Die globalen Energiemärkte werden von den Turbulenzen im Nahen Osten erschüttert, die durch den Konflikt der USA mit Iran und den anhaltenden Streit über den Zugang zur Straße von Hormus ausgelöst werden, über die rund ein Fünftel der weltweiten Öl- und Erdgasversorgung verschifft wird. Der daraus resultierende Preisanstieg hat günstige Bedingungen für Südamerikas aufstrebende Ölproduzenten geschaffen – besonders für Suriname, dessen seit Langem verzögerter Erdölboom nun Gestalt anzunehmen scheint.

Die ehemalige niederländische Kolonie steht kurz davor, Südamerikas nächstes großes ölproduzierendes Land zu werden. Seit 2019 beobachtet Surinames Regierung in Paramaribo, wie das benachbarte Guyana enorme wirtschaftliche Vorteile aus seinem boomenden Erdölsektor zieht, in dem von ExxonMobil geführte Konsortien im Stabroek-Block mehr als 11 Milliarden Barrel förderbare Ressourcen entdeckt haben. Fünf große Funde in Surinames Offshore-Block 58, beginnend mit der Explorationsbohrung Maka Central-1 im Jahr 2020, bestätigten das Vorhandensein kommerziell verwertbarer Kohlenwasserstoffe im surinamischen Teil des Guyana-Suriname-Beckens – einer der bedeutendsten aufstrebenden Kohlenwasserstoffprovinzen der Welt.

Nach Verzögerungen ab 2022 – verursacht durch nicht übereinstimmende Bohrergebnisse, widersprüchliche seismische Daten und ein erhöhtes Gas-Öl-Verhältnis – erteilte der Betreiber TotalEnergies für Block 58 eine finale Investitionsentscheidung (FID). TotalEnergies, eines der weltweit größten börsennotierten Energieunternehmen, das gemeinsam mit dem 50%-Partner APA Corporation einen 50%-Beteiligungsanteil hielt, genehmigte die Entwicklung des Tiefseeprojekts GranMorgu. Die Eigentümerstruktur wurde anschließend neu geordnet: TotalEnergies und APA behielten jeweils 40 %, während die verbleibenden 20 % an Staatsolie, das staatlich kontrollierte Energieunternehmen Surinames, gingen.

Die Übernahme durch Staatsolie erfolgte im Einklang mit seinen Rechten aus dem Produktionsbeteiligungsvertrag (PSC) für Block 52. Das Unternehmen finanzierte die Übernahme mit einem Darlehen über $1,6 Milliarden von einem Bankenkonsortium und einer Anleiheemission im März 2025. Staatsolies Anteil an GranMorgu dürfte die nach Paramaribo fließenden Einnahmen deutlich erhöhen; die Hauptstadt kämpft seit 2021 mit einer schweren Wirtschaftskrise, die einen Währungseinbruch und ein vom IWF unterstütztes Stabilisierungsprogramm umfasste. Die Lage verschärfte sich derart, dass 2023 in Teilen der Hauptstadt Ausschreitungen ausbrachen und Demonstranten das Parlament stürmten.

GranMorgu, das 2028 in Betrieb gehen soll, ist ein Wendepunkt für Surinames Wirtschaft, die derzeit ein BIP von rund $4 Milliarden aufweist. Das Floating Production, Storage and Offloading-(FPSO)-Schiff des Projekts wird nach Fertigstellung eine Kapazität von 220.000 Barrel pro Tag haben. Das FPSO wird die Funde Sapakara und Krabdagu ansteuern, die zusammen über geschätzte förderbare Ressourcen von 760 Millionen Barrel Rohöl verfügen. GranMorgu soll Suriname im Laufe der Projektlaufzeit bis zu $26 Milliarden an fiskalischen Einnahmen einbringen.

TotalEnergies ergreift Maßnahmen, um die Betriebsdauer des FPSO zu verlängern, unter anderem durch die Möglichkeit, Satellitenfelder anzuschließen, um nach Erschöpfung der Sapakara- und Krabdagu-Lagerstätten weiterhin Öl zu fördern. Das GranMorgu-Projekt ist auf eine geringe CO2-Belastung ausgelegt und verfügt über ein vollelektrisches FPSO mit Energieoptimierung und strengen Emissionsüberwachungssystemen. TotalEnergies schätzt daher, dass weniger als 16 Kilogramm Kohlenstoff pro gefördertem Barrel Rohöl ausgestoßen werden, also weniger als der weltweite Durchschnitt im Upstream-Bereich von 17 bis 18 Kilogramm pro Barrel. Dieser Wert liegt jedoch über den Emissionsprofilen der Nachbarländer: Brasiliens Offshore-Pre-Salt-Förderung verursacht etwa 10 bis 12 Kilogramm pro Barrel, während Guyanas Produktion nur bis zu 9 Kilogramm pro Barrel erreicht.

Das vor der Küste Surinames geförderte Rohöl gilt als ähnlich wie Guyanas Erdöl – leicht und schwefelarm. Das im Sapakara-South-1-Bohrloch angetroffene Erdöl wies eine API-Dichte von 34 Grad auf, während das bei einem Flusstest 2022 im Krabdagu-Bohrloch gewonnene Rohöl zwischen 35 und 37 Grad API lag. Nach Angaben von APA Corporation in Pressemitteilungen und Berichten ist das Erdöl süß mit einem Schwefelgehalt von unter 1 % sowie nur wenigen Verunreinigungen und Schadstoffen. Diese Eigenschaften machen das Öl weniger komplex und günstiger in hochwertige, kohlenstoffärmere Kraftstoffe zu verarbeiten. Guyanas vergleichbares Rohöl stößt bei ausländischen Bohrunternehmen und Raffinerien auf starkes Interesse, was die Nachfrage nach den Erdöllieferungen des Landes erhöht. Paramaribo erwartet, dass GranMorgu einen ähnlichen kommerziellen Erfolg erzielen wird.

Surinames Ölboom dreht sich nicht nur um Block 58 und GranMorgu. Offshore-Block 52 weist ebenfalls erhebliches Kohlenwasserstoffpotenzial auf. Der Betreiber, das malaysische staatliche Ölunternehmen Petronas, hält dort einen 80%-Beteiligungsanteil. Staatsolie erwarb gemäß seinen vertraglichen Rechten 20 % von Block 52. Im November 2025 erreichten die Bohrunternehmen gemeinsam mit der Declaration of Commerciality (DOC) für das Feld Sloanea einen wichtigen Meilenstein.

Dieses Feld basiert auf der Entdeckung Sloanea-1, die Petronas 2020 machte, als der Energieriese ExxonMobil noch ein 50%-Partner in Block 52 war. Der Konzern veräußerte seinen Anteil im November 2024, als er sein Südamerika-Portfolio neu ausrichtete, um sich auf den ertragreichen Stabroek-Block im benachbarten Guyana zu konzentrieren. Exxon übertrug daraufhin seinen 50%-Anteil an Block 52 an Petronas. Kurz darauf erwarb Staatsolie einen 20%-Anteil und unterzeichnete einen PSC mit Petronas.

Malaysias staatliches Ölunternehmen verzeichnet erhebliche Bohrerfolge in Surinames Offshore-Gebieten. Ende Juni 2026 teilte Petronas mit, in Block 52 acht Funde gemacht zu haben. Diese erfolgten alle in einer Zone, die von den Bohrern als Golden Lane bezeichnet wird und die sich laut Einschätzung als Fortsetzung des ergiebigen Petroleum-Korridors im Offshore-Stabroek-Block Guyanas erstreckt. Die jüngsten Funde gab es in den Wildcat-Bohrungen Caiman-1 und Swartzia Aspasia Complex-1 (SAC-1). Petronas hat zudem die Bewertungsbohrung Roystonea-2 in Block 52 erfolgreich abgeschlossen.

Diese Ergebnisse bestätigen die Tragfähigkeit von Block 52 und sein erhebliches Ölpotenzial, womit das Offshore-Gebiet voraussichtlich Surinames nächstes großes Kohlenwasserstofffeld beherbergen wird. Dies wird durch die Aussage von Petronas' Chief Operating Officer und Executive Vice President & Chief Executive Officer of Upstream, Mohd Jukris Abdul Wahab, unterstrichen, wonach bis Ende 2026 eine finale Investitionsentscheidung für Block 52 geplant ist.

Während GranMorgu sich der ersten Ölproduktion nähert und Block 52 auf eine eigene Entwicklungsentscheidung zusteuert, ist Suriname auf Kurs, Guyana als zweite neue Tiefsee-Ölprovinz im Guyana-Suriname-Becken in diesem Jahrzehnt hinzuzufügen – eine seltene Ausweitung des Nicht-OPEC-Angebots zu einem Zeitpunkt, an dem die weltweiten freien Produktionskapazitäten weiterhin auf den Nahen Osten konzentriert sind.

Quelle: OilPrice.com