Dopo quasi vent'anni la Libia rilancia l'upstream: firmato l'accordo per il blocco O7 con un consorzio ispano-turco-ungherese

Questo consorzio a tre è uscito vincitore da una gara congiunta condotta all'inizio dell'anno. Sebbene il PSA permetta al gruppo di effettuare acquisizioni di dati sismici e trivellazioni esplorative, gli impegni minimi di spesa non sono stati resi pubblici dalle aziende né dalla NOC nei rapporti disponibili . La natura in acque profonde del blocco implica una campagna tecnicamente impegnativa e ad alta intensità di capitale: un dettaglio chiave che gli investitori faranno bene a monitorare.

Il round di licenze 2025: il ritorno in campo della Libia

Il PSA per il blocco O7 non è un evento isolato. Nasce dal primo round di licenze upstream della Libia dal 2007, lanciato formalmente a marzo 2025 e conclusosi l'11 febbraio 2026, quando la NOC ha annunciato i vincitori . Il round era esplicitamente strutturato per rilanciare il settore degli idrocarburi libico, che era stato in gran parte messo da parte dalle compagnie petrolifere internazionali (IOC) dopo la rivoluzione del 2011 e la successiva frammentazione politica tra le amministrazioni rivali di Tripoli e dell'est del Paese .

Alla fine, sono stati assegnati cinque blocchi su un'offerta iniziale di 22 aree (poi modificate in 20) . Solo un gruppo ristretto di aziende ha presentato offerte vincolanti:

• Blocco Offshore O1: Eni (60%) e QatarEnergy (40%) .
• Blocco Offshore O7: Repsol (40%, operatore), TPAO (40%) e MOL Group (20%) .
• Blocco Onshore S4 (Bacino della Sirte): Chevron, che ha battuto un consorzio TotalEnergies-ConocoPhillips .
• Blocco Onshore C3 (Bacino della Sirte): Repsol e TPAO .
• Blocco Onshore M1 (Bacino di Murzuq): la nigeriana Aiteo Group .

Il numero limitato di assegnazioni – appena cinque blocchi su ventidue – è stato inferiore alle aspettative iniziali, ma è comunque riuscito nell'intento di riportare in Libia il colosso americano Chevron dopo 15 anni di assenza, insieme a nuovi entranti come Aiteo e MOL Group .

Riforma fiscale: risolto il problema dell'EPSA IV

Uno dei motivi principali per cui le compagnie internazionali avevano snobbato la Libia era il vecchio e penalizzante quadro dell'Exploration and Production Sharing Agreement IV (EPSA IV). In base a quel modello, lo Stato incassava una percentuale stimata tra il 70% e il 90% della produzione, lasciando alle IOC margini risicatissimi – a volte appena 5-15 milioni di dollari su un ipotetico profitto di 100 milioni – mentre i contraenti si assumevano l'intero rischio esplorativo . Anche alcune analisi accademiche ne avevano evidenziato le carenze sistemiche che scoraggiavano gli investimenti .

Per porre rimedio a questa situazione, la Libia ha introdotto un modello modernizzato di ripartizione della produzione, spesso chiamato EPSA V o nuovo quadro PSA. Tra i miglioramenti chiave evidenziati da analisti e media regionali figurano:

• Una quota statale ridotta, stimata intorno al 66% in alcune proiezioni, con tassi di rendimento interno (IRR) per i contraenti che potrebbero raggiungere il 18-22%, un miglioramento notevole rispetto al precedente 2,5% di riferimento .
• Meccanismi di recupero costi più rapidi e una struttura di ripartizione dei profitti semplificata, che sostituisce il complesso calcolo del cosiddetto "Fattore A" dell'EPSA IV .
• Un tasso fisso per il recupero costi, che risolve una lamentela di vecchia data sul fatto che il vecchio modello rendesse difficile recuperare le spese di esplorazione .

Sebbene i termini completi dell'EPSA V non siano stati pubblicati nel dettaglio, le prime presentazioni e le analisi di settore suggeriscono che le nuove condizioni mettano la Libia in una posizione più competitiva rispetto ad altre destinazioni di investimento di frontiera .

Obiettivi di produzione e sicurezza energetica per l'Europa

La NOC e il Primo Ministro libico riconosciuto internazionalmente, Abdulhamid Dbeibah, hanno inquadrato la nuova spinta alle licenze come un tassello fondamentale per raggiungere un ambizioso obiettivo di produzione a lungo termine: 850.000 barili aggiuntivi al giorno nei prossimi 25 anni, con l'idea di portare la produzione totale verso i 2 milioni di barili al giorno entro la fine del decennio . Il blocco O7 fa parte di questa visione più ampia, anche se va ricordato che qualsiasi scoperta commerciale di petrolio o gas è un processo pluriennale che richiede fasi di esplorazione, valutazione e sviluppo andate a buon fine .

Per MOL Group, la quota nel blocco O7 rappresenta il suo primo ingresso diretto nell'esplorazione upstream libica. L'azienda ungherese ha sottolineato pubblicamente come il progetto possa contribuire a rafforzare la sicurezza energetica dell'Europa centrale e orientale, diversificando le fonti di approvvigionamento oltre i gasdotti russi e verso il bacino del Mediterraneo . Repsol, già uno dei principali operatori in Libia grazie al giacimento di Sharara da 300.000 barili al giorno, espande il proprio portafoglio offshore, mentre TPAO approfondisce l'impronta energetica regionale della Turchia .

Il rischio politico resta sullo sfondo

Nonostante il successo della firma del PSA e il miglioramento delle condizioni fiscali, il contesto politico rimane fragile. La Libia è ancora governata da amministrazioni rivali, e Reuters ha descritto il round di licenze come un evento "in un quadro di persistente frammentazione politica" . Il presidente della NOC, Massoud Suleman, ha annunciato la firma dei PSA, ma la capacità della corporation di mantenere l'indipendenza istituzionale e garantire l'inviolabilità dei contratti a lungo termine resta un punto interrogativo per gli investitori . Il decennio precedente ha dimostrato che l'instabilità politica e l'attività delle milizie possono bloccare rapidamente anche i giacimenti già operativi, figuriamoci le nuove iniziative esplorative .

In questo scenario, l'accordo di ripartizione della produzione per il blocco O7 è una scommessa calcolata da parte di Repsol, TPAO e MOL Group: il potenziale delle risorse libiche, unito a un regime fiscale più favorevole agli investitori, ora supera i rischi di governance persistenti. L'intesa riesce ad aprire il capitolo dell'esplorazione in acque profonde in Libia, ma la reale portata del suo successo sarà chiara solo quando le trivelle toccheranno il fondale marino.