Após uma série de resultados ruins de perfuração, incluindo poços secos, durante as décadas de 1960 e 70, as grandes petrolíferas abandonaram a Bacia Guiana-Suriname, acreditando que ela possuía pouco potencial petrolífero . Consequentemente, o Serviço Geológico dos Estados Unidos (USGS) determinou que a bacia sedimentar continha muito pouco petróleo. De acordo com um relatório da agência de maio de 2001 , a Bacia Guiana-Suriname continha entre 2,8 e 32,6 milhões de barris de recursos petrolíferos não descobertos, com uma estimativa média de 15,2 bilhões de barris. Isso fez com que as grandes petrolíferas ignorassem a bacia sedimentar, concentrando-se na costa atlântica da África e no Brasil.

Contudo, em um desenvolvimento surpreendente na época, em 2015, a gigante petrolífera global ExxonMobil fez uma descoberta de petróleo de classe mundial com o poço exploratório Liza-1, no Bloco Stabroek, na costa da Guiana, com 6,6 milhões de acres. Essa descoberta, nas águas territoriais da disputada região de Essequibo, surpreendeu as grandes petrolíferas e a indústria petrolífera global após décadas de resultados de perfuração insatisfatórios. Liza-1 foi a primeira de uma série de descobertas de petróleo de alta qualidade na costa da Guiana, com mais de 35 descobertas somente no Bloco Stabroek. A Exxon estima que a prolífica área petrolífera contenha pelo menos 11 bilhões de barris.

O grande momento do Suriname aconteceu em janeiro de 2020, quando a APA Corporation descobriu petróleo com o poço Maka Central 1 no Bloco 58, em alto-mar. Isso foi seguido por mais quatro descobertas comerciais no bloco petrolífero de 1,4 milhão de acres.

Fonte: APA Corporation.

No entanto, no final de 2022, o crescente boom petrolífero do Suriname parecia ter encontrado um grande obstáculo. A TotalEnergies, que agora era a operadora do Bloco 58, optou por adiar a decisão final de investimento (FID). 

Como se vê, a combinação de uma alta proporção de gás em relação ao petróleo nas descobertas existentes, resultados de perfuração insatisfatórios e dados sísmicos incompatíveis preocupou profundamente a gigante francesa. Consequentemente, a TotalEnergies e sua sócia com 50% de participação no Bloco 58, a APA Corporation, adiaram a Decisão Final de Investimento (FID) no final de 2022, alarmando o governo do Suriname na capital, Paramaribo. Uma economia em rápida deterioração , aliada ao aumento da agitação civil em decorrência da escalada do custo de vida, gerou temores de uma crise financeira para a ex-colônia holandesa, já profundamente empobrecida.

Isso deixou Paramaribo de olho no enorme boom petrolífero da vizinha Guiana, que catapultou a antiga colônia britânica para o posto de país mais rico da América do Sul em termos de Produto Interno Bruto (PIB) per capita. Contudo, em outubro de 2024, a TotalEnergies e sua parceira APA anunciaram a Decisão Final de Investimento (FID) para o projeto Gran Morgu, de US$ 10,5 bilhões, no Bloco 58, na costa do Suriname. O projeto está desenvolvendo as descobertas de Sapakara e Krabdagu, visando um reservatório estimado em cerca de 760 milhões de barris de petróleo bruto.

O projeto Gran Morgu será composto por 16 poços de produção e 16 poços de injeção, com uma capacidade nominal de 220.000 barris por dia. Em abril de 2026, o projeto estava 50% concluído, com a primeira produção de petróleo prevista para 2028. A TotalEnergies está desenvolvendo uma instalação totalmente elétrica e de baixa emissão, que deverá apresentar baixas emissões de gases de efeito estufa, inferiores a 16 quilogramas de dióxido de carbono por barril de petróleo bruto produzido. Esse valor é inferior à média global estimada de 18 quilogramas por barril extraído e significativamente menor do que em produtores de petróleo pesado como a Venezuela , onde são produzidos até 1.460 quilogramas de carbono por barril extraído na Faixa do Orinoco.

De forma importante para Paramaribo, a Staatsolie, empresa petrolífera nacional do Suriname e órgão regulador do setor, controlará 20% do projeto Gran Morgu. A estatal adquiriu uma participação de 20% no projeto por aproximadamente US$ 2,4 bilhões em 2025. Isso aumentará significativamente os benefícios financeiros que Paramaribo receberá quando o projeto entrar em operação e a produção atingir a capacidade máxima. Estima-se que Gran Morgu gere até US$ 26 bilhões em receita para o governo, revitalizando um dos países mais pobres da América do Sul, que, com um PIB per capita de US$ 21.830 em 2025, ocupa a quinta posição no ranking mundial de países mais pobres.

A bacia sedimentar da Guiana-Suriname está se revelando um dos locais mais promissores do mundo para perfuração offshore, com o Suriname se configurando como a última grande fronteira petrolífera da América do Sul. O projeto Gran Morgu e o Bloco 58 são apenas o começo de um boom de hidrocarbonetos que trará um sólido retorno econômico para o Suriname. Atualmente, existem 23 blocos de petróleo delineados e alocados na costa do Suriname, conforme ilustrado no mapa abaixo.

Fonte: Staatsolie.

Os baixos custos de equilíbrio para novos projetos de petróleo , estimados entre US$ 40 e US$ 45 por barril, juntamente com acordos favoráveis ​​de partilha de produção, que com 30 anos de duração estão entre os mais longos do setor, reforçam o atrativo de investir no Suriname.

O próximo grande projeto de hidrocarbonetos do Suriname será no Bloco 52, em alto-mar, onde a Petronas, empresa petrolífera nacional da Malásia, é a operadora e detém 80% de participação, com o restante pertencendo à Staatsolie. Um importante projeto de gás natural, centrado na descoberta de Sloanea-1 em 2020, está sendo planejado para depois da declaração de comercialidade em novembro de 2025. A Petronas planeja tomar a decisão final de investimento (FID) até o final de 2026 para o projeto multibilionário, que não poderia chegar em um momento mais oportuno. Isso porque Trinidad e Tobago, um dos principais produtores regionais de gás natural, está enfrentando um declínio significativo em suas reservas e produção, o que ameaça o abastecimento vital da região.