Libye : le bloc O7 relance l'exploration offshore avec Repsol, TPAO et MOL Group

Après une pause de près de deux décennies dans l'octroi de licences internationales d'envergure, la Libye a signé en juin 2026 un accord de partage de production (APP) avec un consortium mené par Repsol pour le bloc d'exploration offshore profond O7, situé en mer Méditerranée. Cet accord, conclu avec la Compagnie nationale de pétrole (National Oil Corporation, NOC) libyenne, concrétise le premier investissement majeur issu de l'appel d'offres de 2025, un processus destiné à inverser des années de sous-investissement sur fond d'instabilité politique .

Le consortium du bloc O7 : une répartition claire des rôles

Le bloc O7 se trouve à environ 140 kilomètres au nord-ouest de Benghazi, couvre plus de 10 300 kilomètres carrés et repose sous des profondeurs d'eau dépassant 1 500 mètres . L'accord de partage de production définit une structure précise :

• Repsol (Espagne) détient une participation de 40 % et assure le rôle d'opérateur .
• TPAO (Turkish Petroleum Corporation, Turquie) détient également 40 % .
• MOL Group (Hongrie) détient les 20 % restants .

Ce consortium tripartite est sorti vainqueur d'un processus d'appel d'offres commun mené plus tôt dans l'année. L'APP permet au groupe de réaliser des campagnes d'acquisition de données sismiques et des forages d'exploration, mais les engagements minimaux de dépenses n'ont pas été rendus publics dans les rapports disponibles . La nature profonde du bloc implique une campagne techniquement exigeante et à forte intensité capitalistique, faisant des futurs programmes de travaux un point d'attention clé pour les investisseurs.

L'appel d'offres de 2025 : un retour en force en demi-teinte

La signature pour le bloc O7 n'est pas un événement isolé. Elle découle du premier cycle d'octroi de licences libyen depuis 2007, officiellement lancé en mars 2025 et achevé le 11 février 2026, date à laquelle la NOC a annoncé les gagnants . Ce cycle visait explicitement à revitaliser le secteur des hydrocarbures, largement délaissé par les compagnies pétrolières internationales (ou « majors ») après la révolution de 2011 et la fragmentation politique persistante entre les administrations rivales de Tripoli et de l'Est libyen .

Au final, seuls cinq blocs ont été attribués sur une offre initiale de 22 zones (ramenée par la suite à 20) . Un nombre restreint de sociétés a soumis des offres fermes. Les résultats sont les suivants :

• Bloc offshore O1 : Eni (60 %) et QatarEnergy (40 %) .
• Bloc offshore O7 : Repsol (40 %, opérateur), TPAO (40 %), MOL Group (20 %) .
• Bloc onshore S4 (bassin de Syrte) : Chevron, qui l'a emporté face à un consortium TotalEnergies-ConocoPhillips .
• Bloc onshore C3 (bassin de Syrte) : Repsol et TPAO .
• Bloc onshore M1 (bassin de Mourzouk) : la société nigériane Aiteo Group .

Le faible nombre d'attributions, avec seulement cinq blocs retenus, est en deçà des premières attentes. Ce cycle a toutefois permis le retour du géant américain Chevron après 15 ans d'absence, ainsi que l'entrée de nouveaux acteurs comme Aiteo et MOL Group .

La réforme fiscale : corriger le problème de l'EPSA IV

L'une des raisons majeures pour lesquelles les compagnies internationales boudaient la Libye était le cadre obsolète de l'Accord d'exploration et de partage de production IV (EPSA IV). Sous ce régime, l'État captait 70 à 90 % de la production, laissant aux investisseurs des marges très faibles, parfois de 5 à 15 millions de dollars sur un scénario de 100 millions de dollars de profit pétrolier, tout en supportant l'intégralité du risque d'exploration . Des analyses académiques avaient également souligné les déficiences structurelles du système, qui décourageaient les dépenses d'investissement .

Pour y remédier, la Libye a introduit un modèle modernisé souvent appelé EPSA V (ou nouveau cadre d'APP). Les principales améliorations, mises en avant par les analystes, incluent :

• Une part de l'État réduite, estimée autour de 66 % dans certaines projections, avec des taux de rentabilité interne (TRI) pour les opérateurs pouvant atteindre 18 à 22 %, contre une base de 2,5 % auparavant .
• Des mécanismes de recouvrement des coûts plus rapides et une structure de partage simplifiée, remplaçant le calcul complexe du « Facteur A » de l'ancien système .
• Un taux fixe pour la récupération des coûts d'exploration, répondant à une plainte de longue date des investisseurs .

Bien que les termes complets de l'EPSA V n'aient pas été publiés en détail, les premières analyses suggèrent que les nouvelles conditions positionnent la Libye de manière plus compétitive face à d'autres destinations d'investissement pionnières .

Enjeux pour la Libye et la sécurité énergétique européenne

La NOC et le Premier ministre libyen Abdulhamid Dbeibah ont présenté ce nouveau cycle de licences comme essentiel pour atteindre un objectif de production à long terme de 850 000 barils supplémentaires par jour sur 25 ans, visant une production totale proche de 2 millions de barils par jour d'ici la fin de la décennie . Le bloc O7 s'inscrit dans cette vision, même si toute découverte commerciale de pétrole ou de gaz reste une perspective à plusieurs années .

Pour MOL Group, cette participation constitue sa première entrée directe dans l'exploration en amont en Libye. Le groupe hongrois a publiquement souligné le rôle du projet dans le renforcement de la sécurité énergétique de l'Europe centrale et orientale, en diversifiant les sources d'approvisionnement au-delà des gazoducs russes et vers le bassin méditerranéen . Repsol, déjà opérateur majeur en Libye via le champ de Sharara (300 000 barils par jour), étoffe son portefeuille offshore, tandis que TPAO renforce l'empreinte énergétique régionale de la Turquie .

L'ombre persistante du risque politique

Malgré la signature de ces accords et l'amélioration des termes fiscaux, le contexte politique libyen reste extrêmement fragile. Le pays est toujours gouverné par des administrations rivales, et l'agence Reuters a décrit ce cycle d'octroi de licences comme se déroulant « sur fond de fragmentation politique persistante » . Le président de la NOC, Massoud Suleman, a annoncé la signature des APP, mais la capacité de l'entreprise publique à maintenir son indépendance institutionnelle et à garantir l'inviolabilité des contrats à long terme est une question ouverte pour les investisseurs .

La décennie passée a montré que l'instabilité politique et les activités des milices peuvent paralyser rapidement même les champs en production. Dans ce contexte, l'accord pour le bloc O7 est un pari calculé de la part de Repsol, TPAO et MOL Group. Il mise sur le potentiel en ressources de la Libye, couplé à un régime fiscal plus favorable aux investisseurs, pour surpasser les risques de gouvernance actuels. Cet accord marque l'ouverture du domaine profond libyen, mais son succès ne pourra être pleinement mesuré qu'une fois que les trépans auront touché le fond de la mer.