Deutsche Rohstoff AG: Meldungen, Analysen, Meinungen (Seite 2664)

[HK12]

Roland Berger-Studie:
Ölpreis soll bis 2021 auf niedrigem Niveau zwischen 45 - 55 Dollar pro Barrel bleiben

24.11.2016 – 09:20
München (ots) -

- Effizientere Ölfördermethoden (z. B. Fracking) halbieren die
Förderkosten auf ca. 50 Dollar pro Barrel und erhöhen das weltweite
Ölangebot
- Technische Weiterentwicklungen werden Kosten weiter
senken
- unkonventionelle Ölförderung ist trotz niedrigem Ölpreis
profitabel
- OPEC verliert dadurch zunehmend Einfluss auf die
Preisgestaltung - Reduktion der Fördermengen bleibt wirkungslos
- Ölindustrie muss sich auf niedrigen Ölpreis einstellen
...
http://www.presseportal.de/pm/32053/3492280

[scholli82]

Antwort auf Beitrag Nr.: 53.762.046 von howdeep am 24.11.16 09:48:16

Weil's schon vor 2 Tagen 7% hoch ging... also nicht ungeduldig werden, howdeep.

[howdeep]

schwach

Warum kauft denn NIEMAND???










???

[Wood-Cutter]

Antwort auf Beitrag Nr.: 53.757.459 von wolfsta am 23.11.16 17:26:55

Zitat von wolfsta: Es waren 650.000 Steuererstattung bei 2.5Mio Bohrkosten lt. Präse.

Hallo Wolfsta, welche Präsentation? Die von der HV?


Ansonsten, heute gab es noch einige Daten ...

Lagerdaten minus 1,3 Mio. auf nun 489 Mio. Barrel ...

US-Produktion weiterhin bei knappen 8,7 Mio. Barrel am Tag, fast unverändert ...

US-Rig-Count ÖL plus 3 auf 474 ... die Zahlen kommen sonst immer erst Freitags, aber morgen ist Thanksgiving Day ... und mit nem Truthahn im Bauch mag dort Freitag's keiner mehr zählen ...

Ansonsten, WTI-Januar schließt bei genau 48 Dollar, Natural Gas bei $3,01 ...

[Mustang66]

Antwort auf Beitrag Nr.: 53.757.480 von Cutter_Slade am 23.11.16 17:28:20

Da kann mal viel Spekulieren was wo wenn, da wir die Verträge nicht kennen und auch nicht das Steuerrecht der USA.
Es könnte ja auch sein das die 38 Mil. nicht nur zu Fall sind. Dabei könnte es doch drauf ankommen wie das Vertraglich geregelt ist. Auch sollte man nicht vergessend das der Vertrag doch für uns gesehen Rückdatiert ist in den September warum?. Wäre doch auch eine Möglichkeit im Vertrag Bohrkosten der DRAG doch somit zur Verrechnung zur Verfügung gestellt sind die in diesem Zeitraum in der Region durch geführt wurden, da werden sich nicht um sonst mehre Firmen zusammen tun bei so einem Projekt. Da kann man auch schön mit den Zahlen untereinander spielen. . Damit wären die 38 Mil. dann auch kein Zufall nur müßten man dann vielleicht erst mal von der Finanzseite her in Vorleistung damit man die Buchungen hat und damit die Rückerstattung vom Staat zu bekommen kann.
Vieles ist möglich nur ob wir das alles dann erfahren? Oder erst wenn das Quartal rum ist und wir sehen wie sich das ganze von der Kostenseite her ausgewirkt hat bei den Finanzdaten.

[Cutter_Slade]

Antwort auf Beitrag Nr.: 53.754.567 von Wood-Cutter am 23.11.16 12:26:00

Zitat von Wood-Cutter:

Zitat von Cutter_Slade: ... und das Ganze nunmehr doch signifikante Vorabzahlungen erfordert.

Na ja, einiges dieser Vorabzahlungen sind ja Steuerrückerstattungen. Wie hoch das genau ist, weiß ich jetzt nicht. Ich glaube das geht prozentual pro Bohrung. Es waren so 15 bis 25 Prozent, ich weiß es nicht mehr aus dem Kopf.

Der Kaufpreis beträgt 38 Millionen US-Dollar und beim Tekton Deal sind Steuern in Höhe von 38 Mio. Dollar bezahlt worden. Ist das jetzt Zufall ...

Kann ich mir aus 21 Gründen nicht so richtig vorstellen:
1. Die Rückerstattungen gab es meiner Erinnerung nach für die Arbeitsleistung bei Bohrungen (wahrscheinlich als so eine Art steuerliche Förderung von Arbeitsplätzen / Beschäftigung). Daran mangelt es hier, diese Leistungen sind schon erbracht (mal davon abgesehen, dass nicht unwesentliche Teile der 38 Mio auf Mineralrechte und den "Nichtarbeitsanteil" an den bestehenden Bohrungen entfallen dürften).
2. Steuerschuldner und damit auch potentieller Rückempfänger war / ist Tekton / CCE, nicht Salt Creek. So eine Hin- und Herverrechnung von Steuererstattungsansprüchen geht nicht so ohne weiteres, auch nicht zwischen Konzerntochtergesellschaften (auch wenn natürlich alles zusammen in der Konzernbilanz verbucht wird). Allerdings kenne ich mich im US-Steuerecht nicht genau genug aus, um beurteilen zu können, ob dieses hier signifikant vom deutschen abweicht.

PS: Ein Teil der 38 Mio Rückerstattung (ca. 10 Mio) fließt ja schon in 2016 an CCE zurück, diese Übereinstimmung der Zahlen ist also Zufall.

[wolfsta]

Antwort auf Beitrag Nr.: 53.757.405 von sircoin am 23.11.16 17:20:06

Es waren 650.000 Steuererstattung bei 2.5Mio Bohrkosten lt. Präse.

Die Steuererstattungen können nur mit "Verlusten" (wie z.B. "working interest" der Bohrung) verrechnet werden. Da kann die DRAG vielleicht sowas wie Maklergebühren oder Nebenkosten absetzen, aber niemals den Anschaffungspreis.

[sircoin]

Antwort auf Beitrag Nr.: 53.757.234 von Wood-Cutter am 23.11.16 17:04:41

Ja, abKann ich mir mindestens gut voer das meinte ich nicht. Denn bei den 2016 abgeteuften BOHRUNGEN bin ich mir sicher: Der DIENSTLEISTUNGSANTEIL ("Arbeit") ist erstattbar (zu wieviel % weiss ich nicht) und macht bei HZ-Bohrungen dann eine NETTO-Steuererstattung von etwa 20% aus. Also zB 500.000 Erstattung bei 2,5 Mio Gesamtkosten.

Ist das auch auf eine AQUISE ansetzbar? Oder wäre diese prozentual höher erstattbar? Sogar ganz? Kann ich mir zumindest gut vorstellen.

Auf irgendeiner HV oder Präsentation gab es (meine ich zumindest) mal eine Folie, die die Erstattung verdeutlichen sollte. Und aus dem Inhalt dieser Folie konnte man ableiten, dass es die Steuererstattungen nur für Investitionen bis zum 31.12.2016 gibt.

Hat jemand genauere Infos dazu?

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Unabhängig davon: Spätestens durch diese Aquise dürfte nun klar sein: DRAG wird nie wieder durch den Verkauf eines Teiles des Ölgeschäftes gänzlich ohne laufende Erträge / Umsätze dastehen, wie es noch bei Tekton der Fall war.

Alleine das US-Öl- und Gasgeschäft hat damit ab sofort drei völlig unabhängig voneinander agierende Mehrheitsbeteiligungen der DRAG mit 93%, 90% und 80% Anteil der DRAG.

So ein Konstrukt wählt man nicht, um alle drei gleichzeitig abzustossen.

[Cutter_Slade]

Antwort auf Beitrag Nr.: 53.755.293 von balou_the_bear am 23.11.16 13:58:48

Zitat von balou_the_bear: Das mit den Steuer-Rückerstattungen ist ein exzellenter Punkt. Hatte nicht irgendjemand mal hier geschrieben, dass diese Steuerrückerstattungen verfallen, wenn sie nicht bis zum Jahresende in Anspruch genommen werden. Meiner Meinung nach wäre das ne gute Erklärung für diesen Deal, der - ich bleibe dabei - signifikant gegenüber den bisherigen Öl-Deals abfällt.

38 Mio. USD für (60*0,08) 4,8 produzierende Netto-Bohrungen, die im Schnitt ca. 3 Jahre alt sind (vgl. eines meiner Vorpostings) und (90*0,08) 7,2 weitere mögliche Netto-Bohrungen ist ne ganze Menge Holz. Die Bohrkosten sind ja trotzdem noch separat zu tragen und das Ganze in einem Hochpreisölfördergebiet. In der Pressemitteilung hat man nicht umsonst diese ungewöhnlichen Zahlen (20-Jahres-Umsatz bzw. Gewinn), die von so vielen unsicheren Faktoren (Entwicklung Ölpreis, Entwicklung Bohrkosten, werden die möglichen Bohrungen tatsächlich alle durchgeführt etc.) abhängen, gewählt um diesen Deal zu rechtfertigen.

@Cutter-Slade: Die Grafik (bzw. die Zahlen daraus), die ich für meine Überschlagsrechnung hergenommen hatte, bezieht sich auf das Bakken-Feld - also genau das Feld um das es hier geht. Für die weitere Berechnung habe ich lediglich die Zahlen aus der Pressemitteilung genommen: 200 Mio USD/20 Jahre ergibt nunmal 10 Mio. USD pro Jahr. Das bedeutet, durchschnittlich kommen 10 Mio. USD pro Jahr an Umsatz durch das neu erworbene Feld dazu (Real könnten die Werte auch höher sein wenn es sich bei den 200 Mio um einen auf die heutige Zeit abgezinsten Wert handelt). Und diese 10 Mio (im Schnitt) sind nunmal nicht so viel höher als die 6,5 Mio für das Jahr 2017, dass ich die Formulierung "stark steigen" gerechtfertigt finde.
Wie sich aber diese 200 Mio. tatsächlich auf die verschiedenen Jahre verteilen, darüber habe ich nichts ausgesagt - das ginge mit den gemachten Angaben wenn ohnehin auch nur näherungsweise.

Naja, ich weiß ja, wie du gerechnet hast, aber das ist doch ein wenig das Äpfel-Birnen-Prinzip: entweder ich nehme die realen Zahlen, dann wird der Umsatz in den nächsten Jahren drastisch steigen, weil die neuen Löcher anfangs viel produktiver sind.
Oder ich sage, das ist kein realer Vergleich, weil die bestehenden Bohrlöcher in der Produktion ja schon rückläufig sind. Dann nehme ich halt gemittelte Zahlen, um einen "vergleichbaren" Umsatzanstieg auszurechnen. Aber dann kann ich die 10 Mio gemittelter Umsatz über 20 Jahre der neuen Löcher nicht mit 6,5 Mio aktuellem Umsatz der bestehenden (3 Jahre alten ?) Bohrlöcher vergleichen, sondern muss es ebenfalls mit dem gemittelten Umsatz über 20 Jahre aus diesen Löchern tun. Und dann wird man darauf kommen, dass der vergleichbare Umsatz (ohne technische Verbesserungen) um 150% auf 250 % steigen wird, nämlich im gleichen Verhältnis wie die Bohrlöcher.

[Wood-Cutter]

Antwort auf Beitrag Nr.: 53.680.326 von sircoin am 12.11.16 14:52:27

Gefunden, ca. 20 Prozent ... Sircoin, wie könnte das aktuell aussehen ?

Gutschlag hatte das auf der HV erklärt, entweder anteilig nur auf das Material oder nur auf die Dienstleistung, ich weiß es nicht mehr. Aber irgendwo hatte ich darüber gelesen ...

Zitat von sircoin: DRAG hat ja noch enorme US-Steuerguthaben von ca. 30 Mio$.

Davon sollten zum 31.12.2016 überschlägig etwa folgende Summen ergebniswirksam zurückgeholt werden können:

Ca. 20% pro getägtigter Bohrung in den USA. CCE hat 21 Bohrungen in 2016 abgeteuft, EOG 3 (6 Stück mit ca. 50% Anteil)

Macht ca. 24 Bohrungen für 2016. Daran hat DRAG etwas mehr als 80% Anteil, also 24 x 0,8 = 19,2

Bei 2,5 Mio$ Kosten pro Bohrung (die langen laterale von CCE dürften eher teurer gewesen sein, also eine höherer Erstattung bringen).

Macht 19,2 Bhrg x 2,5 Mio$ x 0,2 = 9,6 Mio$

Mit den teureren extra langen Lateralen dürften also mehr als 10 Mio$ ergebniswirksam zurückfliessen.