Deutsche Rohstoff AG: Meldungen, Analysen, Meinungen (Seite 1452)

[Wood-Cutter]

Thema: Große Zukunft für den Hafen von Corpus Christi ...

https://kristv.com/news/2018/11/27/where-do-we-go-from-here-…


Port of Corpus Christi becoming shale oil hub of North America

http://northamericanshalemagazine.com/articles/2570/port-of-…

[Wood-Cutter]

Interessant zum Thema US Exporte ... es gibt Schätzungen das sich die Exporte verdoppeln könnten bis 2020 ... Unterschied Brent zu WTI

http://portofcc.com/port-of-corpus-christi-and-the-carlyle-g…

https://finance.yahoo.com/news/shale-boom-raises-specter-glu…

[Wood-Cutter]

Zum Thema US Export von WTI ... neue Pipelines und Terminals ...


Diese Ölaktie setzt auf eine 321-Milliarden-USD-Wette

Matthew DiLallo | 26. November 2018

Eine aktuelle Branchenstudie hat herausgefunden, dass die nordamerikanischen Energieunternehmen bis 2035 etwa 800 Milliarden USD in den Aufbau neuer Infrastrukturen investieren müssen.
Von diesem Gesamtbetrag werden rund 321 Milliarden USD für neue Öl-Infrastrukturen wie Pipelines und Speicherterminals fällig.

Ein Unternehmen, das diese große Chance nutzen will, ist Phillips 66. Der Raffinerie- und Logistikriese hat kürzlich eine Multimilliarden-Dollar-Ölpipeline von North Dakota bis zur Golfküste fertiggestellt und anschließend an seine Master Limited Partnership (MLP) Phillips 66 verkauft. Inzwischen baut die MLP eine Ölpipeline vom Permian-Becken bis zur texanischen Küste sowie ein Lager- und Exportterminal. Phillips 66 sieht jedoch noch mehr Chancen für den Ausbau des Ölpipeline-Geschäfts. Darum hat das Unternehmen jüngst gleich mehrere neue Projekte gestartet.
Worum handelt es sich bei diesen neuen Projekten?

Eines dieser Projekte ist die Liberty-Pipeline, die Rohöl aus den Produktionsgebieten Rockies und Bakken nach Corpus Christi in Texas transportieren soll. Die Pipeline hätte zunächst die Kapazität, 350.000 Barrel Öl pro Tag (BPD) zu transportieren. Allerdings können Phillips 66 samt Partner diese Kapazität erweitern, wenn man denn genügend interessierte Transporteure findet. Diese Pipeline könnte bis Ende 2020 in Betrieb sein, sollte alles nach Plan laufen.

Unterdessen kündigte das Unternehmen auch die Entwicklung der Red-Oak-Pipeline an, die Öl von einem Lagerort in Cushing im US-Bundesstaat Oklahoma nach Corpus Christi, Houston und Beaumont in Texas, transportieren würde. Red Oak soll 400.000 BPD transportieren, obwohl das Unternehmen diese Kapazität erweitern könnte, wenn es genügend Transporteure unter Vertrag nehmen kann. Auch hier will man im Q4 2020 fertig sein.

Schließlich gab die MLP von Phillips 66 bekannt, dass man auch eine Erweiterung der Gray-Oak-Pipeline in Betracht ziehe, die derzeit vom Permian-Becken bis Corpus Christi und anderen Märkten entlang der Küste gebaut wird. Das Unternehmen geht davon aus, dass die Pipeline, die 900.000 BPD transportieren kann, bis Ende nächsten Jahres in Betrieb sein wird. Phillips 66 Partners prüft jedoch, ob man nicht noch erweitert – sollten sich genügend Transporteure finden. Dieses Projekt könnte ein Jahr nach Fertigstellung der Hauptleitung in Betrieb gehen.
Was steckt hinter diesen Entwicklungen?

Allen Projekten ist eines gemeinsam: Jedes einzelne würde in den USA gefördertes Rohöl an die Golfküste transportieren. Das ist aus zwei Gründen erwähnenswert. Erstens betreibt Phillips 66 Raffinerien entlang der Küste, darunter in Sweeney, Texas, das einer der Endpunkte von Gray Oak ist. Durch die Erhöhung der Versorgung der Raffinerien mit US-Rohöl kann Phillips 66 seine Kosten senken, was bei den Raffinerien die Margen und die Rentabilität steigern dürfte.

Darüber hinaus baut das Unternehmen seine Lager- und Exportkapazitäten am Golf aus, wodurch die Erträge im Midstream-Bereich steigen werden. Eine der wichtigsten Entwicklungen ist Beaumont, Texas, wo das Unternehmen nun über die Kapazität verfügt, 13,3 Millionen Barrel Erdölprodukte zu lagern, nachdem man kürzlich die Kapazität für 900.000 Barrel hinzugefügt hat. Das Unternehmen erwartet, die Kapazität bis zum Jahresende auf 14,6 Millionen zu erhöhen und verfügt über weitere 2,2 Millionen Barrel Kapazität für Rohöl, die man bis zum ersten Quartal 2020 fertig stellen will. Da jedoch bis Ende 2020 mehr Barrel nach Beaumont fließen könnten, sobald Red Oak weiter geht, könnte Phillips 66 diese Anlage weiter ausbauen.

Phillips 66 arbeitet unterdessen, um ein neues Öllager- und Exportterminal in Corpus Christi zu bauen. Das South-Texas-Gateway-Terminal wird zunächst 3,4 Millionen Barrel Lagerkapazität sowie zwei Exportdocks anbieten, wo das Öl auf die Tanker gelangt, von wo aus es in Märkte gelangt, wo man mehr für Öl zahlt.

Zusätzlich zu diesem ersten Projekt, das bis Ende nächsten Jahres in Betrieb gehen soll, haben Buckeye Partners und Phillips 66 Partners jedoch die Möglichkeit, bis zu 10 Millionen Barrel Lagerkapazität sowie zusätzliche Exportdocks zu bauen. So ist es möglich, dass Phillips 66 Partners und Buckeye Partners diese Anlage erweitern, wenn Phillips 66 die Pipelines Liberty und Red Oak baut – beide würden dann in diese Region führen.
Hier entsteht ein Titan der Öl-Infrastruktur

https://www.fool.de/2018/11/26/diese-oelaktie-setzt-auf-eine…

[Wertefinder1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 59.325.908 von Wertefinder1 am 29.11.18 14:21:15

Und nochmal die Daten aus den Berichten der Gesellschaft:

Abschreibungen laut Geschäfsbericht 2017 Seite 34:
2017 CCE 24,1 Mio. Euro
2017 EOG 2,9 Mio. Euro

Geschätzt 2018 nach 9 Monaten CCE mit 26 und EOG mit 19,5 USD
CCE: 23,5,8 Mio. Euro
EOG: 21,2 Mio. Euro

Das macht in Summe ca. 71,8 Mio Euro bisherige Abschreibungen zum Ende Q3 2018.

An "produzierende Erdölförderanlagen" und "Exploration und Evaluierung" werden per Ende Q3 2018 104,8 Mio. Euro ausgewiesen. Addiert man die Abschreibungen hinzu, käme man auf 176,6 Mio. Euro bisherige Gesamtinvestitionen im Ölbereich in CCE und EOG, da SCOG ja raus ist. Da ist zum Teil aber jetzt auch schon BRE drin (2,2 Mio. Euro?).

Dagegen die Angaben zu den erfolgten Investitionen:
2016 CCE 47,9
2017 CCE 39,2
Halbjahr 2018 CCE 31,2
2018 EOG 48,2
Das macht in Summe 166,5 Mio. Euro. Dazu kommen noch die Investitionen im Q3.

Insgesamt ist es mit evtl. doch noch Teilangaben für SCOG, anderen Werten bzw. Abschreibungen aber auch nicht exakt zu ermitteln. Dazu ggf. Differenzen aus der Währungsbewertung über die verschiedenen Jahre, die sich in der EK-Unterschiedgröße wiederfinden. Näherungsweise kommt die Kontrollrechnung "Investitionen minus Abschreibungen = aktueller Bilanzansatz der Förderanlagen" hin.

Dann schaut man sich die operativen Cashflows an:
2016: 2,9 Mio. Euro
2017: 37,8 Mio. Euro
2018: 40 (?) Mio. Euro

Beim 2018er Cashflow muss man den Teil von SCOG rausrechnen, weil der ja auch oben in den Investitionen und Abschreibungen nicht enthalten ist.

Dann kommt man bei Gegenüberstellung des Cashflows zu den Investitionen eben zum Ergebnis, das Ende 2018 so ca. 45 - 50 % der Investitionen wieder in der Kasse sein könnten. Exakter wird man es mit dem Jahresabschluss 2018 ermitteln können.

Im Schnitt ist der Zeitablauf der Bohrquellen Ende 2018 erst bei 1,x Jahr, weil eben mit EOG und Litzenberger die Mehrzahl der Bohrungen erst im März/April/Mai 2018 in die Förderung gegangen ist. Nach einem Jahr soll nach dem Grundszenario für eine Tekton Bohrung 2013 aber erst so 25 % der Fördermenge über ca. 20 Jahre gefördert sein. Evtl. schwächere Ergebnisse bei CCE werden hier durch EOG ausgeglichen.

Das führt dann zur Erkenntnis, das Ende 2018 nach ca. 25 % Ausbeute bereits ca. 50 % der Investitionen wieder in der Kasse sein könnten. Wenn man es hochrechnen würde, käme man bei 50 % Ausbeute in so 3 bis 4 Jahren auf 100 % Rückfluss der Investitonen - immer nach allen anderen laufenden Ausgaben in der Zeit. Und alles was dann kommt, ist reiner Gewinn aus der Investition.

Damit wird auch klar, warum sich die Gesellschaft in einer exzellenten Lage sieht. Aber es scheint ebern zu schwer zu verstehen zu sein und der einfache Blick auf den ausgewiesenen Gewinn nach Steuern und Währungsentwicklung so einfach. Aber einfach ist eben nicht immer richtig.

[Wood-Cutter]

WTI $ 51,63 + 2,65%, Brent $ 59,70 + 1,6%


Oil Rebounds as Russia Is Said Willing to Join OPEC Output Cuts

Oil prices bounced back to $51 a barrel in New York, erasing an earlier loss, after a report that Russia accepts the need to cut production in conjunction with OPEC. ...

Mehr:
https://www.bloomberg.com/news/articles/2018-11-29/oil-near-…

Öl erholt sich, da Russland bereit ist, sich den OPEC-Produktionskürzungen anzuschließen

Der Ölpreis stieg in New York wieder auf 51 USD pro Barrel und löschte einen früheren Verlust, nachdem bekannt wurde, dass Russland die Notwendigkeit einer Produktionskürzung in Verbindung mit der OPEC akzeptiert. ...

[superholgi]

Antwort auf Beitrag Nr.: 59.324.507 von 64Matt am 29.11.18 11:20:43

Müsste man da nicht gerade über die Abschreibungen rankommen?

Wenn ich das richtig Verstehe stellen die Abschrebungen pro BOE eine Umlage der Bohrkosten pro gefördertem BOE dar. also aktuell 26 bzw. 19€ pro BOE. Rechnet man jetzt noch laufende Kosten wie Transportkosten Steuern Royalties etc. dazu und zieht, das von dem Verkaufpreis pro BOE ab, hat man´s.
Ich meine einige hier im Form hätten da einen relativ gute Einordnungen der weiteren Kosten etc. pro BOE schon abgegeben.
Wichtig, die Abschreibungen sind pro BOE und nicht pro BO.


Gruß, Superholgi

[Wertefinder1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 59.325.683 von Wertefinder1 am 29.11.18 13:46:59

Bezogen auf die DRAG heisst das:

Man ist im April/Mai mit der Förderung bei EOG und Litzenberger gestartet. Und gerade da wo die Förderung am stärksten war, konnte man diese Mengen zu im Vergleich zu 2017 guten Preisen verkaufen. Dieses Geld ist in der Kasse. Ähnlich wie der Wintermantelverkäufer mit seinen beiden ersten verkauften Jacken zu 150 Euro.

Wenn der Preis dann sinkt in einer Zeit in der viel weniger gefördert wird, dann muss das auf die gesamte Zeit betrachtet nicht negativ sein. Ähnlich wie der Wintermantelverkäufer mit seinen beiden letzten verkauften Jacken zu 50 Euro.

Man muss bei der DRAG den Gesamstand der operativen Cashflows der Förderdauer - sprich das über Öl-/Gasverkäufe eingenommenen Geld abzgl. der laufenden Ausgaben über ggf. 20 Jahre - ins Verhältnis zu den am Anfang getätigten Ausgaben für die Fertigstellung der Bohrungen setzen. Nur das gibt Auskunft darüber, ob man Geld verdient. Nicht (!) das ausgewiesene Ergebnis pro Aktie, was ggf. auch noch durch Währungseffekte stark verzerrt ist.

Wenn man dann nach ca. 25 % Förderung aus einer Bohrung bereits ca. 50 % des investierten Geldes wieder eingenommen hat, dann ist da ein sehr gutes Ergebnis und gibt einen gewissen Puffer für schwierigere Zeiten und reduziert das Risiko erheblich.

Wie der Wintermantelverkäufer, der nach 2 verkauften Jacken für 150 Euro beruhigter in die Restsaison gehen kann.

[Wertefinder1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 59.325.629 von Origineller_Name am 29.11.18 13:35:48

Aber doch nur deshalb, weil man in den vergangenen Jahren die teureren Förderungen aus der Produktion genommen hat bzw. darin nicht mehr investiert hat! Dann sinken automatisch die durchschnittlichen Förderkosten.

Die österreichische OMV hat z.B. auch andere Förderungen eingestellt und beteiligt sich an einem Ölfeld in Sibirien und überweist dafür Gazprom einen Milliardenbetrag. Damit fördert OMV dann sogar mehr als bisher zu niedrigeren Kosten. Deshalb auch die Topaktie in der jüngeren Vergangenheit. Wobei die starke Bindung an Rußland auch Risiken birgt.

Öl aus Rußland allein kann aber nicht den Weltbedarf decken. Man muss da auch immer die nachhaltigen Mengen sehen, die dahinter stehen. Zudem die strategischen Interessen - was macht Rußland, wenn das Öl/Gas aufgebraucht ist oder es keiner mehr haben will?

"Der Ölpreis" ist ein Mix aus vielen Ländern und es verfälscht das Bild, wenn man sich den günstigsten Produzenten heraussucht, weil der schlicht die Gesamtmenge nicht liefern kann.

[Wertefinder1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 59.323.919 von 64Matt am 29.11.18 10:13:49

Das ist inhaltlich leider wieder ein Rückschritt.

Ein (fiktives) Beispiel:
Ein Klamottenverkäufer kauft 10 Winterjacken für 50 Euro ein, gibt also 500 Euro im Einkauf aus. Er will im Verkauf damit 1.000 Euro erzielen.

Möglichkeit 1: Er bietet seine 10 Jacken für 100 Euro an und bekommt sie evtl. alle verkauft.

Möglichkeit 2: Er agiert mit der Nachfrage. Wenn die Jacken vor Winterbeginn im Laden sind, bietet er sie für 150 Euro an. Dann kaufen diejenigen, die unbedingt eine Jacke brauchen oder die neueste Mode haben wollen. Er verkauft vllt. 2 Jacken zu 150 Euro und hat 300 Euro verdient. Dann reduziert er den Preis während der Hauptsaison Winterzeit auf 100 Euro. Er verkauft 6 weitere Jacken und hat 600 Euro, insgesamt also 900 Euro eingenommen. Im Schlussverkauf reduziert er die beiden letzten Jacken auf 50 Euro und verkauft auch diese. Zusammen hat er auch dann 1.000 Euro eingenommen.

Da kann man sagen, bei Möglicheit 2 wäre der Kunde zu demjenigen gegangen, der auch am Anfang nur 100 Euro verlangt hat. Und bei Möglichkeit 1 geht er am Ende zu demjenigen, der im Ausverkauf nur 50 Euro verlangt statt 100. Spekulativ - aber durch das Internet heute alles viel transparenter und somit extrem schwieriger für Einzelhändler. Auf jeden Fall gibt es verschiedene Wege zum Ziel.

Bei Möglichkeit 2 kann man sagen, das der Verkäufer die beiden letzten Jacken mit Verlust verkauft, weil er seine Kosten nicht gedeckt bekommt, da er ja zum Einkaufspreis verkauft. Aber insgesamt ist dem nicht so, weil er vorher 2 Jacken viel teurer verkauft hat und insgesamt genausoviel verdient wie jemand der alle 10 Jacken für 100 Euro verkauft hätte.

SO muss man auch bei der Deuschen Rohstoff AG denken.

[Origineller_Name]

Antwort auf Beitrag Nr.: 59.325.605 von Origineller_Name am 29.11.18 13:29:53

BP reichen übrigens schon 50 $/Barrel, ab 2021 sogar 35-40 $/Barrel:

"BP Is Comfortable With $50 Oil"

https://oilprice.com/Energy/Energy-General/BP-Is-Comfortable…

Zitat: “As oil prices stay up over $50 a barrel, we will be surplus free cash as we go into 2020, and 2021. And, of course, we have said our breakeven goes down to $35-40 a barrel by the end of 2021, unless we chose to distribute to shareholders.”