1.2 L‟evoluzione della materia nei principi contabili internazionali
1.2.5 Parere del Project Team sul criterio di valutazione preferibile
Il team, in conclusione, esprime forti perplessità circa il criterio di valutazione da adottare (costo o valore corrente) nella valutazione delle proprietà esplorative ed estrattive. Come evidenziato nel paragrafo precedente, infatti, ognuno di essi possiede, per motivazioni differenti, limiti informativi non trascurabili.
Tuttavia, in ultima analisi, cela una preferenza per il criterio del costo, anche se, appare più che altro una scelta “obbligata”: nel documento tale soluzione viene definita come “the last harm”.
Allo stesso tempo, viene riaffermata la necessità per cui, la scarsa evidenza informativa dovuta all‟utilizzo di uno qualsiasi dei due criteri di valutazione, debba essere bilanciata da opportuni contrappesi e, in particolare, da un‟adeguata
disclosure sulle proprietà esplorative ed estrattive. Di conseguenza, a prescindere
ed in funzione del criterio di valutazione adottato, sarà comunque necessario fornire informazioni rilevanti per i destinatari del bilancio.
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Capitolo 2 - Le attività di esplorazione e valutazione
nei principi contabili statunitensi
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2.1 Introduzione
Sono due i metodi maggiormente diffusi nella contabilizzazione delle attività di esplorazione e valutazione nel settore degli idrocarburi:
Il "full cost method";
Il “successful effort method”.
Negli Stati Uniti troviamo sin da decenni un‟adeguata regolamentazione (oltre ad una vasta letteratura) sui principi da osservare nella contabilizzazione degli elementi che contraddistinguono il settore in oggetto.
In particolare, il "full cost method" è descritto nella “Rule 4.10 – Financial Accounting and Reporting for Oil and Gas Producing Activities Pursuant to the Federal Securities Laws and the Energy Policy and Conservation Federal Act of 1975”, contenuta nella Regulation S-X.66
Invece, il “successful effort method” è descritto nello “Statement of Financial Accounting Standard n. 19”, oggi ricodificato come “Asc n. 932”, emesso dal Fasb.
I due metodi di contabilizzazione fanno capo ad altrettante differenti e contrapposte “teorie” circa la funzione e la finalità che l‟attività esplorativa e di valutazione delle risorse minerarie riveste nel settore estrattivo, il che implica che nella loro traduzione in possibili comportamenti contabili, questi ultimi si presentano con sfaccettature e caratteristiche varie e differenti. In altri termini, da un punto di vista concettuale e operativo, esistono svariate soluzioni e prassi contabili sia all‟interno della teoria del “successful effort” sia in quella del “full
cost”.
Premesso ciò, nei paragrafi successivi entrambi i metodi di contabilizzazione saranno analizzati nel dettaglio così come disciplinati dai Gaap statunitensi, i quali costituiscono un‟importante riferimento a livello mondiale nelle politiche contabili adottate dalle entità operanti nel settore degli idrocarburi. Sarà invece oggetto successivo di questo lavoro, analizzare, appurare e constatare se e con
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Recentemente oggetto di modifiche per effetto dell’emanazione da parte della Security Exchange Commission della “Modernization of Oil and Gas Reporting”.
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quale grado di varianza effettivamente le entità impegnate nel settore applicano le soluzioni contabili scaturenti dall‟adozione della teoria del “successful effort” o di quella del “full cost”.
2.2
Il “Full cost method” nei principi contabili statunitensi
2.1.1 Introduzione alla teoria del ”full cost”
La teoria del “full cost” inizia a diffondersi a partire dagli anni cinquanta del secolo scorso, sostituendosi, anche se solo parzialmente e soprattutto tra le aziende di dimensioni medio-piccole, alla teoria del “successful effort”.
La base concettuale della teoria del “full cost” risiede nell‟assunto che l‟intera attività esplorativa sia diretta a reperire riserve di idrocarburi economicamente sfruttabili. Di conseguenza, si ritiene che le esplorazioni di esito negativo siano inevitabilmente parte dell‟attività operativa e che le stesse abbiamo comunque contribuito (insieme alle attività esplorative con esito positivo) alla scoperta delle riserve di idrocarburi economicamente sfruttabili. Sulla scorta di questo ragionamento, la teoria del “full cost” prospetta la capitalizzazione di tutti i costi sostenuti nella fase pre-produttiva67 a prescindere dall‟esito favorevole o sfavorevole di ciascuna iniziativa esplorativa, all‟interno di centri di costo con dimensioni piuttosto ampie: è evidente, infatti, che se le dimensioni di ciascun centro di costo fossero ristrette (ad esempio un singolo “field”) le ragioni su cui la teoria in oggetto si basa sarebbero smentite. Piuttosto, secondo la versione “pura” della teoria del “full cost” il centro di costo dovrebbe essere unico per
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ciascuna entità. Tuttavia, appare opportuno individuarne diversi in ragione delle differenze che si presentano nei fattori ambientali, economici, politici e geografici: in genere, un centro di costo corrisponde ad un singolo Paese o comunque ad un gruppo di Paesi che appartengono alla stessa area geografica e quindi accomunati da un rischio economico, ambientale e politico con natura ed intensità simili.
Come premesso, l‟applicazione della teoria del “full cost” a livello contabile può dar luogo a prassi e comportamenti, che pur avendo assunti di base comuni, si differenziano tra loro in uno o più aspetti. La Security Exchange Commission si è occupata di dettare i principi e le regole da seguire nella contabilizzazione degli assets che contraddistinguono le entità impegnate nell‟estrazione di idrocarburi sin dalla metà degli anni ‟70 del secolo scorso, attraverso l‟emanazione della “Rule 4.10” contenuta nella “Regulation S-X”. Di seguito sarà descritto il contenuto di tale documento, la cui influenza sulle politiche contabili delle aziende di estrazione di idrocarburi non solo statunitensi è di certo rilevante.
2.1.2 Centri di costo e costi capitalizzabili
Il “full cost method of accounting”, così come definito nei Gaap statunitensi, prevede che i centri di costo vengano individuati su di una base Paese per Paese. Tutti i costi associati all‟acquisizione della proprietà, alle attività di esplorazione e di sviluppo dovrebbero essere capitalizzati nel corrispondente centro di costo. I costi sono capitalizzati solo a condizione che possano essere direttamente identificati con le attività di acquisizione, esplorazione e sviluppo condotte per proprio conto e non possono includere costi di produzione generali.
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2.1.3 Ammortamento
I costi capitalizzati in un centro di costo dovrebbero essere ammortizzati con il metodo dell‟unità di produzione sulla base delle riserve certe di idrocarburi. 68
I costi da ammortizzare dovrebbero includere:
a) tutti i costi capitalizzati al netto degli ammortamenti già effettuati ad eccezione dei costi relativi alle riserve non dimostrate69 e ai significativi progetti di sviluppo come meglio definiti in seguito;
b) i costi futuri (stimati sulla base dei costi attuali) da sostenere nello sviluppo delle riserve certe;
c) i costi di rimozione e ripristino, al netto del valore recuperabile stimato al termine della vita utile.
Vi sono alcuni costi che, al ricorrere di determinate condizioni, possono essere temporaneamente esclusi dai costi da ammortizzare, benché essi siano stati capitalizzati nell‟osservanza delle disposizioni dettate nel documento. Ciò può accadere con riferimento ai:
costi degli investimenti nelle proprietà su cui insistono riserve non dimostrate;
costi relativi ai progetti di sviluppo più rilevanti.
Nello specifico, rientrano nella prima categoria tutti i costi di acquisizione, esplorazione e valutazione delle riserve non dimostrate. Tali attività possono essere escluse dall‟ammortamento solo fino al momento in cui viene si stabilisce se possano essere o meno riconosciute riserve certe, a condizione che:
68 La definizione di “riserve” è la seguente: “Reserves are estimated remaining quantities of oil and gas
and related substances anticipated to be economically producible, as of a given date, by application of development projects to known will exist, the legal right to produce or a revenue interest in the production, installed means of delivering oil and gas or related substances to market, and all permits and financing required to implement the project accumulations. In addition, there must exist, or there must be a reasonable expectation that there will exist, the legal right to produce or a revenue interest in the production, installed means of delivering oil and gas or related substances to market, and all permits and financing required to implement the project”. Da Rule 4-10 lettera (a) paragrafo (26).
La definizione di “riserve certe (oil and gas proved reserves)” è data dalla “Rule 4-10” alla lettera (a) paragrafo (22). In sintesi esse corrispondono alle quantità di idrocarburi che saranno economicamente estraibili con ragionevole certezza, sulla base delle analisi effettuate con le informazioni di tipo geologico e ingegneristico disponibili, entro la data di scadenza del diritto minerario detenuto.
69 Per “riserve non dimostrate” si intendono tutte quelle che non soddisfano i requisiti della definizione di
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a) sino a che la valutazione circa l‟esistenza di riserve certe non può essere fatta, la proprietà in oggetto deve essere soggetta ad una valutazione almeno annuale per verificare l‟esistenza di eventuali riduzioni di valore. Per le proprietà i cui costi risultano significativi, il test di impairment deve essere eseguito su ciascuna singola proprietà. Invece, negli altri casi, il test può avvenire anche sulla base di gruppi di proprietà. L‟eventuale perdita da impairment è desumibile dall‟utilizzo di elementi quali dati storici, geologici e geofisici, scadenza dei contratti in forza dei quali si vantano diritti minerari sulla proprietà e se rilevata, l‟importo va ad aggiungersi ai costi da ammortizzare. I costi capitalizzati, nel momento in cui si conosce l‟esito negativo delle perforazioni (in quanto non sono presenti riserve economicamente sfruttabili) devono essere ricompresi tra le attività soggette ad ammortamento;
b) se i costi geologici e geofisici non possono essere direttamente associati alle relative proprietà (la cui valutazione definitiva circa la presenza di riserve certe non è ancora avvenuta) devono essere ammortizzati a partire dall‟esercizio in cui sono sostenuti. Dal momento in cui la valutazione delle riserve di una specifica proprietà viene completata, i costi geologici e geofisici residui eventualmente esclusi dall‟ammortamento (al netto di eventuali riduzioni di valore) devono essere ammortizzati.
La seconda casistica di attività che possono essere temporaneamente escluse dal processo di ammortamento si riferisce, invece, ad importanti progetti di sviluppo che comporteranno il sostenimento in futuro di ulteriori e significativi costi ai fini dell‟accertamento delle quantità di riserve certe, durante la fase di sviluppo. Possono essere esempio di tali progetti: l‟installazione di piattaforme di perforazione offshore, gli “improvement recovery system”70 e altre attività simili dalle quali si attende di ottenere incrementi significativi nelle riserve certe. Quindi, possono essere esclusi:
70 Si riporta la definizione data dalla Society of Petroleum Engineers “any of various methods, chiefly
reservoir drive mechanisms and enhanced recover techniques, designed to improve the flow of hydrocarbons from the reservoir to the wellbore or to recover more oil after the primary and secondary methods (water and gas floods) are uneconomic.
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parte dei costi relativi a significativi progetti di sviluppo che non sono stati precedentemente inclusi nel valore da ammortizzare;
parte dei costi futuri stimati relativi al progetto di sviluppo.
La quota dei costi suddetti da escludere dovrebbe essere individuata sulla base del rapporto tra:
a) riserve certe esistenti e riserve certe totali che si presumono di ottenere dal completamento del progetto di sviluppo;
oppure
b) numero di pozzi ai quali le riserve certe sono state assegnate e numero totale di pozzi che si presume di perforare.
I costi così determinati possono essere esclusi dal valore da ammortizzare solo fino al momento in cui si stabilisce se le riserve addizionali sono certe o, in alternativa, ne venga riconosciuta una loro riduzione di valore.
I costi così esclusi (e le relative riserve che vengono progressivamente accertate con l‟avanzamento del progetto) dovrebbero essere trasferiti nel valore da ammortizzare man mano che il progetto viene valutato e le riserve certe determinate o l‟impairment riconosciuto. Una volta che le riserve certe sono determinate, infatti, non esisterebbe più alcuna giustificazione nel continuare ad escludere tali costi dal processo di ammortamento, anche se vi possono essere altri fattori che ancora ostacolano la produzione o la commercializzazione immediata delle riserve.
L‟ammortamento deve essere determinato sulla base delle unità fisiche, convertendo il petrolio e il gas in un‟unica unità di misura del loro contenuto energetico. Tuttavia, se si verificassero particolari circostanze economiche (relative agli effetti dei prezzi regolamentati), potrebbe essere più appropriato l‟utilizzo di un metodo di calcolo dell‟ammortamento basato sull‟unità di ricavo. In questa ipotesi, l‟ammortamento andrebbe calcolato sulla base del rapporto tra i ricavi lordi correnti della produzione (escludendo le royalties) e i ricavi lordi futuri basati sui prezzi correnti (tenendo però in considerazione quelle fluttuazioni nei prezzi di vendita dovute ad accordi contrattuali) derivanti dalla produzione stimata di idrocarburi dalle riserve certe. L‟effetto di una crescita
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significativa del prezzo durante l‟anno sui ricavi futuri lordi stimati dovrebbe essere riflesso nella determinazione dell‟ammortamento solo a partire dal periodo successivo a quello in cui l‟incremento si è verificato.
2.1.4 Limite ai costi capitalizzati
L‟adozione del metodo “full cost” prevede che, in ogni esercizio, si debba verificare che i costi capitalizzati sulla base delle suindicate regole non eccedano un determinato tetto massimo. In sostanza, sarà necessario procedere all‟effettuazione di un test (c.d.: “cost ceiling test”) per evitare che l‟ammontare dei costi capitalizzati risulti eccessivo. Attraverso tale disposizione, si intende fissare un limite superiore (nell‟ottica di un principio di prudenza) all‟interno di un metodo di contabilizzazione (quello del “full cost”) che, ricordiamo, consente l‟iscrizione come assets anche di una vasta natura di costi relativi ad attività dalle quali nessun beneficio economico futuro è ad ogni modo atteso.
Il “cost ceiling test” prevede infatti che, per ciascun centro di costo, i costi capitalizzati (al netto degli ammortamenti già effettuati e delle relative imposte differite) non devono eccedere il limite massimo derivante dalla somma dei seguenti addendi:
a) il valore attuale dei ricavi netti futuri stimati. Tale addendo va calcolato sulla base dei prezzi correnti71 delle riserve di idrocarburi (considerando solo i cambiamenti nei prezzi relativi ad accordi contrattuali) moltiplicati per la produzione futura stimata delle riserve certe di idrocarburi a partire dalla data dell‟ultimo bilancio presentato, al netto dei costi futuri stimati (basate sui costi correnti) da sostenere nello sviluppo e nella produzione
71 Recentemente, la Security Exchange Commission ha precisato che i prezzi correnti da utilizzare nella
stima del valore attuale dei flussi di cassa debbano essere determinati sulla base della media aritmetica dei prezzi del primo giorno dei dodici mesi antecedenti alla data di chiusura dell‟esercizio. Tale disposizione è divenuta effettiva a partire dall‟1/1/2010. Per approfondimenti, si veda l‟apposito documento “Modernization of oil and gas reporting”.
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delle riserve stesse, applicando un tasso di sconto del 10% e ipotizzando continuità nelle condizioni economiche attuali;
b) l‟ammontare complessivo dei costi capitalizzati relativi alle proprietà che non sono state ammortizzate secondo le indicazioni del paragrafo precedente;
c) il minore tra il costo e il fair value stimato delle riserve non dimostrate incluse nel costo che viene ammortizzato;
d) l‟effetto fiscale relativo alla differenze tra il valore contabile e quello fiscale delle proprietà relative ai paragrafi (a sottrarre).
Se il valore netto contabile dei costi capitalizzati in un dato centro di costo, al netto del relativo effetto fiscale differito, eccede il limite massimo derivante dalla somma algebrica dei predetti addendi, la differenza viene imputata a costo e della stessa ne deve essere data adeguata informativa nell‟esercizio in cui viene rilevata. E‟ comunque fatto divieto assoluto di ripristinare la svalutazione rilevata (reversal) anche qualora negli esercizi successivi l‟applicazione del “cost ceiling
test” dia come risultato un limite di costi iscrivibili tra gli assets superiore al
valore contabile degli assets appartenenti ad un determinato centro di costo. Inoltre, secondo il “full cost method”, tutti i costi relativi all‟attività di produzione, inclusi i costi sostenuti per il mantenimento o l‟aumento dei livelli produttivi, devono essere spesati nell‟esercizio in cui sono sostenuti.
2.1.5 Considerazioni conclusive sul “full cost method”
I sostenitori della teoria del “full cost method” ritengono che esso rispecchi le modalità con le quali le aziende estrattive ricercano, acquisiscono e sviluppano le risorse minerarie. Infatti, le attività vengono svolte in diverse zone e con tecniche differenti, per cui l‟esito negativo di alcune delle iniziative esplorative è considerato un evento “normale”. E‟ comunque previsto che, con riferimento ad un dato centro di costo, i valori economici positivi apportati dalle iniziative esplorative con esito favorevole saranno maggiori rispetto alle perdite causate
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dalle iniziative esplorative con esito negativo: ciò, nel medio-lungo termine, consentirà il conseguimento di risultati economici positivi. Tutti i costi sostenuti, in qualsiasi momento e in qualsiasi luogo, all‟interno di un centro di costo, per scoprire nuove riserve costituiscono una componente essenziale del costo delle riserve che realmente vengono poi scoperte. Le nuove riserve scoperte vanno ad aggiungersi alle riserve già presenti in quel centro di costo e, tutti i costi sono trattati come parte del costo delle attività estrattive in esso presenti.
Si tratta di un‟ottica che valuta l‟investimento nel suo complesso (a livello di centro di costo, le cui dimensioni sono in genere piuttosto ampie) partendo dall‟assunto per cui non tutti i progetti di ricerca e sviluppo possono avere un esito favorevole.
Si sostiene altresì che il “full cost method” consenta una migliore correlazione tra costi e ricavi, in quanto, i costi capitalizzati vengono ammortizzati sulla base della produzione e delle riserve totali in relazione a centri di costo di dimensioni piuttosto ampie; diversamente, il rapporto costi-ricavi, e quindi l‟impatto sul risultato economico di periodo, sarebbe meno significativo se fossero definiti centri di costo di piccole dimensioni.
Inoltre, se venisse adottato un metodo di contabilizzazione basato sulla teoria del “successful effort”, la variabilità dei risultati economici di periodo sarebbe piuttosto elevata: negli esercizi in cui le attività di esplorazione e di sviluppo avrebbero esito negativo i relativi costi sarebbero interamente spesati causando un aumento dei costi di esercizio e un risultato economico peggiore. Accadrebbe l‟opposto, invece, negli esercizi in cui le attività di esplorazione e di sviluppo condotte si rilevassero di esito positivo. Questa variabilità nella imputazione dei costi pre-produzione (e di conseguenza nei risultati economici di periodo) sarebbe invece eliminata adottando il “full cost method”.
D‟altra parte, diverse sono le critiche che vengono mosse al “full cost method”. Innanzitutto, si ritiene che non tutti i costi capitalizzati possiedano i requisiti per essere riconosciuti come assets sulla base della definizione data dal “Quadro sistematico”.72 I costi relativi alle proprietà su cui non sono state scoperte riserve
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economicamente sfruttabili vengono iscritti tra le attività nonostante da esse non possano essere attesi benefici economici futuri, il che sarebbe palesemente in contrasto con i requisiti richiesti dal Quadro sistematico per il riconoscimento e l‟iscrizione di un asset.
Inoltre, il “full cost method” produce l‟effetto di rinviare al futuro perdite già conosciute: capitalizzando i costi delle attività con negativo, dalle quali non può essere atteso alcun beneficio economico futuro, si eviterebbe di spesarli interamente a conto economico spalmandoli invece su più esercizi attraverso il processo di ammortamento.
Infine, non è possibile valutare l‟efficacia e l‟efficienza delle attività di esplorazione e di sviluppo, in quanto le iniziative con esito negativo sono contabilizzate allo stesso modo di quelle con esito positivo, i loro costi capitalizzati e successivamente ammortizzati negli esercizi in cui vengono realizzati i ricavi derivanti dalle sole attività con esito positivo. Paradossalmente, se in un dato esercizio, tutte le attività di esplorazione e sviluppo avessero esito sfavorevole, la capitalizzazione dei costi in oggetto consentirebbe il riconoscimento di assets dai quali non si otterrà alcune beneficio, riconoscendo come costo d‟esercizio solo la quota di ammortamento.
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