Kimbell registra una producción récord en el 3T, reafirma sus perspectivas para el 4T

Kimbell Royalty Partners LP reportó una producción récord en el tercer trimestre de 2026 de 27.565 barriles equivalentes de petróleo diarios, respaldada en parte por su adquisición drop-down de agosto, al tiempo que reafirmó su previsión de producción para el cuarto trimestre de entre 27,7 y 30,7 mil Boe/d. La compañía propietaria de derechos mineros y regalías también declaró una distribución trimestral en efectivo de 0,45 dólares por unidad común y señaló que prevé rescatar la mitad de sus unidades preferentes de Serie A restantes el 16 de noviembre.

En los tres meses concluidos el 30 de septiembre, Kimbell generó 96,9 millones de dólares en ingresos por petróleo, gas natural y líquidos de gas natural. El beneficio neto se situó en aproximadamente 17,3 millones de dólares, de los cuales cerca de 12,4 millones de dólares correspondieron a las unidades comunes.

El EBITDA ajustado consolidado, una métrica no GAAP, ascendió a 80,4 millones de dólares. Dicho cálculo incluyó 64,2 millones de dólares de EBITDA consolidado, más 4,4 millones de dólares en compensación basada en unidades y 11,8 millones de dólares en pérdidas por instrumentos derivados, netas de liquidaciones. Kimbell advirtió de que el EBITDA ajustado excluye varios gastos significativos y no debe considerarse un sustituto del beneficio neto GAAP ni del flujo de caja operativo.

La producción del tercer trimestre incluyó la contribución de 41 días de la adquisición drop-down de la compañía por 221,2 millones de dólares, que se cerró el 21 de agosto. Tras la operación, el ritmo de producción (run-rate) se situó en 28.910 Boe/d.

La cuenca Pérmica lidera la actividad de la cartera

La cuenca Pérmica representó el 47% de la producción del tercer trimestre, consolidándose como la mayor región productora de Kimbell. La zona de Mid-Continent representó el 18%, mientras que Haynesville y Eagle Ford aportaron el 11% y el 6%, respectivamente. El mix de producción de toda la cartera estuvo compuesto por un 49% de gas natural, un 27% de petróleo y un 25% de LGN, cifras sujetas a efectos de redondeo.

A 30 de septiembre, Kimbell contaba con 93 plataformas activas en sus terrenos, lo que equivale aproximadamente al 16% del recuento de plataformas terrestres en Estados Unidos citado en la presentación. Cerca del 98% de dichas plataformas eran horizontales, y los operadores asumen los costes de perforación asociados. La cuenca Pérmica concentró 60 plataformas, seguida de 16 en Mid-Continent y seis tanto en Eagle Ford como en Haynesville.

La compañía identificó 10.527 ubicaciones brutas, o 77,52 netas, no desarrolladas con potencial en sus propiedades principales. La dirección estima que las propiedades secundarias podrían sumar hasta un 10% al inventario neto, lo que podría elevar el total a 86,13 ubicaciones netas. Tomando como base una estimación de 8,2 pozos netos necesarios al año para mantener la producción, Kimbell afirmó que su cartera cuenta con más de 10 años de inventario de perforación.

El inventario de desarrollo a corto plazo incluyó 1.005 pozos brutos (o 4,56 netos) perforados pero no completados (DUC) y 705 ubicaciones brutas (o 4,81 netas) con permisos concedidos. En conjunto, los 9,37 pozos netos superaron el requisito anual de mantenimiento estimado por la compañía. La cuenca Pérmica representó el 74% del inventario neto de pozos DUC y permisos.

Estas cifras de ubicaciones incluyen recursos probados no desarrollados, probables y posibles estimados a partir de la base de datos interna de reservas de Kimbell. La compañía no contabilizó reservas no desarrolladas en su informe de reservas de cierre de 2025 presentado ante la SEC, y advirtió de que las estimaciones de reservas probables y posibles son más especulativas que las reservas probadas.

Se mantienen las previsiones para el cuarto trimestre

Kimbell reafirmó su previsión de producción neta para el cuarto trimestre de entre 27,7 y 30,7 mil Boe/d sobre una base de conversión de 6:1. Se prevé que el petróleo represente entre el 32% y el 36% de la producción, el gas natural entre el 43% y el 47%, y los LGN entre el 19% y el 23%.

La compañía prevé gastos de comercialización y otros costes de entre 1,45 y 2,25 dólares por Boe, gastos generales y administrativos en efectivo de entre 2,25 y 2,45 dólares por Boe, y gastos de depreciación y agotamiento de entre 13 y 20 dólares por Boe. Asimismo, los impuestos sobre la producción y ad valorem se proyectan entre el 6% y el 8% de los ingresos por petróleo, gas natural y LGN.

Kimbell mantuvo la hipótesis de una tasa de reparto (payout) del 75%. Las estimaciones de sensibilidad de la distribución incluidas en la presentación dependen de los precios de las materias primas, las coberturas vigentes, ingresos trimestrales por primas de arrendamiento de 500.000 dólares y diferenciales realizados consistentes con los resultados del tercer trimestre. Estas premisas también reflejan el rescate previsto del 50% de las unidades preferentes restantes y el uso del 25% del efectivo disponible estimado para distribución para amortizar deuda bajo la línea de crédito renovable.

A 30 de septiembre, la deuda total se situaba en 535,8 millones de dólares y el efectivo y equivalentes de efectivo alcanzaban los 33,7 millones de dólares, lo que resultó en una deuda neta de 502,1 millones de dólares. La deuda neta se situó en 1,5 veces el EBITDA ajustado consolidado de los últimos 12 meses, que fue de 338,9 millones de dólares. Kimbell señaló que mantiene coberturas activas sobre aproximadamente el 15% de su producción actual durante un período de dos años.

La dirección prevé continuar buscando de manera oportunista adquisiciones de derechos mineros y regalías de alta calidad. Desde su oferta pública inicial (IPO) en 2017, Kimbell ha completado cerca de 2.400 millones de dólares en fusiones y adquisiciones, multiplicando aproximadamente por nueve su producción media diaria.

Las perspectivas siguen expuestas a caídas en los precios del petróleo y del gas natural, el agotamiento de la producción, los presupuestos y resultados de perforación de los operadores, las restricciones de transporte y permisos, los aranceles y las modificaciones en la política comercial de Estados Unidos. Otros riesgos divulgados incluyen deterioros de activos, el desempeño de las coberturas, las reevaluaciones de la base de endeudamiento, el cumplimiento de los convenios de crédito (covenants) y la capacidad de la empresa para integrar adquisiciones y materializar los beneficios previstos.