Black Stone Minerals, L.P. (BSM): SWOT-Analyse [Aktualisierung Nov. 2025]

Sie suchen nach einer klaren, sachlichen Einschätzung von Black Stone Minerals, L.P. (BSM) und müssen ehrlich gesagt sehen, wo der Cashflow verankert ist und was ihn aus der Fassung bringen könnte. Als Eigentümer von Mineralien und Lizenzgebühren ist ihr Modell wunderbar einfach, birgt jedoch spezifische, definitiv nicht verhandelbare Risiken. Hier ist die kurze Karte ihrer Position Ende 2025, die zeigt, wie sich ihre riesige Vermögensbasis nähert 25 Millionen Brutto-Morgen, projiziert in der Nähe $1.60 die jährliche Verteilung, kämpft jedoch ständig mit der Volatilität der Erdgaspreise und der fehlenden operativen Kontrolle.

Black Stone Minerals, L.P. (BSM) – SWOT-Analyse: Stärken

Riesige Mineral- und Lizenzgebührenbasis steht vor der Tür 25 Millionen Brutto-Morgen.

Black Stone Minerals, L.P. (BSM) verfügt über eine der größten Mineralien- und Lizenzgebührenbasis in den Vereinigten Staaten, eine grundlegende Stärke, die für Wettbewerber nahezu unmöglich zu reproduzieren ist. Dieser enorme Umfang sorgt für eine konsistente, langlebige Einnahmequelle über mehrere Rohstoffe und geologische Formationen hinweg.

Zum 30. Juni 2025 näherte sich die gesamte Bruttomineral- und Lizenzfläche des Unternehmens der Marke an 25 Millionen Acres, einschließlich Mineralbeteiligungen, nicht teilnehmender Lizenzgebührenbeteiligungen (NPRIs) und übergeordneter Lizenzgebührenbeteiligungen (ORRIs). Dieser Fußabdruck erstreckt sich über 40 Bundesstaaten und mehr als 60 produktive Einzugsgebiete. Diese schiere Größe verschafft Black Stone Minerals einen strategischen Vorteil und ermöglicht es ihm, die Entwicklungsaktivitäten in den Lower 48 zu erfassen, unabhängig davon, auf welches spezifische Gebiet sich die Branche derzeit konzentriert.

Margenstarkes Geschäftsmodell; Die Betriebskosten sind minimal und steigern den Cashflow.

Das Kerngeschäftsmodell konzentriert sich auf den Besitz von Mineral- und Lizenzbeteiligungen, bei denen es sich um nicht kostentragende Vermögenswerte handelt, was bedeutet, dass Black Stone Minerals nicht für Bohrungen, Fertigstellung oder laufende Betriebskosten (OpEx) aufkommt. Diese Struktur schafft von Natur aus einen margenstarken und kapitaleffizienten Betrieb.

Im dritten Quartal 2025 zeigte das Unternehmen robuste Rentabilitätskennzahlen mit einer Bruttomarge von 78,43 % und einer Betriebsmarge von 63,38 %. Hier ist die schnelle Rechnung: Da das Unternehmen Lizenzgebühren besitzt, sind seine Hauptkosten allgemeine Verwaltungs- (G&A) und Produktionssteuern, nicht die hohen Kapitalaufwendungen oder Leasing-Betriebskosten traditioneller Explorations- und Produktionsunternehmen (E&P). Diese minimale OpEx-Struktur führt direkt dazu, dass ein hoher Prozentsatz des Umsatzes direkt in den ausschüttbaren Cashflow (DCF) fließt.

Starker Fokus auf Erdgas, profitiert von der steigenden LNG-Exportnachfrage.

Black Stone Minerals ist strategisch positioniert, um von der wachsenden weltweiten Nachfrage nach Flüssigerdgas (LNG) zu profitieren, insbesondere mit seinem konzentrierten Vorkommen in den Schiefergebieten Haynesville/Bossier.

Die Produktion des Unternehmens profile ist stark auf Erdgas ausgerichtet, das im dritten Quartal 2025 73 % des gesamten gemeldeten Produktionsvolumens ausmachte. Das Management verfolgt aktiv Entwicklungsvereinbarungen im erweiterten Shelby Trough-Gebiet – einem wichtigen Teil des Haynesville-Projekts –, um das zukünftige Erdgaswachstum voranzutreiben. Die Nähe dieser Vermögenswerte zu den LNG-Exportanlagen an der Golfküste bietet einen klaren, langfristigen Markt für sein Gas, der zur Stabilisierung und Steigerung des Cashflows beitragen dürfte, wenn neue LNG-Projekte ans Netz gehen.

Stabile, gut abgedeckte jährliche Verteilung pro Einheit, in der Nähe projiziert $1.60 für 2025.

Für die Anteilinhaber sind Stabilität und Abdeckung der vierteljährlichen Barausschüttung von größter Bedeutung. Black Stone Minerals hat eine konservative Finanzpolitik beibehalten profile, die ihre Vertriebspolitik unterstützt.

Der ausschüttungsfähige Cashflow (DCF) des Unternehmens für 2025 wird von Analysten auf etwa 1,63 US-Dollar pro Einheit prognostiziert. Diese Prognose bietet eine starke Abdeckung für die aktuell angegebene jährliche Ausschüttung von 1,20 USD pro Stammeinheit (basierend auf der für Q2 und Q3 2025 angegebenen Ausschüttung von 0,30 USD pro Einheit). Die Ausschüttungsdeckungsquote für das dritte Quartal 2025 betrug 1,21x, was bedeutet, dass das Unternehmen 21 % mehr Barmittel erwirtschaftete, als es an Ausschüttungen auszahlte, was eine Reinvestition oder einen Schuldenabbau ermöglichte. Das ist auf jeden Fall ein solider Puffer.

Diversifizierte Präsenz in wichtigen Becken wie Haynesville, Perm und Bakken.

Während das Unternehmen einen starken Fokus auf Gas hat, verringert seine Diversifizierung über große US-Produktionsbecken das Risiko eines einzelnen Beckens und ermöglicht ein Engagement gegenüber Öl- und Gaspreiszyklen. Diese Strategie sorgt für eine stabilere Produktionsbasis.

Die Vermögensbasis wird von großen Betreibern in mehreren Regionen mit hohem Interesse aktiv ausgebaut. Diese Diversifizierung ist eine wichtige Säule ihrer langfristigen Stabilität und Wachstumsaussichten.

• Haynesville/Bossier: Ungefähr 662.000 Brutto-Morgen, der primäre Gaswachstumsmotor.
• Permbecken: Ungefähr 632.000 Brutto-Morgen, die als strategische Ölabsicherung und Cashflow-Stabilisator dient.
• Williston Basin (Bakken/Three Forks): Ungefähr 500.000 Brutto-Morgen, wodurch eine zusätzliche Ölexposition gewährleistet wird.

Diese Streuung stellt sicher, dass die Entwicklungsaktivität in einem Becken, wie das hochwertige Öl im Perm, vorübergehende Verlangsamungen im auf Gas konzentrierten Haynesville ausgleichen kann oder umgekehrt.

Black Stone Minerals, L.P. (BSM) – SWOT-Analyse: Schwächen

Keine betriebliche Kontrolle; Beim Bohren und Fördern ist das Unternehmen vollständig auf Drittbetreiber angewiesen.

Der Kern des Lizenzgebühren-Geschäftsmodells von Black Stone Minerals ist seine größte betriebliche Schwäche: Das Unternehmen hat praktisch keine Kontrolle über das Tempo oder den Ort der Bohraktivitäten. Als Eigentümer von Mineralien und Lizenzgebühren ist das Unternehmen bei der Durchführung seiner Bohrprogramme vollständig auf Drittbetreiber wie Aethon Energy und Revenant Energy angewiesen.

Diese Abhängigkeit bedeutet, dass die Produktion den Kapitalallokationsentscheidungen anderer unterliegt. Beispielsweise entfielen im ersten Quartal 2025 96 % der Gesamtproduktion auf Mineral- und Lizenzgebührenmengen, während die Working-Interest-Produktion – der Anteil, über den Black Stone Minerals eine gewisse Kontrolle hat – nur 1,3 MBoe/Tag betrug. Das Unternehmen hat sogar die strategische Entscheidung getroffen, seine Working-Interest-Beteiligung auszulagern (auf einen Dritten zu übertragen), wodurch sein direkter operativer Einfluss weiter reduziert wird. Wenn Betreiber ihre Aktivitäten verzögern, leidet die Produktion von Black Stone Minerals, wie man sieht, als die Prognose für die Gesamtproduktion im Jahr 2025 von ursprünglich 38 MBoe/Tag auf 41 MBoe/Tag auf einen Bereich von 33 MBoe/Tag bis 35 MBoe/Tag gesenkt wurde, was auf „verzögerte Steigerungen der erdgasgewichteten Aktivität“ zurückzuführen ist.

• Die Produktion ist eine Funktion des Betreiberkapitals, nicht der BSM-Strategie.
• Die Working-Interest-Produktion betrug im dritten Quartal 2025 nur 1,6 MBoe/Tag.
• Verzögerungen bei den Betreibern führten zur Mitte der Produktionsprognose für 2025 zu einer Kürzung um 13,5 %.

Aufgrund der Konzentration im Haynesville-Becken ist das Unternehmen stark der Volatilität der Erdgaspreise ausgesetzt.

Obwohl Black Stone Minerals über ein vielfältiges Portfolio verfügt, ist der Produktionsmix stark auf Erdgas ausgerichtet, was das Unternehmen erheblichen Preisschwankungen aussetzt. Im dritten Quartal 2025 betrug die Gesamtproduktion durchschnittlich 73 % Erdgas. Diese Konzentration hängt mit den hochinteressanten Flächen im Haynesville/Bossier-Gebiet und im Shelby Trough zusammen.

Hier ist die schnelle Rechnung: Ein starker Rückgang der Erdgaspreise kann sich selbst bei Absicherung (Derivatinstrumente) sofort auf Umsatz und Cashflow auswirken. Die Marktvolatilität führte im ersten Quartal 2025 zu einem erheblichen Verlust von 56,0 Millionen US-Dollar bei Rohstoffderivaten, einschließlich eines Verlusts von 3,6 Millionen US-Dollar aus realisierten Abwicklungen. Diese Volatilität trug sogar zu einem Rückgang der vierteljährlichen Ausschüttung auf 0,30 US-Dollar pro Einheit im zweiten Quartal 2025 bei, verglichen mit 0,375 US-Dollar pro Einheit im ersten Quartal 2025, was auf einen „langsamer als erwarteten Anstieg der Erdgasproduktion, insbesondere im Haynesville/Bossier-Projekt“ zurückzuführen ist.

Die Komplexität der Struktur einer Master Limited Partnership (MLP) kann einige institutionelle Anleger abschrecken.

Die Master Limited Partnership (MLP)-Struktur bietet zwar für einige Anleger steuerliche Vorteile, stellt jedoch für viele große institutionelle Fonds und Privatanleger eine erhebliche Hürde dar. Diese Struktur erfordert, dass Anteilsinhaber einen Anhang K-1 einreichen, ein zusätzliches Steuerformular, das die persönliche und institutionelle Steuererklärung erschwert.

Diese Komplexität wirkt eindeutig abschreckend, schränkt den Pool potenzieller Investoren ein und führt im Vergleich zu einer traditionellen C-Corp-Struktur häufig zu einer geringeren institutionellen Beteiligung. Im September 2025 betrug der institutionelle Besitz von Black Stone Minerals, L.P. nur 6,39 % der gesamten ausstehenden Aktien, wobei der Gesamtwert der institutionellen Beteiligungen 98.755.065 US-Dollar betrug. Schlimmer noch, diese Anlegerklasse reduzierte ihre Bestände im 13F-Zyklus, der im September 2025 endete, im Quartalsvergleich um 281,54.000 Aktien, was einen anhaltenden, definitiv negativen Trend zeigt.

Begrenztes organisches Wachstum außerhalb der betreibergesteuerten Aktivitäten auf bestehenden Flächen.

Da das Mineral- und Lizenzgebührenmodell des Unternehmens nicht kostentragend ist, ist echtes organisches Wachstum – Wachstum durch selbstfinanzierte Bohrungen und Erschließungen – von Natur aus begrenzt. Der primäre Wachstumsmotor ist die Verpachtung von Flächen und der Abschluss von Entwicklungsvereinbarungen mit Betreibern, was immer noch ein Risiko Dritter darstellt.

Das Eigenkapital des Unternehmens ist größtenteils für den Erwerb neuer Mineralbeteiligungen und nicht für Bohrungen bestimmt. Im dritten Quartal 2025 gab Black Stone Minerals 193,2 Millionen US-Dollar für neue Mineralbeteiligungen aus. Dadurch wird zwar die Lizenzbasis erweitert, das tatsächliche Produktionswachstum hängt jedoch vollständig davon ab, dass die Betreiber ihre Verpflichtungen erfüllen, wie beispielsweise die Vereinbarung mit Revenant Energy, die ab 2026 mindestens sechs Bohrungen pro Jahr vorsieht und bis 2030 auf 25 Bohrungen pro Jahr ansteigt. Die gesenkte Produktionsprognose für 2025 ist eine direkte Folge dieser Abhängigkeit und beweist, dass Wachstum kein garantiertes Ergebnis ihres eigenen Kapitaleinsatzes ist.

Black Stone Minerals, L.P. (BSM) – SWOT-Analyse: Chancen

Strategische Akquisitionen kleinerer Mineralportfolios in Kernbecken zur sofortigen Steigerung des Cashflows.

Sie können erkennen, dass Black Stone Minerals, L.P. (BSM) den bewussten Fokus auf Akquisitionen als primären Motor für die kurz- und langfristige Wertschöpfung sieht. Hier geht es nicht um massive, riskante Unternehmensfusionen; Es handelt sich um ein gezieltes Basisprogramm zur Konsolidierung des fragmentierten Mineralien- und Lizenzgebührensektors.

Die Zahlen zeigen, dass diese Strategie in vollem Gange ist. Von September 2023 bis Ende Oktober 2025 hat BSM Mineralien und Lizenzgebühren im Wert von 193,2 Millionen US-Dollar erworben, wobei 20,3 Millionen US-Dollar davon allein im dritten Quartal 2025 getätigt wurden. Dieser Kapitaleinsatz ist von strategischer Bedeutung und konzentriert sich hauptsächlich auf das expandierende Gebiet Shelby Trough, das ein wichtiger Erdgasstandort ist. Das Ziel ist einfach: Kaufen Sie hochwertige, kostengünstige Vermögenswerte, die den Betreibern schnell zur Entwicklung angeboten werden können, und wandeln Sie ruhende Vermögenswerte in sofortigen Cashflow aus Lizenzgebühren um. Dies ist eine intelligente und risikoarme Möglichkeit, die Produktion zu steigern, ohne Bohrrisiken einzugehen.

Erhöhte Entwicklungsaktivitäten im Haynesville/Bossier-Schiefer, angetrieben durch neue LNG-Exportkapazität.

Der größte Rückenwind für BSM ist der massive Ausbau der Exportkapazitäten für Flüssigerdgas (LNG) entlang der US-Golfküste. Das Haynesville/Bossier-Schiefergebiet, in dem BSM über beträchtliche Flächen verfügt, ist das diesen neuen Terminals am nächsten gelegene große Gasbecken und positioniert das Unternehmen perfekt als primären Gaslieferanten.

Hier ist die kurze Berechnung der Gelegenheit:

• Die LNG-Verflüssigungskapazität in den USA beträgt derzeit etwa 17,5 Bcf/Tag, weitere 15 Bcf/Tag sind im Bau.
• Innerhalb eines 300-Meilen-Radius der BSM-Anlagen in Haynesville befinden sich über 12 Bcf/d an neuem LNG-Bedarf im Bau und werden voraussichtlich bis 2030 in Betrieb sein.

Die US-Energieinformationsbehörde (EIA) prognostiziert, dass die Produktion in Haynesville im Jahr 2025 15,2 Bcf/Tag erreichen und im Jahr 2026 auf 15,6 Bcf/Tag steigen wird. Diese steigende Nachfrage bietet einen direkten Anreiz für die Betreiber von BSM. Beispielsweise beginnt das Revenant Energy Development Agreement für 270.000 Brutto-Acres im Shelby Trough mit mindestens sechs Bohrlöchern im Jahr 2026 und steigert sich bis 2030 auf mindestens 25 Bohrlöcher pro Jahr, was die Nettobohrlochentwicklung von BSM erheblich steigern wird.

Um dies zu unterstützen, wird auch eine neue Infrastruktur online gestellt. Das Louisiana Energy Gateway (LEG)-Projekt von Williams, das 1,8 Milliarden Kubikfuß pro Tag Haynesville-Gas an die Golfküste transportieren wird, soll in der zweiten Hälfte des Jahres 2025 in Betrieb gehen. Das ist eine enorme Kapazitätssteigerung genau dort, wo BSM sie braucht.

Potenzial zur Monetarisierung nicht produzierender Anbauflächen durch Projekte zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CCS).

Während BSM ein Energieunternehmen ist, bietet seine Vermögensbasis – über 20 Millionen Acres an Mineralien und Lizenzgebühren – eine bedeutende Chance zur Monetarisierung außerhalb von Kohlenwasserstoffen im Bereich der Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (Carbon Capture and Storage, CCS). Als Mineraleigentümer kontrolliert BSM häufig den Porenraum (die unterirdischen Gesteinsformationen, die für die CO2-Speicherung geeignet sind) auf einem großen Teil seiner nicht produzierenden Anbaufläche, insbesondere in der Golfküstenregion.

Dies ist ein latentes Wertversprechen. Die 45Q-Steuergutschrift der Bundesregierung, die einen finanziellen Anreiz für die CO2-Sequestrierung bietet, macht dies zu einer attraktiven neuen Einnahmequelle für Porenraumbesitzer. Obwohl BSM kein konkretes CCS-Projekt öffentlich angekündigt hat, verfügt das Unternehmen aufgrund seiner Strategie, hauptsächlich nicht produzierende Flächen zu erwerben, die sich seit Ende 2023 auf insgesamt 193,2 Millionen US-Dollar belaufen, über einen riesigen Bestand an potenziellen Speicherstandorten. Das Unternehmen kann diesen tiefen Porenraum unter der Oberfläche an Industriepartner vermieten, die Kohlenstoff binden möchten, und so im Wesentlichen eine neue, nicht kostendeckende Lizenzgebühr für eine Nicht-Kohlenwasserstoff-Ressource schaffen.

Konsolidierung des fragmentierten Mineralien- und Lizenzgebührensektors, wodurch der Größenvorteil von BSM erhöht wird.

BSM ist bereits der größte börsennotierte reine Mineralien- und Lizenzgebühreneigentümer in den Vereinigten Staaten mit einer unübertroffenen Fläche von über 20 Millionen Acres. Der Sektor ist stark fragmentiert und verfügt über unzählige kleine, private Mineralienbesitzer. Diese Fragmentierung ist der Wettbewerbsvorteil von BSM.

Das konsequente Akquisitionsprogramm des Unternehmens, das sich in den Akquisitionen in Höhe von 193,2 Millionen US-Dollar seit September 2023 zeigt, ermöglicht es ihm, kleinere Portfolios systematisch aufzubauen. Dies erhöht die Größe von BSM, was wiederum seine Verhandlungsmacht gegenüber Betreibern stärkt und es ihm ermöglicht, groß angelegte Entwicklungsverträge wie den im Shelby Trough abzuschließen. Die Größe reduziert das Risiko, verbessert die Kapitaleffizienz und macht BSM zum definitiv bevorzugten Partner für große Explorations- und Produktionsunternehmen (E&P), die einen One-Stop-Shop für Mineralrechte suchen.

Hier ist eine Zusammenfassung der wichtigsten Finanzkennzahlen, die diese Chancen vorantreiben:

Nächster Schritt: Der Betrieb sollte alle nicht produzierenden Flächen im Umkreis von 50 Meilen um einen großen industriellen CO2-Emittenten an der Golfküste kartieren, um den potenziellen CCS-Porenraumwert bis zum Ende des Quartals zu quantifizieren.

Black Stone Minerals, L.P. (BSM) – SWOT-Analyse: Bedrohungen

Anhaltend niedrige Erdgaspreise unter 2,50 $/MMBtu, was die Wirtschaftlichkeit und Bohrpläne der Betreiber unter Druck setzt.

Sie sind Eigentümer von Lizenzgebühren und tragen daher nicht die direkten Betriebskosten, aber niedrige Rohstoffpreise sind definitiv Ihr Problem. Die Hauptgefahr besteht darin, dass die Erdgaspreise unter einen bestimmten wirtschaftlichen Schwellenwert fallen – oft genannt um die 2,50 $/MMBtu Der Preis von Henry Hub macht Bohrungen für Drittbetreiber unwirtschaftlich, insbesondere in Becken mit höheren Servicekosten. Während die U.S. Energy Information Administration (EIA) einen durchschnittlichen Henry-Hub-Spotpreis von ca. prognostiziert 3,79 $/MMBtu Für das Gesamtjahr 2025 hat die jüngste Preisschwäche bereits zu einer Abschwächung geführt.

Black Stone Minerals, L.P. (BSM) hat seine Produktionsprognose für 2025 deutlich gesenkt 14% (in der Mitte des überarbeiteten Bereichs von 33.000 bis 35.000 BOE pro Tag) aufgrund verzögerter Erdgasentwicklungsaktivitäten. Diese Verzögerung wirkt sich direkt auf Ihr kurzfristiges Wachstum der Lizenzeinnahmen aus. Der Haynesville-Schiefer, ein Schlüsselgebiet für BSM, ist besonders empfindlich, da einige Produzenten aufgrund niedriger Preise nur eine begrenzte Entwicklung haben, was dazu führt, dass die vermarktete Produktion im Becken zurückgeht 9% im Jahresvergleich im Jahr 2024.

Regulatorische Änderungen, insbesondere in Bezug auf Bundesland- oder Methanemissionen, wirken sich auf Bohrgenehmigungen aus.

Das regulatorische Umfeld ist eine ständige Quelle der Unsicherheit und das aktuelle politische Klima bedeutet, dass sich die Regeln schnell und dramatisch ändern können. Für die Betreiber von BSM führen neue Umweltvorschriften direkt zu höheren Compliance-Kosten und möglichen Verzögerungen. Die US-Umweltschutzbehörde (EPA) hat im März 2024 umfassende Regeln zur Reduzierung der Methanemissionen eingeführt und eine erweiterte Leckerkennung und eine strengere Berichterstattung sowohl für neue als auch für bestehende Anlagen vorgeschrieben.

Der Regierungswechsel im Jahr 2025 birgt jedoch ein anderes Risiko: einen politischen Schleudertrauma. Es wird erwartet, dass die neue Regierung erwägt, viele frühere Klima- und Umweltpolitiken rückgängig zu machen, darunter die Ausweitung der Öl- und Gasförderung auf öffentlichem Land und die Abschaffung der Methangebühr. In einem sehr aktuellen Beispiel kündigte das Bureau of Land Management (BLM) im November 2025 eine Verzögerung der Einhaltungsfrist für zwei Bestimmungen der Methane Waste Rule an, die den Betreibern Lizenzgebühren für Methan berechnet hätte, das sie produzieren, aber nicht auf den Markt bringen. Dies schafft ein instabiles Planungsumfeld für Betreiber, die über mehrere Jahre hinweg Milliarden von Dollar investieren müssen.

Hier ein kurzer Blick auf die widersprüchlichen regulatorischen Belastungen im Jahr 2025:

Erhöhtes Risiko von Betreiberinsolvenzen, die zu vorübergehenden Produktionsstillständen und Umsatzeinbußen führen.

Die finanzielle Gesundheit der Betreiber auf Ihrer Fläche stellt eine direkte Bedrohung für Ihren Cashflow dar. Mineraleigentümer wie BSM verlassen sich vollständig auf die Fähigkeit des Betreibers, zahlungsfähig zu bleiben und die Produktion fortzusetzen. Wenn ein Betreiber Insolvenz anmeldet, insbesondere Kapitel 7 (Liquidation), kann die Pacht an ein anderes Unternehmen verkauft werden, was zu vorübergehenden Produktionsstillständen oder einem vollständigen Stopp neuer Bohrungen führen kann, bis der neue Betreiber die Leitung übernimmt.

Während die Lizenzzahlungen während Kapitel 11 (Umstrukturierung) häufig weiterlaufen, besteht das Risiko vorübergehender Aussetzungen oder Kürzungen. Die Dallas Fed Energy Survey stellte fest, dass Kapitalbeschränkungen ein Schlüsselfaktor dafür sind, dass Öl- und Gasmanager die Bohraktivitäten im Jahr 2025 reduzieren, was die zugrunde liegende finanzielle Belastung in der Branche unterstreicht. Darüber hinaus verdeutlicht die Forderung nach strengeren Kautionsanforderungen in Texas das wachsende branchenweite Problem der „Waisenbrunnen“, die von finanziell angeschlagenen, unterkapitalisierten Unternehmen zurückgelassen werden.

• Eine Insolvenz nach Kapitel 7 kann den Verkauf eines Mietvertrags erzwingen und zu einer Produktionspause führen.
• Die Umstrukturierung gemäß Kapitel 11 kann zu geänderten Mietbedingungen und Verzögerungen bei der Zahlung von Lizenzgebühren führen.
• Die Unsicherheit auf dem Markt, einschließlich politischer Unsicherheit und Kapitalbeschränkungen, veranlasst fast die Hälfte der befragten Führungskräfte, für 2025 eine Reduzierung der Bohraktivitäten zu planen.

Der Inflationsdruck auf die Bohr- und Fertigstellungskosten könnte die Entwicklungsaktivitäten Dritter verlangsamen.

Die Inflation im Ölfelddienstleistungssektor wirkt sich direkt auf die Budgets Ihrer Betreiber aus und verringert deren interne Rendite (IRR) bei neuen Bohrlöchern. Dadurch werden Randprojekte weniger attraktiv, was bedeutet, dass auf den unbebauten Flächen von BSM weniger Bohrlöcher gebohrt werden. Für US-Schieferölquellen werden die Bohr- und Fertigstellungskosten (D&C) voraussichtlich um steigen 4.5% im vierten Quartal 2025 im Vergleich zum Vorjahr.

Die Kostensteigerungen sind nicht einheitlich. Man muss sich die Komponenten ansehen. Die Preise für Oil Country Tubular Goods (OCTG), bei denen es sich um wesentliche Vorleistungen wie Stahlgehäuse und Rohre handelt, werden voraussichtlich steigen 40% im Jahr 2025 gegenüber dem Vorjahr. Diese einzelne Komponente macht etwa aus 4% der gesamten Brunnenkosten. Auch die Offshore-D&C-Kosten werden voraussichtlich steigen, wenn auch in bescheidenerem Umfang 2-3% Diese steigenden Kosten erhöhen die Hürde für neue Entwicklungen und verzögern die Wertschöpfung aus den nicht produzierenden Mineralbeteiligungen von BSM weiter, insbesondere im erdgasintensiven Shelby Trough. Das ist echter Gegenwind.