{"id":170705,"date":"2026-08-19T14:24:11","date_gmt":"2026-08-19T12:24:11","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=170705"},"modified":"2026-08-19T15:04:26","modified_gmt":"2026-08-19T13:04:26","slug":"reservas-gas-europeias-minimos-pressao-precos-risco-inverno","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/pt\/reservas-gas-europeias-minimos-pressao-precos-risco-inverno\/","title":{"rendered":"As reservas de g\u00e1s europeias em m\u00ednimos dos \u00faltimos anos: press\u00e3o sobre os pre\u00e7os do ver\u00e3o e risco para o inverno"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 19 de agosto de 2026. As reservas de g\u00e1s da Uni\u00e3o Europeia situam-se atualmente em cerca de 61% da sua capacidade, o n\u00edvel mais baixo nesta altura do ano dos \u00faltimos anos, inclusivamente abaixo do n\u00edvel registado em 2021. Nos \u00faltimos dias os pre\u00e7os do g\u00e1s subiram e, a 18 de agosto, os futuros do g\u00e1s TTF atingiram o seu valor mais elevado desde o in\u00edcio de 2023. A necessidade de repor as exist\u00eancias j\u00e1 est\u00e1 a pressionar os pre\u00e7os neste ver\u00e3o, enquanto o n\u00edvel de reservas com que a Europa chegar a outubro determinar\u00e1 a sua exposi\u00e7\u00e3o durante o pr\u00f3ximo inverno.<\/strong><\/p>\n

Duas datas que marcam o ano do g\u00e1s europeu<\/h2>\n

Existem dois momentos-chave no calend\u00e1rio do mercado do g\u00e1s<\/strong> europeu. O primeiro ocorre no final do inverno, em finais de mar\u00e7o, quando o n\u00edvel das reservas determina quanto g\u00e1s ser\u00e1 necess\u00e1rio injetar durante o ver\u00e3o. O segundo chega no in\u00edcio de outubro, quando as instala\u00e7\u00f5es de armazenamento mostram o volume dispon\u00edvel para enfrentar os meses de inverno de maior consumo.<\/p>\n

Este ano, ambas as refer\u00eancias assumem uma import\u00e2ncia particular. De acordo com os dados da Gas Infrastructure Europe, a 1 de abril de 2026 as instala\u00e7\u00f5es de armazenamento europeias situavam-se em 28% da sua capacidade, o n\u00edvel mais baixo dos \u00faltimos quatro anos. Este ponto de partida tornou a \u00e9poca de enchimento particularmente exigente num mercado j\u00e1 sob tens\u00e3o do lado da oferta.<\/p>\n

Um ritmo de enchimento mais lento do que o necess\u00e1rio<\/h2>\n

Quatro meses e meio depois, as reservas de g\u00e1s<\/strong> situam-se em cerca de 61%, aproximadamente 20% abaixo da m\u00e9dia dos \u00faltimos sete anos para esta altura do ano.<\/p>\n

AleaSoft - armazenamento gas UE<\/a><\/div>\n

O ritmo recente d\u00e1 a medida do desafio. Entre o in\u00edcio e meados de agosto, os n\u00edveis de armazenamento avan\u00e7aram em m\u00e9dia 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 inje\u00e7\u00f5es ao longo do outono para continuar a reconstituir as reservas, coincidindo com o aumento gradual da procura associada ao aquecimento.<\/p>\n

Fechar a diferen\u00e7a face aos n\u00edveis dos \u00faltimos anos exige manter uma elevada taxa de inje\u00e7\u00e3o e assegurar volumes de g\u00e1s suficientes para a Europa, em especial de g\u00e1s natural liquefeito<\/strong>. Atrair esse abastecimento num mercado global competitivo tem um custo, e a necessidade de continuar a encher as instala\u00e7\u00f5es de armazenamento acrescenta press\u00e3o \u00e0 procura europeia durante o ver\u00e3o.<\/p>\n

Um sinal de pre\u00e7o que pouco favorece o armazenamento<\/h2>\n

Esta necessidade de encher as instala\u00e7\u00f5es de armazenamento coincide com uma subida dos pre\u00e7os do g\u00e1s<\/strong> nos \u00faltimos dias. A 18 de agosto, os futuros FrontMonth do g\u00e1s TTF<\/strong> no mercado ICE<\/strong> atingiram 63,65 \u20ac\/MWh, o n\u00edvel mais elevado desde finais de janeiro de 2023.<\/p>\n

Em simult\u00e2neo, a curva de futuros<\/strong> n\u00e3o oferece atualmente um pr\u00e9mio de inverno claro face aos meses mais pr\u00f3ximos. Alguns contratos para os meses de inverno negoceiam-se a n\u00edveis semelhantes ou at\u00e9 inferiores. Esta estrutura reduz o habitual incentivo econ\u00f3mico para comprar g\u00e1s durante o per\u00edodo de enchimento, armazen\u00e1-lo e vend\u00ea-lo mais tarde a um pre\u00e7o mais elevado.<\/p>\n

Quando a diferen\u00e7a entre os pre\u00e7os atuais e os pre\u00e7os de inverno n\u00e3o cobre suficientemente os custos associados ao armazenamento, esta opera\u00e7\u00e3o perde o seu atrativo comercial. Contudo, a Europa continua a precisar de repor as suas reservas antes da \u00e9poca invernal. Esta combina\u00e7\u00e3o obriga a manter a procura de g\u00e1s para inje\u00e7\u00e3o mesmo com um sinal de pre\u00e7o desfavor\u00e1vel e acrescenta press\u00e3o ao mercado durante o ver\u00e3o.<\/p>\n

Ormuz, g\u00e1s russo e uma oferta mais apertada<\/h2>\n

A geopol\u00edtica \u00e9 outra grande fonte de press\u00e3o. O conflito entre os Estados Unidos, Israel e o Ir\u00e3o reduziu drasticamente o tr\u00e1fego pelo estreito de Ormuz e afetou o abastecimento global de GNL, em particular o proveniente do Catar. A incerteza quanto \u00e0 normaliza\u00e7\u00e3o do tr\u00e1fego mar\u00edtimo mant\u00e9m um elevado pr\u00e9mio de risco nos mercados de energia.<\/p>\n

Em paralelo, a elimina\u00e7\u00e3o progressiva das importa\u00e7\u00f5es europeias de g\u00e1s russo reduz as alternativas de abastecimento que ainda restavam dispon\u00edveis. A isto acrescem os trabalhos de manuten\u00e7\u00e3o nas instala\u00e7\u00f5es norueguesas durante agosto, que reduzem temporariamente os fluxos do principal fornecedor de g\u00e1s por gasoduto da Europa.<\/p>\n

A combina\u00e7\u00e3o destas circunst\u00e2ncias \u00e9 particularmente relevante durante a \u00e9poca de enchimento. A Europa precisa de atrair g\u00e1s suficiente para cobrir o consumo atual e, ao mesmo tempo, continuar a aumentar exist\u00eancias que partiram de n\u00edveis excecionalmente baixos no final do inverno.<\/p>\n

Os objetivos europeus de enchimento e a sua flexibilidade<\/h2>\n

O quadro regulamentar europeu mant\u00e9m um objetivo de enchimento de 90% mas, desde a reforma do Regulamento sobre o armazenamento de g\u00e1s, em vigor desde setembro de 2025, este n\u00edvel pode ser alcan\u00e7ado em qualquer momento entre 1 de outubro e 1 de dezembro. As regras permitem tamb\u00e9m um desvio at\u00e9 dez pontos percentuais quando existam condi\u00e7\u00f5es de enchimento dif\u00edceis, que a Comiss\u00e3o Europeia pode alargar em mais cinco pontos se essas condi\u00e7\u00f5es persistirem. O regulamento manter-se-\u00e1 em vigor at\u00e9 ao final de 2027.<\/p>\n

Esta flexibilidade procura evitar que a obriga\u00e7\u00e3o de atingir um determinado n\u00edvel de reservas concentre as compras e empurre os pre\u00e7os em alta durante o ver\u00e3o. Dadas as condi\u00e7\u00f5es atuais, a Comiss\u00e3o Europeia considera que um n\u00edvel de 80% seria suficiente para garantir o abastecimento durante o inverno e tecnicamente alcan\u00e7\u00e1vel. Esta maior flexibilidade pode aliviar a press\u00e3o compradora durante o ver\u00e3o, embora signifique enfrentar o inverno com uma margem de seguran\u00e7a menor nos armazenamentos.<\/p>\n

Porque 2026 n\u00e3o \u00e9 2021<\/h2>\n

A compara\u00e7\u00e3o com 2021 \u00e9 pertinente, embora as condi\u00e7\u00f5es atuais sejam diferentes. A Europa enfrentou aquele inverno com reservas reduzidas e uma depend\u00eancia muito maior do g\u00e1s russo por gasoduto. Essa vulnerabilidade contribuiu para tensionar o mercado antes de a invas\u00e3o da Ucr\u00e2nia agravar dramaticamente a crise energ\u00e9tica.<\/p>\n

Cinco anos depois, existem diferen\u00e7as significativas. A Europa disp\u00f5e de maior capacidade de regaseifica\u00e7\u00e3o, o consumo de g\u00e1s mant\u00e9m-se abaixo dos n\u00edveis anteriores \u00e0 crise e a depend\u00eancia do abastecimento russo foi reduzida consideravelmente. Al\u00e9m disso, a entrada de nova capacidade global de produ\u00e7\u00e3o de GNL vai alargando progressivamente as alternativas de abastecimento.<\/p>\n

O crescimento das energias renov\u00e1veis<\/strong> tamb\u00e9m est\u00e1 a ajudar a reduzir as necessidades de g\u00e1s para a produ\u00e7\u00e3o de eletricidade nas horas de maior produ\u00e7\u00e3o fotovoltaica<\/strong> e produ\u00e7\u00e3o de energia e\u00f3lica<\/strong>.<\/p>\n

Estas diferen\u00e7as fazem com que reservas baixas n\u00e3o impliquem necessariamente as mesmas consequ\u00eancias que em 2021. Aumentam, por\u00e9m, a sensibilidade do mercado a qualquer acontecimento adverso.<\/p>\n

Do g\u00e1s armazenado ao pre\u00e7o da eletricidade<\/h2>\n

O volume em armazenamento \u00e9 uma das principais margens de seguran\u00e7a perante imprevistos. Com menos g\u00e1s nas instala\u00e7\u00f5es de armazenamento, um inverno frio, um per\u00edodo prolongado de baixa produ\u00e7\u00e3o renov\u00e1vel ou uma nova interrup\u00e7\u00e3o do abastecimento de GNL podem repercutir-se mais rapidamente nos pre\u00e7os.<\/p>\n

Esta tens\u00e3o chega tamb\u00e9m aos mercados el\u00e9tricos europeus<\/strong>, onde as centrais a g\u00e1s continuam a fixar o pre\u00e7o marginal durante muitas horas. Uma subida do pre\u00e7o do g\u00e1s aumenta diretamente o custo de produ\u00e7\u00e3o das centrais de ciclo combinado. Por esta raz\u00e3o, uma maior tens\u00e3o no mercado do g\u00e1s pode transmitir-se rapidamente aos pre\u00e7os da eletricidade.<\/p>\n

Esta rela\u00e7\u00e3o explica porque a evolu\u00e7\u00e3o das reservas europeias n\u00e3o \u00e9 relevante apenas para os operadores de g\u00e1s. Tamb\u00e9m 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 poss\u00edvel impacto nos mercados el\u00e9tricos nos pr\u00f3ximos meses.<\/p>\n

Previs\u00f5es para antecipar cen\u00e1rios com o AleaBlue e o AleaGreen<\/h2>\n

O AleaBlue<\/strong>, a divis\u00e3o da AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> especializada em previs\u00f5es de curto e m\u00e9dio prazo, fornece previs\u00f5es<\/a> com horizontes at\u00e9 tr\u00eas anos que permitem analisar a evolu\u00e7\u00e3o dos pre\u00e7os do g\u00e1s e da eletricidade, identificar janelas de cobertura e quantificar o risco associado a cada estrat\u00e9gia de compra.<\/p>\n

Para as decis\u00f5es de investimento e de financiamento, o AleaGreen<\/strong>, a divis\u00e3o especializada em previs\u00f5es de longo prazo<\/a>, fornece curvas de pre\u00e7os dos mercados el\u00e9tricos banc\u00e1veis, bandas de confian\u00e7a e cen\u00e1rios probabil\u00edsticos baseados em pressupostos consistentes sobre a evolu\u00e7\u00e3o dos combust\u00edveis, a volatilidade dos pre\u00e7os<\/strong> e os pre\u00e7os captados pelas energias renov\u00e1veis.<\/p>\n

Outubro marcar\u00e1 o ponto de partida do inverno<\/h2>\n

O n\u00edvel de reservas com que a Europa chegar a outubro ser\u00e1 uma das principais refer\u00eancias para os mercados de energia nos pr\u00f3ximos meses. Armazenamentos abaixo dos n\u00edveis dos \u00faltimos anos n\u00e3o implicam necessariamente problemas de abastecimento, mas reduzem a margem para absorver um inverno frio, uma menor produ\u00e7\u00e3o renov\u00e1vel ou novas tens\u00f5es nas importa\u00e7\u00f5es de g\u00e1s, e favorecem uma maior volatilidade dos pre\u00e7os tanto do g\u00e1s como dos mercados el\u00e9tricos.<\/p>\n

A press\u00e3o para reconstituir as reservas j\u00e1 est\u00e1 a influenciar os pre\u00e7os durante o ver\u00e3o. \u00c0 medida que o inverno se aproxima, o ritmo de enchimento, as temperaturas e a disponibilidade de GNL determinar\u00e3o em que medida essa tens\u00e3o se mant\u00e9m ou aumenta.<\/p>\n

Fonte: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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