Brasília (DF)
05 de outubro de 2026
O
mundo entrou no inverno do Hemisfério Norte com um buraco aberto no mercado de gás natural liquefeito. O Catar ainda não religou suas usinas de liquefação, o preço na Ásia está cerca de 140% acima do patamar anterior à guerra e a Europa disputa as mesmas cargas com estoques no menor nível em anos. O aperto importa porque cerca de um quinto do comércio mundial de GNL dependia do Estreito de Ormuz.
Em análise publicada no domingo (4/out), The Economist descreveu um aperto que antecede, e não cancela, a onda de oferta prevista para o fim da década. Em março, depois de EUA e Israel atacarem o Irã, Teerã fechou Ormuz. O Catar declarou força maior e avisou compradores de que não cumpriria contratos.
Desde então, segundo a revista, o país embarcou 98 cargas, 536 a menos do que no mesmo período do ano passado. A falta soma 39 milhões de toneladas, 9% da oferta global do ano anterior, e continua aberta. O GNL asiático girava em torno de US$ 25 por milha térmica (BTU). O pico de 2022, de cerca de US$ 70, não foi repetido, embora a revista trate cerca de um sexto da oferta mundial como fora de operação.
A Ásia, que recebia mais de 80% das exportações catarianas, recomprou volumes nos Estados Unidos, na Austrália, na Malásia, na Nigéria e em outros fornecedores. As importações asiáticas somavam 193 milhões de toneladas no ano, apenas 7 milhões abaixo do mesmo intervalo de 2025. Analistas ouvidos pelo Economist estimam que um novembro frio pode levar o preço a US$ 30–40 por milhão de BTU, se a Europa correr atrás de cargas.
POR QUE O INVERNO É O TESTE
A força maior não ficou em março. Em 28 de setembro, The National noticiou que a QatarEnergy estendeu o aviso a compradores da Ásia e da Europa até novembro e, no caso da italiana Edison, até o início de dezembro. Paquistão, Bangladesh, Índia e a própria Edison aparecem entre os afetados. O complexo de Ras Laffan, atingido em março, operava com capacidade reduzida.
Há uma diferença de calendário que o leitor precisa guardar. No fim de agosto, cálculo da OilPrice.com com dados da ICIS citados pela Reuters apontava 18 cargas catarianas, contra 509 no mesmo período de 2025, e perda de vendas de US$ 24 bilhões. O número de 98 cargas usado pelo Economist é posterior. Não são medições contraditórias do mesmo corte: são fotos de momentos diferentes de uma retomada que não voltou ao normal.
Nesta segunda-feira (5/out), o presidente da Petronas, Muhammad Taufik, disse a jornalistas no Energy Intelligence Forum, em Londres, que o mercado “vai ser um mercado muito, muito, muito, muito apertado” neste inverno, sobretudo se o estoque europeu, já em mínima de vários anos, “ficar ainda mais comprometido”. A Bloomberg registrou o alerta de que a alta pode destruir demanda e produzir um “bloodbath”.
Força maior não apaga o contrato nem significa que o Catar tenha saído do mercado para sempre. É um aviso de impossibilidade temporária de cumprir entregas, ligado ao bloqueio de Ormuz e ao dano em Ras Laffan. A QatarEnergy estimou, em relatos de imprensa, que o conserto da capacidade atingida pode levar até cinco anos e que cerca de 17% da capacidade de exportação foi derrubada. O restante depende de navio passar pelo estreito.
O QUE A AIE JÁ TINHA PREVISTO — E O QUE NÃO SE CONFIRMOU
O relatório de gás do terceiro trimestre da Agência Internacional de Energia trata o conflito do fim de fevereiro como o fator que distorceu um mercado que começava a afrouxar. Ormuz respondia por quase 20% do GNL mundial. Entre março e junho, os carregamentos de Catar e Emirados Árabes Unidos caíram 35 bilhões de metros cúbicos em relação ao ano anterior.
Um acordo interino entre Estados Unidos e Irã, em meados de junho, foi desenhado para reabrir o estreito. A AIE assumiu reabertura plena no terceiro trimestre e retomada das instalações não danificadas no início do quarto. Sob essa hipótese, a oferta conjunta de Catar e Emirados cairia cerca de 45% em 2026, ou 54 bilhões de metros cúbicos, e o comércio global de GNL ficaria praticamente estável. Atraso nessa retomada, alertou a agência, pode produzir a primeira queda anual da oferta desde 2012.
O Economist de domingo (4/out) indica que essa hipótese não se cumpriu no tempo esperado: o Catar ainda não havia religado as plantas de liquefação. A leitura da revista é que Doha não vê paz próxima. Se o volume não voltar logo, a Europa precisaria de 20 milhões de toneladas extras para repor estoques antes do inverno de 2027, com pressão de preço ao longo de todo o ano que vem.
A AIE estima perda acumulada de 140 bilhões de metros cúbicos entre 2026 e 2030, equivalente a 15% da oferta nova prevista no período. O projeto North Field East, de 43,5 bilhões de metros cúbicos por ano, teve o primeiro trem adiado pelo menos para o primeiro semestre de 2027, segundo o rastreador de capacidade da própria agência.
QUEM PAGA A CONTA
Em 20 de setembro, os estoques da União Europeia estavam 69,6% cheios, com 74,32 bilhões de metros cúbicos, contra 81,6% um ano antes, segundo a Gas Infrastructure Europe citada pelo bne IntelliNews. O fim de agosto havia sido o mais baixo para a data desde o início da série, em 2011. A Alemanha, maior capacidade do bloco, estava em 57%. Bruxelas já afrouxou a meta de 90%, e operadores citados pela Energy Intelligence esperavam um pico em torno de 75%.
A Reuters registrou, em 17 de setembro, que a demanda asiática deve cair de 3% a 10% em 2026. O preço spot na Ásia tinha mais do que dobrado, para US$ 26 por milhão de BTU, o maior desde dezembro de 2022. A Kpler via a China importando 6,1 milhões de toneladas a menos. Paquistão e Bangladesh, presos a contratos que não chegam, não têm o mesmo caixa da Europa para cobrir o buraco no mercado spot.
No Gastech, Yukio Kani, executivo global da japonesa JERA, resumiu a conta: passar de US$ 10 para US$ 30 por milhão de BTU leva o custo de 1 milhão de toneladas de US$ 500 milhões para US$ 1,5 bilhão. “É uma dor enorme que as pessoas sentem agora”, disse ele, segundo o Gas Outlook.
A SUPERAOFERTA FOI ADIADA, NÃO CANCELADA
O mesmo texto do Economist aponta o outro lado. A capacidade americana de liquefação deve quase dobrar até 2030. A do Canadá também sobe. Unidades modulares abrem depósitos da Argentina ao Senegal. No conjunto, projetos novos podem levar a oferta anual a 630 milhões de toneladas em 2030, alta de quase 60% sobre o ano passado. Se o Catar voltar a plena carga e tudo o que está planejado entrar, a revista fala em descompasso de 55 milhões a 75 milhões de toneladas entre oferta e demanda.
A demanda, porém, cresce menos do que o previsto antes da guerra. A China cancelou planos de novos terminais de importação, temendo outra crise geopolítica. A IEEFA, em 16 de setembro, calculou que revisões na China, nas Filipinas e no Vietnã, somadas a nuclear e renováveis, podem apagar 16 milhões de toneladas anuais de demanda de longo prazo. A Reuters já havia noticiado, em 30 de julho, que a Sinopec interrompeu a expansão do terminal de Tianjin e redirecionou 4 bilhões de yuans para gás doméstico.
E O BRASIL
O Brasil não depende de Ormuz como Europa ou Sul da Ásia, mas não está fora dessa conta. O GNL importado funciona como seguro da geração elétrica quando o regime hídrico aperta. Preço internacional persistentemente acima de US$ 20 por milhão de BTU encarece esse seguro e reforça o argumento por gás doméstico, transmissão e renovável firme, em vez de novos contratos de importação indexados a um mercado que acaba de mostrar seu ponto único de falha. Não há, nesta apuração, dado oficial novo de volume importado pelo Brasil em outubro.
A análise aponta que a guerra transferiu o custo para quem não decide o conflito: famílias europeias diante da conta de aquecimento, usinas asiáticas que já cortam compra e países importadores sem reserva estratégica. O produtor já contratado ganha com a escassez. O comprador novo, e o trabalhador que paga a tarifa, fica com o risco. A superoferta do fim da década não desfaz essa escolha. Ela apenas marca a data em que o mesmo setor pode passar a reclamar de preço baixo demais para remunerar o que foi construído no susto.
SIGA NAS REDES SOCIAIS
Compartilhe via botões abaixo:
