A Europa prepara-se para uma primavera marcada por preços elevados do gás natural, num contexto de maior vulnerabilidade energética provocado por níveis de armazenamento significativamente mais baixos e por uma vaga de frio mais intensa do que o previsto. Segundo o ‘El Economista’, a combinação destes fatores está a aumentar a volatilidade dos mercados e a alimentar receios sobre a capacidade de gestão das reservas até ao final do inverno.
No início de novembro de 2025, a Europa dispunha de 87,4 mil milhões de metros cúbicos de gás armazenado, cerca de 14 mil milhões abaixo do registado no mesmo período do ano anterior. Já a 1 de janeiro de 2026, os níveis tinham caído para 64,9 mil milhões, mantendo-se 11,7 mil milhões abaixo da média anual. Após a vaga de frio registada no início de janeiro, as reservas desceram para 55,4 mil milhões de metros cúbicos a 13 de janeiro, ampliando novamente o desvio face a 2025.
Frio agrava consumo e alimenta volatilidade
Este ponto de partida mais apertado explica a recente instabilidade nos mercados. Os contratos futuros do gás natural TTF, a principal referência europeia negociada no mercado holandês, subiram mais de 30% na semana terminada a 16 de janeiro, impulsionados por previsões de temperaturas muito abaixo da média para a segunda metade do mês. O Citi sublinha que a subida foi amplificada pela cobertura recorde de posições vendidas por fundos de investimento, intensificando a reação dos preços.
O impacto das temperaturas é mensurável. De acordo com cálculos do Citi, a procura europeia de gás aumenta, em média, 3,3 mil milhões de metros cúbicos por mês por cada grau Celsius de descida quando as temperaturas se situam entre zero e cinco graus. Num cenário em que fevereiro e março de 2026 repliquem o frio de 2018, a procura adicional acumulada no primeiro trimestre poderá atingir cerca de 20 mil milhões de metros cúbicos.
Risco localizado, mas com países mais expostos
Nesse cenário, as reservas europeias poderiam cair para entre 15% e 20% da capacidade no final de março, face a uma previsão inicial próxima dos 38%. Em termos absolutos, isso significaria terminar o inverno com cerca de 21 a 22 mil milhões de metros cúbicos, um nível que historicamente obriga a um esforço significativo na fase de reenchimento dos armazenamentos, que arranca em abril.
Tanto o Citi como o Instituto de Estudos de Energia de Oxford consideram improvável que a Europa, no seu conjunto, fique sem gás antes do fim do inverno. O risco é sobretudo localizado. A distribuição desigual das capacidades de armazenamento e os constrangimentos da infraestrutura tornam alguns países mais vulneráveis. O instituto de Oxford alerta, em particular, para a situação de França, caso o frio persista e as retiradas de gás continuem a um ritmo elevado.
Herança da crise energética e mudança de regras
A origem deste quadro remonta à crise energética de 2022, quando a União Europeia impôs metas obrigatórias de armazenamento até 90% antes do inverno. Com um mercado mais diversificado, o gás russo praticamente afastado e o GNL a assumir um papel central, Bruxelas optou por flexibilizar essas exigências a partir de 2025, atribuindo maior peso aos sinais do mercado.
Como resultado, os Estados-membros aceitaram níveis de risco mais elevados em troca de custos de curto prazo mais baixos. De acordo com o ‘El Economista’, o sistema tornou-se mais flexível, mas também mais exposto, com menor margem de segurança e maiores dependências externas.
GNL sustenta a oferta, mas o verão preocupa
Apesar das tensões, a oferta tem demonstrado resiliência. No quarto trimestre de 2025, as importações europeias de gás natural liquefeito aumentaram 30% face ao ano anterior, compensando a quebra do fornecimento por gasoduto da Rússia e a maior utilização das reservas. O Instituto de Estudos de Energia de Oxford destaca que o aumento da produção de GNL foi generalizado e crucial para responder à procura num contexto de menor oferta tradicional.
A estrutura de preços reflete esta dualidade. Desde meados de janeiro, os contratos futuros do TTF para o verão de 2026 estão a ser negociados com um prémio face aos contratos do inverno de 2026/27, uma situação pouco habitual nesta fase do ano. O Citi interpreta esta inversão como uma reação excessiva do mercado e antecipa um regresso dos diferenciais a território negativo quando diminuírem os receios em torno das reservas.
O verão, no entanto, promete ser exigente. Entre abril e novembro de 2025, a Europa injetou cerca de 51 mil milhões de metros cúbicos nos seus armazenamentos. Se o inverno terminar com níveis próximos dos 22 mil milhões, atingir a meta de 80% de capacidade exigirá injeções superiores às do verão passado, num contexto em que não se espera uma recuperação da produção europeia nem das importações por gasoduto. O mercado antecipa uma forte dependência do GNL no verão de 2026, o que deverá manter os preços elevados.
Geopolítica como fator decisivo
O principal risco capaz de desequilibrar este cenário não é meteorológico, mas geopolítico. O Citi alerta que uma escalada séria das tensões no Médio Oriente, nomeadamente entre o Irão e os Estados Unidos ou Israel, poderia elevar o preço do TTF para cerca de 42 euros por megawatt-hora no curto prazo, o que representaria um aumento de cerca de 14%.
