A qui appartient le pétrole Libyen ?

[Adama]

Wikiped :

La National Oil Corporation (NOC) est la compagnie pétrolière nationale de la Libye. La NOC, avec ses filiales verticalement intégrée, est l'acteur principal de l'industrie pétrolière libyenne, qui contribue à la moitié du PNB libyen. La Libye est membre de l'OPEP et détient les plus grandes réserves pétrolières d'Afrique (suivie par le Nigéria et l'Algérie). Ces réserves sont localisées dans la province du golfe de Syrte qui détient 80% des ressources, et représente actuellement 90% des exportations pétrolières libyennes.

Le 30 Janvier 2005, la Libye a tenu sa première ronde de pétrole et de gaz naturel des concessions d'exploration depuis la fin des sanctions des Etats-Unis: 15 zones ont été offertes pour les enchères. En Octobre 2005, un second tour d'enchères a eu lieu sous EPSA IV, avec 51 entreprises participantes et près de 500 millions de dollars de nouveaux investissements affluent dans le pays comme un résultat. En Décembre 2006, la Libye a tenu sa troisième tour d'enchères; cependant, les PSAs signés par NOC en avril 2007 étaient toujours en cours. Les gagnants de la zone d'exploration libyens sont déterminés en fonction de la hauteur de la part de la production qu’une compagnie est prête à offrir à la NOC. La compagnie qui offrira à la NOC la plus grande part des profits sera susceptible de gagner. En outre, les développeurs du champ pétrolifère devront d'abord supporter tous seuls 100% des coûts (d'exploration, d'évaluation et de formation) pour un minimum de 5 ans, tandis que la NOC conserve sa propriété exclusive. Sont également inclus dans les séries d'octroi libyennes qui ont été effectué dans la concurrence et la transparence , le développement et la commercialisation conjointe des découverte de gaz naturel non-associés, des termes normalisés pour l'exploration et la production (E & P), et de tous les bonus qui sont non récupérables.

En 2007, il a été estimé que seulement environ 30% de la Libye a été explorée pour les hydrocarbures.

L’EPSA IV très exactement c’est quoi ?

North African Oil and Foreign Investment in Changing Market Conditions – July 2008 (OXFORD Institute for Energy Study)


In 2004, substantial new acreage was offered under the terms of EPSA IV. The high interest shown by foreign oil companies during these the last three licensing rounds may suggest that Libya has been offering attractive fiscal terms (see Appendix 1). But quite the contrary, the Libyan terms have been described as the toughest in the world. In what follows, we describe the EPSA signed between the Libyan NOC and Verenex Energy and its partner MEDCO for area 47 granted under the first licensing round. EPSA IV follows the conventional PSA structure but there are some major differences. Under EPSA IV, the government followed new procedures with sealed-bid rounds, non-negotiable conditions, selection criteria (based on contractor share, exploration commitments, bonuses, parallel investment and local content), pre-qualification procedures and minimum expenditure commitment. Unlike EPSA III, awards were granted for companies that made the highest bid on the share of gross production going to NOC. This bidding parameter is usually referred to as the production factor while the remaining share going to the contractor is referred to as ‘cost recovery’. This can be considered as novelty as the share going to the national oil company is usually pre-determined in the model contract or subject to negotiation. In effect, this production factor acts like a royalty since it is taken from gross output and is not accessible to the foreign investor. In our example, the bid yielded a production factor of 86.3% or a cost recovery bid of 13.7% (100%-86.3%). This means that the company has to recover its exploration, development and operational costs from its 13.7% share of production.

In case of a tie on the production factor, the company offering the highest bonus would receive the licensing award (Johnston, 2005). Thus, the companies had to compete on bonus payments as well. As can be seen from the tables above, the bonuses were quite high in some cases especially in the first round of bidding. That being said there is a large divergence in the amount of bonuses paid varying from zero to $25.6 million. Bonuses are the most harmful from the view of the contractor as these are paid regardless of whether a discovery is made. Furthermore, the contractor is not allowed to recover bonus payments from cost oil.

The new agreements also give the option for NOC to participate in the venture if a commercial discovery is made. In this case, NOC is said to be carried through the exploration phase. In other words, it has the option to take a working interest in the venture without reimbursing the 8 exploration costs incurred by the contractor but it would pay its share of development costs. In the example of Verenex, the Libyan National Oil Company (NOC) has the option to be carried through exploration and obtain a 50% working interest of the venture. In return, NOC agrees to pay 50% of capital expenditure. The NOC is also carried further through development phase where it would pay 86.3% of the venture’s operating expenditures. Until the contractor recovers his costs, the entire 13.7% share of production goes to the contractor. Once the contractor recovers his costs, the difference (i.e. profit oil) is shared between the contractor and NOC based on two sliding scales: R factor calculated as the ratio of accumulated receipts by the contractor to the accumulated capital expenditure (R factor) and the current year total project production rate (P factor). The share of profit oil accruing to the contractor in each quarter is equal to: R×P×Profit Oil. As can be seen from this example, the contractor take under EPSA IV is relatively low. Furthermore, there are also limits on how much the oil company can benefit from the upside potential of its investment. In fact, the overall government take for EPSA IV blocks averaged around 88% which is considered as one of the highest in the world (Johnston, 2005).

The Libyan case illustrates that despite its reliance on foreign oil companies, Libya has proved over and over again its ability to impose tough fiscal terms by timing its renegotiations with favourable changes in oil market conditions, The pressures from long sanctions and the desire to re-establish political and economic links with the West do not seem to have changed Libya’s approach towards dealing with foreign oil companies.

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[Adama]

Suite 1 :



Traduction approximative pour non Anglophone :

En 2004, d'importantes nouvelles superficies ont été offertes aux termes de l'EPSA IV. Le grand intérêt manifesté par les compagnies pétrolières étrangères au cours de ces trois dernières séries d'octroi peut suggérer que la Libye a offerte des conditions fiscales attractives (voir annexe 1). Mais bien au contraire, les termes libyens ont été décrits comme les plus rigoureuses au monde. Dans ce qui suit, nous décrivons l'EPSA signé entre la NOC Libyenne et Verenex Energy et ses partenaires pour la zone MEDCO 47 accordée le cadre du premier cycle de licence. L’EPSA IV suit la structure classique de PSA, mais il existe quelques différences majeures. Sous EPSA IV, le gouvernement a suivi les nouvelles procédures d'offres de tours scellées, conditions non négociables, les critères de sélection (basé sur les parts entrepreneur, les engagements d'exploration, les primes, les investissements parallèles et contenus locaux), de pré-qualification des procédures et des engagements de dépenses au minimum. Contrairement à EPSA III, les prix ont été accordés pour les entreprises qui ont fait l'offre la plus élevée sur la part de la production brute qui reviendra à la NOC. Ce paramètre d’enchères est habituellement appelé le facteur de production tandis que la part restante qui va à l'entrepreneur est appelé «recouvrement des coûts». Cela peut être considéré comme une nouveauté que la part allant à la compagnie pétrolière nationale est généralement prédéterminée dans le contrat type ou l'objet de négociations. En effet, ce facteur de production agit comme une redevance, car il est tiré de la production brute et n'est pas accessible à l'investisseur étranger. Dans notre exemple, l'offre a donné un facteur de production de 86,3% ou une offre de recouvrement des coûts de 13,7% (100% - 86,3%). Cela signifie que la société a récupérai de ses coûts d'exploration, de développement et d'exploitation de sa part de 13,7% de la production.

En cas d'égalité sur le facteur de production, l'entreprise qui offre le bonus le plus élevé recevra le prix de licence (Johnston, 2005). Ainsi, les entreprises étaient en concurrence aussi sur les paiements de bonus. Comme on peut le voir dans les tableaux ci-dessus, les bonus sont très élevés dans certains cas, surtout dans le premier tour d'enchère. Cela étant dit il y a une grande divergence dans le montant des primes versées variant de zéro à 25,6 millions de dollars. Les bonus sont les plus nuisibles du point de vue de l'entrepreneur car ils sont versés indépendamment de savoir si une découverte est faite. Par ailleurs, l'entrepreneur n'est pas autorisé à recouvrer les paiements de ces bonus à partir de coûts du pétrole.

Les nouveaux accords donnent également la possibilité pour la NOC de participer à l'aventure, si une découverte commerciale est faite. Dans ce cas, la NOC a déclaré sa méthode pendant la phase d'exploration. En d'autres termes, elle a la possibilité de prendre une participation dans l'entreprise sans avoir à rembourser les 8 frais d'exploration engagés par l'entrepreneur, mais elle paierait sa part des coûts de développement. Dans l'exemple de Verenex, la Compagnie nationale libyenne de pétrole (NOC) a la possibilité d'être réalisé à travers l'exploration et à obtenir une participation de 50% des intérêts économiques de l'entreprise. En retour, NOC s'engage à payer 50% des dépenses en capital. La NOC le réalisera également par le biais d'autres phases de développement où il paierait 86,3% des dépenses de fonctionnement de la coentreprise. Jusqu'à ce que l'entrepreneur récupère ses coûts, la part de l'ensemble 13,7% de la production va à l'entrepreneur. Une fois que l'entrepreneur récupère ses coûts, la différence (i.e. profit pétrole) est partagée entre l'entrepreneur et la NOC repose sur deux échelles coulissantes: facteur R calculé comme le rapport des recettes accumulées par l'entrepreneur pour les dépenses de capital accumulé (facteur R) et le total actuel projet de l'année de production élevé (facteur P). La part du profit de pétrole revenant à l'entrepreneur à chaque trimestre est égal à: R × P × Pétrole Bénéfice. Comme on peut le voir dans cet exemple, ce que l’entrepreneur obtiendra dans EPSA IV est relativement faible. Par ailleurs, il y a aussi des limites sur la quantité dont peut bénéficié la compagnie pétrolière sur le potentiel de hausse de ses investissements. En fait, l'ensemble du gouvernement (libyen) retiendra des blocs EPSA IV en moyenne autour de 88% (des profits) ce qui est considéré comme l'un des plus élevés au monde (Johnston, 2005).

Le cas libyen illustre que, malgré sa dépendance à l'égard des compagnies pétrolières étrangères, la Libye a prouvé maintes et maintes fois sa capacité à imposer des conditions fiscales difficiles par la synchronisation de ses renégociations avec l'évolution favorable des conditions du marché du pétrole, les pressions exercées par les longues sanctions et le désir de ré-établir des liens politiques et économiques avec l'Occident ne semble pas avoir changé l'approche de la Libye dans la manière de traiter avec des sociétés pétrolières étrangères.









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[Adama]

Suite 2 :

Les chiffres du pétrole en Libye

• Avant le début de la rébellion, la Libye était le 17e producteur de pétrole dans le monde et le troisième en Afrique.
• Avant le déclenchement de l'insurrection en Libye, le pays, membre de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP), produisait environ 1,6 million de barils par jour, soit près de 2 % de la production mondiale.
• La Libye compte les plus grosses réserves de pétrole brut en Afrique, avec 44 milliards de barils, loin devant le Nigeria (37,2 milliards de barils) et l'Algérie (12,2).
• Avec une consommation intérieure limitée de 280 000 barils par jour en 2009, la Libye exportait 79 % de sa production de pétrole vers l'Europe.
• En 2010, le premier acheteur de brut libyen était l'Italie (28 %), suivi de la France (15 %), la Chine (11 %), l'Allemagne (10%) et l'Espagne (10 %). Les États-Unis n'ont acheté l'an passé que 3% de l'or noir libyen.
• L'italien Eni, présent en Libye depuis les années 1950, est le premier groupe pétrolier étranger du pays, avec une production de 270 000 barils d'équivalent pétrole par jour en 2010.

Le conseil national libyen honorera les contrats pétroliers en cours

24/08 20:51 CET

Tous les contrats pétroliers en cours avec la Libye seront respectés, c’est ce qu’a réaffirmé mercredi un membre influent du conseil national libyen. Lundi un porte-parole de la compagnie pétrolière contrôlée par le conseil transitoire, avait affirmé que la Chine et la Russie pourraient perdre les contrats d’exploitation signés sous le règne de Kadhafi.

“Tous les contrats seront honorés a expliqué Ahmed Jehani, qu’ils soient dans l’exploitation de champs de pétrole ou du gaz. De toute façon ce n’est pas au gouvernement transitoire de décider si il révoque tel ou tel contrat”.

Ahmed Jehani a estimé entre neuf mois et un an la période de reconstruction des infrastructures pétrolières, gazières et industrielles libyennes en général; mettant en avant le défi technique que constitue le retour à la normale de la production.


Euronnews

Citation 5 :


Redistribution du pétrole libyen en vue

Par Eugène Zagrebnov
publié le 24/08/2011 à 21:25

La chute du régime Kadhafi devrait contribuer à la reprise des exportations d'or noir du pays. Total et Eni pourraient en profiter. L'arrivée des nouvelles compagnies pétrolières est également attendue.

Avant la chute du «Guide de la Jamahiriya», la Libye produisait 1,6 million de barils de pétrole par jour (2% de la production mondiale). Le pays était le 17e producteur de pétrole dans le monde et troisième en Afrique. Le pétrole représentait plus de 95% des exportations du pays, dont 85% à destination de l'Europe. Le principal acheteur du pétrole libyen en 2010 était l'Italie (28%), suivi de la France, (15%), la Chine (11%), l'Allemagne (10%) et l'Espagne (10%). Les Etats-Unis ont acheté à peine 3% de l'or noir du pays.

La production de pétrole était partagée entre une dizaine de grandes compagnies pétrolières libyennes et 35 compagnies étrangères. Les compagnies libyennes, toutes contrôlées par le gouvernement de Kadhafi, étaient des filiales de la National Oil Corporation (NOC) (qui regroupe notamment Arabian Gulf Oil Company, Sirte Oil Company et Zawia Oil refining Company). La production de la NOC était estimée à 500.000 barils par jour. Selon les calculs du cabinet Evaluate Energy, près d'un quart des sites de production appartiendrait entièrement à la National Oil Corporation, et environ 35% seraient constitués de joint-ventures avec des entreprises étrangères (principalement avec Eni et Repsol).

Parmi les 35 compagnies internationales, c'est l'italien Eni, qui reste le plus important producteur pétrolier étranger avec 116.000 barils de pétrole par jour en 2010. La production journalière des autres compagnies pétrolières étrangères, notamment du français Total, l'américain ConocoPhilipps et l'espagnol Repsol-YPF variait l'année dernière entre 55.000 et 41.000 barils. Quant à la production de la société autrichienne OMV, qui est entrée au capital d'une vingtaine de sites pétroliers en Libye, elle atteignait en tout 33.000 barils de pétrole par jour en 2010.





Toutefois, la part de la production du pétrole en Libye variait en fonction des compagnies. Si pour Wintershall, elle représenterait plus de 70%, cette part tombait à 14% pour l'Eni et alors que pour Total, cette part ne représentait que 2,6%.

D'autres acteurs, principalement des compagnies pétrolières nationales, avec une production de brut moins importante, étaient également présents sur le sol libyen. Il s'agit notamment de la compagnie chinoise CNPC, des deux entreprises russes Gazprom Neft et Tatneft, et du norvégien Statoil. Selon les analystes, la raison de leur implantation en Libye était plutôt liée avec des projets de développement à long terme.


Total et Eni pressentis gagnants

Ces six mois de guerre civile ont porté sérieusement atteinte à l'industrie pétrolière libyenne, qui est tombée à moins de 100.000 barils par jour au mois de juillet. Mais avec la reprise du contrôle sur les régions orientales de la Libye par les rebelles, l'Arabian Gulf Oil Company (AGOCO), basée à Benghazi, qui produisait près de 440.000 barils de pétrole par jour avant la chute de Kadhafi, a annoncé une reprise très prochaine des opérations. «Nous reprendrons les livraisons losrque la situation politique sera plus stable», précise le directeur-général de la compagnie Abdeldjalil Mayouf. «La production reprendrait peut-être d'ici à deux ou trois semaines après l'accalmie».

Les militants du Conseil national de transition (CNT) ont affirmé mener des pourparlers avec Eni, Total, Shell, BP et Occidental pour la reprise de la production dans le pays. Les analystes estiment que Total et Eni pourraient sortir gagnants de la redistribution des principaux sites de production du pétrole sous le nouveau régime. L'italien, dont les contrats de production pétrolière ont été conclus jusqu'en 2042, a annoncé lundi la reprise de ses activités en Libye et le retour de ses employés. D'autres compagnies «seraient en train d'attendre et d'essayer de déterminer qui dirige ce pays», a indiqué un consultant, interrogé par Reuters. D'autres producteurs, comme Shell, chercheraient à augmenter leur production en Libye lorsque la situation économique sera plus stable.

Les estimations de spécialistes du secteur quant à la reprise de la production du pétrole en Libye varient de quelques mois à un an. «Il n'est pas clair pour l'instant quelle sera la nouvelle politique de la compagnie nationale NOC, et il faudra attendre le retour de la main d'œuvre des pays voisins pour reconstruire l'infrastructure pétrolière détruite pendant la guerre», a indiqué dans un entretien au journal russe RBK Dailyl'économiste de l'Institut des recherches sur l'énergie d'Oxford Willy Olsen. «Mais ce qui est sûr, c'est que les dépenses pour la resconstruction de l'infrastructure seront à la charge des pouvoirs libyens, mais aussi des compagnies pétrolières étrangères qui reviendront dans le pays».

Le CNT, qui pourrait, selon certaines sources donner le contrôle du secteur pétrolier à l'AGOCO, risque de se montrer méfiant à l'égard des compagnies de Russie, Chine ou Brésil, car les gouvernements de ces pays étaient opposés à la guerre contre le régime de Kadhafi. C'est alors que d'autres acteurs du secteur pétrolier auront la possibilité de s'implanter sur le sol libyen. Le pays africain pourrait ainsi ouvrir ses réserves à la société de négoce Vitol et Qatar Oil (la compagnie nationale du Qatar), qui a fourni une aide logistique pour l'exportation du pétrole libyen durant la guerre civile.




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[oukil salah]

Redistribution du pétrole libyen en vue

avant , le petrole lybien appartenait à kaddafi seul et sa famille
aujourd'hui il appartient au peuple