Gás europeu supera €80/MWh e défice de reservas aumenta risco para o inverno
O gás TTF europeu superou €80/MWh em meados de setembro, enquanto os futuros de dezembro passaram de €83/MWh. Os armazenamentos estavam 68% cheios, contra 80% um ano antes, ampliando a exposição da indústria ao clima, ao GNL e à geopolítica.
Preços do TTF prolongam a subida
Os preços europeus do gás natural continuaram a subir em setembro, influenciados por uma oferta mais limitada, pela reposição dos armazenamentos, pela disponibilidade de gás natural liquefeito e pelas tensões geopolíticas. Segundo a publicação económica lituana 15min.lt, a referência neerlandesa TTF superou €70/MWh no início de setembro e passou de €80/MWh em meados do mês.
O mercado futuro também não indica alívio imediato. Os contratos de outubro, novembro e dezembro eram negociados em níveis semelhantes em meados de setembro, com os futuros de dezembro acima de €83/MWh. A curva mostra que o mercado espera gás caro durante a próxima época de aquecimento, embora o clima, a procura e a oferta ainda possam alterar os preços.
As cotações permanecem muito abaixo dos níveis registados durante a crise energética de 2022. Contudo, a 15min.lt informou que, em meados de setembro, o gás custava mais do dobro do que no mesmo período do ano anterior. Esse aumento homólogo já agrava a incerteza sobre os custos dos consumidores industriais e de outras empresas intensivas em gás.
Reservas e GNL definem a exposição no inverno
A Europa iniciou a época de injeção deste ano com menores reservas. Os armazenamentos estavam apenas 68% cheios, contra 80% no mesmo momento do ano anterior e mais de 90% em meados de setembro de 2024. Analistas já alertavam em julho que, mesmo num cenário mais favorável, as reservas antes do inverno poderiam ficar abaixo da média dos anos anteriores.
A menor margem de segurança torna o mercado mais sensível a alterações inesperadas da oferta ou da procura. Um inverno frio elevaria o consumo para aquecimento e poderia levar o TTF bem acima do intervalo atual de €80–83/MWh. Alguns cenários citados pela 15min.lt mencionam um possível patamar próximo de €100/MWh, mas não o apresentam como previsão central.
A disponibilidade de GNL é outra fonte de incerteza. A Europa concorre com os mercados asiáticos por cargas adicionais, enquanto as cadeias globais de abastecimento continuam vulneráveis a perturbações geopolíticas. As rotas pelo estreito de Ormuz recebem especial atenção, porque interrupções poderiam afetar a oferta mundial de GNL e, consequentemente, os preços europeus.
Compradores industriais enfrentam decisão de cobertura
Mantas Masalskis, responsável por soluções empresariais da empresa de serviços energéticos Elektrum Lietuva, afirmou que as empresas devem concentrar-se menos em prever o pico exato do mercado e mais em definir quanto risco de preço conseguem suportar. Fixar o preço dá visibilidade sobre uma parte relevante dos custos futuros e reduz a exposição durante a época de aquecimento.
Um contrato totalmente indexado ao mercado permite aproveitar uma queda, mas deixa toda a volatilidade com o comprador. Uma abordagem mista pode proteger a preço fixo uma parte do consumo esperado e manter o restante ligado ao mercado. A proporção adequada depende das margens, do fluxo de caixa e da capacidade de transferir os custos energéticos para os clientes.
O gás mais caro também pode repercutir-se no mercado grossista de eletricidade. Quando a produção eólica e solar, mais barata, não satisfaz a procura, as centrais a gás são acionadas e os seus custos podem influenciar o preço marginal. A relação não é proporcional, mas o gás caro poderá ganhar peso na formação do preço da eletricidade no inverno, afetando empresas que compram ambas as energias.