Deutsche Rohstoff AG: Meldungen, Analysen, Meinungen (Seite 3000)
eröffnet am 07.10.10 14:52:28 von
neuester Beitrag 18.04.24 11:50:01 von
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ja, besonders unser Kubaner, auf den Teil " mit Jerry Sommer und Earl Norris"
Jetzt muss halt mal der Kurs anspringen, der Tag ist ja noch lang ...
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Auf diese Meldung dürften viele gewartet haben...
Deutsche Rohstoff AG treibt Aktivitäten im US Öl- und Gassektor voran
(QUELLE) Ehemaliges Tekton-Team gründet neue Gesellschaft/Sehr gute Fortschritte bei den beiden bestehenden Gesellschaften
Heidelberg/Denver. Die Deutsche Rohstoff AG verstärkt ihre Aktivitäten im attraktiven US Öl- und Gasmarkt. Gemeinsam mit den Gründern der früheren Tekton Energy, Jerry Sommer und Earl Norris, hat sie eine neue US Öl- und Gasgesellschaft namens Salt Creek Oil & Gas mit Sitz in Denver, Colorado, ins Leben gerufen. Die Deutsche Rohstoff hält die Mehrheit an dieser Gesellschaft. Neben Öl- stehen insbesondere Gasprojekte im Fokus von Salt Creek, da sich die Fundamentaldaten im US Gasmarkt nach Jahren rückläufiger bzw. stagnierender Preise wieder verbessern. Der Schwerpunkt der Aktivitäten wird zunächst außerhalb des Wattenberg-Ölfelds in Colorado liegen.
Das operative Geschäft von Salt Creek wird Tim Sulser als CEO leiten. Tim Sulser ist ein Erdöl-Ingenieur, der seit 15 Jahren erfolgreich in der US Öl- und Gasindustrie arbeitet. In den letzten fünf Jahren verantwortete er als Berater bei der auf Öl, Gas und Energie spezialisierten Investmentbank Tudor Pickering & Holt Co. viele Verkaufstransaktionen von Öl- und Gasunternehmen. Unter anderem begleitete er im vergangenen Jahr Tekton Energy bei dem erfolgreichen Verkauf ihrer Aktivitäten, der einen Erlös in Höhe von USD 200 Mio. in bar einbrachte.
Jerry Sommer, Chairman von Salt Creek Oil & Gas, sagte: "Wir sind begeistert, ein neues Projekt mit dem erfolgreichen Team zu starten, das im Jahr 2011 Tekton Energy gegründet hat. Die Fähigkeiten und Erfahrungen von Tim Sulser ergänzen das Team hervorragend."
Tim Sulser, CEO der Salt Creek Oil & Gas, kommentierte: "Ich freue mich darauf, eine erfolgreiche Öl- und Gasgesellschaft aufzubauen. Es gibt zahlreiche Möglichkeiten, um in den nächsten Jahren einen erheblichen Wert zu schaffen. Jetzt ist der richtige Zeitpunkt, um in den US Öl- und Gasmarkt zu investieren."
Die beiden anderen US-Gesellschaften, an denen die Deutsche Rohstoff mehrheitlich beteiligt ist, haben sich in den vergangenen 12 Monaten hervorragend entwickelt. Es handelt sich dabei um Elster Oil & Gas (vormals Tekton Energy) und die erst im Juni 2014 gegründete Cub Creek Energy. Bereits ein Jahr nach der Gründung verfügt Cub Creek Energy, welche vom früheren Tekton-Ingenieur Bob Gardner geleitet wird, über rund 2.200 acres (ca. 8,9 km2) prospektive Flächen im Kernbereich des Wattenberg-Feldes in Colorado. In der gleichen Gegend ist Elster Oil & Gas an der Magpie-Fläche beteiligt. Eine kürzlich erstellte erste Entwicklungsplanung geht für beide Gesellschaften zusammen von bis zu 150 Horizontalbohrungen aus. Das Management erwartet für diese Bohrungen im Durchschnitt ähnlich gute Produktionsraten wie sie Tekton Energy erzielt hatte.
Die ersten fünf Bohrungen auf der Magpie-Fläche von Elster laufen bereits. Sie sollen im dritten Quartal 2015 die Produktion aufnehmen. Weitere Bohrungen, sowohl bei Cub Creek als auch Elster, werden voraussichtlich im vierten Quartal 2015 beginnen. Einen wesentlichen Einfluss auf Umfang und Geschwindigkeit der Bohrungen wird der Ölpreis haben. Der Break-even liegt in Wattenberg nach Ansicht des Managements sowie anderer in dem Feld tätigen Unternehmen bei rund USD 40 pro Barrel. Mit dem derzeitigen WTI Ölpreis, der sich seit April bei ca. USD 60 pro Barrel stabilisiert hat, sind die Bohrungen wirtschaftlich bereits sehr lukrativ.
Thomas Gutschlag, CEO der Deutsche Rohstoff, kommentierte: "Wir sind mit der Entwicklung von Cub Creek und Elster in den ersten 12 Monaten mehr als zufrieden. CEO Bob Gardner (vorher VP Engineering & Operations der Tekton Energy) und sein Team haben fantastische Arbeit geleistet. Sie haben in kürzester Zeit ein hochwertiges Portfolio akquiriert und die Voraussetzungen für schnelles Wachstum geschaffen. Wir sind uns sicher, dass Salt Creek ähnlich erfolgreich sein wird und sind stolz darauf, jetzt mit zwei so starken und erfahrenen Teams im US-Markt tätig zu sein."
Deutsche Rohstoff AG treibt Aktivitäten im US Öl- und Gassektor voran
(QUELLE) Ehemaliges Tekton-Team gründet neue Gesellschaft/Sehr gute Fortschritte bei den beiden bestehenden Gesellschaften
Heidelberg/Denver. Die Deutsche Rohstoff AG verstärkt ihre Aktivitäten im attraktiven US Öl- und Gasmarkt. Gemeinsam mit den Gründern der früheren Tekton Energy, Jerry Sommer und Earl Norris, hat sie eine neue US Öl- und Gasgesellschaft namens Salt Creek Oil & Gas mit Sitz in Denver, Colorado, ins Leben gerufen. Die Deutsche Rohstoff hält die Mehrheit an dieser Gesellschaft. Neben Öl- stehen insbesondere Gasprojekte im Fokus von Salt Creek, da sich die Fundamentaldaten im US Gasmarkt nach Jahren rückläufiger bzw. stagnierender Preise wieder verbessern. Der Schwerpunkt der Aktivitäten wird zunächst außerhalb des Wattenberg-Ölfelds in Colorado liegen.
Das operative Geschäft von Salt Creek wird Tim Sulser als CEO leiten. Tim Sulser ist ein Erdöl-Ingenieur, der seit 15 Jahren erfolgreich in der US Öl- und Gasindustrie arbeitet. In den letzten fünf Jahren verantwortete er als Berater bei der auf Öl, Gas und Energie spezialisierten Investmentbank Tudor Pickering & Holt Co. viele Verkaufstransaktionen von Öl- und Gasunternehmen. Unter anderem begleitete er im vergangenen Jahr Tekton Energy bei dem erfolgreichen Verkauf ihrer Aktivitäten, der einen Erlös in Höhe von USD 200 Mio. in bar einbrachte.
Jerry Sommer, Chairman von Salt Creek Oil & Gas, sagte: "Wir sind begeistert, ein neues Projekt mit dem erfolgreichen Team zu starten, das im Jahr 2011 Tekton Energy gegründet hat. Die Fähigkeiten und Erfahrungen von Tim Sulser ergänzen das Team hervorragend."
Tim Sulser, CEO der Salt Creek Oil & Gas, kommentierte: "Ich freue mich darauf, eine erfolgreiche Öl- und Gasgesellschaft aufzubauen. Es gibt zahlreiche Möglichkeiten, um in den nächsten Jahren einen erheblichen Wert zu schaffen. Jetzt ist der richtige Zeitpunkt, um in den US Öl- und Gasmarkt zu investieren."
Die beiden anderen US-Gesellschaften, an denen die Deutsche Rohstoff mehrheitlich beteiligt ist, haben sich in den vergangenen 12 Monaten hervorragend entwickelt. Es handelt sich dabei um Elster Oil & Gas (vormals Tekton Energy) und die erst im Juni 2014 gegründete Cub Creek Energy. Bereits ein Jahr nach der Gründung verfügt Cub Creek Energy, welche vom früheren Tekton-Ingenieur Bob Gardner geleitet wird, über rund 2.200 acres (ca. 8,9 km2) prospektive Flächen im Kernbereich des Wattenberg-Feldes in Colorado. In der gleichen Gegend ist Elster Oil & Gas an der Magpie-Fläche beteiligt. Eine kürzlich erstellte erste Entwicklungsplanung geht für beide Gesellschaften zusammen von bis zu 150 Horizontalbohrungen aus. Das Management erwartet für diese Bohrungen im Durchschnitt ähnlich gute Produktionsraten wie sie Tekton Energy erzielt hatte.
Die ersten fünf Bohrungen auf der Magpie-Fläche von Elster laufen bereits. Sie sollen im dritten Quartal 2015 die Produktion aufnehmen. Weitere Bohrungen, sowohl bei Cub Creek als auch Elster, werden voraussichtlich im vierten Quartal 2015 beginnen. Einen wesentlichen Einfluss auf Umfang und Geschwindigkeit der Bohrungen wird der Ölpreis haben. Der Break-even liegt in Wattenberg nach Ansicht des Managements sowie anderer in dem Feld tätigen Unternehmen bei rund USD 40 pro Barrel. Mit dem derzeitigen WTI Ölpreis, der sich seit April bei ca. USD 60 pro Barrel stabilisiert hat, sind die Bohrungen wirtschaftlich bereits sehr lukrativ.
Thomas Gutschlag, CEO der Deutsche Rohstoff, kommentierte: "Wir sind mit der Entwicklung von Cub Creek und Elster in den ersten 12 Monaten mehr als zufrieden. CEO Bob Gardner (vorher VP Engineering & Operations der Tekton Energy) und sein Team haben fantastische Arbeit geleistet. Sie haben in kürzester Zeit ein hochwertiges Portfolio akquiriert und die Voraussetzungen für schnelles Wachstum geschaffen. Wir sind uns sicher, dass Salt Creek ähnlich erfolgreich sein wird und sind stolz darauf, jetzt mit zwei so starken und erfahrenen Teams im US-Markt tätig zu sein."
Antwort auf Beitrag Nr.: 49.969.656 von sirmike am 13.06.15 17:49:04
Das ist schon klar, aber das 2015er sollte schon lange keine Rolle mehr spielen. Sonst hätten wir 2014 ja exorbitante DRAG-Kurse sehen müssen, als feststand dass sie etliche € pro Aktie 2014 verdienen werden. Da wurde der Kurs unten gehalten mit der Begründung 2015 würde als Übergang ja schlecht und man wisse nicht ob und wie es 2016 weitergeht. Genau das wissen wir aber jetzt!
Aber der Kurs macht eh was er will. Nur kann man bei DRAG ja nunmal nicht behaupten, dass hier kurstechnisch jemals übertrieben wurde...
Zitat von sirmike: Das ist ungefähr das KGV-"Niveau" von kriminellen China-AGs mit deutschem Listing...
Abschrecken tut ja auch "nur" das 2015er KGV - da die DRAG kaum Umsätze macht, ist hier etwas Phantasie gefragt...
Das ist schon klar, aber das 2015er sollte schon lange keine Rolle mehr spielen. Sonst hätten wir 2014 ja exorbitante DRAG-Kurse sehen müssen, als feststand dass sie etliche € pro Aktie 2014 verdienen werden. Da wurde der Kurs unten gehalten mit der Begründung 2015 würde als Übergang ja schlecht und man wisse nicht ob und wie es 2016 weitergeht. Genau das wissen wir aber jetzt!
Aber der Kurs macht eh was er will. Nur kann man bei DRAG ja nunmal nicht behaupten, dass hier kurstechnisch jemals übertrieben wurde...
Antwort auf Beitrag Nr.: 49.970.874 von zivielkubaner am 14.06.15 10:59:28Das "auf Halde bohren" kann man in mehreren Artikeln quer durchs Web nachlesen, es ist aber keine Strategie, sondern dem Umstand geschuldet, dass die Firmen angefangen haben zu bohren und die Bohrungen dann bis zum Ende durchziehen. Anstatt diese Bohrlöcher dann aber an die Produktion zu bringen, werden sie verschlossen, weil der Ölpreis zu niedrig ist/war. Die schlummern also als Reserve. Es ist nicht Strategie der Firmen, weitere Löcher zu bohren (und Kosten zu verursachen) und dann mit der Produktion zu warten.
Ein zweiter Punkt ist, dass ja bereits diverse Frackingfirmen pleite gegangen sind und diese ggf. auch Quellen haben, die bereits produzieren könnten. Die werden vermutlich von irgend jemandem aufgekauft für vergleichsweise billiges Geld und dann lohnt sich die Produktion hier durchaus, weil ja jemand anderes die hohen Kosten zu tragen hatte.
Ein zweiter Punkt ist, dass ja bereits diverse Frackingfirmen pleite gegangen sind und diese ggf. auch Quellen haben, die bereits produzieren könnten. Die werden vermutlich von irgend jemandem aufgekauft für vergleichsweise billiges Geld und dann lohnt sich die Produktion hier durchaus, weil ja jemand anderes die hohen Kosten zu tragen hatte.
Antwort auf Beitrag Nr.: 49.969.230 von sircoin am 13.06.15 15:08:30
Das mit dem "auf Halde" bohren hab ich bisher noch nirgends gelesen (außer hier in diesem Forum). Ich glaube auch nicht wirklich, dass auf Halde gebohrt wurde, sonst wären die Rigzahlen nicht so stark zurückgegangen. Die steigenden Produktionswerte sind meiner Ansicht nach einfach dem Umstand geschuldet, dass es eine relativ lange Phase gibt, bis Bohrungen wirklich in Produktion gehen. Ich denke nicht, dass die DRAG alleine mehrere Bohrungen vom gleichen Bohrplatz abteuft, das machen andere sicherlich auch...und dass sich verlängerte Bohrungen mehr rechnen, als die normalen dürfte sich auch herumgesprochen haben, sowieso da alle Frackingunternehmen unter Druck geraten sind mit dem gefallenen Ölpreis. Ende März ging es bei Elster los mit Bohren. Produziert wird aber erst im September.
Wenn ich in den DRAG Geschäftsbericht schaue gibt es auf Seite 10 eine Langjährige Grafik: Ölförderung und Rig-Count. Exakt kann man da nix rauslesen, aber schau dir mal 2008 an: das dürfte die Lehmann Pleite sein, ab da es mit dem Rig-Count steil nach unten geht. Die Förderung ist aber schon zuvor dramatisch eingebrochen, erholt sich dann aber während(!) der Rigcout fällt. Kann mit der Sturmsaison zusammenhängen oder sonstige externe Faktoren. Jedenfalls reagiert die Förderung recht träge auf die Anzahl der Rigs.
Man muss vielleicht dazu sagen, dass damals Fracking noch nicht die Bedeutung hatte, wie heute und entsprechend der Anteil der Konventionellen Ölförderung höher war. Trotzdem denke ich, dass der Förderrückgang auch noch kommen wird.
Ab 2009 bis ziemlich genau 2012 ging die Anzahl der Rigs massiv nach oben (von ca. 250 bis 1.400!) in einer fast geraden Linie, die Förderung dagegen ging im gleichen Zeitraum nur minimal nach oben.
Ich glaube mir müssen einfach von viel längeren Reaktionszeiten ausgehen, die sich dann allerdings auch länger auswirken. Heißt: wenn heute die aktiven Rigs wieder massiv zulegen würden, würde die Fördermenge darauf erstmal gar nicht reagieren. Wir werden einen vorläufigen Peak meiner Ansicht nach ziemlich sicher sehen, das kann vielleicht noch ein bisschen dauern, dafür aber dürfte das dann ein Peak für einen längeren Zeitraum sein.
Die USA wird die nächsten zwei Jahre ziemlich Sicher nicht zu einem weltweiten Förderzuwachs beitragen. Billiges Öl dagegen sollte sich wie ein Sonderkonjunkturprogramm weltweit auswirken und stärkere Wirtschaftsleistung führt zu stärkerer Ölnachfrage. Ich wüsste nicht, wer noch besonders viel Öl auf den Markt werfen könnte, außer dem Iran und Syrien. Syrien halte ich allerdings für recht unsicher. Und der Iran, der kann anscheinend kurzfristig das Angebot um 1 Mio Barrel Tagesproduktion erhöhen...aber das war es dann vermutlich auch schon und hier glaube ich, dass das sch fest mit eingepreist ist.
Druck auf den Ölpreis gibt es also vermutlich nur minimal, also sollte der Preis stabil auf dem aktuellen Niveau bleiben, vielleicht sogar steigen. Ersteres wäre für die DRAG Okay, Letzteres wäre ein massiver Gewinntreiber. In ein paar Wochen ist die DRAG wieder in Produktion und ich hoffe, dass Cub Creek auch zeitnah ein Bohrprogramm startet.
nur meine Meinung
der zivielkubaner
Zitat von sircoin: Das Verhältnis weiter steigende Tagesproduktion und weiter fallende Rig-Anzahl beisst sich. Vermutlich werden im Moment die Bohrungen mit angeshlossen, die in der 40/50$-Phase "auf Halde" gebohrt und bislang nicht angeschlossen wurden. Die hier im Forum genannten Zahlen lassen darauf schliessen, dass sich dadurch ein absinken der Tagesproduktion um ca. 2 Monate verschiebt. Dies scheint sich zu bestätigen.
Das mit dem "auf Halde" bohren hab ich bisher noch nirgends gelesen (außer hier in diesem Forum). Ich glaube auch nicht wirklich, dass auf Halde gebohrt wurde, sonst wären die Rigzahlen nicht so stark zurückgegangen. Die steigenden Produktionswerte sind meiner Ansicht nach einfach dem Umstand geschuldet, dass es eine relativ lange Phase gibt, bis Bohrungen wirklich in Produktion gehen. Ich denke nicht, dass die DRAG alleine mehrere Bohrungen vom gleichen Bohrplatz abteuft, das machen andere sicherlich auch...und dass sich verlängerte Bohrungen mehr rechnen, als die normalen dürfte sich auch herumgesprochen haben, sowieso da alle Frackingunternehmen unter Druck geraten sind mit dem gefallenen Ölpreis. Ende März ging es bei Elster los mit Bohren. Produziert wird aber erst im September.
Wenn ich in den DRAG Geschäftsbericht schaue gibt es auf Seite 10 eine Langjährige Grafik: Ölförderung und Rig-Count. Exakt kann man da nix rauslesen, aber schau dir mal 2008 an: das dürfte die Lehmann Pleite sein, ab da es mit dem Rig-Count steil nach unten geht. Die Förderung ist aber schon zuvor dramatisch eingebrochen, erholt sich dann aber während(!) der Rigcout fällt. Kann mit der Sturmsaison zusammenhängen oder sonstige externe Faktoren. Jedenfalls reagiert die Förderung recht träge auf die Anzahl der Rigs.
Man muss vielleicht dazu sagen, dass damals Fracking noch nicht die Bedeutung hatte, wie heute und entsprechend der Anteil der Konventionellen Ölförderung höher war. Trotzdem denke ich, dass der Förderrückgang auch noch kommen wird.
Ab 2009 bis ziemlich genau 2012 ging die Anzahl der Rigs massiv nach oben (von ca. 250 bis 1.400!) in einer fast geraden Linie, die Förderung dagegen ging im gleichen Zeitraum nur minimal nach oben.
Ich glaube mir müssen einfach von viel längeren Reaktionszeiten ausgehen, die sich dann allerdings auch länger auswirken. Heißt: wenn heute die aktiven Rigs wieder massiv zulegen würden, würde die Fördermenge darauf erstmal gar nicht reagieren. Wir werden einen vorläufigen Peak meiner Ansicht nach ziemlich sicher sehen, das kann vielleicht noch ein bisschen dauern, dafür aber dürfte das dann ein Peak für einen längeren Zeitraum sein.
Die USA wird die nächsten zwei Jahre ziemlich Sicher nicht zu einem weltweiten Förderzuwachs beitragen. Billiges Öl dagegen sollte sich wie ein Sonderkonjunkturprogramm weltweit auswirken und stärkere Wirtschaftsleistung führt zu stärkerer Ölnachfrage. Ich wüsste nicht, wer noch besonders viel Öl auf den Markt werfen könnte, außer dem Iran und Syrien. Syrien halte ich allerdings für recht unsicher. Und der Iran, der kann anscheinend kurzfristig das Angebot um 1 Mio Barrel Tagesproduktion erhöhen...aber das war es dann vermutlich auch schon und hier glaube ich, dass das sch fest mit eingepreist ist.
Druck auf den Ölpreis gibt es also vermutlich nur minimal, also sollte der Preis stabil auf dem aktuellen Niveau bleiben, vielleicht sogar steigen. Ersteres wäre für die DRAG Okay, Letzteres wäre ein massiver Gewinntreiber. In ein paar Wochen ist die DRAG wieder in Produktion und ich hoffe, dass Cub Creek auch zeitnah ein Bohrprogramm startet.
nur meine Meinung
der zivielkubaner
Trading Spotlight
Antwort auf Beitrag Nr.: 49.969.533 von sircoin am 13.06.15 17:00:53
Abschrecken tut ja auch "nur" das 2015er KGV - da die DRAG kaum Umsätze macht, ist hier etwas Phantasie gefragt. Und die neue Cash-Cow befindet sich ja gerade erst im Aufbau, daher denke ich, dass der Kurs der DRAG noch einige Wochen unspektakulär vor sich hindümpeln wird und dann, wenn die Erfolge konkreter und absehbarer werden, die mit dem Bohrprogramm einhergehen, dann dürfte der Kurs die Aussichten ziemlich schnell und kräftig einpreisen. Ob dann bei 25 EUR schon Schluss ist, bleibt abzuwarten. Das hängt dann ja auch vom jeweiligen Stand des WTI-Ölpreises ab. Und vom Flaschenhals-Lemming-Herdentrieb der Börsianer...
Zitat von sircoin: FB nimmt folgende EPS an:
2016: 3,44
2017: 8,70
Macht KGVs:
2016: 5,2
2017: 2,05
Das ist ungefähr das KGV-"Niveau" von kriminellen China-AGs mit deutschem Listing...
Abschrecken tut ja auch "nur" das 2015er KGV - da die DRAG kaum Umsätze macht, ist hier etwas Phantasie gefragt. Und die neue Cash-Cow befindet sich ja gerade erst im Aufbau, daher denke ich, dass der Kurs der DRAG noch einige Wochen unspektakulär vor sich hindümpeln wird und dann, wenn die Erfolge konkreter und absehbarer werden, die mit dem Bohrprogramm einhergehen, dann dürfte der Kurs die Aussichten ziemlich schnell und kräftig einpreisen. Ob dann bei 25 EUR schon Schluss ist, bleibt abzuwarten. Das hängt dann ja auch vom jeweiligen Stand des WTI-Ölpreises ab. Und vom Flaschenhals-Lemming-Herdentrieb der Börsianer...
FB nimmt folgende EPS an:
2016: 3,44
2017: 8,70
Macht KGVs:
2016: 5,2
2017: 2,05
Das ist ungefähr das KGV-"Niveau" von kriminellen China-AGs mit deutschem Listing...
2016: 3,44
2017: 8,70
Macht KGVs:
2016: 5,2
2017: 2,05
Das ist ungefähr das KGV-"Niveau" von kriminellen China-AGs mit deutschem Listing...
http://rohstoff.de/wp-content/uploads/2015/06/Deutsche-Rohst…
Die neue First Berlin Studie ist online.
Seite 2: ". In addition, DRAG retains the mineral rights to a piece of land
near Windsor, Colorado it sold in September 2014. A horizontal well was drilled but not completed on this land in the autumn. Drilling of a
further three wells was planned for early 2015 but was put on hold because of the low oil price."
Die neue First Berlin Studie ist online.
Seite 2: ". In addition, DRAG retains the mineral rights to a piece of land
near Windsor, Colorado it sold in September 2014. A horizontal well was drilled but not completed on this land in the autumn. Drilling of a
further three wells was planned for early 2015 but was put on hold because of the low oil price."
Na, das sind ja auch stabile Verhältnisse am US-Ölmarkt:
- Lagerbestände sinken weiter, Tempo nimmt zu
- Tagesproduktion steigt wieder auf Rekordhoch
- Anzahl Rigs sinkt weiter auf Mehrjahrestief
- Importe weiter zurük gegangen
- WTI-Preis pendelt relativ stabil um 59/60$
- OPEC-Produktion bleibt auf altem Niveau
Deutet auf einen gestiegenen US-Verbrauch an, auch die EIA hat den prognostizierten Tagesverbrauch leicht angehoben.
Das Verhältnis weiter steigende Tagesproduktion und weiter fallende Rig-Anzahl beisst sich. Vermutlich werden im Moment die Bohrungen mit angeshlossen, die in der 40/50$-Phase "auf Halde" gebohrt und bislang nicht angeschlossen wurden. Die hier im Forum genannten Zahlen lassen darauf schliessen, dass sich dadurch ein absinken der Tagesproduktion um ca. 2 Monate verschiebt. Dies scheint sich zu bestätigen.
Bin sehr gespannt was mit dem Preis passiert, wenn alle Parameter stabil bleiben, die Tagesproduktion aber demnächst endgültig zurück geht.
- Lagerbestände sinken weiter, Tempo nimmt zu
- Tagesproduktion steigt wieder auf Rekordhoch
- Anzahl Rigs sinkt weiter auf Mehrjahrestief
- Importe weiter zurük gegangen
- WTI-Preis pendelt relativ stabil um 59/60$
- OPEC-Produktion bleibt auf altem Niveau
Deutet auf einen gestiegenen US-Verbrauch an, auch die EIA hat den prognostizierten Tagesverbrauch leicht angehoben.
Das Verhältnis weiter steigende Tagesproduktion und weiter fallende Rig-Anzahl beisst sich. Vermutlich werden im Moment die Bohrungen mit angeshlossen, die in der 40/50$-Phase "auf Halde" gebohrt und bislang nicht angeschlossen wurden. Die hier im Forum genannten Zahlen lassen darauf schliessen, dass sich dadurch ein absinken der Tagesproduktion um ca. 2 Monate verschiebt. Dies scheint sich zu bestätigen.
Bin sehr gespannt was mit dem Preis passiert, wenn alle Parameter stabil bleiben, die Tagesproduktion aber demnächst endgültig zurück geht.
The number of active oil drilling rigs saw a weekly fall of 7 to 635 as of June 12. Baker Hughes pegged the total active rig count at 859, down 9 from last week. Compared to last year, the total rig count has fallen by 995, with the oil rig count down 907. July crude was down 57 cents, or 0.9%, at $60.20 a barrel on the New York Mercantile Exchange - about the same level it was at before the data.
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