Dependência de gás da Europa: de onde vem o gás da UE

A dependência de gás da Europa mudou de forma, não de tamanho. A UE 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%, ante mais de 150 bcm e cerca de 45% das importações em 2021, segundo dados da Comissão Europeia publicados pelo Conselho. O Reino Unido forneceu 12,8 bcm, o Azerbaijão 11,3 bcm e o Catar 10,6 bcm. Metade desse suprimento chega hoje como GNL, e não por duto, e é por isso que o fechamento do estreito de Ormuz em 2026, uma rota que a Europa quase não usa diretamente, ainda assim levou a referência TTF ao maior nível desde 2022.

A UE produz pouco gás, o campo de Groningen está fechado e o consumo, embora 19% menor que em 2021, ainda roda perto de 330 bcm por ano pelo balanço do Eurostat de 2024, o mais recente disponível até o fechamento desta página ⏳, com o gás aquecendo cerca de 30% dos domicílios e respondendo por um terço da geração de eletricidade e calor. Todo inverno depende, portanto, de três coisas que a UE não controla: a produção norueguesa por duto, o mercado spot mundial de GNL e o clima.

Números-chave

Como funciona a dependência de gás da Europa

Três sistemas físicos alimentam a UE. Os dutos 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 isolado e seu cronograma de manutenção de verão é o principal fator sazonal. Os dutos norte-africanos (Transmed e TTPC para a Itália, Medgaz para a Espanha, mais o Greenstream líbio) levaram cerca de 37 bcm. O Corredor Meridional do Azerbaijão acrescenta 11 bcm via Turquia e Grécia.

O restante é GNL. A Europa contada como UE27, Reino Unido e Turquia levou 126 MT dele em 2025, 29% mais que em 2024, segundo a GIIGNL, recebido numa rede de terminais e unidades flutuantes liderada por França (22,8 MT em 2025, pela GIIGNL), Países Baixos (16,9 MT), Espanha (16,1 MT), Itália (14,5 MT), Bélgica (10,2 MT) e Alemanha (7,6 MT, toda em unidades flutuantes construídas desde 2022). Os Estados Unidos forneceram 58% do GNL europeu em 2025 e, com o Catar restringido, o IEEFA espera essa fatia se aproximar de dois terços em 2026. O GNL russo de Yamal ainda desembarca sobretudo na França, na Bélgica e na Espanha, sob contratos de longo prazo que expiram pelo novo regulamento em 1º de janeiro de 2027.

No plano contratual, a Europa compra mais no mercado spot e de curto prazo que qualquer outra região: cerca de 35% do GNL mundial foi negociado no spot em 2025, e as cargas marginais europeias são a oferta de ajuste 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 essa dependência existe

A produção doméstica caiu antes da demanda. Os campos holandeses, britânicos e dinamarqueses estão em declínio desde os anos 2000; Groningen fechou em 2024. A Rússia preencheu a lacuna com gás barato por duas décadas, chegando a cerca de 45% das importações da UE em 2021 pelo Nord Stream, pelo Yamal-Europa e pelo 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 duto em escala e recorreu ao GNL, e foi assim que a conta de importação e a volatilidade de preço subiram mesmo com volumes menores. O contrato de trânsito ucraniano expirou em 1º de janeiro de 2025, removendo a última grande rota russa por duto além do TurkStream.

Riscos e cenários de disrupção

A crise de 2022 fixou a referência: o TTF passou de €300/MWh em agosto de 2022, a UE cortou a demanda em 15% por mandato e os consumidores industriais de gás perderam produção. O choque de 2026 tem origem e formato diferentes. A Europa leva apenas cerca de 7% de seu GNL por Ormuz, mas a perda de aproximadamente 20% da oferta mundial de GNL empurrou os compradores asiáticos para as mesmas cargas atlânticas de que a Europa precisava para encher os estoques, e os danos de míssil em Ras Laffan em março de 2026 (12,8 MTPA fora de operação por anos, segundo a QatarEnergy) transformaram uma disrupção de navegação 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 restantes são paradas norueguesas (um incidente isolado em Troll ou Kollsnes move o mercado), a remoção do GNL russo em 2027 sem contratos substitutos, um inverno frio com estoque abaixo da meta e ataques no Mar Vermelho alongando as viagens catarianas e do Golfo. Do lado dos dutos, o TurkStream é agora a única rota russa, e seu trânsito pela região dos estreitos turcos e as isenções concedidas a Hungria e Eslováquia são variáveis políticas. Veja estreito de Ormuz para o lado do GNL na disrupção atual.

Esforços de diversificação

• Regulamento (UE) 2026/261 (adotado em 26 de janeiro de 2026, em vigor desde 18 de março de 2026) proíbe imediatamente novos contratos de gás russo, encerra contratos de curto prazo em 25 de abril de 2026 (GNL) e 17 de junho de 2026 (duto), os de longo prazo de GNL em 1º de janeiro de 2027 e os de longo prazo por duto em 30 de setembro de 2027 (1º de novembro no limite, se as metas de estocagem não forem cumpridas). Os Estados-membros tiveram de apresentar planos nacionais de diversificação até 1º de março de 2026.
• Oferta americana. As importações triplicaram, de 18,9 bcm em 2021 para 75,6 bcm em 2025; o acordo-quadro comercial UE-EUA de julho de 2025 incluiu compromisso de compra de energia de US$ 750 bilhões, e a capacidade de liquefação americana em construção supera 100 MTPA.
• Catar. O North Field East deveria acrescentar 33 MTPA a partir do fim de 2026; a GIIGNL agora espera atraso na partida por causa da crise de Ormuz e dos reparos em Ras Laffan.
• Regaseificação. A segunda unidade flutuante de Wilhelmshaven, na Alemanha, entrou em operação no 2T 2025; a utilização da regaseificação na UE27 mais Reino Unido ainda ficou perto de 60% em 2025, ou seja, a capacidade de importação não é a restrição ativa.
• Demanda. O REPowerEU mira queda de 44% na demanda europeia de gás entre 2025 e 2030, segundo o IEEFA; o consumo efetivo subiu 2% em 2025 por geração eólica e hidrelétrica mais fraca.
• Regras de estocagem. A meta de 90% de enchimento foi flexibilizada para 80% em 2026, com mais 4 pontos de folga, trocando resiliência por custo.

Incidentes históricos

O que monitorar

• 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 de inverno.
• Fluxos e manutenção noruegueses: dados de nomeação e avisos de parada da Gassco.
• Chegadas de GNL por origem: participações trimestrais do Eurostat e da GIIGNL; a fatia 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 desviou oferta 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%, a Rússia 12,5%, o Reino Unido 4%, o Azerbaijão 4% e o Catar 4%, segundo a Comissão Europeia. A Noruega domina o suprimento por duto e os EUA dominam o GNL, que já representa 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 duto via TurkStream (sobretudo para Hungria e Eslováquia) e GNL de Yamal (sobretudo para França, Bélgica e Espanha). A fatia 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 duto até 30 de setembro de 2027.

O fechamento do estreito de Ormuz ameaça o gás da Europa? De forma indireta. Apenas cerca de 7% do GNL europeu veio por Ormuz em 2025, mas o fechamento retirou aproximadamente 20% da oferta mundial, então os compradores asiáticos passaram a disputar as cargas americanas de que a Europa depende. Essa competição, somada aos danos na planta catariana de Ras Laffan, levou o TTF a €84/MWh em setembro de 2026 e deixou a estocagem europeia perto de 68% em meados do mês, bem abaixo da norma sazonal.

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