Deutsche Rohstoff AG vor Neubewertung?

Steuern werden normalerweise immer nur auf den Gewinn (also nach Abzug der Kosten) bezahlt.

"Wirkungsweise von Doppelbesteuerungsabkommen


Eine Kapitalgesellschaft mit Sitz oder Geschäftsleitung in Deutschland ist in Deutschland unbeschränkt körperschaftsteuerpflichtig und muss daher grundsätzlich ihr weltweites Einkommen auch in Deutschland versteuern. Bezieht eine solche Kapitalgesellschaft Einkünfte aus anderen Ländern, kann es also vorkommen, dass diese Einkünfte sowohl in dem Land, aus dem sie stammen, als auch in Deutschland einer Besteuerung unterliegen. Die Aufgabe von Doppelbesteuerungsabkommen ist es, eine solche doppelte Besteuerung zu verhindern. Dies geschieht entweder dadurch, dass einer der beiden beteiligten Staaten auf sein Besteuerungsrecht verzichtet und die entsprechenden Einkünfte von der Besteuerung freistellt oder dadurch, dass ein Staat den Abzug der im anderen Staat zu zahlenden Steuern von der heimischen Steuerlast gestattet..."

http://www.unternehmeredition.de/index.php?id=90

Das Thema ist sehr komplex....Vielleicht liest ein Steuerberater ja hier mit ?!?...

 

Steuerliche Situationinden USA

Einkommenssteuer

WederTektonEnergyLLC noch TektonWindsorLLC unterliegen der US Bundeseinkommenssteuer. Vielmehr werden deren Gewinne und Verluste auf Ebene der Gesellschafter (einschließlich der Deutsche Rohstoff USA, Inc.) besteuert. DieGesellschafter unterliegen im Hinblick auf Einkommen aus ihrem Gesellschaftsanteil an TektonEnergyLLC und TektonWindsorLLC grundsätzlich der US Bundeseinkommenssteuer. Die Steuersätze
betragen für Körperschaften bis zu 35% und für natürliche Personen bis zu 39,6 %.

US Quellensteuer

Die US Bundesregierung erhebt grundsätzlich eine Quellensteuer von 30% auf Zahlungen an Ausländer (sog. Foreign Persons) in diesem Sinne sind u.a. natürliche Personen, die weder über die US Staatsbürgerschaft verfügen noch in den USA ansässig sind, sowie juristische Personen und Personengesellschaften, deren Sitz außerhalb der USA liegt. Diese Quellensteuer für mögliche Zahlungen der US Töchter an DRAG entfällt nach Meinung der Emittentin aufgrund von Doppelbesteuerungsabkommen.

Steuern des Staates Colorado

Colorado erhebt eine Förderabgabe von mindestens 5% der Bruttoeinnahmen aus der Förderung von Erdöl und Erdgas, wobei Quellen, die weniger als ein spezifiziertes Mindestvolumen produzieren, von dieser Besteuerung ausgenommen sind. 87,5% der für eine im Betrieb befindliche Erdöl oderErdgasquelle bezahlten Wertsteuer(siehe sogleich unten) können auf die Förderabgabe angerechnet werden.

Die Betreiber von Erdöl und Erdgasquellen sind verpflichtet, 1% der Bruttoeinnahmen, die an die Inhaber von WorkingInterests (Beteiligungen am Gewinn und am Verlust einer Erdöl oder Erdgasquelle), RoyaltyInterests (Beteiligungen am Verlust nur mit dem investierten Kapital; beschränkte Gewinnbeteiligung), VolumetricProduction Payments (prozentuale Beteiligung an dem geförderten Erdöl/gas) und sonstiger Beteiligungen zu zahlen sind, einzubehalten und an den Staat abzuführen, ansonsten drohen die Verhängung von Geldstrafen sowie Zinszahlungen.

Ferner wird von Landkreisen, Städten, Schulbezirken und sonstigen örtlichenGebietskörperschaften eine Wertsteuer auf Grundstücke (einschließlich Erdöl
und Erdgaseigentum) sowie auf betrieblich genutztes sonstiges Eigentum erhoben. Der Wert von Erdöl und Erdgaseigentum für Zwecke der Wertsteuer wird jährlich von der Colorado Divisionof Property Taxation festgesetzt. Der tatsächliche Wert von betrieblich genutztem Erdöl und Erdgaseigentum beträgt grundsätzlich 87,5% des im letzten Jahr veräußerten Erdöls und Erdgases, wobei Verkäufe an bestimmte Regierungsbehörden nicht berücksichtigt werden. Der festgesetzte Wert beträgt normaler Weise 29% des tatsächlichen Werts. Der festgesetzte Wert wird mit dem aktuellen Steuersatz der besteuernden Gebietskörperschaften für das betreffende Jahr multipliziert, um die jährliche Wertsteuer zu ermitteln.

(s.S. 90)  

So. Habe die Tabelle jetzt korrigiert. Folgende Eckdaten:

75% Öl/Kondensatanteil, davon Faktor 0,95 zum herausrechnen des Kondensatanteiles

25% Gasanteil

8$ Transportkosten / BOE (incl. Puffer, Gutschlag sprach von ca. 7-8$$ mit "sinkender Tendenz")

20% Royalties (incl. Puffer, tats. Royalties 18,xx%)

10% Local Tax

Opex 6400 $ / Monat / Bohrung

1. Förderjahr 102.000 BOE, linear aufgeteilt auf 8500 BOE / Monat

2. Förderjahr 42.500 BOE, linear aufgetielt auf 3541 BOE / Monat

3. Förderjahr 26.000 BOE, linear aufgeteilt auf 2166 BOE / Monat

(Jahresförderraten von Archie, durch die lineare Verteilung erreiche ich ebenfalls einen Sicherheitspuffer)

Wechselkurs 1,33 $/€

73% Anteil DRAG an Tekton

5,322 Mio DRAG Aktien

Anzahl Hz-Bohrungen:

2 Stück bis einschl. kompletten November 2013

4,5 Stück ab Dezember 2013 (also +2,5)

4 neue jeden Monat ab Januar 2014 (also 8,5 produzierend im Januar), also 2 Rigs kontinuierlich bohrend, kein 3. Rig

(irgendwelche Annahmen muss man treffen, durch die "lineare" Verteilung der Jahresförderraten sollten evtl. monatliche Verzögerungen durch "Paketanschluss" von Bohrungen eines Pads einigermassen kompensiert werden. Reicht das nicht, dann sinkt das 2014er EBITDA , während das 2015er dann entsprechend um den gleichen Wert steigt.)

Verhältnis Netto/Bruttobohrungen 60/80 (Faktor 0,75)

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Die Tabelle wirft, wenn man sie zusätzlich mit den angenommenen, durchschnittlichen Energiepreisen füttert, das TEKTON EBITDA aus, d.h. Steuern, Zinsen, Abschreibungen, etc. müssen noch abgezogen werden. Da ich überall mit ordentlich Puffer gerechnet habe, kann man m.M.n. die "sonstigen Fixkosten" bei Tekton wie Verwaltungspersonal, etc. vernachlässigen, die ich für 2014 wegen der Produktionssteigerung auf max. noch 1-2$ pro BOE schätze (vgl. H1-2013 bei ca. 100.000 BOE >11$/BOE).

Alle vorher geposteten Berechnungen hole ich hiermit zurück, diese hier scheint mir am realistischten.

Dieses TEKTON EBITDA habe ich mangels detaillierter Kenntnisse der Steuersituation mit 73% Anteil auf die DRAG-Aktien verteilt und nenne es EBITDA/Aktie (DRAG).

Wieviel davon dann als EPS bei der DRAG landet weiss ich nicht, vielleicht kann jemand von Euch mit meinen Werten weiterrechnen oder Schätzungen abgeben?

Auch sagen die Zahlen nichts über den CF aus.

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Mittlerer Gaspreis: 3$ (Gaspreisanteil ist bei angenommenen Werten nicht sonderlich relevant, daher "konstant")

mittl. WTI-Preis              EBITDA/Aktie DRAG 2014     EBITDA/Aktie DRAG 2015

60$                                   5,87€                                         9,33€

70$                                   6,96€                                        11,09€

80$                                   8,06€                                        12,85€

90$                                   9,16€                                        14,61€

100$                                10,26€                                      16,37€

110$                                11,35€                                      18,13€

Ende 2015 hätte man dann ca. 100,5 produzierende (Brutto-)Bohrungen. Momentan sind ca. 90 Bruttobohrungen genehmigt, weitere Genehmigungen laufen.

DRAG selbst wird m.M.n. in 2013 noch Einnahmen aus WCM sowie evtl. IPO SES haben, in 2014 aus WCM, Rhein Petroleum, IPO TIN International, sowie in einem der beiden Jahre aus dem Verkauf Devonian Metals.

 Und für den Fall, dass es hier mal juristisch zugeht: Nur meine  Meinungen, keine Garantie für die Richtigkeit, keine  Handlungsempfehlung.

Schönes Wochenende.

 

 

 

Kurze Plausi-Frage zur produzierten Mai-Menge:

Wenn ich mir die Produktionsmenge unter Cogis anschaue, wurden im Mai 32.180 BoE produziert. Ziehe ich davon den Wert der V-Bohrungen (Ansatz Vormonat 3.832 BoE) ab, teile das dann durch 2 Bohrungen und teile das dann nochmal durch 31 Tage im Mai komme ich auf eine Produktion von 457 BoE  pro Tag pro Bohrung für Mai.


In der Pressemitteilung werden für Mai 1.228 BoE also 614 BoE pro Tag pro Bohrung angegeben.

Kann jemand die Differenz erklären ?

 

Vermutlich haben die Bohrungen nicht den kompletten Mai durchproduziert, zB nicht ab dem 01.05. . Ist aber nur eine Vermutung.  

Die DRAG sprach von 1228 BOE und nicht von Barrel Öl/Kondensat. Du musst schon auch noch das Gas dazurechnen und dir außerdem die Mühe machen, die tatsächliche Produktion der vertikalen Bohrungen auszurechnen.

 

"Die beiden Bohrungen produzierten im Mai zusammen 1.228 Barrel Ölequivalent (BoE) pro Tag und im Juni 1.065 BoE pro Tag."

http://www.rohstoff.de/2013/08/13/...nis-und-setzt-bohrprogramm-fort/

 

Archie hat recht. Auch das Gas wird auf BOE umgerechnet. Der Anteil von Öl/Kondensaten/Gas variiert. Um es energetisch vergleichbar zu haben werden die einzelnen Energieträger in Boe angegeben.

Ginge es nur um Öl, wäre die Angabe "Barrel" und nicht BOE.  

Sag ich doch

 

Um das Gas in BOE umzurechnen, teile den Cogis-Wert durh 5,6. Dann sollte es passen.  

Hallo Archie,

danke für deine Berechnungen. Eine Nachfrage.

 

Zitat:  Das Verhalten der Bohrungen korrelliert fast 1:1 mit den ersten 9   Anadarko-Bohrungen. Unter der Annahme, dass das so bleibt, wird der   Payback nach 10-10,5 Monaten erreicht, also im März 2014.

 

Mit welchem WTI-Preis als Grundlage hast du gerechnet? Im Mai waren es im Schnitt ca. 95 USD, Juni leicht drüber, ab Juli liegen wir schon bei ca. 103, August 105 USD.

Und dann noch an alle, vielen Dank. Ihr fahrt ja Sonderschichten hier, ein Wahnsinn. :-)

Gruß und schönen Sonntag

 

Hab die Berechnung leider nicht mehr vorliegen. Ging aber davon aus, dass bereits im Mai 80% der Produktion gehedget wurde. Also ein realisierter Preis von ca $90-92 pro Barrel (Hedge-Top von 100 - Transpost-/Kondensatabschlag). Ist aber alles mit viel wenn und aber. Eine genauere Einschätzung einer Bohrung lässt sich erst nach dem 4. Produktionsmonat erstellen.

Bei aller Euphorie über den WTI-Kurs sollte man nicht vergessen, dass WTI in extremer Backwardationen verharrt. WTI-Future für 08/14 steht bei $96,10

 

Na ja, ob hier WTI-Euphorie herrscht weiss ich nicht. Aber Tatsache ist nun mal, dass er nun schon wochenlang teilweise deutlich über 100 liegt. Das haben wir zumindest teilweise, bzw. in Form der Hedge-Obergrenze im Sack. Und 96.- $ in 08/14 fände ich nicht so schlecht. Und da der WTI- bzw. Ölpreis von mehr Faktoren abhängig ist als andere Rohstoffe, ist das auch noch nicht sicher, ob der Preis da liegen wird. Eine ernsthafte Tendenz ist es aber allemal, ganz klar.

Kann man eigentlich noch prüfen, wo 08/12 der WTI-Future für 08/13 stand? Stand der über 100$?

Ich kann mir aber auch einen weiteren Vorteil des aktuell hohen WTI-Kurses vorstellen. Etwa im November werden doch vermutlich die nächsten 2,5 Bohrungen über "costless collars" abgesichert. Je höher zu dem Zeitpunkt der Kurs ist, desto höher müssten doch eigentlich Ober- und Untergrenze liegen, um "costless" zu sein, oder? Umgekehrt natürlich auch.

Wenn im November im Nahen Osten Ruhe eingekehrt sein sollte und sich die US-Lagerbestände wieder kontinuierlich erhöhen sollten, dann kann ich mir auch wieder einen niedrigeren WTI-Preis vorstellen.  

http://tecson.de/historische-oelpreise.html 

Quelle: tecson.de

Interessante Grafik, über die mittlere Preisentwicklung von Rohöl seit 1965. Man kann ort gut sehen, dass der 2008er Krisenknick ausgebügelt ist und der historische Aufwärtstrend ungebrochen ist.

Hier der dazugehörige, erläuternde Text:

"Die markierten Stützpunkte des Kurvenverlaufs sind der für jedes einzelne Jahr gemittelte Jahresdurchschnittspreis für Rohöl auf dem Weltmarkt.
Als Datenbasis wurde das von der IEA (International Energy Agency), von der EIA (Energy Information Administration) und von der OPEC veröffentlichte Zahlenmaterial herangezogen.
Ab dem Jahr 1975 sind die Rotterdamer Spotmarkt-Preise für Nordseeöl (North Sea Brent Crude) mit besonderer Gewichtung eingerechnet. Seit den 80er Jahren ist neben der US-Sorte WTI die Rohölsorte BRENT die Leit- und Referenzsorte für die Rohöl-Weltmarktpreise
Wegen gewisser Stättigung des US-Ölmarktes, eingetreten durch in den letzten Jahren sehr erfolgreiche Ölförderung aus Ölschiefervorkommen, agiert WTI Light Crude mit rund 20 $/b niedrigeren Börsenbewertungen als BRENT. Damit notieren die WTI-Kontrakte erheblich unter dem globalen Rohöl-Mittelpreis und der Ölweltmarkt orientiert sich derzeit mehr am Preis der BRENT-Sorte.
Für 2012 wurde ein mittlerer Weltmarktpreis von 107 US-Dollar je Barrel errechnet. Das ist bis auf Differenzen in den Nachkommastellen der gleiche Preis wie in 2011. Nimmt man allerdings für 2012 den US-Ölmarkt heraus, so war für den Rest der Welt 2012 das teuerste Öljahr.
In 2010 lag das Jahrespreismittel noch bei 80 Dollar/b und in 2009 bei 62 US-Dollar/Barrel. Folglich waren 2011 und 2012 die mit Abstand teuersten Öljahre in der Geschichte!"  

"Die Öl- und Gastochter der Deutsche Rohstoff, Tekton Energy, gab heute bekannt, dass die beiden ersten Horizontalbohrungen im Mai durchschnittlich zusammen 1.228 Barrel Öläquivalent (BOE) pro Tag gefördert haben, basierend auf 30 Produktionstagen. Tekton ist an diesen beiden Bohrungen zu 86,5% beteiligt."  (aus PM vom 03.06.2013)

Entsprechen die Cogis-Mengen dem Tecton-Anteil von 86,5% ?

 

Zur Info.

Vom Hessischen Rundfunk ein Text-, Film- und Radiobeitrag zum Start der Bohrung, Wenn alles klappt, könnte dort 10 Jahre gefördert werden. 1 Million Tonnen Öl ...  :-)

www.hr-online.de/website/rubriken/nachrichten/indexhessen34938.jsp

Gruß Woodcutter

 

News am Rande, die vielleicht die Aussichten für Devonian Metals anhebt.

www.wallstreet-online.de/nachricht/...rbs-blei-hoffnung-rohstoffmarkt

Gruß Woodcutter

 

PS: zu Rhein Petroleum

www.1730live.de/aktuell.html

runter scrollen bis zum 29.08. Titel Ölbohrungen in Hessen

 

Link für Scrollfaule ;-)
http://www.1730live.de/aktuell/neu/news-details/...gen-in-hessen.html  

Erhard Renz (Grüne) bemängelte, dass der Bürger bei dem ganzen Projekt gar nicht gefragt wurde. Er selbst ist Verfechter von Erneuerbaren Energien, und das Thema Erdöl war ein gefundenes Fressen für den Grünen. „Ich werde das Projekt mit allem, was ich habe, bekämpfen“, drohte Renz, „Sie werden von mir hören.“


http://www.buerstaedter-zeitung.de/region/buerstadt/13397010.htm

 

@Nano: Nein, die Cogis-Mengen entsprechen 100%.  

@Coin: Danke! Wie hast du die Abschreibungen in deiner Berechnung berücksichtigt ?  

Noch gar nicht. Es geht  ja um das EBITDA, also vor Abschreibungen, etc. Grundsätzlich scheint es so zu sein, dass die Bohrkosten in Relation jährliche Fördermenge/Gesamtreserve abgeschrieben werden können.

Ganz wichtig: das EBITDA ist NICHT das Ergebnis pro Aktie! Mir ist unklar, wieviel davon dann als Ergebnis pro DRAG Aktie bleiben. Wäre hier für Hinweise dankbar.

 

Zum Verständnis des Hedgings:

Für das Hedging ist nicht entscheidend, wo aktuell WTI steht, sondern wo der Future für den Monat, den du absichern möchtest, steht.

Natürlich  hat der aktuelle Kurs Einfluss auf die folgenden Futures, aber eben  nicht 1:1. Je weiter ein Future in der Zukunft liegt, desto weniger wird  er vom aktuellen Kurs bewegt.

Finden tust du Futures wie auch Charts hier: www.cmegroup.com/trading/energy/crude-oil/light-sweet-crude.html

 

 

Einige Anmerkungen dazu:

So. Habe die Tabelle jetzt korrigiert. Folgende Eckdaten:

75% Öl/Kondensatanteil, davon Faktor 0,95 zum herausrechnen des Kondensatanteiles

25% Gasanteil

8$ Transportkosten / BOE (incl. Puffer, Gutschlag sprach von ca. 7-8$$ mit "sinkender Tendenz")

20% Royalties (incl. Puffer, tats. Royalties 18,xx%)

10% Local Tax

Opex 6400 $ / Monat / Bohrung

Jetzt bist du arg konservativ. Realistischer dürfte

BOE = 0,75 * WTI * 0,95(Kondensatabschlag) + 0,25 * 5,6 * Gaspreis * 1,25(BTU-Aufschlag) - 5(Transportkosten)

sein.

Die Royalties betragen laut Anleiheprospekt 18,75%. Und da das 3/16 sind, für mich sehr plausibel. Die Amis lieben x/16. Bis 2000 wurden auch Aktien so gehandelt, erst danach wurde auf Cent umgestellt.

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Die Tabelle wirft, wenn man sie zusätzlich mit den angenommenen, durchschnittlichen Energiepreisen füttert, das TEKTON EBITDA  aus, d.h. Steuern, Zinsen, Abschreibungen, etc. müssen noch abgezogen  werden. Da ich überall mit ordentlich Puffer gerechnet habe, kann man  m.M.n. die "sonstigen Fixkosten" bei Tekton wie  Verwaltungspersonal, etc. vernachlässigen, die ich für 2014 wegen der  Produktionssteigerung auf max. noch 1-2$ pro BOE schätze (vgl. H1-2013  bei ca. 100.000 BOE >11$/BOE).

In den Kosten von $1,1 Mio im 1HJ waren die lokalen Steuern von ca. $410.000 enthalten, geschätzte Opex von $100.000 - $150.000 und ca. $500.000-$600.000 von allgemeinen Verwaltungsaufwendungen.

Dieses TEKTON EBITDA habe  ich mangels detaillierter Kenntnisse der Steuersituation mit 73% Anteil  auf die DRAG-Aktien verteilt und nenne es EBITDA/Aktie (DRAG).

Ob die Steuern nun 30% oder 35% betragen, ist vorerst nur ein rein bilanzieller Aspekt. Effektiv fallen keine Gewinnsteuern an, solange nicht die Investitionen wieder eingespielt sind. In der Gewinn und Verlustrechnung werden zwar Steuern ausgewiesen, in der Bilanz führen diese jedoch nicht zu einer Verringerung des Cashbestands, sondern zu einer Vergrößerung der latenten Steuern auf der Passivseite.

Einfach ausgedrückt: Für das Finanzamt gibt es bis zum Payback keine Gewinne, nach dem Payback aber keine Abschreibungen mehr.

Dem Aktionär werden GAAP -konform von Anfang an Gewinne und Abschreibungen in Höhe von Bohrkosten * geförderte BOE/EUR präsentiert.

Die Zinsen von €52 Mio * 8% sind natürlich zu berücksichtigen.

Verwaltungsaufwendungen von $1-2/BOE halte ich für realistisch.

 

 

 

 

Wir sind hier nicht mehr auf der zugehörigen Seite der DRAG verlinkt. Dies liegt vermutlich daran, dass Beitrag #1 dieses Threads in Summe mit -1 und somit der ganze Thread als "negativ" eingestuft wird.

Ändern kann sich dies erst, wenn durch positive Bewertungen von Beitrag #1 der Thread wieder "positiv" wird. Dies würde dann auf Dauer auch zu mehr Aufmerksamkeit, Lesern und Mitschreibern führen.

Hier kann jeder, dem dieser Thread wichtig/positiv erscheint also durch entsprechendes Handeln seinen Beitrag leisten.

Danke