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WESTERN ENERGY SERVICES CORP. DIVULGA RESULTADOS FINANCEIROS E OPERACIONAIS DO QUARTO TRIMESTRE E DO ANO DE 2025

CNW Group

Qui, 26 de Fevereiro de 2026 às 7:00 AM GMT+9 27 min de leitura

Neste artigo:

WRG.TO

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CALGARY, AB, 25 de Fevereiro de 2026 /CNW/ - A Western Energy Services Corp. (“Western” ou a “Empresa”) (TSX: WRG) anuncia a divulgação dos seus resultados financeiros e operacionais do quarto trimestre e do ano de 2025. Informações adicionais relativas à Empresa, incluindo as demonstrações financeiras da Empresa e a discussão e análise da administração (“MD&A”) até e para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025 e 2024 estarão disponíveis no SEDAR+ em www.sedarplus.ca. Medidas e rácios não conforme aos Normas Internacionais de Relato Financeiro (“Non-IFRS”), como EBITDA Ajustado, EBITDA Ajustado como uma percentagem da receita, receita por Dia Operacional e receita por Hora de Serviço, bem como abreviações e definições para termos padrão da indústria, são definidos mais adiante neste comunicado de imprensa. Todos os montantes estão denominados em dólares canadenses (CDN$), a menos que indicado de outra forma.

Logotipo da Western Energy Services Corp. (CNW Group/Western Energy Services Corp.)

**Destaques Operacionais e Financeiros

**_Três Meses Findos em 31 de Dezembro de 2025

_Destaques Financeiros:

A receita do quarto trimestre de $58.4 milhões em 2025 foi $1.3 milhões (ou 2%) inferior à receita do quarto trimestre de 2024, devido à menor atividade no segmento de serviços de poços e na perfuração contratada nos Estados Unidos ("EUA").

O EBITDA Ajustado de $15.4 milhões no quarto trimestre de 2025 foi $5.1 milhões (ou 50%) superior em comparação com $10.3 milhões no quarto trimestre de 2024, apesar da receita do quarto trimestre ter diminuído em 2% em comparação com o mesmo período do ano anterior. A Empresa incorreu em $0.4 milhões de custos de reorganização únicos no quarto trimestre de 2025, enquanto o quarto trimestre de 2024 teve custos de reorganização únicos de $2.9 milhões. Após normalizar os custos de reorganização únicos em 2025 e 2024, o EBITDA Ajustado no quarto trimestre de 2025 teria totalizado $15.8 milhões, em comparação com $13.2 milhões no quarto trimestre de 2024.

A Empresa teve um prejuízo líquido de $21.2 milhões no quarto trimestre de 2025 ($0.63 de prejuízo líquido por ação comum básica) em comparação com um prejuízo líquido de $2.0 milhões no quarto trimestre de 2024 ($0.06 de prejuízo líquido por ação comum básica), uma vez que a perda com a desativação de ativos, conforme descrito abaixo, e maiores despesas diversas foram parcialmente compensadas por um maior EBITDA Ajustado, uma maior recuperação de impostos e menores custos financeiros.

As adições ao ativo imobilizado no quarto trimestre de $5.3 milhões em 2025 compararam-se a $5.8 milhões no quarto trimestre de 2024, consistindo em $3.4 milhões de capital de expansão relacionado a atualizações de plataformas e $1.9 milhões de capital de manutenção.

Durante o quarto trimestre de 2025, a Empresa desativou certos ativos subutilizados dentro das suas frotas de perfuração contratada e serviços de poços como parte de uma otimização estratégica das suas operações no Canadá e nos EUA. Em conexão com esta desativação, a Empresa reconheceu uma perda com a desativação de ativos de $25.1 milhões, sendo $22.8 milhões reconhecidos no segmento de perfuração contratada e $2.3 milhões reconhecidos no segmento de serviços de produção.

 






A História Continua  

Destaques Operacionais:

No Canadá, os Dias Operacionais de 1,177 no quarto trimestre de 2025 foram 191 dias (ou 19%) superiores em comparação com 986 dias no quarto trimestre de 2024. A utilização de plataformas de perfuração no Canadá foi de 38% no quarto trimestre de 2025, em comparação com 32% no mesmo período do ano anterior, principalmente devido à melhoria na retenção de clientes ano após ano a partir de esforços de marketing direcionados.

A receita por Dia Operacional no Canadá teve uma média de $34,327 no quarto trimestre de 2025, o que foi 2% inferior ao mesmo período do ano anterior.

Nos EUA, a utilização de plataformas de perfuração teve uma média de 22% no quarto trimestre de 2025, o que foi inferior ao quarto trimestre de 2024, devido à contínua baixa atividade da indústria nos EUA, bem como uma mudança de foco para Dakota do Norte em vez de Texas no início do ano.

A receita por Dia Operacional nos EUA para o quarto trimestre de 2025 teve uma média de US$35,165, um aumento de 8% em comparação com US$32,603 no mesmo período do ano anterior. A melhoria nos preços reflete uma mistura de plataformas mais favorável após a decisão estratégica da Empresa de focar as suas operações nos EUA mais em Dakota do Norte.

No Canadá, a utilização de plataformas de serviço foi de 25% no quarto trimestre de 2025, em comparação com 34% no mesmo período do ano anterior, uma vez que as Horas de Serviço diminuíram em 27% para 10,024 horas, em comparação com 13,750 horas no mesmo período do ano anterior, principalmente devido a mudanças nos programas dos clientes.

A receita por Hora de Serviço teve uma média de $989 no quarto trimestre de 2025 e foi 2% inferior ao quarto trimestre de 2024.

_Ano Findo em 31 de Dezembro de 2025

_Destaques Financeiros:

A receita para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025 de $217.5 milhões foi $5.6 milhões (ou 2%) inferior ao ano findo em 31 de Dezembro de 2024, uma vez que a receita de serviços de produção mais baixa foi compensada por uma maior receita de perfuração contratada no Canadá.

Apesar da diminuição da receita para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, o EBITDA Ajustado de $48.4 milhões foi $6.2 milhões (ou 15%) superior em comparação com $42.2 milhões no mesmo período de 2024, devido a economias de sinergia de custo associadas a uma reorganização da alta administração em 2025. Incluído no EBITDA Ajustado para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, estavam $4.0 milhões de custos de reorganização únicos, em comparação com $5.7 milhões em 2024. Após normalizar os custos de reorganização únicos em ambos os períodos, o EBITDA Ajustado para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025 teria totalizado $52.4 milhões, em comparação com $47.9 milhões em 2024, um aumento de $4.5 milhões devido a uma maior receita de perfuração no Canadá e menores despesas administrativas, que foram parcialmente compensadas pela menor atividade de serviços de produção no Canadá e pela menor atividade de perfuração nos EUA.

A Empresa teve um prejuízo líquido de $25.6 milhões para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025 ($0.76 de prejuízo líquido por ação comum básica) em comparação com um prejuízo líquido de $6.9 milhões no mesmo período de 2024 ($0.20 de prejuízo líquido por ação comum básica) uma vez que a perda de $25.1 milhões com a desativação de ativos e uma maior perda de $2.7 milhões na venda de ativos fixos foram parcialmente compensadas por um maior EBITDA Ajustado, menores despesas de compensação baseadas em ações, menores custos financeiros e uma maior recuperação de impostos.

Para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, as adições ao ativo imobilizado foram de $21.7 milhões, que foram consistentes com o ano anterior, consistindo em $7.5 milhões de capital de expansão relacionado a atualizações de plataformas e $14.2 milhões de capital de manutenção.

Em 27 de Janeiro de 2025, a Empresa anunciou que estendeu a data de vencimento da sua Segunda Linha de Crédito (conforme definido neste comunicado de imprensa) de 18 de Maio de 2026 para 18 de Maio de 2027. A Empresa também fez um pagamento voluntário de capital de $5.0 milhões na sua Segunda Linha de Crédito no segundo trimestre de 2025.

Destaques Operacionais:

No Canadá, os Dias Operacionais de 4,276 para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025 foram 566 dias (ou 15%) superiores em comparação com 3,710 dias no mesmo período do ano anterior. A utilização de plataformas de perfuração no Canadá foi de 34% para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, em comparação com 30% no ano anterior, principalmente devido a mais plataformas atualizadas a trabalharem durante a interrupção da primavera em 2025 do que em 2024, bem como à melhoria na retenção de clientes ano a ano devido a esforços de marketing direcionados.

A receita por Dia Operacional no Canadá teve uma média de $32,890 para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, o que foi 1% inferior ao ano anterior.

Nos EUA, a utilização de plataformas de perfuração teve uma média de 22% para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, o que foi inferior a 29% no ano anterior, devido à contínua baixa atividade da indústria nos EUA e a uma mudança de foco para Dakota do Norte em vez de Texas.

A receita por Dia Operacional nos EUA para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025 teve uma média de US$31,999, um aumento de 5% em comparação com US$30,621 no ano anterior, principalmente devido a mudanças na mistura de plataformas.

No Canadá, a utilização de plataformas de serviço foi de 26% para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, em comparação com 35% no ano anterior, uma vez que as Horas de Serviço diminuíram em 28% para 41,970 horas em comparação com 58,117 horas no mesmo período do ano anterior, principalmente devido a mudanças nos programas dos clientes.

A receita por Hora de Serviço teve uma média de $1,013 para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, e foi 1% inferior ao ano anterior.

Visão Geral do Negócio

A Western é uma empresa de serviços de energia que fornece serviços de perfuração contratada no Canadá e nos EUA e serviços de produção no Canadá através das suas várias divisões, da sua subsidiária e das suas relações com as primeiras nações.

Pperfuração Contratada

Em 31 de Dezembro de 2025, a Western desativou seis plataformas de perfuração da sua frota no Canadá e três da sua frota nos EUA. Após 31 de Dezembro de 2025, as seis plataformas de perfuração no Canadá foram desregistradas junto da CAOEC. A Empresa atualmente comercializa uma frota de 31 plataformas de perfuração especificamente adequadas para perfuração de poços horizontais complexos em todo o Canadá e EUA. Após essas mudanças, a Western permanece como o quarto maior empreiteiro de perfuração no Canadá, com base nas plataformas de perfuração registradas na CAOEC1.

As frotas de plataformas de perfuração contratadas comercializadas pela Western são compostas pelos seguintes:

Serviços de Produção

Os serviços de produção fornecem serviços de poços e aluguer de equipamentos de campo petrolífero no Canadá. A partir de 31 de Dezembro de 2025, a Western desregistrou 17 plataformas de serviço de poços e agora tem 45 plataformas de serviço de poços registradas na CAOEC2. Após essas mudanças, a Western permanece como a segunda maior empresa de serviços de poços no Canadá com base nas plataformas de serviço de poços registradas pela CAOEC.

A frota de plataformas de serviço de poços da Western é composta pelos seguintes:

Ambiente de Negócio

Os preços do petróleo bruto e do gás natural impactam o fluxo de caixa dos clientes da Western, o que por sua vez impacta a demanda pelos serviços da Western. A tabela a seguir resume os preços médios do petróleo bruto e do gás natural, bem como as taxas médias de câmbio, para os três meses findos em 31 de Dezembro de 2025 e 2024, e para os anos findos em 31 de Dezembro de 2025 e 2024:

O West Texas Intermediate ("WTI") em média diminuiu em 16% e 14% para os três meses e o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, respetivamente, em comparação com os mesmos períodos do ano anterior. Em 2025, os preços do petróleo bruto foram impactados pela volatilidade do mercado devido a tarifas implementadas pelo governo dos EUA, contratarefas em resposta por vários países, menor demanda global e o contínuo conflito no Oriente Médio e na Europa Oriental.

Os preços do petróleo bruto Western Canadian Select caíram em 18% e 10% para os três meses e o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, respetivamente, em comparação com os mesmos períodos do ano anterior.

Os preços do gás natural no Canadá foram mais altos para os três meses findos em 31 de Dezembro de 2025, uma vez que o preço spot AECO de 30 dias aumentou em 53% em comparação com o mesmo período do ano anterior, uma vez que o clima mais frio levou a uma melhora na demanda por gás natural. Da mesma forma, para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, o preço spot AECO de 30 dias aumentou em 22%, em comparação com o mesmo período do ano anterior.

A taxa de câmbio do dólar dos EUA em relação ao dólar canadense para os três meses findos em 31 de Dezembro de 2025 enfraqueceu em 1% em comparação com o mesmo período do ano anterior; no entanto, para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, o dólar dos EUA se fortaleceu em 2% em comparação com o ano anterior.

Os preços mais baixos do WTI em 2025 contribuíram para uma atividade de perfuração mais fraca na indústria nos EUA. Conforme relatado pela Baker Hughes Company3, o número de plataformas de perfuração ativas nos EUA diminuiu aproximadamente 7% para 546 plataformas em 31 de Dezembro de 2025, em comparação com 589 plataformas em 31 de Dezembro de 2024, e teve uma média de 562 plataformas durante o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, em comparação com 599 plataformas no ano anterior.

No Canadá, havia 157 plataformas ativas na Bacia Sedimentar Canadense Ocidental ("WCSB") em 31 de Dezembro de 2025, em comparação com 136 plataformas ativas em 31 de Dezembro de 2024, representando um aumento de aproximadamente 15%. A CAOEC4 relatou que para a perfuração no Canadá, o número total de Dias Operacionais na WCSB para os três meses findos em 31 de Dezembro de 2025, foi 6% inferior ao mesmo período do ano anterior, enquanto o número total de Dias Operacionais na WCSB para o ano findo em 31 de Dezembro de 2025, foi 5% inferior ao mesmo período do ano anterior.

Perspectivas

Em 2025, os preços das commodities enfrentaram pressão descendente devido a tensões comerciais resultantes de tarifas dos EUA sobre importações e medidas de retaliação de vários países. Essas ações contribuíram para um conflito comercial global mais amplo, aumentando a incerteza na economia global. O conflito geopolítico contínuo na Europa Oriental, no Oriente Médio e, mais recentemente, o ambiente econômico e político incerto na Venezuela, combinado com a demanda global persistentemente fraca por petróleo bruto, impacta ainda mais o sentimento do mercado. Esses fatores macroeconômicos devem impactar os preços das commodities até 2026. Além disso, no Canadá, mudanças nas prioridades do governo resultantes da mudança na liderança do governo federal que ocorreu em 2025 podem levar a mudanças contínuas na política energética, potencialmente afetando a aprovação de futuros projetos de infraestrutura energética. Isso contribui para uma incerteza adicional para a indústria de serviços de energia canadense. A duração e a extensão precisas dos impactos adversos do atual ambiente macroeconômico sobre os clientes e operações da Western permanecem incertas neste momento.

Apesar dessas dificuldades, os desenvolvimentos recentes em infraestrutura apresentam oportunidades para a indústria de serviços de energia. A expansão do oleoduto Trans Mountain entrou em operação em 1 de Maio de 2024, adicionando capacidade crítica de transporte. O oleoduto Coastal GasLink entregou sua primeira remessa de gás natural liquefeito em 30 de Junho de 2025, e o projeto LNG Canada já iniciou operações na Colúmbia Britânica. Juntos, esses projetos devem contribuir para um aumento da atividade no setor energético do Oeste do Canadá.

A Western também está cautelosamente otimista de que o atual ambiente comercial pode encorajar as províncias a dar maior ênfase à segurança energética doméstica, potencialmente acelerando as aprovações para futuros projetos de infraestrutura. O memorando de entendimento assinado em 27 de Novembro de 2025 entre o Governo de Alberta e o Governo do Canadá para promover a infraestrutura energética nacional pode apoiar ainda mais esse foco renovado.

Para navegar neste ambiente complexo, a Western implementou várias iniciativas estratégicas em 2025, incluindo uma reorganização da liderança sênior para melhorar a eficiência operacional e apoiar o crescimento a longo prazo. Como parte desse processo, foi tomada a decisão de se concentrar nas operações nos EUA exclusivamente em Dakota do Norte e realocar ativos que anteriormente operavam no Texas. A desregistração de seis plataformas de perfuração no Canadá junto da CAOEC e as três plataformas de perfuração nos EUA, apoiam ainda mais a otimização estratégica da Western nas suas operações canadenses e americanas ao permitir que os recursos sejam alocados à sua frota comercializável atual. A Empresa continua focada em gerenciar custos fixos, preservar a força do balanço patrimonial, reduzir a dívida e manter flexibilidade para responder às condições do mercado. Com essas iniciativas em prática, a Western acredita que está bem posicionada para beneficiar-se da melhoria da demanda por serviços e do impulso nos preços. A frota atualizada de plataformas da Western posiciona a Empresa para continuar competitiva em um mercado em aperto. A frota total de plataformas na WCSB diminuiu de 373 plataformas de perfuração em 31 de Dezembro de 2024 para 347 plataformas de perfuração em 25 de Fevereiro de 2026, representando uma diminuição de 26 plataformas, ou 7%, o que reduz a oferta de plataformas para tais projetos. Atualmente, 18 das plataformas de perfuração da Western e 14 das plataformas de serviço de poços da Western estão em operação.

O conselho de administração da Western aprovou um orçamento de capital para 2026 de $25 milhões, composto por $7 milhões de capital de expansão e $18 milhões de capital de manutenção. A Western continuará a gerenciar seus custos de maneira disciplinada e fazer os ajustes necessários ao seu programa de capital conforme a demanda dos clientes muda.

No curto prazo, os principais desafios que a indústria de serviços de energia enfrenta incluem a volatilidade dos preços das commodities, o impacto da consolidação da indústria sobre os clientes de exploração e produção da Western e potenciais clientes, e a atividade de perfuração dos clientes restrita, à medida que as empresas de exploração e produção continuam a priorizar retornos para os acionistas através de recompra de ações, aumento de dividendos e redução da dívida, em vez de crescimento da produção. Se os preços das commodities se estabilizarem por um período sustentado, e à medida que os clientes fortalecerem ainda mais seus balanços patrimoniais, um aumento na atividade de perfuração pode ocorrer. No médio prazo, a Western acredita que sua frota de plataformas está bem posicionada para beneficiar-se do aumento da atividade de perfuração e produção associada à conclusão do projeto LNG Canada e à expansão do oleoduto Trans Mountain. Além disso, um foco crescente na segurança energética doméstica e na independência econômica pode apoiar mais atividades de desenvolvimento em todo o setor.

Medidas e Rácios Non-IFRS

A Western utiliza certas medidas financeiras neste comunicado de imprensa que não têm nenhum significado padronizado conforme prescrito pelas Normas Internacionais de Relato Financeiro. Essas medidas e rácios, que são derivados de informações reportadas nas demonstrações financeiras consolidadas, podem não ser comparáveis a medidas semelhantes apresentadas por outros emissores de relatórios. Essas medidas e rácios foram descritos e apresentados neste comunicado de imprensa para fornecer aos acionistas e potenciais investidores informações adicionais sobre a Empresa. As medidas e rácios Non-IFRS utilizados neste comunicado de imprensa são identificados e definidos da seguinte forma:

EBITDA Ajustado e EBITDA Ajustado como Percentagem da Receita

Os ganhos ajustados antes de juros e custos financeiros, impostos, depreciação e amortização, outros itens não monetários e ganhos e perdas únicos (“EBITDA Ajustado”) são uma medida financeira útil Non-IFRS, pois são utilizados pela administração e outros interessados, incluindo investidores atuais e potenciais, para analisar as principais atividades comerciais da Empresa antes de considerar como as atividades da Western são financiadas e o impacto das variações cambiais, impostos sobre o rendimento e depreciação. O EBITDA Ajustado fornece uma indicação dos resultados gerados pelos principais segmentos operacionais da Empresa, o que ajuda a administração a monitorar as operações atuais e prever as futuras, uma vez que certos itens não centrais, como juros e custos financeiros, impostos, depreciação e amortização, e outros itens não monetários e ganhos e perdas únicos são removidos. A medida mais próxima conforme os IFRS seria o lucro (prejuízo) líquido para os resultados consolidados.

O EBITDA Ajustado como uma percentagem da receita é uma razão financeira Non-IFRS que é calculada dividindo o EBITDA Ajustado pela receita do período relevante. O EBITDA Ajustado como uma percentagem da receita é uma medida financeira útil, pois é utilizada pela administração e outros interessados, incluindo investidores atuais e potenciais, para analisar a rentabilidade dos principais segmentos operacionais da Empresa.

A tabela a seguir fornece uma reconciliação do prejuízo líquido, conforme divulgado nas demonstrações consolidadas de operações e perda abrangente, para o EBITDA Ajustado: