Matador Resources Company annonce une acquisition stratégique dans le bassin du Delaware.

Matador Resources Company (NYSE : MTDR) (« Matador » ou la « Société ») a annoncé aujourd’hui qu’une filiale en propriété exclusive de Matador a conclu un accord définitif pour acquérir Advance Energy Partners Holdings, LLC (« Advance »), y compris certains les propriétés productrices de pétrole et de gaz naturel et les superficies non développées situées dans le comté de Lea, au Nouveau-Mexique et dans le comté de Ward, au Texas (la « transaction anticipée »). La contrepartie de l’opération anticipée consistera en un paiement initial en espèces de 1,6 milliard de dollars, sous réserve des ajustements de clôture habituels, plus une contrepartie en espèces supplémentaire de 7,5 millions de dollars pour chaque mois de 2023 au cours duquel le prix moyen du pétrole tel que défini dans le contrat d’achat de titres dépasse 85 dollars. par baril. Advance est une société de portefeuille d’EnCap Investments LP (« EnCap »).

La transaction anticipée est soumise aux conditions de clôture habituelles et devrait être clôturée au début du deuxième trimestre de 2023 avec une date effective au 1er janvier 2023. Une courte présentation de diapositives résumant la transaction anticipée est également incluse sur le site Web de la société à l’adresse http://www.matadorresources .com sur la page Événements et présentations sous l’onglet Relations avec les investisseurs. La direction de Matador organisera une conférence téléphonique en direct pour discuter de la transaction anticipée le mardi 24 janvier 2023 à 10h00, heure centrale.

Joseph Wm. Foran, fondateur, président et chef de la direction de Matador, a commenté : « Matador est très enthousiasmé par cette opportunité stratégique complémentaire ainsi que par l’opportunité de travailler avec Advance et EnCap. Nous considérons cette transaction comme une opportunité unique de création de valeur pour Matador et ses actionnaires. Nous avons évalué cette transaction en fonction de la qualité de la roche, du solide profil de production et de flux de trésorerie existant, des ajouts potentiels aux réserves, de l’inventaire de haute qualité, des opportunités intermédiaires disponibles et de l’adéquation stratégique avec notre portefeuille existant de propriétés. Nous avons l’intention de financer la transaction anticipée avec une combinaison de liquidités disponibles, de flux de trésorerie disponibles avant la clôture et d’emprunts en vertu de notre accord de crédit, en vertu duquel nous prévoyons d’augmenter notre engagement choisi dans le cadre de cette transaction. Surtout, cette acquisition ne devrait pas avoir d’impact significatif sur le profil d’endettement de Matador,

Faits saillants de la transaction

   – Devrait générer un BAIIA ajusté(1) prévisionnel sur un an d’environ 475 à 525 millions de dollars aux prix détachés à la mi-janvier 2023, ce qui représente un multiple de prix d’achat attrayant de 3,2x
   – Relutif pour les principaux paramètres financiers et d’évaluation pertinents
   – Augmentation significative des emplacements de forage pro forma dans les principales zones de développement
   – Fournit des avantages liés aux opportunités potentielles du secteur médian pour Pronto Midstream, LLC (« Pronto »), la filiale médiane en propriété exclusive de Matador, qui opère dans cette région du comté de Lea, au Nouveau-Mexique
   – PV-10 (valeur actuelle actualisée à 10 %)2 au 31 décembre 2022 de 1,92 milliard de dollars sur le total des réserves prouvées de pétrole et de gaz naturel en utilisant la tarification à ciel ouvert à la mi-janvier 2023, ce qui dépasse le prix d’achat de 1,6 milliard de dollars
     – PV-10(2) des réserves prouvées de pétrole et de gaz naturel développées (PD) au 31 décembre 2022 de 1,14 milliard de dollars, soit environ 45 600 $ par bep courant, en utilisant la tarification par strip à la mi-janvier 2023
   – Préserve le bilan solide de Matador avec effet de levier devrait rester inférieur à 1,0x, permettant à Matador de maintenir sa flexibilité opérationnelle et financière tout en continuant à redonner de la valeur aux actionnaires grâce à son dividende trimestriel

fixe

   – Production estimée au premier trimestre 2023 de 24 500 à 25 500 barils d’équivalent pétrole et gaz naturel (« BEP ») par jour (74 % de pétrole)
   – Environ 18 500 acres nets (99 % détenus par la production) au cœur du nord Bassin du Delaware, dont la plupart est stratégiquement situé dans la zone d’actifs Ranger de Matador dans le comté de Lea, au Nouveau-Mexique, près des propriétés existantes de Matador
   – 406 emplacements horizontaux bruts (203 nets) identifiés pour de futurs forages, y compris des cibles potentielles dans les formations Wolfcamp, Bone Spring et Avalon
     – Inclure 21 puits bruts (20 nets) forés mais inachevés (« DUC ») qui devraient être convertis en ventes au second semestre 2023
     – Inclut 206 emplacements bruts (174 nets) exploités (participation directe de 84 %) et 200 emplacements bruts (29 nets) non exploités (participation directe de 15 %)
     – Les emplacements sont conformes à la méthodologie de Matador pour l’estimation des stocks avec généralement trois à quatre (ou moins) d’emplacements par section, ou l’équivalent d’un espacement de 160 acres (ou plus), dans tous les intervalles d’achèvement potentiels
38 emplacements supplémentaires bruts (35 nets) supplémentaires dans la formation Wolfcamp D
     – Favorisant le forage de canalisations latérales plus longues avec une longueur latérale moyenne prévue pour les emplacements exploités d’environ 9 400 pieds
   – Advance utilise actuellement une plate-forme de forage pour forer 21 puits bruts (19 puits nets) dans la partie nord de la zone d’actifs Antelope Ridge de Matador dans le comté de Lea, au Nouveau-Mexique, mais ces puits ne devraient pas être mis en vente avant le début de 2024
   – Estimation des dépenses en immobilisations de forage, d’achèvement et d’équipement (« D/C/E ») de 300 $ à 350 millions de dollars en 2023 sur la base d’une plate-forme de forage en exploitation sur les propriétés d’Advance,
     – Comprend les coûts d’achèvement prévus pour les 21 CID bruts indiqués ci-dessus
     – Environ 225 $ à 275 millions de dollars devraient être engagés entre la date de clôture prévue et la fin de l’année 2023

Matador estime le total des réserves prouvées de pétrole et de gaz naturel associées à ces propriétés à environ 106,4 millions de bep (73 % de pétrole) au 31 décembre 2022. La PV-102 des réserves prouvées de pétrole et de gaz naturel de ces propriétés au 31 décembre 2022 était d’environ 2,86 milliards de dollars en utilisant les mêmes prix moyens arithmétiques non pondérés du premier jour du mois pour la période de 12 mois précédente utilisée pour évaluer les réserves de la Société au 31 décembre 2022, qui sont de 90,15 $ par baril de pétrole et de 6,36 $ par MMBtu de gaz naturel. Matador s’attend à ajouter des réserves prouvées futures et de la valeur des réserves à la suite du développement de ces propriétés à l’avenir. Ces estimations de réserves ont été préparées par le personnel d’ingénierie de Matador et vérifiées par Netherland, Sewell & Associates, Inc., des ingénieurs de réservoir indépendants.

M. Foran a ajouté : « Nous avons soigneusement géré et renforcé notre bilan au fil du temps afin d’être en mesure de saisir une opportunité spéciale comme celle-ci. L’emplacement et la qualité spécifiques de ces actifs sélectionnés, les solides flux de trésorerie existants, le potentiel de paiement multiple, les économies de coûts associées au développement de ces actifs via des embranchements plus longs sur des plates-formes multipuits avec des installations centralisées, les synergies médianes avec Pronto et la société détenue – Le statut par production de la superficie était des caractéristiques clés qui nous ont attirés vers cette opportunité unique et devraient considérablement améliorer notre portefeuille déjà solide du bassin du Delaware. Cette acquisition nous offre également une échelle opérationnelle accrue dans le bassin du Delaware, ce qui, selon nous, améliorera nos taux de rendement globaux et nos coûts unitaires de production.

« Gary Petersen est l’un des fondateurs et associé directeur d’EnCap . Je connais Gary depuis de nombreuses années. Gary est l’une des personnes que j’ai le plus admirées et respectées dans notre industrie. Nous avons toujours voulu faire un accord comme celui-ci ensemble. La relation avec Gary a été essentielle au bon déroulement de la négociation de cette transaction, et je tiens à remercier Gary, les autres personnes d’EnCap, l’équipe Advance et l’équipe Matador pour leur travail acharné et leur intégrité dans la conclusion d’un accord gagnant-gagnant. pour les deux parties. Nous apprécions également le soutien de nos autres amis et actionnaires, et nous attendons avec impatience les opportunités supplémentaires et les flux de trésorerie disponibles que cette nouvelle superficie offrira à Matador. »

(1) Le BAIIA ajusté est une mesure financière non conforme aux PCGR. La Société définit l’EBITDA ajusté comme le bénéfice avant charges d’intérêts, impôts sur le revenu, épuisement, dépréciation et amortissement, accroissement des obligations liées à la mise hors service d’actifs, dépréciations de propriétés, gains et pertes non réalisés sur dérivés, certains autres éléments hors trésorerie et charge de rémunération à base d’actions hors trésorerie. et le gain ou la perte net(te) sur les ventes d’actifs et les dépréciations. Les mesures PCGR les plus comparables à l’EBITDA ajusté sont le bénéfice net ou la trésorerie nette provenant des activités d’exploitation. La Société n’a pas fourni de telles mesures conformes aux PCGR ou un rapprochement avec ces mesures conformes aux PCGR, car elles seraient de nature préliminaire et prospective et ne pourraient pas être préparées sans l’estimation d’un certain nombre de variables inconnues à l’heure actuelle.

(2) PV-10 est une mesure financière non conforme aux PCGR, qui diffère de la mesure financière conforme aux PCGR de « mesure standardisée » car PV-10 n’inclut pas les effets des impôts sur les bénéfices futurs. Les impôts sur les bénéfices liés aux propriétés acquises ne sont pas connus à ce moment parce que l’assiette fiscale de la Société dans ces propriétés ne sera connue qu’à la clôture de la transaction et est assujettie à de nombreuses variables. Ainsi, la Société n’a pas fourni la mesure standardisée des propriétés acquises ou un rapprochement de PV-10 avec la mesure standardisée.

Origine : Communiqué Matador Resources