CALGARY, Alberta, 29 juillet 2026 (GLOBE NEWSWIRE) -- Freehold Royalties Ltd. (Freehold ou la Société) (TSX:FRU) annonce ses résultats pour les trois mois clos le 30 juin 2026.

Faits saillants du deuxième trimestre

• La production totale s’est établie à 15 622 boe/j (1), dont 10 277 bbls/j de pétrole brut et de liquides de gaz naturel, ce qui représente une pondération des liquides de 66 % pour le trimestre.
• Le chiffre d’affaires a atteint 100 millions de dollars, la production de pétrole brut et de liquides de gaz naturel représentant plus de 95 % des revenus de redevances et autres revenus.
• Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation ont totalisé 78 millions de dollars, soit 0,47 $ par action (2)(4), en hausse de 32 % par rapport au T1-2026.
• La dette nette a diminué de 24 millions de dollars, pour s’établir à 251 millions de dollars à la fin du trimestre.
• La Société a retourné 44 millions de dollars, soit 0,27 $ par action (3), aux actionnaires sous forme de dividendes mensuels, ce qui représente un ratio de distribution (4) de 57 %.
• Freehold a investi 9 millions de dollars dans des acquisitions et des dépenses connexes, axées sur des terrains stratégiques, riches en inventaire, à titre minier et à redevances, au cœur du bassin permien.
• Le forage brut sur l’ensemble du portefeuille a totalisé 300 puits, en hausse de 35 % par rapport au T1-2026, les opérateurs ayant accru leur activité dans un environnement de prix du pétrole plus ferme.
• La Société a poursuivi un programme actif de location, avec la signature de 48 nouveaux baux ayant généré 1,6 million de dollars d’indemnités de signature et de revenus locatifs.
• Freehold a obtenu un prix réalisé moyen de 69,11 $/boe, dont 74,91 $/boe aux États-Unis et 64,26 $/boe au Canada.

Message du président

Freehold a indiqué que le deuxième trimestre s’inscrivait dans un contexte de prix des matières premières favorable, soutenant à la fois une forte génération de revenus et un retour à une activité de forage axée sur le pétrole en Amérique du Nord.

La production a atteint en moyenne 15 622 boe/j (1) avec une pondération des liquides de 66 %, reflétant la modération de l’activité observée dans la seconde moitié de 2025, lorsque les prix des matières premières étaient faibles. Combinée à des prix réalisés plus élevés, la Société a généré plus de 100 millions de dollars de revenus de redevances et autres revenus ainsi que 78 millions de dollars de flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, soit une hausse de 32 % par rapport au T1-2026.

La Société a indiqué avoir continué de constater une hausse significative de l’activité des exploitants sur ses terres. Le forage brut a progressé de 35 % par rapport au T1-2026 et de 11 % par rapport au T2-2025, porté par une forte activité aux États-Unis et des investissements soutenus dans les zones canadiennes à forte pondération pétrolière. Dans une activité de redevances, ce niveau de forage est important, car les résultats de Freehold sont liés aux dépenses d’investissement de tiers sur ses terres plutôt qu’à l’exploitation directe de puits.

Freehold a déclaré continuer de constater une activité importante dans le Permian, où de grands opérateurs ont investi dans des technologies permettant d’allonger les latérales, ainsi que dans l’utilisation de surfactants et de proppants légers afin d’améliorer la productivité des puits. Dans le Permian, les contraintes d’évacuation du gaz naturel au hub de Waha devraient s’atténuer à mesure que plus de 4 Bcf/j de capacité supplémentaire de transport entrent en service au cours des trois prochains trimestres. La Société a précisé que cette capacité supplémentaire devrait réduire les contraintes de production et améliorer l’accès au marché pour les producteurs. Bien que l’augmentation de l’activité soutienne la production future et la croissance des flux de trésorerie, ces effets devraient se matérialiser בעיקר à la fin de 2026 et au début de 2027, au fur et à mesure de la mise en production de nouveaux puits.

Freehold a versé 44 millions de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes, ce qui représente un ratio de distribution de 57 % (4), et a investi 9 millions de dollars afin d’élargir sa position de redevances axée sur le pétrole brut au cœur du bassin permien. La Société a indiqué conserver une forte flexibilité financière, avec une dette nette en baisse de plus de 24 millions de dollars, soit 9 %, par rapport au T1-2026, ce qui correspond à 1,0x dette nette sur les 12 derniers mois par rapport aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation (5).

Pour l’avenir, Freehold estime être bien positionnée. Son portefeuille d’actifs est exposé aux projets pétroliers les plus rentables en Amérique du Nord, soutenu par une base d’opérateurs bien capitalisée et un bilan solide. La Société s’attend à ce que cette combinaison continue de soutenir son dividende, de financer des occasions de croissance et de générer une valeur attrayante à long terme.

David M. Spyker, président et chef de la direction

Faits saillants opérationnels et financiers

Annonce du dividende

Le conseil d’administration de Freehold a déclaré un dividende mensuel de 0,09 $ par action, payable le 15 septembre 2026 aux actionnaires inscrits au 31 août 2026. Le dividende est désigné comme un dividende admissible aux fins de l’impôt sur le revenu au Canada.

Activité de forage et de location

Les investissements de tiers sur les terres à redevances de Freehold ont entraîné le forage total de 300 puits bruts (2,7 nets) sur les terres de Freehold, visant principalement des propriétés de pétrole brut.

Canada

Au Canada, la majorité des 74 emplacements bruts (1,8 net) ont été forés dans des zones à forte pondération pétrolière, notamment Clearwater (25 puits bruts), le sud-est de la Saskatchewan (17 puits bruts) et le pétrole lourd de Mannville (13 puits bruts). L’activité brute est demeurée conforme au T1-2026 malgré la période de dégel printanier.

Freehold a conclu 45 nouveaux baux avec 8 contreparties au cours du trimestre, principalement en raison de l’activité de location dans le sud-est de la Saskatchewan. Plusieurs sociétés privées ont communiqué des plans visant à faire progresser des programmes de forage dans la région, les puits associés devant commencer leur production plus tard cette année.

États-Unis

Au cours du deuxième trimestre, 226 puits bruts (0,9 net) ont été forés sur les terres américaines de Freehold. L’activité s’est concentrée sur des propriétés de pétrole brut, environ 82 % de l’activité de forage ayant eu lieu dans le bassin permien.

Freehold a conclu 3 nouveaux baux aux États-Unis, où les opérateurs continuent de se concentrer sur les droits plus profonds, notamment les formations Barnett et Woodford dans le bassin permien. Parmi les plus importants payeurs américains de Freehold figurent ConocoPhillips, ExxonMobil, Occidental Petroleum et Diamondback Energy, et, aux côtés des payeurs privés de redevances de la Société, tous sont demeurés actifs dans leurs programmes de forage en cours.

Détails de la conférence téléphonique

Une webdiffusion destinée à discuter des résultats financiers et opérationnels pour la période close le 30 juin 2026 aura lieu pour la communauté des investisseurs le jeudi 30 juillet 2026, à compter de 6 h 30 MT (8 h 30 HE).

La webdiffusion audio en direct sera accessible via le lien ci-dessous et sur le site Web de Freehold, sous « Events & Presentations », à l’adresse www.freeholdroyalties.com. Pour participer à la webdiffusion en direct en mode écoute seulement, veuillez vous inscrire à l’aide du lien suivant :

Les analystes vendeurs souhaitant poser des questions lors de la webdiffusion doivent s’inscrire à l’avance à l’adresse suivante :

Une fois inscrit, vous recevrez un NIP unique pour accéder à l’appel.

Pour de plus amples renseignements, veuillez communiquer avec :

Freehold Royalties Ltd.
Todd McBride, CPA, CMA
Relations avec les investisseurs
t. 403.221.0833
e. [email protected]

Déclarations prospectives

Le présent communiqué de presse présente l’évaluation par Freehold de ses plans et activités futurs au 29 juillet 2026 et contient des énoncés prospectifs destinés à aider les lecteurs à mieux comprendre les activités et les perspectives de la Société. Ces énoncés prospectifs comprennent des attentes selon lesquelles les contraintes d’évacuation du gaz naturel au hub de Waha s’atténueront à mesure que plus de 4 Bcf/j de capacité supplémentaire de transport entreront en service au cours des trois prochains trimestres; que cette capacité supplémentaire réduira les contraintes de production et améliorera l’accès au marché pour les producteurs; et que les avantages se matérialiseront selon l’échéancier prévu. Ils comprennent également l’opinion de la Société selon laquelle Freehold est bien positionnée en raison, entre autres, de l’exposition de sa base d’actifs aux développements pétroliers les plus économiques en Amérique du Nord, soutenue par une base d’opérateurs bien capitalisée et un bilan solide; les attentes selon lesquelles Freehold sera en mesure de continuer à soutenir son dividende, de financer des occasions de croissance ciblées et de générer une valeur attrayante à long terme; ainsi que des attentes concernant les plans de certaines sociétés privées de faire progresser des programmes de forage dans le sud-est de la Saskatchewan et le calendrier prévu de la production des puits associés.

De par leur nature, les énoncés prospectifs sont assujettis à de nombreux risques et incertitudes, dont plusieurs échappent au contrôle de la Société, notamment les conditions économiques générales, la volatilité des prix du pétrole brut, des LGN et du gaz naturel, les risques et répercussions des droits de douane ou des mesures commerciales de rétorsion imposés par le Canada, les États-Unis ou d’autres pays, l’incertitude à la suite de l’examen conjoint de l’Accord États-Unis-Mexique-Canada (AEUMC/USMCA) le 1er juillet 2026, les problèmes d’inflation et de chaîne d’approvisionnement, les répercussions de la guerre en cours entre les États-Unis, Israël et l’Iran et d’autres conflits au Moyen-Orient, de la guerre Russie-Ukraine et des sanctions connexes, des mesures prises par OPEP+, l’instabilité géopolitique et politique, les conditions du secteur, les niveaux futurs de production et de dépenses en immobilisations, les fluctuations de change, l’imprécision des estimations de réserves, les redevances, les risques environnementaux, la fiscalité, la réglementation, les changements apportés aux lois fiscales ou autres, la concurrence, des hypothèses inexactes concernant l’offre et la demande, l’activité de forage sur les terres à redevances, le calendrier et les conditions des acquisitions, les conditions de clôture des acquisitions, la disponibilité de personnel qualifié ou de gestion, la volatilité des marchés boursiers, la capacité de s’entendre avec des tiers sur des occasions potentielles et la capacité d’accéder à des capitaux suffisants auprès de sources internes et externes. Les risques sont décrits plus en détail dans la notice annuelle de la Société pour l’exercice clos le 31 décembre 2025, disponible à l’adresse www.sedarplus.ca.

En ce qui concerne les énoncés prospectifs contenus dans le présent communiqué, Freehold a formulé des hypothèses portant, entre autres, sur les prix futurs des matières premières, les niveaux futurs de dépenses en immobilisations, les niveaux futurs de production, les futurs taux de change, les futurs taux d’imposition, la future législation, le coût de mise en valeur et de production de ses actifs, la qualité de ses contreparties et leurs plans, sa capacité et celle de ses preneurs à bail à obtenir de l’équipement en temps opportun pour réaliser les activités de mise en valeur, sa capacité à commercialiser efficacement son pétrole brut et son gaz naturel auprès de clients actuels et nouveaux, le rendement des puits actuels et des futurs puits forés par ses payeurs de redevances, ses attentes quant à la consommation de pétrole brut et de gaz naturel, ses attentes quant aux niveaux de forage de l’industrie, ses attentes quant à l’achèvement des puits forés, sa capacité à obtenir du financement à des conditions acceptables, la production mise en arrêt, les ajouts de production provenant de sa fonction de vérification, sa capacité à concrétiser des occasions potentielles et sa capacité à accroître sa production et ses réserves au moyen d’activités de mise en valeur et d’acquisition.

Vous êtes prié de noter que les hypothèses utilisées dans la préparation de ces informations, bien qu’elles soient considérées comme raisonnables au moment de leur préparation, peuvent s’avérer inexactes et qu’il ne faut donc pas accorder une confiance indue aux énoncés prospectifs. Les résultats, le rendement ou les réalisations réels pourraient différer sensiblement de ceux exprimés ou sous-entendus dans ces énoncés prospectifs. La Société ne peut garantir que les événements envisagés se produiront, ni, le cas échéant, quels avantages elle en tirera. Les informations prospectives contenues dans le présent document sont expressément visées par le présent avertissement. Dans la mesure où des indications ou énoncés prospectifs constituent des perspectives financières, ils sont inclus afin de permettre aux lecteurs de comprendre les plans et hypothèses de la direction à des fins budgétaires, et les lecteurs sont avertis que ces informations peuvent ne pas convenir à d’autres fins. La politique de la Société en matière de mise à jour des énoncés prospectifs consiste à mettre à jour chaque trimestre ses principales hypothèses opérationnelles et, sauf obligation légale, la Société ne s’engage pas à mettre à jour les autres énoncés prospectifs.

Vous êtes également averti que la préparation d’états financiers conformément aux Normes internationales d’information financière (IFRS), qui constituent les principes comptables généralement reconnus (PCGR) du Canada pour les entreprises ayant une obligation publique de reddition de comptes, exige que la direction exerce certains jugements et fasse certaines estimations qui ont une incidence sur les montants déclarés des actifs, des passifs, des produits et des charges. Ces estimations peuvent changer, ce qui peut avoir un effet positif ou négatif sur le résultat net à mesure que de nouvelles informations deviennent disponibles et que l’environnement économique évolue.

Dans la mesure où des indications ou énoncés prospectifs constituent des perspectives financières, ils sont inclus afin de permettre aux lecteurs de comprendre les plans et hypothèses de la direction à des fins budgétaires, et les lecteurs sont avertis que ces informations peuvent ne pas convenir à d’autres fins. Vous êtes également averti que la préparation d’états financiers conformément aux IFRS exige que la direction exerce certains jugements et fasse certaines estimations qui ont une incidence sur les montants déclarés des actifs, des passifs, des produits et des charges. Ces estimations peuvent changer, ce qui peut avoir un effet positif ou négatif sur le résultat net à mesure que de nouvelles informations deviennent disponibles et que l’environnement économique évolue.

Conversion du gaz naturel en barils équivalents de pétrole (boe)

Aux fins d’analyse, les volumes de production et de réserves de gaz naturel sont convertis mathématiquement en barils équivalents de pétrole (boe). La Société utilise la conversion standard généralement acceptée dans l’industrie, soit six mille pieds cubes de gaz naturel pour un baril de pétrole (6 Mcf = 1 bbl). Le ratio 6:1 de boe est fondé sur une méthode d’équivalence énergétique principalement applicable au point de combustion. Il ne représente pas une équivalence de valeur au puits et ne repose ni sur le contenu énergétique ni sur les prix courants. Bien que le ratio de boe soit utile pour des mesures comparatives et l’observation des tendances, il ne reflète pas fidèlement la valeur de chaque produit et peut être trompeur, particulièrement s’il est utilisé isolément. De même, étant donné que le ratio de valeur, fondé sur le prix actuel du pétrole brut par rapport au gaz naturel, est sensiblement différent du ratio d’équivalence énergétique de 6:1, l’utilisation d’un ratio de conversion de 6:1 peut être trompeuse comme indication de valeur.

Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières

Le présent communiqué de presse fait référence à des termes couramment utilisés comme indicateurs de performance clés dans le secteur pétrolier et gazier, qui ne font pas l’objet d’une définition normalisée prescrite par les PCGR canadiens. Nous croyons que le netback, les coûts en trésorerie, le ratio de distribution du dividende et les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation par action sont des mesures financières non conformes aux PCGR et des mesures financières complémentaires utiles, respectivement, pour la direction et les investisseurs afin d’analyser le rendement opérationnel, l’effet de levier financier et la liquidité, et nous utilisons ces termes pour faciliter la compréhension et la comparabilité de nos résultats d’exploitation. Toutefois, ces termes n’ont pas de signification normalisée prescrite par les PCGR et peuvent ne pas être comparables aux calculs de mesures similaires pour d’autres entités. Le présent communiqué contient également les mesures de gestion du capital suivantes : la dette nette et la dette nette par rapport aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation sur les 12 derniers mois, telles que définies à la note 12 des états financiers consolidés intermédiaires résumés non audités au 30 juin 2026 et pour le trimestre clos à cette date.

Le netback, également calculé sur une base boe, correspond au prix réalisé moyen moins les taxes de production et ad valorem, les charges d’exploitation, les frais généraux et administratifs, les frais de gestion en trésorerie, les charges d’intérêts en trésorerie et les paiements fondés sur des actions. Il représente le montant de netback par boe, ce qui nous permet de comparer l’évolution des prix des matières premières, nets des taxes de production et ad valorem, ainsi que notre structure de coûts en trésorerie, par rapport aux périodes antérieures.

Les coûts en trésorerie, également calculés sur une base boe, comprennent les coûts récurrents payés en trésorerie, à l’exclusion des taxes, présentés dans les états des résultats. Pour Freehold, les coûts en trésorerie comprennent les charges d’exploitation, les frais généraux et administratifs, les charges d’intérêts en trésorerie, les frais de gestion en trésorerie et les paiements fondés sur des actions. Les coûts en trésorerie permettent à Freehold de comparer l’évolution de sa structure de coûts en trésorerie maîtrisable par rapport aux périodes antérieures.

Le ratio de distribution du dividende est souvent utilisé par les sociétés versant des dividendes dans le secteur pétrolier et gazier pour déterminer le niveau des dividendes par rapport aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, qui servent également à financer le remboursement de la dette et/ou des occasions d’acquisition. Le ratio de distribution du dividende est une mesure complémentaire et est calculé comme les dividendes versés en pourcentage des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation. Le tableau suivant présente le calcul du ratio de distribution du dividende pour les périodes indiquées.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation par action, calculés comme les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation divisés par le nombre moyen pondéré d’actions en circulation au cours de la période, permettent de déterminer si les variations des prix des matières premières, des coûts en trésorerie et/ou des acquisitions ont été relutives sur une base par action. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation par action constituent une mesure complémentaire.