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Comment les compagnies pétrolières enregistrent-elles leurs réserves de pétrole ?
Les réserves de pétrole sont des quantités estimées de pétrole brut avec un degré élevé de certitude, généralement 90 %, quant à leur existence et leur exploitabilité. En d’autres termes, il s’agit de la quantité estimée de pétrole brut qui, selon les compagnies pétrolières, existe dans un endroit particulier et peut être extraite.
Selon la Securities and Exchange Commission (SEC), les compagnies pétrolières doivent déclarer ces réserves aux investisseurs au moyen d’informations supplémentaires dans leurs états financiers. Il est important de noter que le pétrole qui reste dans le sol n’est considéré comme un actif que lorsqu’il est extrait et produit. Une fois le pétrole produit, les compagnies pétrolières répertorient souvent ce qui n’est pas à vendre comme produits et stocks.
Leçon principale
- Les réserves de pétrole sont des quantités estimées de pétrole brut avec un degré élevé de certitude, généralement 90 %, quant à leur existence et leur exploitabilité.
- Il existe deux méthodes comptables pour déclarer les réserves pétrolières, dont la méthode du coût complet, qui permet de capitaliser les coûts d’exploration.
- Cependant, l’approche de l’effort réussi exige que les compagnies pétrolières facturent immédiatement les coûts à moins que les puits ne produisent du pétrole.
Comprendre comment enregistrer les réserves de pétrole
Les réserves de pétrole hautement récupérables sont appelées réserves prouvées. Les entreprises indiquent leurs réserves prouvées dans la section supplémentaire de leurs états financiers. Les réserves prouvées sont généralement divisées en deux catégories appelées développées et non développées.
Les réserves développées sont des réserves qui sont en cours de développement et qui peuvent être récupérées à partir des puits existants. Les réserves non développées comprennent généralement les réserves attendues des nouveaux puits ainsi que de l’expansion et de l’approfondissement des puits existants.
Les compagnies pétrolières peuvent évaluer leurs réserves en trouvant la valeur actuelle nette moins le coût d’extraction – également connu dans l’industrie sous le nom de « coûts avancés ». Il existe deux méthodes comptables pour enregistrer les coûts associés à l’exploration pétrolière. Les entreprises peuvent choisir entre la méthode des efforts réussis (SE) ou la méthode du coût complet (FC). Le choix de la méthode est important car il permet de déterminer si les coûts sont considérés 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, le coût est étalé dans le temps, permettant à l’entreprise de tirer des revenus de l’actif. La capitalisation des coûts aide les entreprises car elles n’ont pas à calculer la totalité du coût la première année.
Méthodes d’efforts réussis
La méthode comptable des efforts réussis est une méthode assez conservatrice pour permettre la capitalisation des coûts d’exploration. Les coûts de forage de puits de pétrole ne peuvent être capitalisés que si le puits réussit. Si le puits tombe en panne – ce qu’on appelle un trou sec – alors les coûts doivent être imputés aux revenus de cette période. Les partisans de cette approche réussie soutiennent que les compagnies pétrolières devraient être autorisées uniquement à capitaliser sur les coûts d’exploration des puits qui produisent du pétrole.
Méthode du coût complet
Cependant, d’autres acteurs de l’industrie pétrolière estiment que le processus d’exploration – quel que soit son succès – fait partie de l’exploration pétrolière et devrait être capitalisé.
Grâce à la méthode du coût complet, les compagnies pétrolières peuvent profiter de tous les coûts d’exploitation associés à la recherche et à la production de nouvelles réserves de pétrole. Autrement dit, les achats de terrains, l’exploration, le forage et tous les frais de développement sont capitalisés. Les coûts sont agrégés et regroupés en pools de coûts – pools de coûts complets (FCP) – pour chaque pays.
Par exemple, si l’entreprise dispose de 2 millions de barils de réserves de pétrole et d’un FCP de 50 millions de dollars, chaque baril coûte théoriquement 25 dollars. Une fois le baril produit, FCP doit payer 25 dollars. Si 500 000 barils sont produits, les réserves diminueront à 1,5 million et le FCP diminuera à 37,5 millions de dollars.
Suivez le coût réel du pétrole brut
Selon cette méthode, la société doit prouver que ses réserves ont une valeur supérieure à la valeur du FCP. Dans le cas contraire, la valeur de la réserve doit être enregistrée selon le « nu check record ». Avec des efforts couronnés de succès, chaque centre de coûts ou groupe d’actifs sera suivi séparément pour mesurer les coûts réels. De cette manière, un centre de coûts peut générer un profit tandis qu’un autre peut générer une perte.
Ce n’est que lorsqu’un coût est capitalisé qu’il peut être considéré comme un actif amorti au fil du temps. Il est important de noter qu’avant que les entreprises puissent répertorier leurs réserves pétrolières au moyen d’informations supplémentaires dans leurs états financiers, la SEC leur demande de justifier leurs affirmations et de soumettre les documents appropriés.
Pour les sociétés pétrolières et gazières, les réserves pétrolières sont considérées comme un actif en voie d’épuisement, dans la mesure où plus elles exploitent de réserves, moins elles auront de produits à vendre à l’avenir. Les réserves sont généralement l’actif le plus précieux que détient une compagnie pétrolière ; Des estimations éprouvées sont incluses dans les rapports destinés aux investisseurs, mais ne sont souvent pas chiffrées.
Exemple pratique de comment enregistrer les réserves de pétrole
Vous trouverez ci-dessous le résumé annuel des réserves pétrolières d’Exxon Mobil Corporation (XOM) pour 2018, tel que rapporté dans le rapport 10K de la société. Les réserves prouvées sont ventilées en fonction des réserves développées et non développées.
- Les réserves totales de pétrole développées d’Exxon s’élevaient à 5,1 milliards de barils en 2018.
- Les réserves prouvées non exploitées totales équivalaient à 4,1 milliards de barils au cours de cette 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.
Chizoba Morah a répondu à cette question.
