$-2,54 (-2,26%)
Precio Histórico
+$10,13 (+10,15%) en 1 Año
Estimaciones de Analistas
Precio Objetivo
$120,53
$105,00 - $136,00
$121,00
Consenso de Analistas
Estimaciones a Futuro
$5,37
$5,84
$9,84B
Indicadores en vivo
Indicadores que cambian con el precio actual (P/E, P/FCF, dividend yield, beta) y cifras del último período. Se actualizan en tiempo real. Los valores en verde indican métricas favorables.
EPS
5,56
P/E Ratio
20,24
P/FCF
2,30
Dividend Yield
2,67%
Profit Margin
17,83%
Beta
0,48
Ingresos
$8,54B
EBITDA
$3,83B
FCF
$-1,87B
Análisis con IA
Reporte ejecutivo generado a partir de los datos de la empresaDesbloqueá el análisis con IA de AEE
Tesis ejecutiva de la situación de la empresa
Fortalezas, debilidades y riesgos materiales
Valuación frente a sus pares y calidad de balance
Lectura del momentum de resultados, todo enmarcado en datos
Análisis fundamental detallado
Ratios estructurales de valuación, rentabilidad, solvencia y crecimiento, tomados del último balance reportado. Los valores en verde indican métricas favorables.
Valuación
P/B
2,22
EV/EBITDA
13,40
PEG
2,79
P/S
3,52
Rentabilidad
ROE
11,75%
ROIC
N/A
ROA
3,11%
Margen Bruto
50,43%
Margen Operativo
24,45%
Solvencia
Deuda / Patrimonio
1,56
Current Ratio
0,62
Quick Ratio
0,29
Caja Total
$13,00M
Deuda Total
$21,30B
Crecimiento
Crec. Ingresos
7,90%
Crec. Ganancias
19,60%
Análisis del 10-K
Warren AI leyó el último 10-K de Ameren Corporation, el informe anual auditado que toda empresa que cotiza en Estados Unidos presenta ante la SEC (Securities and Exchange Commission, el regulador del mercado). Acá va lo que importa de ese documento: cómo gana plata la empresa, qué riesgos declara ella misma y cómo explicó el management el año.
Filing presentado el 18/02/2026, año fiscal cerrado el 31/12/2025. Ver el documento original en SEC EDGAREl negocio: cómo gana plata
Ameren es una holding regulada de servicios públicos que genera ingresos cobrando tarifas fijadas por entes regulatorios estatales y federales por la generación, transmisión y distribución de electricidad y la distribución de gas natural en Missouri e Illinois. Su rentabilidad depende del retorno sobre la base tarifaria aprobado por el MoPSC, el ICC y la FERC.
Los segmentos del negocio
Así se reparte la operación según el propio filing:
Ameren Missouri (54% de los ingresos): Opera la generación, transmisión y distribución eléctrica regulada por el MoPSC, más distribución de gas natural en Missouri. La generación incluye activos de carbón, nuclear, hidro, viento, solar y gas natural. El segmento eléctrico representa el 52% de los operating revenues de Ameren y el gas natural de Missouri el 2%.
Missouri exclusivamenteAmeren Illinois Electric Distribution (26% de los ingresos): Distribución eléctrica regulada por el ICC en Illinois bajo un Multi-Year Rate Plan (MYRP). Los revenues están desacoplados de los volúmenes de venta. Actúa como proveedor de última instancia; en 2025 procuró energía para el 28% de sus ventas en kWh.
Illinois exclusivamenteAmeren Illinois Natural Gas (11% de los ingresos): Distribución de gas natural regulada por el ICC en Illinois. Atiende clientes residenciales, comerciales, industriales y de transporte.
Illinois exclusivamenteAmeren Transmission (8% de los ingresos): Agrega los negocios de transmisión eléctrica de Ameren Illinois y de ATXI, ambos regulados por la FERC bajo un framework de formula ratemaking forward-looking. ATXI opera exclusivamente transmisión en el MISO sin clientes de distribución retail. Los 6% y 2% de operating revenues corresponden a la transmisión de Ameren Illinois y ATXI respectivamente.
Missouri, Illinois y MISO (Midwest)Ventajas competitivas con evidencia
No es una lista de deseos: son las ventajas que el propio documento respalda con datos.
Monopolio regulado en territorios de servicio exclusivo. Las tarifas son fijadas por el MoPSC, el ICC y la FERC, y los competidores no pueden entrar a operar redes de distribución en las zonas concedidas. La base tarifaria total alcanzó $29.8 mil millones al cierre de 2025.
Ameren opera dos áreas de balance del MISO (AMMO y AMIL) con una demanda pico combinada de 15,514 MWs en 2025, y su red de transmisión se conecta directamente con 15 otras áreas de balance, lo que genera ventajas de escala en la operación y planificación de infraestructura.
En Missouri, los clientes residenciales y comerciales no tienen alternativa de proveedor para la distribución. En Illinois, aunque existe la opción de comprar energía a un retailer alternativo, Ameren Illinois es el proveedor de última instancia obligatorio por ley, y los costos de distribución se le pagan siempre, independientemente del proveedor de energía elegido.
Ameren posee una red de transmisión integrada compuesta por los activos de Ameren Missouri, Ameren Illinois y ATXI, con una base tarifaria de transmisión y distribución eléctrica de $20.3 mil millones al 31 de diciembre de 2025, difícil de replicar por nuevos entrantes.
Ameren proyecta un crecimiento de carga de 2.5 gigawatts para 2040 impulsado por data centers y manufactura, y en febrero de 2026 ya ejecutó acuerdos de servicio con clientes de gran consumo por 2.2 gigawatts de demanda. El plan de recursos prefirido actualizado en 2025 incluye la retirada de todas las plantas de carbón para 2042, la adición de 1,500 MW de generación nuclear nueva para 2040 y la extensión de la licencia del Callaway Energy Center más allá de 2044, configurando una transformación profunda del mix de generación. La nueva ley PPRA de agosto 2025 simplifica el proceso de aprobación de nueva generación en Missouri al limitar el alcance de los procedimientos CCN si el plan de recursos fue previamente aprobado, mejorando la predictibilidad del ciclo de inversión. Con 8,913 empleados y una tasa de attrition del 6% en 2025, el 46% de la fuerza laboral total está sindicalizada, con contratos clave de Ameren Missouri venciendo en 2026.
Los riesgos que declara la propia empresa
Todo 10-K trae una sección de factores de riesgo, y la mayoría es boilerplate legal que aparece en cualquier filing. Estos son los que de verdad distinguen a Ameren Corporation, ordenados por materialidad:
1. Restricciones regulatorias al capex: techo del 2.25% de PISA y cap del 105% del MYRP
Ameren Missouri opera bajo el PISA, cuyo techo de incremento anual al revenue requirement bajó de 2.5% a 2.25% (a partir de agosto 2025). Simultáneamente, Ameren Illinois tiene un cap del 105% en la reconciliación anual del MYRP para 2024-2027. Ambos mecanismos limitan la capacidad de la empresa de recuperar capex creciente, especialmente frente a un plan de $33.1 bil de inversiones 2026-2030. Ameren Illinois además apeló ante la Illinois Appellate Court el ROE fijado por el ICC para 2024-2027, añadiendo incertidumbre sobre los retornos permitidos.
Si se materializa: Capex incremental que supere el techo del 2.25% quedaría excluido de recuperación; costos por encima del cap del 105% no serían recuperables, afectando directamente resultados y liquidez de Ameren Missouri y Ameren Illinois.
2. Plan de generación 2025 PRP: $33.1 bil en capex y riesgo de ejecución en transición energética
Ameren proyecta hasta $33.1 bil de capex entre 2026 y 2030 (Missouri $22.2 bil, Illinois $8.3 bil, ATXI $2.6 bil) para la transición de su flota generadora. En febrero 2026, Ameren Missouri firmó acuerdos de servicio eléctrico con grandes clientes representando 2.2 gigawatts de demanda. El plan depende de obtener CCNs del MoPSC, aprobaciones de NRC para extender la licencia de Callaway más allá de 2044, y de que los tax credits federales (IRA) sigan vigentes y transferibles. La política de la administración presidencial que prioriza combustibles fósiles genera incertidumbre sobre el rol de las renovables en la red.
Si se materializa: Incapacidad de completar proyectos en tiempo y costo podría resultar en costos más altos, cierre de instalaciones, pérdida de demanda de grandes clientes y deterioro de resultados. Clientes que terminan anticipadamente sus contratos de grandes cargas podrían impedir la recuperación total de inversiones.
3. Dependencia de carbón del Powder River Basin: 96% de suministro con proveedores limitados
Aproximadamente el 96% del carbón de Ameren Missouri proviene del Powder River Basin en Wyoming, una región con número limitado de proveedores. Las entregas han sido históricamente afectadas por congestión ferroviaria, problemas de equipamiento, mantenimiento de infraestructura, descarrilamientos, clima y dificultades financieras de proveedores. Al 31 de diciembre de 2025, el inventario en Labadie estaba 'near targeted levels' (no en niveles objetivos plenos). Si no puede obtenerse carbón suficiente bajo contratos existentes, la empresa debería comprar a precios mayores o reducir generación.
Si se materializa: Interrupciones en el suministro de carbón pueden forzar compras a precios más altos o reducción de generación en centrales de carbón, afectando resultados y liquidez de Ameren Missouri.
4. Riesgo nuclear en Callaway: licencia hasta 2044, un solo proveedor de assemblies y proximidad a falla sísmica
La central nuclear Callaway, operativa desde 1984, concentra riesgos singulares para Ameren Missouri: (i) la licencia actual vence en 2044 y requiere aprobación del NRC para su extensión, (ii) el suministro de combustible depende de 'primarily one NRC-licensed supplier' de ensambles de combustible, y (iii) la planta está próxima a una falla sísmica que exige actualizaciones periódicas de evaluación sísmica y potencial instalación de equipos adicionales. Además, los fondos de decommissioning trust están sujetos a volatilidad de mercado.
Si se materializa: Un incidente nuclear serio o la falta de extensión de licencia afectarían materialmente a Ameren Missouri. El NRC puede imponer multas o detener operaciones. La dependencia de un solo proveedor de combustible crea vulnerabilidad de suministro sin alternativas claras.
5. Ciberseguridad y ataques a infraestructura: amenaza creciente con adopcion de IA generativa
El filing identifica una escalada en el número y sofisticación de ataques físicos y cibernéticos en la industria. Menciona explícitamente que la adopción generalizada de IA generativa y agentica puede incrementar, acelerar o potenciar ciberataques. Los sistemas de Ameren incluyen redes de transmisión y distribución dispersas y no tripuladas, y la empresa depende de proveedores externos cuyos sistemas también están expuestos. Una brecha en cualquier punto de la red interconectada, incluyendo en otros operadores, puede afectar a Ameren.
Si se materializa: Un breach significativo puede afectar la confiabilidad de la red, interrumpir generación nuclear, resultar en robos de datos sensibles de clientes y empleados, exponer a multas regulatorias y daños reputacionales, e impactar materialmente revenues y costos.
Concentraciones que el filing reconoce
Dependencias fuertes de pocos clientes, proveedores o mercados. Cuanto más concentrado el negocio, más lo golpea un solo evento:
Clientes: Ameren Missouri firmó acuerdos de servicio eléctrico con grandes clientes bajo su 'large load customer rate plan' representando 2.2 gigawatts de demanda (ejecutados en febrero 2026); el filing advierte que terminaciones anticipadas o reducciones de capacidad podrían afectar la recuperación de inversiones, aunque no se revela el porcentaje de revenue asociado
Proveedores: Aproximadamente el 96% del carbón de Ameren Missouri proviene del Powder River Basin (Wyoming), con número limitado de proveedores. El suministro de ensambles de combustible nuclear para Callaway depende de 'primarily one NRC-licensed supplier'
Geografía: Las operaciones de Ameren Missouri se concentran en Missouri y en energía generada en Illinois (cinco centros de gas natural sujetos a limites de emisiones del CEJA, con posible cierre del Venice Energy Center antes de 2030 y cierre de los otros cuatro antes de 2040)
Regulación: Ameren Missouri opera bajo el MoPSC y Ameren Illinois bajo el ICC para distribución, mientras que FERC regula transmisión. La recuperacion de $33.1 bil en capex planificados depende de aprobaciones regulatorias concentradas en dos comisiones estatales y FERC
La seccion es inusualmente especifica en dos areas emergentes: (i) la cuantificacion de 2.2 gigawatts de demanda comprometida con grandes clientes de data centers firmada en febrero 2026, un dato muy reciente que refleja la presion de crecimiento de carga por IA, y (ii) la mencion explicita de IA generativa y agentica como vector que puede 'increase, accelerate, or enhance cyber attacks', un disclosure que pocas utilities incluyen con ese nivel de detalle. Tambien llama la atencion la precision en los mecanismos regulatorios: el cambio del techo del PISA de 2.5% a 2.25% post-agosto 2025 y el litigio activo de Ameren Illinois ante la Illinois Appellate Court por el ROE del MYRP 2024-2027 son disclosures muy especificos que revelan presion regulatoria activa en ambos estados.
El año según el management
El MD&A (Management's Discussion and Analysis) es la parte del 10-K donde la dirección explica los resultados con sus propias palabras. La lectura del año fiscal:
Ameren registró un sólido aumento del 23% en la utilidad neta atribuible a accionistas comunes, impulsado principalmente por el nuevo régimen tarifario eléctrico de Ameren Missouri vigente desde junio de 2025 y por una rebaja fiscal no recurrente derivada de la revaluación de pasivos tributarios diferidos en exceso.
Qué empujó los resultados
- Incremento de tarifas base en Ameren Missouri por la orden tarifaria eléctrica del MoPSC de abril de 2025, vigente desde el 1 de junio de 2025, que autorizó un aumento de $355M en el requerimiento anual de ingresos para el servicio eléctrico minorista (+42 cents por acción; aumento estimado de $249M en ingresos eléctricos por tarifas base). Segmento: Ameren Missouri
- Reducción del gasto por impuesto a las ganancias debido a la revaluación de pasivos diferidos de impuestos en exceso resultante del TCJA para jurisdicciones reguladas por FERC e ICC, en respuesta a resoluciones del IRS, FERC e ICC sobre el tratamiento de pérdidas fiscales en acuerdos de asignación de impuestos entre afiliadas (+32 cents por acción; Ameren redujo el gasto por impuesto en $86M y Ameren Illinois en $61M). Segmento: Ameren Transmission, Ameren Illinois Electric Distribution, Ameren Illinois Natural Gas
- Mayor volumen de ventas eléctricas minoristas en Ameren Missouri por temperaturas más cálidas en julio y temperaturas más frías en invierno, más crecimiento normalizado climáticamente (+22 cents por acción; efecto climático estimado en +$66M de ingresos y +$20M por volúmenes de ventas). Segmento: Ameren Missouri
Qué jugó en contra
- Aumento de costos de financiamiento por tasas de interés más altas sobre mayores saldos de deuda, incluyendo emisiones de bonos hipotecarios en 2024 y 2025, y bonos de titularización del Rush Island Energy Center emitidos en diciembre de 2024 (-24 cents por acción; interest charges +$113M consolidados, de $663M a $776M)
- Aumento de gastos de operación y mantenimiento no sujetos a fórmulas tarifarias, excluyendo el cargo NSR de 2024, principalmente por mayores costos de gestión de vegetación, tormentas y mantenimiento de centros de generación en Ameren Missouri (-18 cents por acción). Segmento: Ameren Missouri
- Dilución por aumento en el promedio ponderado de acciones básicas en circulación derivado de nuevas emisiones de capital, incluyendo $530M bajo el programa ATM en 2025 (-8 cents por acción)
Qué hizo con la plata
La asignación de capital del año: a dónde fue el efectivo que generó el negocio.
Dividendos: Ameren pagó $768M en dividendos sobre acciones comunes en 2025 ($2.84 por acción), vs. $714M ($2.68 por acción) en 2024. En febrero de 2026, el directorio declaró un dividendo trimestral de 75 cents por acción (equivalente anualizado: $3.00 por acción). Ameren espera mantener un payout ratio de entre 50% y 60% de las ganancias en los próximos años.
Capex (inversión en activos): Capex 2025: $4,128M consolidados (vs. $4,319M en 2024). Capex proyectado 2026-2030: $30,500M a $33,100M (punto medio: $31,800M), con $5,520M previstos para 2026. Desglose 2026-2030: Ameren Missouri $20,415M-$22,180M; Ameren Illinois Electric Distribution $3,450M-$3,740M; Ameren Illinois Natural Gas $1,765M-$1,915M; Ameren Transmission $4,810M-$5,225M.
M&A (compras y ventas de negocios): En febrero de 2026 (posterior al cierre del ejercicio), Ameren Missouri adquirió el Split Rail Solar Project por aproximadamente $600M, asumiendo la gestión de construcción del proyecto, con puesta en servicio esperada en el segundo trimestre de 2026. No se reportaron desinversiones significativas durante el FY2025.
Deuda: Emisiones de deuda a largo plazo en 2025: $1,960M (Ameren parent $749M al 5.375% vto. 2035; Ameren Missouri $500M al 5.25% vto. 2035; Ameren Illinois $711M en dos tramos). Vencimientos de deuda en 2025: $317M. Ameren repagó deuda neta de corto plazo de $499M. Plan de financiamiento de equity 2026-2030: ~$4,000M, que incluye forward sales agreements, DRPlus y planes de empleados.
Caja al cierre: Al 31 de diciembre de 2025, liquidez disponible consolidada de $2,537M, compuesta por $13M de caja y $2,524M disponibles bajo los Credit Agreements ($3,200M de capacidad total extendida hasta diciembre de 2030).
El evento financiero más llamativo del ejercicio fue el salto extraordinario en los precios de capacidad del MISO, que pasaron de $30/MW-día en 2024 a $667/MW-día en 2025 según la subasta anual de abril de 2025, generando un aumento de $452M en 'Off-system sales, capacity, transmission, and FAC revenues, net' de Ameren Missouri y $625M en costos de combustible y energía comprada consolidados, aunque ambos están en gran parte compensados entre sí. También fue notable la rebaja fiscal de $86M por la revaluación de pasivos diferidos de impuestos en exceso derivada de resoluciones del IRS, FERC e ICC sobre el tratamiento de net operating loss carryforwards entre afiliadas, que aportó 32 cents por acción. Adicionalmente, la resolución del litigio NSR y Clean Air Act asociado al Rush Island Energy Center generó en 2024 un cargo de $59M en O&M de Ameren Missouri (17 cents por acción de impacto favorable en 2025 por su ausencia), y la empresa continuó pagando $19M en programas de mitigación ordenados en ese mismo litigio durante 2025.
Resumen generado por Warren AI a partir del texto del 10-K presentado ante la SEC. Un resumen nunca reemplaza al documento: si una cifra pesa en tu decisión, verificala en el filing original. Esto es material educativo y no constituye una recomendación de inversión.
Dividendos
Pagos por acción registrados. 80 pagos desde 05/06/2006.
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| 10/03/2026 | N/A | $0,75 |
| 09/12/2025 | N/A | $0,71 |
| 09/09/2025 | N/A | $0,71 |
| 10/06/2025 | N/A | $0,71 |
| 11/03/2025 | N/A | $0,71 |
| 11/12/2024 | N/A | $0,67 |
| 11/09/2024 | N/A | $0,67 |
| 12/06/2024 | N/A | $0,67 |