Publicado em: 2026-09-01
Atualizado em: 2026-09-01
Os contratos futuros de gás natural dos EUA para outubro fecharam nesta segunda-feira a US$ 2,935/MMBtu, alta de 1,6%, colocando a marca de US$ 3 novamente ao alcance, mesmo com a produção americana em níveis recordes. O calor intenso do início de setembro e o fornecimento de gás às plantas de GNL (feedgas), próximo de 19,4 Bcf/d, sustentam a demanda, depois que o aumento mais recente nos estoques veio mais apertado do que o esperado. A EIA ainda espera que os estoques atinjam 3.985 Bcf até o final de outubro, o que deixa a transição do calor de verão para a demanda de outono como o teste mais difícil para os preços.
Os futuros de gás natural para outubro fecharam a US$ 2,935/MMBtu, alta de 1,6%, deixando a marca de US$ 3 ao alcance apesar da produção recorde dos EUA.
O feedgas de GNL chegou a cerca de 19,4 Bcf/d, enquanto o calor intenso deve sustentar a demanda por refrigeração por mais uma semana, aproximadamente.
A produção americana de gás seco atingiu recorde de 112,33 Bcf/d em junho, deixando pouca margem para que a demanda do setor elétrico enfraqueça sem afrouxar o equilíbrio do mercado.
O último aumento nos estoques foi de 15 Bcf, abaixo tanto do consenso de mercado de 21 Bcf quanto da média de cinco anos de cerca de 33 Bcf.
A EIA ainda projeta 3.985 Bcf em estoque até o final de outubro, o que significa que setembro precisa cobrir uma lacuna considerável entre as injeções atuais, mais apertadas, e o ritmo mais acelerado esperado para a entressafra (shoulder season).
A demanda mais forte sustenta o movimento mais recente. As previsões climáticas de mercado no final de agosto indicavam mais seis a sete dias de calor intenso de fim de verão, prolongando a demanda por ar-condicionado até o início de setembro. O maior consumo de eletricidade eleva a queima de gás para geração de energia elétrica, reduzindo o volume de gás disponível para armazenamento.
As exportações de GNL somam mais um fator de demanda. O feedgas atingiu cerca de 19,4 Bcf/d em 31 de agosto, máxima em duas semanas. A EIA concluiu sua previsão de agosto em 6 de agosto, quando a manutenção na Freeport e em outras plantas de GNL havia reduzido a demanda por feedgas.
O suporte climático tem prazo de validade claro. A atualização da NOAA de 31 de agosto aponta temperaturas acima da média em setembro em partes do centro e do sul dos Estados Unidos, com o calor mais intenso do início do mês concentrado nas Grandes Planícies centrais. A atualização também indicou maior probabilidade de temperaturas mais baixas em partes do oeste do país e chances equilibradas nas demais regiões, de modo que uma primeira semana quente não significa um mês inteiro excepcionalmente quente.
A demanda explica o movimento em direção a US$ 3. A produção recorde explica por que um rompimento consistente acima desse nível continua sendo mais difícil.
A produção americana de gás natural seco atingiu 112,33 Bcf/d em junho, alta de 4,5% na comparação anual e o maior patamar mensal da série histórica da EIA, que começa em 1973. Ao final de agosto, a produção dos 48 estados contíguos (Lower 48) ainda era estimada em cerca de 112,4 Bcf/d.
A oferta da bacia do Permian pode reagir lentamente a preços fracos de gás, já que boa parte da produção é gás associado, extraído junto com o petróleo. A EIA espera que a produção de gás do Permian tenha média de cerca de 29,2 Bcf/d em 2026, alta de 6% em relação a 2025, enquanto a produção total de gás seco dos EUA deve ter média de 111,19 Bcf/d neste ano.
Com a produção próxima de níveis recordes, mesmo uma queda moderada na queima de gás para geração elétrica pode afrouxar rapidamente o equilíbrio do mercado assim que as temperaturas se normalizarem.
A capacidade de escoamento do Permian está ficando menos restritiva. A Energy Transfer informou que seu gasoduto Hugh Brinson Pipeline já estava em operação comercial e que deveria alcançar toda a capacidade da Fase 1, de cerca de 1,5 Bcf/d, até 1º de setembro, sujeito ao avanço do comissionamento.
Trata-se de capacidade de transporte, não de 1,5 Bcf/d de nova produção. O escoamento adicional permite que mais gás do Permian chegue aos principais hubs de negociação do Texas e a mercados conectados à medida que a demanda de verão perde força.
Os estoques operacionais de gás natural dos EUA totalizaram 3.184 Bcf na semana encerrada em 21 de agosto, 167 Bcf acima da média de cinco anos. O volume armazenado segue confortável, mas a variação semanal mais recente mostrou um equilíbrio mais apertado.
Apenas 15 Bcf entraram nos estoques, abaixo do consenso do Wall Street Journal, de cerca de 21 Bcf, e da média de cinco anos para o período, de aproximadamente 33 Bcf. A surpresa foi altista em dois aspectos: a injeção foi sazonalmente pequena e veio mais apertada do que o esperado.
Os estoques da região South Central também caíram 19 Bcf, mesmo com o total armazenado nos EUA em alta. Os fluxos recentes estão reduzindo o superávit nacional, ainda que o nível geral dos estoques continue elevado.
A EIA espera que os estoques atinjam 3.985 Bcf ao final de outubro, cerca de 5% acima da média de cinco anos e o maior nível pré-inverno desde 2016. Partindo da última leitura de 3.184 Bcf, isso exige uma injeção adicional de aproximadamente 801 Bcf.
Há cerca de dez períodos semanais de injeção entre a leitura de 21 de agosto e o final de outubro, o que implica um aumento médio de aproximadamente 80 Bcf por semana. O último aumento de 15 Bcf está longe desse ritmo, mas não precisa se manter nesse patamar.
Setembro e outubro correspondem à entressafra, período em que a demanda por refrigeração normalmente cai antes do início da demanda de aquecimento no inverno. A verdadeira questão é a rapidez com que as injeções passam dos aumentos apertados de agosto para os incrementos bem maiores embutidos na projeção da EIA.
A EIA espera que o preço spot do Henry Hub tenha média de US$ 2,87/MMBtu no terceiro trimestre e permaneça abaixo de US$ 3 até novembro. A recuperação recente das exportações de GNL, o calor e os dados apertados de estoque estão desafiando essa trajetória no curto prazo, sem no entanto invalidá-la.
O argumento altista é temporal. O mercado pode contar com mais uma ou duas semanas de forte suporte da demanda por refrigeração de fim de verão antes que a transição para a entressafra ganhe importância crescente.
O calor não precisa durar indefinidamente. Basta que mantenha as injeções de estoque abaixo do normal por tempo suficiente para apertar o equilíbrio do mercado antes que a demanda por refrigeração perca força.
Em resumo, o calor precisa correr mais rápido que o calendário. A previsão da EIA de 9 de setembro mostrará se a agência ainda espera que os estoques se aproximem de 4 Tcf antes do inverno.
O próximo Relatório Semanal de Estoques de Gás Natural da EIA está previsto para 3 de setembro e cobre a semana encerrada em 28 de agosto. O volume de injeção divulgado importa, mas a comparação com as expectativas do mercado e com a média sazonal importa ainda mais.
Um novo aumento abaixo do consenso e abaixo da média sazonal mostraria que a demanda do setor elétrico e as exportações de GNL ainda estão absorvendo gás suficiente para neutralizar a produção recorde. Um aumento maior reforçaria a tese da projeção elevada da EIA para os estoques no final de outubro.
Ou seja, a sustentação dos US$ 3 depende da confirmação pelo balanço físico do mercado, não apenas pelas previsões climáticas.
O calor aumenta o consumo de eletricidade à medida que cresce o uso de ar-condicionado. A maior demanda por geração termelétrica a gás pode reduzir o volume de gás disponível para armazenamento.
O gás natural entra na entressafra, quando a demanda por refrigeração cai antes do início da demanda de aquecimento no inverno. Se a produção continuar elevada, volumes maiores podem ser direcionados aos estoques e pressionar os preços para baixo.
Sim. A forte demanda por refrigeração pode ser superada pela produção recorde, por um feedgas de GNL mais fraco ou por injeções de estoque mais rápidas.
O preço spot do Henry Hub reflete o gás físico para entrega de curto prazo nesse ponto de referência da Louisiana, enquanto os futuros precificam o gás para entrega em um mês futuro específico. O valor de US$ 2,935 citado neste artigo refere-se ao contrato futuro de outubro na NYMEX, enquanto a projeção da EIA de US$ 2,87 é a média do preço spot do Henry Hub para o terceiro trimestre.
Os próximos dados de estoque mostrarão se a demanda de setembro continua absorvendo gás suficiente para neutralizar a produção recorde. Um novo aumento apertado manteria intacto o recente aperto do mercado, enquanto uma injeção maior indicaria que a oferta sazonal está começando a se recuperar.
Para o gás natural se manter acima de US$ 3, o calor de setembro precisa fazer mais do que elevar a demanda temporariamente. Ele precisa manter o superávit de estoques em queda antes que o calendário devolva a vantagem à oferta recorde.
