Petronas suma otro hallazgo de gas en Surinam y acelera el mapa offshore del Atlántico sudamericano

Surinam vuelve a instalarse en el radar energético internacional. La estatal malasia Petronas realizó un nuevo descubrimiento de gas en el bloque marino 52, una de las áreas más prometedoras de la cuenca Surinam-Guyana, y elevó el potencial acumulado del bloque a más de 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, según informó Reuters a partir de declaraciones oficiales del gobierno surinamés y de la compañía.

El anuncio fue realizado por la presidenta de Surinam, Jennifer Simons, durante una conferencia energética. La mandataria calificó el hallazgo como una señal estratégica para el futuro económico del país, que busca replicar —aunque con tiempos y escala propia— la transformación que vivió Guyana a partir del desarrollo offshore liderado por grandes compañías internacionales.

El dato central no está solamente en el nuevo pozo, sino en la acumulación de resultados: Petronas ya registra ocho descubrimientos en el bloque 52. La compañía malasia viene explorando el área desde hace años y logró consolidar un corredor de recursos de gas y petróleo que podría derivar en varios desarrollos comerciales.

La precisión técnica es importante. Los más de 1.000 millones de barriles equivalentes mencionados no deben ser leídos todavía como reservas probadas en producción, sino como recursos asociados a descubrimientos que deberán atravesar las etapas habituales de evaluación, plan de desarrollo, financiamiento, aprobación regulatoria y decisión final de inversión.

Sloanea, el primer gran proyecto gasífero offshore

El campo más avanzado dentro del bloque 52 es Sloanea. En noviembre de 2025, Staatsolie, la petrolera estatal de Surinam, aprobó la declaración de comercialidad del descubrimiento Sloanea-1, un paso decisivo para convertir ese recurso en un proyecto de producción.

Petronas tiene previsto avanzar con el plan de desarrollo y tomar durante 2026 la decisión final de inversión. Si ese cronograma se cumple, Surinam podría tener su primer gas offshore hacia 2030.

El esquema bajo análisis incluye pozos submarinos, infraestructura de producción y una solución flotante de gas natural licuado. Es decir, un desarrollo FLNG, una tecnología que permite licuar gas directamente en el mar y exportarlo sin necesidad de construir, al menos en una primera etapa, una planta terrestre convencional.

Este punto es clave para un país con infraestructura energética todavía limitada. El FLNG puede acelerar la monetización de recursos offshore, reducir obras en tierra y abrir una vía exportadora más flexible. Pero también exige inversiones de alta complejidad, contratos de largo plazo y una logística sofisticada.

Un nuevo jugador en la cuenca Surinam-Guyana

La cuenca Surinam-Guyana se convirtió en una de las fronteras exploratorias más dinámicas del mundo. Guyana fue el caso más visible: en menos de una década pasó de no producir petróleo offshore a convertirse en uno de los países de mayor crecimiento hidrocarburífero del planeta, con desarrollos liderados por ExxonMobil en el bloque Stabroek.

Surinam busca seguir esa ruta. Todavía no tiene la escala productiva de Guyana, pero empieza a construir una cartera de proyectos que ya no puede ser vista como marginal. El bloque 58, operado por TotalEnergies junto con APA y Staatsolie, ya tiene aprobado el proyecto GranMorgu, con una inversión estimada en unos 10.500 millones de dólares, una capacidad prevista de 220.000 barriles diarios y primer petróleo esperado para 2028.

A ese proyecto petrolero se suma ahora el avance gasífero de Petronas en el bloque 52. La combinación de petróleo offshore y gas natural licuable empieza a darle a Surinam una densidad energética que puede modificar el mapa del Atlántico sudamericano.

Staatsolie abre el juego a más exploración

El movimiento de Petronas llega en paralelo a una estrategia más amplia de Staatsolie para atraer capital internacional. La petrolera estatal lanzó una modalidad de licencias “open-door” para áreas offshore, con una porción relevante de su plataforma marítima disponible para nuevas propuestas exploratorias.

El objetivo es claro: transformar descubrimientos aislados en una industria sostenida. Para eso, Surinam necesita inversiones, tecnología, infraestructura, contratistas, reglas fiscales competitivas y capacidad local para capturar empleo, formación y valor agregado.

El gobierno también observa el gas como una herramienta de industrialización. Entre los sectores mencionados aparecen la bauxita, la petroquímica y otras actividades intensivas en energía. La promesa excede la exportación: si el país logra disponer de gas competitivo, podría rediseñar parte de su estructura productiva.

¿Qué significa para Argentina y Vaca Muerta?

Para Argentina, el caso Surinam debe leerse con atención. No se trata de una competencia inmediata para Vaca Muerta, pero sí de una señal geopolítica y comercial: el Atlántico sudamericano empieza a sumar nuevos proyectos de petróleo y gas con ambición exportadora.

Mientras Argentina avanza con oleoductos, puertos, gasoductos y proyectos de GNL, Surinam intenta consolidar una vía propia desde el offshore. La diferencia de base es evidente: Vaca Muerta es un desarrollo no convencional terrestre, con recursos masivos ya probados en producción; Surinam apuesta por aguas profundas, con proyectos de alta inversión inicial y tiempos largos de maduración.

Pero ambos casos comparten una misma pregunta estratégica: cómo convertir recursos geológicos en exportaciones estructurales, empleo, divisas e industria local. En ese punto, la carrera no es solamente geológica. Es financiera, regulatoria, tecnológica y política.

El hallazgo de Petronas confirma que Surinam ya no es una promesa periférica. Con GranMorgu encaminado hacia el primer petróleo y Sloanea en carrera hacia una decisión final de inversión, el país empieza a perfilarse como un actor energético emergente. Todavía faltan años, capital y ejecución. Pero la cuenca Surinam-Guyana ya está escribiendo uno de los capítulos más relevantes del nuevo mapa hidrocarburífero regional.

Fuente: Desafío Energético