Wie Ölkonzerne Ölreserven in ihren Bilanzen verbuchen
Wie erfassen Ölunternehmen Ölreserven?
Ölreserven sind geschätzte Rohölmengen, bei denen ein hohes Maß an Sicherheit, in der Regel 90 %, der Existenz und Ausbeutbarkeit besteht. Mit anderen Worten, es handelt sich um geschätzte Rohölmengen, von denen Ölkonzerne glauben, dass sie an einem bestimmten Ort vorhanden sind und gefördert werden können.
Nach Angaben der Securities Exchange and Commission (SEC) sind Ölgesellschaften verpflichtet, diese Reserven den Anlegern durch ergänzende Informationen zum Jahresabschluss zu melden. Es ist wichtig zu beachten, dass Öl, das sich noch im Boden befindet, erst dann als Vermögenswert angesehen wird, wenn es gefördert und gefördert wird. Sobald das Öl produziert wird, Ölgesellschaften im Allgemeinen Liste, was nicht als Erzeugnisse und Waren verkauft Inventar.
Die zentralen Thesen
- Ölreserven sind geschätzte Rohölmengen, bei denen ein hohes Maß an Sicherheit, in der Regel 90 %, der Existenz und Ausbeutbarkeit besteht.
- Ölreserven sind geschätzte Rohölmengen, von denen Ölkonzerne glauben, dass sie an einem bestimmten Ort vorhanden sind und ausgebeutet werden können.
- Für den Ausweis von Ölreserven gibt es zwei Bilanzierungsmethoden, darunter die Vollkostenmethode, die die Aktivierung der Explorationskosten ermöglicht.
- Die Methode der erfolgreichen Bemühungen erfordert jedoch, dass Ölunternehmen die Kosten sofort aufwenden, es sei denn, die Bohrlöcher fördern Öl.
Verstehen, wie Ölreserven erfasst werden
Die Menge der Ölreserven, bei denen eine hohe Wahrscheinlichkeit der Gewinnung besteht, wird als nachgewiesene Reserven bezeichnet. Unternehmen führen ihre nachgewiesenen Reserven im ergänzenden Abschnitt ihres Jahresabschlusses auf. Nachgewiesene Reserven werden in der Regel in zwei Kategorien unterteilt, die als erschlossen und unerschlossen bezeichnet werden.
Erschlossene Reserven sind die Reserven, die sich in der Pipeline befinden und von denen vernünftigerweise erwartet werden kann, dass sie aus bestehenden Bohrlöchern gewonnen werden. Nicht erschlossene Reserven umfassen typischerweise Reserven, die von neuen Bohrlöchern erwartet werden, sowie die Erweiterung und Vertiefung bestehender Bohrlöcher.
Ölgesellschaften können ihre Reserven bewerten, indem sie ihren Nettobarwert abzüglich der Förderkosten ermitteln – in der Branche auch als „Lifting Costs“ bekannt. Für dieErfassung der mit der Ölexploration verbundenen Kostengibt es Vollkostenmethode (FC)wählen. Die Wahl der Methode ist wichtig, da sie bestimmen kann, ob die Kosten als Aufwand behandelt werden oder ob sie aktiviert werden können.
Aktivierte Kosten sind Kosten, die nicht als Aufwand erfasst werden, wenn sie anfallen. Stattdessen werden die Kosten über die Zeit verteilt, sodass das Unternehmen Einnahmen aus dem Vermögenswert erzielen kann. Die Aktivierung von Kosten hilft Unternehmen, da sie nicht den vollen Aufwand im ersten Jahr realisieren müssen.
Methode der erfolgreichen Bemühungen
Die Erfolgsrechnungsmethode ist eine eher konservative Methode, um die Aktivierung von Explorationskosten zu ermöglichen. Die Kosten für das Bohren einer Ölquelle können nur aktiviert werden, wenn die Bohrung erfolgreich ist. Wenn das Bohrloch nicht erfolgreich ist – ein sogenanntes Trockenloch – müssen die Kosten für diesen Zeitraum als Aufwand mit den Einnahmen verrechnet werden. Befürworter der erfolgreichen Methode schlagen vor, dass Ölunternehmen nur die Explorationskosten für Bohrlöcher, die Öl fördern, aktivieren dürfen.
Vollkostenmethode
Es gibt jedoch auch andere in der Ölindustrie, die glauben, dass der Explorationsprozess – unabhängig vom Erfolg – ein Teil der Ölexploration ist und kapitalisiert werden sollte.
Nach der Vollkostenmethode können Ölgesellschaften alle Betriebskosten aktivieren, die mit der Suche und Förderung neuer Ölreserven verbunden sind. Mit anderen Worten: Grundstückskauf, Explorations, Bohr- und Entwicklungskosten werden aktiviert. Die Kosten werden summiert und in Kostenpools – Vollkostenpools (FCP) – für jedes Land zusammengefasst.
Wenn das Unternehmen beispielsweise über 2 Millionen Barrel Ölreserven und einen FCP von 50 Millionen US-Dollar verfügt, kostet jedes Barrel theoretisch 25 US-Dollar. Bei der Produktion von Barrel werden dem FCP 25 US-Dollar in Rechnung gestellt. Bei einer Förderung von 500.000 Barrel sinken die Reserven auf 1,5 Millionen und der FCP auf 37,5 Millionen US-Dollar.
Verfolgung der tatsächlichen Kosten von Rohöl
Bei dieser Methode muss das Unternehmen nachweisen, dass seine Reserven einen Wert aufweisen, der den FCP-Wert übersteigt. Ist dies nicht der Fall, ist der Wert der Rücklagen nach der „Deckentest-Abschreibung“ abzuschreiben. Bei erfolgreichen Bemühungen wird jede Kostenstelle oder Gruppe von Anlagen separat verfolgt, damit die tatsächlichen Kosten gemessen werden. Auf diese Weise kann eine Kostenstelle einen Gewinn erzielen, während eine andere einen Verlust erwirtschaftet.
Nur wenn die Anschaffungskosten aktiviert werden, gelten diese Anschaffungskosten als Vermögenswert, der im Laufe der Zeit abgeschrieben wird. Es ist wichtig zu beachten, dassdie SEC von ihnen verlangt, ihre Ansprüche zu beweisen und entsprechende Dokumente einzureichen, bevor sie Ölreserven durch ergänzende Informationen zum Jahresabschluss auflisten können.
Für Öl- und Gasunternehmen gelten Ölreserven als erschöpfendes Gut, denn je mehr Reserven sie gewinnen, desto weniger Produkt stehen ihnen in Zukunft zum Verkauf zur Verfügung. Reserven sind im Allgemeinen das wertvollste Gut, das ein Ölkonzern besitzt; Bewährte Schätzungen sind im Bericht an die Anleger enthalten, jedoch in der Regel nicht bewertet.
Beispiel aus der Praxis für die Erfassung von Ölreserven
Nachfolgend finden Sie die jährliche Zusammenfassung der Ölreserven der Exxon Mobil Corporation (XOM ) für 2018, wie im 10K-Bericht des Unternehmens berichtet. Die nachgewiesenen Reserven werden nach erschlossen und unerschlossen aufgegliedert.
- Die insgesamt entwickelten Ölreserven von Exxon beliefen sich 2018 auf 5,1 Milliarden Barrel.
- Die gesamten nicht erschlossenen nachgewiesenen Reserven beliefen sich im Berichtszeitraum auf 4,1 Milliarden Barrel.
- Die nachgewiesenen Gesamtreserven von Exxon für das Jahr betrugen 9,26 Milliarden Barrel – unten und orange hervorgehoben.
Diese Frage wurde von Chizoba Morah beantwortet.