Les marchés mondiaux de l'énergie sont bouleversés par les tumultes au Moyen-Orient, alimentés par le conflit entre les États-Unis et l'Iran ainsi qu'un litige persistant concernant l'accès au détroit d'Ormuz, par lequel transite environ un cinquième de l'approvisionnement mondial en pétrole et en gaz naturel. La flambée des prix qui en résulte a créé des conditions favorables pour les nouveaux producteurs de pétrole d'Amérique du Sud — plus particulièrement le Suriname, dont l'essor pétrolier, longtemps retardé, semble désormais se concrétiser.

Cette ancienne colonie néerlandaise est sur le point de devenir la prochaine grande nation productrice de pétrole d'Amérique du Sud. Depuis 2019, le gouvernement du Suriname à Paramaribo observe avec envie le Guyana voisin récolter d'énormes avantages économiques de son secteur pétrolier en plein essor, où des consortiums menés par ExxonMobil ont découvert plus de 11 milliards de barils de ressources récupérables dans le bloc Stabroek. Cinq découvertes majeures dans le Block 58 offshore du Suriname, commençant par le puits d'exploration Maka Central-1 en 2020, ont confirmé la présence d'hydrocarbures exploitables commercialement dans la portion du bassin du Guyana-Suriname appartenant au pays — l'une des provinces hydrocarbonées émergentes les plus significatives au monde.

Suite à des retards débutant en 2022 — causés par des résultats de forage incohérents, des données sismiques contradictoires et un ratio gaz-pétrole élevé — l'opérateur TotalEnergies a pris la décision d'investissement final (FID) pour le Block 58. TotalEnergies, l'une des plus grandes sociétés énergétiques cotées en bourse au monde, qui détenait une participation de 50 % aux côté de son partenaire à 50 % APA Corporation, a approuvé le développement du projet en eau profonde GranMorgu. La structure de propriété a ensuite été réorganisée : TotalEnergies et APA ont chacun conservé 40 %, tandis que les 20 % restants ont été attribués à Staatsolie, la société énergétique contrôlée par l'État surinamais.

L'acquisition par Staatsolie a été exercée conformément à ses droits en vertu du contrat de partage de production (PSC) pour le Block 52. La société a financé l'acquisition par un prêt de 1,6 milliard de dollars auprès d'un consortium bancaire et une émission obligataire en mars 2025. La participation de Staatsolie dans GranMorgu devrait augmenter considérablement les revenus versés à Paramaribo, qui lutte contre une grave crise économique depuis 2021, incluant un effondrement de la monnaie et un programme de stabilisation soutenu par le FMI. La situation s'est détériorée au point que des émeutes ont englouti des parties de la capitale et que des manifestants ont pris d'assaut le parlement en 2023.

GranMorgu, dont le démarrage de la production est prévu en 2028, représente un développement transformateur pour l'économie du Suriname, dont le PIB s'élève actuellement à environ 4 milliards de dollars. Le navire de production, de stockage et de déchargement flottant (FPSO) du projet aura une capacité de 220 000 barils par jour. Le FPSO ciblera les découvertes de Sapakara et Krabdagu, qui contiennent ensemble des ressources récupérables estimées à 760 millions de barils de pétrole brut. GranMorgu devrait générer jusqu'à 26 milliards de dollars de revenus fiscaux pour le Suriname sur la durée de vie du projet.

TotalEnergies met en œuvre des mesures pour prolonger la durée de vie opérationnelle du FPSO, notamment des capacités de connexion à des champs satellites pour l'extraction du pétrole une fois les réservoirs de Sapakara et Krabdagu épuisés. Le projet GranMorgu est conçu pour un faible impact carbone, doté d'un FPSO tout électrique avec optimisation énergétique et systèmes stricts de surveillance des émissions. TotalEnergies estime que les émissions de carbone resteront inférieures à 16 kilogrammes par baril de brut produit — un niveau inférieur à la moyenne mondiale en amont de 17 à 18 kilogrammes. Cependant, ce chiffre dépasse les profils d'émissions des producteurs voisins : les opérations offshore pré-salifères du Brésil émettent environ 10 à 12 kilogrammes par baril, tandis que la production du Guyana génère seulement 9 kilogrammes par baril.

Le brut offshore du Suriname est réputé partager des qualités similaires avec le pétrole du Guyana — léger et doux. Le pétrole rencontré au puits Sapakara South-1 a enregistré une densité API de 34 degrés, tandis que le brut collecté lors d'un test de débit en 2022 au puits Krabdagu affichait une densité API comprise entre 35 et 37 degrés. Selon les communiqués de presse et les rapports d'APA Corporation, le pétrole est doux avec une teneur en soufre inférieure à 1 % et des impuretés minimales. Ces caractéristiques rendent le pétrole moins complexe et moins coûteux à raffiner en carburants de haute qualité à faible émission de carbone. Le brut comparable du Guyana a attiré un intérêt considérable de la part des foreurs et raffineurs internationaux, stimulant une forte demande pour ses cargaisons pétrolières. Paramaribo s'attend à ce que GranMorgu connaisse un succès commercial similaire.

Le potentiel pétrolier du Suriname s'étend au-delà du Block 58. Le Block 52 offshore a démontré des perspectives hydrocarbonées considérables sous l'opératorat de Petronas, la société pétrolière nationale de Malaisie, qui détient une participation de 80 %. Staatsolie a exercé ses droits contractuels pour acquérir les 20 % restants. En novembre 2025, les partenaires ont atteint un jalon majeur avec la Déclaration de commercialité (DOC) pour le champ de Sloanea.

Le champ de Sloanea est centré sur la découverte de Sloanea-1, réalisée par Petronas en 2020 lorsqu'ExxonMobil détenait encore 50 % du Block 52. ExxonMobil a cédé sa participation en novembre 2024, réévaluant son portefeuille sud-américain pour se concentrer sur le prolifique bloc Stabroek au Guyana voisin. La supermajorité a attribué sa part de 50 % à Petronas, après quoi Staatsolie a acquis sa participation de 20 % et signé un PSC avec la société malaisienne.

Petronas a obtenu un succès de forage notable dans les eaux offshore du Suriname. Fin juin 2026, la société a annoncé avoir réalisé huit découvertes dans le Block 52, toutes situées dans une zone géologique que les foreurs ont surnommée le Golden Lane, censée être une extension du riche corridor pétrolier identifié dans le bloc Stabroek offshore du Guyana. Les découvertes les plus récentes ont été faites sur les puits d'exploration Caiman-1 et Swartzia Aspasia Complex-1 (SAC-1). Petronas a également mené à bien le puits d'évaluation Roystonea-2 dans le Block 52.

Ces résultats confirment la viabilité et le potentiel pétrolier substantiel du Block 52, positionnant cette zone comme le site probable du prochain grand développement hydrocarboné du Suriname. Le directeur de l'exploitation et vice-président exécutif & directeur général de l'Exploration-Production de Petronas, Mohd Jukris Abdul Wahab, a déclaré qu'une décision d'investissement final pour le Block 52 était planifiée avant la fin de 2026.

Avec GranMorgu progressant vers la première production et le Block 52 avançant vers sa propre décision de développement, le Suriname est en passe de rejoindre le Guyana en tant que deuxième nouvelle province pétrolière en eau profonde mise en production dans le bassin du Guyana-Suriname cette décennie — une expansion rare de l'offre hors OPEP à un moment où la capacité de réserve mondiale reste concentrée au Moyen-Orient.

Source : OilPrice.com