Transit Costs, Refining, and the Search for Strategic Energy Options
By Anthony Kon
The proposed US$16 billion refinery at Lamu in Kenya, designed for a capacity of about 700,000 barrels per day, has reopened an important strategic question for South Sudan: how should the country organize the future of its petroleum economy in a way that preserves the advantages of existing infrastructure, reduces vulnerability and creates new options without imposing costs that the economy cannot reasonably sustain?
I do not see this as a simple choice between Port Sudan and Lamu, nor do I believe that the emergence of a major refinery in Kenya should automatically be interpreted as making domestic refining in South Sudan unnecessary. The more important issue is whether South Sudan can use the changing regional energy landscape to build greater strategic flexibility.
At present, South Sudan crude oil continues to depend heavily on infrastructure running north through Sudan to Port Sudan. That route remains indispensable because it already exists, oil producing fields are connected to it, and replacing it would require substantial capital. At the same time, the conflict in Sudan has demonstrated that dependence on a single external corridor carries risks that extend beyond the formal transit fee.
Lamu therefore deserves serious consideration, not because it can immediately replace Port Sudan, but because it could eventually form part of a wider petroleum strategy in which South Sudan has more than one commercially credible route to international markets, more than one source of refined petroleum products and greater freedom to negotiate from a position of choice rather than necessity.
The LAPSSET Question Revisited
This discussion takes me back to early 2012, when I was among the first group of South Sudanese ambassadors invited by the Government of Kenya to a two-week diplomatic retreat in Mombasa. During those two weeks, we interacted closely with our Kenyan colleagues and discussed the emerging bilateral relationship between Kenya and the newly independent Republic of South Sudan, as well as the wider possibilities for regional cooperation, infrastructure and economic integration.
At the closing session, I had the honor of speaking on behalf of the South Sudanese delegation. Among several issues I raised was the proposed oil pipeline associated with the Lamu Port–South Sudan–Ethiopia Transport Corridor, commonly known as LAPSSET. My concern was not with the strategic idea of giving South Sudan another route to the sea; that objective was understandable and, in principle, desirable.
My concern was whether the full cost and practical implications had been sufficiently examined from the perspective of South Sudan itself. The principal oilfields were not near the Kenyan border. Paloch was, and remains, in the far north-east of the country, while Tharjiath lies much farther west in Unity State.
Even if a pipeline were constructed from the Kenyan frontier towards Lamu, South Sudan would still have to transport its crude over a considerable distance inside its own territory before it could enter that export system.
I therefore raised what I considered practical questions: had the cost of transporting crude from Paloch, Tharjiath and other producing areas to the proposed Lamu corridor been included in the economics of the project; if tanker trucks were contemplated even as an interim arrangement, what would be the consequences for road infrastructure, local communities, safety and the environment; and who would finance, own, maintain and operate the pipeline infrastructure required inside South Sudan? Those questions remain relevant today, and the proposed refinery at Lamu has given them renewed importance.
What the Lamu Refinery Changes
The Lamu refinery changes the regional context because it introduces a major industrial demand centre that did not exist in the same form when LAPSSET was first conceived. A refinery of 700,000 barrels per day would require a large and dependable supply of crude, and South Sudan could potentially become one of several regional suppliers if the commercial terms, infrastructure and security arrangements were favourable.
That possibility deserves attention because Lamu could offer several advantages simultaneously: an additional market for South Sudanese crude, another possible source of refined petroleum products, stronger commercial justification for completing elements of the LAPSSET corridor and, eventually, an alternative route to international markets.
Yet none of these benefits should be assumed in advance. For South Sudan, the fundamental question remains physical connectivity. There is presently no operating crude pipeline linking South Sudan to Lamu, and the LAPSSET crude-pipeline concept remains a proposed project rather than an established transportation system. Lamu can therefore become a genuine strategic option only when South Sudan can answer a prior and more practical question: how does crude from the producing fields actually reach the Kenyan frontier at a cost that is commercially acceptable?
This distinction is essential because the Lamu option is not really one pipeline project. From South Sudan’s perspective, it represents at least two connected infrastructure challenges. The first is an internal South Sudan crude-transport system linking producing areas to a southern trunk route; the second is the cross-border pipeline connecting South Sudan through Kenya to Lamu. For Paloch, the logic might involve a southbound trunk line towards the Kenyan frontier.
For Tharjiath, South Sudan would have to determine through detailed engineering and financial analysis whether it would be more economical to connect the field to Paloch, integrate it into another national gathering network, or route it more directly towards central and southern South Sudan.
These are questions that should be answered technically and commercially rather than politically. What matters is that any comparison with Sudan begins at the oilfield rather than at the international border.
The relevant measure is not merely what Kenya may one day charge South Sudan per barrel, but the full delivered cost of moving crude from Paloch or Tharjiath to Lamu, incorporating internal gathering lines, pumping stations, heating systems for waxy crude, storage, metering, power, security, maintenance, financing costs, the Kenyan pipeline section and terminal or refinery charges. Without that calculation, it would be difficult to determine whether Lamu is commercially competitive, strategically justified, or both.
Comparing the Port Sudan and Lamu Corridors
The comparison with Port Sudan should therefore be undertaken carefully and without diminishing the advantages of an infrastructure system on which South Sudan continues to depend. The Sudan route has one decisive strength: it exists and is already connected to the producing fields. South Sudan does not need first to finance an entirely new export system before benefiting from it.
Under the 2012 Cooperation Agreements, South Sudan agreed to a processing fee of approximately US$1.60 per barrel, transportation charges of around US$8.40 per barrel through the GNPOC system or US$6.50 through Petrodar, and a transit fee of approximately US$1 per barrel. This produced permanent pipeline-related charges of roughly US$11 per barrel through the GNPOC route and US$9.10 per barrel through the Petrodar route.
There was also a separate Transitional Financial Arrangement of US$15 per barrel intended to address post-secession financial matters, but that temporary arrangement should not be confused with the permanent transportation structure when considering the economics today. The more relevant question is what the current total cost of moving South Sudanese crude through Sudan now amounts to, taking into account subsequent arrangements, and how that cost would compare with the complete field-to-Lamu cost of any future southern route.
At the same time, the cost of the Sudan route cannot be understood solely in terms of tariffs. South Sudanese crude passes through infrastructure situated within another sovereign state, and since 2023 Sudan has been experiencing a devastating conflict. This exposes South Sudan to circumstances it cannot fully control. Pipeline security, access to pumping stations, maintenance, continuity of operations and conditions at Port Sudan all affect the reliability of the route.
This does not mean South Sudan should turn away from Sudan, and I would not frame the relationship in that manner. Sudan remains economically important to South Sudan, and the existing pipeline infrastructure is likely to remain indispensable for a long time. The logical point is simply that South Sudan carries what might be described as a strategic dependence cost in addition to the formal transportation fee.
A country with only one practical export route possesses less room for manoeuvre than one capable of choosing between two commercially viable systems. This is where the longer-term importance of Lamu begins to emerge.
The Strategic Value of an Alternative Route
In my view, the greatest potential value of Lamu may not initially lie in the number of barrels transported southwards. Its deeper value may lie in the negotiating space it could create. If South Sudan eventually develops a credible second export route, it would be able to compare transportation costs, security conditions, refinery demand, market access and contractual arrangements across more than one corridor. This would not necessarily mean abandoning Port Sudan.
Indeed, the northern route may remain economically attractive because the infrastructure is already in place and the northern fields are naturally closer to it. But a southern option could allow South Sudan to direct crude according to changing economic and security circumstances and could improve its position in future discussions concerning transportation charges, processing costs, metering, infrastructure maintenance, security responsibilities and emergency operating arrangements.
I would not argue that Lamu would automatically lead to lower fees in Sudan; that cannot be known in advance. The stronger argument is simply that credible alternative infrastructure creates bargaining space, and bargaining space itself has economic value.
Financing, Transport, and Environmental Risk
Financing therefore remains central to the discussion. A new pipeline to Lamu would require substantial investment, and South Sudan’s present economic circumstances call for prudence. The country continues to face considerable needs in electricity, roads, agriculture, health, education, salaries, security and humanitarian relief, while public revenue remains heavily dependent on petroleum. It would consequently be difficult to justify financing an entire southbound pipeline predominantly from the national budget unless the commercial returns were compelling and the financing structure exceptionally favourable.
Several alternatives could be examined without presuming that any one is necessarily superior. South Sudan might create a national pipeline company in which Nilepet or another dedicated entity owns the domestic section and charges transportation tariffs; it might develop a public-private partnership involving South Sudan, Kenya, oil companies, infrastructure investors and development-finance institutions; it could consider a build-own-operate-transfer structure under which private investors finance and operate the asset for a specified period; or Kenya and South Sudan could establish a binational pipeline company responsible for the integrated system.
The principle that should guide any choice is straightforward: South Sudan should not diversify from one dependency by entering another arrangement whose tariff, debt burden or contractual obligations become equally restrictive.
This is also why I remain cautious about treating road transport as a meaningful substitute while a pipeline is being developed. At serious commercial volumes, transporting crude by tanker from Paloch or Tharjiath over such long distances would require enormous numbers of vehicle movements. It would place pressure on roads, increase congestion and accident risks, consume fuel, create security challenges and expose communities and the environment to oil spills.
Road transport might have a role for limited quantities, emergencies or pilot operations, but it is difficult to regard it as a sustainable long-term method for moving tens or hundreds of thousands of barrels a day.
The environmental consequences of a pipeline must also be examined carefully through route selection, land acquisition, compensation, community consultation, leak detection and environmental safeguards. The point is not that one method is without environmental cost; it is that those costs must be recognised as part of the economics of the project rather than treated as separate questions. This was part of the concern I raised in 2012, and it remains valid today.
Domestic Refining and a Complementary Strategy
The proposed Lamu refinery also raises another issue that South Sudan should consider on its own merits: how much of our petroleum should continue to be exported as crude, and how much should eventually be refined at home? A large refinery in Kenya could benefit South Sudan as a possible buyer of crude and as a regional source of diesel, petrol, aviation fuel, LPG, bitumen and other products.
But the existence of a refinery in Lamu does not remove the economic logic of refining some of our crude inside South Sudan. We continue to export crude while importing refined products, which means that much of the refining margin, technical employment and downstream industrial activity takes place elsewhere.
A commercially viable domestic refinery could reduce some of the foreign exchange required for fuel imports, strengthen energy security, create technical employment and support other sectors of the economy. It could also provide products of direct importance to national development, including road bitumen and aviation fuel.
Yet the argument must remain disciplined. South Sudan should not attempt to replicate Lamu’s 700,000-barrel-per-day scale simply because such a refinery is being developed in Kenya. The right refinery size for South Sudan should be determined by domestic demand, dependable crude supply, regional export opportunities, capital costs, access to water and electricity, technical capability, storage and distribution. A smaller modular or medium-scale refinery operating consistently may create considerably more value than a much larger facility operating far below capacity.
For this reason, I do not regard Port Sudan, Lamu and domestic refining as mutually exclusive choices. They could become complementary elements of a broader petroleum strategy. The existing Sudan corridor should be preserved and managed constructively because it remains commercially essential. South Sudan should continue to seek transparency in metering, predictable transportation arrangements, proper maintenance and effective security cooperation so that the northern route remains reliable.
At the same time, the Lamu option deserves an updated and rigorous feasibility study, not simply as an expression of political aspiration but as a complete commercial infrastructure proposition. That study should begin from the producing fields and calculate the full cost from Paloch and Tharjiath to the coast, including the South Sudan section, the Kenyan section, financing, environmental mitigation, security arrangements, terminal access and refinery requirements.
Domestic refining should proceed according to an equally rigorous assessment of what the South Sudanese market can support and what scale of refining would provide the greatest national value without creating an excessive financial burden.
Toward a National Petroleum Backbone
In the longer term, this discussion suggests that South Sudan may need to think beyond individual export pipelines and consider gradually developing a national petroleum backbone. Such a system could integrate Paloch, Tharjiath and other producing areas within South Sudan and give them access to more than one external outlet.
Paloch could continue sending crude north through Sudan while also, if commercial conditions justified it, gaining a southern connection towards Kenya. Tharjiath could become part of the same national gathering network or connect through another integrated route. The strategic importance of such an arrangement would lie in the fact that South Sudan would possess the internal infrastructure necessary to make choices.
Crude could be allocated according to transportation costs, refinery demand, market prices, security conditions and infrastructure availability rather than according to the existence of only one practical route. This would represent a deeper form of petroleum diversification than simply building another export line.
Conclusion: Building Strategic Choice
The proposed Lamu refinery should therefore be viewed as an opportunity to reopen a strategic discussion rather than as an immediate solution to South Sudan’s petroleum challenges. It could create another market for crude, strengthen the commercial logic of LAPSSET, provide another source of refined products and, over time, improve South Sudan’s bargaining position by giving the country another route towards the sea.
Sudan will continue to matter because the existing infrastructure already connects our oilfields to Port Sudan and cannot be replaced quickly or inexpensively. Domestic refining also deserves serious attention because South Sudan should continuously ask how much value can reasonably be retained within its own economy before crude leaves the country.
The objective should not be to select one route for political or symbolic reasons. It should be to understand the economics of all available options and gradually build a system in which the country possesses genuine alternatives.
The question I raised in Mombasa in 2012 therefore remains, in essence, the question that should guide us today: how does the oil get from Paloch or Tharjiath to Lamu, who will pay for that journey, who will own and operate the infrastructure, what will it cost per barrel, what environmental and security implications will arise, and how much of the value of South Sudan’s petroleum will remain within the country by the time the barrel reaches its destination?
These are not arguments against Lamu; they are the questions that must be answered if Lamu is to move from strategic possibility to economically credible alternative. In the same way, they are not arguments against continued cooperation with Sudan. Port Sudan remains an essential route whose economic value should be preserved. What matters is the logic of creating options. A prudent petroleum strategy would maintain the Sudan corridor, rigorously assess the commercial viability of Lamu, strengthen internal petroleum infrastructure and develop domestic refining where the economics justify it.
The long-term objective should be neither dependence on Sudan nor dependence on Kenya, but a petroleum system in which South Sudan possesses sufficient infrastructure, market access and domestic value addition to choose the arrangements that best serve its national economic interests.
The views expressed in this article are those of the author. They are personal and analytical, are not presented on behalf of any individual, group, government, organization, or institution, and do not represent the official position of any entity.
جنوب السودان بين بورتسودان ولامو: رسوم العبور، وتكرير النفط، والخيارات الاستراتيجية
بقلم أنتوني كون
أعاد مشروع مصفاة لامو المقترحة في كينيا، بتكلفة تقدر بنحو 16 مليار دولار أمريكي وطاقة تصميمية تقارب 700 ألف برميل يوميًا، فتح نقاش استراتيجي مهم بالنسبة إلى جنوب السودان حول مستقبل اقتصاده النفطي، وكيف يمكن للبلاد أن تحافظ على مزايا البنية التحتية القائمة، وتحد من أوجه الهشاشة المرتبطة بالاعتماد على مسار واحد، وتوسع خياراتها من دون أن تجعل الاقتصاد يتحمل أعباءً ثقيلة على المدى الطويل. ولا أرى أن المسألة تقتصر على الاختيار بين بورتسودان ولامو، كما لا أرى أن إنشاء مصفاة بهذا الحجم في كينيا يعني أن التكرير المحلي في جنوب السودان لم يعد ضروريًا. فالسؤال الأهم هو ما إذا كان جنوب السودان قادرًا على الاستفادة من التحولات الجارية في خريطة الطاقة الإقليمية لتعزيز مرونته الاستراتيجية، وتنويع خياراته في نقل النفط وتسويقه وتكريره.
وفي الوقت الراهن، لا يزال نفطنا الخام يعتمد بدرجة كبيرة على البنية التحتية الممتدة شمالًا عبر السودان إلى بورتسودان، وهو مسار يظل بالغ الأهمية لكونه قائمًا بالفعل ومرتبطًا مباشرة بحقول الإنتاج الرئيسية. أما إنشاء بديل متكامل له، فسيتطلب استثمارات رأسمالية ضخمة، وبنية تحتية جديدة، وفترة زمنية ممتدة قبل أن يصبح قادرًا على العمل بكفاءة مماثلة. وفي المقابل، أظهرت الحرب في السودان أن اعتماد جنوب السودان على ممر خارجي واحد لا تقتصر كلفته على رسوم المعالجة والنقل والعبور، بل تمتد أيضًا إلى مخاطر تتعلق بأمن البنية التحتية، واستمرارية العمليات، وضمان الوصول إلى الأسواق عند وقوع الأزمات. ومن هذا المنطلق، تستحق لامو دراسة جادة، لا باعتبارها بديلًا فوريًا لبورتسودان، بل بوصفها خيارًا استراتيجيًا يمكن، مع مرور الوقت، أن يوسع أمام جنوب السودان بدائل الوصول إلى الأسواق الدولية، ويمنحه مصادر إضافية للمنتجات البترولية المكررة، ويعزز قدرته على التفاوض واتخاذ القرار من موقع تتوافر فيه خيارات متعددة، بدلًا من الاعتماد على مسار واحد تفرضه الضرورة.
ويعيدني هذا النقاش إلى مطلع عام 2012، عندما كنت ضمن أول مجموعة من سفراء جنوب السودان الذين دعتهم حكومة كينيا إلى ملتقى دبلوماسي استمر أسبوعين في مومباسا. وخلال هذين الأسبوعين، أجرينا حوارات موسعة مع زملائنا الكينيين حول ملامح العلاقة الثنائية الناشئة بين كينيا وجمهورية جنوب السودان، التي كانت قد نالت استقلالها حديثًا، كما بحثنا آفاق التعاون الإقليمي، وتطوير البنية التحتية، وتعزيز التكامل الاقتصادي بين دول المنطقة. وفي الجلسة الختامية، تشرفت بإلقاء كلمة نيابة عن وفد جنوب السودان، تناولت فيها عددًا من القضايا، من بينها مشروع خط أنابيب النفط المرتبط بممر لامو–جنوب السودان–إثيوبيا للنقل، المعروف باسم لابسيت (LAPSSET).
ولم يكن ما طرحته آنذاك اعتراضًا على الفكرة الاستراتيجية المتمثلة في منح جنوب السودان منفذًا إضافيًا إلى البحر، فذلك هدف مفهوم ومشروع من حيث المبدأ، وإنما كان التساؤل يدور حول ما إذا كانت التكلفة الكاملة للمشروع وآثاره العملية قد خضعت لتقييم كافٍ من منظور جنوب السودان نفسه. فحقول النفط الرئيسية كانت، ولا تزال، بعيدة عن الحدود الكينية؛ إذ تقع بالوج في أقصى الشمال الشرقي من البلاد، بينما تقع ثارجاث إلى الغرب منها في ولاية الوحدة. وحتى إذا أُنشئ خط أنابيب يمتد من الحدود الكينية إلى لامو، فإن جنوب السودان سيظل مطالبًا بنقل نفطه الخام لمسافات طويلة داخل أراضيه قبل أن يصل إلى نقطة الاتصال بذلك الخط ويدخل منظومة التصدير عبر كينيا.
ولهذا طرحت مجموعة من الأسئلة العملية التي رأيت أنها ضرورية لتقييم الجدوى الفعلية للمشروع: هل أُدرجت تكلفة نقل الخام من بالوج وثارجاث وغيرها من مناطق الإنتاج إلى ممر لامو ضمن الحسابات الاقتصادية الكاملة للمشروع؟ وإذا كان نقل النفط بالصهاريج البرية مطروحًا، ولو بصورة مؤقتة، فما الآثار التي قد تترتب على ذلك بالنسبة إلى شبكة الطرق، والمجتمعات المحلية، والسلامة العامة، والآثار البيئية؟ ثم ما الجهة التي ستتولى تمويل وامتلاك وصيانة وتشغيل البنية التحتية لخطوط الأنابيب المطلوبة داخل جنوب السودان؟ وبعد مرور أكثر من عقد على ذلك النقاش، لا تزال هذه الأسئلة، في تقديري، قائمة ومطروحة بالوضوح نفسه، بل إن مشروع مصفاة لامو المقترحة أعادها إلى صدارة النقاش، وجعل الإجابة عنها أكثر أهمية وإلحاحًا من ذي قبل.
ويمثل مشروع مصفاة لامو المقترحة تطورًا مهمًا في مشهد الطاقة الإقليمي، لأنه قد يضيف مركزًا صناعيًا كبيرًا للطلب على النفط الخام، وهو عامل لم يكن حاضرًا بهذه الصورة عندما طُرح مشروع لابسيت للمرة الأولى. فمصفاة بطاقة تقارب 700 ألف برميل يوميًا ستحتاج إلى إمدادات كبيرة ومستقرة من الخام، وهو ما قد يفتح أمام جنوب السودان فرصة ليصبح أحد الموردين الإقليميين، شريطة توافر شروط تجارية مناسبة، وبنية تحتية فعالة لنقل الخام، وترتيبات أمنية تضمن استمرارية الإمدادات.
وتنبع أهمية هذه الإمكانية من أن لامو قد تتيح لجنوب السودان مجموعة من المزايا في آن واحد: سوقًا إضافية لتسويق خامه، ومصدرًا محتملًا آخر للمنتجات البترولية المكررة، وحافزًا اقتصاديًا أقوى لاستكمال بعض مكونات ممر لابسيت، وربما، على المدى الأبعد، منفذًا إضافيًا إلى الأسواق الدولية. غير أن هذه المنافع لا ينبغي التعامل معها باعتبارها نتائج مضمونة سلفًا، لأن التحدي الأساسي بالنسبة إلى جنوب السودان يظل مرتبطًا بالربط الفعلي بين مناطق الإنتاج وممر لامو. فلا يوجد في الوقت الراهن خط أنابيب عامل ينقل خام جنوب السودان إلى لامو، كما أن خط أنابيب لابسيت ما يزال مشروعًا مقترحًا ولم يتحول بعد إلى منظومة نقل قائمة. ولذلك لن تصبح لامو خيارًا استراتيجيًا فعليًا لجنوب السودان إلا إذا أمكن أولًا الإجابة عن السؤال الأكثر عملية: كيف سيُنقل الخام من مناطق الإنتاج داخل جنوب السودان إلى الحدود الكينية بتكلفة مقبولة تجاريًا، وبصورة يمكن الاعتماد عليها على المدى الطويل؟
ومن هنا تبرز مسألة أساسية: خيار لامو لا يقوم، في الواقع، على إنشاء خط أنابيب واحد فحسب، بل يتطلب، من منظور جنوب السودان، معالجة تحديين مترابطين في مجال البنية التحتية. يتمثل التحدي الأول في إنشاء منظومة داخلية لنقل النفط الخام تربط مناطق الإنتاج بمسار رئيسي يتجه جنوبًا، فيما يتمثل التحدي الثاني في إنشاء خط أنابيب عابر للحدود يربط جنوب السودان، عبر كينيا، بميناء لامو.
وبالنسبة إلى بالوج، قد يكون أحد الخيارات المطروحة إنشاء خط رئيسي يمتد جنوبًا نحو الحدود الكينية. أما ثارجاث، فتحتاج إلى دراسة هندسية ومالية تفصيلية لتحديد الخيار الأكثر جدوى اقتصاديًا: هل يُربط الحقل ببالوج، أم يُدمج ضمن شبكة وطنية لتجميع ونقل الخام، أم يُربط بمسار بديل باتجاه وسط البلاد وجنوبها؟ وهذه مسائل ينبغي أن تُحسم على أساس الاعتبارات الفنية والتجارية والاقتصادية، لا على أساس الاعتبارات السياسية.
وفي تقديري، ينبغي أن تقوم أي مقارنة جادة بين خيار لامو والمسار القائم عبر السودان على حساب التكلفة منذ نقطة الإنتاج، لا ابتداءً من الحدود الدولية. فالمعيار الأكثر دقة ليس مقدار ما قد تفرضه كينيا مستقبلًا من رسوم على نقل كل برميل فحسب، وإنما التكلفة الإجمالية لنقل الخام من بالوج أو ثارجاث إلى لامو. وهذه التكلفة لا تقتصر على خط الأنابيب نفسه، بل تشمل خطوط التجميع الداخلية، ومحطات الضخ، وأنظمة التسخين اللازمة لنقل الخام الشمعي، ومرافق التخزين والقياس، وإمدادات الطاقة، ومتطلبات الأمن والصيانة، وتكاليف التمويل، إضافة إلى تكلفة الجزء الكيني من خط الأنابيب ورسوم الميناء أو المصفاة. ومن دون احتساب هذه العناصر مجتمعة، سيكون من الصعب إجراء مقارنة اقتصادية دقيقة، أو الحكم على مدى قدرة خيار لامو على المنافسة تجاريًا، أو تبريره استراتيجيًا، أو الجمع بين الجدوى التجارية والقيمة الاستراتيجية.
ومن ثم، ينبغي أن تُجرى المقارنة مع مسار بورتسودان بقدر كبير من الدقة، من دون التقليل من مزايا منظومة البنية التحتية التي لا يزال جنوب السودان يعتمد عليها. فالمسار عبر السودان يتمتع بميزة أساسية لا يمكن إغفالها، وهي أنه قائم بالفعل ومرتبط مباشرة بحقول الإنتاج. وهذا يعني أن جنوب السودان لا يحتاج إلى إنشاء وتمويل منظومة تصدير جديدة بالكامل حتى يتمكن من الاستفادة من هذا المسار.
وبموجب اتفاقيات التعاون لعام 2012، بلغت رسوم المعالجة نحو 1.60 دولار أمريكي للبرميل، فيما بلغت رسوم النقل قرابة 8.40 دولارات للبرميل عبر منظومة GNPOC، أو نحو 6.50 دولارات عبر منظومة بترودار، إضافة إلى رسم عبور يقارب دولارًا واحدًا للبرميل. وبذلك بلغت الرسوم الدائمة المرتبطة بخطوط الأنابيب نحو 11 دولارًا للبرميل عبر مسار GNPOC، ونحو 9.10 دولارات للبرميل عبر مسار بترودار. وكان هناك أيضًا ترتيب مالي انتقالي منفصل بقيمة 15 دولارًا للبرميل، خُصص لمعالجة بعض المسائل المالية التي أعقبت الانفصال. غير أن هذا الترتيب كان مؤقتًا، ولذلك ينبغي تمييزه بوضوح عن هيكل رسوم النقل الدائم عند تقييم الجدوى الاقتصادية للمسار اليوم.
والأهم، في تقديري، أن السؤال المطروح الآن لا يتمثل في الرسوم التي كانت سارية عند توقيع اتفاقيات عام 2012 وحدها، وإنما في التكلفة الفعلية الحالية لنقل خام جنوب السودان عبر السودان بعد أخذ الترتيبات اللاحقة في الاعتبار، وكيف تقارن هذه التكلفة بالتكلفة الكاملة لأي مسار مستقبلي يمتد من حقول الإنتاج إلى لامو. فالمقارنة الدقيقة ينبغي أن تستند إلى التكلفة الكاملة لنقل النفط منذ خروجه من حقول الإنتاج وحتى وصوله إلى وجهة التصدير، لا إلى رسم منفرد أو إلى مرحلة واحدة من مراحل النقل.
وفي الوقت نفسه، لا يمكن تقييم تكلفة المسار عبر السودان على أساس الرسوم وحدها. فخام جنوب السودان يمر عبر بنية تحتية تقع داخل دولة أخرى، وقد أظهرت الحرب في السودان منذ عام 2023 أن استمرارية هذا المسار قد تتأثر بعوامل لا يملك جنوب السودان السيطرة الكاملة عليها. فأمن خطوط الأنابيب، وإمكانية الوصول إلى محطات الضخ، وأعمال الصيانة، واستمرارية التشغيل، والأوضاع في بورتسودان، كلها عوامل تؤثر في استقرار هذا المسار واستمراريته.
ولا يعني ذلك، في تقديري، أن على جنوب السودان الابتعاد عن السودان، ولا أرى أن من المفيد صياغة العلاقة بين البلدين بهذه الطريقة. فالسودان سيظل ذا أهمية اقتصادية كبيرة لجنوب السودان، كما أن البنية التحتية القائمة لنقل النفط عبره ستظل، على الأرجح، ضرورية لسنوات طويلة. غير أن المسألة الأساسية تكمن في أن الاعتماد على مسار تصدير واحد يفرض على جنوب السودان، إلى جانب رسوم النقل الرسمية، ما يمكن وصفه بتكلفة الاعتماد الاستراتيجي. فالدولة التي لا تملك سوى مسار واحد للوصول إلى الأسواق تكون خياراتها محدودة مقارنة بدولة تستطيع المفاضلة بين مسارين يتمتعان بالجدوى التجارية. ومن هنا تتضح الأهمية الاستراتيجية بعيدة المدى لخيار لامو.
وفي تقديري، قد لا تكمن القيمة الأهم لخيار لامو، في مراحله الأولى، في حجم النفط الذي يمكن نقله جنوبًا، بقدر ما تكمن في مساحة التفاوض والاختيار التي يمكن أن يتيحها لجنوب السودان. فإذا تمكنت البلاد مستقبلًا من تطوير مسار تصدير ثانٍ يتمتع بالمصداقية والجدوى، فسيكون في مقدورها تقييم البدائل المتاحة على أساس تكاليف النقل، والاعتبارات الأمنية، وحجم الطلب من المصافي، وفرص الوصول إلى الأسواق، وشروط التعاقد المرتبطة بكل ممر تصدير. ولا يعني ذلك بالضرورة الاستغناء عن بورتسودان، إذ قد يظل المسار الشمالي مجديًا اقتصاديًا بفضل بنيته التحتية القائمة وقرب بعض حقول الإنتاج منه. غير أن وجود خيار جنوبي موثوق وقابل للاستخدام يمكن أن يمنح جنوب السودان قدرًا أكبر من المرونة في توجيه صادراته وفقًا للظروف الاقتصادية والأمنية المتغيرة.
كما يمكن لوجود خيار لامو أن يعزز موقف جنوب السودان في أي مفاوضات مستقبلية تتعلق برسوم النقل، وتكاليف المعالجة، والقياس، وصيانة البنية التحتية، والمسؤوليات الأمنية، وترتيبات التشغيل في حالات الطوارئ. ولا يعني ذلك أن لامو سيؤدي تلقائيًا إلى خفض الرسوم عبر السودان، فهذه نتيجة لا يمكن افتراضها مسبقًا، ولا يمكن الحكم عليها إلا بعد قيام مسار بديل فعلي وقابل للتشغيل. لكن القيمة الأهم تكمن في أن وجود بديل موثوق يمنح جنوب السودان مساحة أوسع للتفاوض والاختيار، وهذه المساحة لها في حد ذاتها قيمة اقتصادية واستراتيجية.
ومن هنا تصبح مسألة التمويل جزءًا أساسيًا من أي تقييم جاد لخيار لامو. فتنفيذ خط أنابيب جديد إلى لامو سيتطلب استثمارات رأسمالية كبيرة، في وقت يواجه فيه جنوب السودان أولويات واسعة ومتنافسة في مجالات الكهرباء، والطرق، والزراعة، والصحة، والتعليم، والرواتب، والأمن، والإغاثة الإنسانية، بينما تعتمد الإيرادات العامة بدرجة كبيرة على النفط. وفي ظل هذه الظروف، سيكون من الصعب تبرير تمويل خط أنابيب كامل يتجه جنوبًا بصورة رئيسية من الموازنة العامة، ما لم تكن عوائده التجارية واضحة ومقنعة، وشروط تمويله ملائمة بدرجة استثنائية.
وهناك عدة صيغ تمويلية ومؤسسية يمكن دراستها، من دون افتراض أن إحداها هي الأفضل مسبقًا. فقد ينشئ جنوب السودان شركة وطنية لخطوط الأنابيب تتولى فيها نايلبت، أو جهة وطنية متخصصة أخرى، ملكية وتشغيل الجزء الواقع داخل البلاد، مع استرداد تكاليفه من خلال رسوم النقل. ويمكن، بدلًا من ذلك، تطوير شراكة بين القطاعين العام والخاص تضم جنوب السودان وكينيا وشركات النفط، إلى جانب مستثمرين في البنية التحتية ومؤسسات تمويل التنمية. كما يمكن اعتماد نموذج يقوم على أن يتولى المستثمرون تمويل المشروع وإنشاءه وامتلاكه وتشغيله لفترة محددة، ثم تُنقل ملكيته لاحقًا إلى الجهة الحكومية المعنية وفقًا لشروط الاتفاق، وهو ما يُعرف بنموذج البناء والتملك والتشغيل ثم التحويل. ومن الخيارات المطروحة أيضًا أن تنشئ جنوب السودان وكينيا شركة مشتركة تتولى تطوير خط الأنابيب العابر للحدود، وتمويله وتشغيله وإدارته وفق ترتيبات متفق عليها بين البلدين. وبذلك تتوزع البدائل المطروحة على أربعة نماذج رئيسية: إنشاء شركة وطنية لخطوط الأنابيب، أو إقامة شراكة بين القطاعين العام والخاص، أو اعتماد نموذج البناء والتملك والتشغيل ثم التحويل، أو إنشاء شركة مشتركة بين جنوب السودان وكينيا لتطوير الخط العابر للحدود وتمويله وتشغيله وإدارته.
وفي تقديري، ينبغي أن يقوم الاختيار بين هذه البدائل على مبدأ واضح: ألا ينتقل جنوب السودان من الاعتماد على مسار واحد إلى الاعتماد على ترتيب جديد تفرض عليه رسومًا مرتفعة، أو أعباء دين كبيرة، أو التزامات تعاقدية تحد من قدرته على التحرك واتخاذ القرار. فتنويع مسارات التصدير ينبغي أن يهدف إلى توسيع خيارات البلاد وتعزيز مرونتها الاستراتيجية، لا إلى إنشاء شكل جديد من أشكال الاعتماد.
ولهذا أيضًا أظل متحفظًا إزاء اعتبار النقل البري بالصهاريج بديلًا عمليًا أثناء تطوير خط الأنابيب. فنقل كميات تجارية كبيرة من الخام من بالوج أو ثارجاث عبر مسافات طويلة سيتطلب أعدادًا كبيرة من الشاحنات وحركة نقل يومية مكثفة، بما قد يضغط على شبكة الطرق، ويزيد مخاطر الحوادث والازدحام، ويرفع استهلاك الوقود، ويخلق تحديات أمنية، فضلًا عن المخاطر التي قد تتعرض لها المجتمعات المحلية والبيئة نتيجة حوادث التسرب النفطي.
وقد يكون للنقل البري دور محدود في حالات الطوارئ، أو في نقل كميات صغيرة، أو خلال المراحل التجريبية، لكنه يصعب أن يشكل حلًا مستدامًا على المدى الطويل لنقل عشرات أو مئات الآلاف من البراميل يوميًا. وفي المقابل، فإن إنشاء خط أنابيب يترتب عليه هو الآخر آثار بيئية واجتماعية ينبغي أخذها في الاعتبار منذ المراحل الأولى للمشروع. ويشمل ذلك اختيار المسار، واستخدام الأراضي، والتعويضات، والتشاور مع المجتمعات المحلية، ووضع أنظمة فعالة لكشف التسرب، وتطبيق الضمانات البيئية المناسبة. والمقصود هنا ليس أن أحد الخيارين يخلو من التكلفة أو الأثر البيئي، بل إن هذه التكاليف والآثار ينبغي أن تُحتسب ضمن التقييم الاقتصادي الشامل للمشروع منذ البداية، لا أن تُعامل باعتبارها مسائل جانبية أو منفصلة عنه. وهذا جانب من القلق الذي أثرتُه في عام 2012، ولا يزال، في تقديري، قائمًا حتى اليوم.
ويثير مشروع مصفاة لامو المقترحة مسألة أخرى ينبغي لجنوب السودان أن ينظر فيها من زاوية مصالحه الاقتصادية، وهي: ما الحجم المناسب من نفطنا الذي ينبغي أن يستمر تصديره خامًا، وما الحجم الذي يمكن أن يُكرر داخل البلاد مستقبلًا؟ فقد تمثل المصفاة في كينيا سوقًا إضافية لخام جنوب السودان، كما يمكن أن تصبح مصدرًا إقليميًا للديزل والبنزين ووقود الطائرات وغاز البترول المسال والبيتومين وغيرها من المنتجات المكررة. غير أن وجود مصفاة في لامو لا يلغي المبررات الاقتصادية لتطوير قدرات التكرير داخل جنوب السودان. فنحن نواصل تصدير النفط الخام واستيراد المنتجات المكررة، وهو ما يعني أن جزءًا مهمًا من القيمة المضافة الناتجة عن التكرير، وفرص العمل الفنية، والأنشطة الصناعية المرتبطة به، يتحقق خارج البلاد.
ويمكن لمصفاة محلية تتمتع بجدوى تجارية أن تخفف الضغط على النقد الأجنبي المستخدم في استيراد الوقود، وتعزز أمن الطاقة، وتوفر فرص عمل فنية، وتدعم قطاعات أخرى من الاقتصاد. كما يمكن أن تنتج مواد ومنتجات ذات أهمية مباشرة للتنمية الوطنية، من بينها البيتومين المستخدم في تشييد الطرق ووقود الطائرات. غير أن تطوير التكرير المحلي ينبغي أن يستند إلى تقييم اقتصادي واقعي يراعي احتياجات السوق وقدرة البلاد على تمويل المشروع وتشغيله بكفاءة. ومن ثم، لا ينبغي لجنوب السودان أن يسعى إلى إنشاء مصفاة بطاقة تقارب 700 ألف برميل يوميًا لمجرد أن مشروعًا بهذا الحجم يجري تطويره في كينيا.
ولهذا ينبغي أن يتحدد الحجم المناسب لأي مصفاة في جنوب السودان على أساس مجموعة من العوامل العملية، في مقدمتها حجم الطلب المحلي، واستقرار إمدادات الخام، وفرص التصدير إلى الأسواق الإقليمية، وحجم الاستثمار الرأسمالي المطلوب، وتوافر المياه والكهرباء، والقدرات الفنية، إلى جانب متطلبات التخزين والتوزيع. وفي هذا السياق، قد تكون مصفاة أصغر حجمًا، سواء في صورة وحدات معيارية أو منشأة متوسطة الطاقة، أكثر جدوى اقتصاديًا إذا كانت قادرة على العمل بكفاءة وبمعدل تشغيل مرتفع ومستقر، بدلًا من إنشاء مصفاة ضخمة تفوق احتياجات السوق ولا تُستغل طاقتها الإنتاجية بالكامل.
ومن هنا، لا أرى أن المسار عبر بورتسودان، وخيار لامو، والتكرير المحلي تمثل بدائل متنافسة، بقدر ما يمكن أن تشكل عناصر متكاملة ضمن استراتيجية نفطية أوسع. فالممر القائم عبر السودان ينبغي الحفاظ عليه وإدارته بصورة بناءة، لأنه لا يزال يؤدي دورًا أساسيًا في تصدير نفط جنوب السودان. وفي الوقت نفسه، يستحق خيار لامو دراسة جدوى جديدة ودقيقة تقيّم المشروع من جميع جوانبه، بما في ذلك البنية التحتية، والنقل، والتمويل، والجدوى التجارية، والمتطلبات الفنية، بدلًا من التعامل معه باعتباره مجرد طموح سياسي. أما التكرير المحلي، فينبغي أن يقوم بدوره على تقييم واقعي لحجم السوق، واستقرار إمدادات الخام، والقدرة التشغيلية، وحجم الاستثمار المطلوب، بما يساعد على تحديد الطاقة التكريرية الأنسب التي يمكن أن تحقق أكبر قيمة اقتصادية وطنية من دون أن تفرض على البلاد أعباء مالية مفرطة.
وعلى المدى الطويل، يشير هذا النقاش إلى أن جنوب السودان قد يحتاج إلى الانتقال من التعامل مع كل خط تصدير بوصفه مشروعًا منفصلًا، إلى تطوير شبكة وطنية مترابطة لنقل النفط بصورة تدريجية. ويمكن لمثل هذه الشبكة أن تربط بالوج وثارجاث وغيرها من مناطق الإنتاج داخل البلاد، وتمنحها إمكانية الوصول إلى أكثر من منفذ خارجي. فبالوج يمكن أن تواصل تصدير الخام شمالًا عبر السودان، مع إمكانية ربطها مستقبلًا بمسار جنوبي نحو كينيا إذا أثبتت الدراسات جدواه التجارية. أما ثارجاث، فيمكن ربطها بالشبكة الوطنية لتجميع ونقل الخام، أو بمسار آخر يحقق التكامل مع منظومة النقل الداخلية.
وتكمن الأهمية الاستراتيجية لمثل هذا التوجه في أنه يمنح جنوب السودان البنية التحتية الداخلية اللازمة للاختيار بين أكثر من مسار لتسويق نفطه وتصديره. وعندئذ يمكن توجيه الخام وفقًا لتكاليف النقل، وحجم الطلب من المصافي، وأسعار الأسواق، والظروف الأمنية، ومدى توافر البنية التحتية، بدلًا من أن يظل القرار مرتبطًا بمسار عملي واحد. وهذا يمثل مستوى أعمق من تنويع الخيارات النفطية، يتجاوز مجرد إنشاء خط تصدير إضافي.
ومن هذا المنظور، ينبغي التعامل مع مشروع مصفاة لامو المقترحة بوصفه تطورًا يمكن أن يفتح من جديد النقاش حول الخيارات الاستراتيجية المتاحة أمام قطاع النفط في جنوب السودان، لا باعتباره حلًا فوريًا للتحديات القائمة. فقد تتيح لامو سوقًا إضافية لخام جنوب السودان، وتعزز الجدوى التجارية لبعض مكونات ممر لابسيت، وتوفر مصدرًا إقليميًا آخر للمنتجات البترولية المكررة، كما قد تمنح البلاد، مع مرور الوقت، منفذًا إضافيًا إلى البحر ومساحة أوسع للاختيار والتفاوض. وفي الوقت نفسه، سيظل المسار عبر السودان ذا أهمية كبيرة، لأن البنية التحتية القائمة تربط بالفعل حقول الإنتاج ببورتسودان، ولا يمكن استبدالها بسرعة أو بتكلفة منخفضة. أما التكرير المحلي، فيستحق بدوره اهتمامًا جادًا، لأنه يرتبط بسؤال أساسي حول مقدار القيمة الاقتصادية التي يمكن الاحتفاظ بها داخل الاقتصاد الوطني قبل تصدير النفط إلى الخارج.
والهدف، في تقديري، لا ينبغي أن يكون تفضيل مسار بعينه لأسباب سياسية أو رمزية، بل تقييم الجدوى الاقتصادية والتجارية لكل خيار، والعمل تدريجيًا على بناء منظومة تمنح جنوب السودان بدائل عملية يمكن الاعتماد عليها. فالقيمة الاستراتيجية لا تكمن في استبدال مسار بآخر، وإنما في امتلاك بنية تحتية وقدرة تشغيلية تتيح للبلاد الاختيار بين أكثر من مسار وفقًا لمصالحها الاقتصادية والظروف المتغيرة.
ولهذا فإن السؤال الذي طرحته في مومباسا عام 2012 لا يزال قائمًا حتى اليوم: كيف سيُنقل النفط من بالوج أو ثارجاث إلى لامو؟ ومن سيتحمل تكاليف إنشاء وتشغيل البنية التحتية اللازمة لهذا المسار؟ ومن سيمتلك هذه البنية التحتية ويديرها؟ وكم ستبلغ تكلفة نقل البرميل الواحد؟ وما الآثار البيئية والأمنية التي قد تترتب على ذلك؟ والأهم، ما مقدار القيمة الاقتصادية التي يمكن لجنوب السودان أن يحتفظ بها داخل اقتصاده قبل أن يصل النفط إلى وجهته النهائية؟
وهذه الأسئلة لا تعني رفض خيار لامو، بل تمثل متطلبات أساسية لتقييمه بصورة واقعية، حتى ينتقل من مجرد خيار استراتيجي محتمل إلى بديل يقوم على أسس اقتصادية واضحة. وفي الوقت نفسه، لا تنتقص هذه الرؤية من أهمية استمرار التعاون مع السودان، إذ يظل مسار بورتسودان عنصرًا أساسيًا في منظومة تصدير النفط، وينبغي الحفاظ على قيمته الاقتصادية. فالمسألة، في جوهرها، ليست إحلال مسار محل آخر، بل توسيع الخيارات المتاحة أمام جنوب السودان وبناء بدائل حقيقية يمكن الاعتماد عليها عند الحاجة.
ومن ثم، فإن الاستراتيجية النفطية المتوازنة لجنوب السودان ينبغي أن تجمع بين الحفاظ على المسار القائم عبر السودان، والتقييم الصارم للجدوى التجارية لخيار لامو، وتعزيز البنية التحتية النفطية داخل البلاد، وتطوير قدرات التكرير المحلي حيثما تبررها الجدوى الاقتصادية. أما الهدف على المدى الطويل، فلا ينبغي أن يكون الانتقال من الاعتماد على السودان إلى الاعتماد على كينيا، بل بناء منظومة نفطية يمتلك فيها جنوب السودان ما يكفي من البنية التحتية، والوصول إلى الأسواق، والقيمة المضافة المحلية، بما يتيح له اختيار الترتيبات التي تخدم مصالحه الاقتصادية الوطنية على أفضل وجه.