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 Les
Coûts Le Recherche et
Le Développement Les
HyLrocarbures
7
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.
8
Présentation des activités de recherche, de
développement et de production des hydrocarbures
|
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
1.1. Un risque élevé
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.
1 IASC, "Extractive Industries Issues Paper",
2001, p.18
9
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.
1.2. Un risque encouru disproportionné avec les
résultats obtenus
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.
10
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.
1.3. Une durée d'exploration et de
développement importante
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
11
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.
1.4. Un coût élevé
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.
1.5. Des conventions d'association complexes
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.
12
Présentation des activités de recherche, de
développement et de production des hydrocarbures
1.6. Des actifs non remplaçables sujets à
épuisement
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.
1.7. Un environnement économique, technologique et
politique turbulent
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),
13
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
19ème 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.
14
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:
1. l'acquisition des droits miniers;
2. la prospection;
3. l'exploration;
4. l'appréciation;
5. le développement;
6. la production; et
7. la clôture.
2.1. L'acquisition des droits miniers
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:
i l'obtention d'une concession;
U la conclusion d'un contrat d'association;
i la conclusion d'un contrat de partage de production;
ou
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.
15
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.
a. le régime concessionnaire
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
20ème 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.
16
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'un "cash bonus" ou moment de
l'attribution du titre minier6;
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.
b. les contrats d'association
Dès la seconde moitié du 20ème
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.
17
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.
18
Présentation des activités de recherche, de
développement et de production des hydrocarbures
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. les contrats de partage de
production
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;
19
Présentation des activités de recherche, de
développement et de production des hydrocarbures
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 Une redevance peut être instituée au
profit de l'Etat;
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
20
Présentation des activités de recherche, de
développement et de production des hydrocarbures
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".
2.2. La prospection
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.
La prospection implique essentiellement les activités
suivantes:
(a) la recherche et l'analyse de l'historique des
données géologiques relatives à une zone
déterminée;
(b) la réalisation d'études topographiques,
géologiques et géophysiques9.
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).
Présentation des activités de recherche, de
développement et de production des hydrocarbures
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.
2.3. L'exploration
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:
21
(a) des travaux topographiques, géologiques,
géochimiques et géophysiques;
22
Présentation des activités de recherche, de
développement et de production des hydrocarbures
(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.
2.4. L'appréciation
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
23
Présentation des activités de recherche, de
développement et de production des hydrocarbures
informations sur la taille et les caractéristiques du
réservoir, pour évaluer le potentiel commercial et pour estimer
l'importance des réserves récupérables.
Outre le forage de puits d'appréciation, la phase
d'appréciation inclut:
(a) des études détaillées d'engineering
afin de déterminer la meilleure manière avec laquelle le
réservoir peut être développé pour une meilleure
récupération des réserves en place;
(b) une étude de l'infrastructure et des moyens de
transport requis;
(c) des études financières et de marché;
et
(d) des études économiques
détaillées afin de déterminer si le développement
du réservoir est commercialement justifié.
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.
2.5. Le développement
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
24
Présentation des activités de recherche, de
développement et de production des hydrocarbures
de lignes électriques, dans la mesure nécessaire
pour mettre en valeur les réserves prouvées;
(b) la construction des plates-formes nécessaires aux
différents travaux de développement, pour les gisements
offshore;
(c) le forage de puits, dits de développement, pour
avoir accès et produire les réserves minérales, et
(d) le montage d'équipements et d'installations
d'extraction, de traitement, de collecte et de stockage du pétrole et du
gaz naturel pour les rendre commercialisables ou transportables.
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.
2.6. La production
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 l'extraction du brut jusqu'à la surface de la
terre;
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
i le stockage de la production dans des bacs de
stockage.
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Présentation des activités de recherche, de
développement et de production des hydrocarbures
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.)
2.7. La clôture
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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Présentation des activités de recherche, de
développement et de production des hydrocarbures
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