AleaSoft Energy Forecasting, 7 de outubro de 2026. O sistema energético mundial poderá dispor de energia suficiente em 2027 e, ao mesmo tempo, atravessar episódios de preços elevados. Com inventários mais baixos, reservas estratégicas utilizadas durante a crise e um panorama geopolítico incerto, a margem para reagir a um novo imprevisto diminuiu. Por isso, a volatilidade, mais do que o preço médio, será provavelmente a chave para compreender o próximo ano.
Menos margem para absorver um novo imprevisto
A situação atual dos mercados internacionais de petróleo e gás natural é marcada não só pelas tensões que já afetam a oferta, mas também por uma menor capacidade de resposta a novos imprevistos. O que importa não é apenas quanto petróleo ou gás natural o mundo consegue produzir, mas quanta margem existe para reagir a uma nova interrupção. Inventários mais baixos, reservas estratégicas utilizadas nos últimos meses, problemas em determinadas infraestruturas, custos logísticos mais elevados e um panorama geopolítico que continua muito incerto reduziram a capacidade que tradicionalmente permitia absorver uma interrupção temporária do abastecimento.
O estreito de Ormuz é o exemplo mais claro. A sua importância para os fluxos mundiais de petróleo e de gás natural liquefeito transforma qualquer tensão prolongada num problema global. No entanto, o estreito não precisa de permanecer completamente fechado para ter consequências económicas. Um trânsito mais difícil implica custos de transporte mais elevados, seguros mais caros, cargas desviadas e uma utilização menos eficiente das infraestruturas energéticas. A energia pode continuar a chegar. A questão é a que preço.
O cenário de descida também existe
Convém não cair numa análise que aponte exclusivamente para subidas. O mais recente Short-Term Energy Outlook da Energy Information Administration (EIA) dos Estados Unidos, publicado a 6 de outubro, situa o preço médio do Brent em torno dos 84 dólares por barril em 2027, face aos 96 dólares previstos para 2026. A mesma previsão espera que a produção de petróleo dos Estados Unidos atinja aproximadamente 14,3 milhões de barris por dia em 2027, face aos 13,9 milhões de 2026. Existe também margem para que a produção aumente noutros países e para que parte das exportações afetadas pelos conflitos atuais recupere gradualmente. Um cenário de alívio no mercado petrolífero durante 2027 é, por isso, perfeitamente possível.
Mas a questão relevante não é apenas qual será o preço médio anual, mas o que acontece em torno dessa média. Um mercado com menos inventários disponíveis e menor capacidade de reação pode registar movimentos de preços muito mais bruscos quando surge uma nova interrupção. Essa mudança no perfil de risco é provavelmente mais importante do que tentar antecipar se o Brent terá uma média de 80, 90 ou 100 dólares por barril.
As reservas determinam a capacidade de resposta do sistema
Durante uma crise, os inventários permitem dissociar temporariamente o consumo da produção. Se surgir um problema de abastecimento, as economias podem continuar a consumir recorrendo ao petróleo armazenado. Mas essa capacidade vai-se esgotando. As reservas estratégicas e comerciais foram utilizadas intensamente para conter os problemas de abastecimento dos últimos meses e, a 2 de outubro, os líderes do G7 acordaram uma nova libertação de até 100 milhões de barris de petróleo e gasóleo, coordenada através da Agência Internacional de Energia ao longo de quatro meses.
Estas decisões permitem conter o problema atual, mas também reduzem a capacidade de resposta ao próximo. A reconstituição dos inventários será, além disso, outra fonte de procura futura. Isto significa que o mercado poderá manter-se tenso mesmo com um crescimento económico mundial moderado, porque ao consumo habitual se somará a necessidade de voltar a encher os tanques de armazenamento.
A China poderá voltar a alterar o equilíbrio
A China continua a ser uma das maiores incógnitas para 2027. Uma recuperação mais forte da sua economia aumentaria a sua procura de petróleo, gás e outras matérias-primas. Existe ainda uma segunda dimensão, a segurança energética. Num contexto geopolítico mais incerto, a China tem incentivos para manter inventários elevados e diversificar as suas fontes de abastecimento. Uma recuperação chinesa poderá, por isso, ter um duplo impacto, com mais consumo e mais armazenamento. Este efeito seria particularmente relevante se coincidisse com a necessidade de os Estados Unidos, a Europa e outros países reconstituírem as suas próprias reservas, e poderia dar origem a uma competição pelo abastecimento superior à que os números do crescimento económico, por si só, sugeririam.
Para a Europa, o verdadeiro risco está no gás
Numa perspetiva europeia, o elemento mais importante para 2027 provavelmente não será diretamente o petróleo, mas o gás. Nos últimos anos, a Europa reduziu drasticamente a sua dependência do gás russo e substituiu grande parte desses volumes por GNL. O sistema energético europeu está agora mais diversificado, mas também mais ligado ao mercado mundial de GNL, e compete diretamente com a Ásia pelas cargas disponíveis. Em setembro, a Europa recebeu 54% das exportações de GNL dos Estados Unidos, segundo dados preliminares da LSEG (London Stock Exchange Group), um sinal da importância que os Estados Unidos adquiriram para a segurança energética europeia.
O inverno de 2026‑2027 será, por isso, decisivo. Um inverno ameno permitiria à Europa chegar à primavera com níveis de armazenamento relativamente confortáveis. Um inverno frio teria o efeito contrário, e a Europa teria de realizar uma forte campanha de compras durante a primavera e o verão para reconstituir as suas reservas de gás antes do inverno seguinte. Se nessa altura a procura asiática também aumentar, os preços do gás poderão voltar a estar sob forte pressão.
Do gás aos preços da eletricidade
A transmissão dos preços do gás aos mercados elétricos europeus é direta. Ormuz e os mercados internacionais de GNL afetam o preço do gás, o gás afeta o custo das centrais de ciclo combinado e as centrais de ciclo combinado continuam a determinar o preço marginal da eletricidade durante muitas horas. No entanto, a consequência não tem de ser uma subida uniforme dos preços da eletricidade.
A crescente penetração da energia fotovoltaica e da energia eólica está a transformar o perfil dos preços horários. Em Espanha haverá cada vez mais horas com elevada produção renovável e preços baixos, especialmente durante as horas solares. Mas continuará a haver outras horas em que as tecnologias despacháveis, incluindo as centrais de ciclo combinado, são necessárias para cobrir a procura e, se os preços do gás forem elevados, essas horas poderão registar preços consideravelmente mais altos. Podem assim coexistir dois fenómenos aparentemente contraditórios, mais horas de eletricidade com preços muito baixos e um mercado elétrico com uma elevada volatilidade de preços.
O spread será cada vez mais importante
Esta tendência tem consequências importantes para produtores, consumidores e investidores. Para uma central fotovoltaica já não basta conhecer a evolução do preço médio do mercado, o que mais importa é o seu preço capturado. Para um grande consumidor não basta prever o custo médio anual da eletricidade, o que importa é quando consome e qual é o preço nessas horas. E, para uma bateria, o elemento fundamental é precisamente a diferença entre o valor da eletricidade em diferentes momentos. Quanto maior for a penetração renovável, maior será a necessidade de deslocar energia das horas de abundância para as horas de escassez.
Ainda assim, há que evitar simplificações excessivas. Uma bateria não se avalia com um spread, avalia-se simulando como irá operar ao longo de toda a sua vida útil. As receitas futuras dependerão da evolução dos preços horários, da procura, da produção renovável, dos serviços de balanço, do curtailment, das restrições de rede, da degradação da bateria e da crescente concorrência entre sistemas de armazenamento. Por isso, a previsão de receitas deve converter-se progressivamente numa previsão de risco.
Renováveis e armazenamento como proteção contra a volatilidade
As crises dos combustíveis fósseis tendem a ser interpretadas inicialmente como um problema para a transição energética. A médio e longo prazo, acontece precisamente o contrário. Quanto maior é a incerteza sobre o custo e a disponibilidade do petróleo e do gás importados, maior é o valor estratégico de dispor de recursos energéticos próprios. A Europa importa grande parte dos combustíveis fósseis que consome, enquanto o sol e o vento são recursos locais.
As renováveis variáveis produzem quando o recurso está disponível e não necessariamente quando existe procura. O armazenamento de energia permite começar a alterar essa relação. A energia fotovoltaica e a eólica produzem eletricidade sem necessidade de combustível, e as baterias permitem deslocar parte dessa produção no tempo. A combinação de energias renováveis, armazenamento, redes elétricas, interligações, gestão da procura e produção flexível permitirá reduzir progressivamente a exposição da Europa aos mercados internacionais de combustíveis.
2027: menos certezas e maior necessidade de cenários
Hoje é muito difícil antecipar qual será o preço médio do petróleo, do gás ou da eletricidade ao longo de 2027. Existem forças relevantes em ambos os sentidos. Do lado da descida estão o potencial aumento da produção mundial, a recuperação das infraestruturas afetadas, o crescimento das renováveis e uma eventual normalização geopolítica. Do lado da subida estão os inventários baixos, a necessidade de reconstituir as reservas, as incertezas no Médio Oriente, uma possível recuperação da procura asiática e a crescente concorrência mundial pelo GNL. É por isso que o conceito mais importante para 2027 provavelmente não será o preço, mas a volatilidade.
Neste contexto, trabalhar exclusivamente com um cenário central é cada vez menos útil. Produtores, grandes consumidores, promotores, fundos e instituições financeiras precisam de conhecer o cenário esperado e, além disso, o que pode acontecer se os preços do gás, a procura, a produção renovável ou as condições geopolíticas mudarem. Durante muitos anos, o principal objetivo da transição energética foi produzir eletricidade renovável a preços cada vez mais baixos. Agora o desafio é também ter essa eletricidade disponível quando é necessária, e o valor estará cada vez mais em poder armazená-la, geri-la e entregá-la no momento certo.
Previsões e cenários para a tomada de decisões num mercado volátil
Neste cenário, as decisões de compra, venda, cobertura e investimento exigem previsões coerentes em todos os horizontes temporais e uma análise de riscos baseada em cenários. A AleaSoft Energy Forecasting, através da AleaBlue, fornece previsões de preços no mercado de eletricidade e previsões de preços dos combustíveis a curto e médio prazo para a gestão de riscos e oportunidades. A AleaGreen oferece previsões de longo prazo com bandas de confiança para a avaliação de ativos, os PPA e o financiamento de projetos de energias renováveis. Por sua vez, a AleaStorage analisa as receitas e os riscos de projetos de armazenamento com baterias ao longo de toda a sua vida útil.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting