การประชุมรายงานผลประกอบการไตรมาส 3 ปี 2026 ของ Texas Pacific Land Corporation (TPL): รายได้และปริมาณการผลิตทำสถิติสูงสุดใหม่

ประเด็นสำคัญ

• Texas Pacific Land Corporation รายงานรายได้รวม กำไรสุทธิ และกระแสเงินสดอิสระสูงสุดเป็นประวัติการณ์ติดต่อกันเป็นไตรมาสที่ 3 โดยรายได้ในไตรมาส 3/2026 แตะที่ 273 ล้านดอลลาร์ เพิ่มขึ้น 35% เมื่อเทียบเป็นรายปี และเพิ่มขึ้น 11% เมื่อเทียบเป็นรายไตรมาส
• EBITDA ที่ปรับปรุงแล้วเพิ่มขึ้น 37% เมื่อเทียบเป็นรายปี สู่ระดับ 238 ล้านดอลลาร์ คิดเป็นอัตรากำไร EBITDA ที่ปรับปรุงแล้วที่ 87% ขณะที่กระแสเงินสดอิสระเพิ่มขึ้น 39% สู่ระดับ 170 ล้านดอลลาร์
• ปริมาณการผลิตน้ำมันจากค่าภาคหลวงทำสถิติสูงสุดเป็นประวัติการณ์รายไตรมาสที่ 17,100 บาร์เรลต่อวัน ขณะที่ปริมาณการผลิตรวมทำสถิติสูงสุดที่ 42,300 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน
• ราคาขายก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงปรับตัวดีขึ้นจาก 0.40 ดอลลาร์ต่อพันลูกบาศก์ฟุตในไตรมาส 2 สู่ระดับ 2.40 ดอลลาร์ในไตรมาส 3 เนื่องจากกำลังการขนส่งผ่านท่อส่งก๊าซเพิ่มเติมในแถบเพอร์เมียนช่วยบรรเทาปัญหาคอขวดและส่วนต่างราคาในภูมิภาค
• ปริมาณค่าภาคหลวงน้ำที่ผลิตได้จากหลุมปิโตรเลียมเพิ่มขึ้น 14% เมื่อเทียบเป็นรายไตรมาส และเพิ่มขึ้น 27% เมื่อเทียบเป็นรายปี สู่ระดับสูงสุดเป็นประวัติการณ์ที่ 5.5 ล้านบาร์เรลต่อวัน ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำทรงตัวเมื่อเทียบเป็นรายไตรมาสที่ 672,000 บาร์เรลต่อวัน
• TPL สิ้นสุดไตรมาสด้วยเงินสด 370 ล้านดอลลาร์ โดยไม่มีหนี้สิน และมีวงเงินสินเชื่อที่ยังไม่ได้เบิกใช้อีก 500 ล้านดอลลาร์ นอกจากนี้ หลังสิ้นสุดไตรมาสดังกล่าว บริษัทยังได้เข้าซื้อพื้นที่ผิวดินประมาณ 9,700 เอเคอร์ และพื้นที่สิทธิการรับค่าภาคหลวงสุทธิ 238 เอเคอร์ในเคาน์ตีมิดแลนด์และกลาสค็อก

ข้อมูลทางการเงินที่สำคัญ

ผลการดำเนินงานทางธุรกิจและการปฏิบัติการ

ค่าภาคหลวงน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ

ปริมาณการผลิตที่ได้รับค่าภาคหลวงได้รับอานิสงส์จากการพัฒนาอย่างต่อเนื่องในพื้นที่ของ TPL และราคาขายสินค้าโภคภัณฑ์จริงที่เอื้ออำนวย โดยการผลิตน้ำมันแตะที่ 17,100 บาร์เรลต่อวัน ขณะที่การผลิตรวมเพิ่มขึ้นสู่ระดับ 42,300 บาร์เรลเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อวัน ซึ่งทั้งสองตัวเลขต่างทำสถิติสูงสุดเป็นประวัติการณ์รายไตรมาส

TPL ยังคงไม่มีการทำสัญญาป้องกันความเสี่ยง (Hedging) ใด ๆ ซึ่งช่วยให้บริษัทได้รับประโยชน์อย่างเต็มที่จากราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้นอันเนื่องมาจากความขัดแย้งที่ยืดเยื้อในตะวันออกกลาง ขณะเดียวกัน ผู้บริหารยังระบุถึงจำนวนแท่นขุดเจาะในแถบเพอร์เมียนที่เพิ่มขึ้น และใบอนุญาตขุดเจาะหลุมแนวนอนใหม่ที่ทำสถิติสูงสุด ว่าเป็นปัจจัยบ่งชี้ที่สนับสนุนกิจกรรมการดำเนินงานในอนาคต

ราคาขายก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงเพิ่มขึ้นสู่ระดับ 2.40 ดอลลาร์ต่อพันลูกบาศก์ฟุต จาก 0.40 ดอลลาร์ในไตรมาส 2 แม้ว่าราคาอ้างอิง Henry Hub จะค่อนข้างทรงตัวก็ตาม ซึ่งผู้บริหารระบุว่าการปรับตัวดีขึ้นนี้เป็นผลมาจากกำลังการขนส่งของท่อส่งก๊าซใหม่ที่ช่วยลดความแออัดที่ศูนย์กระจายก๊าซ Waha Hub และทำให้ส่วนต่างราคาฐาน (Basis differentials) แคบลง

ณ สิ้นไตรมาส TPL มีหลุมเจาะที่อยู่ในแผนพัฒนาอย่างชัดเจนสุทธิ 16.8 หลุม ประกอบด้วยหลุมที่ได้รับใบอนุญาตสุทธิ 5.7 หลุม หลุมที่เจาะแล้วแต่ยังไม่เสร็จสมบูรณ์ (DUC) สุทธิ 8.6 หลุม และหลุมที่เสร็จสมบูรณ์แล้วแต่ยังไม่เริ่มผลิตสุทธิ 2.5 หลุม โดยปริมาณหลุมในคลังลดลงเนื่องจากผู้ดำเนินการเร่งเปลี่ยนหลุม DUC และหลุมที่เสร็จสมบูรณ์เข้าสู่กระบวนการผลิตเร็วกว่าการขุดเจาะหลุมใหม่เข้ามาทดแทน

สัญญาเช่าผิวดิน ทางภาระจำยอม และวัสดุ

รายได้จากสัญญาเช่าผิวดิน ทางภาระจำยอม และวัสดุ มีมูลค่ารวม 36 ล้านดอลลาร์ เพิ่มขึ้น 53% เมื่อเทียบเป็นรายไตรมาส โดยการเติบโตดังกล่าวมาจากโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติเหลว ไฟฟ้า และสาธารณูปโภค ทั่วพื้นที่ถือครองที่ดินของ TPL

ผู้บริหารระบุว่า ทางตะวันตกของรัฐเท็กซัสยังคงอยู่ในช่วงเริ่มต้นของการขยายโครงสร้างพื้นฐานที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาภาคอุตสาหกรรม การผลิต พลังงาน และดาต้าเซ็นเตอร์

การดำเนินงานด้านน้ำ

ปริมาณยอดขายน้ำเฉลี่ยอยู่ที่ 672,000 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งใกล้เคียงกับไตรมาส 2 โดยผู้บริหารกล่าวว่ากิจกรรมการทำหลุมให้เสร็จสมบูรณ์ฟื้นตัวช้า ขณะที่ราคาก๊าซในภูมิภาคที่ซบเซามีส่วนทำให้กิจกรรมย้ายจากแอ่งเดลาแวร์ไปยังแอ่งมิดแลนด์ และย้ายจากเท็กซัสไปยังนิวเม็กซิโก

ปริมาณค่าภาคหลวงจากน้ำที่ผลิตได้จากหลุมปิโตรเลียมแตะระดับสูงสุดเป็นประวัติการณ์ที่ 5.5 ล้านบาร์เรลต่อวัน ทั้งนี้ กิจกรรมการทำหลุมให้เสร็จสมบูรณ์ที่ชะลอตัวลงยังส่งผลให้ปริมาณน้ำที่ต้องนำไปกำจัดทิ้งแทนการรีไซเคิลเพิ่มสูงขึ้น ซึ่งช่วยหนุนปริมาณน้ำที่ถูกขนส่งผ่านที่ดินของ TPL เพื่อนำไปอัดฉีดกลับลงใต้ดิน

สำหรับโรงงานแยกเกลือออกจากน้ำ Orla ระยะที่ 2b ยังคงอยู่ระหว่างการทดสอบเดินเครื่องโดยใช้น้ำเกลือสังเคราะห์ ส่วนพื้นที่ฟื้นฟูทุ่งหญ้าที่อยู่ติดกันนั้นเสร็จสมบูรณ์แล้ว และ TPL คาดว่าจะเริ่มส่งน้ำที่ผลิตได้จริงจากแหล่งขุดเจาะเข้าสู่โรงงานภายในสิ้นปีนี้ ขึ้นอยู่กับความคืบหน้าของการทดสอบระบบ

ดาต้าเซ็นเตอร์และโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงาน

TPL เปิดเผยว่า ข้อตกลงเชิงพาณิชย์สำหรับหลายโครงการยังอยู่ระหว่างการเจรจา แม้ว่าการวางแผนโครงการ การออกแบบ การตรวจสอบสถานะ และงานภาคสนามจะมีความคืบหน้าแล้วก็ตาม โดยบริษัทคาดว่าจะใช้จ่ายเงินลงทุนในปี 2027 สำหรับโครงสร้างพื้นฐานการกระจายและบำบัดน้ำเพื่อรองรับการให้บริการขั้นต้นแก่โครงการพลังงานและดาต้าเซ็นเตอร์

ผู้บริหารรายงานว่า ยังคงมีการยื่นข้อเสนอโครงการและการสอบถามข้อมูลเข้ามาในระดับสูงอย่างต่อเนื่อง แต่ยังไม่ได้ประกาศข้อตกลงเชิงพาณิชย์รายใหญ่ฉบับใหม่ ทั้งนี้ TPL กำลังวางตำแหน่งธุรกิจน้ำแบบครบวงจรของบริษัทเพื่อจัดหาน้ำที่ไม่ใช่น้ำดื่ม น้ำดื่ม และน้ำปราศจากแร่ธาตุคุณภาพสูง

มุมมองของผู้บริหาร

ผู้บริหารคาดการณ์ว่า ในช่วงหลายไตรมาสข้างหน้า ผลการดำเนินงานของธุรกิจเดิมของ TPL จะแข็งแกร่งขึ้น โดยชี้ไปที่การออกใบอนุญาตที่เพิ่มขึ้น จำนวนแท่นขุดเจาะในแอ่งที่ปรับตัวสูงขึ้น และกำหนดการทำหลุมเจาะน้ำให้เสร็จสมบูรณ์ที่แข็งแกร่งขึ้นในไตรมาส 4

บริษัทเชื่อว่ากิจกรรมแท่นขุดเจาะที่เพิ่มขึ้นจะช่วยสร้างสมดุลระหว่างการนำหลุม DUC มาใช้กับการขุดเจาะใหม่ได้ในที่สุด นอกจากนี้ ผู้บริหารยังกล่าวอีกว่า มีความเป็นไปได้สูงขึ้นเรื่อย ๆ ที่การผลิตน้ำมันในแอ่งเพอร์เมียนจะทำสถิติสูงสุดใหม่อีกครั้งในปี 2027 แม้ว่านี่จะเป็นการประเมินเบื้องต้นในปัจจุบัน ไม่ใช่การคาดการณ์ปริมาณการผลิตอย่างเป็นทางการก็ตาม

ในส่วนของโครงการแยกเกลือออกจากน้ำ TPL วางแผนที่จะเปลี่ยนผ่านจากการใช้น้ำเกลือสังเคราะห์ไปสู่น้ำที่ผลิตได้จริงจากแหล่งขุดเจาะภายในสิ้นปีนี้ โดยกำหนดเวลาและขนาดของโรงงานเชิงพาณิชย์จะขึ้นอยู่กับการหารือกับผู้ประกอบการต้นน้ำและลูกค้าระดับไฮเปอร์สเกลของดาต้าเซ็นเตอร์

ความเสี่ยงและประเด็นที่ต้องจับตา

• หน่วยงานกำกับดูแลของรัฐเท็กซัสได้รับคำสั่งให้ตรวจสอบการเชื่อมต่อโครงข่ายไฟฟ้าสำหรับโหลดขนาดใหญ่ และระงับการออกใบอนุญาตดาต้าเซ็นเตอร์เป็นการชั่วคราวเพื่อรอผลการตรวจสอบดังกล่าวและการพิจารณาด้านสิ่งแวดล้อมเพิ่มเติม ซึ่งผู้บริหารคาดว่าอาจส่งผลให้การออกใบอนุญาตล่าช้าในระยะสั้น
• แนวทางนโยบายเฉพาะเจาะจงของผู้ว่าการรัฐเท็กซัสคนใหม่ยังไม่มีความชัดเจน อย่างไรก็ดี TPL คาดว่าแนวทางโดยรวมของรัฐต่อการพัฒนาดาต้าเซ็นเตอร์จะยังคงดำเนินไปอย่างรอบคอบ มากกว่าการสั่งห้ามอย่างเด็ดขาดครอบคลุมทั้งหมด
• ใบอนุญาตด้านมลพิษทางอากาศ ความพร้อมด้านน้ำ การมีส่วนร่วมของชุมชน การจราจร เสียงรบกวน และความคุ้มค่าด้านราคาพลังงาน ยังคงเป็นปัจจัยสำคัญที่ต้องพิจารณาสำหรับโครงการดาต้าเซ็นเตอร์ในแถบเวสต์เท็กซัส
• ปริมาณหลุมเจาะคงคลังในระยะสั้นปรับตัวลดลงเนื่องจากผู้ดำเนินการได้นำหลุม DUC และหลุมที่เสร็จสมบูรณ์แล้วเข้าสู่การผลิต โดยการเติมเต็มหลุมเจาะใหม่จะขึ้นอยู่กับการเพิ่มแท่นขุดเจาะและขีดความสามารถด้านการขุดเจาะด้วยแรงดันน้ำอย่างต่อเนื่อง
• การย้ายกิจกรรมการดำเนินงานระหว่างแอ่งเดลาแวร์และแอ่งมิดแลนด์ รวมถึงระหว่างรัฐเท็กซัสและรัฐนิวเม็กซิโก อาจส่งผลกระทบต่อสัดส่วนยอดขายน้ำและความต้องการด้านโครงสร้างพื้นฐานของ TPL

ประเด็นเด่นจากช่วงถาม-ตอบกับนักวิเคราะห์

นักวิเคราะห์ให้ความสนใจอย่างมากต่อผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงทางการเมืองในรัฐเท็กซัสที่มีต่อการพัฒนาดาต้าเซ็นเตอร์ ซึ่งผู้บริหารยอมรับว่าการขอใบอนุญาตอาจทำได้ยากขึ้นและส่งผลต่อกรอบเวลาของโครงการในระยะสั้น อย่างไรก็ตาม ผู้บริหารระบุว่า เวสต์เท็กซัสยังคงมีความเหมาะสมอย่างยิ่งสำหรับการประมวลผลขนาดใหญ่ เนื่องจากทำเลที่ตั้งอยู่ในพื้นที่ชนบท แหล่งทรัพยากรก๊าซธรรมชาติ ความพร้อมของน้ำที่ไม่ใช่น้ำดื่ม และการเปิดรับการพัฒนาอุตสาหกรรมของชุมชน

สำหรับธุรกิจหลัก ผู้บริหารชี้ให้เห็นถึงจำนวนใบอนุญาตที่เพิ่มขึ้น ปริมาณแท่นขุดเจาะที่สูงขึ้น และกำหนดการทำหลุมเสร็จสมบูรณ์ในไตรมาส 4 ที่แข็งแกร่งขึ้น ซึ่งเป็นหลักฐานบ่งชี้ถึงกิจกรรมที่ฟื้นตัวดีขึ้น นอกจากนี้ TPL ยังกำลังขยายขีดความสามารถด้านน้ำในนิวเม็กซิโกและแอ่งมิดแลนด์ ควบคู่ไปกับการพัฒนาทางเลือกในการกำจัดน้ำออกนอกแอ่งและการแยกเกลือออกจากน้ำ เพื่อรองรับปริมาณน้ำในแอ่งเดลาแวร์ที่จะเพิ่มขึ้นในท้ายที่สุด

เกี่ยวกับการแยกเกลือออกจากน้ำ ผู้บริหารกล่าวว่าระยะต่อไปจะขึ้นอยู่กับอุปสงค์เชิงพาณิชย์จากทั้งผู้ประกอบการต้นน้ำและลูกค้าระดับไฮเปอร์สเกล โดยการประยุกต์ใช้กับดาต้าเซ็นเตอร์ที่อาจเกิดขึ้นและอยู่ระหว่างการพิจารณา ได้แก่ การใช้น้ำที่ผลิตได้จากหลุมปิโตรเลียม การดักจับความร้อนเหลือทิ้ง กระบวนการที่ใช้ความเย็นเยือกแข็ง และการระบายความร้อนโดยตรงที่ชิป

บทถอดเสียงการแถลงผลประกอบการฉบับเต็ม

บทถอดเสียงฉบับเต็มของการประชุมทางโทรศัพท์ผลประกอบการ

คำชี้แจงจากฝ่ายบริหาร

Operator

Greetings. Welcome to the Texas Pacific Land Corporation Third Quarter 2026 Earnings Conference Call. [Operator Instructions] Please note, this conference is being recorded. I will now turn the conference over to Shawn Amini, Vice President of Finance and Investor Relations at Texas Pacific Land Corporation. Thank you. Shawn, you may begin.

Shawn Amini

Thank you for joining us today for Texas Pacific Land Corporation's Third Quarter 2026 Earnings Conference Call. Yesterday afternoon, the company released its financial results and filed its Form 10-Q with the Securities and Exchange Commission, which is available on the Investors section of the company's website at www.texaspacific.com.

As a reminder, remarks made on today's conference call may include forward-looking statements. Forward-looking statements are subject to risks and uncertainties that may cause actual results to differ materially from those discussed today. We do not undertake any obligation to update our forward-looking statements in light of new information or future events.

For a more detailed discussion of the factors that may affect the company's results, please refer to our earnings release for this quarter and our recent SEC filings. During this call, we will also be discussing certain non-GAAP financial measures. More information about and reconciliations of these non-GAAP financial measures are contained in our earnings release for this quarter and our SEC filings.

Please also note, we may at times refer to our company by its stock ticker, TPL. This morning's conference call is hosted by TPL's President and Chief Executive Officer, Ty Glover; TPL's Chief Financial Officer, Chris Steddum; and Executive Vice President of Texas Pacific Water Resources, Robert Crain. Management will make some prepared comments, after which we will open the call for questions. Now, I will turn the call over to Ty.

Tyler Glover

Good morning, everyone. For the third consecutive quarter, TPL generated record quarterly total revenue, net income and free cash flow. These results were supported by continued strong development activity across our royalty acreage, supportive commodity price realizations, increased pipeline easement revenue and record produced water royalty volumes.

Starting with oil and gas royalties, oil production of 17,100 barrels per day and total daily production of 42,300 barrels of oil equivalent per day both represent quarterly records. Record production is notable given that oil entered this year below $60 per barrel and upstream operators collectively were dropping rigs.

Oil and gas royalty revenues have benefited from sustained high oil prices as conflict in the Middle East has persisted. We have been and continue to remain today completely unhedged, allowing us to realize the full upside to elevated oil prices. Over the last few months, we have seen an acceleration in Permian activity levels, which we believe will support strong growth for TPL in the basin overall.

Operators were initially cautious for the first part of 2026, unsure of how long the Middle East conflict and higher oil prices would last. In the third quarter of this year, rig counts inflected higher and new permits for horizontal wells set a basin record.

As oil prices have remained strong, we expect the outlook for near-term basin growth to strengthen. New natural gas pipeline capacity has helped to debottleneck the in-basin gas glut, which has alleviated negative prices at the Waha Hub and compressed local basis differentials to U.S. Gulf Coast markets.

TPL's natural gas price realizations improved from $0.40 per thousand cubic feet in the second quarter to $2.40 in the third quarter despite relatively flat benchmark Henry Hub pricing over the same period. The natural gas pipeline egress in the Permian expected to expand substantially in coming years. We're optimistic that prolonged periods of negative prices and wide basis for in-basin gas are behind us.

Our surface leases, easements and materials business, which we refer to as SLEM, had a great quarter with quarterly revenues of $36 million, a 53% sequential increase. Performance was driven by natural gas, natural gas liquids, electric and utility infrastructure growth across our land position.

We're still in the early stages of growth in West Texas for new infrastructure across industrial, manufacturing, power and data centers, and our massive land footprint is well positioned to benefit. We are also investing in additional surface-related opportunities to capture this industrial boom.

Turning to our water business. Water sales volumes were 672,000 barrels per day for the quarter, roughly flat sequentially. Completion activity in the Permian has been slow to ramp even as oil prices have stayed high. Due to weak in-basin gas pricing for most of this year, we've seen an intra-basin shift from the Delaware to Midland as well as an intra-Delaware shift from Texas to New Mexico. In response, we've been increasing our efforts to expand our reach into New Mexico and Midland Basin more broadly.

Our ability to procure produced water for recycling is a major factor that allows us to maintain a presence in New Mexico, especially given operator preferences to reduce disposal needs. Although our acreage is less concentrated in the Midland Basin, we leverage third-party disposal systems on and off our acreage to facilitate completion water sales.

Beyond some of these regional intra-basin dynamics, the near-term water sales outlook for the Permian overall is constructive. As noted, the Permian's record new permits and rising rig counts are leading indicators of higher completion activity and corresponding higher water demand. Produced water royalties had an excellent quarter with record revenue and volumes.

Volumes reached a record 5.5 million barrels per day, which represents growth of 14% sequentially and 27% year-over-year. The near-term and long-term fundamental backdrop for Permian produced water remains strong as activity levels and rising water-to-oil ratios support volume growth.

Recent performance has also been supported by an additional factor. As completion activity declined in the first half of this year, produced water that would otherwise have been recycled for completions instead requires injection into pore space. Thus, more volumes have to move across TPL land for injection into pore space directly on or adjacent to us. This dynamic creates a natural hedge for our water business. Periods of tepid demand for completion water can simultaneously provide tailwinds for our produced water royalties.

Turning to produced water desalination and beneficial reuse. We have made encouraging progress at our Orla Phase 2b facility during the quarter. Our adjacent grassland rehabilitation plot is complete and ready to receive water under our approved land application permit.

With respect to our Texas Pollutant Discharge Elimination System, or TPDES, permit, we hope to receive the final draft of the discharge permit from the TCEQ shortly. In August, we held an on-site grand opening ceremony, which hosted more than 150 guests from across the industry, local and state government, research community, major energy companies and hyperscalers.

Since then, our commissioning process continues, we are inletting increasing concentrations of synthetically produced water brine as we test and calibrate equipment, finalize various process integrations and develop standard operating procedures. Additionally, we are establishing the data collection framework that will allow longer-term efficiency tracking and optimization of the desalination process.

By the end of the year, we hope to flow field-produced water into the Orla facility. We also continue to work on designs related to data center and power generation specific research and development initiatives to further the co-location of produced water desalination facilities.

Turning to our data center efforts. We're working diligently on a number of projects throughout our land position, although commercial agreements are still being negotiated, a significant amount of diligence, project planning and design and site work has progressed.

Recent regulatory moratoriums and new incoming governor at the state level are a couple more things the industry will have to navigate. The outgoing Texas governor directed regulators and ERCOT to conduct a verification and audit for grid-connected projects in ERCOT's large load interconnection process.

Subsequently, the governor also directed the TCEQ to pause issuance of permits to data centers pending the ERCOT review and incorporating other incremental environmental items. And although it's still early, we believe the new incoming governor will take a similarly measured approach to data center development in the state.

With much of West Texas data center projects anticipated to be behind the meter and in relatively rural areas, it does reduce some complexity relative to grid-connected projects that have to undergo interconnection studies. Air permits, water and community engagement remain pertinent for projects and significant focus points for many developers.

It's worth noting that these elements were already major points of emphasis from developers preceding the governor directive and recent election. These actions to date add to the diligence checklist, but these are not viewed as a blanket ban.

Furthermore, and this is true regardless of who's in power, virtually every hyperscaler and AI lab customer we're working with has been extremely focused on minimizing environmental and affordability externalities while maximizing community benefit. This dynamic is largely why these deals take so long to finalize.

Economic terms are obviously important, but customers want to ensure these community issues are proactively resolved and ultimately a net benefit to the local population. In total, we have not sensed waning motivation from landowners, developers and customers to get hyperscale projects built.

As it stands today, we expect to spend capital next year on water-related distribution and treatment infrastructure to serve the initial in-service of power and data center projects. Developers of gigawatt scale infrastructure have spent a lot of time optimizing designs for the unique attributes of West Texas and the scope of these projects continues to evolve. We're collaborating closely with the developers on land, water and easements. For water, quality specification and quantity span across a wide gamut.

TPL's water business is vertically integrated and capable of providing high volumes of non-potable, potable and high-spec demineralized water. Inbounds for quotes and RFPs remain very high, and we've established commercial teams dedicated solely to data center and power customers. We don't have a new major announcement today, but the backlog is robust, and we're well positioned to bring multiple hyperscale projects to West Texas in the near term. And with that, I'll hand the call over to Chris.

Chris Steddum

Thanks, Ty. Consolidated revenues during the third quarter of 2026 were approximately $273 million. This was an all-time high, up 11% sequentially and 35% year-over-year. Consolidated adjusted EBITDA was $238 million, which was up 11% sequentially and 37% year-over-year.

Our adjusted EBITDA margin for the quarter was 87%. Free cash flow was $170 million, which was up 10% sequentially and 39% year-over-year. Net income was $167 million, or $2.42 per diluted share, up 38% year-over-year.

Moving to our well inventory. As of quarter end, TPL had 5.7 net permitted wells, 8.6 net drilled but uncompleted wells, commonly referred to as DUCs and 2.5 net completed, but not producing wells, which we refer to as CUPs. This amounts to 16.8 net line-of-sight wells. Well inventory has declined from recent levels. However, new wells placed on production still supported continued production growth for TPL.

As Ty noted, operators spent the first part of the year drawing down DUCs and CUPs to support strong levels of new wells placed on production. High oil prices incentivize this behavior. With the rigs largely declining, well inventory was converted to production faster than new spuds could replenish inventory. The same dynamic has played out basin-wide. The Permian is setting new highs for oil production, while DUC inventory is down from a year ago.

Over the long term, however, wells turned to sales are limited by how many wells operators spud and complete and DUC inventory is finite. We just started seeing rig additions in the third quarter, which should continue to rise through year-end. As rig counts rise and new spuds increase, the DUC drawdown will level off as new wells drilled and new wells placed on production come into balance.

Historically, sustained high oil prices lead operators to build DUCs and record new horizontal well permits in the third quarter suggest the Permian is currently on the same path. All that said, we're not concerned by the drop in near-term well inventory. DUCs and CUPs can naturally be replenished as rigs and frac spreads are added.

Despite entering 2026 with 5-handle oil, the Permian will once again set a new oil production record this year. And given the activity ramp we're now seeing, it's looking increasingly certain that 2027 will also be another record production year. From our vantage point, the Permian oil machine and by extension, TPL is not even close to slowing down.

Turning to our balance sheet. At quarter end, TPL had $370 million of cash and cash equivalents and no debt with our $500 million credit facility remaining undrawn. After quarter end, we acquired approximately 9,700 surface acres and 238 net royalty acres in Midland and Glasscock counties.

This acreage sits in a high-quality subregion within the Midland Basin and is checkerboarded with 4 legacy TPL sections. The acquired acreage currently generates cash flow from source and produced water, SLEM and mineral interest. The acquisition augments our Midland Basin footprint where we can apply our existing commercial capabilities and expand capture on and off ranch.

Post acquisition, we continue to maintain a pristine balance sheet. We have tremendous flexibility to create value for shareholders as this is an opportunity-rich environment across organic investment, bolt-ons and M&A. We can also opportunistically lean into buybacks given the recent volatility induced by midterms and perceived impacts on the energy and data center industries in Texas.

Meanwhile, current high oil prices augments our free cash flow profile, enabling us to efficiently recycle cash towards attractive growth opportunities or expanded return of capital to shareholders. We remain very focused and disciplined as we look to maximize long-term intrinsic value per share. And with that, operator, we will now take questions.

Operator

[Operator Instructions] Our first question is from Derrick Whitfield with Texas Capital.

ช่วงถาม-ตอบ

Derrick Whitfield

Congrats on a very strong quarter. I'd like to start with the market and political landscape given the impact it had on your stock yesterday. The Blue Wave and change in Texas Governor leadership is perceived to be a headwind to your business. As I think about it, any political or regulatory rebuke against data centers actually makes the case for what you're pursuing with Bolt even stronger, not weaker. A, is that a fair assessment? And b, if so, what's your greatest concern in the new political landscape?

Tyler Glover

Thanks, Derrick. I think that's a fair assessment. Did things get slightly more difficult in Texas? Yes, but they certainly haven't gotten any easier in any other states. So I think the political change, one, just makes us more bullish on West Texas for data centers and compute.

When you think about the concerns of the governor, those are the same concerns that we've been hearing from local communities that we've been talking to out there for the last 1.5 years. And so we've already started working to design these facilities to address those concerns like cheaper power, concerns around using municipal water, traffic and noise.

So I think the type of site that we are trying to build will become the blueprint for how you have to build these things in Texas. And I think the lack of population in West Texas, cheap gas, abundant water, brackish non-potable water, all makes West Texas just the place for large-scale compute to be built.

So again, we're just more bullish. Does it affect the timing of some of these projects in the near term? Yes. But I think it's a net positive for the long-term value proposition for TPL and West Texas more broadly. So look, I think will we have to figure out how to navigate this in the near term? Certainly. But again, I think it's a net positive for TPL and we're just more and more bullish as we go on the value proposition for power generation and compute in West Texas.

Derrick Whitfield

Terrific. And regarding the base business, just on the intra-basin and across basin moves you noted, could you -- I guess, how would you characterize from what you've seen today, how the production and water trajectories look over the next couple of quarters? I'm not asking for like a 2027 guide, but just with how you see the pieces that have moved to date, just how do you think that looks for the business, that base business?

Tyler Glover

Well, we've definitely seen an uptick in permitting. The overall basin rig count is climbing. The percentage of rigs on our acreage versus the basin has continued to climb. Our completion schedule on the water side is much more robust for the fourth quarter than it was third quarter. So I think the next couple of quarters are going to be much stronger kind of across our legacy business for TPL.

Robert Crain

I mean, when we look at that shift, we've seen this shift to Midland Basin coming for a while. I think it's got different characteristics and reasons why it occurred. I think water is probably one of them. And we start to see some -- over the last, let's say, years, some maybe spatial challenges in water handling. I think it just goes even further to say what we've started creating for solutions on the water side, out-of-basin disposal, desal. When we see this shift back to the Delaware, there's going to be higher water volumes to handle. We're putting the framework in place for how to handle that through additional out-of-basin capacity. What we know is going to be the eventual pivot to beneficial reuse and desal and be ready for this activity level when it returns to the Delaware.

Operator

Our next question is from Tim Rezvan with KeyBanc Capital Markets Inc.

Timothy Rezvan

Ty, I appreciated the prepared comments that it's been sort of a shoot first, ask questions later kind of response yesterday and today on the Blue Wave. I was curious, I think not a lot of people assumed Abbott would lose. Did you or anybody else in the organization have discussions with the incoming governor before to understand their positions and where I'm going. Is there any specificity that you can see on what might change either on permitting or developing or time lines? Just any insight would be helpful, if you have any.

Tyler Glover

I don't think we have any real clear insight on where things are going. I mean, I'll be honest, we were in the camp of thinking that Abbott would get reelected. But from what the new governor has put out so far, I mean, we don't expect the view on data centers in Texas and how those are developed to change too significantly.

Robert Crain

I'll say we're heavily engaged in Austin. Again, not saying that anybody saw this coming. But when we're engaged on the regulatory side and on the legislative side as well, I'll reiterate, I think, what Ty said in his first comments of our blueprint for what kind of functional data center and power gen build-out should be.

I completely agree that it strengthens the West Texas thesis. If we look at short-term what permitting is going to look like. Obviously, there's still the moratorium in place that Abbott put on. We're going to continue to work with the regulators to say, okay, what does that proper siting do? I think, again, it strengthens our thesis, probably some short-term headwinds just from a permitting standpoint.

But long term, I think it continues to, if you say, force to compute to the Permian because of the attributes. I think when you look at Permian, too, you have to look at now -- you're going to not just kind of those quantitative inputs of the commodities, the land and the water and the gas.

But I think you also have to look at just the community's acceptance and kind of qualitative acceptance that West Texas sees toward data centers. And if you look at the Permian, it's a more transient community. It's always been that work community. I think the community as a whole are starting to see compute as a way not only get another industry in, but continue to prop up what is West Texas in the upstream side of the world.

Timothy Rezvan

Okay. I appreciate the comments. I know we're about 36 hours into digesting all this, so thank you. As my follow-up, your slide deck had some cursory comments about next steps on the desalination progress. And I know time lines are hazy right now given everything that's happened this week.

But can you just talk about kind of what you would need to see to kind of -- you talked about 2027 and beyond procurement of equipment for a commercial scale facility. Maybe just talk about the next steps on desalination and given the progress to date.

Robert Crain

Sure. Right now, as Ty mentioned in the prepared remarks, commissioning continues. We -- the reason we do synthetic brines to start out, we're being very deliberate in our approach of the commissioning of the system. It's a very complex system with a lot of data sensors and inputs. And when we -- why we run synthetic brines is mainly from a characteristics and waste standpoint. So short term, by the end of the year, we pivot from synthetic brines over to actual produced water and let the system start to run.

When we think about next level initiatives and commercial interest, somewhat twofold. One, when we look at traditional just upstream offtake, a lot of interest from the operators, what does an offtake agreement look like. But then the second piece has been the increasing interest from the hyperscaler community. And for that, it's kind of twofold. We look at the research initiatives that we've talked about before, waste heat capture, possible implementation of our freeze and direct chip cooling. But kind of high level, just what does the use of produced water look like in a data center. Can you pivot back to an evaporative model?

So over the next couple of months, it's going to depend completely on commercial conversations on both those fronts from the upstream side and the hyperscaler side, what the scale-up look like and what does the ultimate use of that water and compute look like.

Timothy Rezvan

I appreciate that, Robert. I know it's still early days.

Operator

This now concludes our question-and-answer session. Ladies and gentlemen, thank you for your participation. This does conclude today's teleconference. Please disconnect your lines, and have a wonderful day.