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Texas Pacific Land Corporation (NYSE: TPL)投资者演示 - 2024年11月附件99.2

免责声明本演示旨在提供有关Texas Pacific Land Corporation及其子公司（“TPL”或“公司”）的一般信息。此处包含或引用的任何信息仅适用于作为对公司的介绍。强烈建议接收方参考并与公司向美国证券交易委员会（“SEC”）提交的信息结合此演示。公司对本演示中包含的任何信息的准确性或完整性，不作明示或暗示的任何陈述或保证，并且不应将此处包含的任何内容作为承诺或陈述来依赖，无论是对过去还是对未来。本演示并未包含可能用于评估此处主题的所有信息，接收方应自行独立分析公司及此处所包含或所指的数据。除非另有声明，否则此演示中的声明均为本演示日期的声明，不得因此产生含示，即此处包含的信息即时有效。TPL保留随时更改此处所表达的任何意见的权利，自行认为合适的时间。公司不承担更新此处所包含的数据，信息或意见或除法律要求外通知市场或任何其他方面的任何此类更改的义务。行业和市场数据公司既未寻求也未获得任何第三方对先前发布信息的许可。任何此类声明或信息不应被视为表示该第三方对此处表达的看法的支持。公司对任何第三方报告、SEC或其他监管文件中包含的任何错误信息概不负责。公司所经营的行业面临由多种因素引起的高度不确定性和风险，这可能导致我们的结果与这些第三方出版物中表达的结果存在实质差异。此演示中包含的一些数据基于TPL的善意估计，这些估计来自TPL对内部来源和上述第三方来源的审查。在本演示中提及的所有注册或未注册的服务标记、商标和商业名称均为其各自所有者的财产，在此处对其使用并不意味着与这些服务标记、商标和商业名称的所有者有任何联系或认可。前瞻性声明本演示中包含了一些根据美国联邦证券法的规定进行的前瞻性声明，这些声明基于TPL的信念，以及TPL目前可获得的假设和信息，因此涉及难以预测的风险和不确定性。这些声明包括但不限于战略、计划、目标、期望、意图、支出和假设等方面的声明以及其他不构成历史事实的声明。在本文件中使用“预计”、“相信”、“估计”、“期望”、“打算”、“计划”和“项目”等词语，意在识别前瞻性声明。您不应过分依赖这些前瞻性声明。尽管我们相信本演示中所反映的计划、意图和期望是合理的，但我们可能无法实现这些计划、意图或期望，实际结果、绩效或成就可能与本文件中设想的有实质和不利的差异。有关可能导致实际结果与表达或预测的结果不一致的因素的更多信息，请参阅TPL向SEC提交的第10-K表格的年度报告和第10-Q表格的季度报告。此文档中提供的表格、图表、图表和其他分析仅供说明目的，并不能保证其中所描述的趋势、结果或市场条件将来会继续下去。对于公司的普通股将以何种价格交易没有保证或担保，并且此类证券可能不会以此处所暗示的价格交易。TPL对未来时段的预测和期望依赖于许多假设，包括我们客户的钻井和开发计划、生产估算和潜在钻井地点，这些因素可能受商品价格下跌或TPL无法控制的其他因素的影响。这些材料仅用于一般信息目的，不得解释为1）投资、财务、税务或法律建议，2）买卖任何证券的建议，或3）订阅或购买任何证券的要约或招揽。这些材料未考虑接收或审查本演示的任何特定个人的投资目标、财务状况、适合性或特定需要或情况，并且不能视为对任何投资决策的利益或优势的建议。尽管TPL相信此处的信息是可靠的，但公司及代表其行事的人对之便无论是书面还是口头的其他任何沟通中的那些声明的准确性或完整性，都不作明示或暗示的任何陈述或保证，除了法律规定外，公司均明确免责与任何涉及那些声明或沟通（或其中的任何错误或遗漏）相关的责任。这些警示性声明限定归属于我们或代表我们行事的人的所有前瞻性声明。非GAAP财务措施除根据美国通用会计准则（GAAP）提出的金额外，本演示还包括某些补充的非GAAP测量。这些非GAAP测量不应被认为比根据GAAP提出的测量更相关或更准确。根据SEC的要求，我们的非GAAP测量被调和到最直接可比的财务性能测量-净利润。在本演示中，TPL使用了利息支出、税收、折旧、减值和摊销前利润（EBITDA）、调整后的EBITDA和自由现金流（FCF）。TPL认为EBITDA，调整后的EBITDA和FCF作为运营和财务绩效的指标是有用的补充。EBITDA，调整后的EBITDA和FCF并非作为净收入的替代提出，并不应孤立地考虑或作为净收入的替代。请参见附录，以将这些非GAAP测量与根据GAAP计算的最直接可比的财务度量-净利润进行协调。 2

$82.45 $78.46 $76.77 $80.93 $75.53 60.0 65.0 70.0 75.0 80.0 85.0 2023年第三季度 2023年第四季 2024年第一季度 2024年第二季度 2024年第三季度 9.2 11.5 10.9 10.6 11.4 6.0 7.5 7.0 7.1 8.4 6.6 7.3 7.0 7.3 8.5 21.8 26.3 24.8 24.9 28.3 - 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 2023年第三季度 2023年第四季度 2024年第一季度 2024年第二季度 2024年第三季度石油天然气天然气液体 545 517 687 800 720 0 200 400 600 800 2023年第三季度 2023年第四季度 2024年第一季度 2024年第二季度 2024年第三季度 2024年第三季度总结财务和运营更新 3 O&G 采矿权生产总水销售量1 石油实现值产水采矿权量（mboe/d）（mbbl/d）（美元/桶）（mbbl/d） 2,497 2,747 2,807 3,321 3,649 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 2023年第三季度 2023年第四季度 2024年第一季度 2024年第二季度 2024年第三季度注：调整后的EBITDA和自由现金流是非GAAP指标。有关这些非GAAP指标与净利润之间的对账，请参见附录。（1）反映来源、处理和经纪销售量 2023年第三季度 2023年第四季度 2024年第一季度 2024年第二季度 2024年第三季度选择的合并财务（百万美元）：石油和天然气采矿权 87.1$ 98.8$ 92.1$ 89.8$ 94.4$ 水销售 26.4 26.4 37.1 40.7 36.2 生产水采矿权 20.8 22.4 23.0 25.3 27.7 权利金和其他表面收入 18.2 19.1 20.6 16.6 14.3 土地销售和其他 5.4 - 1.2 - 0.9 总收入 158.0$ 166.7$ 174.1$ 172.3$ 173.6$ 调整后的EBITDA 141.0$ 150.9$ 152.0$ 153.2$ 144.1$ 调整后的EBITDA利润率 89% 91% 87% 89% 83% ％增/减-顺序Q/Q 6% 7% 1% 1% （6%）自由现金流 106.1$ 116.3$ 114.5$ 116.0$ 106.9$ FCF利润率 67% 70% 66% 67% 62% ％增/减-顺序Q/Q 1% 10% （2%） 1% （8%）选择的资产负债表数据（百万美元）：现金及现金等价物 654.2$ 725.2$ 837.1$ 894.7$ 533.9$ 债务 - - - - - 选择的部门数据（百万美元）：土地和资源管理收益 109.9$ 116.8$ 111.5$ 104.0$ 106.6$ 调整后的EBITDA 108.0 115.7 105.2 104.8 95.2 净收入 82.9 88.8 81.0 80.1 71.9 水务和运营收入 48.0$ 49.8$ 62.7$ 68.3$ 66.9$ 调整后的EBITDA 33.0 35.2 46.8 48.5 48.9 净收入 22.7 24.3 33.4 34.5 34.7

(1%) 4% 13% 17% 29% -10% 0% 10% 20% 30% WTI SPY 纳斯达克 TPL fsfsdfsfs 5 $37 $78 $160 $258 $128 $209 $365 $307 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 $5 $19 $50 $60 $48 $61 $81 $99 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 价值创造文化和卓越绩效土地与资源管理净利润（百万美元）自2017年以来的年均总回报率（从2017年1月1日到2023年12月31日复合年回报率）（综合） WTI原油标普石油天然气勘探指数按住 Ctrl + 单击以播放水务与运营净利润（百万美元）注：基于Factset的每年总回报数据。视频链接：https://texaspacific.com/tpl-intro

独特的Permian盆地纯玩家 $ 定位捕捉上行潜力 $54100万 2023调整后的EBITDA 资产负债表强健无债务 53400万美元的现金余额 ~24,800个核心Permian净产权英亩 ~873,000英亩的表层英亩多元化的收入流：版税、水、土地 100%德克萨斯Permian暴露高效将收入转化为现金 41500万美元 2023年自由现金流 673个DUCs和496个许可证的库存充足几十年的现金流时间跨越多个业务自2018年以来产量增长约270% 注意：截至2023年12/31的运营数据。资产负债表和井库存数据截至2024年9/30。

Texas Pacific Land Corporation（纽交所：TPL）TPL数字1 市值（百万美元）25086 现金及等价物（百万美元）534 债务（百万美元）0 净产权英亩（100%净基础）约24,800 规格化到1/8 ~198,000英亩表层英亩~873,000 2023年调整后的EBITDA利润率86% 2023年自由现金流利润率66% 平均每日交易量（1年均值）约104,000 2023财年自由现金流（百万美元）营收（百万美元） • 德克萨斯州最大的土地所有者之一，拥有约873,000英亩位于Permian盆地的土地 • TPL最初是在1888年以商业信托组织，用于管理得克萨斯和太平洋铁路公司的地产；在将近130年的时间里，这种管理大多是被动的 • 2016年，公司启动了一项新策略，通过积极管理地表和版税权益来最大化其印记的价值 • 今天，业务包括与Permian油气开发相关的众多高利润、资本轻型收入流 – 石油和天然气版税：从油气生产中获得的高利润版税收入，无需资本支出和最小经营费用负担 – 表层租赁、权利和材料（“SLEM”）：对在表层和版税英亩上进行的第三方开发活动进行货币化 – 德克萨斯太平洋水资源（“TPWR”）：为油气活动提供水，并促进处理解决方案调整后的EBITDA（百万美元）69%、31% 土地与资源管理水务与运营 63200万 63 145 245 302 239 388 592 541 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 40 80 160 234 188 278 452 415 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 注：调整后的EBITDA和自由现金流是非GAAP指标。有关这些非GAAP指标与净利润的对账，请参见附录。（1）资产负债表数据截至2024年9月30日。市值和平均每日交易量截至2024年10月28日。版税英亩数据不包括盆地外的资产。

TPL历史与演变破产的铁路公司转为清算信托（1871-2009）现代企业德克萨斯和太平洋铁路破产导致德克萨斯太平洋土地信托的成立，将土地拨出资产信托证书在纽约证券交易所上市1888年德克萨斯和太平洋阿布拉姆斯#1井成为佩尔米安盆地首口生产石油的井，几年后，该盆地建成首条石油管道1920年代矿产庄园分拆给股东（TXL Oil）。 TPL保留了当时租用轨道的特克斯泰科公司在1962年购买了TXL Oil（德士古公司于2001年被雪佛龙收购）1954年德克萨斯和太平洋铁路成立并获得了约350万英亩的土地来自德克萨斯州1871年佩尔米安盆地开始增加产量，不规范开发找到了巨大的页岩储量2010年代 TPL成立了德克萨斯太平洋水资源有限责任公司（TPWR）2017年 TPL子股票证书在纽约证券交易所上市。 TPL是少数从大萧条时代开始并在今天继续交易的公司之一，几乎过去一个世纪1927年 $TPL完成了向C-Corp的重组2021年新的管理团队聘用，专注于现代化运营以积极创造价值2016年变革页岩革命（2010年代）专业化公司和运营功能；吸纳才华横溢的行业人员实施基于最大化股东价值的资本配置方法积极追求“下一代” 机遇运用技术、软件和自动化工具创造效率、规模和机会扩展TPL独特的地位以价值增强的方式整合高品质的地表、水资源和产权/矿权确保股东拥有世界各地最好的石油和气体资产巩固TPL的长期成功 8

无与伦比的佩尔米安盆地面积结合优秀运营商产权面积结合产权和地表盘区37% 38% 25% 营收贡献1（2023财年）超级大型石油公司大型独立公司其他（1）佩尔米安盆地的超级大型石油公司包括雪佛龙、埃克森、康菲石油、英国石油和它们各自的子公司。大型独立公司包括标普500指数中独立的能源公司。其他包括不符合其他两个标准的所有公司，主要由上市中型、小型和私人持有公司组成。 9

~79,000 ~23,000 ~21,000 ~7,000 ~6,000 ~3,000 佩米安莫特尼鹰石巴肯 DJ SCOOP | Stack 佩米安盆地是世界一流的资源来源：美国能源信息署、欧佩克、贝克休斯、Enverus和公司数据。生产数据代表2023年第四季度的平均水平。估计剩余井位数量低于55美元/桶的收支平衡经济学由于具有吸引人的钻井经济和庞大的未开发井位库存，佩米安主导了美国页岩活动佩米安是许多能源超级大公司和大型资本拥有多盆地投资组合的重点关注区域佩米安是全球石油、天然气和液化气市场的重要贡献者—佩米安的产量将在全球最大的石油生产国中排名 1.3 2.8 3.9 5.4 1.4 2.6 2.9 3.2 4.3 6.1 7.2 9.0 9.4 俄罗斯佩米安佩米安以外美国欧佩克尼日利亚科威特阿联酋伊朗伊拉克佩米安以外美国沙特阿拉伯俄罗斯粗油（百万桶/日）液化气（百万桶/日）佩米安与主要石油生产国比较按油盆下的美国钻井计数德拉华州中兰 10 - 50 100 150 200 250 300 350 400 佩米安威利斯顿 DJ-Niobrara 鹰石巴肯卡纳伍德福

$13 $18 $24 $25 $25 $31 $36 $45 $70 $51 $202 $105 $335 $143 $333 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 YTD 2024 股息股份回购资本分配框架专注于最大化股东价值的回报资本通过分红和回购返还大量资本保护资本保持强劲资产负债表以保留财务灵活性投资资本平衡资本回报与具有吸引力、高回报的机会 0债务 534Mm现金 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 累计净收入4.18亿美元自有权和用地购置 14500万美元 13100万美元 2017-2023年间的水务服务和运营支出及相关用地投资（单位：百万美元）也会产生可观的自由现金流水务服务和运营净收入（单位：百万美元）备注：截至2023年12月31日的财务和经营数据。资产负债表数据截至2024年9月30日。

专注将资本配置到能够最大限度增长每股自由现金流为产生价值的关键，进一步增加TPL的能力，通过回购和股息向股东返还更多资本14% 24% 10% 51%其他定期股息股份回购投资活动净现金增加我们相信，最大化股东价值的关键是最大化每股内在价值，也可以通过长期每股自由现金流表达。从遗产资产中提取最大价值TPL FY 2023营运现金流分配股份回购有机机会M&A培养高素质人才，培育增值文化，并运用技术最大化商业潜力和运营效率回购TPL股份当市场没有充分认可内在价值时购买市场第三方拥有的地表，水域和/或比TPL遗留基地质量相似或更好的矿产/矿权资产，以产生有吸引力的回报运用我们的专业知识，人员和遗留资产基础进行战略性，高回报投资$40 $80 $160 $234 $188 $278 $452 $415 2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年TPL自由现金流（以百万美元计）注意：自由现金流是一种非GAAP指标。有关此非GAAP指标与净利润的对比，请参阅附录。

48% 17% 32%（18%）（61%） SLEm产出水销售WTI原油天然气Hen现货TPL综合地表和矿产矿权独特FY 2023表现（YOY）TPL营业收入现货价格13 －―― ― ―――――――对资产类型产生重要营收的比较表面所有权的有效商业化提供（i）增量企业现金流和（ii）对石油和天然气特许权暴露的内置套期保值

TPL保持顶尖盈利能力边际12% 13% 21% 15% 50% 64%油田服务（OIH）中游（AMLP）S&P石油天然气（XOP）标准普尔500TPL水务及运营TPL合并净收入边际比较来源：彭博和公司数据。注意：OIH、AMLP、XOP和S&P 500数据反映截至2024年3月25日过去十二个月的实际数据。OIH，AMLP，XOP和S&P 500的数字代表各成分等权平均数；排除具有负净收入边际的成分。柱状图不包括具有负净收入边际的标准普尔500成分。TPL合并64%FY 2023净收入边际TPL土地及资源管理71%FY 2023净收入边际TPL水务与营运50%FY 2023净收入边际TPL水务与运营14%

Permian活动概览 15 3,150 263 286 3,092 237 374 2,989 177 622 ≤ 1年 1年《x 2 年 2年《x 4 年 2024 2023 2022 - 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 1,394 1,314 1,553 1,379 1,473 1,551 1,496 1,598 1,524 1,527 1Q 2022 2Q 2022 3Q 2022 4Q 2022 1Q 2023 2Q 2023 3Q 2023 4Q 2023 1Q 2024 2Q 2024 ＜1年 1年《x ≤ 2年 2年＜ x 1,614 1,765 1,649 1,407 1,897 1,671 1,841 1,608 1,766 2,056 1Q 2022 2Q 2022 3Q 2022 4Q 2022 1Q 2023 2Q 2023 3Q 2023 4Q 2023 1Q 2024 2Q 2024 Delaware Middle Permian 其他Permian 井许可Permian 水平钻井台数Permian 石油产量Permian 完工计数(按DUC完成日期分组) (mmbbl/d) 287 321 328 332 338 338 314 301 301 302 294 1Q 2022 2Q 2022 3Q 2022 4Q 2022 1Q 2023 2Q 2023 3Q 2023 4Q 2023 1Q 2024 2Q 2024 3Q 2024 截至6月30日的DUC，Permian DUC 计数(历史计数并按年龄分组) 数据来源: 美国能源信息署(EIA)、OPEC、贝克休斯、Enverus 和公司数据注: DUC=已钻未完工井。DUC计数基于井活动日期戳。 Permian 石油井许可证、DUC计数和2024年第三季度完成计数由于行业数据不完整，未显示。

投资要点 16 Permian 盆地是世界一流资源-中游和特拉华盆地各拥有数万未来未钻井井的库存独特的地表权和王权组合在整个井的生命周期内产生收入资本配置遵循纪律和价值创造方法: 注重最大化内在价值和每股自由现金流具有天赋的、经验丰富的领域专家团队: 土地资产管理者、水务业务开发与运营、油藏工程师、地理信息系统(GIS)、信息技术以及对于最大化价值提取至关重要的企业人员高效将收入转化为现金流-2023财年EBITDA和自由现金流(FCF)利润率分别为86%和66% 对技术的大量投资提升生产力并提供有效规模的平台从传统资产基础和战略性投资中提取额外价值的机会致力于优化资本配置以获取最高回报，并致力通过分红和回购增长资本回报

杰伊·古尔德 - 德克萨斯和太平洋铁路创始人17TPL格林芬多来源水坑

TPL目前有四个主要营收来源油气版税收入-主要拥有非参与版税权益（NPRI），代表着一项不动产权利，有权获得地产上石油和天然气产量的固定百分比版税不受资本支出（如钻探和完工成本）或大部分运营费用（如租赁运营费用）的负担收入来源包含在土地和资源管理部门地表英亩提供多种收入来源，包括租赁、权利和石灰岩/材料等等从新兴技术（如太阳能、风能和碳捕获）获得新的收入来源大部分SLEm收入流入土地和资源管理部门，相对较少金额通常在水务与运营部门中促进石油和天然气井产出水的处理通过允许利用其地表英亩进行产出水处理基础设施，TPL对产出水桶产生容积版税费用 TPL不拥有或经营产出水处理井收入来源包含在水务与运营部门 2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年油气版税地表租赁、权利和材料（SLEM）水销售产出水版税地表英亩拥有供水权和为油气井开发提供水的机会 TPL拥有和经营一套可提供给客户的水井网、储存/压裂池和管道稳含收入来源在水务与运营部门 2016年2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年SLEm收入水销售产出水版税营收（FY 2023）的一部分 57% 注：由于其他附属收入项目，收入百分比不总和为100%。营收（FY 2023）的一部分 11%营收（FY 2023）的一部分 18%营收（FY 2023）的一部分 13%18（百万美元）（百万美元）（百万美元）（百万美元）

石油和天然气产权概述和管理-500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000 4,500个TPL石油和天然气产权英亩上的生产水平井（总）收入机制和管理通过直接与SLEm和Water等运营商进行接口，TPL激励运营商加快在TPL的产权英亩上的开发，在争端期间倡导产权所有权（例如，收入扣除，定价实现，按比例税金支付等）经验丰富的油藏工程师利用TPL的专有数据进行内部倡议和对外机会的评估积极监测支票赔单的准确性和合规性内部开发的软件应用程序集成了专有和第三方数据和软件、GIS系统和功能以及其他工具，以帮助推动进一步的自动化、效率和效力持续筛选运营商的井活动更新，并利用这些数据交叉销售TPL的服务 TPL如何提供价值石油和天然气产权代表了有关人员有权获得石油和天然气生产所得收益的真正财产权益 TPL从在TPL产权英亩上钻探的石油和天然气井的总收入中获得百分比产权不承担资本成本或大部分营业费用（尽管天然气和NGL可能有一小部分可允许的扣除）与井的开发相关的矿权和产权权益存在永久 ORRIs允许除外，因为它们通常与租约相关，并且可能不存在永久性（TPL拥有微不足道的ORRIs）产权所有者的责任（i）核实“小数”（即收入利益）；（ii）确保及时支付；（iii）检查查询存根以了解生产、定价和扣除的准确性；（iv）跟踪预生产井的开发状态；（v）提取并分析井油藏性能 19 注：公司数据截至 2023年12月31日。

38.2 39.2 41.6 43.7 45.0 47.1 47.8 50.1 52.4 54.5 59.3 11.6 12.0 12.5 13.0 13.4 14.5 14.0 16.2 16.8 17.7 18.8 50.7 52.1 55.0 57.7 59.4 62.6 62.8 67.2 70.2 73.3 79.2 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 1Q 2022 2Q 2022 3Q 2022 4Q 2022 1Q 2023 2Q 2023 3Q 2023 4Q 2023 1Q 2024 2Q 2024 3Q 2024 德拉华州中游-脑机-Per主权生产和库存细节 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 1Q 2022 2Q 2022 3Q 2022 4Q 2022 1Q 2023 2Q 2023 3Q 2023 4Q 2023 1Q 2024 2Q 2024 3Q 2024 原油占WTI的比例天然气占Henry Hub的比例 NGLs占WTI的比例 7.4 8.7 5.6 5.0 5.0 4.9 6.7 4.5 5.1 6.3 6.9 7.7 7.5 6.9 7.4 7.8 8.2 7.9 9.7 10.3 9.5 11.8 1.8 2.9 2.9 2.3 3.3 2.3 5.2 2.8 2.2 4.0 3.4 16.9 19.1 15.4 14.7 16.1 15.4 19.8 17.0 17.6 19.8 22.1 (1.0) 4.0 9.0 14.0 19.0 24.0 1Q 2022 2Q 2022 3Q 2022 4Q 2022 1Q 2023 2Q 2023 3Q 2023 4Q 2023 1Q 2024 2Q 2024 3Q 2024 许可证完工的DUCs 1.7 2.7 3.3 5.1 8.8 13.7 16.2 18.6 21.3 23.5 2014年 2015年 2016年 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 2022年 2023年 TPL净版税产量（千桶当量/日) - 新船的平均横向长度（英尺） TPL商品价格实现与基准 9,652 9,966 10,190 10,726 10,619 2019年 2020年 2021年 2022年 2023年 20个生产井（净）视线内的井存货（净） (1) Enverus截至2024年9月30日的井数据。

21 TPL源水基础设施

未开发的土地不会自行实现货币化（i）石油和天然气业中的地表产权所有权操作和法律专业知识以及（ii）积极执行对于从未开发的土地中获取丰厚现金流是必要的地面产权所有权利用原始地表所有权形成现金流  与石油和天然气版税不同，没有针对发生在地面产权内的活动的法定收入/租金/版税标准  收入机会需要持续追求、谈判和商业化 2.67亿美元的2023财年收入占TPL综合收入的42% 地表产权所有权使得对地表访问、含水层和地下孔隙空间拥有控制权 TPL从其地表产权所有权中获得三大收入流来源 SLEm水销售生产水  通过为客户提供TPL地表的访问或利用获得收入  收入来源包括管道权、井孔权、商业租赁和石灰石/沙/材料销售  可再生能源和各种“下一代”机会，包括并网电池和碳捕获，提供额外的收入增长潜力  TPL拥有和运营的基础设施用于为石油和天然气开发活动提供水资源  TPL为客户提供含油田地下水和循环/处理水的使用权，无论其在TPL地面内外  运营模式允许对含水层资源进行可持续管理  TPL向运营商和中游公司提供必要基础设施的地表访问  TPL获得穿越或被注入TPL地面的生产水桶的体积版税付款  TPL不拥有或经营生产水注入井 1 2 3 地面产权和积极管理的集聚贡献 22

35% 13%16% 10% 26% 100,000美元 115,000美元 132,250美元 Year 0 10年 20年表面、租约、地役权和材料（SLEM）概述和管理 71百万美元的管道租约粘土石/材料商业租约井筒租约其他为运营商/客户提供TPL表面基础设施和材料的访问或使用 TPL使用标准化表单和支付结构，并为运营商客户提供快速回应 TPL租约通常有10年的初始期限，并在基础设施寿命周期内提供额外的10年续约期权租约续约支付通常为115%或从前一个租约支付的CPI递增较高的付款安装的基础设施往往具有长期和/或永久的生命周期收入机会的数量通常与Permian的开发活动相关根据智能GIS、卫星成像和自动化工具的技术来监控表面活动专注于所有表面商业化方面的经验丰富、专业化的土地资产管理人员提供一致的运营商互动、合同执行和侵权监测 TPL土地上的新活动开发与各业务组分享，以促进引导产生和收入机会雇佣众多专注于发现和开发新收入流的人员在有效管理之前，运营商经常在TPL土地上非法侵入和/或支付不足 TPL如何提供价值TPL SLEm收入细分（FY 2023）示例租约续约付款收入机制和管理租约合同通常具有两个10年续约支付额，金额为115%或CPI递增金额 23可能有后续续约支付

TPL已在北部特拉华盆地开发了最大的地下水基础设施网络 TPL部署专业的水文地质学家、先进的传感器和监测系统，以确保含水层得到可持续管理销售团队在整个盆地积极竞争，以利用TPL的水能力，专门的运营团队确保提供的水保证和性能为TPL王室英亩上的油气井开发提供水，同时还在TPL王室英亩之外确保了大量的水销售能够提供含盐水和处理/回收水解决方案水销售为整个企业提供实质性的增量现金流水销售概述和管理44 258 371 369 414 462 563 2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年土地权属包括对水含水层的访问 O&G上游/E&P运营商使用水来完成（即“压裂”）井 TPL开发、拥有和运营基础设施，以提取、储存和运输油气活动所需的水 TPL提供再循环/处理的生产水，以便在完成活动中重新使用每桶销售价格通常在0.50美元 - 1.00美元之间，而每桶的直接运营成本是0.10美元 - 0.20美元；价格和费用取决于提供的服务、地点、运输成本等年度维护资本约为5 - 10百万美元 TPL如何提供价值TPL水销售量收入机制和管理（mbbl/d）24（1）反映了来源、处理和经纪销售量

Water Sales Asset Map存储容量为600+mbbl/d，24.5 mmbbl水源管道335英里327 354 388 410 412 448 478 2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年德拉华州平均每口完井使用的液体平均每口德拉华州石油和天然气井需要越来越多的水(~50万桶水每口井)TPL开发并目前运营着北部德拉华州最大的水源基础设施网络TPL在TPL产权范围内和以外出售大量水TPL水源网络25注意：截至2023年12月31日的Enverus和公司数据。 (mbbls)的水源和处理能力

有意商业化以产生高质量、高毛利的现金流。支持产水解决方案使运营商能够执行上游石油和天然气开发计划TPL采取保守的方式在TPL土地上设置产生水基础设施，专注于可持续管理孔隙空间资源和其他环境和地质因素与运营商达成协议，覆盖约450,000英亩的承诺，使TPL能够捕捉大量产生水量合同为TPL提供选择和机会，追求产生水的回收/处理和有益再利用机会长期存在大量现金流增长，TPL对此无需进行资本支出产生水版税概述和管理2017年2018年2019年2020年2021年2022年2023年“产生水”指的是从生产石油和天然气井流出的水；鉴于含有固体成分和盐分，产生水通常必须注入或处理/回收德拉华盆地以高含水油比特征：从井中生产出的每一桶原油，大约还会有4桶产生水流出TPL通过与上游和中游运营商达成的商业协议收取产生水的体积版税费用约为每桶0.09美元 - 0.11美元TPL不运营盐水处置井TPL的产生水版税是商业上独特的现金流来源-高毛利、无资本支出的现金流来源，源自石油和天然气副产品TPL保留了提供处理/回收和有益再利用的灵活性TPL如何提供价值营收机制和管理TPL产生水版税量(mbbl/d)26

~680 ~1,220 ~180 ~290 初12个月生产初36个月生产 7.2 10.4 12.9 13.5 14.5 16.1 18.8 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 产生的水的版税特拉华上游活动+高含水量驱动产水容积增长水与油的产量-特拉华盆地平均井产水 Permian产生水约占整个Permian产出水量的70% 来自特拉华的产出水量持续的油气开发和特拉华的增长将推动产出水量的增长产生的水的石油产生的水的石油（mbbl）特拉华油气井的含水量相对较高，平均每桶油产生水约为4桶钻机TPL产生的水AMI27 TPL已与运营商签署了许多AMI（共同利益区）协议-AMI范围内的产水量需支付版税费用来源：B3 Insight，Enverus和公司数据。自2018年1月1日以来完成的水平井的特拉华油和水产量。TPL还从源自位于TPL土地外的井的水中获得可观的收入，包括来自新墨西哥

TPL在井的生命周期中捕获收入28 许可开发生产E&P/上游运营商获取监管许可书；准备未来的井位和发展基础设施 ■ 固定费用用于使用TPL土地进行基础设施（例如，井位，井筒，管道）的建设和运营 ■ 出售用于基础设施建设的材料（caliche） ■ 每桶提供咸淡水和/或处理后的产水的价格 ■ 每桶板税以允许在TPL土地上建立的与处理产水有关的基础设施■TPL版税权益产生所产油气的固定百分比 1 2 3 SLEm 水销售产生水油气杂费运营商开始钻探新井。钻探结束后，下一步是压裂/完井完成后，井将投产并开始产生生产和收入 SLEm ■ 给与TPL的合同付款，因为在TPL土地上的基础设施继续被利用

Permian盆地的巨大资源潜力包括巨大的土地面积和叠层含油潜力，覆盖面积29万至26,000平方英里，约17,000,000英亩，Midland和Delaware各有10个以上的地质构造，为重要的Midland和Delaware地区提供巨大的土地面积和叠层含油储备，Midland和Delaware盆地以及Greater Permian盆地的联合的范围，Midland和Delaware的占地面积

合并后的IFRS

最具知名度清单摘要说明：根据公司数据，截至2024年9月30日的Permian盆地水平定位点数。根据从2022年10月1日至2023年9月30日许可的钻井井数和截至2024年9月30日钻井的完成井转换率计算。根据从2022年10月1日至2023年9月30日钻井的井数和截至2024年9月30日完成的DUC井转换率计算。完成井转换率基于2022年10月1日至2013年9月30日期间完成的井数。 DUC被视为等待完成的所有井。 100% 净产油气权（NRI）许可井100% NRI完成井13%0%17%6%6%9%9%8%32%82%18%0%7%5%12%3%3%17%22%8%23%75%18%6%1%74%26%13%6%9%14%8%25%8%17%NRI按地区NRI按运营商~87%的许可证在6个月内钻井~96%的许可在12个月内钻井~40%的DUC在6个月内完成~91%的DUC在12个月内完成~93%的完成井被列为生产维度在约1个月内北部Delaware 其他Midland 东南Delaware 西南Delaware 许可的井：6.9 DUC井：11.8 完成的井：3.4 许可的井：6.9 完成的井：3.4 DUC井：11.8 其他32

Royalties所有权的基础100%租约运营商（即E&P）矿物/专有权资本成本和大多数营运费用收入/生产图解经济模型-矿物/专有权与租赁权的比较关键术语和比较：Royalties/Minerals vs Lease Interest 参与者商业术语所有权矿产的地产权益/所有权可以开发矿物或将提取矿物的权利租予外部方对矿物底部（例如石油和天然气）的提取权在矿产庭院租借面积资本成本简单地通常称为专有权/矿物所有者公司拥有租约利益的公司通常也通常被称为E&P（勘探&生产），上游和/或工作权利公司（例如Occidental，EOG）通常不负责钻探钻井井的资本成本通常负责100%的资本成本钻井和完成井（“D&C”）经营费用对于石油生产，通常没有经营费用所以气体和NGL生产，可能有限的费用扣除负责运营费用，如采集，运输，加工和营销其他通常包括分离和自愿赋税矿特许权/矿权可能分离从地表庭院出售的权益持续时间永久的（尽管有一定的排除）到期受租约条款约束 Royalties/Minerals 租约利息税收利息在德州，基本上整个矿权/矿地产收到总产量的25%;矿物被联邦政府租赁的地产通常收到 12.5%-18.5% 工作权益百分比在矿权/矿权取走之前表示（即100%工作权益的所有者只会净得到总井产量/收入的75%）25%75%

为什么TPL没有非运营水销售商业模式，从允许第三方访问TPL的水含水层中提取版税？为什么TPL需要花费资本并雇用人员？水销售-运营与版税/非运营业务模式可持续提取经济发展控制股东利益版税/非运营来源水模型（即TPWR前）专业水文地质学家、先进传感器和积极监测以确保含水层可持续管理历史TPL于2017年7月成立TPWR TPWR成立前，TPL曾与第三方运营商就各种版税协议进行谈判运营商常常以不可持续的高水平提取水资源为主要关注点是为了自身的发展/商业需求而不是为TPL的长远利益有效开发基础设施，可为几乎每个附近的上游运营商提供服务运营商通常会建立相对狭窄的水系统，仅为自身利益服务，而不是为同行运营商的更广泛商业利用TPL可以以竞争价格出售水，控制扩张和市场占有，并利用其SLEm和生产水产品来扩大销售并激励版税面积的发展运营商可以利用TPL的版税率来协商更好的TPL水域外水价格，从而削弱TPL的销售/版税 ■ TPL管理水销售以TPL股东的利益和最大利益 ■ 水销售为TPL股东带来了显着的增量收入和自由现金流利用TPL水源水资源的操作商有其自己的利益相关者，其利益可能与TPL股东的利益不一致34 FAQ

薪酬激励与股东价值创造一致化35 混合（总量的百分比）1 意图关键绩效维度基本工资  提供竞争性固定现金薪酬以反映日常工作绩效  基于各自角色、经验水平和表现年度激励计划  鼓励高管实现重要的近期财务和运营目标  奖励个人和公司绩效  调整后的EBITDA利润率（37.5%权重）  每股自由现金流（37.5%权重）  战略目标（25%权重）长期激励计划绩效为基础的限制性股票单位（PSUs）  奖励推动长期价值创造的绩效  将高管的利益与股东利益保持一致  三年累积每股自由现金流  相对TSR vs.S&P石油天然气勘探开采ETF定时限制性股票单位（RSUs）  激励长期价值创造  将高管的利益与股东利益保持一致  留任  长期股价增值固定（16%）1 变动（84%）1 16%18%33%33% （1）反映了2023年首席执行官薪酬目标，如在2023年的10-k中披露。

可持续性已融入我们的战略 36个关键机会碳管理政府政策激励可持续能源项目（例如，碳捕获、利用和储存），TPL可以重新调整其业务以利用这些政策带来的机遇水管理水回收能力使运营商能够最大程度减少淡水使用；持续水资产电气化可以减少柴油依赖并管理排放剖面环境管理采用新技术可以降低我们的成本和环境影响允许在土地上设置通道以建设电力基础设施，支持我们的土地运营商减少排放可再生发展扩大鼓励风能和太阳能开发的努力，并探索所有选项以增加我们现有的可再生占比投资于员工全面、岗位特定的培训和发展机会；员工保留率高，流失率低，每年进行员工满意度调查致力于提升多样性 - 41%的员工是女性，并持续评估组织动态，培养一个更具包容性的员工队伍

我们的环境管理倡议 37间环境事故和溢油预防控制实施溢油预防、控制和应急响应计划和协议，水资源设备配备有技术/封闭保护彻底跟踪和监测所有溢油；信息输入到集中数据库，以便轻松跟踪和数据管理优先考虑员工和承包商的持续教育和参与环境影响评估在收购更多地面面积之前，经常由环境顾问进行现场第一阶段环境现场评估，评估物业状况定期安排现有管道设施的管道维护检查；健康、安全和环境团队密切监测资产以防范溢油、泄漏或任何其他泄漏生态和生物多样性合作关系与新墨西哥州土地管理局合作，以获取生物多样性影响指导与放牧承租人签订合同要求使用适当的放牧和畜牧标准，并参与保护、草原和野生动物改善计划运营商和承租人要求优先与TPL土地上的运营商和承租人保持一致的接触和沟通，以确保环境尽职要求的维护要求进行恢复过程以核实土地已恢复到合同协议规定的环境条件

ESG更新类别2020年2021年2022年2023年排放范围1 CO2排放量18987 16159 10590 13819 排放范围2 CO2排放量5110 6596 11492 10572 总体范围1 + 范围2 24097 22755 22082 24391 甲烷排放量0 0 0 0 $303 $451 $667 $632 24.1 22.8 22.1 24.4 0 10 20 30 40 50 60 70 80 $0 $100 $200 $300 $400 $500 $600 $700 $800 2020年2021年2022年2023年TPL营业收入（百万美元）总排放量1 + 范围2排放（二氧化碳当量吨）排放量与营业收入的关键统计数据洩漏的生产水(桶) 0 0 0 0 其他洩漏(桶) 0 45 0 0 请访问TPL网站了解我们完整的ESG披露能源管理-TPWR运营总消耗能量(千焦)317912 287140 263289 304622 网络百分比-电力12% 16% 29% 24% 网络百分比-可再生能源3% 6% 13% 11% 网络百分比-燃料85% 78% 58% 65% (1) (2) (1) 这45桶已经进行了完整成功的补救措施 (2) 根据2023年ERCOT数据安全事件雇员和承包商总记录事故率-TRIR 0 1.59 0 0 员工失去的时间事故率0 0.79 0 0 38

关注领域总版税面积净版税面积平均版税总版块单位面积暗示的平均净收入兴德郡164495 9845 6.0%419450 2.3%东南部德州34285 2126 6.2%101993 2.1%西南特拉华国81795 5112 6.2%168459 3.0%特拉华国280575 17083 6.1%689902 2.5%米德兰218102 3057 1.4%720023 0.4%其他110928 4631 4.2%258617 1.8%总计609606 24771 4.1%1668542 1.5%版税关键术语39总版税面积净版税面积（标准化为1/8）净版税面积钻井间距单元（“DSUs”）每口井隐含的平均净收入利益■对土地下方的油、气和矿物的不可分割所有权■总兴德国有土地公司面积609606■总版税面积按12.5%（或1/8）的油气租赁版税标准化■总版税面积按100%（或8/8）的油气租赁版税基础标准化■在间距订单或单位指定中指定的面积作为一个单位，运营商在其中钻井井筒以开发我们的石油和天然气的权益■每个总DSU英亩的100%油气租赁版税英亩■总版税面积*平均版税/（1/8）198170=609606*4.1%/(1/8)■总版税面积*平均版税24771=609606*4.1%■总总DSU亩数1668542■净版税面积/总DSU亩数1.5%=24771/1668542（1）不包括被认为是在油气盆地之外的土地。描述计算方法1

（单位：百万美元）2018 2019 2020 2021 2022 2023 2023年第三季度 2023年第四季度 2024年第一季度 2024年第二季度 2024年第三季度净利润 $ 209.7 $ 318.7 $ 176.1 $ 270.0 $ 446.4 $ 405.6 $ 105.6 $ 113.1 $ 114.4 $ 114.6 $ 106.6 所得税费用 52.0 83.6 43.6 93.0 122.5 111.9 29.4 32.0 31.6 31.9 28.8 折旧、减值和摊销费用 2.6 8.9 14.4 16.3 15.4 14.8 3.6 3.9 3.8 4.1 5.8 EBITDA $ 264.3 $ 411.2 $ 234.1 $ 379.3 $ 584.2 $ 532.3 $ 138.5 $ 149.0 $ 149.8 $ 150.5 $ 141.2 营业收入 $ 300.2 $ 490.5 $ 302.6 $ 451.0 $ 667.4 $ 631.6 $ 158.0 $ 166.7 $ 174.1 $ 172.3 $ 173.6 EBITDA 毛利润率 88.0 % 83.8 % 77.4 % 84.1 % 87.5 % 84.3 % 87.7 % 89.4 % 86.0 % 87.4 % 81.3 % EBITDA $ 264.3 $ 411.2 $ 234.1 $ 379.3 $ 584.2 $ 532.3 $ 138.5 $ 149.0 $ 149.8 $ 150.5 $ 141.2 调整：减：被视为重大的土地销售 — (122.0) — — — — — — — — — 减：出售石油和天然气产权 (18.9) — — — — — — — — — — 加：代理竞选、和解以及公司重组成本 — 13.0 5.1 8.7 — — — — — — — 加：员工股权报酬 — — — — 7.6 9.1 2.5 1.9 2.2 2.7 2.9 调整后的 EBITDA $ 245.4 $ 302.2 $ 239.1 $ 388.0 $ 591.8 $ 541.4 $ 141.0 $ 150.9 $ 152.0 $ 153.2 $ 144.1 调整后的营业收入 $ 281.3 $ 368.5 $ 302.6 $ 451.0 $ 667.4 $ 631.6 $ 158.0 $ 166.7 $ 174.1 $ 172.3 $ 173.6 调整后的 EBITDA 毛利润率 87.2 % 82.0 % 79.0 % 86.0 % 88.7 % 85.7 % 89.3 % 90.6 % 87.3 % 88.9 % 83.0 % Adjusted EBITDA $ 245.4 $ 302.2 $ 239.1 $ 388.0 $ 591.8 $ 541.4 $ 141.0 $ 150.9 $ 152.0 $ 153.2 $ 144.1 调整项：减：当前所得税费用 (37.2) (57.5) (46.0) (93.3) (121.2) (110.5) (29.7) (29.6) (31.9) (30.8) (27.4) 减：资本支出 (47.9) (32.7) (5.1) (16.4) (19.0) (15.4) (5.2) (5.0) (5.7) (6.5) (9.8) 加：视为重大的土地销售的税收影响 — 21.5 — — — — — — — — — 自由现金流 $ 160.3 $ 233.5 $ 188.0 $ 278.3 $ 451.6 $ 415.5 $ 106.1 $ 116.3 $ 114.5 $ 116.0 $ 106.9 截至12月31日的年度，截至三个月，非GAAP调整-合并来源：公司数据。注：由于金钱舍入等导致数字可能不等。1. 2019年第四季度的土地交换约$2200万，2019年第一季度销售给WPX约$10000万。2. 出售约812公顷净产权井（1/8权益）的非参与永久性石油和天然气产权约$1900万。3. 与选举新受托人的代理竞选、和解协议和公司重组有关的成本。4. 不包括被视为显著的土地销售和石油和天然气产权的销售。40 (1) (2) (3) (4)

非通用会计调节 - 分段来源: 公司数据. 注意: 数字可能由于不重要的四舍五入而不符合. 41土地和资源管理水务运营服务 ($以百万计) 3Q23 4Q23 1Q24 2Q24 3Q24 2022 2023 3Q23 4Q23 1Q24 2Q24 3Q24 2022 2023 净利润 $82.9 $88.8 $81.0 $80.1 $71.9 $365.0 $306.7 $22.7 $24.3 $33.4 $34.5 $34.7 $81.3 $98.9 所得税费用 22.9 25.0 22.3 22.2 19.4 100.3 84.3 6.4 7.0 9.3 9.7 9.5 22.2 27.6 折旧、减值及摊销 0.7 0.8 0.7 0.8 2.1 2.2 3.1 2.9 3.0 3.1 3.3 3.6 13.1 11.7 息税折旧及摊销前利润 $106.5 $114.7 $103.9 $103.1 $93.4 $467.6 $394.1 $32.0 $34.3 $45.9 $47.4 $47.8 $116.6 $138.2 营业收入 $109.9 $116.8 $111.5 $104.0 $106.6 $507.0 $432.1 $48.0 $49.8 $62.7 $68.3 $66.9 $160.4 $199.5 营业利润率 96.9 % 98.1 % 93.2 % 99.1 % 87.5 % 92.2 % 91.2 % 66.6 % 68.9 % 73.3 % 69.4 % 71.5 % 72.7 % 69.3 % 息税折旧及摊销前利润 $106.5 $114.7 $103.9 $103.1 $93.4 $467.6 $394.1 $32.0 $34.3 $45.9 $47.4 $47.8 $116.6 $138.2 调整: 添加: 员工股份补偿 1.5 1.1 1.3 1.6 1.8 4.7 5.3 1.0 0.8 0.9 1.1 1.1 2.9 3.8 调整后息税折旧及摊销前利润 $108.0 $115.7 $105.2 $104.8 $95.2 $472.3 $399.4 $33.0 $35.2 $46.8 $48.5 $48.9 $119.6 $142.0 调整后营业收入 $109.9 $116.8 $111.5 $104.0 $106.6 $507.0 $432.1 $48.0 $49.8 $62.7 $68.3 $66.9 $160.4 $199.5 调整后营业利润率 98.3 % 99.1 % 94.4 % 100.7 % 89.2 % 93.2 % 92.4 % 68.7 % 70.6 % 74.7 % 71.0 % 73.1 % 74.5 % 71.2 % 调整后息税折旧及摊销前利润 $108.0 $115.7 $105.2 $104.8 $95.2 $472.3 $399.4 $33.0 $35.2 $46.8 $48.5 $48.9 $119.6 $142.0 调整: 减少: 当前所得税费用 (23.3) (22.6) (22.5) (21.1) (18.5) (98.7) (82.8) (6.5) (7.0) (9.4) (9.7) (9.0) (22.5) (27.7) 减少: 资本支出 — (0.1) (0.1) (0.1) (0.1) (0.4) (0.2) (5.2) (5.0) (5.6) (6.4) (9.8) (18.6) (15.2) 自由现金流 $84.7 $93.1 $82.6 $83.6 $76.6 $373.2 $316.4 $21.3 $23.2 $31.9 $32.4 $30.2 $78.5 $99.1 季度年度季度年度

42历史财务摘要（单位：百万美元）2022年 2023年 2023年9月30日 2024年9月30日总面积 874,366 868,446 868,446 873,115 收入：油气产权 $452.4 $357.4 $87.1 $94.4 水销售 84.7 112.2 26.4 36.2 生产水产权 72.2 84.3 20.8 27.7 土地权和其他与土地相关的收入 48.1 70.9 18.2 14.3 土地销售和其他经营收入 10.0 6.8 5.4 0.9 总收入 $667.4 $631.6 $158.0 $173.6 费用：薪水和相关员工福利 $41.4 $43.4 $11.5 $14.0 与水务相关的费用 17.5 33.6 8.6 11.7 总务和行政费用 13.3 14.9 3.9 4.0 法务和专业费用 8.7 31.5 1.7 8.3 资产税 8.9 7.4 1.8 2.2 土地销售费用 — — — 0.2 折旧、减值及摊销 15.4 14.8 3.6 5.8 总营业费用 $105.1 $145.5 $31.0 $46.2 营运收入（损失） $562.3 $486.1 $127.0 $127.3 利润率 (%) 84.3 % 77.0 % 80.4 % 73.4 % 其他收入（费用） 6.5 31.5 8.0 8.1 收入税前 $568.9 $517.6 $135.0 $135.4 所得税费 $122.5 $111.9 $29.4 $28.8 净收入 $446.4 $405.6 $105.6 $106.6 利润率 (%) 66.9 % 64.2 % 66.8 % 61.4 % 主要资产负债表项目： 2022年 2023年 2023年第3季 2024年第3季现金及现金等价物 $510.8 $725.2 $654.2 $533.9 总债务 — — — — 总资本 772.9 1,043.2 964.6 1,052.1 总资产 877.4 1,156.4 1,079.3 1,175.6 总负债 104.5 113.2 114.8 123.4 截至12月31日，截至的三个月

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