การประชุมแถลงผลประกอบการไตรมาส 3 ปี 2026 ของ Kimbell Royalty Partners (KRP): ปริมาณการผลิตสูงสุดเป็นประวัติการณ์และแนวโน้มไตรมาส 4

ประเด็นสำคัญ

• ปริมาณการผลิตเฉลี่ยในไตรมาส 3/2026 เพิ่มขึ้น 7% จากไตรมาสก่อนหน้า สู่ระดับสูงสุดเป็นประวัติการณ์ที่ 27,565 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน (BOE/วัน) ซึ่งรวมผลผลิตเป็นเวลา 41 วันจากสินทรัพย์ที่เพิ่งเข้าซื้อ
• รายได้จากน้ำมัน ก๊าซธรรมชาติ และก๊าซธรรมชาติเหลว (NGL) มีมูลค่ารวม 96.9 ล้านดอลลาร์ ขณะที่ EBITDA ปรับปรุงรวมอยู่ที่ 80.4 ล้านดอลลาร์
• Kimbell ประกาศจ่ายเงินส่วนแบ่งกำไรประจำไตรมาสที่ 0.45 ดอลลาร์ต่อหน่วยลงทุนสามัญ คิดเป็น 75% ของกระแสเงินสดที่พร้อมจัดสรร ทั้งนี้ ฝ่ายบริหารคาดว่าประมาณ 76% จะถือเป็นการคืนเงินทุน
• กิจกรรมการดำเนินงานทั่วพื้นที่ถือครองของ Kimbell ยังคงแข็งแกร่ง โดยมีแท่นขุดเจาะที่กำลังดำเนินการอยู่ 93 แท่น หรือคิดเป็นประมาณ 16% ของแท่นขุดเจาะบนบกทั้งหมดในสหรัฐฯ ณ สิ้นไตรมาส และมีจำนวนหลุมขุดเจาะที่มีแผนพัฒนาชัดเจนสูงสุดเป็นประวัติการณ์
• บริษัทได้เสร็จสิ้นการเข้าซื้อกิจการมูลค่ารวม 367 ล้านดอลลาร์ตั้งแต่เดือนมิถุนายน 2026 โดยฝ่ายบริหารระบุว่าธุรกรรมแต่ละรายการคาดว่าจะช่วยเพิ่มปริมาณการผลิตและช่วยเพิ่มกระแสเงินสดที่พร้อมจัดสรรต่อหน่วยลงทุน
• Kimbell ยืนยันคาดการณ์ทางการเงินและการดำเนินงานสำหรับไตรมาส 4/2026 อีกครั้ง โดยฝ่ายบริหารคาดว่ากระแสเงินสดในไตรมาสที่ 4 จะเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ โดยได้รับแรงหนุนจากราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้น และการที่ปริมาณการผลิตน้ำมันประมาณ 84% ของคาดการณ์ในไตรมาส 4 ไม่ได้ทำสัญญาประกันความเสี่ยงไว้

ข้อมูลทางการเงินที่สำคัญ

Kimbell วางแผนที่จะใช้กระแสเงินสดที่พร้อมจัดสรรส่วนที่เหลืออีก 25% เพื่อชำระคืนเงินกู้ยืมจากวงเงินสินเชื่อหมุนเวียน โดยฝ่ายบริหารระบุว่าเงินส่วนแบ่งกำไรจำนวน 0.45 ดอลลาร์ดังกล่าว คิดเป็นอัตราผลตอบแทนที่ได้รับสิทธิประโยชน์ทางภาษีเมื่อปรับเป็นรายปีที่ประมาณ 11%

ผลการดำเนินงานทางธุรกิจและการปฏิบัติการ

ขอบข่ายการดำเนินงานของ Kimbell ยังคงขยายตัวอย่างต่อเนื่องในระหว่างไตรมาส โดยจำนวนแท่นขุดเจาะเพิ่มขึ้น 2 แท่น สู่ระดับ 93 แท่น ขณะที่บริษัทบันทึกจำนวนหลุมขุดเจาะที่มีแผนพัฒนาชัดเจนในระดับสูงสุดเป็นประวัติการณ์ ทั้งนี้ ฝ่ายบริหารกล่าวว่าจำนวนหลุมดังกล่าวสูงกว่าจำนวนหลุมที่จำเป็นต่อการรักษาระดับการผลิต ซึ่งช่วยหนุนความเชื่อมั่นต่อความแข็งแกร่งของปริมาณการผลิตไปจนถึงสิ้นปีและเข้าสู่ปี 2027

แอ่งเพอร์เมียน (Permian) ยังคงเป็นแอ่งที่ใหญ่ที่สุดของ Kimbell ทั้งในแง่รายได้ ปริมาณการผลิต จำนวนแท่นขุดเจาะ หลุมที่เจาะแล้วแต่ยังไม่ได้ทำการผลิต (DUC) และใบอนุญาตขุดเจาะ โดยฝ่ายบริหารคาดว่ากิจกรรมในแอ่งที่เน้นการผลิตน้ำมัน โดยเฉพาะแอ่งเพอร์เมียน จะยังคงแข็งแกร่งภายใต้แนวโน้มเส้นโค้งราคาน้ำมันล่วงหน้าในปัจจุบัน

กิจกรรมค่าธรรมเนียมการให้เช่าสิทธิ (Lease bonus) กระจุกตัวอยู่ในแอ่งเพอร์เมียนเป็นหลักเช่นกัน โดยฝ่ายบริหารระบุว่าภาวะราคาน้ำมันที่สูงขึ้นมักจะช่วยสนับสนุนกิจกรรมการเช่าสิทธิให้คึกคักขึ้น แม้ว่ารายได้จากค่าธรรมเนียมการให้เช่าสิทธิในแต่ละไตรมาสอาจมีความผันผวนอย่างมีนัยสำคัญก็ตาม

หลังสิ้นสุดไตรมาส Kimbell ได้ปรับเพิ่มฐานการกู้ยืมและวงเงินผูกพันภายใต้วงเงินสินเชื่อหมุนเวียนที่มีหลักประกันจาก 660 ล้านดอลลาร์ เป็น 750 ล้านดอลลาร์ นอกจากนี้ บริษัทยังได้แจ้งความประสงค์ที่จะไถ่ถอน 50% ของหน่วยลงทุนบุริมสิทธิสะสมชนิดแปลงสภาพชุด A ที่เหลืออยู่ โดยคาดว่าจะเสร็จสิ้นในวันที่ 16 พฤศจิกายน 2026

การคาดการณ์ของฝ่ายบริหาร

Kimbell ยืนยันช่วงการคาดการณ์ทางการเงินและการดำเนินงานสำหรับไตรมาส 4/2026 ซึ่งเคยประกาศไว้เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2026 อีกครั้ง

ฝ่ายบริหารคาดว่ากระแสเงินสดในไตรมาสที่ 4 จะเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญเมื่อเทียบกับไตรมาสก่อนหน้า โดยระบุถึงปัจจัยราคาน้ำมันที่สูงขึ้นและความจริงที่ว่าปริมาณการผลิตน้ำมันประมาณ 84% ของคาดการณ์ในไตรมาส 4 นั้นไม่ได้ทำสัญญาประกันความเสี่ยงไว้ นอกจากนี้ บริษัทยังคาดว่ากิจกรรมการขุดเจาะที่คึกคัก โดยเฉพาะในแอ่งเพอร์เมียน และจำนวนหลุมขุดเจาะที่มีแผนพัฒนาชัดเจนในระดับสูงสุดเป็นประวัติการณ์ จะช่วยสนับสนุนการพัฒนาอย่างต่อเนื่องไปจนถึงปี 2027

ฝ่ายบริหารไม่ได้ให้ตัวเลขคาดการณ์อย่างเป็นทางการสำหรับปี 2027 ในระหว่างการแถลงผลประกอบการ อย่างไรก็ตาม ฝ่ายบริหารระบุว่ากิจกรรมที่ดำเนินอยู่อย่างต่อเนื่องในพื้นที่ถือครองเดิมและการพัฒนาชั้นหินกักเก็บเพิ่มเติมในแอ่งเพอร์เมียน อาจช่วยสนับสนุนแนวโน้มเชิงบวกที่ชัดเจนยิ่งขึ้นสำหรับปี 2027 หรือ 2028

ความเสี่ยงและประเด็นที่ต้องจับตา

• จากการที่ปริมาณการผลิตน้ำมันประมาณ 84% ของคาดการณ์ในไตรมาส 4 ไม่ได้ทำสัญญาประกันความเสี่ยงไว้ กระแสเงินสดจึงมีความอ่อนไหวอย่างมากต่อการเปลี่ยนแปลงของราคาน้ำมัน
• ฝ่ายบริหารระบุว่ารายได้จากค่าธรรมเนียมการให้เช่าสิทธิมักเข้ามาเป็นระลอก และอาจมีตั้งแต่จำนวนเล็กน้อยไปจนถึงระดับที่สูงกว่าที่คาดการณ์ไว้อย่างมีนัยสำคัญ
• บริษัทระบุว่าหลุมขุดเจาะที่ได้รับใบอนุญาตมักใช้เวลาประมาณ 6 ถึง 18 เดือนจึงจะเริ่มดำเนินการผลิตได้ ส่งผลให้กรอบเวลาในการพัฒนายังคงมีความไม่แน่นอน
• Kimbell ยังคงมองหาโอกาสในการเข้าซื้อกิจการอย่างต่อเนื่อง ควบคู่ไปกับการคงเกณฑ์ข้อกำหนดที่ว่าธุรกรรมนั้นจะต้องช่วยเพิ่มกระแสเงินสดได้ในทันที

ไฮไลต์ช่วงถาม-ตอบกับนักวิเคราะห์

ฝ่ายบริหารย้ำว่า Kimbell ตั้งใจที่จะรักษาวินัยในการเข้าซื้อกิจการตามแนวทางเดิม มากกว่าการจ่ายเงินล่วงหน้าเพื่อแลกกับศักยภาพการพัฒนาในระยะยาวที่ยังมีความไม่แน่นอน ทั้งนี้ บริษัทอาจประเมินมูลค่าให้กับชั้นหินกักเก็บที่อยู่ลึกลงไปมากขึ้น หากการพัฒนาที่กำลังดำเนินอยู่หรือที่มีอยู่เดิมรองรับสมมติฐานการลงทุน แต่การเพิ่มขึ้นของกระแสเงินสดได้ทันทียังคงเป็นสิ่งสำคัญอันดับแรก

บริษัทเน้นย้ำถึงใบอนุญาตใหม่ 10 ฉบับในเลิฟวิ่งเคาน์ตี (Loving County) ซึ่งเชื่อมโยงกับการเข้าซื้อกิจการ LongPoint ในอดีต หลุมเหล่านี้ไม่ได้รวมอยู่ในการประเมินมูลค่าเพื่อการลงทุนดั้งเดิม และ Kimbell ถือสัดส่วนผลประโยชน์ในรายได้สุทธิในหลุมดังกล่าวเกือบ 20% โดยปัจจุบันฝ่ายบริหารคาดการณ์ว่าจะสามารถเริ่มการผลิตได้ในไตรมาส 4/2027 พร้อมระบุว่าในอดีตระยะเวลาตั้งแต่ได้รับใบอนุญาตจนถึงเริ่มการผลิตมักอยู่ที่ 6 ถึง 18 เดือน

ฝ่ายบริหารประเมินว่าการเพิ่มขึ้นของจำนวนหลุม DUC และพื้นที่ที่ได้รับใบอนุญาตจากไตรมาสก่อนหน้านั้น มีสัดส่วนใกล้เคียงกันระหว่างการเข้าซื้อกิจการเมื่อเร็ว ๆ นี้ กับกิจกรรมที่เกิดขึ้นตามธรรมชาติในสินทรัพย์เดิม โดยใบอนุญาต 10 ฉบับในเลิฟวิ่งเคาน์ตีถือเป็นปัจจัยสำคัญที่หนุนให้จำนวนดังกล่าวเพิ่มขึ้น

สำหรับค่าธรรมเนียมการให้เช่าสิทธินั้น ฝ่ายบริหารแนะนำให้ใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลัง 4 ไตรมาสเพื่อการสร้างแบบจำลองทางการเงิน โดยมีแนวโน้มเอียงไปทางกิจกรรมที่อาจเพิ่มขึ้น ทั้งนี้ ความสนใจยังคงกระจุกตัวอยู่ในแอ่งเพอร์เมียน ซึ่งรวมถึงชั้นหินกักเก็บที่ผู้ดำเนินการขุดเจาะอาจมองว่ามีมูลค่าสูงขึ้นกว่าในอดีต

บทถอดเสียงการแถลงผลประกอบการฉบับเต็ม

บทถอดเสียงฉบับเต็มของการประชุมทางโทรศัพท์ผลประกอบการ

คำชี้แจงจากฝ่ายบริหาร

Operator

Greetings and welcome to the Kimbell Royalty Partners Third Quarter Earnings Conference Call.

[Operator Instructions]

Note this conference is being recorded. I will now turn the conference over to your host, Zach Vaughan. Please go ahead.

Zach Vaughan

Thank you, operator, and good morning, everyone. Welcome to the Kimbell Royalty Partners conference call to review financial and operational results for the third quarter ended September 30, 2026. This call is also being webcast and can be accessed through the audio link on the Events and Presentations page of the IR section of kimbellrp.com. Information recorded on this call speaks only as of today, November 5, 2026. So please be advised that any time-sensitive information may no longer be accurate as of the date of any replay listening or transcript reading. I would also like to remind you that statements made in today's discussion that are not historical facts, including statements of expectations or future results or future financial performance, are considered forward-looking statements made pursuant to the safe harbor provisions of the Private Securities Litigation Reform Act of 1995. We will be making forward-looking statements as part of today's call, which, by their nature, are uncertain and outside of the company's control.

Actual results may differ materially. Please refer to today's earnings release for our disclosure on forward-looking statements. These factors and other risks and uncertainties are described in detail in the company's filings with the Securities and Exchange Commission. Management will also refer to non-GAAP measures, including adjusted EBITDA and cash available for distribution. Reconciliations to the nearest GAAP measures can be found at the end of today's earnings release. Kimbell assumes no obligation to publicly update or revise any forward-looking statements. I would now like to turn the call over to Bob Ravnaas, Kimbell Royalty Partners Chairman and Chief Executive Officer. Bob?

Davis Ravnaas

Thank you, Zach, and good morning, everyone. We appreciate you joining us this morning. With me today are several members of our senior management team, including Davis Ravnaas, our President and Chief Financial Officer; Matt Daly, our Chief Operating Officer; and Blaine Rheinsberger, our Controller. To start off, we are pleased to report another outstanding quarter for Kimbell, which included record daily production, an increase in our rig count by two rigs to 93 rigs actively drilling across our acreage, and record line-of-sight wells. It has also been a busy year with M&A, and we have now closed $367 million in acquisitions since June 2026. Each of these deals is expected to add meaningful production, be accretive to cash available for distribution per unit, and drive cash flow growth for years to come.

Production during the quarter grew by 7% quarter-over-quarter, resulting in oil, natural gas, and NGL revenues of approximately $97 million, while cash G&A per BOE remained well within our third quarter guidance range, highlighting the operating leverage of our platform as we continue to grow. Activity on our acreage remains robust, with our rig count representing approximately 16% of all U.S. land rigs at quarter end. In addition, a record number of line-of-sight wells gives us confidence in the resilience of our production as we close out the year and enter 2027. This strong third quarter performance allowed us to declare a Q3 2026 distribution of $0.45 per common unit as we continue to focus on returning value to unitholders. This distribution reflects an annualized tax-advantaged yield of approximately 11%.

Looking ahead, with these recently acquired assets now in our portfolio, we are excited about the earnings power of our extended asset base. With a recent surge in oil prices, not only for the rest of the year, but also for calendar year 2027, as reflected in the futures curve, we expect activity across the Lower 48 to remain strong. We expect to particularly see strong activity across our oil-weighted basins such as the Permian, which is our largest basin by revenue, production, rig count, DUCs, and permits. We also stand to significantly benefit from higher oil prices so far in the fourth quarter, and we expect a material increase in cash flow in the fourth quarter, given that approximately 84% of our estimated fourth quarter oil production is unhedged.

We believe the current futures curve and geopolitical landscape are conducive to incremental activity over time, and we look forward to both the prospects ahead of us and the long-term growth potential of our portfolio. We are bullish about the U.S. oil and natural gas royalty industry and our role as a consolidator in the sector. We continue to believe that the transition from private to public ownership of U.S. oil and natural gas royalties is in the early stages, and we are encouraged by the opportunities in front of us. We intend to continue pursuing accretive acquisitions as we strive to expand our industry-leading portfolio of assets. I'd like to thank all of our employees for their hard work and dedication in driving Kimbell forward and for their role in helping to generate long-term unitholder value. And now I'll turn the call over to Davis.

Unknown Speaker

Thanks, Bob, and good morning, everyone. As Bob mentioned, this was another strong quarter for Kimbell. We set new records for daily production and line-of-sight wells, and activity on our acreage continued to grow. I'll start by reviewing our financial results for the quarter. Oil, natural gas, and NGL revenues totaled $96.9 million during the quarter, which included 41 days of contribution from the acquired production. Third quarter average daily production was 27,565 BOE per day, a new record for Kimbell. On the expense side, third quarter general and administrative expenses were $10.7 million, $6.3 million of which was cash G&A expense, or $2.48 per BOE, near the midpoint of our guidance range and a reflection of our continued operational discipline.

Total third quarter consolidated adjusted EBITDA was $80.4 million. You will find a reconciliation of both consolidated adjusted EBITDA and cash available for distribution at the end of our news release. This morning, we announced a cash distribution of $0.45 per common unit for the third quarter. This represents a cash distribution payment to common unitholders that equates to 75% of cash available for distribution, and the remaining 25% will be used to pay down a portion of the outstanding borrowings under Kimbell's secured revolving credit facility. We estimate that approximately 76% of this distribution will be considered return of capital and not subject to dividend taxes, further enhancing the after-tax return to our common unitholders.

Moving now to our balance sheet and liquidity, at September 30, 2026, we had approximately $535.8 million in debt outstanding under our secured revolving credit facility, which represented a net debt to trailing 12 months consolidated adjusted EBITDA of approximately 1.5x. We also had approximately $124.2 million in undrawn capacity under that facility at quarter end. Subsequent to quarter end, on October 15, we increased the borrowing base and elected commitments on Kimbell's secured revolving credit facility from $660 million to $750 million in connection with our fall redetermination. This increase reflects the growth of our asset base and provides additional financial flexibility and liquidity as we continue to pursue accretive acquisitions.

In addition, on October 16, Kimbell gave notice to redeem 50% of the remaining Series A cumulative convertible preferred units. After closing, which is expected to occur on November 16, the face value of the remaining outstanding preferred units will be less than 3% of Kimbell's $2.8 billion enterprise value. This further simplifies our capital structure and lowers our cost of capital. We continue to maintain a conservative balance sheet and remain very comfortable with our strong financial position, ample liquidity, and the ongoing support of our bank partners. Today, we are also reaffirming our financial and operational guidance ranges for the fourth quarter of 2026.

As a reminder, our outlook for the fourth quarter was included in the guidance release that was issued on August 24, 2026. We are confident about the prospects for continued development through year-end and into 2027, given the number of rigs actively drilling on our acreage, especially in the Permian, higher oil prices, and our record number of line-of-sight wells exceeding our maintenance well count. In closing, we believe Kimbell is very well positioned for the long term. The U.S. oil and natural gas royalty sector is highly fragmented and estimated at over $850 billion in size, giving us a significant runway for continued consolidation. We believe that our capital-light model and diversified portfolio across the leading U.S. basins allows us to generate durable cash flow and deliver attractive returns to unitholders for years to come. With that, operator, we are now ready for questions.

Operator

[Operator Instructions]

And our first question will come from Tim Rezvan with KeyBanc Capital Markets.

ช่วงถาม-ตอบ

Timothy Rezvan

Good morning, folks. Thank you for taking our questions.

Unknown Speaker

Good morning, Tim.

Timothy Rezvan

I want to start – we noticed one of your large peers who operates in the Permian has been acquiring royalties with more of a longer-term focus as the deeper Permian zones get delineated. Some of these transactions are really not accretive on day 1, but have sort of longer-term value. Is that something that Kimbell would sort of entertain as you think about M&A, or are you going to stick with your kind of day-one accretion blueprint?

Unknown Speaker

I think we want to stick to our existing methodology. Obviously the other ventures that are being developed are not lost on us. We have significant exposure to Woodford, Barnett, all of those different zones across all of the acquisitions that we've made. At the time that we made those acquisitions, for the most part, we gave very little, if any, credit to those zones just because they hadn't been developed at the time. It's just part of our conservative underwriting process. We will, however, give credit to them in cases where we see that there is ongoing development or existing development of those benches. So I'd say that it's important to us that every time we make an acquisition that it's immediately accretive to cash flow, but we are going to give increasing value to benches that are being developed at this time.

And I would add that that's been a huge boon to us as we look back at our acquisitions that we've made in the Permian. Again, we gave very little credit to those areas, and we expect to get tremendous benefits from those as they are developed in the future. We do believe in them, and we think it's a very viable play. So...

Timothy Rezvan

Okay, I appreciate the context there. Following up, you mentioned it in your prepared comments, the line-of-sight wells now trending well above your maintenance level. I know you're not going to give a 2027 guide out there, but is there a reason to think that you could have some kind of modest inflection from where you are today, given that stronger visibility on production to come?

Unknown Speaker

Yes, yes. I mean, that was something that was very positive that we noticed across our asset base this quarter. We had 10 new permits come in in Loving County for wells that were not included in our underwriting, that were allocated to the LongPoint acquisition we made years ago. And that kind of feeds in a little bit, Tim, to my previous comment, which is we're starting to see other benches, different spacing being applied to these areas. So we had 10 permits where we have almost a 20% NRI. Of those permits, we have those coming online in the fourth quarter of 2027. It might happen sooner, it might happen later. Our experience with permits is it's usually 6 to 18 months, so midpoint 12 months. If you run the math on that, you can run your own math, but the cash flow associated with 10 20% NRI wells is tremendous. Again, that's something that we didn't pay for at the time of underwriting, so a nice tailwind that we have on that front. If we continue to see activity like that on the acreage that you were talking about in your first question, that would probably indicate some sort of more bullish guidance for 2027 or 2028 going forward.

It's been a really nice development to see.

Timothy Rezvan

All right, that's great. Thank you.

Unknown Speaker

Thank you.

Operator

[Operator Instructions]

And we will go next to Nick Armato with Texas Capital.

Unknown Speaker

Good morning, team. For my first one, lease bonuses were strong again this quarter. Can you help frame your outlook for them moving forward and discuss where you're currently seeing the most leasing activity across the portfolio? Are there any emerging areas where leasing activity suggests operator interest is increasing before it becomes visible on the drill bit?

Unknown Speaker

Yes, great question. You know, in these higher oil price environments, you tend to see greater lease bonuses. For modeling purposes, just to be conservative, I would take a trailing 4-quarter average and apply that going forward, but with maybe a bias towards more activity. It comes in waves. Some quarters we have de minimis lease bonus, some quarters it exceeds our expectations dramatically. I would say that it's mostly focused on the Permian. We're seeing some increased lease bonus activity in other areas as well, but the Permian continues to be the main driver. And again, it's folks that are looking to different benches in the Permian that they now believe have greater value than perhaps they did in the past and therefore justify increased interest in leasing activity. So I think that when you're dealing with a portfolio of assets like ours that are so diverse in nature with broad growth footprints, I would expect that we would continue to see significant leasing activity across those areas.

Unknown Speaker

Perfect. And then maybe just for my follow-up, you saw a meaningful sequential increase in the net DUC count and permit locations, which you've highlighted. Can you maybe just help characterize that increase and how much was attributed to some of the recent acquisitions versus organic increase in activity across the legacy acreage?

Unknown Speaker

It's a combination of both, obviously. I wouldn't have a split in front of me between the acquisition inventory that we've acquired versus organic. I would say the biggest driver of that are the 10 wells, the 10 permits that I mentioned just back on the last call. That was a meaningful boost, and that was on our legacy position, obviously, an acquisition that we made 3 or 4 years ago. So I would say it's evenly split between the two. If I had to handicap it, I'd say that most of that increase in inventory is probably attributable to... I'd say it's about 50/50 between acquisitions and legacy properties.

Unknown Speaker

Perfect. I appreciate it. I'll turn it back to the operator. Thank you.

Unknown Speaker

Thank you.

Operator

And this now concludes our question and answer session. I would like to turn the floor back over to management for closing comments.

Davis Ravnaas

Thank you for joining us this morning. We look forward to speaking with you again next quarter. This completes today's call.

Operator

Ladies and gentlemen, thank you for your participation. This does conclude today's teleconference. You may disconnect your lines and have a wonderful day.

This live transcript is auto-generated without human intervention or review.