Audio: https://clyp.it/itxafg2m
Julio A. López, editor jefe. — Surinam se consolida como la próxima gran apuesta offshore de América del Sur, dentro de la misma cuenca geológica —la Cuenca Guyana-Surinam— que ha convertido a su vecina Guyana en una potencia petrolera emergente. Aunque todavía va varios pasos por detrás en la escala de producción, el país acumula ya suficientes descubrimientos, una decisión final de inversión (FID) confirmada y un calendario de desarrollo concreto que lo sitúan en el radar de la industria global de exploración y producción (E&P).
El proyecto insignia: GranMorgu
El corazón de esta transformación es el Bloque 58, operado por TotalEnergies junto con APA Corporation, cada una con 50% de participación, aunque la petrolera estatal Staatsolie ejerció su opción de sumarse con hasta 20%, lo que reconfiguró la estructura accionaria del proyecto a 40%-40%-20%. Allí se ubica GranMorgu (“nuevo amanecer” y también “mero gigante” en sranan tongo, la lengua local), el desarrollo que convertirá los hallazgos de Sapakara Sur (2021) y Krabdagu (2022) en producción comercial.
Estos yacimientos, situados a 150 kilómetros de la costa surinamesa y a profundidades de entre 100 y 1.000 metros de agua, contienen reservas recuperables estimadas en más de 750 millones de barriles. TotalEnergies y sus socios tomaron la decisión de inversión final el 1 de octubre de 2024 —la primera FID offshore en la historia de Surinam—, con una inversión total proyectada de 10.500 millones de dólares. El desarrollo contempla una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) con capacidad de 220.000 barriles diarios, diseñada además para admitir futuras conexiones (tie-backs) que extiendan la vida útil de la meseta de producción más allá de los cuatro años inicialmente previstos.
Según la última actualización de APA Corporation, el proyecto mantiene sus costos sin variaciones y sigue en camino de alcanzar el primer petróleo a mediados de 2028, un hito que marcaría el nacimiento formal de Surinam como productor offshore de escala relevante.
De la exploración al desarrollo concreto
El camino hasta aquí no fue inmediato. Entre 2021 y 2023, una campaña de perforación exploratoria y de evaluación en el Bloque 58 fue encadenando hallazgos clave —Sapakara Sur, Krabdagu y, antes, Maka Central y Kwaskwasi— que confirmaron la presencia de recursos sustanciales. Surinam acumula nueve descubrimientos offshore desde 2019, aunque GranMorgu es, hasta ahora, el único que ha cruzado el umbral hacia la fase de desarrollo. Ya en 2023-2024, la perforación de apreciación terminó de consolidar el caso comercial, con volúmenes recuperables estimados para la fase inicial de entre 700 y 760 millones de barriles.
Impacto económico y ambiental
El potencial fiscal para Surinam es considerable: según Staatsolie, una vez iniciada la producción en 2028, el país podría percibir entre 16.000 y 26.000 millones de dólares a lo largo de la vida útil del campo, en función del precio del petróleo, provenientes de regalías, participación en las utilidades petroleras (profit oil) e impuestos. TotalEnergies también ha destacado el componente ambiental del proyecto, con una intensidad de emisiones de alcance 1 y 2 inferior a 16 kg de CO2 equivalente por barril, gracias a tecnologías de eficiencia incorporadas en el diseño del FPSO.
Un vecino que mira a Guyana
La comparación con Guyana es inevitable: al otro lado de la frontera, ExxonMobil ha convertido el bloque Stabroek en uno de los mayores éxitos exploratorios de la última década, lo que ha disparado las expectativas sobre el potencial geológico compartido de toda la cuenca. Surinam, con GranMorgu como primer gran proyecto y una actividad exploratoria que continúa activa en el Bloque 58 y en bloques vecinos, busca replicar —aunque en una escala más moderada y con un cronograma más pausado— parte de esa historia de éxito, posicionándose como el próximo frente de crecimiento petrolero en el Atlántico sudamericano.
