ب پ مصر، هي احدى شركات النفط والغاز في مصر، وهي احدى فروع شركة ب پ البريطانية. وتعتبر من أكبر الشركات العاملة في مجال الطاقة. تقدم الشركة الوقود اللازم لوسائل المواصلات، الطاقة اللازمة للإنارة والتدفئة ومنتجات بتروكيماوية.

التأسيس

بدأت شركة بريتش بتروليوم العمل في مصر عام 1898، بإسم شركة أبار الزيوت (بي بي). وقد أممت مصر الشركة بعد العدوان الثلاثي ليديرها سمير فهمي مع محمود يونس وعبد الحميد أبوبكر (غريمه) لتصبح شركة مصر للبترول.

حسب مسقطها الرسمي، تأسست الشركة عام 1972، ويقع المقر الرئيسي للشركة في منطقة المعادي، القاهرة، مصر. ومنذ تأسيسها، استثمرت الشركة أكثر من 17 مليار دولار أمريكي في مصر، حيث تضخ استثمارات سنوية قدرها 1 مليار دولار أمريكي، بحسب وكالة رويترز في أوائل عام 2011. لذا تعد بي بي أكبر مستثمر أجنبي في مصر.

التنظيم المؤسسي

• رئيس مجلس الادارة: م/ هشام مكاوي.

التاريخ العملياتي

بين عامي 2001 و2010، قامت ب پ مصر بتطبيق برنامجًا للاستكشاف والتقييم في غرب دلتا النيل، وهوالبرنامج الذي نتج عنه 11 اكتشافًا هامًا سواء في النفط أوالغاز: ثمانية منها تكوينات جيولوجية من العصر الحديث (حقول الجيزة، الفيوم، توراس، ليبرا، روبي، المعادى، ڤايبر، بولاريس)، واثنين من تكوينات الميوسين (ريفين، توراس العميق) واكتشاف اوليجوسيني (هودوا). خمسة من تلك الحقول بالفترة الأولي من التطوير في مشروع دلتا النيل الغربي.

تهجرز أنشطة ب پ على التنقيب والإنتاج. وتسهم ب پ مع شركائها بنحو15٪ من إجمالي إنتاج النفط في مصر ونحو30٪ من إنتاج الغاز.

مناطق الامتياز

منطقة إمتياز شمال الإسكندرية

بعد عدة تعديلات للاتفاقية المبرمة بين الهيئة المصرية العامة للبترول، في 2010 أصبحت ب پ مصر تمتلك 100% من عمليات التطوير بمنطقة امتياز شمال الإسكندرية. وتعمل الشركة أيضاً على عمليات التنقيب في المياه العميقة بمنطقة شرق المتوسط.

كانت هذه الاكتشافات على عمق 400-650 م تحت سطح البحر، على بعد 35-50 كم من الساحل الشمالي. في مارس 2004، قام ب پ مصر بحفر حقل راڤن-1، رابع الآبار المستكشفة في منطقة امتياز شمال الإسكندرية على عمق 650 م، وعلى بعد 40 كم من السواحل المصرية. كانت الاختبارات ناجحة وتدفق الغاز بمعدلات أكبر من 37.4 مليون متر مكعب قياسي يومياً و741 برميل مكثف يومياً. يوجد راڤن-1 في التكوين قبل-الپاليوسيني العميق. في يناير 2007، حفرت ب پ مصر شمال الجيزة-1 في منطقة إمتياز شمال الإسكندرية على عمق 668م وعلى بعد 56 كم من ساحل مدينة الإسكندرية، يوجد في البئر كميات متراكمة من الغاز، كجزء من مجمع قنوات كبير. حُفر بئر شمال الجيزة-1 في التكوين الپليوسيني المشابه للآبار الثلاثة السابقة التي حفرتها ب پ مصر في نفس منطقة الإمتياز؛ طوروس، ليبرا، وفيوم. بهذه الاكتشافات تقدر كميات الغاز الموجودة في المنطقة بأكثر من 1 تريليون قدم مكعب من الغاز، هذا بالإضافة إلى بئر آخر كان من المفترض حتى يتم حفره في أبريل 2007 سيتم على أساسه إعادة تقييم قدرة المجمع. انتقل الحفر إلى بئر آخر محتمل في حقل طوروس كجزء من برنامج لإكتشاف أربع حقول محتملة في منطقة إمتياز شمال الإسكندرية.

مشروع غرب الدلتا

مشروع غرب الدلتا، هومشروع استثماري لتطوير وانتاج الغاز الطبيعي في منطقة غرب الدلتا، في مصر. المشروع هواستثمار مشهجر بين شركة ب پ البريطانية (الحاصلة على امتيازي شمال الإسكندرية وغرب المتوسط العميق، وRWE DEA الألمانية. من المتسقط حتى يبدأ الإنتاج في 2017.

تمتلك ب پ 65% من المشروع، بينما تمتلك دي إيه إيه الملوكة لآر دبليوإي RWE الألمانية 35% من المشروع، والتي اشتراها الصندوق الاستثماري ليتر-ون (في لوكسمبورگ) والتابع لـمجموعة ألفا الروسية التي يرأسها الملياردير ميخائيل فريدمان.

فيتسعة مارس 2015، سقطت ب پ اتفاقية لاستثمار 12 بليون دولار في لإنتاج الغاز الطبيعي، لاستخدامه لتغذية شبكة الغاز في مصر.

مشروع محطة مطوبس

محطة مطوبس لمعالجة وتجميع الغاز، هومشروع تحت التطبيق لإنشاء محطة لمعالجة وتجميع الغاز الطبيعي في مدينة مطوبس، محافظة كفر الشيخ، مصر. منفذ المشروع ب پ مصر فرع شركة ب پ البريطانية، والإنتاج المقدر للمشروع 900 مليون قدم مكعب من الغاز يومياً. كان من المقرر إقامة المشروع في مدينة إدكووبعد اعتراض الأهالي، تقرر نقله إلى مطوبس.

لاقي المشروع رفض من أهالي مطوبس الذي تظاهروا رافضين إقامة محطة غاز داخل المدينة خوفا من الإصابة بالسرطان والأمراض المتنوعة وطالبوا المحافظ برفض المشروع، وأكد الأهالى أنهم لن يوافقوا على إقامة المحطة تحت أى ظرف، وهددوا مع مجموعة من الثوار بالاعتصام المفتوح إذا لم تتم الاستجابة لمطالبهم.

منطقة امتياز شمال دمياط

منطقة امتياز شمال دمياط البحرية، هي منطقة امتياز لاكتشاف وانتاج الغاز شمال مدينة دمياط، مصر.

في 2009، تم تخصيص منطقة امتياز شمال دمياط البحرية لكونسورتيوم يضم ب پ مصر، وشل وپتروناس، بحصة تبلغ 33% لكل منهم. ب پ مصر هي المشغل الرئيسي في منطقة الامتياز. تم توقيع الاتفاقية في 2010.

الاكتشافات

فيسبعة سبتمبر 2013 أعربت شركة ب پ مصر عن اكتشاف للغاز في منطقة امتياز شمال دمياط، شرق دلتا النيل، في بئر المياه العميقة سلامات. ويعد البئر هوالأول في نطاق اتفاقية منطقة شمال دمياط البحرية التي تم توقيعها في عام 2010، والتي تقوم شركة ب پ مصر بالعمليات فيها، وتمتلك ب پ مصر 100٪ من هذا الاكتشاف.

ويعتبر سلامات أعمق بئر في منطقة الدلتا، وتم حفره باستخدام الجيل الثالث من الحفارات شبه الغاطسة ميرسك ديسكڤري ، على عمق 649م ليصل إجمالي عمق البئر إلى حوالي 7.000م. وحسب رئيس قطاع الاستكشاف في الشركة، فإن نجاح سلامات يثبت وجود الهيدروكربونات في وسط تكوين جيولوجي طوله 50 كم، ومع عمود هيدروكربون ارتفاعه أكثر من 180م.

وكانت الإنضمامات الكهربائية وعينات السوائل وبيانات الضغوط أكدت وجود تجمعات الغاز والمتكثفات في 38م صافي في رمال الطبقة الأوليجوسينية بمنطقة البئر وستقوم الشركة بدراسات إضافية لتحديد موارد الحقل بطريقة أفضل وتقييم اختيارات تنمية هذا الاكتشاف.

أتول-1

فيتسعة مارس 2015، أعربت ب پ مصر عن ثاني كشف للغاز في منطقة شمال دمياط البحرية في شرق دلتا النيل بالبحر المتوسط، متسقطة حتىقد يكون أعمق بئر تم حفره في مصر. وحسب بيان الشركة فإن الاكتشاف الجديد هوالثاني في منطقة الامتياز بعد اكتشاف "سلامات". ويقدر إجمالي الاحتياطي المحتمل في المنطقة بما يزيد علىخمسة تريليون قدم مكعب من الغاز.

ويتم حفر البئر في قاع البحر المتوسط بعمق 923 متر تحت سطح الماء، على مسافة 80 كم شمال مدينة دمياط، ومسافة 15 كم من شمال اكتشاف "سلامات"، ومسافة 45 كم شمال غرب منطقة إمتياز التمساح البحرية. وتمتلك ب پ مصر هذا الكشف بنسبة 100٪.

وأعربت بريتش بتروليوم للنفط، مطلع الشهر الجاري، توقيع الاتفاقات النهائية لمشروع غرب دلتا النيل لتطوير خمسة تريليونات متر مكعب من موارد الغاز و55 مليون برميل من المكثفات باستثمارات تقدر بنحو12 مليار دولار مع شركائها.

وأوضح الرئيس الإقليمي لشركة بريتش بتروليوم شمال أفريقيا، هشام مكاوي، حتى الاكتشاف هوثاني بئر للشركة في برنامج الاستكشاف في شرق دلتا النيل.

ويتم حفر البئر في قاع البحر المتوسط بعمق 923 متر تحت سطح الماء، على مسافة 80 كيلومتر شمال مدينة دمياط، ومسافة 15 كيلومتر من شمال اكتشاف "سلامات"، ومسافة 45 كيلومتر شمال غرب تسهيلات "التمساح" البحرية. وتمتلك ب پ مصر هذا الكشف بنسبة 100٪.

منطقة امتياز كروان

امتياز كروان هي منطقة امتياز للتنقيب عن الغاز الطبيعي، شمال شرق البحر المتوسط، في المياه الاقليمية المصرية.

في 14 يناير 2015، سقطت إني تسقط امتيازي مياه عميقة بمصر، كانا قد رسيا عليها في يوليو2014، وهما 100% من امتياز شمال ليل، و50% من امتياز كروان الذي تتقاسمه مع بي پي.

مشروع دنيس وكروان

مشروع دنيس وكروان، هومشروع لتنمية حقلي دنيس وكروان في منطقة امتياز كروان (رقم 8 في مزاد 2013)، شمال شرق دلتا النيل، مصر. يضم المشروع يضمخمسة آبار بمتوسط، إنتاج 275 مليون قدم مكعب يومياً.

منطقة امتياز رأس البر

تقوم ب پ مصر أيضاً بتشغيل منطقة امتياز رأس البر، وتملك نصف أسهمه، بينما تمتلك إيني النصف الآخر من خلال الشركة المصرية الدولية للبترول التابعة لها.

مناطق امتيازات أخرى

في يوليو2010، أعربت بي بي عن اتفاقات لبيع مجموعة من أصول المنبع لشركة أپاتشي، بما في ذلك امتيازات الصحراء الغربية وامتياز تنقيب شرق بدر الدين، نظير مبلغ ٧ مليار دولار أمريكي.

اندماجات واستحواذات

أموكومصر

عام 1965 استحوذت ب پ العالمية على شركة أموكومصر لتصبح أكبر منتج نفط في في مصر.

جاپكو

أنشئت شركة بترول خليج السويس (جاپكو) كمشروع مشهجر بين الهيئة المصرية العامة للبترول المملوكة للدولة وشركة أموكو. وتقوم جابكوبتشغيل المشروع المشهجر المسئول عن إنتاج النفط والغاز في خليج السويس والصحراء الغربية ودلتا النيل. في عام 2000، حصلت ب پ على غالبية أسهم شركة أموكوفي مشروع جابكوالمشهجر، وأدت التغييرات اللاحقة في مجالات الاستكشاف الجغرافي إلى اكتشافات الغاز الكبرى في حقول جديدة.

ينتج المشروع ما يقرب من 115 ألف برميل من المكافئ النفطي يوميًا. تغطي مشاريع الغاز الخاصة بجابكوحقلين لهما طاقة إنتاجية تبلغ 80 مليون قدم مكعب من الغاز يوميا و5.200 برميل من المكثفات. كما تمتلك جابكوأيضاً حقل في خليج السويس له طاقة إنتاجية تتراوح بين 20.000-25.000 برميل يوميًا، مع احتياطي يبلغ 30 مليون برميل من النفط.

الشركة الفرعونية للبترول

في عام 2008، أنشأت ب پ مصر وشركائها في منطقة امتياز رأس البر، الشركة الفرعونية للبترول، ثاني مشروع مشهجر يجمع ب پ مصر مع الحكومة المصرية، لتشغيل مشاريع الغاز في رأس البر.

نقد

في 11 نوفمبر 2011 كشفت جريدة المصري اليوم عن تفاصيل العقد الذي أبرمته الهيئة العامة للبترول وب پ مصر وآر دبليوإي الألمانية، في يوليو2010، ويختص العقد بتنمية منطقة امتياز شمال الإسكندرية وغرب المتوسط للمياه العميقة. يوضح العقد حتى الحكومة المصرية تنازلت عن 13 مليار على الأقل لصالح ب پ دون مبرر اقتصادي أوفني أومنطقي وبما يعد أكبر خسارة عملية تتكبدها مصر في عقد امتياز تجارى.

وفقا للاتفاقية السابقة فإن الشريك الأجنبى يحصل إضافة على الـ40% التى يسترد بها المصاريف، على نسبة 12% كربح عائد على استثماراته تخصم من الإنتاج، أى حتى إجمالى حصة الشريك بوجه عام في هذا الاتفاق يعادل 52% لقاء 48% للهيئة.

مخالفات

نجحت الشركة الإسپانية، رپسول، في تحقيق كشفين في المنطقة في الفترة من 1999-2000، ثم انضمت لها في وقت لاحق شركة ب پ البريطانية بنسبة 50% من حصتها ثم اشترت بعد ذلك تام الحصة الإسپانية في 2001 عقب حتى صفت الأخيرة أعمالها في مصر. وطبقا لخبراء مصريين، ذوى سمعة وخبرة عالمية، فإن أول مخالفة لهذا الاتفاق كانت في الفترة ما بين 2001 حتى 2003، ممثلة في استمرار بقاء المنطقة في حوزة ب پ رغم انتهاء التعاقد بالقانون 15 لسنة 1992 في مايوعام 2001 لمرورتسعة سنوات هى مدة سريان العقد، لكن المنطقة ظلت تابعة للشركة البريطانية بالمخالفة لهذا القانون، ما يعنى عمليا منح الشركة حق استغلال المنطقة بالأمر المباشر، دون سحبها وطرحها في مزايدة جديدة.

ويؤكد الخبراء حتى المخالفة الثانية حدثت في 2003، عندما حاولت الهيئة تجاوز الخطأ القانونى، بما يبقى المنطقة خاضعة لسيطرة الشركة البريطانية؛ فتم تحويل منطقة امتياز شمال الإسكندرية بشكل شبه تام إلى منطقة تنمية، بما في ذلك المساحات التى لم يتحقق بها أى اكتشافات، بالمخالفة لقاعدة «لا عقود تنمية إلا بعد تحقيق اكتشافات»، وكان يمكن استبعاد تلك المناطق وإعادة طرحها في مزايدات درس واستكشاف أخرى بما يدر عائدا على الدولة بدلا من ضمها إلى مناطق تنمية الشركة البريطانية دون لقاء بل لمدة طويلة، وبصفة عامة تصل مدد التنمية إلى 35 عاما كحد أقصى في حالات الغاز و30 عاما في حالات الزيت.

وحول مسببات عدم اتباع هيئة البترول الإجراء الطبيعى والقانونى الذى كان يفترض حتى يتبع في تلك الحالة وهوسحب المنطقة عام 2001 من الشركة البريطانية وإعادة طرحها مرة أخرى في مزايدة عالمية، يرى بعض الخبراء حتى ذلك قد يحدث لضمان عدم مشاركة منافسين للشركة البريطانية في المنطقة على اعتبار أنها جاذبة جدا، وتوجد بها اكتشافات، وبالتالى بها احتياطيات مؤكدة بما يجعل نسب المخاطرة معدومة تقريبا.

وفى عام 2008 طلبت الشركة البريطانية تعديل بعض بنود عقد التنمية بدعوى ازدياد تكلفة الإنتاج بالمياه العميقة، وعليه تم إدخال تعديل على الاتفاقية الأولى لمنطقة شمال الإسكندرية المبرمة بالقانون رقم 15 لسنة 1992 والتى كانت مسقطة بين الهيئة وشركة ريپسول الإسبانية، وورثته ب پ، وهوما نطلق عليه «التعديل الأول»، لأن طلب الشركة البريطانية سيتكرر مرة أخرى وسيستجاب لها جميع مرة.

نص التعديل الأول في 2008، على الإبقاء على نسبة الـ40% من الإنتاج لاسترداد المصروفات، مع مضاعفة النسبة المخصصة لمكسب الشريك إلى 24% بدلا من 12%، بحجة ازدياد التكلفة، وبذلك أصبح إجمالى نسبة الشريك بوجه عام 64% لقاء 36% للهيئة العامة للبترول، أى الدولة.

ويدافع المسؤولون المصريون عن التعديل، بدعوى تشجيع المستثمرين، إلا أنه ورغم سلبيات التعديل الأول في 2008 فقد ظل يعنى حتى مصر لديها الحق في الحصول على 36% من الإنتاج مجاناً، دون تكلفة.

وطبقا لما هومنشور بالبيانات العالمية، يصل إجمالى الاكتشافات التى تحققت في المنطقة سواء بالشركة الإسبانية أوما أضافته الشركة البريطانية يبلغ حتى الآنخمسة حقول هي ليبرا، وطورس، فيوم، جيزة، وريفين بإجمالي احتياطي يقدر بحواليسبعة تريليونات قدم مكعب من الغاز، وأكثر من60 مليون برميل متكثفات، بالإضافة لكشفين بمنطقة غرب المتوسط للمياه العميقة هما كشفي روبي وپولارس، ولم يأت ذكرهما في التعديل المقصود لأسباب نعرض لها لاحقا.

ويقول الخبراء إنه من الطبيعى بعد الموافقة على أى عقد للتنمية، حتى يتم التفاوض بين هيئة البترول والشريك الأجنبى للاتفاق على ثمن للغاز أوآلية تحكم الطرفين وبصفة نهائية، مؤكدين حتى هذا لم يحدث نظرا لمماطلة شركة «بى بى» في تنمية تلك الحقول المكتشفة بدعوى ازدياد التكاليف بالمياه العميقة بما يجعل الأمر غير اقتصادي، رغم مضاعفة النسبة المخصصة لربحها في التعديل الأول 2008، وذلك فهما بأن الشركة البريطانية كانت تفهم جميع التفاصيل الفنية واللوجيستية عن المنطقة منذ بداية التحاقها بها في 1994، وبالتالى كانت على دراية كاملة بالجوانب الاقتصادية للمشروع قبل وبعد التحاقها به، وهذا يبرر بشرائها لنصيب الشركة الإسبانية بالكامل، بما يجعل مطالبتها بإعادة التفاوض على أى من الشروط الاقتصادية في الاتفاق غير منطقي، خاصة حتى التعديل الأول اشتمل على ثمن للغاز يفوق ثلاثة دولارات للوحدة الحرارية.

ويقول الخبراء، إذا الشركة الإنجليزية التقطت مأزق وزير البترول وقتها، وزير البترول السابق سامح فهمي، أمام الرأى العام بسبب تصدير الغاز من الشبكة القومية وبأسعار متدنية وعدم وجود غاز يسد حاجة المصانع الجديدة واضطرار الدولة إلى درس إمكانية استيراد غاز من الخارج بالأسعار العالمية، بالإضافة إلى حتى حقول الغاز المنتجة وبالتدقيق حقول شركة رشيد التابعة لبريتش جاز بمنطقة امتياز غرب الدلتا للمياه العميقة» قد بدأ إنتاجها يتناقص، فسعت الشركة لإدخال التعديل الثانى على العقد في يوليو2010 بموافقة هيئة البترول والوزير وتم اعتماده من مجلس الشعب.

وينص التعديل الأخير في 2010 على تنازل مصر عن حصتها كاملة ليصبح نصيب المقاول، أي الشركة البريطانية، 100% من الغاز المنتج والمتكثفات بدلا عن 64% على حتى تقوم الدولة «ممثلة في الهيئة العامة للبترول» بشراء تام الإنتاج وذلك بثمن تقريبى حوالى أربعة دولارات للمليون وحدة حرارية من الغاز، أما المتكثفات فثمنها هوثمن برميل الزيت الخام من مزيج برنت حتى مستوى 140 دولاراً أما أعلى من ذلك فله معادلة خاصة، كما تتحمل هيئة البترول كافة الإتاوات والضرائب نيابة عن الشركة.

كما نص الاتفاق على أنه طالما وجود احتياطى أكثر من المذكور سابقا- والبالغخمسة تريليونات قدم مكعب غاز علاوة على 55 مليون برميل من المتكثفات- ومن نفس الحقول ومن خزانات معينة، كما اتى بنص العقد، تقتسم الزيادة بنسبة 39% للهيئة و61% لصالح الشريك فيما يتعلق بالغاز، ونسبة 50% لكل من الطرفين فيما يتعلق بالمتكثفات.

وتكشف الأوراق التى حصلت عليها «المصرى اليوم» حتى التعديل تم بنفس النص الذى ورد إلى هيئة البترول من الشركة البريطانية، كما توضح حتى التعديل تم في موعد حددته الشركة بكيفية تشبه الإنذار (بالنص على وجوب عرضه على البرلمان في موعد أقصاه يونيو2010) ولتجنب نص القانون رقم 15 لسنة 1992، على أنه إذا لم يتوصل المقاول وهيئة البترول إلى اتفاق بشأن ثمن الغاز خلال فترة زمنية محددة تؤول منطقة التنمية إلى الهيئة، وإن كان هذا النص قد يفسر حرص الشركة على تمرير هذا التعديل لمجلس الشعب قبل فض الدورة، فإن الغريب- بحسب الخبراء- حتى وزارة البترول كانت تدفع في نفس الاتجاه. ولحساب المكسب والخسارة في ضوء التعديل الأخير للعقد في 2010، فإن إجمالى الـ5 تريليونات قدم مكعب غاز تساوى 20 مليار دولار تقريبا عند متوسط ثمن أربعة دولارات للمليون وحدة حرارية، والـ55 مليون برميل متكثفات تساوى 5.5 مليار دولار عند متوسط ثمن 100 دولار لبرميل برنت، أى حتى إجمالى قيمة مثل هذه الاحتياطيات تقدر بنحو25.5 مليار دولار.

ومقارنة التعديل الأخير في 2010 مع الاتفاقية الأصلية، سنجد حتى الدولة تنازلت عن حصتها من الاحتياطيات المذكورة وتبلغ قيمتها السوقية نحو13.2 مليار دولار، والتى كان يكفلها لها القانون رقم 15 لسنة 1992، وعند مستوى ثمن أربعة دولارات للغاز.

وبمقارنة التعديل الثانى بالتعديل الأول، يتضح حتى الدولة تنازلت عنعشرة مليارات دولار لصالح شركة «بى بى» تمثل الفارق بين 15.5 مليار دولار هى تام حصة الشركة بما فيها المصروفات و25.5 مليار دولار إجمالى قيمة الاحتياطيات، أى حتى هذا التعديل الأخير قد مكن الشركة من استرداد تام مصروفاتها إضافة إلى عائد كسب صافى يقدر بنحو16.5 مليار دولار، هى صافى ثمن الاحتياطيات الأولية، وليس ذلك فقط بل تم أيضا منح الشركة البريطانية نسبة 61% من احتياطيات الغاز التى تزيد علىخمسة تريليونات قدم مكعب قد تنتجها نفس الحقول، وكذلك 50% من المتكثفات المصاحبة لهذا الغاز (والمدرجة في التعديل تحت مسمى الاحتياطيات الإضافية).

وحول مسببات عدم حمل ثمن شراء الغاز لشركة «بى بى»، عوضا عن تعديل الاتفاق بتلك الصورة، يقول الخبراء: «لنفرض حتى ثمن الغاز المشترى من «بى بى» سيزاد ليصل حتىسبعة دولارات للمليون وحدة حرارية و100 دولار لبرميل المتكثفات، وبذلك ترتفع القيمة السوقية للاحتياطات الأولية (5 تريليونات قدم مكعب و55 مليون برميل متكثفات) إلى 40.5 مليار دولار، وبتطبيق اتفاقية اقتسام الإنتاج الأصلية يتبين حتى الجزء الأكبر من مخصصات الشركة يأتى من حصة استرداد المصاريف (الـ40 % من الإنتاج)، وليس من المخصص للربح (سواء 12% أوحتى 24%)، وبالتالى فإن استرداد إجمالى استثمارات الشركة وهومبلغتسعة مليارات دولار من الإنتاج عند ثمنسبعة دولارات للغاز و100 دولار للمتكثفات يحتاج فقط نسبة 22% من إجمالى الاحتياطى وليس 40%، والفارق بين النسبتين، وهو18% من احتياطى الغاز والمتكثفات سيؤول في معظمه إلى الدولة المصرية، ورغم حتى شركة «بى بى» ستستفيد من زيادة الثمن إلىسبعة دولارات تطبيقا على نسبة الغاز المخصصة لها، بالإضافة إلى نسبة 3.6% من الاحتياطيات تمثل نصيبها من فائض الاسترداد فإن ذلك يبقى الاتفاق في صالح الدولة إجمالا، ولذلك لجأت الشركة الإنجليزية إلى الضغط باتجاه تغيير الاتفاقية كلها مستغلة الضغوط الواقعة على الوزارة، نتيجة نقص إمدادات الغاز الحالية.

ويوضح الخبراء، حتى نسبة الـ40% المخصصة لاسترداد مصروفات الشريك تعادل في الاحتياطى المشار إليه ما قيمته 2 تريليون قدم مكعب من الغاز، بالإضافة إلى حوالى 22 مليون برميل متكثفات من الاحتياطى المذكور، فإذا تم تسعيرها بـ7 دولارات للغاز و100 دولار للمتكثفات، حسب طلب الشركة في وقت سابق، فتكون تلك النسبة مساوية لـ16.2 مليار دولار، في لقاءعشرة مليارات دولار عند تطبيق ثمن أربعة دولارات للوحدة الحرارية لنفس الكمية، ومن المفترض حتى استثمارات الشركةتسعة مليارات دولار وهذا يعنى حتى هناك فائضا يقدر بـ7.2 مليار دولار من حصة الاسترداد سيعود منه إلى الدولة مبلغ 5.76 مليار دولار حسب نص القانون الأصلى للاتفاق، وبذلكقد يكون إجمالى ما تحصل عليه الهيئة 25.2 مليار دولار بتطبيق القانون 15 لسنة 1992، أو19 مليار دولار إذا ما افترضنا قبولنا التعديل الأول 2008، وعند مستوىسبعة دولارات للوحدة الحرارية.

وعلى الجانب الآخر ستستفيد الشركة من تطبيق ثمنسبعة دولارات أيضا على نسبة الغاز المخصصة لها ليحمل صافى عائداتها من ثلاثة مليارات دولار إلى 6.3 مليار دولار عند تطبيق نسبة ربحية 12% حسب القانون الأصلى للاتفاقية، الذى تم إلغاؤه، وإذا ما تم حساب صافى ربحية الشريك على أساس التعديل الأول في 2008 ترتفع ربحيته إلى 12.6 مليار دولار. وبافتراض أسوأ الاحتمالات، فإن الشركة ستحقق صافى أرباح حوالى 13 مليار دولار، بالإضافة إلى استرداد تام استثماراتها وهوتسعة مليارات دولار، فضلاً عن توفير 15% تقريبا من هذه الاحتياطيات للاستخدام المحلى، وذلك أبرز بكثير من حسابات الدولار، بعكس ما يردده القائمون على الوزارة والهيئة.

وتكشف العقود أيضاً حتى المقاول «الشريك الأجنبى» لم يقدم خطاب ضمان للهيئة بقيمة التزامه المالى، لأنه طبقا لهذا التعديل فإن الهيئة العامة أصبحت هى المشترى للمنتج الذى أصبح ملكا كاملا لشركة «بى بى»، وبالتالى يلتزم الجانب المصرى بفتح خطاب ضمان جميع ثلاثة شهور يقدمه للشركة البريطانية.

وبررت الهيئة والوزارة في الاتفاقية المعدلة، وتحديداً في الصفحة 2 في العقد، هذا الوضع كالتالى «من أجل تطبيق أى أنشطة بموجب اتفاق التعديل هذا وإنشاء مجمع حديث لإنتاج الغاز في منطقة غرب دلتا النيل، ونظرا للتقنية المعقدة والمياه العميقة وطبيعة الخزانات البترولية المتفرقة ذات الضغط العالى والحرارة المرتفعة والالتزام بتاريخ بداية أول غاز ولتنمية أي اكتشافات جديدة بموجب اتفاقية الالتزام بطرق اقتصادية وفعالة، فإنهقد يكون من الضرورى إجراء تعديلات للبنود والشروط التجارية والحوكمة باتفاقية الالتزام، على حتى تضم تنمية البترول من منطقة اتفاقية التزام غرب البحر المتوسط مياهاً عميقة الصادرة، وبموجب القانون رقمخمسة لسنة 1999 بما أدخل عليه من تعديلات. كما اتفق الطرفان على إجراء التعديلات اللازمة لذلك الغريب حتى العبارات السابقة منقولة بنصها من أوراق للشركة البريطانية حصلت عليها «المصرى اليوم»، ويؤكد الخبراء حتى هذا المحتوى السابق الذى بنى عليه مسؤولووزارة البترول والهيئة العامة للبترول قرارهم إلغاء القانون الأصلي للمنطقتين، (رقم 15 لسنة 1992- ورقمخمسة لسنة 1999)، وتمرير هذا التعديل لا يعد سببا فريداً من نوعه، نظرا لأن ما اتى به يعتبر وضعاً طبيعياً في جميع الحقول المكتشفة في الدلتا وفي مياه البحر المتوسط شرقا وغربا، مثل حقول شركة بريتش جاز، بمنطقة رشيد بالمياه العميقة، وحقل تمساح، الذى تديره الشركة الإيطالية وغيره من الحقول

تم تحويل أجزاء من مساحة منطقه الامتياز إلى منطقة تنمية عقب إعلان عدة اكتشافات للغاز في المنطقة، وذلك عقب استيفاء جميع الاشتراطات القانونية الواردة بالمادة الثالثة من اتفاقية شمال الإسكندرية، وقد تم توقيع عقدى تنمية في عام 2003 لهذه الأجزاء من المنطقة، فهما بأن الشركة تخلت عن المناطق غير القادرة على الإنتاج، وذلك بعد قيام الشركة القابضة للغازات الطبيعية (إيجاس) بمراجعة هذه المناطق، وهوما جعل إجمالى المساحة الحالية لعقدى الالتزام تشتمل فقط على القطاعات المنتجة أوالقادرة على الإنتاج تطبيقا لاتفاقية الالتزام.

وحسب تصريحات الشركة فإن ما ينطق حول استحواذها على تام الانتاج في منطقة الامتياز هوقول غير دقيق، حيث لا يملك الشريك (المقاول) حرية التصرف في الاحتياطات المكتشفة والتى تقدر بحوالىخمسة تريليون قدم مكعب إلا لهيئة البترول، وفى الوقت ذاته ملتزم بضخها في الشبكة القومية للغاز وفقا لعقد تسليم الغاز المبرم مع الهيئة، والذى تم توقيعه في نفس يوم التوقيع على تعديل الاتفاقيات، ويلتزم الشريك بتحمل جميع الإنفاق الاستثمارى ونفقات التشغيل ومخاطر زيادة تكلفة المشروع بمفرده في جميع مراحله، من درس وتنمية وإنتاج لقاء ثمن تعويضي، يحقق للشريك هامشاً من الربح بعد تغطية ما تحمله من تكلفة، وقد أدى هذا التعديل إلى عدم تحمل قطاع البترول المصرى مخاطر رد تلك الاستثمارات الضخمة إذا ما استمر تطبيق نظام اقتسام الإنتاج واسترداد التكاليف والمعرضة دائما إلى الزيادة في مثل هذه المشروعات وهوما وقع بالعمل.

وحول تسعير وحدة الغاز الحرارية لدى الشركة، فالتسعير يرتبط بعوامل عدة، منها طبيعة الحقول وهجريبتها الجيولوجية ونظم حوكمة العمليات (إدارة العمليات ونظم اتخاذ القرار) وحجم المخاطر التى يتحملها المقاول، ونسب التضخم المستقبلية المتعلقة بأسعار الخدمات والعمليات، وبالتالى فإن الثمن الذى كان من الممكن قبوله في ضوء هذه العوامل طبقا للنظام القديم سيكون أعلى بكثير من الثمن في التعديل الحالى وذلك نظرا لزيادة المخاطر المتمثلة في حجم الاستثمار غير المسبوق في مصر، الذى لا يتناسب مع منظومة اقتسام الإنتاج واسترداد التكاليف، وقد أشار أحدث تقرير (سبتمبر 2011) لبيت الخبرة العالمي (Wood Mackenzie) إلى حتى الثمن الحالي يحقق للمقاول عائداً على الاستثمار يقدر بـ10.2%.

ويعتبر مشروع غرب الدلتا أكبر مشروع يتم تطبيقه في تاريخ قطاع البترول المصرى منذ إنشائه من حيث حجم الاستثمارات التى تبلغ أكثر من 13 مليار دولار، أى ما يقرب من 80 مليار جنيه مصري، وقد تم بالعمل إنفاق 2 مليار دولار منها بالإضافة إلى 11 مليار دولار يتم إنفاقها في المراحل اللاحقة، ومن المتسقط حتى يصل الإنتاج إلى 1000 مليون قدم مكعب في اليوم الواحد، وهوما يمثل أكبر إضافة للغاز الجديد في مصر لتغطية 20% من إجمالى إنتاج الغاز المحلي.

وجدير بالذكر ان ثمن الغاز المنصوص عليه في الاتفاقية والمحدد بسقف ثمنى لا يتجاوز 4.1 دولار يؤدى إلى وفر يصل الى حوالى 50 مليار دولار للدولة على مدار عمر المشروع، وذلك بالمقارنة بتكلفة ثمن شراء الوقود البديل في ظل الأسعار الحالية، كما أنه إذا ما ارتفع ثمن خام برنت إلى 200 دولار قد يصل الوفر للدولة إلى 100 مليار، وذلك لارتباط ثمن الغاز بالسقف الثمنى المذكور. وفى حالة تأخر الإنتاج من هذا المشروع العملاق ستتكلف ميزانية الدولة أكثر من 11 مليون دولار يوميا لتوفير وقود بديل لتغطية الاستهلاك المحلى الحالي.

وتبرر الشركة تنمية منطقة امتياز شمال اإسكندرية، يعود إلى تحمية إعادة التفاوض بسبب الارتفاع المفاجئ وغير المسبوق في تكلفة الخدمات والخامات التى تضاعفت، وتأثيرها على حجم الاستثمارات، وعلى سبيل المثال كان متوسط تكلفة حفر البئر في المياه العميقة عام 2006 لا يزيد على 67 مليون دولار، في حين بلغت التكلفة الإجمالية لحفر أحد أحدث الآبار الاستكشافية حوالى 260 مليون دولار.

ولا ترى الشركة ضرورة حالية لتعديل الاتفاقية حيث تضم الاتفاقية الحالية على آليات جديدة تضمن للجانب المصرى تطبيق المقاول لالتزاماته ومنها:

- الحق في مراجعة ثمن الغاز بعد أربعة سنوات من بداية الإنتاج، وبعد جميعخمسة سنوات بعد ذلك طبقا للتغير في تكلفة المشروع أوحجم الاحتياطيات.

- تطبق غرامات تأخير على المقاول تصل الى 1.7 مليار دولار في حالة عدم بدء الإنتاج، وقد تصل إلى سحب مناطق التنمية منه طبقا لبنود اتفاقيه الالتزام.

- يتعرض المقاول أيضا الى غرامات في صورة تطبيق خصم على ثمن الغاز يصل إلى 30% في حالة عدم تسليم الكميات السنوية المتفق عليه.

وفيما يتعلق باعتراضات بعض الخبراء على قيام هيئة البترول بسداد ضرائب الشريك والإتاوة في تلك الاتفاقية نظرا لأنها تختلف كلية عن الاتفاقيات القديمة (نظام الاقتسام) التى كانت تنص على قيام الهيئة بالدفع، تقول الشركة حتى إلزام المقاول بسداد الضرائب والإتاوة يؤدى إلى زيادة التكلفة على المقاول؛ مما يستلزم زيادة الثمن لكى يحتفظ بنفس العائد الاقتصادى الذى يحقق الجدوى الاقتصادية لإقامة المشروع بكل مخاطره الفنية.

وحول آراء الخبراء حول المخاطر القائمة في شمال الإسكندرية تساوى أوتقل عن تلك التى في حقول شركة بريتش جاز في رشيد (سواء من حيث وجود الخزانات على أعماق كبيرة والضغط العالى والحرارة المرتفعة وصعوبة التراكيب الجيولوجية) بما يعنى أنه لم يكن هناك مبرر حقيقي لتعديل 2010 خاصة بعد حتى تمت مضاعفة حصة الربح في 2008 إلى 24%. ردت الشركة بأن توجد اختلافات جذرية بين المشروعين من الناحية الفنية التى تتناول التراكيب الجيولوجية للمناطق وطبيعة خزانات الغاز الموجودة بها ومن ناحية اقتصاديات والتزامات المقاول في المشروعين.

فمكامن الغاز الطبيعى في مناطق غرب البحر المتوسط تتواجد في عدة طبقات من عصور جيولوجية مختلفة وعلى أعماق مختلفة، وتعتبر شركة بى. بى أول شركة تحقق اكتشافات للغاز الطبيعي في طبقات عصر الميوسين السفلي في مناطق غرب البحر المتوسط، وكذلك حققت أول اكتشاف للغاز في طبقات عصر الأوليجوسين (الأقدم) في مناطق شرق البحر المتوسط وعلى عمق 6500 متر.

إنتاج الشركة المشار إليها من طبقات عصر البليوسين الحديث نسبيا فقط، وتتواجد على أعماق قريبة (حوالى 2000 متر) وفى تجمعات كبيرة نسبيا نظرا لطبيعة الظروف الترسيبية، ولذلك فهى أقل بكثير من حيث التكلفة والمخاطر الفنية، بالإضافة إلى حتى الإيرادات تعتمد بشكل كبير على حق التصدير الممنوح للشركة المذكورة؛ مما أدى إلى ازدياد اقتصاديات المشروع المذكور مقارنة بغيره. ويمكن مراجعة الجهات المسؤولة أوتقارير بيوت الخبرة العالمية في ذلك الشأن.

وتختلف حقول غاز شمال الإسكندرية من حيث وجود معظم الغاز في طبقات عصر الميوسين السفلى القديم والذى يوجد على أعماق أكبر (حوالى 4500 متر)، وتتميز طبيعة الخزانات في هذه الطبقات بارتفاع الضغط الجوفى ودرجات الحرارة العالية وصعوبة تتبعها والإنتاج منها؛ مما يزيد تكلفة حفر الآبار إلى أكثر من الضعف. بينما الجزء الموجود في نفس طبقات البليوسين للشركة المذكورة، فإن غاز حقول شمال الإسكندرية يتواجد في تجمعات صغيرة ومتفرقة في قنوات رملية صغيرة مما يحتاج حفر عدد أكبر من الآبار بنحو50% عن غيرها.

ويفهم المتخصصون جيدا مدى صعوبة الإنتاج في هذه المنطقة، خاصة بعد حفر الكثير من الآبار الاستكشافية والتقييمية، والتى أظهرت الاختلافات الكبيرة بين الآبار وبعضها من حيث سمك الطبقات الرملية الحاملة للغاز وقدرتها على الإنتاج، وكل هذا مدعم بنتائج الحفر والدراسات التى تجريها الشركات المتخصصة.

وقد كان من المحال تنمية وإنتاج الغاز من هذه الحقول طبقا لنموذج الاتفاقيات السابق، لاستحالة تحقيق الحد الأدنى من العائد الاقتصادى للشريك الأجنبى، وعزوف الشركات الكبرى عن الاستثمار في مثل هذه المشروعات العملاقة، خاصة بعد الارتفاع الكبير الذى طرأ على تكلفة حفر الآبار وأسعار المواد والخدمات اللازمة لعمليات التنمية، وقد أخذت الشركة على عاتقها حفر الكثير من الآبار التقييمية للتأكد من حجم الاحتياطيات وقابليتها للإنتاج ومعدلات الاستخراج من مثل هذه الطبقات، وبلغ ما تم إنفاقه حتى الآن حوالى 2 مليار دولار، أى ما يقرب من 12 مليار جنيه مصري.

حفظ التحقيق لثبوت عدم صحة البلاغ

في 16 يونيو2014، أصدر النائب العام قراراً بحفظ التحقيق لثبوت عدم صحة البلاغ.

مرئيات

انظر أيضاً

• ب پ
• الطاقة في مصر
• DEKA
• امتياز شمال الإسكندرية
• مشروع غرب دلتا النيل

المصادر