Europa precisa de 1.3 metaneiros extra por dia

No início de junho, as reservas europeias de gás estavam em cerca de 42 por cento da capacidade, cerca de 14 pontos percentuais abaixo da média sazonal dos últimos cinco anos e longe dos 51 por cento registados há um ano (AGSI/GIE, WBJ). A diferença pesa porque a Europa tem agora de encher os armazenamentos para o inverno enquanto disputa GNL, gás natural liquefeito transportado por navio, num mercado global pressionado pela instabilidade no Médio Oriente, por sanções mais apertadas à Rússia e por uma procura asiática forte. A fatura acabará repartida entre orçamentos públicos, indústria intensiva em energia e, em alguns casos, famílias, mas a forma dessa repartição depende muito do país.

A arbitragem sazonal que deixou de funcionar

O armazenamento de gás assenta numa lógica simples: as empresas compram na primavera, pagam para guardar o gás e vendem no inverno, quando os preços tendem a ser mais altos. A diferença entre o preço de verão e o preço de inverno, conhecida como spread, deve cobrir esses custos. Quando a margem é demasiado estreita, as empresas adiam o enchimento. É isso que está a acontecer.

A ICIS estima que, se o ritmo lento de injeções se mantiver, a Europa chegará a novembro com apenas cerca de 73 por cento dos armazenamentos cheios. Para atingir 90 por cento, a meta legal prevista no regulamento europeu do armazenamento (EUR-Lex), seria necessário aumentar as injeções em cerca de 4 mil milhões de metros cúbicos por mês, o equivalente a mais 1,3 cargas de GNL por dia.

Bruxelas já sinalizou alguma flexibilidade. A Comissão Europeia diz que o regulamento atualizado dá aos Estados-Membros uma janela de dois meses, entre outubro e dezembro, para cumprirem a meta dos 90 por cento, e vários responsáveis têm apontado para 80 por cento como nível suficiente para a segurança do inverno. Esse patamar é, na prática, uma zona de conforto desenhada para evitar a corrida às compras que levou os preços a máximos em 2022.

Pressão dos dois lados

O quadro externo torna até os 80 por cento mais difíceis de alcançar a baixo custo. A Agência Internacional de Energia estima que o conflito no Médio Oriente retirou cerca de 120 mil milhões de metros cúbicos à oferta global de GNL até 2030, devido a danos em infraestruturas de exportação e perturbações no transporte marítimo que atrasam nova capacidade (Energy Connects, Baltic Exchange). A lei europeia de saída do gás russo proibiu contratos de curto prazo de GNL russo a partir de 25 de abril de 2026, seguindo-se os contratos por gasoduto em junho e o fim de todo o gás russo de longo prazo até ao final de 2027 (S&P Global). Ao eliminar esses contratos, a Europa perde também a possibilidade de usar moléculas russas como solução rápida quando as reservas ficam curtas.

Quando os compradores asiáticos pagam mais por cargas flexíveis de GNL, a Europa tem de elevar o preço de referência no TTF neerlandês, o centro de negociação que fixa o preço grossista europeu do gás, para atrair navios. No início de junho, o TTF negociava em torno de 50 €/MWh (Berliner Zeitung), enquanto o preço diário espanhol no MIBGAS estava próximo, nos 48,80 €/MWh (MIBGAS). A ACER, o regulador europeu da energia, avisou que encher os armazenamentos até 90 por cento exigiria cerca de 13 por cento mais importações de GNL do que em 2025 (MondoVisione).

Quem paga depende do país

A média europeia esconde diferenças nacionais acentuadas. Os Países Baixos tinham apenas 16,1 por cento dos armazenamentos cheios em 1 de junho (Energievergelijk), enquanto as unidades espanholas de regaseificação estavam a 72 por cento da capacidade (Europa Press). A Alemanha encontrava-se nos 34 a 35 por cento, cerca de 20 pontos abaixo da sua própria norma sazonal (NDR).

Os governos estão a intervir, mas com instrumentos orçamentais muito diferentes. A Alemanha aboliu a taxa de armazenamento em 1 de janeiro de 2026 e transferiu o financiamento para o orçamento federal, o que significa que são os contribuintes, e não os consumidores de gás, a suportar a segurança das reservas (FGS). Os Países Baixos dispõem de uma linha de crédito de 20 mil milhões de euros para permitir à EBN, apoiada pelo Estado, intervir quando o enchimento comercial falha (DutchNews). Na Hungria, o sistema de preços fixos obriga a estatal MVM a absorver custos de importação mais altos até o Governo decidir outra coisa, uma almofada orçamental que funciona enquanto houver margem para a financiar (HVG).

A indústria intensiva em energia é a primeira a sentir o impacto. O presidente executivo da BASF avisou que os preços europeus do gás passaram a ser estruturalmente definidos pelo mercado global de GNL, e não por contratos de gasoduto (Zeit). As famílias sentem-no mais tarde, através da renovação dos contratos e das escolhas de política nacional. Em Espanha, o canal passa pela eletricidade: quando as centrais a gás fixam o preço marginal, ou seja, o custo da última unidade de eletricidade necessária para satisfazer a procura, o custo grossista do gás entra diretamente nas faturas. A tarifa regulada espanhola PVPC subiu 15 por cento em maio (OCU).

Os vencedores são os fornecedores de GNL, os donos de cargas flexíveis e os operadores de armazenamento, todos os que conseguem vender para a urgência europeia. Os perdedores concentram-se nas indústrias que competem globalmente e nos governos cujos orçamentos absorvem a diferença entre os preços de mercado e aquilo que os eleitores aceitam pagar. A Europa deverá conseguir evitar uma escassez física neste inverno. Falta saber quanto custará essa segurança, e se os Estados-Membros mais pobres conseguirão financiá-la da mesma forma que a Alemanha e os Países Baixos.