Exportações gregas de gás triplicam

As exportações gregas de gás para o Sudeste da Europa triplicaram no primeiro semestre de 2026, atingindo 8,72 TWh, contra 2,86 TWh no mesmo período do ano anterior, segundo a DESFA, o operador da rede de transporte de gás da Grécia (Reporter/DESFA). Em maio, a Grécia também exportou em termos líquidos 874,2 GWh de eletricidade para redes vizinhas, dois terços dos quais para a Bulgária (Serbia Energy). Os volumes existem. Falta perceber se as empresas estão dispostas a pagar pelo acesso de longo prazo a estas rotas.

Como circula o gás

Dois terminais recebem gás natural liquefeito, ou GNL — gás arrefecido até ao estado líquido para poder ser transportado por navio — em território grego. Revithoussa, perto de Atenas, continua a ser a infraestrutura principal: movimentou 18,61 TWh no primeiro semestre de 2026, assegurando 43 por cento das importações gregas de gás. Alexandroupolis, uma unidade flutuante mais recente no nordeste do país, parte de uma base mais baixa, mas está a crescer depressa: processou 3,46 TWh, mais do triplo do volume registado um ano antes (Reporter/DESFA).

Depois de ser reconvertido em gás, o GNL entra na rede de gasodutos da DESFA e pode seguir para a Bulgária através de Sidirokastro, o principal ponto de medição na fronteira. A partir daí, os operadores podem transportá-lo para norte, através da Roménia, em direção à Moldávia e à Ucrânia, no traçado conhecido como Corredor Vertical.

A eletricidade conta uma história menos duradoura. A Grécia exportou a preços baixos em maio porque as renováveis, responsáveis por 57% da produção, e a hídrica, com 8%, empurraram o preço diário grossista — o valor definido para entrega no dia seguinte — para níveis inferiores aos dos países vizinhos (Serbia Energy). Uma vaga de calor no verão aumenta a procura por ar condicionado, as centrais a gás passam a fixar o preço marginal e o sentido dos fluxos pode inverter-se em poucas semanas. Os contratos de capacidade em gasodutos são mais persistentes. É aí que está o teste estrutural.

Quem reserva capacidade, e quem fica de fora

O sinal comercial mais sólido vem de Sidirokastro. Nos leilões de longo prazo, 46% da capacidade disponível de exportação foi reservada para os anos gás de 2026/27 a 2029/30. A Metlen contratou 20 GWh por dia e a Atlantic SEE LNG Trade ficou com 13 GWh por dia (News247). Reservar capacidade custa dinheiro, o que torna este indicador mais robusto do que um comunicado político.

O compromisso, porém, é desigual. Nos mesmos leilões, não houve qualquer interessado na Rota 3 via Nea Mesimvria, um ponto de entrada ligado ao TAP, o gasoduto transadriático (Protothema English). Nem todos os corredores desenhados no mapa têm vida comercial.

Mais a norte, a Energocom, empresa estatal moldava de comercialização de gás, reservou capacidade para o inverno de 2026–2027 no ponto fronteiriço de Ungheni, com cerca de 41% da capacidade de saída romena e 39% da capacidade de entrada moldava já contratadas (Moldova1). Os operadores romenos estão a negociar com Bruxelas ajustamentos tarifários para o corredor (Știripesurse).

A Hungria continua a ser a peça em falta. As fontes públicas húngaras tratam a rota grega como uma opção técnica, não como um canal efetivo de abastecimento. O debate energético em Budapeste permanece centrado nas importações de petróleo russo da MOL através do oleoduto Druzhba e na alternativa adriática (Telex/G7, HVG).

Quem ganha, quem paga

Os operadores dos terminais gregos, os comercializadores de gás e os produtores de eletricidade beneficiam de maior utilização das infraestruturas e de receitas de exportação. A DESFA recebe tarifas de transporte por cada metro cúbico que atravessa a sua rede. Os governos vizinhos ganham margem negocial face aos fornecedores tradicionais. A Croácia, que está a expandir o terminal de GNL de Krk para 6,1 bcm por ano, acompanha a mesma tendência de diversificação, em vez de ser prejudicada por ela (Poslovni).

A incerteza recai sobre os compradores. Mais rotas aumentam a segurança de abastecimento, mas o gás que sobe de sul para norte acumula custos em cada fronteira: taxas de regaseificação, tarifas de transporte, encargos de trânsito e custos pagos pelas redes para manterem o equilíbrio entre oferta e procura. Se a rota grega for mais segura, mas também mais cara depois de somados todos estes encargos, famílias e fábricas na Bulgária, na Roménia ou na Moldávia estarão a pagar um prémio pela diversificação. A questão é saber se esse prémio compensa face às alternativas. E o gás russo não desapareceu: as importações da União Europeia de gás russo por gasoduto aumentaram 7% em termos homólogos nos primeiros cinco meses de 2026, enquanto o GNL russo subiu 11%, segundo dados da ACER (Euro2day, ACER).

A Grécia demonstrou que a rota é útil. Ainda não demonstrou que consegue impor-se como fornecedor. A diferença medir-se-á em fluxos sustentados a preços capazes de bater as alternativas depois de contabilizada cada tarifa fronteiriça. Esse teste está apenas a começar.