Qué dijo la dirección de TransAlta Corporation en la llamada del Q2 2026

Trimestre sólido pese a precios bajos en Alberta

TransAlta registró en el segundo trimestre de 2026 un EBITDA ajustado de 291 millones de dólares canadienses y un flujo de caja libre de 143 millones (0,47 dólares por acción), con una disponibilidad media de la flota del 90,2%. El desempeño se logró a pesar de que el precio spot de la electricidad en Alberta promedió 29 dólares por megavatio-hora, notablemente inferior a los 40 dólares del mismo período de 2025. La compañía compensó esa presión mediante su programa de coberturas —aproximadamente 2.400 gigavatios-hora cubiertos a un precio medio de 63 dólares por megavatio-hora— y mediante la optimización del despacho, que permitió a la flota de gas realizar un precio promedio de 68 dólares, un 134% por encima del precio spot.

Lo que viene: datos, Colorado y Centralia

La empresa anunció la adquisición de dos plantas de gas de ciclo pico en Colorado por 1.000 millones de dólares estadounidenses, financiada parcialmente con una emisión de acciones de 350 millones de dólares canadienses. Ambos activos están totalmente contratados con contrapartes de grado de inversión bajo acuerdos de peaje a largo plazo con traspaso completo de costos, y la compañía espera que aporten 110 millones de dólares al año en EBITDA ajustado. El cierre se prevé para el cuarto trimestre de 2026. En paralelo, TransAlta avanza en la conversión de carbón a gas de la unidad Centralia 2, con una decisión de inversión final prevista para el primer trimestre de 2027 y entrada en servicio estimada para el cuarto trimestre de 2028. En Alberta, la empresa también adelanta su estrategia de centros de datos con CPP Investments y Brookfield, aprovechando las regulaciones emitidas por el Gobierno de Alberta en junio que facultan a la AESO para determinar qué generación subutilizada puede destinarse al suministro de infraestructura de inteligencia artificial. La compañía espera mantenerse dentro de su rango de guía 2026, aunque la adquisición de Colorado no está incorporada en dicha reafirmación.

Preguntas de analistas: tiempos, calificación crediticia y rotación de activos

Los analistas presionaron en tres frentes. El primero fue el calendario de la estrategia de datos en Alberta: la dirección reconoció que no puede hablar en nombre de la AESO respecto al plazo en que se determinará qué capacidad se considera subutilizada, aunque expresó esperanza de tener claridad en el próximo trimestre aproximadamente. Joel Hunter señaló que es posible avanzar hacia una decisión de inversión sobre la primera fase de 230 megavatios antes de resolver la cuestión de la capacidad subutilizada. El segundo frente fue la calificación crediticia: S&P reafirmó la nota BB+ pero cambió la perspectiva a negativa. El CFO Mike Politeski calificó esto como un obstáculo temporal y enumeró los factores que, en su opinión, mejorarán el balance: la recuperación de precios en Alberta, los flujos de Centralia tras su conversión, la venta de activos y la eventual conversión de Brookfield en la opción sobre los activos hidráulicos de Alberta, lo que liberaría 750 millones en deuda de los ratios de las agencias. El tercer foco fue la rotación de cartera: la dirección confirmó que hay varios procesos de venta de activos en marcha, sin dar detalles, y subrayó que la intención es redirigir el capital hacia las iniciativas de mayor crecimiento.