logo

IFRS og oljeforetak del I:

Den valgte avskrivningsmetoden

Artikkelen tar for seg to viktige regnskapsmessige spørsmål i oljebransjen som har stor betydning for resultat og egenkapital. I del I ser vi på den valgte avskrivningsmetoden mens del II vil ta for seg den regnskapsmessige behandlingen av virksomhetsoverdragelser.

Olje- og gassforetak med virksomhet i Norge har den senere tid fått betydelig oppmerksomhet. Interessen skyldes blant annet høy etterspørsel etter energi og vedvarende høye oljepriser. Den langvarige globale etterspørselen har medført økte investeringer av de store etablerte oljeselskapene. Når det i tillegg har skjedd omstrukturering av de største aktørene i bransjen, den siste ved sammenslåingen av Statoil og Hydro, er det ikke unaturlig at det skjer en nyetablering av mindre aktører i oljesektoren. I tillegg til de etablerte aktørene vil også de nye aktørene som regel ha ønske om global ekspansjon. Dette medfører en økning av internasjonale oppkjøp.

Det som typisk kjennetegner oljeforetak er kapitalkrevende investeringer. Behovet for tilgangen på kapital har medført at mindre nyetablerte norske oljeforetak henvender seg til Oslo Børs for å søke notering. I andre tilfeller vil det gjerne være mer naturlig å fusjonere med et foretak som allerede er børsnotert.

Som kjent har børsnoterte virksomheter i EU og EØS-området avlagt konsernregnskap etter internasjonale regnskapsstandarder (IFRS) siden 2005. Til tross for den økte oppmerksomheten mot oljeselskaper generelt har det så langt ikke vært nevneverdig interesse for de norske børsnoterte oljeselskapenes rapportering etter IFRS. Dette skyldes antakelig at de største aktørene i Norge, blant annet Statoil og Hydro, frem til nå har hatt anledning til å utsette implementeringen av IFRS. I tillegg er mange av de øvrige aktørene i bransjen gjerne datterselskaper av utenlandske selskaper som benytter US GAAP. Dermed vil IFRS ikke være særlig aktuelt.

Det er imidlertid grunn til å vente at interessen for IFRS fra oljebransjen vil øke. De siste årene har flere mindre aktører foretatt børsnotering. I første rekke har disse aktørene konsentrert seg om små oljefelt. Når slike selskaper børsnoteres, vil man normalt skifte regnskapsspråk og behov for kompetanse innenfor IFRS blir fremtredende. I tillegg har man sett en rekke regulatoriske endringer når det gjelder operasjonell og finansiell rapportering samt miljøkrav, noe som forsterker behovet for kjennskap til regelverket.

IFRS kan neppe sies å omfatte særlig mange standarder som spesielt retter seg mot olje- og gasselskaper. Først og fremst er det IFRS 6, Leting etter og evaluering av mineralressurser, som er relevant. I og med at olje- og gasselskaper er en kapitalintensiv bransje, vil avskrivninger og valg av avskrivningsmetode ha vesentlig betydning for resultatet. I tillegg vil skillet mellom kostnadsføring og aktivering av lete- og evalueringseiendeler ha betydning for lønnsomheten. Spørsmålet er hovedsakelig om selskapene benytter «full cost» eller den såkalte «successful effort». IFRS har ikke regulert spørsmålet, men IFRS 6 og IAS 16 vil normalt være aktuelle standarder ved regnskapsføringen av investeringene. Som følge av mange oppkjøp og omstruktureringer i bransjen generelt, vil i tillegg IFRS 3, Business Combination, være en spesielt viktig standard for olje- og gasselskaper.

Vi har valgt å se nærmere på de ovennevnte problemstillingene med utgangspunkt i rapporteringen til Oslo Børs for regnskapsåret 2006 og rapporteringene første kvartal 2007. I tillegg har vi undersøkt rapporteringen for enkelte andre utvalgte internasjonale oljeselskaper som benytter IFRS.

Avskrivninger

Avskrivninger har tradisjonelt vært sett på som en periodisering av investeringskostnader. Dette er også tilfellet i henhold til IFRS#1 IAS 16 Eiendom, anlegg og utstyr der IAS 16.6 definerer avskrivninger som «Avskrivning er den systematiske fordelingen av en eiendels avskrivbare beløp over eiendelens utnyttbare levetid.»Teoretisk foreligger det en rekke avskrivningsmetoder, og utgangspunktet i økonomisk teori er at man velger en metode som gir en jevn regnskapsmessig rentabilitet over tid# Gjesdal, F. og T. Johnsen (1999), Kravsetting, lønnsomhetsmåling og verdivurdering, Cappelen Akademiske Forlag,# Osmundsen, P. H. Espedal, K Mohn, K. Løvås, «Verdsetting av internasjonale olje- og gasselskaper», Revisjon og Regnskap 5. 2002. Til tross for det teoretiske utgangspunktet har den lineære avskrivningsmetoden en fremtredende posisjon i finansregnskapet for de fleste bransjer. Årsaken er at metoden er enkel og forståelig.

IAS 16.60 sier følgende om valg av avskrivningsmetode: «Avskrivningsmetoden som benyttes, skal gjenspeile mønsteret for hvordan eiendelens fremtidige økonomiske fordeler forventes å bli forbrukt av foretaket.» I likhet med norsk regnskapslovgivning er det etter vår oppfatning ikke grunnlag for å hevde at IFRS favoriserer noen bestemt avskrivningsmetode.

I motsetning til de fleste andre bransjer har det i olje- og gassindustrien vært vanlig å benytte produksjonsenhetsmetoden for avskrivninger av olje- og gassrelaterte investeringer. Produksjonsenhetsmetoden innebærer en beregning basert på en brøk som er avhengig av periodens produksjon og størrelsen på reserver av olje og gass som er tilknyttet eiendelene som avskrives. Årsaken til at denne metoden for avskrivninger har hatt en såpass stor utbredelse i praksis, ligger nok i at US GAAP har hatt innflytelse på regnskapsføringen i bransjen. FAS 19 krever# FAS 19 Financial Accounting and Reporting by Oil and Gas Producing Companies som hovedregel at man benytter produksjonsenhetsmetoden for olje- og gassinvesteringer, og legger også føringer for hvilke reserver som skal benyttes i beregningen. FAS 19.35 forbyr bruk av fremtidige investeringer i avskrivningsgrunnlaget.

IFRS har ingen slike detaljreguleringer av avskrivningsmetoder utover at det skal være en systematisk fordeling av avskrivbart beløp, og at produksjonsenhetsmetoden er en av flere eksempler på avskrivningsmetoder som nevnes i IAS 16.62. Men som det vil fremgå nedenfor, har de fleste selskaper i vårt utvalg likevel valgt å bruke produksjonsenhetsmetoden for sine olje- og gassinvesteringer.

Definisjoner og begreper

Ved bruk av produksjonsenhetsmetoden vil de årlige avskrivningene bli beregnet etter følgende formel: A=AG*(P/R) (heretter kalt avskrivningsbrøken)

A = avskrivning

AG = avskrivningsgrunnlag

P = årets produksjon

R = reserver

Som vi senere skal vise, vil både avskrivningsgrunnlag og reserveanslag være avhengig av hvilke fremgangsmåte som selskapet benytter. Som det fremgår i formelen, er regnskapsføringen av avskrivninger avhengig av hvilke reserver som utgjør nevneren i brøken. Definisjonene av reserver har ikke vært enhetlig fra land til land. Blant selskapene som er notert på Oslo Børs er følgende definisjon en av de aktuelle# Vi begrenser oss til definisjonene som er utgitt av Society of Petroleum Engineers (SPE) og World Petroleum Council (WPC) og som er omtalt i Annex 1 til Børssirkulære 2 2007 (25.01.07) , # Børssirkulære nr. 2 2007: Retningslinjer for rapportering av hydrokarbonreserver, betingede ressurser og resultat av letevirksomhet.

Reserves are those quantities of petroleum which are anticipated to be commercially recovered from known accumulations from a given date forward.

Det vil selvsagt alltid være usikkerheter knyttet til reserver. I utgangspunktet deler man opp disse i påviste og ikke påviste reserver.

De påviste reservene kan igjen deles opp i påviste utbygde og påviste ikke utbygde. Inndelingen er avhengig av infrastruktur som foreligger og hvilke tilleggsinvesteringer som er nødvendige for å kunne utnytte reservene kommersielt. Utnyttbare reserver kan bare klassifiseres som påviste dersom kommersiell utnyttelse er realistisk.

Ikke påviste reserver kan deles opp i sannsynlige og mulige reserver.

I drøftelsen nedenfor vil vi benytte følgende kategorier:

  1. Påviste reserver (også kjent som P(90) eller 1P)

  2. Påviste og sannsynlige reserver (P(50) eller 2P)

  3. Påviste, sannsynlige og mulige reserver (P(10) eller 3P)

Beregning av avskrivninger

For foretak som benytter US GAAP er praksis at kun påviste reserver benyttes som nevner i avskrivningsbrøken. Investeringer i olje- og gassfelt, for eksempel plattformer og lisenser, avskrives over påviste reserver, mens påviste utbygde reserver brukes som nevner i avskrivningsbrøken for brønninvesteringer.

IFRS gir liten veiledning når det gjelder avskrivningsmetode og tillater derfor både påviste og sannsynlige reserver (P50) som nevner i avskrivningsbrøken. Etter vår oppfatning vil det etter IFRS også være mulig å gjøre bruk av forventede fremtidige investeringer i telleren i avskrivningsbrøken.

Et annet forhold som har betydning er hvorvidt selskapene bruker «full cost» eller «successfull effort»-metoden i sine vurderinger av leteutgifter# Falnes, K. (2006), «Aktiverer oljeselskapet ditt tørre letebrønner?», falnes.nettblogg.no. «Successfull effort» er å anse som en mer konservativ metode fordi kostnadsføring av leteutgifter i betydelig utstrekning foretas i en tidlig fase. Alle utgifter som påløper i prosessen frem til boring av letebrønnen kostnadsføres løpende. Ved bruk av «full cost» aktiveres hovedsakelig alle utgifter knyttet til leting.

Analyse av regnskapspraksis

Hvilken fremgangsmåte olje- og gasselskaper har valgt ved beregningen av avskrivninger, samt hvilken effekt dette kan få på regnskapet, ønsker vi å illustrere ved bruk av stiliserte eksempler# Årsrapporter for 2006 for Altinex ASA, PA Resources, RWE DEA, Norsk Hydro ASA, Statoil ASA, Pertra ASA, Eni, Total. IFRS transition document for Revus, Årsrapport for 2005 for DNO. Beregningene er selvsagt avhengige av forutsetningene som er lagt til grunn og nye forutsetninger vil kunne påvirke resultatet. Vi mener likevel at vi på generelt grunnlag kan uttale oss om konsekvensene for avkastning og resultat ut ifra den praksis som selskapene har valgt.

I vår analyse har vi lagt følgende forutsetninger til grunn:

  • Påviste utbygde reserver: 100

  • Påviste ikke utbygde reserver: 50

  • Totale påviste reserver: 150 (100 + 50)

  • Påviste og sannsynlige reserver: 200

Bokført verdi av investeringene i inngående balanse er 2000 (hvorav 1500 er infrastruktur og lisensinvesteringer, og 500 er brønninvesteringer knyttet til påviste utbygde reserver).

Brønninvesteringer UB år 1 som er nødvendig for å omklassifisere totale påviste ikke utbygde reserver til påviste utbygde reserver, er 500.

Brønninvesteringer i UB år 2 som er nødvendig for å omklassifisere resterende sannsynlige reserver til påviste utbygde reserver, er 500.

Vi har forutsatt følgende produksjonsprofil:

  • År 1: 50

  • År 2: 50 (25 fra opprinnelige utbygde reserver og 25 fra det som opprinnelig var påviste ikke utbygde reserver)

  • År 3: 75 (25 fra opprinnelige utbygde reserver 25 fra opprinnelige påviste ikke utbygde reserver og 25 fra opprinnelig sannsynlige reserver)

  • År 4: 25 (de resterende opprinnelig sannsynlige reservene)

Inntektene til selskapet er 20 per enhet produsert og prisen endres ikke gjennom perioden.

Eksempel 1

Metoden gir avskrivninger som er tilpasset kontantstrømmene slik at avkastningen hvert enkelt år er den samme som for den totale kontantstrømmen. Den totale kontantstrømmen har en internrente på 16,9 %. Vi kjenner ikke til at olje- og gasselskaper har benyttet denne metoden.

Bokført verdi

Omsetning

Avskrivning

Resultat

Avkastning

IB

2000

År 1

1838

1000

662

338

16,90 %

År 2

1649

1000

689

311

16,92 %

År 3

428

1500

1221

279

16,92 %

År 4

0

500

428

72

16,82 %

Eksempel 2

Investeringene i infrastruktur avskrives over totale påviste reserver mens brønnene avskrives over påviste utbygde reserver. Metoden, som er i tråd med FAS 19, benyttes av Hydro, Statoil og Total.

Bokført verdi

Omsetning

Avskrivning

Resultat

Avkastning

IB

2000

År 1

1583

1000

917

83

4,15 %

År 2

1292

1000

792

208

13,14 %

År 3

322

1500

969

531

41,10 %

År 4

0

500

322

178

55,28 %

Metoden medfører forholdsvis høye avskrivninger med tilhørende dårlig avkastning i starten av livssyklusen. Avskrivningsmetoden tar ikke hensyn til investeringer i infrastruktur og lisenser som har som formål å øke påviste reserver. Hydro, Statoil og Total benytter i tillegg «successfull effort» på leteutgifter. Dermed vil disse selskapene få forholdsvis konservative regnskapsløsninger for sine investeringer

Eksempel 3

I dette eksempelet inkluderes forventede fremtidige investeringer i avskrivningsgrunnlaget. Avskrivningene skjer med utgangspunkt i de totale sannsynlige reserver. Denne metoden benyttes av Lundin Petroleum.

Bokført verdi

Omsetning

Avskrivning

Resultat

Avkastning

IB

2000

År 1

1750

1000

750

250

12,50 %

År 2

1500

1000

750

250

14,29 %

År 3

375

1500

1125

375

25,00 %

År 4

0

500

375

125

33,33 %

Et problem med denne avskrivningsmetoden er at dersom man har høye forventede fremtidige investeringer risikerer man at avskrivning i en tidlig produksjonsfase kan overstige den bokførte verdien. Avskrivningsplanen er noe konservativ i en tidlig fase i forhold til den kontantstrømtilpassede avskrivningsplanen i eksempel 1, men er mer lik den kontantstrømtilpassede avskrivningsplanen enn eksempel 2. Lundin Petroleum bruker «full cost» for leteutgifter, noe som medfører mindre avskrivninger i starten av prosjektet sammenlignet med Hydro, Statoil og Total.

Eksempel 4

Avskrivningene på investeringer i infrastruktur avskrives ved bruk av sannsynlige reserver, mens brønnene avskrives ved å benytte totale påviste reserver. Metoden benyttes av Altinex.

Bokført verdi

Omsetning

Avskrivning

Resultat

Avkastning

IB

2000

År 1

1958

1000

542

458

22,90 %

År 2

1667

1000

792

208

10,62 %

År 3

417

1500

1250

250

15,00 %

År 4

0

500

417

83

19,90 %

Metoden gir lavere avskrivninger i begynnelsen av livssyklusen enn eksemplene ovenfor. Årsaken til lave avskrivninger er at beregningene ikke tar hensyn til fremtidige investeringer for å få tak i de ikke påviste reservene og de resterende sannsynlige reservene. Dersom investeringene for å få tak i disse reservene er forholdsvis lave sammenlignet med bokført verdi, vil metoden gi en god tilnæring til den kontantstrømbaserte metoden. Altinex benytter «successfull effort».

Eksempel 5

Alle investeringer avskrives med bruk av sannsynlige reserver. Metoden benyttes av DNO og Revus. Sistnevnte selskap innførte metoden i forbindelse med overgangen til IFRS. Tidligere hadde selskapet en mer konservativ avskrivningsmetode.

Bokført verdi

Omsetning

Avskrivning

Resultat

Avkastning

IB

2000

År 1

2000

1000

500

500

25,00 %

År 2

1833

1000

667

333

16,65 %

År 3

458

1500

1375

125

6,82 %

År 4

0

500

458

42

9,17 %

Etter vår oppfatning må fremgangsmåten kunne karakteriseres som ekspansiv i vårt eksempel fordi avskrivningene er forholdsvis lave i en tidlig fase. Forklaringen er at nevneren i brøken inkluderer investeringer som ikke er foretatt ennå. Basert på vår analyse er det en del som tyder på at Revus, som er et forholdsvis nytt oljeselskap, vil få økte avskrivningskostnader i fremtiden. DNO med produserende felt, som også er anskaffet relativt nylig, vil være i en tilsvarende situasjon. Begge selskapene benytter imidlertid «successful effort», noe som isolert sett medfører konservative regnskapsprinsipper.

Eksempel 6

Metoden, som benyttes av RWE og Mærsk, innebærer at avskrivninger av investeringene skal foretas lineært.

Bokført verdi

Omsetning

Avskrivning

Resultat

Avkastning

IB

2000

År 1

2000

1000

500

500

25,00 %

År 2

1833

1000

667

333

16,65 %

År 3

917

1500

917

583

31,81 %

År 4

0

500

917

-417

-45,47 %

Etter vår oppfatning medfører metoden en mangelfull sammenstilling av inntekter og kostnader, i hvert fall i slutten av perioden. En forklaring på hvorfor selskapene har benyttet denne fremgangsmåten, foruten metodens enkelhet, er kanskje at både RWE og Mærsk ikke er typiske olje- og gasselskap. Begge selskapene driver annen vesentlig virksomhet enn oljevirksomhet. Vi antar at selskapene ut fra en vesentlighetsbetraktning har valgt å benytte lineære avskrivninger i tråd med resten av virksomheten. Disse selskapenes regnskapsmetoder vurderer vi for å være ekspansive, men det er likevel grunn til å anta at den anvendte metode ikke vil få vesentlig betydning på konsernregnskapet for gruppen.

Eksempel 7

Metoden tar i bruk dekomponering# Begrepet dekomponering brukes her om fordelingen av en investering til ulike deler av reservene. Begrepet, slik det er benyttet i IAS 16, er i større grad knyttet til en oppdeling av driftsmidler/investeringer i separate enkeltdeler i forhold til forventet utnyttbar levetid. av opprinnelig investering og benyttes av ENI. Her har vi forutsatt at investering i infrastruktur og lisenser på totalt 1500 er fordelt på påviste reserver med halvparten (altså 750) mens de siste 750 er fordelt på påviste utbygde reserver med 375 og på resterende sannsynlige reserver med 375. Før delen som er dekomponert til påviste ikke-utbygde reserver og gjenværende sannsynlige reserver, er klassifisert til påviste utbygde reserver, blir ikke avskrivninger av infrastruktur og lisenser påbegynt. Brønninvesteringer er tilordnet de enkelte reservegruppene.

Bokført verdi

Omsetning

Avskrivning

Resultat

Avkastning

År 1

1875

1000

625

375

18,75 %

År 2

1625

1000

750

250

13,33 %

År 3

437,5

1500

1187,5

312,5

19,23 %

År 4

0

500

437,5

62,5

14,29 %

Vi ser at avskrivningsplanen samsvarer i betydelig utstrekning med eksempel 1, dvs. man unngår store svingninger i avkastningen. Man kan også hevde at dekomponeringen, i større grad enn hos øvrige foretak i eksempelutvalget, er i tråd med IAS 16. Ulempen med denne metoden, og for dekomponering generelt, er at den er krevende for regnskapsprodusentene. Etter vår oppfatning gir metoden relevant og god informasjon til regnskapsbrukerne. ENI bruker «full cost» ved kostnadsføring av leteutgifter.

Eksempel 8

Alle investeringer avskrives ved å ta utgangspunkt i påviste utbygde reserver. Metoden benyttes av Pertra.

Bokført verdi

Omsetning

Avskrivning

Resultat

Avkastning

IB

2000

År 1

1500

1000

1000

0

0,00 %

År 2

1250

1000

750

250

16,67 %

År 3

312,5

1500

937,5

562,5

45,00 %

År 4

0

500

312,5

187,5

60,00 %

Av analysen fremgår det at avskrivningskostnadene er betydelige i en tidlig fase. Selskapet benytter i tillegg «successfull effort» noe som medfører lave resultater i den tidlige fasen. Pertra er ikke et konsern, og selskapet har valgt å ikke benytte IFRS i sine regnskaper. Men det er ikke utenkelig at selskapet på et senere tidspunkt vil velge å benytte regnskapsmetoder i tråd med andre børsnoterte oljeforetak som benytter IFRS.

Eksempel 9

Installasjoner avskrives lineært over feltets levetid, og øvrige investeringer avskrives etter produksjonsenhetsmetoden basert på påviste og sannsynlige reserver. Metoden benyttes av PA Resources.

Vi forutsetter at installasjonene er 750 av de 1500 som er investert opprinnelig og at lisensinvesteringen, som avskrives etter produksjonsenhetsmetoden, er de resterende 750.

Bokført verdi

Omsetning

Avskrivning

Resultat

Avkastning

IB

2000

År 1

2000

1000

500

500

25,00 %

År 2

1834

1000

666

334

16,70 %

År 3

553

1500

1281

219

11,94 %

År 4

0

500

553

-53

-9,58 %

Fremgangsmåten i vårt eksempel er en kombinasjon av to avskrivningsplaner som begge har lave avskrivningskostnader i begynnelsen av perioden. PA Resources bruker i tillegg «full cost» noe som forbedrer lønnsomheten i starten ytterligere. PA Resources er, i likhet med flere andre mindre oljeselskaper på Oslo Børs, i en forholdsvis tidlig fase, noe som kan tyde på at selskapet vil få økte avskrivninger fremover.

Oppsummering

Tabellen nedenfor viser en oversikt over hvilke metoder som er benyttet for selskapene som inngår i vårt utvalg.

Selskap

Benytter IFRS?

AvskrivningProduksjons-enhetsmetoden?

Metode«Successful effort/full cost»?

Altinex

X

X

SE

PA Resources

X

X

FC

Revus

X

X

SE

DNO

X

X

SE

Pertra

X

SE

ENI

X

X

FC

Mærsk

X

FC

Total

X

X

SE

Hydro

X

SE

Statoil

X

SE

RWE DEA

X

FC

Lundin Petroleum

X

X

FC

Regnskapsføring etter US GAAP, som benyttes av Hydro, Statoil og Total, har vært kritisert fordi den medfører konservative avskrivningsplaner. For selskaper som benytter IFRS, får vi motsatt effekt, med lave avskrivninger i en tidlig fase. Lave avskrivninger er spesielt fremtredende i de tilfellene der sannsynlige reserver inkluderes i nevneren.

Etter vår vurdering vil dekomponeringsløsningen, slik den er presentert i prinsippnoten til ENI, være en løsning som i stor grad er i tråd med IFRS. Med våre forutsetninger gir denne avskrivningsmetoden en rimelig god tilnærming til den teoretiske kontantstrømbaserte avskrivningsplanen.

Vi ser en tendens til at selskaper som ikke på noen måte er påvirket av US GAAP, tenderer mot å velge avskrivningsplaner som gir lavere avskrivninger i starten, og at selskaper som har mye annen virksomhet, for eksempel RWE og Mærsk, ikke benytter produksjonsenhetsmetoden i det hele tatt.

Lundin er alene i vårt utvalg om å inkludere forventede fremtidige investeringer i avskrivningsgrunnlaget, noe som i henhold til våre eksempler gir en forholdsvis konservativ avskrivningsmetode. Kombinert med bruk av «full cost» blir virkningen på resultatet i begynnelsen av perioden ikke påfallende.

Revus, DNO og Altinex har valgt å benytte forholdsvis lave avskrivninger i starten, men forholdet oppveies delvis av at selskapene benytter «successful effort».

PA Resources benytter «full cost» kombinert med en avskrivningsmetode som gir lave avskrivninger i starten. Begge metodene medfører høye resultater i begynnelsen av prosjektene.