Caderno Economia · Energia e mercados globais
Oito meses depois do início da guerra entre Estados Unidos e Irã, o Golfo Pérsico voltou a exportar petróleo bruto praticamente no mesmo ritmo de antes do conflito. Pela lógica mais simples, o preço deveria estar caindo. Não está. Na quinta-feira, 1º de outubro, o Brent subiu 4,7% e fechou perto de US$ 102 o barril, contra pouco menos de US$ 60 no início do ano, como registrou o The Telegraph em reportagem de Eir Nolsøe1.
O descompasso entre volume e preço é o dado central do momento. Ele mostra que a crise do petróleo de 2026 mudou de natureza. Deixou de ser um problema de quantidade de barris saindo da região e passou a ser um problema de estoques esvaziados, derivados escassos, logística mais cara e incerteza militar. Para o Brasil, entender essa mudança é necessário, porque o país está exposto justamente à parte da cadeia que ainda não se normalizou: o diesel.
O que mudou nas exportações do Golfo
Duas das maiores mesas de petróleo de Wall Street chegaram a números parecidos na mesma semana. Em nota de 29 de setembro, o JPMorgan estimou que os embarques de petróleo bruto do Oriente Médio voltaram a 17,5 milhões de barris por dia, o equivalente a 98% do nível pré-guerra, e classificou o movimento como "uma recuperação notável para uma região ainda em guerra"2. O Goldman Sachs, que inclui na conta os chamados fluxos ocultos, calculou que as exportações totais do Golfo chegaram a 23,3 milhões de barris diários na última semana de setembro, em linha com a média de 2025, e observou que os embarques sauditas mais que dobraram no mês2.
A velocidade da recuperação chama atenção. No fim de agosto, o próprio Goldman ainda estimava as exportações da região em 15 a 16 milhões de barris por dia, cerca de dois terços do volume pré-conflito, depois de um vale de 5 a 6 milhões de barris diários em março, segundo a Bloomberg4. Em um mês, o volume praticamente dobrou.
Essa retomada não significa que a rota voltou ao normal. Significa que os produtores se adaptaram a ela. De acordo com dados da Kpler citados pelo Telegraph, cerca de 40% do petróleo do Golfo hoje sai da região sem atravessar o Estreito de Ormuz, contra apenas 17% antes da guerra1. O restante passa pelo estreito com escolta militar americana. Ao mesmo tempo, o bloqueio imposto ao Irã derrubou as exportações iranianas a uma fração do que eram, o que explica por que o volume regional se recupera enquanto Teerã perde receita.
Uma recuperação desigual
Fontes: notas do JPMorgan de 29/09/2026 reportadas pela Bloomberg; dados da Kpler citados pelo The Telegraph (02/10/2026). Elaboração: O Tecido.
Por que o barril não caiu
Se o petróleo bruto voltou, por que o preço continua em patamar de crise? A resposta está em quatro camadas que se somam.
1. Os estoques foram drenados e precisam ser recompostos
Em março, os 32 países da Agência Internacional de Energia (AIE) coordenaram a maior liberação de reservas estratégicas da história, com 400 milhões de barris, segundo a própria agência5. Os estoques comerciais também foram consumidos em ritmo recorde. Esse colchão evitou um choque de oferta muito pior no primeiro semestre, mas deixou uma conta para depois. Ashley Kelty, analista da Panmure Liberum ouvido pelo Telegraph, argumenta que países que esvaziaram suas reservas vão disputar barris para reabastecê-las, e que essa demanda tende a sustentar os preços mesmo com a oferta normalizada1.
2. Os derivados ainda não voltaram
Diesel, gasolina e querosene de aviação saindo do Oriente Médio estão em 58% do nível pré-guerra pelas contas do JPMorgan, e em cerca de 50% pelas do Goldman, segundo o investingLive3. Refinarias danificadas e riscos de navegação explicam a defasagem. No relatório mensal de setembro, a AIE apontou que a escassez de derivados levou as margens de refino a níveis recordes e projetou queda de 4,3 milhões de barris diários na oferta global de petróleo em 20265.
3. Transportar petróleo ficou muito mais caro
O prêmio de segurança cobrado por armadores e seguradoras levou o setor de petroleiros ao período mais lucrativo de sua história, segundo análise da Lloyd's List citada pelo Telegraph, e a avaliação é que esse custo não deve recuar tão cedo, mesmo com uma eventual desescalada1. O petróleo está disponível. Carregá-lo com segurança é o que custa caro, e esse custo entra no preço final.
4. O risco de escalada continua precificado
A recuperação depende da disposição do Irã de não atacar a infraestrutura regional. Darius Barik, da Bourse & Bazaar Foundation, lembrou ao Telegraph que a capacidade iraniana de atingir instalações de energia ou forças americanas na região não parece ter sido reduzida e que Teerã pode suportar o desgaste econômico por mais tempo do que muitos analistas supõem1. O próprio Goldman, apesar do tom otimista, registrou preocupação com uma nova escalada que danifique mais infraestrutura2. A incerteza é tamanha que o JPMorgan admitiu a clientes, segundo o Telegraph, que pela primeira vez desde o início do conflito não tem um cenário-base1.
Brent em 2026: preço de tela, preço físico e projeções
Barras tracejadas indicam projeções, não cotações. Fontes: The Telegraph (02/10/2026) para preços observados; Goldman Sachs via investingLive e Bloomberg para projeções. Valores aproximados. Elaboração: O Tecido.
O gráfico evidencia um detalhe que costuma passar despercebido. O Brent das manchetes é o contrato futuro de um mês. Quem precisa de petróleo para entrega imediata paga perto de US$ 120, segundo o Telegraph1. Esse intervalo de quase US$ 20 entre o papel e o barril físico é, por si só, um indicador de aperto real. Kelty vai além e sustenta que o mercado futuro está otimista demais.
"Provavelmente o mercado mais divorciado do físico que já vi em muito tempo."Ashley Kelty, Panmure Liberum, em entrevista ao The Telegraph (tradução livre)
O gargalo dos derivados e o inverno no Hemisfério Norte
A reportagem do Telegraph trata sobretudo do Reino Unido, onde as contas de energia das famílias devem chegar a cerca de £ 2.000 neste inverno e onde há receio de falta pontual de diesel1. O caso britânico ilustra um ponto mais amplo: países que dependem de derivados importados sentem a crise com mais intensidade do que o preço do bruto sugere. O inverno europeu eleva a demanda por diesel e óleo para aquecimento exatamente quando a oferta desses produtos vindos do Golfo segue pela metade.
Essa assimetria entre bruto e refinados é o elo direto com o Brasil.
O que isso significa para o Brasil
O Brasil é exportador líquido de petróleo bruto, mas importa uma parcela relevante dos combustíveis que consome. Cerca de 30% do diesel usado no país vem de fora, segundo dados divulgados pela Reuters e reproduzidos pela Click Petróleo e Gás9. Em outras palavras, a economia brasileira se beneficia da parte da cadeia que se recuperou (o bruto, que gera receita de exportação e royalties) e sofre com a parte que continua travada (o diesel).
Diesel: a defasagem que cresce
Os números de setembro mostram a pressão. A Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abicom) calculou no fim do mês que o diesel vendido pela Petrobras nas refinarias estava 111% abaixo da paridade de importação, com a gasolina 28% abaixo6. Em meados de setembro, a diferença no diesel havia chegado a R$ 3,89 por litro, recorde da série da entidade, e o presidente da Abicom, Sérgio Araujo, alertou que a demanda de outubro, puxada pelo plantio da safra de verão, encontra refinarias nacionais operando perto do limite, como relatou o Brasil em Folhas7. A Petrobras, em nota, afirmou prever importações compatíveis com a demanda e cumprir integralmente seus contratos com as distribuidoras7.
O governo federal criou uma subvenção econômica ao diesel, à qual a Petrobras aderiu. Em 17 de setembro, a estatal elevou o preço do diesel às distribuidoras em R$ 1 por litro, mas o aumento foi neutralizado por um desconto de igual valor ligado ao subsídio, segundo o NC News8. Ainda assim, o preço na bomba subiu. O diesel S-10 ficou 6,5% mais caro em setembro e atingiu média nacional de R$ 7,33 por litro, o maior valor desde abril, segundo a ANP9.
A defasagem tem um efeito colateral conhecido. Quando o preço interno fica muito abaixo do externo, importadores independentes perdem incentivo para trazer combustível, e o abastecimento passa a depender mais da Petrobras. Em um país onde o diesel move a safra, o frete rodoviário e boa parte da logística de alimentos, esse arranjo concentra risco.
Inflação e juros: o petróleo entra na conta do Copom
Em 16 de setembro, o Comitê de Política Monetária (Copom) do Banco Central cortou a Selic de 14% para 13,75% ao ano. Na ata publicada dias depois, porém, o colegiado elevou a projeção de inflação para 2026 de 5,1% para 5,2% e a de preços administrados, grupo que inclui combustíveis, de 4,9% para 5,3%, mesmo depois da deflação de 0,32% do IPCA de agosto, como detalhou a Remessa Online10. A meta de inflação é de 3%.
O petróleo não é o único fator, mas é citado por economistas como uma das variáveis que condicionam o ritmo dos próximos cortes, ao lado da situação fiscal e do cenário externo, segundo a Forbes Brasil11. O Boletim Focus trabalha com a Selic encerrando o ano em 13,75%, o que implica pausa nas reuniões de novembro e dezembro10. Um Brent persistentemente acima de US$ 100, combinado a diesel importado caro, reduz o espaço para surpresas positivas.
O que observar nas próximas semanas
- Diferença entre Brent futuro e físico. Se o intervalo de quase US$ 20 se estreitar, é sinal de que o aperto real está diminuindo. Se aumentar, o otimismo das telas está descolado da oferta.
- Exportação de derivados do Golfo. A recuperação do diesel e do querosene, hoje em torno de 50% a 58% do normal, é o indicador mais relevante para países importadores como o Brasil.
- Recomposição de reservas estratégicas. Anúncios de recompra por governos da AIE podem adicionar demanda e sustentar preços.
- Defasagem calculada pela Abicom e volume de importações privadas. Uma queda nas importações independentes durante o plantio da safra de verão seria um alerta de abastecimento.
- Reunião do Copom de 3 e 4 de novembro. O comunicado deve indicar quanto peso o colegiado dá aos preços administrados nas próximas decisões.
Perguntas frequentes
As exportações de petróleo do Golfo Pérsico já voltaram ao nível anterior à guerra?
No petróleo bruto, quase. O JPMorgan estima embarques de 17,5 milhões de barris por dia, cerca de 98% do nível pré-guerra. O Goldman Sachs calcula 23,3 milhões de barris diários no total, incluindo fluxos não declarados. Os derivados, porém, seguem em torno de 58% do normal.
Por que o Brent continua acima de US$ 100?
Porque os estoques mundiais foram drenados e precisam ser recompostos, os derivados ainda não se recuperaram, o frete e o seguro dos petroleiros encareceram e o mercado mantém um prêmio de risco para uma nova escalada militar.
Qual a diferença entre o Brent futuro e o Brent físico?
O Brent das manchetes é o contrato futuro de um mês, perto de US$ 102 em 1º de outubro. O petróleo para entrega imediata estava perto de US$ 120. A diferença mostra que o barril disponível agora é bem mais caro do que a cotação futura sugere.
Como isso afeta o diesel no Brasil?
O Brasil importa cerca de 30% do diesel que consome. A Abicom estimou no fim de setembro que o diesel da Petrobras estava 111% abaixo da paridade de importação, e o S-10 chegou a R$ 7,33 por litro nos postos, segundo a ANP. Uma subvenção federal segura parte do repasse.
O petróleo caro pode atrasar a queda dos juros?
Pode pesar. O Copom cortou a Selic para 13,75% em setembro, mas elevou as projeções de inflação de 2026 e de preços administrados. O petróleo é um dos fatores que condicionam o ritmo dos próximos cortes.
Ewerton Lopes — Curador Editorial · O Tecido · Caderno Economia