​Ataques de drones iranianos ao complexo Ras Laffan, no Catar, em 2 de março, forçaram a QatarEnergy a interromper a produção na maior instalação de exportação de GNL do mundo. Combinado com o fechamento do Estreito de Ormuz pelo Irã – por onde passa 20% do GNL global – os preços do gás TTF holandês dispararam 50% em duas sessões de negociação, ultrapassando brevemente €60/MWh em 3 de março pela primeira vez desde fevereiro de 2025.

O choque imediato de preços é evidente; o que importa agora é a duração. A Europa enfrenta essa interrupção com estoques abaixo de 30% (seu nível sazonal mais baixo em anos) e uma obrigação legal de atingir 90% de armazenamento até outubro. Uma paralisação prolongada no Catar dificulta ainda mais o reabastecimento, eleva os preços de pico da eletricidade em todo o continente e aumenta o risco de reacender a inflação que os bancos centrais tentam controlar há três anos.

Neste artigo, analisamos:

• Por que a demanda asiática está elevando os preços do gás na Europa
• Quanto tempo a interrupção precisa durar para que o armazenamento se torne um problema sério
• O impacto nos preços de energia, receitas de baterias e ativos solares
• O que um choque prolongado no gás significa para as taxas de juros e decisões de investimento em novos projetos de BESS

Preços do gás europeu atingem maior nível em 13 meses após paralisação da produção de GNL no Catar

A guerra do Irã tem impactos diretos nos preços de energia na Europa: os preços do gás TTF holandês (referência europeia) subiram 50% em apenas dois dias nesta semana. O contrato de abril de 2026 foi negociado acima de €60/MWh por curtos períodos, atingindo o maior nível desde fevereiro de 2025.

O gatilho direto é o Estreito de Ormuz, agora fechado pelo Irã e por onde passa 20% do GNL global. E os combates na região também afetam a produção de GNL do Catar: ataques de drones iranianos ao complexo industrial Ras Laffan, em 2 de março, forçaram a QatarEnergy a interromper a produção na maior instalação de exportação de GNL do mundo.

Embora mais de 80% dos volumes de GNL do Catar sejam destinados à Ásia, o impacto nos preços do gás europeu é igualmente direto. Quando os compradores asiáticos perdem seus carregamentos do Catar, recorrem ao mercado spot, competindo diretamente com os compradores europeus pelos carregamentos disponíveis de origem americana. E como o GNL é a fonte marginal de suprimento da Europa, os preços precisam subir o suficiente para vencer essa concorrência.

Foi o que aconteceu nesta semana: os índices TTF e JKM asiático subiram juntos. Os preços do Henry Hub nos EUA mal se moveram, pois o mercado doméstico americano já está no limite de sua capacidade de exportação de GNL e, por isso, está isolado das altas globais.

Impactos de longo prazo dependerão da duração das interrupções no GNL do Catar

Os preços oscilaram fortemente nos dois sentidos nesta semana, conforme mudavam as expectativas sobre a duração do conflito. Essa volatilidade reflete a incerteza do mercado. O mercado pode lidar mais facilmente com um fechamento de uma semana do estreito e de Ras Laffan, mas se a guerra se estender, o volume ausente pode afetar contratos de longo prazo.

Foi declarado força maior em alguns contratos de exportação do Catar com entrega próxima, mas não nos contratos com entrega mais distante. Uma nota do Goldman Sachs desta semana estima que o TTF pode chegar a €74/MWh se o Estreito de Ormuz permanecer fechado por um mês.

E as obras de expansão do North Field East, no Catar, foram interrompidas – projeto que adicionaria mais 33 milhões de toneladas/ano de GNL ao mercado no final de 2026 (cerca de metade da demanda anual de gás da Alemanha). Se as obras ficarem paradas por muito tempo, o calor do verão pode adiar o comissionamento para o final de 2026 ou início de 2027.

Quanto mais tempo durar a paralisação, mais ela se agrava. O gás é uma commodity estocável. A Europa precisa reconstruir seus estoques durante a primavera e o verão para estar pronta para o próximo inverno, e até mesmo uma interrupção de curto prazo pode impactar os níveis de armazenamento no futuro.

Preços futuros de verão sobem forte, já que a Europa precisa reabastecer estoques subterrâneos

Se os carregamentos do Catar permanecerem fora do mercado durante a temporada de injeção, a tarefa de reabastecimento no verão será mais difícil. Os estoques de gás da Europa estão em seu nível sazonal mais baixo em anos, atualmente com menos de 30% da capacidade.

Mas a União Europeia exige que os estoques estejam 90% cheios até o fim do verão, podendo ser reduzido para 80% em caso de “condições de mercado difíceis”. Os traders estão considerando estoques cheios em seus cálculos para os preços de inverno, mantendo-os relativamente baixos.

Mas isso significa que a Europa terá de injetar pelo menos 575 TWh de gás neste verão, o maior esforço de reabastecimento dos últimos anos. Isso inverteu o prêmio do verão sobre o inverno, já que os traders esperam um mercado apertado no verão.

A inversão entre os preços de verão e inverno removeu qualquer incentivo para injeções comerciais em estoques, o que pode obrigar os Estados a intervir, como ocorreu em 2022. Mas essa inversão também ocorreu por período prolongado no início do ano passado, voltando ao normal quando a temporada de enchimento começou em abril.

No Reino Unido, essa exigência de enchimento não se aplica, mas como o país quase não possui estoques em relação à demanda, costuma exportar para estoques europeus no verão e importar da Europa no inverno. Os preços de verão subiram quase em linha com a UE, mas mantiveram um desconto para incentivar mais exportações para a Europa.

O Reino Unido também recebe mais GNL do Catar do que muitos outros países europeus, então os preços sobem para substituir os carregamentos perdidos. A QatarEnergy entregaria ao terminal de Isle of Grain (um terminal de importação do Reino Unido) sob contrato de longo prazo, mas, no curto prazo, os terminais britânicos estão entre os mais caros da Europa.

Preços mais altos do gás elevam preços de pico da energia e receitas de baterias

O gás define o preço da energia no atacado na maioria das horas de pico e intermediárias em grande parte da Europa. Sempre que a geração eólica e solar não é suficiente para atender à demanda, as usinas a gás normalmente são as últimas despachadas e, portanto, definem o preço marginal. Quando os preços do gás estão altos, os preços de pico da energia sobem proporcionalmente.

O carvão pode suavizar o impacto em mercados com capacidade térmica remanescente, como a Alemanha. Quando o gás se torna antieconômico em relação ao carvão, os geradores trocam de combustível, limitando o preço marginal. Mas isso aumenta a demanda por carvão, cujos preços também subiram nesta semana.

Os preços do carbono atuam na direção oposta: o carvão é mais intensivo em carbono do que o gás, então preços mais altos no Sistema de Comércio de Emissões (ETS) da UE reduzem a janela de troca de combustível. As permissões do ETS europeu normalmente sobem quando os preços do gás aumentam, pois as empresas compram carbono para cobrir o aumento do uso do carvão. Mas nesta semana, os preços do ETS da UE permaneceram modestos, talvez refletindo expectativas de menor atividade industrial diante de um novo choque de preços de energia.

Para as baterias, preços mais altos do gás aumentam diretamente as receitas. As baterias fazem arbitragem entre os preços do meio-dia, definidos pelas renováveis, e os picos caros. Uma diferença maior significa mais receita por ciclo. Na análise de sensibilidade da Modo Energy, uma alta de 50% nos preços do gás combinada com um aumento de 40% nos preços do carbono eleva as receitas das baterias em 28%.

Os preços de captura solar também melhoram. Preços mais altos do gás elevam os preços nas horas intermediárias ao redor da janela de geração solar, aumentando o valor absoluto da geração solar. As taxas de captura solar (a razão entre o preço de captura solar e o preço base) não são afetadas, pois medem o desempenho relativo. Mas, em termos absolutos, os ativos solares ganham mais por MW quando os preços do gás estão altos.

Um choque prolongado no gás pode atrasar cortes de juros ou elevar taxas acima de 4%

O mesmo choque do gás que aumenta as receitas dos ativos em operação cria um segundo problema para novos projetos, via impacto nas taxas de juros. Preços mais altos de energia no atacado alimentam a inflação ao consumidor, dificultando o caminho para cortes de juros.

O National Institute of Economic and Social Research (NIESR) estima que, se os preços da energia permanecerem elevados por um ano, a inflação do IPC do Reino Unido pode subir 0,7 ponto percentual, com a taxa básica do Banco da Inglaterra até 0,8 ponto percentual acima da previsão anterior – levando-a novamente acima de 4%.

Projetos de BESS são intensivos em capital e altamente sensíveis às taxas de desconto. A maioria dos projetos europeus é estruturada com custo de capital entre 5-7%, com credores exigindo que as receitas projetadas cubram o serviço da dívida em pelo menos 1,2-1,4 vez. Um aumento de 1 ponto percentual no custo de capital pode comprimir significativamente os retornos dos projetos – potencialmente tornando inviável o desenvolvimento de projetos que já estavam no limite com as taxas atuais.

Isso cria uma tensão direta: o mesmo choque que melhora a receita dos ativos existentes eleva o patamar de viabilidade para novos projetos e pode atrasar decisões finais de investimento em projetos em estágio avançado de desenvolvimento.