Alors même que le gouvernement guyanien est actuellement en train de négocier d’éventuels contrats pétroliers issus de son premier cycle de licences, la prochaine vente aux enchères de blocs pétroliers est déjà envisagée.

Le vice-président Dr Bharrat Jagdeo a déclaré jeudi que le gouvernement devra mener une enquête interne pour rassembler toutes les données disponibles relatives au secteur pétrolier et gazier, en particulier les titulaires de permis en activité et les différents blocs pétroliers au large de la Guyane, dans le but de les consolider. en préparation de la prochaine vente aux enchères.

Interrogé sur le calendrier de son deuxième cycle d’attribution de licences, Jagdeo a déclaré aux journalistes lors d’une conférence de presse que même s’il ne voulait prendre aucun engagement, cela « pourrait être [this year].»

Le vice-président a expliqué l’importance de développer les ressources pétrolières du pays en temps opportun, à la lumière du passage mondial des combustibles fossiles aux sources d’énergie plus propres. Sur cette note, il a déclaré que le gouvernement devra d’abord consulter ses conseillers pour aller de l’avant.

« Nous allons aussi discuter avec nos conseillers pour voir ce qui se passe dans le monde du [oil blocks] les enchères et quel est le bon moment, car elles sont plus en phase avec ce qui se passe à l’échelle mondiale, et nous devons nous adapter à toute vente aux enchères que nous pourrions poursuivre dans ce contexte », a-t-il déclaré.

Cependant, alors que le gouvernement cherchera des conseils sur la voie à suivre, le vice-président Jagdeo a souligné que le gouvernement souhaiterait idéalement que le prochain cycle de licences inclue la renonciation de 20 pour cent par la major pétrolière américaine ExxonMobil du bloc Stabroek, riche en pétrole, à cette vente aux enchères. .

« L’abandon du bloc Stabroek – dont nous espérons qu’il fera partie de la prochaine vente aux enchères – aura lieu, je pense, en octobre ; nous devons donc examiner si, en dehors du bloc Stabroek, nous pouvons soutenir une autre vente aux enchères avec les propriétés dont nous disposons actuellement. Et puisque cela (l’abandon) aura lieu en octobre, [we can] puis laissez cela pour la prochaine vente aux enchères, ou attendez que ces propriétés reviennent à l’État, puis lancez une vente aux enchères incluant ces propriétés. Ce sont donc des choses sur lesquelles nous devons décider », a déclaré Jagdeo.

Le contrat pétrolier de 2016 pour le bloc Stabroek, signé entre ExxonMobil et le précédent gouvernement APNU/AFC, stipule l’abandon de 20 pour cent de sa superficie dans le bloc Stabroek non détenu par des découvertes. Cet abandon était dû l’année dernière, mais le géant pétrolier américain a obtenu une prolongation d’un an, jusqu’en octobre 2024, après l’application de la force majeure lors de la pandémie de COVID-19 qui a entraîné une perte de temps.

La force majeure est un terme juridique français désignant la survenance de circonstances indépendantes de la volonté, empêchant l’exécution d’un contrat.

Jagdeo avait, depuis l’année dernière, indiqué l’intention du gouvernement de remettre sur le marché les zones abandonnées. Il a déclaré que les 20 pour cent de la superficie qui serait cédée avaient déjà été identifiés et que cela n’avait rien d’important dans le bloc riche en pétrole de Stabroek, dont la capacité est estimée à plus de 11 milliards de barils d’équivalent pétrole et où les activités de production ont été en cours depuis décembre 2019.

Actuellement, trois navires flottants de production, de déchargement et de stockage (FPSO) sont exploités par Exxon et ses partenaires – Hess Corporation et CNOOC – produisant du brut « léger non corrosif » dans le bloc Stabroek.

Le gouvernement a indiqué que quelque 142,9 millions de barils de pétrole ont été produits en 2023 à partir du Liza Destiny, du Liza Unity et, plus récemment, du FPSO Prosperity, qui peut être mis en service en novembre dernier. Ces trois FPSO du bloc Stabroek devraient produire plus de 550 000 barils de pétrole brut par jour en 2024, avec une augmentation prévue jusqu’à plus de 600 000 par jour au cours de la dernière partie de cette année.

Négociations contractuelles

Cependant, avant même que le gouvernement guyanais ne lance une deuxième vente aux enchères de ses blocs pétroliers, a déclaré jeudi le vice-président Jagdeo, il doit d’abord achever le processus en cours avec les soumissionnaires du cycle de licences de l’année dernière.

« Ils ont jusqu’à la fin de ce mois, je pense, pour soumettre des informations supplémentaires. Ensuite, il faudra décider si les accords vont être signés ou non. Nous devons donc conclure cela », a déclaré le vice-président.

L’appel d’offres lancé en décembre 2022 s’est clôturé en septembre 2023 avec six sociétés soumissionnant sur huit des 14 blocs offshore mis en jeu. Au total, 14 offres ont été faites sur ces blocs – deux blocs en eaux profondes et six blocs en zones peu profondes.

Parmi les blocs pétroliers attribués lors de l’appel d’offres figurait une société guyanaise dirigée par des femmes, Sispro Inc., qui a reçu un bloc peu profond (S3) et un bloc en eau profonde (D2). D’autres blocs peu profonds ont été attribués à : Total Energies EP Guyana BV, en consortium avec Qatar Energy International E&P LLC et Petronas E&P Overseas Ventures SDN BHD (Malaisie), qui a obtenu le bloc S4 ; L’américain Liberty Petroleum Corporation et la société ghanéenne Cybele Energy Limited ont obtenu le bloc S7 ; et International Group Investment Inc du Nigeria, qui a obtenu deux blocs – S5 et S10.

Un autre bloc peu profond, S8, a été attribué aux partenaires du bloc Stabroek : ExxonMobil Guyana Limited, Hess New Ventures Exploration Limited et CNOOC Petroleum Guyana Limited.

Le deuxième bloc en eau profonde – D1 – a été attribué à Delcorp Inc Guyana, qui comprend Watad Energy and Communications Limited et Arabian Drilling Company d’Arabie Saoudite.
Le ministre des Ressources naturelles, Vickram Bharrat, avait déclaré en novembre que les six sociétés et groupes avaient déjà indiqué qu’ils étaient prêts à démarrer des travaux d’exploration et à couvrir le coût des primes de signature que chaque nouvelle société pétrolière doit payer – 10 millions de dollars pour les eaux peu profondes et 20 millions de dollars pour les eaux peu profondes. eaux profondes.

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