ALUP11 — ALUPAR INVESTIMENTO S/A

Setor

Energia Elétrica

Desempenho recente

No período de 6m, ALUP11 apresentou variação de -0,18% em 123 pregões. Dados de cotação da B3, sujeitos a defasagem.

Faixa de 52 semanas

Nas últimas 52 semanas, ALUP11 oscilou entre R$ 28,64 a R$ 37,14. Média de R$ 33,07 no período. Dados B3, sujeitos a defasagem.

Indicadores Fundamentalistas

Dividend yield (12m): 3,25%. P/L: 20.75. P/VP: 2.57. ROE: 12,36%. Margem líquida: 26,91%. Valor de mercado: R$ 32,9B. Dados públicos B3/CVM, sujeitos a defasagem.

Indicadores Avançados

ROIC: 7,39%. ROA: 4,62%. EV/EBITDA: 14.57. EV/EBIT: 15.67. Margem EBITDA: 72,32%. Margem bruta: 71,81%. Dívida líquida/EBITDA: 4.30. Dívida líquida/Patrimônio: 1.07. Liquidez corrente: 3.30. LPA (lucro por ação): R$ 1,60. VPA (valor patrimonial por ação): R$ 12,97. PSR (preço/receita): 7.43. Free float: 47,84%. Último provento: R$ 0,21 por ação. Indicadores de rentabilidade (ROIC, ROA), valuation por valor da firma (EV/EBITDA, EV/EBIT), margens, endividamento e liquidez, a partir de dados públicos B3/CVM. São referências informativas — a interpretação cabe a cada investidor.

Variações por período

Variação de ALUP11 em janelas recentes. Na semana: -2,83%. No mês: +7,53%. No ano: +4,82%. Fechamento anterior: R$ 33,63 (16/07/2026). Percentuais sobre preços de fechamento da B3, sujeitos a defasagem.

Últimos pregões

Fechamentos recentes de ALUP11: 17/07/2026: R$ 33,28, volume de R$ 29,1M; 16/07/2026: R$ 33,63, volume de R$ 30,3M; 15/07/2026: R$ 33,74, volume de R$ 14,3M; 14/07/2026: R$ 34,02, volume de R$ 15,6M; 13/07/2026: R$ 33,60, volume de R$ 22,3M. Dados de pregão da B3.

Histórico de proventos

ALUP11 registra 55 proventos anunciados em 13 anos de cobertura. Anúncios mais recentes: 14/05/2026 — Dividendo de R$ 0,21 por ação; 16/04/2026 — Dividendo de R$ 0,03 por ação; 26/12/2025 — Dividendo de R$ 0,33 por ação; 13/11/2025 — Dividendo de R$ 0,30 por ação; 14/08/2025 — Dividendo de R$ 0,21 por ação; 15/05/2025 — Dividendo de R$ 0,21 por ação; 16/04/2025 — Dividendo de R$ 0,24 por ação; 14/11/2024 — Dividendo de R$ 0,24 por ação. O histórico descreve anúncios passados e não projeta pagamentos futuros, que dependem de resultados e decisões da companhia.

Resultados financeiros recentes

Demonstrações trimestrais reportadas por ALUP11 (CVM): 31/03/2026: receita líquida de R$ 1,3B, lucro líquido de R$ 337,8M, margem líquida de 26,91%, LPA de R$ 0,34. 31/12/2025: receita líquida de R$ 4,4B, lucro líquido de R$ 1,7B, margem líquida de 39,41%, LPA de R$ 1,75. 30/09/2025: receita líquida de R$ 3,2B, lucro líquido de R$ 1,3B, margem líquida de 40,25%, LPA de R$ 1,32. 30/06/2025: receita líquida de R$ 2,3B, lucro líquido de R$ 769,1M, margem líquida de 33,87%, LPA de R$ 0,78. Valores consolidados conforme reportado, sujeitos a reapresentação.

Patrimônio líquido e VPA

Patrimônio líquido de R$ 12,8B na posição de 31/03/2026. VPA (valor patrimonial por ação): R$ 12,97. Na posição de 30/06/2016, o patrimônio era de R$ 4,3B e o VPA era de R$ 4,31. Série contábil pública (CVM), sujeita a reapresentação.

Estrutura acionária

Composição do capital de ALUP11: Total de ações emitidas: 988.880.601. Ordinárias (ON): 671.494.278 (67,90%). Preferenciais (PN): 317.386.323 (32,10%). Ações em circulação: 473.035.461. Dados públicos CVM/B3.

Valores mobiliários listados

Códigos de negociação da companhia na B3: ALUP11 (Units, Nível 2 de Governança Corporativa). O segmento de listagem descreve o conjunto de regras de governança ao qual a companhia aderiu.

Valuation por fórmulas clássicas (Graham e Bazin)

Pela fórmula de Graham, o valor calculado para ALUP11 é de R$ 21,64 (diferença de -34,99% ante o preço usado no cálculo). Pela fórmula de Bazin (yield-alvo de 6% a.a.), o preço-teto calculado é de R$ 18,03, a partir de dividendo por ação de R$ 1,08. Valor intrínseco = raiz(22,5 x LPA x VPA). Requer LPA>0 e VPA>0. Preço-teto = dividendo por ação / 0,06 (yield-alvo 6% a.a.). São resultados de fórmulas públicas aplicadas a dados reportados — referências informativas cuja interpretação cabe a cada investidor; não constituem recomendação de compra ou venda.

Movimentações de administradores e pessoas ligadas

Negociações com ações de ALUP11 comunicadas por administradores, controladores e pessoas ligadas no período de 5 anos, conforme divulgação pública (CVM). Foram registradas 14 operações de compra e 2 operações de venda. Volume comprado: R$ 1,3B. Volume vendido: R$ 2.662,40. Saldo líquido do período: R$ 1,3B. Dado factual de transparência — não indica, por si só, perspectiva sobre o ativo.

Como interpretar os indicadores de uma ação

Os indicadores fundamentalistas descrevem aspectos diferentes de uma empresa e costumam ser lidos em conjunto, não isoladamente. Abaixo, o que cada grupo representa de forma factual.

Múltiplos de avaliação (P/L, P/VP, PSR)

Múltiplos relacionam o preço de mercado a uma medida contábil. O P/L (preço sobre lucro) compara a cotação ao lucro por ação; o P/VP (preço sobre valor patrimonial) compara ao patrimônio por ação; o PSR (preço sobre receita) compara à receita por ação. São referências de avaliação relativa — fazem mais sentido comparados entre empresas de um mesmo setor do que isoladamente, já que cada setor tem faixas típicas distintas.

Rentabilidade (ROE, ROIC, ROA)

Os indicadores de rentabilidade medem a eficiência da empresa em gerar resultado a partir do capital. O ROE relaciona o lucro ao patrimônio líquido; o ROIC relaciona o resultado operacional ao capital total investido (próprio e de terceiros); o ROA relaciona o lucro ao total de ativos. Valores mais altos indicam maior eficiência relativa, mas dependem do setor e da estrutura de capital.

Valor da firma e margens (EV/EBITDA, margens)

O EV/EBITDA compara o valor da firma (valor de mercado mais dívida líquida) ao EBITDA, uma medida de geração de caixa operacional; é usado para comparar empresas com diferentes níveis de endividamento. As margens (bruta, EBITDA, líquida) expressam quanto da receita se converte em resultado em cada etapa, descrevendo a lucratividade da operação.

Endividamento e liquidez

A dívida líquida sobre EBITDA indica quantos anos de geração de caixa seriam necessários para quitar a dívida líquida; a dívida líquida sobre patrimônio relaciona o endividamento ao capital próprio. A liquidez corrente compara ativos e passivos de curto prazo. Esses indicadores descrevem a estrutura financeira e o risco associado ao endividamento.

Dividendos (DY e payout)

O Dividend Yield (DY) relaciona os proventos distribuídos nos últimos doze meses ao preço da ação, e o payout indica a parcela do lucro distribuída como proventos. Ambos descrevem o histórico de distribuição e não projetam pagamentos futuros, que dependem de resultados e decisões da companhia. A interpretação de todos esses indicadores cabe a cada investidor, conforme seus objetivos e tolerância a risco.

Sobre a Empresa

a participação em outras sociedades atuantes nos setores de energia e infra-estrutura, no Brasil ou no exterior a geração, transformação, transporte, a distribuiçãoe o comércio de energia.

Identificação e registro

CNPJ: 08.364.948/0001-38. Código CVM: 21490. Situação do registro: Ativo. Constituída em 2006. Controle acionário: Privado. País de origem: Brasil. Site oficial: www.alupar.com.br. Dados cadastrais públicos da companhia (CVM/B3), sujeitos a atualização.

Dividendos

O dividend yield acumulado nos últimos 12 meses de ALUP11 é de 3,25%.

Eventos e Fatos Relevantes (CVM)

ALUP11 registra 100 evento(s) e comunicado(s) ao mercado publicados via CVM nos últimos 5 anos. As categorias mais frequentes: Dados Econômico-Financeiros (40), Assembleia (23), Relatório Proventos (22). Os documentos completos podem ser consultados nos canais oficiais.

Units da Alupar Investimento, holding brasileira de controle familiar dedicada à transmissão e à geração de energia elétrica, listada no Nível 2 da B3. Combina dezenas de concessões de transmissão com receita contratada por 30 anos, hidrelétricas e parques eólicos no Brasil, além de ativos no Peru e na Colômbia. Cada unit ALUP11 reúne 1 ação ordinária e 2 preferenciais.

Sobre ALUPAR INVESTIMENTO S/A

A Alupar Investimento S.A. (ALUP11) é uma holding brasileira de controle privado dedicada a dois segmentos de infraestrutura energética: transmissão e geração de energia elétrica. Diferentemente de grupos integrados que também operam distribuição, a Alupar concentra-se em ativos de longa maturação remunerados por contratos de longo prazo — linhas de transmissão sob regime de Receita Anual Permitida (RAP) e usinas com energia vendida em contratos regulados e livres —, o que confere ao seu fluxo de receitas um perfil previsível e fortemente indexado à inflação.

As raízes da companhia estão no Grupo Alusa, fundado pela família Godoy Pereira nos anos 1970 como empresa de engenharia e construção. A experiência em obras eletromecânicas levou o grupo a participar dos leilões de concessão de transmissão desde o início dos anos 2000, e a Alupar foi constituída em 2006 e estruturada como holding para consolidar os ativos de energia da família. Em abril de 2013, a empresa abriu capital na B3, listando-se no Nível 2 de governança corporativa por meio de units — cada ALUP11 representa uma ação ordinária e duas preferenciais. Desde então, a companhia expandiu o portfólio organicamente, vencendo lotes em leilões da ANEEL com desenvolvimento greenfield próprio, e internacionalizou-se de forma seletiva, com geração no Peru (caso da hidrelétrica La Virgen) e projetos de transmissão na Colômbia disputados em leilões da UPME.

O modelo de negócios se apoia em duas avenidas complementares. Na transmissão, núcleo do grupo, a Alupar controla um conjunto de concessionárias que somam milhares de quilômetros de linhas de alta tensão em diversas regiões do Brasil, incluindo participações em empreendimentos estruturantes como a Transnorte Energia (TNE), responsável pelo linhão que conecta Roraima ao Sistema Interligado Nacional em parceria com a Eletronorte. A receita de transmissão independe do volume de energia transportada: remunera-se a disponibilidade dos ativos, com contratos de 30 anos reajustados por índices de inflação. Na geração, o portfólio é predominantemente hídrico e complementado por fontes renováveis — destaque para a UHE Ferreira Gomes (252 MW, no rio Araguari, Amapá), pequenas centrais hidrelétricas em estados como São Paulo, Minas Gerais e Goiás, e o complexo eólico Energia dos Ventos, no Ceará. A cadeia de valor é verticalizada nas etapas de maior agregação: a companhia origina projetos em leilão, gerencia engenharia, suprimentos e construção com disciplina de custo reconhecida no setor, e depois opera e mantém os ativos por décadas, capturando a fase de margens elevadas do ciclo.

Na estrutura societária, o controle pertence à família fundadora por meio da Guarupart Participações, com free float na casa de 48% do capital total. A base acionária é composta por cerca de 988,9 milhões de ações, sendo aproximadamente 67,9% ordinárias e 32,1% preferenciais. A listagem no Nível 2 assegura tag-along e direitos adicionais aos minoritários, e o papel integra carteiras de índices da B3 como o IEE (Índice de Energia Elétrica) e os índices de governança IGC e ITAG, além de já ter figurado em carteiras de dividendos e de amplitude como o IBrX em diferentes janelas de rebalanceamento.

A estratégia declarada combina crescimento seletivo e disciplina de capital: participar de leilões de transmissão no Brasil e em países andinos apenas quando as taxas de retorno superam o custo de capital, desenvolver os projetos com execução própria para capturar eficiência de implantação, e reciclar capital quando conveniente. O que diferencia a Alupar dos pares é justamente essa combinação — origem em engenharia, histórico de entrega de projetos dentro de prazo e orçamento, portfólio dual transmissão-geração que equilibra estabilidade de RAP com upside hidrológico, e um controlador de longo prazo alinhado à perenidade do negócio, em contraste com plataformas financeiras ou estatais que dominam o restante do setor.

Contexto de negocio e setor

O setor elétrico brasileiro é um dos maiores sistemas interligados do mundo: o Sistema Interligado Nacional (SIN) conecta as cinco regiões do país por uma rede básica de transmissão que supera 180 mil quilômetros de linhas de alta tensão, operada de forma centralizada pelo ONS. A matriz é majoritariamente renovável — hidrelétricas ainda respondem pela maior fatia, com participação crescente de eólica e solar —, o que torna a transmissão um elo crítico: os novos parques renováveis concentram-se no Nordeste, distantes dos grandes centros de consumo do Sudeste, exigindo expansão contínua da malha.

O marco regulatório separa as atividades em geração, transmissão, distribuição e comercialização. A ANEEL regula e fiscaliza o setor, o Ministério de Minas e Energia formula a política energética, a EPE planeja a expansão e a CCEE liquida as operações de mercado. Na transmissão, a expansão ocorre por leilões públicos da ANEEL: vence quem oferece o maior deságio sobre a RAP-teto, assinando contratos de concessão de 30 anos. A receita é por disponibilidade — não depende do volume de energia que flui pelas linhas —, com parcela variável que penaliza indisponibilidades e reajuste anual por inflação (IPCA ou IGP-M, conforme o contrato), além de revisões tarifárias periódicas nos contratos mais recentes. Na geração, convivem o ambiente regulado (leilões de energia nova e existente) e o mercado livre, em expansão estrutural desde a abertura para consumidores de alta tensão; geradores hídricos compartilham risco hidrológico via Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), com exposição ao GSF em anos de hidrologia desfavorável.

As tendências estruturais de longo prazo favorecem o segmento: a descarbonização e a eletrificação da economia, o crescimento de data centers, a perspectiva do hidrogênio verde e a necessidade de escoar a geração renovável do Nordeste sustentaram um ciclo robusto de leilões de transmissão, com dezenas de bilhões de reais em investimentos contratados para a próxima década. Ao mesmo tempo, o fenômeno do curtailment (cortes de geração renovável por restrição de escoamento) reforça a urgência de novas linhas e equipamentos de controle de rede.

As barreiras de entrada são elevadas: intensidade de capital, contratos de longuíssimo prazo, licenciamento ambiental e fundiário complexo, domínio de engenharia de alta tensão, escala em operação e manutenção e acesso a financiamento de longo prazo — tipicamente BNDES e debêntures incentivadas de infraestrutura. O ciclo de capital é bem definido: após o leilão, seguem-se três a seis anos de construção com desembolso pesado e risco de execução; na entrada em operação, o ativo passa a gerar receita estável com margens operacionais elevadas e capex de manutenção baixo por mais de duas décadas.

As exposições macroeconômicas têm canais de transmissão claros. Juros: transmissoras operam alavancadas e disputam leilões com base no custo de capital — ciclos de aperto monetário encarecem o funding, reduzem deságios e comprimem a atratividade relativa de ativos de renda estável; ciclos de queda fazem o movimento inverso. Inflação: as receitas são contratualmente indexadas, funcionando como hedge natural, embora com defasagem temporal. Câmbio: parte dos equipamentos (transformadores, cabos, eletrônica de potência) tem componente importado, pressionando capex em depreciações do real; operações no Peru e na Colômbia adicionam receitas em outras moedas. Ciclo econômico: a demanda por energia acompanha o PIB e afeta geradores e o mercado livre, mas o regime de disponibilidade blinda a transmissão da variação de volume.

O cenário competitivo combina estatais, plataformas internacionais e grupos privados nacionais. Na transmissão, os principais players são Eletrobras (privatizada em 2022), ISA Energia Brasil (antiga ISA CTEEP), Taesa, State Grid Brazil Holding, Engie Brasil e Celeo Redes, além de entrantes em leilões recentes como Energisa. Na geração, competem Engie, Auren, AES Brasil, CTG Brasil e a própria Eletrobras. Nesse tabuleiro, a Alupar figura entre os maiores grupos privados de transmissão de controle nacional, com diferencial de desenvolvimento e construção próprios em um mercado onde boa parte dos rivais cresce por aquisição.

Como ler os indicadores deste ativo

A Alupar é uma holding de transmissão e geração de energia elétrica — e não uma distribuidora, distinção que define a régua correta para ler seus indicadores. Na transmissão, a receita vem da RAP (Receita Anual Permitida), fixada em leilão da Aneel, reajustada anualmente por índice de inflação e devida pela disponibilidade da linha, não pelo volume de energia transportado; na geração, predominam contratos de comercializacao de longo prazo (PPAs). O resultado é um negócio de fluxo de caixa contratado e indexado, com margens estruturalmente altas — e indicadores que exigem lentes próprias de leitura.

Comece pela tríade operacional, sempre em conjunto: margem EBITDA, dívida líquida/EBITDA e EV/EBITDA. Transmissoras puras costumam operar margens EBITDA acima de 80%, porque o custo de operar uma linha pronta é baixo; holdings que combinam transmissão e geração, caso da Alupar, tendem a margens um pouco menores, ainda assim muito acima da média do mercado. Margem alta aqui não é diferencial competitivo extraordinário: é característica do modelo regulado — o que importa é a estabilidade dessa margem ao longo dos ciclos. Já a alavancagem é estruturalmente elevada no setor, porque os projetos são financiados com dívida de longo prazo (project finance, debêntures incentivadas de infraestrutura, BNDES) casada com receitas contratadas; relações de dívida líquida/EBITDA entre 3 e 4,5 vezes são comuns durante ciclos de investimento e não devem ser julgadas com a régua aplicada a varejistas ou indústrias. A armadilha do iniciante é acender alerta acima de 3 vezes sem considerar que a receita futura é contratada e corrigida pela inflação; o complemento correto é olhar liquidez corrente e cronograma de amortizações — alavancagem alta com caixa curto é problema, alavancagem alta com dívida longa e RAP indexada é a estrutura típica do negócio.

O P/L pede cuidado especial. Pelo IFRS aplicável a concessões, transmissoras reconhecem o chamado ativo de contrato, com correção monetária e margem de construção: o lucro contábil oscila com o IPCA e com o cronograma de obras, não apenas com o desempenho operacional. Um P/L baixo pode refletir lucro inflado por correção monetária em ano de inflação alta, e não desconto real; um P/L elevado pode capturar um período de inflação fraca. Por isso, analistas do setor privilegiam EV/EBITDA — que também neutraliza diferenças de estrutura de capital num setor endividado — e a relação entre valor da firma e RAP proporcional. ROE e ROIC ganham sentido quando comparados ao custo de capital regulatório implícito nos leilões da Aneel: como os projetos são vencidos por deságio sobre a RAP teto, retornos sobre o capital investido tendem a ser moderados e estáveis, e a criação de valor depende da disciplina de alocação em leilões e aquisições e da eficiência na construção. Como o setor opera alavancado, é normal o ROE superar o ROIC — a diferença mede o efeito da dívida sobre o retorno do acionista.

O P/VP também tem leitura particular: o patrimônio reflete ativos de concessão remensurados, e múltiplos acima de 1 são frequentes quando os contratos vigentes rendem acima do custo de capital. O dividend yield deve ser interpretado junto com payout e fase do ciclo de capex — companhias em construção pesada retêm caixa; concluídas as obras, a distribuição tende a crescer. Dois cuidados finais: ALUP11 é uma unit (certificado que reúne uma ação ordinária e duas preferenciais), o que exige comparar múltiplos sempre na mesma base de papel; e os pares adequados são Taesa e ISA Energia em transmissão e Engie Brasil no perfil misto — nunca distribuidoras como Equatorial, cujos riscos, margens e alavancagens são de outra natureza. Concessões têm prazo, tipicamente 30 anos na transmissão: vencimentos contratuais e revisões periódicas importam tanto quanto o múltiplo do momento.

Pontos de atencao

Risco regulatório concentrado na ANEEL: a maior parte da receita da Alupar vem da Receita Anual Permitida (RAP) de concessões de transmissão, fixada em contrato e revisada periodicamente pelo regulador. Revisões tarifárias que recalibrem custos de operação e manutenção reconhecidos ou o custo de capital regulatório podem comprimir margens de concessões específicas, sem possibilidade de repasse a clientes.

Sensibilidade estrutural à taxa de juros: transmissão é um negócio de fluxos longos e previsíveis, com contratos de 30 anos, o que aproxima o ativo de um perfil de renda fixa de longa duração. Ciclos de alta da Selic elevam a taxa de desconto aplicada a esses fluxos e encarecem a rolagem de dívida de um modelo intensivo em capital — canal que historicamente pressiona todo o setor de transmissoras listadas.

Alavancagem inerente ao modelo de negócio: a Alupar financia projetos via dívida estruturada em SPEs (project finance) e debêntures de infraestrutura, com endividamento consolidado de múltiplas vezes o EBITDA, padrão do setor. Esse desenho protege a holding, mas impõe covenants e cronogramas de amortização; janelas de crédito fechadas podem adiar projetos ou elevar o custo médio da dívida.

Risco hidrológico na geração: o parque gerador inclui hidrelétricas como Ferreira Gomes (AP), Foz do Rio Claro (GO) e Ijuí (RS), além de PCHs. Em anos de hidrologia fraca, o GSF — fator de ajuste do Mecanismo de Realocação de Energia — abaixo de 100% obriga geradores a comprar energia no mercado de curto prazo a preços de PLD potencialmente elevados, reduzindo o resultado do segmento de geração.

Exposição cambial e risco-país nas operações internacionais: a Alupar possui ativos no Peru (como a hidrelétrica La Virgen) e concessões de transmissão na Colômbia. Receitas em sol peruano, peso colombiano ou dólar são consolidadas em reais, e mudanças regulatórias, políticas ou macroeconômicas nesses países afetam o valor dos ativos sem a previsibilidade do arcabouço brasileiro de transmissão.

Receita por disponibilidade, não por volume: a RAP de transmissão sofre desconto de Parcela Variável quando linhas e subestações ficam indisponíveis. Queimadas sob as linhas, falhas de equipamentos ou manutenção mal programada reduzem receita de forma imediata — a qualidade de operação e manutenção é o principal protetor do fluxo contratado, e o investidor deve acompanhar os indicadores de disponibilidade.

Compressão de retornos em leilões de transmissão: o crescimento orgânico depende de leilões da ANEEL, onde entrantes internacionais como State Grid, ISA e Celeo Redes ofertam deságios agressivos sobre a RAP máxima. Vencer lotes a deságios elevados pode significar retornos marginais menores que os do portfólio legado; perder sistematicamente torna o crescimento dependente de aquisições secundárias mais caras.

Risco de construção e licenciamento em projetos greenfield: novos lotes têm prazos contratuais de energização definidos pela ANEEL. Atrasos em licenciamento ambiental, liberação fundiária ou na cadeia de fornecedores — transformadores e cabos enfrentam filas globais — geram multas, postergam a entrada da RAP e podem corroer a taxa de retorno originalmente projetada para o empreendimento.

Estrutura de unit e controle familiar definido: ALUP11 é composta por 1 ação ordinária (ALUP3) e 2 preferenciais (ALUP4), de um capital de cerca de 988,9 milhões de ações (67,9% ON e 32,1% PN). O controle é da família fundadora, via Guarupart Participações, que detém a maioria das ordinárias — o investidor de unit carrega peso maior em ações sem voto pleno e não há cenário real de disputa de controle.

Descolamento entre índices de inflação e custos: as RAPs são reajustadas anualmente por IPCA ou IGP-M, conforme a safra do contrato. Períodos de deflação do IGP-M reduzem nominalmente a receita de contratos antigos indexados a esse índice, enquanto custos de pessoal e O&M seguem dinâmica própria, gerando descompasso temporário entre receita e despesa que deve ser acompanhado concessão a concessão.

Curtailment na geração eólica: os complexos eólicos da companhia no Nordeste, como Energia dos Ventos (CE), estão sujeitos a cortes de geração determinados pelo ONS por restrição de escoamento ou excesso de oferta, tema que ganhou relevância no setor a partir de 2023. A compensação por cortes sistêmicos segue em disputa regulatória na ANEEL, e energia cortada sem ressarcimento é receita perdida sem redução de custo.

Vencimento e reversão de concessões: contratos de transmissão têm prazo típico de 30 anos, ao fim do qual os ativos revertem à União ou dependem de relicitação. Embora o portfólio da Alupar seja majoritariamente de safras com vencimentos distantes, a perpetuidade do negócio exige recomposição contínua via leilões e aquisições — a empresa precisa repor RAP que, no longo prazo, expira.

Governanca e estrutura societaria

A Alupar Investimento S.A. é uma companhia de controle privado e familiar definido: a família fundadora Godoy Pereira exerce o controle por meio da holding Guarupart Participações, que concentra a maioria das ações ordinárias. Constituída em setembro de 2006 como veículo de participações em energia e infraestrutura (código CVM 21490), a companhia abriu capital em 2013 e está listada no Nível 2 de governança corporativa da B3 — segmento desenhado para empresas que mantêm ações preferenciais, caso da Alupar, cujo capital se divide em aproximadamente 671,5 milhões de ON (67,9%) e 317,4 milhões de PN (32,1%), totalizando cerca de 988,9 milhões de ações e capital social na casa de R$ 4,0 bilhões. O papel negociado sob o código ALUP11 é uma unit que empacota 1 ação ordinária e 2 preferenciais, dando ao investidor exposição simultânea às duas classes.

A listagem no Nível 2 traz proteções concretas ao minoritário: tag along de 100% do preço pago ao controlador tanto para as ações ordinárias quanto para as preferenciais — acima do mínimo legal, que garante 80% apenas às ON —, direito de voto das PN em matérias relevantes como incorporações, fusões e contratos entre controlador e companhia, conselho de administração com no mínimo cinco membros e ao menos 20% de conselheiros independentes, e adesão obrigatória à Câmara de Arbitragem do Mercado para resolução de disputas societárias. O free float corresponde a cerca de 48% do capital total, concentrado nas preferenciais e nas units.

Na distribuição de resultados, a Alupar tem histórico de proventos pagos em mais de uma janela ao longo do ano — o calendário recente mostra dividendos com datas-com em abril/maio, agosto, novembro e dezembro —, com política que busca equilibrar a remuneração ao acionista e a retenção de caixa para o ciclo de investimentos em novos lotes de transmissão e projetos de geração. Por ser holding de SPEs, a capacidade de distribuição da controladora depende do fluxo de dividendos que sobe das subsidiárias após o serviço das dívidas de project finance de cada concessão; cláusulas de financiamento podem restringir distribuições enquanto índices de cobertura não são atingidos.

Entre os eventos corporativos relevantes da trajetória estão o IPO de 2013, aumentos de capital para suportar a carteira de projetos — o número de ações subiu de cerca de 950,8 milhões em 2023 para 988,9 milhões em 2024 — e a expansão internacional para Peru e Colômbia. O investidor deve acompanhar as assembleias e o formulário de referência para monitorar transações com partes relacionadas, ponto de atenção clássico em estruturas com controlador definido, ainda que o Nível 2 imponha salvaguardas de voto às preferenciais justamente nesses casos.

Panorama competitivo

O mercado brasileiro de transmissão de energia funciona como um oligopólio regulado disputado em leilões da ANEEL, e é nele que a Alupar trava sua principal batalha competitiva. Os rivais diretos entre transmissoras listadas são a Taesa (TAEE11), controlada por Cemig e ISA, e a ISA Energia Brasil (antiga ISA CTEEP), dona da malha paulista — ambas, como a Alupar, vivem de RAP contratada por 30 anos. Entre os grupos integrados, Eletrobras (maior malha de transmissão do país), Engie Brasil, Copel e Cemig competem tanto nos leilões quanto no mercado secundário de ativos. A pressão mais dura, porém, vem de entrantes internacionais: a chinesa State Grid, a colombiana ISA e a espanhola Celeo Redes, além de fundos de infraestrutura, têm apetite por ativos de fluxo previsível e ofertam deságios agressivos sobre a RAP máxima nos leilões, comprimindo as taxas de retorno de novos lotes para todo o setor.

As vantagens competitivas da Alupar são específicas e verificáveis. Primeiro, expertise de desenvolvimento greenfield: a companhia tem histórico de construir e energizar lotes dentro ou antes do prazo contratual, e energização antecipada significa RAP entrando mais cedo — um dos poucos alavancadores de retorno num negócio de receita teto. Segundo, estrutura enxuta de operação e manutenção com escala regional, que sustenta margens operacionais elevadas típicas de transmissão pura. Terceiro, disciplina de capital reconhecida: a gestão familiar tem reputação de não vencer leilões a qualquer preço, preferindo crescer menos a destruir retorno. Quarto, uma diversificação que poucos pares têm: geração hidrelétrica e eólica no Brasil e ativos de transmissão e geração no Peru e na Colômbia, que reduzem a dependência de um único ciclo regulatório.

A ameaça de substitutos é baixa no núcleo do negócio: não existe alternativa à rede de transmissão para escoar energia entre regiões, e a expansão da geração distribuída, embora mude fluxos na distribuição, não elimina a necessidade da malha de alta tensão — ao contrário, a interiorização de eólicas e solares no Nordeste tem exigido reforços bilionários de rede, ampliando o mercado endereçável dos leilões. A tendência de consolidação é visível: lotes maduros trocam de mãos entre transmissoras e fundos em transações secundárias, e operadores menores de safras antigas são alvos naturais. Para a Alupar, o jogo competitivo dos próximos ciclos será equilibrar a disputa por lotes novos contra gigantes com custo de capital estatal ou estrangeiro mais baixo, usando eficiência de construção e operação como diferencial — e, na geração, conviver com a concorrência de preços do mercado livre, onde enfrenta geradores muito maiores, como Eletrobras, Engie e Auren.

Indicadores explicados

**P/L (Preço/Lucro).** O resultado indica que o preço de referência da data equivalia a cerca de 20 vezes o lucro por ação acumulado em doze meses. Em transmissoras e geradoras, o lucro contábil incorpora a correção monetária do ativo de contrato pelo IFRS, de modo que o P/L oscila com o IPCA e com o cronograma de obras, e não apenas com o desempenho operacional. O patamar próximo de 20 vezes situa-se acima da média histórica das elétricas brasileiras e reflete o perfil de receitas contratadas de longo prazo da Alupar; a leitura ganha contexto quando confrontada, na mesma data, com pares como Taesa e ISA Energia. Fórmula: Preço da ação ÷ Lucro por ação (LPA) dos últimos 12 meses Cálculo: R$ 31,99 ÷ R$ 1,6036 = 19,95 (dados de 10/06/2026)

**P/VP (Preço/Valor Patrimonial).** O papel era negociado a aproximadamente duas vezes e meia o valor contábil do patrimônio por ação. Em empresas de concessão, prêmios sobre o patrimônio são frequentes: o balanço registra os ativos de contrato conforme o IFRS, enquanto o mercado precifica o valor presente das receitas reguladas futuras (RAP da transmissão e PPAs da geração), que pode superar o registro contábil. O indicador, isolado, não diz se o papel está caro ou barato — descreve quanto o mercado paga por cada real de patrimônio, leitura que depende do retorno (ROE) que esse patrimônio gera. Fórmula: Preço da ação ÷ Valor patrimonial por ação (VPA) Cálculo: R$ 31,99 ÷ R$ 12,97 = 2,47 (dados de 10/06/2026)

**DY (Dividend Yield).** Os R$ 1,08 por unit somam cinco dividendos declarados entre agosto de 2025 e maio de 2026 (R$ 0,21 + R$ 0,30 + R$ 0,33 + R$ 0,03 + R$ 0,21), todos em dinheiro segundo a agenda da B3 — o mais recente, de R$ 0,21, com data-com em 14/05/2026 e pagamento previsto para 07/07/2026. O yield na casa de 3% ao ano é compatível com uma companhia que ainda direciona parte relevante do caixa a investimentos em novos ativos de transmissão e geração, em vez de maximizar a distribuição imediata; o histórico mostra pagamentos recorrentes distribuídos ao longo do ano. Fórmula: Proventos por ação pagos nos últimos 12 meses ÷ Preço da ação × 100 Cálculo: R$ 1,08 ÷ R$ 31,99 × 100 = 3,38% (dados de 10/06/2026)

**ROE (Retorno sobre o Patrimônio Líquido).** A companhia gerou cerca de R$ 1,59 bilhão de lucro em doze meses sobre patrimônio líquido de R$ 12,83 bilhões — aproximadamente um oitavo do capital próprio convertido em lucro no período. No setor de transmissão e geração, retorno sobre patrimônio em dois dígitos costuma resultar da combinação de receitas indexadas à inflação com alavancagem financeira estrutural, que amplifica o retorno do acionista. Vale lembrar que parte do lucro de transmissoras decorre da correção monetária do ativo de contrato, o que torna o ROE sensível ao comportamento da inflação no período analisado. Fórmula: Lucro líquido dos últimos 12 meses ÷ Patrimônio líquido × 100 Cálculo: (R$ 1,6036 de LPA × 988.880.601 ações = R$ 1.585.768.932 de lucro líquido) ÷ R$ 12.829.858.000 × 100 = 12,36% (dados de 10/06/2026)

**ROIC (Retorno sobre o Capital Investido).** O retorno sobre o capital total empregado (próprio mais terceiros) situou-se abaixo do ROE de 12,36%, padrão esperado em setor que opera com alavancagem estrutural: como o custo do financiamento de longo prazo tende a ficar abaixo do retorno dos ativos de concessão, a dívida eleva o resultado sobre o patrimônio. Em transmissão, o ROIC relevante é o comparado ao custo de capital regulatório implícito nos leilões da Aneel, que balizam a rentabilidade-teto dos projetos; como os certames são vencidos por deságio sobre a RAP máxima, retornos moderados e estáveis são a norma do segmento. Fórmula: NOPAT (lucro operacional após impostos) ÷ Capital investido (patrimônio líquido + dívida líquida) × 100 Cálculo: ROIC de 7,39% conforme indicador consolidado da base na data de referência; NOPAT e capital investido não vêm discriminados no contexto (dados de 10/06/2026)

**EV/EBITDA.** O valor da firma equivalia a pouco mais de 14 vezes a geração operacional de caixa anual. Esse é o múltiplo preferido para comparar elétricas de receita contratada, porque neutraliza diferenças de estrutura de capital e elimina as distorções contábeis do IFRS de concessões que afetam o P/L. A base registra ainda EV/EBIT de 15,24 na mesma data; a proximidade entre os dois múltiplos reflete o peso moderado de depreciação e amortização no resultado operacional típico de ativos de concessão. A comparação relevante é com transmissoras e geradoras de portfólio semelhante, na mesma data. Fórmula: (Valor de mercado + Dívida líquida) ÷ EBITDA dos últimos 12 meses Cálculo: EV/EBITDA de 14,18 conforme base de dados; combinado com dívida líquida/EBITDA de 4,30, o EBITDA implícito é de aproximadamente R$ 3,20 bilhões (valor de mercado de R$ 31.634.290.425,99 ÷ (14,18 − 4,30) = R$ 3.201.851.258) (dados de 10/06/2026)

**Margem EBITDA.** De cada R$ 100 de receita, cerca de R$ 72 se converteram em geração operacional de caixa antes de depreciação, amortização, juros e impostos. Margens dessa magnitude são características do modelo de negócio: na transmissão, a RAP remunera a disponibilidade das linhas com custo operacional baixo; na geração contratada, os custos variáveis também são contidos. O mix com geração modera a margem consolidada frente a transmissoras puras, que podem superar 80%. Por isso, a margem em si diferencia menos do que sua estabilidade — quedas persistentes sinalizariam pressão de custos de operação e manutenção ou mudança de mix. Fórmula: EBITDA ÷ Receita líquida × 100 Cálculo: Margem EBITDA de 72,32% conforme indicador consolidado da base na data de referência; como referência estrutural, a receita líquida do exercício de 2025 foi de R$ 4.397.883.000 (dados de 10/06/2026)

**Dívida líquida/EBITDA.** A dívida líquida correspondia a pouco mais de quatro anos de geração operacional de caixa. Fora do setor elétrico, esse nível seria considerado elevado; em concessões de transmissão e geração, alavancagem entre 3 e 4,5 vezes é recorrente, porque os projetos são financiados com dívida longa (project finance, debêntures de infraestrutura, BNDES) lastreada em receitas contratadas e corrigidas pela inflação. A leitura adequada acompanha a trajetória do índice junto ao cronograma de entrada em operação de novos ativos e à liquidez corrente, que na data indicava folga de caixa de curto prazo (3,30). Fórmula: Dívida líquida (dívida bruta − caixa e equivalentes) ÷ EBITDA dos últimos 12 meses Cálculo: Dívida líquida/EBITDA de 4,30 conforme base de dados; com EBITDA implícito de R$ 3,20 bilhões, a dívida líquida implícita é de aproximadamente R$ 13,77 bilhões (4,30 × R$ 3.201.851.258), coerente com a relação dívida líquida/patrimônio líquido de 1,07 sobre PL de R$ 12.829.858.000 (≈ R$ 13,73 bilhões) (dados de 10/06/2026)

**LPA (Lucro por Ação).** O lucro por ação em doze meses ficou em torno de R$ 1,60, sobre base acionária de 988.880.601 ações (671.494.278 ordinárias e 317.386.323 preferenciais, estável desde 2024 segundo o histórico de capital). O LPA de transmissoras carrega efeitos não caixa relevantes — correção monetária do ativo de contrato e margem de construção —, por isso varia com a inflação e o ritmo de obras: o LPA anual de 2025 foi de R$ 1,7527, ante R$ 0,3416 apenas no primeiro trimestre de 2026, ilustrando essa oscilação entre períodos e a conveniência de observar janelas plurianuais. Fórmula: Lucro líquido dos últimos 12 meses ÷ Número total de ações Cálculo: LPA de R$ 1,6036 conforme base de dados, equivalente a lucro líquido de R$ 1.585.768.932 sobre 988.880.601 ações (R$ 1.585.768.932 ÷ 988.880.601 = R$ 1,60) (dados de 10/06/2026)

**VPA (Valor Patrimonial por Ação).** Cada ação correspondia a cerca de R$ 12,97 de patrimônio líquido contábil em 31/03/2026, data do balanço mais recente do contexto. O histórico mostra evolução gradual do patrimônio por ação — R$ 12,50 em setembro de 2025, R$ 12,72 em dezembro de 2025 e R$ 12,97 em março de 2026 —, refletindo retenção de parte dos lucros no balanço mesmo com distribuição regular de dividendos. Em empresas de concessão, o VPA registra os ativos de contrato conforme o IFRS e serve de denominador do P/VP; seu crescimento consistente indica acumulação de capital próprio ao longo dos trimestres. Fórmula: Patrimônio líquido ÷ Número total de ações Cálculo: R$ 12.829.858.000 ÷ 988.880.601 ações = R$ 12,97 (dados de 10/06/2026)

Perguntas Frequentes

Qual o preço atual de ALUP11? A cotação mais recente de ALUP11 é de R$ 33,28.

Em qual setor ALUP11 está classificada? ALUP11 pertence ao setor Energia Elétrica na classificação da B3.

Qual o P/L de ALUP11? O índice Preço/Lucro (P/L) de ALUP11 é 20.75. Este indicador relaciona o preço da ação com o lucro por ação.

ALUP11 paga dividendos? ALUP11 apresenta dividend yield de 3,25% nos últimos 12 meses.

Qual o ROE de ALUP11? O ROE (retorno sobre o patrimônio líquido) de ALUP11 é de 12,36%. O indicador relaciona o lucro ao patrimônio líquido e descreve a rentabilidade contábil da companhia.

Qual o valor de mercado de ALUP11? O valor de mercado de ALUP11 é de aproximadamente R$ 32,9B, calculado a partir da cotação e do total de ações. Dado sujeito a variação a cada pregão.

Quantas ações ALUP11 possui emitidas? A companhia possui 988.880.601 ações emitidas, conforme dados públicos CVM/B3.

Qual o controle acionário de ALUP11? O controle acionário registrado é do tipo Privado, conforme cadastro público da companhia.

O que exatamente é ALUP11 e qual a diferença para ALUP3 e ALUP4? ALUP11 é a unit da Alupar negociada na B3: um pacote indivisível formado por 1 ação ordinária (ALUP3, com direito a voto) e 2 ações preferenciais (ALUP4). É o papel mais líquido da companhia e o que costuma compor índices e carteiras. Quem compra ALUP11 recebe os proventos das três ações subjacentes na proporção do pacote. ALUP3 e ALUP4 isoladas existem, mas têm liquidez bem menor, o que pode dificultar a montagem e a desmontagem de posições.

Como a Alupar ganha dinheiro com transmissão de energia? Transmissoras não vendem energia: recebem a Receita Anual Permitida (RAP), valor fixado em contrato de concessão de 30 anos, pago por todos os usuários do sistema pela disponibilidade das linhas e subestações. A receita independe do volume transportado — o que importa é manter os ativos disponíveis; indisponibilidades geram desconto (Parcela Variável). A RAP é reajustada anualmente pela inflação (IPCA ou IGP-M, conforme o contrato), o que dá previsibilidade incomum ao fluxo de caixa.

A Alupar atua em distribuição de energia como Equatorial ou Energisa? Não. A Alupar é uma holding concentrada em dois segmentos: transmissão (seu núcleo, com dezenas de concessões de linhas e subestações) e geração (hidrelétricas, PCHs e parques eólicos). Ela não opera distribuição — não atende o consumidor final como Equatorial, Energisa ou Enel. Isso a diferencia também de comparações com Copel e Cemig, que são integradas. O par mais próximo em modelo de negócio é a Taesa, embora a Alupar tenha o componente adicional de geração e ativos internacionais.

Quem controla a Alupar? O controle familiar é um risco? O controle é da família fundadora Godoy Pereira, exercido por meio da Guarupart Participações, que detém a maioria das ações ordinárias. Controle familiar definido tem dois lados: tende a garantir visão de longo prazo e disciplina de capital reconhecida pelo mercado, mas limita a influência do minoritário e elimina cenários de disputa de controle. As proteções do Nível 2 da B3 — tag along de 100% para ON e PN e voto das preferenciais em matérias críticas — mitigam parte dessa assimetria.

Qual o tag along de ALUP11 e o que o Nível 2 garante na prática? Pelo regulamento do Nível 2 da B3, em caso de comercializacao do controle, tanto as ordinárias quanto as preferenciais que compõem a unit têm direito a 100% do preço pago ao controlador — acima do mínimo legal, que garante 80% só às ON. O Nível 2 também exige ao menos 20% de conselheiros independentes no conselho de administração, dá às PN direito de voto em temas como fusões, incorporações e contratos com o controlador, e impõe arbitragem na Câmara do Mercado para disputas societárias.

Com que frequência a Alupar costuma pagar dividendos? O histórico recente mostra proventos deliberados em várias janelas do ano — houve pagamentos com datas-com em abril/maio, agosto, novembro e dezembro nos últimos exercícios. A companhia equilibra a distribuição com o ciclo de investimentos: como é holding de SPEs alavancadas em project finance, o caixa que sobe das subsidiárias primeiro serve as dívidas de cada concessão. Em fases de capex pesado, a distribuição tende a ser mais contida; em fases de colheita, há espaço para payout maior. Datas e valores saem nos avisos aos acionistas.

Por que ações de transmissão como ALUP11 sofrem quando os juros sobem? Porque o negócio se parece com um título de renda fixa longo: fluxos previsíveis, corrigidos pela inflação, por 30 anos. Quando a Selic e os juros futuros sobem, a taxa de desconto desses fluxos aumenta e o valor presente cai — efeito análogo à marcação a mercado de um título longo. Além disso, juros altos encarecem a rolagem das dívidas que financiam os projetos. O inverso também vale: ciclos de queda de juros historicamente favorecem o setor. É um canal estrutural, não um defeito específico da Alupar.

Qual o risco hidrológico da Alupar, se ela é mais transmissora que geradora? O risco existe na fatia de geração do portfólio, que inclui hidrelétricas como Ferreira Gomes (Amapá), Foz do Rio Claro (Goiás) e Ijuí (Rio Grande do Sul), além de PCHs. Em anos de chuva fraca, o GSF — fator que rateia a geração real entre as usinas do Mecanismo de Realocação de Energia — fica abaixo de 100%, e o gerador precisa comprar no mercado de curto prazo a diferença entre o que vendeu e o que gerou. Como a transmissão domina a receita consolidada, o impacto é diluído, mas o segmento de geração pode oscilar bastante.

A Alupar tem operações fora do Brasil? Sim. A companhia tem presença na América Latina: no Peru, destaca-se a hidrelétrica La Virgen; na Colômbia, concessões de transmissão. A expansão internacional diversifica o risco regulatório — a empresa não fica refém de um único regulador —, mas adiciona exposição cambial (receitas em sol peruano, peso colombiano ou dólar consolidadas em reais) e risco-país. Vale acompanhar nos resultados trimestrais a contribuição dessas operações e eventuais efeitos de variação cambial no resultado financeiro.

Como a Alupar se compara com a Taesa (TAEE11)? São os dois nomes mais comparados do setor, mas com diferenças relevantes. A Taesa é transmissora quase pura, controlada por Cemig e ISA, historicamente associada a payout elevado. A Alupar combina transmissão com geração (hídrica e eólica) e ativos no Peru e na Colômbia, além de controle familiar com perfil construtor: desenvolve lotes greenfield e costuma energizar antes do prazo. Em geral, a Taesa atrai quem prioriza renda mais imediata; a Alupar, quem aceita reinvestimento maior em troca de crescimento do portfólio de RAP.

O que são os leilões de transmissão da ANEEL e por que importam para ALUP11? São a porta de entrada do crescimento orgânico do setor: a ANEEL oferta lotes de linhas e subestações a construir, e vence quem aceita a menor RAP (maior deságio sobre o teto). Para a Alupar, cada lote vencido vira uma SPE com receita contratada por 30 anos após a energização. O risco é a competição: entrantes como State Grid, ISA e Celeo ofertam deságios agressivos, e vencer a qualquer preço destrói retorno. O investidor deve observar não se a empresa vence muito, mas a que taxas vence — disciplina importa mais que volume.

Dividendos de ALUP11 pagam imposto de renda? Pela regra vigente no Brasil, dividendos distribuídos por companhias listadas são isentos de IR para a pessoa física, enquanto juros sobre capital próprio (JCP) sofrem retenção de 15% na fonte. A Alupar pode utilizar os dois instrumentos conforme a estratégia fiscal de cada exercício. Atenção: propostas de tributação de dividendos reaparecem periodicamente no Congresso, e qualquer mudança legal alteraria a equação. O ganho de capital na comercializacao das units segue as regras gerais de tributação de ações.

O que acontece quando as concessões de transmissão da Alupar vencerem? Os contratos têm prazo típico de 30 anos. Ao final, os ativos revertem à União, que pode relicitar a concessão — sem garantia de que o operador atual continue. O portfólio da Alupar é majoritariamente de safras com vencimentos ainda distantes, mas o modelo exige reposição contínua: a empresa precisa vencer leilões ou adquirir ativos para substituir RAP que expira no longo prazo. Por isso, avaliar transmissoras apenas pelo fluxo presente, sem considerar a duração média remanescente das concessões, é um erro comum.

Quais riscos os parques eólicos da Alupar enfrentam que as hidrelétricas não têm? Dois principais. Primeiro, a variabilidade do recurso: a geração depende do regime de ventos do Nordeste, que oscila entre safras e dentro do ano, com sazonalidade forte no segundo semestre. Segundo, o curtailment: o ONS pode determinar cortes de geração por restrição de escoamento na rede ou excesso de oferta no sistema, tema que se intensificou desde 2023. A compensação por cortes não atribuíveis ao gerador ainda é objeto de disputa regulatória, e cortes não ressarcidos significam receita perdida sem redução de custo.

ALUP11 serve para quem busca renda passiva de longo prazo? Cabe a cada investidor avaliar a adequação ao próprio perfil, mas a tese estrutural é de previsibilidade: receita contratada por décadas, corrigida pela inflação, com histórico de proventos em múltiplas janelas anuais. Os contrapontos são a sensibilidade a juros (o papel oscila com o ciclo da Selic), as fases de investimento que podem conter o payout e os riscos da geração (hidrologia e curtailment). Diversificar entre transmissoras e acompanhar a duração das concessões e a alavancagem são práticas prudentes para quem foca renda.

Atualização

Dados consultados em 19/07/2026 nas fontes públicas citadas. Cotações e indicadores estão sujeitos a defasagem conforme a periodicidade de cada fonte.

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