Futuro da Energia e Infraestrutura no Brasil +2026

TL;DR A infraestrutura e a energia no Brasil vivem um ponto de inflexão. A partir de 2026, o país enfrentará uma escolha estratégica entre estagnação e transformação. Com juros altos, gargalos regulatórios e judicialização ainda travando CAPEX de longo prazo, o investimento em infraestrutura permanece abaixo do necessário. Por outro lado, a retomada das concessões, o avanço das renováveis e a pressão global por descarbonização criam janelas reais de crescimento.

O estudo revela que o Brasil tem potencial para dobrar sua taxa de investimento em infraestrutura e se tornar hub de energia limpa, logística competitiva e digitalização regional. Mas isso exigirá ação coordenada entre governo, capital privado e agências. A análise detalha três cenários possíveis (conservador, base e de ruptura), com implicações claras em preços, confiabilidade, setores vencedores/perdedores e riscos a monitorar. O conteúdo serve como guia para decisões estratégicas de CAPEX, portfólio e posicionamento em um ambiente volátil, mas repleto de oportunidades para quem se antecipa.

Cenário macroeconômico e investimento em infraestrutura

Custo de capital e concessões: O Brasil inicia 2026 com juros básicos ainda em patamar elevado (Selic 15% a.a., máxima em duas décadas)1. Esse alto custo de capital eleva os retornos exigidos e dificulta financiamentos de longo prazo, freando projetos de infraestrutura marginalmente viáveis. A expectativa é de alívio gradual a partir de 2026, mas permanece a necessidade de reduzir o risco-Brasil – hoje refletido em prêmios de risco soberano e instabilidade fiscal – para atrair capital privado em escala. Em paralelo, o pipeline de concessões e PPPs segue robusto: apenas em rodovias, o governo projeta 10 a 15 novos leilões em 2026, atingindo 35 concessões federais ao fim do mandato e consolidando “o maior programa de concessões rodoviárias do mundo”2. No setor portuário, 60 leilões em 4 anos (2023-2026) devem mobilizar cerca de US$ 7,2 bilhões em investimentos, multiplicando em várias vezes os aportes observados na década anterior3. Em saneamento, prevê-se uma última “super rodada” de 27 leilões até fim de 2026, comprometendo R$ 88,6 bilhões em novos investimentos4. Esses números indicam apetite do mercado, porém condicionados à queda dos juros e estabilidade institucional para se concretizarem.

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Papel do Estado vs. privado: A participação do capital privado tende a aumentar, suprindo limites fiscais do Estado. O BNDES volta a agir como estruturador e cofinanciador – já aprovou R$ 40,8 bilhões em empréstimos a infraestrutura somente nos primeiros 9 meses de 20255 – porém agora buscando alavancar recursos de mercado (debêntures incentivadas, project finance e fundos). Programas como o Infra Boost (ex.: fundo B2Infra com BNDES+IDB) sinalizam arranjos híbridos para ampliar funding privado6. Entretanto, gargalos clássicos persistem: licenciamento demorado, disputas judiciais e capacidade limitada de engenharia/gestão podem atrasar cronogramas e encarecer projetos. Executivos reportam que a judicialização excessiva e a multiplicidade de instâncias adicionam custo e imprevisibilidade – hoje “parece ser preciso um engenheiro e dez advogados” para tirar uma obra do papel7. Sem melhora na segurança jurídica (marcos estáveis, respeito a contratos), investidores exigirão retornos maiores ou evitarão projetos de prazo longo. Em suma, o cenário macro determinará a velocidade da onda de investimentos: juros menores e reformas pró-negócio podem destravar um superciclo de infraestrutura (aproximando o país dos ~4% do PIB/ano em investimento necessários8), ao passo que a inércia fiscal-monetária manteria o investimento próximo aos atuais ~2% do PIB – insuficiente para fechar o gap histórico9.

Transição energética: realidade vs. narrativa

Metas climáticas vs. ações concretas: O Brasil assumiu compromissos de neutralidade de carbono até 2050 e voltou a engajar-se internacionalmente (presidência do G20 em 2024, sede da COP30 em 2025\)10 11. No discurso, a transição energética ocupa posição central nos planos de desenvolvimento. Na prática, porém, há um descompasso entre narrativa e realidade. A política energética ainda prevê expansão significativa de óleo e gás na próxima década – com produção de ambos crescendo e novos campos sendo desenvolvidos – o que contradiz os objetivos de Paris e a aspiração brasileira de protagonismo climático12 13. De fato, avaliações independentes indicam que, sob políticas atuais, o Brasil não está no ritmo necessário para cumprir as metas de 2025 e 2030: as emissões de energia tendem a estagnar em vez de cair rapidamente14. A realidade doméstica impõe trade-offs: o país já possui uma matriz elétrica limpa (quase 85% renovável), mas ainda depende fortemente de combustíveis fósseis nos transportes e indústria. Reduzir essa dependência exige investimentos vultosos e infraestrutura habilitadora (rede elétrica robusta, armazenamento, biocombustíveis avançados) que levam tempo para maturar. Por exemplo, atingir a neutralidade em 2050 exigiria mais de US$ 6 trilhões em investimentos acumulados – apenas ~8% acima do cenário tendencial – com dois terços desse montante voltado à eletrificação de transportes e processos15 16.

Aceleradores e obstáculos: O que pode acelerar a transição no Brasil? (1) Vantagens naturais – matriz elétrica renovável, potencial imenso em solar, eólica e biomassa – facilitam ganhos rápidos no setor de energia elétrica. (2) Tecnologias em queda de custo – eólica offshore, baterias, H₂ verde – podem ganhar escala até 2030, tornando viável substituições antes consideradas custosas. (3) Pressões de mercado externas – e.g. ajuste de carbono na UE, exigências ESG de investidores – podem forçar setores exportadores (aço, agro) a adotarem energia limpa e eficiência para manter competitividade. Por outro lado, fatores que travam a transição: (a) Custo e financiamento – mesmo com declínio nos custos de renováveis, a implantação massiva de infraestrutura (linhas de transmissão, sistemas de armazenamento, frota de VE’s) requer capital barato e estável, ainda um desafio frente aos juros domésticos altos. (b) Condições socioeconômicas – combater pobreza e desemprego permanece prioridade política, o que às vezes conflita com medidas climáticas (ex.: subsídios a combustíveis fósseis para segurar inflação). (c) Lobby e inércia institucional – setores de petróleo, automotivo e outros tradicionais têm influência e podem retardar políticas ambiciosas de descarbonização. Assim, a transição energética no Brasil avança mais lentamente que o desejado pelo discurso oficial, com ganhos incrementais (p.ex. expansão renovável e biocombustíveis) porém sem ruptura imediata na matriz de uso final. A década de 2020 verá um “hibridismo”: aumento da participação de renováveis e eletrificação, mas óleo e gás mantendo papel relevante para garantia de suprimento e como motor econômico. O desafio estratégico é administrar os trade-offs – garantir segurança energética e preços acessíveis durante a transição, sem abandonar as metas de longo prazo. Isso requer planejamento cuidadoso: diversificar fontes, investir em flexibilidade do sistema e direcionar incentivos de forma realista.
Trade-offs e pragmatismo: Diferentemente de países desenvolvidos, onde a descarbonização rápida tem forte apoio, no Brasil a transição precisa conciliar três objetivos: segurança energética, modicidade tarifária e redução de emissões. Por exemplo, térmicas a gás são mais caras e emissoras que renováveis, mas oferecem confiabilidade quando falta vento/chuva; veículos elétricos reduzem emissões locais, mas um avanço brusco afetaria a poderosa cadeia de biocombustíveis (etanol) e exigiria reforço na rede elétrica. O governo tem adotado postura pragmática: mantém estímulo aos renováveis (ex.: leilões regionais, programa de hidrogênio verde) ao mesmo tempo em que reconhece o papel “ponte” do gás natural e a importância dos biocombustíveis na frota circulante. Narrativas excessivamente otimistas (“Brasil líder verde”) são temperadas pelos gargalos reais – licenciamento ambiental, financiamento e limites tecnológicos. Em suma, a transição brasileira ocorrerá de forma mais gradual e heterogênea do que o discurso sugere: alguns setores avançarão rápido (geração elétrica, combustíveis de aviação sustentáveis), enquanto outros – especialmente transporte rodoviário de carga, petroquímica, mineração – seguirão dependentes de fósseis nesta década, a menos que surjam políticas muito fortes ou choques tecnológicos. A implicação para investidores e empresas é clara: planejar portfólios resilientes a diferentes velocidades de transição, evitando apostas unilaterais e mantendo flexibilidade para ajustar-se conforme os sinais (ex.: evolução de custos de carbono, demandas de mercados importadores).

Sistema elétrico: expansão, integração e confiabilidade

Crescimento acelerado das renováveis e integração ao sistema: A matriz elétrica brasileira está passando por uma transformação estrutural. Nos últimos anos, a capacidade instalada de solar e eólica disparou – a ponto de em agosto de 2025 essas fontes terem suprido 34% de toda a geração elétrica mensal, um recorde histórico17 18. Esse marco, atingido em um mês de seca em que as hidrelétricas recuaram a apenas 48% da oferta (mínima em 4 anos), demonstrou o potencial das renováveis em sustentar o consumo mesmo em condições adversas19 20. Em 2024, eólica+solar já respondiam por ~24% da geração anual, mais que o dobro de cinco anos antes18. Essa rápida expansão reduziu as emissões do setor elétrico em 31% desde o pico de 2014, evitando o despacho de térmicas fósseis mesmo com a demanda subindo21. O Brasil caminha para um sistema baseado em três pilares: hidro, eólica e solar, ao invés da hegemonia hídrica do passado22. No entanto, esse progresso traz novos desafios de intermitência e equilíbrio. A forte concentração de parques eólicos/solares no Nordeste já expôs gargalos: em 2025, cerca de 20% da energia renovável gerada chegou a ser desperdiçada (curtailment) por falta de escoamento ou flexibilidade, causando até R$ 6 bilhões em perdas estimadas no ano23 24. A infraestrutura de transmissão não acompanhou totalmente o boom renovável, gerando situações em que, sob ventos fortes ou sol intenso, usinas precisam reduzir output por incapacidade do sistema absorver o excedente. Segundo o ONS, esses cortes concentraram-se no Nordeste e tornaram-se significativos recentemente24. Mitigar esse problema exige acelerar novos linhões de transmissão, reforços de rede e mecanismos de despacho modernos (ex.: resposta à demanda, predição climática apurada).

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Confiabilidade e fontes de apoio: Manter a estabilidade e confiabilidade de um sistema cada vez mais renovável requer fontes de respaldo e armazenamento. As hidrelétricas continuam como lastro de flexibilidade – com reservatórios operando como “baterias naturais” –, mas sofrem com maior variabilidade hidrológica (secas severas periódicas). O gás natural desponta como o backup térmico preferencial: várias térmicas inflexíveis a óleo/carvão estão dando lugar a usinas a gás mais eficientes e flexíveis, acionadas para garantir suprimento na ponta ou em estiagens. Contudo, contar demais com térmicas implica custos elevados e emissões; por isso, políticas incentivam outras soluções. Armazenamento por baterias começa a entrar no radar: o governo programou para 2026 o primeiro leilão dedicado de sistemas de baterias, visando contratar projetos de ≥30 MW com 4 h de suprimento diário a partir de 202825 26. A indústria respondeu prontamente – há 18 GW em projetos de baterias mapeados para participar27. Essa reserva de capacidade vai ajudar a absorver picos renováveis diurnos e liberar à noite, suavizando a intermitência. Além disso, planeja-se retomar pumped storage (hidrelétricas reversíveis) e ampliar programas de resposta do lado da demanda. Ao mesmo tempo, iniciativas de modernização de redes (smart grids) estão em curso nas distribuidoras: medição inteligente, automação e redução de perdas (ainda altas em algumas áreas) elevam a qualidade do serviço e permitem melhor gerenciamento de recursos distribuídos. Empresas buscam reduzir perdas não técnicas e melhorar confiabilidade, já que apesar das tarifas elétricas brasileiras estarem entre as mais altas da região, os consumidores ainda enfrentam duração de apagões acima da média latino-americana28 29. Para o investidor em geração e transmissão, o novo contexto significa oportunidades em fontes limpas mas também a necessidade de considerar custos de integração: projetos solares/eólicos devem incorporar soluções de conexão e talvez armazenamento local para mitigar curtailment e atrasos de rede. Modelagens de cenários sugerem que, mesmo no caso tendencial, as renováveis continuarão respondendo por grande parte do corte de emissões até 2050 (38% das reduções de CO₂ previstas)30 – ou seja, investir em eólica/solar permanece uma estratégia “no regrets”. Porém, capturar todo seu valor exigirá participar também das soluções de flexibilidade do sistema, seja via contratos de reserva, plantas híbridas ou consórcios regionais de transmissão.
Modicidade tarifária e incentivos: Outro ponto crítico é equilibrar a transição elétrica com custos de energia competitivos. Nos últimos anos, subsídios cruzados e encargos elevaram o custo da energia para a indústria e consumidores, mesmo com a entrada de fontes baratas. A expansão acelerada da geração distribuída solar residencial com isenção de tarifas foi benéfica em sustentabilidade, mas acabou elevando custos para outros usuários e forçando contratação de térmicas caras para garantir estabilidade31 32. Reguladores já ajustaram o modelo (Lei 14.300/2022), mas o setor produtivo alerta para distorções: a Abrace (grandes consumidores) calcula que encargos para bancar subsídios renováveis e outras políticas encareceram a conta e podem prejudicar a competitividade industrial se nada for feito31 33. Assim, há um movimento para revisar o desenho do mercado elétrico – introduzir preço horário, valorizar atributos de capacidade e alocar custos de forma mais justa. Espera-se que novos leilões de energia firme permitam baterias competirem com térmicas, e que a tarifação horossazonal avance, sinalizando corretamente o valor da energia em cada momento. Para o investidor, isso significa um ambiente em mudança: modelos de receita tradicionais (PPAs de 20 anos flat) darão lugar a receitas mais complexas, combinando venda de energia, serviços ancilares e capacidade. Projetos que agreguem valor em confiabilidade (ex.: híbridos eólico+armazenamento) tendem a ser premiados. No horizonte desta década, o sistema brasileiro deve permanecer adequado em termos de suprimento, mas com margem estreita: se a economia crescer acima do previsto ou atrasarem projetos estruturantes (linhas, usinas de backup), aumenta o risco de déficits localizados e volatilidade no Preço de Liquidação de Diferenças (PLD). Monitorar indicadores como nível dos reservatórios, volume de energia cortada por restrição e avanço de obras de transmissão será fundamental para antecipar possíveis estrangulamentos ou oportunidades de investimento emergenciais (ex.: leilões de reserva).

Óleo & Gás: produção em alta e papel na transição

Pré-sal impulsiona oferta, mas e até quando? A produção de petróleo do Brasil atingiu novo recorde em 2023, com 3,4 milhões de barris/dia (76% extraídos no offshore do pré-sal)34. Graças aos projetos já em desenvolvimento, espera-se crescimento contínuo até 2030: o plano decenal oficial (PDE 2024-34) projeta ~4,4 Mb/d em 203435, e há cenários apontando até 5 Mb/d por volta de 2030 que colocariam o Brasil entre os top 5 produtores globais36. Investimentos maciços estão em curso – US$ 435 bi previstos em E\&P na próxima década (cerca de 78% de todo o capex de energia do período)37 – com Petrobras e parceiras instalando uma frota de FPSOs de última geração nos campos do pré-sal. Isso significa que, no horizonte de 10 anos, o petróleo brasileiro continuará em expansão e ganhando participação nas exportações (já é o principal item da balança). O risco de ciclo existe: uma desaceleração global ou políticas climáticas mais rígidas podem depreciar o preço do barril e até antecipar o pico de demanda. Porém, o pré-sal brasileiro é competitivo em custo (breakeven em torno de US$ 35-45), o que dá alguma resiliência – ou seja, mesmo em cenário de contração da demanda, o Brasil poderia abocanhar market share de produtores de custo mais alto. Ainda assim, grupos de energia devem planejar estrategicamente: maximizar a geração de valor nessa “década de ouro” do óleo, mas evitar novos projetos de longuíssimo payback que possam se tornar ativos ociosos pós-2035.

Refino e mercado interno: A infraestrutura de refino é outro foco – a capacidade doméstica está próxima do limite, e o Brasil é importador líquido de alguns derivados (diesel, GLP). Após anos sem novos projetos, há investimentos moderados em curso (cerca de US$ 22 bi até 2034 em expansão e qualidade do refino38). A Petrobras concentra esforços em aumentar a eficiência e conversão nas refinarias existentes, além de nichos como querosene de aviação. A entrada de atores privados em refino estagnou após algumas vendas de refinarias, pois margens incertas e intervenção de preços no passado esfriaram o apetite. Caso o consumo de combustíveis continue crescendo até meados da década (puxado pelo transporte rodoviário e aviação), poderemos ver gargalos de refino – o que torna provável a manutenção de altos volumes de importação de diesel e derivados, a menos que o parque aumente a utilização para níveis inéditos. No mercado de gás natural, vive-se uma fase de transição: a produção nacional de gás alcançou ~150 MM m³/dia em 202339 40, mas cerca de metade disso é reinjetada ou queimada offshore por falta de rota de escoamento ou mercado. A oferta efetiva (gás disponibilizado na malha) ficou em 47,7 MM m³/d (2023), dos quais ~23% foram supridos por importações (gás da Bolívia e GNL)40. Ou seja, apesar de produzir muito gás associado, o Brasil ainda importa cerca de 1/4 do gás consumido, refletindo limitações na infraestrutura (poucos gasodutos ligando o pré-sal ao continente, unidades de processamento saturadas) e mercado restrito. Com o Novo Mercado de Gás (Lei 14.134/2021), espera-se maior competição e investimentos em dutos, UPGNs e terminais – condição para viabilizar o gás como energético de transição mais acessível. Ainda existem desafios estruturais: a elevada parcela de gás associado dificulta a oferta estável (produtores priorizam óleo e reinjetam gás para aumentar o fator de recuperação) e a demanda industrial não cresce sem garantia de preço competitivo e suprimento constante. Em 2025, algumas medidas sinalizaram avanço: venda de ativos de transporte da Petrobras, novos fornecedores entrando (como originação de GNL privada) e ampliação de terminais de regaseificação. Contudo, o preço do gás no Brasil permanece elevado frente a hubs internacionais, prejudicando sua competitividade ante carvão ou até renováveis em geração elétrica. Reguladores trabalham em modelos de entry-exit e leilões de capacidade para otimizar o uso da malha e reduzir custos. Se bem-sucedido, isso pode destravar dezenas de milhões de m³/d de nova demanda – em térmicas flexíveis, indústrias químicas, siderurgia (substituindo coque) e mesmo no transporte (correntes de GNV/LNG).
Gás como combustível de transição: No curto e médio prazo, o gás natural ocupa um lugar-chave na matriz: é visto como “combustível de transição” por emitir menos que carvão e óleo, além de complementar renováveis. O governo leiloou em 2021 um pacote de usinas a gás regionais (no Nordeste e Norte) para garantir suprimento e reduzir a dependência do diesel caro nessas regiões isoladas. Entretanto, a concretização de algumas dessas térmicas enfrenta atraso por dificuldade em obter gás a preço viável e licenças (caso emblemático da UTE no Amazonas). A regulação caminha para resolver pontos críticos – recentemente, a ANP regulamentou o acesso não discriminatório a gasodutos e a oferta de supridor local. A precificação também busca um equilíbrio: contratos legacy atrelados ao petróleo estão expirando e dando lugar a indexadores mais diversificados, possivelmente até hubs virtuais no Brasil. Se a “abertura” vingar, espera-se maior oferta concorrencial e, com pré-sal e GNL, um mercado comprador favorecendo preços mais baixos na boca do poço.

Para o investidor em O&G, há dois olhares: (1) Década de oportunidade – maximizar produção de óleo e monetizar gás associado com novos hubs (ex.: rota 3 e 4 do pré-sal, gasoduto Sergipe-Alagoas); (2) Além da transição – começar a reposicionar portfólio para energias de baixo carbono. Muitas petroleiras já direcionam parte do CAPEX para renováveis offshore, biocombustíveis avançados (como diesel renovável coprocessado) e até CCUS para reduzir pegada de carbono das operações. Petrobras, por exemplo, anunciou meta de zerar queima de rotina de gás e reduzir emissões de upstream substancialmente até 2030, via programas de eficiência e reinjeção de CO₂.

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Competitividade global: No front externo, o Brasil deve manter vantagem de custo no pré-sal, mas enfrenta riscos de demanda e geopolítica: políticas de transição acelerada na Europa/EUA podem achatar o crescimento da demanda por óleo na década de 2030, e questões como a guerra de preços OPEP+, sanções e flutuações cambiais podem afetar receitas. Já no gás, a competição é regional: o país concorre com EUA e Catar no suprimento de GNL para suas térmicas e industrias. Uma queda estrutural do preço internacional de gás (depois de 2026, com novos projetos globais de GNL entrando)41 pode beneficiar o consumidor brasileiro, mas desafia a monetização do gás pré-sal se custos internos não caírem. Assim, o setor de O&G brasileiro vive um paradoxo: é ao mesmo tempo trunfo econômico nesta década (exportações, investimento, royalties) e desafio estratégico para alinhar-se à descarbonização. A chave será gerir os ativos fósseis de forma a extrair valor rápido, reinvestindo parte em negócios do futuro (energia limpa, química verde) para não ficar exposto quando a maré virar.

Biocombustíveis, e-fuels e rotas de descarbonização dos transportes

Etanol e biodiesel consolidados, novas fronteiras em teste: O Brasil é líder mundial em biocombustíveis de primeira geração – o etanol de cana e o biodiesel de soja/sebo já desempenham grande papel na matriz veicular. Em 2025, o governo elevou os mandatos: a mistura de etanol na gasolina subiu de 27% para 30% (E30), e o biodiesel no diesel passou de 14% para 15% (B15)42 43. Essas medidas impulsionam a demanda interna e deram fôlego a usinas e usinas de processamento, num momento em que estoques agrícolas estão favoráveis (safra de soja recorde, canaviais se recuperando). Estudos indicam que a capacidade instalada de biodiesel no Brasil já poderia atender misturas bem superiores (B20+), e discute-se no Conselho de Energia um cronograma para B20 até 2028 e possivelmente B25 na década seguinte44 45 – embora preocupações com qualidade em climas frios e custo de matéria-prima recomendem cautela na progressão. A eletrificação veicular lenta no país (frota de VE ainda \<2% das vendas) significa que etanol e biodiesel permanecem os principais motores da descarbonização dos transportes nesta década. O programa RenovaBio continua em vigor, concedendo créditos de descarbonização (CBIOs) para biocombustíveis certificados, o que melhora a competitividade relativa deles frente aos combustíveis fósseis. Em paralelo, o Brasil busca protagonizar novas rotas: bioquerosene de aviação (SAF), HVO (diesel renovável) e futuros e-fuels. Empresas como Raízen e Vibra iniciaram produção experimental de SAF a partir de etanol (processo Alcohol-to-Jet), de olho no grande mercado das companhias aéreas que terão metas de uso de combustíveis sustentáveis nos próximos anos. O governo incluiu o SAF no RenovaBio e analisa mandatos de mistura para aviação a partir de 2027\. Há obstáculos: custo ainda 2-3 vezes do querosene fóssil e necessidade de certificações internacionais rígidas. Mas a abundância de matéria-prima (etanol de cana e de milho) pode dar ao Brasil vantagem para escalar SAF regionalmente se políticas de incentivo forem calibradas.

Hidrogênio verde e e-combustíveis: Outro campo efervescente é o do hidrogênio verde (H₂V) e derivados (amônia, metanol). Várias iniciativas pipocam, especialmente em hubs portuários do Nordeste com bom fator eólico/solar. O Ceará, por exemplo, anunciou dezenas de protocolos de intenção que somariam R$ 100+ bilhões em possíveis investimentos em H₂ verde, amônia e energias adjacentes46. Em 2025, o estado atraiu projetos-piloto como uma planta de amônia verde (investimento R$ 110 milhões)47. Esses projetos visam o mercado externo (fertilizantes, combustível marítimo) e, se concretizados, poderiam posicionar o Brasil como exportador de e-fuels na próxima década. No entanto, por ora são planos – o desafio será sair do papel: requer viabilizar financiamento, offtakers internacionais e contornar entraves de infraestrutura (por exemplo, ampliar a capacidade portuária de líquidos). Em rotas tecnológicas de descarbonização industrial, destacam-se esforços em siderurgia verde (uso de H₂ ou biocarbono para substituir carvão vegetal e coque) e captura de carbono. A Vale e parceiros testam uso de biomassa para produzir ferro-gusa com menor pegada. A Braskem investe em eteno “verde” de etanol, já exportando polietileno verde certificado. Esses casos mostram potencial de nicho: produtos de maior valor agregado com selo verde. Contudo, para ganhar escala, precisarão superar barreiras de custo e, no caso de commodities, possíveis barreiras comerciais (como o CBAM europeu, que pode taxar aço, cimento e químicos com base nas emissões). Assim, as rotas de descarbonização no Brasil serão diversas e complementares: biocombustíveis suprimindo parte da demanda fóssil em transporte terrestre e aviação; eficiência energética e eletrificação avançando em veículos leves e sistemas estacionários; H₂ e e-fuels emergindo primeiro em nichos exportadores e aplicações difíceis de eletrificar (navios, aviação de longo curso, processos industriais).
Competitividade e integração logística: Um ponto crucial é infraestrutura de distribuição para esses novos combustíveis. O etanol já conta com extensa rede de dutos/terminais (ex.: etanolduto Sudeste) e frota de transporte dedicada, permitindo abastecer a rede de postos em todo país. Para biodiesel/óleo diesel renovável, a logística se vale da mistura nas distribuidoras e escoamento junto com diesel fóssil – há capacidade suficiente nas bases, mas gargalos regionais podem surgir se aumentarem muito a mistura sem planejamento (especialmente Norte, que depende de cabotagem). Novos produtos como H₂ e amônia exigirão praticamente criar do zero cadeias logísticas, com armazenamento criogênico ou pressurizado, navios-tanques adequados, etc. No curto prazo, projetos de H₂V apostam em produção “in situ” no porto para exportação direta, evitando transporte interno complexo. Já o SAF poderá usar em parte a cadeia existente de querosene (aeroportos), mas talvez precise de segregação e tancagem especial se produzido no interior. Outro desafio é padronização e certificação: para exportar e-fuels, o Brasil terá de atender critérios internacionais de adicionalidade renovável, rastreabilidade e redução de emissões certificada (ISO, CORSIA, etc.). Isso requer investimento em MRV (monitoramento, reporte e verificação) e alinhamento regulatório. Em termos de competitividade, o Brasil possui vantagens (insumos agrícolas competitivos, eletricidade renovável barata) mas também pontos fracos (custo Brasil logístico, insegurança regulatória). Por exemplo, o etanol brasileiro é competitivo globalmente, porém enfrenta barreiras tarifárias e não-tarifárias: os EUA mantêm tarifa de 2,5% sobre etanol importado, enquanto o Brasil aplicou tarifa de 18% sobre etanol de milho americano desde 2024, gerando tensões comerciais48 49. A solução de longo prazo pode estar em acordos bilaterais ou inserção do etanol no escopo de “combustível estratégico” em fóruns internacionais. A escala será determinante: a indústria de biocombustíveis pretende crescer não só em volume, mas em eficiência (novas variedades de cana, 2ª geração a partir do bagaço) para aumentar a produção sem ampliar muito a área plantada. Projeções indicam possibilidade de E2G e outras rotas elevarem em 50% a oferta de etanol sem expandir área, caso tecnologias sejam dominadas. Executivos do setor precisam acompanhar ativamente políticas públicas (mandatos, CBIOS, fundos de carbono) e movimentos globais (ex.: investimento da UE em SAF) para posicionar suas empresas. Em síntese, o setor de bioenergia brasileiro tende a ser um dos vencedores da transição, mas deve inovar para manter-se à frente na curva tecnológica e ambiental, e assim converter sua liderança de potencial em vantagem competitiva sustentada nas próximas décadas.

Infraestrutura digital e demanda energética: data centers, telecom e IoT

Boom de data centers e pressão no sistema elétrico: A economia digital brasileira passa por um rápido crescimento de infraestrutura crítica, com destaque para data centers de grande porte (hiperescala). Investimentos de gigantes de tecnologia estão em marcha: Microsoft e AWS anunciaram expansões de US$ 2,7 bi e US$ 1,8 bi respectivamente até 2027, e mesmo players chineses (como a ByteDance) avaliam implantar campus de 1 GW totalmente suprido por renováveis no Nordeste50. Como resultado, a demanda elétrica desses centros de dados explodiu \+330% em um ano e tende a quase 20x até 2035, podendo saltar de meros ~0,7 GW em 2023 para 13,2 GW em 2035 se todos os projetos se concretizarem51. Grande parte dessa carga estará concentrada em polos como São Paulo e Rio de Janeiro, mas já há dispersão para regiões com energia abundante (ex.: “AI City” da Scala Data Centers no RS, planejada para consumir impressionantes 4,75 GW quando totalmente equipada50). Essa concentração de demanda impõe desafios para a rede elétrica: picos localizados, necessidade de alta confiabilidade e redundância. Os data centers modernos operam com critérios de disponibilidade Tier III/IV, tolerando pouquíssimos segundos de interrupção por ano. Assim, resiliência elétrica torna-se fundamental: operadores estão firmando contratos de longo prazo com geradores renováveis dedicados, instalando geração própria (diesel, gás e cada vez mais solar+batarias) e cobrando melhorias das concessionárias locais52 53. O governo federal, ciente da criticidade, incluiu a expansão de data centers e redes na agenda estratégica (ligada inclusive ao plano de IA nacional)54. Para o setor elétrico, isso significa incorporar um novo perfil de carga – altamente concentrado, constante e sensível a qualidade – semelhante a indústrias eletrointensivas tradicionais. A diferença é que data centers podem ser construídos muito rapidamente (12-24 meses), enquanto reforços de rede levam anos, o que exige planejamento proativo e colaboração entre empresas de energia e empresas de tecnologia.

5G, fibra e IoT exigem energia confiável: No front de telecomunicações, o Brasil avança aceleradamente no 5G. Menos de três anos após o leilão (2021), as operadoras já implantaram mais de 17 mil sites 5G cobrindo 63% da população (maio/2025)55 56 – superando metas regulatórias com anos de antecedência. A previsão é levar 5G a todos os 5.570 municípios até 202957 58, e concomitantemente ampliar a fibra óptica terrestre e backbones IP. Essa conectividade ubíqua habilita a Indústria 4.0, cidades inteligentes, telemedicina e uma miríade de aplicações de IoT (Internet das Coisas) que melhoram eficiência em setores tradicionais. Contudo, a confiabilidade desses serviços depende intrinsecamente da energia: cada torre de telefonia tem baterias e, às vezes, geradores para curtos períodos, mas não suporta blecautes prolongados. Da mesma forma, sensores IoT críticos (em agro, saúde, transporte) requerem alimentações ininterruptas ou backup local. Com a digitalização, uma falha elétrica não causa apenas apagão de luz, mas também derruba comunicações, paralisa operações industriais automatizadas e sistemas logísticos. Assim, cresce a sinergia entre utilidades de energia e telecom: distribuidoras elétricas firmam parcerias para compartilhamento de fibra (usando redes inteligentes para monitorar) e operadoras de telecom investem em geração distribuída para robustecer sites. Um exemplo é a Enel SP instalando baterias em subestações que alimentam polos de telecom, como projeto-piloto para manter carga crítica. Para investidores, a expansão do 5G e da conectividade industrial significa novos mercados para soluções energéticas descentralizadas – desde no-breaks sofisticados, microrredes em data centers, até contratos de energia dedicados (PPA) com data centers e operadoras.

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Resiliência e planejamento integrado: A interdependência entre infraestrutura digital e energética exige planejamento integrado de resiliência. Eventos climáticos extremos (tempestades, enchentes) podem danificar simultaneamente redes elétricas e de telecom, multiplicando impactos. Um exemplo ocorreu em 2023, quando enchentes no Sudeste derrubaram torres de transmissão e também troncos de fibra, dificultando a coordenação de resposta emergencial. Para mitigar esses riscos, empresas estão revendo projetos de engenharia: data centers sendo construídos acima de cotas de inundação, operadoras enterrando trechos de fibra antes aéreos, concessionárias elétricas adotando cabos isolados e podas preventivas intensivas. Investimentos em centros de operação integrados – que monitorem energia, água, tráfego e comunicações em sincronia – também estão em pauta nas capitais, de forma a antecipar e responder rapidamente a falhas e sobrecargas. Em termos de consumo energético, o setor de TI tende a se tornar um dos maiores demandantes de eletricidade. Globalmente se estima que data centers e TI possam chegar a 10% da demanda elétrica em 2030; no Brasil, com digitalização crescente, essa fatia também deve subir. A boa notícia é que muitas empresas de tech assumiram metas de 100% renovável e estão investindo em geração e certificados de energia limpa, contribuindo indiretamente para financiar novos parques solares/eólicos. Entretanto, a carga firme exigida por esses consumidores força o sistema a garantir potência disponível 24/7 – o que volta à questão do capítulo anterior sobre necessidade de fontes de respaldo e armazenamento. Em resumo, a infraestrutura digital se torna rapidamente tão essencial quanto a física tradicional, e sua viabilidade depende de energia confiável. Na estratégia de investimentos, setores antes apartados (energia, telecom, TI) precisam dialogar: há oportunidades conjuntas em serviços de edge computing com geração local, aproveitamento de calor residual de data centers, projetos de eficiência energética em grandes centrais de dados, entre outros. Aquele que compreender e atender essa convergência entre bits e watts terá vantagem na captura de valor neste novo ecossistema.

Logística, mobilidade e corredores de exportação

Gargalos e investimentos em transporte: O Brasil historicamente sofre com infraestrutura de transportes insuficiente para seu território continental. Apenas ~12% das estradas são pavimentadas (percentual praticamente estagnado desde 2001\) e cerca de 23% das rodovias estão em condições ruins ou péssimas59. Essa falta de qualidade e capilaridade rodoviária impõe custos altos – o escoamento de grãos de Mato Grosso, por exemplo, pode custar três vezes mais por km do que nos EUA – e afeta a competitividade do agronegócio e da mineração. Nos últimos anos, houve avanços com concessões: duplicações em trechos críticos (via Dutra, BR-163), introdução de free flow em pedágios e melhoria de manutenção. Entretanto, muitos corredores estratégicos ainda operam no limite. Em ferrovias, houve expansão modesta: conclusão da Ferrovia Norte-Sul, expansão da Malha Paulista e malha ponta do Mateus Leme (FIOL parcialmente entregue). O modal ferroviário, porém, ainda responde por apenas ~15-20% da carga, e a densidade ferroviária brasileira (3,6 km/1000 km²) é menos da metade de países de área similar como EUA ou Canadá60. A navegação interior é subaproveitada: nossa densidade hidroviária (2,3 km/1000 km²) também é \<50% da de países com rios extensos (ex.: China)61. O Governo Federal, via programa PIL/PPI, tenta mudar esse quadro: além das rodovias já mencionadas, planeja leiloar a Ferrogrão (corredor de grãos do Centro-Oeste para Miritituba), lotes remanescentes da FIOL/FICO, e parcerias para modernizar portos fluviais na Amazônia. Ainda que lançados, muitos desses projetos enfrentam licenciamentos complexos e disputas jurídicas (caso da Ferrogrão, travada no STF por questão indígena). Portos têm sido um ponto relativamente positivo: a movimentação portuária atingiu recorde de 1,3 bilhão de toneladas em 202462 graças a melhorias operacionais e arrendamentos privados que elevaram produtividade. O Porto de Santos, principal do país, caminha para desestatização e projeta expansão com o leilão do STS10 (mega terminal de contêineres) que deve atrair mais de US$ 1 bi e aumentar a capacidade em 2-3 mi TEUs3. Mesmo assim, a ineficiência sistêmica permanece: tempo de armazenagem elevado, acessos terrestres saturados (especialmente em Santos e Paranaguá) e falta de integração multimodal plena. Custos logísticos consumiam ~12% do PIB no início dos anos 2000 e caíram para algo em torno de 8-9%, mas ainda superam os dos EUA e outros competidores63, indicando espaço para ganho de produtividade.

Impacto na competitividade e custos: Essa infraestrutura subótima impõe uma espécie de “custo Brasil” permanente: estima-se que ineficiências em transportes (e saneamento) custem 1,4% do PIB por ano em perda de produtividade e desperdícios63. Isso se reflete em preços mais altos dos produtos brasileiros no exterior ou margens menores para produtores domésticos. Por exemplo, a dependência excessiva de caminhões (que transportam ~60% das cargas) encarece o frete e o torna volátil conforme o preço do diesel. Nos últimos anos, a disparada do diesel e a escassez de motoristas após a pandemia evidenciaram a vulnerabilidade dessa dependência rodoviária. Setores vencedores em um cenário de manutenção do status quo tendem a ser transportadoras rodoviárias e montadoras de caminhões, enquanto perdedores são indústria e agro, que pagam fretes mais caros. Porém, o movimento em curso de diversificação modal indica oportunidades: concessionárias ferroviárias (como Rumo, VLI) investem para atrair cargas de terceiros, empresas de cabotagem ampliam frotas após o marco da BR do Mar, e players logísticos integradores (3PL/4PL) crescem ao otimizar cadeias. Para empresas, vale acompanhar e participar de iniciativas de integração multimodal – e.g. embarcadores de grãos investindo em terminais próprios nos portos do Arco Norte, mineradoras buscando acordos para usar ferrovias ociosas.
Riscos climáticos e resilientes: Eventos climáticos extremos já começam a afetar a logística. Em 2021, secas severas baixaram o nível do Rio Madeira, prejudicando a hidrovia e forçando retorno de cargas para carretas. Em 2022 e 2023, chuvas torrenciais causaram deslizamentos e cortes prolongados em rodovias como a BR-376 no PR e trechos da via Estrada de Ferro Carajás. Tais ocorrências devem tornar-se mais frequentes com mudanças climáticas, adicionando um risco de interrupção significativo aos corredores de exportação. A solução passa por infraestrutura resiliente – obras de contenção, redundância de rotas (ex.: ter duas ferrovias servindo uma mesma região) e melhoria de monitoramento meteorológico para planos de contingência. No planejamento estratégico de infraestrutura, incluir cenários de clima severo é fundamental: portos estão revendo suas proteções contra ressacas e elevação do nível do mar; concessionárias rodoviárias investem em sistemas de alerta de enchentes em pontes. Ainda assim, o “prazo Brasil” para implementar grandes obras permanece longo, e uma ameaça latente é a judicialização ambiental: apesar de a nova Lei de Licenciamento (ainda tramitando) buscar simplificar processos64, projetos como ferrovias verdes (Ferrogrão) enfrentam questionamentos de ONGs e Ministério Público. Saber gerir stakeholders (comunidades, órgãos ambientais, MP) tornou-se tão importante quanto o projeto de engenharia em si para viabilizar corredores.
Perspectivas e foco estratégico: No horizonte até 2030, a logística brasileira pode evoluir em dois ritmos: (1) Incremental (reformista) – continuidade dos projetos atuais, melhoras graduais nas rodovias concedidas, conclusão da malha ferroviária planejada, resultando em ganho modesto de participação do modal ferroviário (talvez 20-25% da matriz) e redução lenta do custo logístico. (2) Acelerado (transformador) – caso haja reforço forte de investimento (por exemplo, entrada de capital externo de peso pós-reformas fiscais) permitindo antecipar obras chave e ampliar o pipeline (novas ferrovias integrando centros produtivos, duplicações abrangentes de rodovias de escoamento agrícola). Este cenário transformador poderia aproximar o Brasil dos padrões de infraestrutura de países equivalentes e reduzir significativamente o custo logístico, alavancando nossa competitividade global. Indicadores a monitorar: sucesso dos próximos leilões (apetite de investidores e taxas de desconto obtidas), cumprimento de cronogramas das concessões vigentes (investimentos x previstos), evolução do mix modal nas principais rotas (participação da cabotagem no Nordeste, por ex.), e métricas de desempenho como tempo de espera em portos e índices de acidentes rodoviários. Para executivos de setores dependentes de logística, a recomendação é diversificar rotas e modais sempre que possível – quem contar apenas com uma rodovia ou um porto corre risco maior. Parcerias diretas com operadores logísticos (por exemplo, contratos de take-or-pay com ferrovias, ou consórcios para investir em armazéns portuários) podem garantir capacidade e reduzir custos médios. A logística é parte vital da estratégia de competitividade do Brasil; melhorias nela têm efeito multiplicador na economia, reduzindo desperdícios e integrando regiões isoladas ao mercado. Cada real bem investido em infraestrutura de transporte tende a retornar em menor custo país e maior potencial de crescimento de longo prazo.

Saneamento e infraestrutura urbana

Universalização em curso, execução é o próximo teste: O novo marco do saneamento (Lei 14.026/2020) desencadeou uma transformação no setor de água e esgoto. Os números de partida são desafiadores: 34 milhões de brasileiros sem água tratada e ~90 milhões sem esgoto coletado/tratado até 202565. Diante disso, a meta fixada é ambiciosa – universalizar o acesso até 2033 (99% água, 90% esgoto). Para atingir esse objetivo, estimava-se necessário investir ~R$ 45 bilhões por ano durante uma década66. Até pouco tempo, investia-se menos de 1/3 disso; mas a situação começou a mudar. Desde 2020, ocorreram 66 leilões de concessões e PPPs de saneamento, que contrataram cerca de R$ 370 bilhões em investimentos futuros, abrangendo mais de 1.500 municípios67. Somente em 2025, os aportes efetivos alcançaram R$ 29,8 bilhões, um salto enorme frente aos ~R$ 3 bi anuais pré-marco68. Agora, o setor ingressa na fase crucial de tirar projetos do papel: entre final de 2025 e 2026, pelo menos mais 27 blocos e empresas estaduais irão a leilão, devendo mobilizar R$ 88,6 bilhões em investimentos contratados4. Essa é possivelmente a última grande rodada de licitações, abarcando estados como Pernambuco, Maranhão, Paraíba, Rondônia, Alagoas e amplos blocos no interior de São Paulo69 70. Se bem-sucedida, ao fim de 2026 praticamente todo o país terá modelos de prestação definidos (concessões privadas ou estatais reestruturadas) e fluxos de investimento assegurados para a próxima década. Os novos operadores – consórcios liderados por empresas privadas nacionais e estrangeiras, muitas vezes em parceria com companhias locais (Sabesp, Copasa, etc.) – trazem expectativas de ganhos de eficiência e agilidade. O cenário agora é de otimismo vigilante: há capital comprometido e metas claras, mas a execução prática envolve superar entraves clássicos de obras urbanas (licenciamentos, interferências, engajamento social para adentrar comunidades).

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Regulação e eficiência operacional: O sucesso da universalização depende não só de investir mais, mas de investir bem. Isso demanda regulação eficiente e padronizada. A ANA (agência nacional de águas) recebeu poderes para emitir normas de referência regulatórias – como padrões de qualidade, tarifas e mecanismos de subsídio cruzado – visando harmonizar os 50+ reguladores subnacionais existentes. A adoção dessas normas ainda é voluntária, mas municípios e estados tendem a segui-las para acessar recursos da União. Será fundamental garantir tarifas equilibradas: acessíveis à população de baixa renda (com subsídios focalizados, tarifas sociais) mas suficientes para remunerar os investimentos e operação. A melhoria da eficiência operacional é outra alavanca: hoje, em média 36% da água tratada é perdida antes de chegar ao consumidor71 – seja por vazamentos, seja por ligações clandestinas. Concessionárias privadas têm obrigação contratual de reduzir essas perdas para níveis internacionais (~20% ou menos), o que requer tecnologia (setorização de redes, telemetria, troca de tubulações). O ganho é duplo: aumenta-se a oferta efetiva sem novas fontes e melhora a sustentabilidade econômica (mais faturamento por m³ captado). Outros indicadores a acompanhar serão: índice de atendimento, qualidade da água (parâmetros como turbidez, cloro residual) e redução de internações por doenças hídricas – este último um benefício social direto do saneamento que pode aliviar gastos em saúde.
Impactos socioeconômicos e regionais: A expansão do saneamento traz benefícios difusos mas significativos. Estudos vinculam melhoria do acesso à água e esgoto a redução da mortalidade infantil, ganhos educacionais (menos evasão escolar por doenças) e aumento da produtividade do trabalho (menos faltas por enfermidades gastrointestinais). O IBGE estima que cada R$ 1 investido em saneamento retorna múltiplos em ganhos sociais ao longo do tempo. Além disso, a universalização pode diminuir desigualdades regionais: Norte e Nordeste partem de patamares bem mais baixos de cobertura, e são justamente onde concentram-se muitos dos investimentos programados até 203072. Por exemplo, projetos no Maranhão, Amazonas e Pará levarão água e esgoto a centenas de cidades onde o serviço era precário ou inexistente, desencadeando efeitos em cascata no desenvolvimento local. Cidades melhor saneadas tendem também a atrair mais negócios (pela qualidade de vida e ambiente mais saudável) e turismo, fomentando economia. Entretanto, há riscos: alguns projetos de concessão podem enfrentar contestação política (resistência de grupos que eram contra privatização) ou dificuldade de cumprir metas em áreas remotas, o que exigirá flexibilidade contratual e acompanhamento de perto por parte dos reguladores. A capacidade de gestão pública nos municípios será testada para fiscalizar contratos, articular investimentos complementares (drenagem urbana, por exemplo, que ficou fora do escopo de alguns contratos).
Modelos de negócios e tendências urbanas: Em infraestrutura urbana além do saneamento, observa-se crescente participação privada em iluminação pública (PPP de iluminação com LEDs e telegestão em capitais), resíduos sólidos (embora a maioria das cidades ainda enfrente problemas em aterros e coleta seletiva) e mobilidade urbana (concessões de metrôs e BRTs). A tendência é buscar soluções integradas de cidade inteligente – por exemplo, concessionárias de iluminação instalando câmeras e sensores integrados, empresas de saneamento entrando em projetos de aproveitamento energético do biogás de ETEs, etc. A convergência urbano-ambiental ganha força: projetos de saneamento no Sudeste começam a incluir componentes de drenagem e manejo de águas pluviais (como o mega-projeto “Novo Rio Pinheiros” em São Paulo ou o “Universaliza” que SP planeja com drenagem incluída70). Isso é importante para evitar enchentes e poluição difusa, completando o ciclo do saneamento completo. Do ponto de vista de estratégia empresarial, grupos que atuam em infraestrutura urbana ampliam portfólio para capturar sinergias – empresas de saneamento avaliando entrar em gestão de resíduos, empresas de energia explorando PPPs de mobilidade elétrica, e assim por diante. Para investidores, o horizonte é positivo: poucos setores oferecem crescimento quase garantido por uma década como saneamento, dado o atraso a recuperar. Entretanto, é preciso preparo para risco regulatório local, e acompanhamento de indicadores-chaves (receita realizada vs projetada, inadimplência – que pode subir quando tarifa for igualada para universalização – e avanço físico das obras). Em última instância, a melhora do saneamento e infraestrutura urbana responde à pergunta: “o que isso muda na estratégia?” – muda que, em ambientes melhor equipados e saudáveis, surgem novos mercados consumidores, valorização imobiliária e redução de riscos sanitários para indústrias. Ou seja, investir e apoiar o saneamento não é apenas responsabilidade social, mas também pavimenta um cenário mais propício para os negócios em geral no médio prazo.

Regulação, licenciamento e ambiente institucional

Segurança jurídica e previsibilidade: Infraestrutura são investimentos de ciclo longo (15, 20, 30 anos). Por isso, estabilidade de regras é fator crítico de decisão. O Brasil, apesar de marcos regulatórios bem-sucedidos em alguns setores (telecom pós-1997, energia elétrica pós-2004), ainda exibe um ambiente institucional percebido como volátil. Exemplos recentes incluem mudanças abruptas em concessões (revisão de contratos de pedágio no passado, interferência política nos preços de combustíveis), que abalaram confiança. No setor elétrico, a introdução de tetos de impostos e mudanças tarifárias ad hoc durante crises hídricas criaram precedentes de intervenção. Para melhorar, o país aprovou atualizações legais importantes: Nova Lei de Licitações (14.133/2021) dando mais transparência, Lei das Agências Reguladoras (13.848/2019) reforçando autonomia técnica, e a própria legislação de concessões em discussão incorporando melhores práticas. Mesmo assim, investidores ainda precificam um “risco regulatório Brasil” significativo. A judicialização é parte do problema: não raro, concessões e obras públicas enfrentam ações civis públicas, questionamentos do TCU ou MPs que suspendem processos. Esse custo judicial retarda obras e pode inviabilizar negócios – daí a crítica de que é preciso “um exército de advogados” para empreender infraestrutura aqui7. Para mitigar isso, governo e Congresso têm buscado simplificar licenciamento ambiental (PL 2159, aprovado no Senado em 2025, padroniza e agiliza processos)73 74 e criar categorias de licença específica para projetos estratégicos, com prazo máximo de 1 ano75. Essa medida, se implementada, reduzirá incertezas de prazo. Contudo, enfrenta oposição de ambientalistas e possivelmente será contestada judicialmente76, ou seja, o dilema persiste: como equilibrar agilidade com proteção ambiental efetiva.

Licenciamento ambiental e “prazo Brasil”: Hoje, o tempo médio para licenciar grandes projetos é apontado como um gargalo sério. Um empreendimento de transmissão ou uma usina pode levar 5 a 8 anos desde concepção até operação, muito por conta de atrasos nas licenças (prévia, de instalação, de operação). Em hidrelétricas, por exemplo, o processo completo já chegou a consumir até 10 anos e mais de 100 condicionantes, muitos pouco relacionados ao impacto direto. Essa situação levou ao apelido de “prazo Brasil” – a ideia de que tudo aqui demora mais. As reformas propostas buscam reduzir burocracia onde for excesso: projetos de baixo impacto poderiam ter licenciamento simplificado ou até autodeclaração; licenças com condicionantes padronizadas; integração entre órgãos para evitar sobreposições de exigências (Ex: FUNAI, IPHAN, IBAMA atuando de forma coordenada). Se essas melhorias pegarem, espera-se um corte de 30-50% nos prazos médios de licenciamento. Isso tornaria mais viável cumprir cronogramas e evitar custos financeiros de atrasos. No entanto, persistirá a necessidade de gestão de stakeholders: dialogar com comunidades impactadas, transparência com o Ministério Público, e ações preventivas para evitar litígios (como acordos prévios com municípios, programas socioambientais robustos desde o início). Empresas com boa articulação local e histórico ESG positivo podem ter vantagem em navegar esse terreno. Em paralelo, observa-se maior rigor em consultas públicas e participação social nos processos decisórios, reflexo da democratização e ativismo. Ignorar esses aspectos intangíveis pode custar caro – vide casos de obras paradas por pressão social. Portanto, além da letra da lei, a solidez institucional percebida depende de construir confiança: agências reguladoras sem interferência política, contratos respeitados mesmo em trocas de governo, decisões técnicas predominando.
Riscos de mudanças e mitigação: Um risco recorrente é a mudança de regras no meio do jogo. Exemplos: renegociação forçada de outorgas em governos estaduais, mudança tributária setorial (como renúncias de ICMS que depois são revertidas), e revisões de marco legal (saneamento mesmo já sofreu tentativas de alteração pós-2020 para privilegiar estatais). Tais movimentos criam ruído e podem congelar aportes enquanto não se definem. Para mitigá-los, investidores adotam cláusulas de equilíbrio econômico-financeiro, seguros garantia e diversificação de portfólio para diluir riscos regulatórios específicos. O papel do Estado é fundamental: se comprometer com previsibilidade. A criação de Câmaras de Conciliação (no âmbito da AGU) para conflitos contratuais é positiva, evitando judicialização automática. Os indicadores a acompanhar no ambiente institucional incluem: posição do Brasil em rankings tipo Doing Business (especialmente em “enforcing contracts” e “construction permits”), notas de risco das agências de rating (que consideram governança e estabilidade), e evolução de marcos legais chave (reforma tributária em andamento pode simplificar impostos e reduzir litígios federativos). Também o desempenho dos novos arranjos regulatórios – por ex., ANA conseguindo que suas normas de referência em saneamento sejam aderidas pelos estados, trazendo uniformidade regulatória. Para tomadores de decisão nos setores de energia e infraestrutura, a mensagem é clara: incorporar rigorosos critérios de risco regulatório na análise de investimentos, montar estratégias de relacionamento institucional (advocacy responsável e participação em consultas públicas) e ter planos de contingência caso o ambiente sofra reversões. Ao mesmo tempo, identificar oportunidades em marcos novos: quem se posicionou cedo no saneamento (antes da consolidação do marco) colheu ganhos; similarmente, a abertura do mercado de gás e a modernização do setor elétrico (mercado livre, resposta da demanda) premiarão agentes ágeis e inovadores. Em síntese, o ambiente institucional brasileiro é desafiador, mas evolutivo – tem melhorado em alguns aspectos, piorado em outros – e exige do líder executivo navegar com visão de longo prazo e cautela, sem deixar de aproveitar as janelas de oportunidade quando o quadro jurídico oferece estabilidade para determinado setor.

Cenários prospectivos (2026+): conservador, base e de ruptura

Dada a multiplicidade de variáveis – econômicas, tecnológicas, políticas – três cenários são delineados para a evolução de energia e infraestrutura brasileira pós-2026. Em cada um, destacam-se impactos em preço de energia, confiabilidade, investimentos, fatores de aceleração/travamento de projetos, setores vencedores/perdedores e indicadores de alerta.

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Cenário Conservador: Crescimento baixo e transição lenta

Características gerais: Ambiente macroeconômico adverso, com crescimento do PIB modesto (\<2% a.a.) e juros estruturalmente altos (Selic ainda na faixa de 8-10% em 2028). Governo enfrenta restrições fiscais e prioriza gastos sociais de curto prazo em detrimento de investimentos. A transição energética global desacelera (menor pressão externa), e o Brasil adota postura mais reativa.
Preços de energia e confiabilidade: Com demanda estagnada e forte oferta fóssil, os preços de combustíveis fósseis internos permanecem relativamente baixos (ex.: gasolina ainda subsidiada em alguns momentos para segurar inflação). Já a tarifa elétrica continua elevada, pois poucos investimentos novos diluem encargos, e o custo financeiro permanece alto – pode-se ver tarifas subindo acima da inflação, pressionadas por contratos legados e baixa expansão de renováveis. A confiabilidade do sistema elétrico fica no limite: sem grandes avanços em transmissão e armazenamento, episódios de estiagem severa ou picos de carga levam ao uso intenso de térmicas caras e até riscos de racionamento localizado. Blackouts regionais esporádicos tornam-se plausíveis, afetando setores industriais intensivos e evidenciando a falta de planejamento de longo prazo.
Investimentos e projetos: Pipeline de concessões sofre atrasos ou cancelamentos por falta de interesse ou dificuldades financeiras. Muitos projetos previstos no PPI 2023-2026 escorregam para além de 2030\. O investimento em infraestrutura permanece perto de 2% do PIB9, incapaz de diminuir o gap. Em energia, poucas novas usinas além das já contratadas; leilões de renováveis encalham ou fecham em volumes mínimos. O setor de O\&G segue investindo no pré-sal (por inércia dos planos), mas refino e gás não recebem atenção – projetos como novas UPGNs e gasodutos offshore ficam na gaveta. Biocombustíveis mantêm blend atual (etanol E30, biodiesel B15), sem novos aumentos por precaução de custo. Licenciamento ambiental continua moroso, pois a tentativa de simplificação legal é barrada ou mal implementada; obras continuam levando tantos anos quanto antes para licenciar.
Aceleradores/obstáculos: Acelera este cenário a combinação de choque econômico negativo (ex.: recessão global reduz apetite a investimento) e governança fraca (incapacidade de aprovar reformas adicionais, volta de intervenções populistas em tarifas/regulação). Travaria sua permanência algum evento que force ação, como crises de abastecimento gritantes ou pressão popular por melhora de serviços – mas no conservador, assume-se que isso não chega a ponto de mudar a estratégia.
Setores vencedores & perdedores: Vencedores: setores tradicionais que dependem de subsídios ou proteção – ex.: distribuição de combustíveis fósseis (sem competição de elétricos ou bio avançados), geração térmica inflexível (mantém espaço devido a falta de transição), concessionárias ineficientes (continuam operando sem pressão por performance). Também empresas de óleo e gás no upstream surfam preços domésticos relativamente favoráveis e baixo escrutínio ambiental. Perdedores: indústrias eletrointensivas e de base – sofrem com energia cara e riscos de fornecimento, perdendo competitividade. Consumidores em geral, principalmente comerciais e residenciais, arcam com serviços caros e de qualidade estagnada. Setor de energias renováveis e tecnologia limpa encolhe ou patina, com muitos projetos falindo por falta de mercado. Empresas de infraestrutura pesada (construção) têm pouco portfólio novo, aumentando competição desleal pelos poucos projetos e reduzindo margens.
Indicadores de alerta: Monitoramento: (1) Taxa de investimento/PIB caindo ou estagnada – se 2027 não mostrar aumento significativo sobre ~18% do PIB, indica baixo fôlego. (2) Capacidade instalada vs. demanda de energia: se reserva de capacidade elétrica cair abaixo de 5% consistentemente, sinal de possível racionamento. (3) Atrasos generalizados em leilões/programas (ex.: poucos interessados em concessões rodoviárias, leilões de transmissão desertos) indicam perda de confiança. (4) Emissões de GEE do setor energético em trajetória ascendente ou estável, mostrando que nada de estrutural mudou na matriz (nesse cenário, o Brasil falha em cumprir NDC 2030). (5) Risco-país medido em CDS ou EMBI permanecendo elevado (indicando percepção de instabilidade). Esses sinais configuram um cenário de baixo dinamismo – exigindo postura defensiva das empresas, focando eficiência interna e controle de custos, dado que pouco crescimento virá do ambiente externo.

Cenário de Base: Transformação moderada e contínua

Características gerais: Economia seguindo trajetória medianamente positiva – PIB cresce ~2,5% a.a., inflação sob controle e juros convergindo para patamar neutro ~6% a 7%. Reformas-chave (tributária, administrativa) parcialmente implementadas, melhorando um pouco o ambiente de negócios. Governo e privados mantêm parceria: PPI conclui a maior parte dos leilões planejados, e investimentos em infraestrutura sobem para ~3% do PIB no final da década, ainda abaixo do ideal mas já bem acima do passado recente8. No setor de energia, metas de transição são perseguidas com realismo – cumpre-se a NDC de 2030 (menos por redução de fósseis e mais por controle de desmatamento), e projeta-se neutralidade em 2050 via mix diversificado (mas sem excluir petróleo nos próximos 15 anos).
Preços de energia e confiabilidade: A moderada expansão de renováveis e reformas de mercado traz alívio gradual nas tarifas elétricas: o custo médio de geração cai com entrada de eólicas e solares baratas, compensando parcialmente aumentos de transmissão e encargos. Consumidores que migram para o mercado livre conseguem preços mais competitivos, e o mercado regulado passa por modernização tarifária. Em combustíveis, a evolução é de estabilidade com leve alta real: a gasolina e diesel acompanham cotações internacionais, sem subsídios, e a maior mistura de biocombustíveis (E30, B15) agrega alguns centavos no preço final, algo absorvível. A confiabilidade do suprimento elétrico permanece boa – o aprendizado com a crise hídrica de 2021 e a incorporação de baterias a partir de 2028 como reserva girante evitam racionamentos. Pode ocorrer algum desligamento local (apagões regionais breves) por falhas específicas, mas não crises sistêmicas. O ONS e a ANEEL aperfeiçoam o planejamento e despachos antecipando picos de carga (por exemplo, usando sinais de preço horário para acionar carga flexível).
Investimentos e projetos: A maioria dos projetos atualmente em estruturação se concretiza, mesmo que alguns com atraso de 1-2 anos. Novos corredores logísticos saem do papel: Ferrovia de Integração Centro-Oeste (FICO) concluída até 2028, Ferrogrão destravada retomando obras, rodovias concedidas duplicadas conforme cronograma. Portos ampliam capacidade e eficiência com arrendamentos, e Santos é privatizado atraindo capital para expansão. Em energia, leilões de transmissão ocorrem anualmente suprindo a demanda de escoamento, e nenhum grande complexo renovável fica ilhado por falta de linha além de 1-2 anos de espera. A geração distribuída continua crescendo (ainda que regulada), adicionando dezenas de GW solares em telhados até 2030, aliviando o pico diurno. O novo mercado de gás ganha tração: infraestrutura de escoamento do pré-sal expandida (rotas 4 e 5 em operação), importação de GNL flexível via terminais privados e gasodutos onshore integrando novas fontes locais (pequenas térmicas e polos de fertilizantes). Projetos de H2 verde e SAF permanecem piloto até 2030, mas com um ou outro complexo de maior escala entrando em operação no final da década (ex.: hub de amônia verde no Pecém exportando produção). Licenciamento ambiental melhora em prazo: tempos médios caem ~30%, mas ainda longe de padrões mundiais – suficiente para ver obras sendo iniciadas mais rápido que no passado recente.
Aceleradores/obstáculos: Esse cenário de base se acelera se: (1) Brasil obtiver grau de investimento de agências até 2026, reduzindo custo de capital e atraindo mais FDI; (2) Implementar integralmente a reforma tributária sem aumento de carga, simplificando impostos (benefício forte para construção civil e indústria). Por outro lado, poderia descarrilar se ocorrer crise política doméstica grave (impeachment, etc.) ou recessão global prolongada tirando demanda de commodities – mas aqui assumimos que isso não sucede na década.
Setores vencedores & perdedores: Vencedores: construção pesada, engenharia consultiva e fornecedores de equipamentos – com diversos projetos rolando em paralelo (rodovias, ferrovias, usinas), esses setores vivem bom momento, embora precisem gerenciar falta de mão de obra especializada em alguns casos. Energia limpa e logística eficiente despontam: empresas de renováveis, fabricantes de equipamentos (aerogeradores, painéis via Manaus), operadores ferroviários e portuários registram crescimento e rentabilidade saudável ao atender demanda latente. Consumidores industriais se beneficiam de energia mais confiável e conseguem planejar expansão com menos risco. Perdedores: poucos setores perdem ativamente – talvez quem não inovar. Exemplo: concessionárias de distribuição elétrica podem ver erosão de mercado com GD e eficiência energética, se não adaptarem modelo (mas muitas já investem em serviços agregados). Empresas de ônibus urbanos que não se modernizarem podem sofrer com concorrência de VLTs, metrôs e modais alternativos nas metrópoles. Setor de refino tradicional encolhe margem com maior concorrência de importados e biocombustíveis, forçando consolidação. De modo geral, é um cenário de “maré que eleva todos os barcos”, mas alguns menos ágeis ficam para trás no crescimento relativo.
Indicadores de acompanhamento: (1) Participação do investimento privado no total investido – espera-se aumentar; se ficar estagnado indicando dependência excessiva de BNDES/governo, atenção. (2) Execução orçamentária em infraestrutura pública – no cenário base, governo consegue aumentar capitalização de fundos e estatais (como a VALEC ou dar aval a PPPs); monitorar se União e estados estão efetivamente investindo próximo ao previsto no PPA. (3) Capacidade instalada de reserva elétrica – deve se manter \>10% acima da demanda de ponta, confirmando equilíbrio; se cair muito, ponto de alerta. (4) Emissões de carbono do setor de energia – no cenário base tenderiam a começar leve declínio pós-2030; monitorar intensidade de carbono do PIB ou da energia gerada para ver sinal de inflexão alinhado às metas. (5) Produtividade logística – métricas como tempo médio de exportação de container (dias) e custo logístico/PIB; aqui veríamos melhoria incremental de alguns pontos percentuais até 2030\. Se esses indicadores se moverem na direção esperada, o cenário base se consolida. Para as empresas, significa planejar expansão com otimismo moderado, focando ganho de market share e eficiência via tecnologia, mas mantendo robustez financeira para navegar oscilações cíclicas normais.

Cenário de Ruptura: Transição acelerada e salto competitivo

Características gerais: Uma conjunção favorável de fatores impulsiona o Brasil a um crescimento acima da tendência (\>3,5% a.a.) e uma transição energética vigorosa. No front econômico, reformas e estabilidade conferem grau de investimento, juros caem a ~5% e abundante capital estrangeiro flui para projetos verdes e de infraestrutura. Externamente, o mundo intensifica a descarbonização – com carbono caro e demanda alta por metais, alimentos e energia limpa – beneficiando as vantagens comparativas brasileiras (minérios, agro sustentável, potencial renovável). Políticas públicas internas são coordenadas e ambiciosas: implementa-se um plano de transição robusto com precificação de carbono, reinvestimento de royalties fósseis em fundos verdes e incentivos à inovação.
Preços de energia e confiabilidade: A rápida expansão de renováveis, aliada a tecnologias disruptivas (ex.: baterias de nova geração, nuclear modular ou H₂ para armazenamento), leva a redução consistente dos custos de energia. Até 2030, a matriz elétrica já está \>90% livre de carbono, e proximamente 100% limpa em 2035 com aposentadoria das últimas térmicas a carvão e óleo. Tarifas elétricas se estabilizam ou até caem em termos reais, graças a LCOE muito baixos de eólica/solar (novos projetos a \<US$ 20/MWh) e leilões de capacidade competitivos onde baterias e resposta da demanda barateiam o backup. A adoção massiva de geração distribuída e gestão inteligente também atenua picos de preço. Para combustíveis, o petróleo atinge pico de demanda global antes de 2030, pressionando preços para baixo; gasolina e diesel se tornam commodities em declínio. Contudo, no mercado doméstico, o consumo desses fósseis cai substancialmente (veículos leves eletrificando, pesados migrando para bio/eletrificação). Em contrapartida, biocombustíveis avançados e hidrogênio ganham escala e reduzem custo – SAF e diesel verde tornam-se competitivos com fósseis com ajuda de precificação de carbono. O Brasil, podendo produzir muito etanol e biodiesel, vê esses combustíveis ganhando mercado e possivelmente exporta créditos de carbono. Confiabilidade do suprimento nunca foi tão alta: a digitalização completa do grid (self-healing grids, IoT em todos equipamentos) e abundância de recursos distribuídos praticamente eliminam apagões significativos. Mesmo eventos extremos são gerenciados via microgrids e redundâncias; a população e indústria desfrutam de energia “sempre disponível” em nível de países desenvolvidos.
Investimentos e projetos: A confiança elevada e disponibilidade de capital fazem o país entrar num superciclo de infraestrutura. Investe-se ~4% do PIB ou mais, atingindo níveis de economias asiáticas8. Todos os projetos do PPI 2023-2026 são concluídos antes do prazo, e lança-se um novo pacote ainda maior (incluindo trem de alta velocidade entre metrópoles, malha hidroviária integrada na Amazônia, etc.). Ferrovias avançam: além das planejadas, concessionários prorrogam e expandem malhas (troncos leste-oeste por investimento cruzado, por ex.), aumentando a participação ferroviária para ~35% da carga – um salto transformador. Logística integrada: a multimodalidade vira realidade, com operadores logísticos oferecendo contratos porta-a-porta usando AI para otimizar rotas; o custo logístico/PIB despenca para patamar próximo dos EUA (~7%). Urbanização recebe atenção: amplia-se metrôs (São Paulo inaugura linhas em série, Rio expande, outras capitais como BH, Porto Alegre ganham metrô leve), mobilidade elétrica decola em ônibus e frotas de entrega. O 5G e fibra cobrem 100% das cidades já em 2027, criando bases para smart cities plenamente funcionais. Em energia, o investimento recorde (nacional e internacional) implanta projetos inovadores: parques eólicos offshore no Nordeste fornecendo GW firmes com eólica \+ hidrogênio; clusters de hidrogênio verde em portos do Ceará, Bahia e Rio Grande do Sul exportando amônia e combustíveis sintéticos para Europa e Ásia; captura e armazenamento de carbono (CCS) utilizados em polos de gás para zerar emissões de térmicas. O pré-sal brasileiro atinge pico de produção ~5 Mb/d em 2030, mas com a demanda interna caindo, grande parcela é exportada – os dólares obtidos financiam um fundo soberano verde que investe em educação e tecnologia. Petrobras e demais petroleiras se reinventam como empresas de energia: investem pesado em eólicas offshore, biorefinarias de diesel verde e produção de hidrogênio. O setor elétrico torna-se exportador líquido via integração regional – vendendo excedente renovável para vizinhos através de novas interligações tipo Brasil-Argentina. Licenciamento e burocracia deixam de ser trava: digitalização completa de processos e ganho de confiança pública reduzem prazos drasticamente, sem grande oposição graças a transparência e compensações robustas (as pessoas percebem os benefícios dos projetos).
Aceleradores/obstáculos: Este cenário se concretiza com liderança política forte e coordenada no caminho da transição (estabilidade de 2-3 mandatos com visão semelhante), condições externas favoráveis (ex.: crédito barato global, avanços tecnológicos rápidos em armazenamento e H₂) e uma dose de sorte (sem crises globais ou internas disruptivas na década). Um possível obstáculo seria a falta de capital humano: acelerar tanto pode esbarrar em escassez de engenheiros qualificados, equipes de obra, etc. – teriam de ser superados com treinamento em massa e atração de expatriados. Outro risco é falta de coesão social: se a rápida transição não for justa, pode haver reação de setores prejudicados (caminhoneiros contra ferrovias, petroleiros contra corte de produção). Mas assumimos que políticas mitigam isso (requalificação profissional, fundos compensatórios).
Setores vencedores & perdedores: Vencedores: ampla gama – empresas de tecnologia limpa, manufatura local de equipamentos (Brasil vira hub de fabricação de eletrolisadores, baterias, turbinas eólicas offshore, etc.), agronegócio sustentável (valorizado pela baixa pegada e usando logística moderna), mineração de lítio, nióbio e terras raras (apoiando cadeias de baterias e eletrônicos). Empreiteiras diversificadas lucram com muitas obras, e indústria nacional fornecedora (cimento, aço) opera a plena carga com processos mais verdes. Consumidores e cidadãos são grandes vencedores – pagam menos por serviços melhores e ganham qualidade de vida (cidades menos poluídas, sem racionamentos, saneamento quase universalizado antes do prazo). Perdedores: alguns nichos fósseis: refino de petróleo se torna setor encolhendo e consolidando (menos refinarias necessárias globalmente), postos de combustível precisam se reinventar (menor venda de gasolina, pivotam para eletropostos e conveniência). Cadeias de valor baseadas em motores a combustão (autopeças tradicionais) sofrem disrupção, embora muitas se adaptem para veículos elétricos. Mas globalmente, o país diminui dependência de importações de energia, então os perdedores externos seriam exportadores de carvão/GNL para o Brasil. Em suma, há deslocamento de empregos de uns setores para outros, mas o saldo líquido é muito positivo em emprego e renda.
Indicadores a monitorar: (1) Emissões de carbono – no cenário de ruptura, as emissões totais do país entram em claro declínio antes de 2030 (Brasil se aproxima de meta net-zero antes de 2050); sinais seriam quedas anuais de \>5% nas emissões de energia após 2027\. (2) Matriz elétrica – participação de térmicas fósseis cai para \<5% já em 2030; capacidade de armazenamento instalada (GW de baterias, H₂) crescendo exponencialmente. (3) Penetração de VE e biofuels avançados – se até 2030 mais de 50% das vendas de veículos novos forem elétricos ou híbridos, e o SAF atender \>10% do querosene de aviação, indica transição acelerada em transporte. (4) Investimento/PIB acima de 25% consistentemente, e proporção privada maior que pública, mostrando confiança e eficiência. (5) Ranking globais – Brasil subindo significativamente em indicadores de competitividade, infraestrutura e sustentabilidade (por ex., melhorando dezenas de posições no Índice de Desempenho Logístico do Banco Mundial, ou no Índice de Transição Energética do WEF). Esses seriam sinais de que o país entrou numa nova trajetória qualitativa. Estratégias corporativas neste cenário focariam expansão agressiva e inovação: quem apostar e liderar nas novas tecnologias (smart grids, H₂, mobilidade elétrica, cidades inteligentes) colherá ganhos enormes, pois o mercado interno será sofisticado e robusto.

Conclusão – implicações estratégicas: Em qualquer dos cenários, uma constante é que energia e infraestrutura permanecem pilares do desenvolvimento – a diferença está na velocidade e qualidade de sua evolução. Para o C-level e investidores, a tarefa é preparar organizações para ser resilientes no cenário conservador, capturar oportunidades no cenário base e ter opcionalidades para um cenário disruptivo. Isso significa: diversificar portfólios energéticos equilibrando ativos fósseis e limpos conforme tendência; planejar CAPEX com flexibilidade (gatilhos de investimento conforme sinais de demanda/política); e sobretudo monitorar os sinais de transição – políticas climáticas, custo do capital, adoção tecnológica – ajustando a estratégia rapidamente conforme o cenário que se materializa. A lição-chave é que gargalos físicos, regulatórios e financeiros devem ser explicitamente considerados nas decisões: projetos com “números de manchete” atrativos podem ocultar viabilidade baixa se não endereçarem esses gargalos. Assim, a vantagem competitiva estará com líderes que aliarem rigor técnico (em avaliar riscos de prazo, licenciamento, engenharia) a visão de futuro (identificar inflexões tecnológicas e de mercado). O futuro da energia e infraestrutura do Brasil a partir de 2026 não é predeterminado – será resultado das escolhas de hoje. As decisões tomadas agora em investimentos, alocação de capital e posicionamento estratégico definirão quais empresas e setores sairão fortalecidos ou obsoletos nessa jornada. Em suma, a década que se inicia apresenta desafios proporcionais às oportunidades: quem souber navegar a transição com pragmatismo e ambição colherá os frutos de um Brasil mais sustentável, integrado e próspero.

Referências

Empresa de Pesquisa Energética (PDE 2032), BNDES, ANEEL, ANP, ONS, World Bank (2023) – “Brazil Infrastructure Assessment”77 63, Reuters (2025)1, BCG (2025)8 9, Exame (2025)78 4, BloombergNEF (2025)15, AP/Ember (2025)17 18, VEJA (2025)7, Argus (2025)64, entre outras.