Kimbell meldet Rekordproduktion in Q3, bekräftigt Q4-Ausblick

Kimbell Royalty Partners LP meldete für das dritte Quartal 2026 eine Rekordproduktion von 27.565 Barrel Öläquivalent pro Tag, die teilweise durch die im August vollzogene Drop-down-Akquisition gestützt wurde, und bestätigte zugleich die Produktionsprognose für das vierte Quartal von 27,7 bis 30,7 Tausend Boe/d. Der Eigentümer von Mineral- und Lizenzrechten beschloss zudem eine vierteljährliche Barausschüttung von 0,45 US-Dollar je Stammanteil und kündigte an, voraussichtlich am 16. November die Hälfte der verbleibenden Vorzugsanteile der Serie A zurückzuzahlen.

In den drei Monaten zum 30. September erwirtschaftete Kimbell Erlöse aus Erdöl, Erdgas und Flüssigerdgas (NGL) in Höhe von 96,9 Millionen US-Dollar. Der Nettogewinn belief sich auf rund 17,3 Millionen US-Dollar, wovon etwa 12,4 Millionen US-Dollar auf die Stammanteile entfielen.

Das bereinigte konsolidierte EBITDA, eine Non-GAAP-Kennzahl, belief sich auf insgesamt 80,4 Millionen US-Dollar. Die Berechnung umfasste ein konsolidiertes EBITDA von 64,2 Millionen US-Dollar zuzüglich 4,4 Millionen US-Dollar an anteilsbasierter Vergütung sowie 11,8 Millionen US-Dollar an Verlusten aus derivativen Finanzinstrumenten (netto nach Ausgleichen). Kimbell wies darauf hin, dass das bereinigte EBITDA mehrere wesentliche Aufwendungen ausschließt und nicht als Ersatz für den GAAP-Nettogewinn oder den operativen Cashflow herangezogen werden sollte.

Die Produktion im dritten Quartal enthielt einen 41-tägigen Beitrag aus der 221,2 Millionen US-Dollar schweren Drop-down-Akquisition des Unternehmens, die am 21. August abgeschlossen wurde. Nach Abschluss der Transaktion lag die Run-Rate-Produktion bei 28.910 Boe/d.

Permian-Becken führt Portfolioaktivität an

Auf das Permian-Becken entfielen 47 % der Produktion des dritten Quartals, womit es Kimbells förderstärkste Region war. Auf das Mid-Continent entfielen 18 %, während Haynesville und Eagle Ford 11 % beziehungsweise 6 % beisteuerten. Der Produktionsmix des Gesamtportfolios setzte sich aus 49 % Erdgas, 27 % Öl und 25 % NGL zusammen, wobei die Zahlen Rundungsdifferenzen unterliegen.

Zum 30. September waren auf Kimbells Flächen 93 Bohranlagen aktiv, was rund 16 % der in der Präsentation zitierten Zahl aktiver US-Landbohranlagen entspricht. Etwa 98 % dieser Anlagen bohrten horizontal, wobei die Betreiber die damit verbundenen Bohrkosten tragen. Auf das Permian-Becken entfielen 60 Bohranlagen, gefolgt von 16 im Mid-Continent und jeweils sechs in Eagle Ford und Haynesville.

Das Unternehmen identifizierte auf seinen Hauptliegenschaften 10.527 Brutto- bzw. 77,52 Netto-Bohrstandorte mit unerschlossenem Entwicklungspotenzial. Das Management schätzt, dass kleinere Liegenschaften das Nettoinventar um bis zu 10 % erhöhen könnten, was die Gesamtzahl potenziell auf 86,13 Netto-Standorte anheben würde. Ausgehend von geschätzt 8,2 Nettobohrungen pro Jahr, die zur Aufrechterhaltung der Produktion erforderlich sind, verfügt das Portfolio laut Kimbell über ein Bohrinventar für mehr als zehn Jahre.

Das kurzfristige Erschließungsinventar umfasste 1.005 Brutto- bzw. 4,56 Netto-Bohrungen, die gebohrt, aber noch nicht komplettiert wurden (DUCs), sowie 705 Brutto- bzw. 4,81 Netto-Standorte mit Bohrgenehmigung. Zusammen übertrafen die 9,37 Nettobohrungen den vom Unternehmen geschätzten jährlichen Erhaltungsbedarf. Auf das Permian-Becken entfielen 74 % des Nettoinventars an DUCs und Genehmigungen.

Diese Standortzahlen umfassen nachgewiesene unerschlossene, wahrscheinliche und mögliche Ressourcen, die anhand der internen Reservedatenbank von Kimbell geschätzt wurden. Das Unternehmen hatte in seinem SEC-Reservebericht zum Jahresende 2025 keine unerschlossenen Reserven ausgewiesen und wies darauf hin, dass Schätzungen zu wahrscheinlichen und möglichen Reserven spekulativer sind als nachgewiesene Reserven.

Prognose für Q4 bestätigt

Kimbell bestätigte die Nettoproduktionsprognose für das vierte Quartal von 27,7 bis 30,7 Tausend Boe/d auf Basis eines Umrechnungsverhältnisses von 6:1. Auf Erdöl dürften voraussichtlich 32 % bis 36 % der Produktion entfallen, auf Erdgas 43 % bis 47 % und auf NGL 19 % bis 23 %.

Das Unternehmen rechnet mit Vermarktungs- und sonstigen Aufwendungen von 1,45 bis 2,25 US-Dollar je Boe, barmittelwirksamen allgemeinen Verwaltungskosten von 2,25 bis 2,45 US-Dollar je Boe sowie Abschreibungs- und Erschöpfungsaufwendungen von 13 bis 20 US-Dollar je Boe. Die Förder- und Ad-Valorem-Steuern werden auf 6 % bis 8 % der Erlöse aus Erdöl, Erdgas und NGL veranschlagt.

Kimbell behielt die Annahme einer Ausschüttungsquote von 75 % bei. Die Sensitivitätsschätzungen für Ausschüttungen in der Präsentation hängen von den Rohstoffpreisen, bestehenden Absicherungen, vierteljährlichen Pachtbonuserlösen von 500.000 US-Dollar sowie realisierten Preisdifferenzen ab, die den Ergebnissen des dritten Quartals entsprechen. Die Annahmen berücksichtigen zudem die erwartete Einlösung von 50 % der verbleibenden Vorzugsanteile sowie die Verwendung von 25 % des für Ausschüttungen erwarteten Cashflows zur Rückführung von Verbindlichkeiten aus der revolvierenden Kreditfazilität.

Zum 30. September belief sich die Gesamtverschuldung auf 535,8 Millionen US-Dollar und die liquiden Mittel auf 33,7 Millionen US-Dollar, woraus sich eine Nettoverschuldung von 502,1 Millionen US-Dollar ergab. Die Nettoverschuldung entsprach dem 1,5-Fachen des bereinigten konsolidierten EBITDA der vorangegangenen zwölf Monate von 338,9 Millionen US-Dollar. Kimbell gab an, rund 15 % der aktuellen Produktion über einen Zweijahreszeitraum aktiv abzusichern.

Das Management plant, auch künftig opportunistisch Übernahmen hochwertiger Mineral- und Lizenzrechte anzustreben. Seit seinem Börsengang im Jahr 2017 hat Kimbell M&A-Transaktionen im Volumen von rund 2,4 Milliarden US-Dollar abgeschlossen und die durchschnittliche Tagesproduktion etwa verneunfacht.

Der Ausblick bleibt Risiken durch sinkende Öl- und Gaspreise, Erschöpfung von Förderstätten, Bohrungsbudgets und -ergebnisse der Betreiber, Transport- und Genehmigungsengpässe sowie Zölle und Änderungen der US-Handelspolitik ausgesetzt. Zu den weiteren offengelegten Risiken zählen Wertberichtigungen auf Liegenschaften, die Performance von Absicherungsgeschäften, Neufestsetzungen der Kreditbasis, die Einhaltung von Kreditauflagen (Covenants) sowie die Fähigkeit des Unternehmens, Übernahmen zu integrieren und die erwarteten Vorteile zu realisieren.