Los 10 mejores acciones de infraestructura de energía renovable (octubre 2026)

La energía es vida

La energía impulsa la economía y la civilización. Antes de la industrialización, las fuentes eran limitadas: fuerza humana y animal, madera, turba y los primeros molinos de viento.

Los combustibles fósiles contribuyeron a la industrialización, primero con carbón y después con petróleo y gas. También provocaron contaminación y cambio climático. No son recursos renovables y se extraen, entre otros lugares, de formaciones de esquisto y yacimientos muy profundos.

Nos encontramos ante una nueva revolución energética con la transición hacia fuentes renovables, especialmente solar, eólica, geotérmica e hidroeléctrica.

Por ello, los inversores pueden prestar atención a esta tendencia y a las empresas con posibilidades de beneficiarse de ella.

Las 10 principales acciones de infraestructura de energías renovables

El artículo ofrece una visión amplia del sector mediante una valoración subjetiva de las tecnologías, la calidad de los activos, la distribución geográfica y los indicadores financieros.

El orden por capitalización bursátil y las previsiones empresariales corresponden al momento de redacción, en junio de 2023.

1. NextEra Energy, Inc.

NEE Gráfico de precios

NextEra tiene su sede en Florida. FPL suministra electricidad en ese estado, mientras que NextEra Energy Resources desarrolla proyectos en toda Norteamérica. Los 45,5 GW de capacidad neta citados son un dato anterior correspondiente a 2018, no la capacidad actualizada de 2023.

En el primer trimestre de 2023, NextEra Energy Resources añadió unos 2,02 GW a su cartera de proyectos contratados para el futuro, no a la capacidad ya operativa. Su presentación de abril de 2023 preveía incorporar 32,7–41,8 GW entre 2023 y 2026, incluidos eólica, solar, almacenamiento y renovación de parques eólicos. El clima y el crecimiento demográfico de Florida son importantes para FPL, pero los proyectos del grupo abarcan una geografía más amplia.

NextEra aspiraba a aumentar anualmente el beneficio ajustado por acción entre un 6% y un 8% en 2025 y 2026, respecto a la previsión de 2024. Era un objetivo, no una garantía.

Fuente: NextEra

NextEra podría beneficiarse de las renovables y de la «descarbonización de Estados Unidos», tanto en Florida como mediante sus proyectos norteamericanos. El artículo también citaba una rentabilidad por dividendo superior al 2% a los precios de entonces, variable según la cotización y los pagos.

2. Iberdrola, S.A.

Iberdrola es uno de los grandes productores mundiales de energía renovable. El artículo citaba 40 GW renovables sobre 60,7 GW totales y un objetivo de 52 GW renovables para 2025.

El plan estratégico 2023–2025 contemplaba €47.000 millones de inversión total, incluidos €17.000 millones en renovables y €27.000 millones en redes eléctricas. El artículo también mencionaba €3.400 millones para otros proyectos verdes, como hidrógeno, metanol verde, calor industrial, pequeñas centrales hidroeléctricas y recarga de vehículos eléctricos.

Iberdrola tiene sede en España, pero también operaciones importantes en el resto de Europa, Norteamérica y Brasil. Su negocio no depende predominantemente solo del mercado español.

Fuente: Iberdrola

La política establecía una remuneración a los accionistas equivalente al 65%–75% del beneficio neto atribuible a la sociedad. Es una proporción del beneficio repartido, no una rentabilidad por dividendo del 65%–75%.

3. China Yangtze Power Co., Ltd.

China Yangtze Power opera seis grandes centrales hidroeléctricas en cascada en China, incluida Tres Gargantas. La cifra de 110 corresponde a unidades generadoras, no a 110 presas.

Fuente: China Yangtze Power

Es uno de los mayores productores hidroeléctricos del mundo. Al incorporar las seis centrales, la capacidad instalada alcanzaba unos 71,8 GW. Eso no significa que fuera la mayor eléctrica china considerando todas las tecnologías.

El grupo más amplio China Three Gorges también tiene negocios hidroeléctricos en Brasil, Sudán, Pakistán y Malasia y generación eólica en Alemania. No todas estas operaciones pertenecen íntegramente a la cotizada China Yangtze Power.

Las hidroeléctricas con embalse pueden adaptar la producción a la demanda de la red. Aun así, dependen del caudal, las sequías, las inundaciones y otros requisitos de uso del agua. Siguen necesitando infraestructura de transmisión y no eliminan toda necesidad de almacenamiento energético.

China Yangtze Power puede interesar a quienes buscan un gran operador eléctrico con crecimiento más moderado. Persisten riesgos operativos, regulatorios y bursátiles.

Las tensiones geopolíticas entre China y los países occidentales pueden afectar a la cotización sin cambiar inmediatamente las centrales o sus operaciones.

4. Ørsted A/S

Ørsted experimentó una gran transformación. Su informe anual de 2022 indica que el 91% de la generación de calor y electricidad fue renovable. El objetivo entonces era alcanzar el 99% en 2025.

Fuente: Ørsted

Ørsted fue pionera con el parque eólico marino de Vindeby en 1991. En 2023 operaba Hornsea 2, uno de los mayores parques eólicos marinos del mundo.

El artículo citaba 15,4 GW de capacidad renovable instalada de Ørsted (D2G.DE ), otros 4,9 GW en construcción y 30,6 GW en total al incluir la cartera más amplia de proyectos. No todos los 30,6 GW estaban ya operativos.

La eólica marina constituía una parte importante de la cartera, junto con la eólica terrestre y la solar. Buena parte del crecimiento previsto también era marino. La capacidad de las instalaciones es distinta de la cantidad de energía realmente generada.

Ørsted tenía parques eólicos en Dinamarca, Reino Unido, Alemania, Estados Unidos y Taiwán. En Vietnam desarrollaba proyectos, todavía no operativos. En mayo de 2023 inició la construcción de una planta de e-metanol en Suecia con una meta de 50.000 toneladas anuales, cuya puesta en marcha se esperaba entonces para 2025. También estudiaba producir hidrógeno verde.

La experiencia de Ørsted en eólica marina y sus actividades en varios países ofrecen exposición a este mercado. Deben evaluarse también los costes y riesgos de desarrollo, construcción y operación.

5. Companhia Paranaense de Energia – COPEL

Copel es una de las grandes productoras eléctricas de Brasil. Su presentación de 2023 indicaba 6.967 MW de capacidad: aproximadamente un 77% hidroeléctrica, 17% eólica y 6% térmica. Foz do Areia, Segredo y Salto Caxias, en Paraná, son centrales importantes. Los 5,6 GW del artículo eran un dato anterior; la afirmación de que tres presas producían el 95% del total no equivale a esta distribución de capacidad.

El artículo mencionaba planes para añadir 2 GW de capacidad renovable mediante hidroeléctricas y parques eólicos hasta 2030. La empresa también posee grandes activos de distribución y transmisión.

Fuente: Copel

Copel tiene una posición fuerte en la distribución regulada de su región, no un monopolio sobre toda generación eléctrica. Itaipu es una central separada en la frontera entre Brasil y Paraguay, de 14 GW. En 2023 era la tercera por capacidad instalada, después de Tres Gargantas y Baihetan, en China.

En junio de 2023, el estado de Paraná controlaba la mayoría de las acciones ordinarias con derecho de voto de Copel. Eso no equivalía a poseer la mayoría de todo el capital social.

Los dividendos pueden contribuir al presupuesto estatal, pero el control público expone a la empresa a decisiones políticas. El artículo citaba la elección de Lula y los ataques del 8 de enero de 2023 a las instituciones públicas por seguidores de su adversario como contexto del riesgo político brasileño.

Según la valoración del artículo, esa inestabilidad podía perjudicar la confianza de los inversores y las cotizaciones de empresas controladas por el Estado, como Copel y Petrobras.

Copel puede interesar a quienes buscan dividendos y aceptan riesgo político en Brasil. La rentabilidad efectiva depende del precio de la acción y del importe distribuido.

6. Brookfield Renewable Partners L.P.

BEP Gráfico de precios

Brookfield Renewable (BEPC ) Partners (BEP ), o BEP, forma parte del grupo Brookfield, que tenía aproximadamente un 48% de participación económica en BEP. Los US$625.000 millones citados eran un dato anterior de activos administrados por todo el grupo, no activos propiedad exclusivamente de BEP.

La presentación de marzo de 2023 indicaba unos 25 GW operativos y 110 GW de proyectos en desarrollo, no todos ya en construcción. El artículo citaba 71,2 GW previstos en Norteamérica, principalmente Estados Unidos.

Los activos combinaban hidroeléctrica, eólica y solar. La mayor parte del crecimiento previsto correspondía a solar, seguida de almacenamiento y eólica. El artículo mencionaba invertir US$6.000–7.000 millones en nueva infraestructura durante los cinco años siguientes.

Fuente: BEP

En junio de 2023, la adquisición de Westinghouse aún no había concluido; se esperaba su cierre durante el año. Westinghouse suministra tecnología, equipos, combustible y servicios a una parte importante de la flota mundial de reactores, pero no posee todos los reactores a los que suministra.

La operación anunciada contemplaba un 51% para Brookfield y sus socios institucionales y un 49% para Cameco. US$7.900 millones era el valor inicial de la empresa incluida la deuda, no el importe a cargo de BEP únicamente. Los ingresos nucleares abarcarían tecnología, combustible y servicios, además de construcción, no solo venta directa de electricidad.

La energía nuclear no es renovable, pero su generación tiene bajas emisiones de carbono. La operación mostraba la ampliación de las tecnologías consideradas por Brookfield para la transición energética.

Según la presentación de 2023, las distribuciones crecieron aproximadamente un 6% anual compuesto entre 2001 y 2023. La rentabilidad total anualizada del 16%, con distribuciones y cambios de cotización, correspondía al período iniciado el 30 de noviembre de 1999. Son resultados históricos.

La combinación de hidroeléctrica, eólica y solar, con la exposición nuclear prevista, ofrece distintas formas de participar en la descarbonización de la red. El historial de distribuciones debe evaluarse junto con la valoración, la deuda y la sostenibilidad de los pagos.

7. Clearway Energy, Inc.

CWEN Gráfico de precios

El artículo citaba 8 GW de capacidad para Clearway Energy (CWEN ), incluidos 5,5 GW renovables: aproximadamente un tercio solar y dos tercios eólico. Los 2,5 GW restantes eran centrales eficientes de gas natural. Los activos estaban principalmente en Estados Unidos, con expansión centrada en Norteamérica.

El grupo más amplio Clearway desarrollaba en California el sistema de baterías de 450 MW de Daggett Solar Power Facility, dentro de un plan original de hasta 650 MW solares. MW mide potencia, no energía almacenable. El artículo esperaba su puesta en marcha en 2024; no todo activo del grupo pertenece necesariamente a la cotizada Clearway Energy.

Al combinar centrales de gas y renovables, Clearway puede considerarse una inversión en una transición que usa gas como combustible intermedio antes de una mayor proporción renovable o una combinación con nuclear. El gas barato de Norteamérica, favorecido por el gas de esquisto, podía apoyar esa visión. Sin embargo, el gas natural no es renovable.

Clearway pagaba dividendos y pretendía aumentarlos un 5%–8% anual hasta 2026. Esa era la expectativa al redactarse el artículo.

8. Algonquin Power & Utilities Corp.

AQN Gráfico de precios

Algonquin es una empresa canadiense de servicios eléctricos, de agua y gas en Norteamérica. El artículo citaba una división anterior del 80% en servicios regulados y el 20% en generación renovable, con 4,1 GW. En la parte regulada, el 72% eran servicios eléctricos, el 13% agua y el 15% gas. Los servicios de agua no significan generación hidroeléctrica.

Fuente: Algonquin Power

Presentación para inversores de 2021

El artículo citaba US$1.000 millones de inversión prevista en renovables para 2023. Sin embargo, la propuesta de compra de Kentucky Power por unos US$2.300 millones se canceló el 17 de abril de 2023 y no se completó. La compra de la empresa de agua de Nueva York se anunció en 2019 y se cerró con efecto del 1 de enero de 2022. En 2020 se adquirieron la empresa chilena de agua y saneamiento y la compañía eléctrica de Bermudas.

Una presentación anterior, de 2021, preveía US$9.400 millones de inversiones hasta 2025, incluida la construcción o compra de 3,4 GW renovables adicionales. No debe suponerse que todo el plan siguió inalterado tras cancelarse Kentucky Power. Era el importe de US$9.400 millones, no la capacidad en GW, el que casi duplicaba la capitalización de principios de 2023.

Los servicios eléctricos, de agua y gas diversifican Algonquin frente a empresas centradas en generación renovable. Puede interesar a quienes buscan combinar servicios regulados y transición energética.

9. Enefit Green AS

Enefit Green es una empresa estonia que salió a bolsa en 2021. Aspiraba a ser la mayor productora renovable de la región báltica y una productora importante en Polonia.

Fuente: Enefit

La interrupción del suministro de gas ruso provocó una grave crisis energética regional. Favoreció fuentes alternativas y ayudas públicas a la generación sin consumo continuo de combustible. Quedaba considerable potencial eólico por aprovechar en los países bálticos. Operar sin combustible no equivale a no generar emisiones durante todo el ciclo de vida de las instalaciones.

En 2023, Enefit preveía aumentar la capacidad instalada de 1.053 MW a 1.542 MW al concluir varios parques eólicos, con un objetivo de 1.900 MW para 2026. Son medidas de capacidad, no de energía producida.

Enefit ofrece exposición al crecimiento renovable en los países bálticos y Polonia. Las tensiones con Rusia y la invasión rusa de Ucrania aceleraban la búsqueda de fuentes alternativas, pero también provocaban volatilidad de precios y riesgo geopolítico si se ampliaba la guerra.

10. Vulcan Energy Resources Limited

Vulcan Energy Resources es una empresa australiana con actividades en Alemania. Su proyecto en el Alto Valle del Rin combina energía geotérmica y extracción de litio de la salmuera geotérmica.

La presentación de 2023 describía un escenario térmico de largo plazo para más de un millón de personas hasta 2030, contando todas las áreas del proyecto. El litio para aproximadamente un millón de vehículos eléctricos anuales combinaba las fases uno y dos, no solo la primera. Un millón de toneladas anuales de CO₂ evitadas era una estimación de modelo. Las redes alemanas de calefacción urbana aún alimentadas con carbón o gas ofrecían mercado local para el calor.

Fuente: Vulcan Energy

Entonces Vulcan aún no producía litio comercialmente, pero tenía contratos de compra futura con Stellantis, Volkswagen, LG, Umicore y Renault. El modelo preveía una caída de la concentración de litio en la salmuera de alrededor del 1,6% anual y una dilución inferior al 50% hasta 2055, no el agotamiento de la mitad de todo el recurso. El inicio de producción se preveía entonces para finales de 2025.

Los 4,2 MW eléctricos correspondían a la planta existente de Insheim, no a toda la nueva primera fase. Se preveían otros 33 MW eléctricos y 30 MW térmicos. Incluido el consumo de la extracción de litio, la primera fase consumiría electricidad neta, pero produciría calor neto, según el balance energético proyectado.

Vulcan era una inversión más especulativa. Las previsiones de 2023 no esperaban un flujo de caja importante antes de 2026. La integración de litio y geotermia era interesante, pero dependía de ejecutar los proyectos.

Este proceso podría reducir la huella de carbono del litio utilizado en vehículos eléctricos europeos. Muchos métodos existentes de extracción y procesamiento usan equipos alimentados total o parcialmente por combustibles fósiles.