ALUP3 Alupar

Alupar Investimento S.A., negociada na B3 sob os tickers ALUP3, ALUP4 e ALUP11, é uma companhia de capital aberto focada em infraestrutura de energia elétrica, com atuação predominante no segmento de transmissão e presença relevante em geração a partir de fontes renováveis. A empresa foi constituída em 2006 como veículo de investimentos do controlador para consolidar participações em diversos projetos de transmissão e geração. Sua origem remonta à Companhia Técnica de Engenharia Elétrica, que iniciou operações em transmissão em 2000, ao vencer o leilão 11/1999 da ANEEL para a concessão da ECTE, responsável por 252,5 km de linhas de transmissão. Entre 2007 e 2008, a Alupar passou por um processo de reorganização societária, integrando em sua estrutura diversas concessionárias de transmissão e ativos de geração hidrelétrica, estabelecendo a base de um portfólio de longo prazo no setor elétrico.

A partir de 2007, a Alupar ampliou sua plataforma de geração com a aquisição das usinas hidrelétricas Foz do Rio Claro Energia S.A. e Ijuí Energia S.A., bem como participações em empresas controladoras de Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs), como Queluz e Lavrinhas. Ao longo dos anos seguintes, a companhia obteve novas concessões de transmissão, como EBTE, ESDE, ETEM, ETVG, TME, TNE e ETSE, além da usina hidrelétrica Ferreira Gomes e do complexo eólico Energia dos Ventos. Em 2013, já como companhia aberta de categoria A, realizou oferta pública de units para financiar seu plano de expansão, o que permitiu ampliar o capital social e a base acionária. A empresa também passou a atuar em projetos de geração e transmissão em outros países da América Latina, como Peru, Colômbia e Chile, reforçando seu perfil de grupo regional de infraestrutura elétrica.

O modelo de negócio da Alupar é baseado na exploração de concessões de longo prazo de transmissão de energia elétrica e na geração a partir de fontes hidrelétricas, eólicas e, em menor medida, solares. No segmento de transmissão, responsável por 80,5% da receita bruta total em 2024 e por 84,7% da receita operacional líquida consolidada (antes de eliminações), a receita decorre de contratos de concessão estruturados em Receita Anual Permitida (RAP), definida nos editais de licitação e contratos com o poder concedente. Essa receita é ajustada anualmente pela inflação (atrelada a índices como IGP-M, IPCA e PPI, conforme cada concessão) e depende da disponibilidade das linhas, e não do volume de energia transportado, o que confere maior previsibilidade de fluxo de caixa. Já na geração, a companhia atua por meio de usinas hidrelétricas, PCHs, parques eólicos e empreendimentos fotovoltaicos, com contratos de venda de energia em sua maioria de longo prazo, tanto no ambiente regulado quanto no mercado livre, muitos deles com prazos que se estendem até a década de 2040 e além.

No final de 2024, a Alupar detinha 42 concessões de transmissão, somando 9.578 km de linhas em operação e implantação, distribuídas entre Brasil, Colômbia, Peru e Chile. Desse total, 27 concessões estavam operacionais no Brasil e 15 em fase de construção, sendo cinco no Brasil, duas na Colômbia, cinco no Peru e três no Chile. No Brasil, o sistema de transmissão sob responsabilidade do grupo totalizava 8.955,5 km de linhas, equivalentes a cerca de 5,22% da malha do Sistema Interligado Nacional (SIN). Entre os principais projetos de expansão destaca-se a Transnorte Energia (TNE), responsável pelo Linhão Manaus–Boa Vista, que conectará o estado de Roraima ao SIN por meio de uma linha de 500 kV em circuito duplo, com cerca de 715 km de extensão e três subestações associadas. Outros ativos em implantação, como ELTE, TECP, TPC e TAP no Brasil, e TCE, TCN, TES, SED, TER, TEP, TSA e TEL na América Latina, reforçam a estratégia de crescimento orgânico via participação em leilões públicos de concessão.

Na geração, a Alupar concentra suas atividades em fontes renováveis no Brasil, Peru e Colômbia. Em 31 de dezembro de 2024, a capacidade instalada em operação alcançava 798,5 MW, sendo 575,1 MW provenientes de usinas hidrelétricas e PCHs e 161,7 MW provenientes de sete parques eólicos. As usinas hidrelétricas Foz do Rio Claro, Ijuí e Ferreira Gomes possuem contratos de venda de energia para distribuidoras com vigência até 2044, enquanto as PCHs Queluz e Lavrinhas possuem contratos até 2025. A PCH Verde 08 possui contrato no ambiente regulado até 2052 e os parques eólicos do complexo Energia dos Ventos têm energia contratada até 2035. O portfólio inclui ainda a PCH Morro Azul, na Colômbia, com contratos até 2026, o parque eólico AW São João (EAP I), no Rio Grande do Norte, com energia contratada a partir de 2027 por 15 anos, e o parque AW Santa Régia (EAP II), dedicado à autoprodução para operações da WEG S.A. até 2041. A maior parte das usinas hidrelétricas e PCHs no Brasil participa do Mecanismo de Realocação de Energia (MRE), que redistribui a energia assegurada entre as usinas do sistema, contribuindo para mitigar risco hidrológico e suavizar a volatilidade de geração.

Em termos de mercados atendidos, as receitas da Alupar decorrem principalmente de contratos com distribuidoras de energia e com o poder concedente, além de contratos bilaterais com grandes consumidores e autoprodutores, sempre em regime de longo prazo e com baixo risco de crédito. Em 2024, não houve cliente individual responsável por mais de 10% da receita operacional líquida total, o que reduz a concentração de contraparte. A atividade de transmissão é remunerada via RAP paga por agentes do setor elétrico, conforme regras estabelecidas pela ANEEL e pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Já a energia gerada é comercializada tanto no Ambiente de Contratação Regulada, por meio de leilões públicos, quanto no Ambiente de Contratação Livre, com contratos de fornecimento para empresas e consumidores especiais, incluindo estruturas de autoprodução.

A atuação da Alupar é fortemente condicionada pela regulação do setor elétrico nos países em que opera. No Brasil, suas concessões e autorizações de geração e transmissão são outorgadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), em coordenação com o Ministério de Minas e Energia (MME) e o ONS, que administra a Rede Básica e a operação do SIN. As regras de reajuste de RAP, revisões tarifárias periódicas, padrões de qualidade e penalidades por indisponibilidade são definidos em contratos de concessão e regulamentos específicos. Nos demais países, a companhia está sujeita a órgãos como a Comisión Nacional de Energía e a Superintendencia de Electricidad y Combustibles na Colômbia, o Ministério de Energía y Minas no Peru e o Coordinador Eléctrico Nacional no Chile. A expansão dos sistemas elétricos nesses mercados segue diretrizes de planejamento de longo prazo, como o Plano Decenal de Expansão de Energia no Brasil, que orientam a oferta de novos projetos em leilões públicos.

Do ponto de vista operacional e econômico, a Alupar apresenta um perfil de negócios intensivo em capital, com altos investimentos na fase de construção das linhas de transmissão e usinas, seguidos por necessidades relativamente menores de manutenção na operação. Em 2024, a receita operacional líquida consolidada foi de R$ 4,0 bilhões, com EBITDA de R$ 3,07 bilhões e margem EBITDA de 76,7%. O segmento de transmissão respondeu por R$ 5,54 bilhões em receita, equivalente a 84,7% do total antes de eliminações, enquanto a geração contribuiu com R$ 850 milhões, ou 13%. O lucro líquido atribuído aos acionistas controladores atingiu R$ 1,09 bilhão em 2024, com ativo total de R$ 30,69 bilhões e dívida bruta de R$ 12,68 bilhões. A companhia mantém também atividades complementares de comercialização de energia e serviços de operação e manutenção, que, embora de menor peso na receita, reforçam sua atuação integrada na gestão de ativos de infraestrutura elétrica.

As ações ordinárias e preferenciais da Alupar, representadas pelos tickers ALUP3, ALUP4 e pelas units ALUP11, conferem acesso a um portfólio de concessões de transmissão e geração distribuído em diferentes regiões do Brasil e em países vizinhos. A combinação de contratos regulados de longo prazo ajustados pela inflação, participação em mecanismos como o MRE e diversificação entre ativos operacionais maduros e projetos em implantação define o perfil econômico da companhia. A estratégia de crescimento tem sido baseada na participação recorrente em leilões de transmissão e geração, na aquisição seletiva de participações em projetos greenfield e na busca por eficiência operacional para manter baixos índices de indisponibilidade e custos sob controle, dentro das exigências regulatórias dos mercados em que atua.