Kimbell registra produção recorde no 3T, reafirma projeções para o 4T

A Kimbell Royalty Partners LP reportou uma produção recorde no terceiro trimestre de 2026 de 27.565 barris de óleo equivalente por dia, sustentada em parte por sua aquisição drop-down em agosto, enquanto reafirmou o guidance de produção para o quarto trimestre de 27,7 mil a 30,7 mil Boe/d. A proprietária de direitos minerais e royalties também declarou uma distribuição trimestral em dinheiro de US$ 0,45 por cota ordinária e informou que espera resgatar metade de suas cotas preferenciais Série A remanescentes em 16 de novembro.

No trimestre encerrado em 30 de setembro, a Kimbell gerou US$ 96,9 milhões em receita de petróleo, gás natural e líquidos de gás natural (LGN). O lucro líquido foi de aproximadamente US$ 17,3 milhões, incluindo cerca de US$ 12,4 milhões atribuíveis às cotas ordinárias.

O Ebitda Ajustado consolidado, uma métrica não-GAAP, totalizou US$ 80,4 milhões. O cálculo incluiu US$ 64,2 milhões de Ebitda consolidado, mais US$ 4,4 milhões em remuneração baseada em cotas e US$ 11,8 milhões em perdas com instrumentos derivativos, líquidas de liquidações. A Kimbell alertou que o Ebitda Ajustado exclui diversas despesas significativas e não deve ser considerado um substituto para o lucro líquido ou fluxo de caixa operacional sob os padrões GAAP.

A produção do terceiro trimestre incluiu 41 dias de contribuição da aquisição drop-down de US$ 221,2 milhões da companhia, concluída em 21 de agosto. Após a transação, o ritmo de produção (run-rate) foi de 28.910 Boe/d.

Bacia do Permiano lidera a atividade do portfólio

A Bacia do Permiano respondeu por 47% da produção do terceiro trimestre, tornando-se a maior região produtora da Kimbell. A região de Mid-Continent representou 18%, enquanto Haynesville e Eagle Ford contribuíram com 11% e 6%, respectivamente. O mix de produção do portfólio geral foi de 49% de gás natural, 27% de petróleo e 25% de LGN, com números impactados por arredondamentos.

A Kimbell contava com 93 sondas ativas em suas áreas em 30 de setembro, o equivalente a aproximadamente 16% da contagem de sondas terrestres nos EUA citada na apresentação. Cerca de 98% dessas sondas eram horizontais, sendo que os operadores arcam com os custos de perfuração associados. O Permiano respondeu por 60 sondas, seguido por 16 no Mid-Continent e seis em cada uma das regiões de Eagle Ford e Haynesville.

A companhia identificou 10.527 locações brutas, ou 77,52 líquidas, de potencial não desenvolvido (upside) em suas principais propriedades. A administração estima que propriedades secundárias possam acrescentar até 10% ao inventário líquido, elevando potencialmente o total para 86,13 locações líquidas. Com base em uma estimativa de 8,2 poços líquidos necessários anualmente para manter a produção, a Kimbell afirmou que seu portfólio contém mais de 10 anos de inventário de perfuração.

O inventário de desenvolvimento de curto prazo incluiu 1.005 poços brutos, ou 4,56 líquidos, perfurados mas não completados (DUCs), e 705 locações licenciadas brutas, ou 4,81 líquidas. Juntos, os 9,37 poços líquidos superaram a necessidade anual estimada da companhia para manutenção. O Permiano representou 74% do inventário líquido de DUCs e licenças.

Esses números de locações incluem recursos provados não desenvolvidos, prováveis e possíveis estimados a partir do banco de dados interno de reservas da Kimbell. A companhia não registrou reservas não desenvolvidas em seu relatório de reservas para a SEC referente ao fim de 2025 e alertou que as estimativas de reservas prováveis e possíveis são mais especulativas do que as de reservas provadas.

Guidance para o 4T mantido

A Kimbell reafirmou o guidance de produção líquida para o quarto trimestre de 27,7 mil a 30,7 mil Boe/d em uma base de conversão de 6:1. Espera-se que o petróleo represente de 32% a 36% da produção, o gás natural de 43% a 47%, e os LGN de 19% a 23%.

A companhia projeta despesas com comercialização e outras de US$ 1,45 a US$ 2,25 por Boe, despesas gerais e administrativas em caixa de US$ 2,25 a US$ 2,45 por Boe e despesas de depreciação e exaustão de US$ 13 a US$ 20 por Boe. Os impostos sobre produção e ad valorem são estimados em 6% a 8% da receita de petróleo, gás natural e LGN.

A Kimbell manteve a premissa de um payout de 75%. As estimativas de sensibilidade de distribuição da apresentação dependem dos preços das commodities, dos hedges existentes, de uma receita trimestral de bônus de arrendamento de US$ 500.000 e de diferenciais realizados consistentes com os resultados do terceiro trimestre. As premissas também refletem o resgate esperado de 50% das cotas preferenciais remanescentes e o uso de 25% do caixa esperado disponível para distribuição para amortizar empréstimos na linha de crédito rotativo.

Em 30 de setembro, a dívida total era de US$ 535,8 milhões e o caixa e equivalentes de caixa somavam US$ 33,7 milhões, resultando em uma dívida líquida de US$ 502,1 milhões. A dívida líquida representava 1,5 vez o Ebitda Ajustado consolidado dos últimos 12 meses de US$ 338,9 milhões. A Kimbell afirmou que estava fazendo hedge ativamente de cerca de 15% da produção atual para um período de dois anos.

A administração planeja continuar buscando aquisições de direitos minerais e royalties de alta qualidade de forma oportunista. Desde sua oferta pública inicial (IPO) em 2017, a Kimbell concluiu cerca de US$ 2,4 bilhões em fusões e aquisições e aumentou a produção média diária em cerca de nove vezes.

As perspectivas permanecem expostas à queda dos preços do petróleo e do gás natural, exaustão da produção, orçamentos e resultados de perfuração dos operadores, gargalos de transporte e licenciamento, tarifas e mudanças na política comercial dos EUA. Outros riscos divulgados incluem impairment de ativos, desempenho de hedges, redeterminações da base de endividamento (borrowing base), cumprimento de covenants de crédito e a capacidade da companhia de integrar aquisições e realizar seus benefícios esperados.