Qué dijo la dirección de TransAlta Corporation en la llamada del Q3 2025

Un trimestre sólido en un mercado de precios deprimidos

TransAlta cerró el tercer trimestre de 2025 con un EBITDA ajustado de 238 millones de dólares canadienses y un flujo de caja libre de 105 millones, cifras inferiores al mismo período del año anterior. La dirección atribuyó la caída principalmente a precios spot más bajos en Alberta —un promedio de 51 dólares por megavatio hora frente a los 55 de 2024— como consecuencia del incremento de nueva oferta de generación y condiciones meteorológicas benignas. La compañía compensó parcialmente esa presión mediante coberturas: liquidó aproximadamente 2.500 gigavatios hora a un precio promedio de 66 dólares por megavatio hora, una prima del 29% sobre el precio spot. La flota mantuvo una disponibilidad media del 92,7%. Para el conjunto del año, la compañía espera situarse en el extremo inferior de su rango de EBITDA ajustado y en el punto medio de su rango de flujo de caja libre.

En el plano corporativo, TransAlta extendió sus líneas de crédito comprometidas por un total de 2.100 millones de dólares canadienses, completó la venta del 100% de la instalación Poplar Hill y cerró tras el trimestre la venta del 50% de Rainbow Lake, cumpliendo así los últimos requisitos regulatorios derivados de la adquisición de Heartland. El presidente ejecutivo John Kousinioris anunció además su retiro efectivo el 30 de abril de 2026; Joel Hunter, actual director financiero, lo sucederá en el cargo.

Lo que viene: centros de datos, Centralia y el nuevo mercado de Alberta

La prioridad estratégica más destacada es la conversión de los antiguos emplazamientos térmicos en infraestructura para centros de datos. En Alberta, la compañía obtuvo la aprobación unánime del condado de Parkland para rezonificar más de 3.000 acres alrededor de sus instalaciones Keephills y Sundance, y firmó un contrato de transmisión con el operador AESO por 230 megavatios, la asignación completa obtenida en la Fase 1 del programa de integración de grandes cargas. La dirección señaló que las negociaciones para un memorando de entendimiento con sus contrapartes —que son más de una— continúan avanzando, aunque sin un calendario definido. Para Centralia, en el estado de Washington, la compañía espera firmar un acuerdo definitivo antes de fin de año que abarcaría la conversión de carbón a gas natural, extensión de vida útil y trabajos de modernización de controles.

En cuanto al mercado eléctrico, la compañía destacó el diseño final del Mercado Reestructurado de Energía de Alberta (REM), cuya implementación se espera entre 2027 y 2028. El REM elevaría el tope de precio provincial a 1.500 dólares por megavatio hora —y eventualmente a 2.000— e incorporaría un nuevo producto de rampa que favorecería a la flota despachable de TransAlta. De cara a 2026, la compañía indicó que tiene aproximadamente 7.800 gigavatios hora cubiertos con coberturas a un precio promedio de 66 dólares por megavatio hora, por encima del nivel actual de la curva forward.

Preguntas de los analistas: plazos, política federal y sucesión

El turno de preguntas estuvo dominado por la preocupación sobre los retrasos en el proyecto de centros de datos. Varios analistas señalaron que el AESO había publicado una fecha de entrada en servicio de 2030 para el proyecto Greenlight de Kineticor, lo que generó incertidumbre en el mercado. Kousinioris respondió que, según la información disponible para la compañía, ese año representa un escenario extremo y que tanto Kineticor como su cliente siguen orientados a una puesta en servicio en 2027 o 2028. El ejecutivo también fue interrogado sobre la Fase 2 del programa de integración de grandes cargas y defendió la posición de TransAlta de que sus unidades de conversión carbón-gas con baja utilización deben considerarse generación incremental para satisfacer la demanda de los centros de datos hasta que entre nueva capacidad en los años 2030.

Los analistas también preguntaron por la exposición a los cambios en la política federal canadiense, en particular sobre el reglamento de electricidad limpia (CER) y el impuesto al carbono industrial más allá de 2030. Kousinioris reconoció que el CER representa el principal factor de incertidumbre regulatoria a largo plazo y que la compañía está en conversaciones activas con el gobierno federal. Respecto a quién asume ese riesgo regulatorio en los contratos con los clientes de centros de datos, la dirección indicó que es una cuestión todavía en negociación. Finalmente, ante la pregunta sobre el aplazamiento del Día del Inversor al primer trimestre de 2026, la dirección explicó que prefería esperar a contar con acuerdos definitivos en ambos proyectos antes de presentar una actualización estratégica completa.