*Por Sérgio Rebêlo
Uma análise do cenário de baixa probabilidade que o Pulso de Guerra não descarta: novo bloqueio de Hormuz em intensidade similar ao período anterior ao MoU, por 30 a 60 dias adicionais — e o que os fabricantes de lubrificantes no Brasil devem fazer se isso ocorrer.
O petróleo e o lubrificante — entendendo os vasos comunicantes
Este artigo tem um objetivo específico: analisar o que aconteceria com a cadeia de óleos básicos e lubrificantes no Brasil se o Estreito de Hormuz voltasse a operar sob bloqueio severo — em nível similar ao período anterior ao MoU de 17 de junho de 2026 — por mais 30 a 60 dias. Não é o cenário que o Pulso de Guerra considera mais provável. Nossa leitura é que ambos os lados têm incentivos estruturais para manter o Estreito operacional, e esse continua sendo o nosso cenário-base. Mas a probabilidade baixa não é probabilidade zero — e o impacto desse cenário sobre a cadeia de lubrificantes seria suficientemente grave para justificar preparação antecipada.
Para entender os impactos, é preciso primeiro entender por que o petróleo e o lubrificante não se movem juntos — e por que uma guerra no Estreito de Hormuz afeta a prateleira de lubrificantes de forma muito mais profunda e duradoura do que afeta o preço do barril de petróleo.
A resposta está na arquitetura química da cadeia de lubrificantes: um sistema de vasos comunicantes onde o petróleo não é apenas matéria-prima — é o fluido que atravessa todos os elos, do poço ao ponto de venda.
O óleo básico representa entre 75% e 98% do volume de qualquer lubrificante. Os três grupos têm o mesmo ponto de partida: o VGO (vacuum gas oil), fração obtida na destilação do petróleo bruto. O que os diferencia é a intensidade do processamento: GI passa por extração a solvente e desparafinação; GII por hidrotratamento moderado; GIII por hidrocraqueamento severo, que consome hidrogênio industrial gerado por reforma de gás natural. Quanto mais nobre o grupo, maior o consumo de energia e H₂ — e maior a exposição ao preço do petróleo e do gás.
O ponto mais contraintuitivo da cadeia não é esse. É o diferencial de refino do diesel — conhecido no setor como crack spread. O VGO é o mesmo matéria-prima de processo que a refinaria usa para produzir diesel e para produzir óleo básico. Quando o crack spread do diesel sobe — em 2026 atingiu US$60/bbl na Europa —, o refinador direciona o VGO para diesel. O óleo básico fica no fim da fila. A produção de GI, GII e GIII encolhe. Não por falta de petróleo: por aritmética de refino.
Os aditivos ampliam a exposição. Dispersantes (via isobutileno da Unidade de Craqueamento Catalítico (FCC)), modificadores de viscosidade (via etileno e propileno), agentes EP como o ZDDP (via propileno), antioxidantes (via benzeno): oito famílias químicas, o mesmo gargalo — nafta craqueada (processada por craqueamento catalítico). Embalagens (PET, HDPE) são 100% petroquímicas. Frete é diesel. O petróleo está em toda parte da cadeia.
É por isso que a queda do Brent não reduz imediatamente o custo do lubrificante. E é por isso que um novo bloqueio de Hormuz em nível similar ao período anterior ao MoU — cenário de baixa probabilidade na visão do Pulso de Guerra, mas não zero teria impacto desproporcional na cadeia de básicos/lubrificantes. Entendendo o que a história ensina sobre a duração possível desse risco, é possível dimensioná-lo com mais precisão.
O contexto: o que sabemos sobre Hormuz hoje
O Pulso de Guerra da FactorK monitora o Estreito de Hormuz desde o início do conflito EUA-Israel-Irã, em 28 de fevereiro de 2026. A nossa leitura consolidada, apoiada em Bloomberg, Reuters, The Economist ,IEA e Al Jazeera, entre outros, é que ambos os lados têm incentivos estruturais para manter o Estreito operacional: para o Irã, as exportações de petróleo são a única fonte relevante de receita de uma economia exaurida; para os EUA, cada semana de Hormuz fechado alimenta a inflação que o Federal Reserve já combate com juros altos. Esse continua sendo o nosso cenário-base. Mas os eventos do fim de semana de 12 e 13 de julho reforçaram a instabilidade do momento.
O exército americano lançou novos ataques contra o Irã após ataques iranianos com drones e mísseis contra aliados dos EUA, incluindo Kuwait, Jordânia e Qatar. A Guarda Revolucionária Islâmica do Irã (IRGC) declarou que não permitiria a passagem de embarcações pelo Estreito de Ormuz, embora uma rota alternativa pelo sul do estreito, próxima a Omã, continue sendo reportada como operacional por consultorias marítimas. O Brent reagiu com alta de 3,6%, para US$ 78,8/barril no momento da redação deste artigo — um comportamento que se repete desde o início do conflito: cada episódio de escalada eleva o preço, cada sinal de recuo diplomático o derruba. A volatilidade de preço documenta a instabilidade do acordo, não a sua solidez. Os mercados financeiros também reagiram: juros do Tesouro americano de 10 anos subiram em direção a 4,6%, ouro recuou 1,2% para cerca de US$ 4.070/onça e futuros do S&P 500 apontavam queda de 0,4% antes da abertura.
Ainda assim, acreditamos que ambos os lados seguem motivados a evitar um retorno à guerra em grande escala. O ciclo de escalada seguida de recuo para a mesa de negociação é o padrão que temos observado desde o MoU — e é o que define o cenário-base do Pulso de Guerra: nem paz consolidada, nem guerra total, mas uma incerteza geopolítica prolongada que mantém prêmios de risco elevados e impede a normalização da cadeia de óleos básicos.
Mas , e se Hormuz piorar? O que muda para a cadeia de básicos/lubrificantes
O cenário que analisamos aqui — novo bloqueio de Hormuz em intensidade similar ao período anterior ao MoU, por 30 a 60 dias adicionais — não é o cenário-base do Pulso de Guerra. Nossa leitura é que os incentivos estruturais de ambos os lados apontam contra isso. Mas não é impossível. E se ocorrer, não significa manutenção dos preços atuais ($76–78/bbl). Significa ruptura para cima. A referência histórica é o pico de março–abril de 2026: com Hormuz bloqueado no nível de intensidade pré-MoU e estoques globais ainda razoáveis, o Brent atingiu $119–120/bbl e o WTI $99–100/bbl (CNBC, 27/03/2026).
Hoje o ponto de partida é pior: Reserva Estratégica de Petróleo (SPR) americana em mínima desde 1983 (331 mi bbl), estoques globais já drenados durante o bloqueio, Pearl GTL (gás para líquido) paralisada há quatro meses, BAPCO e ADNOC em retomada parcial incerta. Um segundo fechamento severo de Hormuz não amortece no mesmo amortecedor que existia em fevereiro.
A isso se soma um segundo vetor de pressão sobre o crack spread global, independente de Hormuz: a Rússia. Em 8 de julho de 2026, o vice-premier Alexander Novak anunciou proibição total das exportações de diesel russas até 31 de julho de 2026 — prorrogável. O motivo: ataques sistemáticos de drones ucranianos desabilitaram 42,7% da capacidade de refino russo. Todas as 11 maiores refinarias foram atingidas ao menos uma vez. A refinaria Gazprom Neft de Moscou — que abastece 60% da região da capital — ficará offline até início de 2027.
O proibição formal apenas oficializou o que os dados já mostravam: as exportações marítimas russas de diesel tinham caído 46% ano a ano em junho, e nos primeiros oito dias de julho corriam a 187.000 bbl/dia — contra 535.000 no mesmo período de 2025. Uma nação que respondia por 11% do diesel global em 2025 está a caminho de se tornar importadora líquida de combustível — o que seria historicamente inédito. Já iniciou importações marítimas de gasolina da Índia e acordou fornecimento de diesel do Cazaquistão.
Nesse contexto, um novo bloqueio de Hormuz em nível similar ao pré-MoU — mesmo que por apenas 30 a 60 dias — não partiria do zero. Partiria de uma base já comprometida, o que amplifica os efeitos. Eles se distribuiriam de forma assimétrica.
GIII — o mais vulnerável
O GIII é o elo mais exposto por uma razão estrutural: 100% do GIII consumido no Brasil é importado, majoritariamente da Coreia do Sul e do Oriente Médio. Não existe produção doméstica. Não existe reserva de segurança.
Um novo bloqueio de intensidade similar ao pré-MoU, mesmo que por 30 a 60 dias, teria dois efeitos simultâneos: (1) interrupção ou redução do suprimento das plantas do Oriente Médio (ADNOC, BAPCO, Pearl GTL (gás para líquido)) que ainda mantêm alguma produção parcial; e (2) um provável novo salto do crack spread de diesel na Ásia, que desincentivaria ainda mais a produção de GIII nas refinarias coreanas. São dois caminhos independentes que convergem para a mesma escassez — e desta vez partindo de um patamar de estoques globais já baixo, sem o amortecimento que existia em março.
A disputa pelo GIII coreano: EUA competindo diretamente com o Brasil
Há um fator que torna a situação ainda mais delicada para o Brasil: os EUA e o Brasil competem pelo mesmo pool de GIII coreano — e os americanos estão vencendo essa disputa.
Dados verificados da Korea Customs Service, reportados pela Base Oil News indicam que as exportações coreanas de óleos básicos para os EUA saltaram para 85.000 toneladas em maio de 2026 — máxima de três anos — revertendo a queda atípica de abril (16.100 toneladas). A média de março a maio ficou em 60.000 toneladas/mês, ante 43.100 toneladas em 2025. Os EUA responderam por 27% do total exportado pela Coreia do Sul em maio — ante menos de 15% em 2025 —, a maior participação em mais de uma década.
O aumento das exportações para os EUA não cobriu o déficit total criado pela perda do Oriente Médio. A lacuna de GIII nos EUA é maior do que o que a Coreia consegue suprir — mesmo com o maior esforço de exportação em anos. Isso cria um efeito cascata direto para o Brasil e para a Europa: o pool disponível de GIII coreano para outros destinos encolheu. Com os EUA absorvendo 27% da produção exportada pela Coreia — ante 15% no ano anterior —, os volumes disputados por Brasil, Europa e Ásia são proporcionalmente menores.
A Base Oil News sinaliza ainda um risco estrutural de médio prazo: a crescente dependência americana do GIII coreano pode se tornar permanente, criando incentivo para que compradores americanos estabeleçam contratos de longo prazo preferenciais com refinadores coreanos — reduzindo ainda mais os volumes disponíveis no mercado à vista para importadores brasileiros.
GII — impacto real, mas com mais alternativas
O GII tem dinâmica diferente do GIII. A principal fonte de GII para o Brasil é o Costa do Golfo dos Estados Unidos — não o Oriente Médio. Refinarias como ExxonMobil (Baytown, Beaumont), Chevron Phillips e outros operadores integrados do Texas e Louisiana respondem por grande parte do GII importado pelo Brasil.
Em cenário de novo bloqueio de Hormuz — mesmo por 30 a 60 dias —a demanda por GII tenderia a aumentar ainda mais pela substituição de GIII. Já documentamos que o Argus registrou GII N100 em máxima desde agosto de 2022 em maio de 2026, com 9ª semana consecutiva de alta — e isso antes de qualquer nova interrupção. Com estoques globais já drenados, um segundo choque partiria de base muito mais frágil.
A boa notícia: o Brasil tem alternativas domésticas que nenhum outro país da América Latina possui. A Lwart (Lençóis Paulista, SP), segunda maior rerrefinaria do mundo pós-Projeto H+(expansão da capacidade em 50%), produz GII em reais, sem exposição cambial e com logística de 300 a 800 km.
Além da Lwart, o mercado brasileiro conta com distribuidores especializados em óleos básicos importados — entre eles Iconic , Vibra,e Moove, que mantêm estoques locais e contratos de fornecimento com refinadores internacionais. Em cenário de nova crise, a capilaridade e o estoque regulador desses distribuidores podem ser a diferença entre acesso e desabastecimento.
Aqui vale uma reflexão sobre prática comercial. Muitos fabricantes de lubrificantes no Brasil operam por compras no mercado à vista — sem contratos de prazo com distribuidores de óleos básicos, buscando sempre o melhor preço pontual. Essa lógica faz sentido em mercado estável. Em ambiente de volatilidade e risco de escassez, ela é uma vulnerabilidade. Quem tem contrato estabelecido com Iconic, Vibra , Moove ou outro distribuidor estruturado tende a ser priorizado na alocação. Quem compra spot disputará o que sobrar — ao preço que o mercado impuser no momento da crise.
Aditivos — o elo menos comentado
Dispersantes, detergentes, modificadores de viscosidade, agentes EP, antioxidantes: quando importados , a maioria vem dos EUA (Lubrizol, Afton Chemical, Chevron Oronite), com alguma participação europeia. Em cenário de nova crise, o risco de aditivos não é falta de matéria-prima — é priorização do mercado doméstico americano pelos fornecedores, que pode reduzir a disponibilidade de exportação para a América Latina.
O prazo de qualificação de fontes alternativas de aditivos é de 60 a 120 dias no mínimo. Quem começar a mapear depois que a ( eventual nova ) crise se instalar chegará tarde.
Assim como no caso dos óleos básicos , grande parte dos fabricantes de lubrificantes no Brasil opera por compras à vista em aditivos —, sem contratos de volume ou prazo com distribuidores e fornecedores. A lógica é racional em mercado estável: maximizar flexibilidade e capturar o melhor preço pontual. Em mercado volátil com risco de escassez, essa lógica se inverte.
O câmbio como multiplicador de risco
Um novo bloqueio de Hormuz por 30 a 60 dias — cenário de baixa probabilidade, mas monitorado pelo Pulso de Guerra — significaria: petróleo mais caro → inflação global mais alta → Fed mais restritivo → dólar mais forte → BRL depreciado. O importador brasileiro enfrenta dupla exposição: o preço FOB em dólar sobe e o câmbio piora simultaneamente. Uma depreciação de 10% no BRL/USD equivale, em termos de custo de importação, a um aumento de cerca de US$100 por tonelada de GII — valor que supera o prêmio de frete da rota via Cabo da Boa Esperança.
Em 2026, o risco cambial tem um agravante específico: as eleições presidenciais de outubro. Qualquer incerteza fiscal ou política do segundo semestre amplifica a volatilidade do BRL — justamente quando a crise de Hormuz estaria no auge da sua transmissão para preços de básicos no Brasil.
Os caminhos: o que fazer se o cenário de baixa probabilidade se materializar
A resposta não é entrar em pânico. Nem ignorar o risco porque a probabilidade é baixa. O cenário aqui considerado é específico: um novo bloqueio de Hormuz em intensidade similar ao pré-MoU, por 30 a 60 dias adicionais. Esse não é o cenário-base do Pulso de Guerra — mas, se ocorrer, não avisará com antecedência. Agir de forma preventiva nos elos onde a antecipação tem valor faz sentido independentemente do cenário que prevalecer. A tabela a seguir organiza , sem a pretensão de esgotar o assunto, oito caminhos por horizonte de tempo e natureza da decisão:
O paradoxo do estoque: o risco invertido
No cenário-base do Pulso de Guerra , o canal está cheio de produto comprado caro e o custo de reposição tende a cair — o risco clássico é a compressão de margem. Mas em cenário de uma nova eventual escalada, esse risco se inverte: o estoque atual, comprado no pico, pode se tornar mais valioso , à medida que a reposição se torna cara ou impossível.
Isso tem implicações diretas para as decisões de gestão de estoque nos próximos 60 a 120 dias. O distribuidor ou formulador que liquidar estoque antecipando queda de preços — num momento em que o risco de nova escalada ainda não se dissipou — pode descobrir que está vendendo produto barato agora e precisando comprar produto caro (ou inexistente) depois.
A lição da crise de março a maio de 2026 foi exatamente essa: quem tinha estoque, tinha negócio. Quem não tinha, ficou na fila. A diferença entre ter e não ter, nesses meses, não foi questão de momento certo — foi questão de preparação prévia.
Conclusão: o risco baixo merece planejamento de alto impacto
A FactorK acredita que os incentivos estruturais apontam para uma normalização relativa — porém instável — do tráfego em Hormuz. Um novo bloqueio de intensidade similar ao pré-MoU, por 30 a 60 dias adicionais, é o cenário de baixa probabilidade que este artigo analisa. Esse não é o cenário-base do Pulso de Guerra — mas merece planejamento.
A boa notícia é que as ações preventivas que protegem contra esse cenário são, em sua maioria, ações que fazem sentido de qualquer forma: mapear o portfólio por exposição a GIII, qualificar GII como substituto onde técnico, ativar parceiros locais como âncoras domésticas, diversificar fontes de aditivos, revisar cláusulas de contratos. Essas são decisões de gestão de risco que agregam valor independente do cenário que prevalecer.
Quem entender o momento certo antes — e agir agora — terá a melhor posição. Seja para navegar a compressão de margem do cenário-base, seja para garantir suprimento no cenário de nova escalada. Os dois cenários exigem preparação. A diferença é que um deles não dá segunda chance.
*Sérgio Rebêlo é CEO da FactorK, consultoria estratégica brasileira com 28 anos de atuação em Energia & Mobilidade, Saúde & Farma, Químicos & Materiais e Beleza & Bem-Estar na América Latina.
