أورد تقرير ديوان المحاسبة عن العام الماضي بعض الملاحظات المتعلقة بمشروعات إقليم أميركا وأستراليا، والتي تقوم عليها الشركة الكويتية للاستكشافات البترولية الخارجية «كوفبيك»، حيث أكد التقرير استمرار الملاحظات المتعلقة بمشروع كيبوب - ديفورني في كندا، والذي تمتلكه الشركة منذ السنة المالية 2014، ويعتبر من المشروعات الإنتاجية الضخمة وغير التقليدية لإنتاج الغاز الصخري، والتي تتطلب تكاليف رأسمالية سنوية لتطويرها وحفر آبار متعددة، حيث من المتوقع أن يبلغ إجمالي عدد الآبار التي سيتم حفرها وفق دراسات الجدوى الاقتصادية نحو 917 بئرا.
تكلفة رأسمالية
وقال التقرير: «استمر ارتفاع التكلفة الرأسمالية المعتمدة للمشروع، حيث صدر قرارا مجلس إدارة الشركة رقما 21/2021 و24/2021 بتاريخ 30/11/2021 بالموافقة على اعتماد التكاليف الرأسمالية للمرحلة السادسة لحفر 19 بئرا تطويرية، والموافقة على إعادة جدولة برنامج عمل المرحلة الخامسة، وإضافة حفر 8 آبار تطويرية بقيمة 92.358 مليون دولار و24.959 مليونا على التوالي وذلك لعدد 267 بئرا».
وتابع: «كما بلغ إجمالي التكاليف الرأسمالية الفعلية للمشروع منذ الاستحواذ عليه وحتى نهاية السنة المالية 2021 ما قيمته 2.510.523 مليار دولار، في حين بلغ صافي أرباح المشروع خلال السنة المالية 2021 نحو 64.887 مليونا، وبنسبة 2.6% من إجمالي التكاليف الرأسمالية الفعلية، الأمر الذي تتضح معه صعوبة استرداد التكاليف المنصرفة على المشروع، والتي من المتوقع استردادها خلال السنة المالية 2037، أي بعد مرور 22 عاما من الاستحواذ عليه وفقا لبيانات الشركة».
انخفاض حاد
وأشار التقرير إلى انخفاض حاد في نسبة العائد على الاستثمار للمشروع، حيث بلغت 4% خلال السنة المالية 2021، وهي أقل عما جاء في دراسة الجدوى الاقتصادية عند الاستحواذ والبالغة 13.9%، وبما يقل عن النسبة المعتمدة للاستثمار من قبل مؤسسة البترول الكويتية في مشروعات مماثلة بكندا والبالغة 10%.
وأردف: «تجدر الإشارة إلى أن دراسة الجدوى الاقتصادية المعدة عند الاستثمار في المشروع خلال السنة المالية 2014 أوضحت أن مخاطر المشروع مرتفعة، وقد لا يحقق الأهداف المرجوة منه للشركة».
5 آبار متبقية
وقال التقرير: «استمر عدم حفر الـ5 آبار المتبقية، وفق ما جاء في خطة عمل المرحلة الثانية للمشغل، وتأجيلها من السنة المالية 2019 إلى السنة المالية 2023، لوجود مشاكل مالية يعاني منها المشغل، الأمر الذي يترتب عليه تأخر الاستفادة من المشروع وتحقيقه للعوائد الاقتصادية المرجوة منه».
وتابع: «كما استمر انخفاض الاحتياطيات النفطية لأفضل تقدير للموارد المشروطة للمشروع خلال السنة المالية 2021 بنحو 112.080.000 برميل نفط مكافئ، لتغيير عدد الآبار وعمق الحفر بها لاحقا، ليصل بذلك إجمالي ما تم تخفيضه خلال السنتين الماليتين السابقتين نحو 140.760 مليون برميل نفط مكافئ».
مخاطر مرتفعة
وشدد التقرير على أن مخاطر المشروع مازالت مرتفعة، وقد لا يحقق الأهداف المرجوة منه وفق دراسة الجدوى المعدة خلال السنة المالية 2014، مؤكدا ضرورة اتخاذ كل الإجراءات اللازمة لتحسين اقتصاديات المشروع، وبما يكفل زيادة العائد على الاستثمار وتحقيقه للأهداف المرجوة منه، والعمل على تحصيل مستحقات الشركة من عقود المقاولين.
تكلفة رأسمالية
وقال التقرير: «استمر ارتفاع التكلفة الرأسمالية المعتمدة للمشروع، حيث صدر قرارا مجلس إدارة الشركة رقما 21/2021 و24/2021 بتاريخ 30/11/2021 بالموافقة على اعتماد التكاليف الرأسمالية للمرحلة السادسة لحفر 19 بئرا تطويرية، والموافقة على إعادة جدولة برنامج عمل المرحلة الخامسة، وإضافة حفر 8 آبار تطويرية بقيمة 92.358 مليون دولار و24.959 مليونا على التوالي وذلك لعدد 267 بئرا».
وتابع: «كما بلغ إجمالي التكاليف الرأسمالية الفعلية للمشروع منذ الاستحواذ عليه وحتى نهاية السنة المالية 2021 ما قيمته 2.510.523 مليار دولار، في حين بلغ صافي أرباح المشروع خلال السنة المالية 2021 نحو 64.887 مليونا، وبنسبة 2.6% من إجمالي التكاليف الرأسمالية الفعلية، الأمر الذي تتضح معه صعوبة استرداد التكاليف المنصرفة على المشروع، والتي من المتوقع استردادها خلال السنة المالية 2037، أي بعد مرور 22 عاما من الاستحواذ عليه وفقا لبيانات الشركة».
انخفاض حاد
وأشار التقرير إلى انخفاض حاد في نسبة العائد على الاستثمار للمشروع، حيث بلغت 4% خلال السنة المالية 2021، وهي أقل عما جاء في دراسة الجدوى الاقتصادية عند الاستحواذ والبالغة 13.9%، وبما يقل عن النسبة المعتمدة للاستثمار من قبل مؤسسة البترول الكويتية في مشروعات مماثلة بكندا والبالغة 10%.
وأردف: «تجدر الإشارة إلى أن دراسة الجدوى الاقتصادية المعدة عند الاستثمار في المشروع خلال السنة المالية 2014 أوضحت أن مخاطر المشروع مرتفعة، وقد لا يحقق الأهداف المرجوة منه للشركة».
5 آبار متبقية
وقال التقرير: «استمر عدم حفر الـ5 آبار المتبقية، وفق ما جاء في خطة عمل المرحلة الثانية للمشغل، وتأجيلها من السنة المالية 2019 إلى السنة المالية 2023، لوجود مشاكل مالية يعاني منها المشغل، الأمر الذي يترتب عليه تأخر الاستفادة من المشروع وتحقيقه للعوائد الاقتصادية المرجوة منه».
وتابع: «كما استمر انخفاض الاحتياطيات النفطية لأفضل تقدير للموارد المشروطة للمشروع خلال السنة المالية 2021 بنحو 112.080.000 برميل نفط مكافئ، لتغيير عدد الآبار وعمق الحفر بها لاحقا، ليصل بذلك إجمالي ما تم تخفيضه خلال السنتين الماليتين السابقتين نحو 140.760 مليون برميل نفط مكافئ».
مخاطر مرتفعة
وشدد التقرير على أن مخاطر المشروع مازالت مرتفعة، وقد لا يحقق الأهداف المرجوة منه وفق دراسة الجدوى المعدة خلال السنة المالية 2014، مؤكدا ضرورة اتخاذ كل الإجراءات اللازمة لتحسين اقتصاديات المشروع، وبما يكفل زيادة العائد على الاستثمار وتحقيقه للأهداف المرجوة منه، والعمل على تحصيل مستحقات الشركة من عقود المقاولين.