بي بي مصر

N write.svg
هذه مقالة غير مراجعة. ينبغي أن يزال هذا القالب بعد أن يراجعها محرر عدا الذي أنشأها؛ إذا لزم الأمر فيجب أن توسم المقالة بقوالب الصيانة المناسبة. (أكتوبر 2018)
Edit-clear.svg
هذه المقالة أو القسم تحتاج للتنسيق. فضلًا ساعد ويكيبيديا بتنسيقها إن كنت تعرف ذلك. وفضلًا خذ بعين الاعتبار تغيير هذا التنبيه بآخر أكثر تخصصًا. (أكتوبر 2018)
Crystal Clear app kedit.svg
هذه المقالة ربما تحتاج لإعادة كتابتها بالكامل أو إعادة كتابة أجزاءٍ منها، لتتناسب مع دليل الأسلوب في ويكيبيديا. فضلًا ساعد بإعادة كتابتها بطريقة مُناسبة. (أكتوبر 2018)

[1]

بي بي مصر
أهم الشخصيات
أهم الشخصيات هشام مكاوي (رئيس مجلس الادارة)
مناطق الخدمة مصر والشرق الأوسط
الصناعة نفط وغاز طبيعي

بي بي مصر، هي احدى شركات النفط والغاز في مصر، وهي احدى فروع شركة بي بي البريطانية. توجد في (14ش 252ميدان فيكتوريا,المعادي, القاهرة). وتعتبر من أكبر الشركات العاملة في مجال الطاقة. تقدم الشركة الوقود اللازم لوسائل المواصلات، الطاقة اللازمة للإنارة والتدفئة ومنتجات بتروكيماوية.

التأسيسعدل

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 أبو بكر (غريمه) لتصبح شركة مصر للبترول.

حسب موقعها الرسمي، تأسست الشركة عام 1972، ويقع المقر الرئيسي للشركة في منطقة المعادي، القاهرة، مصر.[2] 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.[3] لذا تعد بي بي أكبر مستثمر أجنبي في مصر.[4]

التنظيم المؤسسيعدل

التاريخ العملياتيعدل

بين عامي 2001 و2010، قامت بي بي مصر بتنفيذ برنامجًا للاستكشاف والتقييم في غرب دلتا النيل، وهو البرنامج الذي نتج عنه 11 اكتشافًا هامًا سواء في النفط أو الغاز: 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 بالمرحلة الأولي من التطوير في مشروع دلتا النيل الغربي.[5]

تتركز أنشطة بي بي مصر على التنقيب والإنتاج. وتسهم بي بي مع شركائها بنحو 15٪ من إجمالي إنتاج النفط في مصر ونحو 30٪ من إنتاج الغاز.[2]

مناطق الامتيازعدل


منطقة امتياز شمال الإسكندريةعدل

بعد عدة تعديلات للاتفاقية المبرمة بين الهيئة المصرية العامة للبترول، في 2010 أصبحت بي بي مصر تمتلك 100% من عمليات التطوير بمنطقة امتياز شمال الإسكندرية.[6][7] وتعمل الشركة أيضاً على عمليات التنقيب في المياه العميقة بمنطقة شرق المتوسط.[8]

"اكتشافات بي بي مصر
في منطقة امتياز شمال الإسكندرية"
الاسم التاريخ العمق
المائي
العمق
الإجمالي
التكوين الاحتياطيات معدل
التدفق
طوروس Taurus 2000 400-650م الپليوسيني
فيوم Fayoum يونيو 2001 400-650م الپليوسيني
ليبرا Libra 2001 400-650م الپليوسيني
حقل راڤن-1 Raven-1 مارس 2004 400-650م الپليوسيني 37.4 مليون م³/يومياً
741 برميل مكثف يومياً
شمال الجيزة-1 Giza North-1 يناير 2007 668م الپليوسيني

كانت هذه الاكتشافات على عمق 400-650 م تحت سطح البحر، على بعد 35-50 كم من الساحل الشمالي. في مارس 2004، قام بي بي مصر بحفر حقل راڤن-1، رابع الآبار المستكشفة في منطقة امتياز شمال الإسكندرية على عمق 650 م، وعلى بعد 40 كم من السواحل المصرية.[9] 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 امتياز 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 بي بي مصر في نفس منطقة الامتياز؛ 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 أن 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 امتياز شمال الإسكندرية.

مشروع غرب الدلتاعدل

مشروع غرب الدلتا، هو مشروع استثماري لتطوير وانتاج الغاز الطبيعي في منطقة غرب الدلتا، في مصر. المشروع هو استثمار مشترك بين شركة بي بي البريطانية (الحاصلة على امتيازي شمال الإسكندرية وغرب المتوسط العميق، وRWE DEA الألمانية. من المتوقع أن يبدأ الإنتاج في 2017.

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

في 9 مارس 2015، وقعت بي بي اتفاقية لاستثمار 12 بليون دولار في لإنتاج الغاز الطبيعي، لاستخدامه لتغذية شبكة الغاز في مصر.[10]

مشروع محطة مطوبسعدل

محطة مطوبس لمعالجة وتجميع الغاز، هو مشروع تحت التنفيذ لإنشاء محطة لمعالجة وتجميع الغاز الطبيعي في مدينة مطوبس، محافظة كفر الشيخ، مصر. منفذ المشروع بي بي مصر فرع شركة بي بي البريطانية، والإنتاج المقدر للمشروع 900 مليون قدم مكعب من الغاز يومياً. كان من المقرر إقامة المشروع في مدينة إدكو وبعد اعتراض الأهالي، تقرر نقله إلى مطوبس.[11]

لاقي المشروع رفض من أهالي مطوبس الذي تظاهروا رافضين إقامة محطة غاز داخل المدينة خوفا من الإصابة بالسرطان والأمراض المختلفة وطالبوا المحافظ برفض المشروع،[12] 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 دمياطعدل

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 بي بي مصر، وشل وبتروناس، بحصة تبلغ 33% لكل منهم. بي بي مصر هي المشغل الرئيسي في منطقة الامتياز. تم توقيع الاتفاقية في 2010.[13]

الاكتشافاتعدل

في 7 سبتمبر 2013 أعلنت شركة بي بي مصر عن اكتشاف للغاز في منطقة امتياز شمال دمياط، شرق دلتا النيل، في بئر المياه العميقة سلامات. ويعد البئر هو الأول في نطاق اتفاقية منطقة شمال دمياط البحرية التي تم توقيعها في عام 2010، والتي تقوم شركة بي بي مصر بالعمليات فيها،[14] وتمتلك بي بي مصر 100٪ من هذا الاكتشاف.

ويعتبر سلامات أعمق بئر في منطقة الدلتا، وتم حفره باستخدام الجيل الثالث من الحفارات شبه الغاطسة ميرسك ديسكڤري [15]، 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 التسجيلات 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.[16]

أتول-1عدل

في 9 مارس 2015، أعلنت بي بي مصر عن ثاني كشف للغاز في منطقة شمال دمياط البحرية في شرق دلتا النيل بالبحر المتوسط، متوقعة أن يكون أعمق بئر تم حفره في مصر. وحسب بيان الشركة فإن الاكتشاف الجديد هو الثاني في منطقة الامتياز بعد اكتشاف "سلامات". ويقدر إجمالي الاحتياطي المحتمل في المنطقة بما يزيد على 5 تريليون قدم مكعب من الغاز.[17]

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٪.

وأعلنت 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 بنحو 12 مليار دولار مع شركائها.

وأوضح الرئيس الإقليمي لشركة بريتش بتروليوم شمال أفريقيا، هشام مكاوي، أن الاكتشاف هو ثاني 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 بي بي مصر هذا الكشف بنسبة 100٪.

منطقة امتياز كروانعدل

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

في 14 يناير 2015، وقعت إيني توقع امتيازي مياه عميقة بمصر، كانا قد رسيا عليها في يوليو 2014، وهما 100% من امتياز شمال ليل، و 50% من امتياز كروان الذي تتقاسمه مع بي بي.[18]

مشروع دنيس وكروانعدل

مشروع دنيس وكروان، هو مشروع لتنمية حقلي دنيس وكروان في منطقة امتياز كروان (رقم 8 في مزاد 2013)، شمال شرق دلتا النيل، مصر. يشمل المشروع يشمل 5 آبار بمتوسط، إنتاج 275 مليون قدم مكعب يومياً.[19]

منطقة امتياز رأس البرعدل

تقوم بي بي مصر أيضاً بتشغيل منطقة امتياز رأس البر، وتملك نصف أسهمه، بينما تمتلك إيني النصف الآخر من خلال الشركة المصرية الدولية للبترول التابعة لها.[20]

مناطق امتيازات أخرىعدل

في يوليو 2010، أعلنت بي بي عن اتفاقات لبيع مجموعة من أصول المنبع لشركة أباتشي، بما في ذلك امتيازات الصحراء الغربية وامتياز تنقيب شرق بدر الدين،[21] نظير مبلغ 7 مليار دولار أمريكي.[22]

اندماجات واستحواذاتعدل

أموكو مصرعدل

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

جاپكوعدل

أنشئت شركة بترول خليج السويس (جابكو) كمشروع مشترك بين الهيئة المصرية العامة للبترول المملوكة للدولة وشركة أموكو. وتقوم جابكو بتشغيل المشروع المشترك المسئول عن إنتاج النفط والغاز في خليج السويس والصحراء الغربية ودلتا النيل. في عام 2000، حصلت ب پ على غالبية أسهم شركة أموكو في مشروع جابكو المشترك، وأدت التغييرات اللاحقة في مجالات الاستكشاف الجغرافي إلى اكتشافات الغاز الكبرى في حقول جديدة.[23]

ينتج المشروع ما يقرب من 115 ألف برميل من المكافئ النفطي يوميًا. تغطي مشاريع الغاز الخاصة بجابكو حقلين لهما طاقة إنتاجية تبلغ 80 مليون قدم مكعب من الغاز يوميا و5.200 برميل من المكثفات. كما تمتلك جابكو أيضاً حقل في خليج السويس له طاقة إنتاجية تتراوح بين 20.000-25.000 برميل يوميًا، مع احتياطي يبلغ 30 مليون برميل من النفط.[23]

الشركة الفرعونية للبترولعدل

في عام 2008، أنشأت ب پ مصر وشركائها في منطقة امتياز رأس البر، الشركة الفرعونية للبترول، ثاني مشروع مشترك يجمع ب پ مصر مع الحكومة المصرية، لتشغيل مشاريع الغاز في رأس البر.[2]

شركة كارجاسعدل

تأسست عام 1995 بين بي بي و الحكومة المصرية كأول شركة لمحطات تموين الغاز الطبيعي للسيارات في مصر.

الشركة المتحدة لمشتقات الغازعدل

نقدعدل

في 11 نوفمبر 2011 كشفت جريدة المصري اليوم عن تفاصيل العقد الذي أبرمته الهيئة العامة للبترول وب پ مصر وآر دبليو إي الألمانية، في يوليو 2010، ويختص العقد بتنمية منطقة امتياز شمال الإسكندرية وغرب المتوسط للمياه العميقة. يوضح العقد أن الحكومة المصرية تنازلت عن 13 مليار على الأقل لصالح ب پ دون مبرر اقتصادي أو فني أو منطقي وبما يعد أكبر خسارة عملية تتكبدها مصر في عقد امتياز تجارى.[24]

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

مخالفاتعدل

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 كامل الحصة الإسپانية في 2001 عقب أن 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 مايو عام 2001 لمرور 9 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 أن 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 كامل إلى منطقة تنمية، بما في ذلك المساحات التي لم يتحقق بها أى اكتشافات، بالمخالفة لقاعدة «لا عقود تنمية إلا بعد تحقيق اكتشافات»، وكان يمكن استبعاد تلك المناطق وإعادة طرحها في مزايدات بحث واستكشاف أخرى بما يدر عائدا على الدولة بدلا من ضمها إلى مناطق تنمية الشركة البريطانية دون مقابل بل لمدة طويلة، وبصفة عامة تصل مدد التنمية إلى 35 عاما كحد أقصى في حالات الغاز و30 عاما في حالات الزيت.

وحول أسباب عدم اتباع هيئة البترول الإجراء الطبيعى والقانونى الذي كان يفترض أن يتبع في تلك الحالة وهو سحب المنطقة عام 2001 من الشركة البريطانية وإعادة طرحها مرة أخرى في مزايدة عالمية، يرى بعض الخبراء أن ذلك قد يكون 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 ارتفاع تكلفة الإنتاج بالمياه العميقة، وعليه تم إدخال تعديل على الاتفاقية الأولى لمنطقة شمال الإسكندرية المبرمة بالقانون رقم 15 لسنة 1992 والتي كانت موقعة بين الهيئة وشركة ريپسول الإسبانية، وورثته ب پ، وهو ما نطلق عليه «التعديل الأول»، لأن طلب الشركة البريطانية سيتكرر مرة أخرى وسيستجاب لها كل 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 ارتفاع التكلفة، وبذلك أصبح إجمالى نسبة الشريك بوجه عام 64% مقابل 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 أن مصر لديها الحق في الحصول على 36% من الإنتاج مجاناً، دون تكلفة.

وطبقا لما هو منشور بالبيانات العالمية، يصل إجمالى الاكتشافات التي تحققت في المنطقة سواء بالشركة الإسبانية أو ما أضافته الشركة البريطانية يبلغ حتى الآن 5 حقول هي ليبرا، وطورس، فيوم، جيزة، وريفين بإجمالي احتياطي يقدر بحوالي 7 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، أن يتم التفاوض بين هيئة البترول والشريك الأجنبى للاتفاق على سعر للغاز أو آلية تحكم الطرفين وبصفة نهائية، مؤكدين أن هذا لم يحدث نظرا لمماطلة شركة «بى بى» في تنمية تلك الحقول المكتشفة بدعوى ارتفاع التكاليف بالمياه العميقة بما يجعل الأمر غير اقتصادي، رغم مضاعفة النسبة المخصصة لربحها في التعديل الأول 2008، وذلك علما بأن الشركة البريطانية كانت تعلم كل 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 أن التعديل الأول اشتمل على سعر للغاز يفوق 3 دولارات للوحدة الحرارية.

ويقول الخبراء، إن 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 بحث إمكانية استيراد غاز من الخارج بالأسعار العالمية، بالإضافة إلى أن حقول الغاز المنتجة وتحديدا حقول شركة رشيد التابعة لبريتش جاز بمنطقة امتياز غرب الدلتا للمياه العميقة» قد بدأ إنتاجها يتناقص، فسعت الشركة لإدخال التعديل الثانى على العقد في يوليو 2010 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 أن تقوم الدولة «ممثلة في الهيئة العامة للبترول» بشراء كامل الإنتاج وذلك بسعر تقريبى حوالى 4 دولارات للمليون وحدة حرارية من الغاز، أما المتكثفات فسعرها هو سعر 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 في حال وجود احتياطى أكثر من المذكور سابقا- والبالغ 5 تريليونات قدم مكعب غاز علاوة على 55 مليون برميل من المتكثفات- ومن نفس الحقول ومن خزانات معينة، كما جاء بنص العقد، تقتسم الزيادة بنسبة 39% للهيئة و61% لصالح الشريك فيما يتعلق بالغاز، ونسبة 50% لكل من الطرفين فيما يتعلق بالمتكثفات.

وتكشف الأوراق التي حصلت عليها «المصرى اليوم» أن التعديل تم بنفس النص الذي ورد إلى هيئة البترول من الشركة البريطانية، كما توضح أن التعديل تم في موعد حددته الشركة بطريقة تشبه الإنذار (بالنص على وجوب عرضه على البرلمان في موعد أقصاه يونيو 2010) ولتجنب نص القانون رقم 15 لسنة 1992، على أنه إذا لم يتوصل المقاول وهيئة البترول إلى اتفاق بشأن سعر 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- أن 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 سعر 4 دولارات للمليون وحدة حرارية، والـ55 مليون برميل متكثفات تساوى 5.5 مليار دولار عند متوسط سعر 100 دولار لبرميل برنت، أى أن إجمالى قيمة مثل هذه الاحتياطيات تقدر بنحو 25.5 مليار دولار.

ومقارنة التعديل الأخير في 2010 مع الاتفاقية الأصلية، سنجد أن الدولة تنازلت عن حصتها من الاحتياطيات المذكورة وتبلغ قيمتها السوقية نحو 13.2 مليار دولار، والتي كان يكفلها لها القانون رقم 15 لسنة 1992، وعند مستوى سعر 4 دولارات للغاز.

وبمقارنة التعديل الثانى بالتعديل الأول، يتضح أن الدولة تنازلت عن 10 مليارات دولار لصالح شركة «بى بى» تمثل الفارق بين 15.5 مليار دولار هى كامل حصة الشركة بما فيها المصروفات و 25.5 مليار دولار إجمالى قيمة الاحتياطيات، أى أن هذا التعديل الأخير قد مكن الشركة من استرداد كامل مصروفاتها إضافة إلى عائد ربح صافى يقدر بنحو 16.5 مليار دولار، هى صافى ثمن الاحتياطيات الأولية، وليس ذلك فقط بل تم أيضا منح الشركة البريطانية نسبة 61% من احتياطيات الغاز التي تزيد على 5 تريليونات قدم مكعب قد تنتجها نفس الحقول، وكذلك 50% من المتكثفات المصاحبة لهذا الغاز (والمدرجة في التعديل تحت مسمى الاحتياطيات الإضافية).

وحول أسباب عدم رفع سعر شراء الغاز لشركة «بى بى»، عوضا عن تعديل الاتفاق بتلك الصورة، يقول الخبراء: «لنفرض أن سعر الغاز المشترى من «بى بى» سيزاد ليصل حتى 7 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 أن الجزء الأكبر من مخصصات الشركة يأتى من حصة استرداد المصاريف (الـ40 % من الإنتاج)، وليس من المخصص للربح (سواء 12% أو حتى 24%)، وبالتالى فإن استرداد إجمالى استثمارات الشركة وهو مبلغ 9 مليارات دولار من الإنتاج عند سعر 7 دولارات للغاز و100 دولار للمتكثفات يتطلب فقط نسبة 22% من إجمالى الاحتياطى وليس 40%، والفارق بين النسبتين، وهو 18% من احتياطى الغاز والمتكثفات سيؤول في معظمه إلى الدولة المصرية، ورغم أن شركة «بى بى» ستستفيد من زيادة السعر إلى 7 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، أن 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 مقابل 10 مليارات دولار عند تطبيق سعر 4 دولارات للوحدة الحرارية لنفس الكمية، ومن المفترض أن استثمارات الشركة 9 مليارات دولار وهذا يعنى أن هناك فائضا يقدر بـ7.2 مليار دولار من حصة الاسترداد سيعود منه إلى الدولة مبلغ 5.76 مليار دولار حسب نص القانون الأصلى للاتفاق، وبذلك يكون إجمالى ما تحصل عليه الهيئة 25.2 مليار دولار بتطبيق القانون 15 لسنة 1992، أو 19 مليار دولار إذا ما افترضنا قبولنا التعديل الأول 2008، وعند مستوى 7 دولارات للوحدة الحرارية.

وعلى الجانب الآخر ستستفيد الشركة من تطبيق سعر 7 دولارات أيضا على نسبة الغاز المخصصة لها ليرفع صافى عائداتها من 3 مليارات دولار إلى 6.3 مليار دولار عند تطبيق نسبة ربحية 12% حسب القانون الأصلى للاتفاقية، الذي 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 كامل استثماراتها وهو 9 مليارات دولار، فضلاً عن توفير 15% تقريبا من هذه الاحتياطيات للاستخدام المحلى، وذلك أهم بكثير من حسابات الدولار، بعكس ما يردده القائمون على الوزارة والهيئة.

وتكشف العقود أيضاً أن المقاول «الشريك الأجنبى» لم يقدم خطاب ضمان للهيئة بقيمة التزامه المالى، لأنه طبقا لهذا التعديل فإن الهيئة العامة أصبحت هى المشترى للمنتج الذي أصبح ملكا كاملا لشركة «بى بى»، وبالتالى يلتزم الجانب المصرى بفتح خطاب ضمان كل 3 شهور يقدمه للشركة البريطانية.

وبررت الهيئة والوزارة في الاتفاقية المعدلة، وتحديداً في الصفحة 2 في العقد، هذا الوضع كالتالى «من أجل تنفيذ أى أنشطة بموجب اتفاق التعديل هذا وإنشاء مجمع جديد 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، فإنه يكون من الضرورى إجراء تعديلات للبنود والشروط التجارية والحوكمة باتفاقية الالتزام، على أن تشمل تنمية البترول من منطقة اتفاقية التزام غرب البحر المتوسط مياهاً عميقة الصادرة، وبموجب القانون رقم 5 لسنة 1999 بما أدخل عليه من تعديلات. كما اتفق الطرفان على إجراء التعديلات اللازمة لذلك الغريب أن العبارات السابقة منقولة بنصها من أوراق للشركة البريطانية حصلت عليها «المصرى اليوم»، ويؤكد الخبراء أن هذا المحتوى السابق الذي بنى عليه مسؤولو وزارة البترول والهيئة العامة للبترول قرارهم إلغاء القانون الأصلي للمنطقتين، (رقم 15 لسنة 1992- ورقم 5 لسنة 1999)، وتمرير هذا التعديل لا يعد سببا فريداً من نوعه، نظرا لأن ما جاء به يعتبر وضعاً طبيعياً في كل الحقول المكتشفة في الدلتا وفي مياه البحر المتوسط شرقا وغربا، مثل حقول شركة بريتش جاز، بمنطقة رشيد بالمياه العميقة، وحقل تمساح، الذي 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، علما بأن الشركة تخلت عن المناطق غير القادرة على الإنتاج، وذلك بعد قيام الشركة القابضة للغازات الطبيعية (إيجاس) بمراجعة هذه المناطق، وهو ما جعل إجمالى المساحة الحالية لعقدى الالتزام تشتمل فقط على القطاعات المنتجة أو القادرة على الإنتاج تطبيقا لاتفاقية الالتزام.

وحسب تصريحات الشركة فإن ما يقال حول استحواذها على كامل الانتاج في منطقة الامتياز هو قول غير دقيق، حيث لا يملك الشريك (المقاول) حرية التصرف في الاحتياطات المكتشفة والتي تقدر بحوالى 5 تريليون قدم مكعب إلا لهيئة البترول، وفي الوقت ذاته ملتزم بضخها في الشبكة القومية للغاز وفقا لعقد تسليم الغاز المبرم مع الهيئة، والذي تم توقيعه في نفس يوم التوقيع على تعديل الاتفاقيات، ويلتزم الشريك بتحمل كل الإنفاق الاستثمارى ونفقات التشغيل ومخاطر زيادة تكلفة المشروع بمفرده في جميع مراحله، من بحث وتنمية وإنتاج مقابل سعر 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 وهو ما حدث بالفعل.

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

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

وجدير بالذكر ان سعر الغاز المنصوص عليه في الاتفاقية والمحدد بسقف سعرى لا يتجاوز 4.1 دولار يؤدى إلى وفر يصل إلى حوالى 50 مليار دولار للدولة على مدار عمر المشروع، وذلك بالمقارنة بتكلفة سعر شراء الوقود البديل في ظل الأسعار الحالية، كما أنه إذا ما ارتفع سعر خام برنت إلى 200 دولار قد يصل الوفر للدولة إلى 100 مليار، وذلك لارتباط سعر الغاز بالسقف السعرى المذكور. وفي 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 التي 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 تشمل الاتفاقية الحالية على آليات جديدة تضمن للجانب المصرى تنفيذ المقاول لالتزاماته ومنها:

- الحق في مراجعة سعر الغاز بعد 4 سنوات من بداية الإنتاج، وبعد كل 5 سنوات بعد ذلك طبقا للتغير في تكلفة المشروع أو حجم الاحتياطيات.

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

- يتعرض المقاول أيضا إلى غرامات في صورة تطبيق خصم على سعر 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) التي كانت تنص على قيام الهيئة بالدفع، تقول الشركة أن إلزام المقاول بسداد الضرائب والإتاوة يؤدى إلى زيادة التكلفة على المقاول؛ مما يستلزم زيادة السعر لكى يحتفظ بنفس العائد الاقتصادى الذي يحقق الجدوى الاقتصادية لإقامة المشروع بكل مخاطره الفنية.

وحول آراء الخبراء حول المخاطر القائمة في شمال الإسكندرية تساوى أو تقل عن تلك التي 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 أن تمت مضاعفة حصة الربح في 2008 إلى 24%. ردت الشركة بأن توجد اختلافات جذرية بين المشروعين من الناحية الفنية التي 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) وفي تجمعات كبيرة نسبيا نظرا لطبيعة الظروف الترسيبية، ولذلك فهى أقل بكثير من حيث التكلفة والمخاطر الفنية، بالإضافة إلى أن الإيرادات تعتمد بشكل كبير على حق التصدير الممنوح للشركة المذكورة؛ مما أدى إلى ارتفاع اقتصاديات المشروع المذكور مقارنة بغيره. ويمكن مراجعة الجهات المسؤولة أو تقارير بيوت الخبرة العالمية في ذلك الشأن.

وتختلف حقول غاز شمال الإسكندرية من حيث وجود معظم الغاز في طبقات عصر الميوسين السفلى القديم والذي 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 يتطلب حفر عدد أكبر من الآبار بنحو 50% عن غيرها.

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

وقد كان من المستحيل 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 الذي طرأ على تكلفة حفر الآبار وأسعار المواد والخدمات اللازمة لعمليات التنمية، وقد أخذت الشركة على عاتقها حفر العديد 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 البلاغعدل

في 16 يونيو 2014، أصدر النائب العام قراراً بحفظ التحقيق لثبوت عدم صحة البلاغ.

مرئياتعدل

مايو 2013: مظاهرات إدكو تجبر الدولة على نقل
مشروع تجميع الغاز البحري من إدكو إلى مطوبس
<embed width="320" height="240" quality="high" bgcolor="#000000" name="main" id="main"
يوليو 2014: محافظ كفر الشيخ حزين لعودة برتش بتروليم
من مطوبس إلى إدكو
<embed width="320" height="240" quality="high" bgcolor="#000000" name="main" id="main" >


انظر أيضاًعدل

المصادرعدل

  1. ^ "بى بى ايجيبت, المعادى, القاهرة, مصر | بترول وغاز شركات - خدمات وخدمات داخل البحر شركات | Yellow.com.eg". mobile.yellowpages.com.eg. مؤرشف من الأصل في 14 ديسمبر 2019. اطلع عليه بتاريخ 23 أبريل 2019. 
  2. أ ب ت "BP in Egypt", BP homepage, retrieved 7 May 2013.[وصلة مكسورة] نسخة محفوظة 26 مايو 2013 على موقع واي باك مشين.[وصلة مكسورة] نسخة محفوظة 26 مايو 2013 على موقع واي باك مشين.
  3. ^ "Factbox: Major foreign companies operating in Egypt", Reuters, 30 January 2011. نسخة محفوظة 26 نوفمبر 2014 على موقع واي باك مشين.
  4. ^ "BP Signs New Gas Deal in Egypt", The Wall Street Journal, 19 July 2013. نسخة محفوظة 23 يوليو 2010 على موقع واي باك مشين.
  5. ^ "BP hits gas in Egypt Nile Delta Block North El Burg", 2B1st Consulting, 14 September 2012. نسخة محفوظة 21 نوفمبر 2017 على موقع واي باك مشين.
  6. ^ "«المصري اليوم» تفتح ملف الخسائر والمخالفات في عقد «بريتش بتروليم» بشمال الإسكندرية". جريدة المصري اليوم. 2011-11-14. مؤرشف من الأصل في 29 ديسمبر 2017. اطلع عليه بتاريخ 13 مارس 2015. 
  7. ^ "BP Egypt". egyptoil-gas.com. اطلع عليه بتاريخ 09 سبتمبر 2012. 
  8. ^ "«بي بي» تبدأ مشروعًا لإنتاج الغاز في مصر بـ11 مليار دولار الأسبوع المقبل". جريدة المصري اليوم. 2012-09-03. مؤرشف من الأصل في 7 نوفمبر 2012. اطلع عليه بتاريخ 09 سبتمبر 2012. 
  9. ^ "BP is the operator of the North Alexandria Concession". oilegypt.com. مؤرشف من الأصل في 8 مارس 2005. اطلع عليه بتاريخ 27 أبريل 2013. 
  10. ^ ""بريتيش بتروليوم" تستثمر 12 مليار دولار في مشروع غاز بمصر". جريدة الفجر. 2015-03-06. مؤرشف من الأصل في 14 ديسمبر 2019. اطلع عليه بتاريخ 06 مارس 2015. 
  11. ^ "« إيجاس » تفاوض «بى بى» و«بى جى» لبدء إنتاج مشروع غاز شمال الإسكندرية صيف 2016". أخبار البورصة. 2014-01-14. مؤرشف من الأصل في 19 مارس 2014. اطلع عليه بتاريخ 19 يوليو 2014. 
  12. ^ "على طريقة «أجريوم».. أهالى مطوبس يتظاهرون ضد إقامة محطة غاز". جريدة الوطن. 2014-05-21. مؤرشف من الأصل في 14 ديسمبر 2019. اطلع عليه بتاريخ 18 يوليو 2014. 
  13. ^ "About Shell in Egypt". شل مصر. مؤرشف من الأصل في 21 نوفمبر 2015. اطلع عليه بتاريخ 10 سبتمبر 2013. 
  14. ^ "شركة "بي بي" تكتشف الغاز في بئر "سلامات" شمال دمياط". جريدة الأهرام. 2013-09-07. مؤرشف من الأصل في 5 مايو 2015. اطلع عليه بتاريخ 10 سبتمبر 2013. 
  15. ^ "New gas discovery in North Damietta". دايلي نيوز إيجپت. 2013-09-10. مؤرشف من الأصل في 29 سبتمبر 2014. اطلع عليه بتاريخ 10 سبتمبر 2013. 
  16. ^ ""بي بي مصر" تنتهى من مشروع بئر "سلامات "". أخبار مصر. 2013-09-07. مؤرشف من الأصل في 13 سبتمبر 2013. اطلع عليه بتاريخ 10 سبتمبر 2013. 
  17. ^ "بريتش بتروليوم مصر تعلن عن ثاني كشف للغاز بمنطقة شرق البحر المتوسط في مصر". أصوات مصرية. 2015-03-09. مؤرشف من الأصل في 14 ديسمبر 2019. اطلع عليه بتاريخ 09 مارس 2015. 
  18. ^ "Eni takes two deepwater concessions offshore Egypt". offshore-mag.com. 2015-01-14. مؤرشف من الأصل في 12 مايو 2015. اطلع عليه بتاريخ 01 فبراير 2015. 
  19. ^ "وزير البترول يناقش مشروع تنمية حقول دنيس وكروان بالبحر المتوسط". أخبار اليوم. 2014-06-18. مؤرشف من الأصل في 14 ديسمبر 2019. اطلع عليه بتاريخ 25 سبتمبر 2014. 
  20. ^ "BP starts Nile Delta Seth field gas production", Oil and Gas Journal, 28 June 2012. نسخة محفوظة 02 نوفمبر 2017 على موقع واي باك مشين.
  21. ^ "Major upstream projects - Egypt", BP homepage, retrieved 7 May 2013. نسخة محفوظة 19 أبريل 2013 على موقع واي باك مشين.
  22. ^ "BP to sell Egyptian oil fields to Apache Corp", Egypt Independent, 22 July 2013. نسخة محفوظة 17 ديسمبر 2014 على موقع واي باك مشين.
  23. أ ب "Key clients", EDGO, retrieved 8 May 2013.[وصلة مكسورة] نسخة محفوظة 26 سبتمبر 2014 على موقع واي باك مشين.[وصلة مكسورة] نسخة محفوظة 26 سبتمبر 2014 على موقع واي باك مشين.
  24. ^ مصباح قطب و لبنى صلاح الدين (2011-11-14). "«المصري اليوم» تفتح ملف الخسائر والمخالفات في عقد «بريتش بتروليم» بشمال الإسكندرية". المصري اليوم. مؤرشف من الأصل في 24 أبريل 2012.