De um lado, o barril acima de US$ 100 – um patamar que ninguém esperava até o início da guerra com o Irã. De outro, o pacote do governo para aliviar os preços internos dos combustíveis em meio à alta do petróleo; que incluem um imposto de exportação de 12% para o óleo cru.  

O imposto, anunciado na quinta (12) e válido a princípio por quatro meses, entra para compensar o PIS/Cofins zerado sobre o diesel e também um auxílio financeiro de R$ 0,32 por litro para produtores e importadores do combustível.   

Vejamos aqui como essa realidade, de petróleo em alta e imposto surpresa, impacta cada uma das nossas petroleiras de capital aberto: Petrobras, Prio, Brava Energia e PetroReconcavo.

Petrobras

A estatal ganha por conta do parque de refino. Ela aumentou o diesel na boca das refinarias em 11,6%, para aproximar os preços locais dos internacionais. Ainda que a defasagem siga alta, o custo de extração de matéria-prima (petróleo) e de refino permanecem os mesmos. Logo, o aumento compensa em parte o novo imposto sobre a fatia de óleo cru que a petroleira exporta. 

O custo de extração da Petrobras, vale notar, é particularmente baixo: US$ 9 por barril. No quarto trimestre de 2025, a estatal fez um Ebitda equivalente a US$ 10,9 bilhões com o Brent, o preço de referência para o barril, entre US$ 60 e US$ 65. 

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Antes mesmo do conflito, o barril já estava em um patamar superior, US$ 73. Caso venha um cessar fogo, a produção dos países árabes ainda levaria algum tempo até voltar ao normal. Eles já cortaram a produção em 30% (10 milhões de barris por dia, o equivalente a um décimo do consumo global).

A Agência Internacional de Energia estima que um retorno aos níveis pré-guerra pode levar semanas e, em alguns casos, meses – religar poços de forma apressada poderia danificar equipamentos, gerando novas paradas. 

Ou seja: a pressão sobre a oferta não terminaria da noite para o dia, favorecendo as petroleiras daqui. Somando isso à margem maior do refino, o cenário para a Petrobras segue positivo mesmo com o imposto.     

Prio

A Prio exporta toda sua produção e não tem refino para compensar a taxa de 12%. Por conta disso, o Safra prevê uma redução de 15% no lucro operacional previsto para 2026 caso o imposto de exportação se mantenha até dezembro. 

O cálculo, porém, leva em conta uma eventual realidade com o Brent a um preço médio de US$ 70. Caso o barril permaneça a um patamar mais elevado do que esse, o impacto arrefece. 

Também vale lembrar que o barril em alta vem num momento de expansão da Prio. Ela acaba de colocar um novo campo em operação, Wahoo, com capacidade para extrair 40 mil barris por dia. O Itaú BBA estima que a produção chegue a 201 mil bpd neste ano – praticamente o dobro dos 106 mil bpd de 2025.    

Brava Energia e PetroReconcavo

A Brava exporta só um terço de sua produção. Diante disso, os analistas do Safra vêem um impacto menor do novo imposto ali: redução de 7% do lucro operacional em 2026. Também ajuda o fato de ela trabalhar com refino – a petroleira opera a refinaria de Camarão (RN). As margens maiores no diesel, então, mitigam o efeito do imposto.

A Brava é a segunda maior junior oil do país (80 mil barris por dia em 2025) e passa por um momento de virada. Aumentou produção em 46% no ano passado e reverteu o prejuízo de R$ 1,1 bilhão em lucro de R$ 1,5 bilhão. O plano interno é aumentar a produção para 100 mil bpd em 2027. 

Já na PetroReconcavo o efeito do imposto seria desprezível. Focada em campos maduros e em terra no Nordeste, com produção de 24 mil bpd, a empresa tem escala menor e perfil pouco exposto à exportação. De acordo com o Safra, ela praticamente não sofre impacto da taxa de 12%.

O que mais preocupa, para o setor como um todo, nem é o impacto financeiro imediato, mas o precedente aberto pelo governo. Para os analistas do Morgan Stanley e do Bradesco BBI, a criação do imposto aumenta a incerteza regulatória na exploração de petróleo no Brasil, o que pode reduzir o apetite de investidores.

Na outra ponta, a vantagem geopolítica conta a favor das brasileiras. Não estamos, afinal, numa região sujeita a conflitos militares capazes de interromper a produção.

Países que dependem fortemente de petróleo importado, especialmente China, Índia e Japão, agora tendem a buscar mais fontes de suprimento alternativas ao Oriente Médio. E, definitivamente, somos uma delas.

Desde o início da guerra, há 15 dias, o diesel no mercado internacional sobe 50% – ainda mais do que os 42% do petróleo. E boa parte do diesel que abastece os caminhões brasileiros vem de fora. 

O Brasil, apesar de ser um grande exportador de petróleo, não tem capacidade de refino para atender a demanda interna por diesel. As importações suprem 25% do nosso consumo.

Daí as altas nos postos. De acordo com a ANP, o preço médio do diesel nos postos subiu 12% na última semana. E dados do sistema de monitoramento TruckPag,levantados pelo Valor, mostram um acréscimo de 18,75% desde o dia 27 de fevereiro, o último antes da eclosão do conflito. 

Foi nesse contexto que a Petrobras anunciou na sexta (13) o primeiro reajuste do diesel em refinarias após 312 dias: alta de R$ 0,38 por litro, ou 11,6%, com o preço passando de R$ 3,27 para R$ 3,65 a partir deste sábado (14).

O reajuste, de qualquer forma, não cobre nem de longe a defasagem ante o preço internacional. Para isso, o preço teria de subir a R$ 5,61 por litro, de acordo com a Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abicom). 

Essa diferença é central para entender como a guerra pesa no mercado brasileiro. Quando a cotação internacional dispara, os importadores passa a trazer diesel a um custo muito mais alto que o da Petrobras – a estatal controla 84% do nosso parque de refino. 

Isso aumenta a pressão sobre a Petrobras para abastecer o mercado. A estatal chegou a rejeitar pedidos extras de diesel. O aumento no preço, então, é uma forma de tentar conter a demanda e evitar uma crise de abastecimento.

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O governo busca amortecer o choque de forma indireta. Na quinta (12), o Brasil zerou tributos federais sobre o diesel e anunciou uma subvenção para produtores e importadores, numa tentativa de conter o avanço dos preços domésticos.

Em grande parte porque altas no diesel significam altas no frete, o que afeta basicamente todos os setores da economia e joga a inflação para cima. 

Mas enquanto não houver um cessar-fogo no Irã qualquer medida será como enxugar gelo. O barril fechou ontem (13) acima de US$ 100 pelo segundo dia consecutivo – o que não acontecia desde 2022, com a invasão da Ucrânia. Cortesia do fechamento do Estreito de Ormuz. O bloqueio da passagem marítima de apenas 3,7 km de largura entre Irã e Omã tira de circulação 20 milhões de barris por dia. Um quinto do suprimento global. 

Na gasolina, o efeito para o Brasil é menor. Importamos entre 6% e 7%, apenas. E a frota de carros flex, que roda com etanol, dá um refresco para a demanda do derivado de petróleo. Com o diesel, porém, não há escapatória. A alta nos preços internacionais bate por aqui de forma automática, como o preço nas bombas deixa claro.

Na conta de padaria, os EUA não precisam de petróleo. Eles já produzem 40% a mais do que a Arábia Saudita. São 13,4 milhões de barris por dia. Isso mais a extração de outros hidrocarbonetos, que também vão para a produção de combustível, dá e sobra para o consumo interno, de 20 Mbpd.  

Para ilustrar o colosso: o Brasil figura como grande exportador global tirando “só” 3,8 Mbpd.

Por que o interesse óbvio no petróleo venezuelano, então? Porque “quanto mais melhor”? Também. Mas não é só isso. O ponto é que o óleo venezuelano cai como uma luva para resolver um problema da indústria americana de óleo e gás. 

É o seguinte: petróleo não é exatamente uma “commodity”, no sentido de ser algo igual no mundo todo. Não. Cada lugar produz um tipo diferente. Vamos nos concentrar aqui na maior dessas distinções: a viscosidade.

Isso divide o reino do petróleo em três gêneros: leve, médio e pesado. O leve é o mais parecido com gasolina pura. Fácil de refinar, portanto – e justamente por isso ele é mais caro no mercado internacional. O pesado exige refinarias especializadas. E o médio, bem, fica no meio termo. O do pré-sal, só para ilustrar, é médio. O da Arábia Saudita, leve – “de grau API alto” no jargão. 

Nos EUA, é quase tudo leve também. Veja aqui: 

Se o leve é mais caro, então, eles estão bem servidos, certo? Em termos. A produção de óleo leve em quantidades brutais é um fenômeno recente nos EUA – começou no século 21, com a exploração do óleo de xisto, enfurnado em rochas.

Mas boa parte das refinarias americanas é especializada no refino de óleo pesado. Não lidam com óleo leve, já que, historicamente, quem garantia boa parte do abastecimento de petróleo nos EUA eram Canadá, México e Venezuela (antes das sanções). Todos os três produzem óleo pesado.

Como os EUA não têm parque de refino suficiente para seu óleo leve, eles vendem uma parte desse no mercado internacional e importam óleo de grau API baixo para as refinarias de óleo pesado (que ficam há décadas posicionadas no Golfo do México, justamente para receber esse produto das latitudes mais ao sul). 

E a importação de óleo pesado tem crescido. Em 2010, ela representava menos da metade. Agora, 65%. Veja o progresso: 

Também há importação de óleo leve e médio, por questões logísticas e de mercado. Mas a de óleo pesado é fundamental: os EUA praticamente não produzem, ao mesmo tempo em que têm um parque de refino especialmente dedicado a essa variante.

E isso nos leva à Venezuela. O país tem a maior reserva provada de petróleo do mundo, 303 bilhões de barris – 17% das reservas globais. Basicamente tudo na forma de óleo pesado, aquele que os EUA mais precisam. 

Garantir o acesso das empresas americanas a esse tesouro é, portanto, uma questão estratégica pelo prisma dos negócios – não necessariamente pelo ponto de vista da diplomacia, mas esse é assunto para outra análise.  

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Tão estratégica que a importação de óleo venezuelano continuou mesmo depois das sanções americanas, que proibiram o comércio com o país de Maduro. A partir de 2019, no governo Trump 1, o petróleo venezuelano não podia mais entrar nos EUA. 

Mas a Chevron, uma das gigantes americanas do setor, conseguiu em 2022 uma autorização especial do governo americano. Passou a operar uma joint venture com a PDVSA (a Petrobras da Venezuela) e vender óleo pesado do país de Maduro para as refinarias dos EUA.

Ainda assim, a produção da Chevron lá é pequena, na faixa de 200 mil barris por dia. O equivalente a uma junior oil – a Petrobras, para comparar, extrai sozinha 2,5 milhões de barris por dia no Brasil.

A queda na produção venezuelana

O resto da produção venezuelana fica por conta da PDVSA mesmo e de joint ventures dela com outras empresas de fora – desde 2007, o regime venezuelano só permite a exploração se a estatal entrar como sócia, com 60%. Essa foi a “nacionalização do petróleo”, que tirou as americanas Exxon e a ConocoPhillips do país.    

A produção venezuelana já foi robusta, de 3,5 Mbpd antes da nacionalização. Mas decaiu ano após ano, por mau gerenciamento da PDVSA, corrupção e falta de investimentos (países sancionados basicamente não têm acesso a capital). Sem investimento, a estrutura corrói – literalmente. Tanto que a anglo-holandesa Shell, que tinha topado virar sócia da PDVSA em 2007, acabou saindo em 2020 porque a sócia estatal não fazia sua parte na manutenção dos poços. 

E a produção total foi caindo. Em 2020, chegou a pífios 500 mil barris por dia. Desde lá, porém, ela tem aumentando. Está em 1,1 milhão de barris. Um pouco com a ajuda da Chevron, mas também das potências amigas do regime venezuelano: Rússia e China. 

O país de Xi Jinping está lá com a estatal CNPC, que também extrai no Brasil – é dona de 3,7% do campo de Búzios, o maior do país, em parceria com a Petrobras. 

E a Rússia opera ali uma estatal chamada Roszarubezhneft. Essa sopa de letrinhas diz tudo: significa “petróleo” (neft), “russo” (ros) “no exterior” (zarubezh). Trata-se de um programa voltado a produzir o suco de dinossauro em países sancionados pelos EUA.

Ou seja: os dois antagonistas dos EUA no tabuleiro geopolítico estavam arrumando a cama para explorar as reservas monstruosas da Venezuela. Agora, com a deposição de Maduro, quem deve se deitar nesse berço esplêndido são as petroleiras americanas. Caso o plano de Trump dê certo, claro.

O Ibovespa sobe 32% no ano. O dólar cai 14%. Significa o seguinte: um dos melhores investimentos do mundo para estrangeiros foi a bolsa brasileira. Somando a alta da bolsa com a valorização do real nesses 11 meses, temos que o Ibovespa sobe 53% em dólar.

Uma grande virada em relação a 2024, quando o Ibovespa em dólar tombou 30%. E algo comparável com a alta do ouro (63% em dólar), cantada em verso e prosa pelo noticiário internacional há meses. 

Mas o caso brasileiro não é um fenômeno isolado. Longe disso. Várias bolsas de países da série B (e C, e D) das finanças globais têm desempenhos semelhantes. E 12 delas estão na nossa frente. Veja aqui: 

O maior destaque na tabela é para as bolsas da África subsaariana. Gana e Zâmbia lideram o ranking; além disso, Nigéria e Quênia compõem o top 20.

Outra participação relevante é a do Leste Europeu. Hungria, República Tcheca, Eslovênia e Polônia figuram com ganhos superiores aos do Ibovespa. 

Enquanto isso, a bolsa americana fica em mais modestos 17%. Ainda assim, é o terceiro ano seguido que o S&P 500 fecha em dois dígitos – depois de marcar 24% em 2023 e 23% em 2024.

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Mas o momento é, sem dúvida, dos times pequenos. Só fica a pergunta: ainda há lenha para queimar? Vamos ver aqui. 

Se você somar o preço de todas as ações da B3 e dividir pelo lucro que as empresas deram nos últimos 12 meses, vai dar 11,5. Esse é o P/L (preço sobre lucro) atual do Ibovespa. Ele é baixo na comparação com o S&P 500, que opera num P/L de 30. Mas já está acima da média dos últimos 20 anos, que foi de 10,5%.

Pelo histórico, portanto, a bolsa já saiu daquele terreno em que pode ser chamada de “barata”. A ver o que 2026 trará.   

As vendas na Black Friday aumentaram 4,1% em relação ao ano passado nos EUA. O resultado supera a alta de 3,4% registrada em 2024. Bom para o consumidor americano, mas talvez nem tanto para a economia global – a começar pela nossa.

Consumo vigoroso faz de tudo, menos puxar os preços para baixo. Logo, uma Black Friday pródiga por lá joga contra a ideia de cortes mais profundos nos juros do Fed, o banco central dos EUA.

Juros americanos num patamar alto, como os 4% de agora, existem para baixar a inflação freando a atividade econômica. E se essa atividade se mostra forte, é sinal de que o remédio não está fazendo tanto efeito.

Como não há outro remédio contra a inflação, fica mais difícil reduzir a dose diante desse sintoma.

E como está a inflação? Não se sabe. O CPI (“IPCA” dos EUA) relativo a outubro, que deveria ser o mais recente, não foi apurado – uma cortesia do shutdown, a paralisação parcial do governo americano por falta de dinheiro autorizado pelo Congresso.

O CPI de setembro ficou em 3% para os últimos 12 meses – e sem sinais de convergência para a meta (de 2%), já que o índice foi subindo mês a mês desde abril, o ponto mais baixo do ano (2,4%).

O consenso do mercado aponta para mais um corte de 0,25 p.p. nos juros americanos na próxima reunião do Fomc (o Copom deles), que acontece no dia 10 de dezembro.

Mas dirigentes do banco central americano, como Beth Hammack, do Fed de Cleveland, já alertaram que vendas de fim de ano mais fortes que o esperado podem atrasar o retorno da inflação à meta, o que justificaria uma postura mais conservadora do Fomc. Em outras palavras: uma Black Friday exuberante alimenta um cenário de juros altos por mais tempo.

Juros altos nos EUA não são uma questão restrita aos EUA. Eles aumentam a remuneração dos títulos públicos americanos. Eles ficam mais atraentes. Como você precisa de dólares para comprar esses títulos, a demanda por moeda americana aumenta. E empurra o valor do dólar para cima.

Nos últimos meses, a queda do dólar foi importante para arrefecer a inflação no Brasil. O IPCA cedeu de 5,53% em abril para 4,68% em outubro. Caso a tendência arrefeça, ou se reverta, a desaceleração nos preços daqui fica comprometida. E aí quem se vê obrigado a manter os juros lá no alto é nosso Banco Central.

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Foto da abertura: Getty Images

Donald Trump disse que as companhias aéreas devem considerar o espaço aéreo sobre e ao redor da Venezuela como fechado, em uma publicação na sua plataforma Truth Social neste sábado.

“Para todas as companhias aéreas, pilotos, traficantes de drogas e traficantes de pessoas, por favor considerem O ESPAÇO AÉREO ACIMA E AO REDOR DA VENEZUELA COMO FECHADO EM SUA TOTALIDADE”, escreveu Trump a partir de sua residência em Mar-a-Lago, na Flórida.

O alerta ocorre enquanto forças americanas se concentram na região e Trump avalia uma possível ação contra o governo do presidente Nicolás Maduro. Também vem às vésperas de um período de pico de viagens para o Caribe.

A Casa Branca não respondeu de imediato a um pedido de comentários.

Trump evitou dizer se, e quando, os EUA iniciariam ataques contra a Venezuela, mas sugeriu, nos últimos dias, que o país poderá em breve ampliar sua série de ataques a barcos supostamente carregando entorpecentes para operações em terra, sem dar mais detalhes.

Nos últimos meses, os EUA vêm intensificando a pressão sobre Caracas, como parte de uma operação antidrogas voltada ao combate ao tráfico, que o governo Trump afirma ser liderado pelo regime de Maduro.

O governo Trump designou formalmente o Cartel dos Sóis, da Venezuela, como organização terrorista estrangeira — classificação que os EUA apontam como base legal para certas operações, e que a Venezuela alega ser uma falsidade para justificar uma intervenção.

A campanha levou os EUA a reforçar sua presença militar na região, incluindo um porta-aviões e navios de guerra, além de altos oficiais militares americanos se reunirem com líderes no Caribe.

Trump conversou com Maduro na semana passada e os dois discutiram um possível encontro, embora ainda não tenham marcado nada, informou o New York Times na sexta-feira.

Companhias aéreas começaram a cancelar voos de e para a Venezuela após um comunicado da Administração Federal de Aviação (FAA, na sigla em inglês) dos EUA, em 22 de novembro, recomendando que operadores “ajam com cautela” em meio ao impasse crescente entre os dois países.

A agência também afirmou que aumentaram a interferência em sistemas de navegação no espaço aéreo do país e os exercícios militares venezuelanos.

Por Angela Cullen e Josh Wingrove

É um massacre. Enquanto o Ibovespa sobe 30% no ano, o grosso dos BDRs das sete companhias mais valiosas dos EUA amargam quedas. Em alguns casos, duras quedas. 

BDRs, vale lembrar, são “recibos” de ações gringas. Você negocia na B3 em reais, como se fossem papéis brasileiros. E eles refletem a variação das ações para valer, aquelas negociadas em Nova York.

Esses papéis também flutuam ao sabor do câmbio – já que ações americanas são precificadas em moeda americana, lógico. As quedas do dólar puxam os BDRs para baixo. E haja queda. No ano, as notas verdes cedem 15,5%. E o cenário que temos é o seguinte: 

O tombo da moeda americana cria distorções interessantes. A Alphabet vai bem, obrigado – até a Berkshire, que não tem comprado quase nada, fez uma fezinha de US$ 5 bilhões na dona do Google. A alta, na bolsa americana, é de 50,1% ano ano. Em reais, porém, a alta se restringe a 26,4%. 

A Nvidia, rainha da IA, também segue testando limites, você sabe. Em julho, virou a primeira empresa a romper a barreira dos US$ 4 trilhões em valor de mercado. No final de outubro, inaugurou o patamar dos US$ 5 trilhões. Desde lá, Nvidia cai 12% (US$ 600 bilhões) – e o termo “bolha da IA” entrou de vez para o léxico popular do planeta. Mesmo assim, ela ainda sobe 35% no ano. Em reais, perém, a alta é menos gráfica: 14,5%.

E daí para baixo é todo mundo debaixo d’água: Microsoft (-0,8%), Apple (-8%), Meta (-13,8%) Amazon (-14,1%), Tesla (-17,2%). 

Mas o dólar não é o único vilão, claro. À parte a Microsoft, que sobe razoáveis 17,1% em sua moeda natal, o cenário é modorrento, com Apple abaixo dos 10%; e Amazon, Meta e Tesla praticamente no zero a zero. Aqui:

Não é novidade: tem crescido entre investidores a percepção de que a bolsa americana está cara. E na letra fria dos dados está mesmo.

Sabe-se se uma bolsa está cara quando você olha o P/L (preço sobre lucro). Você soma o valor de mercado de todas as empresas do índice e divide pelo lucro que elas deram nos últimos 12 meses.

Se essa divisão dá 10, por exemplo, significa que as empresas valem, na média, 10 anos do lucro que elas propiciam hoje. Quanto dá o do S&P 500? 27,6. É mais do que a média dos últimos 10 anos, 22,8. E bem mais do que série de longo prazo (desde 1950), de 19. 

No Brasil é o contrário. P/L de 8,6, contra uma média maior, de 10,5, para os últimos 20 anos.

Em outros países emergentes, a situação é parecida. E tal como o Brasil eles têm recebido mais dinheiro de fora. Tanto dinheiro que as bolsas de alguns países latino americanos estão até mais exuberantes do que a nossa no ano: 

Mas o fato é que os movimentos de mercado e de câmbio se retroalimentam. Quando cresce o fluxo de dólares para as bolsas dos emergentes, aumenta a oferta de dólares nesses países. E a moeda americana desvaloriza. É justamente o que está acontecendo: 

Seja como for, a negociação de BDRs é relativamente pequena na B3. Um levantamento da Quantum Finance mostra que as Mag 7 movimentam algo entre 100 mil e 200 mil negócios por dia. Trata-se de um patamar equivalente ao de empresas brasileiras menos expressivas, que ficam de fora do ranking das 100 mais negociadas.

Um dos maiores exportadores de soja brasileira para a China é a própria China, de certa forma. O grosso das exportações acontece via traders agrícolas: Cargill, Bunge, Louis Dreyfus… Elas compram das fazendas e vendem para os clientes de fora, cuidando da parte logística no meio do caminho. 

Acontece que, hoje, a segunda maior trader de grãos do mundo é a Cofco, uma estatal chinesa, que só fica atrás da americana Cargill. A China é o grande destino da soja brasileira, lógico – perto de 80% das nossas exportações embarcam para lá. E das 72,5 milhões de toneladas que o Brasil vendeu para China em 2024, 6,65 milhões foram transportadas da lavoura para o mar pela Cofco. 9% do total. 

Não é apenas soja, nem só para a China. A Cofco é a maior exportadora de produtos agrícolas no Brasil. Foram 17 milhões de toneladas no ano passado – principalmente soja, milho e açúcar. Para dezenas de países.

E essa capacidade está aumentando. A estatal operava dois terminais no Porto de Santos (além de alugar instalações de outras empresas). Em março deste ano, inaugurou parcialmente seu terceiro, o TEC (Terminal Exportador Cofco), também conhecido pelo nome técnico da área que ele ocupa no maior porto da América Latina: STS11. 

O TEC entra em operação plena no ano que vem. Quando isso acontecer, a capacidade da empresa no Porto de Santos vai saltar de 4,5 milhões de toneladas por ano para 14 milhões. Será o maior terminal da Cofco fora da China. 

Não significa que vão exportar exatamente 9,5 milhões de toneladas extras. Boa parte será realocada dos terminais de terceiros para o STS11. O ponto é que isso diminui os custos de exportação para a empresa. 

Essa não foi a única medida na linha de “verticalizar” a logística, ou seja, de controlar mais fases do ecossistema de exportação. A Cofco também comprou 23 locomotivas e 979 vagões de carga, por R$ 1,2 bilhão. Os trens, operados pela Rumo, vão levar quatro milhões de toneladas de grãos e açúcar por ano das regiões produtoras até o Porto de Santos, a partir de 2026. 

As peças de Lego

A fauna de terminais portuários de carga é vasta, mas se divide basicamente em dois reinos. 

Um é o dos terminais de granéis – caso do STS11. Vai tudo solto, sem embalagem individual. Em vez de sacas de soja empilhadas, o navio recebe um rio de grãos caindo pela correia.

O outro reino portuário é o dos terminais de contêineres. iPhones, blusinhas, peças de avião, remédios… Tudo vai nesses caixotes de tamanho padrão. É como se o comércio global fosse feito de Lego: o mesmo contêiner que está empilhado em um navio vira um vagão de trem ou a traseira de um caminhão, e segue viagem sem ninguém ter de abrir a porta para desempacotar tudo. 

Por essas, os contêineres padronizados são uma invenção não muito menos importante do que a roda.

Pois bem. 11% dos 14 milhões de contêineres que se movimentam pelo Brasil (para importação, exportação ou cabotagem) passam pelo TCP – o Terminal de Contêineres de Paranaguá (PR).

E desde 2018 o TCP é parte do portfólio de outra estatal do país de Xi Jinping, a China Merchants Port Holdings (CMPorts). Trata-se da maior operadora de contêineres da China. E agora uma das maiores daqui também. Mais precisamente, a número três: em volume de contêineres (1,6 milhão/ano) só fica atrás da Santos Brasil (2,3 milhões) e da BTP, um consórcio de empresas europeias de logística (1,8 milhão).

Talvez ela até suba uma posição nesse ranking. A CMPorts assinou no início de novembro um acordo com o governo se comprometendo a investir R$ 1,5 bilhão na ampliação do terminal.

E esse não é o único investimento dela no Brasil. Vamos agora para o outro.

O ‘porto do Eike’

Lembra do Eike Batista? Então. No começo do século, ele queria montar um complexo de mega empresas que se retroalimentassem. Começava com mineradora (a MMX) e petroleira (OGX). Para fornecer energia às instalações, criou uma companhia de termelétricas (MPX). O combustível das plantas viria de sua mina de carvão (CCX). Projetou também um estaleiro (OSX) e o Porto do Açu (LLX), no Estado do Rio de Janeiro, que teria terminais de granéis para escoar o petróleo da OGX e o minério de ferro da MMX.

O tempo passou, as coisas mudaram, mas o porto vingou. O fundo americano EIG comprou o controle de Eike em 2013 e criou a Prumo Logística, que desenvolveria o Porto do Açu. Hoje ele tem 11 terminais, e o de petróleo responde por 30% das exportações brasileiras da commodity – o porto recebe embarcações vindas das plataformas marítimas e transfere o líquido preto para os petroleiros que fazem a exportação.

O que nos leva de volta à CMPorts.

Em fevereiro de 2025, a estatal chinesa assinou um acordo para a compra de 70% do terminal de petróleo – com os 30% restantes permanecendo com a Prumo. O negócio não está concluído. Precisa da aprovação dos órgãos reguladores e do cumprimento de certas exigências contratuais.

Caso o negócio feche, de qualquer forma, a CMPorts responderia pela parte logística de 21% das exportações brasileiras de petróleo (ou seja, 70% do que está hoje nas mãos da Prumo). 

Ainda assim, um dos maiores investimentos recentes da China no Brasil na área de infraestrutura não tem a ver com exportação de commodities. Mas com o transporte de gente: um trem de passageiros entre São Paulo e Campinas.

O trem São Paulo-Campinas

A ideia de ligar São Paulo e Campinas por trem é tão antiga quanto os trens. E foi concretizada há mais de 150 anos. A primeira ferrovia entre a capital do Estado e a maior cidade do interior paulista começou a operar em 1872. No fim do século 20, porém, o serviço ainda era lento, precário. E deixou de existir em 1999.

Mas o sonho de um trem moderno ligando as cidades nunca deixou de existir, claro. Passou pelo nunca concretizado trem bala Rio-SP-Campinas. Mas deve sair do papel, finalmente, com o Trem Intercidades – uma concessão leiloada pelo poder público em 2024.

E quem arrematou? 60% ficou com a família Constantino (via Grupo Comporte, a holding de transportes terrestres deles) e 40% com outra estatal chinesa, a CRRC. Trata-se da maior fabricante de trens do mundo, e que tem 90% do mercado na China.

A previsão é que o Trem Intercidades consuma R$ 14 bilhões em investimentos. R$ 8,98 bilhões ficarão com o governo do Estado. Considerando que a CRRC cuidará de 40% do restante, estamos falando em R$ 2 bilhões. A inauguração está planejada para 2031.

É fácil imaginar a motivação do governo chinês, o controlador das estatais, em algo como o suprimento de petróleo e de soja, ou a movimentação de contêineres em Paranaguá – é dentro deles que boa parte dos importados chineses entram no Brasil, afinal. Mas qual é a estratégia da China com o Trem Intercidades? A receita ali, afinal, virá da venda de passagens para brasileiros, algo distante dos interesses de Pequim.      

Mas não é só na bilhetagem que está o faturamento ali. “Sob a perspectiva do governo chinês, há retornos maiores. Quando você entra numa concessão como essa, também ganha fornecendo os trens, colocando uma construtora chinesa…”,  diz Juan Landeira, diretor para Infraestrutura na consultoria Alvarez & Marsal. “Você vende tecnologia. Você vende know-how.” 

De fato. A CRRC vai construir os trens do Intercidades. E não só eles. A estatal venceu neste ano uma concorrência para fabricar 44 trens para o Metrô de São Paulo, batendo a francesa Alstom, tradicional fornecedora do governo paulista. O contrato é de R$ 3,1 bilhões.

Para montar as composições, a CRRC passou a operar uma fábrica em Araraquara. Ela pertencia à sul-coreana Hyundai Rotem (que fez os trens da Linha Amarela de São Paulo). A ocupação da planta foi agora em outubro, e é de lá que vão sair também os trens do Intercidades.

As interconexões vão mais longe. A energia elétrica que alimenta os projetos da China aqui vem, em parte, da própria China. A State Grid, do governo de lá, controla a CPFL, responsável por 15% da distribuição aqui. A China Three Gorges (CTG) cuida de 3,5% da geração brasileira. E as duas compram painéis solares da China, que responde por 80% da produção global. Com o petróleo é a mesma coisa. Parte do que chega ao Porto do Açu, alvo da CMPorts, vem da CNOOC, da CNPC e da Sinopec – petroleiras da China que atuam nas águas brasileiras. 

Enfim. É a mesma lógica que Eike Batista sonhava para si: um ecossistema de empresas gigantes, no qual uma alimenta a outra, multiplicando a receita do controlador por trás de todas. Só tem duas diferenças. Com o governo chinês nesse papel, a escala é monumental. E está dando certo.

Não é por acaso que a China lidera em produção de carros elétricos. Trata-se de uma política nacional para diminuir a dependência de petróleo.

A China produz até mais do que o Brasil: 4,2 milhões de barris por dia (contra 3,8 mbpd por aqui), mas consome quase tanto quanto os Estados Unidos. São 16 milhões de barris por dia. 

Dá só 3 mbpd menos que os americanos, com uma diferença: enquanto os EUA chegaram à autossuficiência, com sua extração de 20 milhões de barris por dia, a China depende de petróleo importado para manter seu coração batendo. É o maior comprador do mundo, de longe.

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A participação chinesa nas nossas exportações de petróleo é absurda. Dos 1,7 milhões de barris por dia que o país exportou em 2024, 750 mil foram para a China. Ou seja: 44%. Só que uma fatia cada vez maior desse bolo parte de empresas chinesas que atuam na extração de petróleo por aqui. 

Em agosto de 2025, data dos dados mais recentes, elas tiraram 221,7 mil barris por dia dos nossos mares. Dá 5,7% da produção total. 

Não chega a ser um absurdo. O Reino Unido fica com 11% (por ser o país-sede da Shell, a segunda maior concessionária de campos de petróleo brasileiros, atrás apenas da Petrobras). Mas a proporção que mais cresce entre os players relevantes é a da China mesmo, que passou a ser o terceiro país com mais presença na produção nacional, atrás do Reino Unido e, claro, do próprio Brasil. 

O país da Muralha atua por aqui com três estatais: Sinopec, CNPC (China National Petroleum Corporation) e CNOOC (China National Offshore Oil Corporation). Até outro dia, em 2021, elas respondiam por apenas 2% da produção brasileira. Ou seja: a fatia chinesa triplicou de lá para cá:

Mesmo assim, o objetivo da China não é fazer volume a qualquer custo. As petroleiras de lá prezam mais pela qualidade dos campos do que pela quantidade de áreas de exploração. É o que vamos ver agora.  

Mandato duplo

Rivaldo Moreira Neto, diretor de infraestrutura da consultoria Alvarez & Marsal, tem uma boa analogia para descrever a estratégia chinesa: ‘mandato duplo’. 

Trata-se de um paralelo com a missão dupla do Fed, o banco central americano: de um lado, controlar a inflação (o que pede altas nos juros); de outro, combater o desemprego (tarefa que exige baixar os juros) – no Brasil também é assim, mas a tradição vem do Fed. É de “mandato duplo” que os economistas chamam esse equilíbrio de interesses.

Pois bem. “Claro que a China busca rentabilidade, mas com um mandato duplo”, diz Rivaldo. “De um lado, retorno financeiro, de outro, segurança de acesso ao petróleo”. 

“Segurança” significa escolher os maiores campos, que garantem produção por décadas. E aqui dá pra desenhar a estratégia chinesa.

O pré-sal tem 31 campos de petróleo. Mas os três maiores concentram, sozinhos, 70% da produção. São eles:

E é justamente nesse trio de megacampos que as chinesas concentram o grosso de suas atividades. Em Búzios, elas têm uma participação de 11,1% (3,7% com a CNPC e 7,4% com CNOOC, especializada em águas profundas). O resto fica com a Petrobras. Veja abaixo as participações das chinesas nesses três campos: 

Em tempo. Enquanto CNOOC e CNPC atuam por conta própria no Brasil, a Sinopec entra por meio de joint-ventures. No campo de Tupi, ela atua com a portuguesa Galp, num esquema 70-30: 70% pertence à Galp; 30%, à Sinopec.

Essa joint-venture possui 10% de Tupi. Na prática, então, a Sinopec tem 3% do campo – como mostramos ali na tabela. Além desse campo, essa sociedade sino-lusa também opera em outros quatro de menor porte. 

Essa não é a única joint-venture da qual a Sinopec participa. Eles têm outra, com a espanhola Repsol, que opera em outros sete campos menores. No total, ela atua em 12 campos. Dos 31 do pré-sal, ela está em 11 – 35% de presença. 

Mas a Sinopec, cheia de tentáculos em campos menores, é meio que a exceção que confirma a regra. Porque CNOOC e a CNPC seguem à risca a estratégia de focar em campos gigantes e longevos: atuam apenas em Búzios e Mero. E mesmo assim a produção delas é bem maior que a da Sinopec. Aqui, com números de agosto (os mais recentes):

Para dar uma ideia: a produção que cabe à CNOOC no Brasil é superior à da Prio, a maior das petroleiras independentes do país. Faça você mesmo suas comparações entre a tabela de cima, com os números das chinesas, e a de baixo, com a produção das brasileiras de capital privado. 

Em tempo. O movimento chinês no Brasil não é totalmente expansionista. No jogo de fusões e aquisições petrolíferas, uma das estatais deles saiu do país. Foi a Sinochem. Ela tinha 40% do campo de Peregrino, na Bacia de Campos. Em setembro do ano passado, vendeu essa participação para a Prio, pro US$ 1,9 bilhão.

Em maio deste ano, a junior oil brasileira completaria a aquisição do campo todo, comprando por US$ 3,5 bilhões os demais 60%, que pertenciam à Equinor, da Noruega.

‘Bons em aprender’

Além de focar em megacampos, as petroleiras chinesas têm outra característica: participar sempre como não operadoras. A empresa que opera o campo é a que manda. Desenha o projeto, faz a extração, define o ritmo dos trabalhos.

Em Búzios, Tupi e Mero, os grandes campos do pré-sal, esse papel é da Petrobras. As chinesas entram como investidoras coadjuvantes. 

Existe um motivo para isso. Primeiro, que 70% da produção de petróleo na China é em terra. O mar não é exatamente a praia da Sinopec e da CNPC. E mesmo a CNOOC, nascida e criada para o offshore, prefere ir de mansinho. “O pré-sal é uma província muito particular. Não é trivial chegar num país novo e operar campos dessa complexidade”, diz Rivaldo Moreira Neto, da A&M. 

“Então existe também esse componente estratégico de aprendizado: estarem juntas de quem opera agora para talvez, no futuro, se tornarem operadores também”, completa o consultor. “Eles são bons em aprender.” 

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De fato. Na indústria automobilística aconteceu algo parecido, de certa forma. Entre os anos 1980 e 2000, as montadoras estrangeiras que quisessem entrar no mercado chinês eram obrigadas a fazer joint ventures com estatais de lá. 

Surgiram aí SAIC-Volkswagen, Dongfeng-Peugeot, Beijing-Benz, GAC-Honda… E no fim os chineses aprenderam tão bem sobre como produzir carros que, hoje, são eles quem dão aula. Nada indica que no petróleo será diferente.   

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Foto da abertura: Adobe Stock

Quem pegou um financiamento imobiliário em meados do ano passado obteve uma taxa de juros de 10,5% ao ano. Hoje, com a Selic onde está, um fundo de investimento que renda 100% do CDI está pagando 15% ao ano. Com esses números, a resposta sobre o que fazer com o dinheiro parece óbvia: investir. Afinal, a diferença, o spread, é de 4,5 pontos percentuais a seu favor. Mas essa conta simples desconsidera diversas variáveis que podem mudar completamente o cenário.

O primeiro ponto a se considerar é o imposto. Um investimento em um produto 100% do CDI – tipicamente via fundos de investimento com taxa de administração zero que compram o Tesouro Selic ou a compra direta do título – paga, no mínimo, 15% sobre o rendimento. E isso só se você ficar com o produto por mais de dois anos (720 dias, para ser exato). Antes disso, vai pagar bem mais, com alíquotas variando entre 22,5%, 20% ou 17,5%.

Partindo da premissa que você teve a disciplina para chegar aos 15% de IR, os 15% de rendimento anual caem para 12,8% a.a. líquidos. Lembrando: em uma aplicação sem taxa de administração. Em um produto que cobre mesmo uma taxa pequena, como 0,3% a.a., o rendimento cai mais, para 12,5% a.a. – e a administração é uma cobrança traiçoeira, porque recai sobre todo o investimento, e não só sobre o lucro.

Voltando ao caso do financiamento, a conta não pode ser feita apenas considerando os 10,5%. Nos contratos, além da taxa acordada, a taxa referencial (TR) entra para corrigir os contratos. Quando a TR é zero, nada acontece; quando sobe, o valor da dívida é atualizado pela taxa. Hoje, ela está em 0,81% a.a. Ou seja: você paga para o banco 11,3% pelo financiamento (é só somar 10,5% aos 0,81%).

Agora sim. Com esse exemplo, dá para ver que o spread ainda existe: 1,5 ponto percentual a favor de investir. Em outras palavras, manter o dinheiro aplicado a 100% do CDI pode fazer mais sentido do que amortizar, desde que as taxas do fundo, se existirem, forem baixas e desde que a TR não suba mais. Se o custo total do financiamento (a taxa contratada + TR) ficar acima dos 12,8% a.a., a conta se inverte: valerá mais quitar o saldo devedor.

Na ponta do lápis

A conversa sobre financiar ou não imóveis voltou a ser considerada depois do anúncio, na semana passada, das novas regras para o setor, que abriram o acesso para uma camada maior da população: famílias com renda mensal acima de R$ 12 mil terão acesso à linha de crédito que tem como teto 12% ao ano.

Vamos pensar em um exemplo, em que uma pessoa ganha R$ 30 mil por mês e tenha vendido um apartamento de R$ 1 milhão. Além disso, essa pessoa tem outro R$ 1 milhão investidos e quer comprar um apartamento de R$ 2 milhões. Lembrando que um investimento em um produto 100% do CDI rende mais do que o custo do financiamento imobiliário no nosso cenário hipotético: são 11,3% a.a. contra um investimento em CDI, líquido de impostos, em 12,8% a.a.

Você pode dar R$ 1 milhão de entrada e ir pagando o financiamento com o salário. O outro milhão você poderia pensar em destinar a um ativo de maior risco, para obter maior rentabilidade, como no mercado de ações. Essa, porém, é a pior escolha possível: você estaria usando um dinheiro que não é seu (você deve R$ 1 milhão para o banco) para especular. Não há nenhuma garantia de que haverá rentabilidade suficiente para fechar a equação.

Considerando o cenário hipotético, então, a conta correta seria não quitar o apartamento, manter o financiamento, mas investir o excedente em um produto 100% do CDI, com baixíssimo risco – nada de renda variável, CDBs com mais de 100% do CDI (porque envolvem mais risco de crédito) ou outros ativos voláteis.

Se você tivesse quitado o imóvel nesse contexto que criamos, você “ganharia” 11,3% a.a., que é o custo evitado do financiamento. Isso dá 75% do CDI bruto. Bem ruim, já que você poderia estar ganhando 12,5% a.a. líquido.

Cuidado com a liquidez

A conversa sobre quitar ou não um imóvel tem um componente adicional extremamente importante: a liquidez que o investidor tem para resgate imediato. É a famigerada reserva de emergência, que corresponde a um valor que varia entre seis meses e um ano do custo fixo mensal da pessoa. O montante varia conforme o nível de conservadorismo: tem aqueles que optam por uma reserva menor ou maior. O importante é ter – e ela também só vale para produtos 100% do CDI, de baixo risco.

Com isso, podemos concluir o exemplo. Pensando no salário de R$ 30 mil e uma reserva de 12 meses, temos R$ 360 mil. O que vale, nesse caso, é dar R$ 1,64 milhão de entrada e financiar o restante do apartamento de R$ 2 milhões.

O valor de R$ 360 mil vão render o equivalente ao CDI, o que dará cerca de R$ 3,8 mil líquidos – estamos considerando os 12,8% a.a. sem taxa de administração. A disciplina nesse caso deve valer para as retiradas de recursos: sacar todo esse montante mês a mês fará você perder poder de compra, por causa da inflação, hoje ao redor de 5%. Ou seja: o ideal é retirar somente 60% do montante, ou R$ 2,3 mil.