Capital Power & TransAlta

1. Modèle économique

Capital Power (TSX: CPX), basée à Edmonton, est un independent power producer présent dans une trentaine d’implantations nord-américaines : environ 12 GW de capacité, mix gaz, renouvelables et stockage, avec une part croissante de l’exploration américaine notamment après l’entrée majeure dans le marché PJM via l’achat cumulatif d’équivalent ~2,2 GW de centrales à gaz pour environ 3 milliards \(US\) reliés aux actifs « Hummel » et « Rolling Hills » décrit dans le même communiqué (référé à \[résultats 2025 de Capital Power\]). En 2025, le groupe rapporte 3,72 milliards \(CAD\) de revenus (« revenues and other income »), un adjusted EBITDA de 1,58 milliard \(CAD\), 1,066 milliard \(CAD\) d’AFFO et un résultat net de 159 millions \(CAD\) alors que les dépenses d’immobilisations brutes (« purchase of PP&E », nettes) ont atteint 864 millions \(CAD\) (\[résultats 2025 de Capital Power\]).

TransAlta (TSX: TA / NYSE: TAC), à Calgary, compte environ 24 521 GWh produits en 2025 et 9 014 MW brut installés avant la fin d’année selon ses indicateurs officiels rapportés (\[rapport annuel TransAlta 2025 \(PDF\)\] dans la continuité de la communication investisseurs), avec environ la moitié de la puissance disponible sous contrats long terme au sens des documents annuels. Son CA 2025 est de 2,405 milliards \(CAD\), tout en affichant une perte nette attribuable aux actionnaires de 190 millions \(CAD\) (soit −0,64 dollar par titre) contre un bénéfice de 177 millions \(CAD\) en 2024 (\[communication T4 2025 TransAlta\]). Le pari « contrats » s’est matérialisé par l’acquisition Heartland pour 542 millions \(CAD\), ajoutant 1,747 GW bruts (hors cessions réglementaires décrites comme « Required Divestitures » dans le même fil d’investisseurs) (\[acquisition Heartland par TransAlta\] et \[communication T4 2025 TransAlta\]) et par le rachat Far North (310 MW gaz en Ontario pour 95 millions \(CAD\) fermé au 2 février 2026) (\[communication T4 2025 TransAlta\]).

2. Impact réel

Les deux stratégies s’articulent encore autour du fossile flexible gaz charbon alors que les émissions totales mondiales sont à réduire. TransAlta annonce avoir ramené à 2025 l’intensité Scope 1+2 à 0,31 tCO₂e/MWh et avoir réduit ces émissions agrégées d’« environ 76 % » depuis 2015 jusqu’à un objectif précédemment piloté (\[communication T4 2025 TransAlta\]) ; la conversion du charbon (Centralia \(700 MW\)) au gaz doit coûter environ 600 millions \(US\)** de capex projetés et viser une remise en service gaz à fin 2028 sous accord de tolling signé (\[communication T4 2025 TransAlta\]).

Capital Power mise sur davantage d’ENR et de batteries, avec par exemple environ 170 MW de projets ontariens commissioning en 2025 et des solaires Caroline du Nord (\[résultats 2025 de Capital Power\]) tout en poursuissant l’agrégation de turbines à gaz américaines (\[mix électrique américain avec une part croissante de gaz au cycle combiné décrite en perspective d’ensemble\]). Une lecture « France / UE », via la \[Programmation pluriannuelle de l’énergie française\] ou guides \[ADEME bilan GES hors frontières\] permet de contraster cet ancrage nord-américain au gaz avec la trajectoire d’ENR et d’usage final électrique retenue sous contrainte européenne, sans équivalence normative automatique puisque ces sociétés relèvent de la supervision canadienne et américaine avant tout juridictions concernées (\[documentation ADEME\] lorsqu’elle sert uniquement à situer une lecture française de l’intensité carbone\).**

3. Innovations / partenariats

Au \[début 2026 Capital Power\], tout parle alliances structurées : MOU avec Apollo pour jusqu’à 3 milliards \(US\) d’engagements d’investissement envisagés dont 750 millions \(US\) de la part du producteur (\[annonce officielle mars 2026 Capital Power\]), et ESA de plus de 10 ans, ≈250 MW à partir d’≈ 2028 (\[idem\]) ainsi que prolongation jusqu’‘’à Octobre 2038’’ des revenus d’été d’« Arlington » avec uplift EBITDA visé jusqu’≈‘’70 millions \(US\)/an’’ pour 2032 (\[résultats 2025 de Capital Power\] annexé aux évènements suivants).

TransAlta signe (26 février 2026) un cadre CPP/Brookfield à Keephills (PPA premier jalon 230 MW pour évaluation d’ensemble jusqu’1 GW de charge projetée) (\[communication officielle données-centre\]) alors qu’un contrat AEOS \[230 MW\] est déjà noté (\[bulletin précédant 2026 TransAlta\]). Ces annonces rejoignent le narratif mondial où l’hyperscale redessine réseaux et besoins résiduels (\[Connaissance du mix gaz US\] décrit bien la proportion croissante du gaz nord-américain pour alimenter turbines flexibles\).

4. Greenwashing / zones grises

Capital Power alerte noir sur blanc sous la future loi 🇨🇦 que \[les allégations climatiques aspirationnelles\] basées sur des scénarios prospectifs peuvent désormais faire l’objet de poursuites pénales si elles sont perçues comme trompeuses, ce qui élève mécaniquement le risque financier juridictionnel contre la communication « net zéro » (\[consultation officielle GW-Capital-Power\]) — paradoxe où un groupe vertueux officiel demande précaution contre la parole climat (\[consultation officielle GW-Capital-Power\]) alors qu’il contractualise jusqu’≈750 millions \(US\) d’engagements propres dans un parc gaz US très dépendant de la volatilité carbone américaine (\[compte rendu officiel mars 2026 Capital Power\])**.

Pour TransAlta, la Cour suprême du Canada confirme le \[rejet définitif d’‘’TransAlta Generation Partnership c. Alberta’’ (23 févr. 2026)\] relatives aux guides d’évaluation municipale qui limitent avantage fiscal des actifs lignéaires après l’« accord de sortie charbon », refus reconduit \[arrêt officiel CSC\] contre la thèse d’irrégularité soulevée par la société. Parallèle politico-juridique US lorsque État Washington & ONG poursuivent (\[plainte contre ordre Energie CENTRALIE par DOE\) l’[ordre ministériel fédéral visant prolonger après calendrier le charbon CENTRALIAS jusqu’après fermetures planifiées\) (\[Washington state & Earthjustice poursuive DOE\] par Politico\).

5. Positionnement stratégique

Capital Power passe \[≈«60 \\% capacité EBITDA US» après pivot PJM\) pour capter primes volatils et « compute » hypothétique alors que les notes 600 millions \(CAD\) refinancements nov. 2025 renforçent bilan (\[nouvelles lignes officiel CPX\). TransAlta hausse dividendes \(+``8 `% vers \[0{,}28\$ annuel\) après année déficitaire brute « net loss » même si le cash-flow libre 514 M\(CAD\) reste soutenu par hedge & contrats (\[voir communiqués cités\) et augmente exposition datacenter jusqu’ GW théorique Keephills\)**.

Sans alignement automatique avec \[révision PPE française\] les deux modèles posent cependant même question géopolitique qu’expose \[l’outil pédagogique sur le mix États-Unis\] lorsqu’un lecteur européen juge encore la boucle gaz↔ IA mondiale.

Verdict WattsElse

Vous voyez passer deux machines à cash-flow contractuel à l’œil américain mais au cœur albertain : celui-ci capitalise jusqu’« au bout du monde » PJM-charbonnier flex via Apollo, celui-ci capitalise infrastructures existantes jusqu’centralia puis data center prairie alors que juridictions fédérales leur rappellent que fossile + promesse verte = tableau de créances et de procès\)**.

**Badge possible : « Double étoile prairie : Watt US, cauchemar réglementaire. »

Sources : WattsMonde cache