{"id":171716,"date":"2026-09-17T09:11:14","date_gmt":"2026-09-17T07:11:14","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=171716"},"modified":"2026-09-17T12:49:19","modified_gmt":"2026-09-17T10:49:19","slug":"inverno-2026-2027-gas-maximos-reservas-minimos","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/pt\/inverno-2026-2027-gas-maximos-reservas-minimos\/","title":{"rendered":"Inverno 2026-2027 na Europa: quem chega mais bem preparado com o g\u00e1s em m\u00e1ximos e as reservas em m\u00ednimos"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 16 de setembro de 2026. O g\u00e1s natural europeu est\u00e1 a ser negociado em m\u00e1ximos que n\u00e3o se viam desde o final de 2022 e as reservas da Uni\u00e3o Europeia situam-se muito abaixo da m\u00e9dia dos \u00faltimos anos para esta altura do ano. No entanto, o mix de produ\u00e7\u00e3o, a depend\u00eancia do g\u00e1s para aquecimento e ind\u00fastria e a capacidade de interliga\u00e7\u00e3o de cada pa\u00eds determinam uma exposi\u00e7\u00e3o muito diferente face ao inverno entre os principais mercados el\u00e9tricos europeus.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - inverno 2026 2027<\/a><\/div>\n

Os pre\u00e7os do g\u00e1s atingem m\u00e1ximos de tr\u00eas anos enquanto as reservas europeias ficam aqu\u00e9m do habitual<\/h2>\n

O pre\u00e7o do g\u00e1s natural<\/strong> no mercado de refer\u00eancia europeu, o TTF<\/strong>, situava-se a 16 de setembro de 2026 em 81,07 \u20ac\/MWh no mercado spot, depois de ter marcado um m\u00e1ximo anual de 83,97 \u20ac\/MWh um dia antes. S\u00e3o n\u00edveis que n\u00e3o se registavam desde o fecho de 2022, quando o mercado ainda refletia a crise energ\u00e9tica que se seguiu \u00e0 invas\u00e3o da Ucr\u00e2nia, e representam uma subida de 187% face ao in\u00edcio do ano. O futuro front-quarter do TTF move-se na mesma dire\u00e7\u00e3o, tendo-se fixado em 79,95 \u20ac\/MWh a 15 de setembro, 191% acima do n\u00edvel do in\u00edcio do ano. A esta subida dos pre\u00e7os junta-se um quadro de reservas apertado, com o enchimento dos armazenamentos da Uni\u00e3o Europeia em 68,49% a 15 de setembro de 2026, muito abaixo dos 80,83% registados na mesma data de 2025 e dos n\u00edveis superiores a 93% de 2023 e 2024, uma combina\u00e7\u00e3o que constitui um risco para os mercados el\u00e9tricos europeus.<\/p>\n

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

A Alemanha e a Fran\u00e7a enfrentam o inverno com menos margem do que h\u00e1 um ano<\/h2>\n

A Alemanha<\/strong> concentra grande parte do risco deste inverno. Sem produ\u00e7\u00e3o nuclear desde 2023, com uma elevada depend\u00eancia do g\u00e1s natural na produ\u00e7\u00e3o de eletricidade, no aquecimento e na ind\u00fastria, e com os seus terminais flutuantes de GNL<\/strong> a cobrirem a lacuna deixada pelo g\u00e1s russo, o pa\u00eds entra no inverno com o enchimento dos armazenamentos em 55,93%, quase 20 pontos percentuais abaixo dos 76% registados h\u00e1 um ano, a maior descida hom\u00f3loga entre os grandes mercados europeus. Esta combina\u00e7\u00e3o explica que o futuro de eletricidade do mercado EEX para o quarto trimestre de 2026 tenha sido negociado na Alemanha a 173,61 \u20ac\/MWh no dia 15 de setembro, um dos n\u00edveis absolutos mais elevados entre os grandes mercados continentais.<\/p>\n

A Fran\u00e7a<\/strong> \u00e9 frequentemente citada como o mercado mais bem protegido gra\u00e7as ao seu parque nuclear, e a previs\u00e3o da EDF para 2026 e 2027 situa-se no intervalo de 350 a 370 TWh, de acordo com as orienta\u00e7\u00f5es divulgadas no final de 2025. No entanto, essa almofada nuclear est\u00e1 mais reduzida do que o habitual neste inverno. O reator EPR de Flamanville-3, de cerca de 1,6 GW, entra em paragem em setembro de 2026 para a sua primeira grande revis\u00e3o, com uma dura\u00e7\u00e3o estimada de um ano, pelo que estar\u00e1 fora de servi\u00e7o durante todo o inverno. Ainda assim, o n\u00edvel de reservas de g\u00e1s em Fran\u00e7a, de 77,16% face aos 90% de 2025, e o futuro de eletricidade para o Q4\u20112026 no mercado EEX, em 159,70 \u20ac\/MWh a 15 de setembro, continuam a refletir uma posi\u00e7\u00e3o mais confort\u00e1vel do que a alem\u00e3, embora com menos margem do que a habitualmente atribu\u00edda a este mercado.<\/p>\n

It\u00e1lia, Espanha e Portugal: diferente depend\u00eancia do g\u00e1s, diferente exposi\u00e7\u00e3o<\/h2>\n

A It\u00e1lia<\/strong> mant\u00e9m uma forte depend\u00eancia do g\u00e1s natural no seu mix de produ\u00e7\u00e3o, o que a torna um dos mercados mais sens\u00edveis a qualquer movimento do TTF. O enchimento dos seus armazenamentos situa-se em 84,80%, apenas cerca de 5 pontos percentuais abaixo dos 90% registados em 2025, a menor descida entre os grandes mercados analisados, mas esta relativa solidez das reservas n\u00e3o impede que seja o mercado com os pre\u00e7os da eletricidade mais elevados do grupo, com o futuro Q4\u20112026 em 214,77 \u20ac\/MWh e o futuro Q1\u20112027 em 198,45 \u20ac\/MWh no mercado EEX a 15 de setembro.<\/p>\n

Espanha<\/strong> e Portugal<\/strong> partem de uma posi\u00e7\u00e3o diferente, com um peso do g\u00e1s na produ\u00e7\u00e3o de eletricidade muito inferior ao de It\u00e1lia, gra\u00e7as ao seu parque renov\u00e1vel e \u00e0 produ\u00e7\u00e3o nuclear em Espanha, e com n\u00edveis de enchimento dos armazenamentos de 73,44% e 93,95%, respetivamente, face aos 86,34% e 99,54% de 2025. Apesar disso, o g\u00e1s continua a atuar como combust\u00edvel marginal nas horas em que fixa o pre\u00e7o do mercado ib\u00e9rico, e a capacidade de interliga\u00e7\u00e3o<\/strong> com Fran\u00e7a continua a ser limitada para exportar o excedente renov\u00e1vel ou importar eletricidade em momentos de tens\u00e3o. O futuro Q4\u20112026 no mercado EEX espanhol foi negociado a 150,14 \u20ac\/MWh no dia 15 de setembro, 126% acima do n\u00edvel do in\u00edcio do ano.<\/p>\n

Reino Unido e Pol\u00f3nia: riscos diferentes<\/h2>\n

O Reino Unido<\/strong> combina uma elevada depend\u00eancia do g\u00e1s natural, tanto na produ\u00e7\u00e3o de eletricidade como no aquecimento, com uma capacidade de armazenamento estruturalmente reduzida desde o encerramento da instala\u00e7\u00e3o de Rough, o que coloca o seu n\u00edvel de enchimento em apenas 31,31%. Por estar fora do mercado \u00fanico europeu, a sua exposi\u00e7\u00e3o depende em maior medida das interliga\u00e7\u00f5es com o continente e das suas pr\u00f3prias importa\u00e7\u00f5es de GNL. No mercado EEX, o futuro brit\u00e2nico Q1\u20112027 atingiu os 162,36 \u20ac\/MWh a 15 de setembro, 112% acima do pre\u00e7o de settlement de 2 de janeiro.<\/p>\n

A Pol\u00f3nia<\/strong> apresenta um perfil diferente. O enchimento dos seus armazenamentos a 15 de setembro, de 98,25%, \u00e9 mesmo superior aos 96,23% registados h\u00e1 um ano, gra\u00e7as a uma pol\u00edtica ativa de diversifica\u00e7\u00e3o do abastecimento ap\u00f3s o fim das importa\u00e7\u00f5es de g\u00e1s russo. O risco da Pol\u00f3nia reside menos nas reservas do que na transi\u00e7\u00e3o do seu mix de produ\u00e7\u00e3o, ainda muito dependente do carv\u00e3o, para uma maior quota de g\u00e1s e renov\u00e1veis, um processo que condiciona a sua exposi\u00e7\u00e3o futura ao mercado do g\u00e1s de forma diferente da dos restantes mercados analisados.<\/p>\n

Mecanismos de mitiga\u00e7\u00e3o perante um inverno mais apertado<\/h2>\n

Perante este cen\u00e1rio, os diferentes mercados disp\u00f5em de ferramentas para amortecer o impacto. Os contratos de fornecimento de longo prazo e as estrat\u00e9gias de cobertura<\/strong> permitem aos comercializadores e aos grandes consumidores fixar parte da sua exposi\u00e7\u00e3o antes de a volatilidade se repercutir na fatura. As reservas estrat\u00e9gicas e os mecanismos de solidariedade da Uni\u00e3o Europeia, ativados em anteriores per\u00edodos de tens\u00e3o, oferecem uma rede de seguran\u00e7a adicional perante uma perturba\u00e7\u00e3o grave do abastecimento.<\/p>\n

O refor\u00e7o das interliga\u00e7\u00f5es<\/strong>, tanto el\u00e9tricas como de g\u00e1s, entre a Pen\u00ednsula Ib\u00e9rica e o resto do continente, e entre os mercados do norte e do sul da Europa, continua a ser a medida estrutural mais importante para reduzir as diferen\u00e7as de exposi\u00e7\u00e3o entre os v\u00e1rios mercados europeus, mas o seu desenvolvimento ultrapassa o horizonte deste inverno.<\/p>\n

Os riscos que podem pressionar ainda mais o mercado<\/h2>\n

V\u00e1rios fatores poder\u00e3o pressionar ainda mais os pre\u00e7os nos pr\u00f3ximos meses. Uma vaga de frio prolongada em pleno inverno obrigaria a um ritmo mais r\u00e1pido de extra\u00e7\u00e3o dos armazenamentos. A concorr\u00eancia com a \u00c1sia pelos carregamentos de GNL dispon\u00edveis, num mercado global em que qualquer varia\u00e7\u00e3o da procura na China ou no Jap\u00e3o se repercute rapidamente no pre\u00e7o, \u00e9 outro fator de risco, tal como a persist\u00eancia da tens\u00e3o geopol\u00edtica nas zonas de tr\u00e2nsito do GNL.<\/p>\n

No plano meteorol\u00f3gico, a ag\u00eancia norte-americana NOAA situa o \u00edndice ENSO Ni\u00f1o 3.4 em 1,8 \u00b0C em agosto de 2026 e atribui mais de 90% de probabilidade a um epis\u00f3dio de El Ni\u00f1o muito forte durante o outono e o inverno, com 75% de probabilidade de o trimestre de outubro a dezembro superar os 2,5 \u00b0C, um n\u00edvel excecional desde 1950. Um epis\u00f3dio desta magnitude est\u00e1 habitualmente associado a invernos mais amenos e h\u00famidos no oeste e no sul da Europa, um padr\u00e3o que a pr\u00f3pria AEMET reflete na sua previs\u00e3o sazonal para Espanha, com temperaturas no tercil superior para o trimestre de setembro a novembro. No entanto, existe um risco acrescido de entradas pontuais de ar frio se o v\u00f3rtice polar enfraquecer.<\/p>\n

Efeitos nos mercados el\u00e9tricos: pre\u00e7o marginal e volatilidade<\/h2>\n

O g\u00e1s natural continua a ser, na maioria dos mercados, o combust\u00edvel marginal que fixa o pre\u00e7o da eletricidade durante muitas horas na Europa, pelo que qualquer movimento do TTF se repercute com relativa rapidez nos pre\u00e7os dos mercados de eletricidade. Essa transmiss\u00e3o n\u00e3o \u00e9, contudo, uniforme ao longo do dia, e a volatilidade<\/strong> esperada para este inverno representa uma oportunidade relevante para a leitura dos diferenciais de pre\u00e7os entre horas e para a opera\u00e7\u00e3o de baterias<\/strong> e de outros ativos de armazenamento de energia<\/strong>, capazes de captar valor precisamente nos momentos de maior tens\u00e3o entre a oferta e a procura. Um inverno com reservas apertadas e pre\u00e7os do g\u00e1s elevados \u00e9, nesse sentido, um cen\u00e1rio em que a gest\u00e3o ativa da posi\u00e7\u00e3o, mais do que a simples exposi\u00e7\u00e3o ao mercado, faz a diferen\u00e7a no resultado final.<\/p>\n

Um inverno marcado pela incerteza nos mercados de energia<\/h2>\n

O inverno 2026-2027 apresenta-se com um mercado do g\u00e1s com pre\u00e7os mais elevados e reservas mais apertadas do que nos \u00faltimos anos, num contexto em que a exposi\u00e7\u00e3o real de cada mercado el\u00e9trico europeu depende de fatores muito diferentes, desde o mix de produ\u00e7\u00e3o at\u00e9 \u00e0 disponibilidade do pr\u00f3prio parque nuclear. Perante a incerteza nos mercados de energia, a capacidade de antecipar a evolu\u00e7\u00e3o dos pre\u00e7os do g\u00e1s e da eletricidade, mercado a mercado, torna-se um fator essencial para a tomada de decis\u00f5es. A AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> acompanha de perto a evolu\u00e7\u00e3o destes mercados atrav\u00e9s da AleaBlue<\/strong>, a sua divis\u00e3o de previs\u00f5es de curto e m\u00e9dio prazo<\/a>.<\/p>\n

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

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