Deutsche Rohstoff hat 2025 im Schnitt rund 13.600 BOE/Tag bzw. 8.800 Barrel Öl/Tag produziert. Unterm Strich ging die Förderung um rund 8% zurück – fast ausschließlich wegen niedrigerer Gasförderung, während Öl das Vorjahresniveau hielt.
Bemerkenswert: Der Ölanteil an der Produktion stieg auf rund 65% (Vorjahr: 60%). Das hilft in einem Umfeld, in dem Öl für viele Betreiber die wichtigere Cashflow-Säule ist. Der durchschnittliche WTI-Preis lag 2025 bei 65,4 USD/Barrel.
Chinook-Pad als Rückenwind: 150.000 Barrel Öl je Bohrung nach acht Monaten
Das operative Highlight sind die Bohrungen vom Chinook-Pad: Die ersten vier Bohrungen, die Ende Q2 2025 in Produktion gingen, lieferten nach rund acht Monaten im Schnitt etwa 150.000 Barrel Öl pro Bohrung – deutlich über den ursprünglichen Erwartungen.
Das ist für Anleger der entscheidende Punkt: Gute Bohrresultate sind im US-Shale die Währung, mit der sich Reserven, Cashflows und Bewertungen bewegen. Wenn diese Performance hält, stärkt das die Argumentation für weitere Investitionen – selbst bei moderateren Ölpreisen.
2026: Zwei Programme im Powder River Basin – plus Diversifikation nach Ohio
Für 2026 plant das Unternehmen „diszipliniert“ weiterzuinvestieren. CEO Jan-Philipp Weitz sagt:
„Wir werden auch im Jahr 2026 diszipliniert Investitionen tätigen …“ und betont die Flexibilität, kurzfristig nachzusteuern.
1876 Resources: Start Ende Februar mit vier Niobrara-Bohrungen
Ende Februar soll ein Bohrgerät im östlichen Teil der Flächen im Powder River Basin anlaufen: Zunächst sind vier Niobrara-Bohrungen geplant. Wichtig fürs Modell: Die Kosten sollen an die 2025 stark reduzierten ~9 Mio. USD je Bohrung anknüpfen – laut Mitteilung attraktiv auch bei niedrigeren Ölpreisen.
Salt Creek: 9 Bohrungen fertig abgeteuft – Produktion im Sommer erwartet
Im Joint Venture wurden die geplanten neun Bohrungen bereits bis Ende Januar 2026 abgeteuft. Fertigstellung im Frühjahr, Produktionsstart im Sommer – Investitionsvolumen ~40 Mio. USD. Parallel prüft Salt Creek weitere „non-operated“ Transaktionen.
Bright Rock Energy: 4.000 Acre in Ohio – Position in Utica/Point Pleasant wird aufgebaut
Zusätzlich baut Deutsche Rohstoff über Bright Rock eine neue Säule in Ohio auf: Über Transaktionen (inkl. Closing einer größeren Transaktion von ~8 Mio. USD) wurden rund 4.000 Acre an Förderrechten/Mineral Rights erworben. 2026 soll die Position weiter wachsen.
Einordnung: Das ist ein klassischer Schritt vieler Nebenwerte – Kerngebiet stärken (Powder River) und parallel optionale Wachstumsflächen aufbauen (Ohio), um nicht nur an einem Play zu hängen.
Bohrmix & Formationen: Niobrara stark, Mowry stabilisiert sich
Auf den westlichen Flächen hat Deutsche Rohstoff Ende 2025 erstmals mehrere Bohrungen aus einem Pad in verschiedene Formationen niedergebracht: 3x Niobrara und 3x Mowry. Die Mowry-Bohrungen hatten nach Start Mitte November zunächst einen langsameren Ramp-up als erwartet, konnten anschließend aber zulegen und stabilisieren – laut Mitteilung „sehr zufriedenstellend“. Die Niobrara-Bohrungen entwickeln sich „sehr stark“ und liegen trotz höherer Bohrdichte nahe der Ergebnisse der extrem ergiebigen „Buster“-Bohrung aus 2021.
Für Investoren ist das wichtig, weil höhere Bohrdichten oft das Risiko bergen, dass sich Bohrungen gegenseitig „stören“. Wenn die Profile trotzdem passen, steigt der Wert der Flächen.
Hedges: Schutz nach unten, Luft nach oben
Trotz zuletzt etwas geringerer Hedge-Quote (wegen niedriger Ölpreise und solider Finanzlage) sind die Umsätze teilweise abgesichert:
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2026: rund 30% der bestehenden Produktion gehedged
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2027: rund 20%
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Gesamt abgesichertes Volumen: ~800.000 Barrel
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Davon etwa 50% über Swaps zu 66 USD/Barrel
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Rund 35% über Put-Optionen bei 50 USD/Barrel
Das Setup ist für Anleger grundsätzlich attraktiv: Puts sichern bei einem Preissturz, lassen aber bei steigenden Preisen noch Upside.
Was heißt das für die Aktie?
Bull-Argumente:
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Bohrresultate (Chinook) deutlich über Erwartung → potenzieller Werthebel
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2026er Programm mit klaren Meilensteinen (Sommer-Produktion Salt Creek, Start 1876 Ende Februar)
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Hedges geben Planungssicherheit
Risiken:
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Ölpreis bleibt der dominante Treiber (Cashflow, Investitionstempo, Bewertung)
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Operative Ausführung (Timing, Kosten, Ramp-ups – gerade bei neuen Pads/Formationen)
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„Weiche“ Faktoren: Service-Kapazitäten, Lieferketten, Genehmigungen im US-Markt
