Fa parte di Esempi di presentazioni per investitori
Presentazione per gli investitori di Texas Pacific Land Corporation (NYSE: TPL), novembre 2026, pubblicata con i risultati del Q3 2026 e depositata presso la SEC come Exhibit 99.2 del Form 8-K. Il deck di 47 slide copre le attività fondiarie, di royalty e idriche di TPL nel Bacino Permiano: ricavi del Q3 2026 pari a $273,4 milioni, EBITDA rettificato di $238,4 milioni (margine dell'87%) e free cash flow di $170,3 milioni, assenza di debito e $369,6 milioni di liquidità, oltre ai quattro flussi di entrate (royalty su petrolio e gas, SLEM, vendita di acqua, royalty sull'acqua prodotta), il programma di desalinizzazione per congelamento e le riconciliazioni non-GAAP complete.
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Presentazione per gli investitori di Texas Pacific Land Corporation (NYSE: TPL), novembre 2026, pubblicata con i risultati del Q3 2026 e depositata presso la SEC come Exhibit 99.2 del Form 8-K. Il deck di 47 slide copre le attività fondiarie, di royalty e idriche di TPL nel Bacino Permiano: ricavi del Q3 2026 pari a $273,4 milioni, EBITDA rettificato di $238,4 milioni (margine dell'87%) e free cash flow di $170,3 milioni, assenza di debito e $369,6 milioni di liquidità, oltre ai quattro flussi di entrate (royalty su petrolio e gas, SLEM, vendita di acqua, royalty sull'acqua prodotta), il programma di desalinizzazione per congelamento e le riconciliazioni non-GAAP complete.
Vista dettagliata di ogni pagina di slide, inclusi layout, contenuto chiave ed elementi visivi.
Slide di copertina con il wordmark a stella TPL in grassetto, il nome della società, NYSE: TPL e la dicitura "Investor Presentation – November 2026"; l'angolo in alto a destra è contrassegnato come Exhibit 99.2.
Slide prevalentemente bianca con una sottile barra verticale bordeaux sul bordo sinistro; logo nero sovradimensionato e titolo ancorati in basso a sinistra.
Disclaimer legale che copre informazioni generali, dati di settore e di mercato, dichiarazioni previsionali e misure non-GAAP (EBITDA, Adjusted EBITDA e free cash flow, riconciliati con l'utile netto nell'Appendice).
Blocco di testo denso a tutta larghezza con sottotitoli in grassetto sotto un titolo con una breve sottolineatura bordeaux.
Tabella su cinque trimestri (3Q25–3Q26): ricavi totali Q3 2026 pari a $273,4M (royalty su petrolio e gas $167,3M, vendite d'acqua $28,4M, royalty sull'acqua prodotta $41,4M, servitù e altri proventi di superficie $36,2M, vendite di terreni $0,1M), Adjusted EBITDA $238,4M (margine dell'87%), free cash flow $170,3M (margine del 62%), liquidità $369,6M e nessun debito; ricavi di segmento $201,6M (Land and Resource Management) e $71,8M (Water Services and Operations). I grafici mostrano la produzione di royalty in aumento a 42,3 mboe/g, realizzazioni petrolifere di $83,57/bbl (in calo rispetto ai $97,55 del 2Q26), vendite totali di acqua di 672 mbbl/g e volumi di royalty sull'acqua prodotta di 5.541 mbbl/g.
La metà sinistra è una tabella di dati finanziari con bande di sezione grigie e un divisore tratteggiato tra il 2025 e il 2026; la metà destra è una griglia 2x2 di grafici a barre (produzione combinata petrolio/gas/NGL, prezzi realizzati del petrolio, volumi di vendita d'acqua, volumi di acqua prodotta).
Rendimento totale annuo medio dal 1/1/2017 al 31/12/2025 del 29% per TPL rispetto al 19% del Nasdaq Composite, al 15% dello S&P 500, all'1% del petrolio WTI e al (1%) dello S&P Oil & Gas E&P Index; i grafici a barre dell'utile netto mostrano la crescita di Land and Resource Management da $37M (2016) a $322M (2025) e di Water Services and Operations da $5M a $159M. Sulla sinistra è presente l'anteprima di un video introduttivo incorporato.
Slide divisa: metà sinistra con pannello bordeaux contenente un fermo immagine video di un bacino idrico e pulsante play; metà destra con grafico a barre orizzontali dei rendimenti sopra due grafici a barre dell'utile netto affiancati.
Nove riquadri in evidenza: Adjusted EBITDA 2025 di $687M, free cash flow 2025 di $498M, nessun debito con $370M di liquidità, esposizione pure-play nel Permiano, ricavi diversificati da royalty, acqua e superficie, ~28.000 acri netti di royalty nel core del Permiano e ~896.000 acri di superficie, crescita della produzione del ~390% dal 2018, decenni di visibilità sul cash flow e un inventario di 957 DUC e 587 permessi.
Griglia 3x3 di riquadri con icona e testo separati da linee tratteggiate; codifica a colori verde, bordeaux e blu navy per riga.
Panoramica aziendale: uno dei maggiori proprietari terrieri del Texas con ~896.000 acri, organizzata nel 1888 come trust per le terre della Texas and Pacific Railway, gestione attiva dal 2016 e tre linee di ricavo ad alto margine (royalty su petrolio e gas, SLEM, Texas Pacific Water Resources). 'TPL by the Numbers' elenca un valore di mercato di ~$23.000M, $370M di liquidità, $0 debito, ~28.000 acri netti di royalty (~224.000 normalizzati a 1/8), margine Adjusted EBITDA 2025 dell'86%, margine FCF del 62% e volume medio di scambi giornalieri di ~429.000. Grafici: ricavi FY2025 di $798M suddivisi tra 62% Land and Resource Management / 38% Water; Adjusted EBITDA da $63M (2016) a $687M (2025); FCF da $40M a $498M.
In alto: testo puntato a sinistra e tabella delle cifre chiave a destra; in basso: grafico a ciambella, grafico a barre bordeaux e un grafico a barre FCF su pannello bordeaux.
Cronologia dal 1871 (concessione di ~3,5 milioni di acri alla Texas & Pacific Railway) attraverso la formazione del trust nel 1888, il primo pozzo petrolifero nel Permiano negli anni '20, la quotazione al NYSE nel 1927, lo spin-off minerario del 1954 (TXL Oil), la rivoluzione dello shale negli anni 2010, il nuovo management nel 2016, la formazione di Texas Pacific Water Resources nel 2017 e la riorganizzazione in C-Corp nel 2021, raggruppati in tre ere: Da ferrovia in bancarotta a Liquidating Trust (1871–2009), Rivoluzione dello Shale (anni 2010) e Impresa Moderna, con sei priorità per l'impresa moderna.
Timeline orizzontale con riquadri intestazione datati e icone sopra un banner delle ere a tre colori; riquadri data secondari in basso e sei riquadri arrotondati per le priorità sulla destra.
Mappa a livello di contea del Bacino Delaware, della Central Basin Platform e del Bacino Midland che mostra la superficie delle royalty, la superficie di terra e e servitù, e la superficie combinata di royalty e superficie; un riquadro a torta mostra il contributo ai ricavi FY2025: 37% supermajor, 35% indipendenti large-cap e 28% altri operatori.
Mappa a tutta larghezza con riquadro legenda in alto a sinistra e un pannello nero inserito in basso a destra contenente il grafico a torta.
Produzione di greggio nel Permiano di 6,7 MMbbl/g rispetto a Arabia Saudita (10,0), Russia (9,3), Iraq (4,1) e altri, oltre a 3,3 MMbbl/g di NGL; circa 65.000 pozzi rimanenti stimati con breakeven inferiore a $60/bbl (Midland e Delaware) rispetto ai circa 34.000 nel Montney e circa 13.000 nell'Eagle Ford; conteggio degli impianti di perforazione (rig count) negli USA per bacino da marzo 2023 a settembre 2026, con il Permiano nettamente in testa.
Layout grafico a tre colonne (barre orizzontali, barre verticali, grafico a linee) sopra una fascia blu navy con tre punti chiave.
Tre pilastri: Remunerazione del capitale (dividendi e riacquisti da $13M nel 2010 a $376M nel 2024 e $156M nel 2025), Protezione del capitale (assenza di debito, $370M in contanti, linea di credito non utilizzata da $500M) e Investimento del capitale ($229M di capex idrico e $213M di acquisizioni di terreni e servitù dal 2017 al 2025, con Water Services and Operations che ha generato un utile netto cumulativo di $716M).
Tre colonne uguali con blocchi di intestazione bordeaux, blu navy e grigio scuro; barre orizzontali in pila a sinistra, testo grande centrato al centro, cifre e un grafico a barre verde a destra.
Framework che stabilisce come la massimizzazione del valore intrinseco per azione, espresso come free cash flow per azione a lungo termine, guidi quattro leve (valore degli asset storici, riacquisto di azioni proprie, opportunità organiche, M&A); un grafico a ciambella mostra la capital allocation per l'FY2025 finanziata dal flusso di cassa operativo e dalla liquidità a bilancio, mentre un grafico a barre mostra l'FCF per azione in crescita da $2,29 (2018) a $7,22 (2025).
Sinistra: testo a imbuto con chevron grigi e quattro riquadri profilati; destra: grafico a ciambella annidato sopra un grafico a barre bordeaux, divisi da una riga verticale.
Checklist che confronta l'esposizione di TPL su superficie, acqua e royalty con Black Stone Minerals, Kimbell Royalty, Viper Energy, NGL Energy Partners, WaterBridge, LandBridge ed EagleRock, dove solo TPL possiede tutte e tre. Un grafico laterale mostra la crescita dei ricavi FY2025 rispetto a FY2022: +63% per SLEM, +72% per l'acqua prodotta e +100% per le vendite d'acqua, a fronte di un calo del WTI del 31% e dell'Henry Hub del 45%.
Matrice di confronto con una sezione trasversale della terra in 3D a sinistra e i loghi dei peer in alto; un pannello azzurro a destra con un grafico a barre positivo/negativo.
Margini di utile netto per l'FY2025 del 60% consolidato, 66% per Land and Resource Management e 52% per Water Services and Operations, rispetto ai servizi petroliferi (OIH) all'8%, midstream (ENFR) al 18%, S&P O&G (XOP) al 13% e l'S&P 500 al 15%; un istogramma dei margini di utile netto dell'S&P 500 colloca TPL nel segmento 58–63% all'estremità destra della distribuzione.
Tre banner KPI a blocchi di colore nella parte superiore; sotto, un grafico a barre a sinistra e un istogramma a destra.
Mentre il WTI è sceso da $95 (2022) a $65 (2025), con un calo del 15% su base annua e un CAGR negativo del 12% in 3 anni, TPL ha aumentato la produzione di royalty da 21,3 a 34,6 mboe/d (+29% YoY, +17% CAGR), le vendite d'acqua da 462 a 763 mbbl/g (+4% YoY, +18% CAGR) e i volumi di royalty sull'acqua prodotta da 1.957 a 4.292 mbbl/g (+25% YoY, +30% CAGR), senza emissione di nuovo debito o azioni.
Grafico a barre nero del prezzo del petrolio a sinistra, una freccia grigia, poi tre grafici a barre bordeaux con grandi cifre di crescita in verde; banner blu navy a piè di pagina.
Produzione di petrolio nel Permiano in crescita da circa 1 mmbbl/g (2010) a quasi 7 mmbbl/g (2026); conteggio dei rig orizzontali in calo da 301 (1Q24) a 222 (1Q26) prima di risalire a 255 nel 3Q26; permessi per pozzi per sub-bacino che raggiungono quota 2.155 nel 3Q26; conteggio dei DUC per anzianità al 30 giugno (2.267 sotto i sei mesi nel 2026 rispetto a 2.533 nel 2024); completamenti in calo a 1.273 nel 2Q26. I dati DUC e sui completamenti per il 3Q26 sono omessi a causa di dati di settore incompleti.
Grande grafico ad area blu navy a sinistra; quattro grafici a barre più piccoli in una griglia 2x2 a destra.
Otto punti salienti dell'investimento: risorsa del Permiano di classe mondiale, proprietà di superficie e royalty lungo tutto il ciclo di vita di un pozzo, conversione efficiente della cassa (margine EBITDA FY2025 86%, margine FCF 62%), team di esperti del settore con grande esperienza, investimenti tecnologici, capital allocation disciplinata focalizzata sul valore intrinseco e sull'FCF per azione, opportunità negli asset legacy e rendimenti crescenti tramite dividendi e riacquisti.
Foto al tramonto di un impianto di perforazione in una maschera curva a sinistra; otto caselle di testo rosa arrotondate e impilate a destra.
Collage d'archivio con un ritratto di Jay Gould (fondatore della Texas and Pacific Railway), un certificato di interesse proprietario del Texas Pacific Land Trust, un listino vendite del New York Stock Exchange del 7 luglio 1888 e una mappa storica della Texas & Pacific Railway Company relativa alle riserve e alle concessioni di terre nel Texas occidentale.
Collage fotografico a tutta pagina: tre immagini nella riga superiore e una grande mappa storica che occupa l'intera parte inferiore.
Collage di fotografie storiche di rilievo: una squadra di geometri nel giugno 1930, un segnale di confine "TP" all'angolo nord-ovest della Sezione 39, Blocco 62, Township 2, un geometra su un tumulo di rocce, la vetta di El Capitan nella contea di Culberson, Camp Delaware, una squadra di rilievo tra le dune di sabbia vicino alle Guadalupe Mountains e l'autocarro "Old Red".
Griglia a sette immagini con didascalie nell'angolo in alto a sinistra di ogni foto; immagine centrale alta affiancata da immagini sovrapposte.
Spiega le royalty su petrolio e gas (52% dei ricavi consolidati dell'esercizio FY2025; da $28M nel 2016 a $412M nel 2025), i contratti di locazione superficiale, servitù e materiali, o SLEM (11%; $92M nel 2025), le vendite di acqua (21%; $170M) e le royalty sull'acqua prodotta (16%; $124M), descrivendo a quale segmento appartiene ogni flusso e come genera ricavi.
Quattro colonne uguali, ciascuna con un riquadro del titolo profilato, testo a elenco puntato, una percentuale di grandi dimensioni e un grafico a barre bordeaux a dieci anni.
Meccanismi delle royalty: interessi su proprietà immobiliari, quota dei ricavi lordi, assenza di costi di capitale, interessi perpetui e compito del proprietario di verificare decimali e matrici degli assegni. Un grafico a ciambella mostra 132,5 pozzi orizzontali netti in produzione (PDP) per operatore (ExxonMobil, Devon, Oxy, Chevron, Diamondback, EOG, ConocoPhillips, bpx, APA, altri); i volumi di produzione dell'esercizio FY2025 sono suddivisi in 39% petrolio, 31% gas naturale e 30% NGL. Un pannello laterale descrive come TPL crea valore.
Tre colonne: elenco di icone a sinistra, ciambella degli operatori e torta dei volumi al centro, pannello azzurro 'How TPL is Delivering Value' a destra.
Produzione netta di royalty da 1,7 mboe/d (2014) a 34,6 mboe/d (2025); inventario netto di permessi, DUC e pozzi completati a 16,8 nel 3Q26 (2,5 permessi, 8,6 DUC, 5,7 completati); pozzi netti in produzione in aumento da 70,2 (1Q24) a 132,5 (3Q26), principalmente nel Delaware; lunghezza laterale media dei nuovi spud da 9.745 piedi (2019) a 13.718 piedi (2026); e realizzazioni come percentuale dei benchmark (petrolio vicino al 100% del WTI, gas volatile rispetto all'Henry Hub, NGL ~20–35% del WTI).
Pannello blu navy con un grafico a barre bianco a sinistra; quattro grafici (barre sovrapposte, barre sovrapposte, barre, grafico a linee) in una griglia 2x2 a destra.
Foto a tutta pagina dell'infrastruttura idrica di TPL: collettori blu e condotte in polietilene nero su un rack in acciaio davanti a un bacino di stoccaggio dell'acqua rivestito nel Permiano.
Fotografia a tutta pagina con una piccola didascalia nell'angolo in alto a sinistra.
Foto aerea zenitale da drone di un bacino idrico di TPL, che mostra il bordo del rivestimento scuro, l'acqua turchese, il terreno sabbioso e le condotte che corrono diagonalmente attraverso l'inquadratura.
Fotografia aerea a tutta pagina con una piccola didascalia in alto a destra.
La proprietà della superficie controlla l'accesso al suolo, alle falde acquifere e allo spazio dei pori nel sottosuolo, e non frutta una tariffa fissa per legge, pertanto i ricavi richiedono una negoziazione continua. Tre flussi di ricavi di superficie (SLEM, vendite d'acqua, acqua prodotta) hanno generato $386MM nell'esercizio FY2025, ovvero il 48% dei ricavi consolidati. Un callout sottolinea che il terreno grezzo non si monetizza da solo.
Illustrazione 3D stratificata di un blocco di terreno con cifre KPI a sinistra; testo, una freccia a imbuto grigia e tre riquadri profilati numerati con elenchi puntati a destra; riquadro di callout blu navy e azzurro in alto a destra.
Meccanismi SLEM: moduli standardizzati, servitù con termini iniziali di 10 anni e opzioni di rinnovo, pagamenti di rinnovo al valore maggiore tra il 115% o l'adeguamento CPI, e infrastrutture a lunga durata. La ripartizione dei ricavi SLEM dell'esercizio FY2025 di $78MM è composta per il 47% da servitù per condotte, 19% caliche/materiali, 12% locazioni commerciali, 10% servitù per pozzi e 12% altro. Un programma di rinnovo delle servitù a termine per il 2026–2035 rappresenta ricavi potenziali da rinnovo per oltre $250M derivanti da servitù stipulate nel 2016–2025.
Tre colonne: elenco di icone a sinistra, grafico a ciambella sopra un grafico a barre dei rinnovi al centro, pannello del valore azzurro a destra.
Meccanismi delle vendite d'acqua: accesso alle falde acquifere tramite la proprietà della superficie, infrastrutture per estrarre, stoccare e trasportare acqua salmastra e acqua prodotta trattata, prezzi di vendita di $0,50–$1,00 al barile contro $0,10–$0,20 di costi operativi diretti, e capex di manutenzione annuale di ~$10–$20 milioni. I volumi delle vendite d'acqua sono cresciuti da 44 mbbl/d (2017) a 763 mbbl/d (2025). TPL descrive la propria rete come la più grande infrastruttura idrica di approvvigionamento nel bacino settentrionale del Delaware.
Tre colonne: elenco di icone a sinistra, grafico a barre bordeaux al centro, pannello del valore azzurro a destra.
Mappa dei campi di pozzi idrici, dei siti di trattamento, dei frac pit e delle piazzole di perforazione (well pad) rifornite da TPL nelle contee di Eddy, Lea, Loving, Reeves e Ward. La rete idrica sorgente ha una capacità di trattamento di acqua prodotta e di approvvigionamento superiore a 1.000 mbbl/g, circa 38 mmbbl di stoccaggio e circa 480 miglia di condutture. Il fluido medio utilizzato per il completamento dei pozzi nel Delaware è passato da 331 mbbl (2017) a 522 mbbl (2025).
Grande mappa con legenda a sinistra sopra una fascia bordeaux a tre dichiarazioni; il lato destro presenta tre grandi cifre KPI sopra un grafico a barre blu scuro.
Concetti base sull'acqua prodotta: il bacino del Delaware produce circa 4 barili di acqua per ogni barile di petrolio; TPL guadagna una royalty volumetrica sull'acqua prodotta tramite accordi negoziati con diritti di off-take per il trattamento e la rivendita, senza gestire pozzi di smaltimento di acqua salata. I volumi delle royalty sull'acqua prodotta sono cresciuti da 88 mbbl/g (2017) a 4.292 mbbl/g (2025), con accordi che coprono un vincolo di superficie (dedication) di circa 450.000 acri.
Tre colonne: elenco di icone a sinistra, grafico a barre bordeaux al centro, pannello dei valori azzurro a destra.
Mappa dell'Area di Mutuo Interesse (AMI) per l'acqua prodotta di TPL e degli impianti di perforazione nel bacino del Delaware; il pozzo medio del Delaware produce circa 690 mbbl di acqua contro circa 180 mbbl di petrolio nei primi 12 mesi, e circa 1.220 contro circa 310 nell'arco di 36 mesi. L'acqua prodotta nel Permiano è passata da 11,2 mmbbl/g (2017) a 24,9 mmbbl/d (2025), con circa il 70% proveniente dal Delaware.
Mappa con bolle di richiamo a sinistra sopra una fascia bordeaux a tre dichiarazioni; due grafici a barre blu scuro sovrapposti a destra.
Illustrazione 3D renderizzata di un'unità di spaziatura di perforazione (DSU) abbinata a un ciclo di vita in tre fasi: Permessi (commissioni fisse SLEM e vendita di caliche), Sviluppo (vendita di acqua salmastra e trattata) e Produzione (royalty sull'acqua prodotta, royalty su petrolio e gas e pagamenti SLEM continuativi).
Grande render 3D arrotondato a sinistra; processo verticale numerato con riquadri dei ricavi profilati ed elenchi puntati a destra.
Mappa dei bacini Midland e Delaware all'interno del più ampio Permiano, con una superficie combinata di circa 26.000 miglia quadrate (circa 17.000.000 di acri) e oltre 10 formazioni geologiche in ogni bacino, illustrata da sezioni 3D dei livelli (bench) del Delaware (Avalon, Bone Spring, Wolfcamp XY–D) e del Midland (Spraberry, Jo Mill, Dean, Wolfcamp A–D).
Colonna sinistra con intestazione bordeaux, mappa semplice, numeri KPI e una seconda intestazione; il lato destro mostra due grandi diagrammi a blocchi geologici in 3D.
Tre fattori trainanti della crescita dell'acqua prodotta: il rapporto acqua-petrolio (WOR) aumenta con l'invecchiamento dei pozzi (curve WOR per annata 2017–2024), i livelli del Delaware hanno un WOR più elevato (Wolfcamp A 3,7x, B 5,7x, C 6,6x, D 5,7x rispetto a 4,3x per l'attuale Permiano) e la crescita complessiva del petrolio nel Permiano. Un grafico ad aree sovrapposte mostra che l'acqua prodotta nel Permiano raggiungerà circa 25 mmbbl/d entro il 2025 tra Delaware, Midland e altre aree.
Colonna sinistra con tre piccoli grafici, colonna centrale con tre cerchi bordeaux contenenti i punti chiave, grande grafico ad aree sovrapposte a destra, uniti da una freccia grigia.
Il processo di dissalazione per congelamento di TPL utilizza diversi punti di congelamento in base ai livelli di salinità ed è sviluppato con un partner di refrigerazione industriale. I traguardi raggiunti includono il deposito di un brevetto di processo, permessi RRC per l'applicazione al suolo, una partnership di ricerca universitaria, una bozza di permesso TPDES dalla TCEQ e la messa in servizio dell'impianto Fase 2 da circa 10k bbl/d. Prossimi passi: nel 2026, valutazione del gas-to-power behind-the-grid per microreti o data center; dal 2027, acquisto di attrezzature per un impianto commerciale Fase 3 da circa 100k bbl/d. Le foto mostrano l'unità di test Fase 1, una serra per il riutilizzo vantaggioso e l'impianto Fase 2 a Orla, TX.
Pannello panoramico arrotondato nero e pannello benefici verde a sinistra; checklist dei traguardi al centro; tre foto sovrapposte a destra collegate da linee di connessione.
Checklist dei vantaggi del Texas occidentale per i data center: gas naturale (oltre 22 bcf/d di gas del Permiano, con una crescita prevista di oltre 8 bcf/d in 5-10 anni), solare (oltre 11 GW attuali, oltre 11 GW previsti), eolico (oltre 27 GW attuali), batterie (oltre 4 GW attuali, oltre 5 GW previsti), acqua da falde acquifere locali, forza lavoro qualificata e un ambiente normativo favorevole alla crescita, con efficienze di co-localizzazione per la dissalazione per congelamento contrassegnate come TBD (da definire).
Paesaggio desertico renderizzato con turbine eoliche, pannelli solari, centrale elettrica, data center e bacino idrico come sfondo; righe della checklist in bianco traslucido a sinistra.
Fotografia a tutta pagina di una fila di turbine eoliche nel deserto piatto del Texas occidentale al crepuscolo sotto nuvole spettacolari, con una strada sterrata e un camion in primo piano; nessun testo oltre al numero di pagina.
Slide con immagine a tutta pagina.
Separatore di sezione che introduce l'appendice.
Slide bianca con un leggero sfondo a curve di livello topografiche, una sottile linea nera verticale e un'intestazione "Appendice" di grandi dimensioni in color bordeaux.
Grafici a ciambella relativi a pozzi autorizzati con NRI al 100% (5,7), pozzi DUC (8,6) e pozzi completati (2,5) per operatore e per regione (autorizzati: 68% Delaware / 29% Midland; DUC: 59% / 38%; completati: 51% / 48%). Tassi di conversione: ~85% dei permessi perforati entro 6 mesi e ~93% entro 12; ~48% dei DUC completati entro 6 mesi e ~90% entro 12; ~68% dei pozzi completati risultano in produzione entro circa 1 mese.
Due file di tre grafici a ciambella (per operatore, per regione), con riquadri di callout tratteggiati sopra ogni colonna e legende per operatore e regione sulla destra.
Tabella comparativa tra royalty/minerali e lease (working) interest analizzando partecipanti, proprietà, durata, revenue interest (le proprietà minerarie in Texas ricevono generalmente il 25% della produzione lorda; i contratti d'affitto federali il 12,5–18,5%), costi di capitale, spese operative e tasse, con un diagramma di flusso illustrativo che mostra minerali/royalty che percepiscono il 25% dei ricavi e l'operatore del contratto il 75%, sostenendo però il 100% del capitale e la maggior parte dei costi operativi.
A sinistra: tabella di confronto con etichette di riga, intestazioni di colonna nere e bordi per le etichette; a destra: modello economico illustrativo in stile Sankey.
Mix retributivo target del CEO per il 2025: 13% stipendio base fisso e 87% variabile, suddiviso in un piano di incentivi annuali (15%; Adjusted EBITDA 25%, FCF per azione 50%, obiettivi strategici 25%), PSU (36%; FCF per azione cumulativo triennale e TSR relativo rispetto all'ETF SPDR S&P Oil & Gas E&P) e RSU basate sul tempo (36%).
Tabella con grafici a ciambella sul mix, punti elenco sugli obiettivi e dimensioni della performance, oltre a bande laterali verticali blu navy e bordeaux etichettate come Fisso (13%) e Variabile (87%).
Opportunità chiave nella gestione del carbonio (cattura, utilizzo e stoccaggio), gestione idrica (riciclo dell'acqua prodotta ed elettrificazione), gestione ambientale, sviluppo di rinnovabili (eolico e solare sulla superficie di TPL) e investimenti nelle persone, evidenziando che il 39% della forza lavoro è composto da donne.
Cinque righe con etichette a blocchi di colore (bordeaux, navy, grigio, rosa, nero) a sinistra e testo puntato a destra.
Quattro aree di iniziativa: controllo della prevenzione di incidenti e sversamenti (piani SPCC, tracciamento centralizzato), valutazioni di impatto ambientale (valutazioni del sito Fase 1, controlli delle condutture), partnership per l'ecologia e la biodiversità (linee guida del New Mexico Bureau of Land Management, standard di pascolo) e requisiti per operatori e locatari (impegno e ripristino del territorio).
Quattro righe con intestazioni bordeaux a sinistra, grandi chevron scuri al centro e testo puntato a destra.
Statistiche chiave per il periodo 2021–2025: emissioni Scope 1 e Scope 2 da 22.755 a 30.675 tonnellate metriche di CO2e, zero emissioni di metano, zero sversamenti di acqua prodotta, consumo energetico e mix di rete per le operazioni TPWR (2025 indicato come TBD) e zero incidenti registrabili o con perdita di tempo dal 2022. Un grafico a linee confronta i ricavi ($303M nel 2020 contro $798M nel 2025) con le emissioni (da 24,1k a 30,7k tonnellate).
Tabella dati con riga di intestazione bordeaux a sinistra; grafico a doppia linea a destra.
Superficie a royalty per area di interesse: Delaware 396.200 acri lordi a royalty (gross royalty acres) e 19.700 net royalty acres (royalty media del 5,0%), Midland 706.000 e 6.600 (0,9%), altre 34.300 e 1.700, per un totale di 1.136.500 gross e 28.000 net royalty acres, una royalty media del 2,5%, 2.840.300 acri lordi DSU (gross DSU acres) e un net revenue interest medio implicito dell'1,0% per pozzo. Le definizioni mostrano come viene calcolato ogni dato, inclusi i 224.000 net royalty acres normalizzati a 1/8.
Tabella dati con intestazione scura in alto; elenco di definizioni in basso con etichette a pillola bordeaux e due colonne (Descrizione, Modalità di calcolo).
Riconciliazione dell'utile netto con EBITDA, Adjusted EBITDA e free cash flow per il periodo 2019–2025 e 3Q25–3Q26: utile netto FY2025 $481,4M, EBITDA $673,6M, Adjusted EBITDA $687,4M (margine 86,1%) e FCF $498,3M; utile netto 3Q26 $167,4M, Adjusted EBITDA $238,4M (87,2%) e FCF $170,3M. Le rettifiche includono compensazioni basate su azioni, una vendita di terreni da $20,9M con accordo di finanziamento nel 1Q26 e vendite significative di terreni nel 2019.
Tabella finanziaria densa suddivisa in gruppi di colonne annuali e trimestrali, con colonna delle etichette grigia e righe dei subtotali in grassetto.
Riconciliazioni di segmento per 3Q25–3Q26 e FY2024–2025: Land and Resource Management ricavi 3Q26 $201,6M, Adjusted EBITDA $189,2M (93,9%) e FCF $145,1M (FCF FY2025 $369,5M); Water Services and Operations ricavi 3Q26 $71,8M, Adjusted EBITDA $49,2M (68,5%) e FCF $25,2M (FCF FY2025 $128,8M).
Due tabelle finanziarie affiancate sotto intestazioni di segmento bordeaux e navy, ciascuna con colonne trimestrali e annuali.
Sintesi del conto economico e dello stato patrimoniale per gli esercizi FY2023–2025 e confronto 3Q25 vs. 3Q26: superficie totale di 896.360 acri al 3Q26; ricavi FY2025 pari a $798,2M, reddito operativo di $592,2M (74,2%) e utile netto di $481,4M (60,3%); ricavi 3Q26 di $273,4M, reddito operativo di $207,8M (76,0%) e utile netto di $167,4M (61,2%); liquidità al 3Q26 di $369,6M, assenza di debito e totale attività pari a $1.988,1M.
Singola tabella finanziaria a larghezza intera con colonna delle etichette in grigio, raggruppamenti di colonne annuali e trimestrali e una sezione chiave sullo stato patrimoniale in calce.
Slide di chiusura con il sigillo di Texas Pacific Land Corp. ('Est. 1888', con montagna, mulino a vento, turbina eolica, pannelli solari e torre di perforazione) e l'indirizzo della società: 2699 Howell Street, Suite 800, Dallas, Texas 75204.
Logo a sigillo ovale centrato su sfondo bianco con il nome della società e l'indirizzo riportati sotto.
Domande comuni su questa slide e il contenuto della presentazione sottostante.
Si tratta del deck per gli investitori di novembre 2026 di Texas Pacific Land Corporation (NYSE: TPL), pubblicato insieme ai risultati del terzo trimestre 2026 e depositato presso la SEC come Exhibit 99.2 al Form 8-K. Le sue 47 slide coprono i dati finanziari del Q3 2026, le royalty nel Bacino Permiano, le attività relative a superficie e acqua, l'allocazione del capitale, la desalinizzazione e l'ESG, con riconciliazioni non-GAAP in appendice.
Le slide provengono dall'allegato al Form 8-K di TPL su SEC EDGAR (Exhibit 99.2). EDGAR archivia l'allegato come immagini rasterizzate delle slide e questo PDF è stato assemblato da tali immagini, pertanto il testo non è selezionabile. I caratteri piccoli nella maggior parte delle slide sono leggibili, ma per le cifre esatte si consiglia di consultare il deposito originale o il Form 10-Q di TPL.
I ricavi totali sono stati di $273,4 milioni, l'EBITDA rettificato di $238,4 milioni (margine dell'87%) e il free cash flow di $170,3 milioni. L'utile netto è stato di $167,4 milioni, le disponibilità liquide e mezzi equivalenti pari a $369,6 milioni e il debito zero. La produzione di royalty ha raggiunto 42,3 mboe/d e i volumi di royalty sull'acqua prodotta 5.541 mbbl/d.
La dashboard dei KPI su cinque trimestri (slide 3), il riepilogo in nove riquadri 'Unique Permian Basin Pure-Play' (slide 5), il layout a quattro flussi di entrate (slide 19), il diagramma dei ricavi nel ciclo di vita del pozzo (slide 30) e il confronto tra royalty e interessi di locazione (slide 38) sono ottimi modelli per una società di royalty, minerali o fondiaria.
Descrive quattro flussi di entrate: royalty su petrolio e gas (52% dei ricavi del FY2025), locazioni di superficie, servitù e materiali o SLEM (11%), vendita di acqua (21%) e royalty sull'acqua prodotta (16%). Questi vengono riportati in due segmenti, Land and Resource Management e Water Services and Operations, mostrando come TPL generi profitti in ogni fase della vita di un pozzo.
Sì. Le slide 44 e 45 riconciliano l'utile netto con l'EBITDA, l'EBITDA rettificato e il free cash flow, a livello consolidato e per segmento, per il periodo 2019–2025 e per ogni trimestre dal 3Q25 al 3Q26. La slide 46 aggiunge un riepilogo storico del conto economico e dello stato patrimoniale.
Puoi scaricare il PDF da questa pagina e usarlo come riferimento per struttura, tipi di grafici e layout. I contenuti, i loghi e i dati appartengono a Texas Pacific Land Corporation, quindi ti consigliamo di ricostruire il design con i tuoi contenuti invece di riutilizzare il loro materiale.
TPL è classificata nel sotto-settore Oil & Gas Exploration & Production. Le sue entrate derivano principalmente da royalty, uso della superficie e servizi idrici sui suoi terreni nel Bacino Permiano, non dalla perforazione diretta dei pozzi.
Allegato originale depositato con i risultati del Q3 2026 di TPL; la fonte di queste immagini delle slide.
Tutti i depositi SEC di TPL, inclusi i Form 10-Q, 10-K e 8-K.
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