Crise silenciosa: como a dependência de diesel importado ameaça a economia brasileira

Enio Fonseca e Decio Michellis Jr.

“A sensitive topic in Brazil where fuel costs quickly ripple through freight, agriculture and food prices” (“Um tema delicado no Brasil, onde o custo dos combustíveis se reflete rapidamente nos preços de frete, agricultura e alimentos”). (Brazil Stock Guide)

“If there is no signal of market prices ahead, there is material risk of a diesel shortage during the peak of demand during the harvest season, affecting Brazil’s GDP” (“Se não houver sinalização dos preços de mercado no futuro, existe um risco significativo de escassez de diesel durante o pico da demanda na época da colheita, afetando o PIB do Brasil”) Petrobras (Reuters)

A “Operação militar especial” russa (SMO – spetsoperatsiya) iniciada em 24 de fevereiro de 2022 desencadeou uma série de sanções ocidentais contra a Rússia. Este número de sanções ultrapassou 31.500 sanções em 25/02/26. Entre os efeitos destas sanções está o fato de que remodelaram o comércio de combustíveis e levaram os estoques internacionais a níveis historicamente baixos. O tráfego marítimo pelo Estreito de Ormuz, um importante ponto de estrangulamento para o comércio mundial de energia, está amplamente bloqueado pelo Irã desde 28 de fevereiro de 2026, por onde passa cerca de 20% do petróleo mundial, interrompendo as cadeias de suprimentos internacionais. Matérias primas importantes, como amônia, fosfato, hélio e enxofre, necessárias para as indústrias química, de fertilizantes e outras, estão sendo afetadas.

O fechamento do Estreito de Ormuz revelou a capacidade do Irã de ameaçar o abastecimento global de alimentos. Agricultores familiares por todo o mundo enfrentam uma ameaça existencial com o fechamento do Estreito de Ormuz pelo Irã. Por ser um ponto de trânsito crucial para o gás natural usado na produção de fertilizantes DAP e ureia, essenciais para a agricultura.

Os fertilizantes DAP são conhecidos como fosfato diamônico (Diammonium Phosphate) com fórmula química aproximada (NH₄)₂HPO₄. Trata-se de um dos fertilizantes mais usados na agricultura por fornecer dois nutrientes essenciais para as plantas: Nitrogênio (N) importante para o crescimento das folhas e desenvolvimento geral e Fósforo (P) fundamental para raízes, flores e produção de frutos. Quando aplicado no solo ele se dissolve rapidamente e libera nutrientes que são facilmente absorvidos pelas plantas, podendo aumentar temporariamente o pH ao redor do grânulo (efeito alcalino inicial). Funciona bem em diversas culturas (milho, soja, trigo, etc.)

O controle do estreito de Ormuz eleva os preços dos fertilizantes justamente quando grande parte do mundo se prepara para o plantio. Na Ásia Meridional (Índia, Bangladesh, Paquistão, Nepal e Mianmar) a época de plantio das monções dura de maio a julho. Para bilhões de pessoas a colheita que se segue é essencial para a sobrevivência. Os agricultores podem estar plantando seus campos, enquanto o Irã busca exercer influência por meio do fechamento de estreitos. Crises alimentares podem se espalhar pelo mundo afora na forma de migração em massa, convulsões políticas e conflitos armados.

Especialmente o fornecimento de diesel tornou-se uma preocupação global. Os riscos significam aumento dos custos bem como escassez de oferta, agravados pelas manutenções preventivas de refinarias ou desativação para reduzir as emissões de carbono e fim da vida útil.

Commonwealth Bank of Australia (CBA); https://api.macrobusiness.com.au/wp-content/uploads/2026/04/Diesel-consumption.png

O diesel no Brasil ocupa uma posição extraordinária na economia brasileira (são 62.305.000.000 de litros por ano ou 291,93 l/per capita/ano ou 1,84 barris/ano por pessoa conforme o Balanço Energético Nacional do MME para o ano base de 2024). Ele é utilizado na maior parte do transporte rodoviário de longa distância, máquinas agrícolas e distribuição de cargas, tornando-se um dos combustíveis mais politicamente sensíveis do país.

O Brasil por ser um exportador de petróleo bruto (produz 4 milhões de bpd – barris por dia – e exporta 2 milhões de bpd) é um possível beneficiado do conflito com o Irã. Porém, somos importadores líquidos de destilados médios:

• Nafta (30 % de importação)
• Outros produtos secundários de petróleo, incluindo asfaltos, coque de petróleo, lubrificantes e solventes (28,5 % de importação)
• Óleo Diesel (25 % de importação)
• Querosene de Aviação – QAV (5 % de importação)
• 87% dos fertilizantes usados pela agricultura e praticamente 100 % da ureia (principal fonte de nitrogênio para as lavouras) e importa uma parcela muito grande dos produtores do Golfo, particularmente dos Emirados Árabes Unidos, Catar, Irã e Omã.

Brasil é historicamente importador líquido de derivados de petróleo e as projeções do PDE 2035 indicam que o País manterá essa condição nos próximos dez anos. As importações líquidas alcançarão 36 mil m³/d em 2035 (8,4 %). ()

O Agronegócio brasileiro é um gigante com pés de barro (ter pés de barro significa, essencialmente, possuir uma fraqueza pouco visível num grande conjunto que, a uma primeira vista, poderá até parecer muito impressionante e invencível). Somos dependentes da importação de combustíveis, insumos, equipamentos e serviços tecnológicos. A cadeia produtiva do agronegócio representa aproximadamente 24,8% a 29,4% do PIB brasileiro, dependendo do período analisado, segundo a CNA e CEPEA-Esalq.
Atualmente, mais de 87% dos fertilizantes usados pela agricultura são importados, ao custo de US$ 25 bilhões anuais – dinheiro que sai do país para gerar divisas e empregos no exterior. O horizonte do PNF (Plano Nacional de Fertilizantes) é chegar a 2050 com uma produção nacional capaz de atendar entre 45% e 50% da demanda interna.
Em relação aos agroquímicos (agrotóxicos) – Ingrediente ativo (IA = agente químico, físico ou biológico que confere eficácia aos agrotóxicos e afins), o Brasil depende:

• 77 % da importação de Produto Técnico (PT = produto obtido diretamente de matérias-primas por processo químico, físico ou biológico, destinado à obtenção de produtos formulados ou de pré-misturas e cuja composição contenha teor definido de ingrediente ativo e impurezas, podendo conter estabilizantes e produtos relacionados, tais como isômeros).
• 30 % de importação de Produto Formulado (PF = agrotóxico ou afim obtido a partir de produto técnico ou de pré-mistura, por intermédio de processo físico, ou diretamente de matérias-primas por meio de processos físicos, químicos ou biológicos).

O déficit de produção de diesel no Brasil

O déficit de produção de diesel no Brasil tem várias causas estruturais e históricas — não é um problema simples de resolver rapidamente. Eis os principais fatores:

• Capacidade de refino insuficiente e desatualizada: as refinarias brasileiras, operadas principalmente pela Petrobras, foram projetadas décadas atrás com foco maior em gasolina e outros derivados. O diesel exige unidades específicas (como hidrotratamento e craqueamento) que nem todas as refinarias têm em escala suficiente.
• Tipo de petróleo produzido no Brasil: O petróleo extraído do pré-sal é, em geral, mais leve. Isso é bom para exportação, mas nem sempre ideal para maximizar a produção de diesel sem adaptações no refino. Resultado: o país exporta petróleo bruto e importa diesel já refinado.
• Alta demanda interna: o Brasil depende fortemente do transporte rodoviário. Caminhões, ônibus e máquinas agrícolas usam diesel massivamente. Diferente de países com forte malha ferroviária, aqui o consumo é muito mais alto. Isso pressiona a oferta interna. Cerca de 60%+ das cargas são transportadas por rodovias. O diesel é o principal custo operacional das transportadoras. Quando o diesel sobe o frete fica mais caro, as Empresas repassam custos e os produtos ficam mais caros nas prateleiras. O diesel tem impacto maior na inflação do que a gasolina.
• Baixo investimento histórico em novas refinarias: projetos de expansão foram cancelados ou atrasaram ao longo dos anos (por questões econômicas, políticas e casos como a Operação Lava Jato). Isso travou o aumento da capacidade de produção de diesel no país.
• Política de preços e importação: durante muitos anos, o Brasil importou diesel porque era mais barato ou necessário para complementar a produção interna. Mesmo hoje, o país ainda depende de importações — especialmente dos EUA (50% em certos meses isolados) — para equilibrar o mercado. O preço interno fica ligado ao mercado internacional (principalmente ao diesel dos EUA e ao petróleo global). Variações do dólar afetam diretamente o custo – se o real desvaloriza, o diesel fica mais caro.
• Crises externas (guerras, cortes de produção da OPEC) elevam os preços aqui dentro. A política de preços da Petrobras também entra nisso: quando ela acompanha o mercado internacional, o diesel sobe mais rápido; quando segura preços, pode gerar prejuízos ou distorções.
• Logística e distribuição: mesmo quando há produção, a distribuição interna pode ser ineficiente em algumas regiões, aumentando a percepção de escassez.

Esse déficit de diesel impacta diretamente dois pontos sensíveis no Brasil: preço dos combustíveis e custo do agronegócio (afetando produtos básicos como soja, milho, arroz e carne) — e, por consequência, a inflação em geral.

Reduzir a dependência de diesel no Brasil é possível, mas exige um conjunto de decisões de longo prazo — não existe uma solução única. O caminho envolve produção, infraestrutura e mudança no padrão de consumo:

• Ampliar e modernizar o refino, aumentando a capacidade de produzir diesel no país (curto e médio prazo). Envolve investir em unidades de hidrotratamento (necessárias para diesel de baixo enxofre) e retomar ou concluir projetos de refinarias, reduzindo a necessidade de importar diesel pronto. Construir ou ampliar refinarias exige bilhões em investimento e o retorno leva muitos anos. Um dos riscos é “encalhar” no futuro com a transição energética, investindo pesado em algo que perde valor nas próximas décadas. Porém, até 3,6 milhões de barris por dia (mmbd) da capacidade global de refino foram avaliados como estando sob alto risco de fechamento. O relatório “Atualização sobre a ameaça de fechamento de refinarias globais” classifica 120 dos 465 ativos de refino como de alto, médio ou baixo risco de fechamento, com base nas projeções de margem de caixa líquida (MCL) para 2030. A capacidade total global de refino com algum risco de fechamento é de 19,95 milhões de barris por dia (mmbd), o que equivale a 21,3% da capacidade total de 2023. A maioria dos locais identificados no relatório como de alto risco está localizada na Europa, representando 45% do total. As 11 refinarias estão espalhadas pelo continente e a maioria delas são unidades independentes de craqueamento catalítico. O setor de refino europeu sofrerá pressão no médio prazo, à medida que as margens da gasolina diminuírem e a pressão para a descarbonização aumentar. Isso impactará os custos operacionais a tal ponto que o fechamento poderá ser a única opção. ()

 

• Ajustar o tipo de refino ao petróleo do pré-sal (curto e médio prazo).: adaptar refinarias para processar melhor o petróleo do pré-sal e misturar petróleos (leves e pesados) para otimizar a produção de diesel. Pequenos investimentos aumentam a produção de diesel sem construir novas refinarias. Ajustes de processo podem priorizar diesel em vez de outros derivados.
• Expandir o uso de biocombustíveis (biodiesel e diesel verde – médio prazo): aumentar a mistura obrigatória de biodiesel no diesel fóssil (respeitado os limites técnicos, em excesso gera problemas técnicos nos motores) e investir em diesel renovável (HVO), que pode substituir o diesel comum diretamente e aproveitar a liderança agrícola (soja, óleo vegetal). O HVO pode substituir o diesel comum diretamente, sendo mais “limpo” e eficiente. Mas exige investimentos industriais grandes e é mais caro. O biodiesel oxida mais rápido (menor estabilidade), pode ter pior desempenho em climas frios (solidificação), pode formar resíduos em motores e em altas proporções, leve redução de eficiência energética (menor poder calorífico – consumo maior de combustível), pode causar entupimentos ou desgaste. Por isso, o uso é geralmente limitado a misturas (B10, B15 etc. → B20 ou mais), definidas por órgãos como o Conselho Nacional de Política Energética. O biodiesel pode ser uma solução rápida, mas pressiona o custo dos alimentos, vem majoritariamente da soja. Maior demanda de soja o preço sobe, encarecendo alimentos e ração animal (impactando carne, leite, ovos). Além disso pode incentivar expansão agrícola sobre áreas sensíveis: avanço da soja e pecuária sobre novas áreas e pressão indireta sobre biomas como a Amazônia e o Cerrado. Mesmo quando não há desmatamento direto, ocorre o chamado “efeito indireto de uso da terra”.
• Mudar progressivamente a matriz de transportes (mais difícil – longo prazo): expandir ferrovias e hidrovias (mais eficientes que rodovias), reduzir a dependência de caminhões movidos a diesel e integrar melhor portos e centros logísticos. Mudança para ferrovias é eficiente, mas lenta e complexa: obras levam décadas, com alto custo público, depende de coordenação política e regulatória e pode enfrentar resistência do setor rodoviário.
• Eletrificação e eficiência energética: incentivar uso de caminhões elétricos (3 x mais caros e pouco difundidos, com infraestrutura de recarga quase inexistente em larga escala) principalmente no transporte urbano de cargas, melhorar eficiência de motores a diesel e investir em transporte público elétrico nas cidades (metrô, VLTs, trens metropolitanos e ônibus elétricos. A eletrificação transfere a dependência para o sistema elétrico e exige expansão da geração e transmissão (eólicas e solares não são despacháveis e, portanto, não se prestam a assegurar a geração de base e disponibilidade energética 24 h x 365 dias/ano).
• Estabilidade regulatória e investimentos: após eventos como a Operação Lava Jato, muitos investimentos travaram. É necessário garantir regras claras e previsíveis, atrair capital privado para refino e infraestrutura e reduzir incerteza política (privatização, preços, soberania – reduz capacidade de controle político sobre preços) e regulatória no setor energético. Sem investimentos, nada disso avança.

O Brasil de 2050 provavelmente não terá “um novo diesel”, mas sim um sistema híbrido de energia para transporte, onde o diesel fóssil será importante como combustível base do transporte, com biodiesel e HVO avançando na transição rodoviária, a eletrificação crescendo no ambiente urbano e a expansão ferroviária (desde que eletrificada) reduzindo a necessidade total de combustível fóssil.
O Brasil está preso a um “triângulo difícil”: Energia barata, Segurança de abastecimento e Sustentabilidade. É muito difícil otimizar os três ao mesmo tempo.

Casos emblemáticos de CAPEX alto em refinarias de petróleo

No Brasil, quando se fala em CAPEX alto em refinarias de petróleo, os “piores exemplos” (no sentido de projetos mais caros, atrasados, subutilizados ou com forte estouro de orçamento) estão ligados principalmente a grandes projetos da Petrobras nas últimas décadas — muitos deles afetados por mudanças de escopo, atrasos e o contexto da Operação Lava Jato.

Aqui estão os casos mais emblemáticos:

• Complexo Comperj (hoje RNEST e projetos associados no RJ): inicialmente planejado como um dos maiores complexos de refino e petroquímica da América Latina, com orçamento original (anos 2000) de ~US$ 8–10 bilhões, as estimativas posteriores ultrapassaram US$ 20–30 bilhões. Principais problemas: mudanças constantes de escopo (refinaria + petroquímica + gás), obras paralisadas por anos, forte impacto de corrupção investigada na Lava Jato e parte do projeto foi reestruturada ou abandonada. O que foi efetivamente “perdido” ou não entregou valor esperado: parte da infraestrutura foi abandonada ou redimensionada, o escopo petroquímico original nunca foi concluído, as obras ficaram paradas por anos. Estimativa de valor “não convertido em resultado pleno”: ~US$ 10-15 bilhões em valor não realizado conforme o plano original. Um dos maiores exemplos de CAPEX “perdido” ou subutilizado na história do setor no Brasil.
• Refinaria Abreu e Lima (RNEST – Pernambuco): planejada inicialmente em parceria com a PDVSA (Venezuela) com orçamento inicial (2005) de ~US$ 2,5 bilhões, as estimativas finais variam, mas chegam a US$ 18–20 bilhões. Principais problemas: quebra da parceria com a Venezuela, escopo reduzido e depois ampliado novamente, atrasos de mais de 10 anos, investigações de corrupção na construção. Aqui não houve abandono, mas sim um forte estouro de custo, atrasos de mais de 10 anos, parte do investimento pode não gerar retorno proporcional ao planejado original. Estimativa de “ineficiência de CAPEX”: ~US$ 10-15 bilhões acima do previsto inicial. Um dos maiores estouros de CAPEX da história da Petrobras em refinarias.
• Refinaria Premium I (Maranhão – cancelada): Planejada como refinaria moderna para diesel e exportação com CAPEX estimado de US$ 20–25 bilhões. Principais problemas: projeto cancelado antes de sair do papel, falta de viabilidade econômica após revisão de mercado e mudança de estratégia da Petrobras. Gastos reais (engenharia, estudos, desapropriações, contratos iniciais): ~US$ 1-2 bilhões (estimativa de mercado e auditorias). “Perda efetiva” estimada: ~US$ 1–2 bilhões. Exemplo clássico de CAPEX planejado gigantesco sem retorno nenhum.
• Refinaria Premium II (Ceará – cancelada): projeto irmão da Premium I, com CAPEX estimado de US$ 12–20 bilhões. Principais problemas: também cancelada antes da execução completa, revisão estratégica da Petrobras e queda de demanda projetada de derivados. Gastos reais: ~US$ 1-1,5 bilhão (estimativa semelhante à Premium I). “Perda efetiva” estimada: ~US$ 1 bilhão (ordem de grandeza). Bilhões em planejamento e engenharia sem construção.
• Complexo do Pré-sal (refino associado e adaptações). Embora não seja uma refinaria única, buscou adaptar refinarias para petróleo do pré-sal. Exigiu CAPEX elevado, incluindo unidades de hidrotratamento e dessulfurização – processo catalítico com hidrogênio para remover enxofre da gasolina, diesel e querosene, reduzindo a poluição atmosférica. Bilhões de dólares em upgrades ao longo de anos.

Os principais projetos problemáticos somam, em termos de valor não realizado ou excesso de custo ~US$ 15 a 30 bilhões (ordem de grandeza).

Esses exemplos têm características comuns:

• CAPEX subestimado inicialmente: projetos começam com orçamento otimista e depois escalam muito acima do previsto
• Mudança de escopo (scope creep): a refinaria vira complexo petroquímico ou muda especificação de produto (mais diesel, menos gasolina etc.)
• Atrasos longos: obras que deveriam levar 5 anos levam 10–15 anos
  Impacto da Lava Jato: contratos revisados, interrupções de obra e perda de eficiência contratual
• Mudança estrutural do mercado global: menor crescimento da demanda por derivados e pressão para avançar na transição energética.
• Execução em um ambiente institucional instável com forte ineficiência de planejamento e execução, CAPEX muito acima de benchmarks internacionais e mudança constante de escopo.

Esses projetos (principalmente COMPERJ, Premium I/II e o estouro da RNEST) tiveram grande impacto na Petrobras porque mudaram a estrutura financeira, o nível de dívida, a estratégia e o ritmo de investimento por muitos anos:

• Aumento forte da dívida e alavancagem: os grandes projetos de refino foram financiados em um período de expansão agressiva (anos 2000–início de 2010), com CAPEX muito alto simultâneo (refinarias + pré-sal + gasodutos) e endividamento crescente para sustentar obras. A Petrobras chegou a uma das maiores dívidas corporativas do mundo, ultrapassou centenas de bilhões de dólares no pico. Projetos cancelados viraram “capital imobilizado sem retorno”.
• Destruição de valor (write-offs e impairment): quando projetos são cancelados ou reavaliados, parte do investimento precisa ser baixada no balanço (impairment) e a expectativa de retorno futuro é reduzida, com redução do lucro contábil em vários anos e perda de valor econômico projetado.
• Atraso na capacidade de refino (efeito estrutural): esses projetos deveriam aumentar produção de diesel internamente e reduzir importações. Mas o que aconteceu foram cancelamentos e atrasos de mais de 10 anos e a capacidade de refino cresceu muito menos do que o consumo. O Brasil continuou dependente de diesel importado e a Petrobras perdeu a chance de capturar valor de mercado interno.
• Mudança estratégica “forçada” (menos expansão, mais foco): após a crise dos projetos e da Operação Lava Jato a Petrobras mudou completamente o modelo de gestão, reduziu fortemente CAPEX em refino e passou a priorizar o pré-sal (exploração), desinvestimentos (venda de ativos) e eficiência operacional. A empresa deixou de ser “expansora de refinarias” e passou a ser mais focada em produção de petróleo bruto.
• Efeito no risco e no custo de capital: com o histórico de estouros de orçamentos, atrasos e investigações o mercado passou a precificar a empresa com maior risco, maior custo de financiamento e menor confiança em grandes projetos de engenharia.

Hoje o Brasil (via Petrobras e refinarias privadas) tem algo na ordem de ~2,0 a 2,5 milhões de barris/dia de capacidade de refino. Se todos os projetos tivessem sido concluídos, COMPERJ como originalmente planejado, Premium I (MA) e Premium II (CE), o Brasil teria hoje +800 mil a 1,2 milhão de barris/dia adicionais de capacidade de refino (ordem de grandeza dos projetos somados). Isso seria algo como +30% a +50% da capacidade atual de refino do país. A produção doméstica de diesel seria muito maior, com superávit em derivados em alguns períodos. A importação de diesel seria próxima de zero ou muito reduzida e maior autonomia energética no transporte. Seria mais parecida com uma “super refinaria integrada” com maior peso do downstream (refino e distribuição), maior presença no mercado interno de combustíveis e menor dependência de exportação de petróleo bruto.

A Petrobras capturaria mais valor internamente com menos exportação de crude “barato” e mais venda de diesel, gasolina e derivados refinados. Igualmente teria menor volatilidade de preços internos com preços domésticos mais estáveis, menor dependência de diesel importado, menor exposição ao dólar e ao mercado internacional de derivados e menor impacto de choques externos (guerra, OPEP etc.).

Os projetos cancelados ou mal executados reduziram a eficiência da Petrobrás de longo prazo e atrasaram a autonomia do refino no Brasil em cerca de uma década ou mais. O tempo perdido significou uma dependência estrutural prolongada para o Brasil.

A Petrobras é um país eventualmente amigo do Brasil?

Diferente de slogans históricos como “O petróleo é nosso” (que tem contexto político bem definido), essa frase aparece como um meme irônico moderno, sem autoria conhecida.

Essa frase ela circula como meme político e ironia de internet, uma paródia da linguagem diplomática. Em diplomacia, é comum classificar países como “amigos”, “neutros” ou “hostis”, dependendo das relações políticas e econômicas. A frase “a Petrobras é um país eventualmente amigo do Brasil” inverte isso de forma irônica: trata a Petrobras como se fosse um “país estrangeiro”, sugerindo que ela às vezes age com interesses próprios, que nem sempre coincidem com os do governo ou da sociedade brasileira.

A frase começou a aparecer em discussões online nos últimos 20 anos. Esse tipo de formulação aparece com frequência em discussões sobre estatais no Brasil, especialmente em contextos de: debates sobre preços de combustíveis, autonomia da Petrobrás, interferência política do governo na estatal, crises de governança e conflitos entre interesses econômicos e nacionais.

Quando alguém diz isso, geralmente está sugerindo ironicamente que a Petrobras às vezes age como se tivesse interesses próprios, não necessariamente alinhados ao governo ou ao consumidor brasileiro e que suas decisões podem “confrontar” o país. É uma crítica disfarçada de humor, não uma tese formal.

Ou seja, é uma frase satírica, usada para criticar a percepção de que a Petrobras teria comportamento “quase independente”, como se fosse um ator internacional que negocia com o Brasil em vez de simplesmente ser parte dele. Ela funciona como uma piada de linguagem diplomática absurda, como se a Petrobras fosse um “país estrangeiro” com interesses próprios.

O diesel renovável (HVO)

Custo típico: 1,5x a 2,5x o diesel fóssil, ou seja, de 50% até 150% mais caro por litro.

O diesel renovável (HVO – Hydrotreated Vegetable Oil – Óleo vegetal hidrotratado) é um tipo de combustível feito a partir de matérias-primas renováveis — como óleos vegetais, gordura animal ou resíduos — mas que, quimicamente, é muito parecido com o diesel fóssil tradicional.

Diferente do biodiesel comum, o HVO passa por um processo químico mais avançado: as matérias-primas (óleo de soja, sebo, óleo de cozinha usado etc.) são tratadas com hidrogênio. Esse processo remove oxigênio e impurezas. O resultado é um combustível praticamente idêntico ao diesel derivado de petróleo.

Diferença entre HVO e biodiesel comum: o Biodiesel (tradicional) é misturado ao diesel (ex: B10, B15), com limitações técnicas em altas proporções e pode oxidar mais facilmente. O HVO (diesel premium renovável) pode substituir 100% do diesel fóssil (sem mistura obrigatória), funciona em motores atuais sem adaptação e tem melhor estabilidade e desempenho em climas frios. No Brasil, ainda está começando — mas há interesse crescente.

O HVO tem a seguintes vantagens: Reduz emissões de CO₂ (dependendo da matéria-prima), pode aproveitar resíduos (óleo usado, gordura animal) e usar a infraestrutura atual (postos, caminhões, logística). Caminhões rodam milhares de km e o HVO mantém autonomia alta, como o diesel.

Desvantagens: custo de produção mais alto, escala ainda limitada, disputa por matéria-prima (pode afetar alimentos, como no caso da soja) e requer investimento industrial significativo.

O HVO é mais caro de produzir: +50% a +150% X diesel fóssil. O custo final do “diesel equivalente” seria de +30% a +80%, com impacto no frete, subindo cerca de: +15% a +35%. Impacto na inflação: +0,8 a +2,0 pontos no IPCA no curto prazo.

O HVO pode usar praticamente os mesmos tipos de gordura do biodiesel, mas com processamento diferente (hidrotratamento). Para o HVO no Brasil deixar de ser dependente de soja e passar a ser majoritariamente baseado em resíduos (óleo usado, gorduras animais etc.), não basta tecnologia — é uma mudança de cadeia logística, economia e política pública. Hoje isso ainda não aconteceu porque o “gargalo” não é produção de combustível, e sim coleta e organização da matéria-prima.
A matriz energética atual reflete mais “projetos e pequenas plantas” do que um mercado maduro.
Aqui está o “nó” do debate: consumimos muito diesel. Não há biomassa suficiente para substituir tudo por HVO, só uma parte.

Nem sempre é tão “limpo” quanto parece: embora reduza emissões de CO₂, pode aumentar emissões de óxidos de nitrogênio (NOx), se houver desmatamento, o ganho climático pode ser anulado e as emissões totais dependem de toda a cadeia produtiva, ou seja: não é automaticamente sustentável.

Quanto da soja vira biodiesel?

Custo típico: ~1,1x a 1,5x o diesel fóssil, ou seja, de 10% a 50% mais caro por litro.

O Brasil deve esmagar ~58 milhões de toneladas de soja por ano. Não existe um único número direto (porque a soja vira vários produtos), mas quando a soja é processada ~80% vira farelo (ração animal) e ~20% vira óleo de soja. Ou seja: apenas ~20% da soja tem potencial para virar biodiesel.

Desse óleo, uma parte vai para biodiesel: representa cerca de 70% da matéria-prima do biodiesel no Brasil. Mas esse óleo também é usado para: alimentação (óleo de cozinha) e na indústria (alimentos processados etc.). Algo na ordem de 10% da soja total produzida no Brasil acaba sendo usada para biodiesel. O biodiesel é relevante, mas não é o principal destino da soja.

Principais matérias-primas do biodiesel no Brasil (atualmente):

• Óleo de soja (~65% a 75%) originada do esmagamento da soja (óleo vegetal). A Soja domina porque é abundante e tem cadeia industrial consolidada. Mas isso cria: competição com alimentos e dependência do agronegócio.
• Gordura bovina (sebo animal) (~15% a 25%) originada de abatedouros e frigoríficos. O Brasil já usa sebo bovino, mas poderia crescer muito com o aumento da rastreabilidade de gorduras animais padronizando a coleta em frigoríficos, melhorando a logística de transporte de subprodutos e garantindo qualidade industrial constante.
• Óleos de outras origens vegetais (~3% a 8%). Inclui: óleo de algodão, óleo de palma (dendê) e óleo de fritura usado (reciclado, limitado pela coleta logística).
• Outras gorduras e resíduos (Participação: ~1% a 5%). Inclui: gordura de frango e suína, resíduos industriais e óleos reciclados de menor escala.

Se o Brasil substituísse metade da soja por gordura animal e resíduos (resíduos + sebo dificilmente passarão de 40%–60% do total no longo prazo) haveria queda na pressão sobre óleo de soja, com menor demanda por óleo de soja para combustível e mis óleo disponível para alimentação. O óleo de cozinha poderia ficar mais barato ou estável e menor pressão inflacionária no grupo de alimentos do IPCA. A gordura animal usada no biodiesel é subproduto da carne, se a demanda por sebo aumentar muito os frigoríficos podem ter maior valorização desse subproduto, e o parte do custo pode ser repassado aos consumidores.

Algumas matérias-primas exigirão mais processamento para convertê-las em biodiesel. O biodiesel mais sustentável não é o “agrícola puro”, mas sim o baseado em resíduos e economia circular. Não dá para substituir tudo. Mesmo com avanço forte a gordura animal é limitada pela produção de carne e o óleo usado depende de coleta eficiente (ainda baixa, complexa e precisa de uma cadeia a ser organizada em todo o país).

Estimativas de mercado indicam que o Brasil gera algo como ~500 mil a 1 milhão de toneladas/ano de óleo de fritura usado (UCO). Mas apenas ~10% a 30% é efetivamente coletado e reaproveitado. O restante vai para o esgoto, o lixo comum e o descarte irregular, ou seja, a maior parte simplesmente se perde.

Óleo de fritura pode virar biodiesel quase 1:1 em energia (com perdas de processo). Na prática, todo o UCO do Brasil poderia substituir aproximadamente de 3% a 8% do consumo de diesel do país, sem competir com a produção de alimentos, é um resíduo “gratuito” (que já existe). Não se coleta mais por conta da fragmentação extrema, com milhões de casas e pequenos comércios gerando óleo usado de difícil centralização na coleta. O óleo está espalhado em pequenos volumes e o transporte custa mais do que o valor do óleo em muitos casos. Só vale a pena em grandes geradores (restaurantes, indústrias).

Falta de infraestrutura nacional com poucos sistemas padronizados de coleta e dependência de iniciativas regionais e privadas. O valor do óleo usado varia com o preço do diesel e da soja e isso reduz previsibilidade para empresas coletoras. O Brasil não tem falta de óleo de fritura — tem falta de sistema para capturá-lo. O óleo de fritura é excelente, mas pequeno em escala energética. Resíduos são uma solução excelente ambientalmente, mas no Brasil eles são uma peça pequena — não uma substituição estrutural do diesel.

Se o Brasil dobrasse a produção de biodiesel, o impacto não seria linear — ele se espalharia por toda a cadeia de alimentos, energia e exportações. Indústrias competiriam mais por essa matéria-prima e o preço do óleo e alimentos industrializados subiriam de forma relevante. O óleo de soja está em muitos Alimentos do dia a dia: óleo de cozinha, margarina, produtos industrializados e na panificação. Então o impacto se espalha pela inflação, afetando o IPCA.

Se o esmagamento aumentar para atender o biodiesel mais farelo seria produzido, podendo baratear ração: carne, frango e ovos podem até cair de preço ou subir menos
Com preços mais altos para a soja os produtores plantam mais soja e pode haver expansão sobre novas áreas com risco de pressão indireta sobre o Cerrado e a Amazônia e mudança no uso da terra. Mesmo com regras ambientais, o efeito indireto existe.

O Brasil é um dos maiores exportadores de soja do mundo. Se mais soja for usada internamente sobra menos para exportação ou o preço internacional sobe, podendo aumentar receita por tonelada mas reduzir volume exportado.

Diesel pode ficar mais caro no curto prazo: o biodiesel geralmente é mais caro que diesel fóssil, aumentar sua participação pode elevar o custo médio, pressionando o frete e a inflação
Dobrar o biodiesel não gera uma crise alimentar, mas redistribui preços dentro da economia: sobe o preço do óleo vegetal, pode aliviar o custo da proteína animal e pressionar a inflação em alguns itens
Se o Brasil tentasse substituir 100% do diesel fóssil por biodiesel, o resultado seria bem diferente de apenas “aumentar a mistura”. Na prática, isso esbarra em limites físicos, agrícolas e econômicos muito fortes.

O primeiro problema é simples: não há óleo vegetal suficiente no país (nem no mundo) para isso. O diesel é consumido em volumes gigantescos (transporte, agro, indústria), o biodiesel brasileiro vem majoritariamente da soja e a soja já tem outros usos importantes (ração, alimentos, exportação). Para substituir tudo seria necessário multiplicar várias vezes a área agrícola atual ou usar fontes alternativas em escala que ainda não existem. A demanda por soja explodiria, outras culturas seriam deslocadas e haveria forte pressão por expansão de novas áreas agricultáveis. As consequências prováveis:

• Aumento significativo de preços de alimentos
• Maior risco de desmatamento indireto
• Conflito intenso entre uso alimentar e energético

É, portanto, uma limitação de escala.

Segundo: o Diesel ficaria mais caro (muito). Mesmo com produção eficiente o biodiesel tende a ser mais caro que diesel fóssil. A escala necessária elevaria custos de produção agrícola e industrial:

• Transporte mais caro
• Inflação estrutural mais alta
• Perda de competitividade logística

O biodiesel custa em média de +10% a +50% X diesel fóssil. Se fosse 100% biodiesel: o “diesel equivalente” ficaria mais caro na bomba. Uma estimativa realista: +20% a +40% no custo do combustível final. Impacto no frete: como o diesel representa algo como 30% a 50% do custo do transporte rodoviário então o frete subiria em média +8% a +20%. Como o Brasil depende muito de transporte rodoviário para alimentos, medicamentos, insumos industriais etc. o efeito em cadeia na inflação geral poderia subir algo como +0,5 a +1,5 ponto percentual no curto/médio prazo, dependendo da resposta de preços e da produtividade agrícola.

Terceiro: problemas técnicos e logísticos. Mesmo que houvesse biodiesel suficiente: motores e frotas teriam de ser adaptados (dependendo da mistura). A infraestrutura teria de ser ajustada para combustíveis diferentes e algumas condições climáticas podem afetar desempenho (ex: frio). O biodiesel funciona bem em mistura, mas 100% puro aumenta desafios técnicos.

Quarto: o impacto ambiental não seria necessariamente positivo: pode aumentar emissões indiretas se houver: desmatamento, uso intensivo de fertilizantes e mudança de uso do solo. Em alguns cenários, o ganho climático pode ser reduzido, anulado ou negativo.

Quinto: o Brasil perderia exportações importantes. Hoje o país é grande exportador de soja e derivados. Se tudo fosse direcionado ao biodiesel as exportações cairiam ou mudariam de perfil, haveria impacto relevante na balança comercial e outros países buscariam fornecedores alternativos

Sexto: o limite físico de energia por hectare (ponto mais importante): diesel fóssil concentra muita energia por volume, culturas agrícolas têm baixa densidade energética por área. Não existe terra suficiente para substituir todo o diesel global (nem o brasileiro) com bi