Este es un comunicado de prensa pagado. Contacte directamente al distribuidor del comunicado de prensa con cualquier consulta.

WESTERN ENERGY SERVICES CORP. PUBLICA RESULTADOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS DEL CUARTO TRIMESTRE Y DEL AÑO FINALIZADO EN 2025

CNW Group

Jue, 26 de febrero de 2026 a las 7:00 AM GMT+9 27 min de lectura

En este artículo:

WRG.TO

-5.88%

CALGARY, AB, 25 de febrero de 2026 /CNW/ - Western Energy Services Corp. (“Western” o la “Compañía”) (TSX: WRG) anuncia la publicación de sus resultados financieros y operativos del cuarto trimestre y del año finalizado en 2025. Información adicional relacionada con la Compañía, incluidos los estados financieros de la Compañía y la discusión y análisis de la gerencia (“MD&A”) a la fecha y para el año que finaliza el 31 de diciembre de 2025 y 2024 estará disponible en SEDAR+ en www.sedarplus.ca. Las medidas y ratios no IFRS (“Non-IFRS”), como EBITDA ajustado, EBITDA ajustado como porcentaje de los ingresos, ingresos por día operativo e ingresos por hora de servicio, así como abreviaturas y definiciones para términos estándar de la industria se definen más adelante en este comunicado de prensa. Todas las cantidades están denominadas en dólares canadienses (CDN$) a menos que se indique lo contrario.

Logo de Western Energy Services Corp. (CNW Group/Western Energy Services Corp.)

**Aspectos destacados operativos y financieros

**_Tres meses finalizados el 31 de diciembre de 2025

_Aspectos destacados financieros:

Los ingresos del cuarto trimestre de $58.4 millones en 2025 fueron $1.3 millones (o 2%) más bajos que los del cuarto trimestre de 2024, debido a la menor actividad en el segmento de servicios de pozos y en la perforación por contrato en los Estados Unidos ("EE.UU.").

El EBITDA ajustado de $15.4 millones en el cuarto trimestre de 2025 fue $5.1 millones (o 50%) más alto en comparación con $10.3 millones en el cuarto trimestre de 2024, a pesar de que los ingresos del cuarto trimestre disminuyeron en un 2% en comparación con el mismo período del año anterior. La Compañía incurrió en $0.4 millones de costos de reorganización únicos en el cuarto trimestre de 2025, mientras que el cuarto trimestre de 2024 tuvo costos de reorganización únicos de $2.9 millones. Después de normalizar los costos de reorganización únicos en 2025 y 2024, el EBITDA ajustado en el cuarto trimestre de 2025 habría totalizado $15.8 millones, en comparación con $13.2 millones en el cuarto trimestre de 2024.

La Compañía incurrió en una pérdida neta de $21.2 millones en el cuarto trimestre de 2025 ($0.63 de pérdida neta por acción común básica) en comparación con una pérdida neta de $2.0 millones en el cuarto trimestre de 2024 ($0.06 de pérdida neta por acción común básica), ya que la pérdida por desmantelamiento de activos, como se describe a continuación, y otros gastos más altos se compensaron parcialmente con un mayor EBITDA ajustado, una mayor recuperación de impuestos sobre la renta y menores costos financieros.

Las adiciones al patrimonio y equipo del cuarto trimestre de $5.3 millones en 2025 se comparan con $5.8 millones en el cuarto trimestre de 2024, consistiendo en $3.4 millones de capital de expansión relacionado con mejoras en las plataformas de perforación y $1.9 millones de capital de mantenimiento.

Durante el cuarto trimestre de 2025, la Compañía desmanteló ciertos activos subutilizados dentro de sus flotas de perforación por contrato y servicios de pozos como parte de una optimización estratégica de sus operaciones en Canadá y EE.UU. En relación con este desmantelamiento, la Compañía reconoció una pérdida por desmantelamiento de activos de $25.1 millones, con $22.8 millones reconocidos en el segmento de perforación por contrato y $2.3 millones reconocidos en el segmento de servicios de producción.

 






La historia continúa  

Aspectos destacados operativos:

En Canadá, los Días Operativos de 1,177 en el cuarto trimestre de 2025 fueron 191 días (o 19%) más altos en comparación con 986 días en el cuarto trimestre de 2024. La utilización de plataformas de perforación en Canadá fue del 38% en el cuarto trimestre de 2025, en comparación con el 32% en el mismo período del año anterior, principalmente debido a la mejora en la retención de clientes año tras año gracias a los esfuerzos de marketing dirigidos.

Los ingresos por Día Operativo en Canadá promediaron $34,327 en el cuarto trimestre de 2025, lo que fue un 2% más bajo que el mismo período del año anterior.

En EE.UU., la utilización de plataformas de perforación promedió el 22% en el cuarto trimestre de 2025, lo que fue más bajo que el cuarto trimestre de 2024, debido a la continua baja actividad de la industria en EE.UU. así como un cambio de enfoque a Dakota del Norte desde Texas a principios del año.

Los ingresos por Día Operativo en EE.UU. para el cuarto trimestre de 2025 promediaron US$35,165, un aumento del 8% en comparación con US$32,603 en el mismo período del año anterior. La mejora en los precios refleja una mezcla de plataformas más favorable tras la decisión estratégica de la Compañía de centrar sus operaciones en EE.UU. más en Dakota del Norte.

En Canadá, la utilización de plataformas de servicio fue del 25% en el cuarto trimestre de 2025, en comparación con el 34% en el mismo período del año anterior, ya que las Horas de Servicio disminuyeron en un 27% a 10,024 horas desde 13,750 horas en el mismo período del año anterior, principalmente debido a cambios en los programas de los clientes.

Los ingresos por Hora de Servicio promediaron $989 en el cuarto trimestre de 2025 y fueron un 2% más bajos que el cuarto trimestre de 2024.

_Año finalizado el 31 de diciembre de 2025

_Aspectos destacados financieros:

Los ingresos para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025 de $217.5 millones fueron $5.6 millones (o 2%) más bajos que el año finalizado el 31 de diciembre de 2024, ya que los ingresos por servicios de producción más bajos fueron compensados por mayores ingresos por perforación por contrato en Canadá.

A pesar de una disminución en los ingresos para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, el EBITDA ajustado de $48.4 millones fue $6.2 millones (o 15%) más alto en comparación con $42.2 millones en el mismo período de 2024, debido a ahorros de sinergia de costos asociados con una reorganización de la alta gerencia en 2025. Incluido en el EBITDA ajustado para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, había $4.0 millones de costos de reorganización únicos, en comparación con $5.7 millones en 2024. Después de normalizar los costos de reorganización únicos en ambos períodos, el EBITDA ajustado para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025 habría totalizado $52.4 millones, en comparación con $47.9 millones en 2024, un aumento de $4.5 millones debido a mayores ingresos por perforación en Canadá y menores gastos administrativos, que fueron compensados parcialmente por una menor actividad de servicios de producción en Canadá y menor actividad de perforación en EE.UU.

La Compañía incurrió en una pérdida neta de $25.6 millones para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025 ($0.76 de pérdida neta por acción común básica) en comparación con una pérdida neta de $6.9 millones en el mismo período de 2024 ($0.20 de pérdida neta por acción común básica), ya que la pérdida de $25.1 millones por desmantelamiento de activos y una pérdida mayor de $2.7 millones por la venta de activos fijos, fueron compensadas parcialmente por un mayor EBITDA ajustado, menores gastos de compensación basados en acciones, menores costos financieros y una mayor recuperación de impuestos sobre la renta.

Para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, las adiciones al patrimonio y equipo de $21.7 millones, que fueron consistentes con el año anterior, consistieron en $7.5 millones de capital de expansión relacionado con mejoras en las plataformas de perforación y $14.2 millones de capital de mantenimiento.

El 27 de enero de 2025, la Compañía anunció que extendió la fecha de vencimiento de su Instalación de Segundo Grado (como se define en este comunicado de prensa) desde el 18 de mayo de 2026 hasta el 18 de mayo de 2027. La Compañía también realizó un reembolso voluntario de capital de $5.0 millones en su Instalación de Segundo Grado en el segundo trimestre de 2025.

Aspectos destacados operativos:

En Canadá, los Días Operativos de 4,276 para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, fueron 566 días (o 15%) más altos en comparación con 3,710 días en el mismo período del año anterior. La utilización de plataformas de perforación en Canadá fue del 34% para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, en comparación con el 30% en el año anterior, principalmente debido a más plataformas mejoradas trabajando durante el deshielo de primavera en 2025 que en 2024, así como a una mejor retención de clientes año tras año gracias a los esfuerzos de marketing dirigidos.

Los ingresos por Día Operativo en Canadá promediaron $32,890 para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, lo que fue un 1% más bajo que el año anterior.

En EE.UU., la utilización de plataformas de perforación promedió el 22% para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, que fue más bajo que el 29% en el año anterior, debido a la continua baja actividad de la industria en EE.UU. y un cambio de enfoque a Dakota del Norte desde Texas.

Los ingresos por Día Operativo en EE.UU. para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025 promediaron US$31,999, un aumento del 5% en comparación con US$30,621 en el año anterior, principalmente debido a cambios en la mezcla de plataformas.

En Canadá, la utilización de plataformas de servicio fue del 26% para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, en comparación con el 35% en el año anterior, ya que las Horas de Servicio disminuyeron en un 28% a 41,970 horas desde 58,117 horas en el mismo período del año anterior, principalmente debido a cambios en los programas de los clientes.

Los ingresos por Hora de Servicio promediaron $1,013 para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, y fueron un 1% más bajos que el año anterior.

Descripción del negocio

Western es una empresa de servicios energéticos que proporciona servicios de perforación por contrato en Canadá y en EE.UU. y servicios de producción en Canadá a través de sus diversas divisiones, su subsidiaria y sus relaciones con las primeras naciones.

Perforación por contrato

A fecha del 31 de diciembre de 2025, Western desmanteló seis plataformas de perforación de su flota en Canadá y tres de su flota en EE.UU. Posteriormente al 31 de diciembre de 2025, las seis plataformas de perforación en Canadá fueron desregistradas con la CAOEC. La Compañía actualmente comercializa una flota de 31 plataformas de perforación específicamente adecuadas para perforar pozos horizontales complejos en Canadá y EE.UU. Tras estos cambios, Western sigue siendo el cuarto contratista de perforación más grande en Canadá, según las plataformas de perforación registradas por la CAOEC1.

Las flotas de plataformas de perforación por contrato comercializadas por Western se componen de lo siguiente:

Servicios de producción

Los servicios de producción proporcionan servicios de mantenimiento de pozos y alquiler de equipos de campo petrolero en Canadá. A fecha del 31 de diciembre de 2025, Western desregistró 17 plataformas de mantenimiento de pozos y ahora tiene 45 plataformas de mantenimiento de pozos registradas con la CAOEC2. Tras estos cambios, Western sigue siendo la segunda empresa de mantenimiento de pozos más grande en Canadá según las plataformas de mantenimiento de pozos registradas por la CAOEC.

La flota de plataformas de mantenimiento de pozos de Western se compone de lo siguiente:

Entorno empresarial

Los precios del petróleo crudo y del gas natural impactan el flujo de efectivo de los clientes de Western, lo que a su vez impacta la demanda de los servicios de Western. La siguiente tabla resume los precios promedio del petróleo crudo y del gas natural, así como las tasas de cambio promedio, para los tres meses finalizados el 31 de diciembre de 2025 y 2024, y para los años finalizados el 31 de diciembre de 2025 y 2024:

West Texas Intermediate ("WTI") disminuyó en promedio un 16% y un 14% para los tres meses y el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, respectivamente, en comparación con los mismos períodos del año anterior. En 2025, los precios del petróleo crudo se vieron afectados por la volatilidad del mercado debido a los aranceles impuestos por el gobierno de EE.UU., contrarrestaranceles por parte de varios países, menor demanda global y el conflicto continuo en el Medio Oriente y Europa del Este.

Los precios del petróleo crudo Western Canadian Select cayeron un 18% y un 10% para los tres meses y el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, respectivamente, en comparación con los mismos períodos del año anterior.

Los precios del gas natural en Canadá fueron más altos para los tres meses finalizados el 31 de diciembre de 2025, ya que el precio spot AECO a 30 días aumentó un 53% en comparación con el mismo período del año anterior, ya que el clima más frío llevó a una mayor demanda de gas natural. De manera similar, para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, el precio spot AECO a 30 días aumentó un 22%, en comparación con el mismo período del año anterior.

La tasa de cambio del dólar estadounidense al dólar canadiense para los tres meses finalizados el 31 de diciembre de 2025 se debilitó en un 1% en comparación con el mismo período del año anterior; sin embargo, para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, el dólar estadounidense se fortaleció en un 2% en comparación con el año anterior.

Los precios más bajos del WTI en 2025 contribuyeron a una actividad de perforación más débil en la industria en EE.UU. Según lo informado por Baker Hughes Company3, el número de plataformas de perforación activas en EE.UU. disminuyó aproximadamente un 7% a 546 plataformas al 31 de diciembre de 2025, en comparación con 589 plataformas al 31 de diciembre de 2024, y promedió 562 plataformas durante el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, en comparación con 599 plataformas en el año anterior.

En Canadá había 157 plataformas activas en la Cuenca Sedimentaria Canadiense Occidental ("WCSB") al 31 de diciembre de 2025, en comparación con 136 plataformas activas al 31 de diciembre de 2024, lo que representa un aumento de aproximadamente el 15%. La CAOEC4 informó que para la perforación en Canadá, el número total de Días Operativos en el WCSB para los tres meses finalizados el 31 de diciembre de 2025, fue un 6% más bajo que el mismo período del año anterior, mientras que el número total de Días Operativos en el WCSB para el año finalizado el 31 de diciembre de 2025, fue un 5% más bajo que el mismo período del año anterior.

Perspectivas

En 2025, los precios de las materias primas enfrentaron presiones a la baja debido a las tensiones comerciales resultantes de los aranceles de EE.UU. sobre las importaciones y las medidas de represalia de varios países. Estas acciones contribuyeron a un conflicto comercial global más amplio, aumentando la incertidumbre en la economía global. El conflicto geopolítico en Europa del Este, en el Medio Oriente y, más recientemente, el entorno económico y político incierto en Venezuela, combinado con una débil demanda global persistente de petróleo crudo, impacta aún más el sentimiento del mercado. Se espera que estos factores macroeconómicos impacten los precios de las materias primas hasta 2026. Además, en Canadá, los cambios en las prioridades del gobierno derivados del cambio en el liderazgo del gobierno federal que ocurrió en 2025 pueden llevar a cambios continuos en la política energética, lo que podría afectar la aprobación de futuros proyectos de infraestructura energética. Esto contribuye a una mayor incertidumbre para la industria de servicios energéticos de Canadá. La duración y el alcance precisos de los impactos adversos del actual entorno macroeconómico en los clientes y operaciones de Western siguen siendo inciertos en este momento.

A pesar de estos vientos en contra, los recientes desarrollos en infraestructura presentan oportunidades para la industria de servicios energéticos. La expansión del oleoducto Trans Mountain entró en servicio el 1 de mayo de 2024, añadiendo capacidad crítica de salida. El oleoducto Coastal GasLink entregó su primer envío de gas natural licuado el 30 de junio de 2025, y el proyecto LNG Canada ha comenzado ahora operaciones en Columbia Británica. Juntos, se espera que estos proyectos contribuyan a aumentar la actividad en el sector energético de Canadá Occidental.

Western también es cautelosamente optimista de que el actual entorno comercial puede alentar a las provincias a dar mayor énfasis a la seguridad energética nacional, lo que podría acelerar las aprobaciones para futuros proyectos de infraestructura. El memorando de entendimiento firmado el 27 de noviembre de 2025 entre el Gobierno de Alberta y el Gobierno de Canadá para avanzar en la infraestructura energética nacional puede apoyar aún más este enfoque renovado.

Para navegar en este entorno complejo, Western implementó varias iniciativas estratégicas en 2025, incluida una reorganización del liderazgo superior para mejorar la eficiencia operativa y apoyar el crecimiento a largo plazo. Como parte de este proceso, se tomó la decisión de centrarse exclusivamente en las operaciones de EE.UU. en Dakota del Norte y redistribuir activos que anteriormente operaban en Texas. La desregistración de seis plataformas de perforación en Canadá con la CAOEC y de tres plataformas de perforación en EE.UU. apoya aún más la optimización estratégica de Western de sus operaciones en Canadá y EE.UU. al permitir que los recursos se asignen a su flota comercializable actual. La Compañía sigue centrada en gestionar los costos fijos, preservar la fortaleza del balance, reducir la deuda del negocio y mantener la flexibilidad para responder a las condiciones del mercado. Con estas iniciativas en marcha, Western cree que está bien posicionada para beneficiarse de la mejora en la demanda de servicios y el impulso de precios. La flota de plataformas mejoradas de Western posiciona a la Compañía para seguir siendo competitiva en un mercado cada vez más ajustado. La flota total de plataformas en el WCSB ha disminuido de 373 plataformas de perforación al 31 de diciembre de 2024 a 347 plataformas de perforación al 25 de febrero de 2026, lo que representa una disminución de 26 plataformas de perforación, o un 7%, lo que reduce la oferta de plataformas de perforación para dichos proyectos. Actualmente, 18 de las plataformas de perforación de Western y 14 de las plataformas de servicio de Western están operando.

La junta directiva de Western ha aprobado un presupuesto de capital para 2026 de $25 millones, compuesto por $7 millones de capital de expansión y $18 millones de capital de mantenimiento. Western continuará gestionando sus costos de manera disciplinada y realizará los ajustes necesarios a su programa de capital a medida que cambie la demanda de los clientes.

A corto plazo, los principales desafíos que enfrenta la industria de servicios energéticos incluyen la volatilidad de los precios de las materias primas, el impacto de la consolidación de la industria en los clientes de exploración y producción de Western y clientes potenciales, y la actividad de perforación restringida de los clientes, ya que las compañías de exploración y producción continúan priorizando los retornos a los accionistas a través de recompras de acciones, aumento de dividendos y reducción de deuda en lugar de crecimiento de producción. Si los precios de las materias primas se estabilizan durante un período sostenido, y a medida que los clientes fortalezcan aún más sus balances, podría seguir un aumento en la actividad de perforación. A mediano plazo, Western cree que su flota de plataformas está bien posicionada para beneficiarse del aumento de la actividad de perforación y producción asociada con la finalización del proyecto LNG Canada y la expansión del oleoducto Trans Mountain. Además, un mayor enfoque en la seguridad energética nacional y la independencia económica puede respaldar una mayor actividad de desarrollo en todo el sector.

Medidas y Ratios No-IFRS

Western utiliza ciertas medidas financieras en este comunicado de prensa que no tienen ningún significado estandarizado según lo prescrito por las Normas Internacionales de Información Financiera. Estas medidas y ratios, que se derivan de la información reportada en los estados financieros consolidados, pueden no ser comparables a medidas similares presentadas por otros emisores de informes. Estas medidas y ratios se han descrito y presentado en este comunicado de prensa para proporcionar a los accionistas y potenciales inversionistas información adicional sobre la Compañía. Las medidas y ratios No-IFRS utilizadas en este comunicado de prensa se identifican y definen de la siguiente manera:

EBITDA Ajustado y EBITDA Ajustado como Porcentaje de los Ingresos

Las ganancias ajustadas antes de intereses y costos financieros, impuestos, depreciación y amortización, otros elementos no monetarios y ganancias y pérdidas únicas (“EBITDA Ajustado”) son una medida financiera útil No-IFRS, ya que es utilizada por la gerencia y otros interesados, incluidos inversionistas actuales y potenciales, para analizar las principales actividades comerciales de la Compañía antes de considerar cómo se financian las actividades de Western y el impacto de los tipos de cambio, impuestos sobre la renta y depreciación. El EBITDA Ajustado proporciona una indicación de los resultados generados por los principales segmentos operativos de la Compañía, lo que ayuda a la gerencia a monitorear las operaciones actuales y pronosticar las futuras, ya que se eliminan ciertos elementos no centrales como intereses y costos financieros, impuestos, depreciación y amortización, y otros elementos no monetarios y ganancias y pérdidas únicas. La medida más cercana según IFRS sería el ingreso neto (pérdida) para resultados consolidados.

El EBITDA ajustado como porcentaje de los ingresos es una ratio financiera No-IFRS que se calcula dividiendo el EBITDA ajustado por los ingresos para el período relevante. El EBITDA ajustado como porcentaje de los ingresos es una medida financiera útil ya que es utilizada por la gerencia y otros interesados, incluidos inversionistas actuales y potenciales, para analizar la rentabilidad de los principales segmentos operativos de la Compañía.

La siguiente tabla proporciona una reconciliación de la pérdida neta, según se divulga en los estados consolidados de operaciones y pérdida integral, al EBITDA ajustado: