Hydrocarbures offshore : nouveaux détails sur les contrats

Le ministre de l'Énergie, César Abi Khalil, et les membres de l'Autorité de l'énergie ont livré jeudi plus de détails techniques et financiers sur les contrats d'exploration et de production qui lieront l'État aux compagnies pétrolières et les étapes à venir, lors d'un atelier organisé jeudi à destination des journalistes économiques. Le 14 décembre, le Conseil des ministres avait donné son feu vert pour la signature des contrats avec le consortium mené par le français Total et composé de l'italien ENI et du russe Novatek. Le consortium, qui était le seul en lice, avait candidaté pour le bloc 4 (au centre) et le bloc 9 (au sud) de la Zone économique exclusive (ZEE) libanaise. Les contrats devraient être signés avant février 2018.

Le président de la LPA, Walid Nasr, a ainsi commencé par révéler la part de chacune des compagnies dans le consortium. Total et ENI auront chacun 40 % des parts du consortium, tandis que Novatek en détiendra 20 %. Il a ensuite rappelé que le consortium s'était engagé à creuser trois puits dans le bloc 4 et deux puits dans le bloc 9, lors des deux phases d'exploration qui devraient durer cinq à six ans. Les deux premiers puits seront creusés dès 2019, tandis que les préparations logistiques débuteront en 2018.

Une fois l'exploration achevée, et dans le cas où le consortium réaliserait des découvertes commercialisables, il pourra démarrer la phase de la production. M. Nasr a livré la part de la production annuelle qui sera consacrée au remboursement des coûts opérationnels (cost petroleum) assumés par le consortium depuis le début des travaux. Le consortium a déterminé une part de 60 % pour le bloc 4 et de 65 % pour le bloc 9. Le contrat-type (inclus dans le décret n° 43 publié en janvier dernier) fixait une part maximum de 65 %.

(Lire aussi : Hydrocarbures offshore : le Conseil des ministres autorise la signature des contrats)

La part globale de l'État
Réagissant à certains commentaires des journalistes présents dans la salle qui avaient qualifié la part de l'État comme « basse » dans leurs articles, M. Nasr est revenu sur la part globale de l'État dans le partage de la production. « Avant même que la part destinée au remboursement des coûts ne soit retranchée, 4 % de le production globale annuelle est cédée à l'État en nature ou en numéraire, en tant que royalties. Une fois le cost petroleum retranché, la production restante (profit petroleum) est partagée entre l'État et le consortium », a-t-il précisé. M. Abi Khalil avait révélé la semaine dernière que la part de l'État pour le bloc 4 variera entre 65 % et 71 %, entre 55 % et 63 % pour le bloc 9, selon les prix du gaz et la quantité produite.

Quant à la part destinée au consortium, elle sera soumise à un impôt sur les bénéfices de 20 %. « Nous devons donc prendre en compte les royalties, la part de l'État dans le profit petroleum et les recettes fiscales générées par le secteur qui ne se limitent pas à l'impôt sur les bénéfices », a insisté M. Nasr.
Le président de la LPA a expliqué que les offres financières du consortium concernant la part de l'État dans le profit petroleum ont été comparées à celles en vigueur dans plus d'une centaine de pays producteurs d'hydrocarbures offshore. « Nous avons constaté que la part médiane destinée à l'État dans ces pays était de 56 %, nous avons donc estimé que les offres du consortium étaient bonnes, d'autant plus qu'il ne s'agit que de la première phase d'attribution des licences au Liban », a-t-il poursuivi.

S'agissant des marchés auxquels sera destinée la production, M. Nasr a déclaré que la LPA avait « négocié pour que le marché local soit prioritaire dans la vente du gaz offshore. Des travaux seront lancés pour convertir au gaz l'ensemble des centrales de production existantes dans le pays, ce qui coûtera moins cher et sera moins polluant ». Néanmoins, dans le cas où la production serait supérieure aux besoins du Liban, des infrastructures devront être construites pour atteindre les marchés voisins. « Le Liban doit d'abord réaliser des découvertes commercialisables importantes pour pouvoir peser dans les négociations avec les pays voisins. (Israël) discute déjà avec Chypre et avec la Turquie en vue d'atteindre le marché européen, à travers la construction d'un gazoduc. Nous sommes clairement en retard », a concédé M. Nasr. « Mais nous pouvons compter sur Total, ENI et Novatek qui ont un accès aux marchés », a-t-il nuancé.

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