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A Raízen, grupo que reúne empresas no setor de etanol e açúcar, através da Cosan, e distribuição de combustíveis com a Shell, está atravessando um momento difícil. Nesta quinta-feira (14), após a divulgação do balanço do 1º trimestre da safra 2025/2026, que mostraram um prejuízo líquido de R$ 1,8 bilhões, as ações (raiz4) da companhia haviam caído 11%. Com isso, a dívida líquida da companhia saltou para R$ 49,2 bilhões. Na divulgação do balanço, a Raízen, que é a maior produtora de etanol e açúcar de cana-de-açúcar do mundo, citou o aumento das despesas financeiras em razão do maior saldo de dívidas e da taxa média do CDI como um dos componentes do resultado. O CEO da empresa, Nelson Gomes, afirmou nesta quinta-feira (14) que a companhia está fazendo desinvestimentos, um total de R$ 3,6 bilhões (R$ 2,6 bilhões neste ano) para saldar as dívidas. Só em julho, a Raízen anunciou, através de um fato relevante, a venda de 55 usinas de geração de energias por R$ 600 milhões. A a Thopen Energia comprou 44 usinas, e a Gera Holding Desenvolvedora, 11 usinas com capacidade nominal instalada agregada total de até 142 megawatt-pico (MWp). Segundo o documento, a Raízen receberá os valores correspondentes à medida que as usinas forem transferidas da companhia para os compradores, com conclusão prevista até março de 2026. No dia 15 de julho, a Raízen anunciou a paralisação das atividades de uma das usinas mais antigas do Brasil, a Usina Santa Elisa. Fundada em 1930, em Sertãozinho (SP), a companhia argumentou que a decisão fazia parte da estratégia para reduzir o endividamento e os ativos da companhia foram vendidos por R$ 1,04 bilhão. Na negociação, a Usina São Martinho ficou com 3,6 milhões de toneladas de cana plantadas em 10,6 mil hectares. De acordo com a empresa, a unidade não foi vendida e a paralisação faz parte da estratégia da companhia para a reestruturação dos negócios. A usina tem capacidade para processar 6 milhões de cana-de-açúcar e empregava quase 2 mil pessoas.

Lideranças do setor sucroenergético vão aproveitar a Fenasucro, uma das maiores feira de bioenergia do mundo que acontece esta semana em Sertãozinho (SP), para reforçar ao governo federal um pedido de aumento da proporção de etanol anidro na mistura da gasolina. Segundo o presidente da feira, Paulo Montabone, essa demanda já foi apresentada ao vice-presidente Geraldo Alckmin (PSB). Desde o início de agosto, a gasolina comercializada nos postos do Brasil passou de 27% para 30% de etanol depois de estudos realizados pelo Instituto Mauá de Tecnologia (IMT), sob a autorização do Ministério de Minas e Energia. Com a nova mistura, o objetivo é elevar o Brasil até a autossuficiência em petróleo e não depender da oscilação do mercado internacional. A elevação teve respaldo na "Lei do Combustível do Futuro", promulgada no fim de 2024 e que permite que essa proporção chegue a 35%. A mesma legislação também viabilizou que 15% do diesel contenha biodiesel. "Já está em estudo, já está em conversa. O Instituto Mauá já está fazendo essas pesquisas pra gente entender até de quanto pode ser essa mistura", afirma Montabone. Fenasucro 2025 Considerado um dos maiores eventos do mundo no setor de bioenergia, a Fenasucro espera visitantes de 60 países em Sertãozinho até sexta-feira (15) para conferirem as últimas tecnologias no aproveitamento de fontes sustentáveis de energia, principalmente as resultantes da biomassa, como a da cana-de-açúcar. Para 2025, a projeção de negócios é de R$ 13 bilhões, diante da necessidade de investimentos das usinas para fazer frente à demanda por etanol e também por subprodutos como o biometano. Além de Alckmin, o evento também contaria com a presença do governador de São Paulo, Tarcísio de Freitas (Republicanos), mas ele será substituído pelo secretário de Agricultura e Abastecimento, Guilherme Piai.

No setor de combustíveis, fraudes com os créditos do ICMS sempre foram comuns e causavam prejuízos bilionários aos cofres públicos, chegando a quase R$ 30 bilhões no ano, segundo um estudo da Fundação Getúlio Vargas (FGV). Mas a adoção da chamada monofasia do ICMS para gasolina e diesel, em que a cobrança do ICMS é feita apenas uma vez, já na cadeia petroquímica, na saída das refinarias, reduziu as fraudes em cerca de 30%. A preocupação agora é o etanol que não entrou no sistema monofásico. emdash; Essa mudança de uma alíquota única e monifásica vem reduzindo as fraudes. Nossa estimativa, com base nos números da FGV, é que as perdas caíram pelo menos 30%. O número atualizado será divulgado em breve pela FGV, já que a mudança na incidência do ICMS vai completar dois anos emdash; explicou Emerson Kapaz, presidente do Instituto Combustível Legal. Esta semana, o Ministério Público desbaratou um esquema de fraude com ICMS, que vinha acontecendo com varejistas na secretaria da Fazenda de São Paulo. Um auditor acelevara os processos para que as empresas recebessem o crédito do ICMS, inclusive com valores acima do devido. Seis pessoas foram presas, entre elas o dono da Ultrafarma, Sidney oliveira, e o executico da rede Fast Shop, além do auditor que administrava o esquema. Ao cobrar ICMS apenas uma vez na cadeia produtiva, e não em cascata, não são gerados créditos do imposto. A alíquota é única, cobrada sobre o litro do combustível, e independe do destino da mercadoria. Atualmente, o valor está em R$ 1,47 por litro de gasolina e R$ 1,12 por litro de diesel. Por isso, a sonegação caiu para esses combustíveis. Entre as fraudes mais comuns, havia empresas compravam combustível com ICMS mais barato em outros estados e vendiam o produto em São Paulo, que tem imposto com alíquota maior. Empresas fantasmas também chegaram a ser criadas para gerar créditos de ICMS e compensar o que outras companhias tinham a pagar. Kapaz observa que o Instituto Combustível Legal (ICL) identificou que em alguns estados que algumas distribuidoras importam nafta para ser transformada em diesel e gasolina, mas não recolhem o ICMS devido. O imposto de importação de nafta é muito menor do que o ICMS cobrado sobre os combustíveis. Ele disse que o instituto já está cercando esses casos para fazer a correção, inclusive com a participação do Comitê Nacional de Secretários de Fazenda (Comsefaz). O problema, destaca Kapaz, é que o etanol não entrou nessa medida, e os sonegadores seguiram operando. Apenas com a entrada em vigor da reforma tributária, com a unificação de impostos, deixará de ser cobrado o ICMS em cascata sobre o combustível. Mas isso só vai acontecer plenamente em 2033, após a fase de transião do atual sistema tributário para o novo. emdash; Queremos que o etanol passe para o sistema monofásico já em 2026 através de um projeto de lei emdash; diz Kapaz.

A Advocacia-Geral da União (AGU) conseguiu derrubar, no Tribunal Regional Federal da 1ª Região, liminar que autorizava a operação de uma distribuidora de combustíveis que deixou de iniciar suas atividades no prazo de 180 dias, descumprindo o que determina o artigo 24, inciso II, alínea "b" da Resolução n.º 950/2023, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A decisão foi proferida no âmbito de um recurso (agravo de instrumento) interposto pela ANP. Segundo a agência, as justificativas dadas pela companhia não suprem o descumprimento de um requisito obrigatório para o exercício da atividade regulada, que é o início das atividades no prazo de 180 dias após publicação da autorização no Diário Oficial da União . A empresa alegou dificuldades locais na comercialização de combustíveis para iniciar as atividades. A Procuradoria Regional Federal da 1.ª Região (PRF1), por meio do seu Núcleo de Regulação (NREG), e a Procuradoria Federal junto à ANP (PF/ANP) demonstraram que o processo administrativo que resultou na revogação da autorização respeitou o contraditório e a ampla defesa. Além disso, destacaram que a autorização tem natureza precária, isto é, pode ser revogada a qualquer momento diante do descumprimento dos requisitos regulatórios, os quais já eram conhecidos pela empresa no momento do pedido da autorização. O desembargador responsável pelo caso reconheceu que a atuação da ANP estava em conformidade com os parâmetros legais e regulatórios. Ele destacou a natureza precária da autorização e a regularidade do processo administrativo e concluiu que não havia motivo que atraísse a intervenção judicial autorizando o funcionamento após o prazo legal. A decisão do TRF1 assegura que a ANP continue exercendo sua função reguladora com segurança jurídica e contribui para a integridade do mercado de combustíveis. O resultado reflete o trabalho técnico e articulado da PRF1, por meio do NREG, e da PF/ANP, reforçando o papel da Procuradoria-Geral Federal na defesa do interesse público e na proteção da ordem econômica. Segundo o coordenador do Núcleo de Regulação da 1ª Região, Fabrício Duarte Andrade, eldquo;a atuação das procuradorias foi essencial para assegurar a autoridade regulatória da ANP e proteger a ordem econômica e o interesse público, defendendo a estabilidade do mercado de combustíveis e a segurança do consumidor, ante a falta de operação da distribuidoraerdquo;. A PRF 1ª Região e a PF/ANP são unidades da Procuradoria Geral Federal, órgão da AGU.

O segundo trimestre de 2025 (2T25) foi marcado por um cenário desafiador para o setor de distribuição de combustíveis, com volatilidade nos preços, margens pressionadas e um ambiente competitivo ainda acirrado. Nesta semana, duas das principais companhias do segmento divulgaram seus balanços. O Grupo Ultra (UGPA3) apresentou seus resultados na véspera (13) e a Vibra Energia (VBBR3) publicou seus números na segunda-feira (11). Às 11h14, as ações da Ultra subiam 4,01%, a R$ 17,64, enquanto o papel da Vibra tinha alta de 0,71%, a R$ 21,35. Mesmo nesse cenário adverso, a Ultra reportou números acima do esperado e desempenho superior ao de seu principal concorrente, com margem Ebitda de R$ 118 por metro cúbico em Ipiranga, frente a R$ 113 por metro cúbico da Vibra. A Ativa mantém recomendação neutra para UGPA3 e segue acompanhando também a evolução da Hidrovias do Brasil (HBSA3), que apresentou avanços no segundo trimestre. O Bradesco BBI avaliou que a Ultrapar apresentou resultados levemente acima do esperado no 2T25, com EBITDA (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) recorrente de R$ 1,540 bilhão, já consolidando a HBSA, superando em 2% a estimativa do banco. A margem da Ipiranga ficou em R$ 118/m³, ligeiramente acima da expectativa e da margem da Vibra. A Ultragaz também apresentou desempenho positivo, com EBITDA de R$ 442 milhões, 5% acima do previsto, apesar de uma leve queda anual na margem unitária. O fluxo de caixa livre antes de dividendos e Meamp;A (fusões e aquisições) foi negativo em R$ 180 milhões, impactado por uma redução de R$ 990 milhões no financiamento a fornecedores, elevando a alavancagem para 1,9 vez ante 1,7 vez no 1T25. O BBI manteve a recomendação neutra para a Ultrapar e elevou o preço-alvo de R$ 22 para R$ 24 por ação para o final de 2026. Apesar do bom desempenho no segmento de distribuição de combustíveis, o banco continua preferindo a Vibra no setor, devido à maior exposição a resultados potencialmente mais fortes no segundo semestre e aos riscos regulatórios que ainda envolvem a Ultragaz. O segundo trimestre de 2025 (2T25) foi marcado por um cenário desafiador para o setor de distribuição de combustíveis, com volatilidade nos preços, margens pressionadas e um ambiente competitivo ainda acirrado. Nesta semana, duas das principais companhias do segmento divulgaram seus balanços. O Grupo Ultra (UGPA3) apresentou seus resultados na véspera (13) e a Vibra Energia (VBBR3) publicou seus números na segunda-feira (11). Às 11h14, as ações da Ultra subiam 4,01%, a R$ 17,64, enquanto o papel da Vibra tinha alta de 0,71%, a R$ 21,35. Mesmo nesse cenário adverso, a Ultra reportou números acima do esperado e desempenho superior ao de seu principal concorrente, com margem Ebitda de R$ 118 por metro cúbico em Ipiranga, frente a R$ 113 por metro cúbico da Vibra. A Ativa mantém recomendação neutra para UGPA3 e segue acompanhando também a evolução da Hidrovias do Brasil (HBSA3), que apresentou avanços no segundo trimestre. O Bradesco BBI avaliou que a Ultrapar apresentou resultados levemente acima do esperado no 2T25, com EBITDA (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) recorrente de R$ 1,540 bilhão, já consolidando a HBSA, superando em 2% a estimativa do banco. A margem da Ipiranga ficou em R$ 118/m³, ligeiramente acima da expectativa e da margem da Vibra. A Ultragaz também apresentou desempenho positivo, com EBITDA de R$ 442 milhões, 5% acima do previsto, apesar de uma leve queda anual na margem unitária. O fluxo de caixa livre antes de dividendos e Meamp;A (fusões e aquisições) foi negativo em R$ 180 milhões, impactado por uma redução de R$ 990 milhões no financiamento a fornecedores, elevando a alavancagem para 1,9 vez ante 1,7 vez no 1T25. O BBI manteve a recomendação neutra para a Ultrapar e elevou o preço-alvo de R$ 22 para R$ 24 por ação para o final de 2026. Apesar do bom desempenho no segmento de distribuição de combustíveis, o banco continua preferindo a Vibra no setor, devido à maior exposição a resultados potencialmente mais fortes no segundo semestre e aos riscos regulatórios que ainda envolvem a Ultragaz. A XP avaliou que o EBITDA acima das suas estimativas foi impulsionado pelos resultados da Ipiranga, Ultragaz e HBSA, que ficaram 9%, 10% e 22% acima das suas projeções, respectivamente. O lucro líquido alcançou R$ 1,15 bilhão, bem acima da sua projeção R$ 327 milhões foi beneficiado em grande parte pelo reconhecimento de créditos fiscais extraordinários, com efeito positivo de R$ 677 milhões. O BTG Pactual, por sua vez, avaliou que a Ultrapar apresentou EBITDA ajustado de R$ 1,5 bilhão, 4% abaixo do estimado, com destaque positivo para a Ultragaz, que superou a projeção em 6%, e para a Ipiranga, cujas margens ajustadas ficaram em linha após perdas de estoque. O banco observou que a geração de caixa livre para o acionista foi de aproximadamente R$ 400 milhões, impactada pelo consumo de capital de giro; sem esse efeito, teria sido cerca de R$ 1,25 bilhão. No detalhamento por segmento, a Ipiranga registrou EBITDA de R$ 678 milhões, afetada pelo corte de preços da Petrobras; a Ultragaz manteve volumes, mas poderá enfrentar pressão com a reforma do GLP; a Ultracargo ficou abaixo do esperado; e a Hidrovias superou as previsões, impulsionada por forte precificação no Norte. O BTG manteve recomendação neutra para a Ultrapar, com preço-alvo de R$ 21 por ação, destacando que incertezas regulatórias continuam a influenciar a perspectiva para a companhia. Já a Vibra apresentou EBITDA ajustado e margens abaixo das expectativas, influenciadas por perdas de estoque estimadas entre R$ 40 e R$ 45 por metro cúbico pela XP e pela concorrência com importações a preços inferiores aos da Petrobras. O fluxo de caixa livre para a empresa (FCFE) foi negativo em R$ 170 milhões, impactado pelo capital de giro e pelo aumento da dívida líquida. Por outro lado, o lucro líquido de R$ 292 milhões da Vibra superou as estimativas da XP (R$ 202 milhões) e do consenso do mercado (R$ 267 milhões). Os analistas do Morgan avaliaram que os resultados do 2T25 da Vibra enfrentam efeitos negativos, principalmente pelas perdas de estoque e pressão no capital de giro, mas projetam que o segundo semestre deve apresentar sinais de melhora. Diante desse cenário, o BBI e o Morgan e reiteraram recomendação de compra para Vibra, com preço-alvo de R$ 30. Outra companhia com parte da operação voltada à distribuição é a Raízen, cujas ações recuam mais de 10% nesta quinta-feira (14) após a divulgação dos resultados. A companhia registrou prejuízo líquido de R$ 1,8 bilhão no primeiro trimestre da safra 2025/26, após registrar lucro de R$1,1 bilhão no mesmo período da safra anterior (2024/25), com impacto de deterioração no desempenho operacional do período. Segundo a XP, os resultados ficaram em linha com as projeções, refletindo maior alavancagem, ganhos operacionais não recorrentes, impacto de clima adverso na moagem e perdas de estoque no Brasil, ampliadas por manutenção prolongada na Argentina. eldquo;Olhando para frente, esperamos uma melhora na distribuição de combustíveis, enquanto a ESB pode enfrentar ventos contrários no açúcar, apesar dos ganhos no etanol emdash; um cenário que pode pressionar a companhia a um aumento de capital necessárioerdquo;, avalia a XP.

A indústria que prometia ser uma das grandes soluções para o mundo reduzir as emissões de carbono e ainda gerar bilhões de dólares para o Brasil está em crise antes mesmo de sair do papel. Em todo o mundo, empresas que haviam anunciado projetos de hidrogênio verde passaram a recuar diante dos altos custos de instalação de plantas, da escassez de incentivos públicos e da falta de demanda pelo produto. Em junho, a alemã Leag anunciou que adiou indefinidamente os planos de construir uma unidade no leste da Alemanha porque as condições econômicas e políticas esperadas não se materializaram. No mesmo mês, a ArcelorMittal informou que desistiu de construir instalações que usariam hidrogênio verde como fonte energética e descarbonizariam duas unidades de produção de aço na Alemanha. De acordo com a companhia, questões políticas, energéticas e de mercado não evoluíram de maneira favorável para tornar o investimento viável. Em nota, a ArcelorMittal afirmou continuar eldquo;comprometida em reduzir a pegada de carbono de seus ativoserdquo;, mas destacou ser eldquo;cada vez mais improvável atingir sua meta de intensidade de emissões de carbono para 2030erdquo;. eldquo;Está cada vez mais documentado que o progresso em todas as frentes da transição energética tem sido mais lento do que o esperado emdash; com o hidrogênio verde ainda não sendo uma fonte de combustível viávelerdquo;, diz o comunicado da empresa. Também desistiram, postergaram ou reduziram investimentos que envolviam hidrogênio verde as espanholas Iberdrola e Repsol, as britânicas BP e Shell, a norueguesa Equinor, a finlandesa Neste e as australianas Fortescue e Woodside Energy. A Fortescue é uma das empresas com projeto de hidrogênio verde mais avançado no Brasil, já tendo firmado um pré-contrato com o Porto de Pecém (CE) e conseguido a licença ambiental prévia para instalação de sua usina. A companhia pretende instalar no porto uma unidade de R$ 25 bilhões. Em 2023, o gerente da empresa no País, Luis Viga, afirmou que a planta começaria a produzir em 2027. Até agora, porém, não há uma decisão final de investimento. Questionada se o projeto do Ceará ainda sairá do papel, a empresa afirmou que o Brasil continua no eldquo;portfólio de desenvolvimento, com características estruturais competitivaserdquo;. eldquo;Nosso compromisso com a descarbonização, com o hidrogênio verde e com a construção de uma cadeia de metais verdes sustentável segue sendo considerado um foco relevante para a empresaerdquo;, disse a nota enviada pela assessoria de imprensa da Fortescue. A companhia afirmou também que revisa regularmente seus projetos para garantir que eles eldquo;avancem no momento certo e com bases sólidaserdquo;. eldquo;Isso significa que alguns empreendimentos, como aqueles nos Estados Unidos e na Austrália, passaram por ajustes recentes diante de mudanças significativas no cenário localerdquo;, acrescentou. De acordo com a Fortescue, alterações no ambiente regulatório, na política de incentivos e nas condições de mercado a levou a reavaliar alguns projetos. A consultoria Mckinsey estima que toda a cadeia de valor do hidrogênio verde, da geração à exportação, pode movimentar US$ 200 bilhões no Brasil até 2040. De acordo com estudo da Confederação Nacional da Indústria (CNI), já foram anunciados para o País projetos de hidrogênio verde que somam R$ 188,7 bilhões em investimentos. Desses, R$ 77,3 bilhões, ou seis projetos, deveriam ter a decisão final de investimento tomada neste ano, segundo a Associação Brasileira do Hidrogênio Verde (ABIHV). Outro projeto de grande porte e mais adiantado no Brasil, também com pré-contrato assinado com o Porto do Suape, é o da Casa dos Ventos. Procurada, a empresa não comentou o assunto. Por que os projetos estão sendo cancelados? Dependente sobretudo de fontes sujas de energia emdash; como petróleo, gás natural e carvão emdash;, a Europa vinha liderando iniciativas para impulsionar o hidrogênio verde. Ainda que não tenha energia elétrica de fonte renovável disponível para produzir o combustível, a Alemanha era um dos países mais ativos na adoção de medidas pró-hidrogênio verde. Por não ter como fabricá-lo, o governo alemão financiou projetos de pesquisas em outros países, inclusive no Brasil. A dificuldade logística para o hidrogênio verde chegar ao continente europeu, no entanto, começou a preocupar investidores, segundo João Carlos Mello, CEO da consultoria especializada em energia Thymos. O hidrogênio verde é produzido a partir da água, em um processo que demanda um grande volume de energia e no qual as moléculas de hidrogênio são separadas da de oxigênio. O combustível pode ser armazenado na forma de gás em botijões (sendo altamente inflamável nesse formato) ou transformado em amônia para ser transportado. Nesse caso, ao chegar ao local de uso, precisa ser reconvertido em hidrogênio. eldquo;O custo de toda essa logística e de transformação em amônia equivale a 50% do custo de produção do hidrogênio. Isso desanimou o mercadoerdquo;, diz Mello. O custo de produção geral do combustível emdash; que demanda muita energia elétrica emdash; é outro entrave para o desenvolvimento do setor e tem dificultado a criação de demanda. Hoje, está ao redor de US$ 6 por quilo. Para ser competitivo com o gás natural, teria de cair para US$ 2. Enquanto não alcança esse patamar, o hidrogênio verde tem sido preterido por seus potenciais demandantes. Outra dificuldade enfrentada pelo setor é a redução dos subsídios, de acordo com Rivaldo Moreira Neto, diretor da Aeamp;M Infra emdash; braço da consultoria Alvarez eamp; Marsal especializado em infraestrutura. Como se trata de um mercado nascente, o hidrogênio verde tem um risco elevado que afugenta os investidores em um primeiro momento. eldquo;Mercados nascentes sempre vão depender de subsídio público para o risco ser mitigado. Pelo menos na primeira onda, até que a roda comece a girarerdquo;, diz o consultor, lembrando que isso já foi visto no Brasil com o setor eólico. Os Estados Unidos foram os primeiros a cortar essas ajudas ao setor. No governo de Joe Biden, foi criado um subsídio de US$ 3 por litro de hidrogênio produzido no país. Com o retorno de Donald Trump à Casa Branca, essa medida foi derrubada. Na Europa, com os países com orçamentos apertados, os subsídios também estão minguando. Moreira Neto acrescenta que empresas de óleo e gás, pressionadas por governos e pela opinião pública, estavam entre as que haviam anunciado grandes investimentos no setor. A intenção delas era criar uma carteira de projetos renováveis, principalmente de hidrogênio verde. Assim, nos últimos anos, essas companhias orçaram investimentos robustos em hidrogênio e reduziram os aportes na busca por novos campos de petróleo. eldquo;Quando essas empresas passaram a ter menos reservas de petróleo, o valor delas percebido pelo mercado caiu. Aí houve uma pressão para que elas voltassem a explorar e procurar novos camposerdquo;, diz Moreira Neto. Com esse retorno dos investimentos das petroleiras ao setor fóssil, o segmento de hidrogênio verde perdeu parte dos recursos que o alavancaria. Os projetos no Brasil serão afetados? Presidente da Associação Brasileira do Hidrogênio Verde, Fernanda Delgado também destaca que parte dos projetos que foram cancelados ou adiados em diferentes países do mundo seriam desenvolvidos por companhias de óleo e gás. Ela acrescenta que, nesse setor, é natural que projetos sejam cancelados quando surgem dificuldades financeiras. eldquo;É normal que empresas dessa área voltem atrás de decisões, vendam campos de petróleo, por exemplo.erdquo; Para Delgado, também é esperado que investimentos sejam postergados quando se tem uma indústria nascendo. eldquo;Os projetos estão se assentando. Quando um setor surge, há uma complexidade regulatória, de custo e de escalaerdquo;, afirma. eldquo;O que estamos vendo em outros países é um choque de realidade entre o que se queria fazer e o que dá para fazer.erdquo; Delgado frisa, no entanto, que a tendência global de cancelamento de projetos não é vista no Brasil e que o País tem experiência com o surgimento de novas indústrias. eldquo;O Brasil já desenvolveu um setor eólico e um solar.erdquo; Segundo Delgado, decisões de investimento devem ser tomadas em breve por aqui, conforme o cronograma desses projetos. eldquo;O País aposta em projetos estruturantes, que farão a gente ganhar escala e trarão o preço do hidrogênio para baixo.erdquo; A executiva diz ainda que a falta de incentivos públicos nos Estados Unidos pode fazer com que projetos que seriam desenvolvidos lá sejam transferidos para o Brasil. Na análise de João Carlos Mello, da Thymos, grandes projetos brasileiros de hidrogênio verde voltados à exportação devem sucumbir, dada a dificuldade logística. Ele diz, porém, que os projetos que têm como foco o mercado interno têm mais chance de serem bem sucedidos. Nesses casos, o hidrogênio verde seria usado, principalmente, para produzir amônia. Com a amônia eldquo;verdeerdquo;, seria possível fabricar fertilizantes para o agronegócio, o que reduziria a dependência de importações nesse segmento e ainda permitiria que o País tivesse uma produção agrícola eldquo;limpaerdquo;. Moreira Neto, da Aeamp;M Infra, destaca que o desenvolvimento de hidrogênio verde do Brasil fica fragilizado conforme reduzem os subsídios de outros países para o setor. eldquo;O País vinha se posicionando para ser um grande exportador, principalmente para a Europa. Se não há espaço para financiamento público no exterior, a demanda não se desenvolve, e o Brasil fica em compasso de espera.erdquo;