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Royal Dutch Shell - Back to the Future (Seite 200)


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Diese Informationen (Zähler=proved reserves und Nenner=produktion pro tag * 365) finden sich in den jeweiligen Geschäftsberichten und sind damit für jeden interessierten einsehbar.

Später, wenn ich zuhause bin, kann ich ggf. Beispiele präsentieren.
Antwort auf Beitrag Nr.: 57.156.081 von TME90 am 01.03.18 11:13:10
Zitat von TME90: Diese Informationen (Zähler=proved reserves und Nenner=produktion pro tag * 365) finden sich in den jeweiligen Geschäftsberichten und sind damit für jeden interessierten einsehbar.

Später, wenn ich zuhause bin, kann ich ggf. Beispiele präsentieren.


Dass Geschäftsberichte von börsennotierten Unternehmen für jeden einsehbar sind, ist banal.

Deine Behauptung war: "Dass die Reserven extrem konservativ sind (SEC-Kriterien), gilt ja auch für die Konkurrenz und dort ist die Kennzahl nunmal 50-100 % höher"

Klar, ich könnte jetzt die Geschäftsberichte der Konkurrenten wälzen, die Du möglicherweise meinst und ich könnte auch raten, ob Du unter Reserven nur die bewiesenen oder auch die bewiesenen und wahrscheinlichen meinst, aber da es ja Deine Behauptung ist, interessiert mich halt, ob Du das konkretisieren und substanziieren kannst.

Aber gut, eigentlich kann man die Diskussion in Foren ja auch gleich bleiben lassen. Schließlich kann ja jeder die Geschäftsberichte einsehen.
Ich rede von proved reserves, also P1. Das habe ich auch geschrieben.

"eigentlich kann man die Diskussion in Foren ja auch gleich bleiben lassen."

Nur würden die wenigsten hier wohl auf die Idee kommen, mal die Reservesituation der Majors zu vergleichen, oder? Foren sollten auch Denkanstöße bringen. Ich habe die Reserven der Majors im Blick und sehe mich wenig verpflichtet, hier einen großen Quellen- und Berechnungsbeitrag zu verfassen.

Du kannst also:
a) Mir schlicht nicht glauben
b) Den Denkanstof annehmen
c) es ignorieren

Das liegt bei dir. Ich bin kein Informationsdienstleister.

Dennoch habe ich dir angeboten, dir später Beispiele einzustellen.
Hier ein erstes Beispiel:

BP
Annual Report 2016
Seiten 2 und 3

Produktion pro Tag 3,3 Mio boe
Reserven P1 17.810 Mio.

Quotient: 17810 / (365*3,3)=14,8 für 2016

Neue vorläufige Infos für 2017:

Q4 Präsentation Seite 10:
Reserven = 18,4 Mrd. BOE
Seite 22 :
Produktion=3,6 mio. Boe pro Tag

Neue Kennzahl: 18400/(365*3,6)=14 (niedriger, weil Reserven langsamer als die Produktion wuchsen)

Damit liegt BP knapp 60 % über Shell.

CVX liegt etwas tieferl als BP mit etwa 11-12. Exxon und COP liegen weit über BP. Total weiß ich gerade nicht genau, irgendwas zwischen 13 und 16 waren das glaube ich. Das können wir ja gerne noch prüfen.
Antwort auf Beitrag Nr.: 57.157.086 von TME90 am 01.03.18 12:23:23
Reserven
Nur sollte der "Denkanstoß" auch irgendwie nachvollziehbar sein.

Wenn Du stichtagsbezogene Zahlen nimmst, kann man daraus meines Erachtens wenig ableiten. Aber nun ja, ignorier es, nimm es als Denkanstoß oder mach sonst etwas daraus, mit jeder Änderung des Ölpreises wird sich sowohl Förderung als auch Reserven verändern - ganz ohne dass sich an den Lagerstätten irgendetwas ändert.

Die Zahlen, auf die Du abstellst sind also signifgikant zeitkontextabhängig. Daraus jetzt irgendetwas über die langfristigen Aussichten ableiten zu wollen, erscheint mir etwas gewagt.

Abgesehen davon können wir als Anleger nur den Gesamtkonzern und nicht die einzelnen Sparten handeln. Shell investiert gerade 8 Mrd USD in einen Ethancracker im Marcellus Shale Play. Ein anderer Konzern mag vielleicht dieselbe Summe für Lizenzen und Explorationsbohrungen ausgeben - beides erfasst Du mit den Zahlen P1/jährliche Produktion nicht.
Der Quotient ist zeitstabiler als man denkt (die Standardabweichung ist gering) und die Rangfolge ist sehr klar und auch zeitlich stabil (Prüfe es nach, wenn du willst). Die knapp 9 von Shell sind damit kein statistischer Ausreißer. Die Entwicklung läuft schon seit Jahren. 2011 lag Shell bei etwa 11.

Und natürlich erfassen die Reserven keine aktuelle Exploration. Reserven werden gebucht, wenn die Investitionsentscheidung getätigt wurde. Reserven umfassen damit die aktuelle Produktion und Projekte, die sich in Konstruktion befinden. Reserven sagen damit nichts über Potentiale an neuen Projekten aus (das wären dann Ressourcen).

Sie sagen aber etwas über die Stabilität der Cashflows aus aktueller Produktion aus. Ein niedriger Wert ist ein starkes Indiz für mittelfristig ansteigende Declineraten und damit für eine steigende Belastung des Cashflows des Konzernes.
Durch die Buchung der Reserven erst bei Investitionsentscheidung ist die Schwankung der Reserven gering. Bestehende Produktion lohnt sich fast immer weiterhin, da die operativen Kosten von Projekten im Vergleich zu den Abschreibungen (Sunk Costs) niedrig sind. Auch bei Projekten in Konstruktion bestehen bereits hohe Sunk-Cost-Anteile. Daher ist die Weiterführung meist sinnvoll.

Starke Reserverückgänge sind damit bei Majors somit selten. Exxon zeigte einen relativ hohen Rückgang im Bereich der Ölsande.
Antwort auf Beitrag Nr.: 57.159.567 von TME90 am 01.03.18 15:26:34
Zitat von TME90: Der Quotient ist zeitstabiler als man denkt (die Standardabweichung ist gering) und die Rangfolge ist sehr klar und auch zeitlich stabil (Prüfe es nach, wenn du willst). Die knapp 9 von Shell sind damit kein statistischer Ausreißer. Die Entwicklung läuft schon seit Jahren. 2011 lag Shell bei etwa 11.

Und natürlich erfassen die Reserven keine aktuelle Exploration. Reserven werden gebucht, wenn die Investitionsentscheidung getätigt wurde. Reserven umfassen damit die aktuelle Produktion und Projekte, die sich in Konstruktion befinden. Reserven sagen damit nichts über Potentiale an neuen Projekten aus (das wären dann Ressourcen).

Sie sagen aber etwas über die Stabilität der Cashflows aus aktueller Produktion aus. Ein niedriger Wert ist ein starkes Indiz für mittelfristig ansteigende Declineraten und damit für eine steigende Belastung des Cashflows des Konzernes.


Selbst wenn das alles zutrifft, bezweiflle ich die Sinnhaftigkeit einer einzelnen Kennzahl. Ist beispielsweise CF-Anteil der Upstream-Sparte bei konzern A geringer als bei Konzern B, spielt eine ansteigende decline rate im Konzern A eine geringere Rolle als im Konzern B.

Die Stärke dieses Indizes ist daher begrenzt. Möglicherweise spiegelt die höhere decline rate im Upstream auch nur wieder, dass der Konzern in rentablere Geschäftsfelder investiert?
Natürlich reicht diese Kennzahl alleine nicht für eine Analyse. Genau genommen habe ich auch einiges, was du schreibst, vor Wochen in diesem Forum vorweg genommen. Shell konzentriert sich nicht umsonst deutlich stärker auf das Downstream-Segment (inklusive Midstream) als seine Peers. Shell setzt auf integrierten Kundenservice, vor allem im Gas-Bereich. CVX, XOM, BP haben einen viel stärkeren Fokus auf den Upstream.

Man kann argumentieren, dass Shell natürlich auch stärker gewzungen ist, diesen Schwerpunkt zu wählen, eben weil die Reserven niedrig sind. Allerdings ändert das nichts daran, dass bereits jetzt Shell sehr viel durch Downstream verdient. COP ohne Downstream ist also beispielsweise auch abhängiger von seinen Reserven als Shell. CVX und Co. auch, weil höhere Anteile des Cashflows aus dem Upstream stammen.

Meine Aussage ist schlicht:
Bei Kennzahlenvergleichen zwischen Shell und seiner Peergroup wird die Reservesituation oft ignoriert und das ist ein Fehler.

Untschiedliche, aber bei allen Majors signifikante Anteile der zukünftigen Cashflows basieren auf der AKTUELLEN Produktionsbasis. Sind die bestehenden Quellen ausgelutschter, so senkt das den zukünftigen Cashflow gegenüber mehr Reserven. Für Shell kann man sich dennoch entscheiden, allerdings wäre es unklug, diesen Aspekt nicht auf der Uhr zu haben.
Antwort auf Beitrag Nr.: 57.169.431 von TME90 am 02.03.18 11:48:28
Zitat von TME90: Natürlich reicht diese Kennzahl alleine nicht für eine Analyse. Genau genommen habe ich auch einiges, was du schreibst, vor Wochen in diesem Forum vorweg genommen. Shell konzentriert sich nicht umsonst deutlich stärker auf das Downstream-Segment (inklusive Midstream) als seine Peers. Shell setzt auf integrierten Kundenservice, vor allem im Gas-Bereich. CVX, XOM, BP haben einen viel stärkeren Fokus auf den Upstream.

Man kann argumentieren, dass Shell natürlich auch stärker gewzungen ist, diesen Schwerpunkt zu wählen, eben weil die Reserven niedrig sind. Allerdings ändert das nichts daran, dass bereits jetzt Shell sehr viel durch Downstream verdient. COP ohne Downstream ist also beispielsweise auch abhängiger von seinen Reserven als Shell. CVX und Co. auch, weil höhere Anteile des Cashflows aus dem Upstream stammen.

Meine Aussage ist schlicht:
Bei Kennzahlenvergleichen zwischen Shell und seiner Peergroup wird die Reservesituation oft ignoriert und das ist ein Fehler.

Untschiedliche, aber bei allen Majors signifikante Anteile der zukünftigen Cashflows basieren auf der AKTUELLEN Produktionsbasis. Sind die bestehenden Quellen ausgelutschter, so senkt das den zukünftigen Cashflow gegenüber mehr Reserven. Für Shell kann man sich dennoch entscheiden, allerdings wäre es unklug, diesen Aspekt nicht auf der Uhr zu haben.


Ehrlich gesagt, kann ich nicht quantifizieren, wer wie oft bei peer group-Vergleichen die Reservensituation ignoriert oder vernachlässigt.
Mein Punkt ist, dass man statische oder rückblickende Kennzahlen auch sehr leicht überschätzen kann, wenn man sie in die Zukunft extrapolieren will und dann auch noch für einen mittel- bis langfristigen Zeitraum.
Letztlich ist die Frage der Reserven auch nur eine Ableitung aus den Investitionen. Shell kann die Reserven durch Exploration steigern oder durch Zukäufe von Unternehmen mit hohem anteil an Reserven.
Letztlich scheint es mir so, dass man im Vorstand der RDS bei den Entscheidungen zur Kapitalallokation bessere ROI in anderen Bereichen gesehen hat und sieht. Mit dem Bau der Prelude und dem Bau des Ethancrackers im Marcellus-Becken und dem Verkauf der kanadischen Ölsand-Projekte, der Aufgabe der arktischen Ölexploration etc. erkennt man meiner Meinung nach einen Trend weg von den Upstream-Projekten, welche hohe Ölpreise erfordern hin zu midsteam-Projekten, die besonders dann gut funktionieren, wenn andere Upstreamer Gasquellen in Produktion bringen.
Das halte ich für einen intelligenten Ansatz der im peer group-Vergleich eher für RDS spricht. Das dieser Ansatz mit sich bringt, dass die Reserven sinken, kann nicht wirklich erstaunen. Letztlich wird hier ein legacy business ausgecasht und mit dem cash wird das Wachstum in einem anderen Geschäftsmodell finanziert.
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