NorAm Drilling a annoncé une hausse de 64 % de son bénéfice net au cours du deuxième trimestre 2026, favorisée par un taux d'utilisation quasi parfait des nacelles et une hausse des revenus. L'entrepreneur de forages spécialisé dans le bassin de Permian a enregistré un bénéfice net de 4,2 millions de dollars, contre 2,6 millions de dollars au trimestre précédent, selon des diapositives publiées le 26 août.
Les revenus ont augmenté de 12,3 % pour atteindre 29,4 millions de dollars, tandis que le BAIIA ajusté a grimpé de 40 % pour atteindre 6,3 millions de dollars. Le bénéfice opérationnel a augmenté de 62 % pour s'établir à 4,8 millions de dollars. Les 11 citernes à ultra-alignements modernisées de l'entreprise ont atteint un taux d'utilisation de 98,6 % au deuxième trimestre, contre 90,3 % au premier trimestre, et toutes les citernes ont demeuré sous contrat tout au long du trimestre. Deux citernes ont été réactivées en fin du premier trimestre, ce qui a contribué à l'amélioration du taux d'utilisation.
Le retard de chantier de l'entreprise s'élevait à 30,3 millions de dollars au 25 août, sept de ses 11 plates-formes exploitant des contrats à terme d'une durée comprise entre six et 12 mois. Le nombre de plates-formes actives dans le bassin de Permian a augmenté de 17 unités pour atteindre 258 au cours du trimestre, ce qui laisse moins de 10 plates-formes dotées de spécifications extérieures disponibles dans la région.
La position de NorAm Drilling en matière de liquidités s’est renforcée, avec un flux de trésorerie d’exploitation de 6,4 millions de dollars et 8,1 millions de dollars de liquidités à la fin du trimestre. L’entreprise a maintenu un bilan sans dette avec un capital propre total de 56,9 millions de dollars. Les dividendes payés au cours du trimestre totalisaient 4,9 millions de dollars, signifiant la 45e distribution mensuelle consécutive. Le total des distributions en espèces depuis décembre 2022 s’est élevé à environ 100 millions de dollars, la dernière distribution mensuelle atteignant 0,045 dollar par action.
Les indicateurs de performance des installations mobiles sont variés. La marge directe a diminué légèrement à 8 928 $ par jour, tandis que la marge de flux de trésorerie nette a baissé à 5 873 $ par jour. Les affectations aux dépenses en entretien et d'équipement ont augmenté à 757 $ par jour, contre 275 $ au premier trimestre. Le coût de rentabilisation du service total pour les installations mobiles s'est accru à 18 678 $ par jour.
Marty Jimmerson, président-directeur général et directeur financier, a noté que les opérateurs privés maintiennent généralement leur activité de forage tant que les prix du brut WTI restent supérieurs à 70 $ le baril, face à la pression budgétaire dans la fourchette de 65 à 70 $, et qu'ils peuvent réduire leurs dépenses si les prix descendent en dessous de 65 $. Les prix du brut WTI ont augmenté d'environ 15 à 25 $ le baril depuis le début de l'année, les données en temps réel indiquant des niveaux d'environ 82,27 $ le baril. La courbe à terme suggère des prix débutant à environ 85 $ le baril avant de diminuer progressivement vers environ 70 $ d'ici décembre 2029.
