checker-finance Februar 27, 2014 Der Ölpreis wirkt sich schon auf die OCD aus, nur eben m. E. nicht so wie manche meinen. Bei den E&P, die ja Rohöl verkaufen oder konzernintern an die Verarbeitungssparte verkaufen, wirkt sich der Ölpreis unmittelbar auf das Quartalsergebnis aus. Bei den OCD geht die Kette so: Falls E&P einen langfristig sinkenden Ölpreis erwarten oder kurzfristig Liquidität schonen müssen, kürzen sie die CapEx. Das wirkt sich je nachdem, wo gekürzt wird, auf die Budgets für Auftragsvergaben an OCD aus und das dann auf die künftigen Ergebnisse der OCD. Eine kurzfristige Korrektur des Ölpreis wird sich m. E. auf die Ergebnisse der OCD gar nicht auswirken, sehr wohl aber auf ein oder zwei Quartalsergebnisse der E&P. Um hier nicht zu einem verbreiteten Mißverständnis beizutragen: "Der Ölpreis" ist schon eine starke Vereinfachung. Wie der nachhaltige WT/Brent-spread zeigt, gibt es ja nicht "den Ölpreis", sondern unterschiedliche je nach Region und Sorte. Für die OCD ist tendenziell der Brent-Price wichtiger als WTI, da maritim gefördertes Öl sowieso schon direkt via FPSO in die Tanker gepumpt werden kann oder via einer pipeline zu einem onshore Öl-Terminal von dort verschifft werden kann. Es ist für Arbitrageure geeignet, weil es überall dorthin gebracht werden kann, wo es hohe Preise gibt. Das Problem bei Fracking-Öl ist ja gerade, das es oft an Orten gefördert wird, die vom nächsten Pipeline-anschluß weit entfernt sind. Selbiges gilt auch für konventionelle Ölquellen, z. B. in Afghanistan. Des Weiteren meine ich, dass der Ölpreis steigen muß, und zwar aus einem sehr einfachen Grund: Die geförderte Ölmenge ist zwar entgegen der Club of Rome-These vom peak oil nicht gesunken, aber like for like, d. h. bezogen auf die damals existierenden Quellen, war die These richtig. Nun ist es so, dass die älteren Quellen i. d. R. diejenigen mit den niedrigsten Förderkosten sind, also solche wo nicht tief gebohrt werden mußte, das Öl von selbst sprudelte und aus großen Reservoirs kam. Die in den letzten Jahren erschlossenen Ölfelder sind alle von den Förderkosten her teurer. Ausnahmen sind vielleicht das Tawke-Feld in Kurdistan, aber das liegt dafür in einem politischen Brennpunkt. Warum ist also der Ölpreis in den letzten Jahren seitwärts gelaufen statt zu steigen? Wir hatten in den Jahren 2009 ff. eine schwere Rezession, die Disziplin der OPEC hat nachgelassen, Fracking hat unerwartete Mengen frei gesetzt. All das ändert aber nichts an der oben genannten These, dass die Förderung teurer wird. Wenn trotzdem die Fördermengen erhöht werden, sinken die Margen. Dass dem so ist würde m. E. auch die eher niedrigen Bewertungen der E&P Unternehmen erklären. Nur, wenn die Margen sinken, sinken irgendwann die Investionen in Exploration und Erschließung und dann sinkt die Produktion. Daher meine These, dass durchaus mal die Nachfrage nach Rigs sinken kann bzw. die Preise dafür. Aber die Nachfrage wird anschließend immer wieder auf ein höheres Niveau steigen. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
berliner Februar 28, 2014 Barron's Ben Levisohn meint ja, dass der Kurs von SDRL fällt, wenn die Anleger eine Dividendenkürzung erwarten, weil die Anleger aktien überwiegend nach dem Kriterium der Dividendenrendite auswählen würden. Die Aktie ist aber gefallen und SDRL hat die Dividende erhöht. Das ist schon alles irgendwie viel Stochern im Nebel. Ich gehe davon aus, daß SDRL weiß, was sie tun, wenn sie die Divdende anheben und das keine teure PR-Maßnahme ist. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
checker-finance März 4, 2014 Der Artikel enthält m. E. viel Hintergrundwissen über die E&P bzw. NOC/IOC und das, was ihre Explorationsbudgets beeinflußt: http://www.oilvoice.com/n/Beginning_of_the_end_Oil_companies_cut_back_on_spending/645ef59a2130.aspx?ovs=side Die Thesen kann man teilen oder auch nicht, mit den aufgeworfenen Fragen wird man sich auseinandersetzen müssen, wenn es um die mittel- bis langfristige Persepektive für die OCD geht. Ich halte diese Thesen für sehr valide: - Neue Reserven sind stets teurer zu entdecken und zu erschliessen - CapEx-Kürzungen im Upstream führen unweigerlich zu sinkender künftiger Produktion - Asset-Verkäufe durch die E&P verringern ihre Reserven und Produktion Die große offene Frage ist, ob sich bei knapper werdenden Angebot die Nachfrage anpaßt oder der Preis! Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
Dandy März 4, 2014 Zwischenzeitlich stützt erstmal Russland den Ölpreis (das Lachen könnte mir noch vergehen) Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
Dandy März 11, 2014 Hier ein lesenswerter Artikel zu Seadrill auf SeekingAlpha, jedenfalls meiner Meinung nach. Er bietet recht kompakt zusammengefasst einen Überblick über die Förderkosten von Öl aus verschiedenen Quellen (auch Fracking und Ölsand), stellt Seadrills Abhängigkeit von einzelnen Ölgesellschaften dar, zeigt die Entwicklung der Dayrates von Seadrill gegenüber der Mitbewerber und zitiert einen klaren Ausblick von Analysten für den Markt von Tiefseebohrungen bis 2020. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
checker-finance März 11, 2014 Hier ein lesenswerter Artikel zu Seadrill auf SeekingAlpha, jedenfalls meiner Meinung nach. Er bietet recht kompakt zusammengefasst einen Überblick über die Förderkosten von Öl aus verschiedenen Quellen (auch Fracking und Ölsand), stellt Seadrills Abhängigkeit von einzelnen Ölgesellschaften dar, zeigt die Entwicklung der Dayrates von Seadrill gegenüber der Mitbewerber und zitiert einen klaren Ausblick von Analysten für den Markt von Tiefseebohrungen bis 2020. Ja, der Artikel ist ganz gut, aber als Altbulle in diesem Thread fühle ich mich zu einer Warnung an alle Jungbullen verpflichtet: die Präse von SDRL und die Wiedergabe in dem Artikel sowie auch mein Zitat im ATW-Thread heute beziehen sich auf die Produktionskosten, nicht aber auf die Gesamtkosten, welche die Exploration einschließen. Fracking und UDW haben genau entgegengesetzte Kostenprofile. Bei UDW sind die Explorationskosten hoch und die Produktionskosten aufgrund der Größe der Felder und der flachen Erschöpfungsraten niedrig (benign environment - harsh environment eher mittel), während beim Fracking die Explorationskosten wegen der hohen Trefferquote und der niedrigeren Kosten für land drilling rigs niedrig sind, die Kosten für die Produktion aber hoch. Es müssen ja Chemikalien, Fracksande und Unmengen Wasser in die Bohrlöcher gepumpt werden, diese müssen vertikal und dann horizontal gebohrt werden, es fällt viel zu entsorgendes Abwasser an und die frack wells haben steile Erschöpfungsraten. Aber die Grundaussage bleibt trotzdem richtig: Fracking stellt keine echte Konkurrenz für UDW dar. Von den Mengen her nicht und von den Kosten her schon gar nicht. Auch das hier, sollte man etwas vorsichtig sehen: " This leaves a gap of 189 rigs that will need to be built over the remaining four years of the decade. However, the world's shipyards cannot build this many rigs so quickly. From those numbers, we can see that even if the industry manages to build thirty rigs per year that projected demand will still not be met. However, this industry cannot build this many rigs." Es stimmt, dass die Werften so eine Schlagzahl nicht schaffen und es kommt noch hinzu, dass die Offshore Contract Driller - selbst wenn die Werftkapazitäten vorhanden wären - die CapEx nicht aufbringen könnten. Allerdings glaube ich die 189 rigs bis 2020 nicht. Dabei wird m. E. die deutlich höhere Effizienz der modernen high spec rigs gegenüber denen, die außer Dienst gestellt werden, übersehen. Außerdem übersieht diese Produktion im Positiven die ausgleichende Funktion der OPEC, welche die Ölbären im Negativen übersehen. Vorausgesetzt das Kartell kann seine bisherige disziplinierende Kraft einigermaßen aufrecht erhalten, wird Saudi-Arabien durch seine Produktionselastizität dauerhaft die Ölpreisschwankungen begrenzen. Barclay's extremer bear case war m. E. wenig ernsthaft, aber Kurse über 50 USD sehe bei SDRL in 2014-2015 auch nicht. Na gut, bei der Dividendenrendite braucht man auch kaum Kurssteigerungen... Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
checker-finance März 11, 2014 Im übrigen sehe ich eine Gefahr, die auch SDRL 2009er mäßig runterprügeln kann: wenn es in China ein Hard Landing gibt oder das soft landing so soft nicht ist und die westlichen Notenbanken nicht nochmal massiv gegensteuern, dann bricht die Ölnachfrage so stark ein, dass die OPEC mit Produktionskürzungen kaum hinterher kommt. In der Breite sieht der Markt diese Gefahr aber offenbar als gering an. Die Oil Majors sind tlw. nicht weit von ihren Höchstkursen und auch die Ölserviceprovider wie Schlumberger, halliburton und Helmerich&Paine haussieren. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
Ulkbaer März 12, 2014 Ja, der Artikel ist ganz gut, aber als Altbulle in diesem Thread fühle ich mich zu einer Warnung an alle Jungbullen verpflichtet: die Präse von SDRL und die Wiedergabe in dem Artikel sowie auch mein Zitat im ATW-Thread heute beziehen sich auf die Produktionskosten, nicht aber auf die Gesamtkosten, welche die Exploration einschließen. Wo liegen deiner Meinung nach die durchschnittlichen Gesamtkosten zur Förderung und Produktion eines Barrels Öls im UDW-Bereich? In den Präsentationen der ODCs und in Branchenberichten wird von einer Bandbreite von $60-$95 gesprochen, wobei ich $95 nur einmal gelesen habe. Dies beinhaltet auch einen IRR für den Sponsor von 10%. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
checker-finance März 12, 2014 Ja, der Artikel ist ganz gut, aber als Altbulle in diesem Thread fühle ich mich zu einer Warnung an alle Jungbullen verpflichtet: die Präse von SDRL und die Wiedergabe in dem Artikel sowie auch mein Zitat im ATW-Thread heute beziehen sich auf die Produktionskosten, nicht aber auf die Gesamtkosten, welche die Exploration einschließen. Wo liegen deiner Meinung nach die durchschnittlichen Gesamtkosten zur Förderung und Produktion eines Barrels Öls im UDW-Bereich? In den Präsentationen der ODCs und in Branchenberichten wird von einer Bandbreite von $60-$95 gesprochen, wobei ich $95 nur einmal gelesen habe. Dies beinhaltet auch einen IRR für den Sponsor von 10%. So eine Angabe wäre m. E. auch unter hauptberuflichen Branchenexperten sehr umstritten. Wenn man sie denn hätte, hülfe sie auch nicht weiter, weil Durchschnittszahlen generell großen Verzerrungseffekten unterliegen können. Statistiker würden wohl eher den volumengewichteten Medianwert bevorzugen und noch besser wäre bubble diagram, welches die Volumen mit einbezieht. Nur um mal die Schwierigkeit zu verdeutlichen: - Je größer das Feld, je höher der Druck und je höher die Öldichte desto billiger wird. - Harsh Environment verteuert die Förderung, the harsher the more expensive. In der Arktis bspw. könnte man überhaupt nur wenige Monate fördern. Aber auch in tropischen Breiten ist nicht jedes Feld gleich teuer. Im GoM und in Südostasien müssen regelmäßig Taifun-/Tornado-Pausen eingelegt werden. - Die Wassertiefe spielt keine so entscheidende Rolle, wohl aber die Entfernung zur Küste bzw. zum nächsten größeren Hafen, den das gesamte Equipment, Treibstoff und Versorgung der Crew muß hin- und her transportiert werden. - Auch eine große Rolle spielt, inwieweit in dem Gebiet schon gefördert wird. Im GoM beispielsweise sind die Kosten für Equipment und Personal niedrig, weil Houston als als Hub sehr nah liegt und die Förderung ist auch günstig, weil es egal von wo im GoM nicht weit bis zum nächsten Pipeline-Anschluß ist. Umgekehrt sind die Kosten in Namibia hoch, weil man dort dem Personal extra-Zulagen zahlen muß, und quasi das gesamte Equipment von weit her dahin transportiert werden muß. - Ebenfalls eine gewichtige Variable ist die Geologie. Pre-salt wie im Fall offshore Brazil ist technologisch anspruchsvoll. - und wenn's nicht so schon kompliziert genug wäre: Die Lizenzgebühren, Steuern, Royalties der Staaten, in deren Hoheitsgebiet das Feld liegt, sind auch ein großer und stark variierende Kostenfaktor. Ich kann gut den Wunsch nach einer Zahl verstehen, in der alles angemessen gewichtet und berücksichtigt ist, aber das wäre mindestens Gegenstand einer Dissertation. Ob man dann praktisch etwas damit anfangen könnte, wage ich zudem zu bezweifeln, denn die einzelnen Komponenten sind moving targets. Goldman Sachs hätte vielleicht die Ressourcen und Informationen, um ein Berechnungsmodell zu erstellen, indem die Variablen eingegeben werden können. Aber wozu? Steigen die Kosten oder snkt der Ölpreis, werden einzelne Projekte unrentabel. Die Oil & Gas E&P-Unternehmen berechnen für jedes Projekt eine IRR bzw. ein DCF-Modell und legen dafür Annahmen zu Grunde. Simpel, aber als Faustformel für anlegerzwecke m. E. völlig ausreichend: Je höher der Brent Crude Preis, desto mehr UDW-Projekte wird es geben. Auch kann man gesichert annehmen, dass ein Großteil der UDW-Projekte günstige IRR hat, als ein großer Teil der US-onshore fracking-Projekte. - Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
Stoxx März 12, 2014 Stehe aktuell 16% im minus,bei ATW 11%.Halte aber werde nicht zukaufen. Bei SDRL hält mich die attraktive Dividende bei Laune. Hoffe, sie bleibt die nächsten Quartale konstant. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
Ulkbaer März 12, 2014 Wo liegen deiner Meinung nach die durchschnittlichen Gesamtkosten zur Förderung und Produktion eines Barrels Öls im UDW-Bereich? In den Präsentationen der ODCs und in Branchenberichten wird von einer Bandbreite von $60-$95 gesprochen, wobei ich $95 nur einmal gelesen habe. Dies beinhaltet auch einen IRR für den Sponsor von 10%. So eine Angabe wäre m. E. auch unter hauptberuflichen Branchenexperten sehr umstritten. Wenn man sie denn hätte, hülfe sie auch nicht weiter, weil Durchschnittszahlen generell großen Verzerrungseffekten unterliegen können. Statistiker würden wohl eher den volumengewichteten Medianwert bevorzugen und noch besser wäre bubble diagram, welches die Volumen mit einbezieht. Nur um mal die Schwierigkeit zu verdeutlichen: - Je größer das Feld, je höher der Druck und je höher die Öldichte desto billiger wird. - Harsh Environment verteuert die Förderung, the harsher the more expensive. In der Arktis bspw. könnte man überhaupt nur wenige Monate fördern. Aber auch in tropischen Breiten ist nicht jedes Feld gleich teuer. Im GoM und in Südostasien müssen regelmäßig Taifun-/Tornado-Pausen eingelegt werden. - Die Wassertiefe spielt keine so entscheidende Rolle, wohl aber die Entfernung zur Küste bzw. zum nächsten größeren Hafen, den das gesamte Equipment, Treibstoff und Versorgung der Crew muß hin- und her transportiert werden. - Auch eine große Rolle spielt, inwieweit in dem Gebiet schon gefördert wird. Im GoM beispielsweise sind die Kosten für Equipment und Personal niedrig, weil Houston als als Hub sehr nah liegt und die Förderung ist auch günstig, weil es egal von wo im GoM nicht weit bis zum nächsten Pipeline-Anschluß ist. Umgekehrt sind die Kosten in Namibia hoch, weil man dort dem Personal extra-Zulagen zahlen muß, und quasi das gesamte Equipment von weit her dahin transportiert werden muß. - Ebenfalls eine gewichtige Variable ist die Geologie. Pre-salt wie im Fall offshore Brazil ist technologisch anspruchsvoll. - und wenn's nicht so schon kompliziert genug wäre: Die Lizenzgebühren, Steuern, Royalties der Staaten, in deren Hoheitsgebiet das Feld liegt, sind auch ein großer und stark variierende Kostenfaktor. Ich kann gut den Wunsch nach einer Zahl verstehen, in der alles angemessen gewichtet und berücksichtigt ist, aber das wäre mindestens Gegenstand einer Dissertation. Ob man dann praktisch etwas damit anfangen könnte, wage ich zudem zu bezweifeln, denn die einzelnen Komponenten sind moving targets. Goldman Sachs hätte vielleicht die Ressourcen und Informationen, um ein Berechnungsmodell zu erstellen, indem die Variablen eingegeben werden können. Aber wozu? Steigen die Kosten oder snkt der Ölpreis, werden einzelne Projekte unrentabel. Die Oil & Gas E&P-Unternehmen berechnen für jedes Projekt eine IRR bzw. ein DCF-Modell und legen dafür Annahmen zu Grunde. Simpel, aber als Faustformel für anlegerzwecke m. E. völlig ausreichend: Je höher der Brent Crude Preis, desto mehr UDW-Projekte wird es geben. Auch kann man gesichert annehmen, dass ein Großteil der UDW-Projekte günstige IRR hat, als ein großer Teil der US-onshore fracking-Projekte. - Danke für die ausführlichen Erklärungen, wobei mich dein Post schon ein wenig an Politiker erinnert Ich sehe es wie du, dass es unsinn ist, eine genaue festgelegte Zahl bei all diesen Variablen zu bestimmen. Da stehen Kosten und Nutzen in keinem Verhältnis und selbst wenn man ein Modell eintwickleln könnte, wäre die Aussagekraft durch die Heterogenität gering. Aber als Investor muss du doch eine vage Vorstellung entwickeln, von welchen BE-Preisen du ausgehst. Wie du ja richtig schreibst, ist der Ölpreis nur die eine Komponente. Die zweite Komponente sind die Gesamtkosten. Die Attraktivität neue Felder zu erschließen hängt von beiden Komponenten ab, weil es insgesamt den IRR widerspiegelt. Je höher der IRR ist, desto größer ist natürlich auch der Risikopuffer bei den ODCs und damit die Margin of Safety. Deshalb versuche ich ein Gefühl dafür zu entwickleln, wie tief der Ölpreis ceteris paribus sinken kann, bevor UDW unrentabel wird. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
checker-finance März 12, 2014 Danke für die ausführlichen Erklärungen, wobei mich dein Post schon ein wenig an Politiker erinnert Ich sehe es wie du, dass es unsinn ist, eine genaue festgelegte Zahl bei all diesen Variablen zu bestimmen. Da stehen Kosten und Nutzen in keinem Verhältnis und selbst wenn man ein Modell eintwickleln könnte, wäre die Aussagekraft durch die Heterogenität gering. Aber als Investor muss du doch eine vage Vorstellung entwickeln, von welchen BE-Preisen du ausgehst. Wie du ja richtig schreibst, ist der Ölpreis nur die eine Komponente. Die zweite Komponente sind die Gesamtkosten. Die Attraktivität neue Felder zu erschließen hängt von beiden Komponenten ab, weil es insgesamt den IRR widerspiegelt. Je höher der IRR ist, desto größer ist natürlich auch der Risikopuffer bei den ODCs und damit die Margin of Safety. Deshalb versuche ich ein Gefühl dafür zu entwickleln, wie tief der Ölpreis ceteris paribus sinken kann, bevor UDW unrentabel wird. "wobei mich dein Post schon ein wenig an Politiker erinnert " ist echt fies. Na ja, ich weiß ja, wie es gemeint ist. Ein Politiker hätte dir aber so eine qualifizierte Antwort nicht gegeben und statt dessen behauptet, da gäbe es eine unabhängige Studie, da stünde alles drin. Es gibt nicht "das UDW". Mit jedem Dollar, den der Ölpreis, genauer der Brent Crude-Preis, nähert sich ein niedrigmargiges UDW-Projekt der Kippe. Aber auch wenn der Preis um z. B. 30 USD fällt, wird es noch UDW-projekte geben, die eine positive IRR aufweisen. Nur eben nicht mehr so viele, um die Anzahl der verfügbaren Rigs zu beschäftigen. Im übrigen, sinkt die Utilization sinken ja auch die Dayrates und damit ein Kostenfaktor aus Sicht der E&P. Das steigert dann wieder die Nachfrage. Und außerdem, was immer wieder vergessen wird, der aktuelle Ölpreis ist völlig gleichgültig. Es kommt auf die Ölpreisprognosen für die Jahre an, in denen gefördert wird. Bei ein aktuellen Entscheidung über eine Exploration also auf die Ölpreis-Prognosen 2019 ff. Und es kommt auch nicht auf Deine oder meine Prognose an, sondern die Prognosen der E&P-Unternehmen und die sind Geschäftsgeheimnisse. Ich für meinen Teil habe meine Anlegerüberlegungen damit abgeschlossen: - Kein künftigtes Barrel wird so günstig gefördert werden können, wie die, die jetzt onshore Arabia gefördert werden. Die low hanging fruits sind längst geerntet und gegessen. - Ohne neue Ölquellen hätten wir längst peak oil überschritten. - langfristig ist der Ölpreis gestiegen und das wird - mit temporären Dellen - so weiter gehen. Anders nur, wenn die globale Bevölkerung nicht mehr wächst, sondern schrumpft oder eine bisher nicht bekannte Technologie die Substituion von Mineralöl durch X erlaubt. - Die kosten für UDW E&P sinken, je mehr UDW E&P stattfindet. Das hängt mit den Skaleneffekten zusammen. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
dakac März 12, 2014 Im übrigen sehe ich eine Gefahr, die auch SDRL 2009er mäßig runterprügeln kann: wenn es in China ein Hard Landing gibt oder das soft landing so soft nicht ist und die westlichen Notenbanken nicht nochmal massiv gegensteuern, dann bricht die Ölnachfrage so stark ein, dass die OPEC mit Produktionskürzungen kaum hinterher kommt. Falls es bald eine starke Marktkorrektur gibt (dafür gibt es mMn ausreichend Hinweise), wie wird sich UDW Sektor verhalten? SDRL hatte schon 25-30% verloren, während die Märkte ziemlich stabil waren. Ich denke nicht, dass es klug ist große Position im Depot zu haben. Vielleicht gibt's SDRL bald unter 30$? Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
checker-finance März 12, 2014 Im übrigen sehe ich eine Gefahr, die auch SDRL 2009er mäßig runterprügeln kann: wenn es in China ein Hard Landing gibt oder das soft landing so soft nicht ist und die westlichen Notenbanken nicht nochmal massiv gegensteuern, dann bricht die Ölnachfrage so stark ein, dass die OPEC mit Produktionskürzungen kaum hinterher kommt. Falls es bald eine starke Marktkorrektur gibt (dafür gibt es mMn ausreichend Hinweise), wie wird sich UDW Sektor verhalten? SDRL hatte schon 25-30% verloren, während die Märkte ziemlich stabil waren. Ich denke nicht, dass es klug ist große Position im Depot zu haben. Vielleicht gibt's SDRL bald unter 30$? Auch ohne die Gefahr einer China-Blase bewegt derzeit das "oilfield spending conundrum" die Gemüter: http://www.oedigital.com/technology/item/5008-oilfield-spending-conundrum Kurzzusammenfassung: In den letzten jahren sind die CapEx der E&P schneller gestiegen als die Produktion und damit auch schneller als die Umsätze und Gewinne. Am Ölpreis liegt es gar nicht mal. Das Problem scheint mir eher zu sein, dass vom Kauf der Lizenz bis zur ersten Förderung im UDW-Bereich ca. 5-7 Jahre vergehen. Bei den immensen Investitionskosten ist dieses Zeitmoment das Problem. Der Markt will jetzt und quartärlich Dividenden und FCF. dieses Streben nach kurzfristigen Zyklen bzw. kurzer pay back period entspricht eher dem investitionsprofil von frack wells. Wenn es nicht auf die IRR sondern auf den die Kapitalumschlagsgeschwindigkeit ankommt, haben die Fracker die Nase vorn. Deswegen haßt der Markt auch so sehr Petrobras. Petrobras investiert über Jahre viele Milliarden in die gigantischen pre-salt offshore oilfields und erst in vielen Jahren wird es da Rückflüsse geben. Ähnlich ist es mit Shell's und Chevrons Gorgon-Projekt Offshore Australia. Das ist nicht das, was Analysten und activist shareholders wollen. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
checker-finance März 12, 2014 Man lernt nie aus: Ich hätte gedacht, dass mehr oder wenige alle UDW Drillships um den anstehenden Job Offshore Falklands konkurrieren. Ich hatte zwar nicht angenommen, dass da schon ende 2014 weitergemacht werden soll, aber der größere irrtum war, dass ich übersehen hatte, dass Falklands den UK-Regulierungen für Rigs unterliegen. Damit kommen offenbar all die UDW Drillships von RIG, PACD, NE, ESV, DO, etc. nicht in Frage. Die einzigen drei (!) UK-compliant UDW rigs sind die beiden Schwesterschiffe von ORIG Eirik Raude und Leif Erikson sowie NADL's und damit zum Teil ja auch SDRL's West Navigator: http://www.energyvoice.com/2014/03/falklands-rig-tendering-hots/ Am Ende wird es eine Preisfrage sein, aber da letztes Mal der Auftrag an ORIG ging und der Operator damit die beiden Schwesterschiffe genau kennt, hat ORIG einen kleinen Vorteil vor SDRL. SDRL könnte möglicherweise auch deshalb zurückziehen, weil sie damit sämtliche Aufträge für Archer in Argentinien gefährden würden. Ich leg mich fest: Der Auftrag wird an ORIG gehen. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
Koelner März 13, 2014 Langsam werde ich bei der Kursentwicklung etwas unruhig. Man kann quasi zuschauen, wie der Kurs nahezu täglich verfällt. Ich dachte ja, dass sich bei 35 US$ ein Boden bilden würde, aber auch das hat nicht gehalten. Die Frage ist, wie lange noch zuschauen, oder aussteigen und bei tieferen Kursen wieder einsteigen oder weiterhin liegenlassen. Mittlerweile bin ich rund 15% im Minus. Dividende außen vor - sind wir bei Kursen auf dem Niveau von vor 3 Jahren. Fundamental bin ich nachwievor von Seadrill überzeugt. Natürlich ist das Unternehmen durch FK stark gehebelt, auf der anderen Seite liegt ein starker Cash-Flow zugrunde. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
checker-finance März 13, 2014 Langsam werde ich bei der Kursentwicklung etwas unruhig. Man kann quasi zuschauen, wie der Kurs nahezu täglich verfällt. Ich dachte ja, dass sich bei 35 US$ ein Boden bilden würde, aber auch das hat nicht gehalten. Die Frage ist, wie lange noch zuschauen, oder aussteigen und bei tieferen Kursen wieder einsteigen oder weiterhin liegenlassen. Mittlerweile bin ich rund 15% im Minus. Dividende außen vor - sind wir bei Kursen auf dem Niveau von vor 3 Jahren. Fundamental bin ich nachwievor von Seadrill überzeugt. Natürlich ist das Unternehmen durch FK stark gehebelt, auf der anderen Seite liegt ein starker Cash-Flow zugrunde. Ich kann eines sehr gut verstehen, nämlich die Börsenstrategie auf hohe Priorität zu setzen, Verluste zu vermeiden oder zu begrenzen. Dann muß man jetzt verkaufen. Chinablase könnte platzen, FED-Tapering könnte die US-Konjunktur abwürgen, E&P-Unternehmen könnten CapEx kürzen, etc. Begründungswürfel schmeißen und sich eine aussuchen. Meine Sache ist das nicht. Die Mineralölkonzerne selbst und die großen Oil Service-Provider (SLB, HP, BHI, HAL) sind bisher kaum gesunken. Der kursverfall ist eine Sache der OCD und deswegen halte ich ihn erstaml für vorübergehend. Aber ist nur meine Meinung. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
Dandy März 24, 2014 Hier eine tiefergehende Analyse von Seadrills Schuldenstruktur bei SeekingAlpha. Um es ehrlich zu sagen: Ich blicke da nicht wirklich durch. Die Konstrukte scheinen schwer zu durchschauen zu sein und die Taschenspielertricks in Verbindung mit Seadrill Partners durchdringe ich auch nicht. Ein gewisses Urvertrauen gehört bei der Aktie schon dazu (das, und die Gier nach der Dividende, die bekanntlich blind macht). Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
dakac März 24, 2014 · bearbeitet März 24, 2014 von dakac ..........schwer zu durchschauen zu sein und die Taschenspielertricks.......... Das Hütchenspiel war bereits im Mittelalter bekannt und ist eine Variante des so genannten Becherspiel. Das Becherspiel ist eines der ältesten Taschenspielertricks der damaligen Gaukler und Ganoven, bei dem in der Regel drei kleine Bälle oder auch andere geeignete Gegenstände zwischen den Bechern hin und her getauscht wurden. Glücklicherweise kennt JF Gefängnis von Innen und weiß wie das geht!! Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
checker-finance März 24, 2014 Hier eine tiefergehende Analyse von Seadrills Schuldenstruktur bei SeekingAlpha. Um es ehrlich zu sagen: Ich blicke da nicht wirklich durch. Die Konstrukte scheinen schwer zu durchschauen zu sein und die Taschenspielertricks in Verbindung mit Seadrill Partners durchdringe ich auch nicht. Ein gewisses Urvertrauen gehört bei der Aktie schon dazu (das, und die Gier nach der Dividende, die bekanntlich blind macht). Wo ist das Problem? Normalerweise schauen sich investoren nur die Gesamtsumme der Verschuldung an. Absolute zahlen sind leicht verständlich. Aber bei jedem konzern dieser Größenordnung besteht der Gesamtposten aus dieversen Einzelposten und wenn man sich dann diese Einzelposten anschaut, sieht es aus wie ein undurchdringliches Wirrwarr. Aber die Aussage des Artikel ist doch ziemlich klar: - SDRL nutzt stark Bankverbindlichkeiten mit mittleren bis langen Laufzeiten und variablen Zinssätzen, wobei das Zinsrisiko gehedged wird. Daran ist m. E. nichts Anstößiges. - SDRL führt keine Kapitalerhöhungen durch, sondern gliedert Rigs in Tochtergesellschaften aus, die dann einen Minderheitenanteil per IPO an der Börse platzieren. Das ist deutlich intelligenter als ein KE auf SDRL-Ebene und andere OCD reden schon lange davon, dass sie so etwas auch machen wollen: RIG, NE, ORIG, Songa, ... Ist auch sonst nicht so unüblich. ABX hat z. B. alle afrikanischen Minen in "African Barrick" ausgegliedert und dann einen Minderheitsanteil dieser Gesellschaft platziert. Eine KE bedeutet eigentlich immer einen Abschlag auf den Kurs. Bei der Ausgliederung werden die neu zu platzierenden Aktie m. E. eher mit dem Verkehrswert der Assets bzw. dem NPV bepreist. Bei jeder Aktie muß der Aktionär dem Management und - falls es einen gibt - dem Hauptaktionär vertrauen. Das ist auch im Fall von Nestlé, Microsoft, IBM, Berkshire Hathaway, etc. nicht anders. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
Stoxx März 25, 2014 @ checker: SDRL und ATW haben sich in den vergangenen Tagen etwas erholt. Weisst Du mehr? Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
checker-finance März 25, 2014 @ checker: SDRL und ATW haben sich in den vergangenen Tagen etwas erholt. Weisst Du mehr? Die Citibank hat vor ein paar Tagen behauptet, der Boden sei erreicht. Daraufhin sind alle gestiegen, auch RIG, ESV, NE, PACD, ORIG, etc. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
Stoxx März 26, 2014 SDRL erholt sich nicht so zügig wie ATW. Liegt das an der Unternehmensgröße? Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
checker-finance März 27, 2014 SDRL erholt sich nicht so zügig wie ATW. Liegt das an der Unternehmensgröße? Eher an der Börsenliquidität der Aktie. Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
Laser12 März 30, 2014 Moin, ein Dankeschön an checker für die Infos. Auf den ersten Blick sind die Daten von SDRL ganz ordentlich. Für übertrieben ängstliche Investoren ist der Wert wohl nichts. Anbei einige Titel von meiner Watchlist zum Vergleich: Diesen Beitrag teilen Link zum Beitrag
