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

Sie halten den Permian Basin Royalty Trust (PBT), weil Sie ein reines, nicht abgesichertes Engagement in texanischem Öl und Gas wünschen, aber die jüngste Volatilität gibt Anlass zu großer Sorge. Als passiver Lizenzfonds bietet PBT eine hohe Ausschüttung – seine Ausschüttungsquote erreichte im Jahr 2025 99,4 % –, aber diese Einnahmequelle ist fragil, wie die Ausschüttung von nur 0,019233 US-Dollar pro Einheit im November 2025 zeigt, bei der die Waddell Ranch-Liegenschaften aufgrund überhöhter Kosten vollständig ausgeschlossen waren. Dies ist keine Wachstumsaktie; Da es sich um eine Vertriebsmaschine mit einer festen Uhr handelt, ist das Verständnis der Stärken, Schwächen, Chancen und Risiken (SWOT) von entscheidender Bedeutung, um die monatlichen Schwankungen zu überblicken und dieses einzigartige Spiel mit 75 % bis 95 % der Nettolizenzgebühren zu bewerten.

Permian Basin Royalty Trust (PBT) – SWOT-Analyse: Stärken

Pures Engagement in den Öl- und Gaspreisen des Perm-Beckens.

Der Permian Basin Royalty Trust bietet Anlegern eine direkte, ungesicherte finanzielle Beteiligung an einer der produktivsten Öl- und Gasregionen der Welt: dem Permian Basin in West-Texas. Dies ist eine reine Spielstärke; Ihre Renditen sind eine direkte Funktion der Rohstoffpreise, ohne Ablenkung durch globale, nicht permische Betriebsprobleme.

Die Hauptvermögenswerte des Trusts sind eine 75 %ige Netto-Overriding-Lizenzgebührbeteiligung (NPI) an den Waddell-Ranch-Liegenschaften und eine 95-prozentige Netto-Overriding-Lizenzgebührbeteiligung an den Texas-Royalty-Liegenschaften, die sich alle in Texas befinden. Diese Struktur bedeutet, dass die Leistung des Trust eng mit den realisierten Preisen für Rohöl und Erdgas der Sorte West Texas Intermediate (WTI) in der Region korreliert. Im zweiten Quartal 2024 beispielsweise erzielten die Texas Royalty-Liegenschaften einen durchschnittlichen Ölpreis von 78,00 US-Dollar pro Barrel und Gas (einschließlich Erdgasflüssigkeiten oder NGLs) von 10,04 US-Dollar pro tausend Kubikfuß (Mcf), was die Lizenzeinnahmen direkt steigerte.

Dieser Fokus bietet eine klare Investitionsthese: Setzen Sie auf die langfristige Produktion und Preisstabilität des Perm-Beckens. Es ist eine einfache Wette.

Hohe, konsistente Barausschüttungen, die direkt an den Rohstoffverkauf gebunden sind.

Der Hauptzweck des Trust besteht darin, nahezu alle verfügbaren Erträge auf monatlicher Basis an die Anteilsinhaber auszuschütten und so ein ertragreiches Anlageinstrument anzubieten. Bei der Ausschüttung handelt es sich um eine direkte Weitergabe der Nettoerlöse aus Lizenzgebühren, die in Zeiten hoher Rohstoffpreise und stabiler Produktion zu erheblichen Auszahlungen führen kann.

Im Geschäftsjahr 2024 betrug der an die Anteilinhaber ausgeschüttete Gesamtertrag 25.415.368 US-Dollar, was einer Gesamtausschüttung von etwa 0,55 US-Dollar pro Anteil entspricht. Die voraussichtliche jährliche Auszahlung wird auf rund 0,23 US-Dollar pro Einheit geschätzt und spiegelt den direkten monatlichen Geldfluss wider. In den letzten zwölf Monaten (TTM) bis Ende 2025 schüttete der Trust 89,52 % seiner Gesamterträge an die Anteilinhaber aus.

Kein Kapitalaufwand (CapEx) oder Betriebskostenrisiko für Anteilinhaber.

Als Lizenzgebühren-Trust besitzt oder betreibt der Permian Basin Royalty Trust die zugrunde liegenden Grundstücke nicht; Es besitzt nur die Lizenzgebühren. Dies ist eine entscheidende Stärke, da sie Anteilsinhaber vor den massiven Investitionsausgaben (CapEx) und Betriebsrisiken schützt, die mit dem Öl- und Gasexplorations- und -produktionsgeschäft (E&P) verbunden sind.

Der Trust selbst hat einen CapEx von 0 $. Die einzigen direkten Ausgaben sind minimale allgemeine und Verwaltungskosten (G&A), die in den letzten zwölf Monaten bis Ende 2025 nur 10,48 % der Gesamteinnahmen ausmachten. Diese Struktur gewährleistet die Rentabilität des Trusts als Einheit.

Es ist jedoch wichtig zu beachten, dass es sich bei den Grundstücken der Waddell Ranch um eine Nettogewinnbeteiligung (Net Profit Interest, NPI) handelt. Das bedeutet, dass der Betreiber, Blackbeard Operating, seine eigenen Investitions- und Betriebskosten abzieht, bevor er den 75-Prozent-Anteil des Trusts berechnet. Obwohl Sie die Investitionskosten nicht direkt bezahlen, verringern die Ausgaben des Betreibers – die sich im Jahr 2024 auf ca. 109,4 Millionen US-Dollar (brutto) an Investitionskosten und 82,2 Millionen US-Dollar an Pachtbetriebskosten und Grundsteuern beliefen – die vom Trust erhaltenen Lizenzeinnahmen. Die Haftung des Anteilinhabers beträgt Null, die Ausschüttung ist jedoch variabel.

Einfaches, transparentes Geschäftsmodell; leicht verständlicher Cashflow.

Der Trust arbeitet nach einem unkomplizierten Modell, das für jeden finanziell versierten Entscheidungsträger leicht zu verstehen ist. Der Treuhänder, Argent Trust Company, hat eine klar definierte, minimale Funktion: die Nettoerlöse aus Lizenzgebühren einsammeln, die geringfügigen Verwaltungskosten des Trusts abziehen und den Rest verteilen.

Diese Einfachheit ist ein Vorteil gegenüber komplexen E&P-Unternehmen mit undurchsichtigen Absicherungsstrategien, Explorationsbudgets und Schuldenstrukturen. Der Cashflow ist eine direkte Funktion von drei Variablen: Produktionsvolumen, realisierte Rohstoffpreise und abzugsfähige Kosten des Betreibers.

• Sammeln Sie Lizenzeinnahmen.
• Bezahlen Sie die allgemeinen und Verwaltungskosten des Trusts.
• Den Rest monatlich verteilen.

Es handelt sich um ein Mautstraßenmodell für Energie. Die einzige aktuelle Komplexität ist der laufende Rechtsstreit mit Blackbeard Operating über die Spesenabrechnung, aber das zugrunde liegende Modell bleibt grundsätzlich einfach.

Günstige steuerliche Behandlung als Durchleitungsunternehmen für Einkünfte.

Für Zwecke der US-Bundeseinkommensteuer wird der Permian Basin Royalty Trust als Grantor Trust eingestuft. Dieser Pass-Through-Status ist ein erheblicher finanzieller Vorteil für die Anteilinhaber.

Der Trust selbst meldet ab dem zweiten Quartal 2025 eine Gesamtsteuerschuld von 0,00 Millionen US-Dollar und bestätigt damit seinen Status. Jeder Anteilinhaber wird als direkter Eigentümer eines anteiligen Anteils an den Einnahmen und Ausgaben des Trusts behandelt. Diese Struktur hat zwei wesentliche Vorteile:

• Vermeidet eine Besteuerung auf Unternehmensebene und eliminiert so die Möglichkeit einer Doppelbesteuerung.
• Berechtigt Anteilsinhaber zur Geltendmachung von Erschöpfungsabzügen (entweder Kostenermäßigung oder unter bestimmten Umständen prozentuale Erschöpfung) auf ihre Bundeseinkommenssteuern, die den steuerpflichtigen Teil der Ausschüttung verringern können.

Sie müssen auf jeden Fall Ihren eigenen Steuerberater konsultieren, aber diese Struktur bietet einen erheblichen Steuereffizienzvorteil gegenüber einer Standard-C-Corp-Dividende.

Permian Basin Royalty Trust (PBT) – SWOT-Analyse: Schwächen

Begrenzte Lebensdauer des Vermögenswerts; Der Trust wird aufgelöst, wenn die Reserven erschöpft sind

Die Hauptschwäche des Permian Basin Royalty Trust (PBT) ist seine begrenzte Lebensdauer, die strukturell in das Lizenzgebühren-Trust-Modell integriert ist. Sie investieren in eine sich erschöpfende Vermögensbasis mit einem klaren, wenn auch oft verlängerten Ablaufdatum. Basierend auf den aktuell gemeldeten Reserven und der Produktion beträgt der geschätzte Produktionsindex für die zugrunde liegenden Liegenschaften ab Anfang 2025 etwa 15 Jahre. Dies ist eine entscheidende Zahl, die man im Auge behalten sollte, da sie die theoretische Grenze der Einnahmequelle des Trusts darstellt. Was diese Schätzung verbirgt, ist das Risiko, dass der Betreiber, Blackbeard Operating, LLC, sich geweigert hat, einen Entwicklungsplan für 2025 vorzulegen, was den Trust dazu zwang, alle nachgewiesenen unentwickelten Reserven (PUDs) aus seinen Reserveschätzungen für 2024 auszuschließen. Fairerweise muss man sagen, dass PUDs im Jahr 2023 38 % der gesamten nachgewiesenen Reserven des Trusts ausmachten, sodass ihr Ausschluss zu einer erheblichen, unmittelbaren Verkürzung der gemeldeten Lebensdauer der Vermögenswerte führt.

Kein organisches Wachstumspotenzial; Keine Möglichkeit, neue Reserven zu erwerben oder zu bohren

Als Lizenzfonds ist PBT ein passives Anlageinstrument, das lediglich als Durchleitungsunternehmen für Lizenzeinnahmen fungiert. Das Vermögen des Trusts ist statisch, was bedeutet, dass der Treuhänder nicht befugt ist, neue Öl- und Gasvorkommen zu erwerben, neue Bohrlöcher zu bohren oder Gewinne zur Erweiterung der Reservenbasis zu reinvestieren. Aufgrund dieser strukturellen Einschränkung besteht kein organisches Wachstumspotenzial. Der Wert pro Einheit kann nur durch höhere Rohstoffpreise oder unerwartete Produktionssteigerungen aus den vorhandenen Bohrlöchern gesteigert werden. Dies ist keine Wachstumsaktie; Es ist ein Liquidationsspiel. Der Betreiber, Blackbeard Operating, LLC, kontrolliert alle Bohr- und Erschließungsentscheidungen, und die Rolle des Trusts besteht lediglich darin, seinen Netto-Übersteuerungslizenzanteil (ORRI) einzutreiben.

Die Verteilungen sind sehr volatil und schwanken mit den Öl- und Gaspreisen

Die Einnahmequelle, die Sie erhalten, ist direkt und unmittelbar der brutalen Volatilität der Energiemärkte ausgesetzt. Da der Trust im Wesentlichen alle Nettolizenzeinnahmen an die Anteilsinhaber weiterleitet, führt jede Schwankung der Öl- und Gaspreise direkt zu Ausschüttungskürzungen oder -erhöhungen. Als konkretes Beispiel sank das ausschüttbare Einkommen pro Einheit von 0,60 US-Dollar im Geschäftsjahr 2023 auf 0,55 US-Dollar im Jahr 2024. Die monatliche Ausschüttung pro Einheit sank von 0,53 US-Dollar Anfang 2021 auf lediglich 0,0196 US-Dollar im April 2025. Die Ausschüttung im November 2025 war mit 0,019233 US-Dollar pro Einheit sogar noch niedriger, ein Rückgang, der auf geringere Erdgasmengen zurückzuführen ist Rückgang der Öl- und Gaspreise. Dies ist kein zuverlässiges Einkommensinstrument.

Hier ist die schnelle Berechnung, wie sich Preisschwankungen auf den Trust auswirken, anhand von Daten für 2025:

Dieser Rückgang der realisierten Preise ist ein Hauptgrund für die massiven Verluste auf den Waddell Ranch-Liegenschaften, die im ersten Quartal 2025 Verluste in Höhe von 10,862 Millionen US-Dollar, im zweiten Quartal 2025 von 6,713 Millionen US-Dollar und im dritten Quartal 2025 von 6,405 Millionen US-Dollar verursachten. Dieser Kostenüberschuss bedeutet, dass Waddell Ranch, auf das über 95 % des konsolidierten Bruttoerlöses entfallen, von November 2024 bis September keine Lizenzeinnahmen beisteuerte 2025.

Mit zunehmender Reife der Bohrlöcher ist ein Produktionsrückgang unvermeidlich

Die zugrunde liegenden Öl- und Gasquellen sind eine endliche Ressource und ihre Produktion wird mit der Zeit natürlich zurückgehen. Dies ist eine grundlegende Realität des Energiegeschäfts. Für PBT ist dieser Rückgang bereits in den Finanzzahlen sichtbar. Die Ölproduktion aus den zugrunde liegenden Liegenschaften ging von 2023 bis 2024 um etwa 3 % zurück. Dieser Rückgang wird sich wahrscheinlich mit zunehmendem Alter der Bohrlöcher beschleunigen und die Lizenzeinnahmenbasis direkt verringern. Bei den Texas Royal Properties, derzeit die einzige verlässliche Einnahmequelle, handelt es sich um ausgereifte Vermögenswerte. Die Waddell Ranch-Liegenschaften verfügen zwar über ein höheres Produktionspotenzial, befinden sich jedoch derzeit in einer Nettokostenposition, was eher eine Belastung für den ausschüttbaren Cashflow als eine Wachstumsquelle darstellt.

Die Vertrauensstruktur schränkt die Fähigkeit des Managements ein, sich an Marktveränderungen anzupassen

Der Vertrag, der den Trust regelt, schränkt die Funktion des Treuhänders (Argent Trust Company) stark auf die Einziehung von Einnahmen, die Zahlung von Ausgaben und die Verteilung des Restbetrags ein. Dieser Mangel an Betriebskontrolle stellt eine große Schwachstelle dar, insbesondere wenn es um einen schwierigen Betreiber wie Blackbeard Operating, LLC geht. Der Betreiber diktiert alle Betriebs- und Investitionsentscheidungen, die sich direkt auf den Nettogewinn des Trusts auswirken.

Der aktuelle Rechtsstreit mit Blackbeard, in dem der Trust Schadensersatz in Höhe von 25 Millionen US-Dollar wegen angeblich unzulässiger Abzüge verlangt, veranschaulicht diesen Mangel an Kontrolle perfekt. Dieser Streit hat zu einem entscheidenden Mangel an Transparenz geführt, wie Blackbeard festgestellt hat:

• Weigerte sich, dem Treuhänder Informationen über zukünftige Entwicklungspläne für 2025 zur Verfügung zu stellen.
• Einbehaltene monatliche Nettogewinn-Zinsberichte seit 2023.
• Der Trust war gezwungen, sich auf vierteljährliche Daten zu verlassen, was zu einer einmonatigen Verzögerung bei den Ausschüttungserlösen der Waddell Ranch führte.

Der Treuhänder kann als Reaktion auf niedrige Ölpreise oder hohe Kosten nicht einfach den Betreiber entlassen oder den Geschäftsplan ändern. Es ist eine passive Position, die definitiv das Risiko erhöht.

Permian Basin Royalty Trust (PBT) – SWOT-Analyse: Chancen

Sie halten Anteile am Permian Basin Royalty Trust und wissen daher, dass die Ausschüttungen eine direkte Funktion der Rohstoffpreise und des Produktionsvolumens sind. Der kurzfristige Ausblick, insbesondere bis zum Geschäftsjahr 2025, bietet klare Chancen im Zusammenhang mit der Marktpreisgestaltung und regulatorischen Veränderungen in Texas. Wir sehen eine Situation, in der selbst eine bescheidene Preisüberraschung oder eine strategische Steuermaßnahme Ihr Nettogewinneinkommen (Net Profit Interest, NPI) erheblich steigern kann.

Anhaltend hohe Rohölpreise, insbesondere West Texas Intermediate (WTI)

Die größte Chance für den Trust ist einfach ein höheres Ölpreisumfeld. Die Preisprognosen für WTI-Rohöl für das gesamte Geschäftsjahr 2025 bleiben robust, wobei die Prognosen großer Institutionen im Durchschnitt zwischen 62,00 und 65,40 US-Dollar pro Barrel liegen. Dies ist der Umsatzmotor des Trusts, und diese Preisspanne bietet eine solide Grundlage für konsistente Ausschüttungen.

Zum Vergleich: Die Öleinnahmen, die in die Verteilung im November 2025 einflossen und die Produktion im August widerspiegeln, basierten auf einem durchschnittlichen Ölpreis von 63,38 US-Dollar pro Barrel für die Texas Royalty Properties. Wenn die WTI-Preise das obere Ende der Prognose halten oder sich sogar diesem nähern, beispielsweise 65,15 USD pro Barrel (die durchschnittliche Prognose der EIA für 2025), wirkt sich diese Differenz fast direkt auf das Endergebnis des Trusts aus. Die Struktur des Trusts bedeutet mehr Einnahmen ohne entsprechende Erhöhung der Verwaltungskosten. Es handelt sich um eine reine Margenerweiterung.

Erhöhte Bohreffizienz und Produktionsraten durch den zugrunde liegenden Betreiber

Während der Trust selbst eine passive Einheit ist, hängen seine Ausschüttungen vollständig von der Effizienz und den Investitionen der zugrunde liegenden Betreiber ab. Hier besteht für den Betreiber der Texas Royalty-Liegenschaften die Möglichkeit, weiterhin moderne Bohr- und Fertigstellungstechniken zu implementieren, die im Perm-Becken üblich sind, was zu einer höheren Produktion aus der bestehenden Ressourcenbasis führt.

Die Texas Royalty Properties, die 95 % des NPI zum Trust beitragen, produzierten für den in der Auszahlung im November 2025 angegebenen Zeitraum 14.356 Barrel Öl und 9.425 Mcf Gas. Alle erfolgreichen Überarbeitungen oder neuen Bohrungen, die diese zugewiesenen Volumina erhöhen – und sei es auch nur geringfügig – führen zu einer direkten, monatlichen Steigerung Ihrer Verteilung. Auch die Waddell Ranch-Liegenschaften, die sich derzeit in einer Überkostenposition befinden, würden enorm von einem Produktionsanstieg profitieren, der diese Kostenhürde schnell überwindet.

Niedrigere Betriebs- und Abfindungssteuersätze in Texas könnten den Nettoumsatz steigern

Texas nutzt aktiv Steueranreize, um die Produktion zu fördern, was eine klare Chance zur Steigerung der Nettoeinnahmen des Trusts bietet. Die grundlegende texanische Abfindungssteuer beträgt für Öl 4,6 % des Marktwerts und für Gas 7,5 % des Marktwerts. Neue Rechtsvorschriften bieten jedoch einen Weg zur Senkung der effektiven Steuerbelastung.

Konkret tritt am 1. Januar 2026 eine neue Abfindungssteuerbefreiung für bestimmte restimulierte Brunnen in Kraft. Dieser Anreiz bietet bis zu 36 Monate Steuererleichterung oder bis 750.000 US-Dollar an Restimulationskosten durch Steuerersparnisse amortisiert werden. Angesichts des Alters einiger der dem Trust zugrunde liegenden Immobilien besteht für den Betreiber ein klarer Anreiz, dieses Programm zu nutzen. Wenn der Betreiber nur ein Bohrloch qualifiziert, reduziert diese Steuerersparnis sofort die 137.663 US-Dollar an Steuern und Ausgaben, die von den Oktobereinnahmen der Texas Royalty Properties abgezogen wurden.

Potenzial für einen günstigen Endverkauf der verbleibenden Vermögenswerte vor der Kündigung

Als Lizenzgebühren-Trust hat der Permian Basin Royalty Trust eine begrenzte Lebensdauer, und die letztendliche Veräußerung seiner Vermögenswerte ist ein Schlüsselfaktor. Die Chance liegt in der derzeit hohen Bewertung der Vermögenswerte im Perm-Becken. Insbesondere die Waddell Ranch-Liegenschaften verfügen über eine übergeordnete Nettolizenzbeteiligung von 75 %. Ein günstiger Verkauf dieser verbleibenden Vermögenswerte oder eine strategische Unternehmensmaßnahme könnten einen erheblichen Wert für die Anteilsinhaber freisetzen.

Die Ankündigung einer von SoftVest für den 16. Dezember 2025 einberufenen Sonderversammlung ist ein Zeichen dafür, dass ein großer Anteilseigner aktiv unternehmerische Maßnahmen verfolgt. Dies könnte eine strategische Überprüfung oder ein Monetarisierungsereignis erzwingen, das den Wert der Lizenzgebührenanteile mit einem Aufschlag herauskristallisiert, insbesondere wenn die Überkostenposition der Waddell-Liegenschaften geklärt wird oder wenn der Käufer in der Lage ist, die neuen Steueranreize zu nutzen, um den zukünftigen Cashflow zu maximieren.

Stärker als erwartete Erholung bei den Preisen für Erdgasflüssigkeiten (NGL).

Achten Sie nicht nur auf den WTI-Preis; NGLs sind ein bedeutender, oft übersehener Teil der Einnahmen des Trusts. Der durchschnittliche Gaspreis von 7,10 US-Dollar pro Mcf für die Texas Royalty-Liegenschaften (der die Produktion im Juli widerspiegelt) „beinhaltet ausdrücklich erhebliche NGL-Preise“.

Der NGL-Markt zeigt Anzeichen von Widerstandsfähigkeit und Wachstum. Hier ist die schnelle Rechnung: Der C3+ NGL-Forward-Strip ist seit Jahresbeginn im Jahr 2025 um 4 % gestiegen und übertrifft damit deutlich den Rückgang des WTI-Forward-Strips um 5 % im gleichen Zeitraum. Diese Stärke ist auf die steigende weltweite Nachfrage zurückzuführen, wobei die US-Propanexporte im Jahr 2025 voraussichtlich um etwa 9 % steigen werden. Dieser NGL-Rückenwind könnte den realisierten Preis für die Gasproduktion des Trusts über die allgemeinen Prognosen von Henry Hub hinaustreiben und den monatlichen Ausschüttungen einen willkommenen Schub verleihen.

Folgendes bedeutet die NGL-Marktstärke für den Trust:

• Die US-NGL-Produktionsprognose für 2025 wurde um 1,0 % auf 7,39 Millionen Barrel pro Tag (MMBpd) angehoben.
• Der weltweite Flüssiggasmarkt soll im Jahr 2025 auf 59,09 Milliarden US-Dollar wachsen.

Der Trust ist definitiv in der Lage, von diesem weltweiten Nachfrageanstieg zu profitieren.

Permian Basin Royalty Trust (PBT) – SWOT-Analyse: Bedrohungen

Starker Rückgang der Öl- oder Erdgaspreise, was zu direkten Kürzungen der Ausschüttungen führt.

Die unmittelbarste Bedrohung für Ihre monatliche Ausschüttung ist die Volatilität der Rohstoffpreise, insbesondere von Rohöl, das den größten Teil der Einnahmen des Permian Basin Royalty Trust (PBT) ausmacht. Wir haben dies im Jahr 2025 erlebt: Der durchschnittliche realisierte Ölpreis für die Grundstücke der Texas Royals in den neun Monaten bis zum 30. September 2025 betrug 67,66 USD pro Barrel. Das entspricht einem deutlichen Rückgang um 12,6 % im Vergleich zum Vorjahreszeitraum. Niedrigere Preise führen direkt zu geringeren Nettogewinnen für den zugrunde liegenden Betreiber, was einen geringeren Scheck für den Trust und letztendlich für Sie bedeutet.

Für die Waddell Ranch-Liegenschaften betrug der durchschnittlich erzielte Ölpreis für den Zeitraum von Dezember 2024 bis August 2025 66,68 USD pro Barrel, was einem Rückgang von 12,9 % gegenüber dem Vorjahr entspricht. Auch die Erdgaspreise standen unter Druck, wobei der durchschnittliche realisierte Preis für die Texas Royalty-Liegenschaften für den Produktionszeitraum August/Juli 2025 bei 7,10 US-Dollar pro Mcf (einschließlich der Preise für Erdgasflüssigkeiten) lag. Niedrigere Preise bedeuten, dass es für den Betreiber schwieriger wird, seine Kosten zu decken, wodurch die Nettogewinnbeteiligung (Net Profits Interest, NPI) gefährdet wird.

Beschleunigter Produktionsrückgang bei den zugrunde liegenden Lizenzgebührenkonzessionsgebieten.

Lizenztreuhandfonds sind eine Verschwendung von Vermögenswerten, und die Produktionsrückgangsrate ist ein nicht verhandelbares Risiko. Das alarmierendste Signal im Jahr 2025 ist das anhaltende Versagen der Waddell Ranch-Grundstücke, zur Verteilung beizutragen. Dabei handelt es sich nicht nur um eine Preisfrage; es weist auf einen grundlegenden Rückgang oder ein Kostenproblem hin, das sich beschleunigt. Die Waddell Ranch-Liegenschaften befanden sich in einer „Überkostenposition“, was dazu führte, dass in der Ausschüttung im November 2025 kein Erlös enthalten war.

Das NPI-Defizit auf der Waddell Ranch ist ein klarer Indikator für diese Bedrohung:

• NPI-Defizit Q1 2025: 10,862 Millionen US-Dollar
• NPI-Defizit Q2 2025: 6,713 Millionen US-Dollar
• NPI-Defizit Q3 2025: 6,405 Millionen US-Dollar

Der Betreiber muss dieses Defizit in Höhe von mehreren Millionen Dollar ausgleichen, bevor der Trust einen weiteren Cent aus diesem wichtigen Vermögenswert sieht. Das ist ein tiefes Loch, aus dem man herauskommen muss, und die Texas Royalty Properties trugen zwar dazu bei, sahen aber auch geringere Erdgasmengen, die sich auf die Zahlung im November 2025 auswirkten.

Nachteilige regulatorische Änderungen, die sich auf Bohrungen oder die Einhaltung von Umweltvorschriften auswirken.

Regulatorische Risiken sind keine ferne Möglichkeit mehr; es ist ein Kostentreiber für das laufende Jahr. Die Railroad Commission of Texas (RRC) hat mit Wirkung zum 1. Juni 2025 als Reaktion auf die erhöhte seismische Aktivität im Perm-Becken neue Richtlinien für Genehmigungen für Salzwasserentsorgungsbrunnen (SWD) eingeführt. Dies stellt eine direkte Bedrohung der Betriebskosten dar. Die neuen Regeln verdoppeln den Überprüfungsbereich (AOR) von einer Viertelmeile auf eine halbe Meile um Injektionsstellen herum und legen neue Grenzwerte für Injektionsdruck und -volumen fest. Branchenanalysten gehen davon aus, dass diese neuen Abwasservorschriften aufgrund der strengeren Einhaltung die Kosten für Ölproduzenten im Perm um 20–30 % erhöhen werden.

Auch die bundesstaatliche Abfallemissionsgebühr (WEC) auf Methan, die durch das Inflation Reduction Act eingeführt wurde, ist ein klarer finanzieller Gegenwind. Die Gebühr für verschwenderische Methanemissionen soll im Jahr 2025 auf 1.200 US-Dollar pro Tonne steigen, gegenüber 900 US-Dollar im Jahr 2024. Selbst wenn der Betreiber effizient ist, verursacht diese Gebühr strukturelle Kosten, die den Nettogewinn schmälern. Die Einhaltung gesetzlicher Vorschriften wird definitiv teurer.

Erhöhte Betriebskosten oder Steuern, die vom zugrunde liegenden Betreiber getragen werden.

Die Net Profits Interest-Struktur bedeutet, dass PBT-Anteilsinhaber einen proportionalen Anteil an den Kosten des Betreibers tragen, und diese Kosten steigen stark an. Die anhaltenden Mehrkosten auf den Waddell Ranch-Liegenschaften sind ausdrücklich auf steigende Betriebskosten zurückzuführen. Im Bericht zum dritten Quartal 2025 wird angegeben, dass das Defizit auf eine Kombination von Faktoren zurückzuführen ist:

• Erhöhte Steuern
• Sammel- und Transportkosten
• Betriebskosten
• Investitionen

Hier ist die schnelle Berechnung der Grundstücke der Texas Royals für den Zeitraum August/Juli 2025: Die von den Einnahmen abgezogenen Gesamtsteuern und Ausgaben beliefen sich auf 137.663 US-Dollar bei Einnahmen von 1,1 Millionen US-Dollar, vor den Verwaltungskosten des Trusts. Jede Erhöhung der lokalen Grundsteuern, Abfindungssteuern oder der Arbeits- und Materialkosten im Perm-Becken wird Ihre Verteilung sofort untergraben, selbst wenn die Ölpreise stabil bleiben.

Der Übergang zu erneuerbaren Energien verringert die langfristige Nachfrage nach fossilen Brennstoffen.

Während das Perm-Becken weiterhin der Motor der US-Ölförderung ist, stellt die langfristige Kapitalverlagerung hin zur Energiewende eine makroökonomische Bedrohung dar. Schätzungen zufolge werden die weltweiten Investitionen im Energiesektor im Jahr 2025 einen Rekordwert von 3,3 Billionen US-Dollar erreichen, wobei saubere Technologien zwei Drittel dieser Gesamtsumme ausmachen. Diese massive Kapitalallokation weg von fossilen Brennstoffen signalisiert einen strukturellen, langfristigen Rückgang der langfristigen Nachfrage und des Interesses der Anleger an reinen Öl- und Gasanlagen wie PBT.

Kurzfristig lässt die Nachfrage nach Erdgas bereits nach; Es wird prognostiziert, dass sich das Wachstum der weltweiten Gasnachfrage erheblich verlangsamen wird, von 2,8 % im Jahr 2024 auf etwa 1,3 % im Jahr 2025. Das Risiko besteht darin, dass mit der Beschleunigung der Energiewende der Endwert der zugrunde liegenden Lizenzgebühren schneller als erwartet sinkt. Sie müssen einen höheren Abzinsungssatz für den langfristigen Cashflow einkalkulieren, der das zunehmende technologische und politische Risiko eines verlorenen Vermögenswerts widerspiegelt.

Was diese Schätzung verbirgt, sind die konkreten Auswirkungen der Entscheidungen des Betreibers, die die PBT-Anteilsinhaber nicht kontrollieren können. Wenn der Betreiber die Bohrungen verlangsamt oder Kapital anderswo umleitet, leiden die Einnahmen von PBT definitiv. Ihr nächster Schritt sollte darin bestehen, die neuesten Bohrpläne des Betreibers für die zugrunde liegenden Grundstücke zu verfolgen. Finanzen: Sehen Sie sich bis Freitag die Präsentation des Betreibers für das dritte Quartal 2025 zur Perm-Aktivität an.