La primera ronda de licencias petroleras de Libia en más de 17 años, lanzada por la Compañía Nacional de Petróleo (NOC) en marzo de 2025, pretende señalar el regreso del país productor de petróleo después de más de una década de guerra y división. La ronda incluyó 22 terrenos terrestres y marinos, incluidos 19 descubrimientos no desarrollados, y atrajo un gran interés inicial, con 44 empresas y un consorcio postulando, de los cuales 37 precalificaron en julio. A actores establecidos como Eni, TotalEnergies, BP, Repsol y OMV se les ha sumado una amplia gama de participantes internacionales, desde CNODC, filial de CNPC, y las firmas chinas de capital privado ZPEC y Jereh, hasta la rusa Lukoil, la petrolera india TPAO de Turquía e inversores centrados en el gas como QatarEnergy, Woodside y Shell. La participación inicial generalizada indica la voluntad de los nuevos inversores de volver a comprometerse con Libia. Esto fue impulsado por la recuperación de la producción y la relativa estabilidad tras el alto el fuego de octubre de 2020.
Pero los resultados anunciados el 11 de febrero de 2026 estuvieron muy por debajo de las expectativas. Al final, sólo se adjudicaron cinco parcelas (dos en alta mar y tres en tierra) de un total de 22 parcelas ofertadas. Se trata de una brecha notable entre las primeras expresiones de interés y los compromisos vinculantes. La participación en el proceso de licitación final se limitó a un pequeño grupo de empresas, entre ellas Chevron, ConocoPhillips, TotalEnergies, Eni, QatarEnergy, Repsol, TPAO, la húngara MOL y la nigeriana Aiteo.
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La adjudicación más competitiva fue el bloque terrestre S4 en el área de Waha de la cuenca de Sirte, donde Chevron ganó el grupo. TotalEnergies-ConocoPhillips Esto marca un notable regreso para el gigante estadounidense. Al salir de Libia después de la guerra civil en 2011, Repsol y TPAO surgieron como ganadores clave en otros lugares, adquiriendo el Bloque 07 en alta mar junto con MOL y adquiriendo conjuntamente el Bloque C3 en tierra en la Cuenca de Sirte. Para la española Repsol, Libia sigue siendo un activo clave. Dirige las operaciones internacionales en la cuenca de Murzuq, mientras que la entrada de TPAO refleja la alineación estratégica de Ankara con el gobierno libio de Trípoli. La participación de MOL sugiere una lógica diferente: Libia es una de las pocas regiones que quedan. Las medianas empresas independientes todavía pueden acceder a las oportunidades petroleras tradicionales a gran escala. El consorcio ha adjudicado el Bloque Marino 01. Eni-QatarEnergy refuerza el modelo de asociación existente que QatarEnergy ha desplegado en todo el mundo (como en Egipto, Namibia y Brasil), con una participación minoritaria junto a un operador con experiencia en cuencas fronterizas de alto potencial. Un independiente de Nigeria, Aiteo, se hizo cargo del bloque terrestre M1 en el suroeste de Libia. Se convirtió en la primera expansión upstream fuera del mercado interno.
El fracaso de la tan esperada ronda de licencias en Libia. Inicialmente, esto se consideró un punto de inflexión para la restauración de la cuenca. Subraya la importancia de las realidades legales, geológicas y económicas por encima de las expectativas ingenuas de un rápido retorno energético. Libia mantiene las mayores reservas probadas de petróleo de África. y ha restablecido la producción a aproximadamente 1,3 millones de barriles/día. Esto es similar a los niveles de antes de la guerra. Sin embargo, la geopolítica del país sigue dividida entre la autoridad legal y el control físico. El Gobierno de Unidad Nacional (GNU) internacionalmente reconocido en Trípoli. que opera a través de la NOC, conserva la autoridad legal para celebrar contratos y acceder al sistema financiero internacional. mientras que la producción masiva de activos en la región (particularmente en la cuenca de Sirte) está protegida por fuerzas orientales alineadas con la fuerza militar de Khalifa Haftar, el Ejército Nacional Libio (LNA). Esta estructura dual se ha convertido en una realidad operativa: los inversores firman contratos con Trípoli por legalidad. y al mismo tiempo depende de acuerdos de seguridad cuestionables con agencias orientales para garantizar operaciones ininterrumpidas. Aunque el alto el fuego de 2020 detuvo grandes combates, los enfrentamientos locales continúan. Esto incluye un nuevo enfrentamiento en marzo de 2025 por la infraestructura y el control político. Esto refuerza las preocupaciones de los inversores de que las condiciones de seguridad se mantengan sin cambios.
Los riesgos de seguridad no son el único factor negativo. Las incertidumbres legales y contractuales también afectan la participación de los inversores. Antes de 2011, Libia atraía a importantes empresas petroleras bajo el régimen altamente restrictivo de EPSA IV. Los contratistas se quedan sólo entre el 5% y el 15% del petróleo rentable y la TIR puede caer hasta el 2,5%, una condición insostenible cuando la estabilidad política colapsa. El ciclo de licencias de 2025 presenta un modelo mejorado que se espera que genere mayores retornos. Se informa que la TIR aumentó al 35,8% y la recaudación estatal disminuyó a aproximadamente el 66%. Sin embargo, requisitos importantes (incluidas las condiciones de fuerza mayor, la recuperación de costos y las condiciones de estabilización) siguen sin estar claros durante el proceso de concesión de licencias. Y esa ambigüedad en un entorno políticamente fragmentado ha aumentado significativamente el riesgo de inversión.
La estructura del espacio propuesto también limita la participación. Muchos bloques están completamente desenterrados, lo que requiere más reurbanización que exploración fronteriza. Esto suele atraer a pequeños empresarios independientes que se especializan en activos downstream y en una rápida generación de ingresos. Sin embargo, los criterios de elegibilidad de las NOC requieren que las empresas tengan reservas sustanciales y una cartera de producción existente. No incluye empresas más pequeñas que están mejor preparadas para desarrollar dichos activos. Las diferencias entre los perfiles de activos y los requisitos de calificación reducen significativamente el grupo de posibles postores.
Los resultados subrayan que la recuperación upstream de Libia sigue limitada por realidades estructurales. A pesar del potencial de recursos de Libia y su proximidad geográfica a Europa, NOC se ha fijado un objetivo claro de aumentar la producción de petróleo a 2 millones de barriles por día. y la producción de gas a 57 millones de metros cúbicos/día para 2030, lo que es muy poco probable dado el número limitado de bloques adjudicados. E incluso es poco probable que los premios otorgados en el ciclo 2025 contribuyan significativamente a la producción antes de principios o mediados de la década de 2030, ya que deben pasar por el ciclo de exploración hasta alcanzar la producción total. De esta manera, el crecimiento de la producción a corto plazo dependerá principalmente de la inversión en activos de producción existentes. Más que una nueva encuesta
Finalmente, la emisión de la licencia libia marca el regreso de unos pocos inversores cautelosos. Más bien, lo que muchos habían predicho es la restauración a gran escala de la cuenca. Las empresas que ya operan en Libia, los actores regionales con orientación geopolítica y los inversores que estaban dispuestos a aceptar un mayor riesgo tomaron posiciones iniciales. Si bien muchas empresas globales importantes han optado por esperar al margen, NOC se está preparando para una segunda ronda de licencias. Pero el éxito dependerá de abordar los problemas que se presentan en el ciclo 2025: aclarar los términos del contrato. Alinear los perfiles de activos con las categorías de inversores elegibles y demostrar estabilidad política y seguridad sostenible. Hasta que esas condiciones mejoren, la vasta riqueza de hidrocarburos de Libia seguirá estancada en numerosos riesgos. Impide que el país convierta su abundancia de recursos en un crecimiento real de la producción. Esto a pesar de la fuerte demanda en la región mediterránea de una oferta nueva y diversa.
Por Natalia Katona para Oilprice.com
