Deutsche Rohstoff AG vor Neubewertung?
http://www.finanzen.net/nachricht/rohstoffe/...fuer-Preishoch-2815734
... je höher der Ausgangspunkt im ersten Monat desto höher natürlich auch die Decline-Rate. Vor mir aus gerne auch mehr als 60%, sofern das Ausgangsniveau stimmt.. (..auch wenn es andere User gibt, die dies anders sehen..)
Im grunde gibt es doch bei den Bohrungen ein paar wichtige Fakten:
a.) wieviel kostet eine Bohrung bis zur Bereitstellung? (ca. 4-4,5 Mio $)
b.) Wie lange dauert es, bis sich die Bohrung amortisiert hat? (ca. 5-15 Monate)
c.) Wie lange ist eine Förderung wirtschaftlich? (ca. 10-20 Jahre)
Da ja Tekton mittlerweile 4-5 Bohrungen an einer Stelle abteuft sind die Kosten für die Bohrung und den Betrieb pro Bohrung geringer und somit die Förderung länger wirtschaftlich..
Nach Abschluss des Bohrprogramms (und falls Tekton keine neuen Flächen dazukauft / least) werden wir noch 10-20 Jahre Gewinn ermitteln. Richtig ist aber auch, dass Tekton nur ein Projekt der DRAG ist und diese mit neuen weiteren Projekten starten muss - das Kapital dazu wird ja gerade bei Tekton erwirtschaftet.
Die Decline-Raten fallen nach dem ersten Jahr wesentlich geringer aus. Wenn ich es richtig in Erinnerung habe, dann sind die Ergebnisse bei Anadarco und vergleichbaren Unternehmen so, dass in den 4 Folgejahren durchschnittlich ca. 100 BOE pro Tag gefördert wurden - das sind (nach Bezahlung der Bohrkosten im ersten Jahr) bei 45 US$ Rohertag immerhin 4.500 US$ je Tag und Bohrloch. Nach Abzug der Kosten vor Ort wären das pro Horizontalbohrung und Jahr ca. 1.5 Mio US$ in den vier Folgejahren - eine nette Summe. Damit hat die DRAG das "Grundrauschen" um alle Kosten des Konzerns abzudecken und einen relativ sicheren Gewinn jährlich zu erwirtschaften.
Ich denke, dass vielen nicht bewußt ist, dass jede zusätzliche erfolgreiche Horizontalbohrung deshalb auch langfristig positive Auswirkungen auf das Ergebnis der DRAG haben wird, wenn die Oelquelle 10-20 Jahre wirtschaftlich betrieben werden können.
1) Die ersten 11 Anadarko-Bohrungen sind jetzt 2-2,5 Jahre alt.
2) Anadarko gibt als durchschnittliche EUR 350.000 BOE an. Das sind allerdings 3-Phase EUR - die NGL werden separat betrachtet, was das Ergebnis aufbläht. Umgerechnet auf ein 2-Phase EUR, wie wir es verwenden (1 BOE = 5,6 mfc Gas), kommen etwa 315.000 heraus.
3) Im ersten Jahr produziert die durchschnittliche Anadarko-Bohrung etwa 100.000 BOE (2-Phase)
Wäre die Aussage "im Schnitt 100 BOE/Tag in den Jahren 2-5" richtig, so würde in den ersten 5 Jahren 100.000 (1.Jahr) + 4 * 365 * 100 (2-5 Jahr) = 246.000 BOE gefördert werden. Mithin blieben für die Jahre 6-20 nur noch 69.000 BOE übrig. D.h, im Durchschnitt würde in den Jahren 6-20 nur noch 69.000 / 15 / 365 = 12,6 BOE/Tag übrig bleiben. Das passt nicht.
4) Selbst die DRAG geht in ihrem Basisszenario von 77 BOE/Tag für die Jahre 2-5 aus. Und aus meiner Sicht sind die Decline-Annahmen in diesem Szenario viel zu optimistisch. Realistischer halte ich die Aussage: Bohrungen, die im ersten Jahr 100.000 BOE fördern, kommen in den Jahren 2-5 auf durchschnittlich 70 BOE/Tag.
PS: Sorry für die fehlende Formatierung, der Editor entfernt diese leider beim Abschicken
Vorratskategorien
Die Summe aller Lagerstätten und Vorkommen in einer bestimmten Region bildet die dortigen Vorräte oder Ressourcen. Die Grundlage für die Ressourcenberechnung, sowohl für ganze Länder, als auch für einzelne Lagerstätten, bildet ein Schema von Vorratskategorien, das den ungefähren Kenntnisstand über die jeweiligen Vorräte beschreibt. Die Kennziffern sind dabei die Fehlergrenze (FG) und die Aussagesicherheit (AS). Damit zum Beispiel eine Ressource als sicher bezeichnet werden kann, müssen so viele Daten vorliegen, dass die Fehlergrenze nicht mehr als etwa 10 % beträgt und eine Aussagewahrscheinlichkeit von mehr als 80 % vorliegt. Das heißt, wenn man zum Beispiel aus Probenahmen, Bohrungen, Kartierungen usw. in einer Lagerstätte einen Vorrat von 100.000 Tonnen Erz berechnet hat, dann sollte die wirklich vorhandene Menge zwischen 110.000 und 90.000 Tonnen liegen, und die Wahrscheinlichkeit, dass diese Mengen über- oder unterschritten werden, sollte weniger als 20 % betragen. Je spärlicher die zur Verfügung stehenden Daten sind, umso höher liegt die Fehlergrenze, und umso kleiner ist die Aussagesicherheit.
Die übliche Einteilung bezeichnet die Vorräte als:
* Sicher (proven): (FG: etwa 10 %; AS: > 80 %) Ausdehnung und Form der Ressource (zum Beispiel ein Erzgang oder ein Ölfeld) sind bekannt.
* Wahrscheinlich (probable): (FG: etwa 20 %; AS: 60 bis 80 %) Der Umfang der Ressource ist nur lückenhaft bekannt, aber es besteht eine Verbindung zu einer sicheren Ressource.
* Möglich, angedeutet (possible, indicated): (FG: etwa 40 %; AS: 40 bis 60 %) Die Ressource ist durch Aufschlüsse in weitem Abstand bekannt, durch verlässliche geophysikalische Messungen oder durch Probebohrungen erkundet.
weitere Stufen siehe Wikipedia..
schon ein paar Tage alt- aber immer noch aktuell
Das Video vom Besuch war bisher unvollständig und wurde wohl repariert. Der Link ist ganz unten auf der Seite
www.optimal-banking.de/news/tekton-energy/
zu finden oder ganz einfach
http://youtu.be/S2cIRn6TVTM
oder
YouTube Video
Auf der HP von Tekton steht dazu folgendes:
"We have recently acquired 1600 acres in the area Northeast of Windsor. We will be conducting a 3D seismic survey over this acreage in the winter of 2013. Tekton Energy plans to commence drilling operations during the first two weeks of July, and continue for at least a year in the Windsor area."
http://www.tektonenergy.com/TektonOperations.html
Letzter Absatz über dem Bild.
bayerber
http://www.rohstoff.de/wp-content/uploads/2011/10/...Gas-Reporter.png
(gefunden im Pressespiegel der DRAG)
"US-Ölmarkt
Die neuen DOE-Zahlen zeigten mit -5,6 Mio. Barrel starken Lagerrückgang beim Rohöl. Die Produkteseite mit Benzin, Heizöl und Diesel hingegen verzeichnete Lagerzuwachs von zusammen 4,4 Mio. Barrel. Diese Verschiebung ist mit begründet in einem deutlich gesteigerten Durchsatz bei den US-Raffinerien. Deren Auslastung erhöhte sich von 89,5 auf 92,5 Prozent. Die erstmals seit 10 Wochen gesunkenen US-Rohölbestände sind bullisch zu interpretieren."
Mich interessiert besonders daran, wie die Thesen zur decline-rate/Ergiebigkeit der Bohrlöcher zu sehen sind ...
Frage:
Mich interessiert besonders daran, wie die Thesen zur decline-rate/Ergiebigkeit der Bohrlöcher zu sehen sind ...
Antwort:
Der Artikel selbst beschreibt ja hauptsächlich die Gas-Produktion. Mit Fracking-Gas kann - schon allein bei den Bohrkosten - kein Gewinn erzielt werden. Beschränke mich aufs Öl. Dort gibt es die Decline-Rates, allerdings ist aus meiner Sicht die Höhe der Decline-Rate entscheidend, sondern der Zeitpunkt an dem die Investitionskosten wieder eingespielt ist. Dieser Zeitpunkt wird von der DRAG mit 12-15 Monaten nach Inbetriebnahme kalkuliert (s. Unternehmenspräsi der DRAG) und ist bei den zwei hor. Quellen nach 5 Monaten erreicht worden.
Zusatz:
Rein mathematisch betrachtet ist die Decline-Rate bei doppeltem Ausgangsnivau auch nahezu doppelt so hoch. Wenn eine Quelle im ersten Monat das doppelte der geplanten Menge fördert, dann kann es gerne eine Decline - Rate von 50% auf Sicht von 5 Monaten geben...anschliessend ist es dann egal, weil diese Quelle zu geringen Kosten Öl fördert, wenn die Investition sich amortisiert hat.
Vor dem Hintergrund der Notwendigkeit die Anleihe/Zinskosten zu bedienen sehe ich es als relevant an, ob die Declinerates realitätsnah kalkuliert sind. Denn dies sind knapp 5 Mio Zinskosten/Jahr, wenn ichs recht im Sinn habe. Die müssen zuverlässig reinkommen. Dahin zielt meine Frage.
gebe Dir recht:
Genau dies ist die entscheidende Frage...
Wir haben aktuell ca. 80 Bohrungen (Brutto) mit 75% Anteil v. Tekton..also ca.60 Netto-Bohrungen bis 2015. Die Rückzahlung der Anleihe ist aktuell im Jahr 2016 (also vorzeitig) geplant (s. Interview in der Wiwo). Zusätzlich verfügt die Tekton über 3D-Seismik Daten die vermutlich genauer sind wie die Infos die andere haben (...weil Anadarko diese Daten im Gegenzug zur Beteiligung an den aktuellen Quellen erhalten hat.).
Für 60 Bohrungen wird ca. 240 Mio $ Kapital gebraucht. Dies kann nur durch Rückflüsse aus den Quellen erwirtschaftet werden.
Die angenommenen 325'000 BOE pro Quelle für die Kalkulation liegen schon mal 25 000 BOE unter der Annahme von Anadarko. bei denen wird von Gesamtmengen von 300'000 - 600 000 geplant. ( Seite 10 U'Präsi DRAG). Zusätzlich plant die DRAG im besten Fall mit einem WTI Preis von 85$ - aktuell sind wir bei 98$
Alles in allem und auch auf aufgrund der Interviews gehe ich davon aus, dass hier eher konvervativ geplant wird, so dass sich die Investitiotn ziemlich schnell amortisieren wird.
Das Risiko (schlechte Ausbeute) ist natürlich da..ansonsten wäre der Kurs der DRAG wohl eher bei 50 Eur wie bei 24 Eur..
Bisherige Entwicklung der Effizienzsteigerung beim Fracking:
http://www.norstraenergy.com/deutsch/projects/bakken/fig-3.png
http://www.norstraenergy.com/deutsch/projects/bakken/
Gruß Wood-Cutter
Mir war bis jetzt nur bekannt, das sie das Geld als Darlehen zur Verfügung stellen, aber über die Verzinsung habe ich noch nichts gehört.
Die Beteiligung an Tekton soll auf max. 75% erhöht werden.
http://www.finance-magazin.de/finance-tv/...ditestark/?src=rohstoffag
Ist überhaupt jemandem bekannt, ob für die Erhöhung der Beteiligung etwas gezahlt wurde und wenn ja wieviel, oder ob es sich dabei evtl. um die "Zinsen" des Darlehens handelt.
bayerber
Hallole,
der Anteil der DRAG nun bei 73%: siehe http://www.rohstoff.de/2013/08/13/...nis-und-setzt-bohrprogramm-fort/
(ob was bezahlt wurde,kann wohl nur indirekt rausbekommen: hängt vom Delta des Eigenkapitals ab (war ja wohl eine eigenkapitalerhöhung mit Verwässerungseffekt und neue Verbindlichkeiten..) genaue Werte habe ich keine gelesen..
zu den Zinsen: Hab'hier nur eine Meldung gefunden dass die mit 9,25% Zinsen an die Tekton weitergegeben wurde:
http://www.optimal-banking.de/news/tekton-energy/