Memoire Online - Les couts de recherche et de developpement des hydrocarbures: prise en compte, amortissement et evaluation

A mes très chers parents qui ont toujours été là pour moi, et qui m'ont donné un magnifique modèle de labeur et de persévérance. J'espère qu'ils trouveront dans ce travail toute ma reconnaissance et tout mon amour;

A mes chers frères et soeurs: Mohamed, Nedra, Adel, Boubaker, Fayçal, Hafedh et Souhaila pour leurs soutien et précieux conseils;

A mes enseignants de l'Institut des Hautes Etudes Commerciales pour la rigueur de leur enseignement et l'étendue de leur savoir;

Je tiens à manifester en tout premier lieu toute ma gratitude envers M. Abdellatif ABBES qui a dirigé le présent mémoire. Qu'il trouve dans ce modeste travail l'expression de mon profond respect et ma reconnaissance pour ses encouragements et ses recommandations constructives.

Je souhaite également remercier tous ceux qui ont contribué de près ou de loin à la réalisation de ce travail et notamment:

Monsieur Michael T. DUGGAN, directeur financier de Preussag Energie Tunisie, pour m'avoir inspiré le sujet de ce mémoire;

Monsieur Friedrich KNOEBEL, directeur financier de Preussag Energie International, pour le soutien et les précieux conseils qu'il a bien voulu me prodiguer;

Monsieur Lotfi KHAMMASSI, chef comptable et financier de Preussag Energie International, pour ses encouragements incessants;

Monsieur Moncef MATTOUSSI, sous-directeur de la comptabilité de l'ETAP, pour la documentation qu'il a bien voulu me fournir.

Reg. S-X Rule 4-10 Code of Federal Regulations, alias S-X, article 4, section 10

Par ailleurs, en raison du sujet traité, il est souvent nécessaire de faire référence à la terminologie anglo-saxonne qui est d'un usage courant dans l'industrie pétrolière internationale. De ce fait, les termes anglais ont été conservés dans le texte et dans certaines figures d'illustration.

Voici quelques termes dont la signification peut paraître nébuleuse et qui ont été sélectionnés notamment en fonction de leur emploi fréquent dans les articles ou les ouvrages traitant de l'industrie pétrolière.

Baril Unité de mesure anglo-saxonne représentant 158,984 litres. Il y a 7,3

barils dans une tonne de pétrole. Un million de barils par jour (b/j) représente 50 millions de tonnes par an.

Champ Région constituée d'un seul ou plusieurs réservoirs ayants la même

processus de migration à partir de la roche-mère. En effet, plus légers que l'eau, ils ont tendance à remonter vers la surface. Si la couverture est inexistante, ils s'échappent et suintent à la surface ou bien se solidifient en bitume, perdant leurs constituants volatils.

Forage Trou de faible diamètre (20 à 50 centimètres) et plus ou moins profond

(jusqu'à 11 000 mètres). Il fonctionne comme une énorme perceuse dont le derrick serait le corps, le train de tiges, l'arbre, et le trépan (outil monobloc incrusté de diamants), la mèche. Il avance de quelques mètres par heure. Un forage d'exploration dure de trois à six mois. Quatre forages sur cinq, voire six sur sept dans les zones encore inexplorées, ne débouchent sur aucune découverte de gisements économiquement exploitables.

Forage dévié Forage initialement vertical et par la suite incliné, qui permet

d'atteindre une zone de production éloignée de l'emplacement du derrick, de contourner un obstacle géologique (dôme de sel) ou, en mer, d'économiser un déplacement de la plate-forme.

Gravimétrie Mesure les variations de la pesanteur et donne des indications

Magnétométrie Mesure les variations du champ magnétique. On obtient ainsi une idée

de la répartition en profondeur des terrains cristallins qui n'ont aucune chance de contenir du pétrole, appelé "huile" dans la profession.

Oléoduc ou pipeline Conduite terrestre ou maritime, composée de tubes soudés les uns aux autres et permettant de transporter le pétrole grâce à des stations de pompage régulièrement espacées. Relativement lourd en terme d'investissement, sa rentabilité exige un débit régulier et important.

Pétrole Le pétrole brut est l'une des formes d'une substance connue sous le

nom d'hydrocarbure et faisant partie des « énergies fossiles ». L'autre hydrocarbure est le gaz naturel. Le charbon n'est généralement pas considéré comme hydrocarbure. Le pétrole lui-même existe sous diverses formes de consistances, allant de liquide à une forme pratiquement solide.

Réservoir Couche souterraine poreuse et perméable contenant une accumulation

naturelle de pétrole et (ou) de gaz productible piégé par des barrières de roche imperméable ou d'eau et séparée des autres réservoirs.

Roche-mère Couches sédimentaires profondes, à fortes températures et pressions,

où les réactions chimiques éliminent les atomes d'azote et les restes d'oxygène pour ne laisser que des molécules formées de carbone et d'hydrogène. Ces dernières constituent les hydrocarbures liquides et gazeux.

Taux de Quantité de pétrole, exprimée en pourcentage, pouvant être extraite du

récupération sous-sol. Elle dépend à la fois des conditions physiques, chimiques et

Chapitre Introductif: PRESENTATION DES ACTIVITES DE RECHERCHE, DE

Section 2. Les Phases de Recherche, de Développement et de Production des

Chapitre 1. LES METHODES DE PRISE EN COMPTE DES COUTS DE RECHERCHE ET DE

1.3. Degré d'association entre les coûts encourus et les réserves découvertes 34

Chapitre 2. MISE EN APPLICATION DES METHODES DE PRISE EN COMPTE DES COUTS DE

3.5. Coûts des forages d'exploration dont l'issue n'est pas immédiatement connu 74

5.2. Fondement théorique de la constitution d'une provision pour remise en état 85

5.3. Coûts nécessitant la constitution d'une provision pour remise en état 88

Chapitre 1. LES METHODES D'AMORTISSEMENT DES COUTS DE RECHERCHE ET DE

Chapitre 2. MISE EN APPLICATION DE LA METHODE DE L'AMORTISSEMENT SELON

Evaluation des Coûts de Recherche et de Développement
Portés à l'Actif à la Date de Clôture

Chapitre 1. MISE EN APPLICATION DE L'IAS 36 DANS LE CADRE DES ACTIVITES DE

Chapitre 2. APERÇU DE LA NORMALISATION COMPTABLE EN VIGUEUR AUX

Section 2. Dépréciation des propriétés prouvées sous la méthode des efforts réussis 180

Section 3. Plafonnement des coûts portés à l'actif sous la méthode du coût complet

Bibliographie

Annexes:

Annexe 1: Analyse des pratiques comptables des entreprises pétrolières opérant en Tunisie.

Annexe 2: Regulation S-X, Rule 4-10, «Financial Accounting and Reporting for Oil and Gas Producing Activities Pursuant to the Federal Securities Laws and the Energy Policy and Conservation Act of 1975».

Annexe 3: SEC Staff Accounting Bulletin; Topic 12: Oil and Gas Producing Activities.

Annexe 4: Exposure Draft ED6: Exploration for and Evaluation of Mineral Resources

Introduction

La Tunisie s'est dotée depuis 1997 d'un Nouveau Système Comptable des Entreprises qui est venu rompre avec près de trente années de vide juridique en matière de règles comptables émanant d'un droit comptable au vrai sens du terme. Les objectifs essentiels de ce nouveau système étant de donner aux états financiers publiés par les entreprises le caractère d'image fidèle tant recherché et de satisfaire les investisseurs quant à leurs besoins accrus en informations à forte valeur ajoutée. Huit ans après, on peut dire que cette réforme comptable a réussi à implanter une nouvelle culture comptable en Tunisie et à soulager aussi bien les professionnels que les utilisateurs de l'information financière. Toutefois, les objectifs recherchés n'ont pu être totalement atteints du fait que le nouveau système est resté inachevé au niveau de certains domaines importants qui n'ont pas fait l'objet de normes comptables spécifiques. C'est le cas notamment de la comptabilisation de l'impôt sur les bénéfices, des contrats de location et des frais de recherche et de développement des hydrocarbures.

Cette étude, se propose d'étudier le traitement comptable des coûts de recherche et de développement des hydrocarbures; un sujet qui a, au cours des dernières décennies, suscité l'intérêt de plusieurs instances comptables et a animé de nombreux débats au niveau international.

En effet, de part leur nature, les coûts encourus durant les différentes phases de recherche et de développement des hydrocarbures présentent des difficultés comptables aussi bien au niveau de leur prise en compte qu'au niveau de leur amortissement et évaluation à la date de clôture. Ainsi:

- Faut-il porter à l'actif les coûts des activités de prospection et d'exploration infructueuses ou dont le résultat n'est connu qu'après l'écoulement dune longue période après leur engagement?

- Faut-il capitaliser les coûts des efforts de développement non couronnés de succès?

- Faut-il adopter la méthode linéaire ou la méthode variable pour l'amortissement des coûts portés à l'actif?

- Quels sont les coûts sujets à amortissement (coûts historiques, coûts futurs de développement, coûts futurs de remise en état)?

Introduction

- Quelles sont les réserves d'hydrocarbures à considérer pour l'amortissement des coûts de recherche et de développement (réserves prouvées, réserves développées, réserves probables ou encore celles possibles)?

- Lorsque la méthode de l'amortissement selon l'unité de production est adoptée, faut-il utiliser la valeur des réserves en termes de quantités physiques ou en termes de valeur pour le calcul de l'unité de production?

- Quel type de réserves faut-il considérer en cas de production simultanée de plusieurs produits (Hydrocarbures liquides et gazeux)?

- Comment faut-il évaluer les différents coûts portés à l'actif à la date de clôture, surtout ceux relatifs à des activités d'exploration dont le résultat n'est pas connu?

En Tunisie, et en l'absence de normes comptables spécifiques au secteur pétrolier, certaines sociétés tunisiennes font tout simplement référence, au niveau de leurs états financiers, aux règles fiscales applicables en matière d'immobilisation et d'amortissement des coûts de recherche et de développement des hydrocarbures. De telles sociétés sont souvent dépourvues de manuels comptables précisant le traitement comptable de tels coûts, ce qui porte atteinte, parfois, à la comparabilité de l'information financière au fil des années.

Par ailleurs, dans le cadre de certaines missions d'audit et d'assistance, nous avons noté que les comptes relatifs aux établissements stables des sociétés pétrolières opérant en Tunisie sont souvent établis selon les règles fiscales édictées en la matière. Pour les besoins de la consolidation au niveau des états financiers de la société mère étrangère, ces comptes sont retraités afin de se conformer aux règles comptables admises dans le pays d'origine, que ce soit la France, les Etats Unis d'Amérique ou autres. Ces règles sont parfois tellement divergentes au point de s'interroger sur la pertinence de l'information financière divulguée par les différentes sociétés pétrolières ainsi que sur la comparabilité dans l'espace d'une telle information, surtout lorsqu'il s'agit de géants multinationaux.

Ainsi, dans un secteur où la mondialisation est un fait depuis plusieurs décennies, là où les besoins des investisseurs en information financière sont toujours croissants, il est étonnant de noter que la normalisation comptable, bien que très évoluée dans certains pays, est loin d'être satisfaisante. En effet, plusieurs traitements comptables sont parfois autorisés, ôtant ainsi l'information financière d'une qualité importante, à savoir la comparabilité.

Pour analyser et répondre à ces questions, ce mémoire sera organisé en trois parties. Dans un premier temps, et après avoir fourni un aperçu technique sur les différentes activités relatives à la recherche, au développement et à la production des hydrocarbures, il sera procédé à l'étude des règles de prise en compte qui pourraient s'appliquer aux coûts engendrés par de telles activités. Cette étude se fera à travers un examen des préconisations du cadre conceptuel de la comptabilité financière et une analyse des deux méthodes comptables les plus répandues dans le monde, à savoir la méthode du coût complet et la méthode des efforts réussis.

Dans un second temps, cette étude présentera les différentes méthodes d'amortissement des coûts portés à l'actif qui s'offrent à l'entreprise ainsi que les avantages et inconvénients de chacune d'elles. A ce niveau, il sera procédé à une analyse critique des différentes options de la méthode de l'amortissement selon l'unité de production, en s'attardant sur certaines difficultés liées à sa mise en application et en passant en revue les positions prise par la réglementation comptable aux USA.

Enfin, ce mémoire se propose d'étudier les règles d'évaluation des coûts portés à l'actif à la date de clôture, et ce à travers une analyse des dispositions de l'IAS 36 et de la possibilité de sa mise en application dans le secteur pétrolier. A ce niveau, nous présenterons un aperçu de la réglementation et la pratique comptable aux Etats-Unis, considérées comme les plus évoluées sur le plan international.

Toutefois, il est à noter que cette étude ne vise pas à examiner certaines méthodes comptables restées à un stade théorique et qui n'ont jamais fait l'objet d'une application en pratique, telle que par exemple la méthode dite "Reserve Recognition Accounting", ni à étudier la totalité des difficultés comptables qui pourrait surgir lors de la traduction comptable des différentes conventions d'association, à montage juridique souvent complexe. Tel est le cas, par exemple, des contrats de "Farm-in / Farm-out", des contrats de partage de production ou des contrats de "Unitization". Cette recherche se limite à une analyse critique des méthodes les plus répandues dans le monde, par rapport aux normes comptables internationales lorsqu'elles existent, et par rapport à la réglementation comptable aux USA chaque fois que cela est jugé opportun.

En outre, le présent travail ne vise pas à étudier les différents régimes fiscaux régissant les activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures à travers le

Introduction

monde. En Tunisie, par exemple, ces régimes sont nombreux et variés et incluent quelques régimes conventionnels vieillissant, institués à l'aube de l'indépendance par les différentes conventions particulières, le régime du décret-loi 85-9, le régime de la loi 90-56 et le régime du code des hydrocarbures tel que modifié et complétés par les lois subséquentes. Compte tenu de leurs spécificités, ces régimes méritent, à notre avis, une étude détaillée dans le cadre d'un travail distinct.

Première partie: Prise en Compte des Coûts de Recherche et de Développement des Hydrocarbures

Les coûts qui ont suscité l'intérêt de la doctrine comptable et qui ont animé le plus de débats au cours du dernier siècle, sont ceux relatifs aux activités de pré-production. Ces activités sont définies comme étant celles entreprises avant que les réserves minérales ne puissent être extraites du sous-sol, englobant ainsi, les activités de prospection, d'acquisition, d'exploration, d'évaluation et de développement.

Bien que la quasi-totalité des entreprises d'exploration - production pétrolière suivent le modèle du coût historique, ceci n'implique pas qu'elles utilisent toutes le même concept ou méthode comptable. En effet, quelques méthodes et approches se sont développées au fil des années, conduisant à des résultats totalement différents, dont les plus communément utilisées sont la méthode des efforts réussis et la méthode du coût complet. De même, ces deux méthodes n'ont pas fait l'objet d'une application homogène dans l'espace, chose qui a contribué, en l'absence de normes comptables nationales et internationales précises, à l'émergence de plusieurs pratiques comptables dont la diversité a rendu la comparabilité de l'information financière dans l'espace souvent illusoire.

Par ailleurs, l'utilisation du concept du coût historique pour le traitement des coûts d'exploration et de développement semble ne pas satisfaire l'ensemble des préparateurs et utilisateurs des états financiers. En effet, plusieurs propositions ont été faites au cours des huit dernières décennies pour abandonner le concept du coût historique au profit d'un système qui permettrait de refléter la valeur réelle des réserves mises en évidence dans les états financiers.

En effet, sous le concept du coût historique, les coûts portés à l'actif relatifs aux activités de pré-production ne représentent pas les réserves découvertes elles-mêmes entant qu'actif mais plutôt les coûts qui ont servi à leur découverte. La nature exacte de ces actifs fait l'objet de plusieurs controverses et sera étudiée au niveau de la présente partie.

Ainsi, dans un premier chapitre, nous procèderons à une présentation des activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures. Dans un deuxième chapitre, nous étudierons les méthodes de prise en compte des coûts encourus au cours de ces différentes activités. Dans un troisième chapitre, nous nous attarderons sur les difficultés de mise en application des différentes méthodes de prise en compte.

Présentation des activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures

L'objectif de ce chapitre est de décrire les caractéristiques des activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures ainsi que de présenter d'ores et déjà les dilemmes comptables qui se posent de part leur nature même.

La plupart de ces caractéristiques ne sont pas spécifiques au secteur pétrolier, mais peuvent s'appliquer à d'autres industries telles que l'industrie pharmaceutique, la biotechnologie ou encore l'industrie agricole. Cependant, prises ensembles, toutes ces caractéristiques distinguent nettement l'industrie extractive des hydrocarbures des autres industries.

Section 1. CARACTERISTIQUES

L'une des caractéristiques de l'industrie pétrolière, c'est le risque élevé que les fonds dépensés par une entreprise pour acquérir son actif le plus important, ne génèreront jamais des réserves commercialement récupérables. En effet, à travers l'histoire, l'expérience a montré que moins de 20% des propriétés minières acquises sont devenues productives¹, ce qui implique que moins de 20% des dépenses de prospection et d'exploration ont résulté historiquement en une production commerciale. Ce taux a connu au cours des dernières années une amélioration très nette surtout en ce qui concerne les opérations off-shore. Ceci est dû essentiellement aux progrès scientifiques et au développement de nouvelles technologies d'exploration et de développement tels que le sismique 3D et le forage directionnel.

Présentation des activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures

Du fait que plusieurs projets d'exploration sont voués à l'échec, la doctrine comptable actuelle trouve qu'il est difficile d'appliquer les principes et normes comptables traditionnels aux activités d'exploration - production pétrolière. Par exemple, si un seul projet d'exploration, parmi cinq entrepris, conduit à la découverte de réserves d'hydrocarbures, il serait intéressant de déterminer les coûts à porter à l'actif en application des principes comptables généralement admis. Dans pareil cas, devrait-on se limiter aux seuls coûts directement et spécifiquement liés au projet couronné de succès? ou devrait-on considérer tous les coûts encourus comme faisant partie d'un seul grand projet d'exploration?. Dans cette dernière hypothèse, on portera à l'actif tous les coûts d'exploration en se basant sur le fait que l'entreprise voulait investir dans les cinq projets tout en ayant conscience qu'ils n'allaient pas tous conduire à des découvertes.

Dans l'industrie pétrolière, les risques pris par une entreprise, pour chaque projet d'exploration pris individuellement, ne sont pas proportionnels avec le résultat obtenu. En effet, un projet d'exploration à coût bas peut résulter en une découverte importante de réserves d'hydrocarbures. C'est le cas notamment du champ pétrolier de l'Est du Texas découvert par un "wildcatter²" indépendant en 1930 et considéré actuellement comme le troisième plus important champ pétrolier en Amérique du nord.

Inversement, des dépenses importantes d'exploration se sont avérées, à travers l'histoire, souvent infructueuses et ne donnèrent lieu à aucune production ultérieure.

C'est essentiellement cette caractéristique qui est à l'origine de la naissance de deux méthodes comptables au sein même du modèle comptable actuel dit des coûts historiques récupérables. En effet, certaines auteurs trouvent que le principe de prudence ainsi que l'incertitude quant aux avantages économiques futurs liés à n'importe quel projet d'exploration requièrent que tous les coûts qui ne peuvent être directement rattachés à des réserves individuellement identifiables soient passés en charges.

² Terme anglais pour désigner celui qui procède à des travaux d'exploration dans des régions non encore étudiées, loin des champs pétroliers productifs connus et sur des structures n'ayant pas connu de production antérieure.

Présentation des activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures

D'autres auteurs rappellent que les activités de recherche et d'exploration constituent l'essence même d'une entreprise pétrolière et concourent à atteindre un seul et unique objectif à savoir la découverte de réserves de pétrole ou de gaz naturel où qu'elles soient. Ils recommandent, par conséquent, que les coûts de recherche et de développement des hydrocarbures soient immobilisés comme partie du coût global de n'importe quelles réserves minérales qui pourraient être découvertes.

D'autres auteurs vont plus loin en affirmant que le coût historique des réserves d'hydrocarbures ne constitue guère une information utile et que la valeur des réserves d'une entreprise est de loin plus utile pour les dirigeants, les actionnaires et les autres utilisateurs des états financiers. De ce fait, ils préconisent la prise en compte de toutes les réserves d'hydrocarbures découvertes sur la base de leurs valeurs réelles et non pas sur la base leurs coûts historiques.

L'exploration et le développement sont deux processus longs et complexes qui peuvent prendre dans la plupart des cas une longue période. En effet, une entreprise opérant dans le secteur pétrolier peut prendre plusieurs années à effectuer des travaux de prospection pour étudier un domaine minier vaste afin de déterminer des zones d'intérêt présentant des indicateurs de présence d'hydrocarbures. Cette phase peut être suivie d'une période de plusieurs années d'exploration et de travaux plus élaborés au cours de laquelle l'entreprise collecte des informations géologiques et géophysiques plus détaillées sur les réserves potentielles. Même en cas de découverte de réserves, plusieurs mois peuvent être encore nécessaires pour apprécier leur importance et déterminer si elles peuvent être développées et produites avec une rentabilité acceptable. Enfin, la phase de développement nécessaire pour accéder aux réserves mises en évidence peut, dans certains cas, prendre plusieurs mois voire des années.

Ainsi, une période importante séparant le début de l'exploration et le commencement de l'exploitation effective du gisement renforce le doute quant à l'applicabilité des principes comptables traditionnels. L'écoulement d'une longue période avant la détermination du succès

Présentation des activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures

d'un projet d'exploration diminue la probabilité que les coûts encourus génèreront des avantages économiques futurs.

Dans l'industrie pétrolière, il est évident que certains gisements de petite taille peuvent être développés et exploités à un coût relativement bas. Cependant, les projets d'exploration et de développement des gisements pétroliers sont généralement très importants et coûteux surtout lorsqu'il s'agit de projets effectués dans des zones d'accès difficile ou en mer.

Les dépenses faramineuses engagées, les risques importants pris, combinés avec la longue période requise avant que l'aboutissement d'un projet d'exploration ne soit connu, augmentent considérablement l'impact potentiel, sur les états financiers, des coûts portés à l'actif. Ces coûts, différés pendant les différentes phases d'exploration peuvent être très significatifs, par rapport aux capitaux propres et au total des actifs de l'entreprise, tout en sachant que de telles dépenses peuvent s'avérer par la suite ne rapportant aucun avantage économique futur.

Les risques et les coûts élevés engendrés par les activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures ont souvent amené les entreprises pétrolières à adopter plusieurs formes d'associations parfois complexes et souvent très particulières, c'est le cas notamment des contrats de "farm-in / farm-out", de "unitization", de "partage de production" et de "carried Interest". L'association permet d'opérer un partage des risques d'échec, des risques politiques, de diversifier les zones géographiques à explorer et de bénéficier du concours de sociétés disposant d'un savoir-faire particulier, tel que la recherche sous-marine à grande profondeur ou encore les techniques de récupération secondaire ou tertiaire.

Ces conventions et contrats définissent les modalités de l'association telles que la nature des travaux à effectuer, le financement des travaux, le partage de la production, la facturation des charges, le contrôle, et prévoient généralement une rémunération proportionnelle aux risques pris par chaque partie. Ils créent ainsi, des situations parfois complexes dont la traduction comptable s'avère souvent difficile et pour lesquelles les principes comptables généralement admis ne fournissent pas de solutions satisfaisantes.

Présentation des activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures

L'actif le plus important d'une entreprise d'exploration - production pétrolière consiste principalement en ses réserves minérales. Ces réserves ne peuvent pas être renouvelées à l'identique dans les mêmes conditions et les mêmes emplacements par les humains.

Paradoxalement, une entreprise industrielle traditionnelle peut souvent renouveler ses usines, ses équipements et ses installations afin de continuer son exploitation et de "dupliquer" sa production.

Pour une entreprise d'exploration - production pétrolière, les quantités, la qualité, le coût d'extraction et d'autres caractéristiques des réserves minérales qui pourraient être découvertes pour remplacer les réserves déjà en cours d'épuisement peut varier sensiblement. D'autant plus qu'il n'y a aucune certitude que l'entreprise va être en mesure de remplacer ses réserves sous quelque forme ou emplacement que ce soit.

Bien que plusieurs facteurs économiques, technologiques et politiques affectent toutes les industries, ces facteurs ont tendance à avoir un impact plus important sur l'industrie pétrolière. En effet les prix fluctuants du brut combiné avec des taux de change instables peuvent avoir un impact direct sur la viabilité économique des réserves détenues par une entreprise. En outre, un changement mineur dans les prix à termes du brut peut compromettre des projets d'exploration, de développement et de production en cours. De même, une évolution technologique peut avoir un impact direct sur le coût et, par conséquent, sur la viabilité d'un projet d'exploration, de développement ou de production.

Par ailleurs, et quelle que soit le propriétaire des droits miniers, on note toujours une intervention large et justifiée de l'Etat, et ce pour des considérations économiques, politiques ou de défense³. Ainsi, dans certaines circonstances, les entreprises d'exploration - production

³ Pour une analyse historique de l'évolution des conventions d'exploration - production pétrolières ainsi que de la création et du rôle qu'ont joué les différents organismes internationaux (OPEP, OPAEP, ONU, AIE, OCDE),

Présentation des activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures

pétrolière sont incitées à la recherche et à la production des hydrocarbures, comme ce fût le cas en Tunisie en 1985, 1987 et 1990 par la promulgation du décret-loi 85-9 et des lois 87-9 et 90-56.

Inversement, la politique d'un Etat peut changer sensiblement en fonction des données politico-économiques pour instituer de nouvelles taxes ou pour imposer un certain contrôle du gouvernement, comme ce fût le cas au début des années cinquante.

Section 2. LES PHASES DE RECHERCHE, DE DEVELOPPEMENT ET DE PRODUCTION DES HYDROCARBURES

Depuis son développement à la fin du 19^ème siècle, l'activité de recherche et de production des hydrocarbures a été découpée en plusieurs phases ou ensembles d'activités désignées à atteindre certains objectifs et résultats. Le déroulement de ces différentes opérations et leur classification en plusieurs phases a été historiquement d'une grande importance comptable dans l'industrie pétrolière. Ainsi, dans une tentative d'appliquer à l'industrie pétrolière les principes comptables traditionnels, plusieurs entreprises considèrent que la phase durant laquelle un coût spécifique est engagé était un facteur déterminant quant au choix du traitement comptable approprié.

En termes simplistes, les principes comptables de base ont historiquement préconisé de capitaliser tout coût encouru pour acquérir un actif et le rendre productif, et de passer en charges toute dépense n'augmentant pas la capacité de l'entreprise à générer des avantages économiques futurs. Plusieurs éléments, cependant, rendent difficile l'application de ces principes généraux dans le cadre d'une activité d'exploration et de production pétrolière. Par exemple, peut-on considérer les coûts de prospection et d'exploration comme des coûts encourus pour acquérir un actif? Ou encore, à quel degré la relation entre les coûts encourus et l'augmentation des avantages économiques futurs devrait-elle être directe pour justifier la

se référer au mémoire de MOUNIRA TLILI, élaboré en vue de l'obtention du diplôme d'expertise comptable - session avril 1992 intitulé "Des conventions d'exploration - production : Analyse juridique, fiscale, économique et comptable", Titre I, Chapitre 3.

Présentation des activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures

capitalisation de tels coûts? Enfin, est-il approprié de porter à l'actif des coûts, pendant des mois voire des années avant de savoir s'il génèreront des avantages économiques futurs?

Traditionnellement, les activités d'exploration et de production ont été classées en sept phases dont les cinq premières sont appelées "activités de pré-production". Le déroulement de ces phases n'est pas identique pour toute entreprise ou projet et peut connaître un certain chevauchement. Il s'agit de:

L'acquisition des droits miniers est l'élément préalable indispensable aux opérations d'exploration. Ces droits représentent pour l'acquéreur la faculté, l'exclusivité et l'obligation d'effectuer des opérations de recherche et d'exploration dans certaines conditions et moyennant certains engagements. L'acquisition de ces droits fait l'objet d'études préliminaires de reconnaissance qui servent à prendre des décisions face à plusieurs choix entre lesquels il convient d'arbitrer. Les droits miniers et les moyens de leur acquisition varient selon la constitution juridique du droit de propriété dans le pays hôte⁴. Ils peuvent en général être acquis par:

⁴ Pour une étude du droit de propriété des gisements et des fondements juridiques de l'intervention de l'Etat, voir ROBERT BRASSEUR, Législation et fiscalité internationales des hydrocarbures, exploration et production, éd. Technip, 1975.

Présentation des activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures

i la conclusion d'un contrat de service, appelé aussi contrat d'assistance technique ou encore contrat d'entreprise.

En Tunisie, les droits miniers sont octroyés à travers un permis dit de recherche qui confère à son titulaire le droit exclusif d'obtenir des concessions. Selon l'article 18.1 du code des hydrocarbures, "le permis de recherche confère à son titulaire le droit exclusif d'entreprendre les activités de recherche dans le périmètre dudit permis". En outre, l'article 39.1 du même code stipule que "la concession d'exploitation est octroyée au titulaire d'un permis de recherche en cours de validité, qui découvre à l'intérieur du périmètre de son permis un gisement d'hydrocarbures considéré comme économiquement exploitable ...". Dans le contexte tunisien, l'obtention d'un permis de prospection peut être assimilé à l'acquisition d'une option d'achat des droits miniers seulement.

La concession est un titre minier qui se définit comme étant "un acte par lequel un Etat accorde à un tiers, pendant une certaine durée, et sur une certaine superficie, le droit exclusif de recherche des gisements d'hydrocarbures et, en cas de découverte, le droit exclusif d'extraire les produits et d'en disposer librement sous réserve de remplir certaines obligations techniques, financières et économiques⁵". Le titulaire des droits miniers sous ce régime est dit avoir un "Operating Interest".

Telle que définie, la concession est le premier type de contrat conclu entre un groupe privé et un Etat producteur pour la mise en valeur de ses réserves d'hydrocarbures. Ce régime, qui a subi de profondes modifications, couvrait durant la première moitié du 20^ème siècle la majeure partie des activités d'exploration et de production au Moyen-Orient. Aujourd'hui, il a presque disparu dans les pays producteurs en voie de développement suite à la volonté de certains d'entre eux d'acquérir le contrôle du secteur de l'énergie considéré comme vital.

Le régime particulier des concessions est essentiellement caractérisé par le droit du concessionnaire de s'approprier les substances minérales du gisement concédé à l'occasion de leur extraction. L'Etat concédant préserve, néanmoins, la propriété du gisement et conserve un

⁵ J. DEVAUX-CHARBONNEL, Droit minier des hydrocarbures, principes et applications, éd. Technip, 1987.

Présentation des activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures

droit dit "non-operating interest" du fait qu'il n'a ni le droit ni l'obligation d'exploiter la concession ou de supporter les coûts de son exploitation. Sous l'égide de ce type de convention, le concessionnaire doit supporter à ses risques et dépens l'intégralité des dépenses d'exploration, d'appréciation, de développement et d'exploitation. Le concédant ne supporte, en général, que les coûts nécessaires à rendre commercialisables les substances minérales extraites tels que les coûts de transport. La plupart des conventions pétrolières sous ce régime prévoient:

i le payement d'une taxe superficiaire proportionnelle à la superficie du permis comme c'est le cas en Tunisie, ou encore le payement d'un loyer annuel exigible jusqu'au commencement des travaux de forage appelé "delay-rental" dans d'autres pays;

i le payement d'une redevance égale à un pourcentage prédéterminé de la production du gisement, payable en espèce ou en nature. A ce titre, certaines conventions prévoient une redevance minimale en quantités ou en valeur que le concessionnaire doit assurer même en l'absence de production.

Dès la seconde moitié du 20^ème siècle, les Etats producteurs de pétrole ont cherché à reprendre le contrôle de leurs richesses naturelles à travers un processus de nationalisation des sociétés concessionnaires, un processus qui était tantôt brutal tantôt progressif dans le temps. C'est ainsi qu'à partir de 1956, la plupart de ces Etats se sont associés, à des groupes pétroliers privés, souvent étrangers, en vue de bénéficier de leurs concours financiers et technologiques. Cette association a connu deux formes principales.

La première forme d'association consistait en la création d'une société intermédiaire appelée "Operating Company" à travers laquelle l'Etat et son partenaire privé détenaient conjointement un même titre minier. Ce type d'association fût introduit par Enrico Mattei, le président de l'Agip italienne (ENI), qui l'avait proposé en Iran et suite auquel a été constituée

⁶ En Tunisie, les cash bonus ne sont pas généralement exigés, cependant, il convient de signaler q'un cash bonus a été payé en 1984 par le société américaine Marathon lors de l'octroi du permis Zarzis, et ce en raison de la concurrence de certains pétitionnaires.

Présentation des activités de recherche, de développement et de production des hydrocarbures

une société dont le capital était détenu à 50% par la Société Nationale Iranienne (NIOC), l'autre moitié étant détenue par Agip qui devait supporter les dépenses d'exploration et de recherche à ses risques et péril.

Par ailleurs, l'Etat peut être associé à travers sa société nationale selon une deuxième forme de contrats dits "Joint Operating Agreement" ou "Joint Venture". Sous cette forme d'association, la société pétrolière et l'Etat associé préfèrent garder le maximum d'indépendance en optant pour une "association en participation" fiscalement transparente qui devient l'outil technique de leur collaboration⁷. Les travaux de développement et d'exploitation sont financés pour chacune des parties au prorata de leur participation. En contre partie la production est répartie selon les mêmes pourcentages et au prix coûtant.

Quelle que soit la formule retenue⁸, les contrats d'association de ce type prévoient généralement les règles suivantes:

i La participation de l'Etat intervient généralement après la découverte d'un gisement

commercialement exploitable et suite à l'octroi d'une concession d'exploitation;

i Dès sa notification de participation, l'Etat ou la société nationale prend à sa charge le remboursement des dépenses d'exploration initialement engagées par le titulaire à sa seule charge et à son risque et non encore amorties à la date de notification de la découverte;

i L'Etat prend à sa charge également le financement des dépenses de développement et d'exploitation à concurrence de son taux de participation dans la concession. A ce titre, l'accord d'association peut prévoir des clauses de risques indépendants "sole risk" permettant d'introduire une certaine flexibilité dans l'association. Selon ces clauses, en

⁷ Il convient de signaler, que les appellations, généralement anglo-saxonnes, de ces divers contrats d'association diffèrent dans la littérature pétrolière. Ainsi, l'appellation "Joint Venture" désigne pour certains auteurs l'association en participation sans personnalité morale, alors que pour d'autres, elle s'applique à la société filiale de la société nationale et de la société pétrolière et qu'on a désigné plus haut sous le nom de "Operating Company".

⁸ Selon le guide Comptable Professionnel des Entreprises et Organismes de Recherche et de Production des hydrocarbures, "à base contractuelle, ce genre d'association est sans doute imprécis, très fluctuant dans le temps et ne peut être réduit à un schéma rigide et strict. Il ne rentre pas automatiquement dans l'une ou l'autre des catégories juridiques traditionnelles dans lesquelles peuvent s'insérer les activités industrielles et commerciales". Ceci confirme la variété des associations que l'on peut rencontrer dans le secteur pétrolier.

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cas de désaccord de l'une des parties sur une opération quelconque telle qu'un forage supplémentaire, l'autre partie peut si elle le désire en prendre la charge à ses seuls risques et périls.

i Chaque partenaire effectue à ses frais les enlèvements de sa quote-part de production des hydrocarbures selon un programme commun d'enlèvement et en dispose librement;

C'est à partir des années 1960 que sont apparus les contrats de partage de production. Aux termes de ces contrats la société nationale cède une partie de la production extraite, à un partenaire privé, appelée ci-après entrepreneur, pour lui permettre de récupérer le coût de ses investissements et un certain profit en rémunération du risque encouru. Les premiers contrats de partage de production ont été conclus en Indonésie et au Pérou puis, à partir de 1974, d'autres pays l'ont adopté; c'est le cas notamment de l'Egypte, la Libye, le Gabon, le Nigeria et la Tunisie où il a été institué par le décret-loi 85-9, Titre VI.

Il s'agit d'un contrat qui accorde une place prépondérante à l'intervention de l'Etat dans ses deux rôles d'autorité concédante et de partenaire actif par l'intermédiaire de sa société nationale, et ce, en application notamment des recommandations de l'ONU et de l'OPEP. Ce type de contrat obéit aux règles fondamentales suivantes:

i L'intervention de la société pétrolière privée n'entraîne en aucun cas un droit de propriété même partiel sur les ressources extraites. Ces dernières restent la propriété exclusive de l'Etat hôte qui, par l'intermédiaire de la société nationale, est le seul titulaire possible des titres miniers;

i La société nationale est directement impliquée dans la direction des opérations pétrolières dans le permis et/ou la concession. Ces opérations sont confiées exclusivement à l'entrepreneur, lequel s'engage à les exécuter conformément aux dispositions du contrat qui lie les deux parties, aux programmes et budgets approuvés par la société nationale;

i L'entrepreneur supporte, paye et finance à ses risques et dépens l'intégralité des travaux d'exploration, d'appréciation, de développement et d'exploitation;

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i Tous les équipements acquis dans le cadre des opérations de développement et d'exploitation deviennent la propriété de l'Etat ou la société nationale, généralement au moment de leur acquisition ou installation;

i L'entrepreneur a le droit de recouvrer ses dépenses d'exploration, de développement et d'exploitation par imputation sur une partie de la production après payement de la redevance. Les hydrocarbures représentant les dépenses à recouvrer sont dénommés "Cost-Oil" ou "Cost Recovery Oil";

i Les revenus restants après payement de la redevance et déduction du Cost-oil sont dénommés "Profit-Oil"; Ce dernier est partagé entre l'Etat et l'entrepreneur selon une base prédéterminée.

d. les contrats de service, d'assistance technique ou encore dits d'entreprise

Dans le cadre de ce type de contrat, l'entreprise pétrolière s'engage à apporter son savoir-faire et ses moyens de financement pour conduire, pour le compte de l'Etat hôte, des opérations d'exploration, et éventuellement, de développement et de production des réserves d'hydrocarbures qui pourraient être mises en évidence.

L'Etat conserve toujours la propriété des substances minérales mises en évidence et des équipements et installations acquise par l'entreprise pétrolière, mais c'est cette dernière qui supporte l'ensemble des risques d'exploration, de développement et même d'exploitation. Ce n'est q'une fois qu'elle ait réalisé le développement d'un gisement que l'entreprise pétrolière peut être remboursée intégralement ou en partie de ses investissements. Généralement, ce type de contrats prévoit une rétribution de la société pétrolière basée, dans la plupart des cas, sur l'estimation des réserves d'hydrocarbures en place.

A ce niveau, nous devons souligner que la littérature pétrolière est encore divergente quant à la classification de ce type de contrats et à sa qualification de contrat de services. En effet, selon certains auteurs comme Devaux-Charbonnel, ce qui distingue les contrats de services ou d'assistance technique, c'est l'absence de risques pour la société contractante, fournisseur du service. Il s'agit donc de contrats de coopération technique dont les exemples sont nombreux et variés dans toutes les branches d'activités industrielles. Dans le secteur pétrolier, ce type de contrats est donc un contrat à risque qui s'apparente plus au contrat de partage de production

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qu'à un contrat simple de fourniture de service ou d'assistance technique. D'ailleurs, la terminologie anglo-saxonne est plus significative en la matière, puisqu'elle utilise l'appellation "Risk Service Agreement".

La prospection signifie la recherche d'une zone d'intérêt, d'une anomalie géologique ou d'une structure pouvant justifier des travaux d'exploration plus approfondis. Cette phase peut commencer avant ou après l'acquisition des droits miniers qui, rappelons-le, accordent à leur titulaire le droit exclusif de rechercher et de produire des réserves minérales dans une zone prédéterminée. En Tunisie, les activités de prospection sont désignées par le code des hydrocarbures sous l'appellation "prospection préliminaire" et ne sont autorisées qu'après l'obtention d'une "autorisation de prospection".

Bien que représentant une phase indépendante, les activités de prospection sont souvent considérées par certains organismes officiels, tels que la SEC aux Etats-Unis, comme faisant partie intégrante de la phase d'exploration. De même, certaines normes comptables nationales ne font pas de distinction entre les coûts de prospection et ceux d'exploration. Au niveau de ce chapitre, nous traiterons les phases de prospection et d'exploration séparément pour mieux les distinguer de point de vu temporel et par rapport à la nature des travaux techniques entrepris à chaque phase.

⁹ A ce titre, il est à noter qu'en Tunisie, les travaux géophysiques ne sont pas autorisés pendant la phase de prospection préliminaire. (Article 2, § (a) du code des hydrocarbures tel que promulgué par la loi 99-93 du 17 août 1999).

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Un programme de prospection couvre généralement une zone très grande en superficie appelée dans la terminologie anglo-saxonne "Prospect". L'objectif principal d'un tel projet est d'identifier des zones d'intérêt qui méritent des travaux d'exploration plus élaborés.

Les techniques de prospection sont très variées et ne s'insèrent pas dans le cadre d'un projet spécifique de recherche de réserves minérales mais sont plutôt générales quant à leur étendu et envergure. En effet, une entreprise pétrolière peut acquérir toute une base de données géologique et géophysique relative à plusieurs périmètres d'un pays pour étude et analyse. Les géologues et d'autres scientifiques peuvent, par ailleurs, étudier la composition géologique du sol tout au long des chemins de fer, des lits de rivières, des routes et d'autres régions facilement accessibles, et peuvent obtenir, par l'analyse de la couleur des roches à la surface de la terre des indications très utiles quant à la minéralurgie du sous-sol.

En outre, l'observation visuelle depuis des avions de reconnaissance, la photographie aérienne, l'imagerie par satellite, les tests de gravimétrie, les mesures magnétiques et plusieurs autres techniques simples peuvent s'avérer très utiles pour examiner simultanément plusieurs régions de la surface de la terre. Si de telles observations et analyses générales indiquent la présence possible de formations géologiques poreuses pouvant contenir des hydrocarbures, des tests plus approfondis sont effectués. Il s'agit notamment, de mesures de conductivité électrique des roches, de l'établissement de sismographes et de l'analyse de la composition chimique du sol.

En termes généraux, les activités d'exploration signifient l'examen approfondi de zones géologiques, de structures ou de conditions qui, basé sur l'expérience ou des travaux de prospection antérieurs, présentent des caractéristiques suffisamment favorables à la présence de formations géologiques renfermant des réserves d'hydrocarbures. Ces activités ont pour principal objectif de collecter et d'acquérir le maximum d'informations afin de déterminer si des réserves minérales peuvent exister en quantités commercialement récupérables. Elles incluent:

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(b) des travaux de forage, de sectionnement (Trenching), et d'échantillonnage géologique.

L'exploration de structures géologiques pouvant contenir du pétrole ou du gaz naturel fait appel à des techniques très élaborées tels que les levés sismiques, le carottage et éventuellement, si d'autres travaux démontrent la présence potentielle de réserves d'hydrocarbures, les forages d'exploration.

Souvent, des informations importantes quant à la formation géologique et la structure stratigraphique de la région explorée peuvent être obtenues lorsque d'autres sondages d'exploration sont en train d'être effectués dans un périmètre voisin par une autre entreprise d'exploration - production pétrolière. De telles informations sont généralement obtenues en contre partie de contributions aux coûts des sondages secs ou aux coûts des complètements de puits. Les premières sont dites des "Dry-hole contributions" et sont payées uniquement lorsque le puits foré par l'autre entreprise s'avèrerait sec. Les deuxièmes, appelées "Bottom-hole contributions", sont payées lorsque le puits foré par l'autre entreprise est complété ou atteigne une profondeur prédéterminée, indépendamment du résultat de forage.

En Tunisie, les activités d'exploration englobent aussi bien les "travaux de prospection" que les "activités de recherche" tels que définis par l'article 2 du code des hydrocarbures. Ces activités ne sont autorisées qu'à travers l'obtention d'un permis de prospection ou un permis de recherche, titres conférant à leur titulaire le droit exclusif de conduire des activités d'exploration et la priorité d'obtenir une concession d'exploitation.

L'appréciation, appelée encore l'évaluation, signifie l'étude de la faisabilité technique et la viabilité commerciale des réserves minérales mises en évidence à travers les activités d'exploration.

Dans l'industrie pétrolière, après qu'un ou plusieurs puits d'exploration aient été forés dans un réservoir et aient résulté en une découverte de réserves en hydrocarbures, des puits additionnels, appelés des puits d'appréciation, peuvent être forés pour obtenir des

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informations sur la taille et les caractéristiques du réservoir, pour évaluer le potentiel commercial et pour estimer l'importance des réserves récupérables.

Souvent, lorsque des forages d'exploration offshore ont résulté en une découverte d'hydrocarbures à proximité d'autre puits déjà en production, peu de travaux d'appréciation sont nécessaires pour déterminer si la complétion du nouveau puits est commercialement justifiée. Dans pareils cas, les coûts d'installation des équipements et des facilités de production, les coûts d'infrastructure et d'autres coûts de développement sont souvent relativement bas comparés à la valeur des réserves récupérables et les activités d'appréciation sont souvent considérées comme faisant partie de la phase de développement.

Par contre, si des puits d'appréciation additionnels sont forés pour déterminer l'importance des réserves mises en évidence avant leur développement, ils sont généralement traités comme faisant partie de la phase d'exploration.

En termes généraux, le développement peut être défini comme étant l'établissement d'un accès aux réserves prouvées en vue de leur production commerciale. Dans l'industrie pétrolière, la phase de développement implique:

(a) la préparation du site de forage, le déblaiement, le drainage, la construction des routes, le déplacement de routes publiques, le déplacement des conduites de gaz et

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de lignes électriques, dans la mesure nécessaire pour mettre en valeur les réserves prouvées;

Il est à noter que la décision de développement d'une découverte entraîne des coûts considérables mais dont l'ampleur peut varier en fonction de plusieurs paramètres tels que la pression du gisement, son emplacement (on-shore ou off-shore), la géologie du sol et l'importance des réserves en place. Ainsi, on estime le coût d'un gisement équipé pour la production, par tonne produite, à US$ 10 en Arabie Saoudite, à US$ 30 pour des gisements terrestres moins riches et à US$ 75 en mer du nord.

La production des hydrocarbures prouvés commence généralement avant le développement total du gisement. Ainsi, les activités de développement continuent souvent pendant la phase de production, c'est à dire au moment même de l'extraction des réserves minérales en place.

La production inclut les activités d'extraction des ressources naturelles du sol, ainsi que leurs traitements pour les rendre commercialisables ou transportables. Dans l'industrie pétrolière, la production implique:

i le regroupement de la production de plusieurs puits en un seul point commun dans le champ;

i le traitement du brut produit à travers des séparateurs qui le débarrassent de l'eau et du gaz qu'il contient; et

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Les activités d'exploration et de production autres que la clôture, appelées en anglais "upstream activities", sont généralement considérées comme prenant fin à la sortie des réservoirs de stockage situés sur le champ de production. Cependant, sous certaines conditions d'exploitation, la phase de production peut être considérée comme se prolongeant jusqu'au premier point où les hydrocarbures produits deviennent commercialisables (livraison à un pipeline général, à un terminal sur une plate-forme en mer, à une raffinerie...etc.)

La clôture signifie la cessation de la production, l'enlèvement des équipements et installations, la restauration des lieux de production à un état approprié et l'abandon du site. Sur un plan pratique, les activités de clôture ont lieu après la cessation de toute production, cependant, il est important de noter à ce niveau, que l'obligation de clôture prend naissance généralement au moment même du développement du gisement¹⁰.

Dans l'industrie pétrolière, la clôture résulte normalement de l'épuisement des réserves commercialement récupérables du réservoir ou du champ. En effet, les puits doivent être obturés, les équipements et installations démontés, le site de production réhabilité et restauré. Pour les sites offshore, la clôture signifie le bouchage des puits, le démontage des équipements et installations de la plate-forme, le démontage de la plate-forme elle-même et l'enlèvement du pipeline la servant, éventuellement.

L'activité de production peut créer, en outre, d'autres obligations de restauration du site, c'est le cas notamment en cas de contamination de la zone de production par certains produits chimiques.

En général, l'importance de l'opération de clôture dépend de la géographie du site de production, de la réglementation du pays hôte en la matière, de la politique de l'entreprise pétrolière et parfois même de la réglementation du pays d'origine de cette dernière. En effet, ces activités, généralement appelées des activités de démantèlement, d'enlèvement et de restauration, sont très complexes et peuvent coûter, dans certains cas, plus que cent millions de dollars américains.

¹⁰ Comme nous le verrons plus loin, la naissance de cette obligation est à l'origine de l'application de l'IAS 37

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Section 3. CHEVAUCHEMENT DES OPERATIONS

Bien que les différentes phases des activités d'exploration, de développement et de production, telles que présentées, semblent être indépendantes et séquentielles, il est en réalité souvent difficile de déterminer avec précision la phase durant laquelle un événement se produit ou un coût est encouru. En effet, les différentes opérations chevauchent souvent et peuvent même être conduites simultanément.

En outre, certains actifs ou installations peuvent être utilisés pour les besoins de différentes phases des activités d'exploration et de production. C'est le cas, par exemple, d'une installation portuaire qui peut être utilisée pour manier des équipements et du personnel d'exploration, de développement ou de production.

Dans la mesure où le déroulement des opérations et la nature des différentes activités entreprises peuvent influencer la politique et les choix de l'entreprise en matière comptable, il est important d'accorder une attention particulière aux chevauchements des différentes phases et à la manière dont les différents coûts sont alloués et imputés.

Comme décrit plus haut, les travaux de prospection sont généralement conduits avant l'acquisition des droits miniers, alors que l'exploration intervient après l'acquisition de ces droits. Cependant, la prospection, l'acquisition des droits miniers et l'exploration peuvent parfois être indissociables et sont souvent considérées comme faisant partie d'une seule et unique phase appelée tout simplement "l'exploration".

Lorsque ces trois phases sont combinées, la nature et l'importance des dépenses engagées, les avantages économiques qui en résultent ou l'absence d'avantages économiques deviennent l'élément le plus important en matière de comptabilité pétrolière.

Bien que la phase d'exploration englobe les activités qui conduisent à la découverte de réserves minérales, alors que les activités d'appréciation sont celles conduites afin de

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déterminer la viabilité économique de ces réserves, les activités d'appréciation sont souvent conduites comme une partie intégrante du processus d'exploration.

Par exemple, si un forage d'exploration effectué dans un large réservoir conduit à la découverte de réserves d'hydrocarbures, il est souvent nécessaire de forer un ou plusieurs puits additionnels pour déterminer si l'importance des réserves en place justifie leur développement. Cependant, un puits additionnel peut être foré dans un emplacement du réservoir qui n'a pas été évalué comme contenant des réserves commercialisables. Ce puits a les caractéristiques d'un forage d'exploration, bien qu'il ait été foré durant la phase d'appréciation du réservoir.

Le développement d'un réservoir d'hydrocarbures est normalement basé sur l'évaluation du projet. Cependant, même après le commencement de la phase de développement, des travaux additionnels d'appréciation et d'exploration peuvent être engagés afin d'obtenir plus d'informations sur le réservoir, sa structure et ses limites.

Basé sur des travaux d'appréciation, une partie du réservoir peut avoir été considérée comme renfermant des réserves minérales commercialement récupérables et de ce fait les travaux de son développement commencent. Durant la phase de développement, des techniques d'appréciation et d'évaluation additionnelles peuvent être déployées pour collecter plus d'informations sur la qualité, les quantités et l'emplacement des réserves minérales dans le réservoir. Par ailleurs, un forage d'exploration peut toujours être effectué pour rechercher des réserves dans des parties non encore explorées du réservoir.

Même après le commencement de la production commerciale des réserves minérales en place, des activités considérées de part leur nature comme d'exploration ou de développement peuvent être conduites durant la phase de production.

Dans l'industrie pétrolière, il est généralement plus facile d'identifier la nature et l'objectif de dépenses engagées durant la phase de production. Par exemple, après que la production ait

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commencé à partir d'un seul puits, plusieurs autre puits de production peuvent être complétés afin de récupérer plus rapidement les réserves d'hydrocarbures.

Par ailleurs, un puits de production en service peut être approfondi afin d'explorer un réservoir situé à un horizon plus profond. L'approfondissement d'un puits déjà en production est considéré par la plus part des entreprises pétrolières comme étant une activité d'exploration et les coûts y relatifs sont comptabilisés entant que coûts d'exploration. C'est ainsi qu'en octobre 2003, et suite à des travaux d'exploration complémentaires, le titulaire de la concession Douleb a fait une découverte de réserves pétrolières additionnelles renfermées dans une structure géologique située au-dessous de la structure déjà en production, alors que cette concession était considérée, depuis plusieurs années, comme vouée à l'abandon.

Section 4. LES EQUIPEMENTS DE SUPPORT

Les équipements et installations de support sont utilisés durant toutes les phases des activités d'exploration, de développement et de production. Les équipements de support incluent le matériel sismique, le matériel de forage, les constructions, les instruments de mesure, les véhicules, les ateliers de réparation, les entrepôts, les camps, les quais et les bâtiments administratifs. Le traitement comptable de ces actifs ne présente pas des spécificités dans l'industrie pétrolière et les dispositions de l'IAS 16 "Immobilisations corporelles" et l'IAS 36 "Dépréciation d'actifs" leurs sont généralement applicables.

Les Méthodes de Prise en Compte des Coûts de Recherche et de Développement des Hydrocarbures

Au cours des dernières décennies, le débat qui a occupé la place la plus importante dans la littérature comptable relative au secteur pétrolier concernent deux méthodes comptables, aussi bien réputées l'une que l'autre. La première méthode, appelée méthode du coût complet, est une méthode qui est considérée comme fournissant des résultats favorables à l'investissement à risque. La deuxième méthode, appelée méthode des efforts réussis, produit une information précise et d'une utilité certaine pour les analystes financiers internes et les investisseurs astucieux qui peuvent voir au-delà de l'interprétation pessimiste qu'elle donne de l'activité d'une entreprise d'exploration et de production pétrolière.

Pour étudier ces deux méthodes, le présent chapitre est scindé en trois sections. La première section est consacrée aux règles de prise en compte d'un actif, telles qu'édictées par le cadre conceptuel de la comptabilité financière en soulignant les difficultés qui se posent de part la nature même des coûts de pré-production. La deuxième section présentera une étude des deux méthodes comptables susvisées à travers l'étude de leurs fondements et limites. Enfin, la troisième section s'intéressera à l'évolution de la normalisation comptable relative au secteur pétrolier aux Etats-Unis.

Section 1. ETUDE THEORIQUE DES REGLES DE PRISE EN COMPTE D'UN ACTIF

Afin de déterminer le traitement comptable approprié des coûts de recherche et de développement des hydrocarbures dans le cadre du modèle dit du coût historique, il est important de considérer les aspects fondamentaux suivants:

i Quels sont les coûts qui répondent à la définition d'actif telle que donnée par le cadre conceptuel de la comptabilité financière?

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i Quel centre de coûts (unité géologique, politique, juridique ou opérationnelle) faudra-t-il considérer pour accumuler les coûts dans un objectif de leur rattachement aux revenus attendus de la production et de la vente éventuelle des réserves minérales qui pourraient être mises en évidence.

Dans son § 51, le cadre conceptuel de la comptabilité financière définit un actif comme étant "constitué par les ressources économiques obtenues ou contrôlées par l'entreprise, à la suite d'évènements ou de transactions passées, à même d'engendrer des avantages économiques futurs au bénéfice de l'entreprise". Dans ce contexte, les avantages économiques futurs signifient le "potentiel de générer directement ou indirectement des flux positifs de liquidité ou d'équivalent de liquidité...".

Cette définition générale semble ne pas être suffisante pour la prise en compte d'un actif dans les états financiers. En effet, même dans le cas où des avantages économiques futurs seraient attendus, le cadre conceptuel stipule dans son § 52 qu'un actif n'est pris en compte que "lorsqu'il est probable que des avantages économiques futurs bénéficieront à l'entreprise".

Cette condition est plus rigoureuse que le simple fait d'avoir le potentiel de générer des flux positifs de liquidité puisque les avantages économiques futurs, dont doit bénéficier l'entreprise, doivent être suffisamment certains pour être considérés comme probables. Si de tels avantages économiques futurs sont considérés comme improbables, les coûts supportés sont constatés parmi les charges de l'exercice au cours duquel ils sont encourus. Dans ce sens, le cadre conceptuel de l'IASC précise dans son § 90 que:

"...ce traitement n'implique pas que l'intention des dirigeants en encourant cette dépense n'ait pas été de générer des avantages économiques futurs pour l'entreprise, ni que les dirigeants aient pris une mauvaise décision. La seule implication est que la probabilité que les avantages économiques iront à l'entreprise au delà de l'exercice est insuffisante pour justifier la comptabilisation d'un actif"

Le cadre de l'IASC n'a pas fourni une quantification du terme "probable". Certains auteurs trouvent que le terme "probable" signifie "plus probable qu'improbable" et donc lui affectent

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une probabilité d'environ 50%. D'autres, croient que ce terme implique un seuil plus important de l'ordre de 70 à 80%. D'autres auteurs considèrent qu'un élément n'est probable que lorsqu'il est pratiquement certain, ce qui représente une probabilité de 95 à 99%¹¹.

Le terme "probable" est utilisé entant que critère de prise en compte par plusieurs normes comptables internationales sans pour autant qu'il soit défini par l'IASC. La seule exception est fournie par le § 23 de l'IAS 37 intitulée " Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels" où le terme "probable" est défini comme signifiant "plus probable qu'improbable". Cependant ce même paragraphe stipule explicitement que cette interprétation ne s'applique pas nécessairement dans d'autres normes internationales.

Ainsi, il apparaît clairement que l'application des règles de prise en compte, telles qu'édictées par les différents cadres conceptuels, n'est pas évidente lorsqu'il s'agit de coûts de recherche et de développement d'hydrocarbures. En effet, certains de ces coûts sont relatifs à des activités de pré-production dont l'issue ou le résultat ne peut être connu à la date de clôture. Il s'agit notamment des coûts de prospection, d'acquisition et d'exploration qui peuvent être encourus des années avant de pouvoir déterminer avec certitude l'existence de réserves commercialement récupérables.

Dans pareils cas, une question critique se pose; c'est de savoir si de tels coûts peuvent être considérés comme ayant un potentiel de générer des avantages économiques futurs avec une probabilité suffisante pour les qualifier d'actifs conformément aux dispositions du cadre conceptuel. Cette question ne semble pas faire l'unanimité de la doctrine comptable à travers le monde.

D'après l'étude menée par l'IASC¹² en 2001, certains auteurs affirment que l'échec ou le succès d'un projet d'exploration n'est pas connu au moment où les coûts sont encourus, et par conséquent l'entreprise ne peut prétendre à escompter des avantages économiques futurs. Ils concluent, que les coûts, encourus avant la découverte de toutes réserves commercialement récupérables, ne répondent pas à la définition d'actif, telle que donnée par le cadre conceptuel, et de ce fait, ne peuvent être ni immobilisés ni "différés" au-delà de l'exercice de leur

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engagement. Les partisans de ce point de vue ajoutent que ce traitement est, par ailleurs, cohérent avec les dispositions de l'IAS 38 relative aux frais de recherche et de développement.

Selon la même étude, d'autres auteurs trouvent que la continuation d'une activité d'exploration très coûteuse dans le cadre d'un même projet, implique en elle-même que des avantages économiques futurs sont escomptés. En effet, une entreprise investissant des centaines de millions de dollars dans des activités de recherche d'hydrocarbures ne peut pas être considérée comme ne s'attendant pas à des découvertes de réserves minérales économiquement rentables¹³.

Ainsi, cette doctrine conclut, que les coûts d'exploration supportés et dont l'issue n'est pas encore connu à la date de clôture répondent à la définition d'actif telle que donnée par le cadre conceptuel. Ils ajoutent que la continuation de l'activité d'exploration est même suffisamment indicative pour considérer les avantages économiques futurs attendus comme "probables", et donc justifier la prise en compte d'un actif. Les opposants de ce point de vue considèrent que même si le potentiel d'avantages économiques futurs peut être établi, le degré de probabilité de ces derniers ne peut être démontré.

Ce débat sur la nature exacte des coûts de recherche et de développement des hydrocarbures, qui dure déjà depuis un demi-siècle, est à l'origine même des deux méthodes comptables dites du coût complet et des efforts réussis. En effet, la capitalisation des coûts de pré-production est tributaire de plusieurs facteurs dont les plus importants sont:

- La nature et le degré d'association que l'on peut établir entre un coût encouru et une découverte de réserves minérales;

- La nature et la taille du ou des centres de coûts choisis pour accumuler et amortir les coûts encourus;

¹³ A titre d'exemple, le conseil d'administration de Petro-Canada a approuvé en novembre 2003 un programme de dépense en immobilisations et de dépenses d'exploration totalisant 2 595 millions de dollars pour 2004, dont 285 millions de dollars consacrés aux activités d'exploration.

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- L'environnement légal et contractuel dans lequel l'entreprise opère et pouvant affecter la récupération des coûts encourus.

Dans l'industrie pétrolière, le risque d'échec encouru par toute entreprise dans sa quête de réserves minérales est considéré comme important dans le choix des méthodes comptables à retenir pour le traitement des différents coûts engagés. L'analyse de la nature même des différentes phases d'activités nous enseigne que l'importance de ce risque est évolutive et est fonction de l'avancement des différents travaux entrepris et la nature des coûts engagés.

En effet, dans un premier temps, le commencement des travaux de prospection constitue la première phase des activités de pré-production, phase pendant laquelle peu d'informations sont connues sur l'existence potentielle de toutes réserves minérales dans la zone prospectée. C'est au cours de cette phase qu'une entreprise est supposée encourir le risque d'échec le plus élevé puisque ses chances de procéder à une découverte sont quasiment inexistantes.

Dans un deuxième temps, l'acquisition des droits miniers et l'engagement d'activités d'exploration plus élaborés et plus coûteuses sont une conséquence logique de travaux de prospection concluants et d'informations préliminaires encourageantes. Par conséquent, une entreprise pétrolière est supposée encourir un risque d'échec moins important durant cette phase.

Enfin, si des réserves d'hydrocarbures sont découvertes, le risque lié à leur développement est encore considérablement moins important puisque, bien que des activités d'évaluation ou d'appréciation restent nécessaires, l'existence des réserves a été établie. Par ailleurs, durant la phase de production, la commercialité des réserves est connue et le risque y relatif est encore moins important et se rapproche de celui encouru dans d'autres secteurs d'activités.

Ainsi, dans l'industrie pétrolière, il est clair que la séquence des différentes phases de recherche, d'appréciation, de développement et de production des réserves minérales constitue un continuum de risque décroissant ou un continuum de vraisemblance ou de probabilité croissante d'avantages économiques futurs.

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Historiquement, cette relation étroite qui existe entre les différentes phases d'activités et la probabilité des avantages économiques futurs attendus a conduit plusieurs entreprises adoptant la méthode des efforts réussis à considérer la phase pendant laquelle un coût spécifique a été encouru comme un facteur déterminant pour décider de sa capitalisation ou de sa passation en charges. De même, certaines normes comptables nationales traitant des industries extractives stipulent que la plupart des coûts encourus durant les premières phases de recherche (prospection, acquisition des droits miniers et exploration) doivent être comptabilisés parmi les charges de l'exercice et que seulement certains coûts doivent être portés à l'actif.

A titre d'exemple, le SFAS 19, "Financial accounting and Reporting by Oil and Gas Producing Companies", traitant de la méthode des efforts réussis dans l'industrie pétrolière, préconise que tous les coûts d'exploration, y compris les coûts des travaux géologiques et géophysiques, mais autres que les coûts des forages d'exploration, soient passés en charges au moment où ils sont encourus. Le FASB justifie ce traitement par l'importance du risque existent au moment où ces coûts sont encourus. En effet, de telles dépenses sont encourues une longue période avant que l'on puisse déterminer avec une certitude raisonnable si certains coûts génèreraient des avantages économiques futurs. En plus, l'expérience a montré qu'historiquement peu de coûts d'exploration conduirent à la découverte de réserves minérales exploitables.

A ce titre, il est à noter qu'aux Etats-Unis, la SEC a autorisé les entreprises cotées en bourse à adopter la méthode du coût complet, méthode sous laquelle le découpage en phases d'activités n'est pas pertinent de point de vue comptable.

1.3. Degré d'association entre les coûts encourus et les réserves découvertes

Traditionnellement, la prise en compte d'un actif est conditionnée essentiellement par l'établissement d'une relation de cause à effet entre cet actif, qualifié de ressource contrôlée par l'entreprise, et des avantages économiques futurs probables. L'application de cette règle aux différents coûts de pré-production ne semble pas être aisée puisque ni le cadre conceptuel tunisien ni celui de l'IASC n'ont défini la nature exacte de cette relation ou le degré d'association qui doit y avoir entre de tels coûts et les avantages économiques futurs escomptés.

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La réponse à cette question est au centre même de plusieurs controverses et constitue l'un des désaccords majeurs entre les partisans des différentes méthodes comptables en vigueur. La question est de savoir si une telle relation doit être une relation physique et directe ou pourra-t-elle être basée simplement sur une association économique?

Le cadre conceptuel de la comptabilité financière n'exige pas explicitement l'existence d'une relation directe et physique comme critère de prise en compte d'un actif. Ainsi, une association économique entre un coût encouru et les réserves minérales contrôlées par l'entreprise peut théoriquement suffire à la comptabilisation d'un actif.

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En effet, comme nous l'avons mentionné plus haut, toutes les réserves minérales découvertes ou qui pourraient être découvertes par une entreprise sont le résultat d'un effort global concourant à un seul et unique objectif, à savoir la détention de réserves minérales commercialement exploitables. Ainsi, tous les coûts encourus par une entreprise, qu'ils soient de prospection, d'exploration ou d'appréciation, constituent un coût inévitable de ses richesses en réserves minérales et peuvent, par conséquent, être portés à l'actif. De tels actifs restent, toutefois, sujets à évaluation à la date de clôture afin de constater toute perte de valeur éventuelle.

Toutefois, il est à noter que dans la pratique, une association économique entre les coûts encourus et les réserves minérales détenues est souvent établie dans le cadre d'unité homogènes dites centres de coûts ou pools. En effet, il est difficile de considérer le monde entier comme unique centre de coûts et d'associer, par exemple, des coûts d'exploration entrepris en Nouvelle Zélande à des réserves minérales détenues au Nigeria.

L'IASC définit un centre de coûts comme étant une unité géologique, géographique, légale, contractuelle ou opérationnelle choisie pour accumuler des coûts dans un objectif de leur rattachement, à travers leur amortissement, avec les revenus futurs attendus de la production ou la vente des réserves minérales y relatives¹⁴.

Historiquement, plusieurs types de centres de coûts ont été suggérés. Les plus communément utilisés sont constitués:

- d'une propriété minière (permis de prospection, permis de recherche, concession

¹⁴ IASC, "Extractive Industries Issues Paper", 2001, p.110: "A cost centre is the geological, political, geographical, legal, contractual, or operating area chosen to accumulate costs with the purpose of matching them, through periodic depreciation, with revenues from the production or sale of related mineral reserves."

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La définition de la notion de centre de coûts est considérée comme un élément critique dans le choix et l'application de l'une des différentes méthodes comptables basée sur le modèle du coût historique. Cette notion conditionne non seulement les règles de prise en compte mais aussi ses choix comptables en matière d'amortissement et en matière d'évaluation des coûts portés à l'actif à la date de clôture.

Comme nous le verrons plus loin, l'importance de la notion de centre de coûts et son impact significatif éventuel sur les états financiers d'une entreprise a conduit plusieurs institutions et organismes comptables, aux États-Unis, au Canada et en Grande-Bretagne à la définir et à l'entourer de plusieurs conditions.

Section 2. LA METHODE DU COUT COMPLET

La méthode du coût complet a fait son apparition au début des années soixante et a été utilisée essentiellement par les entreprises de petite taille et nouvellement crées. Actuellement, cette méthode est utilisée par la moitié des entreprises américaines cotées en bourse.

Au Royaume-Uni, le comité comptable de l'industrie pétrolière définit la méthode du coût complet comme étant une méthode de traitement des activités d'exploration et de développement où les coûts associés à l'exploration et au développement des réserves pétrolières et gazières sont portés à l'actif, indépendamment du succès ou l'échec des activités d'exploration prises individuellement. Les coûts sont accumulés dans des centres de coûts ou pools où ils sont amortis en fonction du produit provenant de la production des réserves attribuables à ce même centre de coûts¹⁵.

¹⁵ SORP "Accounting for oil and gas exploration, development, production and decommissioning activities", publié en janvier 2000 et mis à jour le 7 juin 2001, § 18: "FULL COST ACCOUNTING. A method of accounting for oil and gas exploration and development activities whereby all costs associated with exploring for and developing oil and gas reserves are capitalised, irrespective of the success or failure of specific parts of the overall exploration activity. Costs are accumulated in cost centres known as "cost pools" and the costs in each cost pool are written off against income arising from production of the reserves attributable to that pool."

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Sous la méthode du coût complet, tous les coûts encourus dans le cadre de l'ensemble des activités de prospection, d'acquisition des droits miniers, d'exploration, d'appréciation, de développement et de construction sont portés à l'actif et accumulés dans de larges centres de coûts. Ainsi, si le pays est choisi comme centre de coûts, tous les coûts encourus dans ce pays sont portés à l'actif et ne sont passés en charges que lorsqu'on aurait déterminé l'inexistence de réserves minérales commercialement exploitable dans les propriétés minières détenues par l'entreprise dans ce même pays. Figure 1 illustre la méthode du coût complet telle que définie par les normes en vigueur au Etats-Unis.

La différence majeure entre les entreprises utilisant la méthode du coût complet réside dans la définition et le choix du centre de coûts utilisé pour accumuler les dépenses encourues.

Une interprétation simpliste de la méthode du coût complet conduirait à considérer le monde entier comme unique centre de coût. Les défenseurs de cette position avancent comme argument de base le fait que l'objectif final de toute entreprise, à travers ses activités de recherche et d'exploration partout dans le monde, est de trouver, acquérir et développer des réserves minérales commercialement récupérables. Ainsi, tous les coûts encourus partout dans le monde sont immobilisés comme partie du coût de toutes réserves d'hydrocarbures trouvées et produites à travers le monde entier.

Toutefois, certains partisans de la méthode du coût complet trouvent que le monde est trop vaste pour être considéré comme seul centre de coût. Ils croient que le choix du centre de coût doit être basé sur des critères géologiques ou des facteurs de risque. C'est le cas notamment au Royaume-Uni où le comité comptable de l'industrie pétrolière stipule que les centres de coûts doivent être réduits en taille pour englober une zone géographique qui présente un degré significatif de caractéristiques communes dans au moins un des facteurs suivants:

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Un pool constitué du monde entier et englobant des zones avec de différentes caractéristiques ne peut être considéré comme une seule unité génératrice de revenus et serait, par conséquent, inapproprié¹⁶.

En outre, l'existence de plusieurs risques économiques, politiques et sociaux qui diffèrent d'un pays à un autre a conduit certaines entreprises à considérer chaque pays ou ensemble de pays présentant les mêmes risques économiques et politiques comme centre de coûts distinct. C'est le cas notamment au Etats-Unis où les entreprises utilisant la méthode du coût complet et tombant sous l'égide de la SEC sont obligées de traiter chaque pays comme centre de coût distinct¹⁷. De même, l'ICCA stipule dans son NOC-5 que "il doit y avoir un centre de coûts, et un seul, pour chaque pays dans lequel l'entreprise exerce des activités pétrolières et gazières".

En Tunisie, et en dehors de certains avantages fiscaux visant l'encouragement de la recherche et l'exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux, la réglementation en vigueur préconise le traitement de chaque propriété minière comme entité distincte et ce essentiellement pour la détermination du résultat fiscal. Sur un plan pratique cette réglementation peut être interprétée comme imposant la méthode du coût complet. En effet, la totalité des entreprises interrogées dans le cadre de notre enquête affirment l'utilisation de leurs permis de prospection, permis de recherche ou concessions d'exploitation comme centres de coûts distincts pour l'accumulation et l'amortissement de leurs coûts de prospection, de recherche et de développement.

¹⁶ SORP "Accounting for oil and gas exploration, development, production and decommissioning activities" § 46: "cost pools ... should be restricted in size so as to encompass a geographical area which shares a significant degree of common characteristics in at least one of the following factors: geological area, interdependence of infrastructure, common economic environment or common development of markets. . . . A world-wide pool containing areas with very different characteristics would not qualify as a single income generating unit, and a world-wide pool of this kind would therefore be inappropriate."

¹⁷ Reg. S-X 4-10 alinéa (c)(1) " Cost centers shall be established on a country-by-country basis".

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¹⁸ Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R. BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 63

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La méthode du coût complet repose sur l'idée que l'ensemble des coûts d'acquisition, d'exploration et de développement est nécessaire à la production ultime des réserves minérales mises en évidence ou qui pourraient être mises en évidence. Tous les coûts sont encourus avec la connaissance préalable que la plupart d'entre eux ne conduiront pas directement à la découverte de nouvelles réserves exploitables. Cependant, l'entreprise a l'intime conviction que l'exploitation des réserves qui pourraient être découvertes et celles déjà mises en évidence génèrerait des revenus suffisants pour récupérer tous les coûts d'exploration et dégager un profit. Ainsi l'établissement d'une correspondance directe entre les coûts d'exploration et les réserves découvertes n'est pas déterminant dans le cadre de la méthode du coût complet.

La méthode du coût complet repose sur certains arguments de base dont les plus importants sont les suivants:

1. Le concept du coût complet reflète mieux la manière dont les entreprises cherchent, acquièrent et développent des ressources minérales:

Les activités de recherche et développement des hydrocarbures sont entreprises à des endroits différents, en utilisant des techniques complexes et variées. Il est accepté que certains projets d'exploration ne contribueront pas à l'addition de nouvelles réserves. Toutefois, l'expérience a montré que, souvent, la valeur ajoutée par les projets couronnés de succès dans un centre de coûts déterminé couvriront les pertes engendrés par les dépenses d'exploration faites à fonds perdus et résulteront globalement en un profit à long terme.

Sous le concept du coût complet, tous les coûts encourus dans une tentative de découvrir de nouvelles réserves commerciales, à tout moment et à tout endroit dans un centre de coûts, constituent une partie importante du coût de toutes réserves découvertes dans ce même centre de coûts. Par conséquent, ces coûts sont directement associés avec les réserves détenues par l'entreprise dans ce centre de coûts et ils doivent être traités comme faisant partie du coût des réserves minérales dudit centre de coûts.

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Dans l'industrie pétrolière, des réserves minérales mises en évidence par une entreprise peuvent être assimilées à des stocks détenus pour être vendus dans le cours normal de l'exploitation. Ainsi, les coûts relatifs à des activités de prospection et d'exploration infructueuses peuvent être assimilés à un coût de gaspillage inévitable. Dans d'autres industries manufacturières, il est d'usage de traiter tout coût normal de gaspillage comme partie du coût des biens et services produits.

Depuis son apparition, la méthode du coût complet n'a pas cessé de faire l'objet de plusieurs critiques qui ont failli conduire en l'automne 1986 à son interdiction au Etats-Unis. Les arguments les plus pertinents sont les suivants:

1. Plusieurs coûts portés à l'actif ne répondent pas clairement à la définition d'actif telle que édictée par le cadre conceptuel:

Les coûts de prospection et d'exploration infructueux, les coûts d'acquisition des propriétés minières ne renfermant pas de réserves minérales ainsi que plusieurs autres coûts portés à l'actif sont souvent connu à ne pas générer des avantages économiques futurs. En effet, de tels coûts ne contribuent pas à la production des biens vendus, ne peuvent être échangés contre

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d'autres actifs, ne peuvent être utilisés pour payer un passif et ne peuvent être distribués aux propriétaires de l'entreprise.

En outre, dans le cas où il est anormalement élevé, le coût des activités de prospection et d'exploration peut être assimilé à un coût anormal de gaspillage. Dans ce sens, la norme comptable NC 04 stipule dans son § 39 que "la valeur de matières premières anormalement gaspillées, de main d'oeuvre ou d'autres dépenses perdues ... ne sont pas inclus dans le coût de production".

Sous la méthode du coût complet, les coûts des activités de recherche infructueuses sont portés à l'actif au même titre que les coûts relatifs à des activités ayant conduits à la découverte de réserves minérales additionnelles et ayant par conséquent contribué à l'enrichissement de l'entreprise. De même, ces coûts sont ensuite amortis en fonction de l'ensemble des produits de l'entreprise au même titre que les coûts d'évaluation et de développement.

Par conséquent, un état de résultat établi sous la méthode du coût complet peut camoufler l'impact d'une activité de recherche infructueuse, même importante, sur les performances de l'entreprise et constituer par conséquent une entrave à la mesure de l'efficacité et de

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l'efficience de ses activités d'exploration et de développement. A ce sujet, le cadre conceptuel de la comptabilité financière précise dans son § 80 que l'état de résultat doit refléter la performance financière et la rentabilité de l'entreprise.

Section 3. LA METHODE DES EFFORTS REUSSIS

La méthode des efforts réussis est généralement utilisée par les entreprises pétrolières de grande taille dont le résultat peut absorber des coûts d'exploration importants au cours d'un même exercice comptable. Cette méthode a connu, au cours des dernières décennies, plusieurs versions dans son application mais qui obéissent toutefois aux mêmes principes de base.

Au Royaume-Uni, le comité comptable de l'industrie pétrolière définit la méthode des efforts réussis comme étant une méthode de traitement des activités d'exploration et de développement où les dépenses d'exploration considérées comme générales de part leur nature ou se rattachant à des opérations de forages infructueuses sont passées en charges. Ce sont uniquement les coûts se rattachant directement à la découverte et au développement de réserves pétrolières et gazières spécifiques qui sont capitalisés et amortis sur la durée de vie de ces réserves. Le succès ou l'échec de chaque effort d'exploration est jugé par puits foré chaque fois qu'une structure, pouvant renfermer des hydrocarbures, est identifiée et testée¹⁹.

Ainsi, les coûts éligibles à être portés à l'actif, dans le cadre de la méthode des efforts réussis, sont ceux qui ont conduit directement à la découverte de réserves minérales spécifiques et identifiables. Les coûts qui ne répondent pas à cette condition sont constatés parmi les charges de l'exercice au cours duquel ils sont encourus. Par conséquent, la notion de centre de coûts

¹⁹ SORP "Accounting for oil and gas exploration, development, production and decommissioning activities", publié en janvier 2000 et mis à jour le 7 juin 2001 § 30: "SUCCESSFUL EFFORTS ACCOUNTING. A method of accounting for oil and gas exploration and development activities whereby exploration expenditure which is either general in nature or relates to unsuccessful drilling operations is written off. Only costs which relate directly to the discovery and development of specific commercial oil and gas reserves are capitalised and are depreciated over the lives of these reserves. The success or failure of each exploration effort is judged on a well-by-well basis as each potentially hydrocarbon- bearing structure is identified and tested."

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n'a pas d'impact sur la prise en compte des différents coûts encourus puisque ces derniers sont comptabilisés sur la base des résultats des travaux de forage. Par contre, cette notion trouve toute son importance au moment de l'amortissement des coûts immobilisés et leur évaluation à la date de clôture.

D'une manière générales, et sans évoquer les difficultés de mise en application de cette méthode que nous verrons au niveau du 2^ème chapitre, les coûts encourus sont traités de la manière suivante :

- les coûts d'acquisition des droits miniers sont habituellement différés jusqu'à évaluation des propriétés minières en question;

- les coûts de prospection ainsi que ceux relatifs à des activités d'exploration infructueuses sont passés en charges. Par contre, les coûts d'un forage d'exploration sont différés jusqu'à détermination du résultat de forage.

- les coûts d'évaluation sont, en principe, portés à l'actif seulement lorsqu'ils démontrent l'existence de réserves dont l'exploitation est économiquement justifiée;

- les coûts de production et d'administration générale sont comptabilisés en charges de l'exercice au fur et à mesure qu'ils sont encourus.

Sous la méthode des efforts réussis, le centre de coûts correspond habituellement à un champ pétrolier ou à une propriété minière en production. Les coûts portés à l'actif, attribué à un centre de coûts productif sont ultérieurement amortis au fur et à mesure que les réserves minérales mises en valeur dans ce même centre de coût sont produites. Figure 2 illustre la méthode des efforts réussis telle que définie par les normes en vigueur aux Etats-Unis.

En Tunisie, 100% des entreprises étrangères installées en Tunisie, et interrogées dans le cadre de notre enquête, affirment l'adoption de la méthode des efforts réussis par leurs sociétés mères à l'étranger.

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²⁰ Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R. BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 62

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Comme signalé plus haut, la méthode des efforts réussis repose sur l'établissement d'une association directe et physique entre les coûts encourus et les réserves minérales découvertes ou détenues par l'entreprise. Les défenseurs de cette méthode avancent les arguments suivants:

L'immobilisation de coûts d'exploration infructueux et leur amortissement ultérieur en fonction de réserves qui ne peuvent leur être rattachées conduit à un lissage du résultat qui cache cette volatilité. En outre, l'inscription au bilan d'un actif ne présentant pas d'avantages économiques futurs crée une distorsion, non seulement au niveau du bilan, mais aussi au niveau de l'état de résultat en différant à des périodes ultérieurs, des coûts encourus durant la période en cours. Ce lissage de résultat conduit à la publication d'un résultat inexacte au titre

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de la période au cours de laquelle les coûts d'exploration sont encourus ainsi qu'au titre des périodes d'amortissement de ces coûts.

Ainsi, la méthode des efforts réussis traduit mieux le résultat des efforts d'une entreprise dans sa recherche de nouvelles réserves commercialement récupérables et permet de refléter, dans une certaine mesure, la performance de l'entreprise au niveau de l'état de résultat.

3. La méthode des efforts réussis est cohérente avec la convention de rattachement des charges aux des produits:

L'IAS 1 intitulée "Présentation des états financiers" stipule dans son § 26 que:

"Les charges sont comptabilisées dans le compte de résultat sur la base d'une relation directe entre les coûts encourus et les éléments spécifiques de produits acquis (rattachement). Toutefois, l'application du concept de rattachement des produits et des charges ne permet pas la comptabilisation au bilan d'éléments qui ne satisfont pas à la définition d'actif ou de passif ..."

Ainsi, l'inscription à l'actif de coûts spécifiques encourus et leur rattachement ultérieur avec des produits futurs dépend de la possibilité d'établir une relation, que l'IAS 1 qualifie de directe, entre ces mêmes coûts et des réserves minérales spécifiques. Si cette correspondance n'existe pas, les coûts en question sont considérés comme ne procurant pas d'avantages économiques futurs et ne peuvent, par conséquent, être inscrits à l'actif.

En Tunisie, le cadre conceptuel de la comptabilité financière semble être moins catégorique que l'IAS 1 en ce qui concerne le caractère direct de la relation à établir entre les charges et les produits. En effet, il stipule dans son § 43 que la convention de rattachement des charges aux produits "consiste à établir une correspondance directe ou indirecte, entre les produits et les charges de l'entreprise...".

Bien que constituant la méthode la plus répandue dans le monde, la méthode des efforts réussis présente certaines limites et inconvénients dont les plus importants sont les suivants:

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La comptabilisation des coûts de pré-production en charges, sous la méthode des efforts réussis, conduit généralement à une réduction du résultat net d'une entreprise en phase de démarrage même si elle possède un programme d'exploration croissant et ambitieux. Par contre, la stabilisation des activités d'exploration au cours des années suivantes réduit les coûts passés en charges et augmente son résultat.

Ainsi, au cours des premières années d'exploration, cette situation peut être pénalisante pour une entreprise qui essaye d'assurer des fonds pour financer son activité d'exploration, soit à travers des augmentations de capital soit à travers des emprunts bancaires. C'est cette raison, combinée avec une forte pression politique, qui a obligé la SEC à circonvenir, dans son ASR N° 253, le SFAS 19 qui recommandait l'abandon de la méthode du coût complet.

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3. La méthode des efforts réussis peut constituer un outil de lissage du résultat:

A cause de son effet sur le résultat net, la méthode des efforts réussis est considérée par certains adeptes de la méthode du coût complet comme un moyen comptable pour "gérer le résultat" d'une entreprise. En effet, un report des opérations de forage d'exploration de quelques semaines ou un retard dans l'interprétation des résultats de forage peut avoir un impact significatif sur le résultat net d'une entreprise de petite ou moyenne taille.

Section 4. EVOLUTION HISTORIQUE DE LA PRATIQUE COMPTABLE AUX USA

La méthode comptable dite des efforts réussis, des efforts couronnés de succès ou encore appelée par l'ICCA de la recherche fructueuse a été appliquée sous plusieurs formes variées pendant plus de soixante années. Ce n'est qu'au début des années cinquante que la méthode comptable dite du coût complet ou du coût entier ait fait son apparition. Actuellement, les 20 plus grandes entreprises pétrolières aux Etats Unis utilisent la méthode des efforts réussis alors que la moitié des 150 plus grandes entreprises suivantes utilisent la méthode du coût complet²¹.

Au milieu des années soixante, plusieurs professionnels comptables et analystes financiers commençaient à se soucier de la diversité des méthodes comptables utilisées par les entreprises d'exploration et de production pétrolière. En effet, non seulement les méthodes du coût complet et des efforts réussis étaient toutes les deux utilisées, mais plusieurs versions dans leur application sont apparues, rendant par conséquent difficile la comparaison des états financiers des différentes entreprises pétrolières. Ainsi, l'AICPA a suggéré, dans son Accounting Research Study N° 11 publié en 1969, l'élimination de la méthode du coût complet et l'application de la méthode des efforts réussis uniquement.

En 1973, l'embargo pétrolier décidé par les pays arabes à l'encontre des Etats-Unis d'Amérique a suscité l'intérêt du public et de plusieurs organismes officiels dans l'industrie pétrolière. Cet intérêt croissant a résulté en la publication de la loi "Energy Policy and Conservation Act" de 1975 qui prônait, entre autre, la constitution d'une base de données

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nationale regroupant l'ensemble de l'information financière relative aux entreprises d'exploration et de production pétrolière. Ainsi, dans un objectif d'harmonisation de l'information financière déclarée au département de l'énergie, cette loi mis à la charge de la SEC la tache d'élaborer des règles comptables spécifiques au secteur pétrolier tout en lui autorisant de reposer sur des normes comptables à élaborer par le FASB si elle les jugeait satisfaisantes.

En décembre1977, le FASB a publié le SFAS 19, intitulé "Financial Accounting and Reporting for Oil and Gas Producing Companies". Cette norme préconisait l'application d'une des versions de la méthode des efforts réussis pour la détermination des coûts à porter à l'actif et fixait certains principes comptables pour la comptabilisation des transferts des propriétés minières. En outre, elle a prescrit la publication d'informations financières auditées concernant l'impôt différé, les réserves minérales prouvées et certains coûts des activités d'exploration et de production.

En mars et avril 1978, le SFAS 19 a été largement discutée et critiquée par les représentants des sociétés pétrolières à la SEC. Cette dernière a fini par publier en août 1978 l'Accounting Series Release N° 253 dans laquelle elle considérait que ni la méthode des efforts réussis, ni la méthode du coût complet fournissaient une image fidèle du fait qu'elles ne prenaient pas en compte la valeur des réserves minérales découvertes et ne reflétaient pas le "résultat réel" de l'activité d'exploration. En conséquence, la SEC proposa une nouvelle méthode révolutionnaire, qu'elle suggéra d'étudier, basée sur la valorisation des réserves mises en évidence "Reserve Recognition Accounting".

Selon cette méthode, les réserves minérales prouvées sont prises en compte dans les états financiers pour une valeur calculée selon des règles plutôt arbitraires; tout changement dans la valeur de ces réserves est immédiatement constaté en résultat.

Jusqu'à ce que cette nouvelle méthode comptable soit étudiée et développée, la SEC a autorisé les sociétés cotées en bourse et celles tombant sous son égide à utiliser soit la méthode des efforts réussis, telle que définie par le SFAS 19, soit la méthode du coût complet telle qu'elle l'a défini. Néanmoins, la SEC a exigé l'établissement d'états financiers selon la méthode de valorisation des réserves, à publier entant qu'information supplémentaire.

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En décembre 1978, la SEC publia l'ASR N° 257 et l'ASR N° 258 dans lesquelles elle définit les règles d'application des méthodes des efforts réussis et du coût complet, respectivement. Les règles spécifiques à la méthode des efforts réussis étaient essentiellement celles prévues par le SFAS 19. Ces règles sont actuellement regroupées dans le "Code of Federal Regulations", alias S-X, article 4, section 10, auxquelles nous y référons ci-après par Reg. S-X Rule 4-10.

Suite à l'action de la SEC autorisant les sociétés cotées en bourses à utiliser l'une des deux méthodes comptables ci-dessus mentionnées, le FASB publia en février 1979 le SFAS 25 dans lequel il suspendit la plupart des dispositions comptables du SFAS 19 et prescrivit la méthode des efforts réussis comme méthode préférable mais non obligatoire. Elle autorisa, en outre, la publication d'informations financières relatives aux réserves minérales prouvées hors états financiers et donc sans être auditées²². En 1979 et en 1980, la SEC a reporté, à deux reprises, ses exigences quant à l'audit des informations financières relatives aux réserves prouvées, avant de les abandonner définitivement en 1981.

En février 1981, la SEC annonça, qu'après étude, la méthode comptable de valorisation des réserves présentait plusieurs inconvénients et s'avérait par conséquent inappropriée à retenir. Elle annonça en outre que le FASB entreprendrait un projet d'établissement d'une norme comptable pour définir les informations à fournir par les entreprises pétrolières dans les notes aux états financiers. Suite à cette déclaration, le FASB publia en novembre 1982 le SFAS 69 qui fût adopté par la SEC en décembre 1982 avec quelques modifications mineures. Cette norme prescrivit, entre autre, la publication d'informations non auditées sur la valeur actuelle nette des cash-flows futurs résultant de la production des réserves prouvées.

La controverse sur les deux méthodes comptables, jugées toutes les deux acceptables mais profondément différentes, a repris en 1986 quand le bureau du chef comptable de la SEC a proposé à la commission d'interdire l'utilisation de la méthode du coût complet. La commission a toutefois rejeté sa proposition en l'automne 1986.

²² Bien que les entreprises hors juridiction de la SEC n'avaient pas d'obligations comptables particulières, la plupart d'entre-elles avaient toutefois adopté l'une des deux méthodes prescrites par la SEC, suite aux conseils de leurs auditeurs.

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En mars 1995 le FASB publia le SFAS 121 traitant de la dépréciation²³ des actifs à long terme. Cette norme ne traite que des propriétés minières prouvées dans le cadre de la méthode des efforts réussis et ne modifie pas les dispositions du SFAS 19 traitant de la dépréciation des propriétés minières non prouvées. Les entreprises utilisant la méthode du coût complet restaient toujours régies par les dispositions de la Reg. S-X Rule 4-10 qui prévoit des règles généralement plus conservatrices en la matière.

En mai 1996 la SEC révisa la Reg. S-X Rule 4-10 pour abroger certaines dispositions concernant la méthode des efforts réussis²⁴ et ajouta un nouvel alinéa²⁵ par lequel elle obligea les sociétés utilisant déjà la méthode des efforts réussis à se conformer aux dispositions du SFAS 19 tel qu'amendé.

²³ Terme utilisé par la norme IAS 36 dans sa version française entant que traduction du terme anglo-saxon "Impairment" (Normes Comptables Internationales 1999, traduction française, Edition Expert Comptable Média - p.703.)

²⁴ Il s'agit des alinéas (b), (c), (d), (e), (f), (g) et (h) de la Reg. S-X Rule 4-10

Mise en Application des Méthodes de Prise en Compte des Coûts de Recherche et de Développement des Hydrocarbures

Au sens des dispositions du cadre conceptuel de la comptabilité financière, le critère déterminant pour la prise en compte d'un actif, c'est le contrôle par une entreprise d'avantages économiques futurs probables en termes de cash-flows futurs. Dans l'industrie pétrolière, la probabilité de ces avantages économiques futurs est croissante en fonction de l'avancement des travaux de recherche, de développement et de production. Pour cette raison, la phase d'activité a été historiquement un facteur important dans la détermination des coûts encourus à porter à l'actif et ceux à constater en charges.

Dans le présent chapitre nous nous concentrerons sur les traitements comptables consacrés aux différents coûts de recherche et de développement dans le cadre de la méthode des efforts réussis. En effet, la méthode du coût complet ne présente pas de difficultés particulières à ce niveau puisque tous les coûts sont portés à l'actif indépendamment de leur phase d'engagement. Pour chaque phase, nous présenterons les règles générales de prise en compte des coûts y relatifs avant d'étudier les difficultés comptables qui peuvent surgir dans certains cas particuliers.

Le tableau suivant résume les traitements comptables les plus répandus dans le cadre de la méthode des efforts réussis et celle du coût complet, sans pour autant refléter l'ensemble des interprétations qui pourraient exister en pratique.

Mise en Application des Méthodes de Prise en Compte des Coûts de Recherche et de Développement des Hydrocarbures

Section 1. LES COUTS D'ACQUISITION DES DROITS MINIERS

En termes généraux, les coûts d'acquisition des droits miniers correspondent à la contrepartie, monétaire ou autre, cédée ou supportée par une entreprise pour acquérir les droits de rechercher, de développer et/ou de produire les minéraux potentiels ou existants dans un périmètre géographique bien déterminé.

Les droits miniers doivent être nettement distingués du droit de propriété du sol et du sous-sol. En effet, bien que rarement intéressée par la propriété du sol, une entreprise d'exploration-production pétrolière peut être amenée à acquérir un terrain en toute propriété en vue de son exploration. Dans certains pays, tels que les Etats-Unis, la propriété du sol emporte la propriété du dessus et du dessous ainsi que des ressources qui y sont enfermées. Dans pareil cas, le prix d'achat doit être équitablement ventilé entre le droit sur le sol et celui sur le sous-sol, généralement sur la base de leurs justes valeurs respectives.

"Coûts relatifs à l'achat, à l'acquisition ou à l'obtention de la concession d'une propriété, y compris les bonis et le coût des options d'achat ou de concession, la portion des coûts applicables aux minéraux lorsque l'acquisition d'un terrain comprend des droits miniers, les frais de courtage, les droits d'enregistrement, les frais juridiques et autres frais associés à l'acquisition des propriétés. Les propriétés englobent:

²⁶ NOC-5, Capitalisation du coût entier dans le secteur du pétrole et du gaz naturel, Octobre 1990.

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quelconque en qualité de "producteur" des réserves en cause (au lieu d'agir en tant qu'acheteur indépendant, courtier, négociant ou importateur)."

Les coûts directs d'acquisition incluent le prix d'achat, les primes au comptant, les droits et taxes non récupérables, les frais accessoires directs tels que les frais d'actes, les frais juridiques, les frais de courtage et de conseil ainsi que toute somme payée à un gouvernement hôte ou à une entreprise pétrolière nationale pour obtenir un contrat de production. Si l'entreprise contractante doit construire ou financer la construction d'infrastructures, d'améliorations publiques ou toute autre installation similaire et que ces obligations sont inévitables pour obtenir un contrat de production, de tels payements, participations, contributions ou construction font partie du coût d'acquisition de la propriété minière en question²⁷.

Les primes au comptant, "Cash bonus" ou encore "Lease bonus", constituent généralement l'élément le plus important du coût d'acquisition des droits miniers. Elles sont versées par le titulaire à l'autorité concédante au moment de l'attribution du titre minier et constituent une sorte de "pas de prote" dans les autres secteurs d'activités industrielles ou commerciales.

Ce sont les Etats-Unis d'Amérique qui sont à l'origine de ces paiements initialement institués au profit des propriétaires privés du sol et du sous-sol, puis généralisés aux terres publiques. Le montant de ces primes dépend généralement du nombre des pétitionnaires, de la proximité de la propriété minière d'autres zones productives, de la durée du contrat et de plusieurs autres facteurs. Son montant peut varier de quelques dollars jusqu'à plusieurs milliers de dollars par hectare.

En Tunisie, les primes au comptant ne sont pas exigées. Néanmoins, l'article 101.1 du code des hydrocarbures exige, entre autres droits et taxes, le paiement d'un "droit fixe égal à autant de fois le salaire minimum interprofessionnel garanti horaire d'un manoeuvre ordinaire que le périmètre concerné comporte de périmètres élémentaires entiers ..., à l'occasion de toutes

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demandes d'institution ou de renouvellement ou d'extension de la superficie de titres des hydrocarbures".

Sous la méthode du coût complet, les coûts directs d'acquisition ne soulèvent pas de difficultés particulières et sont capitalisés comme partie du centre de coûts approprié. Si des réserves minérales ne sont pas découvertes, de tels coûts sont passés en charges au moment de l'abandon de la propriété minière en question.

Sous la méthode des efforts réussis, L'IASC a identifié cinq traitements, théoriquement possibles, pour la comptabilisation de tels coûts²⁸:

i Différer tous les coûts d'acquisition jusqu'à évaluation des propriétés minières en question;

i Inscrire en charges de l'exercice les coûts d'acquisition avec possibilité de leur reprise à l'actif s'ils s'avèrent relatifs à des réserves commercialement récupérables découvertes par la suite;

i Inscrire les coûts d'acquisition en diminution des capitaux propres avec possibilité de leur reprise à l'actif en cas de découvertes de réserves commercialement récupérables. Cette méthode n'est pourtant pas suivie en pratique.

Dans la pratique, c'est la deuxième possibilité qui semble l'emporter. En effet, toujours selon la même étude menée par l'IASC, les adeptes de la méthode des efforts réussis considèrent qu'au moment de son acquisition, toute propriété minière possède les attributs d'un actif puisqu'elle représente des rentrées de fonds potentiels pour l'entreprise et constitue un droit de propriété négociable et cessible. Aux Etats-Unis, c'est le SFAS 19, qui stipule dans son §15 que tous les coûts d'acquisition des droits miniers doivent être immobilisés au moment où ils sont encourus, sous réserve de leur évaluation à la date de clôture²⁹.

²⁹ SFAS 19, §15, " Costs incurred to purchase, lease, or otherwise acquire a property (whether unproved or proved) shall be capitalized when incurred. They include the costs of lease bonuses and options to purchase or lease properties, the portion of costs applicable to minerals when land including mineral rights is purchased in fee, brokers' fees, recording fees, legal costs, and other costs incurred in acquiring properties."

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En Tunisie, l'ensemble des entreprises interrogées dans le cadre de notre enquête procède à l'immobilisation des coûts d'acquisition des propriétés minières même dans le cadre de l'établissement de leurs comptes sociaux à l'étranger.

Il arrive parfois qu'une entreprise pétrolière ne soit pas suffisamment intéressée par une zone géographique pour acquérir les droits miniers s'y rattachant. Cependant, elle peut être désireuse d'acquérir le droit d'effectuer des levés sismiques - shooting rights - avec une option d'acquérir les droits miniers relatifs à toute parcelle du terrain objet de l'option, durant une période bien déterminée.

Idéalement, le contrat entre les parties mentionnera distinctement le montant à payer pour acquérir les shooting rights ainsi que le montant à payer pour avoir une option d'achat sur les droits miniers. En Tunisie, l'article 10.9 du code des hydrocarbures stipule que "le titulaire d'un permis de prospection a le droit d'obtenir en priorité, la transformation de son permis de prospection en permis de recherche suivant des conditions préalablement agréées...". Cependant, l'article 101.1.1 du même code, instituant un droit fixe dû à l'occasion de toutes demande d'institution d'un permis de prospection ne précise pas le coût relatif à cette option. Dans pareil cas, le coût total payé devra, à notre avis, être ventilé entre les "shooting rights" et l'option d'achat sur la base de leurs justes valeurs respectives.

L'intérêt de la distinction entre le coût des "shooting rights" et le coût de l'option d'achat des droits miniers réside dans le fait que chaque élément est comptabilisé différemment. En effet, le coût d'une option d'achat est généralement considéré comme faisant partie du coût d'acquisition de l'immobilisation y relative. Dans ce sens, le Mémento Pratique Comptable³⁰ stipule que le prix d'achat d'un terrain ou d'une construction doit être augmenté le cas échéant du prix d'acquisition d'un droit d'option.

Le coût des "shooting rights" constitue, par contre, le coût d'une activité de prospection de par sa nature et doit être comptabilisés en charges de l'exercice sous la méthode des efforts

³⁰ Mémento Pratique Comptable 1994, éd. Francis Lefebvre 1993, §1569-1; 1569-3

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réussis. A ce titre, les dispositions combinées des §15, 16, 17 et 18 du SFAS 19 requièrent que le coût d'acquisition des "shooting rights" soit passés en charges de l'exercice et que seul le coût de l'option d'achat des droits miniers soit porté à l'actif.

En cas de levée de l'option, c'est généralement le coût total de l'option qui est immobilisé, indépendamment de la superficie couverte par les droits miniers acquis. Cependant, certaines entreprises pétrolières adoptant la méthode des efforts réussis, préfèrent n'immobiliser qu'une partie du coût de l'option d'achat, proportionnellement à la superficie sur laquelle l'option a été levée. Si l'option n'est pas levée dans les délais impartis, son coût initial est constaté en charges de l'exercice.

Une entreprise utilisant la méthode du coût complet immobilisera le coût total de l'option d'achat même si elle ne l'a pas levée.

Par frais accessoires d'acquisition, nous visons dans le cadre de ce paragraphe les frais accessoires indirectes d'acquisition. En effet, les frais accessoires directes tels que les commissions, les frais d'actes et les honoraires constituent un élément direct du coût d'acquisition des droits miniers et sont à comptabiliser tel que mentionné précédemment.

Les frais indirects d'acquisition incluent les frais de négociation, de préparation des contrats, de transport, de déplacement, d'arpentage, de traçage ainsi que d'autres frais généraux. La difficulté de traiter ces coûts réside dans le fait que le personnel assurant ces activités est généralement impliqué, en même temps, dans d'autres domaines tels que les compagnes de forage, les projets d'exploration ou encore des projets de développement.

Conceptuellement, une entreprise adoptant la méthode des efforts réussis, peut traiter ces coûts de trois manières:

i Passer en charges tous les coûts au moment où ils sont encourus; i Porter à l'actif tous les coûts et les répartir selon une base prédéterminée telle que la superficie des différentes propriétés acquises;

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i Ne porter à l'actif que les coûts qui se rapportent directement à l'acquisition de propriétés minières spécifiques³¹.

Théoriquement, la dernière méthode semble être la plus cohérente avec les dispositions de l'IAS 16 et de la NC 05. Cependant, les difficultés pratiques de son application, telles que la tenue de "time sheet" détaillées ainsi que l'analyse et la répartition analytique des différentes charges de structure sont souvent dissuasives. C'est dans ce sens que l'enquête menée par PricewaterhouseCoopers³² en 1999 a révélé que 32 sur les 35 entreprises ayant répondu, et adoptant la méthode des efforts réussis, traitent l'ensemble de tels coûts comme des charges d'exploitation courante.

Après acquisition, une entreprise pétrolière doit assurer la gestion, la conservation et la maintenance de ses titres miniers et les droits s'y rattachant, jusqu'à leur abandon ou leur cession. Les coûts de conservation et de maintenance des droits miniers sont constitués principalement des taxes superficiaires, appelées aussi des loyers, et des charges internes telles que les charges de personnel ou les frais généraux.

Comme son nom l'indique, la taxe superficiaire est une taxe perçue proportionnellement à la superficie du permis ou de la concession. Son emploi résulte du système en vigueur aux Etats-Unis où le propriétaire des terres reçoit une sorte de loyer annuel (delay rental) jusqu'à commencement des travaux de forage. Le but essentiel des loyers durant la période d'exploration est d'inciter les titulaires des droits miniers à restituer le plus rapidement possible les surfaces qui ne leur paraissent pas intéressantes.

De tels coûts ne sont pas spécifiques à l'industrie pétrolière et doivent, à notre avis, être traités comme des charges d'exploitation courantes. Dans ce sens, le SFAS 19 recommande,

³¹ La Reg.S-X Rule 4-10(c)(2) stipule: "Any internal costs that are capitalized shall be limited to those costs that can be directly identified with acquisition, exploration, and development activities undertaken by the reporting entity for its own account, and shall not include costs related to production, general corporate overhead, or similar activities."

³² PricewaterhouseCoopers Survey of U.S. Petroleum Accounting Practices, 1999.

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dans ses § 17 et 18, le même traitement pour les entreprises utilisant la méthode des efforts réussis.

Les coûts de prospection et d'exploration représentent généralement une partie substantielle des dépenses annuelles d'une entreprise d'exploration et de production pétrolière. Les coûts des activités d'exploration, telles que définies précédemment, sont communément scindés en deux composantes essentielles:

- Les travaux géologiques³³et géophysiques³⁴qui consistent en des études topographiques, géologiques, géochimiques et géophysique, plus communément appelés "Travaux G&G". Ces travaux ont pour but d'étudier la terre, son histoire, les matériaux qui la composent ainsi que les différentes forces qui agissent sur les différentes formations géologiques.

³³"Etymologiquement, la géologie est la science de la Terre. Elle étudie la nature des composants de l'écorce terrestre et tente de déterminer les phénomènes qui interviennent dans leur formation, leur transformation et leur agencement au cours des temps; elle retrace l'histoire de la Terre. La géologie comprend plusieurs disciplines de base parmi lesquelles on peut citer la minéralogie (étude des minéraux), la pétrologie (étude des roches), la sédimentologie (étude des sédiments), la paléontologie (étude des fossiles), la tectonique (étude des déformations de l'écorce terrestre), la géochimie (étude du comportement chimique des éléments dans les roches). Pendant longtemps, outre la recherche fondamentale, le rôle principal des géologues s'est cantonné à la prospection, l'étude et l'évaluation des réserves de matières minérales utiles: matières énergétiques (charbon, pétrole, gaz naturel), minerais, eau, matières premières minérales diverses, ainsi qu'à l'étude des sites et à la préparation des grands travaux de génie civil"

34 "La géophysique est celle qui utilise toutes les méthodes quantitatives de la physique pour obtenir des informations sur les zones cachées du globe. Par exemple, seule la géophysique (et dans ce cas la sous discipline que constitue la sismologie) permet d'avoir des descriptions des zones très profondes comme le noyau terrestre. De part son but, la géophysique appliquée ... est soumise aux contraintes financières très strictes. Plus la substance recherchée sera à grande profondeur, plus son exploitation sera onéreuse, moins le géologue de surface sera capable de déterminer son existence et donc plus la géophysique sera utile. Il est donc normal que les principales recherches en géophysique appliquée se fassent dans le domaine pétrolier."

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- Les forages d'exploration, y compris les activités de carottage (coring), de well logging ainsi que les travaux d'échantillonnage et d'examen géologique des débris de forage (cuttings sampling),

Les travaux géologiques et géophysiques peuvent être entrepris avant ou après l'acquisition des droits miniers. Ils peuvent, en outre, être conduits avant, pendant ou après le développement des réserves minérales mise en évidence. Ils feront l'objet de la présente section, alors que les forages d'exploration, qui présentent plus de difficultés comptables, feront l'objet de la section 3.

Comme nous l'avons vu, les travaux géologiques et géophysiques sont entrepris pour acquérir une connaissance approfondie d'une zone géographique déjà jugée favorable à la présence de réserves d'hydrocarbures. Pour décider du traitement comptable approprié, il est important de déterminer à quel moment une découverte de réserves minérales peut être considérée comme probable.

En ce qui concerne les coûts de prospection et d'exploration encourus avant l'acquisition des droits miniers, l'IASC préconise leur passation en charges au moment où ils sont encourus. En effet, de tels coûts sont encourus pendant une période où la probabilité de trouver des réserves pétrolières ou gazières est quasiment nulle. En plus, l'information obtenue pendant cette phase est généralement sans utilité à moins que les droits miniers relatifs à la zone prospectée sont acquis.

Pour les coûts de prospection et d'exploration encourus après acquisition des droits miniers, la pratique internationale est encore une fois divergente. Ces coûts sont:

i soit différés à l'actif jusqu'à évaluation de la propriété minière en question.

Bien que reconnaissant que la présence de réserves minérales en quantité commercialisables ne peut être confirmée qu'à travers un forage d'exploration, l'IASC suggère de différer à l'actif

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l'ensemble des coûts géologiques et géophysiques jusqu'à détermination de l'issue des activités de recherche.

Aux Etats-Unis, le traitement de ces dépenses ne fait pas l'unanimité des organismes fédéraux non plus. En effet, sous la méthode des efforts réussis dans sa version recommandée par le FASB et adoptée par la SEC, tous les coûts d'exploration doivent être passés en charges au moment où ils sont encourus, à l'exception des coûts relatifs aux forages d'exploration, y compris ceux de type stratigraphique, qui ont conduit à la découverte de réserves d'hydrocarbures prouvées.

Cependant, pour les besoins de l'impôt fédéral, l'Internal Revenue Service considère les dépenses G&G comme des dépenses d'investissement de part leur nature. Qu'elles soient engagées avant ou après l'acquisition des droits miniers, elles ne peuvent être déduites en totalité immédiatement. Le coût des travaux G&G entrepris dans le cadre d'un projet général de prospection couvrant une vaste zone doit être ventilé entre toutes les zones d'intérêts trouvées et obtenues. Si toute la zone objet du projet de prospection est abandonnée, ce coût est constaté en charges durant la période au cours de laquelle l'abandon a eu lieu.

Sous la méthode du coût complet, de tels coûts sont immobilisés comme partie du centre de coûts approprié.

Dans l'industrie pétrolière, il est fréquent qu'un titulaire d'une propriété minière accepte de supporter une partie du coût d'un forage d'exploration à effectuer sur une propriété minière adjacente. En contrepartie, il aura le droit d'obtenir des informations spécifiques, ayant trait à la géologie du sol dans cette région, et ce à travers des carottages ou d'autres échantillons extraits du puits foré. De telles contributions sont appelées "test-well contributions" et sont de deux sortes; les "dry-hole contributions" et les "bottom-hole contributions".

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Les dry-hole contributions³⁵ correspondent aux sommes payées à l'entreprise chargée du forage, uniquement dans le cas où le puits foré s'avèrerait sec ou ne serait pas complété en vue d'une production. Les bottom-hole contributions³⁶ sont payées lorsque le puits foré est complété ou atteigne une certaine profondeur convenue entre les parties, indépendamment du résultat du forage.

De part leur objet, les test-well contributions payées sont des coûts de prospection et d'exploration, à traiter conformément à la politique comptable de l'entreprise en la matière.

Par contre, les test-well contributions perçues sont considérées par le FASB comme un remboursement de frais encourus dans le cadre d'un projet commun entre deux parties. Il recommande par conséquent leur comptabilisation en diminution des charges d'exploration de l'exercice. Cette position est encore contestée par l'Internal Revenue Service aux Etats-Unis qui prescrit la comptabilisation des test-well contributions perçues parmi les revenus de l'exercice.

Il est à noter qu'une entreprise utilisant la méthode du coût complet immobilisera les test-well contributions payées comme partie du centre de coûts approprié. Pour ce faire, le coût supporté doit être ventilé éventuellement entre les différentes propriétés minières détenues à proximité.

Comme mentionné au début de ce mémoire, la coopération entre les sociétés pétrolières pour partager le risque de recherche et de développement des hydrocarbures peut prendre plusieurs formes complexes et variées. Au niveau de ce paragraphe, nous nous proposons d'étudier

³⁵ Terme traduit par l'ICCA dans son NOC-5, capitalisation du coût entier dans le secteur du pétrole et du gaz naturel, 1990, en "contributions aux coûts des sondages secs".

³⁶ Terme traduit par l'ICCA dans son NOC-5, capitalisation du coût entier dans le secteur du pétrole et du gaz naturel, 1990, en " contributions aux coûts des complètements de puits".

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succinctement une situation très répandue, souvent créée dans le cadre des contrats dits de farm-out³⁷.

Dans ce type de contrats, une entreprise pétrolière (the farmor) peut accepter de céder gratuitement une partie de ses intérêts dans une propriété minière à une autre entreprise (the farmee), à charge pour cette dernière d'effectuer des travaux d'exploration spécifiques couvrant l'ensemble ou une partie de ladite propriété.

Le problème comptable de base qui se pose dans une pareille situation, c'est de savoir si un gain ou une perte doivent être pris en compte au moment de la consommation du contrat par les deux parties ?

D'un côté, il y a ceux qui pensent qu'une telle transaction ne doit pas générer de perte ou de profit. Ils considèrent que les contrats de farm-out ne sont q'une forme de mise en commun de capitaux, souvent exploités dans le cadre d'une joint venture. Ce type de joint venture est caractérisé par des "actifs contrôlés conjointement" tels que décrits dans les §13 à 18 de l'IAS 31, Information financière relative aux participations dans des coentreprises. Cette norme stipule dans son §16 que "en ce qui concerne sa participation dans des actifs contrôlés conjointement, un co-entrepreneur doit comptabiliser dans ses états financiers individuels ... sa quote-part dans les actifs contrôlés conjointement, classée selon la nature des actifs ... ".

D'autres partisans de cette position trouve qu'une telle transaction doit être analysée comme un échange de biens et services de même nature et ne doit pas générer de résultat, et ce conformément aux dispositions de l'IAS 38, "Immobilisations incorporelles". En effet, ils considèrent que tous les coûts encourus sur une propriété minière, qu'ils soient d'acquisition, d'exploration ou de développement, sont encourus dans un seul et unique objectif, à savoir la recherche et l'extraction de réserves minérales, et par conséquent doivent être considérés comme de natures similaires³⁸.

³⁷ Pour une analyse complète des conventions de partages des risques et des coûts ainsi que leurs conséquences juridiques et comptables, Cf. IASC Extractive Industries Issues Paper, 2001, Chapitre 12 ainsi que Petroleum Accounting, Principles, Procedures & Issues, éd. Pdi University of North Texas, 2000, Chapitre 23.

³⁸ IAS 38, §35: "Une immobilisation incorporelle peut être acquise dans le cadre d'un échange d'un actif similaire ayant un usage similaire dans la même activité et une juste valeur similaire. Une immobilisation incorporelle peut également être échangée contre une participation au capital dans un actif similaire. Dans les

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Dans ce sens, le §11 de l'interprétation SIC-13, "Entités contrôlées conjointement - Apports non monétaires par des co-entrepreneurs", dispose que " ... lorsque des biens et services sont échangés ou troqués, contre des biens ou services de nature et de valeur similaires, l'échange n'est pas considéré comme une opération générant un résultat"

Bien qu'admettant que ce type d'arrangement est un échange de bien, les opposants de cette méthode considèrent que les actifs ou services échangés ne sont pas de même nature. En effet, ils considèrent qu'une quote-part dans des droits miniers ne peut être considérée comme similaire à une quote-part dans un puits ou une installation. Ils concluent que l'échange de travaux d'exploration ou même de développement contre des droits miniers doit être analysé comme un échange de biens ou services de natures différentes.

Quelque soit la solution retenue, l'IASC admet la complexité de ce type de contrat³⁹ et reconnaît la diversité de la pratique comptable en la matière. Aux Etats-Unis, le SFAS 19, §44 stipule que dans pareille situation, l'échange ne doit pas donner lieu à la comptabilisation d'une perte ou d'un profit.

Une entreprise pétrolière peut être amenée à acquérir une base de données géologique et géophysique relative à une ou plusieurs zones géographiques, un bassin ou un pays. Une entreprise appliquant la méthode du coût complet comptabilisera le coût d'acquisition parmi les coûts immobilisés du centre de coût concerné.

Pour les entreprises adoptant la méthode des efforts réussis la question n'a pas été spécifiquement abordée par une quelconque norme comptable. Aux Etats-Unis, le SFAS 19

deux cas, dans la mesure où le processus de vente est incomplet, aucun profit ou aucune perte n'est comptabilisé pour la transaction. Au contraire, le coût du nouvel actif est la valeur comptable de l'actif abandonné. Toutefois, la juste valeur de l'actif reçu peut fournir une indication d'une perte de valeur de l'actif abandonné. Dans ces cas, une perte de valeur est comptabilisée pour l'actif abandonné et la valeur comptable après dépréciation est affectée au nouvel actif."

³⁹ L'IASC s'est abstenu de fournir un avis sur le traitement comptable de ce type de contrat. Cf. Extractive Industries Issues Paper, 2001, p.247

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semble préconiser la passation en charges de tous les coûts d'exploration, autre que les coûts de forage, au moment où ils sont encourus.

Néanmoins, certaines entreprises préfèrent différer tels coûts si les bases de données acquises sont utilisées sur plusieurs années et que leur coût est récupérable par la vente. Si les données G&G peuvent être ventilées entre différentes zones, leur coût est passé en charges en fonction de leur utilisation, sinon il est amorti linéairement sur une période n'excédent pas trois années⁴⁰.

A notre avis, ce traitement est n'est pas cohérent avec le principe de la méthode des efforts réussis telle que définie par le FASB et ne peut être retenu sous les dispositions de la NC 10, "Norme comptable relative aux charges reportées". Cependant, une entreprise adoptant cette méthode doit s'assurer que les charges différées sont récupérables par leur vente éventuelle.

Pendant la phase de développement, des travaux sismiques 3D sont généralement conduits pour acquérir une meilleure connaissance du réservoir découvert. Dans certains cas, ces travaux sont aussi utilisés pour définir les limites du réservoir ou pour explorer des régions adjacentes non encore explorées. Dans pareil cas, les dépenses encourues devraient, à notre avis, être réparties entre les activités d'exploration et les activités de développement.

Section 3. LES COUTS DES FORAGES D'EXPLORATION

Sur le plan pratique, la seule manière de déterminer si une zone géographique contient des réserves d'hydrocarbures, c'est d'y forer un puits. En effet, après avoir identifier des formations ayant le potentiel de contenir des réserves minérales, une entreprise d'exploration - production pétrolière doit conduire, des travaux géologiques et géophysiques détaillés afin de localiser le site de forage. L'étude précise du sous-sol permet de déterminer le point exact de

⁴⁰ Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R. BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 124

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la structure cible à atteindre alors que l'étude du sol permet de choisir la technique de forage la plus appropriée à utiliser; forage vertical, horizontal ou directionnel.

L'opération de forage est une opération très complexe, coûteuse et nécessitant plusieurs travaux préparatoires. Ainsi, avant le commencement d'un forage d'exploration, une entreprise doit obtenir les autorisations légales nécessaires, préparer les contrats relatifs à la location de l'appareil de forage, à la main d'oeuvre de supervision, à l'approvisionnement en produits chimiques tels que la boue, et à la préparation du site de forage. La préparation du site de forage peut impliquer le traçage de routes d'accès, la construction de ponts, le transport de réservoirs ou de bacs et l'installation d'une plate-forme de forage pour les sites off-shore. Cette opération peut avoir un coût très élevé dans des zones géographiques difficiles d'accès ou aux conditions climatiques très dures.

Pour obtenir des informations sur les structures géologiques traversées, l'opération de forage comporte, dans la plupart du temps, plusieurs travaux de carottage et de logging tels que les mesures de porosité, de perméabilité ou de résistivité. Dans certaines zones, essentiellement off-shore, certains forages d'exploration sont conduits dans l'unique but de collecter des informations à caractère géologique. De tels forages, appelés "forages stratigraphiques d'exploration", ne sont pas destinés à être complétés pour produire du pétrole ou du gaz, même en cas de découverte.

A l'issue d'un forage d'exploration, les réserves minérales mises en évidence, le cas échéant, sont évaluées afin de déterminer si elles existent en quantités économiquement suffisantes pour justifier la complétion du puits foré. Cette évaluation est faite à travers des études économiques très poussées et peut nécessiter parfois le forage d'un ou plusieurs puits d'évaluation. Dans le cas où le forage d'exploration s'avèrerait sec, le site de forage serait remis en état et abandonné.

Si les coûts de forages d'exploration ne soulèvent pas de problème particulier quant à leur prise en compte dans le cadre de la méthode du coût complet, il n'en est pas de même sous la méthode des efforts réussis. En effet, le principe de base sur lequel repose cette méthode requiert que tous les coûts d'exploration, y compris ceux des forages d'exploration, qui ne

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peuvent être rattachés à des réserves d'hydrocarbures prouvées au moment où ils sont encourus, soient passées en charges de l'exercice. L'IASC a identifié quatre traitements comptables possibles:

i Passation des coûts de forages d'exploration en charges au moment où ils sont encourus. Les adeptes de cette solution trouvent que le pourcentage de succès des forages d'exploration est trop faible (moins de 23% aux Etats-Unis) pour justifier l'inscription à l'actif des coûts y relatifs.

i Passation des coûts de forages d'exploration en charges au moment où ils sont encourus, avec possibilité de leur reprise à l'actif s'ils mettent en évidence des réserves prouvées par la suite. Les partisans de ce point de vue considèrent que l'importance des coûts de forage peut justifier un tel traitement.

i Inscription des coûts de forage d'exploration en diminution des capitaux propres avec possibilité de leur reprise à l'actif en cas de découvertes de réserves commercialement récupérables. Cette méthode n'est pourtant pas suivie en pratique.

i Différer les coûts de forage d'exploration à l'actif en attendant l'aboutissement des travaux de forage. Si des réserves prouvées d'hydrocarbures sont mises en évidence, les coûts différés sont inscrits parmi les actifs de l'entreprise. Dans le cas contraire, ils sont passés en charges au moment où cette évaluation est faite.

C'est cette dernière méthode qui semble l'emporter en pratique. En effet, le SFAS 19, §19 requiert que les coûts de forages d'exploration et les coûts de forages stratigraphiques d'exploration soient immobilisés comme partie du coût des puits inachevés, équipements et installations de l'entreprise jusqu'à ce qu'il soit déterminé si le puits foré ait trouvé des réserves prouvées⁴¹. Au Royaume-Uni, le comité comptable de l'industrie pétrolière recommande le même traitement aux entreprises utilisant la méthode des efforts réussis⁴².

⁴¹ SFAS 19, §19 "The costs of drilling exploratory wells and the costs of drilling exploratory-type stratigraphic

test wells shall be capitalized as part of the enterprise's uncompleted wells, equipment, and facilities pending determination of whether the well has found proved reserves."

⁴² SORP, "Accounting for oil and gas exploration, development, production and decommissioning activities", publié en janvier 2000 et mis à jour le 7 juin 2001 § 53: "Exploration and appraisal costs should be

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Dans son annexe B "Basis for conclusions", § 197 et suivant, Le SFAS 19 stipule que le conseil du FASB a conclu que le traitement comptable consistant en l'inscription à l'actif de coûts initialement passés en charges n'était pas cohérent avec les principes comptables généralement admis dans d'autres industries. C'est dans ce sens que la SFAS 2, Accounting for Research and Development Costs, et l'IAS 38, Immobilisations incorporelles, ont concluent qu'un tel traitement était inapproprié.

Le conseil du FASB ajoute que dans la plupart des cas, les opérations de forages ne prennent que quelques mois et parfois quelques semaines. Par conséquent, la période durant laquelle les coûts de forage d'exploration sont différés est relativement courte. En outre, le FASB précise que la raison pour laquelle les forages d'exploration sont traités différemment des travaux G&G est que:

i La détermination de l'échec ou de la réussite des opérations est plus nette dans le cadre des forages d'exploration que pour les travaux G&G.

i En cas de découverte, il existe une relation directe entre les forages d'exploration et les réserves mises en évidence, alors que les travaux G&G sont effectués une longue période avant toute découverte et concernent généralement une zone géographique plus large.

Dans ce qui suit, nous examinerons les modalités d'application de la méthode retenue par le conseil du FASB dans le cadre de la méthode des efforts réussis.

Selon les dispositions du SFAS 19, les coûts de forages d'exploration sont initialement inscrits à l'actif comme "Immobilisations en cours" jusqu'à détermination du résultat des opérations de forage. A ce titre, les coûts de forage sont généralement classés en deux catégories, les coûts tangibles et les coûts intangibles.

accumulated on a well-by-well basis pending evaluation. Capitalised costs should be considered abortive and written off on completion of a well unless the results of drilling indicate that hydrocarbon reserves exist and there is a reasonable prospect that these reserves are commercial."

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Les coûts intangibles comprennent essentiellement les coûts G&G entrepris pour la détermination précise du site de forage, les coûts de préparation du site de forage tels que les coûts de déblaiement, de drainage, de construction et de déplacement des routes publiques, des conduites de gaz et des lignes électriques, les coûts de mobilisation et de démobilisation du rig de forage, les coûts des produits consommables (eau, bits, boue, fuel...etc.) ainsi que les sommes payées aux compagnies de forage et aux équipes de supervision des travaux. Les coûts intangibles représentent généralement plus que 75% du coût total de forage.

Cette distinction n'est pas utile de point de vue comptable, mais importe pour la détermination de l'impôt dans certains pays. C'est le cas notamment aux Etats-Unis où les coûts intangibles sont déductibles du bénéfice imposable de l'année même durant laquelle ils sont en courus, alors que les coûts tangibles sont amortis sur plusieurs années.

En Tunisie, la plupart des conventions particulières permettent à tout titulaire ou co-titulaire de constater, à son choix, les frais de forage non compensés soit par voie d'amortissement soit par voie de charges ordinaires d'exploitation en totalité au titre de l'exercice de leur engagement. Les frais de forage non compensés sont définis comme étant "le coût des installations utilisées dans le gisement et qui ne sont pas récupérables ou celles récupérables mais qui ne sont pas susceptibles de réutilisation ou d'avoir une valeur marchande au-delà d'une année à partir de la date de leur installation"⁴³.

Le SFAS 19 stipule que les coûts de forage d'exploration ayant conduit à la découverte de réserves prouvées d'hydrocarbures doivent être portés à l'actif. Ainsi, en cas de découverte, une entreprise d'exploration - production pétrolière doit évaluer les réserves mises en évidence pour déterminer si leur développement et exploitation sont commercialement justifiés.

L'évaluation des réserves d'hydrocarbures découvertes est faite, comme nous l'avons signalé, aux moyens d'études techniques et économiques très poussées. Elle peut nécessiter, en outre,

⁴³ Mabrouk MAALAOUI, Mémento, Impôts directs en Tunisie, PricewaterhouseCoopers, 2002, p. 421

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le forage d'un ou plusieurs puits d'évaluation. Le traitement comptable des forages d'évaluation est identique à celui consacré aux forages d'exploration.

Si le forage d'exploration entrepris ne met pas en évidence des réserves d'hydrocarbures ou si l'évaluation de ces réserves ne montre pas leur existence en quantités commercialement récupérables, le coût du forage en question est passé en charges au moment où cette évaluation est faite, diminution faite de la valeur de réalisation nette de tout équipement retiré ou pouvant être retiré du puits.

Les opérations de forage d'exploration s'étendent parfois sur plusieurs mois et peuvent chevaucher dans certains cas, sur deux exercices comptables. Comme signalé plus haut, le coût de ces opérations est porté initialement à l'actif et figure parmi les "Immobilisations en cours" au niveau du bilan. Cependant, il arrive souvent que les opérations de forage, et éventuellement d'évaluation, soient terminées au cours des premières semaines qui suivent la date de clôture des comptes mais avant la publication des états financiers. Dans le cas où l'entreprise conclurait à l'absence de réserves d'hydrocarbures prouvées, il est important de savoir si les états financiers, non encore publiés, doivent être ajustés pour porter en charges de l'exercice clôturé les coûts de forage initialement portés à l'actif, net de toute valeur résiduelle.

La norme comptable tunisienne NC 14 et la norme internationale IAS 10 n'ont pas exclu les entreprises pétrolières de leurs champs d'applications respectifs. Ces normes requièrent que les évènements survenus, entre la date de clôture de l'exercice et la date de publication des états financiers, soient pris en compte pour l'ajustement des états financiers lorsqu'ils sont liés à des conditions existant à la date de clôture. Il s'agit des évènements qui constituent un élément complémentaire d'appréciation de la valeur d'éléments d'actif ou de passif tels qu'ils existaient à la date de clôture.

Conclure à l'échec d'un forage d'exploration, même après la date de clôture, est à notre avis un événement significatif à prendre en compte pour l'ajustement des états financiers s'ils ne sont pas encore publiés. En effet, c'est un évènement dont l'incidence est significative sur le résultat d'une entreprise pétrolière et dont l'importance peut influencer le jugement et les décisions des différents utilisateurs des états financiers.

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Par ailleurs, il s'agit d'un événement qui affecte l'appréciation de la valeur d'un actif de l'entreprise tels qu'il existait à la date de clôture, à savoir les coûts de forage d'exploration initialement portés à l'actif. C'est dans ce sens, que le SFAS 19, §39, stipule que l'information devenue disponible après la fin d'une période couverte par des états financiers mais avant que ces états financiers ne soient publiés, doit être prise en compte pour l'évaluation des conditions existant à la date de clôture, par exemple pour déterminer si un forage d'exploration ou un forage stratigraphique d'exploration ait trouvé des réserves prouvées⁴⁴.

Une autre difficulté comptable peut surgir lorsqu'un forage d'exploration est en cours à la date de clôture mais qui s'avèrerait infructueux avant la publication des états financiers. Il s'agit du traitement comptable des coûts de forage encourus après la date de clôture de l'exercice mais avant la date de publication des états financiers.

Avant 1981, certaines entreprises américaines assimilaient cette situation à un contrat de construction dont le résultat prévisionnel, compte tenu de nouvelles informations, a été déterminé déficitaire après la date de clôture de l'exercice. Par conséquent, elles constataient en charges de l'exercice clôturé, non seulement les coûts de forage d'exploration encourus avant la date de clôture mais aussi ceux encourus après cette date.

Dans son interprétation FIN36 publié en 1981, le FASB n'a pas retenu cette position⁴⁵. Il considère que les coûts de forages d'exploration infructueux n'étaient pas comparables aux coûts des engagements contractuels encourus par une entreprise dans le cadre d'un contrat de construction⁴⁶. Il requit par conséquent, que les coûts encourus après la date de clôture des

⁴⁴ SFAS N° 19, § 39: "Information that becomes available after the end of the period covered by the financial statements but before those financial statements are issued shall be taken in account in evaluating conditions that existed at the balance sheet date, for example, in assessing unproved properties . . . and in determining whether an exploratory well or exploratory-type stratigraphic test well had found proved reserves."

⁴⁵ FASB Interpretation No. 36, § 2: "If an exploratory well or exploratory-type stratigraphic test well is in progress at the end of a period and the well is determined not to have found proved reserves before the financial statements for that period are issued, the costs incurred through the end of the period, net of any salvage value, shall be charged to expense for that period. Previously issued financial statements shall not be retroactively restated."

⁴⁶ FASB Interpretation No. 36, §5 (b): "... the costs of unsuccessful exploratory wells under statement 19 are not comparable to costs of contractual commitments requiring recognition of losses"

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comptes soient passés en charges de la période comptable au cours de laquelle ils ont été encourus.

3.5. Coûts des forages d'exploration dont l'issue n'est pas immédiatement connu

L'estimation des réserves d'hydrocarbures, découvertes à travers un puits d'exploration, est normalement faite peu après la fin des opérations de forage et nécessite généralement une période de quelques semaines ou quelque mois.

Les réserves mises en évidence sont classées comme prouvées si leur développement éventuel est économiquement justifié en fonction des prix de vente, des coûts de développement et de production du moment. Ainsi, des réserves d'hydrocarbure nécessitant un investissement majeur, tel que la construction d'une plate-forme géante, peuvent ne pas être classées comme prouvées à moins que des réserves additionnelles, en quantités suffisantes, ne soient découvertes à travers des forages d'exploration additionnels. Une telle opération peut prendre plusieurs années.

Sous la méthode du coût complet, tous les coûts de forage d'exploration, qu'ils soient secs ou couronnés de succès, sont portés à l'actif. Le compte "Immobilisations en cours" est utilisé pour accumuler le coût des puits en cours de forage comme sous la méthode des efforts réussis. A la date de clôture des comptes, les coûts cumulés sont soit transférés dans les comptes d'immobilisations, soit différés en attendant l'aboutissement des opérations de forage.

Sous la méthode des efforts réussis, le principe de base requiert que les coûts relatifs à des efforts infructueux, c'est à dire n'ayant pas conduit directement à la découverte de réserves d'hydrocarbures prouvées, soient constaté en charges. Ainsi, afin d'éviter que des coûts portés à l'actif ne soient différés pendant plusieurs exercices, alors qu'ils pourraient s'avérer par la suite sans valeur, il est important d'instituer une période maximale pendant laquelle les coûts de forage d'exploration pourraient être différés. Certains auteurs trouvent que cette période de doute quant à l'échec ou la réussite des travaux de forage peut durer aussi longtemps que les travaux d'exploration et d'évaluation sont en cours⁴⁷.

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Aux Etats-Unis, le SFAS 19, §31, classe les forages d'exploration ayant mis en évidence des réserves d'hydrocarbures en deux catégories. Il y a ceux effectués dans une zone ne nécessitant pas d'investissements majeurs, avant la production éventuelle des réserves en place, et ceux effectués dans des zones difficiles d'accès ou lointaines nécessitant un tel investissement.

Pour le premier type de forage, le conseil du FASB a conclu qu'une période maximale d'une année était raisonnablement suffisante pour procéder à l'évaluation et la classification des réserves découvertes. Par conséquent, au-delà de cette période, si les réserves en question ne peuvent toujours pas être considérées comme prouvées, les coûts de forage d'exploration y relatifs doivent être passés en charges. Cette position prise par le conseil du FASB vise à éviter que les coûts de forage d'exploration ne soient différés, tout simplement dans l'espoir d'un événement futur dont l'incidence serait favorable à l'entreprise. Tel serait le cas, par exemple, d'une augmentation importante des prix de vente du pétrole qui rendrait certaines réserves, auparavant considérées comme non prouvées, comme des réserves commercialement exploitables.

Pour les forages d'exploration effectués dans des zones nécessitant un investissement majeur avant le commencement de la production des réserves découvertes, le FASB n'a pas retenu la période limite d'une année. En effet, il est fréquent q'un forage d'exploration mette en évidence des réserves d'hydrocarbures dans une zone où il n'y a pas d'oléoduc pour le transport de la production. Afin de justifier économiquement la construction d'un tel oléoduc, des réserves additionnelles sont nécessaires. Cependant, l'existence de réserves additionnelles ne peut être déterminée qu'à travers des forages d'exploration additionnels dont la réalisation peut prendre plusieurs mois voire plusieurs années.

Pour pouvoir différer le coût d'un forage d'exploration dans pareil cas, le SFAS 19, §31, a institué les deux conditions cumulatives suivantes:

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Il est clair que si un forage d'exploration additionnel est en cours, la situation ne pose pas de problèmes particuliers et l'entreprise peut différer à l'actif les coûts des forages d'exploration déjà encourus. Dans le cas contraire, l'interprétation des expressions "fermement planifié" et "pour un avenir proche" est subjective.

A notre avis, l'expression "fermement planifié" suppose que des actions concrètes aient été prises par la direction responsable de la planification des activités nécessaires y compris l'appropriation des fonds, l'élaboration et l'approbation d'un plan d'action ainsi que la communication de ce plan aux personnes concernées.

L'expression "avenir proche" est, à notre avis, plus subjective et doit être interprétée en fonction des circonstances existantes. Un "avenir proche" doit être estimé en fonction de la complexité de l'opération, de la disponibilité du matériel et du personnel nécessaires au déroulement des opérations de forage, des délais nécessaires pour l'obtention des autorisations administratives et pour satisfaire aux différentes obligations légales.

Par ailleurs, Le SFAS 19, §34, a institué des conditions similaires pour la capitalisation des coûts de forages d'exploration de type stratigraphique.

A ce titre, il est à rappeler que les forages d'exploration stratigraphiques sont généralement effectués dans des propriétés off-shore et ne sont pas destinés à être productifs, même en cas de découverte de réserves d'hydrocarbures. Il est fréquent que de tels forages mettent en évidence des réserves d'hydrocarbures mais dont la classification comme prouvées ne peut être faite que si la construction d'une plate-forme de production est économiquement justifiée, ce qui dépend à son tour de l'existence de réserves minérales additionnelles.

Encore une fois, cette position prise par le conseil du FASB vise à éviter que les coûts de forage d'exploration ne soient différés, tout simplement dans l'espoir d'un événement futur dont l'incidence serait favorable à l'entreprise.

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Section 4. LES COUTS DE DEVELOPPEMENT

Les coûts de développement, désigné sous l'appellation "frais de mise en valeur" par l'ICCA, sont définis par cette dernière comme étant:

"Frais relatifs à l'accès aux réserves prouvées et aux installations d'extraction, de traitement, de collecte et de stockage du pétrole et du gaz naturel. Plus précisément, les frais de mise en valeur, y compris l'amortissement et la portion applicable des coûts d'exploitation du matériel et des installations de soutien et les autres coûts d'activités de mise en valeur, sont les frais engagés :

Cette définition, donnée par la NOC-5 de l'ICCA, est la traduction exacte de la définition donnée par le §21 du SFAS 19 publié en 1977.

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En règle générale les coûts encourus pour le développement d'un réservoir sont immobilisés comme partie du coût amortissable des actifs de l'entreprise, que ce soit sous la méthode des efforts réussis ou la méthode du coût complet. Ce principe est d'ailleurs retenu par le SFAS 19, § 22.

Si les coûts de construction et de mise en place des différentes installations de production, de traitement, de stockage et de conduites ne pose pas de problème comptable particulier, il n'en est pas de même des coûts des forages effectués lors de la phase de développement. En effet, pendant cette phase, la distinction entre les puits de développement et ceux d'exploration n'est pas toujours évidente; une distinction, rappelons-le, qui conditionne le traitement comptable à retenir sous la méthode des efforts réussis.

Sous la méthode du coût complet, cette distinction n'est pas importante puisque tous les coûts de forage qu'ils soient d'exploration ou de développement sont portés à l'actif comme partie du centre de coûts approprié.

Normalement, un seul puits productif ne constitue pas le développement complet d'un réservoir. En effet, bien que n'affectant en rien la quantité des hydrocarbures récupérables en définitive, le nombre des puits de production forés dans un réservoir modifie sensiblement le taux d'extraction des réserves en place et par conséquent la valeur actuelle des cash-flows futurs. C'est ainsi qu'après avoir mis en évidence l'existence de réserves prouvées à travers un forage d'exploration, les activités de forage et de développement continuent jusqu'à ce que les limites du réservoir soient déterminées. Cette détermination ne peut être faite que par des puits secs ou par des puits marginaux sur la périphérie du réservoir.

La question qui se pose à ce niveau, est de savoir si le coût des puits de développement est à immobiliser même en cas de puits secs ?

La NOC-5 semble englober tous les types de puits de développement sans distinction entre ceux ayant conduit à la mise en valeur de réserves prouvés et ceux qui se sont avérés secs. Il

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est clair que si les coûts des forages d'exploration qui n'aurait pas trouvé de réserves prouvées sont à passer en charges alors que les coûts des puits de développement même secs sont à capitaliser, la distinction entre les puits de développement, y compris ceux de type stratigraphique, et les puits d'exploration, y compris ceux de type stratigraphique, devient capitale.

L'ICCA, dans sa note NOC-5, fournit des précisions dans ce sens, en définissant les puits d'exploration, de développement et de type stratigraphique de la même manière que le SFAS 19, §274.

Puits d'exploration. Puits forés en vue de trouver et de produire du pétrole ou du gaz dans une zone non prouvée, de découvrir un réservoir dans un champ reconnu productif de pétrole ou de gaz dans un autre réservoir ou d'étendre les limites d'un réservoir connu. En général, on considère que tout puits autre qu'un puits de développement, de service ou de forage stratigraphique est un puits d'exploration.

Puits de développement. Puits forés dans un réservoir prouvé de pétrole ou de gaz naturel jusqu'à une profondeur reconnue productive.

Puits de service. Puits foré ou implanté en vue de soutenir la production dans un champ existant, par exemple, puits d'injection ou de refoulement.

Forage stratigraphique. Forage visant à obtenir de l'information sur une situation géologique particulière. Ce type de forage, que l'on effectue habituellement sans l'intention de mettre le puits en production, comprend les essais de carottage et tous les types de forages à fonds perdus liés à l'exploration pétrolière et gazière. Les forages stratigraphiques sont dits i) d'«exploration» lorsqu'ils ne sont pas faits en zone prouvée, ou ii) de «développement» lorsqu'ils sont faits dans une zone prouvée. Les forages stratigraphiques de développement sont souvent appelés puits d'évaluation.

Ces définitions, données par la réglementation américaine et reprises par les normes canadiennes, limitent sévèrement les types de puits qui peuvent être considérés comme puits de développement. Par exemple, les puits forés pour définir le périmètre d'un réservoir sont des puits d'exploration. Un puits foré jusqu'à une profondeur non reconnue productive

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auparavant est considéré comme un puits d'exploration même s'il y a une production à partir d'autre profondeur sur la même propriété.

Ainsi, ne sont considérés comme des puits de développement que les forages effectués dans une zone prouvée et à une profondeur d'un horizon stratigraphique reconnue productif, même s'ils s'avèreraient secs. Figure 3 illustre le processus de développement d'une simple structure anticlinale en distinguant les différents types de forages effectués au cours de la phase de développement.

Le traitement comptable, en l'apparence incohérent, des coûts de forages d'exploration secs et des coûts des puits de développement secs est supporté par le conseil du FASB. Ce dernier stipule dans le SFAS 19, §204 à 207, qu'il y a une grande différence entre les puits d'exploration et les puits de développement⁴⁸. En effet, le but d'un puits d'exploration est de rechercher des réserves de pétrole et de gaz naturel. Par conséquent l'existence d'avantages économiques futurs n'est connue qu'après la fin ou l'achèvement des travaux de forage. Par contre, un puits de développement est effectué dans le cadre d'un effort global de construction d'un système de production entier englobant les puits, les équipements et les installations. Son but est d'extraire des réserves d'hydrocarbures déjà découvertes et considérées comme prouvées. L'existence d'avantages économiques futurs est discernable des réserves déjà prouvées au moment du commencement du forage.

Par ailleurs, partant du principe que les puits de développement sont forés dans des zones prouvées, la majorité de ces puits sont couronnés de succès. Les puits de développement secs existent à cause de structures géologiques fissurées, de conditions stratigraphiques inattendues ou encore à cause de problèmes techniques. Ainsi, les puits de développement secs peuvent être assimilés à des coûts normaux de gaspillage dans une opération de construction.

⁴⁸ SFAS 19, §205, "In the Board's judgment, however, there is an important difference between exploratory dry holes and development dry holes. The purpose of an exploratory well is to search for oil and gas. The existence of future benefits is not known until the well is drilled. Future benefits depend on whether reserves are found. A development well, on the other hand, is drilled as part of the effort to build a producing system of wells and related equipment and facilities. Its purpose is to extract previously discovered proved oil and gas reserves. By definition (Appendix C, paragraph 274), a development well is a well drilled within the proved area of a reservoir to a depth known to be productive. The existence of future benefits is discernible from reserves already proved at the time the well is drilled."

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*Prouver un site signifie que les données géologiques et d'ingénierie indiquent avec une certitude raisonnable que le site contient suffisamment de réserves pour justifier (aux prix courants) le forage de puits de développement. Un puits couronné de succès ne prouve normalement que les zones adjacentes uniquement. Cependant, il peut ne pas prouver toutes les zones adjacentes.

D 1 Puits d'exploration de découverte. Il détermine les sites C et E
comme zone prouvée*.

B 4 Puits d'exploration productif foré dans une zone non prouvée.
Supposons que les données obtenues prouvent site A.

G 7 Puits d'exploration sec. Coûts passés en charges. Puits bouché et
abandonné.

⁴⁹ Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R. BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 199

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Un puits de développement est un puits foré dans une zone prouvée d'un réservoir de pétrole ou de gaz naturel, à une profondeur reconnue productive. Il arrive parfois que les opérations de forage soient continuées pour explorer une strate géologique plus profonde mais que l'on n'a pas encore déterminé prouvée. Dans pareil cas, faudra-il considérer le puits comme un puits d'exploration ou un puits de développement ?

Théorique, il est peu raisonnable de traiter le puits foré comme entièrement un puits de développement ou entièrement un puits d'exploration. En effet, la solution retenue par la majorité des entreprises pétrolières⁵⁰ est de considérer le forage effectué comme deux puits distinct où les coûts de forage jusqu'à la formation prouvée sont traités comme des coûts de développement et le coût marginal supporté pour explorer une formation plus profonde pour des réserves additionnelles est traité comme un coût de forage d'exploration.

De même, si une entreprise entre un puits en production pour forer à un horizon plus profond, déterminé par la suite non prouvé, le coût additionnel de cette opération doit être traité comme le coût d'un forage d'exploration.

Une entreprise pétrolière peut entreprendre un forage d'exploration ayant comme cible une formation géologique à 9000 pieds de profondeur. Au cours du forage, l'entreprise peut rencontrer une formation à une profondeur de 6000 pieds renfermant des réserves d'hydrocarbures mais décide comme même d'atteindre la profondeur cible. N'ayant pas trouvé des réserves d'hydrocarbures dans la formation cible à 9000 pieds, l'entreprise décide de boucher le puits au niveau de 6000 pieds et de procéder à la complétion du puits devenu productif à cet horizon. Une telle opération est dite de plug-back.

Encore une fois, il est plus raisonnable de considérer les travaux effectués comme deux forages d'exploration distincts. Le premier étant un puits d'exploration effectué jusqu'à une

⁵⁰ Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R. BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 212

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profondeur de 6000 pieds et ayant conduit à la découverte de réserves d'hydrocarbures exploitables; le deuxième étant constitué des travaux de forage supplémentaire entre la profondeur de 6000 pieds et la formation cible à 9000 pieds.

Sous la méthode des efforts réussis, le coût du premier puits serait immobilisé comme partie des coûts de forage et installations de production alors que le coût du forage supplémentaire serait comptabilisé en charges de l'exercice. Néanmoins, partant du fait que la formation cible était à l'origine celle située à 9000 pieds, certaines entreprises américaines préfèrent passer en charges une partie des coûts de forage de la portion supérieure du puits.

Les opérations de forage constituent un processus complexe, délicat et évolutif au cours duquel des problèmes techniques sont souvent rencontrés. En effet, au cours d'une opération de forage, il est possible de traverser une zone de perte⁵¹ due à une formation fracturée, ou de traverser une formation argileuse résultant parfois en le coincement du matériel de forage. En outre, des conditions géologiques difficiles peuvent occasionner la perte du trépan ou d'autres outils de forage bouchant ainsi le puits foré et nécessitant généralement des travaux d'instrumentation qui peuvent s'avérer infructueux.

Face à de telles difficultés, le programme de forage est souvent rectifié entraînant soit l'abandon du puits foré et le forage d'un autre puits à proximité, soit la réalisation d'un plug-back accompagné d'un side-track tout en ayant comme objectif la même formation cible.

Dans pareils cas, la question qui se pose est de savoir si les coûts de forage du puits abandonné ou de la portion abandonnée du forage sont à comptabiliser en charges de l'exercice ou à porter à l'actif sous la méthode des efforts réussis.

Dans le cas d'un forage de développement, la réponse ne soulève pas de difficulté particulière. En effet, il est logique de traiter de tels coûts exactement de la même manière que les coûts de forage d'un puits de développement sec.

⁵¹ Une zone de perte est caractérisée par la perte de la boue ou d'autre produits utilisés dans les opérations de forage.

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Dans le cadre d'un forage d'exploration de découverte, la pratique comptable est encore une fois divergente. En effet, la plupart des entreprises américaines considèrent le puits abandonné ou la portion abandonné d'un puits comme des travaux d'exploration infructueux et comptabilisent par conséquence les coûts y relatifs en charges de la période. Néanmoins, d'autres entreprises trouvent que de tels travaux, supplémentaires et sans valeur ajoutée certes, constituent une partie d'un seul projet de forage dont le coût doit être porté à l'actif.

Section 5. LES COUTS D'ABANDON ET DE REMISE EN ETAT

L'obligation du retrait d'un actif⁵² est un coût inévitable associé au retrait de tout actif à long terme. Ce coût résulte soit de l'acquisition soit de l'utilisation normale de l'actif. Dans l'industrie extractive des hydrocarbures, cette obligation inclut le démantèlement et l'enlèvement futur des installations et équipements de production ainsi que la remise en état et le rétablissement du site d'exploitation à son état initial de telle manière qu'aucun préjudice ne soit porté, ni à court ni à long terme, à la sécurité des tiers, à l'environnement et aux ressources naturelles.

Avant les années 70, les activités de démantèlement et de rétablissement des sites d'exploitation étaient généralement ignorées dans l'industrie pétrolière et les coûts y relatifs étaient passés en charges au moment où ils sont encourus. Cette situation était probablement due à deux facteurs majeurs. Premièrement, les coûts impliqués étaient beaucoup moins importants que ceux encourus aujourd'hui; puisqu'à cette époque, les entreprises d'exploration et de production pétrolière commençaient à peine de construire des installations de production off-shore. Deuxièmement, la réglementation en matière de protection de l'environnement et, plus particulièrement, de remise en état des sites d'exploitation pétrolière, n'était pas évoluée, ni sur un plan national ni sur un plan international.

⁵² Objet du SFAS 143, "Accounting for Asset Retirement Obligations", Juin 2001

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Durant les années 70, l'industrie pétrolière a connu une évolution technologique croissante, plus particulièrement en matière d'exploitation des gisements marins. De tels gisements nécessitaient la construction de plateformes géantes et des installations de production complexes dont le coût de démantèlement était estimé parfois à plusieurs dizaines de millions de dollars.

C'est à cette époque, et face à la pollution et à la dégradation de certains sites pétroliers, que plusieurs pays ont pris conscience de l'importance d'une législation visant la protection de l'environnement et la conservation des autres ressources naturelles. Les obligations mises à la charge des sociétés pétrolières consistaient essentiellement en le démantèlement des installations de forage, de production et de stockage ainsi que la décontamination et le rétablissement des sites d'exploitation à leurs états initiaux.

En Tunisie, l'article 61 du code des hydrocarbures stipule que "le titulaire d'un permis de recherche ou d'un permis de prospection et/ou d'une concession d'exploitation est tenu de remettre en l'état initial les surfaces rendues et/ou les sites d'exploitation abandonnés de telle manière qu'aucun préjudice ne soit porté à court ni à long terme à la sécurité des tiers, à l'environnement et aux ressources, et ce, conformément à la législation et la réglementation en vigueur."

A ce titre, il est à noter que bien que la question d'abandon des champs pétroliers n'a été clairement abordée que par le code des hydrocarbures, la plupart des conventions particulières en Tunisie mettent à la charge de tout titulaire l'obligation de démanteler et de prendre, à l'expiration de la concession, les installations jugées non nécessaires à la continuation de l'exploitation du gisement. En outre, le décret du premier janvier 1953 sur les mines stipule dans son article 67 qu'en cas de renonciation, déchéance ou expiration, le titulaire "est personnellement responsable pendant cinq ans de tous dommages qui seraient reconnus provenir de l'exploitation de la mine".

5.2. Fondement théorique de la constitution d'une provision pour remise en état

Au début des années 80, l'importance du débat international sur la protection de l'environnement et l'ampleur des coûts impliqués ont conduit les différents organes de normalisation comptable à travers le monde à se soucier des coûts de démantèlement,

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d'enlèvement et de remise en état des sites pétroliers. Néanmoins, ce n'est qu'à la fin des années 80 que les premières publications officielles ont vu le jour. A titre d'exemple, nous citons ci-après les publications les plus pertinentes:

i 1988: SORP 3, "Accounting for Abandonment Costs", publié par le comité comptable de l'industrie pétrolière au Royaume-Uni;

i 1993: EITF 93-5, "Accounting for Environmental Remediation Liabilities", publié par le FASB;

i 1993: SAB 92, "Accounting and Disclosures Relating to Loss Contingencies", publié par la SEC;

i 1998: FRS 12, " Provisions, Contingent Liabilities and Contingent Assets", publié par l'ASB au Royaume-Uni;

i 2000: SORP, "Accounting for Oil and Gas Exploration, Development, Production and Decommissioning Activities", publié par le comité comptable de l'industrie pétrolière au Royaume-Uni;

i 1998: IAS 37, "Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels", publié par l'IASC;

i 2001: SFAS 143, " Accounting for Asset Retirement Obligations", publié par le FASB.

Dans son §54, le cadre conceptuel de la comptabilité financière stipule qu' "un passif est pris en compte dans le bilan lorsqu'il est probable qu'un transfert de ressources économiques résultera du règlement de l'obligation à la charge de l'entreprise, et que le montant de ce règlement peut être mesuré d'une façon fiable".

Ce principe, posé par le cadre conceptuel de l'IASC en 1989, et repris par plusieurs instances réglementaires à travers le monde, a contribué à mettre fin à une pratique divergente en matière de traitement comptable des coûts de remise en état.

En effet, avant la publication du FRS 12 au Royaume-Uni, le SORP 3 recommandait la constitution progressive d'une provision pour coûts d'abandon sur la durée de vie des installations de production concernées. Cette provision serait construite progressivement de

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telle sorte que son montant cumulé serait égal au coût total d'abandon ou moment où lesdites installations cesseraient d'être utilisées.

Aux Etats-Unis, avant la publication du SAB 92 par la SEC, la plupart des entreprises américaines ne constituaient pas de provision pour coûts d'abandon. De tels coûts étaient considérés comme une valeur négative de réalisation des installations de productions et augmentait le montant amortissable de telles installations.

Tout d'abord, il faut signaler que l'IAS 37 emploie le terme "provisions" pour désigner des passifs dont l'échéance ou le montant est incertain. Elle exclut les cas ou ce terme est utilisé dans un contexte d'amortissement, de dépréciation d'actifs ou de créances douteuses.

Le §19 de l'IAS 37 inclut expressément le cas des entreprises pétrolières dans son champ d'application. Ce paragraphe stipule qu'une entreprise doit comptabiliser une provision pour les coûts de démantèlement d'une installation pétrolière dans la mesure où elle est obligée de remédier aux dommages déjà causés. En effet, il s'agit d'une obligation actuelle (juridique), résultant d'un évènement passé (la construction d'installations de forage, de production ou de stockage), dont le règlement nécessitera la sortie de ressources représentatives d'avantages économiques et dont le montant peut être estimé de manière fiable selon les normes de l'industrie.

En outre, l'exemple 3 de l'annexe C de cette même norme stipule que l'obligation d'enlèvement d'une plate-forme de production et la réhabilitation du fond de la mer dans le

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cadre d'une exploitation pétrolière off-shore doit donner lieu à la constitution d'une provision conformément aux dispositions de l'IAS 37.

5.3. Coûts nécessitant la constitution d'une provision pour remise en état

L'IAS 37, §19 stipule que "seules les obligations qui résultent d'événements passés existant indépendamment d'actions futures de l'entreprise (i.e. de la conduite future de son activité) sont comptabilisées comme des provisions". En outre, le §10 explique qu'un fait générateur d'obligation est un événement qui crée une obligation juridique ou implicite qui ne laisse pas à l'entreprise d'autre solution réaliste que de régler cette obligation.

Par conséquent, à la fin d'une période comptable, les coûts nécessitant la constitution d'une provision sont ceux relatifs au démantèlement et à l'enlèvement des installations déjà existantes ainsi que ceux nécessaires pour remédier à la pollution et au préjudice causés à l'environnement par l'exploitation passée du gisement.

A titre d'exemple, l'obturation des puits de production constitue une obligation dont le fait générateur est constitué par les opérations de forage de tels puits. Cette obligation est indépendante de la production future des réserves minérales et dont le coût doit être provisionné au fur et à mesure de l'avancement des activités de forage.

De même, l'IAS 37, § 21, précise que dans certains cas, le fait d'avoir causé des dommages à l'environnement ne devient un fait générateur d'obligation, et par conséquent nécessitant la constitution d'une provision, que dès lors qu'une nouvelle loi vient imposer de remédier à de tels dommages ou que l'entreprise accepte publiquement la responsabilité d'y remédier, créant ainsi une obligation implicite.

L'exemple 3 de l'annexe C de la même norme précise que les coûts d'enlèvement et de réhabilitation nécessaires pour remédier aux dommages⁵³ qui seront causés par l'extraction future du pétrole ne doivent pas faire l'objet d'une provision. Une telle provision doit être

⁵³ Telle que la contamination du site d'exploitation par des produits chimiques résultant de l'extraction des réserves minérales.

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prise en compte au moment où les activités de production sont conduites et l'obligation de réhabilitation prend naissance.

Le §36 de l'IAS 37 stipule que le montant comptabilisé en provision doit être la meilleure estimation de la dépense nécessaire au règlement de l'obligation actuelle à la date de clôture.

Le §37 ajoute que "la meilleure estimation de la dépense imposée par le règlement de l'obligation actuelle est le montant que l'entreprise devrait rationnellement payer pour régler son obligation à la date de clôture ou pour la transférer à un tiers à cette même date". A ce titre, il est à noter que cette définition est reprise par le SFAS 143, §3, qui emploi le terme "juste valeur" pour désigner une telle estimation.

Toutefois, à cause de l'impossibilité de transférer ou d'éteindre de telles obligations à la date de clôture ainsi que de l'absence d'un marché actif pour ce type de transactions dans l'industrie pétrolière, la détermination du montant de la provision est déterminé comme suit:

L'IAS 37, §38, requiert que les dépenses futures de démantèlement, de décontamination et de réhabilitation du site d'exploitation soient estimées à partir du jugement de la direction de l'entreprise, complétées par l'expérience de transactions similaires et par des rapports d'experts indépendants. Les indications à prendre en compte incluent toute indication complémentaire fournie par des événements postérieurs à la date de clôture.

A ce titre, le §48 de l'IAS 37 explique que les événements futurs pouvant avoir un effet sur le montant nécessaire à l'extinction d'une obligation doivent être traduits dans le montant de la provision lorsqu'il existe des indications objectives suffisantes indiquant que ces événements se produiront. Ainsi, une entreprise peut penser, par exemple, que le coût de décontamination d'un site à la fin de sa durée d'utilisation sera diminué par des progrès technologiques futurs. Le montant comptabilisé reflète une attente raisonnable d'observateurs objectifs et techniquement qualifiés, prenant en compte tous les indices dont ils disposent quant à l'état de la technologie au moment de la décontamination. Il convient donc d'inclure, par exemple, les

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réductions de coûts attendues du fait d'une plus grande expérience de l'application d'une technologie existante ou le coût attendu de l'application d'une technologie existante à une opération de décontamination plus importante ou plus complexe que celles effectuées précédemment. Toutefois, une entreprise n'anticipe pas la mise au point d'une technologie entièrement nouvelle de décontamination sauf si elle s'appuie sur des indications objectives suffisantes.

De même, le § 50 ajoute que l'effet d'une nouvelle législation possible est pris en compte dans l'évaluation d'une obligation existante lorsque des indices objectifs suffisants existent qu'une promulgation de cette législation est quasiment certaine. La diversité des circonstances se produisant en pratique fait qu'il est impossible de préciser un événement unique qui donnera des indications objectives suffisantes dans chaque cas. Les indications devront indiquer à la fois ce que la législation imposera et s'il est (ou non) quasiment certain qu'elle sera promulguée et mise en oeuvre en temps voulu.

Le § 52 précise, en outre, que les profits résultant de la sortie attendue d'actifs, tels que la valeur de réalisation nette des installations pétrolières, ne sont pas pris en compte dans l'évaluation de la provision même si la sortie attendue est étroitement liée à l'événement ayant donné lieu à la provision.

Le §59 de l'IAS 37 stipule que les provisions doivent être revues à chaque date de clôture et ajustées pour refléter la meilleure estimation à cette date. Si une sortie de ressources représentatives d'avantages économiques nécessaires pour régler l'obligation n'est plus probable, la provision doit être reprise.

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En outre, le §60 précise que lorsque les provisions sont actualisées, la valeur comptable d'une provision augmente à chaque exercice pour refléter l'écoulement du temps. Dans pareil cas, cette augmentation est comptabilisée en charges financières de l'exercice.

L'IAS 37 ne précise pas si le montant de la provision constituée pour refléter le passif futur, résultant de l'obligation de démantèlement, d'abandon et de réhabilitation d'un site d'exploitation pétrolière, doit être traité comme faisant partie du coût des installations concernées. En effet, elle précise dans son §8 que "lorsqu'une provision est constituée, la présente Norme n'interdit pas l'incorporation de dépenses dans le coût d'un actif, mais elle ne l'impose pas non plus". Cette position a vraisemblablement était prise du fait que l'IAS 37 couvre plusieurs types de provisions dont certains ne justifieraient pas la capitalisation de tels coûts.

Par ailleurs, le §61 du cadre conceptuel de la comptabilité financière en Tunisie dispose que "les charges sont prises en compte lorsqu'une diminution d'avantages économique futurs, liée à la diminution d'un actif où à l'augmentation d'un passif, s'est produite et qu'elle peut être mesurée de façon fiable". Une interprétation simpliste de ce paragraphe impliquerait que les coûts futurs relatifs au démantèlement, à l'abandon et à la réhabilitation d'un site d'exploitation pétrolière doivent être passé en charges au moment où l'obligation de remise en état du site est née; c'est-à-dire au moment où les installations concernées sont construites.

Cependant, une analyse plus fine de l'obligation d'abandon et de réhabilitation nous conduirait à conclure qu'une telle obligation est nécessairement prise par chaque société pétrolière pour pouvoir construire ses installations et pouvoir extraire les réserves minérales en place. Par conséquent, on peut conclure que les coûts d'abandon et de remise en état sont nécessaires pour mettre en état de marche les installations de production, de stockage et de forage en vue de leur utilisation prévue. Par conséquent, ils doivent être inclus dans le coût d'entrée des immobilisations.

C'est cette interprétation qui semble l'emporter puisque dans l'exemple 3 de son annexe C, l'IAS 37 conclue que les coûts d'enlèvement d'une plate-forme d'exploitation pétrolière

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offshore doivent faire l'objet d'une provision dont le montant serait inclus dans le coût de cette plate-forme. Le SFAS 143 semble retenir le même principe dans son §11.

Deuxième partie: Amortissement des Coûts de Recherche et de Développement Portés à l'Actif

Au sens comptable du terme, l'amortissement est la répartition du coût d'origine d'un bien dans le but de le déduire du résultat pendant sa durée d'utilisation estimée⁵⁴.

M. A. YAICH précise, à ce propos, que l'amortissement doit être considéré comme une technique de répartition du coût dans le but de mesurer le résultat et non comme un système destiné à traduire la variation de la valeur des biens ni à mesurer la valeur actuelle des éléments amortissables⁵⁵.

Ainsi défini, l'amortissement vise à constater, bien que de façon arbitraire et nécessairement non exacte, la diminution de la capacité d'un actif de générer des avantages économiques futurs. Cette constatation doit être effectuée dans le meilleur respect des principes comptables de base, en l'occurrence la convention de rattachement des charges aux produits, corollaire de l'autonomie des exercices.

Le choix d'un mode d'amortissement constitue une composante essentielle de la politique comptable d'une entreprise, impacte directement ses résultats comptables et peut affecter sensiblement la fiabilité de ses états financiers. Pour effectuer un tel choix, une entreprise pétrolière doit tenir compte des spécificités de son secteur d'activité, de la nature de ses actifs et doit respecter une certaine cohérence avec les règles comptables adoptées pour la prise en compte des coûts encourus.

Consacrée à l'amortissement des coûts de recherche et de développement portés à l'actif, la présente partie est divisée en deux chapitres. Le premier chapitre sera réservé à l'étude des différentes méthodes d'amortissement à travers leurs fondements, avantages, inconvénients ainsi que leur applicabilité aux différents coûts de recherche et de développement des hydrocarbures. Le deuxième chapitre traitera de la méthode de l'amortissement selon l'unité de production par l'analyse des difficultés de sa mise en application dans le cadre de l'industrie extractive des hydrocarbures.

⁵⁴ Abderraouf YAICH, Préparation et présentation des états financiers, Editions Raouf YAICH, 2000, p.135.

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A mesure que les avantages économiques représentatifs d'un actif sont consommés par l'entreprise, la valeur comptable de l'actif est réduite pour refléter cette consommation, généralement en constatant une dotation aux amortissements. Cette dotation est constituée même si la valeur de l'actif est supérieure à sa valeur comptable.

Dans l'industrie pétrolière, les modes d'amortissement les plus répandus sont au nombre de deux ; l'amortissement linéaire et l'amortissement variable selon l'unité de production.

Dans ce chapitre, nous nous intéresserons, dans un premier temps, au fondement théorique du concept d'amortissement; ensuite, nous étudierons les deux modes d'amortissement précitées à travers une analyse théorique de leurs avantages et inconvénients; et enfin, nous essayerons de conclure sur le choix de la méthode comptable appropriée en fonction des différents coûts concernés.

Section 1. FONDEMENT THEORIQUE DE L'AMORTISSEMENT

La nécessité d'amortir les biens dont la valeur diminue du fait de la détention, de l'obsolescence ou de l'usage découle des dispositions du cadre conceptuel de la comptabilité financière.

En Tunisie, le § 61 du cadre conceptuel de la comptabilité financière dispose que "les charges sont prises en compte, lorsqu'une diminution d'avantages économiques futurs, liés à la

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diminution d'un actif ou à l'augmentation d'un passif, s'est produite et qu'elle peut être mesurée de façon fiable".

Par ailleurs, le § 43 précise que la convention de rattachement des charges aux produits "consiste à établir une correspondance, directe ou indirecte, entre les produits et les charges de l'entreprise. Lorsque des revenus sont comptabilisés au cours d'un exercice, toutes les charges ayant concouru à la réalisation de ces revenus doivent être déterminées et rattachées à ce même exercice".

L'application combinée de ces dispositions, conduirait toute entreprise d'exploration - production pétrolière à établir une correspondance directe ou indirecte⁵⁶ entre ses coûts de recherche, de développement et de production, d'une part, et sa production d'hydrocarbures, base de ses cash-flows, d'autre part.

Cette correspondance ne peut vraisemblablement être établie qu'à travers une répartition systématique de l'ensemble des coûts portés à l'actif selon une base logique et rationnelle traduisant au mieux la consommation par l'entreprise de ses réserves minérales. Dans ce contexte, l'IASC a le mérite de préciser avec clarté la notion d'amortissement au niveau du §96 de son cadre conceptuel qui dispose:

"Lorsque des avantages économiques sont attendus sur plusieurs exercice, et que l'association avec les produits ne peut être déterminée que de façon vague ou indirecte les charges sont comptabilisées dans le compte de résultat sur la base de procédures de répartition systématiques et rationnelles. Ce procédé est souvent nécessaire pour comptabiliser des charges associées à l'utilisation d'actifs tels que les immobilisations corporelles, le goodwill, les brevets et les marques; dans de tels cas, la charge est appelée amortissement. Ces procédures de répartition ont pour but de comptabiliser les charges dans les exercices où les avantages économiques associés à ces éléments sont consommés ou disparaissent."

⁵⁶ Pour le rattachement des charges aux produits, le cadre conceptuel tunisien parle d'une correspondance directe ou indirecte entre les produits et les charges de l'entreprise. Par contre, l'IASC stipule dans son cadre conceptuel, § 95, que "les charges sont comptabilisées ... sur la base d'une association directe entre les coûts encourus et l'obtention d'éléments spécifiques de produits."

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De telles précisions n'existe pas au niveau du cadre conceptuel tunisien. Elles sont fournies uniquement par les normes comptables NC 05 et NC 06; deux normes, rappelons-le, non applicables aux activités de recherche et de développement des hydrocarbures.

Bien que non applicable aux biens sujets à épuisement détenus par les entreprises d'extraction, les normes comptables tunisiennes traitant des immobilisations corporelles et incorporelles fournissent certaines directives et définitions qui sont acceptées dans l'industrie pétrolière.

Aux termes de la NC 05, §06, le montant amortissable d'une immobilisation corporelle est "son coût historique ou un autre montant qui lui a été substitué dans les états financiers,

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diminué de la valeur résiduelle éventuelle". Ce même paragraphe ajoute que "la valeur résiduelle est le montant net qu'une entreprise compte obtenir en échange d'un bien à la fin de sa durée d'utilisation après déduction des coûts de cession prévus".

Par conséquent, les coûts, étudiés dans la première partie du présent mémoire, encourus pour l'acquisition, la recherche et le développement de réserves d'hydrocarbures et dont la totalité ou une partie a été portée à l'actif constituent le montant amortissable. Il s'agit notamment:

Outre ces coûts, l'IAS 37, Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels, requiert la prise en compte d'un passif pour certains coûts futurs de démantèlement et de remise en état qui sont encourus comme conséquence des activités de forage et de développement. Ces coûts, lorsqu'ils sont constatés par l'inscription d'un actif au niveau du bilan, doivent, à notre avis, faire partie du montant amortissable du centre de coûts sujet à amortissement.

A ce titre, il est à noter que la notion de montant amortissable ne pose pas de problèmes particuliers sous la méthode de l'amortissement linéaire. Par contre, elle semble trouver ses limites lorsque la méthode de l'amortissement selon l'unité de production est adoptée. En effet, une meilleure application de la convention de rattachement des charges aux produits peut conduire à l'amortissement de certains coûts futurs en fonction de l'épuisement des réserves mises en évidence. Il s'agit notamment des coûts de développement futurs et dans certains cas ceux relatifs à une activité d'exploration future.

L'appréciation de la durée d'utilisation d'une immobilisation amortissable est une affaire de jugement généralement fondée sur l'expérience de l'entreprise avec des biens semblables. Les avantages économiques représentatifs d'une immobilisation corporelle sont consommés par

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l'entreprise principalement à travers l'utilisation de cet actif. Toutefois, d'autres facteurs, tels que l'obsolescence technique et l'usure d'un actif alors qu'il reste inutilisé, conduisent souvent à la diminution des avantages économiques auxquels on aurait pu s'attendre à disposer grâce à cet actif. En conséquence, l'ensemble des facteurs suivants doit être pris en considération pour déterminer la durée d'utilité d'un actif (IAS 16, §43):

Par ailleurs, la norme comptable NC 05 définit la période d'amortissement comme étant la durée d'utilisation estimée de l'immobilisation. Elle est:

- soit la période pendant laquelle l'entreprise compte utiliser une immobilisation amortissable;

- soit la période correspondant au nombre d'unités de production (ou l'équivalent) que l'entreprise compte obtenir par la mise en oeuvre de l'immobilisation amortissable.

Si la notion de période d'amortissement ne pose pas de difficultés particulières dans le cadre de l'amortissement linéaire, il n'en est pas de même lorsque la méthode de l'amortissement selon l'unité de production est utilisée. Comme nous le verrons au niveau du deuxième chapitre de la présente partie, la détermination du "nombre d'unités de production", c'est à dire les réserves d'hydrocarbures en fonction desquelles le montant amortissable est amorti,

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peut s'avérer délicate et dépend en grande partie de la nature et des caractéristiques techniques de certaines installations pétrolières.

Section 2. L'AMORTISSEMENT LINEAIRE

Dans l'industrie pétrolière, la méthode de l'amortissement linéaire est rarement utilisée pour amortir des coûts ayant une relation directe avec la recherche, la découverte et le développement de réserves d'hydrocarbures. Par contre, sur un plan fiscal, cette méthode constitue le mode normal d'amortissement dans plusieurs pays, tel que la Tunisie.

Dans la présente section, nous procèderons à une présentation de la méthode d'amortissement linéaire avant d'étudier ses avantages et inconvénients.

L'amortissement linéaire ou constant est défini comme étant la répartition de manière égale du montant amortissable d'un actif sur sa durée d'utilisation estimée. Le taux d'amortissement linéaire, exprimé en pourcentage, s'entend du chiffre obtenu en divisant le nombre 100 par le nombre d'années de la durée d'utilisation estimée du bien⁵⁷.

Sous ce mode d'amortissement, le montant amortissable est égal à la valeur de l'ensemble des coûts de recherche, d'évaluation et de développement portés à l'actif diminuée de toute valeur résiduelle. La période d'amortissement dépend, par contre, de la nature des actifs à amortir, de leur utilisation prévue ainsi que de leur durée de vie. A tire d'exemples, les choix suivants peuvent être retenus par une entreprise pétrolière adoptant la méthode de l'amortissement linéaire:

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i Les actifs dont la durée de vie est inférieure à la durée de vie des réserves récupérables peuvent généralement être amortis sur leur durée de vie propre d'utilisation, et ce, qu'ils soient dissociables ou non du champ. C'est le cas, par exemple, des groupes électrogènes, des pompes ESP, des vannes de sécurité, des flowlines ...etc.

i Les actifs dont les durées de vies sont supérieure à la durée de vie du champ exploité et dont l'utilisation peut se prolonger pour l'exploitation d'autres champs sont amortis sur leurs durées de vies d'utilisation. C'est particulièrement le cas des barges flottantes de production et de stockage (PFSO), des équipements d'habitation et de campement, des bâtiments démontables ...etc.

Comparée à d'autres méthodes, la méthode de l'amortissement linéaire est considérée comme la plus simple. Sa mise en application ne présente pas de difficultés particulières et ne nécessite pas des calculs, parfois complexes, comme c'est le cas sous la méthode de l'amortissement selon l'unité de production.

De même, l'utilisation de la méthode linéaire est plus simple à mettre en place lorsqu'il s'agit d'immobilisations dont l'exploitation bénéficie à plusieurs champs productifs. C'est le cas, par exemple, des séparateurs de pétrole ou des bacs de stockage qui peuvent recevoir la production de plusieurs champs adjacents.

Par ailleurs, lorsque la production annuelle attendue est relativement stable, l'utilisation de la méthode linéaire conduit généralement à une répartition homogène du montant amortissable en fonction de l'épuisement des réserves récupérables. A ce propos, certains auteurs⁵⁸, recommandent de retenir uniquement la période durant laquelle une prépondérance de ces réserves, 80% par exemple, est prévue à être produite. Cette méthode permet d'éviter une charge d'amortissement élevée par unité de production, et ce, durant les quelques dernières années de la vie du champ qui accusent généralement une production en déclin.

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Le §26 de la NC 05 stipule que "la méthode d'amortissement utilisée doit refléter la manière dont les avantages futurs liés à l'actif sont consommés par l'entreprise". A ce titre, la NC 06, §22, précise que la méthode d'amortissement doit être revue périodiquement lorsque le rythme de consommation des avantages économiques générés est modifié de façon significative.

Dans ce contexte, la méthode de l'amortissement linéaire peut être considérée comme une violation de la convention de rattachement des charges aux produits. En effet, alors que la production des réserves d'hydrocarbures est souvent variable d'année en année, la méthode linéaire dégage une charge annuelle d'amortissement constante. Par conséquent, elle ne reflète pas la manière dont les réserves minérales, source d'avantages économiques pour toute entreprise d'exploration - production pétrolière, sont consommées.

En outre, la production annuelle des hydrocarbures affiche normalement une courbe décroissante en fonction du vieillissement du champ exploité. Par conséquent, l'utilisation de la méthode linéaire aboutit généralement à une distorsion de la profitabilité des opérations de production en affichant un bénéfice par unité produite beaucoup plus important durant les premières années d'exploitation que durant les années subséquentes.

De même, les coûts de productions par unité produite sont généralement plus élevés au cours des dernières années d'exploitation. En effet, outre les charges fixes de structure, les réserves minérales sont normalement plus difficiles à extraire et les frais d'entretien ont tendance à augmenter avec le vieillissement des installations de production. Combinée avec une production en déclin, l'utilisation de l'amortissement linéaire peut conduire à la prise en compte d'une réduction de valeur des coûts portés à l'actif durant les dernières années d'exploitation. Ceci et dû au fait que, durant cette période, la valeur comptable nette des coûts capitalisés peut être supérieure à la valeur récupérable des réserves minérales non encore extraites du gisement. En substance, une telle dépréciation est due, en partie, à la sous-évaluation de la charge d'amortissement au cours des premières années d'exploitation du gisement en question.

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Section 3. L'AMORTISSEMENT SELON L'UNITE DE PRODUCTION

Dans l'industrie pétrolière, l'amortissement selon l'unité de production constitue le mode le plus répandu à travers le monde. Ce mode a été adoptée par la plupart des organismes de réglementation comptable tels que la SEC aux Etats-Unis et l'ASB au Royaume-Uni.

La méthode de l'amortissement selon l'unité de production fera l'objet de la présente section à travers une présentation de son principe de base ainsi que de ses avantages et inconvénients.

L'amortissement selon l'unité de production est un amortissement variable défini par la NC 05 comme étant un amortissement "basé sur la production par référence à l'emploi du bien, qui conduit à une charge proportionnelle à l'utilisation du bien".

Ainsi définie, cette méthode d'amortissement consiste à répartir d'une manière systématique les coûts de recherche et de développement portés à l'actif en fonction de l'épuisement des réserves minérales détenues par l'entreprise. Cette répartition est faite de telle sorte qu'une même charge d'amortissement est allouée à chaque unité produite.

La détermination de la charge d'amortissement d'une période donnée peut s'effectuer selon la formule suivante:

En pratique, la mise en application de cette formule appelle de notre part les précisions suivantes relatives à la détermination du montant amortissable et à l'identification des réserves en place en début de période.

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Dans l'industrie pétrolière, le montant amortissable utilisé pour l'application de la méthode de l'amortissement selon l'unité de production est généralement différent du montant amortissable tel que défini par la NC 05. En effet, ce dernier est normalement diminué de tout amortissement cumulé et de toute réduction de valeur comptabilisée. En outre, et afin d'assurer un meilleur rattachement des charges aux produits, le montant amortissable peut être ajusté pour inclure certains coûts relatifs à une activité future de développement, d'évaluation ou d'exploration.

Pour éviter toute confusion, nous utiliserons dans ce qui suit les termes "base amortissable" ou "coûts amortissables" pour désigner l'ensemble des coûts pris en compte pour le calcul de la dotation aux amortissements sous la méthode de l'amortissement selon l'unité de production.

Les réserves en début de période correspondent au nombre d'unités de production (ou l'équivalent) détenues en début d'une période comptable et qui peuvent être attribuées aux coûts sujets à amortissement. Ceci implique que les réserves en fonction desquelles un actif est amorti sont celles qui pourraient être produites par la mise en oeuvre de ce même actif.

L'établissement d'une correspondance, qu'elle soit directe ou indirecte, dépend, par conséquent, de la méthode comptable adoptée pour la prise en compte des différents coûts de recherche et de développement ainsi que de la taille du centre de coûts utilisé.

Par exemple, sous la méthode des efforts réussis, méthode dont le principe de base repose sur l'établissement d'une correspondance directe entre les coûts capitalisés et les réserves découvertes, les coûts de forage d'un puits de développement sont théoriquement amortis sur la base des réserves récupérables à travers ce même puits.

Cependant, les difficultés pratiques de mise en application rendent souvent nécessaire une certaine agrégation. En effet, sous la méthode des efforts réussis, les coûts de développement sont généralement regroupés par centre de coûts, en l'occurrence une propriété minière ou un champ productif, et sont amortis en fonction de l'épuisement des réserves récupérables dans

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ce même centre de coûts. De même, il est parfois nécessaire de regrouper plusieurs centres de coûts pour les besoins de l'amortissement de certaines installations spécifiques telles que des bacs de stockage regroupant la production de plusieurs propriétés ou champs productifs adjacents.

Sous la méthode du coût complet, le principe de base suppose que tous les coûts encourus dans un centre de coûts font partie intégrante du coût de l'ensemble des réserves découvertes ou qui pourraient être découvertes dans ce même centre de coûts. Ainsi, les coûts de recherche et de développement portés à l'actif sont agrégés et amortis en fonction de l'épuisement de l'ensemble des réserves récupérables dans un même centre de coûts.

Par ailleurs, il est à noter que la mise en application de la méthode de l'amortissement selon l'unité de production présente plusieurs autres difficultés que nous proposons d'étudier au niveau du deuxième chapitre de la présente partie.

Théoriquement, la méthode de l'amortissement selon l'unité de production semble être la plus cohérente avec les dispositions de la NC 05. Cette dernière stipule que "la méthode d'amortissement utilisée doit refléter la manière dont les avantages futurs liés à l'actif sont consommés par l'entreprise".

Ainsi, la méthode de l'amortissement selon l'unité de production reflète au mieux la manière dont les avantages futurs, représentés par les réserves minérales en place, liés à un actif, en l'occurrence les coûts de recherche et de développement capitalisés, sont consommés par l'entreprise.

En outre, basée sur le rattachement d'une charge constante d'amortissement à chaque unité produite, la méthode de l'amortissement selon l'unité de production permet une meilleure mesure de la performance de l'entreprise. A ce titre, le cadre conceptuel de la comptabilité financière, §80, précise que l'état de résultat doit refléter "la performance financière et la rentabilité de l'entreprise".

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Outre le fait qu'elle a donné naissance à plusieurs variantes dans son application, la méthode de l'amortissement selon l'unité de production présente certains inconvénients dont nous étudierons ci-après les plus importants.

Tout d'abord, l'estimation des réserves récupérables d'hydrocarbures, base d'amortissement des coûts portés à l'actif, fait généralement l'objet de révisions périodiques et continuelles en fonction du changement des données géologiques et géophysiques.

Lorsqu'elles sont fréquentes et d'une certaine ampleur, de telles révisions affectent directement le plan d'amortissement initial et peuvent modifier sensiblement la charge d'amortissement par unité produite d'année en année. Une pareille situation fait perdre à cette méthode toute sa pertinence et sa cohérence avec les dispositions du cadre conceptuel de la comptabilité financière.

Par ailleurs, le concept de base de la méthode de l'amortissement selon l'unité de production requiert que chaque actif soit amorti au fur et à mesure que les réserves d'hydrocarbures récupérables à partir de sa mise en oeuvre sont produites. Dans le cas où les durées de vies de certains actifs sont inférieures à la durée de vie du champ, cette règle nécessiterait l'estimation des réserves en place au moment de la mise en service de chaque actif ainsi que l'estimation des réserves récupérables tout au long de sa durée de vie. Un tel suivi individualisé par actif rend la mise en application de cette méthode souvent trop difficile.

Un autre problème se pose lorsque la méthode de l'amortissement variable est adoptée, c'est celui de l'amortissement des installations dont la durée de vie dépasse largement la durée de vie du champ exploité. Ces installations sont généralement destinées à être utilisées, d'une manière consécutive, pour l'exploitation de plusieurs champs pétroliers. En outre, de telles installations peuvent servir, en même temps, à l'exploitation de plusieurs champs productifs n'appartenant pas à la même entreprise. Dans pareil cas la détermination de la période d'amortissement en terme d'unités de production est pratiquement impossible. C'est le cas, par exemple, des bacs de stockage, des équipements de séparation, des équipements de traitement et des réseaux de collecte qui peuvent regrouper la production de plusieurs champs adjacents.

Les Méthodes d'Amortissement des Coûts de Recherche et de Développement Portés à l'Actif

Section 4. LE CHOIX D'UNE METHODE D'AMORTISSEMENT

Dans son étude sur les industries extractives, l'IASC semble préférer la méthode de l'amortissement variable à la méthode de l'amortissement linéaire⁵⁹. En ce sens, l'IASC précise que la méthode de l'amortissement selon l'unité de production doit être appliquée chaque fois qu'il est possible d'attribuer des réserves commerciales à un coût capitalisé, avec néanmoins les deux exceptions suivantes:

Malgré ces propositions, l'IASC n'a pas fourni de précisions détaillées quant aux modalités pratiques d'application de cette méthode d'amortissement. Il s'agit, par exemple, du calcul de la dotation aux amortissements:

- des actifs, autres que les constructions, qui sont mises en service au cours d'une

A notre avis, le choix d'une méthode d'amortissement est, avant tout, une affaire de jugement qui doit être prise en fonction de plusieurs paramètres. Les plus importants concernent:

i sa nature (dissociable / non dissociable du champ, tangible / intangible, récupérable / non récupérable ... etc.);

⁵⁹ IASC, "Extractive Industries Issues Paper", 2001, Basic Issue 7.1, p.143.

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i les conditions prévues de son exploitation (exploitation de plusieurs champs, champs appartenants à différentes entreprises, actif prévu à être déplacé ... etc.);

i et surtout, la nature de la relation qui existe entre les réserves détenues et l'utilisation prévue de l'actif.

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Dans l'industrie pétrolière, la méthode de l'amortissement selon l'unité de production a connu plusieurs versions et a fait l'objet d'une application irrégulière, aussi bien dans le temps que dans l'espace.

La multitude des versions qui existent aujourd'hui est essentiellement due à un manque de consensus national et international sur la définition des différents paramètres d'application de cette méthode. Il s'agit, notamment, de la définition des différentes catégories de réserves (réserves prouvées, probables et possibles), de la détermination des réserves en fonction desquelles les coûts capitalisés sont amortis ainsi que de l'identification des coûts sujets à amortissement.

Ainsi, le présent chapitre sera consacré à l'analyse des modalités d'application de la méthode de l'amortissement selon l'unité de production et à la revue des différentes options adoptées, à ce propos, par les organismes réglementaires au Etats-Unis.

Section 1. LES DIFFERENTES CATEGORIES DE RESERVES

En 1970, les réserves de pétrole, publiées par les compagnies pétrolières, permettaient de couvrir 30 ans de consommation, laquelle était de l'ordre de 2,4 milliards de tonnes par an. Ces réserves se montaient donc à environ 72 milliards de tonnes de pétrole cette année-là.

En 2000, après avoir consommé du pétrole pendant 30 ans, pour environ 90 milliards de tonnes, soit plus que les réserves connues en 1970, nous disposions de 140 milliards de tonnes environ de réserves, sans compter ce que l'on appelle les réserves de pétrole "non

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conventionnel" qui viennent s'y rajouter, et dont l'estimation du potentiel est tout sauf simple⁶⁰.

Comment avons nous pu avoir cet apparent miracle, qui est que les réserves ont pu ainsi croître et multiplier au fur et à mesure que nous les consommons, alors que la Terre est finie ? Toute la réponse à cette énigme apparente tient dans la définition des réserves, qui n'est pas une notion purement physique, mais une notion physico technico-économique, voire politique.

Les ressources mondiales en hydrocarbures sont constituées des quantités de pétrole ou de gaz naturel qui existent ou qui existaient physiquement sous la surface de la Terre. Ces ressources englobent les quantités de pétrole et de gaz naturel déjà découvertes ainsi que celles non encore découvertes. En 1995, ces ressources ont été estimées à neuf trillions de barils⁶¹.

Contrairement à une idée répandue, les ressources naturelles en hydrocarbures ne sont pas toutes récupérables. En effet, les ressources naturelles découvertes peuvent être scindées en deux catégories; les ressources récupérables et les ressources non récupérables. Les quantités de ressources récupérables sont évolutives et dépendent de facteurs techniques, physiques et économiques.

Les techniques de forages développés au cours des dernières années permettent actuellement d'atteindre et d'extraire des ressources naturelles considérées auparavant comme inexploitables. De même, au cours des trois dernières décennies, les techniques de récupération améliorées ont considérablement progressé faisant accroître le taux de récupération des ressources naturelles en place. Il est actuellement possible d'injecter de l'eau, de la vapeur ou du gaz sous pression dans une poche pour favoriser la récupération d'une fraction plus importante du pétrole qui s'y trouve. Le taux de récupération du pétrole peut

⁶⁰ Les réserves non conventionnelles correspondent aux schistes bitumineux, aux sables asphaltiques et aux pétroles extra lourds.

⁶¹ John L. Kennedy, "Oil and Gas Markets, Companies, and Technology in the 1990's and Beyond", article paru dans le Journal of Petroleum Technology, août 1995.

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énormément varier d'un champ à un autre, avec une médiane qui se situe aux alentours de 35% pour les hydrocarbures liquides et 70% pour le gaz naturel⁶².

Bien évidemment, il y a une limite à la réévaluation qui découle des progrès techniques, car les taux de récupération ne sont pas seulement fonction des méthodes employées mais aussi, et surtout, disent les géologues, des caractéristiques physiques du réservoir. Ces caractéristiques incluent l'emplacement du réservoir, son épaisseur, sa porosité, sa profondeur, sa géométrie, sa température, sa pression ainsi que la viscosité du pétrole qui y est enfermé.

Cependant, les ressources en hydrocarbures dont l'extraction est techniquement possible ne sont pas toutes économiquement ou commercialement récupérables. La récupération commerciale dépend, non seulement des ressources en place, mais aussi des prix de vente et du coût marginal de développement, de production, de transport et de vente des ressources extraites. Généralement, un tel coût a tendance à augmenter au fur et à mesure que les ressources découvertes sont épuisées. Il s'en suit que l'estimation des quantités des ressources

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commercialement récupérables est beaucoup plus complexe que l'estimation des ressources en place, techniquement récupérables.

Par exemple, si le prix de vente du pétrole est de 20 dollars le baril, il est insensé de chercher à extraire du pétrole avec un coût d'extraction de 25 dollars le baril, même si les quantités qui pourraient être extraites sont potentiellement très importantes. Par contre, si le prix de vente du baril passe à 40 dollars, les ressources dont le coût d'extraction est de 25 dollars le baril deviennent commercialement récupérables et sont prise en compte parmi les réserves, pour la fraction techniquement récupérable uniquement.

Ainsi, les réserves d'hydrocarbures peuvent être définies comme étant les quantités de pétrole qui sont prévues à être commercialement récupérables à partir d'accumulations connues et à partir d'une date donnée⁶³.

Le schéma suivant résume les différentes catégories de ressources en pétrole et en gaz naturel telles que proposées par "The Society of Petroleum Evaluation Engineers" en décembre 1998.

⁶³ SPE & WPC, «Quantities of petroleum which are anticipated to be commercially recovered from known accumulations from a given date forward ...», Mars 1997.

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Actuellement, il n'existe pas de consensus international, ni même national, sur la classification et la définition des différentes catégories de réserves⁶⁴. Ce désaccord est essentiellement dû à la diversité des techniques d'estimation (analogie, volumétrie, courbes de performance), des approches d'estimation (déterministe, probabiliste) ainsi qu'à la subjectivité de l'estimation de certains facteurs qui impactent directement les quantités de ressources récupérables, à savoir, coûts futurs de développement, d'exploitation, d'abandon, prix de vente futurs ...etc.

Les experts retiennent généralement trois catégories de réserves, les réserves prouvées, les réserves probables et les réserves possibles. En 1997, le WPC (World Petroleum Congress) et la SPE (Society of Petroleum Engineers) ont conjugué leurs efforts dans un projet commun visant à définir les différentes catégories de réserves dans l'industrie pétrolière. Vu l'importance de l'effort entrepris et l'endossement du document publié par plusieurs organismes à travers le monde, nous retenons, dans ce qui suit, les définitions des réserves prouvées, probables et possibles publiées conjointement par le WPC et la SPE.

Réserves prouvées (pétrole dont l'existence
est physiquement prouvée, sans
considération sur la possibilité de
récupération future

Réserves probables (pétrole dont l'existence
sous terre est considérée comme probable,
compte tenu des caractéristiques
géologiques, de réservoirs découverts à
proximité, etc).

Réserves possibles (pétrole dont l'existence
sous terre est considérée comme seulement
possible).

Taux de récupération actuel,
fonction des conditions
techniques et économiques du
moment

Taux de récupération estimé
pour le futur proche, fonction des
conditions techniques et
économiques à venir

⁶⁴ A titre d'exemple, la commission Exploration du Comité des Techniciens de la Chambre Syndicale de la Recherche et de la Production du Pétrole et du Gaz Naturel (maintenant l'Union Française de l'industrie du pétrole) regroupant tous les experts des compagnies travaillant en France, avait rédigé une première classification des réserves en 1982 (Pétrole et Techniques n·287 p5-9, Mars 82), et une deuxième en 1990. Toutefois les compagnies françaises continuent d'appliquer leurs propres définitions, légèrement différentes de celle préconisées.

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Les réserves prouvées sont définies par le WPC/SPE comme étant «les quantités d'hydrocarbures qui, par l'analyse des données géologiques et techniques, peuvent être considérées avec une certitude raisonnable comme étant commercialement récupérables, à partir d'une date donnée, à partir de réservoirs connus et compte tenu des conditions économiques, des méthodes d'exploitation et de la réglementation actuelles»⁶⁵.

En général, les réserves sont considérées comme prouvées si la productibilité commerciale du réservoir est appuyée par une production réelle ou des tests de formation concluants. La zone prouvée d'un réservoir inclut:

- la portion délinéée par des forages et définie par des contacts de fluides, le cas échéant;

- les portions non encore forées mais qui peuvent être raisonnablement considérées comme commercialement productibles sur la base des données géologiques et techniques disponibles.

Les réserves que l'on prévoit extraire grâce à l'application de techniques de récupération améliorées ne sont incluses parmi les réserves prouvées:

- qu'après la réalisation de projets pilotes concluants, ou une fois que les résultats d'un programme déjà implanté confirment que cette augmentation du taux de récupération se produira effectivement ; et

Selon l'avancement des travaux de développement, on distingue les réserves prouvées et développées et les réserves prouvées non développées.

⁶⁵ WPC-SPE, Mars 1997: «those quantities of petroleum which, by analysis of geological and engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be commercially recoverable, from a given date forward, from

known reservoirs and under current economic conditions, operating methods, and government regulations.»

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Les réserves prouvées et développées sont définies par le WPC/SPE comme étant celles que l'on prévoit récupérer à partir de puits existants⁶⁶. Les réserves récupérables à travers des méthodes de récupération améliorées sont considérées comme développées seulement après que les équipements nécessaires sont installés ou lorsque le coût de leur installation est relativement bas.

Les réserves développées peuvent être classées, à leur tour, en deux catégories, les réserves productives et les réserves non productives. Les réserves productives sont celles qui peuvent être produites à partir d'intervalles de production ouverts et en production au moment où l'estimation est faite. Les réserves non productives incluent les réserves behind-pipe et les réserves shut-in.

Les réserves behind-pipe sont des réserves qui se trouvent derrière le tubage de revêtement des puits et qui peuvent être produites à travers des intervalles non encore ouverts dans un puits déjà en production. De telles réserves nécessitent généralement un travail additionnel de complétion ou de re-complétion.

Les réserves shut-in sont celles qui peuvent être produites à partir des intervalles de production ouverts au moment de l'estimation des réserves mais qui ne sont pas productifs; généralement, pour l'une des raisons suivantes :

- le puits a été intentionnellement fermé pour des raisons économiques telles qu'une baisse temporaire des prix de vente du brut ;

- faute d'installation des équipements de production ou de pipelines, le puits n'est pas encore mis en production à partir des intervalles complétés ;

- des difficultés mécaniques non encore résolues empêchent la mise en production du puits.

⁶⁶ WPC-SPE, Mars 1997: «Developed reserves are expected to be recovered from existing wells including reserves behind pipe. Improved recovery reserves are considered developed only after the necessary equipment has been installed, or when the costs to do so are relatively minor.»

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Les réserves prouvées non développées sont définies comme étant celles que l'on prévoit extraire de nouveaux puits dans des périmètres non encore développés ou de puits existants qui nécessiteraient une dépense relativement importante pour être remis en production.

Le WPC/SPE stipule que les réserves en périmètre non développé ne peuvent être considérées comme prouvées non développées que lorsque:

- elles sont situées dans des zones situées à proximité de puits ayant montré une production commerciale à partir de la même formation;

- il est raisonnablement certains que de telles zones sont situées à l'intérieur des limites prouvées productives de la même formation;

- il est raisonnablement certain que les zones en question seront développées.

Les réserves relatives aux autres zones non développées ne peuvent être considérées comme prouvées que lorsque l'interprétation des données géologiques et techniques obtenues des puits existants indique avec une certitude raisonnable que la formation cible présente une continuité de production entre ces zones non développées et les couches productives existantes.

Le WPC/SPE identifie trois sources principales de réserves prouvées non développées. Il s'agit des :

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Le WPC/SPE définie les réserves probables comme étant des réserves non prouvées que l'analyse des données géologiques et techniques laisse croire qu'il est plus probable qu'improbable qu'elles seront récupérées⁶⁷.

Les réserves non prouvées sont estimées sur la base de données géologiques et techniques similaires à celles utilisées pour estimer les réserves prouvées mais que des incertitudes techniques, contractuelles, économiques ou réglementaires empêchent de classer comme prouvées.

A ce propos, il est important de noter que les réserves non prouvées peuvent être estimées sur la base de conditions économiques futures différentes de celles existantes au moment de l'estimation.

⁶⁷ WPC-SPE, Mars 1997: «Probable reserves are those unproved reserves which analysis of geological and engineering data suggests are more likely than not to be recoverable.»

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(b) les caractéristiques du réservoir sont favorables pour une application commerciale,

Les réserves possibles sont des réserves non prouvées que l'analyse des données géologiques et techniques laisse croire qu'il est moins probable de les récupérer que dans le cas des réserves probables⁶⁹.

⁶⁹ WPC-SPE, Mars 1997: «Possible reserves are those unproved reserves which analysis of geological and engineering data suggests are less likely to be recoverable than probable reserves.»

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(b) que les caractéristiques du réservoir sont telles qu'un doute existe quant à la viabilité commerciale du projet.

(5) les réserves existantes dans une zone qui est séparée de la zone prouvée par une faille géologique et que les données techniques indiquent que cette zone est structurellement inférieure à la zone prouvée.

La notion de réserve est une notion complexe liée à la connaissance géologique que l'on a des bassins pétroliers, aux performances de la technologie du moment et à des facteurs économiques et fiscaux qui évoluent en permanence. En réalité, les réserves d'un gisement pétrolier ne sont connues avec exactitude que lorsque la production est définitivement arrêtée.

Au cours des dernières décennies, les compagnies pétrolières ont développé plusieurs techniques et modèles d'estimation dont on citera, à titre d'exemple, le calcul volumétrique, la courbe de performance, la courbe d'écrémage et le modèle d'Hubert. Ces techniques, basés, pour la plupart, sur l'observation de la production passée et sur des études de corrélation, fournissent des résultats dont le moins qu'on puisse dire sont imparfaites.

En effet, pour évaluer correctement les ressources d'un champ, un certain nombre de puits d'évaluation est généralement nécessaire. Les valeurs ponctuelles obtenues sont extrapolées sur toute la surface du gisement grâce à des études géophysiques, principalement sismiques. Les caractéristiques du réservoir sont mesurées par des carottes de puits espacés de quelques hectomètres mais ne sont qu'imparfaitement connues sur toute la surface. Au fil des années, le déclin de la production fournie des données supplémentaires pour connaître les réserves, qui sont en fait le cumul des productions futures jusqu'à l'abandon du champ. Cette production dépend des techniques futures adoptées, des coûts et des prix futurs, là encore incertains.

Quelque soit la technique ou le modèle retenu, l'estimation des réserves récupérables est dite soit déterministe, soit probabiliste.

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Le déterminisme est une philosophie qui a régné au début du 19^ème siècle et qui, en la personne de Laplace⁷⁰, pensait que tout l'Univers pourrait être calculé aussi bien pour tout le passé que pour tout le futur, si on connaissait parfaitement tout ce qui se passe dans le présent.

En matière de réserves, l'approche est dite déterministe si une seule estimation, appelée best estimate, est faite en fonction des données techniques et économiques disponibles. Cette approche a été adoptée par les américains qui refusent toute approche probabiliste.

La pratique américaine consiste à calculer les réserves d'un puits en multipliant la superficie du rayon de drainage en acre par l'épaisseur de la zone productive du puits en pieds et par un coefficient de récupération des champs voisins exprimé en baril par "acre-foot".

Ensuite, pour calculer les réserves du champ, il faut multiplier les paramètres suivants: superficie, épaisseur utile, porosité, saturation en huile, inverse du facteur de volume, ce qui donne le volume en place (ou accumulation) et enfin par le taux de récupération. On prend une valeur unique (valeur moyenne, médiane ou mode) pour chacun des paramètres et on obtient un chiffre unique de réserves. Pour un champ en déclin, on extrapole la courbe de production avec un tracé unique.

Cette approche s'est heurtée évidemment à l'incertitude et surtout à une révision continuelle des réserves prouvées. Il a donc été introduit des volumes supplémentaires dits probables et possibles en appliquant des coefficients aux valeurs dites prouvées. A ce propos, et comme le précise M. J.LAHERRERE, il est étonnant de voir une approche dite déterministe, donc refusant les probabilités, introduire des valeurs dites probables⁷¹.

⁷⁰ Pierre Simon de Laplace (1749-1827): savant français qui a profondément influencé les mathématiques, l'astronomie, la physique et la philosophie des sciences de son siècle.

⁷¹ «Il est étonnant de voir une approche dite déterministe, refusant les probabilités, introduire des valeurs dites probables!», J.LAHERRERE, «Technologie et réserves», Pétrole et Techniques (bulletin Association Française des Techniciens et Professionnels du pétrole), No. 406, Janvier - Février 1997, p.10-28.

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L'approche probabiliste permet de donner une fourchette de valeurs à l'intérieur de laquelle la valeur réelle a une forte certitude de s'y trouver. La distribution de probabilité peut être décrite avec trois valeurs ; deux valeurs pour définir la fourchette avec le minimum et le maximum ; et une valeur entre les deux pour décrire la tendance, à savoir, soit le mode, le médian ou la moyenne.

Le minimum, réserves presque certaines, peut être défini par une probabilité cumulée de 95% ; le maximum peut être symétriquement défini par une probabilité cumulée de 5% ; le mode est la valeur la plus probable, c'est à dire correspondant au "best estimate" des déterministes lorsque ceux-ci estiment que la certitude raisonnable n'est pas une forte certitude.

Le problème est que l'incertitude des paramètres qui permettent de calculer les réserves ne peut être mesurée de façon objective. En fait, on ne connaît que quelques points d'observation directe par forage, la sismique ne donne que des données indirectes et l'échantillonnage est insuffisant pour avoir une approche réellement objective. L'évaluation de l'incertitude des réserves est donc subjective et varie avec les auteurs et avec le temps.

Tout ce qui peut être mesuré, c'est la performance statistique de certains auteurs. Pour ce faire, il faut que ces auteurs aient évalué de façon homogène un grand nombre de champs tout en comparant les valeurs prévues avec les valeurs réelles, valeurs qui ne sont connues avec une certaine certitude qu'une dizaine d'années après découverte.

Quelle que soit la technique ou l'approche retenue, la prévision des productions futures à travers des données incertaines et une connaissance limitée des gisements, surtout biaisées par la politique, devient une tâche presque impossible. A titre d'exemple, le géant anglo-néerlandais Shell vient de supprimer, en mai 2004, 470 millions de barils équivalent pétrole de ses réserves prouvées ; 250 ont été basculés dans la catégorie des réserves non prouvées et 220 ont été purement et simplement annulés. La précédente révision à la baisse concernait, deux mois auparavant, quatre milliards de barils équivalent pétrole, soit 20% de ses réserves.

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Publier les chiffres de production ou de réserves est un acte politique, car cela dépend de l'image que l'auteur veut donner de sa compagnie ou de son pays. Les données publiées sont différentes des données techniques, car elles sont choisies, dans une fourchette large d'incertitude, soit vers le minimum quand on veut montrer ultérieurement une croissance, soit vers le maximum quand on veut obtenir des quotas élevés (OPEP) ou justifier son développement marginal, mais c'est rarement la valeur moyenne, base des calculs économiques et des décisions de développement.

Par ailleurs, l'estimation des différentes catégories de réserves est rendue encore plus difficile par l'ambiguïté des termes utilisés par le WPC/SPE ou la SEC. Des termes comme "probables" ou "raisonnablement certains" sont généralement interprétés d'une manière subjective par chaque opérateurs en fonction des ses objectifs et intentions.

Section 2. RESERVES A CONSIDERER POUR LE CALCUL DE L'AMORTISSEMENT

Lorsque la méthode de l'amortissement selon l'unité de production est adoptée, le choix des réserves à considérer pour le calcul de l'amortissement devient un élément essentiel et particulièrement délicat. Aussi, faut-il déterminer les catégories de réserves à utiliser (réserves prouvées, probables ou possibles), l'unité de mesure à adopter ainsi que les règles comptables à suivre en cas de changement d'estimation des réserves ou en cas de production simultanée de plusieurs produits.

Le concept de base de l'amortissement selon l'unité de production vise à établir une correspondance logique entre les coûts portés à l'actif et les réserves d'hydrocarbures mises en évidence. Pour ce faire, deux éléments essentiels doivent être définis :

- les catégories de réserves qui doivent être utilisées pour amortir les coûts capitalisés dans un centre de coûts déterminé ; et

- les coûts, qu'ils soient passés ou futurs, qui doivent être inclus dans la base amortissable afin d'assurer une charge d'amortissement constante par unité produite.

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Le choix des réserves, base de répartition des coûts capitalisés, dépend étroitement de la méthode comptable adoptée pour la prise en compte de différents coûts encourus.

Sous la méthode des efforts réussis, les seuls coûts capitalisés sont les coûts d'acquisition des propriétés minières, les coûts des forages d'exploration et d'évaluation de découverte et les coûts relatifs aux activités de développement. Par conséquent, il serait plus approprié de retenir l'ensemble des réserves prouvées pour amortir les coûts d'acquisition mais uniquement les réserves prouvées et développées pour l'amortissement des coûts de développement, y compris ceux relatifs aux forages d'exploration et d'évaluation de découverte.

Cependant, l'utilisation des réserves prouvées et développées comme base d'amortissement des coûts de développement n'est pas toujours sans inconvénients. En effet, certains de ces coûts sont relatifs à des réserves prouvées mais non encore développées. Il s'agit, par exemple, des coûts de construction d'une plateforme en mer destinée à soutenir le forage de puits additionnels de développement pour la production future des réserves considérées comme non encore développées. C'est aussi le cas des quartiers d'habitation en mer, des barges de stockage et des autres installations devrant être utilisées pour la production de l'ensemble des réserves prouvées. Par ailleurs, les coûts de forage d'exploration de découverte ainsi que les coûts d'évaluation des réserves mises en évidences sont parfois considérés comme relatifs à l'ensemble des réserves découvertes, qu'elles soient développées ou non encore développées.

Pour éviter un mauvais rattachement des charges aux produits, certains auteurs proposent d'exclure de la base amortissable une portion des coûts capitalisés considérés comme se rapportant à des réserves prouvées mais non encore développées.

Les opposants de cette approche considèrent que la répartition de certains coûts de développement entre les réserves développées et celles non encore développées est souvent difficile. En outre, l'estimation des réserves prouvées non développées est souvent subjective et diffère d'un estimateur à un autre. Par conséquent, ils suggèrent d'utiliser l'ensemble des réserves prouvées, qu'elles soient développées ou non, comme base de répartition des coûts

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portés à l'actif. Sous cette approche, la base amortissable doit inclure, entre autres, les coûts futurs de développement des réserves prouvées non encore développées.

Le principe sous-jacent de la méthode du coût complet considère que tous les coûts encourus dans un centre de coûts font partie du coût de toutes réserves qui pourraient être trouvées et développées. Par conséquent, certains auteurs pensent que le respect de la convention de rattachement des charges aux produits passe nécessairement par la répartition des coûts de recherche et de développement portés à l'actif sur la base des réserves prouvées et probables du même centre de coûts. Les réserves possibles sont considérées comme trop incertaines pour être prises en considération.

Ces auteurs précisent qu'au commencement des travaux de développement d'un centre de coûts déterminé, une grande partie des coûts de prospection, d'acquisition, d'exploration et d'évaluation portés à l'actif correspond à des réserves probables d'hydrocarbures. Des quantités importantes de ces réserves probables nécessiteront peu de travaux additionnels d'exploration pour être reclassées parmi les réserves prouvées. Par conséquent, l'utilisation des réserves prouvées uniquement pour le calcul de l'amortissement conduirait à un mauvais rattachement des charges aux produits.

Les détracteurs de cette approche considèrent que l'estimation des réserves probables est souvent subjective pour permettre un tel traitement, d'autant plus qu'historiquement les réserves probables se sont souvent révélées différentes de celles développées ultérieurement. En outre, ces auteurs précisent que l'estimation des coûts futurs d'exploration, d'évaluation et de développement des réserves probables est nécessairement arbitraire et ne peut être faite d'une manière acceptable.

Ainsi, ces auteurs recommandent d'utiliser les réserves prouvées uniquement comme base de répartition de l'ensemble de coûts portés à l'actif. Cependant, pour un meilleur rattachement des charges aux produits, ils recommandent d'exclure certains coûts encourus de la base amortissable. Il s'agit des coûts relatifs à des activités d'évaluation et d'exploration dont le résultat n'est pas encore déterminé.

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Dans sa version classique, la méthode de l'amortissement selon l'unité de production suppose la répartition des coûts portés à l'actif en fonction de l'épuisement physique des réserves correspondantes. Bien que, en l'apparence, elle semble mieux satisfaire les principes comptables de base, cette méthode est loin d'être parfaite.

En effet, alors que la charge d'amortissement par unité physique produite reste généralement constante tout au long de la durée de vie d'un champ, le cash-flow net par baril produit tend généralement à baisser au fur et à mesure que les réserves en place sont épuisées. Cette situation est due au fait que les charges d'exploitation courantes sont, pour la quasi-totalité, des charges fixes qui ne varient pas avec le niveau de production. Par conséquent, le résultat net par baril produit tend à baisser tout au long de la durée de vie du champ pour devenir négatif au cours des dernières années d'exploitation.

*Année*	production en bbl	Revenus (20$/bbl)	Coûts de production	Cash flow/bbl	*Amort / bbl*	Résultat net / bbl	*Résultats nets*	*VCN en fin d'année*	cashflows futurs en fin d'année
0								25,000	30,000
1	1,000	20,000	10,000	10.00	5.00	5.00	5,000	20,000	20,000
2	890	17,800	10,000	8.76	5.00	3.76	3,350	15,550	12,200
3	780	15,600	10,000	7.18	5.00	2.18	1,700	11,650	6,600
4	690	13,800	10,000	5.51	5.00	0.51	350	8,200	2,800
5	600	12,000	10,000	3.33	5.00	(1.67)	(1,000)	5,200	800
6	530	10,600	10,000	1.13	5.00	(3.87)	(2,050)	2,550	200
7	510	10,200	10,000	0.39	5.00	(4.61)	(2,350)	-	-
	*5,000*	*100,000*	*70,000*	*6.00*	*5.00*	*1.00*	*5,000*

Pour des raisons de simplicité, le prix de vente d'un baril de brut ainsi que les coûts d'exploitation courante sont supposés être constants sur toute la durée d'exploitation du champ.

i Le résultat net global généré tout au long d'une période d'exploitation de 7 années, soit 5,000 unités monétaires, est généré au cours de la première année d'exploitation;

i A la fin de la deuxième année d'exploitation, la valeur comptable nette des coûts de recherche et de développement porté à l'actif est déjà inférieure aux cash-flows futurs non actualisés. Une pareille situation nécessiterait la constatation d'une perte de valeur

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conformément aux principes comptables de base (voir 3^ème partie du présent mémoire);

i A partir de la 5^ème année, cette méthode commence à dégager un résultat net négatif par baril produit, dû essentiellement à une charge d'amortissement constante par baril alors que les coûts d'exploitation courante sont constant et donc croissants par unité produite;

i La méthode de l'amortissement selon l'unité de production tend à surestimer le résultat par baril produit au cours des premières années d'exploitation et à le sous-estimer au cours des dernières années d'exploitation.

Afin d'assurer un meilleur rattachement des charges aux produits, plusieurs auteurs préconisent la mesure des réserves en unités financières plutôt qu'en unités physiques. Sous cette approche, les coûts de recherche et de développement inscrits au bilan sont répartis en fonction des revenus générés au cours de la période. La charge d'amortissement est alors calculée comme suit:

= Amortissable x Revenus de la période + revenus futurs
attendus de la production et la vente futures

Bien que cette méthode ne soit pas autorisée par l'ensemble des organes réglementaires, elle semble être la plus cohérente avec les principes comptables de base. En effet, l'amortissement constitue une procédure de répartition dont le but est de rattacher les coûts capitalisés avec les avantages économiques obtenus à travers ces coûts. Dans ce contexte, la meilleure mesure de ces avantages économiques serait à travers les revenus générés par la production des réserves en place plutôt que les quantités physiques.

Cette approche a connu deux versions; la version basée sur le revenu brut (gross revenue approach) et la version basée sur le revenu net (net revenue approach). Le revenu net est égal au revenu brut diminué des coûts directs d'exploitation courante.

Mise en Application de la Méthode de l'Amortissement selon l'Unité de Production

Quelque soit la version adoptée, l'utilisation des unités financières au lieu des unités physiques n'est pas sans inconvénients. En effet, cette approche suppose l'estimation des prix de vente futurs, des coûts futurs d'exploitation courante et des productions annuelles futures. Toutes ces estimations introduisent un élément de subjectivité rendant la détermination de la charge d'amortissement une tache plus compliquée, peu fiable et moins objective que l'utilisation de l'unité physique. Le manque d'un référentiel unique et de règles précises d'application de cette approche rend la comparabilité de l'information financière dans l'espace, voire dans le temps, quasiment impossible. Cette approche peut constituer, en outre, un outil dangereux de lissage du résultat.

Pour cette raison, plusieurs auteurs proposent que l'estimation des revenus futurs soit faite sur la base des prix de vente et des coûts d'exploitation en vigueur au moment où l'estimation est faite. De tels coûts et prix sont considérés comme objectifs et vérifiables. Néanmoins, cette démarche ne résout pas le problème complètement puisque les prix de vente et les coûts en vigueur à la date de l'estimation ne s'écartent généralement pas trop de la moyenne des prix et des coûts de la période. L'utilisation de ces prix et coûts, base de valorisation de la production de la période, conduirait au même résultat obtenu si les unités physiques auraient été utilisées.

A notre avis, quelle que soit la méthode ou l'approche retenue, les revenus futurs et les coûts futurs d'exploitation doivent être estimés sur une base cohérente et en fonction des mêmes hypothèses. Par exemple, si les prix futurs de vente sont utilisés pour la valorisation des réserves en place, ce sont les coûts futurs d'exploitation qui doivent être utilisés. Par contre, si les prix courants sont utilisés pour la valorisation des réserves en place, ce sont les coûts courants qui doivent être utilisés pour l'estimation des coûts futurs d'exploitation.

Dans l'industrie pétrolière, l'estimation des réserves en place est un processus complexe et évolutif qui dépend des informations géophysiques et économiques disponibles au moment de l'estimation. D'autres facteurs qui peuvent causer des changements d'estimation sont les évolutions technologiques, les changements de réglementation et la découverte de nouvelles réserves commercialement récupérables.

Mise en Application de la Méthode de l'Amortissement selon l'Unité de Production

Dans le cadre de la méthode d'amortissement selon l'unité de production, les changements d'estimation des réserves affectent significativement le plan d'amortissement. De tels changements sont traités par le §27 de l'IAS 8, Résultat net de l'exercice, erreurs fondamentales et changements de méthodes comptables, et la norme comptable tunisienne NC 11, Norme Comptable Relative aux modifications comptables. Cette dernière requiert au niveau de son §25 qu'un changement dans la durée d'utilisation estimée et/ou dans le plan attendu de consommation des avantages économiques, procurés par les actifs amortissables, soit appliqué d'une manière prospective. Aux Etats-Unis, la même position a été retenue par le SFAS 19⁷² et l'APB Opinion N°20.

La mise en application de cette règle pose, néanmoins, certaines difficultés pour les entreprises ayant obligation de publier des états financiers trimestriels. L'exemple suivant en est une illustration.

La société ABC est une société d'exploration - production pétrolière cotée en bourse ayant obligation de publier des états financiers trimestriels.

Au 1^er janvier N, les coûts de recherche et de développement portés à l'actif s'élèvent à 6.000.000 TND et les réserves prouvées et développées à la même date sont estimées à 1.000.000 barils. Les productions et les amortissements comptabilisés au cours des trois premiers trimestres sont résumés dans le tableau suivant:

Supposons que les réserves prouvées et développées ont été ré-estimées au 1^er décembre de la même année à 626.000 barils et que les productions relatives aux mois d'octobre, novembre et

⁷² SFAS 19, § 30, «Unit-of-production amortization rates shall be revised whenever there is an indication of the need for revision but at least once a year; those revisions shall be accounted for prospectively as changes in accounting estimates».

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décembre sont de 6.000, 8.000 et 6.000 barils respectivement. Par conséquent, l'estimation révisée des réserves prouvées et développées au 1^er octobre et au 1^er janvier serait de 640.000 et 700.000 barils respectivement.

Dans une première approche, la période comptable concernée par le changement d'estimation des réserves serait le dernier trimestre durant lequel l'estimation des réserves a été révisée. La charge d'amortissement de l'année serait alors la somme des dotations aux amortissements relatives aux quatre trimestres, soit 536.250 TND.

Sous une deuxième approche, la période comptable est considérée comme étant l'année calendaire en cours. Sous cette méthode, la dotation aux amortissements des périodes intérimaires est calculée comme si l'estimation des réserves a été révisée au 1^er janvier. La dotation de l'année s'élèverait alors à 685.714 TND.

D'après l'enquête menée par PricewaterhouseCoopers en 1999, les deux interprétations illustrées ci-dessus coexistent en pratique et sont acceptées par la SEC au Etats-Unis. Au Canada, c'est la première approche qui semble avoir été adoptée par l'ICCA qui précise dans la NOC-05, §32, que "Normalement, la dotation annuelle est égale à la somme des dotations établies pour les périodes intermédiaires. Il n'y a donc pas lieu d'effectuer des redressements rétroactifs pour fins de calcul de la dotation annuelle."

Dans certains cas, l'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures implique la production simultanée de deux produits, le pétrole liquide et le gaz naturel. Lorsqu'ils sont produits en

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quantités commercialisables, ces deux produits sont habituellement séparés à la surface pour être traités et stockés dans des réservoirs différents.

Dans l'industrie pétrolière, le pétrole et le gaz naturel sont mesurés sous des conditions précises de température et de pression en utilisant des unités de mesure différentes; le gaz naturel étant mesuré habituellement en mètre ou en pied cube alors que le pétrole est mesuré en baril ou en tonne métrique.

Sur un plan comptable, cette situation présente une difficulté particulière pour la mise en application de la méthode de l'amortissement selon l'unité de production. En effet, le calcul de la dotation aux amortissements, pour une période donnée, nécessite la conversion de la production en pétrole et en gaz naturel ainsi que les réserves correspondantes en une unité de mesure commune; une unité qui soit logique, pertinente et assurant une répartition appropriée des coûts portés à l'actif.

Une approche simpliste consisterait en la conversion de la production en pétrole et en gaz naturel ainsi que les réserves correspondante en une unité commune de poids ou de volume, en l'occurrence le baril, le mètre cube, le tonne métrique ...etc. Cependant, cette méthode a été rejetée par la doctrine comptable actuelle sous prétexte qu'elle traite deux produits ayant des caractéristiques techniques et des prix de vente différents sur une même base. Par conséquent, elle ne peut aboutir à une répartition systématique acceptable des coûts capitalisés au sens des principes comptables de base. Au lieu, cette doctrine propose deux approches de conversion.

La première approche est basée sur les revenus générés par la production et la vente des différentes réserves en place; une approche déjà étudiée au niveau du paragraphe 2.2 de la présente section.

La deuxième approche est basée sur le contenu énergétique relatif de chaque produit. En effet, dans l'industrie pétrolière, le pétrole et le gaz naturel sont souvent convertis en une unité commune de mesure basée sur le potentiel énergétique de chaque produit. Il s'agit de la

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quantité d'énergie dégagée par la combustion d'un volume de pétrole ou de gaz naturel mesurée en British thermal units (Btu)⁷³.

En général, un baril de pétrole contient environ la même quantité d'énergie que contient 6.000 pieds cubes de gaz naturel. Cependant, cette relation peut varier sensiblement d'un réservoir à un autre. Il s'en suit que, pour les besoins du calcul de l'amortissement, la quantité d'énergie de chaque produit doit être mesurée périodiquement pour chaque réservoir.

Les adeptes de l'utilisation du contenu énergétique relatif comme facteur de conversion se basent sur le fait que les coûts de pré-production sont encourus pour rechercher et produire du pétrole et du gaz naturel et que quelque soit le produit trouvé, il représente de l'énergie disponible pour la vente. Cette énergie, qu'elle soit sous forme de pétrole ou de gaz naturel, doit avoir la même valeur de marché. Par conséquent, la quantité d'énergie exprimée en Btu représente la meilleure base de mesure logique pour les besoins de l'amortissement.

Section 3. LES COUTS SUJETS A AMORTISSEMENT

Lorsque toutes les réserves dans un centre de coûts déterminé ont été développées, le rattachement de la charge d'amortissement aux produits provenant de la production et la vente des réserves en place ne pose pas de problème particulier. En effet, tous les coûts capitalisés se rapportent à l'ensemble des réserves mises en valeur. La charge d'amortissement de la période est obtenue en divisant l'ensemble des coûts amortissables par la totalité des réserves commerciales estimées en début de période et en multipliant le résultat obtenu par la production de la période.

Cependant, lorsque des réserves prouvées non développées ou encore des réserves probables existent, la base amortissable doit généralement être ajustée pour assurer un rattachement adéquat des charges aux produits. En effet, quelque soit la catégorie des réserves choisies comme base de répartition des coûts capitalisés, la base amortissable doit inclure l'ensemble des coûts, qu'ils soient passés ou futurs, relatifs à ces même réserves.

⁷³ Une Btu est la quantité de chaleur nécessaire pour élever la température d'une livre d'eau d'un degré Fahrenheit à une pression atmosphérique. Les américains utilisent également le baril équivalent pétrole, ou boe (barrel of oil equivalent) qui correspond à l'énergie produite par la combustion d'un baril de pétrole moyen.

Mise en Application de la Méthode de l'Amortissement selon l'Unité de Production

Dans ce contexte, l'ajustement de la base amortissable ne doit pas être interprété comme une dérogation à la convention du coût historique par l'amortissement de coûts futurs non encore inscrits au bilan. Il s'agit tout simplement d'une méthode de calcul visant à assurer une charge d'amortissement constante par unité produite tout au long de la durée de vie des réserves en place.

Les coûts exclus de la base amortissable dépendent du choix des réserves choisies comme base de répartition des coûts portés à l'actif.

Sous la méthode des efforts réussis, lorsque les réserves prouvées et développées sont choisies comme base d'amortissement, une partie des coûts de développement doit être exclue des coûts amortissables. Il s'agit des coûts de développement relatifs à des réserves prouvées mais non encore considérées comme développées, c'est à dire dont l'extraction est impossible à partir des installations et puits existants.

Par exemple, dans un champ pétrolifère en mer, une plateforme peut être construite pour forer vingt puits de développement. Si, à la fin d'une période comptable, le nombre des puits de développement déjà forés s'élève à cinq, il serait inapproprié d'amortir la totalité du coût de construction de la plateforme sur la base des réserves produites à partir des seuls cinq puits mis en production. En effet, une portion de ce coût est considérée comme se rapportant aux réserves non encore développées et qui seront produites ultérieurement à partir des quinze puits restant à forer. Par conséquent, elle doit être exclue de la base amortissable.

Sous la méthode du coût complet, les coûts portés à l'actif sont considérés comme se rapportent à l'ensemble des réserves qui pourraient être découvertes et produites dans un centre de coûts déterminé, en l'occurrence les réserves prouvées et les réserves probables.

Ainsi, lorsque les réserves prouvées sont retenues comme base d'amortissement, une partie des coûts d'acquisition, d'exploration et d'évaluation est généralement exclue de la base amortissable. Ces coûts sont considérés comme relatif à des réserves non encore classées

Mise en Application de la Méthode de l'Amortissement selon l'Unité de Production

comme prouvées. De tels coûts sont inclus dans la base amortissable au fur et à mesure que les réserves probables sont prouvées.

Que ce soit sous la méthode des efforts réussis ou sous la méthode du coût complet, certains auteurs préfèrent retenir l'ensemble des réserves prouvées, qu'elles soient développées ou non, comme base d'amortissement. Cette démarche est appropriée lorsque l'estimation des réserves prouvées et développées est difficile ou lorsque la défalcation des coûts de développement entre les réserves développées et celles non encore développées est impossible.

Dans pareil cas, et afin d'assurer une charge d'amortissement constante par unité produite, les coûts amortissables doivent inclure l'ensemble des coûts se rapportant aux réserves prouvées, à savoir les coûts de développement passés ainsi que les coûts qui seront nécessaires pour le développement des réserves prouvées non encore développées.

A ce titre, il est noter que l'estimation des coûts futurs de développement des réserves prouvées ne doit pas présenter de difficultés particulières. Cette estimation est généralement faite sur la base de programmes de développement approuvés et dont l'exécution est prévue pour un avenir proche.

Bien que rejetée par l'ensemble des organes de réglementation comptable à travers le monde, certains auteurs pensent que les réserves prouvées ainsi que les réserves probable doivent être retenues comme base de répartition de l'ensemble des coûts portés à l'actif sous la méthode du coût complet.

Dans pareils cas, et afin de rattacher convenablement les charges aux produits, les coûts futurs additionnels d'exploration et d'évaluation qui seront nécessaires pour prouver les réserves probables actuelles sont à inclure parmi les coûts sujets à amortissement.

Mise en Application de la Méthode de l'Amortissement selon l'Unité de Production

Comme mentionné précédemment, les coûts futurs de démantèlement et de remise en état sont pris en compte au fur et à mesure que les réserves d'hydrocarbures découverte sont développées. Ces coûts sont considérés comme liés aux coûts de développement déjà encourus et se rapportent aux réserves prouvées et développées. Par conséquent de tels coûts doivent être amortis en fonction des réserves prouvées et développées.

Cependant, lorsque les réserves prouvées ou l'ensemble des réserves prouvées et probables sont retenues comme base d'amortissement, les coûts amortissables doivent être ajustés en conséquence. Ils doivent inclure les coûts d'abandon qui seront nécessités par le développement des réserves prouvées ainsi que le développement des réserves probables, le cas échéant.

Section 4. APERÇU DE LA NORMALISATION COMPTABLE AUX USA

Aux termes de la réglementation fédérale aux Etats-Unis, les coûts d'acquisition des propriétés minières, les coûts d'exploration ainsi que les coûts de développement portés à l'actif doivent être amortis selon la méthode de l'amortissement variable selon l'unité de production. Cependant, la Reg. S-X Rule 4-10 a prévu des règles différentes selon que l'on utilise la méthode des efforts réussis ou la méthode du coût complet.

Sous la méthode des efforts réussis, seuls les coûts d'acquisition, les coûts des forages d'exploration de découverte et les coûts de développement sont capitalisés. Les coûts d'exploration sont normalement passés en charges au moment où ils sont encourus.

Mise en Application de la Méthode de l'Amortissement selon l'Unité de Production

Aux termes du SFAS 19, les coûts des forages d'exploration ayant conduit à la découverte de réserves prouvées ainsi que les coûts de développement portés à l'actif doivent être amortis selon la méthode de l'unité de production sur la base des réserves prouvées et développées⁷⁵.

Comme règle générale, le centre de coût est soit la propriété minière soit un ensemble de propriétés minières regroupées par champ. Le SFAS 19 précise au niveau de son §30 que le calcul de l'amortissement doit être effectué soit par propriété minière soit sur la base d'une agrégation de propriétés ayant une condition stratigraphique ou une structure géologique commune.

⁷⁴ SFAS 19, §30, "Capitalized acquisition costs of proved properties shall be amortized (depleted) by the unit-of-production method ... on the basis of the total estimated units of proved oil and gas reserves".

⁷⁵ SFAS 19, §35, "Capitalized costs of exploratory wells and exploratory-type stratigraphic test wells that have found proved reserves and capitalized development costs shall be amortized (depreciated) by the unit-of-production method ... on the basis of the total estimated units of proved developed reserves, rather than on the basis of all proved reserves, which is the basis for amortizing acquisition costs of proved properties".

Mise en Application de la Méthode de l'Amortissement selon l'Unité de Production

A ce propos, il semble inapproprié de choisir une unité géologique très large, telle qu'un bassin, comme un phénomène géologique pour justifier l'agrégation de plusieurs propriétés minières pour les besoins de l'amortissement. Inversement, l'utilisation du puits comme centre de coût pour les besoins de l'amortissement est souvent inapproprié et est incohérent avec la méthode des efforts réussis telle que prescrite par le SFAS 19.

Données cinq options pour déterminer le centre de coûts d'amortissement, les 36 entreprises adoptant la méthode des efforts réussis et ayant répondu à l'enquête de PricewaterhouseCoopers en 1999 ont répondu comme suit:

58% par champ 13% par propriété 11% par puits 5% par réservoir 13% autres méthodes

Lorsque des coûts de développement importants ont été encourus dans le cadre d'un projet de forage de plusieurs puits de développement sans que tous les puits planifiés ne soient forés, le SFAS 19 précise qu'il est nécessaire d'exclure une portion de ces coûts de développement lors de la détermination du taux d'amortissement selon l'unité de production⁷⁶.

En citant l'exemple de construction d'une plateforme off-shore destinée au forage de plusieurs puits de développement en mer, le SFAS 19 n'a pas fourni de précisions quant à la méthode à suivre pour déterminer les coûts à exclure de la base amortissable.

D'après la doctrine comptable actuelle au Etats-Unis⁷⁷, l'exclusion doit être basée soit (i) sur la portion des réserves prouvées attendues à être récupérables à partir des puits déjà en

⁷⁶ SFAS 19, §35, «If significant development costs (such as the cost of an off-shore production platform) are incurred in connection with a planned group of development wells before all of the planned wells have been drilled, it will be necessary to exclude a portion of those development costs in determining the unit-of-production amortization rate until the additional development wells are drilled.»

⁷⁷ Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R. BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 419

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production, soit (ii) sur la base de la proportion des puits productifs par rapport au nombre des puits planifiés initialement. L'exclusion de la base amortissable ne doit pas être appliquée aux seuls coûts de construction de la plateforme en question mais doit être étendue aux coûts capitalisés relatifs aux forages stratigraphiques ayant conduit à la construction de la plateforme.

En outres, le SFAS 19 précise qu'il serait nécessaire d'exclure, pour le calcul de l'amortissement, les réserves prouvées, considérées comme développées, mais qui ne seront produites qu'après que des coûts de développement additionnels sont encourus, tels que pour la mise en place de systèmes de récupérations améliorés⁷⁸.

En cas de production conjointe de pétrole et de gaz naturel, le SFAS 19, §38, préconise la conversion de la production en pétrole et en gaz naturel ainsi que les réserves correspondantes en une unité de mesure commune basée sur le potentiel énergétique des deux produits sans considération de leur prix de vente⁷⁹. La même norme fournie, néanmoins, deux exceptions à cette règle.

Tout d'abord, si les productions respectives en pétrole et en gaz naturel sont attendues à garder les mêmes proportions tout au long de la durée de vie de la propriété minière en question, le SFAS 19 précise que l'amortissement selon l'unité de production peut être déterminé sur la base de l'un des deux produits seulement.

De même, si l'un des deux produits domine clairement (clearly dominates) les réserves en place ainsi que la production (la dominance étant déterminée sur la base du potentiel énergétique), l'amortissement selon l'unité de production peut être calculé sur la base du produit dominant uniquement⁸⁰.

⁷⁸ SFAS 19, §35, «Similarly it will be necessary to exclude, in computing the amortization rate, those proved developed reserves that will be produced only after significant additional development costs are incurred, such as for improved recovery systems.»

⁷⁹ SFAS 19, §38, «In those cases, the oil and gas reserves and the oil and gas produced shall be converted to a common unit of measure on the basis of their approximate relative energy content (without considering their relative sales values).»

⁸⁰ SFAS 19, §38, «However, if the relative proportion of gas and oil extracted in the current period is expected to continue throughout the remaining productive life of the property, unit-of-production amortization may be computed on the basis of one of the two minerals only; similarly, if either oil or gas clearly dominates both the

Mise en Application de la Méthode de l'Amortissement selon l'Unité de Production

A ce propos, il est à noter que le SFAS 19 n'a pas précisé la signification exacte de l'expression «clearly dominates». La doctrine comptable américaine⁸¹ considère que si les trois-quarts du contenu énergétique de la production et des réserves en place sont attribuables à un seul produit, il serait raisonnable de considérer ce dernier comme dominant. Par contre, si le contenu énergétique de la production ou des réserves en place est inférieur aux deux tiers du contenu énergétique de cette catégorie, un produit ne peut être considéré comme dominant. Entre ces deux ratios, la situation doit être analysée avec prudence.

Sous la méthode du coût complet, tous les coûts capitalisés dans un centre de coûts doivent être amortis en utilisant la méthode de l'amortissement selon l'unité de production, et ce, sur la base de l'ensemble des réserves prouvées (développées ou non développées) contenues dans ce même centre de coûts.

La réglementation S-X Rule 4-10 contient la description des coûts amortissables sous la méthode du coût complet. Elle précise dans son paragraphe (c)(3)(i) que les coûts à amortir doivent inclure tous les coûts capitalisés, diminué de l'amortissement cumulé correspondant.

Afin d'assurer un rattachement adéquat des charges aux produits, ce même paragraphe ajoute que les coûts amortissables doivent être augmentés des coûts futurs, estimés sur la base des prix actuels, qui seront nécessaires pour développer les réserves prouvées et non encore développées. De même, les coûts amortissables doivent inclure les coûts futurs de démantèlement et de remise en état du site, net de toute valeur de réalisation.

reserves and the current production (with dominance determined on the basis of relative energy content), unit-of-production amortization may be computed on the basis of the dominant mineral only.»

⁸¹ Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R. BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 424

Mise en Application de la Méthode de l'Amortissement selon l'Unité de Production

Telle qu'amendée en 1983, la réglementation américaine fournie deux exceptions au principe selon lequel tous les coûts portés à l'actif doivent être pris en considération pour le calcul de l'amortissement.

La première exception concerne les coûts relatifs aux propriétés minières non encore évaluées. Aux termes du paragraphe (c)(3)(ii)(A) de la Reg. S-X Rule 4-10, les coûts d'acquisition et d'évaluation des propriétés minières non prouvées peuvent être exclus des coûts sujets à amortissement jusqu'à ce que l'on détermine si des réserves prouvées sont attribuables aux propriétés ou s'il y a eu perte de valeur. Cette exception est, cependant, sujette aux conditions suivantes :

La deuxième exception fournie par la réglementation susvisée concerne les coûts encourus dans le cadre de projets importants de développement. Aux termes du paragraphe (c)(3)(ii)(B) de la Reg. S-X Rule 4-10, il s'agit des coûts déjà encourus dans le cadre de grands programmes de mise en valeur (e.g. l'installation d'une plate-forme de forage qui permettra d'implanter des puits de développement, l'application de techniques de récupération améliorées ou la réalisation d'un programme similaire visant à prouver des quantités additionnelles importantes de réserves d'hydrocarbures) et qui sont attendus à engendrer des coûts importants pour confirmer les réserves prouvées de la propriété en cours de développement. Les montants qui peuvent être exclus sont les portions applicables :

a) des coûts liés au grand programme de mise en valeur qui n'avaient pas été inclus dans les coûts amortissables;

Mise en Application de la Méthode de l'Amortissement selon l'Unité de Production

La portion exclue des coûts communs liés au programme de mise en valeur doit être fondée, selon ce qui est le plus approprié dans les circonstances, sur le rapport :

Le paragraphe (C) de la même réglementation précise que les coûts exclus de l'amortissement doivent être inclus dans la base amortissable au fur et à mesure que les réserves prouvées augmentent ou que l'on constate les moins-values. Une fois que les réserves prouvées sont établies, il n'est plus justifié, selon le concept de la capitalisation du coût complet, de continuer d'exclure les coûts ci-dessus de la base amortissable, même si d'autres facteurs empêchent la production ou la commercialisation immédiates des produits extraits.

En cas de production simultanée de pétrole et de gaz naturel, la règle générale consiste à convertir la production en pétrole et en gaz naturel ainsi que les réserves correspondantes en une unité commune de mesure fondée sur leur contenu énergétique relatif.

Néanmoins, le paragraphe (c)(3)(iii) de la Reg. S-X Rule 4-10 stipule que lorsque les prix de vente du pétrole et du gaz naturel sont réglementés et si les circonstances économiques indiquent que le revenu, entant qu'unité de mesure, constitue une base plus appropriée pour le calcul de l'amortissement, cette base peut être utilisée⁸². A ce propos, le SAB Topic 12F, publié par la SEC pour l'interprétation de la Reg. S-X Rule 4-10, précise que, même si les prix de vente ne sont pas réglementés, une méthode basée sur le revenu brut peut être utilisée.

⁸² SAB Topic 12F: "whenever oil and gas sales prices are disproportionate to their relative energy content to the extent that the use of the unit-of-production method would result in an improper matching of the costs of oil and gas production against the related revenue received. The method should be consistently applied and appropriately disclosed within the financial statements."

Troisième partie: Evaluation des Coûts de Recherche et de Développement Portés à l'Actif à la date de Clôture

Sur le plan national, l'évaluation des actifs à la date de clôture ainsi que la constatation d'une perte de valeur le cas échéant, sont régies par les dispositions des normes comptables NC 05, Norme Comptable Relative aux Immobilisations Corporelles, et NC 06, Norme Comptable Relative aux Immobilisations Incorporelles. Cependant, ces mêmes normes ont exclu les industries extractives d'hydrocarbures de leurs champs d'application respectifs⁸³.

Sur le plan international, la dépréciation des immobilisations corporelles et incorporelles était traitée par l'IAS 16, Immobilisations corporelles, et l'IAS 38, Immobilisations incorporelles, deux normes comptables non applicables aux activités de recherche et de développement des hydrocarbures. A partir de 1999, les dispositions relatives à la dépréciation des actifs ont été supprimées de ces deux normes pour leur consacrer une norme comptable à part entière, à savoir l'IAS 36, Dépréciation d'actifs. Cette norme vise à prescrire les procédures qu'une entreprise doit appliquer pour s'assurer que ses actifs sont comptabilisés pour une valeur qui n'excède pas leurs valeurs recouvrables.

Aux Etats-Unis, la dépréciation des actifs non courants est régie par des normes différentes selon qu'il s'agisse de la méthode des efforts réussis ou de la méthode du coût complet. Cette normalisation, considérée comme avant-gardistes et très en avance sur le plan international, constitue la source principale d'inspiration pour plusieurs organes de normalisation comptable à travers le monde, tel est le cas, par exemple, de l'ICCA au Canada.

Ainsi, la présente partie sera divisée en deux chapitres. Le premier chapitre sera consacré à l'étude de l'IAS 36 à travers son applicabilité aux industries extractives d'hydrocarbures. Le deuxième chapitre sera réservé à la revue de la réglementation américaine en la matière.

⁸³ NC 05, §04, "La présente norme ne s'applique pas aux : (a) Biens détenus par les entreprises d'extraction sujets à épuisement tels que ... concessions minières, prospection et extraction de minerais, de pétrole, de gaz naturel et autres ressources similaires non renouvelables."

NC 06, §05, "Les dispositions de cette norme ne s'appliquent pas : (a) à la comptabilisation des dépenses de recherche et développement ... (f) aux coûts d'exploitation et de développement liés aux activités extractives ; et (g) aux concessions.

Mise en Application de l'IAS 36 dans le Cadre des Activités de Recherche et de Développement des Hydrocarbures

L'applicabilité de l'IAS 36 aux activités de recherche et de développement des hydrocarbures découle de son champ d'application qui englobe d'une manière extensive toutes les branches d'activités, à l'exception, toutefois, des aspects relatifs à la dépréciation des stocks, des actifs résultant des contrats de construction, des actifs d'impôt différé et des actifs résultant d'avantages du personnel⁸⁴.

La mise en application de l'IAS 36 dans le cadre des activités de recherche et de développement des ressources minérales est, cependant, loin d'être simple. En effet, conscient des problèmes que posera la conversion aux normes internationales, à partir du 1^er janvier 2005, pour certaines entreprises européennes⁸⁵, l'IASB a publié en janvier 2004 un Exposure Draft (ED 6), intitulé «Exploration for and Evaluation of Mineral Resources», pour apporter certaines clarifications et dérogations lors de l'application de l'IAS 36 par les entreprises pétrolières. A ce propos, les difficultés majeures que peuvent rencontrer les entreprises pétrolières lors de la mise en application de l'IAS 36 concernent notamment :

- la détermination des catégories de réserves (prouvées, probables ou possibles) à prendre en compte pour l'estimation des cash-flows futurs lors de l'évaluation de la valeur recouvrable de certains actifs;

⁸⁵ Tous les groupes implantés en Europe et émettant des actions et des obligations sur le marché réglementé européen devront appliquer les normes IAS/IFRS à partir du 1er janvier 2005, conformément au règlement adopté en 2002 par le Parlement européen. La commission européenne a adopté le 29 septembre 2003 ce règlement approuvant les normes IAS 1 à 41, à l'exception des normes contestées IAS 32 et IAS 39 sur les instruments financiers. Les nouvelles normes concernent dans un premier temps 7000 sociétés cotées dans l'union européenne. Le passage aux nouvelles normes devra être complet dès le premier exercice sans possibilité de sélectionner ou d'exclure certaines normes, ni de se contenter d'en respecter l'esprit. Le lien ci-après permet d'accéder à la traduction française des normes adoptées et des interprétations possibles: http://europa.eu.int/eur-lex/fr/archive/2003/l_26120031013fr.html

Mise en Application de l'IAS 36 dans le Cadre des Activités de Recherche et de Développement des Hydrocarbures

- l'identification de l'unité génératrice de trésorerie à considérer pour la détermination de la valeur recouvrable ; est-ce le puits, la propriété minière ou le pays?

- la détermination de la valeur recouvrable de certains coûts portés à l'actif dont le résultat n'est pas encore connu. Il s'agit notamment des coûts d'acquisition et des coûts d'exploration relatifs à des activités de recherche non encore évaluées à la date de clôture.

Le présent chapitre sera, ainsi, consacré à l'analyse de ces différents aspects, tout d'abord, dans le cas des actifs considérés comme attribuables à des réserves commerciales identifiées; ensuite en ce qui concerne les coûts portés à l'actif et dont l'issue n'est pas encore déterminée; enfin, nous nous attarderons sur la constatation comptable de toute réduction de valeur déterminée.

Section 1. COUTS ATTRIBUABLES A DES RESERVES COMMERCIALES

Les coûts concernés sont les coûts portés à l'actif et ayant été inclus parmi les coûts amortissables d'un centre de coûts productif particulier. La taille d'un centre de coûts peut varier en fonction de la politique comptable de l'entreprise ainsi que de la méthode comptable adoptée, à savoir la méthode du coût complet ou la méthode des efforts réussis.

- les coûts d'abandon et de remise en état du site lorsqu'ils sont inscrits à l'actif.

Aux termes de l'IAS 36, un actif est considéré comme déprécié lorsque sa valeur comptable est supérieure à sa valeur recouvrable. La valeur recouvrable est déterminée conformément aux paragraphes 15 à 56 de la même norme.

Mise en Application de l'IAS 36 dans le Cadre des Activités de Recherche et de Développement des Hydrocarbures

Pour soupçonner un actif d'avoir perdu de la valeur, une entreprise doit avoir identifié des indices laissant penser qu'une perte de valeur pourrait être intervenue. Pour ce faire, l'IAS 36, §8, stipule qu'une entreprise doit apprécier à chaque date de clôture s'il existe un quelconque indice montrant qu'un actif a pu perdre de la valeur. S'il existe un tel indice, l'entreprise doit estimer la valeur recouvrable de l'actif en question. Dans le cas contraire, cette norme précise qu'elle n'impose pas une telle démarche.

Pour apprécier si un actif a pu perdre de la valeur, l'IAS 36, §9, a identifié un certain nombre d'indices qu'une entreprise doit au minimum considérer. Il s'agit des indices suivants:

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secteur d'activité auquel un actif appartient ou des plans de sortie d'un actif avant la date prévue auparavant; et

Il est à préciser que cette liste n'est pas exhaustive et qu'une entreprise peut identifier d'autres indices qu'un actif a pu perdre de la valeur. L'appréciation des ces indicateurs doit être faite en fonction du secteur d'activité de l'entreprise et de ses spécificités. A ce titre, l'IASC précise dans son étude, Extractive Industries Issues Paper, que dans l'industrie pétrolière, les pertes de valeur potentielles peuvent résulter essentiellement:

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Lorsque des indices de perte de valeur ont été identifiés, l'IAS 36 requiert qu'une estimation formalisée de la valeur recouvrable de l'actif en question soit faite. La valeur recouvrable et définie comme étant la valeur la plus élevée entre le prix de vente de l'actif et sa valeur d'utilité.

Dans l'industrie pétrolière, la détermination de la valeur recouvrable d'un actif isolé, tel qu'un puits, une plateforme ou encore une tête de puits, peut s'avérer très délicate. En effet, chaque immobilisation utilisée dans un champ productif est liée et est interdépendante des autres actifs ou installations pour générer des flux de trésorerie. Par conséquent, il est souvent impossible de déterminer les cash-flows nets générés par tout actif pris individuellement. En outre, les coûts d'exploration portés à l'actif sous la méthode du coût complet sont souvent considérés comme des non-valeurs dont le prix de vente se rapproche de zéro.

L'IAS 36, §66, précise que "la valeur recouvrable d'un actif pris individuellement ne peut être déterminée :

Dans pareil cas, une entreprise doit déterminer la valeur recouvrable de l'unité génératrice de trésorerie à laquelle l'actif appartient⁸⁶. Une unité génératrice de trésorerie d'un actif est définie comme étant⁸⁷:

"...le plus petit groupe d'actifs qui inclut l'actif et dont l'utilisation continue génère des entrées de trésorerie qui sont largement indépendantes des entrées de trésorerie générées par d'autres actifs ou groupes d'actifs. L'identification de

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l'unité génératrice de trésorerie d'un actif implique une part de jugement. Si la valeur recouvrable ne peut pas être déterminée pour un actif pris individuellement, une entreprise identifie le plus petit regroupement d'actifs qui, par son utilisation continue, génère des entrées de trésorerie largement indépendantes."

Dans le cas d'une entreprise d'exploration - production pétrolière, la détermination de l'unité génératrice de trésorerie pose, là encore, certaines difficultés. Ainsi, doit-on considérer chaque champ, chaque propriété, chaque réservoir ou chaque puits productif comme une unité indépendante génératrice d'entrées de trésorerie? La réponse à cette question est différente selon qu'il s'agisse de la méthode des efforts réussis ou de la méthode du coût complet.

Généralement, l'exploitation d'une même structure géologique représentant des caractéristiques stratigraphiques homogènes implique l'utilisation d'installations de production et de traitement commun à l'ensemble du champ productif. Par exemple, la production des différents puits, issus de plusieurs propriétés adjacentes, est souvent traitée avec les mêmes séparateurs et rassemblée dans les mêmes bacs de stockage. De même, la gestion interne des différentes activités d'exploitation au sein d'une même entreprise pétrolière est, dans la plupart des cas, basée sur la notion de champ.

Par conséquent, sous la méthode des efforts réussis, le choix du champ comme l'unité la plus petite dont les entrées de trésorerie sont indépendantes nous semble le plus cohérent avec les dispositions de l'IAS 36. Un champ est défini comme étant une zone renfermant un ou plusieurs réservoirs, tous regroupés dans une même structure géologique. Il peut être constitué d'une ou plusieurs propriétés minières détenues par l'entreprise.

Toutefois, dans le cas où une certaine indépendance existe entre les différentes propriétés minières d'un même champ, ce qui est possible techniquement, certaines entreprises pétrolières préfèrent utiliser la propriété minière comme unité indépendante génératrice de trésorerie.

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Dans ce sens, sur les 30 entreprises utilisant la méthode des efforts réussis et ayant répondu à l'enquête menée par PricewaterhouseCoopers en 1999, 16 entreprises affirment utiliser le champ comme unité génératrice d'entrées de trésorerie indépendante, 8 utilisent le puits et 4 considèrent chaque propriété minière séparément.

A ce titre, il est à noter que l'application de l'IAS 36 à chaque puits productif pris individuellement représente plusieurs difficultés comptables d'ordre organisationnel. En effet, la détermination de la valeur recouvrable d'un puits nécessiterait la tenue d'informations détaillées sur les coûts de forage et de complétion de chaque puits et surtout une répartition de certains coûts de développement, tels que les coûts de construction d'une plateforme, les coûts des installations de traitement et les coûts des installations de stockage, entre les différents puits productifs. Une telle charge de travail est souvent dissuasive.

Sous la méthode du coût complet, le choix du champ comme unité génératrice de trésorerie semble poser plusieurs difficultés. En effet, sous cette méthode les coûts d'exploration et d'évaluation non fructueux sont généralement immobilisés comme partie du coût d'un même centre de coûts. Le centre de coûts peut être aussi large qu'un pays ou un ensemble de pays.

Dans pareil cas, l'estimation de la valeur recouvrable d'une unité génératrice de trésorerie plus petite que le centre de coûts et souvent très difficile, voire impossible. Par exemple, la détermination séparée de la valeur nette comptable d'un champ ou d'une propriété minière suppose la répartition des coûts d'exploration et d'évaluation portés à l'actif entre les différentes propriétés minières ou champs qui constituent le centre de coûts. Une telle répartition ne peut être qu'arbitraire puisque certains coûts d'exploration sont d'ordre général et ne sont pas spécifiques à une propriété ou à un champ particulier.

En outre, même si les coûts d'exploration d'un centre de coûts particulier peuvent être répartis entre les différentes propriétés ou champs du même centre de coûts, la détermination de la valeur nette comptable d'un champ ou d'une propriété minière suppose la répartition de l'amortissement cumulé des coûts d'exploration capitalisés entre les différents champs ou propriétés minières en question. Là encore, une telle répartition ne peut être qu'arbitraire et constituerait une distorsion de point de vue comptable puisque la charge d'amortissement

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aurait été différente si l'amortissement était calculé dès le départ séparément pour chaque propriété minière ou chaque champ productif.

Par ailleurs, l'appréciation de la dépréciation sur la base d'une unité génératrice de trésorerie plus petite que le centre de coûts utilisé pour accumuler et amortir les coûts d'exploration et de développement des réserves minérales en place, constitue une entrave à l'esprit même et au principe de base de la méthode du coût complet. Ce dernier considère que tous les coûts encourus dans un même centre de coûts sont relatifs à l'ensemble des réserves mises en évidence.

Pour les raisons exposées ci-dessus, plusieurs auteurs pensent que l'unité génératrice de trésorerie doit correspondre au centre de coûts utilisé pour accumuler et amortir les différents coûts de recherche et de développement encourus. Au Royaume-Uni, le SORP, Accounting for Oil and Gas Exploration, Development, Production and Decommissioning Activities, fournit des recommandations séparées pour l'appréciation et la comptabilisation de la dépréciation pour les entreprises utilisant la méthode du coût complet et celles adoptant la méthode des efforts réussis.

Le §77 du SORP susvisé précise que, sous la méthode du coût complet, chaque centre de coûts doit être considéré comme une unité génératrice de trésorerie distincte pour l'application du "ceiling test".

Par contre, sous la méthode des efforts réussis, le même SORP recommande que le test de dépréciation soit effectué par champ, puisque le champ est le centre de coûts recommandé pour les entreprises utilisant la méthode des efforts réussis. Néanmoins, dans le cas où plusieurs champs utilisent des installations de production et de transport communes, ces champs peuvent être considérés comme économiquement interdépendants et constituer une seule unité génératrice de trésorerie. Dans pareil cas la dépréciation doit être estimée sur la base d'une agrégation desdits champs.

L'IAS 36, §5, définit la valeur recouvrable d'un actif comme étant la valeur la plus élevée entre le prix de vente net de cet actif et sa valeur d'utilité.

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Le prix de vente net est définit comme étant le montant qui peut être obtenu de la vente d'un actif lors d'une transaction dans des conditions de concurrence normale entre des parties bien informées et consentantes, moins les coûts de sortie. Les paragraphes 21 et 22 de l'IAS 36 précisent que "la meilleure indication du prix de vente net d'un actif est un prix figurant dans un accord de vente irrévocable signé à l'occasion d'une transaction dans des conditions de concurrence normale, ajusté pour prendre en compte les coûts marginaux directement attribuables à la sortie de l'actif".

Si un tel accord n'existe pas mais l'actif est négocié sur un marché actif, le prix de vente net serait le prix de marché moins les coûts de sortie.

Dans l'industrie pétrolière, il n'existe pas de marché actif pour la négociation des propriétés minières. Dans pareil cas, le paragraphe 23 de l'IAS 36 recommande que le prix de vente net soit "estimé à partir de la meilleure information disponible qui refléterait le montant, net des coûts de sortie, qu'une entreprise pourrait obtenir à la date de clôture pour la sortie de l'actif lors d'une transaction dans des conditions de concurrence normale entre des parties bien informées et consentantes". Pour déterminer ce montant, le même paragraphe précise que l'entreprise doit "considérer le résultat de transactions récentes portant sur des actifs similaires dans le même secteur d'activité".

Là encore, l'application de cette règle pour déterminer le prix de vente d'une propriété minière n'est pas sans difficulté. En effet, pour qu'une propriété minière puisse être prise comme base d'estimation, elle doit avoir été vendue récemment, à 90 jours par exemple, et doit présenter les mêmes caractéristiques géographiques et techniques pour être qualifiée de similaire. En effet, la valeur d'une propriété minière dépend:

- des quantités de réserves mises en évidence, alors que de telles quantités ne sont généralement pas publiées lors des transactions de ventes;

- de la structure géologiques et des caractéristiques techniques du réservoir (pression, porosité, viscosité, température, taux de récupération ...etc.), des caractéristiques qui ne sont pas nécessairement semblables pour des propriétés minières distinctes;

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- de la qualité du brut extrait et de sa composition, deux éléments qui affecte significativement son prix de vente;

- de l'importance des travaux de développement déjà effectués (nombre des puits productifs, système de récupération améliorée ...etc.) qui affectent directement la rapidité de l'extraction des réserves en place;

- des coûts de production qui peuvent varier sensiblement en fonction de l'emplacement géographique du gisement.

Par conséquent, l'utilisation du prix de vente d'une propriété minière vendue récemment constitue rarement une base logique d'estimation de la valeur recouvrable d'une autre propriété minière.

Par contre, la valeur d'une propriété minière dépend étroitement des cash-flows futurs qu'elle génèrera. Pour cette raison, la valeur d'une propriété productive est généralement basée sur sa valeur d'utilité. Cette dernière est définie par l'IAS 36, §5, comme étant "la valeur actuelle des flux de trésorerie futurs estimés attendus de l'utilisation continue d'un actif et de sa sortie à la fin de sa durée d'utilité". L'estimation de cette valeur inclut:

Dans l'industrie pétrolière, l'estimation de la valeur d'utilité d'une unité génératrice de trésorerie, telle qu'une propriété minière, un champ productif ou un centre de coûts productif, implique logiquement la détermination des trois variables suivantes:

- la détermination des catégories de réserves base d'estimation des flux de trésorerie futurs;

- l'estimation des conditions d'exploitation futures (coûts et prix de vente); ainsi que - le choix du taux d'actualisation approprié.

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L'estimation des cash-flows futurs est nécessairement basée sur les quantités de réserves commercialement récupérables à partir de l'unité génératrice de trésorerie choisie (centre de coûts, propriété minière, champ productif ...etc.). La question qui se pose est de savoir quelle catégorie de réserves faudra-il utiliser pour effectuer une telle estimation.

"les projections de flux de trésorerie doivent être fondées sur des hypothèses raisonnables et documentées représentant la meilleure estimation par la direction de l'ensemble des conditions économiques qui existeront pendant la durée d'utilité restant à courir de l'actif".

Ces dispositions nous amènent à conclure que, pour le calcul de la valeur recouvrable dans le cadre de l'application de l'IAS 36, les cash-flows futurs doivent être déterminés :

La prise en compte d'une partie des réserves probables pour la détermination de la valeur recouvrable est justifiée par la pratique internationale dans l'industrie pétrolière. En effet, ces réserves sont généralement prises en compte pour la détermination de la valeur de toute propriété minière lors des transactions de vente. La partie à prendre en considération dépend, à notre avis, du jugement professionnel de la direction de l'entreprise ainsi que de l'importance desdites réserves.

Aux termes de l'IAS 36, §27 al. (a), mentionné plus haut, l'estimation de la valeur recouvrable d'un actif doit être faites sur la base des prix de vente et des coûts qui existeront pendant la

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durée d'utilité restant à courir de l'actif concerné⁸⁸. A ce propos, il est à noter que, dans l'industrie pétrolière, les prix de vente futurs du pétrole et du gaz naturel sont volatiles et sont souvent difficiles à estimer sur une période très longue. En outre, l'alinéa (b) du paragraphe 27 de l'IAS 36 précise que:

"les projections de flux de trésorerie doivent être fondées sur les budgets/prévisions financiers les plus récents approuvés par la direction. Les projections établies sur la base de ces budgets/prévisions doivent couvrir une période d'une durée maximum de cinq ans... ".

Encore une fois, l'application de cette règle à l'industrie pétrolière n'est pas sans difficulté puisque la plupart des actifs utilisés possèdent une durée de vie supérieure à cinq années. Ceci est dû au fait que les réserves minérales mises en évidence sont généralement produites sur une période beaucoup plus longue. A ce propos, le §28 de l'IAS 36 accorde une dérogation et stipule que:

"La direction peut utiliser des projections de flux de trésorerie fondées sur des budgets/prévisions sur une période supérieure à cinq ans si elle a confiance dans la fiabilité de ces projections et si elle peut, sur la base de son expérience passée, démontrer sa capacité à prévoir les flux de trésorerie avec précision sur cette période plus longue".

A cause de la durée de vie relativement longue des actifs concernés ainsi que la volatilité des prix de vente du pétrole et du gaz naturel, certains auteurs pensent que l'utilisation des prix et des coûts futurs ne peut être appropriée. Au lieu, ils suggèrent d'utiliser les prix et les coûts en vigueur au moment de l'estimation pour déterminer la valeur d'utilité de tout actif ou ensemble d'actifs.

A notre avis, cette position est en contradiction avec les dispositions de l'IAS 36, §46 al.(b), qui précisent que les prix doivent être ajustés pour tenir compte à la fois de l'effet des augmentations de prix futures dues à l'inflation générale et des augmentations ou diminutions

⁸⁸ IAS 36, §27 al. (a), "les projections de flux de trésorerie doivent être fondées sur des hypothèses raisonnables et documentées représentant la meilleure estimation par la direction de l'ensemble des conditions économiques qui existeront pendant la durée d'utilité restant à courir de l'actif"

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de prix spécifiques futures. Au Royaume-Uni, cette position a été retenue par le SORP, Accounting for oil and gas exploration, development, production and decommissioning activities, qui exclue explicitement l'utilisation des prix et coûts actuels pour l'estimation de la valeur recouvrable⁸⁹.

Par ailleurs, il est à noter que si l'ensemble des réserves prouvées est utilisé pour l'estimation des revenus futurs, tous les coûts futurs de développement des réserves prouvées considérées comme non encore développées doivent être inclus dans le calcul du cash-flow net. De même, si les réserves probables sont utilisées, l'estimation des sorties de trésorerie doit prendre en considération l'ensemble des coûts futurs d'exploration et de développement de ces réserves. Dans ce sens, l'IAS 36, §35, stipule clairement que:

Lorsque la valeur comptable d'un actif ne comprend pas encore toutes les sorties de trésorerie à encourir avant qu'il ne soit prêt à être utilisé ou vendu, l'estimation des sorties de trésorerie futures comprend une estimation des sorties de trésorerie ultérieures que l'on s'attend à encourir avant que l'actif ne soit prêt à être utilisé ou vendu. Tel est le cas, par exemple, pour un immeuble en construction ou pour un projet de développement non encore achevé.

Toutefois, le § 36, al. (b) précise que, afin d'éviter de les compter en double, les estimations de flux de trésorerie doivent exclure les sorties de trésorerie liées à des obligations qui ont déjà été comptabilisées en tant que passifs. Tel est le cas, à notre avis, des coûts futurs de démantèlement et de remise en état des lieux, lorsqu'ils ont fait l'objet d'une provision.

Enfin, il est à préciser que le §43 de l'IAS 36 stipule que les estimations des flux de trésorerie futurs ne doivent pas inclure:

⁸⁹ SORP, §78, "prices and cost levels used should be those expected to apply in future periods rather than those ruling at the date the ceiling test is applied ..."

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Aux termes du §48 de l'IAS 36, le taux d'actualisation doit être un taux avant impôt reflétant les appréciations actuelles par le marché de la valeur temps de l'argent et des risques spécifiques à l'actif. Le taux d'actualisation ne doit pas refléter les risques pour lesquels les estimations de flux de trésorerie futurs ont été ajustées.

Au sens de l'IAS 36, un taux reflétant les appréciations actuelles du marché de la valeur temps de l'argent et des risques spécifiques à l'actif est le taux de rendement que des investisseurs demanderaient s'ils avaient à choisir un placement qui générerait des flux de trésorerie dont le montant, l'échéance et le profil de risques seraient équivalents à ceux que l'entreprise s'attend à obtenir de l'actif. Ce taux est estimé à partir du taux implicite dans des transactions actuelles du marché pour des actifs similaires ou à partir du coût moyen pondéré du capital d'une entreprise cotée qui détient un actif unique (ou un portefeuille d'actifs) similaire(s) en termes de potentiel de service et de risques, à l'actif examiné.

L'IAS 36 n'a pas fourni, cependant, des précisions quant à la signification des termes "taux avant impôt" et "cash-flows avant impôt". Habituellement, le terme "avant impôt" signifie "avant impôt sur le résultat". Dans le cadre des activités extractives d'hydrocarbures, ce concept peut prêter à confusion. Par exemple, certains pays imposent des taxes ayant des caractéristiques similaires à l'impôt sur le résultat puisqu'elles sont calculées sur la base d'une marge (un bénéfice) déterminée par déduction de certaines charges spécifiques uniquement. Dans pareil cas, est ce que le taux avant impôt est un taux avant ou après déduction de telles taxes?

Section 2. COUTS DONT L'ISSUE N'EST PAS ENCORE DETERMINEE

Comme étudié au niveau de la première partie du présent mémoire, certains coûts de pré-production sont initialement porté à l'actif dans l'attente du résultat des activités y relatives. Le traitement comptable de ces coûts depuis leur engagement jusqu'à leur évaluation, c'est-à-dire jusqu'à ce qu'ils conduisent à la découverte de réserves minérales commercialisables ou jusqu'à ce qu'ils s'avèrent infructueux, est différent selon qu'il s'agit de la méthode du coût complet ou de la méthode des efforts réussis.

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Sous la méthode du coût complet, tous les coûts de pré-production sont capitalisés comme partie d'un centre de coûts particulier et sont amortis en fonction de l'épuisement des réserves contenues dans ce centre de coûts. Cependant, certains coûts peuvent être exclus de la base amortissable. Il s'agit des coûts considérés comme non associés à des réserves minérales identifiables tels que les coûts d'acquisition des propriétés minières non évaluées et les coûts d'exploration dont l'issue n'est pas encore déterminée. De même, dans un centre de coûts non encore productif, l'ensemble des coûts encourus est capitalisé jusqu'à découverte de réserves commerciales ou l'abandon des propriétés minières en question.

Sous la méthode des efforts réussis, il s'agit des coûts d'acquisition des propriétés minières non encore évaluées ainsi que des coûts des forages d'exploration et des coûts d'évaluation dont le résultat n'est pas encore connu à la date de clôture.

Dans la mesure où ces coûts sont différés à l'actif au-delà de la période comptable durant laquelle ils sont encourus, et sont exclus de la base amortissable, ils doivent faire l'objet d'une évaluation séparée pour dégager toute perte de valeur éventuelle.

Dans son Exposure Draft (ED 6), Exploration for and Evaluation of Mineral resources, publié en janvier 2004, l'IASB désigne de tels actifs sous l'appellation "Actifs d'exploration et d'évaluation". Ce même document fournit les définitions suivantes⁹⁰:

actifs d'exploration et Dépenses d'exploration et d'évaluation comptabilisées entant

⁹⁰ IASB, ED 6, Exploration for and Evaluation of Mineral resources, Annexe A, p. 17:

Expenditures incurred by an entity in connection with the exploration for and evaluation of mineral resources.

exploration for and The search for mineral resources, including minerals, oil, natural gas and

evaluation of mineral similar non-regenerative resources, as well as the determination of the

resources technical feasibility and commercial viability of extracting the mineral

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L'ED 6 susvisé précise que les dépenses relatives aux activités suivantes peuvent être incluses dans la prise en compte initiale des actifs d'exploration et d'évaluation⁹¹:

Outres les sources d'information préconisées par l'IAS 36, discutées au niveau de la section précédente, l'ED 6 "Exploration for and Evaluation of Mineral Resources" stipule que les informations suivantes doivent être prises en considération pour déterminer si certains actifs d'exploration et d'évaluation ont pu perdre de la valeur:

(a) les droits miniers acquis pour entreprendre des travaux d'exploration sur une zone spécifique ont expiré durant la période, ou vont expirer dans un avenir proche, et ne sont pas attendus à être renouvelés;

⁹¹ IASB, ED 6, Exploration for and Evaluation of Mineral resources, §7, p. 13

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A ce propos, il est à noter que si ces indices permettent d'identifier un actif qui a pu perdre de la valeur, l'ED 6 n'a pas fourni de précisions particulières quant à la détermination de la valeur recouvrable d'un actif d'exploration et d'évaluation. Actuellement, cette question fait l'objet de plusieurs controverses.

Dans son étude sur les industries extractives, l'IASC a reconnu la difficulté, voire l'impossibilité, de déterminer la valeur recouvrable des coûts d'acquisition, de prospection, d'exploration et d'évaluation portés à l'actif, lorsqu'ils ne sont pas associés à des réserves commercialement récupérables. Le comité de direction de l'étude susvisée affirme que l'IAS 36 ne peut pas être appliquée puisque, dans l'absence de réserves commercialement récupérables, il est impossible de déterminer une valeur d'utilité⁹².

⁹² IASC, "Extractive Industries Issues Paper", 2001, Basic Issue 9.5, p.194: "IAS 36 cannot be applied because that would involve a value-in-use assessment that cannot be done because commerciality is unknown."

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En effet, à l'exception possible des coûts d'acquisition, il n'existe pas de marché où de tels actifs peuvent être vendus. En outre, il est impossible de déterminer des cash-flows futurs pour l'estimation de la valeur d'utilité de ces actifs.

L'ED 6, Exploration for and Evaluation of Mineral Resources, n'a pas apporté de précisions particulières sur l'évaluation des actifs d'exploration et d'évaluation à la date de clôture. Il stipule, tout simplement, qu'après comptabilisation initiale, une entité doit appliquer soit le modèle de coût soit le modèle de la réévaluation pour évaluer ses actifs d'exploration et d'évaluation à la date de clôture. Ces deux modèles sont expliqués par l'IAS 16 et l'IAS 38.

A ce propos, il est à noter que, faute de pouvoir leur affecter une valeur d'utilité, certains auteurs pensent que les dépenses d'exploration et d'évaluation, telles que définies par l'ED 6, ne peuvent être considérées comme des actifs au sens du cadre conceptuel de la comptabilité financière. Ils recommandent, par conséquent, de les passer en charges au moment où elles sont encourues. D'autres auteurs préconisent, par contre, de différer à l'actif de telles dépenses jusqu'à leur évaluation définitive, et ce, sans évaluation à la date de clôture.

L'IAS 36 impose la comptabilisation d'une perte de valeur lorsque la valeur comptable d'un actif est supérieure à sa valeur recouvrable. Lorsqu'il n'est pas possible d'estimer la valeur recouvrable d'un actif pris individuellement, une entreprise doit déterminer la valeur recouvrable de l'unité génératrice de trésorerie à laquelle l'actif appartient. Dans son document "Basis for conclusions on Exposure Draft ED 6", le conseil de l'IASB a souligné que l'IAS 36 doit être appliquée à tous les actifs, y compris les actifs d'exploration et d'évaluation, parce qu'autrement certains actifs pourraient être comptabilisés à une valeur supérieure à leur valeur recouvrable⁹³.

Toutefois, le conseil de l'IASB a exprimé son inquiétude concernant l'utilisation de la notion d'unité génératrice de trésorerie, telle que définie par le paragraphe 5 de l'IAS 36, pour évaluer les actifs d'exploration et d'évaluation à la date de clôture. En effet, l'utilisation de cette

⁹³ IASB, Basis for conclusions on exposure draft ED 6 "Exploration for and Evaluation of Mineral Resources", Janvier 2004, § BC16. "The Board is of the view that it is important that IAS 36 applies to all assets, including exploration and evaluation assets, because otherwise assets might be carried at an amount exceeding recoverable amount."

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définition pourrait être en contradiction avec certaines dispositions de l'ED 6 et résulter, par conséquent, en la constatation d'une perte de valeur injustifiée dans certains cas⁹⁴.

Le conseil de l'IASB précise que la définition d'une unité génératrice de trésorerie, telle que donnée par l'IAS 36, peut créer une incertitude quant à la cohérence des politiques et pratiques comptables existantes avec les normes internationales. Ceci est dû au fait que les actifs d'exploration et d'évaluation ne sont généralement pas attendus:

Ces dispositions impliquent qu'un actif d'évaluation et exploration serait souvent jugé ayant perdu de la valeur si la définition actuelle d'une unité génératrice de trésorerie était appliquée.

Pour éviter un tel résultat, l'ED 6 propose une autre définition de l'unité génératrice de trésorerie pour les actifs d'exploration et d'évaluation. Lorsqu'une entreprise, ayant des actifs d'exploration et d'évaluation, applique les normes internationales (IFRS) pour la première fois, elle peut choisir d'appliquer à ces actifs, soit la définition d'unité génératrice de trésorerie fournie par le §5 de l'IAS 36, soit la définition d'une unité génératrice de trésorerie pour les actifs d'exploration et d'évaluation.

Telle que définie par l'ED 6, une unité génératrice de trésorerie pour les actifs d'exploration et d'évaluation est le plus petit groupe identifiable d'actifs, y compris les actifs d'exploration et d'évaluation, dont l'utilisation continue génère des entrées de trésorerie et pour lequel des

⁹⁴ IASB, Basis for conclusions on exposure draft ED 6 "Exploration for and Evaluation of Mineral Resources", Janvier 2004, § BC17. "However, the Board is also concerned that requiring entities to use the definition of a cash-generating unit in paragraph 5 of IAS 36 when assessing exploration and evaluation assets for impairment would negate the effects of the other proposals in this draft IFRS and might result in the inappropriate recognition of impairment losses in some circumstances."

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tests de dépréciation ont été appliqués par l'entreprise sous ses politiques comptables appliquées pour ses états financiers annuels les plus récent⁹⁵. Cette définition vise à "légaliser", en quelque sorte, les pratiques actuelles suivies par les entreprises pétrolières en matière d'évaluation d'actifs d'exploration et d'évaluation, et ce, jusqu'à l'élaboration d'une norme internationale spécifique aux activités extractives⁹⁶.

L'ED 6 précise que l'unité génératrice de trésorerie pour les actifs d'exploration et d'évaluation ne doit pas être plus large qu'un secteur tel que défini par l'IAS 14, Information sectorielle. A ce propos, l'IAS 14 distingue deux types de secteurs, le secteur d'activité et le secteur géographique. A notre avis, l'ED 6 vise le secteur géographique qui est défini comme étant (IAS 14, §9):

"une composante distincte d'une entreprise engagée dans la fourniture de produits ou de services dans un environnement économique particulier et exposée à des risques et une rentabilité différents des risques et de la rentabilité des autres secteurs d'activité opérant dans d'autres environnements économiques."

L'ED 6 précise, par ailleurs, que tous les actifs autres que les actifs d'exploration et d'évaluation inclus dans une unité génératrice de trésorerie pour les actifs d'exploration et d'évaluation doivent faire l'objet de tests de dépréciation séparés conformément aux dispositions de l'IAS 36. Ces tests doivent être appliqués, en comptabilisant toute perte de valeur éventuelle, avant de procéder à l'évaluation des actifs d'exploration et d'évaluation tel que requis par l'ED 6.

Selon l'étude menée par l'IASC⁹⁷ en 2001, plusieurs auteurs pensent qu'il est pratiquement impossible de déterminer si une perte de valeur des actifs d'exploration et d'évaluation a eu lieu et d'estimer le montant de la dépréciation, le cas échéant. Ces auteurs affirment qu'une

⁹⁵ IASB, ED 6, "Exploration for and Evaluation of Mineral resources", Appendix A, " cash-generating unit for exploration and evaluation assets: The smallest identifiable group of assets that, together with exploration and evaluation assets, generates cash inflows from continuing use on which impairment tests were performed by an entity under the accounting policies applied in its most recent annual financial statements."

⁹⁶ Cf. IASB, Basis for conclusions on exposure draft ED 6 "Exploration for and Evaluation of Mineral Resources", Janvier 2004, BC8, BC9 et B0.

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solution plus simple et logique pour le problème de l'évaluation de ce type de coûts serait de maintenir la dotation globale pour dépréciation à un pourcentage prédéterminée de la valeur totale de ce type d'actifs. Les différents actifs peuvent être classés dans plusieurs groupes en fonction de certains attributs logiques, tels que le type de coûts, l'emplacement, l'années d'engagement, et ce, afin de déterminer des taux de perte de valeur qui soient réalistes et significatifs.

Ainsi, le solde prédéterminé de la provision pour dépréciation serait un pourcentage des coûts différés; le pourcentage peut être déterminé sur la base du pourcentage des coûts différés à l'actif et ayant été déterminés sans valeur sur une période passée, de cinq années, par exemple. Les adeptes de cette approche dénotent que cette méthode est simple à appliquer et réduit le risque de porter à l'actif des coûts n'ayant pas de valeur.

D'autres auteurs pensent que ce type d'amortissement peut constituer un moyen dangereux de lissage du résultat. Ils préconisent, par conséquent, de ne pas procéder à la dépréciation de tels actifs. Ces auteurs avancent comme argument le fait que, bien que certaines propriétés dans un groupe particulier peuvent s'avérer sans valeur, la valeur totale des «bonnes» propriétés peut dépasser de loin la valeur des "mauvaises" propriétés.

Section 3. COMPTABILISATION D'UNE PERTE DE VALEUR

Si la valeur recouvrable d'un actif ou d'une unité génératrice de trésorerie est inférieure à sa valeur comptable, la valeur comptable de l'actif ou de l'unité génératrice de trésorerie doit être ramenée à sa valeur comptable par la comptabilisation d'une perte de valeur.

Bien que cette règle, énoncée par les paragraphes 57 et 88 de l'IAS 36, est normalement applicable à tous les coûts de recherche et de développement capitalisés, sa mise en application pose certaines difficultés. En effet :

- doit-on comptabiliser en charges toute perte de valeur dégagée même lorsqu'il s'agit d'actifs d'exploration est d'évaluation comptabilisés sous la méthode du coût complet ?

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La règle générale énoncée par l'IAS 36⁹⁸ suppose qu'une perte de valeur soit immédiatement comptabilisée en charges dans le compte de résultat, à moins que l'actif ne soit comptabilisé pour son montant réévalué selon une autre norme comptable internationale. Après la comptabilisation d'une perte de valeur, la dotation aux amortissements de l'actif est ajustée pour les exercices futurs, afin que la valeur comptable révisée de l'actif, moins sa valeur résiduelle, s'il y a lieu, puisse être répartie de façon systématique sur sa durée d'utilité restant à courir.

Lorsque la perte de valeur est comptabilisée pour une unité génératrice de trésorerie, la perte de valeur est répartie, afin de réduire la valeur comptable des actifs de l'unité, entre les différents actifs de cette unité au prorata de leurs valeurs comptables respectives. Ces réductions des valeurs comptables doivent être traitées comme les pertes de valeurs des actifs pris individuellement et comptabilisées selon le paragraphe 59 de l'IAS 36⁹⁹.

Si cette règle semble être acceptée pour la comptabilisation des pertes de valeurs relatives aux coûts capitalisés et associés à des réserves récupérables, il n'en est pas de même lorsqu'il s'agit d'actifs d'exploration et d'évaluation capitalisés sous la méthode du coût complet et dont le montant est exclus de la base amortissable.

En effet, certains auteurs précisent que ces coûts sont exclus de la base amortissable d'un centre de coût particulier uniquement dans l'attente de l'issue des travaux d'exploration et d'évaluation y relatives. Si ces travaux s'avèrent infructueux¹⁰⁰, les coûts correspondants sont reclassés pour être inclus dans la base amortissable et être amortis en fonction des réserves mises en évidence dans le centre de coûts concerné. Passer en charges une partie de ces coûts, même à travers la constatation d'une perte de valeur, serait, par conséquent, contraire au concept de base de la méthode du coût complet. Au lieu, ces auteurs proposent deux autres approches.

100 En fait, que les travaux d'exploration et d'évaluation soient fructueux ou non, ces coûts sont reclassés pour être inclus dans la base amortissable du centre de coûts concerné. L'exclusion temporaire de ces coûts de la base amortissable est faite pour atteindre un meilleur rattachement des charges aux produits, si des réserves additionnelles sont découvertes.

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La première approche consiste à inclure tous les coûts d'exploration et d'évaluation capitalisés sous la méthode du coût complet dans la base amortissable, et ce, au fur et à mesure qu'ils sont encourus. Ces coûts font ensuite l'objet d'un test de dépréciation au même titre que les autres coûts de recherche et de développement portés à l'actif au sein du même centre de coûts. Lorsque le centre de coût n'est pas encore productif ou n'est pas encore évalué, l'ensemble des coûts capitalisés doit faire l'objet d'un test de dépréciation conformément aux dispositions de l'IAS 36.

Une deuxième approche consiste à soumettre les actifs d'exploration et d'évaluation, non associés à des réserves minérales identifiables, et donc exclus de la base amortissable, à un test de dépréciation séparé conformément aux dispositions de l'ED 6. Cependant, la perte de valeur dégagée le cas échéant, n'est pas comptabilisée en charges de l'exercice mais transférée pour faire partie des coûts amortissables du centre de coûts concerné. Sous cette approche, l'évaluation des actifs d'exploration et d'évaluation à la date de clôture résulterait en une re-classification des coûts capitalisés.

Bien que la comptabilisation d'une reprise de perte de valeur soit contraire à la pratique de certaines entreprises pétrolières et incompatible avec les recommandations de certaines instances gouvernementales de réglementation comptable¹⁰¹, il nous semble que l'application des dispositions de l'IAS 36 traitant de cet aspect ne pose pas de problèmes particuliers dans le cadre des industries extractives des hydrocarbures.

Au niveau de l'IAS 36, les reprises de pertes de valeurs sont régies par les paragraphes 94 à 108 dont les dispositions les plus importantes sont résumées ci-après :

(a) une entreprise doit apprécier, à chaque date de clôture, s'il existe un indice montrant qu'une perte de valeur comptabilisée pour un actif, ou une unité génératrice de trésorerie, au cours d'exercices antérieurs n'existe peut-être plus ou a diminué. S'il existe un tel indice, l'entreprise doit estimer la valeur recouvrable de

Mise en Application de l'IAS 36 dans le Cadre des Activités de Recherche et de Développement des Hydrocarbures

cet actif. Le paragraphe 96 fournit une liste indicative qu'une entreprise doit, au minimum, considérer pour apprécier s'il existe un indice montrant qu'une perte de valeur comptabilisée pour un actif au cours d'exercices antérieurs n'existe peut-être plus ou a diminué ;

Mise en Application de l'IAS 36 dans le Cadre des Activités de Recherche et de Développement des Hydrocarbures

n'avait été comptabilisée pour l'actif au cours d'exercices antérieurs. Le montant de la reprise de la perte de valeur qui autrement aurait été affecté à l'actif doit être réparti au prorata entre les autres actifs de l'unité.

En mars 1995, le FASB a publié le SFAS 121, Accounting for the Impairment of Long-Lived Assets and for Long-Lived Assets to Be Disposed Of. Cette norme traitait de la dépréciation des actifs à long terme, de certains actifs incorporels et du goodwill relatifs aux actifs détenus pour être utilisés par l'entreprise¹⁰².

En théorie, le SFAS 121 était applicable aussi bien pour les entreprises adoptant la méthode des efforts réussis que celles utilisant la méthode du coût complet. Cependant, en raison de l'établissement par la SEC de règles plus rigoureuses en matière d'évaluation des coûts portés à l'actif sous la méthode du coût complet, le SFAS 121 était généralement ignoré par les entreprises adoptant cette dernière méthode. D'ailleurs, en septembre 1994, la SEC a émis une lettre invitant les entreprises adoptant la méthode du coût complet à suivre les règles édictées par la Reg. S-X Rule 4-10, relatives au Ceiling test, au lieu et place du SFAS 121. La SEC a même encouragé les entreprises non cotées en bourses, et donc ne tombant pas sous son égide, à adopter les mêmes règles.

Par ailleurs, il est à signaler que les propriétés minières non prouvées étaient, et reste toujours, régies par les dispositions du SFAS 19, en ce qui concerne la méthode des efforts réussis, et la Reg. S-X Rule 4-10, en ce qui concerne la méthode du coût complet. En effet, dans son annexe D "References to Pronouncements", le SFAS 121 avait exclu implicitement ces propriétés de son champ d'application.

En août 2001, le FASB publia la norme SFAS 144, Accounting for the Impairment or Disposal of Long-Lived Assets, une norme qui vient confirmer la pratique comptable en vigueur, et ce, par l'abrogation du SFAS 121. Le SFAS 144 a inclus dans son champ

102 SFAS 121, §3, "This Statement applies to long-lived assets, certain identifiable intangibles, and goodwill related to those assets to be held and used".

d'application uniquement les coûts de recherche et de développement capitalisés sous la méthode des efforts réussis¹⁰³, tout en excluant les coûts relatifs aux propriétés minières non prouvées¹⁰⁴.

Ainsi, en corrélation avec les différents textes régissant la dépréciation des actifs aux Etats-Unis, le présent chapitre sera divisé en trois sections. La première section sera consacrée à l'évaluation des propriétés minières non prouvées (SFAS 19 et Reg. S-X Rule 4-10), la deuxième section sera réservée à la dépréciation des propriétés minières prouvées et des actifs correspondants dans le cadre de la méthode des efforts réussis (SFAS 144) et la troisième section traitera du "Ceiling test" applicable aux entreprises adoptant la méthode du coût complet dans le cadre de la réglementation fédérale Reg. S-X Rule 4-10.

Section 1. EVALUATION DES PROPRIETES MINIERES NON PROUVEES

Comme étudié précédemment, les coûts d'acquisition des propriétés minières non prouvées peuvent être comptabilisés de différentes manières. En effet, sous la méthode du coût complet, une entreprise peut, sans y être obligée, exclure les coûts d'acquisition, ainsi que les coûts d'exploration non évalués, de la base amortissable d'un centre de coûts particulier. Sous la méthode des efforts réussis, ces coûts sont obligatoirement différés à l'actif jusqu'à évaluation des propriétés minières en question.

Dans la mesure où 70 à 90% des propriétés minières acquises sont généralement abandonnées avant toute découverte de réserves minérales, plusieurs méthodes ont traditionnellement été utilisées pour estimer les pertes de valeur relatives aux coûts d'acquisition des propriétés minières. A ce propos, le SFAS 19 et la SEC prescrivent des directives générales semblables, à suivre chaque fois que des coûts d'acquisition de propriétés non prouvées sont portés à l'actif au-delà de la période durant laquelle ils ont été engagés.

103 SFAS 144, §3, "this Statement applies to recognized long-lived assets of an entity to be held and used or to be disposed of, including ... (c) proved oil and gas properties that are being accounted for using the successful-efforts method of accounting ..."

SFAS 144, Footnote 2--Accounting requirements for oil and gas properties that are accounted for using the full-cost method of accounting are prescribed by the Securities and Exchange Commission (Regulation S-X, Rule 4-10, «Financial Accounting and Reporting for Oil and Gas Producing Activities Pursuant to the Federal Securities Laws and the Energy Policy and Conservation Act of 1975»).

104 SFAS 144, §3, "This Statement does not apply to ... (g) unproved oil and gas properties that are being accounted for using the successful-efforts method of accounting."

Aux termes du paragraphe 28 du SFAS 19 et du paragraphe (c)(3)(ii)(A) de la Reg. S-X Rule 4-10, les propriétés minières non prouvées doivent faire l'objet d'une évaluation périodique, au moins une fois par an, pour déterminer si leur valeur comptable est recouvrable.

Bien que la norme comptable SFAS 19 n'a pas précisé ce que le terme "dépréciation" signifiait, elle stipule dans son paragraphe 28 qu'une propriété minière est probablement dépréciée si, par exemple, un puits sec y a été foré et que l'entreprise n'a pas de plans fermes pour continuer les opérations de forage. De même, stipule le même paragraphe, la vraisemblance d'une dépréciation partielle ou totale d'une propriété augmente au fur et à mesure que le terme des droits miniers détenus par l'entreprise approche et que les activités de forage n'ont pas commencé sur la propriété ou sur une propriété voisine¹⁰⁵.

La SEC ajoute dans son Codification of Financial Reporting Release, §406.01.c.i, qu'une propriété non prouvée doit être évaluée périodiquement pour dégager toute dépréciation éventuelle et s'assurer que sa valeur¹⁰⁶ est égale, aux moins, à sa valeur comptable, y compris tout intérêt capitalisé¹⁰⁷.

Le SFAS 19, §39, stipule, en outre, que l'information devenue disponible après la date de clôture d'une période couverte par les états financiers, mais avant que ces états financiers ne soient publiés, doit être prise en compte pour l'évaluation de conditions existantes à la date de clôture, par exemple, pour l'évaluation des propriétés non prouvées¹⁰⁸. Tel serait le cas d'un forage d'exploration qui s'est avéré infructueux après la date de clôture des comptes.

105 SFAS 19, §28, " A property would likely be impaired, for example, if a dry hole has been drilled on it and the enterprise has no firm plans to continue drilling. Also, the likelihood of partial or total impairment of a property increases as the expiration of the lease term approaches if drilling activity has not commenced on the property or on nearby properties."

107 SEC, Codification of Financial Reporting Releases, §406.01.c.i, "... unevaluated properties are required to be assessed periodically for impairment and to have value at least equal to their carrying costs (including any capitalized interest) ..."

108 SFAS 19, §39, " Information that becomes available after the end of the period covered by the financial statements but before those financial statements are issued shall be taken into account in evaluating conditions that existed at the balance sheet date, for example, in assessing unproved properties ...".

Le principe général posé par le SFAS 19 stipule que les propriétés minières dont les coûts d'acquisition sont relativement significatifs doivent impérativement être évaluées séparément¹⁰⁹. Malheureusement, la même norme n'a pas fourni de précisions quant à la signification du terme "significatif".

Sous la méthode du coût complet, la SEC a précisé¹¹⁰, par contre, qu'une propriété minière doit être considéré comme "individuellement significative" lorsque son coût est supérieur à 10% des coûts nets capitalisés du centre de coûts concerné. Dans l'absence de précisions similaires sous la méthode des efforts réussis, l'étude menée par PricewaterhouseCoopers en 1999, a révélé que les entreprises pétrolières utilisent plusieurs critères pour déterminer ce qu'était significatif. Certaines d'entre elles ont fixé un montant minimum au dessus duquel une propriété minière est considérée comme individuellement significative. Ce montant est généralement déterminé en en fonction la taille de la société, du total de ses actifs, du total de son investissement dans des propriétés minières, de son bénéfice net et d'autres facteurs similaires. Chaque année, les propriétés minières non prouvées acquises sont examinées à la lumière de ces facteurs.

Le concept de dépréciation introduit en 1977 par le SFAS 19 est, en quelque sorte, inhabituel dans la littérature comptable aux Etats-Unis. En effet, ni le FASB, ni la SEC ont indiqué clairement la manière dont la dépréciation d'une propriété non prouvée pouvait être mesurée. L'étude de PricewaterhouseCoopers, citée plus haut, a montré que les compagnies pétrolières considéraient plusieurs facteurs pour évaluer leurs propriétés minières non prouvées. Par exemple:

F 90% des entreprises interrogées considèrent que l'intention de l'entreprise de procéder
à des travaux de forage d'exploration sur la propriété était un facteur très important.

109 SFAS 19, §28, " Impairment of individual unproved properties whose acquisition costs are relatively significant shall be assessed on a property-by-property basis ..."

110 SEC, Codification of Financial Reporting Releases, §406.01.c.i, "However, the commission believes that in general individual properties or projects would be expected to be individually significant if their costs exceed 10% of the net capitalized costs of the cost center."

F En outre, la majorité des entreprises interrogées prennent en considération les éléments suivants:

F Sur les 27 entreprises ayant répondu à cette question, seulement 8 entreprises affirment prendre en compte la valeur de marché d'autres propriétés pour estimer la valeur recouvrable de leurs propriétés non prouvées.

Il est à noter, par ailleurs, que dans la pratique, plusieurs approches se sont développées dont, ci-après, quelques exemples¹¹¹:

- si l'entreprise a des plans fermes pour procéder à des forages sur la propriété, la valeur recouvrable est estimée être égale à la valeur nette comptable de la propriété en question et aucune perte de valeur n'est comptabilisée;

- si les travaux de forage sont considérés comme probable uniquement, la valeur recouvrable de la propriété est estimée être considérablement inférieure à sa valeur d'origine;

- si l'entreprise n'a pas de plans pour procéder à des forages additionnels à cause de forages récents secs sur sa propriété ou sur d'autres propriétés voisines, la propriété peut ne pas avoir de la valeur et peut être substantiellement dépréciée;

- la politique de l'entreprise en matière de dépréciation peut, en outre, prévoir d'amortir la valeur comptable d'une propriété sur la période couverte par les droits miniers détenus.

111 Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R. BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 153

Lorsqu'une entreprise possède un nombre relativement important de propriétés minières non prouvées et dont les coûts d'acquisition ne sont pas individuellement significatifs, le SFAS 19 stipule qu'il n'est pas pratique d'évaluer chaque propriété minière individuellement. En effet, le paragraphe 28 de cette norme précise que les propriétés minières non prouvées, considérées comme individuellement non significatives, peuvent être classées dans plusieurs groupes sur la base de leurs emplacements géographiques, leurs années d'acquisition, leurs zones géologiques ou toute autre base logique.

Dans pareil cas, la perte de valeur à comptabiliser au cours de chaque période comptable est déterminée par l'amortissement du coût total de telles propriétés sur la base de l'expérience passée de l'entreprises dans des situations similaires en prenant en compte d'autres informations telles que la durée moyenne de conservation des propriétés minières non prouvées ou encore le pourcentage des propriétés dans lesquelles des réserves minérales ont été mises en évidence dans le passé¹¹².

Selon les auteurs du " Petroleum Accounting, Principles, Procedures & Issues ¹¹³", plusieurs méthodes ont été développées en pratique, dont les plus utilisées sont présentées ci-après¹¹⁴:

Cette méthode consiste à amortir linéairement les coûts des propriétés minières non prouvées sur la durée moyenne des titres miniers d'un groupe de propriétés. Généralement, cette méthode est appropriée lorsque les travaux de forage sont entrepris d'une manière homogène tout au long de la durée des titres miniers.

112 SFAS 19, §28, "When an enterprise has a relatively large number of unproved properties whose acquisition costs are not individually significant, it may not be practical to assess impairment on a property-by-property basis, in which case the amount of loss to be recognized and the amount of the valuation allowance needed to provide for impairment of those properties shall be determined by amortizing those properties, either in the aggregate or by groups, on the basis of the experience of the enterprise in similar situations and other information about such factors as the primary lease terms of those properties, the average holding period of unproved properties, and the relative proportion of such properties on which proved reserves have been found in the past."

113 Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R. BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 156

114 Pour des illustrations chiffrées des différentes méthodes, Cf. Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 156 et s.

Généralement, le taux d'amortissement est appliqué à la valeur brute des propriétés non prouvées. Néanmoins, certaines compagnies pétrolières préfèrent appliquer le taux d'amortissement à la valeur nette comptable des propriétés non prouvées faisant partie d'un même groupe. Si un groupe contient des propriétés acquises au cours de différentes années, le taux d'amortissement peut être appliqué séparément pour les propriétés acquises au cours d'une même année.

(prises individuellement, les propriétés sont supposées être non significatives)

Soit une entreprise pétrolière qui procède à la détermination de la dépréciation de ses propriétés non prouvées par la méthode de l'amortissement linéaire. Supposons que cette entreprise regroupe ses propriétés par année d'acquisition.

En fin décembre 2000, le solde du compte "propriétés non prouvées" s'élève à $4,000,000 alors que celui du compte "provisions pour dépréciation des propriétés non prouvées" s'élève à $1,980,000. Les propriétés non prouvées acquises au cours de l'année 1999 totalisent $1,200,000.

D'après l'expérience de l'entreprise, 80% des propriétés acquises s'avèrent ultérieurement non prouvées et sont, par conséquent, abandonnées. La durée moyenne de conservation des propriétés est supposée être de quatre années.

Ainsi, pour les propriétés acquises au cours de l'année 1999, la perte de valeur à comptabiliser au cours de 2001 serait de $240.000 (1.200.000 * 80% * 1/4).

Une autre approche utilisée pour la détermination de la perte de valeur des propriétés non prouvées consiste à établir des taux d'amortissement annuels basés sur l'expérience passé de l'entreprise et les abandons annuels de propriétés. Pour développer un modèle d'amortissement, une entreprise doit procéder périodiquement à l'analyse des abandons annuels de ses propriétés.

(prises individuellement, les propriétés sont supposées être non significatives)

Considérons une entreprise qui a analysé les abandons annuels de ses propriétés minières dont la durée moyenne de conservation est de quatre ans. Une analyse récurrente basée sur les trois dernières années et effectuée en 2000 est présentée ci-après:

* : Connu mais non inclus dans la moyenne des trois dernières années **: Inconnu au moment de l'analyse en 2000

Cette analyse montre que 90% des coûts d'acquisition sont relatifs à des propriétés minières qui seront abandonnées. Pour amortir la perte de valeur de 90% des coûts d'acquisition sur la période des quatre années à venir, trois méthodes existent:

La première méthode consiste à amortir la perte de valeur globale de 90% linéairement sur les quatre années à venir. Ainsi, chaque année une dotation pour dépréciation des propriétés non prouvées est comptabilisée pour 22,5% (90% * 1/4) du coût total des acquisitions de l'année.

La deuxième méthode consiste à amortir linéairement le coût des propriétés abandonnées au cours d'une année sur leur durée de vie estimée. Par exemple, les 18% représentant le coût des propriétés minières qui seront abandonnées au cours de la 2^ème année sont amortis linéairement sur les deux premières années.

			Aperçu de la Normalisation Comptable en Vigueur aux Etats-Unis
*Année après* *acquisition*		*Amortissement sur les Quatre années*
*Année après* *acquisition*	*Abandon %*	1	2	3	4
1	9%	9.0%
2	18%	9.0%	9.0%
3	33%	11.0%	11.0%	11.0%
4	30%	7.5%	7.5%	7.5%	7.5%
	*90%*	*37%*	*28%*	*19%*	8%

La troisième méthode consiste à supposer que les propriétés minières abandonnées perdent un pourcentage déterminé (20%, par exemple) chaque année avant d'être abandonnées définitivement. Cette méthode doit refléter le jugement de la direction de l'entreprise puisqu'elle suppose que les propriétés minières conservent une partie importante de leur valeur d'origine jusqu'à l'année de leur abandon.

Année après acquisition		*Amortissement sur les Quatre années*
Année après acquisition	*Abandon %*	1	2	3	4
1	9%	9.0%
2	18%	3.6%	14.4%
3	33%	6.6%	6.6%	19.8%
4	30%	6.0%	6.0%	6.0%	12.0%
	*90%*	*25%*	*27%*	*26%*	*12%*

Notez que dans cet exemple, la dépréciation comptabilisée au cours de la première année est supérieure à 9%. En effet, ces 9% correspondent aux coûts des propriétés minières abandonnées durant la première année uniquement alors que la dotation aux provisions pour dépréciation des propriétés minières non prouvées doit refléter la dépréciation subite au cours de la première année par les propriétés qui ne seront abandonnées qu'au cours des trois années suivantes.

Une approche simple pour estimer la dépréciation subite par les propriétés minières non prouvées consiste à maintenir le compte des "provisions pour dépréciation des propriétés non prouvées" à un pourcentage prédéterminé de la valeur comptable brute des propriétés non prouvées.

Cette approche, simple et pratique, semble être appropriée uniquement lorsque les acquisitions et les abandons de propriétés sont relativement stables d'une année à l'autre et que l'entreprise détient plusieurs propriétés minières considérées comme non individuellement significatives.

La constatation comptable d'une perte de valeur diffère selon qu'il s'agisse d'une propriété minière évaluée individuellement ou évaluée dans le cadre d'un groupe de propriétés. Elle dépend, en outre, de la méthode comptable adoptée par l'entreprise, à savoir la méthode du coût complet ou la méthode des efforts réussis.

Selon la réglementation comptable aux Etats-Unis¹¹⁶, une entreprise ne peut pas procéder à la reprise d'une perte de valeur comptabilisée auparavant. Par conséquent, lorsqu'une entreprise procède à l'évaluation de ses propriétés minières individuellement, la perte de valeur subite au cours d'un exercice particulier ne peut pas être compensé par l'augmentation de valeur d'une autre propriété, et ce, même si cette dernière a fait l'objet d'une réduction de valeur au cours d'un exercice antérieur.

115 Reg. S-X Rule 4-10 (c)(3)(ii)(A), " The amount of impairment assessed ... shall be added to the costs to be amortized".

116 Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R. BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 155.

Sous la méthode des efforts réussis, lorsqu'une propriété minière, ayant fait l'objet d'une évaluation individuelle, est abandonné, sa valeur nette comptable (valeur brute moins les pertes de valeur, le cas échéant) est immédiatement constatée en charges de la période comme suit:

Où: Y = Valeur comptable d'origine de la propriété X = Dépréciation cumulée de la propriété

Lorsque la propriété minière a fait l'objet d'un test de dépréciation dans le cadre d'un groupe de propriété, l'abandon est comptabilisé comme suit:

Si le solde du compte de provision ne peut absorber la valeur comptable d'origine de la propriété abandonnée, une charge est constatée pour la différence. A la fin de la période comptable, le compte de bilan "Provision pour dépréciation des propriétés non prouvées" est alimenté conformément à la politique comptable de l'entreprise en matière de dépréciation (méthode de l'amortissement linéaire, amortissement en fonction des abandons annuels ou pourcentage prédéterminé de la valeur brute des propriétés non prouvées).

Sous la méthode du coût complet, l'abandon d'une propriété minière non prouvée se traduit par le transfert de sa valeur nette comptable dans un compte de bilan (Propriétés minières

abandonnées, par exemple) et est intégrée dans la base amortissable du centre de coûts concerné.

Le transfert des propriétés minières non prouvées à la catégorie des propriétés prouvées peut prendre l'une des trois formes suivantes:

F Lorsqu'une propriétés minière a fait l'objet d'une évaluation individuelle, le SFAS 19, §28 précise que le transfert vers la catégorie des propriétés minières prouvées se fait pour la valeur nette comptable de la propriété¹¹⁷:

F Lorsqu'une propriété avait fait l'objet d'une évaluation dans le cadre d'un groupe de propriété, le SFAS 19, §28, stipule que le transfert vers la catégorie des propriétés prouvées doit se faire pour la valeur comptable d'origine¹¹⁸.

F Lorsqu'une partie d'une propriété minière est devenue prouvée, seule une partie du coût d'acquisition de la propriété minière d'origine, proportionnelle à la superficie de la zone prouvée, est reclassée parmi les propriété prouvées. Par exemple, si une concession d'une superficie de 500 hectares est obtenue à partir d'un vaste permis de recherche de 25,000

117 SFAS 19, §28, "For a property whose impairment has been assessed individually in accordance with

paragraph 28, the net carrying amount (acquisition cost minus valuation allowance) shall be reclassified to proved properties; for properties amortized by providing a valuation allowance on a group basis, the gross acquisition cost shall be reclassified."

hectares et dont le coût d'acquisition s'élève à $10,000,000, seuls 2% du coût d'acquisition du permis sont reclassés.

Section 2. DEPRECIATION DES PROPRIETES PROUVEES SOUS LA METHODE DES EFFORTS REUSSIS

A partir d'août 2001, la dépréciation des propriétés prouvées, comptabilisées sous la méthode des efforts réussis, est régie par les dispositions du SFAS 144, Accounting for the Impairment or Disposal of Long-Lived Assets. Aux termes du paragraphe 7 de cette norme, une perte de valeur doit être comptabilisée lorsque la valeur comptable d'un actif (ou un groupe d'actif) à long terme n'est pas recouvrable et est supérieure à sa juste valeur¹¹⁹.

Pour reconnaître et mesurer une perte de valeur, le SFAS 144 propose une approche à deux niveaux:

119 SFAS 144, §7, "An impairment loss shall be recognized only if the carrying amount of a long-lived asset (asset group) is not recoverable and exceeds its fair value."

Ainsi, le SFAS 144 ne retient pas le même critère pour tester si la valeur comptable d'un actif est recouvrable (utilisation des cash-flows futurs non actualisés) et pour mesurer la perte de valeur subite éventuellement (utilisation de la juste valeur).

Dans la présente section, nous essayerons d'étudier les indicateurs de dépréciation, les modalités de détermination des cash-flows futurs non actualisés, l'estimation de la juste valeur d'une propriété minière prouvée dans le cadre du SFAS 144 ainsi que l'application de cette dernière aux propriétés minières détenues en vue de leur vente.

Le SFAS 144 impose qu'un actif à long terme soit testé pour recouvrabilité¹²⁰ chaque fois que des évènements ou des changements de circonstances indiquent que sa valeur comptable peut ne pas être recouvrable. Le paragraphe 8 fournit quelques exemple de tels évènements ou changements de circonstances.

Selon les auteurs du "Petroleum Accounting, Principles, Procedures & Issues¹²¹", les indicateurs de dépréciation d'une propriété minière prouvée incluent, par exemple:

120 Bien que non reconnu par le dictionnaire LE ROBERT, éd. Collins, 5^ème édition 1998, le terme "recouvrabilité" a été utilisé dans l'IAS 11, §34.

121 Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R. BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 437

Aux Etats-Unis, les entreprises tombant sous l'égide de la SEC sont tenues de présenter les pertes de valeur au niveau du résultat d'exploitation du trimestre au cours duquel les évènements ou les changements de circonstances ont eu lieu et indiquant la dépréciation d'un actif ou un groupe d'actif. A ce titre, il est à noter que les applications informatiques, très évoluées de nos jours, constituent un outil de gestion comptable incontournable pour les entreprises pétrolières. Ces applications permettent actuellement de déterminer les cash-flows futurs attendus de l'exploitation des propriétés prouvées par simple mise à jour des hypothèses de bases (coûts, prix, réserves, ... etc.).

La norme comptable SFAS 144 n'a pas prévu de règles différentes de celles énoncées par l'IAS 36 en matière de groupement de plusieurs actifs pour la détermination de la valeur recouvrable. En effet, le paragraphe 10 de cette norme précise que, pour reconnaître et mesurer une perte de valeur, un actif à long terme peut être regroupé avec d'autre actifs ou passifs au niveau le plus bas pour lequel des cash-flows identifiables sont largement indépendants des cash-flows générés par d'autres actifs et passifs¹²².

En outre, le paragraphe 14 ajoute qu'une perte de valeur relative à un groupe d'actifs doit être répartie au prorata entre les actifs de ce groupe d'actifs. Néanmoins, en ce faisant, la valeur comptable d'un actif ne doit pas être ramenée en dessous de sa juste valeur, si cette dernière est déterminable sans coûts et efforts supplémentaires injustifiées¹²³.

Comme signalé précédemment, le groupement des propriétés minières prouvées sous la méthode des efforts réussis est généralement effectué par champ. Dans ce sens, l'enquête "1999 PricewaterhouseCoopers survey of U.S Petroleum Accounting Practices" a révélé que les six plus grandes compagnies pétrolières aux Etats-Unis, ayant répondu à l'enquête, procèdent au groupement de leurs propriétés minières prouvées par champ. Des 30 autres

122 SFAS 144, §10, "For purposes of recognition and measurement of an impairment loss, a long-lived asset or assets shall be grouped with other assets and liabilities at the lowest level for which identifiable cash flows are largely independent of the cash flows of other assets and liabilities."

123 SFAS 144, §14, "An impairment loss for an asset group shall reduce only the carrying amounts of a long-lived asset or assets of the group. The loss shall be allocated to the long-lived assets of the group on a pro rata basis using the relative carrying amounts of those assets, except that the loss allocated to an individual long-lived asset of the group shall not reduce the carrying amount of that asset below its fair value whenever that fair value is determinable without undue cost and effort."

compagnies non cotées, ayant été interrogées, 16 entreprises groupent leurs propriétés par champs, 8 les groupent par puits et 4 par permis.

Le paragraphe 7 du SFAS 144 stipule que la valeur comptable d'un actif à long terme est considérée comme non recouvrable si elle est supérieure à la somme des cash-flows futurs non actualisés attendus de son utilisation et de sa cession éventuelle. Le paragraphe 16 précise que les estimations des cash-flows futurs utilisés pour tester un actif à long terme pour recouvrabilité doivent inclure uniquement les cash-flows futurs qui sont directement associés et attendus comme un résultat direct de l'utilisation et de la cession éventuelle de l'actif¹²⁴. Le paragraphe 18 précise que les projections des cash-flows futurs doivent couvrir la durée d'utilisation restante de l'actif ou groupe d'actifs¹²⁵.

Par ailleurs, le SFAS 144, §17, précise que l'estimation des cash-flows futurs doit considérer les hypothèses de la direction en ce qui concerne l'utilisation de l'actif et doit tenir compte de toutes les indications disponibles. Les hypothèses retenues pour développer ces estimations doivent être raisonnables par rapport aux hypothèses retenues pour développer d'autres informations utilisées par l'entreprise pour des périodes comparables, tels que les budgets et les projections internes. Cependant, si des actions alternatives visant à recouvrer la valeur comptable de l'actif sont en cours d'étude, la vraisemblance de l'aboutissement de ces actions doit être prise en considération.

L'application de ces règles pour estimer les cash-flows futurs relatifs à l'exploitation de propriétés minières prouvées implique nécessairement la détermination des éléments suivants:

Le paragraphe 17 du SFAS 144 précise que la direction peut considérer un éventail de possibilités pour estimer les cash-flows futurs. Les probabilités relatives aux différents

124 SFAS 144, §16, "Estimates of future cash flows used to test the recoverability of a long-lived asset (asset group) shall include only the future cash flows (cash inflows less associated cash outflows) that are directly associated with and that are expected to arise as a direct result of the use and eventual disposition of the asset (asset group)."

125 SFAS 144, §18, "Estimates of future cash flows used to test the recoverability of a long-lived asset (asset group) shall be made for the remaining useful life of the asset (asset group) to the entity."

scénarios possibles sont alors prises en compte et une approche basée sur les probabilités pondérées de ces scénarios peut être appropriée¹²⁶.

Ainsi, cette affirmation nous amène à conclure que les réserves probables, et éventuellement les réserves possibles, peuvent, théoriquement, être prises en considération pour l'estimation des cash-flows futurs relatifs aux propriétés minières prouvées. En effet, les réserves probables sont définies par la SPE/WPC comme étant des réserves non prouvées que l'analyse des données géologiques et techniques laisse croire qu'il est plus probable qu'improbable qu'elles seront récupérées.

Toutefois, en pratique, l'enquête menée en 1999 par PricewaterhouseCoopers a révélé que seulement 21% des entreprises utilisant la méthode des efforts réussis, et ayant été interrogées, prennent en compte les réserves probables pour l'application du SFAS 121 (actuellement remplacée par SFAS 144).

Les projections des entrées de trésorerie futures relatives à l'utilisation continue de l'actif doivent être basés sur des prix courants (nominaux) et, par conséquent, ajustés pour tenir compte de l'inflation. Ces prix doivent refléter la meilleure estimation de la direction et être cohérents avec les hypothèses retenues pour l'établissement, par exemple, des budgets à long terme.

La meilleure estimation des prix futurs peut être fondée sur des contrats réels ou des prévisions effectuées par des organismes indépendants telles que celles publiées par le Oil & Gas Journal. De même, les contrats de vente futurs disponibles à la date de l'évaluation peuvent être utilisés pour déterminer ou refléter les prix attendus à court terme.

Par ailleurs, il est à noter que les prix de vente utilisés reflètent généralement la valeur des hydrocarbures à la tête de puits ou au premier point où les hydrocarbures produits deviennent

126 SFAS 144, §17, "However, if alternative courses of action to recover the carrying amount of a long-lived asset (asset group) are under consideration or if a range is estimated for the amount of possible future cash flows associated with the likely course of action, the likelihood of those possible outcomes shall be considered. A probability-weighted approach may be useful in considering the likelihood of those possible outcomes."

commercialisables (livraison à un pipeline général, à un terminal sur plate-forme en mer, à une raffinerie...etc.) de telle sorte que les profits et gains marginaux dus à des activités de raffinage ne sont pas pris en compte.

Les projections des flux de trésorerie doivent prendre en compte les sorties de trésorerie qui doivent être nécessairement encourues pour générer les entrées de trésorerie relatives à l'utilisation continue de l'actif et qui peuvent être directement attribuées ou affectées à l'actif sur une base raisonnable, cohérente et permanente.

Par conséquent, les projections des sorties de trésorerie doivent tenir compte, entre autres, des coûts qui seront nécessaires pour développer les réserves prouvées mais considérées comme non encore développées ainsi que les coûts d'exploration et de développement qui seront nécessités par la mise en valeur des réserves probables ou possibles prises en compte pour la détermination des entrées de trésorerie¹²⁷.

Bien que non explicitement mentionnés par le SFAS 144, les frais généraux doivent, à notre avis, être pris en compte pour la détermination des sorties de trésorerie dans la mesure où ils peuvent être directement attribués ou affectés sur une base raisonnable, cohérente et permanente, à l'utilisation de l'actif. Ce traitement nous paraît cohérent avec les dispositions du paragraphe 16 du SFAS 144 et du paragraphe 34 de l'IAS 36.

Cependant, il est à noter que d'après l'enquête "1999 PricewaterhouseCoopers survey of U.S Petroleum Accounting" 86% des entreprises utilisant la méthode des efforts réussis, et ayant répandu, ignorent les frais généraux pour l'application du SFAS 144.

127 SFAS 144, §20, " Estimates of future cash flows used to test the recoverability of a long-lived asset (asset group) that is under development shall be based on the expected service potential of the asset (group) when development is substantially complete. Those estimates shall include cash flows associated with all future expenditures necessary to develop a long-lived asset (asset group), including interest payments that will be capitalized as part of the cost of the asset (asset group)."

Le paragraphe 22 du SFAS 144 définit la juste valeur d'un actif (passif) comme étant le montant auquel l'actif (passif) pourrait être acheté (encouru) ou vendu (réglé) dans une transaction courante entre parties consentantes, c'est-à-dire, autre que dans le cadre d'une vente forcée ou de liquidation. Ce même paragraphe ajoute que le prix coté sur un marché actif constitue la meilleure base de mesure de la juste valeur¹²⁸.

Comme mentionné au niveau du premier chapitre de la présente partie, il n'existe pas de prix cotés sur des marchés actifs pour les propriétés minières prouvées. Dans pareil cas, le SFAS 144, §22, stipule que la juste valeur doit être estimée à partir de la meilleure information disponible, y compris les prix d'actifs similaires et le résultat d'autres techniques d'évaluation¹²⁹. Le paragraphe 23 de la même norme précise que la technique de la valeur actuelle constitue souvent la meilleure technique d'évaluation disponible pour estimer la juste valeur d'un actif (groupe d'actifs) à long terme¹³⁰. En effet, à travers le monde, la valeur actuelle nette est souvent utilisée par les compagnies pétrolières pour l'estimation des prix de vente / acquisition des propriétés minières prouvées.

Dans une analyse basée sur les cash-flows futurs actualisés, les cash-flows et les taux d'actualisation correspondant doivent refléter les éléments suivants:

i Les cash-flows en monnaie courante (en tenant compte de l'inflation) ou en monnaie réelles (en ignorant l'inflation);

i La charge d'impôt sur le résultat comme un cash-flow séparé ou en ajustant le taux d'actualisation pour refléter la charge d'impôt;

i La pondération des cash-flows futurs individuels en fonction de leurs probabilités ou

l'actualisation des cash-flows futurs nets en considérant les risques sous-jacents.

128 SFAS 144, §22, "The fair value of an asset (liability) is the amount at which that asset (liability) could be bought (incurred) or sold (settled) in a current transaction between willing parties, that is, other than in a forced or liquidation sale. Quoted market prices in active markets are the best evidence of fair value and shall be used as the basis for the measurement, if available."

129 SFAS 144, §22, "In those instances, the estimate of fair value shall be based on the best information available, including prices for similar assets (groups) and the results of using other valuation techniques."

130 SFAS 144, §23, "A present value technique is often the best available valuation technique with which to estimate the fair value of a long-lived asset (asset group)."

A ce titre, ni le SFAS 121, ni le SFAS 144 ont apporté des précisions particulières quant à la méthode exacte à suivre pour la détermination de la valeur actuelle des cash-flows futurs (cash-flows futurs avant ou après impôt, taux d'actualisation sans ou avec risque ...etc.). Dans son paragraphe 23, le SFAS 144 fait référence au SFAC 7 "Using Cash Flow Information and Present Value in Accounting Measurements". Ce dernier préconise deux techniques d'évaluation de la valeur actuelle.

La première méthode est dite "méthode de la valeur actuelle attendue". Cette méthode intègre une multitude de scénarios de cash-flows futurs reflétant un éventail de résultats possibles. Le taux d'actualisation utilisé pour estimer la juste valeur est alors un taux sans risque. La deuxième méthode, dite "méthode traditionnelle", utilise un seul scénario de cash-flows futurs et un seul taux d'intérêt qui est proportionnel aux risques spécifiques à l'actif évalué. A ce propos, le même paragraphe précise que, pour les actifs ou groupes d'actifs présentant des incertitudes quant à leurs échéances et montants, la première méthode est souvent la plus appropriée¹³¹.

Dans ce sens, le SFAC 7, §44, précise que l'approche traditionnelle ne fournit pas les outils nécessaires pour mesurer certains actifs non financiers pour lesquels un marché actif, pour eux ou pour des actifs similaires, n'existe pas. En effet, dénote le même paragraphe, l'approche traditionnelle met toute l'importance sur la sélection d'un taux d'intérêt. Or, la recherche d'un "taux d'intérêt proportionnel au risque" nécessite l'analyse d'au moins deux éléments, l'actif objet de l'évaluation et l'actif similaire qui existe sur le marché et qui doit avoir un taux d'intérêt affiché¹³².

131 SFAS 144, §23, " Paragraphs 39-54 of FASB Concepts Statement No. 7, Using Cash Flow Information and Present Value in Accounting Measurements, discuss the use of two present value techniques to measure the fair value of an asset (liability). The first is expected present value, in which multiple cash flow scenarios that reflect the range of possible outcomes and a risk-free rate are used to estimate fair value. The second is traditional present value, in which a single set of estimated cash flows and a single interest rate (a rate commensurate with the risk) are used to estimate fair value. Either present value technique can be used for a fair value measurement. However, for long-lived assets (asset groups) that have uncertainties both in timing and amount, an expected present value technique will often be the appropriate technique."

132 SFAC 7, §44, " However, the Board found that the traditional approach does not provide the tools needed to address some complex measurement problems, including the measurement of non-financial assets and liabilities for which no market for the item or a comparable item exists. The traditional approach places most of the emphasis on selection of an interest rate. A proper search for «the rate commensurate with the risk» requires analysis of at least two items--one asset or liability that exists in the marketplace and has an observed interest rate and the asset or liability being measured. The appropriate rate of interest for the cash flows being measured must be inferred from the observable rate of interest in some other asset or liability and, to draw that inference, the characteristics of the cash flows must be similar to those of the asset being measured. Consequently, the measurer must do the following:

Aux Etats-Unis, la juste valeur d'une propriété minière à acquérir ou à vendre est estimée à travers plusieurs études et analyses représentant parfois quelques divergences. Ci-après, une synthèse des choix généralement retenus par les compagnies pétrolières:¹³³

i Pour les analyses générales, 91% (94 sur 103) des entreprises utilisent le dollar nominal;

i Pour les investissements généraux, une analyse basée sur les cash-flow futurs actualisés avant impôt est généralement utilisée par:

i En général, 50.5% des entreprises utilisent une analyse des cash-flows futurs actualisés après impôt uniquement ou utilisent les deux méthodes (avant et après impôts);

i Seulement 1 sur les 18 grandes entreprises et 11 sur les 24 moyennes entreprises utilisent une analyse basée sur les cash-flows futurs actualisés avant impôt pour l'évaluation des propriétés minières à acquérir;

i Une petite majorité des moyennes entreprises et 74% des grandes entreprises utilisent une combinaison de techniques, à travers des analyses de sensitivité et par application de facteurs de probabilité par exemple, pour prendre en considération le risque. 55% des petites entreprises augmentent, purement et simplement, le taux d'actualisation utilisé.

133 Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R. BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 737, Figure 30-1: Froms of DCFA Used.

Selon les dispositions du paragraphe 34 du SFAS 144, les propriétés minières classées comme étant détenues en vue de leur vente¹³⁴ doivent être évaluées au plus faible de leurs valeurs comptables et de leurs justes valeurs diminuées des coûts de cession¹³⁵. Les coûts de cessions sont définis par le paragraphe 35 comme étant les coûts directs marginaux nécessaires pour procéder à la vente et qui n'auraient pas été encourus si la décision de vendre n'a pas été prise¹³⁶.

La juste valeur d'une propriété détenue en vue de sa vente est normalement déterminée selon les mêmes règles utilisées dans le cas des autres propriétés minières prouvées (i.e. à sa valeur de marché ou par référence à la valeur actuelle des cash-flows futurs). A ce propos, il est à noter que les coûts de cession ne doivent pas être actualisés à moins que la vente ne soit prévue au-delà d'une année¹³⁷.

Comparées aux autres actifs, le traitement comptable des propriétés minières détenues en vue de leur vente présente certaines spécificités. En effet, le paragraphe 34 de la même norme précise qu'un actif à long terme ne doit pas être amorti lorsqu'il est classé comme étant détenu en vue de sa vente¹³⁸. Par ailleurs, les pertes de valeur comptabilisées le cas échéant, peuvent être reprises ultérieurement si la juste valeur de l'actif en question moins les coûts de cession a connu une augmentation. Toutefois, cette reprise ne doit pas dépasser le cumul des pertes de valeurs comptabilisées au cours des périodes antérieures¹³⁹.

134 Pour être classé comme étant détenu en vue de sa vente, un actif à long terme doit satisfaire aux conditions prévues par les paragraphes 30 à 33 du SFAS 144.

135 SFAS 144, §34, "A long-lived asset (disposal group) classified as held for sale shall be measured at the lower of its carrying amount or fair value less cost to sell."

136 SFAS 144, §35, "Costs to sell are the incremental direct costs to transact a sale, that is, the costs that result directly from and are essential to a sale transaction and that would not have been incurred by the entity had the decision to sell not been made."

137 SFAS 144, §35, "If the sale is expected to occur beyond one year as permitted in limited situations by paragraph 31, the cost to sell shall be discounted."

138 SFAS 144, §34, "A long-lived asset shall not be depreciated (amortized) while it is classified as held for sale."

139 SFAS 144, §37, "A gain shall be recognized for any subsequent increase in fair value less cost to sell, but not in excess of the cumulative loss previously recognized (for a write-down to fair value less cost to sell). The loss or gain shall adjust only the carrying amount of a long-lived asset, ... "

Section 3. PLAFONNEMENT DES COUTS PORTES A L'ACTIF SOUS LA METHODE DU COUT COMPLET

L'une des principales critiques de la méthode du coût complet est le risque que les coûts portés à l'actif, tels que les coûts d'exploration, les coûts des forages secs et les coûts d'acquisition des propriétés minières abandonnées, dépassent la valeur des réserves d'hydrocarbures existantes dans un centre de coûts déterminé. Cette possibilité a conduit la SEC à établir et définir une sorte de coût plafond pour chaque centre de coûts pris individuellement.

Selon les interprétations informelles de la SEC le test de plafonnement "Ceiling test" doit être effectué à la fin de chaque trimestre fiscal. Si les coûts non encore amortis capitalisés d'un centre de coûts, moins les impôts différés correspondants, dépasse le coût plafond, les coûts nets capitalisés doivent être ramenés au coût plafond par la comptabilisation d'une perte de valeur en charges de la période. Cette réduction de valeur ne peut pas être reprise au cours des périodes comptables subséquentes.

Le calcul du coût plafond est compliqué et peut s'avérer, dans certains cas, très délicat. Les détails sont fournis par la Reg. S-X Rule 4-10(c)(4) et clarifié par SAB Topic 12D.

Le Ceiling test consiste à s'assurer que, pour chaque centre de coûts, les coûts capitalisés, moins les amortissements cumulés et les impôts différés correspondants ne dépassent pas le coût plafond qui est égal à¹⁴⁰:

(i) For each cost center, capitalized costs, less accumulated amortization and related deferred income taxes, shall not exceed an amount (the cost center ceiling) equal to the sum of:

Le plus faible du coût et de la juste valeur
des propriétés non prouvées incluses dans
la base amortissable

Effet de l'impôt sur le résultat relatif aux
différences entre les valeurs comptables et
les bases fiscales des propriétés visées aux
§ (i)(4)(i)(B) et (C)

Applicable aux entreprises adoptant la méthode du coût complet, le Ceiling test est considéré comme plus sévère et prudent que le SFAS 144. En effet, ce test est basé sur des cash-flows futurs actualisés alors que le SFAS 144 ne reconnaît l'existence d'une dépréciation que lorsque la valeur nette comptable des coûts capitalisés dépasse les cash-flow futurs non actualisés.

La valeur actuelle des revenus futurs correspond en réalité à la valeur actuelle des cash-flows futurs nets, relatifs à l'exploitation des réserves minérales prouvées. Les cash-flows futurs nets sont estimés sur la base des prix et coûts en vigueur à la date de clôture des comptes. Les coûts doivent inclure les coûts futurs de production, de développement et de démantèlement et de remise en état des sites, le cas échéant. Le calcul des cash-flows futurs est effectué en utilisant un taux d'actualisation fixe de 10% et en adoptant la démarche suivante:

Sous la méthode du coût complet, il s'agit des coûts des propriétés non évaluées ainsi que les coûts encourus dans le cadre de projets importants de développement qui sont exclus de la base amortissable du centre de coûts considéré.

En vertu du paragraphe (c)(4)(i)(B) de la Reg. S-X Rule 4-10, ces coûts doivent être pris en considération pour leur valeur nette comptable (i.e. coût historique moins les pertes de valeur, le cas échéant) pour la détermination du coût plafond sous la méthode du coût complet.

3.3. Le plus faible du coût et de la juste valeur des propriétés non prouvées incluses dans la base amortissable

En règle générale, si la politique comptable de l'entreprise consiste à exclure de la base amortissable tous les coûts des propriétés non encore évaluées, le plus faible entre le coût et la juste valeur des propriétés non prouvées incluses parmi les coûts amortissables est égal à zéro. En effet, lorsque l'option d'exclusion de tels coûts est adoptée, les coûts inclus dans la base amortissable d'un centre de coûts particulier correspondent au pertes de valeur et aux coûts des propriétés minières évaluées comme étant non prouvées. Par contre, si les coûts des propriétés non évaluées ne sont pas exclus de la base amortissable, cette composante du coût plafond peut avoir une valeur.

Pour les besoins du Ceiling test, les propriétés non prouvées incluses dans la base amortissable sont évaluées au plus faible du coût et de la valeur du marché. La Reg. S-X Rule 4-10 n'a pas spécifié si c'est le plus faible du coût et de la juste valeur de toutes les propriétés non prouvées, prises ensemble, qui doit être utilisé ou c'est le plus faible du coût et de la juste valeur de chaque propriété minière individuelle qui doit être considéré.

A notre avis, et compte tenu de la philosophie de la méthode du coût complet, il est plus approprié d'utiliser le plus faible du coût et la juste valeur de l'ensemble des propriétés non prouvées.

Aux terme du paragraphe (c)(4)(i)(D) de la Reg. S-X Rule 4-10, le calcul du coût plafond implique la détermination de :

l'effet de l'impôt sur le résultat relatif aux différences entre les valeurs comptables et les bases fiscales des propriétés visées aux paragraphe (c)(4)(i)(B) et (C) de la présente section

Ce paragraphe est, en quelque sorte, d'une formulation ambiguë dont une interprétation littérale n'est ni suivie en pratique ni reflétée dans le SAB Topic 12, Oil and Gas Producing Activities, section D, paragraphe 1 traitant de l'effet de l'impôt sur le résultat lors de la détermination du coût plafond.

Tout d'abord, le paragraphe (c)(4)(i)(A), telle qu'amendée par le Financial Reporting Release 40A publiée en septembre 1992, se réfère au "revenues net futurs" relatifs aux réserves prouvées pour la détermination du coût plafond. En général, le terme "revenus nets futurs" vise les cash-flows futurs (pas revenus) avant impôt sur le résultat alors que le ceiling test reflète traditionnellement les cash-flows futurs après impôt sur le résultat. A ce titre, le paragraphe (c)(4)(i)(D) ne prend pas en compte l'effet de l'impôt sur le résultat en ce qui concerne les revenus futurs nets visés au paragraphe (c)(4)(i)(A) tel qu'il le faisait avant les amendement de 1992.

Interrogé sur ce sujet, un représentant de la SEC a informellement précisé, vers la fin de l'année 1992, que les amendements apportés par le Financial Reporting Release 40A ne visaient pas l'élimination de l'effet de l'impôt sur le résultat relatif auxdits revenus nets futurs.

Par ailleurs, le paragraphe (c)(4)(i)(D) se réfère à la "valeur comptable" des propriétés visées aux paragraphes (c)(4)(i)(B) et (C) alors que, tel que précisé par le SAB Topic 12D, ce terme visait les revenus nets futurs (ou la valeur actuelle des revenus nets futurs), objet du paragraphe (c)(4)(i)(A), et les valeurs plafonds, objets des paragraphes (c)(4)(i)(B) et (C). En effet, la valeur plafond pour une propriété minière prouvée peut être considérablement différente de sa valeur comptable et, par conséquent, l'effet de l'impôt sur le résultat correspondant peut être largement différent des impôts différés comptabilisés pour refléter la différence entre la base comptable et la base fiscale.

Sur la base des clarifications apportés par SAB Topic 12D et les commentaires informels de la SEC¹⁴¹, les compagnies pétrolières traitent le paragraphe (c)(4)(i)(D) comme s'il a été modifié pour lire "l'effets de l'impôt sur le résultat relatif aux différences entre:

Pour illustrer le Ceiling test tel que prévu par le paragraphe Reg. S-X Rule 4-10(c)(4), considérons l'exemple suivant (extrait de l'ouvrage Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, chapitre 19: The Full Cost Accounting Method):

Soit une société pétrolière ABC ayant un seul champ prouvé dont les réserves prouvées sont estimées au 31 décembre 2000 à 2,400,000 barils. Le prix de vente du pétrole à cette date s'élève à $17.50 par baril. La production future attendues est détaillée comme suit:

141 Dennis R. JENNINGS, Joseph B. FEITEN, Horace R. BROCK, Petroleum Accounting, Principles, Procedures, & Issues, éd. Pdi, University of North Texas, 2000, p. 473

Les différentes taxes à la production s'élèvent à 5% des revenus. Les coûts de production s'élèvent actuellement à $1,500,000 par an. Il est prévu qu'un coût additionnel de $7,500,000 soit encouru au cours de l'année 2001 pour développer les réserves prouvées.

Sur la base des informations qui précèdent, les cash-flows nets futurs et les cash-flows nets futurs actualisés résultant de la production des réserves prouvées sont calculés comme suit:

en US$ Année	Revenus Bruts	Coût de production et de développement	Cash-flow net	Facteur d'actualisation	Cash-flow actualisé
2001	17,500,000	9,875,000	7,625,000	0.9535	7,270,438
2002	12,250,000	2,112,500	10,137,500	0.8668	8,787,185
2003	7,000,000	1,850,000	5,150,000	0.7880	4,058,200
2004	3,500,000	1,675,000	1,825,000	0.7164	1,307,430
2005	1,750,000	1,587,500	162,500	0.6512	105,820
			*$24,900,000*		*$21,529,073*

Ainsi, pour le calcul du coût plafond, la valeur attribuée aux réserves prouvées est de $21,529,073.

Sous la méthode du coût complet, le coût plafond est comparée à l'ensemble des coûts portés à l'actifs moins les amortissements cumulés moins les impôts différés correspondants. Dans ce qui suit, nous nous réfèrerons à cette dernière valeur comme la valeur nette comptable nette.

Supposons qu'au 31 décembre 2000, la valeur nette comptable nette des coûts capitalisés se détaille comme suit:

Coûts non prouvés inclus dans la base amortissable (juste valeur = $0) 4,700,000

Considérons les différences suivantes entre les valeurs comptables et les bases fiscales utilisées pour la détermination du résultat imposable:

L'effet de l'impôt relatifs aux revenus nets futurs est, par conséquent, calculé comme suit:

en milliers de $ 2001		*2002*	*2003*	*2004*	*2005*	*Total*
Cash-flow net	7,625	10,138	5,150	1,825	163	24,901
Coûts de développement intangibles	2,400					2,400
Amortissement	(1,000)	(700)	(400)	(200)	(100)	(2,400)
Amortissement des propriétés prouvées	(1,825)	(2,138)	(550)	(425)	(62)	(5,000)
Déduction supplémentaire	(200)	(300)	(200)	(200)	(1)	(901)
Résultat imposable	7,000	7,000	4,000	1,000	0	19,000
Impôt sur le résultat (40%)	2,800	2,800	1,600	400	0	7,600
Facteur d'actualisation	0.9535	0.8668	0.7880	0.7164	0.6512	-
Valeur actualisée de l'impôt sur le résultat	2,670	2,427	1,261	287	0	6,644

Ainsi, l'effet de l'impôt sur le résultat s'élève à $6,644,000 en ce qui concerne les revenus nets futurs. Pour les valeur visées aux paragraphes (c)(4)(i)(B) et (C), l'effet de l'impôt sur le résultat est moins important. Il est calculé comme suit:

en US$	§	(c)(4)(i)(B)	§	(c)(4)(i)(C)
Valeur		10,000,000		0
Base fiscale		(8,000,000)		0
Différence		2,000,000		0
Effet de l'impôts (40%)		*800,000*		0
F *Illustration du Ceiling test*					en US$
Valeur actuelle des renevus nets futurs					21,529,073
Coûts exclus de l'amortissement (c)(4)(i)(B)					10,000,000
Coûts des propriétés non prouvées (c)(4)(i)(C)					0
Coût Plafond avant impôt					*31,529,073*
moins effet de l'impôts sur le résultat					(7,444,027)
Coût Plafond					24,085,046
moins valeur nette comptable nette					(24,220,000)
Perte de valeur					*(134,954)*

SAB Topic 12D, Question 3, précise qu'une réduction de valeur peut être évitée si l'un des deux évènements suivants se produit après la date de clôture mais avant l'émission du rapport d'audit des états financiers de l'entreprise:

Si, compte tenu de tels évènements, le calcul du coût plafond ne donne lieu à aucune perte de valeur, aucune réduction de valeur n'est comptabilisée. Si une perte de valeur inférieure est déterminée, c'est alors cette perte de valeur qu'il faut comptabiliser.

Le traitement comptable des coûts encourus pour la recherche et le développement des hydrocarbures reste l'un des sujets les plus polémique de nos jours. En effet, la nature exacte de tels coûts a fait l'objet de plusieurs recherches¹⁴² et études, depuis plusieurs décennies, visant à étudier l'impact des différents traitements comptables sur le comportement des utilisateurs de l'information financière. Il s'agit en particulier des investisseurs et des bailleurs de fonds, considérés comme les utilisateurs privilégiés des états financiers.

Actuellement, les méthodes les plus utilisées pour la prise en compte des coûts de recherche et de développement des hydrocarbures sont la méthode des efforts réussis et la méthode du coût complet; deux méthodes profondément différentes, considérées parfois contradictoires et parfois complémentaires. La différence de base entre ces deux méthodes réside dans la comptabilisation des coûts des activités d'exploration infructueuses.

En effet, sous la méthode du coût complet, tous les coûts d'exploration sont capitalisés indépendamment du fait qu'ils aient conduit à la découverte de réserves minérales exploitables ou non. Le principe sous-jacent à cette méthode réside dans la nature probabiliste des activités d'exploration: il est parfois nécessaire de procéder à plusieurs forages d'exploration avant de découvrir un gisement susceptible d'être développée et exploité commercialement. Ainsi, les coûts des forages d'exploration secs sont considéré comme faisant partie d'un effort global dont l'objectif est de découvrir des réserves minérales commercialement exploitables et sont, par conséquent, inclus dans le coût de toutes réserves minérales découvertes. Sous la méthode des efforts réussis, seuls les coûts des activités d'exploration ayant conduit à la découverte de réserves minérales exploitables sont capitalisés.

Dans le cadre du présent mémoire, nous avons tenté d'étudier ces deux méthodes à travers une analyse de leurs différences conceptuelles dans l'application du modèle dit du coût historique. Nous avons, par ailleurs, procédé à l'analyse de l'évolution de la pensée comptable au fil des années à travers une revue de l'évolution des différentes pratiques et normes comptables à travers le monde.

142 Pour un aperçu des différentes recherches et études effectuées depuis les années 70, voir IASC, "Extractive Industries Issues Paper", 2001, Chapitre 16.

Conclusion

Comparée à la méthode du coût complet, la méthode des efforts réussis nous parait la plus prudente et la plus cohérente avec les dispositions du cadre conceptuel de la comptabilité financière. En effet, cette méthode puise son fondement dans la définition et les règles de prise en compte d'actif puisque les coûts de recherche ne sont capitalisés que si l'existence d'avantages économiques futurs, en l'occurrence l'existence de réserves minérales exploitables, est démontrée. La méthode du coût complet, par contre, est une méthode dont l'existence et le fondement ont été édictés par l'émergence de compagnies pétrolières de petite taille dont les résultats ne pouvaient pas absorber les coûts d'exploration importants encourus durant les premières années d'activité. La passation en charges de tels coûts risquait de réduire leur capacité d'attirer de nouveaux investisseurs et de compromettre, par conséquent, leur viabilité à moyen terme.

Ainsi, dans un environnement économique de plus en plus turbulent, et compte tenu de l'effondrement de certaines compagnies pétrolières au cours des dernières années, la méthode des efforts réussis semble présenter plus de garanties aux différents utilisateurs de l'information financière et plus de cohérence avec les principes comptables généralement admis. C'est d'ailleurs, cette position qui a été adoptée par le conseil du FASB en 1977 par la publication du SFAS 19; une position largement critiquée par les représentants des sociétés pétrolières à la SEC qui, sous une pression politique forte, a fini, en août 1978, par permettre l'utilisation de la méthode du coût complet.

Toutefois, il est à noter que, quelque soit la méthode adoptée, la comptabilité financière relative aux activités de recherche et de développement des hydrocarbures illustre indubitablement une situation où l'information financière produite par le modèle du coût historique est jugée, dans un contexte de prise de décisions économiques, moins pertinente que l'information restituée par d'autres modèles d'évaluation¹⁴³.

En effet, ni la méthode du coût complet ni la méthode des efforts réussis reflète le succès des opérations de recherche au moment de la découverte. Sous ces deux méthodes, le succès est reflété au moment de la production et la vente des réserves minérales mises en évidence. Par

143 Bien qu'elle reste la source principale de génération des règles d'évaluation comptable, la convention du coût historique est l'objet de dérogations de plus en plus nombreuses aux termes desquelles elle cède la place à un nouveau modèle comptable : le modèle de la valeur du marché ou de la juste valeur (fair value). Au nombre des dérogations consacrées par les normes tunisiennes, on peut citer, à titre d'exemple, les titres de placement cotés en bourse, les créances et dettes en devises étrangères et les immobilisations reçues gratuitement.

Conclusion

conséquent, on peut dire que ces deux méthodes ont tendance à voiler, ou du moins à retarder, la traduction comptable du succès des activités de recherche. Ce résultat est la conséquence directe du modèle du coût historique et de la convention de réalisation du revenu.

De même, bien que profondément différentes, la méthode du coût complet et la méthode des efforts réussis portent à l'actif uniquement les coûts encourus pendant les phase de recherche et de développement. Ces coûts ne représentent aucunement les ressources économiques acquises par l'entreprise, en l'occurrence les réserves minérales mises en évidence.

En matière d'amortissement, la répartition des coûts portés à l'actif sur la durée de vie des réserves minérales mises en valeur ne semble pas faire l'unanimité de la doctrine comptable, non plus. En effet, la nature des coûts d'acquisition, de recherche et de développement portés à l'actif, la spécificité des installations pétrolières utilisées pour la production et le traitement des hydrocarbures, la complexité des différentes conventions d'association et les difficultés d'estimation des différentes catégories de réserves ont conduit à l'émergence de plusieurs avis en la matière.

Tout d'abord, il y a les adeptes de la méthode de l'amortissement selon l'unité de production qui pensent que le respect de la convention de rattachement des charges aux produits passe inéluctablement par la répartition des différents coûts capitalisés en fonction de l'épuisement des réserves d'hydrocarbures correspondantes. Ces mêmes auteurs reconnaissent, toutefois, que les modalités pratiques de mise en application de la méthode de l'amortissement selon l'unité de production sont généralement tributaires d'appréciations et d'estimations subjectives qui rendent la pertinence de cette méthode parfois illusoire. Il s'agit notamment de difficultés ayant trait:

- aux choix des réserves en fonction desquelles les coûts capitalisés sont amortis;

- à l'estimation des différentes durées de vies des installations de production, de

Tous ces facteurs réunis ont conduit certains auteurs à rejeter la méthode de l'amortissement selon l'unité de production et à préconiser l'utilisation de l'amortissement linéaire. Cette méthode est jugée plus appropriée et d'une application plus simple.

Ainsi, partant de notre étude des avantages et inconvénients de chacune des deux méthodes susvisées, nous estimons que le choix d'une méthode d'amortissement est une affaire de jugement professionnel exercé par la direction de chaque entreprise pétrolière. Ce jugement doit s'inscrire dans un processus analytique, basé sur l'expérience et les connaissances (y compris la connaissance par le comptable de ses propres limites et des normes pertinentes), objectif, prudent et intègre menant au choix d'une solution appropriée à un problème comptable¹⁴⁴.

Par conséquent, le choix d'une méthode pour l'amortissement d'un actif particulier doit, à notre avis, tenir compte, au moins, des éléments suivants:

- durée de vie de l'actif à amortir (durée de vie inférieure ou supérieure à la durée de vie des réserves en place);

- utilisation prévue de l'actif (actif pouvant servir plusieurs champs ou propriétés minières productifs)

- coût de la mise en place de l'une ou de l'autre des deux méthodes d'amortissement;

Quant à l'évaluation des coûts portés à l'actif à la date de clôture, la pratique comptable actuelle est encore une fois variée, même aux Etats-Unis où la normalisation comptable est jugée très évoluée. En effet, l'estimation de la valeur recouvrable de certains actifs, tels que les propriétés minières non évaluées, les coûts de recherche dont l'issue n'est pas connue ou encore les propriétés minières prouvées, fait intervenir plusieurs éléments subjectifs qui peuvent constituer parfois un outil dangereux de lissage du résultat. Il s'agit, par exemple, de l'estimation des réserves en place, de l'estimation des prix de vente et coûts futurs et de l'estimation des coûts futurs de développement et de démantèlement.

Sur le plan national, notre enquête sur les pratiques comptables dans le secteur pétrolier a révélé que les coûts portés à l'actif ne font pas l'objet d'une évaluation à la date de clôture.

144 D'après Michael Gibbins et Alister K. Mason, jugement professionnel et information financière, Toronto, ICCA 1989, pages 150 et 151.

Cette situation peut s'expliquer par le fait que les entreprises tunisiennes opérant dans le secteur pétrolier, ne disposent pas de référentiel comptable spécifique et suivent, généralement, les règles comptables édictées par les différentes lois pétrolières ou conventions particulières régissant leurs activités. Ces règles sont souvent orientées vers les besoins de l'administration fiscale en priorité, et ce, que ce soit en matière de prise en compte, d'amortissement ou d'évaluation.

Enfin, tout en rendant hommage à la réforme comptable de 1996, qui était à l'origine d'une mutation majeure en matière de normalisation comptable en Tunisie, nous constatons aujourd'hui avec regret que cette normalisation n'a pas évolué avec la célérité requise, à l'encontre de l'évolution très rapide que connaît actuellement la normalisation comptable à l'échelle internationale. Par exemple, l'IASB étudie depuis 1999 les pratiques comptables en matière de comptabilité pétrolières dans l'objectif d'élaborer une norme spécifique traitant de la prise en compte, de l'amortissement et de l'évaluation des coûts de recherche et de développement des hydrocarbures.

11. Gibbins M. et Mason A., jugement professionnel et information financière, Toronto, ICCA 1989.

i IAS 31 Information financière relative aux participations dans des coentreprises

i SIC 13 Entités contrôlées conjointement - Apports non monétaires par des co-
entrepreneurs

i ED6 Exposure Draft ED6: Exploration for and Evaluation of Mineral
Resources (2004)

i ASR 253 Adoption of requirements for financial accounting and reporting practices for oil and gas producing activities (Août 1978)

i ASR 257 Requirements for financial accounting and reporting for oil and gas producing activities (Decembre 1978)

i ASR 258 Oil and gas producers - full cost accounting practices (Decembre 1978)

¹ Actuellement les dispositions de ces publications se trouvent éparpillées dans les Financial Reporting Releases et les Accounting and Auditing Enforcement Releases

i SORP, Accounting for Oil and Gas Exploration, Development, Production and Decommissioning Activities, (2000).

Annexes

Annexe 1

Analyse des pratiques comptables des sociétés pétrolières opérant en Tunisie

L'annexe 1 est une présentation et une analyse des résultats de notre enquête menée auprès des entreprises pétrolières opérant en Tunisie.

Annexe 1: Analyse des pratiques comptables des entreprises pétrolières opérant en Tunisie

L'objectif de notre enquête consiste à analyser les pratiques comptables des entreprises tunisiennes ou étrangères opérant en Tunisie en matière de prise en compte, d'amortissement et d'évaluation des coûts de recherche, de développement et de production des hydrocarbures.

L'enquête vise, par ailleurs, à évaluer la connaissance des responsables comptables des entreprises interrogées des différentes normes comptables applicables à l'industrie pétrolière. Il s'agit des normes internationales, américaines ou tunisiennes le cas échéant.

La population de l'enquête est composée des directeurs financiers et comptables des sociétés tunisiennes et des établissements stables des entreprises pétrolières étrangères opérant en Tunisie.

Compte tenues du nombre limité des entreprises pétrolières opérant en Tunisie, notre échantillon à couvert une dizaine de sujets. Le nombre des sujets ayant répondu à notre questionnaire s'élève à sept entreprises et sont détaillées comme suit:

Annexe 1: Analyse des pratiques comptables des entreprises pétrolières opérant en Tunisie

Notre enquête a été menée à l'aide d'un questionnaire conçu en vue d'atteindre les objectifs préalablement arrêtés. A l'instar du plan du présent mémoire, notre questionnaire a été scindé en trois sections et a été structuré de la manière suivante:

La première section traite de la prise en compte des coûts de recherche, de développement et de production des hydrocarbures. Elle vise à cerner les méthodes comptables suivies (est-ce la méthode du coût complet, la méthode des efforts réussis ou autres?), ainsi que le référentiel des choix comptables adoptés par les entreprises interrogées (s'agit-il de lois pétrolières, de normes comptables ou de conventions particulières?).

A travers les questions posées, cette section essaye, en outre, d'analyser les choix adoptés par les entreprises pétrolière interrogées pour mettre an application les méthodes comptables adoptées (comptabilisation des coûts d'acquisition, des coûts de prospection, des coûts de forages d'exploration, des coûts de développement, des coûts futurs d'abandon et de remise en état ...etc.).

La seconde section a été réservée à l'étude des différentes méthodes d'amortissement adoptées par les différentes entreprises ayant répondu à notre questionnaire. A travers les questions posées, cette section vise à analyser les modalités pratiques de mise en application de la méthode de l'amortissement selon l'unité de production lorsqu'elle est adoptée (catégories des réserves utilisées, unité de mesure, base amortissable).

La troisième section a été consacrée aux méthodes d'évaluation adoptées par les entreprises interrogées pour l'appréciation de la recouvrabilité des coûts de recherche et de développement portés à l'actif.

Chacune des sections susvisées comporte, en outre, une question demandant aux sujets interrogés de se prononcer sur les choix comptables qu'ils ont adopté, et ce, en terme d'image fidèle, de pertinence et d'utilité pour les utilisateurs des états financiers.

Annexe 1: Analyse des pratiques comptables des entreprises pétrolières opérant en Tunisie

2.1. Prise en compte des coûts de recherche, de développement et de production des hydrocarbures

Le tableau suivant présente les résultats de l'enquête concernant les méthodes comptables adoptées par les différentes entreprises interrogées pour la prise en compte des coûts de recherche, de développement et de production des hydrocarbures.

Il ressort du tableau précédent que 100% des entreprises tunisiennes retiennent les règles édictées par les conventions particulières et les lois pétrolières qui régissent leurs activités de recherche et d'exploitation. Cette attitude peut être expliqué par l'absence de normes comptables spécifiques au secteur pétrolier en Tunisie.

En ce qui concerne la qualité de l'image véhiculée par les états financiers, les responsables comptables des deux entreprises tunisiennes interrogés affirment que les méthodes comptables retenues donnent une image fidèle du résultat des opérations de recherche et de développement ainsi que de la situation financière et du patrimoine de leurs sociétés.

Quant aux entreprises étrangères, trois (03) des entreprises interrogées suivent les règles conventionnelles pour la préparation de leurs états financiers en Tunisie, une (01) entreprise a adopté la méthode du coût complet et une (01) entreprise affirme avoir adopté la méthode des efforts réussis.

100% des entreprises étrangères ayant adopté les règles conventionnelles affirment retraiter leurs comptes locaux pour les besoins de la consolidation au niveau des états financiers de la société mère. Ces retraitements sont effectués en vue de se conformer aux règles de la méthode des efforts réussis.

Annexe 1: Analyse des pratiques comptables des entreprises pétrolières opérant en Tunisie

Sur les traitements comptables réservés à la comptabilisation des différents coûts de recherche, de développement et de production, les entreprises interrogées ont répondu comme suit:

Entreprises tunisiennes
Actif	Charges
2
2
2
2
2
1	1
2
1	1
1	1
Entreprises étrangères MCC
Actif		Charges
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Entreprises étrangères MER
Actif		Charges
		1
		1
		1
		1
1
1
		1
1
1
Entreprises étrangères RC
Actif		Charges
3
3
3
3
3
3
3
3
1		2

Annexe 1: Analyse des pratiques comptables des entreprises pétrolières opérant en Tunisie

Les réponses obtenues montre que les traitements comptables adoptés par chaque catégorie d'entreprises sont cohérents dans l'ensemble. A ce titre, les 3 entreprises étrangères suivant les règles conventionnelles procèdent au retraitement de leurs comptes locaux en passant en charge de l'exercice l'ensemble des coûts d'exploration infructueux (leurs maisons mères respectives ayant adopté la méthode des efforts réussis).

L'analyse du tableau précédent appelle de notre part les commentaires suivants:

- En ce qui concerne les entreprises tunisiennes, les divergences de traitement des coûts de forages de développement secs, des coûts des opérations de Plug-Back et des coûts d'abandon d'une portion de forage peuvent être expliqués par les options offertes par les différentes conventions particulières. Ces dernières précisent que de tels coûts peuvent être traités au choix du titulaire, soit entant que charges de l'exercice, soit entant qu'actif. Les choix des sociétés pétrolières sont souvent arrêtés en fonction de leurs situations fiscales (résultat fiscal déficitaire ou bénéficiaire).

- Les coûts d'abandon d'une portion de forage de développement, en cas de side-track, sont comptabilisés de deux manières différentes par les entreprises étrangères adoptant les règles conventionnelles. Cette divergence vient confirmer les résultats de l'enquête menée par PricewaterhouseCoopers en 1999 en ce qui concerne la variété des traitements comptables des coûts de développement infructueux¹.

En ce qui concernes la comptabilisation des coûts futurs d'abandon et de remise en état, les résultats de notre enquête se détaillent comme suit:

- L'article 118 du code des hydrocarbures stipule que le titulaire d'une concession d'exploitation a le droit de constituer une provision destinée à faire face aux dépenses

¹ Voir chapitre 2, section 4, §4.5 de la première partie du présent mémoire.

Annexe 1: Analyse des pratiques comptables des entreprises pétrolières opérant en Tunisie

d'abandon et de remise en état du site d'exploitation. Cette provision est constituée progressivement au cours des cinq derniers exercices pour un site localisé en mer et au cours des trois derniers exercices pour un site localisé à terre. L'adoption de telles règles par les entreprises tunisiennes, tout en ignorant les dispositions de l'IAS 37 et les dispositions du cadre conceptuel de la comptabilité financière², nous paraît injustifié et peut remettre en cause la fiabilité des états financiers.

- Le traitement comptable retenu par la majorité des entreprises étrangères interrogées, qui consiste en la constitution progressive d'une provision pour coûts d'abandon et de remise en état des lieux, n'est pas en conformité avec les dispositions de l'IAS 37. En effet, bien que ce traitement permette de répartir les coûts futurs d'abandon en fonction de l'épuisement des réserves développées, il ne reflète pas le montant totale de l'obligation actuelle qui pèse sur l'entreprise, en l'occurrence l'obligation de remise en état du site d'exploitation.

En matière d'amortissement des coûts de recherche et de développement portés à l'actif, les deux entreprises tunisiennes interrogées affirment utiliser la méthode de l'amortissement linéaire. Les taux d'amortissement appliqués sont ceux prévus par les conventions particulières ou par les lois pétrolières, selon le cas.

Sur la cohérence de leurs méthodes d'amortissement avec les dispositions du cadre conceptuel et les normes comptables NC 05 et NC 06, les responsables comptables des deux sociétés interrogées ne pensent pas que les méthodes adoptée sont les plus appropriées en terme d'image fidèle, de pertinence et d'utilité d'information.

Ces choix comptables ne semblent pas, toutefois, être contestés par les auditeurs légaux des deux entreprises.

Quant aux entreprises étrangères interrogées, elles affirment suivre les règles fiscales pour les besoins de leur comptabilité en Tunisie. Pour les besoins de leurs comptes consolidés, trois

² Notamment le §53 du cadre conceptuel de la comptabilité financière traitant de la définition et de la prise en compte du passif.

Annexe 1: Analyse des pratiques comptables des entreprises pétrolières opérant en Tunisie

(03) de ces entreprises affirment adopter la méthode de l'amortissement selon l'unité de production. Cette méthode est appliquée de la manière suivante:

F Trois (03) de ces entreprises procèdent à l'amortissement des coûts historiques portés à l'actif en fonction de l'épuisement des réserves prouvées et développées. Pour le calcul du taux de déplétion, ces entreprises mesurent leur production ainsi que leurs réserves en unités physiques.

F Une (01) seule des entreprises interrogées affirme inclure dans la base amortissable les coûts historiques de développement ainsi que les coûts futurs de développement. Ces coûts sont amortis en fonction de l'épuisement des réserves prouvées et des réserves probables.

A ce titre, nous pensons que cette méthode est incohérente. En effet, si les coûts futurs de prospection et d'exploration sont exclus de la base amortissable, les réserves probables ne devraient pas, à notre avis, être prises en considération pour le calcul de l'amortissement.

En matière d'évaluation, aucune entreprise des sept (07) sujets couverts par notre enquête ne procède l'estimation de la valeur recouvrable des coûts portés à l'actif à la date de clôture.

- l'existence d'une présomption simple que le coût historique d'une concession d'exploitation est généralement inférieur à la valeur recouvrable des réserves mises en évidence;

- les difficultés pratiques de l'estimation de la valeur recouvrable des permis de prospection et des permis de recherche.

Annexe 1: Analyse des pratiques comptables des entreprises pétrolières opérant en Tunisie

A travers l'étude des différentes normes comptables, d'une manière générale, et l'analyse des résultats de notre enquête, d'une manière spécifique, nous avons atteint les conclusions suivantes:

- Absence d'un référentiel comptable spécifique au secteur pétrolier en Tunisie: En effet, les règles comptables adoptées par les entreprises tunisiennes sont conditionnés par les dispositions des conventions particulières et les différentes lois pétrolières. Ces règles ne permettent pas la production d'une information financière pertinente donnant une image fidèle de la situation de l'entreprise.

- Une insuffisance de connaissance des normes comptables internationales, applicables à l'industrie pétrolière, et du droit comptable comparé, par les responsables des entreprises pétrolières opérant en Tunisie.

Par conséquent, et afin d'améliorer la qualité de l'information financière produite par les entreprises pétrolières opérant en Tunisie, nous proposons les recommandations suivantes:

- activer, par le Conseil National de la Comptabilité, le processus d'élaboration de normes comptables nationales spécifiques aux activités de recherche et d'exploitation des hydrocarbures. Ces normes constitueront une référence pour les responsables comptables des différentes entreprises ainsi que pour leurs auditeurs;

- Activer le rôle de l'université en vue d'améliorer la connaissance par les jeunes diplômés comptables des différentes normes comptables spécifiques au secteur pétrolier;

- Encourager les cadres comptables des entreprises pétrolières à s'assurer une formation continue en relation avec leurs responsabilités;

- Sensibiliser les auditeurs des sociétés pétrolières de la nécessité d'instaurer une culture comptable de haut niveau au sein des sociétés pétrolières.

Annexe 2

Regulation S-X, Rule 4-10: Financial Accounting and
Reporting for Oil and Gas Producing Activities Pursuant
to the Federal Securities Laws and the Energy Policy
and Conservation Act of 1975

L'annexe 2 est un extrait du code de la réglementation fédérale aux Etats-Unis. Il s'agit des règles comptables régissant l'activité de recherche et de production des hydrocarbures, en l'occurrence la section 10, article 4 de la réglementation S-X.

Financial Accounting and Reporting for Oil and Gas Producing Activities Pursuant to the Federal Securities Laws and the Energy Policy and Conservation Act of 1975

This section prescribes financial accounting and reporting standards for registrants with the Commission engaged in oil and gas producing activities in filings under the federal securities laws and for the preparation of accounts by persons engaged, in whole or in part, in the production of crude oil or natural gas in the United States, pursuant to Section 503 of the Energy Policy and Conservation Act of 1975 [42 U.S.C. 6383] ("EPCA") and section 11(c) of the Energy Supply and Environmental Coordination Act of 1974 [IS U.S.C. 796] ("ESECA"), as amended by section 505 of EPCA. The application of this section to those oil and gas producing operations of companies regulated for rate-making purposes on an individual-company-cost-of-service basis may, however, give appropriate recognition to differences arising because of the effect of the rate-making process.

Exemption . Any person exempted by the Department of Energy from any record-keeping or reporting requirements pursuant to Section 11(c) of ESECA, as amended, is similarly exempted from the related provisions of this section in the preparation of accounts pursuant to EPCA. This exemption does not affect the applicability of this section to filings pursuant to the federal securities laws.

(a) Definitions. The following definitions apply to the terms listed below as they are used in this section:

(2) Proved oil and gas reserves. Proved oil and gas reserves are the estimated quantities of crude oil, natural gas, and natural gas liquids which geological and engineering data demonstrate with reasonable certainty to be recoverable in future years from known reservoirs under existing economic and operating conditions, i.e., prices and costs as of the date the estimate is made. Prices include consideration of

changes in existing prices provided only by contractual arrangements, but not on escalations based upon future conditions.

be attributable to any acreage for which an application of fluid injection or other improved recovery technique is contemplated, unless such techniques Leave been proved effective by actual tests in the area and in the same reservoir.

purchased in fee, brokers' fees, recording fees, legal costs, and other costs incurred in acquiring properties.

(15) Exploration costs. Costs incurred in identifying areas that may warrant examination and in examining specific areas that are considered to have prospects of containing oil and gas reserves, including costs of drilling exploratory wells and exploratory-type stratigraphic test wells. Exploration costs may be incurred both before acquiring the related property (sometimes referred to in part as prospecting costs) and after acquiring the property. Principal types of exploration costs, which include depreciation and applicable operating costs of support equipment and facilities and other costs of exploration activities, are:

(16) Development costs. Costs incurred to obtain access to proved reserves and to provide facilities for extracting, treating, gathering and storing the oil and gas. More specifically, development costs, including depreciation and applicable operating costs of support equipment and facilities and other costs of development activities, are costs incurred to:

(i) Costs incurred to operate and maintain wells and related equipment and facilities, including depreciation and applicable operating costs of support equipment and facilities and other costs of operating and maintaining those wells and related equipment and facilities. They become part of the cost of oil and gas produced. Examples of production costs (sometimes called lifting costs) are:

(ii) Some support equipment or facilities may serve two or more oil and gas producing activities and may also serve transportation, refining, and marketing activities. To the extent that the support equipment and facilities are used in oil and gas producing activities, their depreciation and applicable operating costs become exploration, development or production costs, as appropriate. Depreciation, depletion, and amortization of capitalized acquisition, exploration, and development costs are not production costs but also become part of the cost of oil and gas produced along with production (lifting) costs identified above.

(ii) The cost of investments in unproved properties and major development projects may be excluded from capitalized costs to be amortized, subject to the following:

(A) All costs directly associated with the acquisition and evaluation of unproved properties may be excluded from the amortization computation until it is determined whether or not proved reserves can be assigned to the properties, subject to the following conditions: (1) Until such a determination is made, the properties shall be assessed at least annually to ascertain whether impairment has occurred. Unevaluated properties whose costs are individually significant shall be assessed individually. Where it is not practicable to individually assess the amount of impairment of properties for which costs are not individually significant, such properties may be grouped for purposes of assessing impairment. Impairment may be estimated by applying factors based on historical experience and other data such as primary Lease terms of the properties, average holding periods of unproved properties, and geographic and geologic data to groupings of individually insignificant properties and projects. The amount of impairment assessed under either of these methods shall be added to the costs to be amortized. (2) The costs of drilling exploratory dry holes shall be included in the amortization base immediately upon determination that the well is dry. (3) If geological and geophysical

costs cannot be directly associated with specific unevaluated properties, they shall be included in the amortization base as incurred. Upon complete evaluation of a property, the total remaining excluded cost (net of any impairment) shall be included in the full cost amortization base.

(v) Amortization computations shall be made on a consolidated basis, including investees accounted for on a proportionate consolidation basis. Investees accounted for on the equity method shall be treated separately.

(i) For each cost center, capitalized costs, less accumulated amortization and related deferred income taxes, shall not exceed an amount (the cost center ceiling) equal to the sum of:

(ii) If unamortized costs capitalized within a cost center, less related deferred income taxes, exceed the cost center ceiling, the excess shall be charged to expense and separately disclosed during the period in which the excess occurs. Amounts thus required to be written off shall not be reinstated for any subsequent increase in the cost center ceiling.

(5) Production costs. All costs relating to production activities, including workover costs incurred solely to maintain or increase levels of production from an existing completion interval, shall be charged to expense as incurred.

(6) Other transactions. The provisions of paragraph (h) of this section³, "Mineral property conveyances and related transactions if the successful efforts method of accounting is followed," shall apply also to those reporting entities following the full cost method except as follows:

¹ Paragraph (i) was redesignated paragraph (c) by Release No. 33-7300, effective July 15, 1996, 61 FR 30397.

² Paragraph (i) was redesignated paragraph (c) by Release No. 33-7300, effective July 15, 1996, 61 FR 30397

³ Paragraph (h) was removed by Release No. 33-7300, effective July 15, 1996, 61 FR 30397

⁴ Paragraph (i) was redesignated paragraph (c) by Release No. 33-7300, effective July 15, 1996, 61 FR 30397

(iv) Other services. No income shall be recognized in connection with contractual services performed (e.g. drilling, well service, or equipment supply services, etc.) in connection with properties in which the registrant or an affiliate (as defined in § 210.1-02(b)) holds an ownership or other economic interest, except as follows:

(7) Disclosures. Reporting entities that follow the full cost method of accounting shall disclose all of the information required by paragraph (k) of this section⁵, with each cost center considered as a separate geographic area, except that reasonable groupings may be made of cost centers that are not significant in the aggregate. In addition:

⁵ Paragraph (k) was removed by Release No. 33-6958A, effective November 2, 1992, 57 FR 45287

are excluded, in accordance with paragraph (i)(3) of this section⁶, from the capitalized costs being amortized. Provide a description in the notes to the financial statements of the current status of the significant properties or projects involved, including the anticipated timing of the inclusion of the costs in the amortization computation. Present a table that shows, by category of cost, (A) the total costs excluded as of the most recent fiscal year; and (B) the amounts of such excluded costs, incurred (1) in each of the three most recent fiscal years and (2) in the aggregate for any earlier fiscal years in which the costs were incurred. Categories of cost to be disclosed include acquisition costs, exploration costs, development costs in the case of significant development projects and capitalized interest.

(d) Income taxes. Comprehensive interperiod income tax allocation by a method which complies with generally accepted accounting principles shall be followed for intangible drilling and development costs and other costs incurred that enter into the determination of taxable income and pretax accounting income in different periods.

⁶ Paragraph (i) was redesignated paragraph (c) by Release No. 33-7300, effective July 15, 1996, 61 FR 30397

Annexe 3

Les Staff Accounting Bulletin (SAB) sont des publications de la SEC aux Etats-Unis visant à apporter des réponses et des clarifications concernant l'application de la réglementation fédérale. L'annexe 3 est une reproduction du Topic 12 traitant des règles comptables applicables aux activités de recherche et de production des hydrocarbures.

A. Accounting Series Release 257 -Requirements For Financial Accounting And Reporting Practices For Oil And Gas Producing Activities

A. Accounting Series Release 257 -Requirements For Financial Accounting And Reporting Practices For Oil And Gas Producing Activities

Facts: Rule 4-10 contains definitions of proved reserves, proved developed reserves, and proved undeveloped reserves to be used in determining quantities of oil and gas reserves to be reported in filings with the Commission.

Question 1: The definition of proved reserves states that reservoirs are considered proved if "economic producibility is supported by either actual production or conclusive formation test." May oil and gas reserves be considered proved if economic producibility is supported only by core analyses and/or electric or other log interpretations?

Interpretive Response: Economic producibility of estimated proved reserves can be supported to the satisfaction of the Office of Engineering if geological and engineering data demonstrate with reasonable certainty that those reserves can be recovered in future years under existing economic and operating conditions. The relative importance of the many pieces of geological and engineering data which should be evaluated when classifying reserves cannot be identified in advance. In certain instances, proved reserves may be assigned to reservoirs on the basis of a combination of electrical and other type logs and core analyses which indicate the reservoirs are analogous to similar reservoirs in the same field which are producing or have demonstrated the ability to produce on a formation test.

Question 2: In determining whether "proved undeveloped reserves" encompass acreage on which fluid injection (or other improved recovery technique) is contemplated, is it appropriate to distinguish between (i) fluid injection used for pressure maintenance during the early life of a field and (ii) fluid injection used to effect secondary recovery when a field is in the late stages of depletion? The definition in Rule 4-10(a)(4) does not make this distinction between pressure maintenance activity and fluid injection undertaken for purposes of secondary recovery.

Interpretive Response: The Office of Engineering believes that the distinction identified in the above question may be appropriate in a few limited circumstances, such as in the case of certain fields in the North Sea. The staff will review estimates of proved reserves attributable to fluid injection in the light of the strength of the evidence presented by the registrant in support of a contention that enhanced recovery will be achieved.

Question 3: What volumes of natural gas liquids should be reported as net reserves, that portion recovered in a gas processing plant and allocated to the leasehold interest or the total recovered by a plant from net interest gas?

Interpretive Response: Companies should report reserves of natural gas liquids which are net to their leasehold interests, i.e., that portion recovered in a processing plant and allocated to the leasehold interest. It may be appropriate in the case of natural gas liquids not clearly attributable to leasehold interests ownership to follow instructions to Item 3of Securities Act Industry Guide 2 and report such reserves separately and describe the nature of the ownership.

Question 4: What pressure base should be used for reporting gas and production, 14.73 psia or the pressure base specified by the state?

Interpretive Response: The reporting instructions to the Department of Energy's Form EIA-28 specify that natural gas reserves are to be reported at 14.73 psia and 60 degrees F. There is no pressure base specified in Regulation S-X or S-K. At the present time the staff will not object to natural gas reserves and production data calculated at other pressure bases, if such other pressure bases are identified in the filing.

Facts: Disclosures of reserve information are based on estimated quantities of proved reserves of oil and gas. Regulation S-K prohibits disclosure of estimated quantities of probable or possible reserves of oil and gas and any estimated value thereof in any document publicly filed with the Commission.

Question: What types of disclosures will be permitted by registrants who wish to indicate that some of their properties have value other than that attributable to proved reserves?

Interpretive Response: The Office of Engineering has, for the past several years, suggested to registrants the following form of disclosure for undeveloped lease acreage:

"In addition to proved reserves, the estimated (or appraised) value of leases or parts of leases to which proved reserves cannot be attributable is $xxx."

The registrant should describe the basis on which the estimate was made. For example, such estimated values are often based on the market demand for leasehold acreage which, in turn, is based on a number of qualitative factors such as proximity to production. If the disclosed amount is based on an appraisal, the person making the appraisal should be named.

Question: If a company has cost-of-service oil and gas producing properties, how should they be treated in the supplemental disclosures of reserve quantities and related future net revenues provided pursuant to paragraphs 30-34 of Statement 69?

Interpretive Response: Rule 4-10 provides that registrants may give effect to differences arising from the ratemaking process for cost-of-service oil and gas properties. Accordingly, in

these circumstances, the staff believes that the company's supplemental reserve quantity disclosures should indicate separately the quantities associated with properties subject to cost-of-service ratemaking, and that it is appropriate to exclude those quantities from the future net revenue disclosures. The company should also disclose the nature and impact of its cost-of-service ratemaking, including the unamortized cost included in the balance sheet.

Facts: Rule 4-10(c) of Regulation S-X states that "a reporting entity that follows the full cost method shall apply that method to all of its operations and to the operations of its subsidiaries."

Question 1: If a parent company uses the successful efforts method of accounting for oil and gas producing activities, may a subsidiary of the parent use the full cost method?

Interpretive Response: No. The use of different methods of accounting in the consolidated financial statements by a parent company and its subsidiary would be inconsistent with the full cost requirement that a parent and its subsidiaries all use the same method of accounting.

The staff's general policy is that an enterprise should account for all its like operations in the same manner. However, Rule 4-10 of Regulation S-X provides that oil and gas companies with cost-of-service oil and gas properties may give effect to any differences resulting from the ratemaking process, including regulatory requirements that a certain accounting method be used for the cost-of-service properties.

Question 2: Must the method of accounting (full cost or successful efforts) followed by a registrant for its oil and gas producing activities also be followed by any fifty percent or less owned companies in which the registrant carries its investment on the equity method (equity investees)?

Interpretive Response: No. Conformity of accounting methods between a registrant and its equity investees, although desirable, may not be practicable and thus is not required. However, if a registrant proportionately consolidates its equity investees, it will be necessary to present them all on the same basis of accounting.

1. Treatment of income tax effects in the computation of the limitation on capitalized costs

Facts: Item (D) of Rule 4-10(c)(4)(i) of Regulation S-X states that the income tax effects related to the properties involved should be deducted in computing the full cost ceiling.

Question 1: What specific types of income tax effects should be considered in computing the income tax effects to be deducted from estimated future net revenues?

Interpretive Response: The rule refers to income tax effects generally. Thus, the computation should take into account (i) the tax basis of oil and gas properties, (ii) net operating loss carryforwards, (iii) foreign tax credit carryforwards, (iv) investment tax credits, (v) minimum taxes on tax preference items, and (vi) the impact of statutory (percentage) depletion.

It may often be difficult to allocate net operating loss carryforwards (NOLs) between oil and gas assets and other assets. However, to the extent that the NOLs are clearly attributable to oil and gas operations and are expected to be realized within the carryforward period, they should be added to tax basis.

Similarly, to the extent that investment tax credit (ITC) carryforwards and foreign tax credit carryforwards are attributable to oil and gas operations and are expected to be realized within the carryforward period, they should be considered as a deduction from the tax effect otherwise computed. Consideration of NOLs and ITC or foreign tax credit carryforwards should not, of course, reduce the total tax effect below zero.

Question 2: How should the tax effect be computed considering the various factors discussed above?

Interpretive Response: Theoretically, taxable income and tax could be determined on a year-by-year basis and the present value of the related tax computed. However, the "shortcut" method illustrated below is also acceptable.

Assumptions:
Capitalized Costs of Oil and Gas Assets			$500,000
Accumulated DD&A			(100,000)

Book basis of oil and gas assets			400,000
Related deferred income taxes			35,000

Net book basis to be recovered			$365,000

NOL carryforward*			$ 20,000
Foreign tax credit carryforward*			$ 1,000

ITC-Carryforward*		$2,000
Present value of ITC relating to future development costs		1,500	$ 3,500
Present value of ITC relating to future development costs			$ 3,500
Estimated preference (minimum) tax on percentage depletion in excess of cost depletion			$ 500
Tax basis of oil and gas assets			$270,000
Present value of statutory depletion attributable to future deductions			$ 10,000
Statutory tax rate (percent)			46%
Present value of future net revenues from proved oil and gas reserves			$272,000
Cost of properties not being amortized			$ 55,000
Lower of cost or estimated fair value of unproved properties included in costs being amortized			$ 49,000
CALCULATION
Present value of future net revenue			$272,000
Cost of properties not being amortized			55,000
Lower of cost or estimated fair value of unproved properties included in costs being amortized			49,000
Tax Effects:
Total of above items			$376,000
Less: Tax basis of properties	(270,000)
Statutory depletion	(10,000)
NOL carryforward	(20,000)	(300,000)
NOL carryforward
Future taxable income		76,000
Tax rate (percent)		x 46%
Tax rate (percent)
Tax payable at statutory rate		(34,960)
ITC		3,500
Foreign tax credit carryforward		1,000
Estimated preference tax		(500)
Estimated preference tax
Total tax effects			(30,960)

* All carryforward amounts in this example represent amounts which are available for tax purposes and which related to oil and gas operations.

** For accounting purposes, the gross write-off should be recorded to adjust both the oil and gas properties account and the related deferred income taxes.

Facts: During 20x1, a registrant purchases proved oil and gas reserves in place ("the purchased reserves") in an arm's length transaction for the sum of $9.8 million. Primarily because the registrant expects oil and gas prices to escalate, it paid $1.2 million more for the purchased reserves than the "Present Value of Estimated Future Net Revenues" computed as defined in Rule 4-10(c)(4)(i)(A) of Regulation S-X. An analysis of the registrant's full cost center in which the purchased reserves are located at December 31, 20x1 is as follows:

		Annexe 3 - SAB Topic 12: Oil and Gas Producing Activities
(Amounts in 1,000)			Other
		Purchased	Proved	Unproved
	Total	Reserves	Properties	Properties
Present value of estimated future net revenues	$14,100	8,600	5,500
	$16,300	9,800	5,500	1,000
Cost, net of amortization
	$2,300	___	2,000	300
Related deferred taxes
Income tax effects related to properties	$2,500	___	2,500
Comparison of capitalized		Including	Excluding
costs with limitation on		Purchased	Purchased
capitalized costs at December		Reserves	Reserves
31, 20x1:
Capitalized costs, net of amortization		$16,300	$6,500
Related deferred taxes		(2,300)	(2,300)
Net book cost		14,000	4,200
Present value of estimated future net revenues		14,100	$5,500
Lower of cost or market of unproved properties		1,000	1,000
Income tax effects related to properties		(2,500)	(2,500)
Limitation on capitalized costs		12,600	4,000
Excess of capitalized costs over limitation on Capitalized costs, net of tax		$1,400	$200

* For accounting purposes, the gross write-off should be recorded to adjust both the oil and gas properties account and the related deferred income taxes

Question: Is it necessary for the registrant to write down the carrying value of its full cost center at December 31, 20x1 by $1,400,000?

Interpretive Response: Although the net carrying value of the full cost center exceeds the cost center's limitation on capitalized costs, the text of ASR 258 provides that a registrant may request an exemption from the rule if as a result of a major purchase of proved properties, a write down would be required even though the registrant believes the fair value of the properties in a cost center clearly exceeds the unamortized costs.

Therefore, to the extent that the excess carrying value relates to the purchased reserves, the registrant may seek a temporary waiver of the full-cost ceiling limitation from the staff of the Commission. Registrants requesting a waiver should be prepared to demonstrate that the additional value exists beyond reasonable doubt.

To the extent that the excess costs relate to properties other than the purchased reserves, however, a write-off should be recorded in the current period. In order to determine the portion of the total excess carrying value which is attributable to properties other than the purchased reserves, it is necessary to perform the ceiling computation on a "with and without" basis as shown in the example above. Thus in this case, the registrant must record a writedown of $200,000 applicable to other reserves. An additional $1,200,000 write-down would be necessary unless a waiver were obtained.

b. Use of cash flow hedges in the computation of the limitation on capitalized costs

Facts: Rule 4-10(c)(4) of Regulation S-X provides, in pertinent part, that capitalized costs, net of accumulated depreciation and amortization, and deferred income taxes, should not exceed an amount equal to the sum of [components that include] the present value of estimated future net revenues computed by applying current prices of oil and gas reserves (with consideration of price changes only to the extent provided by contractual arrangements) to estimated future production of proved oil and gas reserves as of the date of the latest balance sheet presented.

As of the reported balance sheet date, capitalized costs of an oil and gas producing company exceed the full cost limitation calculated under the above described rule based on current spot market prices for oil and natural gas. However, prior to the balance sheet date, the company enters into certain hedging arrangements for a portion of its future natural gas and oil production, thereby enabling the company to receive future cash flows that are higher than the estimated future cash flows indicated by use of the spot market price as of the reported balance sheet date. These arrangements qualify as cash flow hedges under the provisions of Statement 133 as amended and interpreted, and are documented, designated, and accounted for as such under the criteria of that standard.

Question: Under these circumstances, must the company use the higher prices to be received after taking into account the hedging arrangements ("hedge-adjusted prices") in calculating the current price of the quantities of its future production of oil and gas reserves covered by the hedges as of the reported balance sheet date?

Interpretive Response: Yes. Derivative contracts that qualify as hedging instruments in a cash flow hedge and are accounted for as such pursuant to Statement 133 represent the type of contractual arrangements for which consideration of price changes should be given under the existing rule. While the SEC staff has objected to previous proposals to consider various hedging techniques as being equivalent to the contractual arrangements permitted under the existing rules, the staff's objection was based on concerns that the lack of clear, consistent guidance in the accounting literature would lead to inconsistent application in practice. For example, prior to the adoption of Statement 133, hedging activities related to foreign exchange rates were addressed in Statement 52. The use of futures contracts as hedging arrangements was previously addressed in Statement 80. The guidance provided in these Statements differed from Statement 133 in the criteria used to qualify for hedge accounting. However, the staff believes that Statement 133 and related guidance (including a more systematic approach to documentation) provides sufficient guidance so that comparable financial reporting in comparable factual circumstances should result.

This interpretive response reflects the SEC staff's view that, assuming compliance with the prerequisite accounting requirements, hedge adjusted prices represent the best measure of estimated cash flows from future production of the affected oil and gas reserves to use in

calculating the ceiling limitation. Nonetheless, the staff expects that oil and gas producing companies subject to the full cost rules will clearly indicate the effects of using cash flow hedges in calculating ceiling limitations within their financial statement footnotes. The staff further expects that disclosures will indicate the portion of future oil and gas production being hedged. The dollar amount that would have been charged to income had the effects of the cash flow hedges not been considered in calculating the ceiling limitation also should be disclosed.

The use of hedge-adjusted prices should be consistently applied in all reporting periods, including periods in which the hedge-adjusted price is less than the current spot market price. Oil and gas producers whose computation of the ceiling limitation includes hedge-adjusted prices because of the use of cash flow hedges also should consider the disclosure requirements under the SOP 94-6. Paragraph 14 of SOP 94-6 calls for disclosure when it is at least reasonably possible that the effects of cash flow hedges on capitalized costs on the reported balance sheet date will change in the near term due to one or more confirming events, such as potential future changes in commodity prices.

In addition, the use of cash flow hedges in calculating the ceiling limitation may represent a type of critical accounting policy that oil and gas producers should consider disclosing consistent with the cautionary advice provided in FR 60. Through this release, the Commission has encouraged companies to include, within their MD&A disclosures, full explanations, in plain English, of the judgments and uncertainties affecting the application of critical accounting policies, and the likelihood that materially different amounts would be reported under different conditions or using different assumptions.

The staff's guidance on this issue would apply to calculations of ceiling limitations both in interim and annual periods.

c. Effect of subsequent events on the computation of the limitation on capitalized costs

Facts: Rule 4-10(c)(4)(ii) of Regulation S-X provides that an excess of unamortized capitalized costs within a cost center over the related cost ceiling shall be charged to expense in the period the excess occurs.

Question: Assume that at the date of company's fiscal year-end, its capitalized costs of oil and gas producing properties exceed the limitation prescribed by Rule 4-10(c)(4) of Regulation S-X. Thus, a write down is indicated. Subsequent to year-end but before the date of the auditors' report on the company's financial statements, assume that one of two events occurs: (1) additional reserves are proved up on properties owned at year-end, or (2) price increases become known which were not fixed and determinable at year-end. The present value of future net revenues from the additional reserves or from the increased prices is sufficiently large that if the full cost ceiling limitation were recomputed giving effect to those factors as of year-end, the ceiling would more than cover the costs. It is necessary to record a write down?

Interpretive Response: No. In these cases, the proving up of additional reserves on properties owned at year-end or the increase in prices indicates that the capitalized costs were not in fact impaired at year-end. However, for purposes of the revised computation of the "ceiling," the net book costs capitalized as of year-end should be increased by the amount of any additional costs incurred subsequent to year-end to prove the additional reserves or by any related costs previously excluded from amortization.

While the fact pattern described herein relates to annual periods, the guidance on the effects of subsequent events applies equally to interim period calculations of the ceiling limitation. However, the staff cautions registrants that the process of considering subsequent price changes in the determination of whether a ceiling write-down is called for should be similar to

the consideration given to other subsequent events under the auditing literature. The staff expects that the date selected for the ceiling recomputation will be consistent from period to period, and bear a logical relationship to the filing date of the affected financial statements. For example, it would seem logical that an oil and gas producing company would consistently make whatever recalculations are necessary at the date the auditors are completing their interim reviews.

The registrant's financial statements should disclose that capitalized costs exceeded the limitation thereon at year-end and should explain why the excess was not charged against earnings. In addition, the registrant's supplemental disclosures of estimated proved reserve quantities and related future net revenues and costs should not give effect to the reserves proved up or the cost incurred after year-end or to the price increases occurring after yearend. However, such quantities and amounts may be disclosed separately, with appropriate explanations.

Registrants should be aware that oil and gas reserves related to properties acquired after yearend would not justify avoiding a write-off indicated as of year-end. Similarly, the effects of cash flow hedging arrangements entered into after year-end cannot be factored into the calculation of the ceiling limitation at year-end. Such acquisitions and financial arrangements do not confirm situations existing at year-end.

Facts: Several oil and gas exploration and production companies have created "royalty trusts." Typically, the creating company conveys a net profits interest in certain of its oil and gas properties to the newly created trust and then distributes units in the trust to its shareholders. The trust is a passive entity which is prohibited from entering into or engaging in any business or commercial activity of any kind and from acquiring any oil and gas lease, royalty or other mineral interest. The function of the trust is to serve as an agent to distribute the income from the net profits interest. The amount to be periodically distributed to the unitholders is defined in the trust agreement and is typically determined based on the cash received from the net profits interest less expenses of the trustee. Royalty trusts have typically reported their earnings on the basis of cash distributions to unitholders. The net profits interest paid to the trust for any month is based on production from a preceding month; therefore, the method of accounting followed by the trust for the net profits interest income is different from the creating company's method of accounting for the related revenue.

Question: Will the staff accept a statement of distributable income which reflects the amounts to be distributed for the period in question under the terms of the trust agreement in lieu of a statement of income prepared under GAAP?

Interpretive Response: Yes. Although financial statements filed with the Commission are normally required to be prepared in accordance with GAAP, the Commission's rules provide that other presentations may be acceptable in unusual situations. Since the operations of a royalty trust are limited to the distribution of income from the net profits interests contributed to it, the staff believes that the item of primary importance to the reader of the financial statements of the royalty trust is the amount of the cash distributions to the unitholders for the period reported. Should there be any change in the nature of the trust's operations due to revisions in the tax laws or other factors, the staff's interpretation would be reexamined.

A note to the financial statements should disclose the method used in determining distributable income and should also describe how distributable income as reported differs from income determined on the basis of GAAP.

Facts: Because of a concern over worldwide oil and gas supplies, Congress, in 1980, provided for tax incentives (credits) for the production of oil and gas from other than conventional sources. As a consequence, significant amounts of gas are now recovered from seams of coal beds. This gas is referred to as coalbed methane. It is produced using conventional drilling methods, but for various reasons, it may be more costly to produce than oil and gas recovered from customary sources and some reserves may not be economical without the tax credits.

Rule 4-10(a)(1)(i)(A) of Regulation S-X indicates that oil and gas producing activities include the search for crude oil, including condensate and natural gas liquids, or natural gas in their natural states and original locations. Rule 4-10(a)(2)(iii)(D) of Regulation S-X states that estimates of proved reserves do not include (among other things) natural gas that can be recovered from coal.¹ In addition, the definition of proved oil and gas reserves includes a provision that the quantities of natural gas be recovered from existing reservoirs. Under these definitions, "coalbed methane" gas has generally not been included in the disclosures in Commission filings required by Statement 69. Further, coalbed methane has generally not been counted in proved oil and gas reserves for purposes of the full cost ceiling test in Rule 410(c)(4) since that test is based on the same definition of proved oil and gas reserves.

Question: Is it appropriate to consider coalbed methane gas within the definition of proved reserves for purposes of the disclosures relating to oil and gas producing activities and the full

Interpretive Response: Yes. The prohibition against the inclusion of gas derived from coal was meant to apply to the recovery of hydrocarbons from the processing of coal. The extraction of methane gas from coalbed seams using conventional methods was not contemplated at the time Rule 4-10(a) was developed. The staff believes that, since coalbed methane gas can be recovered from coal in its natural state and original location, it should be included in proved reserves, provided that it complies in all other respects with the definition of proved oil and gas reserves as specified in Rule 4-10(a)(2) including the requirement that methane production be economical at current prices, costs (net of the tax credit) and existing operating conditions.² Methane gas from coalbeds (like any other hydrocarbon obtained from conventional reservoirs) that cannot be produced at a profit under current economic and operating conditions, or for which there is no market or any existing method of delivery to the market, cannot be included in the category of proved reserves.

In instances where methane gas is deemed to be economically producible only as a consequence of existing Federal tax incentives, the staff believes that additional disclosure should be provided as to the specific quantities and values of reported proved reserves that are dependent on existing U.S. tax policy together with any other information necessary to inform readers of the risks attendant with any future change to existing Federal tax policy.

Annexe 4

L'annexe 4 est une reproduction du projet de norme ED6, Exploration for and Evaluation of Mineral Resources, publié par l'IASB en janvier 2004, et dans lequel les entreprises de recherche et de production d'hydrocarbures sont exemptes de certaines dispositions des IFRS et du cadre conceptuel de l'IASB. La date d'application proposée est le 1^er janvier 2005.

ED 6 Exploration for and Evaluation of Mineral Resources is published by the International Accounting Standards Board (IASB) for comment only. The proposals may be modified in the light of the comments received before being issued as an International Financial Reporting Standard (IFRS). Comments on the draft IFRS and the Basis for Conclusions (see separate booklet) should be submitted in writing so as to be received by 16 April 2004.

All responses will be put on the public record unless the respondent requests confidentiality. However, such requests will not normally be granted unless supported by good reason, such as commercial confidence. If commentators respond by fax or email, it would be helpful if they could also send a hard copy of their response by post. Comments should preferably be sent by email to: CommentLetters@iasb.org or addressed to:

All rights reserved. Copies of the draft IFRS and its accompanying documents may be made for the purpose of preparing comments to be submitted to the IASB, provided such copies are for personal or intra-organisational use only and are not sold or disseminated and provided each copy acknowledges the International Accounting Standards Committee Foundation's copyright and sets out the IASB's address in full. Otherwise, no part of this publication may be translated, reprinted or reproduced or utilised in any form either in whole or in part or by any electronic, mechanical or other means, now known or hereafter invented, including photocopying and recording, or in any information storage and retrieval system, without permission in writing from the International Accounting Standards Committee Foundation.

The IASB logo/«Hexagon Device», «IAS», «IASB», «IASCF», «IASC», «IFRIC», «IFRS», «International Accounting Standards» and «International Financial Reporting Standards» are Trade Marks of the International Accounting Standards Committee Foundation.

[Draft] International Financial Reporting Standard X Exploration for and Evaluation of Mineral Resources

OBJECTIVE	1
SCOPE	2-3
RECOGNITION OF EXPLORATION AND EVALUATION ASSETS	4-5
Temporary exemption from some other IFRSs	4-5
MEASUREMENT OF EXPLORATION AND EVALUATION ASSETS	6-11
Measurement at recognition	6
Elements of exploration and evaluation assets	7-9
Measurement after recognition	10
Changes in accounting policies	11
IMPAIRMENT	12-14
Recognition and measurement	12
Identifying an exploration and evaluation asset that may be impaired	13
Cash-generating unit for exploration and evaluation assets	14
DISCLOSURE	15-16
EFFECTIVE DATE	17

The International Accounting Standards Board invites comments on any aspect of this Exposure Draft of its proposed IFRS Exploration for and Evaluation of Mineral Resources and the related Basis for Conclusions. It would particularly welcome answers to the questions set out below. Comments are most helpful if they indicate the specific paragraph or group of paragraphs to which they relate, contain a clear rationale and, where applicable, provide a suggestion for alternative wording.

Comments should be submitted in writing so as to be received no later than 16 April 2004.

Until an IFRS based on this Exposure Draft becomes effective, existing International Financial Reporting Standards, including International Accounting Standards, remain in effect.

The proposed IFRS includes definitions of exploration for and evaluation of mineral resources, exploration and evaluation expenditures, exploration and evaluation assets and a cash-generating unit for exploration and evaluation assets. The draft IFRS identifies expenditures that are excluded from the proposed definition of exploration and evaluation assets. Additional guidance is proposed in paragraph 7 to assist in identifying exploration and evaluation expenditures that are included in the definition of an exploration and evaluation asset (proposed paragraphs 7 and 8, Appendix A and paragraphs BC12-BC14 of the Basis for Conclusions).

Question 2 - Method of accounting for exploration for and evaluation of mineral resources

Estimates and Errors specify sources of authoritative requirements and guidance an entity should consider in developing an accounting policy for an item if no IFRS applies specifically to that item. The proposals in the draft IFRS would exempt an entity from considering the sources in paragraphs 11 and 12 when assessing its existing accounting policies for exploration and evaluation expenditures by permitting an alternative treatment for the recognition and measurement of exploration and evaluation assets. In particular, the draft IFRS would permit an entity to

continue to account for exploration and evaluation assets in accordance with the accounting policies applied in its most recent annual financial statements.

existing accounting policies in subsequent periods unless and until the entity changes its accounting policies in accordance with IAS 8 or the IASB issues new or revised Standards that encompass such activities (proposed paragraph 4 and paragraphs BC8-BC11 of the Basis for Conclusions).

[Draft] IAS 36^* requires entities to test non-current assets for impairment. The draft IFRS would permit an entity that has recognised exploration and evaluation assets to test them for impairment on the basis of a `cash-generating unit for exploration and evaluation assets' rather than the cash-generating unit that might otherwise be required by [draft] IAS 36. This cash-generating unit for exploration and evaluation assets is used only to test for impairment exploration and evaluation assets recognised under proposed paragraph 4 (see proposed paragraphs 12 and 14 and paragraphs BC15-B3 of the Basis for Conclusions).

Are the proposals appropriate? If not, why not? If you disagree with the proposal that exploration and evaluation assets should be subject to an impairment test under [draft] IAS 36, what criteria should be used to assess the recoverability of the carrying amount of exploration and evaluation assets?

Question 4 - Identifying exploration and evaluation assets that may be impaired

The draft IFRS identifies indicators of impairment for exploration and evaluation assets. These indicators would be among the external and internal sources of information in paragraphs 9-13 of [draft] IAS 36 that an entity would consider when identifying whether such assets might be impaired (paragraph 13 and paragraphs B4-B6 of the Basis for Conclusions).

* in Exposure Draft of Proposed Amendments to IAS 36, Impairment of Assets, and IAS 38, Intangible Assets (December 2002)

Are these indicators of impairment for exploration and evaluation assets appropriate? If not, why not? If you are of the view that additional or different indicators should be used in assessing whether such assets might be impaired, what indicators should be used and why?

To enhance comparability, the draft IFRS proposes to require entities to disclose information that identifies and explains the amounts in its financial statements that arise from the exploration for and evaluation of mineral resources (proposed paragraphs 15 and 16 and paragraphs BC32-BC34 of the Basis for Conclusions).

Are the proposed disclosures appropriate? If not, why not? Should additional disclosures be required? If so, what are they and why should they be required?

[Draft] International Financial Reporting Standard X Exploration for and Evaluation of Mineral Resources ([draft] IFRS X) is set out in paragraphs 1-17 and Appendices A and B. All the paragraphs have equal authority. Paragraphs in bold type state the main principles. Terms defined in Appendix A are in italics the first time they appear in the [draft] Standard. Definitions of other terms are given in the Glossary of the International Financial Reporting Standards. [Draft] IFRS X should be read in the context of its objective and the Basis for Conclusions, the Preface to International Financial Reporting Standards and the Framework for the Preparation and Presentation of Financial Statements. IAS 8 Accounting Policies, Changes in Accounting Estimates and Errors provides a basis for selecting and applying accounting policies in the absence of explicit guidance.

INTRODUCTION

the scope of IFRSs that would otherwise be relevant (eg IAS 16 Property, Plant and Equipment and [draft] IAS 38 Intangible Assets^*). The International Accounting Standards Board is concerned that accounting practices for such activities are diverse and differ not only between sectors of the extractive industries but also from the requirements in IFRSs for activities that may be thought to be similar and related.

accounting and financial reporting issues for the extractive industries in time for the many entities that may wish or are required to adopt IFRSs in 2005. Therefore, the Board wishes to provide guidance on the treatment of exploration and evaluation expenditures that will enhance comparability between entities while avoiding unnecessary disruption to the application of those treatments, pending more complete consideration of the accounting issues involved.

Application of IFRSs to entities engaged in the exploration for and evaluation of mineral resources

IN3 The [draft] IFRS applies to all entities incurring exploration and evaluation

IN4 All IFRSs are applicable to entities that are engaged in the exploration for

and evaluation of mineral resources that make an unreserved statement of compliance with IFRSs in accordance with IAS 1 Presentation of Financial Statements. Consequently, each IFRS must be applied by all such entities except to the extent that an IFRS provides a specific exclusion from its scope.

* in Exposure Draft of Proposed Amendments to IAS 36, Impairment of Assets, and IAS 38, Intangible Assets (December 2002)

applied in its most recent annual financial statements for exploration and evaluation expenditures, including the recognition and measurement of exploration and evaluation assets. In addition, it permits an entity to use an alternative level of aggregation for exploration and evaluation assets when testing such assets for impairment in accordance with [draft] IAS 36.

distinguishes exploration and evaluation expenditures from other expenditures that may be regarded as similar (for example, research expenditures).

and the IASB Framework. Instead of requiring entities engaged in the exploration for and evaluation of mineral resources to consider the various sources of authoritative requirements and guidance in developing an accounting policy for such activities, the [draft] IFRS permits those entities the alternative of continuing their existing accounting treatment in specified circumstances. In particular, paragraph 4 provides that an entity may continue to account for exploration and evaluation assets in accordance with the accounting policies applied in its most recent annual financial statements.

evaluation asset to test that asset for impairment on the basis of a `cash-generating unit for exploration and evaluation assets' rather than the cash-generating unit that might otherwise be required by [draft] IAS 36. However, entities are not necessarily permitted to continue existing

practices with respect to the impairment test itself. Rather, the
consequence of the amendment is that the [draft] IAS 36 impairment test may be applied at a level different from that otherwise required by [draft] IAS 36.

evaluation assets. These are among the external and internal sources of information in paragraphs 9-13 of [draft] IAS 36 to be used by entities when identifying whether such assets might be impaired.

(a) the amounts in the entity's financial statements that arise from exploration and evaluation expenditures.

(b) the level at which the entity assesses exploration and evaluation assets for impairment.

IN11 The [draft] IFRS should be applied for annual periods beginning on or after 1 January 2005. Earlier application is encouraged.

engaged in the exploration for and evaluation of mineral resources. Except to the extent that an IFRS provides an exclusion from its scope, all IFRSs (including International Accounting Standards and Interpretations) are applicable to entities engaged in such activities that make an unreserved statement of compliance with IFRSs in accordance with IAS 1 Presentation of Financial Statements.

to recognise and measure exploration and evaluation assets in accordance with the accounting policies it applied in its most recent annual financial statements, except as provided in paragraph 8.

Accounting Estimates and Errors specify sources of authoritative requirements and guidance that management is required to consider in developing an accounting policy for an item if no IFRS applies specifically to that item. Subject to paragraph 8, this [draft] IFRS permits an entity, rather than considering the sources specified in IAS 8, to continue its accounting policies for the recognition and measurement of exploration and evaluation assets.

7 Expenditures related to the following activities may be included in the initial

Assets to the costs of any obligations for removal and restoration that are incurred during a particular period as a consequence of having undertaken the exploration for and evaluation of mineral resources.

revaluation model (see IAS 16 Property, Plant and Equipment and [draft] IAS 38 Intangible Assets) to its exploration and evaluation assets.

use its previous accounting policies for exploration and evaluation assets shall change those policies if, and only if, the change makes the financial statements more relevant to the decision-making needs of users and reliable, judged by the criteria in IAS 8.

exploration and evaluation assets shall assess those assets for impairment annually and recognise any resulting impairment loss in accordance with [draft] IAS 36.

and requires an entity to consider specified external sources of information. In the case of an entity that has recognised an exploration and evaluation asset, in addition to the sources specified in [draft] IAS 36, such information includes:

exploration and evaluation assets for impairment on the basis of either a `cash-generating unit' or a `cash-generating unit for exploration and evaluation assets'. Any assets other than exploration and evaluation assets included within the cash-generating unit for exploration and evaluation assets shall continue to be subject to separate impairment testing in accordance with [draft] IAS 36, which is performed before testing for impairment the cash-generating unit for exploration and evaluation assets.

amounts recognised in its financial statements that arise from the exploration for and evaluation of mineral resources.

after 1 January 2005. Earlier application is encouraged. If an entity applies this [draft] IFRS for a period beginning before 1 January 2005, it shall disclose that fact.

generates cash inflows from continuing use that are largely independent of the cash inflows from other assets or groups of assets.

The smallest identifiable group of assets that, together with exploration and evaluation assets, generates cash inflows from continuing use on which impairment tests were performed by an entity under the accounting policies applied in its most recent annual financial statements. A cash-generating unit for exploration and evaluation assets shall be no larger than a segment.

Expenditures incurred by an entity in connection with the exploration for and evaluation of mineral resources.

minerals, oil, natural gas and similar
non-regenerative resources, as well as the determination of the technical feasibility and commercial viability of extracting the mineral resource before the decision to develop the mineral resource.

The amendments in this [draft] appendix shall be applied for annual periods beginning on or after 1 January 2005. If an entity applies this [draft] IFRS for an earlier period, these amendments shall be applied for that earlier period.

(c) expenditure on the exploration for and evaluation of mineral resources (see [draft] IFRS X Exploration for and Evaluation of Mineral Resources)

(d) expenditure on the development and extraction of minerals, oil, natural gas and similar non-regenerative resources; and

Annexe 5

L'annexe 5 est une reproduction du document annexé au projet de norme ED6. Ce document explique le fondement des différentes positions prises par le conseil de l'IASB lors de la préparation dudit projet de norme.

This Basis for Conclusions accompanies the proposed International Financial Reporting Standard (IFRS) set out in ED 6 Exploration for and Evaluation of Mineral Resources (see separate booklet). Comments on the draft IFRS and the Basis for Conclusions should be submitted in writing so as to be received by 16 April 2004.

All rights reserved. Copies of the draft IFRS and the Basis for Conclusions may be made for the purpose of preparing comments to be submitted to the IASB, provided such copies are for personal or intra-organisational use only and are not sold or disseminated and provided each copy acknowledges the International Accounting Standards Committee Foundation's copyright and sets out the IASB's address in full. Otherwise, no part of this publication may be translated, reprinted or reproduced or utilised in any form either in whole or in part or by any electronic, mechanical or other means, now known or hereafter invented, including photocopying and recording, or in any information storage and retrieval system, without permission in writing from the International Accounting Standards Committee Foundation.

APPLICATION OF IFRSs TO ENTITIES ENGAGED IN THE EXPLORATION FOR AND EVALUATION OF MINERAL

INTRODUCTION

BC1 This Basis for Conclusions summarises the International Accounting Standards Board's considerations in reaching the conclusions in ED 6 Exploration for and Evaluation of Mineral Resources. Individual Board members gave greater weight to some factors than to others.

B An International Financial Reporting Standard (IFRS) addressing exploration for and evaluation of mineral resources is needed because:

* in Exposure Draft of Proposed Amendments to IAS 36, Impairment of Assets, and IAS 38, Intangible Assets (December 2002)

(e) relatively few entities incurring exploration and evaluation expenditures present their financial statements in accordance with IFRSs, although many more are expected to do so from 2005.

BC3 The IASB's predecessor organisation, the International Accounting Standards Committee (IASC), established a Steering Committee in 1998 to carry out initial work on accounting and financial reporting by entities

engaged in extractive activities. In November 2000 the Steering
Committee published an Issues Paper. In response, 52 comment letters were received.

BC4 In July 2001 the Board announced that it would restart the project only when agenda time permitted. In September 2002 the Board decided it was not feasible to complete a comprehensive project in time for the many entities that will adopt IFRSs in 2005. Accordingly, the Board is focusing on what it views as the main issues for entities, including first-time adopters, engaged in the exploration for and evaluation of mineral resources. Although the Board recognises the importance of the treatment of exploration and evaluation expenditures, it noted that it was not feasible to complete the detailed analysis required for this issue, obtain appropriate input from constituents and undertake the Board's normal due process in time to implement changes before 2005.

BC5 In April and September 2003 the Board reached the following decisions in respect of the main issues for entities engaged in the exploration for and evaluation of mineral resources:

* in Exposure Draft of Proposed Amendments to IAS 36, Impairment of Assets, and IAS 38, Intangible Assets (December 2002)

APPLICATION OF IFRSs TO ENTITIES ENGAGED IN THE EXPLORATION FOR AND EVALUATION OF MINERAL RESOURCES

BC6 In the Board's view, all IFRSs (including International Accounting Standards and Interpretations) are applicable to entities engaged in the exploration for and evaluation of mineral resources that make an unreserved statement of compliance with IFRSs in accordance with IAS 1 Presentation of Financial Statements. Consequently, each IFRS must be applied by all such entities, except to the extent that an IFRS provides an exclusion from its scope.

BC7 Some entities recognising exploration and evaluation assets take the view that, in the absence of a comprehensive IFRS on extractive industries, it would be permissible for an entity adopting IFRSs to continue to apply the related pronouncements of other standard-setting bodies without further consideration of IFRSs in general and the IASB Framework in particular. Paragraphs 10-12 of IAS 8 permit an entity developing an accounting policy in the absence of a specific IFRS requirement to consider a pronouncement of another standard-setting body only in limited circumstances. The entity must determine that the accounting policy meets the requirements in paragraph 10 of [draft] IAS 8. In doing so the entity must consider existing IFRSs dealing with similar and related issues

and the Framework. In addition, pronouncements of other
standard-setting bodies may be used only when they are developed in the context of a similar conceptual framework and are consistent with the Framework and IFRSs.

BC8 The draft IFRS proposes to exempt entities from some requirements of other IFRSs and the Framework. Paragraphs 11 and 12 of [draft] IAS 8 specify the various sources of authoritative requirements and guidance, including the Framework, an entity would consider in developing an accounting policy for an item if no IFRS specifically applies. Instead of requiring entities engaged in the exploration for and evaluation of mineral resources to consider the various sources of authoritative requirements and guidance in developing an accounting policy for such activities, the Board proposes specifically to permit those entities the alternative of continuing their existing accounting treatment in certain circumstances.

In particular, the Board proposes to permit an entity recognising exploration and evaluation assets to continue to account for such assets in accordance with the accounting policies applied in its most recent annual financial statements.

BC9 Without the IFRS now proposed uncertainty might exist about whether an accounting policy for exploration and evaluation assets is consistent with IFRSs. Resolving this uncertainty might involve considerable cost and some entities might make major systems changes only to be required to make further significant changes in the event that when the Board is able to address the issues as part of a comprehensive project. To avoid unnecessary disruption in areas in which it intends to undertake a comprehensive analysis of accounting issues, the Board proposes to limit the need for entities to change their existing accounting practices for exploration and evaluation assets. The proposals in the draft IFRS would exempt an entity from considering the authoritative sources in paragraphs 11 and 12 of IAS 8 when assessing its existing accounting policies for exploration and evaluation assets.

BC10 Some suggest that the Board should expand the scope of IAS 16 and [draft] IAS 38 to include exploration and evaluation assets. They view exploration and evaluation expenditure as similar to research expenditure. [Draft] IAS 38 requires all research expenditure to be recognised in profit or loss in the period incurred and permits the recognition of a development asset in limited circumstances. Although the Board is concerned that existing accounting practices might result in the inappropriate recognition of exploration and evaluation assets, it is also concerned that accounting for exploration and evaluation expenditure in accordance with [draft] IAS 38 might result in an overstatement of expenses. There is no international consensus on the appropriate accounting treatment of such expenditure and further consideration and analysis is needed before the Board can make an informed judgement.

BC11 Therefore the Board agreed to permit entities to continue their existing accounting practices for the recognition of exploration and evaluation assets. However, the Board proposes to require any exploration and evaluation assets recognised to be tested for impairment using [draft] IAS 36 (see paragraphs BC15-B7).

BC12 The draft IFRS proposes that an entity may continue to use the accounting policies applied in its most recent annual financial statements for exploration and evaluation assets. This includes the continuation of practices in respect of recognition and measurement when incorporated within such accounting policies. An entity may change its accounting policy for exploration and evaluation assets in accordance with the requirements for voluntary changes in accounting policy in IAS 8.

BC13 The definition of exploration and evaluation assets determines which expenditures the draft IFRS addresses and which expenditures should be accounted for in accordance with other IFRSs. Although the Board is willing to accept, as an interim measure, the continuation of existing accounting treatments for exploration and evaluation assets, it is unwilling to base the definition used for accounting purposes on local definitions that may vary from country to country.

BC14 Some express concerns that the adoption of a particular definition by the Board could lead to inappropriate changes in definitions used for other purposes, such as company law or tax. The Board emphasises that any definition used in IFRSs is solely for accounting purposes and is not intended to change or pre-empt definitions used for other purposes.

BC15 The draft IFRS permits an entity recognising an exploration and evaluation asset to measure such an asset after recognition using either the cost model or the revaluation models in IAS 16 and [draft] IAS 38. Those revaluation models permit the revaluation of assets when specified requirements are met (see paragraphs 31-42 of IAS 16 and paragraphs 70-84 of [draft] IAS 38). The revaluation model in [draft] IAS 38 can be used only if the asset's fair value can be determined by reference to an active market; the revaluation model in IAS 16 does not and refers only to `market-based evidence.' Some Board members are troubled by this inconsistency and are concerned that entities might choose accounting policies to achieve a more advantageous measurement of exploration and evaluation assets. However, the Board concluded that, although the revaluation of an exploration asset in accordance with IAS 16 and [draft] IAS 38 may not be widespread, it is appropriate not to require use of only the cost model in either Standard for exploration and evaluation assets.

BC16 [Draft] IAS 36 requires an impairment loss to be recognised when the carrying amount of an asset exceeds its recoverable amount. When it is not possible to estimate the recoverable amount of an individual asset, an entity must determine the recoverable amount of the cash-generating unit to which that asset belongs. The Board is of the view that it is important that draft IAS 36 applies to all assets, including exploration and evaluation assets, because otherwise assets might be carried at an amount exceeding recoverable amount.

BC17 However, the Board is also concerned that requiring entities to use the definition of a cash-generating unit in paragraph 5 of [draft] IAS 36 when assessing exploration and evaluation assets for impairment would negate the effects of the other proposals in this draft IFRS and might result in the inappropriate recognition of impairment losses in some circumstances.

BC18 The Board understands that the definition of a cash-generating unit in [draft] IAS 36 might create uncertainty about whether existing accounting policies are consistent with IFRSs. This is because exploration and evaluation assets would often not be expected:

The implications of (a)-(c) are that an exploration and evaluation asset would often be deemed to be impaired if the existing definition of a cash-generating unit was applied.

BC19 To avoid the outcome identified in paragraph BC17, the draft IFRS proposes a definition of a cash-generating unit for exploration and evaluation assets. When an entity recognising an exploration and evaluation asset first applies the draft IFRS, it would elect to apply to such assets the definition of a cash-generating unit in paragraph 5 of [draft] IAS 36 or the definition of a cash-generating unit for exploration and

evaluation assets. As defined by the Board, the cash-generating unit for exploration and evaluation assets is the cash-generating unit that represents the smallest identifiable group of assets that, together with exploration and evaluation assets, generates cash inflows from continuing use to which impairment tests were applied by the entity under the accounting policies applied for its most recent annual financial statements. However, the impairment test to be applied is the one required by [draft] IAS 36.

B0 The Board acknowledges that creating the notion of a special cash-generating unit is unusual. The Board concluded that such a decision was necessary to give effect to its interim approach to the recognition and measurement of exploration and evaluation assets. However, it also sought to impose some discipline on the definition of a cash-generating unit for exploration and evaluation assets, without which the relevance and reliability of the entity's financial statements would be adversely affected to an unacceptable degree. Consequently, the Board proposes that a cash-generating unit for exploration and evaluation assets shall be no larger than a segment, as defined in IAS 14 Segment Reporting. The Board could not identify any valid reasons why it should permit an entity to assess exploration and evaluation assets for impairment at a level higher than a segment.

B1 IAS 14 requires entities whose equity or debt instruments are publicly traded to disclose segment information for all reportable segments. A reportable segment is a business segment or a geographical segment identified on the basis of the definitions in IAS 14. IAS 14 provides that an entity's business and geographical segments for external reporting purposes should be those organisational units for which information is reported to the board of directors and to the chief executive officer for the purpose of evaluating the unit's past performance and for making decisions about future allocations of resources. The Board notes that IAS 14 also provides that two or more internally reported business segments or geographical segments may be combined as a single business segment or geographical segment when they are substantially similar, ie:

B2 The Board is aware that some entities recognising exploration and evaluation assets assess impairment on the basis of an `area of interest'. However, the Board is of the view that such a level of assessment is appropriate only if the area of interest is no larger than a segment as defined in IAS 14.

B3 Under the accounting policies applied for its most recent annual financial statements, an entity might have applied a test that was equivalent to an impairment test, whereby specified criteria had to be met to continue to recognise an exploration and evaluation asset. In the Board's view, if an entity did not assess such assets for impairment under the accounting policies applied for its most recent annual financial statements using inputs similar to those in [draft] IAS 36, the test would not meet the requirements of that draft Standard. Consequently, it is not proposing that entities should continue existing practices with respect to the impairment test itself. Rather, the [draft] IAS 36 impairment test is applied at a different level from that which might otherwise be required by that Standard.

B4 The Board noted that all assets other than exploration and evaluation assets included within the cash-generating unit for exploration and evaluation assets are subject to separate impairment testing under [draft] IAS 36. Such tests must be performed, and any related impairment losses recognised, before testing the exploration and evaluation assets for impairment.

B5 The Board has proposed additional indicators of impairment to be included among the external and internal sources of information an entity considers when identifying whether exploration and evaluation assets might be impaired.

B6 The Board considered the application of the external indicators of impairment in paragraph 9(b) of [draft] IAS 36 and, in particular, significant adverse market or economic changes that «...have taken place during the period, or will take place in the near future...». The Board decided that in relation to these indicators, any significant adverse changes in an entity's long-term view about prices or foreign exchange rates would be implicitly factored into the indicators of impairment for exploration and evaluation assets in paragraph 13 of the draft IFRS.

B7 Although an entity is required to consider the indicators of impairment in paragraphs 9-13 of [draft] IAS 36, the Board concluded it was important to clarify the application of these paragraphs to exploration and evaluation assets. Paragraph 13 of the draft IFRS is of particular importance because the proposal that an entity may continue to use the accounting policies applied for its most recent annual financial statements may result in recognition of significant exploration and evaluation assets.

B8 The reversal of impairment losses when specified requirements (set out in paragraphs 109-122 of [draft] IAS 36) are met is required of all entities under IFRSs for all assets (excluding goodwill and equity investments classified as available for sale). Thus, the Board concluded it is appropriate not to propose an exemption from the requirement to reverse impairment losses for exploration and evaluation assets.

B9 The Board encourages entities to use IFRSs to improve their financial reporting. In particular, it encourages those entities electing to continue to apply existing accounting policies for exploration and evaluation assets to improve their accounting policies. However, the Board notes the requirement of IAS 8 paragraph 14(b), which states that an entity may change its accounting policies only if the change results in more relevant and reliable information in the financial statements.

BC30 The Board acknowledges that some exploration and evaluation assets are intangible, eg drilling or mining rights. However, for convenience, entities often combine such assets with other assets that are tangible. The Board notes that under existing practices of other standard-setting bodies, entities engaged in exploration for and evaluation of mineral resources typically classify exploration and evaluation assets as development assets or as a sub-category within mineral rights and development properties, both of which are typically treated as categories of property, plant and

equipment. The Board also noted that exploration and evaluation assets, when classified separately, are typically transferred to the development costs asset class within property, plant and equipment once the decision to develop the mineral resource has been made.

BC31 The Board has not yet considered whether exploration and evaluation assets are tangible. Accordingly, entities may continue to classify such assets in accordance with the accounting policies applied in their most recent annual financial statements.

BC32 As noted in paragraph BC7, an entity that elects not to continue to apply the accounting policies applied for its most recent annual financial statements for the exploration for and evaluation of mineral resources is required to apply the criteria in paragraphs 10-12 of IAS 8 in developing an accounting policy for the exploration for and evaluation of mineral resources. The Board notes that such an entity should not apply paragraphs 4-10 of the draft IFRS by analogy in developing its accounting policy for exploration for and evaluation of mineral resources because the proposals in the draft IFRS are predicated on the suspension of the criteria in paragraphs 11 and 12 of IAS 8.

BC33 To enhance comparability among entities engaged in extractive activities, particularly because the continuation of the accounting policies applied by an entity for its most recent annual financial statements will result in diverse treatment of the exploration for and evaluation of mineral resources under IFRSs, the Board proposes to require an entity to disclose:

BC34 The Board is of the view that appropriate disclosure of accounting policies in accordance with IAS 8 is important, given the variety of accounting treatments for exploration and evaluation expenditures and the recognition of exploration and evaluation assets that would continue under the proposed IFRS.

BC35 The Board notes that disclosure of exploration and evaluation expenditure incurred and recognised as an expense in the period is required by all entities engaged in the exploration for and evaluation of mineral resources under IAS 1. The Board also notes that appropriate disclosures of impairment losses and any reversals of impairment losses relating to exploration and evaluation assets is required under [draft] IAS 36.

BC36 This draft IFRS is proposed to be applied for annual periods beginning on or after 1 January 2005. Earlier application is encouraged.

BC37 The Board has stated its intention not to mandate changes to IFRSs between early 2004 and the end of 2005. This is to assist the many entities that wish or are required to adopt IFRSs on or before 1 January 2005 to do so without the additional concerns of new accounting standards becoming effective. Notwithstanding this, the Board is of the view that the proposals in the draft IFRS should facilitate an orderly transition to IFRSs and should not result in changes to existing accounting policies.

BC38 Without the IFRS now proposed, entities that have exploration and evaluation assets and wish or are required to adopt IFRSs on or before 1 January 2005 would be in a difficult position. In the absence of specific guidance, and given the scope exclusions contained in IAS 16 and [draft] IAS 38, an entity would be required to apply the hierarchy in IAS 8 paragraphs 11 and 12 when determining the appropriate treatment for exploration and evaluation assets under IFRSs. As explained in paragraphs BC8-BC11, the Board is concerned that this could lead to entities making major systems changes only to be required to make further changes when the Board addresses the issues as part of a comprehensive project. Therefore, the Board concluded that the most appropriate effective date is 1 January 2005.

AV1 Four Board members voted against the publication of ED 6 Exploration for and Evaluation of Mineral Resources. Their alternative views are set out below.

AV2 The Board members would not permit entities the alternative of continuing their existing accounting treatment for exploration and evaluation assets. In particular, they believe that all entities should be required to apply paragraphs 11 and 12 of IAS 8 Accounting Policies, Changes in Accounting Estimates and Errors when developing an accounting policy for exploration and evaluation assets. The Board members believe that the requirements in IAS 8 have particular relevance and applicability when an IFRS lacks specificities, as is the case for entities recognising exploration and evaluation assets. This is especially true because the draft IFRS allows the continuation of a variety of measurement bases for these items and, because of the failure to consider the IASB Framework, may result in the inappropriate recognition of assets. In the Board members' view, if an entity cannot meet those requirements, it should not be allowed to describe its financial statements as being in accordance with International Financial Reporting Standards.

AV3 The Board members also disagree with the decision to include the concept of a «cash-generating unit for exploration and evaluation assets» for the purpose of assessing exploration and evaluation assets for impairment. The Board members believe that the cash-generating unit defined in [draft] IAS 36 as applicable to other non-financial assets should be applied to exploration and evaluation assets. Failure to do so could result in exploration and evaluation assets continuing to be carried forward when such assets are not recoverable. This could result in the exclusion of relevant information from the financial statements because of the failure to recognise impairment losses on a timely basis and the inclusion of unreliable information because of the inclusion of assets that do not faithfully represent the transactions and other events that they purport to represent.

AV4 The Board members' concerns are heightened by the absence from the Board's work programme of a project on accounting for exploration for and evaluation of mineral resources generally. Although a research project is expected to begin in 2004, it is unlikely that the Board will be able to develop financial reporting standards in the near- to mid-term. Accordingly, it is likely that the proposed concessions will remain in place for some time.