VENTURES

Grupa Doradców Przemysłowych

Firma Technologiczna Rok założenia: 1990

WYBRANE TECHNOLOGIE

ZAGOSPODAROWANIA DWUTLENKU WĘGLA

POD KĄTEM MOŻLIWOŚCI WDROŻENIA

w

Elektrowni KOZIENICE S.A.

Podsumowanie - Executive summary

Niniejsze podsumowanie zostało sporządzone na użytek czynników decyzyjnych.

Z uwagi na wielobranżową treść opracowania,

w Podsumowaniu zamieszczono

krótki opis procesów biotechnologicznych.

Opracowano na zamówienie

ENEA S.A.

ul. Nowowiejskiego 11

60-967 Poznań

Opracował zespół pod kierunkiem:

Dr inż. Jerzego KOPYTOWSKIEGO

Część botaniczna została

opracowana z udziałem

Prof. Jana BURCZYKA

Warszawa, maj 2008r.

Adres: 02-784 WARSZAWA, ul. Dembowskiego 14 m. 58

tel./ sekr.(+48.22)254-5057, tel. [phone], tel./fax [phone]. E-mail [e-mail], [e-mail],

Regon 011515046. NIP 951- 002-31-05

Konto bankowe: PKO BP IX O/Warszawa, Nr konta 25 1020 1097 0000 7902 0002 5387

1. Informacje wstępne

Społeczność międzynarodowa skłania sie do uznania emisji CO₂ do atmosfery za jeden z ważniejszych, niekorzystnych elementów zmian klimatu. Od roku 1950 zawartość CO₂ w atmosferze wzrosła z 250 ppm do 375 ppm, a roczna emisja wynosi 28 miliardów ton. W pierwszym okresie intensywnego wzrostu produkcji energii elektrycznej, oraz przemysłów wytwarzających CO₂ jako produkt uboczny, zmiany te były praktycznie nie zauważane, ponieważ nadmiary CO₂ były częściowo absorbowane przez zieleń oraz oceany. Obecnie rezerwy absorpcji zostały w dużym stopniu wyczerpane lub znacznie ograniczone co zintensyfikowało zmiany atmosferyczne, które spowodowały katastrofy ekologiczne. Trudno przewidzieć czego można się spodziewać w zamianach ekosystemu, po wypaleniu całego paliwa, dostępnego na świecie, gdy stężenie w atmosferze może wynieść ok. 900 ppm. CO₂.

Około 90% CO₂ jest wytwarzane przez energetykę, stosującą paliwa węglopochodne (gaz ziemny, oleje opałowe i węgiel) a z bilansu zasobów wynika, że największe zasoby świat posiada w węglu, wiec skierowano badania na usuwanie CO₂ z gazów kominowych. Wieloletnie analizy możliwości chemicznej przeróbki CO₂ nie zakończyły się rozwiązaniami, zdolnymi eliminować wydzielanie CO₂ do obiegu atmosferycznego. Obecnie badania i analizy prowadzone przez rządy USA i Unii Europejskiej zmierzają w kierunku realizacji programu CCS (Carbon Capture and Storage). Program ten polega usunięciu CO₂ z gazów odlotowych na różnych etapach produkcji energii elektrycznej, sprężanie i kondensację oraz składowanie ciekłego (stałego) CO₂ w odpowiednich, geologicznie przydatnych złożach.

Przez pewien czas rząd USA finansował badania absorpcji CO₂ przez żywe organizmy na drodze fotosyntezy i zakończył je w roku 1996 bez przyjęcia konkretnych wniosków. Oceniono, że przy cenie ropy naftowej ok. 23 - 25 USD/bbl procesy biotechnologiczne nie są perspektywicznie konkurencyjne, co stało się kolejną klęską prognostyki, uprawianej przez administracje państwowe. Od roku 2002 badania technologii botanicznej są prowadzone przez firmy prywatne przy stale rosnącym zainteresowaniu inwestorów. Obecnie tematyka badawcza, dotycząca ograniczenia przyrostu ilości CO₂ w atmosferze obejmuje trzy podstawowe kierunki:

1) Program CCS

2) Program botaniczny (algi)

3) Programy chemicznego związania CO₂ z niektórymi minerałami.

Program CCS dotyczy w pierwszym rzędzie elektrowni, chociaż może mieć również zastosowanie do opanowania przyrostu CO₂ w atmosferze, wynikającego z procesów fermentacji czy otrzymywania nawozów azotowych. Program składa się z następujących elementów:

1. wydzielania CO₂ z gazów odlotowych procesu technologicznego (np. spalania)

2. przekształcenie CO₂ w materiał, nadający się do transportu

3. transport CO₂ do miejsca składowania

4. wprowadzenie CO₂ do miejsca składowania

5. eksploatacji składowiska

Założenia procesu CCS przewidują zróżnicowane podejście technologiczne do elektrowni, będących w eksploatacji i do elektrowni nowobudowanych.

Tabela. Nakłady inwestycyjne na adaptacje elektrowni do systemu CCS

mln. USD

Instalacje i parametry	Odzysk 90% CO2	Odzysk 70 % CO2	Odzysk 50% CO2	Odzysk 30% CO2
Moc brutto MW	463	462	463	463
FGD (odsiarczanie)	20,5	20,5	20,5	20,5
C02 absorpcja i sprężanie	276	250	187	135
Dodatkowa turbina	9,8	9,4	8,9	8,5
Koszty adaptacji	306,2	279,8	216,1	163,5
Zdolność energetyczna MW	303,3	333,2	363	392
Nakład jednostkowy na adaptacje USD/kW	1.010	840	596	417

W celu oceny różnych rozwiązań technologicznych umożliwiających adaptację do systemu CCS dla elektrowni nowobudowanych NETL (DOE, USA) prowadziło analizy strukturalne (wykonane przez PARSONS INFRASTRUCTURE AND TECHNOLOGY Co.), IPCC oraz w Australii dla lokalnej Izby Gmin.

Porównywano cztery rozwiązania:

Tabela. Porównanie schematów elektrowni w ramach systemu CCS

dla elektrowni o mocy 400 MWe (USD, 2002)

Parametry	Proces PC	Proces NGCC	Proces IGCC	Proces AFBC
Całkowite nakłady USD mln.	763	409	644,6	730,2
Nakłady jednostkowe USD/kW	1900	1025	1412	1817
Roczne koszty eksploatacji mln. USD.	23	10,6	22,8	23,8
Koszt elektryczności	USD MW/h	USD/MW	USD/MW	USD/MW
Koszty kapitałowe	50,47	26,36	37,54	23,8
Paliwo	14,88	23,49	14,18	15,13
Koszty O&M	10,7	4,66	8,78	10,4
Koszty COE netto	75,42	54,51	59,0	73,79
Koszt CO2 zatrzymanego USD/ t CO2	29,53	52,31	18,69	27,50
CO2 odzyskane lb/MW	2172	952	2018	2245
CO2 zatrzymany lb/MW	1469	704	1601	1470

Tradycyjny sposób opalania kotłów energetycznych zakłada stosowanie powietrza jako utleniacza paliwa. Powoduje to niskie stężenie CO₂ w gazie (od kilku do kilkunastu procent), co utrudnia wszystkie procesy traktowania spalin z punktu widzenia fizykochemii jak i rozmiarów aparatury.

Rozwiązaniem tego problemu jest wprowadzenie kotłów fluidalnych przy zastosowaniu tlenu jako utleniacza. W wyniku takiego procesu uzyskujemy praktycznie jednoskładnikowy gaz zawierający CO₂ , który poddaje się łatwiejszej przeróbce. Kolumny absorpcyjne i desorpcyjne miałyby co najmniej trzykrotnie mniejsze średnice i powierzchnia wymiany wymienników ciepła również byłaby znacznie mniejsza. Jednak opalanie tlenem jest niemożliwe ze względu na niedopuszczalne natężenia cieplne. Problem ten może być z łatwością rozwiązany przez recykling CO₂ i zmieszanie go z tlenem. Ciepła właściwe azotu i CO₂ są bardzo bliskie (N₂ - 0,247 kcal/g. ^oC a CO₂ - 0,21 kcal/g/^oC) tak wiec można sporządzać mieszankę CO₂ (75% - 80% CO₂) z tlenem. Tak sporządzona mieszanka powoduje spalanie w identycznych warunkach jak spalanie z powietrzem, co nie wymaga rekonstrukcji kotłów.

Eliminując z systemu CCS proces absorpcji/desorpcji uzyskujemy znaczne oszczędności inwestycyjne i eksploatacyjne. Dodatkowym obciążeniem tego systemu jest tlenownia niskotemperaturowego rozdziału powietrza. Ostatnio notuje się znaczne postępy w pracach nad membranowym rozdziałem powietrza, co znacznie może obniżyć koszt tlenu. Rozwiązanie tego problemu jest szczegółowo omówione w Rozdziale 3. Opracowania.

Porównanie klasycznego sposobu wydzielenia CO₂ z wykorzystaniem absorpcji desorpcji z tlenowym spalaniem podano poniżej.

Tabela. Porównanie metod usuwania CO₂ z gazów spalinowych

Parametry	Spalanie z powietrzem		Spalanie tlenowe
		Blok bez usuwania CO2	Blok z usuwaniem CO2	Blok z usuwaniem CO2 (mokry OXY)
Moc bloku brutto	533 MWe	533 MWe	533 MWe
Pobór mocy na potrzeby własne MW	31,9	47,2	23,9
Pobór mocy przez instalacje MEA	0	98	0
Pobór mocy na tlenownie	0	0	73,5
Moc bloku netto	501	388	436
Nakłady inwestycyjne mln USD/kW (2004)	1223	1850	1515
Zdyskontowany koszt energii Mills/kWh	63,35	100,45	77,3

Jak wynika z powyższego, stosowanie nawet kriogenicznie otrzymywanego tlenu jest tańsze, zarówno w nakładach inwestycyjnych jak i w eksploatacji elektrowni od stosowania systemu absorpcji/desorpcji z gazowo niskiej zawartości CO₂.

W literaturze systemu CCS traktuje się bardzo powierzchownie zagadnienie transportu, wprowadzenia CO₂ do składów jak i samego procesu składowania.

Jest oczywiste, że nie zostaną określone miejsca składowania obok każdej elektrowni. W związku z tym koniecznym jest uwzględnienie kosztów transportu (rurociągami, cysternami, statkami), kosztów wprowadzenia CO₂ do złoża, oraz prowadzenie i nadzór składowiska w trakcie jego napełniania jak po wyczerpaniu zdolności składowej. Oszacowanie kosztów logistycznych przedstawiono poniżej.

Tabela. Sumaryczne koszty logistyczne w systemie CCS

Rodzaj kosztu	Koszt USD/t CO2	Mln t/r CO2	Koszt mln. USD/rok	Koszt kWh *\ Mills/kWh
Transport rurociągiem	10	7,5	75	9,8
Transport statkiem	15	7,5	112,5	14,8
Wprowadzenie do składu	10	7,5	75	9,8
Magazynowanie	0,3	35	10,5	1,4
Łącznie				35,8

*\ Roczna produkcja energii 7,6 10 ⁹ kWh

Wyniki analiz porównawczych różnych struktur wytwarzania energii w warunkach działanie systemu CCS w zasadzie się nie różnią i wskazują na następujące konsekwencje ekonomiczne:

1. sprawność elektrowni spada o 20%

2. efektywność cieplna spada od 7% -11%

3. nakłady inwestycyjne wzrastają o ok. 30% bez udziału nakładów na transport

i składowanie

4. koszt produkcji energii wzrasta od 40% do 80%.

5. znaczące obniżenie kosztów wdrożenia systemu CCS można uzyskać przez

stosowanie tlenowego spalania w kotłach fluidalnych

Wszystkie te wyniki opierają się o istniejące technologie, jednak są one stosowane w oddzielnych strukturach i dane należy traktować jako symulacje, ponieważ w praktyce nie występują jeszcze linie kompleksowe opisane w raporcie do celów CCS.

Ewidentne makroekonomiczne niedostatki systemu CCS są następujące:

1. produkcja bezużytecznego kosztownego w zagospodarowaniu odpadu

W Polsce do 2020 roku trzeba zorganizować składowanie ok. 120 mln. t/r CO₂

z 320 mln. t obecnie uzyskiwanych. Obecnie w Polsce nie zidentyfikowano miejsc składowania.

2. znaczne straty energetyczne i konieczność podniesienia cen energii przez

stosujących CCS i utrata przez nich konkurencyjności w stosunku do stosujących tradycyjne struktury w ramach limitu węgłowego.

3. ograniczona ilość potencjalnych geologicznie miejsc składowania,

niezależnych od miejsc produkcji energii, co wymaga organizację całej sieci rurociągów.

4. skomplikowana struktura miejsc składowania

5. ryzyko miejscowych wybuchów ze złoża szczególnie w lokalizacjach

sejsmicznych

2. Prognozy regulacji prawnych w Unii Europejskiej dla systemu CCS

Rada Wspólnoty Europejskiej zatwierdziła w 1993r. Ramową Konwencję ONZ w sprawie zmian klimatu (UNDCCC), która ma na celu stabilizację stężeń gazów cieplarnianych w atmosferze na poziomie, który zapobiega ingerencji w system klimatyczny.

We Wniosku pt. Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady (w sprawie redukcji gazów cieplarnianych) z dnia 23 stycznia 2008r. jako cele do osiągnięcia określono redukcję wielkości emisji gazów cieplarnianych:

Do 2020 r. o 30% w porównaniu z poziomem emisji z 1990 r.

Do 2050 r. o 50% w porównaniu z poziomem emisji z 1990 r.

Redukcje gazów cieplarnianych wyrażane są w równoważniku dwutlenku węgla.

Niezależne zobowiązanie UE: do czasu zawarcia porozumienia globalnego dot. poziomu emisji po 2012 r., UE podejmie stanowcze decyzje o redukcji poziomu emisji w 2020 r. o 20% w porównaniu z poziomem emisji z 1990 r. W tym celu UE podejmie stosowane przedsięwzięcia.

Redukcje poziomu emisji winny się rozpocząć w 2013 r.

Każde państwo członkowskie UE jest zobowiązane do zredukowania poziomu emisji. Poziom emisji, przypadający na Polskę w 2020 r. wynosi 216, 6 mln t/r. co oznacza redukcję roczną 14% wobec poziomu emisji z 2005 r.

W Dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady (w sprawie geologicznego składowania CO₂) z dnia 23 stycznia 2008 r. jako podstawę dyrektywy uznano konieczność składowania CO₂ (proces CCS) a za jej cel uznano doprowadzenie do stanu, w którym wychwytywanie i składowanie CO₂ stanie się rozwiązaniem, stosowanym w bezpieczny i odpowiedzialny sposób. Dyrektywa ustanawia ramy prawne geologicznego składowania CO₂.

1. Tam, gdzie to jest możliwe, do zarządzania ryzykiem CCS stosowane mają

być już obowiązujące przepisy (dot. wychwytywania, transportu rurociągami, drogą morską, składowania, zniszczenia klimatu).

2. Największe obawy budzi bezpieczeństwo składowania. Na ryzyko, związane z

CCS zwracała uwagę AGH w Krakowie w piśmie do KE.

3. Przewidziano, że składowanie CO₂ będzie się odbywać na terytorium państw

członkowskich i w szelfie kontynentalnym w zrozumieniu Konwencji NZ o Prawie Morza.

4. Wybór składowisk leży w kompetencjach państw członkowskich. Należy

wybierać bezpieczne formy geologiczne. Poszukiwania składowisk wymagają uzyskania pozwoleń na podstawie jasno określonych kryteriów. W Dyrektywie opisane są szczegółowe kryteria, którym powinny odpowiadać składowiska.

W Dyrektywie znajdują się także szczegółowe informacje o sposobie przydzielania zgód na składowanie.

5. Nadzór nad eksploatacją składowisk (zatłaczanie, monitorowanie i zamknięcie

składowiska) leży w kompetencji państw członkowskich. W Dyrektywie zamieszczono szczegółowe kryteria do opracowania planów nadzoru nad eksploatacją składowisk.

W Dyrektywie znajdują się także szczegółowe zalecenia o: akceptacji jakości (zanieczyszczeń) strumienia CO₂ , monitorowaniu, sprawozdawczości, kontrolach, przeciwdziałaniu nieprawidłowościom i wyciekom, zamknięciu i zobowiązaniach po zamknięciu składowiska (po ustabilizowaniu się CO₂ w składowisku), w tym przekazaniu odpowiedzialności powołanemu do tego celu organowi.

6. Sposób finansowania składowania leży w gestii państw członkowskich. W

Dyrektywie opisane są szczegóły zabezpieczeń finansowych.

7. W Dyrektywie mnie ma informacji o sposobie finansowania kosztów

transportu, składowania i nadzoru nas składowiskiem (monitorowania i

usuwania szkód).

W Komunikacie KE do PE, Rady, Europejskiego Komitetu Ekon. - Społecznego i Komitetu Regionów (w sprawie zakładów pilotowych w dziedzinie zrównoważonej produkcji energii) z dnia 23 stycznia 2008 r.

1. W Komunikacie wyrażona jest opinia o opłacalności długookresowej

wprowadzenia systemu CCS z uwagi na możliwości handlu zezwoleniami.

2. W Komunikacie określono, że zakłady pilotowe powinny być realizowane z

środków własnych emitentów CO₂ a w oddzielnych przypadkach jest możliwa częściowa pomoc finansowa państwowa. KE ma środki na wspomaganie rozwoju technologii czystego spalania węgla i CCS.

3. Alternatywa botaniczna

C1. Opis procesu

Glony są bardzo liczną grupą niższych roślin . W jej skład wchodzą organizmy jedno-

i wielokomórkowe. Łącznie istnieje ok. 300 tys. gatunków z których dokładnie poznano zaledwie kilkaset. Zróżnicowanie glonów jest ogromne: od zaliczanych do procaryota np. sinic (Cyanophyta) - które nie wykazują obecności jądra w komórce do glonów wykazujących obecność jądra w komórce np. - Eucaryota.

Glony należą do najstarszych organizmów na ziemi, istnieją od ok.3,6 mln lat. Są one doskonale przystosowane do wzrostu w różnorodnych warunkach, także skrajnie niekorzystnych.

W ostatnim czasie glony stały się przedmiotem szczególnego zainteresowania, z uwagi na ich zalety i z tym związaną możliwość stosowania w procesach technologicznych . Powodem tego zainteresowania są:

1. zdolność do szybkiego rozmnażania się (w zależności od rodzaju mogą one

podwajać swą biomasę w ciągu kilku do kilkunastu godzin),

(b) zdolność do fotosyntezy tj. adsorbowania światła, wiązania CO₂ i w obecności wody wytwarzania składników organicznych różnego rodzaju (tj. biosyntezy): cukrów, aminokwasów, lipidów, kwasów nukleinowych, enzymów i innych,

3. wydajność produkcji biomasy z jednostki powierzchni wielokrotnie przewyższa

klasyczne rośliny uprawne,

(d) skromne wymogi hodowlane: wymagają pożywki złożonej z prostych i stosunkowo tanich soli mineralnych,

(e) możliwość wzrostu w szerokim zakresie pH ok. 4 - 11 i temperatury (w zależności od gatunku) zwykle ok. 27 ^oC. Wzrost przy różnym stopniu zasolenia pożywki: glony słodkowodne (Chlorella, Scenedesmus), tolerujące zasolenie a nawet wymagające znacznego zasolenia (Dunaliella ,Spirulina).

Obecność dodatkowych barwników u szeregu glonów przyczynia się do modyfikacji ich zdolności fotosyntetycznych i stała się także podstawą do klasyfikacji glonów. Wyróżniono na tej podstawie m.inn. zielenice, brunatnice, krasnorosty i inne.

Wszystkie glony zawierają chlorofil i inne barwniki aparatu fotosyntetycznego a niektóre zawierają także dodatkowe barwniki (phycoerytrynę i inne). Dzięki obecności chlorofilu glony są zdolne do pochłaniania energii świetlnej. Ze światła słonecznego wykorzystują one głównie długości fal w dwóch zakresach ok. 400 nm i 700 nm, gdyż aparat fotosyntetyczny glonów jest przystosowany do przyjęcia tych długości światła.

Tabela. Składy chemiczne niektórych alg (w/p na suchą masę w %)

Nazwa odmiany	Proteiny	Węglowodany	Lipidy/ tłuszcze	Kwasy nukleinowe
Scenedesmus obliquus	50-56	10-17	12-14	3-6
Scenedesmus qudricauda	47	-	1,9	-
Scenedesmus dimorphus	8-18	21-52	16-40	-
Chlamidomonas rheinhardii	48	17	21	-
Chlorella vulgaris	51-58	12-17	14-22	4-5
Chlorella pyrenoidosa	57	26	2	-
Spirogyra sp.	6-20	33-64	11-21	-
Dunaliella bioculata	49	4	8	-
Dunaliella salina	57	32	6	-
Euglena gracilis	39-61	14-18	14-20	-
Prymnesium parvum	28-45	25-33	22-38	1-2
Tetraselmis maculata	52	15	3	-
Porphyridium cruentum	28-39	40-57	9-14	-
Spirulina platensis	46-63	8-14	4-9	2-5
Spirulinum maxima	60-71	13-16	6-7	3-4,5
Synechoccus sp.	63	15	11	5
Anabena cylindrica	43-56	25-30	4-7	-

Fotosynteza jest unikalnym procesem realizowanym przez rośliny. W trakcie fotosyntezy energia światła (kwanty świetlne) jest przekształcana w energię chemiczną (joule). W trakcie procesu dwutlenek węgla i woda są przyswajane przez roślinę w formie związków organicznych, powodujących wzrost biomasy rośliny. Fotosynteza składa się z dwóch procesów, przebiegających w trakcie naświetlania

i w okresie zaciemnienia. W trakcie naświetlenia kwanty energii świetlnej, działając na chlorofil, tworzą strukturalnie niestabilne wysoko - energetyczne cząsteczki w licznych procesach przekazywania elektronów. W okresie zaciemnienia te wysokoenergetyczne cząsteczki reagują z dwutlenkiem węgla i wodą, tworząc węglowodany lub inne związki organiczne. Wysokoenergetyczne cząsteczki ATP (adenosine triphosphate) i NADPH (nicotinamide adenine dinucleotide phosphate) są odtwarzane i rozpoczynaj kolejny cykl reakcji. Reakcje fotosyntezy zachodzą całkowicie w częściach roślin, zwanych chloroplastami, które są biologicznie tylakoidalnymi membranami. Kierunek tych reakcji zależy od właściwości, które są genetycznie specyficzne dla danej grupy glonów a także od dostępności zbilansowanej struktury pokarmu. Większość glonów w okresie „głodu” przekształca CO₂ i wodę w lipidy i tłuszcze a w okresie nadmiaru mikroskładników dominuje przemiana w węglowodany. Glony, podobnie jak inne rośliny, zawierają chlorofil (odmiany A i B lub łącznie A i B). Niektóre algi zawierają chlorofil C lub jego kombinacje. Ta różnorodność zawartego chlorofilu pozwala glonom korzystanie z różnych częstotliwości światła słonecznego. W zasadzie większość alg reaguje na światło słoneczne w przedziale 400 - 700 nm co w rezultacie wyklucza ok. 47% światła z reakcji z chlorofilem. Niektóre glony są czułe na nadmiar promieni ultrafioletowych co musi być brane pod uwagę w konstrukcji reaktorów zamkniętych.

C2. Warianty rozwiązań technologicznych

Opcje wykorzystania alg w procesach eliminacji CO₂

Dla oceny ekonomicznej i określenia efektywności istotnym jest określenie, jaką funkcję spełnia fotobioreaktor w procesie eliminacji lub ograniczenia emisji CO₂.Niżej przedstawione są schematy procesów spalania i wychwytywania CO₂ .

CO₂

CO₂

Schemat substytucji paliw płynnych

W powyższym schemacie przedstawiony jest proces “upłynniania” węgla. Zakłada się, że w dalszym ciągu następuje eksploatacja paliw stałych, po spaleniu których następuje botaniczna absorpcja CO₂ z wytworzeniem tłuszczów i skrobi z których produkuje się paliwa silnikowe.

Na schemacie pominięto część masy alg które są zawracane do opalania kotłów energetycznych. Ponieważ nie ma możliwości absorpcji CO₂ z gazów silnikowych, w tym przypadku występuje ok. 50% zmniejszenie emisji.

CO₂

Schemat recyklingu paliwa stałego

Powyższy schemat reprezentuje pełny recykling CO₂ w produkcji energii elektrycznej.

Ze względu na sprawność odzysku alg, niewielkie ilości węgla są w dalszym ciągu stosowane jako źródło opalu.

Schemat ten nie ma związku z emisją z paliw silnikowych. Emisję z silników można ograniczyć, stosując inne rozwiązania (ogniwa, wodór itp.)

CO₂

CO₂

Schemat powiązań CCS z procesem botanicznym

Powyższy schemat dotyczy terytoriów, które posiadają pustki po wydobyciu gazu ziemnego lub ropy naftowej i gdzie koszty transportu i składowania mogą być kompensowane dodatkowym wydobyciem węglowodorów. Ponieważ algi mogą odzyskiwać CO₂ w pełni, co nie jest opłacalne w wypadku wydzielania CO₂ z gazów opałowych, system przewiduje kombinacje CCS do wysokości 75% - 80% odzyski z emisji, a reszta CO₂ będzie poddawana botanicznej absorpcji.

C3. Rozwiązania technologii fotobioreaktorów

Struktura fotobioreaktorów jest znacznie bardziej skomplikowana niż zwykłych reaktorów chemicznych. Fotobioreaktor musi spełniać szereg złożonych funkcji, realizowanych w określonej sekwencji:

- Fotobioreaktor w pierwszym rzędzie musi zapewnić przemieszczanie się zawiesiny alg w wodzie w taki sposób, aby z jednej strony nie spowodować zniszczenia alg, z drugiej zapewnić pełne wykorzystanie obszaru naświetlenia.

- Fotobioreaktor musi dostarczyć CO₂ w odpowiednie miejsce (również jego recykling) oraz odżywki (przede wszystkim azot i fosfor).

- Konieczne jest zapewnienie odbioru tlenu.

- Istotnym jest kształt obszaru naświetlenia oraz sposób podania światła tak, aby przemieszczające się algi były poddawane wielokrotn

- Koniecznym jest również zapewnienie kompleksowego systemu sterowania poszczególnymi parametrami, szczególnie temperaturą w różnych okresach klimatycznych.

Schemat procesowy produkcji i przetwarzania alg składa się z następujących okresów:

1. rozmnażania się alg (w okresie początkowym)

2. przesyłanie alg przez reaktor rurowy lub workowy, poddawany naświetlaniu,

przy jednoczesnym podawaniu w przeciwprądzie CO₂ (przeważnie rozpuszczonego w wodzie lub alkaliach). Do reaktora podawane są składniki odżywcze, wymagane przez dany rodzaj alg (są to nawozy oraz sole mineralne)

3. wyprowadzanie alg z reaktora po uzyskaniu wymaganego przyrostu,

filtrowanie i przekazywanie do dalszej przeróbki.

Dalsza przeróbka polega na wytłaczaniu oleju (wraz z częścią wody) oraz przygotowaniu form paszowych. W bardziej rozwiniętych strukturach, wytłoki poddawane są fermentacji, w wyniku której otrzymuje się etanol. Z pozostałości można dalej ekstrahować aminokwasy i proteiny, które nie znajdują się w żadnych innych roślinach lub znajdują się w znikomych stężeniach.

W początkowych okresach stosowania alg, pozostałość po wytłoczeniu może być mielona z węglem i spalana w elektrowni. W tych strukturach wytwarzania recykl CO₂ wynosi dla różnych rozwiązań od 40% do 80%. Wytłoczony olej przetwarza się na biodiesel, pozyskując glicerynę jako produkt uboczny.

C4. Rodzaje fotobioreaktorow

Fotobioreaktory dzielą się na otwarte i zamknięte.

Reaktory otwarte są zazwyczaj okrągłymi lub elipsoidalnymi basenami, wypełnionymi masą alg zawieszoną w wodzie. Algi przemieszcza się przy pomocy specjalnie skonstruowanych łopat w taki sposób, aby nie uszkadzały alg w czasie mieszania. CO₂ podaje się poprzez bębelkowanie od spodu basenu. W określonych miejscach podaje się odżywki (azot i fosfor) a na jednym z końców basenu jest odbiór przyrosłej masy alg. W basenie nie ma możliwości regulowania temperatury.

Jednym z pierwszych reaktorów otwartych był basen Firmy SEAMBIOTIC Ltd., przy elektrowni Izrael Electric w Aszkelon, pracujący w specyficznych warunkach wysokiej temperatury i niskiej szerokości geograficznej. Z otrzymanych alg Firma produkuje biopaliwa. Brak jest dokładnych danych o reżymie pracy reaktora, wydajności oraz stopnia eliminacji emisji. Mankamentami reaktorów otwartych jest znaczne odparowanie wody (w przypadku Firmy SEAMBIOTIC nie miało to znaczenia ze względu na stosowanie wody morskiej) oraz możliwość zakażenia alg innymi gatunkami.

Reaktory zamknięte dzielą się, w zależności od stopnia nachylenia obszaru naświetlanego w stosunku do źródła światła, na poziome, pionowe i nachylone.

Z dostępnych informacji, obecnie bioreaktorami własnej konstrukcji dysponują firmy:

- AQUAFLOW Bionomic - SOLIO Biofuels

- GS Cleantech - GREENFUEL Technology

- Green Star Technology - GreenShift Corporation

- VALCENT Products Inc. - BHM - Worldwide (USA)

GLOBAL GREEN SOLUTIONS (USA) - AlgaeLink NV Holandia

Niżej przytoczone są dostępne informacje o kilku bioreaktorach:

Reaktor: GREEN FUEL TECHNOLOGIES Corporation (USA)

Reaktor nazwany od nazwiska twórcy reaktorem BERHZINA jest strukturą nachyloną. Ma kształt trójkąta, przeciwprostokątna o długości ok. 3 m, pod kątem ok. 60^o służy do procesu absorpcji w rurze o średnicy ok. 20 cm. Algi spływają w dół, w przeciwprądzie podawany jest CO₂. Reaktor jest sterowany matematycznym algorytmem, opymalizującym stopień pochłaniania CO₂. Wahania temperatury wynoszą ok. 10^oC. Rodzaj alg nie został ujawniony, wiadomo że są to algi, stosowane przez NASA. W październiku 2004 r badania na gazie z elektrowni

20 MW o zawartości w gazach wylotowych 13% CO₂ dały rezultat:

- absorpcji NO_x w rozmiarze 85,9%

- absorpcji CO₂ w rozmiarze 82,3%.

Reaktor: GREENSHIFT CO₂ Reactor (USA)

Reaktor jest reaktorem pionowym z stadionowym rozmieszczeniem worków wzrostu alg. Firma preferuje stężony CO₂ (pochodzący z przemysłu spirytusowego i piwowarskiego). Światło słoneczne jest zbierane przez paraboliczną antenę i dystrybuowane przez siec światłowodową. Każdy światłowód doprowadzony jest do worka wzrostu, do którego podawana jest woda i CO₂.

Rosnące algi są usuwane przez zwiększenie przepływu wody przez worki. Sposób naświetlenia daje możliwość dowolnej intensywności naświetlenia, co może znacznie podwyższyć wydajności świetlne.

Reaktor: VALCENT Products Inc. / GLOBAL GREEN SOLUTIONS (USA)

Reaktor VERTIGO jest pionowym reaktorem workowym, umieszczonym w szklarni. Worki zawieszone są na metalowych ramach i są ruchome, aby zapewnić maximum naświetlenia. Reaktorem steruje komputerowy system, zapewniający odpowiednią ilość odżywek, światła i wody.

Reaktor: BHM-Worldwide (USA)

Reaktor pionowy rurowy na konstrukcji stalowej. Gęstość alg jest 10 - 20 razy wyższa niż klasyczny system workowy. Po 3,5 godzinie od początku operacji można zbierać algi. Wyraźnie zaakcentowane otrzymywanie tlenu. Mała zależność od temperatury (wspomina się o - 2^oC). Oferuje się reaktory jako kompletne obiekty.

Tabela Dane reklamowe reaktorów pionowych BHM-Worldwide

Wydajność alg t/dzień	Ilość rur d - 900mm l =12m	Skruber CO2	Pompy i centryfugi	Rozmiar działki dla pilota mxm
1	25	+	+	10x10
25	625	+	+	50x50
50	1250	+	+	100x100
100	2500	+	+	200x200

Ceny instalacji pilotowych podawane są zainteresowanym inwestorom.

Reaktor: AlgaeWay Photobioreaktor (AlgaeLink NV Holandia)

Reaktor poziomy. Referencyjna instalacja w Cadiz - Hiszpania. Firma oferuje instalacje pilotowe o zdolności produkcyjnej 2 - 4 kg suchej masy na dobę. W skład pilota wchodzi system sterowania (czujniki tlenu, czujniki CO₂, czujniki temperatury, czujniki pH, czujniki naświetlenia, czujniki przewodności). Instalacja składa się z 36 m rur o średnicy 300mm z systemem samooczyszczania, zbiornik 1200l (pompy cyrkulacyjne, pompy zbierające, zawory, pompy pH itd.) mieszcząca się na 48 m². Zużycie CO₂ 10 kg/dobe. Cena 69.000 €. W literaturze reklamowej podano również parametry.

Tabela Instalacje firmy AlgaeLink

Zdolność produkcyjna	Koszt instalacji	Długość rur	Ilość powierzchni naświetlonej	Wydajność
t/dobę	€	m	ha	t/ha
1	125.000	1.880	0,54	1,9
5	480.000	9.400	2,68	1,9
10	918.000	18.800	5,4	1,9
50	.	141.000	40	1,9
100	.	188.000	53,6	1,9

Zużycie wsadu dla instalacji 1t/dobę:

- CO₂ 2,88 kg/kg alg

- Azot 81kg/dobę

- Fosfor 11 kg/dobę

- Energia elektryczna 100 kwh/dobę (?)

C5. Ocena nakładów inwestycyjnych systemu botanicznego

poprzez ocenę CCS

Celem oceny nakładów inwestycyjnych dla systemu CCS nie jest programowanie takich inwestycji. Wartość nakładów inwestycyjnych na cały system CCS od odzysku CO₂ z gazów opałowych do nadzoru składowisk podziemnych jest wyznacznikiem dla oceny maksymalnych nakładów inwestycyjnych na system botaniczny tj. oszacowanie, jakie wartości nakładów wyznaczają opłacalność ekonomiczną zastosowania systemu botanicznego. Ponieważ system CCS generuje jedynie straty, odzwierciedlone we wzroście kosztów energii elektrycznej, to system botaniczny wytwarzając nowe produkty daje szanse na:

1. opłacenie kosztów generacji CO₂, tj. obciążenie systemu botanicznego

kosztami, wynikającymi z odzysku CO₂ co przejawi się w wartości kosztu surowców (CO₂ i H₂O) w taki sposób, aby utrzymać na dotychczasowym poziomie koszt energii elektrycznej.

2. finansowanie opłaty gazowej w wysokości 25 USD/t CO₂ dla nieodzyskanego

CO₂ (cena giełdowa, przyjęta do obliczeń)

3. opłacenie kosztów hodowli alg.

Ilość publikacji, dotyczących wzrostu kosztów produkcji energii elektrycznej, wynikający z wprowadzenia zatrzymywania CO₂ jest znaczna. Różnią się one jednak założeniami i danymi wyjściowymi. W celu uzyskania porównywalnych wyników, konieczne było przeprowadzenie symulacji kosztów w różnych układach, wykorzystując dostępne dane. Należy jednak mieć na uwadze ograniczoną dokładność poniższych obliczeń, wynikającą m. inn. z korzystania danych z różnych okresów czasu, co wpływa na przeliczniki walutowe, które nie zawsze można było określić (np. dane z Australii, czy NETL z różnych okresów), a także odnoszących się do różnych mocy produkcyjnych i ocenianych struktur wytwarzania. Dokładne określenie wszystkich parametrów kosztowo-finansowych można będzie dokonać dopiero w studium wykonalności projektu.(feasibility study).

Poniższe zestawienia są symulacją autorską i w dalszych pracach studialnych będą wymagać uszczegółowienia i adaptacji do konkretnych warunków inwestowania, czasu i miejsca. W tablicy poniżej podano dane wyjściowe do analizy nakładów inwestycyjnych w systemie CCS.

Pomimo ogromnego zasobu informacji w tym zakresie, okazało się, że mają one charakter przyczynkowy i nie przedstawiają pełnego zakresu inwestycji. Profil produkcyjny alg różni się w zależności od ich genetycznej struktury. Znane już są wyniki modyfikacji zwiększające ilość cennych produktów, przede wszystkim tłuszczów.

Poniższe udziały reprezentują średnie osiągnięcia w profilu produkcji struktury alg.

Tabela. Profil produkcyjny alg

Skład produktów	Wydajność t CO2/t alg	Udział produktów w algach	Zużycie t CO2/t alg	Skład CO2 w algach
Tłuszcze / lipidy	2,65	0,4	1,06	0,5368
Cukry	1,47	0,2	0,29	0,1484
Proteiny	1,81	0,1	0,18	0,0915
Węglowodany (struktura alg)	1,47	0,3	0,44	0,2234
Razem		1,0	1,98	1,0

W związku z tym, dla rozpatrywanej elektrowni uzyskamy następującą produkcję alg dla okresu naświetlania.

Tabela Produkcja alg w symulowanej elektrowni

Parametry	CO2 t/r	Zużycie CO2 t/t	Produkcja alg t/r	h/rok	t/h
CO2 odzyskany 80%	7 561 899	1,98	3 827 124	3 650	1 049
CO2 odzyskany 50%	4 726 187	1,98	2 391 953	3 650	655

Tabela Symulowany skład produktów systemu botanicznego

przy 80% i 50%odzysku CO₂

Skład	Jednostki	Produkty t/r 80%	Produkty t/r 50%
Tłuszcze	t/r	1 530 850	956 781
Produkcja tłuszczów	t/r	1 224 680	765 425
Zużycie tłuszczów na biodiesel	t/t	1	1
Biodiesel	t/r	1 224 680	765 425
Gliceryna	t/r	116 345	72 715
Zużycie metanolu	t/r	127 979	79 987
Cukry	t/r	765 425	478 391
Proteiny w algach	t/r	382 712	239 195
Proteiny dietetyczne udział	[1]	0,2	0,2
Proteiny dietetyczne	t/r	76 542	47 839
Pasze	t/r	1 760 477	1 578 689
Razem masa alg			2 391 953
CO2 odzyskany	t/r	7 561 899	4 726 187
Odgazowanie CO2	t/r	1 890 475	4 726 187
Łączna produkcja CO2	t/r	9 452 373	9 452 373

Tabela Porównanie kosztów CO₂ i nakładów inwestycyjnych w układach

CCS przenoszony do analiz ekonomicznych systemu botanicznego

Parametry kosztowe	Obciążenie odzysku USD/t CO2	Nakład inwestycyjny mln USD
80% CCS/MEA Geologiczny	26,0	758,0
80% CCS/MEA Morski	38,6	1 221,8
80% CCS/OXY Morski	31,0	937,7
50% CCS/MEA Geologiczny	46,0	494,3
50% CCS/MEA Morski	58,6	793,6
50% CCS/OXY Morski	51,0	616,1

Wykorzystując powyższe dane wykonano analizę kosztów produkcji i prostej efektywności dla odzysku 80%

Tabela Dane syntetyczne oceny ekonomicznej systemu botanicznego

przy odzysku 80% CO₂

Produkty	Algi t/r	Inw. mln. PLN	Zysk mln. PLN/r	ROI AT
Produkcja alg	3.827.124	1.151,321	0	0,00%
Biodiesel	1.224.680	657,377	992,653	88,80%
Pasze wysokocukrowe	2.525.902	559,794	1.709,849	150,59%
Proteiny żywieniowe	76.542	103,276	200,900	91,98%
Razem	3.827.124	2.471,766	2.903,402	117,46%

Jak wynika z przeprowadzonej analizy system botaniczny nie tylko eliminuje CO₂ z atmosfery ale dodatkowo umożliwia zwrot nakładów inwestycyjnych poniesionych na odzysk CO₂.

Podstawowe zalety stosowania alg jako środka eliminacji CO₂ z gazów odlotowych elektrowni to:

1. dostarczenie dodatkowej energii dzięki fotosyntezie

2. efektywne ekonomicznie poniesienie nakładów inwestycyjnych na odzysk CO₂

3. ciągły recykling CO₂ poprzez algi i ich uzyskiwanie produktów rynkowych

4. możliwość substytucji roślin oleistych w wytwarzaniu biopaliwa z pozostawieniem obszarów rolnych na uprawy brakującej żywności

5. lokalizacja bioreaktorów obok istniejących i przyszłych elektrowni co eliminuje transport

6. produkcja znacznych ilości tlenu który może być wykorzystany do zwiększenia efektywności spalania w elektrowni

Wprowadzenie procesu absorpcji CO₂ poprzez algi wymaga indywidualnego wypracowania parametrów tej struktury technologicznej i dlatego obecnie prowadzi się badania pilotowe w różnych elektrowniach przede wszystkim w USA.

Decydującymi parametrami technologicznymi są:

1. powierzchnia naświetlania i jej transparentność oraz sposób dostarczenia

światła w głąb potoku przemieszczających się alg

2. utrzymanie temperatury w granicach 20^o-30^o C

3. dobór odpowiedniego sposobu dostarczenia CO₂ (efektywność absorpcji

rośnie wraz ze stężeniem CO₂)

4. wybór metod odwadniania wstępnego alg

5. metoda odzysku tlenu

Obecnie prowadzone są prace nad modelową oceną nakładów inwestycyjnych oraz kosztów produkcji. Wstępne wyniki wskazują, że przy 10% wydajności energetycznej uzyskuje się dostateczna opłacalność. Jednak obecnie dostępne doświadczalne wartości wydajności z m² powierzchni naświetlanej są znacznie niższe i brak jasnej odpowiedzi czy ma to charakter botaniczny czy technologiczny.

System botaniczny ma również szereg braków, które wymagają odpowiednich rozwiązań technologicznych. Należą do nich:

1. brak naświetlania w nocy obniża zdolność produkcyjną i wymaga albo

składowania CO₂ albo stosowania sztucznego naświetlenia co obniża ogólny

wskaźnik efektywności energetycznej

2. konieczność wyrównywania temperatur bioreaktora z otoczeniem

3. zajmowanie znaczących powierzchni obok elektrowni

4. zużycie wody technologicznej co powoduje zwiększenie zużycia energii

elektrycznej.

Należy jednak brać pod uwagę ze nadwyżka energii wynikająca teoretycznie ze stosowania alg wynosi 100% zdolności elektrowni.

W związku z powyższym, koniecznym jest podjecie intensywnego programu badawczo-wdrożeniowego przez grupę energetyków, biochemików, technologów i ekonomistów mającego na celu opracowanie efektywnego systemu odzysku CO₂ z systemu energetycznego. Podstawowe elementy tego programu podano poniżej.

C6. Program badawczo-wdrożeniowy

Zadania badawcze i wdrożeniowe	Okres w miesiącach.	Oszacowanie kosztów
Selekcja rodzaju alg	2	35.000 zł
Sformułowanie zadań badawczych: - metoda koncentrowania światła - metoda stosowania światłowodów - naświetlanie potoku - dostarczenie CO2 w środowisko fotosyntezy - filtracja alg - produkcja oleju (prasowanie alg) - odzysk tlenu	6	120.000 zł
Ustalenie parametrów instalacji pilotowej	2	15.000 zł
Opracowanie zapytań ofertowych na instalacje pilotowe i prace badawcze	3	55.000 zł
Przygotowanie treści kontraktów i umów	2	75.000 zł
Zakup i montaż instalacji pilotowych (rurowej, workowej) o zdolności 2 t/dobę	6	wg danych promocyjnych ok. 600.000 €
Organizacja zasilania CO2 (zbiornik CO2, skruber, pompy, sterowanie)	5	wg projektu
Zakup instalacji prasowania alg z wydzieleniem tłuszczów	4	20,000 - 30,000 €
Praca instalacji pilotowych	10	350.000 zł
Próby estryfikacji	3	12.000 zł
Raport przejściowy	2	45.000 zł
Opracowanie dokumentacji przemysłowej	8	560.000 €
Budowa instalacji referencyjnej dla elektrowni 1000 MWe	24	1 mln USD

C7. Wnioski i zalecenia

Wnioski

1. Polska nie posiada planu instrumentalizacji

1. brak jest udokumentowanych analiz wyboru rodzaju technologii wydzielania CO₂ z gazów kominowych lub innych rozwiązań systemów spalania węgla

2. brak jest badań geologicznych, potwierdzających występowanie złóż geologicznie przydatnych w wymaganych rozmiarach i parametrach szczelności

3. brak jest koncepcji budowy rurociągów transportujących CO₂ od miejsc generacji do miejsc składowania

4. brak jest symulacji ekonomicznych, wskazujących na społeczne koszty, wynikające z drastycznego podniesienia cen energii

5. brak jest inicjatyw ustawodawczych, zabezpieczających przed spekulacją limitami gazowymi i przed monopolizacją miejsc składowania, geologicznie przydatnych (np. przez PGNiG)

2. Brak jest świadomości wśród decydentów o ewidentnych niedostatkach

Systemu CCS. Wśród niedostatków są następujące:

1. produkcja bezużytecznego, kosztownego w zagospodarowaniu odpadu

2. znaczne straty energetyczne i konieczność podniesienia cen energii przez stosujących CCS i utrata przez nich konkurencyjności w stosunku do stosujących tradycyjne struktury w ramach limitu węgłowego

3. ograniczona ilość potencjalnych geologicznie miejsc składowania, z zasady niezależnych od miejsc produkcji energii, co wymaga organizacje całej sieci rurociągów oraz prawdopodobnie szerokich porozumień międzynarodowych

4. ryzyko miejscowych wybuchów ze złoża, szczególnie w lokalizacjach sejsmicznych

5. skomplikowana struktura postulowanych miejsc składowania

3. Brak prowadzenia prac rozpoznawczych i badawczo-wdrożeniowych nad systemem botanicznym, absorbującym CO₂ przez algi w procesie fotosyntezy.

Zalety stosowania tego systemu zostały potwierdzone w badaniach w USA. Wyniki badań wskazują na następujące zalety:

1. dostarczenie dodatkowej energii poprzez fotosyntezę

2. możliwość ciągłego recyklingu CO₂ przez algi i otrzymywanie paliwa płynnego i stałego

3. algi stanowią substytucję roślin oleistych w wytwarzaniu biopaliwa. Wytwarzanie alg powoduje pozostawienie obszarów rolnych na uprawy brakującej żywności

4. eliminacja transportu CO₂ przez lokalizację bioreaktorów w pobliżu elektrowni

5. produkcja znacznych ilości tlenu, który może być wykorzystany do zwiększenia efektywności spalania w elektrowni i produkcji stężonego CO₂.

4. Wstępne analizy i oceny szacunkowe wykazały, że poniesienie nakładów

inwestycyjnych w wysokości niezbędnej do wprowadzenia systemu CCS, lecz wykorzystanych na budowę instalacji systemu botanicznego pozwalają:

1. utrzymać koszt produkcji energii na dotychczasowym poziomie

2. zapewnić wysoką zwrotność zainwestowanego kapitału poprzez wydzielenie i sprzedaż pochodnych produkcji alg

3. efektywność systemu botanicznego utrzymuje się na zadawalającym poziomie również w przypadku odzysku 50% CO₂ i zakupie pozostałych uprawnień na giełdzie CO₂ (obecnie 25 USD/t CO₂).

Zalecenia

Uwzględniając wyniki analizy, przeprowadzonej w raporcie, koniecznym jest podjecie przez ENEA następujących działań:

1. Wobec agencji rządowych

1. Wystąpienie w sprawie identyfikacji i oceny złóż geologicznie przydatnych dla systemu CCS jako pilnego zadania, limitującego podjecie poszukiwań takich złóż poza krajem.

2. Wystąpienie w sprawie podjecie kompleksowego projektu badawczo -wdrożeniowego w celu ustalenia alternatywy botanicznej dla nieefektywnego systemu CCS z wykorzystaniem funduszy strukturalnych UE.

2. Działania własne

1. Przyjęcie projektu pilotowego testowania systemu botanicznego poprzez zakup 2 - 3 instalacji pilotowych i przeprowadzenie badań w Elektrowni Kozienice w celu określenia podstawowych parametrów systemu, wyszczególnionych w „Programie Badawczym” .

2. Przygotowanie i zawarcie umowy konsorcjalnej z podmiotami gospodarczymi i badawczymi w celu podjęcia programu badawczego zgodnie ze specjalizacja podmiotów.

3. Zlecenie rozpoznawczych prac projektowych w celu uzyskania wiarygodnych danych o nakładach inwestycyjnych, związanych z odzyskiem CO₂.

---

Wybrane technologie zagospodarowania dwutlenku węgla pod kątem możliwości wdrożenia

w Elektrowni KOZIENICE S.A. PODSUMOWANIE

Opracowanie Grupy Doradców Inwestycyjnych VENTURES Strona 2 z 21

Węgiel

Kocioł

Algi

Biodiesel /

benzyna

Kocioł

Węgiel

Algi jako paliwo odtwarzalne

Algi

Upłynnienie

Kocioł

Węgiel

Dodatkowy strumień CO₂

Algi jako paliwo odtwarzalne

Składowanie

Algi

---