Futuros do Gás Natural (MIBGAS) — … a …

São contratos para comprar ou vender gás natural a um preço fixado hoje, com entrega num período futuro. O MIBGAS cota oito horizontes, do mais curto ao mais longo:

• Intradiário — entrega no próprio dia da sessão.
• Dia (day-ahead) — entrega de D+1 a D+3 (e até D+6 em alguns dias).
• Fim de semana — sábado e domingo, por vezes com feriado.
• Resto do mês — do dia seguinte até ao fim do mês corrente.
• Mês, trimestre, estação e ano — os períodos civis, mais o semestre de inverno e o de verão.

O intradiário e o dia têm ambos «1 dia» de entrega, o que os confunde facilmente: o primeiro entrega no dia em que é negociado, o segundo no dia seguinte ou depois. O horizonte mais distante cotado é o ano Y+2.

Porque não existe, e esta página não inventa uma. A liquidez a prazo do mercado ibérico está toda no hub espanhol (PVB): os produtos de mês, trimestre, estação, ano e resto-do-mês são cotados apenas para Espanha.

Portugal tem apenas curto prazo: o intradiário (GWDPT), o day-ahead de D+1 a D+3 (GDAPT) e o fim de semana (GWEPT). É por isso que só o separador «Curto prazo» da curva mostra duas linhas.

São as duas colunas de preço que o MIBGAS publica para cada produto:

• Preço de fecho (Last Price) — um sinal do preço de fecho da sessão, que filtra os dados significativos e estima um valor quando não houve liquidez. É o que dá uma curva completa, com todos os produtos preenchidos.
• Preço de referência (Reference Price) — a média ponderada das transações que realmente ocorreram. Mais robusto e menos manipulável, mas só existe onde houve negócio.

Não são alternativas em concorrência — são complementares no tempo. O preço de fecho só passou a ser publicado a 1 de janeiro de 2023; entre 2015 e 2022 a única série que existe é a do preço de referência, e é ela que cobre toda a crise energética. Esta página usa o preço de fecho quando existe e recua ao de referência quando não existe, e o tooltip de cada ponto diz qual está a ser usado.

Onde as duas existem, só diferem se houve transações nessa sessão: sem volume, o preço de referência coincide com o de fecho.

Marca a mudança metodológica: é a sessão a partir da qual o MIBGAS passou a publicar o preço de fecho. À esquerda dessa linha os valores vêm do preço de referência, à direita do preço de fecho.

Serve para não confundir mercado com metodologia. O erro do mercado a prazo melhora visivelmente depois de 2023 — nos contratos mensais o erro absoluto médio cai de cerca de 5,0 para 3,6 €/MWh —, mas a data coincide também com o fim da crise energética e com a queda da volatilidade. A melhoria não é atribuível só à mudança de série, e o quadro de períodos fechados mostra as duas eras separadas para que possa ver por si.

Porque o MIBGAS cota dois invernos ao mesmo tempo: o que vem a seguir e o seguinte. O código do produto é o mesmo (GSES_W), e o que os distingue é o período de entrega. O mesmo acontece com o verão (GSES_S).

É uma armadilha real para quem usa os dados: filtrar por código de produto devolve duas linhas por sessão. A chave correta é sessão + produto + início da entrega. Nesta página cada estação é uma série própria, identificada pelo rótulo.

Uma nota de vocabulário: o MIBGAS chama «Winter 2026» ao semestre de outubro de 2026 a março de 2027. Aqui está rotulado «Inverno 2026/27», que diz o mesmo sem dar a entender que termina em dezembro.

O período de entrega, em tudo o que é a prazo — e essa é a razão de ser destes dados. O MIBGAS identifica os produtos por posição relativa: GMES_M+2 quer dizer «o segundo mês a contar de agora», e o que isso significa muda todos os meses. Uma série histórica de GMES_M+2 misturaria entregas de meses diferentes e não seria série nenhuma. Por isso cada linha desta página segue «Outubro 2026», que é sempre Outubro 2026.

Há duas exceções, e são do produto, não da página. No intradiário e no day-ahead a regra inverte-se:

• O intradiário de um dia só é cotado nesse dia: há exatamente uma sessão por entrega. Uma série por entrega teria um único ponto.
• O day-ahead tem em média 2,6 sessões por entrega, porque o mesmo dia vai sendo cotado como D+3, D+2 e D+1 e depois desaparece.

Nestes dois casos a série que existe — e a que toda a gente usa — é a do produto: «o preço para o próprio dia» e «o preço para amanhã», sessão após sessão. Aqui o código não muda de significado: é a definição do produto. O gráfico de evolução e o cartão day-ahead dizem-no no subtítulo sempre que estão nesse modo.

O resto do mês é um caso intermédio: o rótulo é fixo («Resto de Setembro 2026») mas a janela de entrega encolhe a cada sessão, porque começa sempre no dia seguinte. A série segue o rótulo, e o tooltip mostra a janela de cada ponto.

Nos contratos mensais, com uma precisão que surpreende: sobre mais de 120 entregas mensais já terminadas, o desvio médio é praticamente nulo — o mercado não é sistematicamente otimista nem pessimista — e o erro absoluto médio ronda os 4,4 €/MWh.

O erro absoluto médio é a métrica que interessa, porque não deixa que desvios de sinais opostos se anulem: um mês em que o mercado errou 10 € para cima e outro em que errou 10 € para baixo dão desvio médio zero, mas erro absoluto médio de 10.

Quanto mais longo o contrato, pior: nos trimestrais o erro absoluto médio sobe para cerca de 10 €/MWh e nos anuais ultrapassa os 25. Nos anuais a amostra é pequena — sete entregas — e duas delas são 2022 e 2023, os anos em que nenhuma previsão sobreviveu.

É a margem bruta de uma central de ciclo combinado a gás: o preço a que vende a eletricidade menos o que lhe custa produzi-la, contando o combustível e as licenças de CO₂ (é o «clean» do nome — o spark spread simples ignora o carbono).

Está negativo em todas as sessões que esta página cobre, e isso não significa que as centrais estejam paradas. O contrato de eletricidade usado é o FPB, um futuro de banda: representa o preço médio de todas as horas do período. Uma central a gás não vende em banda — vende nas horas em que é necessária, que são as mais caras. O spread negativo em banda diz que o gás não é competitivo na média das horas, e que a central depende do prémio das horas de ponta para cobrir custos.

É também por isso que o resultado é coerente com o que se vê no mercado diário: as centrais de ciclo combinado entram sobretudo ao fim da tarde e à noite, quando o solar sai e o preço sobe.

Porque é o que publico. O ficheiro de CO₂ traz os resultados dos leilões primários de licenças da União Europeia, que são mercado à vista: cerca de 220 leilões por ano, com o preço de fecho de cada um.

Um clean spark spread rigorosamente a prazo usaria futuros de licenças EUA, que não estão neste conjunto de dados. A simplificação é esta: ao calcular o custo de uma entrega de 2028, aplica-se-lhe o preço do leilão mais recente à data da sessão, e não a expectativa do mercado para 2028. Em períodos de subida do carbono, isso subestima o custo das entregas distantes.

Também vale a pena saber que é o mercado primário (fecho do leilão) e não o spot do secundário; diferem tipicamente algumas dezenas de cêntimos.

Não, e trocá-los dá um resultado errado.

• 0,2016 tCO₂ por MWh térmico é o fator de combustão do gás natural, o valor por omissão do regulamento de monitorização da União Europeia. Conta só o carbono que sai da chaminé — que é exatamente o que o comércio de licenças cobra.
• Os fatores do meu ficheiro fatores_emissao.csv são de ciclo de vida (IPCC AR5): incluem construção da central, fabrico dos materiais, extração e transporte do combustível e desmantelamento. Servem para medir a pegada da eletricidade.

São grandezas diferentes com unidades parecidas. Usar o de ciclo de vida para calcular o custo de licenças sobrestima a fatura de carbono de uma central; usar o de combustão para medir pegada ambiental subestima-a.

É uma característica estrutural, não uma oportunidade de negócio. Espanha tem a maior capacidade de regaseificação de GNL da Europa e uma interligação com França muito limitada. O gás que sobra na península não consegue sair para o resto do continente, e o preço a prazo ajusta-se para baixo.

O padrão é notavelmente estável: além do mês corrente, o desconto ronda os 0,75 €/MWh e está presente em cerca de 99% das sessões desde 2024, com medianas quase idênticas em 2024, 2025 e 2026. No curto prazo desaparece: os produtos de dia negoceiam praticamente à paridade, com o sinal a mudar quase sessão sim, sessão não.

Não é arbitrável: para capturar o desconto seria preciso transportar o gás para fora da península, que é precisamente o que a rede não permite.

Não. São preços grossistas de energia: sem tarifas de acesso às redes, sem taxa de ocupação do subsolo (TOS), sem imposto sobre produtos petrolíferos (ISP), sem IVA e sem margem do comercializador.

Também não são a referência dos tarifários indexados — esses seguem os índices à vista, que estão na página Preço do Gás Natural (MIBGAS). Os futuros influenciam a forma como os comercializadores compram gás e definem as tarifas fixas, e servem de referência a contratos de médio e longo prazo.

Para saber o que paga de facto, use o simulador de tarifários de gás natural.

Os preços do gás e o prémio face ao TTF vêm do MIBGAS, atualizados duas vezes por dia. O preço das licenças de CO₂ vem dos leilões da EEX, a plataforma comum de leilões da UE. A eletricidade a prazo vem do OMIP.

Os ficheiros estão publicados em dados.tiagofelicia.pt sob licença CC BY 4.0, e esta página lê-os diretamente e faz todos os cálculos no seu navegador — não há valores pré-calculados por trás.