ALUP11, TAEE11 e ISAE4: Vale a pena investir no setor de Transmissão de Energia no Brasil?

Análise por Bruno Benassi, CNPI 9236, Analista de Ativos da Monte Bravo Corretora, CNPJ 50.489.148/0001-00.

Nós mapeamos a mecânica regulatória comum às três companhias, o problema estrutural que sustenta o ciclo de investimento do setor e o que diferencia cada tese — estrutura societária, alavancagem e forma de capturar crescimento.

	Alupar (ALUP11)	Taesa (TAEE11)	ISA Energia (ISAE4)
Recomendação	Compra	Venda	Compra
Preço atual	R$ 32,13	R$ 37,57	R$ 26,02
Preço-alvo	R$ 43,04	R$ 33,86	R$ 29,97
Upside	+34,0	-9,9%	+15,2%
Preços de referência consideram o fechamento do dia 21/08/2026.

Por que estamos iniciando a cobertura no setor de Transmissão agora?

Iniciamos nossa cobertura em Alupar (ALUP11), Taesa (TAEE11) e ISA Energia Brasil (ISAE3; ISAE4) no mês de julho e aproveitamos os resultados do 2T26 para atualizar nossos números. A decisão de tratar as três companhias juntas, e não isoladamente, reflete o fato de que as companhias operam sob a mesma mecânica regulatória de receita e compartilham direcionadores estruturais comuns, ainda que com perfis de risco bastante diferentes entre si.

Este material é um teach-in. Nele, você vai entender como funciona o negócio de transmissão de energia e como chegamos a cada preço-alvo para o setor.

Gostamos do setor de Transmissão como um todo neste momento. A capacidade instalada de geração cresceu cerca de 40% entre 2020 e 2025, enquanto a malha de transmissão se expandiu em apenas 5% no mesmo período. Este descompasso já produziu eventos concretos de curtailment e sustenta um ciclo de investimento plurianual: o PDE 2034 da EPE projeta entre R$ 129 bilhões e R$153 bi de investimento em transmissão até 2034. Esse pano de fundo estrutural é o motivo pelo qual decidimos abrir cobertura no setor, e não só em um nome isolado.

Dito isso, gostar do setor não significa tratar as três teses como equivalentes entre si. A maior parte da receita é fixa e corrigida por inflação nas três companhias, mas a composição acionária, o custo de capital, o ritmo de captura de crescimento e a política de dividendos de cada uma divergem o suficiente para justificar recomendações diferentes.

Em Alupar, compra: a menor alavancagem do grupo (3,2x o EBITDA regulatório no 2T26) e a única diversificação geográfica genuína sustentam uma TIR real de equity de aproximadamente 13,3% ao ano — acima do custo de capital mesmo no cenário mais conservador que testamos.

Em Taesa, venda: o choque de concessões concentrado em 2031, a dívida nova da Energisa e a estrutura de capital produzem uma TIR real ponderada de aproximadamente 5,2%, quase 4 pontos abaixo do nosso custo de capital.

Em ISA Energia Brasil, compra: o maior portfólio do setor, dividendo estável e o processo com a Fazenda de São Paulo — que só adiciona valor — sustentam uma TIR de cerca de 10,5%.

Antes dos números de cada companhia, vale alinhar a mecânica de receita do setor e os pontos de atenção contábeis que o investidor precisa neutralizar antes de comparar as três.

Panorama setorial

O problema real por trás do Capex

Antes de falar em bilhões de investimento, vale entender o problema real que esse investimento resolve. Nos últimos anos, o sistema elétrico brasileiro passou a conviver com um descompasso estrutural: a capacidade instalada de geração, sobretudo eólica e solar, cresceu muito mais rápido do que a malha de transmissão responsável por escoar essa energia até os centros de consume.

Entre 2020 e 2025, a oferta de geração no país saltou cerca de 40%, de aproximadamente 175,6 GW para mais de 246 GW de capacidade instalada. Enquanto isso, a expansão da malha de transmissão no mesmo período foi de apenas cerca de 5%.

Esse descompasso já produziu eventos concretos. Em 15 de agosto de 2023, uma perturbação na linha de transmissão de 500 kV de Quixadá (CE) provocou um desligamento em cascata que afetou o Nordeste e parte do Norte e do Sudeste do país. O ONS apontou, entre as causas, o aumento da geração fotovoltaica e eólica concentrada em regiões com infraestrutura de transmissão limitada.

Desde então, o sintoma mais visível do dia a dia passou a ser o corte forçado (curtailment) determinado pelo ONS da geração eólica e solar. O Brasil desperdiçou 20,6% de toda a energia solar e eólica disponível ao longo de 2025, perda estimada em cerca de R$ 6 bi. Só no Rio Grande do Norte, os cortes causaram perdas de aproximadamente R$ 1,69 bi no mesmo ano. Nos quatro primeiros meses de 2026, o curtailment no Nordeste já somava 2.233 MW médios — mais que o dobro dos 1.592 MW médios de corte eólico registrados em todo o mesmo período de 2025.

É importante não simplificar demais esse quadro: a ausência de linhas de transmissão é parte do problema, não a causa única. O ONS classifica os cortes em três categorias:  (i) confiabilidade elétrica (~33% do curtailment recente); (ii) indisponibilidade externa (limitação pontual de rede ou equipamentos de terceiros); e (iii) sobreoferta de energia (quando a geração renovável simplesmente excede a demanda do sistema naquele horário), sendo esta última a maior fatia e responsável por mais da metade dos cortes.

A sobreoferta tem causas que vão além da malha: o crescimento da geração distribuída reduz a demanda que o sistema centralizado precisa suprir justamente nos horários de pico solar. Enquanto isso, a ausência de baterias em escala relevante impede deslocar esse excedente para horários de maior consumo e a velocidade de instalação de novos parques simplesmente superou o crescimento da demanda local em algumas regiões. Estes são problemas que novas linhas, sozinhas, não resolvem.

A resposta regulatória, o Capex e o mercado de M&A

Essa distinção entre categorias de corte não é só técnica, ela também define quem paga a conta. Em novembro de 2025, a Lei nº 15.269 criou um mecanismo de ressarcimento aos geradores eólicos e solares pelos cortes classificados como confiabilidade elétrica e indisponibilidade externa (a parcela atribuível a limitações da rede) ocorridos entre setembro de 2023 e novembro de 2025.

A regulamentação, publicada pelo MME em 18 de julho de 2026, destina cerca de R$ 3,3 bi de um passivo acumulado na CCEE para essa compensação. Os cortes por sobreoferta energética ficaram de fora, ponto de discordância entre governo e associações do setor, já que essa é hoje a maior categoria de corte. Um estudo do ONS projeta que, sem novas intervenções, os cortes devem permanecer elevados até pelo menos 2029, com redução média na geração solar e eólica entre 6,5% e 14,9% no período 2026-2029.

É nesse contexto que o Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2034) da EPE projeta entre R$129 bi e R$153 bi de investimento em transmissão entre 2025 e 2034, com foco relevante em escoar a nova geração renovável do Nordeste. Esse crescimento chega às companhias por dois canais: (i) leilões de novos projetos (vence quem aceita a menor RAP); (ii) e reforços/melhorias em ativos já concedidos, autorizados diretamente pela ANEEL. Em outubro de 2025, a ANEEL já realizou um leilão de sete projetos somando ~1.061 km de novas linhas e R$5,5 bi de investimento. O primeiro leilão de 2026, realizado em 27 de março, arrematou cinco lotes com R$3,3 bi de investimento e 798 km de novas linhas, com deságio médio de 50,69% sobre o teto — o maior desde 2020. O próximo leilão do calendário está previsto para outubro de 2026.

Setor de Transmissão no Brasil: indicadores de oportunidade e M&A recentes
Indicador	Valor	Contexto
Capex PDE 2034 (Transmissão, 2025-34)	R$ 129–153 bi	Cenários Referência / Otimista, EPE
Leilão de março/2026 (realizado)	R$ 3,3 bi / 798 km	Deságio: 50,69% / Próximo leilão: outubro/2026
M&A: Equatorial → Verene/CDPQ	até R$ 9,4 bi (EV)	7 SPE (leilões 2016-17) / Concluído em novembro/2025
M&A : Energisa → Taesa	R$ 1,64 bi (pago) / RAP R$ 305 mi	5 ativos (GO/PA/TO) / Operação concluída em agosto/2026

A remuneração não depende do volume de energia transportado, só da disponibilidade da linha. Isto é o que distingue transmissão de geradoras (expostas a preço/quantidade, incluindo o próprio risco de curtailment) e de distribuidoras (expostas, de forma atenuada, ao volume de mercado atendido).

Vale notar que o apetite comprador atual não é um fenômeno isolado: (i) em 2021, a CPFL arrematou a CEEE-T, transmissora gaúcha com mais de 6 mil km de linhas, em leilão de privatização por R$ 2,67 bi (ágio de 57% sobre o valor mínimo de R$1,70 bi); e (ii) em 2020/21, a estatal chinesa State Grid também venceu leilões de transmissão da ANEEL envolvendo múltiplos empreendimentos e bilhões em investimento previsto. O padrão que se repete — troca de controle de ativos operacionais por valores relevantes, com ágio frequente sobre o valor mínimo ou o book value  é parte estrutural do setor e reforça porque TAESA e Alupar tratam M&A como uma alavanca de crescimento tão relevante quanto os leilões primários da ANEEL.

Modelo de negócio: O que é a RAP e como o leilão premia eficiência e velocidade

A Receita Anual Permitida (RAP) é o teto de receita que uma transmissora recebe pela disponibilização de suas instalações à Rede Básica, definido no contrato de concessão e reajustado anualmente por IPCA ou IGP-M. Em concessões obtidas via leilão, vence o consórcio que aceitar construir, operar e manter a linha recebendo a menor RAP possível frente ao teto definido pela ANEEL no edital, —enquanto o deságio é o principal indicador de agressividade competitiva do leilão.

A RAP não está vinculada ao volume de energia transportado: é remuneração por disponibilidade. A Parcela Variável (PV) é o desconto aplicado quando a linha fica indisponível e o Índice de Energia Não Suprida (IENS) é a métrica que a ANEEL acompanha para aferir essa disponibilidade. Nas três companhias analisadas, os índices rodam hoje acima de 96%, com PV na casa de 0,4% a 1,6% da RAP.

Dois motores de retorno acima do esperado

Eficiência de construção: uma vez assinado o contrato, a RAP fica travada por 30 anos independentemente do que a concessionária gastar para construir. A Taesa formaliza essa lógica com uma métrica chamada Margem de Construção e O&M, (VPL da RAP + VPL da Indenização − VPL do O&M − CAPEX) dividido pelo VPL da RAP, em que qualquer redução de custo de obra frente ao orçado no lance vira margem incremental pura para o acionista, sem repasse à ANEEL.

Velocidade de construção: como o prazo de concessão de 30 anos conta a partir da assinatura do contrato, e não da energização, cada mês de antecipação soma mais RAP dentro da mesma janela fixa, sem deslocar a data final da concessão. O efeito é duplo: mais receita nominal total, e essa receita chegando mais cedo — o que pesa desproporcionalmente sobre a TIR do projeto. Dois exemplos reais: (i) a Taesa registrou, na controlada Pitiguari, antecipação de 26 meses no primeiro trecho e 22 meses no segundo frente ao prazo regulatório; e (ii) a Alupar, no Lote 2 do Leilão 02/2023 (RAP de R$ 239 mi, deságio de 47% sobre o teto de R$451,9 mi), trabalhava com expectativa de 20 a 25 meses de antecipação.

Antecipações dessa magnitude, mais de dois anos, em concessões de 30, explicam por que dois projetos com a mesma RAP contratada podem entregar TIRs bastante diferentes na prática.

Métricas de valuation: Por que o mercado usa TIR real para o setor?

Ao longo deste documento descrevemos RAP, WACC regulatório e o efeito de antecipação de energização quase sempre em termos de retorno — e não de múltiplo. Não é coincidência: o mercado que acompanha transmissão usa a taxa interna de retorno (TIR) real como métrica central de valuation para o setor, mais do que P/L ou EV/EBITDA. É prática comum entre investidores institucionais comparar a TIR real implícita de uma transmissora com a taxa real de um título público indexado à inflação (a NTN-B), tratando o spread entre as duas como a métrica-chave de atratividade do papel.

Achamos que essa preferência por TIR real vem de três pontos que conversam entre si. O primeiro é que a receita já nasce indexada, a RAP corrige por IPCA ou IGP-M todo ano. Múltiplos nominais como P/L ou EV/EBITDA misturam esse componente inflacionário com o retorno real do negócio, dificultando a comparação entre companhias com prazos de concessão diferentes ou em momentos distintos do ciclo de inflação.

O segundo é que o ativo tem um formato de fluxo de caixa de vida finita e previsível: Capex concentrado no início da concessão, RAP praticamente constante em termos reais ao longo de até 30 anos, e um valor residual (indenização) no fim do contrato. É literalmente o desenho de um fluxo de caixa de projeto de infraestrutura. Para esse desenho, a TIR é a métrica primordial, e não um múltiplo de EBITDA de um único ano.

O terceiro, e talvez o mais importante, é que a comparação natural não é com outra ação da Bolsa, mas sim com a taxa livre de risco real do próprio mercado brasileiro, a NTN-B. O investidor está, na prática, escolhendo entre um título público indexado à inflação e uma transmissora que paga um spread sobre essa mesma taxa em troca do risco de execução, de covenant e de eficiência operacional descritos neste material. É por isso que o WACC regulatório (7,26% real) funciona quase como um piso comparável: qualquer transmissora que entregue TIR acima desse patamar, via eficiência de construção e antecipação de energização, está criando valor genuíno frente ao que a própria ANEEL modelou no edital do leilão.

Um ponto que vale reforçar pro investidor pessoa física: TIR real e dividend yield não competem entre si, se complementam. O DY mostra o carrego de caixa do ano corrente; a TIR real captura o retorno esperado ao longo de toda a vida remanescente da concessão, incorporando o crescimento contratado de RAP, o cronograma de Capex e o valor residual no fim do contrato. Duas transmissoras podem ter yields parecidos hoje e TIRs reais bem diferentes se uma tiver mais RAP nova entrando nos próximos anos.

Mecânica regulatória: WACC regulatório e O&M eficiente — os três blocos da RAP

A RAP de uma transmissora é a soma de três blocos: (i) a remuneração do capital investido (BRR x WACC regulatório), hoje em 7,26% no ciclo 2024/2025, ante uma faixa anterior de 6,64% a 6,93%; (ii) a depreciação regulatória desses ativos; e (iii) o reembolso dos custos considerados eficientes de Operação e Manutenção (O&M). O terceiro bloco é o mais interessante, porque segue lógica diferente dos outros dois: ao invés de reembolsar à tarifa o que cada concessionária efetivamente gasta, a ANEEL compara os custos de O&M de todas as transmissoras entre si e identifica uma fronteira de eficiência. Se o custo real ficar acima do que o modelo considera eficiente, só o valor eficiente entra no cálculo da RAP — e a diferença fica por conta da concessionária.

A Revisão Tarifária Periódica (RTP), repetida a cada quatro ou cinco anos, recalcula os três blocos ao mesmo tempo, atualiza a BRR, redefine o WACC e revê o O&M eficiente. Um tema específico e ainda em aberto é a Rede Básica do Sistema Existente (RBSE), componente ligado a ativos anteriores a 2000, que saiu da esfera regulatória para a judicial: em maio de 2026, o TRF-1 manteve a incorporação dos ativos à base de remuneração, mas anulou a remuneração pelo custo de capital próprio a partir do ciclo 2026/27. A materialidade é maior para a ISA Energia Brasil (Concessão Paulista).

Exemplo ilustrativo (hipotético): como a RAP muda numa RTP
Bloco	Ciclo atual	RTP seguinte (hipotética)
BRR	R$1 bi	R$ 1,140 bi (+ Capex novo)
WACC regulatório	7,26%	6,90% (hipótese)
(i) Remuneração de capital	R$ 72,6 mi	R$ 78,7 mi
(ii) Depreciação regulatória	R$ 40 mi	R$ 45,6 mi
(iii) O&M eficiente reconhecido	R$ 30 mi (custo real: R$35 mi)	R$ 29 mi (custo real: R$ 32 mi)
RAP do ciclo	R$ 142,6 mi	R$ 153,3 mi (+7,5%)

Mesmo com o WACC caindo, a RAP sobe: o crescimento da BRR costuma pesar mais do que a taxa de retorno aplicada sobre ela e, por isso, um trimestre de RTP pode surpreender o mercado em qualquer direção. Em 2024, a RTP da Concessão Paulista (ISA Energia) gerou um ganho contábil de ~R$ 1,15 bi, que não se repete em 2025.

Conceitos: Resultado regulatório vs contábil — por que existem dois números?

Sob o CPC 47/IFRS 15, ao construir uma linha, a concessionária reconhece um ativo contratual: o valor presente da RAP futura, descontado pela taxa implícita do contrato, que precisa “render juros” contabilmente até virar caixa (Remuneração do Ativo Contratual) e ser corrigido pela inflação contratual (Correção Monetária do Ativo Contratual). Nenhum dos dois é RAP recebida em caixa no período, mas sim a apropriação contábil de um direito futuro. O resultado regulatório ignora esses ajustes de valor presente, aproximando-se mais da RAP efetivamente autorizada pela ANEEL. Nos releases da Alupar, por exemplo, essas duas linhas somaram mais de R$ 600 mi em um único trimestre (1T26), mais do que a própria Receita de O&M do período.

A tabela abaixo dimensiona o descolamento. Usamos a ISA Energia Brasil como exemplo porque é, das três, a que divulga a conciliação mais granular entre as duas bases, mas o padrão se repete nas outras duas companhias.

ISA Energia Brasil (ISAE4) 2025: Como a receita societária vira receita regulatória (R$ mi)
Linha de receita	Societário (IFRS)	Ajuste	Regulatório
Receita de O&M	1.264,90	–	1.264,9
Receita CAAE (Custo Anual dos Ativos   Elétricos)	–	+2.509,1	2.509,1
Receita RBSE	34,1	+1.176,5	1.210,6
Implementação da infraestrutura	6.330,0	(6.330,0)	–
Remuneração do ativo da concessão	2.915,1	(2.915,1)	–
Ganho de eficiência na implementação	(10,5)	+10,5	–
Outras receitas	40,5	+6,8	47,3
Deduções da receita (PIS e COFINS diferidos)	(1.163,0)	+484,8	(678,2)
Receita operacional líquida	9.411,20	-5.057,50	4.353,60

Os dois maiores itens saem do lado contábil: a Receita de Implementação da Infraestrutura (R$6,330 bi) — que é o avanço das obras reconhecido a valor presente e simplesmente não existe no regulatório — e a Remuneração do Ativo da Concessão (R$ 2,915 bi) — o juro implícito não-caixa. Em compensação, o regulatório reconhece receitas que o IFRS não trata da mesma forma, a Receita CAAE (R$ 2,509 bi) e R$ 1.176 bi adicionais de RBSE, e devolve os R$ 484,8 mi de PIS e COFINS diferidos que o IFRS deduz da receita. São esses cinco itens, mais dois residuais, que produzem a diferença de R$ 5.057 bi.

A mesma lógica se repete nas outras duas linhas, com magnitudes bem diferentes. No EBITDA, a diferença cai para R$ 355,1 mi (R$ 4.166 bi vs. R$ 3,811 mi) porque a reversão do custo de construção (R$ 5,092 bi) compensa quase toda a receita de construção que saiu. No lucro líquido a diferença volta a abrir, R$ 822,1 mi (R$ 2,447 bi vs. R$ 1,625 bi), e aí entra um item que não aparece na receita: a depreciação regulatória é R$ 731,3 mi maior, porque o balanço regulatório trata os ativos como imobilizado físico depreciável, enquanto o IFRS os trata majoritariamente como ativo contratual ou financeiro.

É por isso que Taesa e ISA Energia Brasil migraram a base de cálculo do dividendo para o lucro regulatório: se o dividendo de 2025 da ISA Energia Brasil tivesse sido calculado sobre o lucro IFRS de R$2,447 bi, e não pelo regulatório de R$1,625 bi, a base teria sido 50% maior, sem relação com a capacidade recorrente de distribuição de caixa da companhia. Para o investidor pessoa física entender a capacidade de manter o dividendo, o resultado regulatório é a leitura mais direta, enquanto o IFRS continua senda a referência para entender valor patrimonial contábil e efeito fiscal.

Uma nota final, secundária mas relevante para comparar as três: A Taesa reporta a mesma dívida líquida sobre duas bases de EBITDA (padrão e ajustado, que exclui a equivalência patrimonial e por isso é menor), com leituras de alavancagem de 3,51x e 4,20x, respectivamente, para 2025. Não é inconsistência, é a companhia mostrando duas réguas, cabendo ao analista escolher a mais adequada à pergunta (comparação com covenant vs. comparação com pares). Soma-se a isso que parte do portfólio de Taesa é consolidado proporcionalmente, enquanto Alupar e ISA Energia Brasil consolidam integralmente com destaque de minoritários — um EBITDA consolidado de Taesa já vem líquido da parcela de terceiros.

Modelo de negócio: Portfólio comparado — mesma mecânica, mas estruturas diferentes

Indicador	Alupar	Taesa	ISA Energia Brasil
Controlador	Guarupart / Família Godoy Pereira (52,2%)	Cemig + ISA Colômbia (controle compartilhado)	ISA Colômbia (33,6% do capital / 96,9% das ON, pós-oferta)
Consolidação	Integral (com minoritários)	Parcialmente proporcional	Integral (com minoritários)
Concessões	42 sistemas	44 concessões	34 contratos
Extensão de linhas	9.578 km (+ LatAm)	15.313 km	~23.000 km
Geografia	BR, Peru, Colômbia e Chile	Brasil (todas regiões)	Brasil (18 estados + DF)
RAP anual (ciclo mais recente)	R$ 4,96 bi (ciclo 2025/26)	R$ 4,6 bi (ciclo 2026/27)	R$ 5,96 bi homologado (R$ 7,1 bi c/ descruzamento)
EBITDA 2025A	R$ 3,3 bi (societário)	R$ 2,799 bi padrão / R$2,342 bi ajustado	R$ 4,166 bi IFRS / R$ 3,811 bi regulatório
Dívida líquida/EBITDA (2T26)	3,2x regulatório (3,4x no 2T25)	4,2x em base proporcional	Acima do covenant em subsidiária; waiver BNDES (apuração em dezembro/2026)
Política de dividendos	50% do LL Reg. após reserva legal	100% do LL regulatório desde 2025	Maior de R$359 mi ou 25% do LL ajustado (prática: 75% do LL regulatório)

A Alupar cresce via leilões e diversificação geográfica internacional. É a única das três com geração renovável relevante ao lado da transmissão. Taesa combina reforços, leilões e M&A seletivo — incorporou cinco ativos (Ananaí, Pitiguari, Tangará, Saíra e Juruá) entre 2024 e 2025 e concluiu em 12 de agosto de 2026 a compra de outros cinco da Energisa, que adicionam R$305 milhões de RAP. ISA Energia Brasil concentra o maior portfólio já constituído do setor e vive o ciclo de investimento mais intenso das três, com Capex de R$ 5,1 bi em 2025 (+ 40,4% ante 2024), com pressão correspondente sobre alavancagem.

Vale reforçar como os indexadores de dívida diferem entre as três, um ponto que volta a importar quando olharmos resultado financeiro e sensibilidade a juros na etapa de valuation: (i) a Alupar tem a dívida mais diversificada (58% IPCA; 24% IGP-M; 18% moeda estrangeira, refletindo sua operação em três países além do Brasil); e (ii) Taesa e ISA Energia Brasil têm exposição predominante a CDI e IPCA, sem componente cambial, mas com maior sensibilidade ao ciclo de juros doméstico por conta do nível de alavancagem mais elevado de ambas frente à Alupar. Essa diferença de mix cambial e de indexador é uma das poucas variáveis, além da estrutura societária, que realmente distingue o risco de resultado financeiro entre as três companhias.

Alupar (ALUP11): Compra

A Alupar é a única das três companhias que combina transmissão com geração de energia — hidrelétricas, PCHs, eólicas e uma usina fotovoltaica respondem por cerca de 13% do EBITDA consolidado. Também é a única com receita contratualmente em dólar, hoje pouco mais de 7% da receita líquida consolidada e crescendo à medida que o pipeline internacional entra em operação.

Rating	Preço atual	Preço-alvo	Upside	TIR real
Compra	R$ 32,13	R$ 43,04	+34%	~13,3%

É essa combinação de geração e câmbio, somada à menor alavancagem entre as três (3,2x o EBITDA regulatório no 2T26, ante 3,4x um ano antes), que nos fez adotar um custo de capital mais alto para a companhia frente aos pares: 9,25% ao ano em termos reais, acima do que usamos tanto em Taesa quanto em ISA Energia Brasil, para refletir de forma explícita o risco incremental que essas duas exposições trazem ao caso base.

O diferencial mais concreto da tese, porém, é o tamanho do pipeline de crescimento contratado: (i) três projetos no Brasil (TECP, TPC e TAP), somando R$ 3,9 bi de Capex e R$ 536 mi de RAP no ciclo 2026/27; (ii) o Lote 7 arrematado em julho de 2026 (RAP de R$96,7 mi e deságio de 52%), com o Capex Aneel de R$ 1,089 bi reduzido em 30% pela própria Companhia no Fato Relevante de 3 de julho; e (iii) um pipeline internacional de sete ativos entre Peru, Chile, Colômbia e o projeto Palca, com a RAP de cada concessão extraída do Anexo RAP das próprias demonstrações financeiras regulatórias — dado exato, não estimado.

Alupar: pipeline de crescimento contratado no caso base
Projeto	Local	RAP (R$ mi; ciclo 2026/27)	Capex (R$ mi)	COD
TECP (Lote 06)	Brasil (SP)	83,2	498,3	2T28
TPC (Lote 15)	Brasil	176,5	1.321,10	4T29
TAP (Lote 02)	Brasil	276,8	2.051,80	3T29
Lote 7 (julho/2026)	Brasil (SP)	96,7	762,3	2031
Cluster 2026/27*	Peru, Chile e Colômbia	202,5	~1.640,4	2026/27
Cluster 2029* + Palca	Peru	510,1	~3.734,6	2029

Diferente da ISA Energia Brasil — que tem um backlog de reforços e melhorias da ordem de R$6,3 bi — ou da Taesa — que projeta cerca de R$450 milhões de Capex de reforço só em 2026 —, o crescimento de RAP da Alupar vem quase todo de leilões greenfield e de M&A oportunístico, caso da aquisição da TBO — concluída em julho de 2025 por um enterprise value de R$ 175 mi.

A política de dividendos reforça essa leitura: a companhia distribui na prática 50% do Lucro Líquido Regulatório após reserva legal. A remuneração fica abaixo do payout de 100% da Taesa ou dos 75% da ISA Energia Brasil, o que é consistente com uma empresa que retém mais caixa para financiar o maior pipeline de crescimento contratado entre os pares.

O resultado do 2T26 não mudou a tese, e é isso que queremos destacar. A receita regulatória de transmissão cresceu 14,7% no ano, para R$ 733,5 mi, com EBITDA de R$ 649,0 mi e margem de 88,5%, puxada por TCE, ELTE, TBO e TECP — ativos que já estavam no nosso caso base.

A Geração foi o ponto fraco, com EBITDA de R$ 104,6 mi (-17,6%) e margem recuando de 57,6% para 49,2% por curtailment no Nordeste. No entanto, como já tratamos o segmento como estável em termos reais, sem recuperação embutida, isso não é motivo de revisão. A dívida líquida fechou em R$ 9.499 bi (3,2x vezes o EBITDA regulatório) e a TAP obteve a Licença de Instalação em 10 de julho.

No modelo, atualizamos a RAP de TECP, TAP e TPC para o ciclo 2026/27 (Despacho Aneel 2.268/26) com alta de 4,7% nos ativos domésticos — compensada por queda de 6,3% na RAP dos ativos latino-americanos medida em reais — e cortamos em 30% o Capex do Lote 7. O efeito líquido no preço-alvo é quase nulo. O upside maior que reportamos hoje vem quase todo da queda do preço da ação, e não de mudança de premissa nossa.

Alupar (ALUP11): O negócio por trás da tese

A Alupar é dona de 42 sistemas de transmissão, que somam 9.578 km de linhas espalhados entre Brasil, Peru, Colômbia e Chile. O que a torna genuinamente diferente das outras duas teses deste material é que ela também é geradora: hidrelétricas, PCHs, eólicas e uma usina fotovoltaica respondem por cerca de 13% do EBITDA consolidado, com 798,5 MW de capacidade instalada.

No Peru e na Colômbia, a companhia opera transmissão e geração lado a lado (os complexos La Virgen e Risaralda). No Chile, opera apenas com transmissão, incluindo compensadores síncronos — equipamento que estabiliza a rede elétrica sem gerar energia.

Vale explicar o motivo pelo qual isso importa para quem for além do resumo executivo: geração carrega risco hidrológico e de preço de energia que a transmissão pura simplesmente não tem. É um negócio de natureza diferente dentro da mesma casa, e é uma das razões pelas quais adotamos um custo de capital mais alto para a Alupar do que para Taesa e ISA Energia Brasil.

O crescimento da Alupar vem quase todo de duas fontes: leilões greenfield da ANEEL e aquisições oportunistas. No histórico recente, a companhia arrematou o Lote 15 do Leilão 01/2024 (RAP de R$ 154 mi, deságio de 33,5% e Capex de R$1,39 bi) Minas Gerais e o Lote 2 do Leilão 02/2023 (RAP de R$ 239 mi e deságio de 47%) entre Goiás, Minas Gerais e São Paulo, além de ter concluído a aquisição da TBO em julho de 2025 por um enterprise value de R$ 175 mi.

Um traço distintivo da estratégia de capital da Alupar é como ela financia esse crescimento. Ao invés de bancar tudo sozinha, a companhia trouxe dois sócios financeiros com papéis bem diferentes: (i) a BlackRock, que detém cerca de 5% das ações preferenciais como posição de portfólio, sem envolvimento operacional; e (ii) a Perfin, gestora que entra como sócia em SPEs (Sociedades de Propósito Específico) de projetos pontuais —caso mais recente do Lote 7, arrematado na segunda etapa do Leilão ANEEL 1/2026 em 3 de julho de 2026. A Alupar manteve opção de compra sobre até 30% da posição da Perfin no futuro. Esta é uma forma de compartilhar risco de execução de projetos específicos sem diluir o controle da Companhia como um todo.

O que isso significa para a tese: a Alupar entra nesta cobertura com a menor alavancagem das três (3,2x o EBITDA regulatório no 2T26) e a única exposição geográfica genuinamente internacional — o que dilui a dependência de qualquer episódio regulatório específico do Brasil. No entanto, também adiciona duas camadas de risco que Taesa e ISA Energia Brasil não têm: câmbio e geração. É esse equilíbrio entre um portfólio mais diversificado e mais conservador na estrutura de capital, mas também mais complexo de analisar, que sustenta a recomendação de compra e explica porque o pipeline de crescimento contratado (detalhado na próxima página) é o coração quantitativo da tese.

Alupar (ALUP11): Valuation e sensibilidade

Sensibilidade do preço-alvo ao custo de capital próprio (Ke real)
Ke real	Preço-alvo	Upside
7,75%	R$ 52,30	+62,80%
8,25%	R$ 48,90	+52,20%
8,75%	R$ 45,80	+42,50%
9,25% (adotado)	R$ 43,04	+ 34,00%
9,75%	R$ 40,60	+26,40%
10,25%	R$ 38,40	+19,50%
10,75%	R$ 36,40	+13,30%

A escada acima varia apenas o custo de capital próprio. Todas as demais premissas do caso base ficam fixas. Mesmo no extremo mais conservador (Ke de 10,75%, acima do que qualquer referência de mercado que calibramos sugere), o preço-alvo ainda entrega um upside de 13,3% sobre o preço atual. Este é um piso de segurança que a tese de Taesa não oferece.

O carrego segue um perfil peculiar: o dividend yield começa moderado (3,7% em 2026E) e sobe para a faixa de 5,5% a partir de 2029E, quando o grosso do pipeline greenfield contratado entra em operação. Este é o oposto do perfil de Taesa, em que o DY é alto hoje e cai com o vencimento de concessões a partir de 2031.

Alupar (ALUP11): Dividendo por unit e dividend yield projetado
Ano	Dividendo/Unit	Dividend yield
2026E	R$ 1,18	3,70%
2027E	R$ 1,30	4,00%
2028E	R$ 1,34	4,20%
2029E	R$ 1,81	5,60%
2030E	R$ 1,77	5,50%
2032E	R$ 1,75	5,50%
2035E	R$ 1,65	5,10%

Vale explicar aqui como chegamos a esses números, já que o método é o mesmo para as três companhias. Projetamos o fluxo de caixa livre para o acionista (FCFE) em termos reais — ou seja, já descontada a inflação — ano a ano até o fim das concessões, partindo da RAP contratada de cada ativo e subtraindo O&M, Capex, imposto e serviço da dívida.

Esse fluxo é trazido a valor presente pelo custo de capital próprio real (Ke), e o preço-alvo é o resultado dividido pelo número de ações ou units. A TIR real é a taxa que iguala esse mesmo fluxo ao preço de tela de hoje, e é por isso que ela sobe quando a ação cai sem que nenhuma premissa nossa tenha mudado.

Duas escolhas metodológicas merecem registro. A primeira é que usamos os números regulatórios, não os contábeis (IFRS), porque são eles que refletem a capacidade real de gerar caixa e pagar dividendo, conforme detalhamos na seção de conceitos deste material. A segunda é que não usamos desconto de dividendos (DDM) como método principal, porque o DDM subestima estruturalmente uma transmissora com payout fixo, o valor terminal não dá crédito ao caixa retido e reinvestido na própria base de ativos.

Taesa (TAEE11): Venda

Rating	Preço atual	Preço-alvo	Upside	TIR real
Venda	R$ 37,57	R$ 33,86	-9,9%	~5,2%

O que diferencia esta tese de Taesa da ISA Energia Brasil é o calendário. Cerca de 36% da RAP da Taesa está ligada a concessões que vencem entre 2031 e 2033, com o choque concentrado sobretudo em 2031 — ano em que vencem Novatrans e TSN, os dois maiores ativos 100% próprios da privatização de 2000.

Abrindo o portfólio concessão a concessão, 2031 concentra cerca de 65% do impacto, 2033 fica no meio-termo (22%) e 2032 é comparativamente leve (13%). A Taesa pode disputar, e com alguma probabilidade vencer de volta, a re-licitação dos próprios ativos. A própria companhia já venceu a re-licitação do Lote 5 do leilão 002/2022, tomando o ativo do incumbente Enel.

É justamente porque esse desfecho é incerto que não trabalhamos com um cenário único, e sim com três cenários ponderados por probabilidade. É esta ponderação — e não um cenário isolado — que gera o preço-alvo de R$33,86.

Cenários de vencimento de concessões e ponderação do preço-alvo
Cenário (peso)	Descrição	Preço-alvo	TIR real
Re-licitação com recaptura parcial (60%)	Caso-base; A companhia recupera parte da RAP perdida disputando a re-licitação dos próprios ativos (30% de probabilidade de vitória, deságio médio de 35,7%); A indenização incide apenas sobre a parcela não recapturada; Inclui o follow-on de R$ 2,5 bi milhões em 2028.	R$ 27,92 (-25,7%)	1,4%
Renovação parcial (30%)	Metade das concessões é renovada sem leilão e sem deságio; A outra metade segue a mesma mecânica de recaptura do caso-base; O follow-on é mantido.	R$ 40,30 (+7,3%)	10,3%
Renovação integral (10%)	O Decreto 11.314/2022 é revisto e a renovação vira o caminho padrão para todo o portfólio; Sem o choque de concessões, o follow-on de defesa de covenant perde o racional e sai do modelo.	R$ 50,19 (+33,6%)	13,1%
Ponderado (preço-alvo adotado)	Média dos três cenários pelas respectivas probabilidades; A TIR ponderada é calculada sobre os fluxos de caixa ponderados, e não sobre a média dos preços-alvo.	R$ 33,86 (-9,9%)	5,2%

A probabilidade de 30% de recaptura no caso-base está ancorada no histórico recente da Taesa, uma vitória em seis lotes disputados nos leilões 2/2024 e 4/2025 a um deságio médio de 35,7% sobre a RAP máxima. Um ponto que o investidor precisa entender antes de olhar o preço-alvo é que o modelo é bimodal, não linear. Existe um mecanismo de defesa de covenant que corta o payout pela metade nos anos em que a distribuição integral zeraria o dividendo, e esse mecanismo desliga quando a taxa de renovação passa de cerca de 41,5%. Nesse ponto o preço-alvo salta de aproximadamente R$ 31 para aproximadamente R$ 39, deixando uma faixa entre R$ 34 e R$ 35 que nenhum cenário isolado produz.

É exatamente por isso que ponderamos, e não escolhemos um cenário só. O preço-alvo de R$ 33,86 mora dentro dessa faixa e só é alcançável pela média probabilística.

O segundo trimestre validou a mecânica do modelo sem mudar a conclusão. O Capex de R$ 445,3 mi no semestre empata com os R$ 449 mi projetados para o ano cheio, enquanto a RAP do ciclo 2026/27 confirmou os R$ 4,6 bi, a dívida líquida de R$ 13,002 bi e a alavancagem proporcional de 4,2x bateram e o payout de 100% foi mantido.

Em 12 de agosto, a Companhia concluiu a compra dos cinco ativos da Energisa, desembolsando R$1,638 bi (preço-base de R$1,545 bi corrigido pelo CDI, ainda sujeito a ajustes pós-fechamento). A compra ficou R$ 93 mi acima do modelado e adiciona R$ 305 mi de RAP e 22 anos de vida contratual média remanescente.

Ainda assim, a aquisição não resolve o penhasco de concessões: os R$ 305 mi cobrem cerca de 19% do R$1,6 bi de RAP em risco no triênio 2031-33 e antecipam dívida para antes do choque.

Taesa (TAEE11): Valuation e sensibilidade

O dividendo segue relevante no curto prazo, entre 11% e 14% ao ano até 2030. No entanto, recua a partir de 2031 e desaba em 2032 (3,4%) e 2033 (2,9%), os dois anos em que o mecanismo de defesa de covenant corta o payout pela metade.

Taesa (TAEE11): Dividendo por unit e dividend yield projetado
Ano	Dividendo/Unit	Dividend yield
2026E	R$ 4,90	13,00%
2027E	R$ 5,24	13,90%
2028E	R$ 4,09	10,90%
2029E	R$ 4,22	11,20%
2030E	R$ 4,05	10,80%
2031E	R$ 2,85	7,60%
2032E	R$ 1,27	3,40%
2033E	R$ 1,10	2,90%

Cabe uma distinção que costuma confundir: o yield de 13% projetado para 2026 é o dividendo do ano cheio do nosso modelo sobre o preço de hoje, enquanto o que a Taesa distribuiu no primeiro semestre roda perto de 6% anualizado. Parte disso é ritmo de distribuição ao longo do ano, mas parte é o lucro líquido regulatório do semestre rodando a 47% do ritmo do nosso ano cheio, e é honesto dizer que o yield de 2026 pode sair abaixo do que projetamos.

Nossa divergência frente ao mercado começa em 2028, com a diluição do follow-on, e se aprofunda em 2031 com o vencimento de concessões. Testamos remover o follow-on de R$2,5 bi: o preço-alvo melhora só marginalmente, e o custo é alavancagem de pico mais alta e defesa de dividendo acionada em mais anos, ou seja, a diluição de 17,5% é consequência de uma estrutura de capital esticada pela Energisa, não uma escolha nossa.

Os riscos correm nas duas direções: a rolagem da debênture de R$ 1,7 bi em janeiro de 2028, o desfecho da Consulta Pública ANEEL 043/2025 e qualquer sinal de mudança no Decreto 11.314/2022.

Taesa (TAEE11): Como chegamos ao preço-alvo?

Vale abrir o caminho até o número. Isto ocorre porque, em um caso como o da Taesa, o preço-alvo não sai de um múltiplo, mas sim de uma soma de fluxos com data marcada.

Partimos da RAP contratada de cada uma das 44 concessões, em base proporcional, e subtraímos o O&M, o imposto efetivo de 8% (benefício SUDAM/SUDENE) e o serviço da dívida, chegando ao caixa que sobra para o acionista em cada ano. Sobre ele aplicamos a política declarada da Companhia (payout de 100% do lucro líquido regulatório), com a única exceção do mecanismo de defesa de covenant.

Cada dividendo é trazido a valor presente pelo custo de capital próprio real de 9% e, ao fim do horizonte, somamos o valor das concessões que sobrevivem ao triênio 2031-33 e a indenização dos ativos não depreciados daquelas que se perdem. A tabela abaixo abre esse total.

Caso base: de onde vêm os R$ 27,92 por unit
Componente	Valor presente (R$/Unit)	% do preço-alvo
Dividendos dos exercícios 2026 a 2029, antes do choque de concessões	R$ 15,71	56%
Dividendos dos exercícios 2030 a 2033, já com payout reduzido	R$ 5,82	21%
Valor terminal e indenização de ativos não depreciados	R$ 6,37	23%
Preço-alvo do caso base	R$ 27,92	100%

A leitura pesa mais do que os números em si. Mais da metade do valor da Taesa hoje está nos dividendos dos próximos quatro anos e apenas 23% vem de tudo o que existe depois de 2033.

Este é o retrato de uma companhia que paga muito bem no curto prazo e tem pouco lastro de longo prazo, exatamente o oposto do perfil da Alupar — em que o grosso do valor está no pipeline que ainda vai entrar em operação. Esse caso base de R$ 27,92 é, então, combinado com os dois cenários de renovação: R$ 40,30 com peso de 30% e R$ 50,19 com peso de 10%. É dessa média probabilística que sai o preço-alvo de R$33,86 que publicamos para os papéis da companhia.

Sobre o follow-on de R$2,5 bi em 2028, cabe uma ressalva que consideramos importante: ele é premissa nossa, e não algo anunciado pela companhia. A Taesa não comunicou nenhuma oferta de ações. Nós o colocamos no caso base porque, sem ele, o modelo simplesmente não fecha de pé e achamos mais honesto mostrar a capitalização explicitamente do que projetar uma estrutura de capital que não se sustenta.

A aritmética é a seguinte: a Taesa entra em 2026 com 4,2x dívida líquida/EBITDA, acabou de tomar R$ 1,7 bi de dívida-ponte para pagar a Energisa, tem essa debênture vencendo em parcela única em janeiro de 2028 e distribui 100% do lucro regulatório, ou seja, praticamente não retém caixa para amortizar.

A partir de 2031, ela perde 36% da RAP. Empilhando tudo isso, a alavancagem projetada ultrapassa o teto de 4,5xjustamente no período em que a geração de caixa começa a encolher. Diante disso, restam três saídas: (i) cortar o dividendo por vários anos seguidos; (ii) romper covenant; ou (iii) capitalizar. Testamos as três e a capitalização é a que menos destrói valor. É por isso que ela está no caso base.

Não é uma escolha confortável e não vamos vendê-la como se fosse. A emissão dilui os acionistas atuais em cerca de 17,5%, levando a base de 344,5 mi para 404,9 mi de units e o modelo ainda assume que ela sai a R$ 41,39 por Unit — acima do preço de tela de hoje —, o que é uma premissa generosa, pois uma emissão mais barata significaria diluição maior.

Também testamos retirar o follow-on. Neste cenário, o preço-alvo melhora apenas marginalmente porque a alavancagem mais alta aciona o mecanismo de defesa de dividendo em mais anos, e o que se ganha em número de ações se perde em dividendo por ação. É esse impasse, e não a diluição isoladamente, que sustenta a nossa recomendação de venda para as units da Taesa.

Isa Energia Brasil (ISAE4): Compra

Rating	Preço atual	Preço-alvo	Upside	TIR real
Compra	R$ 26,02	R$ 29,97	+15,2%	~10,5%

A ISA Energia Brasil investiu R$ 1,7 bi em reforços e melhorias em 2025, um recorde histórico, com uma carteira já autorizada pela ANEEL de mais R$ 6,3 bi a executar. Este é um motor de crescimento de menor risco, já que não é disputado em concorrência pública e, por isso, não sofre a pressão de deságio que vem comprimindo o retorno dos leilões recentes (retorno regulatório de 12% a 17% ao ano, contra cerca de 6% nos últimos certames).

A companhia tem ainda quatro projetos greenfield em construção — Piraquê, Jacarandá, Serra Dourada e Itatiaia — com energização prevista até 2029 e investimento remanescente de cerca de R$ 6 bi. Depois desses quatro, a empresa não vem participando de novos leilões, disciplina que julgamos acertada num ambiente de deságio médio perto de 50%.

O ponto de atenção real é a alavancagem. A ISA opera em torno de 4x o EBITDA, acima do covenant contratual mais restritivo de sua dívida com o BNDES (3x), sustentada por waivers sucessivos, com a próxima apuração em 31 de dezembro de 2026. Não vemos motivo para alarme, pois o custo médio real da dívida segue competitivo e em queda (IPCA +7,11% no 2T26 vs. +7,56% em 2025 após o liability management da 21ª emissão) e a oferta primária de R$ 1,2 bi foi concluída em 28 de julho de 2026 justamente para aliviar essa pressão.

ISA Energia Brasil (ISAE4): o gatilho do SEFAZ, isolado e quantificado
Cenário	Descrição	Preço-alvo (upside)
Bear	Sem acordo com a Fazenda de SP; Desembolsos de R$ 200 mi/ano seguem até 2036 — e não apenas até 2029/30 como no caso base.	R$28,77 (+10,6%)
Base (caso base)	Sem reconhecimento de recebíveis; Desembolso corrente até 2029, R$ 100 mi/ano daí em diante.	R$29,97 (+15,2%)
Bull	Acordo em 2026/27; Deságio de ~20% sobre o recebível; Indexação TJSP; Pagamento em 5 anos.	R$33,95 (+30,5%)

A tese não depende desse desfecho para funcionar.  O preço-alvo fica acima do preço atual nos três cenários — incluindo o adverso. Mesmo assumindo que a Fazenda de São Paulo nunca chegue a um acordo, ainda haveria upside de 10,6%, o SEFAZ aqui é uma alavanca que só adiciona valor, sem um cenário plausível em que subtraia o suficiente para colocar o papel em prejuízo a partir do preço atual.

Somando o dividendo projetado (DY entre 6,5% e 7,5% a.a.) ao preço-alvo, o retorno total esperado gira perto de 22% no primeiro ano de horizonte. Este é um patamar que julgamos compatível com o baixo risco de execução do negócio.

O segundo trimestre trouxe mais confirmação do que surpresa. A RAP do ciclo 2026/27 foi homologada em R$ 5,964 bi (Despacho ANEEL 2.268/26), coerente com a trajetória do modelo. A oferta primária saiu com 44.444.444 ações preferenciais a R$27,00, levando o capital a 703.327.748 ações — exatamente o modelado. Por fim, o descruzamento societário com um dos acionistas de referência foi concluído em 31 de julho por R$1,167 bi. A consolidação integral da IE Madeira só começa no terceiro trimestre.

ISA Energia Brasil (ISAE4): O negócio por trás da tese

A ISA Energia Brasil (antiga CTEEP, rebatizada em novembro de 2024) é controlada diretamente pela colombiana ISA, Interconexión Eléctrica S.A., cujo controlador é a Ecopetrol — a estatal petrolífera da Colômbia.

É uma cadeia de controle em três camadas, o que significa que decisões estratégicas passam por um acionista de referência estrangeiro. Depois da oferta primária de julho de 2026, na qual a controladora não exerceu prioridade de subscrição, a ISA Capital do Brasil passou a deter cerca de 33,6% do capital total (com 96,9% das ordinárias) e o free float pró-forma subiu para aproximadamente 66,4%.

Em tamanho de portfólio, é a maior das três companhias analisadas: 34 contratos de concessão, cerca de 23.000 km de linhas, 136 subestações, respondendo por cerca de 30% de toda a energia transmitida no país e 95% da energia que chega a São Paulo. É esse dado que explica a peça mais distintiva do portfólio, a Concessão Paulista, contrato renovado e não licitado que carrega o componente RBSE com mais peso do que nas outras duas.

A Companhia vive o ciclo de investimento mais intenso das três, com Capex de R$ 5,1 bi em 2025 (+ 40,4%). No entanto, a natureza desse Capex sustenta nossa leitura construtiva: a maior parte vem de reforços e melhorias em ativos existentes, autorizados diretamente pela ANEEL sem disputa em leilão e, por isso, sem a pressão de deságio dos certames recentes.

A política de dividendos é a mais generosa por estatuto entre as três: o maior valor entre R$ 359 mi ou 25% do lucro líquido ajustado, com prática declarada de distribuir ao menos 75% do lucro líquido regulatório. É esse patamar de 75% que usamos no modelo, de forma fixa em todos os anos, e não o caixa residual da banda de alavancagem, porque é essa a prática efetivamente declarada. A contrapartida direta é a alavancagem, ponto de atenção estrutural da tese.

ISA Energia Brasil (ISAE4): Dividendo por ação e dividend yield projetado
Ano	Dividendo/ação	Dividend yield
2027E	R$ 1,75	6,7%
2028E	R$ 1,71	6,6%
2029E	R$ 1,78	6,8%
2030E	R$ 1,86	7,1%
2035E	R$ 1,96	7,5%

O yield fica entre 6,5% e 7,5% ao longo de todo o horizonte — um carrego previsível, ligado diretamente ao lucro regulatório. A tabela começa em 2027 de propósito: 2026 é o último exercício em que a dívida ainda cresce livremente sob o waiver do BNDES.

O tema regulatório que mais merece atenção hoje é a RBSE, e ele mudou de natureza. Até 2025 a discussão era regulatória, e parecia encerrada quando a ANEEL recalculou o componente financeiro em junho daquele ano, reduzindo a RAP do setor. Em maio de 2026, a disputa voltou pelo Judiciário: o TRF-1 manteve a legalidade da incorporação dos ativos à base de remuneração, o que preserva o núcleo econômico da indenização, mas anulou a remuneração pelo custo de capital próprio e suspendeu essa parcela a partir do ciclo 2026/27 para os autores das ações. A decisão ainda comporta recurso.

Dimensionando: a ISA Energia Brasil projetava cerca de R$ 3,8 bi a receber do componente financeiro até junho de 2028, e cerca de 80% do total devido ao setor já foi pago, ou seja, o que está em disputa é a cauda, e não o principal. Não incorporamos o risco ao caso base porque a decisão não é definitiva e o alcance da tutela é restrito aos autores, mas é a razão pela qual a RBSE aparece como risco alto na nossa matriz.

Matriz de riscos do setor (leitura qualitativa)

Abaixo, listamos os riscos identificados ao longo da cobertura, organizados por natureza e nível de materialidade qualitativa. A quantificação de valor em risco por ação, quando aplicável, já está incorporada à modelagem individual de cada companhia.

Risco	Nome(s) mais expostos	Natureza	Nível
Sobreoferta/curtailment não resolvido só por novas linhas	Setor (Geradoras; exposição indireta)	Estrutural	Médio
Calendário de leilões 2026: apetite e deságio de RAP	Todas	Regulatório/Comercial	Médio
RBSE: decisão do TRF-1 (maio/26) sobre o custo de capital próprio	ISA Energia Brasil	Regulatório	Alto
Risco cambial (Peru, Colômbia, Chile)	Alupar	Cambial	Médio
Execução do Capex pesado 2027/29 (TAP, TPC e Lote 7)	Alupar	Execução	Médio
Covenant financeiro (waiver BNDES; apuração dezembro/26)	ISA Energia Brasil	Crédito	Alto
M&A a múltiplos acima do próprio preço de negociação	TAESA, Alupar	Alocação de capital	Médio
Ciclo de juros reais (Selic/CDI)	Todas, em especial TAESA e ISA Energia Brasil	Macro	Médio

Comparativo setorial: cases Bear/Bull por tese

Reunimos aqui, lado a lado, o intervalo de preço-alvo que cada tese sustenta sob premissas mais adversas e mais favoráveis do que o caso base. O gatilho central é diferente em cada uma: (i) em Alupar, o custo de capital; (ii) em Taesa, é o desfecho do vencimento de concessões em 2031/33; e (iii) na ISA Energia Brasil, é o processo judicial com a Fazenda de São Paulo.

Empresa	Bear	Base (adotado)	Bull	Gatilho central
Alupar	R$ 36,40 (+13,3%)	R$ 43,04 (+34,0%)	R$ 52,30 (+62,8%)	Custo de capital próprio (Ke de 10,75% a 7,75%), calibrado pelo risco de execução do pipeline internacional
TAESA	R$ 27,92 (-25,7%)	R$ 33,86 (-9,9%)	R$ 50,19 (+33,6%)	Vencimento das concessões em 2031/33: (i) recaptura parcial via re-licitação (60%); (ii) renovação parcial (30%); ou (iii) renovação integral (10%)
ISA Energia Brasil	R$ 28,77 (+10,6%)	R$ 29,97 (+15,2%)	R$ 33,95 (+30,5%)	Desfecho do processo judicial com a Fazenda de São Paulo (SEFAZ)

Resumo: comparativo das três teses

Indicador	Alupar	Taesa	ISA Energia Brasil
Rating	Compra	Venda	Compra
Preço-alvo	R$ 43,04 (+34,0%)	R$ 33,86 (-9,9%)	R$ 29,97 (+15,2%)
Ke real adotado	9,25%	9,00%	9,00%
TIR real de equity	~13,3%	~5,2% (ponderada)	~10,5%
Dividend yield 2027E (nosso modelo)	4,00%	13,90%	6,70%
P/L; P/VPA; EV/EBITDA (12 meses)	7,3x; 1,1x; 7,4x	8,0x; 1,6x; 9,2x	6,1x; 0,8x; 7,5x
Preço-alvo de consenso	R$ 40,91 (+27,3%)	R$ 38,52 (+2,5%)	R$ 30,35 (+16,6%)
Principal risco monitorado	Curtailment na Geração e execução do Capex 2027/29	Vencimento de concessões e alavancagem no triênio 2031/33	Alavancagem e ritmo de captação de dívida