Ancienne colonie néerlandaise, le Suriname partage le bassin offshore Guyana Suriname Basin avec l'ancienne colonie britannique du Guyana, qui bénéficie actuellement d'un énorme essor économique grâce à l'une des plus importantes découvertes pétrolières récentes en Amérique du Sud. Le gouvernement du Suriname à Paramaribo observe avec envie l'essor pétrolier du Guyana, qui a propulsé le pays parmi les grandes nations productrices et exportatrices de pétrole, le plaçant sur la voie de devenir l'un des pays les plus riches en Amérique du Sud. Alors que le Suriname, profondément appauvri et confronté à une grave crise économique, espère bénéficier d'un essor similaire à celui de son voisin, le temps presse pour exploiter avec succès les vastes ressources pétrolières se trouvant sous ses eaux territoriales, alors que la lutte mondiale contre le changement climatique et la poursuite des objectifs de neutralité carbone gagnent en intensité.
La décision choc de 2022 de TotalEnergies, l'opérateur et partenaire à 50% APA Corporation, de retarder la décision finale d'investissement (FID) pour le Bloc 58 au large du Suriname a presque anéanti les plans de Paramaribo. Le gouvernement, qui subit une pression économique significative, considère les importantes richesses pétrolières offshore du Suriname comme une solution miracle aux maux financiers de l'ancienne colonie néerlandaise. Cette idée a pris forme après que APA a annoncé la première découverte dans le Bloc 58 au large du Suriname au puits d'exploration Maka Central-1 au début de janvier 2020. Fin 2020, des analystes spéculaient que le Bloc 58 possédait d'importantes ressources pétrolières, la banque d'investissement américaine Morgan Stanley estimant que ses modèles indiquaient que le gisement pouvait contenir jusqu'à 6,5 milliards de barils de pétrole. Quatre découvertes supplémentaires de classe mondiale ont été réalisées d'ici mars 2022, renforçant davantage ces affirmations.
Bloc 58 au large du Suriname
Source : APA Corporation Rapport financer et opérationnel du quatrième trimestre et de l'année complète 2023.
Ces événements ont renforcé l'idée que le Suriname était en voie de connaître un gigantesque boom pétrolier capable de générer un important essor économique, mettant ainsi fin à la crise économique prolongée du pays et le sortant de la pauvreté. Ces développements ont suscité des spéculations selon lesquelles le Bloc 58 contenait des ressources pétrolières à une échelle similaire au Bloc Stabroek voisin au large du Guyana, où ExxonMobil a découvert 11 milliards de barils de pétrole. C'est le Bloc Stabroek qui alimente l'extraordinaire boom pétrolier du Guyana et a fait de l'ancienne colonie britannique le pays le plus riche d'Amérique du Sud en termes de revenu par habitant.
Les aspirations de Paramaribo ont failli être anéanties lorsque TotalEnergies et APA ont retardé la décision FID pour le Bloc 58, initialement prévue en 2022, avec un premier pétrole attendu pour 2025. TotalEnergies a pris cette décision pour plusieurs raisons, le principal étant le rapport gaz-pétrole élevé et un ensemble de mauvais résultats d'exploration ne correspondant pas aux résultats de forages antérieurs ou aux données sismiques. Les préoccupations quant à la rentabilité des découvertes existantes, associées à des tensions politiques croissantes et une détérioration de la crise économique, avec des manifestants envahissant le Parlement du Suriname en février 2023, ont amplifié les appréhensions du supermajor français. Ce sont bien ces événements qui ont poussé TotalEnergies à reporter la FID, surtout avec un investissement substantiel de 9 milliards de dollars, certains analystes affirmant qu'il pourrait atteindre 11 milliards de dollars, pour amener le Bloc 58 à produire du pétrole.
Initialement, on pensait que TotalEnergies et le partenaire APA approuveraient la FID d'ici fin 2022, avec un premier pétrole prévu pour 2025. Après un long retard, avec TotalEnergies, en tant qu'opérateur, continuant de mener des forages d'évaluation et évaluant les cinq découvertes effectuées depuis 2020, les partenaires ont annoncé en 2023 leur engagement à entreprendre des études de développement, qui sont généralement préalables à une FID. TotalEnergies et APA ont indiqué que cette décision sera prise d'ici fin 2024. Les partenaires ont identifié une réserve récupérable de 700 millions de barils liée aux découvertes de Sapakara et Krabdagu. Une fois les études d'ingénierie détaillées terminées et la FID prise, les partenaires prévoient d'installer un navire de production, stockage et déchargement flottant (FPSO) dans le Bloc 58 avec une capacité de production de 200 000 barils par jour. Il est indiqué que TotalEnergies et APA agissent aussi rapidement que possible pour garantir que le projet de 9 milliards de dollars soit approuvé d'ici fin 2024.
Le pétrole découvert dans le Bloc 58 est particulièrement attrayant pour les grandes compagnies pétrolières car il est léger, avec un indice API d'environ 34 degrés, et doux avec une faible teneur en soufre, ce qui le rend moins cher et plus facile à transformer en carburants de haute qualité à faibles émissions. Ce sont des caractéristiques particulièrement importantes dans une économie mondiale où les normes d'émissions sont constamment renforcées en raison de la lutte contre le réchauffement climatique et l'arrêt du changement climatique. Si le Bloc Stabroek du Guyana est un indicateur, l'intensité carbone de l'extraction pétrolière au large du Suriname sera relativement faible, renforçant ainsi son attrait pour les grandes compagnies pétrolières à un moment où l'industrie est contrainte de mettre en œuvre une norme de zéro émission nette.
Les faibles prix de seuil de rentabilité projetés pour le Suriname offshore doivent également être pris en compte. Les prévisions varient, les analystes indiquant que le prix de seuil de rentabilité pour chaque baril extrait pourrait être aussi élevé que 45 dollars ou aussi bas que 35 dollars, avec une moyenne consensuelle de 40 dollars par baril pour le Suriname offshore. Bien que cela soit supérieur au Guyana offshore, avec un prix de seuil de rentabilité moyen de seulement 28 dollars par baril, c'est moins que dans d'autres juridictions offshore telles que le Brésil, où la production est rentable en moyenne à environ 50 dollars le baril pour les projets en aval offshore. Certains affirment que le prix de seuil de rentabilité du Bloc 58 passera d'un initial de 45 dollars par baril produit à un minimum de 25 dollars le baril, ce qui le placerait parmi les plus bas d'Amérique du Sud, à mesure que les infrastructures se développeront et que les synergies opérationnelles seront mises en œuvre.
Paramaribo est soumis à une pression financière et socioéconomique considérable pour exploiter les importantes richesses pétrolières supposées se trouver sous les eaux territoriales du Suriname. Alors que la précipitation mondiale pour éliminer la consommation de combustibles fossiles pour lutter contre le changement climatique ajoute un sentiment d'urgence aux plans de l'ancienne colonie néerlandaise pour extraire ces ressources, les pressions temporelles ne sont pas aussi sévères que certains commentateurs le prétendent. Les ressources pétrolières offshore du Suriname sont particulièrement attrayantes pour les grandes compagnies pétrolières en raison de leur faible empreinte carbone pour l'extraction et le raffinage, ainsi que des coûts favorables avec un prix de seuil de rentabilité de 40 dollars par baril, ce qui rend la production très rentable dans l'environnement actuel. Paramaribo a également mis en place un environnement réglementaire attrayant qui garantit aux exploitants d'être récompensés pour investir au large du Suriname et, par le biais d'un contrat de 10 ans, leur donne suffisamment de temps pour explorer et exploiter la superficie une fois la production commencée.
Rédigé par Matthew Smith pour Oilprice.com
Matthew Smith is Oilprice.com's Latin-America correspondent. Matthew is a veteran investor and investment management professional. He obtained a Master of Law degree and is currently located… More
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