A Crise do Diesel e as Questões Estruturais: Um Balanço do Momento Atual
Felipe Coutinho*
- Abertura: uma crise previsível
Em 2026, o mercado global de diesel atravessou um choque de oferta de proporções exemplares. O conflito no Oriente Médio interrompeu o transporte pelo Estreito de Ormuz, a capacidade de refino russa permaneceu comprometida e os Estados Unidos e a Europa não construíam novas refinarias há anos. O sistema global de diesel praticamente não tinha folga. O crack spread do diesel — a diferença entre o preço de atacado do diesel e o preço do petróleo cru, usada para inferir a margem de lucro das refinarias — rompeu máximas históricas. O prêmio do diesel europeu sobre o Brent ultrapassou 95 dólares por barril em setembro, o maior nível desde o início da série histórica da Bloomberg, em 2011 [1]. Nos Estados Unidos, o crack spread do diesel atingiu 118,62 dólares por barril em 14 de setembro, recorde histórico [2]. Os estoques americanos de destilados caíram para 107,85 milhões de barris, o menor nível para esta época do ano desde 1982, cerca de 13% abaixo da média sazonal de cinco anos [3].
A situação do Brasil poderia ser especialmente vulnerável. Mas o país apresentou, no segundo trimestre de 2026, um desfecho revelador: as importações de diesel da Petrobrás despencaram 85,2% [8], enquanto a utilização das refinarias atingiu o pico recorde de 101,2% [4].
Esse desfecho expõe uma questão mais profunda: se as refinarias já podiam operar a plena capacidade, por que não o faziam antes? A resposta está na política de preços que, desde outubro de 2016, desincentivou deliberadamente o uso do parque de refino nacional — o Preço Paritário de Importação (PPI), que trata o combustível produzido no Brasil como se fosse importado.
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- Exportar petróleo cru, importar diesel: o que foi desmentido
Os dados do segundo trimestre de 2026 oferecem um experimento natural raro. Quando a cadeia global de diesel se rompeu e o custo de importação disparou, o Brasil recorreu à capacidade de refino doméstica. O resultado: as importações de diesel caíram 85,2% em pouco tempo [8], e a utilização das refinarias saltou para 101,2% [4].
Essa mudança não exigiu nenhum avanço tecnológico nem a construção de qualquer instalação nova. Exigiu apenas uma decisão: usar as refinarias que já existiam.
A questão central nunca foi “o Brasil tem ou não capacidade de refino”, mas “por que não a utiliza em tempos normais?”. Quando a dependência de importação pode ser comprimida rapidamente sob a pressão de uma crise, fica claro que o estado anterior de dependência era resultado de escolha política, não de restrição física.
Esse ponto foi exaustivamente documentado em artigos anteriores. Em “2025: Exportação de petróleo cru bate novo recorde”, publicado em abril de 2026, registrei que a estrutura colonial permanece a mesma: petróleo cru exportado em volumes recordes e derivados de maior valor agregado importados [5]. A crise de 2026 apenas confirmou, com a força dos fatos, o que já estava demonstrado nos dados.
O significado dessa constatação extrapola o diesel. Ela aponta para uma questão mais fundamental: no campo da segurança energética, existe tensão entre racionalidade financeira e racionalidade nacional. Quando as decisões estratégicas de uma empresa de controle estatal se orientam por indicadores trimestrais de retorno, a resiliência da cadeia de suprimentos passa a ser uma “externalidade” — não contabilizada em tempos de calmaria, redescoberta apenas quando a tempestade chega.
- Capacidade ociosa: a quantificação do custo de oportunidade
O custo da capacidade ociosa tornou-se concretamente mensurável em 2026.
No contexto global, o crack spread do diesel atingiu recorde histórico, com a referência ICE gasoil alcançando 79 dólares por barril [6], enquanto o diesel americano negociava acima de 100 dólares por barril. A causa fundamental não é a escassez de petróleo cru, mas a insuficiência estrutural da capacidade global de refino. As refinarias americanas operavam a 97% de utilização na semana de 11 de setembro, próximo do limite físico [3]. A última vez que os EUA mantiveram taxa superior a 95% por três meses consecutivos foi no ano 2000 [7].
A situação do Brasil poderia ter sido diferente. Se as refinarias domésticas tivessem mantido, por longo prazo, operação próxima da plena capacidade, a dependência de importação seria menor e a resistência ao rompimento da cadeia global seria maior.
A realidade, porém, é que as refinarias foram mantidas, em “tempos normais”, operando muito abaixo da capacidade de projeto. A taxa de utilização das refinarias da Petrobrás oscilou, em períodos anteriores, entre 70% e 80%, elevando diretamente a necessidade de importação.
O dado é ainda mais revelador quando contrastado com a capacidade instalada. Como documentei em “Diesel Abaixo do PPI: O Primeiro Reajuste que Põe à Prova o Fim da Paridade.”, publicado em março de 2026, o parque de refino nacional poderia atender 93,4% da demanda de diesel de 2024 se operasse em plena capacidade [8]. Ou seja: o Brasil não importa diesel por falta de capacidade, mas por decisão política de não a utilizar.
Um detalhe merece atenção: a elevação da taxa de utilização ocorreu no momento do “não há alternativa”, não no âmbito de um planejamento estratégico proativo. Isso significa que a lógica de decisão sobre investimento e utilização de capacidade é reativa, não prospectiva. Quando a crise chega e só então se acionam as refinarias, os custos de oportunidade já se materializaram: as importações de emergência foram feitas a preços elevados, o subsídio fiscal tornou-se “a solução possível” e a tensão na cadeia de suprimentos se instalou.
Em outras palavras, o Brasil pagou antecipadamente pela crise ao não usar sua capacidade de refino. Quando finalmente a usou, já era tarde para evitar os custos.
- Mecanismo de preços: da “crítica ao PPI” ao “diagnóstico da dependência de subsídios”
4.1 O que é o PPI e por que ele foi um erro estrutural
O Preço Paritário de Importação (PPI) foi instituído em outubro de 2016, no governo Michel Temer, pelo então presidente da Petrobrás, Pedro Parente. Sua lógica é simples e, à primeira vista, neutra: o preço dos combustíveis vendidos pela Petrobrás no Brasil deve ser equivalente ao custo de importá-los, incluindo cotação internacional, frete, custos portuários, seguro e uma margem de lucro.
Na prática, porém, o PPI introduziu uma distorção perversa: mesmo o combustível produzido em território brasileiro, por uma empresa que extrai petróleo a custos muito inferiores aos preços internacionais, passou a ser precificado como se viesse de fora. Pagamos frete, seguro, taxas portuárias e margem de lucro de importação — custos que não existem quando o petróleo é produzido e o diesel é refinado no Brasil.
O resultado foi um desestímulo duplo. Para a Petrobrás, o PPI garantia margens artificialmente altas, mas desincentivava o investimento em refino — afinal, por que investir em capacidade própria se o preço já embutia o “custo” da importação? Para os importadores privados, o PPI criava um piso de competitividade: eles podiam importar diesel e vendê-lo ao mesmo preço que a Petrobrás, sem precisar competir com a eficiência do refino estatal e nacional.
Como documentei em “Direção da Petrobrás ajusta preço do diesel ao PPI por nove vezes desde o anúncio do seu fim” (abril de 2025), mesmo após o anúncio do “fim do PPI” em maio de 2023, a Petrobrás continuou praticando reajustes alinhados ou superiores ao PPI em praticamente todas as ocasiões [9]. O “fim” foi retórico.
Foi apenas em 14 de março de 2026 — no décimo reajuste desde o anúncio do fim — que, pela primeira vez, o preço do diesel S10 na refinaria foi ajustado para um valor 18,1% abaixo da estimativa do PPI [8]. Tratava-se de uma fresta no muro, não de sua derrubada.
4.2 A dependência de subsídios em 2026
O mecanismo de preços de 2026 apresenta uma característica distinta das fases anteriores: o subsídio fiscal de larga escala tornou-se o instrumento central de estabilização de preços.
Em setembro, o governo federal autorizou, por medida provisória, um subsídio de 1,00 real por litro ao diesel. Já havia em operação uma subvenção de 1,12 real por litro. Somadas, as duas camadas elevam o subsídio federal a 2,12 reais por litro [10]. O governo já sinalizou a intenção de manter esse valor total por mais 30 dias [11].
A escala desse gasto é notável. Apenas para o adicional de 1,00 real, foi aberto crédito especial de 6,6 bilhões de reais no Orçamento de 2026 [12]. O conjunto de medidas para combustíveis tem custo estimado de aproximadamente 7 bilhões de reais por mês para a União [13].
Mais decisivo ainda é a relação entre subsídio e reajuste. Quando a Petrobrás anunciou, em setembro, aumento de 1,00 real por litro no preço do diesel na refinaria, o governo federal imediatamente neutralizou o efeito com subsídio de igual valor [10]. O preço visto pelo consumidor praticamente não mudou, mas o ônus fiscal aumentou.
Esse mecanismo levanta uma questão mais fundamental do que “o preço segue ou não o PPI”: por que o Brasil precisa de um subsídio fiscal tão volumoso para estabilizar o preço do diesel?
A resposta aponta para o subinvestimento em refino. Se a oferta doméstica de diesel fosse mais abundante e a dependência de importação menor, a transmissão de choques externos de preço ao mercado interno seria proporcionalmente menor, e o subsídio compensatório necessário seria correspondentemente reduzido. Nesse sentido, o subsídio fiscal não é “política energética”: é o pagamento do custo do fracasso da política de refino.
Como argumentei em “Diesel Abaixo do PPI Diesel Abaixo do PPI: O Primeiro Reajuste que Põe à Prova o Fim da Paridade.”, a prática do PPI foi responsável pela ociosidade do parque de refino [8]. O subsídio de 2026 é a conta que chega depois.
- Privatização da BR Distribuidora: a perda da âncora de preços
A privatização da BR Distribuidora ganha novo significado na crise do diesel de 2026.
Antes da privatização, a BR Distribuidora, como maior distribuidora do mercado, tinha efeito de referência sobre a formação de preços. Consumidores e órgãos de fiscalização podiam comparar o preço praticado nos postos BR com o de outros postos para avaliar se havia majoração especulativa. Essa função de “ancoragem de mercado”, embora sem força legal, operava na prática como freio à precificação oportunista.
Após a privatização, essa âncora desapareceu. A Vibra, compradora da BR Distribuidora, é uma empresa privada cuja função-objetivo de precificação mudou. A maximização de lucro substituiu a estabilidade de preços como vetor central.
Esse diagnóstico foi antecipado em “Análise dos Preços Históricos de Gasolina e Diesel no Brasil: Impactos da Privatização da BR Distribuidora”, publicado em fevereiro de 2026 [14]. A análise das séries históricas da ANP mostrou que a diferença entre o preço ao consumidor e o preço na refinaria — que inclui a margem de distribuição e revenda — ampliou-se e manteve-se em patamares mais altos após a privatização, especialmente para a gasolina.
Os dados de 2026 confirmam o prognóstico. O monitoramento semanal de preços da ANP mostra defasagem persistente entre a magnitude dos ajustes no preço de varejo do diesel e a magnitude dos ajustes no preço de refinaria. O preço médio do diesel S-10 no Brasil encerrou a semana de 13 a 19 de setembro em 7,13 reais por litro, o maior valor desde maio [15]. Em Juazeiro do Norte, no Ceará, o diesel S-10 ultrapassou 8,00 reais por litro, alcançando entre 7,94 e 8,29 reais, enquanto no início do mês o preço na cidade estava na casa dos 7 reais [16].
Um detalhe facilmente ignorado: a Vibra mantém licença de uso da marca “BR” até 2029 [17]. Isso significa que o consumidor, ao ver o preço em um posto “BR”, pode supor que a precificação ainda está sujeita à Petrobrás. Na prática, o operador do posto já é uma empresa privada, cuja decisão de preço não tem relação com a Petrobrás. Essa continuidade de marca produz um descolamento cognitivo que torna a “atribuição” da alta de preços difusa.
- Investimento e dividendos: a defasagem temporal
A relação entre dividendos e investimento exige a introdução da dimensão temporal para ser compreendida.
De um lado, os dados de investimento de 2026 mostram sinal positivo. A Petrobrás investiu 26,7 bilhões de reais no segundo trimestre, dos quais 82% direcionados ao segmento de Exploração e Produção [4]. A companhia planeja investir cerca de 15,8 bilhões de dólares em refino, transporte e comercialização no período 2026-2030 [18].
De outro, o momento desses anúncios merece escrutínio. A taxa de utilização das refinarias atingiu 101,2% no segundo trimestre, com produção de diesel S-10 alcançando 509 mil barris por dia [4]. Se esses investimentos e essa utilização tivessem sido iniciados cinco ou dez anos antes, a situação de 2026 seria completamente diferente.
Os dados de dividendos reforçam essa observação. Segundo a Economatica, a Petrobrás pagou 3,73 bilhões de dólares em dividendos no primeiro semestre de 2026 [19]. A declaração do diretor financeiro da companhia em agosto explicita a lógica de decisão: “Se eu tiver valor adicional de caixa, vou distribuir em dividendos ordinários. Se não houver investimento a ser feito, se a dívida estiver controlada, não vejo problema nenhum” [21].
Essa lógica foi objeto de análise detalhada em “Petrobrás 2025: menos dividendos, mais investimentos — mas a conta ainda não fecha”, publicado em março de 2026 [22]. A tabela histórica de dividendos versus investimento líquido mostra que, entre 2021 e 2022, a razão dividendos/investimento atingiu 829% e 778%, respectivamente. Em 2025, embora tenha caído para 43,2%, ainda era 3,4 vezes superior à média histórica de 12,7% entre 2005 e 2020.
A conclusão que se impõe é que “não há investimento a ser feito” é um juízo, não um fato. Ele depende da extensão do horizonte estratégico. Se a expansão de refino é definida como área em que “não há investimento a ser feito”, então o “caixa remanescente” será sistematicamente direcionado a dividendos, e não à construção de capacidade.
A crise de 2026 mostra que o custo desse juízo é: quando o refino foi necessário, ele não estava lá.
- Conclusão: a conta da crise
A lição da crise do diesel de 2026 pode ser resumida em uma frase: o custo poupado em tempos normais é repago, com juros, em tempos de crise.
A ociosidade do refino poupou gastos de investimento, mas teve como preço maior dependência de importação e cadeia de suprimentos mais frágil. A prioridade aos dividendos poupou despesa de capital, mas teve como preço capacidade insuficiente no momento da crise. O mecanismo de preços que “acompanhava” a volatilidade internacional poupou gasto fiscal, mas teve como preço a necessidade de subsídios muito maiores quando a volatilidade se tornou extrema.
Em 2026, o Brasil está pagando essa conta. O custo fiscal do subsídio ao diesel, o prêmio das importações, a tensão da cadeia de suprimentos — tudo isso é consequência acumulada de decisões anteriores.
O custo da segurança energética não deveria ser contabilizado apenas no momento da crise. Quando as refinarias são forçadas a operar a plena capacidade durante uma emergência, a verdadeira pergunta não é “por que estão operando agora?”, mas “por que não estavam antes?”.
Referências
[1] Bloomberg. “Trump's Fuel Export Ban Threat Sends European Diesel Soaring.” 22 de setembro de 2026.
[2] Reuters via Herald Corp. “World's top oil producer can't make enough diesel.” 23 de setembro de 2026.
[3] EIA. “Weekly Petroleum Status Report.” Semana de 11 de setembro de 2026.
[4] Agência Petrobras. “Petrobras lucra R$ 52,4 bilhões no segundo trimestre de 2026.” 5 de agosto de 2026.
[5] AEPET. “2025: Exportação de petróleo cru bate novo recorde, Lula acelera na rota colonial pavimentada por Temer e Bolsonaro.” 5 de abril de 2026.
[6] ING via Investing.com. “Diesel Cracks Hit Record Highs as Global Fuel Squeeze Deepens.” 1º de setembro de 2026.
[7] Reuters via Institute of Energy for South-East Europe. “Global Diesel Shortage Likely to Last Into 2027.” 22 de setembro de 2026.
[8] AEPET. “Diesel Abaixo do PPI: O Primeiro Reajuste que Põe à Prova o Fim da Paridade.” 18 de março de 2026.
[9] AEPET. “Direção da Petrobrás ajusta preço do diesel ao PPI por nove vezes desde o anúncio do seu fim.” 23 de abril de 2025.
[10] Agência Brasil. “Subsídio de R$ 2,12 ao diesel deve ser mantido por 30 dias.” 24 de setembro de 2026.
[11] Poder360. “Governo Lula deve manter subsídio de R$ 2,12 por litro de diesel.” 24 de setembro de 2026.
[12] Ministério do Planejamento e Orçamento. “Exposição de Motivos nº 1999/2026.” 4 de setembro de 2026.
[13] Ministério da Fazenda. “Governo Federal adota novas medidas para combustíveis após novos aumentos do petróleo.” 9 de setembro de 2026.
[14] AEPET. “Análise dos Preços Históricos de Gasolina e Diesel no Brasil: Impactos da Privatização da BR Distribuidora na Competição e nos Preços ao Consumidor.” 5 de fevereiro de 2026.
[15] Minaspetro / ANP. “Preço do diesel no Brasil encerra semana no maior valor desde maio.” 21 de setembro de 2026.
[16] O POVO. “Preço do diesel dispara e ultrapassa R$ 8 nos postos de combustível de Juazeiro do Norte.” 22 de setembro de 2026.
[17] Petronotícias. “Vibra Energia não poderá usar a marca da Petrobrás a partir de 2029.”
[18] Petrobras. Plano de Negócios 2026-2030.
[19] Economatica. Dados de dividendos pagos pela Petrobras no 1º semestre de 2026 (US$ 3,73 bilhões).
[20] Agência Petrobras. “Petrobras informa sobre remuneração aos acionistas.” 4 de março de 2026.
[21] Valor Econômico. Declaração do diretor financeiro da Petrobras, Fernando Melgarejo. Agosto de 2026.
[22] AEPET. “Petrobrás 2025: menos dividendos, mais investimentos — mas a conta ainda não fecha.” 5 de março de 2026.
* Felipe Coutinho é engenheiro químico e presidente da Associação dos Engenheiros da Petrobrás (AEPET).
Setembro de 2026
https://felipecoutinho21.wordpress.com/
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