Top 10 des actions d’infrastructures d’énergie renouvelable (octobre 2026)

L’énergie est la vie

L’énergie fait fonctionner l’économie et la civilisation. Avant l’industrialisation, les sources étaient limitées : force humaine et animale, bois, tourbe et premiers moulins à vent.

Les combustibles fossiles ont contribué à l’industrialisation, d’abord avec le charbon, puis le pétrole et le gaz. Ils ont aussi entraîné pollution et changement climatique. Ces ressources ne sont pas renouvelables et sont notamment extraites de formations de schiste ou de gisements très profonds.

Nous sommes aujourd’hui à l’orée d’une nouvelle révolution énergétique, avec le passage aux énergies renouvelables, notamment le solaire, l’éolien, la géothermie et l’hydroélectricité.

Ainsi, les investisseurs devraient prêter attention à cette tendance et rechercher les entreprises les plus susceptibles d’en bénéficier.

Top 10 des actions d’infrastructures d’énergie renouvelable

Cet article offre une vue large et diversifiée du secteur et utilise une évaluation subjective des technologies, de la qualité des actifs, de la géographie et des indicateurs financiers.

Le classement par capitalisation et les prévisions des entreprises correspondent à la rédaction de l’article, en juin 2023.

1. NextEra Energy, Inc.

NEE Graphique du prix

NextEra a son siège en Floride. FPL dessert cet État, tandis que NextEra Energy Resources développe des projets dans toute l’Amérique du Nord. Les 45,5 GW de capacité nette cités sont un ancien chiffre relatif à 2018, et non la capacité actualisée de 2023.

Au premier trimestre 2023, NextEra Energy Resources a ajouté environ 2,02 GW à son carnet de projets contractualisés pour l’avenir, pas à la capacité déjà en service. Sa présentation d’avril 2023 prévoyait 32,7–41,8 GW supplémentaires entre 2023 et 2026, dont éolien, solaire, stockage et renouvellement d’installations éoliennes. Le climat et la démographie de Floride comptent pour FPL, mais les projets du groupe couvrent une zone plus large.

NextEra visait une croissance annuelle de 6–8 % du bénéfice ajusté par action en 2025 et 2026 par rapport à la prévision de 2024. Il s’agissait d’un objectif, pas d’une garantie.

Source: NextEra

NextEra pourrait bénéficier de la transition vers les renouvelables et de la « décarbonation des États-Unis », en Floride comme dans ses autres projets nord-américains. Le rendement du dividende supérieur à 2 % cité dans l’article dépendait du cours de l’époque et varie avec la cotation et les versements.

2. Iberdrola, S.A.

Iberdrola est l’un des leaders mondiaux de la production d’énergie verte, avec 40 GW de capacité renouvelable (sur un total de 60,7 GW) et vise 52 GW de capacité renouvelable d’ici 2025.

Le plan stratégique 2023–2025 prévoyait 47 milliards d’euros d’investissements au total, dont 17 milliards dans les renouvelables et 27 milliards dans les réseaux électriques. L’article mentionnait aussi 3,4 milliards pour d’autres projets verts : hydrogène, méthanol vert, chaleur industrielle, petite hydroélectricité et recharge de véhicules électriques.

Iberdrola a son siège en Espagne, mais d’importantes activités aussi dans le reste de l’Europe, en Amérique du Nord et au Brésil. Son activité ne dépend pas principalement du seul marché espagnol.

Source: Iberdrola

La politique prévoyait de rémunérer les actionnaires à hauteur de 65–75 % du bénéfice net attribuable à la société. C’est une proportion du bénéfice distribuée, pas un rendement du dividende de 65–75 %.

3. China Yangtze Power Co., Ltd.

China Yangtze Power exploite six grandes centrales hydroélectriques en cascade en Chine, dont les Trois-Gorges. Le nombre 110 correspond aux groupes de production, pas à 110 barrages.

Source: China Yangtze Power

Elle compte parmi les plus grands producteurs hydroélectriques mondiaux. Avec l’intégration des six centrales, la puissance installée atteignait environ 71,8 GW. Cela n’en faisait pas nécessairement la plus grande entreprise électrique chinoise toutes technologies confondues.

Le groupe plus large China Three Gorges possède aussi des activités hydroélectriques au Brésil, au Soudan, au Pakistan et en Malaisie ainsi que de l’éolien en Allemagne. Toutes ces activités ne sont pas détenues intégralement par la société cotée China Yangtze Power.

Les centrales hydroélectriques avec réservoir peuvent adapter leur production à la demande du réseau. Elles restent toutefois exposées aux débits, sécheresses, crues et autres contraintes d’usage de l’eau. Elles nécessitent toujours des infrastructures de transport et ne suppriment pas tout besoin de stockage énergétique.

China Yangtze Power peut intéresser les investisseurs recherchant un grand opérateur électrique avec une croissance plus modérée. Les risques opérationnels, réglementaires et boursiers subsistent.

Les tensions géopolitiques entre la Chine et les pays occidentaux peuvent peser sur le cours sans modifier immédiatement les centrales ou leur fonctionnement.

4. Ørsted A/S

Ørsted a profondément changé. Son rapport annuel 2022 indique que 91 % de sa production de chaleur et d’électricité était renouvelable. L’objectif était alors de porter cette part à 99 % en 2025.

Source: Ørsted

Ørsted a joué un rôle pionnier avec le parc éolien en mer de Vindeby en 1991. En 2023, l’entreprise exploitait Hornsea 2, l’un des plus grands parcs éoliens en mer du monde.

L’article citait 15,4 GW de puissance renouvelable installée, 4,9 GW supplémentaires en construction et 30,6 GW au total en incluant le portefeuille élargi de projets. Les 30,6 GW n’étaient pas tous déjà en service.

L’éolien en mer représentait une part importante du portefeuille, aux côtés de l’éolien terrestre et du solaire. Une grande partie de la croissance prévue concernait aussi l’éolien en mer. La puissance des installations est distincte de l’énergie effectivement produite.

Ørsted exploitait des parcs au Danemark, au Royaume-Uni, en Allemagne, aux États-Unis et à Taïwan. Au Vietnam, les projets étaient en développement, pas déjà opérationnels. En mai 2023, elle a commencé à construire une usine d’e-méthanol en Suède visant 50 000 tonnes par an, avec un démarrage alors prévu en 2025. Elle étudiait aussi la production d’hydrogène vert.

L’expérience d’Ørsted dans l’éolien en mer et ses activités dans plusieurs pays offrent une exposition à ce marché. Les coûts et risques de développement, de construction et d’exploitation restent à évaluer.

5. Companhia Paranaense de Energia – COPEL

Copel figure parmi les grands producteurs électriques du Brésil. Sa présentation de 2023 indiquait 6 967 MW, dont environ 77 % d’hydroélectricité, 17 % d’éolien et 6 % de thermique. Foz do Areia, Segredo et Salto Caxias, dans le Paraná, sont des installations importantes. Les 5,6 GW de l’article étaient un chiffre antérieur ; l’affirmation selon laquelle trois barrages fournissaient 95 % de toute la production ne correspond pas à cette répartition de puissance.

L’entreprise prévoit d’ajouter 2 GW de production d’énergie renouvelable d’ici 2030 grâce à l’hydroélectricité et aux parcs éoliens. Elle gère également d’importants actifs de distribution et de transport d’électricité.

Source: Copel

Copel occupe une position forte dans la distribution réglementée de sa région, sans monopoliser toute la production électrique. Itaipu est une installation distincte à la frontière du Brésil et du Paraguay, de 14 GW. En 2023, elle était troisième par puissance installée, après les Trois-Gorges et Baihetan en Chine.

En juin 2023, l’État du Paraná contrôlait la majorité des actions ordinaires avec droit de vote de Copel. Cela ne signifiait pas détenir la majorité de l’ensemble du capital.

Les dividendes peuvent contribuer au budget de l’État, mais le contrôle public expose aussi l’entreprise aux décisions politiques. L’article mentionnait l’élection de Lula et les attaques du 8 janvier 2023 contre les institutions publiques par des partisans de son adversaire dans le contexte du risque politique brésilien.

Selon l’appréciation de l’article, cette instabilité pouvait nuire à la confiance des investisseurs et aux cours d’entreprises contrôlées par l’État, comme Copel et Petrobras.

Copel peut intéresser ceux qui recherchent des dividendes et acceptent le risque politique brésilien. Le rendement effectif dépend du cours et des montants distribués.

6. Brookfield Renewable Partners L.P.

BEP Graphique du prix

Brookfield Renewable (BEPC ) Partners (BEP ), ou BEP, fait partie du groupe Brookfield, qui détenait environ 48 % de l’intérêt économique dans BEP. Les 625 milliards de dollars cités étaient un ancien chiffre d’actifs gérés par tout le groupe, pas des actifs appartenant uniquement à BEP.

La présentation de mars 2023 indiquait environ 25 GW en service et 110 GW de projets en développement, pas tous déjà en construction. L’article citait 71,2 GW prévus en Amérique du Nord, surtout aux États-Unis.

Les actifs actuels sont un mélange d’hydroélectricité, d’éolien et de solaire, la majeure partie de la croissance future de la production étant prévue dans le solaire, suivie du stockage d’énergie et de l’éolien. Au cours des cinq prochaines années, BEP prévoit d’investir 6 à 7 milliards de dollars dans de nouvelles infrastructures énergétiques.

Source: BEP

En juin 2023, l’acquisition de Westinghouse n’était pas encore finalisée ; sa clôture était attendue dans l’année. Westinghouse fournit technologie, équipements, combustible et services à une grande partie du parc mondial de réacteurs, sans posséder tous les réacteurs qu’elle dessert.

L’opération annoncée prévoyait 51 % pour Brookfield avec ses partenaires institutionnels et 49 % pour Cameco. Les 7,9 milliards de dollars correspondaient à la valeur d’entreprise initialement annoncée, dette comprise, et non au prix supporté par BEP seule. L’exposition au nucléaire inclurait technologie, combustible et services, en plus de la construction, pas uniquement la vente directe d’électricité.

Bien que le nucléaire ne soit pas techniquement renouvelable, cela montre le rôle croissant du nucléaire à faible émission de carbone dans la transition énergétique et reflète positivement la capacité de la direction de BEP à suivre les tendances commerciales plutôt qu’à adhérer strictement à des dogmes en matière de politiques énergétiques.

Selon la présentation de 2023, les distributions ont progressé d’environ 6 % par an en rythme composé de 2001 à 2023. Le rendement total annualisé de 16 %, comprenant distributions et variation du cours, concernait en revanche la période commencée le 30 novembre 1999. Ce sont des résultats historiques.

L’hydroélectricité, l’éolien et le solaire, avec l’exposition nucléaire prévue, offrent différentes façons de participer à la décarbonation du réseau. L’historique des distributions doit être examiné avec la valorisation, la dette et la pérennité des paiements.

7. Clearway Energy, Inc.

CWEN Graphique du prix

L’article citait 8 GW pour Clearway Energy (CWEN ), dont 5,5 GW renouvelables : environ un tiers solaire et deux tiers éolien. Les 2,5 GW restants étaient des centrales efficaces au gaz naturel. Les actifs se situaient surtout aux États-Unis, avec une expansion centrée sur l’Amérique du Nord.

Le groupe plus large Clearway développait en Californie le système de batteries de 450 MW du Daggett Solar Power Facility, dans un plan initial comprenant jusqu’à 650 MW solaires. MW mesure la puissance, pas l’énergie stockable. L’article attendait le démarrage en 2024 ; tous les actifs du groupe n’appartiennent pas nécessairement à la société cotée Clearway Energy.

En raison de sa possession relativement importante à la fois de centrales à gaz et d’actifs renouvelables, Clearway Energy peut être considéré comme un pari sur la transition énergétique en s’appuyant sur le gaz comme « combustible de transition » avant d’atteindre un mix entièrement renouvelable ou renouvelable + nucléaire. Les bas prix du gaz en Amérique du Nord, grâce au gaz de schiste, pourraient soutenir cette vision.

Clearway versait des dividendes et visait une hausse annuelle de 5–8 % jusqu’en 2026. Il s’agissait de la prévision à la rédaction de l’article.

8. Algonquin Power & Utilities Corp.

AQN Graphique du prix

Algonquin est une entreprise canadienne de services d’électricité, d’eau et de gaz en Amérique du Nord. L’article décrivait une ancienne répartition avec 80 % de services réglementés et 20 % de production renouvelable, de 4,1 GW. Dans la partie réglementée, 72 % correspondaient aux services électriques, 13 % à l’eau et 15 % au gaz. Les services d’eau ne signifient pas production hydroélectrique.

Source: Algonquin Power

Présentation aux investisseurs de 2021

L’article citait 1 milliard de dollars d’investissements prévus dans les renouvelables en 2023. Toutefois, le projet d’acquisition de Kentucky Power pour environ 2,3 milliards de dollars a été abandonné le 17 avril 2023, sans être finalisé. L’achat de la société de distribution d’eau de New York a été annoncé en 2019 et conclu avec effet au 1er janvier 2022. En 2020 ont été achetées la société chilienne d’eau et d’assainissement et la compagnie électrique des Bermudes.

Une présentation antérieure, de 2021, prévoyait 9,4 milliards de dollars d’investissements jusqu’en 2025, dont la construction ou l’achat de 3,4 GW renouvelables supplémentaires. Il ne faut pas supposer que tout le plan est resté inchangé après l’abandon de Kentucky Power. C’était le montant de 9,4 milliards de dollars, pas la puissance en GW, qui représentait presque deux fois la capitalisation du début de 2023.

Les services d’électricité, d’eau et de gaz diversifient Algonquin par rapport aux entreprises concentrées sur la production renouvelable. Elle peut intéresser ceux qui souhaitent combiner services réglementés et transition énergétique.

9. Enefit Green AS

Enefit est une société estonienne qui a réalisé son introduction en bourse en 2021, visant à devenir le plus grand producteur d’énergie renouvelable de la région baltique et un important producteur en Pologne.

Source: Enefit

La région a récemment souffert d’une crise énergétique aiguë due à l’interruption des approvisionnements en gaz russe. Cela a créé un environnement favorable aux sources alternatives et un important soutien étatique des gouvernements locaux pour la production d’énergie « sans combustible ». En particulier, le potentiel éolien des pays baltes a été largement inexploité jusqu’à récemment.

En 2023, Enefit prévoyait de porter la puissance installée de 1 053 MW à 1 542 MW grâce à l’achèvement de parcs éoliens, puis à 1 900 MW d’ici 2026. Ces chiffres mesurent une puissance, pas une quantité d’énergie produite.

Enefit offre une exposition au développement des renouvelables dans les pays baltes et en Pologne. Les tensions avec la Russie et l’invasion russe de l’Ukraine accéléraient la recherche d’autres approvisionnements, mais entraînaient aussi volatilité des prix et risques géopolitiques en cas d’extension de la guerre.

10. Vulcan Energy Resources Limited

Vulcan Energy Resources est une société australienne active en Allemagne. Son projet dans le fossé rhénan supérieur associe énergie géothermique et extraction de lithium de la saumure géothermique.

La présentation de 2023 décrivait un scénario thermique à long terme pour plus d’un million de personnes d’ici 2030, en regroupant toutes les zones du projet. Le lithium pour environ un million de véhicules électriques par an combinait les phases un et deux, pas seulement la première. Le million de tonnes annuelles de CO₂ évitées était une estimation modélisée. Les réseaux allemands de chauffage urbain encore alimentés au charbon ou au gaz offraient un marché local pour la chaleur.

Source: Vulcan Energy

Vulcan ne produisait alors pas encore de lithium commercialement, mais avait des contrats d’achat futur avec Stellantis, Volkswagen, LG, Umicore et Renault. Le modèle prévoyait une baisse de la concentration de lithium dans la saumure d’environ 1,6 % par an et une dilution inférieure à 50 % d’ici 2055, pas l’épuisement de la moitié de toute la ressource. Le démarrage était alors prévu pour fin 2025.

Les 4,2 MW électriques correspondaient à l’installation existante d’Insheim, pas à l’ensemble de la nouvelle première phase. Des capacités supplémentaires de 33 MW électriques et 30 MW thermiques étaient prévues. En intégrant l’extraction du lithium, la première phase consommerait de l’électricité nette mais fournirait de la chaleur nette, selon le bilan énergétique projeté.

Vulcan était un investissement plus spéculatif. Les prévisions de 2023 n’anticipaient pas de flux de trésorerie important avant 2026. Le couplage lithium-géothermie était intéressant, mais dépendait de la réalisation des projets.

Cela pourrait également réduire l’empreinte carbone des véhicules électriques fabriqués dans l’UE, car actuellement, la plupart du lithium est extrait à l’aide de moteurs fonctionnant aux combustibles fossiles et d’installations fonctionnant au moins partiellement avec des combustibles fossiles.