Capacidade de Produção de GNL: 13.12 MTPA (02 módulos com capacidade de 6.56 MTPA cada).
O Instituto Nacional do Petróleo, abreviadamente designado por INP, criado pelo Decreto n.º 25/2004, de 20 de Agosto, é, nos termos da Lei n.º 8/2026, de 3 de Junho, a Autoridade Reguladora de Petróleo em Moçambique.
Desenvolve a sua actividade no âmbito da administração, fiscalização e regulação da indústria petrolífera.
No exercício das suas atribuições e competências, o INP dispõe, nos termos da lei, de poderes decisórios e sancionatórios. Enquanto Autoridade Reguladora de Petróleo, o INP é responsável, no quadro das suas atribuições legais, pela definição de directrizes que visam a participação dos sectores público e privado, bem como pelo licenciamento, regulação, fiscalização, supervisão e controlo das actividades no âmbito das operações petrolíferas.
É tutelado pelo Ministro que superintende a área do Petróleo (MIREME).
Administração dos recursos petrolíferos em benefício social, garantindo conformidade com a legislação vigente e o desenvolvimento sustentável do sector.
Alcançar conformidade legal plena, adoptar as melhores práticas internacionais, assegurar gestão optimizada e promover saúde, segurança e ambiente.
A Lei do Petróleo Lei n.º 8/2026, de 3 de Junho constitui a base legal do sector. O Estado é o proprietário dos recursos petrolíferos.
A governação assenta em três pilares:
O Estado é proprietário dos recursos petrolíferos. O INP actua como regulador e a ENH, E.P. assegura a participação comercial do Estado.
Base legal suprema que rege os recursos naturais.
Regula as operações petrolíferas e o enquadramento do sector.
Instrumento regulamentar do sector indicado como em revisão na apresentação.
Referência para os contratos de concessão de pesquisa e produção.
A prospecção de hidrocarbonetos em Moçambique, iniciada nos anos 1900, resultou nas descobertas históricas de gás natural em Pande, Búzi e Temane na década de 1960, com a produção a arrancar em 2004 na Bacia de Moçambique, cujas reservas totalizam 6 triliões de pés cúbicos (Tscf).
Seis bacias sedimentares mapeadas em Moçambique, a Bacia do Rovuma detém o maior potencial (~180 Tscf). A pesquisa começou em 1904; a produção comercial arrancou em 2004 em Pande–Temane.
Quatro camadas de dados geológicos, geofísicos, geoquímicos e de perfuração reduzem a incerteza sobre se uma bacia contém hidrocarbonetos. O sistema petrolífero só existe quando rocha-mãe, reservatório, selo, trapa e migração coincidem no tempo geológico.
Fase 02 · Avaliação do Potencial PetrolíferoSistema petrolífero — migração da rocha geradora até à trapa
O território sedimentar é organizado numa malha regular o Grid 30′×30′ base cartográfica para nomear áreas de interesse geológico e consolidar as propostas antes do concurso público, com fundamento na Lei do Petróleo.
Cobertura geográfica da malha
Três pilares complementares atraem investidores para o sector: conferências internacionais de referência, road shows públicos e workshops técnicos com operadoras articulados numa agenda anual.
Fase 04 · Promoção de InvestimentoTrês pilares — conferências, road shows e workshops
Fóruns internacionais de referência
Ciclo de agendas nacionais e internacionais
Do lançamento do concurso ao início das operações: Lançamento → Pré-qualificação → Atribuição → Aprovação Final → Negociação e Assinatura → Início das Operações — com envolvimento do INP, Governo, ENH e Tribunal Administrativo.
A modelação do Ambiente Regional de Deposição (GDE) prevê a distribuição de rochas-reservatório, selo e mãe nas bacias do Rovuma e de Moçambique reduzindo o risco geológico e orientando a localização dos poços.
Fase 06 · Ambiente Regional de DeposiçãoCanais, deltas e leques submarinos
Geometrias-chave identificadas (Rovuma)
Ambiente identificado (Bacia de Moçambique)
Objectivo central da modelação regional
Abertura de poços para aceder aos reservatórios de petróleo e gás: rotação da broca, injecção de lama de perfuração, revestimento cimentado e testes finais em operações onshore ou offshore.
Fase 07 · PerfuraçãoTorre de perfuração e camadas de rocha
Dois ambientes de operação
Engenharia para mitigar o risco geológico
Processo técnico-económico que determina a viabilidade comercial de uma descoberta após a perfuração: modelação geológica 3D, estimativa de reservas e a decisão de investir no desenvolvimento ou abandonar.
Fase 08 · Avaliação da DescobertaÁrvore de natal e reservatório
Classificação e registo de recursos e reservas segundo o PRMS, o sistema técnico internacional que sustenta a gestão, o desenvolvimento e a transparência na administração dos recursos petrolíferos nacionais.
Fase 09 · Inventariação de RecursosÁrea 1 e Área 4 — Bacia do Rovuma
O sector de petróleo e gás em Moçambique caracteriza-se pela estabilidade operacional do projecto Coral Sul FLNG, em produção desde 2022, na Área 4 da Bacia do Rovuma, e pela produção contínua dos campos de Pande, Temane e Inhassoro, desde 2004, na Bacia de Moçambique, que asseguram o fornecimento ao mercado nacional e internacional.
Capacidade de Produção de GNL: 13.12 MTPA (02 módulos com capacidade de 6.56 MTPA cada).
Plano de Desenvolvimento (PoD) aprovado em Maio de 2019. Capacidade de fornecimento ao mercado doméstico: 500 MMSCFD.
Plano de Desenvolvimento (PoD) aprovado em Fev 2016. Capacidade: 3.55 MTPA.
Capacidade de Produção de GNL: 13.12 MTPA (02 módulos com capacidade de 6.56 MTPA cada).
Plano de Desenvolvimento (PoD) aprovado em Maio de 2019. Capacidade de fornecimento ao mercado doméstico: 500 MMSCFD.
Plano de Desenvolvimento (PoD) aprovado em Fev 2016. Capacidade: 3.55 MTPA.
O sector de petróleo e gás em Moçambique caracteriza-se pela estabilidade operacional do Coral Sul FLNG, em produção desde 2022 (Área 4, Bacia do Rovuma), e pela produção contínua de Pande, Temane e Inhassoro desde 2004 (Bacia de Moçambique).
Estado de produção e principais indicadores actualizados.
Produção de gás natural e ligação às infra-estruturas existentes.
Projecto de partilha de produção e desenvolvimento associado.
Gasodutos, mercado doméstico, exportações e cadeia de valor.
Autoridade Reguladora de Petróleo
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.
Estimativa mediana de 43 tcf (triliões de pés cúbicos) de gás.
4 Reservatórios Transzonais:
Estimativa mediana de 3,4 (triliões de pés cúbicos) Tcf de gás natural.
Estimativa mediana de 8,4 Tcf (triliões de pés cúbicos) de gás natural
Os Reservatórios do são do Paleoceno.
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.
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.
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.
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.
