ systemu
Olej
opałowy
Gaz
naturalny
Propanbutan
Energia
elektr.
GPC COP 3,8
1194 €
254 €
Pompa
ciepła
powietrzna
COP 3,0
398 €
126 €
984 €
311 €
559 €
177 €
1230 €
389 €
1295 €
736 €
1619 €
1448 €
524 €
432 €
1640 l
518 l
16400 kWh
5181 kWh
1206 kg
381 kg
13120 kWh
2789 kWh
4374 kWh
1388 kWh
3463 kWh
1295 kWh
2158 l
21581 kWh
1587 kg
15909 kWh
5762 kWh
4758 kWh
Średni roczny koszt
ogrzewania
6,56 €/m2
3,73 €/m2
8,20 €/m2
7,96 €/m2
2,65 €/m2
2,10 €/m2
Średni roczny koszt
ogrzewania i ciepłej
wody
8,63 €/m2
4,90 €/m2
10,80 €/m2
9,65 €/m2
3,49 €/m2
2,88 €/m2
Rodzaj kosztów
c .o .
c. w.u .
Koszt roczny
Razem
c .o .
c . w.u .
Zużyta ilość
Energii/paliwa
Razem
1800
1600
koszty [€]
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Olej opałowy
Gaz
naturalny
Propan-butan
Energia
Pompa ciepła GPC, COP
elektryczna powietrzna,
3,8
COP 3,0
Rys. 23. Porównanie rocznych kosztów zużycia energii (c.o. + c.w.u.) dla typowego domu
jednorodzinnego we Francji
(wg danych f-my WAVIN- www.europe-geothermie.com)
106
314 €
118 €
Z powyższego zestawienia wynikają następujące wnioski:
ƒ Systemy GPC są znacznie tańsze w eksploatacji niż wszystkie inne alternatywne
rozwiązania: 3,7-krotnie w stosunku do gazu propan-butan, 3,3-krotnie w
stosunku do elektryczności, 3,0-krotnie w stosunku do oleju i 1,7-krotne w
stosunku do gazu ziemnego. Są również wyraźniej tańsze w stosunku do
powietrznych pomp ciepła stosunkowo często wykorzystywanych od lat we
Francji.
ƒ Pokrycie rocznego zapotrzebowania domu na energię cieplną w wysokości około
17 000 kWh kosztuje jedynie 432 €, czyli 2,54 €-centa na 1 kWh.
ƒ Przyjmując, że ilość energii cieplnej odzyskiwanej z gruntu wynosi rocznie około
17 000 kWh (roczne zapotrzebowanie budynku), a roczne zużycie energii
elektrycznej na potrzeby pracy całej instalacji grzewczej wynosi 4 756 kWh,
średni współczynnik jej efektywności grzewczej wynosi prawie 3,6.
Państwowa agencja do spraw energii ADEME podaje ("Guide pratique – les pompes
a chaleur geothermiques” - www.ademe.fr) następujące średnie wartości kosztów
inwestycyjnych i użytkowania systemów GPC dla indywidualnych budynków
mieszkalnych, z uwzględnieniem wszystkich opłat i podatków i tylko w odniesieniu do
ogrzewania (bez klimatyzacji):
ƒ koszty inwestycyjne: system horyzontalny – 85 €/m2; system pionowy
(zamknięty) – 145-185 €/m2
ƒ koszty użytkowania: w obu przypadkach jednakowe 2,3-3,5 €/m2 na rok
6.3.5
Przykład rynku austriackiego
Według źródeł austriackich, koszt wytworzenia 1 kWh ciepła użytkowego w
gospodarstwach domowych (bez kosztów dodatkowych, serwisu, napraw, transportu
itd.), czyli koszt operacyjny, kształtuje się jak poniżej (tab. 28).
Tab. 28. Koszt wytworzenia 1 kWh ciepła użytkowego przy pomocy różnych źródeł energii
(wg Forsen, 2005)
Średnia efektywność
[%]
Cena w
centach €
Gaz płynny - 0,57 €/l
90
9,38
2
Energia elektryczna (taryfa nocna) - 0,089 €/kWh
85
8,93
3
Lokalna sieć grzewcza
-
7,05
4
Miejska sieć grzewcza
-
5,16
5
Drewno (pelety, brykiet drzewny) - 0,23 €/kg
75
5,40
L.p.
Źródło energii - cena zakupu
1
3
6
Gaz ziemny - 0,48 €/m
90
5,35
7
Węgiel kamienny – 0,27 €/kg
75
4,91
8
Lekki olej opałowy - 0,47 €/l
80
5,87
9
GPC (COP = 4,2) – 0,27 €/kg
-
2,66
Podane wyżej wartości są zbieżne z tymi, które podają źródła francuskie. Dotyczy to
zarówno kosztu jednostkowego wytworzenia 1 kWh energii cieplnej (2,66 €-centa,
wobec 2,54 €-centa), jak różnic w kosztach operacyjnych pomiędzy poszczególnymi
systemami grzewczymi.
107
6.4
Efektywność ekonomiczna instalacji GPC w Polsce
W chwili obecnej brak jest w naszym kraju fachowych, rzetelnych i pogłębionych
analiz na temat opłacalności stosowania pomp ciepła (w tym GPC) do celów
grzewczych i klimatyzacyjnych. Wynika to głównie ze słabej ciągle organizacji rynku
pomp ciepła i nikłego zainteresowania władz rządowych i samorządowych rozwojem
tej technologii. Rynek rozwija się dosyć dynamicznie, ale żywiołowo. Informacje na
temat opłacalności stosowania instalacji GPC można znaleźć głównie w materiałach
reklamowych producentów i instalatorów pomp ciepła i czasami w prasie fachowej
dotyczącej ochrony środowiska oraz budownictwa mieszkaniowego. Eksponuje się w
nich głównie zalety technologii, w tym zwłaszcza niskie koszty użytkowania systemów
GPC w stosunku do systemów konwencjonalnych, marginalizując jednocześnie
problem generalnie wyższych kosztów inwestycyjnych. Trudno znaleźć jakiekolwiek
dane na temat całkowitych kosztów użytkowania instalacji GPC w całym okresie ich
funkcjonowania (LCC), ponieważ mało jest instalacji, które funkcjonują od wielu lata, a
jeśli są, nikt nie monitoruje ich pracy. W związku z takim stanem rzeczy zamieszczone
dalej informacje mają charakter raczej poglądowy i opierają się głównie na materiałach
uzyskanych u producentów i instalatorów pomp ciepła.
‰ Koszty inwestycyjne instalacji GPC
Planując budowę instalacji GPC, w kosztach inwestycyjnych należy uwzględnić
przede wszystkim:
• koszt wykonania instalacji tzw. „dolnego źródła ciepła” (kolektora
horyzontalnego lub instalacji otworowej, zamkniętej lub otwartej);
• koszt zakupu urządzeń (w tym głównie pompy ciepła) i materiałów dla całej
instalacji zewnętrznej (gruntowej) i wewnętrznej (grzewczej w budynku);
• koszt montażu i rozruchu instalacji;
• często także koszty termomodernizacji budynku (ocieplenia i modernizacji
systemu grzewczego).
Ostateczny koszt wykonania systemu w przeliczeniu na jednostkę zainstalowanej
mocy grzewczej będzie uzależniony głównie od warunków gruntowo-wodnych (czyli
kosztów budowy instalacji podziemnej) oraz zakresu prac modernizacyjnych. Wpływ
tych czynników (zwłaszcza termomodernizacji) może często czynić inwestycję
nieopłacalną, bo okres zwrotu zainwestowanego kapitału jest zbyt długi, nawet przy
założeniu znacznie niższych kosztów operacyjnych niż w przypadku systemów
konwencjonalnych.
Ponieważ brak jest w naszym kraju pogłębionych i szerszych analiz na temat
rzeczywistych kosztów inwestycyjnych różnych typów instalacji GPC montowanych w
różnych typach budynków, poniżej (tab. 29) przedstawiono ogólne informacje na ten
temat opierając się na danych uzyskanych od firmy HIBERNATUS z Wadowic34.
34
Przedsiębiorstwo Produkcyjno-Wdrożeniowe Urządzeń Chłodniczych i Grzewczych „HIBERNATUS”
Sp. z o.o., Wadowice ul.Iwańskiego 9; www.hibernatus.com.pl
108
Tab. 29. Zestawienie kosztów inwestycyjnych instalacji GPC w różnych typach budynków na
terenie Polski
(źródło: wybrane przykłady f-my Hibernatus)
Miejscowość
Typ
budynku
Funkcja
układu
Zainstalowana
moc grzewcza
w kW
Dolne
źródło
ciepła
Całkowity
koszt
inwestycji
netto
175 000 zł
Koszt
jednostkowy
Wygonin
Dom
Wczasowy
c.o.+c.w.u.
100
(modernizacja
c.o.)
wody
podziemne
(nowe
studnie)
Miechów
Szkoła
Podstawowa
c.o.+c.w.u
78,4
poziomy
kolektor
gruntowy
195 000 zł
2 490 zł/kW
Sopot
Dom Dziecka
c.o.+c.w.u
122
(modernizacja
c.o.)
wody
podziemne
(2 nowe
studnie po
35 m)
300 000 zł
2 460 zł/kW
Tykocin
Dom Pomocy
Społecznej
c.o.+c.w.u
150
(modernizacja
c.o.)
wody
podziemne
(2 nowe
studnie po
35 m)
360 000 zł
2 400 zł/kW
SadekKostrza
Szkoła
Podstawowa
pow.ogrzew.
1 640 m2
c.o.+c.w.u
116
(wykonanie
c.o.)
poziomy
kolektor
gruntowy
420 000 zł
3620 zł/kW
Limanowa
PPUH
Wolimex
bud.biurowy
c.o.+c.w.u
38
poziomy
kolektor
gruntowy
74 000 zł
1950 zł/kW
Kluszkowce
Restauracja
„Sperling”
c.o.+c.w.u
161
pionowy
kolektor
gruntowy
375 000 zł
2330 zł/kW
Konary
Dom Pomocy
Społecznej
c.o.+c.w.u
232
poziomy
kolektor
gruntowy
o długości
10230 m
525 000 zł
2260 zł/kW
Pieczarki
Doświadcz.
Ośrodek
Zarybieniowy
„Dgał”
c.o.+c.w.u
+ woda
technolog.
156
(demontaż
starej
kotłowni)
wody
podziemne
(2 nowe
studnie o
q=24m3/h)
155 000 zł
990 zł/kW
Nakło
Śląskie
Plebania
c.o.
26
poziomy
kolektor
gruntowy
40 000 zł
1 540 zł/kW
Smolany
Dom
Rekolekcyjny
c.o.+c.w.u
100
wody
podziemne
(2 nowe
studnie)
80 000 zł
800 zł/kW
109
1 750 zł/kW
256 zł/m2
Boguty
Węgrów
Warszawa
Jaworznik
Dom
jednorodzinny
pow.550 m2
c.o.+c.w.u
Dom
jednorodzinny
pow.200 m2
c.o.+c.w.u
Dom
jednorodzinny
pow.150 m2
c.o.+c.w.u
Dom
jednorodzinny
pow. 250 m2
c.o.+c.w.u
26
pionowy
kolektor
gruntowy
80.000 zł
9,6
(montaż
nowych
grzejników)
wody
podziemne
(z istniejącej studni)
39 000 zł
5
(bez montażu
c.o.)
wody
podziemne
(z istniejącej studni)
30 000 zł
11
(montaż c.o.)
poziomy
kolektor
gruntowy
55 000 zł
3080 zł/kW
145 zł/m2
4 060 zł/kW
195 zł/m2
6000 zł/kW
200 zł/m2
5 000 zł/kW
220 zł/m2
Mimo że przedstawione wyżej przykłady dotyczą bardzo różnych przypadków, które
trudno ze sobą porównywać z uwagi na bardzo zróżnicowany zakres wykonanych prac
instalacyjnych i adaptacyjnych budynków, ich analiza umożliwia sformułowanie
następujących wniosków ogólnych:
• Koszt jednostkowy zainstalowanej mocy grzewczej waha się w bardzo szerokim
przedziale od 800 zł/kW do 6 000 zł/kW i jest najwyższy w przypadku małych
instalacji dla domów jednorodzinnych. Im większa instalacja tym koszt
jednostkowy jest niższy. Jest to zgodne z wynikami badań amerykańskich i
kanadyjskich, z których wynika, że technologia GPC jest szczególnie efektywna
w sektorze budynków użyteczności publicznej o dużych powierzchniach.
• Jednostkowy koszt inwestycyjny systemu GPC w budynkach szkolnych waha się
w przedziale 2 500-3 600 zł/kW, a budynkach domów wczasowych i pomocy
społecznej w przedziale 1 700 - 2 500 zł/kW. W USA dla podobnych obiektów
koszt inwestycyjny wynosi około 1 000 - 1 100 $/kW (patrz rozdz.7.3.1), co
odpowiada około 3 200 - 3 500 zł/kW.
• W przeliczeniu na 1 m2 ogrzewanych pomieszczeń koszty inwestycyjne
wykazują już mniejsze zróżnicowanie i zawierają się w przedziale od 145 zł/m2
w przypadku zamkniętych systemów otworowych, do 256 zł/m2 w przypadku
płaskich systemów gruntowych, (t.j. od 36 do 64 €/m2). Dla porównania można
podać, że we Francji koszt ten jest szacowany średnio w wysokości 85 €/m2 dla
instalacji horyzontalnych i 145-185 €/m2 dla zamkniętych instalacji otworowych
(rozdz. 6.3.4.) W USA koszt inwestycyjny dla domów jednorodzinnych wynosi
średnio około 67 $/m2 (t.j. ok. 210 zł/m2) dla systemów horyzontalnych i do
75 $/m2 (t.j. ok. 240 zł/m2) dla zamkniętych systemów otworowych (patrz tab.
19).
Porównując koszty inwestycyjne zestawione w powyższej tabeli z cenami średnimi
w innych krajach można zauważyć, że są one wyraźnie niższe, mimo że uwzględniają
często także koszty prac modernizacyjnych. Ten niższy koszt, oprócz niższych kosztów
pracy, związany jest głównie z tym, że w prezentowanych przykładach zostały
zastosowane tylko urządzenia krajowe produkowane przez firmę Hibernatus. W
przypadku zastosowania droższych urządzeń zagranicznych, podane ceny jednostkowe
byłyby wyższe i bardziej zbliżone do tych w krajach zachodniej Europy.
110
‰ Koszty użytkowania instalacji GPC
Na koszty użytkowania składają się głównie: koszty operacyjne (tj. zakup energii
elektrycznej niezbędnej do pracy sprężarki i pomp obiegowych) oraz koszty bieżącej
obsługi serwisowej. Dobrze zaprojektowana instalacja wyposażona w wysokiej klasy
urządzenia i materiały jest praktycznie bezawaryjna. Stąd też jej bieżąca obsługa jest
mało kosztowna i nie wpływa w sposób znaczący na ostateczny koszt produkowanej
energii cieplnej. Niestety brak jest wiarygodnych danych z rynku krajowego na temat
rocznych kosztów obsługi bieżącej instalacji GPC. Według danych niemieckich
(Kaltschmit, 2001) koszty te szacuje się w wysokości około 0,7 €/GJ wytworzonego
ciepła (tab. 23), co dla typowego domu jednorodzinnego o powierzchni 120 m2 i
rocznym zapotrzebowaniu na energię cieplną rzędu 50 GJ (domy budowane w
nowoczesnej technologii) daje kwotę około 35 € rocznie (t.j. ok. 140 zł/rok). Dane
amerykańskie (tab. 17) podają, że koszt rocznej obsługi serwisowej instalacji GPC
wynosi około 1,40 $/m2 ogrzewanej powierzchni, W obu przypadkach koszty obsługi
zamykają się w granicach 10 – 15% kosztów ponoszonych na zakup energii
elektrycznej. W warunkach polskich, uwzględniając znacznie niższe koszty pracy,
kwota ta powinna być znacząco mniejsza, natomiast procentowa relacja pozostaje na
podobnym poziomie; według informacji firmy Hibernatus roczny koszt przeglądów
technicznych, wykonywanych z reguły przed sezonem grzewczym, nie przekracza 10%
kosztów operacyjnych (zakupu energii elektrycznej), a w przypadku większych
instalacji nawet mniej.
Znacznie poważniejszą pozycję w kosztach użytkowania stanowi koszt zakupu
energii elektrycznej niezbędnej dla pracy pompy ciepła. Według Kaltschmita i dla
warunków niemieckich (tab. 22) w skali roku wynosi on średnio 4,3 €/GJ (t.j.
ok. 17,2 zł/GJ) wytworzonego ciepła, co stanowi około 85% całkowitych kosztów
eksploatacji systemu grzewczego. W materiałach reklamowych firm oferujących
systemy grzewcze oparte na pompach ciepła podkreśla się głównie ich znacząco niższe
koszty wytwarzania energii cieplnej w porównaniu do systemów klasycznych.
Porównuje się przy tym koszt wytworzenia jednostki energii cieplnej (podawanej z
reguły w GJ lub kWh) uwzględniający najczęściej tylko koszt zakupu energii lub jej
nośnika. Mimo że porównania te nie pokazują pełnych kosztów wytworzenia energii
cieplnej, stanowią dobrą ilustrację różnic kosztów użytkowania różnych systemów
grzewczych. Poniżej przedstawiono przykłady takiego porównania oparty na danych
dwóch krajowych firm produkcyjno-instalacyjnych pomp ciepła: firmy HIBERNATUS
z Wadowic i PAMAR z Sochaczewa (tab. 30, rys. 24, 25). Dodatkowo, opierając się na
danych Dolnośląskiej Agencji Energii i Środowiska35, załączono również porównanie
kosztów wytwarzania energii cieplnej w instalacjach grzewczych najczęściej
stosowanych w Polsce (tab. 31).
35
Dolnośląska Agencja Energii i Środowiska: 51-180 Wrocław, ul. Pełczyńska 1; www.cieplej.pl
111
Tab. 30. Koszt wytworzenia 1 GJ energii cieplnej w różnych systemach - ceny brutto z lipca 2005 r.
(źródło: dane f-my HIBERNATUS)
Źródło ciepła
Jednostka
[a]
Wartość
opałowa
kWh/[a]
Cena
jednostkowa
zł/[a]
Średnia
efektywność
[%]
Koszt 1 GJ
wytworzonego
ciepła
[zł]
Prąd elektryczny – I
taryfa
kWh
0,48
98
136,05
Prąd elektryczny – II
taryfa
kWh
0,22
98
62,36
Prąd elektryczny –
2-taryfowy
kWh
0,35
98
99,21
48,00
100
48,00
1,00
Sieć cieplna
(Warszawa)
GJ
Gaz płynny propanbutan
kg
12,64
1,89
90
59,34
Gaz ziemny
m3
9,86
1,15
90
43,82
Olej opałowy
kg
11,50
1,89
90
49,53
Węgiel kamienny
kg
6,67
0,49
70
29,17
GPC – (taryfa I)
COP=4,5
kWh
1,00
0,48
450
29,63
GPC – (taryfa II)
COP=4,5
kWh
1,00
0,22
450
13,58
GPC – (2-taryfowa)
COP=4,5
kWh
1,00
0,35
450
21,60
koszt wytw. ciepła [zł/GJ]:
0
20
40
60
80
100
120
140
Prąd elektryczny – I taryfa
Prąd elektryczny – II taryfa
Prąd elektryczny – 2-taryfowy
Sieć cieplna (Warszawa)
Gaz płynny propan-butan
Gaz ziemny
Olej opałowy
Węgiel kamienny
GPC – (taryfa I) COP=4,5
GPC – (taryfa II) COP=4,5
GPC – (2-taryfowa) COP=4,5
Rys. 24. Porównanie kosztów wytworzenie ciepła w różnych systemach ciepłowniczych grzewczych
(wg danych firmy HIBERNATUS - ceny brutto z lipca 2005 r.)
112
Energia elektryczna - taryfa dzienna
100%
Energia elektryczna - taryfa nocna
79%
Gaz płynny - propan
72%
Olej opałowy
48%
Gaz ziemny GZ-50
35%
Sieć ciepłownicza
30%
Węgiel kamienny
28%
GPC - taryfa dzienna
25%
GPC - taryfa mieszana
GPC - taryfa nocna
20%
16%
Rys. 25. Względne koszty wytworzenia jednostki energii cieplnej z poszczególnych źródeł
(nośników) energii
(wg danych firmy PAMAR36 - ceny nośników energii ze stycznia 2004 r.)
Tab. 31. Koszt wytworzenia jednostki energii cieplnej w Polsce za pomocą konwencjonalnych
urządzeń grzewczych
źródło: Dolnośląska Agencja Energii i Środowiska, średnie ceny brutto dla 2005 r.)
Typ urządzenia
Paliwo
Średnioroczna
sprawność
Koszt
1 kWh
[zł]
Koszt
1 GJ
[zł]
Piec kaflowy węglowy
Węgiel
30%
0,23
64,00
Piec węglowy centralne ogrzewanie
starego typu, do całkowitych kosztów
należy dodać koszty obsługi
Węgiel, koks
55%
0,12
33,35
kocioł gazowy starszego typu
Gaz
65%
0,17
47,25
kocioł gazowy nowy standardowy
Gaz
88%
0,13
36,10
kocioł gazowy kondensacyjny
Gaz
100%
0,11
30,56
kocioł olejowy
Olej
86%
0,17
47,23
kocioł gazowy standardowy
propan
88%
0,20
55,50
kocioł gazowy kondensacyjny
propan
100%
0,18
50,00
kocioł elektryczny pierwsza taryfa
energia elektryczna
- I taryfa
100%
0,32
88,90
kocioł elektryczny druga taryfa
energia elektryczna
- II taryfa
100%
0,18
50,00
koszt energii z ciepłowni
energia z MPEC
100%
0,18
50,00
koszt produkcji ciepła z biomasy dla
małych, przydomowych kotłowni
biomasa: drewno,
słoma
70%
0,23
63,95
36
Przedsiębiorstwo Innowacyjno - Wdrożeniowe "PAMAR" - Sochaczew, www.pamar.waw.pl
113
Z przedstawionych wyżej zestawień wynikają następujące wnioski:
• Różnice w kosztach wytwarzania ciepła w rożnych systemach są podobne do
tych obserwowanych w innych krajach, chociaż różnią się w sensie
wartościowym. Najdroższe jest ogrzewanie elektryczne, niezależnie od
taryfy, a w drugiej kolejności ogrzewanie na gaz płynny (propan-butan) i olej
opałowy. Stosunkowo drogie dla odbiorców końcowych jest również
ogrzewanie z miejskich sieci ciepłowniczych.
• Taka jak i w innych krajach, koszt wytwarzania energii cieplnej w
instalacjach GPC jest zdecydowanie najniższy. Przy efektywności urządzenia
COP=4,5 (stosunkowo wysokiej) i przy najniższej taryfie energetycznej jest
on niższy o około 55% w porównaniu do kosztu energii uzyskiwanej z węgla.
Dla taryfy uśrednionej różnica ta spada do około 26%, a dla taryfy I
(najwyższej) spada do zera (wg Hibernatusa).
• Biorąc pod uwagę uśrednioną taryfę na energię elektryczną, koszt
wytworzenia ciepła w instalacji GPC jest tańszy: 4,6 razy od ogrzewania
elektrycznego; 2,7 razy od gazu ciekłego; 2,3 razy od oleju opałowego, 2,0
razy od gazu ziemnego i tylko około 1,3 razy od węgla kamiennego. W
porównaniu tym zwraca uwagę wysoka różnica w stosunku do energii
elektrycznej, która w innych krajach nie przekracza wartości 3,5. Wynika to z
tego, że w swym zestawieniu porównawczym firma Hibernatus przyjęła
pompę ciepła o wysokiej efektywności energetycznej COP=4,5, podczas gdy
w innych krajach z reguły przyjmowano wartość COP z przedziału 3,0-3,5.
W porównaniu do innych nośników energii różnice są mniejsze i wynikają z
różnych cen jednostkowych nośników energii stosowanych w różnych
krajach.
• Koszt wytworzenia jednostki energii cieplnej zależy nie tylko od rodzaju
nośnika energii, ale także od sprawności energetycznej urządzenia
grzewczego. Różnice z tym związane są często bardzo znaczne zwłaszcza w
przypadku instalacji korzystających z węgla i w mniejszym zakresie dla
instalacji gazowych (tab. 31). Ma to oczywiście swoje znaczenie dla analiz
porównawczych efektywności ekonomicznej instalacji GPC w stosunku do
systemów konwencjonalnych.
Na wynik oceny opłacalności różnych systemów grzewczych bardzo silnie wpływają
zmiany cen paliw i energii elektrycznej. Niestety, prognozy cenowe dla rynku
krajowego są w tym zakresie mało precyzyjne a zmiany trudne do przewidzenia.
Ogólna zasada jest jednak oczywista: im niższa będzie cena zakupu jednostki energii
elektrycznej w stosunku do kosztu wytworzenia jednostki energii cieplnej ze źródeł
konwencjonalnych (węgiel, gaz ziemny, propan-butan, biomasa, inne) tym stosowanie
instalacji GPC będzie bardziej opłacalne. Należy również pamiętać, że efektywność
ekonomiczna stosowania pomp ciepła jest bardzo silnie uzależniona od efektywności
energetycznej całego systemu grzewczego. Przy efektywności w wysokości 2,4
(przypadek poziomych wymienników gruntowych i instalacji grzejnikowej) i cenie
energii elektrycznej 0,35 zł/kWh koszt uzyskania jednostki ciepła wyniesie około
40,50 zł/GJ, a dla efektywności w wysokości 5,4 (ogrzewanie podłogowe, wody
podziemne jako dolne źródło ciepła) i cenie energii elektrycznej w wysokości
0,20 zł/kWh koszt ten wyniesie tylko 10,30 zł/GJ37.
37
Źródło: VERT Energy Consulting – Profesjonalne doradztwo energetyczne dla przedsiębiorstw i
instytucji. Artykuł „Uwarunkowania opłacalności zastosowania pomp ciepła”, III/2005.
114
Jak wynika z podanych wyżej wartości, koszty ogrzewania budynku przy pomocy
instalacji GPC mogą różnić się nawet 4-krotnie tylko z uwagi na różnice w cenie energii
elektrycznej i w efektywności energetycznej systemu grzewczego. W tym miejscu
należy również podkreślić bardzo duże wpływ energochłonności budynku na koszty
jego ogrzewania. Chociaż w przypadku wszystkich systemów grzewczych wzrost
rocznych kosztów ogrzewania związany ze wzrostem energochłonności budynku
proporcjonalnie będzie podobny (choć nie w sensie wartościowym) to w przypadku
instalacji GPC będzie miał szczególne znaczenie, bo ich efektywność ekonomiczna
jest tym wyższa im niższa jest energochłonność budynku. Jeśli jest ona zbyt wysoka,
pompa ciepła może nie wystarczyć do ogrzania budynku i system grzewczy trzeba
wspomóc dodatkowym, konwencjonalnym źródłem ciepła, co oczywiście podraża
znacznie koszty całego ogrzewania.
Poniżej (tab. 32) przedstawiono klasy energochłonności budynków stosowane w
Polsce przy audytach energetycznych wykonywanych najczęściej dla potrzeb projektów
termomodernizacyjnych. Klasyfikacja ta jest ogólnie zgodna ze stosowaną w krajach
Unii Europejskiej.
Tab. 32. Klasyfikacja energetyczna budynków
(źródło: Stowarzyszenie na Rzecz Zrównoważonego Rozwoju38)
Klasa
Budynek mieszkalny
Wskaźnik E
w kWh/(m2.rok)
A
niskoenergetyczny
20 do 45
B
energooszczędny
45 do 80
C
średnioenergooszczędny
80 do 100
D
średnioenergochłonny
100 do 150
E
energochłonny
150 do 250
F
bardzo energochłonny
ponad 250
W krajach zachodniej Europy, prezentując efektywność ekonomiczną systemów
grzewczych opartych na pompach ciepła, odnosi się ją z reguły do klasy
średnioenergochłonnej. We Francji na przykład najczęściej przyjmuje się wskaźnik
energochłonności w wysokości 120 kWh/(m2.rok).
Poniżej zamieszczono przykładowe kalkulacje rocznych bieżących kosztów
ogrzewania budynków za pomocą systemów GPC podawane przez różne firmy
instalacyjne.
38
Stowarzyszenie na Rzecz Zrównoważonego Rozwoju - Wrocław, www.eko.org.pl
115
ƒ
Przykład I - teoretyczny
(źródło: Dolnośląska Agencja Energii i Środowiska, Wrocław - www.cieplej.pl)
Dom mieszkalny
Kubatura ogrzewana
478,00 m3
Powierzchnia użytkowa ogrzewanej części budynku
173 m2
Zainstalowana moc grzewcza systemu
8,2 kW
Energochłonność budynku – klasa D
120 kWh/(m2.rok)
Sezonowe zapotrzebowanie na ciepło
75 GJ/rok
Przewidywane roczne koszty ogrzewania na c.o. i c.w.u.
1 650 zł (t.j. 9,5 zł/m2)
dla 4-osobowej rodziny
ƒ
Przykład II - teoretyczny
(źródło: Przedsiębiorstwo Innowacyjno - Wdrożeniowe "PAMAR", Sochaczew
Dane mieszkalny
Powierzchnia użytkowa ogrzewanej części budynku
200 m2
Energochłonność budynku – klasa D
120 kWh/(m2.rok)
Sezonowe zapotrzebowanie na ciepło
86 GJ/rok
Przewidywane roczne koszty ogrzewania na c.o. i c.w.u.
1 350 zł (t.j. 6,75 zł/m2)
dla 4-osobowej rodziny
ƒ
Przykład III – instalacja zrealizowana
(źródło: Hibernatus, Wadowice)
Szkoła Podstawowa w Sadku, gm.Jodłownik
Powierzchnia ogrzewana budynku
1638 m2
Roczne zapotrzebowanie na energię cieplną
800 GJ
Zainstalowana moc grzewcza systemu
116 kW
Wewnętrzna instalacja grzewcza
Centralne ogrzewanie oparte na
grzejnikach niskotemperaturowych
Temperatura zasilania c.o. i c.w.u.
50 ºC
Dolne źródło ciepła
Płaski kolektor gruntowy o dług. 4200m
Koszt uzyskania 1GJ energii końcowej
15,5 zł (przy cenie energii elektrycznej
0,29 zł/kWh brutto)
Roczne koszty ogrzewania (c.o. i c.w.u.)
Około 12 000 zł (t.j. 7,30 zł/m2)
Oszczędność w skali roku w stosunku do systemu
grzewczego na gaz ziemny
Około 38 000 zł
Efekt ekologiczny
Oszczędność 130 ton węgla lub 60 tys. m3
gazu
W załączonych wyżej przykładach roczny koszt ogrzewania budynku przy pomocy
systemu GPC zawiera się w przedziale 6,7-9,5 zł/m2, czyli około 1,7-2,4 €/m2. W
krajach zachodniej Europy (np. Francja - rozdz. 6.3.4) szacowany jest on średnio w
wysokości około 3,0 €/m2. Wydaje się, że relacja ta jest wiarygodna, odzwierciedlająca
różnice w kosztach pracy i energii.
116
‰ Koszt skumulowany produkcji ciepła w instalacjach GPC
Aby właściwie ocenić efektywność ekonomiczną instalacji grzewczej należy
uwzględnić i zsumować wszystkie koszty związane z jej budową i użytkowaniem w
całym okresie funkcjonowania. W Polsce, gdzie technologia pomp ciepła rozwija się
praktycznie dopiero w ostatnich latach, brak jest rzetelnych badań monitoringowych na
temat rzeczywistych kosztów uzyskiwania energii cieplnej przy pomocy pomp ciepła.
Mimo tego analiza kosztów skumulowanych jest wykonywana (a przynajmniej powinna
być) dla każdej nowo projektowanej inwestycji. Z uwagi na niepewność prognoz cen
nośników energii w dłuższym okresie czasu, ocena kosztów skumulowanych może być
dokonana jedynie w przybliżeniu. Z reguły odnosi się ją cen bieżących energii i paliw
oraz aktualnej polityki finansowej i podatkowej państwa. Poniżej przedstawiono wykres
porównawczy (rys. 26) skumulowanych kosztów ogrzewania typowego budynku
mieszkalnego przy pomocy instalacji GPC i innych konwencjonalnych systemów
grzewczych. Obrazuje on najpełniej ich rzeczywistą efektywność ekonomiczną w
dłuższym okresie czasu, choć odniesioną do hipotetycznie założonych warunków.
koszty
skumulowane [zł.]
120 000
100 000
i
erg
en
80 000
zn
yc
r
t
lek
ae
yf
tar
a
60 000
na
ien
z
ad
pan
pro
owy
opał
olej
nna
ryfa dzie
GPC - ta
mny
gaz zie
40 000
20 000
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
lata eksploatacji
Rys. 26. Wykres porównawczy skumulowanych kosztów ogrzewania budynku jednorodzinnego
przy pomocy różnych systemów grzewczych
(źródło: firma PAMAR)
Dla powyższego wykresu przyjęto następujące założenia wyjściowe: dom
mieszkalny o powierzchni ogrzewanej 120 m2, instalacja GPC oparta na poziomym
kolektorze gruntowym, ceny energii i nośników z 2004 r. W analizie uwzględniono
optymalne rozwiązania grzewcze dla poszczególnych rodzajów instalacji. Wykres
przedstawia zakumulowane koszty ogrzewania, czyli sumę kosztów inwestycyjnych i
kosztów eksploatacyjnych ponoszonych w kolejnych 10 latach użytkowania instalacji.
Punkty przecięcia prostej wykreślonej dla pompy ciepła z prostymi odnoszącymi się do
innych systemów ogrzewania obrazują okres zwrotu wyższych nakładów
inwestycyjnych poniesionych na instalację grzewczą z pompą ciepła. Z wykresu
117
wynika, że w stosunku do ogrzewania elektrycznego (według najdroższej dziennej
taryfy) oraz w stosunku do gazu propan-butan zwrot ten następuje już po około 3 latach,
w stosunku do oleju opałowego po około 5,5 latach, a w stosunku go gazu ziemnego po
około 10 latach. Porównując ten wykres z rys. 21 widzimy, że okres zwrotu kapitału
zainwestowanego w GPC w stosunku do gazowej instalacji grzewczej jest znacznie
krótszy w USA (6 lat) niż w Polsce. Wynika to z wyższej ceny gazu w stosunku do
energii elektrycznej w USA niż w Polsce.
Podsumowanie
Chcąc właściwie ocenić efektywność ekonomiczną stosowania systemu GPC należy
pamiętać o następujących, podstawowych zasadach:
ƒ Współczynnik efektywności energetycznej (COP) instalacji grzewczych
opartych na pompach ciepła podawany w materiałach reklamowych jest
wartością teoretyczną i prawdziwą jedynie w odniesieniu do samego urządzenia
pompy ciepła. Rzeczywista efektywność energetyczna całego systemu jest z
reguły znacznie niższa i uwarunkowana wieloma czynnikami.
ƒ Koszty inwestycyjne w przypadku instalacji GPC są z reguły znacznie wyższe
niż w przypadku systemów konwencjonalnych. Bieżące koszty użytkowania są
jednak dużo niższe, co sprawia, że wyższe koszty inwestycyjne zwracają się już
po kilku latkach (średnio 4-6).
ƒ Instalacje GPC mogą być efektywne energetycznie i opłacalne ekonomicznie
jedynie w budynkach o odpowiedniej energochłonności i odpowiedniej
wewnętrznej instalacji grzewczej.
Satysfakcjonującą użytkownika efektywność energetyczną i związaną z nią
efektywność ekonomiczną systemu GPC można uzyskać pod warunkiem zachowania
następującego sposobu postępowania:
ƒ Wykonanie audytu energetycznego budynku w celu określenia jego
zapotrzebowania na energię cieplną, ustalenia klasy energochłonności i zakresu
prac termomodernizacyjnych.
ƒ Wykonanie prac termomodernizacyjnych (ocieplenie budynku, modernizacja
wewnętrznej instalacji grzewczej) w zakresie niezbędnym dla uzyskania klasy
energochłonności budynku gwarantującej, że zastosowana instalacja GPC będzie
efektywna energetycznie i opłacalna ekonomicznie.
ƒ Zaprojektowanie całego systemu grzewczego opartego na pompie ciepła w
sposób optymalny dla potrzeb konkretnego budynku i użytkownika, z
zachowaniem wymaganych parametrów grzewczych i wskaźników opłacalności
ekonomicznej. Projekt, a następnie montaż instalacji, powinien być powierzony
wyspecjalizowanej firmie o dużym i udokumentowanym doświadczeniu w
zakresie realizacji tego typu inwestycji.
Dla zapewnienia bezawaryjnej i efektywnej energetycznie pracy systemu
grzewczego należy wykonywać okresowe przeglądy techniczne, przynajmniej raz w
roku przed sezonem grzewczym.
118
7. Perspektywy rozwoju geotermii niskotemperaturowej w
Polsce
7.1
Analiza rynku ciepłowniczego w zakresie możliwości
wykorzystania energii geotermalnej o niskiej entalpii
Energia geotermalna niskiej entalpii może być powszechnie wykorzystywana do
ogrzewania pomieszczeń i przygotowywania wody użytkowej w budynkach
mieszkalnych, biurowych oraz w budynkach użyteczności publicznej. Pozostałe sektory
mają mniejsze znaczenie, głównie ze względu na niewielką skalę zużywanego ciepła. W
tym zakresie Polska nie różni się niczym od innych krajów. Unia Europejska i jej kraje
członkowskie, podejmując ambitny program upowszechniania technologii pomp ciepła,
ich zastosowanie widzą głównie w sektorze budownictwa mieszkaniowego, biurowego i
użyteczności publicznej. Pomijając kwestie polityczne i cenowe rynku paliw, rozwój
rynku geotermalnych pomp ciepła zależy bardzo silnie od charakteru rynku
ciepłowniczego istniejącego w danym kraju, w tym zwłaszcza od takich czynników jak:
− sposób wytwarzania i dystrybucja ciepła;
− stan instalacji grzewczych i ich efektywność energetyczna;
− energochłonność budynków.
Krótka charakterystyka tych czynników przedstawiona poniżej opiera się na danych
dostępnych na stronie internetowej KAPE39.
W Polsce zużywa się ponad 2 razy więcej energii na jednostkę powierzchni
mieszkaniowej niż w krajach Europy Zachodniej o podobnym klimacie. Zużycie energii
pierwotnej w sektorze komunalno-bytowym na ogrzewanie i przygotowanie ciepłej
wody użytkowej wynosi około 42% jej globalnego zużycia, w tym 35% przypada na
sektor mieszkalnictwa. W budynkach mieszkalnych zużycie energii na ogrzewanie
zawiera się w przedziale 30-55%, a na przygotowanie ciepłej wody w przedziale 1015%. Według danych z 2000 r. w kraju jest około 11 mln mieszkań, w tym ok. 7,4 mln
mieszkań w miastach i 3,6 mln na wsi. Około 1/3 powierzchni mieszkaniowej
zaopatrywana jest w ciepło z systemów ciepłowniczych centralnego ogrzewania. Reszta
zaopatrywana jest z systemów indywidualnych spalających głównie węgiel i koks.
Instalacje gazowe i olejowe są jeszcze stosunkowo mało rozpowszechnione.
Przytoczone wyżej dane dają wyobrażenie o skali potencjalnego rynku instalacji
grzewczych opartych na pompach ciepła, co nie znaczy, że ich zastosowanie byłoby
uzasadnione w każdym przypadku. Możliwości te w dużym stopniu ograniczone są
niskim standardem energetycznym budynków w Polsce. KAPE, na podstawie
wyrywkowych badań i kilkuset audytów energetycznych wykonanych w ostatnich
latach przez różne organizacje, podaje następujące orientacyjne wskaźniki
zapotrzebowania na ciepło budynków mieszkalnych w Polsce w zależności od roku ich
budowy:
39
Budynki wybudowane
w latach
Wskaźnik zużycia energii cieplnej
w kWh/(m2.rok)
do 1966
1967 – 1985
1985 – 1992
1993 – 1997
od 1998
240 – 350
240 – 280
160 – 200
120 – 160
90 – 120
KAPE S.A. - Krajowa Agencja Poszanowania Energii S.A. (www.kape.gov.pl)
119
Jak wynika z powyższego zestawienia, standard energetyczny budynków dobrze
koreluje się z okresem ich budowy. Podobna korelacja obserwowana jest w innych
krajach europejskich, choć tam różnice pomiędzy różnymi latami nie są tak duże. Jako
przykład można podać (za Forsen, 2005), że w Szwecji budynki wybudowane przed
1965 r. mają wskaźnik zużycia energii cieplnej w wysokości około 165 kWh/(m2.rok), a
te wybudowane po 1990 r. - 108 kWh/(m2.rok). KAPE podaje, że około 90% mieszkań
w Polsce ma standard energetyczny na poziomie gorszym niż 240 kWh/(m2.rok).
Ogranicza to bardzo mocno możliwość prostego przechodzenia z ogrzewania
konwencjonalnego na systemy oparte na pompach ciepła. Wskazuje jednocześnie na
olbrzymi
obszar
działań
termomodernizacyjnych
istniejących
zasobów
mieszkaniowych. Działania te są prowadzone w coraz większym zakresie dzięki
obowiązującej od grudnia 1998 r. ustawie o wspieraniu przedsięwzięć
termomodernizacyjnych40.
Oprócz sektora mieszkaniowego instalacje GPC mogą być z powodzeniem
stosowane także w wielu innych budynkach nie wymagających wysokich temperatur
grzewczych pod warunkiem, że spełniają one wymagane standardy energetyczne. W
warunkach polskich instalacjami tymi powinny być zainteresowane przede wszystkim
obiekty użyteczności publicznej na obszarach wiejskich, gdzie brak jest systemów
centralnego ogrzewania i nie ma doprowadzonej sieci gazowej. Mogą to być budynki
szkolne, urzędy, biura, domy opieki, ośrodki wczasowo-wypoczynkowe, domy
parafialne i wiele innych. W Polsce można już spotkać bardzo wiele systemów GPC
zainstalowanych w tego typu budynkach. Również na terenach miejskich instalacje
GPC mogą być z powodzeniem stosowane, zwłaszcza w nowoczesnych budynkach
biurowych, które z reguły charakteryzuje się wysokimi standardami energetycznymi.
Jak dotąd tego typu realizacji, z reguły o dużych mocach grzewczych, jest stosunkowo
mało w naszym kraju, ponieważ ich właściwe zaprojektowanie jest znacznie bardziej
skomplikowane niż w przypadku konwencjonalnych systemów grzewczych.
Podsumowując należy stwierdzić, że tak jak i w innych krajach, rynek potencjalnego
użytkownika systemów GPC jest bardzo duży i zróżnicowany. Charakter krajowego
rynku ciepłowniczego ma jednak wiele cech, które utrudniają rozwój geotermii niskiej
entalpii. Najważniejsze z nich to bardzo niski standard energetyczny większości
budynków, niskie ceny węgla obniżające konkurencyjność instalacji GPC, rozwój
energetyki odnawialnej głównie w oparciu o biomasę.
7.2
Geotermia niskiej entalpii na tle innych odnawialnych źródeł
energii
Ilościowe oszacowanie wykorzystania energii odnawialnej w Polsce jest rzeczą
bardzo trudną, ponieważ brak jest szczegółowych badań ankieterskich na ten temat.
Według danych Europejskiego Centrum Energetyki Odnawialnej (EC BREC)
przekazanych do Głównego Urzędu Statystycznego, w 2002 r. udział energii
odnawialnej (bez elektrowni wodnych o mocy >5MW) w zużyciu energii pierwotnej w
Polsce wynosił około 2,75%. Z tego około 91% przypadało na produkcję energii
cieplnej. Udział 4 pracujących aktualnie ciepłowni geotermalnych bazujących na
wodach termalnych wysokiej entalpii (Podhale, Mszczonów, Pyrzyce i Uniejów41) w
40
Ustawa z dnia 18 grudnia 1998 r. o wspieraniu przedsięwzięć termomodernizacyjnych. (Dz. U. Nr 162,
poz. 1121) z późniejszymi zmianami: Dz. U. z 2000 r. Nr 48, poz. 550; z 2001 r. Nr 76, poz. 808 i Nr
154, poz. 1800; z 2002 r. Nr 25, poz. 253; z 2004 r. Nr 146, poz. 1546 i Nr 213, poz. 2157)
41
Obecnie w trakcie uruchamiania znajduje się ciepłownia w Stargardzie Szczecińskim
120
produkcji energii odnawialnej ogółem wynosi jedynie 0,35%. Razem z ujęciami wód
termalnych do celów balneologicznych i rekreacyjnych udział ten zwiększa się do około
0,5%. Podane wyżej wartości nie uwzględniają instalacji pomp ciepła, oprócz tych,
które użytkowane są w ciepłowniach Mszczonowa i Pyrzyc (o łącznej mocy
23,4 MWh). Spośród pozostałych źródeł energii odnawialnych do celów grzewczych
wykorzystywana jest jeszcze energia słoneczna, której udział jest zupełnie marginalny
(ok. 0,003% przy około 3 800 kolektorów słonecznych) i energia biomasy, na którą
przypada cała pozostała część produkowanej energii cieplnej.
Udział energii geotermalnej w produkcji ciepła ze źródeł odnawialnych podawany
przez EC BREC jest niezgodny z danymi podawanymi przez Kępińską (2005) w
artykule przygotowanym na Światowy Kongres Geotermalny w Turcji, który odbył się
w kwietniu 2005 r. (tab. 33). Według Kępińskiej, dla instalacji wykorzystujących wody
termalne, jest on mniejszy i wynosi łącznie około 338 TJ/r., a według EC BREC – 526
TJ/r). Znaczne różnice występują również w danych dotyczących zainstalowanej mocy
i ilości produkowanego ciepła w innych instalacjach korzystających z wód termalnych.
Według Kępińskiej wynoszą one odpowiednio 8,1 MWh i 31,9 TJ/r., podczas gdy EC
BREC podaje 33,4 MWh i 154,8 TJ/r.
Kępińska podaje dodatkowo orientacyjne dane na temat zainstalowanej mocy
cieplnej GPC i ilości produkowanego przez nie ciepła. Wynika z nich, że w 2004 r.
udział niskiej entalpii w łącznym wykorzystaniu ciepła gruntu i wód podziemnych
wynosi około 60% przy udziale zainstalowanej mocy w wysokości około 45%. Dane te
są zgodne z wartościami podanymi w tab. 3 według EurObserv’ER, ponieważ opierają
się na tych samych danych źródłowych podawanych przez Kepińską (2005). Większa w
tab. 3 wartość zainstalowanej mocy cieplnej instalacji GPC wynika stąd, że uwzględnia
ona również pompy ciepła zainstalowane w dwóch ciepłowniach bazujących na wodach
termalnych o wysokiej entalpii.
Tab. 33. Wykorzystanie energii geotermalnej w Polsce - stan na 2004 r. (wg Kępińska, 2005)
Zainstalowana
moc grzewcza
[MWt]
Zużycie
ciepła
[TJ/r]
Centralne ogrzewanie i ciepła woda użytkowa*
82,8
306,5
Balneoterapia i pływalnie
6,8
26,9
Ogrzewanie szklarni, podgrzewanie stawów do hodowli ryb
ciepłolubnych, suszenie drewna **
1,0
4,0
Inne – odzysk CO2, soli mineralnych
0,3
1,0
Pompy ciepła bazujące na cieple gruntu i płytkich wód **
~ 80,0
~ 500,0
RAZEM
~ 179,0
~ 838,4
Sposób wykorzystania
* - w tym 23,56 MWt i 74,45 TJ/rok z absorpcyjnych pomp ciepła
** - dane orientacyjne
121
‰ Geotermia i geotermia niskiej entalpii w krajowej strategii rozwoju energetyki
odnawialnej
Najważniejszym dokumentem ustalającym kierunki działań w zakresie rozwoju
energii odnawialnych w Polsce jest „Strategia Rozwoju Energetyki Odnawialnej”
opracowana w 2000 r. przez Ministerstwo Środowiska i przyjęta przez Radę Ministrów
w dniu 5 września 2000 r. oraz przez Sejm Rzeczypospolitej Polskiej w dniu 23 sierpnia
2001 r.42. Dla potrzeb opracowania ww. dokumentu Europejskie Centrum Energetyki
Odnawialnej sporządziło ekspertyzę pt. ”Ekonomiczne i prawne aspekty wykorzystania
odnawialnych źródeł energii w Polsce” (EC EBREC, 2000 r.), w której dokonano m.in.
oceny potencjału technicznego wszystkich odnawialnych źródeł energii w Polsce.
Ocena ta stała się następnie podstawą opracowania strategii i wytyczenia kierunków
działań. W ekspertyzie EC EBREC potencjał techniczny energii możliwej do
pozyskania z odnawialnych źródeł energii w ciągu roku został oceniony w wysokości
2 514 PJ stanowiącej około 60% krajowego zapotrzebowania na energię pierwotną.
Potencjał geotermii został oszacowany w wysokości około 200 PJ, co stanowi tylko
niecałe 8% potencjału wszystkich OZE. Największy potencjał został przypisany energii
słonecznej (ok. 53%) i biomasie (ok. 35%). Opierając się na tak przyjętym potencjale
technicznym poszczególnych OZE dla 2010 r. ustalono różne scenariusze ich rozwoju.
W scenariuszu najmniej optymistycznym (wzrost udziału produkcji energii elektrycznej
z OZE w wysokości 7,5% w ciągu 10 lat) założono:
ƒ wzrost produkcji energii cieplnej łącznie ze wszystkich OZE do poziomu
174 470 TJ (tj. o 70% w stosunku do roku 2002 r.);
ƒ wzrost produkcji ciepła w ciepłowniach geotermalnych do poziomu 2 400 TJ (tj.
prawie 6,5 razy więcej niż w 2002 r.);
ƒ udział ciepłowni geotermalnych w całkowitej produkcji energii z OZE
zmniejszy się do około 1% wobec 3,3% w 2002 r.;
ƒ oparcie rozwoju energetyki odnawialnej głównie na biomasie, której udział
zwiększy się do około 95% wobec 91% w roku 2002;
ƒ udział energii słonecznej pozyskiwanej za pomocą kolektorów powietrznych i
wodnych zwiększy się do 1% od 0,003% w 2002 r. i osiągnie wartość równą
energii cieplnej pozyskiwanej w ciepłowniach geotermalnych;
ƒ udział energii wiatrowej (tylko do produkcji energii elektrycznej) zwiększy się
do 2,5% wobec 0,05% w 2002 r.
Z analizy dokumentu „Strategia Rozwoju Energetyki Odnawialnej” wynikają dwa
ważne spostrzeżenia:
42
•
Energia geotermalna w naszym kraju nie jest postrzegana jako perspektywiczna i
istotna z punktu widzenia poprawy bilansu energetycznego kraju. Nie jest też
uważana za istotną dla redukcji emisji gazów cieplarnianych, do czego
zobowiązuje nas podpisana deklaracja z Kioto.
•
Geotermia niskiej entalpii, możliwa do wykorzystania jedynie za pomocą pomp
ciepła, nie jest traktowana w naszym kraju jako energia odnawialna i nie została
uwzględniona w krajowej strategii rozwoju energetyki odnawialnej. Dotyczy to
zresztą nie tylko instalacji GPC, ale wszystkich innych odzyskujących
odnawialną energię cieplną ze środowiska przy pomocy pomp ciepła.
Dokument jest dostępny na stronie internetowej Ministerstwa Środowiska: www.mos.gov.pl
122
Wnioski i wytyczne zawarte w ww. dokumencie, a dotyczące rozwoju OZE zostały
uwzględnione prawie w całości w dokumencie „Polityka energetyczna Polski do
2025 r.” przyjętym przez Radę Ministrów 4 stycznia 2005 r.43. Rola przypisana
geotermii w tym dokumencie jest taka sama jak w „Strategii ...”. Nie wspomina się w
nim również o geotermii niskiej entalpii, ani tym bardziej o promowaniu technologii
pomp ciepła. Brak pojęcia „pompa ciepła” w oficjalnych dokumentach rządowych
dotyczących rozwoju OZE jest niezrozumiały, jeśli weźmie się pod uwagę fakt
szybkiego upowszechniania się tej technologii w krajach Unii Europejskiej i
przypisywanie jej coraz większego znaczenia dla poprawy bilansu energetycznego i
zmniejszania emisji gazów cieplarnianych. Sprawy te zostały stosunkowo szeroko
przedstawione w poprzednich rozdziałach.
‰ Geotermia i geotermia niskiej entalpii w dyskusji społecznej
Mimo nikłego znaczenia, jakie przypisano geotermii w krajowej strategii rozwoju
energetyki odnawialnej, dyskusja na jej temat trwa od wielu już lat. Jej uczestnikami są
głównie:
• Departament Geologii i Koncesji Geologicznych Ministerstwa Środowiska;
• Środowisko naukowe reprezentowane przede wszystkim przez:
- Państwowy Instytut Geologiczny,
- Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią Polskiej Akademii
Nauk w Krakowie,
- Katedrę Maszyn i Urządzeń Energetycznych Akademii Górniczo-Hutniczej
w Krakowie,
• Polskie Stowarzyszenie Geotermiczne w Krakowie,
• Polska Geotermalna Asocjacja z siedzibą w Krakowie.
Dyskusja ta koncentruje się w zasadzie wyłącznie na wysokotemperaturowych
źródłach ciepła, a geotermii niskiej entalpii i instalacjom geotermalnych pomp ciepła
nie poświęca się w niej należytej uwagi. Jest to sytuacja, która powinna budzić
zdziwienie zwłaszcza, jeśli weźmie się pod uwagę następujące fakty szeroko opisane i
udokumentowane w poprzednich rozdziałach:
• Już w tej chwili w Polsce udział GPC w produkcji energii cieplnej pochodzącej
z gruntu i wód podziemnych (energii geotermalnej) wynosi około 60%.
• W Białej Księdze Unii Europejskiej z 1997 r.44 założono, że w 2010 r. udział
energii geotermalnej w całkowitej produkcji ciepła ze źródeł odnawialnych
osiągnie poziom 5 000 MWth, w tym 50% z GNE. Cele te zostały już osiągnięte
w 2004 r. Opierając się na obserwowanych trendach, prognozuje się, że w roku
2010 poziom produkcji energii cieplnej będzie ponad 2 razy wyższy od wstępnie
zakładanego, głównie dzięki wykorzystaniu GNE i rozwojowi instalacji GPC
(źródło: EurObserv'ER, 2004).
• W wielu krajach Unii Europejskiej do rozwoju GNE przywiązuje się bardzo
dużą wagę uznając, że cena jednostki ciepła produkowanego w instalacjach GPC
jest znacznie niższa niż w przypadku geotermii wysokotemperaturowej, a
techniczne warunki jej pozyskiwania są o wiele prostsze.
43
Obwieszczenie Ministra Gospodarki i Pracy z 01.07.2005 r. sprawie polityki energetycznej państwa do
2025 r. (M.P. z 22 lipca 2005 r.)
44
White Paper – Energy for the future – renewable sources of energy – COM(97)599)
123
Można więc sformułować następującą opinię:
Geotermia niskiej entalpii rozwija się w Polsce stosunkowo szybko, ale bez
żadnego poważniejszego zainteresowania i wsparcia intelektualnego ze strony
szeroko pojętego środowiska geologicznego, w tym zwłaszcza środowisk
naukowych.
Brak zainteresowania środowisk naukowych geotermią niskiej entalpii może
wynikać częściowo z tego, że od wielu już lat stworzyły one bardzo silny lobbing na
rzecz rozwoju geotermii wysokiej entalpii. Wiele opinii lansowanych przez niektórych
przedstawicieli tych środowisk jest bardzo kontrowersyjnych i wręcz szkodliwych dla
kreowania właściwej polityki państwa w zakresie rozwoju energii odnawialnych.
Szczęśliwie, jak dotąd opinie te nie znalazły szerszego posłuchu wśród polityków i
decydentów w naszym kraju, choć czasem przebijają się do mediów i są lansowane w
społeczeństwie.
Trwający od wielu lat intensywny lobbing na rzecz rozwoju geotermii wysokiej
entalpii szkodzi jej rozwojowi, ponieważ roztacza nierealistyczne wizje możliwości
wykorzystania dostępnych zasobów wód termalnych i energii cieplnej. W sposób
oczywisty hamuje to zainteresowanie geotermią niskiej entalpii. Poniżej przedstawiono
krótką, krytyczną analizę najważniejszych tez i opinii lansowanych przez niektórych
przedstawicieli środowiska naukowego. Do analizy wybrano dwa artykuły dobrze
prezentujące charakterystyczne poglądy autorów zaangażowanych w lobbowanie na
rzecz geotermii wysokiej entalpii. Unikając komentowania tonu tych artykułów,
skoncentrowano się jedynie na przedstawieniu najbardziej kontrowersyjnych opinii i
nieprawdziwych informacji, którymi opinie te zostały podbudowane.
ƒ
R.H.Kozłowski, J.Sokołowski, J.Zimny, 2005 – Zasoby energetyczne są nasze.
„Wokół energetyki” - luty, 2005
ƒ
J.Zimny, 2002 – Konieczna zmiana polityki energetycznej Polski. Technika
Poszukiwań Geologicznych, Geosynoptyka i Geotermia. nr 1/2002.
Uwagi do I-go artykułu
Cytat:
Polska – jak wykazują wyniki badań wielu instytutów naukowych i wyższych
uczelni (PIG, PAN, PGA) – ma wystarczające ilości zasobów
energetycznych (zawartych w kopalinach palnych, wodach geotermalnych,
w energii wiatru, promieniowaniu słonecznym, w wodach płynących i w
biomasie), aby wytwarzać z nich tanią energię użyteczną. Jesteśmy krajem
samowystarczalnym energetycznie pod względem potencjału nośników
energii, szczególnie geotermii, jedynym w Europie.
Komentarz: Teoretycznie, potencjał energetyczny wszystkich OZE jest niewyczerpalny
w skali globalnej i lokalnej. Stwierdzenie, że jako jedyny kraj w Europie
jesteśmy samowystarczalni energetycznie pod względem potencjału
nośników energii jest kompletnie nieprawdziwe i bałamutne, bo można to
powiedzieć o każdym kraju. W chwili obecnej wykorzystanie OZE nigdzie
na świecie nie jest tanie i Polska nie jest tutaj wyjątkiem.
124
Cytat:
Według najnowszej Mapy zasobów i wykorzystania odnawialnych źródeł
energii w Polsce z roku 2004, opracowanej przez PIG, potencjał
energetyczny zasobów geotermicznych Polski wynosi 246 tys. tpu na 1 km2.
Są to zasoby gigantyczne, niewyczerpywalne, największe na świecie w
przeliczeniu na jednego mieszkańca.
Komentarz: Nie podważając wyliczeń PIG zwraca się jednocześnie uwagę na nie
mające większego sensu stwierdzenie, że posiadamy największe na świecie
zasoby geotermalne na mieszkańca. Jest to stwierdzenie nieprawdziwe,
które nie ma większego znaczenia. Ważniejsze jest uświadomienie sobie
faktu, że te rzeczywiście ogromne zasoby energii mogą być praktycznie
wykorzystane jedynie w niewielkim procencie, nawet nie biorąc pod uwagę
kwestii kosztów, a jedynie uwarunkowania techniczne (w tym konieczność
zagospodarowania wód zużytych), środowiskowe i rzeczywiste
zapotrzebowanie na energię. Kaltschmitt (2001) w swojej ekspertyzie na
temat zasobów geotermalnych Niemiec (w tym GNE) i rzeczywistych
możliwości ich pozyskiwania wykazuje, że mimo powszechności
występowania wód termalnych na około 60% powierzchni kraju, zasoby
możliwe do wykorzystania stanowią tylko mikroskopijną ich część. W
przypadku geotermii płytkiej szacuje się je w wysokości około 0,7% całych
zasobów teoretycznych, a w przypadku geotermii głębokiej w wysokości
tylko tysięcznych części procenta.
Cytat:
Pozyskanie energii cieplnej czy elektrycznej z wód geotermalnych jest
najtańsze. Z najnowszego opracowania Instytutu Gospodarki Surowcami
Mineralnymi i Energią PAN w Krakowie z 2004 r. „Występowanie i
możliwości zagospodarowania energii geotermalnej w Małopolsce”
wynika, że koszt jednostki ciepła (GJ) z geotermii w Małopolsce waha się
od 3,53 zł/GJ w Poroninie do 13,6 zł/GJ w Zakopanem; średnio 10,0 zł/GJ.
Aktualnie jest to kwota o połowę niższa niż w przypadku sprężarkowych
pomp ciepła.
Komentarz: Wiarygodność wyżej wymienionych kwot budzi wątpliwości zwłaszcza,
jeśli porówna się je z wynikami analiz wykonanych w innych krajach. W
Niemczech koszt pozyskania 1GJ energii z wód termalnych jest wyższy
średnio od 30% do 60% w porównaniu do kosztu 1GJ uzyskanego z
instalacji GPC (sprężarkowe pomy ciepła) i systemów ciepłowniczych
opartych na paliwach kopalnych (tab. 26) . W przeliczeniu na złotówki
koszt 1GJ energii z wód geotermalnych jest szacowany w tym kraju w
wysokości około 65-80 zł czyli od 5 do 8 razy więcej niż to podają autorzy
wyżej cytowanego artykułu. Uwzględniając fakt, że w przypadku instalacji
GPC różnica w koszcie 1GJ jest jedynie 2-3 krotna, przytoczone w cytacie
koszty są mało wiarygodne. Należy również zaznaczyć, że w Polsce nie ma
złóż geotermalnych o temperaturach umożliwiających produkowanie
energii elektrycznej. Nie może być więc najtańsza jak to podano w
artykule.
125
Uwagi do II-go artykułu
Cytat:
W dokumencie rządowym „Strategia rozwoju energetyki odnawialnej” źle
oszacowano możliwości i potrzeby Polski w zakresie zasobów
energetycznych, niewspółmiernie zaniżając ogromne bogactwo narodowe i
potencjał energetyczny w nich zawarty. Przeprowadzone w ostatnich latach
oceny zasobów odnawialnych wykazują, iż łącznie przekraczają one
przeszło 100-krotnie potrzeby kraju na energię pierwotną. Największy
potencjał energetyczny zawarty jest w energii geotermicznej. Zasoby te
stanowią 99% potencjału OZE w Polsce.
Komentarz: W „Strategii ...” wielkość technicznego potencjału zasobów energii
odnawialnej została oszacowana w wysokości około 60% krajowego
zapotrzebowania na energię pierwotną. Niezależnie od tego jak dalece
przybliżona jest ta wartość i nawet zakładając, że może być ona zaniżona to
i tak jest ona znacznie bardziej wiarygodna niż ta podana przez autora
artykułu. Wynika to stąd, że dotyczy ona zasobów realnie możliwych do
zagospodarowania a nie zasobów teoretycznych, które oczywiście są
ogromne i niewyczerpalne. Przypisanie zasobom geotermalnym 99%
całkowitego potencjału OZE jest pozbawione jakichkolwiek podstaw.
Cytat:
Trzeba podkreślić, że koszt jednostki energii cieplnej otrzymywanej z
zasobów geotermalnych w Europie Zachodniej (Francja, Niemcy, Włochy)
jest o 30%-50% niższy niż z gazu lub oleju. W Polsce koszt wytworzenia
1GJ energii cieplnej według danych Geotermii: Pyrzyce, Podhalańskiej i
Mszczonów jest średnio 30% niższy od cen MPEC.
Komentarz: Powyższe stwierdzenia są nieprawdziwe i zafałszowane. Według
Kaltsmittcha (2001) cena 1GJ energii cieplnej uzyskanej z wód termalnych
jest wyższa około 30%-60% w stosunku do ceny 1GJ energii uzyskanej z
paliw kopalnych (tab.26). Ceny podawane przez zakłady geotermalne mogą
budzić wątpliwości ponieważ nie wiadomo tak naprawdę jakiej energii
dotyczą. Zakłady te niechętnie przyznają się, że dla uzyskania
odpowiedniej mocy grzewczej mają zamontowane pompy ciepła, które
zużywają przecież energię elektryczną. Należy w tym miejscu
przypomnieć, że łączna moc tych urządzeń wynosi aż 23,4 MWh, co
stanowi prawie 30% całkowitej mocy grzewczej wszystkich 4 ciepłowni
geotermalnych w Polsce (tab. 34).
Cytat:
Nie ma wątpliwości, iż optymalnym wariantem dla Polski jest model
zrównoważonej gospodarki paliwowo-energetycznej o strukturze: węgielgaz-geotermia ... Geotermia może pokryć stopniowo pełne zapotrzebowanie
kraju na gorącą wodę (ogrzewanie, wentylacja, klimatyzacja, rekreacja,
sport, balneologia, zdrowie, lecznictwo). … Przesłanką takiego wyboru są
własne, niewyczerpalne zasoby energii geotermalnej, największe w Europie,
umożliwiające korzystanie na 80% powierzchni kraju z gorących wód o
temperaturze 60-120ºC (z odwiertów już istniejących, kilka tysięcy sztuk i
planowanych nowych o głębokości do 3000 m). Uruchomienie na terenie
każdej gminy od jednej do kilku ciepłowni geotermalnych pozwoliłoby na
praktycznie całkowite rozwiązanie problemu wytwarzania ciepłej wody
użytkowej.
126
Komentarz: O ile znaczenie węgla i gazu ziemnego w polityce energetycznej kraju
raczej nie budzi wątpliwości o tyle przekonanie, że geotermia może być
trzecim co do znaczenia źródłem energii w naszym kraju jest absolutnie
błędne. Nie ma żadnych argumentów, które by uprawniały do
formułowania takiej opinii, a te podawane są dalekie od prawdy (zasoby
największe w Europie, cena pozyskania energii dużo niższa niż z paliw
kopalnych, inne OZE nie konkurencyjne, itd.) Opinii tej nie można również
podeprzeć żadnymi analizami dotyczącymi perspektyw rozwoju geotermii
w Europie i na świecie, które zostały przedstawione w rozdz. 2.
Podsumowując poglądy wyrażone w dwóch przytoczonych artykułach na temat roli
i możliwości wykorzystania geotermii wysokotemperaturowej, należy podkreślić
nieporozumienia leżące u podstaw nazbyt optymistycznego podejścia do możliwości
szerokiego wykorzystywania wód termalnych. Dają się one sprowadzić do 3 punktów:
1. Wbrew obiegowym opiniom wody termalne nie stanowią w pełni odnawialnego
źródła energii. Są one eksploatowane z poziomów wodonośnych, w których ma
miejsce wymiana wód podziemnych, co oznacza, że wody te przemieszczają się z
rejonów zasilania do stref drenażowych. Z uwagi na to, że przeważnie są one
zasolone, ich eksploatacja odbywa się w tzw. dubletach eksploatacyjnochłonnych, w których jednym otworem prowadzona jest eksploatacja, a drugim
następuje odprowadzenie wód wykorzystanych, po odzyskaniu z nich ciepła, na
powrót do poziomu wodonośnego. Taki układ eksploatacyjny, powiązany z
naturalnym przepływem wód, powoduje, że tylko w szczególnym przypadku
woda zatłaczana do otworu chłonnego może w całości powracać do otworu
eksploatacyjnego, ogrzewając się po drodze. W przypadku ogólnym tylko część
wody powraca w ten sposób, reszta odpływa w dół strumienia wód podziemnych,
co sprawia, że systemu eksploatacyjno-chłonnego nie można uznać za zamknięty
układ krążenia. Szerzej zagadnienie to udokumentowane zostało na podstawie
badań modelowych krążenia wód termalnych (Kapuściński 1996, 1997). Dla
podbudowania tej analizy warto przytoczyć konkretne liczby dotyczące czynnych
polskich ciepłowni geotermalnych opartych na dubletach otworów
eksploatacyjno-chłonnych. W tabeli nr 34 pokazano, jaki procent zasobów
eksploatacyjnych ujęcia wód termalnych pochodzi z zasobów dynamicznych
(odnawialnych), a jaki z wód powracających do poziomu wodonośnego poprzez
zatłoczenie do otworu chłonnego. W zależności głównie od lokalizacji otworów
względem kierunku przepływu wód podziemnych (linia łącząca otwory
prostopadła, równoległa, bądź ułożona pod kątem do kierunku przepływu) udział
zasobów dynamicznych w zasobach eksploatacyjnych ujęcia waha się od 24 do
75% (tab. 34).
127
Tab. 34 Podstawowe parametry bilansowe ujęć wód termalnych wykorzystywanych
przez ciepłownie w Polsce
(zasoby dokumentowane metodą modelowania matematycznego przez PG POLGEOL S.A.)
Lokalizacja
ciepłowni
Liczba otworów
eksploatacyjnych
/ chłonnych
Zasoby
eksploatacyjne
ujęcia
Udział zasobów
dynamicznych w
zasobach
eksploatacyjnych
ujęcia
Udział w dopływu z
otworu chłonnego w
zasobach
eksploatacyjnych
ujęcia
Pyrzyce
2/2
340 m3/h
153 m3/h (45%)
187 m3/h (55%)
Uniejów
1/2
120 m3/h
90 m3/h (75%)
30 m3/h (25%)
Stargard
Szczeciński
1/1
200 m3/h
48 m3/h (24%)
152 m3/h (76%)
2. Pobór wód termalnych w odpowiedniej ilości możliwy jest tylko w przypadku
występowania poziomu wodonośnego zapewniającego odpowiedni stopień
porowatości, bądź szczelinowatości, a także wystarczające natężenie zasilania
(uzupełnianie zasobów). Takie warunki rozpoznane i udokumentowane są w
Polsce na Podhalu oraz na obszarze Niżu Polskiego, gdzie wykształcone są
dolnokredowe i dolnojurajskie zbiorniki wód termalnych (Górecki i inni, 1990).
W żadnym wypadku nie można używać stwierdzeń prowadzących do wniosków,
że na obszarze całej Polski dostępne są zasoby wód termalnych w ilości
wystarczającej do wykorzystania w celach energetycznych, nawet, jeśli
dotyczyłoby to tylko niewielkich ciepłowni.
3. Dotychczasowe doświadczenia polskie, a także wielu innych krajów, pokazują,
że podstawowym problem przy wykorzystywaniu wód termalnych są
ograniczone możliwości wtłaczania wód wykorzystanych do otworów
chłonnych. Szereg procesów prowadzących do kolmatacji tych otworów
powoduje, że z czasem ich chłonność zmniejsza się i to niekiedy radykalnie.
Stanowi to bardzo poważną barierę w możliwości wykorzystania zasobów wód
termalnych i wpływa zarówno na koszty eksploatacji (konieczność dokonywania
zabiegów renowacyjnych), jak i na efektywność energetyczną ciepłowni
(malejąca wydajność).
Podsumowując należy stwierdzić, że jak dotąd nie doczekaliśmy się rzeczowej i
mądrej debaty publicznej na temat roli i znaczenia geotermii, w tym także geotermii
niskiej entalpii, w polityce energetycznej kraju i jej miejsca wśród innych energii
odnawialnych. Dotychczasowe rozważania w tym zakresie ograniczają się w
zasadzie wyłącznie do geotermii wysokotemperaturowej, co do której ukształtowany
został całkowicie błędny pogląd o znaczących, a nawet „gigantycznych” zasobach.
Nie mamy jakiejkolwiek strategii rozwoju tej dziedziny energetyki odnawialnej na
wzór chociażby tej, którą przyjęło wiele krajów przodujących w wykorzystaniu
zasobów geotermalnych ziemi. Kraje te, jak np. USA, Kanada, Szwajcaria, Austria,
Francja opracowały własne strategie w tym zakresie i z powodzeniem wdrażają je w
życie aktywnie działając również na arenie międzynarodowej.
128
7.3
Oferta producentów i instalatorów systemów GPC
Jak zostało to już zaznaczone wcześniej, geotermia niskotemperaturowa oparta na
pompach ciepła od kilku lat rozwija się w Polsce dynamicznie, ale żywiołowo i poza
szerszym zainteresowaniem instytucji i osób odpowiedzialnych za politykę
energetyczną kraju. Moda na pompy ciepła (w tym zwłaszcza systemy GPC) w Europie
i szybki przyrost ich sprzedaży szacowany na około 10% rocznie spowodował, że
również w naszym kraju wzrasta zainteresowanie tą technologią. Z każdym rokiem
pojawia się coraz więcej firm handlowych i projektowo-montażowych chcących działać
w tym sektorze. Oferowane są również pompy ciepła i wyposażenie do instalacji GPC
rodzimej produkcji. Wyczerpujące informacje na temat firm, pomp ciepła i akcesoriów
dodatkowych można znaleźć w Internecie na stronach poświęconych energetyce
odnawialnej i budownictwu. Wystarczy wspomnieć, że w portalu budowlanym o
nazwie: www.monter.pl pod hasłem „pompy ciepła” już zamieszczonych jest 37
różnych firm i nie są to wszystkie działające w tym sektorze. Informacje o firmach
podawane są również w wielu czasopismach branżowych.
Oferta handlowa urządzeń
Przeglądając strony internetowe różnych firm można zorientować się, że w Polsce
oferowane są głównie urządzenia znanych marek zachodnich, w tym zwłaszcza
producentów szwedzkich, niemieckich, szwajcarskich i w mniejszej ilości francuskich.
Gama oferowanych urządzeń jest bardzo szeroka i w zasadzie nie różni w tym zakresie
od rynków innych krajów europejskich. Firmy handlowe oferujące pompy ciepła z
reguły oferują również całe dodatkowe wyposażenie niezbędne dla wykonania
instalacji, łącznie z kolektorami gruntowymi i wyposażeniem wewnętrznych instalacji
grzewczych. Na tle oferty producentów zagranicznych oferta firm krajowych
przedstawia się bardzo skromnie. W zasadzie można by wskazać tylko kilka firm, które
produkują pompy ciepła pod własną nazwą, choć w oparciu o komponenty
renomowanych firm zagranicznych. Nowoczesne pompy ciepła o wysokiej
efektywności energetycznej są urządzeniami skomplikowanymi technologicznie,
wymagającymi wysokiej jakości materiałów oraz wyrafinowanej i niezawodnej
elektroniki. Trudno konstruować dobre jakościowo urządzenia tego typu metodą
rzemieślniczą. Dobre jakościowo urządzenia powinny posiadać certyfikaty
potwierdzające ich cechy podawane przez producentów (efektywność energetyczną,
zużycie energii, moc grzewczą i inne). Ważne, aby były to certyfikaty uznanych
instytucji certyfikujących. W przypadku urządzeń znanych zagranicznych firm z reguły
mają one oznaczenie CE, co oznacza, że są zgodne z europejską normą lub aprobatą
techniczną. Ponieważ nie ma Polskiej Normy dla pomp ciepła, ocena techniczna i ocena
przydatności do stosowania w budownictwie powinny być zawarte w aprobacie
technicznej wydawanej przez uprawnione do tego instytucje.
Oferta handlowa usług projektowo-montażowych
Wiele firm handlowych oferujących pompy ciepła proponuje również kompleksowe
wykonanie instalacji obejmujące: audyt energetyczny budynku, szczegółowy projekt
techniczny całego systemu grzewczego, jego montaż i rozruch. Oprócz nich istnieje (i
coraz więcej ich przybywa) wiele małych firm wyłącznie montażowych, działających w
sektorze instalacji grzewczych i klimatyzacyjnych. Montażem instalacji GPC zajmują
się również niektóre firmy wiertnicze we współpracy ze specjalistami od
ciepłownictwa. Duża liczba wykonawców oferujących usługi w sektorze instalacji GPC
129
może sprawiać wrażenie, że rynek jest już konkurencyjny, nasycony i dobrze
zorganizowany. Niestety jest to wrażenie mylne.
W chwili obecnej rynek pomp ciepła w Polsce jest w początkowej fazie
kształtowania się, ze wszystkimi wadami i zagrożeniami z tym związanymi. Do
najważniejszych z nich można zaliczyć:
ƒ Za wzrastającym popytem na instalacje GPC nie nadąża wzrost wysoko
wykwalifikowanych specjalistów i firm świadczących usługi projektowomontażowe. Źle zaprojektowane i wykonane instalacje nie będą wystarczająco
efektywne, co może spowodować zły odbiór społeczny technologii i w
konsekwencji załamanie się rynku. Jest to sytuacja typowa i obserwowana w
wielu krajach zachodnich na przełomie lat 70-tych i 80-tych XX wieku.
ƒ W 2002 r. w Gdańsku, z inicjatywy pracowników naukowych Instytutu Maszyn
Przepływowych PAN, powołano do życia Polskie Stowarzyszenie Pomp Ciepła
(PSPC), którego celem jest działanie na rzecz upowszechniania technologii pomp
ciepła.
Stowarzyszenie
to
prowadzi
ciekawą
stronę
internetową
(www.pompaciepla.org) oraz rozpoczęło tworzenie krajowej bazy danych
instalacji PC. Jak do tej pory nie stanowi ono jeszcze szerokiej reprezentacji
środowiska producentów i instalatorów pomp ciepła. Nie jest również członkiem
Europejskiego Stowarzyszenia Pomp Ciepła (EHPA) co utrudnia rozwijanie
współpracy międzynarodowej.
ƒ Brak organizacji na szczeblu krajowym systemu szkoleń dla projektantów i
instalatorów systemów GPC na wzór istniejących w takich krajach jak chociażby
Szwecja, Szwajcaria, Austria, Niemcy.
ƒ Brak aktywnej polityki państwa w zakresie wspierania rozwoju technologii pomp
ciepła. Aby politykę taką wykreować potrzebna jest szeroka znajomość zalet tej
technologii wśród decydentów (polityków i działaczy samorządowych).
ƒ System certyfikacji pomp ciepła oraz oceny firm projektowo-montażowych pod
kątem ich doświadczenia i jakości świadczonych usług tworzy się powoli i jest
jeszcze daleki od zadowalającego.
ƒ Brak jest miejsc i instytucji, gdzie potencjalny klient mógłby otrzymać
wyczerpujące informacje na każdy temat związany z planowaną przez niego
inwestycją GPC (na temat urządzeń, wyspecjalizowanych firm, warunków
finansowania, programów pomocowych i innych).
Dla wyeliminowania wymienionych wyżej wad rynku pomp ciepła niezbędna jest
współpraca wszystkich jego uczestników. Jej efektem powinno być powołanie prężnego
stowarzyszenia branżowego, które dbając o rozwój geotermii niskiej entalpii w kraju,
włączyłoby się jednocześnie w działania międzynarodowe w tym zakresie. Być może
rolę taką mogłoby pełnić Polskie Stowarzyszenie Pomp Ciepła z siedzibą w Gdańsku.
7.4
Możliwe źródła i sposoby finansowania instalacji GPC
Mimo że w oficjalnych dokumentach rządowych instalacje grzewcze GPC oraz inne
wykorzystujące technologię pomp ciepła nie są wymieniane wśród innych OZE, to z
uwagi na to, że przyczyniają się do oszczędnego gospodarowania energią i zmniejszania
emisji gazów cieplarnianych, mogą korzystać z tych samych zasad i źródeł
finansowania. Jak dotąd nie ma w naszym kraju żadnych szczególnych zachęt
finansowych (dotacji, preferencyjnych kredytów, ulg podatkowych) dotyczących tylko
130
wspierania rozwoju rynku pomp ciepła. Stąd też przedstawione niżej ogólne zasady
finansowania przedsięwzięć GPC dotyczą całego sektora OZE.
Istnieje szereg możliwości pozyskania zewnętrznych źródeł finansowania projektów
wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Środki te mogą mieć zarówno charakter
komercyjny, jak i preferencyjny. Mogą pochodzić od instytucji wspierających rozwój
energetyki odnawialnej jak i z rynków finansowych. Połączenie kilku różnych źródeł
finansowania umożliwia uzyskanie znacznej części brakujących inwestorowi środków.
Wsparcie zewnętrzne staje się często czynnikiem decydującym o możliwości podjęcia i
dokończenia rozpoczętego przedsięwzięcia. Należy jednak pamiętać, że żadna z
instytucji nie finansuje z zasady całości projektu inwestycyjnego. Zawsze (niezależnie
od tego czy wsparcie ma postać dotacji, kredytu itd.) niezbędny jest plan finansowy
całego przedsięwzięcia ze wskazaniem źródeł jego finansowania, w tym wykazanie
udziału własnego.
Obecnie największa pomoc pochodzi z krajowych funduszy publicznych
działających na rzecz ochrony środowiska oraz z funduszy pomocowych (ONZ, Unii
Europejskiej i bilateralnych). O ile znaczenie funduszy ONZ i bilateralnych stopniowo
maleje, o tyle należy oczekiwać gwałtownego wzrostu ilości środków na energetykę
odnawialną pochodzącą z budżetu Unii Europejskiej, która jest żywo zainteresowana
wspieraniem tego sektora. Wsparcie dla inwestora polega na przyznaniu mu dotacji lub
preferencyjnego kredytu w ramach ściśle określonych limitów i zasad.
Informacje o źródłach finansowania rozwoju energetyki odnawialnej można znaleźć
w wielu publikacjach i w Internecie (np. http://fundusze.ukie.gov.pl;
www.ibmer.waw.pl/ecbrec). Dolnośląska Agencja Energii i Ochrony Środowiska
(www.cieplej.pl) przygotowała specjalny Program BANKOWO CIEPLEJ, którego
celem jest pomoc właścicielom domków jednorodzinnych oraz małym wspólnotom
mieszkaniowym przy zmniejszeniu kosztów energetycznych. Program ten zapewnia
małemu inwestorowi finansowanie koniecznych zabiegów termomodernizacyjnych
wraz z możliwością skorzystania z dotacji państwowej.
W dokumencie rządowym „Strategia rozwoju energetyki odnawialnej” (2000 r.) w
zał. 5 podano listę instytucji udzielających wsparcia finansowego dla różnych rodzajów
odbiorców wykorzystujących OZE. Najważniejsze z nich zostały wymienione poniżej:
• Dotacje na inwestycje dla osób prywatnych i przedsiębiorców są udzielane przez:
– Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) w
ramach dwóch priorytetów: „Ochrona powietrza przed zanieczyszczeniami
poprzez zapobieganie i ograniczanie emisji zanieczyszczeń oraz oszczędzanie
surowców i energii” oraz „Zastosowanie technologii przyjaznych środowisku
zapewniających czystszą i energooszczędną produkcję”.
– EkoFundusz w ramach priorytetu „Ograniczenie emisji gazów powodujących
zmiany klimatu Ziemi”. Dotacje Ekofunduszu zasadniczo wynoszą od 10 do 30%
całkowitych kosztów zadania, a w przypadku inwestorów publicznych nawet do
50%. Fundusz nie stosuje ograniczeń co do statusu formalnego inwestora.
– Wojewódzkie Fundusze Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej
(WFOŚiGW) w ramach priorytetu „Ochrona powietrza”. Fundusze te istnieją w
każdym województwie i wspierają projekty związane z ochroną środowiska
zgodnie z kryteriami i priorytetami przyjętymi w danym województwie. Dotacje
udzielane są tylko jednostkom samorządu terytorialnego.
131
•
Kredyty Preferencyjne i pożyczki na inwestycje udzielane są m.in. przez:
– Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Fundusz
udzielając dofinansowania w formie pożyczek stosuje oprocentowanie ustalane
w odniesieniu do stopy redyskontowej weksli (s.r.w.), ogłaszanej przez
Narodowy Bank Polski. Wskaźniki oprocentowania stosowane przez NFOŚiGW
zawierają się w przedziale od 0,1 do 0,6.
– Wojewódzkie Fundusze Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Kredyty i
pożyczki udzielane są samorządom i podmiotom gospodarczym. Ich
oprocentowanie wynosi od 0,2 do 1,0 stopy redyskonta weksli ogłaszanej przez
Narodowy Bank Polski. Dofinansowanie jest udzielane w wysokości do 50%
kosztów zadania.
– Bank Gospodarstwa Krajowego,
– Bank Ochrony Środowiska.
Wyżej wymienione instytucje dysponują środkami krajowymi oraz środkami
pomocowymi Unii Europejskiej, Banku Światowego i niektórych krajów. Udzielanie
pomocy finansowej jest obwarowane wieloma warunkami i w konsekwencji jej
uzyskanie jest często trudne, zwłaszcza dla małych inwestorów. Ogólne zasady i
wymagania udzielania dotacji i pożyczek na cele inwestycyjne w sektorze OZE można
znaleźć na stronach internetowych poszczególnych instytucji.
Obok funduszy strukturalnych oraz Funduszu Spójności UE, dodatkowym źródłem
finansowania inwestycji proekologicznych jest Norweski Mechanizm Finansowy i
Mechanizm Finansowego Europejskiego Obszaru Gospodarczego (EOG). Pomocy
udzielają 3 kraje: Norwegia, Islandia i Lichtenstein. Na mocy porozumień podpisanych
w X/2004 r. Polska otrzymała 533,51 mln € do wykorzystania do końca 2009 r. Dla
porównania można podać, że kwota przeznaczona na OZE w ramach Funduszy
Strukturalnych i Funduszu Spójności na lata 2004-2006 wynosi 400 mln € (Gierulski,
Sokołowski, 2005). O dofinansowanie projektów w sektorze OZE można ubiegać się w
ramach priorytetu „Ochrona środowiska, w tym środowiska ludzkiego, poprzez m.in.
redukcję zanieczyszczeń i promowanie odnawialnych źródeł energii oraz promowanie
zrównoważonego rozwoju poprzez lepsze wykorzystanie i zarządzanie zasobami”.
Funkcję koordynacyjną pełni Ministerstwo Rozwoju Regionalnego. Generalnie w
ramach dofinansowania można pozyskać do 60% całkowitych kosztów
kwalifikowanych zadania, a w przypadku samorządów nawet do 85%. O
dofinansowanie mogą ubiegać się m.in. instytucje sektora publicznego i prywatnego.
Szczególne miejsce w finansowaniu przedsięwzięć proekologicznych podnoszących
efektywność energetyczną i przyczyniających się do poprawy stanu środowiska zajmują
dwa banki: Bank Gospodarstwa Krajowego i Bank Ochrony Środowiska. Szereg innych
banków również oferuje kredyty termomodernizacyjne oraz kredyty związane z
pozyskiwaniem środków unijnych (np. Kredyt Bank, BRE Bank, ING Bank Śląski), ale
ich rola nie jest tak wyeksponowna, jak dwóch omówionych poniżej.
132
‰ Bank Gospodarstwa Krajowego (BGK) prowadzi obsługę dwóch ważnych
projektów i funduszy:
• Projekt efektywności energetycznej GEF
Środki na jego realizację, w wysokości 11 mln $, pochodzą z Funduszu na Rzecz
Globalnego Środowiska (GEF)45, którego administratorem jest Bank Światowy.
Zadaniem funduszu jest wspomaganie krajów rozwijających się w projektach na
rzecz ochrony środowiska. Do 30 czerwca 2011 r. GEF ma oferować wsparcie
finansowe podmiotom realizującym inwestycje energooszczędne. Mogą z niego
korzystać osoby fizyczne, prawne, samorządy, spółdzielnie oraz przedsiębiorstwa
działające w formule ESCO46 (formuła ta oznacza przyjęty na świecie skrót, którym
posługują się firmy energetyczne działające na zasadzie finansowania projektów
energetycznych przez tzw. stronę trzecią - TPF47). Finansowanie inwestycji przez
stronę trzecią jest rozwiązaniem bardzo interesującym i mogącym przyczynić się do
szybkiego rozwoju OZE. Dla inwestora ma ono wiele zalet: umowa z firmą ESCO
to umowa o efekt energetyczny, nie angażuje się własnych środków, brak
dodatkowych opłat, system grzewczy jest eksploatowany i serwisowany przez
wyspecjalizowaną firmę. Warunkiem skorzystania z programu GEF jest wykonanie
audytu energetycznego. Polski rynek tego typu usług dopiero się rozwija, ale
obserwując sytuację w innych krajach należy zakładać, że i u nas coraz więcej firm
będzie oferowało usługi w formule TPF.
• Fundusz termomodernizacyjny
Podstawowym celem tego Funduszu jest pomoc finansowa dla inwestorów
realizujących przedsięwzięcia termomodernizacyjnej przy pomocy kredytów
zaciąganych w bankach komercyjnych. Pomoc ta, o charakterze dotacji, zwana
"premią termomodernizacyjną" stanowi źródło spłaty 25% zaciągniętego kredytu na
wskazane przedsięwzięcia. W ramach obsługi Funduszu, Bank Gospodarstwa
Krajowego podejmuje decyzje o przyznaniu premii termomodernizacyjnej i po
zakończeniu realizacji przedsięwzięcia przekazuje przyznaną premię do banku
kredytującego na spłatę pozostałej części kredytu zaciągniętego przez inwestora.
Środki wypłacane w formie premii termomodernizacyjnej są pokrywane przez
Skarb Państwa. Kredyt jest spłacany przez inwestora z uzyskanych oszczędności
energetycznych. Dotacja jest gwarantowana Ustawą Termomodernizacyjną z dnia
18 grudnia 1998 r.48. Podstawowym warunkiem formalnym ubiegania się o premię
jest przedstawienie audytu energetycznego. Audyt taki powinien być dołączony do
wniosku o przyznanie premii składanego wraz z wnioskiem kredytowym w banku
kredytującym. Szczegółowe zasady i wymagania dotyczące sporządzania audytów
energetycznych zawarte są w rozporządzeniu Ministra Infrastruktury z 15 stycznia
2002 r.49.
45
GEF - Global Environment Facility
ESCO - Energy Service Company
47
TPF - Third Party Financing
48
USTAWA z dnia 18 grudnia 1998 r. o wspieraniu przedsięwzięć termomodernizacyjnych. (Dz. U. Nr
162, poz. 1121) z późniejszymi zmianami: Dz. U. z 2000 r. Nr 48, poz. 550; z 2001 r. Nr 76, poz. 808 i
Nr 154, poz. 1800; z 2002 r. Nr 25, poz. 253; z 2004 r. Nr 146, poz. 1546 i Nr 213, poz. 2157)
49
Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 15 stycznia 2002 r. w sprawie szczegółowego zakresu i
formy audytu energetycznego (Dz. U. Nr 12, poz. 114)
46
133
‰ Bank Ochrony Środowiska (BOŚ) dla inwestorów chcących zainstalować system
GPC ma następującą ofertę preferencyjnych kredytów:
- kredyt termomodernizacyjny,
- kredyt na zakup lub montaż urządzeń służących ochronie środowiska.
- kredyt dla firm realizujących inwestycje w formule TPF.
Dla przedsiębiorców i samorządów bank przygotował też specjalną Europejską
Ofertę BOŚ, w ramach której oferuje swoją pomoc w uzyskaniu dotacji ze środków
pomocowych w ramach Funduszu Spójności i Funduszy Strukturalnych oraz
różnych innych inicjatyw Unii Europejskiej. Oferta europejska polega na udzielaniu
kredytu pomostowego na pokrycie kwalifikowanych kosztów inwestycji
refundowanych z Funduszy Unijnych lub kredytu uzupełniającego na pokrycie
części kosztów, które nie zostaną zakwalifikowane do finansowania ze środków
Unii Europejskiej.
Kredyt termomodernizacyjny jest ważnym instrumentem wsparcia rozwoju
OZE. Nie jest on jednak tani ani prosty w uzyskaniu, co w konsekwencji zniechęca
wielu potencjalnych klientów do ubiegania się o niego. Wymaga wkładu własnego
(z reguły 20%), wskazania zabezpieczenia, wykazania zdolności kredytowej
kredytobiorcy i co najważniejsze wykonania audytu energetycznego budynku (w
dwóch etapach), którego koszt zawiera się z reguły w przedziale 1 500-2 500 zł.
Wyróżnia się 3 główne rodzaje tego kredytu:
- Kredyt termomodernizacyjny z 25% -ową premią - Najbardziej typowy i
najłatwiejszy do uzyskania. Przeznaczony jest na sfinansowanie wszelkich
prac budowlanych oraz zakup urządzeń i wyposażenia mających na celu
zmniejszenie zapotrzebowania na ciepło budynku. Okres spłaty do 10 lat,
oprocentowanie Wibor + prowizja banku 2 do 3%.
- Kredyt termomodernizacyjny z dopłatą z NFOŚiGW - Wysokość kredytu
do 90% inwestycji, oprocentowanie około 4%, okres kredytowania do 7 lat.
- Kredyt na wdrożenie odnawialnych źródeł energii - Wysokość kredytu do
wysokości 70% inwestycji, oprocentowanie 2,8%, okres kredytowanie do 7
lat.
Przedstawione wyżej instytucje i fundusze nie wyczerpują wszystkich
możliwości uzyskania wsparcia finansowego na realizację inwestycji z zakresu
OZE, w tym GPC. Oferta szybko się zmienia; jedne fundusze się wyczerpują,
aktywizowane są nowe, zmieniają się też szczegółowe warunki i wymagania
udzielania dotacji i pożyczek lub kredytów.
Podsumowując należy podkreślić, że dostęp do środków finansowych w ogóle, a
na energetykę odnawialną w szczególności, zależy w dużym stopniu od posiadania
aktualnej, kompletnej i właściwie ukierunkowanej informacji. Potrzebna jest wiedza
na temat zasad i specyficznych wymogów poszczególnych instytucji finansujących
w odniesieniu do konkretnych projektów. Jest to jednak tylko etap wstępny całego
procesu zdobywania środków na konkretne przedsięwzięcie. Do rozpoczęcia
właściwych rozmów z wcześniej zidentyfikowanymi instytucjami finansującymi
należy mieć dobrze przygotowaną koncepcję własnego projektu, który jednocześnie
mieści się w priorytetach tej konkretnej instytucji.
134
7.5
Główne bariery rozwoju technologii GPC w Polsce
Rozwój technologii GPC jest hamowany przez czynniki wynikające z jej
specyfiki. Mają one charakter psychologiczny, informacyjny, edukacyjny,
instytucjonalny, polityczny i ekonomiczny. Najważniejsze z nich zostały
scharakteryzowane poniżej.
‰ Bariera psychologiczna
Wśród potencjalnych inwestorów, jak i wśród osób odpowiedzialnych za
podejmowanie decyzji inwestycyjnych, istnieje obawa przed wyborem instalacji
GPC. Ciągle są one postrzegane jako nowinka techniczna możliwa do stosowania
jedynie w krajach bogatych. Istnieje również obawa o zapewnienie właściwego
serwisu i bezawaryjne funkcjonowanie instalacji. W konsekwencji wybiera się
klasyczne rozwiązania oparte na paliwach kopalnych lub biomasie, których
instalacja jest znacznie tańsza i obarczona mniejszym ryzykiem nie osiągnięcia
zadowalającego efektu grzewczego i ekonomicznego. Sytuacja taka wynika z braku
informacji i często złego odbioru technologii pomp ciepła wśród potencjalnie
zainteresowanych, spowodowanego szybkim i chaotycznym wzrostem rynku, który
przyciąga wielu niekompetentnych sprzedawców i instalatorów. Psuje to rynek i
zniechęca potencjalnych klientów. Takie sytuacje pojawiały się w wielu krajach
nawet w momencie podejmowania ambitnych programów w zakresie oszczędności
energii. Jeśli technologia GPC ma się w Polsce rozwijać, należy zrobić wszystko,
aby nie dopuścić do szerokiego upowszechnienia się złego przekonania o niej. W
chwili obecnej, śledząc wypowiedzi na stronach dyskusyjnych w Internecie, widać,
że w wielu przypadkach użytkownicy są zawiedzeni, choć są też opinie bardzo
pozytywne.
‰ Bariera informacyjna
Sposób przekazu informacji o technologii pomp ciepła i możliwościach
wykorzystania ciepła geotermalnego decyduje w dużym stopniu o społecznym
odbiorze instalacji GPC. Dostępne informacje są rozproszone, a te, które można
uzyskać w Internecie mają głownie charakter reklamowy. Potencjalny inwestor
napotyka na masę często sprzecznych informacji i w konsekwencji trudno mu
podjąć właściwą decyzję. Generalnie brakuje dobrze opracowanej, podanej w
przystępnej formie, fachowej i obiektywnej informacji dotyczącej:
- możliwości i warunków pozyskiwania geotermii niskiej entalpii,
- zasad działania i typów pomp ciepła,
- rzeczywistych efektów grzewczych i finansowych uzyskanych w wyniku
zastosowania instalacji GPC, porównania tych efektów z innymi
alternatywnymi źródłami energii, w tym z innymi OZE,
- postępu technologicznego w dziedzinie wykorzystania geotermii niskiej
entalpii,
- rozwoju technologii GPC w innych krajach,
- wymagań formalnych związanych z realizacją różnych typów instalacji GPC,
- warunków zewnętrznego finansowania inwestycji i ulg finansowych,
- ofert handlowej w zakresie pomp ciepła,
- wyspecjalizowanych firm projektowych i wykonawczych instalacji GPC.
135
Idealną sytuacją byłoby, gdyby powstało w naszym kraju centrum informacyjne
dotyczące geotermii niskiej entalpii i systemów GPC na wzór GeoHeat Center w
USA, czy chociażby stowarzyszeń pomp ciepła istniejących w niektórych krajach
europejskich. Być może rolę taką mogłoby pełnić utworzone w 2002 r. w Gdańsku
Polskie Stowarzyszenie Pomp Ciepła lub też inna instytucja jak chociażby Krajowa
Agencja Poszanowania Energii, wzorem roli jaką pełni we Francji ADEME.
‰ Bariera edukacyjna
Brak jest programów edukacyjno-szkoleniowych o zasięgu krajowym
dotyczących geotermii niskiej entalpii i systemów GPC adresowanych do
inżynierów, projektantów, architektów, przedstawicieli sektora energetycznego,
bankowości i decydentów. Systemy grzewcze oparte na pompach ciepła mogą
osiągać zakładane efekty grzewcze i ekonomiczne pod warunkiem, że ich realizacją
od początku do końca będą zajmowały się wyspecjalizowane firmy. Dotyczy to
zarówno projektu technicznego, prac instalacyjnych, jak i systemu finansowania
inwestycji, zwłaszcza, jeśli ma być ona realizowana w oparciu o pożyczki i kredyty.
Szkolenia dla instalatorów są prowadzone głównie przez firmy produkujące pompy
ciepła, które są zainteresowane jak największą sprzedażą tych urządzeń. W chwili
obecnej, w ramach szerszego projektu energetycznego Unii Europejskiej o nazwie
SAVE realizowany jest projekt EU-CERT.HP (rozdz .2.4) mający właśnie na celu
opracowanie i wdrożenie Europejskiego Programu Szkoleń oraz Europejskiego
Programu Certyfikacji dla instalatorów systemów pomp ciepła. Ważne jest, aby
Polska, chociaż nie uczestniczy w projekcie, włączyła się później we wdrażanie jego
wyników.
‰ Bariery instytucjonalne
Instytucje i osoby fizyczne zajmujące się geotermią niskiej entalpii i instalacjami
GPC jako jedyne spośród wszystkich OZE nie posiadają swojego stowarzyszenia
branżowego na wzór tych, które istnieją w wielu innych krajach. Polska Asocjacja
Geotermalna nie interesuje się jak dotąd GNE, koncentrując swoją uwagę jedynie na
geotermii wysokiej entalpii. Brak reprezentacji na rynku krajowym utrudnia rozwój
technologii GPC i współpracę międzynarodową w tym zakresie. Wystarczy
wspomnieć, że pojęcie „pompa ciepła” właściwie nie istnieje w oficjalnych
dokumentach rządowych dotyczących polityki energetycznej kraju, czy też rozwoju
energii odnawialnych. Jako kraj w nikłym jedynie zakresie uczestniczymy w wielu
ważnych projektach unijnych dotyczących rozwoju geotermii niskiej entalpii (patrz
rozdz. 2.4).
‰ Bariery polityczne
Czynnikiem ograniczającym rozwój GNE jest brak polityki państwa w zakresie
rozwoju technologii pomp ciepła, w tym zwłaszcza systemów GPC. Drugim
poważnym ograniczeniem jest brak wyraźnego stwierdzenia w oficjalnych
dokumentach rządowych dotyczących OZE, że energia cieplna odzyskiwana ze
środowiska za pomocą pomp ciepła jest energią odnawialną.
136
‰ Bariery ekonomiczne
Uwarunkowania ekonomiczne są najpoważniejszą barierą dla rozwoju GNE i
innych OZE, ponieważ są trudne do przezwyciężenia. Wśród nich można wymienić
przede wszystkim:
• Wysokie koszty inwestycyjne instalacji GPC
Średnio są one około 2-krotnie wyższe niż w przypadku konwencjonalnych
systemów grzewczych (rys. 27). W sytuacji, gdy zachodzi konieczność wykonania
prac termomodernizacyjnych, różnica ta może być jeszcze wyższa. W wielu
przypadkach to właśnie jest głównym powodem rezygnacji z instalacji GPC mimo
oczywistego faktu, że rentowność ekonomiczna takiej inwestycji, odniesiona do
całego okresu życia instalacji, czyni ją bardzo konkurencyjną w stosunku do
systemów opartych na paliwach kopalnych i innych OZE. Zwrot poniesionych
wyższych nakładów zwraca się średnio po 6 latach w porównaniu do nowoczesnych
kotłów gazowych. O wysokości kosztów inwestycyjnych decydują głownie dwa
składniki:
- Koszty zakupu pompy ciepła i urządzeń towarzyszących. Postęp
technologiczny w dziedzinie produkcji pomp ciepła jest szybki i należy
spodziewać się, że ceny tych urządzeń będą spadać, a ich efektywność i
niezawodność wzrastać. Na szczeblu UE realizowany jest w tej chwili projekt
SHERPHA (rozdz. 2.4) mający przybliżyć nas technologicznie w tej
dziedzinie do USA.
- Koszty prac wiertniczych przy instalacjach otworowych. W tej chwili
wykonanie zamkniętej lub otwartej instalacji „dolnego źródła ciepła” stanowi
znaczącą pozycję w całkowitych kosztach inwestycji (ok. 50% lub nawet
więcej, w zależności od warunków geologicznych). W USA i w Europie
otworowe instalacje GPC zaczęły przeważać nad instalacjami
horyzontalnymi dopiero z chwilą radykalnego obniżenia kosztów prac
wiertniczych. Obecnie cena 1mb odwiertu zamkniętego z pełnym
wyposażeniem (z zabudową wymiennika ciepła) wynosi w USA około
40-60 $50. W Europie jest nieco drożej, ale licząc w euro podobnie. Tak
niskie koszty prac wiertniczych, niskie nawet w porównaniu do cen
oferowanych w Polsce (średnio 150-250 zł/mb), były możliwe do uzyskania
dzięki zastosowaniu nowoczesnych urządzeń wiertniczych umożliwiających
wykonanie otworu o głębokości do 100 m nawet w ciągu jednego dnia. Nasi
krajowi wykonawcy w większości dysponują przestarzałym sprzętem, co
sprawia, że znaczące obniżenie kosztów prac wiertniczych jest niemożliwe.
Poprawa w tym zakresie, choć powolna, jednak następuje, bo również na
naszym rynku zaczyna pojawiać się sprzęt najnowszej generacji.
• Niskie ceny węgla na rynku krajowym
Niskie ceny węgla, nie odpowiadające rzeczywistym kosztom jego wydobycia,
stanowią jedną z głównych barier dla rozwoju rynku pomp ciepła. Fakt ten ma
szczególne znaczenie w naszym kraju, gdzie energetyka cieplna oparta jest głównie
na węglu. W stosunku do innych paliw kopalnych, których ceny nie są dotowane,
konkurencyjność systemów GPC jest wystarczająco wysoka.
50
Źródło: GHPC – Geoexchange resource guide, 2004.
137
• Niski standard energetyczny budynków i konieczność ich termomodernizacji
W Polsce zużywa się ponad 2 razy więcej energii na jednostkę powierzchni
mieszkaniowej niż w krajach Europy Zachodniej o podobnym klimacie. Ogranicza
to bardzo mocno możliwość prostego przechodzenia z ogrzewania
konwencjonalnego na systemy oparte na pompach ciepła, które, aby były
efektywne, wymagają wysokich standardów energochłonności budynków i
niskotemperaturowych systemów grzewczych.
• Brak wystarczających zachęt finansowych
Nawet, jeśli systemy GPC są konkurencyjne ekonomicznie w stosunku do
rozwiązań konwencjonalnych, uzyskiwane korzyści finansowe są często zbyt małe,
aby zachęcić do ich stosowania. Pozafinansowe argumenty są w tym przypadku
najczęściej niewystarczające. Bariera ta może być pokonana przez wprowadzenie
różnego rodzaju zachęt i ulg: ulgi podatkowe, dotacje, preferencyjne kredyty,
dopłaty za zmniejszenie emisji CO2 i inne. Częściowo zachęty tego typu są już
stosowane, ale uzyskanie wsparcia jest często kłopotliwe i obarczone wieloma
trudnymi do spełnienia warunkami.
W niektórych dokumentach poświęconych barierom rozwoju OZE wskazuje się
również na bariery środowiskowe. Jednak geotermia niskiej entalpii stosunkowo
najmniej ingeruje w środowisko naturalne, nie zmienia krajobrazu, przyczynia się
do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych do atmosfery, co wyróżnia ją
korzystnie spośród innych OZE – zwłaszcza biomasy i energetyki wiatrowej.
Ograniczenia środowiskowe nie mają większego wpływu na rozwój technologii
GPC.
Czynnikiem sprzyjającym rozwojowi systemów GPC (przynajmniej w chwili
obecnej) może być nadwyżka energii elektrycznej na rynku krajowym (Polska jest
jej eksporterem). Zakłady energetyczne powinny być zainteresowane
upowszechnianiem stosowania pomp ciepła, bo mogą stać się one poważnym
odbiorcą produkowanej przez te zakłady energii. Znamienny jest tu przykład
Austrii, gdzie właśnie zaangażowanie się zakładów energetycznych w promocję
pomp ciepła przyczyniło się w dużej mierze do szybkiego upowszechnienia się
instalacji GPC. .
7.6
Proponowane kierunki działań
Uznając, że technologia GPC powinna być w Polsce rozwijana, poniżej
przedstawia się propozycje najważniejszych działań, jakie powinny być podjęte w
celu usunięcia istniejących barier i stworzenia korzystnych warunków dla jej
rozwoju.
‰ Działania organizacyjne i formalno-prawne
• Należy znowelizować dokument rządowy „Strategia rozwoju energetyki
odnawialnej” (2000 r.) tak, aby wśród wymienianych OZE znalazła się
również energia cieplna gruntów i wód odzyskiwana za pomocą pomp ciepła.
Technologia pomp ciepła powinna uzyskać status OZE tak jak zostało to
uczynione w wielu krajach oraz na szczeblu Unii Europejskiej. Również w
ustawie Prawo energetyczne powinny się znaleźć podobne zapisy.
Adresat: Minister Środowiska, Minister Gospodarki
138
•
•
•
•
•
•
•
Należy opracować dokument pt. „Polityka resortu środowiska w dziedzinie
geotermii niskotemperaturowej” – wzorem analogicznych dokumentów
sporządzanych od lat w odniesieniu do hydrogeologii, geologii inżynierskiej,
czy kartografii geologicznej. Dokument ten powinien stać się punktem
wyjścia do dyskusji nad rolą i strategią działania państwa w promowaniu
technologii wykorzystania ciepła geotermalnego o niskiej entalpii.
Adresat: Minister Środowiska
Należy opracować strategię Państwa w odniesieniu do geotermii niskiej
entalpii. Strategia powinna być spójna z programem rozwoju całej geotermii
oraz z programem rozwoju systemów grzewczo-klimatyzacyjnych opartych
na pompach ciepła.
Adresat: Minister Środowiska, Minister Gospodarki, Minister Rolnictwa
i Rozwoju Wsi, Minister Spraw Wewnętrznych i Administracji,
Należy zorganizować system inwentaryzowania instalacji wytwarzających
energię odnawialną, w tym instalacji GPC. Dane na ten temat powinny być
zamieszczane w corocznych sprawozdaniach statystycznych.
Adresat: Minister Gospodarki, Minister Środowiska
Należy powołać do życia stowarzyszenie branżowe producentów i
instalatorów instalacji GPC otwarte także na inne osoby i instytucje
zainteresowane wspieraniem rozwoju tej technologii.
Adresat: wszystkie zainteresowane osoby, instytucje i podmioty gospodarcze
Należy podjąć działania na rzecz zainteresowania Zakładów Energetycznych
rozwojem rynku pomp ciepła jako ważnego odbiorcy produkowanej przez te
zakłady energii elektrycznej. W tym zakresie można oprzeć się na
doświadczeniach rynku austriackiego.
Adresat: Minister Gospodarki, Zakłady Energetyczne
Należy wprowadzić pewne uzupełnienia i poprawki w ustawach: Prawo
Geologiczne i Górnicze, Prawo Ochrony Środowiska, Prawo Wodne, Prawo
Budowlane zgodnie z sugestiami przedstawionymi w rozdz. 4.4.
Adresat: Minister Środowiska, Minister Gospodarki
Należy stworzyć system wspierający jakość świadczonych usług w zakresie
instalacji GPC: system szkoleń, certyfikacji urządzeń i firm, konkursów i
inne.
Adresat: Minister Gospodarki, Minister Środowiska, stowarzyszenie
branżowe (jeśli powstanie)
‰ Instrumenty ekonomiczne wspierające rozwój GPC
• Należy utrzymać, a może nawet zwiększyć premię termomodernizacyjną jako
ważny element poprawy standardu energetycznego budynków, niezbędnego
w przypadku instalowania systemów GPC.
• Potencjalnym klientom instalacji GPC należy ułatwiać dostęp do funduszy
pomocowych zagranicznych i krajowych przez znoszenie zbyt restrykcyjnych
wymagań i ograniczeń.
• Należy utrzymać ulgę inwestycyjną z tytułu wydatków na zakup i montaż
urządzeń do wykorzystywania na cele produkcyjne naturalnych źródeł energii
na terenach wiejskich.
139
•
Należy dążyć do wprowadzenia ulgi inwestycyjnej dla podmiotów
gospodarczych, które realizują inwestycje ograniczające zużycie energii i
ograniczające tym samym emisję gazów cieplarnianych. Wielkość ulgi
można uzależnić od wielkości uzyskanego efektu ekologicznego.
• Za przykładem wielu krajów dążyć do wprowadzenia ulg podatkowych dla
osób fizycznych inwestujących w systemy GPC.
Adresat: organy administracyjne Państwa odpowiedzialne za politykę
finansową
‰ Działania z zakresu edukacji i promocji GNE
• Należy zintensyfikować i skoordynować działania prezentujące
społeczeństwu w sposób prosty i zrozumiały zalety geotermii niskiej entalpii
oraz potencjalne i techniczne możliwości jej wykorzystania.
• Należy przygotować i udostępnić społeczeństwu pełną i precyzyjną
informację na temat możliwości korzystania z różnych form pomocy
finansowej i wsparcia technicznego przy realizacji instalacji GPC.
• Należy przygotować specjalny program informacyjny dla rolników mający na
celu przedstawienie im różnych możliwości wykorzystania GNE i
wynikających z tego korzyści.
• Należy przygotować specjalny program informacyjny o GNE i możliwych
systemach GPC dla terenowej administracji geologicznej i służb ochrony
środowiska na wszystkich szczeblach samorządowych.
Adresat: Minister Środowiska, Minister Rolnictwa i Rozwoju Wsi, Krajowa
Agencja Poszanowania Energii, Polska Geotermalna Asocjacja
‰ Działania z zakresu współpracy międzynarodowej
• Należy zintensyfikować działania na rzecz szerszego udziału Polski w
programach UE mających na celu promowanie i rozwój geotermii niskiej
entalpii.
Adresat: Minister Środowiska, Minister Gospodarki, Komitet Badań
Naukowych, Urząd Komitetu Integracji Europejskiej
• Należy nawiązać kontakty z właściwymi instytucjami w krajach europejskich
o największych doświadczeniach i sukcesach w rozwijaniu technologii GPC
(np. Szwecja, Szwajcaria, Francja, Austria), a następnie zorganizować
wyjazdy szkoleniowe dla przedstawicieli administracji centralnej
odpowiedzialnej za promocję i rozwój geotermii niskiej entalpii w naszym
kraju.
Adresat: Minister Środowiska
140
8. Podsumowanie
1. Od około 10 lat trwa na świecie intensywny rozwój geotermalnych instalacji
niskotemperaturowych odzyskujących ciepło z gruntu i wód podziemnych. W
Polsce rozwój ten w ostatnich latach również nabrał przyspieszenia, jednak
odbywa się on w sposób niezorganizowany, co przejawia się m.in. brakiem
powszechnego dostępu do informacji na temat doświadczeń państw wiodących
w wykorzystaniu ciepła geotermalnego niskiej entalpii. Szczególnie odczuwa się
niedostatek rzetelnie udokumentowanej wiedzy na temat ekonomicznej strony
zagadnienia (opłacalność różnych typów instalacji niskoteperaturowych), a także
zasad doboru urządzeń, ich wpływu na środowisko, procedur prawnych
obowiązujących przy instalacji wymienników ciepła w gruncie. Opracowanie
niniejsze jest próbą wypełnienia tej luki. Jego zasadniczym celem, zgodnie z
treścią zamówienia, jest dokonanie analizy i oceny możliwości wykorzystania w
Polsce do celów ciepłowniczych źródeł ciepła o niskiej entalpii (t<20ºC), wraz z
analizą prawną i ekonomiczną stosowania tego rodzaju energii odnawialnej.
Opracowanie ma charakter studialny i opiera się na analizie dostępnych
materiałów informacyjnych, publikacji naukowych oraz krajowych i
zagranicznych aktów prawnych. Wnioski sformułowane w wyniku analizy tych
materiałów powinny być przydatne dla szerokiego grona osób (branż)
zaangażowanych w projektowanie, budowę i eksploatację systemów
geotermalnych o niskiej entalpii.
2. Światowe prognozy energetyczne zakładają stały i szybki wzrost udziału
odnawialnych źródeł energii w bilansie energetycznym. Największą rolę
przypisuje się energii otrzymywanej ze spalania biomasy oraz energii
słonecznej. Geotermia pojmowana jako całość (tj. geotermia niskiej i wysokiej
entalpii) rozwijać się będzie zdecydowanie wolniej. Obecnie jej udział w
pokryciu zapotrzebowania na ciepło użytkowe jest marginalny, na poziomie
zaledwie ułamków procenta. Nieco wyższy, na poziomie ok. 3%, z prognozą
wzrostu do ok. 8% w roku 2040, jest udział geotermii w produkcji energii
cieplnej i elektrycznej. Tak więc geotermia wykorzystująca zarówno źródła
wysokotemperaturowe, jak i źródła o niskiej entalpii, nie jest konkurencyjna dla
innych odnawialnych źródeł energii i nie stanie się znaczącym źródłem energii
w ogólnym bilansie energetycznym świata.
3. Od połowy lat 90-tych obserwuje się natomiast intensywny rozwój geotermii
niskotemperaturowej. Ciepło ziemi o niskiej entalpii nie daje możliwości
bezpośredniego wykorzystania, ale wymaga urządzeń wspomagających –
geotermalnych pomp ciepła (GPC), które umożliwiają podniesienie energii
cieplnej na wyższy poziom termodynamiczny. Z tego względu, równolegle ze
wzrastającą liczbą nowych instalacji wykorzystujących energię niskiej entalpii,
postępuje intensywny rozwój technologii pomp ciepła, które stają się coraz
nowocześniejsze i odznaczają się coraz wyższą efektywnością. Pompy ciepła
mogą pracować jako urządzenie rewersyjne, oferując tym samym zarówno
funkcje grzewcze, jak i chłodnicze i klimatyzacyjne. Taki sposób pracy,
powiązany z procesem magazynowania energii w gruncie, zapewnia wysoką
stabilność temperaturową dolnego źródła ciepła i podwyższa tym samym
efektywność cieplną oraz ekonomiczną całej instalacji. Coraz popularniejsza
staje się idea kogeneracji, czyli jednoczesnego wytwarzania energii elektrycznej
141
i cieplnej w jednym systemie energetycznym. W przypadku gdy energia
elektryczna produkowana jest z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii
(biomasy, słońca, wiatru), a następnie jest wykorzystywana do napędu pomp
ciepła, możemy mówić, że cały tak zaprojektowany system bazuje na
odnawialnej i praktycznie niewyczerpalnej energii środowiska.
4. Opłacalność ekonomiczna instalacji GPC analizowana bywa z różnych punktów
widzenia. Można ją porównywać z konwencjonalnymi systemami grzewczymi
oraz z systemami bazującymi na innych odnawialnych źródłach energii. Można
także odnieść ją do różnych sektorów zastosowań (mieszkaniowy, handlowy,
przemysłowy i inne), a także do różnych okresów funkcjonowania instalacji.
Najważniejszym wskaźnikiem opłacalności finansowej inwestycji jest jednak
okres zwrotu zainwestowanego kapitału, który najlepiej charakteryzuje
potencjalne ryzyko inwestycji. W krajach, które przodują w wykorzystaniu
energii niskiej entalpii oraz mają dobrze zorganizowany rynek producentów
pomp ciepła i usług instalacyjnych, czas ten oceniany jest na około 4 - 6 lat.
Wysoki koszt inwestycyjny związany z zakupem pompy ciepła i montażem
podziemnej części instalacji (gruntowy wymiennik ciepła) rekompensowany jest
przez niższe koszty eksploatacyjne, na które składają się koszty zakupu energii
elektrycznej do napędu pompy ciepła oraz koszty bieżącej obsługi serwisowej.
5. Jedną z niewątpliwych zalet geotermalnych instalacji niskotemperaturowych jest
ich przyjazny charakter dla środowiska. W skali globalnej instalacje te wykazują
korzystne oddziaływanie, jako że przyczyniają się do zmniejszenia emisji gazów
cieplarnianych do atmosfery oraz oszczędnego gospodarowania zasobami
nieodnawialnych paliw kopalnych. W skali lokalnej instalacje te oddziaływają
na środowisko poprzez obniżenie temperatury ośrodka gruntowo-wodnego, z
którego czerpane jest ciepło. Może to powodować pewne szkody w
ekosystemach związanych ze środowiskiem glebowym. Wpływ ten jest jednak
ograniczony przestrzennie i dlatego przyjmuje się, że instalacje
niskotemperaturowe nie stanowią rzeczywistego zagrożenia dla środowiska.
6. Analizując
polskie
uwarunkowania
wykorzystywania
energii
niskotemperaturowej, należy zwrócić uwagę na następujące charakterystyczne
elementy:
•
Stan prawny, po ostatniej nowelizacji kluczowej ustawy Prawo geologiczne
i górnicze, w dużym stopniu spełnia wymogi nowoczesnego fundamentu
prowadzenia prac dla instalowania podziemnych wymienników ciepła.
Polskie przepisy regulujące wykorzystanie ciepła niskiej entalpii nie
naruszają przepisów prawa Unii Europejskiej dotyczących ochrony
środowiska. Dla efektywnego promowania nowej technologii wymagane są
jednak zmiany mające na celu wyeliminowanie różnorodności
interpretacyjnych i jednoznaczne unormowanie obecnie praktykowanych
zasad prowadzenia prac.
•
Podobnie jak na świecie, także i w Polsce preferowane są zamknięte
systemy otworowe. Wynika to głównie z prostoty ich wykonania,
zadowalającej efektywności cieplnej oraz stabilności temperaturowej
ośrodka gruntowo-wodnego, a także mniej skomplikowanej procedury
prawnej niż w przypadku instalacji bazujących na wodach podziemnych.
142
•
Zakres i jakość badań terenowych wykonywanych dla potrzeb zamkniętych
systemów pionowych jest dalece niewystarczający. Praktycznie badań
takich się nie wykonuje, zaś obliczenia mocy cieplnej bazują na danych
teoretycznych zaczerpniętych z literatury. Tymczasem dla właściwego
zaprojektowania instalacji ciepłowniczej niezbędne są informacje o wartości
przewodnictwa cieplnego ośrodka gruntowo-wodnego, w którym
zabudowane mają być wymienniki ciepła. Metodyka terenowych badań „in
situ” tego parametru jest stosunkowo prosta, wymaga jednak
specjalistycznego oprzyrządowania i świadomości celu, dla którego jest
wykonywana. Rozwój metodyki badań terenowych poprzedzających
ostateczną zabudowę wymienników ciepła jest jednym z najważniejszych
zadań na drodze rozwojowej geotermii niskiej entalpii. Nakłady poniesione
na te badania zwracają się w postaci niższych kosztów instalacji oraz
użytkowania, a także większej niezawodności systemu.
• Nie znajduje uzasadnienia nadmierny optymizm dotyczący kosztów
pozyskiwania ciepła ziemi przy pomocy geotermalnych pomp ciepła. W
licznych materiałach promocyjnych podkreśla się niskie koszty eksploatacji
systemu, nie wspominając o kosztach inwestycyjnych. Jest to poniekąd
zrozumiałe z marketingowego punktu widzenia, ale inwestorom i przyszłym
użytkownikom nie daje pełni wiedzy o skali planowanej inwestycji. Zwrot
poniesionych nakładów inwestycyjnych może nastąpić dopiero po kilku
latach; od ok. 3 lat w porównaniu do ogrzewania elektrycznego, do ok. 10
lat w stosunku do gazu ziemnego. Taka sytuacja może generować
negatywny wizerunek technologii GPC w naszym kraju, jako nowinki
technicznej, do której przyciąga się zachęcającymi hasłami o niskich cenach
energii cieplnej, nie informując o wysokich kosztach inwestycyjnych. Z
punktu widzenia inwestora niezbędne jest kierowanie się pełną analizą
kosztów użytkowania systemu w całym okresie jego funkcjonowania.
Niestety brak jest dotychczas wiarygodnych i rzetelnych opracowań, w
których tego typu analizy ekonomiczne byłyby przeprowadzone.
• Obserwuje się bardzo zróżnicowany poziom prac instalacyjnych.
Podstawowym błędem jest brak rzetelnie przeprowadzonej analizy
wymaganej mocy cieplnej, co częściowo może być spowodowane słabym
rozpoznaniem właściwości termicznych górotworu i/lub brakiem
wykonania audytu energetycznego budynku. Warunkiem uzyskania
wysokiego efektu ekonomicznego jest powierzenie realizacji całej
inwestycji wyspecjalizowanym firmom o udokumentowanych referencjach.
System musi być zoptymalizowany do konkretnej sytuacji i wymaga ścisłej
współpracy specjalistów z różnych dziedzin (ciepłowników, geologów,
elektryków, fachowców od audytu energetycznego i termomodernizacji).
7. Doświadczenia krajów, które przodują w wykorzystaniu niskotemperaturowej
energii cieplnej ziemi pokazują, że intensywny rozwój instalacji geotermalnych
pomp ciepła możliwy był dopiero po zaangażowaniu się państwa w promocję tej
technologii. Zawsze było to poprzedzone wnikliwymi analizami opłacalności
ekonomicznej oraz badaniami rynku w zakresie możliwości wykorzystania
geotermii niskiej entalpii. W oparciu o wykonane badania i analizy w krajach
tych zostały opracowane narodowe programy (strategie) rozwoju GPC (np.
USA, Kanada, Szwajcaria, Francja i inne), które z powodzeniem wdrażane są w
życie od kilku lat.
143
8. W Polsce brak jest dotychczas tego typu strategicznego podejścia do możliwości
szerokiego wykorzystywania energii niskotemperaturowej przy pomocy pomp
ciepła. Skutkuje to chaotycznym rozwojem rynku, brakiem wiarygodnych
informacji na temat rzeczywistej opłacalności ekonomicznej, trudnościami w
dotarciu do podstawowych informacji o producentach pomp ciepła i wreszcie
trudnościami inwestorów z wyborem projektanta i firmy wykonawczej
gwarantującymi realizację prac na odpowiednim poziomie.
Proponuje się podjęcie działań dla opracowania strategii Państwa w
odniesieniu do geotermii niskiej entalpii, czego pierwszym etapem,
uwzględniającym potrzeby badawcze i metodyczne, powinno być
opracowanie dokumentu pt. „Polityka resortu środowiska w
dziedzinie
geotermii
niskotemperaturowej”
–
wzorem
analogicznych dokumentów sporządzanych od lat w odniesieniu do
hydrogeologii i innych działów geologii.
9. Podsumowując informacje przedstawione w niniejszej pracy należy stwierdzić,
że perspektywy rozwoju geotermii niskotemperaturowej w Polsce, tak jak i na
świecie, są bardzo dobre. Wynika to w głównej mierze z ogólnych zalet
systemu, który nie ma konkurencji jeśli chodzi o aspekt ekonomiczny.
Jednocześnie trzeba zauważyć, że dalszy rozwój technologii wykorzystania
pomp ciepła związany jest z systemami skojarzonymi, w których energia
uzyskiwana jest nie tylko z ciepła ziemi, ale również z innych odnawialnych
źródeł energii oraz ciepła odpadowego. Nadążanie za rozwojem w tym kierunku
wymaga zdecydowanego stanowiska państwa, które poprzez praktyczne
działania wskazane powyżej powinno promować czystą ekologicznie energię o
stosunkowo prostym i dostępnym dla ogółu ludności systemie odzyskiwania z
gruntu.
9. Wykorzystana literatura
Bloomquist R.Gordon, 2001 – The economics of geothermal heat pump systems for
commercial and institucional buildngs. International Summer School on Direct
Application of Geothermal Energy. Bad Urach
Bujakowski W., Barbarki A., Grzybek A., Hołojuch A., Pająk L., Skoczek A.
Skrzypczak S., Skrzypczak M., 2005 – Odnawialne źródła energii i możliwości
ich wykorzystania na obszarach nieprzemysłowych województwa śląskiego.
PAN, Kraków
Busso A., Georgiev A., Roth P., 2003 – Underground thermal energy storage – first
thermal response test in South America. RIO# - Word Climate & Energy Event,
1-5 December 2003, Rio de Janeiro, Brazil
Commercial Earth Energy Systems: A Buyer’s Guide”, 2002 – Natural Resources
Canada, Ottawa. ISBN 0-662-87736-5
Dowgiałło J., Karski A., Potocki I., 1969 – Geologia surowców balneologicznych, Wyd.
Geol. W-wa
144
Downarowicz S., 1983 - Geotermika złóż rud miedzi Monokliny Przedsudeckiej. Pr.
Inst. Geol., 106
Forsen M., 2005 – Heat pumps – technology and environmental impact. Swedish Heat
Pump Association (SVEP), VII/2005
Gierulski K., Sokołowski G., 2005 – Możliwości finansowania inwestycji w zakresie
energetyki odnawialnej. Europejskie Centrum Energii Odnawialnej (publikacja na
stronie. www.ecbrec.pl)
Górecki W., 1990 - red. Atlas wód geotermalnych Niżu Polskiego, Kraków
Haenel R., Staroste E., 1988 - Atlas of Geothermal Resources in the European
Community, Austria and Switzerland, Schaefer, Hannover, F.G.R.
Herbich P., 2004 - Mapa hydrogeologiczna w skali 1:50 000, udostępnianie,
weryfikacja, aktualizacja, i rozwój. PIG, Warszawa
Halliburton Loggin services, 1993 - Production logging training notes
Hellstrom G., Sanner B. -2001- PC-programs and modelling for borehole heat
exchanger design, International Summer School of Direct Application of
Geothermal Energy, Bad Urach
Kaltschmitt M., 2001 - Shallow geothermal energy in comparison to other geothermal
sources of energy – economics and potentials. International Summer School on
Direct Application of Geothermal Energy. Bad Urach,
Kappelmeyer O., Haenel R., 1974 - Geotermics with Special Reference to Application.
Borntraegel, Berlin
Kapuściński J., 1996 – Lokalizacja otworów geotermalnych w dostosowaniu do
warunków hydrogeologicznych zbiorników wód termalnych, mt. Kursu: „Polska
szkoła geotermalna, Kraków.
Kapuściński J., 1997 – Modelowanie matematyczne w procesie dokumentowania
zasobów wód termalnych dla ciepłowni w Pyrzycach, Przegl. Geol. nr 2, Wyd.
Geol, Warszawa
Karwasiecka M., 1966 – Atlas Geotermiczny Górnośląskiego Zagłębia Węglowego.
Wydawnictwo Kartograficzne Polskiej Agencji Ekologicznej S.A., Warszawa
Karwasiecka M., 2002 – Pole cieplne Górnośląskiego Zagłębia Węglowego, w: Energia
geotermalna w kopalniach podziemnych, Wyd. Wydział Nauk o Ziemi,
Uniwersytet Śląski
Kępińska B., 2005 - Geothermal Energy Country Update Report from Poland,
200052005, World Geothermal Congress 2005, Antalya w Turcji, 24-29 kwiecień
2006
Kjaran S.P., Eliasson J. 1983- Geothermal Reservoir Enginnering, Lecture Notes, UNU
Geothermal Training Programme, Iceland
Kozłowski R.H., Sokołowski J., Zimny J., 2005 – Zasoby energetyczne są nasze. Wokół
energetyki - luty, 2005
Kruseman G.P., de Ridder N.A., 1970 - Analysis and Evaluation of Pumping Test Data,
Bull. International Inst. Land. Reclam. and Improvment, Nr 11
145
Kurowska E., Groborz E., 2002 – Anomalne warunki geotermiczne kopalń w
południowo-zachodniej części Górnośląskiego Zagłębia Węglowego, w: Energia
geotermalna w kopalniach podziemnych, Wyd. Wydział Nauk o Ziemi,
Uniwersytet Śląski
Lund J.W. 2003 - Ground-source heat pumps. In Renewable Energy World, VII-VIII
2003
Lund J.W. Derek H. Freeston, Tonya L. Boyd – World-Wide Direct Uses of
Geothermal Energy 2005. World Geothermal Congress, Turcja IV/2005 r.
Maciak F., 1999 - Ochrona i rekultywacja środowiska, Wyd. SGGW W-wa.
Majorowicz J., Plewa S., 1979 - Study of Heat Flow in Poland with Specjal Regard to
Tectonophysical problems. Terrestrial Heat Flow in Europe Springer-Verlag
Berlin-Heidelberg,
Majorowicz J., Wróblewska M., Krzywiec P., 2002 – Interpretacja i modelowane
ziemskiego strumienia cieplnego na obszarze eksperymentu sejsmicznego
POLONAISE’97 – analiza krytyczna. Prz. Geol., 50: 1082-1091.
Małolepszy Zb., 2002 - Zasoby energii geotermalnej w Górnośląskim Zagłębiu
Węglowym, w: Energia geotermalna w kopalniach podziemnych, Wyd. Wydział
Nauk o Ziemi
Mands E., Sanner B., 2001 – In-situ-determination of underground thermal parameters,
International Summer School of Direct Application of Geothermal Energy, Bad
Urach
Muffler L.J.P. et al. 1979 - Nature and Distribution of Geothermal Energy, Special
Report No. 7, Geothermal Resources Council, Davis, California, U.S.A.
Ostaficzuk St., 2001 – Podziemne magazynowanie energii cieplnej. Proceedings of of
International Scientific Conference „Geothermaln Energy In Underground
Mines”, November21-23, 2001, Ustroń
Passmore M.J., Archer J.S. 1985- Thermal properties of reservoir rocks and fluids, (in:
Developments in Petroleum Science, Vol. 1, Ed. Dawe, Powers)
Pazdro Z., Kozerski B., 1990 - Hydrogeologia ogólna. Wyd. Geol., Warszawa
Rubik M., 2006 - Pompy ciepła, poradnik. Wyd. Ośr. Informacji „Technika instalacyjna
w budownictwie”, Warszawa
Rybach L., 2005 – Wykorzystanie i zarządzanie płytko zalegającymi zasobami
geotermalnymi w Szwajcarii. Techn. Poszuk. Geol. Geostnoptyka i Geotermia,
zeszyt 233, Kraków.
Sawicki J., 2002 – Uwagi na temat możliwości wykorzystania energii geotermalnej z
wód kopalń podziemnych Dolnego Śląska, w: Energia geotermalna w kopalniach
podziemnych, Wyd. Wydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Śląski
Sanner B., 2001- A different approach to shallow geothermal energy – Underground
Thermal Energy Storage (UTES), International Summer School on Direct
Application of Geothermal Energy
Słownik hydrogeologiczny, 2002 – praca zbiorowa, red. J.Dowgiałło i inni.
146
Solik E., Małolepszy Zb., 2002 – Możliwości wykorzystania energii geotermalnej z
wód kopalnianych w Górnośląskim Zagłębiu Węglowym, w: Energia geotermalna
w kopalniach podziemnych, Wyd. Wydział Nauk o Ziemi, Uniwersytet Śląski
Somerton W.H., 1958 - Some thermal characteristics of porous rocks, Trans. AIME,
213, 375-378,
Szczepański A. (red.), Dąbrowski S., Górski J., Kapuściński J., Przybyłek J., 2004 Metodyka określania zasobów eksploatacyjnych ujęć zwykłych wód
podziemnych, Wyd. Borgis, W-wa
Szewczyk J., 2001 – Estymacja gęstości strumienia cieplnego metodą modelowań
właściwości termicznych ośrodka, Przegląd Geologiczny, vol. 49, nr 11
Szewczyk J., 2005 – Wpływ zmian klimatycznych na temperaturę podpowierzchniową
Ziemi, Przegląd Geologiczny, vol. 53, nr 1
Ungemach P., 1987 - Reservoir Engineering Assessment of a Low Enthalpy Geothermal
Field. Paris Basin.Ed. Ender Okandan, Geothermal Reservoir Engineering, NATO
ASI, Series E:Appl.Sci.v.150, Kluwer Acad. Publ. p. 332,
Zimny J., 2002 - Konieczna zmiana polityki energetycznej Polski.. Technika
Poszukiwań Geologicznych, Geosynoptyka i Geotermia. nr 1/2002
147