Menu
Patronat honorowy Patronage

Polska znów chce zapędzić w dołek CO2

Wysokie ceny uprawnień do emisji CO2 i ambicje ochrony klimatu sprawiają, że powraca temat rozwoju technologii CCS/CCU. Zwłaszcza, że niektórym segmentom przemysłu bez nich nie uda się osiągnąć neutralności klimatycznej.
Effect of the hothouse which occurs on our planet Land

Technologie wychwytywania i magazynowania/wykorzystania CO2 (ang. Carbon Capture and Storage/Utilization) coraz częściej pojawiają się w kontekście wymogów emisji, które będzie musiał spełnić przemysł w ramach celów wyznaczanych przez Unię Europejską lub poszczególne państwa.

Widać to również w Polsce, m.in. w decyzjach Ministerstwa Klimatu i Środowiska, a także w zapowiedziach, strategiach oraz działaniach podejmowanych przez biznes. Warto jednak najpierw cofnąć do minionej dekady i przypomnieć dotychczasową, głośną i niezbyt udaną przygodę z CCS w Polsce.

Falstart Bełchatowa

Chodzi o demonstracyjny projekt instalacji dla największego i najnowszego bloku Elektrowni Bełchatów o mocy 858 MW. Opalaną węglem brunatnym siłownię oddano do użytku w 2011 r. Zakładano, że CCS wybudowany na jego potrzeby będzie wyłapywać CO2 z 1/3 strumienia spalin emitowanych przez jednostkę, a następnie przetransportuje go do miejsca podziemnego składowania o odpowiednich parametrach geologicznych.

Łączny koszt przedsięwzięcia, który miał pozwolić na wychwycenie blisko 2 mln ton CO2 rocznie, oszacowano na ok. 2,3 mld zł. PGE zrezygnowało jednak z realizacji projektu w 2013 r. Jako powód wskazywano przede wszystkim brak zabezpieczonego finansowania dla całości inwestycji, a także brak ustawy korytarzowej dla rurociągów transportujących CO2 do miejsc składowania.

W tym przypadku miał on mieć ok. 140 km i biec z południowej części woj. łódzkiego, gdzie znajduje się Elektrownia Bełchatów, do składowiska w północnej części regionu – pomiędzy Kutnem i Łowiczem. Te plany napotykały na duży opór społeczny.

Jeśli weźmiemy pod uwagę jeszcze to, że wówczas ceny uprawnień do emisji CO2 wynosiły kilka euro za tonę, to trudno się dziwić, że PGE brakowało determinacji do doprowadzenia projektu do finału.

Szacowane przez PGE w 2008 r. koszty wychwyconego i utylizowanego CO2 w instalacji CCS wynosiły 60-100 euro za tonę, a wskutek wdrożenia unijnego Pakietu Energetyczno-Klimatycznego miały spaść do ok. 40 euro za tonę. Na taki poziom cenowy notowania uprawnień do emisji dotarły dopiero w 2021 r.

Zdjęcie przedstawiające kanał spalinowy przystosowany do przyłączenia instalacji CCP (pobór i zrzut spalin). W niższej części metalowej konstrukcji widać część instalacji wody chłodzącej dla CCS. Fot. PGE

 

Zasadniczo jedyną fizyczną pozostałością po projekcie w Bełchatowie są instalacje, które powstały w ramach budowy samego bloku 858 MW kosztem ponad 33 mln zł.

Bez komplikacji się jednak nie obyło, gdyż PGE na przedsięwzięcie w CCS otrzymało unijne dofinansowanie. W 2015 r. musiało więc dokonać zwrotu nierozliczonej kwoty prefinansowania w wysokości ponad 40 mln euro, a blisko 160 mln zł wydanych na projekt obciążyło wyniki finansowe energetycznej grupy.

Wnioski z doświadczeń

W 2011 r. gliwicka spółka Energopomiar nadzorowała projekt dotyczący badań struktur geologicznych w Polsce pod kątem składowania CO2. Zdaniem prezesa firmy Roberta Witka, nie można oceniać, że dotychczasowe projekty związane z wychwytywaniem dwutlenku węgla zakończyły się całkowitym niepowodzeniem.

– Zainicjowane i częściowo zrealizowane projekty, głównie koncepcyjno-konsultacyjne, pozostawiły ciekawą wiedzę w obszarze skali wyzwań, z jakimi przyjdzie nam się zmierzyć – powiedział prezes Witek portalowi WysokieNapiecie.pl.

– Same konsultacje społeczne tych historycznych zadań wskazały, z jaką siłą i determinacją społeczeństwo będzie oddziaływać na projekty związane z zatłaczaniem i magazynowaniem CO2. Moim zdaniem ten kierunek zagospodarowania wychwyconego dwutlenku węgla ciągle będzie napotykał na duży opór społeczny – dodał.

Jednocześnie Witek podkreślił, że w kontekście perspektyw CCS/CCU w ostatnich latach nastąpił nie tylko postęp technologiczny. Najważniejsza zmiana dotyczy warunków biznesowych oraz oczekiwań środowiskowych społeczeństwa.

– Dziś nie jestem w stanie jednoznacznie stwierdzić, że te technologie mają przyszłość. Gdyby spojrzeć od strony gospodarki o obiegu zamkniętym, to można by powiedzieć, że perspektywy są i to duże. Gdyby analizę przeprowadzić jednak z uwzględnieniem elementów kosztów inwestycyjnych i operacyjnych tych technologii, to wnioski przestają być tak oczywiste – stwierdził prezes Energopomiaru.

Resortowy zespół CCS

Tymczasem pod koniec sierpnia 2021 r. Michał Kurtyka, były już minister klimatu i środowiska, powołał „Zespół do spraw rozwoju technologii wychwytu, składowania i wykorzystania CO2”.

Zobacz też: Odchodzi minister klimatu Michał Kurtyka. Co po sobie pozostawia?

Wśród jego zadań wskazano m.in. „przeprowadzenie analizy oraz weryfikację wyników wcześniej podejmowanych działań dotyczących źródeł CO2 w Polsce, z uwzględnieniem jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych, zasilanych paliwami kopalnymi (gazem ziemnym, węglem kamiennym i węglem brunatnym), dla których uzasadniona byłaby budowa instalacji wychwytu CO2”.

Zespół ma też pochylić się nad potencjalnymi lokalizacjami do składowania CO2 oraz kwestiami związanymi z wyborem tras i budową rurociągów do jego transportu.

Co ciekawe, zadaniem zespołu ma być też „realizacja zadań wynikających z umowy społecznej, dotyczącej transformacji sektora górnictwa kamiennego oraz wybranych procesów transformacji woj. śląskiego, w szczególności w zakresie minimalizacji negatywnych skutków gospodarczych oraz wzmocnienia bilansu systemu energetycznego”.

Zespół ma już za sobą pierwsze spotkania. Przewodniczącym został Piotr Dziadzio, wiceminister klimatu i środowiska, Główny Geolog Kraju oraz Pełnomocnik Rządu ds. Polityki Surowcowej Państwa. Jego zastępcą jest z kolei Olga Semeniuk, wiceminister rozwoju i technologii.

Wśród pozostałych członków znajdują się przedstawiciele Towarzystwa Gospodarczego Polskie Elektrownie, PGE GiEK, Enei Wytwarzanie, PKN Orlen, PGNiG, Taurona Wytwarzanie, Państwowego Instytutu Geologicznego oraz dyrektor Centrum Energetyki Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie.

Harmonogram rozpisany

Ostatnim z wymienionych jest prof. Wojciech Nowak, który zapowiedział, że zespół „opracuje strategię rozwoju tej gałęzi przemysłu w kontekście środowiskowym oraz społecznym, a także rekomendacje w sprawie budowy instalacji CCS/CCU na podstawie studiów wykonalności, w tym modeli finansowania inwestycji oraz bilansowania systemu energetycznego”.

– Celem jest również opracowanie strategii komunikacyjnych oraz rozwiązań organizujących i inicjujących współpracę gospodarki z nauką w zakresie badań i rozwoju przy zaangażowaniu przedstawicieli instytucji rządowych. Warto zwrócić uwagę, że prace zespołu nie pomijają integracji technologii CCS/CCU z różnymi sektorami gospodarki, w tym z gospodarką wodorową – informował Nowak.

W harmonogramie prac – jak przekazało nam biuro prasowe resortu klimatu – założono, że do końca 2021 r. zespół będzie zajmować się studium wykonalności projektów instalacji, a także przesyłem CO2 oraz wyborem rekomendowanych miejsc składowania.

– W pierwszym i drugim kwartale 2022 r. planuje się omówienie metod potencjalnego wykorzystania wychwyconego CO2 i kwestie związane z komunikacją społeczną projektów. Również w drugim kwartale 2022 r. przedmiotem analizy będą wyniki wstępnego studium wykonalności projektów CCS/CCU. Na podstawie tych wyników określone zostaną dalsze działania zespołu – wskazał resort.

Społeczny hamulec

Andrzej Dercz, do niedawna prezes ILF Consulting Engineers Polska, odnosząc się do tematu przypomniał, że technologia CCS/CCU, jest wykorzystywana w przemyśle naftowym już od lat 70. ubiegłego wieku. Służy ona – poprzez zatłaczanie do rezerwuaru lub strefy odwiertowej – do podniesienia wydajności złoża.

– Ograniczona popularność technologii wychwytu CO2 związana jest z wysokimi nakładami kapitałowymi i energochłonnością. Problemem są także częste przestoje serwisowe, wynikające m.in. z podatności instalacji na korozję. Jednakże największym problemem CCS/CCU jest to, co sparaliżowało działania z nimi związane w Europie, czyli kwestia składowania wychwyconego dwutlenku węgla – ocenił Dercz dla portalu WysokieNapiecie.pl.

Jak dodał, teoria mówi, że można wykorzystywać do tego celu wyczerpane rezerwuary gazu ziemnego. Jednak obawy społeczne przed rozszczelnieniem tych zbiorników są tak duże, że protesty uniemożliwiają uzyskanie pozwolenia na ich eksploatację.

– Oczywiście można założyć, że jeżeli gaz w takim rezerwuarze przebywał przez 300 mln lat, to powinien on być szczelny. Nigdy nie można jednak wykluczyć ruchów tektonicznych, które mogłyby tę szczelność naruszyć. Co więcej, nie można też wykluczyć nieszczelności samej sondy, przez którą gaz mógłby się wydobywać na powierzchnię. A jak powszechnie wiadomo, CO2 jest cięższy od powietrza i mógłby stwarzać zagrożenie dla ludzi i zwierząt – wyjaśnił Dercz.

– W odniesieniu jednak do instalacji CCU/CCS związanych z blokami węglowymi, to obecnie jedynie dwie takie instalacje są w eksploatacji – obie na półkuli zachodniej i dla stosunkowo niewielkich bloków. Zatem przed nami daleka droga, warta jednak rozważenia, jeśli alternatywą jest ponoszenie kosztów stale rosnących opłat emisyjnych lub przedwczesne likwidacje bloków energetycznych i związane z tym koszty społeczne – dodał.

Przemysł pod presją

Prezes Dercz zwrócił uwagę, że cele wyznaczone przez porozumienia klimatyczne zakładają zerowy bilans emisji CO2. Bez CCS nie są one możliwe do osiągnięcia.

– Biorąc pod uwagę liczbę i wiek istniejących elektrowni konwencjonalnych i instalacji przemysłowych, to pracując do osiągnięcia planowanego okresu żywotności wyemitowałyby one 600 gigaton CO2, czyli 20-krotność rocznej bieżącej emisji. Natomiast 60 proc. istniejących elektrowni węglowych i 40 proc. zakładów hutniczych mogłoby jeszcze być w eksploatacji w 2050 r. – powiedział Dercz.

Dodał, że alternatywą dla ich wcześniejszej likwidacji jest inwestowanie w CCS/CCU. Te technologie na celownik muszą wziąć też cementownie, zakłady chemiczne i transport długodystansowy. Prezes ILF podkreślił, że są to branże, w których ograniczanie emisji jest bardzo trudne.

– Przykładowo w cementowniach główna emisja CO2 jest istotą procesu produkcyjnego i nie ma związku ze spalaniem. Warunkiem wstępnym produkcji cementu jest kalcynacja, czyli rozkład kamienia wapiennego na tlenek wapnia i właśnie CO2. Technologie hutnicze bez procesu wielkopiecowego są w powijakach, a transport długodystansowy statkami i samolotami bez użycia paliw węglowodorowych jest po prostu nierealny – stwierdził Dercz.

– Odzyskany w CCU dwutlenek węgla może być wykorzystany do produkcji paliw syntetycznych z użyciem znanych, choć obecnie ekonomicznie nieopłacalnych technologii – gazu ziemnego i paliw ciekłych przy wykorzystaniu wodoru z elektrolizerów zasilanych OZE. Również w branża chemiczna – poprzez produkcję nawozów sztucznych – wpisuje się w scenariusz wykorzystania CCS/CCU – dodał.

Bez emisji nie ma cementu

Prof. Jan Deja, dyrektor biura Stowarzyszenia Producentów Cementu, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl stwierdził, że te technologie są kluczowe dla branży.

– W „Mapie Drogowej do 2050”, przygotowanej przez CEMBUREAU i cały europejski sektor cementowy, jasno stwierdzono, że bez przełomowych technologii związanych ze składowaniem i wykorzystaniem CO2 osiągnięcie neutralności klimatycznej przez branżę nie będzie możliwe – wskazał Deja.

Obecnie najbardziej zaawansowaną inicjatywą w tym temacie jest projekt prowadzony przez HeidelbergCement w norweskim Brevik, gdzie CO2 ma być zatłaczany do wyeksploatowanych złóż gazu i ropy. Dzięki temu tamtejsza cementownia może stać się bezemisyjna.

– W Brevik przedsięwzięciu sprzyja geologia, gdyż CO2 może być zatłaczane tylko do wyrobisk w odpowiednim górotworze. W Polsce prowadzono badania pod tym kątem, które wykazały, że tylko w rejonie Kujaw udałoby się znaleźć miejsce na potencjalne składowiska. Stąd większy potencjał do realizacji w Polsce mają instalacje CCU – stwierdził Deja.

Cementowy pilotaż

Pod koniec września 2021 r. Grupa Górażdże, należąca HeidelbergCement, poinformowała, że w ramach koncernu weźmie udział w finansowanym ze środków unijnych projekcie badawczym ACCSESS. Uczestniczy w nim 18 partnerów przemysłowych i organizacji badawczych, a koordynatorem jest norweska firma Sintef Energi.

W położonej niedaleko Opola cementowni zostanie pilotażowo wdrożona instalacja do wychwytywania CO2 z gazów spalinowych po procesie spalania. Inwestycja – jak podkreślają Górażdże – będzie pierwszym tego typu projektem realizowanym w kraju i ma stanowić istotny element wspierający redukcję śladu węglowego grupy.

W ramach projektu, który ma trwać do 2025 r., przewidziano też stworzenie ram prawnych i organizacyjnych dla efektywnego systemu transportu CO2 z Europy kontynentalnej do składowisk znajdujących się na Morzu Północnym – powstałych po wydobyciu ropy i gazu.

Jan Deja z SPC zaznaczył, że konieczne jest powstanie transeuropejskiego systemu przesyłu CO2, który pozwoli transportować go w miejsce składowania. CCU może pozwolić na produkcję metanolu czy hodowli alg. Wciąż trwają prace nad udoskonaleniem tych rozwiązań i poszukiwaniem nowych.

Fot. SPC

 

– Trzeba pamiętać, że zastosowanie technologii związanych z obniżaniem emisji CO2, w tym CCS i CCU, spowoduje do 2050 r. istotne zwiększenie zapotrzebowania branży na energię elektryczną – nawet dwukrotnie. To jeszcze bardziej zwiększy skalę wyzwań związanych z neutralnością klimatyczną naszego sektora – dodał.

Deja zaznaczył również, że beton w całym cyklu życia pochłania znaczące ilości CO2, które są emitowane w produkcji cementu użytego do jego wykonania. W procesie karbonatyzacji może pochłaniać on nawet do 50 proc. CO2 powstającego na etapie produkcji cementu, na co wskazał również IPCC (Międzyrządowy Zespół ds. Zmian Klimatu).

Narodowe wychwytywanie

O wychwytywaniu CO2 myślą też państwowe koncerny. W październiku 2021 r. Enea poinformowała, że w Łęczyńskiej Energetyce (spółka zależna kopalni Bogdanka) zostanie przeprowadzony pilotaż technologii norweskiej spółki.

– Rozwiązanie jakim dysponuje firma CaptiCO2 bazuje na kriogenicznym wychwycie oraz zamknięciu CO2 w stabilnym związku chemicznym. Technologia charakteryzuje się wysoką skutecznością wychwytu dwutlenku węgla, a powstała w procesie substancja może być bezproblemowo transportowana, jak i składowana – informowała Enea.

O technologii CCU jako kluczowej w kwestiach strategii dekarbonizacji koncernu mówi PKN Orlen, ale na razie bez konkretów. Więcej na temat planów związanych z wychwytywaniem CO2 informował natomiast Lotos, o którego przejęcie zabiega Orlen.

Na początku listopada 2021 r. – wraz swoją spółka zależną Lotos Petrobaltic oraz Grupą Azoty – przekazał resortowi klimatu „Zieloną księgę dla rozwoju CCS w Polsce”. Zawiera ona zbiór rekomendacji zmian legislacyjnych, mających umożliwić uruchomienie w Polsce wielkoskalowych, komercyjnych projektów podziemnego składowania dwutlenku węgla.

Z kolei Grupa Azoty, która przyłączyła się do inicjatywy Lotosu, niewiele wcześniej ogłosiła strategię na lata 2021-2030. Ujęto w niej przeprowadzenie symulacji projektu CCS, w którym CO2 byłoby zatłaczane do wyeksploatowanego wyrobiska górniczego.

Główny Geolog szykuje prawo

Inicjatywę Lotosu i Azotów można łączyć też projektem nowelizacji ustawy Prawo geologiczne i górnicze oraz niektórych innych ustaw, który pojawił się w wykazie prac legislacyjnych rządu w październiku 2021 r. Za jego przygotowanie jest odpowiedzialny Piotr Dziadzio, a planowany termin przyjęcia projektu przez rząd to pierwszy kwartał 2022 r. Zmiany w prawie mają dotyczyć też instalacji CCS.

W ocenie skutków regulacji wskazano (OSR), że dotychczasowe regulacje z 2013 r. ograniczają CCS wyłącznie do projektów demonstracyjnych, o trudnych do osiągnięcia minimalnych warunkach brzegowych. W połączeniu z wysoką kosztochłonnością sprawiło to, że dotychczas nie zostało zrealizowane w Polsce żadne tego typu przedsięwzięcie.

Platforma wydobywcza Lotos Petrobaltic. Fot. mat. pras.

 

Prawo geologiczne przewiduje obecnie udzielenie koncesji na działalność w zakresie poszukiwania lub rozpoznawania kompleksu podziemnego składowania dwutlenku węgla, a także koncesji na działalność w zakresie podziemnego składowania dwutlenku węgla.

Jednocześnie przepisy nie dopuszczają możliwości połączenia działalności w zakresie intensyfikacji wydobywania węglowodorów poprzez zatłaczanie CO2 do eksploatowanego złoża z działalnością polegającą na podziemnym składowaniu CO2. Tymczasem intensyfikacja wydobycia węglowodorów z wykorzystaniem zatłaczania CO2 jest zabiegiem stosowanym od lat z powodzeniem i z pełnym zachowaniem wymogów bezpieczeństwa.

Pilna rewizja

– Wskazane jest dokonanie pilnej rewizji stanu prawnego w celu umożliwienia składowania CO2 w górotworze (w obszarach morskich i lądowych, a także w strukturach złożowych węglowodorów) również w przypadku projektów o charakterze innym niż demonstracyjny, a także wprowadzenie regulacji prawnych umożliwiających prowadzenie działalności polegającej na składowaniu CO2 również w przypadku przedsięwzięć, które nie spełniają minimalnych warunków brzegowych określonych w dyrektywie CCS, to jest przewidują łączne składowanie poniżej 100 kiloton CO2 – stwierdzono w OSR.

– Pożądane również jest wprowadzenie możliwości połączenia zatłaczania CO2 do złoża w celu podniesienia ciśnienia złożowego (intensyfikacja wydobywania węglowodorów ze złóż) z działalnością CCS, gdyż połączenie tych dwóch działalności pozwoliłoby poprawić ekonomiczną opłacalność projektów CCS – podsumowano.

Według danych resortu klimatu, na koniec 2020 r. na świecie rozwijano 65 dużych projektów CCS (demonstracyjne i duże komercyjne) znajdujących się na różnych etapach realizacji – aktualnie funkcjonujące (22), w trakcie uruchamiania (4), w budowie/realizacji (16) i na etapie prac studialnych (23).

– Większość aktywnych projektów zlokalizowana jest w Ameryce Północnej, dominują przy tym projekty ukierunkowane na zwiększanie wydobycia węglowodorów, tzn. wspomaganie wydobycia węglowodorów przez zatłaczanie CO2. W Europie funkcjonuje 13 komercyjnych projektów CCS (najwięcej w Wielkiej Brytanii – 7 i w Norwegii – 4), na różnym poziomie zaawansowania. Wszystkie projekty zlokalizowane są w obszarze Morza Północnego. Zgodnie z planami rozwoju tych projektów, do 2030 r. 11 z nich ma przejść do fazy operacyjnej – wyliczył resort.

Unijne dotowanie

Rosnące zainteresowanie technologiami wychwytu CO2 może liczyć też na wsparcie z unijnych środków. Przykładem są projekty, które zwyciężyły w rozstrzygniętym niedawno pierwszym naborze do Funduszu Innowacji.

Zobacz więcej: Miliard euro wesprze nowe pomysły na bezemisyjną energetykę i przemysł

W elektrociepłowni w Sztokholmie powstanie instalacja [email protected] (Bio-Energy Carbon Capture and Storage) do wychwytywania i składowania dwutlenku węgla wraz z odzyskiem ciepła. Należąca do Stockholm Exergi KVV8 jest obecnie największą na świecie elektrociepłownią w centrum miasta opalaną biomasą. Spalanie biomasy też powoduje emisje CO2 i to spore – 112 kg/GJ. Nie wlicza się ich jednak do sumy emisji ze spalania paliw, zgodnie z zasadami ustalonymi w systemie handlu uprawnieniami do emisji. Mimo stosowania tego zerowego wskaźnika, projekt bio-CCS będzie promować „nowy rynek negatywnych emisji”. Wychwycone CO2 będzie transportowane statkami i do podmorskich składowisk w Norwegii.

Francuski projekt K6 w cementowni Lumbres realizuje spółka EQIOM (grupa CRH) wraz z Air Liquide i VDZ. CO2 będzie transportowane pociągiem i statkiem z portu w Dunkierce na składowiska na Morzu Północnym. Może też zostać wykorzystany w produktach betonowych.

Z kolei w belgijskim porcie w Antwerpii Air Liquide, wspólnie z BASF realizuje projekt [email protected] Przedsięwzięcie polega na wychwytywaniu i oczyszczaniu CO2 z różnych jednostek produkcyjnych: dwóch instalacji wodorowych, dwóch instalacji tlenku etylenu i jednej instalacji amoniaku. Skroplony CO2 trafi statkami do składowisk w morskich strefach Norwegii, Holandii i Wielkiej Brytanii.

Natomiast projekt SHARC ma zmniejszyć emisje w należącej do koncernu Neste rafinerii Porvoo w Finlandii – poprzez przejście od produkcji szarego wodoru do zielonego dzięki wybudowaniu instalacji elektrolizerów, a także produkcji tzw. niebieskiego wodoru za sprawą wykorzystania instalacji CCS.

Zobacz też: Rusza wyścig po elektrolizery

Partnerzy portalu

Partnerzy portalu

Niekorzystne dla nowych prosumentów zmiany w systemie wsparcia domowej fotowoltaiki będą miały poważne skutki dla rynku firm instalacyjnych, który wyrósł na trwającym od kilku lat boomie. Wiele małych firm może zwinąć biznes, a czołowi instalatorzy muszą przygotować się do nowych realiów.
Male team engineers installing stand-alone solar photovoltaic panel system. Electricians lifting blue solar module on roof of modern house. Alternative energy ecological concept.
Fotowoltaikę wspiera:
Zielone technologie rozwijają:

Partnerzy portalu

Technologie wspiera:

Partnerzy portalu

Portal WysokieNapiecie.pl w 2021 roku kolejny raz zwiększył liczbę czytelników i odsłon. Poszerzyliśmy także redakcję, a nasi dziennikarze odebrali kolejne narody. Na ten rok szykujemy kolejne zmiany.
Rynek energii wspiera:

Partnerzy portalu

Więcej z kategorii:

Partnerzy portalu