Le forage dans le bloc n° 9 et les résultats attendus

L'arrivée de la plateforme de forage TransOcean Barents dans le bloc n° 9, le 15 août dernier, a ravivé l'espoir des Libanais de voir bientôt les doutes céder la place à la certitude quant à la présence de pétrole et de gaz sous les eaux de la zone économique exclusive du Liban. D'autant plus que le délai annoncé par la société opératrice pour achever le forage du puits d'exploration est inférieur à soixante-dix jours, ce qui signifie que le résultat préliminaire devra nécessairement être connu une fois les travaux de forage terminés et la profondeur fixée atteinte, voire au cours même de ces opérations. Ce qui renforce les chances du Liban de disposer de gaz et de pétrole sous ses fonds marins en général, et dans la zone actuellement visée par le forage en particulier, c'est la faible distance, n'excédant pas 7 kilomètres, qui sépare le puits dont le forage a débuté du champ de Karish, dont les réserves oscillent entre 1,3 et 2 milliers de milliards de pieds cubes de gaz naturel et dont Israël a entamé l'exploitation depuis octobre 2022. Cela a permis à l'État hébreu de passer du statut de pays importateur de pétrole à celui de pays exportateur, après que la société opératrice Energean en a extrait la première cargaison de pétrole en février 2023. Il convient ici de s'arrêter sur les données géologiques qui ont constitué des indicateurs positifs quant à l'existence de réserves prometteuses en ressources d'hydrocarbures pour le Liban, notamment celles annoncées dès 2010 par l'Institut d'études géologiques des États-Unis et confirmées de nouveau en 2021, faisant état de la présence probable, dans le bassin oriental de la Méditerranée, de quantités prometteuses de réserves de pétrole et de gaz s'élevant en moyenne à 2,55 milliards de barils de pétrole brut. Quant aux réserves de gaz, leur moyenne atteint 316,2 milliers de milliards de pieds cubes, alors que les estimations de 2010 se limitaient à des réserves de gaz d'une moyenne de 175,2 milliers de milliards de pieds cubes. Des années 1940 jusqu'à la fin des années 1960, le Liban avait mené de nombreuses tentatives d'exploration pétrolière en forant plusieurs puits d'exploration dans différentes régions terrestres du pays, sans aboutir à des résultats tangibles à l'époque. Les tentatives du Liban d'explorer ses ressources en hydrocarbures ont repris en 1993 avec les relevés sismiques réalisés par la société française Geco-Prakla, pour se poursuivre jusqu'en 2014, lorsque la société Neos GeoSolutions a effectué des relevés géologiques aériens couvrant le territoire terrestre libanais, dont les résultats se sont révélés encourageants, comme l'atteste l'empressement de compagnies internationales à se préqualifier pour exploiter les réserves mises en évidence par ces études. La similitude de la formation géologique du bassin oriental, marquée par la présence de structures géologiques composées de plis, de roches poreuses et de roches couvertures propices à la génération et à l'accumulation d'hydrocarbures (pétrole et gaz naturel), a été confirmée par la concordance entre les résultats des études géologiques et des relevés sismiques de la terre ferme et de la zone économique exclusive libanaises et les résultats publiés par l'Institut d'études géologiques des États-Unis. En attendant que les découvertes se concrétisent au Liban, les découvertes régionales et la mise en production des gisements découverts ont dissipé le doute au profit de la certitude. Concernant les réserves attendues du Liban, la société norvégienne basée en Grande-Bretagne Spectrum, qui a mené en 2012 des relevés sismiques tridimensionnels au large de la côte sud du Liban, y a estimé le volume des réserves disponibles de gaz naturel à environ 25 milliers de milliards de pieds cubes (Tcf), considérant que les réserves disponibles dans cette région figurent parmi les plus riches et les meilleures du bassin oriental de la Méditerranée. En 2013, la société française Beicip-Franlab, filiale de l'Institut français du pétrole et des énergies nouvelles, a publié un rapport dans lequel elle estimait que le Liban disposait de réserves de pétrole comprises entre 440 millions et 675 millions de barils, soit une moyenne équivalant à 557,5 millions de barils, dans la zone nord à proximité des frontières avec la Syrie et Chypre, tout en évaluant ses réserves de gaz naturel à 15 milliers de milliards de pieds cubes. Sachant que l'étude sismique n'a couvert que 80 % de la superficie totale de la zone économique exclusive, qui s'élève à 22 000 kilomètres carrés. Il convient de souligner que le résultat négatif auquel a abouti la prospection dans le bloc n° 4, selon l'annonce faite par la compagnie TotalEnergies au terme du forage du puits d'exploration, n'exclut pas la présence éventuelle de réserves dans ce bloc, d'autant que l'exploration s'est limitée au forage d'un seul puits. Du reste, la probabilité d'obtenir des résultats positifs dès le forage d'un premier puits demeure faible et, lorsque le puits d'exploration donne des résultats positifs, les compagnies d'exploration procèdent au forage d'au moins trois à cinq puits afin de délimiter et d'évaluer le volume des réserves dans le périmètre visé. Le forage d'exploration dans le bloc n° 9 fait face à trois éventualités : soit la découverte de réserves commerciales permettant d'en exporter une partie et de satisfaire les besoins du marché local avec l'autre, soit la mise au jour de quantités modestes ne couvrant pas les coûts de développement et d'extraction du gisement, la dernière éventualité étant que le gisement soit sec. Quel que soit le résultat du forage du premier puits, cela ne dispense pas la société opératrice de forer d'autres puits dans le bloc n° 9 afin d'atteindre le réservoir où s'accumulent des ressources de pétrole et de gaz. Indépendamment du volume des réserves de ressources en hydrocarbures disponibles dans les fonds de la zone économique exclusive, une période d'au moins trois ans, et qui ne doit pas excéder six ans, est nécessaire pour parvenir à l'exploitation de ces ressources, après quoi le Liban commencera à percevoir les recettes financières. Cela tient au temps qu'exigent le forage d'exploration ainsi que les travaux de développement du ou des puits pour qu'ils soient prêts au démarrage de la production, laquelle dépend du niveau des cours du pétrole et du gaz sur les marchés mondiaux. Les opérations de prospection menées par les pays riverains du bassin oriental de la Méditerranée ayant démontré la disponibilité de réserves en majeure partie commerciales, il apparaît utile de mettre en lumière les revenus attendus de l'extraction du pétrole et du gaz. D'autant que les recettes que l'État tire de l'extraction du pétrole et du gaz ne se limitent pas à sa part du pétrole de profit, mais comprennent les taxes, l'impôt sur les bénéfices des sociétés opératrices ainsi que d'autres prélèvements exigibles sur les activités liées à l'exploitation de la richesse en hydrocarbures. Une fois la production entamée, les recettes financières se répartissent entre trois sources principales : la première source, appelée redevance ou droits de propriété (Royalties), est due par le titulaire de droits en contrepartie de toutes les quantités extraites des réservoirs producteurs situés dans les eaux maritimes ainsi que de ceux soumis au développement. La redevance est perçue selon les cours du pétrole et du gaz à la date de l'extraction, et l'État a le choix de percevoir cette redevance en espèces ou en nature, au prorata des quantités de pétrole et de gaz extraites. L'article 22 du décret n° 43 de 2013 a fixé le taux de la redevance due sur le gaz à 4 %, tandis qu'il l'a établi pour le pétrole à un taux allant de 5 % à 12 % selon le volume moyen de la production journalière au cours du mois, la hausse du taux de redevance ne s'appliquant qu'à la quantité excédentaire. Sachant que de nombreux pays producteurs imposent un taux de redevance plus élevé pouvant atteindre 25 % et adoptent le même taux tant pour le pétrole que pour le gaz. La redevance s'apparente à un loyer pour le périmètre d'où s'effectue l'extraction et fait partie des dépenses de production déduites du revenu brut de la société opératrice. Outre la redevance perçue par l'État auprès des sociétés opératrices, les sociétés titulaires des droits pétroliers et les sociétés opératrices sont tenues d'acquitter un impôt sur les bénéfices qu'elles réalisent au cours de l'exploitation du pétrole et du gaz, dont le taux s'élève à 20 % du résultat imposable, conformément aux dispositions de l'article 7 de la loi n° 57 de 2017. Les compagnies pétrolières opératrices se trouvent ainsi sur un pied d'égalité avec les autres sociétés commerciales, et les recettes de l'État se voient renforcées par de nouvelles sources productives. Quant à la source la plus importante des recettes de l'État issues de l'extraction du pétrole et du gaz, il s'agit du pétrole de profit, qui désigne les quantités restantes de pétrole et de gaz extraites des réservoirs après déduction des quantités de coût, c'est-à-dire du coût de production qu'exige la réalisation des différentes activités pétrolières. La part minimale de l'État dans le pétrole de profit ne doit pas être inférieure à 30 %, conformément aux dispositions de l'article 24 du décret n° 43 de 2013 relatif à la répartition des parts du pétrole de profit entre les sociétés titulaires de droits et l'État. Par ailleurs, l'alinéa 3 de l'article 23 du décret 43/2017 a fixé le plafond du recouvrement des coûts à 65 % du pétrole disponible. Les recettes escomptées du pétrole et du gaz, quelles que soient leur dénomination et leurs proportions, dépendent du volume des réserves que l'on s'attend à découvrir, selon qu'elles sont commerciales ou non, et dépendent dans la même mesure du niveau des prix à la date de la production. En effet, la disponibilité de quantités commerciales est une condition pour passer du forage d'exploration au développement des puits et au démarrage de la production, tandis que le niveau des prix constitue le principal facteur d'attractivité pour que les compagnies internationales prospectent les ressources en hydrocarbures et y investissent. S'agissant des prix du pétrole et du gaz, ils se sont maintenus à des niveaux acceptables après avoir atteint près de 140 dollars le baril au lendemain du déclenchement de la guerre entre la Russie et l'Ukraine, et il est prévu qu'ils demeurent élevés grâce aux politiques des pays producteurs qui ont réduit leur production, une première fois en novembre 2022 et une seconde fois au mois de mai dernier, réduction qui se poursuit jusqu'à la fin de l'année 2023. Quant à la possibilité de découvrir des réserves commerciales dans le bloc n° 9, il suffit de rappeler que les réserves du champ de Karish, qui n'excèdent pas 2 milliers de milliards de pieds cubes de gaz, ont été suffisantes pour son développement et sa mise en production jusqu'à l'exportation. Cela signifie que l'optimisme quant à la découverte par le Liban de réserves commerciales de pétrole et de gaz repose sur des données scientifiques et sur les expériences concrètes des pays voisins, et qu'il en va de même des recettes financières attendues de ces découvertes. Toutefois, le défi majeur réside dans la bonne gouvernance de ces revenus et non dans leur seul volume, d'autant que les Libanais ont fait l'amère expérience de la désinvolture avec laquelle les responsables des affaires publiques dilapident les ressources financières du pays, pour ne pas dire les volent, tandis que la polémique politique tourne presque au divertissement pour le peuple pendant que certains hommes d'influence pillent les richesses de la nation et y sèment la corruption, après avoir bradé la zone s'étendant entre la ligne 23 et la ligne 29 ainsi que les réserves pétrolières qu'elle recèle.

Traduit de l'arabe par IA. Lire l'original en arabe