Kimbell第三季度产量创纪录，重申第四季度展望

Kimbell Royalty Partners LP公布2026年第三季度日均产量达到创纪录的27,565桶油当量，这在一定程度上得益于其8月份完成的下沉式资产收购；同时，该公司重申第四季度产量指引为2.77万至3.07万桶油当量/日。这家矿产权与特许权使用费拥有者还宣布派发每普通单位0.45美元的季度现金分配，并表示预计将于11月16日赎回其剩余A系列优先单位的一半。

截至9月30日的三个月内，Kimbell的石油、天然气和天然气凝析液（NGL）营收达9,690万美元。净利润约为1,730万美元，其中归属于普通单位持有人的净利润约为1,240万美元。

按非美国通用会计准则（Non-GAAP）衡量，综合调整后EBITDA总计8,040万美元。该指标的计算包括6,420万美元的综合EBITDA，加上440万美元的基于合伙单位的薪酬支出以及扣除结算后的1,180万美元衍生金融工具亏损。Kimbell提醒称，调整后EBITDA未计入数项重大费用，不应被视为GAAP净利润或经营现金流的替代指标。

第三季度产量计入了公司于8月21日完成的规模为2.212亿美元的下沉式资产收购所贡献的41天产量。该交易完成后，折年日均产量达到28,910桶油当量/日。

二叠纪盆地领跑投资组合业务活动

二叠纪盆地占第三季度产量的47%，是Kimbell最大的产区。中大陆地区占18%，海恩斯维尔和鹰滩分别贡献了11%和6%。整个投资组合的产量结构为天然气占49%、石油占27%、NGL占25%，各项数据受四舍五入影响。

截至9月30日，Kimbell旗下区块共有93台在役钻机，约占推介报告中所引用的全美陆地钻机总数的16%。其中约98%为水平钻机，相关钻井成本由作业方承担。其中，二叠纪盆地拥有60台钻机，中大陆地区拥有16台，鹰滩和海恩斯维尔各有6台。

公司在其主要资产中确定了10,527个毛井位（相当于77.52个净井位）的未开发增益井位。管理层估计，次要资产可使净井位储备最多增加10%，有望使净井位总数达到86.13个。按照维持现有产量预计每年需要8.2口净井计算，Kimbell表示其投资组合拥有超过10年的钻井储备。

近期开发储备包括1,005口毛井（相当于4.56口净井）已钻未完井（DUC），以及705个毛井位（相当于4.81个净井位）已获许可井位。这两项合计9.37口净井，超过了公司预计的年度产量维持需求。二叠纪盆地占净DUC及许可井位储备的74%。

上述井位数据包括根据Kimbell内部储量数据库估算的证实未开发储量、概算储量和可能储量资源。该公司在向美国证券交易委员会（SEC）提交的2025年年终储量报告中未确认未开发储量，并提醒称，概算储量和可能储量的估算比证实储量更具投机性。

第四季度业绩指引维持不变

按6:1的折算比例计算，Kimbell重申第四季度净产量指引为2.77万至3.07万桶油当量/日。预计石油将占产量的32%至36%，天然气占43%至47%，NGL占19%至23%。

公司预计每桶油当量的销售及其他费用为1.45至2.25美元，现金一般及行政管理费用为2.25至2.45美元，折旧及折耗费用为13至20美元。生产税和从价税预计占石油、天然气和NGL营收的6%至8%。

Kimbell维持了75%的派息率假设。演示文稿中的分配敏感度测算取决于大宗商品价格、现有对冲、每季度50万美元的租约奖金收入，以及与第三季度业绩一致的实际价差。这些假设还反映了赎回50%剩余优先单位的预期，以及使用预计可供分配现金的25%来偿还循环信贷额度下的借款。

截至9月30日，总债务为5.358亿美元，现金及现金等价物为3,370万美元，净债务为5.021亿美元。净债务为过去12个月综合调整后EBITDA（3.389亿美元）的1.5倍。Kimbell表示，正在对未来两年内当前产量的大约15%进行积极对冲。

管理层计划继续择机寻求高质量矿产权和特许权资产的收购。自2017年首次公开发行（IPO）以来，Kimbell已完成约24亿美元的并购交易，日均产量增长了约9倍。

该前景仍面临石油和天然气价格下跌、产能衰竭、作业方钻探预算与成果、运输和许可限制、关税以及美国贸易政策变化的风险。其他披露的风险包括资产减值、对冲表现、借款基准重新评定、信贷契约遵守情况，以及公司整合收购资产并实现预期效益的能力。