Comment les compagnies pétrolières enregistrent les réserves pétrolières sur leurs bilans
Comment les compagnies pétrolières enregistrent-elles les réserves de pétrole?
Les réserves de pétrole sont des quantités estimées de pétrole brut qui ont un degré élevé de certitude, généralement 90%, d’existence et d’exploitabilité. En d’autres termes, il s’agit de quantités estimées de brut qui, selon les compagnies pétrolières, existent dans un endroit particulier et peuvent être exploitées.
Selon la Securities Exchange and Commission (SEC), les sociétés pétrolières sont tenues de déclarer ces réserves aux investisseurs par le biais d’informations supplémentaires dans les états financiers. Il est important de noter que le pétrole encore dans le sol n’est pas considéré comme un actif tant qu’il n’est pas extrait et produit. Une fois le pétrole produit, les compagnies pétrolières répertorient généralement ce qui n’est pas vendu en tant que produits et stocks de marchandises.
Points clés à retenir
- Les réserves de pétrole sont des quantités estimées de pétrole brut qui ont un degré élevé de certitude, généralement 90%, d’existence et d’exploitabilité.
- Les réserves de pétrole sont des quantités estimées de brut qui, selon les compagnies pétrolières, existent dans un endroit particulier et peuvent être exploitées.
- Deux méthodes comptables existent pour déclarer les réserves pétrolières, dont la méthode du coût complet, qui permet de capitaliser le coût de l’exploration.
- Cependant, la méthode des efforts réussis oblige les compagnies pétrolières à facturer les coûts immédiatement à moins que les puits ne produisent du pétrole.
Comprendre comment les réserves de pétrole sont enregistrées
La quantité de réserves de pétrole qui ont un degré élevé de probabilité d’être récupérée est appelée réserves prouvées.1 Les sociétés énumèrent leurs réserves prouvées dans la section supplémentaire de leurs états financiers. Les réserves prouvées sont généralement réparties en deux catégories appelées développées et non développées.
Les réserves mises en valeur sont les réserves en cours de développement et dont on peut raisonnablement s’attendre à ce qu’elles soient récupérées des puits existants. Les réserves non développées comprennent généralement les réserves attendues de nouveaux puits ainsi que l’expansion et l’approfondissement des puits existants.
Les compagnies pétrolières peuvent évaluer leurs réserves en trouvant leur valeur actuelle nette moins les coûts d’extraction – également connus dans l’industrie sous le nom de «coûts de levage». Il existe coût total (FC). Le choix de la méthode est important car il permet de déterminer si les coûts sont traités comme des dépenses ou s’ils peuvent être capitalisés.
Les coûts capitalisés sont des coûts qui ne sont pas passés en charges lorsqu’ils sont encourus. Au lieu de cela, les coûts sont répartis dans le temps, ce qui permet à l’entreprise de tirer des revenus de l’actif. La capitalisation des coûts aide les entreprises puisqu’elles n’ont pas à réaliser la totalité des dépenses la première année.
Méthode d’efforts réussis
La méthode de comptabilisation des efforts réussis est une méthode plutôt prudente pour permettre la capitalisation des coûts d’exploration. Le coût du forage d’un puits de pétrole ne peut être capitalisé que si le puits réussit. Si le puits échoue – appelé trou sec – le coût doit être imputé à titre de dépense aux revenus pour cette période. Les partisans de la méthode réussie suggèrent que les sociétés pétrolières ne devraient être autorisées à capitaliser que le coût de l’exploration pour les puits qui produisent du pétrole.
Méthode du coût total
Cependant, il y en a d’autres dans l’industrie pétrolière qui croient que le processus d’exploration – quel que soit le niveau de succès – fait partie de l’exploration pétrolière et devrait être capitalisé.
Selon la méthode du coût complet, les compagnies pétrolières peuvent capitaliser toutes les dépenses d’exploitation liées à la recherche et à la production de nouvelles réserves de pétrole. En d’autres termes, l’achat de terrains, l’exploration, le forage et tous les frais de développement sont capitalisés. Les coûts sont totalisés et regroupés en pools de coûts – pools de coûts complets (FCP) – pour chaque pays.
Par exemple, si l’entreprise a 2 millions de barils de réserves de pétrole et un FCP de 50 millions de dollars, chaque baril, en théorie, coûte 25 dollars. Au fur et à mesure de la production de barils, 25 $ sont imputés au FCP. Si 500 000 barils sont produits, les réserves sont réduites à 1,5 million et le FCP à 37,5 millions de dollars.
Suivi des coûts réels du brut
Selon cette méthode, l’entreprise doit prouver que ses réserves ont une valeur supérieure à la valeur du FCP. Si ce n’est pas le cas, la valeur des réserves doit être dépréciée selon la «dépréciation du plafond». En cas d’efforts fructueux, chaque centre de coûts, ou groupe d’actifs, est suivi séparément afin que les coûts réels soient mesurés. De cette manière, un centre de coûts peut générer un profit tandis qu’un autre peut générer une perte.
Ce n’est que si le coût est capitalisé que ce coût est considéré comme un actif amorti au fil du temps. Il est important de noter qu’avant que les entreprises puissent répertorier les réserves de pétrole par le biais d’informations supplémentaires aux états financiers, la SEC leur demande de prouver leurs affirmations et de déposer les documents appropriés.
Pour les sociétés pétrolières et gazières, les réserves de pétrole sont considérées comme un actif qui s’épuise, en ce sens que plus elles extraient de réserves, moins elles auront de produits disponibles à vendre à l’avenir. Les réserves sont généralement l’actif le plus précieux qu’une société pétrolière détient; les estimations prouvées sont incluses dans le rapport aux investisseurs, mais ne sont généralement pas évaluées.
Exemple concret de la façon dont les réserves de pétrole sont enregistrées
Vous trouverez ci-dessous le résumé annuel des réserves de pétrole d’Exxon Mobil Corporation (XOM ) pour 2018, comme indiqué dans le rapport 10K de la société. Les réserves prouvées sont ventilées en fonction des réserves développées et non développées.
- Les réserves de pétrole développées totales d’Exxon étaient de 5,1 milliards de barils pour 2018.
- Le total des réserves prouvées non mises en valeur s’élevait à 4,1 milliards de barils pour la période.
- Les réserves prouvées totales d’Exxon pour l’année s’élevaient à 9,26 milliards de barils – situées en bas et surlignées en orange.
Cette question a été répondue par Chizoba Morah.