La producción del cuarto trimestre aumentó un 61%; el juego petrolero desriesgado y repetible de Provost prepara un programa para el año fiscal 2027 de un pozo horizontal multilateral y una reentrada de pozo

CALGARY, ALBERTA - 21 de julio de 2026 (NEWMEDIAWIRE) - WesCan Energy Corp. (“WesCan” o la “Compañía”) (TSXV: WCE) anunció hoy sus resultados financieros y operativos para el año finalizado el 31 de marzo de 2026, un año de recuperación en el que la Compañía estableció un juego de desarrollo repetible y ponderado al petróleo en Provost, Alberta. Un pozo petrolero horizontal multilateral puesto en producción durante el año aumentó materialmente la producción, expandió los netbacks operativos en un 50%, redujo los costos operativos por barril en un 36% y más que duplicó el flujo de fondos ajustado, mientras convertía reservas no desarrolladas contabilizadas en producción. La mejora siguió a un año fiscal 2025 más desafiante y se logró a través de un programa de capital enfocado y de un solo año.

Destacados del Cuarto Trimestre y Fin de Año

Destacados

- La producción del cuarto trimestre aumentó un 61% a 212 boe/d y la producción anual aumentó un 17% a 172 boe/d, con una producción que se mantuvo aproximadamente un 87% ponderada al petróleo y líquidos.

- El netback operativo se expandió un 50% a $25.89/boe para el año y un 270% a $32.61/boe en el cuarto trimestre, logrado a pesar de una disminución del 14% en los precios de referencia del WTI.

- Los costos operativos disminuyeron un 25% a $1,980,529, y un 36% en términos de boe a $31.56/boe.

- El flujo de fondos ajustado aumentó un 134% a $1,231,177 y el flujo de efectivo de las actividades operativas aumentó un 81% a $1,064,053.

- La pérdida neta se redujo un 43% a $452,649 (2025 – $799,969), continuando reflejando la disminución, depreciación y acumulación no monetarias de $1,282,386.

- Las reservas probadas desarrolladas productoras aumentaron a 264.8 MBOE, aproximadamente un 107% de reemplazo de la producción del año, ya que el nuevo pozo convirtió aproximadamente 108 MBOE de probadas no desarrolladas a productoras.

Comentarios de la Gerencia

“El año fiscal 2026 fue el año en que WesCan dio la vuelta a la esquina”, dijo Leo Berezan, Director Ejecutivo y Presidente de WesCan. “Demostramos un juego de desarrollo repetible y ponderado al petróleo en Provost, más que duplicamos nuestro flujo de fondos ajustado y convertimos reservas no desarrolladas contabilizadas en producción, todo a partir de un único programa de capital disciplinado. Esa es la base sobre la que pretendemos construir, y nuestro enfoque ahora es avanzar en nuestro inventario desriesgado mientras continuamos fortaleciendo la posición financiera de la Compañía”.

“El multilateral de Provost cambió la trayectoria de nuestras operaciones”, dijo Sarshar Ahmed, Director de Operaciones y Director de WesCan. “Elevó la producción del cuarto trimestre un 61%, redujo nuestro costo operativo por barril en más de un tercio y expandió nuestro netback operativo en un 50% incluso cuando los precios del petróleo se debilitaron. Con nuestra sísmica 3D recién adquirida y una posición de tierras ampliada, entramos en el año fiscal 2027 con un programa construido alrededor de un pozo horizontal multilateral y una reentrada de pozo, y posibles ubicaciones de desarrollo de seguimiento detrás”.

Actualización Operativa - Provost

Durante el año fiscal 2026, WesCan perforó y puso en producción un pozo petrolero horizontal multilateral en Provost, Alberta (WesCan 104 Provost 15-27-38-3), en el área central operada al 100% y ponderada al petróleo de la Compañía. El pozo ha producido recientemente aproximadamente 90 bbl/d de petróleo y representó una parte sustancial de los volúmenes del cuarto trimestre. El crudo de la Compañía en Provost es petróleo de gravedad media de aproximadamente 29° API, transportado en camión al mercado para obtener precios basados en WTI.

- Desriesgo: el pozo convirtió aproximadamente 108 MBOE de probadas no desarrolladas a probadas desarrolladas productoras, confirmando la productividad del concepto de desarrollo horizontal multilateral en el área.

- Sísmica y terreno: WesCan adquirió una licencia comercial de sísmica 3D para evaluar aún más el juego y una media sección adicional (aproximadamente 320 acres) de terreno.

Las tasas de producción iniciales y a corto plazo no son necesariamente indicativas del rendimiento a largo plazo o la recuperación final; consulte “Advertencias sobre Petróleo y Gas”.

Revisión Financiera

Los ingresos por petróleo y gas natural aumentaron un 5% a $4,232,059 (2025 – $4,034,886) ya que un aumento del 17% en la producción compensó con creces una disminución del 14% en los precios de referencia del WTI. Las regalías fueron de $626,678 (2025 – $483,621), o el 14.8% de los ingresos, reflejando un cambio en la mezcla de producción hacia tierras de propiedad absoluta en Provost.

Los costos operativos disminuyeron un 25% a $1,980,529 (2025 – $2,626,094) y cayeron un 36% por boe a $31.56/boe (2025 – $49.12/boe), impulsados por la absorción de costos fijos de mayores volúmenes y la no repetición de un programa de intervención único en el año fiscal 2025. El netback operativo se expandió un 50% a $25.89/boe.

El flujo de fondos ajustado aumentó un 134% a $1,231,177 (2025 – $525,200) y el flujo de efectivo de las actividades operativas aumentó un 81% a $1,064,053 (2025 – $587,164). La Compañía registró una pérdida neta de $452,649 (2025 – pérdida neta de $799,969), que continuó reflejando la disminución, depreciación y acumulación no monetarias de $1,282,386.

WesCan invirtió $1,696,563 en el programa de Provost durante el año. Dado que el programa superó el flujo de fondos ajustado, la deuda neta aumentó a aproximadamente $3.0 millones al 31 de marzo de 2026 (31 de marzo de 2025 – aproximadamente $2.1 millones) y el déficit de capital de trabajo fue de $1,341,723 (2025 – $981,640). Los estados financieros incluyen una nota de empresa en funcionamiento y la Compañía espera requerir financiamiento adicional para financiar el desarrollo futuro. WesCan no tenía coberturas de materias primas vigentes durante o al final del año.

Reservas

Las reservas de la Compañía fueron evaluadas de forma independiente por McDaniel & Associates Consultants Ltd. con fecha efectiva 31 de marzo de 2026 utilizando precios y costos pronosticados. Las reservas probadas desarrolladas productoras aumentaron a 264.8 MBOE (2025 – 259.9 MBOE), aproximadamente el 107% de la producción del año, ya que el pozo de Provost convirtió aproximadamente 108 MBOE de probadas no desarrolladas a productoras. Las reservas probadas totales fueron de 396.8 MBOE y las reservas probadas más probables fueron de 497.5 MBOE; en términos totales, las reservas disminuyeron modestamente ya que la producción anual superó las nuevas incorporaciones. Las reservas se informan de acuerdo con NI 51-101.

Perspectivas

El año fiscal 2026 estableció un juego de desarrollo repetible y ponderado al petróleo en Provost. Basándose en el pozo horizontal multilateral puesto en producción durante el año, WesCan tiene la intención de avanzar en su inventario de desarrollo desriesgado, respaldado por su licencia comercial de sísmica 3D recién adquirida y terreno adicional.

Para el año fiscal 2027, el programa planificado de la Compañía en Provost comprende un pozo horizontal multilateral y una reentrada de pozo, ambos apuntando a los mismos yacimientos ponderados al petróleo desriesgados por el pozo del año fiscal 2026. Se espera que la reentrada utilice la infraestructura de pozo existente. Más allá de este programa, la Gerencia ha identificado posibles ubicaciones de desarrollo de seguimiento en el terreno de Provost de la Compañía, que continúa evaluando con el beneficio de su sísmica 3D recién adquirida y que siguen sujetas a evaluación técnica adicional, aprobación regulatoria y financiamiento disponible. WesCan continuará priorizando el control de costos a nivel de campo, la reactivación de pozos cerrados y el fortalecimiento de su posición financiera, mientras se mantiene disciplinado en la asignación de capital dadas las condiciones de precios de materias primas y financiamiento.

Medidas No-GAAP y Otras Medidas Financieras

Este comunicado de prensa se refiere a ciertas medidas que no se determinan de acuerdo con las NIIF, incluidos “flujo de fondos ajustado”, “netback operativo”, “costos operativos (por boe)” y “deuda neta”. Estas medidas no tienen significados estandarizados prescritos por las NIIF y pueden no ser comparables con medidas similares presentadas por otros emisores. El flujo de fondos ajustado se calcula como el flujo de efectivo de las actividades operativas antes de cambios en el capital de trabajo no monetario y gastos en obligaciones de desmantelamiento. El netback operativo se calcula como los ingresos por petróleo y gas natural menos regalías y costos operativos, expresado por boe. La deuda neta se calcula como pagarés por pagar más cuentas por pagar comerciales y otras, menos activos corrientes. La gerencia utiliza estas medidas para evaluar el rendimiento operativo y la liquidez. Las conciliaciones con las medidas NIIF más directamente comparables se proporcionan en el MD&A de la Compañía para el año finalizado el 31 de marzo de 2026, disponible en SEDAR+ en www.sedarplus.ca.

Declaraciones Prospectivas

Este comunicado de prensa contiene declaraciones prospectivas e información prospectiva en el sentido de las leyes de valores aplicables, incluidas declaraciones sobre el programa del año fiscal 2027 de la Compañía (incluidos el pozo horizontal multilateral planificado y la reentrada de pozo), posibles ubicaciones de desarrollo de seguimiento, los beneficios esperados de la licencia sísmica 3D y el terreno adicional, niveles anticipados de producción, costos y netbacks, estimaciones y conversión de reservas, planes de financiamiento y la capacidad de la Compañía para continuar como empresa en funcionamiento. Las declaraciones prospectivas se basan en suposiciones y están sujetas a riesgos e incertidumbres conocidos y desconocidos, incluida la volatilidad de los precios de las materias primas, el riesgo de producción y reservas, el acceso al capital, las aprobaciones regulatorias y los riesgos divulgados en las presentaciones de la Compañía, que pueden causar que los resultados reales difieran materialmente. Se advierte a los lectores que no confíen indebidamente en las declaraciones prospectivas, que hablan solo a partir de la fecha del presente. La Compañía no asume la obligación de actualizarlas excepto según lo requiera la ley.

Advertencias sobre Petróleo y Gas

Divulgación de BOE: Los barriles de petróleo equivalente (boe) se derivan convirtiendo el gas natural a petróleo en una proporción de seis mil pies cúbicos de gas por un barril de petróleo (6 Mcf : 1 bbl). Una proporción de conversión de boe de 6 Mcf : 1 bbl se basa en un método de conversión de equivalencia energética aplicable principalmente en la punta del quemador y no representa una equivalencia de valor en el cabezal del pozo. Dado que la relación de valor basada en el precio actual del crudo en comparación con el gas natural es significativamente diferente de la equivalencia energética de 6:1, utilizar una proporción de conversión de 6:1 puede ser engañoso como indicación de valor.

Ritmos de producción: Las referencias a ritmos de producción o prueba, incluidos los aproximadamente 90 bbl/d en el pozo Provost 15-27-38-3, no son necesariamente indicativos del rendimiento a largo plazo o de la recuperación final. Los ritmos de producción iniciales pueden disminuir materialmente con el tiempo y no se debe confiar en ellos para calcular la producción agregada de la Compañía.

Reservas y ubicaciones de perforación: La información de reservas se presenta de acuerdo con el Instrumento Nacional 51-101 – Normas de Divulgación para Actividades de Petróleo y Gas y el Manual COGE, y fue preparada por el evaluador de reservas calificado independiente de la Compañía con fecha efectiva 31 de marzo de 2026. Las reservas probadas son aquellas con un alto grado de certeza (al menos 90%); las reservas probadas más probables tienen una certeza del 50%. Las estimaciones de reservas e ingresos netos futuros son inherentemente inciertas. Las referencias a posibles ubicaciones de desarrollo de seguimiento se refieren a ubicaciones no contabilizadas que han sido identificadas por la Gerencia basándose en evaluaciones internas y de terceros; las ubicaciones no contabilizadas son especulativas, no tienen reservas atribuidas y no hay certeza de que la Compañía las perfore o que resulten en producción comercial.

TSX Venture Exchange

Ni TSX Venture Exchange ni su Proveedor de Servicios de Regulación (según se define ese término en las políticas de TSX Venture Exchange) aceptan responsabilidad por la idoneidad o precisión de este comunicado.

Para más información

WesCan Energy Corp. | 1900, 350 – 7th Ave SW, Calgary Alberta. T2P 3N9

Leo Berezan, Director Ejecutivo y Presidente

Teléfono: +1-604-240-3064 | Correo electrónico: leo@berezan.ca

Sarshar Ahmed, Director de Operaciones y Director

Teléfono: +1-403-816-4037 | Correo electrónico: sahmed@wescanenergycorp.com

Los archivos de la Compañía están disponibles en SEDAR+ en www.sedarplus.ca.

Vea el comunicado original en www.newmediawire.com

Descargo de responsabilidad: Esta traducción ha sido generada automáticamente por NewsRamp™ para NewMediaWire (colectivamente referidos como "LAS EMPRESAS") utilizando plataformas de inteligencia artificial generativas de acceso público. LAS EMPRESAS no garantizan la exactitud ni la integridad de esta traducción y no serán responsables por ningún error, omisión o inexactitud. La confianza en esta traducción es bajo su propio riesgo. LAS EMPRESAS no son responsables por ningún daño o pérdida resultante de tal confianza. La versión oficial y autoritativa de este comunicado de prensa es la versión en inglés.