De acordo com pt.wedoany.com-A presidência da Nigéria divulgou em 11 de agosto que o presidente Bola Tinubu aprovou o "Decreto de Incentivos Fiscais para Projetos de Petróleo e Gás em Águas Profundas de 2026". O decreto, assinado em 6 de agosto e publicado no diário oficial em 10 de agosto, substituirá as negociações projeto a projeto por critérios de elegibilidade e procedimentos de implementação uniformes, com o objetivo de atrair até US$ 50 bilhões em investimentos em petróleo e gás em águas profundas.
As novas regras abrangem arrendamentos existentes em águas profundas, bem como arrendamentos concedidos após 28 de fevereiro de 2024 ou formados pela conversão de licenças relacionadas. Projetos sob arrendamentos existentes devem tomar a decisão final de investimento até 31 de dezembro de 2029 e notificar a Comissão Reguladora de Petróleo Upstream da Nigéria dentro de 30 dias após a decisão. Projetos que não cumprirem o prazo sem prorrogação por força maior terão o crédito fiscal padrão de produção reduzido pela metade.
O crédito fiscal para projetos de petróleo bruto é calculado em faixas com base nas reservas recuperáveis. Projetos com reservas recuperáveis não superiores a 400 milhões de barris de óleo equivalente podem solicitar crédito de US$ 3 por barril ou 20% do preço do petróleo de referência fiscal, o que for menor, com volume acumulado aplicável não superior a 150 milhões de barris; projetos com reservas recuperáveis superiores a 400 milhões de barris de óleo equivalente têm o padrão de crédito elevado para US$ 4,5 por barril ou 20% do preço do petróleo de referência fiscal, com volume acumulado aplicável não superior a 500 milhões de barris. Arrendamentos concedidos após 28 de fevereiro de 2024 podem ainda adicionar um crédito de US$ 1 por barril; quando o preço do petróleo de referência fiscal for inferior a US$ 50 por barril, o crédito do mês correspondente será reduzido pela metade.
Projetos de gás não associado também estão incluídos no escopo de incentivos. Projetos com teor de hidrocarbonetos líquidos não superior a 30 barris por milhão de pés cúbicos padrão podem solicitar crédito de US$ 1 por mil pés cúbicos padrão ou 30% do preço do gás de referência fiscal; projetos com teor de hidrocarbonetos líquidos superior a 30 barris, mas não superior a 100 barris, têm padrão de crédito de US$ 0,5 por mil pés cúbicos padrão ou 30% do preço do gás de referência fiscal. O volume de gás acumulado aplicável para ambas as categorias é de 5 trilhões de pés cúbicos.
Projetos greenfield elegíveis podem continuar a solicitar o crédito fiscal complementar de produção. A soma do crédito padrão e do crédito complementar é de no máximo US$ 11,5 por barril para projetos de petróleo bruto e US$ 8 por barril de óleo equivalente para projetos de gás não associado. Alguns contratos de partilha de produção também podem redefinir a proporção de distribuição do petróleo-lucro, com contratante e governo dividindo na proporção inicial de 70:30, com recuperação de custos e apuração tributária separadas para projetos aprovados.
A engenharia dos projetos deve, em princípio, ser executada em território nigeriano. Equipamentos de longo prazo no caminho crítico de construção, bem como trabalhos cujo custo integrado de execução no país seja superior a 10% em relação ao exterior, podem ser executados no exterior após aprovação do Conselho de Desenvolvimento e Monitoramento de Conteúdo Nigeriano. As empresas requerentes devem apresentar à Receita Federal da Nigéria um modelo econômico aberto contendo premissas de custo, preço, produção e fiscais, e a autoridade tributária deve decidir no prazo de 45 dias após o recebimento da documentação completa.
O crédito será calculado mensalmente após o início da produção, com base nos volumes reais de produção e vendas, e só poderá ser usado em projetos aprovados. Créditos não utilizados podem ser transportados para frente por até quatro anos, sem direito a reembolso, transferência, venda ou desconto. Quando o custo técnico unitário do projeto exceder o benchmark regulatório, o crédito será reduzido em 10%; caso os benefícios sejam obtidos por meio de declarações falsas, ocultação de dados ou violação das condições de aprovação, a autoridade tributária poderá revogar a elegibilidade e cobrar impostos devidos, multas e juros.
A presidência da Nigéria listou o projeto de águas profundas Bonga South West da Shell, com investimento de cerca de US$ 10 bilhões, como um dos primeiros projetos aplicáveis ao novo marco, com decisão final de investimento prevista para 2027. A Comissão Reguladora de Petróleo Upstream da Nigéria prevê que 22 grandes projetos offshore serão promovidos entre 2026 e 2030, com potencial de investimento entre US$ 30 bilhões e US$ 50 bilhões; desde 2024, o valor dos planos de desenvolvimento de campos de petróleo e gás aprovados pela agência já ultrapassou US$ 57 bilhões.
