A AXIA Energia, antiga Eletrobras, anunciou importantes movimentações em sua estrutura societária com a ISA Energia. A companhia informou que chegou a um acordo para trocar participações societárias em ativos de transmissão, numa transação na qual a AXIA receberá R$ 1,17 bilhão em dinheiro.
A AXIA obteve aprovação para converter 19,7 milhões de ações ordinárias que detém no capital da ISA Energia em ações preferenciais, na relação de 1 para 1, conforme previsto no estatuto social da ISA Energia.
Pelo acordo de descruzamento de participações, a AXIA transferirá sua participação na IE Madeira para a ISA e, em contrapartida, adquirirá 51% da IE Garanhuns. Com isso, a AXIA passa a consolidar a totalidade da IE Garanhuns, interligação elétrica que conecta Pernambuco a Alagoas e Paraíba, enquanto a ISA se torna única proprietária da IE Madeira, linhão de transmissão que liga as hidrelétricas Jirau e Santo Antônio à região Sudeste.
No mercado, as ações da ISA Energia encerraram quinta-feira (19) cotadas a R$ 32,60 para a ordinária (ON) e R$ 28,07 para a preferencial (PN).
Segundo a companhia, a operação reforça seu compromisso com a otimização de participações minoritárias, disciplina de capital e simplificação da estrutura societária, fortalecendo a governança e a eficiência na gestão de seus ativos estratégicos.
A votação no Senado que institui a tributação sobre dividendos a partir de 2026 fez com que algumas empresas antecipassem o pagamento de dividendos aos acionistas. Isso porque os dividendos declarados em 2025, com base nos lucros obtidos neste ano e em anos anteriores — ou seja, incluindo lucros acumulados e reservas de lucros — continuam sob a regra anterior. Não estão sujeitos, portanto, ao imposto de até 10% para quem tira mais de R$ 600 mil por ano (ele varia de 1% daí até 660 mil/ano e chega a 10% para ganhos de mais de 1,2 milhão/ano).
Entre as empresas que já declararam o pagamento de dividendos estão a Axia (ex-Eletrobras) e a Petrobras. A estatal anunciou o pagamento de dividendos no valor de R$ 12,16 bilhões. Os proventos serão pagos como antecipação da remuneração aos acionistas relativa ao exercício de 2025, declarada com base no balanço de 30 de setembro, em duas parcelas nos meses de fevereiro e março de 2026.
Já a Axia distribuirá R$ 4,3 bilhões, sob a forma de dividendos, utilizando parte do saldo da reserva estatutária. Em ambos os casos, o anúncio foi de pagamento de dividendos intercalares, ou seja, antes do encerramento do exercício fiscal, com base em lucros já apurados.
A Vulcabras também acelerou a distribuição de dividendos, justamente de olho na mudança de tributação e na necessidade de não carregar “caixa ocioso” dentro da empresa.
Depois de dois anos operando com caixa líquido, a gestão decidiu devolver ao acionista o excedente, mantendo apenas o necessário para operar, investir e sustentar o ROE elevado. No segundo semestre, a companhia pagou R$ 300 milhões em dividendos e agora anunciou mais R$ 597 milhões, combinando o movimento com um aumento de capital que permite ao investidor reinvestir o dividendo e, ao mesmo tempo, otimizar a base tributária ao elevar o custo de aquisição das ações.
De acordo com Wagner Dantas, CFO da Vulcabras, a empresa pretende seguir avaliando novas distribuições à luz da tributação, mas sem comprometer o balanço nem se expor demais a um 2026 potencialmente mais volátil.
A lista de empresas que devem anunciar o pagamento de dividendos devido à mudança tributária deve aumentar. Um relatório divulgado pelo BTG Pactual estima 20 empresas com maior probabilidade de fazer grandes pagamentos. A lista inclui Metalúrgica Gerdau, Unifique, Blau, Marcopolo, Eztec, Copel, Intelbras, Isa Energia, Energisa, C&A, PetroReconcavo e Usiminas, entre outras. Segundo o banco, algumas dessas empresas podem anunciar pagamentos de dividendos extraordinários que podem render retornos entre 15% e 20%.
Lucros acumulados em 2025
Os lucros apurados até 31 de dezembro de 2025 permanecem isentos do IR sobre dividendos, desde que:
a distribuição seja deliberada até 31/12/2025;
o pagamento siga os prazos legais, mesmo que realizado em 2026;
o lucro esteja formalmente apurado antes da virada do exercício.
Essa regra cria uma janela de planejamento tributário até o fim de 2025 para empresas e sócios que desejem antecipar a distribuição de lucros sob o regime antigo, livre da nova tributação.
Planejamento tributário
Essa estrutura levantou questões sobre possíveis estratégias de planejamento tributário, especialmente se os investidores poderiam evitar o novo imposto mantendo ações por meio de fundos de investimento nacionais, que continuariam recebendo dividendos isentos de impostos. No entanto, os benefícios dessa abordagem são limitados.
Para as empresas que já distribuem dividendos por meio de estruturas de fundos, a reforma não altera o tratamento tributário atual: os pagamentos de dividendos continuam isentos, mas, no resgate ou amortização, as cotas do fundo estão sujeitas ao imposto sobre ganhos de capital. De acordo com as regras existentes, isso geralmente resulta em 15% de imposto sobre os ganhos totais acumulados em todos os ativos da carteira. Como esse tratamento permanece inalterado, a reforma não cria incentivos para as empresas usarem fundos para distribuir lucros.
Para as empresas que atualmente distribuem dividendos diretamente aos seus proprietários, transferir ativos para uma estrutura de fundos acionaria o imposto sobre ganhos de capital sobre a diferença entre o custo de aquisição e o valor de mercado atual — um custo inicial potencialmente significativo.
Portanto, o incentivo para aproveitar a janela de isenção fiscal parece mais relevante para empresas estrangeiras que remetem dividendos para o exterior e para empresas nacionais que distribuem diretamente aos seus proprietários.
A Âmbar Energia, braço do grupo J&F, fechou a compra de três usinas termelétricas no Acre, estado que recentemente se conectou ao Sistema Interligado Nacional (SIN). Com o negócio, anunciado nesta segunda-feira (27), a empresa passa a operar em 11 estados e reforça sua presença na região Norte — área que vem se tornando estratégica para o grupo da família Batista.
As usinas adquiridas pertenciam à Rovema e somam 69,4 megawatts (MW) de potência instalada, o suficiente para atender cerca de 30 mil unidades consumidoras, o equivalente a aproximadamente 20% das ligações elétricas do estado. As unidades estão localizadas em Cruzeiro do Sul (52,8 MW), Feijó (7,2 MW) e Tarauacá (9,4 MW) e operam com óleo combustível. A conclusão da operação ainda depende da aprovação dos órgãos reguladores.
Segundo a Âmbar, a incorporação das térmicas fortalece o portfólio de geração e reforça o compromisso do grupo com a segurança de abastecimento no Norte. “As usinas do estado são decisivas para esse propósito”, afirmou o presidente da companhia, Marcelo Zanatta, em nota.
Expansão coordenada
O movimento no Acre dá continuidade a uma estratégia de crescimento acelerado da Âmbar, que vem consolidando ativos em diferentes frentes do setor elétrico — da geração térmica e hidrelétrica à distribuição e, mais recentemente, à energia nuclear.
Em setembro, o InvestNews revelou que a J&F formalizou a compra de todo o núcleo de ativos da Oliveira Energia, incluindo as distribuidoras Amazonas Energia e Roraima Energia, além de quatro usinas termelétricas e da empresa de redes Norte Tech.
A operação, ainda em análise pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), marcou a entrada da holding na distribuição de energia em regiões que dependem fortemente de geração térmica subsidiada pela Conta de Consumo de Combustíveis (CCC).
Com a aquisição da Roraima Energia, a J&F passou a controlar a única distribuidora do estado, uma das poucas operações do país que continuam totalmente fora da rede interligada nacional. Já a Amazonas Energia, historicamente deficitária, foi alvo de um acordo bilionário com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel), que previu aportes de R$ 9,8 bilhões e flexibilizações regulatórias por 15 anos para viabilizar sua recuperação financeira.
Entrada na energia nuclear
A expansão da Âmbar não se limita ao Norte. Em outubro, a companhia também anunciou a compra da participação da Axia Energia (antiga Eletrobras) na Eletronuclear, responsável pelas usinas de Angra. O negócio, de R$ 535 milhões, marcou a entrada da J&F na geração nuclear — um setor historicamente restrito ao governo federal.
Com a transação, a Âmbar passou a deter 68% do capital total e 35,3% do capital votante da Eletronuclear, enquanto a União, por meio da estatal ENBPar, mantém o controle com 64,7% das ações com direito a voto. As usinas Angra 1 e 2, localizadas em Angra dos Reis (RJ), somam quase 2 mil MW de capacidade e operam com contratos de longo prazo válidos até 2044 e 2040, garantindo previsibilidade de receitas.
A operação também coloca o grupo diante de um novo desafio: a retomada do projeto de Angra 3, paralisado há quase quatro décadas e símbolo dos altos custos e atrasos do setor elétrico brasileiro.
A Eletronuclear vive de pedir ajuda. A estatal responsável pelas usinas nucleares de Angra dos Reis enviou um ofício à ENBPar, holding que representa a União no setor, solicitando um aporte emergencial de R$ 1,4 bilhão para evitar o “colapso operacional e financeiro” ainda neste ano. Sem o dinheiro, o caixa da empresa deve se esgotar em novembro.
O alerta escancara um jogo de empurra que se arrasta há meses e ajuda a explicar por que a empresa vive nessa corda bamba. A Eletrobras, rebatizada de Axia Energia, vendeu sua participação de 68% do capital total e 35% do votante à Âmbar Energia, do grupo J&F, por R$ 535 milhões. Mas o negócio ainda não foi concluído, e ninguém quer ficar com a conta.
A Axia diz que já se desfez do ativo e que as dívidas agora são problema da J&F. A Âmbar afirma que ainda não é dona formal da participação e que, portanto, não pode injetar recursos. O resultado é uma estatal que não tem quem a banque — e um governo que hesita em abrir o cofre.
O Ministério da Fazenda resiste à ideia de novos aportes, especialmente em meio às negociações de um empréstimo de R$ 20 bilhões aos Correios – tudo com a garantia do Tesouro. O argumento é que qualquer socorro precisa estar embasado em um plano de sustentabilidade. A ENBPar tenta convencer o Tesouro de que o repasse é uma pré-condição para reorganizar a empresa e evitar a antecipação de R$ 6,5 bilhões em dívidas com BNDES, Caixa e bancos privados.
Enquanto os ministérios discutem quem deve agir primeiro, o caixa da Eletronuclear se esgota. A empresa precisa pagar R$ 570 milhões em dezembro a BTG e Banco ABC, referentes a obras feitas para estender a vida útil de Angra 1 por mais 20 anos.
Também acumula R$ 700 milhões em débitos com as Indústrias Nucleares do Brasil, fornecedoras de combustível, conforme noticiou a Folha. E gasta cerca de R$ 1 bilhão por ano apenas para manter Angra 3, a usina que nunca saiu do papel.
A órfã
A Eletronuclear nasceu em 1997, a partir da reestruturação da Nuclebrás, antiga subsidiária da Eletrobras criada nos anos 1970 para tocar o programa nuclear brasileiro. A nova empresa foi fundada para concentrar a operação das usinas Angra 1 e 2 e concluir Angra 3, projeto iniciado ainda na ditadura e interrompido diversas vezes ao longo das décadas.
Por lei, a geração de energia nuclear não pode ser privatizada, e por isso a Eletronuclear sempre ficou sob controle direto da União — mesmo depois que a Eletrobras se tornou uma empresa de capital misto. Essa estrutura a deixou em uma espécie de terra de ninguém: dependente do governo para se financiar, mas sem os mesmos privilégios das grandes estatais lucrativas, como Petrobras ou Banco do Brasil.
Vista geral das Usinas de Angra 1 e Angra 2, na Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto (CNAAA), em Angra dos Reis, no Rio de Janeiro Foto: Tomaz Silva/Agência Brasil
O arranjo ficou ainda mais frágil com a privatização da Eletrobras, em 2022. A operação levou à criação da ENBPar, uma nova holding pública encarregada de abrigar os ativos estratégicos que não podiam ir para a iniciativa privada, como a participação em Itaipu e o controle da Eletronuclear.
A Eletrobras se livrou do fardo e manteve apenas a obrigação de investir R$ 2,4 bilhões em debêntures da estatal — papel que agora deve ser assumido pela Âmbar, dos irmãos Joesley e Wesley Batista. A expectatiava é que o novo sócio ajude a dar fôlego financeiro, mas o futuro ainda é incerto.
O impasse atual é resultado dessa engenharia institucional. A estatal é controlada pela União, mas tem sócios privados que não colocam dinheiro novo. Opera duas usinas lucrativas — Angra 1 e 2, responsáveis por cerca de 3% da energia do país —, mas carrega uma terceira que só consome recursos. E, sem perspectiva de retomada de Angra 3, cada mês de espera pesa nas contas.
O peso do passado
A história de Angra 3 ajuda a explicar por que a Eletronuclear chegou a este ponto. O projeto, concebido nos anos 1980, já consumiu R$ 12 bilhões e segue parado há quase dez anos. O BNDES estima que seriam necessários R$ 23 bilhões para concluir a obra e R$ 21 bilhões para abandoná-la.
A diferença é pequena demais para justificar uma decisão definitiva, mas grande o suficiente para manter o projeto travado. Nenhum governo quis gastar para terminar a usina. Nenhum quis assumir o custo político de enterrar um investimento bilionário.
O custo projetado da energia de Angra 3 — R$ 653 por megawatt-hora, segundo o BNDES — é maior que o das térmicas a gás, num sistema que hoje opera com sobra de oferta. Ainda assim, o Ministério de Minas e Energia insiste que a obra é estratégica e quer atualizar os estudos junto ao BNDES antes de decidir se a retomada vale a pena.
Há, porém, uma mudança estrutural prestes a entrar em vigor. A partir de janeiro de 2026, entra em operação um novo modelo de financiamento da energia nuclear no Brasil. A lei sancionada por Lula redistribui o custo mais alto da eletricidade produzida por Angra 1 e 2 entre todos os consumidores do país, por meio de um adicional tarifário. Até agora, esse custo estava concentrado em contratos específicos com poucas distribuidoras.
A mudança — que isenta as famílias de baixa renda — reduz o risco de desequilíbrio financeiro da Eletronuclear e tende a garantir receitas mais previsíveis para a operação das usinas. É também uma das razões que atraíram a Âmbar para o setor. A aposta é que o novo modelo criará um colchão tarifário estável e permitirá planejar investimentos de longo prazo.
A entrada da Âmbar é um teste para o novo desenho do mercado nuclear brasileiro. Mas, até que a transação seja concluída, a estatal segue sozinha e clamando por ajuda do contribuinte.
A Eletrobras anunciou nesta quarta-feira (21) que mudou seu nome para Axia Energia, destacando em comunicado que a alteração marca uma evolução da companhia nos últimos três anos para atuar com mais agilidade, inovação e foco no cliente, o que inclui crescimento por meio de leilões.
O novo nome da Eletrobras retira a referência ao Brasil, herança do passado estatal após o processo de privatização da empresa ter sido concluído em meados de 2022, ainda que o governo brasileiro siga com participação relevante na companhia, com a União detendo diretamente quase 30% do total das ações.
Em nota, a maior geradora de energia renovável do país e líder na transmissão informou ter “ambição de crescimento inorgânico por meio da participação nos leilões setoriais e resiliência de seus ativos”.
“Buscamos o novo com respeito à história que construímos até aqui. Isso passa por disciplina, inteligência na alocação de capital e excelência organizacional e se ancora em um time de talentos que enxerga o desafio da companhia e do momento do setor”, afirmou o presidente da Axia Energia, Ivan Monteiro, em um comunicado.
A empresa, responsável por 17% da capacidade de geração de energia nacional e 37% do total de linhas de transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN), afirmou ainda que praticamente triplicou o valor de investimentos nos últimos anos.
Nova Eletrobras
Em meio à mudança de nome, a empresa ressaltou ser a maior empresa de energia renovável da América do Sul, indicando que a palavra “axia” vem do grego e significa “valor”.
A alteração vem após a elétrica ter reforçado, nos últimos anos, medidas para se desvincular de questões ligadas ao Estado. Na última semana, foi assinado um contrato para a empresa vender sua participação na estatal Eletronuclear.
Mais cedo neste ano, o governo se comprometeu a não mais questionar o limite de voto de 10% na companhia, imposto a qualquer acionista ou grupo de acionistas, acertado durante a privatização, em troca de mais representatividade no conselho da ex-Eletrobras.
Com este movimento, a Eletrobras também conseguiu encerrar uma disputa judicial com o governo que poderia se estender indefinidamente, já que a administração do presidente Luiz Inácio Lula da Silva sempre se opôs à forma como a empresa foi desestatizada.
A nova identidade será incorporada gradualmente em todos os canais, comunicações e ativos da companhia, em todas as regiões do país, disse a companhia, cuja capacidade instalada é 100% renovável. Tem 81 usinas, sendo 47 hídricas, 33 eólicas e uma solar.
O avanço dos irmãos Wesley e Joesley Batista no setor elétrico brasileiro ganhou um novo capítulo nesta quarta-feira (15) – um símbolo da ambição empresarial e da habilidade política dos goianos. A Âmbar Energia, do grupo J&F, agora é sócia do governo nas usinas nucleares de Angra dos Reis (RJ).
Por R$ 535 milhões, a Âmbar tornou-se dona de 68% do capital total e de 35,% do capital votante da estatal Eletronuclear, responsável pelas usinas Angra 1, 2 e 3. As duas primeiras estão funcionando e, como destacou a Âmbar no comunicado de compra, “possuem contratos de longo prazo, o que garante receitas previsíveis”.
Na quarta-feira (9) passada, o presidente Lula sancionou uma lei que altera o modelo de financiamento da energia nuclear. A partir de 1º de janeiro de 2026, o custo mais alto da eletricidade produzida em Angra 1 e 2 será diluído entre todos os consumidores por meio de um adicional tarifário — com exceção das famílias de baixa renda. Até aqui, os custos adicionais ficavam concentrados em contratos específicos com algumas distribuidoras.
Assim, a Âmbar terá uma base de financiamento mais estável para os seus compromissos com a Eletronuclear.
Quando da privatização da Eletrobras, em 2022, ficou acordado que a empresa teria obrigação de investir na usina inacabada, uma tentativa de mitigar os riscos da privatização e de encontrar um final feliz para Angra 3.
Isso significava que a Eletrobras teria de investir R$ 2,4 bilhões comprando títulos de dívida (debêntures) emitidos pela Eletronuclear, uma obrigação que agora passa a ser da Âmbar. A empresa dos Batista assume também as garantias financeiras antes dadas pela Eletrobras em favor da estatal. É um alívio para a Eletrobras: sem a Eletronuclear, seu perfil de risco melhora e sua estrutura societária fica mais simples.
Tempos depois da privatização da Eletrobras, um novo acordo mudou o jogo: em troca de mais duas cadeiras no conselho da ex-estatal, o governo se comprometeu a encontrar um novo sócio que assumisse os compromissos da companhia na usina. Quem ficou encarregado de conduzir o processo foi o BTG Pactual.
Nos bastidores, a expectativa era de que esse novo sócio poderia ser uma estatal estrangeira – entre abril e maio, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, se encontrou com executivos da chinesa CGN e da russa Rosatom. A solução com uma empresa brasileira, no entanto, foi considerada mais adequada.
“O ingresso de capital privado nacional pode ampliar o horizonte de financiamento da energia nuclear no Brasil, desde que preservadas a governança pública, o compliance rigoroso e a subordinação técnica às normas”, afirma Leonam Guimarães, ex-presidente da Eletronuclear.
A saída da Eletrobras e entrada da Âmbar, conjectura Guimarães, pode “reforçar o caixa necessário à conclusão de Angra 3”.
A Eletronuclear segue formalmente sob controle da União, por meio da ENBPar, estatal criada durante a privatização para abrigar ativos estratégicos que não poderiam ser privatizados, como as operações nucleares e a participação brasileira em Itaipu.
Pessoas próximas à negociação disseram ao InvestNews que “se o governo decidir fazer [a obra para finalizar Angra 3], o projeto será avaliado” pela Âmbar. É a primeira vez que um grupo privado brasileiro passa a ter presença relevante em uma empresa do setor nuclear.
Criada para administrar termelétricas no Centro-Oeste, a Âmbar se tornou, em poucos anos, uma das maiores geradoras privadas do país. Desde 2023, comprou dezesseis termelétricas a gás natural, duas distribuidoras (Roraima Energia e Amazonas Energia), dezesseis pequenas hidrelétricas, usinas solares e de biomassa, e até um gasoduto de 645 quilômetros entre a Bolívia e o Mato Grosso.
Para o governo, a operação pode evitar o desgaste de um novo aporte público em Angra 3 (a equipe econômica sempre foi contra) enquanto preserva o controle formal da União sobre a energia nuclear e atrai um sócio de capital nacional, com fôlego financeiro e disposição para investir em longo prazo.
Ainda assim, o desafio é imenso. A Eletronuclear segue fragilizada e a retomada de Angra 3 depende de um novo modelo de financiamento e de decisão política. O BNDES prepara um estudo atualizado, que deve redefinir custos, cronograma e responsabilidades. Até lá, o projeto continuará parado, custando até R$ 1,2 bilhão ao ano para não gerar energia.
A Eletrobras concluiu a venda do usina termelétrica UTE Santa Cruz para o grupo J&F, sucedendo a Âmbar Energia no acordo. A transação, que inclui o recebimento de R$ 703,5 milhões, encerra o processo de desinvestimento dos ativos termelétricos da empresa.
Segundo a Eletrobras, o montante total arrecadado com a venda das termelétricas, incluindo a UTE Santa Cruz e ativos da Eletronorte, alcança R$ 3,6 bilhões. A empresa ainda mantém o direito ao recebimento de um earn-out no valor de R$ 1,2 bilhão.
Com a conclusão do desinvestimento, a Eletrobras agora possui um portfólio de geração de energia composto exclusivamente por fontes renováveis, em linha com seu compromisso Net Zero 2030.
A Eletrobras, maior empresa de geração e transmissão de energia elétrica da América Latina, é responsável por boa parte da energia limpa do Brasil. Privatizada em 2022, mantém um papel estratégico no setor elétrico nacional.
Em agosto de 2025, a Eletrobras viu suas ações ordinárias subirem 7,06% após a divulgação dos resultados do segundo trimestre de 2025, destacando um lucro líquido ajustado de R$ 1,47 bilhão e a aprovação de R$ 4 bilhões em dividendos aos acionistas.
Disclaimer: Este texto foi escrito por um agente de inteligência artificial a partir de informações oficiais e de bases de dados confiáveis selecionadas pelo InvestNews. O trabalho foi revisado pela equipe de jornalistas do IN antes de sua publicação.
A Sabesp anunciou a compra do controle da Empresa Metropolitana de Águas e Energia (Emae) por R$ 1,13 bilhão, consolidando uma das movimentações mais relevantes de sua história recente. O negócio foi formalizado por meio de dois contratos: o primeiro, com os debenturistas da Phoenix Água e Energia, representados pela Vórtx, e o segundo, com a Eletrobras. Com a conclusão das transações, a Sabesp passará a deter 70,1% do capital total da Emae.
Para a Sabesp, a aquisição é um passo estratégico que combina dois ativos centrais: água e energia. A empresa vê na integração dos sistemas Guarapiranga e Billings uma oportunidade de ampliar a segurança hídrica da Região Metropolitana de São Paulo e otimizar a gestão de seus mananciais. A Emae opera justamente nessas represas, que além de abastecimento também servem à geração de energia.
A operação se desenrola em meio à execução de garantias de dívidas da Phoenix, cujo principal cotista é o empresário Nelson Tanure. Segundo o Pipeline, o fundo não honrou o pagamento de juros de debêntures em 27 de setembro, o que levou o agente fiduciário e a XP, administradora da emissão, a declarar o vencimento antecipado da dívida e executar as garantias – entre elas, as ações da Emae. Tanure, ainda de acordo com o Pipeline, não participou das negociações que resultaram na venda para a Sabesp.
A Phoenix havia adquirido a Emae em abril de 2024 por R$ 725 milhões, em um leilão de privatização no qual pagou 33% acima do preço mínimo estabelecido pelo governo paulista. Parte do valor foi financiada com debêntures de R$ 520 milhões, garantidas por ações da Emae e por aval pessoal de Tanure e do empresário Tércio Borlenghi, da Ambipar.
O descumprimento do pagamento dessas dívidas abriu caminho para a execução e subsequente negociação com a Sabesp, que pagará R$ 59,33 por ação ordinária (pertencente à Phoenix) e R$ 32,07 por ação preferencial (da Eletrobras).
A Eletrobras, por sua vez, informou que a venda de sua participação de 14,8 milhões de ações preferenciais da Emae totalizou R$ 476,5 milhões, com possibilidade de pagamentos adicionais (earn-out). Segundo a empresa, a transação está alinhada ao seu plano estratégico de simplificação societária e eficiência na alocação de capital.
A concretização do negócio depende ainda de aprovações do Cade e da Aneel. A companhia anunciou que fará uma teleconferência com investidores nesta segunda-feira (6) para detalhar os desdobramentos da transação.
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