Chesapeake Energy - Shale Gas Player mit Substanz - 500 Beiträge pro Seite

[Assetpfleger]

Hier ein Thread in dem über Chesapeake Energy bzw. Shale Gas allgemein diskutiert werden kann.

[Assetpfleger]

Ich sehe das Unternehmen Chesapeake in einem weiteren Kontext des Energiemarktes und dessen Veränderung und werde diese Sicht kurz darstellen.

Die Situation auf dem Energiemarkt
Auf dem Energiemarkt ist Bewegung. Der Ölpreis ist in den letzten Jahren geradezu explodiert und ist selbst jetzt noch auf einem historisch betrachtet hohen Nieveau. Deutsche Unternehmen wollen Solarstrom in der Wüste gewinnen und es werden allgemein riesige Anstrengungen an Forschung, Innovation und Anlagenbau im Energiesektor aufgewandt.
Warum all die Aufregung?

Ich habe mich nun seit 4 Jahren intensiv mit dem Energiemarkt beschäftigt und bin der Meinung, dass wir durch die die Verknappung des fossilen Energieträgers Öl vor einem radilanen Umbruch nicht nur der Energie - sondern womöglich der ganzen Weltwirtschaft stehen.

[MFC500]

!

Dieser Beitrag wurde moderiert. Grund: Provokation

[Assetpfleger]

Die Situation auf dem Energiemarkt, Fortsetzung

Die exorbitanten Geldmengen die in den Energiesektor gesteckt werden, sei es zum Bau von Kohlekraftwerken oder aber für den Bau von Solarkraftwerken zeigen, dass die Big Player längst erkannt haben, dass sich hier Geld verdienen lässt.
Egal ob die Investitionen in Gasverflüssigungsabnlagen, Biodieselproduktion oder Strom aus der Wüste fliesst, die fieberhafte Suche nach neuen Energiequellen kann man kaum übersehen. Der Tec-Dax wird bisweilen schon als Solar-Index bezeichnet, denn die Anzahl der Firmen allein in Deutschland die sich auf Energie- und Umwelttechnologie spezialisiert haben ist gewaltig. Allein in Deutschland arbeiten in diesem Sektor mittlerweile mehr Menschen (ca. 1 Million) als in der Maschinenbaubranche!

Warum diese enormen Anstrengungen im Energiesektor? Das Zauberwort heisst "Peak Oil". Diese geologisch begründete Theorie besagt,
dass die weltweite Ölförderung ein Maximum erreichen wird, ab dem sie zwingend und immer weiter abfallen wird.
Es ist wahrscheinlich, dass wir an dem Punkt sind, an dem die Ölförderung nicht mehr steigerbar ist und in den Decline (Abfall der Förderung) übergeht.
Das Problem von Peak Oil ist in den Eigenheiten der Ölförderung begründet. Öl ist ein fossiler Energieträger, der sich nicht bzw. nur in geologischen Zeiträumen erneuert. Ölquellen haben einen typischen Förderverlauf.



Jede Quelle erreicht irgendwann unweigerlich einen Förderhöhepunkt - den Peak - und geht dann in den Abfall ihrer Förderleistung - den Decline - über.

Dies illustriert der obere Teil der Abbildung.

Was für eine einzelne Quelle gilt, gilt schließlich auch für ganze Regionen und irgendwann für die Welt, da die Summation verschiedener Quellen mathematisch betrachtet einen glockenkurvenförmigen Verlauf ergiebt.

Dies illustiert der untere Teil der Abbildung.

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.629.506 von MFC500 am 23.07.09 10:50:00

Etwas Geduld bitte!

[Assetpfleger]

Das Vermächtnis von Marion King Hubbert

Natürlich fand der Gedanke von Peak Oil zahlreiche Kritiker. Der erste (bekannte) Vertreter dieser Theorei, Marion King Hubbert, ein amerikanischer Geologe, musste sich wegen seiner Behauptung die USA würden in den 1970er Jahren einen Förderhöhepunkt beim Öl erreichen und danach werde die US-Förderung unweigerlich abfallen viel Spott anhören. Als die USA 1970 dann tatsächlich peakte wurde Hubbert mit einem Schlag berühmt.

Um es zu veranschaulichn, hier die historische Ölfördeung der USA. Der Decline in den USA ist klar ersichtlich und dies trotz extremer technischer Anstrengungen.


Quelle. www.energiekrise.de

Hier ein paar biographische Infos zu Hubbert:
http://de.wikipedia.org/wiki/Marion_King_Hubbert

Was für die USA gilt, gilt über kurz oder lang auch für die Welt, wenn die Mehrzahl der (wichtigen) Quellen gepeaked hat. Der Zeitpunkt der maximalen Förderung, ab dem die Weltölförderung abfällt ist Peak Oil.

[Assetpfleger]

Wen interessiert dies dumme Ölproblem?

Man könnte naiverweise annehmen, Peak Oil sein ein Nischenthema, bestenfalls für Geologen interessant.
Dies ist leider überhaupt nicht so, denn unsere Wirtschaft ist an jedem teil ihrer Wertschöpfungskette extrem Ölabhängig:

Verkehr, Logistik, Flüge, Heizung, Straßenbau, Petrochemie, Kunststoffe, Kleidung, Lebensmittel, Landwirtschaft und Medikamentenproduktion, praktisch überall wird Öl verbraucht.
Man kann sagen, in jedem Euro der erwirtschaftet wird steckt ein Anteil Öl.

Wenn uns dieser Rohstoff fehlt oder auch nur die Förderung weltweit schnell abfällt gehen hier die Lichter aus.
Ich möchte dies Thema Peak Oil hier nur Überblicksartig darlegen, da es für Shale Gas und Chesapeake eine Relevanz hat.

Wer sich hierin vertiefen möchte, dem sei mein Thread zum thema empfohlen:
http://www.wallstreet-online.de/diskussion/1126603-1-10/die-…
Darin wird Peak Oil erklärt aber auch die Möglichkeit kybernetischer Selbstregulierungsprozesse am Ölmarkt.
Weiter lesenswert finde ich auch das Peak Oil Forum wo zahlreiche interessierte über Peak Oil und Energie allgemein diskutieren:
http://www.peak-oil-forum.de/phpBB2/index.php

[Assetpfleger]

Der Ölmarkt und Chesapeake Energy

Wo ist nun der Bezug des Themas Öl zu Shale Gas allgemein und der Firma Chesapeake Energy?
Dies ist eine logische Folge des Ganzen. Es gibt - sehr vereinfacht - 2 mögliche Szenarien dessen, was passiert wenn Peak Oil erreicht und überschritten wird:

Szenario 1 Kollaps
Die Weltwirtschaft kollabiert, weil durch einen Mangel an Öl verschiedene Subsysteme der Wirtschaft so stark gestört werden, dass das System insgesamt kollabiert.
(Zum Beispiel ist ohne Logistik eine komplex arbeitsteilige und globalisierte Weltwirtschaft heutiger Art unmöglich.)

Szenario 2 Umstellung
Es gibt, angeregt durch hohe Ölpreise ein sowohl ökonomisches als auch politisches Interesse die Wirtschaft ölunabhängiger zu machen. Diese Umstellung wird schmerzhaft, durch hohe Ölpreis und in der Folge auch hohe Preise z.B. für Treibstoff, Flüge und Lebensmittel, könnte aber noch möglich sein.


Das Problem ist derzeit sogar noch verschleiert durch eine Wirtschaftsrezession. Sobald die Weltwirtschaft wieder wächst, was über kurz oder lang wieder der Fall sein wird, wird der Hunger nach Öl und Energie allgemein wieder wachsen und die Öl-und Gaspreise werden erneut massiv anziehen!

Ich sehe den Prozess der Umstellung in vollem Gange. Wichtige Staaten wie China und Deutschland setzen massiv auf den Ausbau regenerativer Energietechnologien. Gleichzeitig sucht man fieberhaft nach Ersatzstoffen für Öl.

Einer davon ist Gas, bzw. Shale Gas. Je schwieriger es wird die Förderung an konventionellem Öl bei einer erneut wachsenden Wirtschaft aufrechtzuerhalten, desto mehr wird auf Alternativen wie Gas, verflüssigte Kohle oder Biodiesel zugegriffen werden. Diese 3 Quellen sind, neben Ölsand derzeit die einzigen, die Treibstoff und Flugbenzin substituieren können.

Dies ist die große Chance für alle Shalegasproduzenten!

[Assetpfleger]

Hier noch ein Beitrag zur Relevanz von Shale-Gas aus der Financial Times Deutschland:

http://www.ftd.de/forschung_bildung/forschung/:Energiereserv…

[Assetpfleger]

Eine wichtige informationsquelle ist natürlich die Homepage. recht ansprechend gemacht wie ich finde:

http://www.chk.com/Pages/default.aspx

[Assetpfleger]

Interessant an Chesapeake sind meines Erachtens auch die Fundamentaldaten.

Ich habe seit das Thema Shale Gas in dem "die Zukunft des Ölpreises-Thread" aufgebracht wurde mir zahlreiche Shalegasplayer angesehen.

Manche der beteiligten Firmen haben nur einen kleinen Anteil an Shalegasaktivität wie die etablierten Ölfirmen BP und ConocoPhillips die da mitmischen. Damit sind natürlich die relativen Wachstumsraten bezogen auf das Gesamtkapital der Firma gering, selbst wenn sich der Shalegasbereich gut entwickelt

Andere Firmen wiederum machen einfach keine Gewinne, warum auch immer.

Ich bin der Auffassung das die besten Spekulationen solche sind, wo das zugrunde liegende Objekt auch eine gewisse Substanz hat, also Gewinne macht, Umsatz macht, gutes Buchwertverhältniss hat und Dividenden ausschüttet.

Dies scheint mir bei den Shalegasfirmen bei Chesapeake am meisten der Fall. Ein paar Daten:

Gewinn: 1,50 €
KGV: 9,56 € (meiner Berechnung nach 10, das ist aber nahezu derselbe Wert)

Dividende: 0,16 €
Dividendenrendite: 1,10 %

Mir scheint wichtig, dass nicht nur Chancen existieren, sondern die Firma durch ihre guten Fundamentalzahlen auch Substanz hat.

Chesapeake macht seit Jahren Gewinne.

Mit einer Div. - Rendite von 1 % wird man zwar nicht reich, aber das sie überhaupt eine Dividende zahlen und das seit Jahren, zeigt ihre Stärke an und eine gewisse Kontinuität im Finanzmangement. Also Substanz ist auch vorhanden!

[Haettsch]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.631.839 von Assetpfleger am 23.07.09 14:56:00

Shale Gas, wirklich sehr interessant.

Was meinst du, die hohe Verschuldung von Chesapeake Energy könnte mit einem Anziehen der Zinsen problematisch werden, oder nicht?

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.632.018 von Haettsch am 23.07.09 15:16:32

"Was meinst du, die hohe Verschuldung von Chesapeake Energy könnte mit einem Anziehen der Zinsen problematisch werden, oder nicht? "

Deine Anmerkung in allen Ehren, ich denke aber nicht dass das Chesapeake zerstören wird.

Ich beschäftige mich gerade aus beruflichen Gründen in einer Weiterbildung intensiv mit Finanzmanagement.

Die Verschuldung ist ein Themenkomplex, der in dem Rahmen "Theorien zur optimalen Kapitalstruktur" daher Fremdkapitalquote eingeordnet werden muss.
Verschuldung heisst ja nichts anderes als Fremdkapital. So gut wie alle Unternehmen nutzen Fremdkapital=Schulden, da eine gute Mischung aus Fremdkapital und Eigenkapital den Marktwert des Unternehmens erhöht.

Von einem Unternehmen mit 100 % Eigenkapital ausgehend ist es sogar fast immer besser das Fremdkapital zu erhöhen, also Schulden zu machen. Unternehmerisch gedacht gelten andere Prinzipien als für Privatleute. Vermutlich, weil man auf das Fremdkapital viele Sachen steuerlich anrechnen kann.

Viele Unternehmen haben Eigenkapitalquoten von gerade mal 20 % also 80 % Schulden und das geht jahrelang so ohne das sie pleite machen.

Es gibt natürlich einen optimalen Bereich des Verhältnisses Eigen- zu Fremdkapital. Zuwenig Fremdkaiptal verschenkt Steuervorteile. Bei zuviel Fremdkapital droht die Gefahr der Überschuldung.


Wenn Du schon so provokativ fragst stelle ich mal 2 Gegenfragen:

1. Beleg doch bitte mal wie denn ein steigendes Zinsnieveau Chesapeake zerstören soll. Fremdkapital 1 % teurer wird ihnen wohl nicht gleich das Genick brechen, denn sie machen ja laufend Gewinne. Berechne mir bitte mal wann sie dann pleite sind, da Du Dir so sicher bist?
2. Woher weisst Du denn so sicher das das Zinsnieveau in den USA steigen wird? Dann weist Du ja mehr als alle anderen. Ich weiß auch, dass es nicht mehr gesenkt werden kann, es kann aber noch lange unten bleiben, oder nur marginal steigen.

Bis zu einer Konjunkturerholung wird man die Zinsen eher unten lassen. Auf welchem Nieveau kann ich nicht sagen, denn ich hab keine Kristallkugel.
Mit einer Konjunkturerholung aber werden wahrscheinlich die Zinsen langsam erhöht, aber die Nachfrage nach Öl und Gas steigt mit, also die Gewinne von Chesapeake.

Insofern scheint es mir plausibel dass sich die Effekte einer Konjunkturerholung, zinsen und Gaspreis steigen sich in etwa die Waage halten!

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.632.018 von Haettsch am 23.07.09 15:16:32

Keine Antwort?

[Assetpfleger]

Die Perspektiven von Shale Gas scheinen beachtlich. Hier ein Artikel aus dem Calgary Herald, der aussagt dass Shale Gas in der Zukunft die Hälfte der nordamerikanischen Gasversorgung bestreiten könnte!

Was das für die beteiligten Firmen bedeutet braucht man wohl kaum noch erwähnen: jahrzehntelanges Wachstum!

Hier der Artikel:

http://www.calgaryherald.com/business/Shale+supply+half+Nort…

[Haettsch]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.633.320 von Assetpfleger am 23.07.09 16:56:47

Dass Fremdkapital steuerlich soviel besser gestellt ist als Eigenkapital könnte sich jetzt in der Krise noch rächen.

Meine Frage sollte nicht provokant rüberkommen.
Danke für deine Antwort.

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.634.548 von Haettsch am 23.07.09 18:57:25

Hallo Haettsch!

"Meine Frage sollte nicht provokant rüberkommen"

Na ok für mich klang es zunächst schonmal provokativ. Andererseits ist die Frage nach dem Fremdkapital an sich ja nicht unangemessen oder esoterisch, sonder betriebswirtschaftlich von Interesse.


Es klang nur so als würdest Du jetzt pauschal behaupten Chesapeake sei überschuldet. Dabei ist das nicht gesagt. Wie gesagt auch 80 % Fremdkapital, also ein Berg von Schulden müssen kein Problem sein, solange die Gewinne sprudeln und das scheint bei Chesapeake der Fall.

Formalisiert drückt man es in der BWL so aus:
Die Welt ist in Ordnung, solange die durchgeführten Projekte mehr Wert generieren als die Kapitalkosten sind. Daher ist eine große Menge an Schulden kein prinzipielles Problem.

Formal:
EVA = Economic Value Added
NOPAT = Net Operating Profit after Taxes
Capital = Investiertes betriebsnotwendiges Vermögen
WACC = gewichtete durchschnittliche Kapitalkosten

Die Welt ist - aus Sicht der BWL - in Ordnung solange EVA > 0
denn dann werden die Kapitalkosten gedeckt und zusätzlich Wert geschaffen.

Ist dagegen EVA < 0 wird Wert zerstört, also das Unternehmen wertloser (Anmerkung: das ist aber noch nicht die Insolvenz, sonderen erst wenn es über Jahre so geht).

Die Formel für die Wertschöpfung lautet:

EVA = NOPAT - Capital * WACC

Daraus folgt für deine Frage: Fremdkapital = Schulden sind keine Belastung, solange der aus dem Kapital generierte Wert nach Steuern (NOPAT) die Kapitalkosten (Capital * WACC) überschreitet.

Weiterhin sind langfristige Bankkredite lange nicht die teuerste Kapitalbeschaffung. Für eine prosperierende Firma ist es nicht schwer zum Beispiel 10 % aufzubringen. Der Rest ist EVA also Wertzuwachs.

da chesapeak seit etlichen Jahren immer Gewinn macht dürften sie kein Problem haben die Kapitalkosten aufzubringen oder sehe ich das falsch?

"
Dass Fremdkapital steuerlich soviel besser gestellt ist als Eigenkapital könnte sich jetzt in der Krise noch rächen."

Den habe ich jetzt wieder nicht ganz verstanden, bzw. ist das mit keiner Theorie des Finanzmanagement konform die ich kenne und auch mit keiner praktischen ERfahrung die ich mit Unternehmen habe.

Auch in der Krise kann man Steuern sparen. Nur wenn ein Unternehmen mit Überschuldung UND schlechter Kreditwürdigkeit auf einmal exorbitante Zinsen zahlen muss kann das ein Problem werden.

Ob aber Chesapeake überschuldet ist und wann die Zinsen wie stark ansteigen hast Du mir noch nicht plausibel gemacht.

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.632.018 von Haettsch am 23.07.09 15:16:32

Hallo Haettsch!

Ich habe mir nochmal die Mühe gemacht den Jahresbericht von 2008 auf deine Frage hin zu untersuchen.

Dies sind die Fakten für 2008:

Interest (deutsch: Zinskosten) = 314 Millionen $

Total Revenues (deutsch: Alle Erträge) = 11.629 Millionen $
Total Operating Costs (deutsch: Produktionskosten) = 10.175 Millionen $

Income from Operations (deutsch: Einkommen aus der Produktion) = 1.454 Millionen $
Net Income (deutsch: Einkommen abzüglich der Zinsen und Steuern) = 723 Millionen $

Was bedeutet das?
Zinskosten von 314 Millionen $ stehen

Total Revenues von 11.629 Millionen $ gegenüber
bzw.
Income from Operations 1.454 Millionen $

Die Erträge abzüglich Kosten aus dem Geschäft von Chesapeake sind also 4,63 mal so hoch wie die zu zahlenden Zinsen.
Folglich müsste EVA positiv sein, daher der Wert von Chesapeake wächst, da der Profit die Kapitalkosten weit übertrifft!
Damit die Zinsen die Erträge auffressen müssten die Kapitalkosten sich also um das 4,63 fache erhöhen. Wenn sie bisher also 10 % Zinskosten hätten müssten sie jetzt 46,3 % zahlen müssen, damit Sie nichts mehr über haben. (Nichts mehr über heisst aber bloß EVA = 0, also keine Wertvernichtung sondern bloßer Stilstand.)

Du wirst zugeben, dass das absurd ist, den so hoch können die verlangten Zinsen der Fremdkapitalgeber kaum steigen.

Eine weitere Kennzahl: Die Fremdkapitalquote beträgt meiner Berechnung nach 46 %. Damit ist die sogar niedriger als früher, denn 1994 hatte Chesapeake eine Kapitalquote von 61 % und haben nicht pleite gemacht.
Der absolute Fremdkapitalanteil hat sich von 1994 bis heute natürlich stark erhöht, aber dies spiegelt schlichtweg das Wachstum der Firma wieder, denn die Erträge sind in genau gleichem Verhältniss angewachsen.
Da der relative Fremdkapitalanteil sogar kleiner ist als früher kann ich keine Überschuldung sehen, sondern eine Firma die einfach ihr Wachstum finanziert, wie es viele andere Firmen auch tun.

Fazit:
1. Chesapeake kann seine Zinsen locker bezahlen.
2. Ihr Verschuldungsgrad in Form der Fremdkapitalquote ist weitaus geringer als in den 90ern
3. Ihre absolute Verschuldung ist parallel zu ihren Erträgen gewachsen. Sie haben also immer den gleichen Grad an Verschuldung
in Bezug auf ihre Ertragsstärke

Ich kann darin keine Überschudlung erkennen sondern für mich ist das normales Unternehmertum, das man mit Eigen - und Fremdkapital arbeitet.

----
Anmerkung:
Die Zahlen sind alle genau übernommen, meine Übersetzungen mögen etwas holperig klingen treffen aber hoffentlich in etwa den Kern der Finanzkonstrukte.
Falls nicht bitte ich das zu entschuldigen, die Zahlen und englischen Termini sind jedenfall Original aus dem 2008er Jahresbericht von Chesapeake

[Assetpfleger]

Sry eine kleine Korrektur zu Post #17 da ist mir an einer Stelle in kleiner Formulierungsfehler passiert:

"Eine weitere Kennzahl: Die Fremdkapitalquote beträgt meiner Berechnung nach 46 %. Damit ist die sogar niedriger als früher, denn 1994 hatte Chesapeake eine Kapitalquote von 61 % und haben nicht pleite gemacht.
Die absolute Menge an Fremdkapital (so muss es heißen, denn der Fremdkapitalanteil ist ja sogar geringer geworden, während sich die absolute Zahl an Fremdkapital erhöht hat) hat sich von 1994 bis heute natürlich stark erhöht, aber dies spiegelt schlichtweg das Wachstum der Firma wieder, denn die Erträge sind in genau gleichem Verhältniss angewachsen.
Da der relative Fremdkapitalanteil sogar kleiner ist als früher kann ich keine Überschuldung sehen, sondern eine Firma die einfach ihr Wachstum finanziert, wie es viele andere Firmen auch tun. "

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.631.839 von Assetpfleger am 23.07.09 14:56:00

sry noch eine Korrektur.

Ich habe in Posting # 10 geschrieben:

"KGV: 9,56 € (meiner Berechnung nach 10, das ist aber nahezu derselbe Wert)"

Es sollte natürlich heißen KGV: 9,56 (meiner Berechnung nach 10, das ist aber nahezu derselbe Wert)

Ein Kursgewinnverhältniss wird natürlich ohne € angegeben, das war ein Tippfehler.

[Haettsch]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.635.728 von Assetpfleger am 23.07.09 21:04:57

Hallo Assetpfleger,

mir war nicht klar, dass die Fremdkapitalquote nur 46% beträgt.
Ich bin beeindruckt von deiner Mühe mir dies und mehr zu erklären.

Meine erste Order is' 'raus.

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.637.183 von Haettsch am 24.07.09 00:58:05

Hallo Haettsch!

Naje ich wollte das mal absolut klar haben. Freut mich wenn es Dich überzeugen konnte.
Das sind halt die Zahlen aus dem Jahresbericht von 2008 wo Chesapeake die eigene Entwicklung der Kernzahlen bis zurück ins Jahr 1994 anzeigt. Wer es im Detail wissen will lese den Jahresbericht 2008, ich habe die vorgegebnen Zahlen bloß interpretiert mit den Begriffen der BWL.

Die Kernaussage ist und bleibt: Chesapeake hat Schulden, dies ist aber Normal, eben die Arbeit mit Fremdkapital, was für Unternehmen Alltag ist.

Weiter sind die Schulden immer weiter angewachsen - in absoluten Zahlen!
Das Verhältniss Fremdkapital zu Ertrag ist aber gleich geblieben.
Der Fremdkapitalanteil ist sogar seit 1994 gesunken.

Also, das ist natürlich nur meine Interpretation der Zahlen, aber für mich deutet alle darauf hin: eine Firma die Fremdkapital nutzt und stark genutzt hat um ein dynamische Wachstum zu finanzieren.

[Algol]

Hi Asset,

ich teile zwar deine Einschätzung, dass Shale-Gas zu einer durchaus wahrnehmbaren Entlastung an den Gas-Märkten führen könnte, bin aber, was Chesapeake Energy betrifft, durchaus skeptisch, was deren momentane Gewinnsituation betrifft.
In deinem Öl-Thread postete ich bereits den folgenden Link

http://www.aspousa.org/index.php/2009/06/a-shale-gas-boom/

Leider nur auf Englisch, aber ihm ist zu entnehmen, dass bei den derzeitigen Preisen eine wirtschaftliche Förderung nicht möglich ist, Gewinne beruhen auf erfolgreichem Hedging, was aber nicht ewig fortsetzbar ist.
Vorsichtig wäre ich auch bei der Schuldenquote. Wir und insbesondere die USA befinden sich in einer Mega-Krise.

Betrachte nur mal folgende Grafik:



Mitnichten ist die Krise überwunden, bestenfalls erleben wir ein mit Schulden und aus der Luft künstlich geschaffener Liquidität induziertes Strohfeuer, kein Mensch weiß, ob und wann wir wieder nachhaltige Nachfragesteigerungen sehen.
Wenn du ferner die Schulden-Exzesse betrachtest, sind steigende Zinsen recht wahrscheinlich, die Staaten geben in nächster Zeit Unmengen neuer Anleihen heraus, wer soll die alle kaufen, das führt fast zwangsläufig zu steigenden Zinsen, schlecht für Schuldner.
Für ein (langfristiges) Invest spricht hingegen, da gebe ich dir Recht, der bevorstehende Öl-Peak und der sich anschließende Peak beim konventionellen Gas, mir sind aber die zuerst genannten Risiken noch zu hoch für ein Invest in nächster Zeit.
Gruß, Algol

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.640.445 von Algol am 24.07.09 13:48:29

Hi Algol!

Danke Dir für deine ehrliche Stellungnahme!

Die von Dir genannten Fakten sehe ich auch, allerdings gewichten wir anscheinend die Chancen und Risiken des Investments verschieden. Bei einer völligen Meinungsgleichheit aller Marktteilnehmer würde Börse ja auch langweilig!

Es ist ganz klar: die Chancen beim Shale-Gas sind durch Peak Oil und damit einhergehende Gaspreisverteuerung (Gas als Ersatz für Öl) gegeben, demgegenüber stehen die noch vorhandenen ökonomischen und Bankensektorbezogenen Probleme vor allem der USA.

Was die Schulden angeht sollte man differenzieren: Die USA insgesamt haben da ein großes Problem, Chesapeake aber nicht, wie ich aus ihrem Jahresbericht 2008 entnommen habe.

Den Aspo-Artikel sehe ich eher kritisch. Die Aspo scheinen mir die absoluten Hardliner in Sachen Peak Oil, die jede Alternative für unmöglich erklären, was mir schon etwas fundamentalistisch erscheint.
Als ich mich 2008 begann mit Kohleverflüssigung zu beschäftigen verwies auch wer auf die Aspo, denn diese behauptet, es gäbe bald auch Peak Kohle. Das ist einfach kontrafaktisch, denn China, die USA und Südafrika als Beispiele haben Kohlereichweiten von 100- 700 Jahren, um das zu sehen braucht man nur Wikipedia zum Stichwort Kohle durchforsten.
Seitdem sehe ich die Aspo eher kritisch, natürlich wissen sie auch hier wieder, dass Shale Gas nicht die Lösung sein kann, genauso wie Kohle. Mir scheint das eine polemische Behauptung.

Letztlich sind natürlich aus den genannten Faktoren verschiedene Chancen/Risiken-Abwägungen möglich. Ob es derzeit der bestmögliche Zeitpunkt ist sich in Shalegas einzukaufen - Stichwort Timing - kann natürlich niemand sagen. Mir schien allerdings ein KGV von < 10 eine durchaus attraktive Bewertung.

Mfg
Asset

[Algol]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.641.161 von Assetpfleger am 24.07.09 15:01:43

Hi Asset,
im Auge behalten werde ich das Shale Gas und somit Firmen wie Chesapeake auf jeden Fall auch. Spannend finde ich vor allem die Frage, ob sich auch außerhalb der USA, womöglich sogar in Deutschland, reiche Vorkommen finden lassen werden.
Die ASPO betreffend stimme ich dir teilweise zu, allerdings wurden in dem Link verschiedene Stimmen zitiert, von sehr positiv bis kritisch. Es scheint zumindest so zu sein, dass sich eine Förderung erst bei etwas höheren Gaspreisen (die wir sicher irgendwann bekommen werden) wirklich rechnet.
Auch was die Kohle angeht, liegt die Wahrheit vermutlich irgendwo in der Mitte. Mit Sicherheit gibt es noch relativ üppige Kohlevorräte (im Vergleich zu Öl), die billigste Kohle dürfte allerdings bereits ebenfalls verbraucht sein und auch steckt in der Kohleförderung und -transport billiges Öl.
Grüße, Algol

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.642.762 von Algol am 24.07.09 17:56:24

"Spannend finde ich vor allem die Frage, ob sich auch außerhalb der USA, womöglich sogar in Deutschland, reiche Vorkommen finden lassen werden."

Da bin ich auch mal gespannt. In den USA und Kanada hat man sehr viel gefunden, angeblich energetisch das Äquivalent von allem saudiarabischen Öl, was trotz höherer Förderkosten als beim konventionellen Gas eine Sensation darstellt.

Falls in Deutschland oder Europa insgesamt große Mengen gefunden würden könnte das unsere Abhängigkeit vom russischen Gas verringern, die ja erschreckend ist und wohl erstmal noch anwächst.

Dahinter steht im Gegensatz zum nordamerikanischen Shale Gas wohl noch ein Fragezeichen.

Ein politischer Kopf aus einem amerikanischen Think Tank hat Shale Gas schon als mögliche Waffe gegen Russland bezeichnet, ich werde den Link darüber nochmal raussuchen.

[Assetpfleger]

Da es hier so viele interessiert, nochmal ein paar Fakten zur finanziellen Situation von Chesapeake.

Interessant ist natürlich auch die langjährige Entwicklung. Hierbei scheinen im Hinblick auf den Marktwert, also letztlich Börsenkurs eine Unternehmens die Dividendenzahlungen eine größere Rolle zu spielen als viele glauben.
Zum Einfluss der Dividenden auf den Marktwert eines börsennotierten Unternehmens (wo man den Marktwert am Kurs besser erkennen kann als bei einem nicht börsennotierten Unternehmen) gibt es eine Menge Literatur und Studien.
Ganz plakativ kann man die Grunderkenntnis zusammenfassen: Dividenden machen Kurse!



Dazu gibt es einige interessante Beobachtungen aus der Praxis:

1. Die Payout Ratios korrelieren positiv mit den 10-Year Earning Grwoths (Quelle: Arnott/Asness. 2003). In anderen Worten: je mehr ein Unternehmen ausschüttet, desto schneller wächst es auch.
Dies ist zunächst entgegen dem was man intuitiv annehmen könnte. Dividenden sind aber ein Indikator für finanzielle Stärke, was eine mögliche Erklärung dieses Zusammenhanges darstellt.

2. Ereignisse in Bezug auf die Dividenden beeinflussen kurz - und langfristig den Kurs.
Ereignisse wie Dividendenaufnahme, Dividendenerhöhung und Sonderdividenden erhöhen den Kurs, Dividendenausfälle und Dividendensenkungen verringern den Kurs.
Es scheint dass der Markt die Dividendenzahlungen sehr genau beobachtet und als Aussage über die finanzielle Potenz einer Firma wertet, was ja im wesentlichen sogar richtig ist.

3. Ein guter Manager weiß, dass die Dividendenpolitik ein (wenn auch nicht das einzige) Instrument der Unternehmensdarstellung ist.
Ein Beispiel dafür ist, dass die Deutsche Bank 2008 trotz massiven Einbruchs ihres Gewinns die Dividendenaussetzung vermieden hat und zumindest eine kleine Dividende von 0,50 € gezahlt hat.
Man mag dies belächeln, aber es sollte wohl ein klares Symbol sein: wir haben noch Geld und wir sind optimistisch für die Zukunft und zahlen daher ohne Angst Geld aus (das ist meine persönliche Interpretation).



Nun der Bezug zu Chesapeake:

Dividend and Split History:

Ex-Dividend Record Payable Amount Type
03/30/09 04/01/09 04/15/09 $.08 Regular Cash
12/30/08 01/02/09 01/15/09 $.08 Regular Cash
09/29/08 10/01/08 10/15/08 $.08 Regular Cash
06/27/08 07/01/08 07/15/08 $.08 Regular Cash
03/28/08 04/01/08 04/15/08 $.07 Regular Cash
12/28/07 01/02/08 01/15/08 $.07 Regular Cash
09/27/07 10/01/07 10/15/07 $.07 Regular Cash
06/28/07 07/02/07 07/16/07 $.07 Regular Cash
03/29/07 04/02/07 04/16/07 $.06 Regular Cash
12/28/06 01/02/07 01/16/07 $.06 Regular Cash
09/28/06 10/02/06 10/06/06 $.06 Regular Cash
06/29/06 07/03/06 07/17/06 $.06 Regular Cash
03/30/06 04/03/06 04/17/06 $.05 Regular Cash
12/28/05 02/02/06 02/16/06 $.05 Regular Cash
09/29/05 10/03/05 10/17/05 $.05 Regular Cash
06/29/05 07/01/05 07/15/05 $.05 Regular Cash
03/30/05 04/01/05 04/15/05 $.05 Regular Cash
12/30/04 02/03/05 01/18/05 $.05 Regular Cash
09/29/04 10/01/04 10/15/04 $.05 Regular Cash
06/29/04 07/01/04 07/15/04 $.05 Regular Cash
03/30/04 04/01/04 04/15/04 $.04 Regular Cash
12/30/03 01/02/04 01/15/04 $.04 Regular Cash
09/29/03 10/01/03 10/15/03 $.04 Regular Cash
06/27/03 07/01/03 07/15/03 $.04 Regular Cash
03/28/03 04/01/03 04/15/03 $.03 Regular Cash
Quelle: http://www.chk.com/Pages/default.aspx

Also eins ist klar ersichtlich: Chesapeake bemüht sich um eine hohe Kontinuität und eine langsame Steigerung der Dividende! Die Lektion dass Dividendenzahlungen Kommunikationsakte sind haben sie wohl verstanden!

[Assetpfleger]

Nochmal prinzipiell zu Chesapeake, weil es noch nicht erwähnt wurde.
Chesapeake ist nicht irgend so seine kleine Bude, sondern der 2. grösste Shalegasproduzent in den USA, der grösste unabhängige Produzent von Shalegas!

Hier aus einer Unternehmenspräsentation dazu wo Chesapeake derzeit steht:

Top-20 producers:

2008 Average Daily Production In mmcf/day:

BP 2,157
Chesapeake 2,119
ConocoPhillips 2,091
Anadarko 2,049
Devon 1,982
XTO 1,905
EnCana 1,633
Chevron 1,501
ExxonMobil 1,241
EOG 1,163
Williams 1,094
Shell 1,040
El Paso 683
Apache 681
Occidental 587
Southwestern 526
Newfield 472
Marathon 448
Questar 416
Noble 396

Subtotals / Average 24,183

Quelle: http://www.chk.com/Investors/Documents/Latest_IR_Presentatio…

Die großen Ölfirmen sind alle schon längst in Shalegas investiert, BP, ConocoPhilips, Chevron, ExxonMobil, Shell und und und.
Da kann sich jeder denken was das bedeutet.

Theoretisch könnte man sich also auch BP oder Shell kaufen um Shalegas zu erwerben. Allerdings stellt Shalegas bei den alten Dinosauriern der Ölbranche ja nur einen winzigen Anteil der Gesamtprojekte dar, ebensoklein wird der Effekt auf den Gewinn bei ihnen ausfallen wenn die Gaspreise steigen.

Um davon wirklich stark zu profitieren muss man einen reinen Shalegasplayer haben.

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.646.430 von Assetpfleger am 25.07.09 18:21:38

Nochmal zum Thema technische Kennzahlen:
die Marktkapitalisierung ist bereits auch beachtlich:

Stammdaten Marktkap.: 9.388,82 Mio EUR


Quelle:
http://aktien.onvista.de/kennzahlen/technisch.html?ID_OSI=20…

Also aus den Kinderschuhen ist das Unternehmen schon lange herausgewachsen.

[Assetpfleger]

Britische BG übernimmt Teile der Shale-Gas-Felder von Exco für 1,06 Mrs US-$


Offenbar beginnen jetzt schon die ersten Übernahmen im Shalegassektor:


Britische BG übernimmt die Hälfte der Shale-Gas-Felder von EXCO
LONDON (Dow Jones)--Das britische Energieunternehmen BG Group plc steigt ins Geschäft mit Shale Gas ein. Dazu wolle das Unternehmen für 1,06 Mrd USD die Hälfte der amerikanischen Shale-Gas-Felder des Konkurrenten EXCO Resources Inc übernehmen, wie die BG Group am Dienstag mitteilte. BG und EXCO werden künftig eine Allianz in diesem Energiebereich bilden, wie der Konzern ausführte.

Shale Gas ist eine sogenannte unkonventionelle Gasressource in undurchlässigen Tonsteinpaketen wie zum Beispiel Schiefer. In den USA stammen schon heute etwa 5% bis 6% der Gasproduktion aus Shale Gas, heißt es vom Helmholtz-Zentrum Potsdam.

Das Erdgasunternehmen BG Group werde die Hälfte der 120.000 Acres von EXCO in Texas und Nord-Louisiana übernehmen, zu denen auch die 84.000 Acres des Haynesville-Shale-Projekts zählen.

Mit der Übernahme wachsen die Lagerstätten des Unternehmens um 2,6 Bill Standard-Kubikfuß. Die derzeitige Tagesproduktion liegt bei 78 Mio Standard-Kubikfuß. Bis 2012 erwartet BG auf Nettobasis einen Zuwachs auf rund 250 Mio Standard-Kubikfuß.

Bereits im vergangenen Jahr hatte BG eine Reihe größerer Übernahmen gestemmt, nachdem das Unternehmen zuvor vor allem auf organisches Wachstum ausgerichtet war.


Webseite: http://www.bg-group.com/

Von Benoit Faucon, Dow Jones Newswires; +49 (0)69 - 29725 111,
[e-mail]
END) Dow Jones Newswires

June 30, 2009 04:32 ET (08:32 GMT)

[Assetpfleger]

So, ich habe mir nochmal die Mühe gemacht die Gas-Produktion von Chesapeake in Öläquivalente umzurechnen, damit es vergleichbarer wird und man die Größenverhältnisse versteht.

Mit einem barrel Öl können die meisten von uns begrifflich wohl mehr anfangen als mit einem Kubikfuß Gas.

Rechnung:
1. Chesapeake fördert 2,119 mmcf/day (Tagesdurchschnitt in 2008)

2. Das sind in Zahlen. 2.119.000.000 cf/day , denn mmcf = Millionen Kubikfuß!

3. Da energetisch 6000 cf = 1 barrel Öl, muss man die Ausgangssumme an Gas jetzt durch 6000 teilen um auf das Öläquivalent der täglichen Produktion zu kommen!

4. 2.119.000.000 : 6000 = 353,166,67 barrel Öläquivalent.

5. Um dies einzuordenen beziehe ich es auf die tägliche Weltölproduktion. Dieser beträgt laut IEA 2008 87 Millionen Barrel. Der hypothetische prozentuale Anteil von Chesapaeake an der Weltölproduktion beträgt daher
(353.166,67 barrel : 87.000.000 barrel) * 100
= 0,41 % oder anders gesprochen ein 243tel



FAZIT:
Betrachtet man Gas als Ölsubstitut, so produziert Chesapeake energetisch derzeit 0,41 % der täglichen Weltölproduktion oder anders gesprochen ein 243 tel!

Das scheint mir bei einem Unternehmen der Größe von 7.200 Mitarbeitern eine realistische Größe.
Dies ist eine ganz schöne Menge, vor allem wenn mam bedenkt das Chesapeake dank massiver Shalegasreserven noch locker weiterwachsen kann während den Erdölproduzenten langsam das Öl ausgeht. Somit dürfte der Anteil von Chesapeake an der Weltenergieproduktion noch eher zunehmen in naher Zukunft!

[Assetpfleger]

Die Dividendenschätzungen der Analysten haben sich erhöht.

lagen die Schätzungen vor kurzem noch bei etwa 16 Eurocent für 2009, siehe Posting # 10, so sind sie jetzt für 2009 auf 20 Eurocent angestiegen.

Dies entspricht einer Dividendenrendite von immerhin 1,34 %.

(Quelle: http://www.onvista.de/)

Wie gesagt wird man damit nicht kurzfristig reich, es ist aber ein wichtiges Zeichen der Finanzkraft der Firma Chesapeake.

Man sieht daran, dass Chesapeake im Lebenszyklus einer Firma die Start Up-Phase (Chesapeake wurde 1989 gegründet) und die Phase der schnellen Expansion, in denen gewöhnlich keine Dividenden gezahlt werden können längst hinter sich gelassen hat.

Mittlerweile dürfte man schon am Übergang von High Growth-Phase zur Mature Growth-Phase eines etablierten Unternehmens sein.
Das Geschäft wächst nicht mehr rasend, sonder moderat, dafür beginnt die Unternehmung zunehmend Cash in Form von Dividenden auszuschütten. Das hebt das Investment in meinen Augen positiv von vielen anderen ab, bei denen man nicht weiß ob sie jemals Gewinne machen und Dividenden ausschütten werden.

[Assetpfleger]

Ich würde mich freuen, wenn auch noch andere die an Chesapeake und Shalegas Interessiert sind - oder investiert sind - und mitlesen mehr Infos einbringen würden.

Bisher war der Schwerpunkt der Analyse des Themas ja sehr auf Chesapeake, bzw. dem Peak Oil-Problem allgemein.

Es wäre sicher interessant noch mehr Wissen über den Gasmarkt an sich, Die neuen Fördertechniken aber auch die Geschichte von Chesapeake hier zusammenzutragen.

Ich habe mir mittlerweile eine Art Archiv für Shalegas angelegt, aus dem ich noch einiges Beitragen kann. Allerdings habe ich auch noch andere Sachen zu tun als hier zu schreiben und wäre für Beiträge anderer Interessierter sehr dankbar!

[Assetpfleger]

Die große Verschiebung

Es ist absehbar das wir in kurzer Zeit ein Problem mit der Ölversorgung haben werden. Was aber kommt dann?
Pessimisten meinen einen allgemeinen Zusammenbruch der erdölbasierten Wirtschaft vorhersagen zu können. "The Advent and Passing of the Hydrocarbon Man" wie es Colin Campbell einmal auf einer Tagung ausgedrückt hat.

Ich meine, die Pessimisten haben insofern recht, als sie das Problem ernst nehmen, ernster zumindest als eine Öffentlichkeit die sich für Öl immer nur solange interessiert sobald der Preis über 100 $ ist.
Einen zwingenden Zusammenbruch unserer erdölbasierten Zivilisation halte ich aber dennoch für eher unwahrscheinlich.

Warum? Weil es Alternativen zum Öl gibt. Das Vorhandensein dieser führt zu der Idee einer großen Verschiebung.
Als Alternative Energiequellen zu Öl die uns mit unseren derzeitigen technischen Mitteln zur Verfügung stehen - eine Einschränkung auf die ich nicht verzichten möchte da ich ungern über das Perpetuum Mobile oder "unglaubliche Technologien" rede, sondern über eine realistische Perspektive unserer energetischen Zukunft - zähle ich Ölsand, Gas, Shale-Gas, Grubengas, Kohle, Kohleverflüssigung, Kernkraft, Holzpellets, Biodiesel, Biogas, Biosprit aus Holz, Wind, Wasserkraft, Photovoltaik, Solarkraftwerke, Geothermie, Solarthermie, Methanknollen.

Man kann die genannten Energiequellen nach verschiedenen Gesichtspunkten in Gruppen fassen. Ein Gesichtspunkt ist zum Beispiel "fossil vs. nachhaltig". Ein weiterer Gesichtspunkt ist "Medium der Energie", also zum Heizen, Als Treibstoff, als alektrischer Strom.
Sehr radikale Vertreter der Peak Oil Theorie behaupten nun, man könne Öl gar nicht substituieren, da es die billigste Energiequelle sei. Dies halte ich für zweifelhaft, denn ich meine, dass der durch Ölmangel ausgelöste Preisanstieg beim Öl auch die Preise für Alternativen teurer macht, so das sich dementsprechend etwa das Angebot an Ölsand un Gas ausweiten wird.


Ein ganz zentraler Aspekt bei den genannten Energiequellen ist das Medium in dem sie Energie anbieten. Wir erleben derzeit einen massiven Ausbau der kapazitäten an Solarenergie und Windkraft. Diese würden uns bei einem Peak Oil Szenario aber nicht helfen können, da beim derzeitigen Stand der Technologie der Verkehr im heutigen Umfang nicht mit Strom betrieben werden kann. Folglich wird man bei einem beginnenden Energiemangel auf die Energiequellen zugreifen, die direkt Treibstoff liefern. Dies sind Ölsand, Kohleverflüssigung (Kohle), Gas, Shale Gas (Gas) und Biodiesel (mit zahlreichen Problemen wg. Bodenverschleiss z.B.).

Die genannten Energien sind - mit Ausnahme des vermutlich wenig steigerbaren Outputs an Biodiesel - sämtlich ihrerseits fossil weshalb es zur großen Verschiebung im Energiemarkt kommt.

Die große Verschiebung:

Öl wird durch Ölsand, Kohle und Gas substituiert. Folglich fehlen Kohle und Gas zunehmend in den anderen Bereichen, etwa der Stromerzeugung. Die Versorgungslücke ist also vom Öl zu Kohle und Gas gewandert. Diese Lücke bei der Stromproduktionwird man ihrerseits mit den neuen regenerativen Energien zu schließen versuchen.
Irgendwann wird man vielleicht sogar mit den regenerativen Energien den Verkehr betreiben können. Derzeit ist dies wegen ihrem noch geringen prozentualen Anteil an der Weltenergie und technologischer Probleme nicht möglich.

So sieht mein energiepolitisches Szenario für die nächsten Jahre aus:
- Öl wird zunehmend zur Mangelware, daher steigende Preise
- der Anstieg des Ölpreises wird den Anreiz setzen Ölsand, Kohle und Gas vermehrt zur Substitution zu nutzen
- Dies wird die Kohle und Gaspreise massiv erhöhen
- um dies auszugleichen wird man wiederum auf regenerative Energien zurückgreifen

Man kann es etwas plakativ auch so formulieren: der Übergang in ein Post-Öl-Zeitalter wird durch verschiedene Alternativen möglich:
1. fossile Alternativen wie Kohle und Gas, die bei einer stark abfallenden Ölversorgung die Lücken schließen
2. regenerative Energien wie Solarkraft, Windkraft und Wasserkraft die ihrerseit wiederum die durch 1, entstehenden Lücken im Gas- und Kohlemarkt schließen

Das ist eine denkbare Perspektive für die nächsten 10 Jahre. Ganz langfristig könnten vielleicht regenerative Energien die Welt mit Energie versorgen. Bei einem beginnenden Abfall der Weltölförderung wird man allerdings massiv auf fossile Alternativen zurückgreifen (müssen) wenn mit der Weltölförderung nicht zugleich die Weltenergiemenge abfallen soll.

Dies ist eine große Chance für alle Anbieter fossiler Alternativen zu Öl, die größere potentielle Reserven haben, wie etwa Ölsand und Shalegas oder auch Kohle.

[Assetpfleger]

Internationale Energieagentur sieht und auf Peak Oil zusteuern:

http://www.wiwo.de/politik/expertin-kemfert-erwartet-neue-en…

Zitat: "Der niedrige Ölpreis ist nicht von Dauer und verzögert die notwendige Erschließung neuer Ölquellen. Nach der Finanzkrise droht daher eine neue Energiekrise, sagt Claudia Kemfert."

Zitat: "Die Zeit billiger Energie ist vorbei“

Zitat: "Die neue Ölmarktanalyse unterscheidet sich deutlich von früheren Berichten der IEA. Zum ersten Mal in ihrer Geschichte weist die Energieagentur darauf hin, dass das Ölangebot weltweit seinem Ende entgegengeht – und die Ölpreise diesen Sachverhalt widerspiegeln werden."

Selbst die offiziellen Quellen (etwa die IEA) geben jetzt schon die Problematik einer Peak Oil-Entwicklung zu. Sie datieren zwar den Peak viel zu spät auf 2020 aber überhaupt die Möglichkeit einer Peakbildung zuzugeben ist schon ein großer Erkenntnisschritt.

Ich schätze, dass wir ohne Biodiesel, Ölsand und Gas schon jetzt im Decline der Welttreibstoffmenge wären, da das konventionelle Öl schon gepeaked hat. Dies wird man aber erst letztgültig sagen können, wenn die Wirtschaftskrise abflaut, die Wirtschaft wieder wächst und somit der Mangel ans Tageslicht tritt.

Für die Anbieter alternativer Energien als Ölersatz wie Chesapeak bedeutet diese Entwicklung natürlich einen kräftigen Rückenwind.

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.686.508 von Assetpfleger am 31.07.09 13:47:40

Korrektur es sollte heißen:

Internationale Energieagentur sieht uns auf Peak Oil zusteuern:

...

[Assetpfleger]

Hier nochmal ein Link zu dem Peak Oil Forum. Auch die eingefleischten Peak Oiler die jede Alternative zu Peak Oil seeeehr kritisch betrachten billigen dem Shale-Gas eine Relevanz zu. Hier:
http://www.peak-oil-forum.de/phpBB2/viewtopic.php?t=6373&sta…

Zitat: "Das fossile Zeitalter geht in die Verlängerung. (...)Was meint ihr, wie lange können solche Gasfunde die rückläufige Ölförderung in Schach halten? "

Zitat: "Der gesunde Menschenverstand sagt doch schon, dass beim Gas noch mehr zu holen sein muss, als beim Öl. (...)
Mittlerweile sind wir technisch längst so weit, dass der einzige relevante Unterschied noch darin besteht, dass sich Öl billiger per Schiff transportieren lässt.
Folglich habe ich nie daran geglaubt, dass Peak Oil auch Peak Gas sei. Von der genannten Menge an gefundenem Gas bin ich aber dennoch überrascht. So viel Gas so früh, das hätte ich nicht erwartet. Das lässt mich vermuten, dass bei dauerhaft hohen Ölpreisen noch einiges mehr drin ist. "

[Assetpfleger]

30/07/2009

CHESAPEAKE GIBT FÖRDERAUSWEITUNG BEKANNT.

Auszug:
Chesapeake Energy Corporation Provides Operational Update
7/30/2009 4:04 PM


Company Reports 2009 Second Quarter Production of 2.453 Bcfe per Day, an Increase of 4% over 2009 First Quarter Production and 5% over 2008 Second Quarter Production
OKLAHOMA CITY--(BUSINESS WIRE)--Jul. 30, 2009-- Chesapeake Energy Corporation (NYSE:CHK) today provided a comprehensive update on its operational activities. For the 2009 second quarter, daily production averaged 2.453 billion cubic feet of natural gas equivalent (bcfe), an increase of 86 million cubic feet of natural gas equivalent (mmcfe), or 4%, over the 2.367 bcfe produced per day in the 2009 first quarter and an increase of 125 mmcfe, or 5%, over the 2.328 bcfe produced per day in the 2008 second quarter. Adjusted for the company’s voluntary production curtailments due to low natural gas and oil prices (which averaged approximately 74 mmcfe per day during the 2009 second quarter), the company’s three 2008 volumetric production payment sales (which averaged approximately 139 mmcfe per day during the 2009 second quarter) and the estimated impact from the company’s 2008 sales of Woodford Shale and Fayetteville Shale properties (which would have averaged approximately 81 mmcfe per day during the 2009 second quarter), Chesapeake’s sequential and year-over-year production growth rates would have been 4% and 16%, respectively, after making similar adjustments to prior quarters. The company is not currently curtailing production, but may do so again later this summer or fall as market conditions dictate.
(...)
Chesapeake began the 2009 second quarter with estimated proved reserves of 11.851 trillion cubic feet of natural gas equivalent (tcfe) and ended the 2009 second quarter with 12.525 tcfe, an increase of 674 bcfe, or 5.7%. During the 2009 second quarter, Chesapeake replaced 223 bcfe of production with an estimated 897 bcfe of new proved reserves for a reserve replacement rate of 402%. The quarter’s reserve movement includes 493 bcfe of extensions, 343 bcfe of positive performance revisions, 156 bcfe of positive revisions resulting from natural gas and oil price increases between March 31, 2009 and June 30, 2009 and 95 bcfe of net divestitures.
(...)
Chesapeake continued the industry’s most active drilling program during the 2009 first half, and drilled 580 gross operated wells (432 net wells with an average working interest of 74%) and participated in another 581 gross wells operated by other companies (44 net wells with an average working interest of 8%). The company’s drilling success rate was 99% for both company-operated and non-operated wells. Also during the 2009 first half, Chesapeake used an average of 104 operated rigs and an average of 53 non-operated rigs.

http://www.chk.com/News/Articles/Pages/1314522.aspx

-----

Das wirklich Bemerkenswerte daran scheint mir, dass sie ihre "proved reserves" trotz Verbrauchs von 223 noch von 11.851 tcfe auf 12.525 tcfe ausbauen konnten!
Während Ölfirmen wie Shell, Chevron, Total und Exxon Mobil mit ihren Förderungen schon jahrelang im Decline (Quelle: F.A.Z. 31.07.2009) sind legt Chesapeake noch zu!

Weiter gehen sie auf aggressiven Wachstumskurs und zwar mit Erfolg! Sie bohren am meisten neue Brunnen von allen Firmen. Chesapeake will die Nummer 1 beim Shalegas werden. Dieses Streben nach Dominanz ist es, was Firmen groß macht, siehe Microsoft.

Diese Strategie mag aktuell riskant scheinen, aber das Risiko wird sich bezahlt machen sobald die Weltwirtschaft wieder wächst und alles nach Öl und Gas lechzt!
Bei langfristig steigenden Öl- und Gasnotierungen ist Chesapeake ein Gewinner!

[Assetpfleger]

Ölpreis zieht an.

03.08.09 | 13:52
Brent Crude erreicht neue Jahreshöchstände!

Vermutlich wegen der saisonalen Tendenz aber auch sich aufhellender Konjunkturperspektiven erreicht der Ölpreis heute mit 73,20 $ Jahreshöchstände.

Wegen der zunhemenden Interdependenzen des Energiemarktes, wo etwa Gas als Substitut für Öl zu sehen ist, ist dies auch für Shalegasfirmen gut.

[Pank24]

Gute Arbeit hier! Vielleicht gibts im Febuar/ Maearz noch eine gute
Einstiegsmoeglich.

[Pank24]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.700.074 von Pank24 am 03.08.09 16:11:26

Einstiegsmoeglichkeit

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.700.074 von Pank24 am 03.08.09 16:11:26

Ja die Saisonalität sollte man beachten.

[Assetpfleger]

Schlumberger, die größte Firma im Bereich Erdölexplorations und Ölfeldservice ist übrigens auch schon im Bereich Shalegas aktiv geworden!

http://www.slb.com/content/services/solutions/reservoir/unco…

Ich denke, dass Schlumberger da mitspielt zeigt die langfristige Relevanz des Themas.
Die Seite von Schlumberger gibt auch einige Gute Einblicke auf den weiterführenden Links in mögliche Technologien zur Shalegasgewinnung.

[Assetpfleger]

Tja heute kommt die Aktie mal etwas zurück (in Frankfurt).
Sowas muss man schlichtweg aushalten können.

Die Globalfaktoren bleiben unverändert:

- Shalegas bekommt in den nächsten Jahren eine zunehmende Relevanz als Substitut für konventionelles Öl und Gas
- Chesapeake ist in dem Markt als grösster unabhängiger und 2.grösster Produzent überhaupt fantastisch aufgestellt
- Chesapeake wächst, sie haben ihre Erträge von gerade mal 17 Millionen $ in 1993 kontinuierlich auf $ 11,629 Millionen $ in 2008 gesteigert, dies entspricht einem Zuwachs von 68.305,88 % in 15 Jahren
- Finanziell können sie ihre Fremdkapitalkosten locker schultern wie gezeigt

Hier wie bei allen Substanzinvestments ist halt ein bisschen Sitzfleisch vonnöten. Kursentwicklungen einzelner Wochen, oder Monate können so oder so laufen, es zählt die langfristige Tendenz.

[werthaltig]

Hab ein wenig recherchiert und möchte folgende Punkte anfügen die mich davon abhalten in CHK zu investieren

-- 14 Milliarden Dollar Schulden bei 12 Milliardenn Dollar Umsatz
-- Das wohl und wehe von CHK hängt eher von geschickten Verkäufen/Käufen der Förderrechte/Grundstücken ab als vom Gasverkauf selbst.
-- Aktuell massive Insiderverkäufe
--und nicht zuletzt ist der CEO Mr. McClendon offensichtlich ein (privater) Börsenzocker der letztes Jahr all seine Firmenanteile aufgrund eines margin-calls verscherbeln musste. Und zur Krönung kam ihm die Firma "etwas" entgegen und erhöhte sein Jahresgehalt auf 112 Mio Dollar....um den Schmerz zu lindern.

Das heisst natürlich nicht, dass das Investment schlecht sein muss, aber mein Bauchgefühl sagt mir unter diesen Umständen, dass ich da lieber die Finger von lasse.

cheers

jörg

[Assetpfleger]

Habe heute mal ausgerechnet wie die aktuelle Reichweite der Gasproduktion von Chesapeake aussieht.

Ich habe die Zahlen des 2008 Form 10-K Berichtes zugrundelegt, der von 12,051 tcfe Proved Reserves ausgeht, bei einer durschnittlichen Jahresproduktion von 2303 mmcf. Weiter gibt Chesapeake noch Schätzungen für den vermuteten Reservenzuwachs für 12/2009 auf 13,5-14,0 tcfe und für 12/2010 auf 15-16 tcfe sowie unproved Reserves von insgesamt 58 tcfe an.

Reichweite:
Proved Reserves
12,051 tcfe -> 14,53 Jahre

Ausblick 12/2009
13,75 tcfe -> 16,58 Jahre

Ausblick 12/2010
15,50 tcfe -> 18,70 Jahre

Risked unproved Reserves
58,00 tcfe -> 69,96 Jahre

Quelle: http://www.chk.com/Investors/Pages/Reports.aspx
Man sieht, dass Chesapeake noch in einer Phase der Expansion ist, ihre Reserven legen trotz Produktion Jahr um Jahr zu, wie ja auch der Zwischenbericht kürzlich (# 37) gezeigt hat.
Besonders erfreulich aus der Sicht der Investoren ist natürlich die Chance die in den unproved reserves steckt! Im Besten aller Fälle ist Chesapeake auf Jahrzehnte, sogar über 50 Jahre mit reichlich Reserven gesegnet!
Ich sage bewusst vorerst nur "Chance", denn man muss natürlich abwarten wieviele der "unproved reserves" zu "proved reserves" werden.

Aber lieber ein Investment mit derartigen Chancen als eines ohne Phantasie.
Im Übrigen stehen sie auch mit den proved reserves solide da!

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.713.486 von Assetpfleger am 05.08.09 10:39:14

Sorry Korrektur:

Soll heißen:
Ich habe die Zahlen des 2008 Form 10-K Berichtes zugrundelegt, der von 12,051 tcfe Proved Reserves ausgeht, bei einer durschnittlichen Jahresproduktion von 2303 mmcf/day.

Versteht sich eigentlich von selbst!
An den Zahlen ändert sich nichts, war ein Formulierungsfehler!

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.711.979 von werthaltig am 05.08.09 05:56:07

Hallo Jörg!

Das Bild das Du von Chesapeake zeichnest kann ich kaum nachvollziehen. Wenn man Dein Posting liest bekommt man ja den Eindruck Chesapeake sei eine luftleere Explorerbude ohne Substanz und Geschichte, die Kurz vorm Kollaps steht.
Verstehe nicht ganz wie du zu dem Urteil kommst, aber ich möchte deine Anmerkungen selbstverständlich auch nicht abtun.

Sehen wir uns zu dem was Du sagst einfach mal die Fakten, sprich die Bilanzzahlen an:

"-- 14 Milliarden Dollar Schulden bei 12 Milliardenn Dollar Umsatz"
Prinzipiell richtig. Allerdings kann man es auch anders ausdrücken: Chesapeake nutzt zu 46 % Fremdkapital. Das ist kein Problem, sondern ein dynamischer Wachstumskurs.
Wie die Vergangenheit zeigt kann diese Strategie sehr wohl funktionieren, denn sie haben ihre Gasförderung wie gesagt von 17 Millionen $ auf 11,629 Millionen $ Wert in 15 Jahren steigern können. Dies ist meines Erachtens nur mit massivem Fremdkapital möglich.

Dabei hat Chesapeake teilweise sogar einen Fremdkapitalanteil von
über 60 % in Kauf genommen und ist dabei NICHT pleite gegangen.
Weiter setzt Du die Schulden nur in Relation zum Umsatz, aber man darf nicht verschweigen das Chesapeakes Assets laut Jahresbericht 2008 38,44 Milliarden $ Wert sind!

Man muss eben die Relationen beachten. 14 Milliarden sind viel für Lieschen Müller, aber nicht für einen Konzern, der 38 Milliarden an Werten hat und wo die Reserven sogar beständig wachsen.

"-- Das wohl und wehe von CHK hängt eher von geschickten Verkäufen/Käufen der Förderrechte/Grundstücken ab als vom Gasverkauf selbst."
Die Bilanz besagt das Gegenteil. Ich frage mich, wo Du das her hast? Laut Jahresbericht 2008 kommt der Löwenanteil der Erträge aus der Produktion und Vermarktung von Öl und Gas. Aus diesen Erträgen werden die Expansion finanziert, die Zinsen bezahlt und auch die Dividenden ausgeschüttet. Das ist jedenfalls das was man dem Jahresbericht 2008 entnehmen kann.


Wenn Chesapeake eine derartige Bude wäre, die Du sagst, dann muss es wundern, dass sie sich seit 20 Jahren (!) im Geschäft halten, Umsätze und Gewinne langfristig immer weiter anwachsen und sie sogar Dividenden ausschütten können, wovon viele andere Firmen im Bereich alternativer Energien weit entfernt sind!

Grüße
Asset

[werthaltig]

hi asset,

ich will dir den play ja nicht madig machen..trotzdem vorsicht an der bordsteinkante. wie man assets bewertet...tia ob das alles so korrekt ist. es gibt auf alle fälle kritiker die den firmen (auch chesapeake) bilanztricks vorwerfen und im grunde nur auf kosten immer höherer schulden "profitabel" zu sein.

lies mal hier:

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McClendon knows how to sing the right notes, but I thought his “most frustrating part of my existence” statement is a bit overdone. What do the pessimists—they would prefer to be called realists—say about all this? And how would optimists respond?

Art Berman, a Houston geologist and columnist at World Oil Magazine, does not believe most shale gas wells are economic unless operator costs go down, gas prices rise sharply, and high average prices are sustained. Talking about the Haynesville in A Long Recovery for Natural Gas Prices, Berman says—

Drilling and completion costs [in the Haynesville] vary from $7.5 to $10.5 million per well. The marginal cost for operators to find and develop natural gas reserves is $7 to 8/Mcf, and current netback prices in the play are less than $3/Mcf. The threshold netback gas price for a better-than-average 5.5 Bcf well to break even is $7/Mcf at NPV10 (Bodell and Pittinger, in press). For companies that have favorable hedge positions, realized gas prices for 2009 will be as high as $6.50/Mcf and $6.00/Mcf for 2010. This means that the play is marginally commercial today for operators with favorable hedge positions, but not commercial based on cost and price fundamentals.

Berman’s argument is based on current (and likely future) gas prices, a minimum ultimately recoverable per well, and “all-in” costs of about $7.50/Mcf, not on the impressive initial well flow rates often reported in Rigzone. At current prices, the netback of $3.25/Mcf barely covers operating costs, so no Haynesville well is economic and rates and reserves simply do not matter. Berman’s analysis of the Barnett is just as bad—

Shale gas is not commercial at any “reasonable” price because the costs are too high—I once calculated that at ~$12/Mcf only slightly more than 50% of Barnett Shale wells would break even or more money. I am now working on a re-evaluation of the Barnett Shale 11,500 wells later. The average per-well EUR is about 0.6 Bcf—pathetic! The cost is staggering—more than $30 billion and most of it hopelessly non-commercial…

[My note: quoted from an e-mail from Berman. 0.6 Bcf includes vertical wells, about 1/3 of the total drilling in the Barnett play. The average estimated ultimately recoverable (EUR, reserves) for horizontal wells is ~0.75 Bcf.]

But what about our classic case of resource economics? Prices rose (Figure 1) and shale gas production increased (Figure 2). That would seem to belie Berman’s pessimism—the proof is in the pudding. What’s the problem?

The wrench in the works is that operators appear to have lost money producing shale gas. McClendon recently stated that “we believe that Chesapeake’s strong financial condition and extensive hedges provide us with … [the] flexibility to make prudent natural gas revenue maximization choices.” No doubt Chesapeake will try to maximize their revenue, but do they have a strong financial condition? Berman says No—

I have worked through the 10-Ks of most of the major shale players (Chesapeake, Petrohawk, Range Resources, etc.)—they’re all taking a bath financially but put on a brave face, and have huge debt. As long as their stock price is good, the executives get rich so why do they care? The analyst community is so naive about true costs that they believe the propaganda.

[My note: Chesapeake has 14.4 billion in senior debt and their stock price is faring badly. "CEO Aubrey McClendon has come under some well-deserved fire for his high compensation in the face of poor results and a declining stock price. He was paid a one-time $75 million bonus at the end of 2008—suspicious timing given that the stock had lost most of its value in recent months and Mr. McClendon had lost his entire stake in the company to margin calls."]

Most shale operators work on borrowed capital—who is going to lend that kind of money [~$150 billion for the ~30,000 wells required to quadruple shale gas production] to companies like HK [Petrohawk] and CHK [Chesapeake] that are already in debt up to their eyeballs?

[My note: The 10k is a document filed with the SEC that contains ... the same financial statements the annual report does in a more detailed form.]

I entirely agree with Berman’s take on things here. There’s no dearth of clueless analysts—I’ve read or listened to more than a few. Berman’s deeper point about propaganda is also right on the mark. In the Age of Hype, the Ponzi Scheme and the Swindle, why wouldn’t some natural gas companies want to get in on the deal?

Other analysts like Ben Dell, a senior energy analyst at Bernstein Research in New York, are suspicious about corporate reporting of returns on shale wells.

In a March 27 research note, [Dell] notes “a growing discrepancy between the internal rates of return (IRR) presented in corporate presentations and company reported ROACE (return on average capital employed)… For example, in many plays companies claim to generate IRR’s above 100% at $7.50/mcf gas or claim that their production is economical even at $2-3/mcf gas prices, but at the same time report 6-7% ROACE at a corporate level over the last 3 years, when the average gas price was $7.50/mcf.”

Titled “Why the Haynesville Won’t Work…at $4, $5, or $6/mcf gas”, Dell posits that companies are overstating production, understating costs, or there is a terminology gap at work. For example, a producer could say the IP rate of a well (Initial Production) is 8 mmcf/d (million cubic feet per day). But was that a 30 day average, as is normal, or was it a 12 hour average just after coming online. These HD wells can decline in production so rapidly sometimes that for stock promotion purposes, companies issue figures that may have been correct for a short time, but have no context and are not really “best practices” type numbers.

Dell also questions if the all in costs of a well are being amortized properly into the economics that appear in a company’s press release. If the cash operating cost of a well is $3/mcf, which is the number that appears in a release that does not include the $4-7 million it cost to buy the land and drill the hole - costs that Dell suggests basically doubles the breakeven level of the well to $6/mcf. And to get an acceptable return - even to generate enough cash to drill the next well - would be $8/mcf.

Dell’s analysis and Berman’s are the same in all the essentials. Let’s sum up the situation so far—

* Shale gas operators are up to their eyeballs in debt. They would need to borrow vast sums of money—Berman suggests it would take ~30,000 wells and ~$150 billion—to get shale gas up to 40% of total U.S. dry gas production by 2013.
* Shale gas operators can’t possibly make money at current natural gas prices, or medium-term future prices if these are close to the 15-year average (~$5.50/Mcf).

The situation is actually worse than our summary indicates. Shale gas wells have very steep decline rates. Consider the Griffith #1 well in the Haynesville as reported at Rigzone.
-----------------------------------------------

quelle: http://www.energybulletin.net/node/49342


klingt zumindest wie jede menge fragezeichen...und warum bei sovielen fragezeichen sauerverdientes geld riskieren.

also...kann alles mumpitz von neidern sein, aber was wenn nicht?

gruss

jörg

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.711.979 von werthaltig am 05.08.09 05:56:07

Hallo Jörg!

Nehme deine Kritik dankbar auf, auch wenn ich sie nicht durchweg teile, aber sie regt auf jeden Fall neue Diskussionen an. Und was wären Diskussionen ohne Kontroversen? Langweilig!

Habe nochmal zu dem einen und anderen Punkt den Du nennst recherchiert. Insbesondere die Geschichte über McClendon und dessen Spekulationen hat mich natürlich interessiert.

Habe dazu einige Artikel gefunden, zum Beispiel den hier:






Aktientipp 23.03.2009
Chesapeake Energy: Immer Vollgas


Der ehemalige US-Vorzeige-Erdgasproduzent Chesapeake Energy hat sich von den jüngsten Kursstürzen erholt. Mit dem steigenden Erdgaspreis wird eine Übernahme durch einen Ölmulti immer wahrscheinlicher.

Eng wurde es, als im Sommer 2008 die Energiepreise einbrachen. Abzulesen auch am Aktienkurs, der, gemessen am Hoch im Juli 2008, in der Spitze fast 90 Prozent abstürzte. Verstärkt hatte den Absturz ausgerechnet Konzernchef McClendon. Er hatte privat immer mehr Aktien zugekauft – auf Pump. In der Spitze hielt McClendon 33,5 Millionen Anteilsscheine, etwa sechs Prozent des gesamten Aktienkapitals. Als der Kurs fiel, zogen McClendons Banken die Reißleine und warfen im Oktober fast das gesamte Paket auf den Markt. Davon hat sich der Kurs jetzt erholt.

Aubrey McClendon machte das 1989 in Oklahoma City gegründete Unternehmen zu einem wichtigen Erdgasproduzenten in den USA. Die durchschnittliche Tagesproduktion lag 2008 bei 2,3 Milliarden Kubikfuß, die geprüften Reserven konnten um elf Prozent auf 12,1 Billionen Kubikfuß aufgestockt werden. Die Menge ist vergleichbar mit 2,16 Milliarden Barrel Erdöl. Der Haken an der Story: Chesapeake drücken Nettoschulden von gut 13 Milliarden Dollar.

Zugleich deutet sich beim US-Erdgaspreis eine starke Gegenbewegung nach oben an. Die Übernahme von Chesapeake durch einen Ölmulti wird immer wahrscheinlicher.


Quelle:
http://www.wiwo.de/finanzen/chesapeake-energy-immer-vollgas-…

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.711.979 von werthaltig am 05.08.09 05:56:07

oder der hier:

http://www.boerse-online.de/aktien/usa_asien/:Chesapeake-Ene…

[Assetpfleger]

Also deine Geschichte hat auf jeden Fall den wahren Kern, dass Mc Clendon da in 2008 gezockt hat, wie die Artikel ja zeigen.

Ist halt nur die Frage wie man es interpretiert!

Sicher hat er mit vollem Einsatz gezockt in 2008. Aber immerhin mit den Aktien von Chesapeake, was ja auch wiederspiegelt dass er an die Firma glaubt. Man wird sein ganzes Geld ja kaum in eine Firma stecken, von der man meint dass sie bald weg ist. jemand der versucht seine eigen Firma aufzukaufen ist mir sympathischer als jemand der eine Schrottbude an die Börse bringt und sofort nach dem Börsengang rausgeht.

Ich nehme mal an, dass er wie viele Menschen 2008 der Meinung war dass die Rohstoffpreise immer weiter hochlaufen, was ja auch bis zum Sommer so aussah und damit die Firmenwerte hochgezogen werden, wodurch er den Kredit hätte decken können. Dann kam die Wirtschaftskrise und er hatte Pech. 2008 werden sich die wenigsten von uns mit Ruhm an der Börse bekleckert haben.

Man kann an dieser Episode natürlich eines erkennen: Mc Clendon ist ein Typ der aufs Ganze geht, der das Risiko nicht scheut. Nun, diese Art Mensch ist im Bereich Wirtschaft und insbesondere Börse nicht allzu selten. Ich kenne selber viele Leute die so sind, man nennt sie oft die notorischen Bullen, immer voll am Limit arbeiten und Leben. Ist ja auch das Motto des einen Artikels über die Sache: "Chesapeake Energy: Immer Vollgas", was die Einstellung ganz gut wiedergibt.

Freude am vollen Einsatz ob dbei der Spekulation oder sonstwo hat immer 2 Seiten: Risiko und Chance, oder man sagt ja auch Rendite und Risiko sind untrennbar. Ich vermute, also, dass Mc Clendon ein Typ ist der gerne am Limit segelt, aber eben dass hat ihm auch ermöglicht innerhalb von 20 Jahren aus fast nichts den 2. größten Shalegesakonzern zu machen und innerhalb von 15 Jahren seinen Umsatz um das fast 700 fache zu erhöhen. Genie und Wahnsinn liegen eben nahe beieinander. Ohne seine Aggressivität in Finanzdingen wäre Chesapeake wohl auch nie das geworden was es heute ist, der zweitgrösste Shalegesplayer.

Ich gebe Dir insofern Recht, dass die Aktie nicht ohne Risiko ist. Also nicht für die Pfennigfuchser oder typischen deutschen Kleinsparer (ist nicht gegen dich persönlich sondern gegen die Sicherheitsobsession vieler Deutscher, siehe Schäuble). Die sollen eben bei Festgeld bleiben - aber halt das war ja auch nicht ganz ohne Risiko?


Letztlich muss jeder eben aus den Fakten seine eigene Risiken/Chancenabwägung treffen. Anscheinend sind wir da geteilter Meinung, aber das darf ja auch so sein.

Solange mich hier niemand überzeugen kann dass Chesapeake nicht nur Schulden hat, sondern überschuldet ist, solange die Umsätze, Gewinne und Dividenden wachsen und weiter
eine langjährige Perspektive der Verknappung von Öl und irgendwann auch Gas existiert werde ich mich von dem Wert nicht verabschieden.

Jedem das seine!

Grüße
Asset

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.720.459 von Assetpfleger am 06.08.09 00:28:21

Achso, bevor ich es vergesse, was auch noch drin stand:


"Die Übernahme von Chesapeake durch einen Ölmulti wird immer wahrscheinlicher."

Übernahmefantasien!

[werthaltig]

hi asset,

die englischen artikel sind meist besser, da einfach nicht soviel info verloren geht. ich hättes es schon für wichtig erachtet, dass man auch den Multimillionendollarbonus erwähnt, den die Firma seinem Zockerchef zukommen hat lassen um die Auswirkungen seiner Fehlspekulation zu lindern. Ob das ok war...darauf kann sich dann jeder selbst einen Reim darauf machen.

Bin auf alle Fälle gespannt wie es weitergeht.

Cheers

Jörg

[werthaltig]

zum thema profitabilität vertreten die kritiker, dass shale gas kaum eine chance hat jemals profitabel zu werden. in dem von mir gestern geposteten text stehts ähnlich wie hier.

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Forget everything the sh!thead CEOs of gas companies tell you about horizontal shale gas. It is more expensive to drill than normal verticle gas wells and a massive money loser.

Notice how the CEOs no longer talk about how profitable shale gas is? They just talk about how much reserves we have now. That is because we do have it, but they just can't get at it and make a profit. This has been known for decades and horizonal drilling has not changed that fact. They just want to keep those worthless reseves on their balance sheets to sell you debt and stock.

Drilling a horizontal shale well is a constant process. You can't just let them sit. You have to work that well all the time to get the gas out. And that process is massively expensive and time consuming. When the gas does come out, sure some wells have impressive INITIAL flow rates. But within months they are depleted by as much as 90% and need to be refraced. That costs as much as drilling it in the first place.

Look at the places where the shale fields have been worked the longest. That is where the rig counts are dropping the fastest. Those are the guys with the best long term data. They know the score. Shale gas is a turkey under 7.50 just like verticle gas.

This company is in deep crap.
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ich bin nicht in der lage zu beurteilen ob solche statements der realität entsprechen. langfristig werden wir ja sehen ob der schuldenturm chk zusammenbrechen lassen wird oder ob die rechnung doch irgendwie aufgehen kann. um mein geld zu investieren müsste ich zu 99% überzeugt sein, dass die kritiker nur mumpitz erzählen.

asset ich kann dir nur empfehlen...red dir nix schön und trau keinem Zocker-CEO....ergo sei auf der hut mit einer reissleine.


cheers

jörg

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.720.713 von werthaltig am 06.08.09 07:24:37

Hallo Jörg!

Deine Kritik kann ich nicht ganz teilen. Ich nehme mal an, dass Du redliche Motive hast, aber ob die, die solche Artikel verfassen wie in Post # 54 die auch haben weiß ich nicht.

Man muss ja einfach mal logisch überlegen, ob es zutreffen kann, dass Shalegas nicht wirtschaftlich ist. Wenn das so wäre, wie könnte dann Chesapeake seit 20 Jahren im Geschäft sein, Gewinne machen und auch noch zunehmend Dividenden zahlen?

Ein reiner Zock sieh anders aus!
Chesapeake hat immer mit viel Fremdkapital = Schulden gearbeitet. Wenn sie gar kein opreratives Geschäft hätten, dass Gewinne bringt, wären sie ja längst bankrott. Denn von einer Milliarde Kredit die sie aufnehmen, müssen sie ja auch noch Zinsen generieren.
Weiter geht ja ein Teil der Milliarde in Brunnenbau, Exploration usw. Folglich müssen sie ja ein starkes operatives Geschäft haben, was ihnen seit 20 jahren die Rückzahlung des Fremdkapitals erlaubt!

Wenn Du Dir den Geschäftsbericht 2008 ansiehst, der dankenswerterweise die Entwicklung von CHK bis in die 1990er Jahre zeichnet, so sieht man ja, dass sie Jahr um Jahr mehr mit dem Verkauf von Gas verdient haben. Daraus haben sie auch ihre Zinsen bezahlt.

Ich kann eben nur auf die Fakten des Jahresberichtes verweisen:
http://www.chk.com/Investors/Documents/ChesapeakeEnergy08ARF…
Übrigens sind die Zahlen nicht von CHK erfunden, denn auch 28 Analysten auf Onvista können Dir bestätigen das die Firma Jahr um Jahr Gewinne macht und Dividenden zahlt:
http://aktien.onvista.de/empfehlungen.html?ID_OSI=208554

Der Fremdkapitalanteil wurde übrigens seit den 90er Jahren stark heruntergefahren von 61 % auf 46 %, ganz ohne Probleme.
Also meines Erachtens ist die Story intakt.

MfG
Asset

[Assetpfleger]

Kürzlich kam übrigens der Quartalsbericht für Q2 2009 raus, hier:
http://www.chk.com/News/Articles/Pages/1316034.aspx

Soll sich jeder mal selber durcharbeiten, aber einige Highlights möchte ich mal herausheben:

- Die Reserven von Chesapeake wachsen und wachsen, trotz Produktion. Man kann ihnen praktisch beim Wachsen zusehen:
"Company Increases Proved Reserves by 0.7 Tcfe to 12.5 Tcfe and "
Seit ich den Wert beobachte sind die Proved Reserves, also die gesicherten Reserven von 11,9 tcfe auf 12,051 tcfe und jetzt 12,5 tcfe gewachsen. Ein Zuwachs von 5 % in sehr kurzer Zeit und den Projektionen nach soll es ja so weiter gehen.

- "Company Reports 2009 Second Quarter Production of 2.453 Bcfe per Day, an Increase of 4%
over 2009 First Quarter Production and 5% over 2008 Second Quarter Production"
Die Produktion wächst beständig

Und sie machen weiterhin Gewinne. Wie auch immer Sie die Gewinne generieren, dazu haben wir ja verschiedene Meinungen, sie schaffen es jedenfalls Jahr um Jahr Gewinne zu mchen.

Grüße
Asset

[werthaltig]

@asset

redliche Motive? Du liest entweder zuviele Wirtschaftskrimis oder verträgst wie so viele hier keine massive Kritik an Aktien die im eigenen Depot schlummern. Schulden in Höhe eines Jahresumsatzes sind SEHR viel. Irgendwelche Gasreserven dagegen zu rechnen ist zumindest fragwürdig.

Mit Chesapeake redest Du Dir eine Story (aus meiner Sicht) schön.

Aber ich halt jetzt in diesem Thread meine Klappe sonst werde ich noch verdächtigt im Auftrag wessen auch immer die Aktie schlechtzureden.

cheers

jörg

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.726.686 von werthaltig am 06.08.09 18:21:01

Hey Jörg!

Sry, so war es nicht gemeint. Ich finde nur einige deiner Quellen fragwürdig und halte mich lieber an die offiziellen Quellen.

Ich bin die nächsten 5 Tage erstmal offline, auf Reisen. Denke aber die Aktie wird so oder so ihren Weg machen. Die Kursentwicklung der letzten Jahre scheint mir durchaus Chancen zu bieten:


(Börsenplatz NYSE)

Ich denke, man muss der Aktie die Zeit geben, bis sich die Rahmenvariablen Ölpreis+Gaspreis entsprechend entwickeln. Das dürfte den Kurs massiv beflügeln.
Dabei bin ich kein Zocker, der Daytrading oder auch nur in Zeitrahmen von Wochen denkt, sondern ich sehe die Chancen von Chesapeake für eine richtig satte Story eher im Zeitrahmen von 3-5 Jahren + x.
Man sollte es entweder wie Buffett oder Kostolany halten. Buffett meinte, seine Lieblingshaltedauer für eine Aktie sei "für immer". Kostolany meinte "unters Kopfkissen legen und Schlaftabletten nehmen für einige Monate". Das ist halt Valueinvesting oder (mittelfristige) Spekulation.

Alles andere macht meine Erachtens keinen Sinn. 10 mal Gewinne von 5-10 % einsammeln um dann mit zwei Totalverlusten alles wieder zu verlieren, nein danke, nichts füt mich. Wenn man einmal eine (Investment -)Entscheidung getroffen hat, so sollte man sie auch durchziehen. Anlegen-Zielen-Feuern, so nannte es mal ein Investmentguru und so halte ich es auch.

Sicher mag das stur erscheinen, aber ich denke es ist besser Sachen durchzuziehen und dann hat man entweder vervielfacht oder verloren als ständig von einer Story zur nächsten zu jagen.
in 3 Jahren werden wir ja sehen, wer Recht hatte.

Grüße
Asset

[Assetpfleger]

Die Aktie läuft aus den genannten Gründen ganz hervorragend in letzter Zeit. Gas in Nordamerika wird auch zunehmend bei der Ölsandgewinnung gebraucht werden. Bukold etwa sieht für 2020 eine Ölsandproduktion von 3,5 mb/d und für 2030 von 4,0-6,0 mb/d Im Gegensatz zur heutigen von 1,2 mb/d (2007) eine Verdreifachung bis Verfünffachung. Dementsprechend wird auch immer mehr Gas für die Ölsandgewinnung abgezweigt werden, was dem normalen Gasmarkt fehlt (Bukold.2009. Öl im 21. Jahrhundert. Band 2).

Die Kursentwicklung der letzten Zeit ist zumindest sehr erfreulich:

[Assetpfleger]

Nochmal ein grundsätzlihcer Artikel zum Shalegas. Der Artikel ist zwar aus 2008 gibt aber einen guten Einblick in die Grundlagen und Perspektiven von Shale-Gas:

Alternative Energien

Versteckte Reserven

Forscher des Geoforschungszentrums Potsdam meinen, dass noch nicht überall im Boden nach Erdgas gesucht wurde. Gas aus Tonsteinen soll die Energieversorgung sicherer machen. Die Ölfirmen schicken ihre Vertreter nach Potsdam, um mehr über das so genannte Shale-Gas zu lernen.

Könnte Deutschland demnächst unabhängig von Erdgaslieferungen aus Russland sein, weil der Energieträger massenhaft unter unseren Füßen ist? Soweit würde Hans-Martin Schulz vom Geoforschungszentrum in Potsdam (GFZ) nicht gehen. "Es ist aber gut möglich, dass zumindest ein Teil des Gasbedarfs aus heimischen Quellen gedeckt werden kann."


(Bildbeschreibung)Abgefackelt: Erdgas wird bei der Erdölförderung als Abfall betrachtet. Jetzt sollen auch die ungewöhnlichen Lagerstätten des Rohstoffs, erschlossen werden. - Foto: dpa

Der Geologe hat nicht etwa ein riesiges Gasfeld entdeckt, das von den übers Land ziehenden Erkundungstrupps übersehen wurde. Er denkt an einen ganz anderen Lagerstättentyp, einen der in Europa bislang nicht genutzt wurde und in Rohstoffprognosen unter der Rubrik "ungewiss und zu teuer" auftaucht. "Shale-Gas" nennen es die Fachleute, was so viel wie "Gas aus Tonschiefer" heißt. "In herkömmlichen Lagerstätten ist das Erdgas in porösen Sand- oder Kalksteinen gespeichert", sagt Schulz.

Aufgrund der Energiepreise wird das Shale-Gas interessant

Aus diesen Schichten kann es relativ leicht abgepumpt werden. Shale-Gas hat den Weg in die Speichergesteine noch nicht geschafft, es steckt nach wie vor in jenen Sedimenten, wo es aus abgestorbenem Meeresplankton gebildet wurde: dichte Tonsteine. Um das Gas dort herauszubekommen ist mehr Aufwand nötig, den die Ölfirmen bislang scheuten. "Mit den steigenden Preisen für Energierohstoffe wird Shale-Gas auf einmal interessant", sagt Schulz.
Und nicht nur die Preise spielen eine Rolle: Etwa die Hälfte der weltweiten Erdgasreserven, die in den klassischen Lagerstätten gespeichert sind, befinden sich in Russland und dem Iran – Staaten, deren Außenpolitik nicht immer vorhersehbar ist. Deshalb trafen sich am gestrigen Mittwoch etwa 100 Wissenschaftler aus aller Welt in Potsdam, um zu diskutieren, wie Shale-Gas-Vorkommen genutzt werden können. Die Forschungen unter Leitung der GFZ-Wissenschaftler Hans-Martin Schulz und Brian Horsfield sollen sich zunächst auf die europäischen Lagerstätten konzentrieren.

Forscher schätzen 15 Billionen Kubikmeter unter dem Kontinent

Ersten Schätzungen zufolge lagern allein unter unserem Kontinent etwa 15 Billionen Kubikmeter Shale-Gas. Das ist rund sechsmal so viel wie Europas größtes "klassisches" Gasfeld unter dem niederländischen Groningen beinhaltet (!) und würde theoretisch ausreichen, um den Bedarf Berlins knapp 1000 Jahre lang zu decken. Doch wo genau die Ölfirmen die Förderbohrungen ansetzen müssen, ist unklar. "Wir suchen ehemalige Meeresbecken, an deren Grund kein Sauerstoff vorhanden war, ähnlich wie heute im Schwarzen Meer", sagt der Geologe Schulz. Wenn unter solchen Bedingungen abgestorbenes Plankton zu Boden sinkt und von Sedimenten bedeckt wird, entsteht schwarzer Faulschlamm. Im Lauf der Erdgeschichte bildet sich aus dieser Masse Tonstein – und Erdgas. Diese Schichten müssen die Geologen finden.

"In Südschweden und an der polnischen Ostseeküste haben zwei Ölfirmen bereits entsprechende Tonsteine angebohrt", berichtet Schulz. Auch in Norddeutschland gebe es vielversprechende Schichten, die allerdings in mehreren 100 Metern Tiefe liegen. In Zusammenarbeit mit den staatlichen geologischen Diensten anderer europäischer Länder wollen die Forscher jetzt herausfinden, wo es noch weitere Lagerstätten geben könnte. Klar ist: Die Tonschichten müssen mindestens 30 Meter dick sein, damit sie so viel Gas bilden können, dass sich kilometertiefe und somit mehrere Millionen Euro teure Bohrungen rentieren.

Alle große Ölfirmen haben Vertreter nach Potsdam geschickt

"Wir wollen aber nicht nur wissen, wo das Gas ist, sondern auch, wie man es fördern kann", sagt Schulz. Einige Erfahrungen gibt es bereits von Lagerstätten in Nordamerika, wo Shale-Gas mittlerweile einen Anteil von fünf Prozent an der Gesamtförderung erreicht. Bis die Bohrungen tatsächlich liefern, dauert es einige Wochen. "Anders als bei klassischen Lagerstätten, wo das Gas in kleinen Hohlräumen sitzt, ist es in Tonsteinen meist chemisch an organische Bestandteile gebunden", erklärt der Geologe. Und in den kleinen Hohlräumen befindet sich Wasser. Wird die Schicht angebohrt, fließt dieses in das Loch. "Wenn eine ausreichend große Menge Wasser abgepumpt wird, sinkt der Druck im Gestein", sagt Schulz. Dann löst sich das Gas und strömt ebenfalls zum Bohrloch. Doch das dauert einige Tage oder Wochen.

"Das ist offenbar einer der Gründe dafür, warum man bislang so wenig Lagerstätten für Shale-Gas entdeckt hat", vermutet der Geoforscher. Die Suchtrupps wussten jahrzehntelang nicht, dass es besser gewesen wäre, die Erkundungsbohrungen Monate später erneut zu kontrollieren. Nun aber ist klar, dass es weit mehr Gas im Untergrund gibt als bisher vermutet. Die großen Ölgesellschaften haben das Potenzial jedenfalls entdeckt: Alle haben ihre Vertreter nach Potsdam geschickt. Schulz hofft dass er die Firmen überzeugen kann und diese das Forschungsprojekt finanzieren. Je nachdem wie umfangreich es aufgelegt wird, seien einige Millionen Euro pro Jahr nötig. Aber er ist sicher: "Langfristig zahlen sich die Investitionen garantiert aus."

(Erschienen im gedruckten Tagesspiegel vom 25.09.2008)


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Kommentar: was die europäischen Reserven an Shale Gas angeht hat man noch nicht viel gehört. In den USA und Kanada dagegen scheint die Geschichte zunehmend genutzt zu werden. Ein beachtlicher Teil der nordamerikanischen Gasproduktion ist jetzt schon Shalegas, der Anteil dürfte sich zunehmend ausweiten.

[Assetpfleger]

Die Analysten sehen Chesapeake zunehmend positiv. Aktuell haben bei Onvista 2 Analysten ihre Einschätzung von Chesapeake heraufgestuft!

Quelle:
http://aktien.onvista.de/empfehlungen.html?ID_OSI=208554

Damit liegt Chesapeake in einer Bewertungsskala von 1 = strong buy bis 5 = sell mittlerweile bei 1,76!
Viel besser geht es kaum noch.

Zum Vergleich 2 andere Energiefirmen: Royal Dutch Shell wird mit 2,28 bewertet, Exxxon Mobil gar nur noch mit 2,72. Beide wurden in den letzten 4 Wochen herabgestuft wie man sieht!

Quellen:
http://aktien.onvista.de/empfehlungen.html?ID_OSI=12131377
http://aktien.onvista.de/empfehlungen.html?ID_OSI=85595

Die Erklärung ist meines Erachtens verhältnissmäßig einfach: während Chesapeake noch wachsende Reserven hat und somit in der Zukunft immer größere Marktanteile des Energiemarktes haben wird, kämpfen die alten westlichen Ölfirmen wie Shell und Exxon Mobil längst mit dem Förderabfall und verlieren somit langfristig Marktanteile. Dies spiegeln Analysen und Kurse wieder.

[Assetpfleger]

Etwas zum Thema Energie und Energieinheiten. Bei der Analyse einer Gasfirma muss man ständig mit Energieeinheiten und Englisch/amerikanischen Zählweisen hantieren. Dabei können Fehler entstehen, wenn man etwa eine amerikanische "billion" ( deutsch: Milliarde) für eine deutsche Billion hält.Weiter muss man die Energie von Gas in Öl oder Strom ausrechnen, um Vergleiche ziehen zu können.

Daher hier mal einige Links zum Thema englische Zahlen und Energieinheiten:
http://de.wiktionary.org/wiki/Wiktionary:Englisch/%C3%9Cbers…

Bedeutsam ist hieran eigentlich nur, dass die Amerikaner
1,000,000 als million
1,000,000,000 als billion
1,000,000,000,000 als trillion
1,000,000,000,000,000 als quadrillion

bezeichnen. Die deutschen "Milliarden" und Billiarden" kommen also nicht vor!

Weiter eine Rechenhilfe für Energieeinheiten:
http://www.oekosystem-erde.de/html/energieeinheiten.html

[Assetpfleger]

Nochmal zum Thema der Wertschöpfung von CHK. Es wurden ja verschiedene Hypothesen der Gewinnentstehung diskutiert. Einige meinten, CHK würde die Gewinne durch Hedging verdienen, andere meinten, CHK verdiene vorwiegend durch Grundstücksverkäufe, andere meinen CHK verdiene am Öl- und Gas-geschäft.

Wie auch immer sie es machen, sie machen seit Jahren Gewinne.
Es scheint tatsächlich so, dass CHK mit Rechten handelt, etwa Teile der Rechte am Marcellus Shale an StatoilHydro für 3,37 MRd. Dollar (!) verkauft hat.
Ich denke es gibt schlechtere Nachrichten, denn immerhin hat CHK Assets die sie verkaufen oder verleasen können und Kooperationen mit mächtigen Partnern, die Geld und Knowhow einbringen, können auch nicht schaden.

Hier die Meldung (ist schon älter):


11.11.2008 10:17:36 (AKTIENCHECK.DE)
StatoilHydro schließt strategische Allianz mit Chesapeake Energy
Stavanger (aktiencheck.de AG) - Die StatoilHydro ASA (ISIN NO0010096985/ WKN 675213), Norwegens größter Öl- und Erdgaskonzern, meldete am Dienstag, dass sie mit dem größten US-Erdgasproduzent Chesapeake Energy Corp. (ISIN US1651671075/ WKN 885725) ein strategisches Abkommen geschlossen hat, das die gemeinsame Exploration unkonventioneller Gasvorkommen weltweit vorsieht.

Im Rahmen des Abkommens wird StatoilHydro zunächst eine 32,5 Prozent-Beteiligung am Shale Gas-Feld Marcellus (Fläche: 7.300 Quadratkilometer) von Chesapeake in der Appalachia-Region im Nordosten der USA erwerben. Damit entfällt auf StatoilHydro eine Fläche von rund 2.400 Quadratkilometer. Dafür zahlt StatoilHydro 1,25 Mrd. Dollar in bar sowie weitere 2,13 Mrd. Dollar in anderer Form.

Das Abkommen umfasst den Angaben zufolge mehr als 32.000 Pachtverträge in den US-Bundesstaaten Pennsylvania, West Virginia, New York und Ohio.

Die Aktie von StatoilHydro notiert derzeit in Oslo bei 131,90 NOK (-1,20 Prozent). (11.11.2008/ac/n/a)

[Assetpfleger]

Anscheinend haben sie mehrere Partner von denen sie Geld bekommen, auch PXP. Ein älteres Kooperationsabkommen wurde gerade modifiziert:

Chesapeake Energy Corporation Announces Haynesville Shale Joint Venture Amendment
8/6/2009 7:19 AM


OKLAHOMA CITY--(BUSINESS WIRE)--Aug. 6, 2009-- Chesapeake Energy Corporation (NYSE: CHK) today announced an amendment to its Haynesville Shale joint venture agreement with Plains Exploration & Production Company (NYSE: PXP). As part of the amendment, PXP has agreed to accelerate the payment of its remaining joint venture drilling carries as of September 30, 2009 in exchange for an approximate 12% reduction in the total amount of drilling carry obligations due to Chesapeake. At the closing, scheduled to occur on September 29, 2009, Chesapeake will receive cash of approximately $1.1 billion instead of an estimated $1.25 billion in remaining carried drilling costs that PXP would have paid over the next three years under the original agreement. In addition, Chesapeake and PXP have agreed to terminate a previous joint venture amendment that granted PXP a one-time option in June 2010 to avoid paying the last $800 million of the drilling carry obligations in exchange for the conveyance of 50% of its Haynesville Shale assets to Chesapeake. After the closing of the amendment, Chesapeake and PXP will each pay their proportionate working interest costs on future drilling. Furthermore, Chesapeake and PXP have agreed to make several other minor modifications to the agreement.

Management Comments

Aubrey K. McClendon, Chesapeake’s Chief Executive Officer, commented, “We are pleased to announce this significant modification to our Haynesville joint venture agreement with PXP that greatly benefits both companies. This agreement modification provides substantial upfront capital to Chesapeake, reduces PXP’s total investment in the Haynesville and further aligns the incentives between the partners. The Haynesville joint venture has been highly successful to date and we look forward to generating strong reserve and production growth as well as very attractive financial returns for both companies in the years ahead.”

This press release includes “forward-looking statements” within the meaning of Section 27A of the Securities Act of 1933 and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934. Forward-looking statements give our current expectations or forecasts of future events, including that the joint venture amendment announced in this press release closes as planned and that the future development of our Haynesville joint venture assets will be successful. We caution you not to place undue reliance on our forward-looking statements, which speak only as of the date of this press release, and we undertake no obligation to update this information. Factors that could cause actual results to differ materially from expected results include the ability of PXP to perform its payment obligation under the amendment. Other factors affecting our operations are described in “Risk Factors” in our 2008 Form 10-K filed with the U.S. Securities and Exchange Commission on March 2, 2009. These risk factors include the volatility of natural gas and oil prices; the impacts the current financial crisis may have on our business and financial condition; drilling and operating risks, including potential environmental liabilities; transportation capacity constraints and interruptions that could adversely affect our cash flow; and potential increased operating costs resulting from legislative and regulatory changes such as those proposed with respect to commodity derivatives trading, natural gas and oil tax incentives and deductions, hydraulic fracturing and climate change. Although we believe the expectations and forecasts reflected in these and other forward-looking statements are reasonable, we can give no assurance they will prove to have been correct. They can be affected by inaccurate assumptions or by known or unknown risks and uncertainties.

Chesapeake Energy Corporation is one of the leading producers of natural gas in the U.S. Headquartered in Oklahoma City, the company's operations are focused on the development of onshore unconventional and conventional natural gas in the U.S. in the Barnett Shale, Haynesville Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale, Anadarko Basin, Arkoma Basin, Appalachian Basin, Permian Basin, Delaware Basin, South Texas, Texas Gulf Coast and East Texas regions of the United States. Further information is available at www.chk.com.


Source: Chesapeake Energy Corporation

Chesapeake Energy Corporation
Investor Contact:
Jeffrey L. Mobley, CFA, 405-767-4763
Senior Vice President –
Investor Relations and Research
[e-mail]
or
Media Contact:
Jim Gipson, 405-935-1310
Director – Media Relations
[e-mail]


Quelle: http://www.chk.com/News/Articles/Pages/1317746.aspx
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Kommentar:

Anscheinend modifizieren sie ein Abkommen mit PXP. PXP zahlt statt
$1.25 billion nur noch $1.1 billion. Dafür haben sie 12 % geringere Anteile an den Bohrrechten von CHK.

Weiter kann PXP die letzten 800 Millionen $ sparen, wenn sie auf 50 % von Haynesville verzichten.

Strategisch heisst das, dass Chesapeake auf kurzfristiges Geld verzichtet und dafür mehr Anteile an seinen Feldern zurückbekommt. Dies macht nur Sinn, wenn die Gaspreise langfristig steigen, daher CHK setzt auf steigende Gaspreise.

Wenn die Gaspreise steigen erhöhen sie somit ihren Cashflow an Gasverkäufen.

[Assetpfleger]

Das Wissensmagazin Scinexx widmete neulich eine ganz Artikelserie dem Shalegas unter dem Motto:

"Erdgas aus Schiefer Shale Gas als Energiequelle der Zukunft?"

http://www.scinexx.de/dossier-419-1.html

Zitat:
"Während dieses Shale Gas in den Vereinigten Staaten bereits einen entscheidenden Beitrag zur Energieversorgung des Landes liefert – Tendenz stark steigend -, steckt die Erforschung dieser unkonventionellen Erdgasquelle in Europa noch in den Kinderschuhen. "

[Assetpfleger]

Na heute ist der Kurs aber volatil.

Gibts irgendwelche News? Habe derzeit nix auf dem Schirm, weder auf der Homepage noch sonstwo.

[Assetpfleger]

Nochmal zum Shale Gas prinzipiell, diesmal aus geologischer Sicht. Die Seite Geology.com berichtet über das Marcellus Shale, eins der grössten Shalegasvorkommen der USA:
http://geology.com/articles/marcellus-shale.shtml

Hier nochmal ein Bild zur Lage:


Es sind riesige Teile der USA mit Shalegasplays bedeckt. Chesapeake besitzt wie bekannt auch Anteile am Marcellus Shale.

[Assetpfleger]

Ein paar Anmerkungen zum Thema Gas

Nochmal Grundsätzliches zur Gasversorgung. Meines Erachtens kann der Gasmarkt nicht mehr isoliert vom Ölmarkt gesehen werden, und der Ölmarkt nicht mehr isoliert vom Gasmarkt.

Gas wird neben der Funktion des Heizens und der Stromerzeugung auch zunehmend als Kraftstoff herangezogen werden. Dies umso mehr, je mehr das konventionelle Öl im Decline (Förderabfall) ist.

Ölexperten haben dies erkannt und in die Diskussion den Begriff "Peak Oil + Gas" eingeführt, der umschreibt wann die Ölförderung + die Gasförderung ihren Förderhöhepunkt erreichen wird.

Allerdings scheint Gas aus Sicht vieler Experten die Lücke beim Öl nicht ausfüllen zu können. Hierzu möchte ich Campbell zitieren, der in seinem Peak Oil Buch "Ölwechsel!" (2007) ein ganzes Kapitel dem Erdgas widmet. Allerdings hatte er damals Shale Gas noch nicht auf dem Schirm, dennoch sind seine Anmerkungen über Erdgas allgemein interessant.


Campbell stellt deutlich in Frage, dass Erdgas Öl ersetzen könne:
- Zunächst ist da die Feststellung, dass die Funde beim Erdgas deutlich zurückgehen:
"Weltweit ähnelt die Geschichte der Gasfunde dem Muster der Ölfunde. Auch hier zeigte sich das Maximum vor fast 40 Jahren mit ein paar Jahren Verzögerung gegenüber dem Maximum der Ölfunde. Auch hier nehmen die Funde tendenziell deutlich ab." (Campbell.2007. S. 108)
- Weiter stellt er fest, dass Gas sehr schnell weg sein kann bei einer unbeschränkten Gasförderung, da es sich leichter entnehmen ließe (Campbell, 2007). Dementsprechend würde auch der Decline umso schärfer ausfallen.
- Für die USA sieht Campbell einen immer höheren Importbedarf an Gas, weil das US-Amerikanische und kanadische Gas bald nicht mehr ausreichen würden (Campbell. 2007).
- Weiter stellt er einen Förderabfall der US-Felder sowie der kanadischen Felder fest (Campbell. 2007).
- Auch in Europa sieht es nicht gerade rosig aus, die Niederlande und auch UK sind schon im Decline. Campbell sieht auch hier eine Notwendigkeit der Verdoppelung der Importe bis 2020, damit die Märkte weiterhin gesättigt werden können (Campbell. 2007).
- Weiterhin bezweifelt Campbell, dass die Gasvorräte Rußlands, Afrikas und des Nahen Ostens allzugroße Hoffnungen rechtfertigen:
+ Europa stehe kurz vor der selben Situation wie die USA, was das Gas angeht
+ die sibirischen Gasfelder dürften nur schwer zu erschließen sein
+ China und Indien werden mehr Gas verbrauchen und als Konkurrenten in der Nachfrage zum russichen Gas auftreten
+ Die Gasförderstaaten in Nahost werden ihren Eigenbedarf zunehmend erhöhen
+ Man weiß gar nicht weiviel Erdgas man noch finden wird und wie weit entfernt vom Verbraucher dies sein wird

---
Was ist das Fazit all dessen?

Wenn die Probleme beim konventionellen Gas so groß sind wie Campbell sie sieht, wird der Bedarf an unkonventionellem Gas, also z.B. Shale Gas entsprechend wachsen. Mögen auch die Gasmärkte kurzfristig übersättigt sein, langfristig werden die Probleme beim konventionellen Öl und konventionellen Gas höhere Öl- und Gaspreise und einen zunehmenden Hunger nach neuen Quellen erzeugen.
Was aber läga da näher, als die Shale Gase vor der - aus US-Sicht -eigenen Haustür?

Je größer also die Probleme und der Förderabfall beim konventionellen Öl und Gas, desto besser für Shale Gas und Chesapeake. Die Zeit arbeitet eindeutig in diese Richtung, denn jeden Tag werden ja mehr Öl- und Gasreserven verbraucht als gefunden.

[Algol]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.835.125 von Assetpfleger am 23.08.09 23:49:04

Gute Analyse Asset,

hilfreich wäre, wenn du die Entwicklung der Gaspreise in den USA verfolgen würdest, hast du einen Link?

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.835.179 von Algol am 24.08.09 00:22:25

Ja Onvista stellt täglich die Gaspreise in den USA dar. Hier:

http://rohstoffe.onvista.de/snapshot.html?ID_NOTATION=248779…

[Assetpfleger]

Nochmal ergänzend zu Peak Oil + Gas.

Campbell sieht Peak Oil und Gas schon in 2015 (Campbell. 2007. S.121). Er sieht hier sogar schon den Peak aller Kohlenwasserstoffe inklusive unkonventioneller Öl- und Gasvorräte. Durch Shalegas wird sich die Geschichte wohl etwas nach hinten verschieben, das Buch ist ja immerhin 2 Jahre alt, also nicht ganz aktuell.

Hier mal eine Grafik zur Entwicklung von Funden und Verbrauch des Erdgases weltweit:


Quelle: http://www.energiekrise.de/

Die Funde nehmen längst ab, nur die kumulierten Funde wachsen noch, während der Verbrauch aktuell explodiert.

Die europäische Gasversorgung könnte schon kurz vorm Peak sein:

Bild: Die Europäische Gasversorgung. Quellen: DTI 2008, NPD 2008, BP 2007; Prognose: LBST 2008

Es ist genau wie es auch Campbell in seinem Buch beschrieben hat. Die Niederlande und das UK haben sich längst verausgabt und sind im Decline.

Die Produzenten mit dem längeren Atem könnten von der Entwicklung sogar profitieren, denn konventionelles Öl und Gas peaken zuerst.

[Twice_Trader]

Hallo


Gibt es ein etf oder irgendwas wo man auf steigenden gas preis spekulieren kann?

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.837.121 von Twice_Trader am 24.08.09 12:29:10

Hallo Twice-Trader!

"Gibt es ein etf oder irgendwas wo man auf steigenden gas preis spekulieren kann? "

Gibt es wohl. Der hier z. B.: Gas etf von etf-securities (DE000A0KRJ36).

Dazu die Diskussion:

http://www.wallstreet-online.de/diskussion/1150763-1-10/fund…

[Assetpfleger]

Nochmal prinzipiell zur Bedeutung des Erdgases.

Erdgas wird hauptsächlich zum Beheizen und zur Stromerzeugung verwendet, findet aber auch eine zunehmende Verwendung im Verkehrssektor (Campbell.2007).

Vor allem die zunehmende Verwendung als Ölsubstitut im Verkehrssektor bietet eine große Chance für alle Erdgasproduzenten, da wir beim Öl in absehbarer Zeit echte Versorgungsprobleme kriegen.

Dazu Wikipedia:

Treibstoff für Kraftfahrzeuge
Erdgas wird seit einigen Jahren auch verstärkt als Kraftstoff für Kraftfahrzeuge verwendet und in diesem Zusammenhang wegen seiner komprimierten und verflüssigten Form als CNG Compressed Natural Gas (komprimiertes Erdgas) oder LNG Liquified Natural Gas (Flüssigerdgas) bezeichnet.

An Tankstellen ist Erdgas als H-Gas (High Gas) und/oder L-Gas (Low Gas) erhältlich, wobei das H-Gas einen etwas höheren Energiegehalt als das L-Gas hat (siehe Daten). Der Energiegehalt von 1 kg Erdgas (H-Gas) entspricht etwa 1,5 Liter Benzin beziehungsweise 1,33 Liter Diesel. Im Oktober 2007 waren über 62.000 mit Erdgas betriebene Fahrzeuge in Deutschland zugelassen, Tendenz steigend. Der Zuwachs betrug allein zum Oktober des Vorjahres (2006) 12 %. Im Oktober 2007 gab es in Deutschland bereits 756 Erdgastankstellen. Alternativ kann auch bei CNG-Fahrzeugen Biogas getankt werden.

Der Vorteil von Erdgas liegt in der Steuerbegünstigung. Die deutsche Bundesregierung senkte mit dem „Gesetz zur Fortentwicklung der ökologischen Steuerreform“ aus dem Jahre 2002 für alle Fahrzeuge im öffentlichen Straßenverkehr den Mineralöl-Steuersatz auf Erdgas bis zum 31. Dezember 2020 und für Flüssiggas bis zum 31. Dezember 2009. Dieses Gesetz wurde 2006 überarbeitet, sodass nun Erdgas und Flüssiggas gleichermaßen bis 31. Dezember 2018 steuerlich begünstigt sind. Durch die Steuervergünstigungen ermäßigt sich der Preis für Erdgas auf derzeit rund 50–60 Cent im Vergleich zu einem Liter bleifreiem Benzin (bezogen auf den Energiegehalt, wobei das Erdgas in Kilogramm getankt wird).

Die Automobilindustrie bietet serienmäßige Erdgas-Modelle seit 1995 an. Jedoch ist nicht jedes Modell als Erdgasfahrzeug erhältlich. Eine Nachrüstung von Benzinfahrzeugen ist relativ aufwändig, der Umbau kostet zwischen 2.400 Euro und 3.200 Euro.[2] Bei den meisten Serienfahrzeugen sind die Tanks unterflur angeordnet, sodass Einschränkungen in der Nutzung des Kofferraums entfallen. Erdgastankstellen entnehmen das Gas dem Erdgasnetz und komprimieren es auf einen Druck von 200 bar. Durch die vorhandene Infrastruktur des Erdgasnetzes entfällt der Aufbau eines Transport- und Verteilnetzes. Daraus resultiert jedoch der Nachteil, dass die Erdgasversorgung außerhalb des Erdgasnetzes nicht gewährleistet ist und meist aus Kostengründen unterbleibt. Es gibt zahlreiche lokale Verkehrsunternehmen im ÖPNV, die ihre Omnibusse mit Erdgas betreiben, aber auch Taxi-Unternehmen und Logistikunternehmen wie TNT.

Eine Alternative zum CNG ist das HCNG, eine Mischung aus komprimiertem Erdgas und Wasserstoff.

[Assetpfleger]

Analysten heben Gewinnschätzung für Chesapeake leicht an.

Unabhängige Analysten sehen die Gewinne von Chesapeake nun bei 1,63 € per share für 2009 (zuvor 1,50 €) und bei 1,64 € per share für 2010 (zuvor 1,59 €).

Das aktuelle KGV liegt damit nun bei 10,16.

Die Analystenempfehlungen gingen allerdings leicht zurück, von 1,76 auf nun 1,79 in einer Bewertungsskala von 1 = strong buy bis 5 = sell . Dies ist ellerdings immer noch ein guter Wert.

Quelle: http://aktien.onvista.de/kennzahlen/fundamental.html?ID_OSI=…

[Assetpfleger]

Der Letter to Shareholders 2008 könnte auch ganz interessant sein, für alle die noch nicht so im Thema drin sind:
http://www.chk.com/Investors/Letters/Pages/default.aspx

In diesem Brief des CEO werden nochmal die Höhen und Tiefen in 2008 rekapituliert:
- die steigenden Reserven
- steigende Erträge
- Das Joint Venture mit Statoil

aber auch:
- Der Fall des Aktienkurses
- fallende Öl- und Gaspreis seit Mitte 2008

Ist ganz informativ.

[Assetpfleger]

Der Ölhunger der Entwicklungsländer bleibt auf hohem Nieveau:
http://www.dailyreckoning.com.au/peak-oil-supply-data-doesnt…

Dies bleibt auch nicht ohne langfristige Relevanz für den Gasmarkt.

[Assetpfleger]

Die Performance der letzten 4 Wochen kann sich sehen lassen:



CEO Clendon hat gesagt er will Chesapeake zum Shalegasplayer Nr. 1 machen und der dynamische Wachstumskurs mit vielen Bohrungen und Ausweitung der Förderung könnte sich bezahlt machen.

[Assetpfleger]

Der Gaspreis erreicht allerdings ein neues Jahrestief:




Da Chesapeake massiv Hedging gegen fallende Gaspreise betreibt wird es sie nicht aus den Socken hauen. Sie haben in der Vergangenheit bewiesen, dass sie durch gutes Finanzmanagement in der Lage sind derartige Schwankungen abzupuffern.

Es könnte sogar ein guter Zeitpunkt sein, antizyklisch in Gas einzusteigen, wozu es ja auch schon eine eigene Diskussion auf WO gibt: http://www.wallstreet-online.de/diskussion/1152340-1-10/jetz…

Kurzfristige Gaspreise kann ich nicht vorhersagen, aber bei einer bestehenden Peak Oil-Problematik und zugleich wieder anziehender Wirtschaft dürfte Gas als Substitut für Öl im Straßenverkehr mehr und mehr herangezogen werden. Umso mehr, da Gas weniger CO2 produziert als die Verbrennung von Öl. Langfristig sollte es beim Gas also aufwärts gehen.

[Assetpfleger]

Mögliche Gasknappheit in Alaska?

Week of August 09, 2009

Gas shortage stirs pols
Governor, mayor, senator seek energy security as CI natural gas runs low

Wesley Loy

For Petroleum News

Alaska political leaders are seizing on what’s fast becoming a burning issue: the potential for electric power or heating outages this winter in the state’s population center as supplies of Cook Inlet natural gas tighten.

“Woe unto the policymaker who didn’t do something,” said state Sen. Hollis French, an Anchorage Democrat who is calling for a Strategic Gas Initiative.

Aside from French, Gov. Sean Parnell and Anchorage Mayor Dan Sullivan also have announced moves in recent days to deal with what Sullivan’s office termed a “looming energy crisis.”

Stoking the urgency was a July 29 public meeting of the Regulatory Commission of Alaska. One commissioner, Anthony Price, spoke of “a real possibility of rolling blackouts” this winter should a cold snap overtax the available gas supply and force a shutdown of gas-fired electric power plants.


Parnell announcement

The governor’s office on Aug. 4 said Parnell had directed his gas advisory team to “explore the best possible options for producing and delivering in-state natural gas.”
“We need to make gas available to Alaskans as soon as possible,” Parnell said in a press release. While efforts continue toward a major pipeline under AGIA, the Alaska Gasline Inducement Act of 2007, to carry huge volumes of North Slope gas out of state, other sources must be considered to serve the needs of Interior, Southcentral and rural Alaska, he said.

Parnell mentioned the undeveloped Gubik field in the Brooks Range Foothills, the Nenana basin and Cook Inlet, which geologists believe could yet yield significant new finds.

Parnell, who took over for former Gov. Sarah Palin on July 26, said he has directed his administration to evaluate three specific options for in-state gas. They include a standalone pipeline from the North Slope and the Foothills south to Fairbanks and Southcentral; a spur line to Southcentral off the proposed major pipeline from the North Slope to the Lower 48; and a pipeline from either Cook Inlet or one of the Interior basins through the state’s Railbelt.

“Additionally, opportunities to distribute gas to Western Alaska, and propane production and delivery will be considered,” the press release from the governor’s office said. “Economic models created by the departments of Revenue and Natural Resources will be used along with agency personnel to perform the necessary analysis and identify the tariffs and fees associated with each option.”

French, who has announced he’ll run against Republican Parnell next year, sent a letter to the governor on Aug. 5 calling for a Strategic Gas Initiative.

“In recent years there has been a growing chorus of voices warning of decreasing volumes of Cook Inlet gas available for distribution during periods of peak demand,” French’s letter said.

In an Aug. 4 interview with Petroleum News, French said his plan would emphasize developing gas storage capacity in the Cook Inlet region. Stored gas could be used to handle peak demand or deal with an emergency, he said.

French said all the industry and government players need to figure out a way to develop storage. One possibility is creation of an industry consortium, he said, or perhaps an authority of some kind.

French, who once worked for several years on a Cook Inlet oil and gas platform and later on the North Slope as a production operator in the Kuparuk field, said he hopes the administration will look at options such as reconfiguring the liquefied natural gas export terminal at Nikiski to also receive LNG, building gas storage vessels of some type, or identifying reservoirs for underground storage.

As for funding, the state might provide help such as backing a bond sale, French said.

French, who chairs the Senate Judiciary Committee and holds a seat on the Resources Committee, said he expects hearings on the Cook Inlet gas issue, and possibly legislation when the next regular session opens in January.

“Heat shut off to Anchorage homes would be shocking to the world,” French said. “It would be shameful if we were having to hustle our folks into a Superdome situation.”

A major challenge to solving the energy crunch is overcoming the relatively small market size of the Anchorage area, where roughly half the state’s population lives, French said. The minor market doesn’t give gas explorers much incentive, he said.

One idea French doesn’t favor is having the state itself drill for Cook Inlet gas.

“Wildcatting a well,” he said, “that would be way, way down on my list.”


Mayor appoints task force

On July 31, Anchorage Mayor Sullivan announced a new task force to look at keeping Southcentral energized when temperatures drop below zero.
The nine-member task force generally includes past and present energy industry, regulatory and economic development players. A press release from the mayor’s office didn’t indicate when the panel would present its report to Sullivan, who called the energy situation “one of the most pressing issues” the city faces.
-----
Quelle:
petroleumnews.com
http://www.petroleumnews.com/pntruncate/735566322.shtml

[Assetpfleger]

Chesapeake steht jetzt bei einem KGV von 9,48, die Gewinne bei 1,64 € per Share ist also recht günstig.
Quelle:
http://aktien.onvista.de/kennzahlen/fundamental.html?ID_OSI=…


Zur Zeit drücken einem als Anleger natürlich die Gaspreise etwas runter. Hier sollte man aber unterscheiden zwischen kurzfristiger, mittelfristiger und langfristiger Perspektive.

Kurzfristig ist der Gasmarkt (Henry Hub Future) einfach übersättigt.
Mittelfristig, das heisst auf Sicht von 6-24 Monaten kann der Gaspreis schon wieder anziehen. Dies ist mit der zunehmenden Verwendung von Gas als Ersatz für Öl möglich und der Perspektive einer wieder wachsenden Weltwirtschaft auf 2-Jahressicht.
Langfristig, also im Hinblick auf die nächsten 3-20 Jahre ist der Gaspreis bullish zu sehen, da durch Peak Oil eine Lücke in der Energieversorgung entsteht. Wie schon 2008 zu sehen zieht dass die Preise aller möglichen Substitute - Beispiel Kohle - mit hoch.
Langfristig dürfte Chesapeak als zweitgrösster Shalegasproduzent der USA, mit noch wachsenden Reserven, somit gut darstehen.


Man sollte also etwas Geduld mitbringen. Hier gilt, wie so oft: Hinten wird die Ente fett!

[Assetpfleger]

Achso, als Ergänzung:

Warum Chesapeake die kurzfristig niedrigen Gaspreis gut weggsteckt?

Weil sie massiv gegen sinkendes Gas hedgen und damit sogar noch verdienen.
Wer das prüfen möchte, muss sich einfach nur die Jahresberichte von CHK ansehen:

http://www.chk.com/Investors/Pages/Reports.aspx

[Assetpfleger]

Lichtblick und VW wollen den Strommarkt mit dezentralen Gas-Kleinkraftwerken aufrollen!

Energieanbieter Lichtblich und Autobauer VW wollen den deutschen Strommarkt mit gasbetrieben Blockheizkraftwerken aufrollen. Diese sollen Datenvernetzt werden und so durch Vernetzung ein virtuelles Gaskraftwerk bilden.

Das Projekt soll bis zu zwei große Atommeiler ersetzen.

Artikel:




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Quelle:
http://www.lichtblick.de/h/produkt_287.php


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Für mich klingt das äußerst attraktiv und interessant. Der Gedanke der Kraftwärmekopplung ermöglicht wohl viel höhere Wirkungsgrade, als Kraftwerke die Strom erzeugen und die dabei enstehende Wärem als "Abwärme" verschwenden.


Was hat das für Chesapeake für Konsequenzen?
Wenn sich das Modell etablieren sollte könnte es Schule machen und vielleicht auch in den USA und Kanada übernommen werden.
In jedem Fall steigt mit jedem "Zuhausekraftwerk" der weltweite Erdgasverbrauch.

[Assetpfleger]

Beim Erdgas könnte sich eine Trendwende abzeichnen, zumindest geht es mal wieder etwas hoch:

[Assetpfleger]

Sieht so aus als würde sich CHK zu neuen Jahreshöchstständen aufmachen heute!

+5,67 %

[tgfn]

ja nu, was sehen denn meine müden augen, es gibt ja nen thread zu chk.
hab die schon ne weile, weil se so schön gehedged haben.
ob chesapeake überschuldet ist oder nicht spielt im moment keine Rolle.
Wichtiger für die Entwicklung der Aktie ist, ob der Gaspreis in Zukunft anzieht oder nicht. Dazu muß sich jeder selbst ein Bild machen

sollte man sich mal ansehen, wenn man sich für NG interessiert.


http://investor.shareholder.com/bhi/rig_counts/rc_index.cfm

http://seekingalpha.com/article/154616-why-are-natural-gas-p…

beim zweiten link sollte man sich unbedingt auch den comment von

happycajun

zum Thema land lease durchlesen, vielleicht wird dann manchem manches klarer.

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.961.839 von tgfn am 11.09.09 12:44:23

Hallo tgfn!

"hab die schon ne weile, weil se so schön gehedged haben."

Enlich einer der es versteht. Auch bei niedrigen Gaspreisen kann CHK Gewinne machen, wenn man weiß wie man hedged.

"Wichtiger für die Entwicklung der Aktie ist, ob der Gaspreis in Zukunft anzieht oder nicht."

Auch richtig. Hier zählt meines Erachtens aber vor allem die langfristige Perspektive.

Grüße
Asset

[tgfn]

hi assetpfleger,

genau so ist es. Fest steht, daß bei den derzeitigen Gaspreisen wohl ne Menge vor allem kleinerer Firmen, die in der Boomzeit auf Teufel komm raus Land geleast haben, den Jordan runter gehen werden. Das wird sich so in einem Jahr erst richtig auswirken, weil se dann ihre land leases verlieren.
ich mag ja normalerweise keine gehedgeten Firmen, aber angesichts der Wirtschaftskrise kann man ja auch mal eine Ausnahme machen.

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 37.962.006 von tgfn am 11.09.09 13:06:12

"genau so ist es. Fest steht, daß bei den derzeitigen Gaspreisen wohl ne Menge vor allem kleinerer Firmen, die in der Boomzeit auf Teufel komm raus Land geleast haben, den Jordan runter gehen werden. Das wird sich so in einem Jahr erst richtig auswirken, weil se dann ihre land leases verlieren."

Eine derartige Marktbereinigung könnte sogar gut sein, denn dann wird das Gasangebot wieder zurückgehen, was zu steigenden Preisen und höheren Profiten für die verbleibenden Firmen führt.

Welche Shalegasfirmen wackeln denn?

[Assetpfleger]

Die Shalegasstory geht weiter, jetzt auch in Europa: Conoco will in Polen nach Shalegas suchen.

Conoco Eyes Poland's Promising Shale Gas
Rigzone Staff |Thursday, September 10, 2009

Citing ConocoPhillips' vice president of exploration, Reuters reports that the third-largest U.S. oil major has signed an exploration deal to explore for natural gas in Poland's promising shale acreage.

Shale reserves are estimated to contain "vast amounts" of natural gas reserves, which are tapped using horizontal drilling methods.

Speaking at the Barclays Capital energy conference, Larry Archibald confirmed that ConocoPhillips' agreement with Lane Energy grants the former an option to earn a 70% interest in, as well as operate up to, 1 million acres in Poland.

Archibald described the land in Poland as flat and easily accessible, adding, "What's not to like about this type of play?" Archibald also said that any natural gas produced from the shale will be distributed into the European Union market.

With plans to drill its first well in Poland during the first quarter of 2010, ConocoPhillips is scaling back its drilling in North America, where natural gas prices have plunged to seven-year lows, Reuters reported.

Underscoring the effect of waning natural gas prices, Archibald said that ConocoPhillips did not "feel a lot of pressure to drill up" in the company's North American shale positions.

Quelle: http://www.rigzone.com/news/article.asp?a_id=80215&hmpn=1

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In Europa könnte es noch viel Potential für Shalegas geben. Insbesondere, da man etwas höhere Gaspreise aus politischen Gründen vermutlich gerne in Kauf nimmt, weil man damit die Abhängigkeit vom russischen Gas verringern kann!

[Assetpfleger]

Analysten sind weiterhin bullish für Chesapeake!

Die Analystenmeinung hat sich wieder verbessert, von 1,79 auf
1,75 in einer Bewertungsskala von 1 = strong buy bis 5 = sell.
Wie gesagt ist das eine höhere Einschätzung als etwa konventionelle Energiefirmen wie BP oder Shell haben.


http://aktien.onvista.de/empfehlungen.html?ID_OSI=208554

[Assetpfleger]

Erdgas scheint den Abwärtstrend durchbrochen zu haben und steigt an:



Ein weiteres Plus für CHK. Hoffen wir mal das der Preis weiter steigt.

[Assetpfleger]

Chesapeake entwickelt sich sehr dynamisch. + 27 % Performance in nur 2 Monaten sind beachtlich:



Ein möglicher Grund sind die sich aufhellenden Perspektiven am Gasmarkt:




Weiter sind die Analysten sehr positiv für CHK gestimmt:
http://aktien.onvista.de/empfehlungen.html?ID_OSI=208554

[Assetpfleger]

Analysten sehen Höchststände am Aktienmarkt in Rohstoffaktien begründet:

Rebound in commodities carries stocks to 2009 high


Stocks rise to 2009 highs, Dow adds 51 as commodities rebound, Fed begins rates meeting

By Sara Lepro and Tim Paradis, AP Business Writers
On Tuesday September 22, 2009, 5:58 pm EDT

Companies:Chesapeake Energy Corporation/Google Inc.

NEW YORK (AP) -- A rebound in commodities drew investors back into the stock market and helped push stocks to new highs for 2009.


Major stock indicators rebounded Tuesday from a drop the day earlier to end at their highest levels in 11 months. The Dow Jones industrials rose 51 points after falling 41 on Monday.


Chesapeake Chart

After soaring 50.1 percent since hitting a 12-year low in early March, the Dow stands 170 points below the 10,000 mark -- a level the average first crossed in March 1999 and hasn't been above since October.

In an about-face, the dollar weakened against other major currencies. That helped lift commodities like oil and gold as well as energy and material stocks. Financial stocks also rose sharply.

The gains came as the Federal Reserve began a two-day meeting on interest rates. Investors are hoping the central bank will provide a clearer indication of when it might raise rates. Analysts also expect the statement the Fed issues at the conclusion of its meeting Wednesday will indicate the economy is improving. Fed Chairman Ben Bernanke said last week that the U.S. recession was "likely over" from a technical standpoint even though troubles like high unemployment remain.

The Fed is widely expected to keep rates at their record low of near zero for the time being. Rock-bottom interest rates have helped fuel the market's nearly seven-month old rally, making cash plentiful and cheap and encouraging investors to buy up riskier assets.

The market appears to be following a well-established pattern where brief dips are met with more buying as investors fear missing a continued rally.

"Reluctantly, investors are continually being dragged into a market that is finding a path of least resistance to the upside," said Art Hogan, chief market analyst at Jefferies & Co.

The consensus on Wall Street is that the economy is healing despite challenges like unemployment. But investors still have doubts over how strong the recovery will be, and whether the stock market's surge off of 12-year lows in March accurately reflects the still-fragile state of the economy.

"Right now, it's a more orderly market," said Greg Reynholds, senior vice president of asset management at Lenox Advisors. "People are digesting the data, trying to figure out exactly where we're headed."

The Dow Jones industrial average rose 51.01, or 0.5 percent, to 9,829.87, its highest close since Oct. 6, when it finished at 9,956.

The broader Standard & Poor's 500 index gained 7.00, or 0.7 percent, to 1,071.66, while the Nasdaq composite index rose 8.26, or 0.4 percent, to 2,146.30. Both indexes are at 11-month highs.

More than two stocks rose every one that fell on the New York Stock Exchange, where consolidated volume came to 5.3 billion shares compared with 4.7 billion Monday.

Gold and silver prices rose after three days of drops, while oil prices gained $1.84 to settle at $71.55 a barrel on the New York Mercantile Exchange.

Commodities rose as the U.S. dollar index, which measures the greenback against a basket of foreign currencies, fell 0.8 percent, after earlier hitting a fresh low for the year. The dollar has fallen sharply since early March, making commodities cheaper for foreign investors, as its appeal wanes amid low interest rates and unprecedented government spending designed to stimulate the economy.

Demand for energy and material stocks increased as commodities rose. U.S. Steel Corp. added $2.22, or 4.6 percent, to $50.24, while Chesapeake Energy Corp. jumped $1, or 3.6 percent, to $29.11.

Financial stocks rose after Rochdale Securities analyst Richard Bove raised his target price on Bank of America Corp. to $25 a share. Shares of the Charlotte, N.C.-based bank rose 36 cents, or 2.1 percent, to $17.61.

Among technology stocks, Google Inc. shares hit a 13-month high after a Canaccord Adams analyst raised the target price on the stock to $560. Shares rose as high as $501.99 and ended at $499.06, a gain of $2.06.

Bond prices rose, pushing yields down. The yield on the benchmark 10-year Treasury note fell to 3.45 percent from 3.49 percent late Monday.

In other trading, the Russell 2000 index of smaller companies rose 4.72, or 0.8 percent, to 620.69.

Overseas, Britain's FTSE 100 rose 0.2 percent, Germany's DAX index jumped 0.7 percent, and France's CAC-40 rose 0.3 percent. Japan's markets were closed for a public holiday.

[Assetpfleger]

Erdgas steigt weiter an, jetzt sind wir schon nahe an den 5 $!

[Assetpfleger]

Neues von der homepage:

Natural Gas wird im National Public Radio besprochen:

http://www.chk.com/News/Articles/Pages/NationalPublicRadiota…

[Assetpfleger]

Chesapeake Energy Corporation Announces Midstream Joint Venture
9/24/2009 7:41 PM



OKLAHOMA CITY--(BUSINESS WIRE)--Sep. 24, 2009-- Chesapeake Energy Corporation (NYSE:CHK) today announced it has entered into a definitive agreement to form a joint venture on a portion of its midstream assets with Global Infrastructure Partners (GIP), a New York-based private equity fund. As part of the transaction, Chesapeake will contribute certain natural gas gathering and processing assets into a new entity, Chesapeake Midstream Partners, L.L.C. (CMP), and GIP will purchase a 50% interest in CMP. Chesapeake will retain the remaining 50% interest in CMP and receive $588 million in cash from GIP. The assets Chesapeake will contribute to the joint venture are substantially all of its midstream assets in the Barnett Shale and also the majority of the company’s non-shale midstream assets in the Arkoma, Anadarko, Delaware and Permian Basins. Closing of the transaction is anticipated to occur later this month.

CMP will enter into various agreements with Chesapeake, including a long-term gas gathering agreement at rates consistent with current market pricing. CMP will focus on unregulated business activities in service to both Chesapeake and third-party natural gas producers and its revenues will be generated almost entirely from fixed fee-based arrangements for gathering, compression, dehydration and treating services.

J. Mike Stice, Chesapeake’s Senior Vice President for Natural Gas Projects, will serve as Chief Executive Officer of CMP. Additionally, CMP intends to expand its management team by adding a Chief Operating Officer and Chief Financial Officer in the next few months. In order to ensure continuity of service, performance and efficiency, the CMP assets will continue to be operated by existing Chesapeake employees through an Employee Secondment Agreement. In return for certain cost reimbursements, CMP will utilize various support functions within Chesapeake, including accounting, human resources and information technology.

Chesapeake will continue to operate its midstream assets outside of the CMP joint venture in a separate company, Chesapeake Midstream Development, L.P. (CMD), which will include natural gas gathering assets in the Fayetteville Shale, Haynesville Shale, Marcellus Shale and other areas in Appalachia.

Concurrent with GIP's funding of its interest in the joint venture, CMP is scheduled to close a new $500 million secured revolving bank credit facility agreement that matures in September 2012. CMP plans to utilize the facility to partially fund capital expenditures associated with the building of additional natural gas gathering systems and for general corporate purposes. Additionally, Chesapeake will amend and restate the existing lending agreement on its midstream assets to reduce the total capacity from $460 million to $250 million, among other changes. This separate secured revolving bank credit facility will support CMD’s continuing midstream activities. Wells Fargo Bank and RBS Securities Inc. served as lead arrangers for the two separate bank credit facilities and Bank of Montreal, Compass Bank and Credit Suisse served as Co-Documentation Agents.

Chesapeake was advised on the joint venture by UBS Investment Bank and was provided a fairness opinion by SunTrust Robinson Humphrey, Inc. GIP was advised on the joint venture by Credit Suisse Securities (USA) LLC.

Management Comments

Aubrey K. McClendon, Chesapeake’s Chief Executive Officer, commented, “We are pleased to announce the first step in unlocking the embedded value in our midstream assets and further execute on our asset monetization program. More importantly, we believe CMP will become one of the premier natural gas gathering businesses in the industry and serve as an attractive vehicle for monetizing additional Chesapeake gathering systems as they become more fully developed. CMP will continue to generate substantial synergies with our upstream operations and some day, we expect CMP to become one of the largest public midstream companies in the nation.”

Stice, stated, “The new joint venture with GIP capitalizes on the financial strength and discipline of this premier financial partner and also the extraordinary growth opportunities within one of the nation’s leading natural gas producers. I am honored to have been chosen as the CEO of this new joint venture and look forward to delivering exceptional value creation for both Chesapeake’s shareholders and for GIP and its limited partners.”

Conference Call and Presentation Information

A conference call to discuss this release has been scheduled for Monday, September 28, 2009, at 9:00 a.m. EDT. The telephone number to access the conference call is 913-312-1381 or toll-free 888-211-4435. The passcode for the call is 4657014. We encourage those who would like to participate in the call to dial the access number between 8:50 and 9:00 a.m. EDT. In conjunction with the conference call, a presentation has been posted to the company’s website and can be found in the Investor Relations section under presentations. For those unable to participate in the conference call, a replay will be available for audio playback from 2:00 p.m. EDT on September 28, 2009 through midnight EDT on October 12, 2009. The number to access the conference call replay is 719-457-0820 or toll-free 888-203-1112. The passcode for the replay is 4657014. The conference call will also be webcast live on the Internet and can be accessed by going to Chesapeake’s website at www.chk.com in the “Events” subsection of the “Investors” section of our website. The webcast of the conference call will be available on our website for one year.

This press release includes “forward-looking statements” within the meaning of Section 27A of the Securities Act of 1933 and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934. Forward-looking statements give our current expectations or forecasts of future events, including our plans and objectives for the midstream joint venture. We caution you not to place undue reliance on our forward-looking statements, which speak only as of the date of this press release, and we undertake no obligation to update this information. Factors that could cause actual results to differ materially from expected results include continued low natural gas prices, weak future demand for natural gas, lower throughput volumes in the joint venture's systems, and pipeline capacity constraints and interruptions in the joint venture's operating areas. Other factors affecting Chesapeake's operations are described in “Risk Factors” in our Form 10-K and Form 10-Q filed with the U.S. Securities and Exchange Commission on March 2, 2009 and August 10, 2009, respectively. Although we believe the expectations and forecasts reflected in these and other forward-looking statements are reasonable, we can give no assurance they will prove to have been correct. They can be affected by inaccurate assumptions or by known or unknown risks and uncertainties.

Chesapeake Energy Corporation is one of the leading producers of natural gas in the U.S. Headquartered in Oklahoma City, the company's operations are focused on the development of onshore unconventional and conventional natural gas in the U.S. in the Barnett Shale, Haynesville Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale, Anadarko Basin, Arkoma Basin, Appalachian Basin, Permian Basin, Delaware Basin, South Texas, Texas Gulf Coast and East Texas regions of the United States. Further information is available at www.chk.comwww.chk.com.

Global Infrastructure Partners (“GIP”) is an independent private equity fund that invests worldwide in infrastructure assets in both OECD and select emerging market countries. GIP targets investments in single assets, and portfolios of assets and companies, in power and utilities, natural resources infrastructure, air transport infrastructure, seaports, freight railroad, water distribution and treatment and waste management. GIP has offices in New York, London, Hong Kong and Sydney and portfolio operations headquarters in Stamford, Connecticut. Further information is available at www.global-infra.com.



Source: Chesapeake Energy Corporation

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Diese Joint Venture finde ich eher zweischneidig, weder gut noch schlecht. CHK kassiert 588 Millionen $ dafür, was gut ist.
Andererseits verkaufen sie Teile ihrer Assets an andere.
Lieber wäre mir, sie würden alles selber finanzieren und dann auch 100 % kassieren.
Dennoch ist zu bedenken, dass dies in Zeiten wo Gas noch eher billig ist eine Strategie der Risikodiversifikation sein könnte. Sicheres Geld genommen und gegen unsichere Erträge getauscht. Time will tell...

[Assetpfleger]

Chesapeake zahlt Dividende:

Chesapeake Energy Corporation Declares Quarterly Common and Preferred Stock Dividends
9/24/2009 4:16 PM

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OKLAHOMA CITY--(BUSINESS WIRE)--Sep. 24, 2009-- Chesapeake Energy Corporation (NYSE:CHK) today announced that its Board of Directors has declared a $0.075 per share quarterly dividend that will be paid on October 15, 2009 to common shareholders of record on October 1, 2009. Chesapeake has approximately 642 million common shares outstanding. In addition, Chesapeake’s Board has declared dividends on its outstanding convertible preferred stock issues, as stated below.

5% (2005) 4.50% 5% (2005B)
NYSE Symbol N/A CHK Pr D N/A
Date of Issue April 19, 2005 September 14, 2005 November 8, 2005
Registered CUSIP 165167859 165167842 165167826
144A CUSIP 165167867 N/A 165167834
Par Value per Share $0.01 $0.01 $0.01
Shares Outstanding 5,000 2,558,900 2,095,615
Liquidation Preference per Share $100 $100 $100
Record Date October 1, 2009 December 1, 2009 November 2, 2009
Payment Date October 15, 2009 December 15, 2009 November 16, 2009
Amount per Share $1.25 $1.125 $1.25

Chesapeake Energy Corporation is one of the leading producers of natural gas in the U.S. Headquartered in Oklahoma City, the company's operations are focused on the development of onshore unconventional and conventional natural gas in the U.S. in the Barnett Shale, Haynesville Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale, Anadarko Basin, Arkoma Basin, Appalachian Basin, Permian Basin, Delaware Basin, South Texas, Texas Gulf Coast and East Texas regions of the United States. Further information is available at www.chk.com.



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Quelle:
http://www.chk.com/News/Articles/Pages/1335361.aspx

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Damit kommen sie auf eine jährliche Dividende von 4x 0,075 $ = 0,30 $ was 0,20547 € entspricht. Prognostiziert waren für 2009 0,20 €.
Quelle:
http://aktien.onvista.de/kennzahlen/fundamental.html?ID_OSI=…

Sicher noch kein Grund Luftsprünge zu machen, bei einer Dividendenrendite von derzeit 1,15 %, aber sie können ihre Dividenden zahlen und sogar leicht steigern, was kein schlechtes Zeichen ist.
Die kontinuierliche Steigerung der Dividenden signalisiert Finanzstärke und das das Unternehmen auf Wachstumskurs bleibt!

[Assetpfleger]

Und schon ziehen die Analystenmeinungen an, es ist noch Platz nach oben:


01.10.2009 15:38:49 (AKTIENCHECK.DE)

Chesapeake Energy "outperform"
Rating-Update:

New York (aktiencheck.de AG) - Die Analysten von Oppenheimer stufen die Aktie von Chesapeake Energy (ISIN US1651671075/ WKN 885725) im Rahmen ihrer Ersteinschätzung mit "outperform" ein. Das Kursziel werde bei 35 USD gesehen. (01.10.2009/ac/a/u)


Offenlegung von möglichen Interessenskonflikten: Mögliche Interessenskonflikte können Sie auf der Site des Erstellers/ der Quelle der Analyse einsehen.

Quelle: AKTIENCHECK.DE

01.10.09 15:38 (AKTIENCHECK.DE)
Chesapeake Energy "outperform"
28.09.09 10:56 (AKTIENCHECK.DE)
Chesapeake Energy "outperform"

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(Derzeit in den USA: NYSE 26,70 USD, daher 33 % Kurspotential bis zu den 35 $!!! )

[Assetpfleger]

Auch auf Onvista sind die Analysten nunmehr NOCH bullisher für CHK. Mittlerweile werden sie mit 1,72 auf einer Bewertungsskala von 1 = strong buy bis 5 = sell bewertet.

Das ist die bisher beste Bewertung von CHK überhaupt!!!


Quelle: http://aktien.onvista.de/empfehlungen.html?ID_OSI=208554

[Assetpfleger]

Erdgas scheint sich weiter gut zu entwickeln:



Man spricht schon von einer im Vergleich zu Öl ungewöhnlichen Contango Situatio von Erdgas- und Ölfutures.

Hier im Vergleich Öl auf 1-Jahressicht.


Daher sollte mittelfristig Erdgas steigen oder Öl fallen, um das Ungleichgewicht auszugleichen.
Ich schätze, eher das erstere als wahrscheinlich ein, da Öl in einem langfristigen Aufwärtstrend ist und andere Energierohstoffe wie Erdgas mitziehen dürfte.

[Assetpfleger]

Die Gewinnerwartungen für Chesapeake in 2009 sind wieder leicht geklettert auf 1,63 € per Share. Damit sind wir bei einem KGV von 11,9.
Fundamental gesehen ist daher noch Spielraum nach oben.

Auch wird in vielen Internetforen Shalegas als wichtiger Baustein der zukünftigen Energieversorgung diskutiert.

Besonders erfreulich ist, dass der Gaspreis sich die letzten Wochen positiv entwickelt, was CHK unmittelbar nützt:

[Assetpfleger]

Chesapeake Energy hat heute ein Investor- und Analystenmeeting veranstaltet:

http://www.chk.com/News/Articles/Pages/1339791.aspx

Ich hatte leider keine Zeit mir den Webcast anzugucken. Positiv ist in jedem Fall der gute Kontakt der Firma zu Analysten. CHK hat eine weitaus höhere Analystencoverage als viele andere Firmen dieser Größe, was nie schaden kann.

[Assetpfleger]

Chesapeake Energy Corporation Announces Awards
from the U.S. Environmental Protection Agency

10/12/2009 7:02 AM

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OKLAHOMA CITY--(BUSINESS WIRE)--Oct. 12, 2009-- Chesapeake Energy Corporation (NYSE:CHK) today announced it has been selected by the U.S. Environmental Protection Agency (EPA) as the Natural Gas STAR Production Partner of the Year. Chesapeake employee Andrew McCalmont also received the Implementation Manager of the Year award from the EPA. The Natural Gas STAR Program is a flexible, voluntary partnership that encourages oil and natural gas companies to adopt cost-effective technologies and practices that improve operational efficiency and reduce emissions of methane. Further information on the EPA program is available at http://www.epa.gov/gasstar/.

Chesapeake Comments

Aubrey K. McClendon, Chesapeake’s Chief Executive Officer, commented, “We are pleased to be selected for this prestigious award from the EPA and delighted Andrew was recognized for his outstanding work. Chesapeake strives to employ the industry’s best practices and is committed to maintaining high environmental standards. We are very proud of the accomplishments our Operations teams have made in this important aspect of our business. Additionally, we continue to work with consumers and public policy decision-makers to further expand the use of clean, affordable, abundant American natural gas.”

EPA Comments

Suzie Waltzer, EPA Natural Gas STAR Program Coordinator in Washington D.C., said, “We are very pleased to honor Chesapeake as the 2009 Natural Gas STAR Production Partner of the Year and Andrew McCalmont as the Natural Gas STAR Implementation Manager of the Year. As the nation’s most active driller and one of the largest producers of natural gas in the U.S., we greatly appreciate Chesapeake’s overall strong participation in the Natural Gas STAR Program.

“Since joining in 2007, Chesapeake has reported significant methane emissions reduction totals to the EPA through implementation of a broad range of voluntary cost-effective technologies and practices resulting in increased revenue and reductions of methane emissions to the atmosphere. The Natural Gas STAR program is only successful because of the strong support of our partner companies such as Chesapeake, who are willing to implement methane emissions reduction activities and generously share their successes with the program. We look forward to continued collaboration with Chesapeake under the Natural Gas STAR Program in support of our mutual environmental goals.”

Chesapeake Energy Corporation is one of the leading producers of natural gas in the U.S. Headquartered in Oklahoma City, the company's operations are focused on the development of onshore unconventional and conventional natural gas in the U.S. in the Barnett Shale, Haynesville Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale, Anadarko Basin, Arkoma Basin, Appalachian Basin, Permian Basin, Delaware Basin, South Texas, Texas Gulf Coast and East Texas regions of the United States. Further information is available at www.chk.com.



Source: Chesapeake Energy Corporation

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Preise für Kosteneffizienz, Operationseefizienz und geringe Emissionen abzuräumen ist in jeder Hinsicht sehr gut! Es beweisst, das Chesapeake der Top-Player im Bereich Shalegas ist und äußerst konkurrenzfähig!
Weiter verbessert es das Image der Firma und macht diese Bekannter und ich denke auch für Energiefirmen ist das Markenimage wichtig.
In dieser Hinsicht hat Chesapeake mit dem Gewinnen dieses Preises einen guten Schritt nach vorne gemacht!

[Assetpfleger]

Erdgas entwickelt sich weiter gut:



vermutlich mitgezogen vom Ölpreis:



In jedem Fall gut für eine innovative Gasfirma wie Chesapeake!

[Assetpfleger]

Chesapeake Energy Corporation Announces Company Record Gross Operated Production Levels in the Barnett, Haynesville, Fayetteville and Marcellus Shale Plays
10/22/2009 4:10 PM



Company Gross Operated Daily Production Exceeds 1.0 Bcf, 500 Mmcf, 400 Mmcf and 100 Mmcf in the Barnett, Haynesville, Fayetteville and Marcellus Shale Plays, Respectively

OKLAHOMA CITY--(BUSINESS WIRE)--Oct. 22, 2009-- Chesapeake Energy Corporation (NYSE:CHK) today announced company record production rates in all four of its Big 4 shale plays.

In the Barnett Shale, Chesapeake’s gross operated daily production has recently exceeded 1.0 billion cubic feet of natural gas (bcf) from approximately 1,500 Chesapeake-operated wells. Chesapeake made its first investment in the Barnett Shale in late 2004 with an 18,000 acre acquisition that included gross operated production of just 25 million cubic feet (mmcf) per day. In less than five years, Chesapeake has become the second-largest producer of natural gas, the most active driller and the largest leasehold owner in the Core and Tier 1 sweet spots of Tarrant and Johnson counties. In working to achieve this significant production milestone, Chesapeake’s Barnett team pioneered efforts in pad drilling, multi-stage fracture stimulation and urban drilling.

Two notable recent wells completed by Chesapeake in the Barnett are as follows:

The Day Kimball Hill A1 in Tarrant County, TX achieved a peak rate of 16.4 mmcf per day and is expected to produce an average of more than 13.0 mmcf per day in its first month and exceed the previous monthly industry Barnett production record established by two Chesapeake-operated wells this summer that averaged more than 9.0 mmcf per day; and
The Chaney 2H in Johnson County, TX achieved a peak rate of 10.0 mmcf per day.
In the Haynesville Shale, where Plains Exploration & Production Company (NYSE:PXP) is Chesapeake’s 20% joint venture partner, Chesapeake’s gross operated daily production has recently reached 500 mmcf from approximately 125 Chesapeake-operated wells, or roughly 20% of the number of wells needed to reach this production level in the Barnett. Chesapeake announced its discovery of the Haynesville Shale in March 2008 and has quickly accelerated its development of the play. Chesapeake is the largest leasehold owner, largest producer and most active driller of new wells in the Haynesville.

Two notable recent wells completed by Chesapeake in the Haynesville are as follows:

The Caspiana 13-15-12 H-1 in Caddo Parish, LA achieved a peak rate of 20.2 mmcf per day; and
The Bradway 24-15-12 H-1 in Caddo Parish, LA achieved a peak rate of 18.6 mmcf per day.
In the Fayetteville Shale, where BP America (NYSE:BP) is Chesapeake’s 25% joint venture partner, Chesapeake’s gross operated daily production has recently exceeded 400 mmcf from approximately 450 Chesapeake-operated wells. Chesapeake is the second-largest producer and the second-largest leasehold owner in the Core area of the Fayetteville.

Two notable recent wells completed by Chesapeake in the Fayetteville are as follows:

The Reva Deen 7-8 1-15H9 in White County, AR achieved a peak rate of 8.0 mmcf per day; and
The Collinsworth 7-16 2-10H in Conway County, AR achieved a peak rate of 6.2 mmcf per day.
In the Marcellus Shale, where StatoilHydro (NYSE:STO) is Chesapeake’s 32.5% joint venture partner, Chesapeake’s gross operated daily production has recently reached 100 mmcf from approximately 60 Chesapeake-operated wells. Chesapeake entered the Marcellus Shale play in 2005 through its acquisition of Columbia Natural Resources, LLC. In 2007, the company accelerated its leasehold acquisition in the play and initiated its first horizontal drilling activities. Chesapeake is now the largest leasehold owner in the Marcellus, the most active driller and expects to become the largest producer of natural gas from the play by year-end 2009.

Two notable recent wells completed by Chesapeake in the Marcellus are as follows:

The Clapper 2H in Susquehanna County, PA achieved a peak rate of 10.1 mmcf per day; and
The Otten 2H in Bradford County, PA achieved a peak rate of 8.9 mmcf per day.
Management Comments

Aubrey K. McClendon, Chesapeake’s Chief Executive Officer, commented, “We are pleased to announce that Chesapeake has set company records and reached significant production milestones in all four of our Big 4 shale plays. We are very proud of the remarkable accomplishments that our shale teams have delivered. We look forward to continued strong results from these world-class fields for years to come.”

Chesapeake Energy Corporation is one of the leading producers of natural gas in the U.S. Headquartered in Oklahoma City, the company's operations are focused on the development of onshore unconventional and conventional natural gas in the U.S. in the Barnett Shale, Haynesville Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale, Anadarko Basin, Arkoma Basin, Appalachian Basin, Permian Basin, Delaware Basin, South Texas, Texas Gulf Coast and East Texas regions of the United States. Further information is available at www.chk.com.


Source: Chesapeake Energy Corporation

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Quelle:
http://www.chk.com/News/Articles/Pages/1345453.aspx

[Assetpfleger]

Chesapeake Energy Corporation Announces 2009 Third Quarter Operational Update and Financial Results Release Dates and Conference Call Information
10/21/2009 4:04 PM


OKLAHOMA CITY--(BUSINESS WIRE)--Oct. 21, 2009-- Chesapeake Energy Corporation (NYSE:CHK) has scheduled its 2009 third quarter operational update to be released after the close of trading on the New York Stock Exchange on Thursday, October 29, 2009. Additionally, the company has scheduled its 2009 third quarter financial results to be released after the close of trading on the New York Stock Exchange on Monday, November 2, 2009.

The company has also scheduled a conference call to discuss both releases for Tuesday, November 3, 2009 at 9:00 am EST. The telephone number to access the conference call is 913-227-1352 or toll-free 866-293-8969. The passcode for the call is 4137448. We encourage those who would like to participate in the call to place calls between 8:50 and 9:00 am EST.

For those unable to participate in the conference call, a replay will be available for audio playback at 1:00 pm EST on Tuesday, November 3, 2009 and will run through midnight Tuesday, November 17, 2009. The number to access the conference call replay is 719-457-0820 or toll-free 888-203-1112. The passcode for the replay is 4137448.

The conference call will also be webcast live on Chesapeake’s website at www.chk.com in the “Events” subsection of the “Investors” section of our website. The webcast of the conference will be available on our website for one year.

Chesapeake Energy Corporation is one of the leading producers of natural gas in the U.S. Headquartered in Oklahoma City, the company's operations are focused on the development of onshore unconventional and conventional natural gas in the U.S. in the Barnett Shale, Haynesville Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale, Anadarko Basin, Arkoma Basin, Appalachian Basin, Permian Basin, Delaware Basin, South Texas, Texas Gulf Coast and East Texas regions of the United States. Further information is available at www.chk.com.


Source: Chesapeake Energy Corporation

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Quelle:
http://www.chk.com/News/Articles/Pages/1344769.aspx

[Assetpfleger]

Analystenmeinungen gehen leicht zurück:

Die Analystenmeinung hat sich leicht verschlechtert, von 1,72 auf
1,76 in einer Bewertungsskala von 1 = strong buy bis 5 = sell.

Das ist allerdings immer noch ein nahezu perfekter Wert, den wenige andere Unternehmen erreichen!

Quelle:
http://aktien.onvista.de/empfehlungen.html?ID_OSI=208554

[Assetpfleger]

Erdgas fällt und Chesapeake fällt mit:





Wer sich jetzt bei einem KGV von 10,27 rausschütteln lässt ist selber Schuld.

Keine Handlungsempfehlung nur meine Meinung!

Die Naturalgasstory läuft weiter, umso mehr wenn sich die Konjunktur wiederbelebt und die Ölförderung rückläufig ist. Gas ist eine relativ umweltfreundliche Alternative zu Öl.

[Assetpfleger]

Chesapeake Energy Corporation Confirms Decision Not to Drill for Natural Gas in the New York City Watershed
10/28/2009 1:01 PM



OKLAHOMA CITY--(BUSINESS WIRE)--Oct. 28, 2009-- Chesapeake Energy Corporation (NYSE:CHK), America’s most active driller of new natural gas wells and one of its largest natural gas producers, today confirmed its previous announcements that it has no intention of drilling natural gas wells within the New York City watershed.

Aubrey K. McClendon, Chesapeake’s Chief Executive Officer, commented, “Chesapeake prides itself on using environmentally friendly technologies for developing and producing natural gas – a reliable, affordable, American energy source that is critical to our nation’s clean energy future. However, it has become increasingly clear to us over the past few months that the concern for drilling in the watershed has become a needless distraction from the larger issues of how we can safely and effectively develop the natural gas reserves that underlie various counties in the Southern Tier of New York and create high-quality green jobs in the Southern Tier and throughout the state. Our research has shown we are the only leasehold owner in the New York City watershed, and so Chesapeake is uniquely positioned to take this issue off the table and allow the discussion to proceed constructively on natural gas development in the Southern Tier. The small amount of acreage Chesapeake had acquired within the watershed region – fewer than 5,000 acres – was largely obtained as a result of leasing land outside the watershed from property owners who also had tracts within the watershed. This leasehold is immaterial to Chesapeake and also does not appear prospective for the Marcellus Shale.

“Though Chesapeake believes it can drill safely in any watershed, including New York City’s as confirmed by New York’s Department of Environmental Conservation’s supplemental Generic Environmental Impact Statement (GEIS), we have chosen to focus our efforts on more promising areas for gas development in the state. We fully support setting high environmental standards for the extraction of natural gas from the Marcellus Shale and we look forward to continuing that process with the state. Chesapeake supports the Department of Environmental Conservation’s decision to have all hydraulic fracturing vendors register their products and reveal the chemicals used in them. We applaud the process they have undertaken and believe it to be a good model for other states. In fact, Chesapeake has already disclosed the frac chemicals it uses on its own website at www.chk.com and also at www.hydraulicfracturing.com, which are both accessible to anyone interested in knowing the ingredients of the hydraulic fracturing operations utilized in Chesapeake’s natural gas wells.”

With 1.5 million net acres under lease, Chesapeake is the largest owner in the Marcellus Shale play, which spans from northern West Virginia across much of Pennsylvania and across portions of the Southern Tier of New York. Chesapeake is the most active driller in the Marcellus Shale play and by the end of 2009, Chesapeake expects to become the largest producer of natural gas from the play.

Chesapeake Energy Corporation is one of the leading producers of natural gas in the U.S. Headquartered in Oklahoma City, the company's operations are focused on the development of onshore unconventional and conventional natural gas in the U.S. in the Barnett Shale, Haynesville Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale, Anadarko Basin, Arkoma Basin, Appalachian Basin, Permian Basin, Delaware Basin, South Texas, Texas Gulf Coast and East Texas regions of the United States. Further information is available at www.chk.com.


Source: Chesapeake Energy Corporation

Chesapeake Energy Corporation
Matt Sheppard, 304-353-5235
Senior Director – Corporate Development
[e-mail]

or
Jim Gipson, 405-935-1310
Director – Media Relations
[e-mail]

Quelle:
https://www.chk.com/News/Articles/Pages/1347788.aspx

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Anscheinend sind sie um Ihr Image besorgt und verzichten auf Projekte die sie unbeliebt machen könnten, was nicht so schlecht ist!

[Assetpfleger]

Chesapeake Energy Corporation Provides Operational Update
10/29/2009 4:03 PM



Company Reports 2009 Third Quarter Production of 2.483 Bcfe per Day, an Increase of 1% over 2009 Second Quarter Production and 7% over 2008 Third Quarter Production

Company Anticipates Reporting 2009 Nine Month Drilling and Net Acquisition Costs of Less than $0.80 per Mcfe


OKLAHOMA CITY--(BUSINESS WIRE)--Oct. 29, 2009-- Chesapeake Energy Corporation (NYSE:CHK) today provided an update on its operational activities. For the 2009 third quarter, daily production averaged 2.483 billion cubic feet of natural gas equivalent (bcfe), an increase of 30 million cubic feet of natural gas equivalent (mmcfe), or 1%, over the 2.453 bcfe produced per day in the 2009 second quarter and an increase of 162 mmcfe, or 7%, over the 2.321 bcfe produced per day in the 2008 third quarter. Adjusted for the company’s voluntary production curtailments due to low natural gas prices and involuntary production curtailments due to pipeline repairs (which together averaged approximately 45 mmcfe per day during the 2009 third quarter), the company’s 2009 and third and fourth quarter 2008 volumetric production payment transactions (which combined averaged approximately 125 mmcfe per day during the 2009 third quarter) and the estimated impact from various divestitures (which would have averaged approximately 105 mmcfe per day during the 2009 third quarter), Chesapeake’s sequential and year-over-year production growth rates would have been 2% and 14%, respectively, after making similar adjustments to prior quarters.

Chesapeake’s average daily production for the 2009 third quarter of 2.483 bcfe consisted of 2.286 billion cubic feet of natural gas (bcf) and 32,902 barrels of oil and natural gas liquids (bbls). The company’s 2009 third quarter production of 228.5 bcfe was comprised of 210.3 bcf (92% on a natural gas equivalent basis) and 3.0 million barrels of oil and natural gas liquids (mmbbls) (8% on a natural gas equivalent basis).

The company anticipates delivering full-year production growth of approximately 5-6% in 2009, 8-10% in 2010 and 12-14% in 2011, net of property divestitures.

Chesapeake’s Proved Natural Gas and Oil Reserves Decrease by 0.5 Tcfe in the 2009 Third Quarter to 12.0 Tcfe Due to Natural Gas Price Decline; Company Anticipates Reporting Drilling and Net Acquisition Costs of Less than $0.80 per Mcfe for the First Three Quarters of 2009; Company Record Set for Organic Proved Reserve Additions over a Nine-Month Period

Chesapeake began the 2009 third quarter with estimated proved reserves of 12.525 trillion cubic feet of natural gas equivalent (tcfe) and ended the 2009 third quarter with 11.994 tcfe, a decrease of 531 bcfe, or 4%. The quarter’s reserve movement includes 228 bcfe of production, 664 bcfe of extensions, 325 bcfe of positive performance revisions, 1.191 tcfe of negative revisions resulting from natural gas price decreases between June 30, 2009 and September 30, 2009 and 101 bcfe of net divestitures.

During the first three quarters of 2009, Chesapeake’s estimated proved reserves decreased by 57 bcfe, or 0.5%, from 12.051 tcfe at year-end 2008. Year to date, Chesapeake has replaced 665 bcfe of production with an estimated 608 bcfe of new proved reserves for a reserve replacement rate of 91%. The reserve movement for the year to date includes 1.455 tcfe of extensions, 1.503 tcfe of positive performance revisions, 2.164 tcfe of downward revisions resulting from natural gas price decreases between December 31, 2008 and September 30, 2009 and 186 bcfe of net divestitures. Chesapeake’s 2.958 tcfe of extensions and performance revisions in the first three quarters of 2009 set a company record for the highest level of organic proved reserve additions over a nine-month period. Based on current NYMEX natural gas strip pricing, the company expects to recover a significant portion of the 2.164 tcfe of its proved reserves that have been revised downward during the first three quarters of 2009 as a result of the decline in natural gas prices.

Chesapeake anticipates reporting total drilling and net acquisition costs of less than $0.80 per thousand cubic feet of natural gas equivalent (mcfe) for the first three quarters of 2009. This estimate excludes costs for the acquisition of unproved properties and leasehold, proceeds from the sale of unproved properties and leasehold, capitalized interest on unproved properties, geologic and geophysical costs and costs relating to asset retirement obligations, and also excludes negative revisions of proved reserves from lower natural gas prices. The estimate includes the benefit of $959 million in drilling carries associated with the Haynesville ($350 million), Fayetteville ($524 million) and Marcellus ($85 million) joint ventures. A complete reconciliation of 2009 proved reserve changes and year-to-date finding and net acquisition costs will be included in the company’s November 2, 2009 release of financial and operational results for the 2009 third quarter.

Chesapeake continued the industry’s most active drilling program during the first three quarters of 2009, drilling 853 gross operated wells (624 net wells with an average working interest of 73%) and participating in another 864 gross wells operated by other companies (76 net wells with an average working interest of 9%). The company’s drilling success rate was 99% for company-operated wells and 98% for non-operated wells. Also during the first three quarters of 2009, Chesapeake used an average of 102 operated rigs and an average of 57 non-operated rigs.

As of September 30, 2009, the present value of future net cash flows, discounted at 10% per year, of Chesapeake’s estimated proved reserves (PV-10) was $7.596 billion, using field differential adjusted prices based on NYMEX quarter-end prices of $3.30 per thousand cubic feet (mcf) and $70.21 per bbl. Chesapeake’s PV-10 changes by approximately $400 million for every $0.10 per mcf change in natural gas prices and approximately $60 million for every $1.00 per bbl change in oil prices.

By comparison, the December 31, 2008 PV-10 of the company’s proved reserves was $15.601 billion ($11.833 billion applying the SFAS 69 standardized measure) using field differential adjusted prices based on NYMEX year-end prices of $5.71 per mcf and $44.61 per bbl. The September 30, 2008 PV-10 of the company’s proved reserves was $24.404 billion using field differential adjusted prices based on NYMEX quarter-end prices of $7.12 per mcf and $100.66 per bbl.

Chesapeake’s Leasehold and 3-D Seismic Inventories Total 14.1 Million Net Acres and 23.3 Million Acres; Risked Unproved Reserves in the Company’s Inventory Total 62 Tcfe and Unrisked Unproved Reserves Total 172 Tcfe

Since 2000, Chesapeake has built the largest combined inventories of onshore leasehold (14.1 million net acres) and 3-D seismic (23.3 million acres) in the U.S. and the largest inventory of U.S. Big 4 shale play leasehold (2.8 million net acres). On its leasehold at September 30, 2009, Chesapeake had identified an estimated 12 tcfe of proved reserves, 62 tcfe of risked unproved reserves and 172 tcfe of unrisked unproved reserves. The company is currently using 105 operated drilling rigs to further develop its inventory of approximately 35,500 net drillsites, which represents more than a 10-year inventory of drilling projects.

The following table summarizes Chesapeake’s ownership and activity in its Big 4 shale plays, its two primary Anadarko Basin Granite Wash plays and its other plays. Chesapeake uses a probability-weighted statistical approach to estimate the potential number of drillsites and unproved reserves associated with such drillsites.

(...)
(siehe Quelle)
Haynesville Shale (Northwest Louisiana, East Texas): Chesapeake is the largest leasehold owner and most active driller of new wells in the Haynesville Shale play in Northwest Louisiana and East Texas. Chesapeake now owns approximately 510,000 net acres of leasehold in the Haynesville Shale play. Chesapeake also has approximately 175,000 net acres of leasehold it believes is prospective for the Bossier Shale, which is not yet included in its unproved reserve estimates above. Chesapeake and its 20% joint venture partner, Plains Exploration & Production Company (NYSE: PXP) (which owns approximately 110,000 additional net acres), have drilled and completed 137 Chesapeake-operated horizontal wells in the Haynesville play and continue to experience outstanding drilling results. During the 2009 third quarter, Chesapeake’s average daily net production of 229 mmcfe in the Haynesville increased approximately 67% over the 2009 second quarter and approximately 573% over the 2008 third quarter. Chesapeake is currently producing a company record monthly average of approximately 330 mmcfe net per day (450 mmcfe gross operated) from the Haynesville and anticipates exceeding approximately 370 mmcfe net per day (500 mmcfe gross operated) by year-end 2009, approximately 500 mmcfe net per day (670 mmcfe gross operated) by year-end 2010 and approximately 690 mmcfe net per day (930 mmcfe gross operated) by year-end 2011. To further develop its 510,000 net acres of Haynesville leasehold, Chesapeake is currently drilling with 35 operated rigs and anticipates operating an average of approximately 40 rigs in 2010 to drill approximately 190 net wells. During the first three quarters of 2009, approximately $350 million of Chesapeake’s drilling costs in the Haynesville were paid for by its joint venture partner PXP. In August 2009, Chesapeake and PXP amended their joint venture agreement to accelerate the payment of PXP’s remaining joint venture drilling carries as of September 30, 2009 in exchange for an approximate 12% reduction in the total amount of drilling carry obligations due to Chesapeake. As a result, on September 29, 2009, Chesapeake received approximately $1.1 billion in cash from PXP and, beginning in the 2009 fourth quarter, Chesapeake and PXP will each pay their proportionate working interest costs on future drilling.

Assuming flat NYMEX natural gas prices of $7.00 per mcf over the life of the well (compared to a recent 10-year NYMEX strip price of approximately $7.25 per mcf), the company’s estimated pre-tax rate of return from a 6.5 bcfe horizontal Haynesville well drilled for $7.0 million is approximately 55%. In addition, Chesapeake’s leasehold investment in the Haynesville to date has been approximately $5.0 billion, of which approximately $2.8 billion, or 56%, has been recouped to date by selling a 20% interest in the company’s leasehold to PXP. The company’s net investment in its Haynesville leasehold is now about $4,300 per net acre on average.

Two notable recent wells completed by Chesapeake in the Haynesville are as follows:

The Caspiana 13-15-12 H-1 in Caddo Parish, LA achieved a peak rate of 20.2 mmcf per day; and
The Bradway 24-15-12 H-1 in Caddo Parish, LA achieved a peak rate of 18.6 mmcf per day.
Marcellus Shale (West Virginia, Pennsylvania and New York): With approximately 1.5 million net acres, Chesapeake is the largest leasehold owner in the Marcellus Shale play that spans from northern West Virginia across much of Pennsylvania into southern New York. The company’s joint venture partner, StatoilHydro (NYSE:STO, OSE:STL), owns approximately 570,000 additional net acres of Marcellus leasehold. Chesapeake remains the most active driller and expects to become the largest gross producer of natural gas from the play by year-end 2009. During the 2009 third quarter, Chesapeake’s average daily net production of 35 mmcfe in the Marcellus increased approximately 21% over the 2009 second quarter and approximately 338% over the 2008 third quarter. Chesapeake is currently producing a company record monthly average of approximately 50 mmcfe net per day (100 mmcfe gross operated) from the Marcellus and anticipates reaching approximately 90 mmcfe net per day (180 mmcfe gross operated) by year-end 2009, approximately 220 mmcfe net per day (440 mmcfe gross operated) by year-end 2010 and approximately 390 mmcfe net per day (780 mmcfe gross operated) by year-end 2011. To further develop its 1.5 million net acres of Marcellus leasehold, Chesapeake is currently drilling with 20 operated rigs and anticipates operating an average of approximately 28 rigs in 2010 to drill approximately 170 net wells. During the first three quarters of 2009, approximately $85 million of Chesapeake’s drilling costs in the Marcellus were paid for by STO. During the 2009 fourth quarter through 2012, 75% of Chesapeake’s drilling costs in the Marcellus will be paid for by STO, or approximately $2.0 billion over the next three years.

Since January 1, 2008, Chesapeake has drilled and completed 40 company-operated horizontal wells in the Marcellus. Assuming flat NYMEX natural gas prices of $7.00 per mcf (compared to a recent 10-year NYMEX strip price of approximately $7.25 per mcf), the company’s estimated pre-tax rate of return from a 4.2 bcfe horizontal Marcellus well drilled for $4.5 million is approximately 66% excluding the benefit of drilling carries and more than 1,000% including the benefit of drilling carries. The STO drilling carries should result in Chesapeake delivering lower finding costs, higher returns on invested capital and higher production growth levels than other companies can deliver from the Marcellus. In addition, Chesapeake’s leasehold investment in the Marcellus to date has been approximately $1.5 billion, of which $1.25 billion, or 83%, has been recouped to date by selling a 32.5% interest in the company’s leasehold to STO. The company’s net investment in its Marcellus leasehold is now about $165 per net acre on average.

Two notable recent wells completed by Chesapeake in the Marcellus are as follows:

The Clapper 2H in Susquehanna County, PA achieved a peak rate of 10.1 mmcf per day; and
The Otten 2H in Bradford County, PA achieved a peak rate of 8.9 mmcf per day.
Barnett Shale (North Texas): The Barnett Shale is currently the largest natural gas producing field in the U.S. and is producing approximately 50-60% of all shale gas in the U.S. In this play, Chesapeake is the second-largest producer, the most active driller and the largest leasehold owner in the Core and Tier 1 sweet spots of Tarrant and Johnson counties. During the 2009 third quarter, Chesapeake’s average daily net production of 639 mmcfe in the Barnett was approximately flat compared to the 2009 second quarter and increased approximately 22% over the 2008 third quarter. Chesapeake is currently producing a company record monthly average of approximately 685 mmcfe net per day (1,000 mmcfe gross operated) from the Barnett and anticipates reaching approximately 700 mmcfe net per day (1,020 mmcfe gross operated) by year-end 2009, approximately 725 mmcfe net per day (1,060 mmcfe gross operated) by year-end 2010 and approximately 760 mmcfe net per day (1,110 mmcfe gross operated) by year-end 2011. To further develop its 305,000 net acres of leasehold, of which 275,000 net acres are located in the Core and Tier 1 areas, Chesapeake anticipates operating an average of approximately 18 rigs in 2010 to drill approximately 300 net wells. If Chesapeake is successful in finding a joint venture partner for some or all of its Barnett Shale leasehold, the company plans to significantly increase Barnett drilling activity and production in 2010 and beyond. Assuming flat NYMEX natural gas prices of $7.00 per mcf (compared to a recent 10-year NYMEX strip price of approximately $7.25 per mcf), the company’s estimated pre-tax rate of return from a 2.65 bcfe horizontal Barnett well drilled for $2.6 million is approximately 36%.

Two notable recent wells completed by Chesapeake in the Barnett are as follows:

The Day Kimball Hill A1 in Tarrant County, TX achieved a peak rate of 16.4 mmcf per day and is expected to produce an average of more than 13.0 mmcf per day in its first full month and exceed the previous monthly industry Barnett production record established by two Chesapeake-operated wells this summer that averaged more than 9.0 mmcf per day; and
The Chaney 2H in Johnson County, TX achieved a peak rate of 10.0 mmcf per day.
Fayetteville Shale (Arkansas): The Fayetteville Shale is currently the second most productive shale play in the U.S. and one of the nation’s 10 largest natural gas fields of any type. In the Fayetteville, Chesapeake is the second-largest leasehold owner in the Core area of the play with 445,000 net acres. During the 2009 third quarter, Chesapeake’s average daily net production of 248 mmcfe in the Fayetteville increased approximately 13% over the 2009 second quarter and approximately 49% over the 2008 third quarter. Chesapeake is currently producing approximately 260 mmcfe net per day (400 mmcfe gross operated) from the Fayetteville and anticipates reaching approximately 290 mmcfe net per day (445 mmcfe gross operated) by year-end 2009, approximately 300 mmcfe net per day (460 mmcfe gross operated) by year-end 2010 and approximately 330 mmcfe net per day (510 mmcfe gross operated) by year-end 2011. To further develop its 445,000 net acres of Core Fayetteville leasehold, Chesapeake anticipates operating an average of approximately 12 rigs in 2010 to drill approximately 100 net wells. During the first the first three quarters of 2009, 100% of Chesapeake’s $524 million of drilling costs in the Fayetteville were paid for by its joint venture partner BP America (NYSE:BP). During the fourth quarter 2009, nearly all of Chesapeake’s drilling costs, or approximately $75 million, will be paid for by BP, bringing to an end BP’s drilling carry obligations to Chesapeake.

Assuming flat NYMEX natural gas prices of $7.00 per mcf (compared to a recent 10-year NYMEX strip price of approximately $7.25 per mcf), the company’s estimated pre-tax rate of return from a 2.4 bcfe horizontal Fayetteville well drilled for $3.0 million is approximately 31% excluding the benefit of drilling carries and is infinite including the benefit of drilling carries. During the last few months of 2008 and throughout 2009, Chesapeake’s 100% drilling carry from BP has resulted in lower finding costs, higher returns on invested capital and higher production growth levels than other companies have been able to deliver from the Fayetteville. In addition, Chesapeake’s leasehold investment in the Fayetteville to date has been approximately $530 million. By selling a 25% interest in the company’s leasehold to BP for $883 million, the company has more than recouped its entire leasehold investment in the Fayetteville.

Two notable recent wells completed by Chesapeake in the Fayetteville are as follows:

The Reva Deen 7-8 1-15H9 in White County, AR achieved a peak rate of 8.0 mmcf per day; and
The Collinsworth 7-16 2-10H in Conway County, AR achieved a peak rate of 6.2 mmcf per day.
Anadarko Basin Granite Wash (western Oklahoma and Texas Panhandle): In the various Wash plays of the Anadarko Basin, Chesapeake is the largest leasehold owner with approximately 350,000 net acres and is also the most active driller and largest producer. The Colony Granite Wash and the Texas Panhandle Granite Wash plays highlighted below are two particularly prolific areas within the Anadarko Basin Granite Wash and have become the two highest rate-of-return plays in the company.

Colony Granite Wash (western Oklahoma): Discovered by Chesapeake in February 2007, the Colony Granite Wash play is located in Custer and Washita counties, Oklahoma and is a subset of the greater Granite Wash plays of the Anadarko Basin. In the Colony Granite Wash, Chesapeake is the largest leasehold owner with 60,000 net acres and is also the most active driller and largest producer in the play. During the 2009 third quarter, Chesapeake’s average daily net production of 108 mmcfe in the Colony Granite Wash increased approximately 44% over the 2009 second quarter and approximately 108% over the 2008 third quarter. Chesapeake is currently producing approximately 110 mmcfe net per day (200 mmcfe gross operated) from the Colony Granite Wash and anticipates producing approximately 110 mmcfe net per day (200 mmcfe gross operated) at year-end 2009, approximately 145 mmcfe net per day (265 mmcfe gross operated) by year-end 2010 and approximately 175 mmcfe net per day (320 mmcfe gross operated) by year-end 2011. To further develop its 60,000 net acres of Colony Granite Wash leasehold, Chesapeake anticipates operating an average of approximately seven rigs in 2010 to drill approximately 40 net wells. Due in large part to the play’s high oil and natural gas liquids content, the Colony Granite Wash is Chesapeake’s highest rate-of-return play. Assuming flat NYMEX natural gas and oil prices of $7.00 per mcf and $70 per bbl, respectively (compared to recent 10-year NYMEX strip natural gas and oil prices of approximately $7.25 per mcf and $87.00 per bbl), the company’s estimated pre-tax rate of return from a 5.7 bcfe horizontal Colony Granite Wash well drilled for $6.25 million is approximately 141%.

Texas Panhandle Granite Wash: The Texas Panhandle Granite Wash play is located in Hemphill, Wheeler and Roberts counties, Texas and is a subset of the greater Granite Wash plays of the Anadarko Basin. In the Texas Panhandle Granite Wash, Chesapeake is one of the largest leasehold owners with 40,000 net acres and also one of the most active drillers and largest producers in the play. During the 2009 third quarter, Chesapeake’s average daily net production of 79 mmcfe in the Texas Panhandle Granite Wash increased approximately 3% over the 2009 second quarter and approximately 18% over the 2008 third quarter. Chesapeake is currently producing approximately 75 mmcfe net per day (100 mmcfe gross operated) from the Texas Panhandle Granite Wash and anticipates producing approximately 75 mmcfe net per day (100 mmcfe gross operated) at year-end 2009, approximately 80 mmcfe net per day (105 mmcfe gross operated) by year-end 2010 and approximately 85 mmcfe net per day (110 mmcfe gross operated) by year-end 2011. To further develop its 40,000 net acres of Texas Panhandle Granite Wash leasehold, Chesapeake anticipates operating an average of three rigs in 2010 to drill approximately 20 net wells. Assuming flat natural gas and oil prices of $7.00 per mcf and $70 per bbl, respectively (compared to recent 10-year NYMEX strip natural gas and oil prices of approximately $7.25 per mcf and $87.00 per bbl), the company’s estimated pre-tax rate of return from a 4.75 bcfe horizontal Texas Panhandle Granite Wash well drilled for $5.5 million is approximately 128%.

Management Comments

Aubrey K. McClendon, Chesapeake’s Chief Executive Officer, commented, “We are pleased to announce strong operational results for the 2009 third quarter including record organic proved reserve growth. While we expect natural gas prices to move higher in the months ahead, low natural gas prices at the end of the 2009 third quarter led to a 2.2 tcfe reduction of our proved reserves. Excluding these price-related revisions, Chesapeake would have reported 14.2 tcfe of proved reserves for the quarter – a level above that which we had previously targeted achieving by year-end 2009. Our attractive finding and net acquisition costs of less than $0.80 per mcfe benefitted from strong drilling results, reduced drilling costs and approximately $960 million of drilling carries from our joint venture partners. We have recently achieved company record production rates in our shale plays and anticipate delivering total company production growth of 8-10% in 2010 and 12-14% in 2011. We look forward to providing additional details on our 2009 third quarter results next week.”

2009 Third Quarter Financial and Operational Results and Conference Call Information

Chesapeake is scheduled to release its 2009 third quarter financial and operational results after the close of trading on the New York Stock Exchange on Monday, November 2, 2009. Also, a conference call to discuss this release and the November 2 release has been scheduled for Tuesday, November 3, 2009, at 9:00 a.m. EST. The telephone number to access the conference call is 913-227-1352 or toll-free 866-293-8969. The passcode for the call is 41337448. We encourage those who would like to participate in the call to dial the access number between 8:50 and 9:00 a.m. EST. For those unable to participate in the conference call, a replay will be available for audio playback from 1:00 p.m. EST on November 3, 2009 through midnight EST on November 17, 2009. The number to access the conference call replay is 719-457-0820 or toll-free 888-203-1112. The passcode for the replay is 4137448. The conference call will also be webcast live on the Internet and can be accessed by going to Chesapeake’s website at www.chk.com in the “Events” subsection of the “Investors” section of our website. The webcast of the conference call will be available on our website for one year.

This press release includes “forward-looking statements” within the meaning of Section 27A of the Securities Act of 1933 and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934. Forward-looking statements give our current expectations or forecasts of future events. They include estimates of natural gas and oil reserves, expected natural gas and oil production, expectations regarding future natural gas and oil prices, planned drilling activity and costs, as well as statements concerning anticipated cash flow and liquidity, business strategy and other plans and objectives for future operations. We caution you not to place undue reliance on our forward-looking statements, which speak only as of the date of this press release, and we undertake no obligation to update this information.

Factors that could cause actual results to differ materially from expected results are described under “Risk Factors” in our 2008 Form 10-K and 2009 second quarter Form 10-Q filed with the U.S. Securities and Exchange Commission on March 2, 2009 and August 10, 2009, respectively. These risk factors include the volatility of natural gas and oil prices; the limitations our level of indebtedness may have on our financial flexibility; impacts the current economic downturn may have on our business and financial condition; declines in the values of our natural gas and oil properties resulting in ceiling test write-downs; the availability of capital on an economic basis, including planned asset monetization transactions, to fund reserve replacement costs; our ability to replace reserves and sustain production; uncertainties inherent in estimating quantities of natural gas and oil reserves and projecting future rates of production and the amount and timing of development expenditures; exploration and development drilling that does not result in commercially productive reserves; leasehold terms expiring before production can be established; hedging activities resulting in lower prices realized on natural gas and oil sales and the need to secure hedging liabilities; uncertainties in evaluating natural gas and oil reserves of acquired properties and potential liabilities; the negative impact lower natural gas and oil prices could have on our ability to borrow; drilling and operating risks, including potential environmental liabilities; transportation capacity constraints and interruptions that could adversely affect our cash flow; potential increased operating costs resulting from proposed legislative and regulatory changes affecting our operations; and adverse results in pending or future litigation.

Our production forecasts are dependent upon many assumptions, including estimates of production decline rates from existing wells and the outcome of future drilling activity. Although we believe the expectations and forecasts reflected in these and other forward-looking statements are reasonable, we can give no assurance they will prove to have been correct. They can be affected by inaccurate assumptions or by known or unknown risks and uncertainties.

The SEC has generally permitted natural gas and oil companies, in filings made with the SEC, to disclose only proved reserves that a company has demonstrated by actual production or conclusive formation tests to be economically and legally producible under existing economic and operating conditions. We use the terms "risked and unrisked unproved reserves" and "estimated average reserves per well" to describe volumes of natural gas and oil reserves potentially recoverable through additional drilling or recovery techniques that the SEC's guidelines may prohibit us from including in filings with the SEC. These estimates are by their nature more speculative than estimates of proved reserves and accordingly are subject to substantially greater risk of actually being realized by the company. While we believe our calculations of unproved drillsites and estimation of unproved reserves have been appropriately risked and are reasonable, such calculations and estimates have not been reviewed by third-party engineers or appraisers.

The company calculates the standardized measure of future net cash flows of proved reserves only at year end because applicable income tax information on properties, including recently acquired natural gas and oil interests, is not readily available at other times during the year. As a result, the company is not able to reconcile interim period-end PV-10 values to the standardized measure at such dates. The only difference between the two measures is that PV-10 is calculated before considering the impact of future income tax expenses, while the standardized measure includes such effects.

Chesapeake Energy Corporation is one of the leading producers of natural gas in the U.S. Headquartered in Oklahoma City, the company's operations are focused on the development of onshore unconventional and conventional natural gas in the U.S. in the Barnett Shale, Haynesville Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale, Anadarko Basin, Arkoma Basin, Appalachian Basin, Permian Basin, Delaware Basin, South Texas, Texas Gulf Coast and East Texas regions of the United States. Further information is available at www.chk.com.



Source: Chesapeake Energy Corporation

Chesapeake Energy Corporation
Investor Contact:
Jeffrey L. Mobley, CFA, 405-767-4763
Senior Vice President –
Investor Relations and Research
[e-mail]
or
Media Contact:
Jim Gipson, 405-935-1310
Director – Media Relations
[e-mail]

Quelle: http://www.chk.com/News/Articles/Pages/1348563.aspx
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Chesapeakes Produktion wächst und wächst und wächst!

[Assetpfleger]

Chesapeake veröffentlicht Berichte zum dritten Quartal 2009:

http://www.chk.com/News/Articles/Pages/1349686.aspx

[Assetpfleger]

Derzeit gehen die Empfehlungen der Analysten zurück auf nur noch 1,83. Immer noch ein guter Wert.

Das könnte dem derzeitigen Verfall des Gaspreises geschuldet sein:


Fundamental ist an dem Unternehmen alles in Ordnung, ein KGV von 10.38 kann man nicht gerade überzogen nennen...

http://aktien.onvista.de/kennzahlen/fundamental.html?ID_OSI=…

[Assetpfleger]

Es gibt Anzeichen dafür, dass die IEA ihre Prognosen politisch beschönigt hat um Panik zu vermeiden:

http://www.guardian.co.uk/environment/2009/nov/09/peak-oil-i…

Des einen Leid, des anderen Freud! Wenn es beim Öl eng aussieht sollte das die Chancen für Natural Gas mittel- und langfristig massiv verbessern!

[Assetpfleger]

Gewinnerwartungen ziehen an, KGV ist nunmehr wieder unter 10 :

http://aktien.onvista.de/kennzahlen/fundamental.html?ID_OSI=…

Bei aller Spekulation die im Thema Shalegas steckt, die Risikoverzinsung scheint akzeptabel. Auch die Dividendenrendite von 1,29 % ist für ein schnell wachsendes Unternehmen beachtlich. Mit der Etablierung als Top-Shalegasplayer könnte die Dividendenrendite weiter steigen, dies ist natürlich noch Zukunftsmusik!

[Assetpfleger]

Chesapeake wird internationaler Konzern!

Expansion der Shalegasförderung nach Europa und Afrika ist geplant.

Shale Plays Go International
Posted: Dec 01, 2009 06:43 AM by Eric Fox

Tickers in this Article: C.FO, MRO, COP, SSL, CHK, STO, XOM
The shale gas business model is about to make a transatlantic leap to both Europe and Africa, as U.S.-based companies are tapped for their expertise in this unconventional type of development. These areas are all very early stage, and the reserve and production potential is completely unknown.


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Part of the motivation in Europe is an effort by the governments to reduce dependence on gas imported from Russia, which is viewed by many countries as an unreliable source for future needs.
Africa
StatoilHydro ASA (NYSE: STO), Chesapeake Energy (NYSE: CHK) and Sasol Ltd (NYSE: SSL) recently submitted a joint application to explore the Karoo Basin in South Africa. StatoilHydro ASA is currently partnering with Chesapeake Energy to develop the Haynesville Shale.

Falcon Oil and Gas Ltd. (TSX: C.FO), a smaller exploration and production company, is a little farther along in the process and was awarded a permit earlier in 2009 to assess the Karoo Basin. The basin has potential as nine wells were drilled here in the 1960s and 1970s, and all encountered gas pay. One well produced 1.84 million cubic feet of gas per day. While this may seem a pittance compared to some of the U.S.-based shale play production rates, the well was drilled almost a half century ago with none of the advanced technological advantages of modern drilling.

Europe
Exxon Mobil (NYSE: XOM) seems to be among the more aggressive of the international majors in assembling acreage in Europe that is prospective for unconventional shale gas. The company has 750,000 acres in Germany, 400,000 acres in Hungary and acreage in Poland as well.

It's possible that Exxon's aggressiveness is a response to what some see as a failure to exploit similar opportunities in unconventional shale in North America.

Marathon Oil (NYSE: MRO) is another company in the early stage of developing shale resources on its international properties. One of these areas is near Kwidzyn in northern Poland, where the company was awarded a license to explore. Marathon Oil has a 100% working interest in the lease.

The lease size is 295,000 acres, and Marathon Oil will try to tap the unconventional resources at depths from 8,000-13,000 feet. The shale is anywhere from 100-500 feet thick.

Competition
ConocoPhillips (NYSE: COP) is also starting to explore for natural gas in Poland. ConocoPhillips signed an agreement with Lane Energy, a subsidiary of 3Legs Resources. Lane Energy has six licenses covering 1 million acres.

ConocoPhillips has an option to acquire up to a 70% stake in the licenses. The company is shooting seismic and will drill an exploration well in the first quarter of 2010.

International Shale Bug
Europe and other international areas are starting to get the unconventional shale bug, as it slowly dawns on other countries that these resources lay under their own soil. It will take years, however, before the commercial viability of these resources is known, and whether it will make a difference in world markets. (Learn about factors that affect oil prices in our article, What Determines Oil Prices?)

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By Eric Fox

Eric J. Fox, is the founder of Brittain Capital Management, LLC., which manages the Alesia Fund, LP., a Value oriented long/short investment partnership. You can read more of his views on investments at his blog - Stock Market Prognosticator. Mr. Fox also publishes a paid investment newsletter. Please visit The Unknown Stock Report for more details.


Quelle:
http://stocks.investopedia.com/stock-analysis/2009/Shale-Pla…

[Assetpfleger]

Milliardenübernahme
Ölgigant Exxon kauft Gasproduzenten

14. Dezember 2009 Mit einer der weltgrößten Übernahmen seit Beginn
der Finanzkrise katapultiert sich der Ölmulti Exxon an die Spitze der rasant wachsenden amerikanischen Erdgas-Industrie. Der gemessen am Börsenkurs wertvollste Konzern der Welt kündigte am Montag an, für insgesamt 41 Milliarden Dollar inklusive Schulden den Erdgas-Konzern XTO Energy zu schlucken.

Exxon sichert sich damit Zugriff auf die größten Funde von Energie-Rohstoffen in Nordamerika. Er wettet gleichzeitig darauf, dass die Vereinigten Staaten ihren Energie-Hunger immer mehr mit Erdgas decken werden. Börsianer spekulierten in Folge der Ankündigung auf eine ganze Welle der Konsolidierung im amerikanischen Energiesektor.

Mit XTO gewinnt Exxon Zugriff auf zahlreiche neue Gasquellen in den Vereinigten Staaten. Das Interesse der großen Konzerne richtet sich zunehmend auf nationale Gasreserven, seit neue Techniken Billionen Kubikmeter in bisher nicht erreichbaren Lagestätten zugänglich machen. XTO Energy allein verfügt nach den Angaben über Reserven von 1,27 Billionen Kubikmeter Erdgas. Das Unternehmen ist einer der führenden Entwickler von unkonventionellen Erdgasen - etwa aus Tonschiefer (“Shale Gas“) - die bei der Energieversorgung der Vereinigten Staaten eine rasant wachsende Rolle spielen. Einige Experten sagen voraus, dass in Zukunft etwa die Hälfte des in Nordamerika geförderten Erdgases aus diesen Vorkommen stammen wird. Sie sehen auch enormes Potenzial für die Ausbeutung dieses Gastyps in Europa - in Deutschland sucht Exxon bereits nach entsprechenden Vorkommen.

Exxon zahlt den Kaufpreis in Aktien und übernimmt XTO-Schulden von zehn Milliarden Dollar. Der Zusammenschluss soll im zweiten Quartal 2010 abgeschlossen werden. Exxon-Aktien fielen in New York um vier Prozent, XTO-Papiere schossen um 16 Prozent in die Höhe.


Analysten sprachen von einer mutigen Wette von Exxon auf steigende Gaspreise.Derzeit sind die Preise insbesondere in Amerika infolge der Wirtschaftskrise am Boden: „Wenn andere Konzerne der gleichen Meinung sind, könnten uns weitere Deals dieser Art bevorstehen.“

Die Nachricht von der Übernahme heizte umgehend die Fusionsfantasie in dem gesamten Sektor an und gab den entsprechenden Aktien einen gehörigen Schub: Devon Energy legten mehr als fünf Prozent zu, Chesapeake Energy sogar um sechs Prozent.

Börsianer spekulierten darauf, dass sich auch andere Ölkonzerne mit prall gefüllten Kassen auf die Jagd nach kleineren Konzernen aus der Branche machen könnten.
Fadel Gheit von Oppenheimer & Co fügte hinzu, dass Exxon noch nie zu viel für eine Übernahme gezahlt habe. Für jede XTO-Aktie zahlt Exxon 0,7098 eigene Aktien. Dies entspricht einem Aufschlag von rund 25 Prozent auf den XTO-Schlusskurs vom Freitag.

Text: FAZ.NET
Bildmaterial: AP

---
Exxon hat es verstanden, jetzt ist der Zeitpunkt antizyklisch in Gas einzusteigen.
Natürlich hängt es von der ENtwicklung der Weltkonjunktur und der US-Konjunktir ab wie sich das entwickelt. Der Kauf von Exxon ist in jedem Fall ein Paukenschlag!

Der beste Zeitpunkt zum Einstieg in Gaswerte könnte sogar schon vorbeisein und im Juli/August 2009 gewesen sein wie der Chart zeigt:


Hier gilt wie so oft: "Früher Vogel fängt den Wurm". Oder aber: "Kaufen wenn die Kanonen donnern".

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 38.567.093 von Assetpfleger am 15.12.09 01:41:55

Meiner Berechnung nach - jeder möge es selber nachrechnen - zahlen sie das 24-fache des Konzerngewinns für XTO.

Also durchaus kein Schnäppchen, wenn auch nicht absurd überteuert.

[Assetpfleger]

Habe es nochmal nachgeschlagen: XTO war in Q3 2009 der grösste Shalegasproduzent, noch vor Chesapeake.

Hier nachzulesen:
http://phx.corporate-ir.net/External.File?item=UGFyZW50SUQ9M…
(Seite 23).

Damit wird Chesapeake, wie auch viele andere kleinere Shalegasfirmen zu potentiellen Übernahmekandidaten.
Nicht nur Exxon wird sich im Shalegas positionieren wollen, denn niemand wird eine Entwicklung verpassen wollen, die eine langfristige Förderung in einem politisch stabilen Gebiet ermöglicht.

BP und Conoco-Philipps mischen schon längst mit beachtlicher eigener Produktion mit Shell, Total und Chevron könnten noch Nachholbedarf haben (Exxon war auch vor dem XTO-Kauf schon im Geschäft, aber noch nicht mit den Mengen).

[ralf-norbert]

Hier gibt es einen interessanten Artikel in seeking Alpha über die Historie Von Chesapeake und ihrem Gründer:

http://seekingalpha.com/article/178466-don-t-expect-a-chesap…

Lohnt sich zu lesen.

Alles was man für Geld kaufen kann, ist billig!

Ralf-Norbert

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 38.592.712 von ralf-norbert am 18.12.09 08:05:56

Die geschichte hatten wir schonmal im Thread diskutiert, trotzdem Danke!

Ich denke der Autor hat Recht, dass die Situation im Gaspreiszyklus derzeit noch nicht so bullish ist und möglicherweise auch bezüglich des nun höheren Referenzpunkte von MC-Clendon.

Allerdings weiß ich nicht ob Mc-Clendon überhaupt ein Interesse hat die Firma zu verkaufen. Da müsste man ihn wohl selber fragen.

[Assetpfleger]

Chesapeake Energy Corporation Announces $2.25 Billion Barnett Shale Joint Venture with Total E&P USA, Inc.
1/4/2010 2:00 AM


OKLAHOMA CITY, Jan 04, 2010 (BUSINESS WIRE) -- Chesapeake Energy Corporation (NYSE:CHK) today announced the execution of an agreement for a $2.25 billion joint venture with Total E&P USA, Inc., a wholly-owned subsidiary of Total S.A. (NYSE:TOT, FP:FP) ("Total"), whereby Total will acquire a 25% interest in Chesapeake's upstream Barnett Shale assets. Total will pay $800 million in cash at closing and will pay an additional $1.45 billion by funding 60% of Chesapeake's share of drilling and completion expenditures until the $1.45 billion obligation has been funded, which Chesapeake expects to occur by year-end 2012. Closing of the transaction, which is subject to regulatory approval, is anticipated by the end of January 2010.

The assets subject to the Chesapeake-Total joint venture include approximately 270,000 net acres of leasehold in the Core and Tier 1 areas of the Barnett, approximately 700 million cubic feet of natural gas equivalent per day of current net production and approximately 3.0 trillion cubic feet of natural gas equivalent (tcfe) of proved reserves (0.75 tcfe net to Total). In addition, Chesapeake believes that its leasehold position will support the drilling of approximately 3,100 additional net locations (775 net to Total) with approximately 6.3 tcfe of unrisked unproved reserves (1.6 tcfe net to Total). Approximately 60% of Chesapeake's Core and Tier 1 leasehold is held by production (HBP) and therefore considered developed.

In the framework of the joint venture, Chesapeake plans to continue acquiring leasehold in the Barnett and Total will acquire its 25% share of the new acreage on promoted terms until December 31, 2015. After such date, Total's right to acquire its 25% proportionate share of Chesapeake's leasehold will be on an unpromoted basis and Total will also begin paying 25% of Chesapeake's support costs related to the joint venture's corporate development activities.

Christophe de Margerie, Chief Executive Officer of Total, stated, "Total is pleased to be making a strategically important move by entering into the U.S. shale gas business with Chesapeake, the world's leading shale gas operator. This joint venture will provide us with a solid position in an attractive long-term resource base under competitive terms. It will allow Total to develop its expertise in unconventional hydrocarbons in order to expand its unconventional business worldwide. Additionally, this transaction adds yet another key support for Total to build the gas value chain position the Group has established in the U.S., the world's largest and most liquid natural gas market, with our existing capacity rights in the Sabine Pass LNG terminal and our gas trading and marketing organization. Total is conscious of the environmental aspect linked to producing shale gas and has confidence in Chesapeake's capacity to contain the impact of the Barnett Shale gas' operations on the environment and respect local and federal regulations and guidelines."

Aubrey K. McClendon, Chesapeake's Chief Executive Officer, commented, "We are very pleased to announce our fourth joint venture transaction in the Big 4 shales and we are honored to partner with Total to further develop the Barnett Shale. Total is one of the largest and most well respected industrial enterprises in the world. It was established in 1924, is the fifth largest integrated natural gas and oil company, has approximately 97,000 employees and has a market valuation exceeding $150 billion. Total approached Chesapeake about a Barnett joint venture approximately seven months ago and during this time the companies have worked diligently and thoughtfully to structure this mutually beneficial joint venture.

"This transaction will allow Chesapeake to reduce its financial leverage and future capital expenditures and further position us to deliver industry-leading finding and development costs and returns on capital for years to come. This brings our combined shale joint venture proceeds, including upfront cash payments and drilling carries, during the past 18 months to approximately $10.8 billion, which compares very favorably against a cost basis in the assets sold of approximately $2.7 billion. Chesapeake has maintained majority positions in these joint venture shale assets ranging from 67.5% to 80% that have an implied remaining value of approximately $33 billion based on the original valuations of the four joint ventures.

"We are proud to welcome Total into our family of joint venture partners, which also includes the world-class companies Plains Exploration & Production Company (NYSE: PXP), BP America (NYSE:BP) and Statoil (NYSE : STO). We believe these partnerships have proven to be mutually beneficial to both Chesapeake and its partners. We plan to continue to take advantage of our large asset base by pursuing other joint ventures, including potentially our large acreage positions in the Eagle Ford Shale and in several Mid-Continent unconventional plays that we believe would be attractive to potential partners. We have agreed to discuss with Total an Eagle Ford joint venture as well as joint ventures covering several Canadian natural gas shale plays in which Total has shown an interest."

Chesapeake's exclusive advisor on the transaction was Jefferies & Company, Inc.

Conference Call Information

A conference call to discuss this release has been scheduled for Monday morning, January 4, 2010, at 10:00 a.m. EST. The telephone number to access the conference call is 913-312-0635 or toll-free 888-668-1637. The passcode for the call is 5634585. We encourage those who would like to participate in the call to dial the access number between 9:50 and 10:00 a.m. EST. For those unable to participate in the conference call, a replay will be available for audio playback from 2:00 p.m. EST on January 4, 2010 through midnight EST on January 18, 2010. The number to access the conference call replay is 719-457-0820 or toll-free 888-203-1112. The passcode for the replay is 5634585. The conference call will also be webcast live on the Internet and can be accessed by going to Chesapeake's website at www.chk.com in the "Events" subsection of the "Investors" section of our website. The webcast of the conference call will be available on our website for one year.

This news release contains forward-looking statements within the meaning of Section 27A of the Securities Act of 1933 and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934.They include the anticipated closing of the Total joint venture transaction, an estimate of natural gas and oil reserves, planned drilling activity and plans to pursue other joint venture transactions.Actual results, including the timing of the closing of the Total joint venture, could differ materially as a result of a variety of risks and uncertainties. Estimates of unproved reserves are by their nature more speculative than estimates of proved reserves and accordingly are subject to substantially greater risk of actually being realized by the company.While we believe our calculations of future drillsites and estimation of unproved reserves are reasonable, such calculations and estimates have not been reviewed by third-party engineers or appraisers.See "Risk Factors" in our 2008 Form 10-K and 2009 second quarter Form 10-Q filed with the U.S. Securities and Exchange Commission on March 2, 2009 and August 10, 2009, respectively, for a discussion of risk factors that affect our business and could affect the joint venture announced today and other potential joint ventures.We caution you not to place undue reliance on our forward-looking statements, which speak only as of the date of this press release, and we undertake no obligation to update this information.

Chesapeake Energy Corporation is the second largest producer of natural gas in the U.S.Headquartered in Oklahoma City, the company's operations are focused on the development of onshore unconventional and conventional natural gas in the U.S. in the Barnett Shale, Haynesville Shale, Fayetteville Shale, Marcellus Shale, Anadarko Basin, Arkoma Basin, Appalachian Basin, Permian Basin, Delaware Basin, South Texas, Texas Gulf Coast and East Texas regions of the United States.Further information is available at www.chk.com.

Total is one of the world's major oil and gas groups, with activities in more than 130 countries. Its 97,000 employees put their expertise to work in every part of the industry - exploration and production of oil and natural gas, refining and marketing, gas & power and trading. Total is working to keep the world supplied with energy, both today and tomorrow.The Group is also a first rank player in chemicals. Further information is available at www.total.com.

SOURCE: Chesapeake Energy Corporation

Chesapeake Energy CorporationInvestor:
Jeffrey L. Mobley, CFA, 405-767-4763
Senior Vice President - Investor Relations and Research
[e-mail]
or
Media:
Jim Gipson, 405-935-1310
Director - Media Relations
[e-mail]

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Man kann sagen was man will, aber Mc-Clendon schafft es immer wieder für die Beteiligungen an den Shale-Gas Plays Milliarden zu erlösen.
Somit sichert sich CHK ab: Geld statt risikobehafteter (wegen Gaspreis) zukünftiger Erträge.

[Assetpfleger]

test

[Assetpfleger]

USA überholt dank Shalegas Rußland als weltgrössten Erdgasproduzenten:


Energie

Warum es Erdgas künftig im Überfluss gibt

Neue Gasfunde machen die USA unabhängig von Russland. Dank modernster Technik wird auch in Europa nach unerschlossenen Vorkommen gebohrt. Der Markt steht vor einem historischen Umbruch – und einer ungeahnten Gasschwemme.



Stille Reserven: Spezialfirmen zapfen in den USA neue Gaslagerstätten an.
Foto: Getty

Die Nachricht ging fast unter, sie sah aus wie eine kleine Fußnote in der Geschichte zweier ewiger Rivalen: Mitte Januar gab das amerikanische Energieministerium bekannt, dass die USA im vergangenen Jahr Russland als weltgrößten Erdgasproduzenten abgelöst haben.

Doch hinter dem nüchternen Befund steckt mehr. Viel mehr. Er ist ein erster Indikator dafür, dass sich das Kräfteverhältnis an den globalen Gasmärkten verschiebt. Und das damit verbundene politische Machtgefüge gleich mit.



Bisher gehorchte der internationale Gashandel einer einfachen Mechanik: Steigt die Nachfrage und wird das Angebot knapp, nimmt die Macht großer Förderstaaten wie Russland und Norwegen zu. In schöner Regelmäßigkeit folgen daraufhin die politischen Panikreflexe: Die Nato entwirft Bedrohungsszenarien, die darlegen, welch geostrategisches Gefahrenpotenzial von Russland ausgeht. Und die Europäer zerbrechen sich den Kopf, wie sie sich aus der Abhängigkeit von russischem Gas befreien können.

Ein technischer Durchbruch könnte diesen Automatismus jetzt außer Kraft setzen. Immer mehr Spezialfirmen vor allem in Amerika bohren nach sogenanntem nichtkonventionellem Erdgas – Gas also, das in dichten Ton- und Schieferschichten eingelagert ist.


Die Bergung dieser Vorkommen ist aufwendig. Die Bohrungen müssen erst vertikal tief in die Erde getrieben werden, um dann horizontal zu den Lagerstätten vorzudringen. Anschließend wird das Gestein hydraulisch aufgebrochen (siehe Grafik auf Seite 2). Doch dank der hohen Gaspreise ist diese teure Fördertechnik inzwischen konkurrenzfähig. Und die Funde übertreffen alle Erwartungen.

Mehr als die Hälfte der nachgewiesenen Erdgasreserven der USA entfallen bereits auf nichtkonventionelles Gas. Das Potential Gas Committee der Colorado School of Mines, einer führenden geowissenschaftlichen US-Universität, hob seine Schätzungen über die amerikanischen Gasressourcen jüngst um mehr als ein Drittel an: auf 58?800 Milliarden Kubikmeter.

Die Experten überbieten sich geradezu mit feierlichen Kommentaren. Eine "stille Revolution" nennt Fatih Birol, Chefvolkswirt der Internationalen Energieagentur (IEA), die neuen Fördermöglichkeiten. Daniel Yergin, der Guru der Energieanalysten, spricht von der "wichtigsten Energieinnovation des Jahrzehnts".

Noch weiter geht Tony Hayward. Für den Chef des Ölkonzerns BP verändern die Funde den "Ausblick der Energiewirtschaft für die nächsten 100 Jahre".

Billiggas strömt auf den Markt
Für große Exporteure wie Gazprom werden die neu erschlossenen Lagerstätten im Schiefergestein zu einer echten Gefahr. Denn ihre milliardenschweren Investitionen in Förderstätten und Pipelines basieren auf der Annahme, dass Erdgas knapp und teuer bleibt.

Darauf ist jetzt kein Verlass mehr. Die Aussicht auf das Erschließen der zahlreichen nichtkonventionellen Gasvorkommen drückt längst auf die Preise.

Rest des Artikels:
http://www.capital.de/politik/100028862.html?p=2

[al_sting]

Das Thema Shale Gas und Chesapeake klingt grundsätzlich interessant.
Aber lässt sich einigermaßen sauber aufschlüsseln, womit Chesapeake zu welchen Anteilen sein Geld verdient? Ich denke hier an drei Richtungen:
- Erschließung ud Förderung von Shale-Gas-Vorkommen: Ungefähr benötigte Gaskosten für schwarze Null / Gewinne aus laufendem Geschäft?
- Hedging-Geschäfte mit Gaspreisen / Gasvorräten: Umfang und Gewinne der vergangenen Jahre?
- Weiterverkauf von (mehr oder weniger gut erschlossenen) Gasfeldern an Multis, damit diese ihre sinkenden Reserven wettmachen können: Umsatz und Kalkulationsgewinne in den letzten Jahren?

Ich habe nach der Lektüre dieses vorzüglichen Fadens den stillen Verdacht, dass Chesapeake seine Gewinne im Wesentlichen aus dem Hedging-Geschäft und dem Weiterverkauf erzielt.
Stimmt dieser Verdacht oder täusche ich mich?

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 39.135.540 von al_sting am 14.03.10 14:32:55

Hallo al_sting!

Du hast schon richtig bemerkt, dass sie aus allen 3 Quellen, also Gasförderung, Hedging und Rechteverkauf Geld erzielen.

Wenn Du es genau wissen willst ließ den Jahresbericht 2009, eigentlich ist es hier auch genug aufgedröselt worden.

Bemerkenswert ist in jedem Fall, dass sie dank ihrer aggressiven Strategie seit 20 Jahren wachsen und auch Gewinne und Dividenden wachsen. Das kann meines Erachtens durch Rechteverkauf allein nicht gehen, denn die Rechte wachsen ja nicht.

Da das Hedging meiner Erinnerung nach nicht der grösste Teil war könnte man sagen: Erträge werden hier durch Gasverkäufe modifiziert durch Hedging erzielt. In schlechten Jahren kann das Hedgen doch überwogen haben. Aber falls es so ist zeigt das doch große Fähigkeiten des Finanzmanagements, die man manchem Konzern nur wünschen würde.

Wenn Dus ganz genau wissen willst - wie gesagt -lies den Jahresbericht 2009.

MfG
Asset

[al_sting]

Hallo Assetpfleger,

Vielen Dank für deine Antwort!
Ich muss gestehen, dass ich mich zwischenzeitlich doch anders entschieden habe. Das Verhalten des Spitzenmanagements, die ihren Chef bei Fehlspekulationen einfach ausgekauft hat, behagt mir so gar nicht. Einerseits ist es unverschämt und grenzt an Selbstbedienung, andererseits macht es mir Sorge, wie in anderen Fällen mit Problemen umgegangen wird.
Du weißt schon, Enron war auch eine Top-Firma bis zum Tag, bevor sie aus dem Nichts heraus unter ihren Schulden kollabierte.

Andererseits behagt es mir auch gar nicht, wenn ein Förderunternehmen sein Geld zu wesentlichen Teilen mit Hedging-Geschäften verdient. Ich habe schon bei anderen, deutschen Unternehmen erlebt, wie es endete, als diese mal schlecht liefen bzw. bzw. jahrelang schlechter laufende Geschäfte öffentlich wurden. Da bist du als Aktionär der letzt, der das erfährt, und trägst die Verluste.

Ich habe etwas weiter gesucht und mich danach im Bereich Shale Gas mit etwas ganz anderem angefreundet, mit Transatlantic Petroleum. In Kürze gesagt: George Mitchell, der gewissermaßen DER Pionier und Entwickler des texanischen \"Barnett Shale\" ist, will seine Fähigkeiten in Europa/Asien/Nordafrika anwenden und hat sich dafür diese Firma zugelegt. Gibt leider noch keinen Faden dazu bei W:O, aber mehr Infos finden sich hier: http://www.stw-boerse.de/main.php3?url=http://www.stw-boerse…

Sicherlich noch eine Nummer riskanter, aber mir sagt es mehr zu.

Aber nichts für ungut und viel Erfolg mit Chesapeake!

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 39.141.258 von al_sting am 15.03.10 15:36:21

Hallo Al_sting!

Ich habe immer Respekt vor Leuten, die sich wie Du begründet eine eigene Meinung bilden.
Man kann die Geschichte von verschiedenen Seiten ansehen und bevor man einer Firma sein Geld leiht muss man sich sicher sein, bzw. sollte dies nicht gegen sein Gefühl tun. Das hier verschiedene Auffasungen entstehen ist der Treibsatz der Börse.

Transatlantic Petroleum klingt auch interessant, mach doch dazu einen Thread auf WO auf, würde mich interessieren.

Übrigens - aber nur als Randnotiz - Chesapeake expandiert auch gerade über die USA hinaus. Tatsächlich gibt es wohl einen weltweiten Shalegasboom. Noch zu dem Hedging: ohne dies ginge es wohl (noch) nicht sichere Erträge jedes Jahr zu generieren.

MfG
Asset

[al_sting]

Danke für die Blumen!

Ich werde auf w:o keinen Faden aufmachen, ich habe dir ja gezeigt, wo ich schreibe. Also falls du auch dahin schauen willst - willkommen. :-)
Aber ich würde einen entsprechenden Faden bei w:o sicherlich auch verfolgen und zuweilen kommentieren, wenn jemand anders ihn öffnet.

Noch ein Wort zu TransAtlantic und shale gas: Die Kritiker scheinen über die realen Förderkosten von Shale gas uneins zu sein. Die "Optimisten" gehen von 4-5 $/1000 Kubikfuss (schauerliche Einheit!) aus, die "Pessimisten" von 6-7 $/1000 Kubikfuss. Letzteres ist für die USA (noch?) zu teuer.
TAT wird in der Türkei mit der shale gas ERschließung anfangen. Dort scheint es einen fest regulierten Gasmarkt zu geben, mit einem Erdgaspreis von etwa 8$/1000 Kubikfuss. Und plötzlich geht auch die Rechnung der "Pessimisten" auf. :-)

[Assetpfleger]

Habe mir den Jahresbericht 2009 nochmals genau durchgelesen.

Was positiv stimm, ist dass Chesapeake es laut Jahresbericht schafft seine Gasförderung immer mehr auszuweiten, auf nunmehr 2.6 Bcf/day im vierten Quartal 2009.

Nachdenklich stimmt allerdings, dass sie trotzdem zunächst erhebliche Verluste zu berichten haben:

"2009 Full Year Net Loss to Common Shareholders Was $5.9 Billion, or $9.57 per
Fully Diluted Common Share, on Revenue of $7.7 Billion; Adjusted Net Income
Available to Common Shareholders Was $1.6 Billion,
or $2.55 per Fully Diluted Common Share"

Und dies nur korrigiert um Hedging und inoffizielle, aus offiziellen Analysen ausgeschlossene Finanzzahlen ein Plus wird:

"The company's 2009 fourth quarter and full year results include a realized natural gas and oil hedging gain of $544 million and $2.346 billion, respectively. The results also include various items that are typically not included in published estimates of the company's financial results by certain securities analysts"


Das Grundproblem hierbei dürften schlicht die niedrigen Gaspreise sein, die Gewinne ohne Hedging (noch) unmöglich machen:



Immerhin fahren Sie ihren Wachtumskurs weiter. Sobald die Gaspreise anziehn dürfte CHK richtig abgehen, es fragt sich nur, wann dies sein wird.

[Assetpfleger]

Übernahmen gehen weiter:

heute, 09:52 AKTIENCHECK.DE

Royal Dutch Shell erwirbt Gas-Assets von East Resources für 4,7 Mrd. Dollar

Den Haag (aktiencheck.de AG) - Die britisch-niederländische Royal Dutch Shell plc (ISIN GB00B03MLX29/ WKN A0D94M), der größte Ölkonzern in Europa, meldete am Freitag, dass sie fast sämtliche Geschäftsaktivitäten des privaten US-Erdgasexplorers East Resources Inc. für 4,7 Mrd. Dollar in bar übernehmen wird.

Den Angaben zufolge ist East Resources vor allem im so genannten Marcellus Shale aktiv, das im Nordosten der USA liegt. Das Unternehmen kontrolliert dort rund 2.600 Quadratkilometer und verfügt insgesamt über ein Gebiet von 4.250 Quadratkilometer. Die Produktion von East Resources liegt bei 10.000 Barrels of Oil Equivalent (BOE) pro Tag, hauptsächlich in Form von Erdgas.

Die Assets erwirbt Shell von East Resources, dessen Private Equity-Investor Kohlberg Kravis Roberts & Co. und dessen Berater Jefferies & Company.

Die Aktie von Royal Dutch Shell notiert in Amsterdam momentan bei 21,24 Euro (-0,54 Prozent). (28.05.2010/ac/n/a)

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Die großen Konzerne kaufen sich derzeit in Shalegas ein.

[Algol]

http://news.alibaba.com/article/detail/business-in-china/100…

[Assetpfleger]

Antwort auf Beitrag Nr.: 39.598.593 von Assetpfleger am 28.05.10 11:09:16

Lesezeichen.

[muinz]

Antwort auf Beitrag Nr.: 39.919.241 von Assetpfleger am 03.08.10 14:05:47

Insider melden Zweifel an
In Debatten über die Energieversorgung ohne Atomstrom und angesichts schrumpfender Ölreserven fällt immer öfter das Wort Schiefergas. Besonders die USA investieren in die Erschließung „unkonventioneller“ Erdgasquellen. Doch an dem Hype wird zunehmend Kritik laut. Die „New York Times“ veröffentlichte kürzlich eine Reihe von E-Mails, worin Brancheninsider Zweifel am Potenzial der Vorkommen anmelden. Investoren könnten in eine Falle ähnlich der Dot.com-Blase tappen, heißt es.

Lesen Sie mehr …

http://www.orf.at/stories/2065862/

[Kubanisch_Rauchen]

http://www.finanznachrichten.de/nachrichten-2012-01/22348192…

[herrspecht03]

http://blog.taipan-online.de/4155/2012/investment-chancen-im…

"Es gibt bessere Titel, um von einem boomenden Gassektor zu profitieren, denn das Geschäft von EQT ist zu vertikal ausgerichtet. Eine gute Investmentchance bietet sich beispielsweise mit Chesapeake Energy."

[El_Matador]

Ich bin neu hier bei Chesapeake Energy, weil ich mich frage, wie man mit dem niedrigen US-Gaspreis Geld verdienen kann, ohne ETCs oder anderes Zeug zu kaufen.

Peter Voser, Royal Dutch Shell CEO, sagte diese Woche in einem FT-Interview, dass Shell mit einer Preisverdopplung fuer Henry Hub bis 2014/15 rechnet. Das waere auch gut fuer Chesapeake, aber so lange koennen die nicht mehr warten.

Chesapeake hat erhebliche Shale Gas und auch Oel Assets, die anderen Konzernen gut stehen wuerden (Chevron, Total, Devon, Anadarko, ...). Auch Carl Icahn scheint (wieder) ein Auge auf Chesapeake geworfen zu haben.

Allerdings ist die Verschuldung auch nicht unerheblich. Ein Asset Disposal Programm laeuft, vielleicht kommt aber auch bald eine Uebernahme. Die Corporate Governance Probleme in Bezug auf die Geschaefte des CEO und Gruenders sind wohl ein weiterer Grund fuer den Kursrueckgang.

Was meint ihr? Wird der Kurs weiter fallen, oder steht bald eine Uebernahme bevor? Die Grossen wie Chevron oder Total koennten das in Cash bewerkstelligen.

[schnullibert]

Antwort auf Beitrag Nr.: 43.185.223 von El_Matador am 18.05.12 22:04:16

Da ich vor kurzem eingestiegen bin hoffe ich natürlich dass der Kurs steigt.
Allerdings hat Chesapeake wohl ernsthafte Liquiditätsprobleme und versucht verzweifelt an Cash zu kommen. Was natürlich bei dem derzeitigen Gaspreis ziemlich schwierig sein wird.
Bin also noch unsicher ob ich nun schnell wieder raus, oder nachkaufen oder abwarten soll. Werde mich wahrscheinlich mal wieder fürs abwarten entscheiden.

[El_Matador]

Bloomberg

Chesapeake Valuation Seen Luring Major Oil Merger Deal: Real M&A

By Tara Lachapelle, Jim Polson and Joe Carroll - May 30, 2012 4:47 AM GMT+0200

Chesapeake Energy Corp. (CHK)’s depressed valuation is making the company a potential target for acquirers willing to bet that natural-gas prices will rebound from a decade low.

Chesapeake’s equity and net debt are valued at $9.19 for each barrel of oil equivalent, the lowest among U.S. oil and gas explorers with market capitalizations greater than $5 billion, according to data compiled by Bloomberg. While a stock purchase by Carl Icahn helped the $11 billion company’s shares rebound in the past week, Chesapeake is still down 27 percent in 2012 amid investigations into Chief Executive Officer Aubrey McClendon’s personal loans backed by stakes in company-operated wells.

The second-largest U.S. natural-gas producer said it may face a cash shortfall as early as next year after prices for natural gas, which accounts for 83 percent of its reserves, reached a 10-year low last month. While a buyer would have to cope with seven joint ventures and $13.1 billion of debt, Exxon (XOM) Mobil Corp. and Chevron Corp. (CVX) may see a chance to scoop up the largest holder of onshore drilling leases before gas prices rebound, said SunTrust Robinson Humphrey Inc. Royal Dutch Shell Plc (RDSA) may also be interested, said Huntington Asset Advisors Inc.

“For any of the major integrated oil companies that want to pick up reserves on the cheap, this would be a good one,” said Peter Sorrentino, who helps oversee $14.7 billion at Huntington in Cincinnati. Chesapeake and other gas producers will be “worth a whole lot more than they are today. We’ll look back on this and say, ‘Wow, this was really an opportunity.’ There may be some people that end up kicking themselves.”

Chesapeake “had a bit of a drama around it,” he said. “But that doesn’t change the fact that these are very desirable assets.”

Exxon, Shell

Michael Kehs, a spokesman for Oklahoma City-based Chesapeake, declined to comment on whether the company is for sale, may be for sale or has been in talks with potential buyers of the whole company.

Kimberly Brasington, a spokeswoman for Irving, Texas-based Exxon, and Russell Johnson, a spokesman for San Ramon, California-based Chevron, declined to comment on potential acquisitions. Jonathan French, a spokesman for Shell in London, declined to comment on whether The Hague-based company has considered an acquisition of Chesapeake.

“We are happy with the portfolio we have acquired and built organically in North America over the past years, but we are always looking at opportunities worldwide,” French said, when asked if Shell is looking to add resources on the continent.

Personal Loans

McClendon, 52, co-founded Chesapeake in 1989 and built it into the second-largest U.S. natural-gas producer behind Exxon by embracing techniques such as horizontal drilling and hydraulic fracturing that revived U.S. oil and natural-gas production. The company has outspent cash flow in 19 of the past 21 years as it amassed a portfolio of gas and oil fields.

McClendon, who was allowed to take a 2.5 percent stake in almost every well the company drilled and was required to pay development costs proportionate to his stake, had amassed $846 million in loans as of Dec. 31 to cover his share of the costs. The board announced May 1 that it will strip McClendon of his chairmanship as it reviews his personal loans. The Internal Revenue Service and Securities and Exchange Commission are also investigating.

The decline in gas prices, coupled with McClendon’s personal-loan entanglements, led to a 47 percent drop in Chesapeake’s shares in the last 12 months. Natural gas, the fuel for heating and power plants, fell to a 10-year low of $1.902 per million British thermal units on April 19 because of a glut of production from new wells in shale formations from Texas to Pennsylvania.

Cash Shortfall

On May 1, the company posted an unexpected $71 million first-quarter loss and warned it may run short of cash next year without enough divestitures. Chesapeake increased planned asset sales through the end of 2013 by 17 percent to $20.5 billion.

“The knee jerk reaction is the stock is down so much, it’s a real opportunity, but unless they’re able to sell these assets and get good prices for these assets, the debt burden is choking them,” Tim Ghriskey, who oversees about $2 billion as chief investment officer of Solaris Group in Bedford Hills, New York, said in a phone interview. “This has always been a bit of a higher risk name.”

Chesapeake’s depressed valuation may still be enough to entice a buyer, said Neal Dingmann, a Houston-based analyst at SunTrust.

‘Cheap Enough’

Chesapeake’s enterprise value, which is the sum of its equity, net debt, minority interest and preferred equity, is almost $29 billion, 9.2 times the value of its proved reserves. That’s the cheapest among U.S. oil explorers and producers and integrated oil companies with market values higher than $5 billion, data compiled by Bloomberg show. The industry is valued at a median of about 15.5 times. Chesapeake held proved reserves equivalent to 3.13 billion barrels of oil at the end of 2011.

“There are a lot of people that talk about Chesapeake and say it’s too convoluted and too complicated to have somebody buy it out,” Dingmann said in a phone interview. “But if assets are cheap enough, buyers are going to find a way to get through all these issues.”

Chesapeake’s largest investor, Southeastern Asset Management Inc., said in a May 7 letter to the board that the company should be open to takeover offers that aren’t “lowball” bids relative to its net asset value.

Icahn’s Investment

“We also don’t want to use this large price-to-value gap as an excuse to refuse discussions with any potential acquirers who would be willing to pay a price today that recognizes the longer term value of the company,” Southeastern Chairman and CEO Mason Hawkins said in the letter.

Hawkins, who is based in Memphis, Tennessee, didn’t return a phone call seeking comment.

Icahn, who is known for pushing for change at the companies in which he invests, last week disclosed that he purchased a 7.56 percent stake in Chesapeake. Icahn, 76, called for at least four of the nine directors to be replaced.

Susan Gordon, a spokeswoman for Icahn, didn’t respond to an e-mail asking if he will push for Chesapeake to consider a sale.

“The company is definitely vulnerable to a takeover given where it is now,” Andre Cillie, managing partner at Fountainhead Partners Fund, said in a phone interview from Cape Town. Chesapeake is Fountainhead’s second-largest investment. “The possibility must be there, especially given the fact that Carl Icahn has gone activist against the company and has a large shareholding.”

Gas Prices

A purchase of Chesapeake, which holds reserves vast enough to satisfy more than three years of U.S. household demand, may be a bet on higher gas prices. Gas prices have rallied 28 percent since the low point on April 19, still leaving the commodity about 85 percent below its 2005 peak.

“Natural gas has shown signs of bottoming,” Huntington’s Sorrentino said in a phone interview.

Natural gas for June delivery closed at $2.429 a million British thermal units yesterday in New York. Commodity traders don’t expect gas to reach $3.50 a million British thermal units until November 2013 and $4 until December 2014, based on New York Mercantile Exchange futures contracts.

Exxon, the world’s biggest energy company with a market value of $383 billion, and Chevron, the second-largest U.S. oil company, “desperately need” to boost production and may look to acquire Chesapeake, said SunTrust’s Dingmann. Chevron’s year- over-year oil and gas production has declined for five straight quarters, while Exxon’s was down in the last three quarters, data compiled by Bloomberg show. Each has about $19 billion in cash and short-term investments.

Exxon, Chevron

“For somebody like an Exxon or Chevron, where they just don’t have much in the way of production growth right now, the easiest way to get that is to go out and acquire it,” Dingmann said. “Both are sitting on billions of dollars of cash right now that’s really not doing anything.”

Exxon surpassed Chesapeake as the largest U.S. natural-gas producer with its 2010 acquisition of XTO Energy Inc.

Phil Adams, a Chicago-based debt analyst at Gimme Credit LLC, said Exxon tops his list of likely acquirers because it’s the largest potential suitor and has the highest corporate credit ratings. Chevron, rated the second rung of investment grade by Moody’s Investors Service, is also among companies capable of paying cash for Chesapeake without damaging its debt rating, he said.

Takeover Price

Shell, Europe’s biggest oil company, may also be interested in buying Chesapeake to reduce its exposure to regions with higher political risks, said Huntington’s Sorrentino. All of Chesapeake’s sales are generated in the U.S., while about 32 percent of Shell’s $470 billion in revenue last year came from areas including Africa and Asia, according to its annual report.

“If you want to try to clean up and eliminate some of your political and geographic risk, these would be nice assets,” Sorrentino said. “There’s nothing here that’s terribly risky.”

“We have more than 40 trillion cubic feet of gas in the U.S. and Canada and we bought that quite efficiently, so we have plenty on our plate,” Shell CEO Peter Voser said in an interview in Calgary yesterday when asked if his company is interested in buying all or part of Chesapeake.

Sorrentino said a buyer could pay about $20 a share, while SunTrust’s Dingmann estimates Chesapeake could fetch a takeover price in the “mid to high $20” range, or as much as a 77 percent premium to Chesapeake’s closing price of $16.35 yesterday. The stock reached a record of $69.40 in 2008 and closed as high as $35.61 last year.

Joint Ventures

An acquirer would have to take on Chesapeake’s seven joint ventures and $13.1 billion in debt, surmount the board’s takeover defenses and convince McClendon to sell. Chesapeake is protected by an Oklahoma law that prevents a shareholder from engaging in a “business combination” without approval by the board of directors or two-thirds of the other shareholders, according to company filings. The law makes an exception if the investor owns 85 percent of the company’s stock.

“I don’t believe they’re an attractive target,” Tim Rezvan, a New York-based analyst at Sterne Agee & Leach Inc., said in a phone interview. “There are too many joint ventures and too much uncertainty about all those moving parts. Anyone looking to make an acquisition can find a lot cleaner assets out there.”

A takeover may still be a bargain for any buyer that agrees with McClendon’s valuation estimates. In a March interview, McClendon said the Permian Basin accounts for 5 percent of the company’s value and divesting holdings there will generate at least $5 billion, implying that Chesapeake as a whole could be valued at $100 billion. That’s more than nine times its current market value.

“If one is willing to look past the near-term volatility, given the plunge in natural-gas prices and the management turmoil, I do think Chesapeake will rebound and is certainly a valuable company,” Todd Smurl, president and chief investment officer of Houston-based Ascendant Advisors LLC, where he manages the Ascendant Natural Resources Fund (NRGCX), said in a phone interview. “Definitely the attraction to an acquirer would be the assets that they own.”

To contact the reporters on this story: Tara Lachapelle in New York at [e-mail]; Jim Polson in New York at [e-mail]; Joe Carroll in Chicago at [e-mail].

To contact the editors responsible for this story: Daniel Hauck at [e-mail]; Katherine Snyder at [e-mail]; Susan Warren at [phone] or [e-mail].

[Stoni_I]

Am Ende zu Chesapeake:

http://www.brn-ag.de/beitrag.php?bid=22452

[schnullibert]

Langsam aber sicher geht´s Bergauf.


OKLAHOMA CITY (AP) -- Higher natural gas prices and rising oil production fueled Chesapeake Energy's quarterly profits, which topped Wall Street expectations and lifted the company's forecast for crude oil production this year by 1 million barrels.

Chesapeake's shares jumped 6 percent Thursday to a new 52-week high.

CEO Doug Lawler, a highly regarded executive who was recruited from Anadarko Petroleum earlier this year, said during a conference call Thursday that during the past six weeks, he had launched a "comprehensive review of our assets and the organization."

Lawler said Chesapeake is focused on the path to driving shareholder value and realizing the company's full potential.

"Chesapeake is at a key juncture in its history, and we have a laser focus on positioning the company to execute more competitively," Lawler said.

Chesapeake posted second-quarter net income of $457 million, which works out to 66 cents per share, or 51 cents when one-time items are removed. That's a sharp drop from its quarterly net income of $929 million, or $1.29 per share, reported the year before.

But even the adjusted results easily beat out the 41 cents per share that Wall Street was looking for, and shares rose $1.50 to $24.80. Shares at one point reached as high as $25.20.

Revenue surged 38 percent to $4.68 billion, topping analyst predictions of $3.6 billion, according to a poll by FactSet.

The company produced more natural gas and at a higher price. Oil production increased 44 percent over the year to 116,000 barrels per day. Under its latest forecast, Chesapeake said it expects to produce between 38 million and 40 million barrels this year.

It's the first earnings report for Chesapeake under CEO Doug Lawler, who replaced company founder Aubrey McClendon.

Chesapeake, under McClendon, grew at a meteoric pace by aggressively acquiring drilling rights on the eve of what became an energy revolution through new drilling techniques.

Chesapeake came under fire for some of the perks that McClendon had arranged, including the right to invest personally in all of the company's wells.

He left the company earlier this year over "philosophical differences" with the board.

[vario2000]

Klassischer shortsqueeze. Amerika ist auf dem besten weg, gas zu exportieren. Der ölpreis geht gen 100 USD. Carl Icahn hatte das wohl erkannt ist aber zu früh eingestiegen. Lg