​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 passam 20% do GNL global –, os preços do gás TTF holandês dispararam quase 70% em apenas duas sessões de negociação, chegando a negociar acima de €60/MWh em 3 de março, pela primeira vez desde fevereiro de 2025.

O choque imediato nos preços é evidente; o que importa agora é a duração. A Europa enfrenta essa interrupção com estoques abaixo de 30% (o menor nível sazonal em anos) e uma obrigação legal de atingir pelo menos 80% de armazenamento até o próximo inverno. Uma paralisação prolongada no Catar dificulta ainda mais a tarefa de reabastecimento, eleva os preços máximos da energia 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 até 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 do gás significa para as taxas de juros e decisões de investimento em novos projetos BESS

Preços do gás europeu atingem máxima em 13 meses com paralisação do GNL no Catar

A guerra no Irã tem impactos diretos nos preços de energia na Europa: os preços do gás TTF holandês (referência europeia) subiram quase 70% em apenas dois dias nesta semana. O contrato para abril de 2026 foi negociado acima de €60/MWh por curtos períodos, atingindo o maior nível desde fevereiro de 2025 e fechando a €53/MWh em 3 de março.

O gatilho direto é o Estreito de Ormuz, que o Irã agora fechou e por onde passam 20% do GNL global. Os conflitos na região também impactam a produção de GNL do Catar: ataques de drones iranianos ao complexo industrial Ras Laffan do Catar, em 2 de março, forçaram a QatarEnergy a interromper a produção no maior terminal de exportação de GNL do mundo.

Embora mais de 80% do GNL catariano tenha como destino a Ásia, o impacto nos preços europeus do gás não é menor. Quando compradores asiáticos perdem seus carregamentos do Catar, recorrem ao mercado spot, competindo diretamente com compradores europeus pelas cargas 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 disputa.

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

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

Os preços oscilaram fortemente nos dois sentidos nesta semana, à medida que as expectativas sobre a duração do conflito mudavam. Essa volatilidade reflete a incerteza de precificação 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 prolongar, o volume perdido pode afetar contratos futuros.

Foi declarado força maior em alguns contratos de exportação do Catar para entregas de curto prazo, mas não para entregas futuras. 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. O projeto estava previsto para adicionar 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 mais tempo, o calor do verão pode adiar a entrada em operação para o final de 2026 ou início de 2027.

Quanto mais longa a paralisação, maior o efeito acumulado. 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 mesmo uma interrupção de curto prazo pode impactar os níveis de armazenamento no futuro.

Preços futuros de verão sobem forte enquanto a Europa precisa reabastecer seus estoques subterrâneos

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

Mas a UE determina que o armazenamento deve estar 90% cheio até o fim do verão, podendo ser reduzido para 80% em “condições de mercado difíceis”. Os traders estão considerando estoques cheios nos cálculos dos preços de inverno, mantendo-os relativamente baixos.

Isso significa que a Europa precisa injetar pelo menos 575 TWh de gás neste verão, o maior esforço de reabastecimento em anos recentes. Isso inverteu o prêmio de verão sobre o preço de inverno, já que os traders esperam um mercado apertado no verão.

O spread invertido entre verão e inverno eliminou o incentivo para injeções comerciais de armazenamento, o que pode significar que os estados terão que intervir, como fizeram em 2022. Mas os spreads ficaram invertidos por mais tempo no início do ano passado e voltaram ao normal quando a temporada de enchimento começou em abril.

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

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

Preços mais altos do gás elevam preços máximos da energia – e receitas das baterias

O gás define o preço da energia no atacado na maioria das horas de pico e intermediárias na Europa. Sempre que a produção de eólica e solar não é suficiente para atender à demanda, as usinas a gás normalmente são as últimas a serem despachadas e, portanto, definem o preço marginal. Quando o gás está caro, 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 fica menos competitivo em relação ao carvão, as geradoras 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 no sentido oposto: o carvão é mais intensivo em carbono que o gás, então preços mais altos no Sistema Europeu de Comércio de Emissões (ETS) reduzem a janela de troca de combustível. As licenças do ETS da UE normalmente sobem quando o gás sobe, pois as empresas compram carbono para cobrir o aumento no uso de carvão. Mas nesta semana, os preços do ETS ficaram moderados, talvez refletindo expectativas de menor atividade industrial diante do novo choque de preços de energia.

Para baterias, preços mais altos do gás aumentam diretamente as receitas. As baterias aproveitam o spread entre os preços do meio-dia (definidos por renováveis) e os preços de pico (mais caros). Um spread maior significa mais receita por ciclo. Na análise de sensibilidade da Modo Energy, um aumento de 50% nos preços do gás combinado com 40% de alta no preço do carbono eleva em 28% as receitas das baterias no mercado do dia seguinte.

Os preços de captura solar também melhoram. Preços mais altos do gás elevam os preços nas horas de transição em torno da janela de geração solar, aumentando o valor absoluto da produção solar. As taxas de captura solar (relação entre o preço de captura solar e o preço base) não mudam, pois medem o desempenho relativo. Mas em termos absolutos, os ativos solares ganham mais por MW quando o gás está caro.

Um choque prolongado do gás pode adiar cortes ou elevar juros acima de 4%

O mesmo choque do gás que aumenta receitas de 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 – voltando a superar 4%.

Projetos BESS são intensivos em capital e altamente sensíveis à taxa de desconto. A maioria dos projetos europeus é estruturada com custo de capital entre 5-7%, com financiadores exigindo que as receitas projetadas cubram o serviço da dívida em pelo menos 1,2-1,4 vezes. Um aumento de 1 ponto percentual no custo de capital pode comprimir significativamente as taxas internas de retorno (TIR) dos projetos – potencialmente tornando inviáveis projetos que já eram marginais nas taxas atuais.

Isso cria uma tensão direta: o mesmo choque que melhora as receitas de ativos em operação eleva a taxa mínima de retorno para novos projetos e pode atrasar decisões finais de investimento em projetos em estágios avançados de desenvolvimento.