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Presentación para inversores de Texas Pacific Land Corporation (NYSE: TPL), noviembre de 2026, publicada con los resultados del Q3 2026 y presentada ante la SEC como Anexo 99.2 de un Form 8-K. La presentación de 47 diapositivas cubre el negocio de tierras, regalías y agua de TPL en la Cuenca Pérmica: ingresos en el Q3 2026 de $273,4 millones, EBITDA ajustado de $238,4 millones (margen del 87 %) y flujo de caja libre de $170,3 millones, sin deuda y $369,6 millones en efectivo, además de las cuatro fuentes de ingresos (regalías de petróleo y gas, SLEM, ventas de agua, regalías de agua producida), el programa de desalinización por congelación y conciliaciones completas no-GAAP.
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Presentación para inversores de Texas Pacific Land Corporation (NYSE: TPL), noviembre de 2026, publicada con los resultados del Q3 2026 y presentada ante la SEC como Anexo 99.2 de un Form 8-K. La presentación de 47 diapositivas cubre el negocio de tierras, regalías y agua de TPL en la Cuenca Pérmica: ingresos en el Q3 2026 de $273,4 millones, EBITDA ajustado de $238,4 millones (margen del 87 %) y flujo de caja libre de $170,3 millones, sin deuda y $369,6 millones en efectivo, además de las cuatro fuentes de ingresos (regalías de petróleo y gas, SLEM, ventas de agua, regalías de agua producida), el programa de desalinización por congelación y conciliaciones completas no-GAAP.
Vista detallada de cada página de diapositiva, incluyendo diseño, contenido clave y elementos visuales.
Diapositiva de portada con el logotipo de TPL en negrita con una estrella, el nombre de la empresa, NYSE: TPL e 'Investor Presentation – November 2026'; la esquina superior derecha está marcada como Exhibit 99.2.
Diapositiva mayoritariamente blanca con una fina barra vertical granate en el borde izquierdo; logotipo negro de gran tamaño y título anclados en la parte inferior izquierda.
Aviso legal que cubre información general, datos de la industria y del mercado, declaraciones prospectivas y medidas no GAAP (EBITDA, EBITDA ajustado y flujo de caja libre, conciliados con el beneficio neto en el Apéndice).
Bloque de texto denso a todo ancho con subtítulos en negrita bajo un título con un subrayado corto en granate.
Tabla de cinco trimestres (3Q25–3Q26): ingresos totales del Q3 2026 de $273,4M (royalties de petróleo y gas $167,3M, ventas de agua $28,4M, royalties de agua producida $41,4M, servidumbres y otros ingresos de superficie $36,2M, ventas de tierras $0,1M), EBITDA ajustado de $238,4M (margen del 87 %), flujo de caja libre de $170,3M (margen del 62 %), efectivo de $369,6M y sin deuda; ingresos por segmentos de $201,6M (Land and Resource Management) y $71,8M (Water Services and Operations). Los gráficos muestran que la producción de royalties subió a 42,3 mboe/d, precios realizados de petróleo de $83,57/bbl (frente a los $97,55 del 2Q26), ventas totales de agua de 672 mbbl/d y volúmenes de royalties de agua producida de 5.541 mbbl/d.
La mitad izquierda es una tabla de datos financieros con bandas de sección grises y un divisor discontinuo entre 2025 y 2026; la mitad derecha es una cuadrícula de 2x2 de gráficos de barras (producción apilada de petróleo/gas/NGL, precios realizados de petróleo, volúmenes de ventas de agua, volúmenes de agua producida).
Rentabilidad total anual media del 1/1/2017 al 31/12/2025 del 29 % para TPL frente al 19 % del Nasdaq Composite, 15 % del S&P 500, 1 % del petróleo WTI y (1 %) del S&P Oil & Gas E&P Index; los gráficos de barras de beneficio neto muestran que Land and Resource Management creció de $37M (2016) a $322M (2025) y Water Services and Operations de $5M a $159M. A la izquierda se incluye una miniatura de vídeo de introducción.
Diapositiva dividida: panel granate en la mitad izquierda con fotograma de vídeo de un estanque de agua y botón de reproducción; gráfico de barras horizontales de rentabilidad en la mitad derecha sobre dos gráficos de barras de beneficio neto contiguos.
Nueve recuadros destacados: EBITDA ajustado de 2025 de $687M, flujo de caja libre de 2025 de $498M, sin deuda con $370M en efectivo, exposición pura a la Cuenca Pérmica, ingresos diversificados de royalties, agua y superficie, ~28.000 acres netos de royalties en el núcleo del Pérmico y ~896.000 acres de superficie, ~390 % de crecimiento de producción desde 2018, décadas de generación de flujo de caja, y un inventario de 957 DUC y 587 permisos.
Cuadrícula de 3x3 de recuadros con icono y texto separados por líneas punteadas; códigos de color verde, granate y azul marino por fila.
Descripción general de la empresa: uno de los mayores propietarios de tierras en Texas con ~896.000 acres, organizada en 1888 como un fideicomiso para las tierras de Texas and Pacific Railway, gestión activa desde 2016 y tres líneas de ingresos de alto margen (royalties de petróleo y gas, SLEM, Texas Pacific Water Resources). 'TPL en cifras' enumera un valor de mercado de ~$23.000M, $370M en efectivo, $0 de deuda, ~28.000 acres netos de royalties (~224.000 normalizados a 1/8), margen de EBITDA ajustado de 2025 del 86 %, margen de FCF del 62 % y volumen promedio de negociación diaria de ~429.000. Gráficos: ingresos del FY2025 de $798M divididos en 62 % Land and Resource Management / 38 % Water; EBITDA ajustado de $63M (2016) a $687M (2025); FCF de $40M a $498M.
Parte superior: texto con viñetas a la izquierda y tabla de cifras clave a la derecha; parte inferior: gráfico de anillos, gráfico de barras granate y un gráfico de barras de FCF en panel granate.
Cronología desde 1871 (concesión de ~3,5 millones de acres a Texas & Pacific Railway) pasando por la formación del fideicomiso en 1888, el primer pozo de petróleo en el Pérmico en la década de 1920, la salida a bolsa en el NYSE en 1927, la escisión de minerales en 1954 (TXL Oil), la revolución del esquisto en la década de 2010, la nueva dirección en 2016, la formación de Texas Pacific Water Resources en 2017 y la reorganización en C-Corp en 2021, agrupados en tres eras: De ferrocarril en quiebra a fideicomiso de liquidación (1871–2009), Revolución del esquisto (década de 2010) y Empresa moderna, con seis prioridades de la empresa moderna.
Cronología horizontal con cuadros de cabecera con fechas e iconos sobre un banner de eras tricolor; cuadros de fechas secundarios debajo y seis cuadros de prioridad redondeados a la derecha.
Mapa a nivel de condado de la cuenca de Delaware, Central Basin Platform y la cuenca de Midland que muestra la superficie de royalties, la superficie de terreno y servidumbres, y la superficie combinada de royalties y superficie; un gráfico circular insertado muestra la contribución a los ingresos del FY2025: 37 % supermajors, 35 % independientes de gran capitalización y 28 % otros operadores.
Mapa a todo ancho con cuadro de leyenda en la parte superior izquierda y un panel negro insertado en la parte inferior derecha que contiene el gráfico circular.
Producción de crudo en el Pérmico de 6,7 MMbbl/d frente a Arabia Saudí (10,0), Rusia (9,3), Irak (4,1) y otros, además de 3,3 MMbbl/d de NGL; se estiman ~65.000 ubicaciones de pozos restantes con un punto de equilibrio inferior a 60 $/bbl (Midland y Delaware) frente a ~34.000 en Montney y ~13.000 en Eagle Ford; recuento de plataformas en EE. UU. por cuenca desde marzo de 2023 hasta septiembre de 2026, con el Pérmico muy por delante.
Diseño de gráficos en tres columnas (barras horizontales, barras verticales, gráfico de líneas) sobre una franja azul marino con tres conclusiones clave.
Tres pilares: Retorno de capital (dividendos y recompras de 13 M$ en 2010 a 376 M$ en 2024 y 156 M$ en 2025), Protección de capital (sin deuda, 370 M$ en efectivo, línea de crédito no dispuesta de 500 M$) e Inversión de capital (229 M$ de capex en agua y 213 M$ en adquisiciones de superficie y servidumbres de 2017 a 2025, con Water Services and Operations generando 716 M$ de beneficio neto acumulado).
Tres columnas iguales con bloques de encabezado en granate, azul marino y gris oscuro; barras horizontales apiladas a la izquierda, texto grande centrado en el medio, cifras y un gráfico de barras verde a la derecha.
Marco que establece que la maximización del valor intrínseco por acción, expresado como flujo de caja libre a largo plazo por acción, impulsa cuatro palancas (valor de activos heredados, recompra de acciones, oportunidades orgánicas, M&A); un gráfico de anillos muestra la asignación de capital del FY2025 financiada por el flujo de caja operativo y el efectivo del balance, y un gráfico de barras muestra el FCF por acción subiendo de 2,29 US$ (2018) a 7,22 $ (2025).
Izquierda: texto tipo embudo con chevrones grises y cuatro cuadros delineados; derecha: gráfico de anillos anidado sobre un gráfico de barras granate, dividido por una línea vertical.
Lista de verificación que compara la exposición a superficie, agua y regalías de TPL con Black Stone Minerals, Kimbell Royalty, Viper Energy, NGL Energy Partners, WaterBridge, LandBridge y EagleRock, donde solo TPL posee las tres. Un gráfico lateral muestra el crecimiento de los ingresos del FY2025 frente al FY2022 de +63 % para SLEM, +72 % para agua producida y +100 % para ventas de agua, frente a un WTI que baja un 31 % y un Henry Hub que baja un 45 %.
Matriz de comparación con una sección transversal de la Tierra en 3D a la izquierda y logotipos de competidores en la parte superior; un panel azul claro a la derecha con un gráfico de barras positivas/negativas.
Márgenes de beneficio neto del FY2025 del 60 % consolidado, 66 % para Land and Resource Management y 52 % para Water Services and Operations, en comparación con servicios petroleros (OIH) 8 %, midstream (ENFR) 18 %, S&P O&G (XOP) 13 % y el S&P 500 al 15 %; un histograma de márgenes de beneficio neto del S&P 500 sitúa a TPL en el tramo del 58–63 % en el extremo derecho.
Tres banners de KPI en bloques de color en la parte superior; debajo, un gráfico de barras a la izquierda y un histograma a la derecha.
Mientras que el WTI cayó de 95 US$ (2022) a 65 $ (2025), un 15 % menos interanual y una caída del CAGR a 3 años del 12 %, TPL aumentó la producción de regalías de 21,3 a 34,6 mboe/d (+29 % YoY, +17 % CAGR), las ventas de agua de 462 a 763 mbbl/d (+4 % YoY, +18 % CAGR) y los volúmenes de regalías de agua producida de 1 957 a 4 292 mbbl/d (+25 % YoY, +30 % CAGR), sin emisión de nueva deuda ni acciones.
Gráfico de barras negro del precio del petróleo a la izquierda, una flecha gris y luego tres gráficos de barras granates con grandes cifras de crecimiento en verde; banner de pie de página azul marino.
La producción de petróleo en el Pérmico sube de ~1 mmbbl/d (2010) a casi 7 mmbbl/d (2026); el recuento de plataformas horizontales cae de 301 (1Q24) a 222 (1Q26) antes de recuperarse a 255 en el 3Q26; los permisos de pozos por subcuenca alcanzan los 2 155 en el 3Q26; recuento de DUC por antigüedad al 30 de junio (2.267 de menos de seis meses en 2026 frente a 2.533 en 2024); el recuento de terminaciones disminuye a 1.273 en el 2Q26. Se omiten los datos de DUC y terminaciones del 3Q26 debido a datos incompletos del sector.
Gran gráfico de áreas azul marino a la izquierda; cuatro gráficos de barras más pequeños en una cuadrícula de 2x2 a la derecha.
Ocho puntos clave de inversión: recurso del Pérmico de clase mundial, propiedad de superficie y regalías durante el ciclo de vida del pozo, conversión de efectivo eficiente (margen EBITDA FY2025 86 %, margen FCF 62 %), equipo experto en el sector, inversiones en tecnología, asignación de capital disciplinada centrada en el valor intrínseco y el FCF por acción, oportunidades en activos heredados y retornos crecientes mediante dividendos y recompras.
Foto de un atardecer con una plataforma de perforación en una máscara curva a la izquierda; ocho cuadros de texto rosas redondeados y apilados a la derecha.
Collage de archivo con un retrato de Jay Gould (fundador de Texas and Pacific Railway), un certificado de interés de propiedad de Texas Pacific Land Trust, un listado de ventas de la New York Stock Exchange del 7 de julio de 1888 y un mapa histórico de Texas & Pacific Railway Company de reservas y concesiones de tierras en el oeste de Texas.
Collage de fotos a sangre: tres imágenes en la fila superior y un mapa histórico ancho que abarca la parte inferior.
Collage de fotografías históricas de agrimensura: un equipo de medición en junio de 1930, un marcador de agrimensura "TP" en la esquina noroeste de la Sección 39, Bloque 62, Township 2, un agrimensor sobre un hito de piedras, el pico El Capitán en el condado de Culberson, Camp Delaware, un equipo de agrimensura en las dunas de arena cerca de las montañas de Guadalupe y el camión "Old Red".
Cuadrícula de siete imágenes con subtítulos en la esquina superior izquierda de cada foto; imagen central alta flanqueada por imágenes apiladas.
Explica las regalías de petróleo y gas (52 % de los ingresos consolidados del FY2025; de 28 millones de $ en 2016 a 412 millones de $ en 2025), arrendamientos de superficie, servidumbres y materiales, o SLEM (11 %; 92 millones de $ en 2025), ventas de agua (21 %; 170 millones de $) y regalías de agua producida (16 %; 124 millones de $), describiendo a qué segmento pertenece cada flujo y cómo genera ingresos.
Cuatro columnas iguales, cada una con un cuadro de título perfilado, texto con viñetas, un porcentaje grande y un gráfico de barras granate de diez años.
Mecánica de las regalías: derechos sobre bienes inmuebles, una participación en los ingresos brutos, sin costes de capital, derechos a perpetuidad y la labor del propietario de verificar decimales y resguardos de cheques. Un gráfico de anillos muestra 132,5 pozos horizontales en producción neta (PDP) por operador (ExxonMobil, Devon, Oxy, Chevron, Diamondback, EOG, ConocoPhillips, bpx, APA, otros); los volúmenes de producción del FY2025 se dividen en 39 % petróleo, 31 % gas natural y 30 % LGN. Un panel lateral describe cómo TPL aporta valor.
Tres columnas: lista de iconos a la izquierda, gráfico de anillos de operadores y gráfico circular de volumen en el centro, panel azul claro "Cómo TPL está aportando valor" a la derecha.
Producción neta de regalías de 1,7 mboe/d (2014) a 34,6 mboe/d (2025); inventario neto de permisos, DUC y pozos terminados en 16,8 en el 3Q26 (2,5 permisos, 8,6 DUC, 5,7 terminados); aumento de pozos netos en producción de 70,2 (1Q24) a 132,5 (3Q26), principalmente en Delaware; longitud lateral media de nuevas perforaciones de 9.745 ft (2019) a 13.718 ft (2026); y realizaciones como porcentaje de los índices de referencia (petróleo cerca del 100 % del WTI, gas volátil frente a Henry Hub, LGN ~20–35 % del WTI).
Panel azul marino con un gráfico de barras blanco a la izquierda; cuatro gráficos (barras apiladas, barras apiladas, barras, gráfico de líneas) en una cuadrícula de 2x2 a la derecha.
Foto a sangre de la infraestructura de suministro de agua de TPL: colectores azules y tuberías de polietileno negras en un bastidor de acero frente a una balsa de almacenamiento de agua revestida en el Pérmico.
Fotografía a sangre con un pequeño subtítulo en la esquina superior izquierda.
Foto aérea cenital con dron de una balsa de suministro de agua de TPL, que muestra el borde del revestimiento oscuro, el agua turquesa, el suelo arenoso y las tuberías que atraviesan el encuadre en diagonal.
Fotografía aérea a sangre con un pequeño subtítulo en la parte superior derecha.
La propiedad de la superficie controla el acceso a la misma, los acuíferos y el espacio poroso del subsuelo, y no devenga una tasa legal, por lo que los ingresos requieren una negociación continua. Tres flujos de ingresos de superficie (SLEM, ventas de agua, agua producida) generaron 386 millones de $ en el FY2025, o el 48 % de los ingresos consolidados. Una llamada destaca que el terreno bruto no se monetiza por sí solo.
Ilustración de un bloque de terreno en capas 3D con cifras de KPI a la izquierda; texto, una flecha de embudo gris y tres cuadros perfilados numerados con viñetas a la derecha; cuadro de llamada en azul marino y azul en la parte superior derecha.
Mecánica de SLEM: formularios estandarizados, servidumbres con plazos iniciales de 10 años y opciones de renovación, pagos de renovación al mayor entre el 115 % o la escalada del IPC, e infraestructura de larga duración. El desglose de ingresos de SLEM del FY2025 de 78 millones de $ es: 47 % servidumbres de tuberías, 19 % caliche/materiales, 12 % arrendamientos comerciales, 10 % servidumbres de pozos y 12 % otros. Un calendario de renovación de servidumbres a plazo para 2026–2035 representa unos ingresos potenciales por renovación de más de $250 millones procedentes de servidumbres ejecutadas en 2016–2025.
Tres columnas: lista de iconos a la izquierda, gráfico de anillos sobre un gráfico de barras de renovación en el centro, panel de valor azul claro a la derecha.
Mecánica de las ventas de agua: acceso a acuíferos mediante la propiedad de la superficie, infraestructura para extraer, almacenar y transportar agua salobre y agua producida tratada, precios de venta de 0,50–1,00 $ por barril frente a un coste operativo directo de 0,10–0,20 $, y un capex de mantenimiento anual de ~10–20 millones de $. Los volúmenes de ventas de agua crecieron de 44 mbbl/d (2017) a 763 mbbl/d (2025). TPL describe su red como la mayor infraestructura de suministro de agua en el norte de la cuenca de Delaware.
Tres columnas: lista de iconos a la izquierda, gráfico de barras granate en el centro, panel de valor azul claro a la derecha.
Mapa de los campos de pozos de agua, sitios de tratamiento, fosas de fracturación y plataformas de pozos abastecidas por TPL en los condados de Eddy, Lea, Loving, Reeves y Ward. La red de suministro de agua tiene una capacidad de tratamiento de agua de origen y producida de más de 1.000 mbbl/d, ~38 mmbbl de almacenamiento y ~480 millas de tuberías. El promedio de fluido utilizado por terminación de pozo en Delaware aumentó de 331 mbbl (2017) a 522 mbbl (2025).
Mapa grande con leyenda a la izquierda sobre una franja granate de tres enunciados; el lado derecho tiene tres cifras grandes de KPI sobre un gráfico de barras azul marino.
Conceptos básicos del agua producida: la cuenca Delaware genera aproximadamente 4 barriles de agua por cada barril de petróleo, y TPL obtiene una regalía volumétrica sobre el agua producida mediante acuerdos negociados con derechos de extracción para tratamiento y reventa, sin operar pozos de eliminación de agua salada. Los volúmenes de regalías por agua producida crecieron de 88 mbbl/d (2017) a 4.292 mbbl/d (2025), con acuerdos que cubren una dedicación de ~450.000 acres.
Tres columnas: lista de iconos a la izquierda, gráfico de barras granate en el centro y panel de valor azul claro a la derecha.
Mapa del Área de Interés Mutuo (AMI) de agua producida de TPL y plataformas de perforación en la cuenca Delaware; el pozo promedio de Delaware rinde ~690 mbbl de agua frente a ~180 mbbl de petróleo en sus primeros 12 meses, y ~1.220 frente a ~310 en 36 meses. El agua producida en el Pérmico aumentó de 11,2 mmbbl/d (2017) a 24,9 mmbbl/d (2025), con un ~70 % proveniente de Delaware.
Mapa con burbujas de llamada a la izquierda sobre una franja granate de tres enunciados; dos gráficos de barras azul marino apilados a la derecha.
Ilustración renderizada en 3D de una unidad de espaciamiento de perforación (DSU) junto con un ciclo de vida de tres etapas: Permiso (tarifas fijas de SLEM y ventas de caliche), Desarrollo (ventas de agua salobre y tratada) y Producción (regalías por agua producida, regalías por petróleo y gas, y pagos continuos de SLEM).
Renderizado 3D redondeado de gran tamaño a la izquierda; proceso vertical numerado con cuadros de ingresos contorneados y viñetas a la derecha.
Mapa de las cuencas Midland y Delaware dentro del Gran Pérmico, con una huella combinada de ~26.000 millas cuadradas (~17.000.000 de acres) y más de 10 formaciones geológicas en cada cuenca, ilustradas mediante cortes 3D de los bancos de Delaware (Avalon, Bone Spring, Wolfcamp XY–D) y los bancos de Midland (Spraberry, Jo Mill, Dean, Wolfcamp A–D).
Columna izquierda con encabezado granate, mapa sencillo, cifras de KPI y un segundo encabezado; el lado derecho muestra dos grandes diagramas de bloques geológicos en 3D.
Tres impulsores del crecimiento del agua producida: la relación agua-petróleo (WOR) aumenta a medida que los pozos envejecen (curvas de WOR por cosecha 2017–2024), los bancos de Delaware tienen una WOR más alta (Wolfcamp A 3,7x, B 5,7x, C 6,6x, D 5,7x frente a 4,3x del Pérmico actual) y el crecimiento general del petróleo en el Pérmico. Un gráfico de áreas apiladas muestra que el agua producida en el Pérmico alcanzará aproximadamente 25 mmbbl/d para 2025 en Delaware, Midland y otras áreas.
Columna izquierda con tres gráficos pequeños, columna central con tres círculos granates con conclusiones, gran gráfico de áreas apiladas a la derecha, unidos por una flecha gris.
El proceso de desalinización por congelación de TPL utiliza diferentes puntos de congelación según los niveles de salinidad y se desarrolla con un socio de refrigeración industrial. Los hitos alcanzados incluyen la presentación de la patente del proceso, permisos de aplicación en tierra de la RRC, una asociación de investigación universitaria, un borrador de permiso TPDES de la TCEQ y la puesta en marcha de la instalación de la Fase 2 de ~10k bbl/d. Próximos pasos: en 2026, evaluar la conversión de gas a energía detrás del contador para microrredes o centros de datos; a partir de 2027, adquirir equipos para una instalación comercial de la Fase 3 de ~100k bbl/d. Las fotos muestran la unidad de prueba de la Fase 1, un invernadero de reutilización beneficiosa y la instalación de la Fase 2 en Orla, TX.
Panel de descripción general redondeado en negro y panel de beneficios en verde a la izquierda; lista de verificación de hitos en el centro; tres fotos apiladas a la derecha vinculadas por líneas conector.
Lista de ventajas del oeste de Texas para centros de datos: gas natural (más de 22 bcf/d de gas del Pérmico, con un crecimiento previsto de más de 8 bcf/d en 5–10 años), solar (más de 11 GW actuales, más de 11 GW previstos), eólica (más de 27 GW actuales), baterías (más de 4 GW actuales, más de 5 GW previstos), agua de acuíferos locales, mano de obra cualificada y un entorno regulatorio favorable al crecimiento, con eficiencias de coubicación de desalinización por congelación marcadas como TBD (por determinar).
Paisaje desértico renderizado con turbinas eólicas, paneles solares, planta de energía, centro de datos y balsa de agua como fondo; filas de lista de verificación blancas translúcidas a la izquierda.
Fotografía a sangre de una hilera de turbinas eólicas en el desierto llano del oeste de Texas al anochecer bajo nubes dramáticas, con un camino de tierra y un camión en primer plano; sin más texto que el número de página.
Diapositiva de imagen a sangre.
Divisor de sección que introduce el apéndice.
Diapositiva blanca con un fondo de curvas de nivel topográficas tenue, una fina línea vertical negra y un encabezado grande en color granate que dice 'Apéndice'.
Gráficos de anillos de pozos con permisos NRI al 100 % (5,7), pozos DUC (8,6) y pozos completados (2,5) por operador y por región (permisos: 68 % Delaware / 29 % Midland; DUC: 59 % / 38 %; completados: 51 % / 48 %). Tasas de conversión: ~85 % de los permisos perforados en 6 meses y ~93 % en 12; ~48 % de los DUC completados en 6 meses y ~90 % en 12; ~68 % de los pozos completados figuran como productivos en ~1 mes.
Dos filas de tres gráficos de anillos (por operador, por región), con cuadros de llamada discontinuos sobre cada columna y leyendas de operador y región a la derecha.
Tabla comparativa de regalías/minerales frente a derechos de arrendamiento (participación de explotación) en cuanto a participantes, propiedad, duración e intereses en los ingresos (las fincas de minerales de Texas suelen recibir el 25 % de la producción bruta; los arrendamientos federales entre el 12,5 y el 18,5 %), costes de capital, gastos operativos e impuestos, con un diagrama de flujo ilustrativo que muestra que los minerales/regalías se llevan el 25 % de los ingresos y el operador del arrendamiento el 75 %, asumiendo este último el 100 % del capital y la mayoría de los costes operativos.
Izquierda: tabla comparativa con etiquetas de fila, encabezados de columna negros y etiquetas de fila contorneadas; derecha: modelo económico ilustrativo de estilo Sankey.
Mix de remuneración del CEO para 2025: 13 % de salario base fijo y 87 % variable, dividido en un plan de incentivos anual (15 %; EBITDA ajustado 25 %, FCF por acción 50 %, objetivos estratégicos 25 %), PSU (36 %; FCF por acción acumulado a tres años y TSR relativo frente al ETF SPDR S&P Oil & Gas E&P) y RSU basadas en el tiempo (36 %).
Tabla con gráficos de anillos del mix, viñetas de intención y dimensiones de rendimiento, además de bandas laterales verticales en azul marino y granate etiquetadas como Fijo (13 %) y Variable (87 %).
Oportunidades clave en gestión de carbono (captura, uso y almacenamiento de carbono), gestión del agua (reciclaje de agua producida y electrificación), gestión ambiental, desarrollo de renovables (eólica y solar en la superficie de TPL) e inversión en las personas, destacando que el 39 % de la plantilla son mujeres.
Cinco filas con etiquetas de bloques de color (granate, azul marino, gris, rosa, negro) a la izquierda y texto con viñetas a la derecha.
Cuatro áreas de iniciativa: control de prevención de incidentes y derrames (planes SPCC, seguimiento centralizado de derrames), evaluaciones de impacto ambiental (evaluaciones de sitio de Fase 1, revisiones de tuberías), asociaciones ecológicas y de biodiversidad (previsiones de la Oficina de Gestión de Tierras de Nuevo México, estándares de pastoreo) y requisitos para operadores y arrendatarios (compromiso y recuperación de tierras).
Cuatro filas con encabezados granates a la izquierda, grandes galones oscuros en el centro y texto con viñetas a la derecha.
Estadísticas clave para 2021–2025: emisiones de Alcance 1 más Alcance 2 de 22.755 a 30.675 toneladas métricas de CO2e, cero emisiones de metano, cero derrames de agua producida, uso de energía y mix de red para las operaciones de TPWR (2025 marcado como TBD) y cero incidentes registrables y con tiempo perdido desde 2022. Un gráfico de líneas compara los ingresos (303 millones de $ en 2020 a 798 millones de $ en 2025) con las emisiones (24,1k a 30,7k toneladas).
Tabla de datos con fila de encabezado granate a la izquierda; gráfico de doble línea a la derecha.
Superficie de regalías por área de enfoque: Delaware 396.200 acres de regalías brutos y 19.700 acres de regalías netos (regalía media del 5,0 %), Midland 706.000 y 6.600 (0,9 %), otros 34.300 y 1.700, para un total de 1.136.500 acres de regalías brutos y 28.000 netos, una regalía media del 2,5 %, 2.840.300 acres brutos de DSU y un interés de ingresos netos medio implícito del 1,0 % por pozo. Las definiciones muestran cómo se calcula cada cifra, incluidos los 224.000 acres de regalías netos normalizados a 1/8.
Tabla de datos con encabezado oscuro en la parte superior; lista de definiciones debajo con etiquetas en forma de píldora granate y dos columnas (Descripción, Cómo se calcula).
Conciliación del beneficio neto con el EBITDA, el EBITDA ajustado y el flujo de caja libre para 2019–2025 y 3Q25–3Q26: beneficio neto del FY2025 de 481,4 millones de $, EBITDA de 673,6 millones de $, EBITDA ajustado de 687,4 millones de $ (margen del 86,1 %) y FCF de 498,3 millones de $; beneficio neto del 3Q26 de 167,4 millones de $, EBITDA ajustado de 238,4 millones de $ (87,2 %) y FCF de 170,3 millones de $. Los ajustes incluyen remuneración basada en acciones, una venta de tierras de 20,9 millones de $ con acuerdo de financiación en el 1Q26 e importantes ventas de tierras en 2019.
Tabla financiera densa dividida en grupos de columnas anuales y trimestrales, con columna de etiquetas gris y filas de subtotales en negrita.
Conciliaciones por segmento para 3Q25–3Q26 y FY2024–2025: ingresos de Land and Resource Management en el 3Q26 de 201,6 millones de $, EBITDA ajustado de 189,2 millones de $ (93,9 %) y FCF de 145,1 millones de $ (FCF del FY2025 de 369,5 millones de $); ingresos de Water Services and Operations en el 3Q26 de 71,8 millones de $, EBITDA ajustado de 49,2 millones de $ (68,5 %) y FCF de 25,2 millones de $ (FCF del FY2025 de 128,8 millones de $).
Dos tablas financieras contiguas bajo encabezados de segmento en granate y azul marino, cada una con columnas trimestrales y anuales.
Resumen de la cuenta de resultados y del balance para el periodo FY2023–2025 y comparación de 3Q25 frente a 3Q26: superficie total de 896.360 acres al 3Q26; ingresos de FY2025 de 798,2 millones de $, beneficio operativo de 592,2 M$ (74,2 %) y beneficio neto de 481,4 M$ (60,3 %); ingresos de 3Q26 de 273,4 M$, beneficio operativo de 207,8 M$ (76,0 %) y beneficio neto de 167,4 M$ (61,2 %); efectivo al 3Q26 de 369,6 M$, sin deuda y activos totales de 1.988,1 M$.
Tabla financiera única de ancho completo con columna de etiquetas en gris, grupos de columnas anuales y trimestrales, y una sección clave del balance en la parte inferior.
Diapositiva de cierre con el sello de Texas Pacific Land Corp. («Est. 1888», con una montaña, un molino de viento, un aerogenerador, paneles solares y una torre de perforación) y la dirección de la empresa: 2699 Howell Street, Suite 800, Dallas, Texas 75204.
Logotipo del sello ovalado centrado sobre fondo blanco con el nombre de la empresa y la dirección debajo.
Preguntas comunes sobre esta diapositiva y el contenido de la presentación subyacente.
Es la presentación para inversores de noviembre de 2026 de Texas Pacific Land Corporation (NYSE: TPL), publicada junto con sus resultados del tercer trimestre de 2026 y presentada ante la SEC como el Anexo 99.2 de un Form 8-K. Sus 47 diapositivas cubren las finanzas del Q3 2026, las regalías de TPL en la Cuenca Pérmica, los negocios de superficie y agua, la asignación de capital, la desalinización y ESG, con conciliaciones de medidas no-GAAP en el apéndice.
Las diapositivas provienen del anexo del Form 8-K de TPL en SEC EDGAR (Anexo 99.2). EDGAR almacena el anexo como imágenes de diapositivas rasterizadas y este PDF se ensambló a partir de esas imágenes, por lo que el texto no es seleccionable. La letra pequeña en la mayoría de las diapositivas es legible, pero para obtener cifras exactas, consulta la presentación original o el Form 10-Q de TPL.
Los ingresos totales fueron de $273,4 millones, el EBITDA ajustado de $238,4 millones (margen del 87 %) y el flujo de caja libre de $170,3 millones. El beneficio neto fue de $167,4 millones, el efectivo y equivalentes de $369,6 millones y la deuda cero. La producción de regalías alcanzó los 42,3 mboe/d y los volúmenes de regalías de agua producida los 5.541 mbbl/d.
El panel de KPI de cinco trimestres (diapositiva 3), el resumen de nueve celdas sobre el enfoque puro en la Cuenca Pérmica (diapositiva 5), el esquema de cuatro fuentes de ingresos (diapositiva 19), el diagrama de ingresos del ciclo de vida del pozo (diapositiva 30) y la comparativa de regalías frente a intereses de arrendamiento (diapositiva 38) son modelos excelentes para una empresa de regalías, minerales o tierras.
Describe cuatro fuentes de ingresos: regalías de petróleo y gas (52 % de los ingresos del FY2025), arrendamientos de superficie, servidumbres y materiales o SLEM (11 %), ventas de agua (21 %) y regalías de agua producida (16 %). Los reporta en dos segmentos: Gestión de Tierras y Recursos y Servicios y Operaciones de Agua, y muestra cómo TPL genera dinero en cada etapa de la vida de un pozo.
Sí. Las diapositivas 44 y 45 concilian el beneficio neto con el EBITDA, el EBITDA ajustado y el flujo de caja libre, de forma consolidada y por segmentos, para 2019–2025 y cada trimestre desde el 3Q25 al 3Q26. La diapositiva 46 añade un resumen histórico de la cuenta de resultados y del balance.
Puedes descargar el PDF desde esta página y usarlo como referencia para la estructura, los tipos de gráficos y el diseño. El contenido, los logotipos y los datos pertenecen a Texas Pacific Land Corporation, por lo que debes reconstruir el diseño con tu propio contenido en lugar de reutilizar su material.
TPL se agrupa bajo la categoría de Exploración y Producción de Petróleo y Gas. Sus ingresos provienen principalmente de regalías, uso de superficie y servicios de agua en sus tierras de la Cuenca Pérmica, no de la perforación de pozos por sí misma.
Anexo original presentado con los resultados del Q3 2026 de TPL; la fuente de estas imágenes de diapositivas.
Todas las presentaciones de TPL ante la SEC, incluidos los formularios 10-Q, 10-K y 8-K.
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