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CALGARY, Alberta, 07. Aug. 2026 (GLOBE NEWSWIRE) -- High Arctic Energy Services Inc. (TSX: HWO) (die „Corporation“ oder „High Arctic“) meldete die finanziellen und betrieblichen Ergebnisse für das zweite Quartal 2026. Der ungeprüfte verkürzte konsolidierte Zwischenabschluss („Financial Statements“) sowie die Managementdiskussion und -analyse („MD&A“) für die drei und sechs Monate bis zum 30. Juni 2026 werden auf SEDAR+ unter www.sedarplus.ca sowie auf der Website von High Arctic unter www.haes.ca verfügbar sein.

Sofern nicht anders angegeben, sind alle Beträge in Tausend kanadischen Dollar („CAD“) ausgewiesen. In dieser Mitteilung werden die drei Monate bis zum 30. Juni 2026 als „Quartal“ oder „Q2 2026“ bezeichnet, und die vergleichbaren drei Monate bis zum 30. Juni 2025 als „Q2 2025“. Die sechs Monate bis zum 30. Juni 2026 werden als „YTD“ oder „YTD-2026“ bezeichnet, und der vergleichbare Sechsmonatszeitraum als „YTD-2025“.

Lonn Bate, Interim Chief Executive Officer, sagte, das Delta Rental Services-Geschäft von High Arctic habe im Q2 2026 solide finanzielle und operative Ergebnisse geliefert, da Kunden die Entwicklung der Duvernay in der Nähe der Red-Deer-Standorte des Unternehmens beschleunigt hätten. Die Duvernay-Formation ist eines der bedeutendsten unkonventionellen Öl- und Gasvorkommen Kanadas, erstreckt sich über Zentral-Alberta und zieht nachhaltige Investitionen von Produzenten in flüssigkeitsreiche Zonen an. Dieser Trend dürfte sich nach seinen Worten bis ins dritte Quartal 2026 fortsetzen. Bate fügte hinzu, dass die aktuellen Serviceangebote und Standortstrukturen von High Arctic es dem Unternehmen ermöglichen, Kunden die benötigten Ressourcen bereitzustellen und gleichzeitig ein hohes Serviceniveau aufrechtzuerhalten.

Bate sagte außerdem, dass Team Snubbing, an dem High Arctic eine nicht operativ geführte Eigenkapitalbeteiligung von 42 % hält, auf Alaskas North Slope eine starke operative Dynamik beibehalten und im Quartal einen Rekord-Nettogewinn erzielt habe. Snubbing ist eine spezialisierte Well-Intervention-Technik, mit der Rohrstränge unter Druck in Bohrlöcher hinein- oder herausbewegt werden, und der North Slope ist Alaskas wichtigste ölproduzierende Region. Die Ergebnisse hätten jede frühere Leistung im zweiten Quartal seit dem Erwerb der Snubbing-Assets von High Arctic im Jahr 2022 übertroffen. Nach Angaben von Bate baut Team Snubbing weiterhin Beziehungen zu bestehenden und potenziellen Kunden in ganz Alaska auf und verfolgt internationale Chancen, die in der zweiten Jahreshälfte 2026 und darüber hinaus weiteres Wachstum ermöglichen könnten.

High Arctic hob folgende Punkte hervor:

• Der Umsatz stieg im Zuge geplanter Bohrlochfertigstellungen von Kunden, unterstützt durch ein kapitalintensives Investitionsprogramm mit Schwerpunkt auf dem ersten Halbjahr.
• Die Kundenbeziehungen wurden durch die operative Umsetzung im Q2 2026 gestärkt.
• Die prozentuale Gewinnmarge ging aufgrund des Mixes im Mietgeschäft und höherer Kosten für die Gerätewartung im Q1 2026 zurück.
• Die 42%ige Eigenkapitalbeteiligung an Team Snubbing trug zu einer deutlichen Wende beim Nettogewinn bei und verbesserte ihn gegenüber YTD-2025 um 1,15 Millionen CAD.
• Die allgemeinen und administrativen Aufwendungen stiegen gegenüber YTD-2025 um 0,15 Millionen CAD, was auf die Ernennung eines vollzeitbeschäftigten Interim CEOs im vergangenen August sowie auf Beratungskosten zurückzuführen ist.
• Die Liquidität betrug 4,4 Millionen CAD und setzte sich aus 3,0 Millionen CAD an Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten sowie einer nicht in Anspruch genommenen Bankfazilität zusammen.

Zusammenfassung des zweiten Quartals 2026

Der Umsatz für Q2 2026 belief sich auf 2.941 und stieg damit gegenüber Q2 2025 um 550 bzw. 23 %. High Arctic erklärte, der Anstieg sei auf eine verbesserte Kundennachfrage und stabile Preise für das Mietdienstleistungsangebot zurückzuführen.

Die operative Marge des Ölfeldservicegeschäfts betrug im Q2 2026 1.302 gegenüber 1.126 im Q2 2025. Die entsprechende operative Margenquote lag bei 46,2 % und damit unter 49,1 % im Vorjahresquartal. High Arctic sagte, höhere Umsätze seien teilweise durch einen niedrigeren Margenmix ausgeglichen worden, da ein größerer Anteil an Well-Stimulation-Dienstleistungen die Marge reduzierte. Das Unternehmen wies darauf hin, dass Well-Stimulation-Dienstleistungen typischerweise einen höheren Arbeitsanteil aufweisen, der über einen Dritten beauftragt wird.

Das bereinigte EBITDA lag im Q2 2026 bei 504 bzw. 17 % des Umsatzes, verglichen mit 482 bzw. 20 % des Umsatzes im Q2 2025. Die Veränderung wurde vor allem durch dieselben Faktoren beeinflusst, die die operative Marge des Ölfeldservicegeschäfts beeinflussten.

Der operative Verlust verringerte sich auf 126 gegenüber 254 im Q2 2025. High Arctic führte die Verbesserung auf dieselben Margentreiber zurück, teilweise ausgeglichen durch 9 % höhere allgemeine und administrative Aufwendungen.

Der Nettogewinn betrug im Q2 2026 3 gegenüber einem Nettoverlust von 295 im Q2 2025. Der Anstieg spiegelte dieselben Faktoren wider, die das operative Ergebnis beeinflussten, die um 456 stärkere Performance von Team Snubbing im Quartal sowie das Ausbleiben der im Q2 2025 erfassten Fair-Value-Anpassung von 362 im Zusammenhang mit der im Rahmen der Übernahme von Delta Services Ltd. („Delta“) im Jahr 2023 zu zahlenden bedingten Gegenleistung.

High Arctic erklärte, das Unternehmen habe im Quartal operative Exzellenz und Sicherheit aufrechterhalten; es sei weiterhin ohne Arbeitsausfall- und meldepflichtige Unfälle gearbeitet worden.

Das Unternehmen beendete das Q2 2026 mit einem Netto-Umlaufvermögen von 4.579, einschließlich 3.025 an Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten, einer nicht in Anspruch genommenen Kreditfazilität und langfristigen Schulden in Höhe von 2.916.

Zusammenfassung des ersten Halbjahres 2026

Der Umsatz für YTD-2026 belief sich auf 5.676 und stieg damit gegenüber YTD-2025 um 950 bzw. 20 %. Wie bereits im Q2 2026 war der Anstieg auf eine verbesserte Kundennachfrage und stabile Preise für das Mietdienstleistungsangebot zurückzuführen.

Die operative Marge des Ölfeldservicegeschäfts betrug für YTD-2026 2.424 bei einer Margenquote von 44,6 %, verglichen mit 2.313 und 51,1 % im Vorjahreszeitraum. Die niedrigere Margenquote spiegelte einen höheren Anteil margenärmerer Well-Stimulation-Dienstleistungen sowie höhere Aufwendungen für Reparaturen und Wartung von Ausrüstung wider.

Das bereinigte EBITDA lag für YTD-2026 bei 892 bzw. 16 % des Umsatzes, verglichen mit 986 bzw. 21 % des Umsatzes im Vorjahreszeitraum. High Arctic erklärte, der Rückgang sei durch dieselben Faktoren verursacht worden, die die operative Marge beeinflussten, sowie durch 9 % höhere allgemeine und administrative Aufwendungen.

Der operative Verlust belief sich für YTD-2026 auf 330 gegenüber einem Verlust von 382 für YTD-2025. Die Verbesserung war auf dieselben die operative Marge beeinflussenden Faktoren zurückzuführen, teilweise ausgeglichen durch leicht höhere allgemeine und administrative Aufwendungen.

Der Nettogewinn betrug für YTD-2026 858 gegenüber einem Nettoverlust von 415 für YTD-2025. Dieser Unterschied von 1.273 wurde vor allem durch die um 1.153 stärkere Performance von Team Snubbing im YTD-2026, Gewinne aus der Veräußerung von Ausrüstung in Höhe von 382 sowie das Ausbleiben des im YTD-2025 erfassten Gewinns von 362 aus der Fair-Value-Anpassung der im Rahmen der Delta-Übernahme zu zahlenden bedingten Gegenleistung verursacht.

Im ersten Halbjahr 2026 stieg das Working Capital um 935 und die langfristigen Schulden gingen um 87 zurück.

Ausblick

High Arctic sagte, sein Geschäft werde durch die Entscheidungen der Kunden bestimmt, neue Öl- und Erdgasbohrungen niederzubringen und diese anschließend für die Produktion fertigzustellen. Diese Bohr- und Abschlussaktivitäten hängen von den Erwartungen bezüglich Rohstoffpreisen und Pipeline-Abflussmöglichkeiten ab, um Märkte zu erschließen. Daher hängen sowohl die operative Entwicklung des Unternehmens als auch die nicht operativ geführte Eigenkapitalbeteiligung an Team Snubbing stark von diesen Kundefaktoren ab, in Kombination mit den Grundlagen rund um Bohrungen und Bohrlochfertigstellungen in der Western Canadian Sedimentary Basin (WCSB) sowie im US-Bundesstaat Alaska.

In der WCSB verzeichnen die Mietausrüstungs- und Serviceaktivitäten von High Arctic weiterhin eine starke Nachfrage in Zentral-Alberta, da bestimmte Kunden ihre Kapitalausgaben beschleunigen, um mehr ihrer Duvernay-Bohrlöcher zu bohren, fertigzustellen und anzubinden. Diese Arbeiten befinden sich in günstiger Nähe zum primären Betriebszentrum von High Arctic. In Bezug auf die Investitionsausgaben erwartet High Arctic für die zweite Jahreshälfte 2026 deutlich geringere Werte. Die Auslieferung von Ausrüstung wurde in die erste Jahreshälfte vorgezogen, um dem Timing der Kunden bei der Bohrlochplanung Rechnung zu tragen.

Für die nicht operativ gehaltene Beteiligung von High Arctic an Team Snubbing erwartet das Unternehmen, dass die operative Umsetzung im ersten Halbjahr positive Dynamik aufgebaut hat, die sich auch in der zweiten Jahreshälfte 2026 fortsetzen wird. Während die WCSB weiterhin durch verzögerte Fertigstellungen von Erdgasbohrungen belastet ist, zeigen sich in Alaska positive Trends bei der Produktion aus Workover-Maßnahmen an Ölbohrungen. High Arctic erwartet, dass Team Snubbing seine Kundenbeziehungen in Alaska weiter ausbaut und das Jahr in einer günstigen Position mit drei vermarkteten Rig-Paketen und Chancen bei Arbeitsverträgen abschließt.

Obwohl die globale wirtschaftliche und geopolitische Unsicherheit anhält und sich in vielerlei Hinsicht verschärft, bietet Kanadas Energiewirtschaft Chancen für zukünftiges Wachstum durch neue Pipeline-Abflüsse zu Übersee- und US-Märkten. Jüngste Energieinfrastruktur-Initiativen zur Erhöhung des Durchsatzes bestehender Pipelines und zum Aufbau neuer Kapazitäten für den Zugang zu tidewater-geprägten Exportwegen unterstreichen ein auf Bundesebene formuliertes Mandat, Kanada zu einer globalen Energiegroßmacht zu machen. Zu diesen Initiativen zählen die Ankündigung der West Coast Oil Pipeline von Alberta zur Küste von B.C. und des Northern Shield Energy Corridor, die US-Genehmigung der Bridger Pipeline Expansion, die Fertigstellung der Trans Mountain Pipeline System Expansion im Jahr 2024 sowie der Beginn und anschließende Hochlauf der LNG-Exporte an der Westküste im Jahr 2025. All dies sind positive Entwicklungen, die die langfristigen Fundamentaldaten für das Geschäft von High Arctic im Upstream-Energieservice-Sektor verbessern.

Zusammenfassend führen die strategischen Ziele der Corporation Prioritäten und Erfolge aus dem ersten Halbjahr 2026 fort. Sie konzentrieren sich auf sichere und wertorientierte operative Umsetzung für Kunden, Kostenkontrolle und das Leistungsangebot an Ausrüstung, um nachhaltige Marktchancen zu schaffen, organisches Wachstum zu fördern und den Aktionärswert zu steigern.

Strategische Ziele 2026

Die strategischen Ziele von High Arctic für 2026 sind:

• Unverrückbarer Fokus auf Sicherheitsexzellenz und qualitativ hochwertige Serviceerbringung;
• Organisches Wachstum der Kernbereiche durch selektive und opportunistische Investitionen;
• Suche nach wertsteigernden Akquisitionen in Kanada zur Steigerung des Aktionärswerts;
• Sorgsamer Umgang mit Kapital und Liquidität zur Wahrung der Bilanzstärke und finanziellen Flexibilität; und
• Aktives Management der direkten Betriebskosten sowie der allgemeinen und administrativen Aufwendungen.

Betriebsergebnisse

Segment Mietdienstleistungen

Das Segment Mietdienstleistungen umfasst die kanadischen Ölservice-Mietausrüstungen und Arbeitsdienstleistungen von High Arctic, mit Schwerpunkt auf Druckkontrollausrüstung und Ausrüstung zur Unterstützung der Hochdruck-Stimulierung von Öl- und Gasbohrungen in der Western Canadian Sedimentary Basin.

Der Umsatz im Q2 2026 betrug 2.817 und lag damit um 524 bzw. 23 % über dem Vorjahresquartal. Der Umsatz für die sechs Monate bis zum 30. Juni 2026 belief sich auf 5.430 und lag damit um 900 bzw. 20 % über YTD-2025. High Arctic sagte, beide Zeiträume hätten vor allem von einer stärkeren Kundenaktivität im gesamten Jahr 2026 profitiert.

Die Bruttobetriebskosten stiegen im Q2 2026 und YTD-2026 aufgrund höherer Umsätze, des Kunden-Mix, der verstärkten Nutzung von Mietdienstleistungen Dritter sowie, für YTD-2026, höherer im Q1 2026 angefallener Reparatur- und Wartungsaufwendungen.

Die operative Marge des Ölfeldservicegeschäfts lag im Q2 2026 bei 46,2 % und damit auf Bruttobasis etwa drei Prozentpunkte unter den 49,1 % des Q2 2025. Der Rückgang wurde durch eine verstärkte Nutzung von Mietdienstleistungen Dritter im laufenden Quartal verursacht. Derselbe Faktor, zusammen mit höheren im Q1 2026 angefallenen Reparatur- und Wartungskosten, belastete die YTD-2026-Marge im Vergleich zu YTD-2025.

Sonstige Positionen im Mietdienstleistungsgeschäft

Im Q1 2026 erfasste die Corporation einen Gewinn von 340 im Zusammenhang mit Vermögenswerten, die im Rahmen einer Rent-to-Own-Vereinbarung veräußert wurden. Weitere Einzelheiten zu dieser Transaktion werden später in der MD&A ausführlich erläutert.

Segment Beteiligungen und Corporate

Das Segment Beteiligungen und Corporate umfasst alle übrigen Vermögenswerte und Aktivitäten der Corporation, nämlich die Eigenkapitalbeteiligung von High Arctic an Team Snubbing, die Eigenkapitalbeteiligung an der Seh’ Chene Well Servicing Partnership („Seh’ Chene Partnership“), Industrieimmobilien in Clairmont, Alberta, die funktionale Unterstützung der Zentrale sowie Geldanlagen und Kreditaufnahmen. Eine ausgewählte Analyse und Diskussion dieser Ergebnisse folgt nach den Hauptüberschriften. Leser werden auf Anmerkung 20, Segmentinformationen, in den Financial Statements verwiesen.

Industrieimmobilie Clairmont

Die auf die Industrieimmobilie der Corporation in Clairmont, Alberta, entfallenden Umsätze betrugen im Q2 2026 124 gegenüber 98 im Vorjahresquartal (YTD-2026-Umsatz 246 gegenüber 196 im YTD-2025). Die Veränderung ist weitgehend auf die im Q4 2025 erfolgte Umklassifizierung der Erstattung der Grundsteuer durch den Mieter als Umsatzbestandteil zurückzuführen; zuvor wurde die Erstattung als Minderung des zugrunde liegenden Betriebsaufwands erfasst. Die Brutto-Mieteinnahmen wurden zudem durch die im Mietvertrag vorgesehenen Inflationsanpassungen positiv beeinflusst.

Eigenkapitalbeteiligung an Team Snubbing

Die Corporation bilanziert die Ergebnisse ihrer 42%igen Beteiligung an Team Snubbing nach der Equity-Methode. Der anteilige Nettogewinn von Team Snubbing für Q2 2026 betrug 108 gegenüber einem Verlust von 348 im Q2 2025.

Team Snubbing erzielte im Q2 2026 Umsätze von 8.112 gegenüber 5.897 im Vorjahresquartal sowie YTD-2026-Umsätze von 21.289 gegenüber 13.989 in YTD-2025, was Anstiege von 38 % bzw. 52 % entspricht.

Die verbesserten Ergebnisse von Team Snubbing in Q2 2026 und YTD-2026 waren vor allem auf eine stärkere Kundenaktivität in Alaska zurückzuführen. Die US-Aktivitäten profitierten von einer stabilen Nachfrage, bestehend aus Well-Workovers auf dem Alaskan North Slope sowie komplexen Workovers und Plug-and-Abandonment-Arbeiten in Süd-Alaska, die Anfang Q2 2026 abgeschlossen wurden. Die Aktivität in Kanada blieb auf einem mit 2025 vergleichbaren Niveau, was vor allem die anhaltend niedrigen AECO-Erdgaspreise widerspiegelt. AECO ist der wichtigste Erdgas-Handelsplatz in Alberta und dient als Referenzpreis für kanadisches Gas.

Infolge der verbesserten YTD-2026-Ergebnisse leistete Team Snubbing weiterhin substanzielle Schuldentilgungen an seinen Hauptkreditgeber und senkte die Verschuldung weiter, während sich die Working-Capital-Position im Quartal verbesserte.

Liquidität und Kapitalressourcen

Betriebliche Aktivitäten

Der aus dem operativen Geschäft generierte Cashflow betrug im Q2 2026 205 gegenüber einem Mittelabfluss aus operativen Tätigkeiten von 477 im Q2 2025. Der Funds from Operating Activities belief sich im Q2 2026 auf 484 gegenüber 310 im Q2 2025.

Veränderungen des nicht zahlungswirksamen betrieblichen Working Capitals führten im Q2 2026 zu einem Mittelabfluss von 279 gegenüber einem Mittelabfluss von 787 im Q2 2025.

Für YTD-2026 belief sich der Cashflow aus dem operativen Geschäft aus fortgeführten Geschäftsbereichen auf 1.020 gegenüber 407 in YTD-2025. Der Funds Flow aus operativen Tätigkeiten aus fortgeführten Geschäftsbereichen betrug in YTD-2026 310 gegenüber 805 in YTD-2025. Veränderungen des nicht zahlungswirksamen betrieblichen Working Capitals aus fortgeführten Geschäftsbereichen führten in YTD-2026 zu einem Mittelzufluss von 787 gegenüber 398 in YTD-2025.

High Arctic erklärte, die Veränderungen beim Cashflow aus operativen Tätigkeiten und beim Funds Flow aus operativen Tätigkeiten seien weitgehend auf verbesserte Finanzergebnisse im Q2 2026 sowie auf die Auswirkungen der Veränderungen im nicht zahlungswirksamen Working Capital zurückzuführen.

Investitionstätigkeit

Der Netto-Cash-Abfluss aus Investitionstätigkeit betrug im Q2 2026 235 gegenüber 128 im Q2 2025. Für YTD-2026 belief sich der Netto-Cash-Abfluss aus Investitionstätigkeit auf 1.032 gegenüber 817 in YTD-2025.

Sowohl im Q2 2026 als auch im Q2 2025 entfiel der Großteil der investitionsbedingten Mittelabflüsse auf Erhaltungs- und Wachstumsinvestitionen für das Segment Mietdienstleistungen. Teilweise ausgeglichen wurden diese Abflüsse durch erhaltene Zahlungen auf Notes und sonstige Forderungen sowie durch Erlöse aus der Veräußerung von Vermögenswerten.

Die Veränderung des Cashflows aus Investitionstätigkeit im Q2 2026 gegenüber dem Vorjahresquartal war auf höhere Ausgaben für Sachanlagen und Ausrüstung zurückzuführen, teilweise ausgeglichen durch höhere erhaltene Zahlungen auf Forderungen aus Notes. Die Veränderung im YTD-2026 gegenüber dem Vorjahreszeitraum war auf höhere Ausgaben für Sachanlagen und Ausrüstung sowie eine höhere Zahlung auf die Verpflichtung aus bedingter Gegenleistung im Zusammenhang mit der Delta-Übernahme zurückzuführen, teilweise ausgeglichen durch höhere eingegangene Zahlungen auf Forderungen aus Notes.

Finanzierungstätigkeit

Der Netto-Cash-Abfluss aus Finanzierungstätigkeit betrug im Q2 2026 135 und lag damit im Rahmen des Vorjahresquartals von 140. Für YTD-2026 belief sich der Netto-Cash-Abfluss aus Finanzierungstätigkeit auf 270 gegenüber 275 in YTD-2025. Diese Cashflows bestehen aus üblichen Zahlungen und Einzahlungen im Zusammenhang mit Leasingverbindlichkeiten und langfristigen Schulden.

Working Capital

Zum 30. Juni 2026 betrug das Working Capital 4.579 gegenüber 3.644 zum 31. Dezember 2025. Der Anstieg war auf das positive EBITDA im YTD-2026 sowie auf die Hinzunahme der Team-Snubbing-Forderung 2026 im Rahmen der Rent-to-Own-Vereinbarung und den Verkauf der US-Snubbing-Assets des Unternehmens zurückzuführen.

Langfristige Schulden

High Arctic verfügt über Hypothekenfinanzierungen, die durch Grundstücke und Gebäude in Alberta, Kanada, besichert sind. Die Hypothek hat eine verbleibende anfängliche Laufzeit von weniger als sechs Monaten und einen festen Zinssatz von 4,30 %, mit monatlichen Zahlungen. Die Finanzierung enthält nicht-finanzielle Covenants, die für bestimmte Maßnahmen die Zustimmung des Kreditgebers erfordern, einschließlich Änderungen am zugrunde liegenden Geschäft. Zum 30. Juni 2026 und 31. Dezember 2025 erfüllte High Arctic sämtliche mit der Hypothekenfinanzierung verbundenen Covenants.

Nicht-IFRS-Kennzahlen

Diese Pressemitteilung enthält Verweise auf bestimmte Finanzkennzahlen, die nach IFRS keine standardisierte Bedeutung haben und möglicherweise nicht mit gleichartigen Kennzahlen anderer Unternehmen vergleichbar sind. High Arctic verwendet diese Kennzahlen zur Beurteilung der Leistung und ist der Ansicht, dass sie Aktionären und Investoren nützliche Zusatzinformationen bieten. Zu diesen Kennzahlen zählen EBITDA, bereinigtes EBITDA, operative Marge und Margenquote des Ölfeldservicegeschäfts, operatives Ergebnis (Verlust), Funds Flow aus operativen Tätigkeiten sowie Working Capital.

Diese Kennzahlen sollten nicht als Alternative zu oder als aussagekräftiger als Nettogewinn (Verlust), Cashflow aus operativen Tätigkeiten, kurzfristige Vermögenswerte, kurzfristige Verbindlichkeiten, Zahlungsmittel oder andere nach IFRS ermittelte Kennzahlen der finanziellen Leistung betrachtet werden.

Weitere Informationen zu diesen Nicht-IFRS-Kennzahlen, einschließlich ihrer Verwendung durch Management und Investoren sowie der Überleitung zu IFRS-Kennzahlen, finden Sie in der MD&A der Corporation, die online unter www.sedarplus.ca und über die Website von High Arctic unter www.haes.ca verfügbar ist.

Zukünftige Aussagen

Diese Pressemitteilung enthält zukunftsgerichtete Aussagen. Wenn in diesem Dokument die Wörter „may“, „would“, „could“, „will“, „intend“, „plan“, „anticipate“, „believe“, „seek“, „propose“, „estimate“, „expect“ und ähnliche Formulierungen verwendet werden, dienen sie dazu, zukunftsgerichtete Aussagen zu kennzeichnen. Solche Aussagen spiegeln die aktuelle Sicht der Corporation auf zukünftige Ereignisse wider und unterliegen bestimmten Risiken, Unsicherheiten und Annahmen. Zahlreiche Faktoren können dazu führen, dass die tatsächlichen Ergebnisse, die operative Leistung oder die Erfolge der Corporation erheblich von den in dieser Pressemitteilung beschriebenen abweichen.

Sollten sich eines oder mehrere dieser Risiken oder Unsicherheiten realisieren oder sollten sich Annahmen, auf denen zukunftsgerichtete Aussagen beruhen, als unzutreffend erweisen, können die tatsächlichen Ergebnisse erheblich von denen abweichen, die in dieser Pressemitteilung als beabsichtigt, geplant, erwartet, angenommen, geschätzt oder prognostiziert beschrieben werden. Zu den spezifischen zukunftsgerichteten Aussagen in dieser Pressemitteilung gehören unter anderem Aussagen zu folgenden Themen: allgemeine wirtschaftliche und geschäftliche Bedingungen, einschließlich der Aussichten für die Energiewirtschaft, einschließlich Rohstoffpreise, Aktivitätsniveaus der Produzenten (einschließlich Bohr-, Fertigstellungs- und Anschlussaktivitäten) sowie allgemeiner Angebots- und Nachfragefundamentaldaten im Energiesektor, die die gesamte Branche und insbesondere die Kunden der Corporation in Westkanada und Alaska, Vereinigte Staaten, beeinflussen können; Erwartungen in Bezug auf die derzeitige und künftige Ausweitung des Öldurchsatzes in bestehenden Pipelines, neue Ölpipeline-Kapazitäten und LNG-Exportprojekte sowie deren mögliche Auswirkungen auf künftige Preise; mögliche Auswirkungen geopolitischer Ereignisse, Regierungswechsel, Änderungen von Zöllen oder damit verbundenen Handelspolitiken und deren Einfluss auf die Fähigkeit der Corporation, ihre strategischen Ziele 2026 umzusetzen; Schwankungen bei Zinssätzen und Rohstoffpreisen; Erwartungen hinsichtlich der Fähigkeit der Corporation, ihr Liquiditätsrisiko zu steuern, Kapital zu beschaffen und ihre Schuldfinanzierungsvereinbarungen zu managen; Art und Zeitpunkt der Begleichung künftiger Verpflichtungen aus bedingter Gegenleistung; Prognosen von Marktpreisen und Kosten; Faktoren, auf deren Grundlage die Corporation entscheidet, ob eine bestimmte operative Maßnahme oder Expansion durchgeführt wird; die Investitionsausgaben der Corporation, einschließlich der erwarteten Gewichtung von Geräteauslieferungen im ersten Halbjahr des Jahres; die laufende Beziehung der Corporation zu ihren Hauptkunden; die Fähigkeit der Corporation, wertsteigernde Akquisitionen zu suchen und umzusetzen, einschließlich des Zeitpunkts und der potenziellen operativen und finanziellen Vorteile; das Management der allgemeinen und administrativen Aufwendungen; die Aufrechterhaltung einer starken Bilanz, ihrer Liquiditätsposition und der damit verbundenen finanziellen Flexibilität; die Performance der nicht operativ geführten Eigenkapitalbeteiligung der Corporation an Team Snubbing und die Fähigkeit von Team Snubbing, als fortgeführtes Unternehmen zu bestehen; Erwartungen hinsichtlich der Fähigkeit von Team Snubbing, seine Aktivitäten in Alaska auszubauen, einschließlich vermarkteter Rig-Pakete und Chancen bei Arbeitsverträgen; die operative und finanzielle Leistung des kanadischen Miet- und damit verbundenen Arbeitsdienstleistungsgeschäfts der Corporation im Jahr 2026; die Erwartungen der Corporation hinsichtlich der Kundenaktivitäten im Jahr 2026; Erwartungen bezüglich künftiger Erdgaspreise, einschließlich der potenziellen Auswirkungen der LNG-Canada-Exporte auf die AECO-Preise; die Skalierung des kanadischen Geschäfts der Corporation; die Durchführung einer oder mehrerer Unternehmens-transaktionen; sowie geschätzte Kreditrisiken.

Bezüglich der in dieser Pressemitteilung enthaltenen zukunftsgerichteten Aussagen hat die Corporation unter anderem folgende Annahmen getroffen: dass die Rohstoffpreise auf einem Niveau bleiben, das die Kundenaktivität unterstützt; und dass die Corporation in der Lage ist, Beziehungen zu ihren Hauptkunden aufrechtzuerhalten, ihre Dienstleistungen erfolgreich an bestehende und neue Kunden zu vermarkten, ihre Ziele zu erreichen, Ausrüstung von Lieferanten zu beschaffen und zu erhalten, erfolgreich in einem von Unsicherheit geprägten Umfeld zu handeln, wettbewerbsfähig zu bleiben, qualifizierte Mitarbeiter zu gewinnen und zu halten, Eigen- und Fremdfinanzierungen zu akzeptablen Bedingungen zu erhalten und ihr Liquiditätsrisiko zu steuern, ihre Hypothekenfazilität bei Fälligkeit erfolgreich zu verlängern oder zu refinanzieren sowie dass Team Snubbing als fortgeführtes Unternehmen bestehen bleibt und seinen finanziellen Verpflichtungen nachkommen kann.

Wichtige Faktoren, die dazu führen könnten, dass unsere tatsächlichen Ergebnisse und unsere Finanzlage wesentlich von den in den zukunftsgerichteten Aussagen dargestellten abweichen, umfassen unter anderem: wirtschaftliche und finanzielle Bedingungen, einschließlich Volatilität der Rohstoffpreise; Volatilität von Zinsen, Wechselkursen und Kapitalmärkten; das Nachfrageniveau und die finanzielle Leistung der Energiewirtschaft; Änderungen der Kundennachfrage; sowie Entwicklungen und Änderungen von Gesetzen und Vorschriften, einschließlich im Energiesektor.

Die tatsächlichen Ergebnisse der Corporation könnten infolge der oben genannten Risikofaktoren und weiterer in dieser Pressemitteilung genannter Risikofaktoren sowie der im jüngsten auf SEDAR+ unter www.sedarplus.ca eingereichten Annual Information Form genannten Risikofaktoren erheblich von den in diesen zukunftsgerichteten Aussagen erwarteten Ergebnissen abweichen.

Die in dieser Pressemitteilung enthaltenen zukunftsgerichteten Aussagen werden durch diese Warnhinweise ausdrücklich in ihrer Gesamtheit eingeschränkt. Diese Aussagen gelten nur zum Datum dieser Pressemitteilung. Die Corporation übernimmt keine Verpflichtung, diese zukunftsgerichteten Aussagen zu aktualisieren, um neue Informationen, spätere Ereignisse oder anderes widerzuspiegeln, sofern dies nicht gesetzlich vorgeschrieben ist.

Über High Arctic Energy Services

High Arctic ist ein Anbieter von Energiedienstleistungen. Das Unternehmen stellt Druckkontrollausrüstung sowie Ausrüstung und damit verbundene Arbeitsdienstleistungen bereit, die die Hochdruck-Stimulierung von Öl- und Gasbohrungen sowie sonstige Ölfeldausrüstung auf Mietbasis für Explorations- und Produktionsunternehmen unterstützen, und zwar von seinen Standorten in Whitecourt und Red Deer, Alberta. Darüber hinaus hält High Arctic eine Minderheitsbeteiligung an Team Snubbing, einem Anbieter von Well-Control-Dienstleistungen für die Öl- und Gasbohrindustrie mit Aktivitäten in Westkanada und Alaska, USA.

Für weitere Informationen wenden Sie sich bitte an:

Lonn Bate
Interim Chief Executive Officer
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