fr.wedoany.com Rapport : La présidence nigériane a révélé le 11 août que le président Bola Tinubu avait approuvé le « Décret d'incitation (allègement fiscal) pour les projets d'hydrocarbures en eaux profondes de 2026 ». Ce décret, signé le 6 août et publié au Journal officiel le 10 août, remplace les négociations projet par projet par des critères d'éligibilité et des procédures de mise en œuvre uniformes, et vise à attirer jusqu'à 50 milliards de dollars d'investissements dans les hydrocarbures en eaux profondes.
Les nouvelles règles couvrent les baux existants en eaux profondes, ainsi que les baux accordés après le 28 février 2024 ou résultant de la conversion de permis associés. Les projets relevant des baux existants doivent prendre une décision finale d'investissement avant le 31 décembre 2029 et en informer la Commission de réglementation pétrolière en amont du Nigeria dans les 30 jours suivant cette décision. Pour les projets qui ne respectent pas ce délai sans bénéficier d'une prolongation pour cause de force majeure, le montant du crédit d'impôt standard sur la production sera réduit de moitié.
Le crédit d'impôt pour les projets pétroliers bruts est calculé par tranches en fonction des réserves récupérables. Les projets dont les réserves récupérables ne dépassent pas 400 millions de barils équivalent pétrole peuvent demander un crédit de 3 dollars par baril ou de 20 % du prix du pétrole à des fins fiscales, le montant retenu étant le plus faible des deux, avec un volume de production cumulé éligible ne dépassant pas 150 millions de barils ; pour les projets dont les réserves récupérables dépassent 400 millions de barils équivalent pétrole, le crédit est relevé à 4,5 dollars par baril ou à 20 % du prix du pétrole à des fins fiscales, avec un volume de production cumulé éligible ne dépassant pas 500 millions de barils. Les baux accordés après le 28 février 2024 peuvent également bénéficier d'un crédit supplémentaire de 1 dollar par baril ; lorsque le prix du pétrole à des fins fiscales est inférieur à 50 dollars par baril, le crédit du mois concerné est réduit de moitié.
Les projets de gaz non associé sont également inclus dans le champ des incitations. Les projets dont la teneur en hydrocarbures liquides ne dépasse pas 30 barils par million de pieds cubes standard peuvent bénéficier d'un crédit de 1 dollar par millier de pieds cubes standard ou de 30 % du prix du gaz à des fins fiscales ; pour les projets dont la teneur en hydrocarbures liquides est supérieure à 30 barils mais ne dépasse pas 100 barils, le crédit est fixé à 0,5 dollar par millier de pieds cubes standard ou à 30 % du prix du gaz à des fins fiscales. Le volume de gaz cumulé éligible pour les deux catégories de projets est de 5 000 milliards de pieds cubes.
Les projets greenfield éligibles peuvent continuer à demander un crédit d'impôt supplémentaire sur la production. En cumulant le crédit standard et le crédit supplémentaire, le plafond est de 11,5 dollars par baril pour les projets pétroliers bruts et de 8 dollars par baril équivalent pétrole pour les projets de gaz non associé. Certains contrats de partage de production peuvent également redéfinir la répartition du pétrole-bénéfice, avec une répartition initiale entre l'entrepreneur et le gouvernement selon un ratio de 70∶30, ainsi qu'une comptabilité distincte des coûts et une fiscalité propre pour les projets approuvés.
Les travaux du projet doivent en principe être réalisés sur le territoire nigérian. Les équipements à long délai de livraison situés sur le chemin critique de construction, ainsi que les travaux dont le coût global d'exécution locale est supérieur de plus de 10 % à celui de l'étranger, peuvent être réalisés à l'étranger après approbation du Conseil de développement et de surveillance du contenu local nigérian. Les entreprises demandeuses doivent soumettre à l'administration fiscale nigériane un modèle économique ouvert incluant les coûts, les prix, les volumes de production et les hypothèses fiscales ; l'administration fiscale doit rendre sa décision dans les 45 jours suivant la réception du dossier complet.
Le montant du crédit sera calculé mensuellement après la mise en production du projet, sur la base des volumes de production et de vente réels, et ne pourra être utilisé que pour le projet approuvé. Les crédits non utilisés peuvent être reportés en avant sur une période maximale de quatre ans, sans possibilité de remboursement, de transfert, de vente ou d'escompte. Lorsque le coût technique unitaire du projet dépasse le référentiel réglementaire, le crédit sera réduit de 10 % ; en cas d'obtention d'avantages par de fausses déclarations, de dissimulation de données ou de non-respect des conditions d'approbation, l'administration fiscale peut retirer l'éligibilité et procéder au recouvrement des impôts, des pénalités et des intérêts.
La présidence nigériane a classé le projet en eaux profondes Bonga South West de Shell, d'un investissement d'environ 10 milliards de dollars, parmi les premiers projets éligibles au nouveau cadre ; ce projet devrait prendre sa décision finale d'investissement en 2027. La Commission de réglementation pétrolière en amont du Nigeria prévoit que 22 grands projets offshore seront lancés entre 2026 et 2030, avec un potentiel d'investissement de 30 à 50 milliards de dollars ; depuis 2024, le montant des plans de développement de champs pétroliers et gaziers approuvés par cette commission a dépassé 57 milliards de dollars.
