Cent ans en une colonne
La chronologie complète
De Nickerie 1928 au premier gaz
1928
Du pétrole découvert à Nickerie
Le premier pétrole du Suriname est découvert dans le district de Nickerie, sur la plaine côtière près de la frontière avec le Guyana. Aucune exploitation commerciale ne suit, et l'exploration systématique ne commence qu'au début des années 1960.
1965
Du pétrole dans une cour d'école
Une équipe du Service géologique et minier qui fore à la recherche d'eau potable dans le district de Saramacca tombe sur du pétrole lourd dans une cour d'école. Cet accident, c'est le gisement de Tambaredjo.
1980
Fondation de Staatsolie
L'État crée sa propre compagnie pétrolière le 13 décembre 1980 plutôt que de laisser la ressource à des opérateurs étrangers.
1982
Début de la production à Tambaredjo
La production commerciale démarre à Tambaredjo le 25 novembre 1982, à raison de 200 barils par jour. La production est modeste, mais elle finance tout ce qui suit.
1997
Ouverture de la raffinerie de Tout Lui Faut
Staatsolie commence à raffiner son propre brut au lieu de tout exporter, d'abord en bitume routier et en fioul.
2015
Extension de la raffinerie achevée
Une modernisation d'environ 1 milliard de dollars US porte la capacité de la raffinerie à quelque 15 000 à 16 000 barils par jour et y ajoute la production de diesel et d'essence.
2020
Maka Central-1 change tout
Apache et Total découvrent du pétrole dans le bloc 58. Kwaskwasi, Sapakara West et la découverte de gaz Sloanea de PETRONAS suivent la même année.
2021-2022
Sapakara South et Krabdagu
Des forages d'évaluation confirment les deux gisements qui deviendront GranMorgu.
oct. 2024
Décision finale d'investissement
TotalEnergies et APA lancent GranMorgu et engagent environ 10,5 milliards de dollars US. Staatsolie exerce son droit de participation (back-in) de 20 %.
2025
Financement et contrats
Staatsolie lève plus de 2 milliards de dollars US, dont une obligation de 516 millions et un prêt syndiqué de 1,6 milliard accordé par 18 prêteurs, pour financer sa part de 2,4 milliards de dollars US. Saipem, SBM Offshore et Technip Energies commencent les travaux.
nov. 2025
Lancement de l'Open Door Offering
Staatsolie ouvre environ 60 % du domaine offshore, soit plus de 70 000 km2, à la nomination par les compagnies à tout moment, au lieu d'attendre un appel d'offres.
2025
Un ministère du pétrole et du gaz
Le nouveau gouvernement crée le ministère du Pétrole, du Gaz et de l'Environnement, dirigé par l'ancien cadre de Staatsolie Patrick Brunings.
S1 2026
Du plan à la construction
La coque du FPSO entre en cale sèche en Chine, les premiers équipements sous-marins arrivent au Dr. Jules Sedney Terminal à Paramaribo, et les arbres sous-marins sortent de la chaîne en Malaisie.
2026
Le fonds souverain devient réalitémaintenant
Toutes les recettes minières sont censées alimenter le Fonds d'épargne et de stabilisation. Le FMI relève que ce fonds n'a toujours ni conseil d'administration, ni procédures, ni cadre d'investissement.
Fin 2026 - T1 2027
Début des forages de développement
Jusqu'à 32 puits producteurs et injecteurs sont prévus pour GranMorgu.
S2 2026
Décision attendue sur le gaz de Sloanea
PETRONAS vise une décision finale d'investissement (FID) pour un projet de GNL flottant dans le bloc 52.
2027
Départ et raccordement du FPSO
Le navire quitte le chantier pour le Suriname ; l'installation et la mise en service en mer suivent.
2028
Premier pétrole
GranMorgu doit entrer en production, avec une montée en puissance vers 220 000 barils par jour. Le FMI prévoit une croissance du PIB d'environ 55 % la première année pleine.
~2030
Premier gaz
Si Sloanea est approuvé, le Suriname pourrait exporter du GNL pour la première fois. Le FMI prévoit un pic de production de brut d’environ 73 millions de barils en 2030 et 2031.
Ce qui doit se passer avant 2028
Le chemin critique
Achever le FPSO
Intégration des installations de surface (topsides) en Chine, puis mise en service. C'est l'étape critique : le navire doit être suffisamment achevé pour prendre la mer avant que quoi que ce soit d'autre compte.
Forer les puits
Jusqu'à 32 puits de développement à partir de fin 2026 ou début 2027. Chacun prend plusieurs semaines, et la campagne se déroule en parallèle de la construction du navire.
Installer l'infrastructure sous-marine
Arbres de production, conduites d'écoulement, colonnes montantes et ombilicaux posés et testés sur le fond marin. Le périmètre de Saipem.
Appareiller, amarrer et raccorder
Le navire fait route depuis l'Asie, est amarré sur site et raccordé au système sous-marin.
Mise en service et démarrage
Les systèmes sont validés, les puits ouverts et la production monte en puissance. Le premier pétrole, c'est le moment où le brut stabilisé atteint les réservoirs de stockage.
Ce qui pourrait décaler les dates
Le risque de retard, sans détour
| Risque | Effet |
|---|---|
| Retard au chantier ou à la mise en service | La cause la plus fréquente de retard d'un FPSO. Elle repousse directement le premier pétrole. |
| Rythme des forages de développement | Moins de puits prêts au démarrage signifie une montée en puissance plus lente plutôt qu'un démarrage plus tardif. |
| Calendrier de la FID de Sloanea | Si la décision sur le gaz du bloc 52 est repoussée au-delà de 2026, le premier gaz est décalé à 2030 environ. |
| Prix du pétrole | Une baisse durable pèse sur l'appétit pour la prochaine décision finale d'investissement, pas sur GranMorgu lui-même, déjà approuvé. |
| Préparation institutionnelle | Ne retarde pas la production, mais selon le FMI, c'est ce qui détermine si les recettes sont bien gérées. |
Après le premier pétrole
Les hypothèses des prévisions
Le FMI prévoit une croissance du PIB d'environ 55 % la première année complète de production et un pic de production de brut proche de 73 millions de barils en 2030 et 2031, avant un déclin. Staatsolie évoque des recettes pétrolières publiques de 1,5 à 2 milliards de dollars US par an au pic, et de l'ordre de 7 milliards de dollars US sur les cinq premières années de production.
Ces chiffres supposent un seul projet. Prolonger le plateau dépend des raccordements (tiebacks) et de nouvelles décisions d'investissement dans les blocs présentés sur la page des blocs. L'endroit où l'argent est censé aboutir figure sur la page des institutions.
D'où cela vient
Sources
Les chiffres de cette page proviennent des annonces des opérateurs, de Staatsolie, du gouvernement surinamais et de la presse spécialisée en énergie. Les projets évoluent : considérez les dates prévisionnelles comme des objectifs plutôt que des promesses.
- Staatsolie Maatschappij Suriname N.V.
- Ministère du Pétrole, du Gaz et de l'Environnement (OGM)
- TotalEnergies : le projet GranMorgu
- Offshore Magazine : le Suriname, nouvelle frontière de l'E&P offshore (juin 2026)
- OilNOW : avancement de GranMorgu au 1er semestre 2026
- FMI : consultation de 2025 au titre de l'article IV avec le Suriname
- SEOGS : Suriname Energy, Oil & Gas Summit
Données de la page vérifiées pour la dernière fois le 2026-08-02.
Questions fréquentes
Quand le Suriname a-t-il découvert du pétrole ?
Du pétrole a été découvert pour la première fois en 1928 dans le district de Nickerie, puis de nouveau en 1965 dans le Saramacca, où une équipe qui forait pour trouver de l'eau potable est tombée sur du pétrole lourd dans une cour d'école. La production commerciale à terre a démarré à Tambaredjo le 25 novembre 1982. L'histoire offshore a commencé en 2020, lorsqu'Apache et Total ont découvert du pétrole à Maka Central-1, dans le bloc 58.
Quand le premier pétrole sera-t-il produit au Suriname ?
2028 est l'objectif fixé pour GranMorgu, le premier projet offshore. Aucune date précise n'a été annoncée dans l'année. La production à terre se poursuit sans interruption depuis 1982.
Quand le Suriname produira-t-il du gaz ?
Vers 2030, si PETRONAS approuve le développement de Sloanea dans le bloc 52. La décision finale d'investissement était visée pour le second semestre 2026, le GNL flottant étant le concept privilégié.
Que se passe-t-il après le premier pétrole ?
GranMorgu monte en puissance vers 220 000 barils par jour, et le FMI prévoit un pic de la production de brut du Suriname autour de 73 millions de barils en 2030 et 2031. Au-delà, tout dépend de nouvelles décisions finales d'investissement et de raccordements au navire existant.