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

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.

L'ICCA définit les coûts d'acquisition comme étant²⁶:

"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:

i. les biens-fonds détenus en toute propriété, ainsi que les concessions, baux, contrats, permis, licences ou autres droits permettant à l'entreprise d'extraire du pétrole ou du gaz naturel sous réserve des conditions imposées, le cas échéant, par l'acte de transfert de ces droits;

ii. les droits à des redevances, à une part du pétrole ou du gaz naturel produit et autres droits hors exploitation sur des propriétés exploitées par des tiers;

iii. les accords avec des gouvernements étrangers ou des autorités étrangères en vertu desquels l'entreprise participe à l'exploitation des propriétés visées ou agit d'une façon

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

56

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

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

1.1. Prime au comptant (Cash bonus)

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

²⁷ IASC, "Extractive Industries Issues Paper", 2001, p.116

57

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

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 Inscrire en charges de l'exercice tous les coûts d'acquisition;

i Porter à l'actif tous les coûts d'acquisition;

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.

²⁸ IASC, "Extractive Industries Issues Paper", 2001, p.117

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."

58

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

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.

1.2. Option d'achat des droits miniers et shooting rights

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

59

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

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.

1.3. Frais accessoires d'acquisition

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;

60

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

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.

1.4. Taxe superficiaire

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.

61

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

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

Section 2. LES COUTS DE PROSPECTION ET D'EXPLORATION

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 géologiques³³ et géophysiques³⁴ qui 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"

Université de liège, Département de Géologie http://www.ulg.ac.be/geolsed/geologie/page1.htm (07 Mai 2004)

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."

Université Pierre et Marie Curie, Département de Géophysique Appliquée. http://web.ccr.jussieu.fr/dga/intro/geoapp.htm (07 Mai 2004)

62

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

- 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.

2.1. Règles Générales

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 passés en charges au moment où ils sont encourus;

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

63

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

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.

2.2. Participation aux travaux d'exploration sur permis d'autrui

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".

64

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

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.

2.3. Travaux d'exploration effectués en échange de droits miniers

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".

65

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

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

66

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

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.

2.4. Acquisition de données Géologiques et Géophysiques

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

67

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

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.

2.5. Travaux sismiques 3D pour le développement d'un réservoir

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.