A interrupção das exportações do Golfo retirou cerca de 20% da oferta mundial, elevou os preços e intensificou a concorrência entre Europa e Ásia. Novas capacidades nos Estados Unidos, Qatar, Canadá, África e Austrália deverão aliviar o mercado, mas segurança marítima, financiamento, contratos e emissões moldarão o próximo ciclo.
O mercado mundial de gás natural liquefeito atravessa uma das suas maiores reconfigurações desde a crise energética europeia de 2022, com a interrupção dos fluxos através do Estreito de Ormuz a substituir a Rússia como principal fonte imediata de insegurança no abastecimento.
No início de 2026, o mercado preparava-se para receber uma nova vaga de oferta proveniente dos Estados Unidos, Canadá, África e Austrália. A Agência Internacional de Energia projectava uma expansão capaz de aliviar os preços e estimular o consumo.
O conflito entre os Estados Unidos e o Irão alterou essa trajectória. As restrições à navegação no Golfo e os danos sofridos por infra-estruturas regionais retiraram ao mercado uma parcela importante das exportações do Qatar, o segundo maior fornecedor mundial de LNG.
O resultado foi uma combinação de preços mais elevados, redireccionamento de navios, concorrência entre compradores europeus e asiáticos e revisão dos termos dos contratos de longo prazo.
A Agência Internacional de Energia prevê agora que o comércio mundial de LNG permaneça praticamente estagnado em 2026. Se a recuperação das exportações do Golfo sofrer novos atrasos, o mercado poderá registar a primeira contracção anual da oferta desde 2012.
De Mercado Em Expansão Para Choque De Oferta
A oferta mundial de LNG cresceu aproximadamente 10%, ou 28 mil milhões de metros cúbicos, no segundo semestre de 2025, apoiada pela entrada de novos projectos e pelo aumento da disponibilidade de gás para as unidades existentes.
A expansão ajudou a reduzir os preços. Segundo a Agência Internacional de Energia, as cotações europeias e asiáticas caíram 14% e 17%, respectivamente, na segunda metade de 2025, comparativamente ao período homólogo.
O ambiente começou a mudar no final de Fevereiro de 2026. A redução das travessias no Estreito de Ormuz afectou as exportações do Qatar e alterou os fluxos comerciais entre as bacias do Atlântico e do Pacífico.
Em condições normais, o Qatar exporta aproximadamente 80 milhões de toneladas por ano, representando perto de um quinto do fornecimento mundial. Os Emirados Árabes Unidos também utilizam a região para colocar parte da sua produção nos mercados internacionais.
A Kpler reviu a sua projecção e estima que as exportações do Qatar poderão ficar abaixo de 27 milhões de toneladas em 2026, caso persistam as restrições.
A perda não pode ser integralmente compensada no curto prazo porque as unidades de liquefacção possuem capacidade limitada e os projectos em construção demoram vários anos a entrar em operação.
Preços Voltam A Incorporar Prémio Geopolítico
O LNG asiático atingiu US$ 20,36 por milhão de unidades térmicas britânicas em Julho, o nível mais elevado em quatro meses, perante o receio de que as restrições no Golfo se prolongassem.
Em Junho, o índice asiático JKM tinha apresentado uma média de US$ 17,33 por milhão de BTU, acima dos US$ 13,19 equivalentes registados no mercado europeu TTF. O diferencial tornou economicamente mais atractiva a deslocação de cargas norte-americanas e atlânticas para a Ásia.
Na Europa, o contrato de referência TTF voltou a superar €62 por megawatt-hora em Agosto, aproximando-se dos máximos registados no início do conflito.
A subida foi determinada por vários factores: menor disponibilidade de LNG do Qatar, níveis reduzidos de armazenamento, temperaturas elevadas, maior utilização do gás na produção de electricidade e interrupções temporárias na oferta norueguesa.
O LNG possui uma estrutura de custos diferente do gás transportado por gasoduto. O preço final inclui aquisição do gás, liquefacção, transporte marítimo, seguro, regaseificação e utilização da infra-estrutura portuária.
Quando a segurança marítima se deteriora, os fretes, seguros e tempos de viagem tornam-se parte central da formação do preço.
Europa E Ásia Disputam As Mesmas Cargas
O crescimento do LNG criou um mercado global em que cargas podem ser desviadas para a região que oferece melhor remuneração.
Em 2025, a correlação entre os preços europeus e asiáticos atingiu 0,955, um máximo histórico, segundo a Agência Internacional de Energia. A leitura próxima de um mostra que os dois mercados passaram a mover-se quase simultaneamente.
A integração aumenta a capacidade de resposta a interrupções regionais, mas transmite rapidamente os choques. Quando a Europa oferece preços mais elevados para preencher os seus depósitos, reduz a oferta disponível para a Ásia. Quando o JKM apresenta um prémio, os navios atravessam o Canal do Panamá, o Cabo da Boa Esperança ou o Canal do Suez para entregar no Pacífico.
A competição afecta sobretudo os compradores com menor capacidade financeira e contratos menos flexíveis. Paquistão, Bangladesh e outros mercados emergentes podem reduzir compras spot quando os preços sobem, recorrendo ao carvão, produtos petrolíferos ou cortes no fornecimento de energia.
China, Índia, Japão e Coreia do Sul possuem maior dimensão, mas também ajustam a procura. As importações chinesas de LNG aumentaram 2,4% em Julho, para 5,5 milhões de toneladas, embora o acumulado dos primeiros sete meses permanecesse 4,6% abaixo de 2025.
Preços Elevados Já Reduzem O Consumo
A Agência Internacional de Energia prevê que a procura mundial de gás diminua aproximadamente 0,5%, ou 20 mil milhões de metros cúbicos, em 2026.
Na Ásia, o consumo deverá cair 0,5%, à medida que os preços do LNG estimulam a substituição por carvão na produção de electricidade e reduzem a actividade das indústrias intensivas em energia.
Na Europa, a combinação de gás mais caro e maior produção renovável poderá reduzir o consumo em mais de 2%.
No Médio Oriente, a procura deverá contrair aproximadamente 4%, a primeira redução anual desde 1993, devido aos danos nas infra-estruturas, menor disponibilidade de gás e redução da produção de fertilizantes e outros bens intensivos em energia.
A diminuição do consumo ajuda a equilibrar o mercado, mas representa destruição de procura e não expansão saudável da oferta. Indústrias suspendem produção, centrais eléctricas mudam para combustíveis alternativos e consumidores enfrentam tarifas mais elevadas.
Armazenamento Europeu Torna O Inverno Mais Sensível
Os depósitos de gás da União Europeia encontravam-se preenchidos em cerca de 59% no início de Agosto, abaixo dos níveis do ano anterior.
Na Alemanha, o armazenamento estava em aproximadamente 48% no dia 9 de Agosto, comparativamente a 64% no mesmo período de 2025.
A União Europeia flexibilizou a sua meta, passando de 90% até Novembro para 80% até Dezembro, de modo a evitar que uma corrida simultânea às compras elevasse ainda mais os preços.
As projecções consultadas pela Reuters apontam para níveis de apenas 67% a 76% antes do Inverno. A insuficiência não implica necessariamente escassez, mas deixa o mercado mais dependente das temperaturas, produção renovável e continuidade das importações.
Michael Lewis, presidente da Uniper, estima que os preços europeus poderão permanecer entre €50 e €60 por megawatt-hora enquanto o Estreito de Ormuz continuar condicionado.
Um Inverno rigoroso, combinado com menor produção eólica ou interrupções em gasodutos, poderia obrigar a Europa a aumentar rapidamente as ofertas pelas cargas disponíveis.
Estados Unidos Tornam-Se O Fornecedor De Equilíbrio
A crise reforçou o papel dos Estados Unidos como principal fornecedor flexível do mercado atlântico.
A Administração de Informação sobre Energia norte-americana estima que as exportações de LNG atinjam uma média de 17 mil milhões de pés cúbicos por dia em 2026, mais 1,9 mil milhão do que no ano anterior. Para 2027, está previsto um novo crescimento de 9%, para aproximadamente 18,5 mil milhões de pés cúbicos por dia.
No terceiro trimestre de 2026, as exportações deverão situar-se em 16,5 mil milhões de pés cúbicos por dia.
A expansão é sustentada pela entrada em operação e aumento de produção de novos terminais. O modelo contratual norte-americano permite que muitos compradores escolham o destino das cargas, ao contrário dos contratos tradicionais que estabeleciam um mercado específico.
Esta flexibilidade permite redireccionar navios para a Europa ou Ásia consoante o diferencial de preços.
O crescimento também cria riscos internos. Maiores exportações elevam a procura por gás nos Estados Unidos e podem pressionar preços para consumidores, centrais eléctricas e indústria. Os projectos enfrentam ainda desafios de financiamento, licenciamento e capacidade dos gasodutos.
Qatar Expande Capacidade, Mas Enfrenta Prémio De Localização
O Qatar continua a executar a expansão do North Field, que deverá elevar a capacidade anual de 77 milhões para 110 milhões de toneladas na primeira fase e, posteriormente, para 126 milhões.
A primeira produção das novas unidades é esperada no segundo semestre de 2026, com aumento gradual dos volumes durante 2027. Uma fase adicional poderá elevar a capacidade total para 142 milhões de toneladas até ao final da década.
Em condições normais, a dimensão, baixo custo de produção e escala da infra-estrutura tornam o Qatar um dos fornecedores mais competitivos.
O conflito acrescentou, porém, um prémio de localização. Os compradores passaram a considerar não apenas o custo do LNG, mas também o risco de o produto não conseguir atravessar Ormuz.
Antes da guerra, os contratos de longo prazo do Qatar e dos Emirados Árabes Unidos eram geralmente negociados entre 12,6% e 12,7% do preço do Brent. Alguns acordos recentes aproximaram-se de 12,3%, mostrando que os compradores procuram incorporar o risco regional no preço.
Contratos Tornam-Se Mais Flexíveis
A crise está a alterar as exigências dos compradores em quatro áreas: preço, destino, volume e segurança de entrega.
Os contratos tradicionais de LNG possuem prazos de 15 a 25 anos, cláusulas de destino e obrigações de take-or-pay, que exigem pagamento mesmo quando o comprador não recebe ou utiliza todo o volume contratado.
Os compradores procuram maior liberdade para redireccionar cargas, ajustar quantidades e combinar contratos de longo prazo com aquisições spot.
Também cresce a procura por carteiras geograficamente diversificadas. Uma empresa pode contratar volumes nos Estados Unidos, Qatar, África e Austrália, reduzindo a exposição a uma única rota marítima.
Os vendedores, por seu lado, necessitam de contratos longos para financiar projectos de liquefacção que exigem milhares de milhões de dólares. A negociação procura equilibrar a flexibilidade pretendida pelo comprador com a previsibilidade de receitas exigida pelos financiadores.
Nova Vaga De Oferta Poderá Aliviar Mercado Em 2027
A Agência Internacional de Energia estima que novos projectos na América do Norte, África e Austrália adicionem perto de 50 mil milhões de metros cúbicos à oferta potencial em 2026. Projectos existentes poderão contribuir com mais 10 mil milhões através da melhoria da disponibilidade de gás.
Grande parte desta expansão foi neutralizada pelas perdas do Golfo. Se Ormuz normalizar e as novas instalações entrarem em produção, o mercado poderá passar rapidamente de escassez para maior disponibilidade em 2027.
Entre 2025 e 2030, projectos em construção poderão acrescentar cerca de 300 mil milhões de metros cúbicos anuais de capacidade de LNG, aproximadamente 50% da oferta actual.
Estados Unidos, Qatar, Canadá e Moçambique encontram-se entre as principais fontes de crescimento. Esta vaga poderá reduzir preços spot, aumentar a liquidez e melhorar o poder de negociação dos compradores.
Também poderá pressionar projectos com custos elevados, contratos insuficientes ou calendários atrasados.
Procura De Longo Prazo Concentra-Se Na Ásia
A Shell estima que a procura mundial de LNG poderá crescer aproximadamente 65% entre 2025 e 2050, aproximando-se de 700 milhões de toneladas anuais.
O Sul e Sudeste Asiático poderão representar cerca de 40% das importações mundiais em 2050, impulsionados pelo crescimento populacional, urbanização, industrialização e diminuição da produção interna de gás.
A procura também será sustentada pela utilização do gás para equilibrar sistemas eléctricos com maior participação de fontes solar e eólica. As centrais a gás podem aumentar ou reduzir rapidamente a produção, compensando a variabilidade das renováveis.
O crescimento não está garantido. Preços elevados podem tornar o carvão e as energias renováveis mais competitivos. Políticas climáticas, impostos sobre carbono, exigências de redução de metano e avanços no armazenamento de electricidade poderão limitar o consumo de gás.
A Shell calcula que serão necessários aproximadamente 200 milhões de toneladas anuais de oferta adicional, para além dos projectos já aprovados, a fim de responder à procura projectada até 2050.
Emissões E Financiamento Entram Na Competitividade
Os compradores começam a avaliar a intensidade de carbono de cada carga, incluindo emissões na produção, processamento, liquefacção, transporte e regaseificação.
As fugas de metano são particularmente relevantes porque este gás possui um elevado impacto climático no curto prazo. Projectos com melhor monitoria, electricidade de baixo carbono e menores distâncias marítimas poderão obter vantagens comerciais.
A União Europeia e outros mercados estão a desenvolver regras que exigem informação mais detalhada sobre a origem e as emissões dos combustíveis importados.
Ao mesmo tempo, bancos e agências de crédito à exportação enfrentam pressões para limitar o financiamento de combustíveis fósseis. Projectos com contratos sólidos, baixo custo unitário, menores emissões e enquadramento regulatório previsível terão maior facilidade em mobilizar capital.
Moçambique Ganha Relevância No Novo Mapa Da Oferta
A crise de Ormuz aumentou o valor estratégico de projectos localizados fora do Golfo, particularmente em países com acesso directo ao Oceano Atlântico, Pacífico e Índico.
Moçambique possui acesso ao Oceano Índico e encontra-se geograficamente próximo dos mercados asiáticos. Esta localização permite abastecer a Índia, China, Japão, Coreia do Sul e Sudeste Asiático sem atravessar o Estreito de Ormuz.
A plataforma Coral South já produz LNG na Bacia do Rovuma, com uma capacidade de aproximadamente 3,4 milhões de toneladas por ano.
A Eni e os seus parceiros aprovaram o Coral North, uma segunda unidade flutuante que deverá iniciar a produção em 2028 e elevar a capacidade offshore conjunta para mais de sete milhões de toneladas anuais.
O Mozambique LNG, liderado pela TotalEnergies, prevê produzir aproximadamente 13 milhões de toneladas por ano, com os primeiros carregamentos projectados para 2029.
O Rovuma LNG, liderado pela ExxonMobil, deverá acrescentar cerca de 18 milhões de toneladas anuais. A empresa anunciou contratos preliminares avaliados em US$ 1,1 mil milhão para assegurar equipamentos e serviços antes da decisão final de investimento, esperada até ao final de 2026.
Se todos os projectos avançarem, Moçambique poderá superar 40 milhões de toneladas anuais de capacidade, aproximando-se do grupo dos principais exportadores mundiais.
Rovuma LNG Avança Num Momento Estratégico
A atribuição dos contratos preliminares pela ExxonMobil demonstra intenção de preservar o calendário e assegurar equipamentos com longos prazos de produção.
O Rovuma LNG está avaliado em aproximadamente US$ 30 mil milhões e deverá utilizar o gás da Área 4. O projecto possui como parceiros a Eni, CNPC, Kogas, XRG e a Empresa Nacional de Hidrocarbonetos.
A decisão de avançar ocorre quando os compradores procuram diversificar fornecimentos para fora do Golfo. O acesso directo ao Índico transforma o LNG moçambicano numa alternativa estratégica às cargas do Qatar.
Persistem, contudo, riscos relacionados com segurança em Cabo Delgado, custos de construção, financiamento, garantias públicas e capacidade de execução.
O projecto precisará igualmente de assegurar contratos de longo prazo suficientes para sustentar a decisão final de investimento.
Oportunidade Exige Competitividade E Benefícios Nacionais
A dimensão das reservas não garante automaticamente a execução dos projectos. Moçambique compete com Estados Unidos, Qatar, Canadá, Austrália e outros produtores por compradores, financiamento, equipamentos e empresas de engenharia.
A competitividade será determinada pelo custo total de produção, estabilidade contratual, segurança, prazo de entrega e intensidade de emissões.
Do ponto de vista nacional, o valor económico dependerá das receitas fiscais, dividendos da ENH, fornecimento de gás ao mercado interno, contratação de empresas moçambicanas e formação de trabalhadores.
O gás destinado ao consumo doméstico poderá apoiar fertilizantes, geração de electricidade, indústria e combustíveis, desde que os preços, infra-estruturas e volumes sejam comercialmente viáveis.
O novo ciclo do LNG oferece a Moçambique uma janela estratégica. A instabilidade no Golfo valoriza a diversificação geográfica, mas a vaga de oferta prevista para 2027 e os anos seguintes aumentará a concorrência.
O País poderá beneficiar se os projectos entrarem em operação dentro dos calendários, mantiverem custos competitivos e transformarem a vantagem geológica numa cadeia económica com ligações ao mercado interno.
Fonte: O Económico
