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16-09-2026 | GOVERNO APROVA A ESTRUTURA DE FINANCIAMENTO DO PROJECTO CORAL NORTE FLNG

As aprovações incluem a mobilização de até 7,2 mil milhões de dólares e viabilizam o financiamento da participação da ENH.

O Governo aprovou a Estrutura de Financiamento e os Termos e Condições do Acordo Directo de Financiamento do Projecto Coral Norte FLNG, através de um decreto, durante a 27.ª Sessão Ordinária do Conselho de Ministros, realizada no dia 15 de Setembro de 2026.

O instrumento estabelece as bases para a mobilização dos recursos financeiros necessários à implementação do empreendimento, incluindo a engenharia, construção, instalação e mobilização da unidade flutuante de liquefacção de gás natural, bem como a prestação do apoio necessário aos financiadores.

A estrutura aprovada prevê um montante global máximo de financiamento de 7,2 mil milhões de dólares norte-americanos, dos quais até 70% poderão ser assegurados por capitais alheios e, no mínimo, 30% por capitais próprios.

O Projecto Coral Norte FLNG, aprovado pelo Decreto n.º 9/2025, de 11 de Abril, prevê o desenvolvimento e a produção de Gás Natural Liquefeito a partir do Depósito Coral Eoceno 441, através de uma unidade flutuante de liquefacção com capacidade de produção de 3,55 milhões de toneladas por ano, durante um período de 30 anos.

Na mesma sessão, o Conselho de Ministros aprovou a Resolução que estabelece os Termos Gerais do Financiamento da componente de capitais próprios da Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, E.P. (ENH) no projecto. O financiamento será contratado pela ENH Rovuma Área 4 Investments FZCO, na qualidade de mutuária, envolvendo a ENH Rovuma Área 4, S.A., a ENH Coral Norte, SU, S.A., e as concessionárias ENI, KG e ADNOC.

Foi igualmente aprovada a Resolução que autoriza a constituição da ENH Coral Norte, SU, S.A., bem como a aquisição da totalidade do respectivo capital social pela ENH Rovuma Área 4, S.A. A constituição desta sociedade permitirá individualizar a gestão financeira e contabilística da participação da ENH no empreendimento e assegurar a adequada segregação dos riscos associados.

Em conjunto, os três instrumentos estabelecem o quadro necessário à estruturação do financiamento do Projecto Coral Norte FLNG, localizado na Área 4 Offshore da Bacia do Rovuma e criam condições para o financiamento da implementação do projecto e da participação da ENH, reforçando a segregação financeira, a rastreabilidade e a transparência na gestão dos activos, receitas, custos, obrigações e direitos económicos associados ao empreendimento.

Segundo o Presidente do Conselho de Administração do INP, Eng. Nazário Bangalane, “a aprovação destes instrumentos representa uma etapa determinante para a estruturação financeira e a materialização do Projecto Coral Norte FLNG, reforçando o papel da Bacia do Rovuma como fornecedor estratégico de gás natural para o mercado doméstico e internacional”.

Enquanto Autoridade Reguladora do Petróleo, o INP continuará a acompanhar a implementação do projecto, no âmbito das suas competências legais, assegurando a observância dos requisitos técnicos, legais, ambientais e regulatórios aplicáveis às Operações petrolíferas, bem como o exercício da respectiva fiscalização e a valorização sustentável dos recursos petrolíferos de Moçambique.

Contactos para Informações 21248300; 839511000 | Sede do INP: Rua dos Desportistas, nº 259, Maputo | comunicacao@inp.gov.mz  

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ÁREA 1

Na sequência do 2º concurso público para a concessão de áreas para pesquisa e produção de hidrocarbonetos, às companhias Anadarko Mozambique Area 1 e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, foi-lhes adjudicada a Área 1 em ambiente offshore da Bacia do Rovuma. A referida Área encontra-se localizada na parte norte da Província de Cabo Delgado, em águas rasas à muito profunda. O Contrato de Concessão de áreas para Pesquisa e Produção de Hidrocarbonetos (CCPP) foi assinado a 20 de Dezembro de 2006 e com a data efectiva a partir de 1 de Fevereiro de 2007.

ÁREA DE DESCOBERTA PROSPERIDADE

Estimativa mediana de 43 tcf (triliões de pés cúbicos) de gás.

4 Reservatórios Transzonais:

  • Oligoceno Superior Norte;
  • Oligoceno Superior Sul;
  • Oligoceno Inferior;
  • Eoceno Superior;

ÁREA DE DESCOBERTA TUBARÃO

Estimativa mediana de 3,4 (triliões de pés cúbicos) Tcf de gás natural.

ÁREA DE DESCOBERTA ORCA

Estimativa mediana de 8,4 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural

Os Reservatórios do são do Paleoceno.

ÁREA DE DESCOBERTA ORCA

Área de Descoberta Tubarão Tigre (1254 km2), tem 3 reservatórios do Cretáceo (K1,K2 e K3), sendo o K2 o melhor em Orca e Tubarão-Tigre e possui uma estimativa mediana de 0.323 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural. 

DESCOBERTAS TUBARÃO TIGRE E ORCA (CRETÁCICO LEQUE 1, 2 E 3), ROVUMA OFFSHORE ÁREA 1

A avaliação técnica completa do potencial do Cretáceo na Área 1, ente as Áreas de Descoberta Tubarão Tigre e Orca, determinou que contém reservatórios pequenos, descontínuos e de baixa qualidade, e isso provavelmente apresentaria desafios significativos no fornecimento de quantidades comercias de gás. Dos três reservatórios de Cretáceo (K1,K2 e K3) avaliados, o melhor é o K2 em Orca e Tubarão-Tigre que possui recurso médio de 0.323 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural.

DESCOBERTA ORCA (LEQUE DO PALEOCENO MEDIO), ROVUMA OFFSHORE ÁREA 1

Esta descoberta foi feita na Área 1 pela Anadarko em 2013 através furo Orca-1, cujo reservatório é de idade do Paleoceno Médio, tendo sido subsequentemente avaliada através dos furos Manta-1, Orca-2, Orca-3 e Orca-4.

A descoberta localiza-se a cerca de 10 Km da linha da costa, 250 Km da cidade de Pemba. Este reservatório é de idade do Paleoceno Médio e não é partilhado. A estimativa média dos recursos é de cerca de 8.4 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural in situ, segundo estimativas submetidas pela Total.

O reservatório na descoberta Orca encontra-se a profundidades que variam de 4000 à 5000m abaixo do nível médio do mar, e a coluna de água de cerca de 600m à 1200m. A extensão é de cerca de 30 Km.

DESCOBERTA TUBARÃO (EOCENO), ROVUMA OFFSHORE ÁREA 1

Esta descoberta foi feita pela Anadarko em Janeiro de 2011 através do furo Tubarão-1 e avaliada pelo furo Tubarão-2 (negativo) em 2013. A descoberta localiza-se a cerca de 25 Km da linha de costa, 50 Km do Nordeste do distrito da Mocímboa da Praia e 200 Km do Nordeste da Cidade de Pemba.

O reservatório encontra-se completamente na Área 1. A estimativa média dos recursos é de cerca de 3,4 tcf (triliões de pés cúbicos) de gás in situ.

O reservatório encontra-se a uma profundidade de 3500 a 4000 metros abaixo do nível médio das águas do mar. A coluna de água varia entre 800 e 1200 metros. A extensão da descoberta Tubarão é de cerca de 20 Km orientado de Oeste à Este.