Libia da luz verde al contrato del bloque O7 con Repsol, TPAO y MOL Group en aguas ultraprofundas del Mediterráneo

Tras casi 20 años de parón en las grandes licitaciones petroleras, Libia ha vuelto al mapa energético internacional con un movimiento estratégico. En junio de 2026, la Corporación Nacional de Petróleo (NOC, por sus siglas en inglés) firmó un Acuerdo de Producción Compartida (PSA, por sus siglas en inglés) con un consorcio formado por la española Repsol, la estatal turca TPAO y el grupo húngaro MOL para explorar el bloque de aguas profundas O7, en el mar Mediterráneo. Este contrato supone la primera gran inversión extranjera en exploración upstream ligada a la polémica pero renovada ronda de licitación de 2025, diseñada para frenar la sangría de inversiones que ha sufrido el país desde la caída de Gadafi .

El consorcio del O7: ¿cómo se reparten el pastel?

El corazón del acuerdo está en el reparto accionarial y la responsabilidad operativa de un bloque que es casi tan grande como toda la comunidad autónoma de Galicia. Las cartas están claras:

• Repsol: controla un 40% y será la operadora del proyecto, un papel clave que consolida su posición en el país, donde ya opera el enorme campo de Sharara .
• TPAO (Turkish Petroleum Corporation): mantiene otro 40%, reforzando la creciente influencia energética de Turquía en la cuenca mediterránea .
• MOL Group: se queda con el 20% restante, asegurándose su primera entrada directa en la exploración upstream de Libia, un movimiento estratégico para Budapest de cara a diversificar sus fuentes de suministro más allá del gas ruso .

El Bloque O7 está situado a unos 140 kilómetros al noroeste de Bengasi, la segunda ciudad más importante del país, y cubre más de 10.300 kilómetros cuadrados en aguas que, en algunos puntos, superan los 1.500 metros de profundidad. Esto lo convierte en un proyecto de alta complejidad técnica y una factura de cientos de millones de euros para iniciar las campañas sísmicas y los sondeos exploratorios .

El nuevo cebo fiscal: ¿qué hace atractivo al EPSA V?

Si durante años las grandes petroleras huyeron de Libia, no fue solo por las milicias y el caos político. El verdadero problema eran los números. Bajo el antiguo modelo EPSA IV, el estado libio se quedaba con entre un 70% y un 90% de la producción, dejando a las empresas con una rentabilidad casi simbólica de apenas 5 a 15 millones de dólares por cada hipotético bloque de 100 millones, según análisis del sector .

Para remediarlo, Trípoli ha sacado de la manga el nuevo EPSA V. Las mejoras clave que han convencido a los inversores incluyen:

• Recorte de la tajada estatal: las proyecciones apuntan a una participación del estado en torno al 66%, mucho más alineada con otros países de la región .
• Recuperación acelerada de la inversión: se acaban los complejos cálculos del pasado. El nuevo marco fija una tasa de recuperación de costes más rápida y simplifica el reparto de beneficios, lo que podría elevar la tasa interna de retorno (TIR) hasta un 18-22%, un salto abismal frente al ridículo 2.5% que ofrecía el modelo anterior .

Aunque la letra pequeña del EPSA V no se ha publicado al detalle, lo visto hasta ahora coloca a Libia en una posición fiscal mucho más competitiva frente a otros destinos de inversión frontera como Guyana o Surinam .

Una ronda agridulce: pocos ganadores, pero de peso

El contrato del O7 es el fruto directo de la primera ronda de licencias en 17 años, lanzada formalmente en marzo de 2025 y resuelta el 11 de febrero de 2026. La intención era rejuvenecer el sector de hidrocarburos, paralizado por la fragmentación política que divide al país entre gobiernos rivales en Trípoli y el este .

El resultado final fue más modesto de lo que algunos esperaban: solo se adjudicaron 5 de los 22 bloques ofertados inicialmente . Sin embargo, la lista de ganadores tiene nombres de primer nivel. Los bloques con premio fueron:

Bloque	Ganador(es)
O7 (offshore)	Repsol (40%, operador), TPAO (40%), MOL Group (20%) .
O1 (offshore)	Eni (60%) y QatarEnergy (40%) .
S4 (onshore, Cuenca Sirte)	Chevron, que se impuso al tándem TotalEnergies-ConocoPhillips .
C3 (onshore, Cuenca Sirte)	Repsol y TPAO .
M1 (onshore, Cuenca Murzuq)	La nigeriana Aiteo Group, un nuevo actor en el país .

El regreso de la estadounidense Chevron tras 15 años de ausencia es el titular más llamativo, junto con la entrada de la húngara MOL y de Aiteo .

La letra pequeña: objetivos ambiciosos y riesgos reales

El Primer Ministro Abdulhamid Dbeibah, reconocido internacionalmente, ha vinculado estas adjudicaciones a un objetivo de producción muy optimista: añadir 850.000 barriles diarios en los próximos 25 años y rozar los 2 millones de barriles al día antes de que acabe esta década .

Para los socios europeos, el atractivo va más allá del dinero. MOL Group ha destacado explícitamente que este movimiento es un "hito estratégico para la seguridad energética de Europa Central y del Este", ya que abre una vía de suministro alternativa a los gasoductos rusos desde el Mediterráneo .

Aun así, poner una plataforma en el Mediterráneo oriental es una cosa, y mantenerla a salvo es otra muy distinta. La inestabilidad política sigue siendo el elefante en la sala. El propio presidente de la NOC, Massoud Suleman, anunció las firmas de los PSA, pero la capacidad real de su corporación para garantizar la estabilidad de los contratos a largo plazo sigue en entredicho, en un país con dos gobiernos enfrentados y una paz siempre frágil. La última década ha demostrado que los bloqueos a los campos petroleros, incluso los ya operativos, pueden ocurrir de un día para otro .

La operación del O7 es, por tanto, un voto de confianza calculado. Repsol, TPAO y MOL Group apuestan por que el potencial geológico de las aguas profundas libias, combinado con la mejora del marco fiscal, compense el complejo rompecabezas político. El acuerdo logra poner a Libia de nuevo en el radar de las grandes petroleras; la verdadera medida de su éxito solo se verá cuando las brocas perforen el lecho marino.