No segmento do Upstream, a ENH actua em representação do braço comercial do Estado, na pesquisa, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, em todas as áreas de concessões, detendo percentagens que variam de 10% a 30% na cadeia de valor de pesquisa e produção.
Upstream
Bacia de Moçambique
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O PSA é um contrato celebrado em 2000, entre o Governo e a ENH como Contratantes e a Sasol Petroleum Moçambique, Lda, uma afiliada do grupo Sasol, como contratada no qual são atribuídos direitos para a pesquisa e produção de hidrocarbonetos nos blocos de Pande e Temane. Ao abrigo deste contrato, a ENH tem o direito a uma porção do Petróleo-Lucro, calculado com base numa equação em que o resultado das entradas em caixa num determinado ano, sobre as despesas de investimento acumuladas no ano anterior de um rácio que varia de 1 a 4.
Para o desenvolvimento dos depósitos de petróleo descobertos, foi aprovado o Plano de Desenvolvimento (POD), que já se encontra em fase de implementação, e foi celebrado o Acordo de Princípios para compra e venda de 30% do interesse participativo da Contractada Sasol por parte da ENH através de uma Entidade de Objecto Específico para o efeito. Embora sujeito à aprovação do Governo, esta aquisição representa para a ENH uma oportunidade para, não só alavancar a sua carteira de negócios, como também se tornar Operador. Este projecto prevê o início de produção a partir de 2019, o que permitirá a entrada dos primeiros fluxos de caixa, o mesmo compreende um cenário de produção de cerca de 8,9 milhões m3 (56 MMbbl) de petróleo leve, 0,6 milhões m3 (4 MMbbl) de condensado e 853 Bscf de gás natural e o potencial de taxas de producão de 2400 m3/d (15 000 bbl/d) de petróleo leve e 1,93 milhões sm3/d (68 MMscf/d) de gás natural. Para a ENH exercer esta opção deverá investir USD158 milhões de dólares para a aquisição dos 30% (correspondente ao custo passado), e adicionalmente USD976.1 (USD 39.2 milhões – development past cost e USD936.9 milhões – development future cost) milhões de dólares norte americanos para a implementação do POD.
Para além dos volumes que venham a ser alocados à ENH em função da sua participação; o royalty gás, na eventualidade do Governo cobrar o royalty em espécie, correspondentes a 8% das receitas de petróleo e 6% das receitas do gás natural produzido e vendido, a ENH poderá ter o direito a receber adicionalmente os volumes resultantes da partilha de produção.
O contrato de Produção de Petróleo abrange os jazigos de Pande e Temane, e se encontra em produção desde 2004. A ENH participa neste contrato representada por uma afiliada, a Companhia Moçambicana de Hidrocarbonetos, SA, que detém uma participação de 25% (vinte e cinco porcento) do interesse participativo. Participam ainda neste consórcio, além da CMH, a Sasol Petroleum Temane (SPT), na qualidade de operadora detendo uma participação de 70% (setenta porcento) e a International Finance Corporation (IFC), Grupo Banco Mundial, com a participação de 5% (cinco porcento).
As infra-estruturas afectas a este Projecto têm uma capacidade actual de processamento de 183 MGJ/a, e no AF17 espera-se processar 197 MGJ/a, decorrente da emenda do POD. A produção de condensado é de 1231 barris/dia, muito abaixo da capacidade de processamento instalada de 2.500 barris por dia. A redução de produção de condensado é resultado da estratégia operacional adoptada pelo operador para mitigar o impacto negativo macroeconómico do preço do Brent no mercado internacional.
O Bloco de Búzi foi directamente adjudicado à ENH, tendo esta, mais tarde, se associado a Buzi Hydrocarbons, detendo uma participação em regime de carry até ao início da produção, de 25%. O remanescente 75% do interesse participativo é detido pela Buzi Hydrocarbons, que igualmente exerce o papel de operador do bloco. Tem uma extensão de 10.200 Km2, área em que se registou uma descoberta de gás natural, pela Gulf Oil em 1962.
As operações neste bloco encontram-se no segundo período de pesquisa e os resultados dos trabalhos efectuados revelam a existência de um potencial nos reservatórios de idade Eocénica e Cretácico Inferior (Formação de Sena), estimados em 13,327 BCFs e 87,944 BCFs, respectivamente.
O bloco de Mazenga enquadra-se no portofólio da empresa pelo potencial existente na área (proximidade com os jazigos de Pande e Temane). Há dados adquiridos pelo Governo e os demais deverão ser adquiridos pela ENH.
As descobertas de gás natural nos campos de Pande, Temane, Búzi e Inhassoro, mostram que há um sistema petrolífero activo e os dados geofísicos disponíveis, associados à informação de furos vizinhos ilustram evidências de potenciais reservatórios na Formação de Grudja Inferior, de Domo e Maputo.
Bacia do Rovuma
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No Bloco de Rovuma, a ENH participa, em representação do Estado, em 4 (quatro) contratos de concessão, que se encontram na fase de pesquisa e outros na fase de desenvolvimento.
A ENH detém 15% (quinze por cento) de interesse participativo nesta concessão em parceria com a Wenthworth...
- Número de Trens/ Capacidades – 2 / Cap. 12.88 MTPA
- Estrutura Comercial e Legal – Concluído
- Gás Doméstico – 400mmcsd
- Offtakers – Mercado Internacional
- FID – Junho 2019
- Start Up – 2024
- Status / Ponto de Situação – Fase de Construção
A ENH detém nesta concessão, 15% (quinze porcento) do Interesse Participativo, e foram feitas descobertas consideráveis de gás natural, nos depósitos de Golfinho/Atum (certificadas 8,4 tcf), e no complexo Prosperidade (ainda por certificar, contudo, há um potencial de 70 tcf). As actividades de pesquisa estão em curso e prevê-se que sejam declaradas mais descobertas.
Para o desenvolvimento dos depósitos descobertos e declarados comerciais, o Operador, em representação da Concessionária submeteu um PoD para produção e liquefacção de gás natural para exportar para mercados prémio predominantemente na Asia. A proposta de desenvolvimento compreende concepção, construção, instalação, propriedade, financiamento, operação, manutenção, uso de poços, instalações e equipamento conexo, na terra e no mar, para produção, processamento, liquefacção, entrega e venda do gás natural dos depósitos existentes na Área 1.
A participação da ENH no empreendimento de Golfinho/Atum corresponderá a uma injecção financeira de USD 2.2 mil milhões de dólares norte americanos. Para o efeito, a ENH esta envolvida no processo de contratação de financiamento da sua participação.
Não sendo operador, a ENH participa na tomada de decisões sobre as operações petrolíferas, em fórums apropriados, nomeadamente nas reuniões técnicas e de gestão.
Para o exercício do direito neste projecto, foi legalmente constituída uma sociedade anónima detida na totalidade pela ENH. Esta em curso a nomeação dos órgãos sociais e a entrada em funcionamento. Esta sociedade deverá ser a responsável pela assunção dos direitos e obrigações da ENH no consórcio da Área 1, devendo igualmente, ser responsável pelas funções atribuídas à ENH ao abrigo da legislação.
- Número de Trains – 2 (7.6/7.6MTPA)
- Capacidade da Planta – 15.2 MTPA
- Estrutura Comercial e Legal – Concluído
- Gás Doméstico – 500mmscfd
- Offtaker / Marketing (Venda às Afiliadas) FID – Q4 2019
- Status / Ponto de Situação – Preparação do anúncio do FID
- Informação do Consórcio: MRV (70%); Kogas (10%); ENH (10%) e Galp (10%).
Na Área 4, a ENH participa com 10% (dez por cento) de interesse participativo, em conjunto com a Galp (10%), Kogas (10%) e a Eni East Africa (70%). Das descobertas feitas (Coral e complexo Mamba), estima-se que existe um potencial de cerca de 85 tcf de gás natural.
O desenvolvimento destas descobertas deve iniciar com o depósito de Coral, cujo POD aprovado prevê a produção a partir de uma Planta flutuante de liquefacção (FGNL), com uma capacidade de produção que pode atingir 3.4 mtpa de GNL, que foi vendido a BP Poseidon, Ltd. O contrato de compra e venda de GNL foi aprovado pela Concessionária e Governo/MIREME.
Trata-se de um Projecto integrado, na modalidade de tolling, em que as Concessionárias do contrato de concessão, deterão acções numa SPV a constituir, que por sua vez deterá e operará a infra-estrutura (FGNL), mediante o pagamento de uma taxa de serviço. Para além desta SPV, será constituída uma outra SPV para contratar o financiamento para a construção da planta de liquefacção.
Tal como na Área 1, a participação da ENH deve ser exercida através de uma SPV especial, cujo processo de constituição está concluído atarvés da constituição da ENH FGNL, Lda. O financiamento da sua participação será, com recurso a Project Finance, na proporção de 70% Debt finance e 30% Equity finance, devendo a participação da ENH em relação ao equity finance ser suportada pelas concessionárias "Carry" de forma rateada.
Quanto aos depósitos do complexo Mamba, a sua futura implementação prevê a construção e operação de 2 (dois) trains de liquefação em terra, na região de Afungi, Palma - Cabo Delgado, com uma capacidade de produção de cerca de 12 MTPA. Refira-se que, deste complexo fazem parte vários outros depósitos isolados cuja estratégia de desenvolvimento e o POD ainda está por ser elaborado.
Correntemente, a Concessionária da Área 4 detém depósitos de petróleo isolados do depósito de Coral e da Área unitizada (Mamba), que carecem de uma estratégia de desenvolvimento.
Operador: ExxonMobil & Eni ($7B)
FLNG Offshore
- Capacidade da Planta –
3.4MTPA - Estrutura Comercial e Legal –
Concluído - FID – 06/2017
- Indício da Produção – 2022
