Kimbell第三季產量創新高，重申第四季展望

Kimbell Royalty Partners LP 公布 2026 年第三季產量創下每日 27,565 桶油當量的歷史新高，部分得益於其 8 月份的資產下放收購，同時重申第四季產量財測為每日 2.77 萬至 3.07 萬桶油當量 (Boe/d)。這家礦區權利金所有者亦宣布每普通單位發放 0.45 美元的季度現金配息，並表示預計將於 11 月 16 日贖回其剩餘 A 系列特別單位的半數。

截至 9 月 30 日止的三個月內，Kimbell 的石油、天然氣及天然氣凝析液營收達到 9,690 萬美元。淨利約為 1,730 萬美元，其中約 1,240 萬美元歸屬於普通單位持有人。

非 GAAP 衡量指標的合併調整後 EBITDA 總計為 8,040 萬美元。計算項目包括 6,420 萬美元的合併 EBITDA，加上 440 萬美元的單位基礎薪酬，以及 1,180 萬美元扣除結算後的衍生性金融商品損失。Kimbell 提醒，調整後 EBITDA 不包含多項重大費用，不應被視為 GAAP 淨利或營業現金流的替代指標。

第三季產量包含了該公司於 8 月 21 日完成之 2.212 億美元資產下放收購案所帶來的 41 天貢獻。交易完成後，常態運作產量為每日 28,910 桶油當量 (Boe/d)。

二疊紀盆地引領投資組合活躍度

二疊紀盆地佔第三季產量的 47%，為 Kimbell 最大的產區。中陸地區佔 18%，海恩斯維爾與鷹灘則分別貢獻 11% 和 6%。整體投資組合的產量結構為 49% 天然氣、27% 石油及 25% 天然氣凝析液 (NGLs)，各項數據因四捨五入可能略有出入。

截至 9 月 30 日，Kimbell 租區內共有 93 座活躍鑽機，約佔簡報中所引用全美陸上鑽機數量的 16%。其中約 98% 為水平鑽機，相關鑽井成本由營運商承擔。二疊紀盆地佔 60 座鑽機，其次為中陸地區的 16 座，鷹灘與海恩斯維爾則各有 6 座。

該公司在其主要資產中確認了 10,527 口總井（77.52 口淨井）的未開發具潛力井位。管理階層估計，次要資產可能為淨庫存增加高達 10%，使總數可望達到 86.13 口淨井位。根據每年維持產量預計所需的 8.2 口淨井計算，Kimbell 表示其投資組合擁有超過 10 年的鑽井庫存。

近期開發庫存包括 1,005 口總井（4.56 口淨井）的已鑽未完井 (DUC)，以及 705 口總井（4.81 口淨井）的已獲許可井位。兩者合計之 9.37 口淨井，已超過該公司預估的年度維持需求。二疊紀盆地佔淨 DUC 及許可井位庫存的 74%。

這些井位數據包括根據 Kimbell 內部儲量資料庫估算的證實未開發、概略及可能資源。該公司在 2025 年底向美國證券交易委員會 (SEC) 提交的儲量報告中並未列入未開發儲量，並提醒概略與可能儲量的估算比證實儲量更具投機性。

維持第四季財測

Kimbell 重申按 6:1 轉換比例計算的第四季淨產量財測為每日 2.77 萬至 3.07 萬桶油當量 (Boe/d)。預計石油將佔產量的 32% 至 36%，天然氣佔 43% 至 47%，天然氣凝析液 (NGLs) 佔 19% 至 23%。

該公司預計每桶油當量行銷及其他費用為 1.45 至 2.25 美元，每桶油當量現金一般及行政費用為 2.25 至 2.45 美元，折舊及折耗費用為每桶油當量 13 至 20 美元。生產稅與從價稅預計佔石油、天然氣及天然氣凝析液營收的 6% 至 8%。

Kimbell 維持 75% 的配息率假設。簡報中的配息敏感度估算取決於大宗商品價格、現有避險部位、每季 50 萬美元的租賃簽約金收入，以及與第三季結果一致的實現價差。相關假設亦反映出預計贖回剩餘特別單位的 50%，並將預期可用於分配現金的 25% 用於償還循環信貸額度下的借款。

截至 9 月 30 日，總負債為 5.358 億美元，現金及約當現金為 3,370 萬美元，淨負債達 5.021 億美元。淨負債為過去 12 個月合併調整後 EBITDA（3.389 億美元）的 1.5 倍。Kimbell 表示，正積極針對未來兩年間約 15% 的當前產量進行避險。

管理階層計劃持續伺機物色優質的礦產與特許權益收購標的。自 2017 年首次公開發行 (IPO) 以來，Kimbell 已完成約 24 億美元的併購交易，並使日均產量增長約九倍。

未來展望仍面臨石油與天然氣價格下跌、產量遞減、營運商鑽井預算與開採成果、運輸與許可限制、關稅及美國貿易政策變動等風險。其他已揭露的風險還包括資產減損、避險表現、借貸基準重新評估、遵守信貸合約條款，以及公司整合收購標的並實現其預期效益的能力。