1. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
Łódź, 26 listopada 2010
Instalacja Demonstracyjna CCS
zintegrowana z nowym blokiem 858 MW

2. Blok 858 MW
 858 MW
 Warunki nadkrytyczne - 266 bar/554oC
 Paliwo stałe – węgiel brunatny
 Sprawność bez CCP ~ 41,7%
 Emisje – Dyrektywa LCP
(NOx - < 200 mg/Nm3, SO2 - < 200 mg/Nm3,
pyły - < 30 mg/Nm3)
 Emisja CO2 (bez instalacji CCS) -
5,1 - 5,5 mln t/a
 Rozpoczęcie budowy – 2 października 2006
 Zakończenie – 30 kwietnia 2011
2
PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

3. Podstawowe parametry techniczne instalacji
wychwytywania CO2
po optymalizacji przeprowadzonej na etapie FEED
 Ilość wychwytywanego CO2: 1,8 mln ton/rok, 235 ton/godz.
 Sprawność instalacji wychwytywania CO2: 90%
 Ilość oczyszczonych spalin odpowiada mocy elektrycznej:
260MWe
 Jednostkowe zużycie ciepła przez instalację CCP: 2.2 GJ/tonę
CO2
Przewidywana sprawność bloku bez instalacji CCP: ~41.76%
 Przewidywana sprawność bloku z instalacją CCP (wyłącznie z
uwzględnieniem poboru pary na regenerację amin, bez potrzeb
urządzeń elektrycznych CCP: ~39,7 %
 Zużycie energii elektrycznej na potrzeby Instalacji CCP: ~41,2
MWe
 Nakłady inwestycyjne: 2.303,1 mln PLN

4. CCP 3D Visualisation
PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

5. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
•Budziszewice – struktura w
odległości 60 km od
Elektrowni Bełchatów
•Lutomiersk-Tuszyn –
zlokalizowana w odległości
między 45 i 60 km na północ
od Elektrowni Bełchatów
•Wojszyce – maksymalizacja
szans znalezienia
odpowiedniego miejsca
składowania CO2, obszar
nieco dalej na północ,
ok. 115 km od Bełchatowa,
struktura zidentyfikowana
jako najbardziej obiecująca
Trzy potencjalne struktury składowania

6. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
Harmonogram realizacji projektu CCS
Instalacja wychwytywania CO2
Uprawomocnienie pozwolenia na budowę: 22 luty 2010r.
 Faza FEED wzbogacona o wczesne prace projektowania wykonawczego - do
listopad 2010
Zakończenie prac w zakresie „Capture Ready” (wykonano połączenia z systemem
wody chłodzącej): oryginalny termin - czerwiec 2010r. – częściowo zakończone
Zakończenie montażu mechanicznego – grudzień 2013r. – wymaga przedłużenia
Rurociąg transportowy
Pozwolenie na budowę: sierpień 2013r.
Zakończenie prac mechanicznych: listopad 2014r.
Miejsce składowania CO2
Wybór miejsca składowania (trzy potencjalne struktury): grudzień 2010 r.– wymaga
przedłużenia – prawdopodobnie - I połowa 2011
Złożenie wniosku o wydanie pozwolenia i rozpoczęcie budowy składowiska:
grudzień 2012r.
Zakończenie budowy składowiska CO2: grudzień 2014r.
Wydanie decyzji o rozpoczęciu zatłaczania: grudzień 2014r.
Zakończenie procesu optymalizacji oraz odbiór końcowy
instalacji CCS - grudzień 2015r.

7. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
CCS –
Partnerzy Elektrowni Bełchatów
 Wychwytywanie:
 - ,,Capture island”
 Grupa Alstom – Partner w obszarze doskonalenia technologii
„zaawansowanych amin”
 Dow Chemical – Dostawca wybranego absorbentu do wychwytywania
CO2 ze strumienia spalin
 - „Capture ready” - integracja
 Grupa Alstom
 Transport
 Gazoprojekt – Studium Wykonalności
 Wykonawca prac inżynieryjno-budowlanych – zostanie wybrany
 Składowanie - Geologia
 Państwowy Instytut Geologiczny oraz Schlumberger – wsparcie
podczas pierwszej fazy oceny struktur geologicznych
 Dodatkowi podwykonawcy – zostali wyłonieni w postępowaniu
przetargowym

8. Struktura finansowania Projektu CCS
PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. będzie angażować środki preferencyjne
oraz finansowanie z podziałem ryzyka w maksymalnej możliwej wysokości. Obecnie
rozważana jest następująca struktura finansowania Projektu CCS:
1.Pomoc bezzwrotna:
•Europejski Plan Naprawy Gospodarczej (EEPR) – 180 mln EUR – umowa o
dofinansowanie z KE podpisana w dniu 5 maja 2010 r.;
•Emissions Trading Scheme (ETS) „NER 300” Programme – zgodnie z programowymi
ograniczeniami maksymalna planowana kwota dofinansowania to – 125 mln EUR;
• Norweski Mechanizm Finansowy (NMF) – możliwe dofinansowanie – 20 – 30 mln EUR
• Wsparcie Rządu Polskiego z Funduszy Strukturalnych (FS)
2. Finansowanie komercyjne oraz środki własne
• Europejski Bank Inwestycyjny ( w tym RSFF - Instrumenty finansowe z podziałem
ryzyka, kredyt)
• Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju
• Środki własne
• Inne
PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

9. 9
Planowana struktura finansowania
Projektu CCS c.d.
Planowany poziom pomocy bezzwrotnej na podstawie aktualnej wiedzy w całkowitych
nakładach inwestycyjnych projektu CCS (CAPEX = 610 mln EUR):
PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

10. Terenowa kampania informacyjna w kontekście
prowadzonych badań geologicznych – faza I –
wybór optymalnej struktury

11. Zaawansowanie Projektu CCS w
Bełchatowie
1.Pozwolenie na budowę części CCP (ang. CO2 Capture Plant)
wydane przez Starostwo Powiatowe w Bełchatowie z datą 26
stycznia 2010 r. uprawomocniło się 22 lutego 2010 r.
2.Rozpoczęcie fazy FEED projektu (ang. Front End Engineering and
Design) dla instalacji wychwytywania dwutlenku węgla w listopadzie
2009 r.
3.Planowane rozpoczęcie prac budowlanych w ramach realizacji
komponentu wychwytywania przewidziane zostało na kwiecień 2011
r.
4. Data zakończenia Projektu CCS w 2015 r. wynika z regulacji
programu EEPR.
PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

12. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
 Rozwój polskiej gospodarki – Czysta technologia węgla przyczyni się do
zwiększenia zainteresowania i realizację podobnych projektów w Polsce i Europie
 Zmniejszenie bezrobocia - nowe „zielone” miejsca pracy
 Rozwój wiedzy i umiejętności związanych z technologiami CCS w Polsce i w
Europie
 Miejsce składowania oraz rurociąg transportowy Instalacji CCS ustanowią
standardowy model dla innych dużych emitentów CO2 w Polsce
 Realizacja Instalacji CCS na skalę demonstracyjną umożliwia komercyjne
upowszechnienie tej technologii dla dużych bloków energetycznych opalanych
paliwami kopalnymi
Korzyści z realizacji Projektu CCS w ElB

13. Najistotniejsze ryzyka Projektu CCS
 Ryzyko techniczne skalowania instalacji wychwytywania z poziomu pilotażowego do wielkości
o znaczeniu przemysłowym – instalacje kilku megawatowe vs 260 MW, referencje pochodzą z
sektora petrochemicznego i są implementowane w energetyce w kontekście wychwytywania
CO2 ze spalin (demonstracja technologii znajdującej się w fazie przedkomercyjnej)
 Ryzyko geologiczne nieuzyskania w wyniku przeprowadzanych badań fazy I – wybór
optymalnej struktury oraz fazy II – charakterystyka wybranej struktury, informacji wystarczającej
do podjęcia decyzji o lokalizacji podziemnego składowiska CO2 dla potrzeb instalacji
demonstracyjnej CCS
 Ryzyko nieuzyskania akceptacji społeczności i władz lokalnych dla implementacji dalszych faz
realizacji w ramach komponentu składowania projektu CCS, następujących po wyborze
struktury optymalnej, a także dla budowy rurociągu do przesyłu dwutlenku węgla
 Ryzyko zaangażowania znacznych środków finansowych wynikające z ustawowego obowiązku
ustanowienia zabezpieczenie finansowego, mającego na celu wypełnienia przez inwestora
wszystkich obowiązków wynikających z pozwolenia na podziemne składowanie dwutlenku
węgla, w tym wymogów dotyczących zamknięcia składowiska, obowiązków po zamknięciu
składowiska oraz rozliczeń w przypadku wystąpienia wycieków dwutlenku węgla,
zabezpieczenie finansowe musi gwarantować środki na dokończenie likwidacji i ewentualne
usunięcie szkód w przypadku upadłości lub likwidacji inwestora. Zabezpieczenie finansowe
musi być ważne i skuteczne przed rozpoczęciem zatłaczania dwutlenku węgla do składowiska
(okres zatłaczania, 20 lat po zamknięciu składowiska oraz zabezpieczenie środków dla KAPS
po przekazaniu składowiska na następne 30 lat)
 Ryzyko prawne nieterminowej implementacji dyrektywy w sprawie geologicznego składowania
oraz uchwalenia ustawy o korytarzach przesyłowych celu publicznego
 Ryzyko braku zamknięcia finansowania projektu w strukturze stanowiącej scenariusz

14. Najpilniejsze działania
 Implementacja podpisanej z KE umowy o dotację w ramach EEPR, w wysokości 180 mln EUR
 Realizacja prac geologicznych fazy I – wybór struktury optymalnej struktury I połowa 2011r.,
 Ustalenie procedur formalno - prawnych oraz strategii kontraktowania dla dalszego rozwoju
poszczególnych komponentów CCS – oczekiwanie na odpowiedź skierowaną do Prezesa UZP
w sprawie przyjęcia zgodnych z PZP zasad realizacji instalacji CCS o charakterze badawczo-
rozwojowym, mającej znaczenie i skalę przemysłową (faza demonstracyjna)
 Analiza aspektów prawnych w zakresie podziału kompetencji pomiędzy firmę Alstom –
dysponenta praw własności intelektualnej implementowanej w ramach realizowanego
komponentu wychwytywania dwutlenku węgla, technologii „zaawansowanych amin” oraz
wykonawcami prac, które nie byłyby objęte umową wykonawczą z Alstom, celem zachowania
zgodności z wymaganiami ustawy Prawo Zamówień Publicznych, obowiązującej PGE EBSA
jako zamawiającego sektorowego
 Opracowanie procedur realizacji fazy II składowania – charakterystyka wybranej struktury
 Po wyborze optymalnej struktury - przygotowanie postępowania przetargowego na wybór
wykonawcy rurociągu
 Organizacja finansowania projektu, przygotowanie aplikacji w ramach NER 300 (złożenie
aplikacji – do 6 lutego 211 r.)
 Kontynuowanie procesu konsultacji społecznych po zakończeniu wyborów samorządowych
PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

15. Inne projekty współfinansowane
w ramach EEPR
 Jaenszwalde, Vattenafall, Niemcy, oxyfuel + post combustion,
prawdopodobnie onshore (180 mln EUR)
 Porto-Tolle, Enel, Włochy, post combustion, offshore (100mln EUR)
 Rotterdam, E.ON + Electrabel, Holandia, post combustion, offshore –
wyczerpane pole wydobywcze gazu (180 mln EUR)
 Compostilla, Endessa. Hiszpania, oxyfuel, prawdopodobnie onshore
(180 mln EUR)
 Hatfield, Powerfuel Power, UK, IGCC, offshore, pole wydobywcze gazu
(180 mln EUR)
PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.

16. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ
Dominika Kukieła
Specjalista ds. Inwestycji - koordynator
Zespół ds. budowy instalacji CCS
dominika.kukiela@elb.pl