Permian Basin Royalty Trust (PBT): 5 FORCES-Analyse [Aktualisierung Nov. 2025]

Sie beschäftigen sich mit dem Permian Basin Royalty Trust (PBT), und als Experte in diesem Bereich kann ich Ihnen sagen, dass seine Wettbewerbsgeschichte ungewöhnlich ist: Es geht weniger um Konkurrenz als vielmehr darum, die Machtdynamik um ihn herum zu überleben. Während die direkte Konkurrenz für diesen statischen Vermögenswert gering ist, kommt der eigentliche Druck vom Betreiber Blackbeard und dem drohenden Governance-Kampf, der für Dezember 2025 geplant ist. Wenn man bedenkt, dass der Umsatz in den ersten neun Monaten im Jahr 2025 erreicht wurde 13,45 Millionen US-DollarDaher ist es auf jeden Fall von entscheidender Bedeutung, die hohe Verhandlungsmacht Ihrer Lieferanten und die ständige Gefahr der Energiesubstitution zu verstehen. Lassen Sie uns die fünf Kräfte von Porter skizzieren, um genau zu sehen, wie dieser externe Druck den zukünftigen Cashflow des Trusts beeinflusst, beginnend mit dieser Betreiberabhängigkeit.

Permian Basin Royalty Trust (PBT) – Porters fünf Kräfte: Verhandlungsmacht der Lieferanten

Sie analysieren den Permian Basin Royalty Trust (PBT), und wenn Sie sich Lieferanten ansehen, blicken Sie in Wirklichkeit auf den Betreiber – Blackbeard Operating, LLC –, da PBT ein passiver Lizenznehmer ist. Diese Abhängigkeit von einer einzigen Einheit für die operative Ausführung und Kostenverteilung verschafft Blackbeard einen erheblichen Einfluss auf die ausschüttbaren Einnahmen des Trusts.

Der Betreiber Blackbeard Operating, LLC hat eine erhebliche Kontrolle über Produktion und Kosten. Der wichtigste Vermögenswert des Trusts, die Waddell Ranch-Liegenschaften, steht vollständig unter der Verwaltung von Blackbeard, wo PBT eine Nettolizenzbeteiligung von 75 % hält. Diese Konzentration bedeutet, dass sich Blackbeards Entscheidungen über Gemeinkosten und Durchleitungsgebühren direkt auf die 75 %ige Einnahmequelle des Trusts aus Nettogewinnzinsen (Net Profit Interest, NPI) auswirken. Der Vergleich vom August 2025 löste frühere Probleme und kodifizierte diese Beziehung, indem er den Gemeinkostensatz festlegte, den Blackbeard berechnen kann, und es ihnen ermöglichte, die Gebühren Dritter für Salzwasserentsorgung und -sammlung/-transport sowie technische Arbeitskosten auf diese übergeordnete Lizenzgebühr abzuwälzen.

Der Trust ist von der Leistung des Betreibers abhängig; Es ist nicht einfach, den Betreiber zu wechseln. Da es sich bei PBT um einen Lizenzgebührenfonds handelt, betreibt das Unternehmen keine Bohrlöcher und betreibt keine direkte Produktion. Es erhält lediglich Ausschüttungen aus Kohlenwasserstoffverkäufen. Diese Struktur bindet PBT an die Kostenstruktur des Betreibers. Die Schwere dieser Abhängigkeit wird durch die anhaltende Überkostenposition der Waddell Ranch-Liegenschaften verdeutlicht, die die NPI-Einnahmen des Trusts auf 75 % begrenzt. In den drei Monaten bis zum 30. September 2025 erlitten die Waddell Ranch-Liegenschaften einen Verlust von 6,405 Millionen US-Dollar. Zum 30. September 2025 belief sich das Gesamtdefizit der Waddell Ranch, einschließlich aufgelaufener Zinsen, auf 34.199.056 US-Dollar. Das ist eine enorme Zahl, die es zu erwirtschaften gilt, bevor man auch nur einen Cent an Lizenzeinnahmen aus dieser Übertragung sieht.

Eine Einigung mit Blackbeard in Höhe von 9 Millionen US-Dollar im August 2025 milderte frühere Streitigkeiten über die Lizenzgebührenberechnung, bereitete aber auch die Voraussetzungen für zukünftige Kostenzuteilungen. Blackbeard erklärte sich bereit, dem Trust insgesamt 9.000.000 US-Dollar zu zahlen. Die Zahlungsstruktur betrug 4.500.000 US-Dollar innerhalb von 30 Tagen nach der Ankündigung, wobei die restlichen 4.500.000 US-Dollar in vier gleichen vierteljährlichen Raten von 1.125.000 US-Dollar im Kalenderjahr 2026 gezahlt wurden. Während dies für einen kurzfristigen Liquiditätsschub sorgte – eine Vergleichszahlung in Höhe von 4,5 Millionen US-Dollar unterstützte den Cashflow im dritten Quartal 2025 – bleibt die zugrunde liegende Kostenstruktur eine Dynamik der Lieferantenmacht. Der Vergleich gewährte dem Trust auch die Möglichkeit, auf eigene Kosten jährliche Standortprüfungen durchzuführen. Dies stellt eine kleine Kontrolle der Leistungsfähigkeit der Lieferanten dar, erfordert aber dennoch, dass PBT Kapital aufwendet, um die Kosten zu überprüfen.

Die breitere Marktdynamik für Ölfelddienstleistungen stärkt die Macht des Betreibers, da spezialisierte Dienstleistungen kostspielig sind. Die Größe des Marktes für Ölfelddienstleistungen in Nordamerika wurde im Jahr 2025 auf 47,72 Milliarden US-Dollar geschätzt. Wenn die E&P-Budgets wie in der ersten Hälfte des Jahres 2025 aufgrund niedrigerer Rohstoffpreise knapper werden, gewinnen Betreiber wie Blackbeard einen Einfluss gegenüber Dienstleistern, aber PBT unterliegt immer noch den Kosten, die diesen Betreibern entstehen. Subscale-Druckpumpenunternehmen, Festnetzfirmen und kleinere Workover-Unternehmen spüren zuerst einen Auslastungsrückgang, was zu Preiszugeständnissen ihrerseits führt, aber der Trust ist von niedrigeren Servicekosten verschont, sofern diese Einsparungen nicht weitergegeben werden, was nicht garantiert ist. Die Abhängigkeit des Trusts beruht auf den Kosten, die Blackbeard entstehen und die vom Dienstleistungsmarkt festgelegt werden.

Hier ist ein kurzer Blick auf die Größe des Dienstleistungsmarktes, der die Inputkosten von Blackbeard bestimmt:

Die Verhandlungsmacht der Lieferanten ist hoch, da der Trust keine direkte Kontrolle über den primären „Lieferanten“ der Betriebsdienstleistungen – Blackbeard Operating, LLC – hat. Die Einnahmen des Trust werden direkt um die Kosten gemindert, die Blackbeard zurückerstatten darf und die vom Betreiber und nicht vom Trust festgelegt werden. Darüber hinaus wurde im Vergleich festgelegt, dass Blackbeard die Gebühren Dritter für wesentliche Dienstleistungen wie Salzwasserentsorgung und -sammlung/-transport weitergeben kann, wodurch die Kontrolle über die Kosteneinflüsse gestärkt wird.

Zu den wichtigsten Hebeln der Lieferantenmacht, wie sie durch die Betreiberbeziehung definiert werden, gehören:

• Der Betreiber legt den Gemeinkostensatz fest, der dem Trust in Rechnung gestellt wird.
• Kosten Dritter für Entsorgung und Transport werden weiterverrechnet.
• Technische Arbeitskosten werden anhand einer vereinbarten Zuordnungsmethode berechnet.
• Der Trust muss die Kosten für jährliche Standortprüfungen tragen.
• Aufgrund der Kostenstruktur generierten die Waddell Ranch-Liegenschaften von November 2024 bis September 2025 keine Lizenzeinnahmen.

Fairerweise muss man sagen, dass die Einigung eine gewisse Vorhersehbarkeit mit sich brachte, was im Umgang mit einem mächtigen Betreiber von großem Wert ist. Dennoch bedeutet die grundlegende Struktur, dass Blackbeard als Betreiber das Kostenumfeld diktiert, das bestimmt, ob der NPI von PBT von 75 % positiv ist oder im Defizit bleibt, wie es in den ersten neun Monaten des Jahres 2025 der Fall war. Finanzen: Entwurf einer 13-wöchigen Cash-Ansicht bis Freitag.

Permian Basin Royalty Trust (PBT) – Porter's Five Forces: Verhandlungsmacht der Kunden

Sie schauen sich den Permian Basin Royalty Trust (PBT) an und versuchen herauszufinden, wer beim Preis die Karten hat. Ehrlich gesagt ist die Verhandlungsmacht der Kunden – der Käufer von Rohöl und Erdgas – für einen Lizenzfonds wie PBT strukturell gering. Deshalb sollten Sie sich auf die Rohstoffmärkte konzentrieren und nicht auf einzelne Käufer.

Rohöl und Erdgas sind grundsätzlich undifferenzierte Rohstoffe mit globalen Preisen. PBT bestimmt nicht den Preis; Es braucht, was der Markt hergibt. Der realisierte Preis für die Produktion des Trusts ist direkt an Benchmarks wie West Texas Intermediate (WTI) für Öl und Henry Hub für Gas gebunden. Beispielsweise wurde der WTI-Rohölpreis am 12. August 2025 mit 63,17 US-Dollar pro Barrel angegeben, und die allgemeine Stimmung für WTI im August 2025 deutete darauf hin, dass die Preise in der unteren Hälfte der Spanne von 60 bis 70 US-Dollar pro Barrel tendierten.

Kein einzelner Käufer hat nennenswerten Einfluss auf den erzielten Preis des Permian Basin Royalty Trust. Da das Volumen von PBT nur einen winzigen Bruchteil der gesamten Perm-Produktion ausmacht, die selbst einen Großteil des weltweiten Angebots ausmacht, kann kein einzelner Kunde einen nennenswerten Rabatt aushandeln. Der Preismechanismus ist transparent und öffentlich. Für die Texas Royalty Properties lag der durchschnittliche realisierte Ölpreis für die Produktion in den neun Monaten bis zum 30. September 2025 bei 67,66 $ pro Barrel. Für den spezifischen Produktionsmonat August 2025 lag der durchschnittliche Ölpreis für den zugeteilten Teil der Texas Royalty-Liegenschaften bei 62,02 US-Dollar pro Barrel.

Die Preisgestaltung wird durch die globale Angebots- und Nachfragedynamik bestimmt, nicht durch das geringe Volumen des Trusts. Dies lässt sich an den umfassenderen Marktprognosen ablesen. Beispielsweise erwartete die US-Energieinformationsbehörde (EIA), dass WTI bis Dezember 2025 auf 59 USD/Barrel sinken würde. Dieser makroökonomische Druck wirkt sich auf alle aus, auch auf die Kunden von PBT. Der Umsatz des Trusts belief sich im dritten Quartal 2025 auf 7,27 Millionen US-Dollar, was zeigt, wie empfindlich der Umsatz auf diese globalen Preisschwankungen reagiert.

Für die Kunden, also die nachgelagerten Einkäufer, fallen unglaublich niedrige Umstellungskosten an. Sie können bei jedem Perm-Produzenten kaufen, und da die Kapazität der Perm-Pipeline im August 2025 bei 90–95 % lag, haben Käufer zahlreiche Lieferoptionen zur Auswahl. Diese einfache Substitution hält den Wettbewerbsdruck auf den Verkäufer (den Betreiber, der das Produkt verkauft, von dem PBT eine Lizenzgebühr erhält) aufrecht, gibt dem Käufer jedoch keinen Einfluss auf den Preis selbst, der weiterhin von der Benchmark abhängt.

Hier ist ein kurzer Blick darauf, wie sich die realisierten Preise für PBT-Immobilien im Vergleich zu den allgemeinen Marktbedingungen zu dieser Zeit schlagen:

Die Machtdynamik wird durch die Tatsache noch komplizierter, dass die Einnahmen des Trusts in hohem Maße vom Erfolg des Betreibers bei der Kostenverwaltung abhängen, insbesondere bei den Waddell Ranch-Liegenschaften, die über 95 % des konsolidierten Bruttoerlöses ausmachten, aber bis September 2025 ein Überkostendefizit aufwiesen. Die tatsächlichen Käufer der Ware sind weniger von Belang als vielmehr die Fähigkeit des Betreibers, eine Nettogewinnbeteiligungsschwelle (Net Profit Interest, NPI) zu erreichen. Die ausschüttungsfähigen Einnahmen des Trusts beliefen sich im dritten Quartal 2025 auf 6,86 Millionen US-Dollar oder 0,15 US-Dollar pro Anteil, was die Auswirkungen dieser zugrunde liegenden Betriebs- und Rohstoffpreisrealitäten verdeutlicht.

Um die Kundenmachtlandschaft für PBT zusammenzufassen, sollten Sie die folgenden wichtigen Erkenntnisse beachten:

• Ware ist undifferenziert; Käufer kaufen auf globalen Indizes.
• Kein einzelner Käufer diktiert den Preis, den PBT erhält.
• Die Umstellungskosten für Käufer sind vernachlässigbar; Sie haben viele Verkäufer.
• Der realisierte Preis von PBT ist eine Funktion von WTI/Henry Hub und nicht von Käuferverhandlungen.
• Der Umsatz des Trusts belief sich im dritten Quartal 2025 auf 7,27 Millionen US-Dollar.

Finanzen: Entwurf einer Sensitivitätsanalyse zur PBT-Verteilung im vierten Quartal 2025 auf der Grundlage einer WTI-Schwankung zwischen 58 $/bbl und 65 $/bbl bis Freitag.

Permian Basin Royalty Trust (PBT) – Porters fünf Kräfte: Konkurrenzrivalität

Die direkte Konkurrenz zum Permian Basin Royalty Trust (PBT) selbst ist gering, da der Trust als statisches, passives Anlageinstrument strukturiert ist. Es beteiligt sich nicht an Betrieben, Explorationen oder dem Erwerb neuer Vermögenswerte; Seine Einnahmequelle hängt vollständig von der Produktion seiner bestehenden, festen, übergeordneten Lizenzgebührenanteile ab, die aus den Waddell Ranch-Liegenschaften und anderen texanischen Lizenzgebühren-Liegenschaften herausgelöst wurden. Dieser Pass-Through-Charakter bedeutet, dass es nicht im herkömmlichen Sinne um Marktanteile konkurriert.

Allerdings herrscht Konkurrenz, wenn man sich das Universum ähnlicher Lizenzfonds ansieht. Anleger, die auf der Suche nach Rendite und Engagement im Perm-Becken sind, vergleichen PBT oft mit Mitbewerbern wie Sabine Royalty Trust (SBR) und Cross Timbers Royalty Trust (CRT). Diese Trusts konkurrieren um Anlegerkapital auf der Grundlage von Rendite, historischer Wertentwicklung und Vermögensqualität. Betrachtet man beispielsweise die Performance seit Jahresbeginn, erzielte Sabine Royalty Trust eine Rendite von 28,26 % und übertraf damit deutlich die Rendite von Cross Timbers Royalty Trust von -5,43 % im gleichen Zeitraum, was die Leistungsunterschiede zwischen diesen passiven Vehikeln verdeutlicht.

Die intensivere Rivalität besteht eine Ebene tiefer zwischen den zugrunde liegenden Anlagenbetreibern – den Unternehmen, die tatsächlich die Kohlenwasserstoffe bohren und fördern. Diese Rivalität wirkt sich direkt auf die Einnahmequelle des Permian Basin Royalty Trust aus, da das Einkommen des Trust von den Produktionsmengen und den erzielten Preisen abhängt, die von der Kapitalallokation und den Bohrentscheidungen der Betreiber bestimmt werden. Wenn die Betreiber mit geringeren Margen konfrontiert sind, verlangsamen sie möglicherweise die Entwicklung, was den Cashflow des Trusts direkt verringert. Der Neunmonatsumsatz des Trusts im Jahr 2025 von 13,45 Millionen US-Dollar spiegelt diesen kleinen Anlagevermögensumfang wider, der sehr empfindlich auf diese externe Betriebsdynamik reagiert.

Der betriebliche Druck auf die Einnahmen ist bei den Waddell Ranch-Liegenschaften offensichtlich. Für den Monat September 2025 erhielt der Trust keinen Beitrag von diesen Grundstücken, da die Gesamtproduktionskosten den Bruttoerlös überstiegen, was zu einer anhaltenden Überkostenposition führte. Dies steht in krassem Gegensatz zu Texas Royalty Properties, das im September 2025 einen Umsatz von 1.124.318 US-Dollar erzielte.

Die Governance-Rivalität ist derzeit hoch und stellt eine erhebliche interne Wettbewerbsdynamik dar. Der aktivistische Anteilinhaber SoftVest Advisors, LLC hat zusammen mit anderen Inhabern, die mehr als 15 % der ausstehenden Anteile besitzen, den Treuhänder gezwungen, eine Sondersitzung für den 16. Dezember 2025 einzuberufen. Der Kern dieser Rivalität ist ein Vorschlag zur gerichtlichen Reform des Trust Indenture. Das Ziel besteht darin, die Schwelle zu senken, die für künftige Änderungen einer einfachen Mehrheit der abgegebenen Stimmen erforderlich ist, wenn ein Quorum vorliegt.

Das aktuelle Vertriebsumfeld unterstreicht die Dringlichkeit dieser Governance-Herausforderung. Die im November 2025 erklärte Ausschüttung betrug nur 0,019233 US-Dollar pro Anteil, ein deutlicher Rückgang gegenüber den 0,115493 US-Dollar pro Anteil, die für September 2025 erklärt wurden. Diese reduzierte Auszahlung, die sich in der November-Erklärung auf insgesamt 896.437 US-Dollar für die 46.608.796 ausstehenden Einheiten belief, schürt den Wunsch nach einer Änderung der Unternehmensführung unter den Anteilinhabern.

Hier ist ein kurzer Vergleich der Wettbewerbslandschaft zwischen den Lizenzgebühren-Trusts:

Die Schlüsselfaktoren für die Rivalität, die sich auf den Cashflow des Permian Basin Royalty Trust auswirken, sind:

• Betreiberentscheidungen zu den Waddell Ranch-Grundstücken.
• Die anhaltende Überkostenposition bei den Vermögenswerten der Waddell Ranch.
• Realisierter Preis für Öl und Gas von Texas Royalty Properties.
• Das Ergebnis der Governance-Abstimmung vom 16. Dezember 2025.
• Die Ausschüttung von 0,115493 USD pro Anteil im Oktober 2025 gegenüber 0,019233 USD pro Anteil im Dezember 2025.

Fairerweise muss man sagen, dass die statische Natur des Trusts ihn von betrieblicher Konkurrenz abschirmt, ihn aber vollständig dem Rohstoffpreisrisiko und der Betreibereffizienz aussetzt. Finanzen: Entwurf einer Analyse der möglichen Auswirkungen der Vertragsreform auf den Cashflow der Anteilinhaber bis nächsten Dienstag.

Permian Basin Royalty Trust (PBT) – Porters fünf Kräfte: Bedrohung durch Ersatz

Sie betrachten die langfristige Rentabilität eines an die Kohlenwasserstoffproduktion gebundenen Lizenzfonds. Daher ist es wichtig zu verstehen, was diese Produktion ersetzen könnte. Die Bedrohung durch Ersatzstoffe für den Permian Basin Royalty Trust (PBT) für Öl und Gas ist auf lange Sicht erheblich und wird fast ausschließlich durch die sich beschleunigende globale Energiewende verursacht.

Das Substitutionsrisiko hängt definitiv mit der Regierungspolitik und der Geschwindigkeit zusammen, mit der das globale Energiesystem von fossilen Brennstoffen abweicht. Während der Cashflow von PBT von den Produktionsmengen und -preisen von Öl und Gas aus den zugrunde liegenden Liegenschaften abhängt, setzt der Stromerzeugungssektor – ein Hauptverbraucher von Erdgas – schnell auf Alternativen. Beispielsweise lieferten Erdgas und erneuerbare Energien im Jahr 2024 zwei Drittel (67 %) des US-Stroms, gegenüber 47 % ein Jahrzehnt zuvor.

Die Zahlen aus dem Jahr 2025 zeigen deutlich, dass Solarenergie Erdgas in Bezug auf neue Kapazitätserweiterungen übertrifft. Im Jahr 2024 entfielen 61 % der neuen Kapazitätserweiterungen auf Solarenergie. Bis 2025 sollen in den USA 64 GW an neuer Kapazität im Versorgungsmaßstab hinzugefügt werden, allein bei der Solarenergie wird ein Zuwachs von 33 GW prognostiziert. Im Gegensatz dazu würde Erdgas nach vorläufigen Schätzungen der EIA im Jahr 2025 nur 4,4 GW neue Kapazität schaffen. Dies deutet darauf hin, dass Gas zwar immer noch die größte Quelle ist, sein Wachstumsmotor jedoch im Vergleich zu erneuerbaren Energien langsamer wird.

Hier ist ein kurzer Blick darauf, wie sich die Stromerzeugungsquellen Anfang 2025 entwickelten:

Auch im Bereich der Stromerzeugung steht Erdgas in direkter Konkurrenz zur Kohle, allerdings oft nur vorübergehend. Höhere Erdgaspreise, die im Mai 2025 durchschnittlich 3,11 US-Dollar/MMBtu betrugen (gegenüber 2,19 US-Dollar/MMBtu im Jahr 2024), machten Kohle wettbewerbsfähiger und führten dazu, dass die Kohleerzeugung im Mai 2025 um 90 GWh/Tag stieg, um einen Rückgang der Gaserzeugung auszugleichen. Die EIA prognostiziert für das Gesamtjahr 2025 einen Rückgang der Stromerzeugung aus Erdgas um 3 %. Dennoch sind die Haupteinnahmen von PBT an Rohöl gebunden, dessen Ölpreise sich im ersten Quartal 2025 bei etwa 80 US-Dollar pro Barrel stabilisierten, was trotz der Veränderungen im Energiesektor kurzfristig eine gewisse Unterstützung bietet. PBT meldete für das dritte Quartal 2025 einen Umsatz von 7,3 Millionen US-Dollar und einen Gewinn von 6,9 Millionen US-Dollar.

Die unmittelbaren Auswirkungen der Substitution werden jedoch durch hohe Umstellungskosten für große Energieinfrastrukturen gebremst. Man kann nicht einfach einen Schalter umlegen und ein Kraftwerk oder eine Raffinerie ersetzen. Im Perm-Becken selbst wird die Infrastruktur ausgeweitet. Projekte wie die Pipelines Cactus II und Grey Oak ermöglichen den Zugang zu Exportterminals an der Golfküste, was dazu beiträgt, dass das Rohöl aus dem Perm die globalen Preise beherrscht. Dieser Bedarf an massiven Kapitalprojekten mit langer Vorlaufzeit – wie dem Bau neuer LNG-Anlagen oder groß angelegter Solarparks – führt zu einer Lücke zwischen dem Wunsch nach Substitution und der Fähigkeit dazu im gesamten Energiesystem. Wenn die Einführung einer neuen Infrastruktur mehr als 14 Monate dauert, wird der unmittelbare Substitutionsdruck auf die Lizenzeinnahmen von PBT gedämpft.

• Der Anteil der Solarenergie an der neuen US-Kapazität betrug im ersten Halbjahr 2024 77 %.
• Prognosen zufolge wird die Erdgaserzeugung im Jahr 2025 um 3 % zurückgehen.
• Der TTM-Gewinn von PBT belief sich zum 30. September 2025 auf 15,3 Millionen US-Dollar.
• Der Trust hält eine Nettolizenzbeteiligung von 75 % an den Waddell Ranch-Liegenschaften.

Permian Basin Royalty Trust (PBT) – Porters fünf Kräfte: Bedrohung durch neue Marktteilnehmer

Für den Permian Basin Royalty Trust (PBT) ist die Gefahr, dass neue Marktteilnehmer einen vergleichbaren Lizenzfonds gründen, außergewöhnlich gering. Dies ist im Wesentlichen auf die Struktur eines Lizenzfonds selbst zurückzuführen, der darauf ausgelegt ist, statische Vermögenswerte zu halten und den Cashflow zu verteilen, und nicht darauf, seine Vermögensbasis zu erweitern. Im Gegensatz zu einem operativen Explorations- und Produktionsunternehmen (E&P) kann PBT ab dem letzten Quartal 2025 keine Gesamtschulden in Höhe von 0,00 US-Dollar aufnehmen, um den Erwerb neuer Mineral- oder Lizenzbeteiligungen zu finanzieren. Der Trust hat keine Mitarbeiter und fungiert lediglich als Durchgangsvehikel, was bedeutet, dass jeder Versuch, durch Akquisition zu wachsen, die Zustimmung eines Anteilsinhabers zum Verkauf der vorhandenen Vermögenswerte und zur Auflösung des Trusts erfordern würde.

Wenn man jedoch die Bedrohung durch Neues betrachtet Öl- und Gasbetreiber Wenn Unternehmen in das Perm-Becken eindringen, um um die zugrunde liegende Produktion zu konkurrieren, die den Umsatz von PBT antreibt, ist die Eintrittsbarriere hoch und schützt effektiv den Wert der bestehenden Produktionsströme von PBT. Neue Marktteilnehmer müssen enorme Kapitalbeträge bereitstellen, um den Betrieb aufzunehmen, was eine erhebliche Abschreckung darstellt.

Die von etablierten Betreibern geforderten Kapitalausgaben geben Ihnen einen klaren Überblick über den Umfang der Investitionen, die erforderlich sind, um um neue Anbauflächen oder Produktionsflächen zu konkurrieren:

• Permian Resources hat sein geschätztes Budget für Barinvestitionen im Geschäftsjahr 2025 auf 1,9 bis 2,1 Milliarden US-Dollar festgelegt.
• Ein anderer Betreiber korrigierte seine Cash-Investitionsspanne für 2025 auf 1,9 bis 2,0 Milliarden US-Dollar.
• Die Kosten für das Bohren und Fertigstellen einer Bohrung im zentralen Delaware- oder Midland-Becken liegen im Allgemeinen zwischen 9 und 10 Millionen US-Dollar pro Bohrung.
• Für einen einzelnen Betreiber wurden im ersten Quartal 2025 Bohr- und Fertigstellungskosten von etwa 750 US-Dollar pro Seitenfuß angegeben.

Um das Fixkostenumfeld für die Infrastruktur zu veranschaulichen, zu der sich ein Neueinsteiger auch den Zugang sichern müsste, betrachten Sie die folgenden großen Investitionen der letzten Zeit:

Neue Marktteilnehmer müssen sich außerdem in einer komplexen und zunehmend kostspieligen Regulierungslandschaft zurechtfinden. Die Compliance-Belastung betrifft überproportional kleinere Akteure, denen die Größe fehlt, um diese festen Gemeinkosten zu tragen. Beispielsweise führten die Methanvorschriften der EPA durch eine bestimmte Gebühr zu finanziellem Druck:

• Die „Abfallemissionsgebühr“ für Methan wurde im Jahr 2024 auf 900 US-Dollar pro Tonne Methanemissionen festgelegt, wobei erwartet wird, dass dieser Betrag in den kommenden Jahren ansteigt.
• Diese Regeln schreiben eine verstärkte Leckerkennung und eine strengere Abfackelung/Überwachung vor, was zu „erheblichen Kosten im Zusammenhang mit der Überwachung“ führt.

Der Erwerb vergleichbarer, unbelasteter Lizenzbeteiligungen ist schwierig, da die besten und am weitesten erschlossenen Flächen bereits von großen, gut kapitalisierten E&Ps gehalten werden oder in bestehenden Strukturen wie PBT verankert sind. PBT selbst hält eine Netto-Überschreibungslizenzbeteiligung (Net Overriding Royalty Interest, NORI) von 75 % an seinem größten Vermögenswert, der Waddell Ranch, und eine NORI von 95 % an seinen anderen Grundstücken in Texas. Diese hochprozentigen Beteiligungen sind selten und sehr begehrt, sodass ihre eigenständige Übernahme für ein neues, kleineres Unternehmen, das in den Markt eintreten möchte, unerschwinglich teuer ist.