CALGARY, Alberta, July 29, 2026 (GLOBE NEWSWIRE) -- Freehold Royalties Ltd. (Freehold or the Company) (TSX:FRU) anunció los resultados de los tres meses finalizados el 30 de junio de 2026.

Aspectos destacados del segundo trimestre

• La producción total fue de 15,622 boe/d (1), incluidos 10,277 bbls/d de producción de petróleo crudo y líquidos de gas natural, lo que representó una ponderación de líquidos de 66% en el trimestre.
• Los ingresos fueron de $100 million, con la producción de petróleo crudo y líquidos de gas natural representando más de 95% de los ingresos por regalías y otros ingresos.
• Los fondos provenientes de operaciones totalizaron $78 million, o $0.47 por acción (2)(4), un aumento de 32% frente a Q1-2026.
• La deuda neta se redujo en $24 million, cerrando el trimestre en $251 million.
• La compañía devolvió $44 million, o $0.27 por acción (3), a los accionistas mediante dividendos mensuales, lo que representó un payout ratio (4) de 57%.
• Freehold invirtió $9 million en adquisiciones y gastos relacionados, centrados en tierras estratégicas, con inventario abundante, de títulos minerales y regalías en el núcleo de la cuenca del Permian.
• La perforación bruta en toda la cartera totalizó 300 pozos, un aumento de 35% frente a Q1-2026, a medida que los operadores incrementaron la actividad en un entorno de fortalecimiento de los precios del petróleo.
• La compañía mantuvo un programa activo de arrendamientos, con la firma de 48 nuevos contratos de arrendamiento que aportaron $1.6 million en contraprestación por bonificación e ingresos por renta de arrendamiento.
• Freehold alcanzó un precio realizado promedio de $69.11/boe, incluidos $74.91/boe en EE. UU. y $64.26/boe en Canadá.

Mensaje del presidente

Freehold señaló que su segundo trimestre reflejó un entorno constructivo de precios de las materias primas que respaldó una sólida generación de ingresos y un retorno a la actividad de perforación enfocada en petróleo en toda Norteamérica.

La producción promedió 15,622 boe/d (1) con una ponderación de líquidos de 66%, lo que reflejó los niveles de actividad moderados observados en la segunda mitad de 2025, cuando los precios de las materias primas eran bajos. Junto con un mayor precio realizado, la compañía generó más de $100 million en ingresos por regalías y otros ingresos, y $78 million en fondos provenientes de operaciones, un aumento de 32% frente a Q1-2026.

La compañía dijo que continuó observando un incremento significativo en la actividad de los operadores en sus tierras. La perforación bruta aumentó 35% frente a Q1-2026 y 11% frente a Q2-2025, impulsada por una fuerte actividad en EE. UU. y la continuidad de la inversión en plays canadienses con ponderación petrolera. Para un negocio de regalías, ese nivel de actividad de perforación es importante porque los resultados de Freehold dependen del gasto de capital de terceros en sus tierras y no de la operación directa de pozos.

Freehold dijo que sigue observando una actividad importante en el Permian, donde grandes operadores han invertido en tecnologías que respaldan mayores longitudes laterales, así como en el uso de surfactants y lightweight proppants para mejorar aún más la productividad de los pozos. En el Permian, se espera que las restricciones de salida de gas natural en el hub de Waha se alivien a medida que más de 4 Bcf/d de capacidad adicional de transporte entre en servicio durante los próximos tres trimestres. La compañía indicó que la capacidad adicional debería aliviar las restricciones de producción y mejorar el acceso al mercado para los productores. Aunque una mayor actividad respalda el crecimiento futuro de la producción y del flujo de caja, se espera que esos beneficios se materialicen principalmente a finales de 2026 y principios de 2027, a medida que nuevos pozos entren en producción.

Freehold devolvió $44 million a los accionistas mediante dividendos, lo que representó un payout ratio de 57% (4), e invirtió $9 million para ampliar su posición de regalías enfocada en petróleo crudo en el núcleo de la cuenca del Permian. La compañía señaló que mantiene una sólida flexibilidad financiera, con una deuda neta reducida en más de $24 million, o 9%, frente a Q1-2026, lo que dio como resultado 1.0x de deuda neta sobre fondos provenientes de operaciones ajustados a los últimos 12 meses (5).

De cara al futuro, Freehold afirmó que está bien posicionada debido a su exposición a los desarrollos con mayor economía y ponderación petrolera en Norteamérica, respaldada por una base de operadores bien financiada y un balance sólido. La compañía espera que esta combinación siga apoyando su dividendo, financiando oportunidades de crecimiento y generando valor atractivo a largo plazo.

David M. Spyker
Presidente y Director Ejecutivo

Aspectos operativos y financieros destacados

Anuncio de dividendo

El Consejo de Administración de Freehold declaró un dividendo mensual de $0.09 por acción, pagadero el 15 de septiembre de 2026, a los accionistas registrados al 31 de agosto de 2026. El dividendo está designado como un dividendo elegible para fines del impuesto sobre la renta en Canadá.

Actividad de perforación y arrendamiento

Las inversiones de terceros en las tierras de regalías de Freehold dieron como resultado un total de 300 pozos brutos (2.7 netos) perforados en las tierras de Freehold, todos dirigidos principalmente a propiedades de petróleo crudo.

Canadá

En Canadá, la mayoría de las 74 ubicaciones brutas (1.8 netas) se perforaron en plays con ponderación petrolera, incluidos Clearwater (25 pozos brutos), el sureste de Saskatchewan (17 pozos brutos) y Mannville heavy oil (13 pozos brutos). Los niveles de actividad bruta se mantuvieron consistentes con Q1-2026 a pesar del spring break-up.

Freehold firmó 45 nuevos contratos de arrendamiento con 8 contrapartes durante el trimestre, impulsado en gran medida por la actividad de arrendamiento en el sureste de Saskatchewan. Varias compañías privadas han comunicado planes para avanzar programas de perforación en la zona, y se espera que los pozos asociados comiencen a producir más adelante este año.

EE. UU.

Durante el segundo trimestre, se perforaron 226 pozos brutos (0.9 netos) en las tierras de Freehold en EE. UU. La actividad se concentró en propiedades de petróleo crudo, con aproximadamente 82% de la actividad de perforación en la cuenca del Permian.

Freehold firmó 3 nuevos contratos de arrendamiento en EE. UU., donde los operadores continúan concentrándose en derechos más profundos que incluyen las formaciones Barnett y Woodford en la cuenca del Permian. Entre los principales pagadores de Freehold en EE. UU. se encuentran ConocoPhillips, ExxonMobil, Occidental Petroleum y Diamondback Energy, y junto con los pagadores privados de regalías de la compañía, todos se mantienen activos con sus programas de perforación en curso.

Detalles de la conferencia telefónica

Una transmisión por webcast para analizar los resultados financieros y operativos del período finalizado el 30 de junio de 2026 se realizará para la comunidad inversora el jueves 30 de julio de 2026, a partir de las 6:30 AM MT (8:30 AM ET).

La transmisión de audio en vivo estará disponible a través del enlace siguiente y en el sitio web de Freehold, en “Events \u0026 Presentations” en www.freeholdroyalties.com. Para participar en la transmisión en vivo en modo solo escucha, puede registrarse mediante el siguiente enlace:

Los analistas del lado vendedor que deseen hacer preguntas en la transmisión deberán registrarse con anticipación en:

Una vez registrado, recibirá un PIN único para acceder a la llamada.

Para más información, contacte a:

Freehold Royalties Ltd.
Todd McBride, CPA, CMA
Relaciones con Inversionistas
t. 403.221.0833
e. [email protected]

Declaraciones a futuro

Este comunicado ofrece nuestra evaluación de los planes y operaciones futuras de Freehold al 29 de julio de 2026, y contiene declaraciones a futuro que creemos ayudan a los lectores a comprender mejor nuestro negocio y perspectivas. Estas declaraciones a futuro incluyen nuestras expectativas sobre lo siguiente:

a expectativa de que las restricciones de salida de gas natural en el hub de Waha se aliviarán a medida que más de 4 Bcf/d de capacidad adicional de transporte entre en servicio durante los próximos tres trimestres, que la capacidad adicional aliviará las restricciones de producción y mejorará el acceso al mercado para los productores, y el momento previsto de estos beneficios;

nuestra convicción de que, de cara al futuro, Freehold está bien posicionada como resultado, entre otras cosas, de la exposición de nuestra base de activos a los desarrollos con mayor economía y ponderación petrolera en Norteamérica, respaldada por una base de operadores bien financiada, y el sólido balance de Freehold;

nuestra expectativa de que estaremos en posición de seguir respaldando nuestro dividendo, financiando oportunidades selectivas de crecimiento y generando valor atractivo a largo plazo;

expectativas respecto de los planes de ciertas compañías privadas de avanzar programas de perforación en el sureste de Saskatchewan, y el momento esperado del inicio de producción de los pozos asociados; y

otras declaraciones similares.

Por su naturaleza, las declaraciones a futuro están sujetas a numerosos riesgos e incertidumbres, algunos de los cuales escapan a nuestro control, incluidas las condiciones económicas generales, la volatilidad de los precios de mercado del petróleo crudo, NGL y gas natural, los riesgos e impactos de aranceles (u otras medidas comerciales de represalia) impuestos por Canadá o EE. UU. (u otros países) sobre exportaciones y/o importaciones hacia y desde dichos países, los riesgos de que, tras la revisión conjunta del 1 de julio de 2026 del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá ("USMCA"), las partes no puedan acordar futuras enmiendas o una extensión del USMCA, o que una parte finalmente se retire del USMCA y los impactos sobre la economía canadiense y el negocio de la Compañía, la inflación y los problemas de la cadena de suministro, los impactos de la guerra en curso entre EE. UU., Israel e Irán (y otros conflictos de Medio Oriente), la guerra entre Rusia y Ucrania (y las sanciones asociadas) y las acciones adoptadas por OPEC+ sobre la economía global y los precios de las materias primas, la inestabilidad geopolítica, la inestabilidad política, las condiciones de la industria, la volatilidad de los precios de las materias primas, niveles futuros de producción, niveles futuros de gasto de capital, fluctuaciones cambiarias, imprecisión de las estimaciones de reservas, regalías, riesgos ambientales, fiscalidad, regulación, cambios en la legislación fiscal u otra legislación, competencia de otros participantes de la industria, supuestos inexactos sobre factores de oferta y demanda que afectan el consumo de petróleo crudo, NGL y gas natural, expectativas inexactas sobre los niveles de perforación de la industria en nuestras tierras de regalías, el fracaso en completar adquisiciones en el momento y términos esperados, el incumplimiento de las condiciones de cierre de cualquier adquisición, la falta de disponibilidad de personal calificado o de la administración, la volatilidad del mercado bursátil, nuestra incapacidad para llegar a acuerdos con terceros sobre oportunidades prospectivas y los resultados de dichos acuerdos y nuestra capacidad para acceder a capital suficiente de fuentes internas y externas. Los riesgos se describen con más detalle en nuestro Annual Information Form para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025, disponible en www.sedarplus.ca.

Con respecto a las declaraciones a futuro contenidas en este comunicado, hemos realizado supuestos sobre, entre otros, precios futuros de las materias primas, niveles futuros de gasto de capital, niveles futuros de producción, tipos de cambio futuros, tasas impositivas futuras, legislación futura, el costo de desarrollar y producir nuestros activos, la calidad de nuestras contrapartes y sus planes, nuestra capacidad y la capacidad de nuestros arrendatarios para obtener equipos de manera oportuna para llevar a cabo actividades de desarrollo, nuestra capacidad para comercializar con éxito nuestro petróleo crudo y gas natural entre clientes actuales y nuevos, el desempeño de los pozos actuales y futuros perforados por nuestros pagadores de regalías, nuestra expectativa sobre el consumo de petróleo crudo y gas natural, nuestra expectativa sobre los niveles de perforación de la industria, nuestra expectativa sobre la terminación de los pozos perforados, nuestra capacidad para obtener financiamiento en términos aceptables, producción cerrada, adiciones de producción derivadas de nuestra función de auditoría, nuestra capacidad para ejecutar oportunidades prospectivas y nuestra capacidad para añadir producción y reservas mediante actividades de desarrollo y adquisición.

Se advierte que los supuestos utilizados en la elaboración de esta información, aunque se consideraron razonables al momento de prepararla, podrían resultar imprecisos y, por lo tanto, no debe depositarse una confianza indebida en las declaraciones a futuro. Nuestros resultados, desempeño o logros reales podrían diferir materialmente de los expresados o implícitos en estas declaraciones a futuro. No podemos garantizar que los eventos anticipados ocurran o se materialicen, ni, en caso de que ocurrieran, qué beneficios obtendremos de ellos. La información a futuro contenida en este documento queda expresamente sujeta a esta advertencia. En la medida en que cualquier orientación o declaración a futuro contenida aquí constituya una perspectiva financiera, se incluye para brindar a los lectores una comprensión de los planes y supuestos de la administración con fines presupuestarios, y se advierte que la información puede no ser apropiada para otros fines. Nuestra política para actualizar declaraciones a futuro consiste en actualizar trimestralmente nuestros supuestos operativos clave y, salvo que la ley lo exija, no asumimos la obligación de actualizar otras declaraciones a futuro.

También se advierte que la preparación de estados financieros de conformidad con las International Financial Reporting Standards (IFRS), que son los principios contables generalmente aceptados (GAAP) de Canadá para entidades de interés público, exige que la administración realice ciertos juicios y estimaciones que afectan los importes informados de activos, pasivos, ingresos y gastos. Estas estimaciones pueden cambiar, con efectos positivos o negativos sobre el ingreso neto, a medida que surja información adicional y cambie el entorno económico.

En la medida en que cualquier orientación o declaración a futuro contenida aquí constituya una perspectiva financiera, se incluye para brindar a los lectores una comprensión de los planes y supuestos de la administración con fines presupuestarios, y se advierte que la información puede no ser apropiada para otros fines. También se advierte que la preparación de estados financieros de conformidad con IFRS requiere que la administración realice ciertos juicios y estimaciones que afectan los importes informados de activos, pasivos, ingresos y gastos. Estas estimaciones pueden cambiar, con efectos positivos o negativos sobre el ingreso neto, a medida que surja información adicional y cambie el entorno económico.

Conversión de gas natural a barriles equivalentes de petróleo (boe)

Para proporcionar una unidad única de producción con fines analíticos, los volúmenes de producción y reservas de gas natural se convierten matemáticamente a barriles equivalentes de petróleo (boe). Utilizamos la conversión estándar aceptada por la industria de seis mil pies cúbicos de gas natural por un barril de petróleo (6 Mcf = 1 bbl). La relación 6:1 de boe se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable principalmente en la punta del quemador. No representa una equivalencia de valor en boca de pozo ni se basa en el contenido energético o en los precios actuales. Aunque la relación boe es útil para medidas comparativas y para observar tendencias, no refleja con precisión el valor de cada producto y podría ser engañosa, en particular si se utiliza de forma aislada. Asimismo, dado que la relación de valor, basada en el precio actual del petróleo crudo frente al gas natural, difiere significativamente de la relación de equivalencia energética 6:1, el uso de una relación de conversión 6:1 puede ser engañoso como indicación de valor.

Medidas no GAAP y otras medidas financieras

En este comunicado se hace referencia a términos comúnmente utilizados como indicadores clave de desempeño en la industria del petróleo y gas, que no cuentan con una definición estandarizada establecida por los GAAP canadienses. Consideramos que netback, cash costs, dividend payout ratio y funds from operations per share son medidas financieras no GAAP y medidas financieras complementarias útiles, respectivamente, para que la administración y los inversionistas analicen el desempeño operativo, el apalancamiento financiero y la liquidez, y utilizamos estos términos para facilitar la comprensión y comparabilidad de nuestros resultados de operaciones. Sin embargo, como estos términos no tienen significados estandarizados según GAAP, pueden no ser comparables con los cálculos de medidas similares de otras entidades. Este comunicado también contiene las medidas de gestión de capital net debt y net debt to funds from operations para los últimos 12 meses, según se define en la nota 12 de los estados financieros intermedios condensados consolidados no auditados al y por los tres meses finalizados el 30 de junio de 2026.

Netback, que también se calcula sobre una base de boe, como el precio realizado promedio menos impuestos a la producción y ad valorem, gastos operativos, gastos generales y administrativos, honorarios de administración basados en efectivo, cargos por intereses basados en efectivo y pagos basados en acciones, representa el monto de netback por boe, lo que nos permite comparar cómo los cambios en los precios de las materias primas, netos de impuestos a la producción y ad valorem, y nuestra estructura de costos basada en efectivo se comparan con períodos anteriores.

Cash costs, que también se calcula sobre una base de boe, está compuesto por los costos recurrentes basados en efectivo, excluidos los impuestos, informados en los estados de operaciones. Para Freehold, los cash costs se identifican como gastos operativos, gastos generales y administrativos, cargos por intereses basados en efectivo, honorarios de administración basados en efectivo y pagos de compensación basados en acciones. Los cash costs permiten a Freehold comparar cómo los cambios en su estructura de costos basada en efectivo manejable se comparan con períodos anteriores.

La siguiente tabla presenta el cálculo de Cash costs y Netback para los períodos indicados:

Los dividend payout ratios se utilizan a menudo en empresas que pagan dividendos en la industria del petróleo y gas para identificar los niveles de dividendos en relación con los fondos provenientes de operaciones, que también se utilizan para financiar el pago de deuda y/o oportunidades de adquisición. Dividend payout ratio es una medida complementaria y se calcula como los dividendos pagados como porcentaje de los fondos provenientes de operaciones. La siguiente tabla muestra el cálculo del dividend payout ratio para los períodos indicados:

Funds from operations per share, que se calcula como los fondos provenientes de operaciones divididos entre el promedio ponderado de acciones en circulación durante el período, proporciona orientación sobre si los cambios en los precios de las materias primas, los cash costs y/o las adquisiciones fueron accretivos por acción. Funds from operations per share es una medida complementaria.