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Presentación de Contact Energy para el Investor Roadshow de octubre de 2026: el documento de 24 páginas para el roadshow internacional con inversores (portada: "International investor roadshow, October / November 2026") que la empresa neozelandesa de generación y comercialización eléctrica Contact Energy presentó ante la ASX el 20 de octubre de 2026. Contact cotiza simultáneamente en la NZX y en la ASX (CEN), y todos los importes figuran en dólares neozelandeses (NZ$). La presentación abarca su cartera de generación renovable de aproximadamente el 98 %, la estrategia Contact31+, proyectos en construcción por valor de 1,3 mil millones de NZ$, una cartera de desarrollo de más de 11 TWh, la ruta del parque eólico de Southland con NZAS, la alianza de 250 MW para el centro de datos de Stratford con CDC, el marco de asignación de capital y los resultados del FY26 (julio de 2025 a junio de 2026) con un EBITDAF subyacente de 1.011 millones de NZ$.
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Presentación de Contact Energy para el Investor Roadshow de octubre de 2026: el documento de 24 páginas para el roadshow internacional con inversores (portada: "International investor roadshow, October / November 2026") que la empresa neozelandesa de generación y comercialización eléctrica Contact Energy presentó ante la ASX el 20 de octubre de 2026. Contact cotiza simultáneamente en la NZX y en la ASX (CEN), y todos los importes figuran en dólares neozelandeses (NZ$). La presentación abarca su cartera de generación renovable de aproximadamente el 98 %, la estrategia Contact31+, proyectos en construcción por valor de 1,3 mil millones de NZ$, una cartera de desarrollo de más de 11 TWh, la ruta del parque eólico de Southland con NZAS, la alianza de 250 MW para el centro de datos de Stratford con CDC, el marco de asignación de capital y los resultados del FY26 (julio de 2025 a junio de 2026) con un EBITDAF subyacente de 1.011 millones de NZ$.
Vista detallada de cada página de diapositiva, incluyendo diseño, contenido clave y elementos visuales.
Diapositiva de portada que identifica la presentación como el International investor roadshow de octubre / noviembre de 2026, con una foto a toda página de la central geotérmica de Tauhara.
Título y subtítulo arriba a la izquierda, logotipo de arco de Contact arriba a la derecha, fotografía a sangre en los dos tercios inferiores; la marca de agua de ASX «For personal use only» recorre verticalmente el borde izquierdo.
Aviso legal estándar que cubre declaraciones prospectivas, medidas no GAAP (EBITDAF, flujo de caja libre y flujo de caja libre operativo) bajo NZ FMA, ASIC RG 230 y SEC Regulation G, redondeo y la declaración de que todas las referencias a $ son dólares neozelandeses a menos que se indique lo contrario.
Titular rojo sobre fondo gris claro con dos columnas de texto de cuerpo pequeño.
Caso de inversión: CEN:NZX/ASX es la cuarta mayor empresa del NZX por capitalización bursátil de capital flotante, incluida en los índices S&P Global y MSCI, con un TSR anual del 13 % en 10 años. Cuatro pilares: 98 % de generación renovable en el FY26 (frente al 81 % en el FY21), posicionada para el crecimiento de la demanda en NZ (opción de centro de datos Stratford de 250 MW con CDC, 1,9 TWh de nueva geotermia en dos años, cartera de proyectos de 11 TWh anuales), balance S&P BBB en 3 mercados de deuda y crecimiento de beneficios: el EBITDAF subyacente aumentó de 546 millones de NZ$ (FY22) a 1.011 millones de NZ$ (FY26) y los dividendos de 35 cps (FY23) a 40 cps (FY26), con una aspiración de >50 cps para el FY31.
Bloque de ticker rojo y tres llamadas de estadísticas en una columna izquierda; cuadrícula de 2x2 de tarjetas blancas con títulos rojos, iconos y viñetas, una tarjeta contiene un minigráfico de barras y cifras de DPS.
Resumen de la empresa al 30 de junio de 2026: generación media de 12 TWh (~98 % renovable), 7 centrales geotérmicas más 1 en construcción, 26 esquemas hidroeléctricos, 4 lagos de almacenamiento controlado, 1 parque solar más 1 en construcción, 1 batería más 1 en construcción, 3 centrales térmicas de punta, 700.000 conexiones de clientes, 4 verticales de producto (electricidad, gas, banda ancha, móvil), 1.421 empleados, 59.000 accionistas, 167 organizaciones comunitarias apoyadas y 3 jurisdicciones de mercado de capitales de deuda.
Titular rojo centrado sobre dos filas de estadísticas de icono más número dispuestas en arco, enmarcadas por un fino contorno rojo discontinuo.
Mapa estratégico: cuatro pilares estratégicos (ampliar la ventaja como líder geotérmico de NZ; liderar la nueva flexibilidad con baterías, hidroeléctrica y flexibilidad de gas; crecer hacia la nueva demanda con eólica y solar ancladas en asociaciones industriales; liderar la transición energética en el hogar), cuatro facilitadores (personas y líderes empoderados, relaciones con los grupos de interés, ventaja tecnológica en datos e IA, productividad), un banner sobre excelencia operativa y tres valores (Ser dueños del futuro, Humildad valiente, Ventaja de rendimiento).
Logotipo de Contact31 con titular; tres niveles horizontales (pilares, facilitadores, valores) de columnas de texto con iconos en la parte superior, separados por divisores discontinuos y flechas etiquetadas, con un banner de cinta roja de ancho completo.
Los proyectos en construcción representan ~1.300 millones de NZ$ de inversión y ~0,5 TWh de nueva generación neta: Glorit Solar (150 MWac / 287 GWh anuales, objetivo de puesta en marcha en el Q4 CY28, objetivo de TIR >12 %, cierre financiero en junio de 2026), Batería Glenbrook-Ohurua 2 (200 MW / 400 MWh, Q1 CY28, TIR >10 %) y geotermia Te Mihi Etapa 2 (101 MW / ~840 GWh anuales, ~200 GWh de aumento neto, Q3 CY27, TIR ~10 %, algunos retrasos en la entrega de equipos). Construcciones recientes desde 2021: Tauhara (+1.450 GWh, mayo de 2024), Te Huka 3 (+430 GWh, diciembre de 2024), Batería Glenbrook-Ohurua 1 (+100 MW/200 MWh, marzo de 2026) y parque solar Kōwhai Park (+275 GWh, septiembre de 2026).
Mapa de la Isla Norte en gris con chinchetas rojas a la izquierda; tres filas de proyectos apiladas a la derecha, cada una con foto, especificaciones y estado en viñetas; línea de tiempo inferior en chevrón de cuatro proyectos completados recientemente.
Opciones prioritarias de Contact31+ de ~4 TWh de nueva producción renovable neta: Tauhara 2 (50–70 MW), Te Mihi Etapa 3 y Tauhara 3 (hasta 100 MW cada uno), eólica Huriwaka (250 MW / 890 GWh), eólica Southland (>325 MW / 1.210 GWh), híbrido solar Stratford (150 MWac) y BESS (200 MW / 400 MWh), solar Argyle (80 MWac); marcados por estado de consentimiento, dentro de una cartera total no comprometida de ~11 TWh en solar, geotérmica y eólica.
Mapa completo de Nueva Zelanda con llamadas de proyectos etiquetadas e insignias de estado de consentimiento a la izquierda; barra apilada (~4 frente a ~7 TWh) vinculada a dos gráficos de anillos de mix tecnológico a la derecha.
Parque eólico de Southland: hasta 55 turbinas, >325 MW, producción media >1.210 GWh. Consentimiento aprobado en abril de 2026; Mafic designado para encontrar un socio estratégico para la cartera eólica de Contact con una lista corta preseleccionada; LOI no vinculante con Rio Tinto para un PPA que respalde un posible reinicio de la línea de cubas Line 4 de 50 MW en la fundición de aluminio de NZ; FID previsto para mediados de 2027.
Tarjeta izquierda con foto del parque eólico y estadísticas de electricidad apiladas; tarjeta derecha con cuatro actualizaciones de proyecto en viñetas de chevrón rojo y un mapa insertado del sitio de Southland.
Cuatro tendencias del mercado: la producción nacional de gas cae de 135 PJ (FY24) a 93 PJ (FY26), un descenso del 17 % CAGR; el crecimiento de la demanda promedia solo un 0,3 % anual desde 2021, con una gran carga industrial nueva aún por llegar; la cuota térmica de generación es de ~7 % en el FY26, la más baja desde el inicio del mercado; y diferenciales de precios estacionales más amplios. Un gráfico de precios mayoristas y de futuros a 10 años muestra que los futuros a largo plazo pasaron de ~80 NZD/MWh a ~170 NZ$/MWh, estabilizándose recientemente cerca de los 130 NZ$/MWh, cerca de la visión a largo plazo de Contact de 120–130 NZ$/MWh (real de 2026).
Cuatro columnas de texto con iconos en la parte superior; fila inferior con un gráfico de barras de producción de gas de tres barras y un gráfico de precios multilínea ancho con anotaciones de periodos y un cuadro de llamada.
Los escenarios de demanda del MBIE oscilan entre 47 y 61 TWh para 2035; la demanda máxima aumentó de 6.952 MW a 7.564 MW, impulsada principalmente por el uso residencial. Factores clave de la demanda: ~1 GW de carga de centros de datos propuesta en la cartera de Transpower, LOI de Rio Tinto para la Línea 4 de NZAS, electrificación de la industria láctea de Fonterra (eliminación gradual del carbón para 2037), crecimiento de la población superior al 1 % anual y se espera que los VE superen el 40 % de la flota de vehículos ligeros (3,7 % en 2026).
Dos gráficos de líneas en paralelo (abanico de escenarios de demanda, demanda máxima) con cuadros de comentarios grises redondeados; banda inferior de cuatro tarjetas de factores impulsores con iconos y logotipos de socios.
Los centros de datos están pasando de pequeñas instalaciones de nube nacional de 10–20 MW en ciudades (p. ej., CDC Silverdale 20 MW) a centros regionales de >100 MW para cargas de trabajo globales de IA tolerantes a la latencia de hasta 1.000 MW (p. ej., la propuesta de 250 MW de CDC en Stratford, la propuesta de 280 MW de Datagrid en Southland). Un mapa muestra los cables de fibra submarinos actuales y futuros hacia Australia y EE. UU. y seis zonas de centros de datos con ventajas competitivas.
Tabla comparativa (cargas de trabajo, ubicación, escala, ejemplo de NZ con fotos) a la izquierda; mapa de Nueva Zelanda con rutas de cables submarinos y zonas sombreadas a la derecha.
Análisis de BCG que califica a NZ en cinco impulsores de inversión: rapidez (conexión a la red en 1–3 años frente a los más de 2–5 años en otros lugares, permisos por vía rápida, ~1 GW de generación en construcción o lista para ejecutar), coste competitivo (energía garantizada, terreno abundante), sitios con ventajas (>1 GW de capacidad de red en 1–2 años en 6 zonas, 4 cables submarinos existentes y 4 nuevos), política de apoyo (depreciación inmediata del capex del 20 %; 8.º de 82 en el ranking de negocios de EIU) y sostenibilidad y seguridad (95 %+ renovable para 2027, adecuación de datos de la UE, Moody's Aaa).
Tabla de tres columnas con fila de encabezado roja: impulsor de inversión (icono), componente clave, posición competitiva de NZ, con flecha verde hacia arriba o marcadores grises neutros por fila.
Los escenarios de mercado de BCG prevén que la capacidad de los centros de datos en NZ crezca de 45 MW (2020) y 125 MW (2025) a 800 MW en 2030 y hasta 1.425 MW en 2035 en el caso de exportación alta. Contact enumera seis «resultados finales»: nueva demanda compensada por nuevas renovables, centros de datos que paguen su parte de la transmisión, precios de energía justos que reflejen el coste de las nuevas renovables garantizadas, refrigeración de circuito cerrado, beneficio para la comunidad local y valor regional duradero.
Gráfico de columnas apiladas (nacional, base de exportación, exportación alta) con una llamada redondeada a la izquierda; lista numerada de seis principios en filas delineadas con círculos numéricos rojos a la derecha.
Tras el cierre de la planta de gas TCC en marzo de 2026, Contact y CDC solicitarán el permiso ambiental (resource consent) para un centro de datos de 250 MW (carga de TI) en Stratford con refrigeración de circuito cerrado. Fortalezas del sitio: 150 MWac / 312 GWh de energía solar autorizada con hasta 750 MWh de baterías acopladas en CC y consentimiento para batería a escala de red de 500 MW; 350 MW de capacidad de transmisión en 1–2 años y 600 MW en 2–3 años; fibra diversa a Auckland; terrenos en propiedad y con opción de compra; altitud y clima que favorecen el PUE y la recogida de agua de lluvia; 50 años en la comunidad. Las centrales de punta (peakers) de 200 MW existentes no se ven afectadas.
Banda de introducción gris con logotipos de CDC y Contact; cuadrícula de 3x2 de tarjetas redondeadas con borde rojo, cada una con una foto circular y texto breve.
Prioridades: financiar operaciones principales (capex de mantenimiento de 110–120 millones de NZ$ anuales, real de 2025), preservar la solidez financiera (calificación BBB, deuda neta/EBITDAF 2,6–2,8x, límite superior 3,0x), entregar dividendos (80–100 % del flujo de caja libre operativo móvil de cuatro años; recompras consideradas cuando el apalancamiento está por debajo del objetivo) e invertir para el crecimiento. Métricas para inversores: rentabilidad de proyectos >10 % (o WACC + 200–300 bps), aumento del ROIC de +300 bps para el FY31, flujo de caja libre operativo al 55–60 % del EBITDAF. Fuentes de financiación: crecimiento del EBITDAF, excedente de OFCF, híbridos y capital DRP.
Cuatro iconos de prioridad vinculados por galones en la parte superior; fila central que divide los compromisos de crecimiento (dos tarjetas blancas) y las métricas para inversores (tres mosaicos blancos); flujo de flechas inferior de fuentes de financiación.
Divisor de sección que introduce el primer apéndice sobre el sector eléctrico de Nueva Zelanda.
Título del anexo en rojo sobre fondo blanco a la izquierda; gran fotografía aérea de una presa hidroeléctrica en la Isla Sur ocupando los dos tercios derechos.
Cadena de valor: 4 grandes generadores (Meridian 33 %, Contact 23 %, Mercury 21 %, Genesis 11 %, otros 12 % de la generación), un mercado spot, 1 operador de la red nacional (Transpower), 29 empresas distribuidoras como monopolios regulados y 8 comercializadoras con más de 50 000 conexiones que atienden a 2,4 millones de consumidores. Desglose de la factura media: generación 38,5 %, distribución 24,5 %, GST 13,0 %, comercialización 11,0 %, transmisión 8,0 %, medición 4,5 %, tasas 0,5 %. Los cambios en los cargos de red desde el 1 de abril de 2025 elevaron las facturas domésticas entre 10 y 25 NZ$ al mes.
Cadena de valor de izquierda a derecha con círculos numerados en gris y rojo bajo encabezados de competencia/regulación; barras apiladas de cuota de mercado con logotipos de empresas; gráfico circular central de la factura media.
Generación nacional en el FY26 de 41,2 TWh: hidroeléctrica 60 %, geotérmica 23 %, eólica 9 %, gas 6 %, carbón 1 %, solar 1 %. Las emisiones eléctricas cayeron de un promedio de cinco años de 4,0 millones de tCO2e (2017–2021) a 2,9 (2022–2026), situándose en 2026 en 1,2 para el gas y 0,3 para el carbón. Un gráfico del almacenamiento medio controlado en lagos hidroeléctricos desde finales de los 90 (promedio de 2 809 GWh) muestra la variabilidad en años secos, por lo que el gas y el carbón almacenados siguen siendo importantes para la resiliencia.
Columna izquierda con una cifra destacada de '41,2 TWh', gráfico de donut de mix de generación y barras de emisiones apiladas con líneas de promedio discontinuas; panel derecho con un gráfico de líneas largo de almacenamiento hidroeléctrico con líneas de referencia de máximo/mínimo/promedio.
Cinco ejes temáticos, cada uno con acciones ejecutadas y perspectivas futuras: inversión ágil en renovables (tramitación acelerada de permisos, 4 TWh añadidos en cinco años, 93 % renovable en el FY26, ~3 TWh comprometidos para 2027); gestión de la seguridad del combustible y riesgo de años secos (respuesta a la demanda de NZAS, opciones de respaldo en Huntly, potencial terminal de importación de GNL); mejora de la configuración del mercado; innovación para clientes industriales (contratos a largo plazo con NZAS, 1 TWh de electrificación láctea, horno de arco eléctrico en NZ Steel, hasta ~725 MW en centros de datos para 2035); y apoyo al bienestar energético (~5 millones de NZ$ en apoyo Contact Good en el FY26, 7,5 millones de NZ$ comprometidos para el FY27).
Cinco columnas con encabezados rojos e iconos; dos filas de cuadros con contorno rojo etiquetados verticalmente como 'Ejecutado' y 'Perspectivas'.
Divisor de sección que introduce el segundo anexo con información complementaria específica de Contact.
Título del anexo en rojo a la izquierda; gran fotografía del interior de una sala de turbinas de una central eléctrica a la derecha.
Puente del EBITDAF subyacente (operaciones continuadas) desde el margen de ventas de electricidad y otros márgenes brutos menos costes fijos, pérdidas por ubicación y costes de combustible: 546 millones de NZ$ (FY22), 573 M, 663 M, 774 M y 1 011 millones de NZ$ (FY26), con un margen de ventas de electricidad en el FY26 de 1 640 millones de NZ$. El volumen del canal a largo plazo aumentó a 7,58 TWh a 132 NZ$/MWh en el FY26; canales de mercado 4,10 TWh a 155 NZ$/MWh; generación renovable 9,96 TWh a un coste de combustible de ~1 NZ$/MWh; los volúmenes térmicos, adquiridos y PPA cayeron a 1,74 TWh a 138 NZ$/MWh.
Gráfico de barras apiladas alto de los componentes del EBITDAF a la izquierda; cuatro gráficos combinados más pequeños (barras de volumen apiladas con líneas de precio) en una cuadrícula de 2x2 a la derecha.
Los canales al mercado en el FY26 suman 11,5 TWh: comercialización minorista 3,7 TWh (174 NZ$/MWh), precio fijo estratégico 3,9 TWh (92 NZ$/MWh), C&I 1,9 TWh (165 NZ$/MWh) y CFDs 2,0 TWh (155 NZ$/MWh). Los futuros de ASX Otahuhu para FY27–FY31 se sitúan en torno a 163–175 NZ$/MWh en picos, frente a una visión mayorista a largo plazo de 120–130 NZ$/MWh (real de 2026). Expectativas de Contact31+: volumen de precio fijo estratégico estable sin Stratford, aumentando con el centro de datos.
Diseño de cuatro paneles: gráfico de líneas de futuros, tarjetas de vinculación de precios con círculos de precios rojos, una única barra de canal apilada y una cuadrícula de iconos de flechas que muestran las expectativas de volumen y precio.
Mapas de cada activo operativo con su capacidad: 649 MW de geotérmica en la Isla Norte (p. ej., Tauhara 174 MW, Te Mihi 166 MW, Wairakei 138 MW), 255 MW de hidroeléctrica en la Isla Norte, 1 040 MW de hidroeléctrica en la Isla Sur (Clyde 464 MW, Roxburgh 320 MW), plantas de punta de Stratford 200 MW, Whirinaki 156 MW, batería Glenbrook-Ohurua 1 (100 MW / 200 MWh) y parque solar Kōwhai Park (150 MWac).
Mapas grises paralelos de las Islas Norte y Sur con puntos codificados por colores y líneas indicadoras discontinuas hacia las etiquetas de capacidad; cuadros rojos de llamada para la capacidad total.
Opciones combinadas de solar y eólica de ~10 TWh (~2,5 TWh solar, ~7 TWh eólica) mostradas por estado de terreno/permisos, además de una tabla de proyectos que enumera proyectos comprometidos (Te Mihi Fase 2, Glorit, Glenbrook-Ohurua 2), opciones de alta prioridad Contact31+ (Argyle, solar y batería de Stratford, Southland, Huriwaka, Tauhara 2, Te Mihi Fase 3, Tauhara 3) y opciones en evaluación (Kaihiku JV 300 MW, Kaipara, Moa Creek, Pouto >400 MW, Hapuakohe, Mackenzie Basin, Ototoka, Marlborough y otros solares/eólicos) con barras de capacidad, producción y estado.
Dos gráficos de anillos a la izquierda con notas al pie; tabla con encabezado rojo ancho a la derecha con etiquetas de grupo verticales y barras de estado tipo Gantt en color rosa.
Preguntas comunes sobre esta diapositiva y el contenido de la presentación subyacente.
Se trata de la presentación de 24 páginas que Contact Energy utilizó para su roadshow internacional con inversores en octubre y noviembre de 2026, presentada ante la ASX el 20 de octubre de 2026. Abarca la cartera de renovables de la empresa, la estrategia Contact31+, el programa de construcción, una cartera de proyectos de más de 11 TWh+, la alianza con CDC para el centro de datos de Stratford, la asignación de capital y dos anexos sobre el mercado eléctrico de Nueva Zelanda y la economía de la cartera de Contact.
Contact Energy cotiza simultáneamente en la NZX y en la ASX bajo el código CEN, por lo que presenta sus materiales para inversores en ambas bolsas. Todas las cifras de la presentación están en dólares neozelandeses (NZ$) a menos que se indique lo contrario, no en dólares australianos.
El año fiscal de Contact va de julio a junio, al igual que el año fiscal australiano. El ejercicio FY26 abarca de julio de 2025 a junio de 2026, y las cifras de la empresa en la presentación corresponden al 30 de junio de 2026.
El EBITDAF subyacente creció de 546 millones de NZ$ en el FY22 a 1.011 millones de NZ$ en el FY26, y el dividendo aumentó de 35 centavos por acción en el FY23 a 40 cps en el FY26, con la aspiración de superar los 50 centavos para el FY31. El marco de capital tiene como objetivo una relación deuda neta/EBITDAF de 2,6–2,8x y una calificación crediticia BBB.
Las diapositivas 11 a 14 explican cómo las cargas de trabajo de IA convierten a Nueva Zelanda en una ubicación viable para centros de datos, citan escenarios de BCG de hasta 1.425 MW de capacidad en centros de datos en Nueva Zelanda para 2035 y presentan la alianza de Contact con CDC para solicitar el permiso de un centro de datos de 250 MW en su emplazamiento de Stratford, respaldado por baterías coubicadas y nueva generación renovable.
Sí. Junto al PDF original hay un archivo PPTX editable que se convirtió desde el PDF, por lo que los cuadros de texto, tablas y formas se pueden editar. Al ser una conversión, algunos gráficos y mapas pueden aparecer como imágenes y es posible que haya que ajustar las fuentes; no es un archivo de plantilla original de Contact Energy.
La presentación muestra patrones reutilizables para presentaciones de energía e infraestructuras: cuadrículas de estadísticas con iconos y números, carteras de proyectos basadas en mapas, gráficos combinados de barras y líneas de precios, tablas de cuadros de mando y un flujo de asignación de capital. Crea tu propia versión en 2Slides con un estilo similar en rojo y gris y sustituye el contenido por tus propios datos.
Página oficial de relaciones con inversores con resultados, presentaciones y anuncios.
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