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16-01-2026 | PROJECTO CORAL NORTE FLNG ASSINALA NOVO MARCO COM O LANÇAMENTO DO CASCO DA UNIDADE FLUTUANTE

Geoje, – O Projecto Coral Norte FLNG atingiu um novo marco relevante com o lançamento do casco da unidade flutuante de produção de gás natural liquefeito (FLNG), realizado hoje no estaleiro da Samsung Heavy Industries, na República da Coreia, constituindo um passo determinante no avanço da fase de construção da infra-estrutura do projecto.

Este evento confirma a entrada plena do projecto na fase de execução, na sequência da sua aprovação pelo Conselho de Ministros em Abril de 2025 e da Decisão Final de Investimento (FID) anunciada pelo consórcio liderado pela Eni Rovuma Basin (ERB) em Outubro do mesmo ano.

O Coral Norte FLNG é uma réplica do Coral Sul FLNG, em operação e produção desde finais de 2022, e utilizará tecnologia de ponta para a produção de 3,55 milhões de toneladas de GNL por ano, a partir de seis poços submarinos. O gás produzido será destinado tanto ao mercado doméstico como à exportação.

Até Novembro de 2025, o projecto havia atingido um progresso global superior a 43%, tendo sido assinados, em Dezembro, os principais contratos para a aquisição e instalação dos equipamentos críticos. Para 2026 estão previstos outros marcos determinantes, incluindo a perfuração dos poços de produção, a conclusão da estrutura financeira, a aprovação dos contratos de compra e venda de GNL e o fecho financeiro.

Após a cerimónia do Lançamento do Casco, o Presidente do Conselho de Administração do INP, Engenheiro Nazário Bangalane, destacou que “este evento confirma que o Projecto Coral Norte FLNG está a transitar, de forma estruturada, da fase de planeamento para a fase de execução, em conformidade com o quadro legal, regulatório e contratual aprovado pelo Governo”.

Bangalane sublinhou ainda que o papel do regulador é garantir previsibilidade, transparência e rigor na implementação dos grandes projectos estruturantes pelo que “o INP continuará a acompanhar de forma permanente e com rigor técnico todas as etapas do projecto, assegurando que os prazos, os investimentos, as obrigações contratuais e os compromissos de conteúdo local e sustentabilidade sejam integralmente cumpridos”, acrescentou.

Com um investimento estimado em USD 7,2 mil milhões, o Coral Norte FLNG deverá gerar cerca de USD 23 mil milhões em receitas ao longo da sua vida útil, além de promover a criação de emprego, a capacitação da mão-de-obra moçambicana e a transferência de tecnologia.

A unidade Coral Norte FLNG, actualmente em construção, será ancorada na Área 4 offshore da Bacia do Rovuma, na província de Cabo Delgado, a cerca de 10 km da Coral Sul FLNG e a mais de 50 km da costa do distrito de Palma.  O INP reafirma o seu compromisso de regular, fiscalizar e promover a gestão eficiente, transparente e sustentável dos recursos petrolíferos do país, assegurando que a implementação do Projecto Coral Norte FLNG decorra em estrita conformidade com o quadro legal e contratual em vigor e contribua de forma efectiva para o desenvolvimento económico e social de Moçambique, a eficiência energética e a valorização do conteúdo l

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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.