TransAlta Corp

Neueste Ergebnisse Highlights (17.05.2026):

Die TransAlta Corporation (TransAlta) hat ihre Ergebnisse für das vierte Quartal 2025 und das Gesamtjahr 2025 bekannt gegeben. Für das vierte Quartal 2025 wies das Unternehmen ein bereinigtes EBITDA von 247 Millionen Dollar und einen freien Cashflow von 93 Millionen Dollar aus, während das bereinigte EBITDA für das Gesamtjahr 2025 bei 1'104 Millionen Dollar und der freie Cashflow bei 514 Millionen Dollar lag. Die Betriebsverfügbarkeit verbesserte sich (90,1 % im vierten Quartal; 92,3 % für das Gesamtjahr), doch verzeichnete TransAlta im vierten Quartal einen den Stammaktionären zurechenbaren Nettoverlust von 62 Millionen Dollar und für das Gesamtjahr von 190 Millionen Dollar. Der Verwaltungsrat genehmigte eine Erhöhung der Dividende für Stammaktien um 8 % auf annualisiert 0,28 $ und gab eine Prognose für 2026 ab, die im Vergleich zu 2025 ein niedrigeres bereinigtes EBITDA und einen geringeren freien Cashflow erwartet.

Wichtige Finanzkennzahlen für das 4. Quartal und das Gesamtjahr

Bereinigtes EBITDA im 4. Quartal 2025: 247 Mio. $ (gegenüber 282 Mio. $ im 4. Quartal 2024); Nettoverlust für Stammaktionäre im 4. Quartal: 62 Mio. $ (–0,21 $ pro Aktie). Bereinigtes EBITDA für das Gesamtjahr 2025: 1'104 Mio. $ (gegenüber 1'255 Mio. $ im Jahr 2024); Nettoverlust für das Gesamtjahr: 190 Mio. $ (–0,64 $ pro Aktie).

Cashflow und Dividenden

Operativer Cashflow im 4. Quartal 231 Mio. $ (0,78 $ pro Aktie) und freier Cashflow 93 Mio. $ (0,31 $ pro Aktie). Operativer Cashflow für das Geschäftsjahr 2025 646 Mio. $ und FCF 514 Mio. $ (1,73 $ pro Aktie). Der Verwaltungsrat genehmigte eine Dividendenerhöhung um 8 % auf 0,28 $ annualisiert (vierteljährlich 0,07 $).

Ausblick für 2026

Prognose für 2026: bereinigtes EBITDA 950 Mio. $–1'050 Mio. $ und FCF 350 Mio. $–450 Mio. $ (1.18 $–1.51 $ pro Aktie). Zu den Ausblickfaktoren zählen geringere Beiträge aus der Energiewende (Änderung in Centralia) sowie geringere Beiträge aus dem Gasmarkt in Alberta, die durch eine höhere Wind- und Solarstromproduktion sowie die Akquisition von Far North ausgeglichen werden.

Betriebs- und Nachhaltigkeitsleistung

Die Betriebsverfügbarkeit stieg im 4. Quartal auf 90,1 % und für 2025 auf 92,3 %. Die Emissionsintensität der Scope-1- und Scope-2-Emissionen sank auf 0,31 tCO2e/MWh (von 0,35), und TransAlta meldet eine Reduktion der jährlichen Scope-1- und Scope-2-Emissionen um 76 % seit 2015, womit das Ziel für 2026 übertroffen wurde. Der Sicherheits-TRIF verbesserte sich von 0,56 (2024) auf 0,12 (2025).

Strategische Transaktionen und M&A

Unterzeichnung eines langfristigen Tolling-Vertrags zur Umstellung von Centralia Block 2 auf Gas mit festen Kapazitätszahlungen bis 2044 (Umstellungsinvestitionen ~600 Mio. US-Dollar; voraussichtliche Inbetriebnahme nach der Umstellung Ende 2028). Abschluss der Übernahme von Far North (2. Februar 2026) für 95 Mio. $, wodurch 310 MW in Ontario hinzukommen. Unterzeichnung einer Absichtserklärung mit CPP Investments und Brookfield zur Entwicklung eines Rechenzentrums in Keephills (anfänglicher Stromabnahmevertrag über ca. 230 MW; bis zu 1 GW möglich).

Kapitalmärkte und Finanzierung

Am 22. Dezember 2025 wurden vorrangige Anleihen im Wert von 400 Mio. US$ (Kupon 5,9 %, Fälligkeit 1. Februar 2034) begeben; der Erlös wurde zur vorzeitigen Rückzahlung ausstehender Anleihen im Wert von 400 Mio. US$ (Kupon 7,8 %) verwendet. Der Nettoerlös belief sich auf 541 Mio. $ (393 Mio. US$).

Unternehmensmassnahmen und betriebliche Veränderungen

Nachfolge des CEO angekündigt: John Kousinioris tritt am 30. April 2026 in den Ruhestand; Joel Hunter zum Nachfolger ernannt. Block 1 in Sheerness wird mit Wirkung zum 1. April 2026 stillgelegt (für bis zu zwei Jahre). Block 2 in Centralia wurde vom US-Energieministerium angewiesen, bis zum 16. März 2026 verfügbar zu bleiben, sofern die Umrüstung dies zulässt.

Absicherungen, Annahmen und Sensitivitäten

Die Absicherung für 2026 ergibt einen Absicherungspreis von ca. 65 $/MWh über alle Quartale hinweg (für 2027 wird ein Absicherungspreis von ca. 71 $/MWh angenommen). Annahme für den Spotpreis in Alberta: 40–60 $/MWh; festgestellte Sensitivität: Eine Veränderung des Spotpreises um ±1 $/MWh hat Auswirkungen von ca. ±2 Mio. $ auf das bereinigte EBITDA für 2026.