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Présentation investisseurs de Texas Pacific Land Corporation (NYSE : TPL), novembre 2026, publiée avec les résultats du Q3 2026 et déposée auprès de la SEC en tant qu'Exhibit 99.2 d'un Form 8-K. Ce support de 47 diapositives couvre les activités foncières, de redevances et d'eau de TPL dans le bassin permien : chiffre d'affaires au Q3 2026 de 273,4 millions de dollars, EBITDA ajusté de 238,4 millions de dollars (marge de 87 %) et flux de trésorerie disponible de 170,3 millions de dollars, aucune dette et 369,6 millions de dollars de trésorerie, ainsi que les quatre flux de revenus (redevances pétrolières et gazières, SLEM, ventes d'eau, redevances sur l'eau produite), le programme de dessalement par congélation et les rapprochements non-GAAP complets.
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Présentation investisseurs de Texas Pacific Land Corporation (NYSE : TPL), novembre 2026, publiée avec les résultats du Q3 2026 et déposée auprès de la SEC en tant qu'Exhibit 99.2 d'un Form 8-K. Ce support de 47 diapositives couvre les activités foncières, de redevances et d'eau de TPL dans le bassin permien : chiffre d'affaires au Q3 2026 de 273,4 millions de dollars, EBITDA ajusté de 238,4 millions de dollars (marge de 87 %) et flux de trésorerie disponible de 170,3 millions de dollars, aucune dette et 369,6 millions de dollars de trésorerie, ainsi que les quatre flux de revenus (redevances pétrolières et gazières, SLEM, ventes d'eau, redevances sur l'eau produite), le programme de dessalement par congélation et les rapprochements non-GAAP complets.
Vue détaillée de chaque page de diapositive, incluant la mise en page, le contenu clé et les éléments visuels.
Diapositive de couverture avec le logotype étoilé TPL en gras, le nom de la société, NYSE : TPL et « Investor Presentation – November 2026 » ; le coin supérieur droit porte la mention Exhibit 99.2.
Diapositive à dominante blanche avec une fine barre verticale bordeaux sur le bord gauche ; logo noir surdimensionné et titre ancrés en bas à gauche.
Avertissement juridique couvrant les informations générales, les données sectorielles et de marché, les déclarations prospectives et les mesures non-GAAP (EBITDA, EBITDA ajusté et flux de trésorerie disponible, réconciliés avec le résultat net dans l'annexe).
Bloc de texte dense sur toute la largeur avec des sous-titres en gras sous un titre souligné d'un court trait bordeaux.
Tableau sur cinq trimestres (3Q25–3Q26) : chiffre d'affaires total du Q3 2026 de 273,4 M$ (redevances pétrolières et gazières 167,3 M$, ventes d'eau 28,4 M$, redevances sur les eaux de production 41,4 M$, servitudes et autres revenus de surface 36,2 M$, ventes de terrains 0,1 M$), EBITDA ajusté de 238,4 M$ (marge de 87 %), flux de trésorerie disponible de 170,3 M$ (marge de 62 %), trésorerie de 369,6 M$ et aucune dette ; chiffre d'affaires sectoriel de 201,6 M$ (Land and Resource Management) et 71,8 M$ (Water Services and Operations). Les graphiques montrent une production de redevances grimpant à 42,3 mboe/j, des prix réalisés pour le pétrole de 83,57 $/bbl (contre 97,55 $ au T2 2026), des ventes totales d'eau de 672 mbbl/j et des volumes de redevances sur les eaux de production de 5 541 mbbl/j.
La moitié gauche est un tableau de données financières avec des bandes de section grises et un séparateur en pointillés entre 2025 et 2026 ; la moitié droite est une grille 2x2 de graphiques à barres (production empilée pétrole/gaz/NGL, prix réalisés du pétrole, volumes de ventes d'eau, volumes d'eaux de production).
Rendement total annuel moyen du 01/01/2017 au 31/12/2025 de 29 % pour TPL contre 19 % pour le Nasdaq Composite, 15 % pour le S&P 500, 1 % pour le pétrole WTI et (1 %) pour l'indice S&P Oil & Gas E&P ; les graphiques à barres du résultat net montrent une croissance de Land and Resource Management de 37 M$ (2016) à 322 M$ (2025) et de Water Services and Operations de 5 M$ à 159 M$. Une vignette de vidéo d'introduction est intégrée sur la gauche.
Diapositive divisée : panneau bordeaux à gauche avec une image fixe de bassin d'eau et un bouton de lecture ; graphique à barres horizontales des rendements à droite au-dessus de deux graphiques à barres du résultat net côte à côte.
Neuf tuiles de points forts : EBITDA ajusté 2025 de 687 M$, flux de trésorerie disponible 2025 de 498 M$, aucune dette avec 370 M$ de trésorerie, exposition exclusive au Permien, revenus diversifiés (redevances, eau et surface), environ 28 000 acres de redevances nettes au cœur du Permien et environ 896 000 acres de surface, croissance de la production d'environ 390 % depuis 2018, des décennies de visibilité sur les flux de trésorerie, et un inventaire de 957 DUC (puits forés non complétés) et 587 permis.
Grille 3x3 de tuiles icône-plus-texte séparées par des lignes pointillées ; code couleur vert, bordeaux et bleu marine par rangée.
Présentation de la société : l'un des plus grands propriétaires fonciers du Texas avec environ 896 000 acres, organisé en 1888 sous forme de trust pour les terres de la Texas and Pacific Railway, gestion active depuis 2016, et trois lignes de revenus à haute marge (redevances pétrolières et gazières, SLEM, Texas Pacific Water Resources). « TPL en chiffres » indique une valeur de marché d'environ 23 000 M$, 370 M$ de trésorerie, 0 $ de dette, environ 28 000 acres de redevances nettes (environ 224 000 normalisées à 1/8ème), une marge d'EBITDA ajusté 2025 de 86 %, une marge de FCF de 62 % et un volume de transaction quotidien moyen d'environ 429 000. Graphiques : chiffre d'affaires FY2025 de 798 M$ réparti entre 62 % Land and Resource Management / 38 % Water ; EBITDA ajusté passant de 63 M$ (2016) à 687 M$ (2025) ; FCF de 40 M$ à 498 M$.
Haut : texte à puces à gauche et tableau de chiffres clés à droite ; bas : graphique en anneau, graphique à barres bordeaux et graphique à barres du FCF sur panneau bordeaux.
Chronologie de 1871 (concession d'environ 3,5 millions d'acres à la Texas & Pacific Railway) à la formation du trust en 1888, le premier puits de pétrole du Permien dans les années 1920, la cotation au NYSE en 1927, la scission des activités minières en 1954 (TXL Oil), la révolution du schiste des années 2010, la nouvelle direction en 2016, la formation de Texas Pacific Water Resources en 2017 et la réorganisation en C-Corp en 2021, regroupées en trois ères : Du chemin de fer en faillite au trust de liquidation (1871–2009), Révolution du schiste (années 2010) et Entreprise moderne, avec six priorités pour l'entreprise moderne.
Chronologie horizontale avec des boîtes d'en-tête datées et des icônes au-dessus d'une bannière d'ère tricolore ; boîtes de dates secondaires en dessous et six boîtes de priorités arrondies sur la droite.
Carte au niveau des comtés du bassin du Delaware, de la Central Basin Platform et du bassin de Midland montrant les superficies de redevances, les superficies de surface et de servitudes, et les superficies combinées de redevances et de surface ; un graphique circulaire en médaillon montre la contribution au chiffre d'affaires FY2025 de 37 % pour les supermajors, 35 % pour les indépendants à grande capitalisation et 28 % pour les autres opérateurs.
Carte sur toute la largeur avec boîte de légende en haut à gauche et un panneau noir en médaillon en bas à droite contenant le graphique circulaire.
Production de brut du bassin Permien de 6,7 MMbbl/j comparée à l'Arabie saoudite (10,0), la Russie (9,3), l'Irak (4,1) et d'autres, plus 3,3 MMbbl/j de NGL ; environ 65 000 emplacements de puits restants estimés avec un seuil de rentabilité inférieur à 60 $/bbl (Midland et Delaware) contre environ 34 000 dans le bassin de Montney et environ 13 000 dans l'Eagle Ford ; nombre d'appareils de forage aux États-Unis par bassin de mars 2023 à septembre 2026, le Permian étant largement en tête.
Mise en page de graphiques sur trois colonnes (barres horizontales, barres verticales, graphique linéaire) au-dessus d'un bandeau bleu marine contenant trois points clés.
Trois piliers : Rémunérer le capital (dividendes et rachats d'actions passant de 13 M$ en 2010 à 376 M$ en 2024 et 156 M$ en 2025), Protéger le capital (aucune dette, 370 M$ de trésorerie, facilité de crédit non utilisée de 500 M$) et Investir le capital (229 M$ de capex pour l'eau et 213 M$ d'acquisitions de surfaces et de servitudes de 2017 à 2025, avec Water Services and Operations générant 716 M$ de résultat net cumulé).
Trois colonnes égales avec des blocs d'en-tête bordeaux, bleu marine et gris foncé ; barres horizontales empilées à gauche, texte large centré au milieu, chiffres et graphique à barres vert à droite.
Cadre stipulant que la maximisation de la valeur intrinsèque par action, exprimée par le flux de trésorerie disponible (FCF) à long terme par action, actionne quatre leviers (valeur des actifs historiques, rachats d'actions, opportunités organiques, F&A) ; un graphique en anneau montre l'allocation du capital pour l'exercice FY2025 financée par le flux de trésorerie opérationnel et la trésorerie au bilan, et un graphique à barres montre le FCF par action passant de 2,29 $ (2018) à 7,22 $ (2025).
À gauche : texte en forme d'entonnoir avec des chevrons gris et quatre encadrés ; à droite : graphique en anneau imbriqué au-dessus d'un graphique à barres bordeaux, séparés par une ligne verticale.
Liste de contrôle comparant l'exposition de TPL aux surfaces, à l'eau et aux redevances avec Black Stone Minerals, Kimbell Royalty, Viper Energy, NGL Energy Partners, WaterBridge, LandBridge et EagleRock, où seule TPL possède les trois. Un graphique latéral montre la croissance des revenus FY2025 vs FY2022 de +63 % pour SLEM, +72 % pour l'eau produite et +100 % pour les ventes d'eau, contre un WTI en baisse de 31 % et un Henry Hub en baisse de 45 %.
Matrice de comparaison avec une coupe transversale de la terre en 3D à gauche et les logos des pairs en haut ; un panneau bleu clair à droite avec un graphique à barres positif/négatif.
Marges de résultat net pour l'exercice FY2025 de 60 % au niveau consolidé, 66 % pour Land and Resource Management et 52 % pour Water Services and Operations, comparées aux services pétroliers (OIH) 8 %, au midstream (ENFR) 18 %, au S&P O&G (XOP) 13 % et au S&P 500 à 15 % ; un histogramme des marges de résultat net du S&P 500 place TPL dans la tranche 58–63 % à l'extrémité droite.
Trois bannières KPI par blocs de couleur en haut ; en dessous, un graphique à barres à gauche et un histogramme à droite.
Alors que le WTI est passé de 95 $ (2022) à 65 $ (2025), soit une baisse de 15 % sur un an et un TCAC de -12 % sur 3 ans, TPL a augmenté sa production de redevances de 21,3 à 34,6 mboe/j (+29 % sur un an, +17 % de TCAC), ses ventes d'eau de 462 à 763 mbbl/j (+4 % sur un an, +18 % de TCAC) et ses volumes de redevances sur l'eau d'exhaure de 1 957 à 4 292 mbbl/j (+25 % sur un an, +30 % de TCAC), sans aucune nouvelle émission de dette ou d'actions.
Graphique à barres noir du prix du pétrole à gauche, une flèche grise, puis trois graphiques à barres bordeaux avec de grands chiffres de croissance verts ; bannière de pied de page bleu marine.
Production de pétrole du Permian grimpant d'environ 1 mmbbl/j (2010) à près de 7 mmbbl/j (2026) ; nombre d'appareils de forage horizontaux chutant de 301 (1Q24) à 222 (1Q26) avant de remonter à 255 au 3Q26 ; permis de puits par sous-bassin atteignant 2 155 au 3Q26 ; nombre de DUC par âge au 30 juin (2 267 de moins de six mois en 2026 contre 2 533 en 2024) ; nombre de complétions de puits en baisse à 1 273 au 2Q26. Les données DUC et de complétion du 3Q26 sont omises en raison de données sectorielles incomplètes.
Grand graphique en aires bleu marine à gauche ; quatre graphiques à barres plus petits dans une grille 2x2 à droite.
Huit points forts : ressource du Permian de classe mondiale, propriété des surfaces et des redevances tout au long du cycle de vie d'un puits, conversion efficace de la trésorerie (marge EBITDA FY2025 de 86 %, marge FCF de 62 %), équipe d'experts du domaine expérimentée, investissements technologiques, allocation disciplinée du capital axée sur la valeur intrinsèque et le FCF par action, opportunités dans les actifs historiques et rendements croissants via dividendes et rachats d'actions.
Photo d'un coucher de soleil sur un appareil de forage dans un masque incurvé à gauche ; huit encadrés roses arrondis empilés à droite.
Collage d'archives avec un portrait de Jay Gould (fondateur de la Texas and Pacific Railway), un certificat d'intérêt exclusif de la Texas Pacific Land Trust, une liste de ventes du New York Stock Exchange du 7 juillet 1888 et une carte historique de la Texas & Pacific Railway Company montrant les réserves et les concessions de terres à travers l'ouest du Texas.
Collage photo en plein écran : trois images sur la rangée supérieure et une large carte historique couvrant le bas.
Collage de photographies d'arpentage historiques : une équipe d'arpenteurs en juin 1930, une borne d'arpentage « TP » à l'angle nord-ouest de la Section 39, Bloc 62, Canton 2, un arpenteur sur un cairn rocheux, le pic El Capitan dans le comté de Culberson, le Camp Delaware, une équipe d'arpenteurs dans les dunes de sable près des montagnes Guadalupe et le camion « Old Red ».
Grille de sept images avec légendes dans le coin supérieur gauche de chaque photo ; image centrale haute flanquée d'images superposées.
Explication des redevances pétrolières et gazières (52 % du chiffre d'affaires consolidé de l'exercice FY2025 ; de 28 M$ en 2016 à 412 M$ en 2025), des baux de surface, servitudes et matériaux, ou SLEM (11 % ; 92 M$ en 2025), des ventes d'eau (21 % ; 170 M$) et des redevances sur l'eau produite (16 % ; 124 M$), en décrivant à quel segment appartient chaque flux et comment chacun génère des revenus.
Quatre colonnes égales, chacune avec un encadré de titre, du texte à puces, un pourcentage en grand et un graphique à barres bordeaux sur dix ans.
Mécanismes des redevances : intérêts de propriété immobilière, part du chiffre d'affaires brut, aucun coût de capital, intérêts perpétuels et rôle du propriétaire dans la vérification des décimales et des talons de chèques. Un graphique en anneau présente 132,5 puits horizontaux productifs nets (PDP) par opérateur (ExxonMobil, Devon, Oxy, Chevron, Diamondback, EOG, ConocoPhillips, bpx, APA, autres) ; les volumes de production de l'exercice FY2025 se répartissent en 39 % de pétrole, 31 % de gaz naturel et 30 % de LGN. Un panneau latéral décrit comment TPL crée de la valeur.
Trois colonnes : liste d'icônes à gauche, anneau des opérateurs et camembert des volumes au centre, panneau bleu clair « Comment TPL crée de la valeur » à droite.
Production nette de redevances passant de 1,7 mboe/j (2014) à 34,6 mboe/j (2025) ; inventaire net de permis, de DUC (puits forés mais non complétés) et de puits complétés à 16,8 au 3Q26 (2,5 permis, 8,6 DUC, 5,7 complétés) ; augmentation des puits productifs nets de 70,2 (T1 2024) à 132,5 (3Q26), principalement dans le Delaware ; longueur latérale moyenne des nouveaux forages de 9 745 pieds (2019) à 13 718 pieds (2026) ; et réalisations en pourcentage des indices de référence (pétrole proche de 100 % du WTI, gaz volatil par rapport au Henry Hub, LGN ~20–35 % du WTI).
Panneau bleu marine avec un graphique à barres blanc sur la gauche ; quatre graphiques (barres empilées, barres empilées, barres, graphique linéaire) dans une grille 2x2 sur la droite.
Photo plein cadre de l'infrastructure d'approvisionnement en eau de TPL : collecteurs bleus et pipelines en polyéthylène noir sur un support en acier devant un bassin de stockage d'eau étanché dans le Permien.
Photographie plein cadre avec une petite légende dans le coin supérieur gauche.
Photo aérienne par drone d'un bassin d'approvisionnement en eau de TPL, montrant le bord du revêtement sombre, l'eau turquoise, le sol sablonneux et les pipelines traversant le cadre en diagonale.
Photographie aérienne plein cadre avec une petite légende en haut à droite.
La propriété de surface contrôle l'accès au sol, aux aquifères et à l'espace poreux souterrain, et ne bénéficie d'aucun taux réglementaire, de sorte que les revenus nécessitent une négociation continue. Trois flux de revenus de surface (SLEM, ventes d'eau, eau produite) ont généré 386 M$ au cours de l'exercice FY2025, soit 48 % du chiffre d'affaires consolidé. Un encadré note que les terrains bruts ne se monétisent pas d'eux-mêmes.
Illustration en couches 3D d'un bloc de terrain avec des chiffres KPI sur la gauche ; texte, flèche d'entonnoir grise et trois boîtes encadrées numérotées avec puces sur la droite ; encadré bleu marine et bleu en haut à droite.
Mécanismes du SLEM : formulaires standardisés, servitudes avec des durées initiales de 10 ans et options de renouvellement, paiements de renouvellement au plus élevé de 115 % ou de l'indexation sur l'IPC, et infrastructures à longue durée de vie. La répartition des revenus SLEM de 78 M$ pour l'exercice FY2025 est de 47 % pour les servitudes de pipelines, 19 % pour le caliche/matériaux, 12 % pour les baux commerciaux, 10 % pour les servitudes de puits et 12 % pour les autres. Un calendrier de renouvellement des servitudes à terme pour 2026–2035 représente un revenu de renouvellement potentiel de plus de 250 M$ provenant des servitudes exécutées en 2016–2025.
Trois colonnes : liste d'icônes à gauche, graphique en anneau au-dessus d'un graphique à barres de renouvellement au centre, panneau de valeur bleu clair à droite.
Mécanismes des ventes d'eau : accès aux aquifères par la propriété de surface, infrastructure pour extraire, stocker et transporter l'eau saumâtre et l'eau produite traitée, prix de vente de 0,50 $ à 1,00 $ par baril contre 0,10 $ à 0,20 $ de coût d'exploitation direct, et capex de maintenance annuelle d'environ 10 à 20 millions de dollars. Les volumes de ventes d'eau sont passés de 44 mbbl/j (2017) à 763 mbbl/j (2025). TPL décrit son réseau comme la plus grande infrastructure d'approvisionnement en eau dans le nord du bassin de Delaware.
Trois colonnes : liste d'icônes à gauche, graphique à barres bordeaux au centre, panneau de valeur bleu clair à droite.
Carte des champs de puits d'eau, des sites de traitement, des bassins de fracturation et des plateformes de forage alimentées par TPL dans les comtés d'Eddy, Lea, Loving, Reeves et Ward. Le réseau d'approvisionnement en eau dispose d'une capacité de traitement de l'eau de source et de l'eau produite supérieure à 1 000 mbbl/j, d'environ 38 mmbbl de stockage et de près de 480 milles de pipelines. Le volume moyen de fluide utilisé par complétion de puits dans le Delaware est passé de 331 mbbl (2017) à 522 mbbl (2025).
Grande carte avec légende à gauche au-dessus d'une bande bordeaux à trois énoncés ; la partie droite présente trois grands indicateurs KPI au-dessus d'un graphique à barres bleu marine.
Fondamentaux de l'eau produite : le bassin du Delaware produit environ 4 barils d'eau pour chaque baril de pétrole. TPL perçoit une redevance volumétrique sur l'eau produite via des accords négociés incluant des droits de prélèvement pour traitement et revente, sans exploiter de puits d'injection d'eau salée. Les volumes de redevances sur l'eau produite sont passés de 88 mbbl/j (2017) à 4 292 mbbl/j (2025), avec des accords couvrant une zone dédiée d'environ 450 000 acres.
Trois colonnes : liste d'icônes à gauche, graphique à barres bordeaux au centre, panneau de valeurs bleu clair à droite.
Carte de la zone d'intérêt commun (AMI) pour l'eau produite de TPL et des appareils de forage dans le bassin du Delaware ; un puits moyen du Delaware produit environ 690 mbbl d'eau contre environ 180 mbbl de pétrole au cours des 12 premiers mois, et 1 220 contre 310 sur 36 mois. L'eau produite dans le Permian est passée de 11,2 mmbbl/j (2017) à 24,9 mmbbl/j (2025), dont environ 70 % proviennent du Delaware.
Carte avec bulles d'information à gauche au-dessus d'une bande bordeaux à trois énoncés ; deux graphiques à barres bleu marine superposés à droite.
Illustration 3D d'une unité d'espacement de forage (DSU) associée à un cycle de vie en trois étapes : Permis (frais fixes SLEM et ventes de caliche), Développement (ventes d'eau saumâtre et traitée) et Production (redevances sur l'eau produite, redevances pétrolières et gazières, et paiements SLEM continus).
Rendu 3D arrondi de grande taille à gauche ; processus vertical numéroté avec encadrés de revenus et puces à droite.
Carte des bassins de Midland et du Delaware au sein du grand Permian, avec une empreinte combinée d'environ 26 000 miles carrés (~17 000 000 d'acres) et plus de 10 formations géologiques dans chaque bassin, illustrée par des coupes 3D des bancs du Delaware (Avalon, Bone Spring, Wolfcamp XY–D) et de Midland (Spraberry, Jo Mill, Dean, Wolfcamp A–D).
Colonne de gauche avec en-tête bordeaux, carte simple, chiffres KPI et second en-tête ; la partie droite montre deux grands blocs-diagrammes géologiques en 3D.
Trois moteurs de croissance de l'eau produite : le ratio eau/pétrole (WOR) augmente avec l'âge des puits (courbes WOR par année de mise en service 2017–2024), les bancs du Delaware ont un WOR plus élevé (Wolfcamp A 3,7x, B 5,7x, C 6,6x, D 5,7x contre 4,3x pour le Permian actuel), et la croissance globale du pétrole dans le Permian. Un graphique en aires empilées montre que l'eau produite dans le Permian atteindra environ 25 mmbbl/j d'ici 2025 dans le Delaware, Midland et d'autres zones.
Colonne de gauche avec trois petits graphiques, colonne centrale avec trois cercles bordeaux contenant les points clés, grand graphique en aires empilées à droite, reliés par une flèche grise.
Le processus de dessalement par congélation de TPL utilise différents points de congélation selon les niveaux de salinité et est développé avec un partenaire en réfrigération industrielle. Les étapes franchies incluent le dépôt d'un brevet de procédé, l'obtention de permis d'épandage RRC, un partenariat de recherche universitaire, un projet de permis TPDES de la TCEQ et la mise en service de l'installation de Phase 2 d'environ 10k bbl/j. Prochaines étapes : en 2026, évaluer la production d'électricité à partir de gaz hors réseau pour des micro-réseaux ou des centres de données ; à partir de 2027, acquérir l'équipement pour une installation commerciale de Phase 3 d'environ 100k bbl/j. Les photos montrent l'unité de test de Phase 1, une serre de réutilisation bénéfique et l'installation de Phase 2 à Orla, TX.
Panneau d'aperçu arrondi noir et panneau d'avantages vert à gauche ; liste de contrôle des étapes clés au centre ; trois photos superposées à droite reliées par des lignes de connexion.
Liste des avantages de l'ouest du Texas pour les centres de données : gaz naturel (plus de 22 bcf/j de gaz du Permian, croissance prévue de plus de 8 bcf/j sur 5 à 10 ans), solaire (plus de 11 GW actuels, plus de 11 GW prévus), éolien (plus de 27 GW actuels), batteries (plus de 4 GW actuels, plus de 5 GW prévus), eau des aquifères locaux, main-d'œuvre qualifiée et environnement réglementaire favorable à la croissance, avec les gains d'efficacité liés à la co-localisation du dessalement par congélation marqués « TBD ».
Paysage désertique rendu en 3D avec éoliennes, panneaux solaires, centrale électrique, centre de données et bassin d'eau en arrière-plan ; lignes de liste de contrôle blanches translucides à gauche.
Photographie en plein écran d'une rangée d'éoliennes à travers le désert plat de l'ouest du Texas au crépuscule sous des nuages spectaculaires, avec un chemin de terre et un camion au premier plan ; aucun texte en dehors du numéro de page.
Diapositive d'image en plein écran.
Séparateur de section introduisant l'annexe.
Diapositive blanche avec un fond de courbes de niveau topographiques légères, une fine ligne verticale noire et un grand titre « Annexe » de couleur bordeaux.
Graphiques en anneau des puits autorisés à 100 % NRI (5,7), des puits DUC (8,6) et des puits terminés (2,5) par opérateur et par région (autorisés : 68 % Delaware / 29 % Midland ; DUC : 59 % / 38 % ; terminés : 51 % / 48 %). Taux de conversion : ~85 % des permis forés sous 6 mois et ~93 % sous 12 mois ; ~48 % des DUC terminés sous 6 mois et ~90 % sous 12 mois ; ~68 % des puits terminés répertoriés comme productifs sous ~1 mois.
Deux rangées de trois graphiques en anneau (par opérateur, par région), avec des zones d'appel en pointillés au-dessus de chaque colonne et des légendes pour les opérateurs et les régions sur la droite.
Tableau comparatif entre redevances/minéraux et contrats de location (participation directe) portant sur les participants, la propriété, la durée, la participation aux revenus (les domaines miniers du Texas reçoivent généralement 25 % de la production brute ; les baux fédéraux 12,5 à 18,5 %), les dépenses d'investissement, les charges d'exploitation et les taxes, avec un diagramme de flux illustrant les minéraux/redevances percevant 25 % des revenus et l'exploitant du bail 75 % tout en supportant 100 % du capital et la plupart des coûts d'exploitation.
À gauche : tableau comparatif avec étiquettes de lignes, en-têtes de colonnes noirs et libellés de lignes encadrés ; à droite : modèle économique illustratif de type Sankey.
Structure cible de la rémunération du CEO pour 2025 : 13 % de salaire de base fixe et 87 % de variable, répartis en un plan d'incitation annuel (15 % ; EBITDA ajusté 25 %, FCF par action 50 %, objectifs stratégiques 25 %), des PSU (36 % ; FCF par action cumulé sur trois ans et TSR relatif par rapport à l'ETF SPDR S&P Oil & Gas E&P) et des RSU basées sur l'ancienneté (36 %).
Tableau avec graphiques en anneau de répartition, puces sur les intentions et dimensions de performance, plus des bandes latérales verticales bleu marine et bordeaux étiquetées Fixe (13 %) et Variable (87 %).
Opportunités clés dans la gestion du carbone (capture, utilisation et stockage du carbone), la gestion de l'eau (recyclage de l'eau produite et électrification), la gestion environnementale, le développement des énergies renouvelables (éolien et solaire sur les surfaces de TPL) et l'investissement dans le capital humain, précisant que 39 % de l'effectif sont des femmes.
Cinq rangées avec des étiquettes en blocs de couleur (bordeaux, marine, gris, rose, noir) à gauche et du texte à puces à droite.
Quatre domaines d'initiative : contrôle de la prévention des incidents et des déversements (plans SPCC, suivi centralisé des déversements), évaluations de l'impact environnemental (évaluations de site de phase 1, inspections de pipelines), partenariats pour l'écologie et la biodiversité (directives du Bureau of Land Management du Nouveau-Mexique, normes de pâturage) et exigences pour les exploitants et locataires (engagement et remise en état des terres).
Quatre rangées avec des titres bordeaux à gauche, de grands chevrons sombres au milieu et du texte à puces à droite.
Statistiques clés pour 2021–2025 : émissions Scope 1 et Scope 2 de 22 755 à 30 675 tonnes métriques d'équivalent CO2, zéro émission de méthane, zéro déversement d'eau produite, consommation d'énergie et mix électrique pour les opérations de TPWR (2025 marqué TBD), et zéro incident enregistrable ou avec arrêt de travail depuis 2022. Un graphique linéaire compare les revenus (303 M$ en 2020 à 798 M$ en 2025) avec les émissions (24,1 k à 30,7 k tonnes).
Tableau de données avec ligne d'en-tête bordeaux à gauche ; graphique à deux lignes sur la droite.
Superficie des redevances par zone d'intérêt : Delaware 396 200 acres de redevance brute et 19 700 acres de redevance nette (redevance moyenne de 5,0 %), Midland 706 000 et 6 600 (0,9 %), autres 34 300 et 1 700, pour un total de 1 136 500 acres bruts et 28 000 acres de redevance nette, une redevance moyenne de 2,5 %, 2 840 300 acres de DSU bruts et une participation nette aux revenus moyenne implicite de 1,0 % par puits. Les définitions montrent comment chaque chiffre est calculé, incluant 224 000 acres de redevance nette normalisés à 1/8e.
Tableau de données avec en-tête sombre en haut ; liste de définitions en dessous avec des étiquettes bordeaux en forme de pilules et deux colonnes (Description, Mode de calcul).
Rapprochement du résultat net avec l'EBITDA, l'EBITDA ajusté et le flux de trésorerie disponible (FCF) pour 2019–2025 et T3 2025–T3 2026 : résultat net FY2025 de 481,4 M$, EBITDA de 673,6 M$, EBITDA ajusté de 687,4 M$ (marge de 86,1 %) et FCF de 498,3 M$ ; résultat net 3Q26 de 167,4 M$, EBITDA ajusté de 238,4 M$ (87,2 %) et FCF de 170,3 M$. Les ajustements incluent la rémunération à base d'actions, une vente de terrain de 20,9 M$ avec accord de financement au 1Q26 et des ventes de terrains significatives en 2019.
Tableau financier dense divisé en groupes de colonnes annuelles et trimestrielles, avec une colonne d'étiquettes grise et des lignes de sous-totaux en gras.
Rapprochements par segment pour T3 2025–T3 2026 et FY2024–2025 : revenus de Land and Resource Management au 3Q26 de 201,6 M$, EBITDA ajusté de 189,2 M$ (93,9 %) et FCF de 145,1 M$ (FCF FY2025 de 369,5 M$) ; revenus de Water Services and Operations au 3Q26 de 71,8 M$, EBITDA ajusté de 49,2 M$ (68,5 %) et FCF de 25,2 M$ (FCF FY2025 de 128,8 M$).
Deux tableaux financiers côte à côte sous des en-têtes de segment bordeaux et marine, chacun avec des colonnes trimestrielles et annuelles.
Résumé du compte de résultat et du bilan pour les exercices FY2023-2025 et 3Q25 vs 3Q26 : 896 360 acres au total au 3Q26 ; chiffre d'affaires de 798,2 M$ pour l'exercice FY2025, résultat d'exploitation de 592,2 M$ (74,2 %) et résultat net de 481,4 M$ (60,3 %) ; chiffre d'affaires de 273,4 M$ au 3Q26, résultat d'exploitation de 207,8 M$ (76,0 %) et résultat net de 167,4 M$ (61,2 %) ; trésorerie de 369,6 M$ au 3Q26, aucune dette et un total de l'actif de 1 988,1 M$.
Tableau financier unique et large avec une colonne de libellés grise, des groupes de colonnes annuels et trimestriels, et une section clé pour le bilan en bas de page.
Diapositive de clôture avec le sceau de Texas Pacific Land Corp. (« Fondée en 1888 », avec montagne, moulin à vent, éolienne, panneaux solaires et derrick) et l'adresse de la société : 2699 Howell Street, Suite 800, Dallas, Texas 75204.
Logo en forme de sceau ovale centré sur fond blanc avec le nom de l'entreprise et l'adresse en dessous.
Questions courantes sur cette diapositive et le contenu de présentation sous-jacent.
Il s'agit du support de présentation aux investisseurs de Texas Pacific Land Corporation (NYSE : TPL) de novembre 2026, publié avec ses résultats du troisième trimestre 2026 et déposé auprès de la SEC en tant qu'Exhibit 99.2 d'un Form 8-K. Ses 47 diapositives couvrent les données financières du du troisième trimestre 2026, les redevances de TPL dans le bassin permien, les activités de surface et d'eau, l'allocation du capital, le dessalement et l'ESG, avec des rapprochements non-GAAP en annexe.
Les diapositives proviennent de l'annexe au Form 8-K de TPL sur SEC EDGAR (Exhibit 99.2). EDGAR stocke l'annexe sous forme d'images de diapositives pixellisées, et ce PDF a été assemblé à partir de ces images ; le texte n'est donc pas sélectionnable. Les petits caractères sur la plupart des diapositives sont lisibles, mais pour des chiffres exacts, consultez le dépôt original ou le Form 10-Q de TPL.
Le chiffre d'affaires total s'est élevé à 273,4 millions de dollars, l'EBITDA ajusté à 238,4 millions de dollars (marge de 87 %) et le flux de trésorerie disponible à 170,3 millions de dollars. Le résultat net était de 167,4 millions de dollars, la trésorerie et les équivalents de 369,6 millions de dollars et la dette nulle. La production de redevances a atteint 42,3 mboe/d et les volumes de redevances sur l'eau produite 5 541 mbbl/d.
Le tableau de bord des KPI sur cinq trimestres (diapositive 3), le résumé en neuf cases « Unique Permian Basin Pure-Play » (diapositive 5), la structure des quatre flux de revenus (diapositive 19), le diagramme des revenus sur le cycle de vie d'un puits (diapositive 30) et la comparaison entre redevances et intérêts de location (diapositive 38) sont d'excellents modèles pour une société de redevances, de minéraux ou foncière.
Elle décrit quatre flux de revenus : les redevances pétrolières et gazières (52 % du chiffre d'affaires de l'exercice FY2025), les baux de surface, les servitudes et les matériaux ou SLEM (11 %), les ventes d'eau (21 %) et les redevances sur l'eau produite (16 %). Elle les présente en deux segments, Land and Resource Management et Water Services and Operations, et montre comment TPL génère des revenus à chaque étape de la vie d'un puits.
Oui. Les diapositives 44 et 45 rapprochent le résultat net de l'EBITDA, de l'EBITDA ajusté et du flux de trésorerie disponible, au niveau consolidé et par segment, pour 2019-2025 et pour chaque trimestre du 3Q25 au 3Q26. La diapositive 46 ajoute un compte de résultat historique et un résumé du bilan.
Vous pouvez télécharger le PDF depuis cette page et l'utiliser comme référence pour la structure, les types de graphiques et la mise en page. Le contenu, les logos et les données appartiennent à Texas Pacific Land Corporation ; vous devez donc recréer le design avec votre propre contenu au lieu de réutiliser leurs éléments.
TPL est classée dans la sous-catégorie Oil & Gas Exploration & Production. Ses revenus proviennent principalement des redevances, de l'utilisation de la surface et des services d'eau sur ses terres du bassin permien, et non du forage de puits par elle-même.
Annexe originale déposée avec les résultats du Q3 2026 de TPL ; source de ces images de diapositives.
Tous les dépôts SEC de TPL, y compris les Forms 10-Q, 10-K et 8-K.
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