fr.wedoany.com Rapport : Les turbulences au Moyen-Orient provoquées par la guerre entre les États-Unis et l’Iran perturbent les marchés énergétiques mondiaux. Le différend persistant sur le droit de passage dans le détroit d’Ormuz, par lequel transite environ un cinquième de l’approvisionnement mondial en pétrole et en gaz, fait grimper les prix du brut. Cette situation géopolitique profite à l’industrie pétrolière sud-américaine, ainsi qu’au développement pétrolier naissant du Suriname, dont l’avancement avait été freiné par des résultats de forage et des données sismiques contradictoires. Ancienne colonie néerlandaise, le Suriname se trouve au seuil de devenir le prochain grand pays producteur de pétrole d’Amérique du Sud.
Depuis 2019, le gouvernement surinamais suit de près les retombées économiques de l’exportation d’hydrocarbures du pays voisin, le Guyana ; Paramaribo n’est pas étrangère à l’essor pétrolier de cette ancienne colonie britannique. Le bloc offshore 58 a enregistré cinq découvertes pétrolières majeures après le puits d’exploration Maka Central-1 en 2020, confirmant la présence d’hydrocarbures commercialement exploitables dans les eaux du bassin Guyana-Suriname, où se situe le Suriname.
Le développement du bloc 58 a été reporté à plusieurs reprises depuis 2022 en raison d’incohérences entre les résultats de forage et les données sismiques, ainsi que d’un ratio gaz-pétrole élevé. Par la suite, l’opérateur du bloc, TotalEnergies, a approuvé la décision finale d’investissement (DFI) ; son partenaire APA Corporation, détenant 50 % des parts, a approuvé le développement du projet en eaux profondes GranMorgu. La structure de propriété du projet a ensuite été ajustée : TotalEnergies conserve 40 %, APA conserve 40 %, et le reste revient à Staatsolie, la compagnie pétrolière nationale du Suriname.
L’entrée de Staatsolie repose sur ses droits dans le contrat de partage de production (CPP) du bloc 52. La société a financé l’acquisition par un prêt syndiqué de 1,6 milliard de dollars et une émission obligataire en mars 2025. La part de Staatsolie dans le projet GranMorgu multipliera les revenus revenant à Paramaribo. Le Suriname est en crise économique depuis 2021 ; en 2023, des émeutes ont éclaté dans certaines parties de la capitale et le Parlement a été pris pour cible par des manifestants.
GranMorgu devrait entrer en production en 2028, avec une capacité quotidienne de 220 000 barils une fois le navire flottant de production, de stockage et de déchargement (FPSO) construit, ce qui constitue une variable importante pour le Suriname en difficulté économique.
Le FPSO du projet cible les champs de Sapakara et Krabdagu, dont les ressources récupérables estimées totalisent 760 millions de barils de pétrole brut. GranMorgu devrait générer jusqu’à 26 milliards de dollars de recettes fiscales pour le Suriname.
TotalEnergies prend des mesures pour prolonger la durée de vie opérationnelle du FPSO, afin de garantir qu’après l’épuisement des réservoirs de Sapakara et Krabdagu, le FPSO puisse encore être raccordé à des champs satellites pour poursuivre l’augmentation de la production. GranMorgu est conçu selon une approche bas carbone : le FPSO est entièrement électrique, équipé de systèmes d’optimisation énergétique et de surveillance des émissions. TotalEnergies estime que les émissions de carbone par baril de pétrole produit dans ce projet sont inférieures à 16 kg, soit moins que la moyenne mondiale de 17 à 18 kg par baril pour l’amont pétrolier.
Cette intensité d’émissions est supérieure à celle des pays voisins, le Brésil et le Guyana : la production pétrolière pré-sal brésilienne émet environ 10 à 12 kg de carbone par baril, tandis que le Guyana atteint seulement 9 kg par baril. Le pétrole brut offshore du Suriname est de nature similaire à celui du Guyana, tous deux étant des pétroles légers à faible teneur en soufre. Le pétrole découvert au puits Sapakara South 1 présente une densité API de 34 degrés, et celui obtenu lors des tests d’écoulement du puits Krabdagu en 2022 affiche une densité API de 35 à 37 degrés.
Selon les communiqués et rapports d’APA, ce pétrole brut a une teneur en soufre inférieure à 1 %, avec peu d’impuretés et de contaminants, ce qui le rend plus facile à transformer en carburants de qualité supérieure et à faibles émissions de carbone, avec des coûts de raffinage également réduits. Le pétrole brut guyanais attire déjà les foreurs et raffineurs étrangers grâce à des caractéristiques similaires, stimulant la demande pour les cargaisons de pétrole du pays. Paramaribo s’attend à ce que GranMorgu obtienne des résultats commerciaux comparables.
Le développement pétrolier offshore du Suriname ne se limite pas au bloc 58. La société nationale malaisienne Petronas, opérateur du bloc offshore 52, détient 80 % d’intérêts opérationnels, tandis que Staatsolie a acquis 20 % conformément à ses droits contractuels. En novembre 2025, les deux parties ont réalisé la déclaration de commercialité (DOC) du champ Sloanea, marquant une étape clé dans le développement du bloc.
Sloanea-1 a été découvert en 2020 par Petronas, alors qu’ExxonMobil détenait 50 % des parts du bloc 52. ExxonMobil s’est retirée du bloc en novembre 2024, cédant ses 50 % à Petronas pour se concentrer sur le prolifique bloc Stabroek au Guyana. Par la suite, Staatsolie a acquis 20 % des parts et a signé un contrat de partage de production avec Petronas.
Les progrès de forage de Petronas au large du Suriname sont remarquables. Fin juin 2026, la société a annoncé huit découvertes dans le bloc 52, toutes situées dans sa zone « Golden Lane ». Cette zone est considérée comme une extension du corridor pétrolier riche du bloc Stabroek au large du Guyana. Les dernières découvertes proviennent de deux puits d’exploration, Caiman-1 et Swartzia Aspasia Complex-1 (SAC-1), et Petronas a également achevé le puits d’évaluation Roystonea-2.
Ces résultats valident la viabilité et le potentiel pétrolier du bloc 52, qui devrait devenir le prochain grand champ pétrolier et gazier du Suriname. Mohd Jukris Abdul Wahab, directeur de l’exploitation et vice-président exécutif de l’amont et directeur général de Petronas, a indiqué que la décision finale d’investissement pour le bloc 52 est prévue d’ici fin 2026. De nombreux signes indiquent que le Suriname est sur le point de devenir un important producteur et exportateur de pétrole, et d’obtenir les bénéfices économiques dont il a cruellement besoin.
