Libya signerer O7 dypvannsavtale med Repsol, TPAO og MOL Group – landets første lisensrunde siden 2007

Avtalen gir konsortiet rett til å gjennomføre seismiske undersøkelser og bore letebrønner. Detaljene rundt minimumsinvesteringer er imidlertid ikke offentliggjort, noe som gjør fremtidige arbeidsforpliktelser til et viktig punkt for investorer å følge med på .

En lisensrunde for å snu skuta

Signeringen av O7-avtalen er ikke en isolert hendelse. Den springer ut av Libyas 2025-lisensrunde – den første siden 2007 – som ble lansert i mars 2025 og avsluttet 11. februar 2026 med kunngjøringen av vinnerne .

Utfallet av runden ble noe mer begrenset enn myndighetene opprinnelig hadde håpet. Av de 22 områdene som først ble lagt ut, ble kun fem tildelt. Likevel klarte NOCs styreformann Massoud Suleman å tiltrekke seg en blanding av gamle kjente og nye aktører :

• Offshore Blokk O1: Tildelt Eni (60%) og QatarEnergy (40%) .
• Offshore Blokk O7: Tildelt Repsol (40%, operatør), TPAO (40%), MOL Group (20%) .
• Onshore Blokk S4 (Sirte-bassenget): Tildelt Chevron, som dermed gjorde comeback i Libya etter 15 års fravær, etter å ha konkurrert ut et konsortium bestående av TotalEnergies og ConocoPhillips .
• Onshore Blokk C3 (Sirte-bassenget): Tildelt Repsol og TPAO .
• Onshore Blokk M1 (Murzuq-bassenget): Tildelt Nigerias Aiteo Group .

Kvittet seg med den gamle modellen: Derfor er EPSA V viktig

En av hovedårsakene til at internasjonale oljeselskaper lenge har unngått Libya, var det lite gunstige skatteregimet EPSA IV. Under denne modellen tok staten anslagsvis 70–90 prosent av produksjonen. Selskapene satt igjen med svært beskjedne marginer – i verste fall kun 5–15 millioner dollar ved et teoretisk overskudd på 100 millioner dollar – samtidig som de bar hele leterisikoen alene .

For å bøte på dette introduserte Libya en modernisert ramme, ofte kalt EPSA V eller den nye PSA-modellen. Selv om de fullstendige detaljene ikke er publisert, peker analyser på flere sentrale forbedringer:

• En redusert statlig andel, anslått til rundt 66 prosent i enkelte beregninger. Selskapenes internrente (IRR) kan dermed nå opp mot 18–22 prosent, en kraftig forbedring fra den tidligere bunnlinjen på 2,5 prosent .
• Raskere kostnadsdekning (cost recovery) og en forenklet overskuddsdeling, som erstatter den komplekse «A-faktor»-beregningen fra EPSA IV .
• En fast sats for kostnadsdekning, noe som reduserer usikkerheten for selskapene når de skal budsjettere for leteboring .

For MOL Group gir O7-blokken en strategisk mulighet til å diversifisere energikilder for Sentral- og Øst-Europa, bort fra ensidig avhengighet av russiske rørledninger og inn i Middelhavsregionen . Libyske myndigheter har på sin side et ambisiøst mål om å øke landets totale produksjon mot 2 millioner fat per dag innen slutten av tiåret, blant annet gjennom å legge til 850 000 nye fat daglig over de neste 25 årene .

Politisk risiko kaster fortsatt skygger

Til tross for de nye og forbedrede betingelsene, er den politiske situasjonen i Libya fortsatt uoversiktlig. Landet styres av konkurrerende administrasjoner, og som Reuters påpekte, foregikk lisensrunden «midt i vedvarende politisk fragmentering» . Erfaringene fra forrige tiår har vist at militsaktivitet og politisk uro raskt kan stanse selv allerede operative oljefelt, for ikke å snakke om nye leteprosjekter.

NOCs evne til å opprettholde sin institusjonelle uavhengighet og garantere forutsigbarhet i langsiktige kontrakter er derfor et åpent spørsmål for investorene .

Produksjonsdelingsavtalen for O7 er dermed en kalkulert sjanse fra Repsol, TPAO og MOL Group. De satser på at Libyas enorme ressurspotensial – kombinert med et mer investorvennlig skatteregime – nå veier tyngre enn den vedvarende styringsrisikoen. Avtalen lykkes i å åpne Libyas dypvannsfarvann for leting, men den fulle verdien av satsingen vil først bli klar den dagen borkronen treffer havbunnen.