Sytuacja podażowo-popytowa i cenowa na rynku wieprzowiny
2024-12-17
Kategorie
Zobacz również tu
-
![Sytuacja podażowo-popytowa i cenowa na rynku wieprzowiny]()
-
![Oleje roślinne i nabiał podniosły w listopadzie wartość Indeksu Cen Żywności FAO]()
-
![Ceny zbóż w kraju (8.12.2024)]()
Ceny zbóż w kraju (8.12.2024)
2024-12-17 -
![W czerwcu 2024 r. mediana płac brutto w gospodarce była niższa o 19,2% od przeciętnego wynagrodzenia brutto - GUS]()
-
![Na stacjach paliw widoczne są tylko kosmetyczne zmiany cen]()
-
![Wskaźnik rocznego tempa inflacji wyniósł w listopadzie 4,7% - GUS]()
-
![KPO: bezzwrotne wsparcie na aktualizację ewidencji urządzeń melioracji wodnych oraz gruntów zmeliorowanych]()
Poznaj produkty
-
Systemy zraszania
2013-08-19 -
-
-
TeeJet USA - nawigacja GPS Mescomp
2020-06-30 -
-
Zestawy serwisowe Valtra
2016-05-16 -
2022-04-23
| Autor: redakcja1
NIK o wykorzystaniu energii wód termalnych dla celów ciepłowniczych
Możliwości zagospodarowania ciepła z wód termalnych w Polsce nie były wykorzystane w stopniu adekwatnym do posiadanych zasobów tej energii oraz do korzyści wynikających z jej zastosowania. W latach 2015-2021 nie osiągnięto planowanego wykorzystania zasobów geotermalnych. Znaczne wsparcie finansowe inwestycji w geotermię w tym okresie przyczyniło się co prawda do rozwoju tej branży, jednak ze względu na długotrwałość procesów inwestycyjnych, efekty tego wsparcia będą widoczne dopiero po 2021 roku. Choć krajowe zasoby geotermalne zostały dobrze rozpoznane, to potencjalni inwestorzy mieli utrudniony dostęp do informacji o możliwościach ich zagospodarowania w konkretnych lokalizacjach. Realizowane projekty zagospodarowania ciepła wód termalnych miały ekonomiczne uzasadnienie, przy czym ich efektywność była zróżnicowana.
Wykorzystanie energii geotermalnej stanowi alternatywę dla spalania paliw kopalnych – zmniejsza zależność od niestabilnych rynków i cen gazu, ropy czy węgla. Wody termalne są efektywnym źródłem energii, która w przeciwieństwie do większości odnawialnych źródeł energii, jest dostępna zawsze oraz niezależna od pogody czy też pory roku. Zagospodarowanie wód termalnych w Polsce w celach ciepłowniczych nie jest popularne, pomimo dysponowania znacznymi krajowymi zasobami geotermalnymi – zasoby eksploatacyjne tej energii odpowiadają ok. połowie rocznej produkcji ciepła koncesjonowanych wytwórców ciepła w Polsce.
Udział energii geotermalnej w pozyskaniu OZE w Polsce jest najniższy spośród dziewięciu podstawowych nośników tej energii i od 2014 r. ulega on niewielkim zmianom (poza 2020 r.). Główne krajowe nośniki energii odnawialnej (ich udział w pozyskaniu OZE w 2019 r.) to: biopaliwa stałe (65,56 proc.), energia wiatru (13,72 proc.), biopaliwa ciekłe (10,36 proc.), biogaz (3,15 proc.), pompy ciepła (2,69 proc.), energia wody (1,78 proc.), energia słoneczna (1,40 proc.), odpady komunalne (1,08 proc.) i właśnie energia geotermalna (0,26 proc.). Także w krajach Unii Europejskiej wkład energii geotermalnej w pozyskanie OZE jest najniższy, jednak tam energia ta ma ok. 10-krotnie wyższy udział w strukturze OZE (2,9 proc. w UE wobec 0,3 proc. w Polsce).
Udział energii geotermalnej w pozyskaniu OZE w Polsce jest najniższy spośród dziewięciu podstawowych nośników tej energii i od 2014 r. ulega on niewielkim zmianom (poza 2020 r.). Główne krajowe nośniki energii odnawialnej (ich udział w pozyskaniu OZE w 2019 r.) to: biopaliwa stałe (65,56 proc.), energia wiatru (13,72 proc.), biopaliwa ciekłe (10,36 proc.), biogaz (3,15 proc.), pompy ciepła (2,69 proc.), energia wody (1,78 proc.), energia słoneczna (1,40 proc.), odpady komunalne (1,08 proc.) i właśnie energia geotermalna (0,26 proc.). Także w krajach Unii Europejskiej wkład energii geotermalnej w pozyskanie OZE jest najniższy, jednak tam energia ta ma ok. 10-krotnie wyższy udział w strukturze OZE (2,9 proc. w UE wobec 0,3 proc. w Polsce).
Najważniejsze ustalenia kontroli
Prognozy Krajowego planu działania w zakresie energii ze źródeł odnawialnych (KPD) z 2010 r., dotyczące poziomu zużycia ciepła z wód termalnych, nie zostały osiągnięte. Choć z roku na rok zużycie energii geotermalnej rosło, to jednak prognozy KPD zakładały w kolejnych latach dużo większy poziom jej wykorzystania.
Ponad 94 proc. ciepła pozyskanego w kraju z wód termalnych pochodziło w badanym okresie z sześciu działających ciepłowni geotermalnych, jakie powstały jeszcze przed 2015 r. W 2019 r. ciepłownie te wyprodukowały łącznie ok. 996 TJ, a w 2020 r. 969 TJ energii cieplnej z wód termalnych. W latach 2015-2021 nie powstały nowe ciepłownie geotermalne, aczkolwiek w okresie tym rozpoczęto realizację 28 nowych przedsięwzięć w zakresie udostępnienia wód termalnych otworami wiertniczymi oraz wykorzystania energii geotermalnej. Inwestycje te znajdowały się na różnym etapie realizacji, a pierwsze planowane rezultaty miały zostać osiągnięte po 2021 roku czyli po zakończeniu kontroli (przykładowo planowana roczna produkcja ciepła z nowej ciepłowni geotermalnej w Toruniu w 2022 r. ma wynieść 162 TJ, z kolei wzrost produkcji energii geotermalnej dzięki rozbudowie ciepłowni w Stargardzie ma w tym samym roku wynieść 224 TJ).
Krajowe zasoby geotermalne zostały dobrze rozpoznane. Dla potencjalnych inwestorów, poza wiedzą o występowaniu wód termalnych w skali regionalnej, ważna jest także interpretacja tego rozpoznania na poziomie lokalnym, pozwalająca na wskazanie takich miejsc dla inwestycji, które zapewnią ich techniczną wykonalność, a jednocześnie ekonomiczną opłacalność. Jednym z zadań Państwowego Instytutu Geologicznego – Państwowego Instytutu Badawczego (PIG – PIB) było właśnie wytypowanie perspektywicznych lokalizacji dla wykorzystania energii geotermalnej. Skoncentrowano się jednak na mniejszych miejscowościach (poniżej 50 tys. mieszkańców) czyli na lokalizacjach potencjalnie mniej perspektywicznych dla inwestycji geotermalnych, choćby ze względu na charakter zabudowy, częsty brak miejskich sieci ciepłowniczych oraz mniejszą skalę potrzeb ciepłowniczych.
W połowie 2020 r. dla 11 wytypowanych miejscowości PIG-PIB opracował wstępne studia techniczno-ekonomiczne, mogące służyć jako podstawy dla przyszłej realizacji projektów geotermalnych. Jednak do zakończenia kontroli NIK, zainteresowanym gminom oraz pozostałym interesariuszom, nie przedstawiono efektów tych prac. Było to konsekwencją zawierania przez Państwowy Instytut Geologiczny z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej tzw. umów blokowych (o finansowanie prac ze środków NFOŚiGW). Obejmowały one kilka różnych zadań, które dla upublicznienia efektu rzeczowego wymagały zakończenia wszystkich z nich i rozliczenia całej umowy. Było to także wynikiem pomijania finansowania tych zadań ze środków budżetu państwa (przewidują to przepisy ustawy Prawo geologiczne i górnicze).
Przyznane w latach 2015-2021 wsparcie finansowe na działania służące wykorzystaniu zasobów geotermalnych wyniosły ok. 839 mln zł, z czego ok. 599 mln zł (71 proc.) stanowiły środki krajowe (NFOŚiGW), a 240 mln zł (29 proc.) środki zagraniczne (głównie z UE).
Wsparcie finansowe przyznane ośmiu kontrolowanym ciepłowniom geotermalnym (w latach 2015-2021 – do dnia zakończenia kontroli w jednostkach kontrolowanych) wyniosło ok. 237 mln zł – z czego ok. 113 mln zł (48 proc.) przyznano na budowę dwóch nowych ciepłowni geotermalnych (w Toruniu i Sieradzu), a ok. 124 mln zł (52 proc.) sześciu funkcjonującym ciepłowniom geotermalnym na ich rozbudowę i modernizację.
W latach 2015-2021 wdrożono kilkanaście programów wsparcia finansowego ze środków krajowych i zagranicznych, udzielanego podmiotom rozpoznającym możliwości wykorzystania zasobów geotermalnych oraz realizującym inwestycje wykorzystujące energię cieplną wód termalnych. Częste zmiany programów oraz ich duża liczba nie ułatwiała inwestorom starań o środki wsparcia, komplikowała także prowadzenie ich obsługi przez NFOŚiGW. W dodatku część programów nie w pełni odpowiadało potrzebom inwestorów. Dopiero wdrożenie programów ściśle dedykowanych geotermii korzystnie zmieniło tę sytuację.
Dedykowany geotermii program wsparcia – pn. Udostępnianie wód termalnych w Polsce – dotyczący rozpoznania i udostępniania wód termalnych otworami badawczymi, ograniczał beneficjentów do jednostek samorządu terytorialnego lub ich związków. Nie sprzyjało to rozwojowi geotermii, biorąc pod uwagę strukturę właścicielską podmiotów eksploatujących ciepło wód termalnych. Wśród ośmiu kontrolowanych, działających lub planowanych ciepłowni geotermalnych, tylko dwie były jednoosobowymi spółkami gminy (Geotermia Poddębice sp. o.o., PEC sp. z o.o. w Sieradzu), w dwóch większościowe udziały posiadały gminy (Geotermia Mazowiecka S.A., Geotermia Uniejów sp. z o.o.), a w pozostałych czterech gminy posiadały udziały mniejszościowe lub w ogóle nie miały w nich udziałów (Geotermia Pyrzyce sp. z o.o., PEC Geotermia Podhalańska S.A., Geotermia Toruń sp. z o.o., G-Term Energy sp. z o.o.).
Średni czas budowy ciepłowni geotermalnej trwał ok. sześciu lat. Relatywnie długi okres realizacji etapu przedinwestycyjnego oraz inwestycyjnego tych przedsięwzięć związany był głównie z pełnieniem przez nie funkcji zarówno zakładów górniczych, jak i przedsiębiorstw ciepłowniczych, co m.in. wiąże się z licznymi procedurami formalnoprawnymi, poprzedzającymi oddanie ich do użytkowania. Okres ten może się wydłużać, w sytuacji gdy poza budową samej ciepłowni (zakładu górniczego) konieczna jest także budowa lub rozbudowa miejskiej sieci ciepłowniczej. Nie bez znaczenia są także wysokie początkowe nakłady inwestycyjne i wiążący się z tym niejednokrotnie długi proces pozyskiwania środków z wielu źródeł.
Ponad 94 proc. ciepła pozyskanego w kraju z wód termalnych pochodziło w badanym okresie z sześciu działających ciepłowni geotermalnych, jakie powstały jeszcze przed 2015 r. W 2019 r. ciepłownie te wyprodukowały łącznie ok. 996 TJ, a w 2020 r. 969 TJ energii cieplnej z wód termalnych. W latach 2015-2021 nie powstały nowe ciepłownie geotermalne, aczkolwiek w okresie tym rozpoczęto realizację 28 nowych przedsięwzięć w zakresie udostępnienia wód termalnych otworami wiertniczymi oraz wykorzystania energii geotermalnej. Inwestycje te znajdowały się na różnym etapie realizacji, a pierwsze planowane rezultaty miały zostać osiągnięte po 2021 roku czyli po zakończeniu kontroli (przykładowo planowana roczna produkcja ciepła z nowej ciepłowni geotermalnej w Toruniu w 2022 r. ma wynieść 162 TJ, z kolei wzrost produkcji energii geotermalnej dzięki rozbudowie ciepłowni w Stargardzie ma w tym samym roku wynieść 224 TJ).
Krajowe zasoby geotermalne zostały dobrze rozpoznane. Dla potencjalnych inwestorów, poza wiedzą o występowaniu wód termalnych w skali regionalnej, ważna jest także interpretacja tego rozpoznania na poziomie lokalnym, pozwalająca na wskazanie takich miejsc dla inwestycji, które zapewnią ich techniczną wykonalność, a jednocześnie ekonomiczną opłacalność. Jednym z zadań Państwowego Instytutu Geologicznego – Państwowego Instytutu Badawczego (PIG – PIB) było właśnie wytypowanie perspektywicznych lokalizacji dla wykorzystania energii geotermalnej. Skoncentrowano się jednak na mniejszych miejscowościach (poniżej 50 tys. mieszkańców) czyli na lokalizacjach potencjalnie mniej perspektywicznych dla inwestycji geotermalnych, choćby ze względu na charakter zabudowy, częsty brak miejskich sieci ciepłowniczych oraz mniejszą skalę potrzeb ciepłowniczych.
W połowie 2020 r. dla 11 wytypowanych miejscowości PIG-PIB opracował wstępne studia techniczno-ekonomiczne, mogące służyć jako podstawy dla przyszłej realizacji projektów geotermalnych. Jednak do zakończenia kontroli NIK, zainteresowanym gminom oraz pozostałym interesariuszom, nie przedstawiono efektów tych prac. Było to konsekwencją zawierania przez Państwowy Instytut Geologiczny z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej tzw. umów blokowych (o finansowanie prac ze środków NFOŚiGW). Obejmowały one kilka różnych zadań, które dla upublicznienia efektu rzeczowego wymagały zakończenia wszystkich z nich i rozliczenia całej umowy. Było to także wynikiem pomijania finansowania tych zadań ze środków budżetu państwa (przewidują to przepisy ustawy Prawo geologiczne i górnicze).
Przyznane w latach 2015-2021 wsparcie finansowe na działania służące wykorzystaniu zasobów geotermalnych wyniosły ok. 839 mln zł, z czego ok. 599 mln zł (71 proc.) stanowiły środki krajowe (NFOŚiGW), a 240 mln zł (29 proc.) środki zagraniczne (głównie z UE).
Wsparcie finansowe przyznane ośmiu kontrolowanym ciepłowniom geotermalnym (w latach 2015-2021 – do dnia zakończenia kontroli w jednostkach kontrolowanych) wyniosło ok. 237 mln zł – z czego ok. 113 mln zł (48 proc.) przyznano na budowę dwóch nowych ciepłowni geotermalnych (w Toruniu i Sieradzu), a ok. 124 mln zł (52 proc.) sześciu funkcjonującym ciepłowniom geotermalnym na ich rozbudowę i modernizację.
W latach 2015-2021 wdrożono kilkanaście programów wsparcia finansowego ze środków krajowych i zagranicznych, udzielanego podmiotom rozpoznającym możliwości wykorzystania zasobów geotermalnych oraz realizującym inwestycje wykorzystujące energię cieplną wód termalnych. Częste zmiany programów oraz ich duża liczba nie ułatwiała inwestorom starań o środki wsparcia, komplikowała także prowadzenie ich obsługi przez NFOŚiGW. W dodatku część programów nie w pełni odpowiadało potrzebom inwestorów. Dopiero wdrożenie programów ściśle dedykowanych geotermii korzystnie zmieniło tę sytuację.
Dedykowany geotermii program wsparcia – pn. Udostępnianie wód termalnych w Polsce – dotyczący rozpoznania i udostępniania wód termalnych otworami badawczymi, ograniczał beneficjentów do jednostek samorządu terytorialnego lub ich związków. Nie sprzyjało to rozwojowi geotermii, biorąc pod uwagę strukturę właścicielską podmiotów eksploatujących ciepło wód termalnych. Wśród ośmiu kontrolowanych, działających lub planowanych ciepłowni geotermalnych, tylko dwie były jednoosobowymi spółkami gminy (Geotermia Poddębice sp. o.o., PEC sp. z o.o. w Sieradzu), w dwóch większościowe udziały posiadały gminy (Geotermia Mazowiecka S.A., Geotermia Uniejów sp. z o.o.), a w pozostałych czterech gminy posiadały udziały mniejszościowe lub w ogóle nie miały w nich udziałów (Geotermia Pyrzyce sp. z o.o., PEC Geotermia Podhalańska S.A., Geotermia Toruń sp. z o.o., G-Term Energy sp. z o.o.).
Średni czas budowy ciepłowni geotermalnej trwał ok. sześciu lat. Relatywnie długi okres realizacji etapu przedinwestycyjnego oraz inwestycyjnego tych przedsięwzięć związany był głównie z pełnieniem przez nie funkcji zarówno zakładów górniczych, jak i przedsiębiorstw ciepłowniczych, co m.in. wiąże się z licznymi procedurami formalnoprawnymi, poprzedzającymi oddanie ich do użytkowania. Okres ten może się wydłużać, w sytuacji gdy poza budową samej ciepłowni (zakładu górniczego) konieczna jest także budowa lub rozbudowa miejskiej sieci ciepłowniczej. Nie bez znaczenia są także wysokie początkowe nakłady inwestycyjne i wiążący się z tym niejednokrotnie długi proces pozyskiwania środków z wielu źródeł.
Główną przyczyną opóźnień NFOŚiGW przy rozpatrywaniu wniosków o wsparcie były problemy organizacyjne, wiążące się z napływem dużej ich liczby, przy nakładających się terminach naborów w ramach różnych programów priorytetowych (nie tylko dotyczących geotermii). Blisko 40 proc. wniosków objętych badaniem rozpatrzono w terminach niezgodnych z regulaminami naborów, a opóźnienia wynosiły od 1 dnia do ok. 3 miesięcy. W Ministerstwie Środowiska (Klimatu, Klimatu i Środowiska) nie przekraczano obowiązujących terminów.
Czas rozpatrywania wniosków o wsparcie w ministerstwie wynikał m.in. z dużej liczby wniosków i pracochłonności ich opiniowania, wynikającej z obszerności towarzyszącej im dokumentacji oraz konieczności zasięgania opinii ekspertów. Na długotrwałe rozpatrywanie wniosków wpływała także niska jakość przygotowania części z nich, co związane było m.in. z dużym stopniem skomplikowania inwestycji, a przy tym z niewystarczającym wsparciem merytorycznym inwestorów na etapie opracowywania analiz przedrealizacyjnych.
Większość ciepłowni – Geotermia Mazowiecka S.A., PEC Geotermia Podhalańska S.A., Geotermia Pyrzyce Sp. z o.o. i Geotermia Poddębice Sp. z o.o. – osiągała dodatnie wyniki na sprzedaży w latach 2015-2020. Analizy przedrealizacyjne dot. dwóch objętych kontrolą, nowych ciepłowni geotermalnych w Sieradzu oraz w Toruniu potwierdzały ich techniczną wykonalność oraz przewidywaną ekonomiczną efektywność. Natomiast dwie funkcjonujące ciepłownie geotermalne – „Geotermia Uniejów” w Uniejowie oraz „G-Term Energy” w Stargardzie – miały ujemne wyniki ze sprzedaży w badanym okresie.
Spółka „Geotermia Uniejów” ograniczyła sprzedaż ciepła geotermalnego o ok. 80 proc., zastępując go sprzedażą droższego ciepła z gminnej elektrociepłowni „Energetyka Uniejów” – opalanej gazem ziemnym. Chociaż Spółka sprzedawała głównie obce ciepło pochodzące ze spalania gazu, to we wnioskach o wsparcie finansowe wskazywała, że podstawowym wykorzystywanym przez nią źródłem ciepła były wody termalne. Pomimo istotnego zmniejszenia sprzedaży własnego ciepła, spółka nie ograniczyła odpowiednio eksploatacji wód termalnych. Nadal je dostarczała, w szczególności gminnej spółce „Termy Uniejów”, nie obciążając jej kosztami za ciepło dostarczone w wodzie termalnej, a jedynie zaniżonymi opłatami, które nie pokrywały kosztów wydobycia i dostaw wody. Działania te były główną przyczyną ponoszenia strat na sprzedaży, skutkowały trudnościami w finansowaniu inwestycji oraz wzrastającym poziomem zobowiązań, w tym wymagalnych. W przypadku ciepłowni geotermalnej w Stargardzie czynnikiem ograniczającym wydobycie wody termalnej, co rzutowało na osiągane wyniki ekonomiczne, była konieczność kosztownego usuwania skutków korozji i kolmatacji (osadzanie w przestrzeni porowej drobnych cząstek mineralnych lub związków chemicznych), występujących w strefie złożowej w otworach chłonnych.
Rozwijanie geotermii w pierwszej kolejności dotyczy rejonów o korzystnych warunkach hydrogeotermalnych (m.in. gdzie wydajność i temperatura wód termalnych jest wysoka), a przy tym miejscowości, które zapewnią odpowiedni rynek odbiorców ciepła. Istotne jest także jak najpełniejsze zagospodarowanie ciepła geotermalnego posiadanego w danej lokalizacji. Efektywność zagospodarowywania ciepła geotermalnego w różnych lokalizacjach można porównać za pomocą wskaźnika wykorzystania potencjału ujęcia, który obrazuje w jakim stopniu (procencie) wykorzystuje się ciepło zawarte w wodzie termalnej pochodzącej z danego ujęcia.
Odpowiednio duża produkcja i sprzedaż taniego w eksploatacji ciepła z ujęcia (w przeciwieństwie do zazwyczaj wysokich nakładów na budowę instalacji) jest podstawowym sposobem zapewnienia opłacalności przedsięwzięciom geotermalnym. Sprowadza się to do eksploatacji wody termalnej z możliwie dużą wydajnością oraz wykorzystania jej w szerokim przedziale temperatur, nie tylko w sezonie grzewczym, ale także w pozostałej części roku.
Spełnienie warunków opłacalnego wykorzystania ciepła geotermalnego jest łatwiejsze w większych miejscowościach, w których ciepło to służy głównie do zaspokajania bazowej części potrzeb sektora bytowo-komunalnego, w zakresie centralnego ogrzewania i przygotowania ciepłej wody użytkowej (niejednokrotnie z dodatkowym wykorzystaniem wspomagających pomp ciepła). W mniejszych miejscowościach, ze względu na ograniczone potrzeby sektora bytowo-komunalnego, w większym stopniu dąży się do zwiększania zakresu dziedzin, w których wykorzystywane są wody termalne oraz zawarte w nich ciepło.
Kontrolowane ciepłownie geotermalne w większości stosowały się do powyższych zasad, a ich powstanie pozwoliło na zmianę modelu gospodarki paliwowo-energetycznej miejscowości, w których zostały one zlokalizowane, a także stworzyło warunki dla rozwoju nowych lub słabo rozwiniętych dziedzin jak np. rekreacja, czy medycyna uzdrowiskowa. W ten sposób wykorzystanie energii geotermalnej poprawiło lokalne bezpieczeństwo energetyczne, w części uniezależniło miejscowości od dostępności i zmian cen paliw kopalnych oraz przyczyniło się do osiągania przez gminy dodatkowych korzyści np. środowiskowych (przykładowo Zakopane kupując ciepło geotermalne z Geotermii Podhalańskiej uzyskało w ciągu roku spadek emisji zanieczyszczeń do powietrza porównywalny do spalenia 13,6 tys. ton węgla kamiennego).
Wnioski
Po zakończonej kontroli, NIK sformułowała do Ministra Klimatu i Środowiska trzy wnioski systemowe dotyczące:
Większość ciepłowni – Geotermia Mazowiecka S.A., PEC Geotermia Podhalańska S.A., Geotermia Pyrzyce Sp. z o.o. i Geotermia Poddębice Sp. z o.o. – osiągała dodatnie wyniki na sprzedaży w latach 2015-2020. Analizy przedrealizacyjne dot. dwóch objętych kontrolą, nowych ciepłowni geotermalnych w Sieradzu oraz w Toruniu potwierdzały ich techniczną wykonalność oraz przewidywaną ekonomiczną efektywność. Natomiast dwie funkcjonujące ciepłownie geotermalne – „Geotermia Uniejów” w Uniejowie oraz „G-Term Energy” w Stargardzie – miały ujemne wyniki ze sprzedaży w badanym okresie.
Spółka „Geotermia Uniejów” ograniczyła sprzedaż ciepła geotermalnego o ok. 80 proc., zastępując go sprzedażą droższego ciepła z gminnej elektrociepłowni „Energetyka Uniejów” – opalanej gazem ziemnym. Chociaż Spółka sprzedawała głównie obce ciepło pochodzące ze spalania gazu, to we wnioskach o wsparcie finansowe wskazywała, że podstawowym wykorzystywanym przez nią źródłem ciepła były wody termalne. Pomimo istotnego zmniejszenia sprzedaży własnego ciepła, spółka nie ograniczyła odpowiednio eksploatacji wód termalnych. Nadal je dostarczała, w szczególności gminnej spółce „Termy Uniejów”, nie obciążając jej kosztami za ciepło dostarczone w wodzie termalnej, a jedynie zaniżonymi opłatami, które nie pokrywały kosztów wydobycia i dostaw wody. Działania te były główną przyczyną ponoszenia strat na sprzedaży, skutkowały trudnościami w finansowaniu inwestycji oraz wzrastającym poziomem zobowiązań, w tym wymagalnych. W przypadku ciepłowni geotermalnej w Stargardzie czynnikiem ograniczającym wydobycie wody termalnej, co rzutowało na osiągane wyniki ekonomiczne, była konieczność kosztownego usuwania skutków korozji i kolmatacji (osadzanie w przestrzeni porowej drobnych cząstek mineralnych lub związków chemicznych), występujących w strefie złożowej w otworach chłonnych.
Rozwijanie geotermii w pierwszej kolejności dotyczy rejonów o korzystnych warunkach hydrogeotermalnych (m.in. gdzie wydajność i temperatura wód termalnych jest wysoka), a przy tym miejscowości, które zapewnią odpowiedni rynek odbiorców ciepła. Istotne jest także jak najpełniejsze zagospodarowanie ciepła geotermalnego posiadanego w danej lokalizacji. Efektywność zagospodarowywania ciepła geotermalnego w różnych lokalizacjach można porównać za pomocą wskaźnika wykorzystania potencjału ujęcia, który obrazuje w jakim stopniu (procencie) wykorzystuje się ciepło zawarte w wodzie termalnej pochodzącej z danego ujęcia.
Odpowiednio duża produkcja i sprzedaż taniego w eksploatacji ciepła z ujęcia (w przeciwieństwie do zazwyczaj wysokich nakładów na budowę instalacji) jest podstawowym sposobem zapewnienia opłacalności przedsięwzięciom geotermalnym. Sprowadza się to do eksploatacji wody termalnej z możliwie dużą wydajnością oraz wykorzystania jej w szerokim przedziale temperatur, nie tylko w sezonie grzewczym, ale także w pozostałej części roku.
Spełnienie warunków opłacalnego wykorzystania ciepła geotermalnego jest łatwiejsze w większych miejscowościach, w których ciepło to służy głównie do zaspokajania bazowej części potrzeb sektora bytowo-komunalnego, w zakresie centralnego ogrzewania i przygotowania ciepłej wody użytkowej (niejednokrotnie z dodatkowym wykorzystaniem wspomagających pomp ciepła). W mniejszych miejscowościach, ze względu na ograniczone potrzeby sektora bytowo-komunalnego, w większym stopniu dąży się do zwiększania zakresu dziedzin, w których wykorzystywane są wody termalne oraz zawarte w nich ciepło.
Kontrolowane ciepłownie geotermalne w większości stosowały się do powyższych zasad, a ich powstanie pozwoliło na zmianę modelu gospodarki paliwowo-energetycznej miejscowości, w których zostały one zlokalizowane, a także stworzyło warunki dla rozwoju nowych lub słabo rozwiniętych dziedzin jak np. rekreacja, czy medycyna uzdrowiskowa. W ten sposób wykorzystanie energii geotermalnej poprawiło lokalne bezpieczeństwo energetyczne, w części uniezależniło miejscowości od dostępności i zmian cen paliw kopalnych oraz przyczyniło się do osiągania przez gminy dodatkowych korzyści np. środowiskowych (przykładowo Zakopane kupując ciepło geotermalne z Geotermii Podhalańskiej uzyskało w ciągu roku spadek emisji zanieczyszczeń do powietrza porównywalny do spalenia 13,6 tys. ton węgla kamiennego).
Wnioski
Po zakończonej kontroli, NIK sformułowała do Ministra Klimatu i Środowiska trzy wnioski systemowe dotyczące:
- powierzenia państwowej służbie geologicznej lub zainicjowania w innej formie prac badawczych, poświęconych perspektywicznym lokalizacjom dla przedsięwzięć geotermalnych, ze szczególnym uwzględnieniem możliwości inwestycyjnych w dużych miejscowościach, które ze względu na znaczne koncentracje potrzeb ciepłowniczych oraz duże rynki zbytu ciepła, zapewniają efektywne zagospodarowanie energii geotermalnej;
- rozważenia zapewnienia inwestorom szerszego wsparcia merytorycznego, udzielanego w formie specjalistycznego doradztwa na kolejnych etapach cyklu projektów inwestycyjnych, w szczególności na etapie przedrealizacyjnym, w celu podniesienia efektywności przyszłych inwestycji oraz skrócenia etapu pozyskiwania źródeł finansowania, a także skrócenia czasu realizacji inwestycji;
- rozważenia poszerzenia katalogu podmiotów mogących ubiegać się o dofinansowanie poszukiwania i rozpoznania wód termalnych w celu ich udostępnienia odwiertami, poza jednostki samorządu terytorialnego lub ich związki, mając na względzie zróżnicowaną strukturę właścicielską podmiotów eksploatujących wody termalne.
źródło: Gospodarz.pl/NIK foto:
pixabay.com