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

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.

4.1. Dans le cadre de la méthode des efforts réussis

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.

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

a. Règles générales

i. Les coûts d'acquisition

Les coûts d'acquisition sont scindés en deux catégories, les coûts d'acquisition des propriétés non prouvées et les coûts d'acquisition des propriétés prouvées.

Les coûts d'acquisition des propriétés non prouvées sont normalement différés à l'actif et ne sont pas inclus dans la base amortissable. Ces coûts font l'objet d'une évaluation à la date de clôture et ne sont amortis qu'en cas de découverte. En cas d'abandon des propriétés minières correspondantes, ces coûts sont passés en charges pour leur valeur comptable nette au moment de l'abandon.

Par ailleurs, selon les dispositions du SFAS No 19, les coûts d'acquisition des propriétés minières prouvées sont amortis en fonction des réserves prouvées de la propriété minière en question⁷⁴.

ii. Les coûts de développement

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".

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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

b. Les coûts exclus de l'amortissement

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

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.

c. Cas de production de plusieurs produits

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

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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.

4.2. Dans le cadre de la méthode du coût complet

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.

a. Règles générales

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

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

b. Les coûts exclus de l'amortissement

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 :

(1) jusqu'à ce qu'elles soient évaluées, les propriétés minières concernées doivent faire l'objet d'une évaluation annuelle pour déterminer si une perte de valeur a eu lieu ;

(2) les coûts des forages secs d'exploration doivent être inclus dans la base amortissable immédiatement après détermination que le puits est sec ;

(3) si les coûts des travaux G&G ne peuvent être spécifiquement attribués à des propriétés non évaluées, ils doivent être inclus dans la base amortissable au moment où ils sont encourus.

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;

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

b) des dépenses futures estimatives associées au programme de mise en valeur.

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 :

a) soit entre les réserves développées existantes et le total des réserves développées que l'on compte établir à l'achèvement du projet;

b) soit entre le nombre de puits forés et le nombre total de puits que l'on prévoit forer.

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.

c. Cas de production de plusieurs produits

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 Les Coûts

Le Recherche et Le

Développement Portés

à l'Actif à la Late Le

Clôture

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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

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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;

⁸⁴ IAS 36, Dépréciation d'actifs, §1.

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

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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.