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Présentation du Roadshow Investisseurs de Contact Energy — Octobre 2026 : support de 24 pages pour le roadshow international (couverture : « International investor roadshow, October / November 2026 ») déposé par le producteur-fournisseur néo-zélandais Contact Energy auprès de l'ASX le 20 octobre 2026. Contact est cotée à la fois sur le NZX et l'ASX (CEN), et tous les montants sont en dollars néo-zélandais (NZ$). Le support détaille son portefeuille de production renouvelable à environ 98 %, la stratégie Contact31+, 1,3 milliard NZ$ de projets en construction, un pipeline de développement de plus de 11 TWh, le projet de parc éolien de Southland avec NZAS, le partenariat pour le centre de données de 250 MW à Stratford avec CDC, le cadre d'allocation du capital et les résultats de l'exercice FY26 (juillet 2025–juin 2026) avec un EBITDAF sous-jacent de 1 011 millions NZ$.
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Présentation du Roadshow Investisseurs de Contact Energy — Octobre 2026 : support de 24 pages pour le roadshow international (couverture : « International investor roadshow, October / November 2026 ») déposé par le producteur-fournisseur néo-zélandais Contact Energy auprès de l'ASX le 20 octobre 2026. Contact est cotée à la fois sur le NZX et l'ASX (CEN), et tous les montants sont en dollars néo-zélandais (NZ$). Le support détaille son portefeuille de production renouvelable à environ 98 %, la stratégie Contact31+, 1,3 milliard NZ$ de projets en construction, un pipeline de développement de plus de 11 TWh, le projet de parc éolien de Southland avec NZAS, le partenariat pour le centre de données de 250 MW à Stratford avec CDC, le cadre d'allocation du capital et les résultats de l'exercice FY26 (juillet 2025–juin 2026) avec un EBITDAF sous-jacent de 1 011 millions NZ$.
Vue détaillée de chaque page de diapositive, incluant la mise en page, le contenu clé et les éléments visuels.
Diapositive de couverture identifiant le support comme le roadshow international pour les investisseurs d'octobre / novembre 2026, avec une photo pleine largeur de la centrale géothermique de Tauhara.
Titre et sous-titre en haut à gauche, logo arc de Contact en haut à droite, photographie en plein cadre sur les deux tiers inférieurs ; le filigrane ASX « For personal use only » figure verticalement sur le bord gauche.
Avertissement standard couvrant les déclarations prospectives, les mesures non-GAAP (EBITDAF, flux de trésorerie disponible et flux de trésorerie disponible opérationnel) selon la NZ FMA, l'ASIC RG 230 et la Regulation G de la SEC, les arrondis, et la mention précisant que toutes les références au symbole $ concernent le dollar néo-zélandais, sauf indication contraire.
Titre rouge sur fond gris clair avec deux colonnes de texte de corps de petite taille.
Arguments d'investissement : CEN:NZX/ASX est la 4e plus grande société du NZX par capitalisation boursière flottante, présente dans les indices S&P Global et MSCI, avec un TSR annuel de 13 % sur 10 ans. Quatre piliers : 98 % de production renouvelable en FY26 (contre 81 % en FY21), positionnement pour la croissance de la demande en NZ (option de centre de données de 250 MW à Stratford avec CDC, 1,9 TWh de nouvelle géothermie en deux ans, pipeline de 11 TWh par an), bilan noté BBB par S&P sur 3 marchés de la dette, et croissance des bénéfices — l'EBITDAF sous-jacent passant de 546 M NZ$ (FY22) à 1 011 M NZ$ (FY26) et les dividendes de 35 cps (FY23) à 40 cps (FY26) avec une ambition à >50 cps pour FY31.
Bloc ticker rouge et trois indicateurs clés dans une colonne de gauche ; grille 2x2 de cartes blanches avec titres rouges, icônes et puces, une carte contenant un mini graphique à barres et les chiffres du DPS.
Aperçu de l'entreprise au 30 juin 2026 : production moyenne de 12 TWh (~98 % renouvelable), 7 centrales géothermiques plus 1 en construction, 26 aménagements hydroélectriques, 4 lacs de stockage contrôlés, 1 ferme solaire plus 1 en construction, 1 batterie plus 1 en construction, 3 centrales thermiques de pointe, 700 000 contrats clients, 4 segments de produits (électricité, gaz, haut débit, mobile), 1 421 employés, 59 000 actionnaires, 167 organisations communautaires soutenues et 3 juridictions de marchés de capitaux de dette.
Titre rouge centré sur deux rangées de statistiques (icône plus chiffre) disposées en arc de cercle, encadrées par un fin contour rouge en pointillés.
Carte stratégique : quatre piliers stratégiques (renforcer l'avantage de leader géothermique en NZ ; dominer la nouvelle flexibilité avec les batteries, l'hydroélectricité et le gaz ; répondre à la nouvelle demande avec l'éolien et le solaire via des partenariats industriels ; mener la transition énergétique domestique), quatre facilitateurs (collaborateurs et dirigeants responsabilisés, relations avec les parties prenantes, avantage technologique dans la donnée et l'IA, productivité), une bannière sur l'excellence opérationnelle et trois valeurs (Façonner l'avenir, Humilité audacieuse, Culture de la performance).
Logo Contact31 avec titre ; trois niveaux horizontaux (piliers, facilitateurs, valeurs) de colonnes de texte surmontées d'icônes, séparés par des diviseurs en pointillés et des flèches légendées, avec une bannière ruban rouge sur toute la largeur.
Les projets en construction représentent ~1,3 Md NZ$ d'investissement et ~0,5 TWh de nouvelle production nette : Glorit Solar (150 MWac / 287 GWh par an, mise en service visée Q4 CY28, TRI cible >12 %, clôture financière juin 2026), Batterie Glenbrook-Ohurua 2 (200 MW / 400 MWh, Q1 CY28, TRI >10 %) et géothermie Te Mihi Étape 2 (101 MW / ~840 GWh par an, ~200 GWh de gain net, Q3 CY27, TRI ~10 %, quelques retards de livraison d'équipements). Réalisations récentes depuis 2021 : Tauhara (+1 450 GWh, mai 2024), Te Huka 3 (+430 GWh, déc. 2024), Batterie Glenbrook-Ohurua 1 (+100 MW/200 MWh, mars 2026) et parc solaire Kōwhai Park (+275 GWh, sept. 2026).
Carte grise de l'île du Nord avec des épingles rouges à gauche ; trois rangées de projets superposées à droite, chacune avec photo, spécifications et puces d'état ; frise chronologique en chevrons en bas présentant quatre projets récemment achevés.
Options prioritaires Contact31+ d'environ 4 TWh de nouvelle production renouvelable nette — Tauhara 2 (50–70 MW), Te Mihi Étape 3 et Tauhara 3 (jusqu'à 100 MW chacun), éolien Huriwaka (250 MW / 890 GWh), éolien Southland (>325 MW / 1 210 GWh), hybride solaire Stratford (150 MWac) et BESS (200 MW / 400 MWh), solaire Argyle (80 MWac) — classées par statut de consentement, au sein d'un pipeline total non engagé d'environ 11 TWh incluant le solaire, la géothermie et l'éolien.
Carte complète de la Nouvelle-Zélande avec légendes de projets et badges de statut de consentement sur la gauche ; barre empilée (~4 vs ~7 TWh) reliée à deux graphiques en anneau sur le mix technologique à droite.
Parc éolien de Southland : jusqu'à 55 turbines, >325 MW, production moyenne >1 210 GWh. Consentement approuvé en avril 2026 ; Mafic mandaté pour trouver un partenaire stratégique pour le pipeline éolien de Contact avec une liste restreinte de candidats ; lettre d'intention non contraignante avec Rio Tinto pour un PPA soutenant un redémarrage potentiel de la ligne de cuves 4 de 50 MW à la fonderie d'aluminium NZAS ; DIF visée pour mi-2027.
Carte à gauche avec photo du parc éolien et statistiques d'électricité superposées ; carte à droite avec quatre mises à jour de projet sous forme de puces en chevrons rouges et un encart de la carte du site de Southland.
Quatre tendances du marché : chute de la production nationale de gaz de 135 PJ (FY24) à 93 PJ (FY26), soit un déclin annuel moyen (CAGR) de 17 % ; croissance de la demande de seulement 0,3 % par an en moyenne depuis 2021, malgré d'importantes charges industrielles à venir ; part thermique de la production à environ 7 % en FY26, au plus bas depuis la création du marché ; et élargissement des écarts de prix saisonniers. Un graphique des prix de gros et à terme sur 10 ans montre que les contrats à long terme sont passés d'environ 80 NZ$/MWh à 170 NZ$/MWh, avant de se stabiliser récemment autour de 130 NZ$/MWh, proche de la vision à long terme de Contact de 120–130 NZ$/MWh (2026 réel).
Quatre colonnes de texte avec icônes en haut ; rangée inférieure comprenant un graphique à trois barres sur la production de gaz et un large graphique linéaire des prix avec annotations par périodes et encadré d'appel.
Les scénarios de demande du MBIE varient de 47 à 61 TWh d'ici 2035 ; la demande de pointe est passée de 6 952 MW à 7 564 MW, principalement tirée par l'usage résidentiel. Principaux moteurs de la demande : environ 1 GW de projets de centres de données dans le pipeline de Transpower, lettre d'intention de Rio Tinto pour la ligne 4 de NZAS, électrification de la production laitière de Fonterra (abandon du charbon d'ici 2037), croissance démographique supérieure à 1 % par an et prévision de plus de 40 % de véhicules électriques dans la flotte légère (3,7 % en 2026).
Deux graphiques linéaires côte à côte (éventail des scénarios de demande, demande de pointe) avec des zones de commentaires grises arrondies ; bande inférieure de quatre cartes de moteurs de croissance avec icônes et logos de partenaires.
Les centres de données passent de petites installations cloud domestiques de 10–20 MW en ville (ex: CDC Silverdale 20 MW) à des hubs régionaux de plus de 100 MW pour des charges de travail IA mondiales tolérantes à la latence pouvant atteindre 1 000 MW (ex: projet de 250 MW de CDC à Stratford, projet de 280 MW de Datagrid à Southland). Une carte montre les câbles sous-marins en fibre optique actuels et futurs vers l'Australie et les États-Unis, ainsi que six zones stratégiques pour les centres de données.
Tableau comparatif (charges de travail, emplacement, échelle, exemple néo-zélandais avec photos) à gauche ; carte de la Nouvelle-Zélande avec tracés des câbles sous-marins et zones ombrées à droite.
Analyse du BCG évaluant la Nouvelle-Zélande sur cinq piliers d'investissement : rapidité (raccordement au réseau en 1–3 ans contre 5+ ans ailleurs, procédures accélérées, ~1 GW de production en construction ou prêt à démarrer), coût compétitif (énergie sécurisée, terrains abondants), sites avantageux (>1 GW de capacité réseau sous 1–2 ans sur 6 zones, 4 câbles sous-marins existants et 4 nouveaux), politiques de soutien (amortissement immédiat de 20 % des capex ; 8e sur 82 au classement EIU Business Environment) et durabilité/sécurité (95 %+ renouvelable d'ici 2027, adéquation des données avec l'UE, notation Aaa de Moody's).
Tableau à trois colonnes avec en-tête rouge : pilier d'investissement (icône), composante clé, position compétitive de la NZ, avec flèches vertes vers le haut ou marqueurs neutres gris par ligne.
Les scénarios de marché du BCG prévoient une croissance de la capacité des centres de données en NZ de 45 MW (2020) et 125 MW (2025) à 800 MW en 2030, et jusqu'à 1 425 MW en 2035 dans le scénario d'exportation haute. Contact liste six principes fondamentaux : nouvelle demande couverte par de nouvelles énergies renouvelables, contribution des centres de données aux coûts de transport, prix de l'électricité équitables reflétant le coût du renouvelable sécurisé, refroidissement en circuit fermé, bénéfices pour les communautés locales et valeur régionale durable.
Graphique à colonnes empilées (domestique, base export, export haut) avec un appel arrondi à gauche ; liste numérotée de six principes dans des lignes encadrées avec cercles rouges à droite.
Après la fermeture de la centrale à gaz TCC en mars 2026, Contact et CDC solliciteront les autorisations pour un centre de données de 250 MW (charge IT) à Stratford avec refroidissement en circuit fermé. Atouts du site : solaire autorisé de 150 MWac / 312 GWh avec jusqu'à 750 MWh de batteries couplées en courant continu et autorisation pour 500 MW de batteries à l'échelle du réseau ; 350 MW de capacité de transport sous 1–2 ans et 600 MW sous 2–3 ans ; fibre diversifiée vers Auckland ; terrains en propriété ou sous option ; altitude et climat favorisant le PUE et la récupération des eaux de pluie ; 50 ans de présence locale. Les unités de pointe au gaz de 200 MW existantes ne sont pas affectées.
Bande d'introduction grise avec logos CDC et Contact ; grille 3x2 de cartes arrondies aux contours rouges, chacune avec une photo circulaire et un texte court.
Priorités : financer les opérations de base (capex de maintenance 110–120 M NZ$ par an, 2025 réel), préserver la solidité financière (notation BBB, dette nette/EBITDAF 2,6–2,8x, limite haute 3,0x), verser des dividendes (80–100 % du flux de trésorerie disponible opérationnel sur quatre ans glissants ; rachats d'actions envisagés si l'effet de levier est inférieur à la cible) et investir pour la croissance. Indicateurs investisseurs : rendement des projets >10 % (ou WACC + 200–300 points de base), hausse du ROIC de +300 points de base d'ici FY31, flux de trésorerie disponible opérationnel à 55–60 % de l'EBITDAF. Sources de financement : croissance de l'EBITDAF, excédent d'OFCF, titres hybrides et actions via DRP.
Quatre icônes de priorité reliées par des chevrons en haut ; rangée centrale séparant les engagements de croissance (deux cartes blanches) et les indicateurs investisseurs (trois tuiles blanches) ; flux des sources de financement par flèche en bas.
Séparateur de section introduisant la première annexe sur le secteur de l'électricité en Nouvelle-Zélande.
Titre de l'annexe en rouge sur fond blanc à gauche ; grande photo aérienne d'un barrage hydroélectrique de l'île du Sud occupant les deux tiers droits.
Chaîne de valeur : 4 producteurs majeurs (Meridian 33 %, Contact 23 %, Mercury 21 %, Genesis 11 %, autres 12 %), un pool spot, 1 gestionnaire de réseau national (Transpower), 29 entreprises de distribution en monopoles réglementés, et 8 détaillants de plus de 50 000 raccordements desservant 2,4 millions de consommateurs. Répartition de la facture moyenne : production 38,5 %, distribution 24,5 %, GST 13,0 %, vente au détail 11,0 %, transport 8,0 %, comptage 4,5 %, taxes 0,5 %. Les modifications des tarifs réseau au 1er avril 2025 ont augmenté les factures des ménages de 10 à 25 NZ$ par mois.
Chaîne de valeur de gauche à droite avec des cercles gris et rouges numérotés sous des en-têtes concurrentiels/réglementés ; barres de parts de marché empilées avec logos d'entreprises ; graphique circulaire central de la facture moyenne.
Production nationale pour l'exercice FY26 de 41,2 TWh : hydroélectricité 60 %, géothermie 23 %, éolien 9 %, gaz 6 %, charbon 1 %, solaire 1 %. Les émissions liées à l'électricité sont passées d'une moyenne sur cinq ans de 4,0 millions de tCO2e (2017–2021) à 2,9 (2022–2026), avec 1,2 pour le gaz et 0,3 pour le charbon en 2026. Un graphique du stockage moyen des lacs hydroélectriques contrôlés depuis la fin des années 1990 (moyenne 2 809 GWh) montre la variabilité des années sèches, confirmant que le gaz et le charbon stockés restent essentiels pour la résilience.
Colonne de gauche avec un grand chiffre « 41,2 TWh », un graphique en anneau du mix de production et des barres d'émissions empilées avec des lignes de moyenne en pointillés ; panneau droit avec un long graphique linéaire du stockage hydroélectrique incluant des lignes de référence max/min/moyenne.
Cinq thèmes, chacun avec des actions réalisées et des perspectives : investissement soutenu dans les renouvelables (consentements accélérés, 4 TWh ajoutés en cinq ans, 93 % de renouvelable en FY26, ~3 TWh engagés d'ici 2027) ; gestion de la sécurité du combustible et du risque d'année sèche (réponse à la demande de NZAS, options de soutien à Huntly, terminal d'importation de GNL potentiel) ; amélioration des paramètres du marché ; innovation pour les clients industriels (contrats à long terme NZAS, 1 TWh d'électrification laitière, four à arc électrique de NZ Steel, jusqu'à ~725 MW de centres de données d'ici 2035) ; et soutien au bien-être énergétique (~5 M NZ$ de soutien Contact Good en FY26, 7,5 M NZ$ engagés pour l'exercice FY27).
Cinq colonnes à en-tête rouge avec icônes ; deux rangées de cadres aux contours rouges étiquetés verticalement « Réalisé » et « Perspectives ».
Séparateur de section introduisant la deuxième annexe avec des informations complémentaires spécifiques à Contact.
Titre de l'annexe en rouge à gauche ; grande photo intérieure d'une salle des turbines de centrale électrique à droite.
Passage à l'EBITDAF sous-jacent (activités poursuivies) à partir de la marge sur ventes d'électricité et autres marges brutes moins les coûts fixes, les pertes de localisation et les coûts de combustible : 546 M NZ$ (FY22), 573 M, 663 M, 774 M et 1 011 M NZ$ (FY26), avec une marge sur ventes d'électricité de 1 640 M NZ$ en FY26. Le volume des canaux à long terme a atteint 7,58 TWh à 132 NZ$/MWh en FY26 ; canaux de marché 4,10 TWh à 155 NZ$/MWh ; production renouvelable 9,96 TWh à un coût de combustible d'environ 1 NZ$/MWh ; les volumes thermiques, acquis et PPA sont tombés à 1,74 TWh à 138 NZ$/MWh.
Grand graphique à barres empilées des composantes de l'EBITDAF à gauche ; quatre graphiques combinés plus petits (barres de volume empilées avec lignes de prix) dans une grille 2x2 à droite.
Total des canaux de commercialisation pour l'FY26 de 11,5 TWh : vente au détail 3,7 TWh (174 NZ$/MWh), prix fixe stratégique 3,9 TWh (92 NZ$/MWh), C&I 1,9 TWh (165 NZ$/MWh) et CFD 2,0 TWh (155 NZ$/MWh). Les contrats à terme ASX Otahuhu pour FY27–FY31 se situent autour de 163–175 NZ$/MWh aux pics, contre une vision de gros à long terme de 120–130 NZ$/MWh (réel 2026). Attentes Contact31+ : volume stratégique à prix fixe stable hors Stratford, en hausse avec le centre de données.
Mise en page en quatre panneaux : graphique linéaire des contrats à terme, cartes de liaison de prix avec cercles de prix rouges, une seule barre de canal empilée, et une grille d'icônes fléchées montrant les attentes de volume et de prix.
Cartes de chaque actif opérationnel avec sa capacité : 649 MW de géothermie dans l'île du Nord (ex. Tauhara 174 MW, Te Mihi 166 MW, Wairakei 138 MW), 255 MW d'hydroélectricité dans l'île du Nord, 1 040 MW d'hydroélectricité dans l'île du Sud (Clyde 464 MW, Roxburgh 320 MW), centrales de pointe de Stratford 200 MW, Whirinaki 156 MW, batterie Glenbrook-Ohurua 1 (100 MW / 200 MWh) et solaire Kōwhai Park (150 MWac).
Cartes grises côte à côte des îles du Nord et du Sud avec des points de couleur et des lignes de rappel en pointillés vers les étiquettes de capacité ; encadrés rouges pour la capacité totale.
Options combinées solaire et éolien de ~10 TWh (~2,5 TWh solaire, ~7 TWh éolien) présentées par statut de terrain/consentement, plus un tableau des projets listant les projets engagés (Te Mihi Étape 2, Glorit, Glenbrook-Ohurua 2), les options Contact31+ prioritaires (Argyle, solaire et batterie Stratford, Southland, Huriwaka, Tauhara 2, Te Mihi Étape 3, Tauhara 3) et les options en cours d'évaluation (Kaihiku JV 300 MW, Kaipara, Moa Creek, Pouto >400 MW, Hapuakohe, Mackenzie Basin, Ototoka, Marlborough et autres projets solaires/éoliens) avec capacité, production et barres de statut.
Deux graphiques en anneau superposés à gauche avec notes de bas de page ; large tableau à en-tête rouge à droite avec étiquettes de groupe verticales et barres d'état roses de style Gantt.
Questions courantes sur cette diapositive et le contenu de présentation sous-jacent.
Il s'agit du support de 24 pages utilisé par Contact Energy pour son roadshow international auprès des investisseurs en octobre/novembre 2026, déposé auprès de l'ASX le 20 octobre 2026. Il détaille le portefeuille d'énergies renouvelables de la société, la stratégie Contact31+, le programme de construction, le pipeline de plus de 11 TWh, le partenariat avec CDC pour le centre de données de Stratford, l'allocation du capital, ainsi que deux annexes sur le marché de l'électricité en Nouvelle-Zélande et l'économie du portefeuille de Contact.
Contact Energy est cotée à la fois sur le NZX et l'ASX sous le code CEN, elle dépose donc ses documents destinés aux investisseurs auprès des deux bourses. Sauf indication contraire, tous les montants figurant dans le support sont exprimés en dollars néo-zélandais (NZ$) et non en dollars australiens.
L'exercice fiscal de Contact s'étend de juillet à juin, tout comme l'exercice fiscal australien. L'exercice FY26 couvre la période de juillet 2025 à juin 2026, et les chiffres de l'entreprise présentés dans le support sont arrêtés au 30 juin 2026.
L'EBITDAF sous-jacent est passé de 546 millions NZ$ pour l'exercice FY22 à 1 011 millions NZ$ pour l'exercice FY26. Le dividende a progressé de 35 cents par action pour l'exercice FY23 à 40 cents pour l'exercice FY26, avec une ambition de dépasser les 50 cents d'ici l'exercice FY31. Le cadre de gestion du capital vise un ratio dette nette/EBITDAF de 2,6–2,8x et une notation de crédit BBB.
Les diapositives 11 à 14 expliquent comment les charges de travail liées à l'IA font de la Nouvelle-Zélande un emplacement viable pour les centres de données. Elles citent des scénarios du BCG prévoyant jusqu'à 1 425 MW de capacité de centres de données en Nouvelle-Zélande d'ici 2035, et présentent le partenariat de Contact avec CDC pour obtenir l'autorisation d'un centre de données de 250 MW sur son site de Stratford, soutenu par des batteries colocalisées et une nouvelle production d'énergie renouvelable.
Oui. En plus du PDF original, un fichier PPTX modifiable a été converti à partir du PDF, permettant de modifier les zones de texte, les tableaux et les formes. S'agissant d'une conversion, certains graphiques et cartes peuvent apparaître sous forme d'images et les polices peuvent nécessiter un ajustement ; il ne s'agit pas d'un fichier modèle original de Contact Energy.
Le support présente des structures réutilisables pour les présentations dans les secteurs de l'énergie et des infrastructures : grilles de statistiques avec icônes et chiffres, pipelines de projets basés sur des cartes, graphiques combinant barres et lignes de prix, tableaux de bord et flux d'allocation du capital. Créez votre propre version dans 2Slides avec un style rouge et gris similaire et remplacez le contenu par vos propres données.
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