AleaSoft Energy Forecasting, 19 de agosto de 2026. As reservas de gás da União Europeia situam-se atualmente em cerca de 61% da sua capacidade, o nível mais baixo nesta altura do ano dos últimos anos, inclusivamente abaixo do nível registado em 2021. Nos últimos dias os preços do gás subiram e, a 18 de agosto, os futuros do gás TTF atingiram o seu valor mais elevado desde o início de 2023. A necessidade de repor as existências já está a pressionar os preços neste verão, enquanto o nível de reservas com que a Europa chegar a outubro determinará a sua exposição durante o próximo inverno.
Duas datas que marcam o ano do gás europeu
Existem dois momentos-chave no calendário do mercado do gás europeu. O primeiro ocorre no final do inverno, em finais de março, quando o nível das reservas determina quanto gás será necessário injetar durante o verão. O segundo chega no início de outubro, quando as instalações de armazenamento mostram o volume disponível para enfrentar os meses de inverno de maior consumo.
Este ano, ambas as referências assumem uma importância particular. De acordo com os dados da Gas Infrastructure Europe, a 1 de abril de 2026 as instalações de armazenamento europeias situavam-se em 28% da sua capacidade, o nível mais baixo dos últimos quatro anos. Este ponto de partida tornou a época de enchimento particularmente exigente num mercado já sob tensão do lado da oferta.
Um ritmo de enchimento mais lento do que o necessário
Quatro meses e meio depois, as reservas de gás situam-se em cerca de 61%, aproximadamente 20% abaixo da média dos últimos sete anos para esta altura do ano.
O ritmo recente dá a medida do desafio. Entre o início e meados de agosto, os níveis de armazenamento avançaram em média 0,27 pontos percentuais por dia. Se este ritmo se mantivesse, chegariam a cerca de 73% a 1 de outubro. A Europa teria de prosseguir as injeções ao longo do outono para continuar a reconstituir as reservas, coincidindo com o aumento gradual da procura associada ao aquecimento.
Fechar a diferença face aos níveis dos últimos anos exige manter uma elevada taxa de injeção e assegurar volumes de gás suficientes para a Europa, em especial de gás natural liquefeito. Atrair esse abastecimento num mercado global competitivo tem um custo, e a necessidade de continuar a encher as instalações de armazenamento acrescenta pressão à procura europeia durante o verão.
Um sinal de preço que pouco favorece o armazenamento
Esta necessidade de encher as instalações de armazenamento coincide com uma subida dos preços do gás nos últimos dias. A 18 de agosto, os futuros FrontMonth do gás TTF no mercado ICE atingiram 63,65 €/MWh, o nível mais elevado desde finais de janeiro de 2023.
Em simultâneo, a curva de futuros não oferece atualmente um prémio de inverno claro face aos meses mais próximos. Alguns contratos para os meses de inverno negoceiam-se a níveis semelhantes ou até inferiores. Esta estrutura reduz o habitual incentivo económico para comprar gás durante o período de enchimento, armazená-lo e vendê-lo mais tarde a um preço mais elevado.
Quando a diferença entre os preços atuais e os preços de inverno não cobre suficientemente os custos associados ao armazenamento, esta operação perde o seu atrativo comercial. Contudo, a Europa continua a precisar de repor as suas reservas antes da época invernal. Esta combinação obriga a manter a procura de gás para injeção mesmo com um sinal de preço desfavorável e acrescenta pressão ao mercado durante o verão.
Ormuz, gás russo e uma oferta mais apertada
A geopolítica é outra grande fonte de pressão. O conflito entre os Estados Unidos, Israel e o Irão reduziu drasticamente o tráfego pelo estreito de Ormuz e afetou o abastecimento global de GNL, em particular o proveniente do Catar. A incerteza quanto à normalização do tráfego marítimo mantém um elevado prémio de risco nos mercados de energia.
Em paralelo, a eliminação progressiva das importações europeias de gás russo reduz as alternativas de abastecimento que ainda restavam disponíveis. A isto acrescem os trabalhos de manutenção nas instalações norueguesas durante agosto, que reduzem temporariamente os fluxos do principal fornecedor de gás por gasoduto da Europa.
A combinação destas circunstâncias é particularmente relevante durante a época de enchimento. A Europa precisa de atrair gás suficiente para cobrir o consumo atual e, ao mesmo tempo, continuar a aumentar existências que partiram de níveis excecionalmente baixos no final do inverno.
Os objetivos europeus de enchimento e a sua flexibilidade
O quadro regulamentar europeu mantém um objetivo de enchimento de 90% mas, desde a reforma do Regulamento sobre o armazenamento de gás, em vigor desde setembro de 2025, este nível pode ser alcançado em qualquer momento entre 1 de outubro e 1 de dezembro. As regras permitem também um desvio até dez pontos percentuais quando existam condições de enchimento difíceis, que a Comissão Europeia pode alargar em mais cinco pontos se essas condições persistirem. O regulamento manter-se-á em vigor até ao final de 2027.
Esta flexibilidade procura evitar que a obrigação de atingir um determinado nível de reservas concentre as compras e empurre os preços em alta durante o verão. Dadas as condições atuais, a Comissão Europeia considera que um nível de 80% seria suficiente para garantir o abastecimento durante o inverno e tecnicamente alcançável. Esta maior flexibilidade pode aliviar a pressão compradora durante o verão, embora signifique enfrentar o inverno com uma margem de segurança menor nos armazenamentos.
Porque 2026 não é 2021
A comparação com 2021 é pertinente, embora as condições atuais sejam diferentes. A Europa enfrentou aquele inverno com reservas reduzidas e uma dependência muito maior do gás russo por gasoduto. Essa vulnerabilidade contribuiu para tensionar o mercado antes de a invasão da Ucrânia agravar dramaticamente a crise energética.
Cinco anos depois, existem diferenças significativas. A Europa dispõe de maior capacidade de regaseificação, o consumo de gás mantém-se abaixo dos níveis anteriores à crise e a dependência do abastecimento russo foi reduzida consideravelmente. Além disso, a entrada de nova capacidade global de produção de GNL vai alargando progressivamente as alternativas de abastecimento.
O crescimento das energias renováveis também está a ajudar a reduzir as necessidades de gás para a produção de eletricidade nas horas de maior produção fotovoltaica e produção de energia eólica.
Estas diferenças fazem com que reservas baixas não impliquem necessariamente as mesmas consequências que em 2021. Aumentam, porém, a sensibilidade do mercado a qualquer acontecimento adverso.
Do gás armazenado ao preço da eletricidade
O volume em armazenamento é uma das principais margens de segurança perante imprevistos. Com menos gás nas instalações de armazenamento, um inverno frio, um período prolongado de baixa produção renovável ou uma nova interrupção do abastecimento de GNL podem repercutir-se mais rapidamente nos preços.
Esta tensão chega também aos mercados elétricos europeus, onde as centrais a gás continuam a fixar o preço marginal durante muitas horas. Uma subida do preço do gás aumenta diretamente o custo de produção das centrais de ciclo combinado. Por esta razão, uma maior tensão no mercado do gás pode transmitir-se rapidamente aos preços da eletricidade.
Esta relação explica porque a evolução das reservas europeias não é relevante apenas para os operadores de gás. Também os comercializadores, os produtores e os grandes consumidores de eletricidade precisam de acompanhar de perto o ritmo de enchimento e as perspetivas de abastecimento para anteciparem o seu possível impacto nos mercados elétricos nos próximos meses.
Previsões para antecipar cenários com o AleaBlue e o AleaGreen
O AleaBlue, a divisão da AleaSoft Energy Forecasting especializada em previsões de curto e médio prazo, fornece previsões com horizontes até três anos que permitem analisar a evolução dos preços do gás e da eletricidade, identificar janelas de cobertura e quantificar o risco associado a cada estratégia de compra.
Para as decisões de investimento e de financiamento, o AleaGreen, a divisão especializada em previsões de longo prazo, fornece curvas de preços dos mercados elétricos bancáveis, bandas de confiança e cenários probabilísticos baseados em pressupostos consistentes sobre a evolução dos combustíveis, a volatilidade dos preços e os preços captados pelas energias renováveis.
Outubro marcará o ponto de partida do inverno
O nível de reservas com que a Europa chegar a outubro será uma das principais referências para os mercados de energia nos próximos meses. Armazenamentos abaixo dos níveis dos últimos anos não implicam necessariamente problemas de abastecimento, mas reduzem a margem para absorver um inverno frio, uma menor produção renovável ou novas tensões nas importações de gás, e favorecem uma maior volatilidade dos preços tanto do gás como dos mercados elétricos.
A pressão para reconstituir as reservas já está a influenciar os preços durante o verão. À medida que o inverno se aproxima, o ritmo de enchimento, as temperaturas e a disponibilidade de GNL determinarão em que medida essa tensão se mantém ou aumenta.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.