Seleção e tradução de Francisco Tavares
14 min de leitura
O choque da energia: Como os conflitos ucraniano e iraniano, remodelaram o futuro europeu
Por Lorenzo Maria Pacini
Publicado por 
em 6 de Maio de 2026 (original aqui)
A questão fundamental é saber se a Europa pode sobreviver à crise energética sem perder permanentemente a sua base industrial e a sua posição no sistema económico internacional.
Anatomia de um choque energético sistémico
Entre 2021 e 2024, o sistema energético europeu passou por uma transformação acelerada e traumática sem precedentes na história económica do pós-guerra do continente. A combinação da Operação Militar Especial (SMO) russa na Ucrânia em fevereiro de 2022, o regime de sanções resultante, a retaliação energética de Moscovo e as tensões estruturais nas rotas marítimas do Médio Oriente geraram o que poderíamos chamar de duplo choque geoenergético: a interrupção simultânea das duas principais rotas de abastecimento de combustíveis fósseis da Europa – o corredor russo a leste e o corredor do Golfo Pérsico a sudeste.
Para compreendermos o alcance desta crise, temos de começar com uma imagem clara da situação anterior à crise. Em 2021, a União Europeia importou aproximadamente 155 mil milhões de metros cúbicos (Bcm) de gás natural da Rússia, representando 45% da sua procura total (Eurostat, 2022). As importações de petróleo russo ascenderam a cerca de 2,7 milhões de barris por dia, representando 27% do total das importações. O carvão russo representou 46% das importações europeias. No total, estima—se que a Rússia tenha fornecido à UE cerca de 24% da energia primária consumida – um nível de dependência incomparável a qualquer outro sistema de aliança no mundo contemporâneo.
Ao mesmo tempo, uma parte significativa e crescente das importações europeias de GNL (gás natural liquefeito) veio — e ainda vem — da região do Golfo Pérsico, particularmente do Catar. Estes fornecimentos devem passar pelo Estreito de Ormuz e pelo Mar Vermelho antes de chegarem aos portos europeus de regaseificação. A crise no Iémen e as operações Houthis no Mar Vermelho a partir do final de 2023 transformaram uma vulnerabilidade, que havia permanecido em grande parte teórica durante décadas, numa realidade concreta.
Qual é o actual mapa das rotas energéticas europeias alternativas às da Rússia e do Irão; qual é o custo real — não apenas em termos de preço, mas também de competitividade industrial, inflação e estabilidade social — da mudança forçada para essas alternativas; e quais são as perspectivas concretas de resiliência estrutural do sistema energético europeu nos próximos dez a quinze anos.
Facto-Chave
Em 2021, a Rússia forneceu 45% do gás, 27% do petróleo e 46% do carvão importado pela União Europeia. A perda quase simultânea destes fluxos representou o maior choque energético na história do continente desde 1973.
A geografia das rotas energéticas europeias e a sua repartição: A arquitetura do sistema pré-2022
O sistema europeu de abastecimento de energia construído ao longo do período de trinta anos de 1990 a 2020 baseou-se numa lógica de integração infra-estrutural com a Rússia que dava prioridade à estabilidade económica e à redução de custos em detrimento da diversificação estratégica. O gás russo chegou à Europa através de uma rede de gasodutos estruturada em torno de três corredores principais:
– o corredor do Norte da Europa (Nord Stream 1 e 2, com uma capacidade total de 110 Gmc/ano),
– o corredor ucraniano através do sistema de transmissão ucraniano (aproximadamente 40-45 Gmc/ano nos últimos anos) e
– o corredor sul através do TurkStream e do sistema dos Balcãs (aproximadamente 30 Gmc/ano).
Esta arquitectura oferecia vantagens económicas claras: o custo do gasoduto russo, antes da crise, situava-se entre 5 e 10 euros por megawatt-hora (MWh), em comparação com 10-15 euros para o GNL à vista do Médio Oriente e dos Estados Unidos. A integração foi profunda, com contratos de longo prazo (normalmente 15-25 anos) que garantiam previsibilidade para os compradores europeus e receitas seguras para o orçamento russo. A lógica do sistema era o que os teóricos das Relações Internacionais chamam de “interdependência complexa”: a dependência mútua teria tornado o conflito economicamente irracional para ambas as partes.
A ruptura do corredor russo: dinâmica e momento
A ruptura não ocorreu instantaneamente, mas seguiu uma trajetória de escalada gradual que tornou a resposta europeia ainda mais difícil. Já no verão de 2021, meses antes da Operação Militar Especial (SMO), a Gazprom tinha reduzido os fluxos para a Europa, mantendo as suas próprias reservas de armazenamento baixas, no que muitos analistas (Pirani, 2022; Oxford Institute for Energy Studies, 2022) interpretaram como uma estratégia deliberada para elevar os preços e enfraquecer as reservas europeias antes do inverno. Com o início das sanções em Fevereiro–Março de 2022, os fornecimentos sofreram uma redução gradual: o Nord Stream 1 foi reduzido para 40% da capacidade em junho de 2022, depois para 20% em julho, até ser completamente encerrado em agosto de 2022 — oficialmente devido a uma disputa técnica sobre turbinas, mas de facto como resposta às sanções.
O acontecimento definitivo foi a destruição dos gasodutos Nord Stream 1 e 2 em agosto de 2022 — um acto de sabotagem cuja responsabilidade continua a ser objecto de investigações internacionais em curso — que tornou a perda destes corredores fisicamente irreversível a curto e médio prazo. O corredor ucraniano continuou a funcionar ao abrigo de um acordo de trânsito separado, que expirou em 31 de dezembro de 2024, e que a Ucrânia optou por não renovar. O TurkStream continua operacional, mas abastece principalmente os mercados dos Balcãs e da Turquia. O efeito global foi uma redução do fornecimento de gás russo à UE de 155 Gmc em 2021 para aproximadamente 25 Gmc em 2023, representando uma perda líquida de 130 Gmc em apenas dois anos (IEA, 2024).
A vulnerabilidade da rota do Golfo Pérsico
O Estreito de Ormuz – com uma largura mínima de canal navegável de aproximadamente 33 quilómetros – é o ponto de trânsito mais crítico do sistema energético global.
Aproximadamente 20-21 milhões de barris de petróleo e produtos refinados passam por ele diariamente, representando cerca de 21% do consumo global de petróleo, bem como uma parcela significativa do comércio global de GNL (EIA, 2023). Para a Europa, a importância de Ormuz aumentou dramaticamente desde 2022: tendo substituído o gás russo pelo GNL do Catar (o Catar é o segundo maior exportador mundial de GNL), a Europa transferiu parte da sua dependência energética de um corredor geopoliticamente arriscado a leste para outro corredor geopoliticamente vulnerável a sudeste.
A crise do Mar Vermelho, que eclodiu em novembro de 2023 com as operações Houthi contra o tráfego marítimo em resposta ao conflito em Gaza, transformou esta vulnerabilidade teórica num problema operacional concreto. O tráfego através do Canal de Suez caiu 40-50% durante os meses de pico da crise (Kpler, 2024), forçando um número crescente de navios a navegar em torno do cabo da Boa Esperança: uma rota alternativa que adiciona 10-14 dias a cada viagem, com um aumento correspondente nos custos de transporte, seguro e capital.
Antes de 2022, o gás russo custava à Europa de 5 a 10% /MWh. O GNL americano ou do Catar, como substituto, custa consistentemente 10-20 extraterritoriais/MWh em condições normais de mercado, com picos especulativos que atingem até 340 extraterritoriais/MWh em agosto de 2022. Este diferencial estrutural de custos é a raiz do problema da competitividade da Europa.
Rotas alternativas de energia: realidade, capacidade e limites
No período 2022-2023, os Estados Unidos tornaram-se o principal fornecedor de GNL para a Europa, com as exportações para o continente mais do que duplicando em comparação com o período anterior à crise: de aproximadamente 22 Gmc em 2021 para mais de 56 Gmc em 2023 (U. S. Energy Information Administration, 2024). Este aumento exigiu uma expansão da capacidade de liquefação dos EUA — com novas instalações aprovadas na Louisiana e no Texas—e uma corrida europeia para construir ou fretar terminais de regaseificação. A Alemanha, que não tinha terminais de GNL em 2021, encomendou quatro terminais flutuantes (FSRUs) entre dezembro de 2022 e meados de 2023, com uma capacidade total de aproximadamente 20 Gmc/ano.
No entanto, o GNL dos EUA tem limitações estruturais que tornam problemática a substituição total do gás russo. Primeiro, o custo: o GNL dos EUA inclui os custos de liquefação, transporte transatlântico, seguro e regaseificação, tornando-o estruturalmente mais caro do que o gás de gasoduto.
Em segundo lugar, rigidez contratual: a maioria dos contratos de longo prazo para o GNL dos EUA impõe cláusulas de “flexibilidade de destino”, mas inclui mecanismos de preços indexados ao mercado Henry Hub dos EUA, criando desalinhamentos com as necessidades europeias. Em terceiro lugar, a capacidade de transporte: a frota global de transportadores de GNL não é suficientemente grande para substituir totalmente os fluxos que anteriormente viajavam através de gasodutos, e uma rápida expansão da frota exige tempos de construção de 3-5 anos por navio.
O Catar assinou acordos de longo prazo com vários países europeus durante 2022-2023, nomeadamente Alemanha, França, Bélgica e Itália. Estes contratos, normalmente com duração de 15 a 27 anos, oferecem um certo grau de previsibilidade, mas apresentam dois problemas fundamentais. O primeiro é a concentração geográfica: todas as exportações de GNL do Catar devem passar pelo Estreito de Ormuz, deixando intacta a própria vulnerabilidade geopolítica que se pretendia reduzir. Uma crise militar no estreito ou um bloqueio iraniano — uma medida dissuasora invocada periodicamente por Teerão — interromperiam simultaneamente o fornecimento de GNL do Catar e de petróleo do Golfo à Europa.
O segundo problema é a concorrência com os mercados asiáticos para o GNL do Catar: a China, o Japão e a Coreia do Sul tradicionalmente absorvem a maioria das exportações do Golfo Pérsico, e a capacidade de expansão do Catar (o projeto de expansão do Campo Norte, que aumentará a capacidade de exportação de 77 para 126 milhões de toneladas por ano até 2027) já foi parcialmente pré-vendida aos mercados asiáticos através de contratos assinados antes da crise da Ucrânia (Qatar Energy, 2023).
A Noruega tornou-se o principal fornecedor de tubagem de gás para a Europa pós-2022, aumentando as suas exportações de cerca de 113 Gmc em 2021 para mais de 122 Gmc em 2023 (NPD, 2024). No entanto, os campos noruegueses já estão a aproximar-se da sua capacidade máxima de produção, e a construção de novos gasodutos requer tempo e investimento que não podem colmatar a lacuna a curto prazo. A Argélia fornece gás para a Europa através da Medgaz (Espanha) e TRANSMED (Itália) oleodutos, com volumes estáveis, em cerca de 30-35 GMc/ano. Também aqui, a capacidade de expansão é limitada por restrições geológicas e pela necessidade de investimentos significativos no desenvolvimento de novos campos.
O corredor de gás do Sul – que liga os campos de gás do Cáspio do Azerbaijão à Europa através da Geórgia, Turquia e Grécia-Itália através da TAP (oleoduto Trans-Adriático) – atingiu a plena capacidade operacional em 2021 em aproximadamente 10 bcm/ano. Em julho de 2022, o Azerbaijão assinou um acordo com a UE para duplicar as exportações para 20 bcm/ano até 2027, com potencial de expansão adicional para 30-35 bcm. Este corredor oferece a vantagem de não depender nem da Rússia nem do Estreito de Ormuz, mas a sua capacidade permanece marginal em comparação com a procura europeia e o défice deixado pela Rússia.
O custo real do choque energético para a indústria europeia
O índice TTF (Title Transfer Facility), a principal referência europeia para o gás natural, registou uma volatilidade sem precedentes em 2022: a partir de cerca de 75/MWh em janeiro — já quatro vezes superior à média histórica — atingiu o pico de 340/MWh em agosto de 2022, antes de diminuir gradualmente devido a uma combinação de instalações de armazenamento completo, um inverno ameno e uma procura industrial reduzida. Em 2023, o TTF estabilizou-se numa gama de 35-60/MWh – níveis ainda duplos ou triplos pré-crise, com um impacto permanente nos custos de produção europeus.
Para a eletricidade, o impacto foi amplificado pela estrutura do mercado europeu, que utiliza o mecanismo de “preços marginais”: o preço da eletricidade é determinado pela central de geração marginal, normalmente uma central a gás durante o pico de procura. O aumento resultante do preço da electricidade para uso industrial atingiu o valor de 300-400/MWh em vários países europeus em 2022-2023 (Eurostat, 2023), em comparação com uma média pré-crise de 60-100/MWh.
Os sectores mais afectados pela crise energética são os sectores que consomem muita energia, em que os custos energéticos representam uma parte significativa (normalmente 15-40%) dos custos totais de produção. A indústria siderúrgica europeia reduziu a produção de aço de 152 milhões de toneladas em 2021 para 129 milhões em 2023, representando uma perda de aproximadamente 15% da capacidade de produção (WorldSteel, 2024). A produção de alumínio primário diminuiu cerca de 25%, com o encerramento temporário ou permanente de numerosas instalações de electrólise na Alemanha, França e Espanha (European Aluminium, 2023).
A indústria química — com a Alemanha como epicentro, onde o setor representa mais de 3% do PIB nacional — registou uma queda de 12% na produção em 2022 e uma queda adicional de 8% em 2023 (VCI, 2023). Particularmente significativo é o caso da produção de amoníaco, a base dos fertilizantes nitrogenados: a maioria das fábricas europeias utiliza gás natural como matéria-prima e os custos crescentes tornaram a produção europeia pouco competitiva em comparação com a do Médio Oriente ou dos Estados Unidos. Numerosos produtores de fertilizantes reduziram a produção ou importaram amoníaco do estrangeiro, com repercussões na cadeia de abastecimento agrícola.
O sector da cerâmica e do vidro — no qual a Itália, a Alemanha e a Espanha são líderes mundiais — sofreu um impacto devastador, dada a intensidade energética do processo de produção (fornos a funcionar a temperaturas de 1200-1700 c). A Federação Italiana da Indústria (Confindustria Ceramica) estimou uma perda de competitividade de 30-40% em relação aos produtores turcos, chineses e indianos no período 2022-2023 (Confindustria Ceramica, 2023).
O impacto da crise energética não se limitou aos sectores industriais, mas espalhou-se por toda a economia através da inflação. O índice global de preços ao consumidor na zona euro atingiu um pico de 10,6% em outubro de 2022 (BCE, 2022), o nível mais elevado desde a criação da moeda única. A componente energética representou quase metade desta inflação, mas os efeitos secundários — o aumento dos preços dos alimentos, dos transportes e dos serviços — espalharam-se por toda a economia.
A erosão do poder de compra das famílias teve consequências não só económicas, mas também políticas e sociais, alimentando o descontentamento em relação às instituições europeias e às elites políticas nacionais que construíram e defenderam o modelo de dependência energética da Rússia. A dimensão da coesão social — muitas vezes negligenciada nas análises energéticas — é, no entanto, crucial para compreender a sustentabilidade política a longo prazo de qualquer estratégia de resiliência: sem um sistema de compensação adequado para as famílias vulneráveis e os setores industriais mais expostos, o consenso necessário para financiar a transição energética corre o risco de se deteriorar.
O diferencial de custo da eletricidade industrial entre a Europa e a China em 2023 foi de aproximadamente 5:1. Entre a Europa e os Estados Unidos (estes beneficiando do Inflation Reduction Act e do gás de xisto), era de aproximadamente 3,5:1. Esta lacuna estrutural torna segmentos inteiros da indústria transformadora europeia pouco competitivos em comparação internacional.
Perspectivas de resiliência: rumo a um novo sistema energético europeu
A resposta estrutural a longo prazo ao duplo choque russo-iraniano só pode ser a redução da dependência dos combustíveis fósseis importados através de uma aceleração da transição para as energias renováveis. Este não é um objectivo idealista: é uma necessidade de segurança nacional no sentido mais pleno. A IRENA (Agência Internacional de Energia Renovável) estima que uma europa que consiga gerar 70-80% da sua eletricidade a partir de fontes renováveis até 2035 veria a sua dependência das importações de combustíveis fósseis reduzida em 60-70% em comparação com 2021, eliminando eficazmente a vulnerabilidade estrutural às crises das rotas de fornecimento de energia (IRENA, 2024).
Os progressos neste sentido já são significativos. Em 2023, pela primeira vez na história, as fontes renováveis (eólica, solar, hidroeléctrica) representaram mais de 44% da produção europeia de electricidade, com picos superiores a 50% na Alemanha, Espanha e Dinamarca (Ember, 2024). A capacidade solar fotovoltaica instalada na UE aumentou aproximadamente 56 GW apenas em 2023 — o maior aumento anual já registado. A energia eólica Offshore, com custos em rápida queda, deverá tornar-se a principal fonte de geração de eletricidade em vários países nórdicos e costeiros até 2030.
No entanto, a transição renovável requer soluções para dois problemas fundamentais que permanecem parcialmente por resolver: a intermitência (a energia solar é gerada apenas durante o dia, a energia eólica apenas quando há vento) e o armazenamento de energia à escala sazonal. As baterias de lítio são adequadas para gerir as flutuações diárias, mas não para compensar o défice de inverno na produção renovável — o período em que a procura de energia é mais elevada e a produção solar é mais baixa. O hidrogénio verde (produzido por electrólise da água utilizando electricidade renovável) parece ser a solução mais promissora para o armazenamento sazonal e para a descarbonização de processos industriais que exigem altas temperaturas, mas a sua implementação à escala industrial ainda exige investimentos significativos e inovação tecnológica.
Um dos desenvolvimentos mais significativos no cenário energético europeu pós-2022 é a reavaliação da energia nuclear como uma fonte de energia de baixa emissão e altamente fiável. O paradigma antinuclear que dominou as políticas energéticas de vários países europeus — Bélgica, Alemanha, Suíça — depois de Fukushima (2011) foi radicalmente desafiado pela crise energética. A Alemanha prolongou a vida útil das suas últimas três centrais nucleares até abril de 2023 (abandonando posteriormente a opção de uma nova prorrogação, numa decisão controversa). A Bélgica decidiu, em 2023, adiar o encerramento dos seus reactores por dez anos. A França, com a sua frota de 56 reatores nucleares que normalmente cobre 70-75% da produção nacional de eletricidade, lançou um plano para construir seis novos reatores EPR2.
A nível europeu, existe um interesse crescente nos chamados pequenos Reactores modulares (SMRs) — pequenos reactores nucleares modulares com custos de construção mais baixos e tempos de construção mais curtos em comparação com as grandes centrais convencionais. Vários países europeus—Polónia, República Checa, Roménia e Suécia-iniciaram processos de avaliação ou acordos comerciais para a construção de SMRs até 2030-2035. Se a energia nuclear pode ajudar a fornecer uma base de produção de electricidade estável, fiável e com baixas emissões, ela representa um pilar indispensável de qualquer estratégia europeia de resiliência energética.
A redução da procura através da eficiência energética foi, juntamente com a expansão das energias renováveis, a resposta mais rápida a implementar à crise de 2022. A procura de gás natural na UE diminuiu 13% em 2022 e mais 7% em 2023, num total de aproximadamente 55 GMc a menos do que em 2021 — uma redução que, por si só, excedeu o necessário para sobreviver ao inverno sem abastecimento russo (IEA, 2024) . Esta redução foi conseguida através de uma combinação de comportamentos individuais (redução do aquecimento nos edifícios, redução dos termostatos), medidas industriais (substituição do gás por outras fontes de energia, redução da produção) e políticas públicas (campanhas de sensibilização, incentivos fiscais para a modernização dos edifícios).
O potencial de novos ganhos de eficiência é enorme. Estima-se que a adaptação energética do parque imobiliário da Europa — onde aproximadamente 75% dos edifícios são considerados ineficientes em termos energéticos — poderia reduzir o consumo de energia para aquecimento em 40-60% (Comissão Europeia, 2023). O plano REPowerEU, adotado em maio de 2022, destinou 300 mil milhões de euros para acelerar a transição energética, com uma parte significativa dedicada à eficiência nos edifícios e na indústria.
A crise realçou não só as vulnerabilidades infra-estruturais do sistema energético europeu, mas também as insuficiências institucionais da governação em matéria de segurança energética. A política energética manteve-se historicamente uma prerrogativa nacional, com a coordenação europeia limitada aos princípios gerais do mercado interno. O resultado foi que diferentes países desenvolveram diferentes dependências energéticas, com níveis de vulnerabilidade muito variados: a Alemanha dependia da Rússia para 55% das suas importações de gás, enquanto a Espanha estava quase completamente diversificada graças aos seus terminais de GNL.
A resposta à crise demonstrou tanto a capacidade de coordenação em condições de emergência — o Acordo Europeu para reduzir voluntariamente o consumo de gás em 15% no verão de 2022 — como os limites da governação fragmentada. Uma verdadeira política energética europeia comum, com mecanismos automáticos de solidariedade, armazenamento estratégico partilhado e contratação centralizada de GNL, poderia reduzir significativamente a vulnerabilidade colectiva em caso de crises futuras. A proposta de criação de uma Agência Europeia da energia com poderes reais — semelhante à AIE, mas com autoridade vinculativa sobre os países membros — voltou com força ao debate político continental e merece uma consideração séria.
Se a Europa mantiver o ritmo actual de expansão das energias renováveis e implementar o plano de eficiência energética delineado no REPowerEU, até 2035 a dependência das importações de gás poderá diminuir de 300 GMc/ano (2021) para menos de 100 GMc/ano — eliminando estruturalmente grande parte da vulnerabilidade às crises das rotas energéticas.
Três cenários para a segurança energética europeia até 2035
Cenário A – Resiliência acelerada
No primeiro cenário, a Europa mantém o ritmo de expansão das energias renováveis registado em 2023, acelera o programa de modernização dos edifícios, investe fortemente no armazenamento (baterias, hidrogénio, PHES) e mantém ou expande a capacidade nuclear. Neste cenário, até 2035, os combustíveis fósseis representariam menos de 30% do cabaz energético primário da Europa. A dependência das importações de gás cairia para 80-100 GMc / ano – totalmente coberta por fontes não russas (Noruega, Argélia, GNL dos EUA, Azerbaijão). A vulnerabilidade às crises nas rotas de abastecimento do Médio Oriente seria drasticamente reduzida e o custo da energia industrial tornar-se-ia competitivo com o dos Estados Unidos, graças à diminuição dos custos das energias renováveis.
Cenário B – Transição gradual e vulnerabilidade residual
No segundo cenário — o mais provável baseado nas tendências actuais — a Europa reduz a sua dependência dos combustíveis fósseis, mas a um ritmo mais lento do que as suas ambições declaradas. Os obstáculos burocráticos, os conflitos regulamentares entre os Estados-Membros, a oposição local a novos parques eólicos e os atrasos nos investimentos na rede retardam a transição. A dependência das importações de gás permanece na gama de 150-180 GMc/ano até 2035, com uma parte significativa a transitar por rotas vulneráveis (Ormuz, Mar Vermelho). A Europa continua exposta a crises energéticas recorrentes, embora com ferramentas de resposta mais desenvolvidas do que em 2022.
Cenário C – Fragmentação e regressão
No terceiro cenário, a crise política interna — alimentada pelos custos da transição, pela pressão inflacionária e pela emergência de forças políticas nacionalistas opostas à política energética comum — conduz a uma fragmentação das políticas energéticas europeias. Os países individuais assinam acordos bilaterais com fornecedores alternativos (possivelmente incluindo uma retomada parcial dos fornecimentos russos em caso de cessar-fogo na Ucrânia), abandonando a coordenação europeia. Neste cenário, a vulnerabilidade colectiva continua a ser elevada e o poder de negociação da Europa em relação aos fornecedores é drasticamente reduzido.
A sobrevivência energética da Europa é possível, mas não garantida
Entre 2022 e 2024, a Europa sofreu o choque energético mais grave desde a crise do petróleo de 1973, e fê-lo em condições de vulnerabilidade estrutural acumulada ao longo de três décadas de integração com os fornecimentos russos. A resposta imediata — diversificação das fontes, construção acelerada de infra.estruturas de GNL, redução da procura e expansão das energias renováveis — permitiu evitar o racionamento em larga escala e os apagões industriais que muitos temiam. Esta não é uma conquista pequena, demonstrando a capacidade da economia e das instituições europeias de se adaptarem rapidamente sob pressão.
No entanto, sobreviver ao choque agudo não equivale a resolver o problema estrutural. A Europa substituiu uma dependência (do gás russo via gasoduto) por um conjunto de dependências parcialmente diferentes (GNL dos EUA, GNL do Catar, energias renováveis insuficientes para satisfazer a procura total), algumas das quais transitam por rotas geopoliticamente vulneráveis, como o Estreito de Ormuz e o Mar Vermelho.
O diferencial dos custos energéticos com os intervenientes asiáticos e estado-unidenses continua a ser significativo e corre o risco de conduzir a uma desindustrialização silenciosa em sectores estratégicos.
A perspectiva de resiliência a longo prazo existe e é concretamente exequível, mas exige uma convergência de factores que não podem ser tomados como certos: investimento continuado em energias renováveis a taxas superiores ao ritmo actual, resolução do problema do armazenamento sazonal, manutenção da capacidade nuclear, reformas da governação energética europeia para uma verdadeira política comum e um sistema de apoio às famílias e aos sectores vulneráveis que mantenha a coesão social necessária para sustentar politicamente a transição.
A questão fundamental não é se a Europa pode sobreviver à crise de energia. Pode. A questão é se ela pode fazer isso sem perder permanentemente a sua base industrial e a sua posição no sistema económico internacional. A resposta depende de escolhas políticas que as instituições europeias e os governos nacionais devem fazer ao longo dos próximos três a cinco anos — uma janela de oportunidade que a história não está destinada a manter aberta indefinidamente.
__________
O autor: Lorenzo Maria Pacini [1994 -] é Professor Associado na University UniCampus HETG de Geneve e Professor adjunto de Filosofia Política e Geopolítica, UniDolomiti de Belluno e na Universidade Livre de Bellinzona. Estudou Filosofia e Teologia na Universidade Pontifícia Santa Croce de Roma, especializando-se em Bioética no Ateneo Pontifício Regina Apostolorum de Roma. É licenciado em Filosofia Estética pela Università degli Studi di Ferrara. Preparou o seu doutoramento na UniToscana-Universidade Leonardo Da Vinci de Zurique em Filosofia Política, com um projecto sobre a metafísica política em A. Dugin. Foi também chefe do primeiro curso académico sobre a Quarta Teoria Política de Aleksandr Dugin e do curso geopolítica do mundo Multipolar. Trabalha frequentemente como consultor em defesa e inteligência para assuntos diplomáticos e agências privadas. Jornalista, editor, músico, Taekwondo e atleta de tiro com arco. Membro consultor da WABT-Academia Mundial de Ciências e tecnologias biomédicas; membro do Conselho de administração do OSS – Observatório contra a vigilância Estatal do ECSEL (Europen Center for Science, Ethics and Law). É um dos fundadores do centro de Estudos Internacionais sobre multipolaridade “Daria Dugina”. Atualmente, árbitro italiano do movimento eurasiano Internacional. Fundador e Diretor da http://www.ideeazione.com