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

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.

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

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.

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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.

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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.

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