es.wedoany.com Noticia: La presidencia de Nigeria reveló el 11 de agosto que el presidente Bola Tinubu ha aprobado la "Orden de Incentivos (Exención Fiscal) para Proyectos de Petróleo y Gas en Aguas Profundas de 2026". La orden, firmada el 6 de agosto y publicada en la gaceta oficial el 10 de agosto, sustituirá las negociaciones proyecto por proyecto con criterios de elegibilidad y procedimientos de implementación uniformes, con el objetivo de atraer hasta 50.000 millones de dólares en inversiones en petróleo y gas de aguas profundas.

La nueva normativa cubre los arrendamientos existentes en aguas profundas, así como los arrendamientos otorgados después del 28 de febrero de 2024 o los formados mediante la conversión de licencias pertinentes. Los proyectos bajo arrendamientos existentes deben tomar su decisión final de inversión antes del 31 de diciembre de 2029 y notificar a la Comisión Reguladora del Petróleo Upstream de Nigeria dentro de los 30 días posteriores a dicha decisión. Para los proyectos que no cumplan el plazo sin una prórroga por fuerza mayor, el crédito fiscal estándar por producción se reducirá a la mitad.

El crédito fiscal para proyectos de crudo se calcula por tramos según las reservas recuperables. Los proyectos con reservas recuperables no superiores a 400 millones de barriles equivalentes de petróleo pueden solicitar un crédito de 3 dólares por barril o el 20% del precio del petróleo de referencia fiscal, el que sea menor, con un volumen acumulado aplicable no superior a 150 millones de barriles; los proyectos con reservas recuperables superiores a 400 millones de barriles equivalentes de petróleo pueden optar a un crédito mejorado de 4,5 dólares por barril o el 20% del precio del petróleo de referencia fiscal, con un volumen acumulado aplicable no superior a 500 millones de barriles. Los arrendamientos otorgados después del 28 de febrero de 2024 pueden añadir un crédito adicional de 1 dólar por barril; cuando el precio del petróleo de referencia fiscal sea inferior a 50 dólares por barril, el crédito del mes correspondiente se reducirá a la mitad.

Los proyectos de gas no asociado también están incluidos en el ámbito de los incentivos. Los proyectos con un contenido de hidrocarburos líquidos no superior a 30 barriles por millón de pies cúbicos estándar pueden solicitar un crédito de 1 dólar por mil pies cúbicos estándar o el 30% del precio del gas de referencia fiscal; los proyectos con un contenido de hidrocarburos líquidos superior a 30 barriles pero no superior a 100 barriles pueden optar a un crédito de 0,5 dólares por mil pies cúbicos estándar o el 30% del precio del gas de referencia fiscal. El volumen de gas acumulado aplicable para ambas categorías de proyectos es de 5 billones de pies cúbicos.

Los proyectos greenfield elegibles pueden seguir solicitando el crédito fiscal complementario por producción. La suma del crédito estándar y el crédito complementario alcanza un máximo de 11,5 dólares por barril para proyectos de crudo y 8 dólares por barril equivalente de petróleo para proyectos de gas no asociado. Algunos contratos de producción compartida también pueden redefinir la proporción de distribución del petróleo excedente, con una proporción inicial de 70:30 entre el contratista y el gobierno, y realizar la recuperación de costos y el cálculo fiscal de forma independiente para los proyectos aprobados.

En principio, la ingeniería de los proyectos debe ejecutarse dentro del territorio de Nigeria. Los equipos de ciclo largo en la ruta crítica de construcción, así como los trabajos cuyo costo integral de ejecución en el país supere en más del 10% al del extranjero, pueden realizarse en el exterior tras la aprobación de la Junta de Desarrollo y Supervisión de Contenido Nigeriano. Las empresas solicitantes deben presentar a la autoridad fiscal nigeriana un modelo económico abierto que incluya supuestos de costos, precios, producción y fiscales, y la autoridad fiscal debe emitir su decisión dentro de los 45 días posteriores a la recepción de la documentación completa.

El monto del crédito se calculará mensualmente después de la puesta en marcha del proyecto, con base en la producción y las ventas reales, y solo podrá utilizarse para el proyecto aprobado. Los créditos no utilizados podrán trasladarse hacia adelante por un máximo de cuatro años, sin derecho a reembolso, transferencia, venta o descuento. Cuando el costo técnico unitario del proyecto supere el punto de referencia regulatorio, el crédito se reducirá en un 10%; si los beneficios se obtienen mediante declaraciones falsas, ocultación de datos o incumplimiento de las condiciones de aprobación, la autoridad fiscal podrá revocar la elegibilidad y exigir el pago de impuestos atrasados, multas e intereses.

La presidencia de Nigeria ha incluido el proyecto de aguas profundas Bonga South West de Shell, con una inversión de aproximadamente 10.000 millones de dólares, como uno de los primeros proyectos aplicables al nuevo marco, y se espera que este proyecto tome su decisión final de inversión en 2027. La Comisión Reguladora del Petróleo Upstream de Nigeria prevé que entre 2026 y 2030 se impulsarán 22 grandes proyectos costa afuera, con un potencial de inversión de entre 30.000 y 50.000 millones de dólares; desde 2024, el valor de los planes de desarrollo de campos de petróleo y gas aprobados por la Comisión ha superado los 57.000 millones de dólares.