L’actualité du Club Bourseko

Cette semaine, nous organisons deux rencontres :

• Vendredi 2 octobre à Paris

• Samedi 3 octobre à Bruxelles

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Pour trouver l’une des entreprises les plus improbables du S&P 500, il faut regarder du côté de Dallas. Une société d’une centaine de salariés y pèse près de 25 milliards de dollars en Bourse.

Texas Pacific Land Corporation, que nous appellerons TPL dans cette analyse, possède des terres, des droits sur la production du sous-sol et des ressources en eau dans l’une des régions pétrolières les plus productives de la planète. Elle encaisse ainsi des revenus sur une grande partie de ce que les autres y font.

Peu d’investisseurs français la connaissent, faute de marque grand public. Son action affiche pourtant l’un des parcours les plus spectaculaires du marché américain, avec une performance annualisée supérieure à 20 % sur près de trois décennies.

Le groupe possède 894 000 acres au cœur du bassin permien, soit environ 35 fois la superficie de Paris (1 km2 = 247 acres). Des terres dont les industriels ont besoin pour forer, installer des infrastructures, s’approvisionner en eau et, désormais, construire des data centers.

C’est justement cette nouvelle demande qui rend le dossier particulièrement intéressant aujourd’hui. Longtemps portée par les revenus pétroliers et fonciers, TPL voit se dessiner un nouveau relais de croissance avec l’arrivée des hyperscalers et des labs IA dans l’ouest du Texas.

Dans cette analyse, nous reviendrons sur l’histoire du groupe et ses deux activités, avant d’examiner ses avantages concurrentiels, ses perspectives et ses risques, puis de terminer par sa valorisation.

Histoire

L’histoire de TPL commence par un échec industriel, ce qui est assez cocasse pour une société devenue l’une des plus rentables du marché américain.

En 1871, le Congrès accorde une charte fédérale à la Texas and Pacific Railway Company pour construire la portion sud du chemin de fer transcontinental, de Marshall, au Texas, jusqu’à San Diego.

À l’époque, les concessions de terres servent à financer la construction des chemins de fer. L’arrivée du rail doit valoriser les territoires traversés, et la compagnie peut ensuite vendre les terrains pour payer les travaux. Le Texas lui cède donc des terres pour chaque mile de voie posé, selon un découpage en damier de parcelles carrées d’un mile de côté, partagées entre la compagnie et l’État.

Les droits sur le sous-sol sont inclus, mais ils suscitent peu d’intérêt. Ces terres arides semblent surtout bonnes à accueillir quelques troupeaux, et personne n’imagine encore la richesse qui se trouve dessous.

La Texas and Pacific Railway n’atteindra finalement jamais la Californie. En 1881, elle a construit 972 miles de voies au Texas et accumulé environ 3,5 millions d’acres de terres, mais elle finit par faire faillite avant d’achever son projet.

Le 1er février 1888, ses créanciers créent le Texas Pacific Land Trust pour récupérer la valeur de ce patrimoine. Ils reçoivent des certificats donnant droit aux revenus futurs, avec l’idée de vendre progressivement les terres et de leur en reverser le produit. Sans échéance imposée, cette liquidation va durer bien plus longtemps que prévu. 138 ans plus tard, TPL existe toujours, même si sa structure a changé.

Le trust utilise une partie des revenus pour racheter ses propres certificats, réduisant progressivement le nombre de titres en circulation. Cette pratique deviendra l’une des caractéristiques historiques de TPL.

Puis le sous-sol change la donne. En 1920, le puits Texas & Pacific Abrams n° 1, dans le comté de Mitchell, devient le premier puits commercial à produire du pétrole dans le bassin permien. Les terres que le trust devait liquider deviennent ainsi progressivement une source de revenus pétroliers.

En 1954, le Trust distribue à ses porteurs ses actifs miniers à travers une entité distincte, TXL Oil. TPL conserve toutefois des royalties perpétuelles sur environ 456 000 acres. Ces droits, qui ne lui imposent pas de financer l’exploitation, constituent encore aujourd’hui le socle de ses revenus pétroliers et gaziers.

Suivent plusieurs décennies de discrétion, avec une poignée de salariés, des baux de pâturage et des royalties. Tout change dans les années 2010 quand le forage horizontal et la fracturation hydraulique relancent massivement le Permien, précisément là où se trouve le patrimoine hérité du chemin de fer.

Chaque nouveau puits crée des besoins en terrains, en eau, en canalisations et en infrastructures pour évacuer l’eau produite. TPL peut ainsi multiplier les sources de revenus autour d’une exploitation qu’elle ne finance pas.

En 2017, le groupe crée Texas Pacific Water Resources pour développer la fourniture d’eau aux opérateurs. Deux ans plus tard, des actionnaires, dont Horizon Kinetics, poussent à transformer le trust en société classique. Cette démarche aboutit en janvier 2021 à la création de Texas Pacific Land Corporation, une société de droit du Delaware dotée d’un conseil d’administration.

Consécration pour la nouvelle entreprise, TPL entre dans le S&P 500 fin 2024. Le patrimoine hérité d’un chemin de fer inachevé se retrouve ainsi au cœur de deux grandes industries, le pétrole et, nous le verrons par la suite, l’IA.

Comprendre le secteur

Avant d’entrer dans les comptes de TPL, il faut comprendre quelques particularités de l’industrie pétrolière américaine, notamment les règles de propriété au Texas. Les terres de Texas Pacific Land se trouvent dans l’ouest du Texas, au cœur du bassin permien.

Celui-ci tire son nom de la période géologique du Permien, il y a environ 250 à 300 millions d’années, lorsqu’une mer peu profonde recouvrait la région. Les sédiments accumulés au fond de cette mer ont progressivement formé l’une des plus grandes régions pétrolières du monde. Avec une production d’environ 6,7 millions de barils de brut par jour, le Permien dépasse l’Irak. S’il était un pays, il se situerait parmi les tout premiers producteurs mondiaux.

Le bassin comprend deux grandes zones, le Midland à l’est et le Delaware à l’ouest, qui s’étend aussi au Nouveau-Mexique.

Pour comprendre la valeur de ces terres, il faut distinguer la surface du sous-sol. En France, posséder un terrain ne donne pas le droit d’exploiter librement le pétrole qui s’y trouve. Au Texas, les droits miniers peuvent appartenir à des propriétaires privés et être séparés de la propriété du terrain. Ils peuvent donc être vendus ou transmis indépendamment. Une même parcelle peut avoir un propriétaire pour la surface et un autre pour les droits sur les ressources du sous-sol.

Le détenteur des droits miniers peut ensuite les louer à une compagnie pétrolière. En échange, il perçoit une prime à la signature, puis des royalties, soit une part de la valeur de la production, sans supporter les coûts de forage et d’exploitation. Certains frais après extraction peuvent toutefois être déduits selon les clauses du bail.

Pendant des décennies, le taux habituel était d’un huitième, soit 12,5%. Mais l’essor du pétrole de schiste a renforcé le pouvoir de négociation des propriétaires dans les zones les plus recherchées du Permien. Les taux ont progressivement atteint trois seizièmes, soit 18,75%, puis 20 à 25 % sur les baux récents, avec 25 % dans les meilleures zones.

Les anciens taux continuent néanmoins de s’appliquer. Un bail peut rester en vigueur tant que les conditions de production prévues au contrat sont remplies. Certaines parcelles rapportent donc encore le huitième négocié plusieurs décennies plus tôt.

TPL occupe toutefois une place particulière, qui s’explique par son histoire. Pour la comprendre, il faut savoir qu’au Texas, les droits miniers regroupent plusieurs prérogatives qui peuvent être séparées les unes des autres.

1. Le droit de négocier et de signer les baux avec les compagnies pétrolières.

2. Le droit de percevoir la prime versée à la signature.

3. Le droit de toucher une part de la production.

Lorsque le trust revendait ses terres, il conservait une fraction de ce qui serait un jour extrait du sous-sol. Sur environ 371 000 acres, cette part correspond à un seizième de la production, soit 6,25 %. Sur 85 000 autres acres, elle représente un cent-vingt-huitième, soit environ 0,78 %.

L’acheteur récupérait les autres droits miniers, notamment celui de négocier avec les entreprises pétrolières et d’encaisser la prime à la signature. TPL conservait, de son côté, un droit perpétuel sur une partie de la production. Inscrit dans l’acte de vente, ce droit se transmet d’un propriétaire à l’autre et reste valable aujourd’hui.

Prenons un exemple. Une compagnie extrait pour 1 million de dollars de pétrole sur une parcelle dont le bail prévoit 25 % de royalties et sur laquelle TPL détient un droit fixe de 6,25 % de la production. Les 250 000 dollars de royalties se répartissent alors entre 62 500 dollars pour TPL et 187 500 dollars pour le propriétaire minier. L’opérateur conserve les 750 000 dollars restants pour couvrir ses coûts et dégager sa marge.

TPL touche donc sa part sans financer le forage ni l’exploitation. Cependant, cette part étant fixe, elle n’a pas augmenté lorsque les royalties négociées dans les baux sont passées de 12,5 à 25%. C’est le propriétaire des autres droits miniers qui a bénéficié de cette hausse.

En outre, au Texas, le titulaire des droits miniers peut utiliser la surface dans la mesure raisonnablement nécessaire à l’exploitation du gisement, sous réserve des règles et accords applicables. Les usages qui dépassent ce droit, notamment certaines infrastructures desservant d’autres parcelles, nécessitent des accords avec le propriétaire du terrain.

Or, avec 894 000 acres, soit environ 3 600 km², soit davantage que la superficie du Luxembourg, TPL figure parmi les plus grands propriétaires fonciers du Texas. Ce patrimoine lui permet de percevoir des revenus de surface, distincts des royalties tirées du sous-sol.

Le sous-sol et la surface constituent les deux piliers du modèle de TPL. Pour l’illustrer, prenons un exemple concret.

Tout commence par une demande de permis de forage auprès de la Railroad Commission of Texas, le régulateur pétrolier de l’État qui, malgré son nom, ne s’occupe plus des chemins de fer.

Une fois le permis obtenu, l’opérateur prépare le terrain. Il aménage une plateforme, des pistes d’accès et des bassins de stockage, en utilisant notamment du caliche, un matériau calcaire abondant dans la région. Lorsque ces aménagements font l’objet d’accords rémunérés sur ses terres, TPL perçoit ses premiers revenus de surface, auxquels peut s’ajouter la vente de caliche.

Vient ensuite le forage, et c'est là que le pétrole du Permien se distingue des gisements classiques. Dans un gisement conventionnel, un simple puits vertical suffit à faire remonter le pétrole à la surface. Au contraire, le pétrole de schiste est resté piégé dans la roche où il s'est formé. Le puits descend donc d'abord verticalement sur plusieurs kilomètres, puis s'incurve pour suivre cette couche à l'horizontale et être au contact du plus de roche possible.

Par ailleurs, un puits foré ne produit pas immédiatement. Il faut d’abord le “compléter”, notamment en fracturant la roche, trop compacte pour laisser circuler le pétrole. L’opérateur y injecte sous très haute pression un mélange d’eau, de sable et d’additifs. Cette étape peut consommer plusieurs centaines de milliers de barils d’eau par puits.

TPL peut alors percevoir une deuxième source de revenus en fournissant l’eau nécessaire, puisée dans ses nappes souterraines et acheminée jusqu’aux sites par son réseau de canalisations.

Une fois le puits mis en production, il livre du pétrole, du gaz naturel et des liquides de gaz naturel, comme l’éthane, le propane ou le butane. Pour comparer ces volumes, le secteur utilise une unité commune, le baril équivalent pétrole, ou bep. De son côté, le gaz est mesuré en milliers de pieds cubes, les Mcf, avec une convention de six Mcf pour un bep.

Lorsque TPL détient des droits de royalties sur la parcelle, elle perçoit une part de la valeur de la production, calculée à partir des prix effectivement obtenus pour les différents hydrocarbures.

Il faut ensuite transporter cette production vers les installations de traitement, les raffineries et les terminaux d’exportation. Les canalisations qui traversent les terres de TPL peuvent donner lieu à des droits de passage, dont certains prévoient un renouvellement tous les dix ans.

Reste enfin un sous-produit encombrant. Le pétrole remonte avec une eau souterraine très salée, appelée eau produite. Cette eau doit être traitée, recyclée ou évacuée. Une grande partie est réinjectée dans des formations profondes par des opérateurs spécialisés. Lorsque leurs puits d’élimination se trouvent sur les terres de TPL et sont couverts par les accords correspondants, le groupe perçoit une redevance sur les volumes réinjectés.

TPL peut donc tirer jusqu’à cinq sources de revenus de cette chaîne d’activité.

1. À l’installation, les droits d’usage de la surface et la vente de caliche.

2. À la complétion, la fourniture d’eau pour la fracturation.

3. Pendant la production, les royalties sur les hydrocarbures vendus.

4. Pour le transport, les droits de passage des canalisations.

5. Pour la gestion de l’eau produite, les redevances sur les volumes réinjectés sur ses terres.

Ces revenus ne se cumulent pas systématiquement sur chaque puits, car les droits de surface, les royalties et les contrats d’eau ne couvrent pas toujours les mêmes parcelles. Dans ses comptes, le groupe les répartit en deux segments. Land and Resource Management rassemble les royalties pétrolières et gazières ainsi que les revenus fonciers et Water Services and Operations regroupe la fourniture d’eau et les redevances liées à l’eau produite.

Gestion foncière & ressources

C’est le segment historique de TPL. En 2025, il a généré 491 millions de dollars de chiffre d’affaires, dont environ 412 millions de royalties pétrolières et gazières et 79 millions de revenus de surface.

Ces deux sources de revenus entraînent peu de coûts directs, mais reposent sur des logiques différentes. Les royalties dépendent des décisions de forage des opérateurs, des volumes produits et des prix de vente. Les revenus de surface s’apparentent davantage à un péage, perçu en échange du droit d’utiliser les terres du groupe.

Commençons par les royalties, qui représentent plus de 80% des revenus du segment.

Les royalties pétrolières et gazières

Les royalties pétrolières et gazières ont rapporté 412 millions de dollars à TPL en 2025, soit 84 % des revenus du segment et un peu plus de la moitié du chiffre d’affaires du groupe.

Après un sommet de 452 millions de dollars en 2022, porté par l’envolée des prix de l’énergie, elles ont reculé de près de 25 % en 2023, avant de remonter progressivement. En 2025, elles restaient donc sous leur niveau de 2022.

L’année 2026 pourrait toutefois établir un nouveau record. Au premier semestre, les royalties ont progressé de 28%, soutenues par la hausse du pétrole dans le contexte de la guerre en Iran.

Mais le prix du baril n’explique pas tout. Les royalties de TPL dépendent de trois facteurs.

• La part de la production qui lui revient, déterminée par ses droits

• Les volumes produits sur les parcelles concernées, qui dépendent notamment du rythme de forage des opérateurs.

• Les prix de vente du pétrole et du gaz, qui évoluent avec les marchés.

1 - La part de production qui revient à TPL

L’entreprise possède actuellement 894 000 acres de terrain, mais détient des droits de royalties sur 1,14 million d’acres, soit environ 4 600 km². Cet écart s’explique par l’histoire du trust.

Depuis 1888, il a vendu une grande partie de ses terres tout en conservant des droits sur le pétrole et le gaz présents dans le sous-sol. Même lorsque le terrain appartient à quelqu’un d’autre, TPL continue donc de percevoir sa part de la production.

Mais tous ces droits n’ont pas le même poids. Pour les comparer, il faut tenir compte du pourcentage de production auquel ils donnent droit. C’est le rôle des acres nets.

Le principe ressemble à celui d’une copropriété. Posséder un seizième d’un immeuble de seize appartements représente l’équivalent d’un appartement. De la même manière, détenir un seizième de la production sur 16 acres correspond, en proportion de droits, à un acre net. Cela ne signifie toutefois pas que toutes les parcelles ont le même potentiel pétrolier.

Le patrimoine de TPL se décompose ainsi.

• 371 000 acres à un seizième, soit environ 23 200 acres nets.

• 85 000 acres à un cent-vingt-huitième, soit environ 700 acres nets.

• Les royalties acquises ces dernières années, qui ajoutent environ 4 100 acres nets.

On arrive donc à un total proche de 28 000 acres nets.

TPL met également en avant un chiffre de 224 000 acres nets normalisés à un huitième. Il s’agit simplement des 28 000 acres nets multipliés par huit, pour exprimer les droits selon le taux historique de référence du secteur.

Reste une dernière notion, essentielle pour comprendre les revenus effectivement perçus. Un puits horizontal peut traverser plusieurs parcelles regroupées dans une unité de forage. La production est alors répartie selon les droits et les règles applicables à cette unité. TPL peut ainsi détenir 6,25 % sur une parcelle, environ 0,8 % sur une autre et aucun droit sur les suivantes.

Sur l’ensemble des unités où elle possède des droits, sa part moyenne ressort à environ 1%. Pour donner un ordre d’idée, cela correspond à environ un centime par dollar de production, même si la part réelle des revenus varie selon les puits et les hydrocarbures vendus.

Cela peut sembler peu, mais les volumes concernés sont considérables. Sur la base des estimations retenues, ces puits produisent pour 40 à 45 milliards de dollars de pétrole et de gaz par an. Une part de 1 % représente ainsi autour de 425 millions de dollars de royalties annuelles.

2 - Les volumes produits

Le deuxième facteur, ce sont les volumes. La production nette revenant à TPL a plus que doublé en cinq ans, passant de 16 200 barils équivalent pétrole par jour en 2020 à 34 600 en 2025. Elle atteignait même 39 700 bep par jour au deuxième trimestre 2026.

Cette croissance dépend principalement de deux éléments, la production de chaque puits et le nombre de nouveaux puits mis en service.

La production par puits s’est nettement améliorée ces dernières années, notamment grâce à l’allongement des forages. Sur les terres de TPL, la section horizontale des nouveaux puits est passée d’environ 3 kilomètres en moyenne en 2019 à plus de 4 kilomètres en 2026. Justement, un puits plus long traverse davantage de roche productive, ce qui augmente son potentiel de production, mais aussi ses besoins en eau de fracturation.

Néanmoins, la production ne progresse pas proportionnellement à la longueur du puits, et ces forages nécessitent de grands ensembles de parcelles.

Les grandes compagnies pétrolières, notamment ExxonMobil et ConocoPhillips, ont constitué ces ensembles au fil des acquisitions. Pour TPL, cette consolidation est plutôt favorable. Ses clients disposent de moyens financiers solides et peuvent planifier leurs forages sur plusieurs années. Mais ils répartissent aussi leurs investissements entre des projets situés partout dans le monde, ce qui laisse TPL dépendante de leurs arbitrages.

Le groupe dispose néanmoins d’indicateurs pour anticiper l’activité. Le premier signal, c’est le nombre de permis. Le bassin en enregistre environ 1 800 par trimestre depuis deux ans, y compris en 2025 alors que le baril était largement sous les 100 dollars.

Le deuxième indicateur est plus nuancé. Le stock de puits déjà forés mais pas encore complétés, les DUC, diminue dans le bassin. Chez TPL, le stock de projets en attente est passé de 24,3 à 18,4 puits nets en un an et demi.

Cette baisse accompagne une bonne nouvelle, puisque les mises en production se sont accélérées et que le parc de puits producteurs a presque doublé en deux ans et demi. Toutefois, elle réduit aussi la réserve disponible. À ce rythme, le stock en attente représente environ trois trimestres de mises en production. Or, un puits de schiste voit sa production diminuer rapidement dès la première année. Il faut donc raccorder régulièrement de nouveaux puits pour compenser ce déclin.

3 - Le prix

Enfin, le dernier facteur est le prix, qui joue un rôle déterminant dans les résultats à court terme. TPL ne fixe pas à l’avance le prix de sa production. Le groupe profite donc pleinement des hausses du baril, mais subit aussi ses baisses.

Le deuxième trimestre 2026 l’a illustré de manière spectaculaire. Avec le conflit entre les États-Unis, Israël et l’Iran et la fermeture du détroit d’Ormuz, le prix réalisé du pétrole de TPL a approché 98 dollars le baril, contre environ 65 dollars en moyenne en 2025.

Or, à volumes constants, une variation de 10 dollars du baril représente environ 50 millions de dollars de chiffre d’affaires annuel, soit 6% des revenus de 2025.

Mais cette sensibilité varie fortement selon les produits. La production revenant à TPL se répartit à peu près en trois tiers entre pétrole, gaz et liquides de gaz naturel, en équivalent énergétique. Pourtant, le pétrole génère à lui seul environ 80% des royalties.

Le gaz, à l’inverse, rapporte très peu. Extrait en même temps que le pétrole dans un bassin qui manque de capacités de transport, il dépend notamment des prix au point de cotation de Waha, dans l’ouest du Texas. Lorsque les gazoducs saturent, ces prix s’effondrent et peuvent même devenir négatifs.

Ce gaz bon marché présente toutefois un autre intérêt. Il rend l’ouest du Texas attractif pour les data centers, qui cherchent une énergie abondante et peu coûteuse pour produire leur électricité sur place.

Les revenus de surface