Ini adalah siaran pers berbayar. Hubungi langsung distributor siaran pers untuk pertanyaan apa pun.

WESTERN ENERGY SERVICES CORP. MERILIS HASIL KEUANGAN DAN OPERASI KUARTAL KEEMPAT DAN TAHUN BERAKHIR 2025

CNW Group

Kamis, 26 Februari 2026 pukul 7:00 AM GMT+9 27 menit dibaca

Dalam artikel ini:

WRG.TO

-5.88%

CALGARY, AB, 25 Feb 2026 /CNW/ - Western Energy Services Corp. (“Western” atau “Perusahaan”) (TSX: WRG) mengumumkan rilis hasil keuangan dan operasi kuartal keempat dan tahun berakhir 2025. Informasi tambahan terkait dengan Perusahaan, termasuk laporan keuangan Perusahaan dan diskusi dan analisis manajemen (“MD&A”) per 31 Desember 2025 dan 2024 akan tersedia di SEDAR+ di www.sedarplus.ca. Ukuran dan rasio yang tidak sesuai dengan Standar Pelaporan Keuangan Internasional (“Non-IFRS”), seperti EBITDA yang Disesuaikan, EBITDA yang Disesuaikan sebagai persentase dari pendapatan, pendapatan per Hari Operasi, dan pendapatan per Jam Layanan, serta singkatan dan definisi untuk istilah industri standar didefinisikan kemudian dalam siaran pers ini. Semua jumlah dinyatakan dalam dolar Kanada (CDN$) kecuali jika diidentifikasi lain.

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

**Sorotan Operasional dan Keuangan

**_Tiga Bulan yang Berakhir pada 31 Desember 2025

_Sorotan Keuangan:

Pendapatan kuartal keempat sebesar $58,4 juta pada tahun 2025 adalah $1,3 juta (atau 2%) lebih rendah dibandingkan kuartal keempat tahun 2024, karena aktivitas yang lebih rendah di segmen layanan sumur dan dalam pengeboran kontrak di Amerika Serikat ("AS").

EBITDA yang Disesuaikan sebesar $15,4 juta pada kuartal keempat tahun 2025 adalah $5,1 juta (atau 50%) lebih tinggi dibandingkan dengan $10,3 juta pada kuartal keempat tahun 2024, meskipun pendapatan kuartal keempat menurun sebesar 2% dibandingkan dengan periode yang sama tahun sebelumnya. Perusahaan mengalami biaya reorganisasi satu kali sebesar $0,4 juta pada kuartal keempat tahun 2025, sementara kuartal keempat tahun 2024 memiliki biaya reorganisasi satu kali sebesar $2,9 juta. Setelah dinormalkan untuk biaya reorganisasi satu kali pada tahun 2025 dan 2024, EBITDA yang Disesuaikan pada kuartal keempat tahun 2025 akan total $15,8 juta, dibandingkan dengan $13,2 juta pada kuartal keempat tahun 2024.

Perusahaan mencatat kerugian bersih sebesar $21,2 juta pada kuartal keempat tahun 2025 ($0,63 kerugian bersih per saham biasa dasar) dibandingkan dengan kerugian bersih sebesar $2,0 juta pada kuartal keempat tahun 2024 ($0,06 kerugian bersih per saham biasa dasar) karena kerugian pada penghapusan aset, seperti dijelaskan di bawah, dan tingginya biaya lainnya sebagian diimbangi oleh EBITDA yang Disesuaikan yang lebih tinggi, pemulihan pajak penghasilan yang lebih tinggi, dan biaya keuangan yang lebih rendah.

Penambahan aset tetap dan peralatan kuartal keempat sebesar $5,3 juta pada tahun 2025 dibandingkan dengan $5,8 juta pada kuartal keempat tahun 2024, terdiri dari $3,4 juta untuk modal ekspansi terkait dengan peningkatan rig dan $1,9 juta untuk modal pemeliharaan.

Selama kuartal keempat tahun 2025, Perusahaan menghapus beberapa aset yang kurang dimanfaatkan dalam armada rig pengeboran kontrak dan layanan sumur sebagai bagian dari optimalisasi strategis operasinya di Kanada dan AS. Sehubungan dengan penghapusan ini, Perusahaan mengakui kerugian pada penghapusan aset sebesar $25,1 juta, dengan $22,8 juta diakui dalam segmen pengeboran kontrak dan $2,3 juta diakui dalam segmen layanan produksi.

 






Cerita Berlanjut  

Sorotan Operasional:

Di Kanada, Hari Operasi sebanyak 1.177 pada kuartal keempat tahun 2025 adalah 191 hari (atau 19%) lebih tinggi dibandingkan 986 hari pada kuartal keempat tahun 2024. Pemanfaatan rig pengeboran di Kanada adalah 38% pada kuartal keempat tahun 2025, dibandingkan dengan 32% pada periode yang sama tahun sebelumnya, terutama karena peningkatan retensi pelanggan dari tahun ke tahun akibat upaya pemasaran yang ditargetkan.

Pendapatan per Hari Operasi di Kanada rata-rata $34.327 pada kuartal keempat tahun 2025, yang 2% lebih rendah dibandingkan dengan periode yang sama tahun sebelumnya.

Di AS, pemanfaatan rig pengeboran rata-rata 22% pada kuartal keempat tahun 2025, yang lebih rendah dibandingkan kuartal keempat tahun 2024, karena aktivitas industri yang terus rendah di AS serta pergeseran fokus ke North Dakota dari Texas lebih awal di tahun ini.

Pendapatan per Hari Operasi di AS untuk kuartal keempat tahun 2025 rata-rata US$35.165, meningkat 8% dibandingkan US$32.603 pada periode yang sama tahun sebelumnya. Peningkatan harga mencerminkan campuran rig yang lebih menguntungkan setelah keputusan strategis Perusahaan untuk lebih memfokuskan operasi AS-nya di North Dakota.

Di Kanada, pemanfaatan rig layanan adalah 25% pada kuartal keempat tahun 2025, dibandingkan dengan 34% pada periode yang sama tahun sebelumnya, karena Jam Layanan menurun sebesar 27% menjadi 10.024 jam dari 13.750 jam pada periode yang sama tahun sebelumnya, terutama karena perubahan dalam program pelanggan.

Pendapatan per Jam Layanan rata-rata $989 pada kuartal keempat tahun 2025 dan 2% lebih rendah dibandingkan kuartal keempat tahun 2024.

_Tahun Berakhir 31 Desember 2025

_Sorotan Keuangan:

Pendapatan untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025 sebesar $217,5 juta adalah $5,6 juta (atau 2%) lebih rendah dibandingkan tahun yang berakhir 31 Desember 2024, karena pendapatan layanan produksi yang lebih rendah diimbangi oleh pendapatan pengeboran kontrak yang lebih tinggi di Kanada.

Meskipun terjadi penurunan pendapatan untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025, EBITDA yang Disesuaikan sebesar $48,4 juta adalah $6,2 juta (atau 15%) lebih tinggi dibandingkan $42,2 juta pada periode yang sama tahun 2024, karena penghematan sinergi biaya yang terkait dengan reorganisasi manajemen senior pada tahun 2025. Termasuk dalam EBITDA yang Disesuaikan untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025 adalah biaya reorganisasi satu kali sebesar $4,0 juta, dibandingkan dengan $5,7 juta pada tahun 2024. Setelah dinormalkan untuk biaya reorganisasi satu kali pada kedua periode, EBITDA yang Disesuaikan untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025 akan total $52,4 juta, dibandingkan dengan $47,9 juta pada tahun 2024, meningkat sebesar $4,5 juta akibat pendapatan pengeboran yang lebih tinggi di Kanada dan biaya administrasi yang lebih rendah, yang sebagian diimbangi oleh aktivitas layanan produksi yang lebih rendah di Kanada dan aktivitas pengeboran yang lebih rendah di AS.

Perusahaan mencatat kerugian bersih sebesar $25,6 juta untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025 ($0,76 kerugian bersih per saham biasa dasar) dibandingkan dengan kerugian bersih sebesar $6,9 juta pada periode yang sama tahun 2024 ($0,20 kerugian bersih per saham biasa dasar) karena kerugian sebesar $25,1 juta pada penghapusan aset dan kerugian lebih tinggi sebesar $2,7 juta pada penjualan aset tetap, sebagian diimbangi oleh EBITDA yang Disesuaikan yang lebih tinggi, pengeluaran kompensasi berbasis saham yang lebih rendah, biaya keuangan yang lebih rendah dan pemulihan pajak penghasilan yang lebih tinggi.

Untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025, penambahan aset tetap dan peralatan sebesar $21,7 juta, yang konsisten dengan tahun sebelumnya, terdiri dari $7,5 juta untuk modal ekspansi terkait dengan peningkatan rig dan $14,2 juta untuk modal pemeliharaan.

Pada 27 Januari 2025, Perusahaan mengumumkan bahwa mereka memperpanjang tanggal jatuh tempo dari Fasilitas Liens Kedua (seperti didefinisikan dalam siaran pers ini) dari 18 Mei 2026 menjadi 18 Mei 2027. Perusahaan juga melakukan pembayaran pokok sukarela sebesar $5,0 juta pada Fasilitas Liens Kedua pada kuartal kedua tahun 2025.

Sorotan Operasional:

Di Kanada, Hari Operasi sebanyak 4.276 untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025, adalah 566 hari (atau 15%) lebih tinggi dibandingkan 3.710 hari pada periode yang sama tahun sebelumnya. Pemanfaatan rig pengeboran di Kanada adalah 34% untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025, dibandingkan dengan 30% pada tahun sebelumnya, terutama karena lebih banyak rig yang ditingkatkan bekerja melalui periode pemecahan musim semi pada tahun 2025 dibandingkan dengan tahun 2024, serta peningkatan retensi pelanggan dari tahun ke tahun akibat upaya pemasaran yang ditargetkan.

Pendapatan per Hari Operasi di Kanada rata-rata $32.890 untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025, yang 1% lebih rendah dibandingkan tahun sebelumnya.

Di AS, pemanfaatan rig pengeboran rata-rata 22% untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025, yang lebih rendah dibandingkan 29% pada tahun sebelumnya, karena aktivitas industri yang terus rendah di AS dan pergeseran fokus ke North Dakota dari Texas.

Pendapatan per Hari Operasi di AS untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025 rata-rata US$31.999, meningkat 5% dibandingkan US$30.621 pada tahun sebelumnya, terutama karena perubahan dalam campuran rig.

Di Kanada, pemanfaatan rig layanan adalah 26% untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025, dibandingkan dengan 35% pada tahun sebelumnya, karena Jam Layanan menurun sebesar 28% menjadi 41.970 jam dari 58.117 jam pada periode yang sama tahun sebelumnya, terutama karena perubahan dalam program pelanggan.

Pendapatan per Jam Layanan rata-rata $1.013 untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025, dan 1% lebih rendah dibandingkan tahun sebelumnya.

Ikhtisar Bisnis

Western adalah perusahaan layanan energi yang menyediakan layanan pengeboran kontrak di Kanada dan di AS serta layanan produksi di Kanada melalui berbagai divisi, anak perusahaannya, dan hubungan dengan suku-suku pertama.

Pengeboran Kontrak

Per 31 Desember 2025, Western menghapus enam rig pengeboran dari armadanya di Kanada dan tiga dari armadanya di AS. Setelah 31 Desember 2025, enam rig pengeboran di Kanada dicabut pendaftarannya dengan CAOEC. Perusahaan saat ini memasarkan armada 31 rig pengeboran yang dirancang khusus untuk pengeboran sumur horizontal kompleks di seluruh Kanada dan AS. Setelah perubahan ini, Western tetap menjadi kontraktor pengeboran keempat terbesar di Kanada, berdasarkan rig pengeboran terdaftar CAOEC1.

Armada rig pengeboran kontrak yang dipasarkan oleh Western terdiri dari yang berikut:

Layanan Produksi

Layanan produksi menyediakan layanan sumur dan penyewaan peralatan ladang minyak di Kanada. Per 31 Desember 2025, Western mencabut pendaftaran 17 rig layanan sumur dan sekarang memiliki 45 rig layanan sumur yang terdaftar dengan CAOEC2. Setelah perubahan ini, Western tetap menjadi perusahaan layanan sumur terbesar kedua di Kanada berdasarkan rig layanan sumur terdaftar CAOEC.

Armada rig layanan sumur Western terdiri dari yang berikut:

Lingkungan Bisnis

Harga minyak mentah dan gas alam mempengaruhi arus kas pelanggan Western, yang pada gilirannya mempengaruhi permintaan akan layanan Western. Tabel berikut merangkum rata-rata harga minyak mentah dan gas alam, serta rata-rata nilai tukar asing, untuk tiga bulan yang berakhir 31 Desember 2025 dan 2024, serta untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025 dan 2024:

West Texas Intermediate ("WTI") rata-rata menurun sebesar 16% dan 14% untuk tiga bulan dan tahun yang berakhir 31 Desember 2025, masing-masing, dibandingkan dengan periode yang sama tahun sebelumnya. Pada tahun 2025, harga minyak mentah dipengaruhi oleh volatilitas pasar akibat tarif yang diterapkan oleh pemerintah AS, tarif balasan yang diterapkan oleh beberapa negara, permintaan global yang lebih rendah dan konflik yang terus berlangsung di Timur Tengah dan Eropa Timur.

Harga minyak mentah Western Canadian Select turun sebesar 18% dan 10% untuk tiga bulan dan tahun yang berakhir 31 Desember 2025, masing-masing, dibandingkan dengan periode yang sama tahun sebelumnya.

Harga gas alam di Kanada lebih tinggi untuk tiga bulan yang berakhir 31 Desember 2025, karena harga AECO spot 30 hari meningkat sebesar 53% dibandingkan dengan periode yang sama tahun sebelumnya, karena cuaca yang lebih dingin menyebabkan peningkatan permintaan untuk gas alam. Demikian pula, untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025, harga AECO spot 30 hari meningkat sebesar 22%, dibandingkan dengan periode yang sama tahun sebelumnya.

Nilai tukar dolar AS terhadap dolar Kanada untuk tiga bulan yang berakhir 31 Desember 2025 melemah sebesar 1% dibandingkan dengan periode yang sama tahun sebelumnya; namun, untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025, dolar AS menguat sebesar 2% dibandingkan tahun sebelumnya.

Harga WTI yang lebih rendah pada tahun 2025 berkontribusi pada aktivitas pengeboran industri yang lebih lemah di AS. Seperti dilaporkan oleh Baker Hughes Company3, jumlah rig pengeboran aktif di AS menurun sekitar 7% menjadi 546 rig per 31 Desember 2025, dibandingkan dengan 589 rig pada 31 Desember 2024, dan rata-rata 562 rig selama tahun yang berakhir 31 Desember 2025, dibandingkan dengan 599 rig pada tahun sebelumnya.

Di Kanada terdapat 157 rig aktif di Western Canadian Sedimentary Basin ("WCSB") pada 31 Desember 2025, dibandingkan dengan 136 rig aktif pada 31 Desember 2024, yang mewakili peningkatan sekitar 15%. CAOEC4 melaporkan bahwa untuk pengeboran di Kanada, total jumlah Hari Operasi di WCSB untuk tiga bulan yang berakhir 31 Desember 2025, adalah 6% lebih rendah dibandingkan periode yang sama tahun sebelumnya, sedangkan total jumlah Hari Operasi di WSCB untuk tahun yang berakhir 31 Desember 2025, adalah 5% lebih rendah dibandingkan periode yang sama tahun sebelumnya.

Prospek

Pada tahun 2025, harga komoditas menghadapi tekanan penurunan akibat ketegangan perdagangan yang dihasilkan oleh tarif AS pada impor dan langkah-langkah pembalasan dari beberapa negara. Tindakan ini berkontribusi pada konflik perdagangan global yang lebih luas, meningkatkan ketidakpastian dalam ekonomi global. Konflik geopolitik yang terus berlangsung di Eropa Timur, Timur Tengah dan baru-baru ini lingkungan ekonomi dan politik yang tidak pasti di Venezuela, dipadukan dengan permintaan global yang terus lemah untuk minyak mentah, semakin mempengaruhi sentimen pasar. Faktor-faktor makroekonomi ini diperkirakan akan mempengaruhi harga komoditas hingga tahun 2026. Selain itu, di Kanada, perubahan dalam prioritas pemerintah yang muncul dari perubahan kepemimpinan pemerintah federal yang terjadi pada tahun 2025 dapat menyebabkan pergeseran berkelanjutan dalam kebijakan energi, yang berpotensi memengaruhi persetujuan proyek infrastruktur energi di masa depan. Ini memberikan ketidakpastian tambahan bagi industri layanan energi Kanada. Durasi dan tingkat dampak negatif dari lingkungan makroekonomi saat ini terhadap pelanggan dan operasi Western tetap tidak pasti saat ini.

Meskipun ada tantangan ini, perkembangan infrastruktur baru-baru ini memberikan peluang bagi industri layanan energi. Perluasan pipa Trans Mountain mulai beroperasi pada 1 Mei 2024, menambah kapasitas pengambilan yang krusial. Pipa Coastal GasLink mengirimkan pengiriman pertama gas alam cair pada 30 Juni 2025, dan proyek LNG Canada kini telah memulai operasi di British Columbia. Bersama-sama, proyek-proyek ini diharapkan dapat berkontribusi pada peningkatan aktivitas di sektor energi Kanada Barat.

Western juga optimis bahwa lingkungan perdagangan saat ini dapat mendorong provinsi untuk memberi penekanan lebih besar pada keamanan energi domestik, yang berpotensi mempercepat persetujuan proyek infrastruktur di masa depan. Nota kesepahaman yang ditandatangani pada 27 November 2025 antara Pemerintah Alberta dan Pemerintah Kanada untuk memajukan infrastruktur energi nasional dapat lebih mendukung fokus baru ini.

Untuk menavigasi lingkungan yang kompleks ini, Western menerapkan beberapa inisiatif strategis pada tahun 2025, termasuk reorganisasi kepemimpinan senior untuk meningkatkan efisiensi operasional dan mendukung pertumbuhan jangka panjang. Sebagai bagian dari proses ini, keputusan dibuat untuk memfokuskan operasi AS secara eksklusif di North Dakota dan mendistribusikan kembali aset yang sebelumnya beroperasi di Texas. Pencabutan pendaftaran enam rig pengeboran di Kanada dengan CAOEC dan tiga rig pengeboran di AS, lebih mendukung optimalisasi strategis Western dari operasi Kanada dan AS dengan memungkinkan sumber daya dialokasikan ke armada yang dapat dipasarkan saat ini. Perusahaan tetap fokus pada pengelolaan biaya tetap, mempertahankan kekuatan neraca, mengurangi utang bisnis, dan mempertahankan fleksibilitas untuk merespons kondisi pasar. Dengan inisiatif ini, Western percaya bahwa mereka berada dalam posisi yang baik untuk mendapatkan manfaat dari permintaan layanan dan momentum harga yang meningkat. Armada rig yang ditingkatkan oleh Western menempatkan Perusahaan untuk tetap kompetitif di pasar yang semakin ketat. Total armada rig di WCSB telah menurun dari 373 rig pengeboran pada 31 Desember 2024 menjadi 347 rig pengeboran per 25 Februari 2026, yang mewakili penurunan 26 rig, atau 7%, yang mengurangi pasokan rig pengeboran untuk proyek semacam itu. Saat ini, 18 rig pengeboran Western dan 14 rig layanan sumur Western sedang beroperasi.

Dewan direksi Western telah menyetujui anggaran modal untuk tahun 2026 sebesar $25 juta, terdiri dari $7 juta untuk modal ekspansi dan $18 juta untuk modal pemeliharaan. Western akan terus mengelola biayanya dengan disiplin dan melakukan penyesuaian yang diperlukan pada program modalnya seiring perubahan permintaan pelanggan.

Dalam waktu dekat, tantangan utama yang dihadapi oleh industri layanan energi termasuk volatilitas harga komoditas, dampak konsolidasi industri terhadap pelanggan eksplorasi dan produksi Western dan pelanggan potensial, serta terbatasnya aktivitas pengeboran pelanggan, karena perusahaan eksplorasi dan produksi terus memprioritaskan imbal hasil pemegang saham melalui pembelian kembali saham, peningkatan dividen, dan pengurangan utang daripada pertumbuhan produksi. Jika harga komoditas stabil dalam periode yang berkelanjutan, dan saat pelanggan semakin memperkuat neraca mereka, peningkatan aktivitas pengeboran mungkin akan mengikuti. Dalam jangka menengah, Western percaya bahwa armada rignya berada dalam posisi yang baik untuk mendapatkan manfaat dari peningkatan aktivitas pengeboran dan produksi terkait dengan penyelesaian proyek LNG Canada dan perluasan pipa Trans Mountain. Selain itu, peningkatan fokus pada keamanan energi domestik dan kemandirian ekonomi dapat mendukung aktivitas pengembangan lebih lanjut di seluruh sektor.

Ukuran dan Rasio Non-IFRS

Western menggunakan ukuran keuangan tertentu dalam siaran pers ini yang tidak memiliki makna standar sebagaimana ditetapkan oleh Standar Pelaporan Keuangan Internasional. Ukuran dan rasio ini, yang berasal dari informasi yang dilaporkan dalam laporan keuangan konsolidasi, mungkin tidak sebanding dengan ukuran serupa yang disajikan oleh penerbit pelapor lainnya. Ukuran dan rasio ini telah dijelaskan dan disajikan dalam siaran pers ini untuk memberikan pemegang saham dan calon investor informasi tambahan mengenai Perusahaan. Ukuran dan rasio Non-IFRS yang digunakan dalam siaran pers ini diidentifikasi dan didefinisikan sebagai berikut:

EBITDA yang Disesuaikan dan EBITDA yang Disesuaikan sebagai Persentase dari Pendapatan

Pendapatan sebelum bunga dan biaya keuangan, pajak, depresiasi dan amortisasi, item non-tunai lainnya, serta keuntungan dan kerugian satu kali (“EBITDA yang Disesuaikan”) adalah ukuran keuangan Non-IFRS yang berguna karena digunakan oleh manajemen dan pemangku kepentingan lainnya, termasuk investor saat ini dan potensial, untuk menganalisis kegiatan bisnis utama Perusahaan sebelum mempertimbangkan bagaimana kegiatan Western dibiayai dan dampak nilai tukar asing, pajak penghasilan, dan depresiasi. EBITDA yang Disesuaikan memberikan indikasi tentang hasil yang dihasilkan oleh segmen operasi utama Perusahaan, yang membantu manajemen dalam memantau operasi saat ini dan memprediksi operasi di masa depan, karena item-item non-inti tertentu seperti biaya bunga dan keuangan, pajak, depresiasi dan amortisasi, serta item non-tunai lainnya dan keuntungan dan kerugian satu kali dihilangkan. Ukuran IFRS terdekat adalah laba (kerugian) bersih untuk hasil konsolidasi.

EBITDA yang Disesuaikan sebagai persentase dari pendapatan adalah rasio keuangan Non-IFRS yang dihitung dengan membagi EBITDA yang Disesuaikan dengan pendapatan untuk periode yang relevan. EBITDA yang Disesuaikan sebagai persentase dari pendapatan adalah ukuran keuangan yang berguna karena digunakan oleh manajemen dan pemangku kepentingan lainnya, termasuk investor saat ini dan potensial, untuk menganalisis profitabilitas segmen operasi utama Perusahaan.

Tabel berikut memberikan rekonsiliasi kerugian bersih, seperti yang diungkapkan dalam laporan konsolidasi operasi dan kerugian komprehensif, ke EBITDA yang Disesuaikan: