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22-05-2026 | ASSEMBLEIA DA REPÚBLICA APROVA NOVA LEI DE PETRÓLEOS

Instrumento legal reforça o papel regulatório do INP e consolida a participação do Estado no sector petrolífero

A Assembleia da República aprovou a Lei de Petróleos, instrumento que actualiza o quadro jurídico aplicável às operações petrolíferas em Moçambique e reforça os mecanismos de regulação, fiscalização, transparência e maximização dos benefícios nacionais decorrentes da exploração dos recursos de petróleo e gás.

A Lei introduz previsões que reforçam o estatuto do Instituto Nacional de Petróleo (INP) como Autoridade Reguladora de Petróleo, conferindo-lhe maiores poderes fiscalizadores e sancionatórios, ao mesmo tempo que consolida a participação do Estado no sector petrolífero.

O instrumento legal responde à necessidade de modernizar o quadro do sector, tendo em conta a evolução da indústria petrolífera, os desafios da transição energética e a importância de assegurar maior previsibilidade jurídica, competitividade e atractividade, salvaguardando a protecção do interesse público e a participação efectiva do Estado nas operações petrolíferas, rumo a independência económica do Estado.

Segundo o Presidente do Conselho de Administração do INP, Engenheiro Nazário Bangalane, a aprovação da Lei de Petróleos representa um marco importante para o sector, na medida em que “reforça a capacidade do Estado de regular, fiscalizar e acompanhar, com maior rigor técnico, as operações petrolíferas, garantindo que os recursos sejam explorados de forma responsável, transparente e em benefício do desenvolvimento nacional”.

Entre as principais inovações, destaca-se o reforço da capacidade regulatória e técnica do INP, que passa a actuar como Autoridade Reguladora de Petróleo, com competências de supervisão, regulamentação, fiscalização e aplicação de sanções. A Lei atribui ainda ao INP responsabilidades acrescidas no controlo dos custos recuperáveis, na monitoria dos orçamentos por área de concessão, na gestão das concessões e na fiscalização do cumprimento dos contratos e planos aprovados.

Acrescenta o Engenheiro Nazário Bangalane que o novo quadro legal “confere maior clareza ao papel do regulador e cria condições necessárias para uma actuação mais eficiente, preventiva e orientada para resultados, sem perder de vista a protecção do interesse público, a segurança das operações e a estabilidade necessária para atrair investimento responsável”.

A Lei reforça, igualmente, o papel da Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, E.P. (ENH), enquanto representante do Estado nas operações petrolíferas e agregador de petróleo, garantindo uma participação de pelo menos 15% não diluível, bem como a sua participação nos contratos de concessão e na comercialização da quota de petróleo e gás, de pelo menos 25%, destinada ao mercado doméstico e à industrialização do país.

Com este novo quadro legal, Moçambique dá mais um passo na consolidação de uma indústria petrolífera mais transparente, previsível, competitiva e orientada para o desenvolvimento nacional e para a atracção de investimento. Ao INP, enquanto Autoridade Reguladora de Petróleo, caberá assegurar uma regulação técnica, isenta e alinhada com as melhores práticas da indústria petrolífera.

O novo instrumento entrará em vigor após a sua promulgação e publicação no Boletim da República.

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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.