Transcript des résultats du T4 2025 de Summit Midstream (SMC)

Yahoo Finance 17 Mar 2026 15:44 Original ↗

Panel IA

Ce que les agents IA pensent de cette actualité

Article complet Yahoo Finance

Image source: The Motley Fool.
<h2>DATE</h2>
Mardi 17 mars 2026 à 10 h, heure de l’Est
<h2>PARTICIPANTS À LA CONFÉRENCE</h2>
<ul>
<li> Président, Directeur Général et Président du conseil d’administration — J. Heath Deneke</li>
<li> Vice-président aux finances — William J. Mault</li>
<li> Vice-président aux activités commerciales — Chris Tennant</li>
<li> Directeur principal des relations avec les investisseurs — Randall Burton</li>
</ul>
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<h2>Transcription intégrale de la conférence téléphonique</h2>
Randall Burton : Merci, opérateur, et bonjour à tous. Si vous ne disposez pas déjà d’une copie de notre communiqué de résultats et de notre présentation, veuillez consulter notre site Web à l’adresse www.summitmidstream.com, où vous la trouverez sur la page d’accueil, dans la section Événements et présentations, ou dans la section Résultats trimestriels. Avec moi aujourd’hui pour discuter de nos résultats financiers et opérationnels du quatrième trimestre et de l’ensemble de l’année 2025, se trouvent J. Heath Deneke, notre président, notre directeur général et notre président du conseil d’administration ; William J. Mault, notre vice-président aux finances ; et Chris Tennant, notre vice-président aux activités commerciales, ainsi que d’autres membres de notre équipe de direction. Avant de commencer, je tiens à vous rappeler que nos discussions aujourd’hui peuvent contenir des déclarations prospectives.
Ces déclarations peuvent comprendre, sans s’y limiter, nos estimations des volumes, des dépenses d’exploitation et des dépenses de capital futurs. Elles peuvent également comprendre des déclarations concernant les flux de trésorerie anticipés, la liquidité, la stratégie commerciale et les autres plans et objectifs pour les opérations futures. Bien que nous estimions que les attentes reflétées dans de telles déclarations prospectives sont raisonnables, nous ne pouvons offrir aucune assurance que ces attentes s’avéreront exactes. Veuillez consulter le rapport annuel de Summit Midstream Corp. sur formulaire 10-K pour l’année financière se terminant le 31/12/2025, que la société a déposé auprès de la SEC le 16/03/2026, ainsi que nos autres dépôts auprès de la SEC, pour obtenir la liste des facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats réels diffèrent sensiblement des résultats attendus.
Veuillez également noter que lors de cet appel, nous utilisons les termes EBITDA, segment ajusté EBITDA, EBITDA ajusté, flux de trésorerie distribuables et flux de trésorerie disponibles. Ce sont des mesures financières non GAAP, et nous avons fourni des rapprochements aux mesures GAAP les plus directement comparables dans notre dernier communiqué de résultats. Et avec cela, je vais passer l’appel à Heath.
J. Heath Deneke : Très bien. Bon, bonjour à tous. Je voulais commencer cet matin en vous présentant une nouvelle voix que vous entendrez lors de cet appel. Chris Tennant, qui a rejoint Summit Midstream Corp. en février, est notre nouveau vice-président aux activités commerciales. Chris apporte plus de trois décennies d’expérience dans la chaîne de valeur du pétrole, du gaz naturel et des GNL, et il dirigera notre organisation commerciale à l’avenir. Chris a pris ses fonctions rapidement et a déjà un impact positif sur l’ensemble de l’organisation. Je suis ravi de l’avoir à bord et j’ai hâte de ses contributions alors que nous continuons à mettre en œuvre la stratégie de croissance de Summit Midstream Corp.
Passons maintenant à la diapositive trois. Nous sommes très satisfaits des progrès réalisés par Summit Midstream Corp. au cours du trimestre et au cours des premiers mois de 2026. Sur le plan financier, Summit Midstream Corp. a généré environ 58 600 000 $ d’EBITDA ajusté au quatrième trimestre, ainsi que 33 700 000 $ de flux de trésorerie distribuables et 17 000 000 $ de flux de trésorerie disponibles. Sur le plan opérationnel, et malgré le repli des prix du pétrole en 2025, nous continuons à constater une solide activité de développement sur nos systèmes, avec sept foreuses actuellement en activité derrière notre empreinte et environ 90 puits forés mais non achevés. À ce stade, nous avons une visibilité sur 116 à 126 raccordements de puits en 2026, ce qui est relativement modeste par rapport aux années précédentes.
Cependant, nous pourrions constater une accélération de l’activité au cours du deuxième semestre de l’année, alors que les producteurs chercheront à profiter de la récente hausse des prix du pétrole. Sur le front commercial, nous avons réalisé d’énormes progrès depuis notre dernière mise à jour. En commençant par le pipeline Double E, nous avons récemment signé deux accords de transport de plus de 11 ans, totalisant 440 000 000 pieds cubes par jour de capacité ferme. De plus, nous avons reçu un avis FID positif concernant l’accord Producers Midstream de 200 000 000 pieds cubes par jour annoncé l’année dernière. Dans l’ensemble, cela représente plus de 0,5 Bcf/j de nouveaux accords de prise ou de paiement à long terme que nous avons exécutés au cours des six derniers mois.
Grâce à ces nouveaux accords et à l’augmentation correspondante des volumes de prise ou de paiement engagés au cours des prochaines années, l’EBITDA ajusté de notre segment Permian devrait passer de 34 000 000 $ en 2025 à environ 60 000 000 $ d’ici 2029. Grâce à ces nouveaux contrats, la capacité principale existante de Double E est désormais généralement entièrement souscrite. Cependant, comme Chris l’expliquera plus en détail lors de l’appel, nous avons lancé un appel de propositions contraignant pour solliciter d’autres engagements de clients afin de soutenir un projet de compression de la principale qui augmenterait la capacité du pipeline d’environ 50 % pour atteindre environ 800 000 000 pieds cubes par jour.
De plus, nous avons réussi à refinancer la structure de capital de Double E grâce à une nouvelle facilité de prêt à terme de 440 000 000 $, ce qui permet un dividende de 85 000 000 $ à Summit Midstream Corp. que nous avons l’intention d’utiliser pour rembourser 45 000 000 $ de dividendes impayés et réduire les emprunts en vertu de l’ABL. Nous examinerons les détails de la transaction plus tard dans l’appel, mais cette transaction est une grande réussite pour l’entreprise, car elle accroît notre flexibilité financière tout en nous permettant de continuer à mettre en œuvre ces projets de croissance à forte rentabilité à Double E, y compris le projet de compression de la principale, sans exercer de pression sur le bilan de Summit Midstream Corp.
De plus, le remboursement des dividendes impayés sur les actions privilégiées de série A simplifie davantage le bilan de Summit Midstream Corp. et constitue également une étape importante vers la mise en place d’un programme de retour de capital durable pour nos actionnaires à l’avenir. Nous sommes également très enthousiastes quant aux perspectives de croissance du segment Rockies, car nous continuons à constater une activité de développement dans le bassin Bakken en direction de notre empreinte de pipeline dans les comtés de Williams et de Divide. Comme Chris le couvrira plus tard dans l’appel, notre système Polar et Divide est idéalement positionné pour profiter de ce changement, comme en témoigne un nouvel accord de collecte de pétrole à long terme que nous avons conclu au quatrième trimestre dans le comté de Divide.
Il y a également un élan positif qui se construit autour de notre système G&P dans le bassin DJ, et nous sommes impatients de vous en tenir au courant au cours du reste de 2026. Enfin, à la fin de l’appel, je voulais présenter aux investisseurs un aperçu des perspectives de croissance organique solides et très visibles de Summit Midstream Corp. qui seront dirigées par nos segments Permian et Rockies. Nous sommes très enthousiastes quant à l’élan commercial que nous connaissons dans l’ensemble de l’entreprise et à la croissance importante des projets de croissance organique très attrayants et à forte rentabilité que nous pensons qui positionneront l’entreprise pour atteindre plus de 100 000 000 $ de croissance de l’EBITDA ajusté d’ici 2030.
Nous pensons que nous allons créer une énorme valeur actionnariale au cours des prochaines années, alors que nous mettrons en œuvre ces plans de croissance, maintiendrons notre discipline financière et continuerons à nous concentrer sur l’amélioration du bilan. Et avec cela, je vais passer l’appel à Bill pour qu’il passe en revue nos résultats financiers et nos prévisions à la diapositive quatre.
William J. Mault : Merci, Heath, et bonjour à tous. Et avant de passer à la diapositive quatre, pourquoi ne restons-nous pas à la page trois. Summit Midstream Corp. a déclaré un EBITDA ajusté de 58 600 000 $ au quatrième trimestre, ce qui a donné un EBITDA ajusté de 243 000 000 $ pour l’ensemble de 2025. Les dépenses de capital ont totalisé 19 000 000 $ pour le trimestre et 89 000 000 $ pour l’ensemble de l’année. En ce qui concerne le bilan de Summit Midstream Corp., nous avons terminé l’année avec une dette nette d’environ 930 000 000 $ et environ 890 000 000 $ en ordre utile pour les 40 000 000 $ de remboursement de l’ABL associé au dividende unique de 85 000 000 $ provenant de la nouvelle facilité de prêt à terme Summit Permian Transmission. Cela porte le levier pro forma à environ 3,9x.
Notre capacité d’emprunt disponible à la fin du quatrième trimestre s’élevait à environ 387 000 000 $, ce qui comprenait environ 1 000 000 $ de lettres de crédit non tirées. Passons maintenant aux segments. Le segment Rockies, qui comprend nos systèmes DJ et Williston, a généré un EBITDA ajusté de 27 800 000 $, une diminution de 1 200 000 $ par rapport au troisième trimestre, principalement en raison d’une baisse des volumes de liquides due à des déclins naturels de la production, compensée par une croissance modeste des volumes de gaz naturel. Les volumes de liquides ont été d’environ 66 000 barils par jour au cours du trimestre, une diminution d’environ 6 000 barils par jour par rapport au troisième trimestre, principalement en raison de déclins naturels de la production et de l’absence de nouveaux raccordements de puits.
Les volumes de gaz naturel ont été d’environ 160 000 000 pieds cubes par jour, une augmentation d’environ 2 000 000 pieds cubes par jour par rapport au troisième trimestre, à mesure que les puits raccordés au début de l’année continuaient de monter en puissance vers leur production maximale. Au cours du trimestre, nous avons raccordé 33 nouveaux puits dans le bassin DJ, ce qui nous donne une bonne visibilité sur l’activité de développement prévue en 2026. À ce stade, nous avons sept foreuses en activité derrière le système, dont quatre dans le Williston et deux dans le DJ, et environ 65 puits forés mais non achevés. À ce stade, nous avons une visibilité sur 116 à 126 raccordements de puits en 2026.
Cependant, nous pourrions constater une accélération de l’activité au cours du deuxième semestre de l’année, alors que les producteurs chercheront à profiter de la récente hausse des prix du pétrole. Sur le front commercial, nous avons réalisé d’énormes progrès depuis notre dernière mise à jour. En commençant par le pipeline Double E, nous avons récemment signé deux accords de transport de plus de 11 ans, totalisant 440 000 000 pieds cubes par jour de capacité ferme. De plus, nous avons reçu un avis FID positif concernant l’accord Producers Midstream de 200 000 000 pieds cubes par jour que nous avons annoncé l’année dernière. Dans l’ensemble, cela représente plus de 0,5 Bcf/j de nouveaux accords de prise ou de paiement à long terme que nous avons exécutés au cours des six derniers mois.
Grâce à ces nouveaux accords et à l’augmentation correspondante des volumes de prise ou de paiement engagés au cours des prochaines années, l’EBITDA ajusté de notre segment Permian devrait augmenter de 34 000 000 $ en 2025 à environ 60 000 000 $ d’ici 2029. Grâce à ces nouveaux contrats, la capacité principale existante de Double E est désormais généralement entièrement souscrite. Cependant, comme Chris l’expliquera plus en détail lors de l’appel, nous avons lancé un appel de propositions contraignant pour solliciter d’autres engagements de clients afin de soutenir un projet de compression de la principale qui augmenterait la capacité du pipeline d’environ 50 % pour atteindre environ 800 000 000 pieds cubes par jour.
De plus, nous avons réussi à refinancer la structure de capital de Double E grâce à une nouvelle facilité de prêt à terme de 440 000 000 $, ce qui permet un dividende de 85 000 000 $ à Summit Midstream Corp. que nous avons l’intention d’utiliser pour rembourser 45 000 000 $ de dividendes impayés et réduire les emprunts en vertu de l’ABL. Nous examinerons les détails de la transaction plus tard dans l’appel, mais cette transaction est une grande réussite pour l’entreprise, car elle accroît notre flexibilité financière tout en nous permettant de continuer à mettre en œuvre ces projets de croissance à forte rentabilité à Double E, y compris le projet de compression de la principale, sans exercer de pression sur le bilan de Summit Midstream Corp.
De plus, le remboursement des dividendes impayés sur les actions privilégiées de série A simplifie davantage le bilan de Summit Midstream Corp. et constitue également une étape importante vers la mise en place d’un programme de retour de capital durable pour nos actionnaires à l’avenir. Nous sommes également très enthousiastes quant aux perspectives de croissance du segment Rockies, car nous continuons à constater une activité de développement dans le bassin Bakken en direction de notre empreinte de pipeline dans les comtés de Williams et de Divide. Comme Chris le couvrira plus tard dans l’appel, notre système Polar et Divide est idéalement positionné pour profiter de ce changement, comme en témoigne un nouvel accord de collecte de pétrole à long terme que nous avons conclu au quatrième trimestre dans le comté de Divide.
Il y a également un élan positif qui se construit autour de notre système G&P dans le bassin DJ, et nous sommes impatients de vous en tenir au courant au cours du reste de 2026. Enfin, à la fin de l’appel, je voulais présenter aux investisseurs un aperçu des perspectives de croissance organique solides et très visibles de Summit Midstream Corp. qui seront dirigées par nos segments Permian et Rockies. Nous sommes très enthousiastes quant à l’élan commercial que nous connaissons dans l’ensemble de l’entreprise et à la croissance importante des projets de croissance organique très attrayants et à forte rentabilité que nous pensons qui positionneront l’entreprise pour atteindre plus de 100 000 000 $ de croissance de l’EBITDA ajusté d’ici 2030.
Nous pensons que nous allons créer une énorme valeur actionnariale au cours des prochaines années, alors que nous mettrons en œuvre ces plans de croissance, maintiendrons notre discipline financière et continuerons à nous concentrer sur l’amélioration du bilan. Et avec cela, je vais passer l’appel à Bill pour qu’il passe en revue nos résultats financiers et nos prévisions à la diapositive quatre.
William J. Mault : Merci, Heath, et bonjour à tous. Et avant de passer à la diapositive quatre, pourquoi ne restons-nous pas à la page trois. Summit Midstream Corp. a déclaré un EBITDA ajusté de 58 600 000 $ au quatrième trimestre, ce qui a donné un EBITDA ajusté de 243 000 000 $ pour l’ensemble de 2025. Les dépenses de capital ont totalisé 19 000 000 $ pour le trimestre et 89 000 000 $ pour l’ensemble de l’année. En ce qui concerne le bilan de Summit Midstream Corp., nous avons terminé l’année avec une dette nette d’environ 930 000 000 $ et environ 890 000 000 $ en ordre utile pour les 40 000 000 $ de remboursement de l’ABL associé au dividende unique de 85 000 000 $ provenant de la nouvelle facilité de prêt à terme Summit Permian Transmission. Cela porte le levier pro forma à environ 3,9x.
Notre capacité d’emprunt disponible à la fin du quatrième trimestre s’élevait à environ 387 000 000 $, ce qui comprenait environ 1 000 000 $ de lettres de crédit non tirées. Passons maintenant aux segments. Le segment Rockies, qui comprend nos systèmes DJ et Williston, a généré un EBITDA ajusté de 27 800 000 $, une diminution de 1 200 000 $ par rapport au troisième trimestre, principalement en raison d’une baisse des volumes de liquides due à des déclins naturels de la production, compensée par une croissance modeste des volumes de gaz naturel. Les volumes de liquides ont été d’environ 66 000 barils par jour au cours du trimestre, une diminution d’environ 6 000 barils par jour par rapport au troisième trimestre, principalement en raison de déclins naturels de la production et de l’absence de nouveaux raccordements de puits.
Les volumes de gaz naturel ont été d’environ 160 000 000 pieds cubes par jour, une augmentation d’environ 2 000 000 pieds cubes par jour par rapport au troisième trimestre à mesure que les puits raccordés au début de l’année continuaient de monter en puissance vers leur production maximale. Au cours du trimestre, nous avons raccordé 33 nouveaux puits dans le bassin DJ, ce qui nous donne une bonne visibilité sur l’activité de développement prévue en 2026. À ce stade, nous avons sept foreuses en activité derrière le système, dont quatre dans le Williston et deux dans le DJ, et environ 65 puits forés mais non achevés. À ce stade, nous avons une visibilité sur 116 à 126 raccordements de puits en 2026.
Le segment Permian Basin, qui comprend notre participation de 70 % dans le pipeline Double E, a déclaré un EBITDA ajusté de 8 700 000 $, une augmentation de 100 000 $ par rapport au troisième trimestre, principalement en raison d’un débit de pipeline plus élevé. Le débit de pipeline sur Double E a été d’environ 861 000 000 pieds cubes par jour au cours du trimestre. Le segment Piceance a déclaré un EBITDA ajusté de 10 000 000 $, une diminution de 2 500 000 $ par rapport au troisième trimestre, principalement en raison d’une légère baisse du débit et de certains revenus comptabilisés au trimestre précédent. Enfin, le segment Mid-Con a déclaré un EBITDA ajusté de 21 500 000 $, une diminution d’environ 2 100 000 $, principalement en raison d’une baisse du débit due à des déclins naturels de la production dans les systèmes Arkoma et Barnett.
Au cours du trimestre, nous avons raccordé six puits dans l’Arkoma et aucun nouveau puits dans le Barnett. À la suite de la fin du trimestre, nous avons raccordé six puits supplémentaires dans l’Arkoma, et il y a actuellement une foreuse en activité derrière le système Arkoma et environ 20 DUC. Passons maintenant à la page quatre et discutons de nos perspectives pour 2026. Nous établissons une fourchette de guidance de l’EBITDA ajusté de 225 000 000 $ à 265 000 000 $ pour 2026 et des dépenses de capital totales d’environ 85 000 000 $ à 105 000 000 $, ce qui comprend 35 000 000 $ à 50 000 000 $ de capital de croissance de base, environ 15 000 000 $ à 20 000 000 $ de capital de maintenance et environ 35 000 000 $ de contributions à l’entreprise commune Double E.
Les 35 000 000 $ de contributions à l’entreprise commune Double E devraient être entièrement financés par la nouvelle facilité de prêt à terme. La majorité du capital de croissance de base sera dirigée vers les raccordements de puits dans les régions des Rockies et du Mid-Con, où nous continuons à constater une activité de développement constante derrière nos systèmes. Comme par le passé, notre fourchette de guidance intègre les commentaires en temps réel que nous recevons de nos clients concernant leurs plans de développement, et nous suivons activement les foreuses et les équipes de réalisation sur nos systèmes pour garantir que les raccordements de puits restent conformes aux échéanciers.
Juste comme un rappel de notre méthodologie de risque, si nos producteurs respectent leurs dates de raccordement et leurs objectifs de production actuels, nous nous attendrions à être près du haut de notre fourchette de guidance de l’EBITDA ajusté. Le point médian de la fourchette reflète un risque modéré appliqué aux calendriers de forage actuels, tandis que le bas de la fourchette suppose des retards supplémentaires dans les raccordements de puits prévus plus tard dans l’année, ce qui pourrait repousser une partie de cette activité à 2027. À travers notre empreinte, nous avons actuellement sept foreuses en activité et environ 90 DUC, ce qui nous donne une visibilité sur les 116 à 126 raccordements de puits attendus en 2026.
Environ 80 % de ces raccordements de puits attendus sont des puits de pétrole ou à forte teneur en pétrole, les 20 % restants étant axés sur le gaz naturel. Nos hypothèses de prix des matières premières pour cette fourchette supposent des prix moyens du pétrole brut dans le milieu des 60 $ et un prix du gaz naturel d’environ 3,40 $ par MMBtu. Il y a évidemment eu beaucoup de mouvements haussiers récents des prix du pétrole, ce qui, s’il se maintient tout au long de l’année, pourrait entraîner une accélération de l’activité de nos clients et une amélioration des marges de produits associées à certains contrats au pourcentage des produits dans le bassin DJ. Dans les Rockies, nous nous attendons actuellement à 90 à 100 raccordements de puits en 2026, une répartition assez uniforme entre le DJ et le Williston.
Ce niveau d’activité, ainsi que les 33 puits raccordés au quatrième trimestre, stimuleront la croissance du débit de gaz naturel et de liquides. De plus, des environ 45 à 50 puits sont attendus dans le Williston, nous collecterons à la fois du pétrole brut et de l’eau produite pour neuf de ces puits, pour lesquels nous nous attendons à un ratio d’eau produite sur pétrole brut d’environ trois pour un.
Les raccordements de puits attendus dans le DJ sont un peu inférieurs à la moyenne historique en 2026. Cela est principalement dû à l’acquisition récemment annoncée de Verdad Resources, un client clé derrière le système, par Peoria Resources, une filiale de J.P. Morgan’s core. À long terme, nous sommes enthousiastes quant à l’acquisition et nous nous attendons à ce qu’elle soit un facteur positif net pour le développement, mais comme pour toute consolidation en amont, elle a créé certains retards à court terme dans le développement. Dans le Mid-Con, nous nous attendons à 26 puits raccordés au système, dont neuf dans l’Arkoma et 17 dans le Barnett. Dans l’Arkoma, tous sauf trois de ces puits sont déjà raccordés et en production, et dans le Barnett, les 17 puits sont actuellement en inventaire DUC.
De plus, à la fin du trimestre, nous avons raccordé six puits supplémentaires dans l’Arkoma, et il y a actuellement une foreuse en activité derrière le système Arkoma et environ 20 DUC. Nous allons maintenant passer à la page quatre et discuter de nos perspectives pour 2026.