Deutsche Rohstoff AG: Meldungen, Analysen, Meinungen (Seite 1520)
eröffnet am 07.10.10 14:52:28 von
neuester Beitrag 22.05.24 11:13:57 von
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Laut dem Grundszenario sind nach 5 Jahren ca. 60 % der BOE-Mengen gefördert - in den nächsten (maximal) 15 Jahren sollen dann die restlichen Reservemengen erfolgen. Wobei man nur solange fördert, wie die Fördererlöse die laufenden Kosten übersteigen. Es wird also so sein, das gewisse Restmengen nicht gefördert werden.
Die ersten 9 Bohrplätze wurden im November 2016 bei Vail in Betrieb genommen, D.h., dort geht man Ende 2018 in das 3. Förderjahr. Die 12 Markham Bohrungen gingen so Anfang 2017 in die Förderung. Die 7 Haley-Bohrungen im Oktober 2017 und die 16 Litzenberger-Bohrungen erst um so April 2018. Dazu die ca. 50 Mio. USD-Invest bei EOG mit Förderaufnahme ab ca. März 2018.
D.h., im Schnitt ist man Ende 2018 eher anfangs des 2. Förderjahres - von optimalerweise 20 Jahren!
Es macht dann trotzdem Sinn, sich beim Vorliegen des 2018er Geschäftberichtes auch die Geschäftsberichte von 2016 und 2017 nochmal anzusehen und dort sämtliche getätigten Investitionen herauszuschreiben. Denen stellt man dann die zwischenzeitlichen operativen Cashflows aus den Bohrungen gegenüber. Und spiegelt dann wiederum an dem Grundszenario, was man bei gleichbleibenden Ölpreis noch an Cashflows in den nächsten vllt. 18,x Jahren wird generieren können. Wenn der Cashflow für 2018 getrennt nach CCE und EOG angegeben wird, dann kann man das auch weiter aufteilen auf CCE und EOG. Das bleibt hochspekulativ, da niemand den Ölpreis von nächster Woche kennt und somit erst recht nicht in den wichtigen ersten 5 Jahren geschweige denn später.
DAS erscheint mir die einzig sinnvolle Beurteilungsweise.
Die ersten 9 Bohrplätze wurden im November 2016 bei Vail in Betrieb genommen, D.h., dort geht man Ende 2018 in das 3. Förderjahr. Die 12 Markham Bohrungen gingen so Anfang 2017 in die Förderung. Die 7 Haley-Bohrungen im Oktober 2017 und die 16 Litzenberger-Bohrungen erst um so April 2018. Dazu die ca. 50 Mio. USD-Invest bei EOG mit Förderaufnahme ab ca. März 2018.
D.h., im Schnitt ist man Ende 2018 eher anfangs des 2. Förderjahres - von optimalerweise 20 Jahren!
Es macht dann trotzdem Sinn, sich beim Vorliegen des 2018er Geschäftberichtes auch die Geschäftsberichte von 2016 und 2017 nochmal anzusehen und dort sämtliche getätigten Investitionen herauszuschreiben. Denen stellt man dann die zwischenzeitlichen operativen Cashflows aus den Bohrungen gegenüber. Und spiegelt dann wiederum an dem Grundszenario, was man bei gleichbleibenden Ölpreis noch an Cashflows in den nächsten vllt. 18,x Jahren wird generieren können. Wenn der Cashflow für 2018 getrennt nach CCE und EOG angegeben wird, dann kann man das auch weiter aufteilen auf CCE und EOG. Das bleibt hochspekulativ, da niemand den Ölpreis von nächster Woche kennt und somit erst recht nicht in den wichtigen ersten 5 Jahren geschweige denn später.
DAS erscheint mir die einzig sinnvolle Beurteilungsweise.
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.121.269 von Origineller_Name am 02.11.18 10:07:48
EBITDA ist der G E W I N N vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen. https://boerse.ard.de/boersenwissen/boersenwissen-fuer-fortg…. In vielen Branchen ist es eine der zentralen Kennzifferb zur Unternehmenssteuerung.
Die Rerservemengen reduzieren sich allein schon dadurch, das jeden Tag ein Teil der Reserven aus dem Boden gefördert wird. "Wenn man 100 hat und davon 20 verkauft, bleiben nur noch 80 übrig." Die monetäre Bewertung der Reservenmengen hängt wesentlich vom 5-Jahres-Future ab. Und da wurde früher schon mal dargelegt, das da ein höheres Jahr rausfallen und ein niedrigeres Jahr hineinkommen könnte. Bei der Bewertung von SCOG betrug dieser 5-Jahreswert Ende 2017 54,70 USD, 52,90 USD für die nächsten 20 Jahre.
Der hatte aber wiederum nichts mit dem tatsächlich realisierten Verkaufspreis zu tun, der bekanntlich ca. 20 % höher lag. Es kann auch in den nächsten Jahren der Fall sein, das der tatsächlich erzielte Verkaufpreis deutlich oberhalb des prognostizierten 5-Jahrespreises liegt, weil auf 5-Jahresebene immer Unsicherheiten einkalkuliert werden, die am revolvierenden heutigen Tag dann gar nicht eintreten.
Und die Abschreibungen sind ja bereits im ersten Halbjahr 2018 bei CCE um 30 % erhöht worden - nehmen also eine über die Mengenreduzierung hinausgehende starke Reduzierung der Gesamtreserven vorweg. Ob das überhaupt so kommt, muss man abwarten.
Hast Du Anhaltspunkte, wie groß die Kosten für die Gaslifts und andere Optimierungsarbeiten im Verhältnis zu den ursprünglichen Investitionen sind? - Oder schreibst Du ohne Sachkenntnis darüber?
Q3 liefert wie geschrieben keinen Anhaltspunkt, da einige Bohrungen gar nicht produziert haben und ungewiss ist, ob und wenn ja wie stark die Optimierungsmaßnahmen Erfolg haben.
Neben dem Öl-/Gas-Mix bleiben der Ölpreis an sich und die Währungsrelation wichtig. Der erzielte Ölpreis hängt wiederum wesentlich davon ab, ob man sich abgesichert hat oder nicht. Dito von den Abförderkapazitäten am Ölfeld. Z.B. in Texas soll der Abschlag auf den WTI-Preis wesentlich höher liegen als bei anderen Ölfeldern, weil gerade dort die Förderung sehr stark zugenommen hat und die Pipelines etc. damit nicht Schritt gehalten haben.
Zudem kann es sein, das die Abförderkapazitäten bei EOG nach oben hin angepasst werden konnten. Die sind ja dadurch entstanden, weil die Fördermengen erheblich (!) höher waren als bei Förderbeginn gedacht. Das man also in diesem Quartal nicht wieder wie im Q2 erhebliche geförderte Mengen nicht abtransportieren konnte und in das nächste Quartal verschieben muss.
Zitat von Origineller_Name: Genau darin liegt die Crux Deines Wertansatzes für die DRAG.
Es gab eben keine "30%ige Anhebung der Gewinnprognose", es gab lediglich eine 30%ige Anhebung des EBITDA. Und das ist halt nicht der Gewinn. Denn zwischen EBITDA und Gewinn liegen u.a. noch die Abschreibungen. Und die sind die Black Box der DRAG.
Zum einen werden nach meiner Einschätzung bei Cub Creek sehr wahrscheinlich Reduzierungen der Reserven(wert)schätzungen erfolgen müssen, die zwangsläufig eine Anhebung der Abschreibungen zur Folge haben. Zum anderen schlagen sich die vorher nicht geplanten zusätzlichen Investitionen zur Ertüchtigung der Bohrlöcher ebenfalls negativ (also erhöhend) in der Abschreibungshöhe nieder. Die Frage ist hierbei, inwieweit die nunmehr schon stark erhöhten Abschreibungen (20->26$/Barrel bei Cub Creek) schon das Ende sind, oder weitere Anhebungen drohen. Zum anderen ist die Frage, wieviel Gewinn bei derart erhöhten Abschreibungen übrig bleibt.
Noch ein kleiner Ausblick auf die Q3-Zahlen: Hier wird man erstmals abschätzen können, was die DRAG in naher Zukunft an Ertrag liefern kann. In Q3 wurden weder größere Asset-Käufe noch -Verkäufe getätigt, noch wurde in Bohrungen investiert (abgesehen von Ertüchtigungen, deren Kostenhöhe (falls man nachvollziehen kann, welche der Ertüchtigungen in Q3 erfolgten) dann auch besser ersichtlich würde), wurden Bohrlöcher neu angeschlossen oder stillgelegt. In diesem Quartal wird man also sehr schön sehen können, wieviel mit dem bestehenden Portfolio verdient werden kann. Da momentan auch in absehbarer Zeit keine neuen Bohrungen geplant sind, sollte man, von diesen Zahlen ausgehend und Decline-Raten einbeziehend, eigentlich für die nächsten zwei bis drei Quartale eine relativ aussagekräftige Zahlenbasis haben.
EBITDA ist der G E W I N N vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen. https://boerse.ard.de/boersenwissen/boersenwissen-fuer-fortg…. In vielen Branchen ist es eine der zentralen Kennzifferb zur Unternehmenssteuerung.
Die Rerservemengen reduzieren sich allein schon dadurch, das jeden Tag ein Teil der Reserven aus dem Boden gefördert wird. "Wenn man 100 hat und davon 20 verkauft, bleiben nur noch 80 übrig." Die monetäre Bewertung der Reservenmengen hängt wesentlich vom 5-Jahres-Future ab. Und da wurde früher schon mal dargelegt, das da ein höheres Jahr rausfallen und ein niedrigeres Jahr hineinkommen könnte. Bei der Bewertung von SCOG betrug dieser 5-Jahreswert Ende 2017 54,70 USD, 52,90 USD für die nächsten 20 Jahre.
Der hatte aber wiederum nichts mit dem tatsächlich realisierten Verkaufspreis zu tun, der bekanntlich ca. 20 % höher lag. Es kann auch in den nächsten Jahren der Fall sein, das der tatsächlich erzielte Verkaufpreis deutlich oberhalb des prognostizierten 5-Jahrespreises liegt, weil auf 5-Jahresebene immer Unsicherheiten einkalkuliert werden, die am revolvierenden heutigen Tag dann gar nicht eintreten.
Und die Abschreibungen sind ja bereits im ersten Halbjahr 2018 bei CCE um 30 % erhöht worden - nehmen also eine über die Mengenreduzierung hinausgehende starke Reduzierung der Gesamtreserven vorweg. Ob das überhaupt so kommt, muss man abwarten.
Hast Du Anhaltspunkte, wie groß die Kosten für die Gaslifts und andere Optimierungsarbeiten im Verhältnis zu den ursprünglichen Investitionen sind? - Oder schreibst Du ohne Sachkenntnis darüber?
Q3 liefert wie geschrieben keinen Anhaltspunkt, da einige Bohrungen gar nicht produziert haben und ungewiss ist, ob und wenn ja wie stark die Optimierungsmaßnahmen Erfolg haben.
Neben dem Öl-/Gas-Mix bleiben der Ölpreis an sich und die Währungsrelation wichtig. Der erzielte Ölpreis hängt wiederum wesentlich davon ab, ob man sich abgesichert hat oder nicht. Dito von den Abförderkapazitäten am Ölfeld. Z.B. in Texas soll der Abschlag auf den WTI-Preis wesentlich höher liegen als bei anderen Ölfeldern, weil gerade dort die Förderung sehr stark zugenommen hat und die Pipelines etc. damit nicht Schritt gehalten haben.
Zudem kann es sein, das die Abförderkapazitäten bei EOG nach oben hin angepasst werden konnten. Die sind ja dadurch entstanden, weil die Fördermengen erheblich (!) höher waren als bei Förderbeginn gedacht. Das man also in diesem Quartal nicht wieder wie im Q2 erhebliche geförderte Mengen nicht abtransportieren konnte und in das nächste Quartal verschieben muss.
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.123.468 von Wood-Cutter am 02.11.18 13:29:18meinst du die US Öl Lager? Da gäbe es aber noch weitere Fakten zu beachten.
Die meinte ich. Das Verhältnis zu den gesunkenen Produktlagern hatte ich mir nicht so genau angesehen.
Ich hatte nur in Erinnerung, dass die OPEC versucht den Markt auszubalancieren, also Angebot zur Nachfrage.
Wir werden sehen.
Wäre schön, wenn Deine Einschätzung zutrifft.
Gruß
DW
Die meinte ich. Das Verhältnis zu den gesunkenen Produktlagern hatte ich mir nicht so genau angesehen.
Ich hatte nur in Erinnerung, dass die OPEC versucht den Markt auszubalancieren, also Angebot zur Nachfrage.
Wir werden sehen.Wäre schön, wenn Deine Einschätzung zutrifft.
Gruß
DW
Und noch was in Q3:
Der US-Dollar steht tiefer. Es könnte noch zu Währungsgewinnen kommen.
Das grundlegende Problem ist ein anderes:
Wir können hier rumraten und Zahlen interpretieren. Aber wir haben hier einen Sachverhalt mit viel zu vielen Unbekannten:
Wir kennen nicht die Bohrkosten pro Quelle
Wir kennen nicht die erwartete Menge an Öl pro Quelle
Wir kennen nicht die interne Kalkulation pro Quelle.
Wir wissen nicht in wie fern sich die erwarteten von den realen Ergebnissen bei CubCreek unterscheiden.
Wir wissen nicht welchen Teil der Abschreibungen freiwillig und welcher Teil real ist.
Wir wissen eigentlich NICHTS handfestes.
Also einfach nur abwarten und Gutschlag und Co. vertrauen...
Der US-Dollar steht tiefer. Es könnte noch zu Währungsgewinnen kommen.
Das grundlegende Problem ist ein anderes:
Wir können hier rumraten und Zahlen interpretieren. Aber wir haben hier einen Sachverhalt mit viel zu vielen Unbekannten:
Wir kennen nicht die Bohrkosten pro Quelle
Wir kennen nicht die erwartete Menge an Öl pro Quelle
Wir kennen nicht die interne Kalkulation pro Quelle.
Wir wissen nicht in wie fern sich die erwarteten von den realen Ergebnissen bei CubCreek unterscheiden.
Wir wissen nicht welchen Teil der Abschreibungen freiwillig und welcher Teil real ist.
Wir wissen eigentlich NICHTS handfestes.
Also einfach nur abwarten und Gutschlag und Co. vertrauen...
Wichtig:
In Q3 gab es doch den Sadisdorf-Deal!!
Schau dir mal die Meldung vom 11.09.2018 an. Das betrifft eindeutig Q3, oder?
Daher kann man ins Q3 auch wieder viel hinein interpretieren...
In Q3 gab es doch den Sadisdorf-Deal!!
Schau dir mal die Meldung vom 11.09.2018 an. Das betrifft eindeutig Q3, oder?
Daher kann man ins Q3 auch wieder viel hinein interpretieren...
Trading Spotlight
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.123.768 von Origineller_Name am 02.11.18 13:59:34
Genau deshalb glaube ich nicht, dass das Q3 keine Referenz für kommende Quartale ist. Während der Ertüchtigung produzieren die Quellen nicht. Aber ich erhoffe mir Aussagen über den Erfolg der Maßnahmen.
Zitat von Origineller_Name: Zitat:
"Noch zu OriginellerName:
In der Meldung zu den Abschreibungen hieß es, dass diese weiter erhöht werden müssten, falls die Verbesserungsarbeiten keinen Erfolg hätten. Daraus schließe ich aber, dass die Kosten für diese Arbeiten schon in der Erhöhung auf 26 $ eingepreist sind. Außerdem ergeben sich die Reserven ja aus der erzielten Fördermenge. Wenn man aufgrund der verringerten Förderung die Abschreibungen erhöht hat, bedeutet das, dass man hieraus schließt, dass die Reserven niedriger sind. Eine Anpassung der Resourcenschätzung sollte daher nicht zu einer weiteren Abschreibungserhöhung führen. (Alles unter der Voraussetzung, dass die Arbeiten an den Bohrlöchern von Erfolg gekrönt sind)"
Die Kosten für die Ertüchtigungen können natürlich erst dann abgeschrieben werden, wenn sie getätigt wurden. Und ein Teil dieser Kosten wird erst in Q3 (und ev. später) entstehen. DRAG schrieb im H1/18-Bericht
zu MARKHAM:
"Im August/September 2018 installiert Cub Creek sogenannte Gas-Lifts"
zu HALEY:
"In den kommenden Monaten wird Cub Creek auch auf diesem Bohrplatz Gas-Lifts installieren."
zu LITZENBERGER:
"Es ist deshalb geplant, schon bald mit der Überarbeitung der Bohrungen zu beginnen"
Dies kann nur abschreibungsneutral erfolgen, wenn sich durch diese Maßnahmen die förderbare Menge des Öl entsprechend steigert. Ob das so sein wird, kann natürlich auch die DRAG vorher nicht wissen.
Genau deshalb glaube ich nicht, dass das Q3 keine Referenz für kommende Quartale ist. Während der Ertüchtigung produzieren die Quellen nicht. Aber ich erhoffe mir Aussagen über den Erfolg der Maßnahmen.
Gerade eben steht auch zu lesen, daß die Iran-Sanktionen zumindest im Öl-Bereich wohl nicht so rigoros sein werden:
"Wichtigste Ölkunden Irans erwarten Ausnahmen von Sanktionen"
https://www.finanzen.net/nachricht/rohstoffe/wichtigste-oelk…" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">
https://www.finanzen.net/nachricht/rohstoffe/wichtigste-oelk…
Zitat: "Die Nachrichtenagentur Bloomberg erfuhr am Freitag aus US-Regierungskreisen, insgesamt würden acht Staaten ausgenommen, darunter Japan, Südkorea und Indien. Wer sonst noch auf der Ausnahmeliste stehe, werde offiziell vermutlich am Montag bekanntgegeben."
"Wichtigste Ölkunden Irans erwarten Ausnahmen von Sanktionen"
https://www.finanzen.net/nachricht/rohstoffe/wichtigste-oelk…" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">
https://www.finanzen.net/nachricht/rohstoffe/wichtigste-oelk…
Zitat: "Die Nachrichtenagentur Bloomberg erfuhr am Freitag aus US-Regierungskreisen, insgesamt würden acht Staaten ausgenommen, darunter Japan, Südkorea und Indien. Wer sonst noch auf der Ausnahmeliste stehe, werde offiziell vermutlich am Montag bekanntgegeben."
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.122.868 von TimOliverTwist am 02.11.18 12:40:30Zitat:
"Noch zu OriginellerName:
In der Meldung zu den Abschreibungen hieß es, dass diese weiter erhöht werden müssten, falls die Verbesserungsarbeiten keinen Erfolg hätten. Daraus schließe ich aber, dass die Kosten für diese Arbeiten schon in der Erhöhung auf 26 $ eingepreist sind. Außerdem ergeben sich die Reserven ja aus der erzielten Fördermenge. Wenn man aufgrund der verringerten Förderung die Abschreibungen erhöht hat, bedeutet das, dass man hieraus schließt, dass die Reserven niedriger sind. Eine Anpassung der Resourcenschätzung sollte daher nicht zu einer weiteren Abschreibungserhöhung führen. (Alles unter der Voraussetzung, dass die Arbeiten an den Bohrlöchern von Erfolg gekrönt sind)"
Die Kosten für die Ertüchtigungen können natürlich erst dann abgeschrieben werden, wenn sie getätigt wurden. Und ein Teil dieser Kosten wird erst in Q3 (und ev. später) entstehen. DRAG schrieb im H1/18-Bericht
zu MARKHAM:
"Im August/September 2018 installiert Cub Creek sogenannte Gas-Lifts"
zu HALEY:
"In den kommenden Monaten wird Cub Creek auch auf diesem Bohrplatz Gas-Lifts installieren."
zu LITZENBERGER:
"Es ist deshalb geplant, schon bald mit der Überarbeitung der Bohrungen zu beginnen"
Dies kann nur abschreibungsneutral erfolgen, wenn sich durch diese Maßnahmen die förderbare Menge des Öl entsprechend steigert. Ob das so sein wird, kann natürlich auch die DRAG vorher nicht wissen.
"Noch zu OriginellerName:
In der Meldung zu den Abschreibungen hieß es, dass diese weiter erhöht werden müssten, falls die Verbesserungsarbeiten keinen Erfolg hätten. Daraus schließe ich aber, dass die Kosten für diese Arbeiten schon in der Erhöhung auf 26 $ eingepreist sind. Außerdem ergeben sich die Reserven ja aus der erzielten Fördermenge. Wenn man aufgrund der verringerten Förderung die Abschreibungen erhöht hat, bedeutet das, dass man hieraus schließt, dass die Reserven niedriger sind. Eine Anpassung der Resourcenschätzung sollte daher nicht zu einer weiteren Abschreibungserhöhung führen. (Alles unter der Voraussetzung, dass die Arbeiten an den Bohrlöchern von Erfolg gekrönt sind)"
Die Kosten für die Ertüchtigungen können natürlich erst dann abgeschrieben werden, wenn sie getätigt wurden. Und ein Teil dieser Kosten wird erst in Q3 (und ev. später) entstehen. DRAG schrieb im H1/18-Bericht
zu MARKHAM:
"Im August/September 2018 installiert Cub Creek sogenannte Gas-Lifts"
zu HALEY:
"In den kommenden Monaten wird Cub Creek auch auf diesem Bohrplatz Gas-Lifts installieren."
zu LITZENBERGER:
"Es ist deshalb geplant, schon bald mit der Überarbeitung der Bohrungen zu beginnen"
Dies kann nur abschreibungsneutral erfolgen, wenn sich durch diese Maßnahmen die förderbare Menge des Öl entsprechend steigert. Ob das so sein wird, kann natürlich auch die DRAG vorher nicht wissen.
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.117.690 von DavidWatts am 01.11.18 19:42:28
Hallo DavidWatts,
meinst du die US Öl Lager? Da gäbe es aber noch weitere Fakten zu beachten.
Seit 7 Wochen füllen sich die US Rohöl Lager. Das liegt aber u.a. daran, weil die Raffinerien seit 8 Wochen ihre Auslastung gesenkt haben, von 98 auf 88 Prozent.
Man sieht es auch immer daran, daß sich im Gegenzug die Produkt Lager leeren. Genau das ist der Fall, die Produkt Lager Benzin und Heizöl/Diesel leeren sich seit 6 bis 7 Wochen. Auch der Export von Ölprodukten ist leicht gestiegen.
Gruß Wood-Cutter
Zitat von DavidWatts: ... Seit Wochen füllen sich die Lager, weil beide die Reduzierungen zurückgesetzt haben.
Hallo DavidWatts,
meinst du die US Öl Lager? Da gäbe es aber noch weitere Fakten zu beachten.
Seit 7 Wochen füllen sich die US Rohöl Lager. Das liegt aber u.a. daran, weil die Raffinerien seit 8 Wochen ihre Auslastung gesenkt haben, von 98 auf 88 Prozent.
Man sieht es auch immer daran, daß sich im Gegenzug die Produkt Lager leeren. Genau das ist der Fall, die Produkt Lager Benzin und Heizöl/Diesel leeren sich seit 6 bis 7 Wochen. Auch der Export von Ölprodukten ist leicht gestiegen.
Gruß Wood-Cutter
Antwort auf Beitrag Nr.: 59.123.060 von Wood-Cutter am 02.11.18 12:55:01Dann sind wir ja einer Meinung. Klar, erhöhte Anfangsabschreibungen setzen Kapital frei und können theoretisch Zinsen einsparen. Wobei das Ganze natürlich begrenzt ist und sonst Steuerbetrug wäre. Bei Elster scheint man ja die Abschreibungen erhöht zu haben, obwohl das gar nicht notwendig war. Ich finde es etwas seltsam, dass das so einfach legal möglich ist.
Ich bin immer nicht ganz sicher, ob jeder das Konzept der Abschreibungen bei der DRAG verstanden hat. Deshalb wollte ich das nochmal klarstellen.
Ich bin immer nicht ganz sicher, ob jeder das Konzept der Abschreibungen bei der DRAG verstanden hat. Deshalb wollte ich das nochmal klarstellen.
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