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CALGARY, Alberta, 07 de ago. de 2026 (GLOBE NEWSWIRE) -- High Arctic Energy Services Inc. (TSX: HWO) (la “Corporation” o “High Arctic”) informó sus resultados financieros y operativos del segundo trimestre de 2026. Los estados financieros consolidados intermedios condensados no auditados (los “Financial Statements”) y el análisis y discusión de la administración (“MD&A”) correspondientes a los tres y seis meses terminados el 30 de junio de 2026 estarán disponibles en SEDAR+ en www.sedarplus.ca y en el sitio web de High Arctic en www.haes.ca.

Salvo indicación en contrario, todos los montos se expresan en miles de dólares canadienses (“CAD”). En este comunicado, los tres meses terminados el 30 de junio de 2026 se denominan el “quarter” o “Q2 2026”, y los tres meses comparativos terminados el 30 de junio de 2025 se denominan “Q2 2025”. Los seis meses terminados el 30 de junio de 2026 se denominan “YTD” o “YTD-2026”, y el período comparativo de seis meses se denomina “YTD-2025”.

Lonn Bate, Interim Chief Executive Officer, comentó que el negocio Delta Rental Services de High Arctic entregó resultados financieros y operativos sólidos en Q2 2026, a medida que los clientes aceleraron el desarrollo de Duvernay cerca de las operaciones de la compañía en Red Deer. La Formación Duvernay es una de las áreas de recursos de petróleo y gas no convencional más importantes de Canadá, abarca el centro de Alberta y atrae inversión sostenida de los productores en zonas con alto contenido de líquidos. Señaló que se espera que esa tendencia continúe durante el tercer trimestre de 2026. Bate añadió que las ofertas de servicios actuales de High Arctic y la ubicación de sus instalaciones permiten a la compañía proporcionar a los clientes los activos que necesitan, manteniendo al mismo tiempo un alto nivel de servicio.

Bate también señaló que Team Snubbing, en la que High Arctic tiene una participación accionaria no operativa del 42%, mantuvo un fuerte impulso operativo en North Slope de Alaska y generó una utilidad neta récord durante el trimestre. El snubbing es una técnica especializada de intervención de pozos utilizada para introducir o retirar tubulares dentro y fuera de los pozos mientras hay presión presente, y North Slope es la principal región productora de petróleo de Alaska. Indicó que los resultados superaron cualquier desempeño previo del segundo trimestre desde que Team Snubbing adquirió los activos de snubbing de High Arctic en 2022. Según Bate, Team Snubbing continúa fortaleciendo sus relaciones con clientes existentes y potenciales en Alaska y persigue oportunidades internacionales que podrían aportar un crecimiento significativo en la segunda mitad de 2026 y más allá.

High Arctic destacó los siguientes puntos:

• Los ingresos aumentaron con los completamientos de pozos planificados por clientes, respaldados por un programa de gastos de capital ponderado hacia el primer semestre.
• Las relaciones con los clientes se fortalecieron gracias a la ejecución operativa en Q2 2026.
• El porcentaje del margen de beneficio se comprimió debido a la mezcla de servicios de alquiler y al aumento de los costos de mantenimiento de equipos en Q1 2026.
• La inversión accionaria del 42% en Team Snubbing contribuyó a un giro significativo en la utilidad neta, con un aumento de $1,15 millones respecto de YTD-2025.
• Los gastos generales y administrativos aumentaron $0,15 millones respecto de YTD-2025, reflejando la designación de un Interim CEO a tiempo completo el pasado agosto y honorarios profesionales.
• La liquidez fue de $4,4 millones, compuesta por $3,0 millones en efectivo y equivalentes de efectivo y una línea bancaria no dispuesta.

Resumen del Segundo Trimestre de 2026

Los ingresos de Q2 2026 fueron de $2.941, un aumento de $550, o 23%, en comparación con Q2 2025. High Arctic indicó que el aumento reflejó una mayor demanda de clientes y precios estables para sus ofertas de servicios de alquiler.

El margen operativo de servicios petroleros fue de $1.302 en Q2 2026, frente a $1.126 en Q2 2025. El porcentaje correspondiente de margen operativo fue de 46,2%, por debajo del 49,1% registrado un año antes. High Arctic señaló que el mayor ingreso fue compensado en parte por una mezcla de menor margen, ya que una mayor concentración de servicios de estimulación de pozos redujo el porcentaje de margen. La compañía indicó que estos servicios suelen implicar un mayor componente de mano de obra contratado a través de un tercero.

El Adjusted EBITDA fue de $504, o 17% de los ingresos, frente a $482, o 20% de los ingresos, en Q2 2025. El cambio estuvo impulsado principalmente por los mismos factores que afectaron el margen operativo de servicios petroleros.

La pérdida operativa mejoró a $126 desde $254 en Q2 2025. High Arctic indicó que la mejora reflejó los mismos impulsores del margen, parcialmente compensados por un aumento del 9% en los gastos generales y administrativos.

La utilidad neta fue de $3 en Q2 2026, frente a una pérdida neta de $295 en Q2 2025. El aumento reflejó los mismos factores que afectaron la utilidad operativa, un desempeño $456 mejor de Team Snubbing en el trimestre y la ausencia del ajuste de valor razonable de $362 registrado en Q2 2025 relacionado con la contraprestación contingente pagadera bajo la adquisición de 2023 de Delta Services Ltd. (“Delta”).

High Arctic señaló que mantuvo la excelencia operativa y la seguridad durante todo el trimestre, con continuidad de trabajos sin tiempo perdido ni incidentes registrables.

La compañía cerró Q2 2026 con capital de trabajo neto de $4.579, incluyendo $3.025 en efectivo y equivalentes de efectivo, una línea de crédito no dispuesta y $2.916 en deuda a largo plazo.

Resumen del Primer Semestre de 2026

Los ingresos acumulados a la fecha (YTD) de 2026 fueron de $5.676, un aumento de $950, o 20%, respecto de YTD-2025. En línea con los resultados de Q2 2026, el aumento de los ingresos se atribuye a una mayor demanda de clientes y a precios estables para las ofertas de servicios de alquiler.

High Arctic generó un margen operativo de servicios petroleros de $2.424 para YTD-2026, con un porcentaje de margen operativo correspondiente de 44,6%, en comparación con $2.313 y 51,1% para el período comparable del año anterior. El margen operativo se vio afectado por los mayores ingresos mencionados, compensados por la reducción del porcentaje de margen, impulsada por una mayor concentración de servicios de estimulación de pozos de menor margen combinada con un aumento del gasto en reparaciones y mantenimiento de equipos.

El Adjusted EBITDA para YTD-2026 fue de $892, o 16% de los ingresos, frente a $986 y 21% de los ingresos en el período comparable del año anterior. El Adjusted EBITDA se vio afectado principalmente por los mismos factores que impactaron el margen operativo de servicios petroleros y por gastos generales y administrativos un 9% más altos en YTD-2026.

La pérdida operativa para YTD-2026 fue de $330, frente a una pérdida de $382 para YTD-2025. La reducción de la pérdida operativa se atribuye a los mismos factores que afectaron el margen operativo de servicios petroleros, como se señaló anteriormente, parcialmente compensados por gastos generales y administrativos ligeramente más altos.

La utilidad neta fue de $858 para YTD-2026, frente a una pérdida neta de $415 para YTD-2025. Esta diferencia de $1.273 estuvo impulsada principalmente por un desempeño $1.153 mejor de Team Snubbing en YTD-2026, ganancias de $382 por la disposición de equipos, parcialmente compensadas por la ganancia de $362 registrada en YTD-2025 por el ajuste de valor razonable sobre la contraprestación contingente pagadera conforme a la adquisición de Delta de 2023.

Durante el primer semestre de 2026, el capital de trabajo aumentó $935 y la deuda a largo plazo disminuyó $87.

Perspectiva

High Arctic indicó que su negocio está impulsado por las decisiones de sus clientes de perforar nuevos pozos de petróleo y gas natural, junto con la actividad posterior para completar esos pozos para producción. Esa actividad de perforación y completamiento está vinculada a las expectativas sobre los precios de los productos básicos y la salida por oleoducto para acceder a los mercados. En consecuencia, el desempeño financiero y operativo del negocio de High Arctic y la inversión accionaria no operativa en Team Snubbing dependen en gran medida de estos factores de clientes, junto con los fundamentos asociados tanto a la perforación como a los completamientos de pozos en la WCSB y en el estado de Alaska, EE. UU.

En la WCSB, las operaciones de alquiler de equipos y servicios de High Arctic continúan experimentando un alto nivel de demanda de clientes en el centro de Alberta, ya que algunos clientes aceleran su gasto de capital para perforar, completar y conectar más de sus pozos Duvernay. Este trabajo se encuentra convenientemente ubicado muy cerca del principal centro de operaciones de High Arctic. En cuanto a los niveles de gasto de capital de High Arctic, se espera que la segunda mitad de 2026 sea significativamente menor. Las entregas de equipos se concentraron en el primer semestre para beneficiarse del calendario asociado con la planificación de pozos de los clientes.

Respecto de la participación no operativa de High Arctic en Team Snubbing, la expectativa de utilidad neta por inversión es que la ejecución operativa del primer semestre haya generado un impulso positivo que se prolongará durante la segunda mitad de 2026. Aunque la WCSB sigue mostrando desafíos en términos de completamientos demorados de pozos de gas natural, Alaska presenta tendencias positivas de producción por trabajos de reacondicionamiento de pozos petroleros. High Arctic espera que Team Snubbing continúe fortaleciendo sus relaciones con clientes en Alaska y cierre el año en una posición favorable con tres paquetes de equipos de perforación comercializados y oportunidades de contratos de mano de obra.

Si bien persiste la incertidumbre económica y geopolítica global y, en muchos aspectos, se intensifica, la industria energética de Canadá tiene oportunidades de crecimiento futuro mediante nueva salida por oleoducto hacia mercados de ultramar y de EE. UU. Iniciativas recientes de infraestructura energética para ampliar el caudal de los oleoductos existentes y construir nueva capacidad para acceder a aguas costeras son desarrollos que ponen de relieve un mandato a nivel federal para que Canadá se convierta en una superpotencia energética global. Estas iniciativas incluyen el anuncio del West Coast Oil Pipeline desde Alberta hasta la costa de B.C. y del Northern Shield Energy Corridor, la aprobación en EE. UU. de la Bridger Pipeline Expansion, la finalización de la expansión del sistema Trans Mountain en 2024 y el inicio, y posterior aumento de producción, de las exportaciones de GNL de la costa oeste en 2025, todo lo cual son desarrollos positivos que respaldan mejores fundamentos de largo plazo para el negocio de High Arctic en el sector de servicios energéticos upstream.

En resumen, los objetivos estratégicos de la Corporation continúan prioridades y logros del primer semestre de 2026. Se centran en una ejecución operativa segura y basada en valor para los clientes, el control de costos y las ofertas de equipos para habilitar oportunidades de mercado duraderas que impulsen el crecimiento orgánico y un mayor valor para los accionistas.

Objetivos Estratégicos 2026

Los objetivos estratégicos de High Arctic para 2026 son los siguientes:

• Enfocarse de manera constante en la excelencia en seguridad y en la prestación de servicios de calidad;
• Hacer crecer orgánicamente los negocios principales mediante inversiones selectivas y oportunistas;
• Buscar adquisiciones acumulativas en Canadá para impulsar el valor para los accionistas;
• Administrar el capital y la liquidez para preservar la fortaleza del balance y la flexibilidad financiera; y
• Gestionar activamente los costos operativos directos y los gastos generales y administrativos.

Resultados Operativos

Segmento de Servicios de Alquiler

El segmento de servicios de alquiler comprende los equipos de alquiler para yacimientos petroleros y los servicios de mano de obra de High Arctic en Canadá, centrados en equipos de control de presión y equipos de apoyo a la estimulación a alta presión de pozos de petróleo y gas en la WCSB.

Los ingresos de Q2 2026 fueron de $2.817, $524, o 23%, superiores al trimestre comparable del año anterior. Los ingresos de los seis meses terminados el 30 de junio de 2026 fueron de $5.430, $900, o 20%, superiores al período comparable de YTD-2025. High Arctic señaló que ambos períodos se beneficiaron principalmente de una mayor actividad de clientes durante 2026.

Los gastos operativos brutos aumentaron en Q2 2026 y YTD-2026 debido a los mayores ingresos, la mezcla de ventas de clientes, un mayor uso de servicios de alquiler de terceros y, para YTD-2026, mayores gastos de reparaciones y mantenimiento incurridos en Q1 2026.

El margen operativo de servicios petroleros en Q2 2026 fue de 46,2%, aproximadamente tres puntos porcentuales inferior en términos brutos al 49,1% obtenido en Q2 2025. La caída se debió al mayor uso de servicios de alquiler de terceros en el trimestre del año en curso. Ese mismo factor, combinado con mayores gastos de reparaciones y mantenimiento incurridos en Q1 2026, afectó el margen de YTD-2026 frente al margen operativo de YTD-2025.

Otros elementos de Servicios de Alquiler

Durante Q1 2026, la Corporation reconoció una ganancia de $340 relacionada con activos dispuestos conforme a un acuerdo de rent-to-own. Detalles adicionales de esta transacción se describen más adelante en el MD&A.

Segmento de Inversiones y Corporativo

El segmento de inversiones y corporativo incluye la inversión accionaria de High Arctic en Team Snubbing, su inversión accionaria en Seh’ Chene Well Servicing Partnership (“Seh’ Chene Partnership”), la propiedad industrial en Clairmont, Alberta, el soporte funcional de la sede corporativa y las inversiones monetarias y los préstamos. A continuación se presenta análisis adicional bajo los encabezados correspondientes. Se recomienda a los lectores consultar la Nota 20, Información por segmentos, en los Financial Statements.

Propiedad Industrial de Clairmont

Los ingresos atribuibles a la propiedad industrial de la compañía en Clairmont, Alberta, fueron de $124 en Q2 2026, frente a $98 en el trimestre comparable del año anterior. Los ingresos de YTD-2026 fueron de $246, frente a $196 en YTD-2025. El cambio en los ingresos se debe en gran medida a la reclasificación, en Q4 2025, del reembolso de impuestos sobre la propiedad por parte del arrendatario como componente de ingresos; anteriormente, el reembolso se registraba como una reducción del gasto operativo subyacente. Los ingresos brutos por arrendamiento también se vieron favorecidos por los escaladores por inflación previstos en el contrato de arrendamiento.

Inversión Accionaria en Team Snubbing

High Arctic contabiliza su participación del 42% en Team Snubbing por el método de participación. La participación proporcional de la compañía en la utilidad neta de Team Snubbing para Q2 2026 fue de $108, en comparación con una pérdida de $348 en Q2 2025.

Team Snubbing registró ingresos de $8.112 en Q2 2026, frente a $5.897 en el trimestre comparable del año anterior, y ingresos de $21.289 para YTD-2026, frente a $13.989 para YTD-2025. Estas cifras representan aumentos del 38% y 52%, respectivamente.

Los mejores resultados de Team Snubbing tanto en Q2 2026 como en YTD-2026 se atribuyen principalmente a una mayor actividad de clientes en Alaska. Las operaciones en EE. UU. se beneficiaron de una demanda estable, compuesta por reacondicionamientos de pozos en North Slope de Alaska, junto con trabajos complejos de reacondicionamiento y de taponamiento y abandono en el sur de Alaska que concluyeron a comienzos de Q2 2026. La actividad en Canadá se mantuvo comparable a la observada en 2025, impulsada principalmente por los precios persistentemente bajos del gas natural AECO. AECO es el principal centro de comercialización de gas natural en Alberta y sirve como referencia de precio para el gas canadiense.

Como resultado del mejor desempeño en YTD-2026, Team Snubbing continuó realizando pagos significativos de deuda a su principal prestamista y, en consecuencia, siguió reduciendo deuda y mejorando su posición de capital de trabajo durante el trimestre.

Liquidez y Recursos de Capital

Actividades Operativas

El efectivo generado por las actividades operativas en Q2 2026 fue de $205, frente a un uso de $477 en Q2 2025. Los fondos provenientes de actividades operativas totalizaron $484 en Q2 2026, frente a $310 en Q2 2025.

Los cambios en el capital de trabajo operativo no monetario totalizaron una salida de $279 en Q2 2026, frente a una salida de $787 en Q2 2025.

Para YTD-2026, el efectivo procedente de actividades operativas de operaciones continuadas fue de $1.020, frente a $407 en YTD-2025. El flujo de fondos provenientes de actividades operativas de operaciones continuadas fue de $310 en YTD-2026, frente a $805 en YTD-2025. Los cambios en el capital de trabajo operativo no monetario de operaciones continuadas totalizaron una entrada de $787 en YTD-2026, frente a $398 en YTD-2025.

High Arctic indicó que los cambios en el efectivo proveniente de actividades operativas y en el flujo de fondos provenientes de actividades operativas se debieron en gran medida a mejores resultados financieros en Q2 2026 y al efecto de los cambios en el capital de trabajo no monetario.

Actividades de Inversión

El efectivo neto utilizado en actividades de inversión fue de $235 en Q2 2026, frente a $128 en Q2 2025. Para YTD-2026, el efectivo neto utilizado en actividades de inversión fue de $1.032, frente a $817 en YTD-2025.

En Q2 2026 y Q2 2025, la mayor parte de las salidas de efectivo relacionadas con inversión correspondió a gastos de capital de mantenimiento y crecimiento para el segmento de servicios de alquiler. Estas salidas se compensaron parcialmente con los cobros recibidos por pagarés y otras cuentas por cobrar, y con los ingresos obtenidos por la disposición de activos.

El cambio en los flujos de efectivo de inversión de Q2 2026 frente al trimestre comparable del año anterior se debió a mayores gastos en propiedades y equipos, compensados parcialmente por mayores cobros recibidos relacionados con documentos por cobrar. El cambio en los flujos de efectivo de inversión de YTD-2026 frente al período comparable del año anterior se debió a mayores gastos en propiedades y equipos, a un pago mayor sobre la obligación de contraprestación contingente relacionada con la adquisición de Delta, compensado parcialmente por mayores cobros recibidos relacionados con documentos por cobrar.

Actividades de Financiamiento

El efectivo neto utilizado en actividades de financiamiento fue de $135 en Q2 2026, en línea con los $140 del trimestre comparable del año anterior. Para YTD-2026, el efectivo neto utilizado en actividades de financiamiento fue de $270, comparable con $275 en YTD-2025. Los flujos de efectivo relacionados con actividades de financiamiento consisten en pagos y cobros ordinarios vinculados a las obligaciones de arrendamiento y a la deuda a largo plazo.

Capital de Trabajo

Al 30 de junio de 2026, el capital de trabajo fue de $4.579, frente a $3.644 al 31 de diciembre de 2025. El aumento del capital de trabajo estuvo impulsado por el EBITDA positivo generado durante YTD-2026, junto con la incorporación de la cuenta por cobrar de Team Snubbing 2026 conforme al acuerdo de rent-to-own y la venta de los activos de snubbing de la compañía en EE. UU.

Deuda a Largo Plazo

High Arctic cuenta con financiamiento hipotecario garantizado por terrenos y edificios de su propiedad en Alberta, Canadá. La hipoteca tiene un plazo inicial remanente de menos de seis meses y una tasa de interés fija de 4,30%, con pagos mensuales. El financiamiento incluye cláusulas no financieras que requieren el consentimiento del prestamista para ciertas acciones, incluidos cambios en el negocio subyacente. Al 30 de junio de 2026 y al 31 de diciembre de 2025, High Arctic cumplía con todas las cláusulas.

Medidas No IFRS

Este comunicado de prensa contiene referencias a medidas financieras que no tienen un significado estandarizado conforme a las NIIF y pueden no ser comparables con medidas similares utilizadas por otras compañías. High Arctic utiliza estas medidas para evaluar el desempeño y considera que brindan información complementaria útil a accionistas e inversores. Estas medidas incluyen EBITDA, Adjusted EBITDA, margen operativo de servicios petroleros y porcentaje de margen, utilidad operativa (pérdida), flujo de fondos provenientes de actividades operativas y capital de trabajo.

Estas medidas no deben considerarse una alternativa, ni más significativas que, la utilidad neta (pérdida), el efectivo proveniente de actividades operativas, los activos corrientes, los pasivos corrientes, el efectivo u otras medidas de desempeño financiero determinadas de conformidad con las NIIF.

Para más información sobre estas medidas no IFRS, incluido su uso por la administración y los inversores y las conciliaciones con las medidas reconocidas por las NIIF, consulte el MD&A de la compañía, disponible en www.sedarplus.ca y en el sitio web de High Arctic en www.haes.ca.

Declaraciones Prospectivas

Este comunicado de prensa contiene declaraciones prospectivas. Palabras como “may”, “would”, “could”, “will”, “intend”, “plan”, “anticipate”, “believe”, “seek”, “propose”, “estimate”, “expect” y expresiones similares tienen por objeto identificar declaraciones prospectivas. Estas declaraciones reflejan las opiniones actuales de la Corporation con respecto a eventos futuros y están sujetas a riesgos, incertidumbres e hipótesis. Los resultados reales pueden diferir sustancialmente de los descritos en este comunicado.

Las declaraciones prospectivas de este comunicado incluyen, entre otras, declaraciones sobre las condiciones económicas y comerciales generales; la perspectiva de la industria energética, incluidos los precios de las materias primas, los niveles de actividad de los productores y la actividad de perforación, completamiento y conexión; los fundamentos de oferta y demanda de energía en el oeste de Canadá y Alaska; la expansión del caudal de los oleoductos, la nueva capacidad de ductos y los proyectos de exportación de GNL; el impacto de eventos geopolíticos, cambios de gobierno, aranceles o políticas comerciales; el riesgo de liquidez, la captación de capital y los acuerdos de deuda; la liquidación de pagos futuros de contraprestación contingente; los precios y costos de mercado; decisiones operativas o de expansión; niveles de gasto de capital; relaciones con clientes; adquisiciones acumulativas; gastos generales y administrativos; fortaleza del balance, liquidez y flexibilidad financiera; el desempeño de la inversión accionaria no operativa en Team Snubbing y su capacidad para continuar como negocio en marcha; la expansión de Team Snubbing en Alaska, incluidos paquetes de equipos de perforación y oportunidades de contratos de mano de obra; el negocio de alquiler y servicios laborales relacionados de la compañía en Canadá en 2026; la actividad de clientes en 2026; los precios futuros del gas natural, incluido el posible impacto de las exportaciones de LNG Canada sobre los precios de AECO; la ampliación del negocio canadiense; transacciones corporativas; y riesgos de crédito estimados.

High Arctic indicó que ha realizado supuestos, entre ellos que los precios de las materias primas seguirán siendo favorables para la actividad de los clientes y que podrá mantener relaciones con clientes importantes, comercializar con éxito sus servicios, alcanzar sus objetivos, obtener equipos de los proveedores, operar en un entorno incierto, seguir siendo competitiva, atraer y retener empleados calificados, obtener financiamiento de capital y deuda en condiciones satisfactorias, administrar el riesgo de liquidez, renovar o refinanciar su instalación hipotecaria al vencimiento, y que Team Snubbing continuará como negocio en marcha y podrá cumplir con sus obligaciones.

Los factores importantes que podrían hacer que los resultados reales y la situación financiera difieran sustancialmente incluyen, entre otros, las condiciones económicas y financieras, la volatilidad de los precios de las materias primas, la volatilidad de las tasas de interés y de cambio y de los mercados de capitales, el nivel de demanda y el desempeño financiero de la industria energética, los cambios en la demanda de los clientes y los desarrollos o cambios en leyes y regulaciones, incluidas las que afectan a la industria energética.

Las declaraciones prospectivas están calificadas en su totalidad por esta advertencia y se realizan únicamente a la fecha de este comunicado de prensa. High Arctic no asume obligación alguna de actualizarlas, salvo cuando la ley lo exija.

Acerca de High Arctic Energy Services

High Arctic es un proveedor de servicios energéticos. La compañía suministra equipos de control de presión y equipos y servicios de mano de obra relacionados que respaldan la estimulación a alta presión de pozos de petróleo y gas, y otros equipos de campo petrolero bajo modalidad de alquiler, a empresas de exploración y producción desde sus bases en Whitecourt y Red Deer, Alberta. Además, High Arctic mantiene una participación accionaria minoritaria en Team Snubbing, proveedor de servicios de control de pozos para la industria de perforación de petróleo y gas con operaciones en el oeste de Canadá y Alaska, EE. UU.

Para más información, contacte a:

Lonn Bate
Interim Chief Executive Officer
P: 587-318-2218
P: +1 (800) 688 7143

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