O Acordo de Produção de Petróleo (APP), relativo aos blocos unificados dos campos  de Pande e Temane (em terra), foi celebrado a 26 de Outubro de 2000 entre o Governo de Moçambique, a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos,E.P, Sasol Petroleum Temane Lda e a Companhia Moçambicana de Hidrocarbonetos, SARL. e tem como objectivo produzir e comercializar Gás natural e Condensado em mercados de Moçambique e África do Sul.

O gás produzido a partir dos campos de Pande e Temane  é processado na Central de Processamento de Gás Natural em  Temane e transportado por um gasoduto (Moçambique –Secunda) de 867 km de extensão, para o abastecimento no mercado nacional e sul africano.

A Produção do gás natural teve início em 2004, com uma capacidade contractual de 120 Milhões de Giga Joules/ano (MGJ/a), a qual sofreu sucessivas expansões até alcançar a capacidade contractual actual de 197 MGJ/a;

Do gás Produzido e vendido ao abrigo do APP, o Governo recebe a título de Imposto Sobre a Produção de Petróleo – IPP (Royalty gas) 5%, podendo ser entregue em espécie ou em valor monetário ;

O APP preconiza a celebração de um contrato de compra e venda de gás natural  para o fornecimento de 27 MGJ/a  ao mercado nacional. Esta quantidade combinada ao IPP em espécie é utilizada no mercado nacional para a geração de energia eléctrica, ,  abastecimento em veículos, residências e como combustível em diferentes indústrias.

Celebrado em Outubro de 2000 o Contrato de Partilha de Produção (PSA) entre o Governo, a ENH e a Sasol Petroleum Mozambique Lda (SPM), com o objectivo de pesquisar, avaliar, desenvolver e produzir gás natural não associado e petróleo leve das áreas adjacentes a área do APP.

O projecto visa a produção de gás natural e petróleo leve a partir dos depósitos  de Inhassoro, Temane e Pande, para viabilizar:.

• A produção de 30 000 TPA de GPL dedicado ao mercado nacional;
• A produção de 4 000 bbl/d de petróleo leve estabilizado dedicado para exportação;
• A geração energia eléctrica através da Central Térmica de Temane (CTT) com capacidade de 450 MW e
• A exportação do gás excedentário.

A Infra-estrutura Integrada para a operacionalização deste projecto encontra-se em construção e espera-se o início da produção para Dezembro de 2024.

A 26 de Outubro de 2000 foram celebrados os termos e condições do Contrato de Gasoduto Moçambique-Secunda (MSP), entre o Governo (representado pelo Ministério de Recursos Mineiras e Energia), a Sasol Limited (Sasol) e a Mozambique Pipeline Investments Company Limited (ROMPCO), com o objectivo de transportar gás natural proveniente dos campos de Pande e Temane para abastecer o mercado nacional e sul africano.

Ao abrigo deste contrato e em conformidade com o Plano de Desenvolvimento do Gasoduto aprovado, a ROMPCO foi atribuído o direito de construir e operar o gasoduto de 26 polegadas de diâmetro,  867 km de extensão e com capacidade de transportar 122 MGJ/a.  

Com o aumento da demanda de gás, a capacidade do gasoduto foi incrementada para 212 MGJ/a através da instalação de um compressor do lado sul africano e de dois gasodutos paralelos ao gasoduto (Looplines) do lado moçambicano, conforme ilustrado na figura abaixo.

Ao abrigo do Contrato de Concessão do Gasoduto, firmado em Janeiro de 2003 entre a  Matola Gas Company (MGC), a Gigajoule Africa Ltd, (GIGA) e o Governo da República de Moçambique, a MGC foi atribuído o direito  para construir e operar um gasoduto de transmissão de 8 polegadas de diâmetro, 70 km de extensão, para transportar gás natural de Ressano Garcia a Matola e fornecer às diversas indústrias, serviços e habitação  na província de Maputo.

O gasoduto de transmissão transporta gás natural proveniente dos campos de Pande e Temane, através do ponto de toma do gasoduto MSP localizado em Ressano Garcia.

Contrato de Concessão de Pesquisa e Produção (CCPP), para Área 4, na Bacia do Rovuma foi celebrado entre o Governo e a Eni East Africa, S.p.A (EEA) e Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, E.P (ENH), detendo 90% e 10% respectivamente. Actualmente, a estrutura acionista da Área 4 incluí a Mozambique Rovuma Venture (MRV) S.p.A. que é uma Joint Venture co-propriedade da Eni, ExxonMobil e CNODC, com 70% de interesse participativo, a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos E.P. (ENH), com 10% de interesse participativo, a Galp Energia Rovuma B.V. com 10% de interesse participativo e a KOGAS Moçambique Ltd., com 10% de interesse participativo.

Ao abrigo do CCPP, o Governo aprovou o Plano de Desenvolvimento do Projecto Coral Sul FLNG, para o desenvolvimento  do depósito Coral Eoceno 441, com o objectivo de produzir e comercializar gás natural, através de uma Unidade Flutuante de Liquefação de gás natural, com capacidade de produzir 3,37 MTPA (Milhões de Toneladas por Ano) de Gás Natural Liquefeito (GNL). Para além do GNL é produzido condensado a partir deste projecto.

A decisão final de Investimento para o implementação do projecto foi alcançada de 2017 tendo Iníciado a construção da infra-estrutura petrolífera Coral Sul FLNG em de 2018,

Em 2022, a Infra-estrutura Petrolífera atracou em águas territoriais moçambicanas, tendo se inciado o processo de ancoragem,, vistorias, inspecções e certificações, em conformidade com a legislação aplicável que culminou com a emissão da licença de operação em Agosto de 2022.A produção de GNL através desde projecto teve inicio em Outubro de 2022 e em Novembro do mesmo ano foi realizada o primeiro carregamento do GNL e Condensado dedicados a exportação.

A 26 de Dezembro de 2006 foram aprovados os os termos do Contrato de Concessão de Pesquisa e Produção de Petróleo, “CCPP”, para Área 1, Offshore da Bacia do Rovuma, celebrado entre o Governo, a Anadarko Mozambique Área 1 Lda., como Concessionária e Operadora, (“AMA 1 ou Operadora”) e Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, E.P (ENH), com uma participação de 85 e 15%, respetivamente. Actualmente, os interesses participativos nesta Área 1 inclui a TotalEnergies E&P Mozambique rea1, Lda (TEPMA1) com 26.5%, a Mitsui E&P Mozambique Area1 Limitada (MEPMOZ) com 20%, a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos, E.P (ENH) com15%, a BPRL Ventures Mozambique B.V (BPRL) com 10%, a Beas Rovuma Energy Mozambique Limitada (BREML) com 10%, a ONGC Videsh Rovuma Limitada (ONGC Videsh) com 10% e a PTTEP Mozambique Area1 Limitada (PTTEP MZA1) com 8.5%.

Ao abrigo do CCPP,  o Governo aprovou o Plano de Desenvolvimento do Campo Golfinho/Atum, para o desenvolvimento do Projecto Golfinho/Atum ( Mozambique LNG) que  consiste na producao de Gas natural Liquefeito (GNL) através de dois Módulos de Liquefação de gás natural, com capacidade 6,56 MTPA  cada, perfazendo um total de produção de 13,12 MTPA (Milhões de Toneladas por Ano). Para alem de producao de GNL, o projecto preve o fornecimento de um total de 400 MMscfd para o mercado doméstico, sendo que numa primeira fase serao fornecidos 100 MMscfd.

Em Junho de 2019, o Operador anunciou a decisão final de investimentos (“FID”) para a materializacao do projecto.

Em Maio de 2021, o Operador da Área 1 declarou a Força Maior e consequente interrupção das actividades em Palma e Afungi. Até ao momento, aguardar-se pelo levantamento da Força Maior para continuidade da execucao do projecto.

O Projecto Rovuma LNG a ser desenvolvido em terra, pertence ao Campo Prosperidade/Mamba a ser desenvolvido conjuntamente e com coordenação com a Área 1 Offshore da Bacia do Rovuma, através de uma unidade única de operação constituída pelas Operadoras de ambas Áreas. O campo Prosperidade/Mamba faz parte do acordo de unitização entre as Concessionárias da Área 4 (Campo Complexo Mamba) e da Área 1(Campo Complexo Prosperidade), que são uma série de reservatórios transzonais. Portanto, o projecto Rovuma LNG está do lado da Área 4 ( Campo Mamba) e, nos termos da Legislação aplicável foi autorizado o desenvolvimento inicial individual de 12 TCF por cada uma da Áreas.

A Área 4, localiza-se à aproximadamente 250 km a nordeste da cidade de Pemba (Província de Cabo Delgado), 50 Km da costa, medidos a partir do limite oeste da concessão, em profundidades de água que variam entre 1.800 e 2.600 metros. A Àrea tem cerca de 70Km de largura e 200 Km de comprimento. A oeste, uma fronteira em linha recta divide a Área 4 da Área 1.

O Projecto Rovuma LNG consiste em dois Módulos de Liquefação de gás natural, com capacidade 7,6 MTPA  cada, perfazendo um total de produção de 15,2 MTPA (Milhões de Toneladas por Ano), através dos recursos provenientes do campo Mamba localizado na Área 4 offshore da Bacia do Rovuma.

O desenvolvimento das actividades sofreu um revés devido a situação de instabilidade e segurança no norte da Província de Cabo Delgado, o que levou o Operador da Área 1 Offshore da Bacia do Rovuma a accionar a cláusula de Força Maior e consequente interrupção das actividades em Palma e Afungi, instalações partilhadas pela Área 1 e Área 4.