ZAŁĄCZNIK NR 3 ZESTAWIENIE INFORMACJI NA TEMAT BUDOWY INSTALACJI OPÓŹNIONEGO KOKSOWANIA ORAZ INSTALACJI TOWARZYSZĄCYCH

ZAŁĄCZNIK NR 3 ZESTAWIENIE INFORMACJI NA TEMAT BUDOWY INSTALACJI OPÓŹNIONEGO KOKSOWANIA ORAZ INSTALACJI TOWARZYSZĄCYCH Z-143

Zestawienie informacji na temat budowy instalacji opóźnionego koksowania oraz instalacji towarzyszących Z-144

Wstęp 1 1. Inwestycja 2 1.1 Cel inwestycji... 2 1.1.1 Ograniczenie produkcji asfaltów i ciężkiego oleju opałowego... 4 1.1.2 Zwiększenie przewagi konkurencyjnej... 5 1.1.3 Wykorzystanie wolnych mocy produkcyjnych Rafinerii... 6 1.2 Struktura inwestycji... 6 1.2.1 Struktura podmiotowa... 6 1.2.2 Lokalizacja inwestycji... 7 1.2.3 Wsad... 8 1.2.4 Główne instalacje... 9 1.2.5 Technologia oraz proces technologiczny... 12 1.2.6 Produkty rynkowe... 17 1.2.7 Struktura handlowa Projektu... 19 1.2.8 Strategia handlowa sprzedaży produktów... 21 1.2.9 Struktura zarządzania i utrzymania instalacji...26 1.2.10 Niezbędne pozwolenia i koncesje...29 1.2.11 Organizacja prac... 31 1.2.12 Harmonogram budowy... 35 1.3 Plan finansowy Projektu... 36 1.3.1 Struktura finansowania... 38 1.4 Podsumowanie, w tym ocena opłacalności wsparcia... 40 Z-145

Wstęp W niniejszym dokumencie zaprezentowano zestawienie informacji na temat budowy instalacji opóźnionego koksowania oraz instalacji towarzyszących zaprezentowanych w biznesplanie ( Biznesplan ) sporządzonym w związku z ubieganiem się spółki Grupa LOTOS S.A. ( GLSA, Spółka ) o wsparcie niebędące pomocą publiczną w formie objęcia przez Skarb Państwa akcji nowej emisji w podwyższonym kapitale zakładowym Spółki w ramach oferty publicznej z prawem poboru w zamian za wkład pieniężny w kwocie 530 mln PLN pochodzący z Funduszu Restrukturyzacji Przedsiębiorców ( Wsparcie ). Faktyczna kwota Wsparcia będzie uzależniona od ostatecznej liczby akcji nowej emisji objętych przez Skarb Państwa oraz ich łącznej ceny emisyjnej. Celem Wsparcia jest realizacja przez Grupę LOTOS S.A. projektu polegającego na budowie instalacji opóźnionego koksowania oraz instalacji towarzyszących ( Projekt ). Projekt ukierunkowany jest przede wszystkim na poprawę efektywności działalności rafineryjnej prowadzonej przez GLSA i jej podmioty zależne poprzez pogłębienie stopnia konwersji ropy naftowej. Szczegółowe przesłanki oraz planowane efekty realizacji Projektu zostały opisane dalszej części dokumentu. Pozyskane w ramach Wsparcia środki posłużą GLSA na realizację szczegółowych zadań w ramach Projektu, w szczególności: Zaprojektowanie, zamówienie urządzeń oraz budowę instalacji DCU wraz z Instalacją CNHT oraz instalacją logistyki koksu realizowanych w ramach jednego kontraktu pod klucz, Zaprojektowanie, zamówienie urządzeń oraz budowę instalacji wytwórni wodoru (HGU) realizowane w ramach osobnego kontraktu pod klucz, Zaprojektowanie, zamówienie urządzeń oraz budowę instalacji destylacji HCB (HVDU) realizowane w ramach osobnego kontraktu pod klucz. Szczegóły dotyczące wydatkowania środków ze Wsparcia oraz struktury finansowania Projektu zostały opisane w dalszej części dokumentu. Niniejszy dokument stanowi załącznik do prospektu emisyjnego akcji Spółki sporządzonego na potrzeby oferty publicznej z prawem poboru akcji nowej emisji Spółki ( Prospekt ). Informacje zamieszczone w niniejszym dokumencie są aktualne na dzień 4 sierpnia 2014 r., tj. na dzień wniosku Spółki o udzielenie Wsparcia, którego integralną częścią był Biznesplan. W przypadku aktualizacji danych na temat wybranych kwestii bądź zagadnień wskazanych w niniejszym dokumencie, takie zaktualizowane dane zostały zamieszczone bezpośrednio w treści Prospektu. Dlatego też niniejszy dokument powinien być analizowany łącznie z Prospektem. 1 Z-146

1. Inwestycja 1.1 Cel inwestycji W odniesieniu do działalności rafineryjnej, GLSA konsekwentnie wdraża strategię podwyższania jej wydajności zarówno poprzez zwiększanie efektywności jak i wolumenu przerobu. W celu zapewnienia zrównoważonego wzrostu, na przestrzeni ostatnich 20 lat GLSA wdrożyła projekty inwestycyjne mające na celu modernizację Rafinerii, w ramach których roczna moc przerobowa uległa potrojeniu z poziomu 3 mln do 10,5 mln ton ropy naftowej. Realizacja ostatniego dużego projektu, Programu 10+, zakończyła się na przełomie 2010 i 2011 r. W wyniku konsekwentnej realizacji planów rozwojowych Rafineria jest obecnie jedną z najnowocześniejszych i najbardziej zaawansowanych rafinerii w Europie. Postępy w realizacji strategii Pierwszy duży program modernizacyjny (porównywalny do Programu 10+ pod względem zakresu i znaczenia dla Rafinerii) został zrealizowany w 2000 r., a jego celem była budowa instalacji hydrokrakingu (izokraking). Nakłady kapitałowe poniesione w ramach tego projektu wyniosły 1,47 mld PLN, co odpowiadało wówczas ok. 390 mln USD. W związku z realizacją tego projektu oraz równoczesną rozbudową instalacji destylacji moce przerobowe Rafinerii zwiększyły się z 3 mln do 4,5 mln ton rocznie. W 2005 roku roczne moce przerobowe Rafinerii uległy zwiększeniu do 6,0 mln ton w wyniku rozbudowy instalacji destylacji (CDU/VDU). Zdobyte doświadczenia zostały pogłębione i poszerzone poprzez Program 10+, realizowany w latach 2007 2010. Program 10+ miał na celu modernizację Rafinerii, powiększenie rocznych mocy przerobowych z 6 mln do 10,5 mln ton rocznie oraz poprawę asortymentu produktów oferowanych przez Rafinerię w kierunku produktów wysokomarżowych. Program 10+ obejmował opracowanie projektu i budowę instalacji destylacji ropy naftowej (Crude Distillation Unit, CDU ), instalacji destylacji próżniowej (Vacuum Distillation Unit, VDU ), instalacji hydrokrakingu (Mild Hydrocracking Unit, MHC ), instalacji hydroodsiarczania oleju napędowego (Diesel Hydro Desulphurization Unit, HDS ), instalacji produkcji wodoru (Hydrogen Generation Unit, HGU ), instalacji odasfaltowania rozpuszczalnikowego (Solvent Deashalting Unit, SDA ), oraz dodatkowych powiązanych obiektów oraz połączeń w ramach istniejącego już zakładu. Biorąc pod uwagę stopień złożoności technicznej oraz całkowity budżet projektu wynoszący ok. 1,43 mld euro, Program 10+ był jednym z największych projektów inwestycyjnych realizowanych w Polsce w tej dekadzie. Realizacja wiązała się z koniecznością pozyskania finansowania na poziomie 2,15 mld USD. Budowa nowych instalacji w ramach Programu 10+ stanowiła wyzwanie pod względem technicznym i logistycznym - instalacje były budowane nie tylko w pobliżu, lecz również w centralnej części Rafinerii, pomiędzy istniejącymi już instalacjami. Poniższy szkic przedstawia teren Rafinerii z instalacjami zbudowanymi w ramach Programu 10+. 2 Z-147

Szkic zagospodarowania terenu Rafinerii w ramach Programu 10+ Nowe drogi Punkty bezpieczeństwa Bloki Programu 10+ Zbiorniki Programu 10+ Źródło: Dane GLSA W czasie realizacji Programu 10+, GLSA współpracowała z globalnymi dostawcami najnowocześniejszych rozwiązań dla przemysłu naftowego, takimi jak Shell, ABB, CB&I, KBR, Technip i Lurgi. Plan wykonania instalacji w ramach Programu 10+ został oparty na podziale zakresu projektu na pakiety ujęte w siedmiu głównych kontraktach zawartych z międzynarodowymi wykonawcami dysponującymi rozległym doświadczeniem w zakresie budowy tego typu instalacji. Kontrakty różniły się od siebie pod względem formy, a znalazły się wśród nich kontrakty ryczałtowe pod klucz (EPC LSTK), jeden kontrakt na usługi inżynieryjne, zaopatrzenie i zarządzanie pracami budowlanymi (EPCM), jeden kontrakt na usługi inżynierskie, zaopatrzenie i pomoc techniczną (EPTA) oraz kontrakt na zasadzie zwrotu kosztów (C+F) uzupełnione przez kontrakty na budowę i dostawę sprzętu, zarządzane bezpośrednio przez GLSA. Strategia realizacji Programu 10+ opracowana przez GLSA została oparta na następujących założeniach: kontrolowanie i utrzymywanie nakładów kapitałowych na najniższym możliwym poziomie, maksymalizacja komponentów ryczałtowych w celu optymalizacji alokacji ryzyka, wykorzystanie wiedzy i doświadczenia GLSA przy modernizacji Rafinerii oraz przy zarządzaniu projektem, optymalizacja harmonogramu realizacji Programu 10+ w świetle zidentyfikowanych ograniczeń czasowych. Na złożoność Programu 10+ miał także wpływ fakt, że harmonogram realizacji inwestycji musiał być zgodny z zaplanowanym remontem postojowym Rafinerii, w trakcie którego konieczne było wykonanie połączeń pomiędzy nowymi instalacjami i istniejącą Rafinerią. 3 Z-148

Podział zakresu Projektu 10+ na poszczególne kontrakty wymagał opracowania racjonalnego i profesjonalnego planu, który umożliwił zarządzanie pracą wszystkich wykonawców i wzajemną współpracą. Jednym z podstawowych celów ogólnej strategii wdrożeniowej było wykorzystanie doświadczenia GLSA w dziedzinie modernizacji Rafinerii Gdańskiej, stąd GLSA była odpowiedzialna za ogólne zarządzanie projektem. GLSA powołała dedykowany zespół projektowy złożony z 65 doświadczonych pracowników, z których każdy miał pełnić zdefiniowaną rolę i wykonywać określone obowiązki w celu nadzorowania wykonania Programu. Pomimo wspomnianej złożoności Programu 10+, w tym obecności ok. 3500 pracowników na terenie budowy w szczytowym okresie (w jednym miesiącu, kiedy Rafineria była zamknięta z uwagi na prowadzone remont postojowy, całkowita liczba pracowników obecnych na terenie budowy wzrosła nawet do 5000), inwestycja została zrealizowana z powodzeniem, w ramach planowanego budżetu i zgodnie z harmonogramem. Ostatnie instalacje zostały ukończone i oddane do eksploatacji na przełomie 2010 i 2011 r., jednak poszczególne instalacje były uruchamiane sekwencyjnie, począwszy od połowy 2009 r. Od czasu oddania do eksploatacji instalacji wybudowanych w ramach Programu 10+ Rafineria funkcjonowała sprawnie, bez większych przestojów, umożliwiając GLSA wypełnienie zobowiązań wobec swoich wierzycieli. Zadłużenie finansowe w GLSA jest obsługiwane terminowo i zgodnie z dokumentacją finansową. Program 10+ odniósł sukces dzięki doskonałemu planowaniu i koordynacji prac, prowadzonym przez doświadczony zespół pracowników GLSA. Stan obecny W listopadzie 2010 r., po oddaniu do eksploatacji ostatnich instalacji wybudowanych w ramach Programu 10+, Grupa ogłosiła strategię mającą na celu osiągnięcie najwyższych globalnych standardów produkcji przy jednoczesnym utrzymaniu wysokiego poziomu konkurencyjności wobec rafinerii europejskich. Zgodnie z tą strategią Grupa planuje realizację projektów inwestycyjnych mających na celu zwiększenie współczynnika konwersji i wzrost poziomu przerobu ropy naftowej. Planowane projekty jednocześnie optymalizowałyby wykorzystanie aktywów Grupy pozyskanych w ubiegłych latach. 1.1.1 Ograniczenie produkcji asfaltów i ciężkiego oleju opałowego W ramach obecnej konfiguracji technologicznej Rafinerii główna część ciężkich frakcji powstających w procesie przerobu ropy naftowej, takich jak pozostałość próżniowa i ciężka frakcja ropy naftowej (ROSE Pitch), kierowana jest do specjalnie zaprojektowanych instalacji, w których ulega utlenieniu, w celu uzyskania asfaltów drogowych i przemysłowych. Pozostała część pozostałości ciężkich jest mieszana ze średnimi destylatami w procesie produkcji ciężkiego oleju opałowego. Ograniczona efektywność tych rozwiązań wynika w głównej mierze z tego, że marże generowane na sprzedaży produktów ciężkich są znacznie niższe niż w przypadku pozostałych produktów naftowych. Produkcja asfaltów uznawana jest za najbardziej dochodową opcję w przypadku przerobu pozostałości ciężkich w ramach istniejącej konfiguracji technologicznej Rafinerii. Jednak popyt na asfalty cechuje się sezonowością oraz jest ściśle zależny od aktywności inwestycyjnej w segmencie budownictwa drogowego, który w znacznej mierze napędzany jest przez dostępność środków unijnych. Lata 2010 2011 4 Z-149

charakteryzowały się sprzyjająca koniunkturą dla inwestycji drogowych w Polsce - popyt na asfalty w 2011 r. osiągnął 1,7 mln ton, umożliwiając LA wprowadzenie na rynek w sumie 700 tys. ton asfaltów. Obecnie, głównie z powodu zakończenia realizacji kontraktów drogowych finansowanych z poprzedniej perspektywy finansowej, popyt na asfalty skurczył się do poziomu poniżej 1,0 mln ton rocznie. Mimo że w najbliższych latach oczekiwany jest wzrost popytu rynkowego w związku z nową unijną perspektywą finansową na lata 2014 2020, okres po 2020 roku cechuje duża niepewność co do dalszej dostępności funduszy unijnych dla sektora budownictwa drogowego w Polsce. Alternatywnym sposobem przerabiania pozostałości ciężkich jest komponowanie ich do ciężkich olejów opałowych. Efektywność takiego rozwiązania jest jednak niższa niż w produkcji asfaltów ze względu na konieczność wykorzystania w procesie produkcyjnym wysokomarżowego oleju napędowego, który w innym przypadku mógłby zostać bezpośrednio sprzedany na rynku. Ponadto efektywność wykorzystywania pozostałości ciężkich do produkcji ciężkiego oleju opałowego może spaść jeszcze bardziej w przypadku zaostrzenia specyfikacji jakościowej dla żeglugowego oleju opałowego, która przewiduje redukcję zawartości siarki z obecnego poziomu ok. 4% do 0,5% do 2020 r. Taka redukcja, jeśli zostanie wprowadzona, może przyczynić się do znacznego spadku konsumpcji wysokosiarkowego oleju opałowego do zastosowań związanych z żeglugą morską. 1.1.2 Zwiększenie przewagi konkurencyjnej Rozwiązanie powyższych kwestii wymaga podjęcia kroków mających na celu ograniczenie produkcji ciężkiego oleju opałowego i asfaltów poprzez wdrożenie nowej technologii przerobu ciężkiej pozostałości, która pozwoli na efektywniejszy i pogłębiony przerób ropy naftowej oraz ograniczy ryzyko związane z niższym popytem na produkty ciężkie. Grupa planuje zrealizować Projekt oparty na technologii opóźnionego koksowania, która zamiast dodawania ciężkiej pozostałości wyprodukowanej w Rafinerii do olejów opałowych lub wykorzystywania ich bezpośrednio do produkcji asfaltów, umożliwiłaby jej pełną konwersję do wysokomarżowych produktów końcowych. Projekt łączy w sobie strategiczny cel Grupy zakładający zwiększenie współczynnika konwersji z optymalizacją wykorzystania istniejących instalacji produkcyjnych. Wybrana technologia umożliwiłaby również dalszą maksymalizację produkcji średnich destylatów (olej napędowy), cechujących się dużym popytem rynkowym. W efekcie realizacji Projektu pozostałości ciężkie zostaną wykorzystane w głównej mierze do produkcji wyrobów wysokomarżowych i pożądanych na rynku, takich jak olej napędowy, gaz płynny (LPG) oraz benzyna do pirolizy. W konsekwencji wolumen produktów wysokomarżowych wytwarzanych przez GLSA wzrośnie o 7% i będzie stanowić 92% całkowitej wielkości sprzedaży GLSA. Ponadto zakłada się, że Rafineria poprawi swoją pozycję określoną wskaźnikiem kompleksowości Solomona, wskaźnikiem stosowanym na całym świecie dla porównania wydajności rafinerii - w związku z realizacją Projektu wskaźnik kompleksowości Solomona wzrośnie z 9,5 do 10,6 1. 1 Wskaźnik kompleksowości Solomona jest obliczany jako wskaźnik EDC dla rafinerii (równoważne zdolności destylacyjne) oraz CDC (zdolności destylacyjne ropy naftowej), gdzie wskaźnik EDC dla rafinerii stanowi sumę wskaźników EDC poszczególnych instalacji obliczonych jako iloraz ich możliwości i złożoności z uwzględnieniem szczególnych czynników dla poszczególnych instalacji. 5 Z-150

1.1.3 Wykorzystanie wolnych mocy produkcyjnych Rafinerii Realizacja Projektu umożliwi również wykorzystanie wolnych mocy przerobowych Rafinerii zbudowanych w ramach Programu 10+ i przeznaczonych do pogłębionej konwersji pozostałości ciężkich, pozwalając tym samym zmaksymalizować poziom wykorzystania istniejących aktywów w Grupie. 1.2 Struktura inwestycji 1.2.1 Struktura podmiotowa Biorąc pod uwagę obecny przedmiot działalności gospodarczej oraz prognozy dotyczące rynku asfaltów, najbardziej odpowiednią jednostką dla realizacji Projektu jest LOTOS Asfalt, spółka zależna GLSA zajmująca się przerobem pozostałości ciężkich. Jako jednostka, w której zostanie ulokowana znaczna część Projektu, LOTOS Asfalt poniesie większość nakładów inwestycyjnych związanych z Projektem. Prognozowane całkowite nakłady kapitałowe kształtują się na poziomie 2 095,8 mln PLN, z czego około 1 671 mln PLN przypada na budowę instalacji Projektu w ramach LA. Pozostałe nakłady inwestycyjne w wysokości 424,8 mln PLN zostaną poniesione w GLSA i przeznaczone na budowę niezbędnej infrastruktury Projektu w ramach istniejących instalacji Rafinerii. W poniższej tabeli przedstawiono nakłady kapitałowe związane z Projektem w podziale na inwestycje realizowane w LA i GLSA. Kluczowe instalacje Projektu Nakłady inwestycyjne (CAPEX) (mln PLN) Nakłady inwestycyjne na realizację Projektu w LA 1 671 Nakłady inwestycyjne na realizację Projektu w GLSA 424,8 Suma 2 095,8 *W tym nakłady inwestycyjne na: przygotowanie terenu pod DCU i CNHT, zespół zbiorników ze stacją pomp dla LCGO i HCGO, urządzenia do celów DCS i innych systemów, rozdzielnia elektryczna i TIR dla DCU i CNHT, główna linia energetyczna/sieć dystrybucji oraz połączenia międzysystemowe. Źródło: Dane GLSA Przyjmuje się, że główne nakłady związane z realizacją Projektu będą ponoszone przez LA i GLSA stopniowo w okresie od III kw. 2014 r. do końca 2017 r. (nieznaczne nakłady planowane są także na I kwartał 2018 r.). Planuje się, że główne prace realizacyjne rozpoczną się po uzyskaniu pozwoleń na budowę w III kw. 2015 r. Większość prac wdrożeniowych zostanie zrealizowana w 2016 r. 6 Z-151

CAPEX Projektu w latach 2014-1Q 2018 (mln PLN) 1 200 1 000 800 600 400 200 DCU+CNHT+Logistyka koksu HVDU HGU Inne - 2014 2015 2016 2017 2018 I Prace przygotowawcze nad realizacją Projektu trwają od lutego 2012 roku. Od tego czasu Spółka ponosi wydatki inwestycyjne na jego realizację. Zestawienie kosztów dotychczas poniesionych zostało zaprezentowane w tabeli poniżej. Koszty dotychczas poniesione na realizację Projektu Opis Poniesione nakłady (tys. PLN) Wykonanie Projektu bazowego instalacji DCU 10 861 Zakup licencji procesowej DCU (I połowa płatności) 1 997 Wykonanie projektu integracji instalacji Projektu z istniejącymi instalacjami Rafinerii (tzw. FEED) 2 972 Wykonanie FEED Rewizja 737 Wykonanie Projektu bazowego instalacji CNHT 1 994 Zakup licencji procesowej (I połowa płatności) 104 Usługi doradcze 1 922 Opracowania środowiskowe 251 Pozostałe nakłady 184 Suma 21 021 Źródło: Dane GLSA 1.2.2 Lokalizacja inwestycji Instalacje zbudowane w ramach Projektu zlokalizowane będą na terenie Rafinerii w Gdańsku, w pobliżu istniejących obiektów, na niezabudowanych działkach, które obecnie nie są wykorzystywane w działalności operacyjnej Rafinerii. Wybór lokalizacji determinuje fakt, że Projekt zakłada budowę połączeń integrujących nowe instalacje z istniejącą infrastrukturą Rafinerii. 7 Z-152

Poniższe mapy przedstawiają teren zakładu oraz położenie działek przeznaczonych pod budowę Projektu. Lokalizacja obiektów wariant południowy (wybrany jako podstawa do prac projektowych) Teren przeznaczony pod budowę Projektu Nowa instalacja procesowa Nowy budynek Nowy zbiornik magazynowy Nowa estakada pod rurociągi do połączeń międzysystemowych Nowe połączenia międzysystemowe Źródło: Dane GLSA Rozmieszczenie Now e instalacje, działek przeznaczonych pod budowę Projektu budynki oraz zbiorniki Now e estakady Trasy nowych rurociągów po istniejących (modernizowanych) estakadach i muldach I I Magazynowanie koksu, powierzchnia 4 000 m 2 II Instalacja opóźnionego koksowania (DCU), powierzchnia 21 128 m 2 III Instalacja produkcji wodoru (HGU) III, powierzchnia 5 100 m 2 IV Instalacja rozdziału powietrza (ASU), powierzchnia 91 772 m 2 V Instalacja SPV, powierzchnia 1 410 m 2 VI Instalacja TIR/S41, powierzchnia 1,638 m 2 VIII Instalacja do hydrorafinacji koksu (CNHT), powierzchnia 3 600 m 2 VIII Instalacja destylacji próżniowej HCB (HVDU), powierzchnia 3 200 m 2 IX Pośredni zbiornik na produkty, powierzchnia 4 958 m 2 Źródło: Dane GLSA Instalacje budowane przez LA, zlokalizowane będą na sześciu działkach, do których GLSA posiada prawo użytkowania wieczystego. Planuje się przekazanie tytułu prawa użytkowania wieczystego do tych działek na rzecz LA przed rozpoczęciem Projektu. 1.2.3 Wsad Kluczowym surowcem w instalacjach Projektu będzie ciężka pozostałość dostarczana przez GLSA. W obecnym układzie technologicznym jest ona wykorzystywana do produkcji asfaltu lub dodawana do ciężkiego oleju opałowego. Zakładany wolumen ciężkiej pozostałości dostarczanej przez GLSA do Projektu wynosi ok. 1,3 mln ton rocznie, co odpowiada całości ciężkiej pozostałości wytwarzanej przez GLSA. Ciężka pozostałość dostarczana do Projektu stanowi połączenie pozostałości z destylacji próżniowej z procesu 8 Z-153

przetwarzania ropy naftowej, ciężkiej frakcji ropy naftowej pozostającej po nadkrytycznej ekstrakcji pozostałości olejowych (ROSE Residual Oil Supercritical Extraction) oraz pozostałości po odasfaltowaniu propanu (PDA Propane Deasphalting). Dodatkowe surowce to frakcje slopowe i ekstrakty. Instalacje, które mają zostać zbudowane w ramach Projektu, są na tyle elastyczne pod względem dopuszczalnego wsadu, że umożliwiają mieszanie różnych rodzajów ciężkiej pozostałości w różnych proporcjach lub zastąpienie jej produktami importowanymi. Drugorzędnym surowcem stosowanym w ramach Projektu będzie gaz ziemny wykorzystywany do produkcji wodoru. Jest to obecnie najtańszy i najwydajniejszy surowiec używany do produkcji wodoru w procesie konwersji parą wodną. Dodatkowo Projekt wykorzystywać będzie ciepło, gazy techniczne takie jak azot, paliwa gazowe, wodę i powietrze instrumentalne. Poniższa tabela przedstawia szczegółową listę surowców będących wsadem do kluczowych instalacji. Surowce dla głównych instalacji Surowiec Instalacja dostarczająca Opis Wolumen* Dostarczane do procesu opóźnionego koksowania Ciężka frakcja ropy naftowej Instalacja ROSE (ROSE Pitch) ciężka pozostałość wytwarzana w procesie ekstrakcji butanu z pozostałości próżniowej Rafinerii 769 Pozostałość próżniowa Główne instalacje destylacji próżniowej ciężka pozostałość wytwarzana w procesie destylacji 364 Asfalt PDA Instalacja odasfaltowywania asfalt wytwarzany w procesie ekstrakcji propanu 216 Dostarczane do procesu produkcji wodoru Gaz ziemny Sieć gazociągowa transportująca gaz ziemny mieszanka gazowa składająca się głównie z metanu (związku chemicznego niezbędnego w procesie wytwarzania wodoru) * w tys. ton, wolumeny obowiązujące dla wszystkich okresów z wyłączeniem lat, w których odbywa się konserwacja Źródło: Dane GLSA 62 1.2.4 Główne instalacje Jak wspomniano wcześniej, GLSA planuje umiejscowienie znacznej części Projektu w LA. LOTOS Asfalt odpowiedzialny będzie za wykonanie takich obiektów jak instalacja opóźnionego koksowania (Delayed Coker Unit, DCU ) oraz instalacja hydrorafinacji benzyny do pirolizy (Coking Naphtha Hydtotreated, CNHT ) wraz z infrastrukturą pomocniczą, instalację produkcji wodoru (Hydrogen Generation Unit, HGU ) oraz instalację logistyki koksu (Coke Logistics Facilities CLF ). GLSA odpowiedzialna będzie za wykonanie instalacji destylacji próżniowej HCB (HCB Vacuum Distillation Unit, HVDU ) oraz infrastruktury pomocniczej (połączenia międzysystemowe, rurociągi i pozostała infrastruktura dodatkowa), jak również za modernizację istniejących instalacji i połączeń międzysystemowych niezbędnych dla funkcjonowania Projektu. Nakłady kapitałowe, które muszą zostać poniesione przez GLSA, wynikają albo z dużego rozproszenia niezbędnej infrastruktury i praktycznych trudności w oddzieleniu jej od istniejącej struktury Rafinerii, albo są konsekwencją zmian, które muszą 9 Z-154

zostać wprowadzone w strukturę Rafinerii w celu optymalizacji produkcji w Projekcie (w przypadku budowy HVDU). Kluczowe instalacje Projektu Kluczowe instalacje Projektu Instalacja opóźnionego koksowania i instalacja hydrorafinacji benzyny do pirolizy* Instalacja logistyki koksu Instalacja produkcji wodoru Instalacja próżniowej destylacji HCB Infrastruktura pomocnicza i pozostała Razem Źródło: Dane GLSA Odpowiedzialność LA LA LA GLSA GLSA ND Instalacje Projektu Instalacje Projektu dzielą się na instalacje kluczowe bezpośrednio połączone z procesem opóźnionego koksowania (w tym DCU, CNHT i instalacje logistyczne do procesu koksowania) oraz pozostałe instalacje związane z Projektem, w tym instalacje generujące surowiec konieczny do przetworzenia półproduktów pochodzących z procesu opóźnionego koksowania (HGU) oraz infrastrukturę pomocniczą (HVDU i inne). Instalacje zbudowane lub przebudowane w ramach Projektu Instalacje bezpośrednio połączone z procesem przetwarzania ciężkiej pozostałości i infrastruktura pomocnicza DCU Instalacja opóźnionego koksowania DCU jest kluczową instalacją Projektu, wykorzystującą proces głębokiego krakingu termicznego do konwersji ciężkiej pozostałości na lekkie frakcje i koks. Szczegółowy opis instalacji DCU znajduje się w kolejnej sekcji. LA CNHT Instalacja hydrorafinacji benzyny do pirolizy Konieczność budowy instalacji CNHT wynika z braku instalacji do hydrorafinacji, które mogłyby wytwarzać benzynę do pirolizy. CNHT wykorzystywana jest do hydroodsiarczania benzyny do pirolizy wytwarzanej w instalacji DCU. Benzyna do pirolizy zanieczyszczona siarką, azotem i olefinami będzie przetwarzana z użyciem wodoru, w wyniku czego powstanie produkt końcowy (benzyna do pirolizy), zgodny ze specyfikacjami rynkowymi. LA ND Instalacja logistyki koksu Składa się głównie z instalacji wykorzystywanych do miażdżenia, transportu wewnętrznego i tymczasowego magazynowania produkowanego koksu. W ich skład wejdą również urządzenia do załadunku i ważenia koksu odbieranego przez klienta. LA Instalacje wytwarzające surowiec niezbędny do konwersji półproduktów wytwarzanych w Projekcie na produkty końcowe HGU Instalacja produkcji wodoru Konieczność zbudowania instalacji HGU wynika z ograniczonych mocy przerobowych instalacji HGU istniejących już w ramach Rafinerii. Projekt zakłada budowę instalacji konwersji parą wodną, w której wodór wytwarzany jest z gazu ziemnego. Wybrana technologia jest już wykorzystywana w dwóch instalacjach w Rafinerii. Wytworzony wodór zostanie skierowany do instalacji CNHT i sieci wysokiego ciśnienia transportującej wodór do instalacji niezbędnych do konwersji półproduktów wytwarzanych w DCU. LA 10 Z-155

Pozostała infrastruktura pomocnicza i inne instalacje HVDU Instalacja próżniowej destylacji HCB Konieczność budowy instalacji HVDU jest konsekwencją zmian, jakie muszą zostać wprowadzone do struktury Rafinerii w celu umożliwienia efektywnego przetwarzania półproduktów pochodzących z instalacji DCU (takich jak LCGO i HCGO). Instalacja HVDU jest przeznaczona do rozbijania HCB (pozostałości z instalacji hydrokrakingu, w której, oprócz innych przepływów, HCGO przetwarzany jest na produkty przeznaczone do sprzedaży) na mniejsze frakcje. Obecna konfiguracja Rafinerii umożliwia przetwarzanie HCB w istniejącej kolumnie destylacji próżniowej, jednak po uruchomieniu Projektu realizacja takiego rozwiązania nie będzie wykonalna. Brak dedykowanej instalacji do konwersji HCB skutkowałby zmniejszeniem ogólnej wydajności rafinacji ropy naftowej. Mimo że instalacje służące do produkcji i odzyskiwania siarki już istnieją w Rafinerii, nie mają wystarczających mocy przerobowych koniecznych do przetworzenia zwiększonej ilości gazów kwaśnych wytwarzanych zarówno przez Rafinerię, jak i w ramach Projektu. W celu zwiększenia mocy przerobowych zakłada się, że wszystkie istniejące instalacje produkcji i odzyskiwania siarki zostaną zmodernizowane poprzez wykorzystanie metody wzbogacenia powietrza w tlen. Z uwagi na niewielkie zmiany procesowe, istotne zmiany w infrastrukturze istniejących instalacji nie są konieczne. System dystrybucji energii elektrycznej zostanie zmodernizowany i rozbudowany w celu pokrycia zwiększonego zapotrzebowania na energię elektryczną wynikającego z budowy nowych instalacji w ramach Projektu. Zakłada się budowę dwóch nowych podstacji elektrycznych przy nowych instalacjach. Planuje się budowę dwóch nowych zbiorników magazynowania strumieni pośrednich wytwarzanych w instalacji DCU (zbiornik o pojemności 5 tys. metrów sześciennych przeznaczony na LCGO i zbiornik o pojemności 10 tys. metrów sześciennych przeznaczony na HCGO). Projekt nie zakłada budowy nowych zbiorników na końcowe produkty rynkowe. Zapotrzebowanie na miejsce do przechowywania LPG zostanie pokryte poprzez wybudowanie dodatkowego zbiornika w ramach innego projektu, znajdującego się już w fazie realizacji. Zwiększenie zapotrzebowania na magazynowanie oleju napędowego zostanie pokryte poprzez zmianę przeznaczenia istniejących zbiorników z magazynowania paliwa wysokosiarkowego na magazynowanie oleju napędowego. Powyższe zmiany umożliwią utrzymanie elastycznej powierzchni magazynowej na poziomie nie gorszym niż obecny. Istniejąca i niewykorzystywana w działalności operacyjnej instalacja strippingu wód kwaśnych (Sour Water Stripper) będzie dostosowana do celów Projektu. SWS jest instalacją przeznaczoną do usuwania amoniaku i siarkowodoru z wody procesowej. Z uwagi na naturę zanieczyszczeń generowanych w procesie opóźnionego koksowania i kierowanych do strumienia wód kwaśnych, woda procesowa nie powinna być ani przechowywana ani transportowana razem z wodą kwasową z innych instalacji Rafinerii. System transportu paliwa gazowego zostanie zmodernizowany w celu umożliwienia zarówno transportu gazu generowanego w instalacjach DCU i CNHT do systemu transportu paliwa gazowego Rafinerii, jak i transportu paliwa gazowego koniecznego do procesu produkcji w instalacjach DCU, CNHT i HVDU. W celu zapewnienia tlenu niezbędnego do wzbogacania powietrza planuje się że GLSA albo zawrze umowę z zewnętrznym dostawcą gazu, który wybuduje własną instalację dostarczającą tlen do instalacji Clausa w Rafinerii (Pressure Swing Absorption System, PSA,) albo we własnym zakresie wybuduje potrzebne GLSA ND Instalacja produkcji i odzyskiwania siarki (instalacja Clausa) GLSA ND System dystrybucji energii elektrycznej LA/ GLSA ND Magazynowanie ze stacjami pomp LA SWS Instalacja strippingu wód kwaśnych GLSA ND System transportu paliwa gazowego GLSA PSA Instalacja absorpcji zmiennociśnieniowej ND 11 Z-156

ND ND ND Połączenia międzysystemowe Budynki i drogi Pozostałe Źródło: Dane GLSA instalacje, które będą zarządzane przez specjalistyczną firmę zewnętrzną. Wszystkie niezbędne połączenia międzysystemowe z nową instalacją i systemem zasilania wybudowane zostaną w ramach projektu. Połączenia międzysystemowe zawierają głównie rurociągi do transportu strumieni procesowych i mediów pomiędzy instalacjami Projektu, jak również pomiędzy instalacjami zbudowanymi w ramach Projektu i istniejącymi instalacjami Rafinerii. Budowa rurociągów wymaga budowy lub modernizacji/rozbudowy istniejących elementów estakad i wykopów pod rurociągi. Nakłady inwestycyjne dla połączeń międzysystemowych zostały zoptymalizowane poprzez wybór lokalizacji instalacji Projektu. Planuje się wybudowanie nowych budynków technicznych, w których mają mieścić się wszystkie urządzenia sterujące. Istniejące sterownie zostaną przebudowane w celu zapewnienia dodatkowego miejsca na stanowiska kontrolne Projektu. Dodatkowo zbudowane zostaną nowe drogi dojazdowe, transportowe i przeciwpożarowe. System ochrony przeciwpożarowej, system zbierania kondensatu, modernizacja systemu przetwarzania kondensatu, rozbudowa systemu powietrza technicznego/serwisowego, modernizacja systemu chłodzenia wodą, zakład oczyszczania ścieków, gazociąg do transportu gazu ziemnego i stacja zmniejszająca ciśnienie, system slopu węglowodorowego, system telekomunikacji i ochrony przeciwpożarowej LA/ GLSA GLSA GLSA 1.2.5 Technologia oraz proces technologiczny Proces technologiczny Najważniejsza część procesu produkcji paliw będzie odbywała się w instalacjach DCU i CNHT na bazie technologii opóźnionego koksowania. Przetwarzanie niektórych półproduktów na końcowe produkty rynkowe przeznaczone do sprzedaży będzie realizowane przez GLSA w ramach już istniejącej infrastruktury w Rafinerii (wspieranej instalacją HVDU). Proces końcowego przetwarzania półproduktów pochodzących z Projektu prowadzony będzie z użyciem wodoru generowanego w dedykowanej instalacji HGU. 12 Z-157

Struktura produkcji Projektu z opisem kluczowych przepływów surowca, półproduktów, produktów końcowych i mediów pomiędzy poszczególnymi instalacjami dedykowanymi LA i GLSA przedstawiona jest na poniższym schemacie: Proces technologiczny Projektu Produkty finalne LA LA GLSA Produkty finalne LA Benzyna do pirolizy Gaz opałowy 2 2 CNHT Koks 2 HVDU 11 Gaz opałowy i ciepło HCB Produkty uboczne 2) Gaz opałowy Koks 3 4 DCU 5 6 1 13 Ciężki olej Pozostałość ciężka MHC DU 12 9 10 9 Benzyna dzika Gaz Olej Benzyna do pirolizy 5 Lekki olej HDS 9 Olej HGU Wodór 6 6 7 8 Sieć gazociągów 12 Produkty uboczne 2) Wodór Ciepło 1) Para, woda, powietrze, azot, elektryczność i inne. 2) Siarkowodór amoniak i gazy, w tym wodór, który zostanie zutylizowany przez GLSA. 14 Zakup mediów 1) Nowe instalacje Przepływ surowców Przepływ półproduktów Istniejące instalacje Przepływ mediów Przepływ produktów finalnych Źródło: GLSA 1. 1 Ciężka pozostałość, w tym ciężka frakcja ropy naftowej (ROSE Pitch) i pozostałość próżniowa wytwarzana w Rafinerii, przekazywane są do instalacji DCU i używane jako wsad do procesu opóźnionego. Surowiec będzie dostarczany dwoma rurociągami: pierwszy ma dostarczać pozostałość próżniową i ciężką frakcję ropy naftowej w ilościach 100 t/h, drugi przeznaczony jest do dostaw pozostałości próżniowej w ilości 60 t/h. 13 Z-158

2. 2 W procesie opóźnionego koksowania ciężka pozostałość poddawana jest obróbce cieplnej, przez co wytwarzane są lżejsze frakcje olejów, poddawane następnie różniącym się pod względem złożoności i czasu trwania procesom ulepszania. Dzięki swoim właściwościom (wysoka zawartość siarki, azotu i olefin), benzyna do pirolizy jest dalej przetwarzana z użyciem wodoru w instalacji do hydrorafinacji. Z uwagi na swoją niestabilność, benzyna do pirolizy będzie transportowana bezpośrednio do instalacji CNHT. Spełniająca wymagania rynkowe benzyna do pirolizy wytwarzana w instalacji CNHT jest transportowana do zbiorników magazynowych GLSA, skąd odbywać się będzie jej dystrybucja do odbiorców końcowych. Natomiast gaz opałowy (będącej produktem ubocznym) transportowane jest do gazociągu Rafinerii transportującego paliwa gazowe. 3. 3 Gaz płynny, po odsiarczeniu w instalacji DCU w sekcji usuwania merkaptanu, jest produktem gotowym przeznaczonym do sprzedaży, transportowanym do zbiorników magazynowych GLSA i sprzedawanym klientom końcowym. 4 5 6 Koks jest produktem ubocznym procesu opóźnionego koksowania, sprzedawanym odbiorcom koksu. Produkt nie wymaga dalszego przetwarzania na terenie Rafinerii. Półprodukty takie jak lekki olej gazowy (Light Coker Gas Oil, LCGO) i ciężki olej gazowy (Heavy Coker Gas Oil, HCGO) muszą zostać poddane dalszej obróbce wykorzystującej moce przerobowe instalacji Rafinerii, w wyniku której powstają produkty końcowe. Półprodukty te mogą być transportowane bezpośrednio do instalacji dedykowanych lub przechowywane tymczasowo w specjalnie do tego przeznaczonych zbiornikach, stworzonych w ramach realizacji Projektu. HCGO przetwarzany jest w instalacji łagodnego krakingu (Mild Hydrocracking Unit, MHC ), gdzie poddawany jest hydrokrakingowi, w wyniku którego powstają lżejsze frakcje olejowe i hydrowax ( HCB ). LCGO przetwarzany jest w instalacji hydroodsiarczania oleju napędowego (Diesel Hydrodesuphurization Unit, HDS ), gdzie przetwarzany jest głównie na olej napędowy. LA dostarcza GLSA wodór niezbędny do hydrokrakingu (w instalacji MHC) oraz do procesu hydroodsiarczania (w instalacji HDS) LCGO i HCGO. Wodór produkowany w dedykowanej instalacji produkcji wodoru (HGU). Wolumen wodoru niezbędnego do konwersji LCGO i HCGO stanowi ok. 88% całości wodoru wytwarzanego w HGU. Pozostała część będzie sprzedawana do GLSA na jej potrzeby własne. 4. 7 Ciepło jest produktem ubocznym instalacji wytwarzania wodoru i w postaci pary jest kierowane do sieci parowej GLSA. 8 Do instalacji HGU dostarczany jest gaz ziemny wymagany do produkcji wodoru. 5. 9 W instalacji HDS LCGO poddawany jest działaniu wodoru i przetwarzany na wysokomarżowy olej napędowy, który może zostać przetransportowany do instalacji magazynowych i sprzedany klientom końcowym. Benzyna dzika, która stanowi produkt uboczny procesu hydroodsiarczania, jest dalej przetwarzana na benzynę do pirolizy przeznaczoną do sprzedaży. 14 Z-159

10 11 W instalacji MHC HCGO poddawany jest działaniu wodoru i przetwarzany na produkty wysokomarżowe: benzynę do pirolizy, LPG, HCB i olej napędowy, które są transportowane do instalacji magazynowych i sprzedane klientom końcowym. HCB jest pozostałością procesu hydrokrakingu, która nie może być wykorzystana jako składnik paliwa. HCB jest dalej destylowany w instalacji HDVU i wykorzystywany do produkcji olejów podstawowych lub sprzedawany na rynku jako produkt końcowy. 6. 12 Produkty uboczne, takie jak siarkowodór, amoniak i gazy, oraz pozostała część wodoru wytworzona w instalacji HDS i MHC w trakcie konwersji LCGO i HCGO, są utylizowane w procesach Rafinerii. 7. 13 Gaz opałowy wytworzony w procesie opóźnionego koksowania jest sprzedawany do GLSA. W sekcji oczyszczania amin (w ramach instalacji DCU) gaz opałowy poddawany jest odsiarczaniu a następnie, w formie oczyszczonej z kwasowych zanieczyszczeń, transportowany do sieci gazociągowej transportującej gaz opałowy. 8. 14 GLSA dostarcza LA media, energię elektryczną i inne usługi niezbędne do prowadzenia procesu opóźnionego koksowania i produkcji wodoru. Technologia Technologia opóźnionego koksowania pozwala na rozłożenie ciężkiej pozostałości w procesie głębokiego krakingu termicznego na frakcje lekkie i koks. Proces opóźnionego koksowania będzie odbywał się w specjalnie do tego przeznaczonej instalacji DCU. Wybór technologii Technologia opóźnionego koksowania jest jedną z wielu dostępnych technologii mających na celu przetwarzanie ciężkiej pozostałości w sposób efektywniejszy niż poprzez produkcję asfaltu i ciężkich olejów opałowych, obecnie prowadzoną przez LA. W celu dokonania optymalnego wyboru technologii GLSA, wspierana przez zewnętrzne firmy doradcze (w tym Saipem, SB&E, KBC, Foster Wheeler i inne), przeprowadziła szeroko zakrojone analizy. Czynniki brane pod uwagę w procesie wyboru technologii to koszt inwestycji, potencjalne synergie z istniejącymi instalacjami Rafinerii i wskaźnik konwersji ciężkiej pozostałości na produkty wysokomarżowe. Dostępne technologie różnią się już na pierwszym etapie procesu konwersji ciężkiej pozostałości, polegającym na zwiększeniu ilości wodoru w stosunku do ilości węgla. Proces ten można przeprowadzić albo poprzez usunięcie węgla, albo poprzez dodanie wodoru. GLSA wybrało technologię usunięcia węgla. Technologie dodawania wodoru, mimo że popularne, zostały odrzucone głównie z uwagi na konieczność ponoszenia wysokich nakładów inwestycyjnych, niesatysfakcjonujący wskaźnik konwersji ciężkiej pozostałości i niekorzystną strukturę produkcji (istotny udział paliwa żeglugowego i czasochłonna konwersja półproduktów). Poza opóźnionym koksowaniem rozważano jeszcze dwie technologie usuwania węgla: gazyfikację i proces kogeneracji. Proces gazyfikacji, w odróżnieniu od procesu opóźnionego koksowania, nie ma na celu zmaksymalizowania produkcji paliw płynnych - jest to proces, w którym ciężka pozostałość reaguje w 15 Z-160

wysokiej temperaturze bez spalania i umożliwia efektywną produkcję energii. Mimo że proces ten cieszy się uznaniem i został z sukcesem wdrożony w kilku rafineriach w Europie, GLSA nie zdecydowała się na jego wdrożenie ze względu na wysokie nakłady inwestycyjne wiążące się głównie z koniecznością budowy dodatkowych instalacji pomocniczych i trudnościami związanymi z utylizacją metalurgicznych odpadów stałych. Proces kogeneracji, podobnie do procesu gazyfikacji, nie ma na celu produkcji paliw płynnych - jest to proces spalania ciężkiej pozostałości, w którym wytwarza się jednocześnie ciepło i energię. Technologia ta nie została wybrana z uwagi na brak doświadczenia GLSA w zakresie spalania tak ciężkiego paliwa o dużej lepkości. Istnieje tylko jedna taka instalacja w Japonii, lecz wsad w niej wykorzystywany charakteryzuje się niższą lepkością. Wybrana technologia opóźnionego koksowania jest sprawdzonym i powszechnie znanym rozwiązaniem technologicznym o dużej bazie wiedzy w zakresie projektowania, działania i konserwacji oraz możliwości uzyskania silnego wsparcia w postaci dostawców usług i urządzeń. Proces opóźnionego koksowania jest jednym z najdłużej stosowanych procesów w przemyśle petrochemicznym - po raz pierwszy został zastosowany w 1929 r. w firmie Standard Oil w stanie Indiana. Od tego czasu wprowadzono w nim liczne opatentowane usprawnienia, które miały na celu głównie zwiększenie bezpieczeństwa użytkowania, zmniejszenie zużycia energii i ograniczenie wpływu na środowisko. Obecnie technologia ta jest wykorzystywana w prawie 300 rafineriach na całym świecie (głównie w Stanach Zjednoczonych, gdzie niemal cała konwersja pozostałości opiera się na technologii opóźnionego koksowania). W Europie jest ona stosowana we Włoszech, Norwegii, Rosji, Turcji, na Węgrzech, w Niemczech i w Hiszpanii (w rafineriach w Bilbao i Cartagenie). Technologia koksowania łączy w sobie dwa kluczowe i korzystne parametry: korzystny mix produktowy uzyskiwany w efekcie jej zastosowania i niskie nakłady inwestycyjne, co przekłada się na dużą rentowność Projektu. Proces opóźnionego koksowania ma na celu maksymalizację produkcji paliw płynnych, która odpowiada za 65% przychodów generowanych przez całą produkcję. W odróżnieniu od innych rozważanych technologii, pozostałości z tego procesu nie muszą być poddawane utylizacji i mogą zostać bezpośrednio sprzedane na rynku. Dodatkowo, nakłady inwestycyjne mogą zostać w łatwy sposób zredukowane poprzez wybór odpowiedniej konfiguracji procesu. Technologia opóźnionego koksowania wymaga dalszej konwersji półproduktów odpowiadających za większość przychodów generowanych w instalacjach hydrokrakingu (MHC) i hydroodsiarczania (HDS), lecz z uwagi na stałą dostępność niewykorzystywanej mocy przerobowej w tychże instalacjach, zbudowanych w Rafinerii w ramach Programu 10+, proces może zostać znacznie uproszczony. Podsumowując, żadna z rozważanych technologii nie jest w stanie wytworzyć tylu synergii z istniejącymi instalacjami Rafinerii, co wybrana technologia opóźnionego koksowania. Technologia opóźnionego koksowania charakteryzuje się mniejszym oddziaływaniem na środowisko niż pozostałe rozważane technologie: technologia koksowania powoduje znacząco niższe zwiększenie emisji CO 2. (co zostało potwierdzone w dwóch niezależnych badaniach przeprowadzonych przez ekspertów z Saipem i KBC); wszystkie surowe zanieczyszczenia skoncentrowane w pozostałości próżniowej, takie jak metale i popioły, które w przypadku wybrania innych rozwiązań musiałyby zostać poddane utylizacji, tu będą skoncentrowane w koksie stanowiącym produkt gotowy Projektu; 16 Z-161

dodatkowo, w trakcie procesu koksowania, w instalacji DCU możliwa będzie utylizacja olejów odpadowych generowanych w zakładzie oczyszczania ścieków Rafinerii (obecnie odpady te muszą być oddawane firmom zewnętrznym do utylizacji za pomocą innych metod). Opis technologii Proces opóźnionego koksowania jest stosowany do termicznego rozkładu ciężkiej pozostałości na gazy i strumienie płynnych substancji o różnej temperaturze wrzenia (w tym LCGO, HCGO, LPG i gaz ziemny) oraz produkty uboczne w formie stałej (koks), zawierające większość zanieczyszczeń obecnych w pozostałości, wpływających na inne procesy zachodzące w Rafinerii. Proces opóźnionego koksowania polega na skierowaniu ciężkiej pozostałości do (1) frakcjonatora, podgrzania jej w (2) piecu koksowniczym i przetransportowania podgrzanych płynów do (3) bębnów, w których płyn rozdziela się na koks i związki gazowe. Związki gazowe są przekazywane do sekcji frakcjonatora, gdzie strumienie produktów są rozdzielane na podstawie różnych temperatur wrzenia. Koks jest kierowany do (4) systemu przeładowywania. Projekt typowej instalacji opóźnionego koksowania (DCU) znajduje się poniżej. Typowy projekt instalacji opóźnionego koksowania Źródło: Dane GLSA 1.2.6 Produkty rynkowe W wyniku realizacji Projektu LA stanie się producentem paliw płynnych, głównie oleju napędowego, cieszącego się dużym zainteresowaniem na rynku, oraz benzyny do pirolizy, gazu płynnego LPG, HCB i koksu. 17 Z-162

Tabela poniżej przedstawia produkty wytwarzane bezpośrednio w Projekcie: Końcowe, bezpośrednie produkty Projektu Produkty Opis Rynek Wolumen* Produkty wysokomarżowe Olej ON napędowy LPG CN Gaz płynny Benzyna do pirolizy Produkty niskomarżowe Koks ND Koks HCB Pozostałe produkty ND Wodór paliwo płynne wykorzystywane w silnikach wysokoprężnych mieszanka płynnych węglowodorów, składająca się głównie z propanu i butanu, wykorzystywana jako paliwo w urządzeniach grzewczych, kuchenkach i samochodach węglowodór będący produktem Projektu, używany głównie jako surowiec w rafineriach naftowych do produkcji benzyny silnikowej lub bezpośredniego dodawania do mieszanki benzyn; jest również wykorzystywana w przemyśle petrochemicznym do produkcji olefin w krakerach parowych oraz w przemyśle chemicznym jako rozpuszczalnik. węglowe ciało stałe, stosowane jako drugorzędne paliwo w zakładach energetycznych przemysłu cementowego pozostałość w procesie hydrokrakingu; może być wykorzystywany jako wsad do krakingu katalitycznego i parowego, jako składnik paliw niskosiarkowych lub surowiec do produkcji olejów podstawowych Eksport 370 Rynek krajowy 43 Eksport 170 Rynek krajowy i/lub eksport Rynek krajowy i/lub eksport Rynek krajowy 392 286 2 Produkty uboczne Ciepło Gaz opałowy Rynek krajowy Rynek krajowy * w tys. ton, wolumeny obowiązujące dla wszystkich okresów z wyłączeniem lat, w których odbywa się konserwacja Źródło: Dane GLSA 256 62 Technologia opóźnionego koksowania umożliwi maksymalizację wolumenu produktów wysokomarżowych, które stanowić będą 54% całej struktury produkcji LA w ramach Projektu (583 tys. ton rocznie). Najwyższy udział w strukturze produkcji generowany będzie przez olej napędowy (wynoszący 22% całej struktury produkcji Projektu). Wolumen niskomarżowych produktów wynosić będzie 678 tys. ton rocznie, stanowiąc 40% całości produkcji w obecnym układzie technologicznym. Jednym z tych produktów, najważniejszym pod względem wartości, jest HCB produkt, który może być wykorzystywany jako składnik niskosiarkowego paliwa gazowego lub płynny wsad do krakingu katalitycznego w innych rafineriach. Część HCB wytwarzanego przez Projekt będzie prawdopodobnie kupowana przez GLSA, a poprzez dalsze przetworzenia lub mieszania w instalacjach rafineryjnych, wykorzystywana do doskonalenia produktów rafineryjnych. Reszta kierowana będzie na eksport. 18 Z-163

Realizacja Projektu będzie miała również pozytywny wpływ na strukturę uzysków w GLSA. Uruchomienie Projektu skutkować będzie przede wszystkim ograniczeniem wytwarzania niskomarżowych produktów, takich jak asfalty i ciężkie oleje opałowe, oraz wzrostem produkcji wysokomarżowego oleju napędowego lub paliwa lotniczego (ze względu na istniejącą konfigurację technologiczną Rafinerii, produkcja oleju napędowego jest bardzo łatwo zastępowalna produkcją paliwa lotniczego). Produkcja pod względem wolumenu nie będzie się charakteryzowała istotną sezonowością natomiast pomiędzy okresem zimowym a letnim będzie dochodziło do zmiany charakterystyki produktów końcowych ze względu na różne proporcje dodawanych komponentów w procesie produkcji. Końcowe efekty Projektu wpływ na strukturę produkcji Rafinerii Produkty Opis Rynek Zmiana wolumenu* Produkty wysokomarżowe ON Olej napędowy** paliwo płynne wykorzystywane w silnikach wysokoprężnych Eksport 481 LPG CN Gaz płynny Benzyna do pirolizy Produkty niskomarżowe Ciężkie oleje opałowe Asfalty Pozostałe produkty mieszanka płynnych węglowodorów, składająca się głównie z propanu i butanu, wykorzystywana jako paliwo w urządzeniach grzewczych, kuchenkach i samochodach węglowodór będący produktem Projektu, używany głównie jako surowiec w rafineriach naftowych do produkcji benzyny silnikowej lub bezpośredniego dodawania do mieszanki benzyn; jest również wykorzystywana w przemyśle petrochemicznym do produkcji olefin w krakerach parowych oraz w przemyśle chemicznym jako rozpuszczalnik. Pozostałość po destylacji niskogatunkowej ropy naftowej. Wykorzystywany między innymi jako paliwo do silników tłokowych i kotłów parowych Pozostałość po destylacji niskogatunkowej ropy naftowej. Wykorzystywane przede wszystkim jako surowiec do produkcji asfaltów Rynek krajowy (28) Eksport (85) Eksport (1 008) Rynek krajowy (700) Pozostałe lekkie oleje opałowe, benzyny, reformat, ksyleny, oleje bazowe i inne Eksport 99 * w tys. ton, wolumeny obowiązujące dla wszystkich okresów z wyłączeniem lat, w których odbywa się konserwacja ** ze względu na istniejącą konfigurację technologiczną Rafinerii, produkcja oleju napędowego może zostać zastąpiona produkcją paliwa lotniczego w proporcji 1:1 Źródło: Dane GLSA 1.2.7 Struktura handlowa Projektu W wyniku: (i) technologicznych przepływów Projektu; (ii) zakładanego podziału odpowiedzialności i ryzyka pomiędzy stronami Projektu; oraz (iii) własności aktywów zaangażowanych w proces produkcji, zakłada się zawarcie następujących umów w ramach handlowej struktury Projektu: Umowa na dostawę surowców Umowa usługowego przerobu 19 Z-164

Umowa na dostawę usług i mediów Umowa o sprzedaż produktów i mediów Umowa agencyjna dotycząca sprzedaży produktów Umowa na odbiór koksu Skuteczność działania Projektu będzie głównie zależała od współpracy między GLSA i LA, podlegającej większości wyżej wymienionych umów. 1.2.7.1 Umowa na dostawę surowców Jako że GLSA dostarcza LA ciężką pozostałość na potrzeby produkcji asfaltów, umowa na dostawę surowców z GLSA do LA już obowiązuje. Dla celów Projektu zostanie ona zmieniona i uwzględni dostawę ciężkiej pozostałości do instalacji Projektu. LOTOS Asfalt zobowiązane będzie do przyjęcia całej ilości surowca generowanego przez GLSA, podczas gdy GLSA zobowiąże się do dostarczania minimalnej ilości surowca o wymaganych parametrach jakościowych. Cena surowca dostarczanego do instalacji DCU zależeć będzie od jego jakości mierzonej zawartością Conradson Carbon (CCR). Umowa zostanie zawarta na okres 15 lat od momentu rozpoczęcia działalności operacyjnej Projektu i będzie podlegała rozwiązaniu wyłącznie w przewidzianych w niej okolicznościach. 1.2.7.2 Umowa usługowego przerobu W ramach umowy usługowego przerobu GLSA będzie zobowiązana do konwersji całego wolumenu półproduktów LA (LCGO i HCGO) na końcowe produkty przeznaczone do sprzedaży (w tym olej napędowy, benzyna do pirolizy, LPG i HCB) z użyciem odpowiedniej ilości wodoru dostarczonego przez LA. Wolumen produktów końcowych zostanie określony przez uzyski produkcji (na podstawie leżących u ich podstaw parametrów technologicznych) wskazujące ilość i jakość każdego z produktów końcowych będących wynikiem przetworzenia określonego wolumenu półproduktów i wodoru. Półprodukty, wodór i produkty końcowe pozostaną przez cały czas własnością LA do momentu zakupu ich od LA przez nabywców zewnętrznych lub GLSA. Umowa zostanie zawarta na okres 15 lat od momentu rozpoczęcia działalności operacyjnej Projektu i będzie podlegała rozwiązaniu wyłącznie w przewidzianych w niej okolicznościach. 1.2.7.3 Umowa agencyjna dotycząca sprzedaży produktów W ramach umowy agencyjnej, GLSA będzie działała na rzecz LA jako agent sprzedaży. Zadaniem GLSA będzie pozyskiwanie nabywców produktów gotowych Projektu (olej napędowy, benzyna do pirolizy, LPG i HCB). GLSA będzie miała prawo do zawierania umów sprzedaży w imieniu LA. Na mocy umowy agencyjnej GLSA będzie magazynowała produkty Projektu w swoich zbiornikach magazynowych do momentu ich dostawy do nabywców, jak również będzie takie dostawy organizowała. W zamian za te usługi LA uiści GLSA opłatę prowizyjną i opłatę za magazynowanie, jak również zwróci koszty i wydatki związane z innymi elementami logistyki dostaw produktów. 20 Z-165