Will Zohr gas production allow Egypt to light Europe and its own cities هل تملك مصر حقًا رفاهية تصدير الغاز

 ENFRWC -  

Production at the Zohr gas field was officially inaugurated by President Abdel Fattah al-Sisi on the last day of January, a little over a month after production began

The Port Said ceremony that Sisi presided over was the highlight of celebrations marking the field’s discovery, which the government has hailed as the start of Egypt’s path to self sufficiency in electricity generation and manufacturing, both of which are pivotal to political and economic stability

However, the production goals associated with this massive gas find have expanded into lofty hopes that Egypt will reclaim its role as a net exporter of gas, a highly beneficial scenario for European importers, who have long sought to decrease their dependence on Russia as their primary source of natural gas

Since production began at the end of last year, European media analysts have revisited this decades old dream in a way that strongly resembles the beginning of the millennium, when consecutive gas findings were met with headlines claiming that Egypt’s gas would light all of Europe, opening the door for actual export deals with Israel and Jordan. However, by 2009, an acute energy crisis had beset Egypt, intensifying in the aftermath of the January 2011 revolution and leading to widespread power outages and a halt in production at factories

The Zohr gas field is the largest ever natural gas find in the Mediterranean Sea. However, there may be a reprisal of events that played out in the 2000s, as new export hopes ignore Egypt’s growing and present needs for gas, needs that are expected to exceed current consumption levels, as well as the total quantity of Egypt’s gas reserves

How much of Zohr’s gas does Egypt get

Although Egyptian media outlets have reported the Zohr gas field’s reserves at 30 trillion cubic feet, this figure has not been confirmed, Sherif Wadood, an oil and gas expert who co-founded and managed several companies in the energy field in Egypt and abroad, tells Mada Masr

Zohr potentially has 30 trillion cubic feet of original gas in place (OGIP), according to a statement published by the Italian petroleum company Eni, which discovered the gas field in the Mediterranean Sea north of Port Said in August 2015. OGIP is an estimation that designates the total volume of gas stored in a reservoir prior to production, but according to Wadood, reserves are usually calculated as a percentage of OGIP, depending on the technical and economic characteristics of a given reservoir

Wadood notes that looking at similar gas reservoirs can be instructive in determining how much gas can be extracted from Zohr.  In the primary production stage for similar reserves, he says that 35 percent of OGIP can be extracted, and, in the secondary stage, the extraction figure can reach up to 65 percent or more

If Wadood’s estimation is taken as a guiding point, the potential quantity of gas that may be extracted from Zohr is around 20 trillion cubic feet, not the reported 30 trillion cubic feet

“However, even in this case, 20 trillion cubic feet is still a large amount of gas, equivalent to more than a third of Egypt’s reserves prior to the [Zohr] finding,” says Wadood

Distributing gas shares in the Zohr deal

Egypt’s government aims to use the full production yield from the Zohr gas field, at least for the first five years of production, to cover its domestic needs. This production yield includes the  government’s share, which, according to the terms of the agreement, the government will not pay for. Also included within this yield is the share enjoined to international oil companies, for which the government will pay a price determined by a flexible formula that ranges from US$4 – $5.88 per MMBTU, depending on the quantity of gas produced

The Zohr agreement, published as Law 2/2014, stipulates that 40 percent of production not used in petroleum operations will be allocated to Eni’s subsidiary the Italian Egyptian Oil Company (IEOC) for cost recovery. This allocation would remain in place until Eni has recouped the full extent of its investment, including exploration costs and field development costs. In addition, Eni would also recoup their operational costs from the beginning of commercial production and throughout the lifetime of the project.

The exploration and field development costs came in at $12 billion, excluding an additional $4 billion to ensure that maximum gas output would last throughout the lifetime of the project, Petroleum Minister Tarek al-Molla stated in a televised interview with Sky News Arabia in October 2017

Production began at the end of December 2017, with 350 million cubic feet being pumped out of Zohr per day. This initial output level fell short of the original estimate of 500 million cubic feet per day that Prime Minister Sherif Ismail announced in September. The government currently estimates that production will increase to 1 billion cubic feet per day by mid-2018, before reaching its peak a year later in 2019 at 2.7 billion cubic feet per day

Based on these figures, Mada Masr estimates that Eni would be entitled to the cost recovery share of 40 percent for almost 11 years, which constitutes half of the project’s estimated lifetime

As for the remaining 60 percent of gas output, the Zohr agreement indicates that it will be distributed between Eni’s IEOC and the state-owned Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS), according to production levels

This means that during the first decade of Zohr’s production, a period that spans half the lifetime of the project, the contract grants Eni 58.6 percent of the production yield, including both cost recovery and profit gas. This is the amount of gas that the Egyptian government would be buying at a rate of $4 to $5.88 per MMBTU. On the other hand, during this period, the Egyptian government would have access to 40.6 percent of the production yield through EGAS without payment

During the second half of the project’s lifetime, the cost recovery ratio falls from 40 percent to 20 percent in order to compensate for the ongoing field development costs. The remaining 80 percent is then distributed between EGAS and IEOC in accordance with output levels. As such, Mada Masr estimates that in the second half of the project’s lifetime, Eni would keep a total of almost 45 percent of output, and EGAS would get the remaining 55 percent

“The actual role of the foreign partner after the exploration phase becomes financing the investments needed for production, until all costs are recovered, in addition to a profit margin,” says Wadood

Although the agreement stipulates that a 10 percent royalty fee is due to the government, whether in the form of cash or gas output, the contract also obligated EGAS to pay that fee rather than Eni

What are Egypt’s gas needs

To achieve self sufficiency, Egypt would need to be able to produce enough natural gas to cover domestic demand. While experts expect a large increase in production due to the Zohr field, some note that production is not likely to be sufficient to cover the real demand in the economy, which is estimated to be much higher than the current consumption levels

Total gas output

Egypt’s gas production has already taken an upward turn in the recent period, not only due to the Zohr gas field but also to the new gas output coming from recent discoveries, including the North Alexandria field, Atoll and Noroos

The Atoll gas field, found in the Mediterranean north of Damietta Governorate, began production at a rate of 300 million cubic feet per day at the end of 2017, a few months after output from the Noroos gas field, north of the Nile Delta, reached 1 billion cubic feet per day. Meanwhile, output from the North Alexandria field reached 700 million cubic feet per day in May, and is expected to increase further

Collectively, the yields of the three gas fields contributed to raising Egypt’s total gas output to 5.1 billion cubic feet per day in 2017, compared to 4.4 billion cubic feet per day in 2016, according to Prime Minister Sherif Ismail

“We have to realize that the petroleum sector is a dynamic industry where new discoveries lead to higher production, while, at the same time, production from other gas fields naturally diminish,” said Mohamed Shoeib, the former head of EGAS, in a televised interview on the privately owned television network CBC in December 2017

For Wadood, however, when evaluating the recent increase in production, not only is it important to take into account the dynamic aspect of gas production, but also the technical risks and sustainability of producing at peak levels. Overproducing could damage a natural gas reservoir, he says, as happened with the Rashid gas field in the Nile Delta

Gas demand and consumption

According to official figures, total domestic consumption of gas stands at around 6.2 billion cubic feet per day in the summer and 5.8 billion cubic feet per day in the winter. With this in mind, the government estimates that an increase in output would cover consumption and help Egypt reach self sufficiency. However, experts have noted that these statements confuse the current levels of consumption with the real demand in the economy, which is neither known nor published

“We expect to see a notable ramp up in gas demand from new-build gas power plants in the country, as well as from residential connections to the domestic power grid,” Richard Taylor, an oil and gas analyst at Fitch Group-affiliate BMI Research told Mada Masr in December

Generating electricity accounts for more than 60 percent of natural gas consumption in Egypt, while the manufacturing sector consumes 23 percent, according to the most recent report by EGAS for the fiscal year 2014/2015

“While domestic gas output ramping up from next year will reduce the need for imported liquid natural gas [LNG] substantially, it is our view that seasonal demand dynamics will still necessitate the import of several LNG cargoes in the short term,” said Taylor

Despite this, the petroleum minister announced on January 28 that Egypt intends to halt LNG imports by the end of June, six months earlier than originally expected, according to a Reuters report

Wadeed emphasized that while consumption is limited by the amount of gas available, demand refers to all the gas needs in the economy, including demand which is unmet due to limited resources

“I do not know the size of the real demand in Egypt, but what is certain is that it is higher than consumption levels one year ago, because currently there are factories that have halted operations and others that are not operating at their full capacity. There are also power generation stations that are fueling up on mazut. These factors indicate that Egypt’s consumption levels do not necessarily reflect that its natural gas needs are being met. This is due to the reduction in natural gas consumption throughout the past few years,” he says

The use of mazut, a heavy, low-quality fuel oil used to generate electricity in power stations, has been criticized by Abdel Khalek Ayyad, the former head of the state-owned Egyptian General Petroleum Corporation, on his facebook page. According to Ayyad, mazut is simultaneously more costly and less efficient than natural gas. However, he pointed out that the use of mazut to generate electricity is a recent phenomenon directly linked to the acute energy shortage of the past few yearsShoeib aired similar criticisms in his CBC interview, stating that diesel costs the government $12 to $13 per MMBTU, while mazut costs $10 per MMBTU, both of which come in at a higher cost than LNG imports which are estimated at around $9 per MMBTU. “Hence, in order to achieve savings, it is in Egypt’s interest to keep on importing LNG 
as a substitute for mazut and diesel, for both electricity generation and industry, Shoeib said

  

Achieving self sufficiency therefore is not only a question of cutting out LNG imports, but it also a question of cutting off mazut and diesel imports for the purpose of power generation, noted Ayyad. He added that the estimated amount of gas needed to achieve self sufficiency should take into account projections for population and economic growth

A step toward exporting gas

A few days following the start of experimental production at Zohr at the end of 2017, Molla announced that Egypt’s foreign partners would be allowed to export their shares of gas in five years. “The government added a clause to the new exploration agreements allowing companies to export part of their share of extracted gas if Egypt does not need it,” the petroleum minister is cited as saying in Reuters

Ayyad and Wadood are skeptical, however, about whether estimated production levels will be able to turn Egypt into a gas exporter. According to Wadood, Molla’s statements ignore the timespan of production, because, unlike oil, extracted gas has to be immediately consumed through pipelines or liquefied and stored, which is a very costly process

This indicates that a long term export agreement would be highly impractical, he says, as a gas surplus now does not necessarily mean that there will be a surplus in several years

While Wadood believes that becoming a net exporter within five years would require more massive finds, Taylor told Mada Masr that BMI Research expects that “the majority of additional medium term gas output growth will come from subsequent development phases of the existing fields, with companies seeking to leverage existing infrastructure”

The ways in which the gains of the Zohr gas field are being exaggerated recalls the early 2000s, when the Mubarak government overstated Egypt’s reserves in order to justify decisions further down the track, including commitments to long-term export deals, which culminated in blackouts that lasted for years and billions of dollars in fines for breaking the contracts

بعد أسابيع من إعلان الحكومة عن بدء إنتاج الغاز الطبيعي من حقل «ظُهر»، حضر الرئيس عبد الفتاح السيسي أمس، الأربعاء، الافتتاح الرسمي للمرحلة الأولى منه.

وتعول مصر على أن يحقق لها الحقل، الواقع بمياه البحر المتوسط شمال غرب مدينة بورسعيد، الاكتفاء الذاتي. فيما تعلق أطراف أوروبية آمالًا كبيرة علي دور «ظُهر» المرتقب في التصدير، ومن ثم تنويع مصادر الغاز المتاحة لها، بحسب ما أبرزته مؤخرا عدة مقالات نشرت في الصحافة الأجنبية.

لكن الآمال التي خلقها اكتشاف بحجم «ظُهر» ليست بجديدة، وتذكرنا بنفس الحالة في بداية الألفية عندما أدت اكتشافات الغاز المتعاقبة إلى اﻹعلان عن سعي مصر لتصدير غازها إلى أوروبا، فضلًا عن الدخول في اتفاقات تصدير فعلية مع إسرائيل واﻷردن. وبعد مرور أقل من عَقد دخلت مصر في أزمة طاقة، بدأت عام 2009، وتفاقمت في اﻷعوام اللاحقة لـ 2011 مما أسفر عن صعوبات واجهت قطاعات الكهرباء والصناعة

ورغم الأهمية الكبيرة لـ «ظُهر»، إلا أن الآمال التصديرية تتجاهل احتياجات مصر الحقيقية من الغاز في السنوات المقبلة. وذلك ليس فقط من أجل الوفاء بالاستهلاك الحالي فحسب، وإنما لمجاراة الاحتياجات المتزايدة وتحقيق زيادة في معدلات النمو الاقتصادي.

كما تبالغ تلك التقديرات في المتاح من الغاز فعليًا على غرار التجربة السابقة التي انتهت بالتراجع عن عقود التصدير التي التزمت بها مصر أو شركات عاملة بها، وما ترتب على ذلك من فرض غرامات على الحكومة عبر التحكيم الدولي.

في مصر كم يبلغ الغاز المتاح؟

على الرغم من تناقل وسائل الإعلام رقم 30 تريليون متر مكعب، إلا أنه لا يعبر في حقيقة اﻷمر عن كمية احتياطي الغاز المؤكد في حقل ظُهر، وذلك بحسب شريف عبد الودود، المتخصص في اقتصاديات البترول، والذي ساهم في إدارة شركات عاملة في قطاع البترول داخل مصر وخارجها.

فيما توضح بيانات شركة «إيني»، التي اكتشفت في أغسطس 2015 الحقل في منطقة استكشاف «شروق»، الواقعة في مياه البحر المتوسط، أن 30 تريليون قدم مكعب هي الكمية «المحتملة»/ «Potential» للـ «غاز الأصلي في المكان»/ «Original Gas In Place – OGIP». وعادةً ما يُحسب الاحتياطي من الغاز كنسبة من الغاز الأصلي في المكان وليس كله.

وبحسب عبد الودود، يعبر مصطلح «الغاز اﻷصلي في المكان» عن إجمالي الغاز المتواجد في الخزان، أما النسبة القابلة للاستخراج فيتمّ تحديدها بناءً على خصائص الخزان الفنية واقتصاديات استخراجه، مضيفًا أن ما يستخرج عادة في خزانات مماثلة من الغاز المتواجد أوليًا قد يصل إلى 35% من الغاز اﻷصلي في المكان، ثم ثانويًا يمكن أن يصل إلى حوالي 65% أو أكثر.

ويعني ذلك أن الاحتياطي القابل للاستخراج حاليًا بما يحقق جدوى اقتصادية من استخراجه قد يصل إلى 20 تريليون قدم مكعب، وليس 30 تريليون قدم مكعب، كما قال الوزير طارق الملا أمس، الأربعاء.

«لكن حتى في تلك الحالة لا يزال 20 تريليون قدم مكعب يعبر عن كمية كبيرة جدًا من الغاز تعادل أكثر من ثلث احتياطي مصر قبل هذا الاكتشاف»، بحسب عبد الودود.

توزيع الحصص في الاتفاقية

تستهدف الحكومة الحصول على كامل إنتاج حقل ظُهر، على اﻷقل خلال السنوات الخمس اﻷولى، لتغطية الاحتياجات المحلية. ويشمل هذا الإنتاج حصة الحكومة التي تحصل عليها بدون مقابل مادي، وحصة الشريك اﻷجنبي التي تشتريها مقابل سعر مرن يتراوح ما بين 4$ و 5.88$ للمليون وحدة حرارية بريطانية. ويعتمد سعر الشراء على كمية الغاز المنتجة، حسبما نقلت وكالة أنباء «رويترز» في نوفمبر 2015، عقب الإعلان عن بعض تفاصيل الاتفاق الخاص بالحقل.

وتنص الاتفاقية المُبرمة بين شركة «آيوك»، التابعة لشركة «إيني» الإيطالية، والشركة المصرية القابضة للغازات الطبيعية الممثلة لوزراة البترول، والتي نشرت بقانون رقم 2 لسنة 2014 واطلع «مدى مصر» على نسخة منه، على تخصيص 40% سنويًا من اﻹنتاج الذي لم يستخدم في العمليات البترولية، إلى الشريك اﻷجنبي لاسترداد التكاليف، وهي الحصة التي تستمر حتى يتمّ استرداد كامل التكاليف التي تتضمن نفقات الاستكشاف وتنمية الحقل. كما يضاف إلى تلك النسبة استرداد مصروفات التشغيل التي تدفع بعد بدء اﻹنتاج التجاري.

وتصل تكلفة الاستكشاف والتنمية إلى 12 مليار دولار، باﻹضافة إلى 4 مليارات دولار أُخرى مخصصة لمواصلة تنمية الحقل للحفاظ على الطاقة اﻹنتاجية القصوى، بحسب تصريحات وزير البترول، طارق الملا، في حواره مع قناة «سكاي نيوز عربية» بنهاية أكتوبر 2017. وقَدَرَ الوزير أن المبلغ الذي تمّ رصده لمواصلة تنمية الحقل «في عَمر المشروع [هو] للاحتفاظ بمستوى اﻹنتاج عند 2.7 مليار قدم مكعب يوميًا لمدة عشرين سنة».

وبدأ اﻹنتاج، في نهاية شهر ديسمبر 2017، بـ 350 مليون قدم مكعب، أي أقل من التقديرات التي سبق وأن أعلن عنها رئيس الوزراء شريف إسماعيل، حينما ذكر أن بداية إنتاج حقل ظُهر سوف تكون بـ 500 مليون قدم مكعب بنهاية 2017. وتتوقع الحكومة أن يرتفع اﻹنتاج ليبلغ مليار قدم مكعب يوميًا في منتصف العام الجاري، على أن يصل خلال عام 2019 إلى طاقته القصوى عند 2.7 مليار قدم مكعب يوميًا.

وبذلك يستمر حق الشريك اﻷجنبي في 40% من اﻹنتاج لاسترداد التكاليف لفترة زمنية قد تصل إلى ما يقرب من 11 عامًا، أي حوالي نصف زمن اﻹنتاج المتوقع من هذا الحقل، بحسب حسابات «مدى مصر».

أما فيما يخص اقتسام النسبة الباقية من الإنتاج والبالغة 60% بين الشريك اﻷجنبي والشركة المصرية للغازات الطبيعية «إيجاس»، فتقسمها الاتفاقية وفقًا لشرائح معدلات اﻹنتاج.

بالتالي يكون نصيب الشريك اﻷجنبي في سنوات استرداد التكاليف، التي تمثل حوالي نصف عَمر 
المشروع، هو النصيب اﻷكبر من اﻹنتاج بنسبة 60.4% . وهذه الكمية ستشتريها الحكومة من الشريك الأجنبي مقابل اﻷسعار المتفق عليها، مما يترك للجانب المصري نسبة 40.6% من اﻹنتاج يحصل عليها بدون مقابل مادي

أما خلال النصف اﻵخر من عَمر المشروع فتتقلص النسبة المخصصة لاسترداد التكاليف إلى 20% من إجمالي اﻹنتاج، والتي تخص الإنفاق على تنمية الحقل وهي عملية مستمرة على مدار عشرين عامًا، وتكون هذه النسبة من نصيب الشريك اﻷجنبي.

ويتمّ تقسيم الـ 80% الباقية بين الطرفين، وذلك بواقع  31% للشريك الأجنبي و61% للجانب المصري.

وبحساب هذه النسب المختلفة يكون تقسيم الحصص بين الطرفين خلال الجزء الثاني من عَمر المشروع بما يقارب 45% للشريك اﻷجنبي مقابل 55% لـ «إيجاس».

ويؤكد المتخصص في اقتصاديات البترول شريف عبد الودود أن دور الشريك اﻷجنبي فعليًا بعد مرحلة الاستكشاف، هو «تمويل الاستثمار اللازم للإنتاج، حيث يسترجع كامل تكلفته بالإضافة إلى هامش ربحه مقابل مخاطرته برأس المال».

وعلى الرغم من أن عقد الامتياز ينَصّ على استحقاق الحكومة ﻹتاوة – سواء في صورة نقدية أو في صورة كمية إضافية من الغاز- تبلغ 10% من مجموع كمية الغاز المنتَج، إلا أن شركة «إيجاس» الحكومية هي التي تتحمل هذه اﻹتاوة، وليس الشريك اﻷجنبي.

ما هي احتياجات مصر؟

تحقيق الاكتفاء الذاتي يعني أن تصبح مصر قادرة على إنتاج غاز طبيعي بشكل يغطي الطلب المحلي. وفيما اتفق عدد من الخبراء على أن الزيادة في اﻹنتاج كبيرة ستكون كبيرة بالفعل بفضل ظُهر، إلا أن بعضهم رأى أن اﻹنتاج لن يُكون كافيًا للطلب الحقيقي في الاقتصاد، الذي يقدر بأعلى من مستويات الاستهلاك الحالية.

حجم الإنتاج

يشهد إنتاج مصر من الغاز زيادة في الفترة المقبلة، ليس فقط بفضل حقل ظُهر الذي يساهم بنسبة كبيرة من تلك الزيادة، ولكن أيضًا بسبب دخول عدد آخر من حقول الغاز الجديدة في اﻹنتاج. وقد صرح الملا، في المنصات الإعلامية، بأن مساهمة حقول «ظُهر» و«شمال الإسكندرية» و«نورس» فى زيادة إجمالي الإنتاج من الغاز الطبيعى خلال العام الجاري تقدر بنحو 50%، مقارنة بعام 2016.

وكان حقل الغاز الطبيعي «آتول»، الموجود في منطقة شمال دمياط بالبحر المتوسط، قد بدأ اﻹنتاج التجريبي بطاقة 300 مليون قدم مكعب يوميًا في بداية شهر ديسمبر 2017، وذلك بعد بضعة أشهر من الإعلان عن وصول إنتاج حقل «نورس» في شمال شرق الدلتا إلى حوالي مليار قدم مكعب يوميًا. كما وصل إنتاج المرحلة اﻷولى من حقل «شمال الاسكندرية» بالبحر المتوسط إلى حوالي 700 مليون قدم مكعب يوميًا في شهر مايو الماضي.

وكان رئيس الوزراء شريف إسماعيل قد صرح بأن إنتاج مصر من الغاز الطبيعي زاد إلى 5.1 مليار قدم مكعب يوميًا في عام 2017 مقارنة بـ 4.4 مليار قدم مكعب يوميًا خلال عام 2016، وذلك بسبب دخول حقل «شمال الإسكندرية» في اﻹنتاج.

لكن محمد شعيب، الرئيس اﻷسبق للشركة القابضة للغازات الطبيعية قال، في قناة «سي بي سي» في منتصف شهر ديسمبر 2017، إنه «يجب أن ندرك كلنا أن صناعة البترول صناعة ديناميكية تحدث بها اكتشافات جديدة وتؤدي تنميتها إلى زيادة الإنتاج، وفي نفس الوقت توجد حقول قديمة يتناقص منها الإنتاج تناقصًا طبيعيًا».

تعد الكميات المعلنة للإنتاج المنتظر من حقل ظُهر ممكنة التحقق، إلا أنها تمثل الحد الأقصى الممكن استخراجه، وبالتالي الوصول لتلك الكميات القصوى، ليس مؤكدًا دائمًا بحسب التجارب السابقة في مجال استخراج الغاز.

على صعيد آخر، يحتاج الوصول إلى كميات اﻹنتاج المستهدفة التحكم في معدَّل اﻹنتاج من اﻵبار في الحقل، حيث أن الإفراط في اﻹنتاج قد يهلك مخزون الغاز الطبيعي، وهو ما حدث سابقًا في حقل «رشيد»، بحسب عبد الودود، بما لا يسمح بالحفاظ على نفس مستوى الإنتاج طوال الفترة.

حجم الاستهلاك والطلب على الغاز

تشير التصريحات الرسمية للمسئولين عبر وسائل الإعلام إلى أن الاستهلاك المحلي للغاز الطبيعي يبلغ حوالي 6.2 مليار قدم مكعب يوميًا في الصيف، و5.8 مليار قدم مكعب يوميًا في الشتاء، وبالتالي تساهم الزيادة المنتظرة في اﻹنتاج في تحقيق الاكتفاء الذاتي، إلا أن هناك خلطًا بين معدلات الاستهلاك الحالية، وبين الطلب الحقيقي على الغاز في الاقتصاد، فاﻷخير غير معروف أو غير معلن، كما يقول عبد الودود لـ «مدى مصر».

ويتوقع ريتشاردز تايلور، محلل قطاع الزيوت والغاز بشركة أبحاث «بي إم آي» التابعة لمجموعة فيتش «زيادة ملحوظة في الطلب على الغاز من محطات توليد الكهرباء الجديدة المعتمدة على الغاز في البلد، ومن توصيل بيوت إضافية إلى شبكة الغاز المحلية»، حسبما أوضح لـ «مدى مصر».

وتستهلك الكهرباء ما يزيد على 60% من الغاز الطبيعي في مصر، كما تستهلك الصناعة – أهمها اﻷسمدة والحديد والصلب واﻷسمنت- ما يزيد على 20% آخرين، بحسب تقرير«إيجاس» للعام المالي 2014/2015.

ويرجح تايلور أن الزيادة في اﻹنتاج المحلي سوف تقلل من استيراد الغاز المسال بشكل كبير، لكن التغيرات الموسمية في الطلب ستحتاج اللجوء إلى استيراد عدد من شحنات الغاز الطبيعي المسال في المدى القصير.

وتشهد مصر بالفعل اتجاهًا تصاعديًا في إجمالي الإنتاج من الغاز الطبيعي، إلا أنه لا توجد تقديرات لحجم الطلب الحقيقي عليه، فقط تقديرات للاستهلاك الحالي، ويوضح عبد الودود أن الاستهلاك يعبر عما يتمّ توفيره بالفعل من الطلب، وليس عن كل الاحتياجات التي لم تكن هناك طاقة لتوفيرها.

«أنا لا أعرف حجم الطلب الحالي في مصر، لكن المؤكد أنه أكبر من استهلاك العام الماضي، ﻷن في الوضع الحالي هناك مصانع متوقفة وأُخرى لا تعمل بكامل قدرتها ومحطات كهرباء تحولت لاستخدام المازوت كوقود، وهو ما يعني أن الاستهلاك لا يعكس الوفاء باحتياجات مصر من الغاز، وذلك ﻷننا خفضنا استخدام الغاز خلال اﻷعوام الماضية»، بحسب عبد الودود.

ويوضح عبد الخالق عياد، الرئيس الأسبق للهيئة المصرية العامة للبترول، من خلال حسابه على فيسبوك، أن استهلاك الكهرباء الحالي من الغاز هو أقل من احتياجاتها فيتمّ تشغيل عدد من محطات الكهرباء حاليًا بأنواع أخرى من الوقود مثل المازوت الأعلى في تكلفته، نتيجة نقص إنتاج الغاز خلال السنوات الماضية.

ويؤكد شعيب هذه الفكرة في برنامج «هنا العاصمة»، الذي تبثه قناة «سي بي سي»،  بقوله «نحن نحرق مازوت وسولار بديلًا للغاز في محطات الكهرباء والصناعة، وحاليًا، سعر المليون وحدة حرارية من السولار يتراوح بين 12 أو 13$ والمازوت $10، بالتالي كي نحقق وفرًا، اﻷجدى هو الاستمرار في استيراد الغاز المسال ومنع توريد المازوت والسولار إلى الكهرباء والصناعة تمامًا، في تلك الحالة وفر الدولة أكبر».

وبحسب عبد الودود، فإن مشكلة المازوت والسولار ليست فقط في كونها أعلى تكلفة من الغاز الطبيعي. لكنها أيضًا أنواع أقل جودة من الوقود قد تقلل كفاءة محطات الكهرباء على المدى البعيد. بالتالي فإن تحقيق الاكتفاء الذاتي لا يعني فقط الاستغناء عن استيراد الغاز الطبيعي، لكن أيضًا التوقف عن استيراد المازوت والسولار لتوليد الكهرباء وتوفير الغاز كبديل لهما، حسبما يشير عبد الخالق.

كما يتوقع رئيس هيئة البترول الأسبق ارتفاع طلب على الغاز الطبيعي في توليد الكهرباء وفي مجال الصناعة مع الزيادة السكانية وتعافي معدلات النمو الاقتصادي.

هل التصدير ممكن؟

قال وزير البترول، في مؤتمر بعد أيام من بدء حقل ظهر الإنتاج في ديسمبر، إن الحكومة ستسمح لشركات النفط اﻷجنبية بتصدير حصتها من الغاز الطبيعي بعد خمس سنوات بحرية تامة، مشيرًا إلى أن الحكومة أضافت «في عقود التنقيب والبحث الجديدة بندًا يسمح للشركاء بتصدير جزء من حصصهم في الغاز المستخرج للخارج في حالة عدم احتياج مصر له»، حسبما نقلت وكالة أنباء «رويترز».

لكن عبد الودود وعبد الخالق يشككا في قدرة معدلات اﻹنتاج المتوقعة من الحقول الحالية على تحوّيل مصر من مستورد إلى مُصدِّر للغاز. فيما يقول عبد الودود أن تلك التصريحات تتجاهل المدى الزمني في عملية اﻹنتاج، فعلى خلاف البترول، فإن الغاز الذي يتمّ إنتاجه يجب استهلاكه أو نقله من خلال اﻷنابيب مباشرة ﻷن البديل هو تحويله إلى غاز مسال وتخزينه في هذا الشكل وهي عملية باهظة التكلفة. ويجعل ذلك اﻷمر أي إلتزام طويل المدى من خلال عقود تصديرية غير قابل للتطبيق، فوجود فائض حالي من الغاز لا يعني أنه سوف يظل هناك فائض مستقبلي.

ورغم أن تايلور يرى أن اكتشاف حقل ظُهر يعكس إمكانيات محتملة لوجود كميات أُخرى من الغاز في البحر المتوسط، إلا أنه يقول إن توقع شركة «أبحاث بي إم آي» هو أن «يأتي غالبية النمو في إنتاج الغاز على المدى المتوسط من مراحل التنمية اللاحقة في الحقول الحالية».

أما عبد الودود فيقول «لا أعتقد أننا قادرون على التصدير خلال خمس سنوات، إلا إذا اكتشفنا حقول غاز جديدة».

ورغم أن كمية الغاز في حقل ظُهر هائلة في رأي عبد الودود، إلا أنه يحذر من المبالغة في تقديرها كما حدث سابقًا في العقد اﻷول من اﻷلفية، وهو ما ترتب عليه اتخاذ قرارات أحدثت آثارًا كارثية فيما بعد، مثل تصدير الغاز وما ترتب عليه من أزمة في الطاقة أدت إلى انقطاعات في الكهرباء ونقص شديد في توفير احتياجات المصانع من الغاز.

www.madamasr.com