Section 5. LES COUTS D'ABANDON ET DE REMISE EN ETAT
L'obligation du retrait d'un actif52 est un
coût inévitable associé au retrait de tout actif à
long terme. Ce coût résulte soit de l'acquisition soit de
l'utilisation normale de l'actif. Dans l'industrie extractive des
hydrocarbures, cette obligation inclut le démantèlement et
l'enlèvement futur des installations et équipements de production
ainsi que la remise en état et le rétablissement du site
d'exploitation à son état initial de telle manière
qu'aucun préjudice ne soit porté, ni à court ni à
long terme, à la sécurité des tiers, à
l'environnement et aux ressources naturelles.
5.1. L'obligation de remise en état
Avant les années 70, les activités de
démantèlement et de rétablissement des sites
d'exploitation étaient généralement ignorées dans
l'industrie pétrolière et les coûts y relatifs
étaient passés en charges au moment où ils sont encourus.
Cette situation était probablement due à deux facteurs majeurs.
Premièrement, les coûts impliqués étaient beaucoup
moins importants que ceux encourus aujourd'hui; puisqu'à cette
époque, les entreprises d'exploration et de production
pétrolière commençaient à peine de construire des
installations de production off-shore. Deuxièmement, la
réglementation en matière de protection de l'environnement et,
plus particulièrement, de remise en état des sites d'exploitation
pétrolière, n'était pas évoluée, ni sur un
plan national ni sur un plan international.
52 Objet du SFAS 143, "Accounting for Asset
Retirement Obligations", Juin 2001
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Mise en Application des Méthodes de Prise en Compte
des Coûts de Recherche et de Développement des
Hydrocarbures
Durant les années 70, l'industrie
pétrolière a connu une évolution technologique croissante,
plus particulièrement en matière d'exploitation des gisements
marins. De tels gisements nécessitaient la construction de plateformes
géantes et des installations de production complexes dont le coût
de démantèlement était estimé parfois à
plusieurs dizaines de millions de dollars.
C'est à cette époque, et face à la
pollution et à la dégradation de certains sites
pétroliers, que plusieurs pays ont pris conscience de l'importance d'une
législation visant la protection de l'environnement et la conservation
des autres ressources naturelles. Les obligations mises à la charge des
sociétés pétrolières consistaient essentiellement
en le démantèlement des installations de forage, de production et
de stockage ainsi que la décontamination et le rétablissement des
sites d'exploitation à leurs états initiaux.
En Tunisie, l'article 61 du code des hydrocarbures stipule que
"le titulaire d'un permis de recherche ou d'un permis de prospection et/ou
d'une concession d'exploitation est tenu de remettre en l'état initial
les surfaces rendues et/ou les sites d'exploitation abandonnés de telle
manière qu'aucun préjudice ne soit porté à court ni
à long terme à la sécurité des tiers, à
l'environnement et aux ressources, et ce, conformément à la
législation et la réglementation en vigueur."
A ce titre, il est à noter que bien que la question
d'abandon des champs pétroliers n'a été clairement
abordée que par le code des hydrocarbures, la plupart des conventions
particulières en Tunisie mettent à la charge de tout titulaire
l'obligation de démanteler et de prendre, à l'expiration de la
concession, les installations jugées non nécessaires à la
continuation de l'exploitation du gisement. En outre, le décret du
premier janvier 1953 sur les mines stipule dans son article 67 qu'en cas de
renonciation, déchéance ou expiration, le titulaire "est
personnellement responsable pendant cinq ans de tous dommages qui seraient
reconnus provenir de l'exploitation de la mine".
5.2. Fondement théorique de la constitution d'une
provision pour remise en état
Au début des années 80, l'importance du
débat international sur la protection de l'environnement et l'ampleur
des coûts impliqués ont conduit les différents organes de
normalisation comptable à travers le monde à se soucier des
coûts de démantèlement,
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Mise en Application des Méthodes de Prise en Compte
des Coûts de Recherche et de Développement des
Hydrocarbures
d'enlèvement et de remise en état des sites
pétroliers. Néanmoins, ce n'est qu'à la fin des
années 80 que les premières publications officielles ont vu le
jour. A titre d'exemple, nous citons ci-après les publications les plus
pertinentes:
i 1988: SORP 3, "Accounting for Abandonment
Costs", publié par le comité comptable de l'industrie
pétrolière au Royaume-Uni;
i 1993: EITF 93-5, "Accounting for Environmental
Remediation Liabilities", publié par le FASB;
i 1993: SAB 92, "Accounting and Disclosures
Relating to Loss Contingencies", publié par la SEC;
i 1998: FRS 12, " Provisions, Contingent
Liabilities and Contingent Assets", publié par l'ASB au
Royaume-Uni;
i 2000: SORP, "Accounting for Oil and Gas
Exploration, Development, Production and Decommissioning Activities",
publié par le comité comptable de l'industrie
pétrolière au Royaume-Uni;
i 1998: IAS 37, "Provisions, passifs
éventuels et actifs éventuels", publié par l'IASC;
i 2001: SFAS 143, " Accounting for Asset
Retirement Obligations", publié par le FASB.
a. Cadre conceptuel de la comptabilité
financière
Dans son §54, le cadre conceptuel de la
comptabilité financière stipule qu' "un passif est pris en
compte dans le bilan lorsqu'il est probable qu'un transfert de ressources
économiques résultera du règlement de l'obligation
à la charge de l'entreprise, et que le montant de ce règlement
peut être mesuré d'une façon fiable".
Ce principe, posé par le cadre conceptuel de l'IASC en
1989, et repris par plusieurs instances réglementaires à travers
le monde, a contribué à mettre fin à une pratique
divergente en matière de traitement comptable des coûts de remise
en état.
En effet, avant la publication du FRS 12 au Royaume-Uni, le
SORP 3 recommandait la constitution progressive d'une provision pour
coûts d'abandon sur la durée de vie des installations de
production concernées. Cette provision serait construite progressivement
de
87
Mise en Application des Méthodes de Prise en Compte
des Coûts de Recherche et de Développement des
Hydrocarbures
telle sorte que son montant cumulé serait égal
au coût total d'abandon ou moment où lesdites installations
cesseraient d'être utilisées.
Aux Etats-Unis, avant la publication du SAB 92 par la SEC, la
plupart des entreprises américaines ne constituaient pas de provision
pour coûts d'abandon. De tels coûts étaient
considérés comme une valeur négative de réalisation
des installations de productions et augmentait le montant amortissable de
telles installations.
b. L'JAS 37: Provisions, passifs éventuels et
actifs éventuels
Tout d'abord, il faut signaler que l'IAS 37 emploie le terme
"provisions" pour désigner des passifs dont
l'échéance ou le montant est incertain. Elle exclut les cas ou ce
terme est utilisé dans un contexte d'amortissement, de
dépréciation d'actifs ou de créances douteuses.
Le §14 de l'IAS 37 stipule qu'une provision doit être
comptabilisée lorsque:
(a) l'entreprise a une obligation actuelle (juridique ou
implicite) résultant d'un événement passé;
(b) il est probable qu'une sortie de ressources
représentatives d'avantages économiques sera nécessaire
pour régler l'obligation; et
(c) le montant de l'obligation peut être estimé
de manière fiable.
Le §19 de l'IAS 37 inclut expressément le cas des
entreprises pétrolières dans son champ d'application. Ce
paragraphe stipule qu'une entreprise doit comptabiliser une provision pour les
coûts de démantèlement d'une installation
pétrolière dans la mesure où elle est obligée de
remédier aux dommages déjà causés. En effet, il
s'agit d'une obligation actuelle (juridique), résultant d'un
évènement passé (la construction d'installations de
forage, de production ou de stockage), dont le règlement
nécessitera la sortie de ressources représentatives d'avantages
économiques et dont le montant peut être estimé de
manière fiable selon les normes de l'industrie.
En outre, l'exemple 3 de l'annexe C de cette même norme
stipule que l'obligation d'enlèvement d'une plate-forme de production et
la réhabilitation du fond de la mer dans le
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Mise en Application des Méthodes de Prise en Compte
des Coûts de Recherche et de Développement des
Hydrocarbures
cadre d'une exploitation pétrolière off-shore
doit donner lieu à la constitution d'une provision conformément
aux dispositions de l'IAS 37.
5.3. Coûts nécessitant la constitution d'une
provision pour remise en état
L'IAS 37, §19 stipule que "seules les obligations qui
résultent d'événements passés existant
indépendamment d'actions futures de l'entreprise (i.e. de la conduite
future de son activité) sont comptabilisées comme des
provisions". En outre, le §10 explique qu'un fait
générateur d'obligation est un événement qui
crée une obligation juridique ou implicite qui ne laisse pas à
l'entreprise d'autre solution réaliste que de régler cette
obligation.
Par conséquent, à la fin d'une période
comptable, les coûts nécessitant la constitution d'une provision
sont ceux relatifs au démantèlement et à
l'enlèvement des installations déjà existantes ainsi que
ceux nécessaires pour remédier à la pollution et au
préjudice causés à l'environnement par l'exploitation
passée du gisement.
A titre d'exemple, l'obturation des puits de production
constitue une obligation dont le fait générateur est
constitué par les opérations de forage de tels puits. Cette
obligation est indépendante de la production future des réserves
minérales et dont le coût doit être provisionné au
fur et à mesure de l'avancement des activités de forage.
De même, l'IAS 37, § 21, précise que dans
certains cas, le fait d'avoir causé des dommages à
l'environnement ne devient un fait générateur d'obligation, et
par conséquent nécessitant la constitution d'une provision, que
dès lors qu'une nouvelle loi vient imposer de remédier à
de tels dommages ou que l'entreprise accepte publiquement la
responsabilité d'y remédier, créant ainsi une obligation
implicite.
L'exemple 3 de l'annexe C de la même norme
précise que les coûts d'enlèvement et de
réhabilitation nécessaires pour remédier aux
dommages53 qui seront causés par l'extraction
future du pétrole ne doivent pas faire l'objet
d'une provision. Une telle provision doit être
53 Telle que la contamination du site d'exploitation
par des produits chimiques résultant de l'extraction des réserves
minérales.
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Mise en Application des Méthodes de Prise en Compte
des Coûts de Recherche et de Développement des
Hydrocarbures
prise en compte au moment où les activités de
production sont conduites et l'obligation de réhabilitation prend
naissance.
5.4. Mesure de la provision pour remise en
état
Le §36 de l'IAS 37 stipule que le montant
comptabilisé en provision doit être la meilleure estimation de la
dépense nécessaire au règlement de l'obligation actuelle
à la date de clôture.
Le §37 ajoute que "la meilleure estimation de la
dépense imposée par le règlement de l'obligation actuelle
est le montant que l'entreprise devrait rationnellement payer pour
régler son obligation à la date de clôture ou pour la
transférer à un tiers à cette même date". A ce
titre, il est à noter que cette définition est reprise par le
SFAS 143, §3, qui emploi le terme "juste valeur" pour
désigner une telle estimation.
Toutefois, à cause de l'impossibilité de
transférer ou d'éteindre de telles obligations à la date
de clôture ainsi que de l'absence d'un marché actif pour ce type
de transactions dans l'industrie pétrolière, la
détermination du montant de la provision est déterminé
comme suit:
a. Estimation des dépenses
futures:
L'IAS 37, §38, requiert que les dépenses futures
de démantèlement, de décontamination et de
réhabilitation du site d'exploitation soient estimées à
partir du jugement de la direction de l'entreprise, complétées
par l'expérience de transactions similaires et par des rapports
d'experts indépendants. Les indications à prendre en compte
incluent toute indication complémentaire fournie par des
événements postérieurs à la date de
clôture.
A ce titre, le §48 de l'IAS 37 explique que les
événements futurs pouvant avoir un effet sur le montant
nécessaire à l'extinction d'une obligation doivent être
traduits dans le montant de la provision lorsqu'il existe des indications
objectives suffisantes indiquant que ces événements se
produiront. Ainsi, une entreprise peut penser, par exemple, que le coût
de décontamination d'un site à la fin de sa durée
d'utilisation sera diminué par des progrès technologiques futurs.
Le montant comptabilisé reflète une attente raisonnable
d'observateurs objectifs et techniquement qualifiés, prenant en compte
tous les indices dont ils disposent quant à l'état de la
technologie au moment de la décontamination. Il convient donc d'inclure,
par exemple, les
90
Mise en Application des Méthodes de Prise en Compte
des Coûts de Recherche et de Développement des
Hydrocarbures
réductions de coûts attendues du fait d'une plus
grande expérience de l'application d'une technologie existante ou le
coût attendu de l'application d'une technologie existante à une
opération de décontamination plus importante ou plus complexe que
celles effectuées précédemment. Toutefois, une entreprise
n'anticipe pas la mise au point d'une technologie entièrement nouvelle
de décontamination sauf si elle s'appuie sur des indications objectives
suffisantes.
De même, le § 50 ajoute que l'effet d'une nouvelle
législation possible est pris en compte dans l'évaluation d'une
obligation existante lorsque des indices objectifs suffisants existent qu'une
promulgation de cette législation est quasiment certaine. La
diversité des circonstances se produisant en pratique fait qu'il est
impossible de préciser un événement unique qui donnera des
indications objectives suffisantes dans chaque cas. Les indications devront
indiquer à la fois ce que la législation imposera et s'il est (ou
non) quasiment certain qu'elle sera promulguée et mise en oeuvre en
temps voulu.
Le § 52 précise, en outre, que les profits
résultant de la sortie attendue d'actifs, tels que la valeur de
réalisation nette des installations pétrolières, ne sont
pas pris en compte dans l'évaluation de la provision même si la
sortie attendue est étroitement liée à
l'événement ayant donné lieu à la provision.
b. Valeur actualisée
L'IAS 37, § 45 spécifie que lorsque l'effet de la
valeur temps de l'argent est significatif, le montant de la provision doit
être la valeur actuelle des dépenses attendues que l'on pense
nécessaires pour régler l'obligation. Le taux d'actualisation
doit être un taux avant impôts reflétant les
appréciations actuelles par le marché de la valeur temps de
l'argent.
c. Révision du montant de la
provision
Le §59 de l'IAS 37 stipule que les provisions doivent
être revues à chaque date de clôture et ajustées pour
refléter la meilleure estimation à cette date. Si une sortie de
ressources représentatives d'avantages économiques
nécessaires pour régler l'obligation n'est plus probable, la
provision doit être reprise.
91
Mise en Application des Méthodes de Prise en Compte
des Coûts de Recherche et de Développement des
Hydrocarbures
En outre, le §60 précise que lorsque les
provisions sont actualisées, la valeur comptable d'une provision
augmente à chaque exercice pour refléter l'écoulement du
temps. Dans pareil cas, cette augmentation est comptabilisée en charges
financières de l'exercice.
5.5. Contrepartie de la provision
constituée
L'IAS 37 ne précise pas si le montant de la provision
constituée pour refléter le passif futur, résultant de
l'obligation de démantèlement, d'abandon et de
réhabilitation d'un site d'exploitation pétrolière, doit
être traité comme faisant partie du coût des installations
concernées. En effet, elle précise dans son §8 que
"lorsqu'une provision est constituée, la présente Norme
n'interdit pas l'incorporation de dépenses dans le coût d'un
actif, mais elle ne l'impose pas non plus". Cette position a
vraisemblablement était prise du fait que l'IAS 37 couvre plusieurs
types de provisions dont certains ne justifieraient pas la capitalisation de
tels coûts.
Par ailleurs, le §61 du cadre conceptuel de la
comptabilité financière en Tunisie dispose que "les charges
sont prises en compte lorsqu'une diminution d'avantages économique
futurs, liée à la diminution d'un actif où à
l'augmentation d'un passif, s'est produite et qu'elle peut être
mesurée de façon fiable". Une interprétation
simpliste de ce paragraphe impliquerait que les coûts futurs relatifs au
démantèlement, à l'abandon et à la
réhabilitation d'un site d'exploitation pétrolière doivent
être passé en charges au moment où l'obligation de remise
en état du site est née; c'est-à-dire au moment où
les installations concernées sont construites.
Cependant, une analyse plus fine de l'obligation d'abandon et
de réhabilitation nous conduirait à conclure qu'une telle
obligation est nécessairement prise par chaque société
pétrolière pour pouvoir construire ses installations et pouvoir
extraire les réserves minérales en place. Par conséquent,
on peut conclure que les coûts d'abandon et de remise en état sont
nécessaires pour mettre en état de marche les installations de
production, de stockage et de forage en vue de leur utilisation prévue.
Par conséquent, ils doivent être inclus dans le coût
d'entrée des immobilisations.
C'est cette interprétation qui semble l'emporter
puisque dans l'exemple 3 de son annexe C, l'IAS 37 conclue que les coûts
d'enlèvement d'une plate-forme d'exploitation
pétrolière
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Mise en Application des Méthodes de Prise en Compte
des Coûts de Recherche et de Développement des
Hydrocarbures
offshore doivent faire l'objet d'une provision dont le montant
serait inclus dans le coût de cette plate-forme. Le SFAS 143 semble
retenir le même principe dans son §11.
Deuxième Partie:
Amortissement Les
Coûts Le Recherche et
Le Développement
Portés à l'Actif
94
Deuxième partie: Amortissement des Coûts de
Recherche et de Développement Portés à l'Actif
Au sens comptable du terme, l'amortissement est la
répartition du coût d'origine d'un bien dans le but de le
déduire du résultat pendant sa durée d'utilisation
estimée54.
M. A. YAICH précise, à ce propos, que
l'amortissement doit être considéré comme une technique de
répartition du coût dans le but de mesurer le résultat et
non comme un système destiné à traduire la variation de la
valeur des biens ni à mesurer la valeur actuelle des
éléments amortissables55.
Ainsi défini, l'amortissement vise à constater,
bien que de façon arbitraire et nécessairement non exacte, la
diminution de la capacité d'un actif de générer des
avantages économiques futurs. Cette constatation doit être
effectuée dans le meilleur respect des principes comptables de base, en
l'occurrence la convention de rattachement des charges aux produits, corollaire
de l'autonomie des exercices.
Le choix d'un mode d'amortissement constitue une composante
essentielle de la politique comptable d'une entreprise, impacte directement ses
résultats comptables et peut affecter sensiblement la fiabilité
de ses états financiers. Pour effectuer un tel choix, une entreprise
pétrolière doit tenir compte des spécificités de
son secteur d'activité, de la nature de ses actifs et doit respecter une
certaine cohérence avec les règles comptables adoptées
pour la prise en compte des coûts encourus.
Consacrée à l'amortissement des coûts de
recherche et de développement portés à l'actif, la
présente partie est divisée en deux chapitres. Le premier
chapitre sera réservé à l'étude des
différentes méthodes d'amortissement à travers leurs
fondements, avantages, inconvénients ainsi que leur applicabilité
aux différents coûts de recherche et de développement des
hydrocarbures. Le deuxième chapitre traitera de la méthode de
l'amortissement selon l'unité de production par l'analyse des
difficultés de sa mise en application dans le cadre de l'industrie
extractive des hydrocarbures.
54 Abderraouf YAICH, Préparation et
présentation des états financiers, Editions Raouf YAICH,
2000, p.135.
55 Ibid.
Les Méthodes d'Amortissement des Coûts
de Recherche et de Développement
Portés à l'Actif
95
Les Méthodes d'Amortissement des Coûts de
Recherche et de Développement Portés à l'Actif
A mesure que les avantages économiques
représentatifs d'un actif sont consommés par l'entreprise, la
valeur comptable de l'actif est réduite pour refléter cette
consommation, généralement en constatant une dotation aux
amortissements. Cette dotation est constituée même si la valeur de
l'actif est supérieure à sa valeur comptable.
Dans l'industrie pétrolière, les modes
d'amortissement les plus répandus sont au nombre de deux ;
l'amortissement linéaire et l'amortissement variable selon
l'unité de production.
Dans ce chapitre, nous nous intéresserons, dans un
premier temps, au fondement théorique du concept d'amortissement;
ensuite, nous étudierons les deux modes d'amortissement
précitées à travers une analyse théorique de leurs
avantages et inconvénients; et enfin, nous essayerons de conclure sur le
choix de la méthode comptable appropriée en fonction des
différents coûts concernés.
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