Dependência europeia de gás: de onde a UE importa após a Rússia

A dependência europeia de gás mudou de forma, não de tamanho. A União Europeia importou cerca de 289 bcm de gás natural em 2025: a Noruega forneceu 30,9%, os Estados Unidos 26,2%, o Norte da África 12,7% e a Rússia 12,5%, contra mais de 150 bcm e cerca de 45% das importações em 2021, segundo dados da Comissão Europeia publicados pelo Conselho. Metade desse suprimento agora chega como GNL em vez de gás por gasoduto, e é por isso que o fechamento do estreito de Ormuz em 2026, uma rota que a Europa mal usa diretamente, ainda assim empurrou o benchmark TTF ao maior nível desde 2022.

A dependência é estrutural. A UE produz pouco gás próprio, o campo de Groningen está fechado e o consumo, embora 19% menor que em 2021, ainda gira em torno de 330 bcm por ano (Eurostat, 2024 ⏳ verificar contra o balanço de 2025), com o gás aquecendo cerca de 30% dos domicílios e respondendo por um terço da geração de eletricidade e calor. Cada inverno depende, portanto, de três coisas que a UE não controla: a produção norueguesa, o mercado spot global de GNL e o clima.

Números-chave

Como a dependência europeia de gás funciona

Três sistemas físicos abastecem a UE. Os gasodutos noruegueses (Langeled, Europipe, Franpipe, Zeepipe) chegam ao Reino Unido, Alemanha, Bélgica e França e entregaram 89 bcm estáveis em 2025; a Noruega é o maior fornecedor individual e seu calendário de manutenção no verão é o principal fator sazonal. Os gasodutos norte-africanos (Transmed e TTPC para a Itália, Medgaz para a Espanha, mais o Greenstream líbio) transportaram cerca de 37 bcm. O Corredor Sul do Azerbaijão acrescenta 11 bcm via Turquia e Grécia até a Itália.

O restante é GNL, recebido em uma rede de terminais e FSRUs liderada por França (22,8 MT em 2025, segundo a GIIGNL), Países Baixos (16,9 MT), Espanha (16,1 MT), Itália (14,5 MT), Bélgica (10,2 MT) e Alemanha (7,6 MT, tudo via FSRUs construídas desde 2022). Os Estados Unidos forneceram 58% do GNL europeu em 2025 e, com o Catar restringido, a IEEFA espera que essa parcela se aproxime de dois terços em 2026. O GNL russo de Yamal ainda desembarca sobretudo em França, Bélgica e Espanha sob contratos de longo prazo que expiram, pelo novo regulamento, em 1º de janeiro de 2027.

Contratualmente, a Europa compra mais no mercado spot e de curto prazo do que qualquer outra região: cerca de 35% do GNL mundial foi negociado spot em 2025, e as cargas incrementais europeias são o suprimento marginal que compete diretamente com os compradores asiáticos. O preço TTF é o mecanismo que puxa as cargas do Atlântico para leste ou para oeste.

Por que existe

A produção doméstica desabou antes da demanda. Os campos holandeses, britânicos e dinamarqueses declinam desde os anos 2000; Groningen fechou em 2024. A Rússia preencheu a lacuna a baixo custo por duas décadas, chegando a cerca de 45% das importações da UE em 2021 via Nord Stream, Yamal-Europa e o sistema de trânsito ucraniano. Quando a Gazprom cortou os fluxos em 2022 e o Nord Stream foi sabotado em setembro daquele ano, a UE não tinha alternativa por gasoduto em escala e recorreu ao GNL, razão pela qual a conta de importação e a volatilidade de preço subiram mesmo com os volumes caindo. O contrato de trânsito ucraniano expirou em 1º de janeiro de 2025, eliminando a última grande rota russa por gasoduto além do TurkStream.

Riscos e cenários de ruptura

A crise de 2022 fixou a referência: o TTF superou € 300/MWh em agosto de 2022, a UE cortou a demanda em 15% por mandato e a indústria intensiva em gás perdeu produção. O choque de 2026 é diferente em origem e formato. A Europa recebe só cerca de 7% de seu GNL por Ormuz, mas a perda de perto de 20% do suprimento global de GNL forçou compradores asiáticos a disputar as mesmas cargas do Atlântico de que a Europa precisava para reabastecer os estoques, e os danos por míssil em Ras Laffan em março de 2026 (12,8 MTPA fora de operação por anos, segundo a QatarEnergy) transformaram uma ruptura de transporte em perda de capacidade. O TTF subiu cerca de 60% em março de 2026 e chegou a € 84/MWh em meados de setembro, com os estoques quase 20 pontos percentuais abaixo da norma sazonal.

Os riscos estruturais remanescentes são paradas norueguesas (um único incidente em Troll ou Kollsnes move o mercado), a retirada do GNL russo em 2027 sem contratos substitutos, um inverno frio com estoques abaixo da meta e os ataques no Mar Vermelho alongando as viagens do Catar e do Golfo. Do lado dos gasodutos, o TurkStream é agora a única rota russa e sua passagem pela região dos estreitos turcos, além das isenções da Hungria e da Eslováquia, são variáveis políticas. Veja estreito de Ormuz para o lado do GNL na ruptura atual.

Esforços de diversificação

• Regulamento (UE) 2026/261 (adotado em 26 de janeiro de 2026, em vigor desde 18 de março de 2026) proíbe de imediato novos contratos de gás russo, encerra contratos de curto prazo em 25 de abril de 2026 (GNL) e 17 de junho de 2026 (gasoduto), os de longo prazo de GNL em 1º de janeiro de 2027 e os de gasoduto em 30 de setembro de 2027 (1º de novembro no limite, se as metas de estoque não forem cumpridas). Os Estados-membros tiveram de entregar planos nacionais de diversificação até 1º de março de 2026.
• Suprimento dos EUA. As importações triplicaram de 18,9 bcm em 2021 para 75,6 bcm em 2025; o acordo comercial UE-EUA de julho de 2025 incluiu compromisso de compra de energia de US$ 750 bilhões, e a capacidade de liquefação em construção nos EUA supera 100 MTPA.
• Catar. O North Field East devia acrescentar 33 MTPA a partir do fim de 2026; a GIIGNL agora espera que a partida atrase por causa da crise de Ormuz e dos reparos em Ras Laffan.
• Regaseificação. A segunda FSRU de Wilhelmshaven, na Alemanha, entrou em operação no 2T25; a utilização das regaseificadoras da UE27+RU ainda ficou perto de 60% em 2025, então a capacidade de importação não é a restrição.
• Demanda. O REPowerEU mira queda de 44% na demanda de gás da UE entre 2025 e 2030, segundo a IEEFA; o consumo real subiu 2% em 2025 com menos vento e menos hidrelétrica.
• Regras de estoque. A meta de 90% foi flexibilizada para 80% em 2026, com 4 pontos adicionais de folga, trocando resiliência por custo.

Incidentes históricos

O que acompanhar

• Trajetória dos estoques contra a meta de 80%: dados diários do GIE AGSI+; a distância para a média de cinco anos é o melhor indicador isolado de risco no inverno.
• Fluxos e manutenção noruegueses: nomeações e avisos de parada da Gassco.
• Chegadas de GNL por origem: parcelas trimestrais do Eurostat e GIIGNL; a parcela russa precisa cair a zero até 2027 e a catariana depende de Ormuz.
• Spread TTF-JKM: quando a Ásia paga mais, as cargas deixam o Atlântico; um prêmio do JKM acima de US$ 2/MMBtu historicamente desvia suprimento da Europa.

Perguntas frequentes

De onde vem o gás da Europa hoje? Em 2025 a UE importou cerca de 289 bcm: a Noruega forneceu 31%, os Estados Unidos 26%, Argélia e Líbia 13%, Rússia 12,5%, Reino Unido 4%, Azerbaijão 4% e Catar 4%, segundo a Comissão Europeia. A Noruega domina o gás por gasoduto e os EUA dominam o GNL, que já é cerca de metade de todas as importações de gás da UE.

Quanto gás a UE ainda importa da Rússia? Cerca de 36 bcm em 2025, 12,5% das importações, divididos entre gás por gasoduto via TurkStream (sobretudo para Hungria e Eslováquia) e GNL de Yamal (sobretudo para França, Bélgica e Espanha). A parcela russa no GNL da UE ainda era de 17,3% no primeiro trimestre de 2026. O Regulamento 2026/261 encerra os contratos de longo prazo de GNL em 1º de janeiro de 2027 e os de gasoduto até 30 de setembro de 2027.

O suprimento de gás da Europa está em risco com o fechamento do estreito de Ormuz? Indiretamente. Só cerca de 7% do GNL europeu passou por Ormuz em 2025, mas o fechamento retirou perto de 20% do suprimento global de GNL, e os compradores asiáticos passaram a disputar as cargas dos EUA de que a Europa depende. Essa competição, somada aos danos na planta de Ras Laffan, no Catar, levou o TTF a € 84/MWh em setembro de 2026 e deixou os estoques da UE perto de 68% em meados de setembro, bem abaixo da norma sazonal.

Por que a UE depende tanto de gás importado? A produção doméstica cai há duas décadas (Groningen fechou em 2024) enquanto o gás ainda aquece cerca de 30% dos lares da UE e responde por perto de um terço da geração de eletricidade e calor. O consumo caiu 19% entre 2021 e 2024, mas ainda é preciso suprir cerca de 330 bcm por ano, e os únicos grandes fornecedores por gasoduto que restam são a Noruega e o Norte da África, então o GNL cobre o resto.