A um mês do fim do verão, a média europeia de reservas de gás natural não chega a 60% e há Estados-membros muito abaixo do limite mínimo de 80% definido pela Comissão Europeia, como é o caso da Alemanha, o maior consumidor de gás do continente, que está abaixo dos 50%. Sem fim à vista para a guerra no Irão, e mesmo com as reestruturações do setor energético em curso desde a invasão russa da Ucrânia em 2022, indústria e consumidores poderão sentir o impacto nos preços já a partir de outubro
O alerta, há menos de um mês, veio do maior fornecedor de gás natural da Europa. A 22 de julho, o CEO da Equinor, Anders Opedal, disse à Reuters que o continente poderá não conseguir encher os seus reservatórios de gás até 80% da capacidade antes da chegada do inverno – com os volumes de gás armazenado significativamente abaixo da média de cinco anos e no segundo valor mais baixo dos últimos 15 anos.
Com a guerra no Irão ainda sem fim à vista e o Estreito de Ormuz fechado, a Comissão Europeia flexibilizou as regras relativas ao armazenamento de gás, permitindo que os Estados-membros atinjam pelo menos 80% da capacidade até ao início de novembro, em condições de mercado difíceis, dez pontos percentuais abaixo do anterior limite mínimo de 90%. Mas, neste momento, tudo indica que o grosso dos países não vai chegar nem perto desses 80%.
À CNN, o economista Ricardo Marques, da consultora Informações de Mercados Financeiros (IMF), confirma que as reservas de gás natural “estão muito abaixo” de anos anteriores, com uma média europeia de 59,3% e situações críticas como a da Alemanha, o maior consumidor do continente, com as reservas a 47%, e da Bélgica, a 41%. “E o problema não é só esse – é que a dificuldade de chegar aos tais 80 a 90% é muito maior do que no ano passado, porque temos o Catar, responsável por cerca de 20% da produção mundial de gás natural liquefeito (GNL), basicamente parado”, adianta o especialista em energia e matérias primas.
“É verdade que a Europa tem menos gás armazenado do que o habitual nesta altura do ano [mas] também é verdade que a Europa está a consumir menos cerca de 20% de gás do que há apenas alguns anos, graças principalmente às energias renováveis, pelo que não precisa de tanto gás armazenado como antes”, sublinha Chris Aylett, investigador do Centro de Ambiente e Sociedade da Chatham House.
Ainda assim, Aylett assume que, “se este inverno for suficientemente frio e os tanques de armazenamento permanecerem relativamente pouco cheios, a Europa poderá ser obrigada a pagar um prémio de emergência para atrair cargas de GNL – um custo que acabará por ser suportado pelos contribuintes, através de subsídios, e pelos consumidores de energia, através das faturas”.
Vários fatores explicam a situação crítica das reservas de gás natural na Europa, quando falta cerca de um mês para a chegada do outono. Em primeiro lugar há a geopolítica mundial, em particular a guerra iniciada pelos EUA e Israel contra o Irão no final de fevereiro, que não só afetou as capacidades de produção, armazenamento e escoamento de gás do Catar, como tem mantido o Estreito de Ormuz fechado há quase meio ano.
“O gás do Golfo, sob a forma de GNL, foi muito mais afetado do que o petróleo por esta crise, e é provável que os danos se prolonguem por mais tempo, porque, ao contrário do petróleo, a maior parte do GNL do Golfo não tem outra via de comercialização senão através do Estreito”, explica Chris Aylett. Antes da guerra, “o Catar tinha grandes planos de expansão e estava prestes a tornar-se o segundo maior exportador mundial de GNL, mas isso agora está posto em causa, devido à incerteza contínua quanto ao destino do Estreito, aos danos causados às infraestruturas essenciais pelos mísseis iranianos e às enormes perdas de receitas que a QatarEnergy está a sofrer”.
Depois, e “à medida que o abastecimento de gás da Europa se baseia cada vez mais no GNL em vez dos oleodutos, os consumidores europeus ficam expostos à evolução do mercado global de GNL”, acrescenta o especialista. “A potencial perda da produção atual e futura do Catar representa um grande golpe para o abastecimento global de GNL, que não será rapidamente substituído, mesmo com outros países, como o Canadá, a entrar no mercado.”
A juntar a isto está o verão particularmente quente que atingiu a Europa este ano, com sucessivas ondas de calor a impactarem diretamente a produção e o consumo de eletricidade e, por conseguinte, a capacidade de encher os reservatórios de gás até ao inverno. “Apesar do problema do Catar desde que a guerra começou, os preços do gás e da eletricidade em março e abril não sofreram muito, porque é uma altura em que o consumo é menor, não está frio nem calor, e como choveu muito as barragens produziram muita eletricidade”, esclarece Ricardo Marques. Mas com a chegada do verão a situação complicou-se e “o impacto foi e continua a ser sentido pela indústria e indiretamente pelos consumidores”, aponta.
“Com a vaga de calor, aumentou o consumo de energia para ar condicionado e houve condicionamentos na produção nuclear nalguns países, porque os rios estão demasiado quentes ou os leitos demasiado baixos, e tudo isso obriga a um consumo superior de gás para produção de eletricidade – se não fosse preciso tanto, esse gás iria para as reservas para o inverno. Também na componente de consumo, tudo isto gira à volta da meteorologia e se há ou não fenómenos extremos.” E isso também se aplica ao inverno que nos espera, e se será rigoroso ou mais ameno.
“Os nossos sistemas essenciais, como os da energia e da alimentação, foram concebidos para um clima estável”, sublinha Chris Aylett, mas, “devido à nossa queima contínua de combustíveis fósseis, já deixámos essa era para trás e, à medida que os fenómenos meteorológicos extremos se tornam a norma, a política energética deve ser orientada para a resiliência dos sistemas”, defende o investigador da Chatham House.
Muitos aspetos desta nova era são “bastante previsíveis”, adianta Aylett. “As temperaturas elevadas vão implicar uma menor produção a partir de algumas fontes, como a energia hidroelétrica e a nuclear; uma maior produção a partir de outras fontes, como a energia solar; e uma maior procura por ar condicionado. E as temperaturas mais baixas irão sempre aumentar a procura de aquecimento, quer se utilize gás quer eletricidade. Estes não são problemas insuperáveis, mas exigem que enfrentemos a nova realidade que criámos, em vez de esperarmos em vão que as nossas infraestruturas antigas de alguma forma se safem.”
Mais procura, menos incentivos às operadoras
Quando o CEO da Equinor alertou para os reduzidos stocks europeus de gás e o risco de não se atingirem os 80% de reservas até ao outono, a empresa tinha acabado de registar o seu maior lucro trimestral desde o início de 2023 e já havia pressões sobre Berlim para fazer o impensável – intervir diretamente junto das gigantes energéticas estatais para comprarem gás a qualquer preço, abandonando anos de doutrina do mercado livre na política energética.
Face à dimensão da Alemanha, há receios de que a escassez de gás no país durante o próximo inverno venha a ter um efeito de contágio nos países vizinhos, fazendo subir os preços em todo o bloco caso não consiga restabelecer as suas reservas. Mas por agora a chancelaria de Friedrich Merz não parece preocupada com os riscos de uma maior exposição às oscilações dos preços de mercado em comparação com invernos anteriores.
A Europa consome mais gás do que aquele que encontra dentro das suas fronteiras, com os dados mais recentes a mostrarem que é responsável por 11,7% do consumo total mundial, quando produz apenas 4,8% e detém apenas 1,7% das reservas comprovadas. Isto significa que o grosso dos países do continente depende fortemente do mercado para encher os reservatórios de gás.
Numa situação normal, “os operadores compram a preços baixos no verão, armazenam o gás e vendem-no quando os preços estão mais elevados no inverno”, explica Aylett. “O problema este ano é que a diferença entre os preços de verão e os preços ‘a prazo’ de inverno não tem sido suficiente para incentivar os operadores a encher os reservatórios de gás de acordo com as metas da UE.”
Com a capacidade de produção mundial de GNL a aumentar, diz Ricardo Marques, da IMF, “os preços que estão a ser praticados no gás natural para 2027 estão quase a metade do que se estão a negociar em 2026”, também pela expectativa de que a guerra no Irão acabe até lá – “a partir do momento em que o Catar regressar ao mercado, vamos estar numa situação de excesso de produção”.
“Apesar de o Catar estar praticamente parado desde março, a produção global de GNL em junho foi praticamente igual à de junho do ano passado, o que significa que houve um aumento grande da capacidade mundial de produção. Agora, até ao inverno, é preciso ver se o Catar vai voltar a estar no mercado ou não”, sublinha o especialista.
“Acreditava-se que nesta altura já estivesse, mas não está, o Estreito de Ormuz continua fechado e vai demorar muito tempo para o Catar regressar aos níveis pré-guerra” mesmo que a passagem marítima seja reaberta entretanto, acrescenta. “A guerra afetou em 17% a capacidade de produção dos cataris, o que significa que, noutras circunstâncias, conseguiriam fornecer pelo menos 80% à Europa em comparação com fevereiro [antes da guerra] e agora nem chega a 10%.”
Os efeitos da guerra de Donald Trump no Irão não se limitam a isto. Com o Estreito de Ormuz fechado, “e apesar de o gás do Catar estar a ir essencialmente para a Ásia nesta altura, a Ásia também está a ir buscar gás aos mercados onde a Europa compra, como os Estados Unidos, e isso também tem impacto na Europa”, explica Ricardo Marques, sobretudo depois de, nos últimos anos, a UE ter substituído os seus acordos de fornecimento a longo prazo com a Rússia por compras a curto prazo de GNL comercializado a nível mundial. A administração Trump tem estado a apostar em força neste combustível fóssil, mas as infraestruturas necessárias para o processo de transformar o gás em GNL não estão a acompanhar as novas dinâmicas de oferta e demanda.
“Os EUA estão com capacidade excedentária na produção de gás, mas o problema é que, para o gás ser liquefeito, é preciso construir fábricas que o transformem de gasoso para líquido para depois transportar em navios”, lembra o analista da IMF, que traça um paralelismo com a Rússia – “está a enfrentar a mesma situação com tudo o que não envia por gasodutos porque, ao contrário do petróleo, que é só despejar em petroleiros, no caso do gás tem de haver investimento e levam-se anos para se construírem essas infraestruturas”.
Tudo isto está a traduzir-se em “dinâmicas de grande importância geopolítica”, destaca Chris Aylett. “Em termos muito simples, os choques de 2022 e 2026 estão a incentivar os importadores de combustíveis fósseis a reduzir a sua dependência e os exportadores de combustíveis fósseis a tirar partido da volatilidade e da escassez – no primeiro grupo, temos grande parte da Ásia e a Europa a adquirir painéis solares, baterias e veículos elétricos chineses; no segundo, temos países do continente americano a aumentar as suas exportações de petróleo e GNL, seguindo as pisadas dos EUA.”
“Há sempre a tendência de ver como é que as coisas estão na nossa casa, mas temos de ver o que se passa a nível global, porque tem sempre impacto aqui – e se tivermos uma região a consumir muito mais, isso também tem impacto aqui”, acrescenta Ricardo Marques, que dá como o exemplo o caso do petróleo russo após a invasão da Ucrânia. “Um dos maiores problemas é a Rússia não poder exportar para a Europa e, com o Brasil e a Turquia sem poderem comprar à Rússia, vão comprar onde a Europa está a comprar – e os preços sobem.”
“Única boa opção” envolve muito dinheiro – e muito tempo
Confrontado com os baixos níveis de gás armazenado, o Grupo de Trabalho da União da Energia, uma coligação de países europeus e membros da Comissão Europeia que coordenam as políticas energéticas do bloco, veio garantir recentemente que o continente não corre o risco de ficar sem gás e que os preços do gás natural estão “significativamente mais baixos” do que os níveis de 2022, quando começou a guerra na Ucrânia. “Não há qualquer preocupação imediata quanto à segurança do abastecimento para o inverno”, garantiu a task force.
“Estamos sempre a falar de preços muito mais baixos do que em 2022 – hoje o preço do gás no mercado europeu está nos 59, quando em 2022 estava nos 150”, confirma Ricardo Marques. A situação atual “não é comparável com o que se registou em 2022 e esse cenário não se coloca, exatamente porque, desde então, já se reduziu bastante a dependência europeia do gás e há muito mais capacidade mundial de produção – a questão é que, este ano, chegámos a estar nos 30 e agora estamos quase no dobro, é essa a diferença.”
O impacto pode ser global, mas as respostas são quase sempre forçosamente nacionais – e, no caso europeu, muitas vezes comunitárias. Há um mês, no embalo da reestruturação energética em curso no bloco desde o início da guerra na Ucrânia, a Comissão Europeia apresentou o seu antecipado Plano de Ação para a Eletrificação, com uma meta de eletrificação de 46% até 2040, no âmbito do pacote União da Energia pós-2030.
O objetivo fulcral é reduzir a fatura de importação de combustíveis fósseis da UE em 260 mil milhões de euros por ano ao longo dos próximos 14 anos, mantendo forte aposta em energias renováveis – que, segundo o Eurostat, representaram quase 50% do consumo bruto de eletricidade do bloco em 2025, em comparação com os 15,9% registados no ano anterior – para, em última instância, “tornar a Europa o primeiro continente movido a energia elétrica”.
Para Chris Aylett, “a estratégia da UE é a correta” e o único caminho a seguir. “A construção de um sistema energético baseado nas energias renováveis e na eletrificação é, na verdade, a sua única boa opção, mas isso exigirá investimento contínuo, em particular na rede elétrica”, diz. E aí surge um primeiro grande desafio. “Sem intervenção, os custos irão recair sobre os consumidores e as empresas, que já enfrentam dificuldades financeiras”, avisa o investigador. “A UE precisa de recorrer mais ao seu balanço financeiro, por exemplo, através de empréstimos conjuntos, para suportar os custos e os riscos associados à construção de infraestruturas europeias essenciais.”
Questionado sobre o plano de eletrificação, Ricardo Marques diz que “pode ou não ser suficiente”, mas que, “em termos de segurança energética, é para aí que temos de caminhar”, acima de tudo face à “dependência de uma situação internacional que, como já se viu várias vezes nos últimos anos, pode levar a disrupções sérias de um momento para o outro”. Mas em cima dos custos deste plano e de como serão financiados está o tempo necessário para que as infraestruturas estejam totalmente operacionais e à escala certa, numa altura em que o tempo escasseia.
“Isto são tudo situações que não se resolvem de um dia para o outro, são processos que levam muito tempo”, ressalta o especialista em energia e matérias primas. “O problema agora é mesmo o curto prazo e aí a situação poderá ser séria, sobretudo se o inverno for muito rigoroso. Vamos entrar no inverno com stocks baixos e não estou a ver como podem sequer ir aos 80% até outubro e isto vai impactar os preços quer do gás, quer da eletricidade – vão ficar mais altos.”
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