Le promesses non tenues de la National Oil Corporation
Le 20 février 2026, la National Oil Corporation (NOC) libyenne a annoncé la fin du premier cycle d’attribution de licences pétrolières depuis 17 ans, sans résultats concrets. L’initiative, lancée en mars 2025, proposait 22 blocs (19 découvertes non développées) en mer et sur terre, attirant 44 entreprises et un consortium. Parmi les participants, on comptait Eni, TotalEnergies, BP, Repsol et OMV, ainsi que de nouveaux entrants. 37 % des entreprises présélectionnées n’ont pas conclu d’accords, révélant un système infrastructurel inadapté à la gestion de projets complexes. Les blocs offshore, par exemple, nécessitent des plateformes d’extraction et des terminaux de stockage inexistants, tandis que les blocs onshore ont besoin de réseaux de pipelines et d’usines de raffinage dans des zones encore instables.
La géographie des contraintes physiques
Les 22 blocs libyens sont répartis dans des zones critiques : le bloc 110, par exemple, se trouve dans le golfe de Sidra, où les courants marins et la profondeur (jusqu’à 1 500 mètres) compliquent l’installation de plateformes. Pour le développement onshore, le bloc 74 nécessite l’extension du réseau de pipelines existant, qui traverse des zones ayant connu des conflits récents. La NOC, bien qu’ayant préqualifié 37 entreprises, n’a pas fourni de détails sur les coûts d’infrastructure nécessaires. Eni, qui a exprimé son intérêt pour le bloc 109, a déclaré que les coûts initiaux dépasseraient 2 milliards de dollars rien que pour l’installation d’une plateforme offshore, avec des délais de réalisation d’au moins 5 ans.
La chaîne de dépendances invisibles
L’échec du cycle révèle une chaîne de dépendances infrastructurelles. Les nouveaux projets nécessiteraient l’importation de technologies de forage à haute pression (comme celles de Schlumberger) et la formation d’une main-d’œuvre locale limitée. Les terminaux existants, tels que Cerea et Marsa el Brega, ont une capacité de stockage limitée (respectivement 12 et 18 millions de barils) et ne sont pas conçus pour gérer des flux de pétrole brut provenant de nouvelles sources. Le réseau de distribution maritime est également fragile : le port de Tripoli, principal hub pour les exportations, ne dispose que d’un quai opérationnel pour les navires de 150 000 DWT, avec des temps de chargement dépassant 72 heures.
Qui paie et qui gagne
La NOC a manqué une opportunité d’attirer des investissements étrangers, avec un impact direct sur les revenus de l’État. Eni et TotalEnergies, qui avaient exprimé leur intérêt, ont réduit leurs dépenses d’exploration en Libye, en redirigeant des ressources vers le Niger et l’Angola. La ville de Misurata, qui abrite une raffinerie clé, a vu ses approvisionnements en pétrole brut diminuer, augmentant les coûts pour l’industrie locale. À l’inverse, les sociétés de services comme Halliburton ont vu une augmentation des demandes pour des projets de maintenance dans des zones existantes, profitant du manque de nouvelles infrastructures.
Recommandations opérationnelles
Il apparaît que la NOC devra revoir sa stratégie d’attribution de licences, en se concentrant sur les blocs disposant d’infrastructures existantes. Deux indicateurs à surveiller : le taux d’achèvement des projets en cours (actuellement à 68 %) et les flux d’investissements étrangers en Libye, qui en 2025 sont tombés à 1,2 milliard de dollars, soit une baisse de 40 % par rapport à 2024. L’atteinte d’une maturité nécessitera d’accepter que l’infrastructure ne se construit pas en un an, mais sur des cycles de décennies.
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